燃煤锅炉烟气脱硝设计

PAGEPAGE24摘要燃煤电厂污染物NOX的排放日益严重地影响着环境、气候和人类的健康，解决电站锅炉NOX排放对环境的影响，已成为一个中国要问题。本论文经过对锅炉燃煤烟气脱硝设计，并对其技术经济特性进行了相应分析，进而针对大唐哈尔滨热电厂的锅炉进行了脱硝方案的设计。该厂在炉膛上部区域喷入一定量的液氨溶液，将烟气中的NOX还原N2和H20。改设计通过对SCR反应器及液氨系统的设计，使烟气的脱硝效率达到80%或以上。关键词：NOX，SCR，SCR反应器，液氨系统TOC\o"1-4"\h\z\u燃煤锅炉烟气脱硝设计 4第一章绪论 41.1研究背景及意义 41.1.1氮氧化物的来源及生成机理 41.1.2氮氧化物的危害 51.1.3国内外氮氧化物的排放情况及控制对策 61.1.3.1国内NOx的排放情况及控制对策 61.1.3.2国外NOx的排放情况及控制对策 71.2烟气脱硝技术 81.2.1选择性催化还原烟气脱硝技术 81.2.2选择性非催化还原烟气脱硝技术 81.2.3SNCR/SCR联合烟气脱硝技术 81.2.4液体吸收法 81.2.5微生物法 81.2.6活性碳吸收法 91.2.7电子束照射法（EBA）和脉冲电晕等离子体法（PPCP） 91.2.8炽热碳还原法 91.2.9湿式络合吸收法 91.3各种烟气脱硝工艺的比较 9第二章选择性催化还原脱硝原理与工艺 112.1SCR反应原理 112.2V2O5/TiO2催化反应原理 112.3SCR脱硝效率的主要影响因素 11第三章选择性催化还原脱硝系统的设计 123.1工程概况 123.2脱硝系统的设计原则 123.3SCR的关键控制参数 133.3.1烟气参数 143.3.2SCR反应器主要工艺参数 143.4SCR反应器尺寸估算 153.4.1SCR反应器截面尺寸估算 153.4.2SCR反应器断面尺寸估算 153.5氨区工艺系统及主要设备 183.5.1氨的存储和处理系统 183.5.2NH3卸料压缩机系统 183.5.3液氨储罐 183.5.5氨气缓冲槽 203.5.6稀释罐 203.5.7氨区废水处理 203.5.8氨区的氮气吹扫设计 203.5.9管道、闸门及其附件材质要求 213.6氨区的布置 21第四章燃煤电厂烟气脱硝技术经济分析 214.1概述 214.2SCR总投资成本分析 234.3经济评价 244.3.1主要参数 244.3.2总投资估算 24燃煤锅炉烟气脱硝设计第一章绪论1.1研究背景及意义随着我国经济的快速发展，对能源的消耗大幅度增加，由此而引起的环境污染问题越来越引起人们的重视。大量的化石燃料在其燃烧过程中排放出CO2、SO2、粉尘和氮氧化物（NOx）等污染物严重破坏了大气环境，造成我国城市空气质量下降。我国是当今世界上唯一以煤为初级能源的经济大国，也是以燃煤发电为主的发展中国家，经济发展水平与发达国家相比还有较大差距，环保技术的发展也处于较落后状态。在今后几十年内，以煤炭为主的能源结构不会发生显著变化。煤炭的燃烧易造成严重空气污染，对人类健康和环境危害极大。预计在未来几十年内，我国NOx排放量会随着经济的发展有很大增长。氮氧化物的排放量在2000年已达1000万吨，根据目前的发展情况，2020年将会达到或超过2000万吨。氮氧化物排放的迅速增长给环境和人类健康带来了巨大压力。在不远的将来，环境问题将成为制约经济发展的重要因素，因此保护和改善环境是保证我国经济可持续发展的必要条件。积极开发研究脱硝技术，满足环境保护的要求，具有非常现实的环境、经济和社会意义。1.1.1氮氧化物的来源及生成机理氮氧化物（NOx）对大气的的污染是一个世界性的环境问题，它对大气的影响主要是酸雨和较高的地面臭氧浓度。氮氧化物主要有NO、NO2、N2O3、N2O4和N2O5等（本文中对氮氧化物统称为NOx），在燃烧过程生成的氮氧化物，几乎全是NO和NO2（NO约占90%），造成大气污染的主要也是NO和NO2。NOx的主要来源有：化石燃料的燃烧、生物体燃烧、闪电过程、平流层光化学过程、在大气中的氧化、土壤以及海洋中的NO2光解等。其中，煤、天然气、石油等化石燃料的燃烧约占NOx排放总量的90%。一般认为氮氧化物的生成途径主要有三类：1.空气中氮在高温下氧化产生，称为热力型NOx；2.由于燃料挥发物中碳氢化合物高温分解生成的CH自由基和空气中氮气反应生成HCN和N，再进一步与氧气作用以极快的速度生成NOx，称为快速型NOx；3.燃料中含氮化合物在燃烧中氧化生成的，称为燃料型NOx。1.1.2氮氧化物的危害氮氧化物主要以六种形式存在：一氧化二氮（N2O）、一氧化氮（NO）、二氧化氮（NO2）、三氧化二氮（N2O3）、四氧化二氮（N2O4）、五氧化二氮（N2O5），煤燃烧形成的氮氧化物主要是NO和NO2。其中，NO含量占烟气的90%以上。NO和NO2都是具有强烈毒性的气体。NO非常容易与动物血液中的色素(Hb)结合，造成血液缺氧而引起中枢神经麻痹。它与血色素的亲和力很强，约为CO的数百倍至一千倍，对人体健康影响很大。而NO2毒性比SO2和NO都强，约为NO的4～5倍。NO2对呼吸器管粘膜有强烈的刺激作用，引起肺气肿和肺癌。此外NO2对人体的心、肝、肾和造血组织等都有损害。在大气中的氮氧化合物达到100～150ppm的高浓度时，人连续呼吸30～60min便会中毒。一氧化氮与血液中血红蛋白亲和力较强，从而使血液输氧能力下降，人体急性中毒后出现缺氧症状。一氧化氮还导致中枢神经系统受损，引起痉挛和麻痹。高浓度中毒时，将迅速导致肺部充血和水肿，甚至窒息死亡。二氧化氮是具有特异刺激性臭味的棕色气体，其味道在1ppm时就能被感觉到。二氧化氮严重刺激呼吸系统，使血液中血红蛋白硝化，同时对人的心、肝、肾、造血组织都有影响。人在有l00ppm二氧化氮大气中呼吸60min，或在400ppm二氧化氮的大气中呼吸5min就可以招致死亡。二氧化氮慢性中毒表现为支气管和肺部呼吸障碍、肠胃痛、牙痛。0.25～0.5ppm二氧化氮长期吸入可引起支气管和肺部组织发生病变，使呼吸机能慢性衰退。二氧化氮对植物有损害作用。25ppm二氧化氮在7小时内可使豆类、西红柿等作物叶子变白，更严重时会使植物枯萎，甚至死亡。NOx的危害还在于它与SO2一样都可以造成酸雨的主要来源，并且与烃类化合物在太阳光照射下发生一系列光化学反应而生成光化学烟雾。对于人类及自然环境有很大危害性。1.1.3国内外氮氧化物的排放情况及控制对策1.1.3.1国内NOx的排放情况及控制对策NOx污染主要来源于生产、生活中所用的煤、石油等化石燃料的燃烧产物（包括汽车及一切内燃机燃烧排放的NOx）；其次是来自生产、使用硝酸的工厂，以及车辆排放的尾气。我国电力工业以火电为主，随着电力工业迅猛发展，火电装机容量随之迅速增加，大容量高参数的300MW及以上火电机组正成为电力工业的主力机组。火电厂的氮氧化物(NOx)排放总量日益增加，2000年已经达到了300万吨。表1.1列出了我国近几年来电站锅炉氮氧化物的排放情况。表1.1我国近几年电力行业氮氧化物排放量单位：万吨年份199619971998199920002001200220032004排放量359.3350.3360.5401.9469.0497.5536.8597.3665.7表1.22010年火电厂装机及典型排污水平项目新机组旧机组新+旧机组装机容量/GW230350580典型机组/MW600300-典型NOx排放浓度（标准状态）/（mg/m3）400800640单位发电量的NOx排放量/[g/（Kw·h）2.04.03.2年运行小时/h570057005700年排放NOx总量/万吨2608001060另一方面随着现代社会汽车持有数量的剧烈增长，由汽车排放的NOx所占的比重日益增加，逐渐成为人们所关注的对象。发动机废气中的NO是经由入口的N2和O2以及燃料中的含氮化合物在高温高压下生成的。废气中的NO浓度取决于汽车发动机燃烧情况如温度、空气燃气比等。1995年全国机动车辆（不包括农用车辆）的NOx排放量为141万吨，若包括农用车辆，其排放估算量可能将增加三成，机动车的排放量估计占排放总量的不到20%，是城市的NOx的主要来源之一。现在，我国对NOx的控制已经纳入日程，NOx是我国47个重点城市环境空气质量周报中的考核项目之一，也是2000年重点城市“一控双达标”中城市环境空气质量达标项目之一。国家环保局从2000年开始要求对酸雨控制区内的NOx实行排放控制，到2010年酸雨控制区内氮化物排放总量控制在2000年水平。目前，机动车的NOx排放正逐步通过汽车尾气催化净化器加以控制，而固定源氮氧化物排放，如发电厂、工业锅炉等烟气中NOx的排放已开始得到重视。。在未来的数十年内，伴随着环境保护法的诞生以及有关标准的日趋严格，NOx排放的控制必将日益严格。1.1.3.2国外NOx的排放情况及控制对策国外对于NOx排放的治理比我国进行的早，也更完善。早在1979年，33个国家共同签署了可联合国经济委员会关于欧洲长距离越境空气污染公约。1988年11月根据该公约签定了一项议定书，要求到1994年将NOx排放冻结在1987年或之前的水平上。欧洲在早1988年通过了“欧共体关于大型燃烧设备污染物排放限制法令”，要求欧共体在1987年以前安装的大于50MW的全部燃烧设备NOx排放总量到1993年要在1980年基础上削减10%，到1998年削减30%。除上述国际公约以外，许多国家还根据各自特点采取了相应的国际行动。在德国，随着NOx对环境影响的日益严重，控制燃煤电厂的NOx排放越来越受到人们的重视。1984年原联邦德国在“大型燃烧设备规定”中制定了严格的气体污染物排放限值，其中，300MW以上燃煤燃烧器NOx的烟气中浓度必须控制在200mg/m3以下。如今，德国的燃煤电厂不仅陆续开发采用了低NOx燃烧系统，全面安装了烟气脱硝装置，而且对老式锅炉进行技术改造和燃烧优化调整。由于单纯通过采用低燃烧器难以使烟气中NOx的达到低于排放限值，因此德国的燃煤电厂普遍采用称为二级脱硝技术的烟气脱硝技术，以降低烟气中己生成的NOx的排放。在日本，烟尘和的SO2污染问题已经基本得到解决，而NOx造成的污染成为治理大气污染的主要任务。针对NOx污染问题，日本政府已经采取了一系列措施，这对中国控制NOx有一定的借鉴意义。日本降低排放的技术措施主要是燃烧控制和烟气脱硝。在70年代初日本烟气脱硫和烟气脱硝技术同时起步，处理设施的数量和处理的能力逐年提高，脱硝方式则大多采用选择性催化还原法，至今己有大约套170选择性催化还原装置投入生产运行，NOx的排放已经得到初步控制。1.2烟气脱硝技术1.2.1选择性催化还原烟气脱硝技术选择性催化还原法（SelectiveCatalyticReduction,SCR）是指在催化剂的作用下，以NH3还原剂，“有选择性”地与烟气中的NOx反应并生成无毒无污染的N2和H2O。1.2.2选择性非催化还原烟气脱硝技术选择性非催化氧化还原法（SelectiveNon-CatalyticReduction,SNCR）工艺，也被称为热力DeNOX工艺。是把含NHX基的还原剂（如氨、尿素），喷入炉膛温度为800～1100°C的区域，该还原剂迅速分解成NH3并与烟气中的NOX进行SNCR反应生成N21.2.3SNCR/SCR联合烟气脱硝技术SNCR/SCR联合烟气脱硝技术结合了两者的优势，将SNCR工艺的还原剂喷入炉膛，用SCR工艺使逸出的NH3和未脱除的NOX进行催化还原反中应。1.2.4液体吸收法又称湿法烟气脱硝，主要包括水吸收法、酸吸收法、碱中和吸收法、氧化吸收法、液相还原吸收法等。液相吸收脱硝方法消耗大量吸收剂，吸收产物会造成二次污染。1.2.5微生物法用微生物净化NOx废气的思路是建立在用微生物净化有机废气、臭气以及用微生物进行废水反硝化脱氮获得成功的基础上的。微生物处理NOx与微生物有机挥发物及臭气有较大的不同。由于NOx是无机气体，其构成不含碳元素，因此微生物净化NOx是适宜的脱氮菌在外加碳源的情况下，利用NOx作为氮源，将NOx还原成无害的N2，而脱氮菌本身会的生长繁殖。其中NO2先溶于水中形成NO3¯及NO3¯再被生物还原为N2，而NO则是背媳妇在微生物表面后直接被生物还原成N2。1.2.6活性碳吸收法活性炭具有发达的微孔结构和较大的比表面积，对烟气中的NOX和SO2有较强的吸附能力。因此，活性炭发不仅能脱硝，而且能脱硫。1.2.7电子束照射法（EBA）和脉冲电晕等离子体法（PPCP）这类方法是利用高能电子撞击烟气中的H2O、O2等分子，产生O、OH、O3等氧化性很强的自由基，将NO氧化成NO2，NO2与H2O生成HNO3，并于喷入的NH3反应生成硝酸铵化肥。根据高能电子的产生方法不同，这类方法又分为电子束照射法（EBA）和脉冲电晕等离子体法(PPCP)。1.2.8炽热碳还原法利用碳质固体还原废气中的NOx属于无触媒非选择性还原法。与选择性催化法相比，其优点是不需要价格昂贵的催化剂，避开了催化剂中毒所引起的问题，并且弹指柜体价格便宜，来源广。1.2.9湿式络合吸收法湿式络合吸收法是用水或酸、碱、盐的水溶液来吸收废气中的氮氧化物。按吸收剂的种类可分为水吸收法、酸吸收法、碱吸收法、氧化-吸收法、吸收-还原法及液相络合法等，这些方法比较适合于硝酸厂尾气NO2的吸收，对于燃煤烟气是不适用的。施法中国只有络合吸收法比较适合于燃煤烟气脱NOx。湿式络合吸收法是一种利用液相络合剂直接同NO反应的方法，因此，对于处理主要含有NO的燃煤烟气具有特别意义。NO的生成的络合物在加热时又重新放出NO，从而使NO能富集回收。1.3各种烟气脱硝工艺的比较经过表1.3各种脱硝方法的特点、优缺点的比较，最后决定选择选择性催化还原法（SCR）进行燃煤电厂锅炉烟气脱硝设计。第二章选择性催化还原脱硝原理与工艺2.1SCR反应原理SCR是在一定的温度和催化剂的作用下，还原剂有选择性地把烟气中的NOX还原为无毒无污染的N2和H2O，还原剂可以是碳氢化合物（如甲烷、丙烯等）、氨、尿素等。表1.3各脱硝工艺的比较脱硝工艺适用性及特点优缺点脱硝率投资SCR适合排气量大，连续排气源二次污染小，净化效率高，技术成熟；设备投资高，关键技术难度大80%～90%较高SNCR适合排气量大，连续排放源不用催化剂，设备和运行费用少；NH3用量大，二次污染，难以保证反应温度和停留时间30%～60%较低液体吸收法处理烟气量很小的情况下可以选取工艺设备简单、投资少，收效显著，有些方法能回收NOX；效率低，副产物不易处理，目前常用的方法不适合于处理燃煤电厂烟气效率低较低微生物法使用范围较大工艺设备建单、能耗及处理费用低、效率高、无二次污染；微生物环境条件难以控制，仍处于研究阶段80%低活性炭吸附法排气量不大同时脱硫脱硝，回收NOX和SO2，运行费用低；吸收剂用量大，设备庞大，一次脱硫脱硝效率低，再生频繁80%～90%高电子束法适用范围较大同时脱硫脱硝，无二次污染；运行费用高，关键设备技术含量高，不易掌握85%高2.2V2O5/TiO2催化反应原理目前工业中应用最多的SCR催化剂大多以TiO2为载体，以V2O5或V2O5-WO3、V2O5-MoO3为活性成分。其中TiO2具有较高的活性和抗SO2性能；V2O5是最重要的活性成分，具有较高的脱硝效率，但同时也促进SO2向SO3的转化；另一种活性材料WO3的添加，有助于抑制SO2的转化；其他的活性材料还有Mo、Cr等，它们可起到助催化剂及稳定剂的作用。一般V的负载量低于1%～1.5%，而WO3和MoO3的负载量分别为10%和6%左右。2.3SCR脱硝效率的主要影响因素1.工作温度烟气温度主要影响催化剂的催化性能以及脱硝反应的进行，从而对氨的利用率以及脱硝效率产生影响。对保证脱硝性能而言，必须针对催化剂确定合适的工作温度区段，同时为避免在催化剂表面生成硫酸铵和硫酸氢氨，SCR的最低工作温度必须比生成硫酸氨和硫酸氢氨的温度高出120~140°C。一般控制在300~400°C之间。2.入口烟气含尘量在燃煤锅炉排烟脱硝系统中，由粉尘带来的脱硝系统操作恶化主要体现在三个方面：首先由粉尘引起的催化剂单元堵塞导致的压损增大；其次，粉尘中含有的碱分以及其他有害物质覆盖在催化剂的表面，并随着表面扩散附着在活性点上，肯能引起催化剂中毒；第三，随着烟气中含尘量的增加，对催化剂单元的磨损加剧，主要包括催化剂端部的直接碰撞、气体流过部位的粉尘碰撞以及粉尘的摩擦作用。因此必须采取措施，对入口烟气含尘量加以控制。3.入口烟气SO2含量由于脱硝催化剂的氧化活性，与NOx共存的SO2部分氧化为SO3，与残余的NH3发生反应，在脱硝反应器内以及脱硝反应器下游的空气预热器传热面上，析出硫酸铵或硫酸氢氨，导致酸露点上升，引起空气预热器的低温腐蚀加剧。同时对脱硝反应器内的催化剂载体产生腐蚀，影响催化剂单元的寿命。4.入口烟气NOx含量入口烟气的NOx浓度主要表征脱硝系统的负荷，并为喷氨控制系统按照NH3/NOx比，确定喷氨量提供控制信号。由于该信号对于喷氨控制系统而言存在一定的延迟，因此该信号主要作为NOx预测值的偏差修正信号引入喷氨控制回路中。5.SCR出口烟气NH3含量残余NH3对系统产生的影响，主要是与烟气中的SO2共同作用的结果。同上所述，残余的NH3与SO2氧化后生成SO3反应，生成带有较强腐蚀性的物质，导致催化剂模块本身以及下游空气预热器分腐蚀加剧。SCR反应器出口氨的逃逸率必须控制在≤3×10-6的范围内。6.SCR出口烟气NOx含量SCR反应器出口烟气的NOx浓度要控制在50（标）mg/m³内，必须实时连续监测该参数，当出现较高的NOx浓度时，必须综合分析锅炉负荷、入口NOx浓度、烟气流量及喷氨量等相关控制回路进行调节。第三章选择性催化还原脱硝系统的设计3.1工程概况大唐哈尔滨第一热电厂2300MW新建工程，由大唐黑龙江发电有限公司投资建设，工程容量为2300MW。3.2脱硝系统的设计原则（1）烟气脱销系统采用选择性催化还原（SCR）进行2台机组100%烟气量的脱销处理。（2）在锅炉燃用设计煤种BMCR工况下处理全烟气量时的保证脱硝率为80%以上。（3）在设计煤种的烟气条件下，烟气中NOx含量增加25%时，经脱销后的NOx排放浓度应满足环保排放要求。进口烟气中NOx含量在设计值的125%~200%范围内变化时，SCR脱硝装置能够安全运性。（4）当烟气温度在290~400°C范围内时，烟气脱硝系统应（5）在锅炉BMCR工况条件下，要求烟气脱硝系统中的设备应有一定的余量；烟气脱硝系统具有应付紧急停机的有效措施；烟气脱硝系统能够适应锅炉的启停，并能适应单台锅炉的运行及符合的变动。（6）烟气脱硝系统的使用寿命不低于主体机组的寿命(30年)。（7）自SCR装置投入商业运行，烟气脱硝系统的利用率为锅炉电除尘运行时间的95%。（8）对于烟气脱硝系统中的设备、管道、烟风道、箱罐或贮槽等，考虑防腐和防磨措施。（9）烟气脱销设备所产生的噪声控制在低于85dB（A）的水平(距产生噪声设备1m处测量)。在烟气脱硝装置控制室内的噪声水平低于60dB（A）。（10）烟气道的设计符合《火力发电厂烟风煤粉管道设计技术规程》（DL/T5121-2000）的规定，汽水管道符合《火力发电厂汽水管道管道设计技术规定》（DL/T5054-1996）和《火力发电厂汽水管道管道应力计算技术规定》（SDGJ6-90）中的要求。对于低温烟道的结构采用能够保证有效地防腐形式。在所有需要维护和检修的地方设置平台和扶梯，平台扶梯的设计满足《钢梯02（03）J401》或《火电厂钢制平台扶梯设计规定》DLGJ158-2001中的要求。（11）SCR脱硝装置的管道系统布置做到简洁美观，便于安装维护，流速合理，要有足够的强度和刚度，特别注意防震动、防磨损、防腐蚀和防堵塞。（12）贯彻电力建设“安全可靠、经济适用、符合国情”的指导方针，严格执行设计合同要求，精心设计，充分优化方案，是建造方案经济合理、可用率高，并在保证技术指标的前提下努力降低工程造价。3.3SCR的关键控制参数3.3.1烟气参数烟气流量：2250000Nm3/h；工作温度：378ºC；设计温度：400ºC；设计外压：7000Pa；NOx含量：500mg/Nm3；粉尘含量：9.88g/Nm3；脱硝率：>90%；氨逃逸率<5ppm。3.3.2SCR反应器主要工艺参数3.3.2.1SCR的线速度代表气流流过催化剂哼横截面的速度，它是决定反应器横截面面积和在气体在反应区停留时间的重要参数，其计算公式为：式中——烟气线速度，——锅炉烟气流量，——催化剂层截面积，3600——单位换算系数各工程公司根据自己的经验，其线速度的取值各有不同，其大小一般在5～6m/s之间。3.3.2.2面速度SCR系统的面速度，描述的是烟气掠过催化剂表面的速度，其定义是单位时间内烟气体积与催化剂的几何表面积之比，是反映催化反映特征的一个参数。其计算公式为式中——面速度，m/(h﹒m)或m/h;——催化剂体积,m——催化剂比表面积，有催化剂特性决定,m/m.3.3.2.3空间速度描述的是烟气体积流量（标准状态下的湿烟气）与SCR反应塔中催化剂体积的比值，反映了烟气在SCR反应塔内停留时间的长短。根据定义其计算式为式中——空间速度，1/h。3.4SCR反应器尺寸估算3.4.1SCR反应器截面尺寸估算SCR反应器截面尺寸是由锅炉烟气流量和表面速度决定的。典型的流经催化剂的表面速度为5m/s左右，在实际工程中可以用如下速度值来对催化剂横截面积进行估算，即式中——催化剂层截面积，m——锅炉烟气流量，m/h——单位换算系数。由已知条件知烟气流量：2250000Nm/h，带入式中得催化剂层截面积：考虑到催化剂几何形状及安装结构，SCR反应器的横截面积比催化进面积打15%左右，因此，反应器横截面积：取反应器横截面厂为14.4m,宽为10m。3.4.2SCR反应器断面尺寸估算3.4.2.1催化剂体积估算在工程中，一般催化剂至少安装两层，其中催化剂体积的估算式为式中——催化剂估算体积，m；——锅炉烟气流量，m/h；——系统设计的脱硝效率，%；取80%；——催化剂活性常数；——催化剂比表面积m/m，取350m/m——系数——与的化学摩尔比；其中上式的氨氮摩尔比，设计要求第一层催化剂表面的氨氮摩尔比标准偏差不超过5%，符合要求。本设计中假设在催化剂分别使用1、2、3、4年后的活性分别为0.91、0.84、0.77、0.70，取为0.7。由上式已知条件得出催化剂体积：3.4.2.2催化剂层数估算根据工程烟气流量等参数，在确定了催化剂层的截面积和催化剂体积后，则可估算相互催化剂的层数，其计算式为式中——催化剂估算体积，m——催化剂截面积，m——催化剂模板的高度，m；取1.85m将已知数值带入公式中得由此得出催化剂层数为三层。3.4.2.3反应器高度估算SCR反应器的断面尺寸一般根据催化剂的层数、整流层安装高度和催化剂的安装空间等因数确定。因此，反应器的高度可由下式估算，即式中——反应器的高度，m;——催化剂的层数，——支撑、安装催化剂所需的空间高度，m；取值4m.——整流层安装高度及安装所需的空间高低，m,取值3.5m式中的与时隔工程经验数据，与工程采用的吹灰形式、催化剂安装方式都有一定的关系，为便于安装和检修，催化剂的高层一般以不小于3.5为宜。代指入等式得反应器高：由此最后得出SCR反应器断面尺寸为26.9m（高）10m（宽）。综上所述，SCR反应器最后设计出的尺寸为14.4m(长)10m（宽）26.9m（高）。3.5氨区工艺系统及主要设备3.5.1氨的存储和处理系统氨存储和处理系统用于卸载并存储作为SCR反应剂的无水氨（纯度为99.6%或更高）。此系统一般有卸料压缩机、储氨罐、液氨蒸发器、氨气稀释槽、氨气泄漏检测器，报警系统、水喷淋系统、安全系统及相应的管道、管件、支架、阀门及附件组成。3.5.2NH3卸料压缩机系统卸氨压缩机的作用是把液态的氨从运输的罐车中转移到液氨储罐中。卸氨压缩机一般为往复式压缩机，它抽取槽车的液氨，经压缩后将液氨槽车的液氨推挤入液氨储罐中。3.5.3液氨储罐3.5.3.1设备构造及选型储罐是SCR液氨脱硝系统液氨储存的设备，一般为能够承受一定压力荷载的罐体。氨罐的容积选择一般考虑锅炉BMCR工况下一周液氨的消耗量确定，并且要保证储氨罐的上部至少留有全部容量的10%的气化空间。氨储罐属三类容器，选用卧式罐，设计压力取液氨介质在50°C时的饱和蒸汽压力的1.1倍，氨罐的工作温度一般为-10～40°C，设备材料通常选用16MnDR.液氨储罐计算体积估算公式为：式中——计算出的箱罐体积，m——氨罐内径，m;——氨罐长度。取氨罐内径D=3.5m,氨罐长度为L=12m,代入公式得液氨储罐体积：3.5.3.2液氨储罐的管口设置表3.1液氨储罐的管口清单管口名称用途注意事项备注液氨出口液氨至蒸发器考虑管口在罐体上的位置关断阀尽量靠近管口布置液氨入口从液氨装运车到罐入口管口应布置在罐顶部管道止回阀应靠近罐体入口布置压力平衡门安全闸为安全目的的设置的阀门安全闸（备用）为安全目的的设置的阀门（备用）按照规定是不需要安装备用安全闸的，但是要核对是否符合业主的要求人孔为了人员进入内部检查在箱罐顶部开设备用口通常不需要留备用口：但是要确定业主有什么样的扩建计划，由此来考虑是否需要这个留口排污口用来排放箱内液体以及杂质在箱罐底部开设需安装两个关断阀连接管道出口用于箱罐间交换无水氨在顶部开口只有在需要箱罐间转移液体时才安装；关断阀安装在尽量靠近箱罐开口的位置（离箱罐表面1m以上）连接管道入口安装在箱底或箱顶均可（低温环境选箱底，高温环境选箱顶）如果不需要向其他箱罐排除液体，可不安装；止回阀尽可能安装在靠近出口的位置氨气入口用来平衡储存罐与蒸发槽之间的压力检查蒸馏罐的工作方式；根据具体情况确定是否需要安装温度开关接口用来接温度开关(喷水)箱顶开口温度计口测量现场温度压力计口测量现场压力压力开关接口用来接压力开关液位计口测量液位液位报警接口放置液位开关箱顶和箱底各安一个3.5.4目前，燃煤电站SCR工程中的液氨蒸发器一般以螺旋管式为主，馆内为液氨，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。蒸发器水温通过控制过热蒸汽的调节阀，使氨蒸发器内水温保持在40°C，当水温高过55°C时则切断蒸汽来源，并在控制室DOS上报警显示。蒸发罐上装有压力控制阀将气氨压力控制在0.2MPa，当出口压力达到0.38MPa时，切断液氨进料。在氨气出口管线上装有温度检测器，当温度低于10°C时切断液氨进料，是氨气至缓冲槽维持适当温度及压力。蒸发槽也安装安全阀，防止设备压力异常过高。3.5.5氨气缓冲槽液氨经液氨蒸发器蒸发为氨气后进入氨气缓冲罐，其作用是对氨气进行缓冲作用，保证氨气有一个稳定的压力。氨气缓冲罐的结构相对简单，主要包括氨气的进出口、安全阀以及排污阀等。3.5.6稀释罐氨稀释罐属于可能出现危险情况时处理氨排放的设备，其结构较为简单，不同的制造商制造的氨稀释罐是不同的，废氨稀释系统把位于氨区内的设备排出和泄漏的氨气进行稀释。观众的稀释水需要周期性更换，排到废水池中。3.5.7氨区废水处理氨区稀释罐的排放水、氨灌喷淋冷却水等一般都通过沟道或管道等收集到氨区的废水池中，由于废水具有一定的腐蚀性，所以一般需要通过废水泵，将脱硝废水排到全厂废水处理系统进行处理后排放。废水泵可以选择自吸泵或液下泵，工程中根据需要或业主的要求确定。3.5.8氨区的氮气吹扫设计基于安全方面的考虑，SCR系统的泄氨压缩机、液氨储罐、氨蒸发器、气氨罐等都备有氨气吹扫管线和与之配套的八字盲板隔离。一般在与槽车接口处，软管后每根管道都有旁路管道DN20连接到排放系统，这是用于泄氨前后排出管道中的空气，防止氨与系统中残余的空气形成爆炸混合物造成危险。具体操作是：将氨气分别以0.5、1.0、1.5MPa的压力充入，在分别排入废水箱，通过三次加压查漏、三次置换空气，系统可以进氨；泄氨完，关闭进出口管道阀门，再加入氨气，使软管中的氨气得到稀释，再将管道内的气体排入废水箱，如此三次可将管道内的氨气置换完。如果泄氨管路阀门泄漏，可关闭压缩机后切断阀门，对这段管道用氨气置换后再更换阀门。3.5.9管道、闸门及其附件材质要求根据氨的弱碱性、系统运行压力及腐蚀性，所有接触氨的管道可用碳钢管或不锈钢管作为氨气管，氨系统中的所有阀门及其附件所有阀门的垫圈禁止采用铜质材料。3.6氨区的布置按照相关的规定规范要求，并结合电厂总平面布置的要求，氨区的布置一般都是远离主厂布置。实际布置时，为了保证氨区及电厂的安全运行，氨区的布置一般要遵循以下原则：（1）储氨区布置在电厂全年最小频率风向的上风侧。（2）按照有关标准好人规定，确定罐区与周边建筑物的防火间距。（3）确定罐区与厂内主要道路及次要道路的防火间距符合有关标准和规定。（4）确定合理的罐区内设备防火间距。（5）罐区要设防火堤。（6）储罐、制氨气区域上面设置遮阳设施。（7）泄氨、储罐区需要设冷却喷淋和消防喷淋装置。（8）罐区要设消防通道。氨区的布置详见附图一。第四章燃煤电厂烟气脱硝技术经济分析4.1概述燃煤烟气脱硝技术经济分析是一项系统性强、涉及面广的评价工作，它包括评价指标体系、评价方法等的确定，技术性能分析，经济分析和综合评价等。我国燃煤烟气脱硝工艺和装置的选择应重视技术经济分析，并应特别注意以下几点：（1）立足长远随着人们对健康、环境越来越重视，国家的环保政策也越来越严格，故而火电厂在脱硝系统建设和改造的时候，一定要认真考虑将NOX的浓度控制在较低范围内。（2）技术成熟，运行可靠，并有较多的应用业绩火电厂脱硝的方式有很多，在国家有关部门的领导和协助下，适当开展及实现一些成本低、效率高的中式规模的脱硝技术。（3）节约成本主要包括脱硝工程建设的投资尽可能节省，脱硝装置的布置在空间上紧凑、合理，还原剂、水和能源消耗较少，运行费用教低，还原剂的来源可靠、质优价廉。目前，在世界各国应用较广泛的脱硝技术主要有SCR法、天然气再燃法、超细煤粉再燃法、低NOX燃烧器、燃烧优化调整（含空气分级燃烧）等，下表对这几种脱硝技术的经济性进行了一个模糊的评价。表4.1几种脱硝技术的经济比较指标SCR技术天然气再燃超细煤粉再燃法低NOX燃烧器燃烧优化调整投资成本300160506060运行成本0.050.0380.010.0050.002脱硝效率＞8060555040技术成熟度高中等低高高在这些脱硝设计中，SCR具有占地小、脱硝效率高、技术成熟、运行可靠性好、技术进步快等优点，使它在与众多的脱硝技术中脱颖而出，获得了业主们的广泛青睐。表4.2为国外几家电厂已运行SCR脱硝技术的经济指标。由表4.2看出，各电厂SCR脱硝成本差异较大。SCR的投资成本主要是由锅炉的结构特性和燃料特性决定的。除上面提到的因素外，还与机组的容量、燃料中微量元素的含量、脱硝率、入口NOX浓度、氨逃逸率、烟气温度以及催化剂的布置安排等多种因素有关。SCR的总投资主要包括SCR装置设备费、建筑工程费、安装工程费、工程技术服务总费用等，根据工程规模的不同，总费用存在一定的差距。表4.2国外电厂已运行SCR脱硝技术经济指标机组容量/(MW)未脱硝前NOX含量/10NOX脱硝率/%投资成本/（美元/kw）氨逃逸/10540170080125.2554057080105.255404308