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摘要：当前火电厂采用的 SCR烟气脱硫技术，在一定程度上促进了 NOX的排放效率。然而，在实际应用中，该技术还面临着一系列的问题，严重地影响了脱硫的效果。本文介绍了 SCR烟气脱硫工艺，对其影响因素进行了分析，以供参考。
关键词：火电厂；SCR；烟气脱硝；脱硝效率
1.SCR脱硝技术现状
燃煤过程中有热力型、燃料型、快速型三种生成NOx的方式。燃煤电厂的氮氧化物主要是前两种排放类型，其中，燃料型占70%以上。随着国家环保意识和环保行动的增强，对燃煤电厂烟气排放的标准不断提高，采用有效的脱硝工艺是控制氮氧化物排量的重要手段。当今，国际上燃煤电厂都以选择性催化还原（Selective Catalytic Reduction，SCR）技术为主要脱硝工艺，SCR烟气脱硝技术最早起源于美国，最初是在日本得到具体的应用，装机量达到90%以上，该技术现在成为了全球发达国家普遍采用的氮氧化物减排工艺，国内也在多年前开始引入，取得了很好的减排效果。经过多年的应用以及相关工艺的改进，该技术发展的较为成熟[1]。
2.脱硝效率影响因素分析
2.1催化剂
脱硝反应温度约达1000℃，这给电厂提供反应条件带来了较大的难度，使用催化剂可以极大地提高催化反应的效能，降低反应温度。目前火电厂大多选择活性较高的五氧化二钒(V2O5)为主要催化剂，二氧化锑(TiO2)作为载体。为了达到催化剂的反应温度，火电厂选用了高灰、高尘布置工艺，SCR反应器安装在省煤器和空预器之间，这样从省煤器出来的温度能达到催化剂的反应温度(约350℃)，无需添加加热装置。但是锅炉尾部出来的空气带有很多杂质、悬浮物以及金属元素，不但会影响催化剂的活性，也给SCR反应器带来了安全隐患。另外，由于反应温度较高会导致催化剂失活，因此要定期对催化剂进行活性检测，对假性失活的情况应及时进行恢复。相关科研人员也要加大对催化剂的开发研究，研制低温催化剂。
2.2烟气在线监测系统(CEMS)
CEMS是目前火电厂实时监测污染物浓度和排放总量的装置，但在实际使用过程中出现的
问题较多，已远远不能满足企业减排监测的要求。CEMS在工作时需要选取合适的监测取样点才能得到较为准确的数据，这给电厂监管人员的工作带来了一定的挑战。由于NOX的测量需要经过较长的伴热管线才能到达烟气分析仪，造成了CEMS测量数据不够及时；在长期使用过程中，CEMS也伴随着仪器老化、反应迟钝、测量数据失准等问题。CEMS在测量烟气浓度时存在滞后，入口NOX浓度测量延时，NH3量得不到及时准确地供应，使得出口NOX浓度不能准确地控制在预设范围内。因此，需要开发先进的软测量技术，建立准确的模型预测入口NOX，配合CEMS以达到更好的监测效果[2]。
电磁炉热水器2.3氨气优化控制系统
SCR系统具有较强的非线性、时滞性以及动态性，传统的PID单回路控制系统在投入使用的过程中优化喷氨效果不明显，无法有效地改善系统强滞后性所带来的喷氨失准造成资源浪费和二次污染的问题。研究新型控制方法，对SCR脱硝系统安全运行，提高脱硝效率并提高电厂经济效益具有重要意义。一方面，侧重于对被调量NOX进行预处理使其变化量被提前预知，有效应对系统工况的改变，降低喷氨环节的滞后；另一方面，在串级PID控制方法上增加智能前馈环节，提高机组参与调峰、调频的能力，克服延时环节影响，提高系
统的控制品质。此外，须加大对新型控制方法的科研投入，更新和优化控制系统达到更好的控制效果。
3.烟气脱硝技术
3.1干法烟气脱硝技术
干法烟气脱硝方法主要包括还原法、吸附法、等离子法等，其中最常用的方法是还原法，主要包括SCR、选择性非催化还原法(简称SNCR)和SCR—SNCR联合技术。
SCR烟气脱硝技术是将NH3作为还原剂喷入到烟道中，与烟气混合后进入反应器并在催化剂的作用下，选择性地与烟气中的NO、NO2进行化学反应，生成无污染的N2和H2O。该技术的核心部分是催化剂，反应发生在催化剂的微孔表面。
SNCR烟气脱硝技术是在不加入催化剂的情况下将带有氨基的还原剂喷入炉膛内，运用还原剂热分解生成的NH3将烟气中的NOx还原成N2和H2O。该技术的核心在于反应温度的控制，当温度小于900℃，则会导致NH3病历夹反应不充分；温度大于900℃，则会使NO生成量增加。
SCR—SNCR联合技术是在SNCR区将还原剂喷入高温炉膛，使其与部分NOx反应生成NH3进入SCR区，在催化剂的作用下进一步与剩余的NOx反应。
3.2湿法烟气脱硝技术
湿法烟气脱硝技术是利用液相对烟气进行洗涤、吸收进而达到脱硝的目的，其主要方法有：氧化吸收法、还原吸收法、碱液吸收法、酸吸收法、络合吸收法等。氧化吸收法烟气脱硝的原理是：利用氧化剂将难溶于水的NO氧化成易溶于水的NO2，再利用溶液对其进行吸收。
碱液吸收法是利用NOx与碱性溶液发生中和反应，生成硝酸盐和亚硝酸盐进而实现对NOx的脱除，同时生成的盐类可以回收利用。酸吸收法是利用HNO3或H2SO4等酸性物质对烟气中的NOx进行吸收达到脱硝的目的。该方法适用于生产硝酸或硫酸的企业，脱硝效率可达90%。但该方法存在耗能高、吸收过程中酸循环量大等问题，且吸收温度和压力对脱硝效率有一定的影响，该方法在实际中的应用较少。
此外还有络合吸收法、微生物法等是目前湿法脱硝技术的研究热点，其中络合吸收法优点
是络合剂可再生循环利用，对NO与NO2比例没有要求，但脱硝效率不高。微生物法具备工艺设备简单、能耗小、运行成本低、二次污染少等特点，但目前还没有适合工业化应用的菌种，而且烟气流量较大使NO难以进入液相，导致微生物对NO的吸附较弱，需要停留时间较长。
4.对我国燃煤电厂SCR脱硝技术的改进建议
高效自吸泵4.1同步安装SCR装置
随着未来对环保的要求提升，脱硝处理已经成为了所有燃煤电厂的必要工艺流程，然而，对于已经建设的电厂，加装SCR会增加大量的改造工作量，并且改变了原来的既定运行。当前的SCR脱硝技术日趋成熟，对于在建或未来的新建电厂，在设计之初就将SCR考虑在内，至少为其后续的加装预留出位置和接口，能够更好统筹考虑节约资源[2]。
4.2开发低温催化剂
当前的SCR技术中，普遍使用的是中高温催化剂，因此，大部分的SCR反应器都被迫采用了高粉尘前置布放方式，这样的高温条件会发生高温烧结、磨损、固体颗粒沉淀阻塞等问
信号发射器题，对催化剂产生物理失活破坏，浪费经济成本，阻碍了SCR技术推广应用。因此，开发经济性的低温催化剂是发展SCR技术的关键因素之一，当前许多机构和科研院所都开展了相关研究，为SCR技术的推广提供了技术支持。
4.3开发适用于我国煤质的SCR技术
实际上，燃煤烟气的脱硝效率受到煤质的特征影响，不同地区的煤炭成分存在差别，所产生的烟气中重金属等物质的成分不同影响催化剂的活性，成为阻碍SCR技术应用效率和效果的主要问题。针对此情况，应当有针对性的引入符合我国煤质的SCR脱硝技术，并进行改进，真正地实现国产化SCR技术高效脱硝。
4.4提高脱硝重视程度
分度机构燃煤电厂烟气脱硝虽然是大气环境保护的重要举措，然而多年来，国内电厂更多的是关注烟气脱硫，政府缺少此方面的政策引导和经济支持。因此，将来可以进行一些鼓励措施，对于安装脱硝装置的电厂，进行电价补偿，提高企业安装SCR脱硝装置的积极性[3]。
5.结语
我国的SCR烟气脱硝技术虽然已经相对成熟，但对于严格的NOX排放标准，脱硝效率有待进一步提高。加大科研投入，攻克一系列难题，不仅对环境的保护有着极大的促进作用，也对电厂经济效益的提高具有重大意义。
6.参考文献
[1]张杨,杨用龙,冯前伟,等.燃煤电厂SCR烟气脱硝改造工程关键技术[J].中国电力,2015,48(4):32-35.
[2]郑观文,牛庆林.燃煤电厂SCR脱硝工艺进展与现状[J].山东化工,2016,45(12):53-55.
[3]游松林,罗洪辉,王振等.燃煤电厂SCR脱硝系统氨逃逸率控制技术研究[J].华电技术,2019,41(2):55-59.
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