燃煤电厂SCR脱硝工艺的设计概述模板.doc

摘 要
中国是能源生产和消费大国，一次能源供给以煤炭为主，石油、天然气资源短缺。然而中国污染物排放总量长久居高不下，远远超出环境自净能力。其中，氮氧化物污染不停加剧，尤其是北京、上海、广州等部分大城市，氮氧化物含量超标。
SCR工艺和其它工艺相比，含有较高NOX脱除率（80%以上），将燃煤电厂烟气排放NOX控制在较低浓度，以满足不停更新愈加严格排放标准。而且该工艺无副产物，不形成二次污染，装置结构简单，运行可靠，便于维护。
本设计针对电厂燃煤锅炉产生烟气排放要求和部分工程实例，对SCR系统工艺结构进行了设计计算，并对催化剂及辅助设备进行了选型。

关键词：氮氧化物，SCR工艺，催化剂，结构设计
Abstract
Our country is the energy production and the expense great nation, an energy supply by the coal, the petroleum, and the natural gas resource is primarily short. Therefore our country pollutant discharge total quantity stays at a high level for a long time, goes far beyond the environment automatic depuration ability. The nitrogen oxide pollution intensifies unceasingly, nitrogen oxide content exceeding the allowed figure specially Beijing, Shanghai, Guangzhou and other some big cities.
The SCR craft compares with other crafts, has the high NOX removing rate (above 80%), will burn coal the power plant haze to discharge the NOX control in the low density, and satisfies the stricter emission standard which renews unceasingly. Moreover this craft does not have the by-product, does not form secondary pollution, the installment structure is simple, the operation is reliable, is advantageous for the maintenance.
This design has the haze nature and the emissions request in view of the power plant coal-fired boiler, has carried on the design calculation to the SCR system equipment's structure, and carries on the shaping to the catalyst and the supporting facility.
Key words：Nitrogen oxide, SCR process, catalyst, structural design
目 录
摘 要 I
ABSTRACT II
第一章 前 言 1
1.1 综述 1
1.1.1 选题背景 1
1.1.2 研究意义 1
1.2 NOX特征、起源和危害 2
1.2.1 NOx特征 2
1.2.2 NOx起源 2
1.2.3 NOx危害 3
1.2.4 燃煤电站NOX产生 5
1.3 环境保护政策法规 5
1.4 NOX污染治理 6
1.4.1 中国燃煤NOx排放现实状况 6
1.4.2 常规处理 6
1.4.3 燃烧后控制 8
1.5 SCR脱硝工艺 11
1.5.1 SCR基础原理 11
1.5.2 经典SCR系统组成 13
1.5.3 SCR工艺步骤 13
1.5.4 SCR工艺系统部署分类 14
1.6 催化剂 16
1.7 还原剂原料 19
1.7.1液氨 19
1.7.2 氨水 19
1.7.3 尿素 19
1.8 SCR反应器 20
1.9 喷氨格栅 22
1.10 吹灰器 23
1.11影响SCR脱硝性能多个关键原因 24
1.11.1 催化剂 24
1.11.2 反应温度 25
1.11.3 合适氨气输入量及和烟气均匀混合 25
第二章 SCR系统设计和计算 26
2.1 项目实施标准 26
2.2 原始参数 26
2.3 SCR反应器设计计算 26
2.3.1 SCR反应器尺寸计算 27
2.3.2 塔设计计算 29
2.3.3催化剂选型 33
2.3.4喷氨系统喷射管设计 33
2.3.5氨气/烟气静态混合器 34
2.3.6吹灰器设计 35
第三章 SCR辅助设备选型 37
3.1 供氨装置 37
3.1.1卸氨压缩机 37
3.1.2液氨储罐 38
3.1.3液氨蒸发器 39
3.1.4氨气缓冲罐 40
3.1.5氨气稀释槽 41
3.1.6 氨/空气混合器 41
3.1.7 废水泵 42
3.2 液氨提升泵选型 42
3.3 省煤器旁路 42
3.4 进出口烟道 43
第四章 经济分析和工程概算 44
4.1 经济分析和评价意义和基础原理 44
4.1.1 经济分析和评价意义 44
4.1.2 经济分析和评价基础原理 44
4.2 工程概算 45
4.2.1 编制依据 45
4.2.2 工程概算 45
4.3 技术经济分析 46
4.3.1 投资总额 46
4.3.2 职员定员 46
4.3.3 生产成本计算 46
4.4 运行和维护 48
4.4.1 氨区安全规范 48
4.4.2 SCR系统操作规程 48
4.5安全和环境保护 48
4.5.1通常要求 48
4.5.2环境保护 49
第五章 结论和提议 50
5.1 结论 50
5.2 提议 50
参 考 文 献 51
致 谢 53
声 明 54

第一章 前 言
1.1 综述
1.1.1 选题背景
中国是能源生产和消费大国，一次能源供给以煤炭为主，石油、天然气资源短缺。然而中国污染物排放总量长久居高不下，远远超出环境自净能力。其中，氮氧化物污染不停加剧，尤其是北京、上海、广州等部分大城市，氮氧化物含量超标，局部地域甚至出现了光化学烟雾。以煤炭为主一次能源生产和消费结构带来了严重环境污染问题，并损害了可连续发展经济和环境基础。
现在，火电厂氮氧化物排放量约占全国氮氧化物排放总量二分之一，火电厂数量仍然在不停增加。控制氮氧化物排放量已成为火电厂继烟气除尘、脱硫以后第三项污染关键治理工作。国家和地方环境保护部门对电厂污染物排放和总量有了较严格控制。北京和天津地方排放标准比国家标准要求更高。北京DB11/139-《锅炉大气污染物排放标准》中，第II时段比第I时段排放要求高，以后逐步愈加严格。单纯低氮燃烧技术已无法满足氮氧化物排放标准，现在应用最广最有效烟气脱硝主流技术是SCR技术，能达成90%以上脱硝效率。
在12月3日结束“十二五”中国精细化工产业发展研讨会上，中国化工经济技术发展中心副总工程师、全国精细化工原料及中间体行业协作组副理事长徐京生透露，因为新增氮氧化物控制指标，“十二五”期间，相关化肥企业脱硝将成为节能减排新着力点，中国脱硝市场也将快速开启。国家将在“十二五”期间像强制脱硫一样实施强制脱硝。据介绍，现在，中国绝大多数企业采取脱硝技术尚处于引进、消化吸收和初步应用阶段。环境保护领域在“十二五”期间投资需求很巨大，脱硝成为最值得关注部分，估计“十二五”和“十三五”期间，国家在这一领域投资需求将高达万亿元。在脱硫、除尘以后，脱硝毫无疑问将成为“十二五”节能减排重中之重。
1.1.2 研究意义
现在中国脱硫工作已经取得较大进展，但氮氧化物污染问题还未得到有效控制，酸雨类型已经从硫酸型向硫酸和硝酸复合型转化。火电厂是氮氧化物关键排放源，所以，对火电厂进行“脱硝”迫在眉睫。
最新颁布《火电厂大气污染物排放标准》和公布初稿相比，不管是“脱硝”完成时间要求，还是减排力度，全部有显著提升。该标准计划从开始实施，其中，从1月1日开始，全部新建火电机组NOX排放量要达成100 mg/m3；从1月1日开始，关键地域全部火电投运机组NOX排放量要达成100mg/m3，而非关键地域以前投产机组达成200 mg/m3。
而环境保护部7月份公布第一次征求意见稿则要求在1月1日前完成现役机组“脱硝”， 其中，关键地域NOX排放量达成200 mg/m3，非关键地域达成400 mg/m3。除了比初稿要求更高之外，新标准也比欧盟相关要求要求更高。
SCR烟气脱硝这一技术在欧洲、日本、美国等发达国家和地域已得到了广泛应用。中国SCR技术研究始于20世纪90年代，中国绝大多数企业采取脱硝技术尚处于引进、消化吸收和初步应用阶段。所以，对SCR工艺进行深入研究，对中国脱硝技术发展有着关键意义。
1.2 NOx特征、起源和危害
1.2.1 NOx特征
NOX即氮氧化物，氮氧化物包含多个化合物，如一氧化氮（NO）、一氧化二氮（N2O）、二氧化氮（NO2）、三氧化二氮（N2O3）和四氧化二氮（N2O4）等。除NO2外，其它NOX均不稳定，条件改变时，如遇光、热、湿会变成NO2及NO，而NO又变成NO2。常规职业环境中接触是多个气体混合物，常称为硝烟，关键为NO2和NO，NO2为主。
一氧化氮（NO）性质不稳定，无色，在空气中易氧化成NO2。溶于乙醇、二氧化碳，微溶于水和硫酸。熔点-163.6℃，沸点-151.5℃，蒸气压力101.31kPa（-151.7℃）。
二氧化氮（NO2）性质较稳定，溶于碱、二氧化碳和氯仿。在-11℃以下时为无色固体；在21.1℃以下时，暗褐色液体；21.1℃时，红棕色气体，气味刺鼻。熔点-11.2℃，沸点21.2℃，蒸气压力101.31kPa（21℃）。
1.2.2 NOx起源
大气中NOX污染物起源于两个方面：一是自然源，二是人为源。自然源NOX关键来自微生物活动、生物体氧化分解、火山喷发、雷电、平流层光化学过程、土壤和海洋中光解释放等。自然源产生NOX数量比较稳定，且相对基础平衡，改变大是人为源。
人为源 NOX由人类生活和生产活动产生并排放进入大气。产生NOX人类活动关键有：
（1）燃煤电站、交通车船和飞机等化石燃料燃烧过程产生NOX；
（2）硝酸生产、冶炼等生产产品过程产生NOX；
（3）垃圾和污泥焚烧等处理废物过程产生NOX。
其中，化石燃料燃烧过程产生NOX占关键地位，因为其伴随社会经济发展需求展现增加趋势。
现在三大环境问题是：
（1）温室效应；
（2）酸雨：
（3）臭氧层破坏。
上述大气环境问题污染物中，全部有NOX，可知其对自然界影响力之大。NOX含有很强毒性，是形成光化学烟雾、形成硝酸型酸雨、破坏臭氧层关键物质之一。对环境、生态、人类危害，对经济发展阻碍全部很大。
1.2.3 NOx危害
多种污染源产生氮氧化物中，绝大部分为NO，毒性不是很大，但NO在大气中被氧化成NO2。NO2比较稳定，毒性是NO4-5倍。NO2是一个红棕色有毒恶臭气体，空气中只要有0.1ppm(1ppm=1μL/L)浓度就可闻到，1～4ppm即有恶臭，25ppm就恶臭难闻了。空气中含量在3.5×10-6（体积分数）连续1小时，开始对人体有影响；含量为（20～50）×10-6时，对人眼有刺激作用；当含量达成150×10-6时，对人体器官有强烈刺激[4]。
NO2对人类和动植物危害很大。更为严重是，NO2在日光作用下会产生新生态氧原子（NO2→NO+O），这种新生态氧原子在大气中将会引发一系列连锁反应，并和未燃尽碳氢化合物一起形成光化学烟雾，其毒性更强。如在20世纪70年代初，日本东京发生一起光化学烟雾，使上万人喉头发炎，眼鼻受到刺激甚至昏倒。因在这部分反应中产生了多种毒性很强二次污染物。如臭氧、过氧乙酰硝酸酯（PAN）、过氧基硝酸酯（PBN）和过氧硝基丙酰（PPN）等[1]。大气NOX浓度微小增加全部会加重光化学烟雾污染。造成区域性氧化剂污染和细颗粒物污染，使区域空气质量退化，太阳辐射降低，气候发生改变，对生态系统造成损害，使农作物减产。光化学烟雾会使大气能见度降低，对眼睛、喉咙有强烈刺激，并产生头痛、呼吸道疾病恶化，严重甚至死亡。

表1-1 NO2不一样浓度对动植物危害
NO2浓度/ppm
危害
0.5
4个小时，肺细胞病理组织发生改变；
3~12个月，患肺气肿，抵御力下降
1
闻到臭味
2.5
大于7个小时，农作物如西红柿、豆类等叶子变白
3.5
大于2个小时，动物感染细菌机会增大
5
臭味强烈
10~15
眼、鼻及呼吸道受到刺激
25
人只能短时间暴露
50
1分钟内，鼻受强烈刺激，呼吸异常
80
5分钟内，感到胸痛
100~150
1小时内，因肺水肿而死亡
200以上
人立即死亡

因为大气氧化性，NO在大气中可形成硝酸和硝酸盐细颗粒物，同硫酸和硫酸细颗粒物一起，发生远距离传输，加速了区域性酸雨恶化[3]。中国部分地方酸雨污染已经由单一硫酸型向硝酸根离子不停增加复合型转化。
大气中NOX也破坏着臭氧层，臭氧层对大气循环和大气温度分布起着关键作用。臭氧层被破坏使平流层取得热量降低，达成地球表面太阳辐射增加，造成全球气候改变。紫外线UV-B段辐射增强会引发皮肤病、白内障及免疫系统疾病等。
大气被NO2污染后还会使得机器设备和金属建筑物过早地损坏；妨碍和破坏植物生长；降低大气可见度；阻碍热力设备出力提升，甚至使设备效率降低[1]。
1.2.4 燃煤电站NOX产生
煤燃烧产生氮氧化物关键来自两个方面：一是燃烧时空气带进来氮，在高温下和氧反应所生成NO，它被称为“热力NO”（T-NO）；二是来自燃料中固有氮化合物经过复杂化学反应所生成氮氧化物，称为“燃料NO”(F-NO)。这两部分氮氧化物形成机理是不一样。除此之外，还有一部分是分子氮在火焰前沿早期阶段，在碳氢化合物参与影响下，经过中间产物转化NOX，称为“瞬态型NOX”，这部分数量极少，通常不予考虑[1]。
1.3 环境保护政策法规
伴随国家“五年”计划实施，国家对燃煤发电污染物排放问题给了高度重视。
1997年国家环境保护总局公布了《“九五”期间全国关键污染物排放总量控制实施方案》，确定了“九五”期间对二氧化硫在内12种污染物总量控制标准。并将脱硫脱硝列入《国家环境保护科技发展“九五”计划和长远计划》，同年8月，国家科委将脱硫装置列入《国家高新技术产品目录》。
1998年公布了《相关在酸雨控制区和二氧化硫污染控制区开展征收二氧化硫排污费扩大试点通知》，要求了二氧化硫排污费征收范围和征收标准。
再次修订了《中国大气污染法》，对于超出排放标准或总量控制指标新建、扩建项目必需配套建设脱硫装置，在两控区内，已建企业超出排放标准，必需要求限期治理；也要求企业对燃烧过程中产生氮氧化物采取方法。
公布了《排污费征收标准管理措施》，要求从7月1日期，NOX排污费俺0.6元/当量（1当量=0.95千克）收取。
3月7日，实施最新GB13223-《火电厂大气污染物排放标准》，经过排放量和排放浓度双重控制，Ⅱ、Ⅲ时段燃煤SO2为400mg/m3；Ⅱ时段燃煤NOX为650mg/m3，Ⅲ时段燃煤NOX为450mg/m3。
北京市环境保护局及北京时技术监督局联合颁发了“锅炉污染物综合排放”北京市地方标准DB11/139-，提出了更为严格排放标准。
1.4 NOX污染治理
1.4.1 中国燃煤NOx排放现实状况
电力行业是国民经济基础行业，经济快速发展，电力需求随之不停增加。大容量高参数火电机组正成为电力工业主力机组，燃煤电厂NOX排放总量日益增加。仅电厂燃煤量就占全国煤炭消耗总量约50%，这个百分比仍有不停增加趋势，其燃煤产生大气污染物也将连续增加。
中国燃煤发电关键是直接燃烧方法，煤炭燃烧产生大量烟尘、硫氧化物、氮氧化物、汞等重金属氧化物，和二氧化碳，还有废水和固体排放。经过近几十年努力，固体渣和废水排放、烟尘排放全部得到了有效控制。二氧化硫排放控制也取得了成效。所以，氮氧化物成为继二氧化硫以后燃煤发电污染物治理关键。据测算，中国氮氧化物排放量为1500万吨，假如不加以控制，估计到氮氧化物排放量将达成2639万吨。然而中国环境二氧化硫容量只有1620万吨，氮氧化物环境容量只有1800万吨。出现酸雨城市已经有265个。控制氮氧化物排放是中国经济可连续发展亟待处理关键问题。
1.4.2 常规处理
现在，中国燃烧产生氮氧化物控制方法关键有燃烧前控制、燃烧中控制和燃烧后控制三类[7]。
1．燃烧前控制
燃烧前控制是指选择低氮燃料，成本很高，工程上应用较少。
2．燃烧中控制
燃烧中控制是指改善燃烧方法和生产工艺，采取低NOX燃烧技术，降低炉内NOX生成量。
低NOX燃烧技术关键路径有以下多个方面[5]：（1）降低燃料周围氧浓度。包含：降低炉内过量空气技术，以降低炉内空气总量；降低一次风量和降低挥发分燃尽前燃料和二次风混合，以降低着火区氧浓度；（2）在氧浓度较少条件下，维持足够停留时间，使燃料中氮不易生成NOX，而且使生成NOX经过均相或多相反应而被还原分解；（3）在过量空气条件下，降低温度峰值，以降低热力型NOX生成，如采取低热风温度和烟气再循环等。

最常见低NOX燃烧技术包含了低过量空气燃烧、空气分级燃烧、燃料分级燃烧和烟气再循环等技术[5]。分级燃烧就是把燃烧分阶段完成，经过调整燃烧工况来达成低NOX生成量一个炉内控制技术。低NOX燃烧技术特点是工艺成熟，投资和运行费用低。
（1）空气分级燃烧
它是现在应用较为广泛低NOX燃烧技术，其关键原理是将燃料燃烧过程分段进行。是将燃烧用风分为一、二次风；降低煤粉燃烧区域空气量即一次风量，提升燃烧区域煤粉浓度，推迟一、二次风混合时间，这么煤粉进入炉膛时就形成一个过量空气系数在0.8左右富燃料区，使燃料在富燃料区进行欠氧燃烧，使得燃烧速度和温度降低，从而降低NOX生成。欠氧燃料产生烟气再和二次风混合，使燃料完全燃烧。最终空气分级燃烧可使NOX生成量降低30%～40%。
（2）燃料分级燃烧
燃料分级燃烧又称为燃料再燃技术，是指在炉膛内，设置一次燃料欠氧燃烧NOX还原区段以控制最终NOX生成量一个方法。在NOX碰到烃根CHi和未完全燃烧产物CO、H2、C和CnHm时会发生NOX还原反应。利用这一原理，把炉膛高度自下而上一次分为主燃区、再燃区和燃尽区。再燃区不仅使主燃区已生成NOX得到还原，同时还抑制了新NOX生成，深入降低NOX生成量。再燃区上方部署燃尽风（OFA）以形成燃尽区，以使再燃区出口未完全燃烧产物燃烧，达成最终完全燃烧目标。
（3）烟气再循环
也是常见燃烧中降低NOX排放量方法之一。该技术是将锅炉尾部10%～30%低温烟气经烟气再循环风机回抽并混入助燃空气中，经燃烧器或直接送入炉膛或和一次风、二次风混合后送入炉内，从而降低燃烧区域温度，同时降低燃烧区域氧浓度，最终降低NOX生成量，并含有预防锅炉结渣作用。
（4）低过量空气燃烧
使燃烧过程尽可能地在靠近理论空气量条件下进行，伴随烟气中过量氧降低，能够抑制NOX生成，是一个简单降低NOX方法。假如炉内氧浓度过低，低于3%时，会造成CO含量急剧增加。也会引发飞灰含碳量增加，造成机械未完全燃烧损失增加，燃烧效率降低。所以，采取低过量空气燃烧来降低NOX排放有一定限制。
（5）低NOX燃烧器
其特点是在燃烧器出口实现分级送风并和燃料合理配比，达成抑制NOX生成目标。其设计用于控制燃烧器周围燃料和空气混合及理论空气量，以阻止燃料氮向NOX转化和生成热力NOX，同时又要保持较高燃烧效率。关键是经过控制燃烧器喉部燃料和空气动量及流动方一直实现。
1.4.3 燃烧后控制
燃烧后控制是指在烟道尾部加装脱硝装置，将烟气中NOX转变为无害N2或有用肥料。其脱氮方法可分为湿法脱硝和干法脱硝[5]。因为烟气脱硝NOX脱除率高，运行简单。探求技术上优异，经济上合理烟气脱硝技术是中国控制氮氧化物排放工作关键。
因为炉内低NOX燃烧技术不足，使得NOX排放控制不能达成国家排放标准，为了深入降低NOX排放，必需对燃烧后烟气进行脱硝处理。在对NOX排放要求很严格国家，如德国和日本，就是先采取采取低NOX燃烧器降低二分之一以上NOX后再进行烟气脱硝，降低脱硝装置入口NOX浓度，降低投资和运行费用。
1．湿法烟气脱硝技术
该技术是利用液体吸收剂将NOX溶解原理来净化燃煤烟气。
（1）稀硝酸吸收法
因为NO 和NO2在硝酸溶解度比在水中大得多，故采取稀硝酸吸收法以提升NOX去除率技术得到广泛应用。伴随硝酸浓度增加，其吸收效率显著提升，但考虑工业实际应用及成本等原因，实际操作中所用硝酸浓度通常控制在15%～20%。稀硝酸吸收效率，除了和本身浓度相关外，还和吸收温度和压力相关，低温高压有利于NOX吸收。
（2）碱性溶液吸收法
该法是采取NaOH、KOH、Na2CO3、NH3·H2O等碱性溶液作为吸收剂对NOX进行化学吸收，其中氨吸收率最高。吸收液经数次循环，碱液耗尽以后，将含有硝酸盐和亚硝酸盐溶液浓缩结晶，可做肥料使用。广泛用于常压法、全低压法硝酸尾气处理。其优点是能将NOX回收为有销路亚硝酸盐或硝酸盐产品，有经济效益，工艺步骤和设备也较为简单；缺点是吸收不高，对烟气中NOX/NO百分比有一定限制
湿法烟气脱硝含有吸收剂种类多、起源广泛、适应性强优点，能以硝酸盐等形式回收NOX，达成综合利用目标。但其实际应用系统较复杂、能耗高；而且需要大量液体吸收剂来洗涤锅炉烟气，同时吸收废气后溶液难以处理，还轻易造成二次污染。所以该技术对于含NOX浓度较高、大烟气量燃煤电站来说不宜采取。
2．干法烟气脱硝技术
和湿法烟气脱硝技术相比，干法烟气脱硝技术关键优点有：基础投资低，设备及工艺过程简单，脱除NOX效率也较高，无废水和废弃物处理，不易造成二次污染。
现在有两类商业化干法烟气脱硝技术，分别称为选择性催化还原（selective catalytic reduction, SCR）和选择性非催化还原法（selective noncatalytic reduction, SNCR）.
（1）选择性催化还原法
SCR由美国Eegelhard企业发明，于1959年申请专利。是利用NH3和催化剂在温度为200℃～450℃时将NOX还原为N2。
SCR法中催化剂选择是关键。对催化剂要求是活性高、寿命长、经济性好和不产生二次污染。
SCR法是国际上应用最多、技术最成熟一个烟气脱硝技术。SCR法优点有：使用了催化剂，反应温度较低；净化率高，可达85%以上；工艺设备紧凑，运行可靠；还原后氮气放空，无二次污染。但也存在部分显著缺点：烟气成份复杂，一些污染物可使催化剂中毒；高分散度粉尘微粒可覆盖催化剂表面，使其活性下降；系统中存在部分为反应NH3和烟气中SO2作用，生成易腐蚀和堵塞设备硫酸铵盐，同时还会降低氨利用率；投资和运行费用较高。
（2）选择性非催化还原法
SCR技术催化剂费用通常占到SCR系统初始投资50%～60%，其运行成本在很大程度上受催化剂寿命影响。所以SNCR应运而生。其基础原理是把含有氨基催化剂喷入炉膛温度为800℃～1100℃这一狭窄温度范围，在没有催化剂情况下，该还原剂快速热分解成氨并和烟气中NOX进行反应，使得NOX还原成N2和H2O，基础上不和O2发生作用。
通常以尿素或氨基化合物作为还原剂将NOX还原为N2。因为需要较高反应温度（930～1090℃）还原剂通常注进炉膛或紧靠炉膛出口烟道。关键化学反应为：
4NH3+6NO→5N2+6H2O （1）
可能竞争反应包含：
4NH3+5O2→4NO+6H2O （2）
4NH3+3O2→4N2+6H2O （3）
还原剂尿素或氨基化合物必需注入最好温度区，才能确保反应(1)占主导；假如温度超出1100℃，反应（2）、（3）将变得关键；假如温度低于所期望区间，残留氨量将会增加[14]。
该法优点是不需要催化剂，投资较SCR小，比较适合于环境保护要求不高改造机组，现在大部分锅炉全部不采取此法，关键原因有：效率不高；反应剂和运载介质（空气）消耗量大；氨泄露量大；生成硫酸铵盐会腐蚀和堵塞下游空气预热器等设备。
3．电子束治理技术
电子法原理是利用电子加速其产生高能电子束，直接照射待处理气体，经过高能电子和气体中氧分子及水分子碰撞，使之离解、电离，形成非平衡等离子体，其中所产生大量活性粒子（如OH-，O2-和HO2-等）和污染物进行反应，使之氧化去除。
很多国家已经建立了一批电子束试验设施和示范车间。日本、德国、美国和波兰示范车间运行结果表明，这种电子束系统去除SO2总效率超出95%，去除NOX效率达成80%~85%。
电子束照射法脱除NOX技术，是当今烟气系统脱硝一项新技术，能够同时处理大型燃煤电站SO2、NOX和飞灰。但电子束照射法仍有不少缺点：（1）能量利用率低，当电子能量降到3eV以下后，将失去分解和电离功效，剩下能量将浪费掉；（2）电子束法所采取电子枪价格昂贵，电子枪及靶窗寿命短，所需设备及维修费用高；（3）设备结构复杂，占地面积大，X射线屏蔽和防护费用较大。
上述原因限制了电子束法实际应用和推广。

4．生物法处理技术
生物法处理技术实质是利用微生物生命活动将NOx转化为无害无机物，及微生物细胞质。
因为该过程难以在气相中进行，所以气态污染物要先经过从气相转移到液相或固相表面液膜中传质过程。可生物降解可溶性污染物从气相进入滤塔填料表面生物膜中，并经扩散进入其中微生物组织，然后，污染物作为微生物代谢所需营养物，在液相或固相被微生物降解净化。
美国爱达荷国家工程试验室（Idao National Engineering Laboratry）研发人员最早发明了用脱硝菌还原烟气中NOX工艺。当烟气在塔中停留时间约为1min、NO进口浓度为335mg/m3时，NO去除率可达成99%。塔中细菌最适温度为30℃~40℃，pH值为6.5~8.5。
即使微生物处理烟气中NOX成本低，设备投入少，但要实现工业应用还有很多问题需要克服：（1）微生物生长速度相对较慢，要处理大流量烟气，还需要对菌种作深入筛选；（2）微生物生长需要适宜环境，怎样在工业应用中营造适宜培养条件将是必需克服一个难题；（3）微生物生长，会造成塔内填料堵塞。
对于工艺上要求连续安全稳定运行、并有大容量燃煤电站锅炉烟气脱除NOx系统来说，用生物法处理电站烟气中NOx现在还处于试验阶段，存在着显著缺点，比如吸收塔空塔气速、烟气温度、反硝化细菌培养、细菌生长速度和吸收塔堵塞等问题全部有待处理。此技术要利用到实际工程中，还需要深入研究和发展。
工业运行数据表明，SNCR工艺NO还原率较低，通常在30%～60%范围，而SCR工艺对NOX转化率为60%～90%。SCR技术对锅炉烟气NOX控制效果十分显著，占地面积小，技术成熟，易于操作，现在已成为世界上应用最多、最为成熟且最有成效一个烟气脱硝技术。
1.5 SCR脱硝工艺
1.5.1 SCR基础原理
选择性催化还原（SCR）脱硝原理是在一定温度和催化剂作用下，还原剂有选择地把烟气中NOX还原为无毒无污染N2和H2O。催化作用是降低分解反应活化能，使其反应温度降低至150～450℃之间[12]。因为电厂实际使用温度范围是290℃～430℃，若无催化剂，反应温度较高（980℃左右），超出了电厂温度范围。还原剂有氨水、液氨及尿素，工业上常应用是液氨，其次是尿素。以氨为还原剂SCR反应以下。
主反应方程式：
4NO + 4NH3 + O2→4N2 + 6H2O （4）
NO + 2NO2 + 2NH3→2N2 + 3H2O （5）
6NO + 4NH3→5N2 + 6H2O （6）
6NO2 + 8NH3→2N2 + 6H2O （7）
副反应方程式：
4NH3 + 3O2→2N2 + 6H2O （8）
2NH3 →N2 + 3H2 （9）
4NH3 + 3O2→4NO + 6H2O （10）
2SO2 + O2→2SO3 （11）
NH3 + SO3 + H2O→NH3HSO4 （12）
2NH3 + SO3 + H2O→(NH4)SO4 （13）
反应（4）为关键反应，因为烟气中几乎95%NOX均是以NO形式存在。在反应过程中，NH3能够选择性地和NOX反应生成N2和H2O，而不是被O2所氧化，其基础原理图1-1所表示。

图1-1 SCR基础反应原理

1.5.2 经典SCR系统组成
烟气脱硝系统由还原剂制备系统和脱硝反应系统两部分组成，见图1-2。脱硝反应系统有SCR催化反应器、喷氨系统、稀释空气供给系统所组成。液氨存放和供给系统有液氨卸料压缩机、液氨储槽、液氨蒸发槽、氨气缓冲槽、氨气稀释槽、废水泵和废水池等。

图1-2 SCR脱硝系统组成

1.5.3 SCR工艺步骤
经典SCR关键工艺步骤为：还原剂即液氨用灌装卡车运输，以液体形态储存于氨罐中，液态氨在注入SCR系统烟气之前经由蒸发器蒸发汽化；汽化氨和稀释空气混合，经过喷氨格栅喷入SCR反应器上游烟气中；充足混合后还原剂和烟气在SCR反应器中催化剂作用下发生反应，以达成去除NOX目标。
SCR基础操作运行关键包含以下多个步骤：
（1）氨准备和储存；
（2）氨蒸发并和预混空气相混合；
（3）氨和空气混合气体在反应器合适位置喷入烟气系统中，其位置通常在反应器入口周围烟气管路内；
（4）喷入混合气体和烟气混合；
（5）各反应物向催化剂表面扩散并进行反应。
1.5.4 SCR工艺系统部署分类
依据SCR反应器工作环境，如温度、粉尘浓度不一样，关键有高尘、低尘和尾部部署方法[5]。
1．高温高尘部署
该部署方法中SCR反应器在省煤器下游、空气预热器和除尘装置上游、烟气温度约为350℃位置。SCR高温高尘部署工艺系统见图1-3所表示。

图1-3 高温高尘部署

这种部署优点是进入反应器烟气温度达成280℃～420℃，多数催化剂在这个温度范围内有足够活性。缺点是催化剂在未经除尘烟气中，寿命会受以下原因影响：
（1）飞灰含有Na、K、Ca、Si、As等，使催化剂中毒，受污染；（2）催化剂受飞灰磨损；（3）飞灰是催化剂通道堵塞；（4）烟气温度降低，NH3和SO3反应生成(NH3)SO4，使反应器通道和下游空气预热器堵塞。
为了尽可能延长催化剂使用寿命，除了应选择适宜催化剂外，还要使反应器通道有足够空间以防堵塞，同时要有防腐和防磨方法。

2．高温低尘部署
当静电除尘器部署在空气预热器上游时，通常使用低尘SCR系统。图1-4所表示。低尘SCR系统较高尘SCR系统含有更低成本。

图1-4 高温低沉部署

高温低尘部署优点：（1）烟气经静电除尘器后，粉尘浓度降低，可延长催化剂寿命；（2）独立存在，不影响锅炉正常运行；（3）氨泄漏量和高温高尘部署方法相比要少。
缺点：（1）烟气经过静电除尘器后，温度会下降；（2）烟气含大量SO2，催化剂使部分SO2转化为SO3，和泄漏氨生成具很强腐蚀性硫酸铵盐；（3）中国利用经验极少，可供参考工程实例也少。
3．低温低尘部署
这种部署方法通常将SCR反应器部署在全部气体排放控制设备以后，此时烟气经前面气体控制设备，已经除去了绝大多数对催化剂有害成份。SCR低温低尘部署工艺系统图1-5所表示。
低温低尘部署优点：（1）烟气经过了除尘脱硫，可采取更大流速，使催化剂消耗量降低；（2）氨逃逸量和其它部署方法相比是最少；（3）不会产生SO3，预防二次污染。
缺点：（1）烟气经除尘脱硫后，温度降低，低于氨还原NOX反应所需温度，需要重新加热，增加投资和运行成本；（2）极难找到符合反应条件催化剂。

图1-5 低温低尘部署

总而言之，因为高温高尘工艺部署是现在应用最为广泛一个。在SCR市场中，其占有绝正确优势，中国脱硝系统几乎采取这种部署方法。以下设计中采取高温高尘部署方法。
1.6 催化剂
选择优良催化剂是SCR技术关键。催化剂有贵金属和一般金属，贵金属易和硫氧化物反应，又昂贵，工程中不提议采取。常见金属基催化剂含有氧化矾（V2O5）、氧化钛(TiO2)等，其中V2O5活性好、表面呈酸性，轻易将碱性NH3捕捉到催化剂表面，其特定氧化优势有利于将氨和NOX转化为氨水和水，而且工作温度较低(350℃～450℃)，能在富氧环境下工作，抗中毒能力较强，可负载于Al2O3、SiO2等氧化物中。电厂所用V2O5催化剂大全部是负载在锐钛矿晶型TiO2上钒氧化物，辅以钨和钼为助催化剂，通常做成蜂窝形状或敷于陶瓷介质上[12]。
以下对催化剂种类进行介绍：
按温度分类，可分为三类：高温催化剂，345℃~590℃；中温催化剂，260℃~380℃；低温催化剂，80℃~300℃。现在，中国外SCR系统大多采取高温催化剂，反应温度在280℃~420℃之间。
按原材料分类，有三种类型：贵金属型、金属氧化物型和离子交换沸石分子筛型[5]。
第一类催化剂关键Pt-Rh和Pd贵金属类催化剂，通常以氧化铝等整体式陶瓷作为载体。早期设计SCR系统中多采取这类催化剂，其对SCR反应有较高活性，且反应温度较低，缺点是是对NH3有一定氧化作用。现在仅应用于低温条件下和天然气燃烧后NOX脱除。
第二类金属氧化物类催化剂，广泛应用SCR催化剂大多是以二氧化钛为载体，以V2O5或V2O5-WO3、V2O5-MoO3为活性成份；其次是氧化铁基催化剂，以Fe2O3 为基础，添加CrOx、Al2O3、ZrO2、SiO2及微量MnOx、CaO等组成，这种催化剂活性较氧化钛基催化剂要低40%。通常催化剂载体关键作用是提供含有大比表面积微孔结构，在SCR反应中所含有活性极小。
当采取第二类催化剂时，通常以氨或尿素作为还原剂。反应机理通常是氨吸附在催化剂表面，而NO吸附作用很小，在这一类催化剂中，以含有锐钛矿结构TiO2为载体，锐钛矿作为关键活性成份催化剂在工程中应用最为广泛，其技术发展也最为成熟，其活性唯独区间为300℃~400℃。在这类催化剂中通常还加入WO3和MoO3，其关键作用是增加催化剂活性和热稳定性，预防锐钛矿烧结和比表面积丧失。另外WO3和MoO3加入能和SO3竞争TiO2表面碱性位，并替换它，从而限制其硫