低氮燃烧技术

1、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。随着经济的快速发展，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 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NQ有着直接的关系。在大气污染控制方面，氮氧化物 NO控制技术研究和应用是目前继二氧化硫控制 技术后的又一重要研究课题

2、，其中氮氧化物 NO的生成机理对氮氧化物NO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NQ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控制技术以及其在工业上的广泛应用将对我国 大气污染的控制起到重要的作用。我国NO排放量目前已超过一千万吨，城市大气中 NO污染也十分严重，并存在 着发生光化学烟雾的危险。随着国民经济发展、人口增长、城市化进程的加快，未来 中国NOX放量将继续稳步增长。若不采取进一步的排放控制措施，到

3、2020年，中国NO）排放总量将可能达到2363-2914万t，超过美国成为世界第一大 NOX排放国。 到2030年，火力发电贡献率将达 45%左右，交通运输贡献率超过 30% 我国对NO 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确提出“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 NO排放总量 控制和污染源达标排放提出要求，“一控双达标”对NO是不配套的。因此，应制订并完善污染源排放NO标准，制订排放NO总量控制计划，加强控制技术的开发，提 出适合我国国情的控制对策，以

4、改善城市大气质量。因此了解国内外发电企业 NQ排放情况及标准；认识排放 NQ的机理；了解控制 NO的技术种类；熟悉SCR®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。目录引言第一章NOx控制技术概况1. 我国NOx污染现状2. 电厂NOx排放标准3. 我国火电厂NOX的控制措施4. NOX形成机理与控制技术 第二章选择性催化还原法烟气脱硝技术的原理 1. 原理及流程2. 催化剂2.1催化反应原理2.2催化剂的种类4还原剂的种类、性能特点及应用情况 4.1三中还原剂的特性 4.2安全性比较4.3经济性比较5. 影响SCR脱硝效率的因素 第三章SCR烟气脱硝系统

5、及设备 1.SCR烟气脱硝系统布置方式 2.SCR法烟气脱硝系统的组成 2.1SCR反应器2.2烟道及导流装置 3. 液氨储存系统和供应系统 3.1液氨蒸发槽3.2氨气缓冲槽4. 氨、空气喷雾系统 第四章国电铜陵发电有限公司 600MW机组烟气脱硝工程 1.工程概况2.SCR系统的设计2.1设计基础参数 22脱硝工艺流程3. 烟气脱硝系统及工艺特点 3.1脱硝反应系统 3.2液氨储存、制备、供应系统 4. 本工程的设计特点 小结第一章 NOx控制技术概况1. 我国NO污染现状据项目“能源规划中综合考虑环境因素”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

6、直接燃烧，目前我国NO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不断增长，NO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排放量分别达到1561万吨和2194万吨。由此可见，今后 NO排放量将十分巨大。如果不加强 控制，NO将对我国大气环境造成严重的污染 NO排放量的剧增使我国城市大气中的 NO污染程度加重。2. 电厂NQ排放标准我国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 NO的排放要求，对于其他锅炉的NO排放没有要

7、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NO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/m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Vdaf<10%150013001100燃煤锅炉 10%cVdaf<20%6501100650Vdaf>20%1 1O450燃油锅炉650400200次烟煤2100.50615烟煤2600.60738无烟煤2600.607381其他所有固体燃料2600.60738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

8、预留烟气脱除NO装置空间，NO排放标准限值与燃煤挥发分有关，挥发分小于 10%寸排放标准为 1100mg/ m；挥发分介于10%-20%寸排放标准为650mg/ m；挥发分大于20%寸排放 标准为450mg/吊。这一修订的标准坚持了低 NO燃烧控制的原则。如欧共体在 1988 年发布施行的大型燃烧装置排放导则对燃煤电厂NO的控制，就是基于这一控制原则，其新建燃煤电厂NO的排放标准一般为650mg/m，如挥发分小于10%则排放标准为 1300mg/m,与我国GBI32231996类同；1998年修订这一导则时，则对2000-01-01 以后获得许可的非边远地区的电厂提出了烟气脱硝的要求，其新建燃

9、煤电厂NO的排放标准分别为 400mg/ 吊（50 100MW、300mg/m （100 300MW、200mg/ m （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。3. 我国火电厂NOX的控制措施国际上控制NO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质量标准等方法，要求采用“最佳可用技术”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

10、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NQ排放量。针对中国NO排放现状、发展趋势及其分布特征，参照美、日、欧等发达国家经验，结合我 国经济、技术发展水平，提出如下的中国 NO排放的综合控制对策建议。根据大气法的规定和要求，在 NO污染严重的部分地区进行NO区域总量排 放控制、NO排污收费和排污许可证制度的试点工作。建立健全国家酸雨监测网，加 强NO污染排放源的在线监测。进一步加强城市NO污染环境监测和污染源监测工作， 完善城市和区域环境监测网络的能力。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NQ控制主要是以低NO燃烧为控制原则，同时积极制定 NO治理规划

11、，开展烟气脱硝的试点工作。 低NO燃烧控制原则也是最佳技术路线控制原则，广泛应用于发达国家初期对燃煤电 厂NO的控制，以及后期作为烟气脱硝的前置控制。4. NQ形成机理与控制技术在燃烧过程中，产生NO分为以下三类。在高温燃烧时，空气中的 N和O在燃烧 中形成的NQ，称为热力性NQ。燃料中有机氮经过化学反应而生成的 NO,称为燃料 型NQ。在火焰边缘形成的快速性NQ。正在研究中的NQ污染控制技术有很多，从方法上来看可以分为三大类：（1）化学类：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

12、采纳的技术主要有两类：燃烧控制 NQx技术和烟气脱硝技术。燃烧控制 NQ技术通 过优化燃烧来控制NQ的生成量，主要包括：低 NQ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NQ方法，当在选择性脱NQ方法中使用催化剂时，这种方法就被称为选择性催化还原方法（ SCR。相应的，如果没 有使用催化剂，则将此方法称为选择性非催化还原方法（SNC）第二章选择性催化还原法烟气脱硝技术的原理1. 原理及流程SCR技术是还原剂（NH、尿素）在催化剂作用下，选择性地与 NO反应生成N2和H0,而不是被Q所氧化，故称为“选择性”。主要反应如下：4NH+4NOP Qf 4N+6HO4

13、NH+2NO+ Q6N2+6HOSCRX艺的反应原理和典型工艺布置见图 1、图2SCR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，SCF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

14、烟囱之间。烟气中的 飞灰含量大幅降低，但为了满足温度要求，需要安装烟气加热系统，系统复杂，运行 费用增加，故一般选择高尘布置方式。在反应条件改变时，还可以发生以下副反应；4NH+3O 2N+6HO+1267.1KJ （3）2NH f 2+3H-91.9 KJ（4）4NH+5O 4NO+62O+907.3 KJ （5）发生NH的反应式（4）和NH氧化为NO的反应式（5）都在350E以上才进行， 450r以上才激烈起来。在一般的选择催化还原工艺中，反映温度常控制在300C以下，这时仅有NH氧化为N的副反应（3）发生。2. 催化剂选择性催化还原脱硝原理是在一定的温度和催化剂的作用下，还原剂有选择性的

15、把烟气中的NO还原为无毒无污染的 N和H20,催化剂的投资占了整个系统投资的较 大比例，并且催化剂的寿命一般在 23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 较高的催化活性；3）具有良好的化学稳定性、热稳定性及机械稳定性； 4）费用较低 2.1催化反应原理催化反应原理是NH快速吸附在V20表面的B酸活性点，与NO反应，形成中间产 物，分解成2和H20,在Q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4

16、V2O上NH的吸附及与NO反应（1）NH3扩散到催化剂表面；（2）NH3在V2Q上发生化学吸附；（3）NO扩散到催化剂 表面；（4）NO与吸附态的NH反应，生成中间产物；（5）中间产物分解成最终产物 NN 和H2O;N2和H2O离开催化剂表面向外扩散。2.2催化剂的种类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SO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，并且要求较高的 温度（300r400°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崔化剂是氧化钛基催化剂。载体用TiO2、AI2O、Fe2Q、

17、 及SiO2等，其中TiO2具有较高的活性和抗SO性能，是最合适的脱硝材料。VO5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勺添加，有助于抑制SO的转化。其他活性材料还有 Mo Gr等，它们 可起到助催化剂及稳定剂的作用。目前，广泛应用的 SCR催化剂大多是以TiO2为载 体，以MQ或V2O-WO、V2Q-M0O为活性成分。表2-1是两种在实际运用中活得很好效果的 SCR催化剂。从中可以看出这两种催 化剂均以TiO2为主，这种TiO2需做成晶体的结构，它可有效提高催化剂的活性，抑制SO的腐蚀。同时，还配有多种氧化剂物质如 GaO FeO

18、等，也是为了加强催化剂 的活性。另外还有一些物质如玻璃纤维等，是为了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WO为载体MoO为载体类型WO为载体MoO为载体SiO25.13.4Na2O0.010.01Al 2O60.653.9K2O0.020.01Fe2Q0.010.14SQ1.13.4TiO279.773.3P2C50.010.01GaO0.790.01V2C50.591.6MgO0.010.01MoO12.9BaO0.010.01WO11.0选择合适的催化剂是SCF技术能够成功应用的关键所在。试验和研究表明，

19、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，选择的催化剂除具有足够的活性外，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HALDOFOPSOA/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 TiO2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WO和 V

20、2O5。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.还原剂的种类、性能特点及应用情况对于SCF工艺，选择的还原剂有尿素、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

21、含量为5%的混合气体后送入烟气系统。4.1三种还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NH,分子量17.03，相对密度0.7714g/l，熔点-77.7 C,沸点-33.35 C, 自然点651.11 T，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

22、分子式为（NH） 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 为还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，实现氧化还原反应的，因此，可以避免在储存、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，用于脱硝的还原剂通常采用浓度为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。4.2安全性比较从还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

23、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。因此氨水和尿素正越来越多的得到应用。特别近十年来，采用尿素作为还原剂的SCF比例迅速上 升。4.3经济性比较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 为原料的系统需要经过热解或水解才能得到氨蒸气。在尿素转化为NH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% CO占14%-27%,HO占50%- 58% 而无水氨作为最纯的反应剂，直接 跟NO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，

24、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，尿素的运行费用要高于液氨系统。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，为了防止水蒸气的凝结和高腐蚀性的氨基甲酸铵的形成，其管材和阀门需要使用不锈钢，并且采用伴热措施。而在液氨作为还原剂的原料中，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可以采用碳钢。三中还原剂的综合比较如表2-3.表2-3三种SCR还原剂的比较SCR还原剂液氨氨水尿素脱硝剂成本便宜（100%贵(150%)最贵(180%)生成一千克氨气所需的原料量1.0KG(99%M)4K

25、G (25%氨)1.76KG运输成本便宜贵便宜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）初始投资费用便宜贵贵运行费用便宜，需要热量蒸发液氨贵，需要高热量蒸发、蒸贵，需要高热量水解尿素馏水和氨和蒸发氨设备安全要求有相关法律规定需要基本不需要综上所述，在三种脱硝还原剂中，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

26、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，普遍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，结合当地法律法规的要求，以及考虑氨来源的可 靠性和稳定性来最后确定。5. 影响SCR兑硝效率的因素在SCR系统设计中,最重要的运行参数是反应温度,反应时间，NH/NQ摩尔比,烟 气流速,氧气浓度,氨的溢出浓度，SQ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

27、一定的温度范围内进行， 同时存在催化的最佳温度，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：一是温度升高使脱 NQ反应速度加 快,NQ脱除率升高.二是温度升高NH3氧化反应开始发生,即4NH+5Q 4NO+62O,使 NO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，NQX脱除率迅速增加, 当接触时间增至200ms左右时,NQ脱除率达到最大值，随后下降.这主要是由于烟气与 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NO脱除率提高但是,随着接触时间过长,NH3氧化反应开

28、始发生，使NO脱除率下降NO脱除率随着NH/NCX摩尔比的增加而增加，NH3/NCX摩尔比小于1时,其影响更加 明显.若NH投入量偏低,NCX脱除率不高；若NH投入量偏高,NH3氧化等副反应的反应 速度将增大，从而降低了 NC脱除率，同时也增加了净化后烟气中NH的排放浓度，造成 二次污染.一般控制NH/NCX摩尔比在1.2以下.另外,烟气流速直接影响NH与NC的混合程度，需要设计合理的流速以保证NH与NC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SCF系统运 行的另一个重要参数，实际生产中通常是多

29、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,NCX脱除效率随着氨的溢出量的增加而增加，在某一 个氨的溢出量时达到一个最大值；另外水蒸气浓度的增加使催化剂性能下降 ，催化剂 钝化失效也不利于SCF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1.SCR烟气脱硝系统布置方式SCR反应器可以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。如图所示。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300400C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

30、受到下列因素影响（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）若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300400E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 5060C, 般需要用GGHE燃烧器将烟气升温,能耗和运行费用增加。NHGGH（a）高温高

31、尘布置（b）高温低尘布置（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脱硝还原反应，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 硝效率可达80沖上,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，如图所示，在燃煤锅炉中,由于烟气中的含尘量较高，一般采用垂直气流方式。2.SCR法烟气脱硝系统的组成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

32、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。图3-2 SCR工艺流程图2.1SCR反应器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24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

33、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。2.2烟道及导流装置烟道一般是由足够强度的钢板制成， 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， 如果采用圆形管道的话，一般需要使用 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

34、分的加固和 支撑，来防止过度的颤动和振动。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。3. 液氨储存系统和供应系统液氨存储和供应系统主要包括液氨卸料压缩机、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。液氨的供应由液氨槽车运送，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

35、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。3.1液氨蒸发槽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40C，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45C时则切断蒸汽来源，并在控制室 DCS上报警显示。蒸 发槽上装有压力控制阀将氨气压力控制在 2.1kg/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.

36、81.3MP，温度280375,以此作为蒸发器热源3.2氨气缓冲槽从蒸发槽出来的氨气流进入氨气缓冲槽，通过调节阀减压至 1.8kg/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应，避免受蒸发 槽操作不稳定所影响。缓冲槽上也有安全阀可保护设备。4. 氨、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应箱、喷氨格栅和喷嘴等。每一供应箱安装一个节流阀及节流孔板，可使氨混合 物在喷氨格栅达到均匀分布。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 NQ浓度

37、分布，通过雾化喷嘴来调整。第四章国电铜陵发电有限公司600MW机组烟气脱硝工程1.工程概况国电科技环保集团有限公司环保工程分公司引进了国外先进SCF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NO与NH产生反应生成N2与H0,从而达到脱除烟气中的NO的目的。国电铜陵电厂规划总装机容量为 4台600MV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600MV机组。本期脱硝工程是对国电铜陵发电有 限公司一期工程2600MV超临界机组2号炉全烟气进行脱硝。采用的脱硝工艺为

38、选择 性催化还原（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%工程项目与主体工程同步实施。2号机组也 已投入运行。2.SCR系统的设计2.1设计基础参数脱硝装置进口烟气参数（计算值，设计煤种）如下。烟气量：1846935mVh烟气02含量（体积比）：3.28%烟气NOX含量：657mg/m烟气粉尘含量：50g/m3烟气温度：372 C2.2脱硝工艺流程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，公用部分主要包括还原剂（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。

39、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。SCF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SCF反应器通过催化剂发生还原反应。脱硝后的烟气经过空预器热回收后进入静电除尘器。3. 烟气脱硝系统及工艺特点国电铜陵电厂烟气脱硝系统主要包括脱硝反应系统（烟气系统、催化剂、吹灰系统）和氨系统（吸收剂储存、制备、供应系统）两部分。3.1脱硝反应系统（1）烟气系统烟气系统是指从锅炉省煤器出口至 SCF反应器本体入口、SCR反应器本体出口至 空气预热器

40、进口之间的连接烟道。（2）SCR反应器SCF反应器本体是指未经脱硝的烟气与 NH3S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措施。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。（3）SCR催化剂催化剂的形式采用蜂窝式，整体成型，具有比表面积大，在相同参数情况下体积 小，质量轻

41、，适用范围广，内外介质均匀等特点。载体采用 TiO2,主要成分为V2O、 WO MoO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 剂模板设计为有效防止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。喷射系统将具有良好的热膨胀性、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、经常发生故障等的状况。具有烟气适应性强， 混合效果好，喷孔数量少，不需要维护，喷嘴数量少，口径大，可以做到无堵塞运行， 控制简便，调试时间短等特

42、点。(5) 吹灰系统和控制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，尽可能避免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，脱硝控制系统采用与机组DCS-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

43、人员的操作配合。3.2液氨储存、制备、供应系统本工程吸收剂制备采用外购液氨， 液氨的供应由液氨槽车运送，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。氨储存和供应系统配有良好的控制系统。(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130用，按照锅炉BMCI工况，每天运行20H,连续

44、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。(3) 液氨供应泵本工程液氨进入蒸发槽，采用液氨泵来供应，设置一用一备。(4) 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

45、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BMC工况下100容量设计。液氨蒸发槽蒸发能力为350KG/H(5) 氨气缓冲槽从蒸发槽蒸发的氨气流进入氨气缓冲槽，通过调节阀减至一定压力，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系统供应稳定的氨气，避免受 蒸发槽操作不稳定所影响。缓冲槽体积为 5朋。缓冲槽上也装有安全阀保护设备。(6) 氨气稀释槽氨气稀释槽为2m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汇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(