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一、脱硝技术原理-概述


中国

  最大的煤炭生产和消费国;

  几乎唯一以煤为初级能源的经济大国;

  原煤占能源消费总量70%左右,今后50年以内变动不大;

  发电煤炭约占煤炭总产量40%,燃煤发电提供80%电力;

  燃煤电站烟气净化技术处落后状态。


主要对策

  替代能源技术,如太阳能、地热资源、生物质能、

  风能、核电等;

  高效燃煤发电技术,如整体煤气化联合循环(IGCC)、

  燃用天然气联合循环(NGCC)等;

  常规燃煤电站烟气净化技术是重要的技术选择,

  向高参数、大容量发展。 




产品技术. 低NOx燃烧技术


NOx生成机理

  燃料型 NOx
  煤和油的燃烧中非常重
   热力型 NOx
  高温反应
  快速型 NOx 
  氮、氧、碳氢化合物离子快速反应,较低温度下的反应


NOx 控制原则

  控制生成
  采用先进的燃烧技术,减少NOx的生成 
  生成后的转化
  选择性催化脱硝或选择性非催化脱硝


产品技术 . 低NOx燃烧技术

  燃烧前:从燃料中将氮脱除,实施困难。 
  燃烧中:改进燃烧方式,效率较低,成本低。
  燃烧后:烟气脱硝,效率较高,成本高。

  综合使用、优化组合各种技术手段,提高NOx控制系统的有效性和经济性。

 

  脱硝技术原理:在一定的 条件下,将烟气中有害的氮氧化物还原为氮气和水。

  燃烧过程中控制技术(低NOx燃烧技术)

   燃烧后控制技术(烟气脱硝技术)

 

一、脱硝技术原理

技术选择原则

  火电厂氮氧化物控制技术的选择应因地制宜、因煤制宜、因炉制宜,依据技术上成熟、经济上可行及便于操作来确定。 
  低氮燃烧技术应作为火电厂氮氧化物减排首选技术。
  当采用低氮燃烧技术后,氮氧化物排放浓度不达标或不满足总量要求时,应建设烟气脱硝设施。

还原剂选择原则

  还原剂的选择应综合考虑经济、安全、环保等多方面因素。 
  选用液氨作为还原剂时,应符合《重大危险源辨识》(GB18218)及《建筑设计防火规范》(GB50016)中的有关规定。 
  位于人口稠密区的脱硝设施,宜选用尿素作为还原剂。

 

二次污染控制 

  SCR氨逃逸控制在4mg/Nm3(5ppm)以下;SNCR氨逃逸控制在8 mg/Nm3(10ppm)以下。 
  失效催化剂的再生和处置应符合相关环保技术或政策要求。



产品技术

低NOx燃烧技术

  燃烧过程中控制技术(低NOx燃烧技术)低过量空气燃烧技术
  烟气再循环技术
  浓淡燃烧技术
  空气分级技术
  再燃技术

  这些技术通过建立低过量空气系数区域,控制燃烧反应温度等措施,抑制燃烧过程中NOX的生成。


产品技术


烟气脱硝技术

脱硝技术原理-燃烧后脱硝技术类别

SCR烟气脱硝技术
  SCR (Selective Catalytic Reaction):在催化剂的作用下,利用还原剂将烟气中的氮氧化物还原为无害的氮气和水。

SNCR烟气脱硝技术
  SNCR (Selective None Catalytic Reaction):在无催化剂的作用下,利用还原剂将烟气中的氮氧化物还原为无害的氮气和水。

SNCR/SCR烟气脱硝技术
  以上两种方法的结合。


脱硝技术原理-技术选择原则



  SCR、SNCR和SNCR/SCR混合技术均为成熟技术。
  SNCR技术投资和运行费用较低,但脱硝效率低(一般为25%~50% ),脱硝效率受锅炉容量、结构、运行影响较大。
  SCR技术投资和运行费用较高,脱硝效率高达90%。
  SNCR/SCR混合技术结合了两种技术的特点。
  在近几年实际工程中,以选择SCR技术为主。


脱硝技术原理-技术选择对比表





产品技术 .脱硝SCR技术

  定义:是指在催化剂的存在下,还原剂(无水氨、氨水或尿素)与烟气中的NOx反应生成无害的氮和水,从而去除烟气中的NOx。 选择性是指还原剂NH3和烟气中的NOx发生还原反应,而不与烟气中的氧气发生反应。
  SCR脱硝技术与其它技术相比,脱硝效率高,技术成熟,是工程上应用最多的烟气脱硝技术。SCR系统的脱硝效率约为50~90%。


  反应原理:NOx + 还原剂 → 氮气 + 水
  反应温度:300℃~400℃
  还 原 剂:无水氨、氨水、尿素
  催 化 剂:采用催化剂,需要催化反应器
  反应器布置: 在锅炉尾部烟道中




脱硝SCR技术-主要指标


  SO2/SO3转化率
  NH3/NOx摩尔比
  最大 NH3 逃逸量
  催化剂性能


 

SCR技术原理-脱硝过程副反应

  SCR脱硝过程副反应:包括氨的氧化、SO2氧化及铵盐(如硫酸氢铵和硫酸铵)的形成。

  SO2氧化反应:

  2SO2 + O2 → 2SO3        

  SO2氧化率受SO2浓度、反应器温度、催化剂质量、催化剂的结构设计及配方的影响。    约在320℃以下,SO3和逃逸的氨反应,形成硫酸氢铵和硫酸铵:            

  NH3 + SO3 + H2O → NH4HSO4        

  2NH3 + SO3 + H2O → (NH4)2SO4



SCR技术原理-对锅炉运行影响

 

对空气预热器的影响
  SCR催化剂会将烟气中SO2氧化为SO3,SO3与烟气中的NH3反应形成硫酸氢铵,由于硫酸氢铵会与烟气中的飞灰粒子相结合,常附着于150℃~190℃的金属表面,造成空气预热器堵塞、腐蚀及热传效率降低等。

措施
  ? 限制SCR催化剂的烟气SO2/SO3的转换率;
  ? 控制SCR出口的NH3泄漏量;
  ?  A/H 的风罩用较容易清理的加热元件,这些元件采用能够防止硫酸氢铵沉积的物理设计或者在风罩上喷涂陶瓷;
  ? 用高压水洗方式清净。


二 SCR技术主要参数







SCR烟气脱硝技术关键


  催化剂的成本占选择性催化还原烟气脱硝工程成本的40%以上,同时也影响工程的实际运行成本,是SCR烟气脱硝技术关键;
  为了保证脱硝效率,烟气与还原剂氨必须在反应器内分布均匀,因此氨的喷入系统、SCR脱硝系统烟道和反应器内导流结构的设计、布置也将是选择性催化还原烟气脱硝系统的另一项关键技术 ;
  SCR反应器的结构设计;
  要控制氨的漏失小于3ppm,避免由于氨气漏失所造成的新污染和对锅炉运行影响,所以SCR烟气脱硝控制也是该技术的关键 ;
  可能的副产物造成锅炉尾部受热面腐蚀和堵塞问题的解决措施 ;
  烟气脱硝系统与锅炉系统及除尘、脱硫系统耦合的优化。
  


脱硝SCR技术-典型工程方案及设计


600MW机组SCR新建工程方案

工程案例 


技术指标
  反应器入口NOx:500mg/Nm3(6%O2,干)
  反应器出口NOx浓度:≤100mg/Nm3(6%O2,干)
  脱硝效率:80% 
  NH3/NOx:~1.0,NH3漏失:≤ 5ppm,催化剂寿命:≥24000h
  SO2氧化率:1% 
  钒钛钨催化剂,反应器预先布置二层催化剂,预留一层

  反应器高灰/热段布置,安装反应器旁路



系统消耗指标(600MW机组锅炉脱硝)
  还原剂NH3消耗:~ 230 kg/h
  稀释空气用量: ~ 9775 kg/h
  系统电耗:~300 kW(未考虑引风机增加部分1100KW)
  水消耗: ~ 1.700 kg/min,氨系统喷淋时使用



热段高灰布置工艺流程


1.氨与烟气的充分混合

三角翼的混合原理

  当流体以一定角度接触三角形、圆形或椭圆形盘的表面时,流体在盘的边缘处分散,滚动形成由2个相反漩涡组成的所谓的前边缘漩涡系统。

 
     


             三角形盘形成的涡流系统                                                                              圆盘形成的涡流系统


涡流系统的横剖面
(模型实验照片 )



 


  静态涡流混合器的混合原理是给流体一定目标值的冲击力,从而形成涡流,在涡流区内部通入氨气,完成混合过程。主要是通过适当形状元件(比如:在带倾斜流动进气室的三角形表面或者在圆盘表面)而产生的前缘旋涡,在这些所谓的“旋涡诱导表面”上,固定而稳定的旋涡系统就会实现,可以称之为“驻涡”。其作用可以深达整个混合区。将氨喷射至形成的旋涡区,就可以利用旋涡的作用,实现氨与烟气的充分混合。










SCR反应器的位置





脱硝装置子系统和组件




还原剂种类

 SCR 脱硝技术的还原剂种类: 液氨, 氨水, 尿素





SCR技术-无水氨系统





尿素热解工艺的反应:

CO(NH2)2 → NH3 + HNCO

尿素 → 氨 + 异氰酸

HNCO + H2O → NH3 + CO2
异氰酸 + 水 →  氨 + 二氧化碳



脱硝技术原理-尿素热解系统

  热解系统包括尿素制备系统、尿素溶液储罐、输送装置、计量分配装置、背压控制阀、热解室、高温风机、电加热器及控制装置等。
  尿素颗粒储存于储仓,由螺旋给料机输送到溶解罐里,用去离子水将干尿素溶解成55%质量浓度的尿素溶液,通过尿素溶液给料泵输送到尿素溶液储罐;尿素溶液经由输送装置、计量分配装置进入热解室内,与经由高温风机、电加热器输送过来的高温空气混合热解,生成NH3、H2O和CO2,分解产物与稀释空气混合均匀并喷入脱硝系统。




SCR技术-还原剂

  无水氨的运行费用最低,系统的造价比尿素系统低,比氨水系统高。 
  氨水的氨系统运行费用最高,氨水系统造价适中。 
  尿素系统的工程造价最高,运行费用中等。



催化剂


催化剂的分类


  按工作温度:高温型催化剂和低温型催化剂
  按用途:燃煤型和燃油、燃气型
  按载体材料:金属载体催化剂和陶瓷载体催化剂
  按原材料:铂系列、钛系列、钒系列及混合型系列 
  按结构:板式、波纹式蜂窝式。

催化剂类型

  


                     蜂窝式催化剂                                                                                        波纹板式催化剂


 板式催化剂


催化剂技术指标


催化剂使用寿命
  通常寿命>3年(一般氨泄漏量≥3ppm)
  判断催化剂使用寿命三条标准:NH3泄漏量
  机械形状破损程度
  脱硝效率指标
  催化剂比表面积(每立方米催化剂所拥有的反应面积m2/m3 )
  通常   m2/m3 =400~600
  空速(每小时处理烟气流量/催化剂容积)
  通常  燃煤 ≥ 4000Nm3/m3·h 
  燃油 = 6000~8000 Nm3/m3·h
  燃气 ≥ 10000 Nm3/m3·h
  面速(每小时处理烟气流量/催化剂截面面积)
  氨/氮摩尔比 NH3/NOx 




催化剂的寿命及其更换方案


  影响燃煤脱硝催化剂寿命因素:烟气成分、SO3、CO 含量和灰成分中As,Na,Ca,Cr。

  催化剂更换方案要求在保证脱硝效率和氨漏失指标的前提下充分利用催化剂残余活性。

  通常电站锅炉脱硝装置,反应器设计成可容纳三层催化剂,其中一层为预留层



SCR技术-催化剂更换




低温情况:
  负面影响
  在燃煤锅炉的正常运行条件下(即硫含量未超过平均水平),催化剂的允许最低温度为320°C 。在该情况下,脱硝效率降低,增加NH3逃逸量。

采用措施:
  省煤气旁路
  通过安装加热管再次预热烟气
  开启SCR旁路


高温情况:
  负面影响
  SO2/SO3的转化。SO3转化率随着温度的增加而增加,其转化率应控制在1%以下,这可以通过改变催化剂成分实现。另外,需要严格控制温度范围。
  SO3与自由氨(氨逃逸)和水反应生成NH4HSO4(ABS),对空预器(APH)产生严重的负面影响。
烟道钢材料和建筑支撑材料强度的减弱。此类物质强度的设计温度一般不高于400 ° C。
  采用措施:
    开启SCR旁路
    改进省煤气的控制
    利用冷烟气或风(昂贵、敏感)进行冷却或再循环

催化剂的运行及失效催化剂的处理方式

催化剂的清理
  催化剂上的积灰会增加压力损失,要利用吹灰器吹扫催化剂表面。可以采用蒸汽进行催化剂的吹扫,每天吹扫一次,还要经常检测反应器前、后端的压降,监测催化剂积灰情况,及时吹灰;
 催化剂的再生
  现场再生、场外活性恢复再生处理。催化剂的现场再生处理主要是采用物理清理的方法进行催化剂的再生,辅助采用化学再生方法;场外活性恢复再生处理是以化学方法为主进行催化剂再生处理的方法,辅助采用物理再生的方法 ;
 失效催化剂的处理
  催化剂寿命到期后,失效催化剂由催化剂生产厂家处理,由业主付给费用,催化剂生产厂带走回收活性物质,剩下不溶水物质处理后填埋。


NOx脱除率考核标准和方法
  采用CEM监测仪器在线测量,仪器测量原理是化学发光法。
NH3逃逸率考核标准和方法
  采用现场采样,离线化学分析方法,采用稀释采样法+大气质量分析技术测量氨逃逸率。 
SO2/SO3转化率考核标准和方法
  采用美国环保暑(US EPA)方法8(method 8 determination of sulfuric acid and sulfur dioxide emissions from stationary sources)。 
催化剂性能考核标准和方法
  借用催化剂生产厂催化剂性能测试方法。


脱硝技术工程案例 


工程案例:北京高井热电厂7号、8号炉烟气脱硝工程




  案例介绍: 北京高井热电厂2台燃煤锅炉(2×430t/h,7号、8号炉)的烟气脱硝工程,采用选择性催化还原法(SCR)脱硝装置以及与之配套的回转式空气预热器和相关烟风道的改造,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不小于80%(远期不小于90%)。目前#7炉,#8炉正处在稳定运行阶段,另外,#1,#2,#3,#4炉所使用的催化剂也是由我司供货,并且运行良好 


SCR典型工程方案及设计-100MW机组改造

技术指标

  反应器入口NOx:500~600mg/Nm3(6%O2,干)
  反应器出口NOx浓度:≤100mg/Nm3(6%O2,干)
  NH3/NOx:~1.0,NH3漏失:≤ 5ppm,催化剂寿命:≥24000h, SO2氧化率:1%

改造内容


  采用钒钛钨蜂窝状催化剂,反应器布置二层催化剂,预留一层;

  反应器高灰/热段布置;
  对多机组锅炉烟气脱硝的公用系统整体考虑,以降低改造费用;
  引风机、空气预热器、省煤器迁出或改造。


系统消耗指标(一台100MW机组锅炉脱硝)

  还原剂NH3消耗:~ 150 kg/h
  稀释空气用量: ~ 5000 kg/h
  系统电耗: ~ 300 kW,包括引风机改造增加的电耗
  水消耗: ~ 500 kg/min,氨系统喷淋时使用





产品技术 . SNCR 脱硝技术-有关概念

SNCR


  定义:将NH3、尿素等还原剂喷入锅炉炉内与NOx进行选择性反应,不用催化剂,因此必须在高温区加入还原剂。还原剂喷入炉膛温度为850~1100℃的区域,迅速热分解成NH3,与烟气中的NOx反应生成N2和水。该技术以炉膛为反应器。SNCR烟气脱硝技术受锅炉结构尺寸影响,脱硝效率一般为30%~60%,多用作低NOx燃烧技术的补充处理手段。采用SNCR技术,用尿素作为还原剂。

SNCR技术原理
  在850~1100℃范围内,NH3或尿素还原NOx的主要反应为:
  NH3为还原剂
  4NH3 + 4NO +O2 → 4N2 + 6H2O
  尿素为还原剂
  NO+CO(NH2)2 +1/2O2 → 2N2 + CO2 + H2O 


NCR 技术特点

  技术成熟可靠;
  还原剂有效利用率高;
  初次投资低;
  系统运行稳定;
  设备模块化,占地小;
  无副产品,无二次污染。
 
SNCR技术参数

  运行温度:850-1100℃
  脱硝效率:25~50%
  NH3/NOx摩尔比:与脱硝效率、NH3 逃逸量有关
  NH3逃逸量:<15ppm
  锅炉热耗影响率: < 0.5%
  锅炉烟气系统阻值增加值:无


脱硝SNCR技术-主要指标


  NH3/NOx摩尔比
  最大NH3逃逸量


  脱硝SNCR技术-系统组成



脱硝SNCR技术- SNCR在锅炉中的位置





脱硝SNCR技术-工艺原理图








脱硝SNCR技术-工程案例

阚山发电有限公司2×600MW机组脱硝工程




科研实力

  通过多年的努力和经营,公司现拥有来自于国家电站燃烧中心、中国科学院、哈尔滨工业大学等一批资深的技术骨干和专家,高工及硕士以上员工达到60%。同时,与众多国内、外专业的知名环保公司和科研院所建立了深度的技术交流和合作机制,有效地提升了公司的研发实力.
这些年,公司承接的许多脱硫、脱硝工程均获得了后评估优质工程,并获得发明专利。
  公司的发展战略是:对内我们将一如既往的加强自身实力,对外我们将积极加强合作和交流,在提升自身技术实力的同时,通过工程实施完善技术的领先性和创新性,努力将企业打造成一个技术领先、实力雄厚、以节能减排和新能源技术为主的国内一流环保公司。



 
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