燃煤发电厂烟气脱硝系统（SCR）的设计选型综述(2007年)(2012-02-26 04:47:00)
1概述 随着我国对环境保护的日益重视，燃煤电厂的污染物排放更受到人们的关注，国家和地方环保部门对电厂污染物的排放和总量有了较严格的控制。北京市、天津市的地方排放标准比国家标准要求更高。如北京市DB11/139—2007《锅炉大气污染物排放标准》中要求标准实施起新建、扩建、改建的电站锅炉排放的烟尘为10 mg/m3、二氧化硫为20 mg/m3、氮氧化物为100 mg/m3。在2008年7月1日第Ⅱ时段起在用电站锅炉排放的烟尘为20mg/m3、二氧化硫为50mg/m3、氮氧化物为100 mg/m3，由此可见，随着社会的发展，国家和地方污染物排放标准以后逐渐更加严格，需要安装高效的污染物处理设备，目前袋式除尘、电袋除尘、湿法脱硫已开始大量应用，烟气脱硝系统应用也逐渐展开，目前电站烟气脱硝系统主要采用的是选择性催化还原（Selective Catalytic Reduction）烟气脱硝工艺。 2选择性催化还原（SCR）脱硝工艺流程 选择性催化还原（SCR）脱硝工艺是一种以NH3作为还原剂通过催化剂催化将烟气中的NOX分解成无害的N2和H2O的干式脱硝方法。 SCR烟气脱硝系统主要分SCR反应器系统、蒸发系统以及反应剂卸料、储存及蒸发系统，还原剂主要采用液氨、氨水或尿素，将其生成气态NH3。 还原剂卸料储存系统、蒸发（或分解）系统是将液氨、氨水或尿素存储并且蒸发或分解产生NH3气体进入缓冲罐，通过控制按一定浓度输送给SCR反应器内。 SCR反应器系统安装在锅炉省煤器后及空预器前，氨喷射装置在SCR反应器上游的位置。其流程是烟气在省煤器出口进入一个垂直布置的SCR反应器里，在反应器里烟气向下流过导流板、均流板、喷氨装置、催化剂层，然后进入空气预热器、除尘器、引风机和FGD，最后通过烟囱排入大气。氨是通过NH3喷射装置注入到烟道与烟气均匀混合进入反应器，通过催化与NOX发生反应，以降低烟气中的NOX的浓度。 3在设计（SCR）烟气脱硝系统前需要进行的工作 3.1 了解国家及地方的环保政策：我国是以火电为主的国家，燃煤发电厂是污染物排放大户，如前面所述，随着国家及人们的环保意识的增强，污染物排放的标准日益严格，由此各地区无论是原有锅炉新建、扩建及改建的锅炉均有安装脱硝系统可能性，因此电厂要有前瞻性，设计时留有安装脱硝系统的位置，以避免进行锅炉的二次改造。 3.2 锅炉采用低NOX燃烧器：在准备采用烟气脱硝系统的同时，锅炉应采用低NOX燃烧器，以降低脱硝系统反应器的尺寸及体积，即使用催化剂数量减少，可节约脱硝系统的投资以及运行费用。 在用燃煤锅炉不仅要对锅炉燃烧器改造，而且要对锅炉尾部省煤器及空预器之间的烟道进行改造，以安装脱硝的反应器，这需要尾部锅炉的省煤器、空预器等烟风系统进行结构和热能校核计算。 3.3 确定还原剂：现在主要采用液氨、氨水及尿素，选取哪个还原剂主要是从的它的供应价格、运行成本、运输安全、存储安全、供应品质是否有保证等进行综合比较。 如果采用液氨需要相关安全监察部门的审批才能确定。GB18218-2000《重大危险源辨识》中把氨归为有毒物质及危险品，在生产场所如果存储量大于40吨是重大危险源。虽然液氨的运输、存储、使用与氨水、尿素相比存在一定的危险性，但如果设计、安装及运行管理到位是没有问题的。在没有特殊的安全要求和周边环境要求，一般依次选用液氨、氨水、尿素。 液氨、氨水、尿素综合比较表
3.4 提供设计用的锅炉燃用煤质和粉尘成分： 3.4.1 锅炉煤质的工业分析：水分、灰分、挥发分、固定碳。 3.4.2 锅炉煤质的元素分析：碳、氢、硫、氮、氧。 3.4.3 锅炉煤质的微量元素分析：氯、氟、砷、铅、汞。 3.4.4 锅炉煤质的发热量及可磨性指数：高位发热量、低位发热量。 3.4.5 灰的成分分析：SiO2、AlO3、Fe2O3、MgO、CaO、K2O、Na2O、P2O5、TiO2、SO3。 3.4.6灰熔点温度：变形温度、软化温度、半球温度。 以上数据对催化剂的化学及物理寿命有影响，提供以上数据对选择催化剂类型、成分配方的选型提供依据。 3.5 提供设计用脱硝系统的入口烟气参数（省煤器出口与空预器前） 3.5.1 锅炉不同负荷下的烟气量和烟气温度 3.5.2 省煤器出口烟气污染物：烟尘浓度、NOX、HCL、HF、SO2、SO3 (标态及湿态、实际氧及6％O2)。 3.5.3 省煤器出口烟气成分：CO2、O2、N2、SO2、H2O(实际氧过量空气系数) 提供以上数据是为了对催化剂选型和反应器的尺寸、吹灰器类型等提供设计依据。 3.6 对脱硝系统下游设备的设计考虑：锅炉空预器需针对增加脱硝系统而设计，空预器需安装陶瓷换热板，引风机也因反应器增加的近1000Pa（包括烟道、催化剂）的阻力进行设计，并且考虑堵塞后的阻力增加的裕度。对于原有锅炉则进行省煤器、空预器、烟道及引风机改造。 3.7 脱硝系统确定的性能指标数值是根据目前锅炉燃烧器的状况、污染物排放标准、一次性投资、运行成本进行确定，主要是如下内容； 3.7.1设计氮氧化物脱除率及NH3/NOx 摩尔比：由于催化剂价格昂贵并且长期运行催化剂会产生物理损失和化学损失，需要定期进行更换，因次确定脱硝效率及NOx排放浓度只要满足环保排放标准即可，并留有安装一层催化剂的位置，如果设计太高的脱硝效率，会增加许多的投资。目前我国的锅炉采用低NOx燃烧器后，一般设计效率≥75％左右。 3.7.2 氨的逃逸率: 3.7.3 要求催化剂物理寿命和化学寿命时间：反应器中的催化剂在高温烟气会产生机械钝化、冲刷磨损、沉积堵塞、烧结、中毒失效等情况，运行一段时间就需要更换，因此要求催化剂的设计寿命越长越好，根据催化剂的制造工艺一般设计寿命24000小时～30000小时。 3.7.4 3.7.5 脱硝系统年利用小时与机组相同，脱硝设备年利用小时按5500小时考虑。 3.7.6 3.7.7 4 脱硝系统催化剂和反应器的设计选型 4.1 SCR脱硝系统催化剂类型的选用 目前SCR催化剂有三种类型，分别为蜂窝式，板式及波纹板式，无论那种形式其含有的活性物质比例大致如下：
由于催化剂的活性配方和加工工艺、烧制工艺等技术只要少数国外公司掌握，虽然国内也引进技术生产，但绝大部分还是需要进口催化剂，脱硝系统的投资中购买催化剂的成本占很大比例。 脱硝系统选取催化剂类型是根据锅炉燃用的煤质以及烟气条件如SO2、O2、NOX值、烟温、粉尘的成分（如影响催催化剂CaO、MgO碱土金属以及重金属）等来选择催化剂类型，根据以上数据并调整催化剂的配方成分以及催化剂蜂窝孔径或板径。 三种类型催化剂的比较
4.2 脱硝系统反应器的设计选型 4.2.1 脱硝系统反应器尺寸及体积确定需要考虑以下因素；
4.2.2 脱硝系统反应器气流分布及喷氨装置（格栅或涡流混合器）的设计：这是反应器设计比较主要的环节。一般要求在反应器第一层催化剂的上部截面的平均速度最大标准偏差±15%；氨/氮摩尔比的最大标准偏差±10%；温度的最大偏差±10℃。一般通过导流板、整流格栅等调整手段来实现。 导流板、整流格栅等烟气调整装置的设计和位置通过相应软件模拟计算和小型模型试验来确定。 4.2.3设置吹灰器和灰斗；反应器设置高粉尘区域，每层催化剂均置吹灰器，吹灰器有声波吹灰器和蒸汽吹灰器。为防止蒸汽吹灰器故障造成蒸汽或凝结水对催化剂产生负面影响，所以选择声波吹灰器相对多一些。 4.2.4 确定是否安装脱硝系统旁路烟道：脱硝系统设置有烟气旁路烟道和省煤器高温旁路烟道。 4.2.4.1 设置烟气旁路烟道的作用；
4.2.4.2 设置省煤器旁路作用； 锅炉低负荷由于催化剂反应温度低从省煤器旁路引入高温烟气加以混合提温满足催化剂的反应温度。 已安装的SCR脱硝系统基本不设置旁路烟道主要考虑以下因素： a在锅炉正常运行条件下，脱硝系统不运行，停止喷氨烟气，烟气穿过催化剂没有任何影响。 b维护或更换催化剂尽可能与锅炉停炉检修同时进行。 c设置旁路烟道的会产生新的问题如布置难度加大；锅炉烟道钢结构的承重；旁路挡板堵塞等问题。 d 4.3 存储、卸料及蒸发系统 发电厂脱硝系统所使用的液氨、氨水、尿素（有水解或热解装置）在化工企业是作为基本化工原料，脱硝系统的存储及卸料系统的设计基本可参照化工企业，还原剂存储及卸料系统地点要远离机组及人员聚集的地方，有良好通风条件，满足国家安全监察部门的规定要求。 总之，燃煤发电厂脱硝装置的设计选型是脱硝系统安全运行的关键，并同时抓好设备选型、运行管理、安全措施等，使我们燃煤电厂SCR脱硝系统保持安全稳定运行。 目前我国的电站锅炉逐步安装脱硝系统，尤其大唐国际发电股份公司所属北京地区的电厂在举办奥运会前基本安装完毕，在对原有锅炉改造安装脱硝系统，在工程中摸索总结出许多的经验。 |
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