烟气脱硝技术培训概要

1、烟气脱硝技术培训概要第一节 低NOx燃烧技术据统计，目前人为排放的NOx90%以上来自于矿物燃料的燃烧过程，如煤、石油、天然气等等。随着人类生产活动和社会活动的增加，特别是自工业革命以来，由于大量燃料的燃烧、工业废气和汽车尾气的排放，使大气环境质量日益恶化，到现在已是非治不可。在各类大气污染物中，燃煤产生的污染最为严重，属不清洁能源。燃煤产生的SO2和NOx污染控制是目前我国大气污染控制领域最紧迫的任务。国外发达国家早已把对NOx的控制放到防治酸雨的首位，纷纷制定严格的火电厂NOx排放浓度标准（如欧盟的NOx排放浓度标准为200400mg/ m3）。我国火电工业每年耗煤近5.3亿吨，环保压力非

2、常巨大。2004年国家新的大气排放标准实施后，对火电厂氮氧化物排放要求有了大幅度的提高，制定了火电厂NOx排放浓度标准（分为三个时段），NOx排污收费标准为0.63元/kg。一燃烧过程中NOx的生成机理“热力”NOx氮气氧化N2+O2=2NONO+1/2O2=NO2影响“热力”NOx的主要因素是温度、氧气浓度和停留时间。“快速”NOx碳化氢燃料过浓时燃烧在温度低于2000K时，NOx的形成主要通过CH-N2反应，即“快速”NOx途径。当温度升高，“热力”NOx比重增加。影响“热力”NOx的主要因素是CH原子团的浓度及其形成过程、N2分子反应生成氮化物的速率、氮化物间相互转化率。通常情况下，在不

3、含N的CH燃料低温燃烧时，才重点考虑“快速”NOx。与“热力”NOx和“燃料”NOx相比，它的生成要少得多。“燃料”NOx燃烧时有机物中的原子N分解出来并生成NOx燃料氮转化成NOx的量主要取决于空燃比，较少依赖于反应温度。当燃料中氮的含量超过重量的0.1%时，化学地结合在燃料中的N转化成NOx的量就越来越占主要地位。煤、重油和其它高N燃料，“燃料”NOx的形成是主要的。(4)煤燃烧过程中NOx的生成煤粉燃烧过程中生成的NOx大部分是“燃料”NOx。煤中的N生成NOx是通过挥发分中N的气相氧化和碳中的N多项氧化两个途径。煤中的N在挥发分中和在碳中的比例与热解速度有关。温度低时，绝大部分N留在碳

4、中；温度高时，70%90%的氮在挥发分中，此时“燃料”NOx主要来自挥发分中的氮。一些研究数据表明，在贫燃料燃烧时挥发N生成NOx中的57%61%，而在富燃料时，这个比例迅速降低，使碳中N的多相氧化成为NOx的主要来源。挥发分N向NOx的转化对于空燃比很敏感，通过合理调节燃烧过程形成富燃料区，可以大大减少这种转化。基于以上特点，减少燃煤生成的NOx，主要是设法建立富燃料区，使燃料N在其中尽可能多地挥发，在贫氧、富燃料条件下使易氧化的燃料N转化为稳定无害的N2。二低NOx燃烧技术低NOx燃烧控制主要是抑制和减少锅炉燃烧过程中的NOx的产生，有以下几种形式：低氧燃烧、排气循环燃烧、注入水蒸气或水、

5、二级燃烧、浓淡燃烧、分段燃烧、降低空气比等。其中效果最好的是二级燃烧和浓淡燃烧。燃烧控制能减少20%50%的NOx生成，技术简单，不占地，费用较低。但是进一步提高NOx的脱除率很难，不能满足环保标准的提高，而且低NOx燃烧通常伴随的是燃烧效率降低，不完全燃烧损失增加，煤耗增加。同时会使飞灰特性发生变化，影响灰渣的凝硬性及烧失量，给电厂灰渣的综合利用带来影响。要进一步降低烟气中NOx的浓度，当前脱硝最有效、技术最成熟的方法就是燃烧后控制即烟气脱硝。第二节 选择性催化还原烟气脱硝技术选择性催化还原（SCR）烟气脱硝技术，是20世纪80年代初开始逐渐应用于燃煤锅炉烟气脱除NOx，是目前世界上应用最多

6、而且最有成效的烟气脱硝技术。一SCR工艺流程和过程化学（一） SCR工艺流程选择性催化还原是基于在催化剂的作用下，喷入的氨把烟气中的NOx还原成N2和H2O。还原剂以氨为主。催化剂有板式和蜂窝式两类。SCR反应器置于锅炉之后，如下图所示。高粉尘低粉尘尾部设置 第一种布置的优点是进入反应器烟气的温度达到300400，多数催化剂在此温度范围内有足够的活性，烟气不需要加热可获得好的NOx脱除效果。但催化剂处于高尘烟气中，寿命会受下列因素影响：（1）飞灰中K、Na、Ca、Si、As会使催化剂污染或中毒；（2）飞灰磨损反应器并使蜂窝状催化剂堵塞；（3）烟气温度过高会使催化剂烧结或失效。第二种布置的优点是

7、催化剂不受飞灰的影响。但需高温电除尘器。第三种布置若SCR反应器置于湿式FGD系统之后，催化剂既不受飞灰的影响，也不受SO3等气态毒物的影响，但由于烟温较低，一般需用气-气换热器或采用燃料气燃烧的方法将烟气温度提高到催化还原反应所必须的温度。在工业应用中常常采用第一种布置。整个SCR烟气脱硝系统分为两大部分，即SCR反应器系统（反应器、催化剂、氨喷射器等）和液氨存储及供应系统（氨压缩机、液氨储罐、蒸发器、缓冲罐、稀释槽等）。SCR系统设置分有烟气旁路和没有烟气旁路两种。如有旁路，SCR反应器中烟气的温度可通过调节经过省煤器的烟气与通过旁路烟气的比例来控制。氨喷射器（AIG）的安装位置在SCR反

8、应器的上部以保证喷入的氨与烟气充分混合。（二） SCR过程化学SCR的化学反应机理比较复杂，但主要的反应是NH3在一定的温度和催化剂的作用下，有选择地把烟气中的NOx还原为N2。4NH3+4NO+O2>4N2+6H2O （A） 4NH3+2NO2+O2>3N2+6H2O （B）上面第一个反应是主要的，因为烟气中几乎95%的NOx是以NO的形式存在的。在没有催化剂的情况下，上述化学反应只在很窄的温度范围内（980左右）进行，即选择性非催化还原（SNCR）。通过选择合适的催化剂，反应温度可以降低，并且可以扩展到适合电厂实际使用的290430范围。催化剂中最常用的金属基含有氧化钒、氧化钛

9、。在反应条件改变时，还可能发生以下副反应：4NH3+3O2>2N2+6H2O （1）2NH3>N2+3H2 （2）4NH3+5O2>4NO+6H2O （3）发生NH3分解的反应式（2）和NH3氧化为NO的反应式（3）都在350以上才进行，450以上才激烈起来。在一般的选择性催化还原工艺中，反应温度常控制在300400，因此NH3氧化为N2的副反应式（1）很难发生。NH3和NOx在催化剂上反应的主要过程为：1. NH3通过气相扩散到催化剂表面；2. NH3由外表面向催化剂孔内扩散；3. NH3吸附在活性中心上；4. NOx从气相扩散到吸附态NH3表面；5. NH3和NOx反应生

10、成N2和H2O；6. N2和H2O通过微孔扩散到催化剂表面；7. N2和H2O扩散到气相主体。由上述反应过程可知，反应式（A）和式（B）主要是在催化剂表面进行的，催化剂的外表面积和微孔特性很大程度上决定了催化剂的反应活性，上述7个步骤中，速度最慢的为控制步骤。二SCR脱硝效率的主要影响因素在SCR脱硝工艺中，影响脱硝效率的主要因素是反应温度、反应时间、催化剂性能、NH3/NOx摩尔比等。（一） 反应温度的影响低温催化剂 中温催化剂脱硝率(%) 催化剂厚度 反应温度(°C)反应温度对脱硝率有较大的影响。在300400范围内（对中温触媒），随着反应温度的升高，脱硝率逐渐增加，升至400时

11、，达到最大值（90%），随后脱硝率随温度的升高而下降。在SCR过程中温度的影响存在两种趋势，一方面是温度升高是脱硝反应速率增加，脱硝率升高；另一方面温度的升高NH3氧化反应开始发生，使脱硝率下降。因此，最佳温度是这两种趋势对立统一的结果。（二） NH3/NOx摩尔比对脱硝率的影响脱硝率(%)在310下，脱硝率随NH3/NOx摩尔比的增加而增加，NH3/NOx摩尔比小于0.8使，其影响更明显，几乎呈线形正比关系。该结果说明若NH3投入量偏低，脱硝率受到限制；若NH3投入量超过需要量，NH3氧化等副反应的反应速率将增大，从而降低脱硝率，同时也增加了净化气中未转化NH3的排放浓度，造成二次污染。（三

12、） 接触时间对脱硝率的影响在310下和NH3/NOx摩尔比为1的条件下，脱硝率随反应气与催化剂的接触时间t的增加而迅速增加，t增至200ms左右时，脱硝率达到最大值，随后脱硝率下降。这主要是由于反应气体与催化剂的接触时间增加，有利于反应气体在催化剂微孔内的扩散、吸附、反应和产物气的解吸、扩散，从而使脱硝率提高。但是，若接触时间过大，NH3氧化反应开始发生，使脱硝率下降。（四） 催化剂中V2O5含量对脱硝率的影响催化剂中V2O5含量的增加，催化效率增加，脱硝率提高，但是，V2O5含量超过6.6%时，催化效率反而下降，这主要由于V2O5在载体TiO2上的分布不同造成的。当V2O5含量在1.4%4.

13、5%时，V2O5均匀分布于TiO2载体上，并且以等轴聚合的V基形式存在；当V2O5含量为6.6%时，V2O5在载体TiO2上形成新的结晶区V2O5结晶区，从而降低了催化剂的活性。三SCR催化反应器的设计催化剂和反应器是SCR系统的主要部分。几乎所有的催化剂都含有少量的氧化钒和氧化钛，因为它们具有较高的抗SO3的能力。催化剂的结构、形状随它的使用环境而变化。为避免被颗粒堵塞，蜂窝状、板式催化剂部件都是常用的结构，而最常用的是蜂窝状，因为它不仅强度好，而且容易清理。为了使被飞灰堵塞的可能性减到最小，反应器都要垂直放置，并使烟气由上而下流动。此外，还可用吹灰器来防止颗粒的堆积。SCR系统的性能主要由

14、催化剂的质量和反应条件所决定。在SCR反应器中催化剂体积越大，脱硝率越高同时氨的逃逸率也越低，然而SCR工艺的费用也会显著增加，因此，在SCR系统的优化设计中，催化剂体积是一个很重要的参数。在给定脱硝率和氨逃逸率的情况下，所需的催化剂的体积是由NOx的入口浓度所确定的；而当NOx的入口浓度和氨逃逸率一定时，所需的催化剂的体积则依赖于系统所需要的脱硝率。催化剂的体积也取决于催化剂的可靠寿命，因为催化剂的寿命受很多不利因素的影响，如中毒和固体物的沉积。对SCR系统进行优化设计则需考虑在催化反应器的入口处合理分布烟气和氨。研究表明导流板、混合器、氨喷射器和烟道等对SCR系统产生影响。在最初的催化剂体

15、积的设计中也应考虑适当放大催化剂的量，同时还要考虑反应器中有效区域的变化。研究发现反应器中有些部位的温度常偏离设计温度从而导致脱硝率的改变，因此，催化反应器的设计通常在平均温度值的±15范围内进行，气流的入口装置应设计可使烟气各断面上相等。催化反应器的设计还要考虑气流的不均衡的扩散速度。对一个给定的脱硝率来说，NH3/NOx摩尔比不应超过理论值的±5%以上。过大的偏离会降低脱硝反应，导致氨逃逸率增大，并需要更大的催化剂体积。催化剂的寿命决定着SCR系统的运行成本。催化剂置换费用约占系统总价的50%。目前催化剂的寿命一般为23年。第三节 国华太仓2×600MW机组烟

16、气脱硝项目一基本设计原则本脱硝工程安装脱硝装置的机组规模为2×600MW。安装两套处理100% 烟气量的脱硝装置。脱硝工艺采用选择性催化还原脱硝法（SCR）。脱硝效率90%。脱硝装置不设省煤器旁路和反应器旁路。脱硝还原剂采用无水液氨。装置设计寿命为30年，与对应的主机寿命一致。系统可用率95%。 锅炉主要参数2×600MW锅炉主要设备参数设备名称参数名称单位参数锅炉型号上海锅炉厂、超临界、中间再热、控制循环、四角切园、喷燃、固态排渣、露天布置、煤粉锅炉BMCR工况最大连续蒸发量t/h1913过热蒸汽压力MPa(g)25.4过热蒸汽温度571省煤器出口烟气量m3/h44878

17、85省煤器出口烟气温度378省煤器烟气平均流速m/s9.85空气予热器型式回转式传热面积m2出口烟气温度129入口空气温度23/27出口空气温度323/337除尘器室数/电场数2/4除尘效率%99.75引风机型式静叶可调轴流式AN35e6数量运行方式2台并联风机入口体积流量（BMCR）m3/s2×414.72风机入口温度122风机全压升Pa4006风机轴功率kW1941烟囱型式单筒钢筋混凝土结构承重、双钢内筒，出口直径2×6m，高度240m 煤质及耗煤量根据电厂提供的资料，2×600MW机组锅炉的设计煤种为神府煤, 校核煤种为山西晋北煤，煤质分析及燃煤消耗量见下表

18、。煤质分析资料项目符号单位设计煤种校核煤种1神府煤晋北煤全水份Mt%13.08.80空气干燥基水份Mad%7.809.19挥发份Vdaf%33.6423.0收到基灰份Aar%1527.95收到基水份Mar%14.009.61收到基碳Car%57.3352.25收到基氢Har%3.623.02收到基氧Oar%9.946.36收到基氮Nar%0.700.98收到基硫St.ar%0.410.64哈氏可磨度HGI56>60原煤冲刷磨损指数Ke收到基高位发热量Qar.grMJ/kg收到基低位发热量QKJ/kg2180519988煤炭消耗量表(1台炉)机组用煤单位设计煤种 校核煤种1小时耗煤量t/h

19、237.35273.63日耗煤量（20h）t/d47475472.6年耗煤量(5000h)t/a11867501368150 煤灰成分分析表2.7-1煤灰分析项目符号单位设计煤种校核煤种1二氧化硅SiO2%36.7150三氧化二铝Al2O3%13.9930.38三氧化二铁Fe2O3%11.368.83氧化钠Na2O%1.282.56氧化钾K2O%1.282.56氧化钙CaO%22.923.64氧化镁MgO%1.280.92三氧化硫SO3%9.31.08二氧化钛TiO2%0.781.46二氧化锰MNO2%其他%可磨性系数HGI5660灰变形温度DT0C11161319灰软化温度ST0C11561

20、359灰流动温度FT0C11961399其中CaO最高含量可达28%，砷最高含量可达10ppm。二 脱硝工程基本设计方案设计基础参数（1）煤种及煤质设计和校核煤种的煤质及灰成分分析见第二章（2）电厂主要设备及参数电厂主要设备及参数见第二章（3）SCR入口烟气参数SCR入口烟气参数：设计煤种条件（实际含氧量，湿态）项目单位BMCR75%MCR50%MCR烟气流量m3/h448788534645012394016烟气流量Kg/s685.932553.303405.085烟气温度378350315含尘量（除尘器入口）g/m311.76过剩空气系数1.21.241.3SCR入口烟气参数：校核煤种条件（

21、实际含氧量，湿态）项目单位BMCRBRL烟气流量m3/h45005924278623烟气流量Kg/s686.352657.989烟气温度379374含尘量（除尘器入口）g/m323.43过剩空气系数1.21.2烟气成分设计煤种，过剩空气系数afo 1.2时：名称单位设计煤种校核煤种1N2体积百分比73.3174.11O2体积百分比3.8943.934CO2体积百分比13.82613.904SO2体积百分比0.037090.06389水蒸汽体积百分比8.9307.988合计100.000100.000脱硝场地及总体布置整个SCR烟气脱硝系统分为两大部分，即SCR反应器和液氨存储及供应系统。液氨储

22、存及供应系统布置2×600MW机组脱硝工程设计采用一套氨储存及供应系统。氨储存和供应系统设备占地约1500（44×34）m2，符合安全区域要求。 SCR反应器布置SCR反应器布置在锅炉省煤器与空预器之间，每台锅炉设两个反应器，垂直气流。每个反应器设三层催化剂，其中一层备用。吹扫装置：声波吹灰器（DC-75），第一层4只，第二层5只，第三层5只(预备层安装时再配)。每台炉的两个SCR反应器、连接烟道以及检修维护通道等占地约600m2，将炉后烟道支架的土建框架加高增设平台作为SCR装置布置场地。每套SCR反应器部分包括两个反应器本体、连接烟道及工艺管道，为了SCR装置布置合理，

23、将7#、8#炉烟道支架的土建框架统一作了修改。SCR反应器的尺寸为(长×宽×高15020×10200×18175)，两个反应器紧密布置在主体工程烟道支架的土建框架顶部，标高24.5m，该层为反应器的钢支架支腿的支撑面，为大平台结构，也是反应器安装和检修平台。氨喷射和混合系统的设计布置方案氨与空气的混合器设置在24.5米的平台处；氨与烟气的混合装置（AIG）设置在膨胀节后的进口烟道上，见下图工艺系统液氨从液氨槽车直接送入液氨储槽，再经过蒸发槽蒸发为气态氨后通过氨缓冲槽和输送管道进入锅炉区，通过与空气均匀混合后由分布导阀进入SCR反应器，SCR反应器设置于空

24、气预热器上游，气氨进入SCR反应器的上方，通过一种特殊的喷雾装置和烟气均匀分布混合，混合后，烟气通过反应器内触媒层进行还原反应，并完成脱硝过程。脱硝后的烟气再进入空气预热器继续进行热交换。设计参数表序号项目单位规范1型式选择性催化还原(SCR)2燃料烟煤3SCR反应器数量套2×2（1炉配2反应器）4触媒类型耐磨型陶瓷纤维板蜂窝式5烟气流量Nm3/h 2×18820166反应器入口烟气参数烟气温度378SO2浓度mg/Nm31700NOx浓度mg/Nm3500烟尘浓度g/Nm311.768反应器出口NOx浓度mg/Nm3100509反应器压力kPa8.7+ 4.59SCR装置

25、压降Pa<100010脱硝效率%809011氨消耗量kg/h64472412每个反应器尺寸长*宽*高15020×10200×1817513脱硝剂氨14氨的逃逸率Vol ppm315NH3/NOx0.80.916SO2/SO3转化率%117烟气速度m/s5 工艺系统描述电厂烟气脱硝SCR工艺系统包括氨储存及供应系统和脱硝反应系统两部分组成。下图为SCR工艺原则性系统图。液氨储存及供应系统（详见附图氨储存及供应P&ID图）液氨储存和供应系统包括氨压缩机、液氨储槽、液氨蒸发槽、氨气缓冲槽及氨气稀释槽、废水泵、废水池等。此套系统提供氨气供脱硝反应使用。液氨的供应由液氨

26、槽车运送，利用液氨卸料压缩机将液氨由槽车输入液氨储槽内，储槽输出的液氨在液氨蒸发槽内蒸发为气氨，经气氨缓冲槽送达脱硝系统。系统紧急排放的气氨则排放至气氨稀释槽中，经水的吸收排入废水池，再经由废水泵送至废水处理厂处理。液氨储存和供应系统的控制在主体机组的DCS上实现，就地也同时安装了MCC手操。脱硝还原剂用量脱硝剂用量表脱硝剂无水液氨（99.6%）（按90%效率计算）消耗量（kg/h）724消耗量(t/d)17.376储存量(t/7天)121.632（按80%效率计算）消耗量（kg/h）644消耗量(t/d)15.456储存量(t/7天)108.192注：以上计算基于如下前提：1）按2台机组计算2）标准烟气量为1882016 Nm3/h3）入口氮氧化物浓度为 500mg/Nm34）氨泄露率为3 ppm5）储存容量按7天考虑6）脱硝效率90%催化剂针对大型燃煤电厂烟气脱硝工程，日立造船NOXNON700 S-3型脱硝催化剂，其催化剂形状为陶瓷质地的三角间距的蜂窝状，主要成分为 Ti-V