scr脱硝装置系统中整流格栅的优化设计

Ⅰ 火电厂脱硫脱硝的介绍

烟气脱硝由于炉内低氮燃烧技术的局限性,使得NOx 的排放不能达到令人满意的程度,为了进一步降低NOx
的排放,必须对燃烧后的烟气进行脱硝处理。目前通行的烟气脱硝工艺大致可分为干法、半干法和湿法3 类。其中干法包括选择性非催化还原法( SNCR)
、选择性催化还原法(SCR) 、电子束联合脱硫脱硝法;半干法有活性炭联合脱硫脱硝法;湿法有臭氧氧化吸收法等。在众多脱硝方法当中,SCR
脱硝工艺以其脱硝装置结构简单、无副产品、运行方便、可靠性高、脱硝效率高、一次投资相对较低等诸多优点,在日本和欧美得到了广泛的商业应用。

SCR脱硝SCR 装置主要由脱硝反应剂制备系统和反应器本体组成。通过向反应器内喷入脱硝反应剂N H3 ,将NOx
还原为氮气。由于此还原反应对温度较为敏感,故需加入催化剂,以满足反应的温度要求,增强反应活性。采用高含尘工艺时,SCR 反应器布置在省煤器和空气预热器(空预器)
之间。其优点是烟气温度高,满足了催化剂活性要求;缺点是烟气中的飞灰含量高,对催化剂的防磨损和防堵塞的性能要求较高。对于低含尘工艺,SCR 布置在烟气脱硫系统(
FGD) 之后、烟囱之前。此时虽然烟气中的飞灰含量大幅减少,但为了满足催化剂活性对反应温度的要求,需要安装蒸汽加热器和烟气换热器( GGH)
,系统复杂,投资增加,故一般选择高含尘工艺。

Ⅱ 很多电厂选择使用SCR法脱硝，这种方法的原理是什么

SCR脱硝技术

SCR（Selective Catalytic Rection）即为选择性催化还原技术，近几年来发展较快，在西欧和日本得到了广泛的应用，目前氨催化还原法是应用得最多的技术。它没有副产物，不形成二次污染，装置结构简单，并且脱除效率高（可达90%以上），运行可靠，便于维护等优点。

选择性是指在催化剂的作用和在氧气存在条件下，NH3优先和NOx发生还原脱除反应，生成氮气和水，而不和烟气中的氧进行氧化反应，其主要反应式为：

4NO+4NH3+O2→4N2+6H2O（1）

2NO2+4NH3 +O2→ 3N2+6H2O（2）

在没有催化剂的情况下，上述化学反应只是在很窄的温度范围内（980℃左右）进行，采用催化剂时其反应温度可控制在300-400℃下进行，相当于锅炉省煤器与空气预热器之间的烟气温度，上述反应为放热反应，由于NOx在烟气中的浓度较低， 故反应引起催化剂温度的升高可以忽略。

下图是SCR法烟气脱硝工艺流程示意图

SCR脱硝系统

SCR脱硝系统主要由SCR催化反应器、氨气注入系统、烟气旁路系统、氨的储存和制备系统等组成。SCR催化反应器的布置方式，目前国内外一般采用高尘布置方式，即布置在省煤器和空预器之间的高温烟道内。在该位置，烟气温度能够达到反应的最佳温度。因此本期工程脱硝装置拟采用高尘布置方式。烟气在锅炉省煤器出口处被平均分为两路，每路烟气并行进入一个垂直布置的SCR反应器里，即每台锅炉配有二个反应器，烟气经过均流器后进入催化剂层。在烟气进入催化剂层前设有氨气注入系统，烟气与氨气充分混合后进行催化剂反应，脱去NOX。反应后的烟气进入空预器、电除尘器、引风机和脱硫装置后，排入烟囱。SCR反应器布置在空预器上方。

SCR脱硝系统组成

· 反应器/催化剂系统

· 烟气/氨的混合系统

· 氨的储备与供应系统

· 烟道系统

· SCR的控制系统

SCR脱硝设备

反应器/催化剂系统

主要设备：反应器，催化剂，吹灰器

烟气/氨的混合系统

主要设备：稀释风机，静态混合器，氨喷射格栅（AIG），空气/氨混合器

氨的储备与供应系统

主要设备：卸料压缩机，氨蒸发器（电/蒸汽），氨罐，缓冲罐，稀释槽

烟道系统

主要设备：挡板（有旁路），膨胀节，导流板，烟道

SCR的控制系统

主要设备：DCS、PLC、仪表、盘柜等。

Ⅲ SCR脱硝技术

世界上流行的SCR工艺主要分为氨法SCR和尿素法SCR2种。此2种方法都是利用氨对回NOx的还原功能 ,在催化剂的作用答下将 NOx (主要是一氧化氮)还原为对大气没有多少影响的氮气和水 ,还原剂为氨气。

一类是从源头上治理，控制煅烧中生成NOx，其技术措施：

1、采用低氮燃烧器。

2、分解炉和管道内的分段燃烧，控制燃烧温度。

3、改变配料方案，采用矿化剂，降低熟料烧成温度。

(3)scr脱硝装置系统中整流格栅的优化设计扩展阅读：

氮氧化物危害：

氮氧化物可刺激肺部，使人较难抵抗感冒之类的呼吸系统疾病，呼吸系统有问题的人士如哮喘病患者，会较易受二氧化氮影响。对儿童来说，氮氧化物可能会造成肺部发育受损。研究指出长期吸入氮氧化物可能会导致肺部构造改变，但仍未可确定导致这种后果的氮氧化物含量及吸入气体时间。

SCR脱硝技术特点：

该法脱硝效率高，价格相对低廉，广泛应用在国内外工程中，成为电站烟气脱硝的主流技术。国内外SCR系统大多采用高温，反应温度区间为315℃～400℃。

Ⅳ 脱硫脱硝的工艺有哪些

烟气脱硫脱硝技术有PAFP、ACFP、软锰矿法、电子束氨法、脉冲电晕法、石膏湿法、催化氧化法、微生物降解法等技术。

1.湿法烟气脱硫技术：

优点：湿法烟气脱硫技术为气液反应，反应速度快，脱硫效率高，一般均高于90%，技术成熟，适用面广。湿法脱硫技术比较成熟，生产运行安全可靠，在众多的脱硫技术中，始终占据主导地位。

分类：常用的湿法烟气脱硫技术有石灰石-石膏法、间接的石灰石-石膏法、柠檬吸收法等。

2.干法烟气脱硫技术：

优点：干法烟气脱硫技术为气同反应，相对于湿法脱硫系统来说，设备简单，占地面积小、投资和运行费用较低、操作方便、能耗低、生成物便于处置、无污水处理系统等。

缺点：但反应速度慢，脱硫率低，先进的可达60-80%。但目前此种方法脱硫效率较低，吸收剂利用率低，磨损、结垢现象比较严重，在设备维护方面难度较大，设备运行的稳定性、可靠性不高，且寿命较短，限制了此种方法的应用。

分类：常用的干法烟气脱硫技术有活性碳吸附法、电子束辐射法、荷电干式吸收剂喷射法、金属氧化物脱硫法等。

典型的干法脱硫系统是将脱硫剂(如石灰石、白云石或消石灰)直接喷入炉内。以石灰石为例，在高温下煅烧时，脱硫剂煅烧后形成多孔的氧化钙颗粒，它和烟气中的SO2反应生成硫酸钙，达到脱硫的目的。

(4)scr脱硝装置系统中整流格栅的优化设计扩展阅读：

烟气脱硫脱硝技术是应用于多氮氧化物、硫氧化物生成化工工业的一项锅炉烟气净化技术。氮氧化物、硫氧化物是空气污染的主要来源之一。故应用此项技术对环境空气净化益处颇多。

脱硫脱硝采用氧化吸收塔和碱式吸收塔两段工艺。氧化吸收塔是采用氧化剂HCIO3来氧化NO和SO2及有毒金属，碱式吸收塔则作为后续工艺采用Na2S及NaOH作为吸收剂，吸收残余的碱性气体。该工艺去除率达95%以上。

氯酸是一种强酸，比硫酸酸性强，浓度为35%的氯酸溶液99%可发生解离。氯酸是一种强氧化剂，氧化电位受液相pH控制。在酸性介质条件下，氯酸的氧化性比高氯酸(HCIO4)还要强。

根据水泥窑氮氧化物的形成机理，水泥窑降氮减排的技术措施有两大类：

一类是从源头上治理。控制煅烧中生成NOx。其技术措施：采用低氮燃烧器；分解炉和管道内的分段燃烧，控制燃烧温度；改变配料方案，采用矿化剂，降低熟料烧成温度。

另一类是从末端治理。控制烟气中排放的NOx，其技术措施：

“分级燃烧+SNCR”，国内已有试点；选择性非催化还原法（SNCR），国内已有试点；③选择性催化还原法（SCR），欧洲只有三条线实验；SNCR/SCR联合脱硝技术，国内水泥脱硝还没有成功经验；生物脱硝技术。

总之，国内开展水泥脱硝，尚属探索示范阶段，还未进行科学总结。各种设计工艺技术路线和装备设施是否科学合理、运行可靠的脱硝效率、运行成本、水泥能耗、二次污染物排放有多少等都将经受实践的检验。

Ⅳ 什么是选择性催化还原法脱硝

选择性地对氮氧化物进行催化还原反应实现脱硝目的的相关技术
选择性催化还原法（Selective Catalytic Rection，SCR）是指在催化剂的作用下，利用还原剂（如NH3、液氨、尿素）来“有选择性”地与烟气中的NOx反应并生成无毒无污染的N2和H2O。首先由美国的Engelhard公司发现并于1957年申请专利，后来日本在该国环保政策的驱动下，成功研制出了现今被广泛使用的V2O5/TiO2催化剂，并分别在1977年和1979年在燃油和燃煤锅炉上成功投入商业运用。SCR技术对锅炉烟气NOx控制效果十分显著、技术较为成熟，目前已成为世界上应用最多、最有成效的一种烟气脱硝技术。合理的布置及温度范围下，可达到80~90%的脱除率。在我国，利用SCR进行烟气脱硝的工作才刚刚起步。

特点：
在选择性催化还原系统中，一般由氨的储存系统、氨和空气的混和系统、氨喷入系统、反应器系统及监测控制系统等组成，对火电厂来说，SCR反应器一般安装在锅炉省煤器与空预器之间，此处为高粉尘高温布置，此区间的烟温利于SCR脱硝还原反应，氨则喷射于省煤器与SCR反应器之间烟道内的适当位置，使其与烟气混合后通过催化剂在反应器内与NOx反应。催化剂安放在一个像固体反应器的箱体内。催化剂单元通常垂直布置，烟气由上向下流动。
SCR技术具有以下特点。
①NOx脱除效率高
据有关文献记载及工程实例监测数据，SCR法一般的NOx脱除效率可维持在70%-90%，一般的NOx出口浓度可降低至100mg/m左右，是一种高效的烟气脱硝技术。
②二次污染小
SCR法的基本原理是用还原剂将NOx还原为无毒无污染的N2和H2O，整个工艺产生的二次污染物质很少。
③技术较成熟，应用广泛
SCR烟气脱硝技术已在发达国家得到较多应用。如德国，火力发电厂的烟气脱硝装置中SCR法大约占95%。在我国已建成或拟建的烟气脱硝工程中采用的也多是SCR法。
④投资费用高，运行成本高
以我国第一家采用SCR脱硝系统的火电厂—福建漳州后石电厂为例，该电厂600MW机组采用日立公司的SCR烟气脱硝技术，总投资约为1.5亿人民币。除了一次性投资外，SCR工艺的运行成本也很高，其主要表现在催化剂的更换费用高、还原剂（液氨、氨水、尿素等）消耗费用高等。

Ⅵ 电厂脱硝系统

目前电厂脱硝方法主要有选择性催化还原法（SCR）和非选择性催化还原法（SNCR）以及在二者基础上发展起来的SNCR/SCR联合烟气脱硝技术。这三种烟气脱硝技术均有各自的优缺点。
SNCR技术的原理是在锅炉内适当温度（一般为900～1100℃）的烟气中喷入尿素或氨等还原剂，将NOX（氮氧化物）还原为无害的N2（氮气）、H2O（水）。根据国外的工程经验，该技术的脱硝效率约为25%-50%，在大型锅炉上运行业绩较少。
SCR技术是将SCR反应器布置在火电机组锅炉省煤器和空气预热器之间，烟气垂直进入SCR反应器，经过各层催化剂模块将NOX还原为无害的N2、H2O。上述反应温度可以在300℃-400℃之间进行，脱硝效率约为70%-90%，在大型锅炉上具有相当成熟的运行业绩。
SNCR/SCR混合烟气脱硝技术是集合了SCR与SNCR技术的优势而发展起来的，该技术降低了SCR系统的装置成本，但技术工艺系统相对比较复杂。该技术更适合含灰量高、脱硝效率要求较高的情况。

Ⅶ 常见的脱硫脱硝工艺有哪些

脱硫工艺
DLWS脱硫
工艺以石灰石浆作为洗涤吸收剂，整个脱硫过程分为两个阶段进行，即上回路与下回路。两个阶段合成在一个吸收塔内。石灰石浆可单独引入上下回路，烟气沿切线方向进入吸收塔下回路，被冷却到烟气饱和温度，同时部分SO2被石灰石吸收生成石膏(CaSO4·2H2O)。冷却的烟气进入吸收塔上回路的喷雾区，经充分洗涤，达到SO2的最大吸收率，SO2转化为亚硫酸钙，经空气氧化后最终吸收产物为硫酸钙晶体(石膏)浆液，含固量为15%。经脱水后，可根据应用要求形成商用石膏或抛弃型石膏。
DLWS工艺的特点是上下回路的PH值分别控制，上回路PH值(5.8-6.5)较高使SO2的去除率达到最大，下回路的PH值(4-5)较低，使石灰石易于溶解，吸收剂利用率提高，成本降低。系统脱硫效率可达95%。
SDA脱硫
SDA脱硫工艺以Ca(OH)2浆液作脱硫吸收剂，通过离心转盘式雾化器或气流式雾化喷嘴使吸收剂在喷雾干燥吸收器内雾化。热烟气进入吸收器与雾化剂吸收接触后，同时发生三种传热传质过程;
① 酸性气体从气相进入液滴的传质过程;
② 被吸收酸性气体与溶解的Ca(OH)2发生化学反应;
③ 液滴内水分的蒸发。
吸收干燥后的产物(主要是CaSO3.1/2H2O)与飞灰一起收集在吸收器的底部或集尘器中。SDA工艺在理想的工况条件下，脱硫效率可达80%-90%。其特点是副产物为固态，没有废水产生。但吸收剂Ca(OH)2价格较高，运行成本不低。
LIFAC脱硫
LIFAC干法烟气脱硫工艺采用石灰石粉作为SO2吸收剂。其脱硫过程分为两个阶段：
第一阶段是炉内脱硫，石灰石粉由气力喷入炉膛内850-1150℃区域，石灰石粉分解成CaO和CO2，部分CaO和烟气中的部分SO2反应生产CaSO4;
第二阶段活化器内脱硫，热烟气进入活化器雾化增湿，使烟气中未反应的CaO水合生成Ca(OH)2。同时，部分CaSO3氧化为CaSO4。脱硫灰中未完全反应的CaO，可通过部分脱硫灰返回活化器再循环加以利用，以提高吸收剂的利用率。LIFAC的脱硫效率为60%-85%。
LIFAC工艺的特点是综合了炉内脱硫和喷雾干燥脱硫的优点，工艺较为简单，维护方便。但石灰石需加工成40μm以下的粉体，运行费用较高。
脱硝工艺
烟气脱硝
由于炉内低氮燃烧技术的局限性,使得NOx 的排放不能达到令人满意的程度,为了进一步降低NOx 的
排放,必须对燃烧后的烟气进行脱硝处理。目前通行的烟气脱硝工艺大致可分为干法、半干法和湿法3 类。其中干法包括选择性非催化还原法( SNCR) 、选择性催化还原法(SCR) 、电子束联合脱硫脱硝法;半干法有活性炭联合脱硫脱硝法;湿法有臭氧氧化吸收法等。
在众多脱硝方法当中,SCR 脱硝工艺以其脱硝装置结构简单、无副产品、运行方便、可靠性高、脱硝效率高、一次投资相对较低等诸多优点。
SCR脱硝
SCR 装置主要由脱硝反应剂制备系统和反应器本体组成。通过向反应器内喷入脱硝反应剂N H3 ,将NOx 还原为氮气。由于此还原反应对温度较为敏感,故需加入催化剂,以满足反应的温度要求,增强反应活性。
采用高含尘工艺时,SCR 反应器布置在省煤器和空气预热器(空预器) 之间。其优点是烟气温度高,满足了催化剂活性要求;缺点是烟气中的飞灰含量高,对催化剂的防磨损和防堵塞的性能要求较高。对于低含尘工艺,SCR 布置在烟气脱硫系统( FGD) 之后、烟囱之前。此时虽然烟气中的飞灰含量大幅减少,但为了满足催化剂活性对反应温度的要求,需要安装蒸汽加热器和烟气换热器( GGH) ,系统复杂,投资增加,故一般选择高含尘工艺。

Ⅷ 为什么脱硝装置出口温度比入口温度高

恩，我开始可能理解错了。
1、脱硝的入口实际上就是省煤器出口烟气温度，管道内尺寸较大，像60万机组容宽大约9米高大约5米，在这么大的截面上，温度流场比较紊乱，测点需要多点布局。1个 2个测点测量出来的温度偏差较大。脱硝出口管道尺寸一般和出口一致，也是如此，所以两边的测点布置位置问题，会造成你描述的现象。特征是这个温度一直是如此差异。
2、SCR如果不用催化剂，理想反应温度在800℃，而用了催化剂以后反应温度在300℃-450℃之间，本身脱销系统反应就需要较高温度，而在锅炉负荷降低时候，会见到脱销出口温度高于入口温度。特征是这个温度逆差是短时间的。

Ⅸ 锅炉脱硝效率下降的原因

1.1锅炉热量损失增大

安装SCR脱硝系统后，锅炉的热量损失主要是烟气通过脱硝系统后烟温会降低6℃左右，对锅炉效率将会产生一定的影响。

1.2空预器换热元件堵塞，使排烟温度升高

氨气和三氧化硫反应生成硫酸氢氨，硫酸氢氨在温度180～200℃的环境中呈“鼻涕”状的粘性物，因此在空预器高温段和低温段处烟气中的灰尘在该处容易和硫酸氢氨一块，极易粘附于空预器换热面上，使空预器换热元件脏污，空预器的换热效果变差，导致排烟温度升高，锅炉效率降低。

1.3空预器漏风率增大

烟气通过SCR脱硝系统以后的压降将增加500Pa左右，为了使炉膛内部压力平衡，吸风机的出力将有所增加，从而导致空预器内部烟气压力降低，使空预器风/烟压差增大，导致空预器漏风率增加，锅炉效率降低。

1.4对烟道阻力的影响

SCR脱硝装置使烟气阻力增加500Pa左右，而且对蜂窝式催化剂容易积灰堵塞，且随着运行时间的增长，催化剂堵塞程度也越严重，将导致吸风机的电耗增加。现在设计的SCR脱硝系统均不设计旁路系统，如果催化剂堵塞严重，将直接影响锅炉的安全、稳定运行。

对空预器的影响，相比较来说SCR脱硝装置对空预器的影响更为突出，主要原因是硫酸氢氨的腐蚀性和黏结性。硫酸氢氨与灰尘一起粘附在空预器的换热元件上，不仅降低换热效果，还将会在空预器的低温段产生低温腐蚀，同时造成空预器的积灰。

SCR脱硝装置氨逃逸率一般设计为≯3ppm，逃逸率超过设计值时将会造成大量的硫酸氢氨生成，致使空预器严重堵塞，这将造成吸风机电耗增加、一次风机母管压力波动大等情况。另外，燃用高硫煤时，烟气中SO3含量较高，只要烟气中有0.005%的SO3，烟气的露点即可提高到150℃以上。同时氨气和NOx反应产物为氮气和水，因此空预器的低温段就可能有硫酸溶液凝结在换热元件上，造成空预器的低温腐蚀。

减少SCR脱硝催化剂积灰情况，烟气中灰尘的含量与煤种的灰灰、燃烧调整有很大关系，但影响脱硝催化剂积灰的因素还与省煤器输灰系统运行情况、脱硝装置所安装的吹灰器有关。省煤器输灰系统不能正常工作，将会使大量的灰尘带入脱硝上层催化剂，即便加强脱硝系统吹灰仍不能避免蜂窝状催化剂的堵塞。

用于脱硝装置的吹灰器有声波和蒸汽吹灰两种方式。声波吹灰器在灰量较小时效果较为明显，并能彻底吹除边角的积灰，但灰量较大时耙式蒸汽吹灰器能起到很好的作用。当在投入蒸汽吹灰时，一定要充分的疏水，否则会造成灰尘结块堵塞催化剂或对催化剂造成水蚀，影响催化剂的使用寿命。

脱硝烟道入口导流板应设计为流线机翼型并尽可能偏向于炉前方向，这样可有效改善烟气分布流场，阻止较大灰分颗粒被烟气携带到催化剂蜂窝孔中造成催化剂蜂窝孔堵塞。

Ⅹ 火电厂脱硫脱硝的脱硝工艺

由于炉内低氮燃烧技术的局限性,使得NOx 的排放不能达到令人满意的程度,为了进一步降低NOx 的
排放,必须对燃烧后的烟气进行脱硝处理。目前通行的烟气脱硝工艺大致可分为干法、半干法和湿法3 类。其中干法包括选择性非催化还原法( SNCR) 、选择性催化还原法(SCR) 、电子束联合脱硫脱硝法;半干法有活性炭联合脱硫脱硝法;湿法有臭氧氧化吸收法等。
在众多脱硝方法当中,SCR 脱硝工艺以其脱硝装置结构简单、无副产品、运行方便、可靠性高、脱硝效率高、一次投资相对较低等诸多优点,在日本和欧美得到了广泛的商业应用。 SCR 装置主要由脱硝反应剂制备系统和反应器本体组成。通过向反应器内喷入脱硝反应剂N H3 ,将NOx 还原为氮气。由于此还原反应对温度较为敏感,故需加入催化剂,以满足反应的温度要求,增强反应活性。
采用高含尘工艺时,SCR 反应器布置在省煤器和空气预热器(空预器) 之间。其优点是烟气温度高,满足了催化剂活性要求;缺点是烟气中的飞灰含量高,对催化剂的防磨损和防堵塞的性能要求较高。对于低含尘工艺,SCR 布置在烟气脱硫系统( FGD) 之后、烟囱之前。此时虽然烟气中的飞灰含量大幅减少,但为了满足催化剂活性对反应温度的要求,需要安装蒸汽加热器和烟气换热器( GGH) ,系统复杂,投资增加,故一般选择高含尘工艺。