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发布时间：2024-01-19 17:13:21| 来源：乐鱼平台登录

  低氮燃烧技术引言我国能源构成以煤炭为主，消耗量占一次能源消费量的76%左右。随着经济的加快速度进行发展，煤耗的增加，燃煤造成的大气污染日趋严重，特别是燃煤烟气中的氮氧化物〔NO「，是大气污染的主要污染物之一。氮氧化物NO会破坏臭氧层，从而改变紫外线到达地面的强度；臭氧层的变化还x会引起气候的变化，进而影响到整个生态环境；空气中的氮氧化物NO还是产生酸雨x的重要来源，酸雨对生态环境的影响已经广为人知，它使得土壤和水源酸化，影响农作物的生长；现代科学也已经证实人类许多疾病的产生也与空气中氮氧化物NO有着x直接的关系。在大气污染控制方面，氮...

  引言我国能源构成以煤炭为主，消耗量占一次能源消费量的76%左右。随着经济的加快速度进行发展，煤耗的增加，燃煤造成的大气污染日趋严重，特别是燃煤烟气中的氮氧化物〔NO「，是大气污染的主要污染物之一。氮氧化物NO会破坏臭氧层，从而改变紫外线到达地面的强度；臭氧层的变化还x会引起气候的变化，进而影响到整个生态环境；空气中的氮氧化物NO还是产生酸雨x的重要来源，酸雨对生态环境的影响已经广为人知，它使得土壤和水源酸化，影响农作物的生长；现代科学也已经证实人类许多疾病的产生也与空气中氮氧化物NO有着x直接的关系。在大气污染控制方面，氮氧化物NO控制技术探讨研究和应用是目前继二氧化硫控制x技术后的又一重要研究课题，其中氮氧化物NOx的生成机理对氮氧化物NOx控制技术的发展有着重要的意义。世界发达国家对氮氧化物NO污染的研究起步较早，已有相x应的控制技术在工业上得到应用。我国对大气污染特别是对氮氧化物NOx的研究开始的时间不长，与世界发达国家的水平还有一定的差距，特别是在工业应用方面，我国才刚刚起步，因此高效的氮氧化物NO控制技术和其在工业上的广泛应用将对我国x大气污染的控制起到重要的作用。我国NOx排放量目前已超过一千万吨，城市大气中NOx污染也十分严重，并存在着发生光化学烟雾的危险。随国民经济发展发展、人口增长、城市化进程的加快，未来中国NOX排放量将继续稳步增长。假设不采取进一步的排放控制措施，到2020年，中国NOX排放总量将可能到达2363-2914万t，超过美国变成全球第一大NOX排放国。到2030年，火力发电奉献率将达45%左右，交通运输奉献率超过30%。我国对NOx排放和污染的控制已开始提到议事日程，1995年修订的《大气法》中已明白准确地提出“企业应当逐步对燃煤产生的氮氧化物采取控制的措施”，目前实施的“一控双达标”中也要求重点城市环境空气氮氧化物浓度2000年要达标。但目前均未对NOx排放总量控制和污染源达标排放提出要求，“一控双达标”对NOx是不配套的。因此，应制订并完善污染源排放NOx标准，制订排放NOx总量控制

  ，加强控制技术的开发，提出适合我国国情的控制对策，以改善城市大气质量。因此了解国内外发电企业NOx排放情况及标准；认识排放NOx的机理；了解控制NOx的技术种类；熟悉SCR烟气脱硝技术的原理及工艺过程对于即将服务于电力企业的学生而言是必要的。目录TOC\o1-5\h\zHYPERLINK\lbookmark1\oCurrentDocument引言1HYPERLINK\lbookmark15\oCurrentDocument第一章NOx控制技术概况5HYPERLINK\lbookmark18\oCurrentDocument我国NOx污染现状5HYPERLINK\lbookmark22\oCurrentDocument电厂NOx排放标准5我国火电厂NOX的控制措施6HYPERLINK\lbookmark26\oCurrentDocument形成机理与控制技术7HYPERLINK\lbookmark29\oCurrentDocument第二章选择性催化复原法烟气脱硝技术的原理8原理及流程8催化剂9催化反应原理10催化剂的种类10HYPERLINK\lbookmark35\oCurrentDocument复原剂的种类、性能特点及应用情况12HYPERLINK\lbookmark38\oCurrentDocument三中复原剂的特性12安全性比较13经济性比较13影响SCR脱硝效率的因素14HYPERLINK\lbookmark41\oCurrentDocument第三章SCR烟气脱硝系统及设备16烟气脱硝系统布置方式16法烟气脱硝系统的组成17反应器17烟道及导流装置18液氨储存系统和供给系统18液氨蒸发槽18氨气缓冲槽19氨、空气喷雾系统19HYPERLINK\lbookmark50\oCurrentDocument第四章国电铜陵发电600MW机组烟气脱硝工程201.工程概况20系统的设计20设计基础参数20脱硝工艺流程20烟气脱硝系统及工艺特点21脱硝反应系统21液氨储存、制备、供给系统22本工程的设计特点23HYPERLINK\lbookmark59\oCurrentDocument小结25第一章NO控制技术概况^k我国NO污染现状x据项目“能源规划中考虑外因”研究的初步估算，1990年我国氮氧化物的排放量约为910万吨，其中近七成来自于煤炭的直接燃烧，目前我国NOx排放量已超过在1000多万吨。鉴于我国的能源消耗量今后将随经济的发展一直增长，NOx排放量也将持续增加。据有关研究的估算，2000年和2010年，我国的NO排放量分x别到达1561万吨和2194万吨。由此可见，今后NOx排放量将十分巨大。如果不加强控制，NOx将对我国大气环境能够造成严重的污染NOx排放量的剧增使我国城市大气中的NOx污染程度加重。电厂NO排放标准x我国1991年颁布了《燃煤电厂大气污染物排放标准》，之后历经1996年和2003年两次修订，1996年修订的《火电厂大气污染物排放标准》中对新建1000t/h以上的锅炉规定了NOx的排放要求，对其他锅炉的NOx排放没有要求。2003年修订的《火电厂大气污染物排放标准》，则按时段和燃料特性分别规定了燃煤、燃油锅炉的NOx排放限值，见表1.1表1-1火力发电锅炉NOx最高允许排放浓度单位：mg/m3时段第1时段第2时段第3时段实施时间2005年1月1日2005年1月1日2005年1月1日燃煤锅炉Vdaf

  20%450燃油锅炉650400200次烟煤210615烟煤260738无烟煤260738其他所有固体燃料260738《火电厂大气污染物排放标准》规定：第3时段的火电厂锅炉都需预留烟气脱除NOx装置空间，NOx排放标准限值与燃煤挥发分有关，挥发分小于10%时排放标准为1100mg/m3；挥发分介于10%—20%时排放标准为650mg/m3；挥发分大于20%时排放标准为450mg/m3。这一修订的标准坚持了低NO燃烧控制的原则。如欧共体在1988x年发布施行的大型燃烧装置排放导则对燃煤电厂NOx的控制，就是基于这一控制原则，其新建燃煤电厂NOx的排放标准一般为650mg/m3，如挥发分小于10%，则排放标准为1300mg/m3,与我国GB13223—1996类同；1998年修订这一导则时，则对2000-01-01以后获得许可的非遥远地区的电厂提出了烟气脱硝的要求，其新建燃煤电厂NOx的排放标准分别为400mg/m3(50〜100MW)、300mg/m3(100〜300MW)、200mg/m3(大于300MW)。我国国家排放标准与美国、欧盟的排放标准类似，都是必须严格遵守的最低要求的标准，我国省级人民政府可以制定严于国家的地方排放标准；美国州政府可以制定严于联邦政府的地方排放标准；欧盟各国可以制定严于欧盟的国家排放标准。国际上控制NOx排放的措施可大致分为政策手段和经济手段两类。所谓政策手段，是指通过制定法律和空气品质衡量准则等方法，要求采用“最正确可用技术”对污染源进行治理，以降低NO排放量；而经济手段则是通过排污收费、征收污染税或能x源税、发放排污许可证和排污权交易等多种途径，刺激和鼓励削减NO排放量。针对x中国NOx排放现状、发展的新趋势及其分布特征，参照美、日、欧等发达国家经验，结合我们国家的经济、技术发展水平，提出如下的中国NOx排放的综合控制对策建议。根据《大气法》的规定和要求，在NOx污染严重的部分地区进行NOx区域总量排放控制、NOx排污收费和排污许可证

  的试点工作。建立健全国家酸雨监测网，加强NOx污染排放源的在线监测。逐步加强城市NOx对环境造成污染监测和污染源监测工作，完善城市和区域环境监视测定网络的能力。从以上法规与标准可知，到目前为止，从国家层面上对燃煤电厂的NO控制主要x是以低NOx燃烧为控制原则，同时积极制定NOx治理规划，开展烟气脱硝的试点工作。低NO燃烧控制原则也是最正确技术路线控制原则，大范围的应用于发达国家初期对燃煤x电厂NOx的控制，以及后期作为烟气脱硝的前置控制。形成机理与控制技术x在燃烧过程中，产生NOx分为以下三类。在高温燃烧时，空气中的％和0在燃烧中形成的NOx，称为热力性NOx。燃料中有机氮经过化学反应而生成的NOx，称为燃料型NOx。在火焰边缘形成的快速性NO；正在研究中的NO污染控制技术有很多，从方法上来看可大致分为三大类：〔1〕化x学类：SNCR、SCR、直接分解法；〔2〕物理类：高压电子射线技术、低温非平衡态等离子体技术；以及〔3〕生物类：烟气微生物除硝等。在实际工业应用中，目前被广泛采纳的技术主要有两类：燃烧控制NOx技术和烟气脱硝技术。燃烧控制NOx技术通过优化燃烧来控制NOx的生成量，最重要的包含：低NOx燃烧器〔LNB〕、分级燃烧和再燃等技术。而烟气脱硝技术应用较多的主要是选择性脱NOx方法，当在选择性脱NOx方法中使用催化剂时，这种方法就被称为选择性催化复原方法〔SCR〕。相应的，如果没用催化剂，则将此方法称为选择性非催化复原方法〔SNCR〕。第二章选择性催化复原法烟气脱硝技术的原理SCR技术是复原剂〔NH、尿素〕在催化剂作用下，选择性地与NO反应生成N和3x2H2O,而不是被O2所氧化，故称为“选择性”。主要反应如下：4NH3+4NO+O2一4*+6史04NH3+2N02+O2—6N2+6H2OSCR工艺的反应原理和典型工艺布置见图1、图2。图1SCR烟气脱硝原理■■■iv一..供,，堡化反虚番Jj11hh]二业顷-―—去砾尘辨圄它SCRS-型工艺布置SCR系统包括催化剂反应室、氨储运系统、氨喷射系统及相关的测试控制管理系统。SCRX艺的核心装置是脱硝反应器，有水平和垂直气流两种布置方式，如图3所示。在燃煤锅炉中，烟气中的含尘量很高，一般都会采用垂直气流方式。〔垂直布置〕〔水平布置〕图3按照催化剂反应器在烟气除尘器之前或之后安装，可分为“高飞灰”或“低飞灰”脱硝，采用高尘布置时，SCR反应器布置在省煤器和空气预热器之间。优点是烟气温度高，满足了催化剂反应要求。缺点是烟气中飞灰含量高，对催化剂防磨损、堵塞及钝化性能要求更高。对于低尘布置，SCR布置在烟气脱硫系统和烟囱之间。烟气中的飞灰含量大幅度降低，但为满足温度要求，要安设烟气加热系统，系统复杂，运行的成本增加，故一般选择高尘布置方式。在反应条件变更时，还可以发生以下副反应；TOC\o1-5\h\z4NH+3O一2N+6HO+1267.1KJ(3)32222NH3—N2+3H91.9KJ(4)4NH+5O一4NO+6H0+907.3KJ(5)322发生NH3的反应式〔4〕和NH3氧化为NO的反应式〔5〕都在350°C以上才进行，450°C以上才激烈起来。在一般的选择催化复原工艺中，反映温度常控制在300C以下，这时仅有NH3氧化为*的副反应⑶发生。选择性催化复原脱硝原理是在一定的温度和催化剂的作用下，复原剂有选择性的把烟气中的NOx复原为无毒无污染的*和H2O,催化剂的投资占了总系统投资的较大比例，并且催化剂的寿命一般在2〜3年左右，因而催化剂更换频率影响整个脱硝系统的运行成本，催化剂的选择也是整个SCR系统中的重点。烟气脱硝对催化剂性能上的要求：1〕较高的NO选择性；2〕在较宽范围内保持X较高的催化活性；3〕拥有非常良好的化学稳定性、耐热性及机械稳定性；4〕费用较低催化反应原理是NH快速吸附在VO外表的B酸活性点，与NO反应，形成中间产325物，分解成N2和H2O,在O2的存在下，催化剂的活性点很快得到恢复，继续下一个循环，其化学吸附与反应过程如图3所示。反应步骤可分解为：图4VQ上NH3的吸附及与NO反应（1）NH扩散到催化剂外表；（2）NH在VO上发生化学吸附；（3）NO扩散到催化剂3325外表；^4）NO与吸附态的NH3反应，生成中间产物；（5）中间产物分解成最终产物“和HO；（6）N和HO离开催化剂外表向外扩散。222催化剂有贵金属催化剂和普通金属催化剂之分。贵金属催化剂由于和SOX反应，并且昂贵，实际上不予采用。普通催化剂效率不是太高，也比较贵，并且要求比较高的温度〔300°C〜400°C〕。最常用的金属基催化剂含有氧化钒、氧化钛、氧化钼、氧化钨等。目前工程中应用最多的SCR催化剂是氧化钛基催化剂。载体用TiO、AlO、FeO、22323及SiO等，其中TiO具有较高的活性和抗SO性能，是最合适的脱硝材料。VO是最重要的活性成分，具有较高的脱硝效率，但同时也促进了SO向SO的转化；而另一种活性材料WO的添加，有助于抑制SO的转化。其他活性材料还有Mo、Gr等，它们32可起到助催化剂及稳定剂的作用。目前，大范围的应用的SCR催化剂大多是以TiO为载体，以VO或VO-WO、VO-MoO为活性成分。25253253表2-1是两种在实际运用中活得很好效果的SCR催化剂。从中能够准确的看出这两种催化剂均以TiO为主，这种TiO需做成晶体的结构，它可有效提升催化剂的活性，抑22制SO的腐蚀。同时，还配有多种氧化剂物质如GaO、FeO等，也还是为了加强催化剂的活性。其他的还有一些物质如玻璃纤维等，是为了更好的提高整个催化剂的抗冲刷强度。WO不仅有提高硬度的作用，还可固定烟气中砷，减少他它催化剂的毒化作用。表2-1催化剂组成类型WO3为载体MoO3为载体SiO2Al2O3Fe2O3TiO2GaOMgOBaO类型WO3为载体MoO3为载体Na2OK2OSO2PO25VO25MoO3WO3选择正真适合的催化剂是SCR技术能够成功应用的关键。试验和研究说明，催化剂因烟气特性的不同而异。对于煤粉炉，由于排出的烟气中携带大量飞灰和SO,因此，选择的催化剂除有充足的活性外，还应具有隔热、抗尘、耐腐、耐磨以及低SO转化率等特性。目前已实际应用的催化剂种类主要有板式、蜂窝式、波纹板型。平板式催化剂一般是以不锈钢金属网格为基材负载上含有活性成份的载体压制而成；蜂窝式催化剂一般是把载体和活性成份混合物整体挤压成型；波纹状催化剂是丹麦HALDORTOPSOEA/S公司研发的催化剂，外形如起伏的波纹，从而形成小孔。加工工艺是先制作玻璃纤维加固的TiO基板，再把基板放到催化活性溶液中浸泡，以使活性成份能均匀吸附在基板上。各种催化剂活性成分均为WO3和V2O5。表2-2为各种催化剂性能比较。表2-2不同催化剂性能比较性能参数蜂窝式板式波纹状蜂窝式基材整体挤压不锈钢金属板玻璃纤维板催化剂活性中低高氧化率高高低压力损失高中低抗腐蚀性一般高一般抗中毒性〔As〕低低高堵塞可能性中低中模块重量中重轻耐热性中中中4.复原剂的种类、性能特点及应用情况对于SCR工艺，选择的复原剂有尿素、氨水和纯氨。尿素法是先将尿素固体颗粒在容器中完全溶解，然后将溶液泵送到水解槽中，通过热交换器将溶液加热至反应温度后与水反应生成氨气；氨水法，是将25%的含氨水溶液通过加热装置使其蒸发，形成氨气和水蒸汽；纯氨法是将液氨在蒸发器中加热成氨气，然后与稀释风机的空气混合成氨气体积含量为5%的混合气体后送入烟气系统。种复原剂的特性液氨的特性无水氨，又名液氨，为危险货物品规定的危险品，无水氨为无色气体，有刺激性恶臭味，分子式NH3°C°C°C，蒸气密度0.6，水溶液呈碱性。无水氨通常以加压液化的方式储存，液态氨转化为气态时会膨胀850倍，并形成氨云，液氨泄漏到空气中时，会与空气中的水形成云状物，不易扩散，对附近的人身造成危害。无水氨可以侵蚀某些塑料制品，如橡胶及涂层。不能与乙醛、丙烯醛、硼、卤素、环氧乙烷、次氯酸、硝酸、汞、氯化银等物质共存。尿素的特性尿素的分子式为〔NH2〕2CO,分子量60.06，含氮通常大于46%,为白色或浅黄色的结晶体，吸湿性较强，易溶于水，水溶液呈中性。无水氨和氨水相比，尿素是无毒、无害的化学品，便于运输和储存。利用尿素作为复原剂时运行环境较好，因为尿素是在喷入混合燃烧室后转化为氨，实现氧化复原反应的，因此，可以有效的预防在储存、管路及阀门泄漏时造成的危害。氨水的特性有水氨为规定的危险品，用于脱硝的复原剂一般会用浓度为20%〜29%氨水，叫较水氨相对安全。有水氨的水溶液呈强碱性和强腐蚀性。当空气中氨气在15%〜28%范围内时会有爆炸的危险。从复原剂的输送及储存的角度考虑，从管路、储存罐、槽车罐等的泄漏事故或交通事故中分析，液氨泄漏出的氨气要比尿素水溶液或氨水危险性大得多。因此氨水和尿素正慢慢的变多的得到应用。特别近十年来，采用尿素作为复原剂的SCR比例迅速上升。使用液氨作为原料的SCR系统，只需将液氨蒸发即可得到氨蒸气；而使用尿素作为原料的系统要经过热解或水解才能得到氨蒸气。在尿素转化为NH3的过程中，即使不考虑尿素本身纯度因素，会产生水、二氧化碳等副产品，其反应器出口成分:NH3占22%〜28%，CO2占14%〜27%,H2O占50%〜58%。而无水氨作为最纯的反应剂，直接跟NOx反应生成无害的水和氨气，没有副产品。液氨系统采用电加热形式，并且液氨的储存制备系统采用闭式系统，加热器一年的大部分时间不运行，电耗和蒸汽耗量都比尿素系统小。因此，从能耗和物耗的角度考虑，尿素的运行的成本要高于液氨系统。由于尿素的产物中有水蒸气存在，从尿素热解槽或水解槽出来的混合蒸汽在进入混合气前，为避免水蒸气的凝结和高腐蚀性的氨基甲酸铵的形成，其管材和阀门需要用不锈钢，并且采用伴热措施。而在液氨作为复原剂的原料中，液氨储存罐、氨气缓冲槽、液氨稀释槽、液氨蒸发器等设备和管道全部都能够使用碳钢。三中复原剂的综合比较如表2-3.表2-3三种SCR复原剂的比较SCR还原剂液氨氨水尿素脱硝剂成本廉价〔100%〕贵（150%）最贵（180%）生成一千克氨气所需的原料量1.0KG（99%氨）4KG〔25%氨〕运输成本廉价贵廉价安全性有毒有害无害储存条件高压常压常压、干态储存方式储罐〔液态〕储罐〔液态〕料仓〔微粒状〕初始投资费用廉价贵贵运行的成本廉价，需要热量蒸发液氨贵，需要高热量蒸发、蒸馏水和氨贵，需要高热量水解尿素和蒸发氨设施安全要求有相关法律规定需要基本不需要综上所述，在三种脱硝复原剂中，液氨法的投资、运输和使用成本为三者最低，但此方法具有一定的安全风险隐患，必须有严格的安全保证和防火措施，液氨的运输、储存涉及到当地的法规和劳动卫生标准。在国外，许多电站仅允许使用铁路运输液氨。脱硝使用氨水的质量百分比一般为20%〜30%，较液氨安全，但运输体积大，运输成成本较纯氨高。尿素是一种颗粒状的农业肥料，安全无害，但用其制氨的系统复杂、设备占地大、初始投资大，大量尿素的储存还存在潮解问题。在日本和我国台湾地区，广泛使用液氨作为脱硝剂。在美国，政府对公路运输液氨实行管制，同时出于安全性的考虑，一般都会采用尿素作为脱硝剂。具体采用何种方式制氨，需进行详细的技术经济比较，结合当地法律和法规的要求，以及考虑氨来源的可靠性和稳定能力来最后确定。在SCR系统模块设计中，最重要的运行参数是反应温度，反应时间,NH3/NOx摩尔比，烟气流速，氧气浓度,氨的溢出浓度,SO3浓度，水蒸汽浓度，钝化影响等。反应温度是选择催化剂的重要运行参数,催化反应只能在一定的温度范围内进行,同时存在催化的最正确温度，这是每种催化剂特有的性质，因此反应温度直接影响反应的进程.在SCR工作过程中温度的影响有两方面:一是温度上升使脱NO反应速度加x快,NOx脱除率升高.二是温度上升NH3氧化反应开始发生，即4NH3+5O2-4NO+6H2O,使NOx脱除率下降。反应时间是烟气与催化剂的接触时间，随着反应时间的增加,NOx脱除率迅速增加,当接触时间增至200ms左右时,NO脱除率到达最大值，随后下降.这主要是由于烟气与x与催化剂的接触时间增大,有利于烟气在催化剂微孔内的扩散，吸附，反应和生成物的解吸，扩散，从而使NOx脱除率提高.但是，随着接触时间过长,NH3氧化反应开始发生，使NO脱除率下降。XNO脱除率随着NH/NO摩尔比的增加而增加,NH/NO.投入量偏低,NO脱除率不高;X3X3X3X假设NH3投入量偏高,NH3氧化等副反应的反应速度将增大，以此来降低了NOx脱除率，同时也增加了净化后烟气中NH33/NOx摩尔比在1.2以下.另外，烟气流速直接影响NH3与NOx的混合程度,要设计合理的流速以保证NH3与NOx充分混合使反应充分进行;同时反应需要氧气的参与，随着氧浓度增加,催化剂性能提高，但氧浓度不能过高，一般控制在2%〜3%;氨的溢出浓度是影响SCR系统运行的另一个重要参数，实际生产中通常是多于理论量的氨被喷射进入系统，反应后在烟气下游多余的氨称为氨的溢出，NOx脱除效率随着氨的溢出量的增加而增加，在某一个氨的溢出量时到达一个最大值；另外水蒸气浓度的增加使催化剂性能直线下降，催化剂钝化失效也不利于SCR系统的正常运行,必须加以有效控制。第三章SCR烟气脱硝系统及设备SCR反应器能安装在锅炉之后的不同位置，即高温高尘、高温低尘及低温低尘布置三种形式。如下图。高温高尘布置方式是将SCR反应器布置在省煤器和空预器之间，其优点是催化反应器处于300〜400°C温度区间，有利于反应的进行。但是，由于催化剂处于高尘烟气中，条件恶劣，磨刷严重,寿命将会受到以下因素影响(1)飞灰中K、Na、Ga、Si.As会使催化剂污染或中毒；(2)飞灰磨损反应器并使蜂窝状催化剂堵塞;(3)假设烟气温度过高会使催化剂烧结或失效。高温低尘布置方式是将SCR反应器布置在空预器和高温电除尘器之间，该布置方式可防止烟气中飞灰对催化剂的污染和对反应器的磨损与堵塞，其缺点是在300〜400C的高温下，电除尘器运行条件差，可靠性不高，一般不采用。低温低尘布置(或称尾部布置)方式是将SCR反应器布置在除尘器和烟气脱硫系统之后，催化剂不受飞灰和SO2影响,但由于烟气温度较低，仅为50〜60C,通常要用GGH或燃烧器将烟气升温，能耗和运行的成本增加。皿CGH(a)高温高尘布置JO5C105VNEI(b)高温低尘布置105€NH(c)低温低尘布置图3-1脱硝反应系统布置由于省煤器与空预器之间的烟温刚好适合SCR脱硝复原反应，氨被喷射于省煤器与SCR反应器间烟道内的适当位置，使其与烟气充分混合后在反应器内与NO,反应，脱X硝效率可达80%以上，因此，高温高尘布置是目前应用最广泛的布置方式。高温高尘布置方式有垂直气流和水平气流两种布置方式，如下图，在燃煤锅炉中，由于烟气中的含尘量较高，一般都会采用垂直气流方式。SCR系统一般是由氨储存系统、氨/空气喷雾系统、催化反应器系统、省煤器旁路、SCR旁路、检测控制管理系统等组成。首先，液氨由液氨罐车运送到液氨储罐，输出的液氨经蒸发器蒸发成氨气，再将其加热到常温后送入氨缓冲槽中备用。运行时,将缓冲槽的氨气减压后送入氨/空气混合器中，与空气混合后进入烟道内的喷氨格栅，喷入烟道后再通过静态混合器与烟气充分混合，继而进入到SCR反应器中，工艺流程如图3-2所示。棒用砂Cx机辄■雀1L图3-2SCR工艺流程图SCR反应器是烟气脱硝系统最核心的设备，反应器的水平段安装有烟气导流、优化分布的装置以及喷氨格栅，在反应器的竖直段装有催化床。催化剂底部安装气密装置，防止未处理的烟气泄露。反应器采用固定床平行通道形式，一般催化剂床层为2〜4层，并预留一层位置，作为将来脱硝效率低于需要值时增装催化剂用，以此作为增强脱硝效率并延长有效催化剂寿命的备用措施。反应器为直立式焊接钢结构容器，内部设有催化剂值支撑结构，能承受内部压力、地震负荷、烟尘负荷、催化剂负荷和热应力等。反应器壳外部设有加固肋及保温层。催化剂顶部装有密封装置，防止未处理过的烟气短路。催化剂通过反映器外的催化剂填装系统从侧门放入反映器内。烟道一般是由足够强度的钢板制作而成，能承受所有荷重条件，并且是气密性的焊接结构。所有焊接接头在里外都要进行连续焊，如果采取了圆形管道的话，通常要使用必要的外部加固筋。因为烟气腐蚀缘故，烟道壁需要预留充分的腐蚀余量，总体上最小壁厚为6mm，内部尺寸精度至少在土0.5%的公差之内。烟道外部要有充分的加固和支撑，来防止过度的颤抖和振动。所有烟道的转弯处一般要设置导向板，导向板和转弯处应考虑适当的防腐措施。液氨存储和供给系统最重要的包含液氨卸料压缩机、液氨储槽、液氨蒸发槽、氨气缓冲槽和氨气稀释槽、废水泵、废水池等。液氨的供给由液氨槽车运送，利用液氨卸料压缩机将液氨由槽车输入液氨储罐内，储罐输出的液氨于液氨蒸发器内蒸发为氨气，经氨气缓冲槽送至脱硝系统。因事故，系统紧急排放的氨气则导入氨气稀释槽中，经水的吸收排入废水池，再由废水泵送至废水处理场处理。加氨方式有两种，一类是无水加氨，氨从液氨储罐依次进入蒸发器和缓冲罐，经减压后与空气混合，再喷入烟道中；另一类是有水加氨，氨从液氨罐经雾化喷嘴进入高温蒸发器，蒸发后的氨喷入烟道中。液氨蒸发槽为螺旋管式。管内为液氨，管外为温水浴，以蒸汽直接喷入水中加热至40°C，再以温水将液氨汽化，并加热至常温。蒸汽流量受蒸发槽本身水浴温度控制调节。当水的温度高于45Ckg/cm2。在氨气出口管线上装有温度检测器，使氨气至缓冲槽维持适当压力和温度。蒸发槽也装有安全阀，可防止设备压力异常过高。全套包括：氨气管道及各设备压力、液位显示及控制和所有其他必要的装置、支架、法兰、紧固件等。电厂提供的蒸汽压力一般为0.8〜1.3MP,温度280375,以此作为蒸发器热源.kg/cm2，再通过氨气输送管线送至锅炉则的脱硝系统。缓冲槽的作用是稳定氨气的供给，防止受蒸发槽操作不稳定所影响。缓冲槽上也有安全阀可保护设备。、空气喷雾系统氨和空气在混合器和管路内充分混合后进入氨气分配总管。氨、空气喷雾系统包括供给箱、喷氨格栅和喷嘴等。每一供给箱安装一个节流阀及节流孔板，可使氨混合物在喷氨格栅到达均匀分布。手动节流阀的设定，是靠烟气风管的取样所获得的氨氮的摩尔比来调整。氨喷雾管位于催化剂上游烟气风管内。氨、空气混合物喷射配合NOx浓度分布，通过雾化喷嘴来调整。第四章电铜陵发电600MW机组烟气脱硝工程国电科技环保集团环保工程分公司引进了国外先进SCR烟气脱硝技术。该技术来源于德国FBE公司，经过两年的充分消化吸收，现已进入项目实施阶段。SCR原理是在有氧状况下，通过催化剂在合适的温度范围内使烟气中的NOx与NH3产生反应生成N与H0,从而到达脱除烟气中的NO的目的。22X国电铜陵电厂规划总装机容量为4台600MW国产超临界凝汽式燃煤发电机组，分二期建设，一期工程装机容量为2台600MW机组。本期脱硝工程是对国电铜陵发电一期工程2600MW超临界机组2号炉全烟气进行脱硝。采用的脱硝工艺为选择性催化复原〔SCR〕，高含尘布置。在设计煤种及校核煤种、锅炉最大工况、处理100%烟气量的条件下，脱硝效率不小于80%。工程建设项目与主体工程同步实施。2号机组也已投入运行。脱硝装置进口烟气参数〔计算值，设计煤种〕如下。烟气量：1846935m3/h烟气02含量〔体积比〕：3.28%烟气N0X含量：657mg/m3烟气粉尘含量：50g/m3烟气温度：372°C本项目脱硝系统采用一炉两个反应器。分别设置喷射系统、稀释风机、烟道、催化剂吹灰系统等，公用部分最重要的包含复原剂〔液氨〕储存设备及输送系统、事故排放系统、工艺水系统及气源等引接系统。液氨由液氨槽车运送，利用卸氨压缩机输入储氨罐中，再用液氨泵输送到液氨蒸发槽蒸发为氨气，经氨气稳压槽与稀释空气在涡流混合器中混合均匀，在送达脱硝系统。SCR反应器布置在锅炉省煤器和空气预热器之间，锅炉排出的烟气与氨气在涡流混合器中混合均匀，进入SCR反应器通过催化剂发生复原反应。脱硝后的烟气经过空预器热回收后进入静电除尘器。国电铜陵电厂烟气脱硝系统最重要的包含脱硝反应系统〔烟气系统、催化剂、吹灰系统〕和氨系统〔吸收剂储存、制备、供给系统〕两部分。〔1〕烟气系统烟气系统是指从锅炉省煤器出口至SCR反应器本体入口、SCR反应器本体出口至空气预热器进口之间的连接烟道。SCR反应器SCR反应器本体是指未经脱硝的烟气与NH3混合后通过安装催化剂的区域产生反应的区间。本工程脱硝反应器布置在锅炉省煤器和空气预热器之间，垂直布置，烟气竖直向下流动，反应器入口设气流均匀装置，反应器入口及出口段设置导流板，对于反应器内部易于磨损的部位设计必要的防磨措施。反应器内部各类加强板、支架设计成不易积灰的形式，同时考虑热膨胀的补偿方法。其中，反应器入口部位装设等压力整流器，此装置为专利产品，均流效果优异，是保证脱氨效率、延长催化剂寿命的关键。SCR催化剂催化剂的形式采用蜂窝式，整体成型，具有比外表积大，在相同参数情况积小，质量轻，适合使用的范围广，内外介质均匀等特点。载体采用TiO2，主要成分为VR、WO3、MoO3等。反应器内催化剂采用模块化设计，布置两层，同时预留加装催化剂的空间。催化剂模板设计为有很大效果预防烟气短路的密封系统。〔4〕氨喷射系统保证氨气和烟气混合均匀，喷射系统设置流量调节阀，能根据烟气不同的工况进行调节。喷射系统将拥有非常良好的热膨胀性、抗热变形性和抗振性。本工程采用专利产品一涡流混合器，改变了应用传统的格栅式氨混合器易发生喷嘴堵塞、混合不均匀、调节系统复杂、经常出现故障等的状况。具有烟气适应能力强，混合效果好，喷孔数量少，不要维护，喷嘴数量少，口径大，能做到无堵塞运行，控制简便，调试时间短等特点。〔5〕吹灰系统和控制管理系统根据本工程灰分高的特性，设置吹灰器，采用蒸汽吹灰系统。吹灰器的数量和布置应能使催化剂中的积灰尽可能多的吹干净，尽可能防止因死角而造成催化剂失效，导致脱硝效率的下降。本工程脱硝系统采用集中监控方式，脱硝控制管理系统采用与机组DCS一体化配置的本地控制站〔SCR反应装置〕和远程I/O控制站〔公用制氨系统〕完成数据采集、顺序控制和调节控制功能。脱硝控制管理系统建成后，就地公用制氨系统自动化水平将满足“无人值守、定期巡检”的能力，而在主机组控制室中，通过机组DCS操作员站可完成对整个脱硝系统的启/停控制、正常运行的监视和调整以及异常与事故工况的处理和故障诊断，而无需现场人员的操作配合。3.2液氨储存、制备、供给系统本工程吸收剂制备采用外购液氨，液氨的供给由液氨槽车运送，利用卸氨压缩机将液氨由槽车输入储氨罐内，用液氨泵将储槽中的液氨输送到液氨蒸发槽内蒸发为氨气，经氨气缓冲槽来控制一定的压力及流量，然后与稀释空气在混合器中混合均匀，在送达脱硝系统。氨气系统紧急排放的氨气则排入氨气稀释槽中，经水的吸收排入废水池，再经由废水泵送至废水处理厂处理。氨储存和供给系统配有良好的控制管理系统。(1)卸氨压缩机卸氨压缩机抽取储氨罐中的氨气，经压缩后将槽车的液氨推挤入液氨储罐中。〔2〕储氨罐每台炉液氨的储氨罐容量为130m3,按照锅炉BMCRX况，每天运行20H，连续运行10天的消耗量考虑。储槽上应安装有超流阀、逆止阀、紧急关断阀和安全阀为储槽液氨泄露保护所用。储槽还有温度计、压力表、液位计、高液位报警仪和相应的变送器将信号送到脱硝控制管理系统，当储槽内温度或压力高时报警，当储槽槽体温度过高时自动淋水装置启动，对槽体自动喷淋降温；当有微量氨气泄露时也可启动自动淋水装置，对氨气进行吸收，控制氨气污染。液氨供给泵本工程液氨进入蒸发槽，采用液氨泵来供给，设置一用一备。液氨蒸发槽液氨蒸发所需要的热量采用蒸汽来提供。蒸发槽上装有压力控制阀将氨气压力控制在一定的范围内，当出口压力过高时，则切断液氨进料。在氨气出口管线上装有温度检测器，当温度过低时切断液氨，使氨气至缓冲槽维持恰当温度及压力，蒸发槽装有安全阀，可防止设备压力异常过高。液氨蒸发槽应按照在BMCR工况下100%容量设计。液氨蒸发槽蒸发能力为350KG/H。氨气缓冲槽从蒸发槽蒸发的氨气流进入氨气缓冲槽，通过调节阀减至很多压力，再通过氨气输送管线送至锅炉侧的脱硝系统。液氨缓冲罐能为SCR系统供给稳定的氨气，防止受蒸发槽操作不稳定所影响。缓冲槽体积为5m3。缓冲槽上也装有安全阀保护设备。氨气稀释槽氨气稀释槽为2m3的水槽，水槽的液位由满溢流管线维持，稀释槽设计有槽顶淋水和槽侧进水。液氨系统各安全阀排放出的氨气由管线聚集后从稀释槽底部进入，通过分散管将氨气分散入稀释槽中水中，利用大量水来吸收来排放的氨气。(7)稀释风机喷入锅炉烟道的氨气应为经空气稀释后的含氨5%左右的混合气体。所选择的风机满足脱除烟气中NOX最大值的要求，并留有一定的余量。稀释风机所需100%稀释空气容量〔一用一备〕设置。风机风量为5500m3/h，风压为4500Pa。稀释风机进口吸大气。(8)排放系统在氨制备区设有排放系统，使液氨储存和供给系统的氨排放管路为一个封闭系统，将经由氨气稀释槽吸收成氨废水后排放至池，再经由废水泵送至脱硫岛区域综合处理利用。(9)氨气吹扫系统液氨储存及供给系统保持严密性，防止氨气的泄露和氨气与空气的混合造成爆炸是最关键的安全问题。基于此方面的考虑，在本系统的卸氨压缩机、储氨罐、氨气蒸发槽、氨气缓冲槽等都配备有氮气吹扫管线。对以上设备分别进行严格的系统严密性检查和氮气吹扫，防止氨气泄露和系统中残余的空气混合造成危险。〔1〕烟气流动通过数值分析和模型试验双重手段进行设计，保证能轻松实现最正确流动状态，减少流动阻力，保证脱硝效果。〔2〕采用多项专利技术〔3〕催化剂层的设计符合国际标准，能够正常的使用各个不同厂家生产的催化剂〔4〕采用模块化设计，可以适用各种烟气量和机组容量的变化，设计周期较短。〔5〕成熟先进的结构计算手段，能够保证反应器能适应锅炉的快速负荷变化本工程是国电科技环保集团环保工程分公司承担的第一个大型电站锅炉烟气脱硝SCR总承包工程建设项目，该公司采用了世界上最先进的设计手段，实现了燃煤电站烟气脱硝过程的工艺设计优化、技术集成。小结目前我国在烟气脱硝技术上和政策上并不成熟，还存在很多问题，比方引进脱硝技术与掌握脱硝技术之间还有很大差距；催化剂真正国产化并未实现；部分烟气脱硝工程的建设具有盲目性；缺乏系统性的脱销技术标准;烟气脱硝市场发展不健康；脱硝经济政策不落实。对于促进烟气脱硝产业化发展提出以下建议：1促进烟气脱硝产业化发展的指导思想以科学发展观为指导，以相关法规为准绳，加强监督和行业自律，加大推进具有自主知识产权的脱硝工艺技术，加大对催化剂研究的支持力度。2烟气脱硝技术路线〕不管是新建电厂还是现有电厂，不管采用何种煤的电厂，宜优先采用低氮燃烧技术，最大限度地减少锅炉燃烧过程中氮氧化物的生成；〔2〕对于采用低NOX燃烧技术后仍不能达标排放或位于敏感地区的燃烟煤、褐煤的发电机组，宜首选SCRX艺；〔3〕鼓励和推进火电厂脱硫、脱硝、除尘一体化技术的研究开发和工程示范工作；〔4〕加大脱硝催化剂的国产化研究，重视催化剂再生和废弃催化剂处置工作，预防二次污染；〔5〕应因地制宜通过技术经济比较确定复原剂系统，当采用液氨系统时，要最大限度地考虑安全性要求，依据安全生产的法律规程采取预防措施。3合理规划火电厂烟气脱硝产业化发展在对氮氧化物排放总量、不一样的行业氮氧化物排放对环境质量影响等尚不明确的情况下，在投入产出还不进行分析预测的情况下，在

  还不能到位的情况下，对火电厂开展大规模烟气脱硝具有一定的盲目性。烟气脱硝需要大量的复原剂液氨或尿素，而复原剂是人工生产的与农业关系紧密的化肥，要防止氨产品的消耗过大和电厂能耗过大增加且与农民争肥的现象发生。因此，合理规划火电厂烟气脱硝产业，包括考虑复原剂的市场波动情况十分重要。4加速烟气脱硝国产化进程5出台鼓励火电厂烟气脱硝的经济政策〔1〕要综合运用各种经济手段推进火电厂的氮氧化物控制工作，以最小的成本换取最大的环境效益，如排污交易政策；〔2〕要使脱硝的环境成本传导到电价中，是电力成本真正表达资源和环境成本；〔3〕对一时不能够实现国产化的设备要有免税或减税措施；〔4〕通过国家环保专项资金补助或中央预算内投资资金补助对现役电厂建设烟气脱硝装置。6标准与整顿脱硝市场7尽快开展烟气脱硝工程后评估工作8加强监管和行业自律。

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