SCR工艺（共6篇）
SCR工艺 篇1
引言
随着我国经济的发展,环境恶化问题越来越受到人们的关注,而NOx是一种受到极大关注的污染物,因此降低NOx排放是现阶段重点研究的方向[1]。火力发电厂是主要的NOx排放源,烟气脱硝是我国环保政策的要求,也是火电机组NOx控制排放的必要选择。
烟气脱硝技术是在燃烧后对NOx加以处理,烟气脱硝在各燃煤电站运用的较为普及,已现实应用在电厂的烟气脱硝技术主要有SCR、SNCR及SCR/SNCR结合技术[2]。其中,SCR技术由于具有运行相对平稳、氨逃逸率较低、SCR技术脱硝效率可到达80%~90%等优点而得以推广应用,是全国最为成熟的一种烟气脱硝技术[3]。我国在建的燃煤电厂机组普遍配套建设有SCR脱硝系统或者在现场预留有SCR脱硝系统建设空地。
杨建国[4]等通过燃烧优化调整及SCR脱硝系统运行调整,简要分析了运行工艺参数对氨逃逸率的影响。高岩[5]等通过试验台测定了SCR催化剂活性,分析了空速、催化剂用量、温度、氨氮比、入口NOx浓度等因素对催化剂活性的影响。咸士龙[6,7,8]等对660MW煤粉锅炉脱硝工艺选择以及控制系统进行了相关分析和研究。但煤粉锅炉SCR系统运行影响脱硝效率的因素以及工艺参数优化方面的相关研究还较少。
以某电厂660MW燃煤电站脱硝系统为研究对象,分析影响其脱硝效率的主要因素,找到该SCR脱硝系统运行的最佳工况参数,为已运行电厂脱硝系统改造优化提供借鉴思路。
1 SCR脱硝工艺及影响因素
1.1 脱硝工艺
SCR脱硝装置一般在省煤器出口和空气预热器进口中间位置,还原反应温度合适,但是对催化剂的磨损和堵塞影响较严重[9]。此外,在副反应阶段生成的NH4HSO4与(NH4)2SO4,也会较大程度地腐蚀空气预热器。氨的逃逸率控制在3~5μL/L以下。燃煤电站SCR脱硝装置的工艺流程如图1所示。
1.2 影响因素
1)反应温度。
在一定的反应温度区域内,NOx催化还原反应顺畅。当温度比SCR装置所需反应温度小时,NOx反应速度变小,氨逃逸量变大;当温度比SCR装置所需反应温度大时,N2O产生量变大,以及会导致催化剂失活和烧结。烟气构成和催化剂化学成分决定了SCR装置的实际最佳操作温度。一般情况下使用的SCR催化剂的实际最佳操作温度为300~400℃。
2)空速。
反应物在反应装置中的停留时间长短通常用空速大小来反映[10]。当反应物在脱硝装置中空速越小时,停留时间也就越长,脱硝效率也就越高,反之亦然。此外,温度也在一定程度上影响着SCR所需停留时间,当操作温度与最佳温度相接近时,停留时间较短,空速变大。
3)氨氮比。
按照化学反应方程式,脱除1mol的NO同时耗掉1mol的NH3。当NH3/NO小于1时,NOx的脱除速率与NH3的浓度成正线性关系。相反,当NH3/NO大于或等于1时,NOx的脱除速度与NH3的浓度基本没有关系,当NH3/NO约为1时NOx脱除效率能到95%以上。
4)氧气含量。
当排放烟气的氧含量超过定值后,由尿素溶液喷进炉膛并热解而产生的NH3不但与NOx发生还原反应,还会被烟气中的O2氧化,致使热解产生的NH3被氧化以至于丧失继续脱硝的功能。这样,参与脱硝反应的NH3只是热解产生的一部分,在其他条件不变的情况下,参与脱硝反应的NH3的量就减少了,脱硝效率也就降低了。
5)催化剂。
催化剂是在SCR脱硝系统中,在一定温度条件下使得排放烟气中的NOx与还原剂发生还原反应的物质,选择一种合适良好的催化剂是SCR烟气脱硝技术的关键[11]。催化剂是SCR烟气脱硝装置的重要组成,是SCR烟气脱硝装置的脱硝效率和经济性的主要影响因素。
2 脱硝工艺参数优化
2.1 电厂简介
以某电厂660MW燃煤发电机组煤粉锅炉作为研究对象,锅炉是由上海锅炉厂生产的SG-2080/25.4MXXX型超临界参数变压运行直流锅炉,该锅炉的燃烧方式是从美国进口的低NOx切向燃烧技术,设计和校核煤种均为神华混合烟煤。降低挥发分氮转化成NOx是低NOx燃烧系统设计的主要目标,达到降低NOx排放浓度的目的。锅炉主要设计参数如表1、表2所示。
2.2 试验分析
试验以某电站煤粉锅炉为研究对象,锅炉采用低NOx燃烧技术与SCR烟气脱硝技术。整个试验首先采集该电厂脱硝系统的运行数据,然后对采集来的数据通过计算得出脱硝效率,最后分析数据绘制曲线图并得出结论。
脱硝效率η为:
式中:CNOXR—折算至标准状态、干基、6%的O2下的未喷氨时烟气中NOx浓度;CNOXC—折算至标准状态、干基、6%的O2下的喷氨时烟气中NOx浓度。
在试验过程中通过采集反应温度、空速(停留时间)、氧含量以及氨氮比等主要影响因素的相关数据,分析不同条件下,各因素对脱硝效率变化的影响。为取得单一影响因素的试验效果,各试验过程中选取相同工况,针对需要测试变量进行调整。SCR反应塔中烟气基本工况如表3所示。
2.3 结果分析
1)温度对脱硝效率的影响。
为了分析反应温度对脱硝效率的影响,试验全程使SCR脱硝装置反应温度在300~400℃变化,其他前提根据表3中基本工况为准,试验结果如图2所示。
由图2可以看出,温度对脱硝效率的影响较为明显,在测试的温度区间内,SCR脱硝效率跟随温度的增大,呈先增大后趋于平缓的趋向。当温度增加到280~310℃时,由于在此条件下,催化剂参与反应速度变快,脱硝效率也随即变大。当温度继续增长超过310℃时,催化剂参与反应速度变化不再明显,脱硝效率也不再提高。在温度处于310~350℃时脱硝效率实现最大值。所以,在SCR运行装置中最合理的温度应该在320℃上下。
2)空速对脱硝效率的影响。
脱硝过程是气体流经固体表面发生化学反应的过程,影响其反应水平的主要因素有烟气与催化剂的接触时长、脱硝反应是否完全进行。而烟气与SCR催化剂接触时长主要决定于空速以及催化剂体积。空速越大,烟气在催化剂内停留时间就越少,即反应作用时间越短,脱硝效率越低。在排放烟气流量一定的前提下,增大催化剂体积才能达到降低空速的目的,因此在选择合理空速时应该对脱硝效率和催化剂用量同时进行衡量。现有已运行或者在建的SCR脱硝系统中空速一般为4000h-1上下。
空速对脱硝效率的影响如图3所示。试验全程使空速在2000~10000h-1的区间内变化,其他前提根据表3中基本工况为准。
由图3可以看出,当空速变大即停留时间变小时,总体来看,脱硝效率呈现下降的趋势。虽然总体下降,但在一定空速变化区间内催化剂具备较高活性并且较为稳定。空速在2000~6000h-1时,脱硝效率均比80%高。此空速变化区间内,空速变大,脱硝效率几乎没有变化;空速继续增大超过6000h-1时,脱硝效率开始逐渐减小,之后空速增至8000h-1时,脱硝效率降至68%。由此能够获得空速的最佳值应该在2000~6000h-1变化区间内。
3)氨氮比对脱硝效率的影响。
氨氮比是NH3与NOx的摩尔比。在理想情况下氨氮比取1∶1,然而在实际的SCR装置运行过程中,随着机组运行情况的不同,氨气注入量需随时进行调节。若是氨氮比太小则会造成脱硝反应过程中还原剂供给不足,NOx脱除不完全;若是氨氮比过大则会造成氨逃逸量增长,逸出的NH3会与烟气中的SO2(SO3)、H2O反应形成NH4HSO3,会造成催化剂的微孔构造堵塞,减小反应过程中催化剂接触表面积,最后使得催化剂活性变低,而且所导致的失活也是不能逆转的。此过程中形成的化合物还会吸附烟气中的飞灰,导致空气预热器堵塞,并会腐蚀尾部烟道。
文中通过体积流量计对NH3的投入量进行控制,获得在不同氨氮比下的脱硝效率,进而确定最合理的氨氮比取值。试验过程中控制氨氮比在0.2~1.6的范围内变化,其他条件采用表3所示的基本工况。试验结果如图4所示。
从图4中能够看出,NH3注入量上升,脱硝效率呈先快速增长后基本不变的趋势。在脱硝装置中氨氮比小于1时,随着氨氮比的提升脱硝效率逐渐变大。氨氮比在1.2时,脱硝效率能够增长到81%,直到氨氮比超过1.2时,脱硝效率几乎不再变化。由于继续提高氨氮比会导致氨逸出量的变大,故继续提高氨氮比会提升运行成本。因此,最佳氨氮比是1.2。
4)氧气含量对脱硝效率的影响。
氧气含量对脱硝效率的关系曲线如图5所示。
由图5分析知道,一定条件内氧气含量对脱硝效率有较大作用。在5.5%~5.6%范围内,随着氧气含量的增加,脱硝效率逐渐变大,增大到5.61%时,效率提升到最佳值81.32%,随后脱硝效率随着氧气含量的继续增加而变小。所以,氧气含量最佳值为5.61%。
5)催化剂对脱硝效率的影响。
该电厂燃煤机组使用耐磨型陶瓷纤维板蜂窝式催化剂,其成分是Ti-V-W高温氧化钛基催化剂,它以活性Ti O2为载体,同时添加V2O5金属氧化物来增加其活性。催化剂中V2O5要适量,V2O5的浓度越大催化剂活性越高,但当V2O5的浓度上升超过2%后,SO2向SO3转化率变大,即硫化物含量增加。为了抑制SO2的转化率,需要添加一定量的WO3。V2O5浓度对其性能影响较大,V2O5浓度越高,脱除效率也越高,原因是当V2O5浓度在1.4%~4.5%时,V2O5可以呈等轴聚合的基本形式均匀分布在Ti O2载体上,催化剂活性较高;当V2O5浓度大于6.5%后,脱硝效率逐渐下降,原因是V2O5在Ti O2载体上形成V2O5结晶区,抑制了催化剂的活性。
3 结语
1)在使用SCR烟气脱硝的过程中,脱硝效率随温度增大呈先快速上升后趋于平缓;随空速增大呈先不变后下降;随氨氮比增大呈先快速增长后基本不变;随氧含量的增加呈先上升后下降的趋势。因此,特别要看重脱硝系统的运行温度、空速、氨氮比、氧气含量的合理选择,注重催化剂的选择及活性的变化,只有这样才会使脱硝装置经济有效的发挥其作用。
2)以某电厂660MW燃煤发电机组煤粉锅炉作为研究对象,通过对该电厂燃煤锅炉的SCR脱硝的运行数据进行分析,得到其烟气脱硝的最佳工况为:反应温度320℃左右,空速2000~6000h-1,氨氮比为1.2,氧含量为5.61%,此工况下,脱硝效率能够达到82%。可为燃煤发电厂的污染物净化系统提供一些参考性建议。
参考文献
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SCR烟气脱硝技术设计工艺分析 篇2
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
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SCR工艺 篇3
目前将低氮燃烧技术应用于烟煤机组中, 能够将锅炉出口的NOx浓度控制在400mg/m3以下, 后处理的SCR工艺脱硝效率在75%以上时可能使得最终排向大气的NOx浓度小于100mg/m3。
1 SCR原理及系统简介
SCR脱硝工艺是将NH3作为还原剂, 经过制备送入反应器 (含有催化剂层) 与燃煤烟气中NOx进行氧化还原反应, 生成对环境没有污染的N2和H2O。
国内火电机组SCR工艺多采用高含尘布置, 即在锅炉省煤器和空预器之间。高含尘布置使烟气温度在320~400℃之间, 适合常规下的催化剂反应活性要求, 脱硝率比较高;缺点是灰尘等易造成催化剂磨蚀和中毒, 催化剂使用寿命短。综合考虑下, 采用高含尘布置更合适。
在此布置下的主要反应有:
副反应有:
SCR系统主要有氨储备与供应系统、烟气/氨混合系统、反应器/催化剂系统、烟道系统等。
1.1 氨储备与供应系统
氨储备系统主要有卸料压缩机、液氨储罐、氨蒸发器、缓冲罐、储罐稳压器、稀释槽等。此系统重要的是还原剂的选择。氨有三种选取形态:氨水、纯氨和尿素。氨水法是经加热装置生产氨气和水;纯氨法是直接通过加热器产生氨气, 再与稀释风机的空气混合;尿素法是通过尿素水解或热解得到氨气, 安全可靠性较前两者高, 容易运输但不易储存, 工业投资和运行费用较液氨高, 另尿素水解的投资费用较热解高, 运行费用较热解低。
1.2 烟气/氨混合系统
混合系统主要有氨喷射格栅 (AIG) 和涡流混合器等。此系统的重要目的是促进反应物的充分混合, 为下一步进行高效率的催化还原反应做准备。
1.3 反应器/催化剂系统
主要设备即反应器、催化剂层和吹灰器。混合均匀的NOx和NH3到达反应器催化剂层进行氧化还原反应;同时要及时吹灰, 防止催化剂层的堵塞, 影响SCR脱硝率。
当前工程中催化剂多采用蜂窝式布置, 应用最多的是用V2O5或V2O5-WO3、V2O5-M0O3作活性成分的氧化钛 (Ti O2) 基催化剂。催化剂的成分、结构、寿命及相关参数直接影响到SCR工艺的脱硝效率和运行状况, 是整个系统的核心。催化剂一般设置有备用层, 当其反应活性降低造成出口氨浓度升高到一定程度时, 必须更换催化剂。
1.4 烟道系统
烟道系统包含挡板 (有旁路) 、导流板、烟道等, 主要为反应器旁路。当低负荷运行造成入口烟温过低, 或锅炉启、停时烟温的大幅度波动, 多通过反应器旁路使烟气绕过SCR反应器。
2 SCR系统的性能指标种类
典型SCR系统的性能指标主要包括以下方面:
2.1 脱硝效率
安装SCR工艺的目的主要为脱除部分烟气中的NOx, 脱硝效率是系统最直观的性能指标。NOx的排放标准要求烟气中的浓度或总量在任何情况下均不超过规定值, 即SCR系统的最低脱硝率下仍然是能够满足要求的, 同时需要考虑到烟气流量、温度等实际问题。
2.2 NH3/NOx
NH3/NOx是通过考虑还原剂来评价SCR系统的经济性指标, 在对设备系统进行脱硝效率的比较时, 需要对达到该效率的NH3/NOx进行考量。比值越大, 则需要还原剂越多, 工程投资成本就越大。
2.3 氨逃逸率
氨的逃逸率反应出未参与反应的NH3值, 在保证低的氨逃逸率基础上, 同时达到合格的脱硝率是工程中的难点, 它反映出脱硝装置的设计性能。通过控制催化反应后NOx的均匀分布来降低氨逃逸率, 避免因未充分反应而造成氨泄漏污染大气。
2.4 SO2/SO3
是指SO2在催化剂作用下转化成SO3的效率, 一般要求小于1%。转化率过高易导致催化剂中毒, 且造成下游设备堵灰、腐蚀等, 最终排入大气同样造成二次污染。
3 对下游空预器的影响
高含尘的SCR的运行过程中, 由于存在逃逸的氨和被氧化后的SO3, 经催化剂作用, 系统还可能存在以下副反应:
高温状态下硫酸氢铵和硫酸铵为气态, 当低温流经SCR下游空预器的传热面时便会以固态析出, 积聚或凝结到其表面, 造成酸露点上升, 引发下游空预器腐蚀。对下游空预器改造主要方面有提高换热元件的抗腐蚀性, 集中布置强力吹灰器, 同时寻找公司做换热元件搪瓷国产化等。
参考文献
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SCR工艺 篇4
1 催化剂原料及作用
主原料有钛白粉、三氧化钨、氧化钼、蒙脱石粘土、偏钒酸铵。二氧化钛为催化剂载体,大的比表面积可提高活性成分和助催化成分的分散度;三氧化钨为助催化剂,可提高载体的热稳定性,抑制锐钛型向金红石型转化,增强催化剂的酸性,减少SO2向SO3转化;氧化钼为助催化剂,使气态砷优先吸附氧化钼,防止活性位中毒;蒙脱土为无机胶粘剂,提高催化剂的抗压、磨损强度;偏钒酸铵为活性成分V2O5的前驱体,焙烧时分解成V2O5分布在整个催化剂中。
辅料主要有催化剂回收料、硬脂酸、单乙醇胺、玻璃纤维、乳酸、羧甲基纤维素(CMC)、聚氧化乙烯(PEO)、木浆、氨水、去离子水。回收料是催化剂废料粉碎并磨细后作为原料,避免固废处理的同时节省成本;硬脂酸为固体润滑剂,减少内摩擦,便于形成塑性泥料和挤出成型;单乙醇胺为溶剂,溶解活性成分偏钒酸铵,还起到助挤、调节泥料酸碱性的作用;玻纤为结构助剂,增加催化剂机械强度,防止开裂和变形;乳酸为吸附剂,利于还原物质在活性位上的吸附,增强催化活性;CMC在混炼中形成高粘度的胶体,起着胶粘、可塑、保水等作用,提高胚体的强度;PEO在催化剂中起着粘合、保水、增塑等作用;木浆为造孔剂,焙烧后形成微孔,增大比表面积;氨水调节泥料的酸碱性,泥料处于碱性状态具有较高的可塑性,利于挤出和成型;去离子水在粉体表面包覆一层很薄的“水膜”,加强粉体间润滑,依靠水的内聚力将相邻泥料颗粒“抱紧成团”,改善泥料的结合力和塑性。
2 催化剂生产工艺
催化剂生产工艺流程如下:
3 生产工艺关键技术分析
3.1 活性液配制
活性液浓度决定催化剂活性成分的含量。将去离子水和单乙醇胺混合液加热至75℃后,加入偏钒酸铵,搅拌并加热至90℃左右,降温至55℃,保温待用。
3.2 混炼
混炼过程分6个阶段,各段加入原料,通过混炼机分散均匀,并将搅拌桨叶做功的能量分层切片输入到物料中,物料充分接触和分散后获得一定的塑性和p H值;混炼直接影响产品的质量和合格率。各混炼阶段泥料指标要求如表1所示。
第一阶段将部分钛白粉、三氧化钨、氧化钼和蒙脱石粘土加入混炼机,正向低速搅拌下加入硬脂酸、乳酸、水、氨水,正向高速搅拌并使泥料达到表1要求,p H偏低可用氨水调节。第二阶段将剩余钛钨粉和回收料加入混炼机,正向低速搅拌下加入水和氨水,正向高速搅拌下升温至90℃以上,然后开排气阀抽湿至泥料达到表1要求。
第三阶段将活性液、木浆、玻纤和水加入混炼机,正向高速搅拌至泥料达到表1要求。第四阶段将部分CMC、PEO和水加入混炼机,反向高速搅拌至泥料达到表1要求。
第五阶段将剩余CMC和PEO加入混炼机,反向高速搅拌至泥料达到表1要求。第六阶段据第五阶段泥料情况,加入水和氨水,反向高速搅拌下调节泥料至指标要求;若第五阶段达到指标要求,则直接将泥料卸至陈腐箱中并密封。
3.3 陈腐
陈腐是将混炼后泥料密封后置于温度为20~30℃、湿度≥80%的陈腐室一段时间,以消除泥料应力,使泥料水分等更加均匀,进一步提高泥料性能。
3.4 过滤预挤
过滤预挤是除去混炼中泥料块和杂质,以防成型时堵塞模具,并使泥料中物质分散均匀;过滤时温度不能高于50℃,以防蒸发太快影响泥料含水率;过滤网孔大小为1 mm×3 mm,注意过滤网要及时更换,过滤后将泥料密封并再次陈腐。
3.5 挤出成型
挤出成型是将泥料通过真空挤出机挤成蜂窝状的泥胚,注意挤出速度保持在1~1.5 m/min,压力在2.5~5.5 MPa,温度在10~30℃,真空度小于-0.096 MPa,挤出长度在300~1300 mm,挤出胚体截面为155.5~157.5 mm,胚体用带海绵内衬的纸箱包装,置于干燥小车上。
3.6 一级干燥
一干是催化剂制造中关键的工序,耗时7~12 d。用热蒸汽加热和加湿,通过温度逐渐上升和湿度逐渐下降来干燥。一干中催化剂温度分布与热传递、湿度梯度方向相反,阻碍自由水的迁移,为避免干燥过快产生的应力导致催化剂开裂或变形,加热周期内多次经过恒湿升温、恒温恒湿、恒温降湿阶段,最后平缓降温,即关闭热源,等温度降至室温后,方可取出;一级干燥温湿度控制参数如表2所示。
3.7 二级干燥
将一干后催化剂从纸箱内取出,放在二级干燥车上送入隧道窑内,在温度为(60±5)℃,湿度为20%±5%下进一步鼓风干燥,直至水分降至3%以内,不然焙烧时容易产生裂纹,影响产品质量。
3.8 焙烧
焙烧也是催化剂制造的关键工序,焙烧过程生成活性物质,形成大的比表面积、微孔及机械强度。焙烧依次经过升温段Ⅰ、恒温段Ⅱ、升温段Ⅰ、恒温段Ⅱ和降温段,应注意控制网带窑内各段的温度场、热风流场和排气管道静压,温度和湿度场不均会使同一催化剂失去水分不同,在冷却定型阶段则横纵方向收缩不一致,导致变形、开裂。焙烧曲线如图1所示。
在不同温度段,催化剂发生一系列化学反应,加入物料、有机物和助剂如单乙醇胺在70℃、硬脂酸在100℃、乳酸在122℃、聚环氧乙烷在165℃、偏钒酸铵在210℃、羧甲基纤维素在252℃开始挥发、分解或碳化,其中最重要的是活性物质V2O5生成反应:2NH4VO3→V2O5+2NH3↑+H2O↑。
应注意物质分解使网带窑内温度场变化和炉内氧气含量,氧气量低导致催化剂颜色变深。因催化剂陶瓷化才具有较高强度,且要避免烧结,而锐钛型Ti O2在625℃以上易金红石型转化,故焙烧最高温度不超过625℃。
3.9 定尺切割
切割是将经焙烧后的催化剂用双端面切割锯床切割成设计尺寸,应避免切割时催化剂不平稳导致掉角破损,或位置偏移致催化剂过多切割、漏切的现象发生。
3.1 0 端面硬化
端面硬化是对催化剂端部强化,提高抗磨损强度,延长寿命。将催化剂一端浸入硬化液中,浸渍后晾干,硬化液一般为硫酸铝和有机酸的水溶液,煅烧后在端面覆盖一层致密的氧化铝。控制硬化液温度在50℃,浸入深度为20 mm,浸渍时间为30 s。
3.1 1 模块组装
模块组装是催化剂单体组合成一个整体的过程,组装质量影响着脱硝性能的发挥。将催化剂单体整齐排列填满模块箱,硬化端位于烟气入口方向,模块箱与催化剂接触处垫衬陶瓷纤维棉,单体间隔有陶瓷纤维垫片,以保证密封。侧板通过螺栓固定在顶板和底板上,并通过侧板的挤压力将催化剂紧固在模块箱内,侧板间间隙采用角钢焊接牢固,并在模块格栅顶板面安装防大颗粒灰尘的金属过滤网,模块用塑料膜打包密封,并内置干燥剂防潮。
3.1 2 模块装卸
用叉车装卸模块,模块用木托盘支撑固定。模块装卸要轻放轻移,防止倾倒而损坏单体,防止薄膜破损而使单体吸潮。模块装车时,模块内单体水平放置,单体孔道与行进方向垂直,防止单体在运输中错位。车厢底部必须装橡胶垫板,模块之间以木板间隔,防止模块在车厢内倾斜、碰撞而损坏单体薄膜,用防潮防雨篷布完全覆盖并固定。
4 结语
随着市场竞争日趋激烈,脱硝催化剂由价格竞争必然走向质量竞争,产品质量过硬才是走出困境和突出自身优势的办法。脱硝催化剂的生产工艺非常复杂,技术含量高,对原料品质和设备性能要求较高,尤其是混炼、一干和焙烧,设备和控制操作复杂、影响因素多,任一环节的问题将影响催化剂质量。因此,要求在每个工艺阶段严格按照标准控制生产,以生产出高质量的催化剂产品。
摘要：选择性催化还原(SCR)脱硝催化剂具有比表面积大、脱硝效率高、氨逃逸率低等优点,广泛应用于燃煤锅炉废气中脱除氮氧化物的工艺。根据多年生产技术实践,介绍蜂窝式脱硝催化剂生产原料和其作用,并对生产过程中的各关键工艺技术进行深入分析,以期在理论和实践结合基础上探索催化剂生产过程出现问题的解决方法,保证脱硝催化剂生产中的质量和性能。
关键词：蜂窝式,SCR,脱硝催化剂,关键技术
参考文献
[1]华攀龙,于光喜,华杰,等.蜂窝式SCR脱硝催化剂制造中几个关键工序的技术分析[J].机械制造与工程,2015,44(7):71-73.
[2]朱崇兵,金保升,仲兆平.蜂窝式SCR脱硝催化剂的工业制备及性能试验[J].锅炉技术,2012,43(2):69-74.
SCR工艺 篇5
1 研究实例
为了探讨超超临界660MW容量电厂SCR脱硝工艺, 笔者在此介绍研究实例, 具体如下:需要安装脱硝装置的锅炉是2台SG2031/26.15-M623型锅炉, 均为660 MW超超临界燃煤机组, 脱硝措施主要采用NOx燃烧器, 并采用选择性催化还原技术 (SCR) , 首先通过深度空气分级燃烧技术进行一次脱硝, 使NOx水平下降, 之后再采取性催化还原技术, 使NOx排放量降低到标准排放量以下。
本次研究中, NOx燃烧器采用摆动式四角切圆底NOx同轴燃烧系统 (美国阿尔斯通能源公司开发研制) , 选择性催化还原反应器布置在高尘段区域 (空预器与省煤器之间) , 采用板式催化剂 (日本日立株式会社生产) , 还原剂采用液态纯氨, 液态纯氨可以与NOx发生还原反应, 生成氮气和水进而使NOx水平下降。
2 超超临界660MW容量电厂SCR脱硝工艺分析
正如前文所说, 随着生态形势的日益严峻, 生态环境问题受到了世界各国的广泛关注, 火电厂社会发展中不可缺少机构, 如何加强电厂环保工作已经成为了有关领域研究的焦点问题, 随着科学技术的发展, 选择性催化还原技术 (SCR) 逐渐被应用到于电厂锅炉烟气脱硝, 选择性催化还原技术 (SCR) 的主要脱硝原理即是通过氮氧化物的还原反应, 将锅炉烟气中的NOx转化为氮气和水, 通过应用催化剂, 使得NOx的还原反应可以在复杂的温度环境下进行。目前, 由于选择性催化还原技术可以通过锅炉烟气的自身温度进行还原反应, 并且脱销效果显著, 被广泛用于电厂锅炉烟气脱硝, 选择性催化还原技术的脱硝原理如图1所示。
首先, NH3喷射隔栅将还原剂喷射到烟气当中, 使烟气与反应物混合在一起, 之后混合气体进入催化剂反应器, 烟气 (NOx) 发生还原反应, 生成N2和H2O, 其化学反应式如下:
2NO2+4NH3+O2=3N2+6H2O
另一方面, 锅炉烟气之中具有一些酸性气体, 选择性催化还原反应中的催化剂NH3能够对这些酸性气体起到氧化作用, 例如锅炉烟气之中具有SO2, NH3能够将SO2氧化, 具体化学式如下:
2SO2+O2=2SO3
在此之后, SO3还会与剩余的氨发生化学反应, 生成硫酸氢铵, 反应化学式如下:
NH3+SO3+H2O=NH4HSO4
SO3与氨反应之后也会生成硫酸铵, 反应化学式如下:
2NH3+SO3+H2O= (HN4) 2SO4
安装脱硝装置之后, 选择性催化还原脱硝系统包括反应区、氨区, 其中反应区的烟气向下流动, 反应器中设有气流均布装置以及导流装置, 采用声波清灰, 2层叠加布置催化剂。而氨区主要具有制备、存放、供应等功能, 其中含有储氨罐, 氨气缓冲槽、液氨卸料压缩机、液氨蒸发槽、混合气、废水泵、稀释风机、氨气稀释槽、废水池等装置, 液氨槽车负责输送液氨, 液氨卸料压缩机负责将液氨装入储氨罐, 液氨蒸发槽负责将液氨转化为氨气, 氨气缓冲槽可以控制氨气的流量和压力, 最终, 氨气进入脱硝系统, 如果脱硝系统需要紧急排放氨气, 所排放出来的氨气会进入氨气稀释槽, 经过处理后排入废水池。
3 安装脱硝系统后的影响分析
安装脱硝系统之后, 锅炉烟气的流动阻力增加, 因此引风机的电耗也会随之增加, 加之防腐材料的运用, 还会影响锅炉的工作效率。除此之外, 如果催化剂堵塞, 还会影响锅炉的使用安全, 造成安全隐患。
为了解决这些问题, 在实际工作中可以对引风机进行扩容, 进而保证锅炉在微负压环境下作业。同时, 催化剂堵塞主要是由于积灰导致的, 因此为了防止催化剂堵塞, 可以安装吹灰装置, 防止积灰。
另一方面, 催化剂多数需要从国外进口, 导致催化剂成本较高, 而且液氨的购置成本也比较昂贵, 综上所述安装脱硝装置的费用成本较高, 并且投资回收期将会很长。
因此脱硝装置在安装时必须要科学合理, 确保其中的每一个环节都符合标准, 避免由于安装不合理而再次增加成本, 此外在锅炉以及脱硝装置的日常使用中, 工作人员要舒适使用技巧, 掌握养护措施, 延长装置的使用寿命, 提高使用效率。
4 结语
随着生态形势的日益严峻, 环境保护成为了社会发展中面临的新课题, 火电厂是社会发展中不可缺少的机构, 而锅炉烟气脱硝是电厂环保工作中的重点环节, 笔者在文中介绍了一些观点, 希望对相关工作有所帮助, 选择性催化还原技术 (SCR) 的能够通过氮氧化物的还原反应, 将锅炉烟气中的NOx转化为氮气和水, 并且通过催化剂, 使得NOx的还原反应可以在复杂的温度环境下进行, 目前选择性催化还原技术被广泛用于电厂锅炉烟气脱硝, 值得注意的是, 安装脱硝系统之后, 引风机的电耗会增加, 锅炉的工作效率会下降, 一旦催化剂堵塞, 还会影响锅炉的使用安全, 所以在实际工作中应该对引风机进行扩容, 并安装吹灰装置, 由于脱硝装置的安装费用较高, 因此要确保安装合理, 加强日常养护, 在以后的发展中, 如何提高电厂锅炉烟气的脱硝工艺, 还有待于给位同仁继续探索。
参考文献
[1]付龙龙, 马晓珑, 辛军放, 等.井冈山电厂超超临界660MW机组吹管技术特点[J].热力发电, 2011 (6) :41-43, 74.
SCR工艺 篇6
1 脱硝工艺的选择
根据当地市政府决策, 烟气NOX排放浓度应控制在100mg/Nm3之内, 按所在省环保厅发布的文件规定脱硝还原剂只能选择尿素, 业主确定装置寿命期按10 年考虑。
锅炉原先未采取任何脱硝措施, 根据环保监测情况, 确定设计初始NOX排放浓度为750mg/Nm3。考虑到燃煤挥发分较高, 首选低氮燃烧改造, 借鉴同煤质电厂的改造经验, 确定炉膛出口NOX排放浓度保证值为350mg/m3。
煤粉锅炉燃烧部位以后的常规脱硝工艺为SCR法, 其脱硝反应器需拉出布置在炉后。但本项目炉后与除尘器之间的距离较近, 反应器布置极为困难;其次, 如采用SCR法, 需为每台锅炉增设40 余米高的钢架吊挂反应器, 工程量和投资很大, 业主的资金压力较大;再次, 由于施工场地狭小, 采用SCR法必然与紧邻的电除尘改造出现交叉施工, 工期难以安排。
经调研和论证, 最终决定采用SNCR+SCR联合脱硝工艺解决上述难题。该工艺主要流程为:在850~1100℃温度窗口, 将尿素喷入炉膛或烟道, 先把部分NOX还原成N2, 此过程被称为选择性非催化还原 (SNCR) ;烟气中剩余的NOX及尿素热解产生的NH3进入后部烟道, 在310℃~420℃温度窗口和催化剂的作用下进一步完成脱硝还原反应, 此过程被称为选择性催化还原 (SCR) 。就本项目而言, 由于该工艺增加了SNCR处理环节, 不需要设置NH3混合均流区, 催化剂用量亦可减为一层, 所以经计算反应器可以布置在既有锅炉钢架之内, 从而解决了场地布置困难和工期不足的问题, 经询价投资可减少1200 万元以上。
2 尿素SNCR+SCR联合脱硝装置的建设和运行情况
尿素SNCR+SCR联合脱硝工艺实施成功的关键在于:在锅炉各种可能运行工况下, SNCR和SCR反应区域的烟气温度都能保持在各自温度窗口的中间值附近。通过对锅炉设计资料和实际运行工况的分析研究, 最终方案为:SNCR反应区域设置在过热器烟道侧, 在烟气温度不同的位置各设一组尿素喷枪, 通过切换喷枪来满足反应温度要求;SCR反应区域设置在高温省煤器后, 通过对高温省煤器进行改造, 使该区域的温度在锅炉各种可能运行工况下均满足要求。
运行证明上述方案实施的非常成功, 烟气NOX排放浓度完全控制在100mg/Nm3之内, 部分时间在50mg/Nm3之内。前两台锅炉在试运行期间, 先后因尿素滴液腐蚀发生爆管事故, 经有针对性的调整喷枪伸入位置和采取保护措施后, 各炉运行平稳。
3 尿素SNCR+SCR联合脱硝工艺的技术和经济分析
3.1 SNCR+SCR联合脱硝工艺的技术分析
烟道内的脱硝工艺就工作原理来讲, 都是通过化学反应, 将烟气中的氮氧化物还原为氮气;其反应的完全程度 (亦即脱硝效率) 与反应区域的烟气温度高低存在密切联系, 当处于温度窗口的中间值时脱硝效率最高, 偏离时脱硝效率下降, 如处于温度窗口之外, 则基本上没有脱硝效果。
对于SCR脱硝工艺, 尿素溶液首先在专用的热解炉中热解产生氨气, 然后将氨气与烟气混合均匀后在SCR反应区域进行还原反应, 因此只要该反应区域的烟气温度处于温度窗口的中间值附近, 就可以保证脱硝效率。SNCR+SCR联合脱硝工艺则相对复杂, 先后在SNCR反应区域和SCR反应区域分别进行还原反应, 要保证脱硝效率, 必须使两个反应区域的烟气温度都处于各自温度窗口的中间值附近。烟气温度理论上和锅炉负荷相对应, 但在实际运行中, 受煤质、煤粉细度、氧量和燃烧调整等因素影响, 烟气温度场分布不可避免会出现偏差, 尤其是SNCR反应区域的烟气温度变化更为剧烈、频繁。对SNCR+SCR联合脱硝工艺而言, 很难保证两个反应区域的烟气温度都处于各自温度窗口的中间值附近;往往这个区域合适了, 那个区域又偏离了, 现在合适了, 转瞬又偏离了。因此脱硫效率随之不断变化, 烟气NOX排放浓度变动幅度较大且频繁。对SNCR+SCR联合脱硝工艺而言, 当脱硫效率下降, 烟气NOX排放浓度较大时, 除了切换尿素喷枪外, 没有其他及时有效的调控手段;煤粉锅炉的运行操作人员往往只能通过增加尿素喷入量来限制其上升幅度, 而难以对反应区域的烟气温度直接进行控制。这样一方面增加了尿素的消耗量 (在烟气NOX排放浓度指标要求较高时尤其如此, 与SCR法相比全年尿素消耗量高出一倍左右) ;另一方面部分反应不完全的尿素及其热解产物吸附在飞灰上排出炉外, 影响飞灰的品质和经济价值, 并最终进入环境对其产生负面影响。
同时, 对于SNCR+SCR联合脱硝工艺, 尿素溶液喷入锅炉前需要再次用水稀释, 稀释后的尿素浓度平均在10%左右, 其中的水分进入锅炉后将吸收热量汽化, 这样就对锅炉造成了一定的热损失。SCR法固然也存在类似的问题, 但该工艺进入系统的一般是不经稀释的尿素溶液, 尿素浓度在40%左右, 水的含量要小得多, 相应的热损失就小得多。与SCR法相比, 采用SNCR+SCR联合脱硝工艺锅炉效率降低0.6%左右, 表现为锅炉在相同工况下的耗煤量增大。
综上所述, 与SCR法相比, SNCR+SCR联合脱硝工艺的对负荷变化、煤质变化的适应性相对较差, 能耗较大, 对环境的影响较为不利。
3.2 SNCR+SCR联合脱硝工艺的经济分析
与SCR法相比, SNCR+SCR联合脱硝工艺一般不需要设置热解炉和脱硝反应器钢架, 初投资低30%左右。从运行成本来说, SNCR+SCR联合脱硝工艺的尿素和燃煤的消耗量大, 但电耗低, 相抵后与SCR法相比运行成本仍明显偏高。一般来说, 对于装置寿命期较短的锅炉改造项目、季节性运行的锅炉、调峰和备用锅炉, 固定资产折旧费在成本费用中的占比较大。而SNCR+SCR联合脱硝工艺的初投资低, 相应的折旧费较低, 此时在经济性上占有一定优势。
4 意见和建议
对于装置寿命期较短的煤粉锅炉改造项目、季节性运行的煤粉锅炉、调峰和备用煤粉锅炉, 建议根据项目的具体情况, 选择SNCR+SCR联合脱硝工艺与其他脱硝工艺进行综合技术和经济对比分析, 确定最佳的脱硝技术方案。根据我们的调研、论证和运行经验, 该工艺如要在煤粉锅炉上成功应用, 应同时具备以下条件: (1) 环保要求不能太高, 烟气NOX排放浓度控制指标不应小于100mg/Nm3。 (2) 锅炉负荷应稳定, 锅炉在运行中的蒸发量不宜低于额定值的70%。 (3) 燃煤的煤质应稳定, 发热量的偏差不宜大于设计值的10%, 挥发分的偏差不宜大于设计值的20%。
摘要：某热电厂二期工程装设3台WGZ220/9.8-13型高温高压固态排渣煤粉锅炉, 自2013年12月起对3台锅炉实施了脱硫、脱硝和除尘改造。文章对改造工程中选择尿素SNCR+SCR联合脱硝工艺的过程、建设和运行情况等做出回顾和分析, 提出在煤粉锅炉上应用SNCR+SCR联合脱硝工艺的意见和建议。