烟气SCR法脱硝工艺流程的设计与应用
第29卷第6期第年6期20086月电力建设
ElectricPowerConstruction
Vol.29No.6
Jun,2008
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烟气SCR法脱硝工艺流程的设计与应用
马忠云1,陈慧雁2,刘振强1,李向阳1
(1.国网北京电力建设研究院,北京市,100055;2.浙大网新机电工程有限公司,杭州市,310007)
[摘
要]根据燃煤电站锅炉燃烧过程NOx生成机理和减排技术的现状,需要在锅炉尾部加装烟气脱硝装
置。选择性催化还原(SCR)是比较成熟的技术。文章着重分析了其脱硝原理、工艺流程、脱硝岛整体布置方案、还原剂、催化剂的选择和烟道的设计优化。另外还介绍如何控制运行中的工艺参数和工程的应用情况。[关键词]氮氧化物;SCR;催化剂;减排中图分类号:TK296.6
文献标志码:B文章编号:1000-7229(2008)06-0053-04
0引言
近几年随着我国经济建设步伐的加快,全国用电
质,SCRDeNOx装置的主要组成部分包括1个装催化剂的反应器、1个氨储罐及1个还原剂注入系统,
国外较多使用无水液氨。基本原理是把符合要求的氨气喷入到烟道中,与原烟气充分混合后进入反应塔,在催化剂的作用下,并在有氧气的条件下,选择性地与烟气中的NOx(主要是NO、NO2)发生化学反应,生成无害的氮气(N2)和水(H2O),见图1,主要反应化学方程式为:
4NO+4NH3+O2=4N2+6H2O(1)6NO2+8NH3=7N2+12H2O(2)选择性反应意味着不发生NH3与SO2的反应,但在催化剂的作用下,烟气中的少量SO2会被氧化成SO3,在有水的条件下,在SCR中未反应的的氨与烟气中的SO3反应生成硫酸氢氨(NH4HSO4)与硫酸氨(NH4)SO4等一些对反应有害的物质。
负荷需求急剧上升,新建扩建燃煤电站在中国全面铺
开。燃煤电厂的建设导致NOx污染物排放量成逐年递增趋势,电厂的排放量已严重超过国家环保标准,由此带来的环境污染已严重损害了人类可持续发展。
1NOx生成机理及减排技术
在通常燃烧温度下,煤燃烧生成的NOx在烟气
中的含量小于1%,其中,NO占NOx的90%以上,NO2占5%~10%,而N2O只占1%左右。在煤燃烧过程中,生成NOx的途径有2个:
(1)燃料型NOx,它是燃料中含有的氮化物在燃烧过程中热分解而又接着氧化生成。
(2)快速型NO,它是燃烧时空气中的氮与燃料中的碳氢粒子团反应生成的。
燃煤电站锅炉NOx减排控制技术措施可分为炉内低NOx燃烧器(LNB)技术,SOFA分级燃烧法和尾部二次烟气净化处理法(DeNOx烟气脱硝装置)。由于仅依靠炉内控制NOx排放达不到环保标准,就需要在锅炉尾部加装烟气脱硝装置。
目前烟气脱硝的比较成熟的技术是选择性催化还原(SCR),脱硝率可达90%以上,是国内外应用最多最成熟的技术。
2SCR法烟气脱硝的工艺流程及设计特点
2.1SCR法烟气脱硝技术原理
SCR烟气脱硝系统采用氨气(NH3)作为还原介
收稿日期:2008-01-18
2.2SCR法脱硝工艺流程简介
SCR法工艺系统流程主要由贮氨、混氨、喷氨、反应塔(催化剂)系统、烟道及控制系统等组成。首先,液氨由汽车运送到液氨储罐贮藏,无水液氨的储存压力取决于储罐的温度(例如20℃时压力为1MPa)。液氨通过蒸发器中的蒸汽、热水,被减压蒸发输送至氨蒸发罐,通过鼓风机向氨气、空气混合器中鼓入与氨量成一定配比的空气,其作用一是稀释纯氨气,二是增加反应塔中的氧含量。经稀释的氨气通过喷射系统中的喷嘴被注入到烟道隔栅中,与原烟气混合。在喷嘴数量较少的情况下,为了获得氨和烟气的充分均匀分布,要在反应塔前加装1个静态混合器,这样,从锅炉省煤器后出来的烟气经与部分旁路高温烟气混合调温(烟气在反应塔中与高温催化
作者简介:马忠云(1975—),男,硕士,工程师,主要从事火力发电厂系统设计和研究工作。
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440℃)后,进入反应塔,剂的反应最佳温度为370~
在催化剂的作用下,烟气中的NOx与氨气发生化学反应。当反应塔故障时,烟气从反应塔前设置的100%烟气旁路通过,对锅炉正常运行没有影响。
图1SCR法反应塔、催化剂原理图
2.3SCR法脱硝反应塔布置方案
对于新建机组或现役机组改造,根据现场实际情况,以及所使用的催化剂种类,SCR反应塔主要有以下3种布置方案:
2.3.1高温高飞灰烟气段布置:反应塔直接安装在省煤器与空气预热器之间,布置在静电除尘器前面。优点是进入反应塔的烟温为320~430℃,适合于大多数催化剂所要求的工作温度,由于烟温很高,不需要再加热,初投资及运行费用较低,技术成熟,性价比最高。此种布置方式在新建及改造电厂中应用最为广泛;缺点是此段烟气飞灰含量高,易引起催化剂表面磨损,必要时需对催化剂进行硬化处理,催化剂孔径易被飞灰颗粒和硫酸氢氨晶体堵塞,且飞灰当中的重金属(镉、砷)易引起催化剂中毒,表面失去活性,所以,反应塔要配备过热蒸汽吹灰器,对催化剂表面进行定期吹扫。
2.3.2高温低飞灰烟气段布置(见图2):反应塔安装在静电除尘器与空气预热器之间。优点是进入反应塔的烟气温度高,含尘量低,不需硬化,但SO2含量仍较高,飞灰颗粒较细,虽磨损减轻,但易导致催化剂堵塞,因为细灰颗粒易粘结,使催化剂表面粘污积灰,且易使空预器受热面积垢,影响换热效率。2.3.3低温低飞灰烟气段布置(见图3):反应塔安装在空气预热器及脱硫装置的下游。优点是进入反应塔的烟气含尘及SO2含量极低,催化剂磨损与堵塞的几率小,可采用比表面积较大的细孔径催化剂,烟气流速可设计的高一些。因此,催化剂体积用量少,使用寿命长等。缺点是烟气经过FGD后进入反应塔的温度较低(55~70℃),需采用昂贵的气-气加热器对烟气再加热,若采用燃油或燃气加热器提高烟气温度,其初投资及运行、检修费用较高,并会降
图2SCR法脱硝典型工艺流程图
图3低温低灰尾部烟气段布置方式
低电厂热经济效率。
3
SCR法脱硝工艺中的催化剂、还原剂的
特性及选择
3.1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NOx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
SCR工艺可分定的。根据催化剂的适用温度范围,
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V2O5金属氧化物。若需进一步增加活性时,还要添加WO3),其中,催化剂的V2O5含量较高时其活性也较高,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V2O5的含量不能超过2%,并添加适量的WO3来抑制SO2向SO3的转化率。
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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×466mm,长度250~500mm,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6mm,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%。
次供应约5t时,3种还原剂的典型价格。
表1
还原剂无水液氨25%氨水40%尿素
3种还原剂的典型价格
交货3.602.52.4
折成100%氨
3.6010.110.5
元/kg
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300ppm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0.2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。
4SCR法脱硝工艺设计中注意事项
3.2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1MPa,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:
H2NCONH2=NH3+HNCO(3)HNCO+H2O=NH3+CO2(4)选择还原剂对运行成本有重要影响,表1是1
4.1SCR反应塔入口烟道设计要求
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入口烟气速度、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
弯道区普索公司在这方面的设计已很成熟,在90°
采用导流叶片,导流叶片的位置和设计是基于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
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电力建设
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在最上层催化剂上方,这些设计已成功应用于丹麦哥本哈根的Avedore电厂等多家电厂,经后期调研,运行良好。ABS露点温度一般在300~330℃范温度以上20℃,
围内,这也是为什么要安装省煤器烟气旁路的重要原因。
4.2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/NOx摩尔比,催化剂体积就可减少约30%,也能达到同样的NOx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SO3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SO2/SO3转化率小于1%;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
5结语
因SCR法活性高、选择性强和对烟气的成分,
如SOx和蒸汽要求不高,国内脱硝工艺首选SCR法。最近新建的电厂如:山西漳山2×600MW燃煤发电厂、大唐北京高井发电厂、北京石景山热电厂等都采用SCR法脱硝技术。
6参考文献
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ProcessDesignandApplicationofFlueGasDenitrificationUsingSCRMethod
MAZhong-yun1,CHENHui-yan2,LIUZhen-qiang1,LIXiang-yang1
(1.BeijingElectricPowerConstructionResearchInstitute,Beijing100055,China;2.InsigmaMechanical&ElectricalEngineeringCo.,Ltd.,Hangzhou310007,China)
[Abstract]BasedonthecurrentstatusofNOxgenerationmechanismofcoalfiredpowerplantboilersandemissionreductiontechnology,fluegasdenitrificationdeviceisrequiredonboilerstail.SCRisamaturetechnology.Thedenitrificationprinciple,process,denitrificationislandarrangementscheme,reducerandcatalyzerselection,andfluegasductdesignoptimizationareanalyzed.Inaddition,controloftechnicalparametersduringoperationanditsengineeringapplicationarealsoexplained.[Keywords]NOx;SCR;catalyzer;emissionreduction
(责任编辑:马明)
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