课程论文(旺隆电厂脱硝系统简介)

1、旺隆电厂脱硝系统简介摘要：在环保工作日益被重视的今天，氮氧化物的排放也越来越受到人们的重视，而燃煤机组是氮氧化物的排放大户之一。当前对于控制燃煤机组氮氧化物排放的技术主要有低氮燃烧技术、烟气非选择性催化还原技术（SNCR）和烟气选择性催化还原技术（SCR），本文对这些技术进行了简单介绍，并给出了旺隆电厂2×420t/h锅炉脱硝系统的改造方案介绍。关键词：氮氧化物 低氮燃烧 SCR 一、旺隆公司机组概况广州市旺隆热电有限公司1号、2号机组锅炉最大连续蒸发量为420t/h，锅炉露天布置，采用高温高压、自然循环、四角切圆燃烧、固态排渣煤粉炉，燃用山西大同烟煤。每台锅炉配1台双室四电场电除尘

2、器，除尘效率99.6%；2台离心式送风机，2台离心式引风机。制粉系统采用钢球磨中间储仓式乏气送粉系统。2台锅炉共用1座180m单筒烟囱，烟囱出口内径4.5m。广州市旺隆热电有限公司1号、2号机组主要设备及参数见表1-1。表1-1 广州市旺隆热电有限公司1号、2号机组主要设备及参数序号项目参数一锅炉1锅炉型号DG420/9.82-2制造厂家东方锅炉实业公司3锅炉类别自然循环固态排渣煤粉炉4锅炉最大连续蒸发量420t/h5过热蒸汽压力/温度9.82MPa.g/5406锅炉热效率92.05%7锅炉计算燃煤量56t/h（设计煤种）8锅炉燃煤耗量57t/h（设计煤种）9给水温度23210锅炉不投油最低稳

3、燃负荷60%BMCR二汽轮机1汽轮机型号N110-C68-8.83/0.9812制造厂家哈尔滨汽轮机厂有限责任公司3汽轮机型式高温高压、单轴双缸、单抽凝汽式4纯凝工况下功率110MW5主蒸汽压力/温度8.83MPa.a/5356纯凝工况主蒸汽流量406.7t/h7最大进汽流量420t/h8工业蒸汽额定抽汽量200t/h9工业蒸汽最大抽汽量225t/h10额定工况背压6.8kPa三发电机1发电机型号QF-100-22制造厂家哈尔滨电机厂有限责任公司3额定容量117.7MVA4额定功率100MW5最大连续出力112MW6额定功率因数0.857频率50Hz8冷却方式空气冷却9励磁方式自并激励励磁系统

4、10额定转速3000r/min四电除尘器1型式双室四电场2通流面积252m23保证效率99.6%五引风机1型式离心式2选型流量388000m3/h3全压3400Pa4电动机功率630kW六烟囱（两台机组共用）1型式单筒烟囱2高度180m3出口内径4.5m二、脱硝工艺方案选择及其炉后相关设备改造2.1 脱硝技术的发展及其种类锅炉燃烧中对NOx的生成与排放的控制，始于20世纪七十年代的日本、美国和原联邦德国。经过近三十年的发展，NOx的控制总体上分为低NOx燃烧技术和烟气脱硝技术两个方面。目前常用的低NOx燃烧技术主要有：低过量空气燃烧法、空气分级燃烧法、燃料分级燃烧法、烟气再循环燃烧法和各种低N

5、Ox燃烧器。它们主要是通过降低燃烧温度、减少过量空气系数、缩短烟气在高温区的停留时间以及选择低氮燃料来达到控制NOx（抑制NOx生成）的目的。这些方法的大部分技术措施在实施时，会不同程度地遇到下列问题：1）较低温度、较低氧量的燃烧环境势必以牺牲燃烧效率为代价，因此，在不提高煤粉细度的情况下，飞灰可燃物含量会增加；2）由于在燃烧器区域欠氧燃烧，炉膛壁面附近的CO含量增加，具有引起水冷壁管金属腐蚀的潜在可能性；3）为了降低燃烧温度，推迟燃烧过程，在某些情况下，会导致着火稳定性下降和锅炉低负荷燃烧稳定性下降；4）采取的大部分燃烧调整措施均可能使沿炉膛高度的温度分布趋于平坦，使炉膛吸热量发生不同程度的

6、偏移，可能会使炉膛出口烟温偏高，影响主汽温度。5）采用这类方法运行费用较低，但由于脱硝效率低（一般为30%50%左右），不能满足日趋严峻的环保排放要求。随着环境排放标准的提高，研究开发先进的烟气脱硝技术显得十分重要。烟气脱硝方法可分成干法和湿法两类，干法有选择性催化还原（SCR），选择性非催化还原（SNCR）、非选择性催化还原（NSCR）、分子筛、活性炭吸附法、等离子梯法及联合脱硫脱氮方法等；湿法有分别采用水、酸、碱液吸收法，氧化吸收法和吸收还原法等。在这些方法中使用比较多的是选择性催化还原（SCR）和非选择性催化还原（SNCR），SNCR的主要优点是运行费用低；缺点是对温度依赖性强，脱硝率只

7、有30%50%。实际工程中应用最多的是SCR。在欧洲已有120多台大型的SCR装置得到了成功的应用，其NOx的脱除率达到8090%；到目前，日本大约有170套SCR装置，接近100000MW容量的电厂安装了这种设备；美国政府也将SCR技术作为主要的电厂控制NOx技术，我国几乎所有建设脱硝的电厂也采用此技术。因此，SCR方法成为目前国内外火电厂脱硝成熟的主流技术。SCR技术，采用的催化剂为液氨，还原剂在催化作用下，选择性地与NOX反应生成N2和H2O，从而达到脱除NOX的作用。主要反应式如下：4NH3+4NO+O2=4N2+6H2O4NH3+2NO2+O2=6N2+6H2O2.2 常规SCR系统

8、和其它低NOx技术的经济比较在众多的控制的NOx技术中，正如上文所述，其中低NOx燃烧器可以取得3050%的脱硝率，是一种有效的NOx控制技术，投资和运行费用低，但脱硝率也较低。而空气分级燃烧也能脱除2040%的NOx，费用低，但它通常与低NOx燃烧器或再燃烧技术联合使用后，可以达到3070%的脱硝率，总费用比单独使用要高。再燃烧技术可以取得4070%的脱硝率，费用中等，但比使用低NOx燃烧器和分级燃烧要高。SNCR其脱硝率有3050%，总费用大约为SCR的65%。SCR技术能够提供高达7090%的脱硝率，但其总费用也是最高的，是上述技术费用的310倍。目前，各大锅炉厂在锅炉设计中一般采用了炉

9、膛优化设计和低NOX的燃烧器，使NOX排放浓度低于400mg/Nm3，该排放量虽然有的能满足目前还实施的火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2003）的排放要求，但当燃煤质量变化后，NOX排放增大就无法满足排放标准，广东省地方于2009年7月1日开始实施的火电厂大气污染物排放标准（DB44/612-2009）NOX200mg/Nm3的要求更难以实现。采用SCR法，虽然费用比较高，但该技术能满足日趋严格的环保排放标准。2.3 SCR布置特点及省煤器改造SCR根据工艺流程的不同，又分有高含尘工艺流程布置和低含尘工艺流程布置二种。高含尘工艺流程布置的有如下特点：1）SCR反应器布置在锅炉省煤器

10、后、空气预热器之前；2）锅炉尾部烟气温度较高，因此可以满足催化剂的反应温度要求，不需要烟气加热器（GGH）将烟温提高；3）催化剂必须选择防腐和防堵材料；4）烟气的均匀布置可避免催化剂腐蚀和堵塞等问题；5）低残留的氨气量可避免转化为SO2以及硫酸氢氨的形成；6）设备容易布置，占地较小；7）适合对旧电厂的改造。低含尘工艺流程布置的特点是：1）SCR反应塔布置在电除尘器或脱硫设施（FGD）后；2）由于电除尘器或FGD后烟气温度很低，因此要满足催化剂的反应温度要求，需要设置加热器将烟温提高；3）催化剂在低粉尘及含酸等的环境中运行，材料容易选择；4）催化剂的使用寿命长；5）投资和运行成本较高，设备布置困

11、难，必须与脱硫设备统一考虑。根据上述脱硝工艺的布置特点，世界各国对新建机组普遍采用的SCR都选用高含尘工艺流程布置。对老机组根据场地小的特点，也采用高含尘工艺流程布置。因此本工程的脱硝系统推荐采用高含尘工艺流程布置。根据现有锅炉热力计算数据及锅炉满负荷运行记录，上级省煤器出口烟温在420左右，下级省煤器出口烟温约在270320之间，SCR反应器催化剂最佳反应的烟气温度为350380之间。SCR的布置有两个选择：一是布置在上级省煤器之后；二是布置在下级省煤器之后。1）SCR布置在上级省煤器之后，目前催化剂无法满足长期在420左右的烟气温度下的工作，因此必须对锅炉进行相关改造。根据锅炉厂的初步计算

12、，为满足SCR反应器进口烟气温度的要求，降低上级省煤器的出口烟温，需增加上级省煤器的受热面积。上级省煤器的受热面积由原来的1374增加到2058，上级省煤器改造后，锅炉在满负荷工况下，高温省煤器的烟气出口温度可由原设计的421降低至375左右，较好地满足SCR反应器进口烟气温度的要求。在70%负荷下，经过整体改造方案后的热力计算，高温省煤器的烟气出口温度为350，较好满足了锅炉的负荷变化的烟气温度适应性。为了使省煤器的吸热达到平衡，将下级省煤器取消一级管屏，即下级省煤器由原来的两级管屏改为一级。2）SCR布置在下级省煤器之后，270320之间的烟气温度低于催化剂的活跃温度区间，催化反应效果不佳

13、。如若装设省煤器旁路系统提高烟气温度，涉及到锅炉性能，改造工程量较大，因此中国电力工程顾问集团公司在拟的火力发电厂脱硝技术设计导则征求意见稿当中明确“SCR装置不宜装设省煤器旁路系统”。因此，针对本期工程机组情况，SCR布置在略加改造后的上级省煤器之后较佳。2.4 空预器改造目前锅炉排烟温度偏离设计值较大，近20摄氏度，为了降低目前较高的排烟温度，提高锅炉效率，锅炉厂建议对高、低温空预器进行改造。将原高温空气预热器管箱高度增加400mm，换热管子由目前光管改为螺旋槽管，其管子规格不变。高温空气预热器的面积由原来的6396增加到8734，空气出口温度由原来的331 降低到298。低温空气预热器管

14、箱由原来的立式改为卧式，管子规格由40×1.5改为50×2，管子均采用螺旋槽管。管箱面积由原来的13816增加到15451，排烟温度的设计值也随之降低到123。由于经过SCR反应器后烟气中的NH3、SO3和水汽在150250的温度区间易生成硫酸氢氨（NH4HSO4），硫酸氢氨粘灰性较强，且具有腐蚀性，为防止管子受腐蚀后损坏，将管子的外壁均镀搪瓷。为防止管子烟气侧积灰，在低温空气预热器各组管箱的上部均布置吹灰器。2.5 引风机改造电厂现有引风机风量为388000m3/h，压头为3400Pa，电机功率630kW，转速740r/min，风机和电动机选型裕量较大；根据已安装脱硝装置

15、的机组运行实测情况，锅炉增装脱硝装置之后，烟气阻力增加约1000Pa左右。根据业主规划，锅炉将进行掺烧污泥改造，锅炉掺烧污泥时燃料灰分增大，且为了降低排烟烟尘浓度，业主计划同时把四电场电除尘改为电袋除尘器（不属本期项目范围），本期烟气脱硝工程考虑将来电袋除尘器增加阻力及烟气量因素，经过对引风机进行初步校核计算，需要的风机压头4850Pa，电机功率720kW；由于掺烧污泥量不大，引风机风量基本不变。对风机设备的部件局部改造可满足压头要求，不需整套更换；现有引风机的电动机内反馈调速电机质量较差故障频繁，且功率不足，可更换为鼠笼式电机，采用高压变频装置调速。2.6 2号炉电除尘烟道改造由于目前电厂2

16、号炉电除尘器进口前烟道采用半干法脱硫，烟道与脱硝SCR反应器冲突，需对2号炉烟道及电除尘器进口喇叭口进行改造，改造后的烟道走向及电除尘器进口喇叭口与1号炉一致。2.7 结论出于以下几点因素考虑，低NOx燃烧技术改造推荐为脱硝改造首选：1）综合平衡改造投资和运行费用，优先选择经济代价最小的方案。2）低NOx燃烧器可降低SCR入口浓度，可减少还原剂氨的使用量。氨的使用量与NOx 消减量成正比，减少还原剂消耗费用，一年下来的费用相当可观。同时也可适当降低氨区投资。3）低NOx燃烧器降低SCR入口浓度，可降低催化剂的用量，降低SCR运行成本。催化剂属消耗品，成本很高。4）低NOx燃烧器降低SCR入口浓

17、度，降低催化剂的用量后，SCR反应器的体积、钢架等钢材消耗会相应减少。5）低氮燃烧技术改造后，可改善锅炉目前单燃烧神华煤的结焦结渣问题，机组目前入炉煤采用配煤方式，山西普通煤配神华煤。改造后可争取单烧神华煤或少配普通煤，降低燃料成本。在各种脱硝工艺中，SCR是最成功应用的方法，其技术成熟，脱硝效率高，因而得到广泛的应用。由于本期工程属对已有电厂实施脱硝技改项目，锅炉本体炉膛优化设计的空间十分有限，因此，本期工程除了可采用低NOX的燃烧器降低NOX排放浓度外，还推荐选用SCR脱硝技术。选用SCR脱硝技术，催化剂层数可按2+1层考虑，脱硝效率按85%设计，初期脱硝效率可暂按不低于80%考虑，最终脱

18、硝工艺和效率以环评批复意见为准。三、旺隆电厂烟气选择性催化还原技术方案3.1 设计基础参数SCR设计主要技术参数见表3-1。表3-1 SCR技术设计基础参数（1×100MW机组，按设计煤质）序号名称单位数量SCR入口烟气条件1）锅炉最大连续蒸发量t/h4202）锅炉耗煤量（设计煤质）t/h573）锅炉排烟温度1394）燃煤低位发热量kJ/kg203065）燃煤收到基含硫分%0.86）SCR系统入口处烟气温度3757）SCR入口烟气量kg/s1528）SCR入口烟气压力Pa约-2009）SCR工艺设计烟温60010）最高烟温45011）SCR入口NOX浓度（标准状态，干基，6.0%O2

19、）（低NOx燃烧器改造后）mg/Nm340012）SCR入口烟尘浓度（标准状态，干基，6%O2）g/Nm3382烟气成分1）N2%74.052）CO2%13.233）SO2%0.0764）O2%4.423系统脱硝效率%804要求净烟气NOX浓度mg/Nm31055液氨耗量（纯度99.6%）t/h0.09646负荷变化范围%501007负荷变化速率%/min58可用率%959使用年限年303.2 SCR系统及设备部分本工程脱硝工艺技术采用选择性催化还原烟气脱氮法（SCR）工艺，SCR系统主要由氨的储存和处理系统及SCR反应器和辅助系统，每炉1套脱硝装置（SCR），每套脱硝装置处理烟气量为每台锅炉

20、BMCR工况下100%的烟气量，2套脱硝装置共用1套氨区储存和处理系统。3.2.1 氨的储存和处理系统氨的储存和处理系统包括液氨卸料压缩机、液氨储槽、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储罐内，储槽输出的液氨在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入氨气稀释槽中，经水的吸收排入废水池，再经由废水泵送至废水处理厂处理。液氨储存和供应系统的控制拟由PLC实现，另外就地安装MCC手操。1）卸料压缩机选择的卸料压缩机能满足各种条件下的要求。卸料压缩机抽取储氨罐中的氨气，经压缩后将槽车

21、的液氨推挤入液氨储罐中。在选择压缩机排气量时，考虑储氨罐内液氨的饱和蒸汽压、液氨卸车流量、液氨管道阻力及卸氨时气候温度等。卸料压缩机二运一备。卸料压缩机为往复式压缩机，压缩机抽取液氨槽车中的氨气，经压缩后将槽车的液氨推挤入液氨储槽中。2）液氨储罐储罐上安装有溢流阀、逆止阀、紧急关断阀和安全阀。储罐还装有温度计、压力表液位计和相应的变送器，变送器发出信号送到PLC控制系统，当储罐内温度或压力高时报警。储罐四周安装有工业水喷淋管及喷嘴，当储罐罐体温度过高时自动淋水装置启动，对罐体自动喷淋减温。3）液氨蒸发槽液氨蒸发槽为螺旋管式。管内为液氨管外为温水浴，以蒸汽直接喷入水中，将水加热到40，再以温水将

22、液氨汽化，并加热至常温。蒸气流量根据蒸发槽本身水浴温度控制调节，当水的温度高过45时则切断蒸汽来源，并在PLC系统上报警显示。蒸发槽上装有压力控制阀，将氨气压力控制在2.1kg/cm2，当出口压力达到3.8kg/cm2时，则切断液氨进料。在氨气出口管线上也装有温度检测器，当温度低于10时切断液氨，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。4）氨气缓冲槽从蒸发槽蒸发的氨气流进入氨气缓冲槽，通过调压阀减压至1.8kg/cm2，再通过氨气输送管送到锅炉侧的脱硝系统。缓冲槽的作用在于稳定氨气的供应，避免受蒸发槽操作不稳定所影响。缓冲槽上装有安全阀。5）氨气稀释槽氨气

23、稀释槽为立式水槽，水槽的液位由溢流管维持，稀释槽设计成槽顶淋水和槽侧进水。液氨系统各排放点排出的氨气汇集后从稀释槽底部进入，通过分配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。6）氨气泄漏检测器液氨储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，提醒操作人员采取必要的措施，以防止氨气泄漏的异常情况发生。电厂液氨储存及供应系统设在远离机组大约200m的位置，并采取措施与周围系统隔离。7）排放系统液氨储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

24、送到废水处理站。8）氨气吹扫液氨储存及供应系统必须保持系统的严密性，防止氨气泄漏，氨气与空气混合造成爆炸，这是最关键的安全问题。基于此方面的考虑，本系统的卸料压缩机、液氨储槽、氨气温水槽、氨气缓冲槽等都装有氮气吹扫管。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，防止氨气泄漏和系统中残余的空气与氨混合造成危险。3.2.2 反应器和辅助系统脱硝反应系统由触媒反应器、氨喷雾系统、空气供应系统所组成。1）SCR反应器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籍导阀和烟气共同进入反应器入口。脱硝后的烟气经空气预热器热回收后进入静电除尘器和FGD系统，经烟囱后排入大气。反应器采用固定床平行通道型式，采用两层，另外预留一层作为未来触媒，脱硝效率低于需要值时安装使用，此作用为增强脱硝效率并延长有效触媒的寿命。反应器为自立钢结构型式，带有对机壳外部和内部触媒支撑结构，能承受内部压力、地震负荷、灰尘负荷、触媒负荷和热应力等。机壳外部施以绝缘包裹，支撑所有荷重，并提供风管气密。触媒底部安装气密装置，防止未处理过的烟气泄漏。触媒通过反应器外的触媒籍载器从侧门放入反应器内。2）SCR触媒（催化剂）在SCR反应器里催化剂分层布置，一般为23层。当催化剂活性降低后，依次逐层更换催化剂。催化剂结构一般有蜂窝型、板式型和波纹板