脱硝技术论文范文

脱硝技术论文范文第1篇

液氨是一种有毒、易燃的化学危险品，具有腐蚀性和挥发性，作业场所最高允许浓度为30mg/m3，与空气混合可形成爆炸性混合物，其爆炸上限为27．0%、下限为15．5%。泄漏时可导致中毒，对眼、黏膜和皮肤有刺激性，有烧伤危险。按照《危险化学品重大危险源辨识》(GB18218－2009)标准规定氨临界储存量大于10t就构成了重大危险源。此外，由于液氨通常在带压状态下操作，其运输、贮存和安全注意事项应满足《石油化工储运系统罐区设计规程》(SH3007－1999)及《液体无水氨》(GB526－1988)规定。卸液氨用软管应满足《输送无水氨用橡胶软管和软管组合件规范》(GB16591－1996)的要求。《石油化工企业设计防火规范》(GB50160－2006)关于储罐防火间距的要求，氨站应该距离生产厂房和生产设备20m，距离明火和散发火花地点25m，距离全厂重要设施30m，距离运输道路、厂围墙10m。《危险货物品名表》(GB12268－1990)氨为有毒气体。与液氨不同，尿素是一种稳定、无毒的固体物料，不存在爆炸危险、毒性危害和重大危险源等因素，其使用不会对人员和周围环境产生不良影响。尿素作为还原剂可被散装运输并长期储存，在运输、储存及安全距离、布置场地等方面无特殊要求，是一种理想的氨来源。

2经济比较

脱硝还原剂的成本主要包括两方面的费用:一是消耗还原剂的物料费用;二是运输费用。一般而言，制氨系统中液氨和尿素两种方法物料消耗量比为1∶1．76。按照目前液氨3300元/t，尿素2000元/t计算，两者费用相差不大。运输费用方面，本文不完全统计了19个使用液氨为还原剂的脱硝项目，发现液氨的运输距离一般都较远，50km以上的约占3/4，导致运输管理费用相对较高，但在10km以下的供应源也占到了3个，可见液氨的供应一般有两种形式:一是液氨需要通过较远距离的转运来获得，二是电厂本身就处于工业区，周围就有液氨的供应公司。尿素作为一般的农用肥料可就近购买，火车或汽车运输均可，供应源广泛，因而运输费用相对较低。在项目初投资、运行成本和电耗上，具体以我国某2×600MW级机组脱硝工程的各项费用比为例，可以发现:以液氨法为基准时，尿素水解和热解法的初期投资大概增加10%～20%左右，即尿素法制氨的单位千瓦投资较液氨高;液氨法在年运行成本和年电耗成本上费用最低。尿素水解由于部分系统和设备需要进口，因此初期投资较大，但能耗相对热解法为低。综上所述，虽然液氨制氨的原料成本较高，且在实际工程中液氨的储存必须考虑安全性，如需对操作人员进行安全培训、液氨安措管理费用投资等，但使用液氨时只需蒸发即可得到氨蒸汽，工艺相对简便，而尿素法必须要经过热解或水解才能得到氨蒸气，电耗和蒸汽耗量都较液氨大，且能耗所占比例大，因而液氨较尿素仍有较大的经济优势。

部分统计国内近3年的45个脱硝工程的还原剂选用情况，液氨30个、占66．7%，而尿素水解和热解分别为12个和3个，分别占26．7%和6．6%。其中，江苏地区的12个脱硝项目中的11个采用了液氨法。由此可见，目前国内尿素法制氨总体上仍相对较少，其中热解技术有较为成功的使用业绩并已实现部分设备的国产化，水解技术则大多依赖进口设备。针对上述情况，本文进一步对以液氨为还原剂的不同机组容量的改造脱硝项目情况做一比较，其中脱硝效率为80%，制备车间为2台机组公用(见表3)。从表3可知，一般情况下，脱硝还原剂消耗费用占年运行成本的比值基本上在10%～20%之间，且随机组容量的增大，脱硝消耗的还原剂费用和电耗也增大，但单位kW脱硝的投资费用呈递减关系。进一步不完全统计了不同机组容量的16个脱硝项目，统计结果见图2。由图可知单位千瓦脱硝投资随机组容量明显降低，两者呈负相关关系。

3结论与建议

(1)液氨法和尿素法技术都较成熟，均适合作为大型火电机组SCR脱硝反应器的氨气制备方法，目前还原剂仍以液氨为主。液氨作为还原剂在初投资和运行费用上都有较大优势，且一般情况下液氨消耗成本占总运行费用比值在10%～20%之间，单位千瓦脱硝投资与机组容量大小呈负相关关系。(2)在具有充分的安全运行管理保障措施下或人口稀少的地区，可选用液氨法以节省投资和运行费用;如在人口密集居住区等敏感区域附近的电厂，安全因素更为重要，尿素法则具有一定的优势。(3)液氨作为还原剂有一定的安全隐患，必须通过安全性评价确认项目的安全性，在公众参与中还将安全问题纳入影响反馈范围。采用尿素法制氨时主要应避免储存过程的板结，防止尿素溶液水解器内发生聚合反应引起管道堵塞。(4)今后烟气脱硝工程不断投产以及工程安全度的要求提高，尿素的价格可能会随需求量的增加而上升。建议国家通过免征尿素进口增值税等手段抑制市场价格，降低火电烟气脱硝成本。

脱硝技术论文范文第2篇

关键词：烟气脱硝；建模与仿真；辨识；电站运行

Modeling and simulation of SCR reaction in a power plant

Liao Li， Yang Pengzhi

Key Laboratory of Low-grade Energy Utilization Technologies and Systems， Chongqing University， Ministry of Education， Chongqing 400044， PR China

Abstract： The SCR （selective catalytic reduction） technique is an advanced way to removal NOx from the flue gases in coal-fired power plants. Based on the Langmuir adsorption-desorption model and Eley-Rideal reaction mechanism， a dynamic mathematical model is established in this paper to focus on the nitrogen monoxide concentration at the outlet of the SCR reactor . In additional， identification technique is applied to obtain the exact value of certain kinetic parameters based on the data from a power plant and the assumption that the pre-exponential factor for the DeNOx reaction KNO is a variable which is affected by the NH3/NO concentration ratio at the inlet of the SCR reactor. The SCR model is tested in static state situation and dynamic state situation in different loads in the power plant .The result of simulation suggests that： A）these parameters gained from identification and the SCR model can suit the real SCR reaction in this power plant .B） Temperature， ammonia concentration， nitrogen monoxide concentration as well as gas velocity play crucial roles in SCR reaction .C）In the power plant， the amount of ammonia supply， the control of NH3/NO concentration ratio are effective methods to ensure the nitrogen monoxide concentration at the outlet of the SCR reactor stays in an appropriate range especially in the load up process or load down process.

Keywords： SCR； modeling and simulation； identification； power plant operation

τ诟玫绯В相比于温度和进口NO的影响，NH3的增加对于脱硫效率的提高较为缓慢，如图3（b）、图6。表3也可以看出，该厂需要的供氨量也很大，氨氮比偏高，在1.4以上，尤其是在负荷变化时，需要更大的氨量，其氨气逃逸量控制在0.015PPM-0.03PPM左右，符合排放标准。在实际运行中，升降负荷时，需提前增大供氨量，保持氨氮比变化率在0.01以内。并随时监视出口NO和NH3的排放量，防止排放超标（该厂出口浓度大于200mg/m3即为超标排放）。

（4）温度与NO共同扰动

选取机组某500MW时稳定状态时的参数值。 图7中，5s时刻，进口NO浓度突然升高至962mg/m3，出口NO的浓度相应的增大至68mg/m3 。 15s时刻，突然增加进口烟气温度至385℃，催化效应增加，出口NO浓度减小，直至25s处，保持温度385℃，进口NO浓度降至924 mg/m3。此时可见出口NO浓度减小至56 mg/m3。 变化过程和趋势符合实际的变化。

六、结论

1依据Langmuir吸附层模型、E-R反应机理、建立反应器出口NO浓度变化的模型，其中未知参数采用多次辨识的方法获得，假设KNO是一个与氨氮比变化率有关的函数，通过拟合得到关系式 。仿真过程的关键是确定不同阶段的负荷时起始修正系数 ，负荷变化时根据前后时间段氨氮比变化率乘以相应 。模型能够较为真实的反应机组运行时出口NO浓度的变化趋势和相应数值，最大误差控制在25%以内。

2模型验证和仿真过程中，反应温度升高、烟气流速降低有利于催化反应的进行，入口NO浓度降低、供氨量增加亦能减小出口NO排放量。

3模型能够对该电厂的脱硝运行过程进行分析和预测，为运行中提供指导防止排放超标：1）入口NO量（通过煤质、负荷）、反应温度、供氨量的控制是保证脱硝效率的主要手段；2）从仿真试验中，该电厂催化剂在360℃-380℃之间温度的增加使得催化效率能明显提高。运行过程中，机组在550MW-660MW时，将烟气温度控制在375℃-385℃之间。400MW-550MW时，应将烟气温度控制在365-375℃。300MW-400MW时，将烟气温度控制在360℃-365℃；3）控制供氨量是运行中保证出口浓度的最主要手段。升降负荷过程中，进口NO浓度变化较大，出口浓度变化剧烈。加入的NH3反应有滞后性，负荷变化时，应提前增减供氨量。确保前后5s内氨氮比变化率控制在0.01以内，即每分钟供氨量的增减控制在30kg/h以内。

参考文献：

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作者简介：

脱硝技术论文范文第3篇

摘要：采用强电离放电方法，将气体中大部分O2，N2，H2

>> 脱硫石膏土地资源化应用的研究进展 浅谈烟气脱硫技术的方法研究 工业烟气脱硫技术的研究 脱硫废水沉淀实验研究 纳滤软化燃煤电厂脱硫废水的实验研究 滤泡式次氯酸钙脱硫脱硝一体化实验研究 单塔一体化脱硫除尘技术在定州电厂的应用研究 微型化学实验技术在药品快速检验中应用的研究 湿法烟气脱硫废水处理技术的研究 电厂脱硫技术的应用和发展研究 催化裂化汽油脱硫技术的研究进展 烧结烟气脱硫技术的研究与发展 天然气中MDEA法脱硫技术的研究 关于对渣油加氢脱硫技术的研究 针对同时脱硫脱硝技术的运用研究 电厂烟气脱硫脱硝技术的研究发展探析 电厂烟气脱硫脱硝技术的研究与分析 辅塔pH分区脱硫技术的研究与应用 脱硫石灰石浆液浓度和粒度与旋流器压力关系的实验研究 国内外脱硫除尘一体化技术研究 常见问题解答 当前所在位置：中国论文网 > 政治 > 快速资源化脱硫技术的实验研究 快速资源化脱硫技术的实验研究 杂志之家、写作服务和杂志订阅支持对公帐户付款！安全又可靠！ document.write("作者：未知 如您是作者，请告知我们")

申明:本网站内容仅用于学术交流，如有侵犯您的权益，请及时告知我们，本站将立即删除有关内容。 摘要：采用强电离放电方法，将气体中大部分O2，N2，H20等分子电离加工成高浓度的OH・，在高温、不外加催化剂和吸收剂的条件下，在等离子体反应室内将SO2直接氧化成为H2SO4雾，再用电收雾器加以回收成重要化工资源H2S04。实验中就不同的原始φ(SO2)，含水量以及放电间隙内的折合电场强度下，气体在等离子体反应室内反应时间的变化对脱硫率的影响进行了研究。实验数据表明，该法脱硫速度快，当原始φ(SO2)，含水量以及折合电场强度分别为850x10-6，3．6％和370Td时，在0．74s左右的反应时间内，SO2脱除率可达到88，4％。关键词：资源化；脱硫；非平衡等离子体；折合电场强度中图分类号：X511

文献标识码：A

文章编号：1001―6929(2004)04―0054―03

脱硝技术论文范文第4篇

【Abstract】With the continuous deepening of the concept of environmental protection， people focus on the application of effective denitration technology in the process of coal-fired flue gas control， in order to ensure minimal damage to the environment. Among them， the choice of reducing agent is the most important. In order to avoid the two pollution ，the project researchers should focus on the treatment of their dosage. In this paper， the selection principle of denitration reductant in coal fired power plant is briefly analyzed， and the selection of denitration reductant is discussed in detail，the purpose is to provide effective recommendations for the relevant management.

【关键词】燃煤电厂；脱硝；还原剂；选择原则；用量计算

【Keywords】 coal fired power plant； denitration； reducing agent； selection principle； calculation of dosage

【中图分类号】X773 【文献标志码】A 【文章编号】1673-1069（2017）03-0178-02

1 引言

燃煤电厂的环境保护问题一直受到社会各界的广泛关注，在实际运行过程中，不仅要保证优化的选择还原剂，也要集中对还原剂的运行结构进行计算，以保证整体行为符合《火电厂大气污染物排放标准》以及《重点区域大气污染防治“十二五”规划》等条例，真正实现绿色发展路径。

2 燃煤电厂脱硝还原剂选择分析

脱硝还原剂的选择是影响SCR脱硝效率的主要元素之一。还原剂的选择应该具有以下特点：成本低廉、效率高、存储稳定、安全可靠、占地面积小等 [1]。目前，烟气脱硝还原剂主要包括液氨、尿素以及氨水。

2.1 液氨

氨是一N常用化工原料，应用范围广。无色、强碱性、极易挥发的气体、有刺激性恶臭气味。液氨遇明火或高热能物质接触引起爆炸；与氟、氯等接触会发生剧烈的化学反应。

液氨法SCR工艺系统主要包括液氨接卸储存系统、液氨蒸发供给系统、氨气稀释反应系统、催化剂声波及蒸汽吹灰系统、配电及自动控制系统等部分[2]。以液氨为脱硝还原剂，有技术可靠、系统稳定、能耗与投资相对低等特点，目前在国内外广泛应用。

2.2 尿素

理化性质 尿素外观是白色晶体或粉末。通常用作植物的氮肥。呈弱碱性。

尿素作为脱硝还原剂吸收NOX，在实际应用中，尿素转化为氨的方法有2种：热熔法和水解法。

热熔法：将尿素在尿素溶解器中溶解为70%的溶液，在一定条件下，尿素分解成异氰酸和氨气，异氰酸和水分解为氨气和二氧化碳。

水解法：将尿素溶液加热到120℃左右，在130～180℃、1.7～2.0MPa的反应条件下，先生成氨基甲酸铵，随后氨基甲酸铵分解，生成氨气和二氧化碳。

2.3 氨水

理化特性：指氨气的水溶液，有强烈刺鼻气味，化学性质为弱碱性。烟气脱硝通常使用浓度为20%～30%的氨水。氨水强腐蚀性，接触后对人体有危害。当空气中氨气在15%～28%爆炸临界范围内，会有爆炸的可能性。

使用氨水作为还原剂不足之处：需要配备氨气分离装置，将氨蒸汽和水分离出来。因此，单位体积氨气所需原料最多，储存和运输成本最高。

在对以上三种还原剂选用方案进行分析的过程中，管理人员要综合考量实际项目，建立最优化的还原剂设置方案，液氨应用较广泛，综合性能最优的选择。

3 燃煤电厂脱硝还原剂用量计算分析

在对燃煤电厂脱硝还原剂用量计算的过程中，管理人员要建立最优化的计算模式，以保证还原剂结构和用量的完整。在烟气中会存在大量的NOx成分，其中一氧化氮的含量约为95%，而二氧化氮的含量只占总体积的5%左右，那么，在实际计算过程中，管理人员要集中处理NOx排放的基础条件以及边界条件，优化处理其质量浓度，保证按照相应的公式进行集中分析，其中，以此判断烟气中NO的实际含量，而利用判断烟气中NO2的实际含量，C代表的气体的实际浓度。

3.1 SCR还原剂计算策略分析

SCR工艺技术利用其基础还原方程式能进行集中的计算和处理，假设环境中需要计算的是两个公式，一氧化氮1mol和氨气1mol反应，二氧化氮1mol和氨气2mol反应，通过公式可以得出其中Qy是反应器进口的实际烟气流量，在集中处理相应计算公式后，能得出商业用比例约为18%～30%。

3.2 SNCR还原剂计算策略分析

SNCR工艺是称为选择性非催化还原技术，整体技术不需要催化剂，只需要将NOx还原脱除生成氨气即可。在技术进行过程中，主要是接收和存储还原剂、在锅炉内有效注入稀释后的还原剂，然后对还原剂进行计算输出和混合稀释，最后保证还原剂和烟气进行集中混合，从而集中进行脱硝反应。主要的计算方式是利用相应的反应式，主要物质是尿素，其中影响要素主要是一氧化氮的脱硝效率以及烟气中实际的NOx还原反应温度以及停留时间，保证炉内氨气和烟气混合程度能有效促进整体化学反应进程，并且保证基本的氨逃逸率，在实际反应过程中，脱硝率和的增长呈现的指数关系，且整体系数很少高于2。一般情况下，取值约为0.8，此时的脱硝效率约为25%，当取值为1.25时，脱硝效率约为30%～35%，而当取值为2时，整体结构的实际脱硝效率会接近50%。

3.3 SNCR/SCR组合还原剂计算策略分析

在运行选择性非催化还原技术/选择性催化还原技术并行技术的过程中，研究人员一般也主要利用尿素，计量公式是对尿素的耗量进行集中的计算。通过实际技术的运算比较，运行选择性非催化还原技术/选择性催化还原技术并行机制能有效提升脱硝效率，保证尿素喷入量的增大，并且整体氨逃逸率也明显增大，仅剩余一小部分氨进入大气，并且选择性非催化还原技术/选择性催化还原技术的融合措施能确保氨逃逸率控制在3～5区间内。

4 结语

综上所述，在实际项目处理过程中，研究人员要针对具体参数进行集中的计算，并且保证整体项目运行机制践行科学发展观，从根本上推动燃煤电厂环保产业的可持续发展。

【参考文献】

【1】祝业青，柏源，薛建明，等.燃煤电厂脱硝还原剂选择原则及用量计算[J].电力科技与环保，2014，30（01）：44-45.

脱硝技术论文范文第5篇

【关键词】火力发电；脱硝技术；现状；发展趋势

1 前言

随着生态文明建设越来越受到国家的重视，环境污染问题的日益凸显，人们对自己生存的家园的关注也越来越多。其中大气污染是人们关注最多的问题，日益严重的雾霾问题也是影响着人们的身心健康。传统的火力发电产生的废气对大气环境有一定的污染，所以需要有先进的技术对废气进行处理，也就是火力发电厂的脱硝技术。

2 脱硝技术的现状

就我国目前的情况来说，国内的烟气脱硝技术中包含有一种叫做低NOx燃烧的脱硝技术，虽然这种技术对降低氮氧化物的排放量起到一定的作用，但是这种技术本身存在着一定的问题，其中最主要的便是这种技术要用到安全性并不高的炉膛燃烧，并且其燃烧的效率也不是很高，这就是该技术的局限性所在。其实烟气的处理技术分为多种，包括液体吸收法，这种方法效率较低且其净化的效果比较差，就目前的技术发展水平来说还不适宜进行大范围推广。

另一种处理方法便是吸附法，效率高是这种脱硝方法的一大亮点，遗憾的是这种方法的吸附量不是很大，并且还有一个致命问题便是这种方法需要的设备规模很大，所以造成了这种方法很难被广泛利用；还有一种方法是脉冲电晕法，这种方法既能脱硫也能脱硝，然而其需要在工作的过程中实现高压脉冲，用到的电源功率大且脉冲窄，还有一个问题是使用的期限很短。

此外还有一些新型的技术方法如电子束法脱硝法、液膜法、微生物法等等，电子束法能够实现同时脱硫和脱硝，但该方法的能耗比较高，还需在降能耗的角度进行改进且还需积累一定的实践经验。就目前的发展情况来看SCR技术作为一种高科技技术在脱硝方面的发展是最为成熟的。目前在国外有很多大型的发电站都配备了相关设备且应用了这种技术，但同时由于这种技术的先进性造成了成本比较高而且使用寿命不够长。所以在中国的发展还只是在起步阶段，部分的发电厂已开始着手实施SCR技术，并通过技术的进步逐渐克服这些缺点，努力实现在各火力发电场中的广泛应用。

3 脱硝技术发展趋势

在上述提到的所有脱硝技术当中，其中低NOx燃烧技术虽然在减排的角度有一定的优势，可以实现减少NOx排放达到30%～50%左右的水平，但同时这种低氮燃烧技术或其他类似技术由于需要在炉膛燃烧所以均涉及到安全问题或者是效率问题，这是局限其发展的主要因素。而另一方面，在种类繁多的烟气处理技术当中，不管是液体吸收法还是吸附法都由于上面提到的种种缺陷而无法广泛应用，液膜法和微生物法作为两个新兴的技术种类还不成熟且有待发展。

就目前的发展情况来讲，脱除效率最高、最为成熟的技术是SCR技术。其在国外的发展已经得到了一段时间实践的检验。其中美国1998年颁布的NOxSIP法令中明确规定了其应用需要广泛推广，该法令颁布时EPA便已经预计将安装75GW的SCR系统，发展和完善至今大约已经累计安装到60GW左右。

邻国的日本同样对SCR技术在脱硝领域的应用有法律法规明文的规定，累计至今大约共有23.1GW的SCR系统已经安装并且投入了使用。同样，在欧洲的大部分地区里，所有的正规大型发电站均采用了SCR技术。虽然SCR技术有其特有的优势，并就目前的发展来看也比较适宜大范围推广，但同时也需要注意的是该技术也同时具有一定范围内的缺点，如投资和运行成本一直居高不下；特有的催化剂的活性和寿命均不够长以及价格始终较贵等一系列问题。

目前国内已经开始有一些地方的发电厂开始在生产过程中实施脱硝工程，为了更好的做好脱硝工作，切实保护好环境，中国应尽早并尽快掌握SCR这一关键的核心技术，并通过发展逐渐使其达到国产化的目的，尤其是SCR专用催化剂的研发生产和制造技术，这样可以大大的减少SCR系统的投资成本和使用成本。

另外还有一些其他的技术方法，例如SNCR法同样是较成熟的脱硝技术，一旦通过技术上的完善克服技术中的几个关键缺点，其应用前景同样会非常广泛。至于微生物法，由于处理污染物本应该是一个更加接近于自然的过程，所以包括人类所研究的在内都只是不断强化和优化这一技术过程，并且随着研究的不断加强和深入，这一技术必将会得到全面发展，并逐渐实现工业上的应用，并成为最具技术实力和应用前景的脱硝技术。

脱硝技术的发展趋势可以概括总结为以下几点：

1）要充分立足于SCR烟气脱硝技术，以其为基础进行技术上的创新和发展。SCR技术作为发展到目前为止最为成熟且脱硝效率最高的应用级的技术，理应尽快进行技术上的引进和消化吸收。

2）在全面的掌握了SCR技术之后，便可以SNCR技术为突破口和有望实现再增长的关键点，促进SNCR/SCR法或SCR与其他低NOx燃烧技术混合法作为下一阶段的技术发展方向。

3）注意研究并开发适合我国现实使用环境的SCR法催化剂。结合我国目前煤燃料具有高灰、高重金属的属性特点，研发出具有自主知识产权的SCR催化剂和能够在低温环境下运行的SCR催化剂。

4）开展烟气脱硝过程的流场特点分析和基础理论研究。其实从根本上来讲SCR法的关键主要就在于催化剂的选择以及烟气流场的优化；而SNCR法的关键在与炉膛内温度场分布特点与控制的研究。具体方法上可以利用CFD进行数学模拟，也可以利用实体物理模型来进行模拟试验。

4 结束语

从环境保护出发，为了全面减少烟气中氮氧化物的排放，要从两方面入手，一是要从根本上改进燃烧技术，另一方面则是要加强对排烟中氮氧化物的净化和治理。目前烟气的脱硝技术已经经历了一定的发展历程，大气环境事关百姓的身体健康，需要从基础研究和实践同时加强，逐渐完善脱硝技术并在全国范围内进行推广。

【参考文献】

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脱硝技术论文范文第6篇

【关键词】烟气脱硝技术；火电厂项目；应用

烟气脱硝技术种类较多，通常大型火电厂会选择选择性催化还原烟气脱硝技术（英文全称：Selective Catalytic Reduction；简称“SCR”），或者选择性非催化还原烟气脱硝技术（英文全称：Selective non-Catalytic Reduction，简称“SNCR”），且应用效果良好。中国火电厂常用技术较为成熟的选择性催化还原烟气脱硝技术，其脱硝效率高，且不会造成空气环境的二次污染而被火电厂所应用。

一、SCR烟气脱硝技术

（一）技术原理

SCR烟气脱硝技术原理为SCR的催化还原技术。火电厂排烟气中所含有的氮氧化合物可以与NH3发生化学反应，但是需要在300℃～400℃的高温条件及催化剂的作用下完成，所产生的物质为水和惰性气体氮气。两种产物并不需要采取特殊的技术处理方式而起到阻止氮氧化合物与外界物质发生化学反应后，形成有毒气体。氮氧化合物在有氧条件对产生如下反应：4NH3+4NO+O24N2+6H2O；2NH3+NO+NO22N2+3H2O；4NH3+2NH2+O23N2+6H2O；4NH3+3O22N2+3H2O；2NH3N2+3H2。

在氮氧化合物在有氧环境中出现化学反应的时候，催化剂所发挥的作用是不容忽视的。

该项技术在实际工作中的运用，是根据火电厂排放烟气中所含有的有毒气体成分选择催化剂，将促成成分确定下来。使用催化剂的过程中，根据对烟气成分的分析选用恰当的催化剂，通常催化剂的使用形式为三种，板式催化剂、蜂窝式催化剂和波纹板催化剂。蜂窝式催化剂适用于火电厂排放的烟气中有毒气体浓度过高的催化还原使用，其可以发挥氮氧化合物和氧气接触面扩大的作用，从而提高脱硝技术效率。具体应用中，要注意催化剂的用量以及使用形式，以获得最优的催化效果。

（二）SCR烟气脱硝技术应用中的催化剂还原工艺

SCR烟气脱硝技术应用中，催化剂很容易呈现出老化迹象，由于其活性具有时间限制，所以催化剂的老化会使其催化作用下降。因此，在使用的过程中，要注意有效时间，以对催化剂及时更换。催化剂在使用中，随着时间的延长会减缓催化速度，为了避免催化剂一次性更换量过大，要避免使用单层催化剂。

二、火电厂烟气脱硝技术的应用

（一）SCR脱硝技术的工艺系统

SCR脱硝技术的工艺系统由三个部分组成，即SCR反应器、氨气的存储系统和氨气注入系统。其中SCR反应器配置由辅助系统，氨气的存储系统在发挥存储功能的同时，还要对氨气进行技术处理。

氨气通常是液态存在，进入到蒸发器之中汽化为氨气，经过空气的稀释后，注入到反应器中。以对烟气中的脱硝反应起到一定的催化作用。为了促进烟气的疏导，反应器中的烟气输送管道应采用固定床平行通道设计，通过将装置的布局以优化，是气态的氨气与氮氧化合物充分融合，随着接触面的扩大，氨气的还原功能得以充分分发挥，从而反应效率有所提升。

（二）SCR脱硝技术的应用

中国的火电厂所采用的SCR脱硝技术引自国外先进的脱硝技术，其中，催化剂引自奥地利，液态氨引自法国，而烟气脱硝设备则引自德国。多种先进脱硝技术的引入，对中国相对滞后的脱硝技术以补充，使得火电厂的脱硝效率快速提高。从脱硝技术的应用程度来看，首先应用与大型的火电厂，并逐渐地将脱硝经验向小型火电厂延伸，使得中国火电厂的整体烟气脱硝水平有所提升。

（三）SCR脱硝装置的应用

火电厂的SCR脱硝装置主体部分由反应器和氮氧化物脱除剂制备两大部分构成。反应器的作用是通过将含NOX的烟气中中注入NH3，使得氮氧化物气体还原。其基本的作用，是为了满足化学反应对温度的要求，加入催化剂使化学反应被活化。

脱硝系统的运行，可以达到67.2%以上的脱硝效率，且具有较高的运行可靠性，极少有氨气泄漏出来。从环境保护的考虑，SCR脱硝装置安装有配套设备，可以是脱硝效率超过90%，其技术可靠性可以满足火电厂运行需求。

（四）SCR脱硝装置及火电厂锅炉以及辅助设备的影响

SCR脱硝装置中，脱氮设备与锅炉以及辅机之间存在着较大的关联，会对空气预热器以及引风机的设计产生一定的影响。

1. 空气预热器

空气预热器的作用是促进锅炉的热交换能力，使能量消耗有所降低。当SCR脱硝装置处于正常运行状态的时候，反应器内会存在着残余物，包括NH3、SO3与水的化学反应形成硫酸氢铵。该物质在230℃的环境中会由气态液化，不仅腐蚀性强，而且很容易粘结在传热元件表面，对于冷段和温段产生强腐蚀作用，且会吸附大量灰尘，造成空气预热器堵塞。在SCR催化剂的作用下，烟气中的部分SO2会被转化为SO3，不仅增加了冷端腐蚀度，而且导致了空气预热器堵塞。为了避免这一现象出现，在热元件的选用上，可以选择高吹灰通透性的波形，以提高清灰效果。

2. 引风机

引风机加装了SCR脱硝装置之后，增加了风机的压头，导致反应器以及弯头部位的阻力达到了1000帕。对空气预热器重新选型，阻力可以达到500帕，此时，引风机的压头就会增加到1500帕。

三、烟气脱硝技术的改进措施

烟气脱硝技术的改进首先是设备的改进。火电厂要促进设备更替，就要投入大量的资金，其中国提供部分资金，火电厂还需要加大环境保护专项资金，以使设备更换压力得到缓解。

烟气脱硝技术的运行过程中，要强化各项管理工作，特别是监管职责要落实到位，促进脱硝系统与环境保护机构之间的结合，实施火电厂脱硝的正规化管理。

关于火电厂的烟气脱硝技术，除了应用国外的先进技术之外，还要根据中国火电厂的运行特点建立研究课题，创建研发机构一创新技术。基于烟气脱硝技术较高的研究难度，以及其应用领域中所创造的价值，研发机构建立之初需要政府给予部分扶持，使脱硝电价系统快速地建立起来，并强化宣传力度，以对火电厂脱硝系统的应用以鼓励。

结语

综上所述，中国社会经济快速发展，火电厂的运行效率有所提升，所释放出来的氮氧化合物逐渐剧增，严重危害了大气环境。为了改善生态环境，火电厂引进了烟气脱硝技术，以对火电厂运行中所释放的氮氧化合物以有效控制。

参考文献

[1]陈晓峰，郭道清，苏祥.燃煤电厂烟气脱硝技术现状探讨分析[J].科协论坛（下半月），2012（04）.

[2]王银章.烟气脱硝技术在火电厂项目中的应用[D].华北电力大学，2008.

脱硝技术论文范文第7篇

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申明:本网站内容仅用于学术交流，如有侵犯您的权益，请及时告知我们，本站将立即删除有关内容。 火电的确不环保，但短期内实现淘汰并不现实。

雾霾，是当下中国最引人关注的话题。环保组织和新能源企业喋喋不休地宣传，使得大多数国人相信火电很肮脏，煤炭燃烧产生的二氧化硫和氮氧化物造成酸雨，而火力发电副产品煤尘，则是雾霾的主因。

火电是否是空气污染的主因，业内尚存争议。火电的批评者亦各怀鬼胎。

中国政府治理火电污染的决心，可谓坚决。环保部2011年颁布了《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011，下称《标准》），其严厉程度堪称世界第一。

中电联研究室主任潘荔在接受《财经》记者采访时称，为适应国家的环保政策，“十一五”期间，中国燃煤电厂脱硫建设已经创造了“世界奇迹”。脱硫装机容量由2005年的5000万千瓦，增长至2010年的5.6亿千瓦，平均每年投运脱硫装置1亿千瓦。

“十二五”的火电环保改造目标更为宏大。按照《标准》要求，2014年7月1日前，现役电厂要进行全方位的环保技术改造。中电联的数据显示，两年半时间内，火电行业需要完成除尘提效改造容量约5亿千瓦、脱硫提效改造容量约3亿千瓦、脱硝改造容量约6亿千瓦。

当下，国家下发的电价补贴无法覆盖火电厂环保改造的成本。近期，多位来自基层火电厂的人士抱怨，环保改造成为他们无法摆脱的梦魇。 火电厂喊冤

华电集团政策法律部主任陈宗法，近年常赴基层调研集团下属火电厂的运营情况。一年前，基层企业反映最多的是煤价上涨太快，以致亏损严重。现在的焦点则变成了“群喷”环保改造。

多位受访的火电人士称，针对火电企业的环保改造“可能矫枉过正”，使得火电企业承受了过大的压力，且缺乏合理的补偿机制。

2012年冬天，NGO绿色和平组织报告称，“工业与电力是PM2.5的主要污染源二氧化硫和氮氧化物的主要来源”，并指中国出现的大范围雾霾天气，与火电排污关系很大。

潘荔认为，这种解读可能存在瑕疵，“燃煤排放和燃煤电厂排放不能混为一谈”。电力燃煤只占燃煤总量的55%。火电厂污染物经处理达标后，经过电厂的烟囱排放至高空，对地面的污染已经很小。

发改委能源研究所研究员姜克隽亦认为，不能将空气污染大部分责任归咎于火电排污，更严重的问题可能来自散烧煤， “火电用煤占全国用煤量的一半，但排放只有四分之一到五分之一”。

火电污染的排放标准可谓严苛。《标准》要求，2014年7月1日之前，现役火电厂要完成“全方位改造”。具体的规定则是燃煤发电机组烟尘排放限值为30毫克/立方米，特别排放限值为20毫克/立方米，氮氧化物污染物排放量标准为100毫克/立方米。

绿色和平组织气候与能源项目主任周嵘坦承，这一“限时限量”的环保改造标准，其严厉程度可称“世界之最”。

严厉的标准，并没有配以合理的补偿机制。受访的大部分电力企业人士均称，国家补贴低于环保投入，企业改造积极性严重受挫。

大唐集团一位东部沿海地区的火电厂总经济师在电话里告诉《财经》记者，电厂环保改造的压力主要是两方面，一是工期紧张，二是资金不足。根据环保部要求，长三角地区的燃煤电厂应在2013年之内全部完成脱硝改造。

目前，全国燃煤机组执行0.8分/千瓦时的脱硝电价。上述大唐电厂人士称，这一电价补贴无法覆盖投入成本，该厂脱硝改造的成本在1.2分/千瓦时左右，比现行脱硝电价高出20%至50%。目前该厂的环保改造投入超过7亿元，占到总投资额的10%左右。

中西部电厂的情况更加严重。五大发电集团的一人士透露，目前集团旗下内蒙古电厂的环保改造压力很大，“时间太紧张，我们只能尽量往前赶，但能否抢在节点前完成，现在不能保证。”

据他所知，一电厂近一年内在环保设施方面的投入接近13亿元。其虽未透露该电厂的现金流状况，但表示电厂目前无力支付改造款，正在紧急研究筹集资金的办法。该厂的脱硝改造成本在1.5分/千瓦时左右。

据中电联测算，新建机组的平均脱硝成本约为1.2分/千瓦时，现役机组约为1.5分/千瓦时，而一些特殊设计的机组，可能高于2分/千瓦时。

如果不能够按期完成改造，代价将是沉重的，“地方政府会勒令涉事火电厂停工整顿，电厂领导的升迁也将受到影响——这是政治任务”，上述大唐电厂的人士称，“要不计成本上。”

受制于煤炭价格，中国火电企业此前已经连亏四年。2012年煤价开始下行，电企又遭环保改造压顶。

“十一五”期间，才刚刚完成大规模的脱硫，“不得喘息，又开始脱硝。听说未来还要脱汞”。

“感觉很冤，火电企业承担了过大的改造压力，仿佛全国的污染，都是我们干的。”上述五大集团电厂人士自嘲。

姜克隽同意这种说法。但他坦言火电确实肮脏，环保改造的大方向没错。“不过应在考虑企业实际承受能力的基础上，制定合理的价格补偿机制。” 混乱可能重来

“十一五”快速上马脱硫改造，已经制造了行业混乱；“十二五”期间，规模更大的脱硝改造可能会重蹈覆辙。

充分的市场竞争，会使产品价格下降、质量提升。这一经济学的基本道理，并未在脱硫市场上得到体现。

“十一五”期间，脱硫设备的需求每年以1亿千瓦的速度增长，脱硫技术服务公司最多时超过300家，然而鱼龙混杂，产品和服务质量参差不齐。脱硫设施安装不到一年即出现问题、推倒重来的例子，不胜枚举。

“这并非一个正常的市场。”潘荔说，“正常的市场年增1000万千瓦，而现在是一个亿。”一个非常规增长的市场，缺乏必要的准入和监管，混乱在所难免。

部分火电企业的脱硫设备招标，由于工期太紧无人问津，只得加价；敢于投标的又是那些追求利润、但质量不大可靠的小公司，以至于造价上涨，质量反而下降。

据《中国经营报》报道，此前脱硫市场上“五个一”企业层出不穷：一个老外、一个项目、一个电话、一个公章、一个场地。“五个一”公司揽下一个脱硫改造项目，即可获得不菲利润。

如果设备出现问题，通常是企业埋单。劣质的设备还将影响治污效果，这与环保改造的初衷背道而驰。

问题的根源是这个市场“发展的速度实在太快”，不正常的速度，必然衍生出一系列问题。

“十二五”的脱硝改造市场，或将面临同样问题，甚至更严重。

中投顾问环保产业研究员侯宇轩称，“十二五”脱硝总产值可能超过490亿元，超过此前的脱硫总产值。很多环保企业都开始跑马圈地，引进脱硝催化剂生产线，以期能于正在兴起的脱硝行业中分得一杯羹。

上述大唐电厂人士称，脱硝改造工期的另一大制约因素，是设备供应没法跟上节拍，尤其是脱硝催化剂供应紧张，以致“价格涨得很厉害”。

由于订单太多，一些催化剂产能不足，只能找小厂代工，层层转包，质量得不到保障。这些曾在脱硫改造过程中发生的问题，出现了回潮。

江苏万德电力环保有限公司，此前从未涉足脱硝行业，三年前却投资3亿元新建催化剂工厂，2013年二期工程完成，年总产量超过2万立方米。

一位业内专家担心，虽然脱硝催化剂需要两三年更换一次，但这轮风潮过去之后，绝不会出现目前这么大的需求。“这么巨大的产能怎么消化？三年后，脱硝市场会出现断崖。这些企业该怎么办？”

殷鉴不远。“十一五”末，脱硫市场快速萎缩。现役机组脱硫改造基本完成后，只有很小的部分在建设中，每年新建煤电项目不超过5000万千瓦。很多原来单纯从事脱硫的公司出现转型、合并或者关张。 环保改造跃进

中国环保部门重拳出击火电的原因，可能是火电行业集中度较高，管理较为便利。对火电实行严格的监管措施，可能更容易立竿见影。

2011年环保部颁布火电排污标准之后，紧接着又出台了钢铁和水泥等行业的排污标准。

“大型的工业企业，属于点源，污染控制治理相对方便，只要制定标准，照章执行即可。”姜克隽分析称，“而小锅炉、棚户区家用燃煤等散烧煤属于面源，较为分散，管理起来要难很多。”

散烧煤在地面燃烧，并直接排入空气中，并未经过污染物控制处理，可能带来更多的危害。

中电联方面称，假设排放相同数量的污染物，工业锅炉、机动车、散烧煤对当地环境质量的影响，可能是电厂的数倍甚至是数十倍。

“各行各业的环保改造已经进行了很长一段时间，为什么空气质量得不到改善？原因就在这儿。”潘荔说，“政策不合理，不仅达不到效果，还会制造混乱，影响火电企业的积极性。”

尽管火电的环保改造并未扭转空气污染的局面，但“若无这些年持续地投入，情况可能更糟。火电必须进行清洁化改造，是行业发展的大势所趋”。

在美国，燃气发电的竞争和严格的环保措施，同样对燃煤电厂造成巨大冲击。目前美国一些老旧或小型燃煤电厂直接被淘汰，部分燃煤电厂改用燃气发电，另一些则加装脱硫、脱硝、脱汞等环保设备继续运行。

在国内市场前景黯淡的背景下，美国煤炭公司纷纷到海外寻找市场机会。近些年，美国煤炭出口大增。

中国绝无可能短时间内像美国一样，淘汰煤电。目前中国火电的装机量占比超过70%，发电量占比超过80%。光伏、风电与核电等“新秀”尽快取代火电的设想并不现实，这三种电源形式目前都存在一些问题，阻碍着它们成为主力电源。

一旦火电的投资在中国受到抑制，很可能影响电力供应的安全。姜克隽建议，尽快推进电力体制改革，“这是个老生常谈的话题，几乎所有涉及电力的问题到最后都会归结于此。”

“应该改变目前的电价机制，让火电企业可以将环保改造的成本通过电价顺出去。”姜克隽说。

这也是多位受访人士提到的解决办法。“让企业在环保改造中发挥自主性，根据自身实际情况来选择改造的具体办法，从而降低成本获得竞争优势。”潘荔说，“环保部门只要制定标准，做监管即可，而不是一刀切。”

火电的环保改造所呈现的问题，亦是电力管理体制不完善的体现。目前电力的管理体制是发改委管电价，能源局管项目审批和电力监管，环保部管排污治理。三权分立，但相互间缺乏协调统一。环保部只考虑环保方面的诉求，因此大踏步推进环保改造——至于环保政策会对火电产业产生什么影响，并不在其思考范围内。

脱硝技术论文范文第8篇

关键词：氮氧化物；脱硝；技术

中图分类号：R122.7 文献标志码：A 文章编号：2095-2945（2017）19-0033-02

前言

近年来，全国范围内出现了长时间、大范围的雾霾天气，引发社会热议，环保问题越来越成为公众关注的焦点。氮氧化物是导致雾霾产生的主要污染因子之一，如何进一步提高氮氧化物治理技术水平已经成为环保行业关注的焦点。NOx排放控制技术主要分为低氮燃烧技术和烟气脱硝技术两类。低氮燃烧技术是通过各种技术手段控制燃烧过程中NOx的生成。烟气脱硝技术是指对烟气中已经生成的NOx进行治理。

1 低氮燃烧技术

低氮燃烧技术是通过优化燃料在炉内的燃烧状况或采用低氮燃烧器来减少NOx 产生的控制技术，主要包括低过量空气燃烧、燃料分级燃烧、空气分级燃烧、烟气再循环技术等。该技术特点是锅炉改造容易、投资的费用相对较少，但由于其氮氧化物减排效果的限制，单独使用很难满足较为严格的NOx控制要求。近十几年来，我国开展了大量的低氮燃烧技术研究和改进工作。上海理工大学、华中科技大学、宝钢发电厂联合进行燃煤锅炉气体燃料分级低氮燃烧技术的研发，在引进消化吸收以及自主创新的基础上，我国已经开发形成了双尺度低氮燃烧控制技术、高级复合空气分级低氮燃烧技术、MACT低氮燃烧技术等一系列先进的自主燃烧技术和低氮燃烧器。

1.1双尺度低氮燃烧控制技术

该技术是由烟台龙源电力技术股份有限公司自主研发的低氮燃烧技术，可以有针对性地解决燃煤锅炉运行和环保方面的难题，具有强防渣、防腐蚀、高效稳燃、超低NOx排放等功能。目前该技术发展较成熟，已在国内外130余台锅炉上成功应用，经测试在燃用烟煤或褐煤的四角切圆锅炉上能够将NOx的排放量降低到200mg/m3以下，下一步将向100mg/m3以下的排放目标迈进。2014年初，在该技术的基础上，烟台龙源研究完成了具有自主知识产权的一双尺度低NOx燃烧控制系统，该系统实现了环境因素变化情况下锅炉低氮燃烧的智能调风和NOx排放指标的动态向稳，针对生产过程历史数据进行趋势分析，有利于提高火电机组运行的自动化水平，实现电厂节能增效的目标，具有较好的效益前景。

1.2 高级复合空气分级低氮燃烧技术

该系统是上海锅炉厂在第一代对冲同心正反切圆燃烧、第二代引进型低NOx切向燃烧系统LNCFS的基础上自主研发的第三代技术，拥有多项专利。2012年，该技术成果通过专家鉴定，被认定达到国际领先水平。该技术的特点在于建立早期的稳定着火和空气分段燃烧技术，在实现NOx排放值大幅降低的同时，提高了燃烧效率、减轻了炉膛结渣问题。目前，该技术已在台山电厂、渭河电厂、北仑电厂等多台300MW、600MW的燃煤发电机组上实现成功应用。

1.3 MACT低氮燃烧技术

该系统采用燃料分级燃烧，以PM型燃烧器作为主燃烧器，80%～85%的煤粉通过一次燃料主燃烧器送入炉膛下部的一级燃烧区，在主燃烧区上部火焰中形成过量空气系数接近1的燃烧条件，以尽可能地提高燃料的燃尽率。二次燃料也采用煤粉，其中15%～20%的煤粉用再循环烟气作为输送介质将其喷入炉膛的再燃区，在过量空气系数远小于1的条件下将NOx还原，同时抑制了新的NOx的生成。该系统燃烧稳定，在不影响锅炉燃烧效率的情况下，可将NOx的排放控制在308～328mg/m3之间。我国福建漳州后石电厂、浙江玉环电厂均采用该燃烧系统，NOx排放浓度在369mg/m3左右。[1]

2 气脱硝技术

单纯依靠低氮燃烧技术的氮氧化物减排效果，不能满足日益严格的排放要求， 因此需要结合烟气脱硝技术联合作用脱除氮氧化物。烟气治理脱硝技术，是指对烟气中已经生成的NOx进行治理，烟气NOx治理技术主要包括SCR、SNCR、 SNCR/SCR、脱硫脱硝一体化、等离子体法、直接催化分解法、生物质活性炭吸附法等。这些方法主要是利用氧化或者还原化学反应将烟气中的NOx脱除。

2.1 SCR技术

SCR技术是指利用NH3、CO、H2、烃类等还原剂，在催化剂作用下有选择性地将烟气中的 NOx还原成 N2和H2O的过程。在几种主要脱硝技术中，SCR的脱硝效率最高，基于反应器和催化剂的合理选型和优化布置情况下脱硝效率最高可达 90%以上，是目前世界上商业化应用最多、最为成熟的氮氧化物控制技术。“十二五”期间，燃煤火电厂脱硝改造呈全面爆发的增长趋势，其中SCR技术占火电机组脱硝项目的95%以上。催化剂是SCR技术的核心，目前国内外采用的催化剂主要为V2O5-TiO2体系（添加WO3或MoO3作为助剂），该催化剂效率高、稳定可靠，但仍存在催化剂本身具有一定的毒性、价格昂贵、易受煤质成分影响而失活、低温下性较低以及温度窗口受限等问题。

2.2 SNCR技术

SNCR 技术是指在不使用催化剂的情况下，在炉膛烟气温度适宜处（850～1150℃）喷入含氨基的还原剂（一般为氨或尿素），利用炉内高温促使氨和NO选择性还原，将烟气中的 NOx还原为N2和H2O。由于不需要催化剂和催化塔，该技术具有建设周期短、投资少、对锅炉改造方便、技术成熟等特点，在欧美发达国家、 韩国、日本、我国台湾地区以及内地电厂均有一定的应用[2]。据统计，其脱硝效率（30-50%）未能达到现阶段NOx的控制需求，因此常与低NOx技术协同应用。SNCR 脱硝技术的实际应用受到锅炉设计和运行条件的种种限制，且存在反应温度范围窄、 炉内混合不均匀、工况变化波动影响大以及NH3逃逸和N2O排放等问题，很大程度上影响其工业应用。[3]

2.3 SNCR/SCR合脱硝技术

SNCR/SCR联合脱硝技术是将SNCR工艺中还原剂喷入炉膛的技术同SCR工艺中利用逸出氨进行催化反应的技术结合起来，从而进一步脱除NOx。利用这种联合脱硝技术可以实现SNCR出口的NOx浓度再降低50%～60%，氨的逃逸量小于5mg/m3，上游SNCR技术的使用降低了SCR入口的NOx负荷，可以减少SCR催化剂使用量，从而降低催化剂投资；而SCR利用SNCR系统逃逸的NH3，可减少氨逃逸量，是一种结合SCR技术高效、SNCR技术投资省的特点而发展起来的新型组合工艺。[4]

3 结束语

就目前而言，无论是国内还是国外对于脱硝技术的研究都十分的活跃，除了本论文介绍的这几种脱硝的方法之外还有更多好的方法值得我们去探析。因此加强脱硝技术的监测以及研发是国内外共同要研究的话题，不仅有利于我国又好又快的可持续发展，更加有利于保护我们赖以生存的环境。

参考文献：

[1]Xu Guangwen. Adap tive sorbent for the combined desulfuriza2 tion /denitration p rocess using a power-particle fluidized bed. Industrial and Engineering Chemistry Research， 2000，39（7）：2190-2198.

[2]Xu Guangwen. Removal efficiency of the combined desulfuriza2 tion /denitration process using power-particle fluidized bed[J].Journal of Chemical Engineering of Japan，1999，32（1）：82-90.

[3]陈子彤.锅炉排污水用于烟气脱硫脱氮的技术[J].煤炭加工与综合利用，1999（1）：39-41.

脱硝技术论文范文第9篇

本文针对供热锅炉中的脱硝技术的应用，阐述一些关于如何减少氮氧化物对大气环境污染的方法。

关键词：烟气脱硝技术；SCR工艺技术；尿素热解制氨技术

中图分类号：TU995文献标识码： A 文章编号：

探讨治理集中供热排放烟气中氮氧化物的意义

集中供热系统在我国已经成为城市基础设施的一种部分，集中供热主要是通过分析热负荷特点来建设区域性的锅炉房，一方面能够有效地减少分散采暖的各类污染物的排放数量，提高采暖热效率，另一方面降低了区域内燃料消耗和建设投资，由于这些相对明显的优越性，集中供热已经成为我国北方主要地区优先考虑的供暖方式。

集中供热锅炉的烟气脱硝技术的应用是以适应我国大气污染的减排力度为要求的，将大型燃煤电厂的选择性催化还原脱硝的技术和工艺应用在集中供热领域当中。结合集中供热自身的特点，在集中供热锅炉的烟气脱硝的实施过程当中，必须解决SCR脱硝技术如何适应炉温变化及持续稳定运行等一系列问题。

锅炉本体二次设计在烟气脱硝中的运用

改造锅炉本体是有效实施集中供热锅炉烟气脱硝技术的前提。锅炉改造的主要方式是改进锅炉的结构和锅炉的受热面的布置以保证SCR装置系统的入口烟气的温度得以达到具体工作情况的需求，从而进一步实现SCR装置的连续高效运行。

对于锅炉本体结构的调整，在实施时必须重新对炉体受热进行详细的研究和计算，对锅炉的低负荷进行明确说明，并且要把锅炉的低负荷作为基本的标准，以保证SCR装置在这种低负荷水平达标的范围之内的烟气的温度达到正常的水平，所谓正常的水平就是是脱硝入口的排除烟气温度处在脱硝温度的标准区间之间，这样做的目的是保证脱硝工作的正常运行并且保证锅炉出力和锅炉的热效率。

对集中供热锅炉烟气脱硝技术中的SCR工艺技术进行优化

为保证SCR脱硝技术能够适应集中供热的特性，我们就一定要优化SCR工艺装置，这样才能保证SCR脱硝技术在集中供热锅炉当中发挥有效作用，从而实现烟气脱硝的目的。

（一）SCR工艺技术的原理探讨

SCR工艺作为目前应用范围最广泛并且效果最明显的烟气脱硝技术，主要采用的原理还是选择性催化还原的化学方式进行脱硝作业的。在具体操作过程和反应过程当中，集中供热锅炉烟气中含有的氮氧化物在催化剂的作用之下，自身作为还原剂，在进行离子交换的氧化还原反应之后产生不会污染大气的氮气和水。在这个反应的过程当中，作为还原剂的氮氧化物会有选择性的和烟气当中残留的部分氧气发生反应。根据上诉反应原理， SCR脱硝工艺又被称作选择性催化还原反应法。

在SCR脱硝工艺当中，对催化剂的适当选择也是很关键的一个步骤，如果选择的催化剂比较适当，这就能把烟气脱硝反应的外部环境控制在一定的范围内，而温度对集中供热锅炉的烟气脱硝效果也会产生很重要的影响。

（二）物料平衡在SCR脱硝工艺中作用

SCR工艺系统当中的物料平衡是作为SCR工艺技术的设计优化的一种可靠依据的，这也要求模拟和研究集中供热锅炉的整个脱硝的过程，在维持物质平衡，能量平衡以及化学平衡的虚构的工程模型的平台基础上，按照基本的设立条件和规定，计算装置在不一样的负荷以及工作状况之下的消耗状况以及系统物料平衡情况。

（三）优化SCR装置以及进行SCR装置的数值模拟

氮氧化物以及还原剂必须掺拌良好并且保持匀速进入供热锅炉才能保证集中供热锅炉烟气脱硝的效果和效率，这种匀速混合也有利于保证催化剂体积的适量以及合理的选择。保持烟气中氮氧化物和还原剂的混合的本质就是要对各种符合条件下的烟气流通速度以及氨的分布变化情况进行有效分析。要让设定的目标在任何工作环境下都得以实现，就需要计算变负荷条件下的流畅数值可以促进烟道以及导流叶片的布置优化。

一般集中供热锅炉的SCR脱硝装置都安装在锅炉尾部后，根据SCR工艺技术装置的本身特点和影响，加上供热锅炉中过高的烟气温度，要实现高效率的脱硝，对整个脱硝过程中的速度、烟气的氮氧化物与还原剂的混合，飞灰的负载分布等各个重要工艺步骤的要求都十分严格。因而要适应这种严格的环境，就要对SCR技术装置进行优化，而要对SCR技术装置进行优化，就必须改变传统，改造出新的设计方法。

在工艺上，在继承SCR反应器和与锅炉连接烟道试验调试的基础之上，结合现场的测试结果，验算以及修改一些计算的数值，从而建立出一套合理科学的SCR装置的设计理论以及方法：

首先要运用有限体积法计算出 数值的模拟SCR反应器和链接烟道，从而采取一些改进烟道的布置、形状，以及增设导流叶片的措施。

再者是要计算出数值，以获得喷氨格栅上的每一个位置上的开孔喷出来的氨的流动轨迹和迁徙规律，然后对装置进行开孔位置和大小的优化设计。

在一些符合标准不同的基础之上，必须分析在不同工作环境下，过滤的烟气的速度分布和氨扩散规律。

在分析飞灰在SCR装置运动规律的时候，理论上可以确定可能发生积灰现象的位置，确定位置之后，可以有针对性地采取一些方法，例如振打装置法，声波吹灰法，增设灰斗等等一系列有效措施。

四、液体吸收法在集中供热锅炉烟气脱硝中的应用

液体吸收法这种脱硝工艺中经常用的吸收剂主要有水、碱溶液、稀硝酸、浓硫酸等。按吸收剂的种类和净化原理可将液体吸收法分为水吸收法、酸吸收法、碱吸收法、氧化-吸收法、吸收-还原法及液相配合法等。由于NO难溶于水和碱液，因而常采用氧化、还原或配合吸收的办法以提高NO的净化效率。工业上应用较多的是碱吸收法和氧化-吸收法。液体吸收法作为集中供热锅炉烟气脱硝的后处理，也有一定的作用，不过购买化学吸收制剂的价格比较高，很难完全普及。

五、低温等离子脱硝法在集中供热锅炉烟气脱硝技术中的应用

根据电子束法的特点，提出用几万伏以上的脉冲电源代替电子加速器来产

生低温等离子体，这就是脉冲电晕低温等离子体法。低温等离子体脱硝法作为继干法、半干法、湿法等经典脱硝方法之后的一个全新的高科技脱硝( 脱硫) 方法，以其投资少、占地面积小、运行费用低、工艺过程为干式、没有设备腐蚀、没有二次污染等诸多特点，已经成为国际上公认的具有极大市场潜力和良好应用前景的烟气脱硝( 脱硫) 新工艺。但是这种新工艺设备费用比较昂贵，前期的支出比较大，我国政府也没有给供热部门作出应有的指示和支持，因此还难以得到推广。

因此可见，在我国目前最有潜力发展并推广成为锅炉烟气脱硝技术的普及技术的是SCR脱硝工艺技术，这种技术既能降低投资和运行的成本，也能提高脱硝效率。因此，国家和相关部门企业应该大力支持对脱硝技术的研究，推动我国烟气脱硝技术的发展，让我国的环境保护政策得到更有效地实施。

参考文献：

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［2］国家环境保护部． 火电厂烟气脱硝工程技术规范 － 选择性非催化还原法，HJ563 －2010，2010． 02．

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[4]王恩禄,张海燕,罗永浩,等.低 NOx 燃烧技术及其在我国燃煤电站锅炉中的应用[J].动力工程,2002,24(1):23-28.

脱硝技术论文范文第10篇

目前，我国的发电机组绝大多数为燃煤机组，而以燃煤为主的电力生产所造成的环境污染是制约电力工业发展的一个重要因素。其中氮氧化物（NOx）是继粉尘和硫氧化物（SOx）之后燃煤电站环保治理的重点，因此根据相关环境法律法规的要求，需要在燃煤锅炉尾部加装脱硝装置。烟气脱硝应用较多的是选择性催化还原法（SCR）、选择性非催化还原法（SNCR）及SNCR/SCR联合技术，由于高的还原率及技术的广泛使用，选择性催化还原（SCR）已成为目前国内外电站烟气脱硝的主流技术。但在安装及运行维护中有很多漏洞和问题存在。

本文介绍了大唐国际临汾热电关于脱硝安装、维护以及催化剂选用中所出现问题的解决方案，并在此基础上重点分析基建过程中脱硝系统的建设方案。

关键词：氮氧化物，SCR，基建安装，系统，运行维护，常见问题

中图分类号：TB857+.3 文献标识码：A 文章编号：

一 绪论

1.1选题背景和意义

为防止锅炉内燃煤燃烧后产生过多的氮氧化物污染环境，应进行脱硝处理将氮氧化物还原为无污染产物。统计数据显示，我国氮氧化物排放量最大的是火电行业，占到38%左右。据中国环保产业协会组织的《中国火电厂氮氧化物排放控制技术方案研究报告》的统计分析，2007年火电厂排放的氮氧化物总量已增至840万吨，比2003年的597.3万吨增加了近40.6％，约占全国氮氧化物排放量的35％～40％。据专家预测，随着国民经济发展、人口增长和城市化进程的加快，中国氮氧化物排放量将继续增长。若无控制，氮氧化物排放量在2020年将达到3000万吨，给我国大气环境带来巨大的威胁。

烟气脱硝（SCR）已成为各大火电厂重要研究课题之一，但在脱硝运行及维护方面欠缺经验，现在以大唐国际临汾热电有限责任公司脱硝系统作为研究基础，对脱硝基建及维护做出研究。

1.2 国内外研究现状

SCR工艺是目前大规模投入商业应用并能满足最严厉的环保排放要求的脱硝工艺，NOx脱除率能够达到90％以上[3]。具有无副产物、不形成二次污染, 装置结构简单, 运行可靠, 便于维护等优点，因而得到了广泛应用。SCR脱硝系统最早在20世纪70年代晚期日本的工业锅炉机组和电站机组中得到应用，在欧洲和美国，SCR脱硝系统也得到了十分广泛的应用。我国SCR技术研究开始于上世纪90年代。早在1995年台中电厂5～8号4x550MW机组就安装了SCR脱硝装置，大陆第一台脱硝装置是福建后石电厂的1～6号6x600MWSCR脱硝装置，自1999年起陆续投运。典型的燃煤电厂SCR烟气脱硝系统采用氨（NH3）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[4]。在催化剂及氧气存在的条件下，NOx与还原剂发生反应，被分解成无害的氮气和水。其基本的反应方程式为：

可以作为还原剂的有NH3，CO，H2，还有甲烷、乙烯和丙烷等。目前以NH3作为还原剂对NOx的脱除效率是最高的[5]。

1.3 主要研究内容

本论文的主要内容是深入探讨并分析电站脱硝系统的安装及其维护。在研究本公司脱硝系统近2年的运行经验基础上，总结电站脱硝系统维护的特点及难点，侧重分析电站脱硝系统常见的问题，以及预防和解决方案。

二 山西大唐国际临汾热电脱硝系统介绍

2.1SCR法烟气脱硝的选型

2.1.1SCR法烟气脱硝的技术要求

（1） 采用选择性催化还原脱硝（SCR）工艺。

（2） SCR烟气脱硝系统采用高灰段布置方式，即SCR反应器布置在锅炉省煤器出口和空气预热器之间。

（3） 设置SCR反应器烟气旁路。

（4） 脱硝装置处理100%烟气量，防止催化剂金属中毒。

（5） SCR反应器采用蜂窝式催化剂。

（6）火灾报警及消防控制系统纳入全厂火灾报警和消防控制系统。

（7） 反应器安装飞灰吹扫装置，采用声波吹灰。

（8） SCR烟气脱硝系统的还原剂采用液氨。全厂2台锅炉的脱硝系统共用一个还原剂储存与供应系；液氨蒸发采用蒸汽加热方式。

（9） 氨区公用系统的控制系统采用PLC控制系统，机组侧烟气脱硝装置的控制系统接入各台机组DCS。

（10） 烟气脱硝系统的公用系统按全厂2台锅炉设计。

（11） 在脱硝反应器进、出口安装实时监测装置，具有就地和远方监测显示功能，监测的项目包括：NOx、O2、差压等。

（12） 氨区带电的所有设备均应防爆防腐蚀，以提高控制系统的可靠性。

（13） 在锅炉正常负荷范围内烟气脱硝效率均不低于75%。

（14） NH3逃逸量应控制在3ppm以下，SO2向SO3的氧化率小于1%。

（15） 脱硝装置可用率不小于98%，寿命为30年。

（16）脱硝装置系统，包括进口烟道、出口烟道及反应器本体总阻力应小于900Pa。

SCR烟气脱硝系统采用氨气（NH3）作为还原介质，国外较多使用无水液氨。基本原理是把符合要求的氨气喷入到烟道中，与原烟气充分混合后进入反应塔，在催化剂的作用下，并在有氧气存在的条件下，选择性的与烟气中的NOx（主要是NO、NO2）发生化学反应，生成无害的氮气（N2）和水（H2O）。

2.1.2临汾热电脱硝系统选型条件

表1－2 煤质分析资料

灰成份分析表

锅炉点火及助燃用油，采用0号轻柴油，油质的特性数据见下表1-3：

表1-3 油质的特性数据表

表1－4脱硝系统入口烟气参数

表1-5锅炉BMCR工况脱硝系统入口烟气中污染物成分（标准状态，干基，6％含氧量）

2.1.2.1临汾热电脱硝催化剂性能及要求

设计基本条件

每台锅炉配置2台SCR反应器；

烟气垂直向下通过催化块层；

反应器安装飞灰吹扫装置，采用声波吹灰。

在反应器第一层催化剂的上部条件是：

速度最大偏差：平均值的±10%

温度最大偏差：平均值的±10℃

氨氮摩尔比的最大偏差：平均值的±5%

烟气入射催化剂角度（与垂直方向的夹角）：±10°

催化剂的物理化学特性

选用钒钛钨催化剂，主要成分有二氧化钛（TiO2）、五氧化二钒（V2O5）、三氧化钨（WO3）等；

针对电厂锅炉特点，催化剂设计应考虑采取防堵塞和防中毒的技术措施；

催化剂的型式：蜂窝式。

催化剂应整体成型；

催化剂节距一般应大于8.0mm；

催化剂壁厚一般应大于1.0mm。

催化剂的性能

催化剂能在锅炉任何正常的负荷下运行；

催化剂能满足烟气温度不高于400℃的情况下长期运行，同时能承受运行温度450℃不少于5小时的考验，而不产生任何损坏；

在达到要求的脱硝效率同时，能有效防止锅炉飞灰在催化剂中发生粘污、堵塞及中毒现象发生。

催化剂化学寿命大于24000运行小时，机械寿命大于50000小时，并可再生利用。

根据设计条件优化设计催化剂，使其在任何工况条件下满足脱硝效率达到75%以上，氨的逃逸率控制在3ppm以内，SO2氧化生成SO3的转化率控制在1%以内。

对蜂窝式催化剂，催化剂的上端部采取耐磨措施。

催化剂设计应考虑燃料中含有的任何微量元素可能导致的催化剂中毒。并说明所采取防止催化剂中毒的有效措施。

在加装新的催化剂之前，催化剂体积应满足性能保证中关于脱硝效率和氨的逃逸率等的要求。预留加装催化剂的空间（一层）。

催化剂模块设计

催化剂应采用模块化、标准化设计。催化剂各层模块一般应规格统一、具有互换性以减少更换催化剂的时间。

催化剂模块必须设计有效防止烟气短路的密封系统，密封装置的寿命不低于催化剂的寿命；

每层催化剂层都应安装可拆卸的测试块，每8个模块至少应有1个测试块，均匀布置。

2.1.2.2催化剂

三SCR脱硝系统维护

3.1SCR反应区易发缺陷1

缺陷内容：临汾热电于5月份停炉检修，对脱硝反应区进行检查时发现大面积支撑柱、反应区墙壁磨损。

缺陷描述：检查中发现反应区A/B两侧主支撑柱迎风侧磨损成菱形；斜拉辅助支撑靠近风道底部迎风面完全磨损，管子仅剩半根，完全丧失支撑作用。

墙壁磨损穿孔：

缺陷分析：锅炉炉膛到脱硝岛入口处横截面积突然减小，呈类似喇叭口形状。根据Q=SV，烟气总量一定，当烟气经过横截面积较小部位时流速将增快。当烟气流速在9-40m/s范围内时，磨损与烟气流速的3.3-4次方成正比。因此脱硝反应区内磨损情况要比锅炉内严重的多。我厂2号机组2012年7月停炉检查时亦有此问题出现。

解决方案：脱硝反应区基建过程中或机组大小修时，将脱硝内支撑柱迎风面加不锈钢防磨瓦（或宽角铁）；脱硝内壁做防磨处理。大小修时进行检查并做好记录。

3.2SCR反应区易发缺陷2

缺陷内容：SCR反应区内导流板严重磨损

缺陷描述：SCR反应区内大量导流板磨损，特别是导流板中间部位，上下部已全部磨光。

缺陷分析：由脱硝反应区到导流板处横截面积突然大量减小，约为原面积的1/3，烟气流速进一步加快。

根据公式：E=Cημω3τ

E-管壁表面磨损量，g/m3

ω-灰粒速度，可近视等于烟气速度，m/s

μ-烟气流含尘粒浓度g/m3

η-灰粒撞击在圆管表面的撞击率

τ-烟气流含尘粒浓度，作用的时间

C-引入比例系数，与灰粒的磨损性能、金属材料抗磨性能、受热面结果有关系

由以上分析可知，导流板处的烟气磨损量为SCR反应区入口的27倍。

解决方案：基建期间将导流板迎风侧及表面做防磨处理，适当调整导流板处横截面积（设计允许范围内）。大小修定期检查，补损坏及掉落的防磨材料。

3.3SCR反应区易发缺陷3

缺陷内容：2号机组2012年5月-2012年7月期间，液氨平均消耗量突然开始增大，且呈逐渐增强趋势。

缺陷描述：临汾热电2号机组7月份停炉检修，在SCR反应区A/B侧检查中，发现部分喷氨管道磨损泄漏，喷嘴破裂，致使大量氨气在未到达反映位置时压力已经突然骤减。为达到烟气脱硝标准，只能大量投入液氨。

缺陷分析：首先液氨具有较强腐蚀性，对管道内部的腐蚀十分严重。由于脱硝反应区在脱硫之前，有部分氨气与烟气中SOX反应，生成硫酸氢铵。硫酸氢铵易潮解。易溶于水，几乎不溶于乙醇、丙酮和吡啶，其水溶液呈强酸性。当喷氨管道内较为湿润时，对管道本身腐蚀性极大。

其次喷氨管道及喷嘴位于导流板正上方，此处烟气流速极快，高速烟气直接对喷氨管道及喷嘴进行冲刷，成为加速喷氨管道磨损的另一大元凶。

处理方案：

基建过程中加装稀释风除湿设施，尽可能减少混合气体中的含水量；

保证液氨、氨气纯度；

基建或机组检修时再喷氨管道迎风侧加装防磨护瓦，保护管道；

机组大小修时定期更换喷氨管道防磨瓦，并做好记录。

3.4SCR反应区易发缺陷4

缺陷内容：脱硝反应区内催化剂局部损坏，并呈逐渐扩大趋势。

缺陷描述：脱硝反应区分上下2层催化剂，部分催化剂顶端出现破损现象，经过一段时间运行，破损范围明显增大。

缺陷分析：杂物及大块积灰掉落可导致催化剂顶端局部损坏，当催化剂顶部损坏时，部分催化剂碎块堵塞原催化剂内部通道，对烟气起到了阻挡作用。烟气在阻挡区域附近形成涡流，对附近催化剂外壁产生吹损，长时间运行后破损区域必然逐渐增大。

解决方案：基建期间在催化剂顶端增加保护网。运行过程中经常对催化剂进行检查，如发现损坏及时进行更换。若条件不允许更换，应立即对催化剂顶部用钢板进行封堵，防止催化剂损坏进一步扩大。

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