畢業(yè)設計--火電廠煙氣脫硝技術應用分析

1、<p><b>　　0前言</b></p><p>　　氮氧化物（NOx）是主要的大氣污染物之一，火電廠排放的NOx中絕大部分是NO，其毒性不大，但是NO在大氣中可以氧化生成NO2，其毒性是NO的4～5倍，當含量達到150×10－6時，對人體器官產生強烈的刺激作用。此外，NOx還導致光化學煙霧和酸雨的形成。根據燃煤電站產生的NOX可分為兩類，一是燃料型NOX，它是由于燃料

2、中的有機氮在燃燒過程中離子析出與含氧物質反應而形成NOX ，二是熱力型NOX，它是在高溫燃燒時，空氣中的N2和O2發(fā)生化學反應形成的NOx 。</p><p>　　0.1我國火電廠氮氧化物排放現狀</p><p>　　總體上我國火電廠氮氧化物排放量隨著火電行業(yè)的發(fā)展呈不斷增長的趨勢。2003~2007年五年間，火電廠裝機容量增長了91.3%，煤耗量增長了65.6%，而2007年我國火電NO

3、x排放量為838.3萬噸，只比2003年的597.3萬噸增加近了40.3％，見圖0-1所示。</p><p>　　圖0-1 NOX的排放量</p><p>　　2007年我國單位發(fā)電量的氮氧化物排放水平為3.1克/千瓦時，同世界主要工業(yè)國家比較，高于美國、日本、英國、德國等發(fā)達國家1999年的單位發(fā)電量排放水平。據專家預測，隨著國民經濟發(fā)展、人口增長和城市化進程的加快，中國氮氧化物排

4、放量將繼續(xù)增長。2008年全國氮氧化物排放量達到2000萬噸，成為世界第一氮氧化物排放國。若無控制，氮氧化物排放量在2020年將達到3000萬噸，給我國大氣環(huán)境帶來巨大的威脅。</p><p>　　0.2我國火電廠氮氧化物控制政策</p><p>　　國外對氮氧化物進行嚴格控制已經有近20年的歷史。我國長期以來對火電廠產生的大氣污染物的控制主要集中在煙塵和二氧化硫上，對氮氧化物排放的治理尚

5、處于起步階段，對氮氧化物的總量控制也剛列入工作日程，控制標準如表0-1所示。</p><p>　　表0-1 火電廠燃煤鍋爐NOX最高排放濃度（mg/m3）</p><p>　　國務院頒發(fā)的《國家環(huán)境保護“十一五”規(guī)劃》中明確規(guī)定：“繼續(xù)開展氮氧化物控制研究，加快氮氧化物控制技術開發(fā)與示范，將氮氧化物納入污染源監(jiān)測和統(tǒng)計范圍，為實施總量控制創(chuàng)造條件”。 2003年修訂的《火電廠大氣

6、污染物排放標準》（GB13223－2003），則按時段和燃料特性分別規(guī)定了燃煤、燃油鍋爐的氮氧化物排放限值，規(guī)定了火電廠氮氧化物的排放限值，見表1-1所示。</p><p>　　2009年環(huán)保部出臺的《火電廠大氣污染物排放標準(征求意見稿)》中，將火電廠的脫硝完成時間定在2015年1月1日。其中重點地區(qū)NOx（氮氧化物）排放量達到200毫克/立方米,非重點地區(qū)則為400毫克/立方米。</p><

7、;p>　　2010年環(huán)保部又頒布的《火電廠大氣污染物排放標準(二次征求意見稿)》計劃2012年1月1日開始實施。其中從2012年1月1日開始,要求所有新建火電機組NOx排放量達到100毫克/立方米。從2014年1月1日開始,要求重點地區(qū)所有火電投運機組NOx排放量達到100mg/立方米,而非重點地區(qū)2003年以前投產的機組達到200mg/立方米。我國是以煤炭為主要一次能源的國家, 以燃煤電為主的電源結構在未來幾十年內不會改變，但煤

8、電的發(fā)展必然會帶來日益嚴重的排放污染問題。我國氮氧化物的排放中有70％來自煤炭的直接燃燒，電力行業(yè)又是我國的燃煤大戶，因此火力發(fā)電廠是NOX排放的主要來源之一。目前，國內火電廠的NOX排放占整個污染的80％。氮氧化物成為繼二氧化硫之后燃煤發(fā)電污染物治理的重點。據測算，我國2000年氮氧化物的排放量為1500萬噸，如果不加以控制，預計到2010年氮氧化物的排放量將達到1765萬噸，到2020年氮氧化物的排放量將達到2639萬噸。然而，我國

9、環(huán)境的氮氧化物環(huán)境容量只有1800萬噸。</p><p>　　1 NOX的控制技術</p><p>　　燃煤產生的分為燃料型NOX和熱力型NOX兩種。燃料型NOX的產生是由于燃料中的有機氮在燃燒過程中離子析出與含氧物質反應而形成NOX，與燃料中氮元素的含量有關系；熱力型NOX的產生是在高溫燃燒時，空氣中的N2和O2發(fā)生化學反應形成的NOx，與爐膛燃燒的狀況有關。</p>&

10、lt;p>　　根據的NOX的形成特點，把NOX的控制措施分成燃燒前處理、燃燒中處理和燃燒后處理三類。燃燒前脫氮主要將燃料轉化為低氮燃料，成本太貴，工程應用較少。燃燒中脫氮主要指各種降低NOX燃燒技術，費用較低，脫硝率不高，近期尚能滿足當前及今后短期的環(huán)保要求。燃燒后脫氮主要指煙氣脫硝技術，脫除效率高，隨著環(huán)保要求的日益嚴格，高效率的煙氣脫硝技術將是主要的發(fā)展方向。</p><p>　　因此，NOX的控制途徑

11、最常用的有兩種：一種是采用低NOX燃燒技術，減少鍋爐爐膛內煤燃燒生成的NOX量；另一種是從煙氣中脫除NOX，以減少向環(huán)境的排放量。</p><p>　　1.1 低NOX燃燒技術</p><p>　　最常用的低NOX燃燒技術是分級燃燒技術，它包含了低過量空氣燃燒、空氣分級燃燒、燃料分級燃燒和煙氣再循環(huán)等技術。分級燃燒就是把燃燒分階段完成，通過調整燃燒工礦來達到低NOX生成量的一種爐內控制技

12、術。該技術的基本思路是：形成缺氧富燃區(qū)并設法降低局部高溫區(qū)的燃燒溫度以抑制NOX的生成，并使溫度和氧濃度的高點值不同時存在；減少燃料周圍的氧濃度，形成還原性氣氛并加入還原劑，使以生成的NOX被還原。</p><p>　　1.1.1 空氣分級燃燒</p><p>　　根據NOX的生成機理，燃燒區(qū)的氧濃度對各種類型的NOX的生成濃度均影響很大。當過量空氣系數a＜1，燃燒區(qū)處于“貧氧燃燒” 狀

13、態(tài)時，對于抑制在該區(qū)NOX的生成量有明顯的效果。根據這一原理，把供給燃燒區(qū)空氣量的減少到全部燃燒所需用空氣量的70％左右，使燃燒在“貧氧燃燒”條件下進行，從而既降低了燃燒區(qū)的氧濃度也降低了燃燒區(qū)的溫度水平。因此，第一級燃燒區(qū)的主要作用就是抑制NOX的生成并將燃燒過程推遲。燃燒所需的其余空氣則通過燃燒器上面的燃盡風專門噴口送入爐膛與第一級“貧氧燃燒”所產生的煙氣混和，完成整個燃燒過程，此時第二級的燃盡過程是在α＞1的條件下進行的，故分級燃

14、燒法。</p><p>　　1.1.2 燃料分級燃燒</p><p>　　該技術的目的是將主燃燒器供入的一次燃料在一級燃燒區(qū)形成的NOX在二次燃料的再燃區(qū)重新還原為氮氣。以此其技術關鍵是在主燃燒器形成的初始燃燒區(qū)的上方噴入二次燃料，形成富燃料燃燒的再燃區(qū)，NOX進入本區(qū)便被還原脫氧生成氮氣。為了保證在再燃區(qū)的不完全燃燒產物的燃盡，在再燃區(qū)的上面還需布置燃盡風專門噴入，以保證二次燃料的完全

15、燃燒。試驗證實，改變再燃區(qū)的燃料與空氣之比是控制NOX排放量的關鍵因素。</p><p>　　1.1.3 煙氣再循環(huán)</p><p>　　該技術是在鍋爐空氣預熱器前抽取一部分低溫煙氣直接送入爐膛或與一、二次風混合后送入爐膛，既降低了燃燒區(qū)域的溫度，又降低了燃燒區(qū)域的氧濃度，可抑制NOX的生成。該技術的NOX降低率隨煙氣再循環(huán)率的增加而增加，爐內燃燒溫度越高，煙氣再循環(huán)率越高，對NOX降低

16、率的影響越大。但是，隨著再循環(huán)煙氣量的增加，燃燒會趨于不穩(wěn)定，不完全燃燒損失也會增加。因此，電站鍋爐的煙氣再循環(huán)率一般控制在10％～20％。</p><p>　　1.1.4 濃淡偏差燃燒技術</p><p>　　濃淡偏差燃燒技術的原理是依據NOX對過量空氣系數a的依賴關系，使部分燃料在空氣不足條件下燃燒，即燃料過濃燃燒；另一部分燃料在空氣過剩下燃燒，即燃料過淡燃燒。無論是過濃燃燒還是過淡

17、燃燒，燃燒時過量空氣系數a都不等于1，前者a＜1，后者a＞1，因此該方法又稱為化學計量數配比燃燒或者偏差燃燒。燃料過濃部分因氧氣不足，燃燒溫度不高，所以燃料型NOX和熱力型NOX都很低。燃料過淡部分，因空氣量很大，燃燒溫度降低，使熱力型NOX降低。這一方法可以用于燃燒器多層布置的電站鍋爐，在保持總空氣量不變的條件下，調整各層燃燒器噴口的燃料與空氣的比例，然后保證濃淡兩部分燃氣充分混合好并燃盡。該方法比較簡單，NOX排放能明顯降低。<

18、;/p><p>　　1.1.5 煙氣循環(huán)流化床脫硫脫硝技術</p><p>　　Lurgi GmbH首先研究了煙氣循環(huán)流化床（CFB）聯合脫硫脫硝技術，該方法用消石灰作為脫硫的吸收劑，氨作為脫硝的還原劑，FeSO4·7H2O作為脫硝的催化劑。利用流化床內強烈的湍流效應和較高的循環(huán)倍率加強固體顆粒間的碰撞以及固體顆粒與煙氣的接觸，靠摩擦不斷地從吸附劑表面去除反應產物，以暴露出新鮮的反

19、應表面積，從而提高吸附劑的利用率。該系統(tǒng)已在德國投入運行，結果表明在Ca∕S比為1.2～1.5、NH3∕NOX比為0.7～1.03時，脫硫率為97％，脫硝率為88％。</p><p>　　1.2 煙氣脫硝技術</p><p>　　煙氣脫硝工藝可以分為兩大類：濕法和干法。</p><p>　?。?）濕法（Wet process）,是指反應劑為液態(tài)的工藝技術。<

20、/p><p>　　（2）干法（Dry process）,是指反應劑為氣態(tài)的工藝技術。</p><p>　　目前，世界上較多使用的濕法有氣相氧化液相吸收法和液相氧化吸收法，較多使用的干法有選擇性催化還原法（SCR）、選擇性非催化還原法（SNCR）等。</p><p>　　1.2.1 非催化法脫硝技術</p><p>　　非催化法脫硝技術包括以下幾

21、種：</p><p><b>　　(1)吸附法</b></p><p>　　吸附法是利用吸附劑（分子篩、活性炭、硅膠和泥煤等）比表面積大的特點，對NOX進行選擇性吸附，在吸附劑上添加催化劑對NOX進行表面催化還原，進一步處理吸附的NOX</p><p><b>　　(2)吸收法</b></p><p&g

22、t;　　吸收法是利用水、堿性溶液、碳酸鹽、硫酸、有機溶液等能夠吸收NOX的特點，將NOX從煙氣中脫除。按吸收劑的種類可分為氧化吸收法、還原吸收法、絡合吸收法等。</p><p><b>　　(3)等離子體法</b></p><p>　　等離子體法是20世紀80年代發(fā)展起來的一種干法脫硫脫硝技術，其特點是利用高能電子和高能電子此生的活性基團，將NO氧化為NO2，然后與N

23、H3反應生成硝酸銨而得以脫除。根據高能電子的來源，該法可分為兩大類：電子束法（EBDC）和脈沖電暈法（PPCP）。</p><p>　　(4)選擇性非催化還原法（SNCR）</p><p>　　選擇性非催化還原過程中，尿素和氨類化合物作為還原劑將NOX轉化為N2反應通常發(fā)生在較高的溫度（930～1090℃）下，通過高溫達到反應所需的活化能，從而避免使用催化劑，也成為Thermal DeNO

24、</p><p>　　1.2.2 催化法脫硝技術</p><p>　　為解決直接分解法催化劑表面吸附氧對催化劑活性抑制的問題，誕生了催化還原法（SCR），它是較易實現工業(yè)化的脫除NOX的方法。根據NOX還原作用與還原劑的關系可以分為非選擇性催化還原（Non-Selective Catalytic Reduction）和選擇性催化還原（Selective Catalytic Reducti

25、on）兩種。非選擇性催化還原（SNCR）是一種不用催化劑，在850～1100℃范圍內還原NOX的方法。還原劑常用氨或尿素，還原劑迅速熱分解，和煙氣中的NOX反應，迅速生成N2和H2O。選擇性催化還原(SCR)的原理是通過還原劑（例如NH3）在適當的溫度并有催化劑的條件下，把NOX轉化為空氣中天然含有的氮氣（N2）和水（H2O）。綜合比較，SCR法由于還原反應溫度要求低，可安裝在鍋爐尾部，具有對爐膛影響小，脫硝效率高（用于電站鍋爐是脫硝效

26、率可達85％以上），氨逃逸率低等優(yōu)點。SCR技術也是目前唯一能在氧化氣氛下脫除NOX的實用方法。隨著運行經驗的增加、操作條件的優(yōu)化、催化劑及其載體的改進，SCR技術日趨成熟并開始受到普遍的歡迎。</p><p>　　2 SCR方法概述</p><p>　　2.1 SCR反應的基本化學原理</p><p>　　氮的氧化物（NOX）選擇還原反應過程是在催化劑的作用下

27、，通過加氨（NH3）可以把NOX 轉化為空氣中天然含有的氮氣（N2）和水（H2O）。主要的化學方程式是</p><p>　　4NO+4NH3+O2→4N2+6H2O （2-1） </p><p>　　6NO+4NH3→5N2+6H2O （2-2）</p><p>　　6NO2+8NH3→7N2+12H2O （2-3）&l

28、t;/p><p>　　2NO2+4NH3+O2→3N2+6H2O （2-4） </p><p>　　圖2－1 SCR反應機理</p><p>　　目前工程中常用的SCR催化劑主要成分是V2O5-WO3/TiO2系列，可能的反應過程是：</p><p>　　NH3吸附到催化劑表面；</p><p>　　NO吸附

29、到催化劑表面；</p><p>　　NO上氧原子與NH3反應；</p><p>　　N原子和N原子形成N2分子；</p><p><b>　　N2分子的脫去。</b></p><p>　　圖2－2 SCR表面反應機理</p><p>　　由于煙氣中氮的氧化物主要是NO，反應式（2-1）無疑是發(fā)生

30、的主要化學反應，所需的NH3/ NOX比接近化學計量關系。在不添加催化劑的條件下，較理想的上述NOX還原反應溫度為850～1000℃，但是，這一溫度范圍“很狹窄”。當溫度為1000～1200℃時，NH3會氧化成NO，而且，NOX還原速度會很快降下來；當溫度低于850℃時，反應速度很慢，此時需要添加催化劑，因此，從技術上就分為SCR工藝和SNCR工藝。</p><p>　　在SCR工藝中，催化劑安放在一個像固體反應

31、器的箱體內，煙氣穿過反應器流過催化劑表面。催化劑單元通常垂直布置，煙氣由上向下流動。有時也采用水平布置。</p><p>　　2.2影響SCR過程的主要反應條件</p><p><b>　　2.2.1催化劑</b></p><p>　　催化劑是SCR系統(tǒng)中最關鍵的部分，它的類型、結構和表面積都對脫除NOX效果有很大影響。對于具體應用，催化劑的特

32、性包括反應溫度范圍、煙氣流速、煙氣特性、催化活性和選擇性以及催化劑的運行壽命，另外，設計還有考慮催化劑的成本，包括處置成本。</p><p>　　2.2.2 SCR反應參數及條件</p><p>　　還原反應速率決定了煙氣中NOX的脫除量，影響SCR系統(tǒng)NOX脫除性能的主要設計和運行因素包括：①反應溫度范圍；②在適宜溫度區(qū)間的有效停留時間；③注入的反應物與燃燒煙氣中NOX的混合程度；④注

33、入的反應物與未受控制的NOX的摩爾比；⑤氨逃逸。</p><p><b>　　反應溫度</b></p><p>　　在SCR系統(tǒng)中，最適宜的溫度取決于過程中使用的催化劑類型和煙氣成分。對于絕大多數商業(yè)催化劑（金屬氧化物），SCR過程最適宜的溫度范圍是250～420℃（480～800℉）。當煙氣溫度接近最佳值時，反應速率上升，更少的催化劑量就能實現相同NOX的脫除率，催

34、化劑量的減少導致了SCR系統(tǒng)資本成本的大幅降低。</p><p>　　煙氣溫度、催化劑量和NOX脫除率之間的關系是催化劑配方和結構的復雜函數，每一種催化劑的物理和化學特性要對于不同的運行條件而實現最優(yōu)化。對于給定的催化劑配方，甚至不同的催化劑廠家所需的催化劑量和溫度區(qū)間都有可能有所不同，因此，催化劑的選擇對于SCR系統(tǒng)的運行和性能都是至關重要的。</p><p><b>　　停留

35、時間和空間速度</b></p><p>　　停留時間是反應物在反應器中與NOX進行反應的時間。停留時間長，通常NOX脫除率高。溫度也影響所需的停留時間，當溫度接近還原反應的最佳溫度，所需的停留時間減少。停留時間通常與空間速度相關，空間速度是SCR的一個關鍵設計參數，它是煙氣（標準溫度和壓力下的濕煙氣）在催化劑容積內的停留時間尺度，即停留時間的倒數。它在某種程度上決定反應物是否完全反應，同時也決定著反應

36、器催化劑骨架的沖刷和煙氣的沿程阻力。</p><p>　　空間速度大，煙氣在反應器內的停留時間短，則反應有可能不完全，這樣氨的逃逸量就大，同時煙氣對催化劑骨架的沖刷也大。對于固態(tài)排渣爐高灰段布置的SCR反應器，空間速度選擇一般是2500～3500h-1。</p><p><b>　　（3）混合程度</b></p><p>　　SCR工程設計的關

37、鍵是達到還原劑與NOX的最佳的湍流混合。因此，脫硝反應物必須被霧化并與煙氣盡量混合，以確保與被脫除反應物有足夠的接觸。煙氣和氨在進入SCR反應器之前進行混合，如果混合不充分，還原NOX效率降低。SCR設計必須在氨噴入點和反應器入口有足夠的管道長度來實現混合，混合時還可通過下面幾點進行改善：①在反應器上游安裝靜態(tài)混合器；②提高給予噴射流體的能量；③提高噴射器的數量和/或噴射區(qū)域；④修改噴嘴設計來改善反應物的分配、噴射角和方向。</p

38、><p><b>　　實際的化學計量比</b></p><p>　　根據SCR反應化學方程式，對于氨參加的還原反應，理論上化學當量比為1。反應物和脫除的NOX量之間有1︰1線性關系的假設，也許在85％NOX脫除率時都是好的，大于85％以后，脫除率開始穩(wěn)定，要得到更多的NOX脫除量，需要比理論值更多的氨量，這歸因于NOX中以NO2形式存在的部分以及反應率的限度。典型的SCR

39、系統(tǒng)采用每摩爾NOX1.05摩爾氨的化學當量比，因為投資成本和運行成本取決于消耗的反應物的量，實際的化學當量比是由SCR設計者決定的一個很重要的設計參數。</p><p><b>　　氨逃逸</b></p><p>　　氨逃逸是指過量的反應物通過反應器排放到煙氣中。這樣一來，煙氣中的氨會引起很多問題，包括健康影響、煙囪排煙的可見度、飛灰的出售問題和硫酸銨的生成等，因此

40、，工程公司在進行SCR設計時都會進行嚴格限制，一般要求在5ppm以下。</p><p>　　當SCR系統(tǒng)運行的時候，氨逃逸不會持續(xù)不變，當催化劑活性降低時逃逸量就會增加。設計合理的SCR系統(tǒng)要求運行在接近理論化學當量比時，提供足夠的催化劑量，以便維持較低的氨逃逸水平，大約2～5ppm。目前已經有可靠的氨逃逸監(jiān)測儀器，但是還達不到商業(yè)運用水平。一種量化氨逃逸的方法是測定收集飛灰中的氨濃度，是一種實際可行的方法。&l

41、t;/p><p>　　3 SCR工藝流程及主要設備</p><p>　　3.1 SCR工藝流程</p><p>　　3.1.1 SCR裝置在電站的總體布置</p><p>　　SCR反應器可以安裝在鍋爐的不同位置，一般有3種情況：熱段/高灰段布置、熱段/低灰段布置和尾部煙氣段布置。</p><p>　?。?）高灰段布

42、置 反應器布置在省煤器與空氣預熱器之間，這里的溫度一般在300～400℃范圍，正好適合目前商業(yè)催化劑的運行溫度，但此時煙氣中所含有的全部飛灰和SO2均通過催化劑反應器，反應器的工作條件是在“不干凈”的高塵煙氣中。如圖3-1所示，</p><p>　　圖3-1 熱段/高灰布置</p><p>　　此種布置催化劑的壽命會受下列因素的影響：</p><p>　?、贌煔馑?/p>

43、攜帶的飛灰中含有Na、Ca、Si、As等成分時，會使催化劑“中毒”或受污染，從而降低催化劑的效能；</p><p>　?、陲w灰對催化劑反應器的磨損；</p><p>　?、埏w灰將催化劑反應器蜂窩狀通道堵塞；</p><p>　　④如煙氣溫度升高，會將催化劑燒結或使之再結品而失效，如煙氣溫度將低，NH3會和SO3反應生成酸性硫酸銨，從而會堵塞催化劑反應器通道和污染空氣

44、預熱器；</p><p>　?、莞呋钚缘拇呋瘎偈篃煔庵械腟O2氧化成SO3。</p><p>　　（2）低灰段布置 反應器布置在靜電除塵器和空氣預熱器之間，這時，溫度為300～400℃的煙氣先經過電除塵器以后再進入催化劑反應器，這樣可以防止煙氣中的飛灰對催化劑的污染和將反應器磨損或阻塞，但煙氣中的SO3始終存在，因此煙氣中的NH3和SO3反應生成硫酸銨而發(fā)生阻塞的可能性仍然存在，采用

45、這一方案的最大問題是，靜電除塵器要在300～400℃下正常運行，因此很少采用。如圖3-2所示，</p><p>　　圖3-2 熱段/低灰布置</p><p>　　（3）尾部煙氣段布置 反應器布置在煙氣脫硫裝置之后，這樣催化將完成工作在無塵、無SO2的“干凈”煙氣中，由于不存在飛灰對反應器的阻塞及腐蝕問題，也不存在催化劑的污染和中毒問題，因此可以采用高活性的催化劑，減少了反應器的體積并使

46、反應器布置緊湊。當催化劑在“干凈”煙氣中工作時，其工作壽命可達高灰段催化劑使用壽命的兩倍。這一布置方式的主要問題是，當將反應器布置在濕式FGD脫硫裝置后，其排煙溫度僅為50～60℃，因此，為使煙氣在進入催化劑反應器之前達到所需要的反應溫度，需要在煙道內加裝燃油或燃燒天然氣的燃燒器，或蒸汽加熱的換熱器以加熱煙氣，從而增加了能源消耗和運行費用。如圖3-3所示，</p><p>　　圖3-3 尾部煙氣段布置</

47、p><p>　　在工藝上，還存在著另外一種SCR布置方式，即空氣預熱器SCR法目前還在試驗階段。該法是把催化劑直接涂覆在空氣預熱器葉片上的表面，當煙氣通過空氣預熱器時，NOX得到將解。但由于過高的煙氣流速導致了嚴重的沖刷腐蝕，在空氣預熱器內過短的反應停留時間也限制了該項技術的應用。</p><p>　　對于一般燃油或燃煤鍋爐，其SCR反應器多選擇安裝于鍋爐省煤器與空氣預熱器之間，因為此區(qū)間的煙

48、氣溫度剛好適合SCR脫硝還原反應，氨被噴射于省煤器與SCR反應器間煙道內的適當位置。使其與煙氣充分混合后在反應器內與氮氧化物反應，SCR系統(tǒng)商業(yè)運行業(yè)績的脫硝效率為80％～90％，因此，下面將重點對高灰段布置介紹燃煤電站技術及工程應用。</p><p>　　3.1.2 SCR裝置的系統(tǒng)組成</p><p>　　圖3－4 SCR煙氣脫硝系統(tǒng)圖</p><p>　　上

49、圖3-4為SCR煙氣脫硝系統(tǒng)簡圖。SCR系統(tǒng)一般由氨的儲存系統(tǒng)、氨與空氣混合系統(tǒng)、氨氣噴入系統(tǒng)、反應器系統(tǒng)、聲煤器旁路、SCR旁路、檢測控制系統(tǒng)等組成。</p><p>　?。?）液氨存儲與供應系統(tǒng)</p><p>　　①液氨存儲與供應系統(tǒng)包括液氨卸料壓縮機、液氨儲槽、液氨蒸發(fā)槽、氨氣緩沖槽及氨氣稀釋槽、廢水泵、廢水池等。</p><p>　?、诶靡喊毙读蠅嚎s機經

50、液氨由槽車輸入液氨儲槽內，儲槽輸出的液氨在液氨蒸發(fā)槽內蒸發(fā)為氨氣，經氨氣緩沖槽送到脫硝系統(tǒng)。</p><p>　　③液氨系統(tǒng)緊急排放的氨氣則排入氨氣稀釋槽內，經水的吸收排入廢水池，再經由廢水泵送到中和裝置，達標排放。</p><p>　?、芤喊贝鎯凸到y(tǒng)控制可設在機組的DCS上，就地同時安裝MCC手動。</p><p>　?。?）氨/空氣噴入系統(tǒng) </p

51、><p>　　氨和空氣在混合器和管路內充分混合，再將此混合物導入氨氣分配總管內。氨/空氣噴入系統(tǒng)含供應箱、噴霧管格子和噴嘴等，每一供應箱安裝一個節(jié)流閥及節(jié)流孔板，可使氨/空氣混合物在噴霧管格子到達均勻分布。氨/空氣混合物配合NOX濃度分布靠平霧化噴嘴來調節(jié)。今年來，隨著技術的發(fā)展，新型的噴射裝置也得到了使用。</p><p>　?。?）SCR控制系統(tǒng)</p><p>　

52、　控制原理利用固定的NH3/NO摩爾比來提供所需的氨氣流量，進口NOX濃度和煙氣流量的乘積產生NOX流量信號，此信號乘以NH3/NO摩爾比就是基本氨氣流量信號。摩爾比通過現場測試，并記錄在氨氣流量控制系統(tǒng)的程序上。SCR控制系統(tǒng)根據計算出的氨氣流信號去定位氨氣流控制閥，實現對脫硝的自動控制。通過在不同負荷下對氨氣流的調整，找到最佳的噴氨量。另外，根據脫硝后的煙氣中NOX含量對氨氣流量進行修正。</p><p>　

53、　脫硝裝置后的煙道中設有測量逃逸的計量計，當逃逸氨大于保護值時或氨氣因為某些連鎖失效造成噴霧動作跳閘，屆時氨氣流控制閥關閉。</p><p>　　每臺機組的脫硝反應系統(tǒng)的控制可以在本機組的DCS系統(tǒng)上實現。</p><p>　?。?）吹灰和灰輸送系統(tǒng)</p><p>　　為了防止由飛灰引起催化劑的堵塞，必須除去煙氣中硬而直徑較大的飛灰顆粒，在省煤器之后設有灰斗，當鍋

54、爐低負荷運行或檢修吹灰時收集煙道中的飛灰，始終保持煙道中的清潔狀態(tài)。</p><p>　　在每層催化劑之前設置吹灰器，可隨時將沉積于催化劑入口處的飛灰吹除，防止堵塞催化劑通道。在每個SCR裝置之后的出口煙道上設有灰斗，由于煙氣經過SCR裝置時流速降低，煙氣中的飛灰會在SCR裝置內和SCR裝置出口處沉積下來，部分自然落入灰斗中。根據SCR裝置的情況，設置的吹灰裝置及時進行吹掃，吹掃的積灰落入灰斗中。</p&g

55、t;<p><b>　　（5）旁路系統(tǒng)</b></p><p>　　在煙氣脫硝系統(tǒng)中，根據不同需要，可以設置SCR反應器旁路系統(tǒng)和省煤器旁路系統(tǒng)。</p><p>　　① SCR反應器旁路系統(tǒng)</p><p>　　SCR反應器旁路系統(tǒng)設置的目的有三個：一是為了機組在冷啟動時不使催化劑受到損害；二是為了機組在長期不脫硝時節(jié)約引風機的

56、電耗；三是在鍋爐低負荷低煙氣溫度的時候將催化劑隔離出來，以防止硫酸銨在空氣預熱器上的沉積。</p><p><b>　?、?省煤器旁路系統(tǒng)</b></p><p>　　省煤器旁路系統(tǒng)設置的目的是為了機組在低負荷時保證SCR入口煙氣溫度，原因是溫度過低時，未反應的微量氮氣可能和煙氣中的SO3反應生成硫酸銨，硫酸銨會在空氣預熱器冷端凝結，造成空氣預熱器的堵塞。因此，如果鍋

57、爐在低負荷時運行溫度也高于SCR入口溫度的最低值，就沒有必要設置省煤器旁路系統(tǒng)；在極端惡劣的情況下，脫硝系統(tǒng)可以停止噴氨，就不會產生硫酸銨，從而也避免了空氣預熱器的堵塞。</p><p>　?。?）SCR反應系統(tǒng)</p><p>　?、贌煔饴肪€ SCR反應器位于鍋爐省煤器出口煙氣管線的下游，氨氣均勻混合后通過均流混合裝置進入反應器入口。煙氣經過脫硝過程后經空氣預熱氣熱回收后進入靜電除塵器

58、。</p><p>　　②SCR反應器 反應一般采用固定床平行通道形式，反應器為鋼結構型。催化劑底部安裝氣密裝置，防止未處理過的煙氣泄漏。</p><p>　?、跾CR催化劑 目前商業(yè)的SCR催化劑一般為V2O5-WO3/TiO2型，其特點是高活性、壽命長、壓力降小、剛性、易處理。電廠SCR裝置催化劑一般由三層或兩層組成。</p><p>　　3.1.3 工藝流

59、程</p><p>　　典型的SCR工藝流程如圖3-5所示。</p><p>　　圖3-5 典型的SCR系統(tǒng)工藝流程</p><p>　　自氨制備區(qū)來的氨氣與稀釋風機來的空氣在氨/空氣混合器內充分混合。稀釋風機流量一般按100％負荷氨量對空氣的混合比為5％設計。氨的注入量控制由SCR進出口NOX、O2監(jiān)視分析儀測量值、稀釋風機流量、煙氣流量來控制、煙氣溫度流量。&

60、lt;/p><p>　　混合氣體進入SCR反應器，SCR反應器操作溫度可在300～400℃，SCR反應器安裝在省煤器與空氣預熱器之間。溫度測量點位于SCR反應器進口，當煙氣溫度在300～400℃范圍以外時，溫度信號將自動關閉氨進入氨/空氣混合器的快速切斷閥。</p><p>　　氨與NOX在反應器內，在催化劑的作用下反應生成N2和H2O。N2和H2O隨煙氣進入空氣預熱器。在SCR進口設置NOX

61、、O2、溫度監(jiān)視分析儀，在SCR出口設置NOX、O2、NH3監(jiān)視分析儀。NH3監(jiān)視分析儀監(jiān)視NH3的逃逸濃度小于規(guī)定值，超過則報警并自動調節(jié)NH3注入量。</p><p>　　在氨氣進裝置分管閥后設有氨氣預留閥及接口，在停工檢修時用于吹掃管內氨氣。</p><p>　　SCR內設置蒸汽吹灰器或聲波吹灰器，吹掃介質一般為蒸汽，根據SCR壓差決定吹掃。</p><p>

62、　　在氨存儲和制備區(qū)，液氨通過卸料軟管由槽車內進入液氨儲罐。液氨儲罐液位到達高位時自動報警并與進料閥及壓縮電動機連鎖，切斷進料閥及停止壓縮機運用。儲罐內的液氨通過出料管至汽化器，蒸氣加熱后汽化位氨氣。氨蒸氣被送往SCR反應器處以供使用。</p><p>　　3.2 SCR裝置的主要設備</p><p>　　3.2.1 SCR反應器</p><p>　?。?）SC

63、R反應器本體</p><p>　　SCR反應器總體結構呈Ⅱ字型，主要由進口煙道、催化劑煙道（反應器）兩大部分組成，同時設有注氨裝置（AIG）、吹灰器、煙氣/氨氣混合柵，導流柵等輔助設施。</p><p>　　催化反應器是完成脫硝化學反應的容器，與尾部煙道相連，內裝催化劑。催化劑反應器有高灰段、低灰段和尾部煙氣段三種布置方式。通常，燃煤鍋爐煙氣脫硝的SCR反應器在很高的位置上垂直放置（燒天然

64、氣或燃油鍋爐的SCR反應器可以水平放置），煙氣先向上流動與氨混合，然后經過水平煙道再折轉向下經過脫硝反應器。由于催化反應器需要占用很大的空間，因此，對于加裝煙氣脫硝系統(tǒng)的改造工程來說，場地問題往往成為設計工作中遇到的第一個難題。</p><p>　　反應器的本體是實現煙氣中氮氧化物降解的場所。SCR反應器體積的大小是根據煤質、煙氣條件、煙氣粉塵量、燃燒介質元素成分、煙氣流量、NOX進口濃度、脫硝效率、SOX濃度、

65、反應器壓降、使用壽命等因素決定的。</p><p>　　SCR反應器外壁一側在催化劑層處開有檢修門，用于將催化劑模塊裝入催化劑層。每個催化劑層都設有人孔，在機組停運時可通過人孔進入其內檢查催化劑模塊。</p><p>　　煙氣與注入的氨氣接觸后，首先經過混合柵，提高煙氣與氨氣的混合程度?；旌蠔乓话銥槌示W狀布置的金屬構件。經過混合柵后，煙氣與氨氣經過折角導流柵，流向發(fā)生變化。在最后進入催化反

66、應層之前，煙氣與氨氣流過小尺寸的正方形整流柵，混合均勻性再度提高，并保證在催化劑層的水平斷面上均勻分配。催化劑箱由底部的支承鋼梁組成?；旌蠔拧Я鳀?、整流柵的最佳幾何尺寸、安裝形式及設置的必要性，可通過流體模擬試驗方法確定。</p><p>　　吹灰器裝在每個催化劑層的上方，采用過熱蒸汽吹掉催化劑上的積灰。反應器橫截面和催化劑的層間距，應能保證吹灰器的安裝和正常運行需要。</p><p>

67、　　SCR反應器的下游設有一組取樣管，取樣管深入煙道的斷面上，由多根取樣管組成，用于測量截面上NOX（及NH3、SOX等）的濃度。</p><p>　　反應器殼體通常采用標準的板箱式結構，輔以各種加強筋和支撐構件來滿足防震、承載催化劑、密封、承受負載和抵抗應力的要求，并且實現與外界的隔熱。反應器還設有門孔、觀察口、單軌吊梁等裝置，用于催化劑的安裝、運行觀察和維護保養(yǎng)。板箱式反應器由鋼結構支撐。</p>

68、<p><b>　　（2）吹灰器</b></p><p>　　因燃煤機組的煙氣中飛灰含量較高，通常在SCR反應器中安裝吹灰器，以除去覆蓋在催化劑活性表面及堵塞氣流通道的顆粒物，從而使反應器的壓降保持在較低的水平。吹灰器還能夠保持空氣預熱器通道暢通，從而降低系統(tǒng)的壓降。</p><p>　　吹灰器通常為可伸縮的耙形結構，采用蒸汽或空氣進行吹掃。一般每層催化

69、劑的上面都設置吹灰器，各層吹灰器的吹掃時間錯開，即每次只吹掃一層催化劑或單層中的部分催化劑。以300MW機組為例，每臺吹灰器的吹掃區(qū)域為2540mm×8890mm，吹掃深度約2m，吹灰氣源壓力為1.5MPa，溫度為350℃左右。</p><p>　　吹灰器的運行始于最上層的催化劑，止于最下層催化劑，從上到下，一層接一層吹灰。每個吹灰器的吹掃時間約5min，每個反應器的吹灰時間約30min；當備用催化劑層

70、投運時，每個反應器的吹灰時間約為45min。原則上，吹灰器每月吹灰一次，也可以根據反應器進出口的差壓進行吹灰，使反應器的壓力損失控制在一定的范圍內。</p><p>　　目前，聲波吹灰器也逐漸得到應用，這是一種新近發(fā)展起來的技術，通過發(fā)射低頻、高能聲波，在吹灰過程中產生振動力，消除設備積灰。聲波吹灰器具有前期投入小、安裝費用低、運行成本低及維護費用低的特點。</p><p><b&g

71、t;　　（3）灰斗</b></p><p>　　在鍋爐BMCR工況下，省煤器出口煙氣流速約為10m/s，省煤器灰斗除灰占總灰量的5％。SCR反應器內煙氣流速為4～6m/s，勢必形成一定的積灰。為保證SCR內催化劑的催化效果，在SCR內配置吹灰器，將積灰吹入空氣預熱器。因此，在保留省煤器灰斗的基礎上，應考慮在SCR后布置灰斗，設置SCR灰斗，可以減少進入空氣預熱器內的灰量，對空氣預熱器的安全運行有利。&

72、lt;/p><p>　　但對于燃用較低灰分的煤種，同時在SCR反應器中安裝吹灰器，以除去覆蓋在催化劑活性表面及堵塞氣流通道的顆粒物，從而使反應器的壓降保持在較低水平。吹灰器還能夠保持空氣預熱器通道暢通，從而降低系統(tǒng)的壓降。</p><p><b>　?。?）液氨儲槽</b></p><p>　　可以設計有備有液氨儲槽。阿安儲量可供機組脫硝反應7～1

73、4天，液氨儲罐上安裝有超流閥、逆止閥、緊急關閉閥及安全閥。儲氨罐周圍安裝有工業(yè)水噴淋管線和噴嘴，但儲槽體溫度過高時自動淋水裝置啟動，對槽體自動淋水減溫。</p><p><b>　?。?）液氨蒸發(fā)槽</b></p><p>　?、僖喊闭舭l(fā)槽可以為螺旋管式，管內為液氨，管外為溫水浴，用60～70℃的熱網回水加熱到40℃，再以溫水將液氨汽化，并加熱至常溫。熱網水流量受蒸發(fā)

74、槽本身水浴溫度的控制調節(jié)，在氨氣出口管線上裝有溫度檢測器，當溫度低于10℃時切斷液氨進料，使氨氣至緩沖槽維持適當的溫度和壓力。</p><p>　?、谡舭l(fā)槽也裝有安全閥，可防止設備壓力異常過高。</p><p><b>　?。?）氨氣緩沖槽</b></p><p>　　從蒸發(fā)槽蒸發(fā)的氨氣流進入氨氣緩沖槽，通過調壓閥減壓到一定壓力，再通過氨氣輸送

75、管線到鍋爐側的脫硝系統(tǒng)。</p><p><b>　?。?）氨氣稀釋槽</b></p><p>　　氨氣稀釋槽為一立式水槽，液氨系統(tǒng)排放處所排出的氨氣由管線匯集后從稀釋槽底部進入，通過分散管將氨氣分散入稀釋槽中，利用大量的消防水來吸收安全閥排出的氨氣。</p><p>　?。?）氨氣泄漏檢測器</p><p>　　液氨存

76、儲及供應系統(tǒng)四周設有多只氨氣檢測器，當監(jiān)測到大氣中氨氣濃度過高時，在機組控制室發(fā)出警報，以防止氨泄漏異常事故的發(fā)生。</p><p>　　4 SCR技術應用分析</p><p>　　4.1 SCR工藝應用現狀</p><p>　　4.1.1 SCR工藝在河南的應用現狀</p><p>　　近年來，河南省新建600MW等級超臨界火力發(fā)電機組

77、已有20余臺投入運行，超臨界火力發(fā)電機組已成為河南省發(fā)電的主力機組。據2009年調查統(tǒng)計各電廠氮氧化物排放濃度結果如下表4-1所示:</p><p>　　表4-1 氮氧化物排放濃度調查結果</p><p>　　從結果來看，各電廠氮氧化物排放量基本符合國家環(huán)保要求，但和先進水平相差較遠。河南省超臨界機組鍋爐均采用在燃燒過程中對NOx的控制技術，主要依靠先進的低NOx燃燒器和爐膛內分級送風燃

78、燒技術來控制NOx的生成，這種方法NOx的排放量同煤種有直接的關系，難燃煤種NOx的排放量會增加很多。另外這種方法NOx的排放量在鍋爐低負荷運行時也會明顯增加。因此，通過分級燃燒技術可保證在鍋爐正常運行時NOx的排放量滿足排放要求，在鍋爐低負荷運行時控制NOx效果較差，排放量將可能超出國家環(huán)保要求。隨著環(huán)保要求的提高，電廠加裝脫硝裝置已成為趨勢。</p><p>　　目前我省只有許昌禹州電廠加裝煙氣脫硝裝置，該裝

79、置采用SCR選擇性催化還原法煙氣脫HTTP://WWW.GESEP.COM硝工藝，用液氨作為還原劑，把氮氧化物還原為穩(wěn)定的氮氣，脫硝效率可達80%以上，年減排氮氧化物能力達1.2萬噸，對控制酸雨、提高空氣質量將起到重要作用。</p><p>　　4.1.2 中國的SCR應用現狀</p><p>　　我國火電廠煙氣脫硝裝置于20世紀90年代引進日本技術在福建后石電廠的600MW機組率先建成。

80、首臺具有自主知識產權的SCR法煙氣脫硝工程于2006年1月20日在國華太倉發(fā)電有限公司600MW機組成功運行。該工程中的關鍵設施—脫硝反應器、噴氨格柵、供氨系統(tǒng)等均由蘇源環(huán)保公司獨立開發(fā)設計，脫硝催化劑采用日立造船的產品。此外還有10多家環(huán)保工程公司分別引進了美國B&W公司和燃料技術公司、德國魯奇和FBE公司、日本三菱和日立公司、意大利TKC公司、丹麥托普索公司的煙氣脫硝技術，到2007年底已建成的煙氣脫硝裝置26臺（套），總裝

81、機容量為1125萬千瓦，其中除江蘇利港電力有限公司4臺600MW機組和江蘇闞山發(fā)電有限公司2臺600MW采用SNCR法脫硝技術之外，其余均采用SCR法脫硝技術。我國部分已建、在建火電廠煙氣脫硝項目見表4-2。截至2005年底，環(huán)評已批、待批項目脫硝機組總規(guī)模約為29.6GW；大部分集中在江蘇、浙江等火電密集地區(qū)，以及上海、天津、廈門、長沙、寧波、濟南、廣東等人口稠密敏感區(qū)域，下表為新建火電SCR脫硝項目。</p><

82、p>　　表4-2    新建火電機組SCR脫硝項目</p><p>　　4.2影響SCR工作效率的因素</p><p>　　4.2.1 反應溫度的影響</p><p>　　下圖為一種在管式反應器中以VXO5/TIO2為基本的催化劑所得到的反應溫度對NO脫除率的影響的實驗結果。從圖中可知，該催化劑在210C —310C的范圍內，隨著反應

83、溫度的升高，NOX的脫除效率明顯增加，升至310C時，達到最大值（90%）。隨后NOX脫除率隨溫度的升高而下降。</p><p>　　不同的催化劑組的最佳反應成成分具有不同的最佳反應溫度，不同的還原劑的種類也有溫度，其他一些條件（如煤種）的變化也會對最佳反應溫度產生影響。實際應用時需要通過實驗針對具體情況進行摸索和選擇。 </p><p>　　4.2.2 NH3/NOX摩爾比(化學計量比)

84、的影響</p><p>　　圖4-4仍是在上述實驗中得到的溫度為310C時，NH3/Nox 的摩爾比對Nox脫除率影響的實驗結果。</p><p>　　從圖4-4可以看到，最初Nox的脫除率隨NH3/NOx的增加而增加，隨著到某一值時，Nox的脫除率反而開始降低，這是由于NH3的輸入量超過需要時，NH3的氧化副反應的速率會增大，從而降低了Nox的脫除率。</p><p&

85、gt;　　NH3的輸入量過大還將增加凈化煙氣中從未反應氨的排放濃度，造成二次污染。在SCR工藝中，一般控制NH3/NOX的摩爾比在1.2以下。</p><p>　　應該特別指出的是，對于高性能的系統(tǒng)設計而言，單純控制NH3/NOX摩爾比是不夠的，還要保證NH3和NOX的摩爾比的分布均勻性，才能達到滿意的脫氮效果。</p><p>　　4.2.3 接觸時間的影響 </p>&

86、lt;p>　　圖4-5為在上述實驗中，當溫度等于319C和NH3/NOX等于1的條件下，反應氣體與催化劑的接觸時間對NOX脫除率影響的實驗結果。</p><p>　　該結果表明，時間t增至200ms時，脫除率達到最大，隨后有所下降。這是由于反應氣體與催化劑的接觸時間增大，有利于反應氣體在催化劑微孔里的擴散、吸附、反應和產物氣體在催化劑中的解吸、擴散，從而使NOX的脫除率提高。但是，若接觸時間過長，氨的氧化反

87、應開始發(fā)生，使NOX脫除率反而出現下降的趨勢。</p><p>　　4.2.4 催化劑的影響</p><p>　　催化劑的SCR工藝的核心。催化劑對脫除率的影響與催化劑的活性、類型、結構、表面積等特性有關。其中催化劑的活性是對NOX的脫除率產生影響最重要的因數。</p><p>　　4.3 煙氣脫硝裝置對鍋爐空氣預熱器影響</p><p>　

88、　鍋爐的SCR脫銷裝置投入運行后，鍋爐煙氣系統(tǒng)阻力將增加 1000 Pa，空氣預熱器煙風間壓差和空氣預熱器漏風就會增加，因此在鍋爐和空氣預熱器性能計算中，要按照增加后的煙氣系統(tǒng)阻力來進行設計，并采取降低空氣預熱器漏風的措施。</p><p>　　4.3.1 空氣預熱器煙氣阻力增加的原因</p><p>　　早期的有些項目脫硝設備投運后，空預器的腐蝕和堵灰情況惡化，致使空預器阻力在較短的

89、時間內就增加50％以上。究其原因，是由于SCR脫硝裝置投運使進入空氣預熱器的煙氣成分發(fā)生了變化。</p><p>　　(1) 煙氣中SO3含量增加</p><p>　　燃料中的硫分在鍋爐燃燒過程中會生成SO2和SO3，。一般情況下，在省煤器出口處，煙氣中的SO3在SOX中所占比例接近l％。脫硝裝置投入運行后，在催化劑的作用下，部分SO2會轉化成SO3，(稱之為SO2／SO3轉化率，該數值一

90、般小于1.5％)，使煙氣中SO3，的含量增加。</p><p>　　(2) 煙氣中增加了一定濃度的NH3</p><p>　　在SCR中，作為還原劑的NH3，在反應器中并沒有完全和NOX反應，有一部分NH3會離開反應器(稱之為氨的逃逸率，該數值一般為3—5L／L)進入空氣預熱器。</p><p>　　(3) 煙氣中SO3和NH3反應生成(NH2)2SO4</p

91、><p>　　在未采用SCR裝置的鍋爐中，煙氣中SO3結露是造成空氣預熱器低溫腐蝕和堵灰的主要原因。因此，要通過控制空氣預熱器冷端平均溫度的方法，避免或減少結露造成的腐蝕和堵灰。</p><p>　　4.3.2 防止空氣預熱器堵灰和低溫腐蝕的措施</p><p>　　(1) 控制或降低SO2的氧化率和氨逃逸率</p><p>　　根據美國巴威公

92、司多年的運行經驗，對于含硫量較低的燃煤，不大于3L／L的漏氨率和不大于l％ 的SO2到SO3的轉化率是比較高的指標。除了采用適當的SO2氧化率和漏氨率指標外，漏氨的濃度分布、脫硝設備性能對煤質和負荷的適應性、脫硝設備運行的穩(wěn)定性等因素對空氣預熱器的影響很大。</p><p>　　(2) 空氣預熱器換熱元件使用合適的板型和規(guī)格</p><p>　　空氣預熱器有多種板型。對于換熱效率較高的FN

93、C板型，其復雜的波紋結構形狀容易造成空氣預熱器堵灰、有SCR設備的空氣預熱器，應該采用不易堵灰，有較高換熱效率的雙波紋型（DU)。同樣是雙波紋型，不同的規(guī)格其防堵灰的性能也會有差別。因此，在空氣預熱器的高溫和低溫段，要選用不同規(guī)格的雙波紋換熱板，低溫段預熱器要采用防堵灰性能更好的規(guī)格。</p><p>　　(3) 空氣預熱器分段和換熱元件的材料</p><p>　　常規(guī)空氣預熱器分為高、中

94、、低溫三段布置。其中，中溫段和低溫段的分界位于硫酸氫氨的沉降溫度區(qū)，此處易發(fā)生堵灰現象。采用合并中低溫段，空預器只設高溫和低溫兩段，這樣就避免了在硫酸氫氨沉積區(qū)域分段、空氣預熱器分段處局部堵灰狀況的惡化造成的瓶頸。從上述分析可知道，脫硝裝置投運后，煙氣中SO3，含量增加使低溫腐蝕程度增加，因此在空氣預熱器低溫段使用Corten鋼或鍍搪瓷的元件。搪瓷元件可以防止低溫腐蝕，搪瓷表面比較光滑，受熱元件不易沾污，即使受到沾污也易于清除。采用鍍搪

95、瓷的換熱元件是防止空氣預熱器低溫段堵灰的有力措施。</p><p>　　(4)采用多介質吹灰器</p><p>　　在空氣預熱器中，采用蒸汽、低壓水和高壓水多介質吹灰；蒸汽吹灰采用在線式，低壓水沖洗采用離線操作。對于結露型堵灰，蒸汽和低壓水沖洗可以取得較好的清洗效果；對于硫酸氫氨型堵灰，采用高壓水沖洗才能保證清洗效果。當燃煤中的含硫量波動較大時，有時燃用較高含硫量的煤種，也會造成空氣預熱器

96、硫酸氫氨型堵灰加劇以及煙氣流動阻力急劇上升。因此，保留高壓水沖洗的手段是必要的。</p><p><b>　　5結論</b></p><p>　　NOX污染是火力發(fā)電廠繼二氧化硫污染控制之后當前緊迫處理的污染物，本文就當前的污染及其控制和應用做了分析，得出以下幾點結論：</p><p>　　1．NOX的控制途徑最常用的有兩種：一種是采用低NOX

97、燃燒技術，減少鍋爐爐膛內煤燃燒生成的NOX量；另一種是從煙氣中脫除NOX，以減少向環(huán)境的排放量。目前采用較多的是選擇性催化還原法（SCR）的煙氣脫硝技術。</p><p>　　2．根據國外SCR系統(tǒng)的運行經驗，將SCR反應器布置在高含塵段(省煤器與空氣預熱器之間)是最佳的選擇。因為將SCR反應器布置在省煤器和空氣預熱器之間的煙道上，省煤器出口溫度一般為320—4OO℃，可滿足催化劑運行所需的溫度條件，不需要加熱裝

98、置來提高反應溫度，減少裝置的復雜性和降低了建設成本。</p><p>　　3．SCR脫硝系統(tǒng)主要包括氨的儲存系統(tǒng)、氨與空氣混合系統(tǒng)、氨氣噴入系統(tǒng)、SCR反應器系統(tǒng)等。</p><p>　　4.燃煤發(fā)電鍋爐的低NOx燃燒技術，使排放的NOx濃度大多可滿足2003年頒布的《火電廠大氣污染物排放標準》規(guī)定的限值要求，但“十二五”期間，新的標準執(zhí)行之后，迫使火力發(fā)電廠必須進行煙氣脫硝。</p

99、><p>　　5．影響SCR脫硝效率的因素主要包括反應溫度、NH3/NOX摩爾比、氨與煙氣接觸時間和催化劑性能等。</p><p>　　6．煙氣通過SCR反應器后，煙氣性質發(fā)生了改變，給空預器帶來腐蝕和堵灰問題，可以根據脫硝要求對空氣預熱器進行改進和升級，能夠在很大程度上解決這一問題。</p><p><b>　　結束語</b></p>

100、<p>　　經過兩個多月的努力我的畢業(yè)設計終于完成了，這段時間里我們以嚴謹、科學、探索和研究的態(tài)度設計了《火電廠煙氣脫硝技術應用分析》火電廠煙氣脫硝技術應用分析這個課題。</p><p>　　通過做這次畢業(yè)設計我受益匪淺，不僅對煙氣脫硝技術有了一定的認識和了解，而且使自己各方面的能力也有了提高。畢業(yè)設計中我們按照任務書上的要求從以下幾個方面去收集資料、整理資料：了解當前火電廠氮氧化物污染產生的原因及

101、污染與控制狀況；了解當前火電廠煙氣脫硝常用的工藝方法；熟悉煙氣脫硝的主要設備、主要系統(tǒng)和工藝流程；分析火電廠煙氣脫硝系統(tǒng)的應用。畢業(yè)設計過程中遇到問題我們會及時與老師溝通交流，杜老師的指導和幫助是我們順利完成這次畢業(yè)設計的重要保證。</p><p>　　畢業(yè)設計的每一步都是自己親自做的，中間也遇到了許多問題，在遇到問題、思索問題、解決問題的過程中，我學到了很多。同時，這次畢業(yè)設計培養(yǎng)了我的自學能力和動手能力。雖然

102、這個設計做的不是太好，但在設計過程中所學到的東西是這次畢業(yè)設計的最大收獲和財富，是我受益終身。</p><p><b>　　參考文獻：</b></p><p>　　[1]GB13223-2003，火電廠大氣污染物排放標準</p><p>　　[2]趙華、丁經緯、毛繼亮 選擇性催化還原法煙氣脫氮技術現狀 </p><p&g

103、t;　　[3]楊忠燦等 燃煤鍋爐的選擇性催化還原煙氣脫硝技術 </p><p>　　[4]鐘秦 燃煤煙氣脫硫脫硝技術及工程實例 </p><p>　　[5]陳進生 火電廠煙氣脫硝技術</p><p>　　[6]張強 燃煤電站SCR煙氣脫硫技術及工程應用</p><p><b>　　附錄：英譯漢</b><

104、/p><p>　　Ammonia Scrubbing</p><p>　　The ammonia/ammonium sulphate or ammonium scrubbing process works in a similar way to the limestone gypsum process except that aqueous ammonia is used as the scr

105、ubbing agent. SO2 is removed from the flue gas by reaction with ammonia, and the final product is ammonium sulphate.</p><p>　　Ammonia scrubbing has been used intermittently since the 1950s. The only plant cu

106、rrently operational is installed on a 350MWe oil-fired boiler system at Dakota Gas Company’s Great Plains plant. This has been designed for 93% SO2 removal, treating gas from high-sulphur oil. The plant is operating succ

107、essfully. FGD plant manufacturers indicate that SO2-removal efficiencies in the region of 98-99% can be achieved within the absorber systems, although commercial plant have been designed for 91-93% r</p><p>

108、　　Flue gas from the ESP and ID fan is passed through a booster fan before entering the gas/gas re-heater (Figure 1). The gas then enters a pre-scrubber where it comes into contact with a recirculating ammonium sulphate s

109、lurry. The gas is cooled and becomes saturated with water vapour. The saturated gas leaves the pre-scrubber through a mist eliminator, and then enters the absorber, where it is scrubbed with subsaturated ammonium sulphat