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废气中氮氧化物脱除技术分析

来源: 作者: 发布时间:2011-07-24  

前言

燃煤锅炉排放的烟气中含有SO2NOx和粉尘等多种有害成份,其中氮氧化物(NOx)是重点控制的污染物之一。自20世纪70年代起,欧、美、日等发达国家相继对燃煤电站锅炉NOx的排放作了限制,并且随技术与经济的发展,限制日趋严格。

燃料燃烧是NOx的主要来源(占人类排放总量的90),我国是以燃煤为主的发展中国家,随着经济的快速发展,燃煤造成的环境污染日趋严重,特别是燃煤烟气中的NOx,对大气的污染已成为一个不容忽视的重要问题,我国火电厂锅炉NOx年排放量从198 7年的120.7万~150.6t增加到2000年的271.3万~300.7t。有鉴于此,国家环保局于20世纪90年代中后期,对燃煤电站锅炉NOx的排放作出了限制。
    NOx
的治理技术可分为燃烧的前处理、燃烧方式的改进及燃烧的后处理三种。燃烧的后处理也就是对燃烧产生的含NOx的烟气(尾气)进行处理的方法,即烟气脱硝。本文重点分析几种主要烟气脱硝方法的特点和存在的问题,供研究和应用参考。

1几种主要烟气氮氧化物脱除技术的特点分析

1.1选择性催化还原法(SCR

在含氧气氛下,还原剂优先与废气中NO反应的催化过程称为选择性催化还原。以NH3作还 原剂,V2O5-TiO2为催化剂来消除固定源(如火力发电厂)排放的NO工艺已比较成熟也是目前唯一能在氧化气氛下脱除NO的实用方法。1979年,世界上第一个工业规模的脱 NOx装置在日本的Kudamatsu电厂投入运行,1990年在发达国家得到广泛应用,目前已达500余家(包括发电厂和其它工业部门)。表1列出了1990年部分国家的发电厂使用SCR装置情况的统计数字。

 

在理想状态下,此法NO脱除率可达90%以上,但实际上由于NH-3量的控制误差而造成的二 次污染等原因,使得通常的脱除率仅达65%~80%。性能的好坏取决于催化剂的活性、用量以及NH3与废气中的NOx的比率。

 NH3-SCR消除NO的方法已实现工业化,且具有反应温度较低(573753K)、催化剂不含贵金 属、寿命长等优点。但也存在明显的缺点[2](1)由于使用了腐蚀性很强的NH3或氨水,对管路设备的要求高,造价昂贵(投资费用80美元/kW)[3](2)由于NH3的加入量控制会出现误差,容易造成二次污染;(3)易泄漏,操作及存储困难,且易于形成(NH-4)2SO4(4)这个过程只能适用于固定污染源的净化,难以解决如汽车发动机等移动源产生的NO消除问题。

1.2 非催化选择性还原法(SNCR法)

该法原理同SCR法,由于没有催化剂,反应所需温度较高(9001200),因此需控制好反应温度,以免氨被氧化成氮氧化物。该法净化率为50%。

该法特点是不需催化剂,旧设备改造少,投资较SCR法小(投资费用15美元/kW[3])。但氨液消耗量较SCR法多。日本的松岛火电厂的l4号燃油锅炉、四日市火电厂的两台锅炉、知多火电厂350MW2号机组和横须贺火电厂350MW2号机组都采用了SNCR方法。但是,目前大部分锅炉都不采用SNCR方法,主要原因如下:(l)效率不高(燃油锅炉的NOx排放量仅降低30%~50%);(2)增加反应剂和运载介质(空气)的消耗量;(3)氨的泄漏量大,不仅污染大气,而且在燃烧含硫燃料时,由于有硫酸氢铵形成,会使空气预热器堵塞。

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