第十四节 起重机和电动葫芦

　　超过200kg重的装置在检修或更换时必须用起重机、电动葫芦或手动葫芦移动到平板小车上。起重量超过2t的起吊设施应采用电动起重机或电动葫芦（包括生根埋件和轨道）。

　　起吊设施至少包括（不仅限于此）：

　　吸收塔浆液循环泵用的起吊设施；

　　氧化风机用的起吊设施；

　　石灰石制备建筑物内磨机检修、加装钢球的移动式起重机；

　　换热器组件用起吊设施；

　　空压机及干燥装置用起吊设施；

　　升压风机和电机检修用起吊设施；

　　真空皮带脱水机检修用起吊设施；

　　真空泵检修用起吊设施；

　　石灰石贮仓顶部电动旋转起吊设施。

　　脱硫废水处理系统检修起吊设施。

　　第一部分： 脱硫技术背景

　　2004年中国城市由于空气污染共造成35.8万人死亡，约64万呼吸和循环系统病人住院，约25.6万新发慢性支气管炎病人。世界卫生组织2006年报告，全球空气污染最严重10个城市的排名中，中国有包括北京在内的7个城市入榜。酸雨是严重影响环境质量的污染物，火力发电厂锅炉燃烧的燃料主要是煤炭，燃煤后排放烟气中的二氧化硫(SO2)、氮氧化物(NOx)转化为硫酸和硝酸，是形成酸雨的主要因子。我国的二氧化硫和氮氧化物排放量居世界各国前列，受酸雨污染的国土面积已超过三分之一。目前二氧化硫年排放量为2580万吨，氮氧化物年排放量为2220万吨，总共4800万吨，大气自净能力为1200万吨，目前急需通过环保装置进行净化的为3600万吨。它们和飘尘的污染造成年经济损失已超过9千亿元，是制约国家经济、社会可持续发展的重要因素。

　　二氧化硫和氮氧化物及烟尘的污染主要来自火力发电厂燃煤锅炉所排放的烟气，强制实施烟气净化是目前最有效的治污办法。为此，国家制定严格的“火电厂大气污染物排放标准”（GB13223——2003），于2004年1月1日实施。要求烟气黑度＜1级，二氧化硫＜400mg/m3，氮氧化物＜450mg/m3,烟尘＜50mg/m3。解决燃煤锅炉烟气对大气环境污染的办法唯有采用先进的烟气治理技术。

　　火电厂锅炉烟气特点

　　我国火电厂老机组大多数在10万-60万千瓦之间，新建机组少量的30万千瓦向60万千瓦、100万千瓦容量等级的超临界和超超临界发展。

　　（1） 烟气量大。火电厂的燃煤锅炉单位机组容量（KW）的排烟量约为3-5m3/h，一个60万千瓦燃煤锅炉的烟量在200万m3/h左右。锅炉烟气量远大于冶炼炉、工业炉窑和化工尾气，处理难度很大。

　　（2） 二氧化硫浓度相对较低，燃煤含硫量0.3﹪-3.3﹪，其中0.5﹪-1.5﹪的占70﹪.烟气中二氧化硫浓度1000-6600mg/m3之间，氮氧化物含量在500-1500mg/m3左右。和一些化工尾气相比，二氧化硫和氮氧化物浓度较低，处理起来很棘手，所要求的FGD（烟气脱硫装置）系统庞大，投资和运行费用高，对电厂只有环境、社会效益。

　　（3） 烟气温度高。锅炉烟气经过各级受热面、空气预热器和电除尘器后，在引风机出口处温度为110-160OC。特殊情况下温度会更高，由于温度高，给后续处理操作带来麻烦，有的须冷却。

　　（4） 烟气中含有烟尘，其中粒径小于10μm的为飘尘，其主要成分是SiO2、Al2O3、Fe2O3、CaO、MgO、K2O、Na2O、TiO2，重金属Cd、Hg、Pb、Ni、As、Se、Cr以及少量未燃尽的炭等。烟气中烟尘含量主要由煤中灰分含量和燃烧方式所决定，对单功能FGD系统来说，电除尘器的效率至关重要。各电除尘器除尘效果不一，高低差别很大，其出口飘尘含量47-1500mg/m3不等。

　　（5） 烟气中还有许多其他物质，SO３50-290mg/m3,CO210-15﹪，水蒸气3-15﹪，O25-9﹪，N２60-70﹪,HCl4-60mg/m3,HF7-36mg/m3。这些成分中SO3、HCl和HF对FGD的设计和运行影响最大，它们属强腐蚀性物质，影响石膏品质，致使FGD系统腐蚀穿洞无法运行，由于烟气特点太多，使得烟气的净化处理在技术上和经济上存在一定的难度。

　　烟气脱硫装置（FGD）

　　目前机组容量较大的火电厂基本都是采用石灰、石灰石——石膏湿法FGD技术，例如在德国，1996年湿法FGD技术占90.42﹪的市场份额，而石灰、石灰石——石膏湿法占87.66﹪。日本由于缺乏石膏资源，其火电厂FGD工艺中石灰、石灰石——石膏法占绝对优势，这也是日本输出最多的FGD技术。目前我国30万千瓦及以上的火电厂90﹪以上采用石灰、石灰石——石膏湿法FGD技术。

　　烟气脱硫技术概述

　　我国火电厂烟气脱硫技术最早始于20世纪60年代初，当时为了防止锅炉尾部受热面的低温腐蚀，采用在过热器前喷入白云石粉的措施，以降低烟气中二氧化硫的浓度，保护低温空气预热器在正常工作温度下不受或减轻腐蚀。进入70年代后，先后开展十多项不同规模，不同工艺的试验研究，取得了一些阶段性成果，但由于经济的原因，只有很少几家得到应用。

　　石灰、石灰石——石膏湿法脱硫工艺

　　石灰、石灰石——石膏湿法脱硫工艺的基本原理为：将石灰浆液或石灰石浆液喷淋到烟气中，烟气中的二氧化硫与石灰或石灰石反应生成CaSO3.在不断曝气的过程中，亚硫酸盐逐渐被氧化成硫酸盐。

　　目前火力发电厂应用最多的工艺是石灰、石灰石——石膏湿法脱硫工艺，吸收剂采用经破碎磨细成粉的石灰或石灰石。在吸收塔内，向下喷淋的吸收浆液与烟气对流、接触，烟气中的二氧化硫溶入浆液中并与Ca(OH)2或CaCO3反应生成CaSO3和CaSO4。净化后的烟气通过除雾器除去烟气中的细小液滴，再经换热器加热升温后排入烟囱。浆液中的石膏经脱水装置脱水后回收。由于吸收浆液是循环利用，因此脱硫吸收剂利用率很高。

　　石灰、石灰石——石膏湿法FGD系统的优点

　　(1) 脱硫效率高。石灰、石灰石——石膏湿法FGD工艺脱硫率可高达95﹪以上，脱硫后的烟气不但二氧化硫浓度很低，而且同时对飘尘脱除50﹪左右。中大机组采用湿法工艺，二氧化硫脱除量大，有利于地区和电厂实行总量控制。

　　(2) 技术成熟，运行可靠性好，占有市场份额最大。国外火电厂石灰、石灰石——石膏湿法FGD装置投运率一般可达98﹪以上，由于其发展历史长，技术成熟 、运行经验多，FGD系统的可靠性高。

　　（3） 对煤种变化的适应性强，无论是含硫量大于3﹪的高硫煤，还是含硫量小于1﹪的低硫煤都能适应。

　　（4） 吸收剂资源丰富，价格便宜。在我国分布很广，在FGD工艺的各种吸收剂中，石灰、石灰石价格最便宜，钙利用率较高。

　　石灰、石灰石——石膏湿法FGD系统的缺点

　　尽管石灰、石灰石——石膏湿法FGD技术目前可谓是“一枝独秀”，但也存在不少问题。

　　（1） 一种污染物、一种工艺，该法仅仅处理了一种主要污染物二氧化硫，将它转变成能除去多种污染物如NOx、SO3等的努力是很难达到。

　　（2） 二次污染问题。例如：FGD废水。当电厂要求废水“零排放”时，必须设置昂贵的FGD废水处理装置。

　　（3） 石膏的二次污染。我国电力行业目前建设的FGD装置中，石灰、石灰石——石膏湿法占90﹪以上。2005年产生FGD石膏约4730万吨，是每年需要量的3倍左右。到2020年，FGD石膏将达到6210万吨。15年累计共产生约82289万吨，按被利用的20﹪计算，有65831万吨要占地填埋，要占用大量的土地。FGD石膏量大，目前尚未有适合大量综合利用的途径，在未来除灰场外，火电厂存放石膏又成为另一个大麻烦。产煤地区火电基地也是天然石膏富足产地，供需矛盾突出，从全国整体来看不容乐观，除非有了更好的综合利用方法。当石膏露天堆放或填埋时，它未必是“稳定的”。石膏颗粒容易失去表面水分，从储存区流出的石膏液会污染周围的环境。

　　（4） 石灰、石灰石问题。理论上脱除1吨二氧化硫需要1.5625吨的CaCO3，石灰石纯度按90%计，Ca/S比取1.05，脱除1吨SO2则需1.825吨的石灰石，脱除1000万吨 SO2则需要1825万吨的石灰石。2005年全国装机容量突破5亿千瓦，SO2排放量1600万吨，假定每年平均脱1000万吨SO2，到2020年全国累计需27375万吨的石灰石，实际还要大于这个数，为了取得大量的石灰石，将需开山毁林、破坏大面积的山林和植被。同时还有50%的废弃物无法利用，需占用大量的土地用于堆放,将会出现新一轮的生态环境问题。

　　（5） 增加温室气体排放。尽管在电厂从SO2脱除中释放的CO2只占0.655﹪左右，但从脱硫设备后增加的CO2绝对数和累计数来看，却是相当大的数字。本来燃煤电厂排放的CO2数字已相当大。因脱硫新增的CO2更是雪上加霜。当温室气体一旦超出人均4吨，我国国际履约脱除CO2的费用每年超过500亿元，这是相当大的损失。因此，石灰、石灰石——石膏湿法脱硫是否得不偿失还未可知。

　　（6） SO3（酸雾）的腐蚀。石灰、石灰石——石膏湿法FGD系统可除去的SO3不超过50﹪，这意味着还有一半的SO3要从系统中排出。当燃用高硫煤时,这能导致产生不合格的烟羽和高浊度，尤其燃用低灰分煤时,对烟道和烟囱产生强烈腐蚀，温度超过室温越高腐蚀越严重。

　　（7） 副产品的价值。FGD石膏的价值低。石膏是一种低价原材料，目前各国正在想办法开发它的新用途。在日本和德国，政府下令使用FGD石膏代替天然石膏。但在石膏资源丰富的地方，FGD石膏则不是最好的材料。我国有丰富的石膏资源，已探明的蕴藏量为570亿吨，且天然石膏基本处于无偿开采状态，形成了与FGD石膏竞争的局面。另外我国化肥工业每年的磷肥石膏多达2000万吨，基本上弃置未用，我国每年石膏需求量为1500万吨，在天然石膏产量1000万吨与磷肥石膏废弃料的夹击下，FGD石膏不可能被全部利用。另外，FGD石膏受烟尘含量及未反应的吸收剂等的影响，纯度低于90﹪时就很难作为建材石膏使用。而烟尘浓度又受除尘器效率的影响，除尘器效率又受到煤质、锅炉燃烧工况、磨煤机性能以及燃料煤杂质中的氯化物超过极限值等多因素影响，很难使FGD石膏的品质保持稳定，使得FGD石膏综合利用市场很难打开，无疑造成大量的堆积。

　　（9） FGD系统内结垢。在吸收塔烟气入口干湿交界处，高温烟气中的灰分在遇到喷淋液的阻力后，与喷淋石膏浆液一起堆积在入口越积越多。例如在连州电厂FGD吸收塔入口处冷热交界的1m左右区域,结垢、积灰现象十分严重。运行1年，烟道底部垢层厚达20-30厘米，人可踩在上面，入口处两侧壁面、中间支柱上都积有厚山。在珞璜电厂吸收塔干湿交界处也存在同样结垢，积垢速度与烟尘含量直接关系，灰垢会堵塞干湿界面冲洗管喷嘴，造成恶性循环。瑞明电厂，沙角A厂5 号吸收塔入口处都有严重结垢，有的高达1米以上。北京热电分公司2号吸收塔入口处结垢同样十分严重。钱清电厂吸收塔入口膨胀节和入口导流板结垢堆积堵满。珞璜电厂一期FGD的吸收塔是填料塔，结垢主要发生在格栅床内，吸收塔内的构件表面，特别是不易被浆液湿化的死角，罐体内壁，干湿交界处，非动力输送的石膏浆回流管道。填料塔内有两层格栅床，每层高4米，相距1.5米。2号吸收塔下部的罐体在运行1000多小时已出现0.3mm厚的壁垢。1号吸收塔运行5000小时，罐壁最厚的垢已达10mm。格栅床靠塔壁四周1-2米范围内结垢较多，同一床中越下层结垢越严重，格栅几乎全部被垢赌塞，拆开十分困难，需用钢钎破坏性拆除。内壁垢成片状、坚硬、表面粗糙、断面呈针状结晶，脱落的垢块在塔底石膏浆液中逐渐长大，最重的一块25Kg。在塔底搅拌偏离的一侧，该处结垢石膏高1米多。被堵塞的喷嘴占总数的15﹪。

　　（10） 烟尘引起的GGH(气气换热器)堵塞。因吸收塔出口烟气处于饱和状态，并携带一定量的水分。GGH加热元件表面比较潮湿。在GGH原烟气侧特别是冷端,烟气中的尘粒会粘附在加热元件的表面。另外，烟尘具有水硬性,烟尘中的CaO可以激活烟尘的活性，烟气中的SO3(在有SCR(干法脱硝)时量更大)、以及塔内浆液等与烟尘相互反应形成类似水泥的硅酸盐，随着运行时间的累积硬化，即使高压水也难以清除，在烟尘量大时堵塞更快。例如深圳西部电厂4号30万千瓦机组海水FGD系统中，GGH的赌塞物几乎均来自烟气中的烟尘。在萧山电厂2×12.5万千瓦机组，当锅炉燃烧灰分达30%以上的煤种时，堵塞严重GGH压差大幅上升。珞璜电厂的GGH一期设备由三菱重工在日本制作，二期由国内生产，一期GGH在运行中出现严重的腐蚀和堵塞。原因是烟气中SO3高达30×10-6。SO3浓度越高，引起的酸露点温度也愈高，气态SO3在GGH降温侧的翅片表面结露，形成粘稠状的H2SO4，不仅加剧管束及壳体的酸性腐蚀，缩短设备的使用寿命，而且硫酸沾结烟尘，尤其当电除尘运行工况不佳，烟尘浓度骤增时，管束间流通面积因积灰而减少，GGH降温侧的压损逐渐升高，超过600Pa时装置被迫停运清洗，从而影响装置的正常运行。

　　（11） 除雾器堵塞与损坏。连州电厂在2006年6月对除雾器进行检查时发现，上层除雾器有均匀的积灰，下层除雾器 靠烟气入口处局部完全堵死，有6块变形坍塌并使冲洗水管和支架受压变形，其它不同部位有堵塞。除雾器有不同程度的下弯变形，由于积灰较多，单块除雾器板的质量达100Kg，将其锯成两半才能移出塔外。实验表明除雾器本身捕集的雾粒是经过吸收塔反应的含石膏浆液的烟气，通过除雾器叶片时浆液的石膏相对饱和度将增加，处于亚硫酸钙和硫酸钙的饱和状态，易产生结垢堵塞。在一些FGD系统中，除雾冲洗水含Ca2+很高，或来自真空皮带脱水机的虑液水，其硫酸钙相对饱和度在50%左右，易造成结垢。运行不当吸收塔浆液pH高时，钙利用率不高，含量增大，在除雾器捕集的浆液中过多的钙，使其中的相对饱和度不断升高直至结垢。在脱硫过程中如长时间pH值过低无法保持正常水平，说明脱硫进入致盲病态，此时钙利用率低于85%，除雾器赌塞成为运行中的严重问题。当吸收塔氧化不充分时SO32-高，会在除雾器上产生CCS垢，新的结垢会以原有结垢为基础不断发展壮大，进入恶性循环，最终使除雾器严重堵塞而无法运行。

　　（12） 二次污染（排放脱硫废水）。脱硫废水来源于持液槽、石膏脱水系统排放水。在脱硫装置运行过程中，由于吸收液是循环使用，其中的盐分和悬浮液杂质浓度会影响副产品石膏的品质。因此，脱硫浆液不能无限地浓缩，当杂质浓度达到一定值后，需要定时从系统内排出一部分废水，以保持吸收液的杂质浓度，维持循环系统的物料平衡。脱硫废水既含有一类污染物，又含有二类污染物。所含的一类污染物有镉、汞、铬、铅、镍等重金属离子，对环境有很强的污染性。二类污染物有铜、锌、氟化物。另外，废水的COD、悬浮物都比较高。脱硫废水的水质极差，悬浮物、含盐量、CL-、Ca2-、Mg2+、F-、重金属离子等指标都比火电厂的其它废水高很多，许多水质指标都超过了排放标准。

　　我国脱硫技术现状、对高新技术支持政策

　　1.目前，我国已有石灰、石灰石——石膏湿法、烟气循环流化床法、海水脱硫法、旋转喷雾法、炉内喷钙尾部烟气增湿活化法、电子束法等近10种烟气脱硫工艺，在火电厂烟气脱硫工程中应用。据调查，采用石灰、石灰石——石膏法湿式烟气脱硫工艺的约占投运、在建和已签约合同的火电厂脱硫工程总装机容量的90%以上。到2008年底火电厂总装机容量约5.6亿千瓦，并以每年15.3%的速度增长。预计到十一五末我国将有3亿千瓦燃煤发电机组配置石灰、石灰石——石膏脱硫设施。

　　2.脱硫技术重复引进的现象甚为普遍。我国引进的脱硫技术主要是当前国际火电厂脱硫市场中广泛采用的石灰、石灰石——石膏湿法工艺。据了解，国外不同公司开发的这类技术。就其工艺来说大致相同。主要技术指标差异不大。最大的不同是吸收塔型式和内部结构的区别。德国比晓夫公司和奥地利公司分别向国内四家公司，日本川崎公司和美国公司分别向国内三家公司转让了该种技术。在技术引进中，除了需交付一定额度的技术入门费外。每个20万千瓦以上机组的脱硫工程尚需交付200万元人民币的技术使用费。重复引进同一样的技术造成不必要的浪费。

　　3.缺乏拥有完全自主知识产权的烟气脱硫工艺技术。目前，我国大型火电厂机组上所采用的烟气脱硫工艺技术都是从国外引进的。从技术层面看，缺乏拥有自主知识产权的脱硫技术。而拥有原创性自主知识产权的自行开发的脱硫工艺技术，因受各种条件的限制，难以在实际工程中得到应用。

　　4.设备的引进还仅仅停留在购置方面，没有引进设计和制造技术，致使一些关键配套设备，如湿法脱硫工程中的搅拌机、除雾器、换热器和干法脱硫工程中的斜槽调节器及检测仪器中的传感件等制造技术，国内尚未完全掌握。个别的设备即使能生产，其产品质量、性能与国外同类产品相比也有一定的差距。

　　5.加强技术创新，开展脱硫新技术示范

　　（1） 国家有关部门在政策、项目和资金上继续支持和组织实施30万千瓦及以上火电机组的烟气脱硫完善化技术示范和引进技术再创新，重点解决工艺设计，设备成套和运行规范化等问题，提高脱硫设施工程建设质量和运行管理水平。通过示范使脱硫工程技术达到国际先进水平，形成具有完全自主知识产权的工艺技术。

　　（2） 开展脱硫石膏等脱硫副产物工业化利用途径的研究和示范。开展氨法、活性焦法和其它资源回收型脱硫新技术的工业性研究，积极争取利用环保专项资金、国债等资金渠道支持进行新法脱硫技术示范。

　　（3） 开展对GGH问题的专题研究，确定其使用条件、为环境管理提供决策参考，开展取消烟气旁路的前期可行性研究。为从根本上解决偷排问题提供技术支持。

　　第二部分：脱硝技术背景

　　已有研究表明，HNO3对酸雨的影响呈快速增长之势。降水中 NO3-/ SO42-比值在全国范围内快速增加。我国已在两控区(酸雨和SO2 控制区)对S02排放开展了部分控制工作。但 NOX排放总量的快速增长及其大气浓度和氧化性的提高有可能抵消对 SO2的控制效果，使酸雨的恶化趋势得不到根本控制。火电厂是氮氧化物排放总量第一大户,因此，烟气脱硝是火电机组控制 NOX排放的必然选择，也是国家环保政策的要求，可以预见烟气脱硝将成为烟气脱硫产业化后又一个爆发性增长朝阳产业。

　　对火电厂燃煤中大型锅炉燃烧过程中生成的 NOX浓度低总量大，实施控制是一项世界性难题及较复杂的技术。由于NOX的生成机理不同，影响其生成量的因素也各不相同。同一控制因素对它们的影响程度也各有差异，甚至一项控制因素对一类型 NOX可以实施有效控制，而对另一类型NOX的控制则完全无效。为服务于我国燃煤NOX排放控制的需要，努力找到一种投资费用低，运行费用低、催化剂经济实用、脱除效率高、没有二次污染适合中国国情的完全自主知识产权的技术。该技术一旦突破，便有很大的市场潜力和应用前景。

　　选择性催化还原法（SCR）干法脱硝

　　选择性催化还原法SCR是指燃煤烟气在固体催化剂(蜂窝状或片状)的作用下，以NH3作为还原剂有选择性地与烟气中的NOX在特定温度范围内反应并生成无毒N2 和 H2O。其原理首先由美国公司发现并以1957年申请专利，后来日本在该国环保政策的驱动下，成功开发出现今被广泛使用的V2O5/TiO2催化剂,并在1977年在燃煤锅炉上成功投入商业运用，可用于火电厂锅炉、工业锅炉，在理想状态下（温度310℃时）NOX的脱除率可达90%，但实际上由于温度的变化及氨的控制误差而造成二次污染等原因使得通常仅能达到65——80%的净化效果。由于此法效率较高，是目前能找到的最好的可以广泛用于固定源NOX治理技术。1983年在日本竹原电厂3号机组70万千瓦全负荷应用成功,NOX脱除率达到80%。目前日本国内配置SCR脱除NOX的装置已超过300套，占该国脱除NOX能力的93%。德国于1985年引进SCR技术，现在他们装备SCR技术的发电设备的装机容量已超过60000千瓦。美国在1990年空气净化修正案的推动下，美国联邦政府推广并增加资金投入力度，1993年美国第一套燃煤锅炉SCR装置在新泽西州的28.5万千瓦热电厂建成投产。目前世界上采用SCR技术最大的锅炉容量为70万千瓦。

　　烟气脱硝系统组成

　　后石电厂烟气脱硝SCR系统包括氨气制备系统和脱硝反应系统两部分组成

　　1.脱硝反应系统。脱硝反应系统由催化反应器、氨喷雾系统、空气供应系统所组成。SCR反应器位于锅炉省煤器出口烟气管线的下游，氨气均匀混合后通过分布导阀和烟气共同进入反应器入口，烟气经过脱硝过程后经空气预热器回收后进入静电除尘器。反应器采用固定床平行通道形式，催化剂底部安装气密装置，防止未处理过的烟气泄漏。SCR系统所采用的催化剂形式为平板式，烟气平行流过催化剂。后石电厂烟气脱硝催化剂床层由三层催化剂所组成，反应器内装填有380m3的催化剂。

　　氨和空气在混合气和管路内充分混合后，导入氨气分配总管内。氨/空气喷雾系统含供应函箱，喷雾管格子和喷嘴等。每一供应函箱安装一个节流阀及节流孔板，可使氨/空气混合物在喷雾管格子达到均匀分布。

　　每台机组的烟气脱硝反应系统的控制都在本机组的DCS系统上实现。SCR烟气脱硝控制系统利用固定的NH3/ NOX摩尔比来提供所需的氨气流量，进口NOX浓度和烟气流量的乘积产生NOX流量信号，此信号乘上所需NH3/NOX摩尔比就是基本氨气流量信号。氨气流量可依温度和压力修正系数进行修正。

　　稀释空气利用风门来手动操作，一旦空气流调整后空气流就不需随锅炉负荷而调整。氨气和空气流设计稀释比最大为5%，稀释空气由送风机出口管路引出。

　　2.液氨贮存及供应系统。液氨贮存和供应系统包括液氨卸料压缩机、液氨贮槽、液氨蒸发槽、氨气缓冲槽及氨气稀释槽、废水泵、废水池等。液氨的供应由液氨槽车运送，利用液氨卸料压缩机将液氨由槽车输入液氨贮槽内，贮槽输送出的液氨于液氨蒸发槽内蒸发为氨气，经氨气缓冲槽送达脱硝系统。氨气系统紧急排放的氨气则排放至排放氨气稀释槽中。经水的吸收排入废水池，再经由废水泵送至处理厂处理。

　　其中卸料压缩机为往复式压缩机，压缩机抽取液氨槽车中的液氨，经压缩后将槽车的液氨推挤入液氨贮槽中。

　　六台机组脱硝共设计三个贮槽，一个液氨贮槽的存储容量为122m3。一个液氨槽可供应一套SCR机组脱硝反应所需氨气一周。贮槽上安装有超流阀、逆止阀、紧急关断阀和安全阀作为贮槽液氨泄漏保护作用。贮槽四周安装有工业水喷淋管线及喷嘴，贮储槽槽温度过高时自动淋水装置启动，对槽体自动喷淋减温。

　　液氨蒸发槽为螺旋管式，管内为液氨管外管为温水浴，以蒸气直接喷入水中加热至常温40℃，再以温水将液氨汽化，并加热至常温。蒸气流量受蒸发槽本身水浴温度控制调节。在氨气出口管线上装有温度检测器，当温度低于10度时切断液氨进料，使氨气至缓冲槽维持适当温度及压力。蒸发槽也装有安全阀，可防止设备压力异常过高。

　　从蒸发槽蒸发的氨气流进入氨气缓冲槽，通过调压阀减压成1.8Kg/cm2，再通过氨气输送管线送达锅炉侧的脱硝系统。

　　氨气稀释槽为容积6m3的立式水槽。液氨系统各排放处所排出的氨气由管线汇集后从稀释槽底部进入，通过分散管将氨气分散入稀释槽水中，利用大量水来吸收安全阀排放的氨气。

　　液氨贮存及供应系统周边设有6只氨气检测器，以检测氨气的泄漏，并显示大气中氨的浓度。当检测器测得大气中氨浓度过高时，在机组控制室会发出警报，操作人员采取必要的措施，以防止氨气泄漏的异常情况的发生。

　　液氨贮存和供应系统的氨排放管路为一个封闭系统，将经由氨气稀释槽吸收成氨废水后排放至废水池，再经由废水泵送至废水处理厂。

　　液氨贮存及供应系统保持系统的严密性，防止氨气的泄漏和氨气与空气的混合造成爆炸最关键的安全问题。因此，该系统的卸料压缩机、液贮氨槽、氨气温水槽、氨气缓冲槽等都备有氮气吹扫线。在液氨卸料之前通过氮气吹扫管线对以上设备分别进行严格的系统严密性检查和氮气吹扫，防止氨气泄漏和与系统中残余的空气混合造成的危险。

　　脱除效果

　　设计NOX入口浓度为308mg/m3，出口浓度为185mg/m3，脱硝率不小于40%。实际脱硝率在44%-46%之间，实际排放浓度在120-160mg/m3之间。

　　SCR脱硝技术的优点

　　在所有干法脱硝技术中，SCR具有占地面积小，脱硝效率高，技术成熟，运行可靠性好，技术进步快等优点，使它在众多的脱硝技术比较中脱颖而出，获得了业主们的广泛青睐。

　　SCR脱硝系统的缺点

　　一次性投资造价高，运行费用高，据2007年相关刊物报道SCR系统造价为每千瓦300元，运行费用NOX/T5400.19元。配套设备多而且复杂，有造成爆炸的危险性，有大量废水产生造成二次污染，清理空气预热器内的赌塞物时需停炉影响正常发电造成不必要的经济损失。

　　SCR脱硝效率的主要影响因素

　　SCR反应器布置在锅炉的省煤器与空气预热器之间，优点是利用进入反应器烟气的温度200-500℃，多数催化剂在此温度范围内有足够的活性，烟气不需加热可获得好的NOX净化效果。但催化剂处于高温和高尘烟气中，寿命及脱除率受诸多因素的影响。

　　1.反应器温度的影响。在蜂窝型管式固定床SCR反应器中，采用V2O5/TiO2催化剂，试验研究表明反应温度对NOX脱除效率的影响，结果在200-310℃范围内。随着反应温度的升高，NOX脱除率急剧增加，升至310℃时，达到最大值(90%)，随后NOX脱除率随温度的升高而下降。在反应过程中温度的影响存在两种趋势，一方面是温度升高使脱除NOX反应速率增加，NOX脱除效率升高，另一方面，随着温度的升高达到350℃以上时产生NH3分解反应 2NH3→N2+3H3- 91.9KJ和NH3氧化为NO的反应4NH3 +5O2 →4NO +6H2O +907.3KJ ，温度上升到450℃时开始激烈反应。温度下降在300℃以下时仅有NH3氧化为N2 的副反应发生4NH3+3O2→2N2+6H2O+1267.1KJ使NOX脱除率下降，因此SCR反应器在使用V2O5/TiO2催化剂时的最佳温度为310℃，但是当温度超过350℃时将氨氧化为氮氧化物，不但没有脱除污染物，反而增加了氮氧化物的浓度。

　　2.氨、氮比对NOX脱除率的影响。在310℃以下，NOX脱除率随NH3/NOX的增加而增加，氨、氮比小于0.9时，NOX的脱除受到限制而减少，若氨投入量超过需要量，氨的氧化副反应速率将增大，从而降低了NOX脱除率，同时也增加了净化气中未转化NH3的排放浓度，造成二次污染。

　　3.催化剂的烧结。当催化剂长时间暴露于最佳工作温度范围以上时，高温环境可引起催化剂活性位置(表面积)的烧结，导致催化剂颗粒增大，表面积减小，催化剂活性降低。

　　4.水的毒化。水在烟气中以水蒸气的形式出现，水蒸气在催化剂表面的凝结，一方面会加剧K、Na等碱金属可溶性盐对催化剂的毒化，另一方面凝结在催化剂毛细孔中的水蒸气，在温度增加的时候，会汽化膨胀，损害催化剂细微结构，最终导致催化剂破裂。

　　5.碱金属使催化剂中毒。烟尘中含有Na等腐蚀混合物直接与催化剂活性组分反应,致使它们失去活性，这是由于Na等可溶性碱金属盐的碱性比NH3的大，碱金属盐与催化剂活性成分反应，造成催化剂的中毒。碱金属的存在改变了催化剂表面的酸碱性，使吸附态NH3以高选择性进行氧化反应生成NOX，从而导致高温下催化剂的脱硝活性降低。

　　6.钙的毒化。烟尘中游离的CaO和SO3反应，可吸附在催化剂表面形成CaSO4，CaSO4覆盖在催化剂表面的微孔上(一般深20-30μm)，催化剂表面被硫酸钙包围，即结垢，这种结垢尤其易发生在固体排渣锅炉中，因为固体排渣锅炉中的游离钙浓度几乎是液体排渣锅炉中的两倍。硫酸钙沉积在催化剂表面，阻止了反应物向催化剂表面的扩散及扩散进入催化剂内部，从而影响催化剂的催化效果。

　　7.砷使催化剂不可逆的中毒。催化剂是SCR系统的关键组成部分，它的性能直接影响到SCR系统的整体脱硝效果。目前我国催化剂通常1-2年就要更换一次，催化剂的寿命决定着SCR系统的运行成本，催化剂更换费用约占总运行费的50%。在实际工况中，砷中毒是引起催化剂钝化的常见原因之一。

　　砷首先在催化剂表面发生反应，然后渗入催化剂内部，形成一个砷的饱和层，砷饱和层几乎没有活性，即催化剂表面活性被砷完全破坏。

　　典型砷中毒是由于烟气中含有气态As2O3的引起的，As2O3分散到催化剂中并固定在活性、非活性区域，使反应气体在催化剂内的扩散受到限制，且毛细管遭到破坏。实验表明这种由相变引起的催化剂中毒是不可逆的，对SCR运行影响巨大。

　　8.失效催化剂的处理。由于以上原因降低了催化剂的活性，不能满足脱硝性能要求时，就必须对催化剂进行更换，对于失活的催化剂，首先考虑的处理方式是催化剂能否再生。

　　催化剂的再生是把失活的催化剂通过浸泡洗涤，添加活性组分以及烘干等程序使催化剂恢复大部分活性，但不是所有失活的催化剂都能再生，例如由于烟气温度过高烧结的催化剂，由于砷中毒不可逆转的催化剂，是不可能通过催化剂再生恢复活性的。对于不同的情况活性恢复的程度以及成本都会不同，要通过对失活的催化剂进行技术和经济分析，特别是回用时的有效使用时间及有效脱除率，再确定催化剂是否有再生的必要。