SCR脱硝技术介绍20140515

二0一四年五月浙江浙大海元环境科技有限公司燃煤锅炉SCR烟气脱硝技术李斌目录

一、海亮集团公司简介二、海元环境公司简介2.1海元环境简况2.2海元发展历程2.3海元技术研发能力2.4资质与荣誉2.5海元脱硝典型业绩三、SCR烟气脱硝技术介绍

一、海亮集团概况

主营产业：节能环保、基础教育、铜加工业、房地产、有机农业员工：12000名资产：431亿元营业收入：1005亿元地位：全国企业500强第157位中国民营企业500强第13位浙江省百强企业第9位

二、海元环境简况

公司主营：烟气脱硫脱硝、污水净化。公司性质：海亮集团控股95%，有限公司，高新技术企业。技术力量：员工本科以上学历者高达80%以上，具有较强的技术研发能力及工程总承包能力。经营理念：“以人为本、开拓创新、诚信服务、合作共赢”。核心价值观：“诚信、责任、合作、共赢、发展”。二、海元环境简况

海元使命：以保护环境为己任，为改善生态环境做出贡献！海元愿景：成为环保行业领先的产品和服务提供商。2.1海元发展历程

◆2004年由浙大科技园组织成立。◆

2007年海亮集团注资控股。◆2008年改名为“浙江浙大海元环境科技有限公司”。公司依托浙江大学的综合技术优势和科研资源，以及海亮集团资金、管理、市场优势。◆2013年已发展成为大气净化为主营业务的中型环保工程公司。气流分布试验装置催化剂性能试验装置Lab&TestEquipment脱硝实验室及物模试验2.1海元发展历程三、SCR烟气脱硝技术技术合作方简介SCR系统流程及总体布置还原剂CFD数模和物模性能参数我国NOX分布及政策SCR脱硝技术三、SCR烟气脱硝技术我国NOX污染形势及政策NO3-/SO42-我国NOX污染形势及政策炼焦工序废气NOX污染化工厂高浓度NOX污染三、SCR烟气脱硝技术三、SCR烟气脱硝技术我国NOX污染形势及政策GB13223-2011强制要求对火电机组装设脱硝设施辽宁中部京津冀山东半岛长三角珠三角海峡西岸武汉周边长株潭成渝三、SCR烟气脱硝技术1、NOx的来源通常以NOx表示NO（90%）和NO2（10%）天然源：闪电、火灾、大气中NH3、N2O的氧化人为源：燃煤电厂、硝酸厂、汽车排放等三、SCR烟气脱硝技术2、NOx的危害性（酸雨的定义）降水pH<5.6称为酸雨三、SCR烟气脱硝技术2、NOx的危害性（受酸雨破坏的红杉树）三、SCR烟气脱硝技术2、NOx的危害性（臭氧层受破坏）三、SCR烟气脱硝技术2、NOx的危害性（光化学烟雾事件）NOx与HC等污染物，在合适的气象、地理条件下，受强烈的光照后形成光化学烟雾。1940年首次出现于美国洛杉矶。现象：强烈刺激性的浅蓝色烟雾使能见度降低；行人眼睛红肿流泪，刺激呼吸系统，损害肺功能；橡胶开裂，植物叶片受毒变黄以致枯死。三、SCR烟气脱硝技术2、NOx的危害性（温室效应）技术合作方简介三、SCR烟气脱硝技术丹麦FLOW-VISION公司,是一家具有20多年专业从事水泥、垃圾焚烧、火电烟气脱硝的技术公司。在欧洲有近120台套脱硝业绩。FLOW-VISION公司于1996年进入中国市场，有众多运行良好的SNCR+SCR脱硝业绩。公司与FLOW-VISION公司在垃圾焚烧、水泥、热电和火电行业的SNCR/SCR全面合作，有业绩近30台套。美国福泰克燃料公司是一家具有50多年专业从事火电厂烟气脱硝技术公司。浙大海元与之在国内有多台套的SCR项目合作。在欧洲与丹麦flow-vision、德国fisia-babock、德国balcke-durr等公司进行烟气脱硝技术交流及培训。三、SCR烟气脱硝技术SCR技术合作方-浙江天地环保工程有限公司三、SCR烟气脱硝技术SCR技术合作方-浙江天地环保工程有限公司三、SCR烟气脱硝技术天地环保是浙江能源下属公司，2002年引进美国B＆W公司的脱硝、脱硫技术，建设的大型脱硝业绩众多，技术力量强大，市场占有率居全国同行第六位。SCR系统流程及总体布置LNB+SNCR(SCR)+ESP+WFGD+WESP三、SCR烟气脱硝技术左图为：宁波北仑2×1000MW新建机组，配置SCR脱硝装置。SCR系统流程及总体布置对于新建机组，SCR脱硝反应器支撑框架与锅炉整体考虑。反应器与空预器的连接顺畅，不易堵灰。三、SCR烟气脱硝技术SCR系统流程及总体布置改造增设SCR脱硝装置，反应器支撑框架宜独立设置，与锅炉整体考虑时，应校核补强。反应器出口与空预器的连接不在同一轴线上。乐清二期2×660MW机组改造增设SCR脱硝反应器。三、SCR烟气脱硝技术SCR烟气脱硝系统流程示意图300℃~420℃三、SCR烟气脱硝技术

SCR脱硝技术已经成功应用于大量工业装置，其原理是将还原剂（液氨、氨水、尿素）注入温度约为300℃～420℃的烟气中，还原剂与NOx在催化剂的作用下进行选择性反应,NOx被还原成氮气和水。主要反应式为：4NO+4NH3+O24N2+6H2O2NO2+4NH3+O23N2+6H2O（有利）主要副反应:4NH3+3O22N2+6H2O

NH3+H2O+SO3NH4HSO4（有害）NH3+O2NOX+H20300℃～420℃是“效率、安全、经济”平衡的选择。SCR脱硝机理催化剂催化剂三、SCR烟气脱硝技术三、SCR烟气脱硝技术

氨首先被催化剂活化成氨基，再与烟气中的NO偶合，形成了极易降解为N2和H2O的亚硝基中间产物。随着还原态的催化剂被烟气中的氧气所氧化，催化剂得到复原，实现了催化循环。

原烟气NH3

催化剂NOxNOxNOxNH3NH3NH3NOxNOxN2N2H2OH2OH2O净烟气NOX(mg/Nm3)=NO(ppm)×2.05×(21-6)÷(21-O2)÷0.95原烟气NH3

催化剂NONONONH3NH3NH3NOxNOxN2N2H2OH2OH2O净烟气SCR脱硝机理三、SCR烟气脱硝技术SCR脱硝机理入口NOX的换算：NOX(mg/Nm3)=NO(ppm)×2.05×(21-6)÷(21-O2)÷0.95理论氨氮比（NSR）的计算：NSR=η+（NH3逃逸浓度ppm）/（NOX入口浓度ppm）三、SCR烟气脱硝技术净烟气原烟气催化剂整流器喷氨系统组成及关键技术—反应器烟道导流板通过CFD数模计算和1：10物模测试优化烟道设计、增设导流板、反应器前加整流器，优化流场，使进入第一层催化剂表面烟气达到：烟气入射角偏差＜10°防冲刷、磨蚀烟气速度偏差＜15%防冲刷、防NH3逃逸NSR偏差＜5%防NH3逃逸温度偏差＜±15℃三、SCR烟气脱硝技术系统组成及关键技术—反应器反应器内防止原烟气短路设计三、SCR烟气脱硝技术系统组成及关键技术—反应器在我国绝大多数大型燃煤电站省煤器出口温度在50%负荷下也大于320℃，一般情况下不设该旁路。在脱硝装置没有投运时保护催化剂，延长催化剂寿命，但政策层面鼓励取消旁路。飞灰浓度≥50g/Nm3时，反应器前烟道下宜设集灰斗。省煤器旁路三、SCR烟气脱硝技术系统组成及关键技术—反应器避免催化剂烧结的风险。提资正确性评估；防止450℃以上持续；避免启动和低负荷运行时烟气结露。冷启动时，催化剂预热；在温度低于设定限值时停止喷氨。避免启动时油沾污及已污染时的处置。分段升温；等离子；蒸汽雾化；适时吹灰；后期装催化剂。取消反应器旁路时运行中的对策三、SCR烟气脱硝技术系统组成及关键技术—反应器锅炉爆管时的对策。切断热侧燃料；排水；温降达快时预热。防止水气在催化剂区凝结。避免灰负荷过大的对策。

合适的烟气流速；合适的吹灰方式及频率。取消反应器旁路时运行中的对策三、SCR烟气脱硝技术4.4吹灰系统

系统组成及关键技术—吹灰器灰浓度≤40g/Nm3时，即使选用用蜂窝式催化剂，仅用声波清灰就够了。气源压力过滤，材质。三、SCR烟气脱硝技术4.4吹灰系统

系统组成及关键技术—吹灰器大于灰浓度≥40g/Nm3或飞灰具有较大粘性时，宜采用声波清灰+蒸汽吹灰组合。三、SCR烟气脱硝技术

项

目声波清灰器蒸汽吹灰器主要原因和决定因素功能效果优越较差作用机制不同：声波是急剧、交变、反复振动作用力，产生的悬浮、剥离、疲劳机制，而且能量是可传播、可绕射的作用到边角落，蒸汽是冲击机制，作用限制于直射位置范围。投资较少较多由于蒸汽吹灰器的附属外围设备复杂且要求高于声波清灰，增大了设备总投资。运行费用很少很大由于声波清灰器选用了免维修大功率高品质类型产品。安全可靠性很好较差声波清灰器结构简单且介质中不含水份，没有化学反应，对催化剂及附件不会有任何不良影响。外围附属设备简单复杂蒸汽吹灰系统的管线、阀门、降温减压、控制等要求较高，需要经常维护。寿命较长较短蒸汽吹灰系统设备多，故障也多。系统组成及关键技术—吹灰器三、SCR烟气脱硝技术系统组成及关键技术—催化剂的种类蜂窝式，活性高、表面积大，催化剂用量小，性能稳定板式，不锈钢骨架，适宜于高尘环境，易磨损及中毒后活性下降快，催化剂用量稍大波纹式，纤维基材,适宜于低尘环境锐钛型TiO2为载体,V2O5为活性组分，WO3和MoO3为助剂。三、SCR烟气脱硝技术催化剂催化剂模块间的密封

催化剂箱体系统组成及关键技术—催化剂的制备三、SCR烟气脱硝技术项目蜂窝式催化剂波纹式催化剂板式催化剂加工工艺均匀挤压成型后煅烧覆涂式双侧挤压成型比表面积大小中等同等条件所需体积量100153～176130抗中毒能力强中等强安全性发生过烧毁助燃发生过烧毁持久性好较差较强抗磨损性较好较差较好防堵灰能力一般较差较好可靠性较好一般较好综合成本低一般较低系统组成及关键技术—催化剂性能比较三、SCR烟气脱硝技术系统组成及关键技术—催化剂用量的选型24000h寿命保证的催化剂用量比16000h时多15%的用量三、SCR烟气脱硝技术设计基本体积量(m3)+运行工况波动余量+堵塞余量+燃料与设计偏差余量系统组成及关键技术—催化剂的选型Dust≥50g/Nm3选用板式催化剂，节距≥7.0mm,反应器前应设置烟道集灰斗Dust≤40g/Nm3选蜂窝式40g/Nm3＜Dust＞50g/Nm3采用板式或蜂窝式Dust＞40g/Nm3或飞灰粘性很大时，应采用声波+蒸汽联合吹灰模式三、SCR烟气脱硝技术系统组成及关键技术—催化剂的失活粗颗粒飞灰，对催化剂迎风面的磨蚀，机械强度下降造成的粉碎或解体属失活。物理失活无法再生。一、磨蚀、粉碎或解体三、SCR烟气脱硝技术二、堵塞、遮蔽系统组成及关键技术—催化剂的失活飞灰堆积堵塞微孔通道。NH4HSO4等铵盐遮蔽催化剂活性表面。CaSO4·2H2O等爆米花状堵塞催化剂微孔通道。三、SCR烟气脱硝技术堵塞、遮蔽，可再生三、烧结、碳结焦、碱金属和砷中毒系统组成及关键技术—催化剂的失活温度大于450℃的烧结，晶体变粗，活性下降，加WO3As与催化剂表面的活性位结合，造面永久性失活。低温表面积炭结焦导致的失活K+、Na+造成酸性位被中和，活性下降。碱金属K+、Na+中和了催化剂表面的酸性活性位，可再生永久性失活，不可再生三、SCR烟气脱硝技术系统组成及关键技术—催化剂的安装催化剂单元之间及单元与反应器内侧间应有防止烟气短路的措施。三、SCR烟气脱硝技术系统组成及关键技术—催化剂的安装催化剂安装系统组成及关键技术—催化剂的安装三、SCR烟气脱硝技术吊装中的催化剂箱体

安装中的催化剂箱体

系统组成及关键技术—催化剂的安装三、SCR烟气脱硝技术吊装中的催化剂箱体

安装中的催化剂箱体

系统组成及关键技术—还原剂喷射技术三、SCR烟气脱硝技术系统组成及关键技术—还原剂喷射技术三角翼混合器特点：特点：两个反方向的旋涡，混合效果好内件少，故障少较短的混合段，NH3三、SCR烟气脱硝技术混合器工作原理系统组成及关键技术—还原剂喷射技术省煤器出口烟道的涡流混合器物理模型三、SCR烟气脱硝技术锅炉出口与第一层催化剂截面烟气温度的分布系统组成及关键技术—还原剂喷射技术整流器三、SCR烟气脱硝技术喷氨格栅系统组成及关键技术—还原剂喷射技术两种带不同静态混合器喷氨的格栅三、SCR烟气脱硝技术系统组成及关键技术—还原剂喷射技术氨喷射格栅氨分布均匀；无需较长混合段；部分喷嘴堵塞，对系统影响小。三、SCR烟气脱硝技术

系统组成及关键技术—还原剂储存、制备系统（液氨）液氨属危险品，环境余氨监测，与消防联锁；高温（40℃）和高压（15.5bar）报警；连锁氨罐冷却水喷淋；释放的氨气通过水洗涤系统处理。三、SCR烟气脱硝技术

系统组成—还原剂储存、制备系统（液氨）三、SCR烟气脱硝技术

液氨储罐冷却喷淋系统启动实景系统组成及关键技术—还原剂储存、制备系统（液氨）三、SCR烟气脱硝技术

4.3.3尿素作为还原剂系统图系统组成及关键技术

—尿素水解制氨40%5%NH35Bar,157℃1mol尿素=2molNH3；产NH3量大,与负荷变动的适应性好,可同时供多个反应器；能耗较热解法低。三、SCR烟气脱硝技术

a、尿素热解塔

b、尿素溶液喷洒精控阀门架

c、尿素溶液喷枪效果实景

acb系统组成及关键技术

—尿素热解制氨三、SCR烟气脱硝技术

系统组成及关键技术

—尿素热解制氨热解法特点分析安全性高。能耗高；（350℃~650℃，确保热解炉出口温度≥350℃）NH3得率低于水解法，副反应产生三聚氰酸、三聚氰酸一酰胺等聚合物，1mol尿素＜2molNH3，喷枪的维护。炉气中带尘、杂质多，对催化剂寿命有影响（可能）。产气量受限制，负荷波动或浓度波动的响应稍慢，单台热解炉不可能同时供应多条反应器。三、SCR烟气脱硝技术

SCR还原剂液氨尿素热解尿素水解脱硝剂成本便宜（1.0）最贵（约1.8）贵（1.5）生成1kg氨气所需要的原料量1.01kg（99%氨）1.78kg尿素1.76kg尿素运输方式、距离不宜远距离可远距离可远距离安全性有毒无害无害储存条件高压常压常压储存方式储罐（液态）料仓（微粒状）料仓（微粒状）初始投资费用便宜贵贵运行费用便宜，需要热量蒸发液氨贵，需要高温热量蒸发贵，需要高热量水解尿素和蒸发氨设备安全要求有相关法律规定基本不需要基本不需要系统组成及关键技术—还原剂经济的比较三、SCR烟气脱硝技术系统组成及关键技术—催化剂寿命管理计划三、SCR烟气脱硝技术

NOX排放浓度和/或脱硝效率达到设计要求；（单层催化剂50%，两层75%以上）氨逃逸率控制在3ppm以下；

SO2/SO3转化率小于1%；系统组成及关键技术—性能保证催化剂寿命管理计划催化剂寿命在同时达到上述三指标时，不低于16000~24000小时。三、SCR烟气脱硝技术3层运行+1层备用安装第4层催化剂移去活性最差的一层移第1层再生再生后置于备用层安装至第1层移第2层再生安装至第二层移催化剂再生再生催化剂安装新催化剂增加法再生法系统组成及关键技术--催化剂寿命管理计划三、SCR烟气脱硝技术系统组成及关键技术—催化剂的再生蜂蜜式或波纹催化剂再生

—原使用环境尘较低，水洗后热还原法。

—碱金属中毒严重的，采用酸液浸泡、清水冲洗、热风干燥。

—As2O5、P2O5中毒,采用碱液浸泡、酸浸泡、干燥；活性元素水溶液浸渍。板式催化剂再生压缩空气冲刷、去离子水冲洗、热空气吹干。三、SCR烟气脱硝技术蜂窝式催化剂清洗前后外观对比图

系统组成及关键技术—催化剂再生三、SCR烟气脱硝技术催化剂药剂再生（修补）催化剂再生后干燥系统组成及关键技术—催化剂再生三、SCR烟气脱硝技术系统组成及关键技术—废弃催化剂的处置催化剂本身毒性并不大，TiO2无毒性，但超细，防吸入，V2O5

、P2O5都是微毒；关键是烟气中的As、

Hg等重金属在催化剂上的富集，所以报废催化剂属危险固体废物。压碎填埋处理，防渗处理。板式催化剂中的金属可回收利用。

三、SCR烟气脱硝技术四、部分脱硝业绩序号工程名称规模参数脱硫、脱硝工艺承包方式1浙江嘉兴发电厂烟气脱硝工程2×300MWSCREPC2浙江萧山发电厂烟气脱硫工程2×135MWWFGDEPC3浙江长兴发电有限责任公司烟气脱硫工程4×300MWWFGDEPC4浙江长兴发电有限责任公司烟气脱硝工程4×300MWSCREPC5浙江浙能兰溪发电厂烟气脱硫工程2×600MWWFGDEPC6浙江浙能兰溪发电厂烟气脱硝工程2×600MWSCREPC7浙江温州发电有限公司烟气脱硝工程2×300MWSCREPC8浙江浙能乐清发电厂烟气脱硝工程2×660MWSCREPC9浙江嘉化能源化工自备电厂烟气脱硝工程3×450t/hSCR/SNCREPC10河北保定热电2×450t/hSNCRPC11山东济矿阳城电厂2×480t/hSNCREPC12浙江荣晟环保纸业股份有限公司脱硫、脱硝工程1×330t/hSNCR+WFGDE四、部分脱硝业绩13奎屯锦疆热电有限公司烟气脱硝工程2×450t/hSCREPC14绍兴美佳热电有限公司烟气脱硫工程1×480t/hWFGDEPC15河南三门峡开曼铝业8#炉烟气脱硫、脱硝工程1×260t/hSCR+WFGDEPC16浙江中嘉华宸热电烟气脱硝工程2×75t/hSNCR+DFGDEPC17浙江古越龙山玻璃瓶厂烟气除尘、脱硝、脱硫环保工程2×5万吨/年ESP+SCR+WFGDEPC18浙江春晖环保能源有限公司生活垃圾、污泥焚烧烟气脱硝工程2×75t/hSNCREPC19山东金锣热电烟气脱硝工程1×260t/hSNCREPC20海南金海纸业动力厂2×450t/hSNCREPC21浙江建德建业热电有限公司2×75t/hDFGD+SNCREPC22山东高密垃圾焚烧尾气净化项目2×75t/hDFGF+FFEPC23河北玉晶玻璃瓶有限公司600t/dEP+SCREPC24浙江上峰水泥集团脱硝工程1×2500t/dSNCREPC四、部分脱硝业绩25浙江建德红狮水泥有限公司脱硝工程2×5000t/dSNCREPC26浙江桐庐红狮水泥有限公司烟气脱硝工程1×5000t/dSNCREPC27湖南衡阳红狮水泥有限公司烟气脱硝工程1×5000t/dSNCREPC28新疆库车红狮水泥有限公