化工类论文发表燃煤电厂氮氧化物NOX脱除技术方法探讨和应用

　　随着我国工业的发展，环境问题也越来越严重了，城市的空气质量也在逐渐降低，氮氧化物是酸雨的主要成分之一。很多专家也针对此做了一些研究，那么应该如何消除NOX呢？本文是一篇化工类论文发表范文，主要论述了燃煤电厂氮氧化物NOX脱除技术方法探讨和应用。
　　摘要：氮氧化物是造成酸雨污染、城市空气污染的重要原因。由燃煤所产生的氮氧化物(NOx)是我国大气污染的主要来源之一，其中约60%的燃煤被火电站和大中型燃煤锅炉消耗，随着经济的发展，燃煤锅炉耗煤占煤炭消费量比例也将逐步增长。目前我国电厂和工业锅炉氮氧化物排放量已超过700万吨/年(增长速度超过8%)，今后一个较长的时期仍将呈持续增长趋势。近年的统计数据表明，大中城市空气中NOX污染情况也在逐步发展。要想消除NOX，除了在锅炉燃烧中采用分级燃烧，降低燃烧区域氧浓度和降低火焰温度来降低NOx，也可采用烟气处理技术降低NOx含量。

　　Abstract： Nitrogen oxides are an important cause of acid rain pollution and urban air pollution. Nitrogen oxides (NOX) generated by coal-burning is a major source of air pollution in China， where about 60% of the coal is consumed by thermal power plants and large and medium-sized coal-fired boiler. Along with economic development， the consumption proportion of coal fired by boilers accounted for coal consumption will gradually increase. At present， the NOx emissions of power plants and industrial boilers in China has reached more than 7 million tons/year (growth rate is more than 8%)， and in the future it will show a longer period of sustained growth trend. Statistics in recent years show that， NOX air pollution is also gradually developing in large and middle cities. To eliminate NOX， in addition to the use of staged combustion in the boiler combustion， to reduce the oxygen concentration of the combustion zone and lower flame temperature， the flue gas treatment technology can also be used to reduce NOx content.

　　关键词：烟气脱硝,SCR脱硝技术,SNCR脱硝技术,组合法SNCR/SCR,脱硝系统

　　Key words： flue gas denitration;SCR denitration technology;SNCR denitration technology;SNCR/SCR combination method;denitration system

　　中图分类号：X701.3 文献标识码：A 文章编号：1006-4311(2015)12-0064-03

　　0 引言

　　随着经济的不断发展，大气污染问题日益严重，我国作为世界煤炭生产和消费的大国，其中60%的燃煤被火电站和大中型燃煤锅炉消耗，而燃煤产生的氮氧化物(NOX)又是大气污染的主要来源之一。为了满足不断增长的市场需求，燃煤锅炉耗煤占煤炭消费量比例也将逐步提升，在这种情况下，势必加剧大气的污染。为了有效遏制大气污染，国家环保部连续出台了以大气法为核心的20多部政策、法规等文件，力度之大，前所未有，例如《火电厂大气污染排放标准》(GB13223-2003)，该标准对不同时期的火电厂建设项目规定了氮氧化物排放控制要求，同时规定第3时段火力发电锅炉须预留烟气脱除氮氧化物装置空间。国家也正在修改制定排污收费法规，在出台的《排污收费管理办法》中，对NOX也将实现零起点收费。鉴于此，作为排放氮氧化物的源头，各燃煤电厂需要对设备进行改造，使其烟气指标满足排放要求。对于燃煤电厂来说，为了彻底解决氮氧化物，必须开发相应的NOX脱除技术对排放的气体进行处理，确保烟气中的NOX排放满足环保要求。

　　1 氮氧化物脱除技术介绍

　　1.1 燃烧技术燃烧技术的特点是通过改进锅炉运行方式或控制燃烧过程来达到减少燃烧过程中NOX的排放量。对于燃煤锅炉，虽然采用改进燃烧技术能够在一定程度上减少NOX的排放，但是整体的效果还是差强人意，要想一进步降低NOX的排放，使其符合环保排放标准，应该对燃烧后的烟气进行脱硝处理。

　　1.2 脱除氮氧化物净化技术要想达到烟气NOX排放标准，仅仅依靠炉内低氮燃烧技术是远远不够的，还应该进行烟气净化脱硝处理。现阶段通行的烟气脱硝工艺主要有三类，即干法、湿法和半干法。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;湿法有臭氧氧化吸收法;半干法有活性炭联合脱硫脱硝法等。就目前来说，干法脱硝的应用最为广泛。其原因是：NOX的化学活性没有SO2高，很难被水溶液吸收;NOX经还原后成为无毒的N2和H2O，很好处理脱硝的副产品;NH3对烟气中的NO可选择性吸收，是良好的还原剂。与干法相比，湿法存在以下缺点：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。　　1.2.1 选择催化还原法(SCR) SCR技术原理为：在催化剂作用下，向温度约280～420℃的烟气中喷入氨，将NOX还原成N2和H2O。其主要反应如下：

　　4N0+4NH3+O2 → 4N2+6H20

　　6NO+4NH3 → 5N2+6H20

　　6NO2+8NH3 → 7N2+12H20

　　2NO2+4NH3+O2 → 3N2+6H20

　　SCR脱硝技术有三种布置方式：①高温高尘式，SCR位于锅炉省煤器与空气预热器之间;②高温低尘式，SCR位于高温电除尘器(ESP)之后;③低温低尘式，SCR位于烟气脱硫装置(FGD)之后。这三种布置方式决定SCR的运行工况条件有所不同，互有利弊。后两种布置方式的优点是催化剂不受飞灰的影响。若SCR反应器置于FGD系统之后，SO3等气态毒物不会影响到催化剂的反应，但是由于烟温太低，需采取必要的措施提高温度到符合催化还原反应的要求。

　　1.2.2 选择性非催化还原法(SNCR) SCNR脱硝技术是把炉膛作为反应器，将NH3或氨基还原剂直接喷入炉膛温度900～1100度的区域，后者迅速热分解成NH3，NH3与烟气中的NOX反应生成N2。该方法不用催化剂，反应温度较高，不仅需要消耗大量的还原剂，脱硝效率也较低。但是该方法比SCR简单，很适合于现有锅炉的加装改造。典型的SNCR工艺布置由还原剂贮槽、还原剂多层喷入装置和与之配套的控制仪表组成，但所需要的还原剂量比SCR工艺的多。而且控制SNCR体系中氨的逸出相当困难，但通过在出口设置NH3检测仪可以得到改善。

　　1.2.3 组合法(SNCR/SCR) 组合法(SNCR/SCR)是SNCR的还原剂直喷炉膛技术同SCR利用逸出氨进行催化反应结合起来，从而进行两级脱硝。它是把SNCR工艺的低费用特点同SCR工艺的高脱硝率及低的氨逸出率有效结合。理论上，SNCR在脱除部分NOX的同时也为后面的SCR脱除更多的NOX提供了所需的氨。在组合工艺中，至关重要的问题是使氨与烟气充分混合。要控制氨的分布以适应NOX分布的变化。但是SNCR脱硝率只有百分之三十，组合法装置的脱硝率能达到百分之八十以上，满足排放要求。

　　2 工程实践――国电大同发电公司二期2×600MW机组烟气脱硝工程介绍

　　结合国电大同发电公司二期2×600MW机组烟气脱硝工程实际情况，简述SCR脱硝工艺降低氮氧化物(NOX)排放的技术。国电大同发电有限公司二期7#、8#(2×600MW)机组脱硝改造工程位于山西省大同市南郊区七里村。锅炉为亚临界燃煤锅炉。烟气采用静电除尘器除灰、石灰石-石膏湿法脱硫。SCR工程由北京国电龙源环保工程有限公司总承包，SCR工程于2012年07月开工，2013年11月完工。

　　2.1 SCR脱硝工艺简介该脱硝装置采用“高含尘布置方式”的选择性催化还原法(SCR)，在设计煤种及校核煤种、锅炉最大工况(B―MCR)、处理100%烟气量条件下，脱硝效率不小于80%，催化剂层数按“2+1”布置，采用尿素热解制氨法为还原剂。本期烟气脱硝装置及附属系统，主要包括：工艺系统;仪表与控制系统;电气系统;其他部分等。

　　2.1.1 工艺系统本工程烟气脱硝采用选择性催化还原(SCR)脱硝工艺，一炉两个反应器，工艺系统包括：尿素溶液储备及输送系统(尿素溶液储罐、尿素循环泵);尿素热解系统(稀释风机、暖风器、电加热器、热解炉及相应管道阀门);烟气系统(反应器本体、导流系统、烟道接口);吹灰系统(声波吹灰器);其他由主系统接出的水、汽、气等辅助系统;尿素颗粒储备及溶解系统与三期共用。

　　①烟气系统：烟气系统是指从锅炉尾部低温省煤器下部引出口至SCR反应器本体入口、SCR反应器本体出口至回转式空预器入口之间的连接烟道。烟道壁厚6mm，催化剂区域流速不超过6 m/s。

　　②SCR反应器：锅炉配置2台SCR反应器。反应器内烟气竖直向下流动，反应器入口设置气流均布装置。反应器入口及出口段有导流板，反应器内部易于磨损的部位有防磨措施。

　　③催化剂：反应器内催化剂层按照两层，并预留一层布置。催化剂的型式采用蜂窝式。蜂窝式催化剂节距8.2mm，壁厚大于1.0mm。催化剂考虑了燃料中含有的任何微量元素可能导致的催化剂中毒。催化剂模块有防止烟气短路的密封系统，能承受运行温度400℃不少于5小时的考验，而不产生任何损坏。催化剂保证寿命为24000运行小时。

　　④吹灰系统：本工程灰份高，设置吹灰器，采用声波吹灰系统，每一层催化剂设置5台声波式吹灰器，吹灰器气源引自电厂主压缩空气系统，吹扫频率为每10分钟吹扫10秒，每炉的两个反应器依次吹扫，每个反应器从最上层开始吹扫，每层吹灰器依次吹扫。

　　⑤氨的空气稀释和喷射系统：每台锅炉的两个反应器分别布置了两台离心式稀释风机，一用一备。有两套氨/空气混合系统。分别用于两台SCR反应器的氨与空气的混合。

　　⑥热解炉有关系统：尿素溶液经循环泵送至厂区环管，每台炉设置一套热解单元，包含热解炉、电加热器、计量分配模块、雾化喷嘴等，尿素溶液经计量分配模块、雾化喷嘴等喷入热解炉，分解为NH3、H2O、CO2，热解所需热量采用稀释风机风量，先经过蒸汽换热的暖风器，再用电加热器加热至满足尿素分解的温度。

　　⑦辅助系统：主要由伴热系统、水冲洗系统、压缩空气系统等组成。

　　2.1.2 热工控制系统脱硝系统的热工控制对象主要有：锅炉脱硝系统和辅助公用尿素输送系统。SCR反应装置采用集中监控方式，在脱硝集控室设单独一套DCS，完成数据采集系统(DAS)、模拟量控制系统(MCS)、顺序控制系统(SCS)等功能。在脱硝控制室内，通过DCS操作员站可完成对脱硝系统的启/停控制、正常运行的监视和调整以及异常与事故工况的处理和故障诊断，无需现场人员的操作配合。　　2.1.3 电气系统

　　①供配电系统：

　　1)10kV、380V供电系统：每台机组脱硝稀释风电加热负荷约为1800kW左右，设置一个低压动力中心(PC)为单母线接线形式，由1台低压干式变压器供电;

　　2)事故保安电源：热控DCS机柜及测量仪表需保安电源，由主厂房事故保安段供电;

　　3)直流系统：脱硝系统无直流动力设备，电气二次回路采用的直流控制由主机提供。

　　②控制与保护：

　　1)控制方式：脱硝系统的电气设备纳入DCS系统，所有低压空气断路器和保安电源所有设备的控制电压采用110V DC，其余控制电压采用220V AC;

　　2)信号与测量：脱硝系统开关状态信号、电气事故信号及预告信号均由脱硝DCS控制;

　　3)继电保护：低压干式变压器基本配置有：差动保护、过电流、过负荷、接地保护、温度保护、断相保护、高压侧零序报警;400V厂用系统及电动机由空气开关脱扣器及电动机保护控制器实现保护。基本配置有：电流速断保护、过电流、过负荷、接地保护、过负荷、低电压、断相、堵转。

　　2.1.4 烟气脱硝参数如表1所示。

　　2.1.5 催化剂的选型目前用于燃煤电厂SCR 法烟气脱硝的催化剂主要有三种类型：蜂窝式、平板式和波纹板式。蜂窝式催化剂因其单位体积的有效表面积大，且达到相同脱硝效果所需的催化剂量较少等优点而被广泛应用。大同发电公司二期SCR装置采用江苏龙源催化剂有限公司生产的蜂窝式催化剂，催化剂为两层正常层和一层附加层。

　　2.1.6 还原剂的选择还原剂一般采用尿素、纯氨或氨水。国电大同发电公司因离城市居民区很近，为考虑安全事宜，脱硝还原剂采用尿素热解供氨。

　　2.2 SCR脱硝系统调试运行本工程由北京国电龙源环保工程公司负责整套系统的调试，SCR烟气脱硝系统的调试主要包括冷态调试和热态调试，并按尿素车间和反应区分别进行调试。#8机组脱硝系统分部调试工期为2013年4月15日-5月4日，整套启动调整、系统优化调试工期为2013年5月5日-2013年5月7日，2013年5月8日9：00-2013年5月15日9：00完成168小时连续试运行，圆满完成了调试任务。

　　2.3 效果国电大同发电公司二期2×600MW机组烟气脱硝工程投运后，满负荷连续运行168h，经过对排放气体进行检测，检测结果显示：脱硝效率≥80%，烟气出口NOX排放浓度≤100mg/Nm3，各项参数及技术指标均达到环保排放指标要求。也说明了国内电厂以SCR脱硝为主的工艺技术是成熟和可靠的，完全满足电厂脱硝安全稳定运行。

　　3 结论

　　现阶段，随着烟气脱硫、脱硝技术的发展，许多国家都开展了烟气同时脱硫脱硝的技术研发，目的在于寻求比传统FGD和SCR投资、运行资费低的SOX/NOX双脱技术，随着科技不断进步发展，为改善我们的环境，国家还需要在环保方面加大技术研发和资金投入力度，全面改造燃煤电厂锅炉，使其烟气中NOX的排放满足国家标准，以改善环境空气质量。

　　参考文献：

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　　[2]冯道显.燃煤电站锅炉脱硝技术的应用[J].电力环保，2005，21.

　　[3]管一明.火电厂高灰布置SCR系统的主要组成和设备电力环保，2004，20.

　　[4]国电大同发电公司二期2×600MW机组烟气脱硝工程相关图纸、规范、技术协议、合同等资料.

　　[5]北京国电龙源环保工程有限公司.脱硫脱硝技术规范规程等.
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