脱硝技术论文大全11篇

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中图分类号：F407.61 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）18-0359-01

1 研究的背景

近年来，中国大部分区域污染态势越发严重，雾霾、酸雨现象常有发生，严重影响广大人民群众的日常生产生活。氮氧化物是诱发这一环境污染现象的罪魁祸首之一。2012年1月国家能源系统实施了《火电厂大气污染物排放标准》，明确规定，火电企业氮氧化物的排放浓度不准超过100mg/Nm3。

2 项目概述

丹东金山热电厂（2×300MW）新建工程是由中国华电集团沈阳金山能源有限公司依照《丹东市中心城区热电发展总体规划（2005―2020年）》在丹东市投资建设的大型热电联产项目。电厂一期建设2台300MW亚临界汽轮发电机组，规划容量4台300MW，并同步建设脱硝设施。

3 脱硝工艺设计原则

（1）采用当前技术成熟方法，符合国家环保排放标准。

（2）脱硝设计效率应大于80%。

（3）不设计烟气旁路。

（4）在锅炉省煤器与空预器中部布置反应器。

（5）吸收剂选择液氨。

（6）脱硝设备年利用小时按不小于6500小时考虑，投运时间按不小于7800小时考虑。

（7）脱硝装置可用率不小于98%。

（8）装置服务寿命为30年，大修期为6年[1]。

4 脱硝工艺的选型

目前全球电力生产脱硝技术主要分为两大类：即选择性催化还原（selective catalytic reduction，SCR）烟气脱硝技术、选择性非催化还原（selective non-catalytic reduction，SNCR）烟气脱硝技术[2]。

4.1 SNCR烟气脱硝

SNCR技术原理是在炉膛内布置机械式雾化喷枪，将例如氨气、氨水、尿素等溶液作为氨基还原剂，雾化后形成小液滴直喷进炉膛，热解后，还原剂生成气态NH3，在锅炉的对流换热区域，温度控制在950～1050℃，没有任何催化剂的条件下，NH3与NOX进行化学物理联合环境下的选择性非催化还原反应，将NOX还原成氮气和水。被压力环境下喷入炉膛的气态NH3，温度超过1050℃时，NH3被氧化成NOX，起主导作用的是氧化反应；当温度低于1050℃时，NH3与NOX的主要反应是还原反应，但反应速率相对较低，即氧化与还原反应跨界产生[3]。

在欧美地区SNCR技术相对来说广泛应用。较为先进的低氮燃烧技术被移植到这些锅炉中，炉膛出口NOX浓度约为280～450mg/Nm3，应用SNCR系统后，基本可达到180～265 mg/Nm3的氮氧化物的控制水平，基本满足投产时的控制要求，但不满足《火电厂大气污染物排放标准》（GB 13223-2011）的NOX排放规定[4]。

4.2 混合型烟气脱硝（SNCR/SCR）

混合型SNCR/SCR技术是利用烟道型SCR将上游来的NH3与NOX反应完全，将SNCR与尾部SCR结合，SNCR承担脱硝和提供NH3的双重功能，提高脱硝效率，弥补SNCR系统效率偏低的弊端。具有以下特点：

1）场地空间适应性强，脱硝效率高，可达75%，当入口NOX浓度为400mg/Nm3，出口基本可控制在100mg/Nm3左右，完全符合NOX排放规定的要求。

2）根据催化剂的形式、用量及烟道布置不同，烟道阻力增加100～500Pa左右。

3）烟道型SCR不需要另外设喷氨装置，系统相对简约。

4）新型设计理念的烟道型SCR，采取垂直布置方式，与初期设计的SCR在水平烟道布置反应器相比，流速大大降低，减小了催化剂的磨损，延长了设备的使用寿命。

SNCR/SCR混合型脱硝技术具有全面兼顾、博取众长的技术特点，可作为脱硝技术选型的一个参考方向，符合特定环境，特殊考虑的应用范畴。新技术的革新与应用，使技术人员认识到，追求生产高效率同时，也要考虑经济性的重要因素。

4.3 SCR烟气脱硝

SCR技术是在烟道上加装一套反应装置，在省煤器下游区域按烟气含有NOX剂量喷射相适应剂量的氨气，反应环境温度为310～420℃之间，在催化剂作用下，烟气中NOX被还原，反应产物为无害的氮气和水。考虑到锅炉烟气含量、飞灰属性、空间区域布置等因素，SCR工艺可分为三种类型：高灰型、低灰型和尾部型。高灰型为目前常用设计选型，其设备布置范围及反应区域工作环境相对恶劣，烟尘大，催化剂的活性会较快发生惰化，由于310～400℃的烟气温度较为适合反应进行，故综合效率及经济性最高。

SCR是电站锅炉普遍采用的深度烟气脱硝技术，国内当前已建成、在建、拟建脱硝装置的新老机组约有400多台，均采用高灰型工艺。SCR技术特点如下：

1）脱硝效率相对较高，一般情况下可达到95%，NOX排放浓度符合国家环保标准，可控制在50mg/Nm3以下。

2）需要在烟温为310～420℃的空预器入口范围增加设计反应器，催化剂安装在反应器内，锅炉烟道阻力相应增加800-1200Pa左右，引风机需改型提高压头。

3）存在诸如产生反应副产品-硫酸氢氨，附着在空预器换热面上，可能导致空预器的堵塞，逃逸氨与SO3反应。通过精密自动控制化学理论量的加氨，可有效防止氨泄漏量，使生产副产品减少生成。

4）大量的还原剂-液氨是重大的危险源，尤其是超过40吨的储量，需要考虑氨区周边环境的安全防护距离，至少需要约3000m2的空闲环境。

5）通常催化剂每3-4年需检查更换一次，催化剂易磨损、堵塞、活性成分降低。

SCR烟气脱硝是成熟、可靠的技术，在国内外电站锅炉上得到了广泛的应用。当脱硝效率为95%时，NOX排放浓度可控制到50mg/Nm3以下，满足环保排放的要求。

5 结论

对上述三种脱硝工艺分析结果可知，SNCR工艺不满足NOX排放低于100mg/Nm3的要求，本项目不能采用此方案。

混合型SNCR/SCR工艺满足NOX排放低于100mg/Nm3的规定要求，但现阶段应用业绩及经验较少，且需要对锅炉本体进行改造，逃逸氨对省煤器等加热设备的腐蚀还有待进一步研究，暂不推荐此方案。

SCR工艺技术成熟，脱硝效率高，扩展余地大，适应本项目的综合技术要求。

丹东金山项目采用SCR烟气脱硝原理工艺，在锅炉尾部烟道省煤器出口，空气预热器入口区间段布置反应器，即高尘布置。每台机组设一套脱硝装置，每套脱硝装置设计两个SCR反应器。

自2012年9月15日，机组投产以来，锅炉脱硝系统未发生运行重大事故，脱硝总效率达到82%，高于设计指标参数，氨逃逸率小于3%。经大修期间停炉检查，催化剂模块外形齐备良好，本体未发现有破损、脱落，风孔无堵塞现象，系统内未形成严重积灰，脱硝系统符合锅炉尾部烟道配套设计，工艺选型及流动特性均符合现场生产要求，值得推广应用。

参考文献

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【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。

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DOI：10.16640/ki.37-1222/t.2017.02.050

1 引言

河北衡丰发电有限责任公司#1-4机组于2013年进行了低氮燃烧器+SCR技术脱硝项目改造，2015年对锅炉原配套SCR脱硝装置除保留原有两层催化剂的基础上，又增加了第三层催化剂。脱硝工艺采用选择性催化还原法，从锅炉省煤器来的烟气，经SCR中的多层催化剂将烟气中的部分NOx催化还原为N2和H2O。

2 SCR脱硝控制系统概述

2.1 氨区氨气出口压力控制

氨系统投入运行后，通过蒸发器氨液入口调节阀控制氨气出口压力，为单回路控制。考虑实际变负荷时氨气流量变化较大，为了维持压力稳定，在控制回路中加入了主蒸汽流量指令信号的前馈作用，以实现优先调节压力，完善其后的氨流量控制。

2.2 氨气流量和出口NOx浓度控制

SCR烟气脱硝控制系统利用NH3/NOx摩尔比提供所需要的氨气流量，使用烟气进口NOx浓度和烟气流量（用主蒸汽流量信号计算）的乘积得到。基本的NOx含量，再乘以NH3/NOx摩尔比便可得到氨气理论量，出口NOx浓度控制对NH3/NOx摩尔比加以修正（对氨气需求量的修正）并参与控制，最终得到氨气流量的目标设定值。SCR控制系统根据计算得出的氨气需求量信号通过控制氨气阀开度，实现脱硝自动控制。

3 SCR系统运行中存在的问题

脱硝喷氨自动调节系统自投产以来时常出现跟踪慢、过调的现象，造成NOx超标、氨逃逸升高等问题，影响了机组的可靠性以及经济性。

3.1 喷氨自动调节效果差

因喷氨自动调节的喷氨理论值计算根据反应器入口的工况，存在一定的不及时性、调门特性存在一定的死区、SCR脱硝反应过程所需一定的时间等原因造成的延时滞后。在实际应用中采用这种控制策略容易造成超调过调、系统震荡，造成环保数据超标或氨逃逸过量。

3.2 锅炉SCR出口NOx与脱硫进口NOx存在偏差 。

脱硝装置在设计阶段虽然安装了导流板，进行烟气流场优化，但由于调试阶段对喷氨格栅调整不均匀。在锅炉实际运行中脱硫进口NOx值与SCR出口NOx值存在偏差。出口浓度分布均匀性差，除了烟气流场不稳定外，喷氨的不均匀性是主要原因。

4 SCR系统喷氨自调效果差原因

4.1 SCR喷氨量控制系统属于大迟延系统

在保证探头、气缆、分析仪表等测量环节均运行正常情况下，对于A、B侧出入口NOx，在就地探头处将至CEMS小间的取样气缆管拔掉，对于A、B侧的出口NOx，纯迟延时间约180秒左右；对于A、B侧的入口NOx，纯迟延时间约190秒左右。

4.2 SCR喷氨量控制系统具有非线性

由于受脱硝反应器催化剂特性的复杂影响，即使在锅炉负荷已确定的条件下，出口NOx浓度也会有较大波动。喷氨量控制系统属于非线性的控制系统。

4.3 SCR入口NOx波动大

对于投入ADS机组而言，当锅炉负荷增加时，由于燃料量与风量变化不协调，由过量空气系数减小抑制了燃料型NOx生成。但是，随着锅炉燃煤量的增加，炉膛温度升高增加了热力型入口NOx的生成。因此，入口NOx浓度变化与机组负荷变化密切相关，且负荷变化越快，入口NOx浓度变化也越剧烈。

4.4 启停制粉系统对入口NOx影响

在启动制粉系统时会造成反应区入口烟气温度偏高，温度升高使得NH3和O2的反应加剧，会导致烟气中NOx增加；低负荷或停运一套风机时会造成入口烟气温度偏低，所以启停制粉系统会对入口NOx浓度造成一定波动。

4.5 CEMS仪表标定影响

CEMS仪表标定时间长达10分钟，标定期间SCR入口NOx参数每分钟波动200-300 mg/m3 。

5 SCR系统自调控制改进

将参与控制的控制量如出口氮氧化物设定值、喷氨量、调门开度反馈、脱硝进出口氮氧化物浓度、机组负荷、总风量等实时运行参数通过DCS系统对喷氨调阀进行控制。单从供氨调阀的自动回路优化效果不佳。考虑从协调控制入手，降低脱硝反应器入口NOx含量的突变。为减少AGC方式下，小负荷段工况下燃料量频繁加减造成入口NOx的波动，负荷变动在20MW以内协调控制回路中取消负荷变化前馈参数。

5.1 烟气流量修正

目前用单侧引风机电流与左、右两侧引风机电流和之比与主蒸汽流量生成的函数得出，此函数由不同负荷时氨气流量、出口和入口NOx计算得出。

5.2 出口、入口NOx标定情况处理

现场最初设计出口、入口NOx自动标定间隔为2个小时，将出口、入口NOx吹扫间隔修改为4小时。由于每次吹扫时数据保持10分钟不变，须采取合适的策略来保证吹扫时出口NOx控制的及时性，在出口NOx标定吹扫时主调输出跟踪脱硫侧NOx调节。在入口NOx标定吹扫时采用对侧数值调节。之前我们已将SCR出口NOx与脱硫静烟NOx标定和SCR入口左、右两侧NOx标定时间错开。

5.3 喷氨流量的准确性

（1）在实际氨流量频繁堵塞无法测量时，使用氨调门开度和氨母管压力建立模拟喷氨流量控制逻辑。（2）为尽量减少流量计的堵塞可能性，在流量计前加滤网，并定期清理；（3）增加调门及流量计旁路，定期校验流量计；（4）冬季时氨气管路增加一段至锅炉外部烟道加热，其中氨气管道安装旁路阀门，保证氨气出口温度可调，对后部阀门、流量计运行无影响。

5.4 主回路被调量的修正

判断出口NOx实测值与出口NOx设定值的偏差的变化方向及变化速度，当偏差较大超过某一值且偏差变化速度较快时，主调变积分时间和比例系数运行。

5.5 影响入口NOx前馈信号

为了达到更好的控制效果，需要选取前馈量提前反应入口NOx浓度的变化。所以，入口NOx浓度的预测值整定至关重要。

（1）启停制粉系统时对入口NOx影响值的预测。在启停制粉系统时，入口NOx波动较大。选取四台排粉机的运行信号，把排粉机电流变化转化为氨流量理论值提前增加或减少一定的数值来预测入口NOx的变化。

（1）氧量前馈对入口NOx值的预测。当判断氧量变化率较大时，提前喷氨或者减氨。由于氧量的超前（近2分钟时间），可以提前克服入口NOx大副度变化时引起的出口NOx超标。

6 应用效果

从上图可知，当机组负荷从210MW（16：30）升至251MW（16：36）时，入口NOx从741mg/m3升至892 mg/m3，出口NOx一直在设定值96 mg/m3附近波动，最高至145 mg/m3，可见在机组升负荷工况下出口NOx控制稳定。

7 结束语

SCR脱硝喷氨系统控制策略充分考虑机组负荷变化、磨启停、仪表标定等外部影响因素。实际运行参数说明，在系统仪表校验标定、快速变负荷、启停制粉系统等工况下，出口NOx浓度均可得到很好的控制。降低了运行人员的劳动强度，解决了喷氨自动常规PID控制超调量大、系统震荡的难题。也解决了脱硝系统过量喷氨的问题，每天可节约液氨1吨左右，同时减轻了空预器堵塞情况。

参考文献：

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【关键词】燃煤工业锅炉；脱硝改造；臭氧氧化；脱硫脱硝

【Keywords】coal fired industrial boiler； denitration modification； ozone oxidation； desulfurization and denitrification

【中图分类号】TK229.6 【文献标志码】A 【文章编号】1673-1069（2017）06-0150-02

1 引言

在我国，燃煤工业锅炉广泛运用于各种工业生产之中，其数量较多，分布较广。每年我国的燃煤工业锅炉消耗标煤约四亿吨，约占全国煤炭消耗总量的四分之一左右，产生了大量的烟尘、二氧化硫及氮氧化物。随着环境保护重视程度的不断提高，燃煤工业锅炉的尾气污染治理问题已经成为了环保问题治理的重要内容。目前大部分的燃煤工业锅炉已经配备了除尘脱硫设备，但未安装相应的脱硝装置，需要进行脱硝改造。如何在保证脱硝效果的基础上，降低投资和设备运行的成本，是目前必须予以充分考虑的问题。

2 燃煤工业锅炉脱硝技术的选择

我国燃煤工业锅炉在运行过程中受生产供气需求的影响，负荷变化较大，产生的氮氧化物浓度波动较大，并且燃煤工业锅炉的炉膛工况较为复杂。大部分燃煤工业锅炉的现有场地在设计时未考虑脱硝改造的需求，也给脱硝改造带来了巨大难度。火电厂电站锅炉上应用较多的SCR及SNCR脱硝技术，适合运行平稳的大型锅炉脱硝处理，不适合直接应用在燃煤工业锅炉的尾气脱硝处理上。采用氧化吸收法结合湿法脱硫脱硝技术，不仅能够解决锅炉负荷变化较大带来的烟气处理难度，还具有同一设备实现高效率的脱硫脱硝的优势，值得进行探讨研究。

氧化吸收法，即利用强氧化剂将烟气中的氮氧化物氧化成NO2及N2O5等高价态氮氧化物后，再利用吸收液将氮氧化物及二氧化硫同时去除。

目前常用的脱硝氧化剂有亚氯酸钠、过氧化氢和臭氧等。[1]

亚氯酸钠氧化法是通过亚氯酸钠作为氧化剂，将尾气中的NO氧化为硝酸，SO2氧化为硫酸，达到脱硫脱硝的目的。但H.K.Lee等通过研究发现，仅当尾气中的SOX被亚氯酸钠完全去除后，NOX才会被除去。[2]由此可见尾气中的SOX会影响脱硝反应，导致脱硝效率不高。而且亚氯酸钠价格较高，反应产物复杂，容易导致二次污染，对设备腐蚀性较大。

过氧化氢氧化法是利用过氧化氢直接将NO氧化成可溶性的NO2，再通过洗涤方式与SO2一同被去除。但过氧化氢是一种弱酸，在酸性环境下较稳定，影响了NO的氧化反应。同时，过氧化氢在高温下分解加速，导致氧化剂利用率低，影响了脱硝效率。

臭氧氧化法的原理是利用臭氧自身的强氧化性，很容易地将气体NO氧化为溶解度较高的高价态氮氧化物，比如NO2、NO3、N2O5等，然后通入吸收塔内，将SO2和氧化生成的NOX一并吸收去除，达到同时脱硫脱硝的目的。臭氧脱硝的氧化化过程非常迅速，无危害环境的副产物生成，残留的臭氧很容易分解为环境友好的O2。

3 臭氧氧化脱硝的机理

臭氧氧化脱硝技术的关键因素就是NO的氧化过程。NO的氧化是逐步完成的，烟气中的NO必须先氧化生成NO2后，如果O3过量才会生成NO3和少量的N2O5。反应机制如下：

O3+NO=NO2+O2（1）

O3+NO2=O2+NO3（2）

NO2+NO3=N2O5（3）

通^实验发现，O3与NO之间发生的氧化速度要高于O3与SO2的氧化反应速度。因此，SO2不会对O3与NO之间所产的氧化过程产生影响。

4 燃煤工业锅炉脱硝改造工艺流程

目前大部分现有燃煤工业锅炉已经配备了多管除尘器、布袋除尘器或水膜除尘器，并配备了脱硫吸收塔。因此必须尽量利用现有的除尘脱硫装置的基础上增加脱硝装置，并利用原有的吸收塔同时进行脱硫与脱硝。改造后的工艺流程是：经过除尘后的烟气通过引风机后、在进入吸收塔之前，将会与臭氧在臭氧反应器内进行充分的氧化反应，从而将NO氧化为高价态氮氧化合物后，再输送至吸收塔内进行反应，从而达到脱除烟气中SO2和NOX的目的，最后经过除雾器脱水后，烟气输送至烟囱排放。在整个烟气脱硫脱硝的过程中，所产生的硝酸盐和硫酸盐将会进入循环池。

5 臭氧氧化同时脱硫脱硝的主要影响因素

影响O3氧化同时脱硫脱硝的主要因素有O3/NO摩尔比、反应温度、吸收液等。

5.1 O3/NO摩尔比

从实验研究的结果进行分析发现，当O3/NO摩尔比≤1时，NOx的脱除效率相对较低，约为50%左右。因此，在实际的脱硝过程中，通常选择O3/NO摩尔比>1，因为NO氧化度过低将会对NOx的脱除工作产生不利的影响，反之如果臭氧对NO氧化度较高，则NOx的脱除效率可达90%以上。[4] 实际运行时，可以通过调节臭氧的产生量来达到预期的脱硝效率。

5.2 反应温度

除尘器后部、吸收塔前端的烟气温度一般在100～150℃左右，该温度为臭氧脱硝的合适温度。此时臭氧的分解率较低、实际的生存时间将会大于NOx的动力学反应时间，有利于氧化反应顺利进行。

5.3 吸收液及吸收塔

目前燃煤工业锅炉的湿法脱硫常用石灰/石灰石―石膏法、双碱法等。这些脱硫工艺的洗涤吸收液在脱硫的同时也能吸收NOx。但是，因为烟气中的NOx增加了吸收塔的负荷，原有的吸收塔必须进行技改，增加喷淋层层数或者增加吸收液的循环水量，才能保证脱硝和脱硫正常运行。

6 臭氧硝的优势

①脱硝效率较高，脱硝效率可达90%以上；

②臭氧脱硝采用在吸收塔之前的烟道内安装O3喷射格栅，对锅炉设备产生的影响较小；

③脱硫脱硝在吸收塔内同时进行，节省了设备的占地面积，适合现有锅炉的脱硝改造；

④可以根据锅炉的工况变化，通过调节臭氧用量，从而将脱硝效率控制在经济可行的范围内。

7 结语

臭氧氧化结合湿法吸收同时脱硫脱硝技术，有效地解决了燃煤工业锅炉烟气脱硝改造存在的问题，在保留传统湿法脱硫工艺的基础上促进了脱硫脱硝效率的稳步提高，降低了投资运行的成本。因此，这一技术的推广和应用对于促进我国现阶段的工业锅炉烟气脱硫脱硝效率的提高，具有积极的促进作用。

【参考文献】

【1】柏源，李忠华，薛建明，等.烟气同时脱硫脱硝体化技术研究[J].电力科技与环保，2010（03）：56.

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【关键词】火电厂；烟气脱硫、脱硝系统；生物处理技术

【Keywords】 thermal power plant； flue gas desulfurization and denitrification system； biological treatment technology

【中图分类号】X78 【文献标志码】A 【文章编号】1673-1069（2017）06-0183-02

1 引言

目前，社会经济的不断发展，人们对电力的需求逐渐增加。以煤炭为燃料的火电厂在进行发电的同时，还会排放出大量的SOX、NOX和颗粒物等污染物，严重污染了环境，影响着人们的生活质量。近年来，随着环保要求日益严苛，国内大部分电厂完成了脱硫、脱硝装置的改造，为减少火电厂烟气污染物排放做出了贡献。

通常情况下，火电厂烟气脱硫、脱硝尾液（简称废水）经过物理方法、化学方法去除废水中的固体悬浮物、重金属和部分有害物质后综合利用或排放至全厂废水处理系统；现有的尾液处理工艺过程，并不能处理掉全部的氮氧化合物和其他酸根离子。这部分废液不经过进一步处理进入水体，就会造成水体污染，从而产生新的环境问题。因此，开展火电厂烟气脱硫、脱硝废水的新的处理技术提上日程。

2 火电厂烟气脱硫脱硝废水处理工艺分析

2.1 废水的物理、化学处理工艺

在对火电厂废水进行物理处理时，主要采用的是过滤、混凝沉淀以及调节pH值等物理和化学相结合的方法完成废水处理过程的[1]。具体的工艺流程包括以下几点：①在废水处理站中建立一座废水调节池，尽量保证水力停留12小时以上，这样能够对废水水质和水量进行更好地调节。②脱硫系统或脱硝系统废水pH值一般偏酸性，要在废水沉淀池前面设置调节pH值的装置，pH值调节添加物质一般为生石灰或Ca（OH）2等碱性物质，可以调节废水pH值的同时去除废水中的重金属离子。③废水中含有大量的悬浮物、固含量和细微粉尘，在进行废水沉淀前要添加混凝剂，才能够保证沉淀的效果。④废水悬浮物沉淀和去除工艺对整个废水处理效果和废水后续处理工艺比较重要，根据目前运行经验，有澄清浓缩器+压滤机工艺和竖流式沉淀池+石英砂滤料2种处理工艺，前者一般用于只需进行物理化学处理的废水处理工，后者一般用于还有后续精处理工艺的流程。具体采取何种工艺需依据项目具体情况和废水水质条件确定。

经过上述物理和化学处理过程，能够基本上去除废水中悬浮物和大部分的重金属离子，但是对于废水中的酸根离子和氨氮没有去除作用。

2.2 废水生物处理工艺

为了更进一步去除废水中的有害物质和氨氮，可采用生物处理技术处理火电厂脱硫、脱硝的废水。

在火电厂烟气脱硫脱硝废水处理过程中，脱硫脱硝废水的进水温度以及初始氨氮的浓度都比较高，但是脱硫脱硝废水内的有机物浓度却相对较低。这种废水环境十分有利于厌氧氨氧化自养菌的生长。因此，一般采用厌氧氧化工艺对火电厂烟气脱硫脱硝废水进行处理。

但是在实际操作过程中，采用厌氧+好氧相结合的生物处理方法比单纯使用厌氧氧化工艺效果更好，各部分主要配置如下：

①厌氧池工艺，主要采用的是封闭钢制圆形反应器，同时在池顶设置了硫化氢收集装置，这个装置可以尽可能地收集硫化氢气体。

②兼氧池工艺。兼氧池工艺主要采用的是封闭钢制圆形反应器，同时在池顶设置一个搅拌器。

③好氧池工艺。好氧池工艺主要采用的也是封闭钢制圆形反应器，但是在池底设置了微孔曝气器，主要借助鼓风机完成供气需求。

通过物理化学处理工艺和生物处理工艺后，废水排放水质可达标排放。

3 工程案例分析

某火电厂的装机容量是1台350MW燃煤发电机组，采用石灰石-石膏法烟气脱硫工艺，脱硝工艺为选择性催化还原（SCR）工艺；该发电厂烟气脱硫、脱硝装置产生的尾液（废水）设计值是240m3/d；经过测量，该发电厂烟气脱硫、脱硝装置产生的废水水质指标如表1所示。

由上表可看出，该废水为酸性环境，废水中含有固体物、悬浮物、酸根离子、COD超标及氨氮超标；为了使得该电厂废水满足达标排放要求，拟采用物理化学处理工艺+生物处理工艺完成废水处理过程。先用物理、化学处理工艺提升pH值，去除固体物、悬浮物和部分酸根离子，使得废水水质满足生物处理工艺的相关要求，然后采用厌氧氧化+好氧相结合处理工艺，降低废水中氨氮和化学耗氧量及部分酸根离子，该发电厂脱硫、脱硝废水处理的具体流程如图1所示。

现场实测数据表明，经过上述处理工艺后，废水处理系统出口的水质指标分别是：pH值7.0左右，TSS的数值指标是100.0 mg・L-1，BOD5数值指标是50.0 mg・L-1，CODCr数值指标是100.0 mg・L-1，SO42- 数值指标是300.0 mg・L-1，T-N数值指标是125.0 mg・L-1，NH3-N数值指标是35 mg・L-1，基本满足工业废水排放标准要求。

4 结语

通过相关的实验和工程实例表明，火电厂烟气脱硫脱硝废水采用物理化学处理工艺+生物处理技术可满足工业废水达标排放要求[2]，该组合工艺中最重要的部分就是厌氧工艺的使用，可以最大限度地处理掉废水中氨氮和化学耗氧量，这对于水质的清洁有相对较好的作用。实际运行工程表明，当火电厂脱硫脱硝尾液中的硫酸根含量过多时，通过厌氧工艺的处理无法产生很好的效果，甚至还可能产生制约的影响。因此，对于火电厂烟气脱硫脱硝尾液生物处理技术还要经过不断地研究和探索，以期完善处理方式，使得处理后的水能够达到相对比较干净的状态。

篇（6）

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。

参 考 文 献

[1] 李群.电厂烟气脱硝技术分析[J].华电技术.2008,30(9):74-76.

[2] 王方群,杜云贵，刘艺,王小敏.国内燃煤电厂烟气脱硝发展现状及建议[J].中国环保产业.2007:18-22.

[3] 李建中,曹志勇.燃煤电厂烟气脱硝技术的研究[J].浙江电力.2008(6):9-12.

[4] 赵宗让.电厂锅炉SCR烟气脱硝系统设计优化[J].中国电力.2005,38(11):69-74.

[5] 林建勇.选择性催化还原脱硝工艺及控制系统[J].应用技术.2007(9):73-74.

[6] 潘维加,邓沙.选择性催化还原烟气脱硝控制系统的分析[J].湖南电力.2009,29(6):20-22.

[7] 李宏.宁海电厂烟气脱硝控制技术介绍[J].电力环境保护.2008,24(4):39-41.

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篇（7）

中图分类号：TK16 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）17-0203-02

1 引言

目前我国燃煤发电占总发电的82%，而燃煤发电厂是氮氧化物污染的主要来源。随着氮氧化物污染的日趋严重，国家将于“十二五”期间加大对氮氧化物排放的控制力度。氮氧化物与空气中的水结合最终会转化成硝酸和硝酸盐，而硝酸是酸雨的成因之一；它与其他污染物在一定条件下能产生光化学烟雾污染。

论文阐述了NOx生成机理，分析了影响NOx生成的主要因素，并详细论述了通过合理调整锅炉偏置风比例，磨煤机一次风量和SOFA风量来降低NOx生产量的燃烧调整方法，为燃煤电厂的环保节能提供经验参考。

2 燃煤锅炉NOx的生成机理

燃煤电厂烟气中的氮氧化合物主要成分为一氧化氮和二氧化氮，我们统称为氮氧化物，即常说的NOx。按NOx的生成途径，可主要分为以下三个类型：

（1）热力型NOx；

（2）快速型NOx；

（3）燃料型NOx。

以上所列三种类型的NOx，按生成比例为，燃料型NOx是最主要的，其占NOx总量的60～80%，热力型NOx次之，快速型NOx的生产量最少。这三种生成量受到燃烧温度的影响，温度不同，生成量也不一样。

2.1 热力型NOx的生成机理

热力型NOx是指空气中的氧气和氮气在燃料燃烧时所形成的高温环境下生成的NO和NO2的总和，其总反应式为：

N2+O22NO

NO+O2NO2

当燃烧区域的温度低于1000℃时，NO的生成量很小，而温度在1300～1500℃时，NO的浓度大约为500～1000ppm，而且随着温度的升高，NOx的生成速度按指数规律增加。

因此，温度对热力型NOx的生成具有决定作用。根据热力型NOx的生成过程，要控制其生成量，就需要降低锅炉炉膛中燃烧温度，且避免产生局部高温区，以降低热力型NOx的生成。

2.2 燃料型NOx的生成机理

与热力型NOx生成机理不同，燃料型NOx的生成量主要受以下因素影响：煤质、氮化合物受热分解后的分布，过量空气系数和风煤浓度比等。

燃料型NOx的生成机理可以表述如下：燃料被送入炉膛燃烧，在较高温度的炉膛中，燃料中的氮有机化合物在燃烧前首先被加热分解成氰（HCN）、氨气（NH3）等中间产物，同时煤粉中的挥发分一并析出，这部分统称为挥发份N；剩余部分称为焦炭N，以上二者的比例会受到炉膛温度和煤粉细度的影响。炉膛温度越低，挥发份N的比例越小，焦炭N的比例越大。煤粉细度越细，会是相反的趋势，挥发份N的比例越大，焦炭N的比例越小。挥发份N的主要反应过程为：HCN被氧化成NCO，NCO继续被氧化成NO。如果NCO所处的环境为还原性气氛，就会被还原成NH3。而此时生产的NH3会和氧气发生反应，生成NO和H2O。而且NH3和NO还会发生氧化还原反应，生成N2。

2.3 快速型NOx的生成机理

快速型NOx主要是指燃料中的碳氢化合物在燃料浓度较高区域燃烧时所产生的烃与炉膛空气中的N2分子发生反应，形成的CN、HCN，继续氧化而生成的NOx。因此，快速型NOx主要产生于碳氢化合物含量较高、氧浓度较低的富燃料区，多发生在内燃机的燃烧过程。而在燃煤锅炉中，其生成量很小。

根据以上三种NOx的生成机理可知，NOx的生成主要与火焰中的最高温度、氧和氮的浓度以及气体在高温下停留时间等因素有关。在实际工作中，可采用降低火焰最高温度区域的温度、减少过量空气等措施，降低NOx的生成量。

3 低NOx控制技术

现在火电厂减少NOx的主要手段主要有两种，一种是锅炉低NOx燃烧技术，在燃烧阶段控制NOx的生成量，为低NOx燃烧技术；二种是净化烟气的脱硝技术，直接对锅炉炉膛进行喷射脱硝剂或水进行脱硝，即对燃烧后的烟气中加入还原剂及催化剂吸收已生成的NOx。一般第一种方法最多只能降低NOx排放值的50%，如果要求降低到40%以下时，则应加上第二种方法，此时二次措施与一次措施一般同时采用才能达到要求。

3.1 低NOx燃烧技术

通过上一节的分析，影响NOx生成的因素主要有燃烧温度和氧量。低NOx燃烧技术就是在燃烧阶段控制这两个关键指标，即，降低炉膛内的燃烧温度或降低进入炉膛的氧量，从而控制NOx的生成。不过这样虽然降低了NOx的生成量，但会影响锅炉燃烧的稳定和烟气中的飞灰含碳量。

低NOx燃烧技术的要点是抑制NOx的生成，并创造条件使已生成的NOx还原。对于燃煤锅炉，当炉膛温度在1340℃以下时，热力型NOx生成量很小，但当炉膛温度超过1550℃时，热力型NOx可到25%～35%，而快速型NOx仅占5%，因此对于燃煤锅炉主要是控制燃料型NOx。

目前，最典型应用最广泛的低NOx燃烧技术有如下几种：

（1）低氧燃烧；

（2）空气分级燃烧技术；

（3）燃料分级燃烧技术；

（4）烟气再循环技术；

（5）低NOx燃烧器。

3.2 脱硝技术

篇（8）

关键词: 钢铁工业；多污染物; 协同控制技术；

中图分类号：C35文献标识码： A

一、概述

钢铁工业是高耗能、高污染、资源型产业，排放的典型大气污染物有S02、烟粉尘、N0X和二恶英等。按长流程钢铁企业各工序大气污染物排放分析，201 1 年中国钢铁工业烧结工序S02、烟粉尘和N0X排放量分别占总排放量的81．35％、39．82％和53．56％。(数据取自《2011年中国钢铁工业环境保护统计》，共统计84家钢铁企业，其粗钢产量占全国的65％，数据基本反映中国钢铁工业环保概况)。

自国家《“十一五”规划纲要》将S02污染物总量降低10%作为约束性指标以来，钢铁企业做了大量的减排工作，尤其是烧结工序中S02的排放量就占到钢铁企业总体S02排放量的70％以上，烧结烟气实施脱硫已经成为钢铁行业实现减排的重要目标，而这一目标在“十一五”期间已经实现了突破性的进展。

截止到2013年5月，全国钢铁工业配置脱硫系统372套(454台烧结机)，面积为74 930m2，其中循环流化床32套，石灰石石膏法湿法l80套，氨法31 套，氧化镁法20套，旋转喷雾26套。重点大中型钢铁企业配置脱硫系统236套(291台烧结机)，面积58 042 m2，其中循环流化床26套，石灰石石膏法湿法90套，氨法27套，氧化镁法l6套，旋转喷雾25套。此外，钢铁企业2013年在建的还有46台烧结机。由于烧结烟气脱硝的复杂性，各类脱硝技术尚未在烧结烟气中广泛应用，国内钢铁企业烧结机尚未有实施烟气脱硝的实例。

GB 28662―2012《钢铁烧结、球团工业大气污染物排放标准》对N0x和二恶英规定了排放限值要求，严格S02、颗粒物和氟化物的排放要求，并针对环境敏感地区规定了更严格的大气污染物特别排放限值，具体新旧标准值对比见表1。

面对新的排放标准，为实现烧结烟气多污染物减排目标，从污染物减排技术措施的协同效应出发，建立全过程、一体化的污染物协同减排和协同控制技术体系。

二、活性炭吸附工艺

活性炭吸附工艺在20世纪50年代从德国开始研发，20世纪60年代日本也开始研发，不同企业之间进行合作与技术转移以及自主开发，形成了日本住友、日本J-POWER和德国WKV等几种主流工艺。开发成功的活性焦(炭)脱硫与集成净化工艺在世界各地多个领域得到了日益广泛的应用。其中，在新日铁、JFE、浦项钢铁和太钢等大型钢铁企业烧结烟气净化方面的应用，取得了良好效果。

活性炭吸附工艺的原理是烧结机排出的烟气经除尘器除尘后，由主风机排出。烟气经升压鼓风机后送往移动床吸收塔，并在吸收塔入口处添加脱硝所需的氨气。烟气中的S02、N0x在吸收塔内进行反应，所生成的硫酸和铵盐被活性炭吸附除去，吸附了硫酸和铵盐的活性炭送入脱离塔，经加热至400 0C左右可解吸出高浓度S02。解吸出的高浓度S02可以用来生产高纯度硫磺(99．9％以上)或浓硫酸(98％以上)：再生后的活性炭经冷却筛去除杂质后送回吸收塔进行循环使用。

存在问题：运行成本高，设备庞大且造价高，腐蚀问题突出，系统复杂，活性炭反复使用后吸附率降低消耗大，活性炭再生能耗较高等。

三、MEROS工艺

MEROS(MaximizedEmissionReducationof Sintering)工艺是欧洲西门子奥钢联针对烧结烟气中S02、二恶英类污染物等控制开发的，目前成功运用在多台烧结机烟气脱硫及其他有害物质气体的处理。

MEROS工艺原理是利用熟石灰作为脱硫剂，与烧结废气中的所有酸性组分发生反应，生成反应产物。产生的主要反应是：

2S02+2Ca(OH)2=2CaS03・l／2H2O+H2O

2CaS03・l／2H2O+03+3H2O=2CaS04・2H2O

S03+Ca(OH)2=CaS04・H20

2Ca(OH)2+2HCI=CaCl2・Ca(OH)2・2H20

2HF+2Ca(OH)2=CaF2・2H2O

工艺特点：工艺简单，运行稳定性好；入口温度要求低，温度变化适应范围广；可控性高，脱硫后的S02排放值稳定；脱除二恶英和重金属。

存在问题：年运行费较高；不能控制烧结烟气中N0x；在控制二恶英同时会产生混有二恶英的固体废弃物。

四、EFA曳流吸收塔工艺

白2006年以来，EFA半干法烧结烟气脱硫技术先后在德国迪林根钢铁公司2号180m2烧结机、萨尔茨吉特钢铁公司192m2烧结机和迪林根钢铁公司3 号258 m2烧结机脱硫项目得到成功应用。EFA烧结烟气脱硫技术在德国市场处于领先地位口剖。

EFA变速曳流式反应塔脱硫工艺，作为半干法脱硫工艺，集成了布袋除尘器和反应物循环系统，可以同步脱除S02、S03、HCl、HF、粉尘和二恶英等。EFA脱硫原理为：烟气中的酸性化合物在特定温度范围内遇水时与Ca(OH)2进行反应，活性炭主要用于吸附烟气中的二恶英等有害成分，最终的反应物为干性的CaS03、CaS04、CaCl2、CaF2、CaC03和烧结粉尘的混合物，干性反应物在布袋除尘器内进行分离。

工艺特点：总投资低：运行成本低(年运行费用约为总投资的l／12)；加入干燥吸收剂，管道和罐仓不发生结块和板结；反应速度可调，不会出现结露现象；低温脱硫效果好；运动部件少，维护成本低。

存在问题：不能控制烧结烟气中N0x;在控制二恶英同时会产生混有二恶英的固体废弃物。

五、LJS-FGD多组分污染物协同净化工艺

福建龙净环保股份有限公司经过对引进技术的消化、吸收和再创新，开发出具有自主知识产权的LJS-FGD多组分污染物协同净化工艺以及相关的配套装置。目前LJS-FGD工艺已经在宝钢集团梅钢公司、三钢、昆钢等大型钢铁厂得到成功应用。

基本原理是：烟气从吸收塔底部进入，经吸收塔底的文丘里结构加速后与加入的吸收剂(消石灰)、循环灰及水发生反应，从而除去烟气中的S02、HCl、HF、C02等酸性气体，通过喷入活性炭等吸附剂，可以同步脱除烟气中的二恶英、重金属等，实现多组分污染物的协同净化。

工艺特点：对烧结机烟气S02浓度波动具有良好的适应性；对烧结机烟气量波动具有良好的适应性；整个吸收塔反应器为空塔结构，维护简单；烟气无需再热、整套装置及烟囱不需要防腐，可以利用老烟囱进行排烟；系统性能指针高，排烟透明，污染物排放浓度低；没有废水产生，无二次污染；副产物为干粉态，方便存储、运输和综合利用。

存在问题：为保证系统可靠性，采用了较多的进口工艺设备，造价相对较高：副产物的应用范围有待于进一步拓宽。

六、催化氧化法综合清洁技术

催化氧化法烟气综合清洁技术是一项能够同时进行脱硫、脱硝、脱汞的技术。

催化氧化法烟气综合清洁来源于以色列Lextran 公司，当烟气中S02、N0。(N0需被氧化)遇水形成的亚硫酸根及亚硝酸时，利用催化氧化剂对亚硫酸根及亚硝酸根的强力捕捉能力从而去除烟气中的S02、N0x。

烟气与含有催化剂的循环液在吸收塔内逆向流动接触时，亚硫酸根、亚硝酸根被催化剂捕捉，在氧气存在的条件下被氧化成为稀硫酸或稀硝酸。在加入中和剂(氨水)的情况下，最终反应生成硫酸铵或硝酸铵化肥。

在脱硫脱硝的同时，该催化氧化剂对汞等重金属也具有极强的物理溶解吸附效果，从而去除烟气中的汞等重金属。

技术特点：脱硫效果高，出口烟气S02可达到排放浓度≤50 mg／m3；对于烟气温度、S02浓度和烟气量适应性强；系统运行稳定、可靠，无管道堵塞、结垢现象；资源利用优势，利用焦化厂蒸氨后氨水，降低焦化厂废水处理负荷；脱硫剂(催化氧化剂)循环使用，并可生产高附加值的硫酸铵产品；对烧结机主系统无影响，与烧结机主系统同步率为98％以上。

存在问题：目前有机催化剂需进口，尚未国产化，价格较高。

技术经济及减排效果对比

表2分析比较了上述五种烧结烟气多污染物协同控制技术的技术经济及减排效果，结果如下：

1)MEROS工艺和EFA吸收塔工艺不能控制烧结烟气中N0x，催化氧化法不能控制二恶英。

2)活性炭吸附工艺的单位烧结面积投资最高，是LJS--FGD工艺的3倍多：MEROS工艺的单位烧结矿运行费最高，是LJS-FGD工艺的近3倍。

3)催化氧化法综合清洁技术属于湿法，脱硝效率高，单位烧结矿运行成本低，最终生成硫酸铵或硝酸铵化肥。

4)前四种技术均属于干法脱硫技术，投资高、运行成本高，活性炭再生能耗较高，脱硫渣的处理再利用是目前重点发展方向。

总之，在钢铁工业烧结烟气多污染物进行控制时，要针对我国的实际情况和设备设计出适合我国的污染物一体化协同技术，为促进我国钢铁行业的健康发展和改善生态环境做出贡献。

参考文献：

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中图分类号：TK229文献标识码： A

引言

物料循环量是循环流化床锅炉设计、运行中的一个非常重要的参数，该参数对锅炉的流体动力特性、燃烧特性、传热特性以及变工况特性影响很大。

物料循环量的定量表述一般采用三种方法。第一种方法采用循环倍率的概念，其定义如下：

R=FS/FC

R：循环倍率；

FS：循环物料量，kg/h；

FC：投煤量，kg/h；

采用循环倍率最大的优点是直观，计算比较方便，并可对循环流化床锅炉进行大致的分类，目前它被广泛地应用在循环物料量的定量描述中。但采用循环倍率的概念也有其不足之处，首先同一容量的锅炉由于燃煤品质不同，投煤量也不相同，这样在同样的固体颗粒循环量下循环倍率也不相同。其次，在采用脱硫剂时其物料循环量也与投煤量相比，则从概念上不尽合理。第三，由于许多燃用优质煤的循环流化床锅炉，需添加惰性物料，作为循环物料，而这一部分也与投煤量相关联，因此也不尽合理。所以近年来许多人采用第二种方法，即用单位床层面积上的物料循环量来直接描述，即GS。第三种方法是，确定的循环倍率为床内上升段中采用循环技术与不采用循环技术时的灰量之比。目前一般采用第一种和第二种方法。

上面所说的物料循环量主要是指外部物料循环量，即通过返料机构送回床层的物料量，实际上在循环流化床锅炉中，有很大的内循环量。内循环量主要取决于床内构件及流体动力特性。

下面讨论的物料循环量一般是指外部物料循环量。内循环物料量考虑起来比较困难，但内循环在提高脱硫、燃烧的效率方面，其影响与外循环基本上是相同的，对平衡床内温度的影响与外循环不尽相同，但有一点是非常明显的，即内循环增大后，外循环可以适当的降低一些。

在不考虑炉内燃烧脱硫时，循环倍率在实际锅炉中可根据各段的灰平衡以及分离器的效率来确定。

二、运行参数对确定物料循环量的影响

（一）燃料特性对确定物料循环量的影响

燃料特性对确定物料循环量有很大的影响。一般认为，对燃料热值高的煤循环倍率也高，但对挥发分高的煤，则可取较小的循环倍率。但这只是一个总的原则，由于各制造厂本身选取的循环倍率值相差甚大，目前很难给出一个适合各种类型锅炉的循环倍率值。但对于Circofluid型循环流化床锅炉，Bob等提出燃料发热量越高，灰分越低，水份越高，选取的循环倍率也越高。

（二）热风温度及回送物料温度对循环倍率的影响

热风温度变化时，如果循环物料的回送温度及循环倍率均不变，则床层温度会提高。如果考虑床层温度固定在脱硫最佳温度或某一定值时，此时应增加循环倍率，从而保持床温一定。

提高循环物料回送温度时，如果其他参数不变，则根据床内热量平衡，床层温度会提高，此时若要保证床层温度维持在一定值，则应提高循环倍率。

三、物料循环量的变化对运行的影响

（一）物料循环量对燃烧的影响

物料循环量增大时对床内燃烧的影响，主要体现在一下几个方面。首先是物料循环量增加，使理论燃烧温度下降，特别是当循环物料温度较低时尤为如此。其次，由于固体物料的再循环而使燃料在炉内的停留时间增加，从而使燃烧效率提高。当然如果燃烧效率已经很高，再增加循环物料量对燃烧效率的影响就会很小。第三，物料循环使整个燃烧温度趋于均匀，相应的也降低了燃烧室内的温度，这样使脱硫和脱硝可以控制最佳反应温度，但对于冉阿少则降低了反应速度，燃烧处于动力燃烧工况。

（二）物料循环量对热量分配的影响

当循环物料回送温度低于550℃时，省煤器应布置在分离器的前后，当回送温度大于550℃时，省煤器可单级布置于分离器之后，回送温度低于730℃以前，对过热器的影响不很明显，过热器仅需双级布置；但当回送温度大于730℃以后，过热器经常布置成三级，其中一级布置在分离器后的对流竖井中；当回送温度上升时，炉膛部分的吸热增加；当回送温度高于850℃时，对流区段也就不复存在。

（三）物料循环量与变负荷的关系

对于循环流化床锅炉，改变循环倍率即可满足负荷变化的要求。降低循环倍率可使理论燃烧温度上升，从而可以弥补由于在低负荷时相当于正常负荷时过大的水冷壁受热面而造成的烟气过度冷却。同时，也可以降低水冷壁的传热系数，从而使炉膛出口温度不变。在正常负荷下，保持循环倍率设计值运行，随着负荷的下降，循环倍率也随着下降，到达到1/3~1/4负荷时，循环流化床锅炉按鼓泡流化床方式运行，物料循环量为零。此时可以保证汽温、汽压在允许的范围内。只要适当调节物料循环量，循环流化床锅炉就有很好的负荷适应能力和良好的汽温调节性能。

（四）物料循环量对脱硫、脱硝的影响

在循环流化床锅炉中，Ga/S摩尔比一般为1.5~2.0。在循环物料中部分是未与SOX反应的CaO颗粒，因此物料循环量增加，则送入床内的CaO量也随之增加，这样就会使脱硫率增大。如果脱硫率一定，则Ga/S摩尔比明显的降低。

固体物料在炉内循环，使炉内的碳浓度增加，从而加强了NO与焦炭的反应，并使NO排放量下降。固体颗粒物料循环量的变化还会对循环流化床的流体动力特性，如固体颗粒浓度分布、压力分布，固体颗粒在炉内的停留时间以及壁面热流浓度，传热传质特性等影响。

四、有利循环倍率的确定方法

在循环流化床锅炉中，固体颗粒物料循环量增加，会使锅炉的燃烧效率、脱硫效率提高。由于床内固体颗粒浓度增加也会使传热系数增加，同时物料循环量的变化会影响床内的稀、浓相的热量平衡及热量分配，但同时物料循环量的增加又会增加床层总阻力，增加风机电耗。如果在固体颗粒循环回路中还布置有直接冲刷的管束，则物料循环量增加还会使磨损的可能性增大。所以说，有利的循环倍率应该是考虑了燃烧、脱硫、脱硝、传热、热平衡、风机能耗、磨损等因素的一个综合参数。

参考文献：

1、罗传奎，骆中泱、李绚天等。循环流化床最优循环倍率的确定。中国工程热物理年会。94年燃烧学术会议论文集。

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        研究论文

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二、教学方法与条件建设

除教学内容外，在“大气污染控制工程”的教学方法上也进行了积极尝试和探索。一是适应新的大气污染控制形势的发展，注重理论联系实际与启发式教学，根据国内外本专业发展趋势，积极调整授课内容，使课程教学内容始终紧跟国内外的学科发展水平。主要体现在教学内容理论与实践相结合，突出重点，讲清难点；结合实际，引入课堂讨论，提高学习兴趣，同时注重教辅建设。二是努力做到理论联系实际、学以致用。包括提供工程实例的资料，对实用性强的案例进行分析；利用生产实习、课程设计和毕业设计或实习等机会，强化学以致用的能力。三是实现教学手段多样化。采用常规方法、多媒体方法以及网络课堂等综合手段授课，增强教学的生动性、直观性和灵活性。注重重要知识点的板书教学，在强化学习效果的同时提高对知识的系统化、逻辑化、重点化的掌握能力。同时结合计算机与网络技术的发展，制作电子教学和实施课程上网等。例如充分发挥学校课程中心的网络资源平台优势，积极采用电子教案、电子课件、电子习题解答等现代教育技术手段进行教学。此外，还借鉴其他相近领域的教学参考，在网上提供大量国内外名校的精品课程和开放课程网页链接等供学生课后参考自学。目前“大气污染控制工程”已经初步形成立体化、多手段组合的教学体系。四是教学改革尝试素质与考核相结合的方法。例如答疑方式从常规化向网络化倾斜，建立QQ群或者在线答疑等，初步尝试和探索双语教学的有效方法，探索和改革考核办法，现实行半闭卷或开卷考试，加强考题设计科学化，注重全程考核等。注重采用互动式教学手段，尝试通过科研小论文等形式，培养学生查阅资料、分析研究和解决问题的能力等。

三、师资队伍建设

师资队伍建设是课程建设的人员基础。课程建设过程中注重教师的业务素质和专业水平，以及教学方式等的培养。目前“大气污染控制工程”课程已形成了5人的教学团队，其中包含热能工程、环境工程专业的人员。教学团队的学历、职称、年龄以及学缘结构较为合理。课堂教学主讲教师基本具有博士学位；课程的辅导、指导等主要由青年教师负责。全体在职“大气污染控制工程”教学团队成员平均年龄40岁，80%为高级职称，80%具有博士学位，80%的本科、硕士或博士研究生的学历教育中至少一个不是在本校完成的，40%具有在国外访学经历。