烟气脱硫脱硝除尘课件

烟气脱硫脱硝除尘SO2、NOx的处理烟气脱硫脱硝除尘SO2、NOx的处理1烟气脱硫脱硝技术

提纲一、燃煤产生的污染及烟气排放标准二、烟气脱硫技术概况三、烟气脱硝技术概况四、除尘器的选择烟气脱硫脱硝技术

提纲2一、燃煤产生的污染燃煤产生的烟气污染物：SO2、NOx、CO2、Hg等燃煤烟气中SO2的量：

以燃烧10000吨煤为例计算，产生的SO2：10000吨*1%（煤含硫量）*2（SO2是S重量的2倍）*80%（煤中S转化为SO2的百分率）=160吨

以上是煤燃烧生成烟气中的SO2，现在对烟气脱硫，以脱硫90%计算，则最后排放SO2：160吨*10%=16吨一、燃煤产生的污染燃煤产生的烟气污染物：SO2、NOx、CO3烟气排放标准GB13223-2011最新《火电厂大气污染物排放标准》

史上最严厉的排放标准:2012年1月1日之前的锅炉，在2014年7月1日起SO2200mg/m3（2012年1月1日锅炉：100mg/m3）NO2100mg/m3（比美国现行标准低35mg/m3，甚至只有欧洲现行标准的一半）烟尘30mg/m3排放总量控制————产生史上最严厉标准烟气排放标准GB13223-2011最新《火电厂大气污染4中国燃煤SO2污染现状

中国SO2污染经济损失(2005)

（单位：109元人民币）中国的大气污染属典型的煤烟型污染，以粉尘和酸雨危害最大，酸雨问题实质就是SO2污染问题。中国燃煤SO2污染现状中国SO2污染经济损失(2005)5二、烟气脱硫技术概况

煤炭洗选：使用前脱硫。目前仅能除去煤炭中的部分无机硫，对于煤炭中的有机硫尚无经济可行的去除技术。

循环流化床锅炉(CFBC)--洁净煤燃烧技术：燃烧过程中脱硫。具有可燃用劣质煤、调峰能力强、可掺烧石灰石脱硫、控制炉温减少氮氧化物排放等特点。

烟气脱硫(FGD)：燃烧后脱硫。在锅炉尾部电除尘后至烟囱之间的烟道处加装脱硫设备,目前95％以上的燃煤锅炉采用此方式实施脱硫,是控制二氧化硫和酸雨污染最有效、最主要的技术手段。

目前国内外应用最广泛的方法是烟气脱硫！！二、烟气脱硫技术概况煤炭洗选：使用前脱硫。目前6烟气脱硫方法1．按有无液相介入分类在电力界尤其是脱硫界以有无液相介入来进行分类。湿法半干法干法海水法电子束法按有无液相介入分类烟气脱硫方法1．按有无液相介入分类湿法半干7

湿法：进入湿吸收剂；排出湿物质

湿法是利用碱性溶液为脱硫剂，应用吸收原理在气、液、固三相中进行脱硫的方法，脱硫产物和残液混合在一起，为稀糊状的流体。湿法脱硫的操作温度在44－55ºC。湿法：进入湿吸收剂；排出湿物质

8半干法：进入湿吸收剂；排出干物质

半方法是指在有液相和气相介入脱硫方法，脱硫产物为干粉状。半方法的操作温度控制在60－80ºC。半干法：进入湿吸收剂；排出干物质

9

干法：进入干吸收剂；排出干物质。

干法是指无液相介入完全在干燥状态下进行脱硫的方法。如向炉内喷干燥的生石灰或石灰石粉末，即脱硫产物为粉状。

干法的操作温度在800－1300ºC。干法：进入干吸收剂；排出干物质10

海水法：采用海水对烟气脱硫的方法

此方法受地域条件限制。且有氯化物严重腐蚀设备的问题。脱硫残液PH很低，必须配置参数合理的水质恢复系统，才能达到环保要求的排放条件。海水法：采用海水对烟气脱硫的方法

11电子束法：是一种利用高能物理原理，采用电子束辐照烟气，或以脉冲产生电晕对烟气实施脱硫的方法。

电子束法使用的脱硫剂为合成氨，目前仅限于吨位不大的燃煤锅炉烟气脱硫。电子束法：是一种利用高能物理原理，采用电子束辐照烟气，或以脉12

2．按脱硫剂分类

目前开发的多种烟气脱硫技术，尽管设备构造和工艺流程各不相同，但基本原理都是以碱性物质作SO2的吸收剂。以石灰石、生石灰为基础的钙法以氧化镁为基础的镁法以合成氨为基础的氨法以有机碱为基础的碱法以亚硫酸钠、氢氧化钠为基础的钠法按脱硫剂分类

2．按脱硫剂分类

目前开发的多种烟气脱硫133、常用的脱硫技术

近年来，世界各发达国家在烟气脱硫(FGD)方面均取得了很大的进展，美国、德国、日本等发达工业国家计划在2000年前完成200－－610MW的FGD处理容量。

目前国际上已实现工业应用的燃煤电厂烟气脱硫技术主要有：(1)湿法脱硫技术，占85%左右，其中石灰石-石膏法约占36.7%，其它湿法脱硫技术约占48.3%；(2)喷雾干燥脱硫技术，约占8.4%；(3)吸收剂再生脱硫法，约占3.4%；(4)炉内喷射吸收剂/增温活化脱硫法，约占1.9%；(5)海水脱硫技术；(6)电子束脱硫技术；(7)脉冲等离子体脱硫技术；(8)烟气循环流化床脱硫技术等。

以湿法脱硫为主的国家有：日本(约占98%)、美国(约占92%)和德国(约占90%)等。3、常用的脱硫技术近年来，世界各14石灰石／石膏湿法脱硫工艺流程及设备工艺流程:

石灰石经过破碎、研磨、制成浆液后输送到吸收塔。吸收塔内浆液经循环泵送到喷淋装置喷淋。烟气从烟道引出后经增压风机增压，进入GGH烟气加热器冷却后进入吸收塔。烟气在吸收塔中与喷淋的石灰石浆液接触，除掉烟气中的SO2，洁净烟气从吸收塔排出后经GGH烟气加热器加热后排入烟道。吸收塔内吸收SO2后生成的亚硫酸钙，经氧化处理生成硫酸钙，从吸收塔内排出的硫酸钙经旋流分离（浓缩）、真空脱水后回收利用。石灰石／石膏湿法脱硫工艺流程及设备工艺流程:15水的离解：SO2的吸收：CaCO3的溶解：

在有氧气存在时，HSO3－的氧化：

CaSO3和CaSO4的结晶：基本原理水的离解：SO2的吸收：CaCO3的溶解：16湿法石灰石(石灰)/石膏法烟气脱硫技术系统图

湿法石灰石(石灰)/石膏法烟气脱硫技术系统图17三、烟气脱硝技术概况烟气脱硝方法

烟气脱硝，是指把已生成的NOX还原为N2，从而脱除烟气中的NOX，按治理工艺可分为湿法脱硝和干法脱硝。主要包括：酸吸收法、碱吸收法、选择性催化还原法、非选择性催化还原法、吸附法、离子体活化法等。国内外一些科研人员还开发了用微生物来处理NOX废气的方法。

由于从燃烧系统排放的烟气中的NOx，90%以上是NO,而NO难溶于水,因此对NOx的湿法处理不能用简单的洗涤法。

烟气脱硝的原理是用氧化剂将NO氧化成NO2,生成的NO2再用水或碱性溶液吸收,从而实现脱硝。O3氧化吸收法用O3将NO氧化成NO2,然后用水吸收。该法的生成物HNO3液体需经浓缩处理,而且O3需要高电压制取,初投资及运行费用高。

ClO2氧化还原法ClO2将NO氧化成NO2,然后用Na2SO3水溶液将NO2还原成N2。该法可以和采用NaOH作为脱硫剂的湿法脱硫技术结合使用,脱硫的反应产物Na2SO3又可作为NO2的还原剂。ClO2法的脱硝率可达95,且可同时脱硫,但ClO2和NaOH的价格较高,运行成本增加。三、烟气脱硝技术概况烟气脱硝方法18SCR脱硝技术1.烟气脱硝技术SCR

SCR(选择性催化还原)脱硝技术是在催化剂的作用下，还原剂(液氨、氨水或尿素)与烟气中的NOx反应生成无害的氮和水，从而脱除烟气中的NOx。选择性是指氨有选择地将NOx进行还原的反应。一般通过使用适当的催化剂,上述反应可以在200℃～450℃的温度范围内有效进行,在NH3/NO=1的情况下,可以达到80～90%的脱硝效率。烟气中的NOx浓度通常是低的,但是烟气的体积相对很大,因此用在SCR装置的催化剂一定是高性能。因此用在这种条件下的催化剂一定满足燃煤锅炉高可靠性运行的要求。SCR脱硝技术1.烟气脱硝技术SCR19SCR(选择性催化还原)脱硝技术反应原理图SCR(选择性催化还原)脱硝技术反应原理图20SCR烟气脱硝系统典型工艺流程简图工艺简图SCR烟气脱硝系统典型工艺流程简图工艺简图21SCR系统一般组成

SCR系统一般由氨的储存系统、氨与空气混合系统、氨气喷入系统、反应器系统、省煤器旁路、SCR旁路、检测控制系统等组成。

液氨从液氨槽车由卸料压缩机送人液氨储槽,再经过蒸发槽蒸发为氨气后通过氨缓冲槽和输送管道进人锅炉区,通过与空气均匀混合后由分布导阀进入SCR反应器内部反应,SCR反应器设置于空气预热器前,氨气在SCR反应器的上方,通过一种特殊的喷雾装置和烟气均匀分布混合,混合后烟气通过反应器内催化剂层进行还原反应。

SCR系统设计技术参数主要有反应器入口NOx浓度、反应温度、反应器内空间速度或还原剂的停留时间、NH3/NOx摩尔比、NH3的逃逸量、SCR系统的脱硝效率等。SCR系统一般组成SCR系统一般由氨的储存系统22SCR系统简述氨储存、混合系统

每个SCR反应器的氨储存系统由一个氨储存罐,一个氨气/空气混合器,两台用于氨稀释的空气压缩机(一台备用)和阀门,氨蒸发器等组成。氨储存罐可以容纳15天使用的无水氨,可充至85%的储罐体积,装有液面仪和温度显示仪。液氨汽化采用电加热的方式,同时保证氨气/空气混合器内的压力为350kPa。NH3和烟气混合的均匀性和分散性是维持低NH3逃逸水平的关键。为了保证烟气和氨气在烟道分散好、混合均匀,可以通过下面方式保证混合:在反应器前安装静态混合器;增加NH3喷入的能量;增加喷点的数量和区域;改进喷射的分散性和方向;在NH3喷入后的烟道中设置导流板;同时还应根据冷态流动模型试验结果和数学流动模型计算结果对喷氨系统的结构进行优化。喷氨系统

喷氨系统根据锅炉负荷、反应器入口NOx浓度、反应器出口NOx浓度测量的反馈信号,控制氨的喷入量。SCR系统简述氨储存、混合系统23反应器系统

SCR反应器采用固定床形式,催化剂为模块放置。反应器内的催化剂层数取决于所需的催化剂反应表面积。典型的布置方式是布置二至三层催化剂层。在最上一层催化剂层的上面,是一层无催化剂的整流层,其作用是保证烟气进入催化剂层时分布均匀。通常,在第三层催化剂下面还有一层备用空间,以便在催化剂活性降低时加入第四层催化剂层。在反应器催化剂层间设置吹灰装置,定时吹灰,吹扫时间30～120分钟,每周1～2次。如有必要,还应进行反应器内部的定期清理。反应器下设有灰斗,与电厂排灰系统相连,定时排灰。省煤器和反应器旁路系统

在省煤器前和反应器之间设置旁路,称之为省煤器旁路。当锅炉负荷降低,烟气流量减少,进入反应器的烟气温度低于要求值时,旁路开通,向反应器导入高温烟气,提高反应器内的温度。此外,在反应器入口和出口间装有一个大的旁路,称之为反应器旁路。反应器旁路的作用是:锅炉负荷降低时使用。例如开机和停机时使用,低负荷时使用和季节性使用。以防止低温造成催化剂中毒及催化剂污染。所有SCR系统旁路的插板门均要保证零泄露。反应器系统24催化剂

催化剂是电厂SCR工艺的核心,它约占其投资的l/3。为了使电站安全、经济运行,对SCR工艺使用的催化剂应达到下列要求:———低温度时在较宽温度范围具有较高的活性———高选择性(SO2向SO3转换率和其他方面作用低即副反应少)———对二氧化硫(SO2)、卤族酸(HCl,HF)和碱金属(Na2O、K2O)和重金属(如As)具有化学稳定性———克服强烈温度波动的稳定性———对于烟道压力损失小———寿命长、成本低理想的催化剂应具有以下优点:1.高活性;2.抗中毒能力强;3.好的机械强度和耐磨损性;4.有合适的工作温度区间。催化剂量是根据脱硝装置的设计能力和操作要求来决定的,增加催化剂量可以提高脱硝性能。催化剂25SNCR脱硝技术2.烟气脱硝技术SNCR

SNCR（选择性非催化还原法）脱硝技术是将NH3、尿素等还原剂喷入锅炉炉内与NOx进行选择性反应，不用催化剂，因此必须在高温区加入还原剂。还原剂喷入炉膛温度为850～1100℃的区域，迅速热分解成NH3，与烟气中的NOx反应生成N2和水，该技术以炉膛为反应器。

SNCR烟气脱硝技术的脱硝效率一般为30%～80%，受锅炉结构尺寸影响很大。采用SNCR技术，目前的趋势是用尿素代替氨作为还原剂。SNCR脱硝技术2.烟气脱硝技术SNCRSNCR（选择性26SNCR脱硝技术技术原理

在850～1100℃范围内，NH3或尿素还原NOx的主要反应为：

NH3为还原剂

4NH3+4NO+O2→4N2+6H2O尿素为还原剂

NO+CO(NH2)2+1/2O2→2N2+CO2+H2O 系统组成

SNCR系统烟气脱硝过程是由下面四个基本过程完成：

接收和储存还原剂；在锅炉合适位置注入稀释后的还原剂；

还原剂的计量输出、与水混合稀释；还原剂与烟气混合进行脱硝反应技术特点

技术成熟可靠，还原剂有效利用率高系统运行稳定设备模块化，占地小，无副产品，无二次污染SNCR脱硝技术技术原理27SNCR系统构成SNCR系统SNCR系统构成SNCR系统281布袋除尘器

布袋除尘器是基于过滤原理的过滤式除尘设备，利用有机纤维或无机纤维过滤布将气体中的粉尘过滤出来。重力沉降作用，热运动作用，惯性力作用，筛滤作用1布袋除尘器布袋除尘器是基于过滤原理的过滤式除29烟气脱硫脱硝除尘SO2、NOx的处理烟气脱硫脱硝除尘SO2、NOx的处理30烟气脱硫脱硝技术

提纲一、燃煤产生的污染及烟气排放标准二、烟气脱硫技术概况三、烟气脱硝技术概况四、除尘器的选择烟气脱硫脱硝技术

提纲31一、燃煤产生的污染燃煤产生的烟气污染物：SO2、NOx、CO2、Hg等燃煤烟气中SO2的量：

以燃烧10000吨煤为例计算，产生的SO2：10000吨*1%（煤含硫量）*2（SO2是S重量的2倍）*80%（煤中S转化为SO2的百分率）=160吨

以上是煤燃烧生成烟气中的SO2，现在对烟气脱硫，以脱硫90%计算，则最后排放SO2：160吨*10%=16吨一、燃煤产生的污染燃煤产生的烟气污染物：SO2、NOx、CO32烟气排放标准GB13223-2011最新《火电厂大气污染物排放标准》

史上最严厉的排放标准:2012年1月1日之前的锅炉，在2014年7月1日起SO2200mg/m3（2012年1月1日锅炉：100mg/m3）NO2100mg/m3（比美国现行标准低35mg/m3，甚至只有欧洲现行标准的一半）烟尘30mg/m3排放总量控制————产生史上最严厉标准烟气排放标准GB13223-2011最新《火电厂大气污染33中国燃煤SO2污染现状

中国SO2污染经济损失(2005)

（单位：109元人民币）中国的大气污染属典型的煤烟型污染，以粉尘和酸雨危害最大，酸雨问题实质就是SO2污染问题。中国燃煤SO2污染现状中国SO2污染经济损失(2005)34二、烟气脱硫技术概况

煤炭洗选：使用前脱硫。目前仅能除去煤炭中的部分无机硫，对于煤炭中的有机硫尚无经济可行的去除技术。

循环流化床锅炉(CFBC)--洁净煤燃烧技术：燃烧过程中脱硫。具有可燃用劣质煤、调峰能力强、可掺烧石灰石脱硫、控制炉温减少氮氧化物排放等特点。

烟气脱硫(FGD)：燃烧后脱硫。在锅炉尾部电除尘后至烟囱之间的烟道处加装脱硫设备,目前95％以上的燃煤锅炉采用此方式实施脱硫,是控制二氧化硫和酸雨污染最有效、最主要的技术手段。

目前国内外应用最广泛的方法是烟气脱硫！！二、烟气脱硫技术概况煤炭洗选：使用前脱硫。目前35烟气脱硫方法1．按有无液相介入分类在电力界尤其是脱硫界以有无液相介入来进行分类。湿法半干法干法海水法电子束法按有无液相介入分类烟气脱硫方法1．按有无液相介入分类湿法半干36

湿法：进入湿吸收剂；排出湿物质

湿法是利用碱性溶液为脱硫剂，应用吸收原理在气、液、固三相中进行脱硫的方法，脱硫产物和残液混合在一起，为稀糊状的流体。湿法脱硫的操作温度在44－55ºC。湿法：进入湿吸收剂；排出湿物质

37半干法：进入湿吸收剂；排出干物质

半方法是指在有液相和气相介入脱硫方法，脱硫产物为干粉状。半方法的操作温度控制在60－80ºC。半干法：进入湿吸收剂；排出干物质

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干法：进入干吸收剂；排出干物质。

干法是指无液相介入完全在干燥状态下进行脱硫的方法。如向炉内喷干燥的生石灰或石灰石粉末，即脱硫产物为粉状。

干法的操作温度在800－1300ºC。干法：进入干吸收剂；排出干物质39

海水法：采用海水对烟气脱硫的方法

此方法受地域条件限制。且有氯化物严重腐蚀设备的问题。脱硫残液PH很低，必须配置参数合理的水质恢复系统，才能达到环保要求的排放条件。海水法：采用海水对烟气脱硫的方法

40电子束法：是一种利用高能物理原理，采用电子束辐照烟气，或以脉冲产生电晕对烟气实施脱硫的方法。

电子束法使用的脱硫剂为合成氨，目前仅限于吨位不大的燃煤锅炉烟气脱硫。电子束法：是一种利用高能物理原理，采用电子束辐照烟气，或以脉41

2．按脱硫剂分类

目前开发的多种烟气脱硫技术，尽管设备构造和工艺流程各不相同，但基本原理都是以碱性物质作SO2的吸收剂。以石灰石、生石灰为基础的钙法以氧化镁为基础的镁法以合成氨为基础的氨法以有机碱为基础的碱法以亚硫酸钠、氢氧化钠为基础的钠法按脱硫剂分类

2．按脱硫剂分类

目前开发的多种烟气脱硫423、常用的脱硫技术

近年来，世界各发达国家在烟气脱硫(FGD)方面均取得了很大的进展，美国、德国、日本等发达工业国家计划在2000年前完成200－－610MW的FGD处理容量。

目前国际上已实现工业应用的燃煤电厂烟气脱硫技术主要有：(1)湿法脱硫技术，占85%左右，其中石灰石-石膏法约占36.7%，其它湿法脱硫技术约占48.3%；(2)喷雾干燥脱硫技术，约占8.4%；(3)吸收剂再生脱硫法，约占3.4%；(4)炉内喷射吸收剂/增温活化脱硫法，约占1.9%；(5)海水脱硫技术；(6)电子束脱硫技术；(7)脉冲等离子体脱硫技术；(8)烟气循环流化床脱硫技术等。

以湿法脱硫为主的国家有：日本(约占98%)、美国(约占92%)和德国(约占90%)等。3、常用的脱硫技术近年来，世界各43石灰石／石膏湿法脱硫工艺流程及设备工艺流程:

石灰石经过破碎、研磨、制成浆液后输送到吸收塔。吸收塔内浆液经循环泵送到喷淋装置喷淋。烟气从烟道引出后经增压风机增压，进入GGH烟气加热器冷却后进入吸收塔。烟气在吸收塔中与喷淋的石灰石浆液接触，除掉烟气中的SO2，洁净烟气从吸收塔排出后经GGH烟气加热器加热后排入烟道。吸收塔内吸收SO2后生成的亚硫酸钙，经氧化处理生成硫酸钙，从吸收塔内排出的硫酸钙经旋流分离（浓缩）、真空脱水后回收利用。石灰石／石膏湿法脱硫工艺流程及设备工艺流程:44水的离解：SO2的吸收：CaCO3的溶解：

在有氧气存在时，HSO3－的氧化：

CaSO3和CaSO4的结晶：基本原理水的离解：SO2的吸收：CaCO3的溶解：45湿法石灰石(石灰)/石膏法烟气脱硫技术系统图

湿法石灰石(石灰)/石膏法烟气脱硫技术系统图46三、烟气脱硝技术概况烟气脱硝方法

烟气脱硝，是指把已生成的NOX还原为N2，从而脱除烟气中的NOX，按治理工艺可分为湿法脱硝和干法脱硝。主要包括：酸吸收法、碱吸收法、选择性催化还原法、非选择性催化还原法、吸附法、离子体活化法等。国内外一些科研人员还开发了用微生物来处理NOX废气的方法。

由于从燃烧系统排放的烟气中的NOx，90%以上是NO,而NO难溶于水,因此对NOx的湿法处理不能用简单的洗涤法。

烟气脱硝的原理是用氧化剂将NO氧化成NO2,生成的NO2再用水或碱性溶液吸收,从而实现脱硝。O3氧化吸收法用O3将NO氧化成NO2,然后用水吸收。该法的生成物HNO3液体需经浓缩处理,而且O3需要高电压制取,初投资及运行费用高。

ClO2氧化还原法ClO2将NO氧化成NO2,然后用Na2SO3水溶液将NO2还原成N2。该法可以和采用NaOH作为脱硫剂的湿法脱硫技术结合使用,脱硫的反应产物Na2SO3又可作为NO2的还原剂。ClO2法的脱硝率可达95,且可同时脱硫,但ClO2和NaOH的价格较高,运行成本增加。三、烟气脱硝技术概况烟气脱硝方法47SCR脱硝技术1.烟气脱硝技术SCR

SCR(选择性催化还原)脱硝技术是在催化剂的作用下，还原剂(液氨、氨水或尿素)与烟气中的NOx反应生成无害的氮和水，从而脱除烟气中的NOx。选择性是指氨有选择地将NOx进行还原的反应。一般通过使用适当的催化剂,上述反应可以在200℃～450℃的温度范围内有效进行,在NH3/NO=1的情况下,可以达到80～90%的脱硝效率。烟气中的NOx浓度通常是低的,但是烟气的体积相对很大,因此用在SCR装置的催化剂一定是高性能。因此用在这种条件下的催化剂一定满足燃煤锅炉高可靠性运行的要求。SCR脱硝技术1.烟气脱硝技术SCR48SCR(选择性催化还原)脱硝技术反应原理图SCR(选择性催化还原)脱硝技术反应原理图49SCR烟气脱硝系统典型工艺流程简图工艺简图SCR烟气脱硝系统典型工艺流程简图工艺简图50SCR系统一般组成

SCR系统一般由氨的储存系统、氨与空气混合系统、氨气喷入系统、反应器系统、省煤器旁路、SCR旁路、检测控制系统等组成。

液氨从液氨槽车由卸料压缩机送人液氨储槽,再经过蒸发槽蒸发为氨气后通过氨缓冲槽和输送管道进人锅炉区,通过与空气均匀混合后由分布导阀进入SCR反应器内部反应,SCR反应器设置于空气预热器前,氨气在SCR反应器的上方,通过一种特殊的喷雾装置和烟气均匀分布混合,混合后烟气通过反应器内催化剂层进行还原反应。

SCR系统设计技术参数主要有反应器入口NOx浓度、反应温度、反应器内空间速度或还原剂的停留时间、NH3/NOx摩尔比、NH3的逃逸量、SCR系统的脱硝效率等。SCR系统一般组成SCR系统一般由氨的储存系统51SCR系统简述氨储存、混合系统

每个SCR反应器的氨储存系统由一个氨储存罐,一个氨气/空气混合器,两台用于氨稀释的空气压缩机(一台备用)和阀门,氨蒸发器等组成。氨储存罐可以容纳15天使用的无水氨,可充至85%的储罐体积,装有液面仪和温度显示仪。液氨汽化采用电加热的方式,同时保证氨气/空气混合器内的压力为350kPa。NH3和烟气混合的均匀性和分散性是维持低NH3逃逸水平的关键。为了保证烟气和氨气在烟道分散好、混合均匀,可以通过下面方式保证混合:在反应器前安装静态混合器;增加NH3喷入的能量;增加喷点的数量和区域;改进喷射的分散性和方向;在NH3喷入后的烟道中设置导流板;同时还应根据冷态流动模型试验结果和数学流动模型计算结果对喷氨系统的结构进行优化。喷氨系统

喷氨系统根据锅炉负荷、反应器入口NOx浓度、反应器出口NOx浓度测量的反馈信号,控制氨的喷入量。SCR系统简述氨储存、混合系统52反应器系统

SCR反应器采用固定床形式,催化剂为模块放置。反应器内的催化剂层数取决于所需的催化剂反应表面积。典型的布置方式是布置二至三层催化剂层。在最上一层催化剂层的上面,是一层无催化剂的整流层,其作用是保证烟气进入催化剂层时分布均匀。通常,在第三层催化剂下面还有一层备用空间,以便在催化剂活性降低时加入第四层催化剂层。在反应器催化剂层间设置吹灰装置,定时吹灰,吹扫时间30～120分钟,每周1～2次。如有必要,还应进行反应器内部的定期清理。反应器下设有灰斗,与电厂排灰系统相连,定时排灰。省煤器和反应器旁路系统

在省煤器前和反应器之间设置旁路,称之为省煤器旁路。当锅炉负荷降低,烟气流量减少,进入反应器的烟气温度低于要求值时,旁路开通,向反应器导入高温烟气,提