山西河坡发电公司脱硝工程建设项目可行性研究报告(编辑修改稿)

山西河坡发电公司脱硝工程建设项目可行性研究报告(编辑修改稿)内容摘要：

式 FGD 脱硫装置后，其排烟温度仅为 50～ 60℃ ，因此，为使烟气在进入催化剂反应器之前达到所需要的反应温度，需要在烟道内加装燃油或燃烧天然气的燃烧器，或蒸汽加热的换热器以加热烟气，从而增加了能源消耗和运行费用。 对于 一般燃油或燃煤锅炉，其 SCR 反应器多选择安装于锅炉省煤器与空气预热器之间，因为此区间的烟气温度刚好适合 SCR 脱硝还原反应，氨被喷射于省煤器与 SCR 反应器间烟道内的适当位置，使其与烟气充分混合后在反应器内与氮氧化物反应， SCR 系统商业运行业绩的脱硝效率约为 70%～ 90%。 SNCR 烟气脱硝技术 选择性催化还原脱除 NOX的运行成本主要受催化剂寿命的影响，一种不需要催化剂的选择性还原过程或许更加诱人，这就是选择性非催化还原技术。 该技术是用 NH尿素等还原剂喷入炉内与 NOX进行选择性反应，不用催化 剂，因此必须在高温区加入还原剂。 还原剂喷入炉膛温度为 850～ 1100℃ 的区域，该还原剂（尿素）迅速热分解成 NH3并与烟气中的 NOX进行 SNCR 反应生成 N2，该方法是以炉膛为反应器。 研究发现，在炉膛 850～ 1100℃ 这一狭窄的温度范围内、在无催化剂作用下， NH3或尿素等氨基还原剂可选择性地还原烟气中的 NOX，基本上不与烟气中的 O2作用，据此发展了 SNCR 法。 在 850～ 1100℃范围内， NH3或尿素还原 NOX的主要反应为： NH3为还原剂 4NH3+4NO+O2→4N 2+6H2O 尿素为还原剂 NO+CO(NH2)2 +1/2O2→2N 2+CO2+H2O 当温度高于 1100℃ 时 , NH3则会被氧化为 4NH3+5O2→4NO+6H 2O 不同还原剂有不同的反应温度范围，此温度范围称为温度窗。 NH3的反应最佳温度区为 850～ 110O℃。 当反应温度过高时，由于氨的分解会使 NOx还原率降低，另一方面，反应温度过低时，氨的逃逸增加，也会使 NOx还原率降低。 NH3是高挥发性和有毒物质，氨的逃逸会造成新的环境污染。 引起 SNCR 系统氨逃逸的原因有两种，一是由于喷入点烟气温 度低影响了氨与 NOx的反应。 另一种可能是喷入的还原剂过量或还原剂分布不均匀。 还原剂喷入系统必须能将还原剂喷入到炉内最有效的部位，因为 NOx在炉膛内的分布经常变化，如果喷入控制点太少或喷到炉内某个断面上的氨分布不均匀，则会出现分布较高的氨逃逸量。 在较大的燃煤锅炉中，还原剂的均匀分布则更困难，因为较长的喷入距离需要覆盖相当大的炉内截面。 为保证脱硝反应能充分地进行，以最少的喷入 NH3量达到最好的还原效果，必须设法使喷入的 NH3与烟气良好地混合。 若喷入的 NH3不充分反应，则逃逸的 NH3不仅会使烟气中的飞灰容易沉积在 锅炉尾部的受热面上，而且烟气中 NH3遇到 S03会产生 (NH4)2S04易造成空气预热器堵塞，并有腐蚀的危险。 SNCR 烟气脱硝技术的脱硝效率一般为 25%50%，受锅炉结构尺寸影响很大，多用作低 NOX燃烧技术的补充处理手段。 采用 SNCR 技术，目前的趋势是用尿素代替氨作为还原剂，值得注意的是，近年的研究表明，用尿素作为还原剂时， NOX会转化为 N2O， N2O 会破坏大气平流层中的臭氧，除此之外， N2O 还被认为会产生温室效应，因此产生 N2O 问题己引起人们的重视。 SNCR 系统烟气脱硝过程由下面四个基本过程完成 : 接收和储存还原剂。 还原剂的计量输出、与水混合稀释。 在锅炉合适位置注入稀释后的还原剂。 还原剂与烟气混合进行脱硝反应。 SNCR/SCR 混合烟气脱硝技术 SNCR/SCR 混合烟气脱硝技术是把 SNCR工艺的还原剂喷入炉膛技术同 SCR工艺利用逃逸氨进行催化反应的技术结合起来，进一步脱除 NOX。 它是把 SNCR 工艺的低费用特点同 SCR 工艺的高效率及低的氨逃逸率进行有效结合。 该联合工艺于 20 世纪 70 年代首次在日本的一座 燃油装置上进行试验，试验表明了该技术的可行性。 理论上， SNCR 工艺在脱除部分 NOX的同时也为后面的催化法脱硝提供所需要的氨。 SNCR 体系可向 SCR 催化剂提供充足的氨，但是控制好氨的分布以适应 NOX的分布的改变却是非常困难的。 为了克服这一难点，混合工艺需要在 SCR 反应器中安装一个辅助氨喷射系统。 通过试验和调节辅助氨喷射可以改善氨气在反应器中的分布效果。 资料介绍 SNCR/SCR 混合工艺的运行特性参数可以达到 40%80%的脱硝效率，氨的逃逸小于 5～ lOppm。 烟气脱硝技术的选择 根据以上对脱硝工艺 的简单介绍，控制火电厂 NOX排放有很多种方法，各种脱硝工艺工程投资和脱硝效率各不相同，选择何种脱硝工艺一般可根据以下几个万面综合考虑 : l)NOX排放浓度和排放量必须满足国家和当地政府环保要求。 2)脱硝工艺要适用于工程己确定的煤种条件，并考虑燃煤来源的变化可能性。 3)脱硝工艺要做到技术成熟、设备运行可靠，并有较多成功的运行业绩。 4)根据工程的实际情况尽量减少脱硝装置的建设投资。 5)脱硝装置应布置合理。 6)脱硝剂要有稳定可靠的来源。 7)脱硝工艺脱硝吸收剂、水和能源等消耗少，尽量减少运行 费用。 表 烟气脱硝技术设计参数比较。 项目 SCR SNCR/SCR 混合型 SNCR 还原剂 以 NH3为主 可使用 NH3或尿素 用 NH3或尿紊 反应温度 320 一 400℃ 前段 :8501100℃ ， 后段 :320400℃ 850 一 110O℃ 催化剂 成份主要为 TiO2， V2O5 WO3 后段加装少量催化剂 (成份主要为TiO2， V2O5 WO3) 不使用催化剂 脱硝效率 70％～ 90％ 40％～ 70％ 25%～ 60% 还原剂喷射位置 多选择于省煤器与 SCR反应器间烟道内 锅炉负荷不同喷 射位置也不同，通常位于一次过热器或二次过热器后端 通常在炉膛内喷射，但需与锅炉厂家配合 SO2/SO3氧化 会导致 SO2/SO3氧化 S02/S03氧化较 SCR 低 不导致 S02/S03氧化 NH3逃逸 3～ 5ppm 5～ lOppm 10～ 15ppm 对空气预 热器影响 NH3与 S03易形成NH4HSO4造成堵塞或腐蚀 SO2/SO３ 氧化率较 SCR 低，造成堵塞或腐蚀的机会较 SCR 低 不导致 SO2/SO3的氧化，造成堵塞或腐蚀的机会为三者最低 系统压力损失 催化剂会造成压力损失 催化剂用量较 SCR 小，产 生的压力损失相对较低 没有压力损失 燃料的影响 高灰分会磨耗催化剂，碱金属氧化物会使催化剂钝化 影响与 SCR 相同 无影响 锅炉的影响 受省煤器出口烟气温度的影响 受炉膛内烟气流速及温度分布的影响 与 SNCR/SCR 混合系统影响相同 综合上述，根据技术先进，工艺成熟，经济合理，有工业业绩，脱硝效率高的原则，本烟气脱硝工程可行性研究推荐采用 SCR 烟气脱硝技术。 5 脱硝工程设想 SCR 脱硝系统由三个子系统所组成， SCR 反应器及附属系统、氨储存处理系统和氨注入系统。 脱硝装置总体布置 本烟气脱硝工 程主要构筑物有脱硝装置、液态氨的贮存和供应系统的构筑物。 根据烟气脱硝工艺的要求， 1 号、 2 号机组脱硝装置布置在每一台锅炉与除尘器之间场地，由于该处场地已设计布置烟道，采用钢结构的支架形式将脱硝装置支撑在锅炉与除尘器之间烟道上。 3 号、 4 号机组脱硝装置布置在每两台锅炉与灰渣泵房之间场地，由于该处场地零平面布置有沟道，采用钢结构的支架形式将脱硝装置支撑在锅炉与灰渣泵房之间场地。 液态氨的贮存和供应布置在 1735 平米的场地上，布置位置考虑位于 4 号锅炉脱硫区域与煤场之间。 全厂脱硝装置的控制系统布置在 还原剂采用输 送管道方式。 道路 :在液态氨的贮存和供应的建筑构筑物形成消防环路，采剧混凝土路面与厂区道路相连接。 氨（还原剂 ）的储存系统及设备 系统描述 还原剂（氨）用罐车运输并在储罐储存。 在高压下，氨被液化以减小运输和储存的体积。 市场购买的还原剂（液态氨浓度 %） ,供应商用罐装车运输（以液体形态储存在压力容器内），送往河坡发电有限责任公司的氨贮存场地，通过氨卸载压缩机卸载，进入氨贮罐贮存。 使用时，储存罐中的氨借助自压输送到蒸发器中，蒸发器是氨注入系统的组件。 系统设置二台卸载压缩机，一台运行，一台备用，全厂设置两台氨贮罐，总容积满足全厂 4 台炉 10天的用氨量。 1~4 号锅炉 SCR 烟气脱硝系统物料平衡计算，计算结果如下表所示。 表计算结果 参数 数值 还原剂类型 无水氨 纯度（ %） 脱硝效率（ %） 氨逃逸（ ppm） 5 催化剂寿命（小时） 24000 日耗 NH3（ t/d） 年耗 NH3（ t/a） 4117 高压力下储存的无水液氨意外泄露到大气中是危险的，因此需要严格的安全和环保规定。 当系统在很长时间不使用或进行定期检查时 ，用氮气清洗系统，将氨从氨容器和设备中清洗干净 (氨储罐除外 )。 系统设备及布置 共用系统：氨储存及处理系统设备 本系统布置场地，氨储罐布置在半露天雨棚中的零米地面；氨卸载压缩机等转动的机械设备以及电气设备布置在氨储罐旁边的建筑物内。 氨（还原剂 ）注入系统及设备 系统描述 储罐里的液态氨靠自压输送到蒸发器，在蒸发器内（通过蒸汽加热）将氨蒸发，在缓冲贮罐贮存，通过管道送至每一台炉的 SCR 反应装置旁。 再用空气稀释高浓度无水氨，这样氨 /空气混合物安全且不易燃。 通过装在 SCR 入口烟道内的 氨注入格栅，将氨 /空气混合物注入到 SCR 系统内。 全厂设置两台蒸发器和两个缓冲贮罐（公用，只有容量备用，无数量备用） 每一台锅炉设置二台稀释风机，一台运行，一台备用。 每一台锅炉设置二台氨 /空气混合器。 系统设备及布置 表系统设备 系统名称 设备名称 数量 氨注入系统 氨加热器 2 氨缓冲罐 2 稀释空气风机 8 氨 /空气混合器 8 蒸发器、缓冲贮罐均布置在储罐旁边的建筑物内；每一台锅炉的稀释空气风机、氨 /空气混合器均相应布置在每一台锅炉的零米附近。 脱硝工艺系统及设备 系统描述 系统 SCR 反应器和附属系统由挡板门、氨注入格栅、氨 /烟气混合器、 SCR 反应器、催化剂、吹灰系统和烟道等组成。 通过注入格栅的多个喷嘴，将氨喷入烟气中。 注入格栅后的烟气混合装置促进烟气和氨的混合，保证烟气中氨浓度的均匀分布。 来自锅炉省煤器出口的烟气通过 SCR 反应器， SCR 反应器包含催化剂层，在催化剂作用下， NH3与NOX反应从而脱除 NOX，催化剂促进氨和 NOX的反应。 在 SCR 反应器最上面有整流栅格，使流动烟气分布均匀。 催化剂装在模块组件中，便于搬运、安装和更换。 SCR 反应器催化剂层间安装吹灰器用来吹除沉积在催化剂上的灰尘和 SCR 反应副产物，以减少反应器压力降。 烟气系统中的进、出口挡板门、旁路安装挡板门用来在锅炉启动和停止期间或紧急状况下隔离 SCR 反应器。 SCR 工艺主要性能指标有：脱硝效率、氨量、反应器的压力降等。 SCR 工艺主要设计参数有催化剂总量、催化剂高度、催化剂空隙率和烟气速度等。 燃煤锅炉 SCR 烟气脱硝装置催化剂设计参数见下表。 表燃煤锅炉 SCR 烟气脱硝装置催化剂设计参数 项目 蜂窝型催化剂 板型催化剂 河坡发电有限责任公司 蜂窝催化剂 高灰煤 低灰煤 单块催化剂孔数 400 441 529 400 间距（ mm） 比表面积（㎡ / m3） 427 444 470 500 285 451 空隙率（ %） 64 69 71 67 82 74 压力降（ kpa/m） 系统设备及布置 反应器的布置方式： 在热段 /高灰布置中， SCR 反应器位于省煤器和空气预热器之间，因为该区域烟气温度在 300400℃ 的范围内。 河坡发电有 限责任公司锅炉省煤器和空气预热器之间的烟气温度在该范围内。 世界上绝大多数燃煤火电厂的 SCR 装置采用这种布置万式。 这种布置方式的主要优点是投资和运行费用低，因为该段的烟气温度与催化剂要求的运行范围相符合。 这种布置的其主要缺点是催化剂暴露于含有全部灰尘和硫分的烟气中。 采用这种布置方式主要是含硫量低于 2%的烟煤发电锅炉。 现有设备的迁移 河坡发电有限责任公司的 SCR 装置采用热段 /高灰布置方式，适合于催化剂性能的烟气温度区域在高温空气预热器和低温省煤器之间。 锅炉现有的部分设备需要迁移。 可考虑现有设 备的三种移位方案： —高温空气预热器移位； —低温省煤器移位； —低温省煤器和低温空气预热器移位。 在采用 SCR 装置时，延长烟道和安装催化剂会使系统的压力降增加， SCR 系统需要更换更大压头的引风机，否则锅炉负荷将降低。 延长锅炉烟道会使空气和烟气侧的热损失的增加，从而使锅炉效率降低，因此烟道需保温。