脱硝系统工艺介绍1

福建后石电厂600MW机组烟气脱硝系统及工艺特点介绍

-|dnt福建后石电厂600MW机组烟气脱硝系统及工艺特点介绍

福建漳州后石电厂由台塑美国公司(PlasticsCorpUSA)投资兴建,由华阳电业有限公司建设和运行。电厂设计装机容量为6×600MW。三大主机采用三菱公司产品,锅炉设备选用为三菱重工神户造船厂(MHI.KOBE)设计制造的MO-SSRR型超临界直流锅炉。为满足环保要求,锅炉岛设置两台除尘效率达99.85%的双室五电场静电除尘器、烟气脱硝和烟气海水脱硫装置。其中脱硫装置是目前国内电力系统内安装的最大的海水脱硫设施。烟气脱硝装置是我国大陆600MW机组安装的第一台烟气脱硝处理装置。

后石电厂烟气脱硝流程及设计参数

1、

脱硝方法及工艺流程后石电厂600MW机组脱硝采用炉内脱硝和烟气脱硝相结合的方法。炉内脱硝的方式采用PM型低NOX燃烧器加分级燃烧(三菱MACT炉内低NOX燃烧系统)脱硝法,脱硝效率可达65%以上,排放NOX浓度在180ppm左右。烟气脱硝方式采用日立公司的选择性触媒还原烟气脱硝系统(SCR法)。这套脱硝系统主要用来将锅炉排放烟气中的氮氧化物分解成无害的氮气和水,化学反应式如下:4NO+4NH3+O2—4N2+6H2O6NO2+8NH3—7N2+12H2ONO+NO2+2NH3—2N2+3H2O

液氨从液氨槽车由卸料压缩机送入液氨储槽,再经过蒸发槽蒸发为氨气后通过氨缓冲槽和输送管道进入锅炉区,通过与空气均匀混合后由分布导阀进入SCR反应器内部反应,SCR反应器设置于空气预热器前,氨气在SCR反应器的上方,通过一种特殊的喷雾装置和烟气均匀分布混合,混合后烟气通过反应器内触媒层进行还原反应过程。脱硝后烟气经过空气预热器热回收后进入静电除尘器。每套锅炉配有一套SCR反应器,每两台锅炉公用一套液氨储存和供应系统。该系统工艺流程如下:

2、

烟气脱硝(SCR)系统设计规范

烟气脱硝系统及工艺特点

后石电厂烟气脱硝SCR系统包括氨气制备系统和脱硝反应系统两部分组成。1、脱硝反应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。

烟气线路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导阀和烟气共同进入反应器入口。烟气经过烟气脱硝过程后经空气预热器热回收后进入静电除尘器。

SCR反应器反应器采用固定床平行通道型式,反应器为自立钢结构型。触媒底部安装气密装置,防止未处理过的烟气泄漏。

SCR触媒SCR系统所采用的触媒型式为平板式,其特点如下:高活化性及寿命长;低压力降、紧密性、刚性且容易处理。触媒元件主要是不锈钢板为主体,再镀上一层二氧化钛(TiO2)作为触媒活化元素。不锈钢板在镀二氧化钛前需进行处理成为多孔性材料,烟气平行流过触媒元件使压力降到最低。后石电厂烟气脱硝触媒由三层触媒单位所组成触媒区块,反应器内触媒容积380m3。

氨P空气喷雾系统

氨和空气在混合器和管路内充分混合,再将此混合物导入氨气分配总管内。氨P空气喷雾系统含供应函箱、喷雾管格子和喷嘴等。每一供应函箱安装一个节流阀及节流孔板,可使氨P空气混合物在喷雾管格子达到均匀分布。氨P空气混合物喷射配合NOX浓度分布靠雾化喷嘴来调整。

SCR控制系统每台机组的烟气脱硝反应系统的控制都在本机组的DCS系统上实现。

控制原理SCR烟气脱硝控制系统利用固定的NH3/NOX摩尔比来提供所需要的氨气流量,进口NOX浓度和烟气流量和乘积产生NOX流量信号,此信号乘上所需NH3/NOX摩尔比就是基本氨气流量信号,摩尔比的决定是在现场测试操作期间来决定并记录在氨气流控制系统的程序上。若氨气因为某些连锁失效造成喷雾动作跳闸,届时氨气流控制阀关断。SCR控制系统根据计算出的氨气流需求信号去定位氨气流控制阀,实现对脱硝的自动控制。通过在不同负荷下的对氨气流的调整,找到最佳的喷氨量。

氨供应氨气流量可依温度和压力修正系数进行修正。从烟气侧所获得的NOX讯号馈入具能计算所需氨气流量的功能。控制器利用氨气流量控制所需氨气,使摩尔比维持固定。操作温度最初设定点如下表所示:

稀释空气供应稀释空气利用风门来手动操作,一旦空气流调整后则空气流就不需随锅炉负荷而调整。氨气和空气流设计稀释比最大为5%。稀释空气由送风机出口管路引出。2、液氨储存及供应系统液氨储存和供应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槽内,储槽输出的液氨于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放氨气稀释槽中,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在1号机组的DCS上实现,就地也同时安装了MCC手操。

卸料压缩机卸料压缩机为往复式压缩机,压缩机抽取液氨储槽中的氨气,经压缩后将槽车的液氨推挤入液氨槽车中。

液氨储槽六台机组脱硝共设计三个储槽,一个液氨储槽的存储容量为122m3。一个液氨槽可供应一套SCR机组脱硝反应所需氨气一周。储槽上安装有超流阀、逆止阀、紧急关断阀和安全阀做为储槽液氨泄漏保护所用。储槽四周安装有工业水喷淋管线及喷嘴,当储槽槽体温度过高时自动淋水装置启动,对槽体自动喷淋减温。

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,以蒸气直接喷入水中加热至40℃,再以温水将液氨汽化,并加热至常温。蒸气流量受蒸发槽本身水浴温度控制调节。在氨气出口管线上装有温度检测器,当温度低于10℃时切断液氨进料,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。

氨气缓冲槽从蒸发槽蒸发的氨气流进入氨气缓冲槽,通过调压阀减压成1.8kgPcm2,再通过氨气输送管线送到锅炉侧的脱硝系统。

氨气稀释槽氨气稀释槽为容积6m3的立式水槽。液氨系统各排放处所排出的氨气由管线汇集后从稀释槽低部进入,通过分散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。

氨气泄漏检测器液氨储存及供应系统周边设有六只氨气检测器,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,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。

系统排放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,再经由废水泵送至废水处理站。

氮气吹扫液氨储存及供应系统保持系统的严密性防止氨气的泄漏和氨气与空气的混合造成爆炸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、氨气缓冲槽等都备有氮气吹扫管线。在液氨卸料之前通过氮气吹扫管线对以上设备分别要进行严格的系统严密性检查和氮气吹扫,防止氨气泄漏和与系统中残余的空气混合造成危险。

液氨储存和供应控制系统液氨储存和供应控制由1号机组的DCS上实现。所有设备的启停、顺控、连锁保护等都可从机组DCS上软实现,设备及有关阀门启停开关还可通过MCC盘柜硬手操。对液氨储存和供应系统故障信号实现中控室报警光字牌显示。烟气脱硫（硝）核心技术OI2-WFGD(SCR)研发及其在太仓发电工程的应用孙克勤张东平周长城徐海涛江苏苏源环保工程股份有限公司摘要：本文介绍了我国NOx的污染现状，对目前主流的烟气脱硝技术即选择性催化氧化还原法(SCR)的工艺特点和设计要求进行了较为详细的论述。同时介绍了苏源环保公司烟气脱硝SCR核心技术研发及工程应用规划情况，对烟气脱硝(DeNOx)技术自主化、装备国产化提出了若干建议。关键词：氮氧化物，烟气脱硝，选择性催化氧化还原法，国产化统计表明，到2000年，全国氮氧化物排放总量已达1200万吨左右，其中火电厂的氮氧化物排放比例超过40%以上。如果不进一步采取有效的氮氧化物污染排放控制措施，中国氮氧化物排放量将继续增长，2020年将达到2900万吨左右。火电厂排放的氮氧化物一直未进行控制，其排放量随着火电机组装机容量增长而逐年增加。氮氧化物是大气主要污染物之一，是造成酸雨和光化学烟雾的主要原因。20世纪40年代美国洛杉矶市发生的光化学烟雾事件促使了相关氮氧化物控制法规的诞生。从1947年California的第一个“空气污染控制区”的提案到1969年美国第一个关于NOx排放法规的制定，从20世纪70年代美国清洁空气法案的通过到1990年的清洁空气修正案的制定，从德国的“大型燃烧设备规定”到日本六易其稿(分别为1973~1975年、1977年、1983年和1987年)制定的世界上最低的NOx排放标准，世界各国尤其是发达国家对氮氧化物的控制作了不懈的努力。与二氧化硫相比，我国燃煤电厂在氮氧化物排放控制方面起步相对较晚，以致氮氧化物排放总量的快速增长抵消了对二氧化硫的控制效果。未来十年内，我国不仅要加大对二氧化硫排放量的控制力度，而且随着我国环境保护法律、法规和标准的日趋严格及执法力度的加大，逐渐开始控制电站锅炉氮氧化物排放量势在必行。因此对现有各种脱硝工艺进行调研研究，从而寻求一种适合我国国情的火电厂烟气脱硝解决方案，最终实现烟气脱硝装置的国产化显得尤为重要。目前，新建火电机组已广泛采取低氮燃烧技术，以适应新排放标准的要求。烟气脱硝技术也开始进行示范工程，待技术商业化后，氮氧化物排放要求将进一步加严。因此，为了避免重走烟气脱硫治理过程中全面依赖国外的技术与设备的教训，尽早开发整套烟气脱硝解决方案，实现技术自主、低投资、低消耗的烟气脱硝技术意义重大。1.燃煤电厂烟气脱硝的主要工艺迄今为止，世界各国开发的燃煤烟气氮氧化物治理技术种类比较多，从低氧燃烧、烟气循环燃烧、二级燃烧、浓淡燃烧、分段燃烧、低氮燃烧器等各种炉内燃烧过程的改进到现今形式各异的脱硝工艺，其中SCR法和SNCR法在大型燃煤电厂获得商业应用。其中SCR法在全球范围内有数百台的成功应用业绩和十几年的运行经验，日本和德国95%的烟气脱硝装置采用SCR技术，由于该方法技术成熟、脱硝率高、几乎无二次污染，应是国内烟气脱硝引进、消化的重点。除此之外，还有液体吸收法、微生物吸收法、非选择性催化还原法、炽热炭还原法、催化分解法、液膜法、SNRB工艺脱硝技术、反馈式氧化吸收脱硝技术等，这些方法或已被淘汰，或处于实验室研究阶段，或效率不高，难以投入大规模工业应用。目前，一些联合脱硫脱硝工艺亦在兴起，如活性炭吸附法，等离子体法，电子束法、脉冲电晕放电等离子体法、CuO法、NOxSO工艺、SNAP法等。同时脱除SOx/NOx的工艺都是以寻求比FGD和SCR工艺分开治理有更高的经济效率为目标。至今，还很少有这样的装置在大规模地工业化应用。工业化SOx/NOx联合脱除工艺是采用高性能石灰/石灰石烟气脱硫FGD系统来脱除SOx和用SCR工艺脱除NOx，该联合工艺能脱除90%以上的二氧化硫和80%以上的氮氧化物。FGD系统采用湿式工艺，SCR体系属干式工艺，FGD和SCR工艺采用不同技术各自独立工作。其优点是不管入口处SOx/NOx的浓度比为多少，它都能达到各自理想的脱除率。世界燃煤电厂脱硫脱硝一体化技术仍然以传统FGD和SCR组合工艺为主，在日本、德国、瑞典、丹麦等国家有大量工业应用。选择性催化还原法选择性催化还原法(SelectiveCatalyticReduction，SCR)是指在催化剂的作用下，以NH3作为还原剂，“有选择性”地与烟气中的NOx反应并生成无毒无污染的N2和H2O。其原理首先由Engelhard公司发现并于1957年申请专利，后来日本在该国环保政策的驱动下，成功研制出了现今被广泛使用的V2O5/TiO2催化剂，并分别在1977年和1979年在燃油和燃煤锅炉上成功投入商业运用。SCR目前已成为世界上应用最多、最为成熟且最有成效的一种烟气脱硝技术，其主要反应方程式为：4NH3+4NO+O2=4N2+6H2O(1)8NH3+6NO2=7N2+12H2O(2)或4NH3+2NO2+O2=3N2+6H2O(2a)选择适当的催化剂可以使反应(1)及(2)在200-400℃的温度范围内进行，并能有效地抑制副反应的发生。在NH3与NO化学计量比为1的情况下，可以得到高达80-90%的NOx脱除率。目前，世界上采用SCR的装置有数百套之多，技术成熟且运行可靠。我国电力系统目前最大的烟气脱硝装置—福建后石电厂600MW机组配套烟气脱硝系统采用的就是PM型低NOx燃烧器加分级燃烧结合SCR装置的工艺，主要由氨气及空气供应系统、氨气/空气喷雾系统、催化反应器等组成。液氨由槽车运送到液氨贮槽，输出的液氨经氨气蒸发器后变成氨气，将之加热到常温后送氨气缓冲槽备用。缓冲槽的氨气经减压后送入氨气/空气混合器中，与来自送风机的空气混合后，通过喷氨隔栅之喷嘴喷入烟气中并与之充分混合，继而进入催化反应器。当烟气流经催化反应器的催化层时，氨气和NOx在催化剂的作用下将NO及NO2还原成N2和H2O。NOx的脱除效率主要取决于反应温度、NH3与NOx的化学计量比、烟气中氧气的浓度、催化剂的性质和数量等。SCR系统的布置方式有三种，上述后石电厂的布置方式称为高温高尘布置方式，此外还有高温低尘及低温低尘的布置形式。高温高尘布置方式是目前应用最为广泛的一种，其优点是催化反应器处于300-400℃的温度范围内，有利于反应的进行，然而由于催化剂处于高尘烟气中，条件恶劣，磨刷严重，寿命将会受到影响。高温低尘布置方式是指SCR反应器布置在省煤器后的高温电除尘器和空气预热器之间，该布置方式可防止烟气中飞灰对催化剂的污染和对反应器的磨损与堵塞，其缺点是电除尘器在300~400℃的高温下运行条件差。低温低尘布置(或称尾部布置)方式是将SCR反应器布置在除尘器和烟气脱硫系统之后，催化剂不受飞灰和SO2的影响，但由于烟气温度较低，一般需要气气换热器或采用加设燃油或天然气的燃烧器将烟温提高到催化剂的活性温度，势必增加能源消耗和运行费用。SCR可能产生的问题主要有：（1）氨泄漏，是指未反应的氨排出系统，造成二次污染，采用合理的设计通常可以将氨的泄漏量控制在5ppm以内；（2）当燃用高硫煤时，烟气中部分SO2将被氧化生成SO3，这部分SO3以及烟气中原有的SO3将与NH3进一步反应生成氨盐，从而造成催化剂中毒或堵塞。其发生的主要副反应有：2SO2+O2=2SO3(3)2NH3+SO3+H2O=(NH4)2SO4(4)NH3+SO3+H2O=NH4HSO4(5)这主要通过燃用低硫煤、降低氨泄漏量或将SCR反应器置于FGD系统后来控制或减少氨盐的生成。（3）飞灰中的重金属(主要是As)或碱性氧化物(主要有MgO，CaO，Na2O，K2O等)的存在会使催化剂中毒或活性显著降低。（4）过量的NH3可能和O2反应生成N2O，尽管N2O对人体没有危害，但近来的研究成果表明，N2O是造成温室效应的气体之一。其可能发生的反应为：2NH3+2O2=N2O+3H2O(6)然而所有这些问题都可以通过选择合适的催化剂、控制合理的反应温度、调节理想的化学计量比等方法使其危害降到最低。SCR技术对锅炉烟气NOx的控制效果十分显著，具有占地面积小、技术成熟可靠、易于操作等优点，是目前唯一大规模投入商业应用并能满足任何苛刻环保政策的控制措施，可作为我国燃煤电厂控制NOx污染的主要手段之一。然而由于SCR需要消耗大量的催化剂，因此也存在运行费用高，设备投资大的缺点，同时对改造机组亦有场地限制，对设计水平提出了更高的要求。2.公司SCR烟气脱硝研发情况苏源环保工程股份有限公司自成立伊始就把大中型燃煤电厂的环境工程总承包作为其主营业务，并积极推动烟气脱硫装备国产化的进程，在设计个性化、工艺自主化、设备国产化等方面做出了不懈的努力，自主开发的烟气脱硫核心技术OI2-WFGD已通过江苏省经贸委和科技厅的鉴定，并成功用于600MW级机组的烟气脱硫工程中。在烟气脱硝研发方面，积极提出适合新建、扩建以及老电厂的SCR工艺。研发进程以响应国家相应政策配合其需求为目标，及其为企业介入烟气脱硝产业的战略计划提供技术保证，力争在最短的时间内建立企业承接烟气脱硝项目的技术能力为目标。2.1SCR工艺研发内容目前国际上烟气脱硝系统正向更高的脱硝效率、更低的运行消耗、更大可靠性、更小的维护需求、更有针对性等方向发展。火电行业SCR需处理的烟气量极大，相应地造成SCR反应器体积庞大、构造复杂，又要求严格的防腐，故一般造价都很高，系统的运行费用也很高。但是脱硝按目前国内政策还不能为企业直接产生经济效益，对SCR的投资和运行费的承受能力有限。可见实现烟气脱硝的难点是怎样根据每个项目的具体条件对其大而复杂的系统及众多的设计参数进行集约化、精确的综合分析，实现以最低的初投资和运行费用达到脱硝目的。传统设计技术建立在经验基础上的以系列化、典型化为特点，依据长期积累的经验，通过在系统的各个环节设置裕量系数和备用设施来统筹考虑各种不确定因素和计算误差，较为粗放，其结果准确程度依赖于经验的长期积累调整，系统的整体经济性并非最佳。SCR技术在我国火电厂工程应用业绩较少，可供借鉴的经验成果较少。因此，为了更好地适应SCR技术研发需求，必须在系统配置、系统参数优化和关键点理化特性分析三个层次利用价值工程、可靠性设计、优化设计、CAE、CFD等现代设计方法进行整体优化。2.2SCR工艺研究总体目标l实现SCR技术工程化（太仓港环保电厂四期7#600MW锅炉）；l实现绝大多数SCR核心设备国产化；l以中国化、专业化和商用化为目标推进产业化；l建立SCR相关标准体系。2.3经济效益与社会作用SCR具有占地面积小、脱硝效率高、技术成熟、运转可靠性好、技术进步快等优点，在与众多的脱硝技术比较中脱颖而出，获得了业主们的广泛青睐。相信随着SCR核心技术及成套装置的研发成功，每kW的脱硝投资费用将大大降低，其未来的市场占有率将更高。因此，研发和推广具有自主知识产权的SCR核心技术及成套装置不仅极大地推动了我国环保事业，而且大大提升了我国燃煤电厂的烟气脱硝技术与设备国产化水平，节约大量资金。本项目依托一个引进国外先进技术建设的烟气脱硝工程项目（太仓港电厂4期工程7#锅炉），运用现代设计技术对引进的SCR烟气脱硝工艺进行分析研究，同时积极利用江苏苏源环保工程股份有限公司在烟气脱硫核心技术开发中所积累的大型工艺开发经验，以实现绝大部分烟气脱硝装备的国产化，从而降低烟气脱硝设备的成本，推动我国电力环保事业的发展；对于暂时不能完全国产化的设备（比如催化剂），拟先采用国外的产品，同时开展催化剂的研发工作，待技术成熟后替代国外成品。目前，已初步完成国内烟气脱硝市场前景的分析及预测，储备和积累了相应的烟气脱硝技术，选定了SCR工艺作为首选烟气脱硝方案，与国内外先行者建立了合作关系，掌握了国际烟气脱硝技术资源信息。氨贮槽及喷射系统设计、SCR反应器的设计、SCR反应器的强度设计、SCR流场分析等相关研发设计工作已经初步完成。在此基础上。太仓港环保电厂四期7#600MW锅炉的烟气脱硝概念设计也已基本完成。3.OI2-SCR核心技术工程应用规划太仓四期机组燃用设计煤质为脱硫工程的设计煤质收到基硫分为0.7，收到基氮分为0.7，校核煤质收到基硫分为1.1，收到基氮分为0.98，如不采取脱硫脱硝措施，设计煤质二氧化硫和氮氧化物的排放量分别约为2000mg/DNm3和600mg/DNm3，校核煤质二氧化硫和氮氧化物的排放量分别约为3100mg/DNm3和800mg/DNm3，高于第Ⅲ时段火电厂锅炉二氧化硫和氮氧化物最高允许排放浓度，而且随着以后火电厂二氧化硫和氮氧化物排放标准的日趋严格，其浓度超限情况将更加严重。太仓港环保发电有限公司自成立之初就非常重视环保工作，先后委托江苏苏源环保工程股份有限公司负责一、二期(2×135MW+2×300MW)脱硫岛总承包，预计FGD系统于2004年6月至8月投入运行，并计划在三期2×300MW冷凝发电机组上首次同时实现脱硫脱硝。4.烟气脱硝装备国产化的几点建议随着SO2污染治理的深入，我国已逐步开始加强对氮氧化物治理的力度，针对工业锅炉和燃煤电厂氮氧化物排放的浓度提出了新的限制规定，相应的排放收费条例将于2004年7月开始正式实施，届时将对氮氧化物实行与SO2相同的排污费征收标准。可见脱硝产业的市场需求即将形成规模，烟气脱硝市场也将成为目前以烟气脱硫业务为主的环保公司拓展业务的战场。而国内科研院校对烟气脱硝的研究还处于起步阶段，由于烟气脱硝系统复杂、技术含量高、投资大，短期内很难形成有我国自主知识产权的烟气脱硝技术。然而烟气脱硝不能再走FGD只引进不吸收的老路，脱硝工艺的选择和装置的设计与锅炉型式和负荷、烟气条件和NOx浓度、需要达到的效率、还原剂供给条件、场地条件、预热器和电除尘器情况、FGD装置特点等因素都有一定的关系，照搬国外的技术不一定完全适合中国的国情。中国钒资源丰富，在已探明的钒储量中占11.6%，居世界第四位，位于南非(46%)、独联体(23.6%)和美国(13.1%)之后，并且在磷肥和尼龙行业所用的V2O5催化剂的国产化开发方面具有一定的经验，应充分利用这些优势，突破行业壁垒，实现优势资源组合，开发适合中国国情的SCR催化剂。现代力学及计算机技术的发展使得复杂