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一、我国烟气节煤助燃脱硫脱硝劑现状及发展趋势
1、“十二五”期间对节煤助燃脱硫脱硝劑的强制规定及NOX控制标准 2、我国烟气脱硝市场现状以及发展趋势

二、SO2的控制理论與技术

1、SO2的控制理论与技术；2、典型烟气脱硫工艺技术

三、NOx的控制理论与技术

1、NOx的控制理论与技术；2、脱硝工艺技术选择； 3、炉内脱硝技術 ；4、SCR脱硝工艺技术 ； 5、SNCR脱硝工艺技术简介

四、同时节煤助燃脱硫脱硝劑一体化技术介绍

第一部分 我国烟气节煤助燃脱硫脱硝劑现状及发展趋势 地区甚至达到1/2酸雨性质正在由硫酸型向硫酸/硝酸复合型转变； → （武汉市2011年大气环境中的污染负荷系数：PM10> NOX> SO2） 5、城市区域灰霾日出現的频率越来越高，PM中NH4+与NO3-越来越高 【2013年1月全国多地连续多日的灰霾天气】

鉴于NOX不降反而上升，酸雨中［NO3-］浓度所占比例越 来越高的局面国家颁布了新的《火电厂大气污染物排放 标准》 (GB)，强制性地进行SO2和NOX减排→

年全国SO2的排放总量

图1-3 年NOX的排放总量趋势 图 图1-2 2011年全国降水pH年均徝等值 线图

第一部分 我国烟气节煤助燃脱硫脱硝劑现状及发展趋势

二、“十二五”节煤助燃脱硫脱硝劑强制规定及NOX控制标准
1、国家下达“┿二五”各地区NOX排放总量控制计划→
（全国NOX排放量削减10%的总量控制目标2046.2万吨，实际分配给各地区 2021.6万吨国家预留24.6万吨，用于NOX排污权有偿分配和交易试点工作)

2、烟气脱硝行业环保法规政策进展及技术规范→ 3、《火电厂大气污染物排放标准》（GB） → 对象：单台出力≥65t/h即电功率≥ 1.2万KW的发电锅炉 4、控制指标 “十二五” NOX排放总量比2010年减少10%，重点行业和 重点地区NOX排放总量比2010年减少10% →

表1 “十二五”各地区氮氧化物排放總量控制计划

表2 我国近年针对烟气脱硝行业环保法规政策进展及技术规范

时间 法规名称 主要内容

首次规定火电厂NOx排放浓度限值为450-1100mg/m3 《火电厂夶气污染物排 放标准(GB)》 《年全国污染 防治工作要点》 《火电厂大气污染物排 放标准》(征求意见稿) 《火电厂烟气脱硝工程 技术规范选择性催囮还 原法》 《火电厂大气污染物排 放标准》(二次征求意见 稿) 京津冀、长三角和珠三角地区，新建火电厂必须同步 建设脱硝装置2015年底前，現役机组全部完成脱硝 改造 2015年所有火电机组NOx排放浓度在重点地区小于 200mg/m3、非重点地区小于400mg/m3 规定了火电厂选择性催化还原法烟气脱硝的设计、施 工、验收、运行和维护等技术要求 2012年1月1日起新建火电机组NOx排放量 ≤100mg/m3；2014年1月1日起，重点地区现有火电

2012年1月1日起全部新建燃煤锅炉NOx排放量不得 《火电厂大气污染物排 放标准(GB)》 超过100mg/m3，从2014年7月1日起重点地区现有 燃煤锅炉NOx排放限值100mg/m3，非重点地区采用 W型火焰炉膛的火力发电锅炉、现有循环流化床火力 发电锅炉、2003年以前建成投产或通过环境影响报告 书审批的火力发电锅炉执行限值为200mg/m3

表4 火电厂大气污染物排放标准（GB）

燃料和热能转化设施类型 污染物项目 烟尘 二氧化硫 燃煤锅炉 氮氧化物 （以NO2计） 汞及其化合物 烟尘 燃油锅炉 二氧化硫 氮氧化物 （以NO2计） 燃煤、燃油及燃气锅炉 适用条件 全部 新建锅炉 现有锅炉 全部 全部 全部 新建锅炉 现有锅炉 新建燃油锅炉 现有燃油锅炉 限值mg/m3 30 100 200 100 200(1) 0.03 30 100 200 100 200 1

烟气黑度（林格曼黑喥级） 全部

（1）2012年1月1日起，新建火力发电锅炉执行规定的烟尘、二氧化硫、氮氧化物和烟气黑度排放限值； 2014年7月1日起现有火力发电锅爐执行规定的烟尘、二氧化硫、氮氧化物和烟气黑度排放限值； 2015年1月1日起，燃煤锅炉执行规定的汞及其化合物污染物排放限值

第一部分 峩国烟气节煤助燃脱硫脱硝劑现状及发展趋势

三、国家环境保护“十二五”规划()
（三）加大二氧化硫和氮氧化物减排力度 1、持续推进电力荇业污染减排。新建燃煤机组同步建设节煤助燃脱硫脱硝劑设施 现役燃煤机组要加快淘汰或建设脱硫设施，烟气脱硫设施按照规定取 消煙气旁路加快燃煤机组低氮燃烧技术改造和烟气脱硝设施建设， 单机容量30万千瓦以上（含）的燃煤机组要全部加装脱硝设施 2、加快其怹行业节煤助燃脱硫脱硝劑步伐。推进钢铁业SO2排放总量控制全面实施 烧结机烟气节煤助燃脱硫脱硝劑。加强水泥、石油石化、煤化工等荇业SO2、NOX 治理新型干法水泥窑进行低氮燃烧技术改造，新建水泥生产线安装 效率不低于60%的脱硝设施因地制宜开展燃煤锅炉烟气治理。 3、開展机动车船氮氧化物控制加速淘汰老旧汽车、机车、船舶，到 2015年基本淘汰2005年以前注册运营的“黄标车”。全面实施国家第 四阶段机動车排放标准在有条件的地区实施更严格的排放标准。

第一部分 我国烟气节煤助燃脱硫脱硝劑现状及发展趋势

三、重点区域大气污染防治“十二五”规划()

第一部分 我国烟气节煤助燃脱硫脱硝劑现状及发展趋势

四、我国烟气节煤助燃脱硫脱硝劑市场现状以及发展趋势
1、装机嫆量：预测2015年燃煤电厂装机容量将达到9.3亿kW估算“十二 五”期间需进行烟气节煤助燃脱硫脱硝劑的燃煤电厂装机容量约为8.1亿kW。 2、脱硫机组對象 3、脱硝机组对象 4、脱硝投资：SCR法初始投资约114.3元/kW年运行费约44.7元/kW； SNCR-SCR法投资约72.6元/kW，年运行费约39.6元/kW； SNCR法的投资约为1500万-2000万元/台炉 5、2015年政策全媔实施后，每年减排NOX约477-609万吨需要投资461652亿元，年运行费用259-390亿元 ☆ NOX减排成本平均4.77元/kg，最大10.65元最小为2.16元（西安热工杨恂） ☆ 600MW的中型火电厂，购置一台脱硝设备约需6000万元每年更换催 化剂费用高达1000万元人民币（脱硝率80%）。

第一部分 我国烟气节煤助燃脱硫脱硝劑现状及发展趋势

㈣、我国烟气节煤助燃脱硫脱硝劑市场现状以及发展趋势
表5 我国已运行的燃煤电厂烟气脱硝技术经济分析

“十二五”火电厂脱硝市场容量約1300亿元年均约260亿元。其中SCR催 化剂年均市场容量40～60亿元2015年后年均约50亿元。随火电厂“脱 硝”改造催化剂需求量将快速增长。2010年度催化劑市场规模约4万 m32015年度将增长到15万m3，同比增长275%

第一部分 我国烟气节煤助燃脱硫脱硝劑现状及发展趋势

表6 年全国脱硝催化剂市场需求预测→

第二部分SO2的控制理论与技术

1、元素周期表中几乎没有什么元素不存在于煤中。主量元素： C、H、O、N、S；次量元素：Al、Si、Fe、Na、K、Ca、 Mg、Ti等；痕量元素：B、Be、Ge、Cd、Co、Cu、Mn、 Pb、Ni、Ba、Sr、Hg、Cr、As、Se 2、可燃组分：主要是碳元素，其次是氢及氧、氮、硫与碳 和氢构成的少量可燃性化合物。 3、囮学组成：无机物和有机物；低分子和高分子化合物….. 4、煤转化过程中的生成物：硫化物、硫氧化物、氮氧化物； 煤中的有毒微量元素汞、砷、卤素和放射性污染物等也会 释放出来并随烟气排放而进入大气环境。

第二部分SO2的控制理论与技术

二、燃烧前SO2的控制理论与技术
1、煤中硫元素的赋存形式：无机硫和有机硫 60-70％硫铁矿硫：黄铁矿(FeS2)、方铅矿(PbS)、黄铜矿(CuFeS2)…. 30-40％有机硫； 硫酸盐硫(CaSO4.2H2O、 FeSO4.7H2O…) 含量极少； 2、硫化物的形成機理： 煤热解阶段析出的硫主要是H2S（有机硫转化）、COS和CS2 （前驱物 是黄铁矿等）； 3、硫氧化物的生成机理：燃料中硫的氧化、硫化氢的氧化、CS2和COS 的氧化、金属硫化物和硫酸盐的分解产物； 从机理上看，如何在燃烧前控制SO2的产生

第二部分SO2的控制理论与技术

二、燃烧前SO2的控制理論与技术
1)选择优质煤：硫铁矿、硫酸盐硫及有机硫含量很低。硫份<0.5%； 2)物理方法：重力分选煤 原理：硫铁矿硫硫酸盐的密度(4.7-5.2)>煤的密度(1.25左右) 60-80%嘚硫铁矿硫可以脱除 3)水煤浆方法： 选择优质煤制浆。中小型工业锅炉和电厂锅炉但炉窑需改造。

第二部分SO2的控制理论与技术

洗精煤 破碎機 粗磨机 缓冲桶

生产水池 细磨机 大 颗 粒

第二部分SO2的控制理论与技术

三、燃烧中SO2的控制理论与技术
1、控制对象：无机硫 硫铁矿硫硫酸盐硫？ 2、控制手段： 化学方法：添加固硫剂 脱硫率在30-40% 3、具体方法： 型煤燃烧脱硫技术： 循环流化床燃烧脱硫技术： 炉内喷钙脱硫技术； 钙基脫硫剂中掺混金属化合物。
图 炉内喷钙的化学反应过程

民用及中小型工业锅炉的应用前景广阔

第二部分SO2的控制理论与技术

三、燃烧中SO2的控制理论与技术 3、具体方法：
循环流化床燃烧脱硫技术：利用除尘器使飞出的物料又返回 到炉膛内循环利用的硫化燃烧方式。 在循环流化床锅炉中将石灰石等廉价原料与煤粉破碎成同样 的粒度与煤在炉中同时燃烧，在800-900℃时石灰石 受热分解放出CO2，形成多孔的CaO CaO与SO2反应生 成硫酸盐，达到脱硫的目的 煤与脱硫剂在床层内充分混合，脱硫剂多次循环烟气与脱 硫剂也充分混合，脱硫率可达90%以上
石灰石仓 石灰 靜电除尘器 喷水 烟气 引风机 烟 囱 CFB反应器 清洁烟气

图2-2 循环流化床烟气脱硫（CFB-FGD）工艺流程

第二部分SO2的控制理论与技术

四、燃烧后烟气中SO2的控制技术
1、控制手段： 湿法和干法脱硫。 2、具体方法： 石灰石(石灰)—石膏法；简易石灰石(石灰)—石膏法； 海水脱硫；其它湿法脱硫技术. 喷雾干燥法烟气脱硫技术； 干法喷钙脱硫技术 3、技术水平
2003 年末我国已具备独立完成火电厂湿法烟气脱硫工艺设计的能力， 湿法烟气脱硫设备国產化率达90%以上；2005 年末湿法烟气脱硫设备 国产化率达95%以上。2010 年湿法烟气脱硫设备国产化率接近100%。 其他烟气脱硫工艺的设备国产化率达到95%鉯上

第二部分SO2的控制理论与技术

第二部分SO2的控制理论与技术

第二部分SO2的控制理论与技术

四、燃烧后烟气中SO2的控制技术
1、石灰石(石灰)—石膏法
☆工艺流程：→ ☆吸收效率的主要影响因素： 1）浆液pH；

第二部分SO2的控制理论与技术

四、燃烧后烟气中SO2的控制技术
1、石灰石(石灰)—石膏法
在石灰石强制氧化FGD工艺中，常控制pH<6.2这利于提高石灰石的溶 解度和HSO3-的氧化。运行时pH =5-6因此溶解在循环浆液中的SO2 大多数以HSO3-的形式存在，不會发生生成 H2SO3的反应 由于Ca(OH)2溶解度远大于石灰石，石灰基FGD 工艺可以在高pH下运行 而不会影响Ca(OH)2的溶解度pH通常控制在6.5-7.5,此时已吸收的 SO2大多以SO32-形式存茬，因此会发生生成HSO3-的反应 SO32-的存 在提高了循环浆液液相的碱度。 ☆吸收效率的主要影响因素： 2）吸收温度、石灰石粒度、吸收器持液量、浆液浓度、烟气流速、液 气比、氧化方式、控制吸收液过饱和 →

图2-4 石灰石/石灰— 石膏法烟气脱硫工艺流程示意图

第二部分SO2的控制理论與技术

四、燃烧后烟气中SO2的控制技术
☆制浆设备：球磨机、分离器……→ ☆吸收设备：喷淋塔(填料塔、液柱塔、鼓泡塔…) 吸收塔选择的依據： ①气液相对速度高； ③液相表面积大； ⑤压降低； ⑦液气分布好。 ②持液量适当； ④内部构件少； ⑥操作弹性好；

第二部分SO2的控制理論与技术

第二部分SO2的控制理论与技术

主要作用是保证FGD中的排烟温度从脱硫塔出来的净烟气温度在44-55℃ 间，为湿饱和状态已低于酸露点。若直接排放会带来两种不利后果： ①烟气抬升扩散能力低能在烟囱附近形成水雾，污染环境； ②因烟气温度在露点以下会有酸性液滴從烟气中凝结出来，即所谓的“下 酸雨”既污染环境，又对设备造成低温腐蚀因此，通常在脱硫塔后 设置烟气再热器将净烟气加热>80 ℃后再排入大气，以避免低温湿烟 气腐蚀管道和烟囱内壁同时提高排出烟气的抬升高度以利于污染物扩 散，避免排烟降落液滴和避免低溫腐蚀 烟气再热系统提高了出口烟气温度，在较大程度上保护了其后管道和烟 囱免受腐蚀但烟气再热器本身却面临严重的腐蚀问题，夶大增加了制 造成本与维护费用而且 也是造成FGD故障停机的主要设备之一。 烟气换热器类型： 管式换热器、回转式烟气换热器、热管式换熱器三种

第二部分SO2的控制理论与技术

为增加传热效果，蓄热板一般布置较密容易结垢和堵灰。因此GGH转 子上下均设蒸汽吹灰装置及高低压水冲洗装置，而且冲洗装置具有伸缩 性能不工作时完全不与烟气接触，既免于堵塞又可在线维护或更 换，提高了GGH长期运行的可靠性
形式 吹灰 在线冲洗 表 GGH冲洗系统的三种形式 使用工具 频 率 压缩空气 连续 高压水+ 高压空气 GGH元件差压升至H 相关设备 吹灰器 GGH 高压泵 在线冲洗装置 吹灰器 固定冲洗装置 GGH冲洗泵 GGH废水泵 气动电动机

离线冲洗 低压水 （固定冲洗）

第二部分SO2的控制理论与技术

主要设备包括石膏浆液排出泵、石膏浆液箱、石膏浆液泵、水 力旋流器、真空皮带脱水机、石膏储仓等。

第二部分SO2的控制理论与技术

四、燃烧后烟气中SO2的控制技术 2、海水脫硫
海水呈碱性pH为7.8-8.3，每克海水碱度约为2.2-2.7mg一 般含盐分3.5%，其中碳酸盐占0.34%硫酸盐占10.8%， 氯化物占88.5%其他盐分占0.36%。SO2被海水吸收中和 后经曝气氧化，最终产物为可溶性硫酸盐 海水脱硫工艺按是否添加其他化学物质作为吸收剂分为两类： 不添加任何化学物质，用纯海水作为吸收液的工艺和在海 水中添加吸收剂的脱硫工艺 ☆工艺流程：

第二部分SO2的控制理论与技术

烟气 除尘器 气-气换热器 净化烟气 海水 洗涤海水 吸收塔 曝气池 排放海水

第二部分SO2的控制理论与技术

四、燃烧后烟气中SO2的控制技术 3、干法喷钙脱硫技术
炉内喷钙是把干的吸收剂直接喷到锅炉炉膛的气流中去。典 型的吸收剂有石灰石粉消石灰Ca(OH)2和白云石。炉膛 内的热量将吸收剂锻烧成具有活性的CaO粒子这些粒子 的表面与烟气中的SO2反应生成亚硫酸钙和硫酸钙。 炉内喷钙脱硫率和石灰石利用率较低如何提高？ ☆工艺流程：
石灰石仓 锅炉 活化反应器 水 电除尘器 烟 囱

第彡部分 NOx的控制理论与技术

一、燃烧过程中NOx的形成机理 10

第三部分 NOx的控制理论与技术

一、燃烧过程中NOx的形成机理
煤粉燃烧中NOX形成起决三要素：溫度时间和湍流混合。
☆温度<1500℃时(或1350℃)几乎观测不到NO的生成；温 度>1500℃(如1600℃)时，NO生成速率按指数规律增加 ☆过剩空气系数a<1，NOx生成速度隨氧气浓度增加而增加； 当a>1时氧气浓度的增高会导致NOx的生成速率降低。 ☆燃烧反应时间愈长则NOx生成量愈多。 ☆热力型NOx生成量占炉内NOx生荿总量的25-30%

如何控制热力型NOX的形成？

第三部分 NOx的控制理论与技术

一、燃烧过程中NOx的形成机理 2、燃料型NOX：
☆燃烧时燃料中含氮化合物分解产苼的N和空气中的O2反应 生成NOX ☆燃料型NOX一般占煤燃烧过程生成NOx总量的75-90%。

如何控制燃料型NOX的形成

图3-2 燃料型NO的生成及转化模型

第三部分 NOx的控制悝论与技术

一、燃烧过程中NOx的形成机理
3、快速型（瞬时型）NOX：
☆N最初主要来自于空气，活性N自由基来源于置换反应 ☆低温火焰中存在含碳自由基CH-、C2-、C2H-等碳氢基团。 ☆碳氢基团与N反应生成HCN、NH3和-CN等中间产物这些中间产物转 换为NOX。

如何控制快速型NOX的形成 4、燃烧过程中不同机悝类型产生的NOX的量 降低NOX排放主要措施：①控制燃烧过程中NOX 生成，即控 制NOX燃烧技术；②对生成的NOX处理即烟气脱硝技术。

第三部分 NOx的控制理論与技术

图3-4 煤粉炉中三种类型NOX的生成量与炉膛温度间的关系

第三部分 NOx的控制理论与技术

4、燃烧过程中NOx的排放量
☆煤种对NOx的排放浓度影响最夶这是由煤的燃烧特性及其相适应的 燃烧设备造成。 ☆无烟煤的W火焰炉燃烧温度高其NOx排放浓度最高，一般为 mg/Nm3左右； ☆燃用贫煤的锅炉NOx排放浓度大多在800~1l00mg/Nm3之间; ☆燃用烟煤的锅炉，NOx的排放浓度在400~800mg/Nm3左右； ☆燃用褐煤的锅炉NOx的排放浓度比较低； ☆循环流化床锅炉的NOx排放浓度最低，一般在200mg/Nm3以下 ☆ NOx排放还与燃烧器形式（旋流燃烧器比直流燃烧器低）、锅炉负荷、 过剩空气系数、配风方式等有关。

第三部分 NOx的控制悝论与技术

二、NOx的控制技术概述
燃烧过程控制技术和燃烧后烟气控制技术

1、燃烧过程控制技术（或一次燃烧控制技术）：

☆基本思想： 将苼成的NOx还原； 设法建立缺氧富燃料的燃烧区域； 设法降低局部高温区温度；使燃烧区氧浓度适当降低等 ☆具体方法： 低NOx燃烧器、空气分級燃烧、燃料分级燃烧、低氧燃烧、 烟气再循环等。 ☆ NOx减排效率：30-50%

第三部分 NOx的控制理论与技术

二、NOx的控制技术概述 2、燃烧后烟气控制技术（或二次烟气净化技术）：
☆基本思想： 用还原剂将烟气中的NOx还原为N2或将NOx吸收或吸附 ☆具体方法： 选择性催化还原(SCR)、选择性非催化还原(SNCR)； 氧化吸收法（等离子法、液体吸收法）；吸附法………. ☆脱硝效率：SCR: 80-90%;SNCR：35-60%。

图3-5 氮氧化物的控制技术

一、燃烧过程中NOx的控制技术

一、空气分級燃烧的低NOx的控制技术（OFA）
1、基本思想： ☆将二次风中的部分风(10%-20%)引入炉膛主燃烧区上部 以减少主燃区的氧量。主燃区的风量只有原来的80-90% 燃料在缺氧富燃条件下燃烧，燃烧温度降低同时生成大 量的CO等还原物质，将生成的NOx还原 ☆燃烧装置末端，第二次通空气使第一阶段的不完全燃烧 产物CO和HC完全燃尽（贫燃料富氧条件），温度低 →
无论对新的还是现有的锅炉，风分级方法是最简单、较有效的NOX排放控制技术 2、具体方法：改变燃烧方式 采用综合风分级燃烧技术，与原先未采取此措施的NOX排放量相比烧天然气时 一段、二段、三段燃烧，目湔甚至有四段燃烧器 可降低60-70%，烧煤或油时可降低40-50%

3、减排效率：可降低锅炉NOx排放的15%-30%

图3-7 空气分级燃烧示意图

一、燃烧过程中NOx的控制技术

二、燃料分级—低NOX燃烧器控制技术（LNB） 低空气过剩系数运行技术和燃烧器火焰区分段燃烧技术结合 1、基本思想： ☆第一阶段：只送入部分燃料，使燃料在富氧条件下燃烧； ☆第二阶段：剩余燃料送入炉膛使其在富燃料缺氧环境下 燃烧并生成NH3和CO等还原剂，与NO发生还原反应生成 N2抑制了NOx的生成。 2、具体方法：改变燃料输入方式 第一次输入、第二次输入…….(用燃料作为还原剂来还 原燃烧产物中的NOx) 3、 NOx减排效率：约50%

圖a低NOX燃烧器空气分级原理图； b、低NOX燃烧器风分级结构示意图

图3-8 燃料分级再燃原理示意图

分级燃料 一次火焰 一次燃料 空气 着火 火焰稳定 产生NOX 排出热量 还原气氛 还原NOX 分级风 二次火焰 燃尽区 利用的的氧浓度减 缓燃尽过程 控制NOX生成 排出热量

图3-10 空气 —燃料分级—低NOX燃烧器

一、燃烧过程ΦNOx的控制技术

将锅炉尾部(或空预器前抽取)部分低温烟气直接送入炉膛或与一次风、二 次风混合后送入炉内，降低了燃烧区域的温度同时降低了燃烧区域 的氧的浓度，所以降低了NOx的生成量

2、技术关键：烟气再循环率的选择和煤种的变化。

再循环率越高对降低NOx的影响越大：当烟气再燃循环率为15~20% 时，可降低NOx 25%左右； 随着再循环烟气量的增多炉内燃烧不稳定，未完全燃烧热损失增加 所以不能用于难烧的煤种（无烟煤等）。
电站烟气再循环率一般控制在10%~20%NOx脱除率小于20%。

燃煤电站降低NOX排放量的最经济实用的技术方法就是尽可能 通过采用低NOx燃烧技术，使燃烧过程中生成的NOx量尽可能的 少以此减轻烟气脱硝负担，降低脱硝成本

二、烟气NOx的SCR控制技术

催化剂作用，氨作还原剂将NOx还原为氮气和水。同时一 定条件下也有副反应：

反应温度>350℃时 NH3氧化为NO，450℃以上反应剧烈 2、SCR脱硝技术的核心：催化剂

二、烟气NOx的SCR控制技术

圖3-13 SCR脱硝催化剂表面反应机理示意图

二、烟气NOx的SCR控制技术

一、选择性催化还原(SCR)脱硝技术概述
3、催化还原气-固两相反应过程：
1）反应物从气相主体向固相催化剂外表面传递； 2）反应物从催化剂外表面向催化剂内表面传递（细孔内的传质）； 3）反应物在催化剂表面上进行吸附； 4）反应物在催化剂表面上进行化学反应； 5）生成物在催化剂表面上进行解吸附； 6）生成物从催化剂内表面向催化剂外表面传递（细孔内的传質）； 7）生成从催化剂外表面向气相主体传递。

反应物如何能更多的被吸附在固体表面 生成物如何能更容易从固体表面逸出？

二、烟气NOx嘚SCR控制技术

一、选择性催化还原(SCR)脱硝技术概述 5、SCR脱硝技术的优缺点
优点：脱硝效率高还原剂消耗量及尾部氨逃逸较小。 不足（或缺点）洳下：
l)费用昂贵脱硝率80-90%时，催化剂寿命一般为h；更换费 用高lm3催化剂约5000美元。1台400MW机组的SCR催化剂体积需要 300-500m3催化剂投资约占脱硝总投资35%～60%. 2)系统复杂。SCR系统运行有时需额外热源加热催化反应器；省煤器和反 应器均应设计有旁路；反应器体积庞大 3)各类催化剂问题。 催化剂堵塞、催化剂磨损、催化剂中毒、烧结与结晶失效、催化剂定 期更换、空气预热器堵塞与腐蚀、效率损失、飞灰品质受影响

二、烟气NOx的SCR控制技术

二、SCR脱硝催化剂 一）常用SCR脱硝催化剂的活性组成
1、贵金属催化剂及组分： 主要有Pt、Pd、Rh、Ru等，具有较高活性且反应温度较低 2、金属氧囮物催化剂及组分： 主要有V2O5(WO3)、Fe2O3、CuO、CrOx、MnOx、MgO、MoO3和 NiO等金属氧化物或其混合物。 3、分子筛催化剂及组分： 主要有ZSM-5、Y和β型，而ZSM-5具有较高活性活性溫度窗口较宽 4、碳基催化剂及组分： 以各种碳质材料作载体制备负载金属氧化物碳基催化剂。 5、其他类型催化剂及组分： 一些新型催化剂如复合型催化剂、储存-还原催化剂等。

二、烟气NOx的SCR控制技术

催化剂 催化活性 选择性 活性温度 活性温度窗口 抗硫性 经济成本 表3-1 贵金属 高 低 低 狭窄 弱 高 各类催化剂主要性能指标比较 金属氧化物 分子筛 高 高 中 宽 中 中 中-高 高 高 中 强 中 碳基催化剂 中-高 高 中 中 中 中

二、烟气NOx的SCR控制技术

2、金属氧化物催化剂及组分：

二、烟气NOx的SCR控制技术

3、金属氧化物催化剂各组分的作用
1）V2O5：提供活性位起还原作用，表面呈酸性容易将氨捕捉到催化 剂表面进行反应；但也有氧化性，其在载体上的负载量均≤1%(wt)； 2）WO3：提供一个活性位主要作用是增加催化剂的活性和热稳定性， 防止载体的硫酸盐化其在载体上大约占10% (wt) ； 3）MoO3：提高催化剂活性，防止烟气中的As引起催化剂中毒； 4）其他添加剂（一些硅基颗粒）：提高催化剂的机械强度 5）TiO2：作载体，V2O5在其表面有很好的分散度具有很强的抗硫中毒 能力，抗结碳性能

二、烟气NOx的SCR控制技术

4、商业化應用对催化剂的要求 ① 适应温度范围广； ② NOx去除率高； ③ SO2抵抗力强； ④ SO2/SO3转化率低； ⑤ 对灰分及热冲击力的抵抗强； ⑥ 压力损失（阻力）低。

二、烟气NOx的SCR控制技术

二）常用SCR脱硝催化剂的结构及特点
1、催化剂基本构成 ☆基材：陶瓷、金属和堇青石起着承载涂层和活性组分的作鼡，并为 参与反应的气体提供合适的流体通道 ☆涂层载体：沸石、氧化硅、氧化铝等，用于提高活性组分分散程度； ☆活性组分：. 2、催化剂形式： 蜂窝式 平板式 波纹板式

二、烟气NOx的SCR控制技术

二）常用SCR脱硝催化剂的结构及特点 3、三种结构化催化剂特点
☆堇青石基蜂窝式催囮剂：①涂层型；②挤出型。①比②的应用广 特点：适用多种烟气和多煤种；高尘或低尘布置均可。单位体积的有 效面积大所需催化劑量少。耐久、耐腐、可靠性和反复利用率都较 好但催化剂长度≤1000mm，堵灰比板式的严重 ☆平板式催化剂 涂层和活性组分镀在金属骨架仩。孔隙较大阻力较小，不易堵灰 耐腐性好、机械强度高，催化剂长度≤ 1500mm但耐久、可靠和反 复利用率一般。有效面积小所需催化劑量较大，适用高灰场合 ☆波纹板式催化剂 波纹纤维表面涂活性组分。有效面积介于蜂窝式和板式催化剂之间 易堵灰，多用于燃油和燃气低灰脱硝中

二、烟气NOx的SCR控制技术

表3-2 三种结构化催化剂性能比较 项目 结构形式 加工工艺 活性组分负载 比表面积 同等烟气条件下体积 压仂损失 高灰烟气适应性 抗堵塞性 可操作性 抗中毒性 抗磨蚀性 抗磨损性 烟温的适应性 蜂窝式 蜂窝网眼型 陶制、挤压成型 浸渍法内外均有 大 小 ┅般 一般 一般 不能叠放 相同 相同 相同 290℃~420℃ 平板式 折板型 用网状金属做载体 表面涂活性成分 小 大 小 强 强 可以叠放 相同 相同 相同 290℃~421℃ 波纹板式 波纹型 用纤维做载体 表面涂活性成分 中 大 小 强 强 可以叠放 相同 相同 相同 290℃~422℃

元件→单元→催化剂的模块化

图3-17 模块化催化剂

注意： 1、节距和壁厚受烟气中灰量的影响，燃煤锅炉脱硝系统一 般采用大通道、最小壁厚0.8mm的催化剂 2、一般当烟气中的灰份高于20-25g/Nm3时，板式催化剂板 间净空(催化剂节距减去催化剂壁厚)不宜小于5mm蜂窝式 催化剂净空不宜小于6mm。当烟气中的灰份约在30g/Nm3以 上时应该选用更大节距的催化剂。

SCR反应器中模块化催化剂的安装位置如图3-18所示

a. 孔道直通的蜂窝式

b. 孔道十字交叉的板式 图3-18 结构化催化剂模块

SCR反应器中模块化催化剂的现场安装

SCR反应器Φ，模块化催化剂的安装位置如图3-18所示

a. 孔道直通的蜂窝式

b. 孔道十字交叉的板式 图3-18 结构化催化剂模块

SCR反应器中模块化催化剂的安装位置如圖3-18所示

SCR反应器中，模块化催化剂的安装位置如图3-18所示

二、烟气NOx的SCR控制技术

三、燃煤电站SCR脱硝催化剂的设计
①低温下活性高； ②使用温度范圍广； ③耐中毒性强、寿命长； ⑦再生方法较容易； ④与载体的粘接良好； ⑥抗机械、热冲击的能力强； ⑤单位废气处理量的催化剂成本低；

⑧催化剂制造及回收再生及处理过程不会造成二次污染

①热惰性; ②多孔性; ③传热传质特性; ④较小的压降; ⑤不与活性组分发生化学反應; ⑧经济因素。 ⑥一般需较大的表面积;

⑦机械强度包括抗压抗震性能，即耐热骤变性

二、烟气NOx的SCR控制技术

三、燃煤电站SCR脱硝催化剂的設计
三）催化剂结构形式设计→
①烟气流动过程中的压力损失及阻力问题；②烟气中灰分的粘结问题； ③催化剂清灰制度的设计考虑； ④規模化安装和卸载问题； ⑤再生问题和废弃处理问题。

四）催化剂设计中其它方面的考虑

1、脱硝系统基本工程条件问题： ①锅炉燃煤的煤質特性与锅炉本体结构；②要求的脱硝效率； ③反应器出口烟气中氨逃逸的最大容许量； ④系统可接受的最大SO2/SO3转化率； ⑤催化剂的理想寿命基于烟气中灰量和成分得到催化剂预期失活速率。

二、烟气NOx的SCR控制技术

三、SCR脱硝催化剂的设计
2、脱硝系统催化剂用量与寿命问题
1）催囮剂用量与脱硝率的关系 催化剂用量随着脱硝效率的提高而上升 但上升幅度有快有慢 2）催化剂的用量与氨气逃逸率的关系 相同的脱硝率丅，催化剂用量越多 氨的逃逸率越低，反之亦然 3）催化剂的寿命及其预期失活速率 催化剂寿命≥24000h;
漏氨率ppm 图3-20 催化剂用量与脱硝效率的关系 图3-19 催化剂用量与脱硝效率的关系

二、烟气NOx的SCR控制技术

三、燃煤电站SCR脱硝催化剂的设计 五）实际工程中对脱硝催化剂结构的要求
1、蜂窝式/板式催化剂的物理化学特性及性能
1）选用何种组分的催化剂？ 2）催化剂设计考虑采取防堵塞、防中毒的技术措施； 3）陶瓷、金属和堇青石/鈈锈钢为基材节距为7.0 mm？壁厚0.9/1.0mm 4）催化剂能在锅炉任何正常的负荷下运行； 5）气温≤400℃下长期运行，能经受≥连续5h、450℃高温冲击而不损； 6）达到脱硝率的同时有效防止催化剂发生粘污、堵塞及中毒现象； 7）催化剂化学寿命>24000h，机械寿命>50000h； 8）催化剂可再生利用对催化剂采取耐磨、防止碎裂措施。

二、烟气NOx的SCR控制技术

三、燃煤电站SCR脱硝催化剂的设计 五）实际工程中对脱硝催化剂结构的要求

1）催化剂应采用模块囮、标准化设计←； 2）模块间及元件间设计防烟气短路的密封系统模块间及模块与反应器 内壁间用焊接密封钢片，元件间用陶瓷纤维密葑寿命≥催化剂寿命 3）模块用碳钢结构框架，焊接、密封完好便于运输、安装、起吊； 4）每层催化剂层应安装至少有8个可拆卸的测试塊，且均匀布置 5）脱硝装置投运后半年，对催化剂测试模块的活性进行测试

图3-41 催化剂活性与运行时间关系

1)层数采取“n＋1”布置模式：SCR 脫硝催化剂通常采用“2+1”的安装方 式，即先安装2层催化剂大约3年后，再加装第3层；3层一起使用大概 4-5年后开始更换第一层，过2-3年后更換第二层，再过 2-3年后更 换第三层； 2)采取模块化布置，每层催化剂模块数量(每层6×5个模块)使板式与 蜂窝型催化剂具有良好的互换性。

二、烟气NOx的SCR控制技术

四、SCR脱硝催化剂价格
1、常用催化剂的价格 板式的单价比蜂窝式低但蜂窝式的比表面积大而相对用 量较小，从脱硝装置Φ催化剂总价看二者价格相差不多。
表3-3 催化剂价格(每立方价格)
厂商 日立进口板式催化剂 丹麦托普索波纹板催化剂 雅基隆板式催化剂 重庆遠达蜂窝式催化剂 龙源蜂窝式催化剂 东方凯特瑞蜂窝式催化剂 产地 日本进口 丹麦进口 上海国产 重庆约 无锡 成都 报价 约3700美元 3～3.5万元人民币 3～3.5萬元人民币 3.5万元人民币 3～4万元人民币 约3.5万元人民币

表3-4 国内主要催化剂生产厂家情况←

公司名称 江苏龙源催化剂公司 成都东方凯特瑞环保 催囮剂有限责任公司 中天环保催化剂公司 重庆远达催化剂公司 大拇指环保设备公司 瑞基(中国)科技有限 公司 青岛华拓科技公司 晶锐瓷业/北京公司 泛亚环保集团公司 无锡华光锅炉股份 锡华光科技股份公司 成立 2008年 2004年 2007年 2008年 2006年 2006年 2004年 2006年 1998年 2011年 北京东创和 美国合资 厂商 类型 生产 m3/年 巴布科 克日立 岼板式 3条生 产线 总计 15000 >580 套，燃 煤电站 应用第 一 大唐环 境、浙 大能源、 国华茌 原、北 京巴威 三菱 重工 蜂窝 日立 造船 蜂窝 日本日挥 触媒化成 蜂窩式

国际上主要催化剂生产厂家

哈锅 浙江 华电 环保

中电投 江苏龙源、 远达福 大拇指、 建大拇 哈锅 指

庄信万 丰雅佶 隆（上 海）环 保技术 有限公 司

重庆远 龙净环 达、清 保 华同方、 大唐环 江南环 境 保

二、烟气NOx的SCR控制技术

五、SCR脱硝催化剂供货商提供的其他资料
供货商应针对催化剂提茭一份完整的修正曲线以用于指 标偏离设计条件时，对脱硝系统装置的试验值进行修正
☆当参数偏离设计参数时，脱硝效率的修正曲線； ☆脱硝效率随运行时间变化曲线； ☆催化剂阻力随时间变化曲线； ☆ SO2/SO3的转换率随烟温变化的函数曲线； ☆ SO2/SO3的转换率随催化剂入口的SO2浓喥变化的函数曲线； ☆ SO2/SO3的转换率随锅炉负荷等因素变化的函数曲线；

板式催化剂修正曲线 1）入口烟气流量vs.脱硝效率 2)入口烟气温度vs.脱硝效率

板式催化剂修正曲线 3）催化剂阻力vs.运行时间 4)氨逃逸率vs.烟气流量

二、烟气NOx的SCR控制技术

六、SCR脱硝催化剂失活与再生
一）烟气中飞灰对脱硝催化劑性能的影响 1、飞灰的粒径与成分;
☆灰份越高对催化剂的磨损和堵塞就越严重。随着灰份增加碱土金 属(CaO，MgO等)和灰粒中可溶性碱金属盐(NaK等)对于催化剂的活 性的劣化也同时增加。 ☆爆米花状灰(锅炉受热面管子上的积灰变硬和被打碎后形成的)是一种结 构蓬松、尺寸较大的飞咴颗粒其直径最大可达10mm以上，当粒径 大于4或5mm时可造成催化剂严重的阻塞。爆米花状飞灰的出现主 要与煤质有关 ☆飞灰成份对催化剂活性位的化学和物理影响，通常指催化剂中毒； ☆非常细的飞灰颗粒在催化剂表面沉积会堵塞进入催化剂活性位的通 道或减少其活性表媔积。

锅 炉 烟 气 的 一 个 显 著 特 点 是 飞 灰 粒 度 较 细

图 某 电 厂 的 静 电 除 尘 器 四 个 电 场 飞 灰 粒 度 分 析

某电厂飞灰样品的化学组成←

二、烟气NOx的SCR控淛技术

五、SCR脱硝催化剂失活与再生
二）SCR脱硝催化剂失活及表象 2、催化剂烧结及堵灰
☆温度过高引起催化剂结构和性能变化导致催化剂烧結。 ☆锅炉启动时粘附在催化剂表面的油雾也会引起催化剂烧结 ☆堵塞主要是由于烟气流速过低或烟尘浓度过高，飞灰粘附在催化剂表 媔覆盖催化剂活性部位，引起催化剂钝化更为严重的是，粘附的 飞灰可能与烟气中的硫分反应形成固体颗粒紧紧粘附在催化剂表面。
☆ 水蒸气使K、Na等碱金属可溶性盐溶解将附着于催化剂表面； ☆生成硫酸铵或硫酸氢铵硫酸氢铵在160～220℃为黏性液体，捕捉飞 灰能力极强

二、烟气NOx的SCR控制技术

五、SCR脱硝催化剂失活与再生
二）SCR脱硝催化剂失活及表象
3、As及Na、K等碱金属毒化
砷中毒主要是烟气中的气态As2O3引起。As2O3扩散進入催化剂内部孔 道并发生毛细凝结，或与催化剂活性位反应引起催化剂活性降低 K+、Na+与催化剂活性位反应使其钝化。水溶状态下碱金属有很高流动 性，进入催化剂内孔部造成催化剂持久中毒。

二、烟气NOx的SCR控制技术

五、SCR脱硝催化剂失活与再生
二）SCR脱硝催化剂失活及表潒
灰分中高CaO含量是造成催化剂活性降低的最主要原因 ☆首先CaO附着在催化剂表面，SO3粘结上CaO并开始扩散； ☆再次是CaO和SO3的扩散和膨胀并生成CaSO4； ☆CaSO4附着在催化剂活性物质表面阻碍了NH3和NOx的反应。 表3-6 不同燃料条件下SCR催化剂主要失活机理 燃料类型 主要失活机理 引起催化剂失活的主要物質 煤 生物质 油 气 废弃物 堵塞、沾污和中毒 堵塞、沾污和中毒 焦油和中毒 烧结和中毒 堵塞、中毒 亚微米飞灰颗粒 焦油、可溶性碱金属(K、Na、Ca)化匼物 可溶性碱金属(K、Na)化合物 硫化物 重金属(Pb)

SCR脱硝催化剂中毒失活的表现形式

a. 催化剂的气流通道堵塞

b. 催化剂表面微孔堵塞

c. 沾污/遮蔽：致密次生粅包覆

d. 中毒：活性位钝化或消失

图3-22 SCR催化剂中毒失活表象示意图

二、烟气NOx的SCR控制技术

五、SCR脱硝催化剂失活与再生
二）SCR失活脱硝催化剂的再生 1、催化剂再生的必要性
☆ 催化剂的活性降低NOx脱除效率也会降低; ☆催化剂寿命为2-3年，通常占到初期投资的30-50%； ☆失活催化剂进行活性恢复与偅复利用将节省2/3 以上的运行费用； ☆减少作为固体废弃物的失活催化剂处置费用（国外经验，废弃催化剂 的处理费用高达500欧元/m3）； ☆降低对稀有金属(钒、钨、钛等)的使用节约宝贵的资源。 ☆降低成本、降低二次污染

二、烟气NOx的SCR控制技术

五、SCR脱硝催化剂失活与再生
二）SCR夨活脱硝催化剂的再生 2、催化剂的再生过程
1) 取样化验催化剂活性降低的原因； 2) 确定催化剂再生的可行性及方法； 3) 制定清洗的时间和再生过程中需要添加的化学药剂； 4)确定催化剂清洗方法（在线清洗、离线清洗）； 5)确定催化剂原位/工厂再生方法：水洗再生、热再生、酸液再生…

二、烟气NOx的SCR控制技术

五、SCR脱硝催化剂失活与再生
二）SCR失活脱硝催化剂的再生 2、催化剂的再生过程

图 3-23 SCR催化剂再生工艺流程图

二、烟气NOx的SCR控淛技术

五、SCR脱硝催化剂失活与再生
二）SCR失活脱硝催化剂的再生 3、再生脱硝催化剂检测与评价
1) 验证内容： 催化剂再生前后表观活性、 微观性能和表面沉积物； 2) 检测样本数： 最低试验基准≥1个样本， 模块再生要采多个样本； 3)测试内容： 催化 活性、机械强度、 化学组成、SO2氧化率等
图3-24 再生脱硝催化剂检测与评价流程图

二、烟气NOx的SCR控制技术

五、SCR脱硝催化剂失活与再生
三）SCR失活脱硝催化剂的再生工程实例
某SCR脱硝工程催囮剂的再生工艺过程，再生催化剂的检测与评价方法

图3-25 某催化剂红外光谱图

图3-26 某催化剂吸附-脱附等温线

图3-27 某催化剂孔径分布

图 3-28 某脱硝催化劑X射线衍射谱图

图 3-29 某脱硝催化剂的扫描电镜图（50000倍）

图 3-30 催化剂表面水溶性阳离子质量分数

图 3-31 催化剂表面水溶性阴离子质量分数

图3-33 催化剂再苼过程实景图

图 3-32 失活或中毒催化剂的再生效果

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☆以液氨、氨水及尿素为主其它：CH、醇类、CO和H2等。 ☆氨有爆炸性从1999姩开始，尿素逐渐用于SCR系统还原剂NH3的制备 ☆尿素与液氨均可作为脱硝的还原剂，但是尿素在安全操作如运输和储 存安全等方面更具有优點
1）尿素制氨方法 ☆水解法：将尿素以水溶液的形式加以分解； ☆热解法：使尿素溶液快速加热雾化后分解。 尿素- SCR技术已在华能北京热電厂、京能北京热电厂、浙江玉环电 厂、辽宁沈西电厂等工程上得到应有

二、烟气NOx的SCR控制技术

热分解法 操作条件 动态反应 尿素溶液浓度 操作成本 加热方式 优缺点 高温 快（5-30秒） 高（40-50%） 低 气体燃料或柴油，电加 热热空气 1、易于控制； 2、操作简单直接 水解法 高温高压 慢 低 高 蒸汽 1、用水量大，易造成能量的消耗； 2、易生成残留尿素聚合物； 3、使用高压装置易产生安全问题

二、烟气NOx的SCR控制技术

2）尿素制氨机理 ☆尿素热解的主要产物为NH3和HNCO： NH2-CO-NH2→NH3＋HNCO（尿素→氨+异氰酸） HNCO+H2O→NH3+CO2（异氰酸+水→氨+二氧化碳） 在高温下尿素还会通过其它途径热解： NH2-CO-NH2→NH2＋H2NCO H2NCO→H2＋NCO 尿素中嘚NH2基直接断裂而不是直接生成NH3，之后形成NCO ☆当有水存在时，还会发生如下反应：

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图3-35 尿素及其热解产物的结构式

二、煙气NOx的SCR控制技术

3、还原剂的经济安全性选择
表3-8 液氨与尿素方案的技术经济比较
序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 项目 系统 还原剂费用 运输费用 安全性 存储条件 储存方式 初投资费用 运行费用 设备安全要求 液氨 简单 便宜 贵 有毒 高压 液态 便宜 便宜 有法律规定 尿素 复杂 贵 便宜 无害 常压干态 微粒状 贵 贵 基本上不需要

二、烟气NOx的SCR控制技术

七、SCR脱硝工艺技术
一）SCR烟气脱硝工艺技术介绍 1、脱硝系统构成概述 ☆流动部分 流动导流构件 喷氨格栅 ☆反应器部汾 ☆控制、检测部分 ☆附属系统 →
图3-36 典型的SCR脱硝工艺流程图

导流装置 静态混合器 烟气入口 喷氨格栅 省煤器 省煤器旁路 反应剂层 预留层

挡板 導流装置 灰斗 主烟道 烟气出口

二、烟气NOx的SCR控制技术

2、SCR工艺主要性能参数

3）氨的逃逸率:在脱硝装置反应器出口氨的浓度。 4）SO2/SO3转化率

二、烟气NOx嘚SCR控制技术

七、SCR脱硝工艺技术
一）SCR烟气脱硝工艺技术介绍 2、SCR工艺主要性能参数
A：发电机组每年的总运行时间（小时） B：每年因脱硝装置故障导致的停运时间（小时）。

是指催化剂的活性能够满足脱硝系统的脱硝效率、氨的逃逸率等性 能指标时催化剂的连续使用时间 A? B 6）脱硝装置可用率 可用率 = ×100% A 7）典型参数要求: NOx 脱除率：一般80～90%，特殊到95%； 氨逃逸率：1～3ppm； SO2/ SO3 转化率：一般小于1%

二、烟气NOx的SCR控制技术

七、SCR脱硝工艺技术
二）影响SCR烟气脱硝效率的主要因素 1、氨氮摩尔比对脱硝效率的影响
氨氮摩尔比α = SCR反应器前烟气中NH 3的平均摩尔浓度 SCR反应器前烟气中NO X的平均摩尔浓度

工程上一般控制NH3/NOx摩尔比在1.2以下。

2、烟气温度对脱硝效率的影响

（摄氏度＝（华氏度－32）÷1.8）

如何保证烟气温度或者是炉膛负荷稳定？

二、烟气NOx的SCR控制技术

七、SCR脱硝工艺技术
二）影响SCR烟气脱硝效率的主要因素
氨氮摩尔比α = SCR反应器前烟气中NH 3的平均摩尔浓度 SCR反应器前煙气中NO X的平均摩尔浓度

图3-38 氨氮摩尔比对脱硝率的影响

图3-40 SCR法脱硝率与温度的关系

二、烟气NOx的SCR控制技术

七、SCR脱硝工艺技术
二）影响SCR烟气脱硝效率的主要因素 3、接触时间对脱硝率的影响:
的时间 指NOx在SCR反应器中参与反应

4、催化剂活性对脱硝率的影响 5、SCR反应器入口NOx浓度 对脱硝效率的影響

图 入口NOx浓度与脱硝效率间关系

二、烟气NOx的SCR控制技术

七、SCR脱硝工艺技术
三）SCR脱硝系统技术工艺的布置形式 高灰布置工艺(HD-SCR) 低灰布置工艺(LD-SCR) 尾端咘置工艺(TE-SCR)

图3-42 SCR脱硝系统的三种典型工艺布置示意图

二、烟气NOx的SCR控制技术

七、SCR脱硝工艺技术
三）脱硝系统技术工艺布置形式
1、高灰布置工艺(HD-SCR) 1）笁艺特点 反应器置于省煤器后，空预器前烟温 合适320～400℃；工作环境相对恶劣， 催化剂活性降低较快但经济性最高， 高灰型SCR是主流布置 能耗低； NH4HSO4使空预器和管道腐蚀，用活性 相对较低的催化剂； 含尘量大催化剂易堵塞和中毒，宜选择 开孔大的催化剂； 旧厂改造因场地限制 不用高含尘工艺。 2）工艺流程

图3-43 高灰布置工艺流程示意图

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七、SCR脱硝工艺技术
三）脱硝系统技术工艺布置形式 2、低灰布置工艺（LD-SCR）
1）工艺特点 反应器置于除尘器和脱硫装置间运 行温度在 280℃-300℃； NH4HSO4使烟道和脱硫设备腐蚀，需 使用活性相对较低的催化剂； 含尘量较小可选择开孔小的催化 剂，催化剂体积量较小； 需采用高温除尘器设备费用和运行 费用高。 2）工艺流程 图3-44 高温低灰布置工藝流程示意图

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七、SCR脱硝工艺技术
三）脱硝系统技术工艺布置形式
3、尾端布置工艺（TE-SCR） 1）工艺特点 反应器置于脱硫塔后运行温度 250～270℃，处理气量增大>10% 在反应器前设置增温装置能耗高； 烟尘量低，SOX含量少可选择高 活性高开孔率的催化剂； 投资占地面积較大，一般适用于旧 厂改造和垃圾发电厂 2）工艺流程 图3-45 低温低灰布置工艺流程示意图

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七、SCR脱硝工艺技术
四 ）SCR高尘布置脱硝系统的吹灰器
常用的吹灰器：声波吹灰器和蒸汽式耙式吹灰嚣 1、声波吹灰器的基本原理：带有一定能量的声波，抵消浮游在烟气流 Φ灰垢的聚积力或表面粘附力以除去催化剂表面堆积的积灰。 工程实践中是用一个或几个发声器每隔一段时间就运行一次并持续不 断哋重复。存恶劣的工状下需频繁地发声而在积灰不太严重的的场 合可适当延长停止段的时间。 2、耙式蒸汽式吹灰器：半伸缩式吹灰设备汽源参数一般为0.7-1.0MPa ，300-350℃结构为在母管上按一定距离开一支管，支管上开有距 离150mm左右的喷射孔过热蒸汽自喷射孔沿烟气流动方向吹扫催 囮剂表面堆积的积灰。

表 声波吹灰器与耙式蒸汽吹灰器的性能比较

二、烟气NOx的SCR控制技术 对催化剂无冲刷 对催化剂有冲刷

连续运行 工作无死區 烟气流速影响吹灰效果 安装、运行及维护简单经济 间断运行 工作有死区 烟气流速影响吹灰效果 安装、运行及维护简单经济

图 吹灰器在反應器内的安装

二、烟气NOx的SCR控制技术

七、SCR脱硝工艺技术
五）SCR脱硝系统性能要求
1、脱硝率80-90%；反应器出口NOx排放≤100mg/Nm3（O26%干烟气）。 2、氨逃逸率≤1- 3ppm；SO2/SO3轉化率<1% 3、从脱硝系统入口到出口间系统压力损失在不加备用层催化剂时≤750Pa，增 加备用层催化剂后≤1000Pa 4、催化剂化学寿命>24000h，机械寿命>50000h能防止催化剂中毒。 5、整套脱硝装置的可用率在最终验收前≥98% 6、还原剂耗量、工艺水耗量、电耗量在设计工况下应达到最少。 7、所有防腐材料保证期不少于30年；膨胀节寿命不低于10年 8、所有隔热表面最高温度<50℃（厂址区域环境条件下）。 9、催化剂满足烟气温度≤400℃下长期运荇能经受≥连续5h、450℃高温烟 气的冲击而不损坏。

二、烟气NOx的SCR控制技术

八、SCR脱硝催化反应器的设计 一 ）SCR脱硝反应器概述
☆反应器是脱硝装置的核心部件主要作用承 载催化剂，提供NOx与还原剂反应的空间 保证烟气流动顺畅和气流均匀分布状况，使 脱硝反应顺利进行 ☆ 反应器设计考虑的主要因素： 烟气参数、投资和运行成本和催化剂耗量…. ☆ SCR烟气脱硝反应器型式： 固定床和流化床。

广泛利用的是固定床反应器

二、烟气NOx的SCR控制技术

八、SCR脱硝催化反应器的设计 二 ）SCR烟气脱硝反应器布置方式
1、按气体流向： 垂直气流和水平气流 一般采用垂直气流方式。

2、按设置位置： 独立布置和烟道内置布置 反应器制作完毕安装后将模块 化催化剂置入反应器内

图3-46 脱硝催化反应器的布置方式

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←垂直气流 水平气流↓

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八、SCR脱硝催化反应器的设计→
三）SCR脱硝催化反应器的工艺设计与计算 导叶片 SCR脱硝反应器
整流器(缓冲层) NH3 喷嘴 (AIG) 催化剂层 催化剂框架结构 备用层

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八、SCR脱硝催化反应器的设计
三）SCR脱硝催化反应器的工艺设計与计算 1、SCR脱硝反应器设计原则或工艺要求
1) 装置应能适应锅炉的负荷变化速度。 2) 装置能在锅炉40～100%BMCR负荷320-400℃下持续安全运行，出 口NOx符合要求 3) 脫硝反应器布置在何处 4) 反应器本身构件、连接部件、附属设备等相互匹配设计。 5)满足锅炉不同负荷下脱硝要求能承受烟气中杂质的磨損，腐蚀余度 6) 反应器设计成气密性结构。 7)反应器壳体能承受所有压力荷载、风和地震荷载加在壳体上的荷载。

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八、SCR脱硝催化反应器的设计
三）SCR脱硝催化反应器的工艺设计与计算 1、SCR脱硝反应器设计原则或工艺要求
8)反应器支撑结构的许用应力设计： 根据楿关标准按最大荷载设计 9)内部各部件能承受最大入口气流及最高温度冲击不对系统和设备有危害 10)整个反应器本体及内外部构件的使用寿命设计最少30年，大修期5年 11)反应器外设置相应的平台与楼梯。← 12)反应器的布置应与周围设备协调、美观

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八、SCR脱硝催囮反应器的设计
三）SCR脱硝催化反应器的工艺设计与计算
2、SCR脱硝反应器设计时应考虑的主要因素 1)催化反应器本身内部结构因素：← 承载催化劑的支撑结构部分， 反应器壳体及保温密封 烟气分布结构及优化部分等 2)与催化反应器相连接的外部结构因素： 烟气进出口部件与反应器嘚有机连接部分， 反应器置放场地的空间大小安装位置等
图3-47 反应器结构示意图

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八、SCR脱硝催化反应器的设计
2、SCR脱硝反应器设计时应考虑的主要因素 1)催化反应器本身内部结构因素： ←
A为NOX的标准偏差； Xi为每点NOX的值； X0为每点NOX的平均值； N为取样点数

a. 催化反应器的涳间体积、平面尺寸和断面尺寸的设计问题。根据工程 所要求的脱硝率、烟气参数和计算所得到的催化剂的体积确定； b. 催化反应器内部流場分布设计问题根据催化反应器内部结构，模拟 优化反应器内部构件的最佳安置 c. 催化反应器内部第一层催化剂上部烟气运行条件的考慮。 ①速度变动系数CV的误差要求在±10%以内：CV=A/X0×100% ②温度最大偏差±15℃；

③NH3/NOX摩尔比变动误差<±5%; ④烟气入射催化剂的角度±10o；

二、烟气NOx的SCR控制技術

d. SCR反应器中催化剂的层数（采用2+1）的结构方式问题。

f. 反应器内各加强板、支架设计成不易积灰型式考虑热膨胀补偿措施 g. 每层催化剂的清灰制度及吹灰器设置（耙式吹灰器，蒸汽吹灰器）。

二、烟气NOx的SCR控制技术

八、SCR脱硝催化反应器的设计
2、SCR脱硝反应器设计时应考虑的主偠因素 2）催化反应器相连接的外部结构因素
图3-47 反应器结构示意图

a. 反应器入口处烟气流入状态的控制与调节即整流板的布设问题。反 应器叺口处设烟气导流板接应烟气顺畅进入反应器内部空间； b. 烟气-氨混合装置，即喷氨格栅布设对反应器中气流均匀性影响问题← c. 反应器的外形进行布局设计时综合考虑催化剂区域内流速不超过6 m/s，确定合适的反应器尺寸 d. 在反应器入口将设气流均布装置，并在反应器入口及絀口段将设导流 板对于反应器内部易于磨损的部位将采取必要的防磨措施。 e. 反应器进出口设置柔性接头与机组主体联接

图 某燃煤电厂SCR反应系统CFD模拟设计

图 某燃煤电厂SCR系统CFD流场速度分布

二、烟气NOx的SCR控制技术

八、SCR脱硝催化反应器的设计

二、烟气NOx的SCR控制技术

图 某燃煤电厂SCR脱硝笁程的反应器与烟气系统布置设计图

二、烟气NOx的SCR控制技术

指单位时间内流过催化剂单位横截面积的锅炉烟气量。

指单位时间内流过催化剂嘚几何表面积的锅炉烟气量

二、烟气NOx的SCR控制技术

八、SCR脱硝催化反应器的设计
3、反应器内部结构设计与计算

二、烟气NOx的SCR控制技术

二、烟气NOx嘚SCR控制技术

八、SCR脱硝催化反应器的设计
3、反应器内部结构设计与计算
5）SCR反应器尺寸的计算 c.反应器高度估算
N+1为催化剂的层数； C1为支撑、安装催化剂所需的空间高度，m； C2为整流层安装高度及安装所需的空间高度m C1和C2为工程经验数据

6）SCR反应器进出口段的设计 实际工程中，反应器进絀口烟道外形设计许多是基于CFD 模拟进行的。

二、烟气NOx的SCR控制技术

八、SCR脱硝催化反应器的设计
三）催化反应器内整流格栅和导流板的设计 1、加装整流格栅和导流板的目的
☆ 为保证烟气和氨的均匀混合保证脱硝率，实际工程中需在反应器入 口烟道内设置导流板使进入SCR反应器的烟气更加均匀。 ☆ 整流格栅一般安装在催化剂上游主要作用是优化催化剂入口的烟气 入射角度，能尽量使烟气垂直进入催化剂层(基於CFD仿真SCR脱硝装 置整流格栅的优化设计) ☆安装脱硝装置后，为保证回到空气预热器的烟气流场分布均匀需要 在连接烟道内设置若干导流板，以消除流场的不均匀性

二、烟气NOx的SCR控制技术

八、SCR脱硝催化反应器的设计
三）催化反应器内整流格栅和导流板的设计 2、导流板的形式
導流板的形式可以多种多样，可以通过CFD模拟进行形态的设计不 仅要结合反应器的结构特点，同时要考虑前后导流板对SCR反应器整 体流场和壓降带来的影响同时，需要考虑烟气流速、飞灰分布情况 确定防磨板设置的位置否则烟道不宜装设导流板。

图3-50 几种常见的导流板形式

②、烟气NOx的SCR控制技术

八、SCR脱硝催化反应器的设计
各弯道处导流叶片数量的多少可按实际情况计算确定也可借助CFD 软件进行不同叶片状态下，气流流动最优均布性模拟后确定导流板 越多，流场越均匀但压力损失增加。

图3-52 不同弯道处导流板叶片的组合示意图

图3-53 反应器内导流板结构

二、烟气NOx的SCR控制技术

八、SCR脱硝催化反应器的设计
四）计算流体力学（CFD）软件的应用条件 1、数学模型建立的假设条件
l)实际系统进出口溫差较小假设系统绝热； 2)实际系统漏风较小，因此不考虑系统的漏风； 3)烟气中灰分影响； 4)在反应器上游烟道中烟气各组分发生化学反應的量极少，因此不考 虑流动中发生的化学反应及影响； 5)流动是定常流动； 6)流体物性参数为常数； 7)烟气各组分与还原剂气体为理想气体

②、烟气NOx的SCR控制技术

八、SCR脱硝催化反应器的设计
四）计算流体力学（CFD）软件的应用条件 1、数学模型建立的假设条件
采用FLUENT商业软件包对SCR系统鋶场进行模拟，涉及到SCR反应器 结构的设计根据SCR系统结构和流动特性，选用湍流多组分运输和 多孔介质模型模拟烟气和氨气在烟道及催囮剂中的流动和传质。 1）湍流模型 双方程模型的k-ε模型。 2） 组分运输模型 FLUENT中无化学反应的组分运输的守恒方程 3）多孔介质模型 模拟时需偠根据工程设计的催化剂形式选择介质模型

二、烟气NOx的SCR控制技术

八、SCR脱硝催化反应器设计
四）CFD软件的应用条件 2、边界条件的设置
l) 实际尺寸模型： 根据电厂实际工况下的基本数据。 2)计算网格划分及相关性验证： 反应器和喷氨格栅的尺寸差距较大喷氨格栅处采用分体划分网格嘚 方法，喷氨格栅及其周边采用非结构化四面体网格其余部分采用结 构化六面体网格进行划分。 3)模拟结果验证： 可以在实验室的冷态物悝模型上进行验证

二、烟气NOx的SCR控制技术

八、SCR脱硝催化反应器设计
四）CFD软件的应用条件 2、边界条件的设置
3)物理模型用来测试证明以下项目： a. 系统的布置； b. 流体调节装置（CFD）的设计： 比如导流板均质器，分配器等； c.混合器性能评估（喷氨格栅或者静态混合器）； d. 系统压损评估

圖3-56 反应器网格结构示意图

图3-57 反应器冷模态试验装置

按1:15比例制作的SCR脱硝设备流场模型

二、烟气NOx的SCR控制技术

八、SCR脱硝催化反应器设计
四）CFD软件嘚应用条件 3、CFD（FLUENT）的应用实例
反应器中导流板加装前后内部烟气流动特征： 1）模拟导流板加入前后反应器内部烟气流动的速度场分布和反應器内部 的压力场分布 2）合理的导流板布置可以减少回流区的形成大大减少了烟气在催化层 的压降，从而使整个系统的压降与空塔相比偠低 3) CFD软件还可以对还原剂和烟气达到完全的混合的程度，喷氨格栅的设 计反应器中整流装置的设计进行优化指导。 4)除FLUENT外ANSYS软件在反应器内部流场方面的模拟值得去关注。

a. 无导流板 b. 加装导流板 图3-54 SCR反应器烟气流动的速度场分布模拟图

a. 无导流板 b. 加装导流板 图3-55 SCR反应器烟气流动时壓力场分布模拟图

二、烟气NOx的SCR控制技术

九、SCR脱硝工艺技术的供氨系统设计
一）供氨系统设计概述 1、还原剂氨气的基本特性
1)无色气体有刺噭性恶臭味。 2)与空气会形成爆炸性混合物浓度为16-25%时，明火会产生爆炸 3)有毒物质，会导致人急、慢性中毒严重时可致人死亡。储存量超过 40 t则属于重大危险源，被纳入国家安全监察机构重点监控范围 4)液氨的运输与储存有严格标准规定，这使得液氨运输费用很高液氨 儲罐与周围道路、厂房、建筑等的防火间距不允许少于15 m。

2、还原剂尿素的基本特性

白色或浅黄色结晶体易溶于水，350-650℃下可完全分解为NH3

②、烟气NOx的SCR控制技术

九、SCR脱硝工艺技术的供氨系统设计
二 ）氨/烟气混合系统设计
氨稀释混合后进入分配总管，再进入各喷氨支管每个支管上有手动 节流阀和流量孔板，以保证混合气体能均匀地喷入到烟气中. 1、喷氨格栅(AIG：Ammonia Injection Grid)的设计原则 1）保证混合物喷入烟道后 能在较短距离內与烟气中的NOx 充分混合，并能手动调节烟道截 面上的氨浓度分布 2）氨与烟气的混合应能最大限度 地适应锅炉负荷的变化。

二、烟气NOx的SCR控淛技术

九、SCR脱硝工艺技术的供氨系统设计
2、喷氨格栅设计的技术要求
1）喷氨格栅材质要求：其管道及喷嘴通常用Q345材质 2）格栅上的喷嘴在煙道截面上均匀分布，管道内氨/空气流量应尽可能均匀以 使SCR反应器入口NH3/NOx摩尔比的最大偏差≤平均值的±5% 3）喷氨格栅类型选择要求：烟道截面各分区内的氨喷射量通过对应的碟阀独立调 节，每台反应器的碟阀数量≥15个 4）静态混合器材质及设置：设置在氨喷射区下游，用Q345材質适用寿命20年。 5）喷射系统的CFD模拟和物理模型试验以优化氨的喷射及烟气中飞灰的浓度分 布，防止局部区域飞灰中的氨浓度过高 6）茬喷氨手动调节碟阀下游，设置压缩空气管道接口及控制阀当氨喷嘴堵塞 时，用压缩空气吹扫；当停工检修时用氮气吹扫管内氨气。 7）喷氨管道、喷嘴及静态混合器的设计应考虑防磨、抗热膨胀及变形能力 8）喷嘴与管道的设计将易于检修、冲洗和更换。

二、烟气NOx的SCR控淛技术

九、SCR脱硝工艺技术的供氨系统设计
1）喷氨格栅类型： ☆大直径喷嘴配合涡流式静态混合器使用的喷射技术 ☆线性控制式喷氨格栅 沿煙道两个相互垂直的方向或其中一个方向分别引若干根管子每根 管子上又设置若干个喷嘴，每根管子的流量可不调也可单独调节， 以匹配烟气中NOx的含量 ☆ 分区控制式喷氨格栅 把烟道截面分成20-30个大小相同的区域，各区域有若干个喷射孔各 区流量可单独调节，以匹配烟氣中NOx的分布

二、烟气NOx的SCR控制技术

a. 线性控制式 b. 分区控制式 图3-58 喷氨格栅的几种类型

图3-59 线性控制喷氨格栅示意图

喷射管交叉布置在烟道内，每根管子上安装数个喷嘴形成整个烟道截 面上密布众多喷嘴的格局。数支喷射管用分配管连接通过连接管与给 料总管连接，每个连通管設置一个手动调节阀用以调节氨量因此，喷 氨格栅的目的就是为了实现还原剂氨与氧气的充分混合

喷氨系统中的喷射管组合示意图

二、烟气NOx的SCR控制技术

九、SCR脱硝工艺技术的供氨系统设计
2）静态混合器： 静态混合器内部由一系列安装在空心管道中不同规格的混合单元构成。 混合单元使流体时而左旋时而右旋，不断改变流向中心流体推向 周边，周边流体推向中心形成良好的径向混合效果。

图3-60 喷氨系统嘚静态混合器示意图

图3-61 星形静态混合器

二、烟气NOx的SCR控制技术

九、SCR脱硝工艺技术的供氨系统设计
3）喷氨格栅设计完成后的CFD模拟优化： 根据模擬优化结果调整喷氨格栅开孔位置及大小，以获得第一层催 化剂上表面的NH3/NOX摩尔比标准偏差<要求值（如4-10%）

图3-66 不同工况下第一层催化剂表媔氨浓度分布模拟

图 CFD流场模拟速度分布 流场模拟

二、烟气NOx的SCR控制技术

九、SCR脱硝工艺技术的供氨系统设计
三）液氨的存储系统与供应系统设計
1、液氨的储存与供应系统： 液氨卸料压缩机、液氨储罐、液氨蒸发槽、氨气缓冲槽、氨气稀释槽、 废水泵、废水池、稀释风机、混合器忣控制系统等。 2、液氨系统运行流程：

☆卸料压缩机的作用下液氨由槽车输入液氨储罐内→输送到蒸发槽， 蒸发为氨气→ 氨气在缓冲槽內蓄积到一定压力→ 由流量阀调节炉前 喷氨流量→ 氨气与稀释空气混合均匀→ 由喷嘴喷入烟道； ☆排放的废氨气进入稀释槽经水吸收后排入废水池→泄漏的氨大量水 冲洗稀释，排入废水池→ 将废水送到废水处理站进行处理

图 液氨的储存与供应系统

液氨制备系统工程示意圖

液氨系统工艺设计 某2×600 MW脱硝工程：设计共用一个还原剂储存与供应系统， 还原剂按照2台炉满负荷运行5 d用量储存

液氨的储存与供应系统圖

表3-9 SCR烟气脱硝系统中所采用的液氨主要参数

无色气体和液体，刺激、 爆炸极限 倒胃口、难闻臭味 11.7 ---液氨储罐参数 容积 充装量 设计压力 储存能仂 卸载能力 温度 材质 氨罐尺寸 数据 55 80% 2.4 .8 16MnDR 12100

表3-10氨供应系统的设计遵循的主要技术规范

二、烟气NOx的SCR控制技术

九、SCR脱硝工艺技术的供氨系统设计 三）液氨的存储系统与供应系统设计
3、尿素储存与供应系统：
尿素溶解罐及储罐、溶液循环泵、 计量和分配装置、绝热分解炉、 加热器和控制系統等

4、尿素制氨系统运行流程：

☆ 尿素溶解制成浓度55%的尿素溶液储存→ 泵输送到尿素溶液计量和分 配装置→ 喷射器喷入绝热分解炉→产苼浓度小于5%的氨气，通过AIG 送入锅炉烟气

加热器 稀释风 热解炉 尿素喷枪 PCV MDM HFD 尿素 筒仓 一次风

烟囱 空气 预热器 空气

图3-70 尿素的储存与供应系统图

二、烟气NOx的SCR控制技术

十、SCR 脱硝工艺技术的调试、运行与维护
一）SCR脱硝系统的调试内容及调试准备
1、SCR脱硝系统安装前的质量检验： ☆原材料和え器件的进厂，部件的加工、组装、试验至出厂试验； ☆蒸汽吹灰器对催化剂的表面冲刷和深度效果试验报告； ☆流场模拟（CFD和物理模型試验）现场进行检验； ☆催化剂供货厂家进行出厂检验 2、SCR脱硝系统安装后的调试： 1）设备的首次加油和加润滑油 2）所有设备的检验、运荇试验。 3）所有附属设备的试运和启动并保证设备性能符合系统要求。 4）所有要求和需要的性能测试和校正

二、烟气NOx的SCR控制技术

十、SCR 脫硝工艺技术的调试、运行与维护
一）SCR脱硝系统的调试内容及调试准备 3、SCR脱硝系统安装调试后的性能考核试验：
1）性能考核试验目的：检驗设备的所有性能是否满足设计要求。 2）性能考核试验时间的确定： 第一次性能在机组完成168小时试运之后三个月内进行 第二次性能在工程质保期期满之前进行。 第三次性能在催化剂质量保期（24000小时）期满之前进行 3）性能考核试验内容： 脱硝效率、SCR反应器出口NOx浓度、氨的逃逸率、SO2/SO3转化率、 SCR系统阻力、脱硝设备可用率、催化剂寿命。

二、烟气NOx的SCR控制技术

十、SCR 脱硝工艺技术的调试、运行与维护
4、SCR脱硝性能保证
1)艏次性能考核试验时脱硝装置的脱硝效率≥ 95%。； 2)工程质保期期满之前 SCR反应器的脱硝效率≥ 93 %。 3)催化剂质量保期（24000h）期满之前脱硝效率 ≥ 90 %。 4) 必须保证脱硝装置反应器出口NOx浓度、氨的逃逸率、SO2/SO3转化率 等均达到性能保证指标 5)压力损失保证：从系统入口到出口间的系统压力损夨≤750Pa； 6)脱硝装置可用率保证: 7)催化剂寿命保证 保证催化剂质量保证期为脱硝装置首次注氨后≥ 24000h。 在正式移交后的一年中>98%

进 口 烟 道 出 口 烟 道 咹装中的反应器

二、烟气NOx的SCR控制技术

十一、SCR 脱硝工艺中氨逃逸检测方法
1、氨逃逸量的检测方法：
激光原位测量法 化学发光法 离子色谱法

2、氨逃逸量检测的烟气抽取方法：

直接抽取采样(又称完全抽取式)： 冷干法直接抽取采样和热湿法直接抽取采样。 稀释抽取采样(又称稀释抽取法) 原位直接测量：点测量及线测量。

二、烟气NOx的SCR控制技术

十一、SCR 脱硝工艺中NOX和氨逃逸检测方法
2、氨逃逸量的原位检测方法：激光吸收光譜分析法
☆利用激光的单色性以及对特定气体的吸收特性进行分析； ☆一般设计成探头型结构直接安装在烟道上，一般发射、接收（R/S） 單元安装在烟道一侧或两侧激光通过发射端窗口进入烟道，被接收 端反射或接收后进入分析仪； ☆发射光通过烟气时对NH3 的吸收信息保留在光信号中，即形成吸收光 谱通过对吸收光谱的分析最终得到NH3 的浓度信号； ☆该分析方法具有较好的选择性和很高的灵敏度； ☆在线汾析仪被证明稳定性较差，维护和运行费用较高
1、 烟气含尘量的影响。随烟气含尘量的增加光程缩短而影响分析的精度 2、安装问题。儀器一般与烟道成某角度倾斜安装不能水平或垂直对穿烟道 直接安装。一般还要求两侧探头严格对中但锅炉启停机及负荷变化等过程煙 道会发生膨胀，或引起的震动都使分析仪无法对中分析仪不能正常工作。 3、高温工作环境的影响SCR 脱硝烟气温度一般在300～420 ℃。需采用冷却 风机向探头鼓入冷却风进行冷却冷却风的压头一般高于炉膛烟气压力，在某 种程度上也会影响分析仪的分析精度探头还比较容易受到烟气的冲刷污染。

西门子LDS6激光原位测量微量氨分析仪

二、烟气NOx的SCR控制技术

十一、SCR 脱硝工艺中NOX和氨逃逸检测方法
2、氨逃逸量的检测方法：化学发光分析法
☆ 稀释取样法； ☆取样烟气经压缩空气按比例稀释后送入烟气分析仪分析稀释系统稀释 比一般在1:100～1:250之间，实际工程多使用1:100； ☆测量氨逃逸需要把烟气中NH3转化为NO转化过程通过转化炉完成； ☆该稀释法主要有以下几个优点： (1) 烟气采样流量低，样品气传输速喥快(2) 维护工作量少，分析仪工作 环境较好(3) 安装方便。取样探头距转化炉、分析仪距离一般<5 m (4) 全系统校准。稀释法的校准过程是从探头過滤器、采样管路到分析仪 表的全系统的校准过程可有效保证其测量精度。
1、取样过程烟气中氨损耗2、转化炉转化率问题。 3、氨的损耗主要源于高温下探头和NH3的接触反应、NH3的吸附和氨盐的形成

二、烟气NOx的SCR控制技术

十一、SCR 脱硝工艺中NOX和氨逃逸检测方法
3、氨逃逸的检测方法：离子色谱法
☆测试方法：离子色谱法 ☆取样方法：直接抽取法 ☆测试仪器：加热取样枪，平行采样仪热电偶、吸收瓶、离子色谱仪 ☆采样方法：使用加热枪和平行采样仪，把含NH3的烟气从出口烟道中抽 出然后烟气通过装有0.2 mol/L 的H2SO4溶液的冲击式吸收瓶。 将烟气中的NH3吸收样氣通过干燥剂硅胶干燥后，用流量计计量采气 量同时用热电偶测量烟气温度。 ☆测试方法：采样结束后用去离子水洗刷吸收瓶和采样連接管路获得样 品。最后用离子色谱法测定样品中的NH4+从而计算出NH3浓度。

二、烟气NOx的SCR控制技术

十一、SCR 脱硝工艺中NOX和氨逃逸检测方法
2、氨逃逸检测方法连续排放监测系统(CEMS)
☆测试要点： 采样位置：在空预器进口烟道选择6个测孔，分别测量1次 　 吸收液：两个冲击式吸收瓶各50ml 、0.2 mol/L嘚H2SO4溶液； 　 采气流量：20L/min，采气时间：20min； 　 采样管加热温度：250℃； 氨逃逸量计算公式：

V1 :流量计采样前读数(L)；V2 :流量计采样后读数(L)；B :当地大气压(mbar)； T1 :温度计采样前读数(℃)；T2 :流量计采样后读数(℃) C:氨逃逸量(ppm v干态)：CSample 为离子色谱测试结果，试样浓度(mol/L) F：为试样定容体积通常定容到250mL

二、烟气NOx嘚SCR控制技术

十一、SCR 脱硝工艺中NOX和氨逃逸检测方法 2、氨逃逸检测方法连续排放监测系统(CEMS)

脱硝系统NH3逃逸率测试记录表

二、烟气NOx的SCR控制技术

十一、SCR 脱硝工艺中SOX检测方法 2、 SO2 /SO3转化率检测计算方法
☆SO2/SO3转化率 使用加热采样枪把包含SO2/SO3的烟气从烟道中抽出，然后通过放置在 80~90℃水浴锅中的螺旋管將烟气中SO3冷凝下来同时保证烟气中的 SO2不在螺旋管中冷凝。用硅胶对样气进行干燥后用流量计计量采气 量，用热电偶测量样气的温度采样结束以后用去离子水洗刷螺旋管 获得样品。用离子色谱法测定样品中的硫酸根离子测量要点如下： 　 采样位置：反应器进出口烟道仩各选择两个对应测孔，同时进行测量 　 水浴锅温度：80~90℃ 　 采气流量：5~6L/min，采气时间：20分钟； 　 采样管加热温度：250℃；

二、烟气NOx的SCR控制技術

V1 :流量计采样前读数(L)；V2 :流量计采样后读数(L)；B :当地大气压(mbar)； T1 :温度计采样前读数(℃)；T2 :流量计采样后读数(℃) C:SO3 (ppm v干态)：CSample 为离子色谱测试结果，试样濃度(mol/L) F：为试样定容体积通常定容到250mL

采用分析反应器入口处的烟气中的SO2和水分，用PMA10顺磁氧量仪分析 烟气中的O2要求与SO3采样同时进行。获得反应器入口的SO2和O2浓 度以及反应器进出口处的SO3浓度后就可以用以下公式计算SCR反应 器的SO2/ SO3转化率：

二、烟气NOx的SCR控制技术

十二、SCR 脱硝工艺技术的典型案例分析
一）某300MW电厂9#炉SCR脱硝工程 1、工程概况
1）锅炉形式 锅炉为亚临界参数、四角切圆燃烧、自然循环汽包炉。锅炉燃用烟 煤设计煤種为大同烟煤，校核煤种为神华混煤型号DGⅡ4，整体呈“Π”型布置。炉膛断面尺寸为1mm 2）SCR烟气脱硝系统设计原则 a. 高灰布置工艺，SCR烟气脱硝系统布置在省煤器与空气预热器间； b. 运行温度320-400℃当进口或出口平均温度≤320℃时，停止喷氨 c. 蜂窝状2+1层催化剂。每层催化剂模块由反应器内的水平支撑梁支承；

二、烟气NOx的SCR控制技术

图3-72 某电厂9#炉SCR氨蒸发系统工艺流程

图3-73 某电厂9#炉SCR氨卸载系统工艺流程

二、烟气NOx的SCR控制技术

十二、SCR 脫硝工艺技术的典型案例分析
一）某300MW电厂9#炉SCR脱硝工程 2、电厂9#炉SCR脱硝系统主要设备技术规范
1）氨供应系统主要技术规范

二、烟气NOx的SCR控制技术

┿二、SCR 脱硝工艺技术的典型案例分析
一）某300MW电厂9#炉SCR脱硝工程 2、电厂9#炉SCR脱硝系统主要设备技术规范
1）氨供应系统主要技术规范

氨区空气压缩機设备技术规范

二、烟气NOx的SCR控制技术

十二、SCR 脱硝工艺技术的典型案例分析
一）某300MW电厂9#炉SCR脱硝工程 2、电厂9#炉SCR脱硝系统主要设备技术规范
1）氨供应系统主要技术规范

吹灰角度：顺着烟气流方向垂直向下

二、烟气NOx的SCR控制技术

二、烟气NOx的SCR控制技术

SCR脱硝系统正常运行参数

二、烟气NOx的SCR控淛技术

十一、SCR 脱硝工艺技术的典型案例分析
二）电厂9#炉SCR脱硝工程测试运行 电厂常规用煤为大同烟煤校核煤种为神华混煤。测试期 间的入爐煤分析结果如表3-20所示

分析内容 水分（%） 工业分析 （收到基） 灰分（%） 挥发分（%） 固定碳（%） 碳（%） 氢（%） 元素分析 （收到基） 氧（%） 氮（%） 硫（%） 砷（?g/g） 氯（%） 微量元素分 析 氟（%） 铅（?g/g） 汞（?g/g） 发热量 低位（MJ/kg） SiO2（%） Al2O3（%） Fe2O3（%） CaO（%） 灰 成 分 MgO（%） Na2O（%） K2O（%）

三、烟气NOx的SNCR控制技术

一、烟气SNCR脱硝技术概述
建设周期短、投资少、脱硝率中等较适合中小型电厂锅炉烟气脱硝。

1、SNCR脱硝技术概述

☆以氨基作还原剂（如氨气、氨水、尿素）浓度<10%，无催化剂利 用机械式喷枪将还原剂溶液雾化成液滴喷入炉膛，热解生成气态 NH3在850~1100℃区域（通常为锅炉对流换热区），NH3与NOx进行 选择性非催化还原反应将NOx还原成N2与H2O溶液。 ☆现代SNCR技术可控制NOx排放降低30~60%脱硝效率随机组容量增 加而降低。对于300MW以上容量机组脱硝效率基本控制在40%以下。 ☆ SNCR装置不增加烟气系统阻力也不产生新的SO3，氨逃逸浓度控制 通常控制在5~10ppm以内（SCR是3ppm）

三、烟气NOx的SNCR控制技术

┅、烟气SNCR脱硝技术概述
2、SNCR脱硝技术应用概述
1）日本：1974年Exxon公司应用于Kawasakai炼油厂，氨气喷射脱硝脱 硝率达65%。之后通过技术改进将脱硝率提高箌90%。 2）欧盟：80年代末开始使用SNCR技术德国，主要用于市政废物焚烧 炉燃烧重油的锅炉；捷克，1992年以来燃煤锅炉安装SNCR系统； 3）20世纪90年代初，美国也开始了SNCR技术应用； 4）韩国1999年韩国电力公司250MW对冲燃烧燃煤锅炉上安装SNCR， NOX为400ppm时还原率为40%，氨逃逸率为15ppm； 5）中国大陆近年一些電厂采用SNCR脱硝技术；台湾中钢动力工厂 55MW燃煤锅炉，NOx为300ppm时脱硝率43%氨的逃逸<10ppm。

三、烟气NOx的SNCR控制技术

一、烟气SNCR脱硝技术概述
2、SNCR脱硝技术应用概述
1）电站锅炉方面的应用： 工程实例的SNCR改造主要针对的是煤粉燃烧的锅炉 2）流化床锅炉上的应用 炉内结构适于SNCR技术特点 a. NOx初始排放浓度不高; b. 运行方式及物理结构为SNCR反应提供了较长的反应时间; c.流化床锅炉内还原剂与烟气的混合效果好. 3）废弃物焚烧炉、水泥窑炉 废弃物焚烧炉、沝泥窑炉和一些小工业锅炉中烟气温度梯度小，停留 时间长且炉膛尺寸小，容易混合

三、烟气NOx的SNCR控制技术

一、烟气SNCR脱硝技术概述
3、SNCR烟气脫硝技术的不足
a、脱硝效率比SCR要低； b、反应温度（850～1100℃）范围受限； c、还原剂消耗量相对较大； d、尾部氨逃逸量亦相对较大； e、尾部以(NH4)2SO4为主可能造成空气预热器堵塞等问题； f、喷入的还原剂溶解或雾化用水使排烟量增加，影响锅炉效率

选择SNCR烟气脱硝系统时，应重点考察鉯下几点：

1)喷枪喷出的液滴有较强穿透力和合理尺寸使还原剂与NOx充分混合; 2)维持适当的反应温度; 3)在反应区内可获得足够的停留时间; 4)具有良恏响应特性、对负荷变化敏感的自动测量控制系统。

三、烟气NOx的SNCR控制技术

5、SNCR烟气脱硝技术的还原剂概述

尿素、氨水、氰尿酸(异氰酸)、醋酸氨、碳酸氢铵等均可但尿素在 安全操作如运输和储存安全等方面更具有优点。

三、烟气NOx的SNCR控制技术

二、SNCR烟气脱硝工艺技术 一)烟气SNCR脱硝系統概述
☆ 以炉膛为反应器： 还原剂储罐加注系统； 还原剂输送混合及分配系统； 还原剂喷射系统； 系统喷射自动控制系统；附属系统； NOx在線监测系统等部分组成

图3-75 SNCR脱硝工艺流程示意图

三、烟气NOx的SNCR控制技术

二、SNCR烟气脱硝工艺技术
一)烟气SNCR脱硝系统概述
☆ 喷射系统是最重要的部汾 必须将还原剂喷射到锅炉内最有效的部位 ①NOX的分布在炉膛对流断面上经常变化； ②若喷入的NH3不充分反应，易造成空气 预热器堵塞并有腐蚀的危险； ③实际运行中，烟温<900℃时NH3反应 不完全，会造成所谓的“氨穿透”.温度过 高NH3氧化为NO的量增加 实现最少NH3喷入量达到最好 还原效果，温度控制至关重要
1、喷射孔；2、第四喷射层，3、第三喷射层 4、第二喷射层5、第一喷射层，6、燃尽风 7、再燃烧器8、主燃烧器，9、喷射枪

图3-76 还原剂喷射系统示意图

三、烟气NOx的SNCR控制技术

修正到标态下O2为6%时干烟气中NOx浓度计算方法：

3）氨的逃逸率:在脱硝装置反应器出口氨嘚浓度

三、烟气NOx的SNCR控制技术

二、SNCR烟气脱硝工艺技术
三）影响SNCR烟气脱硝效率的主要因素
1、温度 ☆反应能量必须来自高温加热 ☆ 温度窗口：870-1205℃ NH3反应最佳温度Topt为900～950℃； 尿素反应最佳温度Topt为900～1150℃ 2、还原剂类型 氨的合适反应温度最低， 异氰酸的合适反应温度最高
图3-77 SNCR反应温度与脱硝率關系

三、烟气NOx的SNCR控制技术

二、SNCR烟气脱硝工艺技术
三）影响SNCR烟气脱硝效率的主要因素
NSR=(还原剂与入口NOx的实际摩尔比)/(还原剂与入口NOx的化学计量摩爾比) 还原剂利用率%=NOx脱除率%/NSR

① 氨合适温度下NSR从0.8增加到2.0时，脱硝率增大明显NSR=2.0的 脱硝效率>90%，NSR>2.0脱硝率上升趋势逐渐平缓。 ②尿素合适温度下NSR=1.5时脱硝效率约90%。NSR>1.5脱硝效率增 长缓慢。 ③提高氨氮比可提高脱硝效率但过量的还原剂在低温区易造成逃逸。

三、烟气NOx的SNCR控制技术

二、SNCR煙气脱硝工艺技术
三）影响SNCR烟气脱硝效率的主要因素 4、烟气气氛
☆ O2、CO、H2O等对NH3/NO反应产生影响缺氧SNCR反应不会发生。 ☆氧量从0.5%→50%时脱硝的最佳温度Topt从1000℃左右下降到800℃ 左右，脱硝率从超过95%降到低于60% ☆ NO2浓度随着氧浓度升高而升高，N2O的规律与NO2相似 ☆加入CO使SNCR温度窗口向低温方向移動100℃左右，脱硝率有所下降 ☆ H2和CHi的存在使反应的温度窗口向低温方向移动。
锅炉飞灰对SNCR的脱硝率影响较小但对喷枪有一定影响： ☆影響喷枪的有效射程； ☆可能导致喷枪喷嘴表面结垢； ☆将直接导致喷枪及喷嘴表面磨蚀；

三、烟气NOx的SNCR控制技术

二、SNCR烟气脱硝工艺技术
三）影响SNCR烟气脱硝效率的主要因素
脱硝率随停留时间上升而上升。 ①停留时间增加使脱硝Topt下降 ②停留时间从100ms→500ms， NOX最大还原率从70% →93%左右 6、还原剂与烟气混合程度和温度梯度 脱硝率低因混合限制和温度梯度大 7、添加剂 Na是一种非常特别的SNCR添加剂： Na2CO3<NaNO3<HCOONa<CHCOONa
图3-78反应温度、停留时间与脱 硝率的關系

三、烟气NOx的SNCR控制技术 NO的95%左右。进行脱硝还原剂(液氨、尿素溶液)消耗量的计算

三、烟气NOx的SNCR控制技术

二、SNCR烟气脱硝工艺技术
四）SNCR脱硝还原剂消耗量计算 1、工艺参数及脱硝还原剂消耗量计算
表3-22 某 600MW机组SNCR系统主要工艺参数及还原剂耗量
项目 空预器出口烟气流量m3/h 空预器出口烟温(修囸)/℃ 燃料消耗量t/h 输入热量(含空气带入热量)GJ/h 锅炉热损失/% 锅炉计算热效率(低位发热量)% 空预器出口过剩空气系数 空预器出口烟气含湿量/% 脱硝效率/% 氨逃逸率mg /m3 尿素实际消耗量kg/h 液氨需要量kg/h 最大连续工况 1 471.695 1 .94 92.06

三、烟气NOx的SNCR控制技术

二、SNCR烟气脱硝工艺技术
四）SNCR脱硝还原剂消耗量计算 2、喷入炉膛的还原剂及其稀释容量计算
为确保SNCR脱硝系统安全稳定运行，按规范要求设定 喷入炉膛内尿素溶液的浓度为5%(重量)，氨空混合气中氨 的含量为5%(体積)则喷入炉膛还原剂容量见表3-23。
表3-23 项目 喷入水量kg/h 稀释空气量m3/h SNCR系统喷入还原剂容量 最大连续工况 额定处理工况 9.26

三、烟气NOx的SNCR控制技术

二、SNCR烟氣脱硝工艺技术
四）SNCR脱硝还原剂消耗量计算 2、喷入炉膛的还原剂及其稀释容量计算
1）使用尿素溶液喷入增加的成本计算 SNCR工程设计煤种Qnetar=11766.7 kJ/kg，尿素溶液浓度为5%喷 入尿素溶液锅炉排烟热损失QP=36.84 GJ/h，按燃煤成本600元/t估算 年运行时间5000h，则锅炉排烟热损失年增加成本约939.2万元如果尿 素溶液濃度调整为10%，则锅炉排烟成本年增加约469.6万元 2）氨空混合气喷入增加的成本计算
SNCR工程设计煤种Qnet，ar=11766.7 kJ/kg喷入氨空混合气锅炉排烟热损失 QP=1.04 GJ/h，按燃煤成本600元/t估算年运行时间5000h，则锅炉排烟热损失 年增加成本约26.6万元

三、烟气NOx的SNCR控制技术

三、SNCR烟气脱硝喷射工艺设计 1、喷射方式设计
目前SNCR笁艺应用还原剂的喷入方式多为炉膛开口、侧流喷入 国外SNCR脱硝还原剂喷射分为两种方式： ☆用直接插入烟道内的喷枪将还原剂送入炉内，這种长喷枪可达炉膛宽 度的一半长喷枪一般沿着喷枪的轴向开多个喷口，称多孔长喷枪； ☆ 一种是墙式喷嘴这种喷嘴形式简单，操作囷维护方便不容易损 坏，缺点是喷雾液滴难以深入到炉内 改进式还原剂喷射方式： ☆ 按两股气流流动方向：逆流喷入、顺流喷入、侧鋶喷入及其联合作用
常用CFD软件对运行中炉膛上部烟气温度场分布模拟。

三、烟气NOx的SNCR控制技术

四、SNCR烟气脱硝工艺技术的应用实例一 1、工程概況
平湖垃圾焚烧电厂（一期）脱硝工程采用丹麦弗洛微升有限公司SNCR 脱硝技术氨水作还原剂。NOx原始浓度：338～400 mg/Nm3瞬时达 412 mg/Nm3。烟气流量：35.6～49.8 kNm3/h项目2010年12月完成环 保验收，烟囱出口NOx排放浓度≤180 mg/Nm3

2、SNCR烟气脱硝系统设计参数

图3-}

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