SCR烟气脱硝系统论文

SCR烟气脱硝系统论文（共9篇）

SCR烟气脱硝系统论文 篇1

1 烟气脱硝系统概况

燃煤电厂控制硫化气体排放的技术可分为两类, 一是一次燃烧控制, 二是烟气脱硝装置。一般情况下, 在燃烧过程中控制硫化气体有很大的难度, 因为通常采用烟气脱硫装置来控制。

在电厂锅炉的烟道位置上设置烟气脱硝装置, 通过这种装置, 可以把NO还原成氮气, 氮气是一种无害气体, 不会对环境造成危害。当前, 烟气脱硫系统要么采用选择性非催化还原 (SNCR) , 要么采用选择性催化还原 (SCR) , 这两种技术是电厂脱硝系统的主流技术。

2 SCR烟气脱硝系统优化设计

SCR烟气脱硝系统选择的还原介质通常是氨NH3, 而SCR烟气脱硝装置通常由5部分组成:喷氨装置、催化剂以及供氨装置、输送烟道、控制系统。其中, SCR的反应器应当设置在锅炉省煤器出口与空气预热器入口之间。氨与烟气充分混合之后便会进入反应器, 在氨的作用下, NO即被还原成氮气。

影响SCR脱硝效率的因素之一是催化剂, 催化剂的活性、结构类型以及寿命等均可对脱硝效率产生影响。此外, SCR反应设计, 比如烟气流速、催化剂层数等, 也可对SCR脱硝效率产生影响。因此, 在优化脱硝系统时, 必须考虑催化剂和SCR反应器设置这两个因素。

具体到电厂锅炉, 其设计、燃煤性质以及燃煤的燃烧方式等, 均可对SCR烟气脱硝装置产生影响, 这也就是说, 提高电厂锅炉SCR烟气脱硝系统运行效率, 不仅要考虑催化剂因素, 还要考虑烟气管道、供氨与喷氨系统, 以及相关的控制系统等。而关于SCR系统来说, 其最为核心的技术便是生产工艺与催化剂配方。因此, 必须严格控制SCR反应器入口处的烟气流速、温度等。

2.1 SCR反应器的优化方案

催化剂一般是沿着垂直方向分布的, 烟气通过催化剂的方向自上而下, 因此, 反应器的优化可考虑烟气的流速;烟气的流速越大, 则其在催化剂上停留的时间越短。此外, SCR反应器的优化, 必须考虑燃煤的性质、催化剂以及燃煤燃烧的方式、场地的空间等因素。常见的SCR布置方案有:

在空气预热器入口与省煤器出口直接安装SCR反应器, 也就是把SCR反应器安装在空气预热器与静电除尘器前。当烟气通过省煤器之后, 温度可到达300℃以上, 可满足催化剂的温度要求。而在使用过程中, 应选择飞灰腐蚀性良好的催化剂, 并适当降低烟气的流速、硬化处理催化剂等, 提高烟气脱硝装置的性能。

高温侧低飞灰烟气段方案。在高温静电除尘器出口与空气预热器入口之间设置SCR反应器。烟气经过高温除尘之后才能进入反应器, 这就使得烟气中的粉尘量大幅降低。但其中的细颗粒易粘结, 容易堵塞催化剂, 可通过提高烟气流速清除催化剂表面的灰尘。

2.2 SCR催化剂的选择

催化剂对整个系统来说有着极为重要的影响, 因此, 必须合理选择SCR烟气脱硝系统的催化剂。催化剂的选择, 需要考虑两个方面的因素, 一是催化剂本身的性质, 比如活性、温度范围等, 二是实际的需要。此外, 催化剂的结构形式也需要考虑在内。

系统运行一段时间后, 催化剂的活性会降低, 氨的逃逸量也会增加, 这时需要增加催化剂的层数来提高催化剂的利用率, 但这又会增加烟道的阻力。因此必须更换催化剂。更换催化剂, 还需要合理选择催化剂。

2.3 供氨系统与喷氨系统

供氨系统主要包括氨的存储、氨的蒸发以及输送, 此外还有喷氨系统。其中, 当前主要的供氨有三种方式, 一是液氨, 二是氨水, 三是尿素。而在供氨系统运行过程中, 必须严格控制SCR烟气脱硝装置入口处的硫化物浓度, 以及烟气流速、喷入氨的浓度分布等。

3 结语

当前, 燃煤火电厂锅炉系统广泛采用了SCR烟气脱硝技术, 切实降低了电厂发电对大气环境所造成的影响。但是当前SCR烟气脱硝系统还有进一步优化的空间, 本文笔者结合自身的工作经验, 从烟气脱硝系统原理、关键技术等方面对其进行了优化。

参考文献

[1]赵宗让.电厂锅炉SCR烟气脱硝系统设计优化[J].中国电力, 2008, 11.

[2]冯立波, 罗钟高, 葛春亮.火电厂SCR烟气脱硝工艺系统设计[J].能源工程, 2009, 2.

[3]徐海平.电厂锅炉SCR烟气脱硝系统设计优化[J].低碳世界, 2013, 3.

SCR烟气脱硝系统论文 篇2

SNCR-SCR烟气脱硝技术及其应用

SNCR-SCR烟气脱硝技术是结合了SCR技术高效、SNCR技术投资省的特点而发展起来的一种新型、成熟的工艺.详细介绍了混合SNCR-SCR工艺的`特点,并结合台湾某电厂的运行资料,将这种工艺与单一SCR和SNCR工艺进行了技术经济比较.

作 者：蔡小峰 李晓芸 作者单位：华北电力大学能源与动力学院,北京,102206刊 名：电力环境保护英文刊名：ELECTRIC POWER ENVIRONMENTAL PROTECTION年，卷(期)：24(3)分类号：X701.7关键词：脱硝 SCR SNCR 混合SNCR-SCR

SCR烟气脱硝技术设计工艺分析 篇3

某市区拟建设2×400MW (F级改进型) 燃气蒸汽联合循环热电联产机组。按照供热机组考虑, 单台机组正常工况供热量为:0.5MPa, 330℃, 276.5t/h, 按美国GE技术PG9171FB型燃机、“一拖一”多轴机组考虑, 该机型在采用低NOx燃烧器之后, 纯凝工况下NOx含量可以达到18.2ppmvd (折合37.38mg/Nm3) 、抽凝工况下NOx含量可以达到17.8ppmvd (折合36.55mg/Nm3) , 已经满足《火电厂大气污染物排放标准》 (GB13223-2011) 中燃气轮机50mg/Nm3的排放限值要求。但鉴于该项目位于市区内, 考虑到环保要求越来越严格, 为了减少大气污染物的排放, 缓解市区环境压力, 拟采用烟气脱硝技术。

二、设计原则

目前, 降低NOx排放主要是从两方面入手, 一是低NOx燃烧技术, 通过各种技术手段, 抑制或还原燃烧过程中生成的NOx, 以降低NOx排放;二是采用烟气净化技术, 对已生成的NOx进行处理, 进一步降低NOx含量, 烟气脱硝技术就是其中最常用的一种。

烟气脱硝是目前发达国家普遍采用的减少NOx排放的方法, 具有很高的脱除效率, 应用较多的有选择性催化还原法 (SCR) 和选择性非催化还原法 (SNCR) 。SCR技术的脱硝率能达到80%~90%以上, 这一技术在国际上得到了广泛的应用和推广。本工程预留脱硝工艺拟采用选择性催化还原法 (SCR) 脱硝工艺, 即在余热锅炉中装一套选择性催化还原 (SCR) 脱硝系统, 利用氨水加催化剂方式来进一步降低燃机排气中的NOx, 设计原则如下:一是脱硝工艺采用SCR法, NOx脱除率按不小于50%设计;二是脱硝系统不设置烟气旁路系统;吸收剂采用氨水方案, 氨水浓度按20%考虑;脱硝装置可用率不小于98%;三是装置服务寿命为30年;脱硝剂的储存容量满足余热锅炉性能保证工况连续满负荷运行7天的要求。

三、设计条件

(一) 天然气成分。

本工程燃料采用中石化供应的天然气, 其成分资料如表1所示。

(二) 烟气成分。

在性能保证条件下, 单台余热锅炉排放烟气参数见表2。

(三) 脱硝剂的选择。

目前, 脱硝工艺常用的吸收剂主要有液氨、氨水 (质量浓度约20%) 和尿素三种。其中, 当采用尿素为脱硝还原剂时, 需要额外购置将尿素转换为氨的设备, 而且此转换设备价格较为昂贵, 并且运行费用也非常高, 一般情况下应用较少。对燃煤电厂来说, 通常推荐采用液氨作为脱硝还原剂, 这是因为其用氨量较多, 并且需要有专项措施和专人负责保证液氨的运输、储存、转换等各个环节的安全。对于燃烧清洁能源天然气的燃气-蒸汽联合循环机组, 由于采用低氮燃烧器后其NOx排放量已经较低, 氨的消耗量较少, 且采用氨水运输和储存的安全性相对较高, 故国外燃气-蒸汽联合循环机组均采用氨水作为脱硝剂。

考虑到本工程地处市区, 综合考虑安全、运输、储存和脱硝效果等因素, 现阶段暂按质量浓度为20%的氨水作为脱硝还原剂设计, 设计工况下, 脱硝装置入口烟气的NOx含量在37.35mg/Nm3 (纯凝工况, 干态, 15%O2) 、37.50mg/Nm3 (抽凝工况, 干态, 15%O2) 条件下, SCR脱硝装置的性能满足:脱硝效率≥50%, NH3逃逸率≤3ppm, SO2/SO3转化率≤1%。在性能保证下, 本项目脱硝剂氨水的耗量, 按SCR效率50%、机组日利用小时16h、年利用小时5000计算, 小时耗量为2×63.24kg/h (纯凝土况) 、2×66.94kg/h (抽凝工况) , 年耗量为2×118.39t/a (纯凝工况) 、2×226.52t/a (抽凝工况) 。

四、SCR工艺方案

(一) 选择性催化还原脱硝工艺 (SCR) 简介。

SCR工艺以NH3作为还原剂, 将烟道中的NOx分解成无害的N2和H2O, 反应温度在250~450℃之间。反应的基本原理是:

氨水通过NH3喷射格栅注入到烟道, 与高温烟气充分混合后进入脱硝反应器中, 在催化剂层发生反应, 脱去NOx。SCR装置安装在余热锅炉高压蒸发器模块之间, 工艺流程图如图1所示。

(二) 烟气工艺流程。

脱硝装置位于余热锅炉高压蒸发器模块之间, 氨水喷射格栅 (AIG) 放置在SCR反应器上游的一个合适位置。从液氨储槽输出的液氨经泵计量后喷入至蒸发器中, 在蒸发器内蒸发为氨气后加压, 通过喷氨格栅 (AIG) 的喷嘴喷入静态混合器, 与高温烟气充分混合后进入反应器。从省煤器出来的热烟进入到脱硝反应器, 在催化层与氨气及空气的混合气体发生反应, 将烟气中的NOx转化成N2排入大气。

1. 氨喷射系统。

氨水从氨水供应系统进入蒸发器, 被来自循环风机的烟气加热蒸发, 形成氨水/烟气混合气体进入氨喷射格栅 (AIG) , 充分混合后被均流喷入反应器。采用SCR技术的脱硝装置, 对进入催化剂的烟气温度有一定的要求, 一般要求控制在300℃~400℃温度范围, 当机组负荷较低时, 烟气温度就不能满足脱硝喷氨的要求, 必须停止向烟道内喷氨, 相当于脱硝装置退出运行, 停止喷氨的最低烟气温度为250℃。

2. SCR反应器。

反应器设一层催化剂, 其NOx脱除率在化学寿命期内大于50%。烟气经过与氨气均匀混合后流经反应器, 反应器入口设置整流器, 反应器主要包括钢结构桁架、反应器壳体、整流器、催化剂模块等。

3. SCR催化剂。

当催化剂活性降低后, 需更换催化剂。催化剂结构一般有蜂巢型、平板型和波纹板型三种。催化剂是SCR系统中的主要设备, 其成分组成、结构、寿命及相关参数直接影响SCR系统脱硝效率及运行状况。当排烟中氨的浓度升高到一定程度时, 表明催化剂需要更换。本工程采用何种类型的触媒, 需在一阶段工作中, 根据SCR供货商提供的整套SCR系统的性能和成本在综合比较后确定。

4. 氨水储存和蒸发系统。

本工程每台余热锅炉设置1个氨水储存罐。每个罐容量是15m3, 可以满足余热锅炉性能保证工况连续满负荷运行7天的要求。用压缩机和卸料装置把氨水从槽车卸到氨水贮罐里。氨水由自身的压力进入氨蒸发器, 被从余热锅炉抽来的烟气加热后蒸发。经蒸发的氨水进入缓冲罐, 缓冲罐的出口压力足够将氨水送入氨水/空气混合器。氨气流量控制阀安装在氨水贮罐和氨水蒸发器之间, 以保持缓冲罐的操作压力。在氨水贮灌和蒸发器之间装设水喷淋系统。用氮气对氨系统设备及管道进行吹扫。当氨管道被氮气吹扫后, 废水被收集到稀释槽中, 由废水泵排到厂区废水处理系统。

(三) 安全防护措施。

由于氨水具有一定的危险性, 因此, 采用如下安全措施防止发生事故:一是在氨水运输过程中, 采用专用运输车辆由专人驾驶, 保证运输过程中的安全;二是氨水储存区顶部设置探测报警装置, 随时检测空气中的氨浓度;三是氨水罐露天布置, 上方安装雨棚, 防止阳光直接照射加热氨水罐, 氨水罐采用浅色, 以减少热量吸收;四是在氨水罐四周, 设置水喷淋装置、围堰和栏杆。一旦发生事故, 迅速喷淋, 使氨气被水吸收, 同时围堰收集含有氨的喷淋水;五是制定安全预案, 加强运行人员的安全意识, 严格按照规程操作, 加强设备的检验维护, 减少事故的发生, 并防止事故影响的扩大。

五、结语

目前, SCR烟气脱硝技术是一种比较成熟、可靠的烟气脱硝技术, 易于控制, 效率高, 运行安全可靠, 运行成本比较低, 是一种比较理想的脱硝技术, 其脱硝产物可以直接排放到大气中, 不会对大气造成二次污染, 必将具有广阔的应用前景和研究价值。

参考文献

[1] .范剑峰, 吴以凡, 贾宝荣等.火电厂选择性催化还原脱硝技术的可行性研究[J].化工时代, 2005

[2] .贾双燕, 路涛, 李晓芸等.选择性催化还原烟气脱硝技术及其在我国的应用研究[J].电力环境保护, 2004

[3] .李勇.后石电厂600MW机组烟气脱硝系统及工艺特点介绍[J].山东电力技术, 2001

SCR烟气脱硝系统论文 篇4

摘要：实验室制备了V2O5-WO3/TiO2脱硝催化剂,并通过BET、XRD、SEM等方法对微观结构进行表征,在固定床反应器中以不同的烟气组成研究SO2对催化剂脱硝性能的影响.结果表明,进气中含有SO2将降低NO的脱除效率,同时也会减少N2O的生成,而NO的存在抑制了SO2催化剂上的氧化.对600 MW电厂的.SCR反应进行估算发现,空气预热器中NH4HSO4的生成量较大.作 者：朱崇兵 金保升 李锋 翟俊霞 ZHU Chong-bing JIN Bao-sheng LI Feng ZHAI Jun-xia 作者单位：朱崇兵,金保升,李锋,ZHU Chong-bing,JIN Bao-sheng,LI Feng(东南大学,洁净煤发电及燃烧技术教育部重点实验室,江苏,南京,210096)

翟俊霞,ZHAI Jun-xia(东南大学,洁净煤发电及燃烧技术教育部重点实验室,江苏,南京,210096;南京工程学院,基础部,江苏,南京,210013)

SCR烟气脱硝系统论文 篇5

1 剖析脱硫成本的组成及影响因素

脱硫成本主要由三部分组成, 即:财务成本、运行成本和检查、维护成本。其内容主要是:财务成本, 包含保证设备装置运行的筹集资金所发生的贷款利息、增值税及其他财务开支;运行成本, 包含燃煤电厂烟气SCR脱硝装置在满足正常脱硝时产生的各项费用, 一般情况有电费、水费、还原剂费及其他人力物力的投资费用;检查、维护成本, 是指为了确保烟气SCR脱硝装置正常运行所花销的维护费用, 主要有催化剂更换产生的费用, 其他装备检查维护所产生的费用等。

机组类型、机组容量、脱硝效率、还原剂类型和入口NOX浓度都是影响燃煤电厂烟气SCR脱硝成本的主要因素, 具体内容表现在:①机组类型。实践发现供热煤耗与总煤耗之间的比例越高, 说明脱硝的运行成本越高。造成供热机组脱硝运行成本增加的原因是在计算过程中, 由于各种脱硝成本没能够对机组供热部分发生的脱硝成本进行折算便直接计算, 导致脱硝过程中所需供热煤耗与总煤耗之间的比例升高。②机组容量方面。如图1所示, 机组容量与脱硝成本之间呈反比例函数, 设备在运行过程中, 机组容量不断增大时, 脱硝成本呈下降的趋势;相反, 设备运行时, 机组容量减少时, 脱硝成本呈上升的趋势。③脱硝效率方面。研究发现, 脱硝效率增加时, 肯定会造成脱硝运行成本、检查和维护成本不断增加, 脱硝效率与脱硝成本之间呈正比例关系。此外, 脱硝运行时, 还可能由于还原剂的使用, 导致脱硝效率增加, 相应的增加了脱硝成本。④还原剂类型方面。表1中的数据可以说明还原剂类型与脱硝成本之间存在的关系。液氨脱硝组的脱硝成本明显低于尿素脱硝组, 是由于尿素分解系统需要用电或者是燃油。相比液氨来说, 明显成本增加了。⑤入口NOx浓度方面。为了确保脱硝装置能够正常运行, 需要一部分维护费用。与此同时, 还需要增加催化剂层数, 以确保脱硝的效率。

2 优化烟气SCR脱硝系统的对策

针对上述脱硝成本及影响因素了解到, 入口NOx浓度、脱硝效率、还原剂类型、机组容量和机组类型都会在不同程度上影响到脱硝成本, 造成财务支出、运行费用和维护费用的增加, 这就给燃煤电厂的发展带来了一定的影响。就此, 结合这些内容, 本文提出了降低SCR脱硝成本的策略, 希望能够达到优化的目的, 具体内容是如下。

2.1 优化还原剂的耗量

整个脱硝装置在运行过程中, 还原剂耗量的增加, 势必会增加脱硝成本, 因此, 为了降低脱硝运行成本, 从减少还原剂的耗量方面采取措施非常有必要。液氨是脱硝装置还原剂的主要组成成分, 但是, 氨会扩散。氨与NOx混合和分布对脱硝效率和防止氨逃逸有直接的影响。就此, 为了避免这两大问题的出现, 可通过在脱硝装置中加装导流板来确保还原剂均匀分布。

2.2 优化吹灰系统

燃煤电厂生产过程中, 产生的废物呈细小颗粒状, 它会直接引起催化剂表面钝化, 这样就大大降低了催化剂的活性。此时, 需要通过优化吹灰系统来确保脱硝系统在燃煤电厂生产中的正常运行。通常选择使用蒸汽式吹灰器来达到优化的目的。此外, 还可以根据SCR装置的具体运行情况, 选择合适的吹灰方式, 降低脱硝成本。

2.3 优化催化剂

通常催化剂发生自身性能的温度在300~450℃之间, 同时, 烟气温度也控制在300~450℃之间, 才会为催化剂提供有利条件。如果温度过高, 会造成烧结的现象。所以, 为了确保催化剂正常工作, 降低脱硝成本, 控制催化剂的反应温度相当重要。

3 结束语

综上所述, 当前在燃煤电厂发展的过程中, 安装SCR脱硝装置势必会增加脱硝成本。文中对SCR脱硝成本的组成及影响因素进行剖析后, 提出采用优化还原剂的耗量优化吹灰系统, 优化催化剂来达到降低脱硝成本的目的, 从而实现优化。此外, 该方案的提出, 对电厂NOx的排放进行科学治理, 同时适应了能源与环境和谐发展的需求。笔者希望更多有关人士参与到SCR脱硝成本优化工作的研究中来, 为实现电厂企业的可持续发展战略目标做出更大的贡献。

参考文献

[1]樊庆锌, 王明轩, 邱微.某燃煤电厂300MW机组SCR烟气脱硝装置结构优化[J].化工进展, 2014 (10) :2806-2813.

[2]高艳宏, 边凌涛.计算流体动力学在火电厂SCR系统流场优化中应用及研究进展[J].电力科学与环保, 2011 (3) :13-15.

[3]赵宁, 沈伯雄, 杨晓燕, 等.烟气选择性催化还原脱硝的数值模拟研究进展[J].化工进展, 2010 (11) :2165-2170.

[4]凌忠钱, 曾宪阳, 胡善涛, 等.电站锅炉SCR烟气脱硝系统优化数值模拟[J].动力工程学报, 2014 (1) :50-56.

SCR技术在烟气脱硝中的应用 篇6

1 SCR系统设计基于的原理

1.1 NOx的形成机理

煤燃烧过程中生成的氮氧化物NOx, 主要成份是NO和NO2以及少量的N2O。NO, NO2, N2O占NOx的体积含量分别为≥90%, 5%~10%, 1%。NOx的形成机理主要有3种, 具体见下表:

1.2 SCR技术的脱销原理

SCR全称选择性催化还原, 主要是利用还原物质对NOx进行还原反应, 将诸如氨、烃类等还原剂喷入烟气中, 在320~400℃的条件下, 利用催化剂的作用, 将烟气中的NOx转化还原, 最终生成对大气无毒害性的N2和H2O。在此过程中, NH3选择性地与NOx发生反应, 而不是被O2氧化, 具有“选择性”。其反应主要反应式如下:

由于在锅炉烟气中, NOx主要以一氧化氮的形式存在, 因此所发生的反应也以1) 、2) 为主, 如如图1所示。

2 SCR系统

2.1 SCR脱硝系统一般组成

SCR脱硝系统包括:1) 储存系统;2) 氨气喷入系统;3) 氨与空气混合系统;4) 反应器系统;5) 检测控制系统;6) SCR旁路;7) 省煤器旁路。首先, 液氨从液氨槽车由卸料压缩机送入液氨储槽, 再经蒸发槽蒸发为氨气, 随后通过氨缓冲槽和输送管道进人锅炉区。与空气混匀后由分布导阀进入SCR反应器内部反应, 氨气通过一种特殊的喷雾装置和烟气混匀, 最后在反应器内催化剂层进行还原反应。

2.2 催化剂

催化剂的选择是SCR系统的核心, 也是决定电厂烟气脱硝成败的关键。为了保证SCR脱硝系统的稳定可靠性, 催化剂的选择应满足以下要求:具有高度的稳定性, 包括对碱金属、SO2、强酸、强碱和重金属;高的选择性, 对特定的主反应有着高的催化速率, 同时对其它副反应有着很小的催化作用;能在一个较宽的温度范围内有着高的催化活性, 对于温度波动有着较大的稳定性;价格低廉、催化效果稳定、使用寿命长。理想的催化剂应具有以下优点:抗中毒能力强;高活性;有合适的工作温度区间;好的机械强度和耐磨损性。

2.3 SCR测量控制系统

SCR工艺测量系统的控制包括反应温度控制、氨量控制、氨稀释空气流量控制、氨气蒸发器。在温度一定范围内, NOx脱除率随着温度的增加而提高, 但温控超过最高临界点, 会随着温度上升而产生NH3氧化而使脱硝率下降;温度低于最低临界时, 会产生的NH3逃逸, 因此必须将温度控制在合理的范围之内;在NH3/NOx≤l时, 脱硝效率随摩尔比增加而提高;当NH3投入量过大时, 反而会带来二次污染问题。

3 SCR系统在实际应用问题

3.1 国华三河电厂二期工程中的SCR应用

国华三河电厂二期工程中, 2×300 MW机组选取SCR进行脱硝, 选用的还原物质为氨, 所设计的SCR脱硝控制系统具有控制策略算法过程简单、对象识别速度快、参数整定方式清晰等特点。该套脱硝系统充分利用比例控制方式的优势, 以及恰当的NH3/NOx摩尔比, 解决了出口NOx浓度因大惯性而难于控制的问题。经运行, 该套SCR系统能达到各项指标要求, 保障了脱硝过程稳定高效的进行。

3.2 宁海电厂的SCR应用

宁海电厂4号机组SCR系统采用布置在锅炉省煤器出口与空气预热器 (空预器) 入口之间, 属于高含尘布置方式。在SCR系统内存在着2个内部装有板式催化剂的反应器。工艺流程为:省煤器出口→SCR反应器进口烟道→氨气喷射格栅→烟气/氨气混合器→均流板→SCR反应器→SCR反应器出口烟道→空预器。催化剂在垂直方向均匀分布, 脱硝反应器入口的竖直烟道内装有喷氨装置。系统的进、出口烟道下部分别设置有集灰斗。SCR系统配套有液氨储存、制备、供应系统 (简称氨站) 等。

3.3 SCR烟气脱硝技术在大唐哈尔滨第一热电厂的应用

该装置SCR反应器布置在省煤器与空预器之间, 属于高飞灰区布置方式。装置系统主要包括:液氨系统、稀释风和喷氨调节系统。反应后的烟气经过省煤器进入喷氨格栅, 再进入SCR反应器, 烟气与氨气在金属催化剂的作用下发生反应, NOx被还原成N2和H2O。根据实际运行之后发现, SCR系统的脱硝效率能达到64%, 满足排放要求。温度控制在300~420℃时, 催化效率较高, 当温度低于310℃时, 不宜运行。对于燃料煤中含硫较高时, 应该注意经过SCR系统SO2转变成SO3的问题, 并且要注意NH3和固体催化剂的二次污染的问题。经过168h的满负荷运行表明, 整个系统设备的投运正常, 处理达标, 设备各项指标都在正常范围之内。

4 结语

SCR技术在烟气脱硝中的应用证明, SCR系统脱硝效率高、运行稳定可靠。在SCR工艺过程中, 催化剂的选择非常关键, 应根据燃煤厂的具体情况对催化剂种类、形式、反应温度等进行合适的选择, 这些也是SCR系统设计中需要考虑的重点。并且为了避免我国脱硝行业出现我国脱硫技术全部依赖国外的这一情况, 我国应该加强此技术的开发与投资。

摘要：介绍了SCR烟气脱硝技术的化学反应机理, 研究进展及工程应用, 以及SCR系统工艺的控制重点, 对SCR技术的未来研究方向进行了展望。

SCR烟气脱硝系统论文 篇7

1 脱硝控制系统脱硝原理

中国目前新建大型火力发电机组脱硝系统大多数采用SCR (Selective Catalytic Reduction, 选择性催化还原法) 工艺, SCR一般是将氨类 (NH3) 还原剂喷入烟气中, 利用金属催化剂将烟气中的NOx转化为氮气 (N2) 和水 (H2O) [3]。主要反应方程式为

由于SCR没有副产物, 不形成二次污染, 且装置结构简单, 脱硝效率高, 因此它得到了广泛应用[4]。华电潍坊发电有限公司 (简称潍坊公司) 二期工程2×670 MW机组采用SCR工艺, 设A、B两侧SCR反应器, 毎侧安装有声波吹灰器、蒸汽吹灰器、喷氨调节门、喷氨快关门、喷氨流量计、CEMS进出口NOx、氧气 (O2) 仪表等设备。

脱硝喷氨自动调节系统的基本原理是根据脱硝出口NOx浓度实时调整喷氨调节门的开度, 达到控制脱硝出口NOx浓度的目标。其中, CEMS测量到的是烟气中的一氧化氮 (NO) 浓度, 而在实际计算和控制算法中用到的是NOx浓度, 这就需要通过公式进行换算和修正。烟气中NOx浓度 (干基、标态、6%O2) 的计算公式为

式中:WNOx为烟气中NOx浓度;WNO为CEMS测量到的是烟气中的NO浓度;O2为烟气中的氧浓度。

2 脱硝控制系统存在的问题

潍坊公司脱硝自动调节原有的控制方式为脱硝效率调节方式, 根据脱硝入口NOx浓度、设定出口NOx浓度、实际出口NOx浓度, 计算设定脱硝效率和实际脱硝效率;根据设定脱硝效率和实际脱硝效率的差值, 实时调整喷氨调节门的开度, 来达到控制脱硝出口NOx浓度的目标。

式中:W1为脱硝反应器入口NOx浓度;W2为脱硝反应器设定出口NOx浓度;W3为脱硝反应器实际出口NOx浓度。

在实际运行的过程中, 通过对历史趋势进行查询研究, 发现此种调节方式在负荷比较稳定时, 自动投入情况能够满足SCR反应器运行的要求, 但当负荷一旦变化时, 由于出入口NOx都将随之大幅度变化, 因此调节系统扰动较大, 无法投入正常运行, 造成出口NOx浓度值时常超标。

3 脱硝控制系统优化

脱硝效率调节方式没有直接以出口NOx浓度作为跟踪量, 因此在原有脱硝效率调节方式的基础上, 增加了出口NOx浓度调节方式。PID控制器的设定值为出口NOx浓度, 被调量为实际出口NOx浓度测量值, 根据设定的出口NOx浓度和实际出口NOx浓度的偏差, 经PID运算后生成喷氨调节门指令, 实时调整调节门的开度, 来达到控制脱硝出口NOx浓度的目标。控制原理如图1所示。由于直接跟踪出口NOx浓度, 因此调节更为直接有效。

由图1可以看出, 出口NOx浓度由设定值随动的单回路控制系统控制, 控制回路简单、易于调试和整定。在PID控制模块中, PID具体参数应根据设备运行实际状况来调整和优化。积分时间宜设定在400 s左右, 比例系数宜设定为0.1~0.2。

为了防止喷氨调节门过调, 在PID控制模块中应加入自动调节的上限和下限, 如设上限60、下限20, 根据入口NOx浓度实时调整。具体方法为通过分析各种工况下的大量历史数据, 记录不同入口NOx浓度下调节门开度波动的正常范围, 将入口NOx浓度引入分段函数功能块, 然后引入PID控制模块的上限和下限。例如, 在入口NOx浓度为300 mg/m3时, 调节门上限设为40、下限设为20;在入口NOx浓度为500 mg/m3时, 调节门上限设为60、下限设为30。

造成脱硝入口NOx浓度波动的主要因素有机组负荷、磨煤机运行方式、省煤器出口氧量、SOFA风量、CCOFA风量、偏置风量等[5]。当机组工况快速变化、入口NOx浓度大幅波动时, 往往出现自动调节滞后。此外, 烟气在反应器中有一个化学反应过程, CEMS测量仪表取样管路通常较长, 造成NOx测量存在明显滞后, 进而造成自动调节滞后。因此需要在PID控制模块中加入前馈信号, 使用脱硝入口烟气流量和入口NOx浓度的乘积得到的入口NOx含量作为前馈信号, 这样有利于快速响应工况变化, 也进一步增强了变负荷控制系统调节的及时性。

需要注意的是, 由于出口和入口CEMS分析仪表需要进行定期吹扫, 吹扫时CEMS测量到的NOx浓度大幅变化, 失去其真实性, 不能再将此时测量到的NOx浓度作为PID控制模块的跟踪量, 因此加入了吹扫状态信号, 当吹扫时跟踪量保持吹扫前数值, 保持时间可以根据吹扫后NOx浓度恢复正常所需时间来确定, 通常在吹扫结束后3 min恢复实时跟踪。用于跟踪量的出口NOx浓度和用于前馈信号的入口NOx浓度都要引入吹扫状态切换。

此外, 还加入了自动切手动条件:调节门指令反馈偏差大、调节门反馈坏点、出口NOx浓度坏点、入口NOx浓度坏点、出口O2坏点、入口O2坏点等, 切手动。当喷氨调节门切手动时, 发出报警, 及时提醒人员检查处理。

在工况稳定的情况下, 进行出口NOx浓度设定值阶跃扰动试验, 可以得到喷氨调节门开度响应曲线, 如图2所示。

由图2可以看出, 出口NOx浓度设定值由60 mg/m3调整为80 mg/m3后, 喷氨流量由140 kg/h减小到120 kg/h, 出口NOx浓度响应曲线存在12 s纯延迟, 为大惯性控制对象, 其调节过程较长, 峰值时间为4 min, 系统调节时间为10 min。出口NOx浓度测量值由60 mg/m3上升至第一峰值的88 mg/m3, 超调为8 mg/m3, 衰减率为75%, 稳态误差<2 mg/m3, 系统稳定性、及时性和控制精度均为优良。

在设定出口NOx浓度不变的情况下, 通过锅炉燃烧调整, 进行入口NOx浓度突升试验, 对比控制方式优化前后出口NOx浓度变化曲线, 如图3所示。

由图3可以看出, 在设定出口NOx浓度为70 mg/m3的情况下, 在3 min的时间里入口NOx浓度值由400 mg/m3上升到500 mg/m3, 优化后出口NOx浓度控制效果较优化前大为改善。控制性能参数如表1所示。

4 脱硝控制系统设备优化

为了进一步提高自动调节效果, 应尽可能缩短CEMS仪表烟气取样管路的长度和减少弯曲, 以保证烟气分析仪表的快速反应。定期对CEMS仪表进行维护与校验, 对烟气取样管路进行检查, 确保CEMS测量的准确性[6]。

脱硝喷氨调节门和管道过滤网容易发生堵塞, 会造成液氨供应不足。液氨的纯度通常很高, 其浓度一般在99.5%以上, 但还是会有少量杂质, 这些杂质带有一定的粘性, 粘附在调节门阀体和过滤网孔板处, 长期积累后容易堵塞调节门阀体和过滤网孔板。因此, 当发现供氨流量异常时, 应当打开旁路阀手动调整供氨, 将喷氨调节门和管道过滤网拆下, 清理杂物, 用压缩空气将附着在调节门阀体和过滤网孔板处粘性杂质清理干净。在系统实际运行过程中, 应加强声波吹灰器和蒸汽吹灰器的检修维护, 确保正常投运, 防止出现催化剂表面挂灰或堵塞, 避免影响催化剂活性。

5 结论

1) 采用脱硝出口NOx浓度调节方式, 不断优化脱硝喷氨自动调节系统, 能够增强喷氨自动调节的稳定性。

2) 优化PID控制参数, 能够解决调节系统震荡问题。

3) 使用脱硝入口烟气流量和入口NOx浓度的乘积, 得到入口NOx含量作为前馈信号, 能够增强工况变化时自动调节的及时性, 解决自动调节跟踪慢的问题。

4) 动态调整PID控制的上限和下限, 能够改善自动控制的超调问题。

5) 加入CEMS吹扫屏蔽能够确保跟踪量的有效性。

参考文献

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SCR烟气脱硝系统论文 篇8

近年来,随着社会和经济的快速发展,人类生活水平不断提高的同时,也带来了日益严重的环境污染。环境污染问题已受到世界各国的高度重视,并加大力度进行治理。在我国,大气治理问题是当前环境保护工作的最重要内容之一,而电力行业的废气则是大气治理的重点领域。

在电力行业污染控制方面,我国前一阶段的主要措施是治理粉尘污染和二氧化硫(SO2)污染;这一任务到目前为止已基本完成,下一阶段的主要目标则是控制氮氧化物(NOX)的排放。根据《国家环境保护“十二五”规划》的要求,到2015年氮氧化物排放总量将比2010年减少10个百分点。

我国是世界上少数几个以煤炭为主要能源的国家之一。据统计,我国67%的氮氧化物(NOX)排放量来自于煤炭的燃烧。从燃煤消耗对NOX的排放贡献值来看,火电厂NOX排放控制是我国NOX排放总量控制关键所在。NOX排放到空气中易形成酸雨及光化学烟雾,破坏臭氧层和造成温室效应,严重危害自然环境和人类健康。随着我国《火电厂大气污染物控制排放标准》和《大气污染防治法》的颁布实施以及《京都议定书》的正式生效,国内对NOX的排放控制将日趋严格,在火力发电厂中采用有效的NOX排放控制措施势在必行。

2 SCR法烟气脱硝工程技术原理

氮氧化物排放控制在业内俗称脱硝。选择性催化还原(selectivecatalyticreduction)脱硝工艺是一种从燃煤电厂烟道气中脱除氮氧化物(包括NO、NO2等,统称为NOX)的烟气净化技术。

其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(并在有氧气的条件中),氨气选择性地与烟气中的NOX发生化学反应,生成无害的氮气(N2)和水(H2O)。主要反应化学方程式为:

SCR脱硝技术是当前电站锅炉烟气脱硝的主流技术,该技术是在20世纪70年代末至80年代初,首先由日本发展起来的,之后迅速在日本、欧洲、美国等国家和地区的电站得到应用。该技术具有NH3/NOX摩尔比小、NH3逃逸率低、SO2/SO3转化率低等优点,是应用最多、效率最高且最成熟的技术之一。

SCR法工艺系统主要由贮氨、混氨、喷氨系统,反应塔(催化剂)系统,烟道及控制系统等组成。SCR法脱硝工艺的核心物质是催化剂。催化剂的性能直接决定了SCR系统的稳定性,催化剂的优劣直接影响到烟气脱硝的效率,且催化剂的使用寿命决定了SCR装置的运行成本。催化剂成本占整个SCR脱硝系统投资成本的20%甚至更多,一般催化剂的活性周期为2~3a,并与工作的环境有关;废催化剂经再生处理后,活性效果可接近新催化剂,处理费用约为新催化剂的45%左右。

3 SCR催化剂

3.1 催化剂技术研究现状

目前,脱硝催化剂主要有三种类型:蜂窝式、板式及其他形式。其中:蜂窝式催化剂采用二氧化钛作骨架材料,将V2O5和Ti O2混合后挤压成型,经干燥、烧结后,裁切装配而成,市场份额约60%~70%;板式催化剂采用金属板作为基材,浸渍催化剂后烧结成型,市场份额约占20%~30%;其他形式,如波纹式催化剂采用玻璃纤维板或陶瓷板作为基材,浸渍催化剂后烧结成型,市场份额占5%左右。

自上个世纪70年代,SCR技术在燃油和燃煤锅炉上成功投入商业运用以来,V-Mo(W)/Ti O2系列催化剂逐渐走向成熟,已大规模在日本、欧洲和美国等国家和地区用于发电机组的NOX的排放控制。目前,世界上电力行业采用SCR装置,技术成熟且运行可靠,已成为世界上应用最多、最为成熟且最有成效的一种烟气脱硝技术,其NOX脱除率达到80%~90%。

SCR反应的工业催化剂目前最普遍采用的还是Ti O2作为载体的V2O5/WO3及Mo O3等金属氧化物,还有一些其它形式的催化剂也被认为对此反应具有活性,但是V2O5/WO3及Mo O3系列的催化剂到目前仍是开发最为成功、应用最广的固定源燃料燃烧烟气NOx催化剂,这不仅得益于它的高效率和高选择性,还得益于其高经济性。

国外公司生产的催化剂价格很高,不适用于我国国情。受我国煤炭资源和燃料供应政策的制约,燃料供应呈现出复杂性和多样性的特点,火电厂燃煤的品质通常较差,灰含量较高(30%~40%),砷含量大(9.6~21.0μg/g),决定了我国火电厂的烟气脱硝装置不能完全照搬国外现有的SCR技术。我国正在向经济大国迈进,SCR的现有市场和潜在市场都十分可观。但目前我国在SCR研发方面投入的力量还远远不够,必须加快SCR技术的自主开发,研制符合我国电力燃煤特点的高活性、较好的水热稳定性、高强度,较长使用寿命和较低成本的SCR催化剂。

3.2 技术研发的主要内容

催化剂的研发主要在于催化剂配方的筛选与优化,整体催化剂生产工艺研究,整体催化剂专用生产设备的研制开发,建立催化剂性能评价系统,建立适合我国煤质特点的催化剂选型系统,建成一定规模的催化剂生产能力。

3.3 技术研发目标

目前我国的催化剂研发目标是开发出具有自主知识产权的脱硝催化剂制备及产业化技术,建成年产3000m3以上工业规模化的催化剂生产能力。催化剂脱硝效率≥90%。

4 工程实例

为有效控制电站锅炉NOX排放,适应国内日益严格的环保政策法规要求,东方锅炉(集团)股份有限公司于2003年自德国鲁奇能源环保股份有限公司引进了选择性催化还原法烟气脱硝技术。2004年全套引进德国KWH公司的催化剂生产线和催化剂配方技术。与KWH公司合资在国内建厂生产蜂窝式催化剂。在消化吸收引进技术的基础上,东方锅炉(集团)股份有限公司自主设计完成了国内首台600MW国产化SCR脱硝项目———华电长沙电厂2×600 MW机组SCR烟气脱硝装置,并配套提供国产化蜂窝式催化剂,该项目已于2007年底顺利投入使用。烟气脱硝装置配两台蒸发量为1903t/h的超临界机组燃煤锅炉,脱硝装置采用SCR法全烟气脱硝;脱硝装置采用纯氨作为还原剂,其制备和供应采用液氨供应系统。通过近几年的运行,该工程运行稳定可靠,烟气排放达到国家排放标准。

4.1 工程设计条件

工程设计条件见表1。

4.2 工程主要技术要求

按照项目合同要求,在设计煤种及校核煤种、锅炉最大工况(BMCR)、处理100%烟气量条件下,脱硝效率初期不小于50%实施,工艺系统及设备配置按远期脱硝效率不小于85%设计。在50%和85%两种脱硝效率工况下,均设计1个催化剂备用层(见表2)。

5 结语

2011年,《火电厂大气污染物排放标准》(GB 13223-2011)的出台,意味着我国排放标准将日益严格。在这段长达4年零8个月的标准修订期间内,烟尘排放浓度标准也发生了变化。《火电厂大气污染物排放标准》要求:自2012年1月1日起新机组、2014年7月1日起老机组的烟尘排放浓度达到30mg/m3,某些地区的地方排放标准已要求达到30mg/m3以下。在当前环保形势下,脱硝行业必将更快发展,早日达到高端技术自主化、装备国产化。

摘要：针对燃煤电站锅炉烟气中氮氧化物去除技术,结合东方锅炉(集团)股份有限公司自主设计完成的国内首台600MW国产化SCR脱硝项目的技术开发,介绍了SCR法烟气脱硝工程技术原理、工艺流程等方面的内容及催化剂的研究现状和发展方向。

关键词：氮氧化物,SCR,催化剂

参考文献

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[2]马忠云,檀国彪.燃煤锅炉烟气脱硝(SCR法)工艺及特性[J].节能环保技术,2006(2):30-32.

SCR烟气脱硝系统论文 篇9

SCR脱硝系统催化剂入口烟气温度低于最低喷氨温度时, 可通过设置省煤器烟气旁路将高温烟气引出以提高系统烟气温度, 从而达到脱硝温度要求条件[1,2]。工程中设置省煤器旁路后发现常有旁路高温烟气流量小等问题发生, 故需通过适当增加烟气经过省煤器过程的压损来提高旁路烟道的烟气流量。本文以某电厂SCR脱硝系统为例, 通过在省煤器过热器出口调温侧布置不同方案的隔板来增加省煤器出入口阻力, 从而提高省煤器旁路高温烟气流量和催化剂入口烟气温度, 以满足脱硝工程实际要求的目的, 数值模拟结果具有较强的示范意义。

1 模型概述

CFD是利用计算机求解流体流动的各种守恒控制偏微分方程组的技术, 通过建立相关离散点场变量之间的关系代数方程组, 数值计算和图像显示后求解各方程组获得场变量近似值, 从而达到对不同物理化学系统进行分析的目的。本文的模型是按照比例为1:1而建立。模型主要采用六面体网格, 模型计算基于Fluent模拟软件进行, 计算模型为Realizableκ-ε湍流模型[3,4]。

2 模拟方案

本省煤器烟道优化分析的目的是提高省煤器出入口的压损值, 以达到增加省煤器旁路高温烟气流量及催化剂入口烟气温度。通过布置不同方案的隔板, 模拟在负荷为50%BMCR和100%BMCR工况下, 省煤器旁路高温烟气流量和催化剂入口烟气温度等是否能够满足脱硝工程实际需要。经优化设计后, 在省煤器过热器出口调温侧设计了四个方案的隔板布置方式, 包括原省煤器未布置隔板的方案1共五个方案。

3 结果分析

3.1 省煤器内增设不同隔板布置方案后压损和旁路流量

在负荷分别为50%BMCR和100%BMCR工况下, 通过对省煤器内增设不同隔板布置的方案进行数值模拟与分析, 得出的省煤器出入口压损和旁路高温烟气流量结果如表2所示。从表2中可以看出, 在省煤器过热器出口调温侧无布置隔板的方案1时, 在50%BMCR和100%BMCR工况下, 旁路高温烟气流量分别为73.2103Nm3/h和98.6103Nm3/h。增设隔板后, 方案5时50%BMCR和100%BMCR工况下, 省煤器旁路高温烟气流量分别为119.7103Nm3/h和182.4103Nm3/h。

3.2 省煤器内增设不同隔板布置方案后催化剂入口烟气平均温度

在负荷为50%BMCR和100%BMCR工况下, 增设不同隔板布置方案后的催化剂入口烟气平均温度的模拟结果如表3所示。从表3中得出, 方案1催化剂入口烟气平均温度在负荷为50%BMCR和100%BMCR工况下分别为292℃和301℃, 但经布置隔板后, 方案催化剂入口烟气平均温度在负荷为50%BMCR和100%BMCR工况下分别为316℃和327℃, 达到了催化剂最低喷氨温度的工程需求, 因进一步提高喷氨温度会增加省煤器出入口压损, 故满足催化剂最低喷氨温度即可, 故方案5为较优方案。

3.3 催化剂入口烟气平均温度流场分析

在省煤器过热器出口调温侧布置了方案5隔板后, 在负荷为50%BMCR工况下, 经省煤器旁路流出的高温烟气与低温烟气混合后, 催化剂入口截面烟气平均温度为316℃, 为满足催化剂入口截面高低温烟气混合均匀的要求, 对其进行了模拟, 分析得出催化剂入口截面烟气温度分布偏差较小, 高低温烟气能够均匀地混合, 未出现严重分层现象。

4 总结

本文对省煤器过热器出口调温侧布置不同方案隔板进行了数值模拟与分析, 对比了不同方案隔板对省煤器出入口压损、旁路高温烟气流量以及催化剂入口烟气温度的影响, 得到了如下结论:

(1) 布置隔板能有效提高省煤器出入口压损和旁路高温烟气流量, 方案5隔板布置方式较优。

(2) 布置方案5隔板后催化剂入口烟气平均温度能够达到脱硝最低喷氨温度, 催化剂入口截面温度偏差较小, 能够满足工程需求。

参考文献

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