脱硝工艺论文

脱硝工艺论文 IMB standardization office【IMB 5AB- IMBK 08- IMB 2C】燃煤电厂脱硝工艺的研究题目能信电厂工业上工艺的研究姓名朱晓磊岗位能信电厂环保与工程部项目主管完成时间 2014 年9月目录燃煤电厂脱硝工艺的研究摘要烟气脱硝装置是电厂四大环保设备之一（四大环保设备一般指为烟气除尘、烟气脱硫、烟气脱硝、水处理）。

由于电厂排出的烟气量很大，所以除尘、脱硫、脱硝均为大型设备。

文章介绍了燃煤锅炉各种脱硝技术,分析了其优缺点和适用范围,给出了选用的指导意见。

关键词：锅炉脱硝催化剂1 绪论氮氧化物到2000年和2010年，我国的NOx排放量将分别达到1561万吨和2194万吨，其中近70%来自于煤炭的直接燃烧，以燃煤为主的电力生产是NOx排放的主要来源，用于发电的煤炭约占煤炭消费量的%。

NOx的危害，NOx对人体的致毒作用；NOx对植物的损害作用；NOx在大气中积累，造成环境酸化，是形成酸雨、酸雾的重要原因；NOx与碳氢化合物形成光化学烟雾，造成二次污染；N2O造成高层大气污染，参与臭氧层的破坏。

目前国内外应用的最为成熟和广泛的烟气脱硝技术主要有两种：一是选择性催化还原技术(简称SCR)；二是选择性非催化还原技术(简称SNCR)。

脱硝技术分类关于NOx的控制方法有几十种之多，归纳起来，这些方法不外乎从燃料的生命周期的三个阶段入手，即燃烧前、燃烧中和燃烧后。

当前，燃烧前脱硝的研究很少，几乎所有的研究都集中在燃烧中和燃烧后的NOx控制。

所以在把燃烧中NOx 的所有控制措施统称为一次措施，把燃烧后的NOx控制措施称为二次措施，又称为烟气脱硝技术。

目前普遍采用的燃烧中NOx 控制技术即为低NOx燃烧技术，主要有低NOx燃烧器、空气分级燃烧和燃料分级燃烧。

应用在燃煤电站锅炉上的成熟烟气脱硝技术主要有选择性催化还原技术（Selective Catalytic Reduction，简称SCR）、选择性非催化还原技术（Selective Non-Catalytic Reduction，简称SNCR）以及SNCR/SCR混合烟气脱硝技术。

2 烟气脱硝技术介绍SCR烟气脱硝技术原理选择性催化还原（SCR）技术是目前应用最多而且最有成效的烟气脱硝技术。

SCR技术是在金属催化剂作用下，以NH3作为还原剂，将NOx 还原成N2和H 2O。

NH3不和烟气中的残余的O2反应，而如果采用H2、CO、CH4等还原剂，它们在还原NOx 的同时会与O2作用，因此称这种方法为“选择性”。

工作原理如图3-6所示，主要反应方程式为：4NH3+4NO+O2─>4N2+6H2O (1)8NH3+6NO2─>7N2+12H2O (2)当烟气中有氧气时，反应第一式优先进行，因此，氨消耗量与NO还原量有一对一的关系。

在锅炉的烟气中，NO2一般约占总的NOX浓度的5%，NO2参与的反应如下：2NO2+4NH3+O2→3N2+6H2O (3)6NO2+8NH3→7N2+12H2O (4)上面两个反应表明还原NO2比还原NO需要更多的氨。

在绝大多数锅炉的烟气中，NO2仅占NOX总量的一小部分，因此NO2的影响并不显着。

催化剂SCR工作原理图选择适当的催化剂上述反应可以在300℃~400℃的温度范围内有效进行。

在NH3/NO＝1的条件下，可以得到80%～90%的NOx脱除率。

SCR系统NOX脱除效率通常很高，喷入到烟气中的氨几乎完全和NOX反应。

有一小部分氨不反应而是作为氨逃逸离开了反应器。

一般来说，对于新的催化剂，氨逃逸量很低。

但是，随着催化剂失活或者表面被飞灰覆盖或堵塞，氨逃逸量就会增加，为了维持需要的NOX 脱除率，就必须增加反应器中NH3/NOX摩尔比。

当不能保证预先设定的脱硝效率和（或）氨逃逸量的性能标准时，就必须在反应器内添加或更换新的催化剂以恢复催化剂的活性和反应器性能。

从新催化剂开始使用到被更换这段时间称为催化剂寿命。

目前，世界各国采用的SCR系统有数百套之多，技术成熟运行可靠，NOx脱除率高。

我国已有多个电厂配套脱硝系统采用的就是SCR烟气脱硝技术。

SCR工艺原则性系统图如图1-1所示，装于炉后与空气预热器之间的烟道。

主要包括三部分，即空气系统、供氨系统及催化反应器。

烟气与来自氨/空气混合器的氨在催化剂的作用下反应，NOx 转化为N2和H2O，处理后的烟气进入空气预热器。

图1-1SCR工艺原则性系统图SCR系统在锅炉烟道中的布置方式一般有两种不同的安装位置，即热段/高灰布置和冷段布置。

由于高温高尘布置时，烟气温度满足脱硝化学反应的要求，不需要额外设备，国外工程多采用这种布置方式。

所以本工程拟采用火电厂常规的高飞灰区布置方式，即将SCR布置在省煤器与空预器之间。

SCR技术对锅炉烟气NOx控制效果十分显着，占地面积小、技术成熟、易于操作，可作为我国燃煤电厂控制NOx污染的主要手段之一。

同时SCR技术消耗NH3和催化剂，也存在运行费用高，设备投资大的缺点。

SNCR烟气脱硝技术选择性催化还原脱除NOx的运行成本主要受催化剂寿命的影响，一种不需要催化剂的选择性还原过程或许更加诱人，这就是选择性非催化还原技术。

该技术是用NH3、尿素等还原剂喷入炉内与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850~1100℃的区域，该还原剂（尿素）迅速热分解成NH3并与烟气中的NOx 进行SNCR反应生成N2，该方法是以炉膛为反应器。

研究发现，在炉膛850~1100℃这一狭窄的温度范围内、在无催化剂作用下，NH3或尿素等氨基还原剂可选择性地还原烟气中的NOx，基本上不与烟气中的O2作用，据此发展了SNCR法。

在850~1100℃范围内，NH3或尿素还原NOx的主要反应为：NH3为还原剂4NH3+ 4NO +O2→4N2+ 6H2O尿素为还原剂NO+CO(NH2)2+1/2O2→2N2+ CO2+ H2O当温度高于1100℃时，NH3则会被氧化为NO，即4NH3+ 5O2→4NO + 6H2O不同还原剂有不同的反应温度范围，此温度范围称为温度窗。

NH3的反应最佳温度区为850～1100℃。

当反应温度过高时，由于氨的分解会使NOx还原率降低，另一方面，反应温度过低时，氨的逃逸增加，也会使NOx 还原率降低。

NH3是高挥发性和有毒物质，氨的逃逸会造成新的环境污染。

引起SNCR系统氨逃逸的原因有两种，一是由于喷入点烟气温度低影响了氨与NOx的反应；另一种可能是喷入的还原剂过量或还原剂分布不均匀。

还原剂喷入系统必须能将还原剂喷入到炉内最有效的部位，因为NOx在炉膛内的分布经常变化，如果喷入控制点太少或喷到炉内某个断面上的氨分布不均匀，则会出现分布较高的氨逃逸量。

在较大的燃煤锅炉中，还原剂的均匀分布则更困难，因为较长的喷入距离需要覆盖相当大的炉内截面。

为保证脱硝反应能充分地进行，以最少的喷入NH3量达到最好的还原效果，必须设法使喷入的NH3与烟气良好地混合。

若喷入的NH3不充分反应，则逃逸的NH3不仅会使烟气中的飞灰容易沉积在锅炉尾部的受热面上，而且烟气中NH3遇到SO3会产生(NH4)2SO4易造成空气预热器堵塞，并有腐蚀的危险。

SNCR烟气脱硝技术的脱硝效率一般为40%~60%，受锅炉结构尺寸影响很大，多用作低NOx燃烧技术的补充处理手段。

采用SNCR技术，目前的趋势是用尿素代替氨作为还原剂，值得注意的是，近年的研究表明，用尿素作为还原剂时，NOx 会转化为N2O，N2O会破坏大气平流层中的臭氧，除此之外，N2O还被认为会产生温室效应，因此产生N2O问题已引起人们的重视。

SNCR技术的工业应用是在20世纪70年代中期日本的一些燃油、燃气电厂开始的，欧盟国家从80年代末一些燃煤电厂也开始SNCR技术的工业应用。

美国的SNCR技术在燃煤电厂的工业应用是在90年代初开始的，目前世界上燃煤电厂SNCR工艺的总装机容量在5GW以上。

图2-1为一个典型的SNCR工艺布置图，它由还原剂储槽、多层还原剂喷入装置和与之相匹配的控制仪表等组成。

SNCR系统烟气脱硝过程由下面四个基本过程完成：●接收和储存还原剂；●还原剂的计量输出、与水混合稀释；●在锅炉合适位置注入稀释后的还原剂；●还原剂与烟气混合进行脱硝反应。

图2-1 SNCR工艺流程示意图SNCR系统采用模块化设计的理念，几乎全部的设备都安装在预先在工厂经过测试的模块上，减少了现场的安装和调试工作。

SNCR系统主要有尿素溶液储存与制备系统，尿素溶液稀释模块，尿素溶液传输模块，尿素溶液计量模块，雾化风机模块以及尿素溶液喷射系统组成。

尿素溶液模块化流程示意图详见图2-2。

作为还原剂的固体尿素，被溶解制备成浓度为40-50％的尿素溶液，尿素溶液经尿素溶液输送泵输送至计量分配模块之前，与稀释水模块输送过来的水混合，尿素溶液被稀释为10%的尿素溶液，然后在喷入炉膛之前，再经过计量分配装置的精确计量分配至每个喷枪，然后经喷枪喷入炉膛，进行脱硝反应。

图2-2 SNCR工艺还原剂供应系统模块示意图SNCR/SCR混合烟气脱硝技术SNCR/SCR混合烟气脱硝技术是把SNCR工艺的还原剂喷入炉膛技术同SCR 工艺利用逃逸氨进行催化反应的技术结合起来，进一步脱除NO x。

它是把SNCR 工艺的低费用特点同SCR工艺的高效率及低的氨逃逸率进行有效结合。

该联合工艺于20世纪70年代首次在日本的一座燃油装置上进行试验，试验表明了该技术的可行性。

理论上，SNCR工艺在脱除部分NOx的同时也为后面的催化法脱硝提供所需要的氨。

SNCR体系可向SCR催化剂提供充足的氨，但是控制好氨的分布以适应NO x的分布的改变却是非常困难的。

为了克服这一难点，混合工艺需要在SCR反应器中安装一个辅助氨喷射系统。

通过试验和调节辅助氨喷射可以改善氨气在反应器中的分布效果。

SNCR/SCR混合工艺的运行特性参数可以达到40%~80%的脱硝效率，氨的逃逸小于5~10ppm。

3 烟气脱硝技术的选择控制火电厂NO X排放有很多种方法，各种脱硝工艺工程投资和脱硝效率各不相同，选择何种脱硝工艺一般可根据以下几个方面综合考虑:l) NO X排放浓度和排放量必须满足国家和当地政府环保要求;2) 脱硝工艺要适用于工程己确定的煤种条件，并考虑燃煤来源的变化可能性;3) 脱硝工艺要做到技术成熟、设备运行可靠，并有较多成功的运行业绩;4) 根据工程的实际情况尽量减少脱硝装置的建设投资;5) 脱硝装置应布置合理;6) 脱硝剂要有稳定可靠的来源;7) 脱硝工艺脱硝吸收剂、水和能源等消耗少，尽量减少运行费用。

根据以上原则，不同烟气脱硝技术设计参数比较详见表3-1.表3-1烟气脱硝技术设计参数比较前面介绍的烟气脱硝方法中只有SCR法和SNCR法在大型燃煤电厂获得商业应用。