1、火電廠煙氣脫硝技術介紹 據統計,我國大氣污染物中NOx 60 %來自于煤的燃燒, 其中, 火電廠發電用煤又占了全國燃煤的70%。2000 年我國火電廠氮氧化物排放量控制在500萬t 左右,按照目前的排放控制水平,到2020 年,氮氧化物排放量將達到1 000 萬t 以上。 面對嚴峻的環保形勢,我國于1991 年制定了第一部火電廠污染物排放標準,在此后的12 年間,歷經兩次修訂(1996 版和2003 版) ,排放標準日益嚴格。2004 年,國家允許的氮氧化物最高排放濃度(標準狀態,下文稱為標) 為450 mg/ m3 (V daf > 20 %) 。此排放限值已接近于目前爐內低氮燃燒技術

2、所能達到的最高水平,若要進一步降低NOx 的排放濃度,只有安裝煙氣脫硝系統。1 脫硝技術概況1.1 NOx 的形成機理 NOx 是NO 和NO2 的統稱,燃煤電廠煙氣中的NOx 主要是煤燃燒產生的。通常,燃燒生成的NOx 由超過90 %的NO 和小于10 %的NO2 組成。依據氮氧化物生成機理,可分為熱力型、燃料型和快速型NOx 3類,其中快速型NOx 生成量很少,可以忽略不計。 熱力型NOx 是指當爐膛溫度在1 350 以上時,空氣中的氮氣在高溫下被氧化生成NOx ,當溫度足夠高時,熱力型NOx 可達20 %。 燃料型NOx 指的是燃料中的有機氮化物在燃燒過程中生成的NOx ,其生成量主要取

3、決于空氣燃料的混合比。燃料型NOx 約占NOx 總生成量的75%90%。1.2 低NOx 燃燒技術 對應NOx 的兩種主要生成機理,爐內脫硝技術主要從兩方面入手降低NOx 生成:(1) 降低爐內燃燒溫度以減少熱力型NOx 生成; (2) 營造煤粉著火區域的還原性氣氛以減少燃料型NOx 生成。在具體的應用上,往往是兩種技術的綜合,既降低燃燒溫度,又降低著火區域的氧氣濃度。低NOx 燃燒技術主要包括低氧燃燒、分級燃燒、煙氣再循環、采用低NOx 燃燒器等。通過采用爐內低NOx 燃燒技術,能將NOx 排放濃度降低30 %60 %左右。各種爐內低NOx 燃燒技術均涉及爐膛燃燒的安全問題或效率問題,故低N

4、Ox燃燒技術存在局限性,其可降低NOx 排放濃度(標) 至400 mg/ m3 左右。1.3 煙氣脫硝工藝 由于爐內低氮燃燒技術的局限性,使得NOx 的排放不能達到令人滿意的程度,為了進一步降低NOx 的排放,必須對燃燒后的煙氣進行脫硝處理。目前通行的煙氣脫硝工藝大致可分為干法、半干法和濕法3 類。其中干法包括選擇性非催化還原法( SNCR) 、選擇性催化還原法(SCR) 、電子束聯合脫硫脫硝法;半干法有活性炭聯合脫硫脫硝法;濕法有臭氧氧化吸收法等。 在眾多脫硝方法當中,SCR 脫硝工藝以其脫硝裝置結構簡單、無副產品、運行方便、可靠性高、脫硝效率高、一次投資相對較低等諸多優點,在日本和歐美得到

5、了廣泛的商業應用。2 SCR 工藝 SCR 技術是在上世紀70 年代末和80 年代初首先由日本發展起來的,其后迅速在歐洲國家和美國得以推廣,其反應方程式如下:SCR 裝置主要由脫硝反應劑制備系統和反應器本體組成。通過向反應器內噴入脫硝反應劑N H3 ,將NOx 還原為氮氣。由于此還原反應對溫度較為敏感,故需加入催化劑,以滿足反應的溫度要求,增強反應活性。2.1 SCR 系統布置 依據SCR 脫硝反應器相對于電除塵的安裝位置,可將SCR 分為高含塵和低含塵兩類(圖1 、圖2) 。 采用高含塵工藝時,SCR 反應器布置在省煤器和空氣預熱器(空預器) 之間。其優點是煙氣溫度高,滿足了催化劑活性要求;

6、缺點是煙氣中的飛灰含量高,對催化劑的防磨損和防堵塞的性能要求較高。對于低含塵工藝,SCR 布置在煙氣脫硫系統( FGD) 之后、煙囪之前。此時雖然煙氣中的飛灰含量大幅減少,但為了滿足催化劑活性對反應溫度的要求,需要安裝蒸汽加熱器和煙氣換熱器( GGH) ,系統復雜,投資增加,故一般選擇高含塵工藝。2.2 催化劑 催化劑也稱觸媒,其材料一般以TiO2 為載體,并摻入V2O5 和WO3 等活性成分。催化劑的活性溫度范圍從280 400 不等。從結構上分類,催化劑有蜂窩式和板式兩種,蜂窩式催化劑具有模塊化、比表面積大、全部由活性材料構成的優點,而板式催化劑不易積灰,對高塵環境適應力強、壓降低、比表面

7、積小。兩種型式的催化劑工藝都比較成熟、應用業績良好。為了防止催化劑堵灰,一般在反應器內設置蒸汽吹灰系統。催化劑壽命一般大于16 000 h ,有些催化劑可以再生,但催化劑的更新費用或再生費用較為昂貴。 圖1 SCR 高含塵工藝流程 圖2 SCR 低含塵工藝流程 板式催化劑較蜂窩式便宜,但反應接觸面積較蜂窩式小,故所需布置的催化劑的量更多,綜合比較,二者總投資差別不大。 項目平板式蜂窩式壓降小大活性相當相當阻塞問題不易阻塞易阻塞催化劑組成TiO2 里有不銹鋼骨架基材全是TiO2催化劑體積(同等條件下) 大小價格低高可靠性很可靠可靠反應器體積小大。2.3 制氨系統 在SCR 系統中,靠氨與NOx

8、反應達到脫硝的目的。穩定、可靠的氨系統在整個SCR 系統中是不可或缺的。制氨一般有尿素、純氨、氨水等3 種方法。 (1) 尿素法：典型的用尿素制氨的方法為即需制氨法(AOD) 。運輸卡車把尿素卸到卸料倉,干尿素被直接從卸料倉送入混合罐。尿素在混合罐中被攪拌器攪拌,以確保尿素的完全溶解,然后用循環泵將溶液抽出來。此過程不斷重復,以維持尿素溶液存儲罐的液位。從儲罐里出來的溶液在進入水解槽之前要過濾,并要送入熱交換器吸收熱量。在水解槽中,尿素溶液首先通過蒸汽預熱器加熱到反應溫度,然后與水反應生成氨和二氧化碳,反應式如下: 尿素制氨法安全無害,但系統復雜、設備占地大、初投資大,大量尿素的存儲還存在潮解

9、問題。 (2) 氨水制氨法：通常將25 %的氨水溶液(20 %30 %) 置于存儲罐中,然后通過加熱裝置使其蒸發,形成氨氣和水蒸汽。可以采用接觸式蒸發器和噴淋式蒸發器。氨水法較純氨更為安全,但其運輸體積大,運輸成本較純氨高。 (3) 純氨法：液氨由槽車運送到液氨貯槽,液氨貯槽輸出的液氨在氨氣蒸發器內經40 左右的溫水蒸發為氨氣,并將氨氣加熱至常溫后,送到氨氣緩沖槽備用。緩沖槽的氨氣經調壓閥減壓后,送入各機組的氨氣/ 空氣混合器中,與來自送風機的空氣充分混合后,通過噴氨格柵(AIG) 之噴嘴噴人煙氣中,與煙氣混合后進入SCR 催化反應器。純氨屬于易燃易爆物品,必須有嚴格的安全保障和防火措施,其運

10、輸、存儲涉及到國家和當地的法規及勞動衛生標準。 上述3 種物質消耗的比例為:純氨:氨水(25 %) :尿素= 1 4 1. 9 。3 種制氨方法的比較見表2 。 由表2 可見,使用尿素制氨的方法最安全,但投資、運行總費用最高;純氨的運行、投資費用最低,但安全性要求較高。氨水介于兩者之間。 對于單機容量為600 MW 的燃煤機組,在省煤器出口NOx 濃度(標) 為500 mg/ m3 ,脫硝率為80 %的情況下,脫硝劑耗量大致如表3 所示。2.4 旁路 設置SCR 旁路(從SCR 入口到SCR 出口) 有利有弊。若設置SCR 旁路,可以在鍋爐低負荷時減少SCR催化劑的損耗,并且有利于SCR 的檢

11、修,但旁路增壓擋板的密封問題和積灰問題嚴重,投資、運行和維護費用較高。是否設置SCR 旁路,主要依據鍋爐冷起動的次數,若每年58 次,則無需旁路,否則,推薦設置旁路。 此外,關于從省煤器入口到SCR 入口的小旁路,其作用是當鍋爐低負荷運行時,提高進入SCR 的煙氣溫度。這種省煤器旁路流量一般設計為鍋爐ECR 工況下總煙氣流量的10 % ,但設置省煤器旁路將減少省煤器吸熱,影響鍋爐主蒸汽溫度和再熱蒸汽溫度。對于已投產的電站鍋爐加裝SCR ,此方案將改變鍋爐的整體包覆、鋼架、門孔布置等。另外,鍋爐在低負荷時NOx 濃度相應較低,SCR 裝置在低負荷時可以停止噴氨,僅作煙氣通道使用。因此,對于很少低

12、負荷運行的燃煤電站,可不用設置省煤器煙氣調溫旁路。2.5 灰斗設置 在鍋爐BMCR 工況下,省煤器出口煙氣流速約為10 m/ s ,省煤器灰斗除灰占總灰量的5 %。SCR 反應器內煙氣流速約為(46) m/ s ,勢必形成一定的積灰。為保證SCR 內催化劑的催化效果,在SCR 內配置的吹灰器將會把積灰吹入空預器。因此,在保留省煤器灰斗的基礎上,應考慮在SCR 后布置灰斗。逃逸的氨(氨的逃逸率一般控制在3L/ L 以下) 在230 時與SO3 產生化學反應形成N H4 HSO4 ,N H4 HSO4 具有粘性,在空預器內會形成堵灰和腐蝕,SCR 灰斗的設置可以減少進入空預器內的灰量,對空預器的安

13、全運行有利。2.6 其它2.6.1 脫硝裝置的預留 與脫硫系統相對獨立的特點不同,脫硝裝置與鍋爐本體及爐后輔機的關聯度較大,因此,已投產電站加裝SCR 脫硝裝置主要存在以下問題。 (1) 空預器的更換。加裝SCR 之后,N H3 與SO2反應生成粘結性強、腐蝕性強的化合物N H4 HSO4 ,為此,空預器必須針對N H4 HSO4 重新選材。 (2) SCR 的空間位置與SCR 載荷問題。高含塵工藝SCR 反應器布置在省煤器與空預器之間,一般沒有安裝SCR 之前,省煤器與空預器之間的空間位置較為緊湊,而SCR 反應器尺寸約為20 m ×10 m ×10 m ,重量約為1 0

14、00 t 。因此,需在爐后設置獨立SCR 鋼架,這就涉及到SCR 鋼架與鍋爐本體鋼架的傳力、鍋爐本體鋼架的斜撐調整和重新校核等問題。 (3) 引風機壓頭增大。加裝SCR 之后,系統阻力約增加1. 5 kPa ,導致引風機需增加相應的壓頭。此外,還存在煙道和電除塵器負壓增加之后強度的重新校核問題。2.6.2 投資 硫系統相比,脫硝系統相對較為簡單,國外SCR 裝置每千瓦投資大于相應的脫硫系統。脫硝裝置的主要成本在于催化劑,催化劑價格約為(5 0008 000) 美元/ m3 。總脫硝系統投資,因脫硝效率不同而異,初投資約為(3045) 美元/ kW。2.6.3 安裝SCR之后的系統優化 設置脫硝

15、裝置之后,氮氧化物排放量與落地濃度均大幅降低,因此可以考慮取消脫硫系統中的重要部件煙氣再熱器( GGH) ,以降低初投資并減少今后電廠的運行費用。此外,在西方發達國家尤其是德國,煙氣在脫硝、除塵和脫硫之后,所含污染物大幅降低,不少電廠取消了二百多米高的煙囪,取而代之的是利用循環水冷卻塔排放煙氣。實踐證明,這種具有煙塔合一功能的冷卻塔的熱抬升高度及其煙氣擴散效果與煙囪相當。 重慶凌卡產品體系結構 重慶凌卡公司已成功研發了1個系列3種型號的在線分析系統，1個系列2種型號的樣氣處理系統，5個系列29種型號的樣氣處理部件，初步形成在線氣體分析樣氣處理新的技術體系。 樣氣處理部件配套推薦氣體取樣探頭：LKP102型次高溫取樣探頭 LKP103E型安全取樣探頭 LKP104E型蒸汽噴射取樣探頭 LKP105型可拆式化工取樣探頭 LKP106型整體式取樣探頭 LKP107型內置過濾器取樣探頭 LKP108型直通式取樣探頭組合式高效水冷卻分離器：LKP201型氣水分離器 LKP204型組合式水洗分離器 LKP205型高效水冷分離器 LKP306型組合式水冷凝結分離器 LKP307型組合式除霧過濾分離器 LKP307A型組合式除霧過濾分離器（防腐型）膜式過濾器：LKP301型超高效膜式過濾器 LKP302型超高效膜式過濾器 LKP30