scR的计算应用.doc

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1、如有侵权，请联系网站删除，仅供学习与交流scR的计算应用【精品文档】第 35 页电站锅炉烟气脱除NO的选择性催化还原法（SCR）的计算与应用摘要氮氧化物是大气污染的主要污染物之一，是酸雨，光化学烟雾的主要形成因素，而且严重危害人体健康。氮氧化物的来源中最最主要的就是燃煤电厂，随着人们对身体健康和环境要求的提高，控制电站锅炉烟气排放中的氮氧化物已刻不容缓，而选择性催化还原方法是控制氮氧化物排放的有效方法之一。所谓NO，是对烟气中的有害氮氧化物的总称，包括NO，NO2和少量的N2O，其中主要是NO，大约占NO的95%以上。选择性催化还原法(Selective Catalytic Reduction

2、)，简称SCR方法，通常用氨做为还原剂，喷入到从锅炉出来的烟气中，并加入特定的催化剂，使之在一定的环境温度下与烟气中的NO进行反应，而不发生与氧气的反应，最后将NO还原为无害的氮气和水排出。本文立足于电站锅炉的烟气排放，针对我国的能源结构和现状详细论述了燃煤电站锅炉尾部受热面的结构特点，燃烧烟气成分分析以及NO的危害，生成机理等。结合对国内外烟气脱硝技术发展现状的研究和对各种烟气脱硝方法的综合比较，重点阐述选择性催化还原法(SCR)脱除NO的化学反应机理，反应器布置，催化剂以及各种因素对脱硝效率的影响等。最后选取一台600MW燃煤机组，对其进行SCR物质平衡计算。关键词: 电站锅炉，烟气，选择

3、性催化还原(SCR)，NOCalculation and Application of the Selective Catalytic Reduction(SCR) for NO Deprivation of Utility Boilers Flue GasABSTRACT Nitrogen oxide is one of the key pollutants for air pollution, and is the main causes for acid rain and photochemical fog, which is severely impairing human healt

4、h. Main source of nitrogen oxide is coal-fired power plant. With peoples higher requirements for health and environment, it has become urgent to control the emission of nitrogen oxide coming from utility boilers gas. While Selective Catalytic Reduction is one of the efficient ways for regulating nit

5、rogen oxides emission. NO generally refers to harmful nitrogen oxide in the flue gas, including NO, NO, and little NO. However, NO occupies a large part of NO, about 95%. Selective Catalytic Reduction, short for SCR, usually use ammonia as the reducer, squirtted into flue gas which comes out from th

6、e boiler, with specific catalyzer put in it. Finally NO is changed into innocuous nitrogen and HO. The paper is based on the gas emission of utility boiler，pointing at the structural features of rearing heating surface in coal fired power plant，composition analysis of flue gas，as well as the princip

7、le of NO formming and its harmfulness. Different kinds of methods of flue gas denitration both home and abroad are compared.And the principle of chemical reaction， reactor disposal，catalyzer as well as the influence of different kinds of factors for denitration efficiency of the Selective catalytic

8、reduction are illustrated. Finally, an examle of 600MW coal-fired unit is chosen to proceed SCR substance equilibria calculation.Key words : utility boiler, flue gas, selective catalytic reduction ( SCR), NO目录1 绪论1.1 研究背景能源和环境是人类赖以生存和发展的基本条件，是当今世界发展的两大问题，随着世界人口的增长和生活水平的提高，能源的开采和利用程度越来越高，特别是近十多年来，能源的

9、消耗迅速增长，对环境的影响和压力都达到了空前的程度。在这样的形势下，我们不得不认识到通过高消耗得到的经济数量增长的“先污染后治理”的传统模式已经不适合当今社会的发展要求，必须寻求一条可持续发展的道路。目前全球性的四大公害：大气烟尘、酸雨、温室效应、臭氧层破坏，都与能源生产和利用不当有直接关系。所以要实现我们所追求的可持续发展，就必须使能源的生产和利用与环境相协调。1.2 NO的危害和现状NO是化石燃料燃烧后的主要有害物质之一，NO的排放量和大气NO浓度的增加使得我国大气污染的性质发生了根本性的变化，大气氧化性增加，导致一系列的城市和区域环境问题，对人体健康和生态环境构成巨大威胁。其中NO的毒性

10、最高，可引起肺部损害，当其在大气中的浓度超过150ppm时可以致死，而且NO和NO分别对人体血红蛋白和温室效应造成严重影响。而且NO又是与SO一起造成酸雨的重要因素。我国NO排放量目前已经接近1600万吨，其中67%来源与煤的燃烧，鉴于我国经济将不断发展的情况下，NO也将增加，从而面临光化学烟雾的危险。目前，中国的发电能源结构以煤炭为主，大气环境主要是典型的煤烟污染，NO的排放浓度明显高于国外水平，而我国的发电机组迅速增加，最新的环境保护法规对燃煤电站NO排放的要求为400mg/m，为了进一步适应低NO排放要求，而我国目前在该领域的研究却是少之又少，所以，进行燃煤锅炉烟气脱硝技术发展已是当前的

11、重要课题。1.3 本文研究目的随着脱硝问题的日益严重和各种脱硝方法的发展，SCR方法也将日益成熟，目前关于SCR方法的反应原理，反应条件，催化剂等的研究都已经趋于成熟了，而目前对于SCR方法的计算问题却一直没有一个标准，所以，选择一个合理正确的方法将SCR的物质平衡计算，成本计算等都形成一个完善的体系，对我们更加广泛的应用SCR技术是十分有意义的。2 电站锅炉的尾部受热面及燃烧烟气分析2.1 省煤器省煤器布置在烟气温度比较低的锅炉尾部，其主要作用是：吸收尾部烟道中的低温烟气的热量，降低锅炉的排烟温度，提高锅炉热效率，节省燃料；而且提高进入锅筒的水温，降低锅筒热应力，提高其寿命。大容量，高参数锅

12、炉均采用钢管式省煤器，由许多并列的蛇形无缝钢管（外径2851mm）和进出口联箱组成。管子水平放置，水由下而上流动，便于排除水中气体，防止局部金属腐蚀，外部烟气自上而下流动，增加传热效果。现代大型锅炉通常采用悬吊式省煤器，可采用水流方向与前墙垂直或水平布置，不同方式会影响其水流速度和外部磨损，但为了防止水面附近的交变应力产生，减少金属疲劳损害，通常蛇形管的水流速度不低于1 m/s。2.2 空气预热器空气预热器是利用烟气余热来加热燃烧所需要的空气的热交换设备，它利用了烟气余热，使排烟温度降低，提高锅炉的效率，并且强化了着火和燃烧。空气预热器按照其换热方式分为传热式和蓄热式，其中传热式是指空气和烟气

13、各自有自己的通道，热量连续的通过传热面由烟气传给空气；而蓄热式是烟气和空气交替通过受热面，烟气通过时金属被加热而蓄积热量，等空气流过时就释放热量并加热空气。大型电站锅炉通常采用蓄热式回转式空气预热器，其具有结构紧凑，节省钢材，耐腐蚀，少漏风等优点。省煤器和空气预热器最多的问题是磨损，积灰和低温腐蚀，所以通常会采用低氧燃烧，降低烟气露点，烟气脱硫等各种手段来减少这些设备的损害。2.3 煤燃烧的烟气成分分析首先，如果实际参加燃烧的湿空气中的干空气量等于理论空气量，且使1千克燃料完全燃烧产生的烟气量称理论烟气量。从其定义可以看出，形成理论烟气量的基本物质有：燃料，理论空气量，随理论空气量进入炉膛的水

14、分。分析基本物质燃烧过程的变化，可以得到理论烟气量的组成成分：CO，SO，N，HO。但是如果实际参加燃烧的湿空气中的干空气量大于理论空气量，且使1kg燃料完全燃烧产生的烟气量称为完全燃烧的实际烟气量。上边讨论的是燃料完全燃烧的情况，但如果燃料不完全燃烧时，烟气的成分中还多了CO，H等，但一般工程计算中只考虑不完全燃烧产物为CO。在锅炉运行中，烟气的成分和含量直接反映出炉膛内的燃烧工况，因而，测定烟气中的成分和含量，对于判断炉膛内燃烧工况，进行燃烧调整，以及改进燃烧设备都是十分必要的。如果知道了烟气的成分和含量不但可以了解燃烧的完全程度，燃烧条件，也可以了解烟道的漏风情况等。烟气分析的方法很多，

15、有化学吸收法，电气测量法，红外吸收法及色谱分析法等。接反映出炉膛内的燃烧工况，因而，测定烟气中的成分和含量，对于判断炉膛内燃烧工况，进行燃烧调整，以及改进燃烧设备都是十分必要的。如果知道了烟气的成分和含量不但可以了解燃烧的完全程度，燃烧条件，也可以了解烟道的漏风情况等。烟气分析的方法很多，有化学吸收法，电气测量法，红外吸收法及色谱分析法等。3 电站锅炉NOx的燃烧过程中的控制方法3.1 NO生成机理煤燃烧过程中生成的氮氧化物主要是NO和NO，另外还有少量的NO(氧化亚氮)，统称为NO。其中NO占NO的90以上，NO占510，NO，仅为1左右，NO的形成机理主要有3种：3.1.1 热力型NO (

16、Thermal NO)热力型NO的形成机理是由前苏联科学家捷里多维奇(Zelidovich)提出的，系高温下空气中的氮气与氧气反应而成，该反应一般在1500以上进行，主要是在燃烧的燃烬阶段形成。对燃煤锅炉，燃烧温度为1350时，炉内生成的NO几乎100为燃料型；当温度为1600时，热力型NO可占生成总量的2530。其中生成量与温度，在高温区停留时间以及氧的分压有关。3.1.2 快速型NO (Prompt NO)快速型NO是1971年弗尼莫尔(Fenimore)通过实验发现的。碳氢化合物燃料燃烧过浓时，在反应区附近会快速生成NO。由于燃料挥发物中碳氢化合物高温分解生成的CH自由基可以和空气中氮气

17、反应生成HCN和N，再进一步与氧气作用以极快的速度生成，其形成时间只需要60ms，所生成量与炉膛压力0.5次方成正比，与温度的关系不大。对煤粉燃烧，快速型NO占总生成量的5以下。3.1.3 燃料型NO (Fuel NO)燃料型NO由煤中氮化合物在燃烧中氧化而成。含有氮的有机化合物热裂解产生N、CN、HCN和NH 等中间产物，然后再氧化成NO。由于煤的燃烧过程由挥发份燃烧和焦炭燃烧两个阶段组成，故燃料型NO的形成也由气相氮的氧化(挥发份)和焦炭中剩余氮的氧化(焦炭)两部分组成。由于煤中氮的热分解温度低于煤粉燃烧温度，在600800时就会生成燃料型NO，其生成量与温度关系不大，主要取决于空气与煤粉

18、的混合比，也与氧浓度密切相关。它在煤粉燃烧NO生成总量中占6080以上，是NO的主要来源。3.2 降低电站锅炉控制NO生成的途径电站锅炉NO排放控制技术可分为一次燃烧控制措施(如低NO燃烧器、OFA、燃料再燃烧等) 及二次烟气净化措施(SCR、SNCR及组合型SCRSNCR)。降低NO排放的首选燃烧控制，当采用燃烧控制措施还不能满足排放标准时，就需要安装烟气脱硝装置。近年来关注的焦点集中在一次燃烧控制措施的研究与开发。一次燃烧控制措施主要包括燃烧优化，炉内空气分级(燃烧器上部燃尽风OFA或二级燃烧)，燃料分级(部分燃烧器停运、燃料浓淡分离、燃料再燃烧或三级燃烧)，烟气再循环以及低NO燃烧器。采

19、用一次燃烧措施控制NO的排放有效可行。根据燃煤锅炉NO生成机理，采用分级燃烧是降低NO的最有效方法。其配风的基本原则应当是在各燃烧区保证热力型，瞬间型和燃料型NO都处于较低的生成水平。低NO燃烧组织原则既可以通过调整炉膛结构，也可以通过燃烧器结构设计及布置方式来实现。实际上，采用低NO燃烧技术，应用低NO燃烧器是降低NO排放最经济的方法。在低NO燃烧技术中，还有再燃技术(燃料分级技术)、烟气再循环技术以及采用天然气再燃技术降低NO排放技术。美国Energy and Envieronmental Research Corporation 在158MW机组锅炉上，采用天然气再燃技术和低NO燃烧器进

20、行改造，达到了减少66% NO排放的效果。此外，还可以采用洁净煤燃烧技术，大力发展循环硫化床锅炉及增压硫化床锅炉配燃气轮机的燃气蒸汽联合循环机组，以达到环保要求。3.3 低NO燃烧技术 低NO燃烧技术就是指在燃烧的过程中通过对风量，燃料量，燃烧方式等采取采取一定的措施而使得燃烧时产生的NO尽量减少的技术。主要措施我们下边分别讲述。3.3.1分级送风技术炉内空气分级技术通常称之为两级燃烧，主要是通过减少主燃烧区空气量，同时为了保证适当的总过剩空气量而将一部分空气在主燃烧区上部送入炉内以完成燃尽过程(OFA)。炉内空气分级需要将燃烧空气分成一级风与二级风两部分。一级风(约占总风量的70%90%)与

21、燃料混合反应后会形成燃烧温度较低、氧量不足、燃料富集的燃烧区域，从而抑制了NO的生成。二级风(约占总风量的10%30%) 则通过独立布置在燃烧器上部的燃尽风喷嘴送入炉内从而实现分级燃烧。在这一区域完成燃尽过程并使火焰体积增大，从而在温度相对较低的燃尽区进一步抑制了NO的生成。OFA喷嘴的相对位置及其燃尽风在炉内与烟气混合的充分性是获得高效低NO燃烧的关键。3.3.2 燃料分级燃烧技术燃料分级燃烧通常采用的形式是燃料再燃烧技术，因其燃烧过程分成主燃烧区、(二次)再燃烧区及燃尽区三个区域，所以也称为三级燃烧技术。其目的是把主燃烧区域中生成的NO在次燃烧区还原成为分子氮气(N)以降低NO排放。在主燃

22、烧区，煤粉通常在低过剩空气量条件下(氧化性气氛或弱还原性气氛下)通过常规或低NO燃烧器燃烧生成NO，在再燃烧区喷入再燃烧燃料，在还原性气氛下分解生成碳氢基元，并与主燃烧区中已生成的NO反应后将其还原成为N，同时也会形成一些不希望产生的挥发分氮化合物如氨。在第三个区域即燃尽区， 加入最后一部分空气，以进一步燃尽来自再燃烧区烟气中的未燃尽燃料(主要为一氧化碳及未燃尽的碳氢化合物)，从而完成整个燃尽过程。目前，尽管煤与石油作为再燃烧燃料正在示范中，但天然气还是应用最为广泛的再燃烧燃料，主要原因是天然气在再燃烧区能与烟气充分混合。利用这一原理，将80%85%的燃料送入第一级燃烧区，在A大于1的条件下燃

23、烧并生成NO。送入一级燃烧区的燃料称为一次燃料，其余15%20%的燃料则在主燃烧器的上部送入二级燃烧区，在A小于1的条件下形成很强的还原性气氛，使一级燃烧区中生成的NO在二级燃烧区内被还原成氮分子(N)。二级燃烧区又称再燃区，送入的燃料又称二次燃料，或称再燃燃料。在再燃区中不仅使已生成的NO还原，同时还抑制了新NO的生成，可使NO的排放浓度进一步降低。3.3.3 低NO燃烧器低NO燃烧器总的设计原则是，使在燃烧器内部或出口射流的空气分级，设计特点是控制每只燃烧器中燃料与空气的混合过程，使燃烧推迟，延长火焰行程， 降低火焰温度峰值，从而减少NO生成量。主要措施是降低对NO生成具有关键作用的主燃烧

24、区域的氧量水平，同时减少燃烧峰值温度区域中的燃料。通过分级送入燃烧空气，煤粉则在缺氧条件下热解，促使燃烧氮(N)向分子氮的转化。在常规低NO燃烧器中， 燃烧、NO分解还原及燃尽是在三个阶段中完成的。在燃烧初始阶段，燃烧是在燃料富集、氧气不足的区域中进行的，在这一区域中生成了NO，紧接着在一个还原性区域产生碳氢基元以分解第一区域已经生成的NO，在第三个区域中，送入燃烧器内部分级空气以完成燃尽过程，但同时也会产生一些NO。这可通过在空气量不足的缺氧气氛中完成燃尽过程，降低NO的生成。低NO燃烧器可与其它一次措施如OFA、再燃烧或烟气再循环技术相结合。国外电厂实际运行经验表明，排放降低74%。浓淡型

25、双调风旋流燃烧器将分级送风技术与浓淡燃烧技术应用在旋流煤粉燃烧器上，外边的一股风称为三次风，另一股称为二次风，两股风通过轴向可动叶轮旋流器形成旋流风，旋流强度可通过相应叶轮的拉进拉出来改变。通过改变二、三次风的旋流强度能有效地改变燃烧器出口处回流区的大小、位置以及各股风之间的混合，使该燃烧器有较强的煤种适应性以及低负荷稳燃能力。在燃烧器送风方面，采用均压风箱送风，各股气流沿纵截面流动均匀，火焰均匀传播。在燃烧器内的一次风管中装有旋转叶片，一次风通过旋转叶片后产生旋转，同时一次风管内还装有煤粉分配器，它使风粉分布趋于均匀，旋转的一次风进入沿周向布置的4个通道，利用煤粉自身的惯性，使煤粉在4个煤粉

26、收集器附近密集，从而在圆周方向上形成4股浓、淡煤粉气流。组织沿圆周方向的浓淡燃烧，可以显著降低NO的生成。同时合理组织流动，不会因为采用浓淡燃烧而影响燃烬率。一次风喷口装有稳燃环，稳燃环对煤粉的分布作了合理的调整，可以起到强化煤粉气流的着火、低负荷稳燃以及降低NO生成的作用。3.3.4 复合低NO燃烧技术当前，国际上对低NO燃烧技术的研究，主要集中在分级送风技术、再燃技术(包括采用天然气再燃技术)以及采用分级燃烧技术设计低NO燃烧器等方面。所谓复合低NO燃烧技术，就是把分级送风技术、燃料分级再燃技术以及低NO燃烧器等结合起来，进行锅炉低NO燃烧整体优化设计，达到对锅炉综合治理的目的。NO再燃烧

27、技术与NO空气分级燃烧器技术相结合，可达到深度脱除NO。NO再燃烧技术的技术路线是抽取炉膛部分高温烟气和少量蒸汽注入外置气化装置内，构造再燃烧煤粉气化条件，将再燃烧煤粉蒸汽气化的还原性产物(CO、H和CH)，注入锅炉炉膛再燃区；锅炉主燃烧区产生的NO进入再燃区(缺氧还原性气氛)后，与煤气蒸汽气化的还原性产物反应被还原为N；未完全燃尽的产物随后进入燃尽区，和燃尽风相遇，在规定的过剩空气条件下继续燃尽。4 电站锅炉针对烟气中NO脱除技术比较4.1 国内外烟气脱硝技术方法分析比较4.1.1国外脱硝技术及其应用西方发达国家在20世纪60年代末就对NO的污染给予了充分的重视，开展燃煤电站NO控制技术的研

28、究，逐渐制定出严格的排放标准，各种NO控制技术应运而生。环境保护推动了各种NO控制技术的研究开发和应用，反过来各种控制排放技术的成功应用也为严格排放标准的出台与实施奠定了技术基础。目前在西方发达国家的燃煤发电机组上普遍采用了低NO燃烧技术。烟气脱硝技术也已趋于成熟并逐渐得到应用。烟气脱硝装置分别为选择性催化还原（SCR）脱硝、选择性非催化还原（SNCR）脱硝和同步脱硫脱硝等类型。下边是对SNCR技术的介绍分析：该技术是用NH、尿素等还原剂喷入炉内与NO进行选择性反应，不用催化剂，因此必须在高温区加入还原剂。还原剂喷入炉膛温度为9001100的区域，该还原剂(尿素)迅速热分解成NH并与烟气中的N

29、O进行SNCR反应生成N，该方法是以炉膛为反应器。研究发现，在炉膛9001100这一狭窄的温度范围内，在无催化剂作用下，NH或尿素等氨基还原剂可选择性地还原烟气中的NO，基本上不与烟气中的O作用，据此发展了SNCR法。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。NH的反应最佳温度区为9001100。当反应温度过高时，由于氨的分解会使NO还原率降低；另一方面，反应温度过低时，氨的逃逸增加，也会使NO还原率降低。NH是高挥发性的有毒物质，氨的逃逸会造成新的环境污染。引起SNCR系统氨逃逸的原因有2种，一是由于喷入点烟气温度低影响了氨与NO的反应；另一种可能是喷入的还原剂过量或还原剂分布不

30、均匀。还原剂喷入系统必须能将还原剂喷入到炉内最有效的部位，因为NO的分布在炉膛对流断面上是经常变化的，如果喷入控制点太少或喷到炉内某个断面上的氨分布不均匀，则会出现分布较高的氨逃逸量。SNCR技术的工业应用是20世纪70 年代中期在日本的一些燃油、燃气电厂开始的，欧盟国家于20世纪80 年代末在一些燃煤电厂也开始SNCR 技术的工业应用。美国的SNCR 技术在燃煤电厂的工业应用是在20世纪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5GW以上。SNCR系统烟气脱硝过程是由下面4个基本过程完成：接收和储存还原剂；还原剂的计量输出与水混合稀释； 在锅炉合适位置注入稀释后的还原剂

31、；还原剂与烟气混合进行脱硝反应。4.1.2 选择性催化还原脱硝技术（SCR）各种低NO燃烧技术是降低燃煤发电锅炉NO排放值比较经济的技术措施。但一般情况下，低NO燃烧技术最多只能降低NO排放值50%，因此根据环保法对排放标准的要求，当要求燃煤发电锅炉的NO降低率超过此值时，就要采用燃烧后的烟气处理技术来降低NO的排放值。目前在国际上广泛应用在大型燃煤机组锅炉上的烟气脱硝成熟技术主要是选择性催化还原技术（Selective Catalytic Reduction，简称SCR）、选择性非催化还原技术（Selective Non-CatalyticReduction，简称SNCR）。而选择性催化还原

32、法被认为是最有效、商业上应用较多的NO控制技术。关于选择性催化还原技术的详细内容我们将在下边的第5章中独立的做全面介绍。4.1.3 SNCR与SCR混合烟气脱硝技术SNCR与SCR混合烟气脱硝技术是把SNCR工艺的还原剂喷入炉膛技术同SCR工艺利用逃逸氨进行催化反应的技术结合起来，进一步脱除NO。它是把SNCR 工艺的低费用特点同SCR工艺的高效率及低的氨逃逸率进行有效结合。该联合工艺于20世纪70年代首次在日本的一座燃油装置上进行试验，试验表明了该技术的可行性。理论上，SNCR工艺在脱除部分NO的同时也为后面的催化法脱硝提供所需要的氨。SNCR体系可向SCR 催化剂提供充足的氨，但是控制好氨

33、的分布以适应NO的分布的改变却是非常困难的。为了克服这一难点，混合工艺需要在SCR 反应器中安装一个辅助氨喷射系统，通过试验和调节辅助氨喷射可以改善氨气在反应器中的分布效果。SNCR与SCR混合工艺可以达到40%80% 的脱硝效率，氨的逃逸量较高。4.2 国内脱硝技术的现状我国燃煤电厂在NO排放控制方面起步较晚，1997年1月，国家对新、扩、改建大型燃煤电站（1000t/h）NO的排放提出限制要求；20世纪80年代中后期，在引进一批先进大容量燃煤发电机组的同时，引进了锅炉低NO燃烧器的制造技术。我国低NO燃烧技术的研究开发起步较晚。自20世纪80年代以来，我国开始引进和应用低NO燃烧技术，到目

34、前为止已经取得了大量的运行经验。随着我国减排NO标准的不断严格，仅仅依靠燃烧控制已不能满足要求。鉴于选择性还原脱硝（SCR/SNCR）技术是当今世界脱硝工艺的主流工艺，西安热工所对该技术进行了专题研究，并在此基础上提出将选择性催化还原脱硝（SCR）技术作为我国烟气脱硝技术的主攻方向。中科院大连物化所研究开发出铂等贵金属催化剂可用于脱硝，中科院山西煤化所对多种催化剂的脱硫、脱硝机理方面进行了多年的试验研究工作，北京大学化学与分子工程学院在一种催化剂上进行了同时脱硫脱硝的研究工作。4.3各种烟气脱硝技术设计参数比较4.3.1 SCR技术还原剂以NH为主，反应温度为320400，催化剂成分主要为Ti

35、O，VO，脱硝效率为70%90%。还原剂喷射位置多选择于省煤器与SCR反应器间烟道内，会导致SO氧化，NH逃逸体积分数为310510；NH与SO易形成铵盐，造成空气预热器堵塞或腐蚀；催化剂会造成系统压力损失；燃料的高灰分会磨耗催化剂，碱金属氧化物会使催化剂钝化；此外，还受省煤器出口烟气温度的影响。4.3.2 SNCR技术还原剂可用NH或尿素，反应温度为9001100，不使用催化剂，脱硝效率为25%50% ，还原剂通常在炉膛内喷射，但需与锅炉厂家配合；不会导致SO氧化，NH逃逸体积分数为10101510；对空气预热器的影响为不导致SO的氧化，造成堵塞或腐蚀的机会为三者最低，没有系统压力损失；燃料

36、对其无影响，此外，它受炉膛内烟气流速及温度分布的影响。4.3.3 SNCR与SCR混合型技术还原剂可使用NH或尿素，反应温度前段为9001100，后段为320400，后段加装少量催化剂(成分主要为TiO，VO)；脱硝效率为40%70%；锅炉负荷不同还原剂喷射位置也不同，通常位于一次过热器或二次过热器后端；SO氧化较SCR低，NH逃逸体积分数为5101010；对空气预热器影响为SO氧化率较SCR低，造成堵塞或腐蚀的机会较SCR低；催化剂用量较SCR小，产生的压力损失相对较低，燃料的影响与SCR 相同；受锅炉的影响与SNCR影响相同。通过对以上3种方法的比较，可以看出SCR脱硝效果比较好，但是工程

37、造价高，SNCR工程造价低，但是效率不高，所以目前工程多采用效率和造价均中等的SNCR与SCR混合型。通过上述对三种脱硝手段的技术比较分析可知道，目前在较大的燃煤锅炉中， 还原剂的均匀分布则更困难，因为较长的喷入距离需要覆盖相当大的炉内截面为保证脱硝反应能充分地进行，以最少的喷入NH量达到最好的还原效果，必须设法使喷入的NH与烟气良好地混合。若喷入的NH不充分反应，则逃逸的NH不仅会使烟气中的飞灰容易沉积在锅炉尾部的受热面上，而且烟气中NH遇到SO会产生(NH4)SO，容易造成空气预热器堵塞，并有腐蚀的危险而且SNCR 烟气脱硝技术的脱硝效率一般不高， 受锅炉结构尺寸影响很大，多用作低NO燃烧

38、技术的补充处理手段。采用SNCR 技术，目前的趋势是用尿素代替氨作为还原剂。值得注意的是， 近年的研究表明，用尿素作为还原剂时，NO会转化为NO，NO会破坏大气平流层中的臭氧。5 电站锅炉烟气脱除NO的选择性催化还原方法(SCR)技术综述51 SCR反应脱除NO的化学原理SCR是一个燃烧后NO控制工艺。氨法SCR整个过程包括将氨气喷入燃煤锅炉产生的烟气中，含有氨气的烟气通过一个含有专用催化剂的反应器，在催化剂的作用下，氨同NO发生反应，转化成水和氮气。在反应过程中，NH可以选择性地和NO反应生成N和HO，而不是被O所氧化，因此反应又被称为“选择性”。所谓选择性是指在催化剂的作用和在氧气存在条件

39、下，NH优先和NO发生还原脱除反应，生成氮气和水，而不和烟气中的氧进行氧化反应，与SNCR技术相比降低了氨的消耗。其反应可表示如下：4NH+4NO+O4N+6HO (5-1)4NH+2NO+O3N+6HO (5-2)其中第一个反应是最主要的，因为烟气中几乎95的NO是以NO的形式存在。在没有催化剂的情况下，这些反应只能在很窄的温度范围内(980左右)进行。通过选择合适的催化剂，反应温度可以降低，并且可以扩展到适合电厂实际使用的290-430范围。在反应条件改变时，还可能发生以下副反应：4NH+302N+6H0+1 267.1 kJ (5-3)2NHN+3H-91.9kJ (5-4)4NH+50

40、4NO+6H0+907.3kJ (5-5)反应式(1)(2)主要是在催化剂表面进行的，催化剂的外表面积和微孔特性很大程度上决定了催化剂反应活性。以下是催化还原的原理图：图5-1，催化还原的原理图52 影响SCR方法脱硝的各种因素在SCR系统设计中，最重要的运行参数是烟气温度、烟气流速、水蒸汽浓度、老化影响和氨滑移。（一）烟气温度是影响催化剂选择性的最重要的运行参数。（二）NO的脱除率在某一个温度下达到最高点，这是每种催化剂特有的性质。因此，选择催化剂必须考虑电厂操作温度范围。（三）烟气流速。在SCR反应器内，烟气流速大，则烟气与催化剂接触时间短，将导致NO与NH的反应不充分，NO的转化率低。但

41、若烟气流速过小，所需的SCR反应器空间增大，催化剂和设备不能得到充分利用，不经济。（四）水蒸气浓度。烟气中的水蒸气浓度对NO的脱除效率有不利的影响，水蒸气浓度越高催化剂性能越低。（五）老化影响。随着催化剂的老化，其催化作用会慢慢失效。老化速度在运行开始比较大，经过最初的沉降，老化速度开始平缓。（六）氨逃逸。还原剂NH的用量一般根据期望达到的脱硝效率，通过设定NO与NH的摩尔比来控制。理论上喷入氨的数量应该根据氨和NO的质量比，在数字上与NO的脱除率相等。然而，氨不是完全均一的与NO混合，通常多于理论量的氨被喷射进入系统。反应后在烟气下游多余的氨称为氨逃逸。53 SCR 系统布置方式火电厂的SC

42、R反应器可以放在锅炉后面、空气预热器(空预器)前面，也可放在空预器和除尘设备后面，还可放在烟气脱硫装置后、烟囱前。放在这些位置的SCR分别称为高灰烟气SCR(HD SCR) 、低灰烟气SCR(LD SCR)和尾部SCR(TE SCR)。3种典型SCR系统布置如图5-2所示：图5-23种典型的SCR 系统布置图其中HD SCR 是燃煤电站中常用的，因为省煤器和空预器间的烟气温度很适合催化剂保持高活性(300400)，比其它2种方式节省烟气再加热的费用。由于烟气携带灰粒通过催化剂，为使灰粒顺利通过并减少沉积和对催化剂的腐蚀，设计烟气垂直向下流动。与TE SCR相比，催化剂通道孔较大，壁厚也大，比表

43、面积小，催化剂用量大且活性低。HD SCR系统出口烟气中氨残余设计值较低，同时SO氧化率也不能高，以减少氨盐在空预器上的沉积。因此，脱硝率受到一定影响，一般能达到80%85%(供给的氨氮比为0.80.85)。LD SCR系统在日本应用相对较多，因其进口煤含硫量低，低温时灰的比电阻高，除灰率低。TE SCR系统的最大优势在于可降低催化剂的消耗量。SCR反应器放在除尘和脱硫装置的下端，烟气中大量的灰分和SO已被脱除，烟气较为干净。因此，可采用小开孔、薄壁、高比表面积的催化剂，以缩小催化剂体积，并使催化剂缓慢退化。但是，它要求一个额外的气气加热器，将烟气从90加热到300350。在许多燃煤电厂，重新

44、加热烟气的费用远远超过减少催化剂体积和系统维护所节省下来的费用。另外，TE SCR系统可用在SCR反应器不能放在省煤器和空预器间的机组上。在德国，液态排渣锅炉为减少砷毒，也采用TE SCR系统。TE SCR脱硝率较高，可达90%95%。在欧洲，30%的液态排渣炉安装HD SCR，60%为TE SCR，也有10%的固态排渣炉采用TE SCR。SCR系统主要包括装催化剂的反应器、氨贮存处理系统、氨喷射系统和控制系统。氨在SCR反应器上游喷入烟气，与烟气混合后进入反应器。在催化剂表面NO被催化还原，生成氮气和水蒸气。5.4 SCR方法的催化剂研究催化剂是电厂SCR工艺的核心，它约占其投资的1/3。为

45、了使电站安全、经济运行，对SCR工艺使用的催化剂应达到下列要求：低温度时在较宽温度范围具有较高的活性；高选择性(SO向SO转换率低和其他副反应少)；对二氧化硫(SO)、卤族酸(HCl，HF)、碱金属(NaO、KO)和重金属(如As)具有化学稳定性；克服强烈温度波动的稳定性；对于烟道压力损失小；寿命长、成本低。5.4.1 催化剂种类按照活性组分的不同，SCR催化剂可分为以下几类：金属氧化物、碳基催化剂、离子交换分子筛、贵重金属和钙钛矿复合氧化物。其中，前两类已经实际应用于固定源NO治理；贵金属催化剂和钙钛矿复合氧化物多用于汽车尾气净化；离子交换分子筛对NO的催化还原和催化分解活性都很高。实际应用

46、较多的催化剂有金属氧化物、碳基催化剂和离子交换分子筛。以TiO作为载体的VO/WO及MoO等金属氧化物催化剂在350450时保持较高活性；抗SO中毒能力较强；适用于富氧环境。但在氧气存在的情况下，使得废气中的SO转化成SO进而与氨反应生成硫酸氢氨等固体颗粒，造成反应器的阻塞和磨损。活性炭最大优势在于来源丰富，价格低廉，易于再生，适用于温度较低的环境。但只有活性炭做催化剂活性很低，常常需要经过预活化处理，或负载一些活性组分以改善其催化性能。炭的来源、制备与活化条件以及所处理气体的组成等制约了活性炭催化性能。无论作为催化还原还是催化分解的催化剂，金属离子交换分子筛都具有很高的活性。沸石分子筛用做催

47、化剂是基于其特殊的微孔结构。沸石的类型、热处理条件、硅铝比、交换的离子种类、交换度等都会影响其活性。5.4.2 催化剂的主要形式目前已实际应用的催化剂形式主要有两种：蜂窝式和板式。这两种形式催化剂的特性比较见表5-1。催化剂的组成一般包括基材、载体和活性金属(蜂窝式催化剂是载体本身作为基材制成蜂窝状)，结构及功能见表5-2 。表5-1 蜂窝式和板式的特点比较特 性蜂窝式板式耐久性优一般耐腐性优优可靠性优一般反复利用率优一般表5-2 催化剂的结构及其功能组 成功 能成 分基材催化剂形状的骨架钢材、陶瓷载体活性金属的分散和保持TiO活性金属催化剂活性作用VO、WO、MoO5.5 SCR方法在燃煤电

48、厂的应用和发展(一)美国发电公司的Carneys Point电厂。Carnneys Point是美国燃煤电厂中最早安装SCR系统的电厂，有两台相同的锅炉，都装有用于高含灰量的SCR系统。为保证进入催化剂的气流均匀分配，在反应器中装有旋转导叶、流量分配装置以及流量调整器。它的运行记录最长，也是美国燃煤电厂中仅有的具有蜂窝状催化剂层的全容量SCR系统。到目前为止，它没有过量氨泄漏的报告，也没有提前冲洗空气预热器的记录。SCR系统运行情况良好并能满足要求。(二) 日本电力发展公司Takehara电站。Takehara电站1号机组采用250MW的燃煤锅炉，燃烧2.3%2.5%的高硫煤。该机组在两个平行的SCR反应器(A和B)上配有热态、低灰SCR装置，