火電廠煙氣脫硝技術(shù)應(yīng)用分析.doc

此文檔收集于網(wǎng)絡(luò)，如有侵權(quán)，請聯(lián)系網(wǎng)站刪除0前言氮氧化物（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45倍，當(dāng)含量達到150106時，對人體器官產(chǎn)生強烈的刺激作用。此外，NOx還導(dǎo)致光化學(xué)煙霧和酸雨的形成。根據(jù)燃煤電站產(chǎn)生的NOX可分為兩類，一是燃料型NOX，它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(zhì)反應(yīng)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(xué)反應(yīng)形成的NOx 。0.1我國火電廠氮氧化物排放現(xiàn)狀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。20032007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NOx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。圖0-1 NOX的排放量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(jù)專家預(yù)測，隨著國民經(jīng)濟發(fā)展、人口增長和城市化進程的加快，中國氮氧化物排放量將繼續(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。0.2我國火電廠氮氧化物控制政策國外對氮氧化物進行嚴(yán)格控制已經(jīng)有近20年的歷史。我國長期以來對火電廠產(chǎn)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(biāo)準(zhǔn)如表0-1所示。 表0-1 火電廠燃煤鍋爐NOX最高排放濃度（mg/m3）時段第時段第時段第時段實施時間2005年1月1日2005年1月1日2004年1月1日Vdaf10%15001300110010%Vdaf20%1100650650Vdaf20%450注： 第時段：1996年12月31日前建成投產(chǎn)或通過建設(shè)項目環(huán)境影響報告書審批的新建、擴建、改建火電廠建設(shè)項目 第時段：1997年1月1日起至本標(biāo)準(zhǔn)實施前通過建設(shè)項目環(huán)境影響報告書審批的新建、擴建、改建火電廠建設(shè)項目 第時段：自2004年1月1日起，通過建設(shè)項目環(huán)境影響報告書審批的新建、擴建、改建火電廠建設(shè)項目（含在第2時段中通過環(huán)境影響報告書審批的新建、擴建、改建火電廠建設(shè)項目，自批準(zhǔn)之日起滿5年，在本標(biāo)準(zhǔn)實施前尚未開工建設(shè)的火電廠建設(shè)項目）國務(wù)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(shù)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污染物排放標(biāo)準(zhǔn)（GB132232003），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。2009年環(huán)保部出臺的火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)(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。2010年環(huán)保部又頒布的火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)(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(chǎn)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(jié)構(gòu)在未來幾十年內(nèi)不會改變，但煤電的發(fā)展必然會帶來日益嚴(yán)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(nèi)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(jù)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(yù)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，我國環(huán)境的氮氧化物環(huán)境容量只有1800萬噸。1 NOX的控制技術(shù)燃煤產(chǎn)生的分為燃料型NOX和熱力型NOX兩種。燃料型NOX的產(chǎn)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(zhì)反應(yīng)而形成NOX，與燃料中氮元素的含量有關(guān)系；熱力型NOX的產(chǎn)生是在高溫燃燒時，空氣中的N2和O2發(fā)生化學(xué)反應(yīng)形成的NOx，與爐膛燃燒的狀況有關(guān)。根據(jù)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(zhuǎn)化為低氮燃料，成本太貴，工程應(yīng)用較少。燃燒中脫氮主要指各種降低NOX燃燒技術(shù)，費用較低，脫硝率不高，近期尚能滿足當(dāng)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(shù)，脫除效率高，隨著環(huán)保要求的日益嚴(yán)格，高效率的煙氣脫硝技術(shù)將是主要的發(fā)展方向。因此，NOX的控制途徑最常用的有兩種：一種是采用低NOX燃燒技術(shù)，減少鍋爐爐膛內(nèi)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。1.1 低NOX燃燒技術(shù)最常用的低NOX燃燒技術(shù)是分級燃燒技術(shù)，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(shù)。分級燃燒就是把燃燒分階段完成，通過調(diào)整燃燒工礦來達到低NOX生成量的一種爐內(nèi)控制技術(shù)。該技術(shù)的基本思路是：形成缺氧富燃區(qū)并設(shè)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。1.1.1 空氣分級燃燒 根據(jù)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(dāng)過量空氣系數(shù)a1，燃燒區(qū)處于“貧氧燃燒” 狀態(tài)時，對于抑制在該區(qū)NOX的生成量有明顯的效果。根據(jù)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(fēng)專門噴口送入爐膛與第一級“貧氧燃燒”所產(chǎn)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1的條件下進行的，故分級燃燒法。1.1.2 燃料分級燃燒該技術(shù)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(shù)關(guān)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(chǎn)物的燃盡，在再燃區(qū)的上面還需布置燃盡風(fēng)專門噴入，以保證二次燃料的完全燃燒。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(guān)鍵因素。1.1.3 煙氣再循環(huán)該技術(shù)是在鍋爐空氣預(yù)熱器前抽取一部分低溫?zé)煔庵苯铀腿霠t膛或與一、二次風(fēng)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(shù)的NOX降低率隨煙氣再循環(huán)率的增加而增加，爐內(nèi)燃燒溫度越高，煙氣再循環(huán)率越高，對NOX降低率的影響越大。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1020。1.1.4 濃淡偏差燃燒技術(shù)濃淡偏差燃燒技術(shù)的原理是依據(jù)NOX對過量空氣系數(shù)a的依賴關(guān)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燃燒，燃燒時過量空氣系數(shù)a都不等于1，前者a1，后者a1，因此該方法又稱為化學(xué)計量數(shù)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(diào)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。1.1.5 煙氣循環(huán)流化床脫硫脫硝技術(shù)Lurgi GmbH首先研究了煙氣循環(huán)流化床（CFB）聯(lián)合脫硫脫硝技術(shù)，該方法用消石灰作為脫硫的吸收劑，氨作為脫硝的還原劑，F(xiàn)eSO47H2O作為脫硝的催化劑。利用流化床內(nèi)強烈的湍流效應(yīng)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(yīng)產(chǎn)物，以暴露出新鮮的反應(yīng)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(jié)果表明在CaS比為1.21.5、NH3NOX比為0.71.03時，脫硫率為97，脫硝率為88。1.2 煙氣脫硝技術(shù)煙氣脫硝工藝可以分為兩大類：濕法和干法。（1）濕法（Wet process）,是指反應(yīng)劑為液態(tài)的工藝技術(shù)。（2）干法（Dry process）,是指反應(yīng)劑為氣態(tài)的工藝技術(shù)。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。1.2.1 非催化法脫硝技術(shù)非催化法脫硝技術(shù)包括以下幾種：(1)吸附法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(2)吸收法吸收法是利用水、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(luò)合吸收法等。(3)等離子體法等離子體法是20世紀(jì)80年代發(fā)展起來的一種干法脫硫脫硝技術(shù)，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NH3反應(yīng)生成硝酸銨而得以脫除。根據(jù)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）。(4)選擇性非催化還原法（SNCR）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(zhuǎn)化為N2反應(yīng)通常發(fā)生在較高的溫度（9301090）下，通過高溫達到反應(yīng)所需的活化能，從而避免使用催化劑，也成為Thermal DeNO1.2.2 催化法脫硝技術(shù)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(xiàn)工業(yè)化的脫除NOX的方法。根據(jù)NOX還原作用與還原劑的關(guān)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 Reduction）兩種。非選擇性催化還原（SNCR）是一種不用催化劑，在8501100范圍內(nèi)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(yīng)，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(dāng)?shù)臏囟炔⒂写呋瘎┑臈l件下，把NOX轉(zhuǎn)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(yīng)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率可達85以上），氨逃逸率低等優(yōu)點。SCR技術(shù)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(jīng)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(shù)日趨成熟并開始受到普遍的歡迎。2 SCR方法概述2.1 SCR反應(yīng)的基本化學(xué)原理氮的氧化物（NOX）選擇還原反應(yīng)過程是在催化劑的作用下，通過加氨（NH3）可以把NOX 轉(zhuǎn)化為空氣中天然含有的氮氣（N2）和水（H2O）。主要的化學(xué)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） 圖21 SCR反應(yīng)機理目前工程中常用的SCR催化劑主要成分是V2O5-WO3/TiO2系列，可能的反應(yīng)過程是：（1） NH3吸附到催化劑表面；（2） NO吸附到催化劑表面；（3） NO上氧原子與NH3反應(yīng)；（4） N原子和N原子形成N2分子；（5） N2分子的脫去。圖22 SCR表面反應(yīng)機理由于煙氣中氮的氧化物主要是NO，反應(yīng)式（2-1）無疑是發(fā)生的主要化學(xué)反應(yīng)，所需的NH3/ NOX比接近化學(xué)計量關(guān)系。在不添加催化劑的條件下，較理想的上述NOX還原反應(yīng)溫度為8501000，但是，這一溫度范圍“很狹窄”。當(dāng)溫度為10001200時，NH3會氧化成NO，而且，NOX還原速度會很快降下來；當(dāng)溫度低于850時，反應(yīng)速度很慢，此時需要添加催化劑，因此，從技術(shù)上就分為SCR工藝和SNCR工藝。在SCR工藝中，催化劑安放在一個像固體反應(yīng)器的箱體內(nèi)，煙氣穿過反應(yīng)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。2.2影響SCR過程的主要反應(yīng)條件2.2.1催化劑 催化劑是SCR系統(tǒng)中最關(guān)鍵的部分，它的類型、結(jié)構(gòu)和表面積都對脫除NOX效果有很大影響。對于具體應(yīng)用，催化劑的特性包括反應(yīng)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(shè)計還有考慮催化劑的成本，包括處置成本。2.2.2 SCR反應(yīng)參數(shù)及條件還原反應(yīng)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(shè)計和運行因素包括：反應(yīng)溫度范圍；在適宜溫度區(qū)間的有效停留時間；注入的反應(yīng)物與燃燒煙氣中NOX的混合程度；注入的反應(yīng)物與未受控制的NOX的摩爾比；氨逃逸。（1） 反應(yīng)溫度在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(shù)商業(yè)催化劑（金屬氧化物），SCR過程最適宜的溫度范圍是250420（480800）。當(dāng)煙氣溫度接近最佳值時，反應(yīng)速率上升，更少的催化劑量就能實現(xiàn)相同NOX的脫除率，催化劑量的減少導(dǎo)致了SCR系統(tǒng)資本成本的大幅降低。煙氣溫度、催化劑量和NOX脫除率之間的關(guān)系是催化劑配方和結(jié)構(gòu)的復(fù)雜函數(shù)，每一種催化劑的物理和化學(xué)特性要對于不同的運行條件而實現(xiàn)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(guān)重要的。（2） 停留時間和空間速度停留時間是反應(yīng)物在反應(yīng)器中與NOX進行反應(yīng)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(dāng)溫度接近還原反應(yīng)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(guān)，空間速度是SCR的一個關(guān)鍵設(shè)計參數(shù)，它是煙氣（標(biāo)準(zhǔn)溫度和壓力下的濕煙氣）在催化劑容積內(nèi)的停留時間尺度，即停留時間的倒數(shù)。它在某種程度上決定反應(yīng)物是否完全反應(yīng)，同時也決定著反應(yīng)器催化劑骨架的沖刷和煙氣的沿程阻力?？臻g速度大，煙氣在反應(yīng)器內(nèi)的停留時間短，則反應(yīng)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(yīng)器，空間速度選擇一般是25003500h-1。（3）混合程度SCR工程設(shè)計的關(guān)鍵是達到還原劑與NOX的最佳的湍流混合。因此，脫硝反應(yīng)物必須被霧化并與煙氣盡量混合，以確保與被脫除反應(yīng)物有足夠的接觸。煙氣和氨在進入SCR反應(yīng)器之前進行混合，如果混合不充分，還原NOX效率降低。SCR設(shè)計必須在氨噴入點和反應(yīng)器入口有足夠的管道長度來實現(xiàn)混合，混合時還可通過下面幾點進行改善：在反應(yīng)器上游安裝靜態(tài)混合器；提高給予噴射流體的能量；提高噴射器的數(shù)量和/或噴射區(qū)域；修改噴嘴設(shè)計來改善反應(yīng)物的分配、噴射角和方向。（4） 實際的化學(xué)計量比根據(jù)SCR反應(yīng)化學(xué)方程式，對于氨參加的還原反應(yīng)，理論上化學(xué)當(dāng)量比為1。反應(yīng)物和脫除的NOX量之間有11線性關(guān)系的假設(shè)，也許在85NOX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(yīng)率的限度。典型的SCR系統(tǒng)采用每摩爾NOX1.05摩爾氨的化學(xué)當(dāng)量比，因為投資成本和運行成本取決于消耗的反應(yīng)物的量，實際的化學(xué)當(dāng)量比是由SCR設(shè)計者決定的一個很重要的設(shè)計參數(shù)。（5） 氨逃逸氨逃逸是指過量的反應(yīng)物通過反應(yīng)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，工程公司在進行SCR設(shè)計時都會進行嚴(yán)格限制，一般要求在5ppm以下。當(dāng)SCR系統(tǒng)運行的時候，氨逃逸不會持續(xù)不變，當(dāng)催化劑活性降低時逃逸量就會增加。設(shè)計合理的SCR系統(tǒng)要求運行在接近理論化學(xué)當(dāng)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25ppm。目前已經(jīng)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。3 SCR工藝流程及主要設(shè)備3.1 SCR工藝流程3.1.1 SCR裝置在電站的總體布置SCR反應(yīng)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。（1）高灰段布置 反應(yīng)器布置在省煤器與空氣預(yù)熱器之間，這里的溫度一般在300400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(yīng)器，反應(yīng)器的工作條件是在“不干凈”的高塵煙氣中。如圖3-1所示，圖3-1 熱段/高灰布置此種布置催化劑的壽命會受下列因素的影響：煙氣所攜帶的飛灰中含有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；飛灰對催化劑反應(yīng)器的磨損；飛灰將催化劑反應(yīng)器蜂窩狀通道堵塞；如煙氣溫度升高，會將催化劑燒結(jié)或使之再結(jié)品而失效，如煙氣溫度將低，NH3會和SO3反應(yīng)生成酸性硫酸銨，從而會堵塞催化劑反應(yīng)器通道和污染空氣預(yù)熱器；高活性的催化劑會促使煙氣中的SO2氧化成SO3。 （2）低灰段布置 反應(yīng)器布置在靜電除塵器和空氣預(yù)熱器之間，這時，溫度為300400的煙氣先經(jīng)過電除塵器以后再進入催化劑反應(yīng)器，這樣可以防止煙氣中的飛灰對催化劑的污染和將反應(yīng)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(yīng)生成硫酸銨而發(fā)生阻塞的可能性仍然存在，采用這一方案的最大問題是，靜電除塵器要在300400下正常運行，因此很少采用。如圖3-2所示，圖3-2 熱段/低灰布置 （3）尾部煙氣段布置 反應(yīng)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(yīng)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(yīng)器的體積并使反應(yīng)器布置緊湊。當(dāng)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(dāng)將反應(yīng)器布置在濕式FGD脫硫裝置后，其排煙溫度僅為5060，因此，為使煙氣在進入催化劑反應(yīng)器之前達到所需要的反應(yīng)溫度，需要在煙道內(nèi)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，圖3-3 尾部煙氣段布置在工藝上，還存在著另外一種SCR布置方式，即空氣預(yù)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(yù)熱器葉片上的表面，當(dāng)煙氣通過空氣預(yù)熱器時，NOX得到將解。但由于過高的煙氣流速導(dǎo)致了嚴(yán)重的沖刷腐蝕，在空氣預(yù)熱器內(nèi)過短的反應(yīng)停留時間也限制了該項技術(shù)的應(yīng)用。 對于一般燃油或燃煤鍋爐，其SCR反應(yīng)器多選擇安裝于鍋爐省煤器與空氣預(yù)熱器之間，因為此區(qū)間的煙氣溫度剛好適合SCR脫硝還原反應(yīng)，氨被噴射于省煤器與SCR反應(yīng)器間煙道內(nèi)的適當(dāng)位置。使其與煙氣充分混合后在反應(yīng)器內(nèi)與氮氧化物反應(yīng)，SCR系統(tǒng)商業(yè)運行業(yè)績的脫硝效率為8090，因此，下面將重點對高灰段布置介紹燃煤電站技術(shù)及工程應(yīng)用。3.1.2 SCR裝置的系統(tǒng)組成圖34 SCR煙氣脫硝系統(tǒng)圖上圖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(yīng)器系統(tǒng)、聲煤器旁路、SCR旁路、檢測控制系統(tǒng)等組成。（1）液氨存儲與供應(yīng)系統(tǒng)液氨存儲與供應(yīng)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。利用液氨卸料壓縮機經(jīng)液氨由槽車輸入液氨儲槽內(nèi)，儲槽輸出的液氨在液氨蒸發(fā)槽內(nèi)蒸發(fā)為氨氣，經(jīng)氨氣緩沖槽送到脫硝系統(tǒng)。液氨系統(tǒng)緊急排放的氨氣則排入氨氣稀釋槽內(nèi)，經(jīng)水的吸收排入廢水池，再經(jīng)由廢水泵送到中和裝置，達標(biāo)排放。液氨存儲和供應(yīng)系統(tǒng)控制可設(shè)在機組的DCS上，就地同時安裝MCC手動。（2）氨/空氣噴入系統(tǒng) 氨和空氣在混合器和管路內(nèi)充分混合，再將此混合物導(dǎo)入氨氣分配總管內(nèi)。氨/空氣噴入系統(tǒng)含供應(yīng)箱、噴霧管格子和噴嘴等，每一供應(yīng)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(diào)節(jié)。今年來，隨著技術(shù)的發(fā)展，新型的噴射裝置也得到了使用。（3）SCR控制系統(tǒng)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(chǎn)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(xiàn)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(jù)計算出的氨氣流信號去定位氨氣流控制閥，實現(xiàn)對脫硝的自動控制。通過在不同負(fù)荷下對氨氣流的調(diào)整，找到最佳的噴氨量。另外，根據(jù)脫硝后的煙氣中NOX含量對氨氣流量進行修正。脫硝裝置后的煙道中設(shè)有測量逃逸的計量計，當(dāng)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(guān)閉。每臺機組的脫硝反應(yīng)系統(tǒng)的控制可以在本機組的DCS系統(tǒng)上實現(xiàn)。（4）吹灰和灰輸送系統(tǒng)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(shè)有灰斗，當(dāng)鍋爐低負(fù)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)。在每層催化劑之前設(shè)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(shè)有灰斗，由于煙氣經(jīng)過SCR裝置時流速降低，煙氣中的飛灰會在SCR裝置內(nèi)和SCR裝置出口處沉積下來，部分自然落入灰斗中。根據(jù)SCR裝置的情況，設(shè)置的吹灰裝置及時進行吹掃，吹掃的積灰落入灰斗中。（5）旁路系統(tǒng)在煙氣脫硝系統(tǒng)中，根據(jù)不同需要，可以設(shè)置SCR反應(yīng)器旁路系統(tǒng)和省煤器旁路系統(tǒng)。 SCR反應(yīng)器旁路系統(tǒng)SCR反應(yīng)器旁路系統(tǒng)設(shè)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(fēng)機的電耗；三是在鍋爐低負(fù)荷低煙氣溫度的時候?qū)⒋呋瘎└綦x出來，以防止硫酸銨在空氣預(yù)熱器上的沉積。 省煤器旁路系統(tǒng)省煤器旁路系統(tǒng)設(shè)置的目的是為了機組在低負(fù)荷時保證SCR入口煙氣溫度，原因是溫度過低時，未反應(yīng)的微量氮氣可能和煙氣中的SO3反應(yīng)生成硫酸銨，硫酸銨會在空氣預(yù)熱器冷端凝結(jié)，造成空氣預(yù)熱器的堵塞。因此，如果鍋爐在低負(fù)荷時運行溫度也高于SCR入口溫度的最低值，就沒有必要設(shè)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(chǎn)生硫酸銨，從而也避免了空氣預(yù)熱器的堵塞。（6）SCR反應(yīng)系統(tǒng)煙氣路線 SCR反應(yīng)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(yīng)器入口。煙氣經(jīng)過脫硝過程后經(jīng)空氣預(yù)熱氣熱回收后進入靜電除塵器。SCR反應(yīng)器 反應(yīng)一般采用固定床平行通道形式，反應(yīng)器為鋼結(jié)構(gòu)型。催化劑底部安裝氣密裝置，防止未處理過的煙氣泄漏。SCR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。3.1.3 工藝流程典型的SCR工藝流程如圖3-5所示。圖3-5 典型的SCR系統(tǒng)工藝流程自氨制備區(qū)來的氨氣與稀釋風(fēng)機來的空氣在氨/空氣混合器內(nèi)充分混合。稀釋風(fēng)機流量一般按100負(fù)荷氨量對空氣的混合比為5設(shè)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(fēng)機流量、煙氣流量來控制、煙氣溫度流量?；旌蠚怏w進入SCR反應(yīng)器，SCR反應(yīng)器操作溫度可在300400，SCR反應(yīng)器安裝在省煤器與空氣預(yù)熱器之間。溫度測量點位于SCR反應(yīng)器進口，當(dāng)煙氣溫度在300400范圍以外時，溫度信號將自動關(guān)閉氨進入氨/空氣混合器的快速切斷閥。氨與NOX在反應(yīng)器內(nèi)，在催化劑的作用下反應(yīng)生成N2和H2O。N2和H2O隨煙氣進入空氣預(yù)熱器。在SCR進口設(shè)置NOX、O2、溫度監(jiān)視分析儀，在SCR出口設(shè)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(diào)節(jié)NH3注入量。在氨氣進裝置分管閥后設(shè)有氨氣預(yù)留閥及接口，在停工檢修時用于吹掃管內(nèi)氨氣。SCR內(nèi)設(shè)置蒸汽吹灰器或聲波吹灰器，吹掃介質(zhì)一般為蒸汽，根據(jù)SCR壓差決定吹掃。在氨存儲和制備區(qū)，液氨通過卸料軟管由槽車內(nèi)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(nèi)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(yīng)器處以供使用。3.2 SCR裝置的主要設(shè)備3.2.1 SCR反應(yīng)器（1）SCR反應(yīng)器本體SCR反應(yīng)器總體結(jié)構(gòu)呈字型，主要由進口煙道、催化劑煙道（反應(yīng)器）兩大部分組成，同時設(shè)有注氨裝置（AIG）、吹灰器、煙氣/氨氣混合柵，導(dǎo)流柵等輔助設(shè)施。催化反應(yīng)器是完成脫硝化學(xué)反應(yīng)的容器，與尾部煙道相連，內(nèi)裝催化劑。催化劑反應(yīng)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(yīng)器在很高的位置上垂直放置（燒天然氣或燃油鍋爐的SCR反應(yīng)器可以水平放置），煙氣先向上流動與氨混合，然后經(jīng)過水平煙道再折轉(zhuǎn)向下經(jīng)過脫硝反應(yīng)器。由于催化反應(yīng)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(shè)計工作中遇到的第一個難題。反應(yīng)器的本體是實現(xiàn)煙氣中氮氧化物降解的場所。SCR反應(yīng)器體積的大小是根據(jù)煤質(zhì)、煙氣條件、煙氣粉塵量、燃燒介質(zhì)元素成分、煙氣流量、NOX進口濃度、脫硝效率、SOX濃度、反應(yīng)器壓降、使用壽命等因素決定的。SCR反應(yīng)器外壁一側(cè)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(shè)有人孔，在機組停運時可通過人孔進入其內(nèi)檢查催化劑模塊。煙氣與注入的氨氣接觸后，首先經(jīng)過混合柵，提高煙氣與氨氣的混合程度?；旌蠔乓话銥槌示W(wǎng)狀布置的金屬構(gòu)件。經(jīng)過混合柵后，煙氣與氨氣經(jīng)過折角導(dǎo)流柵，流向發(fā)生變化。在最后進入催化反應(yīng)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?、導(dǎo)流柵、整流柵的最佳幾何尺寸、安裝形式及設(shè)置的必要性，可通過流體模擬試驗方法確定。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(yīng)器橫截面和催化劑的層間距，應(yīng)能保證吹灰器的安裝和正常運行需要。SCR反應(yīng)器的下游設(shè)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。反應(yīng)器殼體通常采用標(biāo)準(zhǔn)的板箱式結(jié)構(gòu)，輔以各種加強筋和支撐構(gòu)件來滿足防震、承載催化劑、密封、承受負(fù)載和抵抗應(yīng)力的要求，并且實現(xiàn)與外界的隔熱。反應(yīng)器還設(shè)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(yīng)器由鋼結(jié)構(gòu)支撐。（2）吹灰器因燃煤機組的煙氣中飛灰含量較高，通常在SCR反應(yīng)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(yīng)器的壓降保持在較低的水平。吹灰器還能夠保持空氣預(yù)熱器通道暢通，從而降低系統(tǒng)的壓降。吹灰器通常為可伸縮的耙形結(jié)構(gòu)，采用蒸汽或空氣進行吹掃。一般每層催化劑的上面都設(shè)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2540mm8890mm，吹掃深度約2m，吹灰氣源壓力為1.5MPa，溫度為350左右。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(yīng)器的吹灰時間約30min；當(dāng)備用催化劑層投運時，每個反應(yīng)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(jù)反應(yīng)器進出口的差壓進行吹灰，使反應(yīng)器的壓力損失控制在一定的范圍內(nèi)。目前，聲波吹灰器也逐漸得到應(yīng)用，這是一種新近發(fā)展起來的技術(shù)，通過發(fā)射低頻、高能聲波，在吹灰過程中產(chǎn)生振動力，消除設(shè)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。（3）灰斗在鍋爐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(yīng)器內(nèi)煙氣流速為46m/s，勢必形成一定的積灰。為保證SCR內(nèi)催化劑的催化效果，在SCR內(nèi)配置吹灰器，將積灰吹入空氣預(yù)熱器。因此，在保留省煤器灰斗的基礎(chǔ)上，應(yīng)考慮在SCR后布置灰斗，設(shè)置SCR灰斗，可以減少進入空氣預(yù)熱器內(nèi)的灰量，對空氣預(yù)熱器的安全運行有利。但對于燃用較低灰分的煤種，同時在SCR反應(yīng)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(yīng)器的壓降保持在較低水平。吹灰器還能夠保持空氣預(yù)熱器通道暢通，從而降低系統(tǒng)的壓降。（4）液氨儲槽可以設(shè)計有備有液氨儲槽。阿安儲量可供機組脫硝反應(yīng)714天，液氨儲罐上安裝有超流閥、逆止閥、緊急關(guān)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。（5）液氨蒸發(fā)槽液氨蒸發(fā)槽可以為螺旋管式，管內(nèi)為液氨，管外為溫水浴，用6070的熱網(wǎng)回水加熱到40，再以溫水將液氨汽化，并加熱至常溫。熱網(wǎng)水流量受蒸發(fā)槽本身水浴溫度的控制調(diào)節(jié)，在氨氣出口管線上裝有溫度檢測器，當(dāng)溫度低于10時切斷液氨進料，使氨氣至緩沖槽維持適當(dāng)?shù)臏囟群蛪毫?。蒸發(fā)槽也裝有安全閥，可防止設(shè)備壓力異常過高。（6）氨氣緩沖槽從蒸發(fā)槽蒸發(fā)的氨氣流進入氨氣緩沖槽，通過調(diào)壓閥減壓到一定壓力，再通過氨氣輸送管線到鍋爐側(cè)的脫硝系統(tǒng)。（7）氨氣稀釋槽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。（8）氨氣泄漏檢測器液氨存儲及供應(yīng)系統(tǒng)四周設(shè)有多只氨氣檢測器，當(dāng)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。4 SCR技術(shù)應(yīng)用分析4.1 SCR工藝應(yīng)用現(xiàn)狀4.1.1 SCR工藝在河南的應(yīng)用現(xiàn)狀近年來，河南省新建600MW等級超臨界火力發(fā)電機組已有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(jù)2009年調(diào)查統(tǒng)計各電廠氮氧化物排放濃度結(jié)果如下表4-1所示:表4-1 氮氧化物排放濃度調(diào)查結(jié)果序號廠家排煙處（mg/Nm3）01民權(quán)電廠26502鶴壁電廠50003沁北電廠50004首陽山電廠45005信陽華豫電廠45006開封電廠33407三門峽電廠45008新鄉(xiāng)電廠45109姚孟電廠45010禹州電廠45711鴨河口電廠300從結(jié)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(shù)，主要依靠先進的低NOx燃燒器和爐膛內(nèi)分級送風(fēng)燃燒技術(shù)來控制NOx的生成，這種方法NOx的排放量同煤種有直接的關(guān)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(fù)荷運行時也會明顯增加。因此，通過分級燃燒技術(shù)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(fù)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。目前我省只有許昌禹州電廠加裝煙氣脫硝裝置，該裝置采用SCR選擇性催化還原法煙氣脫硝工藝，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(zhì)量將起到重要作用。4.1.2 中國的SCR應(yīng)用現(xiàn)狀我國火電廠煙氣脫硝裝置于20世紀(jì)90年代引進日本技術(shù)在福建后石電廠的600MW機組率先建成。首臺具有自主知識產(chǎn)權(quán)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(guān)鍵設(shè)施脫硝反應(yīng)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(shè)計，脫硝催化劑采用日立造船的產(chǎn)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(shù)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(shù)，到2007年底已建成的煙氣脫硝裝置26臺（套），總裝機容量為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(shù)之外，其余均采用SCR法脫硝技術(shù)。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。表4-2 新建火電機組SCR脫硝項目序號項目名稱脫硝機組規(guī)模（MW）備注1華電長沙2600MW工程12002浙江大唐烏沙發(fā)電廠工程4600MW超臨界發(fā)電機組6003廈門嵩嶼電廠二期2300MW擴建工程和一期2300MW改建工程1200已投運4山西魯晉王曲發(fā)電有限責(zé)任公司一期工程12005山西陽城發(fā)電廠二期擴建工程2600MW機組6006港環(huán)保發(fā)電有限公司四期2600MW機組工程1200已投運7上海外高橋第三發(fā)電廠三期工程10008天津市東北郊熱電廠新建項目6009廣州恒運熱電廠擴建工程2300MW機組60010三河發(fā)電廠二期工程2300MW熱電聯(lián)產(chǎn)機組60011北京市草橋燃氣聯(lián)合循環(huán)熱電廠工程60012山西晉城電廠一期工程4600MW機組120013南京市第二熱電廠二期擴建工程20014四川福溪電廠2600MW新建工程60015利港電廠三期擴建工程120016國電銅陵電廠一期工程60017華陽電業(yè)有限公司漳州后石電廠7號機組60018黃臺電廠城市供熱工程60019寧波寧海電廠600已投運20廣東臺山電廠60021江蘇徐州闞山發(fā)電廠120022河南孟津臺塑3600MW機組180023利港電廠三期工程2600MW機組120024上海吳涇熱電廠2300MW機組60025云南滇東煤電二期工程120026南海發(fā)電一廠熱電項目60027太原鋼鐵150萬噸不銹鋼工程配套2300MW機組60028國信靖江電廠一期120029大唐國際高井電廠6100MW機組60030山西漳州電廠二期擴建工程2600MW機組120031南通電廠三期工程2900MW機組180032鎮(zhèn)江電廠四期工程21000MW機組200033合計296004.2影響SCR工作效率的因素4.2.1 反應(yīng)溫度的影響 下圖為一種在管式反應(yīng)器中以VXO5/TIO2為基本的催化劑所得到的反應(yīng)溫度對NO脫除率的影響的實驗結(jié)果。從圖中可知，該催化劑在210C 310C的范圍內(nèi)，隨著反應(yīng)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。不同的催化劑組的最佳反應(yīng)成成分具有不同的最佳反應(yīng)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(yīng)溫度產(chǎn)生影響。實際應(yīng)用時需要通過實驗針對具體情況進行摸索和選擇。 4.2.2 NH3/NOX摩爾比(化學(xué)計量比)的影響 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(jié)果。 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(yīng)的速率會增大，從而降低了Nox的脫除率。 NH3的輸入量過大還將增加凈化煙氣中從未反應(yīng)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。 應(yīng)該特別指出的是，對于高性能的系統(tǒng)設(shè)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。4.2.3 接觸時間的影響 圖4-5為在上述實驗中，當(dāng)溫度等于319C和NH3/NOX等于1的條件下，反應(yīng)氣體與催化劑的接觸時間對NOX脫除率影響的實驗結(jié)果。該結(jié)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(yīng)氣體與催化劑的接觸時間增大，有利于反應(yīng)氣體在催化劑微孔里的擴散、吸附、反應(yīng)和產(chǎn)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，氨的氧化反應(yīng)開始發(fā)生，使NOX脫除率反而出現(xiàn)下降的趨勢。4.2.4 催化劑的影響 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(jié)構(gòu)、表面積等特性有關(guān)。其中催化劑的活性是對NOX的脫除率產(chǎn)生影響最重要的因數(shù)。4.3 煙氣脫硝裝置對鍋爐空氣預(yù)熱器影響鍋爐的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(yù)熱器煙風(fēng)間壓差和空氣預(yù)熱器漏風(fēng)就會增加，因此在鍋爐和空氣預(yù)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(shè)計，并采取降低空氣預(yù)熱器漏風(fēng)的措施。4.3.1 空氣預(yù)熱器煙氣阻力增加的原因早期的有些項目脫硝設(shè)備投運后，空預(yù)器的腐蝕和堵灰情況惡化，致使空預(yù)器阻力在較短的時間內(nèi)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(yù)熱器的煙氣成分發(fā)生了變化。(1) 煙氣中SO3含量增加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(zhuǎn)化成SO3，(稱之為SO2SO3轉(zhuǎn)化率，該數(shù)值一般小于1.5)，使煙氣中SO3，的含量增加。(2) 煙氣中增加了一定濃度的NH3在SCR中，作為還原劑的NH3，在反應(yīng)器中并沒有完全和NOX反應(yīng)，有一部分NH3會離開反應(yīng)器(稱之為氨的逃逸率，該數(shù)值一般為35LL)進入空氣預(yù)熱器。(3) 煙氣中SO3和NH3反應(yīng)生成(NH2)2SO4在未采用SCR裝置的鍋爐中，煙氣中SO3結(jié)露是造成空氣預(yù)熱器低溫腐蝕和堵灰的主要原因。因此，要通過控制空氣預(yù)熱器冷端平均溫度的方法，避免或減少結(jié)露造成的腐蝕和堵灰。4.3.2 防止空氣預(yù)熱器堵灰和低溫腐蝕的措施(1) 控制或降低SO2的氧化率和氨逃逸率根據(jù)美國巴威公司多年的運行經(jīng)驗，對于含硫量較低的燃煤，不大于3LL的漏氨率和不大于l 的SO2到SO3的轉(zhuǎn)化率是比較高的指標(biāo)。除了采用適當(dāng)?shù)腟O2氧化率和漏氨率指標(biāo)外，漏氨的濃度分布、脫硝設(shè)備性能對煤質(zhì)和負(fù)荷的適應(yīng)性、脫硝設(shè)備運行的穩(wěn)定性等因素對空氣預(yù)熱器的影響很大。(2) 空氣預(yù)熱器換熱元件使用合適的板型和規(guī)格空氣預(yù)熱器有多種板型。對于換熱效率較高的FNC板型，其復(fù)雜的波紋結(jié)構(gòu)形狀容易造成空氣預(yù)熱器堵灰、有SCR設(shè)備的空氣預(yù)熱器，應(yīng)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(yù)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(yù)熱器要采用防堵灰性能更好的規(guī)格。(3) 空氣預(yù)熱器分段和換熱元件的材料常規(guī)空氣預(yù)熱器分為高、中、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(xiàn)象。采用合并中低溫段，空預(yù)器只設(shè)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(yù)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(yù)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。采用鍍搪瓷的換熱元件是防止空氣預(yù)熱器低溫段堵灰的有力措施。(4)采用多介質(zhì)吹灰器在空氣預(yù)熱器中，采用蒸汽、低壓水和高壓水多介質(zhì)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(jié)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(dāng)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(yù)熱器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。5結(jié)論NOX污染是火力發(fā)電廠繼二氧化硫污染控制之后當(dāng)前緊迫處理的污染物，本文就當(dāng)前的污染及其控制和應(yīng)用做了分析，得出以下幾點結(jié)論：1NOX的控制途徑最常用的有兩種：一種是采用低NOX燃燒技術(shù)，減少鍋爐爐膛內(nèi)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