火电机组烟气脱硝的政策信息及实施分析 (2)

还原剂 反应温度

NH3 或尿素 320-400℃

尿素或NH3 850-1250℃

尿素或NH3 前

段:850-1250℃，后段:320-400℃

催化剂

成份主要为TiO2,V2O5,WO3

剂

不使用催化

后段加装少量催化剂(成份同SCR)

脱硝效率

70%-90%

大型机组25%-40%，

反应剂喷射位置

多选择于省煤

通常炉膛内

综合SCR 和SNCR

40%-90%

器与SCR 反应器喷射 间烟道内

SO2/SO3 氧化

会导致SO2/SO3 氧化

不导致SO2/SO3 氧化

SO2/SO3 氧化 较SCR 低

5-10ppm

<3ppm

NH3 逃逸 对空气预热器影响

<3ppm

催化剂中的V、不会因催化SO2/SO3 氧化率较SCR低，造成

Mn、Fe等多种金属剂导致

会对SO2 的氧化起SO2/SO3 的氧堵塞或腐蚀的机会催化作用，

化，造成堵塞或较SCR 低

SO2/SO3氧化率较腐蚀的机会为三

高，而NH3 与SO3 者最低 易形成NH4HSO4 造成堵塞或腐蚀

系统压力损失

催化剂会造成较大的压力损失

失

没有压力损

催化剂用量较SCR小，产生的压力损失相对较低

燃料的影响

高灰分会磨耗

无影响

同

影响与SCR 相

催化剂，碱金属氧化物会使催化剂钝化

锅炉的影响

受省煤器出口

受炉膛内烟

受炉膛内烟气

烟气温度的影响 气流速、温度分流速、温度分布及布及NOx分布NOx 分布的影响 的影响

占地空间 大（需增加大型小(锅炉无较小(需增加一

催化剂反应器和供需增加催化剂反小型催化剂反应器.) 氨或尿素系统）

工程投资 运行费用

高 高

应器)

低 低

中等 中等

采取何种技术，需要根据国家和地方排放标准、政策及中长期的发展趋势、区域环境保护的重要性、政府补助及电厂现有场地情况等；同时，

应考虑留有一定的前瞻性。避免出现前阶段部分电厂采用干法脱硫的尴尬局面。在国内外烟气脱硝大部分采用SCR法，国内大型燃煤火电厂目前只有江苏阚山电厂（2×600MW）实施了该种SNCR/SCR混合脱硝法，广

州瑞明电厂采用的是SNCR法。

五、在运机组脱硝改造的难点

由于在运机组建设时未预留脱硝装置的位置，因此改造时存在一定的

施工和技术难度:

1、SCR脱硝装置安装在省煤器和空预器之间，因此在省煤器和空预器之间截断，烟气从省煤器引出，进入脱硝装置，再接入空预器；需要改

造锅炉的炉架结构。这些需要锅炉设备厂的积极配合。 2、为了不影响发电，需选择在机组大修时实施，施工工期比较紧张，

需要合理安排设计、订货、大修时间等。

3、加装脱硝装置后，烟道阻力增加1000Pa左右，需对风烟系统的设

备余度进行校核，确定引风机等设备是否需要更换。

4、由于亚硫酸氨和硫酸氨的粘性及腐蚀性较大，容易对空气预热器产生飞灰堵塞和对空气预热器低温段产生腐蚀，因此，需对空气预热器进行

低温段改造及吹灰装置改造。

5、由于脱硝反应器的重量因素的影响，需对锅炉钢结构进行强化处理。反应器基础施工时要做好相应的安全措施，确保不对运行机组产生影

响。

目前在运火电机组实施了脱硝改造的主要有：采用SCR法的北京的三家电厂（奥运会背景）和厦门嵩屿电厂（批准上新机组的条件）等，广州瑞明电厂SNCR法，部分电厂先选择改造燃烧器，大多数发电企业仍然

处于观望之中。

因此，要推进在运机组的脱硝改造，政府必须尽快出台脱硝电价补贴

政策。

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