烟气脱硝技术-选择性催化还原法(SCR)技术

烟气脱硝技术 选择性催化还原法 SCR 技术研讨 2012 2 12 1 概述2 NOx形成的机理和NOx生成的控制3 NOx脱除技术选择4 脱销工程涉及的主要设备及系统5 SCR烟气流动模拟设计6 SCR内部结构7 还原剂的运输方式及接卸设施8 SCR典型工期9 投资估算及财务分析10 其它注意事项 目录 NOx的危害 低空臭氧的产生光化学烟雾的形成酸雨各种潜在的致癌物质光化学烟雾中对植物有害的成分主要为臭氧和氮氧化合物 臭氧浓度超过0 1ppm时便对植物产生危害 NO2浓度达1ppm时 某些植物便会受害 1 概述 不同浓度的NO2对人体健康的影响 环境中NOX来源氮氧化物是化石燃料与空气在高温燃烧时产生的 包括一氧化氮 NO 二氧化氮 NO2 和氧化二氮 N2O 还有NxOy 在氮氧化物中 NO占有90 以上 二氧化氮占5 10 随着反应温度T的升高 其反应速率按指数规律增加 当T1500oC时 T每增加100oC 反应速率增大6 7倍 火电厂污染物排放标准 GB13223 2003 2004年以后的新项目必须预留烟气脱除氮氧化物装置空间锅炉NOx最高容许排放浓度 燃煤 煤质NOx最高容许排放浓度 mg Nm3 Vdaf 20 45010 Vdaf 20 650Vdaf 10 1100火电厂大气污染物排放标准 GB13223 2011 2014年7月1日起 现有火力发电锅炉及燃机 2012年以后的新项目燃煤锅炉氮氧化物 以NO2计 排放限值 mg Nm3 100采用W型锅炉 现有循环流化床锅炉 以及2003年12月31日前建成投产或通过环评审批的电厂锅炉氮氧化物 以NO2计 排放限值 mg NM3 200油料燃机氮氧化物 以NO2计 排放限值 mg Nm3 120天燃气燃机氮氧化物 以NO2计 排放限值 mg Nm3 50 火电厂大气污染物排放标准 GTZSeminarChina EN 28 29 03 07 TZ Seite7 SCR设备容量在德国的发展情况 1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2003 安装脱硫设备容量 45000MW 安装SCR脱硝设备容量 30000MW 联邦污染物防治法第13条例排放标准 CO NOx SOx HCI HF 粉尘 环境部长会议确定控制NOx 联邦污染物防治法第17条例排放标准 CH HCI HF SOx NOx 重金属 PCDD F 粉尘 垃圾焚烧电站 GTZSeminarChina EN 28 29 03 07 TZ Seite8 德国安装SCR脱硝设备容量发展情况 30000 25000 20000 15000 10000 5000 安装SCR脱硝设备容量 MWel bituminouscoal oil lignite 来源 德电联 烟煤 油 褐煤 德国NOx排放情况 Miot A 热力型NOX主要反应N2 O NO NN O2 NO ON OH NO H无烟煤燃烧中 一般一半以上的NOx为热力型相关因素高温环境燃料与空气的充分混合 2 NOx形成的机理和NOx生成的控制 NOX形成机理 热力型NOx的生成浓度与温度的关系 B 燃料型NOX燃料中的有机氮化合物在燃烧过程中氧化生成的氮氧化物在煤粉燃烧中 约80 的NOx为燃料型 相关因素与燃料和空气的混合程度密切相关与燃烧区域的温度关系不大 C 快速型NOX在燃烧的早期生成形成过程氮和燃料中的碳氢化合物反应N2 CH化合物 HCN化合物HCN化合物氧化生成NOHCN化合物 O2 NO对于燃煤锅炉 快速型NOx所占份额一般低于5 煤的燃烧方式对排放的影响NO的生成及破坏与以下因素有关 a 煤种特性 如煤的含氮量 挥发份含量 燃料比FC V以及V H V N等 b 燃烧温度 c 炉膛内反应区烟气的气氛 即烟气内氧气 氮气 NO和CHi的含量 d 燃料及燃烧产物在火焰高温区和炉膛内的停留时间 NOX生成的控制控制原理降低燃烧温度控制燃料和空气的混合速度与时机主要控制手段燃烧器设计参数 风速 旋流强度等 优化煤粉浓缩技术OFA分级送风技术注意事项锅炉的燃烧效率煤粉的着火和稳燃 不同燃煤设备所生成的NOx的原始排放值及为达到环境保护标准所需的NOx降低率 举例 固态除渣煤粉炉 当要求NOx排放值为650mg m3时 所需的NOx降低率为36 GTZSeminarChina EN 28 29 03 07 TZ Seite16 省煤器 3 NOx脱除技术选择 烟气脱硝方案选择烟气脱硝工艺选择 目前发达国家应用较为成熟的烟气脱硝技术有选择性催化还原法 SCR 选择性非催化还原法 SNCR 电子束法以及炽热碳还原等 其中选择性催化还原法 SCR 选择性非催化还原法 SNCR 在大型电站中应用较多 SNCR的优点是初投资费用低 缺点是脱硝效率较低 对电站锅炉控制要求高 氨的逃逸率较大 SCR烟气脱硝具有脱除效率高 氨的逃逸率小 3ppm 运行可靠 便于维护等优点 目前 我国 欧美和日本等国家火电厂的烟气脱硝装置采用SCR技术大约占到95 GTZSeminarChina EN 28 29 03 07 TZ Seite18 SCR脱硝系统选择 44套SCR系统 其中38套高灰段布置 6套低灰段布置 高灰段 低灰段 0 5 10 15 20 25 布置位 m x1000 2 2 97 8 蜂窝状 平板状 0 5 10 15 催化剂类型 47 6 52 4 安装催化剂体积总量 18 714m m x1000 A 选择性非催化还原法 SNCR 主要反应氨4NO 4NH3 O2 4N2 6H2O尿素2NO NH2 2CO 1 2O2 2N2 2H2O CO2反应温度 760 1090C最佳反应温度 870 1090C脱硝效率对于城市固体垃圾炉转化效率在30 50 之间 大型电站锅炉的转化效率控制在20 40 之间 B 选择性催化还原法 SCR 主要反应4NO 4NH3 O2 4N2 6H2O2NO2 4NH3 O2 3N2 6H2O反应温度230 450C一般应用温度 300 400C 转化效率在70 90 之间 SCR还原剂的比选SCR可用的还原剂一般有三种 氨水 液氨以及尿素 三种脱硝原料在市场上可以很方便的直接购买 其供应市场是充足的 在日本和中国台湾均采用液氨法 在欧洲根据不同地区三种方案均有应用 由于液氨与尿素方案互有利弊 还原剂选用液氨 无水氨 或尿素都是可行的 脱硝效率的确定根据工程煤质特点和燃烧烟气中NOx浓度 确定工程脱硝效率 采用2 3层 预留1层的催化剂方案 旁路系统根据 火电厂烟气脱硝工程技术规范选择性催化还原法 HJ562 2010 中6 1 2的规定 脱硝系统不得设置反应器旁路 因此不设置SCR烟道旁路装置 烟气温度对催化剂的影响由于一般SCR催化剂能适应的运行温度在310 400 锅炉运行负荷范围内 一般省煤器出口烟气温度可以满足催化剂的正常运行要求 选择性催化还原法特点 原则在催化剂作用下 氨做为还原剂选择性地和烟气中的NOx反应生成N2 H2O最有效的NOx脱除技术催化剂型式板式或者蜂窝式TiO2为载体 V2O5做为主要活性物质 辅以WO3等增加活性 抗烧结 减低SO2的转化率脱硝效率70 90 燃料煤 天然气 石油 木材 城市垃圾等 脱硝工艺系统图 液氨方案 尿素脱硝工艺原则性系统图 锅炉整体布置 催化剂 氨的喷射栅格 烟气入口 烟气出口 阀门控制站 氨的稀释风机 空气加热器 加热器和分机控制面板 氨的蒸发和控制单元 氨的存储系统 NH3 SCR反应器和旁路烟道 典型的SCR系统 SCR反应器和旁路烟道 典型的SCR系统 煤质 锅炉 电除尘器 烟风系统 脱硫系统 电厂水源 水文气象 场地稳定性评价 岩土工程及地震 6kV电源 引风机电负荷容量变化 当采用尿素作为还原剂时 增加尿素解热炉电加热器 需核算高厂变 开关柜及电缆等引接方案是否满足要求 380V电源 新增380V负荷主要包括脱硝剂制备系统 SCR反应器系统及引风机系统 根椐负荷分布情况 分别在各负荷中心设置MCC 即新增加氨区MCC 脱硝MCC 及引风机MCC 热工自动化 烟气脱硝控制系统采用机组公用硬件系统 包括DCS 火灾报警和消防控制系统及工业电视监控系统等 涉及到部分建筑结构 消防 上下水 暖通工程 4 脱销工程涉及的主要设备及系统 空预器选择的影响SCR脱硝运行时 部分NH3和烟气中SO3和H2O形成的硫酸氢铵 NH4HSO4 在150 230 时 会对空气预热器中温段和低温段形成强腐蚀 硫酸氢铵具有很强的粘结性 粘在传热元件表面会吸附大量飞灰 造成堵灰 同时 烟气中部分SO2被SCR催化剂转化为SO3 加剧了空气预热器冷端腐蚀和堵塞 锅炉安装脱硝设备后需要对预热器及吹灰器系统采取相应的配套措施 换热元件采用吹灰通透性高的波形替代 为防止空气预热器腐蚀 合并冷段和中温段 冷段层采用搪瓷表面的传热元件 此传热元件表面光洁 易于清洗 耐磨损 耐腐蚀 使用寿命可以达到50000h 考虑长期运行清洗和冷端加高的需要 吹灰器改为双介质 蒸汽 高压水 吹灰器 并配备高压水泵系统 运行时吹灰介质为蒸汽 停机时采用高压水清洗 引风机选择的影响考虑不同型式的电除尘器 针对不同形式的引风机选择 引风机与增压风机是否合以及采用电动还是小汽轮机驱动 需进行全面的技术经济比较 根据比较结果给出引风机选型推荐意见 5 SCR烟气流动模拟设计 102030405060708090100110 Speed ft s SideView Enlargement PlanView GTZSeminarChina EN 28 29 03 07 TZ Seite35 按1 15比例制作的SCR脱硝设备流场模型 GTZSeminarChina EN 28 29 03 07 TZ Seite36 SCR脱硝设备流场建模试验第一层催化剂的模拟试验 优化前 优化后 GTZSeminarChina EN 28 29 03 07 TZ Seite37 SCR脱硝设备流场建模试验第一层催化剂表面积灰 优化前 优化后 GTZSeminarChina EN 28 29 03 07 TZ Seite38 催化剂在反应器中的布局 反应器外壳 喷氨格栅 烟气 通往空气预热器 催化剂框篮 催化剂单元 催化剂层 6 SCR内部结构 GTZSeminarChina EN 28 29 03 07 TZ Seite39 SCR反应器 烟气 NH3 未反应的NOx与逃逸的NH3 排放限值 浓度 NOx 未反应NOx 逃逸NH3 第一层 第二层 第三层 NH3 NOx NH3 特点 NOx 减少至100mg m3 约50ppm NH3 反应基本消耗完 按化学计量组成所需的附加氨气量 催化剂 反应器尺寸设计的主要依据 要求的脱硝效率容许的NH3逃逸率烟气流量以及进口NOx浓度烟气侧压力降 SCR催化剂设计中要考虑的因素 NH3逃逸率SO2到SO3的转化率NH4HSO4造成预热器的阻塞使用NH3的烟气最低温度As的毒化碱金属 Na K 的毒化飞灰磨损高温下催化剂的烧结催化剂的寿命 GTZSeminarChina EN 28 29 03 07 TZ Seite42 催化剂测试 催化剂组成 非表面材料 化学成分基于WO3基于MoO3SiO2 5 13 4Al2O3 0 653 9Fe2O3 0 010 14TiO2 79 773 3CaO 0 790 01MgO 0 010 01BaO 0 010 01Na2O 0 010 01K2O 0 020 02SO3 1 13 4P2O5 0 010 01V2O5 0 591 6MoO3 12 9WO3 11 0 催化剂型式 蜂窝式 板式 波纹板式 氨的喷射栅格 氨的喷射栅格和静态混合器 NH3喷射栅格 静态混合器 PhotocourtesyofSiemens FlowModelTestsbrochure 1998 静态混合器 PhotocourtesyofKoch Glitsch Inc 7 还原剂的运输方式及接卸设施本工程外购液氨由供货厂家负责用罐车运输到电厂氨储存区 卸氨压缩机抽取液氨贮罐顶部的气相氨 经压缩机压缩后 其出口气体氨打入罐车顶部将罐车内的液氨由底部压入氨贮罐 完成液氨卸载过程 液氨卸完后 将软管内剩液排入氨稀释罐 卸氨压缩机一运一备 卸料时间按1h考虑 尿素由社会车辆运输到厂内 GTZSeminarChina EN 28 29 03 07 TZ Seite48 液氨 基本上为纯净的氨 99 5 99 7 的氨 至多0 3 的水 无水氨的存储罐 典型的SCR系统 氨的存储系统及构架 氨的蒸发器 氨的流量分配阀门站 8 SCR典型工期 9 投资估算及财务分析 依据电力规划设计总院公布的 火电工程限额设计参考造价指标 2010年水平 新建2 600MW机组工程脱硝工程设备及建安投资总额为10800万元 2 300MW机组脱硝工程设备及建安投资总额为7178万元 改造工程需要注意以下问题 1 对原有设备进行改造 引风机 空预器等 2 对原有烟道支架基础和上部结构进行加固 并新建部分管排架等 3 引风机变频器改造 4 考虑编制年价差变化 5 增加其他费用等 GTZSemina