【正文】 壓縮電動機連鎖，切斷進料閥及停止壓縮機運用。氨蒸氣被送往 SCR 反應器處以供使用。 催化反應器是完成脫硝化學反應的容器，與尾部煙道相連，內(nèi)裝催化劑。通常，燃煤鍋爐煙氣脫硝的 SCR 反應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)過脫硝反應器。 反應器的本體是實現(xiàn)煙氣中氮氧化物降解的場所。 SCR 反應器外壁一側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。 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。經(jīng)過混合柵后，煙氣與氨氣經(jīng)過折角導流柵，流向發(fā)生變化。催化劑箱由底部的支承鋼梁組成。 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。 SCR 反應器的下游設有一組取樣管，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 NH SOX等）的濃度。反應器還設有門孔、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)。 （ 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，從而使反應器的壓降保持在較低的水平。 吹灰器通常為可伸縮的耙形結構，采用蒸汽或空氣進行吹掃。以 300MW機組為例，每臺吹灰器的吹掃區(qū)域為 2540mm 8890mm，吹掃深度約 2m，吹灰氣源壓力為 ，溫度為 350℃左右。每個吹灰器的吹掃時間約 5min，每個反應器的吹灰時間約 30min；當備用催化劑層投運時，每個反應器火電廠煙氣脫硝技術應用分析 21 的吹灰時間約為 45min。 目前，聲波吹灰器也逐漸得到應用，這是一種新近發(fā)展起來的技術，通 過發(fā)射低頻、高能聲波，在吹灰過程中產(chǎn)生振動力，消除設備積灰。 （ 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％。為保證 SCR 內(nèi)催化劑的催化效果，在 SCR內(nèi)配置吹灰器，將積灰吹入空氣預熱器。 但對于燃用較低 灰分的煤種，同時在 SCR 反應器中安裝吹灰器，以除去覆蓋在催化劑活性表面及堵塞氣流通道的顆粒物，從而使反應器的壓降保持在較低水平。 （ 4）液氨儲槽 可以設計有備有液氨儲槽。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。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，當溫度低于 10℃時切斷液氨進料，使氨氣至緩沖槽維持適當?shù)臏囟群蛪毫Α? （ 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的脫硝系統(tǒng)。 （ 8）氨氣泄漏檢測器 液氨存儲及供應系統(tǒng)四周設有多只氨氣檢測器，當監(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。 據(jù) 2020 年調(diào)查統(tǒng)計各 電廠氮氧化物排放濃度結果如下表 41所示 : 表 41 氮氧化物排放濃度調(diào)查結果 序號 廠家 排煙處（ mg/Nm3） 01 民權電廠 265 02 鶴壁電廠 500 03 沁北電廠 500 04 首陽山電廠 450 05 信陽華豫 電廠 450 06 開封電廠 334 07 三門峽電廠 450 08 新鄉(xiāng)電廠 451 09 姚孟電廠 450 10 禹州電廠 457 11 鴨河口電廠 300 從結果來看，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。另外這種方法NOx的排放量在鍋爐低負荷運行時也會明顯增加。隨著環(huán)保要求的提高，電廠加裝脫硝裝置已成為趨勢。 中國的 SCR 應用現(xiàn)狀 我國火電廠煙氣脫硝裝置于 20 世紀 90 年代引進日本技術在福建后石電廠的 600MW 機組率先建成。該工程中的關鍵設施 — 脫硝反應器、噴氨格柵、供氨系統(tǒng)等均由蘇源環(huán)保公司獨立開發(fā)設計，脫硝催化劑采用日立造船的產(chǎn)品。W 公司和燃料技術公司、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，到 2020 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 法脫硝技術之外，其余均采用 SCR 法脫硝技術。 截至 2020 年底，環(huán)評已批、待批項目脫硝機組總規(guī)模約為 ；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 。從圖中可知，該催化劑在 210o C — 310o C 的范圍內(nèi)，隨著反應溫度的升高， NOX的脫除效率明顯增加，升至 310o C 時，達到最大值（ 90%）。 不同的催化劑組的最佳反應成成分具有不同的最佳反應溫度，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溫度產(chǎn)生影響。 NH3/NOX摩爾比 (化學計量比 )的影響 圖 44 仍是在上述實驗中得到的溫度為 310o C 時， NH3/Nox 的摩爾比對 Nox脫除率影響的實驗結果。 火電廠煙氣脫硝技術應用分析 27 NH3 的輸入量過大還將增加凈化煙氣中從未反應氨的排放濃度，造成二次污染。 應該特別指出的是 ，對于高性能的系統(tǒng)設計而言，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。 該結果表明，時間 t 增至 200ms 時，脫除率達到最大，隨后有所下降。但是，若接觸時間過長，氨的氧化反應開始發(fā)生，使 NOX脫除率反而出現(xiàn)下降的趨勢。催化劑對脫除率的影響與催化劑的活性、 類型、結構、表面積等特性有關。 煙氣脫硝裝置對鍋爐空 氣 預 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，空氣預熱器煙 風間壓差和空氣預熱器漏風就會增加，因此在鍋爐和空氣預熱器性能計算中，要按照增加后的煙氣系統(tǒng)阻力來進行設計， 并采取降低空氣預熱器漏風的措施。究其原因， 是由于 SCR 脫硝裝置投運使進入空氣預熱器的煙氣成分發(fā)生了變化。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％ 。 火電廠煙氣脫硝技術應用分析 29 (2) 煙氣中增加了一定濃度的 NH3 在 SCR 中，作為還原劑的 NH3，在反應器中并沒有完全和 NOX反應，有一部分 NH3 會離開反應器 (稱之為氨的逃逸率，該數(shù)值一般為 3— 5L／ L)進入空氣預熱器。因此，要通過控制空氣預熱 器冷端平均溫度的方法，避免或減少結露造成的腐蝕和堵灰。除了采用適當?shù)?SO2氧化率和漏氨率指標外，漏氨的濃度分布、脫硝設備性能對煤質(zhì)和負荷的適應性、脫硝設備運行的穩(wěn)定性等因素對空氣預熱器的影響很大。對于換熱效率較高的 FNC 板型，其復雜的波紋結構形狀容易造成空氣預熱器堵灰、有 SCR 設備的空氣預熱器，應該采用不易堵灰，有較高換熱效率的雙波紋型 （ DU)。因此，在空氣預熱器的高溫和低溫段，要選用不同規(guī)格的雙波紋換熱板，低溫段預熱器要采用防堵灰性能更好的規(guī)格。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。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，因此在空氣預熱器低溫段火電廠煙氣脫硝技術應用分析 30 使用 Corten 鋼或鍍搪瓷的元件。采用鍍搪瓷的換熱元件是防止空氣預熱器低溫段堵灰的有力措施。對于結露型堵灰，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。因此，保留高壓水沖洗的手段是必要的。 目前采用較多的是選 擇性催化 還原法（ SCR）的煙氣脫硝技術。因為將 SCR 反應器布置在省煤器和空氣預熱器之間的煙道上，省煤器出口溫度一般為 320— 4OO℃ ，可滿足催化劑運行所需的溫度條件，不需要加熱裝置來提高反應溫度，減少裝置的復雜性和降低了建設成本。 NOx 燃燒技術，使排放的 NOx 濃度大多可滿足 2020 年頒布的《 火電廠大氣污染物排放標準》規(guī)定的限值要求，但 “ 十二五 ” 期間， 新的標準執(zhí)行之后，迫使火力發(fā)電廠必須進行煙氣脫硝 。 6． 煙氣通過 SCR 反應器后，煙氣性質(zhì)發(fā)生了改變，給空預器帶來腐蝕和堵灰問題，可以根據(jù)脫硝要求對空氣預熱器進行改進和升級，能夠在很大程度上解決這一問題。 通過做這次畢業(yè)設計我 受 益 匪淺 ，不僅對煙氣脫硝技術有了一定的認識和了解，而且使自己各方面的能力也有了提高。畢業(yè)設計過程中遇到問題我們會及時與老師溝通交流，杜老師的 指導和幫助是我們順利完成這次畢業(yè)設計的重要保證。同時，這次畢業(yè)設計培養(yǎng)了我的自學能力和動手能力。 火電廠煙氣脫硝技術應用分析 33 參考文獻： [1]GB132232020，火電廠大氣污染物排放標準 [2]趙華 、 丁經(jīng)緯 、 毛繼亮 選擇性催化還原法煙氣脫氮技術現(xiàn)狀 [3]楊忠燦等 燃煤鍋爐的選擇性催化還原煙氣脫硝技術 [4]鐘秦 燃煤煙氣脫硫脫硝技術及工程實例 [5]陳進生 火電廠煙氣脫硝技術 [6]張強 燃煤電站 SCR 煙氣脫硫技術及工程應用 火電廠煙氣脫硝技術應用分析 34 附錄： 英譯漢 Ammonia Scrubbing The ammonia/ammonium sulphate or ammonium scrubbing process works in a similar way to the limestone gypsum process except that aqueous ammonia is used as the scrubbing agent. SO2 is removed from the flue gas by reaction with ammonia, and the final product is ammonium sulphate. Ammonia scrubbing has been used intermittently since the 1950s. The only plant currently operational is installed on a 350MWe oilfired boiler system at Dakota Gas Company’s Great Pla ins plant. This has been designed for 93% SO2 removal, treating gas from highsulphur oil. The plant is operating successfully. FGD plant manufacturers indicate that SO2removal efficiencies in the region of 9899% can be achieved within the absorber systems, although mercial plant have been designed for 9193% removal. There are two known suppliers with successful mercial experience, LLB and Marsulex. Flue gas from the ESP and ID fan is passed through a booster fan before entering the gas/gas reheater (Figure 1). The gas then enters a prescrubber where it es into contact with a recirculating ammonium sulphate slurry. The gas is cooled and bees saturated with water vapour. The saturated gas leaves the prescrubber through a mist eliminator, and then enters the absorber, where it is scrubbed with 火電廠煙氣脫硝技術應用分析 35 subsaturated ammonium sulphate solution, which removes the required amount of SO2 from the flue gas. At the top of the absorber, the gas passes through two stages of demisters to remove suspended water droplets. The aqueous solution leaving the absorber is processe