三种脱硝技术路线解析
脱硝原理简介
脱硝原理简介脱硝原理简介由于炉内低氮燃烧技术的局限性, 对于燃煤锅炉,采⽤改进燃烧技术可以达到⼀定的除NO x 效果,但脱除率⼀般不超过60%。
使得NO x 的排放不能达到令⼈满意的程度,为了进⼀步降低NO X 的排放,必须对燃烧后的烟⽓进⾏脱硝处理。
⽬前通⾏的烟⽓脱硝⼯艺⼤致可分为⼲法、半⼲法和湿法3 类。
其中⼲法包括选择性⾮催化还原法( SNCR) 、选择性催化还原法(SCR) 、电⼦束联合脱硫脱硝法;半⼲法有活性炭联合脱硫脱硝法;湿法有臭氧氧化吸收法等。
就⽬前⽽⾔，⼲法脱硝占主流地位。
其原因是：NOx 与SO 2相⽐，缺乏化学活性，难以被⽔溶液吸收；NOx 经还原后成为⽆毒的N 2 和O 2，脱硝的副产品便于处理；NH 3 对烟⽓中的NO 可选择性吸收，是良好的还原剂。
湿法与⼲法相⽐，主要缺点是装置复杂且庞⼤；排⽔要处理，内衬材料腐蚀，副产品处理较难，电耗⼤（特别是臭氧法）。
⼀、我公司所⽤脱硝系统简介⽬前安装的脱硝系统为东锅股份有限公司下属环保⼯程分公司的产品。
设计烟⽓量为2×1717904m 3/H，SCR安装⽅式为⾼含尘烟⽓段布置，采⽤触媒为蜂窝式。
采⽤德国鲁奇能源环保股份有限公司（LEE）的SCR技术。
⼆、SCR 法原理简介SCR（Selective Catalytic Reduction）——选择性催化还原法脱硝技术是⽤氨催化还原促使烟⽓中NOx⼤幅度净化的⽅法（通常在低NOx燃烧技术基础上的后处理），以满⾜⽇趋严格的NOx排放标准，是⽬前国际上应⽤最为⼴泛的烟⽓脱硝技术。
SCR的发明权属于美国，⽽⽇本率先于20世纪70年代实现其商业化应⽤，⽬前该技术在发达国家已经得到了⽐较⼴泛的应⽤。
⽇本有93%以上的废⽓脱硝采⽤SCR，运⾏装置超过300套。
德国于20世纪80年代引进该技术，并规定发电量50 MW以上的电⼚都得配备SCR装置。
台湾有100套以上的SCR装置在运⾏，它没有副产物，不形成⼆次污染，装置结构简单，并且脱除效率⾼（可达90%以上），运⾏可靠，便于维护等优点。
水泥窑深度脱硝工艺及关键性能参数探讨
1 主流工艺路线水泥窑尾烟气SCR脱硝工艺路线，其核心在于脱硝催化剂。
目前应用于水泥窑的SCR脱硝催化剂，主要为钒钛基催化剂，由载体TiO2、助剂WO3和活性组分V2O5组成，以及添加其他组分提高催化剂的抗中毒性能和抗磨蚀性能。
高温催化剂活性温度范围为300~400 ℃（低硫条件下可拓宽至260~400 ℃），中低温催化剂活性温度范围为180~280 ℃。
选择何种工艺，应结合催化剂应用成熟度、场地布置条件，以及烟气中的粉尘与SO2浓度、烟气温度等进行综合考量来选定。
根据进入SCR反应器烟气温度和粉尘浓度的不同，水泥窑尾烟气SCR 脱硝系统工艺路线主要分为高温高尘、高温中尘、中温中尘。
1.1 高温高尘高温高尘SCR脱硝指水泥窑尾废气从预热器C1出口直接进入SCR 脱硝系统，烟气中NOx和经补充喷氨系统喷入的氨气进行混合，经过催化剂发生还原反应，完成预定的脱硝过程。
脱硝后的烟气继续进入后续生产工艺。
该处烟气温度在280~350 ℃，适合于多数催化剂的反应温度，因而被广泛采用。
由于水泥窑C1出口烟气中粉尘浓度很高，有堵塞催化剂的风险，易加快催化剂的磨损，需配置安全可靠的清灰系统。
高温高尘工艺通常采用的催化剂为13孔蜂窝式催化剂，所能承受最大粉尘浓度为100 g/Nm3。
若C1旋风预热器出口粉尘浓度＞100 g/Nm3，则需对C1旋风预热器进行降尘改造或在SCR脱硝装置入口增加收尘装置。
高温高尘工艺，在增加脱硝反应器及进出口烟道后增加阻力约800 Pa，所以在脱硝改造时要同时核对高温风机电机功率和高温风机本体是否能满足要求。
1.2 高温中尘高温中尘脱硝技术是指窑尾烟气经过C1旋风分离器后，先经过高温电除尘器进行预处理，使粉尘浓度降到30 g/Nm3以下，然后再进入SCR 脱硝反应器进行脱硝处理。
这样可以降低粉尘对催化剂的磨损、堵塞问题。
但是高温中尘增加了除尘器，占地面积大，系统阻力大，运行费用略高。
电除尘器故障率高，施工难度大，投资成本高。
脱硝工艺流程范文
脱硝工艺流程范文脱硝工艺是通过一系列化学反应将燃煤电厂和工业废气中的氮氧化物（NOx）转化为无害物质的过程。
下面是一个典型的脱硝工艺流程的详细描述。
1.前处理:在进入脱硝系统之前，废气需要经过预处理来除去颗粒物和二氧化硫。
颗粒物可以使用除尘器来去除，而二氧化硫可以通过石膏浆液吸收或焚烧来处理。
2.选择SCR法或SNCR法:脱硝工艺主要有选择性催化还原（SCR）法和选择性非催化还原（SNCR）法两种。
SCR法需要使用氨水或尿素作为还原剂，而SNCR法则是直接喷射氨水或尿素到废气中进行脱硝。
3.SCR法工艺流程:SCR法在工业应用中较为常见。
工艺主要包括氨催化剂的制备、氨气制备、废气净化及废气尾部处理。
a.催化剂制备:制备SCR催化剂需要将金属氧化物（如V2O5、MoO3或WO3）与惰性气体（如TiO2或ZrO2）进行混合，然后通过高温处理制备成颗粒状催化剂。
此过程需要考虑催化剂的活性、稳定性和机械强度。
b.氨气制备:根据需求，可以选择通过氨气厂或现场反应器来制备氨气。
氨气制备过程中需要确保氨气的纯度和稳定性。
c.废气净化:废气进入SCR反应器前，需要通过预热器增加反应器的温度。
然后，废气和氨气通过喷射器混合，形成氨气催化剂反应的环境。
在SCR反应器中，废气中的NOx与氨气催化剂发生反应，并转化为氮气和水。
反应后的废气会经过后处理器进行液体-气体分离、除湿和氨气回收。
d.废气尾部处理:还原后的废气会经过尾部处理以达到环保要求。
通常，废气中的氨气会通过加热解离为氮气和水蒸汽，然后再通过冷凝器和分离器进行除湿和分离。
剩余的废气则通过烟囱排放。
4.SNCR法工艺流程:SNCR法相对于SCR法更简单，适用于小型燃煤锅炉。
工艺主要包括尿素溶液的制备、废气喷射与反应、废气尾部处理。
a.尿素溶液制备:尿素溶液一般通过将尿素颗粒与水进行反应制备而成。
制备过程中需要调整溶液的浓度和pH值。
b.废气喷射与反应:废气进入SNCR反应器前，尿素溶液需要通过加热器加热，然后使用喷射器将尿素溶液喷射到废气中。
图文并茂详解脱硝技术
图文并茂详解脱硝技术脱硝技术简介燃烧烟气中去除氮氧化物的过程，防止环境污染的重要性，已作为世界范围的问题而被尖锐地提了出来。
世界上比较主流的工艺分为：SCR和SNCR。
这两种工艺除了由于SCR使用催化剂导致反应温度比SNCR低外，其他并无太大区别，但如果从建设成本和运行成本两个角度来看，SCR的投入至少是SNCR投入的数倍，甚至10倍不止。
为防止锅炉内煤燃烧后产生过多的NOx 污染环境，应对煤进行脱硝处理。
分为燃烧前脱硝、燃烧过程脱硝、燃烧后脱硝。
高粉尘布置SCR系统工艺流程图选择性非催化还原脱硝技术(SNCR)工艺流程图SCR烟气脱硝工艺流程图SCR烟气脱硝工艺流程图选择性非催化还原(SNCR)烟气脱硫技术选择性非催化还原(SNCR)烟气脱硫技术脱硝工艺流程图水泥工艺脱硝工艺流程图臭氧脱硝系统流程图高粉尘布置SCR系统工艺流程图高粉尘布置SCR系统工艺流程图高粉尘布置SCR系统工艺流程图SNCR与SCR联合脱硝工艺流程图SCR脱硝技术工艺流程图SCR脱硝技术工艺流程图1 氮氧化物的的危害有哪些？答：(1)、NO能使人中枢神经麻痹并导致死亡，NO2会造成哮喘和肺气肿，破坏人的心、肺，肝、肾及造血组织的功能丧失，其毒性比NO更强。
无论是NO、NO2或N2O，在空气中的最高允许浓度为5mg/m3(以NO2计)。
(2)、NOx与SO2一样，在大气中会通过干沉降和湿沉降两种方式降落到地面，最终的归宿是硝酸盐或是硝酸。
硝酸型酸雨的危害程度比硫酸型酸雨的更强，因为它在对水体的酸化、对土壤的淋溶贫化、对农作物和森林的灼伤毁坏、对建筑物和文物的腐蚀损伤等方面丝毫不不逊于硫酸型酸雨。
所不同的是，它给土壤带来一定的有益氮分，但这种“利”远小于“弊”，因为它可能带来地表水富营养化，并对水生和陆地的生态系统造成破坏。
(3)、大气中的NOx有一部分进入同温层对臭氧层造成破坏，使臭氧层减薄甚至形成空洞，对人类生活带来不利影响；同对NOx中的N2O也是引起全球气候变暖的因素之一，虽然其数量极少，但其温室效应的能力是CO2的200-300倍。
脱硫脱硝技术方案
脱硫脱硝技术方案采用湿法脱硫工艺，如石灰石石膏法或乳化剂法，设计建造包括反应器、吸收塔和除尘装置的脱硫装置，根据废气中二氧化硫浓度和流量加入石灰石和乳化剂生成石膏或硫酸钙实现脱硫，并加入活性炭吸附异味和有机物。
脱硝则采用选择性催化还原工艺，选择合适的催化剂和还原剂，设计反应器和催化剂层，喷入还原剂与氮氧化物反应生成氮气和水，控制温度和反应时间，定期更换催化剂和清洗反应器以提高效率和设备寿命。
循环流化床锅炉脱硝技术方案详
循环流化床锅炉S N C R脱硝技术方案一、 SNCR工程设计方案1、SNCR和SCR两种技术方案的选择1.1.工艺描述选择性非催化还原Selective Non-Catalytic Reduction,以下简写为SNCR技术是一种成熟的商业性NOx控制处理技术;SNCR方法主要在900～1050℃下,将含氮的化学剂喷入贫燃烟气中,将NO还原,生成氮气和水;而选择性催化还原Selective Catalytic Reduction,SCR,由于使用了催化剂,因此可以在低得多的温度下脱除NOx;两种方法都是利用氮剂对NOx还原的选择性,以有效的避免还原氮剂与贫燃烟气中大量的氧气反应,因此称之为选择性还原方法;两种方法的化学反应原理相同;SNCR在实验室内的试验中可以达到90％以上的NOx脱除率;应用在大型锅炉上,短期示范期间能达到75％的脱硝率,长期现场应用一般能达到30％～50％的NOx脱除率;SNCR技术的工业应用是在20世纪70年代中期日本的一些燃油、燃气电厂开始的,在欧盟国家从80年代末一些燃煤电厂也开始SNCR技术的工业应用;美国的SNCR技术应用是在90年代初开始的,目前世界上燃煤电厂SNCR 工艺的总装机容量在2GW以上;两种烟气脱硝技术都可以采用氨水、纯氨、或者尿素作为还原剂,工艺上的不同主要体现在两个方面：其一,SCR需要布置昂贵的金属催化剂,SNCR不需要催化剂；其二,SNCR存在所谓的反应温度窗口,一般文献介绍,其最佳反应温度窗口为850~1100℃,但是当采用氨做还原剂且和烟气在良好混合条件下,并且保证一定的停留时间,则在更低的760~950℃范围内也可以进行有效程度的脱硝反应;采用SCR技术的脱硝反应,由于催化剂的存在,则可以在尾部烟道低温区域进行;SNCR、SCR和SNCR-SCR三种技术性能比较见表2-1;表2-1 选择性还原脱硝技术性能比较近年来由于环保需要,中国要求电厂锅炉除了使用低氮燃烧器LNB外,还需进一步安装烟气脱硝装置,目前采用的最佳成效工艺主要有SNCR、SCR 和SNCR/SCR 混合法技术;参照国外整体能源的分配和利用比重以及电厂实际情况来看,和我国较相似的是美国,但是国内的燃煤质量及灰分量仍然是要特别考虑的因素;由于SNCR在小型机组上呈现出的优越性,所以在小型机组上首选SNCR脱硝技术,且进行SNCR改造后,若需再进一步脱硝,具有很大的灵活性,如图2-1所示;图2-1 SNCR技术所具有的灵活性SNCR 系统较简单,可以根据机组运行状况灵活处理,不受机组燃料和负荷的变化而受影响;施工周期短,SNCR 对其他系统的维护运行如空气预热器和集尘器,都不产生干扰及增加阻力;使用尿素作还原剂,不仅可以而且减少SCR 系统采用“液氨”在使用和运输上的所带来的安全风险;而且,氨区的设计占地远远大于尿素区的设计占地;非常适用于老厂的脱硝改造,若需进一步脱硝,可加装一层SCR催化剂,形成混合SNCR-SCR技术,达到NOx减排要求;由于国内脱硝技术仍属起步阶段,目前SNCR、SCR 和SNCR-SCR 混合法运行资料不甚多,所以需要借鉴国外经验来参考;图2-2所示为SNCR,SCR 和SNCR-SCR 混合法工艺的的经济比较,表2-2美国NOx工艺选择的经济型分析计算值;图2-2 一般SNCR,SCR 和SNCR-SCR 混合法工艺的的经济比较表2-2 美国NOx工艺选择的经济型分析计算值注: 在此区域之外并不是不能达到,而是运行成本会不成比例的大幅度增加;工艺本身的一些弱点会不成比例的放大;包括负面影响锅炉的下游系统,让整体的能耗及经济效益减低许多;从经济和性能综合分析：➢SCR 脱硝装置的成本主要在装置的成本, 运行成本主要在于还原剂和催化剂的消耗和电耗;SNCR 方案其运行费用仅为SCR 工艺的15~30%,是在满足国家排放标准基础上最经济的方案;➢SCR 潜在的产能问题最多又大;➢SCR-SNCR 混合型是一个综合的方案,它的最大优点在于可以根据排放要求,分期实施;并比SCR 便宜;产能问题大幅减少;由于CFB锅炉的炉膛出口及旋风分离器进口和出口的烟气温度位于SNCR 反应温度窗口内,且分离器中的烟气流场的情况正好有利于喷入的还原剂和烟气的良好混合,故在循环流化床锅炉上宜采用SNCR技术,可达到50%以上的脱硝效率;1.2.SNCR的优点与其它脱硝技术相比,SNCR技术具有以下优点：a)脱硝效果令人满意：SNCR技术应用在大型煤粉锅炉上,长期现场应用一般能够达到30～50％的NOx脱除率,循环流化床的的SNCR技术可取得50%以上的脱硝效率;b)还原剂多样易得：SNCR技术中脱除NOx的还原剂一般都是含氮的物质,包括氨、尿素、氰尿酸和各种铵盐醋酸铵、碳酸氢铵、氯化铵、草酸铵、柠檬酸铵等;但效果最好,实际应用最广泛的是氨和尿素;c)无二次污染：SNCR技术是一项清洁的技术,没有任何固体或液体的污染物或副产物生成,无二次污染;d)经济性好：由于SNCR的反应是靠锅炉内的高温驱动的,不需要昂贵的催化剂系统,因此投资成本和运行成本较低;e)系统简单、施工时间短：SNCR技术最主要的系统就是还原剂的储存系统和喷射系统,主要设备有储罐、泵、喷枪和必要的管路、测控设备;由于设备简单,SNCR技术的安装期短,仅需10天左右停炉时间,小修期间即可完成炉膛施工;f)SNCR技术不需要对锅炉燃烧设备和受热面进行大的改动,也不需要改变锅炉的常规运行方式,对锅炉的主要运行参数也不会有显著影响;1.3.脱硝效果的主要影响因素SNCR 方法主要使用含氮的药剂在温度区域870～1200°C 喷入含NO的燃烧产物中,发生还原反应,脱除NO,生成氮气和水,煤粉炉SNCR其概念见图2-3,循环流化床锅炉SNCR其概念图见图2-4;由于在一定温度范围,有氧气的情况下,氮剂对NOx的还原,在所有其他的化学反应中占主导,表现出选择性,因此称之为选择性非催化还原;SNCR在实验室内的试验中可以达到90％以上的NO脱除率;SNCR 应用在大型锅炉上,选择短期示范期间能达到75％的脱硝效率,典型的长期现场应用能达到30％～60％的NOx脱除率;在大型的锅炉大于300MW 发电功率上运行,通常由于混合的限制,脱硝率小于40％;SNCR 技术的工业应用是在20世纪70年代中期日本的一些燃油、燃气电厂开始的,在欧盟国家从80 年代末一些燃煤电厂也开始SNCR 技术的工业应用;图2-3 煤粉炉SNCR过程还原NOx的概念图2-4 循环流化床SNCR过程还原NOx的概念SNCR 相对SCR的初投资低,停工安装期短,原理简单,硬件工艺成熟;在SNCR 技术设计和应用中,影响脱硝效果的主要因素包括：a)温度范围；b)合适的温度范围内可以停留的时间；c)反应剂和烟气混合的程度；d)未控制的NOx浓度水平；e)喷入的反应剂与未控制的NOx的摩尔比－NSR；f)气氛氧量、一氧化碳浓度的影响；g)氮剂类型和状态；h)添加剂的作用；1.3.1 温度范围的选择实验表明,SNCR还原NO的反应对于温度条件非常敏感,温度窗口的选择是SNCR还原NO效率高低的关键,图2-5给出了NOx残留浓度与反应温度的关系曲线;温度窗口取决于烟气组成、烟气速度梯度、炉型结构等系统参数;文献中报道的温度窗口差别很大,下限最低有427℃,上限最高达1150℃,最佳温度差别也很大;一般认为理想的温度范围为700℃～1000℃,温度高,还原剂被氧化成NOx,烟气中的NOx含量不减少反而增加；温度低,反应不充分,造成还原剂流失,对下游设备产生不利的影响甚至造成新的污染;由于炉内的温度分布受到负荷、煤种等多种因素的影响,温度窗口随着锅炉负荷的变化而变动;根据锅炉特性和运行经验,最佳的温度窗口通常出现在折焰角附近的屏式过、再热器处及水平烟道的末级过、再热器所在的区域;研究发现加入其他的有些添加剂可以使NH3/NO反应的温度窗口向低温方向移动,如图2-6所示;目前报道的添加剂包括氢气,引入的氢气变成OH使得温度窗口朝低温方向移动；过氧化氢；一氧化碳；碳氢化合物如甲烷、甲醇、乙醇、苯酚；钠盐如NaOH、HCOONa、CH3COONa、NaNO3、Na2CO3;图2-5 NOx残留浓度与反应温度的关系曲线图2-6 氨中CH4添加量对温度窗口的影响1.3.2 合适的停留时间图2-7 停留时间对SNCR脱硝率的影响还原剂必须和NOx在合适的温度区域内有足够的停留时间,这样才能保证烟气中的NOx还原率;还原剂在最佳温度窗口的停留时间越长,则脱除NOx的效果越好;NH3的停留时间超过1s则可以出现最佳NOx脱除率;尿素和氨水需要0.3s-0.4s的停留时间以达到有效的脱除NOx的效果;图2-7说明了停留时间对SNCR脱硝率的影响;1.3.3还原剂用于SNCR脱硝工艺中常使用的还原剂有尿素、液氨和氨水;若还原剂使用液氨,则优点是脱硝系统储罐容积可以较小,还原剂价格也最便宜；缺点是氨气有毒、可燃、可爆,储存的安全防护要求高,需要经相关消防安全部门审批才能大量储存、使用；另外,输送管道也需特别处理；需要配合能量很高的输送气才能取得一定的穿透效果,一般应用在尺寸较小的锅炉和焚烧炉;若还原剂使用氨水,氨水有恶臭,挥发性和腐蚀性强,有一定的操作安全要求,但储存、处理比液氨简单；由于含有大量的稀释水,储存、输送系统比氨系统要复杂；喷射刚性,穿透能力比氨气喷射好,但挥发性仍然比尿素溶液大,应用在墙式喷射器的时候仍然难以深入到大型炉膛的深部,因此一般应用在中小型锅炉上,但在CFB锅炉上多使用氨水作为还原剂；若还原剂使用尿素,尿素不易燃烧和爆炸,无色无味,运输、储存、使用比较简单安全；挥发性比氨水小,在炉膛中的穿透性好；效果相对较好,脱硝效率高,适合于大型锅炉设备的SNCR 脱硝工艺;从图2-8可以看出不同温度下尿素和氨对NOx还原率的影响,温度区间位于730℃~950℃之间时,选用氨作还原剂的脱硝效率要高于选用尿素的脱硝率;当反应区域温度在950℃以上时,尿素的脱硝效率则可以保持在氨脱硝系统之上;所以在CFB锅炉的SNCR系统,如果不是出于安全考虑,一般采用氨系统;但是在煤粉炉高温炉膛喷射,选择尿素更为有利;液氨是易燃易爆有毒的化学危险品,氨水挥发性强且输运不便；氨水的处理较液氨简单,因此在CFB锅炉的SNCR技术中多选择氨水作为还原剂;图2-8 不同温度下尿素和氨对NOx还原率的影响1.3.4 适当的NH3/NO摩尔比NSR根据化学反应方程,NH3/NOx摩尔比应该为1,但实际上都要比1大才能达到较理想的NOx还原率,已有的运行经验显示,NH3/NO摩尔比一般控制在1.0～2.0之间,超过2.5对NOx还原率已无大的影响见图2-9,NH3/NO摩尔比过大,虽然有利于NOx 还原率增大,但氨逃逸加大又会造成新的问题,同时还增加了运行费用;但是如何更有效地控制NH3的泄漏,仍然有待于更进一步的研究;随着氨水喷入量的增加,氨水与烟气的混合情况有所好转,因此在高NH3/NO摩尔比值情况下取得了好的效果;在实际应用中考虑到NH3的泄漏问题,应选尽可能小的NH3/NO摩尔比值,同时为了保证NO还原率,要求必须采取措施强化氨水与烟气的混合过程;图2-9 NH3/NO摩尔比NSR对NOx还原率的影响1.3.5 还原剂和烟气的充分混合还原剂和烟气的充分混合是保证充分反应的又一个技术关键,是保证在适当的NH3/NO摩尔比是得到较高的NOx还原率的基本条件之一;大量研究表明,烟气与还原剂快速而良好混合对于改善NOx的还原率是很必要的;1.3.6 气氛的影响合适的氧量也是保证NH3与NO还原反应正常进行的制约因素;随着氧量的增加NO还原率不断下降;这是因为存在大量的O2使NH3与O2的接触机会增多,从而促进了NH3氧化反应的进行;烟气中的O2在数量级上远大于NO,在还原反应中微量的氧可大大满足反应的需求,因此从氧量对于NO还原率的影响来看,氧量越小越有利于NO的还原,见图2-10;图2-10 NOx还原率随烟气中的氧气浓度变化为了提高SNCR对NOx的还原效率,降低氨的泄漏量,必须在设计阶段重点考虑以下几个关键的工艺参数：燃料类型、锅炉负荷、炉膛结构、受热面布置、过量空气量、NO浓度、炉膛温度分布、炉膛气流分布以及CO浓度等;1.4.SNCR系统设计1.4.1设计依据我方设计依据至少遵循下列文件和标准,但不限于此：1)本项目招标文件2)火力发电厂设计技术规程DL5000-20003)电力工程制图标准DL5028-934)继电保护和安全自动装置技术规程DL400-915)火力发电厂厂用电设计技术规定DL/T 5153-20026)火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程DL/T5136-20017)发电厂、变电所电缆选择与敷设设计规程SDJ26-898)火力发电厂和变电所照明设计技术规定DLGJ56-959)3~110KV高压配电装置设计规范GB50060-9210)交流电气装置的过电压保护和绝缘配合DL/T620-199711)电测量及电能计量装置设计技术规程DL/T5137-200112)电力工程电缆设计规范GB50217-9413)火力发电厂厂内通信设计技术规定DL/T5041-9514)建筑物防雷设计规范GB50057-9415)火力发电厂、变电所直流系统设计技术规定DL/T5044-9516)低压配电设计规范GB50054-9517)交流电气装置的接地DL/T621-199718)过程检测和控制流程图用图形符号和文字符号GB2625－8119)火力发电厂电子计算机监视系统技术规定NDGJ91－8920)火力发电厂锅炉炉膛安全监控系统设计技术规定DLGJ116－9321)分散控制系统设计若干技术问题规定1993年3月能源部电力规划设计管理局22)工业自动化仪表工程施工及验收规范GB93－9623)火力发电厂锅炉炉膛安全监控系统在线验收测试规程DL/T 655-199824)火力发电厂模拟量控制系统在线验收测试规程DL/T 657-199825)火力发电厂顺序控制系统在线验收测试规程DL/T 658-199826)火力发电厂分散控制系统在线验收测试规程DL/T 659-199827)火电厂烟气脱硝工程技术规范选择性非催化还原法征求意见稿1.4.2 SNCR系统主要设计依据220t/h单汽包、自然循环、汽冷后段有水平式过热器及省煤器、平衡通风系统的循环流化床锅炉,主要参数见表2-3;表2-3某300t/h自然循环流化床锅炉的主要设计参数BMCR该炉设计用烟煤,其煤质特性见下表2-4;表2-4 燃煤分析1.4.3 总体工艺1总体工艺介绍SNCR系统主要包括氨水储存系统、吹扫风系统、氨水缓冲系统和喷射系统四部分;氨水储存系统提供溶液储存的功能,然后根据锅炉运行情况和NOx排放情况加入稀释水配置成所需的浓度,送入喷射系统;喷射系统实现各喷射层的氨水溶液分配、雾化喷射和计量;还原剂的供应量能满足锅炉不同负荷的要求,调节方便、灵活、可靠；氨水储存区与其他设备、厂房等要有一定的安全防火距离,并在适当位置设置室外防火栓,设有防雷、防静电接地装置；氨水喷射系统应配有良好的控制系统,其主要系统流程图见图2-8;图2-8 喷射氨水的SNCR系统流程图2喷枪位置布置由于CFB锅炉的炉膛出口及旋风分离器进口和出口的烟气温度位于SNCR 反应温度窗口内,且分离器中的烟气流场的情况正好有利于喷入的还原剂和烟气的良好混合,布置3组共6根氨水喷枪,2根布置于旋风筒入口烟道上,单侧墙上下布置,2根布置在旋风筒出口管内,按原设计开孔插入,另2根为低负荷下投用,在流化床炉膛内较分离器入口烟道的标高以下设计,其示意图如图2-9所示;考虑炉膛内负压和颗粒浓度,其中位于炉膛和旋风分离器入口处的喷枪不加气动推进装置,采用高温耐热钢和陶瓷防磨套管保护,分离器出口处位置的喷枪装设气动推进装置,不投用时或压缩空气压力低时退出;图2-9 循环流化床SNCR喷枪位置布置示意图3BRL工况下消耗还原剂氨水量的计算按BRL工况下NOx炉膛出口浓度为370mg/Nm3,经SNCR脱硝后的排放浓度为222mg/Nm3计算,烟气量为280000Nm3/h,按氨氮摩尔比为1.25为设计值,经计算,BRL工况下单台锅炉每小时所需20%浓度的氨水量设计为0.23 t/h;氨水浓度在15~25%之类波动,若按照氨水浓度20%,且锅炉负荷为40%BRL工况下,若将20%浓度的氨水配置成10%浓度的氨水溶液需加入稀释水量为0.23t/h;喷枪具有1.5～2倍的流量调节能力;1.4.4 系统介绍和主要设备1 氨水储存系统采用氨水系统时,可选择的氨水浓度在19~30%之间;通常氨水选择三种浓度的一种,即19%,25%,29%;在美国标准控制的体系内,采用浓度不同的氨水,适用的布置和安全标准也有一定的差异;相同的锅炉工况下,采用的氨水浓度不同,氨罐的容积以及注射泵,管线,阀门等的参数都会有差异;通常氨水浓度应该由工程公司和业主协商,根据业主采购情况来具体确定;氨水喷射系统需要一个可以远程控制的卸载管线,将罐车运来的氨水卸载到存储罐内,存储罐的容积一般要比纯氨系统大很多,但是考虑到制造、运输方面的限制,通常要限制在100m3以内;考虑工程所在地的气象因素,也就是因为台风、飓风、暴风雨、暴雪等灾害天气可能造成的厂外氨水供应中断的时间,再确定存储罐的合理尺寸;当一个罐子的极限尺寸也不能满足合理的储量要求时,可以采用两个或多个罐子的布置形式;当然,综合考虑制作运输成本,也可能在单罐容量足够使用情况下,采用2个以上的小罐子布置,但是通常不推荐这样的设计;一般情况下,氨罐存储量要保证锅炉满负荷脱硝运行7~14天的量,特殊情况下可以取不少于5天的量;2 氨水缓冲系统当锅炉负荷或炉膛出口的NOx浓度变化时,送入炉膛的氨水量也应随之变化,这将导致送入喷射器的流量发生变化;若喷射器的流量变化太大,将会影响到雾化喷射效果,从而影响脱硝率和氨残余;因此,设计了氨水缓冲罐,用来保证在运行工况变化时喷嘴中流体流量基本不变;特定浓度的氨水溶液从储罐输出后,进入缓冲罐并加入稀释水,通过监测稀释水流量和氨水溶液流量来调节最终的氨水浓度以满足锅炉不同负荷的要求;稀释水的输送通过稀释水泵来实现;稀释水泵设有2台,一用一备;流量余量大于10%,压头大于20%;4 背压控制背压控制回路用于调节到各台炉的氨水溶液和稀释水的稳定流量和压力,以保证脱硝效果;因此,每台炉氨水溶液管路和稀释水管路均有背压控制回路,背压控制通过气动流量调节阀来实现;5 喷射计量和分配装置喷射区计量分配模块是一级模块,每个模块由若干个流量测量设备和气动阀门设备组成;用于精确计量和独立控制到锅炉每个喷射区的反应剂流量和浓度;该模块连接并响应来自机组的控制信号,自动调节反应剂流量,对NOx水平、锅炉负荷、燃料或燃烧方式的变化做出响应,打开或关闭喷射区或控制其质量流量;7)喷射系统在线配制稀释好的氨水溶液将送到各层喷射层,各喷射层设有总阀门控制本喷射层是否投运,投运的喷射层则由电动/气动推进装置驱动推进;各喷射层设有流量调节阀门和流量计量设备;喷枪喷射所需的雾化介质采用压缩空气;每个喷射层的雾化压缩空气总管设有压力调节、压力测量、流量测量,再通往各个喷射器;每只喷射器都配有电动/气动推进器,实现自动推进和推出SNCR喷射器的动作;推进器的位置信号接到SNCR控制系统上,与开/停压缩空气和开/停氨水溶液的阀门动作联动,实现整个SNCR系统的喷射器自动运行;电动/气动推进器配置就地控制柜,可以直接就地操作控制推进器进行检修和维护,同时实现SNCR自控系统的远方程控操作,并显示设备实际工作状态信号;一个就地控制柜可以控制多个推进器,每层设有一个或者多个控制柜,用以分别控制该喷射层的推进器;在正常运行时,每个喷射层每面炉墙上的所有喷射器同进同退;8压缩空气站1.5.主要设备1.5.1 SNCR系统主要的设备1氨水储罐的设计氨水罐的作用是存储反应剂,要求容量足够,运行安全;氨水罐介质入口为罐车卸载管线,出口为氨水泵的吸入管线;为了保证氨水罐内有足量的氨水,并且压力适当,氨水罐需要配置液位计、真空阀、安全阀等附属设施;图2-10为某项目SNCR系统的氨水罐简图;图2-10 氨罐总图氨罐底部有6个管座,分别接放水管、泵回流管、泵吸水管、氨水卸载管、卸氨平衡管、备用管线;罐顶部设置一个人孔门,罐内设置直达罐底的斜爬梯,方便维护人员进入罐体内部检修;罐顶部也有六个管座,分别用于连接压力表、压力变送器、压力释放阀、真空阀、液位计、放空阀;罐体封头管座用于连接玻璃液位计、热电偶;氨罐安全阀,通常为弹簧式自启式安全阀,至少2只;一只真空安全阀,防止氨水卸载过程中发生罐体内负压过高情况的发生;一只是正压安全阀,当罐子内压达到设计压力值时,自动开启释放氨气,当内压逐渐降低到回座压力时关闭;氨罐顶部设置的液位计,可选用雷达液位计,安装在氨水罐的顶部,通过发射的波束从液面发生反射来确定液面的位置;氨罐的材质方面并无特殊的要求,一般碳钢即可;为了便于维护、巡视和操作,氨水罐外需要配置检修操作平台,设置相应的楼梯、爬梯走道等;2氨水泵的选型SNCR系统氨水泵的特点是小流量和高压头,因此选型有一定的难度;可以选立式或卧式,都应该采取户外设计的防护等级要求;北美市场通常要求按照NEMA标准设计,防护等级为Class V,相当于IP65防护;泵通过DCS控制启停,也配置现场的电源按钮,用于水泵现场维修后的试运转;喷射氨水的SNCR系统,氨泵常用的选择有两种,一种是离心泵,一种是隔膜泵;对于本项目拟采用离心泵;3氨水喷枪氨水喷枪的好坏,直接决定了氨水雾化的效果;好的雾化对氨和烟气快速均匀地混合是至关重要的;使用机械或空气雾化喷枪,使氨水在进入炉膛前得到良好的雾化,加强氨水与烟气混合的均匀性,可以加快氨水和NOx之间反应的速度,提高脱硝率;不同的雾化方式各有优缺点,机械雾化方式不需要雾化空气管线,运行中也不消耗雾化空气,所以系统相对简单,运行费用低;空气雾化方式,可以很好地防止喷嘴的堵塞,在很低的负荷下,能保证较好的雾化效果,喷枪价格相对较低;喷枪的关键部件是喷嘴,不同型式的喷嘴会产生不同形状的氨水雾;平面扇形喷雾液滴则可以保持在同一水平面上,平面充满度好;因此在合适反应温度下,使用平面扇形喷嘴喷氨水的脱硝效果比实心圆锥喷嘴的效果要好;另外,平面扇形喷雾的液滴集中在与烟气流向垂直的平面上,有利于液滴穿透到烟气流更深的地方,促进氨水液滴与烟气的混合、反应;氨喷枪是氨喷射系统中的关键设备,氨喷嘴尺寸的决定,要考虑喷入的氨气流有足够的穿透能力;选择合适的出口初速度是射流穿透力的保证;实际的工程中,可以给出几组不同工况下的控制阀出口压力和流量,控制阀厂商可以根据流体特性参数和工况数据,计算出控制阀在不同负荷下的压降数据,控制阀选型要尽可能满足这些数据要求;最大流量工况下的数据被用于管路的尺寸设计;喷枪安装方式的典型方式是将喷枪通过插入预装在固体分离器上的套管就位,喷枪头通常位于分离器耐火涂料的内边缘,喷枪固定法兰和套管端部法兰配对连接;采用氨水的系统,标准喷枪使用空气雾化的方式;在大容量循环流化床锅炉上,氨喷嘴数量较多,所以会将喷嘴分成几组,通常3~4个喷嘴一组,每组喷嘴共用一套氨水分配管路和控制阀,这样可以减少管线和控制阀的数量,节省工程费用,也使系统控制简单化;4台锅炉共用一个氨水罐和注射泵模块,见图2-12;其中氨罐区包括氨水的卸载管线和氨水存储罐以及氨水罐的各种附属设施;假如氨或尿素的储存罐,泵,管线等设备布置在靠近车道的区域,设备区必须设置栅栏,锅炉房内的管线和设备,需要在设计阶段进行防碰撞检查;在全厂总体设计时候,要考虑尽量避免在氨或尿素喷射设备周围运输大件物品和设备;氨水通过罐车运输,罐车利用车载泵向氨罐卸载氨水;图2-12 喷氨系统流程图注射泵模块由两个泵并联组成,两个泵可供应三台锅炉100%负荷所需的氨。
脱硝工艺流程设计
脱硝工艺流程设计主要有两种，分别是选择性催化还原脱硝技术（SCR）和选择性非催化还原脱硝技术（SNCR）。
选择性催化还原脱硝技术（SCR）是使用催化剂，在较低的反应温度（300~400℃）下进行脱硝反应，将NOx还原成N2和H2O。
由于催化剂价格昂贵，且需要增设催化剂再生系统，所以该技术的建设成本和运行成本都比较高。
选择性非催化还原脱硝技术（SNCR）是在没有催化剂的情况下，在炉膛温度850~1100℃的范围内，将含氨基的还原剂喷入炉膛，将NOx还原成N2和H2O。
该技术的优点是无需使用催化剂，系统简单，投资少，运行费用低，脱硝效率高，可达30%~80%。
烟气脱硫脱硝技术大汇总最主流的技术都在这里
烟气脱硫脱硝技术大汇总最主流的技术都在这里！2015-04-14 热处理生态圈第一部分脱硫技术目前烟气脱硫技术种类达几十种，按脱硫过程是否加水和脱硫产物的干湿形态，烟气脱硫分为：湿法、半干法、干法三大类脱硫工艺。
湿法脱硫技术较为成熟，效率高，操作简单。
一、湿法烟气脱硫技术优点：湿法烟气脱硫技术为气液反应，反应速度快，脱硫效率高，一般均高于 90％，技术成熟，适用面广。
湿法脱硫技术比较成熟，生产运行安全可靠，在众多的脱硫技术中，始终占据主导地位，占脱硫总装机容量的 80 ％以上。
缺点：生成物是液体或淤渣，较难处理，设备腐蚀性严重，洗涤后烟气需再热，能耗高，占地面积大，投资和运行费用高。
系统复杂、设备庞大、耗水量大、一次性投资高，一般适用于大型电厂。
分类：常用的湿法烟气脱硫技术有石灰石-石膏法、间接的石灰石-石膏法、柠檬吸收法等。
A 石灰石／石灰 -石膏法：原理：是利用石灰石或石灰浆液吸收烟气中的SO2 ，生成亚硫酸钙，经分离的亚硫酸钙（CaSO3 ）可以抛弃，也可以氧化为硫酸钙（ CaSO4 ），以石膏形式回收。
是目前世界上技术最成熟、运行状况最稳定的脱硫工艺，脱硫效率达到90 ％以上。
目前传统的石灰石 /石灰—石膏法烟气脱硫工艺在现在的中国市场应用是比较广泛的，其采用钙基脱硫剂吸收二氧化硫后生成的亚硫酸钙、硫酸钙，由于其溶解度较小，极易在脱硫塔内及管道内形成结垢、堵塞现象。
对比石灰石法脱硫技术，双碱法烟气脱硫技术则克服了石灰石—石灰法容易结垢的缺点。
B间接石灰石 -石膏法 :常见的间接石灰石-石膏法有：钠碱双碱法、碱性硫酸铝法和稀硫酸吸收法等。
原理：钠碱、碱性氧化铝(Al2O3 · nH2O) 或稀硫酸（H2SO4 ）吸收 SO2 ，生成的吸收液与石灰石反应而得以再生，并生成石膏。
该法操作简单，二次污染少，无结垢和堵塞问题，脱硫效率高，但是生成的石膏产品质量较差。
C柠檬吸收法：原理：柠檬酸 (H3C6H5O7 ·H2O) 溶液具有较好的缓冲性能，当SO2 气体通过柠檬酸盐液体时，烟气中的 SO2 与水中 H 发生反应生成 H2SO3 络合物 ,SO2 吸收率在 99 ％以上。
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三种脱硝技术路线解析
北极星电力网新闻中心 2011-7-14 15:32:36 我要投稿
所属频道: 火力发电电力环保关键词: 脱硝技术火电机组脱硫
北极星电力环保网讯: 目前电厂脱硝方法主要有选择性催化还原法(SCR)和非选择性催化还原法(SNCR)以及在二者基础上发展起来的SNCR/SCR联合烟气脱硝技术。
这三种烟气脱硝技术均有各自的优缺点。
SNCR技术的原理是在锅炉内适当温度(一般为900～1100℃)的烟气中喷入尿素或氨等还原剂，将NOX(氮氧化物)还原为无害的N2(氮气)、H2O(水)。
根据国外的工程经验，该技术的脱硝效率约为25%-50%，在大型锅炉上运行业绩较少。
SCR技术是将SCR反应器布置在火电机组锅炉省煤器和空气预热器之间，烟气垂直进入SCR反应器，经过各层催化剂模块将NOX还原为无害的N2、 H2O。
上述反应温度可以在300℃-400℃之间进行，脱硝效率约为70%-90%，在大型锅炉上具有相当成熟的运行业绩。
SNCR/SCR混合烟气脱硝技术是集合了SCR与SNCR技术的优势而发展起来的，该技术降低了SCR系统的装置成本，但技术工艺系统相对比较复杂。
该技术更适合含灰量高、脱硝效率要求较高的情况。
选择性催化还原(SCR)技术是目前应用最多而且最有成效的烟气脱硝技术，世界各国采用的SCR系统有数百套之多。
采用SCR技术，即在反应器入口烟道中喷入氨蒸汽，氨蒸汽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，实现脱出氮氧化物。
烟气中的氮氧化物通常由95%的NO和 5%的NO2组成，化学反应式为4NO+4NH3+O2=4N2+6H2O和4NH3+2NO2+O2=3N2+6H2O。
两种方法制备还原剂
脱硝还原剂常用的有尿素和液氨两种方案。
从投资方面看，液氨方案比较便宜;从安全方面看，尿素方案比较可靠。
以两台66万千瓦机组的脱硝工程为例，采用液氨方案，初期建设费约1260万元，采用尿素方案约3600万元;运行费用主要体现在原料及燃油费用上，尿素方案年运行费用比液氨方案高380万元左右。
但从安全角度来讲，液氨属于乙类危险品,对储存车间的建筑要求(耐火等级，防火间距，厂房防爆措施，疏散措施指标等)高。
同时，如果电厂的用地非常紧张，将很难满足危险品储存的安全距离要求，而且液氨的采购及运输路线存在很大困难;而尿素不存在爆炸危险、毒性危害、重大危险源等因素，安全距离也大大降低，运输道路无特殊要求。
通过尿素制氨工艺替代液氨贮存及制备工艺，可达到同等的脱硝性能。
因此，国家环评报告一般倾向于尿素方案。
尿素方案制氨有热解法和水解法两种工艺。
在能耗方面，由于热解法利用热风(约650℃)分解尿素溶液，热风一般是利用燃油、燃气加热或者电加热，耗能较高;水解法利用蒸汽气提原理，分解仅耗蒸汽，能耗相对热解法低。
但尿素水解系统为专利产品，部分系统和设备需要进口，因此初期投资较大。
同时，对负荷的响应性，尿素水解比热解慢。
目前，尿素热解法在华能北京热电厂、京能石景山热电厂都有应用。
水解技术在国内运行业绩较少。