电厂脱硝论文.doc

绪论煤、石油、天然气等化石燃料的燃烧会产生二氧化碳（CO2）、二氧化硫（SO2）、氮氧化物（NOx）和颗粒物等污染物，其中燃煤燃烧产生的污染物最为严重，是我国目前大气污染物的主要来源。 目前，我国的发电机组绝大多数为燃煤机组，而以燃煤为主的电力生产所造成的环境污染是制约电力工业发展的一个重要因素。其中氮氧化物（NOx）是继粉尘和硫氧化物（SOx）之后燃煤电站环保治理的重点，因此根据相关环境法律法规的要求，需要在燃煤锅炉尾部加装脱硝装置。烟气脱硝应用较多的是选择性催化还原法（SCR）、选择性非催化还原法（SNCR）及SNCR/SCR联合技术，由于高的还原率及技术的广泛使用，选择性催化还原（SCR）已成为目前国内外电站烟气脱硝的主流技术。 本文介绍了几种重要的脱硝技术，着重分析了选择性催化还原（SCR）技术的脱硝原理、工艺流程、设备布置和系统组成，并在此基础上重点分析其控制策略与控制难点，此外还介绍了脱硝系统所用还原剂、催化剂的选取目 录第1章 绪论 .1 1.1 选题背景和意义 .4 1.2 国内外研究现状 .5 1.3 主要研究内容 . 8第2章 脱硝系统设备及工艺流程 . 102.1 SCR法烟气脱硝的设备及工艺流程 .10 2.1.1 SCR法烟气脱硝的技术原理. 102.1.2 SCR法脱硝工艺流程及系统简介. 102.1.3 SCR烟气脱硝运行方式.20 2.1.4 SCR法脱硝工艺中的催化剂、还原剂的特性及选择. 222.1.5 SCR法脱硝工艺设计中的注意事项.25 2.2 SNCR法脱硝技术 .27 2.2.1 SNCR工艺原理及其系统. 272.2.2 SNCR影响因素.30 2.3 SNCR/SCR联合技术 .32 第3章 SCR脱硝系统控制策略 .34 3.1 液氨蒸发器水温控制 .34 3.2 氨气缓冲罐氨气压力控制 . 353.3 喷氨流量控制 .36 3.3.1 出口NOx定值控制 . 363.3.2 固定摩尔比控制（典型控制）方式 . 383.4 稀释空气流量控制 . 403.5 吹灰器控制 .41 3.5.1 蒸汽吹灰控制 . 413.5.2 声波吹灰控制 . 41第4章 SCR脱硝系统在电站的应用 . 434.1 脱硝系统 .43 4.1.1 氨液制备区 . 434.1.2 SCR反应器. 434.2 脱硝控制系统 . 444.2.1 氨气出口温度控制 . 444.2.2 氨液压力控制 . 444.2.3 氨气流量和出口NOx浓度控制 . 454.2.4 稀释风控制和声波吹灰器控制 . 464.3 SCR脱硝控制系统试运行 . 47。第1章 绪论1.1选题背景和意义为防止锅炉内燃煤燃烧后产生过多的氮氧化物污染环境，应进行脱硝处理将氮氧化物还原为无污染产物。统计数据显示，我国氮氧化物排放量最大的是火电行业，占到38%左右。据中国环保产业协会组织的中国火电厂氮氧化物排放控制技术方案研究报告的统计分析，2007年火电厂排放的氮氧化物总量已增至840万吨，比2003年的597.3万吨增加了近40.6，约占全国氮氧化物排放量的3540。据专家预测，随着国民经济发展、人口增长和城市化进程的加快，中国氮氧化物排放量将继续增长。若无控制，氮氧化物排放量在2020年将达到3000万吨，给我国大气环境带来巨大的威胁。 氮氧化物及其危害：氮氧化物（NOx）是NO、NO2、N2O、N2O3、N2O4、N2O5等的总称。造成大气污染的主要是指NO和NO2。NO是煤燃烧时的主要副产物，主要来源于燃烧时煤中N的氧化及高温空气中N2和O2的反应。氮氧化物主要侵入呼吸道深部的细支气管及肺泡。当人们长期处于氮氧化物浓度过高的环境中会导致死亡，室内氮氧化物的质量浓度不能超过5mg/m31。氮氧化物不仅是导致酸雨形成的主要原因之一，也是造成光化学烟雾的根本原因，其产生的温室效应约是CO2的200300倍，其污染产生的经济损失和防治所需价值量比SO2约高出33.3；NOx还可转化为硝酸盐颗粒，形成PM2.5，增加颗粒物的污染浓度、毒性和酸性2。 氮氧化物对环境危害严重，为了改善大气环境必须对氮氧化物的排放进行控制，因此对电厂脱硝系统控制的研究有很重要的工程意义和现实意义。 1.2 国内外研究现状 目前氮氧化物的控制技术主要分为两种，一种是在燃烧过程中控制NOx的产生，主要有低氮燃烧技术、循环流化床洁净燃烧技术（CFBC）、整体煤气化联合循环（IGCC）、洁净煤发电技术等。另一种是烟气脱硝技术，使NOx在形成后被净化，主要有选择性催化还原（SCR）、选择性非催化还原（SNCR）、SCR/SNCR联合技术等成熟技术2。本课题主要研究烟气脱硝技术。 SCR工艺是目前大规模投入商业应用并能满足最严厉的环保排放要求的脱硝工艺，NOx脱除率能够达到90以上3。具有无副产物、不形成二次污染, 装置结构简单, 运行可靠, 便于维护等优点，因而得到了广泛应用。SCR脱硝系统最早在20世纪70年代晚期日本的工业锅炉机组和电站机组中得到应用，在欧洲和美国，SCR脱硝系统也得到了十分广泛的应用。我国SCR技术研究开始于上世纪90年代。早在1995年台湾台中电厂58号4x550MW机组就安装了SCR脱硝装置，大陆第一台脱硝装置是福建后石电厂的16号6x600MWSCR脱硝装置，自1999年起陆续投运。典型的燃煤电厂SCR烟气脱硝系统采用氨（NH3）作为还原介质，主要由供氨与喷氨系统、催化剂（反应塔）、烟气管道与控制系统等组成4。在催化剂及氧气存在的条件下，NOx与还原剂发生反应，被分解成无害的氮气和水。其基本的反应方程式为：可以作为还原剂的有NH3，CO，H2，还有甲烷、乙烯和丙烷等。目前以NH3作为还原剂对NOx的脱除效率是最高的5。为了保证SCR烟气脱硝系统的正常运行以及化学反应的正常进行，主要调节任务有： （1）使液氨蒸发器内水温保持恒定。液氨属于易燃易爆物品，通常以加压液化的方式储存，液氨转变为气态时会膨胀850倍。液氨蒸发器的结构为螺旋管式，管内为液氨，管外为温水浴，以过热蒸汽直接喷入温水中，再以温水将液氨气化。为了保证氨蒸发器的正常运行，防止液氨泄漏，满足氨气量的需求，通常要使液氨蒸发器内水温恒定，即40。 （2）使氨气缓冲罐氨气压力保持恒定。氨气缓冲罐的作用是对氨气进行缓冲，正常运行时保证按期有一个稳定的压力。氨气缓冲罐的结构比较简单，主要有按期的进出口、安全阀、排污阀等。为保证氨气缓冲罐正常运行，起到缓冲作用，通常通过控制液氨蒸发器进口调节阀，控制液氨蒸发流量，使按期缓冲罐氨气压力保持在0.2MPa。（3）使NH3/NOx摩尔比恒定，保证机组脱硝效率。由选择性催化还原烟气脱硝的化学反应方程式可知，若NH3投入量超过需求量，则NH3氧化等副反应的反应速率将增大，从而降低NOx的脱除效率，同时也增加了净化烟气中未转化NH3的排放浓度，造成二次污染；若NH3投入量小于需求量，则会导致NH3脱除效率降低，达不到机组烟气脱硝的目的。因此为保证机组烟气脱硝效率，应使NH3/NOx摩尔比恒定，一般控制在1.2以下6。 SCR控制系统的启停由喷入的氨来控制,即依据固定的NH3/NOx摩尔比来确定所需的氨气流量。进口NOx浓度和烟气流量的乘积产生NOx 流量信号,此信号乘以NH3 /NOx 摩尔比就是基本氨气流量信号，SCR控制系统根据计算出的氨气流量需求信号去定位氨气流控制阀,实现对脱硝的自动控制7 。脱硝系统虽然是环保装置，但是与机组运行有密切的关系，从目前已投产的配套脱硝装置电厂的情况看，脱硝装置的控制基本上均纳入机组的DCS控制系统中。根据对10多家硝装置的统计，机组部分的IO点数大概在200770点之间，公用系统的IO点数在130330点之间，虽然不同工艺厂家系统的IO点数有差异，但是基本上都能满足脱硝系统的控制要求。针对SCR烟气脱硝领域的难点之一NOx与NH3的混合，江苏苏源环保工程股份有限公司提出了“主动利用不均”的理念，在该理念的指导下开发了专利技术“喷氨格栅”，其功能是：在实际工况下，针对NOx的不均匀特性，有计划、有步骤地控制不同区域的喷氨量，实现不同区域不同的NOx/NH3配比。对于SCR脱硝技术，文献8910中都有介绍，文献11则举了大唐阳城电厂的实例来介绍SCR脱硝技术在电厂的应用。另外，文献12中提到了SO3在SCR反应器中的生成及其危害，需要采取一定的措施脱除烟气中的SO3。 SNCR技术是已投入商业运行的比较成熟的烟气脱硝技术，其建设周期短、投资少、脱硝效率中等，比较适合于中小型电厂改造项目。20世纪70年代，SNCR技术首先在日本投入商业应用，目前全世界大约有300套SNCR装置，其中30个为电站锅炉，容量约为7100MW。由于SNCR法脱硝率只有3050，一般采用低NOx燃烧技术/SNCR或SNCR/SCR联合使用13。 SNCR/SCR混合技术在20世纪90年代后期研发成功，与SNCR和SCR工艺相比而言，这种混合技术特点主要是：系统脱硝效率相对较高；设备相对简单，建设周期短，占地面积小；催化剂用量较少，系统压损小等14。 对于脱硝系统的控制，文献15提出了一个指数ARMAX(ExpARMAX)模型，仿真研究表明，此模型可以在一个大的经营范围内提供令人满意的脱硝进程的建模精度。其控制算法能显著提高系统的控制性能。文献16对一个60万千瓦的火电厂热力系统进行了模拟和优化，主要研究了氨的流场及分布对原设计的改善。文献17重点介绍了烟气循环流化床（CFB）系统，使用新型吸附剂同时脱硝脱硫。1.3 主要研究内容 本毕业设计的主要内容是深入探讨并分析电站脱硝系统及其控制技术。在熟悉了解电站脱硝系统的工艺流程及结构组成的基础上，总结电站脱硝系统的特点及控制难点，侧重分析电站脱硝系统的主要控制策略、控制系统组成。预期目标为了解电站脱硝系统的工艺流程及组成结构，熟悉电站脱硝系统的主要设备特性及控制难点，掌握文献检索方法，在查阅大量文献资料的基础上，分析电站脱硝系统的主要控制策略、系统组成。 第2章 脱硝系统设备及工艺流程自从20世纪80年代人们开始对燃煤电厂NOx排放控制方法的研究工作以来，目前已经出现了许多烟气脱硝技术，如：选择性催化还原法（SCR）、选择性非催化还原法（SNCR）、液体吸收法、微生物吸收法、活性炭吸附法、电子束法（EBA）、脉冲电晕等离子体法（PPCP）、液膜法、微波法等等，其中应用较多、已实现商业化的是选择性催化还原法（SCR）。 2.1 SCR法烟气脱硝的设备及工艺流程2.1.1 SCR法烟气脱硝的技术原理 SCR烟气脱硝系统采用氨气（NH3）作为还原介质，国外较多使用无水液氨。基本原理是把符合要求的氨气喷入到烟道中，与原烟气充分混合后进入反应塔，在催化剂的作用下，并在有氧气存在的条件下，选择性的与烟气中的NOx（主要是NO、NO2）发生化学反应，生成无害的氮气（N2）和水（H2O）。 2.1.2 SCR法脱硝工艺流程及系统简介 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、反应器系统和旁路系统（省煤器旁路和SCR旁路）等组成。 图2-1为SCR法烟气脱硝的工艺流程示意图。 首先，液氨由槽车运送到液氨储罐贮藏，无水液氨的储存压力取决于储罐的温度(例如20时压力为lMPa)。液氨通过液氨蒸发器中的蒸汽、热水，被减压蒸发输送至液氨缓冲罐备用,缓冲罐中的氨气经调压阀减压后送至氨气/空气混合器中,这时鼓风机向氨气/空气混合器中鼓入与氨量成一定配比的空气，形成氨气体积含量为5%的混合气体，经稀释的氨气通过喷射系统中的喷嘴被注入到烟道隔栅中，与原烟气混合。在喷嘴数量较少的情况下，为了获得氨和烟气的充分均匀分布，要在反应塔前加装1个静态混合器。这样，从锅炉省煤器后出来的烟气经与部分旁路高温烟气混合调温(烟气在反应塔中与高温催化剂的反应最佳温度为370440)后，进入反应塔，在催化剂的作用下，烟气中的NOx与氨气发生化学反应。当反应塔故障时，烟气从反应塔前设置的100%烟气旁路通过，对锅炉正常运行没有影响。 2.1.2.1 脱硝反应剂制备系统 (NH3区) 反应剂制备系统(NH3区)包括了氨储存系统和氨与空气混合系统，主要设备有卸氨压缩机、液氨储罐、液氨蒸发器、缓冲罐、稀释风机、氨/空气混合器、氨稀释槽及废水泵等。 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，他抽取槽车的液氨，经压缩后将液氨槽车的液氨推挤入液氨储罐中。由于槽车向储罐供氨的过程中，随着槽车氨量的减少，其压力也不断下降，甚至影响继续供氨，因此使用卸氨压缩机提高槽车罐内的压力，以保证其罐内的液氨可全部顺利卸出。卸氨压缩机为水冷型压缩机，采用工业水作为冷却水并直接排放。 液氨储罐是SCR脱硝系统液氨储存的设备，一般为能够承受一定压力载荷的罐体。储罐上安装有超流阀、逆止阀、紧急关断阀和安全阀作为储罐液氨泄露保护所用。储罐四周安装有工业水喷淋管线及喷嘴，当储罐罐体温度过高时自动淋水装置开启，对罐体喷淋降温。同时，液氨储罐还必须有必要的接地装置。氨储罐选用卧式罐，设计压力取介质在50时的饱和蒸汽压力的1.1倍，工作温度-1540。储罐还装有温度计、压力表、液位计和相应的变送器信号送到主体机组控制系统。当储罐内温度高于40或压力高于1.55Mpa时报警。储罐四周安装有工业水喷淋管线，当储罐罐体温度高于33时自动淋水装置启动，对罐体自动喷淋降温至28左右18。 液氨蒸发器一般为螺旋管式。管内为液氨，管外为温水浴，以蒸汽直接喷入水中加热至40，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55时则切断蒸汽来源，并在控制室DCS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时切断液氨进料，使氨气至缓冲槽维持适当温度及压力。 缓冲罐又叫蓄积槽，液氨经过液氨蒸发器蒸发为氨气后进入缓冲罐，其作用是对氨气进行一个缓冲作用，保证了氨气有一个稳定的压力。缓冲罐的结构相对简单，主要有氨气的进出口、安全阀以及排污阀等18。 稀释风机的作用是将稀释风引入氨/空气混合系统。稀释风的作用有三个：一是用于控制；二是作为NH3的载体，通过喷氨格栅（AIG）将NH3送入烟道，有助于加强NH3在烟道中的均匀分布；三是稀释风通常在加热后才混入氨气中，这有助于氨气中水分的汽化18。因此，在引入稀释风后需要增加一个稀释风的加热器，通常采用蒸汽或电加热器加热的方法，个别的工艺流程采用以蒸汽加热为主，电加热为辅的方式。稀释风一般为常压且无腐蚀性，因而稀释风机可按普通风机标准选取。稀释风机的选择需满足SCR系统脱除最多NOx时NH3所需要的稀释风量的要求10。 氨气在进入喷氨格栅前需要在氨/空气混合器中充分混合，氨/空气混合器有助于调节氨的浓度，同时氨和空气在这里充分混合有助于喷氨格栅中喷氨分布的均匀。氨气与来自稀释风机的空气混合成氨气体积含量为5%的混合气体后送入烟气中。 氨气稀释槽一般为立式水槽。液氨系统各排放处所排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至稀释槽水中，并利用大量水来吸收安全阀排放的氨气。 废水泵的作用是把稀释槽中的废水抽取排到电厂的废水处理系统进行处理排放。由于脱硝系统中的废水具有一定的腐蚀性，因此要求泵具有耐腐蚀能力。泵的容量取决于排水处理设备的废液接收能力18。 2.1.2.2 氨喷射（AIG）系统烟气流场是选择性催化还原法（SCR）脱硝系统设计的关键，目标是使烟气中的氮氧化物和还原剂氨（NH3）达到最佳湍流混合。混合系统一般由AIG装置和导流装置构成。为了控制喷氨格栅上游烟道整个横截面和反应器入口横断面气流的温度分布及烟气流速，有时需要使用静态混合器。另外，在烟气转向处安装导流板，以确保烟气流动方向正确，也是使整个SCR系统的压力损失降到最低的必要措施。 目前较成熟的氨气注入方式有传统的喷氨格栅及导流板。氨喷射系统位于SCR反应器上游烟道内，由一个给料总管和数个连接管组成。连接管给分配管供料，分配管给数个配有喷嘴的喷管供料。传统的喷射格栅按混合器（如图2-2）长期运行后会出现喷嘴堵塞现象，造成混合不均匀，而且系统调节复杂。图2-3为奥地利ENVIRGY公司制造的SCR氨喷射/混合系统。每个氨气喷嘴的氨气流速都可通过1个安装在供气管道上的流量调节装置来调节;为了确保氨气和烟气均匀混和,每个喷嘴的下游(沿烟气方向) 都装有1个静态混合叶片。 图2-4为德国费赛亚巴高科环保公司( FBE 公司)的涡流混合器,其除了可优化烟气和氨混合状况,还具有减少注射孔,降低喷嘴因氨中颗粒而堵塞的概率,控制简便且调试时间短、压力损失小和节电等优点。FBE公司还采用烟气流动模型辅助设计确定了独特的平衡导流板,使脱硝塔进口烟气均匀分布。德国巴克-杜尔公司制造的三角翼静态混合器是在环形、椭圆形或三角板(板 与气流呈一定角度放置) 的前缘产生广延稳态的旋涡,该旋涡呈双向、圆锥形分布,转向相反,离开板后直径逐渐扩大。旋涡的强力旋转可引起大量的流体沿干流方向正常分布,因此可在干流方向上混合不同密度、温度和浓度的介质。这样,可使SCR 反应器尺寸最小,并能够在最短的烟道内使NH3与烟气混合。 另外，还有一种新型的氨注入方式文丘里棒层注入方式。该方法利用了文丘里效应，能够实现氨气的自吸注入。烟气流量越大，其喉口位置的烟气流速就越快，动压就越大，在静压一定的情况下其背面形成的负压区负压就越大，能够吸入的氨气量也随之增大，能够实现自平衡控制。研究表明，文丘里棒层具有较稳定的流场、较小的工作压降、较好的烟气与氨气混合效果及工业应用前景19。 对于实际应用,首先应充分考虑SCR反应器前端烟道的长度与布置、系统的压力损失、混合距离、投资、运行费用及安装灵活性等问题,然后选择合适的喷氨方式。 2.1.2.3 SCR法脱硝反应塔系统 反应器是SCR装置的核心部件，是提供烟气中的NOx与NH3在催化剂表面上生成N2和H2O的场所。反应器设计影响SCR系统的投资成本和运行成本，以及催化剂用量等方面。有两种SCR反应器形式，一种是完全SCR反应器，另一种是安装在管道内的SCR反应器。完全SCR反应器设计是将催化剂放置在单独的反应器空间内，锅炉烟气用管道从省煤器出口输送到SCR反应器，完成脱NOx后，接着再到空气预热器进口。完全的SCR反应器允许每一层安装大量的催化剂，增加NOx的脱除量和催化剂寿命，也增加了可用于在进入反应器之前混合反应物的管道长度。然而，单独的反应器需要大量邻近锅炉的空间来安装反应器和管道，增加的管道系统阻力通常需要增加引风机的能力。 管道内的SCR系统是将反应器安装在电厂现有的管道系统内，而不是单独的反应器内，通常需要扩大管道系统来为催化剂提供足够的空间。管道内反应器系统节省了管道长度、独立的反应器本体和引风机的成本，然而管道内设计限制了催化剂量和混合长度，因此这种方式通常都与其它的NOx控制技术联合使用。管道内系统的催化剂侵蚀通常是较高的。天然气燃气锅炉催化剂量需求小，常常使用管道内系统。当空间限制了完全SCR反应器的安装时，燃煤锅炉也有可能应用管道内SCR反应器20。 目前在燃煤锅炉的SCR工程中应用较多的还是完全的SCR设计。 SCR反应器可以安装在锅炉的不同位置，主要有以下3种布置方案： （1） 高温高飞灰烟气段布置：反应塔直接安装在省煤器与空气预热器之间，布置在静电除尘器前面。优点是进人反应塔的烟温为320430，适合于大多数催化剂所要求的工作温度，由于烟温很高，不需要再加热，初投资及运行费用较低，技术成熟，性价比最高。此种布置方式在新建及改造电厂中应用最为广泛；缺点是此段烟气飞灰含量高，易引起催化剂表面磨损，必要时需对催化剂进行硬化处理，催化剂孔径易被飞灰颗粒和硫酸氢氨晶体堵塞，且飞灰当中的重金属(镉、砷)易引起催化剂中毒，表面失去活性，所以，反应塔要配备过热蒸汽吹灰器，对催化剂表面进行定期吹扫。 （2） 高温低飞灰烟气段布置(见图2-1)：反应塔安装在静电除尘器与空气预热器之间。优点是进入反应塔的烟气温度高，含尘量低，不需硬化，但SO2含量仍较高，飞灰颗粒较细。虽磨损减轻，但易导致催化剂堵塞，因为细灰颗粒易粘结，使催化剂表面粘污积灰，且易使空预器受热面积垢，影响换热效率。 （3） 低温低飞灰烟气段布置（见图2-5）：反应塔安装在空气预热器及脱硫装置的下游。优点是进入反应塔的烟气含尘及SO2含量极低，催化剂磨损与堵塞的几率小可采用比表面积较大的细孔径催化剂。烟气流速可设计的高一些。因此，催化剂体积用量少，使用寿命长等。缺点是烟气经过FGD后进入反应塔的温度较低(5570)，需采用昂贵的气一气加热器（GGH）对烟气再加热若采用燃油或燃气加热器提高烟气温度。其初投资及运行、检修费用较高，并会降低电厂热经济效率82.1.2.4 旁路系统 对于SCR法烟气脱硝系统，可以设置两个旁路，即SCR旁路和省煤器旁路。 SCR旁路设置的目的有三个：一是为了机组在冷启动时不使催化剂受到损害；二是为了机组在长期不脱硝时节约引风机的电耗；三是在锅炉低负荷低烟气温度的时候将催化剂隔离出来，以防止硫酸铵在空气预热器上的沉积20。但旁路增压挡板的密封和积灰问题严重，投资、运行和维护费用较高。是否设置SCR旁路，主要依据锅炉冷启动的次数，若每年冷启在58次之内，则无需旁路21。 当锅炉启停较为频繁时，通常需要采用省煤器烟气旁路系统，对于停炉后快速启动SCR装置运行具有重要作用。当锅炉低负荷运行时，该旁路系统能提高进入SCR的烟气温度使之达到脱氮反应所需的温度。这种省煤器旁路流量一般设计为锅炉ECR工况下总烟气流量的10%。但设置省煤器旁路将减少省煤器吸热，影响锅炉主蒸汽温度和再热蒸汽温度。对已投产的电站锅炉加装SCR装置，此方案将改变锅炉的整体包覆、钢架、门孔布置等。另外，锅炉在低负荷时NOx浓度相对较低，SCR装置在低负荷时可以停运不喷氨，仅作为烟道使用，因此，对于低负荷年运行小时很低的燃煤电站，可不用设置省煤器烟气调温旁路4。 2.1.2.5 吹灰系统 我国燃煤电厂的烟气中灰分普遍较高，实际运行中系统地飞灰积聚现象十分普遍，有的严重影响了SCR系统催化剂活性和寿命，所以必须在SCR反应器中安装吹灰器。目前较多应用的是蒸汽和声波两种吹灰技术，相对来说，声波吹灰器的采购和系统安装费用较低。 声波吹灰器通过发射低频、高能声波，在吹扫过程中产生振动力，清除设备积灰。声波吹灰系统的稳定运行对于机组和脱硝系统的安全稳定运行极为重要。因此,无论是否喷氨,只要锅炉引风机运行,就应该将声波吹灰系统顺控投入运行；当锅炉需要检修时,要在引风机停运后再停运声波吹灰系统；声波吹灰系统在每一个反应器的每一层就地管路上都有一个压力调节阀,应该把压缩空气的压力调整在0.5MPa；为了防止压缩空气中的水分腐蚀声波吹灰器鼓膜,应定期对声波吹灰器压缩空气缓冲罐进行排污20。 2.1.3 SCR烟气脱硝运行方式 在SCR烟气脱硝系统中，SCR反应器与还原制备区(即氨制备区)的联系，在工艺上只有喷氨格栅的人口，在控制上只有脱硝控制系统的氨量需求信号。脱硝控制系统根据烟气NO浓度、设计脱硝率和烟气量的计算得出氨量需求信号对喷氨管道上的阀门进行调节，调整合适的喷氨量。通常，SCR烟气脱硝的运行操作包括正常的起动、停止和自动保护停止。 2.1.3.1 SCR烟气脱硝系统的起动 不设置旁路的SCR烟气脱硝系统与锅炉同时起动，起动前在锅炉预通风阶段使用空气先加热催化剂。SCR烟气脱硝系统冷态起动时，锅炉处于冷态状况，烟气的最大升温速率控制在34/min。同时，监测SCR反应器入口及出口的温度，正常运行时温度差在1O以下。当催化剂温度升到310后，维持10min，氨气供给系统即开始，通过喷氨格栅向SCR反应器喷氨，SCR烟气脱硝系统进入正常运行阶段。反应区温度应保持在400 以下。 2.1.3.2 SCR烟气脱硝系统的停止 SCR烟气脱硝系统的停止存在3种情况： （1）SCR烟气脱硝系统正常停止运行。在锅炉停运前，应先对催化灰操作。SCR烟气脱硝系统在停炉前10 min开始退出运行(即停止喷氨)，即手动将氨量需求信号值调整至0。在制氨系统接收到氨量需求信号为0时，自动关闭氨气喷入管线上的阀门，维持10 min，即可进行停炉操作。停炉后，在维持锅炉负压的情况下，采用引风机吹扫SCR烟气脱硝系统。如果催化剂层没有预先进行吹灰操作，就不能对其采用空气吹扫。 （2）锅炉跳闸后SCR烟气脱硝系统的停止。如果SCR烟气脱硝系统正常运行中锅炉跳闸，则氨量需求信号值自动变为0。制氨系统接到此信号后，自动关闭氨管线上的阀门：氨管线上阀门关闭直到下次系统起动时，手动将出口NO 含量操作端设定在要求值后，此阀门再次自动打开。在锅炉跳闸时，SCR脱硝系统的手动关闭系统必须在锅炉停止运行后才能够操作，这样会有一些氨气残留在催化剂模块中。此时，一般不采用吹灰程序来吹扫SCR烟气脱硝系统，也不能采用空气吹扫。在这个阶段，禁止打开SCR反应器上的人孔或观测孔，以防止空气进入SCR反应器，导致催化剂模块中的未完全燃尽颗粒燃烧，造成火灾。在催化剂温度降到150 以前或降到6070以前，应尽快恢复锅炉运行。 （3）SCR烟气脱硝系统的自动安全停止。当烟气温度超过420时，对催化剂模块的损坏非常大，应立即停止锅炉运行。在到达420前，停止氨气喷入(超过390时)，执行自动停止SCR烟气脱硝系统来避免损害催化剂模块；当温度降到310以下，延时10min，自动停止SCR烟气脱硝系统来避免损害催化剂模块22。 2.1.4 SCR法脱硝工艺中的催化剂艺中的催化剂、还原剂的特性及选择2.1.4.1 催化剂特性及选择使用 SCR法脱硝工艺中的核心物质是催化剂。其优劣直接影响到烟气脱硝的效率，其选取是根据SCR反应塔的布置、入口烟温、烟气流速及N0，浓度分布。以及设计脱硝效率、允许的氨逃逸率、允许的SO2/SO3转化率与催化剂使用寿命保证值等因素确定的。根据催化剂的适用温度范围，SCR工艺可分为高温(345590)、中温(260450)和低温工艺(150280)。目前最常用的是高温氧化钛基催化 剂（活性TiO2，同时添加增强活性的V205金属氧化物。若需进一步增加活性时，还要添加W03)，其中，催化剂的V2O5含量较高时其活性也较高，脱硝效率高，但V2O5的含量较高时，SO2向SO3转化率也较高。因此，控制V205的含量不能超过2，并添加适量的WO3来抑制SO2向S03的转化率8。 目前。国内外燃煤电站常使用的SCR催化剂结构形式是平板式和蜂窝式，使用最多的是蜂窝式。平板式和蜂窝式催化剂通常制作成独立的催化剂单元箱体。以丹麦托普素公司为例。单元箱体横截面466mm466 mm。长度250500 mm，由几个催化剂单元拼装成标准化模块结构。便于运输、安装和检修维护。该公司对于高粉尘烟气考虑到压降、磨损，一般选取催化剂的水力直径是6 mm，比表面积是400500m2/m3。而对于低粉尘烟气，水力直径通常是3mm，比表面积将增加到700900m2/m3，由于通过层流边界层时槽路的水力直径较小，抗分散性较小，催化剂活性与催化剂的比表面积比例非常一致。 SCR装置的运行成本在很大程度上取决于催化剂的寿命，其使用寿命又取决于催化剂活性的衰减速度。SCR反应塔中的催化剂在运行一段时间后，其表面活性都会有所降低，主要存在物理失活和化学失活2种类型，催化剂物理失活主要是指高温烧结、磨损和固体颗粒沉积堵塞而引起催化剂活性破坏；典型的SCR催化剂化学失活主要是碱金属(如Na、K、Ca等)和重金属(如As、Pt、Pb等)引起的催化剂中毒。 根据设计的脱硝效率，在SCR反应塔中设置有34层催化剂安装空间，一般初次布置3层催化剂，预留1层布置空间，可延长催化剂更换周期，节省25的需要更换的催化剂体积用量，但会增加烟道阻力，一般催化剂的活性周期为23年，与工作环境有关。对于废催化剂进行再生处理后，活性效果可接近新催化剂，处理费用约为新催化剂的45。 2.1.4.2 还原剂的特性及选择使用 SCR法脱硝系统以氨作为还原剂，既可是带压的无水液氨。也可是常压下的氨水溶液(通常重量浓度为25)，此外还可能是尿素水溶液(通常重量浓度为45)，燃煤电站通常使用液氨。由于液氨在常温20下，罐内的压力为1 MPa，具有一定的危险性及安全隐患。液氨的运输与卸载等处理有非常严格的规程与规定，在国外很多电站仅允许使用铁路运输。采用氨水作为还原剂，虽然运输、储存方便，但需要另增设备和热能，并需要特殊的喷嘴，综合经济性差，但根据当地情况，从安全角度来讲，氨水也正越来越多地被使用。在海运上，通常使用尿素水溶液作为还原剂。注入尿素后，在热烟气中分解为氨，反应式为：选择还原剂对运行成本有重要影响，表2-1是一次供应约5t时，3种还原剂的典型价格。对大型燃煤电厂需求量很大时，无水液氨和氨水价格还能降低近50。1座250MW、NOx水平在300 ppm的燃煤锅炉，安装SCR后，每年的液氨增加成本费用约为400万元人民币，相当于0.2分(kWh)。 氨在喷入烟气前需利用热源加热,并从送风机出口引出1支冷风管来稀释氨气,将气化后的氨气与空气在喷氨系统前的混合罐中充分混合,形成浓度均匀的混合物,通过网格型喷氨隔栅上的多组喷嘴,把氨与空气混合物均匀地喷射到烟气中去，并采用多组手动阀门集中布置构成阀门站,来控制调节各喷嘴的喷氨量，喷氨量NH3的多少与烟气中NOx的含量有关,福建漳州后石电厂运行经验值为摩尔比1：1。 2.1.5 SCR法脱硝工艺设计中的注意事项 2.1.5.1 SCR反应塔入口烟道的设计要求 从外部环境考虑，燃煤电站SCR法脱硝效率与锅炉尾部外形设计、燃用煤种、燃烧布置方式、及锅炉运行工况等密切相关。而从内部环境考虑，脱硝效率的高低取决于反应塔人口烟气速度、烟气中NH3与NOx混合物在催化剂截面上的浓度均匀分布、入口烟气温度分布、烟气混合物在催化剂中的停留时间等。 为达到以上要求，国外各脱硝公司除了对反应塔的结构设计上进行CFD模拟，使阻力尽量小、催化剂槽路的尺寸(水力直径)要适中外，尽量优化反应塔入口烟道设计，减少异型件使用，避免烟气在烟道中产生涡流、激荡，影响混合物的均匀度。丹麦托普索公司在这方面的设计已很成熟，在90弯道区采用导流叶片，导流叶片的位置和设计是基于1：10比例的流量模型测试而定的，并设计成垂向立式结构，数块导向板布置成不等距结构，这是因为烟气在弯道处将产生严重的不稳定、不等量过流，在弯烟道内壁附近易形成层涡流，依据理论和软件模拟计算把导流板在弯道处不等距布置，可明显减小涡流作用。建议在距省煤器出口的弯头导流板约2m的地方设置喷氨隔栅，有利于混合均匀；飞灰整流器安装在最上层催化剂上方，这些设计已成功应用予丹麦哥本哈根的Avedore电厂等多家电厂，经后期调研，运行良好8。 2.1.5.2 氨逸出量及对反应塔下游设备的影响 加氨量是由PLC控制，根据SCR前NOx数值和规定的NOx排放值进行比较，用反馈信号来修正喷氨量。现场很难精确测定NH3逃逸量，不能用NH3逃逸量作为反馈信号来控制喷氨量。丹麦托普索公司从工业试验中得到数据，仅靠提高几个百分点的NH3/N0x摩尔比，催化剂体积就可减少约30，也能达到同样的N0x降低率。氨逸出会污染静电除尘器中的飞尘质量，使FGD废水及空预器清洗水中氨含量增大，生成硫酸氨盐类，造成催化剂与空预器堵塞、磨损、腐蚀等。硫酸氨盐的生成量与S03浓度有直接关系，SO3的生成量来源于以下2个方面：煤燃烧生成的和SO2在催化剂的作用下氧化形成的，一般设计要求SCR中S02/SO3转化率小于l；硫酸氨盐沉积在空预器换热片上，引起低温结垢腐蚀，必要时电厂可在空预器低温段采用搪瓷材料。而ABS（硫酸氢氨)会暂时降低催化剂活性，为了尽可能减少ABS的生成沉积，运行烟温应高于ABS的露点温度以上20，ABS露点温度一般在300330范围内，这也是为什么要安装省煤器烟气旁路的重要原因。 2.2 SNCR法脱硝技术 选择性非催化还原（SNCR）技术是一种成本较低的烟气脱硝技术，在国内有广阔的发展前景。自从1975年美国的Lyon发明SNCR以来，国外对它的研究就从未中断过并应用在燃烧设备上。 2.2.1 SNCR工艺原理及其系统 SNCR法是在没有催化剂的作用下，向9001100炉膛中喷入还原剂，还原剂迅速热解成NH3与烟气中的NOx反应生成N2。炉膛中会有一定量氧气存在，喷入的还原剂选择性的与NOx反应，基本不与氧气反应。SNCR的还原剂一般为氨、氨水或尿素等。氨作为还原剂的SNCR 称为De NOx 法，尿素为还原剂的称为NOx OUT法23。按喷入的还原剂的不同，SNCR法脱硝技术可分为以下三种脱硝系统24： 2.2.1.1 喷射纯氨的SNCR脱硝系统 纯氨作为反应剂的脱硝系统通常为：用氨罐槽车将液氨运送至工厂内，通过一个可以远程操作的卸载管线卸氨，卸载的液氨送到液氨储存罐。氨罐和氨蒸发器构成一个循环回路，通过加热液氨使其蒸发后回到氨储罐，维持储罐上部氨蒸汽的量。氨蒸汽被从储罐顶部抽出，经过调压后送往锅炉脱硝。推荐采用的混合比率是10%左右，空气和氨气的混合在氨稀释罐内完成。 2.2.1.2 喷射尿素的SNCR脱硝系统 喷射尿素的SNCR脱硝系统主要包括尿素存储系统、尿素溶液配制系统、尿素溶液存储系统、溶液喷射系统和自动控制系统。SNCR脱硝系统组成如下: （1）尿素供应站。尿素存储系统、尿素溶液配制系统和尿素溶液存储系统集中布置，共同组成尿素供应站（简称尿素站）。尿素站的主要设备包括：一个干尿素储仓，一个计量仓，一个螺旋输送机，一个配液池，两个尿素溶液储罐，两个尿素溶液输送泵和两个加压泵。在尿素站内，完成尿素存储、尿素溶液配制的任务，泵送到炉前喷射系统。 （2）炉前喷射系统。炉前喷射系统由三层喷射层组成，每层由14个喷射器组成。三层喷射层布置炉膛燃烧区域上部和炉膛出口处，以适应锅炉负荷变化引起的炉膛烟气温度变化，使尿素溶液在最佳反应温度窗口喷入炉膛。每层喷射层都设有总阀门控制本喷射层是否投运，不投运的喷射枪则由气动推进器带动推出炉膛避免高温受热。每个喷射层的尿素管道和雾化蒸汽管道上均设有调节阀门，控制喷射层的流量。 （3）自动控制系统。自动控制系统采用独立的可编程序逻辑控制器（PLC），系统单独设置一个工程师站（兼操作员站），预留OPC通信接口与电厂分散控制系统（DCS）通信：系统设有必要的报表、查询和报警功能。控制系统根据采集的相关信号，控制、调节主要设备运行情况和喷枪运行情况，实现高效脱硝。 2.2.1.3 喷射氨水的SNCR脱硝系统 喷射氨水的SNCR 脱硝系统由氨水卸载、存储、计量、分配以及氨水泵等构成。系统流程见图2-7。采用氨水系统时,可选择的氨水浓度在19%30%之间。现按某化工公司自备电厂3400t/h、燃用含氮量约0.85%烟煤的CFB锅炉为例,对SNCR系统设备选取的关键参数(喷氨水量、喷氨点等)的设计计算介绍如下:该系统要求NOx的排放浓度小于6010- 6 ,在MCR负荷时,计算的NOx排放量为57.44 kg/h,要求的脱硝效率为50%,该项目选取氨氮摩尔比为1.86,假定NOx中NO占95%,NO2(包括N2O、N2O5等)占5%,则理论喷氨量为:摩尔比脱硝量(NH3分子量/NOx 分子量) =1.8657.4417/30.9 = 58.78kg/ h。实际应用氨水浓度为25%,喷氨系统设计裕度选取50% ,则氨水系统及设备的喷氨能力为354kg/h。氨氮摩尔比理论计算值和实际应用值有一定的差异,主要是由于锅炉中烟气在喷射点区域的速度场、温度场、NOx的浓度场、氨量分布以及化学反应的停留时间等因素造成的。氨的有效利用率可用下述函数关系表达: ENH3 = f ( T，H，MNH3，MNox，Mm)式中: T为温度；H为反应停留时间；MNH3为喷氨量;MNOx为NOx含量；Mm 为NOx和NH3的混合程度。喷氨点位置是关系到SNCR脱硫效果好坏的关键因素之一。喷氨点的烟气温度应在800950区间,反应剂有足够的停留时间(大于1s),同时还要求反应剂和烟气能够实现均匀混合。在具体安装时,要考虑到锅炉是否有可布置喷氨设备的位置。该项目喷氨点布置在紧凑型方形分离器的后墙,每只分离器上布置8个氨水喷枪2.2.2 SNCR影响因素 2.2.2.1反应温度的影响 SNCR 工艺中关键因素是还原剂炉膛喷入点（温度窗）的选择。 在低温条件下（低于800）加入的NH3大多数没有反应，在高温条件下（高于1200）大部分NH3不是用来还原NOx而是被氧化成NO。当温度超过适宜温度窗并持续升高时，会使OH聚集，而过量OH的增加会通过反应生成NH，一旦形成NH，高温氧化会直接导致NO形成。NH氧化成NO的反应会与NO的还原反应竞争，使NO的还原效率下降。 当温度升高达到某一温度附近时（1230），被还原的NO与NH3氧化生成的NO达到平衡。高于此温度时，氧化过程起主导作用，反而使NO的浓度增加。根据还原剂和SNCR工艺运行条件不同，SNCR的有效温度窗常发生在9001100。 2.2.2.2 NH3/NOx摩尔比的影响 理论上SNCR还原1摩尔NO需要1摩尔NH3，而实际运行中NH3/NOx摩尔比要比理论值大，被利用的还原剂的量可通过加入到系统中还原剂的量和脱除NOx的量来计算。NH3/NOx摩尔比一般控制在1.02.0之间，最大不要超过2.5。NH3/NOx摩尔比增大虽然有利于NOx的还原，但是NH3泄漏量会随之增加。当NH3/NOx摩尔比小于2.0，随NH3/NOx摩尔比的增加，NOx的脱除效率会显著增加，同时有效温度区范围扩大，但是NH3/NOx摩尔比大于2.0后NOx的脱除效率增加就很少了24。2.2.2.3 不同还原剂的影响氨、氨水、尿素和碳酸氢铵是SNCR工艺中常用的还原剂，但在反应过程中，选用不同还原剂，有效温度窗口不同。从最高效率温度比较：800以下，氨的脱硝效率最好；尿素则是900效果最好的还原剂；碳酸氢铵在800和900时都很接近最高脱硝效率。从有效温度窗比较：氨水的有效温度窗最宽，从7001000；尿素的温度窗较窄，除了900的最佳脱硝高峰以外，其它温度脱硝效果陡降；碳酸氢铵的脱硝温度窗口从7501000。 除了上述三点因素，初始NOx浓度水平、烟气中的氧气以及添加剂等也能对SNCR还原反应的进行产生一定的影响。