锅炉脱硝系统

锅炉脱硝系统（精选9篇）

锅炉脱硝系统 篇1

随着国家越来越严格的环境保护法律、法规和标准执法的增加, 对采用可控硅脱硝系统在确保电厂烟气排放标准的前提下, 同时提高脱硝系统操作运行的连续性、可靠性以及经济实惠, 如何准确和经济优化脱硝系统具有一定的研究价值。

一、脱硝系统工艺原理

脱硝技术主要采用选择性催化还原的方法, 其主要发生在反应器中的催化剂、氨、和烟气在催化剂的作用下产生反应, 从而中和了氮氧化物。混合气体由于受到催化剂的作用, 与烟气混合后进入SCR反应器, SCR反应器操作温度可在310℃~410℃的范围, SCR反应器的位置位于省煤器和空气预热器之间, 而在进口和出口处均标有SCR反应器的温度测量, 在310℃~410℃温度范围内, 控制系统会自动报警并停止氨的供给。脱硝反应生成的水和氮烟雾进入空气预热器。

吹灰器过热蒸汽吹扫介质SCR反应器、脱硝设备使用rake风设备。设定清晰的频率根据操作的经验, 通常3次/天或根据反应器催化剂前后压差的变化控制。用液氨还原剂气体 (氨) 脱硝装置。氨供应系统由液氨、氨水箱卸料压缩机、液氨泵、液氨蒸发罐, 氨吸收罐、污水池、污水泵系统提供的使用氨脱硝反应。烟气脱硝技术可以达到超过90%的脱硝效率最高, 其方法也是最成熟、最可靠的一种脱硝方法。在保证可控硅脱硝效率和氨的逃逸率和二氧化硫得以转换, 从而确保安全连续运行的可控硅系统。确保烟气流动的均匀性, 烟气中氮氧化物和氨的混合以及烟气温度场的均匀性是脱硝性能的关键, 也是设计的重点因素。

二、烟气脱硝系统的技术特点

洞察催化剂性质, 根据不同的工程选择合适的催化剂, 包括波纹板式、蜂窝板式等等, 不受制于一个物种或制造商的催化剂, 并通过优化参数, 减少催化剂粉尘的风险, 保持一个较低的压力降。同时结合催化剂厂家可以给业主提供催化剂管理经验, 从而更加便于业主管理催化剂。同时与国外最专业的制造商合作, 通过流场模拟使用的物理模型和数学模型技术, 精心设计和安排的可控硅系统烟气, 喷氨格栅、静态混合器等等, 使烟气温度和速度分布在均相催化剂, 烟气中氮氧化物和氨混合均匀, 可以促使最有效的催化剂的使用, 最大程度减少氨的消费, 减少灰尘可控硅系统, 并保持较低的可控硅系统烟气压力降。

三、脱硝系统工艺技术优化方案

目前使用在大型燃煤发电机组一般都是使用原始容克式空气预热器对锅炉进行加热的, 因为硫酸氢铵的初始生成温度始终都是高于空预器的烟气温度, 从而使得空气预热器的金属部发生腐蚀现象, 最终导致空气预热器的压降上升而导致热效率较低的现象, 使空气预热器的安全产生隐患。目前用于火力发电厂锅炉SCR烟气脱硝系统的氨喷射技术主要有三种方法: (1) 线性控制注射氨格栅技术 (2) 涡流式静态混合注射技术; (3) 注入电网分区控制氨型技术。在技术使用当中对可控硅脱硝系统仍有缺陷在某种程度上和存在氨逃逸问题。为了减少SCR脱硝系统的氨气逃逸量, 我们必须使氨在烟气脱硝系统脱硝反应器中与NO在脱硝反应器内呈现不同对应分布, 基于测试可以用于上述三种不同氨优化调整方案。

在SCR脱硝系统出口NO的分配不均匀度程度是否小于25%作为优化调整指数, 根据脱硝系统出口NO分布情况调整氨的分布, 可以实现脱硝系统优化, 以减少氨逃逸量脱硝系统。然后采用不同的脱硝系统, 其优化的结果是完全不同的, 从本质上说, 效果最显著的是分布控制喷氨技术, 紧随其后的是线性控制喷氨网格技术, 最后一般的就是涡流式混合动力技术。

根据我国针对电厂空气污染物排放标准, 燃煤锅炉和燃气轮机机组在不同时间的最大允许排放的氮氧化物浓度有一个数值限制要求, 通过控制氨氧化脱硝系统的出口浓度达到排放要求, 同时, 减少氨、脱硝运行成本的有效控制。

四、国内外脱硝技术深入对比

在国外对联合脱硫脱硝的研究开发工作十分活跃, 与单独采用脱硫或脱硝工艺相比, 在一个系统内同时脱硫脱氮的工艺有很大的优越性, 如减少系统复杂性、更好的运行性能以及低成本等等, 烟气的脱硝 (氧化氮) 系统也正在我国大型电厂推广, 新建的1000MW机组都将同步配备脱硝装置, 对于灰渣的循环利用, 目前为止, 取得了很大的成就。例如利用灰渣制造、改良土壤、锅炉及其辅机系统、发电机及电工设备以及对火电厂各生产环节实行自动化的调节、控制, 协调各部分的工况, 使整个火电厂安全、合理经济运行。

但是由于我国自主知识产权的技术, 还没有形成脱硝装置设计、监控、操作、监控、管理等各个方面的相对缺乏经验。所以, 在火力发电厂锅炉烟气脱硝系统流程设计, 可以根据发达国家的经验理性的优化设计, 根据特征和煤锅炉设计特点、适应性应用于火力发电厂锅炉深入、全面、系统的实验研究。

总结

脱硝系统技术去除效率高, 适应当前的环境要求和电力行业的高度重视。发达国家严格的环境保护的脱硝系统技术已经成为当前最成熟的技术之一。根据发达国家的经验, 可脱硝系统技术必将成为主要的火力发电厂燃煤锅炉脱硝技术。在中国, 也会得到越来越广泛的应用, 因此致力于脱硝系统的研究和优化化工技术势在必行。

参考文献

[1]周礼学.燃煤锅炉脱硝系统的运行优化《华北电力技术》2012年10期.

[2]大型电站锅炉烟气脱硝选择性催化还原系统优化研究《》2012年12.11.56-67.

[3]何升;赵凤英.脱硝技术对锅炉的影响及运行优化《内蒙古电力技术》2011.12.88-89.

锅炉脱硝系统 篇2

座谈会致辞

（2012年3月13日）

尊敬的各位领导、嘉宾：

上午好！

今天，由省环保厅谢锋副厅长带队的工程验收组一行20人莅临我市，对蓬莱国电2#锅炉炉内脱硝工程进行环保验收，我谨代表蓬莱市委、市政府，向验收租的各位领导、专家表示热烈的欢迎和诚挚的问候。

X月X日，国电2#锅炉炉内脱硝工程竣工，这是蓬莱首个锅炉脱硝项目。“十一五”期间，我市的节能减排工作取得了可喜的成绩，进入“十二五”，我市在节能减排方面制定了更高的目标。在保持我市预期性指标持续较快增长的形势下，2#锅炉炉内脱硝项目的竣工将为继续实现氮氧化物、氨氮排放量控制在烟台市下达的指标以内起到积极作用，正式运行后，将实现每年200多吨的氮氧化物减排量，对进一步消除氮氧化物对我市空气质量的影响和保障人体健康来说，具有重要的意义。希望今后两年继续启动2-3个锅炉炉内脱硝项目。

集中供热锅炉烟气脱硝技术的应用 篇3

中国重汽集团济南卡车股份有限公司设备动能部 250016；大连城建设计研究院有限公司 116021

摘要：进入21世纪以来，我国在科教文卫、公共服务等领域取得了辉煌成就，经济飞速发展的同时，环境形势日益严峻。就大气而言，主要的污染物是粉尘、SO2、CO2、氮的氧化物等。煤炭燃烧产生大量的硫氮化合物和CO等有毒气体，对环境影响极大。氮的氧化物已成为继粉尘和SO2之后燃煤锅炉环保治理的重点。集中供热锅炉烟气脱硝技术有待进一步提高。本文主要针对集中锅炉的烟气脱硝技术进行了研究，论述了集中锅炉的煙气脱硝中对锅炉的改造，分析了集中供热锅炉的烟气脱硝技术中 SCR 工艺技术的优化，并提出了尿素热解制氨技术，探讨了其控制策略的开发。

关键词：集中锅炉；烟气脱硝；SCR工艺技术；尿素热解制氨技术

前言

集中供热是指以热水或水蒸气为媒，由一或多个供热点通过供热网络向周边城市或乡镇住户提供热能的方式，是我国重要的基础设施之一。集中供热能够有效简化供热系统机构，精简人员，节约开支，提高供热效率。但同时带来严重的生态问题：煤炭集中燃烧使氮氧化物排放量迅速增加且聚积一处，容易形成区域性的酸雨和光化学烟雾，对城市建筑，乡镇树木的腐蚀侵害严重，甚至危害当地居民的身体健康。虽然国家制定了煤炭燃烧的污染物排放标准，但在实际生产中很难达标。因此，必须采取有效的烟气脱硝技术控制氮氧化物的排放，以缓解工业燃煤造成的大气污染形势。本文主要针对集中供热锅炉的烟气脱硝技术从以下几个方面进行了研究和探讨。

一、集中供热锅炉烟气脱硝中锅炉的改造

集中供热锅炉的烟气脱硝技术的实施首先要对供热锅炉进行改造，改变锅炉通风口和进料口的方向，完善锅炉的受热结构，保证SCR装置系统入口烟气温度能够满足290℃～410℃高温催化剂的工作温度，使SCR装置处于能够连续投运的状态。调整锅炉结构，还要对热力进行计算和研究，以锅炉的低负荷为基本标准，保证SCR装置在基本负荷标准的范围内，炉内温度处于正常水平。从而保证脱硝的运行和供热效率。

二、集中供热锅炉烟气脱硝技术中SCR工艺技术的优化

为解决SCR脱硝技术的的简单移植到集中供热锅炉中存在的SCR脱硝技术难以适应集中供热锅炉负荷和炉温频繁变化、无法达到持续稳定运行效果等问题，就必须对SCR工艺装置进行优化，以保证SCR脱硝技术的顺利实施，从而实现集中供热锅炉烟气脱硝的目的。

（一）SCR 工艺技术的原理分析

SCR工艺技术是目前应用最为广泛也是效果最为明显的烟气脱硝技术，主要采用选择性催化还原的方法来实现烟气脱硝。在具体实施中，烟气中的氮氧化物在催化剂的作用下，将氮氢化物作为还原剂，从而使得氮氧化物被还原成为不会造成大气污染的氮气和水。在反应中，

还原剂有选择性的与烟气中残留的氧气发生了反应。因此，SCR脱硝工艺技术被称为选择性催化还原法。在催化剂的选择上，也要注意催化剂的适当。适当的催化剂将直接决定烟气脱硝反应有效进行的温度范围，对于烟气脱硝的效果有着很大的影响。

（二）SCR脱硝工艺系统的物料平衡

SCR工艺系统的物料平衡是SCR工艺技术设计优化的可靠依据，要求模拟研究集中供热锅炉整个烟气脱硝过程，在建立物料平衡、能量平衡和化学反应平衡虚拟工程平台的基础上，根据基本设计条件的要求，计算出装置在不同负荷和工作状况下的系统物料平衡和消耗状况。

（三）SCR装置优化与数值的模拟

为保证集中供热锅炉烟气脱销的效率，要求烟气中的氮氧化物和还原剂必须混合良好并保持速度的均匀，这对于保证催化剂体积选择的经济和合适有着重要的意义。这就使得对各种负荷条件下的速度和氨分布的变化情况进行分析显得尤为重要。计算变负荷条件下流畅的数值能够促进烟道和导流叶片布置的优化，从而使得设定的目标能够在任何工作状况下都得以实现。受脱装置一般都置于集中锅炉之后，集中供热锅炉烟气的温度很高，以及SCR装置反应器自身特点的影响，脱硝过程对于速度、烟气中的氮氧化物和还原剂的混合、温度以及飞灰的负载分布要求都十分苛刻。因此，必须改变传统的设计方法，对SCR装置设计进行优化。因此，在继承SCR反应器及其连接烟道的设计及工程调试经验的基础上，要结合现场测试结果，验证、修改数值计算结果，建立科学合理的SCR装置设计的理论和方法。其中，需要计算的主要内容包括：

1.运用有限体积法计算数值模拟SCR反应器及连接烟道，从而采取改进烟道形状、布置，增设导流叶片的措施。

2.计算数值，获取喷氨格栅上每一位置的开孔喷出的氨的流动轨迹及迁徙规律，并对其进行调整开孔位置及大小的优化设计。

3.在负荷标准不同的基础上，分析不同工作状况下的烟气速度分布及氨扩散规律。

4.分析飞灰在SCR 装置中的运动规律，从而在理论上确定出可能发生积灰的位置，从而采取声波吹灰、振打装置和增设灰斗的工程改进措施。

三、尿素热解制氨技术及其控制策略的开发

快速跟踪负荷变化的还原剂制备及控制调节技术的开发是保证集中供热锅炉烟气脱硝得以顺利进行的重要措施。尿素热解制氨技术的应用，是其关键举措。尿素热解制氨系统工艺流程：用脱盐水将颗粒尿素溶解40%～50%质量浓度的尿素溶液，通过尿素溶解泵输送到尿素溶液储罐中存储；尿素溶液经尿素溶液循环泵、计量分配装置进入热

解反应器内，与经稀释风机、电加热器输送过来的高温空气混合，尿素在温度高时不稳定，分解成NH3和HNCO。尿素热解系统的控制是尿素喷射的控制基于机组负荷信号以及来自NOx分析仪或者CEMS系

统的反馈。在热解反应器中的短时停留使SCR反应剂的生产可以快速

跟踪负荷的变化，系统可以快速启动和关闭。

根据尿素热解制氨工艺的原理和流程，制氨区系统包括固体颗粒尿素的存储和卸料系统、尿素溶解和存储系统、尿素溶液给料系统、尿素溶液热解系统、自动控制系统、排放处理系统。尿素热解系统包括高流量和输送装置、背压控制阀、计量和分配装置、热解反应器、稀释风机、稀释风电加热系统及控制系统等。整套系统均需要考虑到夏天防晒和冬天防冻的具体措施。尿素热解系统使得快速跟踪负荷变化的还原剂制备及控制调节技术的开发得以实现，确保了脱硝效率稳定以及氨出口逃逸率满足标准要求。

在具体的控制实施中，进出口NOx含量应根据进口O2含量，折算为在6%O2下的数据。比较尿素溶液流量需求信号送到PLC控制器并和真实尿素溶液流量的信号，所产生的误差信号经比例加积分动作处理送喷枪前的尿素溶液流量控制阀进行定位。通过此前馈过程保证控制系统能够快速跟踪锅炉的负荷变化或入口NOx浓度的变化。同时要计算出修正的反馈信号并输入在尿素溶液流量控制系统的程序上。

四、结语

烟气脱硝技术在20世纪末才传入我国，起步晚、发展慢，然而国内煤炭行业的蓬勃发展给我国的生态环境提出一个不小的挑战。集中供热已成为具有中国特色，而且被人们习惯的供热方式。减少煤炭燃烧产生的烟气污染唯一的方式就是深入对烟气脱硝技术的研究。SCR脱硝工艺在集中供热方式下暴露出它的局限性：对负荷频繁变化，炉温变化难以适应，无法达到持续稳定运行。需要政府对该类技术提供政策和资金上的支持。通过国内科研院所、设备制造厂针对链条炉排锅炉燃烧特点，在优化配风、燃料再燃、烟气再循环等方面深入开展研究，相信锅炉烟气脱硝技术在我国集中供热领域会有美好的发展前景。

参考文献：

[1]沙乖凤.燃煤烟气脱硫脱硝技术研究进展[J].化学研究. 2013（03）

化肥厂燃煤锅炉脱硝系统改造 篇4

兰州石化公司于2014年初对3台锅炉实施了脱硫、脱硝、除尘工程技术改造。其中脱硝改造项目由于现场空间狭小, 为满足环保要求, 改造分为3个部分:一是低NOx燃烧系统改造;二是锅炉折焰角处新增SNCR (选择性非催化还原) 脱硝设施, 三是在尾部烟道上增加SCR (选择性催化还原) 脱硝设施。脱硝改造技术指标为:通过低NOx燃烧改造, 将NOx控制在≤300mg/m3;通过SNCR改造, 将NOx控制在≤180mg/m3;通过SCR改造将NOx减排至≤100mg/m3, 满足环保要求。脱硝装置的氨逃逸不大于3mg/m3, SO2/SO3转化率小于1%。

一、低NOx燃烧系统改造

化石燃料与空气在高温燃烧时产生的NOx主要包括:一氧化氮 (NO) 、二氧化氮 (NO2) 、氧化二氮 (N2O) 等。在NOx中, NO占有90%以上, 二氧化氮占5%~10%。按生成机理的不同分为三类:热力型、快速型和燃料型, 其中燃料型占60%~95%。

利用改变燃烧条件的方法来降低NOx的排放, 统称为低氮燃烧技术。低氮燃烧的基本原则是控制燃烧温度以减少“热力”型NOx的生成, 和 (或) 减少燃料氮与燃烧空气中氧的混合, 通过形成富燃区域将燃料NOx还原成N2, 以减少“燃料”型NOx, 在煤热解完成后, 再将二次风分级送入以完成焦炭燃烧。

燃煤锅炉低氮燃烧系统改造包括两个方面:一是选用低NOx燃烧器, 二是在燃烧器布置上强化空气分级系统 (包括空气分级燃烧、燃料分级燃烧、烟气再循环等) 。

兰州石化公司低氮燃烧采用ROFA (旋转对冲燃烬风) 技术, 该技术属于增压风分级低氧低氮燃烧技术范畴, 改造同时对锅炉燃烧器原二次风喷口进行改造。

ROFA系统从锅炉二次风中抽出约30%的总风量, 一部分风送入炉膛上部空间, 另一部分风经过ROFA风机升压后, 通过布置在炉墙上的多个特殊设计的喷口集成箱送入炉膛上部空间, 使炉内的混合和湍流得到了极大的提高。喷口集成箱处的高动能射流产生强烈的旋转扰动涡流, 打破了炉内的大片层状流动, 这将使得炉内的温度场和物料场分布更为均匀。从而改善了炉内的烟气温度分布, 物料分布, 热量吸收, CO的氧化和炉膛上部燃料的燃烬, 使得炉膛的整个容积在燃料的燃烧过程中得到了更为充分的利用。

因ROFA的分级燃烧降低了火焰中心的温度和O2含量, 并还原了部分已生成的NOx, 从而达到了控制燃料型NOx和热力型NOx的目的。

ROFA通过再次分配锅炉的部分燃烧空气来实现炉膛分级燃烧, 主要优点有:

(1) 减少炉膛横截面上的温度偏差。

(2) 炉膛横截面上燃烧产物的分布更加均匀。

(3) 增加燃料/空气的混合, 接触和反应时间。

(4) 增加未燃烬物在炉膛内的停留时间。

二、锅炉折焰角处新增SNCR脱硝设施

SNCR是指无催化剂的作用下, 在适合脱硝反应的“温度窗口”内喷入还原剂将烟气中的氮氧化物还原为无害的氮气和水。该技术一般采用炉内喷氨、尿素或氢氨酸作为还原剂还原NOx。还原剂只和烟气中的NOx反应, 一般不与氧反应, 由于该工艺不用催化剂, 因此必须在高温区加入还原剂, 与烟气中的NOx反应生成N2和水。

本项目采用NH3作为还原剂, SNCR是在锅炉折焰角800~1100℃这一狭窄的温度范围内, 利用Rotamix TM高速风增湿喷射器, 注入7%氨水与烟气中的NO反应生成N2和H2O。Rotamix风机系统能更好的把氨水推入到炉膛深处, 更有效促进氨与NOx反应。Rotamix风系统的主要作用是:

(1) 利用该风的强大流量和风速把氨水送入炉膛中横向烟气流的深处。让氨水与烟气更充分的混合, 提高反应效率和氨的利用率。

(2) 对喷枪起到了冷却作用, 在SNCR整个运行过程中, 保护喷枪不被高温烧坏。

三、尾部烟道新增SCR脱硝设施

SCR脱硝技术是在催化剂作用下, 向温度约280~420℃的烟气中喷入氨, 将NO和NO2还原成N2和H2O。SCR烟气脱硝技术的关键是选择优良的催化剂。催化剂分为蜂窝式、板式和波纹式SCR脱硝催化剂等形式。

本项目采用蜂窝式催化剂, 其主要成分是以Ti O3、V2O5、WO3等。由于现场空间限制, 催化剂采用1+1布置, 采用伸缩耙式蒸汽吹灰系统。

还原剂是利用Rotamix系统中未反应的NH3, 这样有两个好处, 一方面, 可以增加Rotamix系统的氨氮比, 提高系统的脱硝率, 另一方面, 简化了SCR的布置。SCR脱硝装置使锅炉烟气侧阻力增加, 因此对引风机同时进行了改造, 提高其压头。全脱硝反应流程示意如下图1所示。

四、改造后的运行效果

改造后, 锅炉投入正常运行。2014年9月, 组织对装置进行了168h的标定。标定结果表明, 锅炉主要工艺指标受控, NOx达到环保排放要求, 逃逸氨达到技术协议要求。其NOx数据曲线如下图2~4所示。

五、结语

锅炉脱硝系统 篇5

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.

锅炉脱硝系统 篇6

随着国家经济的快速发展氮氧化物 (NOx) 排放量迅速增加, 研究表明NOx是形成雾霾天气的重要原因, 已成为制约社会经济发展的因素之一。因此, 国家将NOx列为“十二五”期间大气污染物总量控制对象[1,2]。目前SCR脱硝因技术成熟在燃煤机组中已应用广泛, 但在燃气机组中应用还不多。随着环保要求的日益严格, 燃气余热锅炉建设脱硝装置是今后的必然趋势。燃气轮机组因燃料较为清洁, 并结合最新的NOx排放控制技术, 可实现更低浓度的排放, 满足日益严格的环保要求。

本文介绍了燃气余热锅炉SCR脱硝的工艺流程, 比较了与燃煤机组在设计上的不同, 对SCR脱硝技术在该领域应用中的关键技术进行了研究, 以期对该类工程的实施起到参考作用。

1 工艺流程

燃气余热锅炉SCR法脱硝工艺系统主要分为二个部分, 即氨储存及供应系统和SCR反应器系统。

该工艺流程可简述为:

在氨储存和供应区, 液氨通过卸料压缩机由液氨槽车进入液氨储罐, 利用自身压力经出料管送至氨汽化器, 液氨在氨汽化器内吸热气化, 气化后的氨气进入氨缓冲槽, 进一步被送往SCR反应器区以供使用。

在SCR反应器区, 自氨供应区来的氨气与稀释风机来的空气在氨/空气混合器内充分混合。氨和空气混合气体进入位于烟道内的氨喷射格栅, 喷入烟道后与烟气充分混合, 然后进入SCR反应器。SCR反应器合适的温度窗口在300℃~420℃范围内, 反应器根据该温度窗口在锅炉本体烟道中布置。氨与NOx在反应器内, 在催化剂的作用下反应生成无污染的N2和H2O, 净烟气进入余热锅炉后部受热面, 并通过烟囱排出。

燃气余热锅炉SCR脱硝的设计与常规燃煤锅炉SCR脱硝原理基本相同, 但由于燃气排气成分及余热锅炉结构特点等因素, 在SCR系统设计上差别较大, 主要表现在以下方面:

1) 反应器水平布置, 布置与锅炉烟道本体之中。入口烟气条件良好, 主要污染物为NOx, 粉尘, SO2所占比例极少, 催化剂可选用波纹式或蜂窝式小节距产品, 不需设置吹灰系统;

2) 喷氨系统、催化剂的布置受到锅炉的限制较大, 需要在有限的空间内使氨氮摩尔比等偏差满足催化剂入口设计条件, 同时还需严格控制系统阻力的增加, 因而对流场性能高要求较高。根据脱硝效率的需要确定在喷氨格栅后是否设置静态混合器及整流格栅;

3) 燃气余热锅炉脱硝系统氨逃逸控制值与燃煤锅炉相同, 一般控制在3ppm以下。但由于燃气余热锅炉无SOx, 即使氨逃逸略微超标, 也无燃煤锅炉空预器堵塞和腐蚀问题。

2 关键技术的研究

2.1 提高流场数模拟与真实工况的相似性

流场数值模拟工程设计的指导意义重大, 但由于在建模中会简化和忽略一些实际因素以便于运算的开展, 导致流场模拟与实际工况会有一定差异。为提高数值模拟结果的相似性, 有以下措施:

2.1.1 冷模试验校正数值模拟结果

实体模型对实际工程的合适比例通常在1/12到1/15, 在该比例下能较好地近似反映烟气的真实流动情况, 将冷模试验的结果作为数值模拟收敛的判据, 可大幅提升数值模拟结果的可信度。

2.1.2 引入合理数学模型

比如在SCR化学反应中的流动介质有烟气和氨气, 这就涉及到考虑流动中物质的混合情况, 可采用混合物的物质输运模型来模拟通过求解描述每种组成物质的对流、扩散和反应源的守恒方程来模拟混合和输运, 可以模拟多种同时发生的化学反应。

2.1.3 先简化后校正

例如如受热面螺旋鳍片在网格划分时较为困难, 对传热、强化可将鳍片对传热及强化混合的作用视为一个增强因子, 通过冷模试验中测算增强因子的大小。

2.2 催化剂选型

SCR脱硝催化剂分板式、蜂窝式、波纹式三种, 不同类型的催化剂具有各自的特点。对于燃气余热锅炉, 因烟气条件良好, 可选用节距小于4mm的蜂窝高比表面积高活性的催化剂产品, 以降低催化剂用量, 节省成本。但节距越小, 催化剂阻力越大, 综合比较催化剂可优先选用蜂窝式或波纹式。因烟气中不存在SOx, 催化剂正常连续运行温度可以比通常下限要低, 可在250℃或更低的温度下运行, 但应注意温度降低之后催化剂活性也会有所降低, 可根据催化剂供货厂家提供的催化剂随温度变化曲线确定保证脱硝效率的最低连续运行温度。

燃气余热锅炉脱硝催化剂目前主要采用进口产品, 随着国产催化剂性能不断突破, 对于新建工程, 在设计中应考虑, 并在锅炉结构及荷载设计时应有所考虑。随着国家对危废处理要求日益严格, 在催化剂选型时还应考虑催化剂化学寿命到期后的处理措施。

2.3 喷氨格栅分区控制 (图2)

氨喷射格栅 (AIG) 主要是提供均匀的氨喷射分布, 良好的喷氨格栅设计可减少混合区段。在喷氨格栅设计时可采用独立的可调节单元, 每个单元上装有阀门及流量计, 实现烟道截面喷氨的分区控制。以某联合循环机组工程数值模拟为例, 由于受锅炉布置的影响, 在烟道截面存在一个“边界层”, 在各喷氨单元喷氨量一致的条件下, 氨氮摩尔比为20%, 远达不到第一层催化剂入口设计条件。通过加大壁面喷氨位点 (A区) 的喷氨量后, 氨氮摩尔达到目标值5%。需指出的是, 喷氨格栅分区控制在方案设计时主要通过数值模拟的结果不断调整逐步优化最终达标。在脱硝系统调试及运行时, 考虑到数值模拟与实际工况之间的偏差, 需通过现场性能测试对分区控制方案进行校正。

2.4 氨逃逸精确检测

保证达标的脱硝效率同时实现较低的氨逃逸是SCR脱硝技术的难点, 目前SCR脱硝使用的原位氨逃逸分析仪普遍存在增大或调小喷氨量后氨逃逸数据无变化的情况, 二者无趋势缺少相关性, 无法为控制喷氨流量提供依据。若改为采用激光氨逃逸在线分析仪, 可实时监测氨逃逸量并将信号反馈至控制系统对喷氨量进行精确调节。激光分析仪的技术原理为:激光发射的光通过光纤传输到高温气体室中的激光发射单元, 激光穿过气体室中流过的被测气体, 高温气体室中的接收传感器电路检测到被被测气体吸收过的激光束, 将光信号转换成电信号传送到电气控制单元中的信号处理单元, 信号处理单元经过信号处理经过光谱计算后得到被测气体的浓度。激光光程可达30m, 测量精度可达0.1ppm。

2.5 烟气防短路密封

余热锅炉为内保温结构, 脱硝反应器与内保温层之间因膨胀量不同, 为保证烟气100%通过催化剂不发生烟气“短路”现象, 需要在催化剂外壳与锅炉内保温护板之间采取可靠的弹性密封装置, 催化剂模块之间、模块与支撑梁之间也应良好密封。

3 建议与展望

在国家不断调整能源结构和落实节能减排的背景下, 燃气轮机组具有热效率高、污染物排放浓度低、调峰性能好被逐渐推广。未来相当长一段时间, 我国将在发达地区大量建设燃气, 且会同步实施SCR脱硝装置。因此, 开展燃气余热锅炉SCR脱硝技术的研究非常必要, 综合目前燃气余热锅炉SCR脱硝技术的应用现状, 笔者认为还可从以下方向优化:

1) 应最大限度利用锅炉现有布置自然强化NH3与NOx的混合效果, 无需配置强化混合及整流装置, 使系统布置紧凑同时降低阻力;

2) 脱硝还原剂如采用氨水或尿素, 可考虑直接利用燃机排气作为还原剂热解汽化的热源, 在入口喇叭段直接喷入还原剂, 使烟气与还原剂在高速区剧烈混合, 可省去喷氨格栅, 使系统简化, 同时降低系统能耗减少运行成本。尽管抽气比例很小, 但还是会使锅炉产气量下降, 在技术方案选择时应进行核算比选;

3) 在进行数值模拟时可引入脱硝化学反应, 实现对脱硝效率的预测及优化, 亦可对催化剂的用量进行核算。

摘要：本文介绍了燃气余热锅炉SCR脱硝的工艺流程, 比较了与燃煤机组在设计上的不同, 对SCR脱硝技术在该领域应用中的关键技术进行了研究, 以期对该类工程的实施起到参考作用。

关键词：余热锅炉,SCR,脱硝

参考文献

[1]夏怀祥, 段传和, 等.选择性催化还原法 (SCR) 烟气脱硝[M].北京:中国电力出版社, 2012, 1:2-3.

锅炉脱硝系统 篇7

漳泽发电分公司670t/h锅炉是由原苏联“塔干洛格”制造厂生产的ΕЛ-670-13.8-545KT型单汽包、自然循环、双炉膛、固态排渣煤粉锅炉。锅炉受热面呈T型布置, 炉膛为矩形。被沿高度方向布置在炉膛中间的光管双面水冷壁分成前、后两个炉膛。炉膛左右两个下行烟道与锅炉左右两侧的过渡烟道相连接, 形成T型。根据国家环保“十二五”规划火电厂节能减排要求, 本公司对机组进行了设备改造, 增加了脱硝系统。脱硝系统采取选择性催化还原 (Selective catalytic reduction, 以下简称SCR) 法来达到去除烟气中NOX的目的。设计脱硝处理能力在锅炉最大工况下脱硝效率不小于85%, 脱硝装置可用率不小于98%。SCR反应器分甲侧反应器和乙侧反应器, 采用高灰型工艺布置 (即反应器布置在锅炉省煤器与空预器之间) , 烟气经锅炉省煤器后引出进入SCR脱硝反应器, 再经过管式空预器, 进入除尘器系统。气氨在SCR脱硝反应器中催化剂的作用下与烟气中NOX进行反应, 生成无害的氮气和水, 从而达到降低排烟中NOX含量的目的。脱硝还原剂采用99.6%液氨通过气化处理后转换为气氨。催化剂采用蜂窝式按2+1层设计, 目前设计三层催化剂, 其中一层为预留层, 为防止催化剂积灰, 每层催化剂设置3台声波吹灰器及两台蒸汽吹灰器。SCR技术是还原剂 (NH3) 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:

其反应产物为对环境无害的水和氮气, 但只有在800℃以上的条件下才具备足够的反应速度, 工业应用时须安装相关反应的催化剂, 在催化剂的作用下其反应温度降至300-400℃左右, 锅炉省煤器后温度正好处于这一范围内, 这为锅炉脱硝提供了有利条件。SCR (脱硝系统) 催化剂的工作温度是有一定范围的, 温度过高 (>450℃) 时催化剂会加速老化;当温度在低于300℃以下时, 在同一催化剂的作用下, 另一副反应也会发生。

即生成氨盐, 该物质粘性大, 易粘结在催化剂和锅炉尾部的受热面上, 影响锅炉系统的正常运行。

2 脱硝系统运行状况

由于脱硝系统SCR反应器安装在省煤器和空预器之间属于高尘布置, 烟气中灰尘含量大, 加之进行配煤掺烧, 煤质较设计煤种偏差较大, 烟尘量进一步增加, 为运行调整增加了难以预见的变化。

负荷在150MW以下时, 脱硝入口烟气温度易低于316℃, 由于监视调整不及时, 引起联关快关阀停止喷氨, 影响了脱硝投运率。

氨区气氨蒸发槽蒸汽压力不稳定;气氨调整门自动跟踪差, 引起气氨压力波动大, 经常出现脱硝系统参数偏离设计值现象发生, 使得脱硝出口NOX含量远远低于国家标准, 使得气氨消耗量增大, 增加了脱硝运行的费用, 降低了运行经济性。

3 原因分析

气氨流量波动是由于供氨压力不稳定加之调门特性差造成;液氨消耗量大, 主要原因为SCR区气氨调整采用手动控制, 造成气氨用量或大或小控制不合理, 脱硝出口NOX含量低于国家标准和脱硝入口NOX含量较高造成的 (设计脱硝入口NOX含量为650mg/Nm3, 实际运行值为750~800 mg/Nm3) 。

氨区气氨蒸发槽蒸汽压力不稳定是由于氨区气氨蒸发槽蒸汽压力来自机组高缸排汽, 压力、温度随机组负荷变化而变化, 蒸汽管道上加装的压力自调阀不能满足压力自调要求, 致使气氨蒸发槽蒸汽调门跟踪不及时, 气氨蒸发槽蒸汽温度不能满足运行要求。

4 实施对策

4.1 解决气氨蒸发槽蒸汽压力不稳定

氨区气氨蒸发槽蒸汽压力来自机组高缸排汽, 压力、温度随机组负荷变化较大, 加之氨区供汽母管采用的是压力自开调节阀, 蒸汽压力越高调节阀开的越大。经过选型改造为压力自关调节阀后, 压力可稳定在0.4MPa左右, 为气氨蒸发槽保证了可靠稳定的蒸汽压力, 保证了气氨蒸发槽的稳定运行。

4.2 解决气氨流量波动问题

首先对气氨蒸发槽蒸汽调门和气氨调门进行解体检查和更换, 确保调门线性正常, 再对自动调节装置进行调整, 由原来的根据蒸发槽出口压力调节改为根据气氨蒸发槽气氨压力及蒸汽温度同时调整, 从而保证了气氨压力的稳定。

4.3 解决SCR区气氨调整门自动问题

确保SCR区气氨调整门线性正常, 气氨调整门投入自动, 实现微调、细调, 从而达到稳定SCR区气氨流量的目的。

4.4 SCR反应器吹灰系统正常投运

为防止SCR反应器催化剂表面积灰堵塞降低其性能, 设置有蒸汽吹灰和声波吹灰系统。声波吹灰器是采用仪用压缩空气做为动力源, 利用金属膜片在压缩空气的作用下产生声波, 高响度声波能引起粉尘共振而处于游离状态, 防止灰尘粘合、累积在催化剂和SCR反应器内的其它表面上, 并对积灰产生高加速度剥离作用和振动疲劳破碎作用, 积灰产生松动而落下, 接着这些粉尘颗粒被气流和重力清除出这些设备表面并被带出系统。

4.5 优化燃烧调整

低氮燃烧器改造后的燃烧调整在确保锅炉燃烧稳定、完全, 锅炉排烟温度稳定, 减温水、事故喷水用量尽可能小的前提下, 适当控制二次风旋流叶片、燃尽风开度, 燃尽风根据氧量情况控制氧量在4.0%, 入炉煤热值较高时, 给粉机转速相对较低, 双制粉系统运行时, 选择停运上层给粉机并关小其一、二次风门来控制氮氧化物排放数值。

4.6 强化运行管理

将脱硝系统参数出入口烟气NOx含量及氨气消耗量纳入小指标竞赛, 并进行奖惩;及时对脱硝系统各数据进行分析和对比, 及时提出针对性的运行调整方案;运行人员定期及不定期对脱硝系统气氨泄漏情况进行检查, 确保氨逃逸率小于3ppm, 发现问题及时处理, 以减少不必要的气氨消耗;对于脱硝系统的检修工作提高监护级别, 防止不安全事件的发生。

5 实施效果

采取以上各措施后, 脱硝入口NOx烟气含量由原来的750mg/Nm3下降至650mg/Nm3, 脱硝的液氨消耗量 (单台机运行) 由原来165kg/h下降至82kg/h, 每小时减少了83kg, 日减少1992kg, 月减少47808kg, 约48吨, 降低了脱硝费用, 大幅提高了脱硝投运率和机组运行的经济性。

通过我们不断的摸索、研究, 根据现场实际情况对脱硝系统进行运行优化, 从而保证了脱硝系统在现有状态下安全运行并减少了液氨消耗量, 通过提高脱硝系统运行的安全性、经济性从而提高了机组运行的安全性和经济性。

参考文献

[1]燃煤电厂烟气脱硝设备及运行.机械工业出版社, 2011.

[2]黄重德.火电企业脱硝技术改造展望[J].中小企业管理与科技 (上旬刊) , 2013 (06) .

锅炉脱硝系统 篇8

1 SNCR脱硝还原剂经济性分析

目前CFB锅炉SNCR脱硝系统采用还原剂为尿素、液氨以及氨水, 这些还原剂在750~1100℃反应下能够取得较好的脱硝效果。

1.1 尿素SNCR脱硝反应原理

尿素为还原剂时, 存在对CO与NH3的排放控制问题。以尿素作为CFB锅炉SNCR脱硝还原剂时, 主要反应方程式如下:

1.2 液氨、氨水SNCR脱硝反应原理

以液氨或氨水作为CFB锅炉SNCR脱硝还原剂时, 此反应过程没有副产物生成, 而且整个脱硝系统装置简单, 比较适合处理大量的烟气, 得到广泛应用, 其主要反应方程式如下:

1.3 还原剂费用比较

按照某化工厂原料的价格, 山西某电厂1台300 MW CFB锅炉年利用小时数按5000 h计算, 脱除烟气中NOx的含量为200 mg/Nm3, 为保证SNCR系统较高脱硝效率及氨逃逸率不超过5×10-6或更低, 计算时, 氨氮摩尔比控制在2.0左右, 不应超过2.5, 则SNCR脱硝系统选用氨水、液氨以及尿素不同还原剂的费用如表1所示。

由表1计算结果可知, 1台300 MW CFB锅炉采用SNCR脱硝技术进行尾部脱硝, 选用20%浓度氨水时, 全年还原剂成本费用可达到729万元, 选用液氨作为还原剂的成本最低, 约为272万元, 与选用尿素作为还原剂相比, 全年可节省约57万元。

由于采用尿素作为还原剂时, 系统首先需要对尿素进行溶解、加热, 系统复杂, 初期投资费用很高, 运行费用也相当高[2]。液氨是三者里面危险性最高的还原剂, 必须执行严格的安全和防火措施, 投资高于氨水系统。氨水系统流程简单, 工程造价低, 维护费用低。因此, 从经济、技术、安全角度考虑, 氨水系统为SNCR系统的首选。

目前国内已建或在建的CFB锅炉的SNCR脱硝项目, 由于受安全性与釆购条件限制, 大部分系统还原剂采用尿素。

2 CFB锅炉NOx排放的主要影响因素

2.1 燃料和床温的影响

燃料本身及锅炉运行床温是NOx生成的重要因素。燃料在锅炉中随挥发分析出的有机氮燃烧, 然后是焦炭中的有机氮燃烧, 生成NOx, 同时随着锅炉运行床温的不断升高, NOx的生成量也会随之增大。另外, 煤中收到基O/N比值、S/N比值同样会影响到NOx的排放, S和N被氧化的过程中存在一定的竞争关系, 烟气中SO2和NOx的排放总是存在一个此升彼降的发展趋势。

2.2 过量空气系数的影响

过量空气系数的变化同样会影响NOx的生成。当一次、二次送风不采用分级燃烧时, 降低过量空气系数, 一定程度上可限制反应区内氧浓度, 对热力型NOx和燃料型NOx的生成都有一定控制作用。当采用分级燃烧时, 可有效降低NOx的排放量。

2.3 锅炉负荷的影响

增大锅炉负荷率, 锅炉给煤量会增加, 炉膛内烟温会随之增高, 生成的NOx也会随之增多。

2.4 石灰石进料量的影响

在CFB锅炉中, 石灰石的加入对降低SO2排放起到重要作用。但数据[1]也表明, 加入的石灰石会影响到烟气中NOx的排放浓度, 因为Ca O会促进NH3生成, NH3氧化为NO。同时, Ca O也会对喷氨脱硝反应显示出一定的催化活性, 能够正向促进喷氨脱硝反应进行。

3 SNCR工艺系统对空气预热器的影响

3.1 四分仓回转式空气预热器

山西某电厂采用上海锅炉厂制造的型号为1-32VI (Q) -2080SMRC容克式四分仓空气预热器。

空气预热器转子主要由36个扇形格仓 (每个10°) 和转子中心筒组成, 蓄热元件是由波形薄钢板组成, 高温端、中温端、低温端蓄热元件高度分别为1000 mm、705 mm、305 mm。

空气预热器在冷端烟气出口管道上装有1台微爆式脉冲吹灰器, 水冲洗装置两根清洗管布置在空预器的烟气入口和出口管道上, 用于正常清洗。

空气预热器是利用锅炉尾部烟气热量加热燃烧用空气的换热装置。300 MW工况下空气预热器的运行参数如表2所示。

3.2 烟气中酸露点计算

山西某电厂CFB锅炉燃烧煤矸石与洗中煤, 设计煤质元素分析与工业分析特征数据如表3所示。

中国目前很多锅炉厂主要应用的仍是前苏联“锅炉热力计算标准法”中提出的酸露点计算经验公式。由于计算值与实测值存在偏差, 后来提出的修正计算公式, 对工程实践具有一定的引导作用[3]:

式中:K为烟气中SO2排放系数;ts1为烟气中水露点温度;αfh表示飞灰占燃料灰分的份额, 本厂灰渣比6:4, 取αfh=0.6, 当炉膛出口过量空气系数α=1.2~1.25, β取值121, 当α=1.4~1.5时, β取值129, 本厂运行中过量空气系数控制在1.23左右, β取值121;Aar, zs、Sar, zs分别为收到基折算灰分与折算硫分。

计算出该锅炉厂烟气中水蒸气体积分数为8.6%, 结合烟气中水露点计算公式:

烟气中SO2排放系数K采用如下计算公式:

式中:Vgpy为干烟气量, Nm3/h;SO2为烟气中SO2浓度, mg/Nm3;B为单位时间内燃料消耗量, t/h;Sy为燃料收到基全硫含量, %。

对烟气实测酸露点有影响的因素有:过量空气系数、飞灰系数、烟气中SO3份额及水蒸汽份额, 则锅炉烟气酸露点计算如表4所示。

决定烟气酸露点高低最重要的因素为烟气中SO2转化为SO3的份额, 以及烟气中水蒸气的份额。为防止空预器冷端腐蚀, 空预器出口烟温一般高于理论计算烟气酸露点的15~20℃。

3.3 氨逃逸对空预器影响

在空预器蓄热元件的温端与冷端, 氨逃逸会与烟气中硫氧化物及水蒸汽反应生成NH4HSO4 (简称ABS) , 为一种黏稠状物质, 可导致空预器蓄热元件腐蚀, 具有一定的吸湿性, 会吸附烟气中的水分和飞灰, 长时间会使空预器堵灰严重, 使烟风阻力增大。

文献[4]中用Radian值来表征空预器ABS形成速率, 其与烟气中SO3和NH3的含量、煤质及排烟温度有关。

硫酸氢铵的熔点为147℃, 是一种腐蚀性极强的强电解质物质。文献[5]中采用Clausius-Clapeyron方程来分析氨逃逸浓度与硫酸氢铵露点之间的关系:

式中:PH2SO4为硫酸蒸汽分压力, k Pa;PNH3为逃逸氨蒸汽分压力, k Pa;T为测得的硫酸氢铵露点温度, K;R取8.314 J/mol·K。

方程式 (4) 表明:NH4HSO4露点温度随逃逸氨浓度的增加而上升, 也会随烟气中硫酸蒸汽浓度的增加而上升。

3.4 脱硝空预器改造中应注意的问题

1) 蓄热元件的高换热性和低阻力性是回转式空预器改造的目标, 但二者又是矛盾的, 通常阻力小的波形, 换热效率低, 换热效率高的, 阻力大, 选择好的换热元件非常重要。

由于搪瓷换热元件在传热、防腐性能上优于合金钢, 价格便宜, 因此改造中一般将冷端更换为搪瓷镀层蓄热元件。搪瓷镀层蓄热元件还可以降低NH4HSO4在空预器蓄热元件上的形成速率。

2) 许多电厂试图通过空预器改造来解决排烟温度过高的问题, 提高锅炉效率。但是, 单纯将冷端蓄热元件换成搪瓷材质, 并且增加高度, 并不能保证排烟温度一定降低。改造后, 降低了排烟温度, 但冷端综合温度过低会导致冷端堵灰, 中温端底部也会落入酸露点范围内, 造成腐蚀和堵灰。因此, 实时监测金属蓄热元件的温度很关键。

3) 在锅炉脱硝改造过程的同时, 通常会进行低氮燃烧器改造[6]。而回转式空预器的着火事故多数发生在启炉或者停炉过程中, 由于缺乏运行数据经验, 运行人员对空预器二次燃烧难以进行正确判断和快速处理, 极易发生事故。

4 结论

1) 山西某电厂CFB锅炉SNCR系统中应用氨水、液氨、尿素作还原剂的年费用分别为729万元、272万元和329万元, 所以应选择氨水为SNCR系统还原剂。

2) 该电厂CFB锅炉烟气酸露点理论计算为90.6℃, 为确保锅炉安全运行, 应保证排烟温度不低于110.6℃, 而实际运行中排烟温度在140℃左右, 增加了排烟热损失, 使锅炉热效率降低, 一般排烟温度每增加15~20℃, 会使排烟热损失增加1%, 可适当增加尾部受热面来利用热量。

参考文献

[1]侯祥松, 王进伟, 张海, 等.石灰石脱硫反应对喷氨脱硝反应影响的实验研究[J].热能动力工程, 2007, 22 (6) :669-672.HOU Xiangsong, WANG Jinwei, ZHANG Hai, et al.An experimental study of the effect of limestone desulphurazation reaction on ammonia-injected denitrification reaction[J].Journal of Engineering for Thermal Energy and Power, 2007, 22 (6) :669-672.

[2]杨宏民, 段景卫, 李新国.600 MW超临界锅炉SNCR烟气脱硝系统的启动调试[J].锅炉技术, 2012, 43 (3) :13-18.YANG Hongmin, DUAN Jingwei, LI Xinguo.SNCR flue denitrification system start-up commissioning test in 600MW supercritical boiler[J].Boiler Technology, 2012, 43 (3) :13-18.

[3]刘伟, 束继伟, 金宏达.电站锅炉管式空预器积灰堵塞的原因分析及解决措施[J].黑龙江电力, 2014, 36 (1) :67-70.LIU Wei, SU Jiwei, JIN Hongda.Cause analysis and countermeasures of dust blocking in power plant boiler tubular air-preheater[J].Heilongjiang Electric Power, 2014, 36 (1) :67-70.

[4]马双忱, 郭蒙, 宋卉卉, 等.选择性催化还原工艺中硫酸氢铵形成机理及影响因素[J].热力发电, 2014, 43 (2) :75-78.MA Suangchen, GUO Meng, SONG Huihui, et al.Formulation mechanism and influencing factors of ammonium bisulfate during SCR process[J].Thermal Power Generation, 2014, 43 (2) :75-78.

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锅炉脱硝系统 篇9

火力发电厂烟气脱硝是目前国际上各国家普遍采用的减少NOX的措施, 烟气脱硝可以达到很高的NOX脱除率, 应用较多的措施主要有选择性催化还原法 (SCR) 和选择性非催化还原法 (SNCR) 两种。近年来, 随着我国环保意识的增强, 烟气脱硝技术研究越来越受到重视。本文以大唐集团托克托电厂300MW锅炉机组选择性催化还原脱硝系统为研究对象, 对脱硝系统入口烟气总量、入口氮氧化物浓度、用氨量等参数进行取样, 与理论值进行对比分析, 为选择性催化还原脱硝系统氨的用量提供理论参考[1]。

1 烟气脱硝选择性催化还原技术

选择性催化还原 (SCR) 技术的原理是通过还原剂催化还原氮氧化物, 在催化剂的共同作用下, 将NOX还原为无污染的氮气和水。“选择性”的意思是指还原剂只选择NOX进行还原反应。选择性催化还原法的反应方程式如下所示:

选择性催化还原法在电厂脱硝系统中的应用就是使还原剂 (氨) 在烟气管道中与烟气充分混合, 在催化剂的作用下, 发生催化还原反应。

2 脱硝系统参数监测

300MW锅炉机组在沿用约定煤种的情况下在不同负荷下连续稳定运行, 测试采用7#机组、3#机组和6#机组进行测试。测试项目包括入口烟气流量、出口和入口氮氧化物浓度、烟气出口和入口含氧量、氨逃逸量、烟温、SCR脱硝效率等。脱硝项目的主要测试项目及参数如下图1所示。

监测的测点全部设置在省煤器后、空预器前的垂直烟道上, 面向锅炉方向。每号锅炉从左至右将两个烟道命名为A、B侧烟道, 分别对A、B侧烟道进行相关参数测试。测试诊断系统如下图2所示。

3 SCR脱硝系统用氨量数值分析

3.1 SCR脱硝系统用氨量理论值计算

SCR工艺采用催化剂加速NOX和氨的反应, 反应主要发生在催化剂反应器中。氨喷射进入反应器上游的烟道中, 与烟气充分混合, 在催化剂的作用下, 将NOX还原成氨气和水。氨消耗量可利用下面两个方程式进行计算:

测试诊断平台上可以清晰明了地显示整个SCR测控系统的运行情况, 如对应A、B侧的入口烟气量。当出现非正常状况时, 通过测控平台可以对脱硝系统及时进行调控, 保证系统正常运行。另外, 测控平台支持采集数据的实时采集记录, 为后期的数据分析、系统诊断提供可靠的数据信息支持[2]。

在脱硝系统中, 烟气中实际的NOX成分仍然是NO, 约95%, NO2约5%, 而在计算还原剂耗量时, 锅炉NOX排放的边界条件是以NO2的质量浓度为基准的。计算方法如下:

氨的消耗量通过公式9计算。

3.2 SCR脱硝系统用氨量理论数据与实际数据分析

通过脱硝系统参数监测系统取样, 在求解7#号机组用氨量时所需要的物理量通过检测系统取得, 如下表1所示。

依据监测系统各项参数的平均值和SCR脱硝效率的统计值可计算得到7#机组B侧用氨量为121.59kg/h, 小于实际的126.1kg/h;A侧的用氨量计算值为83.603kg/h, 实际用量为140.8kg/h。

导致B侧计算值小于实际值这一结果的最大因素是反应系统中存在氨逃逸现象, 也就是喷口喷出的氨并没有都参与到催化还原反应中去。实际上, 依据测试数据算得的用氨量和实际用氨量相差无几, 这从反方向验证了实际用氨量的正确性, 也为其他机组的用氨量提供了实际参考数值。而A侧的计算值虽然小于实际值, 但是相差量太大, 每小时的实际用氨量值比理论值多出了57.2kg, 这种情况下用氨量过大, 造成了不必要的还原剂浪费。而从表2中可以直观地看到同等工况条件下 (入口处的氮氧化物浓度相当) , A侧氨的使用量明显大于B侧氨的使用量, 但最终的催化效率相较于B侧反而有下降的趋势。说明过量的氨导致反应物和催化剂的接触时间过长, 氨的氧化反应开始发生。

对于3#机组和6#机组, 用相同的方法, 依据相关的测试数据计算出具体的理论用氨量, 如下表2所示。

由上表可知, 6#机组的A、B两侧都存在同7#机组B侧相同的用氨量过量的情况。3#机组用氨量的对比结果和前面机组的情况都不同, 这里明显看到用氨量严重不足, 而且相应的SCR脱硝率分别为49.60%和59.50%, 已远远低于正常的脱硝效率。仔细分析3#机组的远程诊断平台可以发现, 烟气入口处的氧气含量分别为2.6%和3.0%, 反应物的限值导致SCR的催化还原反应不能向着一定目标进行。

据此, 提出SCR脱硝系统减少氨用量的几条措施: (1) 设法保证入口处烟气中氧气的含量。因为氧气是SCR催化系统必不可少的反应物, 氧气供给不充足会限制脱硝反应, 同时加大氨的浪费。 (2) 保证催化剂的活性, 定期更换处理催化剂。催化剂长时间暴露在烟尘中会引起催化剂中毒, 影响氨的利用。同时也要保证催化剂在活性最高的温度点脱硝。 (3) 研发、增设逃逸氨的回收利用系统。将逃逸的氨回收再利用, 对于电厂来说是一项可考虑的长远战略目标。[4]

4 结论

本文基于脱销系统的理论数值分析和脱硝系统运行综合性能, 对某燃煤发电系统的7#、3#、6#机组的各项脱销参数进行了测试研究, 得到了各测试机组在不同工况下的理论用氨量值, 并和实际用氨量进行了比较分析, 提出采用更加先进的氨喷射工艺、改进气体混合装置和增设逃逸氨的回收系统等减少氨用量的措施, 为氨的用量提供了理论参考依据。

参考文献

[1]杜振, 钱徐悦, 何胜, 朱跃.燃煤电厂烟气SCR脱硝成本分析与优化[J].中国电力, 2010 (8) :18-20.

[2]A.M.F EI-Shabo, H.M.Soliman, G.E.Sims.Twophase flow in a horizontal equal-sided impacting tee junction[J].International Journal of Multiphase Flow, 2007, 33:411-431.

[3]闫志勇, 骆仲泱.NH3选择性催化还原NO数学模型[J].浙江大学学报, 2007 (12) :76-78.