燃煤电厂SCR脱硝工艺设计的设计.docx

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燃煤电厂SCR脱硝工艺设计的设计

摘要

我国是能源生产与消费的大国，一次能源供应以煤炭为主，石油、天然气资源短缺。

然而我国污染物排放总量长期居高不下，远远超过环境自净能力。

其中，氮氧化物的污染不断加剧，特别是北京、上海、广州等一些大城市，氮氧化物含量超标。

SCR工艺与其它工艺相比，具有较高的NOX脱除率（80%以上），将燃煤电厂烟气排放NOX控制在较低的浓度，以满足不断更新的更加严格的排放标准。

而且该工艺无副产物，不形成二次污染，装置结构简单，运营可靠，便于维护。

本设计针对电厂燃煤锅炉产生烟气的排放要求和一些工程实例，对SCR系统的工艺结构进行了设计计算，并对催化剂及辅助设备进行了选型。

关键词：

氮氧化物，SCR工艺，催化剂，结构设计

Abstract

Ourcountryistheenergyproductionandtheexpensegreatnation,anenergysupplybythecoal,thepetroleum,andthenaturalgasresourceisprimarilyshort.Thereforeourcountrypollutantdischargetotalquantitystaysatahighlevelforalongtime,goesfarbeyondtheenvironmentautomaticdepurationability.Thenitrogenoxidepollutionintensifiesunceasingly,nitrogenoxidecontentexceedingtheallowedfigurespeciallyBeijing,Shanghai,Guangzhouandothersomebigcities.

TheSCRcraftcompareswithothercrafts,hasthehighNOXremovingrate（above80%）,willburncoalthepowerplanthazetodischargetheNOXcontrolinthelowdensity,andsatisfiesthestricteremissionstandardwhichrenewsunceasingly.Moreoverthiscraftdoesnothavetheby-product,doesnotformsecondarypollution,theinstallmentstructureissimple,theoperationisreliable,isadvantageousforthemaintenance.

Thisdesignhasthehazenatureandtheemissionsrequestinviewofthepowerplantcoal-firedboiler,hascarriedonthedesigncalculationtotheSCRsystemequipment'sstructure,andcarriesontheshapingtothecatalystandthesupportingfacility.

Keywords：

Nitrogenoxide,SCRprocess,catalyst,structuraldesign

第一章前言

1.1综述

1.1.1选题背景

我国是能源生产与消费的大国，一次能源供应以煤炭为主，石油、天然气资源短缺。

然而我国污染物排放总量长期居高不下，远远超过环境自净能力。

其中，氮氧化物的污染不断加剧，特别是北京、上海、广州等一些大城市，氮氧化物含量超标，局部地区甚至出现了光化学烟雾。

以煤炭为主的一次能源生产和消费结构带来了严重的环境污染问题，并损害了可持续发展的经济和环境基础。

目前，火电厂氮氧化物的排放量约占全国氮氧化物排放总量的一半，火电厂的数量仍然在不断增加。

控制氮氧化物排放量已成为火电厂继烟气除尘、脱硫之后的第三项污染重点治理工作。

国家和地方环保部门对电厂污染物的排放和总量有了较严格的控制。

北京和天津的地方排放标准比国家标准要求更高。

北京DB11/139-2007《锅炉大气污染物排放标准》中，08年的第

时段比07年第

时段的排放要求高，以后逐渐更加严格。

单纯的低氮燃烧技术已无法满足氮氧化物的排放标准，目前应用最广最有效的烟气脱硝主流技术是SCR技术，能达到90%以上的脱硝效率。

在2010年12月3日结束的“十二五”中国精细化工产业发展研讨会上，中国化工经济技术发展中心副总工程师、全国精细化工原料及中间体行业协作组副理事长徐京生透露，由于新增氮氧化物控制指标，“十二五”期间，有关化肥企业的脱硝将成为节能减排新的着力点，我国脱硝市场也将快速启动。

国家将在“十二五”期间像强制脱硫一样实施强制脱硝。

据介绍，目前，国内绝大多数企业采用的脱硝技术尚处于引进、消化吸收和初步应用阶段。

环保领域在“十二五”期间的投资需求非常巨大，脱硝成为最值得关注的部分，预计“十二五”和“十三五”期间，国家在这一领域的投资需求将高达万亿元。

在脱硫、除尘之后，脱硝毫无疑问将成为“十二五”节能减排的重中之重。

1.1.2研究意义

目前我国脱硫工作已经取得较大进展，但氮氧化物的污染问题尚未得到有效控制，酸雨类型已经从硫酸型向硫酸和硝酸复合型转化。

火电厂是氮氧化物的主要排放源，因此，对火电厂进行“脱硝”迫在眉睫。

最新颁布的《火电厂大气污染物排放标准》与2009年发布的初稿相比，无论是“脱硝”完成时间要求，还是减排力度，都有明显提高。

该标准计划从2012年开始实施，其中，从2012年1月1日开始，所有新建火电机组NOX排放量要达到100mg/m3；从2014年1月1日开始，重点地区所有火电投运机组NOX排放量要达到100mg/m3，而非重点地区2003年以前投产的机组达到200mg/m3。

而环保部2009年7月份发布的第一次征求意见稿则要求在2015年1月1日前完成现役机组“脱硝”，其中，重点地区NOX排放量达到200mg/m3，非重点地区达到400mg/m3。

除了比2009年初稿要求更高之外，新标准也比欧盟相关规定要求更高。

SCR烟气脱硝这一技术在欧洲、日本、美国等发达国家和地区已得到了广泛的应用。

我国SCR技术的研究始于20世纪90年代，国内绝大多数企业采用的脱硝技术尚处于引进、消化吸收和初步应用阶段。

因此，对SCR工艺进行深入研究，对我国脱硝技术的发展有着重要意义。

1.2NOx的特性、来源和危害

1.2.1NOx的特性

NOX即氮氧化物，氮氧化物包含多种化合物，如一氧化氮（NO）、一氧化二氮（N2O）、二氧化氮（NO2）、三氧化二氮（N2O3）和四氧化二氮（N2O4）等。

除NO2外，其余NOX均不稳定，条件变化时，如遇光、热、湿会变成NO2及NO，而NO又变成NO2。

常规职业环境中接触的是几种气体混合物，常称为硝烟，主要为NO2和NO，NO2为主。

一氧化氮（NO）性质不稳定，无色，在空气中易氧化成NO2。

溶于乙醇、二氧化碳，微溶于水和硫酸。

熔点-163.6℃，沸点-151.5℃，蒸气压力101.31kPa（-151.7℃）。

二氧化氮（NO2）性质较稳定，溶于碱、二氧化碳和氯仿。

在-11℃以下时为无色固体；在21.1℃以下时，暗褐色液体；21.1℃时，红棕色气体，气味刺鼻。

熔点-11.2℃，沸点21.2℃，蒸气压力101.31kPa（21℃）。

1.2.2NOx的来源

大气中NOX污染物来源于两个方面：

一是自然源，二是人为源。

自然源的NOX主要来自微生物活动、生物体氧化分解、火山喷发、雷电、平流层光化学过程、土壤和海洋中的光解释放等。

自然源产生的NOX数量比较稳定，且相对基本平衡，变化大的是人为源。

人为源的NOX由人类的生活和生产活动产生并排放进入大气。

产生的NOX的人类活动主要有：

（1）燃煤电站、交通车船和飞机等化石燃料燃烧过程产生的NOX；

（2）硝酸生产、冶炼等生产产品过程产生的NOX；

（3）垃圾和污泥焚烧等处理废物过程产生的NOX。

其中，化石燃料燃烧过程产生的NOX占主要地位，因为其随着社会的经济发展的需求呈现增长的趋势。

目前的三大环境问题是：

（1）温室效应；

（2）酸雨：

（3）臭氧层破坏。

上述大气环境问题的污染物中，都有NOX，可知其对自然界的影响力之大。

NOX具有很强的毒性，是形成光化学烟雾、形成硝酸型酸雨、破坏臭氧层的主要物质之一。

对环境、生态、人类的危害，对经济发展的阻碍都很大。

1.2.3NOx的危害

各种污染源产生的氮氧化物中，绝大部分为NO，毒性不是很大，但NO在大气中被氧化成NO2。

NO2比较稳定，毒性是NO的4-5倍。

NO2是一种红棕色有毒的恶臭气体，空气中只要有0.1ppm（1ppm=1μL/L）浓度就可闻到，1～4ppm即有恶臭，25ppm就恶臭难闻了。

空气中的含量在3.5×10-6（体积分数）持续1小时，开始对人体有影响；含量为（20～50）×10-6时，对人眼有刺激作用；当含量达到150×10-6时，对人体器官有强烈的刺激[4]。

NO2对人类和动植物的危害很大。

更为严重的是，NO2在日光作用下会产生新生态氧原子（NO2→NO+O），这种新生态氧原子在大气中将会引起一系列连锁反应，并与未燃尽的碳氢化合物一起形成光化学烟雾，其毒性更强。

如在20世纪70年代初，日本东京发生的一起光化学烟雾，使上万人喉头发炎，眼鼻受到刺激甚至昏倒。

因在这一些反应中产生了各种毒性很强的二次污染物。

如臭氧、过氧乙酰硝酸酯（PAN）、过氧基硝酸酯（PBN）以及过氧硝基丙酰（PPN）等[1]。

大气NOX浓度的微小增加都会加重光化学烟雾的污染。

造成区域性的氧化剂污染和细颗粒物污染，使区域空气质量退化，太阳辐射减少，气候发生变化，对生态系统造成损害，使农作物减产。

光化学烟雾会使大气能见度降低，对眼睛、喉咙有强烈的刺激，并产生头痛、呼吸道疾病恶化，严重的甚至死亡。

表1-1NO2不同浓度对动植物的危害

NO2的浓度/ppm

危害

0.5

4个小时，肺细胞病理组织发生变化；

3~12个月，患肺气肿，抵抗力下降

1

闻到臭味

2.5

大于7个小时，农作物如西红柿、豆类等的叶子变白

3.5

大于2个小时，动物感染细菌的机会增大

5

臭味强烈

10~15

眼、鼻及呼吸道受到刺激

25

人只能短时间暴露

50

1分钟内，鼻受强烈刺激，呼吸异常

80

5分钟内，感到胸痛

100~150

1小时内，因肺水肿而死亡

200以上

人立即死亡

由于大气的氧化性，NO在大气中可形成硝酸和硝酸盐细颗粒物，同硫酸和硫酸细颗粒物一起，发生远距离传输，加速了区域性酸雨的恶化[3]。

我国一些地方的酸雨污染已经由单一的硫酸型向硝酸根离子不断增加的复合型转化。

大气中的NOX也破坏着臭氧层，臭氧层对大气的循环以及大气的温度分布起着重要的作用。

臭氧层被破坏使平流层获得的热量减少，达到地球表面的太阳辐射增加，导致全球气候变化。

紫外线的UV-B段辐射增强会引起皮肤病、白内障及免疫系统的疾病等。

大气被NO2污染后还会使得机器设备和金属建筑物过早地损坏；妨碍和破坏植物的生长；降低大气的可见度；阻碍热力设备出力的提高，甚至使设备的效率降低[1]。

1.2.4燃煤电站NOX的产生

煤燃烧产生的氮氧化物主要来自两个方面：

一是燃烧时空气带进来的氮，在高温下与氧反应所生成的NO，它被称为“热力NO”（T-NO）；二是来自燃料中固有的氮化合物经过复杂的化学反应所生成的氮的氧化物，称为“燃料NO”（F-NO）。

这两部分氮的氧化物的形成机理是不同的。

除此之外，还有一部分是分子氮在火焰前沿的早期阶段，在碳氢化合物的参与影响下，通过中间产物转化的NOX，称为“瞬态型的NOX”，这部分数量很少，一般不予考虑[1]。

1.3环保政策法规

随着国家的“五年”计划实施，国家对燃煤发电的污染物排放问题给予了高度的重视。

1997年国家环保总局发布了《“九五”期间全国主要污染物排放总量控制实施方案》，确定了“九五”期间对二氧化硫在内的12种污染物的总量控制原则。

并将脱硫脱硝列入《国家环境保护科技发展“九五”计划和2010长远规划》，同年8月，国家科委将脱硫装置列入《国家高新技术产品目录》。

1998年发布了《关于在酸雨控制区和二氧化硫污染控制区开展征收二氧化硫排污费扩大试点的通知》，规定了二氧化硫排污费的征收范围和征收标准。

2002年再次修订了《中华人民共和国大气污染法》，对于超过排放标准或者总量控制指标的新建、扩建项目必须配套建设脱硫装置，在两控区内，已建企业超过排放标准的，必须规定限期治理；也要求企业对燃烧过程中产生的氮氧化物采取措施。

2003年发布了《排污费征收标准管理办法》，规定从2004年7月1日期，NOX排污费俺0.6元/当量（1当量=0.95千克）收取。

2004年3月7日，实施最新的GB13223-2003《火电厂大气污染物排放标准》，通过排放量和排放浓度的双重控制，Ⅱ、Ⅲ时段燃煤SO2为400mg/m3；Ⅱ时段燃煤NOX为650mg/m3，Ⅲ时段燃煤NOX为450mg/m3。

北京市环保局及北京时技术监督局联合颁发了“锅炉污染物综合排放”北京市地方标准DB11/139-2002，提出了更为严格的排放标准。

1.4NOX污染的治理

1.4.1我国燃煤NOx排放现状

电力行业是国民经济的基础行业，经济的快速发展，电力需求随之不断增长。

大容量高参数的火电机组正成为电力工业的主力机组，燃煤电厂的NOX排放总量日益增加。

仅电厂燃煤量就占全国煤炭消耗总量的约50%，这个比例仍有不断增加的趋势，其燃煤产生的大气污染物也将持续增长。

我国燃煤发电主要是直接燃烧的方式，煤炭燃烧产生大量的烟尘、硫氧化物、氮氧化物、汞等重金属氧化物，以及二氧化碳，还有废水和固体排放。

经过近几十年的努力，固体渣和废水的排放、烟尘的排放都得到了有效的控制。

二氧化硫的排放控制也取得了成效。

因此，氮氧化物成为继二氧化硫之后燃煤发电污染物治理的重点。

据测算，我国2000年氮氧化物的排放量为1500万吨，如果不加以控制，预计到2020年氮氧化物的排放量将达到2639万吨。

然而我国环境的二氧化硫容量只有1620万吨，氮氧化物的环境容量只有1800万吨。

出现酸雨的城市已有265个。

控制氮氧化物的排放是我国经济可持续发展亟待解决的重要问题。

1.4.2常规处理

目前，我国的燃烧产生氮氧化物控制方法主要有燃烧前控制、燃烧中控制和燃烧后控制三类[7]。

1．燃烧前控制

燃烧前控制是指选用低氮燃料，成本很高，工程上应用较少。

2．燃烧中控制

燃烧中控制是指改进燃烧方式和生产工艺，采用低NOX燃烧技术，降低炉内NOX生成量。

低NOX燃烧技术的主要途径有以下几个方面[5]：

（1）减少燃料周围的氧浓度。

包括：

减少炉内过量空气技术，以减少炉内空气总量；减少一次风量和减少挥发分燃尽前燃料与二次风的混合，以减少着火区的氧浓度；

（2）在氧浓度较少的条件下，维持足够的停留时间，使燃料中的氮不易生成NOX，而且使生成的NOX经过均相或多相反应而被还原分解；（3）在过量空气的条件下，降低温度峰值，以减少热力型NOX的生成，如采用低热风温度和烟气再循环等。

最常用的低NOX燃烧技术包含了低过量空气燃烧、空气分级燃烧、燃料分级燃烧和烟气再循环等技术[5]。

分级燃烧就是把燃烧分阶段完成，通过调整燃烧工况来达到低NOX生成量的一种炉内控制技术。

低NOX燃烧技术的特点是工艺成熟，投资和运行费用低。

（1）空气分级燃烧

它是目前应用较为广泛的低NOX燃烧技术，其主要原理是将燃料的燃烧过程分段进行。

是将燃烧用风分为一、二次风；减少煤粉燃烧区域的空气量即一次风量，提高燃烧区域的煤粉浓度，推迟一、二次风混合时间，这样煤粉进入炉膛时就形成一个过量空气系数在0.8左右的富燃料区，使燃料在富燃料区进行欠氧燃烧，使得燃烧速度和温度降低，从而降低NOX的生成。

欠氧燃料产生的烟气再与二次风混合，使燃料完全燃烧。

最终空气分级燃烧可使NOX生成量降低30%～40%。

（2）燃料分级燃烧

燃料分级燃烧又称为燃料再燃技术，是指在炉膛内，设置一次燃料欠氧燃烧的NOX还原区段以控制最终NOX生成量的一种措施。

在NOX遇到烃根CHi和未完全燃烧产物CO、H2、C和CnHm时会发生NOX的还原反应。

利用这一原理，把炉膛高度自下而上一次分为主燃区、再燃区和燃尽区。

再燃区不仅使主燃区已生成的NOX得到还原，同时还抑制了新的NOX的生成，进一步降低NOX的生成量。

再燃区上方布置燃尽风（OFA）以形成燃尽区，以使再燃区出口的未完全燃烧产物燃烧，达到最终完全燃烧的目的。

（3）烟气再循环

也是常用的燃烧中降低NOX排放量的方法之一。

该技术是将锅炉尾部的10%～30%的低温烟气经烟气再循环风机回抽并混入助燃空气中，经燃烧器或直接送入炉膛或与一次风、二次风混合后送入炉内，从而降低燃烧区域的温度，同时降低燃烧区域氧的浓度，最终降低的NOX生成量，并具有防止锅炉结渣的作用。

（4）低过量空气燃烧

使燃烧过程尽可能地在接近理论空气量的条件下进行，随着烟气中过量氧的减少，可以抑制NOX的生成，是一种简单的降低NOX的方法。

如果炉内氧的浓度过低，低于3%时，会造成CO的含量急剧增加。

也会引起飞灰含碳量的增加，导致机械未完全燃烧损失的增加，燃烧效率降低。

因此，采用低过量空气燃烧来降低NOX排放有一定限制。

（5）低NOX燃烧器

其特点是在燃烧器出口实现分级送风并与燃料合理配比，达到抑制NOX生成的目的。

其设计用于控制燃烧器附近燃料与空气的混合及理论空气量，以阻止燃料氮向NOX转化和生成热力NOX，同时又要保持较高的燃烧效率。

主要是通过控制燃烧器喉部燃料和空气的动量及流动方向来实现的。

1.4.3燃烧后控制

燃烧后控制是指在烟道尾部加装脱硝装置，将烟气中NOX转变为无害的N2或有用的肥料。

其脱氮方法可分为湿法脱硝和干法脱硝[5]。

由于烟气脱硝的NOX脱除率高，运行简单。

探求技术上先进，经济上合理的烟气脱硝技术是我国控制氮氧化物排放工作的重点。

由于炉内低NOX燃烧技术的局限性，使得NOX的排放控制不能达到国家排放标准，为了进一步降低NOX的排放，必须对燃烧后的烟气进行脱硝处理。

在对NOX排放要求非常严格的国家，如德国和日本，就是先采用采用低NOX燃烧器减少一半以上的NOX后再进行烟气脱硝，降低脱硝装置入口的NOX浓度，减少投资和运行费用。

1．湿法烟气脱硝技术

该技术是利用液体吸收剂将NOX溶解的原理来净化燃煤烟气。

（1）稀硝酸吸收法

由于NO和NO2在硝酸的溶解度比在水中的大得多，故采用稀硝酸吸收法以提高NOX去除率的技术得到广泛应用。

随着硝酸浓度的增加，其吸收效率显著提高，但考虑工业实际应用及成本等因素，实际操作中所用的硝酸浓度一般控制在15%～20%。

稀硝酸的吸收效率，除了与本身的浓度有关外，还与吸收温度和压力有关，低温高压有利于NOX的吸收。

（2）碱性溶液吸收法

该法是采用NaOH、KOH、Na2CO3、NH3·H2O等碱性溶液作为吸收剂对NOX进行化学吸收，其中氨的吸收率最高。

吸收液经多次循环，碱液耗尽之后，将含有硝酸盐和亚硝酸盐的溶液浓缩结晶，可做肥料使用。

广泛用于常压法、全低压法硝酸尾气处理。

其优点是能将NOX回收为有销路的亚硝酸盐或硝酸盐产品，有经济效益，工艺流程和设备也较为简单；缺点是吸收不高，对烟气中的NOX/NO的比例有一定限制

湿法烟气脱硝具有吸收剂种类多、来源广泛、适应性强的优点，能以硝酸盐等形式回收NOX，达到综合利用的目的。

但其实际应用系统较复杂、能耗高；并且需要大量的液体吸收剂来洗涤锅炉烟气，同时吸收废气后的溶液难以处理，还容易造成二次污染。

因此该技术对于含NOX浓度较高的、大烟气量的燃煤电站来说不宜采用。

2．干法烟气脱硝技术

与湿法烟气脱硝技术相比，干法烟气脱硝技术的主要优点有：

基本投资低，设备及工艺过程简单，脱除NOX的效率也较高，无废水和废弃物处理，不易造成二次污染。

目前有两类商业化的干法烟气脱硝技术，分别称为选择性催化还原（selectivecatalyticreduction,SCR）和选择性非催化还原法（selectivenoncatalyticreduction,SNCR）.

（1）选择性催化还原法

SCR由美国Eegelhard公司发明，于1959年申请专利。

是利用NH3和催化剂在温度为200℃～450℃时将NOX还原为N2。

SCR法中催化剂的选取是关键。

对催化剂的要求是活性高、寿命长、经济性好和不产生二次污染。

SCR法是国际上应用最多、技术最成熟的一种烟气脱硝技术。

SCR法的优点有：

使用了催化剂，反应温度较低；净化率高，可达85%以上；工艺设备紧凑，运行可靠；还原后的氮气放空，无二次污染。

但也存在一些明显的缺点：

烟气成分复杂，某些污染物可使催化剂中毒；高分散度的粉尘微粒可覆盖催化剂表面，使其活性下降；系统中存在一些为反映的NH3和烟气中的SO2作用，生成易腐蚀和堵塞设备的硫酸铵盐，同时还会降低氨的利用率；投资与运行费用较高。

（2）选择性非催化还原法

SCR技术的催化剂费用通常占到SCR系统初始投资的50%～60%，其运行成本在很大程度上受催化剂寿命的影响。

因此SNCR应运而生。

其基本的原理是把含有氨基的催化剂喷入炉膛温度为800℃～1100℃这一狭窄的温度范围，在没有催化剂的情况下，该还原剂迅速热分解成氨并与烟气中的NOX进行反应，使得NOX还原成N2和H2O，基本上不与O2发生作用。

通常以尿素或氨基化合物作为还原剂将NOX还原为N2。

因为需要较高的反应温度（930～1090℃）还原剂通常注进炉膛或者紧靠炉膛出口的烟道。

主要的化学反应为：

4NH3+6NO→5N2+6H2O

（1）

可能的竞争反应包括：

4NH3+5O2→4NO+6H2O

（2）

4NH3+3O2→4N2+6H2O（3）

还原剂尿素或氨基化合物必须注入最佳温度区，才能确保反应

（1）占主导；如果温度超过1100℃，反应

（2）、（3）将变得重要；如果温度低于所希望的区间，残留氨量将会增加[14]。

该法的优点是不需要催化剂，投资较SCR小，比较适合于环保要求不高的改造机组，目前大部分锅炉都不采用此法，主要原因有：

效率不高；反应剂和运载介质（空气）的消耗量大；氨的泄露量大；生成的硫酸铵盐会腐蚀和堵塞下游的空气预热器等设备。

3．电子束治理技术

电子法的原理是利用电子加速其产生的高能电子束，直接照射待处理的气体，通过高能电子与气体中的氧分子及水分子碰撞，使之离解、电离，形成非平衡等离子体，其中所产生的大量活性粒子（如OH-，O2-和HO2-等）与污染物进行反应，使之氧化去除。

许多国家已经建立了一批电子束试验设施和示范车间。

日本、德国、美国和波兰的示范车间运行结果表明，这种电子束系统去除SO2的总效率超过95%，去除NOX的效率达到80%~85%。

电子束照射法脱除NOX的技术，是当今烟气系统脱硝的一项新技术，可以同时处理大型燃煤电站的SO2、NOX和飞灰。

但电子束照射法仍有不少缺点：

（1）能量利用率低，当电子能量降到3eV以下后，将失去分解和电离的功能，剩余的能量将浪费掉；

（2）电子束法所采用的电子枪价格昂贵，电子枪及靶窗的寿命短，所需的