一、技术背景

　  SCR脱硝增效剂SCR烟气脱硝技术并非是SCR工艺与SCR脱硝增效剂工艺的简单组合，它是结合了SCR技术高效和CR脱硝增效剂技术投资省的特点而发展起来的一种新型工艺。

SCR和SCR脱硝增效剂相同，都是在一定温度下，加入烟气中的氨或尿素溶液等与NOx发生还原反应，生成无害的氮气和水，不同之处是前者有催化剂的参与，而催化剂的参与降低了反应温度窗(由不加催化剂时的500～650℃降至300～380℃或更低)，并提高了反应效率。

SCR脱硝增效剂与SCR工艺具有两个反应区，通过布置在锅炉炉墙上的喷射系统，首先将还原剂喷入第一个反应区——炉膛，在高温下，还原剂与烟气中NOx发生非催化还原反应，实现初步脱氮。然后，未反应完的还原剂进入第二个反应区——反应器，进一步脱氮。SCR脱硝增效剂与SCR工艺最主要的改进就是省去了SCR设置在烟道里的复杂AIG(氨喷射)系统，并减少了脱硝催化剂的用量。

二、SCR脱硝增效剂与SCR混合工艺的优点

与单一的SCR工艺相比，SCR脱硝增效剂与SCR混合脱硝工艺的优点突出。

1、脱硝效率高

单一的SCR工艺脱硝效率达不到目前国家制定的超净排放标准。而SCR脱硝增效剂与SCR混合工艺可达到国家制定的排放标准。

2、SCR脱硝催化剂用量小

SCR工艺中使用了脱硝催化剂，虽然大大降低了反应温度和提高了脱硝效率，但是由于脱硝催化剂价格昂贵，一般占整个SCR脱硝工艺总投资的1/3 左右,并且由于硫中毒、颗粒物污染等需要定期更换，运行费用很高。

SCR脱硝增效剂与SCR混合脱硝工艺由于其前部SCR脱硝增效剂脱硝工艺进行的初步脱硝，降低了对脱硝催化剂的依赖。与SCR脱硝工艺相比，工艺的脱硝催化剂用量大大减少。

3、反应塔体积小，空间适应性强

SCR脱硝增效剂与SCR混合脱硝工艺因为脱硝催化剂用量少，在一些工程中可以通过直接对锅炉烟道、扩展烟道、省煤器或空气预热器等进行改造来布置SCR反应器,大大缩短了反应器上游烟道长度。因此，与单一的SCR工艺相比，混合工艺无须复杂的钢结构，节省投资，受场地的限制小。

4、脱硝系统阻力小

由于SCR脱硝增效剂与SCR混合脱硝工艺的催化剂用量少，反应器小及其前部烟道短，所以，与传统SCR脱硝工艺相比，系统压降将大大减小，从而减少了引风机改造的工作量，降低了运行费用。

5、降低腐蚀危害

当煤炭含硫量高时，燃烧后会产生较高浓度的SO₂及SO₃，SCR脱硝催化剂的使用，虽然有助于提高脱硝效率，但也存在增强SO₂向SO₃转化的副作用。烟气中SO3含量增加，使得烟气的酸露点温度增加，SO₃与烟气中的水分形成硫酸雾,当温度较低时，硫酸雾凝结成硫酸附着在下游设备上造成腐蚀；而且，SO₃还会与氨反应形成黏结性很强的NH₄HSO₄，在烟气温度较低时，堵塞催化剂、沾污受热面。

由于SCR脱硝增效剂与SCR混合脱硝工艺减少了脱硝催化剂的用量，将使这一问题得到一定程度的遏制。

6、省去SCR旁路

频繁启停、长期低负荷运行或超负荷运行的机组，都可能造成排烟温度超出脱硝催化剂的适用范围，从而缩短脱硝催化剂寿命。为此，SCR脱硝工艺一般需要设置旁路系统，以避免烟温过高或过低对脱硝催化剂造成的损害。但旁路的设置又增加了初投资，并对系统控制和场地面积等提出了更高的要求。

由于SCR脱硝增效剂与SCR混合脱硝工艺的脱硝催化剂用量大大降低，因此可以不设置旁路系统。这样一来，不但减少了初投资，而且还降低了系统控制的复杂程度和对场地的要求。

7、脱硝催化剂的回收处理量减少

目前，脱硝系统所用催化剂的寿命一般为2～3年。脱硝催化剂所用材料中的V₂ O₅有剧毒，大量废弃的脱硝催化剂会造成二次污染，必须进行无害化处理。SCR脱硝增效剂与SCR混合工艺脱硝催化剂用量小，因此可大大减少脱硝催化剂的处理量。

8、简化还原剂喷射系统

为了达到高效脱硝的目的，要求喷入的氨与烟气中的NOx有良好的接触，以及在催化反应器前获得分布均匀的流场、浓度场和温度场。为此，单一的SCR工艺必须通过设置静态混合器、AIG及其复杂的控制系统，并加长烟道以保证AIG与SCR反应器之间有足够远的距离。而SCR脱硝增效剂与SCR混合脱硝工艺的还原剂喷射系统布置在锅炉炉墙上，与下游的SCR反应器距离很远，因此无需再加装AIG和静态混合器，也无需加长烟道，就可以在催化剂反应器入口获得良好的反应条件。

9、提高SCR脱硝增效剂阶段的脱硝效率

单纯的SCR脱硝增效剂工艺为了满足对氨逃逸量的限制，要求还原剂的喷入点必须严格选择在位于适宜反应的温度区域内。在SCR脱硝增效剂与SCR混合脱硝工艺中，SCR脱硝增效剂阶段的氨泄漏是作为SCR反应还原剂来设计的，因此，SCR脱硝增效剂阶段可以无需考虑氨逃逸的问题。相对于独立的SCR脱硝增效剂工艺，SCR脱硝增效剂与SCR混合脱硝工艺氨喷射系统可布置在适宜的反应温度区域稍前的位置，从而延长了还原剂的停留时间。而在SCR脱硝增效剂过程中未完全反应的氨在下游SCR反应器中被进一步利用。SCR脱硝增效剂与SCR混合脱硝工艺的这种安排，有助于提高SCR脱硝增效剂阶段的脱硝效率。

目前，SCR脱硝增效剂与SCR混合脱硝工艺SCR脱硝增效剂阶段的脱硝效率可达到60%以上。

10、方便地使用尿素作为脱硝还原剂

由于液氨在运输和使用过程中存在诸多不安全因素，如液氨储罐漏损、氨气泄漏引起爆炸等。因此在更多的SCR脱硝工艺设计中开始寻求其他安全的替代还原剂。近年研究用尿素代替NH₃作还原剂，使得操作系统更加安全可靠，且不必担心因NH₃泄漏造成新的污染，尿素制氨系统成为SCR脱硝工艺的一个主要发展方向。某电厂采用尿素热解制氨系统。然而，由于该系统需要复杂和庞大的尿素热解装置，投资费用很大。

SCR脱硝增效剂与SCR混合脱硝工艺可以省去热解装置，通过直接将尿素溶液喷入炉膛，利用锅炉的高温，将尿素溶液分解为氨，既方便又安全。

11、减少N₂O的生成

N₂O是一种破坏臭氧层的物质。SCR工艺中,由于催化剂的作用，在烟气中的NO被脱除的同时，N₂O会增加，这是SCR工艺无法避免但也是难以解决的问题。SCR脱硝增效剂与SCR混合工艺由于催化剂用量小，因此，生成的N₂O较SCR工艺少。

12、降低由于煤种引起脱硝催化剂大量失效的压力

目前，火电厂脱硝广泛采用SCR脱硝工艺的日本及欧洲一些国家，虽然对煤种质量严格控制，但是在SCR脱硝工艺的运行中，也曾出现由于燃用煤种不当造成的脱硝催化剂失效事故，造成严重的经济损失和社会影响。而采用SCR脱硝增效剂与SCR混合脱硝工艺，由于脱硝任务由两个区域承担，且脱硝催化剂用量小，煤种的不良影响将被限制在一定范围内。尤其是象我国这种煤炭质量不稳定，燃煤的灰分普遍非常高(通常为15%～50%，欧州、日本等通常为5%～7%)的火电厂，采用SCR脱硝增效剂与SCR混合工艺，有利于减轻大量更脱硝换催化剂的压力。

13、有利于达标排放的“分步到位”

SCR脱硝增效剂与SCR混合脱硝工艺两个脱硝区域的设立可以分步实施。在排放标准较低的情况下，可以先只采用单一的SCR脱硝增效剂工艺，随着环保标准的提高，再加装脱硝催化反应器。而SCR脱硝增效剂与SCR混合脱硝工艺的紧缩型SCR脱硝反应器，占地面积和工程量均较小，通过利用其前部SCR脱硝增效剂逃逸氨作为脱硝还原剂，可以方便地过渡到SCR脱硝工艺，将脱硝效率提高到新标准的水平。

三、SCR脱硝增效剂与SCR混合脱硝工艺在我国的应用前景

由于SCR脱硝增效剂与SCR混合脱硝工艺的上述特点，特别适合于发展中国家的NOx排放控制。首先，发展中国家的经济实力相对薄弱，SCR工艺高昂的建设费和运行费对这些国家无疑是一个沉重的负担，阻碍了烟气脱硝技术的大规模实施。其次，发展中国家的大气污染物排放标准有一个逐渐提高的过程，而SCR脱硝增效剂与SCR混合脱硝工艺由于SCR脱硝增效剂脱硝区域和SCR脱硝区可以分步建设，在排放标准较低的时期，可以只建SCR脱硝增效剂部分，待排放标准提高后再建SCR部分。我国目前正在大力加强对大气污染物的排放控制，烟气脱硝问题已经提上议事日程。根据国家要求以及企业的具体情况，采取技术上和经济上合理的工艺，是企业决策者面临的重要课题。SCR脱硝增效剂与SCR混合脱硝工艺是当前世界上公认的成熟技术，其中，在SCR基础上改进形成的SCR脱硝增效剂与SCR混合脱硝工艺，具有投资和运行费用省、安全高效、且可分步到位等突出优点，因此特别适合我国高灰煤、经济实力相对薄弱的国情。另外，由于SCR工艺昂贵的投资以及较高的SO₂/SO₃转化率所引起的下游设备腐蚀等问题，国际上一些研究机构已经开始对现有的烟气脱硝工艺重新进行评估，以寻求高效的且更为经济的烟气脱硝技术，如美国电力研究院（EPRI）对现有的烟气脱硝技术进行重新评估。无疑，SCR脱硝增效剂与SCR混合脱硝工艺将是一个备受关注的亮点。