毕业论文-燃煤锅炉烟气脱硝设计

等氧化性很强的自由基，将NO氧化成NO2，NO2与H2O生成HNO3，并于喷入的NH3反应生成硝酸铵化肥。根据高能电子的产生方法不同，这类方法又分为电子束照射法（EBA）和脉冲电晕等离子体法(PPCP)。 1.2.8 炽热碳还原法

利用碳质固体还原废气中的NOx属于无触媒非选择性还原法。与选择性催化法相比，其优点是不需要价格昂贵的催化剂，避开了催化剂中毒所引起的问题，并且弹指柜体价格便宜，来源广。 1.2.9 湿式络合吸收法

湿式络合吸收法是用水或酸、碱、盐的水溶液来吸收废气中的氮氧化物。按吸收剂的种类可分为水吸收法、酸吸收法、碱吸收法、氧化-吸收法、吸收-还原法及液相络合法等，这些方法比较适合于硝酸厂尾气NO2的吸收，对于燃煤烟气是不适用的。施法中国只有络合吸收法比较适合于燃煤烟气脱NOx。

湿式络合吸收法是一种利用液相络合剂直接同

NO反应的方法，因此，对于处

理主要含有NO的燃煤烟气具有特别意义。NO的生成的络合物在加热时又重新放出NO，从而使NO能富集回收。

1.3各种烟气脱硝工艺的比较

经过表1.3各种脱硝方法的特点、优缺点的比较，最后决定选择选择性催化还原法（SCR）进行燃煤电厂锅炉烟气脱硝设计。

第二章 选择性催化还原脱硝原理与工艺

2.1 SCR反应原理

SCR是在一定的温度和催化剂的作用下，还原剂有选择性地把烟气中的

NOX还原为无毒无污染的N2和H2O，还原剂可以是碳氢化合物（如甲烷、丙烯等）、

氨、尿素等。

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4NH?4NO?O?4N?6HO32224NH?2NO?O?3N?6HO32222

表1.3 各脱硝工艺的比较 适用性及特点 优缺点 脱硝率 投资 适合排气量大，连续二次污染小，净化效率高，80%～90% 较高 排气源 技术成熟； 设备投资高，关键技术难度大 不用催化剂，设备和运行费用少； 脱硝工艺 SCR SNCR 适合排气量大，连续排放源 30%～60% 较低 NH3用量大，二次污染，难以保证反应温度和停留时间 液体吸收法 处理烟气量很小的情况下可以选取 工艺设备简单、投资少，收效显著，有些方法能回收效率低 较低 NOX；效率低，副产物不易处理，目前常用的方法不适合于处理燃煤电厂烟气 微生物法 使用范围较大 工艺设备建单、能耗及处理费用低、效率高、无二次污染；微生物环境条件难以控制，仍处于研究阶段 同时脱硫脱硝，回收NOX和SO2，运行费用低；吸收剂用量大，设备庞大，一次脱硫脱硝效率低，再生频繁 同时脱硫脱硝，无二次污染；运行费用高，关键设备技术含量高，不易掌握 80% 低 活性炭吸附法 排气量不大 80%～90% 高 电子束法 适用范围较大 85% 高

2.2 V2O5/TiO2催化反应原理

目前工业中应用最多的SCR催化剂大多以TiO2为载体，以V2O5或V2O5-WO3、V2O5-MoO3为活性成分。其中TiO2具有较高的活性和抗SO2性能；V2O5是最重要的活性成分，具有较高的脱硝效率，但同时也促进SO2向SO3的转

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化；另一种活性材料WO3的添加，有助于抑制SO2的转化；其他的活性材料还有Mo、Cr等，它们可起到助催化剂及稳定剂的作用。一般V的负载量低于1%～1.5%，而WO3和MoO3的负载量分别为10%和6%左右。 2.3 SCR脱硝效率的主要影响因素 1.工作温度

烟气温度主要影响催化剂的催化性能以及脱硝反应的进行，从而对氨的利用率以及脱硝效率产生影响。对保证脱硝性能而言，必须针对催化剂确定合适的工作温度区段，同时为避免在催化剂表面生成硫酸铵和硫酸氢氨，SCR的最低工作温度必须比生成硫酸氨和硫酸氢氨的温度高出120~140°C。一般控制在300~400°C之间。

2.入口烟气含尘量

在燃煤锅炉排烟脱硝系统中，由粉尘带来的脱硝系统操作恶化主要体现在三个方面：首先由粉尘引起的催化剂单元堵塞导致的压损增大；其次，粉尘中含有的碱分以及其他有害物质覆盖在催化剂的表面，并随着表面扩散附着在活性点上，肯能引起催化剂中毒；第三，随着烟气中含尘量的增加，对催化剂单元的磨损加剧，主要包括催化剂端部的直接碰撞、气体流过部位的粉尘碰撞以及粉尘的摩擦作用。因此必须采取措施，对入口烟气含尘量加以控制。

3.入口烟气SO2含量

由于脱硝催化剂的氧化活性，与NOx共存的SO2部分氧化为SO3，与残余的NH3发生反应，在脱硝反应器内以及脱硝反应器下游的空气预热器传热面上，析出硫酸铵或硫酸氢氨，导致酸露点上升，引起空气预热器的低温腐蚀加剧。同时对脱硝反应器内的催化剂载体产生腐蚀，影响催化剂单元的寿命。

4.入口烟气NOx含量

入口烟气的NOx浓度主要表征脱硝系统的负荷，并为喷氨控制系统按照NH3/NOx比，确定喷氨量提供控制信号。由于该信号对于喷氨控制系统而言存在一定的延迟，因此该信号主要作为NOx预测值的偏差修正信号引入喷氨控制回路中。 5.SCR出口烟气NH3含量

残余NH3对系统产生的影响，主要是与烟气中的SO2共同作用的结果。同上所述，残余的NH3与SO2氧化后生成SO3反应，生成带有较强腐蚀性的物质，导致催化剂模块本身以及下游空气预热器分腐蚀加剧。SCR反应器出口氨的逃逸率必须控制在≤3

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×10-6的范围内。

6.SCR出口烟气NOx含量

SCR反应器出口烟气的NOx浓度要控制在50（标）mg/m3内，必须实时连续监测该参数，当出现较高的NOx浓度时，必须综合分析锅炉负荷、入口NOx浓度、烟气流量及喷氨量等相关控制回路进行调节。

第三章 选择性催化还原脱硝系统的设计

3.1工程概况

大唐哈尔滨第一热电厂2?300MW新建工程，由大唐黑龙江发电有限公司投资建设，工程容量为2?300MW。

3.2脱硝系统的设计原则

（1）烟气脱销系统采用选择性催化还原（SCR）进行2台机组100%烟气量的脱销处理。

（2）在锅炉燃用设计煤种BMCR工况下处理全烟气量时的保证脱硝率为80%以上。 （3）在设计煤种的烟气条件下，烟气中NOx含量增加25%时，经脱销后的NOx排放浓度应满足环保排放要求。进口烟气中NOx含量在设计值的125%~200%范围内变化时，SCR脱硝装置能够安全运性。

（4）当烟气温度在290~400°C范围内时，烟气脱硝系统应安全可靠和连续运行。 （5）在锅炉BMCR工况条件下，要求烟气脱硝系统中的设备应有一定的余量；烟气脱硝系统具有应付紧急停机的有效措施；烟气脱硝系统能够适应锅炉的启停，并能适应单台锅炉的运行及符合的变动。

（6）烟气脱硝系统的使用寿命不低于主体机组的寿命(30年)。

（7）自SCR装置投入商业运行，烟气脱硝系统的利用率为锅炉电除尘运行时间的95%。

（8）对于烟气脱硝系统中的设备、管道、烟风道、箱罐或贮槽等，考虑防腐和防磨措施。

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