燃煤电厂脱硝技术综述

关键词： 污染物 大气 氮氧化物 污染

燃煤电厂脱硝技术综述（精选八篇）

燃煤电厂脱硝技术综述 篇1

近年来随着我国社会经济的不断发展, 环境问题日趋突出, 雾霾等重度污染天气的出现已经严重影响了我国的生态环境及人民群众的身体健康。氮氧化物作为一类重要的大气污染物, 直接导致了大气状况的恶化。氮氧化物中NO和NO2是主要的大气污染物, 将导致光化学污染、酸雨及雾霾。随着氮氧化物排放量的日益增大, 我国酸雨类型已由硫酸型向硫酸与硝酸复合型转变。为了遏制大气污染, 必须采取有力措施对氮氧化物的排放进行控制[1]。

2010年我国排放了2274万吨NOX, 专家预测到2020年我国NOX排放量将达到3000万吨, 大气环境污染压力巨大。据统计, 我国NOX的来源主要包括:燃煤火力电厂、机动车和工业炉窑。燃煤电厂排放的NOX占每年排放量的35%-40%, 因此控制燃煤电厂排放的NOX具有重要意义。“十二五”期间, 环境保护部新增了NOX约束性指标, NOX减排已成为国家环境保护的重要任务。随着《火电厂大气污染物排放标准》 (GB 13223-2011) 的颁布实施及《关于加快燃煤电厂脱硝设施验收及落实脱硝电价政策有关工作的通知》提供了脱硝电价政策的支持, 将极大推动我国燃煤电厂脱硝项目的开展[2]。

2 燃煤电厂氮氧化物的产生途径

燃煤发电厂化石燃料燃烧时产生的氮氧化物主要包括NO、NO2及N2O, 其中NO占比例最大。燃煤发电厂中氮氧化物的产生量与进入反应系统的总氮量及燃烧方式密切相关, 氮氧化物产生方式主要有燃料型 (fule NOx) 、热力型 (tehrmal NO) x及快速型 (prompt NOx) [3]

2.1 燃料型。

燃煤中含有一定量的氮元素, 含量在0.5%-2.5%之间, 通常以氮原子与各种碳氢化合物结合成氮的环状或链状化合物的形式存在。在燃烧时空气中的氧与氮原子结合生成氮氧化物, 称之为燃料型NOx。

2.2 热力型。

空气中的氮气在煤燃烧状态下氧化所生成的氮氧化物被称之为热力型NOx。根据前苏联学者吉利多维奇提出的机理, 空气中的氮气在高温中经过一系列反应被氧化。所经过的反应如下:

在富燃料状态下会发生如下反应:

燃烧温度及氧含量对热力型NOx的产生影响巨大。

2.3 快速型。

当燃料中的碳氢化合物富集时, 在燃烧区附近会快速生成NOx。它是燃煤燃烧时产生烃类 (CH、CH2、CH3) 撞击空气中的氮分子产生CN、HCN, 而后再氧化成为NOx。

在燃煤锅炉中, 快速型NOx产生量较小, 在燃用不含氮的碳氢燃料低温燃烧时, 快速型NOx产生才被重点考虑。

3 控制燃煤电厂中氮氧化物排放的措施

针对燃煤电厂中氮氧化物排放的控制方法主要有燃烧中控制和燃烧后控制。燃烧中控制是指通过调整燃烧方式、生产工况来降低氮氧化物的生成量, 主要方法为低氮燃烧技术;燃烧后控制主要指的是烟气脱硝技术[4]。

3.1 低氮燃烧技术。

低氮燃烧技术主要包括:分级燃烧技术、浓淡型低NOX燃烧器、烟气再循环NOX燃烧器以及其他类型的低NOX燃烧器。

低氮燃烧技术具有技术成熟、应用广泛、结构简单、经济有效、适合已有机组改造等特点。但一般情况, 低氮燃烧技术氮氧化物去除效率不超过50%。

3.2 烟气脱硝技术。

由于低氮燃烧技术对燃煤锅炉产生氮氧化物的去除效率有限, 已经不能够达到国家相关排放标准。进一步提升氮氧化物的去除效果需要对排放的烟气进行脱硝处理。烟气脱硝工艺主要包括湿法和干法两大类。湿法有气相氧化液相吸收法 (电子束照射法, 选择性催化还原, 选择性非催化还原和炽热碳还原法及低温常压等离子体分解法) 和液相氧化吸收法。干法包括选择性催化还原法 (SCR) 、选择性非催化还原法 (SNCR) 。

选择性催化还原法 (SCR) 是利用NH3在适当的温度及相应的催化剂条件下, 将烟气中的氮氧化物转化为N2和H2O的一种脱硝技术。该方法于20世纪70年代由日本首先投入实际应用, 具有技术成熟、脱硝效率高、运行可靠及便于维护和操作等优点, 是目前应用最为广泛的一种烟气脱硝方法。

3.2.1 选择性催化还原法 (SCR) 原理。

选择性催化还原法 (SCR) 是一种复杂的化学反应, 主要反应过程是氮氧化物在一定温度及催化剂存在的条件下, 作为还原剂的碳氢化合物、氨、尿素等将其还原为H2O和N2, 最终达到污染减排的目的[5]。燃煤锅炉使用的还原剂主要为液氨、氨水及尿素。选择性催化还原法 (SCR) 的主要反应方程式:

由于烟气氮氧化物中NO占90%以上, 所以脱硝的反应以反应 (1) 和反应 (3) 为主。在反应过程中NH3有选择的与NOx反应, 最终生成N2和H2O。在没有催化剂的情况下, 此类反应进行的温度区间较窄, 不适合于电厂的实际生产, 在选用适当的催化剂的条件下, 可以降低反应适应的温度, 加快反应进度[6]。

3.2.2 选择性催化还原法 (SCR) 催化剂。

催化剂是烟气脱硝选择性催化还原法的关键。催化作用的原理是NH3吸附在催化剂表面, 与NO反应, 最终生成N2和H2O。作用过程: (1) NH3、NOX和O2从电厂烟气中扩散到催化剂表面并进一步向催化剂表面微孔扩散; (2) NOX和O2与在催化剂活性点的NH3反应生成N2和H2O; (3) 生成的N2和H2O从催化剂表面逐步扩散到外界环境中。目前, 催化剂的种类主要有:贵金属催化剂;金属氧化物催化剂;沸石分子筛催化剂;活性炭催化剂。工业用较多的为金属氧化物催化剂, 常见的是氧化钛基V2O5-WO3/Ti O2催化剂。其中V2O5是起主要活性作用的主催化剂;WO3是能够改善催化剂效能的助催化剂;Ti O2是催化剂的载体。脱硝反应器一般布置在除尘器之前, 恶劣的工作条件给催化剂的应用增加了困难。为了防止灰尘堵塞, 增加脱硝反应器结构强度, 一般将催化剂固定在不锈钢板或制成蜂窝陶瓷状, 就构成了平板式催化剂和蜂窝式催化剂, 其中蜂窝式接触面积较大、脱硝效率较高, 市场占有率在60%以上。

3.2.3 选择性催化还原法 (SCR) 还原剂。

燃煤电厂使用的脱硝还原剂有液氨、氨水和尿素, 其中较常用的还原剂为液氨和尿素。 (1) 液氨法:液氨由专用的运输车辆运送至电厂储氨罐, 经过卸氨压缩机, 将槽车的液氨送至储氨罐。而后液氨通过汽化器加热成为气态氨, 进入稳定氨气压力的缓冲罐。从缓冲罐调节压力的氨气需要在氨气/空气混合器中与来自风机的空气充分混合, 最后通过注氨格栅均匀的与烟气混合, 共同进入SCR催化反应器。氨气与空气混合物的爆炸极限是16%-25% (最易爆炸浓度为17%) , 液氨属于危险物质, 在电厂应用时应采取相应措施保证安全。 (2) 尿素法:运送至电厂的尿素投入搅拌混合罐, 经过搅拌器的作用, 使尿素完全溶解, 然后通过提升泵将尿素溶液输送至水解槽, 在水解槽中, 尿素溶液通过蒸汽预热器加热到所需的反应温度, 然后与水反应:NH2CONH2+H2O→2NH3+CO2

尿素法相比液氨法安全性上更有保障, 运输、储存方便, 但设备较为复杂, 且初期投资较大。

液氨法和尿素法在技术上都是成熟、稳定的, 液氨法系统在运行、投资费用较低, 但液氨存在一定的安全风险, 需要严格的安全保障措施。尿素法较为安全, 但投资、运行成本较高, 且设备较为复杂。在实际应用中电厂选用液氨法较多, 有更多安全考虑会选择尿素法。

3.2.4 SCR设备安装位置。

燃煤电厂SCR设备安装位置通常有高温高尘区布置、高温低尘区布置及低温低尘布置三种方式。 (1) 高温高尘区布置。SCR反应器安装在省煤器和空气预热器之间, 这种布置的优势在于烟气进入反应器的温度会在适宜催化剂活性的300℃-500℃烟气不需要再进行加热就可以进行反应, 取得较好的脱硝效果, 是目前电厂布置SCR反应器最多的一种方式。但由于该布置方式位于除尘器之前, 烟气处于高尘状态, 会对催化剂造成一定影响, 如蜂窝式催化剂堵塞、催化剂受到飞灰中的有害物质干扰导致催化剂中毒, 因此这种布置方式需要加大催化剂的布置体积。 (2) 高温低尘区布置。SCR反应器布置在电除尘器和空气预热器之间。此种布置虽然避免了高尘和高温的一些影响, 但需要采用高温除尘器, 相应的成本和运行要求都有提高。 (3) 低温低尘布置。SCR反应器布置在空气预热器和脱硫装置后, 这样的布置烟气温度和粉尘都处于较低的水平, 减少了粉尘到催化剂的影响, 但由于烟气温度过低, 通常需要换热器或者燃烧器等装置将烟气提高到催化剂的活性温度, 这将增加整套装置的运行成本。在我国燃煤电厂实际应用中, 影响SCR反应装置安装位置的主要是催化剂所需要的适宜温度, 因此高温高尘区布置是主要的布置方式。

4 结论

本文探讨了燃煤电厂中NOX的产生机理, 介绍了低氮燃烧和SCR法烟气脱硝的技术原理和特点。应合理的采用燃烧方式与污染控制技术, 将低氮燃烧和SCR法烟气脱硝结合应用, 才能大幅度的削减NOX的排放量。

摘要：随着大气环境质量的日益恶化, 人们的环保意识逐渐增强, 如何降低燃煤电厂NOX的排放成为迫切需要解决的问题。本文介绍了燃煤电厂中NOX的形成机理, 并对低氮燃烧技术及选择性催化还原烟气脱硝技术特点进行探讨, 对燃煤电厂降低烟气中NOX排放具有积极指导意义。

关键词：燃煤电厂,脱硝,低氮燃烧,SCR法烟气脱硝

参考文献

[1]吴晓青我国大气氮氧化物污染控制对策[J].环境保护, 2009, (8) :9-11.

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[3]周菊华.火电厂燃煤机组脱硫脱硝技术[M].北京:中国电力出版社, 2012.

[4]刘慧亮, 张晶, 郑利霞.我国燃煤电厂氮氧化物控制现状及建议[J].内蒙古环境科学, 2009, 21 (5) :67-69.

[5]朱林, 吴碧君, 段玖祥等.SCR烟气脱硝催化剂生产与应用现状[J].中国电力, 2009, 42 (8) :61-64.

燃煤电厂脱硝技术综述 篇2

关键词：燃煤电厂；W火焰炉；SCR法烟气脱硝技术；选型；布置优化

中图分类号：X77 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2016）21-0177-02

1 概 述

NOx是产生酸雨、光化学烟雾、温室效应和臭氧层破坏的主要前驱物，这也是导致我国雾霾频发的根本原因之一[1]。国务院于2013年9月10日发布了《大气污染防治行动计划》来推进大气污染防治工作[2-3]。

为了应对日益严重的雾霾问题，2014年6月7日，国务院办公厅印发了《能源发展战略计划（2014-2020年）》，同时国家多部委也联合下发《煤电节能减排升级与改造计划（2014-2020年）》，就煤电节能减排提出了新的要求和升级改造“时间表”，同年，中国开始执行火电大气污染排放新标准，NOx的排放限值降为50 mg/m3[4-7]。

由此可见，随着国家环保政策的日趋严格，NOx减排将依然是我国“十三五”期间的工作重点。为充分落实广东省环境保护厅粤环【2011】3号文精神，同时把韶关电厂建设成“环境友好型、资源节约型”绿色环保型电厂，韶关发电厂开展了在运的10、11号机组的烟气脱硝改造工作。

2 烟气脱硝工程概况

韶关发电厂10、11号机组为2×300 MW燃煤机组，其中锅炉为东方锅炉厂生产的DG1025/18.2-II15型W火焰炉，为亚临界、中间再热、自然循环汽包炉， 双拱型单炉膛，W形火焰，平衡通风，固态排渣，轻油点火的燃煤锅炉。

10、11号机组炉后设有空预器和送风机构架，该二处构架采用钢框架结构，原有构架的地下基础为：

10号机为天然承台钢筋混凝土基础，11号机为冲孔桩钢筋混凝土基础，该二处的结构及其基础未预留脱硝SCR反应器及相关平台的荷载[2]。

为了确保烟气脱硝工程的有效实施及实现氮氧化物的减排，进行了充分的考察调研，韶关发电厂最后确定采用高灰型选择性催化还原烟气脱硝（SCR）工艺，催化剂层数按“2+2”模式布置，初装2层预留2层；每套脱硝装置均根据处理烟气量为100%、脱硝效率不低于90%和其他工况条件下进行整体设计。

3 SCR 烟气脱硝技术原理及工艺系统

3.1 技术原理

本工程采用高灰型选择性催化还原（SCR）烟气脱硝技术，氨（NH3）作为还原介质， 主要由供氨与喷氨系统、催化反应系统、烟气管道与电气控制系统等组成。

反应器布置在锅炉省煤器出口与空气预热器入口之间，来自锅炉省煤器的热烟气在进入SCR反应器前，位于SCR反应器的上游烟道中喷入氨（NH3）， 使氨与烟气充分均匀混合后进入反应器。

氨在催化剂的作用下，在有氧气的条件下选择性地与烟气中的NOx发生还原反应， 将NOx转换为无害的氮气（N2）和水蒸气（H2O）。

根据设计，在催化剂化学寿命期内，在布置两层催化剂的条件下，每套脱硝装置脱硝效率均不小于80%；在布置三层催化剂的条件下，每套脱硝装置脱硝效率均不小于90%。

SCR反应器内的主反应过程为：

4NO+4NH3+O2 催化剂 4N2+6H2O

6NO2+8NH3 催化剂 7N2+12H2O

NO+NO2+2NH3 催化剂 2N2+3H2O

3.2 工艺系统

烟气经SCR装置入口补偿器、AIG喷氨格栅、反应器入口补偿器，然后进入反应器内（无旁路烟道），还原剂（氨）在催化剂的作用下与烟气中的氮氧化物反应，从而去除烟气中的NOx。经处理后的烟气直接进入锅炉空预器内。

本工程每台锅炉配置2台脱硝反应器，反应器的截面尺寸为13.9 m×7.95 m，每台脱硝反应器设计成2+2层催化剂布置方式，其中下面2层为预留层。每层含有7×8个催化剂模块。模块之间和与反应器壁之间采用密封板密封。

可以通过模块化的催化剂结构来保证催化剂的结构始终处在相同的规格下，并且还可以通过该方式来体现出其互换性的特点，控制催化剂反应时间。催化剂选型过程中，工作人员要关注燃料微量元素作用特性，避免因为微量元素的影响，导致出现催化剂中毒等问题。

在添加新催化剂之前，要对催化剂的体积进行明确，保证催化剂的体积可以满足脱硝要求，控制氨逃逸率，提升工作安全性。催化剂模块可以通过钢结构框架来实现，提升运输、安装以及起吊等多方面的工作效率。烟气是可以和氨气相互作用的，通过混合的形式到达反应器中。而工作人员要在反应器入口的位置设置一些可以让气流比较均匀分布的装置。反应器的主要构成因子包含入口气流均布装置、催化剂支撑梁以及密封板等。在反应器内部空间，还要通过还原剂等对烟气当中的氮氧化物进行处理，使其生成氮气以及水，减少气体中NOx的含量[3]。

4 脱硝装置设计与布置

工程设计立足于现阶段烟气排放达标，兼备环保政策发展应变空间之需。韶关发电厂10、11号（2×300 MW）燃煤机组为东方锅炉厂生产的DG1025/18.2-II15型W火焰炉，与四角切圆炉相比，W火焰炉较因其炉温偏高，炉内自身产生的氮氧化浓度也相对偏高，同容量机组，韶关电厂在低氮燃烧改造前，烟囱的

NOx浓度高达900 mg/m3，四角切圆锅炉的NOx浓度处于600 mg/m3左右。要采用高灰型选择性催化还原烟气脱硝（SCR）工艺。 NOx烟囱出口浓度低于100 mg/m3；即便是目前广东省环保厅提出的近零排放的标准下，韶关电厂的脱硝系统在安装四层催化剂，同时调整燃烧器，则完全可以达标排放，该系统的辅助设施及管道阀门均留有足够的空间[4]。

系统设计还针对省煤器出口处条件所限不能设灰斗的情况下进行优化设计，采用缩短水平段减少积灰。本工程SCR装置为高含尘布置，加装SCR装置后，入口水平段较短，不设灰斗，利用省煤器出口水平烟道下部的省煤器灰斗进行排灰，可以减少进入反应器中烟尘浓度及大颗粒灰进入反应器几率，防止催化剂的堵塞。

同时，SCR出口烟道设计成16 °的倾斜角度，经过计算和物模试验，即便是机组在最低稳燃负荷下长期运行，该倾斜烟道底部形成积灰也非常少，烟道内烟气流速约为15 m/s，能够将积灰携带走不堆积在烟道内。

因此脱硝出口烟道不会因为大量积灰而对下游空预器的正常运行产生不良影响，从而省却了省煤器出口灰斗的建设成本以及今后的运行维护费用[5]。

脱硝装置SCR反应器区的布置主要是脱硝反应器的布置。

脱硝反应器布置在10、11机组炉后原有送风机支架上方。在原有的支架上新建钢结构用于支撑反应器并根据检修和维护的要求设置相应的平台扶梯。

脱硝区域布置根据工艺方案，结合场地条件，紧凑布置，主要设施有SCR反应器、SCR区CEMS小间等。这样的布置使整个脱硝反应器区与周围区域紧密结合形成一个完整的区域，有利于工程实施，并满足机组安全运行的要求。

5 安装SCR后投运后的脱硝效率和减排效果

经测试和现场运行显示，安装SCR脱硝装置后的脱硝效果后脱硝效率达到80%以上，出口浓度低于100 mg/m3， 满足了时段要求，同时减排效果明显，见表1。

说明：脱硝设备年利用小时按5 500 h，脱硝效率按80%考虑。同时表2数据为1台锅炉的减排数据，按2台锅炉计算，每年可减排氮氧化物10 626 t，对当地环境质量的改善具有明显的贡献。在经济效益方面，按氮氧化物排污费0.6元/kg·计，初步估算每年可节省约637万元。因此该工程的经济效益和社会效益均十分可观。

参考文献：

[1] 贺泓，李俊华，上官文峰，等.环境催化：原理及应用[M].北京：科学出版 社，2008：189-91.

[2] 李穹. 燃煤机组超低排放技术路线探讨[J].科技资讯， 2015， 85-86.

[3] 王志轩，潘荔，张晶杰，等.我国燃煤电厂”十二五”大气污染物控制规划 的思考[J].环境工程技术学报， 2011， 63-71.

[4] 王金南，蒋春来，张文静.关于“十三五”污染物排放总量控制制度改革 的思考[J].环境保护，2015， 21-24.

燃煤电厂催化脱硝技术在我国的应用 篇3

控制火电厂排放NOx的措施分为改进燃烧技术和在锅炉尾部加装烟气脱硝装置两大类,以下对锅炉尾部加装烟气脱硝装置在国内的应用现状作简单的综述。

针对烟气脱销,国家出台了一系列改革措施促进其推广应用。2013年,“电价”一度成为热词。2013-01-01起,脱硝电价政策由14个省份试点扩大到全国所有省份。2013-09-30,国家发改委下调火电企业上网电价,除新疆和云南外,其余地区每千瓦时下调0.9～2.5分。

1 SCR法烟气脱硝

SCR法烟气脱硝的反应原理是在有氧条件下,使反应温度控制在一定范围内,在催化剂的作用下,利用还原剂将烟气中的NO还原为N2。可以作为还原剂的有NH3,CO,H2,CH4,C3H8,C2H4和C3H6等,由于用氨作还原剂时NO的脱除效率最高,因此目前火电厂普遍推广以氨作为还原剂。

1.1 300 MW亚临界燃煤机组SCR烟气脱硝工程实例

1.1.1 广东德胜电厂

广东德胜电厂的SCR设计条件是:烟气流量1 312.8 t/h,SCR入口烟温为280～420℃之间,SCR入口NOx≤450 mg/Nm3(干基,6%O2)。

该厂的脱硝系统主要包括SCR反应器和氨区两部分。脱硝装置布置在锅炉省煤器和空预器之间,每台锅炉配2个反应器,反应器宽(W) 9.64 m,深(L) 8.01 m,高(H) 14 m。催化剂布置方式采用蜂窝式,按2+1布置,即2层运行1层备用。还原剂采用纯氨,纯氨来源于液氨供应系统。

德胜电厂2台机组脱硝已于2009-06-24顺利通过性能考核试验,各项指标均优于设计要求,每年可减少NOx排放量超过3 000 t。

1.1.2 嵩屿电厂

SCR设计条件是:烟气流量918 639 Nm3/h,SCR入口烟温为280～380℃之间,SCR入口NOx为450～707 mg/Nm3 (干基,6%O2)。

SCR反应器采用高含尘布置,也就是将反应器布置在省煤器和空预器之间。反应器尺寸为7.66 m×8.99 m×10.5m(L×W×H)。催化剂为方型蜂窝催化剂模块,每个模块长度为717 mm,断面积为150mm×150mm,其上开有22×22个气流孔,每台炉的催化剂为173 m3。还原剂采用纯氨,纯氨来源于液氨供应系统。

1.2 600 MW超临界燃煤机组SCR烟气脱硝工程实例

1.2.1 华电长沙电厂2×600 MW机组脱硝工程

本工程为2台超临界燃煤机组,每台锅炉蒸发量为1 903 t/h,对冲燃烧,Ⅱ型炉,采用SCR法全烟气脱硝。还原剂采用纯氨,纯氨来源于液氨供应系统。

SCR设计条件是:SCR入口烟温为388℃,SCR入口NOx为650 mg/Nm3(干基,6%O2)。

反应器结构采用底部弹簧支撑结构形式,中间限位,水平膨胀零点为反应器截面几何中心。SCR反应器采用高含尘布置,也就是将反应器布置在省煤器和空预器之间。反应器主要技术数据是每个催化剂模块中的单体数72个、每个催化剂模块重量为1 050 kg (在远期85%效率时,重量为1 350 kg)、每层模块数77个、模块布置7×11、反应器截面尺寸(长×宽×高)为11.67 m×13.95 m×12.6 m。

TiO2和V2O5为蜂窝式催化剂的主要活性成分,催化剂中还含有少量的WO3。催化剂采用模块化设计,每个催化剂模块中放置72个催化剂单体,催化剂单体尺寸为150 mm×150 mm。

华电长沙电厂脱硝装置投入运行的测试结果表明,脱硝装置投运后NO2排放源强低于558.3 kg/h,年排放NO2可低于3.9×103t;NOx脱除成本为2.78元/kg,实际增加发电运行成本仅约0.002元/kW·h。

1.2.2 国电铜陵600 MW机组脱硝工程

SCR设计条件是:锅炉为超临界一次中间再热、螺旋管圈直流锅炉,SCR入口烟温为372℃,SCR入口NOx为657 mg/Nm3(干基,6%O2)。

国电铜陵电厂脱硝系统主要包括SCR反应器和氨区两部分。2台SCR反应器采用高含尘布置,也就是将反应器布置在省煤器和空预器之间。SCR反应器层数采用2+1的结构方式,催化剂区域内流速不超过6 m/s,反应器设计成烟气竖直向下流动。每个反应器共有132个催化剂模块组成,其中一般性的模块292个(每层73个),测试模块20个(每层5个)。本催化剂是以TiO2为基体,与WO3和V2O5混合压制而成。还原剂采用纯氨,纯氨来源于液氨供应系统。

国电铜陵电厂脱硝工程在100%负荷率下,引风机年增加电费73.5万元,其他电耗费用20.9万元,液氨年费用301万元,催化剂折旧690万元,设备维护费用80万元,人员工资36万元。通过以上成本分析,可知脱硝运行成本较大。

1.3 1 000 MW超临界燃煤机组SCR烟气脱硝工程实例

以下以浙江玉环电厂为例。

SCR设计条件是:锅炉为超超临界一次中间再热、∏型直流锅炉,SCR入口烟温为356℃,SCR入口NOx为450 mg/Nm3(干基,6%O2)。

SCR反应器置在省煤器和空预器之间,采用固定床通道形式,烟气竖直向下流动,入口和出口段设导流板。每台锅炉用2 个SCR反应器,反应截面尺寸为15 m×14m。还原剂制备系统为尿素热解法制氨系统。

玉环电厂是中国华能国际安装投运的第一套国产1 000 MW超临界燃煤机组,其中第一台机组已于2010年改造完成,完成满负荷试运行。

2 SNCR法烟气脱硝

2.1 基本原理

SNCR不需要催化剂,是一种成熟的NOx控制处理技术。当烟气温度在870～1150℃之间时,通过向烟气中喷入还原剂,来达到脱除NOx的目的。还原剂一般采用氨或尿素,反应生成无毒、无污染的氮气(N2)和水(H2O)。在可供选择的还原剂中,因尿素具有运输存储简单、安全和货源易得等优点,所以选择尿素作还原剂。

2.2 火电厂应用实例

广州黄埔电厂对2台300 MW燃煤机组的烟气脱硝进行改造,5号、6号锅炉为上海锅炉厂生产的直流锅炉。脱硝改造要求是在锅炉负荷为80%～100%额定负荷情况下,NOx的脱除率不小于35%.5号、6号锅炉的SNCR脱硝改造工程自2009-10开始。于2009-12和2010-04,利用锅炉小修机会完成尿素喷枪炉膛开孔,喷枪采用长、短枪配置,短喷枪沿炉膛四周布置,长枪炉墙两侧布置,全部改造于2010-05完成。2010-06-05完成168 h满负荷试运行。试运行期间,锅炉排放烟气中的NO,的质量浓度由360mg/m3(标准状态下)降至约210mg/m3,脱硝效率为41.6%.

3 结束语

在我国,SCR法脱销技术被大多数燃煤电厂采用,而SNCR法脱硝技术只被极少数燃煤电厂采用。SNCR与SCR法脱销的主要区别在SNCR法不需要催化剂。对于选择性催化还原脱硝技术,选择催化反应器布置在省煤器和空预器之间。大多数的脱硝装置采用纯氨作为还原剂,少数采用尿素。对于选择性非催化还原脱硝技术,将尿素作为还原剂喷入炉膛。

参考文献

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[3]郭刚,李小勤,叶茂.600 MW机组SCR烟气脱硝装置技术开发[J].东方电气评论,2009,23:57-61.

燃煤电厂脱硝技术综述 篇4

21世纪, 人们发展经济的愿望越来越迫切, 在工业方面投入的精力也越来越多, 工业的发展加大了化石燃料的使用量, 这就导致因化石燃料燃烧所产生的污染也越来越严重。在化石燃料使用的过程中, 会产生大量的二氧化硫和氮氧化物, 前者会导致酸雨形成, 而后者则会造成光化学烟雾, 不仅会严重的影响人类的生存环境, 更对给人类的生产、生活甚至是经济的发展带来巨大的损失。因此采取有效的措施, 降低燃煤电厂烟气排放是非常重要的。

1 燃煤电厂烟气的危害分析

燃煤电厂的工作需要消耗大量的煤炭, 煤炭燃烧会产生大量的烟气, 而这些烟气中包含了大量的二氧化碳、一氧化碳、氮氧化物、二氧化硫等成分, 这就必然会破坏大气平衡, 继而造成大气、环境污染。虽然不同的燃煤电厂所使用的设备、煤炭种类等不一定相同, 因此排出的烟气的量也不一定是相同的, 但是因为燃煤电厂的额定蒸发量大, 因此和其他工业生产相比, 生产所排放的烟气量明显要高于其他, 在排放烟气的时候, 会带出大量的热, 这就导致烟气周围环境的温度非常的高, 燃煤电厂为了避免高温给人带来伤害, 就必然会采用高烟囱排烟, 烟气抬升又会加大烟气的扩散范围和传输距离, 加剧烟气危害。另外燃煤电厂排放的烟气还会对生态环境以及人们的身体健康带来影响, 例如, 烟尘飘落会导致生长时节的农作物产量下降, 二氧化硫更是会腐蚀建筑物和植物, 严重影响人类的健康。

2 治理燃煤电厂烟气的方法

首先需要端正燃煤电厂方面的思想认识, 让燃煤电厂的所有员工能够意识到烟气的危害, 进而能够积极地采取有效的措施, 对烟气进行治理, 并最终实现保护生态环境, 提高人们生活环境质量的根本目标。燃煤电厂应该以长远的眼光、发展的眼光、全面的眼光解决现阶段存在的烟气污染问题。另外, 还要对新的污染源进行控制, 在治理污染的同时, 节约能源, 合理利用能源, 提高能源的利用率。其次, 引进、推广除尘设备。用现代化的先进仪器, 降低烟尘中的有害物质, 大力引进国外的先进设备, 提高除尘设备的效率。最后, 改进现阶段的技术。想要治理燃煤电厂烟气污染, 就需要从污染的源头开始做起, 燃煤电厂应当充分结合自身的条件, 改进现阶段落后的生产技术, 用科技推动技术的发展, 进而实现能源的高利用率与能源的清洁利用共同发展。

3 烟气脱硫脱硝技术的分析

在解决燃煤电厂烟气污染问题的过程中存在很多的方法, 例如在治理二氧化硫问题的时候, 人们常常采用烟气脱硫、燃烧脱硫等途径, 其中烟气脱硫是大型机组最常采用的脱硫方法。早在上个世纪七十年代, 我国就开展了一系列的烟气脱硫研究, 研究人员利用化学反应法、催化法、吸收法等研究出了碘活性炭法、亚钠循环法、石灰石—石膏法等。燃烧脱硫改进了燃烧的过程, 将燃烧过程分段, 利用送风、降温等方法使燃气重复循环, 进而降低燃烧过程中产生的硫化合物。现阶段用来完成烟气脱硫的方法很多, 总得来说可以分为两种:干法和湿法。从现阶段燃煤电厂对这两种方法的运用情况来说, 湿法烟气脱硫装置使用的范围更加的广泛, 这种方法的优势非常的明显, 但是缺点在于投入的成本也比较大, 设备泄露、腐蚀问题出现的概率也比较大。在众多湿法烟气脱硫技术中, 最常采用的是石灰石—石膏法, 石灰石—石膏法的工作原理是石灰石浆液可以和二氧化硫发生反应, 石灰石浆液吸收了二氧化硫, 进而完成了脱硫的目的, 在这个反应过程中, 会产生副产品石膏。与其他脱硫方法相比, 石灰石—石膏法的优势有如下两个:第一, 以石灰石为脱硫反应的反应物, 反应物来源广泛、成本低;第二, 石膏副产品不存在严重的二次污染, 还可以进行重复使用。

干法烟气脱硫装置的优点在于低能耗、工艺简单, 另外因为不存在净化烟气重复加热的情况, 可以有效地节约能源, 但是缺点在于技术要求较高, 操作难度较大, 因此在实际的应用中存在较大的局限性。总的来说, 现阶段我国的脱硫技术已经得到了比较好的发展, 各种新技术应运而生, 脱硫设备的配置也已经朝着多元化的方向不断的发展, 各种新技术, 更使得脱硫的效果取得了让人欣慰的结果。

SNCR技术或SCR技术 (选择性非催化还原技术) 是现阶段脱硝过程中最常采用的方法, 具体的操作方法是在能够实现脱硫反应的温度下加入还原剂, 还原烟气中的氮氧化合物, 使之变成不存在污染的氮气和水。此反应往往能够取得非常好的效果, 但是就反应本身而言, 需要还原剂参与反应, 且温度较高, 这又在一定程度上增加了操作的难度。

4 结束语

虽然现阶段可以用于燃煤电厂脱硫脱硝的技术非常的多, 但是很多技术手段还处在不成熟的阶段, 需要研究者们进一步改进。脱硫脱硝技术具备极强的实效性, 对于解决燃煤电厂烟气污染问题有着非常重大的意义。燃煤电厂想要发展自身, 实现稳健长远发展的目标, 就需要不断的革新燃烧技术, 用新的技术来武装自身, 积极的吸收国内外先进经验, 完善自身的脱硫脱硝的技术方法。当然, 国家也应该有所作为, 应该为燃煤企业研究脱硫脱硝技术提供必要的扶持政策与资金支持, 继而为燃煤企业的发展提供保障。

参考文献

[1]洪巧巧.燃煤电厂烟气脱硫脱硝除尘技术生命周期评价[D].浙江大学, 2015 (01) .

[2]孙桂山.探讨电厂烟气治理及脱硫脱硝技术[J].中小企业管理与科技 (上旬刊) , 2015 (05) .

燃煤电厂脱硝技术综述 篇5

1 目前我国燃煤电厂锅炉烟气脱硫脱硝技术的特点

1.1 脱硫脱硝技术的联合性

在当今社会上, 烟气脱硫脱硝技术的联合现已成为了工业中应用最广泛的技术之一, 在传统的脱硫脱硝技术中, 可以有效地去除烟气中大量存在的SO2, 同时再采取选择性还原催化技术去除烟气中大量存在的NOX。通过这两项技术一般可以达到人们理想的效果, 但这两项技术在工作中互不干扰、单独工作。虽然达到了想要的效果, 但也存在弊端[2]。而联合脱硫脱硝技术将采用工业中应用性能较高的石灰石-石膏烟气脱硫系统结合选择性还原催化技术, 达到去除SO2与NOX的效果。通常情况下, 石灰石-石膏烟气脱硫系统常常采取的技术方式为湿式技术进行脱硫, 而选择性还原催化技术常采用的却是干式技术进行脱硝。现如今, 这项技术仅在德国、美国等发达国家中得到广泛应用, 在中国内地还没有达到普及。这项技术最主要的特点是, 无论在排放口中的SO2与NOX的含量以及浓度多高, 只要经过此项技术的处理后, 都能达到很高的合格率, 90%以上的脱硫率与80%以上的脱硝率, 堪称完美。但这项技术也存在不足, 在设备运行过程中, 会在设备表面形成一层厚厚的污垢, 对脱除SO2与NOX的含量产生巨大影响, 降低了工作效率, 严重会使正在运行的设备堵塞与腐蚀。

1.2 脱硫脱硝技术的同时性

采用传统的脱硫脱硝技术存在很大的弊端, 两个互不想干的设备分别进行脱硫脱硝, 不但占地空间大、投资费用高同时也为工业带来不必要的浪费。因此, 如何将脱硫脱硝同时进行, 成为了工业界备受关注的问题。目前, 这项工作并未得到广泛应用, 正处于应用的研究阶段。这项技术的研究原理主要是通过燃烧, 技术方式主要分为干法与湿法, 在燃烧过程中, 将脱硫技术与燃烧后的脱硝技术相结合, 其中表现最为突出的是电子束照射法与脉冲等离子法, 使这门技术在工业中得到广泛认可与应用。

2 燃煤电厂锅炉烟气脱硫脱硝技术的发展趋势

通过工业中对烟气脱硫脱硝技术的研究与实践, 可以看出, 脱硫装置中还存在着不少弊端, 投资相对较高的同时使设备堵塞、腐蚀、泄露的情况并没有得到解决, 英国一家公司研发出喷雾干燥法以来, 中国通过引进先进的设备及技术手段, 使燃煤电厂锅炉烟气脱硫脱硝技术尽量的减小了弊端[3]。此技术减少了设备的占地空间、运行费用大大降低、消除了堵塞的现象、减缓了对设备的腐蚀, 但对于此项技术还未在国内得到广泛应用。对于我国工业生产中, 目前应用较广泛的是电子束照射法, 该项技术属于同时脱硫脱硝技术, 该方法工艺简单且同时脱硫脱硝, 但在此工艺中, 自控的要求较高。因此, 成为我国目前脱硫脱硝技术的重点研究对象。对于工业化的现状, 国内外主要将研究目标转向了在燃煤电厂锅炉烟气中进行同时脱硫脱硝技术, 将这方面的技术主要运用于干法上, 在研究的过程中, 研究人员应该通过对同时脱硫脱硝技术原理的分析、了解, 同时加强湿法与干法的研究, 为工业生产中减少投资风险以及不必要的浪费。应该结合我国的国情, 研发应用广泛且高效易操作的脱硫脱硝技术。

3 结语

在工业生产中, 对于燃煤电厂锅炉烟气脱硫脱硝技术的应用, 涉及了多个科学领域, 是一门综合性技术。为使大气污染现象得以减轻, 要通过燃烧技术的改进从而抑制其污染物的形成, 还应通过加强排烟气中对SO2与NOX等物排放的净化设施。就目前而言, 对于控制烟气中SO2与NOX等的排放量, 最有效的技术为脱硫脱硝技术。其中的电子束照射法与脉冲等离子法与通过国外引进的喷雾干燥法更是对控制排放发挥了重大作用。在燃煤电厂锅炉烟气脱硫脱硝技术中优点虽然很多, 但也存在着不足之处, 对于这项技术我国目前处于研究推广阶段。本文通过对燃煤电厂锅炉烟气脱硫脱硝技术的初步认知与了解, 分析了当前的技术规模与形式展望, 人们将不断地完善现有的脱硫脱硝技术, 在其中找到不足, 加以改善, 研究出更有效、节能、低廉的烟气脱硫脱硝技术成为了工业研究人员的研究方向。

摘要：随着社会经济的发展, 环境污染的情况日益严重, 众所周知, 在电厂燃煤中所排放的硫化物等都是造成大气污染的主要成分之一。中国是一个以煤炭为主要能源的国家, 如何有效的控制燃煤电厂排放的SO2与NO3变得尤为重要。本文对燃煤电厂锅炉烟气脱硫脱硝技术的特点以及原理加以分析, 并指出这项技术应用前景。

关键词：脱硫脱硝,电厂,化石燃料

参考文献

[1]白静利, 岳秀萍.火电厂烟气脱硫脱氮一体化技术综述[J].山西建筑, 2014, 31 (13) :210-212.

[2]康新园.燃煤烟气脱硫脱硝一体化技术研究进展[J].洁净煤技术, 2014, 06 (23) :115-118.

燃煤电厂SCR烟气脱硝技术的研究 篇6

关键词：燃煤电厂,SCR烟气脱硝技术,火电厂,运行效率

近年来, 我国SO2和NOx的排放量不断增加, 区域性大气污染日趋明显。随着电厂污染物排放标准的日趋严格, 脱硝技术将成为各大电力企业, 尤其是火电厂的新关注点。

我国的能源结构决定了在较长的时间内不会改变以火电为主的格局。选择性催化还原 (SCR) 法脱硝技术是我国火电企业目前应用最广泛的锅炉烟气脱硝技术之一, 也是国际上火电企业使用的主流技术, 我国已经投运和在建的火电厂烟气脱硝装置大多采用的是SCR脱硝装置。

1 SCR烟气脱硝技术的控制要点

1.1 流场设计

在烟气脱硝装置的设计中, 脱硝反应器是非常重要的技术关口, 它主要与催化剂入口处界面气体的反应速度及其匀称性有很大联系。当前, SCR脱硝装置在运行中会遇到很多问题, 产生这些问题的原因主要是流场的分布极其不均匀。因此, 在设计初期, 可利用数值的流场模拟和物理模型试验来解决该问题。

1.2 催化剂选型

在SCR烟气脱硝技术的实施过程中, 催化剂关系着整个系统的运行效率, 处于脱硝工艺的核心位置。催化剂在脱硝装置中对脱除比率的影响非常大, 这与催化剂的类型及其表面结构的特殊性质有很大关系。其中, 催化剂的活性直接影响着脱硝的最终效率。

1.3 反应温度

采用钒、铬、钨催化剂, 当反应温度改变时, 可能发生一些不利于NOx还原的副反应, 尤其是当温度较高时。比如, 发生NH3分解为N2和H2或NH3被O2氧化为NO的反应时, 还原剂会减少。这些反应在温度超过450 ℃时开始变得激烈, 温度继续升高后还可能生成NO2, 进而使NOx的还原率下降;温度为300~400 ℃时, NH3与NOx只生成N2和H2O, NOx的还原率随着反应温度的升高而提升。

1.4 空间速度

空间速度标志着烟气在反应器内的停留时间。如果空间速度过慢, 则催化剂和设备的利用率会降低;如果空间速度过快, 则气体和催化剂的接触时间会变短, 导致反应不充分, NOx的脱除率下降。

2 SCR烟气脱硝改装工程实施要点

为了防止在空预器冷端生成NH4HSO4, 进而造成腐蚀和堵塞, 需要改造锅炉空预器冷端换热元件。对于换热元件而言, 应选用合适的板型、材质, 加宽元件间隙;增设多介质吹灰器, 常规吹灰介质为蒸汽, 停机清洗介质为高压水;空气预热器由高、中、低温段改为高、低温两段, 取消中温段, 壁面空预器在NH3HSO4沉积温度区域分段, 在空预器冷段采用镀搪瓷元件。在运行过程中, 应严格控制氨的逃逸率, 并保证较低的SO2/SO3的转化率 (<1%) 。由于加装了脱硝装置, 烟气系统的阻力会增加约1 000 Pa。因此, 需要对锅炉引风机和电机改造, 拆除锅炉原有省煤器至空预器间的烟道, 增设新的省煤器至脱硝反应器间的烟道在锅炉钢架内的支撑、反应器至空预器间的烟道在锅炉钢架内的支撑, 加大对空预器的压力。因此, 相关人员需要考虑拆除、新增的钢梁, 验算锅炉原有的基础、钢架, 并加固钢架和锅炉基础;脱硝反应器一般布置在锅炉送风机支架上方, 需验算原有支架的桩、基础、结构, 由于以往未预留脱硝荷载, 所以, 还需要加固送风机支架的桩、基础、结构。

烟气中的SO3经过脱硝系统后, 其浓度会成倍增大。由于脱硫系统对SO3的脱除率仅有40%, 所以, 对既安装了脱硝系统, 又安装了湿法脱硫系统的电厂, 应充分考虑烟囱的防腐问题。

3 加装SCR脱硝系统的费用估算

火电厂加装SCR脱硝系统的费用估算如表1 所示。

脱硝改造投资估算的基础为:脱硝系统无旁路, 还原剂采用液氨, 制备车间为2 台机组共用;每炉设2 台脱硝反应器, 脱硝系统入口的NOx浓度为450 mg/Nm3 (干态、标态、6%O2) , 脱硝效率为80%.由于各厂的地质条件、上部结构形式不同, 锅炉钢架、送风机支架基础和上部结构加固会存在较大的差异, 本估算统一按700 万元/炉 (300 MW) 、1 100 万元/炉 (600 MW) 、1 400 万元/炉 (1 000 MW) 计算。随着催化剂的国产化, 脱硝改造的实际投资费用会有一定的下降。

4 结束语

随着我国燃煤电厂的发展, NOx的排放对环境造成的影响日益严重。综上所述, 我国已经采用了较多的脱硝技术, 但需要综合考虑不同燃煤电厂的特点, 选取合适的脱硝技术, 还要综合考虑技术的成熟程度、运行可靠程度和运行成本等。此外, 还应借鉴国外先进的脱硝技术, 并结合我国燃煤电厂的实际情况, 共同促进我国脱硝产业的发展, 减少NOx的排放。

参考文献

[1]马双忱, 金鑫, 孙云雪, 等.SCR烟气脱硝过程硫酸氢铵的生成机理与控制[J].热力发电, 2010 (8) .

[2]吴金泉.浅谈SCR烟气脱硝工艺特点[J].海峡科学, 2011 (5) .

燃煤电厂脱硝技术综述 篇7

我国资源结构以煤为主, 大气污染物排放总量居高不下。《国家环境保护“十二五”规划》提出了主要污染物之一的氮氧化物NOx排放总量减少10%的要求。

2012年《火电厂大气污染物排放标准》 (GB13223-2011) 正式颁布, 从2014年7月1日起, 火电厂污染物排放必须符合新的限值指标:SO2小于200mg/m3、NOx小于200mg/m3、烟尘小于30mg/m3。

目前燃煤锅炉的NOx排放浓度在300mg/m3~1100mg/m3范围内, 绝大多数锅炉NOx排放浓度集中在500mg/m3~700mg/m3。该数值与实际煤种、锅炉的类型及结构、燃烧工况、锅炉负荷等因素有关, 若仅靠人为控制, 调整难度还是比较大的, 改造势在必行。

1 工艺方案的比选

锅炉燃烧对NOx的控制, 总体上分为低NOx燃烧和烟气脱硝两种方案。

低NOx燃烧技术有:低NOx燃烧器的应用、燃料分级燃烧、烟气再循环燃烧、空气分级。采用低NOx燃烧技术运行费用低, 但其脱硝效率较低 (一般为30%~50%) 。随着环保要求日益严格, 采用高效的烟气脱硝技术显得十分重要。

烟气脱氮方法可分成干法和湿法两类, 干法有选择性催化还原 (SCR, Selective Catalytic Reduction) 、选择性非催化还原 (SNCR) 、非选择性催化还原 (NSCR) 、活性炭吸附法、分子筛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。其中使用比较多的是SCR和SNCR。然而, SNCR虽然技术含量低、运行费用低, 但是对温度依赖性强, 脱硝率只有30%~40%。因此, 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80%~95%;日本超过100000MW容量的电厂安装了SCR这种设备;美国电力行业将SCR技术作为主要手段控制NOx。SCR已成为目前国内外电站脱硝成熟的主流技术。

原则上, 300MW以上的燃煤机组, 降低烟气中NOx浓度一般采用“低氮燃烧器”+“SCR脱硝”, 遵循“先降后脱”的原则, 以降低烟气脱硝的运行成本。

2 改造方案及自动化水平说明

现以某燃煤电厂为例, 对脱硝改造技术的实际应用进行说明。

2.1 改造方案

本工程烟气脱硝, #5机组采用锅炉低氮燃烧改造+SCR法炉后脱硝方案, #6机组采用SCR法炉后脱硝方案, #5机组SCR入口氮氧化物设计浓度按照450mg/Nm3考虑, #6机组SCR入口氮氧化物设计浓度按照500mg/Nm3考虑, 脱硝后电厂出口氮氧化物排放浓度满足《火电厂大气污染物排放标准》 (GB13223-2011) 中≤200mg/Nm3的排放限值。本工程脱硝系统按照≥80%效率设计并考虑预留至脱硝效率达90%的空间。本系统SCR工艺流程为: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, 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, 通过喷氨栅格 (AIG) 、静态混合器和烟气均匀分布混合, 混合后烟气通过反应器内催化剂层进行还原反应过程。

烟气脱硝SCR工艺系统包括氨气制备系统和脱硝反应系统两部分。本工程需新建4个SCR反应器 (每台炉2个反应器) 及配套的氨管等。根据电厂#5、6机组总平面规划, SCR反应器布置在机组送风机支架上方。由于电厂现有#7机组已建有氨区, 其氨贮存及制备系统和设备出力是按照2×600MW机组所需的液氨量进行设计, 经核算, #7机组现有氨区设备出力能满足#5、6脱硝所需的液氨供应。因此本次脱硝工程不考虑新设氨区设备, 只需用管道直接从#7机组氨区将液氨供至#5、6锅炉SCR区。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。

2.2 自动化水平

对于本工程烟气脱硝系统, 机组部分的SCR反应区系统采用原有DCS系统品牌增加处理器和IO机柜的方式接入原单元机组DCS, 机柜布置在机组电子设备间原有备用盘柜位置, 运行人员在集控室通过#5、6机组的DCS操作员站对脱硝SCR反应区系统进行启停操作、正常运行的监控及事故处理, 不设单独的脱硝控制室和电子设备间。

SCR反应区系统的控制纳入单元机组DCS, 由单元机组DCS实现SCR反应区系统的监视和控制。控制系统将具有较高的自动化水平, 运行人员在单元控制室以分散控制系统的LCD和键盘作为SCR反应区系统的主要监视和控制手段, 能实现SCR反应区系统的启停;正常运行工况下对各工艺系统设备的控制及运行状态的监视, 并依据工艺系统的运行参数的变化进行调整和操作;机组或脱硝装置异常工况下的停运和事故处理。

3 相关辅助系统的改造评估

3.1 SCR脱硝装置对空预器的影响

SCR脱硝装置对电厂原空预器的不良影响主要体现在以下方面:

1) 由于脱硝催化剂的作用, 烟气中的SO2向SO3的转化率增加, 烟气酸露点升高, 由此加剧空气预热器的酸腐蚀和积灰。

2) SCR脱硝装置中的逸出氨 (NH3) 与烟气中的SO3和水蒸气生成硫酸氢铵凝结物:

对于燃煤电厂, 在灰的作用下, 硫酸氢铵在146℃~207℃ (这个区域被称为ABS区域) 间凝结成黏性很强的状态, 易黏附在空气预热器的换热元件表面上, 增加空预器阻力, 长期运行会堵塞空预器的通流区。ABS区域正好处于空气预热器的中温和低温段。吹灰器无法有效吹扫至中温段, 尤其是中低温段接合处。

3) 增设SCR后, 空气预热器的热端压差要增加约1000Pa左右, 空气预热器的漏风率随之增加。

3.2 空预器改造方案

#5机组投运初期即存在空预器排烟温度超温现象, 所以判断原空预器换热元件面积偏小。根据实测烟风侧阻力数据, 与常规空预器烟气侧阻力0.85kPa、一次风侧阻力为0.7kPa、二次风侧阻力为0.5kPa相比, 实测数据均比设计值高, 所以判断空预器存在堵灰现象。由于原空预器换热元件面积偏小, 加上较长时间没有更换过换热元件, 估计部分换热元件存在一定的磨损, 同时也存在一定程度的堵灰, 造成目前空预器的排烟温度高过原设计温度15℃左右, 通过局部改造增加部分换热高度较难保证空预器性能, 因此#5机组采用整体更换空预器方式, 实现空预器各项性能值达到甚至优于原设计值, 使空预器出口排烟温度降至130℃~135℃, 从而保证锅炉效率。

#6炉空预器换热性能良好。#6锅炉目前的排烟温度满足原设计值, 改造后的空预器只要维持原设计参数即可, 综合节约成本, 节省工期等因素, 最终采用局部改造更换内部换热元件方案。原空预器换热元件高温段高600mm, 中温段高1600mm, 低温段高300mm, 总高度为2500mm。改造后的空预器取消中温段, 低温段高度按900mm (采用搪瓷元件) , 高温段高度为1550mm, 辅以采用高效防堵换热元件。

3.3 引风机改造方案

经脱硝改造后, 烟气系统阻力将增加, 因此需对引风机出力进行核算。

#5机组脱硫系统设置有一台增压风机, 引风机与增压风机共同克服整个烟气系统的阻力。经比较, 综合投资和改动工作量等因素, #5机组的引风机及增压风机均不进行改动, 由增压风机和引风机共同承担增设SCR后烟气系统增加的阻力。

#6机组脱硫系统已经取消增压风机, 由引风机克服整个烟气系统 (含脱硫系统) 的阻力。增设SCR后, #6机组BMCR工况下的运行参数已接近原引风机TB点, 当考虑温度裕量时已超过TB点。压头也已接近原引风机TB点压头。从目前风机运行情况看, 机组在THA工况时引风机已接近TB点, 因增设SCR后的阻力只能由引风机克服, 原有的引风机及配套电动机已经不能满足要求, 所以必须进行配套改造。

4 脱硝装置对机组的影响评估

加装脱硝装置, 需要对锅炉钢架、省煤器和空预器之间的烟道、空预器、引风机以及相关的烟风管道进行必要的改造, 需要增加钢架以支撑整套脱硝装置。在改造上述某些设备时, 需要停炉, 因此给电厂带来了一定的经济损失。以1X600MW的机组为例, 停炉一个月造成电厂经济损失约1000万~2000万元。因此, 在技术可行的前提下, 尽量减少停炉时间。

5 结语

脱硝改造工程的实施, 大幅度降低了NOx排放量, 而且不会产生二次污染物, 很好的贯彻响应了《火电厂大气污染物排放标准》 (GB13223-2011) 的严格要求。

摘要：2012年《火电厂大气污染物排放标准》 (GB13223-2011) 正式颁布, 从2014年7月1日起, 火电厂污染物排放必须符合新的限值指标:SO2小于200mg/m3、NO x小于200mg/m3、烟尘小于30mg/m3。大量燃煤电厂锅炉面临着降低NOx排放浓度的改造。遵循“先降后脱”的原则加装脱硝装置时, 需要对锅炉钢架、省煤器和空预器之间的烟道、空预器、引风机以及相关的烟风管道进行必要的改造。

关键词：燃煤电厂,氮氧化物,脱硝,改造,辅助系统

参考文献

[1]孟庆庆, 李庆.基于国家新颁布污染物排放标准的烟气脱硝改造技术路线.华北电力技术, 2013.No.1.

[2]雷会斌.燃煤机组采用SCR脱硝技术对锅炉空预器的影响.能源研究与利用, 2012年第6期.

[3]贾海娟.SCR烟气脱硝技术及其在燃煤电厂的应用.电力科技与环保, 2012年12月第28卷第6期.

燃煤电厂脱硝技术综述 篇8

催化剂在脱硝过程中并不参加化学反应, 但是在实际运行中, 由于系统烟气复杂的成分, 运行条件的变动等因素, 催化剂会随着时间的延长逐渐老化, 燃煤电厂钒基催化剂 (五氧化二钒V2O5) 一般设计寿命为三到五年, 而更有研究显示, 低品质煤或是生物质煤混合燃料, 则将使催化剂失活速率加快3~4倍。

脱硝催化剂老化失活主要分为物理失活和化学中毒两大类。物理失活包括有催化剂端面及孔道堵塞、催化剂微孔堵塞、催化剂烧结等。化学中毒主要有碱金属及碱土金属中毒 (如K、Na、Ca元素) 、磷元素中毒和砷元素中毒等。

1.1催化剂中毒:催化剂中毒现象的发生主要是由于原烟气中或多或少的有害化学成分作用于催化剂活性成分造成的, 砷、碱金属 (主要是K、Na) 是引起的催化剂中毒主要成分。这些物质附着或直接和催化剂的活性位发生反应使其钝化、持久作用从而使催化剂中毒。

1.2催化剂微孔堵塞催化剂微孔堵塞主要是由于铵盐及飞灰的小颗粒沉积在催化剂微孔中, 阻碍NOx、NH3、O2到达催化剂活性表面, 从而引起催化剂钝化。

1.3高温引起的烧结、活性组分挥发长时间暴露于450℃以上的高温环境中可引起催化剂活性位置 (表面) 烧结, 导致催化剂颗粒增大, 比表面积减小, 一部分活性组分挥发损失, 因而使催化剂活性降低。

2 催化剂再生工艺简介

针对以上不同的催化剂失活中毒情形, 通过分析催化剂失活的原因, 采取相应的工艺手段消除催化剂失活因素, 能使催化剂恢复到原来活性的90%以上, 恢复了活性就意味着催化剂可以重新使用。

常用的再生工艺手段主要包括人工清灰、化学清洗、深度清洗, 酸洗和活性添加等方式。失活SCR催化剂再生工艺如图1所示。

2.1 催化剂失活原因诊断。

失活催化剂在再生之前, 首先需对其失活原因进行分析, 通过对失活催化剂样品组分含量、比表面积、晶型结构、表面沉积物、强度、活性等物理性能及化学性能的检测, 揭示催化剂失活的本征原因并确定催化剂的再生方案。

2.2 吹扫。

采用压缩空气、真空等物理作用松散催化剂表面以及孔道内的飞灰, 以将催化剂孔道内外的飞灰吹扫干净。

2.3 松散。

通过外力场作用 (超声清洗、鼓泡清洗) 来清洗催化剂表面和孔道内的飞灰, 从而对催化剂表面进行全面高强度的精密清洗。

2.4 复孔。

复孔是指通过化学添加剂处理催化剂, 以进一步去除催化剂微孔内的中毒元素, 以保证催化剂活性位恢复, 使催化剂表面洁净。

2.5 活化。

活化是对催化剂中流失的活性组分进行补充, 通过合理的活化液配方保证活性组分均匀有效的负载在催化剂表面, 以恢复催化剂的活性。

2.6 干燥、煅烧。

干燥和煅烧可以去除催化剂的水分, 同时在高温下负载的活性组分会发生反应, 使负载的在催化剂表面的活性组分形成有活性的化合状态, 并均匀的分散在催化剂表面, 从而保证失活催化剂恢复足够的活性。

2.7 对于再生催化剂一般有下列的目标要求:

(1) 再生后的催化剂物理堵塞小于5%。 (2) 修复受损的模块单元体和外部包装。 (3) 更换受损的催化剂单元体。 (4) 物理、化学性能恢复到接近新的催化剂的水平。 (5) 机械强度能够承受运输和催化剂能够达到预期的使用寿命。 (6) 脱硝率、转化率、氨逃逸率和压降的性能保证。

3 催化剂生命周期分析及无害化处理

烟气脱硝从目前国内外大容量机组的工艺选择来看, 选择性催化还原法 (Selective Catalytic Reduction) , 即SCR工艺具有技术成熟、脱硝率高、运行稳定、维护简单等优势, 占有90%以上的份额。催化剂作为SCR技术的核心部分, 决定了SCR系统的脱硝效率和经济性, 其建设成本占烟气脱硝工程成本的30%~40%, 运行成本占30%以上。

催化剂在运行过程中会因为中毒、堵塞等原因失活, 过去会在催化剂运行三年后将添加一层催化剂, 添加量一般为催化剂初装量的1/2;催化剂初装6年后, 需要将其中一层催化剂再生或更换, 再隔2~3年后需要再生或更换另外一层催化剂。催化剂再生周期见附表一:

对于不可再生的催化剂要进行无害化处置, 也可提取催化剂中主要有效成分钒、锰、钛等, 去除重金属等有害物质后, 再进行循环利用。因此, 催化剂的全寿命管理, 除了失活中毒催化剂再生回收利用, 还包括废弃催化剂的无害化处理。

脱硝SCR工艺所采用的催化剂中, 80%以上是二氧化钛。钛白粉的生产工业污染相当严重, 挥发刺激性气味, 在生产中排出大量废弃物。催化剂每年消耗大量的钛白粉, 对环境造成相当程度地污染。

再者, 脱硝催化剂化学寿命基本上是按24000 h设计, 运行3~4年后, 其活性会出现衰减, 造成脱硝效率下降, 氨逃逸率上升。据统计, 在催化剂的整个寿命中每年需要更换25%~30%的新催化剂材料以满足排放标准。因此, 循环使用失活催化剂有利于节约原材料, 实现中国有限资源的循环再利用。

2010年1月27日颁布的《火电厂氮氧化物防治技术政策》明确指出:“失效催化剂应优先进行再生处理, 无法再生的应进行无害化处理。”国务院2013年8月11日发布的《关于加快发展节能环保产业的意见》, 特别指出要大力发展脱硝催化剂制备和再生, 这是国家首次对脱硝催化剂制备及再生做出明确指示, 按规划一省一厂进行立项建设。

综合目前行业运行情况及相关部门意见, 废脱硝催化剂即将被环保部列入危险废物名录。这意味着废弃催化剂必须交由有资质的处置单位进行无害化处理后再处置。

如不进行再生, 脱硫脱硝部门还需投入资金进行废弃催化剂的无害化处理, 大大增加了电厂的运营费用。催化剂的全寿命管理会成为电力企业运行管理的一个不可或缺的环节, 同时也是电厂清洁生产、循环经济和危废管理的一部分。

再生数次后失效的催化剂作为危险废弃物, 使用者一般都不具备自己处置的技术和资质, 必须交由掌握技术、具有资质的、具备处理能力的专业企业来处理。由此可见, 虽然催化剂再生在国内是全新的业务, 但中国的SCR脱硝装置使用再生催化剂和废弃催化剂无害化处理是必然趋势。

从长远看, 钢铁厂、化工厂、垃圾焚烧炉等工业窑炉生产时也产生大量氮氧化物, 这些领域的烟气脱硝市场同样广阔。水泥、钢铁等行业的氮氧化物的排放指标将会逐步纳入监管范围, 并在“十二五”期间陆续展开, 此部分新增市场容量可能达到600亿元以上。水泥、钢铁等行业未来的催化剂再生市场经济规模可达32亿元。

4 催化剂再生在国内外的成功案例

在欧美等发达国家, 2000年以后开始使用催化剂再生技术。目前国际上的专业脱硝催化剂再生技术的公司为数不多, 其中较为有名的有美国Coa Logix公司、德国Ebinger-Kat公司等。在美国, Coa Logix公司占有美国催化剂再生市场的80%, 以为电力企业对催化剂做全寿命管理为核心, 成为电力企业运行管理的一个不可或缺的环节, 同时也是电厂清洁生产、循环经济和危废管理的一部分。

国内脱硝催化剂再生是一个潜在的新兴市场, 正在启动。国内有龙净环保与美国Coa Logix公司合资成立龙净科杰环保公司、东方锅炉旗下的东方凯德瑞等以国外技术为核心的再生企业, 也有浙江大学、西安热工院、重庆远达、肯创、华南理工大学等国内自主研发的技术。其中以龙净科杰力度最大投资引进Coa Logix公司技术、在上海建立测试实验中心、在江苏盐城建设再生工厂。目前他们采用将Coa Logix公司在美国已再生的催化剂卖给电厂客户, 2013年已在长沙华电电厂安装使用。东方凯德瑞和肯创也已在华能集团下属电厂做了实验性再生。由浙江大学技术支持的江苏华乐公司于2013年在佛山市五沙热开始了现场再生试验, 现正式立项报建, 计划2015年投产。

摘要：随着社会经济的不断发展, 人类对电力需求的不断增大, 燃煤发电所带来的空气污染日益严重。2011年3月十一届全国人大四次会议明确提出“十二五”氮氧化物减排10%的约束性指标, NOx排放的控制工作势在必行。