SNCR—SCR联合脱硝系统设计.doc

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1、密 级公开学 号070383毕 业 设 计(论 文)SNCRSCR联合脱硝系统设计院(系、部)：机械工程学院姓 名：年 级：07级专 业：环境工程指导教师：初庆东教师职称：讲 师 2011 年 6 月 25 日北京北京石油化工学院学位论文授权使用协议论文SNCRSCR联合脱硝系统设计系本人在北京石油化工学院学习期间创作完成的作品，并已通过论文答辩。本人系作品的唯一作者，即著作权人。现本人同意将本作品收录于北京石油化工学院学位论文全文数据库。本人承诺：已提交的学位论文电子版与印刷版论文的内容一致，如因不同而引起学术声誉上的损失由本人自负。本人完全同意本作品在校园网上提供论文目录检索、文摘浏览以及

2、全文部分浏览服务。公开级学位论文全文电子版允许读者在校园网上浏览并下载全文。注：本协议书对于非公开学位论文在保密期限过后同样适用。院系名称：机械工程学院作者签名： 学 号：0703832011 年 06 月 25 日摘 要十一五计划以来，氮氧化物已经成为我国节能减排政策重点关注的污染物之一。市场上已经有了很多种烟气脱硝技术。其中SNCR/SCR联合脱硝技术是SNCR工艺的还原剂喷入炉膛技术同SCR工艺利用逸出氨进行催化反应结合起来，从而进一步脱除NOX的比较灵活的一种技术方案，特别适合我国国情。本文针对某260 t/h燃煤锅炉，设计一套SNCR/SCR联合脱硝系统。其工艺前端是SNCR，利用稳

3、定化的尿素水溶液减少锅炉内的NOX，SNCR产生的不希望的氨副产物可以作为还原剂通过催化剂在下游进一步还原NOX而得到有效利用，产生的氨量足以达到所需剩余NOX的还原效率。包括烟气脱硝SCR系统相关的脱氮反应器以及SNCR一些辅助设备，还有其他管路设备进行了的设计计算。最终达到NOX排放标准及任务书的要求。关键词：选择性非催化还原(SNCR)；选择性催化还原(SCR)；燃煤锅炉；脱硝AbstractSince the Eleventh Five Year Plan, nitrogen oxides emission reduction policy in China has become th

4、e focus of the pollutants. The market already has a variety of flue gas denitrification technology. One SNCR / SCR DeNOx technology combined SNCR reducing agent is injected into the furnace process technology with the use of SCR technology for catalytic reaction of ammonia escaped together, further

5、removal of NOX in a more flexible technology solutions, particularly suited to Chinas national conditions. In this paper, a 260 t / h coal-fired boiler, the design of a SNCR / SCR combined denitrification system. The front-end process is SNCR, using stable reduction of the urea solution inside the b

6、oiler NOX, SNCR produce unwanted by-product of ammonia as a reducing agent by the further reduction in the downstream NOX catalyst be effectively used to produce ammonia in sufficient quantities to achieve the NOX reduction efficiency to be remaining. SCR DeNOx system, including flue gas denitrifica

7、tion reactor and related ancillary equipment, SNCR, and other pipeline equipment for a design calculation. NOX emission standards and ultimately the requirements of the mission statement.Key words: selective non-catalytic reduction (SNCR);selective catalytic reduction (SCR);coal-firedboiler;denitrif

8、ication;目 录第一章 前 言21.1 烟气脱硝的意义21.2 常用的烟气脱硝方法41.3 SNCRSCR联合脱硝特点及优势91.4 小结12第二章 联合SNCRSCR脱硝系统的布置方式132.1 概述132.2 SNCR布置方式132.3 SCR布置方式14第三章SNCRSCR联合脱硝设计计算173.1 设计方案论证及选型173.2 基本设计参数183.3 SNCR的系统计算193.4 SNCR的系统计算的小结233.5 SCR的系统计算243.6 催化剂的选型283.7 SCR塔的设计计算323.8氨区的设计34第四章 SNCRSCR联合脱硝系统的设备选型364.1氨区的设备选型37

9、4.2 氨气与烟气混合用风机的选型40第五章 经济分析与运行维护475.1 经济分析与评价的原理475.2工程概算475.3 系统运行525.4 系统维护52第六章 结论与展望546.1 结论546.2 展望54第一章 前 言1.1 烟气脱硝的意义随着我国经济的发展，在能源消费中带来的环境污染也越来越严重。其中，大气烟尘、酸雨、温室效应和臭氧层的破坏已成为危害人民生存的四大杀手。燃煤烟气所含的烟尘、二氧化硫、氮氧化物等有害物质是造成大气污染、酸雨和温室效应的主要根源。在我国，二氧化硫、氮氧化物等有害物质主要是由燃煤过程产生的1。防止环境污染的重要性，已作为世界范围的问题而被尖锐地提了出来。随着

10、现代工业生产的发展和生活水平的提高，大气污染成了人们十分关注的问题。 二氧化硫是大气的重要污染源之一，其污染危害甚大，故七十年代中，研究烟气脱硫技术被许多国家列为防治大气污染的重点，相继建成了一些工业规模的实用的处理装置，与此同时，对大气污染中的另一个大问题，即氮氧化物NOx的污染问题，人们也开始了防治技术的研究和开发。NOx在阳光的作用下会引起光化学反应，形成光化学烟雾，从而造成严重的大气污染。七十年代以来NOx的大气污染问题已被日益重视，人们发现：人体健康的伤害、高含量硝酸雨、光化学烟雾、臭氧减少以及其他一些问题均与低浓度NOx有关系，而且其危害性比人们原先设想的要大得多。氮氧化物是引起酸

11、雨、光化学烟雾等破坏地球生态环境和损害人体健康的一系列问题的主要污染物，也是目前大气环境保护中的重点和难点。NO经化学反应形成NO2、O3和光化学烟雾。NO2对人眼睛和呼吸器官有强烈的刺激，严重时发生肺水肿造成致命危险，另外，NO2通过气相反应形成酸雨，对农作物、森林、地下水和建筑物等会产生极大的危害；当臭氧浓度过高时，可刺激粘膜，扰乱中枢神经，引起支气管炎和头痛；光化学烟雾带有刺激性、腐蚀性，能伤害人眼睛并导致呼吸系统的疾病，烟雾中还有致癌物质。而燃煤发电厂是目前NOx排放的一个重要来源之一。因此，如何有效地消除燃煤发电厂产生的NOx已成为目前环境保护中一个令人关注的重要课题。随着我国经济实

12、力的增强，耗电量也将逐步加大。目前，我国已经开展了大规模的烟气脱硫项目，但烟气脱硝还未大规模的开展。有研究资料表明，如果继续不加强对烟气中氮氧化物的治理，氮氧化物的总量和在大气污染物中的比重都将上升，并有可能取代二氧化硫成为大气中的主要污染物。矿物燃料燃烧产生大量烟气中所含氮氧化物（NO）的排放是导致酸雨、光化学烟雾等一系列严重空气污染问题的主要原因之一。近年来我国NO污染的范围和程度已相当严重。因而烟气脱氮技术的发展是继烟气脱硫之后所面临的又一亟待解决的重大课题。尽管近几年来我国的火电机组单位发电量的NOx排放量有所下降，但是同发达国家的排放水平比较，我国的火电NOx排放水平仍然很高。从图1

13、-1中可知我国2002年的单位火电NOx的排放水平仍然高于美国、日本、德国等发达国家的1985年的单位排放量水平。 表1-1 中国火电十年间每年NOx总排放量 1年份 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 NOx排放量 281.4 198.6 327.1359.3350.3360.5430.0469.0 497.5 536.8 图11各国氮氧化物排放量比较2随着我国经济的发展，作为我国主要能源的煤的消耗量将越来越大，由此可见，今后电力工业NOX排放量将十分巨大。如果不加强控制，NOX将对我国大气环境造成严重的污染。迫于环境保护的压力

14、我国将面临巨大的氮氧化物排放治理的挑战。环境污染已是电力工业发展的一个制约因素。电力工业必须解决和环境的协调发展问题，才能真正促进经济的繁荣，造福于人类。1.2 常用的烟气脱硝方法目前，降低火电行业NOx排放量的方法主要有燃烧中控制和烟气脱氮。 燃烧中控制是指通过采用低NOx燃烧器，优化配风，加燃尽风，烟气回燃等手段来减少锅炉燃烧产生的NOx。该控制法的优点是投资少、见效快。但这种方式受炉膛工况影响大，与运行水平有很大关系，而且，会在一定程度上降低燃烧效率，使得不完全燃烧热损失增加。烟气脱氮法主要有电子束法、吸附法、液体吸收法、微生物法、选择性非催化法（SNCR）和选择性催化法（SCR）。现将

15、其各种方法的原理，优、缺点综述如下：1.2.1 电子束法电子束照射法脱硫脱氮技术是一种物理与化学相结合的高新技术，是在电子加速器的基础上逐渐发展起来的，已引起了国内外专家的广泛重视。电子束照射法是利用电子加速器产生的高能等离子体氧化烟气中的SO2和NOx等气态污染物。经电子束照射，烟气中的SO2和NOx接受电子束而强烈氧化，在极短时间内(约十万分之一秒)被氧化成硫酸和硝酸，氧化后的酸与加入的氨反应生成(NH4)2SO4和NHNO3的微细粉粒，粉粒经捕集器回收作农肥，净化气体经烟囱排入大气。 但电子束照射法仍有不少缺点如： (1)能量利用率低，当电子能量降到3eV以下后，将失去分解和电离的功能，

16、剩余的能量将浪费掉； (2)电子束法所采用的电子枪价格昂贵，电子枪及靶窗的寿命短，所需的设备及维修费用高昂； (3)设备结构复杂，占地面积大，X射线的屏蔽与防护问题不容易解决。上述原因限制了电子束法的实际应用和推广3。1.2.2 吸附法吸附法是利用吸附剂对NOx的吸附量随温度或压力的变化而变化的特点，通过周期性地改变操作温度或压力，控制NOx的吸附和解吸，使NOx从气源中分离出来，属于干法脱硝技术。根据再生方式的不同，吸附法可分为变温吸附法和变压吸附法。常用的吸附剂有杂多酸、分子筛、活性炭、硅胶及含NH3的泥煤等。 吸附法脱氮技术净化效率高，不消耗化学物质，设备简单，操作方便。但是由于吸附剂吸

17、附容量小、需要的吸附剂量大、设备庞大、需要再生处理，而且为间歇操作，投资费用较高，能耗较大。1.2.3 液体吸收法液体吸收法是利用碱性溶液等吸收净化废气中的NOx。常见吸收剂有：水、NaOH、Ca(OH)2NH4OH、Mg(OH)2、稀HNO3等。采用氧化吸收法、吸收还原法及络合吸收法等可提高NOx的吸收效率。氧化吸收法是利用氧化剂如O2、O3、Cl2、ClO2、HNO3、KMnO4、NaClO2、NaClOH2O2等先将NO部分氧化为NO2，再用碱液吸收。还原吸收法应用还原剂将NOx还原成N2，常用还原剂有(NH4)2SO4、(NH4)HSO3、Na2SO3等。液相络合吸收法主要利用液相络合

18、剂直接同NO反应，从而将NO从烟气中分离出来。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。目前研究过的NO络合吸收剂有FeSO4、Fe()-EDTA和Fe()-EDTA-Na2SO4等。 吸收法工艺过程简单，投资较少，吸收剂来源广泛，又能以硝酸盐的形式回收利用废气中的NOx。但是NOx去除效率低，能耗高，吸收废气后的溶液，易造成二次污染。1.2.4 微生物法微生物法处理烟气脱氮就是利用微生物的生命活动将NOx转化为无害的无机物及微生物的细胞质。由于该过程难以在气相中进行，所以气态的污染物先经过从气相转移到液相或固相表面的液膜中的传质过程，可生物降解的可溶性污染物从气相进入滤塔填料

19、表面的生物膜中，并经扩散进入其中的微生物组织。然后，污染物作为微生物代谢所需的营养物，在液相或固相被微生物降解净化8。 微生物法目前还处于实验阶段，且存在着明显的缺点，例如填料塔的空塔气速、烟气温度反硝化菌的培养、细菌的生长速度和填料的堵塞等等问题都有待于解决。1.2.5 选择性催化还原（SCR）此法在国外已得到广泛应用。实践证明，应用此法可在较低的温度下取得较高的NO去除效率，去除率可达8090%。SCR法应用最广的是氨选择催化还原法，即利用氨作为还原剂注入含NO的烟道气中，通常是气体热交换器的上游，NO在催化剂的作用下被还原为分子N和水。SCR系统主要由反应器、催化剂、氯贮存罐和氯喷射器等

20、组成。具体反应式如下：4NO+4NH3+O24N2+6H2O6NO2+8NH37N2+12H2O4NH3+5O24NO+6H2O4NH3+3O22N2+6H2O6影响SCR法去除NOx的因素有如下几个方面：(1)烟气的温度：SCR法的适宜温度为300至400，当烟气的温度不在此范围时，处理效率将会大幅度降低。(2)催化剂的活性：SCR法所用的催化剂是有效元素Pt、Pa系贵金属和V、Cr、Mg、Fe、Ctl、Z、Co、Ni等的氧化物、盐及其混合物。催化剂的组成和活性对SCR法的处理效率影响很大。(3)硫酸铵的生成：由于烟气中存在三氧化硫，未催化反应的NH通过反应器后形成硫酸铵。图12 SCR反应

21、原理图图13 SCR系统图图14 SCR反应器实体剖图1.2.6 非选择性催化还原（SNCR）SNCR工艺主要技术特点是工程造价低，占地面积小，适用于老厂改造，新炉可依锅炉设计加以配合，脱硝效率更高。工艺的主要不足之处就是脱硝效率低，大型燃煤机组通常在（2540）氨逃逸量较大以及还原剂耗量相对较高。因此SNCR工艺的设计与运行过程中，如何实现以尽可能少的脱硝还原剂达到尽可能高的NOx脱除率，同时保证较低的氨逃逸，将是SNCR工艺的关键。SNCR工艺投资省，是一性价比比较高的脱硝技术，但是因为其低的脱硝率以及环保法规的日趋严格，限制了SNCR工艺的推广与应用。目前研究在还原剂中增加添加剂来拓宽S

22、NCR工艺的反应温度窗是SNCR技术发展的一个热点。在非选择性催化还原过程中，尿基或氯基类化合物作为还原剂将NO转化为N。但是，反应通常发生在较高的温度下（900-1000），能够产生一个很高的活化能，从而避免使用催化剂4。主要反应式如下：4NH3+6NO5N2+6H2 8NH3+6NO27N2+12H2可竞争的反应有：4NH3+5O24NO+6H24NH3+3O22N2+6H2(1)操作温度：SNCR法仅适用于比较狭窄的反应温度范围，还原剂必须注入最佳温度区，以确保反应(1)和(2)占主导；如果温度超过1100，反应(3)和(4)将变得很重要；如果温度低于所希望的区问，NH与NO则不能发生还

23、原反应或反应不完全，造成氯残留量增加，引起大量的氨泄漏。(2)还原剂与烟气的混合状态：还原剂注入以后与烟气的快速混合也非常重要由于锅炉的负荷不同，最适宜温度的位置在锅炉中也有变化。因此只有在多个部位注入且各部位的注入量不同，才能获得最优结果。另外，由于烟气在炉顶的停留时间很短，不可能使物料与烟气完全混合，会出现分层现象导致总还原率下降。图15 SNCR结构示意图SNCR烟气脱硝工艺过程是由下面四个基本过程完成：接收和储存还原剂；还原剂的计量输出、与水混合稀释；在锅炉合适位置注入稀释后的还原剂；还原剂与烟气混合进行脱硝反应。SNCR系统采取模块方式进行设计、制造，主要由还原剂循环模块、还原剂的水

24、稀释模块、还原剂计量模块、还原剂均分模块、还原剂注入器等模块化组件构成。图16 SNCR系统流程图1.3 SNCRSCR联合脱硝特点及优势联合SNCRSCR烟气脱硝技术不是选择性催化还原法工艺与选择性非催化还原法工艺的简单组合，它是结合了SCR技术高效、SNCR技术投资省的特点而发展起来的一种新型工艺6。SCR和SNCR都是通过在烟气中加入氨或尿素溶液等还原剂，在一定温度下，与烟气中的氮氧化物（NOX）发生还原反应，生成无害的氮气和水，不同之处在于前者有催化剂的参与，而催化剂的参与降低了反应窗的温度并提高了反应效率。联合SNCR-SCR工艺具有2个反应区，通过布置在锅炉炉墙上的喷射系统，首先将

25、还原剂喷入第一个反应区炉膛，在高温下，还原剂与烟气中NOX在没有催化剂参与的情况下发生还原反应，实现初步脱氮。然后未反应完全的还原剂进入混合工艺的第二个反应区SCR反应器，在有催化参与的情况下进一步脱氮。混合SNCRSCR工艺主要的改进就是省去了SCR工艺设置在烟道的复杂氨喷射隔栅系统，并大幅度减少了催化剂的用量。1.3.1联合SNCRSCR脱销特点与单一的SCR工艺和SNCR工艺相比，混合SNCRSCR工艺具有以下一些优点。(1)脱硝效率较高单一的SNCR工艺脱硝效率低，而混合SNCRSCR工艺获得与SCR工艺一样高的脱硝率（80%以上）。(2)催化剂用量小SCR工艺由于脱硝催化剂的使用，大

26、大降低了反应温度并提高了脱硝效率，但是，由于催化剂非常昂贵，一般占整个SCR工艺总投资的1/3左右，并且由于需要定期更换，运行费用也很高19。混合法工艺由于首先采用了SNCR工艺初步脱硝，降低了对催化剂的依赖。与SCR工艺相比，混合工艺的催化剂用量可以大大减少，如下图所示：图17 脱硝效率比较图由图17中可以看出，混合脱硝工艺中，当SNCR阶段脱硝效率为55%，而要求总脱硝效率为75%时，混合法工艺与SCR工艺相比可节省50%的催化剂；当要求总脱硝效率为65%时，SCR阶段催化剂的用量可节省70%左右。7(3)SCR反应塔体积小，空间适应性强由于混合法工艺催化剂用量少，通过对锅炉烟道、扩展烟道

27、、省煤器或空气预热器等进行改造来布置SCR反应器，大大缩短了反应器上游烟道长度。它与单一的SCR工艺相比，不需要复杂的钢结构，节省了投资且不受场地的限制。(4)脱硝系统阻力小由于混合法工艺的催化剂用量少，SCR反应器体积小，其前部烟道较短因此，与传统SCR工艺相比，系统压降将大大减小，减少了引风机改造的工作量，降低了运行费用。(5)减少SO2向SO3的转化，降低腐蚀危害催化剂的使用虽然有助于提高脱硝效率，但也存在增强SO2想SO3转化的副作用，而烟气中的SO3含量的增加，将生成更多的NH4HSO4。NH4HSO4的黏结性很强，在烟气温度较低时，会堵塞催化剂并对下游设备造成腐蚀。混合法由于减少了

28、催化剂的用量，将使这一问题得到一定程度的遏制。(6)省去SCR旁路的建造机组频繁启，停且长期低负荷运行或超负荷运行时，都可能由于排烟温度的不适宜而缩短催化剂的寿命。为此，SCR工艺一般需要设置旁路系统，以避免烟温过高或过低对催化剂造成的损害。而旁路的设置又增加了初投资，并对系统控制和场地面积等也提出了更高的要求。混合SNCRSCR工艺由于催化剂用量大大减少，因此，可以不再设置旁路系统，从而降低了控制系统的复杂程度和对场地的要求，减少了初期投资，简化了控制(7)催化剂的回收处理量减少脱硝系统目前所用催化剂寿命一般为23年。催化剂所用材料中的V2O5有剧毒，大量废弃的催化剂会造成二次污染，必须进行

29、无害化处理。混合法工艺催化剂用量小，可大大减少废弃催化剂的处理量。(8)简化还原剂喷射系统为了为了获得高效脱硝反应，要求喷入的氨与烟气中的NOX有良好的接触并要求在催化反应器前形成分布均匀的流场、浓度场和温度场，为此，单一的SCR工艺除必须设置复杂的氨喷射格栅（AIG）及其控制系统外，还往往需要在多处安放掺混设施、加长烟道以保证AIG与催化剂之间有足够远的距离等措施，以达到上述要求。而混合工艺的还原剂喷射系统布置在锅炉炉墙上，与下游的SCR反应器距离很远，因此，无需再加装混合设施，也无需加长烟道，就可以在催化剂反应器入口获得良好还原剂与NOX的混合及分布。(9)加大了炉膛内还原剂的喷入区间，提

30、高了SNCR阶段的脱硝效率单纯的SNCR工艺为了满足对氨逃逸量的限制，要求该工艺还原剂的喷入点必须严格选择在适宜反应的温度区域内。而在混合SNCRSCR技术中，SNCR过程中形成的氨泄漏是作为SCR反应的还原剂来设计的，因此，对SNCR阶段氨逃逸的问题的考虑可以大大放宽。相对于独立的SNCR工艺，混合工艺氨喷射系统可布置在适宜的反应温度区域稍前的位置，从而延长还原剂的停留时间。在SNCR过程中未完全反应的氨将在位于下游的SCR反应器被进一步利用。混合工艺的这种安排，有助于提高SNCR阶段的脱硝效率。目前，混合工艺的SNCR阶段的脱硝效率已经可以达到55以上。(10)可以方便地使用尿素作为脱硝还

31、原剂由于液氨在运输和使用过程中存在诸多不安全因素，更多的SCR开始寻求其他安全的替代还原剂。尿素制氨系统成为SCR工艺一个主要的发展方向，如北京高碑店厂以及石景山电厂都采用尿素热解制氨系统，然而由于该系统需要复杂和庞大的尿素热解装置，投资费用大。而混合法工艺通过直接将尿素溶液喷入炉膛，直接利用锅炉的高温，将尿素溶液分解为氨，从而省去了热解装置，既方便又安全。(11)减少N2O的生成N2O是一种能破坏臭氧层的物质。SCR工艺中，由于催化剂的作用，烟气的NO被脱除的同时，烟气中的N2O会增加，这是SCR工艺无法避免的问题。混合SNCRSCR工艺由于催化剂用量小，因此，可以使生成的N2O较SCR工艺

32、少。1.4 小结在目前脱硝方法中，SCR 与SNCR 技术已日趋成熟，各有各自的优缺点：SCR 具有更高的脱硝速率，但其昂贵的催化剂和一切催化剂相关设备，使得SCR造价很高；SNCR 由于没有了催化剂的作用，它的脱硝效率没有SCR 的高，但也省去了催化剂和某些设备的费用，其性价比很高。美国电力行业的业主认为，脱硝的最终的目标不是得到最低的NOx 排放，而是以最低成本使排放符合政策法规的要求。由于SNCR 成本较低，改造方便，适合与其它脱硝方法联合使用，因此特别适宜发展中国家使用。对于我国来说，从NOx 控制的环保政策和技术上来说，都是刚刚起步，走一条节约型、适度控制的环保道路是符合中国国情。所

33、以本次毕业设计研究选择SCR SNCR联合脱硝系统更加符合我国自身情况。本次设计选技术SCRSNCR联合脱硝系统。第二章 联合SNCRSCR脱硝系统的布置方式2.1 概述联合SNCR-SCR烟气脱硝技术不是选择性催化还原法工艺与选择性非催化还原法工艺的简单组合，虽然也是经过串联而成的连接方式，但是其工作原理与简单的串联有不同之处。整体布置方式如下图：图21 SNCR-SCR烟气脱硝技术整体布置2.2 SNCR布置方式选择性非催化还原技术SNCR与SCR 技术原理相同，都是利用还原剂还原烟气中的氮氧化物，是目前旧机组脱硝技术改造时主要采用的脱硝技术。一般可获30%65%的NOx 脱除率，所用的还

34、原剂一般为氨、氨水和尿素等。与SCR 技术相比不同的是，SNCR 是利用炉内的高温驱动氨基与NOx 的选择性还原反应，不需要昂贵的催化剂和体积庞大的催化塔。SNCR 的系统是由还原剂储藏部分、还原剂溶液配置或还原剂蒸发部分、系统喷射部分以及自动控制系统等组成的。SNCR 工艺流程由4部分组成：1.反应剂的接收和储存；2.反应剂的计量稀释和混匀；3.稀释的反应剂喷入锅炉合适的部分；4.反应剂与烟气的混合。其工艺流程图见图8。图22 SNCR流程布置由此可见，SNCR就是在锅炉的温度适宜区域，进行喷射还原剂。前置氨或者尿素混合配比及喷射系统，流程简单11。2.3 SCR布置方式SCR系统根据反应器

35、安装位置的不同，有三种布置方式。图23高含尘烟气段布置2.3.1 高含尘烟气段布置这种布置的优点是进入反应器烟气的温度达300 500，多数催化剂在此温度范围内有足够的活性，烟气不需要加热可获得好的NOX净化效果。 但催化剂处于高尘烟气中，寿命会受到下列因素影响: 1)飞灰中K, Na, Si, As会使催化剂污染或中毒; 2)飞灰磨损反应器并使蜂窝状催化剂堵塞; 3)若烟气温度过高会使催化剂烧结或失效9。2.3.2 低含尘烟气段布置图24低含尘烟气段布置这一种布置的优点是催化剂不受飞灰的影响。若SCR反应器至于湿式FGD系统之后，催化剂还不会受SO3等气态毒物的影响，但由于烟气温度较低，一般

36、需要气一气换热器或采用燃料气燃烧的方法将烟气温度提高到催化剂还原反应所必须的温度。并且国内没有运用经验，国外可供参考的工程实例也比较少。2.3.3 尾部烟气段布置这一种布置的优点是： (1)锅炉烟气经过除尘脱硫后，可以采用更大烟气流速和空速，从而使催化剂的消耗量大大的减少； (2)氨的逃逸量是最少的，并且不会腐蚀构筑物（烟囱采用防腐烟囱）； (3)不会产生SO3，防止二次污染。 但其缺点是： (1)一定要设置烟气再热系统，增加了投资和运行成本；(2)很难找到符合反应条件的催化剂。图25尾部烟气段布置在工业应用中常采用第一种布置方法12。本次设计采用高含尘烟气布段，以满足烟气进入SCR反应器得到

37、适宜的温度。第三章 SNCRSCR联合脱硝设计计算3.1 设计方案论证及选型3.1.1 项目执行标准(1)火电厂大气污染物排放标准GB13223200314。(2)大气污染物综合排放标准GB 16297-1998。3.1.2 项目概况(1)建设项目：本设计是对额定蒸汽量260t/h 的大型锅炉进行设计，以实现烟气脱硝，达标排放。(2)所进行改造的锅炉的基本简介：进行改造的锅炉为大型燃煤锅炉，使用的煤种为褐煤，锅炉烟气量大约为200000Nm3/h，其中含氮氧化物约500m3/h，排放标准为75m3/h。(3)设计方案：将SCR与SNCR进行联合，完成预定的脱硝目标。先将还原剂喷入到炉膛适当的位

38、置，让还原剂与烟气充分混合，在适当的温度下发生还原反应，还原烟气中的氮氧化物。然后溢出的还原剂进入SCR通过催化剂进行第二次还原反应，如有需要继续喷加还原剂。已达到经济实用的脱硝方法。需要通过计算得出还原剂的喷射用量及在炉膛中的喷入位置12。3.1.2 设计前分析1 煤质分析：褐煤(见表3-1、表3-2)：表31 煤质和灰分分析 项 目 设计煤种 校核煤种 备注 全 水 分 Mt 14.0 10.4 工业分析 水 分 Mad 10.00 4.50 灰 分 Aar 12.00 16.77 挥发分 Var 27.00 24.00 固定碳 FCar 47.00 48.83 干燥无灰基挥发分 Vdaf

39、 36.49 32.96 发热量 Qnet,ar MJ/kg 23.42 22.12 元素分析 碳 Car 61.45 58.33 氢 Har 3.61 3.42 氮 Nar 0.71 0.68 氧 Oar 7.80 9.77 全硫 St,ar 0.43 0.63 可磨性指数 HGI 56 53 灰成分分析 二氧化硅 SiO2 35.09 49.90 三氧化二铁 Fe2O3 12.47 6.36 三氧化二铝 Al2O3 16.41 34.70 氧化钙 CaO 22.56 2.27 氧化镁 MgO 1.34 0.62 氧化钛 TiO2 0.64 1.61 氧化钾 K2O 0.30 0.78 氧化

40、钠 Na2O 0.27 0.20 三氧化硫 SO3 6.90 1.51 表32 煤质微量元素含量项目单位 数据（设计参考） 催化剂适用范围（暂定） F Ppm 25 60 CI % 0.018 0.1 As Ppm 0.4 12.5 3.2 基本设计参数锅炉的蒸汽量：260t/h锅炉的烟气量：200000Nm3/h锅炉烟气中NOx 的浓度：500mg/m3锅炉排放烟气中NOX的浓度：300mg/m3锅炉的热效率为89.12%3.2.1 流程设计SNCR系统主要设备都模块化进行设计，主要有尿素溶液储存与制备系统，尿素溶液稀释模块，尿素溶液传输模块，尿素溶液计量模块以及尿素溶液喷射系统组成，如图3

41、1所示。图31尿素区流程示意图作为还原剂的固体尿素，被溶解制备成质量浓度为50的尿素溶液，尿素溶液经尿素溶液输送泵输送至计量分配模块之前，与稀释水模块输送过来的水混合，尿素溶液被稀释为10%的尿素溶液，然后在喷入炉膛之前，再经过计量分配装置的精确计量分配至每个喷枪，然后经喷枪喷入炉膛，进行脱氮反应。3.3 SNCR的系统计算(1)锅炉输入的热量的计算 QB （31）式中：QB锅炉的输入热量，单位：MJHHV燃料的高热值，单位：MJ/kgMfuel最高的燃料消耗率，单位：kg/h选用的煤种为褐煤，褐煤含碳量60%77%，密度约为1.11.2kg，挥发成分大于40%，无角质层厚度，发热值约为23.

42、027.2MJ/kg根据锅炉的热效率为89.12%，水的汽化热是2.26106J/kg，水的比热容为4.2103J/kg估计，每产生1吨的水蒸气需要耗煤120kg的煤（即一吨标煤煤可以产7.8吨的蒸汽），则： = =780000MJ(2)系统的容量因子CF锅炉容量因子是用来衡量锅炉平均每年配合使用SNCR系统的量。 （32）式中， CFsncr SNCR系统容量因子tSNCR SNCR系统运行时间，单位hSNCR系统是随锅炉的运行而运行，锅炉在冬季运行时间长，夏季运行时间短，综合考虑，则： (3)锅炉系统容量因子CFplant： （33）式中： Cfplant锅炉的系统容量因子Actua mf

43、uel实际燃煤量，单位kg/hMaxmfuel最大燃煤量，单位kg/h。在实际生产过程中，并不是满负荷运行，所以实际燃煤量要比满负荷运行时小，所以估计实际运行的平均燃煤量为280000kg/h，则(4)SNCR系统容量因子CFSNCR （34）式中， CFsncrSNCR系统容量因子tSNCRSNCR系统运行时间，单位hSNCR系统是随锅炉的运行而运行，锅炉在冬季运行时间长，夏季运行时间短，综合考虑，则： (5)过路系统的整个系统容量因子CFtotal （35） (6)NOX去除率的计算 （36）式中， NOX的去除率;-锅炉烟气中的NOX的浓度，单位mg/m3-锅炉排放烟气中的NOX的浓度，单位mg/m3根据设计条件，得： (7)还原剂与NOX的化学当量比NSR （38） (8)还原剂与NOX的实际化学计量比ASR下图(3-1)示出了NSR与NOx 去除率的关系22，当NSR大于1.5的时候，NOx 的去除率变化不是很大，根据计算和下图（3-1）示，调整NSR，取NSR=1.5。图32 ASR关系图 （39）式中，SRT喷入试剂中尿素溶液的当量系数，当还原剂为尿素溶液时，SRT取1.0，则： (9)还原剂利用率U （310）