火电厂烟气脱硝技术应用分析(编辑修改稿)

火电厂烟气脱硝技术应用分析(编辑修改稿)内容摘要：

型。 催化剂底部安装气密装置，防止未处理过的烟气泄漏。 ③ SCR 催化剂 目前商业的 SCR 催化剂一般为 V2O5WO3/TiO2型，其特点是高活性、寿命长、 压力降小、刚性、易处理。 电厂火电厂烟气脱硝技术应用分析 18 SCR 装置催化剂一般由三层或两层组成。 工艺流程 典型的 SCR 工艺流程如图 35 所示。 图 35 典型的 SCR 系统工艺流程 自氨制备区来的氨气与稀释风机来的空气在氨 /空气混合器内充分混合。 稀释风机流量一般按 100％负荷氨量对空气的混合比为5％设计。 氨的注入量控制由 SCR 进出口 NOX、 O2监视分析仪测量值、稀释风机流量、烟气流量来控制、烟气温度流量。 混合气体进入 SCR 反应器， SCR 反应器操作温度可在 300～400℃， SCR 反应器安装在省煤器与空气预 热器之间。 温度测量点位于 SCR 反应器进口，当烟气温度在 300～ 400℃范围以外时，温度信号将自动关闭氨进入氨 /空气混合器的快速切断阀。 氨与 NOX在反应器内，在催化剂的作用下反应生成 N2和 H2O。 N2和 H2O 随烟气进入空气预热器。 在 SCR 进口设置 NOX、 O温度监视分析仪，在 SCR 出口设置 NOX、 O NH3监视分析仪。 NH3监视分析仪监视 NH3 的逃逸浓度小于规定值，超过则报警并自动调节NH3注入量。 在氨气进装置分管阀后设有氨气预留阀及接口，在停工检修时用于吹扫管内氨气。 SCR 内设置蒸汽吹灰器或声波吹 灰器，吹扫介质一般为蒸汽，根据 SCR 压差决定吹扫。 火电厂烟气脱硝技术应用分析 19 在氨存储和制备区，液氨通过卸料软管由槽车内进入液氨储罐。 液氨储罐液位到达高位时自动报警并与进料阀及压缩电动机连锁，切断进料阀及停止压缩机运用。 储罐内的液氨通过出料管至汽化器，蒸气加热后汽化位氨气。 氨蒸气被送往 SCR 反应器处以供使用。 SCR 装置的主要设备 SCR 反应器 （ 1） SCR 反应器本体 SCR 反应器总体结构呈Ⅱ字型，主要由进口烟道、催化剂烟道（反应器）两大部分组成，同时设有注氨装置（ AIG）、吹灰器、烟气 /氨气混合栅，导流栅等 辅助设施。 催化反应器是完成脱硝化学反应的容器，与尾部烟道相连，内装催化剂。 催化剂反应器有高灰段、低灰段和尾部烟气段三种布置方式。 通常，燃煤锅炉烟气脱硝的 SCR 反应器在很高的位置上垂直放置（烧天然气或燃油锅炉的 SCR 反应器可以水平放置），烟气先向上流动与氨混合，然后经过水平烟道再折转向下经过脱硝反应器。 由于催化反应器需要占用很大的空间，因此，对于加装烟气脱硝系统的改造工程来说，场地问题往往成为设计工作中遇到的第一个难题。 反应器的本体是实现烟气中氮氧化物降解的场所。 SCR 反应器体积的大小是根据煤质、烟气条件 、烟气粉尘量、燃烧介质元素成分、烟气流量、 NOX进口浓度、脱硝效率、 SOX浓度、反应器压降、使用寿命等因素决定的。 SCR 反应器外壁一侧在催化剂层处开有检修门，用于将催化剂模块装入催化剂层。 每个催化剂层都设有人孔，在机组停运时可通过人孔进入其内检查催化剂模块。 烟气与注入的氨气接触后，首先经过混合栅，提高烟气与氨气的混合程度。 混合栅一般为呈网状布置的金属构件。 经过混合栅后，烟气与氨气经过折角导流栅，流向发生变化。 在最后进入火电厂烟气脱硝技术应用分析 20 催化反应层之前，烟气与氨气流过小尺寸的正方形整流栅，混合均匀性再度提高，并保证在催化剂 层的水平断面上均匀分配。 催化剂箱由底部的支承钢梁组成。 混合栅、导流栅、整流栅的最佳几何尺寸、安装形式及设置的必要性，可通过流体模拟试验方法确定。 吹灰器装在每个催化剂层的上方，采用过热蒸汽吹掉催化剂上的积灰。 反应器横截面和催化剂的层间距，应能保证吹灰器的安装和正常运行需要。 SCR 反应器的下游设有一组取样管，取样管深入烟道的断面上，由多根取样管组成，用于测量截面上 NOX（及 NH SOX等）的浓度。 反应器壳体通常采用标准的板箱式结构，辅以各种加强筋和支撑构件来满足防震、承载催化剂、密封、承受负载和抵抗应力的要求，并且实现与外界的隔热。 反应器还设有门孔、观察口、单轨吊梁等装置，用于催化剂的安装、运行观察和维护保养。 板箱式反应器由钢结构支撑。 （ 2）吹灰器 因燃煤机组的烟气中飞灰含量较高，通常在 SCR 反应器中安装吹灰器，以除去覆盖在催化剂活性表面及堵塞气流通道的颗粒物，从而使反应器的压降保持在较低的水平。 吹灰器还能够保持空气预热器通道畅通，从而降低系统的压降。 吹灰器通常为可伸缩的耙形结构，采用蒸汽或空气进行吹扫。 一般每层催化剂的上面都设置吹灰器，各层吹灰器的吹扫时间错开，即每次只吹扫一层催化剂或单层中的部分催 化剂。 以 300MW机组为例，每台吹灰器的吹扫区域为 2540mm 8890mm，吹扫深度约 2m，吹灰气源压力为 ，温度为 350℃左右。 吹灰器的运行始于最上层的催化剂，止于最下层催化剂，从上到下，一层接一层吹灰。 每个吹灰器的吹扫时间约 5min，每个反应器的吹灰时间约 30min；当备用催化剂层投运时，每个反应器火电厂烟气脱硝技术应用分析 21 的吹灰时间约为 45min。 原则上，吹灰器每月吹灰一次，也可以根据反应器进出口的差压进行吹灰，使反应器的压力损失控制在一定的范围内。 目前，声波吹灰器也逐渐得到应用，这是一种新近发展起来的技术，通 过发射低频、高能声波，在吹灰过程中产生振动力，消除设备积灰。 声波吹灰器具有前期投入小、安装费用低、运行成本低及维护费用低的特点。 （ 3）灰斗 在锅炉 BMCR 工况下，省煤器出口烟气流速约为 10m/s，省煤器灰斗除灰占总灰量的 5％。 SCR 反应器内烟气流速为 4～ 6m/s，势必形成一定的积灰。 为保证 SCR 内催化剂的催化效果，在 SCR内配置吹灰器，将积灰吹入空气预热器。 因此，在保留省煤器灰斗的基础上，应考虑在 SCR 后布置灰斗，设置 SCR 灰斗，可以减少进入空气预热器内的灰量，对空气预热器的安全运行有利。 但对于燃用较低 灰分的煤种，同时在 SCR 反应器中安装吹灰器，以除去覆盖在催化剂活性表面及堵塞气流通道的颗粒物，从而使反应器的压降保持在较低水平。 吹灰器还能够保持空气预热器通道畅通，从而降低系统的压降。 （ 4）液氨储槽 可以设计有备有液氨储槽。 阿安储量可供机组脱硝反应 7～ 14天，液氨储罐上安装有超流阀、逆止阀、紧急关闭阀及安全阀。 储氨罐周围安装有工业水喷淋管线和喷嘴，但储槽体温度过高时自动淋水装置启动，对槽体自动淋水减温。 （ 5）液氨蒸发槽 ①液氨蒸发槽可以为螺旋管式，管内为液氨，管外为温水浴，用 60～ 70℃的热网回水加热到 40℃，再以温水将液氨汽化，并加热至常温。 热网水流量受蒸发槽本身水浴温度的控制调节，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的温度和压力。 火电厂烟气脱硝技术应用分析 22 ②蒸发槽也装有安全阀，可防止设备压力异常过高。 （ 6）氨气缓冲槽 从蒸发槽蒸发的氨气流进入氨气缓冲槽，通过调压阀减压到一定压力，再通过氨气输送管线到锅炉侧的脱硝系统。 （ 7）氨气稀释槽 氨气稀释槽为一立式水槽，液氨系统排放处所排出的氨气由管线汇集后从稀释槽底部进入，通过分散管将氨气分散入稀释槽中，利用大量的消防水来吸收安全阀 排出的氨气。 （ 8）氨气泄漏检测器 液氨存储及供应系统四周设有多只氨气检测器，当监测到大气中氨气浓度过高时，在机组控制室发出警报，以防止氨泄漏异常事故的发生。 火电厂烟气脱硝技术应用分析 23 4 SCR 技术应用分析 SCR 工艺应用现状 SCR工艺 在河南的 应用现状 近年来，河南省新建 600MW 等级超临界火力发电机组已有 20余台投入运行，超临界火力发电机组已成为河南省发电的主力机组。 据 2020 年调查统计各 电厂氮氧化物排放浓度结果如下表 41所示 : 表 41 氮氧化物排放浓度调查结果 序号 厂家 排烟处（ mg/Nm3） 01 民权电厂 265 02 鹤壁电厂 500 03 沁北电厂 500 04 首阳山电厂 450 05 信阳华豫 电厂 450 06 开封电厂 334 07 三门峡电厂 450 08 新乡电厂 451 09 姚孟电厂 450 10 禹州电厂 457 11 鸭河口电厂 300 从结果来看，各电厂氮氧化物排放量基本符合国家环保要求，但和先进水平相差较远。 河南省超临界机组锅炉均采用在燃烧过程中对 NOx的控制技术，主要依靠先进的低 NOx燃烧器和炉膛内分级送风燃烧技术来控制 NOx的生成， 这种方法 NOx的排放量同煤种有直接的关系，难燃煤种 NOx的排放量会增加很多。 另外这种方法NOx的排放量在锅炉低负荷运行时也会明显增加。 因此，通过分级燃烧技术可保证在锅炉正常运行时 NOx的排放量满足排放要求，在锅炉低负荷运行时控制 NOx效果较差，排放量将可能超出国家环保火电厂烟气脱硝技术应用分析 24 要求。 随着环保要求的提高，电厂加装脱硝装置已成为趋势。 目前我省只有许昌禹州电厂加装烟气脱硝装置， 该装置采用SCR 选择性催化还原法烟气脱 硝工艺，用液氨作为还原剂，把氮氧化物还原为稳定的氮气，脱硝效率可达 80%以上，年减排氮氧化物能力达 万吨，对控制酸雨、提高空气质量将起到重要作用。 中国的 SCR 应用现状 我国火电厂烟气脱硝装置于 20 世纪 90 年代引进日本技术在福建后石电厂的 600MW 机组率先建成。 首台具有自主知识产权的SCR法烟气脱硝工程于 2020年 1月 20日在国华太仓发电有限公司600MW 机组成功运行。 该工程中的关键设施 — 脱硝反应器、喷氨格栅、供氨系统等均由苏源环保公司独立开发设计，脱硝催化剂采用日立造船的产品。 此外还有 10 多家环保工程公司分别引进了美国 Bamp。 W 公司和燃料技术公司、德国鲁奇和 FBE 公司、日本三菱和日立公司、意大利 TKC 公司、丹麦托普索公司的烟气脱硝技术，到 2020 年底已建成的烟气脱硝装置 26 台（套），总装机容量为1125 万千瓦，其中除江苏利港电力有限公司 4 台 600MW 机组和江苏阚山发电有限公司 2 台 600MW 采用 SNCR 法脱硝技术之外，其余均采用 SCR 法脱硝技术。 我国部分已建、在建火电厂烟气脱硝项目见表 42。 截至 2020 年底，环评已批、待批项目脱硝机组总规模约为 ；大部分集中在江苏、浙江等火电密集地区，以及上海、天津、厦门、长沙、宁波、济南、广东等人口稠密敏感区域，下表 为 新建火电 SCR 脱硝项目。 表 42 新建火电机组 SCR 脱硝项目 序号 项目名称 脱硝机组规模（ MW） 备注 1 华电长沙 2 600MW 工程 1200 2 浙江大唐乌沙发电厂工程 4 600MW超临界发电机组 600 火电厂烟气脱硝技术应用分析 25 3 厦门嵩屿电厂二期 2 300MW 扩建工程和一期 2300MW 改建工程 1200 已投运 4 山西鲁晋王曲发电有限责任公司一期工程 1200 5 山西阳城发电厂二期扩建工程 2 600MW 机组 600 6 港环保发电有限公司四期 2 600MW 机组工程 1200 已投运 7 上海外高桥第三发电厂三期工程 1000 8 天津市东北郊热电厂新建项目 600 9 广州恒运热电厂扩建工程 2 300MW 机组 600 10 三河发电厂二期工程 2 300MW 热电联产机组 600 11 北京市草桥燃气联合循环热电厂工程 600 12 山西晋城电厂一期工程 4 600MW 机组 1200 13 南京市第二热电厂二期扩建工程 200 14 四川福溪电厂 2 600MW 新建工程 600 15 利港电厂三期扩建工程 1200 16 国电铜陵电厂一期工程 600 17 华阳电业有限公司漳州后石电厂 7 号机组 600 18 黄台电厂城市供热工程 600 19 宁波宁海电厂 600 已投运 20 广东台山电厂 600 21 江苏徐州阚山发电厂 1200 22 河南孟津台塑 3 600MW 机组 1800 23 利港电厂三期工程 2 600MW 机组 1200 24 上海吴泾热电厂 2 300MW 机组 600 25 云南滇东煤电二期工程 1200 26 南海发电一厂热电项目 600 27 太原钢铁 150 万吨不锈钢工程配套 2 300MW 机组 600 28 国信靖江电厂一期 1200 29 大唐国际高井电厂 6 100MW 机组 600 30 山西漳州电厂二期扩建工程 2 600MW 机组 1200 31 南通电厂三期工程 2 900MW 机组 1800 32 镇江电厂四期工程 2 1000MW 机组 2020 火电厂烟气脱硝技术应用分析。