PAGEPAGE24摘要燃煤電廠污染物NOX的排放日益嚴重地影響著環境、氣候和人類的健康，解決電站鍋爐NOX排放對環境的影響，已成為一個中國要問題。本論文經過對鍋爐燃煤煙氣脫硝設計，并對其技術經濟特性進行了相應分析，進而針對大唐哈爾濱熱電廠的鍋爐進行了脫硝方案的設計。該廠在爐膛上部區域噴入一定量的液氨溶液，將煙氣中的NOX還原N2和H20。改設計通過對SCR反應器及液氨系統的設計，使煙氣的脫硝效率達到80%或以上。關鍵詞：NOX，SCR，SCR反應器，液氨系統TOC\o"1-4"\h\z\u燃煤鍋爐煙氣脫硝設計 4第一章緒論 41.1研究背景及意義 41.1.1氮氧化物的來源及生成機理 41.1.2氮氧化物的危害 51.1.3國內外氮氧化物的排放情況及控制對策 61.1.3.1國內NOx的排放情況及控制對策 61.1.3.2國外NOx的排放情況及控制對策 71.2煙氣脫硝技術 81.2.1選擇性催化還原煙氣脫硝技術 81.2.2選擇性非催化還原煙氣脫硝技術 81.2.3SNCR/SCR聯合煙氣脫硝技術 81.2.4液體吸收法 81.2.5微生物法 81.2.6活性碳吸收法 91.2.7電子束照射法（EBA）和脈沖電暈等離子體法（PPCP） 91.2.8熾熱碳還原法 91.2.9濕式絡合吸收法 91.3各種煙氣脫硝工藝的比較 9第二章選擇性催化還原脫硝原理與工藝 112.1SCR反應原理 112.2V2O5/TiO2催化反應原理 112.3SCR脫硝效率的主要影響因素 11第三章選擇性催化還原脫硝系統的設計 123.1工程概況 123.2脫硝系統的設計原則 123.3SCR的關鍵控制參數 133.3.1煙氣參數 143.3.2SCR反應器主要工藝參數 143.4SCR反應器尺寸估算 153.4.1SCR反應器截面尺寸估算 153.4.2SCR反應器斷面尺寸估算 153.5氨區工藝系統及主要設備 183.5.1氨的存儲和處理系統 183.5.2NH3卸料壓縮機系統 183.5.3液氨儲罐 183.5.5氨氣緩沖槽 203.5.6稀釋罐 203.5.7氨區廢水處理 203.5.8氨區的氮氣吹掃設計 203.5.9管道、閘門及其附件材質要求 213.6氨區的布置 21第四章燃煤電廠煙氣脫硝技術經濟分析 214.1概述 214.2SCR總投資成本分析 234.3經濟評價 244.3.1主要參數 244.3.2總投資估算 24燃煤鍋爐煙氣脫硝設計第一章緒論1.1研究背景及意義隨著我國經濟的快速發展，對能源的消耗大幅度增加，由此而引起的環境污染問題越來越引起人們的重視。大量的化石燃料在其燃燒過程中排放出CO2、SO2、粉塵和氮氧化物（NOx）等污染物嚴重破壞了大氣環境，造成我國城市空氣質量下降。我國是當今世界上唯一以煤為初級能源的經濟大國，也是以燃煤發電為主的發展中國家，經濟發展水平與發達國家相比還有較大差距，環保技術的發展也處于較落后狀態。在今后幾十年內，以煤炭為主的能源結構不會發生顯著變化。煤炭的燃燒易造成嚴重空氣污染，對人類健康和環境危害極大。預計在未來幾十年內，我國NOx排放量會隨著經濟的發展有很大增長。氮氧化物的排放量在2000年已達1000萬噸，根據目前的發展情況，2020年將會達到或超過2000萬噸。氮氧化物排放的迅速增長給環境和人類健康帶來了巨大壓力。在不遠的將來，環境問題將成為制約經濟發展的重要因素，因此保護和改善環境是保證我國經濟可持續發展的必要條件。積極開發研究脫硝技術，滿足環境保護的要求，具有非常現實的環境、經濟和社會意義。1.1.1氮氧化物的來源及生成機理氮氧化物（NOx）對大氣的的污染是一個世界性的環境問題，它對大氣的影響主要是酸雨和較高的地面臭氧濃度。氮氧化物主要有NO、NO2、N2O3、N2O4和N2O5等（本文中對氮氧化物統稱為NOx），在燃燒過程生成的氮氧化物，幾乎全是NO和NO2（NO約占90%），造成大氣污染的主要也是NO和NO2。NOx的主要來源有：化石燃料的燃燒、生物體燃燒、閃電過程、平流層光化學過程、在大氣中的氧化、土壤以及海洋中的NO2光解等。其中，煤、天然氣、石油等化石燃料的燃燒約占NOx排放總量的90%。一般認為氮氧化物的生成途徑主要有三類：1.空氣中氮在高溫下氧化產生，稱為熱力型NOx；2.由于燃料揮發物中碳氫化合物高溫分解生成的CH自由基和空氣中氮氣反應生成HCN和N，再進一步與氧氣作用以極快的速度生成NOx，稱為快速型NOx；3.燃料中含氮化合物在燃燒中氧化生成的，稱為燃料型NOx。1.1.2氮氧化物的危害氮氧化物主要以六種形式存在：一氧化二氮（N2O）、一氧化氮（NO）、二氧化氮（NO2）、三氧化二氮（N2O3）、四氧化二氮（N2O4）、五氧化二氮（N2O5），煤燃燒形成的氮氧化物主要是NO和NO2。其中，NO含量占煙氣的90%以上。NO和NO2都是具有強烈毒性的氣體。NO非常容易與動物血液中的色素(Hb)結合，造成血液缺氧而引起中樞神經麻痹。它與血色素的親和力很強，約為CO的數百倍至一千倍，對人體健康影響很大。而NO2毒性比SO2和NO都強，約為NO的4～5倍。NO2對呼吸器管粘膜有強烈的刺激作用，引起肺氣腫和肺癌。此外NO2對人體的心、肝、腎和造血組織等都有損害。在大氣中的氮氧化合物達到100～150ppm的高濃度時，人連續呼吸30～60min便會中毒。一氧化氮與血液中血紅蛋白親和力較強，從而使血液輸氧能力下降，人體急性中毒后出現缺氧癥狀。一氧化氮還導致中樞神經系統受損，引起痙攣和麻痹。高濃度中毒時，將迅速導致肺部充血和水腫，甚至窒息死亡。二氧化氮是具有特異刺激性臭味的棕色氣體，其味道在1ppm時就能被感覺到。二氧化氮嚴重刺激呼吸系統，使血液中血紅蛋白硝化，同時對人的心、肝、腎、造血組織都有影響。人在有l00ppm二氧化氮大氣中呼吸60min，或在400ppm二氧化氮的大氣中呼吸5min就可以招致死亡。二氧化氮慢性中毒表現為支氣管和肺部呼吸障礙、腸胃痛、牙痛。0.25～0.5ppm二氧化氮長期吸入可引起支氣管和肺部組織發生病變，使呼吸機能慢性衰退。二氧化氮對植物有損害作用。25ppm二氧化氮在7小時內可使豆類、西紅柿等作物葉子變白，更嚴重時會使植物枯萎，甚至死亡。NOx的危害還在于它與SO2一樣都可以造成酸雨的主要來源，并且與烴類化合物在太陽光照射下發生一系列光化學反應而生成光化學煙霧。對于人類及自然環境有很大危害性。1.1.3國內外氮氧化物的排放情況及控制對策1.1.3.1國內NOx的排放情況及控制對策NOx污染主要來源于生產、生活中所用的煤、石油等化石燃料的燃燒產物（包括汽車及一切內燃機燃燒排放的NOx）；其次是來自生產、使用硝酸的工廠，以及車輛排放的尾氣。我國電力工業以火電為主，隨著電力工業迅猛發展，火電裝機容量隨之迅速增加，大容量高參數的300MW及以上火電機組正成為電力工業的主力機組。火電廠的氮氧化物(NOx)排放總量日益增加，2000年已經達到了300萬噸。表1.1列出了我國近幾年來電站鍋爐氮氧化物的排放情況。表1.1我國近幾年電力行業氮氧化物排放量單位：萬噸年份199619971998199920002001200220032004排放量359.3350.3360.5401.9469.0497.5536.8597.3665.7表1.22010年火電廠裝機及典型排污水平項目新機組舊機組新+舊機組裝機容量/GW230350580典型機組/MW600300-典型NOx排放濃度（標準狀態）/（mg/m3）400800640單位發電量的NOx排放量/[g/（Kw·h）2.04.03.2年運行小時/h570057005700年排放NOx總量/萬噸2608001060另一方面隨著現代社會汽車持有數量的劇烈增長，由汽車排放的NOx所占的比重日益增加，逐漸成為人們所關注的對象。發動機廢氣中的NO是經由入口的N2和O2以及燃料中的含氮化合物在高溫高壓下生成的。廢氣中的NO濃度取決于汽車發動機燃燒情況如溫度、空氣燃氣比等。1995年全國機動車輛（不包括農用車輛）的NOx排放量為141萬噸，若包括農用車輛，其排放估算量可能將增加三成，機動車的排放量估計占排放總量的不到20%，是城市的NOx的主要來源之一。現在，我國對NOx的控制已經納入日程，NOx是我國47個重點城市環境空氣質量周報中的考核項目之一，也是2000年重點城市“一控雙達標”中城市環境空氣質量達標項目之一。國家環保局從2000年開始要求對酸雨控制區內的NOx實行排放控制，到2010年酸雨控制區內氮化物排放總量控制在2000年水平。目前，機動車的NOx排放正逐步通過汽車尾氣催化凈化器加以控制，而固定源氮氧化物排放，如發電廠、工業鍋爐等煙氣中NOx的排放已開始得到重視。。在未來的數十年內，伴隨著環境保護法的誕生以及有關標準的日趨嚴格，NOx排放的控制必將日益嚴格。1.1.3.2國外NOx的排放情況及控制對策國外對于NOx排放的治理比我國進行的早，也更完善。早在1979年，33個國家共同簽署了可聯合國經濟委員會關于歐洲長距離越境空氣污染公約。1988年11月根據該公約簽定了一項議定書，要求到1994年將NOx排放凍結在1987年或之前的水平上。歐洲在早1988年通過了“歐共體關于大型燃燒設備污染物排放限制法令”，要求歐共體在1987年以前安裝的大于50MW的全部燃燒設備NOx排放總量到1993年要在1980年基礎上削減10%，到1998年削減30%。除上述國際公約以外，許多國家還根據各自特點采取了相應的國際行動。在德國，隨著NOx對環境影響的日益嚴重，控制燃煤電廠的NOx排放越來越受到人們的重視。1984年原聯邦德國在“大型燃燒設備規定”中制定了嚴格的氣體污染物排放限值，其中，300MW以上燃煤燃燒器NOx的煙氣中濃度必須控制在200mg/m3以下。如今，德國的燃煤電廠不僅陸續開發采用了低NOx燃燒系統，全面安裝了煙氣脫硝裝置，而且對老式鍋爐進行技術改造和燃燒優化調整。由于單純通過采用低燃燒器難以使煙氣中NOx的達到低于排放限值，因此德國的燃煤電廠普遍采用稱為二級脫硝技術的煙氣脫硝技術，以降低煙氣中己生成的NOx的排放。在日本，煙塵和的SO2污染問題已經基本得到解決，而NOx造成的污染成為治理大氣污染的主要任務。針對NOx污染問題，日本政府已經采取了一系列措施，這對中國控制NOx有一定的借鑒意義。日本降低排放的技術措施主要是燃燒控制和煙氣脫硝。在70年代初日本煙氣脫硫和煙氣脫硝技術同時起步，處理設施的數量和處理的能力逐年提高，脫硝方式則大多采用選擇性催化還原法，至今己有大約套170選擇性催化還原裝置投入生產運行，NOx的排放已經得到初步控制。1.2煙氣脫硝技術1.2.1選擇性催化還原煙氣脫硝技術選擇性催化還原法（SelectiveCatalyticReduction,SCR）是指在催化劑的作用下，以NH3還原劑，“有選擇性”地與煙氣中的NOx反應并生成無毒無污染的N2和H2O。1.2.2選擇性非催化還原煙氣脫硝技術選擇性非催化氧化還原法（SelectiveNon-CatalyticReduction,SNCR）工藝，也被稱為熱力DeNOX工藝。是把含NHX基的還原劑（如氨、尿素），噴入爐膛溫度為800～1100°C的區域，該還原劑迅速分解成NH3并與煙氣中的NOX進行SNCR反應生成N21.2.3SNCR/SCR聯合煙氣脫硝技術SNCR/SCR聯合煙氣脫硝技術結合了兩者的優勢，將SNCR工藝的還原劑噴入爐膛，用SCR工藝使逸出的NH3和未脫除的NOX進行催化還原反中應。1.2.4液體吸收法又稱濕法煙氣脫硝，主要包括水吸收法、酸吸收法、堿中和吸收法、氧化吸收法、液相還原吸收法等。液相吸收脫硝方法消耗大量吸收劑，吸收產物會造成二次污染。1.2.5微生物法用微生物凈化NOx廢氣的思路是建立在用微生物凈化有機廢氣、臭氣以及用微生物進行廢水反硝化脫氮獲得成功的基礎上的。微生物處理NOx與微生物有機揮發物及臭氣有較大的不同。由于NOx是無機氣體，其構成不含碳元素，因此微生物凈化NOx是適宜的脫氮菌在外加碳源的情況下，利用NOx作為氮源，將NOx還原成無害的N2，而脫氮菌本身會的生長繁殖。其中NO2先溶于水中形成NO3ˉ及NO3ˉ再被生物還原為N2，而NO則是背媳婦在微生物表面后直接被生物還原成N2。1.2.6活性碳吸收法活性炭具有發達的微孔結構和較大的比表面積，對煙氣中的NOX和SO2有較強的吸附能力。因此，活性炭發不僅能脫硝，而且能脫硫。1.2.7電子束照射法（EBA）和脈沖電暈等離子體法（PPCP）這類方法是利用高能電子撞擊煙氣中的H2O、O2等分子，產生O、OH、O3等氧化性很強的自由基，將NO氧化成NO2，NO2與H2O生成HNO3，并于噴入的NH3反應生成硝酸銨化肥。根據高能電子的產生方法不同，這類方法又分為電子束照射法（EBA）和脈沖電暈等離子體法(PPCP)。1.2.8熾熱碳還原法利用碳質固體還原廢氣中的NOx屬于無觸媒非選擇性還原法。與選擇性催化法相比，其優點是不需要價格昂貴的催化劑，避開了催化劑中毒所引起的問題，并且彈指柜體價格便宜，來源廣。1.2.9濕式絡合吸收法濕式絡合吸收法是用水或酸、堿、鹽的水溶液來吸收廢氣中的氮氧化物。按吸收劑的種類可分為水吸收法、酸吸收法、堿吸收法、氧化-吸收法、吸收-還原法及液相絡合法等，這些方法比較適合于硝酸廠尾氣NO2的吸收，對于燃煤煙氣是不適用的。施法中國只有絡合吸收法比較適合于燃煤煙氣脫NOx。濕式絡合吸收法是一種利用液相絡合劑直接同NO反應的方法，因此，對于處理主要含有NO的燃煤煙氣具有特別意義。NO的生成的絡合物在加熱時又重新放出NO，從而使NO能富集回收。1.3各種煙氣脫硝工藝的比較經過表1.3各種脫硝方法的特點、優缺點的比較，最后決定選擇選擇性催化還原法（SCR）進行燃煤電廠鍋爐煙氣脫硝設計。第二章選擇性催化還原脫硝原理與工藝2.1SCR反應原理SCR是在一定的溫度和催化劑的作用下，還原劑有選擇性地把煙氣中的NOX還原為無毒無污染的N2和H2O，還原劑可以是碳氫化合物（如甲烷、丙烯等）、氨、尿素等。表1.3各脫硝工藝的比較脫硝工藝適用性及特點優缺點脫硝率投資SCR適合排氣量大，連續排氣源二次污染小，凈化效率高，技術成熟；設備投資高，關鍵技術難度大80%～90%較高SNCR適合排氣量大，連續排放源不用催化劑，設備和運行費用少；NH3用量大，二次污染，難以保證反應溫度和停留時間30%～60%較低液體吸收法處理煙氣量很小的情況下可以選取工藝設備簡單、投資少，收效顯著，有些方法能回收NOX；效率低，副產物不易處理，目前常用的方法不適合于處理燃煤電廠煙氣效率低較低微生物法使用范圍較大工藝設備建單、能耗及處理費用低、效率高、無二次污染；微生物環境條件難以控制，仍處于研究階段80%低活性炭吸附法排氣量不大同時脫硫脫硝，回收NOX和SO2，運行費用低；吸收劑用量大，設備龐大，一次脫硫脫硝效率低，再生頻繁80%～90%高電子束法適用范圍較大同時脫硫脫硝，無二次污染；運行費用高，關鍵設備技術含量高，不易掌握85%高2.2V2O5/TiO2催化反應原理目前工業中應用最多的SCR催化劑大多以TiO2為載體，以V2O5或V2O5-WO3、V2O5-MoO3為活性成分。其中TiO2具有較高的活性和抗SO2性能；V2O5是最重要的活性成分，具有較高的脫硝效率，但同時也促進SO2向SO3的轉化；另一種活性材料WO3的添加，有助于抑制SO2的轉化；其他的活性材料還有Mo、Cr等，它們可起到助催化劑及穩定劑的作用。一般V的負載量低于1%～1.5%，而WO3和MoO3的負載量分別為10%和6%左右。2.3SCR脫硝效率的主要影響因素1.工作溫度煙氣溫度主要影響催化劑的催化性能以及脫硝反應的進行，從而對氨的利用率以及脫硝效率產生影響。對保證脫硝性能而言，必須針對催化劑確定合適的工作溫度區段，同時為避免在催化劑表面生成硫酸銨和硫酸氫氨，SCR的最低工作溫度必須比生成硫酸氨和硫酸氫氨的溫度高出120~140°C。一般控制在300~400°C之間。2.入口煙氣含塵量在燃煤鍋爐排煙脫硝系統中，由粉塵帶來的脫硝系統操作惡化主要體現在三個方面：首先由粉塵引起的催化劑單元堵塞導致的壓損增大；其次，粉塵中含有的堿分以及其他有害物質覆蓋在催化劑的表面，并隨著表面擴散附著在活性點上，肯能引起催化劑中毒；第三，隨著煙氣中含塵量的增加，對催化劑單元的磨損加劇，主要包括催化劑端部的直接碰撞、氣體流過部位的粉塵碰撞以及粉塵的摩擦作用。因此必須采取措施，對入口煙氣含塵量加以控制。3.入口煙氣SO2含量由于脫硝催化劑的氧化活性，與NOx共存的SO2部分氧化為SO3，與殘余的NH3發生反應，在脫硝反應器內以及脫硝反應器下游的空氣預熱器傳熱面上，析出硫酸銨或硫酸氫氨，導致酸露點上升，引起空氣預熱器的低溫腐蝕加劇。同時對脫硝反應器內的催化劑載體產生腐蝕，影響催化劑單元的壽命。4.入口煙氣NOx含量入口煙氣的NOx濃度主要表征脫硝系統的負荷，并為噴氨控制系統按照NH3/NOx比，確定噴氨量提供控制信號。由于該信號對于噴氨控制系統而言存在一定的延遲，因此該信號主要作為NOx預測值的偏差修正信號引入噴氨控制回路中。5.SCR出口煙氣NH3含量殘余NH3對系統產生的影響，主要是與煙氣中的SO2共同作用的結果。同上所述，殘余的NH3與SO2氧化后生成SO3反應，生成帶有較強腐蝕性的物質，導致催化劑模塊本身以及下游空氣預熱器分腐蝕加劇。SCR反應器出口氨的逃逸率必須控制在≤3×10-6的范圍內。6.SCR出口煙氣NOx含量SCR反應器出口煙氣的NOx濃度要控制在50（標）mg/m3內，必須實時連續監測該參數，當出現較高的NOx濃度時，必須綜合分析鍋爐負荷、入口NOx濃度、煙氣流量及噴氨量等相關控制回路進行調節。第三章選擇性催化還原脫硝系統的設計3.1工程概況大唐哈爾濱第一熱電廠2300MW新建工程，由大唐黑龍江發電有限公司投資建設，工程容量為2300MW。3.2脫硝系統的設計原則（1）煙氣脫銷系統采用選擇性催化還原（SCR）進行2臺機組100%煙氣量的脫銷處理。（2）在鍋爐燃用設計煤種BMCR工況下處理全煙氣量時的保證脫硝率為80%以上。（3）在設計煤種的煙氣條件下，煙氣中NOx含量增加25%時，經脫銷后的NOx排放濃度應滿足環保排放要求。進口煙氣中NOx含量在設計值的125%~200%范圍內變化時，SCR脫硝裝置能夠安全運性。（4）當煙氣溫度在290~400°C范圍內時，煙氣脫硝系統應（5）在鍋爐BMCR工況條件下，要求煙氣脫硝系統中的設備應有一定的余量；煙氣脫硝系統具有應付緊急停機的有效措施；煙氣脫硝系統能夠適應鍋爐的啟停，并能適應單臺鍋爐的運行及符合的變動。（6）煙氣脫硝系統的使用壽命不低于主體機組的壽命(30年)。（7）自SCR裝置投入商業運行，煙氣脫硝系統的利用率為鍋爐電除塵運行時間的95%。（8）對于煙氣脫硝系統中的設備、管道、煙風道、箱罐或貯槽等，考慮防腐和防磨措施。（9）煙氣脫銷設備所產生的噪聲控制在低于85dB（A）的水平(距產生噪聲設備1m處測量)。在煙氣脫硝裝置控制室內的噪聲水平低于60dB（A）。（10）煙氣道的設計符合《火力發電廠煙風煤粉管道設計技術規程》（DL/T5121-2000）的規定，汽水管道符合《火力發電廠汽水管道管道設計技術規定》（DL/T5054-1996）和《火力發電廠汽水管道管道應力計算技術規定》（SDGJ6-90）中的要求。對于低溫煙道的結構采用能夠保證有效地防腐形式。在所有需要維護和檢修的地方設置平臺和扶梯，平臺扶梯的設計滿足《鋼梯02（03）J401》或《火電廠鋼制平臺扶梯設計規定》DLGJ158-2001中的要求。（11）SCR脫硝裝置的管道系統布置做到簡潔美觀，便于安裝維護，流速合理，要有足夠的強度和剛度，特別注意防震動、防磨損、防腐蝕和防堵塞。（12）貫徹電力建設“安全可靠、經濟適用、符合國情”的指導方針，嚴格執行設計合同要求，精心設計，充分優化方案，是建造方案經濟合理、可用率高，并在保證技術指標的前提下努力降低工程造價。3.3SCR的關鍵控制參數3.3.1煙氣參數煙氣流量：2250000Nm3/h；工作溫度：378oC；設計溫度：400oC；設計外壓：7000Pa；NOx含量：500mg/Nm3；粉塵含量：9.88g/Nm3；脫硝率：>90%；氨逃逸率<5ppm。3.3.2SCR反應器主要工藝參數3.3.2.1SCR的線速度代表氣流流過催化劑哼橫截面的速度，它是決定反應器橫截面面積和在氣體在反應區停留時間的重要參數，其計算公式為：式中——煙氣線速度，——鍋爐煙氣流量，——催化劑層截面積，3600——單位換算系數各工程公司根據自己的經驗，其線速度的取值各有不同，其大小一般在5～6m/s之間。3.3.2.2面速度SCR系統的面速度，描述的是煙氣掠過催化劑表面的速度，其定義是單位時間內煙氣體積與催化劑的幾何表面積之比，是反映催化反映特征的一個參數。其計算公式為式中——面速度，m/(h﹒m)或m/h;——催化劑體積,m——催化劑比表面積，有催化劑特性決定,m/m.3.3.2.3空間速度描述的是煙氣體積流量（標準狀態下的濕煙氣）與SCR反應塔中催化劑體積的比值，反映了煙氣在SCR反應塔內停留時間的長短。根據定義其計算式為式中——空間速度，1/h。3.4SCR反應器尺寸估算3.4.1SCR反應器截面尺寸估算SCR反應器截面尺寸是由鍋爐煙氣流量和表面速度決定的。典型的流經催化劑的表面速度為5m/s左右，在實際工程中可以用如下速度值來對催化劑橫截面積進行估算，即式中——催化劑層截面積，m——鍋爐煙氣流量，m/h——單位換算系數。由已知條件知煙氣流量：2250000Nm/h，帶入式中得催化劑層截面積：考慮到催化劑幾何形狀及安裝結構，SCR反應器的橫截面積比催化進面積打15%左右，因此，反應器橫截面積：取反應器橫截面廠為14.4m,寬為10m。3.4.2SCR反應器斷面尺寸估算3.4.2.1催化劑體積估算在工程中，一般催化劑至少安裝兩層，其中催化劑體積的估算式為式中——催化劑估算體積，m；——鍋爐煙氣流量，m/h；——系統設計的脫硝效率，%；取80%；——催化劑活性常數；——催化劑比表面積m/m，取350m/m——系數——與的化學摩爾比；其中上式的氨氮摩爾比，設計要求第一層催化劑表面的氨氮摩爾比標準偏差不超過5%，符合要求。本設計中假設在催化劑分別使用1、2、3、4年后的活性分別為0.91、0.84、0.77、0.70，取為0.7。由上式已知條件得出催化劑體積：3.4.2.2催化劑層數估算根據工程煙氣流量等參數，在確定了催化劑層的截面積和催化劑體積后，則可估算相互催化劑的層數，其計算式為式中——催化劑估算體積，m——催化劑截面積，m——催化劑模板的高度，m；取1.85m將已知數值帶入公式中得由此得出催化劑層數為三層。3.4.2.3反應器高度估算SCR反應器的斷面尺寸一般根據催化劑的層數、整流層安裝高度和催化劑的安裝空間等因數確定。因此，反應器的高度可由下式估算，即式中——反應器的高度，m;——催化劑的層數，——支撐、安裝催化劑所需的空間高度，m；取值4m.——整流層安裝高度及安裝所需的空間高低，m,取值3.5m式中的與時隔工程經驗數據，與工程采用的吹灰形式、催化劑安裝方式都有一定的關系，為便于安裝和檢修，催化劑的高層一般以不小于3.5為宜。代指入等式得反應器高：由此最后得出SCR反應器斷面尺寸為26.9m（高）10m（寬）。綜上所述，SCR反應器最后設計出的尺寸為14.4m(長)10m（寬）26.9m（高）。3.5氨區工藝系統及主要設備3.5.1氨的存儲和處理系統氨存儲和處理系統用于卸載并存儲作為SCR反應劑的無水氨（純度為99.6%或更高）。此系統一般有卸料壓縮機、儲氨罐、液氨蒸發器、氨氣稀釋槽、氨氣泄漏檢測器，報警系統、水噴淋系統、安全系統及相應的管道、管件、支架、閥門及附件組成。3.5.2NH3卸料壓縮機系統卸氨壓縮機的作用是把液態的氨從運輸的罐車中轉移到液氨儲罐中。卸氨壓縮機一般為往復式壓縮機，它抽取槽車的液氨，經壓縮后將液氨槽車的液氨推擠入液氨儲罐中。3.5.3液氨儲罐3.5.3.1設備構造及選型儲罐是SCR液氨脫硝系統液氨儲存的設備，一般為能夠承受一定壓力荷載的罐體。氨罐的容積選擇一般考慮鍋爐BMCR工況下一周液氨的消耗量確定，并且要保證儲氨罐的上部至少留有全部容量的10%的氣化空間。氨儲罐屬三類容器，選用臥式罐，設計壓力取液氨介質在50°C時的飽和蒸汽壓力的1.1倍，氨罐的工作溫度一般為-10～40°C，設備材料通常選用16MnDR.液氨儲罐計算體積估算公式為：式中——計算出的箱罐體積，m——氨罐內徑，m;——氨罐長度。取氨罐內徑D=3.5m,氨罐長度為L=12m,代入公式得液氨儲罐體積：3.5.3.2液氨儲罐的管口設置表3.1液氨儲罐的管口清單管口名稱用途注意事項備注液氨出口液氨至蒸發器考慮管口在罐體上的位置關斷閥盡量靠近管口布置液氨入口從液氨裝運車到罐入口管口應布置在罐頂部管道止回閥應靠近罐體入口布置壓力平衡門安全閘為安全目的的設置的閥門安全閘（備用）為安全目的的設置的閥門（備用）按照規定是不需要安裝備用安全閘的，但是要核對是否符合業主的要求人孔為了人員進入內部檢查在箱罐頂部開設備用口通常不需要留備用口：但是要確定業主有什么樣的擴建計劃，由此來考慮是否需要這個留口排污口用來排放箱內液體以及雜質在箱罐底部開設需安裝兩個關斷閥連接管道出口用于箱罐間交換無水氨在頂部開口只有在需要箱罐間轉移液體時才安裝；關斷閥安裝在盡量靠近箱罐開口的位置（離箱罐表面1m以上）連接管道入口安裝在箱底或箱頂均可（低溫環境選箱底，高溫環境選箱頂）如果不需要向其他箱罐排除液體，可不安裝；止回閥盡可能安裝在靠近出口的位置氨氣入口用來平衡儲存罐與蒸發槽之間的壓力檢查蒸餾罐的工作方式；根據具體情況確定是否需要安裝溫度開關接口用來接溫度開關(噴水)箱頂開口溫度計口測量現場溫度壓力計口測量現場壓力壓力開關接口用來接壓力開關液位計口測量液位液位報警接口放置液位開關箱頂和箱底各安一個3.5.4目前，燃煤電站SCR工程中的液氨蒸發器一般以螺旋管式為主，館內為液氨，管外為溫水浴，以蒸汽直接噴入水中加熱至40°C，再以溫水將液氨汽化，并加熱至常溫。蒸發器水溫通過控制過熱蒸汽的調節閥，使氨蒸發器內水溫保持在40°C，當水溫高過55°C時則切斷蒸汽來源，并在控制室DOS上報警顯示。蒸發罐上裝有壓力控制閥將氣氨壓力控制在0.2MPa，當出口壓力達到0.38MPa時，切斷液氨進料。在氨氣出口管線上裝有溫度檢測器，當溫度低于10°C時切斷液氨進料，是氨氣至緩沖槽維持適當溫度及壓力。蒸發槽也安裝安全閥，防止設備壓力異常過高。3.5.5氨氣緩沖槽液氨經液氨蒸發器蒸發為氨氣后進入氨氣緩沖罐，其作用是對氨氣進行緩沖作用，保證氨氣有一個穩定的壓力。氨氣緩沖罐的結構相對簡單，主要包括氨氣的進出口、安全閥以及排污閥等。3.5.6稀釋罐氨稀釋罐屬于可能出現危險情況時處理氨排放的設備，其結構較為簡單，不同的制造商制造的氨稀釋罐是不同的，廢氨稀釋系統把位于氨區內的設備排出和泄漏的氨氣進行稀釋。觀眾的稀釋水需要周期性更換，排到廢水池中。3.5.7氨區廢水處理氨區稀釋罐的排放水、氨灌噴淋冷卻水等一般都通過溝道或管道等收集到氨區的廢水池中，由于廢水具有一定的腐蝕性，所以一般需要通過廢水泵，將脫硝廢水排到全廠廢水處理系統進行處理后排放。廢水泵可以選擇自吸泵或液下泵，工程中根據需要或業主的要求確定。3.5.8氨區的氮氣吹掃設計基于安全方面的考慮，SCR系統的泄氨壓縮機、液氨儲罐、氨蒸發器、氣氨罐等都備有氨氣吹掃管線和與之配套的八字盲板隔離。一般在與槽車接口處，軟管后每根管道都有旁路管道DN20連接到排放系統，這是用于泄氨前后排出管道中的空氣，防止氨與系統中殘余的空氣形成爆炸混合物造成危險。具體操作是：將氨氣分別以0.5、1.0、1.5MPa的壓力充入，在分別排入廢水箱，通過三次加壓查漏、三次置換空氣，系統可以進氨；泄氨完，關閉進出口管道閥門，再加入氨氣，使軟管中的氨氣得到稀釋，再將管道內的氣體排入廢水箱，如此三次可將管道內的氨氣置換完。如果泄氨管路閥門泄漏，可關閉壓縮機后切斷閥門，對這段管道用氨氣置換后再更換閥門。3.5.9管道、閘門及其附件材質要求根據氨的弱堿性、系統運行壓力及腐蝕性，所有接觸氨的管道可用碳鋼管或不銹鋼管作為氨氣管，氨系統中的所有閥門及其附件所有閥門的墊圈禁止采用銅質材料。3.6氨區的布置按照相關的規定規范要求，并結合電廠總平面布置的要求，氨區的布置一般都是遠離主廠布置。實際布置時，為了保證氨區及電廠的安全運行，氨區的布置一般要遵循以下原則：（1）儲氨區布置在電廠全年最小頻率風向的上風側。（2）按照有關標準好人規定，確定罐區與周邊建筑物的防火間距。（3）確定罐區與廠內主要道路及次要道路的防火間距符合有關標準和規定。（4）確定合理的罐區內設備防火間距。（5）罐區要設防火堤。（6）儲罐、制氨氣區域上面設置遮陽設施。（7）泄氨、儲罐區需要設冷卻噴淋和消防噴淋裝置。（8）罐區要設消防通道。氨區的布置詳見附圖一。第四章燃煤電廠煙氣脫硝技術經濟分析4.1概述燃煤煙氣脫硝技術經濟分析是一項系統性強、涉及面廣的評價工作，它包括評價指標體系、評價方法等的確定，技術性能分析，經濟分析和綜合評價等。我國燃煤煙氣脫硝工藝和裝置的選擇應重視技術經濟分析，并應特別注意以下幾點：（1）立足長遠隨著人們對健康、環境越來越重視，國家的環保政策也越來越嚴格，故而火電廠在脫硝系統建設和改造的時候，一定要認真考慮將NOX的濃度控制在較低范圍內。（2）技術成熟，運行可靠，并有較多的應用業績火電廠脫硝的方式有很多，在國家有關部門的領導和協助下，適當開展及實現一些成本低、效率高的中式規模的脫硝技術。（3）節約成本主要包括脫硝工程建設的投資盡可能節省，脫硝裝置的布置在空間上緊湊、合理，還原劑、水和能源消耗較少，運行費用教低，還原劑的來源可靠、質優價廉。目前，在世界各國應用較廣泛的脫硝技術主要有SCR法、天然氣再燃法、超細煤粉再燃法、低NOX燃燒器、燃燒優化調整（含空氣分級燃燒）等，下表對這幾種脫硝技術的經濟性進行了一個模糊的評價。表4.1幾種脫硝技術的經濟比較指標SCR技術天然氣再燃超細煤粉再燃法低NOX燃燒器燃燒優化調整投資成本300160506060運行成本0.050.0380.010.0050.002脫硝效率＞8060555040技術成熟度高中等低高高在這些脫硝設計中，SCR具有占地小、脫硝效率高、技術成熟、運行可靠性好、技術進步快等優點，使它在與眾多的脫硝技術中脫穎而出，獲得了業主們的廣泛青睞。表4.2為國外幾家電廠已運行SCR脫硝技術的經濟指標。由表4.2看出，各電廠SCR脫硝成本差異較大。SCR的投資成本主要是由鍋爐的結構特性和燃料特性決定的。除上面提到的因素外，還與機組的容量、燃料中微量元素的含量、脫硝率、入口NOX濃度、氨逃逸率、煙氣溫度以及催化劑的布置安排等多種因素有關。SCR的總投資主要包括SCR裝置設備費、建筑工程費、安裝工程費、工程技術服務總費用等，根據工程規模的不同，總費用存在一定的差距。表4.2國外電廠已運行SCR脫硝技術經濟指標機組容量/(MW)未脫硝前NOX含量/10NOX脫硝率/%投資成本/（美元/kw）氨逃逸/10540170080125.2554057080105.255404308