来讨论一下SCR的负面影响

刚刚在国内兴起的SCR脱硝和SNCR脱硝技术,大多数人还不少很熟悉和了解,只知道SCR和SNCR能够把烟气中的NOx脱除,俗称"脱硝"或者"烟气脱硝",相关的一些技术优劣,有爱好的进来讨论一下.

首先我表明我的初衷,我这里列出了SCR的一些劣势,不是要否定SCR和SNCR这些技术.我坚持认为,SCR和SNCR是目前适用于燃煤电厂的燃烧后脱硝的最有效的,比较经济的手段,我下面要列举出我认为的SCR的一些技术劣势,目的是希望我们在安装SCR之前就对这种技术的劣势有所了解,并尽可能的在安装SCR的时候避免这些负面的东西.别再走别人已经走过的弯路.

1.昂贵.从初期投资到运行,都费钱.上一个SCR工程一般是8"9位数的RMB,没有包括运行,一运行起来,喷进去的氨都是钱啊,还没有说附带的其他影响,象热效率/设备腐蚀和损耗加速/人员增加/系统维护增加都先不说,同样脱除烟气中100ppm NOx低氮燃烧器用1块钱,SNCR用4块,SCR用10块(数据肯定不准确,只是作比喻),假如你是电厂的,你选择用那个?但是,环保法规,京都协定都把电厂的烟囱看的死死的,有个词叫总量控制,没有办法啊,那就得上SCR工程了,花钱就花钱吧.

2.SO2的麻烦.SCR过程会把烟气中的SO2给变成SO3,用高硫煤的电厂一定要非凡注重了,夸张的说,经过SCR装置以后,烟气中的SO3浓度要增加,将近一倍,譬如说你原来没有SCR时候烟气中的SO3是20ppm,烟气露点是xx度,经过SCR以后,烟气中的SO3就大概是40ppm,(SO2浓度2000ppm,SCR过程的SO2转化率是1%,那么烟气中的SO3就会增加20ppm,)假如你会计算,算一算烟气露点提高了多少?假如你知道烟气露点对锅炉运行意味着什么,你就知道了这有多可怕!  好,你知道了原来的排烟温度不行,你牺牲了热效率,提高了排烟温度,稳定运行了3天!    然后根据电网的要求,锅炉要降负荷,低负荷,30%负荷运行20小时!  因为没有采取充分的措施,保证烟气的温度,在SCR反应器和空气预热器那里,甚至在布袋除尘器的布袋表面,还是结露了,然后就有煤灰和结露的水在那活泥了,然后就堵灰了,整个烟道/烟囱都被堵死了!说了半天,这都是电厂运行的问题,这些问题都熟悉到了,解决了,再了看烟囱,没安装SCR之前,烟囱冒白烟,安装了SCR之后,烟囱冒蓝烟!(见下图)四周老百姓不看你电厂的检测仪器,什么NO降低多少多少,我不管,原来NO是无色无味的,我老百姓也不知道那东西有啥危害,对我也没啥影响,现在你安装了SCR,花了n多钱,烟囱冒的烟冒"有颜色"的烟了,是不是对我有危害了?你电厂是不是也整了豆腐渣工程,吃回扣了!电视台报道也没法整,原来你电厂冒的烟是无色的,现在确实有了颜色!-----我预言,SO2的氧化率和和SO3防治是困扰SCR的一个比较大的因素,上了SCR装置的电厂要花比较大的精力来解决这个问题.----建议: 在上SCR之前要对SO3有一个充分的熟悉,反复论证,采取充分措施.

3.N2O的问题.烟气中的NO被"脱硝"的同时,烟气中的N2O会增加,N2O对臭氧层的危害更大.我也是只看到过国外的零星报道和研究,国内能测烟气中的N2O的仪器就没有几台,有能力研究的单位也没有几个,----强烈建议:能研究SCR过程中N2O变化的单位都赶紧研究,把这个问题搞清楚!

4.废弃固体催化剂的处理.催化剂是有寿命的,2-3年就到寿命了,就废了,你把废弃的催化剂放哪?扔垃圾箱里?别豁害中国人民了!那玩艺有V2O5,剧毒.-----建议,在SCR工程签合同的时候,就把废弃催化剂返原催化剂生成厂的合同给定好!

5.NH3的安全.还原剂都是用NH3,来源可以是尿素/氨水/液体氨/,液体氨虽然是常见的有毒有害物质,但又多了一些使用的企业,增加了危险.---建议:能用尿素的都用尿素,经济上不合算用液氨的,都把安全设施都整好点,安全规范都整好点,操作时候都小心点.

很不错的话题！鼓励！

good topic

有一个概念说的不完整。催化剂的寿命远大于2～3年。只是SCR设计的时候，按照两三年保证脱硝效率决定催化剂的用量。3年以后，预留空间里再加一层催化剂，这样，可以再在4年以上保证脱硝效率。因此，到了催化剂需要更换的时候，也差不多十年了，只是第一次更换开始后，后面的更换时间就在三年左右这个数字了。

    针对第二个问题，我看过的文献说SCR布置方式分为两种，一种是高灰区域布置；一种是诋灰区域布置。高灰区域布置是电厂广泛采用的接在除尘器，空预器前，最后面接脱硫装置。低灰区域布置是按照空预器，除尘器，FGD，SCR，烟囱。这样可以避免楼主说的问题，当然SCR还要增加一个换热装置，来使烟气温度达到催化剂需要的反应温度，从而影响到锅炉的热效率。

催化剂从开始使用后,性能一直是在降低的,当性能降低到一定程度后,就说催化剂的"寿命"到了,到达"寿命"后的催化剂并不是没有使用价值了,仍然可以使用,但性能非常低,催化剂"寿命"这个数据作为催化剂性能指标之一,是由催化剂厂家提供的.必须是写到催化剂厂商的"催化剂性能保证合同"里面的,不同的厂商的催化剂寿命也是不同的.催化剂寿命按照小时计算,用在高灰/高温布置方式的催化剂寿命最短,,最短的有2"3万小时的,假如是低温的,就是在脱硫后面的SCR,可以达到10万小时,或者应用于燃油的,寿命也比2"3万小时长.

催化剂都存在一个"催化剂治理"问题,
一般的SCR工程都是反应器可以放3"4层催化剂,但是工程刚刚竣工,刚刚投入使用时,一般都是少放置一层催化剂,经过2-3年,脱硝效率降低到某一指标,就在预留层增加一层催化剂,原来的催化剂并不撤,再过一定时间,脱硝效率又降低了,把原来的某一层催化剂撤下,更换成新的催化剂.然后就重复这个更换过程.

什么时候更换催化剂,换多少催化剂,一般是由SCR工程承包商和催化剂厂商参与的,起码是SCR工程承包商委托另外一家"催化剂治理"承包商来作这项工作.电厂自己作不了"催化剂治理".

安装一个省煤器旁路,是烟气温度上升到工作温度区间内
NH3/NOx比例控制在0.8,再加上合理的系统设计,需要CFD加冷模,可以使SO2的氧化率降低到2ppm一下.
堵的问题,催化剂上有吹灰器,但是吹灰器的类型和吹灰方式需要小心设计.空预器上也有吹灰器,但是免不了还有结垢的可能,那时只能用水洗,控制好水的pH值,一般是碱洗.
最头疼的就是催化剂的处理问题,国外的厂家普遍回避这个问题,因为国外有专门处理催化剂的公司,只要你花钱就可以了.我觉得在生也是一种处理方法,虽然现在催化剂的成本越来越低,在生要花的成本比较高,但是,在生究竟也是一种处理的方式,可以使催化剂的寿命延长.

脱硝的主要成本还在于催化剂，假如催化剂能便宜下来，那么投资也可以省很多

测N2O的设备还是有的，只是相对来说浓度还不是太高

cool!
thx, very good post

窃以为，SCR技术广泛应用的最大缺点是成本高昂，据国外数据，SCR投资成本在70～120$/kW，在国内的猜测应该与WFGD相当。降低SCR的成本是SCR开发商一直的努力，美国曾经采用了一个政策（名字记不得了），大概就是把SCR催化剂的投资成本折合到年平均费用中，由开发商与电厂共同分年承担，从而一定程度商降低了SCR初投资巨大的影响。
而SO2、飞灰和铵盐的堵塞、磨蚀、碱金属和重金属中毒等都属于SCR运行中的技术问题，解决飞灰堵塞磨蚀、SO2等问题可以通过SCR低粉尘或尾部部置来实现，然而由于热效率的问题一般工业采用高粉尘的部置。现在的SCR研究一般侧重于催化剂的研究，主要通过催化剂的配方、催化剂的微观和宏观设计、催化剂性能的测试和猜测等，但是对于砷中毒、碱金属中毒以及SO2的问题并未能得到理想的解决。
因此SCR的发展应该是如何进一步降低其成本，并解决运行中上述的一系列问题。其中在在降低成本方面，联合SCR&SNCR已经进行了示范，在环保和经济性上表现出不错的效果，其它通过降低催化剂成本而降低SCR成本的研究也有很多；运行问题中可以通过催化剂的合理设计以及吹灰来解决部分的磨蚀和堵塞，一些SCR催化剂也有了不错的低SO2转化率，然而对于其它的问题依然没有合适的解决手段。对于这些问题，不知大家都有什么看法？