电厂锅炉SCR烟气脱硝黍统设计优化.doc

电广锅炉SCR烟气脱硝黍统设计优化 为满足日趋严格的环保要求，我国燃煤火电厂今后将逐步建设烟气脱硝装置。系统地研究总结和分析国内外燃煤电厂锅炉选择性催化还原(SCR)烟气脱硝系统的设计特点与运行经验，包括SCR系统的技术原理与设计要求、技术关键、反应塔布置及其催化剂特性、氨逃逸及其对空气预热器的影响、供氨与喷氨系统等设计优化技术，对我国火电厂今后发展SCR烟气脱硝技术提供借鉴与指导。 引言 燃煤火电厂是造成氮氧化物(主要是N0、N0：以及少量的N：0 等，统称为NO )排放的主要来源之一。N0 排放会造成环境污染、导致酸雨，在阳光的作用下生成对人类健康和环境有害的地面层臭氧(烟雾)。根据国家2003年环境公报统计数据，2003年全国SO：排放量为2 158．7万t， 其中工业生产排放的SO：约占80％ ， 而火电厂SO：排放量估算为950万t，约占全国SO2排放总量的50％ 。目前，二氧化硫污染产生的酸雨， 已危害了我国国土总面积的30％ 。此外，我国目前燃煤火电厂的NO 排放量估算为500万t／a左右。 预计在将来的30～50 a内， 煤炭在我国一次能源生产与消费中的比例将继续保持在70％左右。我国电力工业中以煤炭为主的能源格局不会改变，这种格局是由中国富煤缺油少气的能源资源特点和经济发展阶段所决定的，煤炭消耗量将持续增长。这种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， 严重损害了可持续发展的经济和环境基础。 燃煤电厂锅炉NO 排放控制技术措施可区分为一次燃烧控制措施与二次烟气净化措施(烟气脱硝装置)。当仅仅采取一次燃烧措施还不能满足NO排放标准时， 就需要在锅炉尾部烟道安装烟气脱硝装置。二次控制措施是在燃烧过程结束后，在锅炉尾部烟道进行的烟气净化处理过程， 即通过烟气脱硝装置，将已经在炉内燃烧过程中形成的NO 还原成氮气(N：)。目前烟气脱硝的主流技术是选择性催化还原(SCR)与选择性非催化还原(SNCR)，其中SCR烟气脱硝效率可达90％ 以上。在实际工程应用中，降低燃煤电厂锅炉NO 排放最经济实用的技术途径就是尽可能通过采用燃烧措施或燃烧系统技术改造， 在燃烧过程中最大限度地抑制NO 的生成，从而减少SCR 脱硝装置的负担，降低运行成本。 1 SCR烟气脱硝技术的发展现状及其在燃煤火电厂的应用 SCR 技术白20世纪70 年代在欧洲和日本首先用于燃油和燃气电厂锅炉，随后于80年代开始逐渐应用于燃煤电厂锅炉。为满足严格的N0 排放标准， 日本开发出了钒基／钛基催化剂并取得成功经验，奠定了当今SCR催化剂技术的基础。 美国于20世纪90年代初期建立了SCR 工业示范装置，对美国燃用高硫煤电厂锅炉采用SCR 技术的适应性进行了详细的工业性试验验证。此后，为满足日趋严格的NO 排放标准(2001TI g／1TI )，欧洲其他国家及美国相继在燃煤电厂锅炉安装了SCR 装置。到1997年底， 日本有61个电厂约23 GW 的燃煤锅炉机组安装了SCR 装置， 欧洲约有55 GW的锅炉机组共安装了l50多台大型SCR 装置。其总容量约33 GW 的烟煤锅炉机组安装了SCR 烟气脱硝装置， 大部分为现役锅炉SCR 工程改造。美国有8台燃煤锅炉机组约3 GW 容量安装了SCR 装置。到2004年底，美国有近200 台总容量约100 GW 燃煤锅炉机组安装了SCR 装置。 燃煤电厂锅炉SCR 烟气脱硝技术经历了30多年的研究发展与工程实践，在技术上已发展成熟，目前已成功地应用于300 MW 、600 MW 与1 000 MW大型燃煤电厂锅炉，其中单机容量最大的是应用于美国Gavin电厂的2x1 300MW 燃煤锅炉机组。SCR脱硝效率可达90％ ～95％ ，SCR 装置与低NO 燃烧系统相结合， 可将燃煤电厂锅炉NO 排放控制在50mg／m 以内。 2 SCR烟气脱硝系统性能优化设计 2．1 SCR烟气脱硝技术原理 典型的燃煤电厂锅炉选择性催化还原(SCR)烟气脱硝系统采用氨(NH )作为还原介质，主要由供氨与喷氨系统、催化剂(反应塔)、烟气管道与控制系统等组成。如图1所示，SCR 反应塔通常布置在锅炉省煤器出口与空气预热器入口之间， 离开锅炉省煤器的热烟气在进入SCR 反应塔前， 在远离SCR反应塔的上游烟道中喷入氨(NH )，使氨与烟气充分均匀混合后进入反应塔。氨在反应塔中催化剂的作用下，在有氧气的条件下选择性地与烟气中的NO (主要为NO 和少量的NO )发生化学反应，将NO 转换成无害的氮气(N )和水蒸气(H 0)。SCR 反应塔中的主反应过程为： 4NO+4NH3+02—}4N2+6H20 2N02+4NH3+02—}3N2+6H20 该反应过程为放热化学反应，由于SCR 入口烟气中的NO 浓度一般为烟气体积流