电厂脱硝论文

电厂脱硝论文内容摘要：

影响锅炉主蒸汽温度和再热蒸汽温度。 对已投产的电站锅炉加装 SCR 装置，此方案将改变锅炉的整体包覆、钢架、门孔布置等。 另外，锅炉在低负荷时NOx 浓度相对较低， SCR 装置在低负荷时可以停运不喷氨，仅作为 20 烟道使用，因此，对于低负荷年运行小时很低的燃煤电站，可不用设置省煤器烟气调温旁路 [4]。 吹灰系统 我国燃煤电厂的烟气中灰分普遍较高，实际运行中系统地飞灰积聚现象十分普遍，有的严重影响了 SCR 系统催化剂活性和寿命，所以必须在 SCR 反应器中安装吹灰器。 目前较多应用的是 蒸汽和声波两种吹灰技术，相对来说，声波吹灰器的采购和系统安装费用较低。 声波吹灰器通过发射低频、高能声波，在吹扫过程中产生振动力，清除设备积灰。 声波吹灰系统的稳定运行对于机组和脱硝系统的安全稳定运行极为重要。 因此 ,无论是否喷氨 ,只要锅炉引风机运行 ,就应该将声波吹灰系统顺控投入运行；当锅炉需要检修时 ,要在引风机停运后再停运声波吹灰系统；声波吹灰系统在每一个反应器的每一层就地管路上都有一个压力调节阀 ,应该把压缩空气的压力调整在 ；为了防止压缩空气中的水分腐蚀声波吹灰器鼓膜 ,应定期对 声波吹灰器压缩空气缓冲罐进行排污 [20]。 SCR 烟气脱硝运行方式 在 SCR 烟气脱硝系统中， SCR 反应器与还原制备区 (即氨制备区 )的联系，在工艺上只有喷氨格栅的人口，在控制上只有脱硝控制系统的氨量需求信号。 脱硝控制系统根据烟气 NO 浓度、设计脱硝率和烟气量的计算得出氨量需求信号对喷氨管道上的阀门进行调节，调整合适的喷氨量。 通常， SCR 烟气脱硝的运行操作包括正常的起动、停止和自动保护停止。 21 SCR 烟气脱硝系统的起动 不设置旁路的 SCR 烟气脱硝系统与锅炉同时起动 ，起动前在锅炉预通风阶段使用空气先加热催化剂。 SCR 烟气脱硝系统冷态起动时，锅炉处于冷态状况，烟气的最大升温速率控制在 3～ 4℃ /min。 同时，监测 SCR反应器入口及出口的温度，正常运行时温度差在 1O℃以下。 当催化剂温度升到 310℃后，维持 10min，氨气供给系统即开始，通过喷氨格栅向 SCR 反应器喷氨， SCR 烟气脱硝系统进入正常运行阶段。 反应区温度应保持在 400℃ 以下。 SCR 烟气脱硝系统的停止 SCR 烟气脱硝系统的停止存在 3 种情况： （ 1） SCR 烟气脱硝系统正常停止运行。 在锅 炉停运前，应先对催化灰操作。 SCR 烟气脱硝系统在停炉前 10 min 开始退出运行 (即停止喷氨 )，即手动将氨量需求信号值调整至 0。 在制氨系统接收到氨量需求信号为 0 时，自动关闭氨气喷入管线上的阀门，维持 10 min，即可进行停炉操作。 停炉后，在维持锅炉负压的情况下，采用引风机吹扫SCR 烟气脱硝系统。 如果催化剂层没有预先进行吹灰操作，就不能对其采用空气吹扫。 （ 2）锅炉跳闸后 SCR 烟气脱硝系统的停止。 如果 SCR 烟气脱硝系统正常运行中锅炉跳闸，则氨量需求信号值自动变为 0。 制氨系统接到此信号后，自动关闭氨管线上的阀门 ：氨管线上阀门关闭直到下次系统起动时，手动将出口 NO 含量操作端设定在要求值后，此阀门再次自动打开。 在锅炉跳闸时， SCR 脱硝系统的手动关闭系统必须 22 在锅炉停止运行后才能够操作，这样会有一些氨气残留在催化剂模块中。 此时，一般不采用吹灰程序来吹扫 SCR 烟气脱硝系统，也不能采用空气吹扫。 在这个阶段，禁止打开 SCR 反应器上的人孔或观测孔，以防止空气进入 SCR 反应器，导致催化剂模块中的未完全燃尽颗粒燃烧，造成火灾。 在催化剂温度降到 150℃ 以前或降到 60～ 70℃以前，应尽快恢复锅炉运行。 （ 3） SCR 烟气脱硝系统的自 动安全停止。 当烟气温度超过 420℃时，对催化剂模块的损坏非常大，应立即停止锅炉运行。 在到达 420℃前，停止氨气喷入 (超过 390℃时 )，执行自动停止 SCR 烟气脱硝系统来避免损害催化剂模块；当温度降到 310℃以下，延时 10min，自动停止 SCR 烟气脱硝系统来避免损害催化剂模块 [22]。 SCR 法脱硝工艺中的催化剂艺中的催化剂、还原剂的特性及选择 催化剂特性及选择使用 SCR 法脱硝工艺中的核心物质是催化剂。 其优劣直接影响到烟气脱硝的效率，其选取是根据 SCR 反应塔的布置、入 口烟温、烟气流速及 N0，浓度分布。 以及设计脱硝效率、允许的氨逃逸率、允许的SO2/SO3 转化率与催化剂使用寿命保证值等因素确定的。 根据催化剂的适用温度范围， SCR 工艺可分为高温 (345～ 590℃ )、中温 (260～450℃ )和低温工艺 (150～ 280℃ )。 目前最常用的是高温氧化钛基催化 剂（活性 TiO2，同时添加增强活性的 V205 金属氧化物。 若需进一步增加活性时，还要添加 W03)，其中，催化剂的 V2O5 含量较高时其 23 活性也较高，脱硝效率高，但 V2O5 的含量较高时， SO2 向 SO3 转化率也较高。 因此，控制 V205 的 含量不能超过 2％，并添加适量的WO3 来抑制 SO2 向 S03 的转化率 [8]。 目前。 国内外燃煤电站常使用的 SCR 催化剂结构形式是平板式和蜂窝式，使用最多的是蜂窝式。 平板式和蜂窝式催化剂通常制作成独立的催化剂单元箱体。 以丹麦托普素公司为例。 单元箱体横截面466mm 466 mm。 长度 250～ 500 mm，由几个催化剂单元拼装成标准化模块结构。 便于运输、安装和检修维护。 该公司对于高粉尘烟气考虑到压降、磨损，一般选取催化剂的水力直径是 6 mm，比表面积是 400～ 500m2/m3。 而对于低粉尘烟气，水力直径通常是 3mm，比表面积将增加到 700～ 900m2/m3，由于通过层流边界层时槽路的水力直径较小，抗分散性较小，催化剂活性与催化剂的比表面积比例非常一致。 SCR 装置的运行成本在很大程度上取决于催化剂的寿命，其使用寿命又取决于催化剂活性的衰减速度。 SCR 反应塔中的催化剂在运行一段时间后，其表面活性都会有所降低，主要存在物理失活和化学失活 2 种类型，催化剂物理失活主要是指高温烧结、磨损和固体颗粒沉积堵塞而引起催化剂活性破坏；典型的 SCR 催化剂化学失活主要是碱金属 (如 Na、 K、 Ca 等 )和重金属 (如 As、 Pt、 Pb 等 )引起的 催化剂中毒。 根据设计的脱硝效率，在 SCR 反应塔中设置有 3～ 4 层催化剂安装空间，一般初次布置 3 层催化剂，预留 1层布置空间，可延长催化 24 剂更换周期，节省 25％的需要更换的催化剂体积用量，但会增加烟道阻力，一般催化剂的活性周期为 2～ 3 年，与工作环境有关。 对于废催化剂进行再生处理后，活性效果可接近新催化剂，处理费用约为新催化剂的 45％。 还原剂的特性及选择使用 SCR 法脱硝系统以氨作为还原剂，既可是带压的无水液氨。 也可是常压下的氨水溶液 (通常重量浓度为 25％ )，此外还可能是尿素水溶液 (通常重量浓度为 45％ )，燃煤电站通常使用液氨。 由于液氨在常温20℃下，罐内的压力为 1 MPa，具有一定的危险性及安全隐患。 液氨的运输与卸载等处理有非常严格的规程与规定，在国外很多电站仅允许使用铁路运输。 采用氨水作为还原剂，虽然运输、储存方便，但需要另增设备和热能，并需要特殊的喷嘴，综合经济性差，但根据当地情况，从安全角度来讲，氨水也正越来越多地被使用。 在海运上，通常使用尿素水溶液作为 还原剂。 注入尿素后，在热烟气中分解为氨，反应式为： 选择还原剂对运行成本有重要影响，表 21 是一次供应约 5t 时， 3种还原剂的 典型价格。 25 对大型燃煤电厂需求量很大时，无水液氨和氨水价格还能降低近50％。 1 座 250MW、 NOx 水平在 300 ppm的燃煤锅炉，安装 SCR 后，每年的液氨增加成本费用约为 400 万元人民币，相当于 分／ (kW•h)。 氨在喷入烟气前需利用热源加热 ,并从送风机出口引出 1支冷风管来稀释氨气 ,将气化后的氨气与空气在喷氨系统前的混合罐中充分混合 ,形成浓度均匀的混合物 ,通过网格型喷氨 隔栅上的多组喷嘴 ,把氨与空气混合物均匀地喷射到烟气中去，并采用多组手动阀门集中布置构成阀门站 ,来控制调节各喷嘴的喷氨量，喷氨量 NH3 的多少与烟气中 NOx 的含量有关 ,福建漳州后石电厂运行经验值为摩尔比 1： 1。 SCR 法脱硝工艺设计中的注意事项 SCR 反应塔入口烟道的设计要求 从外部环境考虑，燃煤电站 SCR法脱硝效率与锅炉尾部外形设计、燃用煤种、燃烧布置方式、及锅炉运行工况等密切相关。 而从内部环境考虑，脱硝效率的高低取决于反应塔人口烟气速度、烟气中 NH3与 NOx 混 合物在催化剂截面上的浓度均匀分布、入口烟气温度分布、烟气混合物在催化剂中的停留时间等。 为达到以上要求，国外各脱硝公司除了对反应塔的结构设计上进行 CFD 模拟，使阻力尽量小、催化剂槽路的尺寸 (水力直径 )要适中外，尽量优化反应塔入口烟道设计，减少异型件使用，避免烟气在烟道中产生涡流、激荡，影响混合物的均匀度。 丹麦托普索公司在这方面的设计已很成熟，在 90︒ 弯道区采用导流叶片，导流叶片的位置和设 26 计是基于 1： 10 比例的流量模型测试而定的，并设计成垂向立式结构，数块导向板布置成不等距结构，这是因为烟气在弯道处将产生严 重的不稳定、不等量过流，在弯烟道内壁附近易形成层涡流，依据理论和软件模拟计算把导流板在弯道处不等距布置，可明显减小涡流作用。 建议在距省煤器出口的弯头导流板约 2m 的地方设置喷氨隔栅，有利于混合均匀；飞灰整流器安装在最上层催化剂上方，这些设计已成功应用予丹麦哥本哈根的 Avedore 电厂等多家电厂，经后期调研，运行良好 [8]。 氨逸出量及对反应塔下游设备的影响 加氨量是由 PLC 控制，根据 SCR 前 NOx 数值和规定的 NOx排放值进行比较，用反馈信号来修正喷氨量。 现场很难精确测定 NH3 逃逸量， 不能用 NH3 逃逸量作为反馈信号来控制喷氨量。 丹麦托普索公司从工业试验中得到数据，仅靠提高几个百分点的 NH3/N0x 摩尔比，催化剂体积就可减少约 30％，也能达到同样的 N0x 降低率。 氨逸出会污染静电除尘器中的飞尘质量，使 FGD 废水及空预器清洗水中氨含量增大，生成硫酸氨盐类，造成催化剂与空预器堵塞、磨损、腐蚀等。 硫酸氨盐的生成量与 S03 浓度有直接关系， SO3的生成量来源于以下 2 个方面：煤燃烧生成的和 SO2 在催化剂的作用下氧化形成的，一般设计要求 SCR 中 S02/SO3转化率小于 l％；硫酸氨盐沉积在空预器换热片上，引 起低温结垢腐蚀，必要时电厂可在空预器低温段采用搪瓷材料。 而 ABS（硫酸氢氨 )会暂时降低催化剂活性，为了尽可能减少 ABS 的生成沉积，运行烟温应高于 ABS 的露点温度以上 27 20℃， ABS 露点温度一般在 300～ 330℃范围内，这也是为什么要安装省煤器烟气旁路的重要原因。 SNCR 法脱硝技术 选择性非催化还原（ SNCR）技术是一种成本较低的烟气脱硝技术，在国内有广阔的发展前景。 自从 1975 年美国的 Lyon 发明 SNCR 以来，国外对它的研究就从未中断过并应用在燃烧设备上。 SNCR 工艺原 理及其系统 SNCR 法是在没有催化剂的作用下，向 900～ 1100℃炉膛中喷入还原剂，还原剂迅速热解成 NH3 与烟气中的 NOx 反应生成 N2。 炉膛中会有一定量氧气存在，喷入的还原剂选择性的与 NOx 反应，基本不与氧气反应。 SNCR 的还原剂一般为氨、氨水或尿素等。 氨作为还原剂的 SNCR 称为 De NOx 法，尿素为还原剂的称为 NOx OUT 法[23]。 按喷入的还原剂的不同， SNCR 法脱硝技术可分为以下三种脱硝系统 [24]： 28 喷射纯氨的 SNCR 脱硝系统 纯氨作为反应剂的脱硝系统 通常为：用氨罐槽车将液氨运送至工厂内，通过一个可以远程操作的卸载管线卸氨，卸载的液氨送到液氨储存罐。 氨罐和氨蒸发器构成一个循环回路，通过加热液氨使其蒸发后回到氨储罐，维持储罐上部氨蒸汽的量。 氨蒸汽被从储罐顶部抽出，经过调压后送往锅炉脱硝。 推荐采用的混合比率是 10%左右，空气和氨气的混合在氨稀释罐内完成。 喷射尿素的 SNCR 脱硝系统 喷射尿素的 SNCR 脱硝系统主要包括尿素存储系统、尿素溶液配制系统、尿素溶液存储系统、溶液喷射系统和自动控制系统。 SNCR脱硝系统组成如下 : （ 1）尿 素供应站。 尿素存储系统、尿素溶液配制系统和尿素溶液存储系统集中布置，共同组成尿素供应站（简称尿素站）。 尿素站的主要设备包括：一个干尿素储仓，一个计量仓，一个螺旋输送机，一个配液池，两个尿素溶液储罐，两个尿素溶液输送泵和两个加压泵。 在尿素站内，完成尿素存储、尿素溶液配制的任务，泵送到炉前喷射系统。 （ 2）炉前喷射系统。 炉前喷射系统由三层喷射层组成，每层由14 个喷射器组成。 三层喷射层布置炉膛燃烧区域上部和炉膛出口处，以适应锅炉负荷变化引起的炉膛烟气温度变化，使尿素溶液在最佳反。