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摘 要：本文从脱硝方案设计原则、烟气脱硝装置工艺选择、还原剂选择、脱硝工艺系统及设备选择以及还原剂储存制备等方面深入讨论了山西鲁能河曲发电有限公司脱硝升级改造工程的方案设计，通过生产实践结果来看，改造效果显著，NOX有所降低符合相关规范和标准。
关键词：SCR；脱硝改造方案；工艺选择；还原剂；设备
Abstract：This article from the project design principle，flue gas denitration device technology selection，reducing agent selection，denitration process systems and equipment selection and reducing agent storage preparation etc.，in-depth discussion of the Shanxi Luneng Hequ Power Generation Co. Ltd. denitration upgrading design engineering project，through production practice，the transformation effect is significant，NOX reduced in accordance with the relevant norms and standards.
Key words：SCR；Denitrification Reconstruction Scheme；Process Selection；Reducing Agent；Equipment
0 引言
伴随着我国经济的高速发展，企业生产和人们日常生活的用电量也快速增长，这直接造成了我国的能源消耗形成了快速增长的趋势，相信不久的将来我国将成为能源消耗第一大国。更为严重的问题是随着能源的消耗将带来大气环境的污染将我国甚至世界人类的日常生活、身体健康等带来愈来愈严重的影响，其中最为严重、危害最大、污染范围最广的是由于煤燃烧所产生的氮氧化物、硫化物，这些有害气体是造成酸雨、雾霾的最直接因素。随着我国各种各样的工业企業的迅猛发展，对工业所产生的Sox、NOX的妥善处理俨然成为了当前最为紧迫和最为重要的研究课题。尤其是火力发电行业的对大气污染必须引起相关部门的高度重视，为了减少有害气体的排放量，对火电厂设备、工艺流程的升级改造迫在眉睫。山西鲁能河曲发电有限公司积极响应国家有关部门的号召，遵循相关排放标准，对公司现有的脱硫脱硝相关生产设备和工艺流程进行升级改造[1]。本文结合山西鲁能河曲发电有限公司生产实际，对脱硝设计方案进行研究与设计。
1 设计原则
方案采用低温SCR选择性催化还原技术工艺，按装设3层低温催化剂，预留运行一定年限后再增加1层催化剂空间，以满足催化剂运行后期效果降低或催化剂再生期间，排放烟气的氮氧化物始终能够环保法规要求。烟气由地下烟道引出汇集成一条烟道，进入上行烟道，烟气自下向上流动，还原剂——氨水汽化雾则从每层催化剂上方向下喷射，以保证氨水气雾与烟气良好混合接触，获得良好的脱硝效果[2]。
方案设计的基本设计参数有氨水、工艺水、气源参数、吹灰蒸汽参数和电源。其中氨水为20%氨水溶液；工艺水采用厂区工业水，供水压力0.3MPa；气源参数为0.4～0.6MPa压缩空气；吹灰蒸汽参数为0.5～0.66MPa，温度250C°吹灰蒸汽；电源提供交直流电源，等级为380V，控制电源为交流220V和直流220V。
发电设备在生产过程中产生大量烟气，较高的pH值和SO32-不完全氧化物在烟气中产生自由氨，方案应能够有效防止硫—铵气溶胶、液滴带出等方式的氨逃逸。方案设计采用控制pH值、促进SO32-的氧化、控制除雾器出口烟气温度（温度越高氨气溶解度越低更易形成气溶胶）的基本原理，采用加大外塔喷淋层喷淋量，监测系统pH值、用调整脱硫剂的方法控制系统pH值等方法有效防止氨逃逸。
2 烟气脱硝装置工艺选择
燃料的生命周期包括燃烧之前、燃烧中和燃烧之后3个阶段，燃烧排放的NOX有害气体的有效控制方式就从这3个阶段入手。目前就脱硝方面的研究成果来说，燃烧之前相关研究几乎没有，所有的研究都是在燃料燃烧之中或者之后对NOX进行控制。通常在国际上将对NOX在燃烧过程中所采用的一切控制手段统称为一次措施，对NOX在燃烧之后所采用的一切控制手段统称为二次措施，也可以称为烟气脱硝技术。当前火电脱硝最常采用的处于燃烧过程中控制NOX技术就叫做低NOX燃烧技术，该技术具有低NOX燃烧器、空气分级燃烧和燃料分级燃烧。
在火电厂使用在燃煤锅炉上的比较流行、成熟的脱硝方法主要包括选择性非催化还原技术（Selective Non-Catalytic Reduction，简称SNCR），选择性催化还原技术（Selective Catalytic Reduction，简称SCR）、以及上述两种技术的混合烟气脱硝技术。
2.1 SCR烟气脱硝技术
最近这些年来选择性催化还原烟气脱硝技术（SCR）在发达国家（例如日本和欧洲大多数国家等）得到很好的发展和应用，其发展速度比较快。除此之外，被各个电厂采用最多的技术还有氨催化还原烟气脱硝技术。
选择性催化还原技术的化学反应原理相对较为繁琐，在其反应过程中最核心、最根本的反应就是在特定的温度以及催化剂影响下将NH3有选择地把烟气中的NOX还原为N2。
4NH3+4NO+O2 → 4N2+6H2O
4NH3+2NO2+O2 → 3N2+6H2O
这两个化学反应方程式中，其中主要的是第一个反应4NH3+4NO+O2 → 4N2+6H2O，因为在生产排除的烟气中基本所有的NOX都是以NO的形式存在的。如果生产过程不适用催化剂，这些化学反应将只能在很小的温度区间（980℃）进行；如果选择使用特定的催化剂，反应温度要求将大大降低，温度要求大致应该在300～430℃的范围，这也是大多数电厂实际使用的温度范围。 SCR脱硝系统的工作原理是在未使用催化剂之前，对排出的烟气中加入一定量的特定还原剂或者氨气等，使用特定催化剂和烟气进行反应，将其中的NOX反应转变为氮气和水。在大多数脱硝系统的设计方案中，使用无水的液氨或一定浓度的氨的水溶液，不管采用什么形式来使用氨，首先就是使氨的进行蒸发，然后将蒸发的氨和稀释空气或烟气进行混合，最后利用喷氨格栅将其喷入SCR反应器上游的烟气中。
2.2 SNCR烟气脱硝技术
催化剂的寿命长短严重影响着选择性还原去除烟气中NOX的经济运行成本，显然不用催化剂就能够将烟气中NOX进行选择性还原这样一种方式会更加受人推崇，这种方式方法就是选择性非催化还原技术。这种技术是在不使用催化剂的前提下，使用尿素以及NH3等还原剂喷入炉内，使之能够与炉中的NOX进行选择性的化学反应，所以这种技术将必须在炉内的高温区中加入还原剂。在炉中850～1100℃的位置地带加入还原剂，这种还原剂（通常采用的还原剂为尿素）将进行快速分解生成NH3，生成的NH3将和炉内烟气中的NOX产生SNCR化学反应，化学反应最终生成N2，这种技术是采用炉膛作为化学反应的反应器[3]。
通过理论研究和实验结果可以看出，在不是催化剂的情况下，炉内温度区间为850～1100℃的这一狭小空间，还原剂（尿素）或者NH3等氨基还原剂将有选择性地去还原去除烟气中的NOX，一般情况下不会和烟气中的氧气发生化学反应，根据这种原理从而产生了SNCR烟气脱硝技术法。
2.3 SNCR/SCR混合烟气脱硝技术
SNCR/SCR混合烟气脱硝技术将是SNCR烟气脱硝技术和SCR烟气脱硝技术有机结合在一起，取长补短形成一种新的混合烟气脱硝技术。这种技术的工作原理是：将SNCR技术中的还原剂加入技术和SCR使用采用逃逸氨产生催化反应的方法有效统一起来，从而能够将烟气中NOX进行还原去除。这种混合烟气脱硝技术在20世纪70年代日本进行试验时被首次采用，试验环境是一座燃油装置，该试验的试验结果证明了这种技术的可行性。从技术理论的角度来看，SNCR烟气脱硝技术既去除烟气中部分NOX还为SCR烟气脱硝技术中催化方法提高其所需要的氨，并且可以提供氨的数量十分充足，可以有一個关键难题是必须要控制好氨的合理分布从而和烟气中NOX的分布的改变进行有效统一并匹配。为了解决这一个关键难题，SNCR/SCR混合烟气脱硝技术将提供一个具有辅助氨喷射功能的系统，并将其安装在SCR反应器中。实验表明该装置可以有效改善SCR反应器中氨的分布效果[4]。
2.4 低温催化剂SCR烟气脱硝技术
低温催化剂SCR烟气脱硝技术是基于常规催化剂SCR、SNCR、SNCR+SCR工艺的缺陷而研发的新技术。在烟气温度220C°左右工况下，可获得较高的脱除氮氧化物的效果，最高可达95%以上。
由于下列原因，本文设计脱硝方案工程烟气脱硝不考虑采用低温催化剂SCR技术。
①根据国外的工程经验，SNCR技术的脱硝效率在20～40%，其氮氧化物排放浓度在150～280mg/m?，不符合国家最新《火电厂大气污染物排放标准》中标准低于50mg/m3的要求。
②与SCR技术相比，SNCR技术脱硝效率较低，即相对而言，氨的逃逸率较高，排入大气中的烟气的氨味较重，对环境影响较大。
③新建火电厂采用SNCR技术不符合国家环保部颁布的《燃煤电厂污染防治最佳可行技术指南（试行）》（HJ-BAT-001）、以及《火电厂氮氧化物防治技术政策》提出的主要技术原则与技术路线。
2014年9月12日，国家发改委、环保部、能源局联合发布了《关于印发煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）的通知》（发改能源[2014]2093号），提出了超净排放的要求。根据本设计方案煤质资料和所处地理位置，以及为响应环保要求，参照《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011），本设计方案将在大气污染物排放浓度按重点区域执行，即氮氧化物排放浓度小于50mg/m3。本设计方案脱硝效率不低于90%，故设计方案推荐采用选择性低温催化还原法（SCR）技术，该技术的脱硝效率在95%，是今年来发达国家（日本、韩国等）研发的新技术产品，且在大型锅炉上已有较成熟的运行业绩。
3 还原剂选择
液氨、氨水和尿素是当前各个火电厂最常使用的脱硝还原剂，这3种还原剂在脱销方面各有优缺点，三者之间的比较如表1所示。
通过表1对这3种还原剂的比较，氨水供应厂家较多，运输快键安全，使用方便，不属于危险物品范畴。液氨方案系统简单成熟、造价低，液氨属于是容易对人体引起伤害的危险品，在液氨的运输和实用过程中必须遵循相关的安全规范规程，具有相当大的安全隐患。尿素热解制氨由于采用原料为尿素，尿素不具有易燃易爆、有毒、具有重大危险的特点，因此安全距离也大大降低，但由于尿素由氨合成，再耗能分解成氨，非常不经济，同时还存在尿素储存过程的板结、建设投资及运行费用高等问题。所以，本设计方案的烟气脱硝还原剂暂按氨水蒸发（或汽化）方案设计采用公路运输，烟气脱硝采用氨水作为还原剂，所用氨水由当地或附近采购，其品质符合国家标准《氨水》（HG1-88-81）的要求。
4 脱硝工艺系统及设备
烟气脱硝系统包括脱硝反应系统（烟气系统、催化剂、吹灰系统）和氨系统（吸收剂储存、供应系统、制备）。来自氨站区的氨气与从稀释风机来的空气先在氨/空气混合器内充分混合，然后混合气体进入氨注入栅格，并与锅炉尾部烟气充分混合，混合烟气经过整流后，进入低温SCR反应器，在SCR反应器内氨与氮氧化物进行化学反应，生成氮气和水。
4.1 烟气系统
锅炉省煤器出口烟气进入低温SCR反应器脱硝，经过低温SCR反应器处理的烟气进入锅炉空气预热器、除尘器、引风机和FGD系统最后从烟囱排入大气。烟道横截面为矩形，设有非金属膨胀节。脱硝系统自带烟气接口处的膨胀节以吸收锅炉膨胀量，连接烟道的部分重量需另行新建钢筋混凝土框架承受。 4.2 氨注射系统
制氨车间储罐中的氨水送到蒸发器中蒸发产生气态氨，气态氨经氨注射栅格注入低温SCR反应器入口前的烟道中。喷入反应器烟道的氨气为含5%左右氨气的混合气体。可满足脱除烟气中NOX最大值的要求，并留有一定的余量。氨注射栅格（AIG）—安装于通向低温SCR的烟道内部带有注射喷嘴的栅格，栅格喷入的氨流量与NOX浓度匹配。
4.3 低温SCR反应器
低温SCR反应器和附属系统由氨注入格栅、氨/烟气混合器、低温SCR反应器、催化剂、吹灰系统和烟道等组成。来自锅炉省煤器出口的烟气通过低温SCR反应器，低温SCR反应器包含催化剂层，在催化剂作用下，NH3与NOX反应从而脱除NOX，催化剂促进氨和NOX的反应。在低温SCR反应器最上面有整流栅格，使流动烟气分布均匀[5]。催化剂装在模块组件中，便于搬运、安装和更换。低温SCR反应器催化剂层间安装吹灰器用来吹除沉积在催化剂上的灰尘和SCR反应副产物，以减少反应器压力降。
4.4 催化剂
催化剂的型式采用蜂窝式，共设四层空间，三层运行、一层备用。根据锅炉飞灰的特性合理选择孔径大小并设计有防堵灰措施，以确保催化剂不堵灰。在换加新的催化剂之前，催化剂的体积满足性能保证中关于脱硝效率和氨的逃逸率等的要求。
4.5 吹灰系统
系统设有蒸汽吹灰装置，确保催化剂表面不被灰尘堵塞。本工程与烟气脱硝相关的系统按照安装低温SCR后的工况条件进行设计。在低温SCR投运后，提高锅炉引风机转速以克服增加的阻力；风机负荷按照装设SCR后的要求计算配置增压风机，以适应增加的负压。在锅炉省煤器与空气预热器之间锅炉两侧加装低温SCR装置，基础考虑SCR荷载。
5 还原剂储存制备
氨水供应、储存、制备系统包括：氨水卸料泵、氨水储罐、氨水蒸发器、氨稳压罐、氨稀释罐、废水泵、废水池及氨氣泄漏检测器、报警系统、水喷淋系统、安全系统等。氨水由供货厂家用专用氨水槽车运送到电厂，利用氨水卸料泵将氨水由槽车输入氨水储罐内，用氨水泵将储槽中的氨水输送到氨水蒸发器内蒸发为氨气，经氨气稳压罐来控制一定的压力及其流量，然后与稀释空气在混合器中混合均匀，再送至炉后脱硝反应器前。氨气系统紧急排放的氨气则排入氨气稀释罐中，经水的吸收排入废水池，经废水泵送至电厂工业废水处理系统处理，经处理后回用。
6 结论
本文从脱硝方案设计原则、烟气脱硝装置工艺选择、还原剂选择、脱硝工艺系统及设备选择以及还原剂储存制备等方面深入讨论了山西鲁能河曲发电有限公司脱硝升级改造工程的方案设计，通过改造工程后的生产实践结果来看，改造效果显著，NOX有所降低符合相关规范和标准。
参考文献
[1]王雪娇，郭家秀，尹华强.我国火电厂烟气脱硝技术综述[A].2013火电厂污染物净化与节能技术研讨会[C]. 2013：288-293.
[2]李建国，陈鑫，杨金胜.内蒙古大型火电厂脱硝技术的应用[J].环境与发展，2014，11（23）：143-146.
[3]王钟，王颖.火电厂烟气脱硝技术探讨[J].吉林电力，2015，（6）：101-106.
[4]陈梅倩，何伯述.氨法脱除烟气中气态污染物的应用分析[J].北方交通大学学报，2014，27（4）：121-125.
[5]中国环境保护产业协会脱硫脱硝委员会.我国脱硫脱硝行业2013年发展综述[J].中国环保产业，2014，（9）：4-15.
（作者单位：山西鲁能河曲发电有限公司）
关键词：SCR；脱硝改造方案；工艺选择；还原剂；设备
Abstract：This article from the project design principle，flue gas denitration device technology selection，reducing agent selection，denitration process systems and equipment selection and reducing agent storage preparation etc.，in-depth discussion of the Shanxi Luneng Hequ Power Generation Co. Ltd. denitration upgrading design engineering project，through production practice，the transformation effect is significant，NOX reduced in accordance with the relevant norms and standards.
Key words：SCR；Denitrification Reconstruction Scheme；Process Selection；Reducing Agent；Equipment
0 引言
伴随着我国经济的高速发展，企业生产和人们日常生活的用电量也快速增长，这直接造成了我国的能源消耗形成了快速增长的趋势，相信不久的将来我国将成为能源消耗第一大国。更为严重的问题是随着能源的消耗将带来大气环境的污染将我国甚至世界人类的日常生活、身体健康等带来愈来愈严重的影响，其中最为严重、危害最大、污染范围最广的是由于煤燃烧所产生的氮氧化物、硫化物，这些有害气体是造成酸雨、雾霾的最直接因素。随着我国各种各样的工业企業的迅猛发展，对工业所产生的Sox、NOX的妥善处理俨然成为了当前最为紧迫和最为重要的研究课题。尤其是火力发电行业的对大气污染必须引起相关部门的高度重视，为了减少有害气体的排放量，对火电厂设备、工艺流程的升级改造迫在眉睫。山西鲁能河曲发电有限公司积极响应国家有关部门的号召，遵循相关排放标准，对公司现有的脱硫脱硝相关生产设备和工艺流程进行升级改造[1]。本文结合山西鲁能河曲发电有限公司生产实际，对脱硝设计方案进行研究与设计。
1 设计原则
方案采用低温SCR选择性催化还原技术工艺，按装设3层低温催化剂，预留运行一定年限后再增加1层催化剂空间，以满足催化剂运行后期效果降低或催化剂再生期间，排放烟气的氮氧化物始终能够环保法规要求。烟气由地下烟道引出汇集成一条烟道，进入上行烟道，烟气自下向上流动，还原剂——氨水汽化雾则从每层催化剂上方向下喷射，以保证氨水气雾与烟气良好混合接触，获得良好的脱硝效果[2]。
方案设计的基本设计参数有氨水、工艺水、气源参数、吹灰蒸汽参数和电源。其中氨水为20%氨水溶液；工艺水采用厂区工业水，供水压力0.3MPa；气源参数为0.4～0.6MPa压缩空气；吹灰蒸汽参数为0.5～0.66MPa，温度250C°吹灰蒸汽；电源提供交直流电源，等级为380V，控制电源为交流220V和直流220V。
发电设备在生产过程中产生大量烟气，较高的pH值和SO32-不完全氧化物在烟气中产生自由氨，方案应能够有效防止硫—铵气溶胶、液滴带出等方式的氨逃逸。方案设计采用控制pH值、促进SO32-的氧化、控制除雾器出口烟气温度（温度越高氨气溶解度越低更易形成气溶胶）的基本原理，采用加大外塔喷淋层喷淋量，监测系统pH值、用调整脱硫剂的方法控制系统pH值等方法有效防止氨逃逸。
2 烟气脱硝装置工艺选择
燃料的生命周期包括燃烧之前、燃烧中和燃烧之后3个阶段，燃烧排放的NOX有害气体的有效控制方式就从这3个阶段入手。目前就脱硝方面的研究成果来说，燃烧之前相关研究几乎没有，所有的研究都是在燃料燃烧之中或者之后对NOX进行控制。通常在国际上将对NOX在燃烧过程中所采用的一切控制手段统称为一次措施，对NOX在燃烧之后所采用的一切控制手段统称为二次措施，也可以称为烟气脱硝技术。当前火电脱硝最常采用的处于燃烧过程中控制NOX技术就叫做低NOX燃烧技术，该技术具有低NOX燃烧器、空气分级燃烧和燃料分级燃烧。
在火电厂使用在燃煤锅炉上的比较流行、成熟的脱硝方法主要包括选择性非催化还原技术（Selective Non-Catalytic Reduction，简称SNCR），选择性催化还原技术（Selective Catalytic Reduction，简称SCR）、以及上述两种技术的混合烟气脱硝技术。
2.1 SCR烟气脱硝技术
最近这些年来选择性催化还原烟气脱硝技术（SCR）在发达国家（例如日本和欧洲大多数国家等）得到很好的发展和应用，其发展速度比较快。除此之外，被各个电厂采用最多的技术还有氨催化还原烟气脱硝技术。
选择性催化还原技术的化学反应原理相对较为繁琐，在其反应过程中最核心、最根本的反应就是在特定的温度以及催化剂影响下将NH3有选择地把烟气中的NOX还原为N2。
4NH3+4NO+O2 → 4N2+6H2O
4NH3+2NO2+O2 → 3N2+6H2O
这两个化学反应方程式中，其中主要的是第一个反应4NH3+4NO+O2 → 4N2+6H2O，因为在生产排除的烟气中基本所有的NOX都是以NO的形式存在的。如果生产过程不适用催化剂，这些化学反应将只能在很小的温度区间（980℃）进行；如果选择使用特定的催化剂，反应温度要求将大大降低，温度要求大致应该在300～430℃的范围，这也是大多数电厂实际使用的温度范围。 SCR脱硝系统的工作原理是在未使用催化剂之前，对排出的烟气中加入一定量的特定还原剂或者氨气等，使用特定催化剂和烟气进行反应，将其中的NOX反应转变为氮气和水。在大多数脱硝系统的设计方案中，使用无水的液氨或一定浓度的氨的水溶液，不管采用什么形式来使用氨，首先就是使氨的进行蒸发，然后将蒸发的氨和稀释空气或烟气进行混合，最后利用喷氨格栅将其喷入SCR反应器上游的烟气中。
2.2 SNCR烟气脱硝技术
催化剂的寿命长短严重影响着选择性还原去除烟气中NOX的经济运行成本，显然不用催化剂就能够将烟气中NOX进行选择性还原这样一种方式会更加受人推崇，这种方式方法就是选择性非催化还原技术。这种技术是在不使用催化剂的前提下，使用尿素以及NH3等还原剂喷入炉内，使之能够与炉中的NOX进行选择性的化学反应，所以这种技术将必须在炉内的高温区中加入还原剂。在炉中850～1100℃的位置地带加入还原剂，这种还原剂（通常采用的还原剂为尿素）将进行快速分解生成NH3，生成的NH3将和炉内烟气中的NOX产生SNCR化学反应，化学反应最终生成N2，这种技术是采用炉膛作为化学反应的反应器[3]。
通过理论研究和实验结果可以看出，在不是催化剂的情况下，炉内温度区间为850～1100℃的这一狭小空间，还原剂（尿素）或者NH3等氨基还原剂将有选择性地去还原去除烟气中的NOX，一般情况下不会和烟气中的氧气发生化学反应，根据这种原理从而产生了SNCR烟气脱硝技术法。
2.3 SNCR/SCR混合烟气脱硝技术
SNCR/SCR混合烟气脱硝技术将是SNCR烟气脱硝技术和SCR烟气脱硝技术有机结合在一起，取长补短形成一种新的混合烟气脱硝技术。这种技术的工作原理是：将SNCR技术中的还原剂加入技术和SCR使用采用逃逸氨产生催化反应的方法有效统一起来，从而能够将烟气中NOX进行还原去除。这种混合烟气脱硝技术在20世纪70年代日本进行试验时被首次采用，试验环境是一座燃油装置，该试验的试验结果证明了这种技术的可行性。从技术理论的角度来看，SNCR烟气脱硝技术既去除烟气中部分NOX还为SCR烟气脱硝技术中催化方法提高其所需要的氨，并且可以提供氨的数量十分充足，可以有一個关键难题是必须要控制好氨的合理分布从而和烟气中NOX的分布的改变进行有效统一并匹配。为了解决这一个关键难题，SNCR/SCR混合烟气脱硝技术将提供一个具有辅助氨喷射功能的系统，并将其安装在SCR反应器中。实验表明该装置可以有效改善SCR反应器中氨的分布效果[4]。
2.4 低温催化剂SCR烟气脱硝技术
低温催化剂SCR烟气脱硝技术是基于常规催化剂SCR、SNCR、SNCR+SCR工艺的缺陷而研发的新技术。在烟气温度220C°左右工况下，可获得较高的脱除氮氧化物的效果，最高可达95%以上。
由于下列原因，本文设计脱硝方案工程烟气脱硝不考虑采用低温催化剂SCR技术。
①根据国外的工程经验，SNCR技术的脱硝效率在20～40%，其氮氧化物排放浓度在150～280mg/m?，不符合国家最新《火电厂大气污染物排放标准》中标准低于50mg/m3的要求。
②与SCR技术相比，SNCR技术脱硝效率较低，即相对而言，氨的逃逸率较高，排入大气中的烟气的氨味较重，对环境影响较大。
③新建火电厂采用SNCR技术不符合国家环保部颁布的《燃煤电厂污染防治最佳可行技术指南（试行）》（HJ-BAT-001）、以及《火电厂氮氧化物防治技术政策》提出的主要技术原则与技术路线。
2014年9月12日，国家发改委、环保部、能源局联合发布了《关于印发煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）的通知》（发改能源[2014]2093号），提出了超净排放的要求。根据本设计方案煤质资料和所处地理位置，以及为响应环保要求，参照《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011），本设计方案将在大气污染物排放浓度按重点区域执行，即氮氧化物排放浓度小于50mg/m3。本设计方案脱硝效率不低于90%，故设计方案推荐采用选择性低温催化还原法（SCR）技术，该技术的脱硝效率在95%，是今年来发达国家（日本、韩国等）研发的新技术产品，且在大型锅炉上已有较成熟的运行业绩。
3 还原剂选择
液氨、氨水和尿素是当前各个火电厂最常使用的脱硝还原剂，这3种还原剂在脱销方面各有优缺点，三者之间的比较如表1所示。
通过表1对这3种还原剂的比较，氨水供应厂家较多，运输快键安全，使用方便，不属于危险物品范畴。液氨方案系统简单成熟、造价低，液氨属于是容易对人体引起伤害的危险品，在液氨的运输和实用过程中必须遵循相关的安全规范规程，具有相当大的安全隐患。尿素热解制氨由于采用原料为尿素，尿素不具有易燃易爆、有毒、具有重大危险的特点，因此安全距离也大大降低，但由于尿素由氨合成，再耗能分解成氨，非常不经济，同时还存在尿素储存过程的板结、建设投资及运行费用高等问题。所以，本设计方案的烟气脱硝还原剂暂按氨水蒸发（或汽化）方案设计采用公路运输，烟气脱硝采用氨水作为还原剂，所用氨水由当地或附近采购，其品质符合国家标准《氨水》（HG1-88-81）的要求。
4 脱硝工艺系统及设备
烟气脱硝系统包括脱硝反应系统（烟气系统、催化剂、吹灰系统）和氨系统（吸收剂储存、供应系统、制备）。来自氨站区的氨气与从稀释风机来的空气先在氨/空气混合器内充分混合，然后混合气体进入氨注入栅格，并与锅炉尾部烟气充分混合，混合烟气经过整流后，进入低温SCR反应器，在SCR反应器内氨与氮氧化物进行化学反应，生成氮气和水。
4.1 烟气系统
锅炉省煤器出口烟气进入低温SCR反应器脱硝，经过低温SCR反应器处理的烟气进入锅炉空气预热器、除尘器、引风机和FGD系统最后从烟囱排入大气。烟道横截面为矩形，设有非金属膨胀节。脱硝系统自带烟气接口处的膨胀节以吸收锅炉膨胀量，连接烟道的部分重量需另行新建钢筋混凝土框架承受。 4.2 氨注射系统
制氨车间储罐中的氨水送到蒸发器中蒸发产生气态氨，气态氨经氨注射栅格注入低温SCR反应器入口前的烟道中。喷入反应器烟道的氨气为含5%左右氨气的混合气体。可满足脱除烟气中NOX最大值的要求，并留有一定的余量。氨注射栅格（AIG）—安装于通向低温SCR的烟道内部带有注射喷嘴的栅格，栅格喷入的氨流量与NOX浓度匹配。
4.3 低温SCR反应器
低温SCR反应器和附属系统由氨注入格栅、氨/烟气混合器、低温SCR反应器、催化剂、吹灰系统和烟道等组成。来自锅炉省煤器出口的烟气通过低温SCR反应器，低温SCR反应器包含催化剂层，在催化剂作用下，NH3与NOX反应从而脱除NOX，催化剂促进氨和NOX的反应。在低温SCR反应器最上面有整流栅格，使流动烟气分布均匀[5]。催化剂装在模块组件中，便于搬运、安装和更换。低温SCR反应器催化剂层间安装吹灰器用来吹除沉积在催化剂上的灰尘和SCR反应副产物，以减少反应器压力降。
4.4 催化剂
催化剂的型式采用蜂窝式，共设四层空间，三层运行、一层备用。根据锅炉飞灰的特性合理选择孔径大小并设计有防堵灰措施，以确保催化剂不堵灰。在换加新的催化剂之前，催化剂的体积满足性能保证中关于脱硝效率和氨的逃逸率等的要求。
4.5 吹灰系统
系统设有蒸汽吹灰装置，确保催化剂表面不被灰尘堵塞。本工程与烟气脱硝相关的系统按照安装低温SCR后的工况条件进行设计。在低温SCR投运后，提高锅炉引风机转速以克服增加的阻力；风机负荷按照装设SCR后的要求计算配置增压风机，以适应增加的负压。在锅炉省煤器与空气预热器之间锅炉两侧加装低温SCR装置，基础考虑SCR荷载。
5 还原剂储存制备
氨水供应、储存、制备系统包括：氨水卸料泵、氨水储罐、氨水蒸发器、氨稳压罐、氨稀释罐、废水泵、废水池及氨氣泄漏检测器、报警系统、水喷淋系统、安全系统等。氨水由供货厂家用专用氨水槽车运送到电厂，利用氨水卸料泵将氨水由槽车输入氨水储罐内，用氨水泵将储槽中的氨水输送到氨水蒸发器内蒸发为氨气，经氨气稳压罐来控制一定的压力及其流量，然后与稀释空气在混合器中混合均匀，再送至炉后脱硝反应器前。氨气系统紧急排放的氨气则排入氨气稀释罐中，经水的吸收排入废水池，经废水泵送至电厂工业废水处理系统处理，经处理后回用。
6 结论
本文从脱硝方案设计原则、烟气脱硝装置工艺选择、还原剂选择、脱硝工艺系统及设备选择以及还原剂储存制备等方面深入讨论了山西鲁能河曲发电有限公司脱硝升级改造工程的方案设计，通过改造工程后的生产实践结果来看，改造效果显著，NOX有所降低符合相关规范和标准。
参考文献
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（作者单位：山西鲁能河曲发电有限公司）