烟气脱硝技术-选择性催化还原法(SCR)技术

烟气脱硝技术-选择性催化还原法（SCR）技术研讨2012.2.121、概述2、NOx形成的机理和NOx生成的控制3、NOx脱除技术选择4、脱销工程涉及的主要设备及系统5、SCR烟气流动模拟设计6、SCR内部结构7、还原剂的运输方式及接卸设施8、SCR典型工期9、投资估算及财务分析10、其它注意事项目录NOx的危害低空臭氧的产生光化学烟雾的形成酸雨各种潜在的致癌物质光化学烟雾中对植物有害的成分主要为臭氧和氮氧化合物：臭氧浓度超过0.1ppm时便对植物产生危害。NO2浓度达1ppm时，某些植物便会受害。1、概述不同浓度的NO2对人体健康的影响浓度(ppm)影响1.0闻到臭味5.0闻到很强烈的臭味10-15眼、鼻、呼吸道受到强烈刺激501分钟内人体呼吸异常，鼻受到刺激803－5分钟内引起胸痛100-150人在30－60分钟就会因肺水肿死亡200以上人瞬间死亡环境中NOX来源氮氧化物是化石燃料与空气在高温燃烧时产生的，包括一氧化氮(NO)、二氧化氮(NO2)和氧化二氮(N2O),还有NxOy。在氮氧化物中，NO占有90%以上，二氧化氮占5%-10%。随着反应温度T的升高，其反应速率按指数规律增加。当T1500oC时,NO的生成量很少,而当T1500oC时,T每增加100oC,反应速率增大6-7倍。火电厂污染物排放标准(GB13223-2003)2004年以后的新项目·必须预留烟气脱除氮氧化物装置空间·锅炉NOx最高容许排放浓度（燃煤）：煤质NOx最高容许排放浓度（mg/Nm3)Vdaf20%45010%≤Vdaf≤20%650Vdaf10%1100火电厂大气污染物排放标准(GB13223-2011)2014年7月1日起，现有火力发电锅炉及燃机；2012年以后的新项目·燃煤锅炉氮氧化物（以NO2计）排放限值（mg/Nm3)：100·采用W型锅炉，现有循环流化床锅炉，以及2003年12月31日前建成投产或通过环评审批的电厂锅炉氮氧化物（以NO2计）排放限值（mg/NM3)：200·油料燃机氮氧化物（以NO2计）排放限值（mg/Nm3)：120·天燃气燃机氮氧化物（以NO2计）排放限值（mg/Nm3)：50火电厂大气污染物排放标准SCR设备容量在德国的发展情况GTZSeminarChina(EN)/28-29.03.07/TZSeite719801982198419861988199019921994199619982003安装脱硫设备容量：45000MW安装SCR脱硝设备容量：30000MW联邦污染物防治法第13条例排放标准(CO,NOx,SOx,HCI,HF,粉尘）环境部长会议确定控制NOx联邦污染物防治法第17条例排放标准(CH,HCI,HF,SOx,NOx,重金属,PCDD/F,粉尘)垃圾焚烧电站德国安装SCR脱硝设备容量发展情况GTZSeminarChina(EN)/28-29.03.07/TZSeite830000250002000015000100005000安装SCR脱硝设备容量MWelbituminouscoaloillignite来源：德电联100%93%78%30,5%14%8,50%2%19851986198719881989199019912003烟煤油褐煤德国NOx排放情况Miot0.740.750.750.700.650.580.510.370.200.000.250.500.75198219831984198519861987198819891991NOxA.热力型NOX主要反应N2+O→NO+NN+O2→NO+ON+OH→NO+H无烟煤燃烧中，一般一半以上的NOx为热力型相关因素高温环境燃料与空气的充分混合2、NOx形成的机理和NOx生成的控制NOX形成机理热力型NOx的生成浓度与温度的关系01002003004005006007008001600165017001750180018501900温度(摄氏度)NO浓度(ppm)系列1B.燃料型NOX燃料中的有机氮化合物在燃烧过程中氧化生成的氮氧化物在煤粉燃烧中，约80％的NOx为燃料型相关因素•与燃料和空气的混合程度密切相关•与燃烧区域的温度关系不大C.快速型NOX在燃烧的早期生成形成过程氮和燃料中的碳氢化合物反应N2＋CH化合物＝＝》HCN化合物HCN化合物氧化生成NOHCN化合物＋O2＝＝》NO对于燃煤锅炉，快速型NOx所占份额一般低于5％。煤的燃烧方式对排放的影响NO的生成及破坏与以下因素有关：(a).煤种特性，如煤的含氮量，挥发份含量，燃料比FC/V以及V-H/V-N等。(b).燃烧温度。(c).炉膛内反应区烟气的气氛，即烟气内氧气，氮气，NO和CHi的含量。(d).燃料及燃烧产物在火焰高温区和炉膛内的停留时间。NOX生成的控制•控制原理降低燃烧温度控制燃料和空气的混合速度与时机•主要控制手段燃烧器设计参数（风速、旋流强度等）优化煤粉浓缩技术OFA分级送风技术•注意事项锅炉的燃烧效率煤粉的着火和稳燃不同燃煤设备所生成的NOx的原始排放值及为达到环境保护标准所需的NOx降低率020406080100120020040060080010001200140016001800NOx排放值(mg/m3)NOx降低率(%)循环床链条炉抛煤机炉鼓泡床固态除渣煤粉炉液态除渣煤粉炉举例：固态除渣煤粉炉，当要求NOx排放值为650mg/m3时，所需的NOx降低率为36％。GTZSeminarChina(EN)/28-29.03.07/TZSeite16SNCRSCR在空气预热器前高灰段布置锅炉空预器ESPSCRinairheater燃烧估算FGDVVVVGGHSCR在低尘段布置同时脱硫脱硝工艺GGHSCR尾部布置活性炭SOx/NOx吸附工艺VVVVVV省煤器3、NOx脱除技术选择烟气脱硝方案选择烟气脱硝工艺选择：目前发达国家应用较为成熟的烟气脱硝技术有选择性催化还原法(SCR)、选择性非催化还原法(SNCR)、电子束法以及炽热碳还原等。其中选择性催化还原法(SCR)、选择性非催化还原法(SNCR)在大型电站中应用较多。SNCR的优点是初投资费用低，缺点是脱硝效率较低、对电站锅炉控制要求高、氨的逃逸率较大。SCR烟气脱硝具有脱除效率高、氨的逃逸率小(≤3ppm)、运行可靠、便于维护等优点。目前，我国、欧美和日本等国家火电厂的烟气脱硝装置采用SCR技术大约占到95％。SCR脱硝系统选择GTZSeminarChina(EN)/28-29.03.07/TZSeite18(44套SCR系统,其中38套高灰段布置,6套低灰段布置）高灰段低灰段0510152025布置位m³(x1000)2.2%97.8%蜂窝状平板状051015催化剂类型47.6%52.4%安装催化剂体积总量:18,714m³m³(x1000)A.选择性非催化还原法(SNCR)主要反应氨4NO+4NH3+O2→4N2+6H2O尿素2NO+(NH2)2CO+1/2O2→2N2+2H2O+CO2反应温度:760~1090C最佳反应温度：870~1090C脱硝效率对于城市固体垃圾炉转化效率在30~50%之间，大型电站锅炉的转化效率控制在20~40%之间。B.选择性催化还原法(SCR)主要反应4NO+4NH3+O2→4N2+6H2O2NO2+4NH3+O2→3N2+6H2O反应温度230～450C一般应用温度：300～400C℃转化效率在70~90%之间。SCR还原剂的比选SCR可用的还原剂一般有三种：氨水、液氨以及尿素。三种脱硝原料在市场上可以很方便的直接购买，其供应市场是充足的。还原剂类型优点缺点建议及结论液氨还原剂和蒸发成本最低有一定的安全风险，需要采取较高的安全措施。如行政许可，建议选用。氨水如果溢出，浓度较低。相对无水氨，还原剂成本；大约10倍高的蒸发能量；较高的储存设备成本；较大运输成本及设备、管道投资。不考虑使用。尿素安全性好。相对无水氨，耗量较大，设备投资较高如行政不许可，推荐使用。在日本和中国台湾均采用液氨法，在欧洲根据不同地区三种方案均有应用。由于液氨与尿素方案互有利弊，还原剂选用液氨(无水氨)或尿素都是可行的。脱硝效率的确定根据工程煤质特点和燃烧烟气中NOx浓度，确定工程脱硝效率，采用2～3层+预留1层的催化剂方案。旁路系统根据《火电厂烟气脱硝工程技术规范选择性催化还原法》（HJ562-2010）中6.1.2的规定：“脱硝系统不得设置反应器旁路”，因此不设置SCR烟道旁路装置。烟气温度对催化剂的影响由于一般SCR催化剂能适应的运行温度在310～400℃。锅炉运行负荷范围内，一般省煤器出口烟气温度可以满足催化剂的正常运行要求。选择性催化还原法特点原则在催化剂作用下，氨做为还原剂选择性地和烟气中的NOx反应生成N2+H2O最有效的NOx脱除技术催化剂型式板式或者蜂窝式TiO2为载体，V2O5做为主要活性物质，辅以WO3等增加活性，抗烧结，减低SO2的转化率脱硝效率70-90%燃料煤，天然气，石油，木材，城市垃圾等脱硝工艺系统图（液氨方案）尿素颗粒疏水箱疏水泵A疏水泵B排气至车间外至#5炉尿素管道伴热来自除盐水尿素溶液尿素溶液蒸汽来来自电厂仪用至#6-2空预器入口备用层#2催化剂层#1催化剂层SCR反应器自锅炉省煤器#6锅炉炉膛SCR反应器#1催化剂层#2催化剂层备用层至#6-1空预器入口自锅炉省煤器至#5-1空预器入口#6炉热一次风来来自沟道来自除盐水溶解地坑#5热解炉#6热解炉电加热器#6热解炉#6原烟气测量风机组#6净烟气测量风机组#5净烟气测量风机组储仓A储罐A储罐B储仓B尿素颗粒压缩空气尿素脱硝工艺原则性系统图催化剂氨的喷射栅格烟气入口烟气出口阀门控制站氨的稀释风机空气加热器加热器和分机控制面板氨的蒸发和控制单元氨的存储系统SCR反应器和旁路烟道典型的SCR系统SCR反应器和旁路烟道典型的SCR系统煤质、锅炉、电除尘器、烟风系统、脱硫系统、电厂水源、水文气象、场地稳定性评价、岩土工程及地震。6kV电源：引风机电负荷容量变化，当采用尿素作为还原剂时，增加尿素解热炉电加热器，需核算高厂变、开关柜及电缆等引接方案是否满足要求。380V电源：新增380V负荷主要包括脱硝剂制备系统、SCR反应器系统及引风机系统，根椐负荷分布情况，分别在各负荷中心设置MCC，即新增加氨区MCC、脱硝MCC,及引风机MCC。热工自动化：烟气脱硝控制系统采用机组公用硬件系统。包括DCS、火灾报警和消防控制系统及工业电视监控系统等。涉及到部分建筑结构、消防、上下水、暖通工程。4、脱销工程涉及的主要设备及系统空预器选择的影响SCR脱硝运行时，部分NH3和烟气中SO3和H2O形成的硫酸氢铵(NH4HSO4)，在150～230℃时，会对空气预热器中温段和低温段形成强腐蚀。硫酸氢铵具有很强的粘结性，粘在传热元件表面会吸附大量飞灰，造成堵灰。同时，烟气中部分SO2被SCR催化剂转化为SO3，加剧了空气预热器冷端腐蚀和堵塞。锅炉安装脱硝设备后需要对预热器及吹灰器系统采取相应的配套措施。换热元件采用吹灰通透性高的波形替代，为防止空气预热器腐蚀，合并冷段和中温段，冷段层采用搪瓷表面的传热元件，此传热元件表面光洁，易于清洗，耐磨损、耐腐蚀，使用寿命可以达到50000h。考虑长期运行清洗和冷端加高的需要，吹灰器改为双介质（蒸汽+高压水）吹灰器，并配备高压水泵系统。运行时吹灰介质为蒸汽，停机时采用高压水清洗。引风机选择的影响考虑不同型式的电除尘器，针对不同形式的引风机选择，引风机与增压风机是否合以及采用电动还是小汽轮机驱动，需进行全面的技术经济比较，根据比较结果给出引风机选型推荐意见。一号机组二号机组三,四号机组五,六号机组综合管架液氨灌区高压变频间高压变频间电石渣脱硫制浆区NA一号机组二号机组三,四号机组五,六号机组综合管架还原剂制备区高压变频间高压变频间5、SCR烟气流动模拟设计10