火电厂脱氮技术的应用及展望.doc

火电厂脱氮技术的应用及展望 摘要：本文简要介绍了国内外火电厂脱氮技术的现状与最新进展，并以华能云南滇东第二发电厂#2机600MW烟气脱氮工程为例详细介绍了目前最成熟的SCR烟气脱氮工艺的系统构成，以及运行中的注意事项和脱氮投运后烟气NOx的 减排量。关键词：火电厂、脱氮、SCR、减排0、前言：目前，氮氧化物已逐渐成为第一大酸性污染气体，由其引起的环境问题以及对人体健康的危害可以归纳为以下几个方面：其一，对人体的致毒作用，尤其是二氧化氮，可以引起支气管和肺气肿等呼吸系统疾病；其二，对植物具有损害作用；其三是形成酸雨、酸雾的主要污染物；其四是与碳氢化合物共同作用可形成光化学烟雾；最后是参与臭氧层的破坏。氮氧化物的排放又多集中在火电厂。随着环保要求的日益严格，控制和治理氮氧化物(NOx)污染迫在眉睫，国内外的电力环保企业纷纷涉足其中。目前，国内外已研究开发了各种各样的烟气脱硝工艺，并取得了一定成果。1、 火电厂脱氮技术简介目前，国内外已研究开发了各种各样的火电厂脱氮技术工艺，其大致可以分为燃烧前煤粉脱氮、燃烧中控制NOx的生成、燃烧后烟气脱氮。1.1燃烧前煤粉脱氮 目前燃烧前煤粉加氢脱氮再洗选工艺因成本高，还未普遍应用于工业脱氮中。1.2燃烧中脱氮燃烧中控制氮氧化物(NOx)的生成，国内外进行了研究开发了多种控制技术。如1、低温燃烧2、低氧燃烧3、FBC燃烧技术4、采用低NOx燃烧器5、煤粉浓淡分离6、烟气再循环技术。1.3燃烧后烟气脱氮燃烧后烟气进行处理，除去烟气的氮氧化物(NOx)，是目前火电厂烟气脱氮中研究的最多的。又可以分为湿法烟气脱氮、干法烟气脱氮。1.3.1湿法烟气脱氮包括：酸吸收法、碱吸收法、氧化吸收法、络盐吸收法等；湿法烟气脱硝是利用液体吸收剂将氮氧化物(NOx)溶解的原理来净化燃煤烟气，其最大的障碍是NO很难溶于水，往往要求将NO首先氧化为NO2，然后NO2被水或碱性溶液吸收，实现烟气脱硝。 湿法脱硝技术优点是脱硝效率较高。因吸收剂种类较多，来源广泛，适应性强，能以硝酸盐等形式回收 NOx，可达到综合利用的目的。但其技术比较复杂，设备容量大不易建造，成本较高，而且易造成溶液的二次污染，目前工业上应用的并不多见。1.3.2 干法烟气脱氮，其中SCR法最成熟选择性催化还原法(SCR)、非选择性催化还原法(SNCR)、吸附法、微生物来处理含氮氧化物废气等。1选择性催化还原法（SCR） 选择性催化还原法（SCR） 在含氧气氛下，还原剂优先与废气中NO反应的催化过程称为选择性催化还原。以NH3作还 原剂,V2O5-TiO2为催化剂来消除固定源(如火力发电厂)排放的NO的工艺已比较成熟。也是目前唯一能在氧化气氛下脱除NO的实用方法。1979年，世界上第一个工业规模的脱 NOx装置在日本的Kudamatsu电厂投入运行，1990年在发达国家得到广泛应用， 在理想状态下，此法NO脱除率可达90以上，但实际上由于NH3量的控制误差而造成的二次污染等原因，使得通常的脱除率仅达6580。性能的好坏取决于催化剂的活性、用量以及NH3与废气中的NOx的比率。NH3-SCR消除NO的方法已实现工业化，且具有反应温度较低(573753K)、催化剂不含贵金 属、寿命长等优点。但也存在明显的缺点：(1)由于使用了腐蚀性很强的NH3或氨水，对管路设备的要求高，造价昂贵（投资费用80美元/kW)；(2)由于NH3的加入量控制会出现误差，容易造成二次污染；(3)易泄漏，操作及存储困难，且易于形成(NH-4)2SO4。造成的二次污染2 非选择性催化还原法非催化选择性还原法（SNCR法） 该法原理同SCR法，由于没有催化剂，反应所需温度较高（9001200），因此需控制好反应温度，以免氨被氧化成氮氧化物。该法净化率为50。该法特点是不需催化剂，旧设备改造少，投资较SCR法小（投资费用15美元kW）。但氨液消耗量较SCR法多。日本的松岛火电厂的l4号燃油锅炉、四日市火电厂的两台锅炉、知多火电厂350MW的2号机组和横须贺火电厂350MW的2号机组都采用了SNCR方法。但是，目前大部分锅炉都不采用SNCR方法，主要原因如下：（l）效率不高（燃油锅炉的NOx排放量仅降低3050）；（2）增加反应剂和运载介质（空气）的消耗量；（3）氨的泄漏量大，不仅污染大气，而且在燃烧含硫燃料时，由于有硫酸氢铵形成，会使空气预热器堵塞。SNCR 是一项成熟的技术。1974 年在日本首次投入商业应用，到目前为止，全世界大约有300 套SNCR 装置应用于电站锅炉、工业锅炉、市政垃圾焚烧炉和其他燃烧装置。SNCR 工艺就是把含有氨基的还原剂喷入到锅炉炉膛中9001 100 的区域内，该还原剂快速热解成NH3，并和烟气中的NOx 进行还原反应，把NOx 还原成N2 和H2O。非选择性催化还原法受温度、NH3/NOx 摩尔比及停留时间影响较大。国内外通过模拟试验得出氨水最佳喷射温度范围为8501 100 ，NH3/NOx 理想摩尔比介于12，停留时间为1 s 时，最大NOx 还原率达到82。SNCR 的应用中可能出现一些问题：（1）SNCR工艺中氨的利用率不高，容易形成过量的氨泄漏。氨泄漏造成环境的污染并形成氨盐可能堵塞和腐蚀下游设备。（2）形成温室气体N2O。研究表明用尿素作还原剂要比用氨作还原剂产生更多的N2O。（3）如果运行控制不适当，用尿素作还原剂时可能造成较多的CO 排放。（4）在锅炉过热器前大于800 的炉膛位置喷入低温尿素溶液，必然会影响炽热煤炭的继续燃烧，引发飞灰、未燃烧碳提高的问题。3、SNCR-SCR 联合脱硝法混合SNCR-SCR 烟气脱硝技术并非是SCR 工艺与SNCR 工艺的简单组合，它是结合了SCR 技术高效、SNCR 技术投资省的特点而发展起来的一种新型工艺。Brain 等8研究提出，SCR-SNCR 联合技术可以达到90的NOx 的去除率，并且NH3 的泄漏率仅为0.000 3%。混合SNCR-SCR 工艺最主要的改进就是省去了SCR 设置在烟道里的复杂AIG（氨喷射）系统，它具有以下优点：（1）在节省催化剂的情况下，脱硝效率高，能达到SCR 法的脱硝效率；（2）反应塔体积小，空间适应性强；（3）与传统SCR 工艺相比，系统压降将大大减小，从而减少了引风机改造的工作量，降低了运行费用；（4）降低腐蚀危害4、近年来国内外一些科研人员还开发了用微生物来处理含氮氧化物废气。 采用微生物净化含NOx废气的思路是建立在用微生物净化有机废气以及利用微生物进行废水反硝化脱氮获得成功的基础上，它的净化机理是：适宜的脱氮菌在有外加碳源的情况下，利用NOx作为氮源，将NOx还原为最基本无害的氮气，而脱氮菌本身获得生长繁殖。 用微生物进行废气脱硝是近年来国际上开始的基础性研究工作，该法能有效地脱除废气中的NOx，具有工艺简单、能耗和处理费用低、效率高、无二次污染等优点。但要实现工业应用还存在一些问题：比如微生物的生长速度相对较慢，要处理大流量的烟气，还需对菌种作进一步的筛选；另外微生物的生长需适宜的环境；而且微生物的生长会造成塔内填料的堵塞。与湿法烟气脱氮相比，干法净化处理含NOx的主要优点是：基本投资低，设备及工艺过程简单，脱除NOx的效率也较高，无废水和废弃物处理，不易造成二次污染，故也是目前工业上应用工艺最多的。2、SCR烟气脱硝技术2.1 系统构成介绍华能云南滇东第二发电厂#2机600MW烟气脱硝系统采用选择性催化还原法（SCR）脱硝工艺。脱硝剂为纯氨。利用催化剂，促使烟气中氮氧化物与氨气供应系统注入的氨气混合后生成还原反应，将氮氧化物转变为氮气和水。脱硝系统是由北京博奇电力科技有限公司设计制造，采取选择性催化还原（SCR）法来达到去除烟气中NOx 的目的。SCR反应器采用高灰型工艺布置（即反应器布置在锅炉省煤器与空预器之间），催化剂购自日本BHK公司，其主要成分是以二氧化钛（TiO2）为载体，负载五氧化二钒（V2O5）三氧化钨（WO3）（或五氧化二钒（V2O5）三氧化钼（MoO3）等活性组份？）SCR工艺系统组成主要包括液氨储存与供应系统、SCR反应系统（烟道系统、SCR反应器、氨喷射系统）此外还有蒸汽吹灰系统、氮气吹扫等辅助系统。见示意图一2.1.1 氨气的存储和制备供应系统两台机组共用一套液氨储存与供应系统，外购液氨通过液氨槽车运至液氨储存区，通过往复式卸氨压缩机将液氨储罐（2个）中的气氨压缩后送入液氨槽车，利用压差将液氨槽车中的液氨输送到液氨储罐中；液氨由液氨储罐输送至氨蒸发器（2个），经氨蒸发器蒸发成气氨后进入气氨缓冲罐（1个）内，气氨经管路输送至混合器内，与来自稀释风机（每台锅炉2台）的空气混合稀释后，分别经过每台机组的喷氨格栅送入SCR反应器（每台锅炉2个）。2.1.2 SCR反应系统NH3按（NOx /NH3）1:1的比例喷入锅炉烟气中，在SCR反应器中催化剂的作用下与烟气中NOx按上述化学反应式进行反应，从而达到降低排烟中NOx含量的目的。其化学反应式如下：4NO+4NH3+O2 4N2+6H2O6NO2+8NH3 7N2+12H2O6NO+4NH3 6H2O+5N22NO2+4NH3+O2 3N2+6H2O 2.1.3 辅助系统1、吹灰系统由于本厂燃用的煤属高飞灰型，SCR反应器采用高灰型工艺布置（即反应器布置在锅炉省煤器与空预器之间）且SCR反应器和省煤器烟气均不设烟气旁路系统，每层催化剂均布置一组吹灰器，分两层每层8支共16支吹灰枪，防止飞灰在催化剂上沉积。氨体统管道的氮气吹扫，2.2运行注意事项2.2.1正常投运时，温度与压力控制投运时，控制蒸发器水温度在4050之间，通过设定蒸发器水温度来调节蒸发器出口氨气温度在3550 。投运时，通过设定蒸发器出口压力，控制SCR反应区氨气压力在0.150.4MPa之间。2.2.2正常投运时，氨气与空气体积控制运行时，控制氨气空气体积之比在5%左右，最高不超过6%，如果体积浓度之比偏大时，增加稀释风机出力。稀释风机最小风量为4509Nm3/h时自动启动备用风机2.2.3正常投运时，脱硝效率控制控制脱硝效率在7090%之间，不超过90% 。机组升负荷或脱硝效率偏低时，通过增加蒸发器出口压力，每次增加蒸发器出口压力设定值不超过0.01MPa，控制氨气流量增加不超过40kg/h，间隔10分钟操作一次，控制蒸发器出力压力最高不超过0.4MPa。2.2.4正常投运时，氨区泄露控制运行时监视储存罐A、B及蒸发器氨气泄漏量，如果氨气泄漏量增加时且超过50ppm时储存罐喷淋系统会自动打开，如果喷淋阀没有打开，立即手动打开喷淋系统，关闭氨区除喷淋阀以外所有阀门，同时巡检人员应远离泄漏点，直到泄漏量小于5ppm，关闭喷淋阀。3、 投运脱硝后烟气NOx的减排量投运后各负荷下对应的原烟气及含氮氧化物的总量，以500MW负荷为例计算。500MW A侧烟气的入口NOx浓度为454.5ppm,610.1mg/Nm3（DCS显示测量值），A侧烟气的出口NOx浓度为97.16ppm,124mg/Nm3（DCS显示测量值），A侧脱硝效率为(454.5-97.16)/454.5*100%=78.6%, 500MW负荷的总烟气流量2180t/h（脱硫入口烟气流量测点测得），忽略A侧烟气与B侧烟气流量的偏差，A侧烟气总流量是1090t/h，由下列公式可以推导出SCR反应区的标准烟气体积，由克拉伯龙方程式pV=nRT可以推出式（1）锅炉烟气密度为， （1）气体状态方程 （2） （3） （4）由上面可以推导出 （为SCR反应温度下的烟气密度，为标准状态下的烟气密度， 为SCR反应区下锅炉烟气的压强、体积、温度， 为标准状态下锅炉烟气的压强、体积、温度）为标准状态下的烟气密度干烟气取1.34kg/Nm3一小时内A侧烟气中NOx减排量为（610.1-124）*1090/1.34=395.4kg/hB侧烟气的入口NOx浓度为465.0ppm,622.3mg/Nm3（DCS显示测量值），B侧烟气的出口NOx浓度为98.6ppm,125.4mg/Nm3（DCS显示测量值）, B侧脱硝效率为(465-98.6)/465*100%=78.8%, B侧烟气总流量是1090t/h，B侧烟气中NOx减排量为（622.3-125.4）*1090/1.34=404.2kg/h， 500MW负荷每小时减排NOx量为799.6kg表一负荷 600MW500MW400MWA侧入口NOx含量493ppm659mg/Nm3454.5ppm610.1mg/Nm3412.6ppm554.2mg/Nm3A侧出口NOx含量106.3ppm135.6mg/Nm397.2ppm124mg/Nm392ppm117.6mg/Nm3A侧NOx脱去效率78.4%78.6%77.8%B侧入口NOx含量506.2ppm678.6mg/Nm3465.0ppm622.3mg/Nm3422.5ppm566.1mg/