脱硝措施

脱硝措施（共8篇）

脱硝措施 篇1

摘要：甲醇厂CFB锅炉烟气脱硫脱硝系统改造投运后, 脱硫系统出现硫酸铵浆液结晶差、脱硫塔循环喷头堵塞、液氨消耗大、硫酸铵输送玻璃钢管线断裂频繁等问题, SNCR脱硝系统出现了氨水浓度低、NOX指标不合格等问题。以上问题经过技术攻关和设备改造, 逐步予以解决并优化了脱硫脱硝运行工况。

关键词：氨-肥法脱硫工艺,SNCR脱硝工艺,硫铵结晶差,液氨消耗大

1 引言

神华宁煤集团煤炭化学工业分公司甲醇厂位于宁夏灵武市宁东镇, 共有四台循环流化床锅炉, 四台锅炉均采用布袋除尘器。锅炉排出的烟气经布袋除尘器除尘、引风机后进入脱硫装置脱硫。

脱硫系统采用氨法脱硫工艺, 采用的是江苏新世纪江南环保股份有限公司的氨-肥法烟气脱硫技术, 脱硫系统主体由四套烟气脱硫装置和一套能力达15.2万吨/年硫酸铵回收装置组成。脱硫装置按流程可分烟气系统、脱硫系统、氧化空气系统、硫铵系统、检修排空系统、工艺水系统等。每台锅炉配置一座吸收塔, 即一炉一塔进行全烟气脱硫, 不设置旁路, 脱硫效率不小于98%, 出口净烟气SO2浓度≤100mg/Nm³。脱硝系统采用江苏科行环保科技有限公司的SNCR脱硝工艺, 还原剂为氨水, NOX排放浓度不大于200mg/Nm3, SNCR脱硝效率不低于50%。

脱硫脱硝系统自2014年4月30日首套投入运行后, 陆续暴露出硫酸铵管线断裂、水系统不平衡、硫酸铵结晶效果差、SO2和NOX指标合格率低等一系列问题。

2 脱硫系统存在的问题及处理措施

2.1 脱硫岛系统水量不平衡问题及处理措施

2.1.1 主要问题

( 1 ) 脱硫塔浓缩段液位持续在2.3m~2.5m高位, 频繁溢流, 导致塔压、液位波动, 影响运行。

(2) 脱硫岛循环冷却水系统总用水量121t/h, 其中离心泵机封冲洗水25t/h排向地坑回收系统进入脱硫塔。

(3) 脱硫塔系统设计工艺补水、管路冲洗水、烟道冲洗水、除雾器冲洗水总用量53t/h~60t/h, 但不包括不可预见水量, 烟气蒸发携带量只有51t/h, 每小时多2t~8t水。

2.1.2 处理措施

(1) 将脱硫岛循环冷却水系统中离心泵机封冲洗水25t/h集中收集进入工艺水箱, 作为工艺补水。

(2) 消除工艺水系统内漏缺陷, 优化除雾器冲洗水、烟道冲洗水、塔壁冲洗水冲洗时间, 严格控制硫酸铵管路冲洗时间, 减少系统水量。

2.2 硫酸铵结晶效果差, 浆液不分离问题及处理措施

2.2.1 主要原因

(1) 锅炉除尘采用布袋除尘器, 因锅炉布袋泄漏, 导致过量粉尘进入脱硫塔, 因硫酸铵饱和溶液的密度有固定值, 大约1.258g/L~1.262g/L左右, 粉尘颗粒会影响硫酸铵晶核的形成并阻碍硫铵小分子向晶核表面靠拢, 限制单个晶核的成长。结晶太小, 达不到离心机分离要求的硫酸铵结晶最小质量。

(2) 脱硫塔防腐玻璃鳞片脱落堵塞部分一级循环喷嘴、二级循环喷嘴, 造成喷淋空隙区, 导致烟气与循环液在脱硫塔吸收段无法充分接触, 吸收反应不能有效进行, 生成的亚硫酸盐在中和反应作用下生成的亚硫酸氢铵/硫酸氢盐, 破坏了塔内硫酸铵结晶成长环境, 致使硫酸铵结晶颗粒小, 浆液分离效果差。

(3) 脱硫塔浆液与循环槽循环液p H值过高, 影响硫酸铵的结晶。主要因素一是液氨流量调节阀选型不当, 液氨流量波动大无法精确控制。二是一级循环泵A/C出口p H计安装不规范, 测量值偏小。三是喷嘴堵塞使吸收反应不充分, SO2超标被迫增大加氨量。理论上硫酸铵理想结晶p H值为2.5~4.1, 脱硫塔浆液p H值控制范围在2~3, 循环槽循环液p H值控制范围在4~6。由于以上原因导致此两项指标在3~5和6~8, 破坏了硫酸铵最佳结晶环境。浓缩段p H>3.5时硫铵结晶颗粒已明显变小, 离心机无法分离。

(4) 氧化率低, 影响硫酸铵的结晶。烟气中SO2与氨水反应生成亚硫酸铵, 经空气进行强制氧化反应生成硫酸铵溶液, 形成的饱和或过饱和硫酸铵溶液进行结晶, 晶体的成长和再结晶得到硫酸铵。

氧化反应是液相连续, 气相离散, 由于烟气尘含量大使浓缩段密度过高甚至堵塞氧化风管, 致使空气与浆液不能充分接触, 氧化反应不充分, 严重影响硫酸铵的结晶。

2.2.2 处理措施

(1) 加强对锅炉布袋除尘器的运行管理, 强化除尘器设备维护力度, 发现布袋破损及时更换, 防止大量粉尘进入脱硫岛系统。对锅炉除尘系统进行技术改造, 将锅炉布袋除尘器改为电袋复合式除尘, 保证除尘器出口烟尘的排放指标≤20mg/Nm3, 降低烟尘对脱硫系统的影响。

(2) 将一级循环泵、二级循环泵吸入口的篮式过滤器更换为管道过滤器。由于篮式过滤器密封性不够严密, 很多硫酸铵颗粒和脱落玻璃钢鳞片极易透过过滤器, 堵塞喷嘴, 影响脱硫塔吸收段吸收效果和二循喷淋降温、蒸发、浓缩效果使脱硫塔超温, 影响结晶出料。

(3) 在液氨流量调节阀后加10mm节流孔板, 使液氨流量调节精确控制。调整一级循环泵A/C出口p H计安装位置, 使之测量准确。强化生产管理, 控制一级循环A泵p H值在5~8, 一级循环C泵p H值在4~6, 控制SO2指标在20mg/Nm3~100mg/Nm3。降低液氨的投加量。

(4) 脱硫系统开车前, 将脱硫塔、循环槽进行全面清理, 并对一级循环泵、二级循环泵管线、过滤器、喷嘴进行疏通。对脱硫岛系统进行24时间水联运, 及时清理系统残存杂物, 观察喷嘴布水情况, 保证不堵塞喷头。系统运行后, 对一、二级氧化风管定期冲洗, 保证风管畅通。

2.3 硫铵管线断裂及处理措施

2.3.1 主要原因

(1) 甲醇厂一套生产装置区有两套锅炉脱硫装置, 脱硫岛硫铵排出管道长度约1200m。由于1#/2#脱硫塔硫铵排出泵管道与料液泵回料管道过长, 管道膨胀释放设计不合理位移过大, 使管道频繁断裂。玻璃钢管道粘接修复时间约24小时, 影响系统正常出料, 导致浓缩段固含量上涨过快, 浆液粘滞堵塞循环管道、喷嘴, 导致脱硫塔超温。

(2) 硫铵管道蒸汽伴热形式不合适, 蒸汽伴热温度150℃左右, 长期炙烤玻璃钢管道使其脆化强度降低。而且在硫铵出料后随即要用清水冲洗管道, 剧烈的热胀冷缩变化, 造成管道弯头、法兰及膨胀节处频繁拉裂。

2.3.2 解决措施

(1) 对1#/2#脱硫岛至硫铵厂房之间硫胺玻璃钢管道全部更换, 管道膨胀释放重新设计, 增加膨胀弯, 加强管道支架。

(2) 对1#/2#脱硫岛至硫铵厂房之间硫铵管线伴热方式进行改造, 用电伴热代替蒸汽伴热, 适当调控温度。

2.4 液氨压力不稳定及处理措施

2.4.1 主要原因

(1) 氨罐区布置在烯烃生产装置区距脱硫岛约2000m, 因氨压缩机故障频发, 液氨在输送过程中易出现气化现象, 液氨压力极不稳定, 导致流量调节困难, SO2指标波动很大。

(2) 脱硫系统液氨调节阀是气动薄膜直通单座调节阀, 在需要准确的调节小流量时操作调整非常困难, 阀门在开度过小的情况下, 液氨的压力、流量波动非常大。

(3) 液氨管道无远传压力监测设备, 操作人员无法及时掌握液氨压力变化, 调整不及时。

2.4.2 解决措施

(1) 氨罐区将液氨加压泵由屏蔽泵更换为容积式泵, 并加强液氨加压泵日常管理工作, 保证液氨压力、流量稳定。

(2) 在液氨调节阀后安装DN10的流量孔板, 随后调节阀门控制裕度改善, 调节压力、流量较为稳定。逐步将脱硫岛液氨调节阀更换为针形调节阀, SO2指标超标现象已极少发生。

(3) 在脱硫岛液氨调节阀前管道加装液氨管线远传压力表并传输至DCS, 便于操作人员观察液氨压力和工艺操作。

3 脱硝系统存在的问题及处理措施

3.1 喷枪设置不合理, NOX指标超标严重

(1) 设计单位在进行技术论证时担心CFB锅炉分离器入口烟道温度无法达到SNCR工艺要求的850℃左右, 因此将脱硝喷枪安装在了锅炉炉膛密相区。

(2) SNCR工艺使用的脱硝还原剂为20%氨水, 因氨水制备故障导致氨水浓度只有10%左右。

3.2 处理措施

(1) 将脱硝喷射系统三只喷枪安装在锅炉两侧旋风分离器入口烟道处。改造后的锅炉NOX排放指标由之前的350mg/Ncm3左右, 控制在了80mg/Ncm3~120mg/Ncm3, 氨水耗量也有600kg/h左右下降到了150kg/h~220kg/h, 指标合格率100%, 运行非常稳定。

(2) 修复氨水制备系统液氨蒸发器和密度计, 保证氨水浓度在16%以上。

结语

经过对脱硫脱硝系统的工艺优化和技术改造, 先后解决了硫铵结晶颗粒小、脱硫塔喷头堵塞、环保指标不达标、脱硫管线频繁断裂、液氨压力不稳定等一系列问题, 甲醇厂锅炉脱硫脱硝系统达到了安全、稳定、长周期的运行要求, 锅炉烟气SO2和NOX排放指标100%合格, 降低了液氨单耗, 硫铵产量日均增加40t, 月均节能降耗46万元。

参考文献

[1]徐长春, 傅国光.氨法烟气脱硫技术综述[J].电力环境保护, 2006, 21 (02) :17-20.

[2]张文武, 沙志强, 朱忠益, 杨林军.氨法脱硫工艺参数对气溶胶排放特性的影响[J].热能动力工程, 2013 (03) .

脱硝措施 篇2

摘要

目前我国的发电机组绝大多数为燃煤机组而以燃煤为主的电力生产所造成的环境污染是制约电力工业发展的一个重要因素。其中氮氧化物NOx是继粉尘和硫氧化物

SOx燃煤电站环保治理的重点。，需要在燃煤锅炉尾部加装脱硝装置。烟气脱硝应用较多的是选择性催化还原法SCR、选择性非催化还原法、SNCR及SNCR/SCR联合技术。由于高的还原率及技术的广泛使用。选择性催化还原SCR已成为目前国内外电站烟气脱硝的主流技术。本文简单介绍了几种重要的脱硝技术施工的流程和人员分配等施工方面的规则和安全措施。

关键字 施工；脱硫；政策

前言

烟气脱硝工程实例在我国不断增加，通过多年研究和工程实践，我们在引进和消化国内外技术的同时，开发出了适合我国国情的脱硝技术，并应用于实际工程项目，取得了良好的社会效益和经济效益。为脱销技术在我国推广做好技术储备。

1、国家脱硝形势与政策

根据国务院审议通过的电力行业“十一五”发展规划，“十一五”期间规划开工火电项目

1.41亿千瓦，按照现有的控制政策，初步估算我国火电厂排放的NOX在2010年约为850万吨左右，随着大气NOX浓度的快速增加，将使我国大气污染的性质发生根本性变化，大气氧化性增加，从而导致一系列的城市和区域环境问题，对人体健康和生态环境构成巨大的威胁。随着环境保护法律、法规和相关标准的日趋严格以及执法力度的加大，各火电厂必须采用烟气脱硝技术来实现对NOX排放的有序控制。

2、脱硝的必要性和急迫性

各种污染源产生的氮氧化物中，绝大部分为NO，其毒性不是很大，但是NO 在大气中可以氧化生成NO2。NO2比较稳定，其毒性是NO的4~5倍。空气中NO2的含量在3.5×10-6（体积分数）持续1h，就开始对人体有影响。大气中NOX和挥发性有机物VOCs达到一定浓度后，在太阳光照射下经过一系列复杂的光化学反应，就会产生以高浓度O3和细颗粒物为特征的光化学烟雾，形成了夏季城市天空经常出现的蓝色烟雾。由于我国大气中VOCs浓度较高，光化学烟雾的产生主要受NOX制约，大气NOX浓度的微小增加都会加重光化学烟雾的污染。由于大气的氧化性，NOX在大气中可形成HNO3和硝酸盐细颗粒物，同H2SO4和硫酸盐细颗粒物一起，发生远距离传输，从而加速了区域性酸雨的恶化。NOX排放量的剧增使我国城市大气中的NOX污染程度加重。监测表明，近年来我国一些大城市的NOX的浓度超标，环境质量不容乐观。

3、烟气脱硝装置(SCR)技术

三菱重工是世界上最早开发选择性脱硝装置(SCR)的厂家之一,在选择性脱硝装置上一直处于领先的地位,在燃用天然气、油、煤粉等电站锅炉SCR系统设计和安装方面有广泛的经验:1)三菱重工已经为世界各地提供了超过500套的SCR装置;2)对于燃煤机组配置的SCR装置最长运行时间已经超过20年;3)世界上最大的1000MW燃煤机组配置的SCR装置已经成功的运行超过5年,运行状况良好。三菱重工SCR装置运行原理如下:氨气作为脱硝剂被喷入高温烟气脱硝装置中,在催化剂的作用下将烟气中NOx分解成为N2和H2O,其反应公式如下:催化剂4NO+4NH3+O2→4N2+6H2O催化剂NO+NO2+2NH3→2N2+3H2O一般通过使用适当的催化剂,上述反应可以在200℃～450℃的温度范围内有效进行,在NH3/NO=1的情况下,可以达到80～90%的脱硝效率。烟气中的NOx浓度通常是低的,但是烟气的第3期锅 炉 制 造No.32010年5月BOILER MANUFACTURINGMay.2010 体积相对很大,因此用在SCR装置的催化剂一定是高性能。因此用在这种条件下的催化剂

一定满足燃煤锅炉高可靠性运行的要求。

4、施工流程

4.1.1机组烟气脱硝改造工程招标文件的要求，工程的承包范围包括为为完成本脱硝工程而存在的所有土建施工、安装工程的施工、所有安装工程和所有设备单体调试，分系统调试及联合试运转等至初步验收合格、达标投产等所有工作。因此，工程施工组织设计主要将如何组织实施本工程，以确保实现合同规定的质量、工期、安全等各项要求。

4.12工期要求

工期要求一般要标清楚土建开挖日期、桩基工程开工日期、安装开工日期、安装完工日期：

4.13质量目标

工程质量标准为：满足甲乙方签订的技术协议要求及《生产管理质量标准》，力争优质机组烟气脱硝改造工程施工组织设计，确保工程项目达标投产。

4.14工程项目经理部组织机构与人员配置

项目管理班子的人员组成一般设有现场设项目经理、技术负责人、工艺工程师、电气工程师、热控工程师、土建工程师、安全员及按惯例应设置的其它必需岗位。制定好现场施工项目部组建原则。项目主要领导和管理人员是在类似的项目上担任过相应工作、有实践经验的人员。安装质量要求高、工期紧、难度较大，需与有关各方进行协调配合，项目管理班子必须是一个有较强管理能力和组织协调能力的优秀团队。公司总部指定一高层人员担任项目主管，代表公司总部对施工实行总体领导、组织协调、监督保证。公司有关部门和参与项目施工的分支机构第一负责人对项目施工承担相应的管理责任。树立工程大局观，把工程总体利益放在首位，全心全意为业主服务。

5、施工过程质量控制

烟气脱硝工程中遵循合同和国家及部颁技术规范、规程、施工及验收规范、质量检验评定标准、设计院和制造厂技术文件的所有标准、规定及相关标准。这些标准规范涉及的所有规范及标准均应为最新版本。如国际标准及规范和国内标准及规范发生矛盾则将按国内标准为准执行，必须将向业主方指明。5。1对施工工艺质量进行控制

质量部和施工部按照有关质量验收评定的标准及公司工艺纪律制定施工工艺控制的有关文件对施工工艺进行控制。质量部通过日常巡查等方法对施工工艺进行监督检查。在施工高峰期质量部定期组织施工工艺的检查评比工作。

5.2对质量计划实施进行控制

根据现场质量计划对质量部或业主设的见证点W点施工项目应通知质量部和业主代表参但必须具有相应的见证材料供业主随时抽查。检查合格后检查人员应在该点的相应栏目签字确认。未经监理工

盖或掩蔽确保证监理工程师有充分的机会对将

予以覆盖或掩蔽的任何此类工程部分进行检查和测量以及对任何部分工程将置于其上的基础进行检查。对质量部或业主设的停工待检点(H点)应提前24小时由施工项目通知质量部门和业主进行检查凡不经质量部门和业主的检查签署认可不得进行下一步施工工作。

5.3 对施工环境进行控制

等对施保证施工场所清洁的文明施工措施。配置保证施工人员和设备安全的设施和确定有关安全措施。保证该工序施工质量的防护措施。保证不影响邻近设备和工序质量的隔离措施。全部监督有关措施的落实情况必要时提出纠正要求。

5.4 对质量验收和评定进行控制

保证所有施工。

6、安全施工技术措施

① 大型施工项目编制相应的安全技术措施并必须经安全部、施工部经理审批报项目总工程

师批准后方可实施大型脚手架使用前必须验收合格挂牌后才能投用。

②

③

量部办理验收手续后才能投用。

④ 施工用电管工用电严格执行电力行业DL5009·1—2002标准及“三相五线制”供用电规

定。

⑤ 接地和避雷装置编制施工安全技术措施，并经有关部门审核、项目总工批准后方可进行

施工。

⑥，严禁在没有除尘、防尘措施的情况下进行

尘埃作业。

7、结束语

国民经济的持续发展,离不开能源的支持。无论过去、现在,还是将来的一段时间内,能源的主角都是煤炭。中国是当今世界上最大的产煤国和消费国,已探明的储量为9183亿吨(折合标准煤计算),占已探明的煤炭、石油、天然气及水电资源总储量的90%。在一次能源总消费中,煤炭占76%。煤产量的80%是直接用于燃烧,其中发电厂用煤量大于总产量的30%。煤炭作为能源在国民经济发展中做出巨大贡献的同时,在其开发与利用过程中也带来了一系列环境污染问题,危及生态平衡与人类的生存。大气污染严重破坏生态环境和严重危害人体呼吸系统,危害心血管健康,加大癌症发病率,甚至影响人类基因造成遗传疾病。因此,我国进行脱硝除尘刻不容缓。

参考文献

脱硝措施 篇3

1 脱硝装置导致空预器堵灰的原因分析

1.1 SCR布设位置的影响

在脱硝过程中为确保化学反应的充分进行, SCR催化反应所需的温度应介于300℃到400℃之间, 这就需要将脱硝装置布设在省煤器出口与空预器进口相连的烟道中, 其结构示意图如下图1 所示:

但如上图布设SCR脱硝装置, 会使得烟气不能经过脱硫装置与电除尘装置, 从而使得进入SCR中的烟气包含数量众多的硫化物质与粉尘, 从而为空预器堵灰现象的出现提供了必要基础。

1.2 SCR自身特性的影响

SCR脱硝装置的特性使得其烟气中SO3的含量会上升, 这是因为SCR中使用的催化剂基材为Ti O2, 其在催化脱硝反应的同时会将烟气中含有的SO2气体转化为SO3, 生成的SO3又同烟气中的水蒸气相互反应, 从而生成大量的NH4HSO4化合物, 该物质遇冷极易凝固沉积, 而由于空预器多布设在尾部烟道, 其蓄热片温度属于锅炉温度最低点, 这使得大量NH4HSO4在此处凝结并粘连烟气中的灰尘, 导致空预器堵灰。

1.3 锅炉掺烧硫份高的煤炭

火力发电厂出于节约生产成本的需求, 在发电机组运行稳定后会在燃煤中掺入部分价格相对较低的高硫煤, 这些燃煤在锅炉内经过充分燃烧后, 其所含的S元素同O2反应生产大量SO2, 并在SCR中进一步反应生产大量SO3, 这使得脱硝过程中生成的NH4HSO4化合物进一步增多, 从而加剧空预器的堵灰现象。

1.4 空预器吹灰参数偏低

空预器运行时, 有时为提升辅汽联箱的温度会将空预器吹灰汽源通至辅汽中, 从而致使温度相对偏低的辅汽进入空预器, 尤其是在吹灰初期, 低温辅汽若再经由疏水不畅的管路进入空预器, 必然会导致部分水汽的进入, 从而为粘连灰尘的NH4HSO4化合物的生成及附着提供便利。

2 改善空预器堵灰现象的应对措施

2.1 对SO3生成量进行控制

1) 对催化反应中的氧含量进行降低, 以缩减SO2转化为SO3的数量, 同时这种方法还能够增强炉膛中的还原性气氛, 以降低NOx的产量, 但应当有效规避化学不完全燃烧与机械引起的损失。

2) 使用WO3充当助催化剂。 其不仅能够提升催化剂的力学性能、热稳定性与酸度, 还能在维持催化还原中NOx活性的同时降低催化剂对SO2的催化氧化, 从而有助于减少SO3的生成。

3) 尽可能避免掺烧硫份较高的劣质煤, 并向锅炉内喷入钙镁等物质, 以降低SO2的生成量。

2.2 对氨的逃逸量进行控制

1) 增设氨逃逸在线监测装置, 通过对氨逃逸率的实时监测以对脱销装置的工作状态进行确定, 以便及时发现问题并予以调整。 2) 加强对脱硝装置的日常维护。 设备检修维护人员应当在停炉期间对烟道的导流板和喷氨嘴进行全面检修, 以避免因导流板故障或喷射系统故障引起NOx的分配不均, 导致氨逃逸率增高。 3) 保持催化剂表面清洁。 增强对脱硝系统SCR环节的吹灰管理, 每台吹灰器依照自上而下的催化剂分层依次运行, 同时严格依照操作规范对吹灰压力与温度进行控制, 避免因压力过大或温度过高导致催化剂的损毁。

2.3 对反应温度进行控制

SCR脱销装置的最佳反应温度应在300℃到400℃之间。 一旦温度低于这一区间, 就会引起催化剂活性的降低, 从而导致喷入的氨无法充分反应。 SCR脱销装置NOx脱除率同温度的对应关系如下图2 所示。在机组低负荷运行时, 一旦发现脱销系统入口烟道温度低于300℃, 应立即退出, 以避免催化剂失灵和生成NH4HSO4化合物。

2.4 增加冲洗装置

为提升空预器清灰效果, 可通过改善导热元件表面清洁度来改善NH4HSO4的结垢程度。 鉴于NH4HSO4化合物具备优良的水溶性, 在出现空预器堵灰的情况后可通过高压水冲洗装置对空预器进行清洗, 以消除堵灰现象。 一般来说, 经过高压水冲洗, 空预器阻力多可恢复正常。

3 总结

在通过分析得知SCR脱硝系统导致空预器堵灰的出现主要时由于生成的NH4HSO4化合物冷凝后附着在空预器表面并粘连烟气中的灰尘引起的。 火电厂应当在脱硝装置的日常运行中积极采取针对性的措施不断优化脱硝装置运行质量, 尽可能降低堵灰现象的发生概率, 从而为电力供应的正常、 有效提供保障。

参考文献

[1]惠润堂, 韦飞, 王宝德, 杨爱勇.SCR法烟气脱硝后空气预热器堵塞及应对措施[J].中国电力, 2014.

[2]李玉杰.脱硝装置对空预器的影响及应对措施[J].科技创业家, 2014.

脱硝措施 篇4

脱硝CEMS系统与脱硫CEMS系统相比, 脱硝装置在电除尘 (或袋除尘) 装置之前, 而脱硫装置在除尘装置之后。由于安装位置发生了变化, 因此脱硝装置的运行工况跟脱硫装置相差极大。运行工况的变化给按脱硫CEMS技术标准生产的, 而实际运用到烟气脱硝装置的CEMS运行产生比较的问题。由于脱硝CEMS系统安装位置的前移, 脱硝CEMS系统运行环境将比脱硫CEMS系统更为恶劣, 脱硝装置将面临着高温、高粉尘、高负压等一系列的问题[3]。

CEMS系统是脱硝设施很重要的一个辅助系统, CEMS系统是否正常工作关系到脱硝设施的安全、稳定运行。在实际应用中CEMS系统经常会出现问题, 解决好这些问题是脱硝稳定运行的保障。

鉴于该系统越来越重要, 其测定数据极有可能成为将来总量收费的依据, 因此, 寻找问题所在, 提出相应的对策建议, 以保证CEMS装置长期稳定的运行, 这是非常必要的[4,5,6,7,8]。

2脱硝CEMS系统组成

CEMS系统主要由四个部分组成, 具体如下:

(1) 气态污染物监测部分:监测烟气中的NOx、NH3浓度等。

(2) 烟气排放参数监测部分:监测烟气流速、温度、压力、氧含量等。

(3) 控制系统部分:采用PLC控制, 包括系统的采样、反吹、维护、校准、报警等的控制。同时当系统维护、反吹、校准的时候, 系统模拟量信号输出保持不变, 另外当系统处于报警的时候, 系统会根据各种报警采取相应的控制。完成数据的采集、处理, 并按相关标准要求的数据格式将相关参数上传环保部门。

3烟气脱硝系统中CEMS存在的主要问题

3.1粉尘浓度高引起的采样系统堵塞问题

脱硝系统的CEMS布置在省煤器和空预器之间, 由于烟气没有经过除尘器, 烟气中的粉尘浓度高达30g/m3, 有的甚至更高, 极易造成烟气采样系统堵塞。为了抽取烟气样气到分析仪进行分析, 在烟气抽取的过程中, 第一步要在采用探头位置设置过滤装置, 避免粉尘颗粒进入采样管, 引起采样管线堵塞, 一旦堵塞, 处理起来的难度就会很高。同样, 在测量烟气流速时, 也要考虑皮托管的堵塞问题。因而解决好采样系统中过滤器的堵塞和清理对烟气样气分析至关重要。

共性问题:

1.烟气采样系统中采样管线伴热效果差, 采样管线的伴热温度不能维持在烟气露点温度以上, 造成烟气在管内结露、在烟气中粉尘的共同作用下引起采样管堵塞。

2.因锅炉投油助燃, 烟气中的大量油烟污染并堵塞取样探头。

3.烟气中粉尘含量过大, 导致取样探头内的过滤器堵塞。

4.取样探头内的过滤器滤芯孔径的选择不合理, 孔径过大, 进入取样管线的灰尘过多。

5.采样探头中过滤网的孔径的选择太小, 增大了堵塞几率。

6.安装时, 管道弯曲半径过小或打折, 流道受阻, 产生堵塞。

7.吹扫时间间隔设置过长。

8.吹扫用压缩空气是带水、含油, 从而污染堵塞管道。

3.2分析仪因无流量而失灵

由于脱硝CEMS的工作环境相当恶劣, 可能造成取样系统堵塞, 因此分析仪会因无流量而失灵, 监测分析数据失效。

共性问题:

1.取样管道或探头堵死。

2.预处理系统内部过滤器堵塞。

3.预处理系统中冷凝器结冰, 除湿效果差;

4.预处理系统中蠕动泵故障, 冷凝器不能正常工作, 除湿效果差。

5.预处理系统中的抽气泵长时间带水运行, 烟气抽取不出。

3.3高温的问题

一般情况下, 脱硫系统入口的烟温约为115~150℃, 脱硫系统出口的烟温约为50℃ (无GGH) 。而在脱硝系统入口的烟温在310~420℃左右, 出口烟温与入口相差不大。因此, 如果采用与脱硫CEMS系统相同的测量方法, 则采样探头、皮托管流量计的取压元件, 温度仪表等需插入烟道中设备必须选用耐高温的材料, 确保其能在高温环境下安全、稳定的运行, 从而保证数据的准确性。

3.4腐蚀变形的问题

脱硝系统中的烟气中含有、NO、NO2、水蒸气、NH3、和SO2等。烟气在反应过程中可能生成酸或者碱以及强酸弱碱盐等物质。工作环境比较恶劣, 采样探头、皮托管流量计的取压元件、温度仪表都置于烟道内, 同时烟道内的烟气流速比较快 (一般为15m/s) , 这些都会导致传感器的变形和腐蚀, 引起测量仪表失效。

共性问题:

脱硫脱硝系统中的SO2/NO2气体都易溶于水, 溶解体积比分别为1:40 (水:气) 和1:4 (水:气) 。SO2/NO2气体溶于水后分别生成硫酸和硝酸溶液, 该酸性溶液的腐蚀性随其浓度的增大而变大。

脱硫系统的SO2/SO3原烟气露点温度在120℃~130℃;脱硝系统的NOx原烟气露点温度在60℃左右。对于直接抽取式CEMS, 如果取样管线温度控制不当, 则污染物气体会直接结露。

脱硝系统净化烟气中NH3与SO3反应生成硫酸氢铵和硫酸铵。这两种物质都是强酸弱碱盐, 水溶液具有一定的腐蚀性。并且, 硫酸铵固体在280℃开始分解, 分解物质为硫酸氢铵和氨气, 因此这两种物质在取样管中有结晶的可能。

3.5分析传感器的量程以及检出限的问题

针对燃煤锅炉的实际情况, 脱硝装置前烟道内NOx的浓度在400~1000 mg/Nm3, 《大气污染物排放标准》 (GB13223-2011) 规定脱硝后的氮氧化物浓度不大于100mg/Nm3。因此脱硝装置前后NOx的检测要求传感器具有较大的量程, 并且具有较低的检测限, 确保脱硝前后NOx的检测的准确性。

同时, 为了防止脱硝过程中还原剂NH3的逃逸造成二次污染, 以及生成氨盐腐蚀下游设备, 在脱硝装置的出口设置了氨逃逸检测设备, 《火电厂烟气脱硝工程技术规范_SCR》 (HJ_562-2010) 逃逸氨的浓度不大于3 ppm, 因此对逃逸氨设备最低检测限的要求则更高, 一般要求为0.15~0.3 ppm。

4针对主要问题的解决措施

针对以上脱硝系统中CEMS系统中存在的主要问题, 提出相应的对策, 以供参考。

4.1取样管堵塞解决对策

4.1.1加强电加热器装置的定期维护, 保证设备的正常运行, 建议伴热管线的温度设定的参考值为150℃-180℃。

4.1.2根据实际烟气成分, 选择合适的过滤器滤芯。

4.1.3安装时, 管道弯曲度要平缓, 保证流道通畅。

4.1.4吹扫频率或者间隔时间必须满足取样管基本使用要求。

4.1.5提高吹扫压缩空气品质, 确保满足要求。

4.2取样探头堵塞解决对策:

4.2.1锅炉启动投油阶段, 一直进行取样器反吹, 避免油烟进入。

4.2.2根据实际烟气成分, 选择适合的过滤器滤芯。

4.2.3定期清洗、及时维护取样探头, 如每三个月清洗维护一次。

4.3分析仪因无流量而失灵解决对策:

4.3.1取样管道或者探头防堵见前面相应的对策。

4.3.2定期检查、维护预处理系统前置烟气过滤器, 保证其正常工作。

4.3.3定期检查、维护冷凝器, 保证其除湿效果良好;定期检查抽气泵进出口管道带水情况, 及时清理, 防止抽气泵长期超负荷工作。

4.4取样管及元件腐蚀解决对策

4.4.1防止取样管路因加热温度低而结露。

4.4.2保证除湿装置的正常稳定工作。

4.4.3保证系统定期、有效吹扫, 做好设备元件的定期检查和维护工作。

5结语

本文简要介绍了脱硝CEMS系统的组成, 针对目前市场上的通用的CEMS系统在脱硝过程中可能存在的问题, 提出了相应的解决方案。问题解决后设备的运行情况良好, 提高了设备的使用寿命, 保证了CEMS系统长期稳定的运行, 也提高了测量的准确性, 为环保部门提供了准确的监测数据。

摘要：简要介绍了火电厂已安装的烟气排放连续监测系统 (CEMS) 的系统组成, 分析了CEMS系统运行中存在的问题, 提出了相应的解决对策。

关键词：脱硝,烟气,烟气排放连续监测

参考文献

[1]万亨.烟气脱硫脱硝中烟气排放连续监测系统的应用介绍与分析[J].能源环境保护, 2010, 24 (6) :57-60.

[2]《火电厂大气污染物排放标准》 (GB13223-2011) .

[3]阿不都可力木·阿不都拉, 黄立华等.烟气脱硝在线连续监测系统应用探索[J].中国环保产业, 2012, 2 (2) :23-24.

[4]HJ/T75-2007, 固定污染源烟气排放连续监测技术规范 (试行) [Z].

[5]HJ/T 76-2007, 固定污染源烟气排放连续监测系统技术要求及检测方法 (试行) [Z].

[6]贾晓红.固定大气污染源污染物排放连续监测系统问题浅析[J].山西能源与节能, 2004, 34 (3) :44-451.

[7]朱法华, 王飞, 潘荔.全国火电厂烟气连续监测系统运行状况调研及分析[J].中国环境监测, 2000, 16 (5) :7-111.

[8]潘荔, 王卓昆, 王志轩.我国火电厂烟气排放连续监测装置现状及对策建议[J].环境科学研究, 2005, 18 (4) :42-451.

脱硝措施 篇5

一、CEMS概述

CEMS指的是烟气在线连续监测系统, 主要负责对煤炭燃烧过程产生的粉尘、硫化物等污染物进行必要的监控, 为环境改善提供一定程度的依据, 使得各项环保工作能够有必要的参照依据。

1) 采样流程。可以运用稀释系统进行气样采集。采样探头顶端有一个音速小孔, 可以对气体样本进行吸取, 干燥空气在探头里实现稀释过程。气样流进分析仪之前, 不需要进行除湿环节, 因为样本在稀释的过程中已经将露点温度控制在合理的范围内, 处于安置区域的最小温度极限值之下, 使得样品在其中不会出现结露现象。另一方面, 样品通过稀释处理仍然具有一定湿度, 测量环节为湿法测量。在测量的过程中, 由于不需要对样品进行除湿, 便能够实现成本的较佳控制, 因为除湿设备一旦出现损坏就会因出现结露现象导致的故障和腐蚀问题。由此可见, 稀释法的应用是气样搜集的较佳选择。

2) 测量方法。CEMS使用红外法针对其中的硫化物进行必要的检测, 使用非分散法针对其中的氮化物和一氧化碳等物进行必要的浓度检测, 然后使用电化学法针对其中的氧气浓度进行测定。通过以上方法的应用可以确保整个检测过程能够处于较为科学的状态, 有利于各种参数的测定。

3) 数据传输。在利用其进行各种成分数据测定之后, 可以通过采集传输仪, 利用相应的传输方法将获得的数据传递到监控服务器之中。数据的传输标准已经有相关的法律对其进行较为明确的限定, 因此在检测之后, 必须对传输数据的过程进行监督, 使其能够在必要的规范下进行。

二、火电厂烟气脱硝CEMS应用中出现的问题

1) 烟尘堵塞。使用抽取法采集样本, 为了能够让烟气进入到气体分析仪之中, 必须对其中的污染物进行简单的处理, 避免杂物的颗粒过大造成采样管不畅, 一旦发生这种状况就很难采取相关的措施对其进行处理。在对烟气进行脱硝的过程中, 应该注意处理顺序, 其应该在除尘之后进行, 但是这也造成其中的颗粒浓度超出正常标准, 使得避免堵塞状况发生具有重要的现实意义。烟气的流动速度检测也是整个过程中应该重点注意的问题, 需要防止堵塞的状况发生。2) 采样泵高负压。烟气通过采样泵进入分析仪之中, 脱硝CEMS系统必须在脱硝之前和之后搜集气体样本, 这个过程中, 由于省煤器以及空预器都处于负压状态, 而采集的样本需要经过较长的流动路程[2]。综合对上述因素进行考量可以发现, 采样泵的抽取性能必须达到一定限度才能够较好地完成这项任务。3) 高温问题。脱硝系统在发挥作用之前, 其中的烟气温度在500℃左右, 对烟气进行处理之后, 温度仍然保持这个数值。在使用这个方法进行检测的过程中, 必须针对探头以及皮托管等各个部分进行必要的考量, 对于其能否承受实验中所面临的高温需要进行确定, 采取各种措施使其能够满足运作的现实需求。4) 腐蚀形变问题。脱硝过程中, 烟气中的许多成分都能够生成酸碱化合物, 不仅如此, 烟道内气体会在流动的过程中产生一定的压迫性, 会使得传感器在一定程度上出现一定程度的扭曲。其中, 皮托管会在进行应用的过程中发生较为明显的状况, 其对于检测仪器的测量能够保证其处于较为精确的状态, 一旦出现问题就会导致整个系统无法正常发挥作用。5) 分析传感器问题。燃煤锅炉在进行使用的过程中, 针对其中的氮氧化物浓度需要进行较为明确的限定, 对于催化剂的添加量也作出较为明确的确认。在进行脱硝的过程中, 还原剂可能出现一定程度的泄露问题, 一旦发生就会造成一定程度的环境问题。这些问题工作作用就会导致传感器具备过多的量程以及低范围的检出限, 如此方能在脱硝前的检测中保持较为精准的状态。

三、火电厂烟气脱硝CEMS应用问题对策

1) 高温及堵塞问题处理措施。需要针对加热器进行定期检查, 对于其中容易出现的问题进行必要的判定, 查找问题出现的原因, 制定相应的维护方案, 确保其能够顺利发挥作用。同时需要将伴热管的温度进行必要的控制, 使其能够处在合理的范围内。

2) 腐蚀变形问题处理措施。取样管在使用的过程中需要进行特殊维护, 确保其中的温度能够处于正常水准, 否则就会凝结出水滴, 对管道造成较为严重的腐蚀作用[3]。针对内部的运作状况需要安置相应的除湿装置, 使得其中的湿气能够得到较好的处理。应该专门针对系统的腐蚀状况进行必要的检查, 针对其中容易出现的问题进行判定, 一旦发现受到腐蚀的部件立刻将其信息进行较为明确的记录, 然后将这种情况上报, 对其进行定期更换。

3) 分析仪失灵问题。此种情况是一种综合情况, 需要针对探头部分需要作出必要的检查, 确保其能够在运行的过程不发生堵塞的状况。过滤器的装置不仅仅需要防止堵塞, 为了防止分析仪出现失灵的状况, 应该对其进行检查, 在一定的时期内对其各个部分进行必要的护理, 对于出现的故障应该及时进行必要的修理, 确保其能够保持较为正常的工作状态。冷凝器对于分析仪具有重要的意义, 因此必须对其进行必要的维护, 组织专门的小组对其进行必要的检查, 对于其中容易出现的问题进行必要的判定, 其中的清理湿气部分需要进行重点保护。抽气泵也需要进行必要的护理, 对于其中有水的部分需要进行必要的擦拭, 在经过必要的处理之后, 使其能够保持较为良好的运转状况。

四、总结

我国的环境污染随着经济的发展日趋严重, 对人们的生活质量造成了一定程度的影响。我国的火电厂主要依靠燃烧煤炭发电, 在运作的过程中产生大量的污染物, 需要采取必要的措施对其进行仅处理。CEMS能够对其中存在的各种污染成分进行测定, 已经在各种企业内得到了较为广泛的应用。

摘要：随着经济的发展, 工业化进程不断推进, 使得我国的环境问题较为严峻。当前, 人们的生活水平逐渐提高, 对环境的要求逐渐提高。火电厂在运作的过程中会释放大量烟尘, 硫化物也使得酸雨频降, 造成了较为严重的环境污染。针对这种情况应该利用技术对其进行处理。采用烟气脱硝在线连续监测系统, 能够对这种情况起到较为良好的缓解作用。

关键词：火电厂,烟气脱硝在线连续监测系统,环境问题

参考文献

[1]阿不都可力木·阿不都拉, 黄立华.烟气脱硝在线连续监测系统应用探索[J].中国环保产业, 2012.

[2]万亨.烟气脱硫脱硝中烟气排放连续监测系统的应用介绍与分析[J].能源环境保护, 2010.

水泥行业脱硝技术浅析 篇6

我国2013年水泥产量已突破24亿t;水泥生产过程中会产生大量的粉 (烟) 尘、二氧化硫、氮氧化物 (NOx) 等污染物, 如果直接排放到大气中, 将会造成严重污染。粉尘排放和二氧化硫排放经过有效治理, 污染已经得到控制;然而, NOx排放尚未得到改善, 水泥行业已经成为电力、机动车后的氮氧化物第三大排放源, 据统计, 我国水泥行业年NOx排放量为200万t。《国家环境保护“十二五”规划》中已把氮氧化物作为考核指标, 预计在“十二五”末降低10%的排放。水泥行业氮氧化物的减排实质就是抑制氮氧化物生产或还原氮氧化物。

1 燃烧过程中NOx的形成机理

锅炉燃烧过程中, NO生成反应式为:

煤粉燃烧中NOx形成取决于温度, 时间和湍流混合三个要素。根据NOx的生成条件, 可分为热力型、燃料型、快速型;NOx生产条件受温度条件影响如图1所示。

2 NOx的控制技术概述

氮氧化物控制技术多种多样, 目前, 国际上开发的NOx处理技术见图1所示。

从目前国际燃煤锅炉、水泥生产线等商业运作来看, 燃烧过程脱硝以及还原法烟气脱硝技术在市场上较为成熟。

2.1 分级燃烧

分级燃烧技术是指将二次风中的部分风 (10%~20%) 引入炉膛主燃烧区上部, 以减少主燃烧区的氧量。主燃烧区的风量只有原来的80%~90%, 燃料在缺氧富燃条件下燃烧, 燃烧温度降低, 同时生成大量的CO等还原物质, 将生成的NOx还原。

2.2 NOx低氮燃烧

低氮燃烧技术共分为两个阶段, 第一阶段只送入部分燃料, 使燃料在富氧条件下燃烧;第二阶段剩余燃料送入炉膛, 使其在富燃料缺氧环境下燃烧并生成NH3和CO等还原剂, 与NO发生还原反应生成N2, 抑制了NOx的生成。

2.3 选择性催化还原 (SCR) 脱硝技术

SCR技术的基本原理是在催化剂的作用下, 使用氨作为还原剂, 发生如下反应:

SCR技术同时受催化剂和反应温度影响, 当温度>350℃或者催化剂失活时, NH3被氧化为NO。

2.4 非选择性催化还原 (SNCR) 脱硝技术

SNCR技术的基本原理是在非催化剂的作用下, 在反应温度条件下, 运用氨作为还原剂, 发生如下反应:

SNCR技术主要受反应温度和炉膛尺寸的影响;炉膛尺寸越大, 则脱硝效率越小。

3 水泥行业脱硝现状

水泥窑脱硝主要是脱去烟气中的NOx (氮氧化物) , 在新型干法水泥生产工艺中, 回转窑和分解炉是水泥物料烧成的两个关键设备。脱氮技术及成本如表1所示。

在水泥行业中, 分级燃烧技术即有降低炉窑的温度、燃烧不足的风险, 影响生料分解和熟料生成, 对煤耗、熟料质量有一定的影响;同时, 随着国家对水泥行业氮氧化物排放提出更加严苛的标准, 低效脱氮技术只能作为辅助手段对氮氧化物进行控制, 因此低氮燃烧、分级燃烧法已难以胜任脱氮的重任。

目前, SCR脱硝技术可保证废气氮氧化物浓度降到100~200 mg/Nm3, 氮氧化物的减排效果达85%~90%, SCR需要使用和消耗价格昂贵的贵金属催化剂, 由于水泥企业废气的粉尘浓度很高, 碱金属含量较高, 易使催化剂中毒和堵塞。

SNCR工艺是水泥脱硝应用最广泛的技术, 大多采用氨水或尿素作为还原剂, 在800~1 000℃的温度范围内完成脱硝反应, 脱硝效率可以达到50%~75%, 有的甚至高达80%, 对窑炉热效率不产生影响。

4 水泥行业SNCR技术应用实例

专用于水泥窑烟气的SNCR高效脱硝装置可提供大于60%的脱硝效率, 对窑炉热效率不产生影响, 为国家和水泥行业节能减排的实施提供有力支持, 具有广阔的社会效益和市场前景。以JH-DN型水泥窑烟气SNCR脱硝系统为例, 其在多种产品中具有实践应用, 脱硝数据见表2。

5 结语

目前, 国内外对水泥窑烟气氮氧化物治理才刚刚起步, 以SNCR技术为代表的脱硝技术趋于成熟。面向更为严峻的环境考验以及市场竞争, 提高SNCR脱硝效率、减少NOx排放浓度是脱硝技术仍需要继续解决的问题。

摘要：随着国家对环保要求日趋严格, 水泥行业NOx减排迫在眉睫。当前, 国内外脱硝技术多种多样, 分析多种脱硝技术原理, SNCR脱硝技术是水泥行业脱硝首选。

电厂脱硝方法浅议 篇7

从氮氧化物排放来源来看, 火电是最大的排放来源, 根据2010年环境统计年报的数据, 火电氮氧化物排放占比达到52%, 火电行业减排成绩将极大地影响氮氧化物减排目标实现与否。

目前脱硝技术常用有三种方法:SNCR法、SCR法、SNCR/SCR的混合法, 以下为三种方法简介。

1 SNCR选择性非催化还原

还原剂在一定温度条件下选择性的与NOx发生还原反应, 生成N2和H2O。

SNCR法是把含有NHx基的还原剂 (如液氨、氨水、尿素) , 喷入炉膛850℃-1100℃的区域, 该还原剂徐苏热分解成NH3并与烟气中的NOx进行SNCR反应生成N2和H2O。该方法是以炉膛为反应器, 可通过锅炉改造实现。

下图是以尿素为还原剂的流程示意图:

SNCR反应机理:

还原剂常用的有液氨、氨水、尿素三种, 以下分几个方面简述还原剂的特点:

1) 技术方面:液氨的脱硝效率最高, 液氨可以供纯氨气, 直接参加反应, 氨逃逸最低;氨水需通过蒸发器, 产生的氨气参加脱硝反应, 此还原剂氨逃逸在三者居中;尿素需配置成40-60%尿素溶液, 溶液输送要有防止低温结晶的措施, 尿素溶液喷入脱硝系统后, 尿素在高温条件下分解生成氨气, 此还原剂氨逃逸最高。

2) 安全方面:液氨的危险性最大, 纯氨气在空气中的爆炸极限为15-28%, 运输及存储都需要在压力容器内, 必须有许可证, 要求安全性很高, 保证无泄漏, 电气都需要有防爆措施, 氨气稀释要控制混合浓度必须在安全范围内;氨水不属于危险品, 氨水的挥发要有一定的报警及防范措施, 浓度过高的氨气既有爆炸危险, 又会对人体产生伤害;尿素既不是危险品, 也不会对人体产生危害, 是三者中最安全的还原剂, 安全性能最高。

3) 经济方面:氨水不属于危险品, 运输储存比较方便, 并且不需要额外的加热措施, 设备简单, 系统造价最低;液氨需要蒸发系统, 存储区域需要有安全措施, 系统造价中等;尿素安全可靠, 但是需要有溶解储存系统, 还需要有伴热防结晶措施, 系统造价高, 运行费用也高。

反应温度对SNCR影响很大, 反应温度一般为850℃-1100℃, 当温度高于1100℃, NH3被氧化为NO, 反而造成NOx的排放浓度增大;当温度低于850℃时, 反应不完全, 会造成所谓的“氨穿透”, 造成氨逃逸率高, 腐蚀下游设备, 造成新的污染。

SNCR法与SCR法相比优点是不使用催化剂;一次性投资, 运行费用较低, 占地面积小;对煤种变化不敏感;建设周期短, 施工简单;不需要更换引风机、空预器;旧设备改造少, 尤其适合于改造机组, 仅需要还原剂制备区和喷射装置, 投资较SCR法小, 但存在还原剂耗量大、NOx脱除率低, 一般在30%-50%之间;温度窗口的选择和控制比较困难, 由于SNCR是在锅炉内部进行, 脱硝效率受锅炉设计、锅炉负荷等因素的影响较大。根据上述特点, 当现有锅炉的脱硝技术改造效率较低时, SNCR法脱硝技术经济性高, 比较适合我国国情, 在我国的燃煤电厂脱硝技术中占有重要地位。

2 SCR选择性催化剂还原法

在催化剂的作用下, 以NH3, 作为还原剂, “有选择”地与烟气中的NOx反应并生成N2。

下图为以液氨为还原剂的SCR法流程示意图:

SCR反应机理:

SCR还原剂常用的同样为液氨、氨水、尿素:

1) 液氨 (或25%氨水) 为还原剂时, 需要有液氨蒸发装置 (氨水蒸发器) , 氨气需要与稀释风混合, 经喷氨格栅进入系统, 在催化剂层反应脱硝。

2) 尿素为还原剂时, 将尿素溶解成50%溶液, 经过尿素制氨, 将氨气与稀释风混合后, 喷入系统脱硝。尿素制氨一般有两种方法, 一种是水解方法, 尿素溶液通过水解反应器, 分解出氨气, 在140-160℃、0.4-0.6MPa环境下发生分解反应, 此种方法能耗低, 产物比较纯净, 但尿素不能完全分解, 含尿素废水需做处理, 且氨水蒸发过程中, 对金属有腐蚀, 所以蒸发容器的材质选择很重要;另一种方法是热解法, 目前这方法在国内比较常见, 尿素溶液通过计量装置喷入热解炉内分解, 稀释风温度要求600℃左右, 此法电消耗较大。

SCR法目前是世界上应用最多、最为成熟且最有成效的一种烟气脱硝技术, 对锅炉烟气NOx控制效果十分显著, 占地面积小, 技术成熟, 易于操作。同时SCR技术需要消耗NH3和催化剂, 存在运行费用高、设备投资大的缺点。

3 SNCR/SCR混合法

此法结合了两种的优势, 将SNCR工艺的还原剂喷入炉膛, 用SCR工艺使逃逸出的NH3和未脱除的NOx进行催化还原反应。理论上, SNCR法在脱除部分的NOx的同时也在为后面的催化剂脱除更多的NOx提供了所需的氨。典型的混合法装置脱硝效率能达到80%以上, 同时逸出的NH3浓度低于10x10-6。

下图为SNCR/SCR混合法流程示意图:

SNCR/SCR混合法还原剂可选择尿素作为还原剂, 并且无需热解系统, 其特点有相对于SCR工程造价有所降低;脱硝效率高;催化剂用量少, 回收量少;较SCR反应器小, 具有更好的空间适用性;脱硝系统阻力小, 引风机出力小;SO2/SO3转化所引起的腐蚀和ABS阻塞问题小;减少SCR催化剂对煤的敏感度;可以安全地使用尿素作为还原剂, 无需热解系统;分步实施, 分期到位。

其他脱硝方法还有液体吸收法、微生物吸收法、活性炭吸收法、电子束法。

脱硝方法的选择需要格局实际情况而定, 锅炉结构特点、电厂所处的环境、还原剂供应方便与否等因素综合考虑, 最根本是要满足经济、安全、排放达标。

摘要：本文介绍了国内电厂脱硝常用的方法 , 常使用还原剂的种类, 简单阐述了各种脱硝方法及脱硝还原剂的优缺点。

关键词：脱硝,SNCR,SCR,SNCR/SCR,混合法,还原剂

参考文献

[1]火电厂烟气脱硝技术及工程应用[M].化学工业出版社, 2006, 12.

浅谈脱硝技术SCR 篇8

在燃煤电厂锅炉原烟气所含的氮氧化物中, NO占90%以上, NO2占5%～10%。SCR脱硝的化学原理为:NOx随着原烟气进入SCR反应系统中, 首先在喷氨系统中与氨气混合均匀, 然后进入SCR反应器本体内, 在催化剂 (主要成分为氧化钛, 五氧化二钒) 的作用下, NOx与NH3被还原成N2和H2O, 之后随着净烟道排进空气预热器。

除此之外, 在SCR系统装置中还会发生其它的一些反应机理:

2 SCR脱硝技术特点

相对于SNCR工艺, SCR工艺具有如下特点:

①工作温度低。SNCR法工作温度>850 ℃, 而SCR法的工作温度范围为:225 ℃～420 ℃, 无需GGH, 投资和运行成本较低。②脱硝效率高。SNCR法脱硝率仅为40%左右, 而SCR工艺可高达90%以上。③反应产物是氮气和水, 不会出现二次污染。④具有多种布置方式:高温高含尘布置方式 (省煤器后、空预器前) 、中温低含尘方式 (除尘器后, 烟囱前) 、低温低含尘布置方式 (湿法脱硫后, 烟囱前) 。⑤可采用尿素、氨水和纯氨等三种还原剂。⑥出口氨气逃逸率<3 ppm, 不会引起二次污染。⑦SO2氧化率<1%。

3 SCR在管式空预器锅炉中的应用

因环保要求的日益严格, 在建的4台540 t/H煤粉锅炉, 需增上脱硝系统。在项目设计初期, 就预留了脱硝系统的安装位置, 并且对因增加脱硝系统而增加的烟道阻力也进行了相应的引风机增容, 对空气预热器管束进行了搪瓷处理。因锅炉使用的是管式空气预热器, SCR系统一般应用在回转式锅炉当中, 回转式空气预热器在发生硫酸氢铵沾污堵塞后方便清洗。

该热电厂管式空气预热器在脱硝系统 (SCR) 中的使用情况如下:

该热电厂燃烧器改造是用的美国阿米拉公司的技术, 主要是采用水平浓淡燃烧器。燃烧器上部约4 m的位置布置有燃尽风 (锅炉四角都有) 。在改造前, 100%负荷燃烧产物中氮氧化物含量在550 mg/Nm3, 70%负荷燃烧产物中氮氧化物含量在375 mg/Nm3;在改造后, 100%负荷燃烧产物中氮氧化物含量在300 mg/Nm3左右, 70%负荷燃烧产物中氮氧化物含量在200 mg/Nm3左右。

该热电厂的脱硝系统用的是南京中环的, 催化剂使用的是中电投远达的蜂窝式催化剂, 采用2+1三层布置, 因为运行一年半, 只使用2层, 备用层催化剂未添加。催化剂截面积选用比根据烟气量测算出的截面积略大, 这样有利于氨的完全反应, 减小氨的逃逸率。从安全考虑, 氨制备系统采用的是尿素制氨系统。SCR催化剂每层进出口设置有声波吹灰器和蒸汽吹灰器, 声波吹灰器每10 min吹扫一次, 蒸汽吹灰器每两天吹扫一次。空气预热器沿用原锅炉的空气预热器, 未做内衬搪瓷防腐处理。引送风机未更换。

经过上述改造后该热电厂锅炉在100%负荷时, SCR系统进口测点烟温在400 ℃～410 ℃左右 (变化原因主要是原煤煤质发生变化) , 进口NOX含量在300 mg/Nm3左右, 低过后氧量控制在1.5%～2% (自动控制) , SCR进出口压差在250～300 Pa左右, 排烟温度在147 ℃～150 ℃左右, SCR出口NOX含量在70 mg/Nm3左右。燃用煤的灰分基本都在18%左右, 少数时间可以达到25%～27%, 未检测过煤中的含氮量。在2010年9月改造使用后, 经过2 800 h和8 760 h的运行, 于2011年检查时, 未发现空气预热器有硫酸氢铵腐蚀和结垢堵塞现象。1#炉空气预热器下层低温段发生堵塞现象, 主要是灰分含量大, 将少数管子堵死, 采用冲击钻不当清理方式, 造成空气预热器漏风量增大, 出现低温腐蚀, 加剧灰的板结及管壁的腐蚀, 形成恶性循环, 最后将1#炉低温段空气预热器进行了更换, 新更换的空预器也没有进行搪瓷防腐处理;2#炉空气预热器检查情况非常好, 没有硫酸氢铵的结垢现象, 也没有堵塞现象, 但有轻微的管壁磨损现象。

从该热电厂的运行情况来看, SCR在管式空气预热器锅炉系统中使用情况良好, 但需注意几个方面:①严格控制炉膛燃烧产生的NOX的量, 采用低氮燃烧技术。②控制好SCR进口烟气温度, 最好在350 ℃～400 ℃之间。③SCR催化剂选用截面积应该略大, 这样可以减少氨的逃逸率, 从而减少硫酸氢铵的生成量。④控制好锅炉低过后的含氧量, 一般在2%～3%之间。⑤吹灰器的定时使用。

摘要：阐述了SCR脱硝技术的基本原理、技术特点、工艺流程, 并介绍了相关电厂的运行经验。