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1、0前言氮氧化物（NOx）是主要的大气污染物之一，火电厂排放的NOx中绝大部分是NO，其毒性不大，但是NO在大气中可以氧化生成NO2，其毒性是NO的45倍，当含量达到150106时，对人体器官产生强烈的刺激作用。此外，NOx还导致光化学烟雾和酸雨的形成。根据燃煤电站产生的NOX可分为两类，一是燃料型NOX，它是由于燃料中的有机氮在燃烧过程中离子析出与含氧物质反应而形成NOX ，二是热力型NOX，它是在高温燃烧时，空气中的N2和O2发生化学反应形成的NOx 。0.1我国火电厂氮氧化物排放现状总体上我国火电厂氮氧化物排放量随着火电行业的发展呈不断增长的趋势。20032007年五年间，火电厂装机容量增
2、长了91.3%，煤耗量增长了65.6%，而2007年我国火电NOx排放量为838.3万吨，只比2003年的597.3万吨增加近了40.3，见图0-1所示。图0-1 NOX的排放量2007年我国单位发电量的氮氧化物排放水平为3.1克/千瓦时，同世界主要工业国家比较，高于美国、日本、英国、德国等发达国家1999年的单位发电量排放水平。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。2008年全国氮氧化物排放量达到2000万吨，成为世界第一氮氧化物排放国。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。0.2我国火电厂氮氧
3、化物控制政策国外对氮氧化物进行严格控制已经有近20年的历史。我国长期以来对火电厂产生的大气污染物的控制主要集中在烟尘和二氧化硫上，对氮氧化物排放的治理尚处于起步阶段，对氮氧化物的总量控制也刚列入工作日程，控制标准如表0-1所示。 表0-1 火电厂燃煤锅炉NOX最高排放浓度（mg/m3）时段第时段第时段第时段实施时间2005年1月1日2005年1月1日2004年1月1日Vdaf10%15001300110010%Vdaf20%1100650650Vdaf20%450注： 第时段：1996年12月31日前建成投产或通过建设项目环境影响报告书审批的新建、扩建、改建火电厂建设项目 第时段：1997年1
4、月1日起至本标准实施前通过建设项目环境影响报告书审批的新建、扩建、改建火电厂建设项目 第时段：自2004年1月1日起，通过建设项目环境影响报告书审批的新建、扩建、改建火电厂建设项目（含在第2时段中通过环境影响报告书审批的新建、扩建、改建火电厂建设项目，自批准之日起满5年，在本标准实施前尚未开工建设的火电厂建设项目）国务院颁发的国家环境保护“十一五”规划中明确规定：“继续开展氮氧化物控制研究，加快氮氧化物控制技术开发与示范，将氮氧化物纳入污染源监测和统计范围，为实施总量控制创造条件”。 2003年修订的火电厂大气污染物排放标准（GB132232003），则按时段和燃料特性分别规定了燃煤、燃油锅炉
5、的氮氧化物排放限值，规定了火电厂氮氧化物的排放限值，见表1-1所示。2009年环保部出台的火电厂大气污染物排放标准(征求意见稿)中，将火电厂的脱硝完成时间定在2015年1月1日。其中重点地区NOx（氮氧化物）排放量达到200毫克/立方米,非重点地区则为400毫克/立方米。2010年环保部又颁布的火电厂大气污染物排放标准(二次征求意见稿)计划2012年1月1日开始实施。其中从2012年1月1日开始,要求所有新建火电机组NOx排放量达到100毫克/立方米。从2014年1月1日开始,要求重点地区所有火电投运机组NOx排放量达到100mg/立方米,而非重点地区2003年以前投产的机组达到200mg/立
6、方米。我国是以煤炭为主要一次能源的国家, 以燃煤电为主的电源结构在未来几十年内不会改变，但煤电的发展必然会带来日益严重的排放污染问题。我国氮氧化物的排放中有70来自煤炭的直接燃烧，电力行业又是我国的燃煤大户，因此火力发电厂是NOX排放的主要来源之一。目前，国内火电厂的NOX排放占整个污染的80。氮氧化物成为继二氧化硫之后燃煤发电污染物治理的重点。据测算，我国2000年氮氧化物的排放量为1500万吨，如果不加以控制，预计到2010年氮氧化物的排放量将达到1765万吨，到2020年氮氧化物的排放量将达到2639万吨。然而，我国环境的氮氧化物环境容量只有1800万吨。1 NOX的控制技术燃煤产生的分
7、为燃料型NOX和热力型NOX两种。燃料型NOX的产生是由于燃料中的有机氮在燃烧过程中离子析出与含氧物质反应而形成NOX，与燃料中氮元素的含量有关系；热力型NOX的产生是在高温燃烧时，空气中的N2和O2发生化学反应形成的NOx，与炉膛燃烧的状况有关。根据的NOX的形成特点，把NOX的控制措施分成燃烧前处理、燃烧中处理和燃烧后处理三类。燃烧前脱氮主要将燃料转化为低氮燃料，成本太贵，工程应用较少。燃烧中脱氮主要指各种降低NOX燃烧技术，费用较低，脱硝率不高，近期尚能满足当前及今后短期的环保要求。燃烧后脱氮主要指烟气脱硝技术，脱除效率高，随着环保要求的日益严格，高效率的烟气脱硝技术将是主要的发展方向。
8、因此，NOX的控制途径最常用的有两种：一种是采用低NOX燃烧技术，减少锅炉炉膛内煤燃烧生成的NOX量；另一种是从烟气中脱除NOX，以减少向环境的排放量。1.1 低NOX燃烧技术最常用的低NOX燃烧技术是分级燃烧技术，它包含了低过量空气燃烧、空气分级燃烧、燃料分级燃烧和烟气再循环等技术。分级燃烧就是把燃烧分阶段完成，通过调整燃烧工矿来达到低NOX生成量的一种炉内控制技术。该技术的基本思路是：形成缺氧富燃区并设法降低局部高温区的燃烧温度以抑制NOX的生成，并使温度和氧浓度的高点值不同时存在；减少燃料周围的氧浓度，形成还原性气氛并加入还原剂，使以生成的NOX被还原。1.1.1 空气分级燃烧 根据NO
9、X的生成机理，燃烧区的氧浓度对各种类型的NOX的生成浓度均影响很大。当过量空气系数a1，燃烧区处于“贫氧燃烧” 状态时，对于抑制在该区NOX的生成量有明显的效果。根据这一原理，把供给燃烧区空气量的减少到全部燃烧所需用空气量的70左右，使燃烧在“贫氧燃烧”条件下进行，从而既降低了燃烧区的氧浓度也降低了燃烧区的温度水平。因此，第一级燃烧区的主要作用就是抑制NOX的生成并将燃烧过程推迟。燃烧所需的其余空气则通过燃烧器上面的燃尽风专门喷口送入炉膛与第一级“贫氧燃烧”所产生的烟气混和，完成整个燃烧过程，此时第二级的燃尽过程是在1的条件下进行的，故分级燃烧法。1.1.2 燃料分级燃烧该技术的目的是将主燃烧
10、器供入的一次燃料在一级燃烧区形成的NOX在二次燃料的再燃区重新还原为氮气。以此其技术关键是在主燃烧器形成的初始燃烧区的上方喷入二次燃料，形成富燃料燃烧的再燃区，NOX进入本区便被还原脱氧生成氮气。为了保证在再燃区的不完全燃烧产物的燃尽，在再燃区的上面还需布置燃尽风专门喷入，以保证二次燃料的完全燃烧。试验证实，改变再燃区的燃料与空气之比是控制NOX排放量的关键因素。1.1.3 烟气再循环该技术是在锅炉空气预热器前抽取一部分低温烟气直接送入炉膛或与一、二次风混合后送入炉膛，既降低了燃烧区域的温度，又降低了燃烧区域的氧浓度，可抑制NOX的生成。该技术的NOX降低率随烟气再循环率的增加而增加，炉内燃烧
11、温度越高，烟气再循环率越高，对NOX降低率的影响越大。但是，随着再循环烟气量的增加，燃烧会趋于不稳定，不完全燃烧损失也会增加。因此，电站锅炉的烟气再循环率一般控制在1020。1.1.4 浓淡偏差燃烧技术浓淡偏差燃烧技术的原理是依据NOX对过量空气系数a的依赖关系，使部分燃料在空气不足条件下燃烧，即燃料过浓燃烧；另一部分燃料在空气过剩下燃烧，即燃料过淡燃烧。无论是过浓燃烧还是过淡燃烧，燃烧时过量空气系数a都不等于1，前者a1，后者a1，因此该方法又称为化学计量数配比燃烧或者偏差燃烧。燃料过浓部分因氧气不足，燃烧温度不高，所以燃料型NOX和热力型NOX都很低。燃料过淡部分，因空气量很大，燃烧温度降
12、低，使热力型NOX降低。这一方法可以用于燃烧器多层布置的电站锅炉，在保持总空气量不变的条件下，调整各层燃烧器喷口的燃料与空气的比例，然后保证浓淡两部分燃气充分混合好并燃尽。该方法比较简单，NOX排放能明显降低。1.1.5 烟气循环流化床脱硫脱硝技术Lurgi GmbH首先研究了烟气循环流化床（CFB）联合脱硫脱硝技术，该方法用消石灰作为脱硫的吸收剂，氨作为脱硝的还原剂，FeSO47H2O作为脱硝的催化剂。利用流化床内强烈的湍流效应和较高的循环倍率加强固体颗粒间的碰撞以及固体颗粒与烟气的接触，靠摩擦不断地从吸附剂表面去除反应产物，以暴露出新鲜的反应表面积，从而提高吸附剂的利用率。该系统已在德国投
13、入运行，结果表明在CaS比为1.21.5、NH3NOX比为0.71.03时，脱硫率为97，脱硝率为88。1.2 烟气脱硝技术烟气脱硝工艺可以分为两大类：湿法和干法。（1）湿法（Wet process）,是指反应剂为液态的工艺技术。（2）干法（Dry process）,是指反应剂为气态的工艺技术。目前，世界上较多使用的湿法有气相氧化液相吸收法和液相氧化吸收法，较多使用的干法有选择性催化还原法（SCR）、选择性非催化还原法（SNCR）等。1.2.1 非催化法脱硝技术非催化法脱硝技术包括以下几种：(1)吸附法吸附法是利用吸附剂（分子筛、活性炭、硅胶和泥煤等）比表面积大的特点，对NOX进行选择性吸附，
14、在吸附剂上添加催化剂对NOX进行表面催化还原，进一步处理吸附的NOX(2)吸收法吸收法是利用水、碱性溶液、碳酸盐、硫酸、有机溶液等能够吸收NOX的特点，将NOX从烟气中脱除。按吸收剂的种类可分为氧化吸收法、还原吸收法、络合吸收法等。(3)等离子体法等离子体法是20世纪80年代发展起来的一种干法脱硫脱硝技术，其特点是利用高能电子和高能电子此生的活性基团，将NO氧化为NO2，然后与NH3反应生成硝酸铵而得以脱除。根据高能电子的来源，该法可分为两大类：电子束法（EBDC）和脉冲电晕法（PPCP）。(4)选择性非催化还原法（SNCR）选择性非催化还原过程中，尿素和氨类化合物作为还原剂将NOX转化为N2
15、反应通常发生在较高的温度（9301090）下，通过高温达到反应所需的活化能，从而避免使用催化剂，也成为Thermal DeNO1.2.2 催化法脱硝技术为解决直接分解法催化剂表面吸附氧对催化剂活性抑制的问题，诞生了催化还原法（SCR），它是较易实现工业化的脱除NOX的方法。根据NOX还原作用与还原剂的关系可以分为非选择性催化还原（Non-Selective Catalytic Reduction）和选择性催化还原（Selective Catalytic Reduction）两种。非选择性催化还原（SNCR）是一种不用催化剂，在8501100范围内还原NOX的方法。还原剂常用氨或尿素，还原剂迅速
16、热分解，和烟气中的NOX反应，迅速生成N2和H2O。选择性催化还原(SCR)的原理是通过还原剂（例如NH3）在适当的温度并有催化剂的条件下，把NOX转化为空气中天然含有的氮气（N2）和水（H2O）。综合比较，SCR法由于还原反应温度要求低，可安装在锅炉尾部，具有对炉膛影响小，脱硝效率高（用于电站锅炉是脱硝效率可达85以上），氨逃逸率低等优点。SCR技术也是目前唯一能在氧化气氛下脱除NOX的实用方法。随着运行经验的增加、操作条件的优化、催化剂及其载体的改进，SCR技术日趋成熟并开始受到普遍的欢迎。2 SCR方法概述2.1 SCR反应的基本化学原理氮的氧化物（NOX）选择还原反应过程是在催化剂的作
17、用下，通过加氨（NH3）可以把NOX 转化为空气中天然含有的氮气（N2）和水（H2O）。主要的化学方程式是 4NO+4NH3+O24N2+6H2O （2-1） 6NO+4NH35N2+6H2O （2-2） 6NO2+8NH37N2+12H2O （2-3） 2NO2+4NH3+O23N2+6H2O （2-4） 图21 SCR反应机理目前工程中常用的SCR催化剂主要成分是V2O5-WO3/TiO2系列，可能的反应过程是：（1） NH3吸附到催化剂表面；（2） NO吸附到催化剂表面；（3） NO上氧原子与NH3反应；（4） N原子和N原子形成N2分子；（5） N2分子的脱去。图22 SCR表面反应机
18、理由于烟气中氮的氧化物主要是NO，反应式（2-1）无疑是发生的主要化学反应，所需的NH3/ NOX比接近化学计量关系。在不添加催化剂的条件下，较理想的上述NOX还原反应温度为8501000，但是，这一温度范围“很狭窄”。当温度为10001200时，NH3会氧化成NO，而且，NOX还原速度会很快降下来；当温度低于850时，反应速度很慢，此时需要添加催化剂，因此，从技术上就分为SCR工艺和SNCR工艺。在SCR工艺中，催化剂安放在一个像固体反应器的箱体内，烟气穿过反应器流过催化剂表面。催化剂单元通常垂直布置，烟气由上向下流动。有时也采用水平布置。2.2影响SCR过程的主要反应条件2.2.1催化剂
19、催化剂是SCR系统中最关键的部分，它的类型、结构和表面积都对脱除NOX效果有很大影响。对于具体应用，催化剂的特性包括反应温度范围、烟气流速、烟气特性、催化活性和选择性以及催化剂的运行寿命，另外，设计还有考虑催化剂的成本，包括处置成本。2.2.2 SCR反应参数及条件还原反应速率决定了烟气中NOX的脱除量，影响SCR系统NOX脱除性能的主要设计和运行因素包括：反应温度范围；在适宜温度区间的有效停留时间；注入的反应物与燃烧烟气中NOX的混合程度；注入的反应物与未受控制的NOX的摩尔比；氨逃逸。（1） 反应温度在SCR系统中，最适宜的温度取决于过程中使用的催化剂类型和烟气成分。对于绝大多数商业催化剂
20、（金属氧化物），SCR过程最适宜的温度范围是250420（480800）。当烟气温度接近最佳值时，反应速率上升，更少的催化剂量就能实现相同NOX的脱除率，催化剂量的减少导致了SCR系统资本成本的大幅降低。烟气温度、催化剂量和NOX脱除率之间的关系是催化剂配方和结构的复杂函数，每一种催化剂的物理和化学特性要对于不同的运行条件而实现最优化。对于给定的催化剂配方，甚至不同的催化剂厂家所需的催化剂量和温度区间都有可能有所不同，因此，催化剂的选择对于SCR系统的运行和性能都是至关重要的。（2） 停留时间和空间速度停留时间是反应物在反应器中与NOX进行反应的时间。停留时间长，通常NOX脱除率高。温度也影响
21、所需的停留时间，当温度接近还原反应的最佳温度，所需的停留时间减少。停留时间通常与空间速度相关，空间速度是SCR的一个关键设计参数，它是烟气（标准温度和压力下的湿烟气）在催化剂容积内的停留时间尺度，即停留时间的倒数。它在某种程度上决定反应物是否完全反应，同时也决定着反应器催化剂骨架的冲刷和烟气的沿程阻力。空间速度大，烟气在反应器内的停留时间短，则反应有可能不完全，这样氨的逃逸量就大，同时烟气对催化剂骨架的冲刷也大。对于固态排渣炉高灰段布置的SCR反应器，空间速度选择一般是25003500h-1。（3）混合程度SCR工程设计的关键是达到还原剂与NOX的最佳的湍流混合。因此，脱硝反应物必须被雾化并与
22、烟气尽量混合，以确保与被脱除反应物有足够的接触。烟气和氨在进入SCR反应器之前进行混合，如果混合不充分，还原NOX效率降低。SCR设计必须在氨喷入点和反应器入口有足够的管道长度来实现混合，混合时还可通过下面几点进行改善：在反应器上游安装静态混合器；提高给予喷射流体的能量；提高喷射器的数量和/或喷射区域；修改喷嘴设计来改善反应物的分配、喷射角和方向。（4） 实际的化学计量比根据SCR反应化学方程式，对于氨参加的还原反应，理论上化学当量比为1。反应物和脱除的NOX量之间有11线性关系的假设，也许在85NOX脱除率时都是好的，大于85以后，脱除率开始稳定，要得到更多的NOX脱除量，需要比理论值更多的
23、氨量，这归因于NOX中以NO2形式存在的部分以及反应率的限度。典型的SCR系统采用每摩尔NOX1.05摩尔氨的化学当量比，因为投资成本和运行成本取决于消耗的反应物的量，实际的化学当量比是由SCR设计者决定的一个很重要的设计参数。（5） 氨逃逸氨逃逸是指过量的反应物通过反应器排放到烟气中。这样一来，烟气中的氨会引起很多问题，包括健康影响、烟囱排烟的可见度、飞灰的出售问题和硫酸铵的生成等，因此，工程公司在进行SCR设计时都会进行严格限制，一般要求在5ppm以下。当SCR系统运行的时候，氨逃逸不会持续不变，当催化剂活性降低时逃逸量就会增加。设计合理的SCR系统要求运行在接近理论化学当量比时，提供足够
24、的催化剂量，以便维持较低的氨逃逸水平，大约25ppm。目前已经有可靠的氨逃逸监测仪器，但是还达不到商业运用水平。一种量化氨逃逸的方法是测定收集飞灰中的氨浓度，是一种实际可行的方法。3 SCR工艺流程及主要设备3.1 SCR工艺流程3.1.1 SCR装置在电站的总体布置SCR反应器可以安装在锅炉的不同位置，一般有3种情况：热段/高灰段布置、热段/低灰段布置和尾部烟气段布置。（1）高灰段布置 反应器布置在省煤器与空气预热器之间，这里的温度一般在300400范围，正好适合目前商业催化剂的运行温度，但此时烟气中所含有的全部飞灰和SO2均通过催化剂反应器，反应器的工作条件是在“不干净”的高尘烟气中。如图
25、3-1所示，图3-1 热段/高灰布置此种布置催化剂的寿命会受下列因素的影响：烟气所携带的飞灰中含有Na、Ca、Si、As等成分时，会使催化剂“中毒”或受污染，从而降低催化剂的效能；飞灰对催化剂反应器的磨损；飞灰将催化剂反应器蜂窝状通道堵塞；如烟气温度升高，会将催化剂烧结或使之再结品而失效，如烟气温度将低，NH3会和SO3反应生成酸性硫酸铵，从而会堵塞催化剂反应器通道和污染空气预热器；高活性的催化剂会促使烟气中的SO2氧化成SO3。 （2）低灰段布置 反应器布置在静电除尘器和空气预热器之间，这时，温度为300400的烟气先经过电除尘器以后再进入催化剂反应器，这样可以防止烟气中的飞灰对催化剂的污染
26、和将反应器磨损或阻塞，但烟气中的SO3始终存在，因此烟气中的NH3和SO3反应生成硫酸铵而发生阻塞的可能性仍然存在，采用这一方案的最大问题是，静电除尘器要在300400下正常运行，因此很少采用。如图3-2所示，图3-2 热段/低灰布置 （3）尾部烟气段布置 反应器布置在烟气脱硫装置之后，这样催化将完成工作在无尘、无SO2的“干净”烟气中，由于不存在飞灰对反应器的阻塞及腐蚀问题，也不存在催化剂的污染和中毒问题，因此可以采用高活性的催化剂，减少了反应器的体积并使反应器布置紧凑。当催化剂在“干净”烟气中工作时，其工作寿命可达高灰段催化剂使用寿命的两倍。这一布置方式的主要问题是，当将反应器布置在湿式F
27、GD脱硫装置后，其排烟温度仅为5060，因此，为使烟气在进入催化剂反应器之前达到所需要的反应温度，需要在烟道内加装燃油或燃烧天然气的燃烧器，或蒸汽加热的换热器以加热烟气，从而增加了能源消耗和运行费用。如图3-3所示，图3-3 尾部烟气段布置在工艺上，还存在着另外一种SCR布置方式，即空气预热器SCR法目前还在试验阶段。该法是把催化剂直接涂覆在空气预热器叶片上的表面，当烟气通过空气预热器时，NOX得到将解。但由于过高的烟气流速导致了严重的冲刷腐蚀，在空气预热器内过短的反应停留时间也限制了该项技术的应用。 对于一般燃油或燃煤锅炉，其SCR反应器多选择安装于锅炉省煤器与空气预热器之间，因为此区间的烟
28、气温度刚好适合SCR脱硝还原反应，氨被喷射于省煤器与SCR反应器间烟道内的适当位置。使其与烟气充分混合后在反应器内与氮氧化物反应，SCR系统商业运行业绩的脱硝效率为8090，因此，下面将重点对高灰段布置介绍燃煤电站技术及工程应用。3.1.2 SCR装置的系统组成图34 SCR烟气脱硝系统图上图3-4为SCR烟气脱硝系统简图。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、声煤器旁路、SCR旁路、检测控制系统等组成。（1）液氨存储与供应系统液氨存储与供应系统包括液氨卸料压缩机、液氨储槽、液氨蒸发槽、氨气缓冲槽及氨气稀释槽、废水泵、废水池等。利用液氨卸料压缩机经液氨由槽车
29、输入液氨储槽内，储槽输出的液氨在液氨蒸发槽内蒸发为氨气，经氨气缓冲槽送到脱硝系统。液氨系统紧急排放的氨气则排入氨气稀释槽内，经水的吸收排入废水池，再经由废水泵送到中和装置，达标排放。液氨存储和供应系统控制可设在机组的DCS上，就地同时安装MCC手动。（2）氨/空气喷入系统 氨和空气在混合器和管路内充分混合，再将此混合物导入氨气分配总管内。氨/空气喷入系统含供应箱、喷雾管格子和喷嘴等，每一供应箱安装一个节流阀及节流孔板，可使氨/空气混合物在喷雾管格子到达均匀分布。氨/空气混合物配合NOX浓度分布靠平雾化喷嘴来调节。今年来，随着技术的发展，新型的喷射装置也得到了使用。（3）SCR控制系统控制原理利
30、用固定的NH3/NO摩尔比来提供所需的氨气流量，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/NO摩尔比就是基本氨气流量信号。摩尔比通过现场测试，并记录在氨气流量控制系统的程序上。SCR控制系统根据计算出的氨气流信号去定位氨气流控制阀，实现对脱硝的自动控制。通过在不同负荷下对氨气流的调整，找到最佳的喷氨量。另外，根据脱硝后的烟气中NOX含量对氨气流量进行修正。脱硝装置后的烟道中设有测量逃逸的计量计，当逃逸氨大于保护值时或氨气因为某些连锁失效造成喷雾动作跳闸，届时氨气流控制阀关闭。每台机组的脱硝反应系统的控制可以在本机组的DCS系统上实现。（4）吹灰和灰输送系统为了防止由飞
31、灰引起催化剂的堵塞，必须除去烟气中硬而直径较大的飞灰颗粒，在省煤器之后设有灰斗，当锅炉低负荷运行或检修吹灰时收集烟道中的飞灰，始终保持烟道中的清洁状态。在每层催化剂之前设置吹灰器，可随时将沉积于催化剂入口处的飞灰吹除，防止堵塞催化剂通道。在每个SCR装置之后的出口烟道上设有灰斗，由于烟气经过SCR装置时流速降低，烟气中的飞灰会在SCR装置内和SCR装置出口处沉积下来，部分自然落入灰斗中。根据SCR装置的情况，设置的吹灰装置及时进行吹扫，吹扫的积灰落入灰斗中。（5）旁路系统在烟气脱硝系统中，根据不同需要，可以设置SCR反应器旁路系统和省煤器旁路系统。 SCR反应器旁路系统SCR反应器旁路系统设置
32、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。 省煤器旁路系统省煤器旁路系统设置的目的是为了机组在低负荷时保证SCR入口烟气温度，原因是温度过低时，未反应的微量氮气可能和烟气中的SO3反应生成硫酸铵，硫酸铵会在空气预热器冷端凝结，造成空气预热器的堵塞。因此，如果锅炉在低负荷时运行温度也高于SCR入口温度的最低值，就没有必要设置省煤器旁路系统；在极端恶劣的情况下，脱硝系统可以停止喷氨，就不会产生硫酸铵，从而也避免了空气预热器的堵塞。（6）SCR反应系统烟气路线
33、 SCR反应器位于锅炉省煤器出口烟气管线的下游，氨气均匀混合后通过均流混合装置进入反应器入口。烟气经过脱硝过程后经空气预热气热回收后进入静电除尘器。SCR反应器 反应一般采用固定床平行通道形式，反应器为钢结构型。催化剂底部安装气密装置，防止未处理过的烟气泄漏。SCR催化剂 目前商业的SCR催化剂一般为V2O5-WO3/TiO2型，其特点是高活性、寿命长、压力降小、刚性、易处理。电厂SCR装置催化剂一般由三层或两层组成。3.1.3 工艺流程典型的SCR工艺流程如图3-5所示。图3-5 典型的SCR系统工艺流程自氨制备区来的氨气与稀释风机来的空气在氨/空气混合器内充分混合。稀释风机流量一般按100
34、负荷氨量对空气的混合比为5设计。氨的注入量控制由SCR进出口NOX、O2监视分析仪测量值、稀释风机流量、烟气流量来控制、烟气温度流量。混合气体进入SCR反应器，SCR反应器操作温度可在300400，SCR反应器安装在省煤器与空气预热器之间。温度测量点位于SCR反应器进口，当烟气温度在300400范围以外时，温度信号将自动关闭氨进入氨/空气混合器的快速切断阀。氨与NOX在反应器内，在催化剂的作用下反应生成N2和H2O。N2和H2O随烟气进入空气预热器。在SCR进口设置NOX、O2、温度监视分析仪，在SCR出口设置NOX、O2、NH3监视分析仪。NH3监视分析仪监视NH3的逃逸浓度小于规定值，超过
35、则报警并自动调节NH3注入量。在氨气进装置分管阀后设有氨气预留阀及接口，在停工检修时用于吹扫管内氨气。SCR内设置蒸汽吹灰器或声波吹灰器，吹扫介质一般为蒸汽，根据SCR压差决定吹扫。在氨存储和制备区，液氨通过卸料软管由槽车内进入液氨储罐。液氨储罐液位到达高位时自动报警并与进料阀及压缩电动机连锁，切断进料阀及停止压缩机运用。储罐内的液氨通过出料管至汽化器，蒸气加热后汽化位氨气。氨蒸气被送往SCR反应器处以供使用。3.2 SCR装置的主要设备3.2.1 SCR反应器（1）SCR反应器本体SCR反应器总体结构呈字型，主要由进口烟道、催化剂烟道（反应器）两大部分组成，同时设有注氨装置（AIG）、吹灰器
36、、烟气/氨气混合栅，导流栅等辅助设施。催化反应器是完成脱硝化学反应的容器，与尾部烟道相连，内装催化剂。催化剂反应器有高灰段、低灰段和尾部烟气段三种布置方式。通常，燃煤锅炉烟气脱硝的SCR反应器在很高的位置上垂直放置（烧天然气或燃油锅炉的SCR反应器可以水平放置），烟气先向上流动与氨混合，然后经过水平烟道再折转向下经过脱硝反应器。由于催化反应器需要占用很大的空间，因此，对于加装烟气脱硝系统的改造工程来说，场地问题往往成为设计工作中遇到的第一个难题。反应器的本体是实现烟气中氮氧化物降解的场所。SCR反应器体积的大小是根据煤质、烟气条件、烟气粉尘量、燃烧介质元素成分、烟气流量、NOX进口浓度、脱硝效
37、率、SOX浓度、反应器压降、使用寿命等因素决定的。SCR反应器外壁一侧在催化剂层处开有检修门，用于将催化剂模块装入催化剂层。每个催化剂层都设有人孔，在机组停运时可通过人孔进入其内检查催化剂模块。烟气与注入的氨气接触后，首先经过混合栅，提高烟气与氨气的混合程度。混合栅一般为呈网状布置的金属构件。经过混合栅后，烟气与氨气经过折角导流栅，流向发生变化。在最后进入催化反应层之前，烟气与氨气流过小尺寸的正方形整流栅，混合均匀性再度提高，并保证在催化剂层的水平断面上均匀分配。催化剂箱由底部的支承钢梁组成。混合栅、导流栅、整流栅的最佳几何尺寸、安装形式及设置的必要性，可通过流体模拟试验方法确定。吹灰器装在每
38、个催化剂层的上方，采用过热蒸汽吹掉催化剂上的积灰。反应器横截面和催化剂的层间距，应能保证吹灰器的安装和正常运行需要。SCR反应器的下游设有一组取样管，取样管深入烟道的断面上，由多根取样管组成，用于测量截面上NOX（及NH3、SOX等）的浓度。反应器壳体通常采用标准的板箱式结构，辅以各种加强筋和支撑构件来满足防震、承载催化剂、密封、承受负载和抵抗应力的要求，并且实现与外界的隔热。反应器还设有门孔、观察口、单轨吊梁等装置，用于催化剂的安装、运行观察和维护保养。板箱式反应器由钢结构支撑。（2）吹灰器因燃煤机组的烟气中飞灰含量较高，通常在SCR反应器中安装吹灰器，以除去覆盖在催化剂活性表面及堵塞气流通
39、道的颗粒物，从而使反应器的压降保持在较低的水平。吹灰器还能够保持空气预热器通道畅通，从而降低系统的压降。吹灰器通常为可伸缩的耙形结构，采用蒸汽或空气进行吹扫。一般每层催化剂的上面都设置吹灰器，各层吹灰器的吹扫时间错开，即每次只吹扫一层催化剂或单层中的部分催化剂。以300MW机组为例，每台吹灰器的吹扫区域为2540mm8890mm，吹扫深度约2m，吹灰气源压力为1.5MPa，温度为350左右。吹灰器的运行始于最上层的催化剂，止于最下层催化剂，从上到下，一层接一层吹灰。每个吹灰器的吹扫时间约5min，每个反应器的吹灰时间约30min；当备用催化剂层投运时，每个反应器的吹灰时间约为45min。原则上
40、，吹灰器每月吹灰一次，也可以根据反应器进出口的差压进行吹灰，使反应器的压力损失控制在一定的范围内。目前，声波吹灰器也逐渐得到应用，这是一种新近发展起来的技术，通过发射低频、高能声波，在吹灰过程中产生振动力，消除设备积灰。声波吹灰器具有前期投入小、安装费用低、运行成本低及维护费用低的特点。（3）灰斗在锅炉BMCR工况下，省煤器出口烟气流速约为10m/s，省煤器灰斗除灰占总灰量的5。SCR反应器内烟气流速为46m/s，势必形成一定的积灰。为保证SCR内催化剂的催化效果，在SCR内配置吹灰器，将积灰吹入空气预热器。因此，在保留省煤器灰斗的基础上，应考虑在SCR后布置灰斗，设置SCR灰斗，可以减少进入
41、空气预热器内的灰量，对空气预热器的安全运行有利。但对于燃用较低灰分的煤种，同时在SCR反应器中安装吹灰器，以除去覆盖在催化剂活性表面及堵塞气流通道的颗粒物，从而使反应器的压降保持在较低水平。吹灰器还能够保持空气预热器通道畅通，从而降低系统的压降。（4）液氨储槽可以设计有备有液氨储槽。阿安储量可供机组脱硝反应714天，液氨储罐上安装有超流阀、逆止阀、紧急关闭阀及安全阀。储氨罐周围安装有工业水喷淋管线和喷嘴，但储槽体温度过高时自动淋水装置启动，对槽体自动淋水减温。（5）液氨蒸发槽液氨蒸发槽可以为螺旋管式，管内为液氨，管外为温水浴，用6070的热网回水加热到40，再以温水将液氨汽化，并加热至常温。热
42、网水流量受蒸发槽本身水浴温度的控制调节，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的温度和压力。蒸发槽也装有安全阀，可防止设备压力异常过高。（6）氨气缓冲槽从蒸发槽蒸发的氨气流进入氨气缓冲槽，通过调压阀减压到一定压力，再通过氨气输送管线到锅炉侧的脱硝系统。（7）氨气稀释槽氨气稀释槽为一立式水槽，液氨系统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入稀释槽中，利用大量的消防水来吸收安全阀排出的氨气。（8）氨气泄漏检测器液氨存储及供应系统四周设有多只氨气检测器，当监测到大气中氨气浓度过高时，在机组控制室发出警报，以防止氨泄漏异常事故
43、的发生。4 SCR技术应用分析4.1 SCR工艺应用现状4.1.1 SCR工艺在河南的应用现状近年来，河南省新建600MW等级超临界火力发电机组已有20余台投入运行，超临界火力发电机组已成为河南省发电的主力机组。据2009年调查统计各电厂氮氧化物排放浓度结果如下表4-1所示:表4-1 氮氧化物排放浓度调查结果序号厂家排烟处（mg/Nm3）01民权电厂26502鹤壁电厂50003沁北电厂50004首阳山电厂45005信阳华豫电厂45006开封电厂33407三门峡电厂45008新乡电厂45109姚孟电厂45010禹州电厂45711鸭河口电厂300从结果来看，各电厂氮氧化物排放量基本符合国家环保要求
44、，但和先进水平相差较远。河南省超临界机组锅炉均采用在燃烧过程中对NOx的控制技术，主要依靠先进的低NOx燃烧器和炉膛内分级送风燃烧技术来控制NOx的生成，这种方法NOx的排放量同煤种有直接的关系，难燃煤种NOx的排放量会增加很多。另外这种方法NOx的排放量在锅炉低负荷运行时也会明显增加。因此，通过分级燃烧技术可保证在锅炉正常运行时NOx的排放量满足排放要求，在锅炉低负荷运行时控制NOx效果较差，排放量将可能超出国家环保要求。随着环保要求的提高，电厂加装脱硝装置已成为趋势。目前我省只有许昌禹州电厂加装烟气脱硝装置，该装置采用SCR选择性催化还原法烟气脱HTTP:/WWW.GESEP.COM硝工艺
45、，用液氨作为还原剂，把氮氧化物还原为稳定的氮气，脱硝效率可达80%以上，年减排氮氧化物能力达1.2万吨，对控制酸雨、提高空气质量将起到重要作用。4.1.2 中国的SCR应用现状我国火电厂烟气脱硝装置于20世纪90年代引进日本技术在福建后石电厂的600MW机组率先建成。首台具有自主知识产权的SCR法烟气脱硝工程于2006年1月20日在国华太仓发电有限公司600MW机组成功运行。该工程中的关键设施脱硝反应器、喷氨格栅、供氨系统等均由苏源环保公司独立开发设计，脱硝催化剂采用日立造船的产品。此外还有10多家环保工程公司分别引进了美国B&W公司和燃料技术公司、德国鲁奇和FBE公司、日本三菱和日立公司、意
46、大利TKC公司、丹麦托普索公司的烟气脱硝技术，到2007年底已建成的烟气脱硝装置26台（套），总装机容量为1125万千瓦，其中除江苏利港电力有限公司4台600MW机组和江苏阚山发电有限公司2台600MW采用SNCR法脱硝技术之外，其余均采用SCR法脱硝技术。我国部分已建、在建火电厂烟气脱硝项目见表4-2。截至2005年底，环评已批、待批项目脱硝机组总规模约为29.6GW；大部分集中在江苏、浙江等火电密集地区，以及上海、天津、厦门、长沙、宁波、济南、广东等人口稠密敏感区域，下表为新建火电SCR脱硝项目。表4-2 新建火电机组SCR脱硝项目序号项目名称脱硝机组规模（MW）备注1华电长沙2600MW
47、工程12002浙江大唐乌沙发电厂工程4600MW超临界发电机组6003厦门嵩屿电厂二期2300MW扩建工程和一期2300MW改建工程1200已投运4山西鲁晋王曲发电有限责任公司一期工程12005山西阳城发电厂二期扩建工程2600MW机组6006港环保发电有限公司四期2600MW机组工程1200已投运7上海外高桥第三发电厂三期工程10008天津市东北郊热电厂新建项目6009广州恒运热电厂扩建工程2300MW机组60010三河发电厂二期工程2300MW热电联产机组60011北京市草桥燃气联合循环热电厂工程60012山西晋城电厂一期工程4600MW机组120013南京市第二热电厂二期扩建工程20014