scr烟气脱硝为什么会出现烟气拖尾

气溶胶多。
由于SCR脱硝加热位于烟气脱硫装置之后，为此如果加热所用的煤气含硫较高，则即使前端脱硫装置的脱硫率高，几乎将SO2全部脱除，进入SCR脱硝的烟气仍带有一定量由加热煤气燃烧带来的SO2。此时如果脱硝催化剂的SO2/SO3转化率高，则SCR反应器内的烟气SO3浓度也相应较高，气溶胶也相应增高，而烟气中含有的气溶胶越多，烟气流速过高就会出现严重的烟气拖尾现象。
我国烧结SCR脱硝一般都放置在烧结烟气脱硫之后，烟气经脱硝装置后，直接排向烟囱。

烟气脱硝技术主要有干法（选择性催化还原烟气脱硝、选择性非催化还原法脱硝）和湿法。

1、选择性催化还原法SCR原理：

在催化剂存在的条件下，采用氨、CO或碳氢化合物等作为还原剂，在氧气存在的条件下将烟气中的NO还原为N2。

2、选择性非催化还原法脱硝SNCR原理：

不采用催化剂的情况下，在炉膛（或循环流化床分离器）内烟气适宜处均匀喷入氨或尿素等氨基还原剂。还原剂在炉中迅速分解，与烟气中的NOx反应生产N2和H2O，而基本不与烟气中的氨气发生作用。

3、湿法烟气脱硝技术原理：

利用液体吸收剂将NOX溶解的原理来净化燃煤烟气。

扩展资料

火力发电厂烟气中含有大量氮氧化物，如不处理，这些废气排入大气会产生污染形成酸雨，为了进一步降低氮氧化物的排放，必须对燃烧后的烟气进行脱硝处理。火力发电厂烟气脱硝设备是用来处理氮氧化物的装置。

由于技术的成熟和高的脱硝率，SCR法现已在世界范围内成为大型工业锅炉烟气脱硝的主流工艺。截至2010年底，我国已投运的烟气脱硝机组容量超过2亿kW，约占煤电机组容量的28%，其中SCR机组占95% 。

SCR技术的优点：

1、增加升功率。

2、降低热损耗(Low heat rejection)。

3、对比欧三产品，发动机结构没有改变。

4、对比欧三产品，燃油经济性得到改善。

5、机油更换周期更长（Low soot)。

6、尿素的成本低。

参考资料来源：百度百科-烟气脱硝

选择性催化剂还原烟气脱硝技术（SCR）是采用垂直的催化剂反应塔与无水氨，从燃煤燃烧装置及燃煤电厂的烟气中除去氮氧化物（NOx）。具体为采用氨（NH3）作为反应剂，与锅炉排出的烟气混合后通过催化剂层，在催化剂层，在催化剂的作用下将NOx还原分解成无害的氮气（N2）和水（H2O）。该工艺脱硝率可达90%以上，NH3逃逸低于5ppm,设备使用效率高，基本上无二次污染，是目前世界上先进的电站烟气脱硝技术，在全球烟气脱硝领域市场占有率高达98%。
二、SCR烟气脱硝技术工艺原理 4NH3+4NO+O2->4N2+6H2O
8NH3+6NO2->7N2+12H2O
三、SCR烟气脱硝技术工艺流程SCR反应器通常布置在燃煤和燃油电厂的固态排渣或液态排渣锅炉的烟气
河南绿地伟业环保科技有限公司引进韩国纳米化学有限公司，高温陶瓷过滤器，脱硝效果95%以上，而且经济实惠，工程造价低

SNCR脱硝的主要设备有：
1、水系统：除盐水箱，稀释水泵；
2、氨水系统：氨水罐、氨水泵、卸氨泵、氨气吸收罐等；
3、喷射系统：空压机（可选）、喷q及其附件；
4、管道、阀门，调节门等；
5、电控柜、仪表（流量计、压力变送器、液位计）等。

scr烟气脱硝原理公式没有四个吧，在催化剂的作用下，scr技术的主要化学反应为：2no2+4nh3+o2→3n2+6h2o；4no+4nh3+o2→4n2+6h2o。由于燃煤中含有硫的原因，同时也会产生一些负反应：so2+1/2o2→so3；so3+h2o→h2so4；nh3+so3+h2o→nh4hso4（so3过量情况下）；2nh3+so3+h2o→（nh4）2so4（nh3过量情况下）
后者容易造成催化剂中毒、沉积腐蚀设备、降低催化效力等副作用。
影响烟气脱硝效率的因素很多，主要有：1、反应器和烟气流场设计是否合理；2、喷氨装置和混合器设计是否合理；3、催化剂选择及立体布置是否合理；4、还原剂量是否合理，过多过少均不利于还原反应；5、反应器入口温度，根据煤质不同，应在300到400之间，这个温度对催化剂性能最有利；6、辅助设备如吹灰器等运行情况。

目前国内应用最多也最为成熟的烟气脱硝技术是选择性催化还原(SCR)技术，福建大唐国际宁德发电有限责任公司一期4号600MW超临界直流锅炉就采用了此种技术，在省煤器出口和空预器之间安装SCR烟气脱硝装置，通过将NH3作为还原剂喷入烟气中，使其与烟气中的NOx发生还原反应，生成N2和H2O，从而达到脱除NOx的目的。
但国内燃煤机组都参与调峰，经常低负荷运行，脱硝入口烟气温度随之降低，使催化剂活性降低，NH3逃逸率加大，生成NH4HSO4，导致空预器堵塞，甚至造成催化剂不可逆转的失活。因此，该厂要求SCR脱硝装置最低喷氨温度要大于302℃，而该厂4号锅炉在380MW以下负荷时，SCR脱硝系统就有可能会退出运行，难以满足国家日益严格的环保要求。因此，对锅炉进行SCR低负荷运行技术改造非常迫切和必要。
1、SCR脱硝装置低负荷运行改造技术
要实现SCR脱硝装置低负荷下的投运，技术改造路线有两个：a)让催化剂适应锅炉烟温，采用低温催化剂替代现有催化剂;b)让锅炉烟温适应催化剂，改造锅炉省煤器及烟风系统等。
然而目前国内烟气低温SCR催化技术尚不成熟，还停留在实验室小试阶段，没有进行工程应用，因此目前只能采用第二种技术路线，提高脱硝装置SCR入口处烟气温度，主要有以下四种改造方案，即：设置省煤器烟气旁路、设置省煤器给水旁路、省煤器分级改造、回热抽汽补充给水加热改造。
2几种技术改造方案对比分析
21设置省煤器烟气旁路
该方案是在锅炉省煤器入口处的烟道上开孔，抽取部分较高温烟气至SCR接口处(为提高混合效果，也可在尾部后烟道低温过热器管屏中、下层之间抽高温烟气)，设置烟气挡板，增加部分钢结构和支吊架。在低负荷时，通过抽取较高温烟气与省煤器出口的烟气混合[2]，使低负荷时脱硝入口烟温达到302℃以上。
旁路烟道上需要加装膨胀节、电动关断挡板、调节挡板进行调节烟气流量及温度。
优点：系统简单，投资成本相对较低，实施简单，增加设备较少。通过调节挡板调节烟气流量可使催化剂工作于最佳反应温度范围。
缺点：
a)由于烟气从省煤器旁路流走，不能给给水加热，使空预器排烟温度上升，必然会降低锅炉热效率(05%～1%)，增加煤耗，影响锅炉经济性;
b)省煤器旁路烟气挡板经长期高温运行可能造成积灰、卡涩，打不开或关不下去，且挡板在高温下极易发生变形，产生内漏，安全可靠性较差，影响系统稳定运行;
c)如旁路烟气挡板的密封性能变差，内漏较大，或挡板开启后无法关闭，在高负荷时有部分高温烟气从旁路烟道泄露，直接进入SCR装置，可能会使省煤器出口烟温达到400℃以上，从而使催化剂烧结开始发生，且烧结过程是不可逆，对催化剂带来致命破坏;
d)由于在省煤器入口设置抽烟气口，将会对后面整个流场带来影响，省煤器换热可能会出现较大偏差，同时，高温烟气被旁路掉，导致省煤器吸热不足，可能对整个汽水系统热量分配带来较大不利影响，对锅炉性能及热平衡均有一定影响;
e)由于设置了烟气旁路，扰乱了进入SCR脱硝系统的烟气流场，对SCR脱硝系统运行造成一定干扰，降低总的脱硝效率。
22设置省煤器给水旁路
该方案是在锅炉省煤器入口集箱之前设置给水旁路管道，并在管道上设置调节阀，通过将部分给水旁路，直接引至省煤器出口集箱，减少流经省煤器的给水量，从而减少省煤器从烟气中吸收的热量，以达到提高省煤器出口烟温的目的。
优点：改造相对简单，投资成本相对较低。
缺点：a)由于给水换热系数远远小于烟气换热系数，为烟气换热系数的1/83，通过给水旁路的调节，进入SCR反应器的烟气温度虽有一定提升，但提升幅度较小，效果不明显，要明显差于省煤器烟气旁路，对于需调节烟温温度较低(10℃以内)的情况可适当考虑本方案;
b)由于部分给水被旁路，进入省煤器的给水量减少，导致省煤器出口给水温度升高，机组负荷低时需旁路的给水量很大，省煤器中介质可能会发生超温现象，造成省煤器出口处给水汽化，烧坏省煤器，威胁机组安全运行。另外，旁路量不太大时也有可能发生汽水两相混合不均情况;c)省煤器给水旁路势必导致给水换热效果降低，排烟热损失增加，锅炉热效率降低约05%～15%，影响机组运行经济性，且一定程度改变了运行控制方式，增大了运行 *** 作和调整工作量。
23省煤器分级改造
该方案是将原有锅炉省煤器部分受热面拆除，同时在SCR脱硝装置后增设一定量的省煤器受热面，也就是对锅炉现有省煤器进行分级改造，将省煤器部分受热面移至SCR脱硝装置后面，原省煤器受热面具体需割除的面积和比例，需进行详细热力计算而得出。通过分级改造后，给水直接进入SCR脱硝装置后面的省煤器，然后再通过SCR脱硝装置前面的省煤器，SCR脱硝装置前省煤器的吸热量减少，从而提高了SCR脱硝入口烟气温度，使其达到最低要求302℃以上。烟气通过SCR脱硝装置后，进一步通过SCR脱硝装置后省煤器中的给水来吸收其热量，从而保证进入空气预热器的烟气温度基本保持不变，锅炉热效率等性能指标基本不受影响。
国电浙江北仑第一发电有限公司2号600MW燃煤机组率先进行了省煤器受热面的分级改造，使进入SCR的烟气温度提高约22℃，在额定负荷时脱硝入口烟温为382℃，最大负荷时烟温不超过400℃，在50%负荷时脱硝入口烟温为315℃[3]。既可满足脱硝设备对烟气温度的要求，又不会造成排烟温度上升、锅炉效率降低。改造后汽温、喷水量等锅炉总体性能基本维持原状。脱硝系统在50%以上负荷均能投运。
优点：a)省煤器分级方案由于没有增加多余设备，仅将省煤器分成两级，所以安全可靠性高，与改造前基本一致;
b)通过热力计算提高脱硝入口烟温，能保证SCR脱硝系统在50%以上负荷均能投运，同时在满负荷时脱硝入口烟温不超过400℃，避免了催化剂高温烧结的风险;
c)不改变锅炉整个热量分配和运行、调节方式，对锅炉运行方式没有任何影响，改造后汽温、喷水量等锅炉总体性能基本维持原状，对运行 *** 作调整也没有任何影响;
d)进入空气预热器的烟气温度基本保持不变，省煤器出口给水温度也基本保持不变，锅炉效率没有降低，锅炉运行经济性得到保证。
缺点：投资成本相对较高。
24回热抽汽补充给水加热技术
该技术是从汽轮机高压缸上选择一个合适的抽汽点，将该抽汽引入一高加，在机组低负荷时投运该路抽汽，来提高进入省煤器的给水温度，减少给水在省煤器的换热，从而提高省煤器出口烟气温度，以保证机组低负荷时SCR脱硝系统能安全稳定连续运行。
而外高桥第三发电厂研发和应用的“d性回热技术”[4]，就是该项技术的一种实际应用，它通过在高压缸上选择一个合适的抽汽点，同时相应增加一个抽汽可调式的给水加热器。在机组负荷降低时，通过调节进入该加热器的抽汽量，从而能维持进入省煤器的给水温度基本不变，不跟随机组负荷降低而降低。外高桥第三发电厂通过实施d性回热技术，低负荷下省煤器入口给水温度得到提高，使其出口烟温相应上升，从而提高了进入SCR反应器的脱硝入口烟气温度。
优点：不仅提高了机组低负荷下SCR脱硝系统的投运率，同时使汽轮机抽汽量增加，热力系统的循环效率得到提高，汽轮机热耗和煤耗得以降低。
缺点：投资成本高，脱硝入口烟气温度提升幅度一般，技术改造受汽轮机型式限制，机组排烟温度升高，排烟损失增加，机组运行方式改变，增加了运行 *** 作量。
如表1所示，通过对比分析，可发现设置省煤器烟气旁路或省煤器给水旁路这两种方案都有着比较明显的缺点，不但安全可靠性差，还降低了锅炉效率，影响锅炉运行经济性，不符合当前越来越高的节能要求和安全生产要求。而第4种方案受汽轮机型式的限制，在外高桥第三发电厂1000MW带有补汽阀的汽轮发电机组上虽有采用，但其应用在该厂4号600MW超临界机组上的可行性还需进一步研究论证，且改造后对脱硝入口烟温提升效果一般，对锅炉效率也有一定影响。
表1四种技术改造方案对比
3结语
建议采用第3种方案，即进行省煤器分级改造，该方案技术成熟，已有电厂应用实例，且安全可靠性高，既可满足SCR脱硝系统低负荷下的投运要求，又不会造成排烟温度上升、锅炉效率降低，且改造后不改变锅炉整个热量分配和运行、调节方式，汽温、喷水量等锅炉总体性能基本维持原状。
随着国家环保要求日益严格，脱硝低负荷运行势在必行，通过对几种技术改造方案的阐述和各方案优缺点的对比分析，对低负荷下脱硝系统投运率较低的同类型机组提供了技术改造参考依据。
更多关于工程/服务/采购类的标书代写制作，提升中标率，您可以点击底部官网客服免费咨询：>