华塑热电厂脱硝工艺技术.ppt

1、安徽华塑股份有限公司HWASU CORPORATION安徽华塑股份有限公司热电厂安徽华塑股份有限公司热电厂2300MW燃煤机组脱硝燃煤机组脱硝工艺介绍工艺介绍热电厂：纵回音热电厂：纵回音1、引言 GB-13223-2011火电厂大气污染物排放标准中要求NOx排放浓度不大于100mg/Nm3，2014年7月1日起实施。现有燃煤机组和新建燃煤机组为了满足新的环保要求，需进行脱硝改造。 2、烟气脱硝技术比较项 目SCR技术SNCR技术SNCR/SCR混合技术反应剂NH3，也可用尿素生成NH3可使用NH3或尿素可使用NH3或尿素反应温度3208501，100前段：850，后段：320催化剂成份主要为T

2、iO2，V2O5 WO3不使用催化剂后段加装少量催化剂(成份主要为TiO2，V2O5 WO3)脱硝效率8090%2550%5060%反应剂喷射位置多选择于省煤器与SCR反应器间烟道内通常在炉膛内喷射，但需与锅炉厂家配合锅炉负荷不同喷射位置也不同，通常位于一次过热器或二次过热器后端SO2/SO3氧化会导致SO2/SO3氧化不导致SO2/SO3氧化SO2/SO3氧化较SCR低NH3 逃逸35ppm1015ppm510ppm对空气预热器影响NH3与SO3易形成NH4HSO4造成堵塞或腐蚀不导致SO2/SO3的氧化，造成堵塞或腐蚀的机会为三者最低SO2/SO3氧化率较SCR低，造成堵塞或腐蚀的机会较S

3、CR低系统压力损失催化剂会造成压力损失没有压力损失催化剂用量较SCR小，产生的压力损失相对较低燃料的影响高灰分会磨耗催化剂，碱金属氧化物会使催化剂钝化无影响影响与SCR相同锅炉的影响受省煤器出口烟气温度的影响影响与SNCR/SCR混合相同受炉膛内烟气流速及温度分布的影响烟气脱硝技术综合比较综合以上分析，考虑到环保要求标准的不断提高，要求本工程具有较高的脱硝效率及较低的NOx排放浓度，因此本工程采用加装SCR法的脱硝技术。3、生成机理SCR技术的基本原理是在催化剂作用下，还原剂（NH3）和烟气中的氮氧化物（NOx）在300400度的烟温下反应，生成氮气和水的过程。主要的化学反应为： 4NO+4N

4、H3+O24N2+6H2O NO+NO2+2NH33H2O+2N2 4、项目概况安徽华塑股份有限公司热电厂2300MW机组烟气脱硝工程是由福建龙净环保股份公司总承包，采用选择性催化还原法（SCR）技术。5、项目工艺简介脱硝装置采用选择性催化还原法（SCR）工艺，每台炉设置两台反应器，每台反应器催化剂层数按2+1模式布置，即初装2层预留1层，采用全新可再生蜂窝式催化剂。在日常燃用煤种、锅炉BMCR工况、处理100%烟气量条件下脱硝效率不低于80，反应器出口NOx浓度不高于90mg/Nm3，NH3逃逸量能控制在3L/L以下，SO2/SO3转化率小于1%。1、2号机组SCR脱硝工艺系统可分为氨/空气

5、混合系统、氨喷射系统、烟气系统、SCR反应器及其吹灰系统等。安徽泉盛化工有限公司与华塑股份有限公司仅一河之隔，本项目可以公用泉盛化工的液氨/氨气储存和制备系统的设备，厂内不设液氨/氨气储存和制备区，直接通过管道输送进厂，这样既可以使用经济实惠的氨气作为还原剂，又能避开在厂内设置重大危险源的风险，因此本项目直接选取氨气作为还原剂，通过管道从泉盛化工直接输送至电厂脱硝主反应区，压力为0.375MPa，0.435t/h，氨气进入氨空混合器后，氨的爆炸极限(在空气中体积)15.727.4%，为保证安全和分布均匀，稀释风机流量按100%负荷氨量的1.15倍对空气的混合比为5%设计。氨气经减压阀减压后通过

6、喷氨格栅的喷嘴喷入烟气中与烟气充分混合，再经静态混合器充分混合后进入催化反应器反应，在一定的温度范围内，在催化剂的作用下，氨气与NOx发生催化氧化还原反应，将NOx还原成N2和H2O。去除烟气中NOx达到脱硝的目的。净化后的烟气通过出口烟道回至锅炉空预器，进入引风机烟道系统。在反应区的进口和出口均装有温度测点和烟气排放连续监测 (CEMS)系统，用来监测反应温度、O2、NH3浓度监视分析仪和NOx含量，并根据这些参数实现对氨气注入量的调整。NH3浓度监视分析仪监视NH3的逃逸浓度小于3ppm，超过则报警。由于采用的是“高含尘布置方式”的选择性催化还原法（SCR）脱硝装置，为防止催化剂积灰造成系

7、统压差变大并避免因死角而造成催化剂失效导致脱硝效率的下降，脱硝反应器催化剂层选用声波和蒸汽两种方式进行吹灰。蒸汽吹灰系统采用湖北华信耙式蒸汽吹灰器。在每层催化剂上方布置2台蒸汽吹灰器，吹灰器喷嘴距催化剂表面距离约为500mm 。每台脱硝反应器布置2层蒸汽吹灰器，每套脱硝系统共安装有222=8台耙式蒸汽吹灰器。声波吹灰采用GE Powerwave DC-75型声波吹灰器。在每层催化剂上方布置3台声波吹灰器，每台脱硝反应器布置2层声波吹灰器，每套脱硝系统共安装有223=12台声波吹灰器，在运行过程中轮流对催化剂模块吹扫。其工作介质为压缩空气。工艺流程示意图6、工艺流程工序1)氨/空气混合工序通过稀

8、释风机将空气鼓入氨空混合器内，与氨制备区输送来的纯氨气稀释到氨气体积含量与稀释风的比值不大于5%，并同时为混合后的气体喷入烟气系统提供动力。每台机组(2个反应器)配置2台稀释风机（1运1备），压力为各种工况下所要求的最大压力，流量为满足设计工况下所要求的最大空气量。 2）氨喷射工序在SCR入口烟道处，通过喷氨格栅喷射出的氨气和来自锅炉省煤器出口的烟气混合后,被均匀地喷射到烟气中进入SCR反应器，氨喷射系统具有良好的热膨胀性、抗热变形能力和抗振性，为了使NH3和NOX充分接触，喷氨格栅具有横向和纵向的分区调节功能，在每个区域的支管设有手动调节蝶阀。 3) SCR反应工序SCR反应器是脱硝系统关键

9、设备。反应器设计成烟气竖直向下流动，反应器入口设气流均布装置，反应器入口及出口段设导流板，对于反应器内部易于磨损的部位设计了必要的防磨措施。反应器内部各类加强板、支架设计成不易积灰的型式。在本脱硝工艺中，是向催化剂前的烟气中喷入氨气，与烟气中的NOx反应生成无害和没有二次污染的氮气和水达到脱除NOx的目的，其化学反应式如下：4 NO + 4 NH3 + O24 N2 + 6 H2O ；NO + NO2 + 2 NH32 N2 + 3 H2O ；少量的SO2将会根据下面的方程式被氧化：2 SO2 + O22 SO3NOx脱除依赖于氨的加入量（也就是NH3/NOx mole比），高的NH3/NOx

10、 mole比可以得到高的NOx脱除率，但同时离开反应器的烟气中未反应的氨（逃逸氨）将会增加。在BMCR工况，SCR装置设计NOx脱除率为80，氨的逃逸量为3ppm。氨和空气混合气体通过喷嘴喷入到星型散流器上，经过均流器和导流板后再流到装有SCR催化剂的烟道中，星型散流器和均流器是保证锅炉整个截面NH3/NOx混合均匀。催化剂采用全新可再生蜂窝式。 4) 声波吹灰工序为了确保催化剂的使用效果和提高催化剂的使用寿命，反应区布置有声波吹灰器，用来去除催化剂表面的积灰。声波吹灰采用GE Powerwave DC-75型声波吹灰器。在每层催化剂上方布置3台声波吹灰器，每台脱硝反应器布置2层声波吹灰器，每

11、套脱硝系统共安装有223=12台声波吹灰器，在运行过程中轮流对催化剂模块吹扫。声波吹灰器的控制和顺序清灰功能由DCS实现，其控制信号进入DCS系统，DCS系统为每台声波吹灰器提供一路DO信号输出，控制12台声波吹灰器。声波吹灰器配备的电磁阀只需控制电磁阀的开闭即可，无需向DCS系统提供反馈信号。电磁阀电压220V AC，单线圈膜片式电磁阀。 5） 蒸汽吹灰工序蒸汽吹灰系统采用湖北华信耙式蒸汽吹灰器。在每层催化剂上方布置2台蒸汽吹灰器，吹灰器喷嘴距催化剂表面距离约为500mm 。每台脱硝反应器布置2层蒸汽吹灰器，每套脱硝系统共安装有222=8台耙式蒸汽吹灰器。蒸汽吹灰器控制系统为DCS远方及就地

12、控制两种控制方式，即吹灰控制系统能在DCS主机控制室内（吹灰系统采用机组DCS控制）及就地现场控制柜上完成对吹灰装置的正常启、停操作，实现对反应器自动程控吹灰控制，完成正常的运行监控、现场控制/DCS控制切换监控、故障诊断操作。7、催化剂的选型催化剂的合理选型和设计室烟气脱硝系统成功的核心部件。通过对淮南和淮北煤质情况及催化剂催化效果的分析，选择蜂窝式催化剂，蜂窝式催化剂具有较大的比表面积和丰富的业绩。华塑公司2台机组催化剂分别选用了再生催化剂和全新的可在生催化剂，#1机组采用美国Coalogix公司再生催化剂，#2机组采用保定天河生产的全新可再生催化剂。在SCR系统中催化剂是核心，通常占到初

13、期投资的30%50% 。由于容易堵塞和中毒，催化剂在使用过程中失去活性在所难免。引起催化剂失活的原因有多种，烧结、中毒、堵塞及磨损等都会引起失活。脱硝催化剂的化学寿命一般为24000小时（约4年）。目前，对失效脱硝催化剂的处理方式主要有：再生、回收利用、填埋。其中：再生分为现场再生和厂内再生两种，主要是通过既定的工艺流程对失效催化剂活性予以恢复，国外运行经验表明，正常情况下失效催化剂通过再生其活性可恢复到最初性能的60-90%甚至更高,如果结构强度好的催化剂，可再生3-4次，使用9-12年。SCR催化剂价格昂贵且使用一段时间后会发生活性降低需更换，废弃催化剂含有V2O5，WO3等重金属，处置不

14、当会造成环境二次污染，被更换下来的催化剂需要进行专门的无害化处理。失效催化剂如不再生，还要花钱进行固废处理。根据国外经验，烟气脱硝60以上失活催化剂可通过再生达到循环再利用。催化剂再生使SCR 用户无需购置新的催化剂从而极大的降低费用，并且可以省下处理废弃催化剂所需的费用以及潜在环保责任的承担。失效后的催化剂，经取样化验催化剂活性降低的原因后，对于结构保持完整、仍有较高活性的催化剂，把催化剂经过冲洗、化学药剂浸泡、重新加入活性物质等处理过程后，经检验合格后可继续使用。再生可分为现场再生和工厂再生。SCR脱硝失活催化剂清洗再生工艺流程（七大步骤）：负压吸尘去离子水清洗超声波化学清洗活性物质浸渍干

15、燥煅烧密封包装Coalogix公司催化剂再生技术示例：在下图中，展示了导致催化剂失活的主要有毒物质的示例。该图显示了在再生前后有毒物质在催化剂中的百分比浓度。在以下图表中，展示了新的催化剂与14000小时以上的催化剂材料中的正常失活率。CoaLogix成功地再生了已使用过的催化剂，并能将催化剂的运行寿命从原先的14000小时的基础上再延长了30000小时。图中，蓝柱代表新的催化剂，红柱代表失活的未经过再生的催化剂，绿柱代表再生后的催化剂，紫柱代表再生后失活的催化剂。在以下图表中，展示了新的催化剂与15000小时以上的催化剂材料中的正常失活度。CoaLogix成功地再生了已使用过的催化剂，并能将

16、催化剂的运行寿命从原先的15000小时的基础上再延长30000小时。上图中，蓝线代表新的催化剂，红线代表再生过的催化剂。8、SCR装置对空预器的影响及应采取的防堵、防腐等措施1）选择性催化还原过程中硫酸(氢)铵的形成除锅炉燃烧产生的SO3以外，当含NOx，SO2，H2O，NH3，O2等成分的烟气通过催化剂后，在自由基、飞灰和V2O5等协同作用下，另外约有1%的SO2转化成SO3。SO3与NH3反应可生成硫酸氢铵(NH4HSO4，ABS)或硫酸铵(NH4)2SO4，AS)。主要反应方程式如下：2SO2+O2SO3NH3+ SO3+H2ONH4HSO42NH3+ SO3+H2O(NH4)2SO42

17、）硫酸(氢)铵对空预器的影响当烟气中灰分含量较高时，在SCR系统后，ABS形成区域，如下图。液态ABS析出后首先沉积在粉尘上，大部分被烟气带走。液态ABS呈粘稠状，易附着于空预器传热元件表面，然后不断捕集飞灰，形成融盐状的积灰，造成空预器的堵灰和腐蚀，进而影响换热效率并增加压损。堵灰严重时可造成停炉，进行离线清洗，影响了机组连续正常运行。与ABS不同，在空预器运行温度下，AS呈干态，但AS遇水会产生硫酸根离子，如果进行在线水清洗，也可能产生腐蚀。3）降低氨逃逸率和二氧化硫/三氧化硫转化率由反应过程可知，氨逃逸率和二氧化硫/三氧化硫转化率等是控制ABS形成的关键。我公司将在氨喷射及混合设计中，结

18、合CFD模拟及流体模型，针对本项目的具体特点，确保将氨逃逸率控制在3ppm以内。4）采取的防堵，防腐措施(1) 合并冷段和中温段并考虑增加其高度，以覆盖ABS形成的位置区。(2) 热段考虑采用FNC板型以强化传热过程。冷段传热元件采用专用板形DNF或类似功能板形。(3)考虑移动原有蒸汽吹灰器，冷段增加双介质(蒸汽、高压水)吹灰器。(4) 冷段传热元件表面涂搪瓷。热段考虑采用聚氨酯类涂料，控制漆膜厚度和均匀性。项 目常规SCR技术本项目SCR技术备注反应剂NH3，也可用尿素生成NH3NH3采用隔壁泉盛化工的NH3反应温度320290420催化剂板式或蜂窝式蜂窝式脱硝效率8090%8095%催化剂选型全新催化剂再生催化剂采用美国CoaLogix的再生催化剂催化剂投资约2000万元1500万元再生催化剂的费用约是全新催化剂费用的70%氨区有