烟气处理工艺.doc

.1.烟气除尘由燃料及其他物质燃烧过程产生的烟尘，以及对固体物料破碎、筛分和输送等机械过程产生的烟尘，除尘就是把这些粒子从烟尘中分离出来并加以捕集、回收的 过程。1.1湿式除尘湿式除尘是利用洗涤液（一般为水）与含尘气体充分接触，将尘粒洗涤下来而使气体净化的方法。可以有效地除去直径为0.12010m的液态或固态粒子，亦能除去气态污染物。1.1.1 工作原理当引风机启动以后除尘器内空气迅速排出，与此同时含尘气体受大气压的作用沿烟道进入除尘器内部，与反射喷淋装置喷出的洗涤水雾充分混合，烟气中的细微尘粒凝并成粗大的聚合体，在导向器的作用下，气流高速冲进水斗的洗涤液中，液面产生大量的泡沫并形成水膜，使含尘烟气与洗涤液有充分时间相互作用捕捉烟气中的粉尘颗粒。烟气中的二氧化硫具有很强的亲水性，在碱性溶液的吸收中合下，达到除尘脱硫的效果。净化后的烟气经三级气液分离装置除去水雾，由烟囱排入空中。污水可排入锅炉除渣机或排入循环水池，经沉淀、中和在生后循环使用，污泥由除渣机排出或由其他装置清出。1.1.2 优点效率高，除尘器结构简单，造价低，占地面积小，操作维修方便，特别适宜于处理高温、高湿、易燃、易爆的含尘气体。对于化工、喷漆、喷釉、颜料等行业产生的带有水份、粘性和刺激性气味的灰尘是最理想的除尘方式。因为不仅可除去灰尘，还可利用水除去一部分异味,如果是有害性气体（如少量的二氧化硫、盐酸雾等），可在洗涤液中配制吸收剂吸收。1.1.3 缺点有洗涤污泥，要解决污泥和污水问题； 设备需要选择耐腐蚀材质； 动力消耗较大； 北方或者寒冷地区需要考虑设备 防冻。1.1.4 适用范围湿式脱硫除尘器广泛用于冶金、矿山、发电、供热等行业，对于电站锅炉、工业锅炉、采暖锅炉及工业窑炉都有很高的除尘脱硫效果。排放浓度达到了国家环境保护标准锅炉大气污染物排放标准GB13271-2001的要求。1.1.5 湿式除尘器根据湿式除尘器的净化机理，可将其大致分成七类：重力喷雾洗涤器；旋风洗涤器；自激喷雾洗涤器；板式洗涤器；填料洗涤器 ；文丘里洗涤器；机械诱导喷雾洗涤器。 1.2 旋风式除尘旋风除尘是利用旋转的含尘气流所产生的离心力，将颗粒污染物从气体中分离出来的过程。用来分离粒径大于10m的尘粒。1.2.1 工作原理当含尘气流由进气管进入旋风除尘器时，气流由直线运动变为圆周运动。旋转气流的绝大部分沿器壁和圆筒体成螺旋向下，朝锥体流动，通常称此为外旋流。含尘气体在旋转过程中产生离心力，将密度大于气体的颗粒甩向器壁，颗粒一旦与器壁接触，便失去惯性力而靠入口速度的动量和向下的重力沿壁而下落，进入排灰管。旋转下降的外旋气流在到达椎体时，因圆锥形的收缩而向除尘器中心靠拢，其切向速度不断提高。当气流到达椎体下端某一位置时，便以同样的旋转方向在旋风除尘器中由下回旋而上，继续做螺旋运动。最终，净化气体经排气管排除器外，通常称此为内旋流。一部分未被捕集的颗粒也随之排出。收尘量大，投资低,运行费用少.但对细小尘粒效果较差.1.2.2 优点结构简单、占地面积小，投资低，操作维修方便，压力损失中等，动力消耗不大，能适用于高温、高压及腐蚀性气体，并可回收干颗粒物。1.2.3 缺点效率80%左右，捕集除尘器引风机吸收塔烟囱来自于锅炉或窑炉的烟气经过除尘后在引风机作用下进入吸收塔，吸收塔为逆流喷淋空塔结构，集吸收、氧化功能于一体，上部为吸收区，下部为氧化区，经过除尘后的烟气与吸收塔内的循环浆液逆向接触。系统一般装3-5台浆液循环泵，每台循环泵对应一层雾化喷淋层。当只有一台机组运行时或负荷较小时，可以停运1-2层喷淋层，此时系统仍保持较高的液气比，从而可达到所需的脱硫效果。吸收区上部装二级除雾器，除雾器出口烟气中的游离水份不超过75mg/Nm3。吸收SO2后的浆液进入循环氧化区，在循环氧化区中，亚硫酸钙被鼓入的空气氧化成石膏晶体。同时，由吸收剂制备系统向吸收氧化系统供给新鲜的石灰石浆液，用于补充被消耗掉的石灰石，使吸收浆液保持一定的pH值。反应生成物浆液达到一定密度时排至脱硫副产品系统，经过脱水形成石膏。2.2 电石渣-石膏法2.3 半干法2.4 氧化镁法2.4.1 工作原理工艺系统主要包括：烟气系统、二氧化硫吸收系统、脱硫剂浆液制备系统、副产物处理系统、事故浆液系统、工艺水系统等。2.4.2 优点1）技术成熟，运行可靠。氧化镁脱硫技术是一种成熟度仅次于钙法的脱硫工艺。在日本和美国，氧化镁脱硫在各工业领域得到一定应用。并且目前在国内也已有使用，但副产品抛弃不回收；2）脱硫效率高。在化学反应活性方面氧化镁要大于钙基脱硫剂，并且由于氧化镁的分子量较碳酸钙和氧化钙都比较小。因此其他条件相同的情况下，氧化镁的脱硫效率要高于钙法的脱硫效率，一般情况下氧化镁的脱硫效率可达到9598；第三、副产物有利用前景。副产品亚硫酸镁是造纸工业的化工原料，亚硫酸镁、硫酸镁是重要的肥料，可以生产含镁复合肥。2.4.3 缺点1）副产品回收困难。因MgS04。和MgS04在水中的溶解度较高，如采用蒸发结晶的办法将消耗大量能源。对于本项目最经济的办法就是加入生石灰CaO，此法实际上就是“双碱法”。其最终副产品也是石膏；2）到目前为止，国内还没有带回收副产品的镁法脱硫装置；3）镁法脱硫工艺成立的前提是：副产品有市场，能回收再利用。其出路有造纸业(MgSO4。)和硫酸生产厂。2.5 氨法脱硫2.5.1 工作原理氨一肥法技术以水溶液中的S03-和NH4+的反应为基础，采用氨将废气中的S0脱除，得到亚硫酸铵中间产品。采用压缩空气对亚硫铵直接氧化，并利用烟气的热量浓缩结晶生产硫铵。2.5.2 优点1）氨一肥法脱硫技术将回收的二氧化硫、氨全部转化为硫酸铵化肥；2）尤其适用高硫煤；3）脱硫效率较高，可达9095；4）占地面积相对较小；5）系统阻力较小，脱硫塔总阻力在1250Pa左右，一般可以利用原系统风机。2.5.3 缺点1）对烟气中的尘含量要求较高(不大于200mgII13)，如烟气中尘含量达到350mgm。，平均每天将有近1t的滤料要清理；2）脱硫成本主要取决于氨的价格。氨的消耗为1tS0消耗05t氨。如氨的价格上涨较多，将影响脱硫成本(一般地说，硫铵价格与氨的价格挂钩，同涨同降)；3）系统须采用重防腐；4）如氨系统泄漏，易造成二次污染。2.6 几种常见脱硫技术比较3. 烟气脱硝按照GB132232003火电厂大气污染物排放标准的要求,火电厂排放烟气中NOx的质量浓度必须小于450mg/m3。3.1 SCR3.1.1 概述选择性催化剂还原烟气脱硝技术（SCR）是采用垂直的催化剂反应塔与无水氨，从燃煤燃烧装置及燃煤电厂的烟气中除去氮氧化物（NOx）。具体为采用氨（NH3）作为反应剂，与锅炉排出的烟气混合后通过催化剂层，在催化剂层，在催化剂的作用下将NOx还原分解成无害的氮气（N2）和水（H2O）。该工艺脱硝率可达90%以上，NH3逃逸低于5ppm，设备使用效率高，基本上无二次污染，是目前世界上先进的电站烟气脱硝技术，在全球烟气脱硝领域市场占有率高达98%。3.1.2 SCR烟气脱硝技术工艺原理在催化剂作用下，向温度约280420的烟气中喷入氨，将NO和NO2还原成N2和H2O。化学反应方程式如下：4NO+4NH3+O24N2+6H2O6NO+4NH35N2+6H2O6NO2+8NH37NO2+12H2O2NO2+4NH3+O23N2+6H2OSCR法烟气脱硝反应原理图如图1所示。SCR法烟气脱硝工艺流程示意图如图2所示。3.1.3 SCR脱硝催化剂种类SCR烟气脱硝技术的关键是选择优良的催化剂。SCR催化剂应具有：活性高、抗中毒能力强、机械强度和耐磨损性能好、具有合适的操作温度区间等特点。SCR催化剂可以根据原材料、结构、工作温度、用途等标准进行不同的分类。（1）按催化剂结构不同分为蜂窝式、板式和波纹式。蜂窝式催化剂属于均质催化剂，以TiO3、V2O5、WO3为主要成分，催化剂本体全部是催化剂材料，因此其表面遭到灰分等的破坏磨损后，仍然能维持原有的催化性能，催化剂可以再生。蜂窝式是目前市场占有份额最高的催化剂形式，它是以Ti-W-V为主要活性材料，采用TiO2等物料充分混合，经模具挤压成型后煅烧而成。其特点是单位体积的催化剂活性高，达到相同脱硝效率所用的催化剂体积较小，适合灰分低于30g/m3、灰粘性较小的烟气环境。（2）按工作温度不同催化剂分为高温型和低温型高温型催化剂以TiO2、V2O5为主要成分，适用工作温度为280400，适用于燃煤电厂、燃重油电厂和燃气电厂。低温型催化剂以TiO2、V2O5、MnO为主要成分，适用工作温度为大于180，已用于燃油、燃气电厂，韩国进行了燃煤电厂的工业应用试验。SCR低温催化剂可分为4类：贵金属催化剂、分子筛催化剂、金属氧化物催化剂和碳基材料催化剂。（3）按载体材料不同催化剂分为金属载体催化剂和陶瓷载体催化剂。陶瓷载体催化剂耐久性强、密度轻，是采用最多的催化剂载体材料。此外，陶瓷载体的主要成分为茵青石，高岭土中蕴藏着丰富的茵青石原料，在我国有丰富的资源，价格相对较低。（4）按用途催化剂分为燃煤型和燃油、燃气型。燃煤和燃油、燃气型催化剂的主要区别是蜂窝内孔尺寸，一般燃煤小于5mm，燃油、燃气小于4mm。3.1.4 SCR烟气脱硝技术工艺流程SCR反应器通常布置在燃煤和燃油电厂的固态排渣或液态排渣锅炉的烟气下游，位于锅炉出口和空气预热器之间，此时气体温度为300400oC，是脱硝反应的最佳温度区间，一般利用氨作为反应剂，烟气在进入脱硝反应器之前,首先将NH3和空气的混合气体(氨气5%)导入，氨气由许多精密喷嘴均匀分配在烟气通道的横断面上,烟气由上向下流动，催化剂上表面保持一定的温度, NOx在催化剂表面和氨气反应生成N2和H2O，而作为空气组成部分的N2和H2O对大气不会产生污染。经过脱硝设备处理后的烟气再经过锅炉尾部空气预热器进入布置在烟气下游的电除尘器或脱硫系统。3.1.5 流程图3.1.6 SCR烟气脱硝工艺系统组成无水氨存储系统 氨/空气混合系统 脱硝反应塔系统催化剂系统 烟气系统吹灰系统 3.1.7 SCR烟气脱硝工艺技术特点（1）SCR装置布置在锅炉省煤器以后，对锅炉性能和结构基本无影响（2）脱硝去除率高，可达90%以上 （3）脱硫装置性能可靠、稳定，设备可用率达98% 、催化还原寿命长，使用时间可长达20000小时 、NH3逃逸率5ppm。3.1.8 SCR脱硝催化剂应用中的问题及解决方法脱硝催化剂是SCR系统中最关键的部分，其类型、结构和表面积对脱除NOx效果都有很大影响。在SCR系统的运行过程中,下列因素都会导致催化剂的活性降低。（1）烧结长时间暴露于450以上的高温环境中可引起催化剂烧结，导致催化剂中TiO2晶形发生变化，颗粒增大、表面积减小，活性降低。加入WO3可最大限度地减少催化剂的烧结。（2）碱金属中毒如果碱金属离子(Na+、K+等)直接与催化剂接触，会使催化剂活性逐渐降低。其机理是吸附在催化剂活性位置上的碱金属离子占据了催化剂表面酸性位，降低了催化剂活性。因此，在催化剂设计中，应考虑碱金属对催化剂的影响，增加设计余量。（3）砷中毒As中毒主要是由烟气中的气态As2O3引起的。As2O3扩散进入催化剂内部孔道中，并在催化剂的毛细孔中发生毛细凝结，或者与催化剂的活性位发生反应从而引起催化剂活性降低。一般来说，在干法排渣锅炉中，催化剂砷中毒不严重。但是在液态排渣锅炉中，由于静电除尘器后的飞灰再循环，催化剂砷中毒是一个严重的问题。因此，在催化剂制备过程中，应采用控制催化剂孔分布的方法，使催化剂内孔分布均匀，以控制毛细孔分布数量来减少“毛细冷凝”。另外，可在催化剂中加入MoO3，以MoO3与气相As2O3反应来减少As中毒。（4）钙的影响飞灰中游离CaO与SO3反应形成的CaSO4可吸附在催化剂表面，从而阻止了反应物向催化剂表面扩散并进入催化剂内部。催化剂制造商多通过控制催化剂内部孔径分布和采用适当节距等方法来减少CaSO4对催化剂的影响。（5）催化剂堵塞催化剂的堵塞主要是由于铵盐及飞灰的小颗粒沉积在催化剂小孔中，阻碍NOx、NH3、O2到达催化剂活性表面，引起催化剂钝化。可以通过调节气流分布,选择合理的催化剂间距和单元空间，并使进入SCR反应器烟气的温度维持在铵盐沉积温度之上，以防止催化剂堵塞。对于高灰段SCR工艺,为了确保催化剂通道通畅，应安装吹灰器。（6）飞灰侵蚀催化剂的侵蚀、磨损主要是由于飞灰撞击在催化剂表面造成的。磨蚀强度与气流速度、飞灰特性、撞击角度及催化剂本身特性有关。降低磨蚀的措施：一是采用耐腐蚀催化剂材料，对催化剂顶端进行处理从而提高催化剂边缘硬度；二是利用计算流体动力学流动模型优化气流分布；三是在垂直催化剂床层安装气流调节装置等方法来解决。3.1.9 延长SCR脱硝催化剂使用寿命的措施摘要:介绍了湖南华电长沙发电公司脱销系统运行概况、催化剂使用寿命的概念及其意义。通过对脱硝效率主要影响因素,尤其是催化剂有关参数的深入分析,从脱销系统催化剂反应器设计优化、运行优化、维修检查以及吹灰控制对延长催化剂使用寿命等方面进行了探讨,为其他电厂脱销系统运行、降低脱硝系统维护和运行成本提供参考。（1）引言目前,90%以上人为排放的氮氧化物(NOx)来自于矿物燃料(如煤、石油、天然气等)的燃烧过程。随着中国电力工业的飞速发展,来自火电系统的NOx污染不断加剧,控制氮氧化物的排放已经成为电力环保行业的重点。2004年国家开始实施新的大气排放标准,对火电厂NOx排放要求有了大幅度的提高。按照GB132232003火电厂大气污染物排放标准的要求,火电厂排放烟气中NOx的质量浓度必须小于450mg/m3。湖南华电长沙发电有限公司是我国首批新建机组中同步投入脱硫、脱硝系统的电厂,每天单台机组的脱硝运行成本约1.7万元,年均500万元以上。此外,根据厂家说明书,催化剂置换或更新造成的折旧损失,每年高达1000多万元。催化剂置换费用约占系统总价的60%70%。影响催化剂折旧成本的重要因素之一是其使用寿命;目前催化剂的寿命一般为35年(厂家给定)。如何在保证SCR脱硝效率前提下延长催化剂的使用寿命,减少发电企业运行成本,在当前各发电企业经营上举步维艰的特别时期,具有现实的社会和经济意义。电厂可在运行、操作和维护方面采取必要的措施来延长催化剂使用寿命。（2）脱硝系统运行情况及催化剂使用寿命湖南华电长沙发电有限公司脱硝系统是由东方锅炉(集团)股份有限公司设计制造,采取选择性催化还原(SCR)法达到去除烟气中NOx的目的。SCR反应器采用高灰布置,设计脱硝效率85%,初期装入的催化剂按50%脱硝效率实施SCR技术,采用氨作为还原剂。湖南华电长沙发电有限公司2台脱硝机组脱硝性能试验已经完成,脱硝装置投入正常,系统运行平稳,脱硝效率达到设计值(53%以上)按设计煤种燃烧工况,每年可以减少NOx排放量2100多t。氨逃逸率、SO2/SO3转化率、系统阻力损失和氨耗量等考核性能指标,用烟气温度、烟气流量及入口SO2浓度修正后考核合格。由于煤炭市场供应形势所限,实际燃用煤种偏离设计值较大(特别是硫分和灰分明显偏高),为保证脱硝效率,对SCR系统催化剂的运行维护提出了更高的要求。工程上计算催化剂的使用寿命,一般从脱硝装置投入商业运行开始到更换或加装新的催化剂为止,把催化剂的运行小时数作为催化剂化学使用寿命(NOx脱除率不低于性能保证要求,氨的逃逸率不高于0.0003%)。湖南华电长沙发电有限公司SCR脱硝系统催化剂设计要求在锅炉B-MCR工况下保证催化剂的化学寿命不少于24000h,按机组每年利用小时数在50006000h计算,其寿命应该为45年。在设计寿命后期,随着脱硝效率的下降,应该进行催化剂的置换、部分或整体更换,如果SCR系统运行使用、维护不够合理将使催化剂提前失效,进一步增加催化剂的折旧成本。（2）影响脱硝效率的主要因素SCR系统影响脱硝效率的主要因素包括烟气的温度、飞灰特性和颗粒尺寸、烟气流量、中毒反应、NOx的脱除率、物质的量比n(NH3)/n(NOx)、烟气中SOx的浓度、压降、催化剂的结构类型和用量等。l 反应温度的影响反应温度对脱硝率有较大的影响,从厂家给出的反应曲线(如图1所示)可以看出,在300400内(对中温触媒),随着反应温度的升高,脱硝率逐渐增加,升至400时,达到最大值(90%),随后脱硝率随温度的升高而下降。这主要是由于在SCR过程中温度的影响存在2种趋势:一方面温度升高时脱硝反应速率增加,脱硝率升高;另一方面随温度升高,NH3氧化反应加剧,使脱硝率下降。因此,最佳温度是这2种趋势对立统一的结果。脱硝反应一般在310430范围内进行,此时催化剂活性最大,所以,将SCR反应器布置在锅炉省煤器与空气预热器之间。必须注意的是,催化剂能够长期承受的温度不得高于430,短期承受的温度不得高于450,超过该限值,会导致催化剂烧结。l 物质的量比n(NH3)/n(NOx)的影响物质的量比n(NH3)/n(NOx)对脱硝效率的影响如图2所示(由厂家提供)。在300下，脱硝率随物质的量比n(NH3)/n(NOx)的增加而增加，物质的量比n(NH3)/n(NOx)小于0.8时，其影响更明显,几乎呈线性正比关系。该结果说明：若NH3投入量偏低，脱硝率受到限制；若NH3投入量超过需要量，NH3氧化等副反应的反应速率将增大，如SO2氧化生成SO3，在低温条件下SO3与过量的氨反应生成NH4HSO4。NH4HSO4会附着在催化剂或空预器冷段换热元件表面上，导致脱硝效率降低或空预器堵塞。l 催化剂中V2O5的质量分数对脱硝率的影响催化剂中V2O5的质量分数低于6.6%时,随V2O5质量分数的增加,催化效率增加,脱硝率提高;当V2O5的质量分数超过6.6%时,催化效率反而下降。这主要是由于V2O5在载体TiO2上的分布不同造成的:当V2O5的质量分数为1.4%4.5%时,V2O5均匀分布于TiO2载体上,且以等轴聚合的V基形式存在;当V2O5的质量分数为6.6%时,V2O5在载体TiO2上形成新的结晶区(V2O5结晶区),从而降低了催化剂的活性。l 催化剂的结构类型和用量对脱硝效率的影响该项目采用蜂窝式催化剂，其特点为表面积大、体积小、机械强度大、阻力较大。烟气组成成分(如粉尘浓度、粉尘颗粒尺寸、碱性金属和重金属等)的含量是影响催化剂选型的主要参数。针对湖南长沙发电有限公司机组的实际情况，选用节距为8.2mm的蜂窝式催化剂,可以避免催化剂在运行中产生堵塞。（3）延长催化剂使用寿命的措施l SCR催化剂反应器的改进设计催化剂和反应器是SCR系统的主要部分。催化剂都含有少量的氧化钒和氧化钛,因为它们具有较高的抗SO3的能力。催化剂的结构、形状随它的使用环境而变化。为避免被颗粒堵塞,蜂窝状、板式催化剂部件都是常用的结构,而华电长沙发电有限公司采用的是大孔径的蜂窝状部件,因为它强度高,且容易清理。为了使被飞灰堵塞的可能性减到最小,反应器采用垂直放置,使烟气由上而下流动。此外,每层装有3台IK-525SL耙式吹灰器,采用引自屏式过热器出口的过热蒸汽吹灰。每台反应器共初装6台吹灰器来防止颗粒的堆积。对SCR系统进行优化设计则需考虑在催化反应器的入口处合理分布烟气和氨,以防止由于各部位的温度常偏离设计温度而导致脱硝率的改变;采用倒流板、混合器、氨喷射器对两侧烟道独立布置,使烟气在各断面上流量基本相等;催化剂体积的设计中也要考虑适当放大催化剂的量;同时,还要考虑反应器中有效区域的变化。l 运行中严格根据烟气参数确定脱硝装置投退在锅炉的运行中,做到密切注意烟气量及其波动范围、烟气温度及其波动范围、SCR装置进口烟道上的烟气压力及其波动范围、烟气中的粉尘含量、烟气中的二氧化硫含量等对脱硝效率和催化剂影响较大的参数,只有烟气参数完全符合设计值,才允许投入SCR装置。如果出现个别参数偏离设计值过大的情况,应及时进行分析,评估其危害性质和严重性,预先估计其后果并考虑补救措施,最终确认SCR装置投入或退出运行。l 锅炉启动和SCR系统投运过程中采取的措施锅炉启动和SCR系统投运过程中,在运行调整上采取必要的措施,控制烟气温度的上升速度,避免对设备造成损害,特别是在冷态启动时必须进行预热。为了减少机械应力对催化剂模块的伤害,在烟气温度低于70时,严格控制烟气温度上升速度不超过5/min;烟气温度升高到120前,烟气温度上升速度不超过10/min;烟气温度高于120到催化剂运行温度间,升温速度可以增加到60/min。在SCR系统启动次序上做调整。首先,开SCR入口烟气挡板启动引风机和送风机用冷空气清洗SCR烟气系统和催化剂模块;锅炉在满足点火条件的情况下,使烟气温度升高加热反应器到120以上;锅炉具备了投煤条件,启动一次风机投粉使烟气温度升高加热反应器到310以上。其次,启动稀释空气风机,开稀释空气出口挡板,使空气流量大于3200m3/h(远期效率为85%时的空气流量为5400m3/h),氨从蒸发器供给已准备好。最后,满足氨阀开启条件后,开启氨供应阀向AIG供应氨切换到由NOx自动控制喷氨量。l 启动前的全面复查启动前对SCR系统进行详细检查,确保设备系统良好、可靠,严禁带病运行。特别是利用每次停炉机会加强检查:保证各层催化剂篮子上面应无任何异物,催化剂无短缺、碎裂;保证所有保温表面的有效性,以防灼伤操作人员及烤坏仪表电器;认真确认所有仪表的安装质量、功能的有效性、精度等级核定、零点漂移调整等与设计要求是否相符。机组启动前做好重要仪器仪表的调整试验工作,如NOx,O2分析仪的调整,检查控制阀、连锁阀动作情况,检查所有电路、电气安装的正确性等。平时运行中检查所有检查孔、人孔门、设备进出孔是否已可靠关闭,所有公用设施(蒸汽、压缩空气、水、氨气等)是否已正确到位;同时加强检查所有膨胀支座和膨胀节位置的正确性,保证沿膨胀方向上无异物阻挡;检查钢结构主要受力,梁挠度是否在允许值范围内;通烟后在预设的检查点检查壳体热变形值;热态检查仪表电气工作的正确性。l 保证吹灰器正常运行和吹灰效果每一吹灰器通过就地控制柜的手动按钮进行试车,吹灰器的所有控制和顺序功能均由分散控制系统(DCS)实现。与锅炉本体的吹灰器同等对待,每台反应器的吹灰器按从上至下的催化剂层依次运行,即上一层催化剂的吹灰器在设定的时间内依次启动运行后,再开始运行下一层催化剂的吹灰器,保证每台反应器每次只有1台吹灰器运行。避免催化剂在运行中产生堵塞和大量积灰,一方面降低脱硝效率,另一方面损害催化剂的使用寿命。为保证吹灰效果,吹灰蒸汽从锅炉屏式过热器吹灰蒸汽管道减压站之后由1根主管引出,再由支管分别引入反应器的每个催化剂层吹灰器入口的本体控制阀控制蒸汽吹入反应器;为保证吹灰器运行可靠,每一吹灰器配有2个限位开关,当吹灰器耙子完全伸出和完全收回时触发;每一吹灰器配有一对就地按钮,保证在远控失灵的情况下用于就地投退吹灰器。在日常运行过程中,严格控制设定吹灰汽源压力在1.52.5MPa。既要保证吹灰汽源压力达到预期的吹灰效果(特别是对于燃用湖南灰分在50%左右的地煤),又要控制压力在合适范围内,防止压力过高吹损催化剂。同时,要选择适当吹灰汽源温度,防止吹灰汽源温度过高造成局部催化剂区域超过允许的430,致使局部催化剂失效;在吹灰汽源投入时做到疏水充分,避免由吹灰器带水造成催化剂粘灰而影响脱硝效率。l 结论因为催化剂置换费用约占系统总价的60%70%,脱硝系统催化剂的折旧寿命直接决定着SCR系统的运行成本。湖南华电长沙发电有限公司催化剂的设计使用寿命为45年,如果由于SCR系统运行使用、维护不够合理使催化剂提前失效进行催化剂的置换、部分或整体更换,将进一步加大催化剂的折旧成本。正常使用寿命期内,湖南华电长沙发电有限公司脱硝系统每年设备折旧费用为1000万左右,如果催化剂提前1个月失效,那么在使用寿命期内每年设备折旧费用将增加至1020万左右,可见SCR脱硝系统催化剂的使用寿命对运营成本影响极大。湖南华电长沙发电有限公司对SCR系统在运行使用、维护操作上采取了一系列的严格防护措施以力求延长(或保证)催化剂的使用寿命,但其实际效果还有待于靠脱硝效率和催化剂的实际失效时间来验证。3.1.10 国家关于火电厂氮氧化物的环保政策需求氮氧化物的控制是国家经济可持续发展和环境保护的客观需求,脱硝行业的发展将得到国家相关政策法规的有力支持。国家中长期科学和技术发展规划纲要(2006-2020年)(以下简称纲要)将能源和环境列为重点领域。纲要指出我国“一次能源消费以煤为主,化石能的大量消费造成严重的环境污染”,提出要“促进煤炭的清洁高效利用,降低环境污染。大力发展煤炭清洁、高效、安全开发和利用技术,并力争达到国际先进水平”,并将“煤的清洁高效开发利用”列为优先主题,提出要“大力开发燃煤污染物综合控制和利用的技术与装备等”。2009年2月18日全国环保科技工作在京举行,会议上指出要“逐步建立比较完备的污染减排环保科技支撑体系,特别要适应开展氮氧化物排放削减和控制的需要,尽快制订氮氧化物排放标准,出台氮氧化物污染防治技术政策”。2009年6月3日,第十一届国际环保产业展览会暨环保产业报告会上,国家发改委环资司环保处处长赵鹏高透露,发改委正在研究烟气脱硝的经济政策和电价政策,并于今年开展试点。在国家环境保护“十一五”科技发展规划中,电力行业脱硝被列入新型工业化过程中重点解决的环境科技问题,氮氧化物(NOx)的控制技术和对策则被列入区域大气污染物控制重点解决的环境科技问题。2003年12月23日发布、2004年01月01日实施的火电厂大气污染物排放标准中对火力发电锅炉氮氧化物最高允许排放浓度进行了规定,并且规定第3时段火力发电锅炉须预留烟气脱除氮氧化物装置空间。3.2 SNCR3.2.1 简介SNCR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8501100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。3.2.2 工作原理选择性非催化还原(SNCR)脱除NOx技术是把含有NHx基的还原剂(如氨气、氨水或者尿素等)喷入炉膛温度为8001100的区域，该还原剂迅速热分解成NH3和其它副产物，随后NH3与烟气中的NOx进行SNCR反应而生成N2。在8501100范围内，NH3或尿素还原NOx的主要反应为：l NH3为还原剂：l 尿素为还原剂：SNCR还原NO的反应对于温度条件非常敏感，炉膛上喷入点的选择，也就是所谓的温度窗口的选择，是SNCR还原NO效率高低的关键。一般认为理想的温度范围为7001100,并随反应器类型的变化而有所不同。当反应温度低于温度窗口时，由于停留时间的限制，往往使化学反应进行的程度较低反应不够彻底，从而造成NO的还原率较低，同时未参与反应的NH3增加也会造成氨气泄漏。而当反应温度高于温度窗口时，NH3的氧化反应开始起主导作用：从而，NH3的作用成为氧化并生成NO，而不是还原NO为N2。总之，SNCR还原NO的过程是上述两类反应相互竞争、共同作用的结果。如何选取合适的温度条件同时兼顾减少还原剂的泄漏成为SNCR技术成功应用的关键。3.2.3 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：l 接收和储存还原剂；l 在锅炉合适位置注入稀释后的还原剂；l 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。3.2.4 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（1）优点l 系统简单：不需要改变现有锅炉的设备设置，而只需在现有的燃煤锅炉的基础上增加氨或尿素储槽，氨或尿素喷射装置及其喷射口即可，系统结构比较简单；l 系统投资小：相对于SCR的大约40美元kW-1 60美元kW-1的昂贵造价，由于系统简单以及运行中不需要昂贵的催化剂而只需要廉价的尿素或液氨，所以SNCR大约5美元kW-1 10美元kW-1的造价显然更适合我国国情；l 阻力小：对锅炉的正常运行影响较小；l 系统占地面积小：需要的较小的氨或尿素储槽，可放置于锅炉钢架之上而不需要额外的占地预算。3.2.5脱硝系统基本流程和添加剂效果基于纯氨、氨水和尿素的溶液（比如satamin和carbamin二次添加剂）目前在很大程度上比较流行。通过选择性非催化还原法，氨基在800-1050时NO生成氮气和水蒸气：NH2+NO H2O+N2当使用含氨化合物的水溶液时，化合物分解就会释放出氨气。换言之，只有在雾化流体蒸发后氨气才可以从含氨化合物中挥发出来。自由基之间的反应选择性并不是很强。因此充足的脱除添加剂还是必要的。图1显示了烟气温度950时化学配比因子NSR与NOx脱除量的关系。3.2.6 SNCR系统及其影响因素如图1，典型的SNCR系统由还原剂储槽、多层还原剂喷入装置以及相应的控制系统组成。它的工艺简单，操作便捷。SNCR工艺可以方便地在现有装置上进行改装。因为它不需要催化剂床层，而仅仅需要对还原剂的储存设备和喷射系统加以安装，因而初始投资相对于SCR工艺来说要低得多，操作费用与SCR工艺相当。一般情况下SNCR可达到60%至70%的NOx还原率，足以满足有关环保要求。SNCR还原NO的化学反应效率取决于烟气温度，高温下停留时间，含氨化合物即还原剂注入的类型和数量、混合效率以及NOx的含量等等。（1）温度对SNCR的还原反应的影响温度对SNCR的还原反应的影响最大。当温度高于1 000时，NOx的脱除率由于氨气的热分解而降低；温度低于1 000以下时，NH3的反应速率下降，还原反应进行得不充分，NOx脱除率下降，同时氨气的逸出量可能也在增加。由于炉内的温度分布受到负荷、煤种等多种因素的影响，温度窗口随着锅炉负荷的变化而变动。根据锅炉特性和运行经验，最佳的温度窗口通常出现在折焰角附近的屏式过、再热器处及水平烟道的末级过、再热器所在的区域。（2） 还原剂在最佳温度窗口的停留时间还原剂在最佳温度窗口的停留时间越长，则脱除NOx的效果越好。NH3的停留时间超过1 s则可以出现最佳NOx脱除率。尿素和氨水需要0.3 s0.4 s的停留时间以达到有效的脱除NOx的效果。（3） SNCR工艺所用的还原剂类型SNCR工艺所用的两种最基本的还原剂是无水泊液氨和尿素。为了获得理想的NOx脱除效率，还原剂的用量必须比化学计量的要多。大多数过量的还原剂分解为氮气和CO2，但是，也有微量的氨和CO会残留在尾气中，造成氨的泄漏问题。其中氨的泄漏量一般小于2.510-5，比较好的情况下可以小于10-5。在用尿素作还原剂的情况下，其N2O的生成几率要比用氨作还原剂大得多，这是因为尿素可分解为HNCO，而HNCO又可进一步分解生成为NCO，而NCO可与NO进行反应生成氧化二氮：在以尿素为还原剂的操作系统中，可能会有高至10%的NOx转变为N2O，不过这可以通过比较精确的操作条件控制而达到削减N2O生成的目的。另外，如果操作条件未能控制到优化的状态，亦可排放出大量的CO。为了提高SNCR对NOx的还原效率，降低氨的泄漏量，必须在设计阶段重点考虑以下几个关键的工艺参数：燃料类型、锅炉负荷、炉膛结构、受热面布置、过量空气量、NOx浓度、炉膛温度分布、炉膛气流分布以及CO浓度等。（4） 总结SNCR装置简单经济、操作方便、价格低廉，是一种经济实用的NOx还原技术。相对于别的脱硝技术来说，它是目前适合我国国情的脱硝技术的最佳选择。3.3 低氮燃烧用改变燃烧条件的方法来降低NOx的排放，统称为低NOx燃烧技术。3.3.1工作原理氮氧化物的生成与温度有密切的关系，一般火焰温度越高，氮氧化物的生成越多，反之亦然，这也是流化床炉得以环保的原因之一。低氮燃烧器一般把一次风分成浓淡两股，浓相在内，更靠近火焰中心；淡相在外，贴近水冷壁。浓相在内着火时，火焰温度相对较高，但是氧气比相对较少，故生成的氮氧化物的几率相对减少；淡相在外，氧气比相对较大，但由于距火焰高温区域较远，温度相对较低，故氮氧化物的生成也不会很多。根据氮氧化合物生成机理，影响氮氧化合物生成量的因素主要有火焰温度、燃烧器区段氧浓度、燃烧产物在高温区停留时间和煤的特性，而降低氮氧化合物生成量的途径主要有两个方面：降低火焰温度，防止局部高温；降低过量空气系数和氧浓度，使煤粉在缺氧的条件下燃烧。3.3.2 种类（1）低过量空气燃烧使燃烧过程尽可能在接近理论空气量的条件下进行，随着烟气中过量氧的减少，可以抑制NOx的生成。这是一种最简单的降低NOx排放的方法。一般可降低NOx排放1520%。但如炉内氧浓度过低（3%以下），会造成浓度急剧增加，增加化学不完全燃烧热损失，引起飞灰含碳量增加，燃烧效率下降。因此在锅炉设计和运行时，应选取最合理的过量空气系数。（2）空气分级燃烧基本原理是将燃料的燃烧过程分阶段完成。在第一阶段，将从主燃烧器供入炉膛的空气量减少到总燃烧空气量的7075%（相当于理论空气量的80%），使燃料先在缺氧的富燃料燃烧条件下燃烧。此时第一级燃烧区内过量空气系数1，因而降低了燃烧区内的燃烧速度和温度水平。因此，不但延迟了燃烧过程，而且在还原性气氛中降低了生成NOx的反应率，抑制了NOx在这一燃烧中的生成量。为了完成全部燃烧过程，完全燃烧所需的其余空气则通过布置在主燃烧器上方的专门空气喷口OFA（overfireair）称为火上风喷口送入炉膛，与第一级燃烧区在贫氧燃烧条件下所产生的烟气混合，在1的条件下完成全部燃烧过程。由于整个燃烧过程所需空气是分两级供入炉内，故称为空气分级燃烧法。这一方法弥补了简单的低过量空气燃烧的缺点。在第一级燃烧区内的过量空气系数越小，抑制NOx的生成效果越好，但不完全燃烧产物越多，导致燃烧效率降低、引起结渣和腐蚀的可能性越大。因此为保证既能减少NOx的排放，又保证锅炉燃烧的经济性和可靠性，必须正确组织空气分级燃烧过程。若用空气分级燃烧方法改造现有煤粉炉，应对前墙或前后墙布置燃烧器的原有炉膛进行改装，将顶层燃烧器改作火上风喷口，将原来由顶层燃烧器送入炉膛的煤粉中形成富燃料燃烧，从而NOx生成。可降低1530%。新设计的锅炉可在燃烧器上方设火上风喷口。（3）燃料分级燃烧在燃烧中已生成的NO遇到烃根CHi和未完全燃烧产物CO、H2、C和CnHm时，会发生NO的还原反应，反应式为：4NO+CH4=2N2+CO2+