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广州珠江电厂脱硝改造
广州珠江电厂脱硝改造
1火电厂脱硝技术综述
氮氧化物是造成大气污染的主要污染源之一。
通常所说的氮氧化物NOx有多种不同形式:
N2O、NO、NO2、N2O3、N2O4和N2O5,其中NO和NO2是重要的大气污染物。
我国氮氧化物的排放量中70%来自于煤炭的直接燃烧,电力工业又是我国的燃煤大户,因此火力发电厂是NOx排放的主要来源之一。
研究表明,氮氧化物的生成途径有三种:
(1)热力型NOx,指空气中的氮气在高温下氧化而生成NOx;
(2)燃料型NOx,指燃料中含氮化合物在燃烧过程中进行热分解,继而进一步氧化而生成NOx;
(3)快速型NOx,指燃烧时空气中的氮和燃料中的碳氢离子团如CH等反应生成NOx。
在这三种形式中,快速型NOx所占比例不到5%;在温度低于1300℃时,几乎没有热力型NOx。
对常规燃煤锅炉而言,NOx主要通过燃料型生成途径而产生。
控制NOx排放的技术指标可分为一次措施和二次措施两类,一次措施是通过各种技术手段降低燃烧过程中的NOx生成量;二次措施是将已经生成的NOx通过技术手段从烟气中脱除。
降低NOx排放主要有两种措施。
一是控制燃烧过程中NOx的生成,即低NOx燃烧技术;二是对生成的NOx进行处理,即烟气脱硝技术。
其中主要分两类,分别是低NOx燃烧技术和烟气脱硝技术。
1.1低NOx燃烧技术
为了控制燃烧过程中NOx的生成量所采取的措施原则为:
(1)降低过量空气系数和氧气浓度,使煤粉在缺氧条件下燃烧;
(2)降低燃烧温度,防止产生局部高温区;(3)缩短烟气在高温区的停留时间等。
低NOx燃烧技术主要包括如下方法。
1.1.1空气分级燃烧
燃烧区的氧浓度对各种类型的NOx生成都有很大影响。
当过量空气系数a<1,燃烧区处于“贫氧燃烧”状态时,对于抑制在该区中NOx的生成量有明显效果。
根据这一原理,把供给燃烧区的空气量减少到全部燃烧所需用空气量的70%左右,从而即降低了燃烧区的氧浓度也降低了燃烧区的温度水平。
因此,第一级燃烧区的主要作用就是抑制NOx的生成并将燃烧过程推迟。
燃烧所需的其余空气则通过燃烧器上面的燃尽风喷口送入炉膛与第一级所产生的烟气混合,完成整个燃烧过程。
炉内空气分级燃烧分轴向空气分级燃烧(OFA方式)和径向空气分级。
轴向空气分级将燃烧所需的空气分两部分送入炉膛:
一部分为主二次风,约占总二次风量的70~85%,另一部分为燃尽风(OFA),约占总二次风量的15~30%。
炉内的燃烧分为三个区域,热解区、贫氧区和富氧区。
径向空气分级燃烧是在与烟气流垂直的炉膛截面上组织分级燃烧。
它是通过将二次风射流部分偏向炉墙来实现的。
空气分级燃烧存在的问题是二段空气量过大,会使不完全燃烧损失增大;煤粉炉由于还原性气氛易结渣、腐蚀。
1.1.2燃料分级燃烧
在主燃烧器形成的初始燃烧区的上方喷入二次燃料,形成富燃料燃烧的再燃区,NOx进入本区将被还原成N2。
为了保证再燃区不完全燃烧产物的燃尽,在再燃区的上面还需布置燃尽风喷口。
改变再燃烧区的燃料与空气之比是控制NOx排放量的关键因素。
存在问题是为了减少不完全燃烧损失,需加空气对再燃区烟气进行三级燃烧,配风系统比较复杂。
1.1.3烟气再循环
该技术是把空气预热器前抽取的温度较低的烟气与燃烧用的空气混合,通过燃烧器送入炉内从而降低燃烧温度和氧的浓度,达到降低NOx生成量的目的。
存在的问题是由于受燃烧稳定性的限制,一般再循环烟气率为15%~20%,投资和运行费较大,占地面积大。
1.1.4低NOx燃烧器
通过特殊设计的燃烧器结构(LNB)及改变通过燃烧器的风煤比例,以达到在燃烧器着火区空气分级、燃烧分级或烟气再循环法的效果。
在保证煤粉着火燃烧的同时,有效抑制NOx的生成。
如燃烧器出口燃料分股:
浓淡煤粉燃烧。
在煤粉管道上的煤粉浓缩器使一次风分成水平方向上的浓淡两股气流,其中一股为煤粉浓度相对高的煤粉气流,含大部分煤粉;另一股为煤粉浓度相对较低的煤粉气流,以空气为主。
我国低NOx燃烧技术起步较早,国内新建的300MW及以上火电机组已普遍采用LNBs技术。
对现有100~300MW机组也开始进行LNB技术改造。
采用LNB技术,只需用低NOx燃烧器替换原来的燃烧器,燃烧系统和炉膛结构不需作任何更改。
表1所示为脱硝技术的一般比较,从表中可看出,低氮燃烧技术的脱硝效率仅有25~40%,单靠这种技术已无法满足日益严格的环保法规标准。
对我国脱硝而言,烟气脱硝技术将势在必行。
表1脱硝技术一般比较
所采用的技术
脱硝效率%
工程造价
运行费用
低氮燃烧技术
25-40
较低
低
SNCR技术
25-40
低
中等
SCR技术
技术80-90
高
中等
SNCR/SCR混合技术
40-80
中等
中等
1.2烟气脱硝技术
1.2.1炉膛喷射法(SNCR)
实质是向炉膛喷射还原性物质,可在一定温度条件下还原已生成的NOx,从而降低NOx的排放量。
包括喷水法、二次燃烧法(喷二次燃料即前述燃料分级燃烧)、喷氨法等。
喷氨法亦称选择性非催化还原法(SNCR),是在无催化剂存在条件下向炉内喷入还原剂氨或尿素,将NOx还原为N2和H2O。
还原剂喷入锅炉折焰角上方水平烟道(900℃~1000℃),在NH3/NOx摩尔比2~3情况下,脱硝效率30%~50%。
在950℃左右温度范围内,反应式为:
4NH3+4NO+O2→4N2+6H2O
当温度过高时,会发生如下的副反应,又会生成NO:
4NH3+5O2→4NO+6H2O
当温度过低时,又会减慢反应速度,所以温度的控制是至关重要的。
该工艺不需催化剂,但脱硝效率低,高温喷射对锅炉受热面安全有一定影响。
存在的问题是由于温度随锅炉负荷和运行周期而变化及锅炉中NOx浓度的不规则性,使该工艺应用时变得较复杂。
在同等脱硝率的情况下,该工艺的NH3耗量要高于SCR工艺,从而使NH3的逃逸量增加。
1.2.2烟气处理法
烟气脱硝技术有气相反应法、液体吸收法、吸附法、液膜法、微生物法等几类。
在众多烟气处理技术中,液体吸收法的脱硝效率低,净化效果差;吸附法虽然脱硝效率高,但吸附量小,设备过于庞大,再生频繁,应用也不广泛;液膜法和微生物法是两个新型技术,还有待发展;脉冲电晕法可以同时脱硫脱硝,但如何实现高压脉冲电源的大功率、窄脉冲、长寿命等问题还需要解决;电子束法技术能耗高,并且有待实际工程应用检验;SNCR法氨的逃逸率高,影响锅炉运行的稳定性和安全性等问题;目前脱硝效率高,最为成熟的技术是SCR技术。
表2所示为烟气脱硝技术比较。
表2烟气脱硝技术比较
方法
原理
技术特点
催化分解法
在催化剂作用下,使NO直接
分解为N2和O2。
主要的催化
剂有过渡金属氧化物、贵金属
催化剂和离子交换分子筛等。
不需耗费氨,无二次污染。
催化活性易被抑制,二氧化硫存在时催化剂中毒问题严重,还未工业化
选择性非催化还原法
用氨或尿素类物质使NOx还
原为N2和H2O。
效率较高,操作费用较低,技术已工业化。
温度控制较难,氨气泄漏可能造成二次污染。
选择性催化还原法
在特定催化剂作用下,用氨或其它还原剂选择性地将NOx还原为N2和H2O。
脱除率高,被认为是最好的烟气脱硝技术。
投资和操作费用大,也存在NH3的泄漏。
固体吸附法吸附
对于小规模排放源可行,具有耗资少,设备简单,易于再生。
但受到吸附容量的限制,不能用于大排放源。
电子束法
用电子束照射烟气,生成强氧
化性OH基、O原子和NO2,
这些强氧化基团氧化烟气中
的二氧化硫和氮氧化物,生成
硫酸和硝酸,加入氨气,则生
成硫硝铵复合盐。
技术能耗高,并且有待实际工
程应用检验。
湿法脱硝
先用氧化剂将难溶的NO氧
化为易于被吸收的NO2,再用
液体吸收剂吸收。
脱除率较高,但要消耗大量的氧化剂和吸收剂,吸收产物造
成二次污染。
1.3SCR法技术特点
在众多的脱硝技术中,选择性催化还原法(SCR)是脱硝效率最高,最为成熟的脱硝技术。
在欧洲已有120多台大型装置的成功应用经验,其NOx的脱除率可达到80~90%。
日本大约有170套装置,接近100GW容量的电厂安装了这种设备。
美国政府也将SCR技术作为主要的电厂控制NOx技术。
SCR方法已成为目前国内外电站脱硝比较成熟的主流技术。
1.3.1原理及流程
SCR技术是还原剂(NH3、尿素)在催化剂作用下,选择性地与NOx反应生成N2和H2O,而不是被O2所氧化,故称为“选择性”。
主要反应如下:
4NH3+4NO+O2→4N2+6H2O
4NH3+2NO2+O2→6N2+6H2O
SCR系统包括催化剂反应室、氨储运系统、氨喷射系统及相关的测试控制系统。
SCR工艺的核心装置是脱硝反应器,在燃煤锅炉中,烟气中的含尘量很高,一般采用垂直气流方式。
按照催化剂反应器在烟气除尘器之前或之后安装,可分为“高飞灰”或“低飞灰”脱硝,采用高尘布置时,SCR反应器布置在省煤器和空气预热器之间。
优点是烟气温度高,满足了催化剂反应要求。
缺点是烟气中飞灰含量高,对催化剂防磨损、堵塞及钝化性能要求更高。
对于低尘布置,SCR布置在烟气脱硫系统和烟囱之间。
烟气中的飞灰含量大幅降低,但为了满足温度要求,需要安装烟气加热系统,系统复杂,运行费用增加,故一般选择高尘布置方式。
1.3.2主要影响因素
在SCR系统设计中,最重要的运行参数是烟气温度、烟气流速、氧气浓度、SO3浓度、水蒸汽浓度、钝化影响和氨逃逸等。
烟气温度是选择催化剂的重要运行参数,催化反应只能在一定的温度范围内进行,同时存在催化的最佳温度,这是每种催化剂特有的性质,因此烟气温度直接影响反应的进程;而烟气流速直接影响NH3与NOx的混合程度,需要设计合理的流速以保证NH3与NOx充分混合使反应充分进行;同时反应需要氧气的参与,当氧浓度增加催化剂性能提高直到达到渐近值,但氧浓度不能过高,一般控制在2%~3%;氨逃逸是影响SCR系统运行的另一个重要参数,实际生产中通常是多于理论量的氨被喷射进入系统,反应后在烟气下游多余的氨称为氨逃逸,NOx脱除效率随着氨逃逸量的增加而增加,在某一个氨逃逸量后达到一个渐进值;另外水蒸气浓度的增加使催化剂性能下降,催化剂钝化失效也不利于SCR系统的正常运行,必须加以有效控制。
1.2.3催化剂的选择
SCR系统中的重要组成部分是催化剂,当前流行的成熟催化剂有蜂窝式、波纹状和平板式等。
平板式催化剂一般是以不锈钢金属网格为基材负载上含有活性成份的载体压制而成;蜂窝式催化剂一般是把载体和活性成份混合物整体挤压成型;波纹状催化剂外形如起伏的波纹,从而形成小孔。
加工工艺是先制作玻璃纤维加固的TiO2基板,再把基板放到催化活性溶液中浸泡,以使活性成份能均匀吸附在基板上。
各种催化剂活性成分均为WO3和V2O5。
表3为各种催化剂性能比较。
表3不同催化剂性能比较
性能参数
蜂窝式
板式
波纹状蜂窝式
基材
整体挤压
不锈钢金属板
玻璃纤维板
催化剂活性
中
低
高
氧化率
高
高
低
压力损失
高
中
低
抗腐蚀性
一般
高
一般
抗中毒性
(As)
低
低
高
堵塞可能性
中
低
中
模块重量
中
重
轻
耐热性
中
中
中
1.3.4还原剂的选择
对于SCR工艺,选择的还原剂有尿素、氨水和纯氨。
尿素法是先将尿素固体颗粒在容器中完全溶解,然后将溶液泵送到水解槽中,通过热交换器将溶液加热至反应温度后与水反应生成氨气;氨水法,是将25%的含氨水溶液通过加热装置使其蒸发,形成氨气和水蒸汽;纯氨法是将液氨在蒸发器中加热成氨气,然后与稀释风机的空气混合成氨气体积含量为5%的混合气体后送入烟气系统。
表4为不同还原剂的性能比较。
表4不同还原剂比较
项目
液氨
氨水
尿素
反应剂费用
便宜
较贵
最贵
运输费用
便宜
贵
便宜
安全性
有毒
有害
无害
存储条件
高压
常压
常压,干态
储存方式
液态
液态
微粒状
初投资费用
便宜
贵
贵
运行费用
便宜
贵
需要高热量蒸发蒸馏水和氨
贵
需要高热量水解尿素和蒸发氨
设备安全要求
有法律规定
需要
基本上不需要
1.3.5选型性还原脱硝技术比较
选择性还原脱硝技术包括选择性非催化还原(SNCR)法、选择性催化还原(SCR)
法和SNCR/SCR混合法。
在这些方法中SNCR的主要优点是投资及运行费用低,缺点是对温度依赖性强,脱硝率只有30%~50%,氨的逃逸量大。
实际工程中应用最多的是SCR法。
SNCR/SCR混合法是种有前景的烟气脱硝技术,但牵涉的系统更多,对技术的要求更高。
液氨在我国的《危险货物品名表》(GB12268)中被列为有毒气体(编23003)。
根据《危险化学品安全管理条例》、《关于加强化学危险物品管理的通知》等的规定,使用和存储液氨的单位需要获得国家主管部门的许可,并具有相应的资质。
而尿素作为一种农用肥料,其使用和运输具有方便、安全的优点。
珠江电厂SCR工程设计中对于无水氨的安全性做了充分考虑,如氨系统安全距离的设置、超压保护、泄漏检测、人员安全保护设施,泄放物封闭处理等等。
市场商用的尿素制氨系统都为各供货商的专利技术,国内尚无可以商用的尿素制氨系统,尿素制氨系统必须进口。
无论何种尿素制氨系统,都相当于一个小的化工厂。
其制备方法可以分为水解法和热解法两种。
无论是水解法或者热解法,目前商用的都是各个厂家的专利技术,且都需要全套进口;而液氨在国内是一种常用的化工原料,其全部的存储和制备设备全部可以国产。
这使尿素的设备初置成本比液氨要高出许多。
由于尿素溶液的易结晶性,在尿素制氨系统中,对于所有尿素溶液的容器和管道必须进行伴热(蒸汽或者电伴热),将溶液的温度保持在其相应浓度的结晶温度以上;
在尿素制氨系统中,氨基甲酸铵作为一种中间产物具有较高的腐蚀性,所以除了尿素存储库外,其余的设备和管道全部为不锈钢,并且需要将尿素溶液加热在氨基甲酸铵的形成温度之上;对于液氨系统,液氨存储罐、液氨稀释槽、液氨蒸发器等设备和管道全部都可以使用碳钢。
使用液氨作为原料的系统,只需将液氨蒸发即可得到氨蒸汽;而使用液氨作为原料的系统需要经过热解或者水解来得到。
在尿素转化为NH3的过程中,即使不考虑尿素本身纯度因素,还会产生水、二氧化碳等副产品,其反应器出口成份:
NH3占22~28%,CO2占14~27%,H20占50~58%。
而无水氨作为最纯的反应剂,直接跟NOx反应生成无害的水和氮气,没有副产品。
由于尿素的产物中水蒸气的存在,从尿素分解槽(水解槽)出的混合蒸汽在进入混合器前,为了防止水蒸气的凝结和高腐蚀性的氨基甲酸铵的形成,其管材和阀门需要使用不锈钢,并且采用伴热措施;而在液氨作为还原剂原料的系统中,这些全部可以使用碳钢。
本工程80%脱硝效率下单台机组氨耗量为292kg/hr,市场价格为2100RMB/t;若用尿素作为还原剂,则需要553kg/hr,市场价1700RMB/t。
每年运行5000小时计算,液氨的年原料费用为304.6万元,尿素的年原料费用为470.0万元。
因此选用液氨法较好。
以下是几个还原脱硝技术的对比。
表5选型性还原脱硝技术比较
内容
SCR
SNCR
SNCR/SCR混合型
还原剂
NH3或尿素
尿素或NH3
尿素或NH3
反应温度
320~400℃
850~1250℃
前段:
850~1250℃,后段:
320~400℃
催化剂
成份主要为TiO2,V2O5,WO3
不使用催化剂
后段加装少量催化剂(成份同前)
脱硝效率
70%~90%
大型机组25%~40%
40%~90%
反应剂喷射位置
多选择于省煤器与SCR反应器间烟道内
通常炉膛内喷射
综合SCR和SNCR
SO2/S
O3氧化
会导致SO2/SO3氧化
不导致SO2/SO3氧化
SO2/SO3氧化较SCR低
NH3逃逸
<3ppm
5~10ppm
<3ppm
对空气预热器影响
催化剂中的V、Mn、Fe等多种金属会对SO2的氧化起催化作用,SO2/SO3氧化率较高,而NH3与SO3易形成NH4HSO4造成堵塞或腐蚀
不会因催化剂导致SO2/SO3的氧化,造成堵塞或腐蚀的机会为三者最低
SO2/SO3氧化率较SCR低,造成堵塞或腐蚀的机会较SCR低
系统压力损失
催化剂会造成较大的压力损失
没有压力损失
催化剂用量较SCR小,产生的压力损失相对较低
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
无影响
影响与SCR相同
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、温度分布及NOx分布的影响
受炉膛内烟气流速、温度分布及NOx分布的影响
占地空间
大(需增加大型催化剂反应器和供氨或尿素系统)
小(锅炉无需增加催化剂反应器)
较小(需增加一小型催化剂反应器.)
2珠江电厂脱硝工艺系统和运行说明
2.1工程概况
本工程采用选择性催化还原法(SCR)脱硝工艺。
采用单炉体双SCR结构体布置,采用高灰型SCR布置方式,即SCR反应器布置在锅炉省煤器出口和空气预热器之间,在炉后消防通道的上方,不设旁路。
催化剂层数按2+1模式布置,初装2层预留1层,在设计煤种及校核煤种、锅炉最大连续出力工况(BMCR)、处理100%烟气量、在布置2层催化剂条件下脱硝效率不小于80%。
脱硝催化剂型式采用蜂窝式或者平板式,SCR反应器的设计要满足多厂家催化剂的互换能力和裕量。
反应器安装双吹扫装置,即蒸汽吹灰器和声波吹灰器。
还原剂采用液氨,氨的卸载、储存、制备、供应系统按4×300MW+1×1000MW机组脱硝效率80%设计。
2.2主要设计参数
珠江电厂锅炉系哈尔滨锅炉厂生产的亚临界中间再热自然循环汽包炉,型号HG1021/18.2-YM3,空预器为回转式空气预热器,型号2-29VI-70。
表6锅炉及辅机
设备名称
参数名称
单位
参数
锅炉
型号:
HG1021/18.2—YM3型
亚临界中间再热自然循环汽包炉
MCR工况
最大连续蒸发量
t/h
1021
过热器出口蒸汽压力
MPa
18.2
过热器出口蒸汽温度
℃
540
空预器出口烟气量
kg/h
1408179
空预器出口烟气温度
℃
128.8
除尘器
(2台)
配置
双室三电场
除尘效率
%
≥99
除尘器出口最大含尘浓度
mg/Nm3
116(243校核煤种)
引风机
(2台)
配置
动叶可调轴流式风机
风机选型流量(B-MCR)
m3/h
915000
风压为全压(B-MCR)
kPa
4.179
进口烟温
℃
128
电机功率
kW
1400
烟囱
配置
两炉共用一座烟囱
高度/出口内径
m
210/7
材质
钢筋混凝土
表7空预器改造前有关设计参数(BMCR)
项目
SCR改造前
换热元件规格参数
热端
FNC/0.5mm/500mm
中温端
FNC/0.5mm/1000mm
冷端
NF6/0.8mm/300mm
入口烟温℃
363
入口一次风温℃
28.3
入口二次风温℃
25
出口烟温℃
漏风稀释前
136
漏风稀释后
128.8
出口一次风温℃
313
出口二次风温℃
324
入口烟气流量Kg/s
364.7
预热器出口一次风量kg/s
43.4
预热器出口二次风量kg/s
252.41
烟气侧阻力kPa
0.890
一次风侧阻力kPa
0.385
二次风侧阻力kPa
0.697
漏风率保证值
-
表8锅炉引风机改造前相关设计参数如下:
设备制造厂
沈阳鼓风机厂
引风机型号
ASN-2880/1600
型式
动叶可调轴流式(单级)
数量
2台
BMCR工况流量
230.97m3/s
BMCR工况全压升
3434Pa
TB工况流量
254.17m3/s
TB工况全压升
4179Pa
风机效率
86%
电动机型号
Y800-6-W
电动机功率
1400kW
转速
990r/min
表9脱硝系统入口烟气参数
项目
单位
数据(湿基)
数据(干基)
省煤器出口烟气成分(过量空气系数为1.2)
CO2
Vol%
14.59
16.01
O2
Vol%
3.11
3.41
N2
Vol%
73.4
80.514
SO2
Vol%
0.06
0.066
H2O
Vol%
8.84
锅炉不同负荷时的省煤器出口烟气量和温度
项目
100%BMCR
100%ECR
实际燃煤
煤
混煤
实际燃煤
燃煤量(t/h)
133.7
128.9
128.9
烟气含氧量vol%
3.1
2.37
烟气压力Pa
-500
-500
实际湿烟气量(m3/h)
3,303,386
3,033,190
标态湿烟气量(Nm3/h)
1,399,453
1,295,790
烟气温度℃
(设计煤种)℃
365
360
烟气密度kg/m3
0.551
0.552
表10锅炉BMCR工况脱硝入口烟气中污染物成分(标准状态,干基,6%含氧量)
项目
单位
数据
实际燃煤
设计值
烟尘浓度
g/Nm3
4~14
14
Nox(以NO2计)
mg/Nm3
350~650
650
Cl(HCl)
mg/Nm3
50
50
F(HF)
mg/Nm3
25
25
SO2
mg/Nm3
1850~2625
2625
SO3
mg/Nm3
58~97
100
辅助蒸汽参数为:
压力0.6~0.8MPa(g),温度为320~370℃。
接锅炉吹灰蒸汽减压站出口蒸汽参数和辅助蒸汽参数。
2.3SCR系统设计性能参数
脱硝系统装置设计性能参数主要如下:
2.3.1NOx脱除率、氨的逃逸、SO2/SO3转化率
(1)脱硝装置NOx脱除率大于或等于80%,氨的逃逸小于或等于3ppm,SO2/SO3转化率小于或等于1%。
(2)脱硝效率定义
脱硝率=
C1-C2
×100%
C1
式中:
C1——脱硝系统运行时脱硝装置入口处烟气中NOx含量(mg/Nm3、6%O2、干基,按NO2计算)。
C2——脱硝系统运行时脱硝装置出口处烟气中NOx含量(mg/Nm3、6%O2、干基,按NO2计算)。
(3)氨的逃逸浓度是指在脱硝装置出口的氨浓度(ppm、干态、6%O2)。
2.3.2压力损失
(1)从脱硝系统入口到出口之间的系统压力损失不大于800Pa(设计煤种,100%BMCR工况,不考虑附加催化剂层投运后增加的阻力);
(2)从脱硝系统入口
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