电厂脱硝范文

电厂脱硝范文（精选12篇）

电厂脱硝 第1篇

NOx是一大类氮的氧化物的统称。氮的氧化物包括NO、NO2、N2O、N2O3、N2O4、N2O5等。目前大气中最主要的氮氧化物污染物是NO和NO2。NOx的危害包括诱发疾病以及造成二次污染。NOx造成的二次污染包括参与形成光化学烟雾,溶于水中还会形成酸雨,会对生态环境造成影响,NOx还是形成区域细粒子污染和灰霾的重要因素。由于近年来我国NOx排放量的快速提高,酸雨污染也正由以前的硫酸型酸雨开始向硫酸和硝酸复合型酸雨进行转变,目前我国的酸雨中硝酸根的比例已达到差不多1/3,这一变化抵消了一部分我国在SO2减排方面取得的成绩,使我国酸雨治理的效果打了折扣。

2 NOx的来源

NOx的主要来源有燃煤电厂燃烧废气、工业企业生产废气以及机动车尾气。目前,我国NOx的排放量中超过2/3来自煤炭燃烧,而在被消耗的煤炭中,超过一半被用于火力发电,使得燃煤电厂的NOx排放量占NOx排放总量的1/3以上。就目前来看,火力发电在未来十几年甚至更长的一段时间内依然会是我国电力供应的主力。随着我国用电需求的不断增加,火电装机容量势必会有进一步的增长,火电厂的NOx排放量势必也将进一步增加。

3 目前常见的火电厂NOx控制技术

目前火电厂常见的NOx控制技术主要有两种:一种是通过对燃烧过程进行控制,达到减少NOx生成量的目的,称为低氮燃烧技术,属于一种源头治理措施;另一种则是对生成后的NOx进行净化处理,达到减少NOx排放量的目的,即烟气脱硝技术,属于末端治理措施。目前的烟气脱硝技术主要包括SCR、SNCR和SNCR-SCR。

3.1 低氮燃烧技术

低氮燃烧技术是根据燃料在燃烧过程中NOx的生成机理,通过改变燃烧设备的燃烧条件来降低NOx生成和排放的技术。目前低氮燃烧技术常用的有两种,一种是排烟再循环,该种方法是通过将部分温度比较低的烟气返回燃烧区,由于烟气的含氧量和温度都较低,因此可降低燃烧区的含氧量以及温度,从而达到抑制NOx生成的目的;另一种方法是二段燃烧,该种方法是将整个燃烧过程分成不同阶段来完成,第一阶段只将燃烧所需的空气量的70%多通入炉膛内,使炉膛内形成缺氧富燃料环境,使燃料无法充分燃烧,抑制NOx的生成,第二阶段则通入足量的空气,使剩余燃料充分燃烧,此时由于燃烧区温度低,生成的NOx也较少。目前,应用最多的是二段燃烧技术。

低氮燃烧技术很适合用来对老火电机组进行技术改造,改造过程只需对锅炉炉膛进行改造即可。低氮燃烧技术既可单独应用,也可与其他脱硝技术结合使用,其脱硝效率一般在10%~50%左右;低氮燃烧技术目前的工艺已经很成熟,且由于其应用简单,技术也并不复杂,因此投资与运行费用较低。

3.2 烟气脱硝技术

3.2.1 SCR

SCR即选择性催化还原技术,是指在催化剂作用下利用NH3的还原性有选择性地与烟气中的NOx(主要是NO和NO2)发生化学反应,将NOx还原为氮气,从而减少烟气中NO排放的脱硝技术。在SCR中使用的催化剂主要为V2O5/Ti O2、V2O5-WO3/Ti O2或V2O5-Mo O3/Ti O2等。根据催化剂的适宜反应温度,催化剂还可细分为高温、中温和低温催化剂三种。

SCR的脱硝效率最高可达到90%左右,一般情况下不低于60%。SCR的优点在于技术发展成熟、运行的可靠性较高、且日常维护方便,在对脱硝效率有较高的要求时,相较其他技术具有更好的经济性;SCR的缺点主要在于一次投资费用高,且由于催化剂价格昂贵、失效催化剂需再处置、还原剂的消耗量大等原因,致使该技术运行成本较高;除此之外,NH3的使用会带来安全隐患,对日常的安全管理要求较高。

3.2.2 SNCR

SNCR即选择性非催化还原技术,其基本原理与SCR基本相同,也是利用NH3的还原性将NOx还原为氮气,其与SCR的最大区别在于SNCR不使用催化剂。由于不使用催化剂,因此适宜的还原反应温度区间范围很窄,只有800℃~1200℃,当温度低于800℃时,反应速度很慢,还原反应难以顺利进行,而温度过高时又会由于NH3发生热分解导致脱硝效率下降。因此温度对SNCR的效率影响较大,温度控制是SNCR技术的应用难点。

SNCR脱硝效率与SCR相比只有SCR的约一半,最高可达到约40%,一般不低于20%,但是SNCR无催化剂反应器,占地面积较小,一次投资成本仅为SCR的一半左右。由于不使用催化剂,其运行费用也不到SCR的2/3,其经济性较好。

SNCR可以单独使用也可作为SCR和低氮燃烧技术的补充。根据SNCR技术的特点,其较适合用来对现有机组进行技术改造。

3.2.3 SNCR-SCR

SCR和SNCR各自的优缺点都十分突出,于是出现了SNCR—SCR联合技术。SNCR-SCR充分利用了SCR和SNCR的优点,尽可能地减小了两种技术的缺点造成的影响。其工作原理是先将还原剂喷入炉膛,利用选择性非催化还原技术先脱去部分NOx,而前一步中逃逸出的NH3利用选择性催化还原技术,继续作为还原剂与前一步未能脱除的NOx进行反应。通过两种技术的串联使用,可以有效除去烟气中的NOx。

由于低氮燃烧技术发展成熟,因此在国际和国内均已开始得到大范围的应用。通过以上3种技术的介绍可以看出,SCR的脱硝效率是最高的,且由于其技术成熟,因此成为了目前世界范围内使用率最高的技术,尤其在欧洲和日本等国,90%以上火电厂烟气脱硝采用了SCR。SNCR因为其自身的技术特点和成本优势,也正在得到越来越多的应用。

4 其他烟气脱硝技术

以上所提到的脱硝技术均属于已经比较成熟的技术,但是技术的探索脚步不可能仅仅止步于此,于是很多研究人员又开始研发新的脱硝技术,这其中主要包括液体吸收法、微生物法、活性炭吸附法和电子束法等。

4.1 液体吸收法

液体吸收法所使用的主要吸收剂包括水、酸碱溶液和氨溶液等,其主要是利用NOx在液体中的溶解性或者与吸收剂发生反应来达到去除的目的。NO极难溶于水,用此方法只能去除部分的NOx,从而导致最终的脱硝效率低下。为了解决脱硝效率低下的问题,又相继发展出了络合吸收法、氧化法和还原吸收法等。

络合吸收法是让NO与吸收剂,如Fe(II)EDTA等形成络合物,从而将NO脱除。氧化法是使用如高锰酸钾、双氧水之类的强氧化剂将NO氧化为NO2,而NO2则易溶于水,可被碱性或酸性吸收液有效吸收。还原吸收法则是利用诸如尿素等还原剂将NOx还原成为N2。

液体吸收法由于受到吸收速率等因素的制约,其处理效率太低,无法胜任大烟气量的处理需求,根本无法应用于火电厂这种烟气量极大的企业。

4.2 微生物法

微生物法主要利用反硝化细菌将烟气中的NOx进行同化反硝化,使其转化为细菌的一部分来达到脱硝的目的。微生物法的脱硝率最高可以达到80%。该种方法的优点在于工艺简单、处理费用低以及无二次污染。目前微生物法仍然处于初始研究阶段,对反硝化细菌的研究还不够,且NO难溶于水的特性,直接影响到了微生物的转化效率,以上种种,致使微生物法离投入实际应用还有很远的距离。

4.3 活性炭吸附法

活性炭吸附法可同时脱硫脱硝,可达到80%以上的脱硝效率。活性炭在使用一段时间后会失去活性,通过解析之后的活性炭可循环使用。这一过程中,活性炭既是优良的吸附剂,又是催化剂与催化剂载体。活性炭的吸附特性可以起到脱硫的作用,脱硝则是将活性炭作为催化剂,通过NH3的还原性将NOx还原为N2。此种方法的优点是可同时实现脱硫和脱硝,且脱除率均较高,吸附剂可循环利用,缺点在于吸附剂用量多,设备庞大,再生频繁,易造成二次污染。

4.4 电子束法

电子束法可同时脱硫脱硝,脱硝效率可达到85%。处理过程中,无二次污染产生。电子束法的主要原理是利用电子束照射后产生的自由基的强氧化性,使SOx和NOx生成为硫酸和硝酸。生成的硫酸和硝酸与一同通入反应器的氨发生中和反应,生成硫酸铵和硝酸铵颗粒,从而达到脱硫脱硝的目的。该种方法的优点是适应性好,可适应不同浓度、不同烟气量的处理需求,其最终产生的硫酸铵和硝酸铵可进一步进行综合利用,如生产化肥等。但是该种方法运行费用高,关键设备技术含量高,不易掌握。

5 结语

火电厂SCR脱硝系统运行分析 第2篇

火电厂SCR脱硝系统运行分析

污染物NOx的排放日益严重地影响着环境、气候和人类的健康,成为一个迫切需要解决的问题.随着人们环保意识的增强,研究低NOx煤粉燃烧理论及技术和控科NOx的排放已成为当前热门课题,本文讨论了火电厂控制NOx排放的`主要途径,并从火电厂SCR脱硝装置布置、催化剂型式、加氨系统和工艺流程等方面对火电厂应用该技术的运行情况及存在问题进行分析.对火电厂降低烟气中NOx的技术应用和推广具有重要意义.

作 者：谢剑山 XIE jian shan 作者单位：华阳电业有限公司,福建,厦门,361004刊 名：电站辅机英文刊名：POWER STATION AUXILIARY EQUIPMENT年，卷(期)：29(3)分类号：X701.3关键词：系统 控制 NOx排放 脱硝 运行 分析

火电厂烟气脱硝技术概述 第3篇

关键词：火电厂；烟气脱硝；氮氧化物

中图分类号：X701 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2014）12-0061-03

就目前的情况来看，在火电厂日常运行过程当中时常会向外部环境中排出大量的氮氧化物，如此大量地排放会催生光化学烟雾以及酸雨问题，导致人们的身体健康遭遇较大威胁。一般来说，通常能够将氮氧化物的形成机理划分为燃料型、热力型以及快速型三个类型内容，其中，燃料型氮氧化物指的是氮化合物在实际的燃烧进程当中通过氧化作用而形成的氮氧化物，热力型氮氧化物则指的是空气中的氮气与氧气在高温燃烧之下生成的氮氧化物（该物质的生成是跟氧气浓度以及燃烧温度、气体在高温区的停留时间息息相关的），快速型氮氧化物指的是由火焰边缘所产生的氮氧化物（该物质生成量相对较少，通常不对其展开研究）。近年来，伴随着全球日益严峻的环境形势，世界各国均对氮氧化物提供愈发高的排放要求，我国火电企业为充分满足相应环保要求，则需优化运用高效的脱硝技术。

1 火电厂烟气脱硝技术简析

一般来说，针对火电厂氮氧化物展开燃烧后控制所涉及的相关应用技术可被称作是烟气脱硝技术，该技术的主要特征是能够把烟气中所形成的氮氧化物固定下来而后还原成氮气，拥有较高的工作效率，可谓是一种潜力较大的脱硝技术，在火电厂运行过程中有着较为广泛的应用。

1.1 选择性催化还原脱硝技术

在火电厂实际的运行过程当中，为充分实现氮氧化排放量的有效降低，则需针对燃烧后所形成的烟气实施合理的脱硝处理，就目前的情况来看，湿法以及干法、半干法是三种主要的线形烟气脱硝技术。对比而言，干法中所涉及的SCR技术能够在火电厂中获得可靠运用，该项技术更显成熟。从上世纪七十年代开始，欧洲及日本首先开始使用SCR技术应用于燃油及燃气电厂锅炉工作中，自上世纪八十年代，该项技术在燃煤电厂锅炉中获得较为广泛的合理运用。具体来说，可将SCR技术解释为，在催化剂条件下，运用NH3及一氧化碳（或者是其他类型的碳氧化物）当作是还原剂，使其跟存在于烟气的一氧化氮进行反应还原出氮气与水；对应的反应温度达到300℃～450℃，则能够获取70%～90%的脱硝率。其中，NH3-SCR技术可靠性更强，现如今，该项技术在全世界获得较为广泛的合理应用。将NH3当作是还原剂材料的时候，SCR反应对应的化学方程式是

4NH3+4NO+3O2→4N2+6H2O

通过分析该化学式后不难发现，SCR反应属于氧化还原反应，所以其所遵循的是氧化还原机理。在整个SCR系统当中，会对整个过程造成直接影响的关键参数涵盖有氧气浓度以及水蒸气浓度、烟气流速、烟气温度、氨滑移及催化剂等方面内容。

1.2 低温SCR技术

一般来说，该项技术主要指的是SCR反应总所使用的催化剂对应温度通常控制在120℃～300℃范围内，甚是会是更低的温度状况，研究探索运用NH3进行氮氧化物的选择性还原这项低温SCR工艺虽基本取得良好的成绩，但是相较于其他类型的烟气脱硝技术或者是中高温度的SCR工艺而言，针对低温SCR展开研究的具体目的在于几个方面的内容，第一，低温催化剂的活性、选择性与自身固有特性；第二，硫酸氨、氧化亚氮以及硝酸铵所受到的温度环境及烟气成分对其的影响；第三，针对低温条件下催化剂给予水蒸气的影响展开合理性研究。

1.3 选择性非催化还原脱硝技术

选择性非催化还原脱硝技术又可被称作是SNCR，其主要指的是将NH3及尿素等还原剂喷入到锅炉炉膛折焰角上方位置或者是再热器、过热器等对应的水平烟道位置，进行该反应的温度通常是800℃～1000℃。若是温度高于1000℃，则NH3可被氧化成为为氮氧化物，若是温度低于800℃则对应脱硝率处于较低水平，此时SNCR脱硝技术对应的脱硝效率是30%～50%，极易导致氨气逃逸，催生严重的环境污染状况。针对现有的中小型锅炉实施改造能够实现对该项工艺的有效运用，其所涉及的投资费用相对较低些，但是会催生较大逃逸率及较低的脱硝效率。SCR、低氮氧化物燃烧器以及再燃烧技术等等多项技术跟SCNR技术的联用可谓是现今SCNR技术的主要发展方向。经过研究可以知道，SCNR对应的脱硝率处于60%以上时，SCR技术与SCNR技术联用能够起到良好经济可行目的；将SCR技术与在燃烧技术联用则能够获取高达80%的脱硝效率；联用SNCR技术与低氮氧化物燃烧技术，相较于单独运用SCNR技术而言，其效果提升45%之多。

2 SCR技术的有效运用

通常，SCR反应器一般都是除尘器设备前进行合理设置的，由于形成数量较多的飞灰，易导致压力损失的增加以及催化剂磨损堵塞的问题情况出现，为实现问题的良好解决，则需把催化剂材料固定于不锈钢版面位置或者是将其制作成蜂窝的形状。就目前的情况来看，蜂窝式、波纹板式及平板式是三种主要的SCR催化剂结构形式，具体来说，蜂窝式催化剂为均质催化剂，对应的特征优势在于单位体内所拥有的催化剂活性相对较高，获取同样的脱硝效率时需要的催化剂体积相对较小些；波纹板式催化剂能够有机融合板式催化剂跟蜂窝式催化的相关特征优势，拥有耐热性强、抗冲击性能优良、重量轻、抗毒性良好、二氧化硫氧化率较低等等优点，可是该种催化剂所拥有抗磨损性能相对较差些，其在实际含灰量比较低的烟气环境中较为适用；平板式催化剂表面积相对较小，其模块拥有较低的活性与较大的重量，其床层压力损失相对较低，具备有良好的抗腐蚀与抗磨损性能，适用于高尘环境中。

通过研究不难发现，在各个火电厂发电机组中运用SCR技术能够获取较为良好的应用效果，当氮氧化物的排放浓度可控制在每立方米38～57毫克的范围内时，能够取得高达80%以上的脱硫效率，且能够从充分符合相关标准及限值要求。进口氮氧化物的浓度通常实在每立方米265～472毫克范围之内，选择性非催化还原法即SNCR技术对应的脱硝效率是40%左右，若是未能取得良好的技术突破，运用SNCR技术实施烟气脱硝则是难以达到对应的限值要求的。

3 结语

综上，火电厂烟气脱硝工作的重要性不容忽视，其在火电厂运行中占据着重要的应用地位，SCR作为目前的主流的脱硝技术，其效率较高，且甚为成熟，能够达到良好的脱硝目的，广为火电厂所用。

参考文献

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电厂脱硝土建改造的方案 第4篇

目前, 中国国家环保部门对电厂的烟气提出了新的更高的要求, 不仅要求脱硫且要求脱硝。对新建电厂的设计容易实现, 只要工艺专业在布置时考虑上, 土建专业设计上就可以实现。对已建电厂, 就面临着改造问题。一般的炉后布置都比较紧凑, 管道、沟道、设备等布置的都比较紧张, 要在这样的基础上进行改造是比较困难的。现就漳泽电力蒲州发电分公司2×300 MW脱硝改造工程的技改方案进行说明。

1 工程概述

1.1 场地基本情况

a) 锅炉风机房±0.00的绝对标高为380.30 m;

b) 根据GB 18306-2001中国地震动参数区划厂区地震动峰值加速度为0.2 g, 地震裂度为Ⅷ度, 地震动反应谱特征周期为0.35 s;

c) 厂区场地土类型为中硬场地土, 建筑场地类别为Ⅱ类。

1.2 地基土的构成与特征

该电厂场地属低山丘陵区, 厂址位于中条山山前冲洪积扇上, 地形起伏较大, 绝对高程361 m~392 m, 相对高差近30 m。由于人工造地, 场地呈梯田型台阶式由南向北倾斜, 坡度约5%。场地内西北侧有一冲沟由南向北发育, 宽约20 m, 冲沟下切最大深度达10 m, 冲沟有向源侵蚀作用。

a) 根据地层时代、成因类型和土的物理力学性质将场地地基土划分为四大层1个亚层。第一层为第四系全新统黄土状粉土;第二层黄土 (粉土) 为第四系上更新统冲洪积层;第三层粉土为第四系上更新统冲洪积层, 其中, 第三层的卵石亚层为第四系上更新统冲洪积层;第三层粉质粘土为第四系上更新统冲洪积层。整个场地的地层由新到老, 其具体特性可参阅地质勘察报告;

b) 第一层黄土状粉土具湿陷性, 属高压缩性土层, 不宜直接作为建筑物的持力层, 第一、二层地基土承载力不能满足主要建筑物上部荷载的要求, 且地基土纵向及横向均匀性均较差。在该地段采用桩基础, 桩基类型按摩擦桩考虑, 在成桩工艺上采用人工挖孔灌注桩, 桩径1 000 mm, 桩长22 m;

c) 厂区场地土类型为中硬场地土, 建筑场地类别为Ⅱ类。由于场地地下水水位埋藏较深, 大于20 m, 因此, 场地内土层不存在液化可能性;

d) 地下水位埋深大于20 m, 变幅0.5 m/a~1.0 m a, 可不考虑地下水对基础的腐蚀性;

e) 古墓回填、夯实及填土夯实厚, 应进行检测;

f) 该区土壤最大冻结深度为0.31 m。

2 原引风机及锅炉风机房的现状

该次土建改造的原则是充分考虑利旧原则。

原锅炉风机房为钢筋混凝土框架结构, 在原设计过程中, 未考虑脱硝荷载的影响, 因此, 应重新计算。根据有关同规模脱硝工艺设备荷载, 作用在原框架柱顶考虑, 原有梁柱截面及配筋远不能满足要求, 必须重新进行详细设计。经初步计算, 风机房结构可选3种改造方案。

a) 拆除原风机房混凝土框架结构, 在原柱位置重新立钢柱形成钢框架-支撑体系;

b) 保留原混凝土框架结构, 采用包钢方式对原有柱梁进行加固处理, 满足承载力要求, 在原有风机房支架顶部新增钢支架, 以支撑SCR脱硝装置;

c) 不拆除原有结构的情况下, 选取合适的位置重新立钢柱, 形成钢框架-支撑体系, 支撑SCR脱硝装置。

通过以上改造方案的处理, 可以承担新增脱硝荷载、风荷载及地震荷载等所引起的各种荷载效应。

经过调研与方案比选, a) 方案需要在停机状态下进行施工, 对烟道、风道及相关工艺专业设备进行拆除, 施工工期比较长;b) 方案可在电厂正常运行状态下进行施工, 保持炉后原有设备、烟风道、管道等均不变。混凝土结构加固可采用增加柱间支撑、增大梁、柱截面加固法、外黏型钢加固法、黏贴钢板加固法、增设支点加固法等。目前, 钢筋混凝土加固改造技术非常成熟, 具有较强的可行性。但是, 在机组运行期间进行加固改造, 要注意对原有设备、管道、结构的保护, 原有锅炉风机房上部结构支、吊有很多管道、电缆等, 在进行加固改造之前需详细考虑管道、电缆对加固改造的影响, 能否对管道、电缆进行拆除、改造, 以保证送风机支架改造的顺利进行;c) 方案也可在电厂正常运行状态下进行施工, 上部结构的安装比方案二的加固改造工期短, 钢结构工厂制作, 可节省工期, 施工相对容易些。但是, 在钢柱位置选择上, 要考虑躲开烟道、风道、电缆桥架及对应的相关设备基础等, 新增支架的柱、柱间支撑、梁、水平支撑等需要躲避原有设备、烟风道、管道及起吊设施, 布置起来存在很大的困难, 必须对照原有施工图 (竣工图) 并与现场实地踏勘相结合做更深入细致的工作, 才能将该工作落实好。

尽管以上3个方案都可满足脱硝改造要求, 结合该工程炉后情况, 推荐采用第二种方案。

3 脱硝装置支架的设计

脱硝钢结构的基本设计原则是, 所有的SCR新增设备荷载和烟道荷载由新建钢结构承受, 部分烟道荷载由原锅炉钢结构承受。

此外, 锅炉本体钢架由于烟道荷载发生变化, 局部结构改造处理应与锅炉厂配合进行。

4 脱硝装置地基加固及基础的设计

原基础采用单柱单桩基础, 桩基为人工挖孔灌注桩, 桩径为1 000 mm, 扩底为1 800 mm, 桩长为22 m, 承台之间采用拉梁连接, 满足水平承载力要求。在新增脱硝荷载的计算过程中, 由于新增荷载增加很大, 原灌注桩个数不满足新增脱硝荷载的要求, 故采取补桩及增加承台底面积的方法。新补桩的做法同原桩基, 在满足桩距 (桩距为3.0 m) 与桩与承台边距离 (距离为1.0 m) 的要求下, 采取植入钢筋的方法增大承台面积, 植入钢筋长度必须满足《混凝土结构构造手册》的要求, 一般钢筋直径用16 mm, 间距300 mm~400 mm梅花形布置。原基础表面的泥土必须清理干净, 浇注混凝土前在新旧混凝土接触面涂刷一层界面结合剂, 使新基础与原承台基础连为一体, 共同承担上部荷载。对于新增基础钢筋同原基础钢筋, 钢筋焊接长度不小于10倍 (单面焊) 或5倍 (双面焊) 。承台顶部在脱硝钢柱位置增加1 500 mm×1 500 mm的混凝土短柱, 短柱纵向钢筋采用化学植筋方法锚入承台中, 在柱截面部位凿毛, 按新加纵向钢筋位置定位后用电锤钻钻孔, 清孔吹灰后注入黏结剂插入短钢筋, 锚入基础深度一般不小于15倍钢筋直径, 伸出长度根据与新加纵向钢筋的连接形式而定。新增加的混凝土应留有养护时间, 使混凝土能够满足强度要求。

在加固施工过程中应避免由于高温、腐蚀、冻融、振动、地基不均匀沉降等原因造成的结构损坏, 同时考虑消除、减小或抵御这些不利因素的有效措施, 保证原有结构的安全性和耐久性。

5 结语

该工程属于电厂的环境治理项目, 脱硝装置建成后, 对改善周围的大气环境质量将起到积极的作用, 实施后将满足日益严格的环境保护要求, 进一步降低电厂NOx的排放、改善当地大气质量。该工程土建采用的保留原混凝土框架结构, 用包钢方式对原有柱梁进行加固处理, 满足承载力要求, 在原有风机房支架顶部新增钢支架, 以支撑SCR脱硝装置的方案技术可行。

摘要：叙述了漳泽电力蒲州发电分公司2×300 MW脱硝改造工程, 从技术、经济、工期等方面考虑, 采用保留原混凝土框架结构, 用包钢方式对原有柱梁进行加固处理的方案, 更为适宜。

电厂脱硝 第5篇

SCR烟气脱硝技术在大唐哈尔滨第一热电厂的应用

摘要：阐述了选择催化还原(SCR)脱硝技术,结合其在大唐哈尔滨第一热电厂2×300 MW机组的应用情况,对SCR烟气脱硝技术的化学反应机理、工艺流程、主要设备及SCR烟气脱硝系统实际运行进行了分析.作 者：庄建华 ZHUANG Jianhua 作者单位：大唐哈尔滨第一热电厂,黑龙江,哈尔滨,150001期 刊：黑龙江电力 Journal：HEILONGJIANG ELECTRIC POWER年，卷(期)：2010,32(1)分类号：X701.3关键词：SCR 脱硝率 系统阻力

脱硝技术在火电厂中的应用 第6篇

【关键词】火电厂；锅炉；脱硝；氮氧化物

1.引言

随着我国经济的高速发展，电力装机容量也在持续增加。而在所有的发电厂中，火力发电厂占了一半以上，这就促使了煤的用量持续不断增加，排向大气的硫氧化物（SOx）、氮氧化物（NOx）和粉尘也越来越多，大气污染治理迫在眉睫。随着脱硫装置和除尘装置在火电厂中的全面投入。近年，脱硝装置的投入成了硬性指标。脱硝技术的研究也成为了控制氮氧化物排放的重点工作。

2.烟气脱硝技术的类型

脱硝技术也就是控制氮氧化物排放浓度的技术，氮氧化物形成的原理各不相同，其中又以热力型为主。因此为了从源头上控制氮氧化物浓度，首先应考虑炉内的低NOx燃烧技术，通过低NOx燃烧器的燃烧技术和燃烧调整的方法，最终把排放出来的NOx的浓度降低到一半左右。低NOx燃烧技术的初投资和相应的成本较低，运行维护费用也低。在国家规定的NOx排放标准较低时，是比较理想的选择。目前常用的烟气脱硝方法包含：选择性非催化还原法（SNCR）、选择性催化还原法（SCR）和电子束联合脱硫脱硝法。综合考虑成本，低氮+SCR对于大部分300MW及以上火电机组较为适合。另外，根据工程应用情况来看，SNCR的适应性相对较差，且其脱硝效率较低，比SCR相差甚远，因此在国家污染物排放法规越来越严的情况下，SCR已成为绝大多数的选择，我国2015年要求全部电厂排放浓度低于100mg/m3。还原剂无论采用尿素、液氨或氨水中的哪一种，最终都是生成氨气，只是存储、输送系统不同，且三者运输、投资、运行成本和安全要求差异较大，综合来说液氨最经济划算，尿素最安全。

3.选择性催化还原法（SCR）简介

1950年，美国人首先提出SCR（Selective Catalytic Reduction〕的概念。1959年，美国Eegelhard公司，申请了SCR技术的发明专利。1972年，日本开始正式研究和开发。后来日本在该国环保政策的驱动下，成功研制出了现今被广泛使用的V2O5、TiO2等催化剂，并分别在1977年和1979年在燃油和燃煤锅炉上成功投入商业运用。选择性催化还原法（SCR）是利用催化剂铁、钒、铬、钴、镍及碱金属在温度为200℃～450℃时将NOx还原为N2的一种方法。NH3具有选择性，能与NOx能发生反应，但基本不与O2反应。

4.选择性催化还原法（SCR）的反应原理

目前，我国使用最广泛的就是选择性催化还原法（SCR），其原理就是在反应器入口烟道中喷入氨气，氨气与烟气充分混合后进入装有催化剂的反应器，在催化剂的作用下发生还原反应，实现氮氧化物的脱除，化学反应式如下：

4NO+4NH3+O2=4N2+6H2O

2NO2+4NH3+O2=3N2+6H2O

一般通过使用适当的催化剂，上述反应在200℃～450℃的温度范围内即可进行，而在310°C-420°C的范围内效率最高，锅炉的安全性和经济性上也最好。在NH3/NO=1的情况下，可以达到80～90%的脱硝效率。

5.选择性催化还原法（SCR）系统的组成

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、省煤器旁路、SCR旁路、检测控制系统等组成。液氨从液氨槽车由卸料压缩机送人液氨储槽，再经过蒸发槽蒸发为氨气后通过氨缓冲槽和输送管道进入锅炉区，通过与空气均匀混合后由分布导阀进入SCR反应器内部反应。SCR反应器设置于空气预热器前，氨气在SCR反应器的上方，通过一种特殊的喷雾装置和烟气均匀分布混合，混合后烟气通过反应器内催化剂层进行还原反应。SCR系统设计技术参数主要有反应器入口NOx浓度、反应温度、反应器内还原剂的停留时间、NH3/NOx摩尔比、NH3的逃逸量、SCR系统的脱硝效率等。

6.选择性催化还原法（SCR）催化剂的性能

对催化剂性能影响较大的因素有反应温度、催化剂量、氨的注入量。由于在310℃～420℃，催化剂有最佳活性，通常脱硝反应设定在这个温度范围内。当反应温度不在这个温度范围内时，催化剂的性能将降低，尤其是在高温区域使用时，由于过热促使催化剂的表面被烧结，使催化剂寿命降低。在电厂实际运行中，随着使用时间的增加，催化剂性能的下降是不可避免的，其性能下降的程度随燃料性质、烟气温度的变化而有所不同。通常是以一定反应条件下的反应速度常数来评价催化剂。催化剂的性能随着使用时间的增加而下降，当其性质不能满足设计要求时，就需要更换催化剂。

7.结语

近年，国内火电机组新投入的脱硝装置大多数为选择性催化还原法（SCR）烟气脱硝技术。但是，我国目前尚未形成自主知识产权的技术，脱硝装置的设计、监测、调试、运行、管理等各方面的经验都相对缺乏。因此，在火电厂锅炉SCR烟气脱硝系统工艺设计和运行中，可以借鉴发达国家取得的经验来进行合理的优化设计。本文详细地介绍了SCR法烟气脱硝法的原理以及系统构成和催化剂的性能等，希望使读者对火电厂的烟氣脱硝技术有所了解，以便更好地保护和治理大气环境问题。

参考文献

[1]孙克勤，钟秦.火电厂烟气脱硝技术及工程应用[M].北京：化学工业出版社，2007.

[2]陈杭君，赵华，丁经纬.火电厂烟气脱硝技术介绍[J].热力发电，2005（2）：15-18.

[3]李振中.燃煤电站系统脱硝技术研发与产业化[J].中国科技产业，2006（2）：48-52.

燃煤电厂SNCR脱硝技术浅析 第7篇

1 选择性非催化还原 (SNCR) 原理

SNCR工艺是向高温烟气中喷射氨或尿素等还原剂, 将NOx还原成N2, 所用的还原剂可为氨、氨水和尿素等, 也可添加一些增强剂, 与尿素一起使用。

其原理是把含有基的还原剂喷入炉膛温度为800~1100℃的区域, 在此区域中, 还原剂迅速热分解成NH3, 并与烟气中的NOx进行反应生成N2和N2O。该法特点是不需催化剂, 旧设备改造量小, 得以应用到较多燃煤锅炉中。

2 选择性非催化还原法的工艺流程

SNCR工艺是一个燃烧后的脱硝过程, 通过在火力发电锅炉, 垃圾燃烧炉、窑炉或其他燃烧炉的烟道中喷入适量的脱硝剂来去除NOx的化学反应过程。

以尿素为还原剂的SNCR工艺较为普遍, 其工艺流程由反应剂的接收和储存;反应剂的计量稀释和混匀;稀释的反应剂喷入锅炉合适的部分;反应剂与烟气的混合四部分组成。具体如下图:

3 影响SNCR脱硝效率的主要因素

3.1 反应温度范围

NOx的还原反应发生在一定的温度范围内, 温度太低时反应动力学进行缓慢, 通过锅炉逸出的氨量增多;温度太高时反应剂被氧化, 附加的NOx生成。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。一般情况下对于氨最佳反应温度区域为870℃~1100℃;尿素最佳的反应温度区域为900℃~1150℃。用尿素作还原剂时应用添加剂也能有效地扩大反应温度窗口。

3.2 最佳温度区的滞留时间

滞留时间是指反应剂在化学反应区, 即炉膛上部和对流区存在的总时间。若反应窗口温度较低, 为获得相同的NOx去除率, 要求有较长的滞留时间。滞留时间能在0.0001~10s范围内波动, 但为获得较好的NOx去除率, 要求最低的滞留时间为0.5s。

3.3 反应剂利用率

反应剂利用率是衡量反应剂利用程度的指标, 它与NOx脱除效率可用一个称为标准化化学计量比率 (NSR) 的参数联系在一起。NSR定义如下:

反应剂利用率、NSR和NOx脱除效率之间的关系如下:

理论上用1个摩尔的尿素和2个摩尔的氨可去除2个摩尔的NOx。而实际上, 喷入锅炉烟气中的反应剂要比此值高, 这是因为NOx和注入反应剂的化学反应复杂性, 以及反应剂与烟气的混合等因素所致。典型的NSR值一般为0.5~3。因SNCR的建设与运行费用的高低与反应剂的用量有关。因此, 决定合适的NSR值非常关键。

通过性能试验关联的SNCR工艺和设计变量有:NOx还原 (减排) 率, 从设计基线值或以下降到目标水平;反应剂与NOx的摩尔比 (NSR) ;达到NOx还原 (减排) 率所需的最大反应剂流量;最大NH3逃逸;对于多层喷射方式, 控制系统适当的负荷跟随能力。

3.4 氨的逃逸量

在SNCR系统中, 典型的NSR值要求比理论摩尔比注入更多的反应剂。另外, 被去除的NOx量一般要比待处理的NOx量少得多。这就使得注入的反应剂大部分未完全反应就离去。在此过程中, 多数过剩反应剂会通过一系列化学反应而被破坏, 但少量反应剂将以氨的逃逸方式留在烟气中。喷入高NSR值的尿素能改善NOx还原率, 但氨的逃逸量也相应增加, 另外, 锅炉运行期的温度波动也能使氨逃逸量增多。因此控制氨的逃逸量是控制脱硝效率的关键因素之一。

4 SNCR工艺的优缺点

SNCR脱硝工艺的优点是:投资少, 由于系统简单以及运行中不需要昂贵的催化剂而只需要廉价的尿素或液氨, 显然更适合我国国情;系统结构比较简单, 不需要改变现有锅炉的设备设置, 而只需在现有的燃煤锅炉的基础上增加氨或尿素储槽, 氨或尿素喷射装置及其喷射口即可;系统占地面积小, 需要的较小的氨或尿素储槽, 可放置于锅炉钢架之上而不需要额外的占地预算;不需要使用催化剂, 因而不会提高烟气中SO2的氧化率, 烟气中SO3浓度不会增加, 生成的 (NH4) 2SO4造成空气预热器的堵塞和腐蚀要比SCR低。可以用尿素代替NH3作为还原剂, 由于尿素比氨具有更好的锅炉内分布性能, 且尿素是一般化学药品, 使得操作系统更加安全可靠, 且不必担心因NH的泄漏造成新的污染。但此项技术也存在一些不足:效率不高。锅炉的脱硝效率为30%~60%左右;增加反应剂和运载介质 (空气) 的消耗量;对温度要求严格, 一般控制在800℃~1100℃的区域。

摘要：文章介绍了较为典型的电厂脱硝技术选择性非催化还原法 (SNCR) , 简述其脱硝工艺和反应原理, 对脱硝效率和其影响因素等方面进行了浅要分析, 总结了SNCR脱硝技术的优缺点, 对燃煤电厂的脱硝工艺选择有一定参考意义。

某电厂脱硝超净改造研究 第8篇

随着国家对节能减排工作的不断深入, 环保标准已不断提高, 排放监督已愈发严格。根据GB13223-2011《火电厂大气污染物排放标准》, 本项目机组NOx排放浓度应执行200 mg/Nm3 (标态, 干基, 6%氧) 的排放标准。丰城某电厂地处中部地区, 计划于2017年前基本完成超低排放改造, 即烟尘、SO2、NOX排放浓度分别要求小于10、35、50mg/Nm3, 丰城电厂NOx排放浓度须执行50 mg/Nm3 (标态, 干基, 6%氧) 的排放标准。

目前丰城电厂#1、#2机组硝装置运行平均NOX出口浓度分别为145 mg/Nm3和143 mg/Nm3。出口浓度基本在50~200mg/Nm3间, 其中超过200mg/Nm3不到3%, 现有的脱硝装置不能满足新的排放标准的要求, 所以须对现有脱硝系统进行超低排放改造。

二、脱硝装置改造方案

目前电厂采用的是低氮燃烧+SCR脱硝工艺, 根据2014年1月至2015年6月的脱硝运行数据统计, 脱硝入口NOX浓度基本在200~400mg/Nm3范围之间, 平均#1、#2机组平均NOX浓度约300mg/Nm3, 进一步低氮燃烧改造空间不大, 本次改造技术路线仅SCR脱硝改造考虑, 其余系统尽可能利用现有系统, 不作大的调整。SCR脱硝原设计效率为50%, 执行氮氧化物的排放限值为200mg/Nm3, 根据最新要求2020年达到排放限值为50 mg/Nm3, 本次脱硝改造设计效率为87.5%。

(一) SCR反应器区改造

原SCR脱硝装置每台炉设置2台反应器, 催化剂层采用“2+1”布置, 反应器设置在省煤器与空预器之间的高含尘段, 反应器入口设气流均布装置。脱硝入口烟道设氨喷射装置, 每台SCR反应器设置5台涡流混合器。由氨气-空气混合器来的混合气体喷入位于烟道内的涡流混合器处, 并设手动调节阀, 在系统投运时可根据烟道进出口检测出的NOx浓度来调节氨的分配量。每台炉设有一台尿素水解反应器, 布置于脱硝反应器钢架上。

本次改造总体沿用现有布置方式, 不作大的调整。

1) 催化剂。#1、#2炉脱硝装置分别于2013年12月、2014年6月投运, 初装两层催化剂高度585mm (体积189.54m3) , 目前出口NOX浓度大部分时间可以控制在200mg/m3左右, 难以达到超低排放要求, 必须进行改造。通过加装一层975mm的催化剂 (单台炉体积168m3) , 第二次更换催化剂需在原催化剂达到化学寿命后即进行, 更换高度也为975mm, 以后每3年更换催化剂高度均为975mm。

2) 吹灰系统。本工程SCR反应器采用“蒸汽吹灰+声波吹灰”联合吹灰模式, 每台反应器安装一套耙式蒸汽吹灰和一套声波吹灰系统。

每层设置4只蒸汽吹灰器, 布置于反应器侧墙上。每台炉共24只。

每层催化剂层设3个声波吹灰器, 共2层, 每台反应器共设9只声波吹灰器 (含备用层) , 每台炉共18只声波吹灰器, 布置于反应器后墙上。

目前2号机组脱硝装置阻力达到了1200Pa, 存在轻微堵塞现象。电厂因担心蒸汽吹灰器损坏催化剂, 投运后从未运行。

为确保超低排放改造后吹灰系统长久安全可靠运行, 本次改造每层新增1台声波吹灰器, 取消蒸汽吹灰器。因本次改造催化剂高度发生了变化, 为保证吹灰效果, 需相应调整声波吹灰高度位置。

3) 尿素水解系统。#1、2机组尿素水解反应器出力为93 kg/h, 改造设计条件下, 单台水解反应器出口的氨产量需要达到165 kg/h, 出力不能满足锅炉BMCR负荷下出口NOx浓度小于50mg/Nm3设计, 需进行增容改造。根据电厂实际情况, 保留现有2台水解反应器, 用于其中一台炉的制氨, 新增1台大容量水解反应器 (制氨出力为180kg/h) , 单独用于一台炉的制氨。

4) 氨稀释喷射系统。原设计计量模块能力为单台正常流量为46.5 kg/h, 调节范围:10%~110%, 本次改造后需要流量为132.5kg/h, 本次改造每台炉更换2台计量模块, 设计出力为132.5 kg/h, 调节范围:10%~120%。

按照超低排放的标准计算, 改造后氨耗量为165kg/h, 按照将气氨稀释后体积浓度不超过5%进行计算, 所需稀释风流量为4355m3/h, 本次改造设计稀释风量为4355Nm3/h, 原设计已不能满足要求, 本次改造整体更换原稀释风管道和阀门, 更换氨空气混合器。考虑原稀释风采用热一次风, 易造成稀释风管堵塞, 本次改造改用冷一次风, 在反应器下部设冷风加热管道, 一次风经热烟气加热后, 作为稀释风。

5) 流场及涡流混合器。涡流混合器应根据流场优化和喷氨优化调整进行相应更换、改造。

(二) 还原剂存储及制备

#1、#2机组脱硝装置还原剂采用尿素, 原尿素溶液制备和存储均能满足改造后的要求, 无需改造。

(三) 实现全负荷脱硝

#1、#2机组脱硝设计最低连续运行烟温305℃, 最高连续运行烟温400℃, 当反应温度低于305℃时, 在催化剂表面会发生副反应, NH3与SO3和H2O反应生成 (NH4) 2SO4或NH4HSO4减少与NOx的反应, 生成物附着在催化剂表面, 堵塞催化剂的通道和微孔, 降低催化剂的活性。

因此, 当脱硝入口烟温低于305℃时, SCR停运, 根据现有的统计结果, 低于最低喷氨温度的时间占比约4%, 即脱硝投运率约96%, 不能满足98%要求, 要解决上述问题, 目前较为成熟的技术是提高低负荷时省煤器出口烟温。主要技术方案有:

1) 省煤器入口加装旁路烟道;

2) 省煤器水侧旁路系统;

3) 省煤器入口热水再循环;

4) 拆分省煤器。

根据测试结果来看, 在最低稳燃负荷下, SCR最低入口烟温不小于300℃, 正常不小于305℃, 机组可以满足全负荷脱硝, 因此建议暂不改造, 加强运行管理和调整。

三、结语

在“十三五”国家环保政策越来越严格的情况下, 进行超净改造是大势所趋。在京津冀, 火电厂已经基本完成了超净改造。在大面积雾霾经常发生的情况下, 全国范围内火电厂实现超净改造将有效的改善环境空气质量, 造福子孙后代。

摘要：在“十三五”国家环保政策越来越严格的情况下, 进行超净改造是大势所趋。丰城电厂积极的进行脱硝超净改造, 并进行了可行性研究, 现将改造思路分享如下。

关键词：超净改造,脱硝,电厂

参考文献

[1]翟德双.燃煤电厂锅炉超净排放技术改造探讨[J].华东电力, 2014 (10) .

火电厂脱硝装置性能测试 第9篇

随着氮氧化物排放污染的日趋严重, 国家“十二五”期间加大了对火电厂氮氧化物排放的控制力度。而脱硝作为减少氮氧化物排放的主要手段, 成为“十二五”期间火电企业面临的首要任务。排烟脱销装置在火电厂中的应用正逐步增多, 如何能真正有效利用脱硝装置, 后石电厂采用脱硝装置性能测试方法, 找到脱硝效果较好, 且尽量减少氨气残留的喷氨摩尔比。

1. 脱硝系统简介

后石电厂600MW超临界机组配有日立公司的选择性触媒还原烟气脱硝装置 (Sslectibe Catalytic NOx Reduction System, 以下简称SCR) , 系统由液氨装卸和供应系统、反应器系统、烟气系统和公用系统等组成。液氨从液氨槽车由卸料压缩机送入液氨储槽, 再经过蒸发槽蒸发为氨气后通过氨缓冲槽和输送管道进入锅炉区, 通过与空气均匀混合后由分布导阀进入SCR反应器内部反应, SCR反应器设置于空气预热器前, 氨气在SCR反应器的上方, 通过喷雾装置和烟气均匀分布混合, 混合后烟气通过反应器内触媒层进行还原反应过程 (图1) 。氨气按1:19体积比与稀释空气混合后喷入烟道, 在催化剂的作用下, 发生如下反应。

4NO+4NH3+O2→4N2+6H2O (主要反应)

2. 控制原理

根据反应方程式, NOx与NH3基本上时按1:1摩尔比反应, 理想情况下, 设定NH3/NOx摩尔比为1喷氨运行时, 应去除所有的NOx, 但考虑实际反映情况。排放要求以及运行成本, 故摩尔比设计值在0.5左右, 调试时变工况为0.4、0.5和0.6三档。

计算喷氨量=GF*GNOx*M×10-6 (Nm3/h)

其中, GF-锅炉干烟气量 (Nm3/h)

GNOx-NOx浓度 (实际氧量值, ppmvd)

M-NH3/NOx摩尔比

氨气喷入烟道后, 经导向叶片进入反应床, 并且每根喷氨管装有手动调节阀调整氨的喷入量, 已达到SCR出口NOx均匀分布, 即各点NOx值的偏差在20%以内, 偏差计算如下,

其中, CV——偏差, Xi——每点NOx值, ——NOx平均值, n——测点数量

SCR装置的脱硝效率按下式计算:

= (SCR入口NOx浓度-SCR出口NOx浓度) /SCR入口NOx浓度×100%

3. SCR出口NOx偏差调整

机组在正常参数稳定运行, 按NH3/NOx摩尔比设计值0.53, 全开各根喷氨管道的手动调节阀, 初步调整喷氨量, 测试SCR出口NOx, 比较各测点NOx值, 再由手动调节阀调整各根管道的氨喷入量, 再次测试SCR出口的NOx, 最终调整至NOx值的偏差在20%以内, 然后测试SCR出口NOx、残留NH3浓度值。

4. 最佳摩尔比

稳定锅炉运行工况, 分别设定3个不同的NH3/NOx摩尔比进行喷氨, 在每一个设定值下相应的测试SCR进口NOx、出口NOx、NH3, 比较不同摩尔比的脱硝效果, 残留氨量, 选取合适的喷氨量或摩尔比。表一为后石电厂#3机组实测数据。

5. 结语

当喷氨量增加时, 烟气中的NOx含量明显降低, 当摩尔比按0.4/0.5/0.6变化时, SCR出口NOx变化为88/75/66 ppm, 但氨残留量也随之增加, 因氨残留量的增加, 会产生硫酸氢氨, 沉积在烟道后部空气预热器换热原件上, 使其吸附灰尘造成空气预热器堵灰, 从而缩短锅炉正常运行周期。综上本厂#3机组脱硝装置经性能测试后选择按0.4的NH3/NOx摩尔比进行喷氨控制。

摘要：后石电厂为600MW超临界机组, 配有日立公司的脱硝装置 (SCR) 以降低氮氧化物的排放。本文介绍脱硝装置的喷氨调试及性能测试过程, 并提供测试结果。试验中脱硝装置首先按NH3/NOx摩尔比设计值运行, 调整每根脱硝管道的NH3喷入量, 使SCR出口处烟道内NOx分布均匀, 然后按不同摩尔比调整喷氨量, 比较脱硝效果及残留氨含量, 最后在较佳的摩尔比下测试SCR的各项性能参数。

燃煤电厂锅炉脱硝及改造探讨 第10篇

1 燃煤电厂锅炉脱硝

目前, 燃煤电厂锅炉脱硝技术有SNCR法脱硝、SCR法脱硝以及NOx再燃技术, 这些技术应用在燃煤电厂中取得了很好的脱硝效果。

1.1 SNCR法脱硝

SNCR法是选择性

非催化还原法的缩写, 工作原理为:将尿素、液氨等还原剂喷入温度为850~1100℃范围的炉中, 尿素受热分解与燃气中的NOx发生反应, 生产水与氮气, 实现脱硝的目的。该脱硝方法系统包括锅炉内喷射反应系统, 以及还原剂存储、稀释供给系统, 其依据的反应原理为:

SNCR脱硝方法不应用催化剂, 具有较低的投资成本。同时, 应用的装置较为简单, 降低了在基建方面的投入成本。较为适合应用在减排指标要求较低的改造项目中。

1.2 SCR法脱硝

SCR法即为选择性催化还原法, 工作原理为:采用尿素或液氨还原剂在钛基等催化剂作用下, 在280~400℃烟气温度中与烟气中的NOx有选择的发生反应生产水和氮气, 降低NOx的排放。此脱硝系统包括较多子系统如电气控制系统、还原剂制备系统、脱硝反应器以及烟气系统等, 发生的反应由有氧与无氧之分, 其中有氧发生以下反应:

无氧发生的反应有:

SCR法脱硝效果与催化剂有直接关系, 实际操作过程中选择与设计催化剂时应充分考虑烟气组分以及条件, 尤其应充分考虑催化剂体积、NH3逃逸率以及NOx脱除率。根据形式可将催化剂分为波纹板式、蜂窝式以及板式。

SCR法脱硝技术较为成熟, 系统具有较高安全性, 脱硝效率显著, 在集中供热锅炉、热电联产炉以及燃煤发电锅炉具有较高应用率。

1.3 NOx再燃技术

NOx再燃技术是炉内脱硝技术的一种, 可有效降低NOx气体的排放。该技术依据的原理为:在空气过量系数 α>1的环境中使80% 左右的燃料在主燃区进行燃烧, 剩余20% 左右的燃烧料由燃烧器的上部喷入产生再燃区, 该区域不仅阻碍NOx生成, 而且可还原NOx, 进一步降低NOx的排放浓度。同时, 在再燃区合适位置布置燃尽风确保再燃区中的燃料进一步燃烧完毕。

NOx再燃技术具有较多优点, 主要体现在以下几点:首先, 燃烧期间可将NOx转化为氮气, 而且脱硝成本较低。其次, 该种技术设施简单, 占地面积相对较小, 适合应用于中小型电厂锅炉的脱硝。

2 燃煤电厂锅炉脱硝存在的问题

SNCR法脱硝、SCR法脱硝以及NOx再燃技术在燃煤电厂锅炉脱硝中发挥关键作用, 然而在实际应用中仍存在一些问题, 一定程度上影响脱硝效率与质量。SCR法脱硝存在催化剂失活以及逃逸问题, 而SNCR法脱硝存在的问题主要表现在以下几点:首先, 氨的应用效率较低, 未被利用的氨往往腐蚀设备, 引起环境污染;其次, 反应操作不合理, 导致尿素生成CO ;最后, 当将低温尿素溶液喷入超过800℃的过热器中会给煤炭的燃烧造成阻碍, 产生飞灰现象, 使得碳的燃烧率大大降低。

3 燃煤电厂锅炉脱硝的改造

为进一步改善燃煤电厂锅炉脱硝存在的问题, 应结合实际情况对锅炉脱硝相关环节进行改造, 克服脱硝存在的弊端, 不断提高脱硝效率与质量, 最大限度的减少燃煤电厂污染物的排放。对燃煤电厂锅炉脱硝改造应注重以下内容:

1) 锅炉脱硝工艺改造。在对燃煤电厂锅炉脱硝工艺进行改造时, 应将重点放在脱硝效率的提高上。研究发现, OFA技术以及燃烧脱硝的实现主要通过控制主燃区的空燃比实现, 因此, 脱硝实践中应在满足脱硝要求的基础上, 对可燃物的排放进行合理控制。同时, 考虑到燃烧物能否充分燃烧会给SNCR性能的发挥造成不良影响, 尤其当产生的一氧化碳质量分数高于1×10-4时, 脱硝效率会大大降低, 因此, 在SNCR系统以及燃烧改造时, 科学合理的设计OFA, 以降低CO含量, 减少其给脱硝效率造成的不利影响。另外, 改造役组NOx时应注重从两个方面入手:其一, 改造空气预热器、引风机、除尘器等。其二, 对低碳燃烧器进行改造, 提高SCR以及SNCR脱硝的经济性。

2) 改造机组主设备。燃煤电厂锅炉脱硝进行改造时, 应从经济性与技术可行性方面进行考虑, 对机组主要设备进行改造, 尤其当今市场上出现各种新的机组主设备, 燃煤电厂应根据实际情况对原有设备进行适当更换, 以提高机组主设备工作性能, 为提高脱硝水平奠定坚实基础。

3) 改造辅助设备。辅助设备在燃煤电厂锅炉脱硝中发挥重要作用, 因此在进行改造时应注重辅助设备的改造, 具体可采取以下措施:一方面, 认真研究烟尘排放相关标准要求, 根据实际情况决定是否改造电袋或布袋式除尘器的改造。同时, 在改造时应进行合理的规划, 提高改造设备的使用寿命。另一方面, 考虑到部分电厂进行脱硝设计时, 对辅助设备不够重视, 因此, 改造时应进行认真检查, 保证满足消防要求的同时, 对相关参数进行合理设置。

4 总结

燃煤电厂锅炉脱硝意义重大, 有助于环保举措的认真落实, 因此, 电厂应结合采用的脱硝技术, 认真分析脱硝技术的优缺点, 根据生产实际对脱硝工艺、机组主设备以及辅助设备进行相关改造, 提升其工作性能, 实现脱硝效率及质量的提高, 为电厂的可持续稳步发展奠定坚实基础。

参考文献

[1]张新立.燃煤电厂老机组脱硝改造技术探讨与分析[D].华北电力大学, 2013.

[2]张大川, 任登敏.燃煤电厂锅炉脱硝问题及改造探究[J].江苏科技信息, 2015.

电厂脱硝 第11篇

【关键词】脱硝；尿素；沉积物；措施

1、概述

华能陕西秦岭发电有限公司#7、#8锅炉燃烧器采用东方锅炉厂低NOX燃烧器、省煤器出口烟道布置SCR烟气脱硝系统两者相结合的脱硝技术。脱硝装置布置在省煤器和空气预热器之间，脱硝烟气从省煤器至空气预热器之间的烟道接入，两侧烟道内各布置一套SCR反应器，该反应器由烟道内的喷氨格栅、导流板、催化剂模块及蒸汽吹灰装置组成。

在锅炉烟气脱硝系统投运初期，#7锅炉尿素热解炉内部及热解炉出口水平管段内产生大量沉积物，沉积物的产生和积累最终导致该锅炉尿素脱硝系统停运。此后在2014年7月7日至8日两天时间内，#8、#7锅炉尿素热解系统先后因热解炉出口管路出现沉积物而被迫停运，因此需对上述问题进行分析，准确地找到其诱因，以保证脱硝系统的安全稳定运行。

2、脱硝热解系统异常现象描述

根据运行日志记录，2014年7月8日2：00 #7炉尿素热解炉压力5.5kPa，六只喷枪运行，烟囱入口烟道实际NOX偏高，经多次调整无效。06：30 A、B侧氨气压力逐步下降至最低0.4/0.2KPa，烟囱入口烟道实际NOX超标，随后#7炉脱硝系统停运。

3、现场检查情况

7月8日上午打开热解炉尾部水平管段人孔门检查，发现水平管段通流截面约1/3已被淡黄色固体布满，水平管其余部分管壁光滑无异物。检查管内固体物质发现：表层硬度较低、表面光滑、含水量较大；中层脆硬、表面布满小孔、含水量较小；随深度增加，该固体硬度愈高、孔洞结构愈明显、含水量愈小，由此判断该沉积物为长期多次累积形成。

通过对沉积物取样试验后发现，该样品的水溶性极差，几乎不溶于水，仅微溶于热碱溶液，其特性与2012年4月12日#7热解炉尾部及水平管段沉积物所取样品性状基本一致。但以我厂化学试验室现有的分析手段与检测仪器，并不具备对此类样品进行化学组分分析的能力，因此必须求助于具备相应资质的检验单位。

4、原因分析及问题排查

通过查阅相关网络文献资料后发现，北京京能热电股份有限公司（下称京能热电）锅炉SCR脱硝系统也曾发生过类似问题，该公司利用红外光谱、质谱及热重分析等手段对沉积物进行了定性分析，并通过各种化学实验方法对沉积物中各种物质的相对含量做出了定量分析，最终确定沉积物的主要成分为三聚氰酸。对比沉积物的生成部位及理化特性，可初步判定我公司#7热解炉出口水平段沉积物与京能热电SCR热解炉内沉积物样品成分一致。

文献资料及实验分析结果表明，热解炉尾部温度偏低时，尿素热解反应不完全，反应体系中生成大量的异氰酸，异氰酸在合适的条件下反应生成缩二脲、三聚氰酸及其聚合物，低温下大量三聚氰酸无法在热解炉中分解，沉积于热解炉及其出口管道的金属壁面上，因此建议尿素喷嘴以下部分的温度应保证在350℃以上。然而关于热解温度的要求，我公司《660MW机组集控运行规程》脱硝系统章节，25.5.5尿素热解装置的启动部分内容也明确指出热解炉出口温度达342℃且AIG入口氨气温度>300℃后方可投入尿素喷枪运行，但调阅#7炉脱硝系统历史运行曲线发现，热解炉尾部温度波动频繁，且经常会有未能满足上述条件的情况出现，导致尿素溶液热解反应未完全进行，热解过程中生成的低温反应产物便沉积于热解炉出口管道中。

后经对脱硝热解炉内壁结晶情况及其出口温度测点安装位置进行检查，并通过相关人员对脱硝热解炉的运行情况进行了解后发现，热解炉出口温度异常并低于AIG支管氨气温度，结合热解炉出口温度测点的安装位置分析判断，雾化后的尿素溶液被热风携带由喷嘴到达热解炉出口时，存在雾化溶液团局部热解程度较差，未完全被热解的低温尿素溶液喷射于热解炉出口测温元件表面导致热解炉出口测量温度低于AIG支管氨气温度，因此判断热解炉内存在局部低温区域；同时还发现在机组负荷升至某一区段后，热解炉出口温度出现明显的下降趋势，若机组负荷继续上升，AIG支管氨气温度也将低至安全运行的下限温度，分析其原因为机组负荷升高时热解炉电加热器入口一次风流量随之增大，但电加热器的输出功率偏低，无法将热解炉入口热风加热至额定温度以上，从而导致机组高负荷时热解炉内反应环境温度偏低。基于以上两种现象分析判断，脱硝热解炉入口电加热器设计功率偏低，无法满足机组高负荷时尿素热解系统的热量需求。

另外，在对尿素溶液喷枪的检查过程中发现，#7热解炉配备的6支喷枪中，1支喷枪雾化喷嘴运行期间脱落，1支喷枪喷嘴存在堵塞现象，流量偏小雾化效果较差，其余4支喷枪工作正常；#8热解炉配备的6支喷枪中，1支喷枪雾化喷嘴脱落，其余5支喷枪工作正常。因此，尿素溶液喷枪雾化效果较差的问题也是导致热解炉尾部沉积物产生的因素之一。

5、防范措施及建议

5.1尿素热解的温度对产物的影响较大，因此应保证并维持热解炉尾部温度达到且略高于规程中所要求温度值，使尿素热解反应正常进行，尽可能避免副产物的生成。

5.2加强尿素溶液计量分配装置的水冲洗工作，避免尿素管路发生结晶或脏污堵塞尿素喷枪，影响雾化效果。

5.3定期检查清理尿素喷枪喷口部位，确保雾化正常、效果良好。

5.4加强对尿素溶液雾化压缩空气流量的监控，避免因雾化空气流量过低雾化不良导致热解炉内壁结晶。

6、结论

6.1通过对尿素热解过程中相关运行参数的查询比对，同时通过借鉴相关文献资料中关于烟气脱硝反应过程及反应机理的分析，基本确定了我厂尿素热解系统中沉积物的形成原因。

6.2尿素热解炉内的反应温度直接影响着热解产物的生成，作为沉积物生成的主要因素，我们需从管理层面进行严格要求，确保热解炉的工作温度。同时，通过对尿素溶液、雾化空气流量、尿素喷枪的定期检查和缺陷的及时处理等手段来保证脱硝热解炉的安全稳定運行。

参考文献

[1]秦岭发电有限公司2×660MW锅炉运行规程

[2]北京福泰克科技环保有限公司 烟气脱硝系统设备说明书

[3]刘成武.锅炉烟气脱硝尿素热解系统沉积物解剖分析及治理.全国火电300MW级机组能效对标及竞赛第四十一届年会论文集

电厂烟气治理及脱硫脱硝技术研究 第12篇

1燃煤电厂烟气的特点及危害

对于煤炭,人们更愿意称其“树木化石”,在众多非可再生的自然资源当中,它也是其中一个,是自然资源的一部分,在漫长的四季交替年复一年的里,通过化学、物理等各个方面的变化,其本质也渐渐稳定下来。 大量的碳,氧,氮,硫等元素是构成煤炭的最主要的几种元素,一经燃烧,这些元素就会生成大量例如一氧化碳、二氧化碳、二氧化氮等有害的烟雾气体,以及矿物颗粒和其它的杂质。

由于电厂和别的企业工厂是不一样的,电厂里面发电机动力基本上都是来自于蒸汽,因此蒸发量相较之其他企业工厂就会多很多,同时也会产生更多的有害气体。 这些有害气体以及别的固体矿物燃料,在大气中燃烧产生这些微小颗粒,导致了空气污染严重的后果,不单单极大程度上影响了工业和农业生产,更会引起各种患有呼吸道疾病的人的痛苦,使人们的人身健康得不到保障。 例如,气体二氧化硫,二氧化氮和其它气体中的水蒸汽的燃烧,并结合起来,使得雨水的p H值变小,这是一个酸雨出现的很关键的因素;低p H值的酸雨在落到土地里面之后,地下水资源的循环流动将降低水的质量和土壤的品质,使农作物无法健康生长,并且如果酸雨直接落到树木花草上面,或者房屋建筑上面,都有很严重的腐蚀作用。之前有人做过与这方面相关的调查和研究, 气雾组合物中的有害细颗粒已经超过了20种。雾霾会对人体健康产生巨大的危害,会引发人体的各种呼吸类疾病。

2脱硫脱硝技术分析

湿法、半干法以及干法是脱硫技术中最主要的3种构成。

湿法脱硫技术:在燃煤电厂的生产过程汇总,湿法脱硫技术是其使用频率最高的。详尽的方法是利用在液体吸收二氧化硫的形式与碳酸钙的高浓度的碱性溶液中,二氧化硫将被其吸收。那些多种高硫煤用于生产时所产生的烟气使用这种手段最合适。

半干法脱硫技术:现在有很多脱硫粉末都是以碱性粉末为主要原料和构成制成的,将这些脱硫粉末撒入到烟气里面,就可以使烟气变得湿润,然后硫就会被水合晶固化,增加质量,沉淀下来,这种方法便是半干脱硫技术。

干法脱硫技术:剩下的干法脱硫技术是最后一种方法,在脱硫工作的进行过程中,选择一些固态的吸收剂, 这些吸收剂也可以是颗粒状,也可以粉末状的,将其置于温度和压强都十分高的环境下,并在里面加入适量的催化剂,经过一段时间的反映后,这些二氧化硫等有害气体就会被分解,然后使其固化,达到降低二氧化硫排放量的目标。

脱硝技术是通过减少氮氧化物的形成和发射,分别使得氮氧化合物等燃烧气体得到降低的技术,这种技术既可以在燃烧中进行,也可以等完全燃烧之后在进行。

催化还原脱硝技术:催化还原反应是脱硝技术当前主要使用的方法,然后再以粉末吸附手段相结合,使得烟气中的有害物质的排放量的以降低。但众多化学品类型的使用,各种化学药品不同的浓度和不同的反应条件, 都在本质相异于脱硫技术。其中,选择具有类似的吸附性能和吸附粉末活性炭粉固体粉末;溶液在反应的过程中是十分复杂的,由于该溶液是中化学药品组成,相比起脱硫技术来说操作更加复杂,同时也更有难度。

3燃煤电厂烟气治理的方法

3.1大力推广除尘设备

3.1.1机械式除尘

对于燃煤电厂来说,最简单最有效的烟气治理的方法就是促进电除尘器,旋转除尘等设备的使用。因为相较之其他的各类型除尘设备,电除尘器等设备在使用过程中不需要投入消耗大量的资金成本,而且除尘效果相对更好,有很多燃煤的电厂都在使用这种除尘设备。

3.1.2静电吸尘

当煤在锅炉中燃烧,温度一般会超过1 200℃,内部锅炉压力是特别大的,这意味着在高温和锅炉的压力条件。因此,在十分高的温度条件下,二氧化硅等烟尘就会变成电粉尘,然后附着在吸附层上面。除尘的效果相对来说还是比较好,这是静电吸尘方式自身的优势, 可以说除尘效率能够达到超过99% 的级别。最关键的是,静电除尘这种方式不像其他方式一样,需要投入大量的资金成本,价格比较低,所以适合大面积开发和使用,因此当前很多燃煤电厂都喜欢用这种方式进行除尘工作。

3.1.3布袋除尘器

滤袋是处理灰尘一种新的和有效的方式,很多人都对这种方式进行了肯定。该装置的原理是将布袋作为吸收烟尘过滤器,特别是使用无纺布,针剌毛毯等在通过过滤的燃烧产生的烟灰袋制成。因为用来制作的材料密度比较好,有大于99.9% 的除尘率,十分适于长期发展和大面积使用。然而,在烟气中的硫含量十分高,很有可能会将布袋腐蚀,这对布袋的性能高低提出了严峻的挑战,所以对除尘工作会产生一定的阻碍。

3.2改进技术

效率比较好的除尘设备,可以在很大程度上使我国目前雾霾频发的状况得到缓解,同时也减轻了电厂烟气治理所承受的巨大压力,但这只是治标不治本,并不能完全避免烟气对空气、环境的污染。我们目前所需要关注的不仅仅只是经济的平稳飞速增长,同时还要坚持贯彻落实我国所制定的可持续发展战略,不断创新生产技术,降低其对环境的危害程度,使得一天天越来越糟糕的生态环境能够有所回转,越来越少的能源资源能够得到充分节约和保护。燃煤电厂要大力加强对科技创新的关注和投资力度,与国际烟气治理新技术的发展进度保持一致,在生产的过程中尽量使用具有环保作用的新技术和新设备,将烟气中的化学成分反复利用,在保证电厂的经济效益的同时,也要重视烟气治理工作的开展, 从而使我国的经济能够平稳健康持续地发展。

3.3积极开发绿色新型能源

燃气电厂要想保证烟气治理工作的有效开展,在注重使用高新科技、使烟气治理的技术实力得到提高的同时,也要注意在生产过程中大力投入对环境没有污染或者污染程度十分小的能源,对开发新型能源技术大力支持并加大投资力度,切实履行减少污染保护环境的责任和义务,最大程度上保证在生产过程中降低或者不对生态环境造成危害。同时,不仅要注重新能源的开发,在生产过程中也必须要节约使用资源能源,使得能源的利用率得到提高,使能源自身的效益能够充分发挥出来, 保证环境保护与经济建设能够和谐发展。

综上所述,虽然当今燃煤电厂在进行脱硫脱硝技术的过程中有很多种方法可以学习和利用,但在许多方面使用阶段仍然需要改进和完善。高度集成技术的脱硫和脱硝,以有效地降低硫氧化物的有害排放物,减少煤气燃烧的过程中所造成的大气污染和环境污染。所以,我国相关部门要格外重视脱硫脱硝技术的研究和使用,发布相应的优惠政策,加大资金的投入力度,使我国的经济能够平稳健康持续地发展。

参考文献

[1]刘晓立.燃煤电厂的烟气治理策略和脱硫脱硝关键技术研究[J].科技经济导刊,2015(18).

[2]王国羽.燃煤电厂烟气治理策略及脱硫脱硝技术研究[J].科技研究,2014.