锅炉烟气脱硝

锅炉烟气脱硝（精选十篇）

锅炉烟气脱硝 篇1

我国目前对污染物的排放有了更严格的标准, 每个企业在环保方面都面临着空前的压力。目前, 由于同时脱硫脱硝技术具有开发技术简单, 运行成本低, 以及良好的处理废气性能, 已经成了当今主流的技术并在锅炉行业中广泛应用。下面简单介绍这方面几种常见的技术。

1 炉内燃烧同时脱硫脱硝技术

这种技术的一个相同点是使用吸收剂脱除燃烧过程中产生的二氧化硫, 并通过调节锅炉内部的反应温度来减少氮氧化物的产生或者将还原剂 (氨气、尿素等) 喷淋到炉内使得氮氧化物被还原为可直接排放的氮气。

CFB同时脱硫脱硝技术是德国鲁奇公司所开发, 在特定条件下, 此工艺能够脱除97%的硫和94%的氮。炉膛石灰石/尿素喷射技术是将炉膛喷钙和选择性非催化还原 (SNCR) 相结合, 向炉内喷射钙基吸收剂和尿素溶液, 以此来实现脱硫脱硝。

2 湿法同时脱硫脱硝技术

湿法烟气脱硫脱硝技术是目前工业应用最广泛的, 技术成熟, 脱除效率高, 运行安全可靠。依照对一氧化氮的处理方式可以分为络合吸收法和氧化吸收法两种。

(1) 络合吸收法络合吸收法的基本原理是NO和过渡金属络合物反应形成金属亚硝酰化合物来提高其在水中的溶解度。常用的络合吸收剂是Fe (Ⅱ) EDTA和半胱氨酸亚铁。

Li Wang等[2]Fe (Ⅱ) EDTA/Na2SO3溶液同时吸收NO和SO2, 并研究了其应产物和反应机理, 通过研究发现, 当溶液p H=8时, NO的吸收效果最好。SO2能够提高NO的吸收效果, Na2SO3既可以调节溶液的p H, 又可以促进Fe (Ⅱ) EDTA洗手液的再生。Chang等总结出用含有巯基的亚铁络合剂脱除烟气的中NO。含有巯基的亚铁络合物其本身具有还原性, 能抑制N-S化合物的生成。Fe (Ⅱ) (Cy S) 2溶液吸收NO后生成二亚硝酰化合物, 半胱氨酸氧化物为胱氨酸。随后, 络合的NO被Cy S-和SO32-还原, 胱氨酸也还原为半胱氨酸实现络合物的再生, 继续下一个脱硫脱硝循环。周春琼等利用乙二胺合钴和尿素的水溶液为吸收液同时去除NO和SO2, 在特定条件下, 可以达到100%的效率。

(2) 氧化吸收法氧化吸收法是把烟气通入强氧化环境中, NO和SO2分别被氧化为NO2和SO3, 然后用碱液吸收NO2和SO3达到脱除的目的。经常使用的氧化剂有次氯酸钠、氯酸、臭氧和高锰酸钾等等。

3 干法同时脱硫脱硝技术

干法同时脱硫脱硝技术是在整个烟气净化过程中使用固态 (颗粒、粉末、蜂窝状等) 的吸附剂来除去其中的NO和SO2。全部的流程中没有水的参与, 避免了废酸和污水的处理等问题。净化后的烟气由于温度较高, 可以直接排放, 工艺简单, 能耗低。常用的技术有高能辐射化学法、固体吸附/再生法、臭氧法和光催化法。下面, 我们重点对固体吸附/再生法进行介绍。

固体吸附/再生法主要有炭基材料吸附法、NOxSO法、Cu O吸附法等。炭基材料吸附法又分为活性炭、活性焦和活性炭纤维三种方法。

活性炭具有较大的比表面积, 发达的孔隙结构。其原料来源广泛 (煤、石油、木质材料等) , 在整个脱硫脱氮过程中没有二次污染, 还能够循环再生。通过对活性炭表面基团进行改性, 能够大幅度提高对二氧化硫和氮氧化物等烟气成分的吸附能力。用硝酸改性活性炭表面官能团, 改性后的活性炭碱性官能团增加, 脱硫脱氮效果明显提高。

活性焦的强度比活性炭高, 但其比表面积比活性炭小。在使用过程对其加热再生, 相当于对活性焦进行再次活化, 其脱硫脱氮能力还能有所提升。

将活性炭 (焦) (AC) 与氧化铜结合, 能够制备出温度适宜的催化吸收剂, 克服了AC使用温度偏低和氧化铜体系温度偏高的缺点。刘守军[3]等人研究了Cu O/AC催化体系脱除烟气中的二氧化硫和氮氧化物的性能, 新型催化剂在活性及其温度范围方面比氧化铜/氧化铝体系更加优越。

通过结合炭纤维技术和活性炭技术发展起来了活性炭纤维技术, 和传统活性炭相比, 活性炭纤维不论在物理性能还是化学性能上都有的显著的提高。基于活性炭纤维表面纳米微孔的富集作用 (分子筛效应) , 其能够脱除抄底浓度的二氧化硫, 这是目前其他方法所不能达到的。

在众多的烟气脱硫脱硝技术中, 炭基材料拥有极好的吸附催化性能, 它是唯一能同时脱除烟气中多种污染物成分的材料, 发展这类技术, 对控制我国烟气的排放有着重大意义。

4 结语

由于锅炉烟气同时脱硫脱硝工艺的良好的经济性和灵活多变的选择性, 已经成为各国控制大气中二氧化硫和氮氧化物浓度的主要手段, 目前国内外的研究还不够系统, 我们当前更应该注重这方面的科研投资, 努力减小与发达国家之间技术力量的差距, 这对我国的经济建设具有深刻的意义。

参考文献

[1]岳涛, 韩斌杰, 左朋莱, 等.我国脱硫脱硝行业发展综述[D].2012中国环境科学学会学术年会论文集, 2012, (3) .

[2]Li Wang, Weining Zhao, Zhongbiao Wu.Simultaneous absorption of NO and SO2 by FeⅡEDTA combined with Na2SO3 solution.Chemical Engineering Journal.2007, (132) :227-232.

锅炉烟气脱硝 篇2

综合技改批复实施情况的说明

一、工程概况

根据国家对大气污染排放期限整改的规定，泸州北方公司现有2台130t/h锅炉烟气需进行脱硫脱硝除尘技改，使SO2、N0X排放指标符合GB13223-2011《火电厂大气污染排放标准》的排放标准。

本次项目批复总投资2778.56万元，投资构成：建筑工程费424.00万元；设备购置费1369.56万元；工艺设备安装工程费985.00万元。

工程建设范围包括100#污泥脱水楼、200#碳酸氢钠再生楼、综合楼三部分。其中：

（一）、100#污泥脱水楼，建筑面积：394m，建筑工程费143.00万元，设备购置费478.67万元，工艺设备安装费363.00万元，小计984.67万元。

（二）、200#碳酸氢钠再生楼，建筑面积：1551m，建筑工程费195.00万元，设备购置费697.79万元，工艺设备安装费417.00万元，小计1309.79万元。

（三）、综合楼，建筑面积：508 m，建筑工程费86万元，设备购置费193.10万元，工艺设备安装费205.00万元，小计484.10万元。

二、存在的主要问题 1、100#吸收塔，作为脱硫脱硝项目的核心设备未进入综合技改批复的项目中，而附属的吸收塔架部分又进入批复的项目中。原因为：100#吸收塔和塔架部分进行了公开招标，中标单位为新疆天之蓝公司，中标价448.80万元，评标时未发现，签订合同时才发现，该公司没有高空塔架设计、制造和安装资质，本应作为废标处理，重新招标。但公司还是继续与新疆天之蓝公司签订了吸收塔设计制造、安装合同(未包括高空塔架设计、制造和安装部分)，合同价382.00万元，导致中标价与合同价不一致，不符合招标投标法的规定。签订的合同为AB合同，集团备案的是北方公司与新疆天之蓝签订的合同，实际实施的合同是华西公司与新疆天之蓝签订的合同。

2、高空塔架和烟囱部分单独签订了一份包干合同388.7万元，其中塔架部分348.7万元，烟囱部分40.00万元，该部分没有进行公开招标就直接发包给了天培公司，属于应该招标而未招标的工程，违反了招标投标法的相关规定。

3、其他

⑴.综合楼仪表设备119万（成都微创）(2).控制楼高低压配电柜297万（重庆众恒）(3).200#离心机107万（重庆江北机械）

(4).高压、低压铠装阻燃电缆178.5万元（四川金瑞电工）均未进行公开招标，违反了招标投标法的相关规定。

4、华西自行组织招标的部分，没有招标的资料。

三、对问题的建议

（一）建议不符合招标投标法的部分进入自筹项目300#化肥联产工序楼中，符合规定的部分计入批复项目中。

（二）必须进入综合技改批复项目的部分，应进行公开招标而未进行公开招标的部分的合同进行重新完善，使其符合招标投标法的相关规定。

（三）华西自行组织招标的部分，没有招标的资料，应催促华西公司尽快查找补充相关资料。

（四）相关部门应加强对招标投标过程的监督，使工程项目严格按建设程序进行。

公司相关职能管理部门应尽快研究制定或完善针对以上风险的应对措施。

集中供热锅炉烟气脱硝技术的应用 篇3

中国重汽集团济南卡车股份有限公司设备动能部 250016；大连城建设计研究院有限公司 116021

摘要：进入21世纪以来，我国在科教文卫、公共服务等领域取得了辉煌成就，经济飞速发展的同时，环境形势日益严峻。就大气而言，主要的污染物是粉尘、SO2、CO2、氮的氧化物等。煤炭燃烧产生大量的硫氮化合物和CO等有毒气体，对环境影响极大。氮的氧化物已成为继粉尘和SO2之后燃煤锅炉环保治理的重点。集中供热锅炉烟气脱硝技术有待进一步提高。本文主要针对集中锅炉的烟气脱硝技术进行了研究，论述了集中锅炉的煙气脱硝中对锅炉的改造，分析了集中供热锅炉的烟气脱硝技术中 SCR 工艺技术的优化，并提出了尿素热解制氨技术，探讨了其控制策略的开发。

关键词：集中锅炉；烟气脱硝；SCR工艺技术；尿素热解制氨技术

前言

集中供热是指以热水或水蒸气为媒，由一或多个供热点通过供热网络向周边城市或乡镇住户提供热能的方式，是我国重要的基础设施之一。集中供热能够有效简化供热系统机构，精简人员，节约开支，提高供热效率。但同时带来严重的生态问题：煤炭集中燃烧使氮氧化物排放量迅速增加且聚积一处，容易形成区域性的酸雨和光化学烟雾，对城市建筑，乡镇树木的腐蚀侵害严重，甚至危害当地居民的身体健康。虽然国家制定了煤炭燃烧的污染物排放标准，但在实际生产中很难达标。因此，必须采取有效的烟气脱硝技术控制氮氧化物的排放，以缓解工业燃煤造成的大气污染形势。本文主要针对集中供热锅炉的烟气脱硝技术从以下几个方面进行了研究和探讨。

一、集中供热锅炉烟气脱硝中锅炉的改造

集中供热锅炉的烟气脱硝技术的实施首先要对供热锅炉进行改造，改变锅炉通风口和进料口的方向，完善锅炉的受热结构，保证SCR装置系统入口烟气温度能够满足290℃～410℃高温催化剂的工作温度，使SCR装置处于能够连续投运的状态。调整锅炉结构，还要对热力进行计算和研究，以锅炉的低负荷为基本标准，保证SCR装置在基本负荷标准的范围内，炉内温度处于正常水平。从而保证脱硝的运行和供热效率。

二、集中供热锅炉烟气脱硝技术中SCR工艺技术的优化

为解决SCR脱硝技术的的简单移植到集中供热锅炉中存在的SCR脱硝技术难以适应集中供热锅炉负荷和炉温频繁变化、无法达到持续稳定运行效果等问题，就必须对SCR工艺装置进行优化，以保证SCR脱硝技术的顺利实施，从而实现集中供热锅炉烟气脱硝的目的。

（一）SCR 工艺技术的原理分析

SCR工艺技术是目前应用最为广泛也是效果最为明显的烟气脱硝技术，主要采用选择性催化还原的方法来实现烟气脱硝。在具体实施中，烟气中的氮氧化物在催化剂的作用下，将氮氢化物作为还原剂，从而使得氮氧化物被还原成为不会造成大气污染的氮气和水。在反应中，

还原剂有选择性的与烟气中残留的氧气发生了反应。因此，SCR脱硝工艺技术被称为选择性催化还原法。在催化剂的选择上，也要注意催化剂的适当。适当的催化剂将直接决定烟气脱硝反应有效进行的温度范围，对于烟气脱硝的效果有着很大的影响。

（二）SCR脱硝工艺系统的物料平衡

SCR工艺系统的物料平衡是SCR工艺技术设计优化的可靠依据，要求模拟研究集中供热锅炉整个烟气脱硝过程，在建立物料平衡、能量平衡和化学反应平衡虚拟工程平台的基础上，根据基本设计条件的要求，计算出装置在不同负荷和工作状况下的系统物料平衡和消耗状况。

（三）SCR装置优化与数值的模拟

为保证集中供热锅炉烟气脱销的效率，要求烟气中的氮氧化物和还原剂必须混合良好并保持速度的均匀，这对于保证催化剂体积选择的经济和合适有着重要的意义。这就使得对各种负荷条件下的速度和氨分布的变化情况进行分析显得尤为重要。计算变负荷条件下流畅的数值能够促进烟道和导流叶片布置的优化，从而使得设定的目标能够在任何工作状况下都得以实现。受脱装置一般都置于集中锅炉之后，集中供热锅炉烟气的温度很高，以及SCR装置反应器自身特点的影响，脱硝过程对于速度、烟气中的氮氧化物和还原剂的混合、温度以及飞灰的负载分布要求都十分苛刻。因此，必须改变传统的设计方法，对SCR装置设计进行优化。因此，在继承SCR反应器及其连接烟道的设计及工程调试经验的基础上，要结合现场测试结果，验证、修改数值计算结果，建立科学合理的SCR装置设计的理论和方法。其中，需要计算的主要内容包括：

1.运用有限体积法计算数值模拟SCR反应器及连接烟道，从而采取改进烟道形状、布置，增设导流叶片的措施。

2.计算数值，获取喷氨格栅上每一位置的开孔喷出的氨的流动轨迹及迁徙规律，并对其进行调整开孔位置及大小的优化设计。

3.在负荷标准不同的基础上，分析不同工作状况下的烟气速度分布及氨扩散规律。

4.分析飞灰在SCR 装置中的运动规律，从而在理论上确定出可能发生积灰的位置，从而采取声波吹灰、振打装置和增设灰斗的工程改进措施。

三、尿素热解制氨技术及其控制策略的开发

快速跟踪负荷变化的还原剂制备及控制调节技术的开发是保证集中供热锅炉烟气脱硝得以顺利进行的重要措施。尿素热解制氨技术的应用，是其关键举措。尿素热解制氨系统工艺流程：用脱盐水将颗粒尿素溶解40%～50%质量浓度的尿素溶液，通过尿素溶解泵输送到尿素溶液储罐中存储；尿素溶液经尿素溶液循环泵、计量分配装置进入热

解反应器内，与经稀释风机、电加热器输送过来的高温空气混合，尿素在温度高时不稳定，分解成NH3和HNCO。尿素热解系统的控制是尿素喷射的控制基于机组负荷信号以及来自NOx分析仪或者CEMS系

统的反馈。在热解反应器中的短时停留使SCR反应剂的生产可以快速

跟踪负荷的变化，系统可以快速启动和关闭。

根据尿素热解制氨工艺的原理和流程，制氨区系统包括固体颗粒尿素的存储和卸料系统、尿素溶解和存储系统、尿素溶液给料系统、尿素溶液热解系统、自动控制系统、排放处理系统。尿素热解系统包括高流量和输送装置、背压控制阀、计量和分配装置、热解反应器、稀释风机、稀释风电加热系统及控制系统等。整套系统均需要考虑到夏天防晒和冬天防冻的具体措施。尿素热解系统使得快速跟踪负荷变化的还原剂制备及控制调节技术的开发得以实现，确保了脱硝效率稳定以及氨出口逃逸率满足标准要求。

在具体的控制实施中，进出口NOx含量应根据进口O2含量，折算为在6%O2下的数据。比较尿素溶液流量需求信号送到PLC控制器并和真实尿素溶液流量的信号，所产生的误差信号经比例加积分动作处理送喷枪前的尿素溶液流量控制阀进行定位。通过此前馈过程保证控制系统能够快速跟踪锅炉的负荷变化或入口NOx浓度的变化。同时要计算出修正的反馈信号并输入在尿素溶液流量控制系统的程序上。

四、结语

烟气脱硝技术在20世纪末才传入我国，起步晚、发展慢，然而国内煤炭行业的蓬勃发展给我国的生态环境提出一个不小的挑战。集中供热已成为具有中国特色，而且被人们习惯的供热方式。减少煤炭燃烧产生的烟气污染唯一的方式就是深入对烟气脱硝技术的研究。SCR脱硝工艺在集中供热方式下暴露出它的局限性：对负荷频繁变化，炉温变化难以适应，无法达到持续稳定运行。需要政府对该类技术提供政策和资金上的支持。通过国内科研院所、设备制造厂针对链条炉排锅炉燃烧特点，在优化配风、燃料再燃、烟气再循环等方面深入开展研究，相信锅炉烟气脱硝技术在我国集中供热领域会有美好的发展前景。

参考文献：

[1]沙乖凤.燃煤烟气脱硫脱硝技术研究进展[J].化学研究. 2013（03）

锅炉烟气脱硝 篇4

1 目前我国燃煤电厂锅炉烟气脱硫脱硝技术的特点

1.1 脱硫脱硝技术的联合性

在当今社会上, 烟气脱硫脱硝技术的联合现已成为了工业中应用最广泛的技术之一, 在传统的脱硫脱硝技术中, 可以有效地去除烟气中大量存在的SO2, 同时再采取选择性还原催化技术去除烟气中大量存在的NOX。通过这两项技术一般可以达到人们理想的效果, 但这两项技术在工作中互不干扰、单独工作。虽然达到了想要的效果, 但也存在弊端[2]。而联合脱硫脱硝技术将采用工业中应用性能较高的石灰石-石膏烟气脱硫系统结合选择性还原催化技术, 达到去除SO2与NOX的效果。通常情况下, 石灰石-石膏烟气脱硫系统常常采取的技术方式为湿式技术进行脱硫, 而选择性还原催化技术常采用的却是干式技术进行脱硝。现如今, 这项技术仅在德国、美国等发达国家中得到广泛应用, 在中国内地还没有达到普及。这项技术最主要的特点是, 无论在排放口中的SO2与NOX的含量以及浓度多高, 只要经过此项技术的处理后, 都能达到很高的合格率, 90%以上的脱硫率与80%以上的脱硝率, 堪称完美。但这项技术也存在不足, 在设备运行过程中, 会在设备表面形成一层厚厚的污垢, 对脱除SO2与NOX的含量产生巨大影响, 降低了工作效率, 严重会使正在运行的设备堵塞与腐蚀。

1.2 脱硫脱硝技术的同时性

采用传统的脱硫脱硝技术存在很大的弊端, 两个互不想干的设备分别进行脱硫脱硝, 不但占地空间大、投资费用高同时也为工业带来不必要的浪费。因此, 如何将脱硫脱硝同时进行, 成为了工业界备受关注的问题。目前, 这项工作并未得到广泛应用, 正处于应用的研究阶段。这项技术的研究原理主要是通过燃烧, 技术方式主要分为干法与湿法, 在燃烧过程中, 将脱硫技术与燃烧后的脱硝技术相结合, 其中表现最为突出的是电子束照射法与脉冲等离子法, 使这门技术在工业中得到广泛认可与应用。

2 燃煤电厂锅炉烟气脱硫脱硝技术的发展趋势

通过工业中对烟气脱硫脱硝技术的研究与实践, 可以看出, 脱硫装置中还存在着不少弊端, 投资相对较高的同时使设备堵塞、腐蚀、泄露的情况并没有得到解决, 英国一家公司研发出喷雾干燥法以来, 中国通过引进先进的设备及技术手段, 使燃煤电厂锅炉烟气脱硫脱硝技术尽量的减小了弊端[3]。此技术减少了设备的占地空间、运行费用大大降低、消除了堵塞的现象、减缓了对设备的腐蚀, 但对于此项技术还未在国内得到广泛应用。对于我国工业生产中, 目前应用较广泛的是电子束照射法, 该项技术属于同时脱硫脱硝技术, 该方法工艺简单且同时脱硫脱硝, 但在此工艺中, 自控的要求较高。因此, 成为我国目前脱硫脱硝技术的重点研究对象。对于工业化的现状, 国内外主要将研究目标转向了在燃煤电厂锅炉烟气中进行同时脱硫脱硝技术, 将这方面的技术主要运用于干法上, 在研究的过程中, 研究人员应该通过对同时脱硫脱硝技术原理的分析、了解, 同时加强湿法与干法的研究, 为工业生产中减少投资风险以及不必要的浪费。应该结合我国的国情, 研发应用广泛且高效易操作的脱硫脱硝技术。

3 结语

在工业生产中, 对于燃煤电厂锅炉烟气脱硫脱硝技术的应用, 涉及了多个科学领域, 是一门综合性技术。为使大气污染现象得以减轻, 要通过燃烧技术的改进从而抑制其污染物的形成, 还应通过加强排烟气中对SO2与NOX等物排放的净化设施。就目前而言, 对于控制烟气中SO2与NOX等的排放量, 最有效的技术为脱硫脱硝技术。其中的电子束照射法与脉冲等离子法与通过国外引进的喷雾干燥法更是对控制排放发挥了重大作用。在燃煤电厂锅炉烟气脱硫脱硝技术中优点虽然很多, 但也存在着不足之处, 对于这项技术我国目前处于研究推广阶段。本文通过对燃煤电厂锅炉烟气脱硫脱硝技术的初步认知与了解, 分析了当前的技术规模与形式展望, 人们将不断地完善现有的脱硫脱硝技术, 在其中找到不足, 加以改善, 研究出更有效、节能、低廉的烟气脱硫脱硝技术成为了工业研究人员的研究方向。

摘要：随着社会经济的发展, 环境污染的情况日益严重, 众所周知, 在电厂燃煤中所排放的硫化物等都是造成大气污染的主要成分之一。中国是一个以煤炭为主要能源的国家, 如何有效的控制燃煤电厂排放的SO2与NO3变得尤为重要。本文对燃煤电厂锅炉烟气脱硫脱硝技术的特点以及原理加以分析, 并指出这项技术应用前景。

关键词：脱硫脱硝,电厂,化石燃料

参考文献

[1]白静利, 岳秀萍.火电厂烟气脱硫脱氮一体化技术综述[J].山西建筑, 2014, 31 (13) :210-212.

[2]康新园.燃煤烟气脱硫脱硝一体化技术研究进展[J].洁净煤技术, 2014, 06 (23) :115-118.

浅谈SCR烟气脱硝技术 篇5

浅谈SCR烟气脱硝技术

选择性催化还原(Selective Catalytic Reduction,SCR)烟气脱硝是利用NH3和NOX在催化剂作用下使NOX还原的.技术,于20世纪80年代开始逐渐应用于燃煤锅炉.本文介绍了SCR烟气脱硝技术的主要特点、原理、关键点和运行控制方法.

作 者：吕健 Lü Jian 作者单位：哈尔滨锅炉厂有限责任公司,黑龙江,哈尔滨,150046刊 名：锅炉制造英文刊名：BOILER MANUFACTURING年，卷(期)：2008“”(3)分类号：X7关键词：烟气脱硝 选择性催化还原法

火电厂烟气脱硝技术概述 篇6

关键词：火电厂；烟气脱硝；氮氧化物

中图分类号：X701 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2014）12-0061-03

就目前的情况来看，在火电厂日常运行过程当中时常会向外部环境中排出大量的氮氧化物，如此大量地排放会催生光化学烟雾以及酸雨问题，导致人们的身体健康遭遇较大威胁。一般来说，通常能够将氮氧化物的形成机理划分为燃料型、热力型以及快速型三个类型内容，其中，燃料型氮氧化物指的是氮化合物在实际的燃烧进程当中通过氧化作用而形成的氮氧化物，热力型氮氧化物则指的是空气中的氮气与氧气在高温燃烧之下生成的氮氧化物（该物质的生成是跟氧气浓度以及燃烧温度、气体在高温区的停留时间息息相关的），快速型氮氧化物指的是由火焰边缘所产生的氮氧化物（该物质生成量相对较少，通常不对其展开研究）。近年来，伴随着全球日益严峻的环境形势，世界各国均对氮氧化物提供愈发高的排放要求，我国火电企业为充分满足相应环保要求，则需优化运用高效的脱硝技术。

1 火电厂烟气脱硝技术简析

一般来说，针对火电厂氮氧化物展开燃烧后控制所涉及的相关应用技术可被称作是烟气脱硝技术，该技术的主要特征是能够把烟气中所形成的氮氧化物固定下来而后还原成氮气，拥有较高的工作效率，可谓是一种潜力较大的脱硝技术，在火电厂运行过程中有着较为广泛的应用。

1.1 选择性催化还原脱硝技术

在火电厂实际的运行过程当中，为充分实现氮氧化排放量的有效降低，则需针对燃烧后所形成的烟气实施合理的脱硝处理，就目前的情况来看，湿法以及干法、半干法是三种主要的线形烟气脱硝技术。对比而言，干法中所涉及的SCR技术能够在火电厂中获得可靠运用，该项技术更显成熟。从上世纪七十年代开始，欧洲及日本首先开始使用SCR技术应用于燃油及燃气电厂锅炉工作中，自上世纪八十年代，该项技术在燃煤电厂锅炉中获得较为广泛的合理运用。具体来说，可将SCR技术解释为，在催化剂条件下，运用NH3及一氧化碳（或者是其他类型的碳氧化物）当作是还原剂，使其跟存在于烟气的一氧化氮进行反应还原出氮气与水；对应的反应温度达到300℃～450℃，则能够获取70%～90%的脱硝率。其中，NH3-SCR技术可靠性更强，现如今，该项技术在全世界获得较为广泛的合理应用。将NH3当作是还原剂材料的时候，SCR反应对应的化学方程式是

4NH3+4NO+3O2→4N2+6H2O

通过分析该化学式后不难发现，SCR反应属于氧化还原反应，所以其所遵循的是氧化还原机理。在整个SCR系统当中，会对整个过程造成直接影响的关键参数涵盖有氧气浓度以及水蒸气浓度、烟气流速、烟气温度、氨滑移及催化剂等方面内容。

1.2 低温SCR技术

一般来说，该项技术主要指的是SCR反应总所使用的催化剂对应温度通常控制在120℃～300℃范围内，甚是会是更低的温度状况，研究探索运用NH3进行氮氧化物的选择性还原这项低温SCR工艺虽基本取得良好的成绩，但是相较于其他类型的烟气脱硝技术或者是中高温度的SCR工艺而言，针对低温SCR展开研究的具体目的在于几个方面的内容，第一，低温催化剂的活性、选择性与自身固有特性；第二，硫酸氨、氧化亚氮以及硝酸铵所受到的温度环境及烟气成分对其的影响；第三，针对低温条件下催化剂给予水蒸气的影响展开合理性研究。

1.3 选择性非催化还原脱硝技术

选择性非催化还原脱硝技术又可被称作是SNCR，其主要指的是将NH3及尿素等还原剂喷入到锅炉炉膛折焰角上方位置或者是再热器、过热器等对应的水平烟道位置，进行该反应的温度通常是800℃～1000℃。若是温度高于1000℃，则NH3可被氧化成为为氮氧化物，若是温度低于800℃则对应脱硝率处于较低水平，此时SNCR脱硝技术对应的脱硝效率是30%～50%，极易导致氨气逃逸，催生严重的环境污染状况。针对现有的中小型锅炉实施改造能够实现对该项工艺的有效运用，其所涉及的投资费用相对较低些，但是会催生较大逃逸率及较低的脱硝效率。SCR、低氮氧化物燃烧器以及再燃烧技术等等多项技术跟SCNR技术的联用可谓是现今SCNR技术的主要发展方向。经过研究可以知道，SCNR对应的脱硝率处于60%以上时，SCR技术与SCNR技术联用能够起到良好经济可行目的；将SCR技术与在燃烧技术联用则能够获取高达80%的脱硝效率；联用SNCR技术与低氮氧化物燃烧技术，相较于单独运用SCNR技术而言，其效果提升45%之多。

2 SCR技术的有效运用

通常，SCR反应器一般都是除尘器设备前进行合理设置的，由于形成数量较多的飞灰，易导致压力损失的增加以及催化剂磨损堵塞的问题情况出现，为实现问题的良好解决，则需把催化剂材料固定于不锈钢版面位置或者是将其制作成蜂窝的形状。就目前的情况来看，蜂窝式、波纹板式及平板式是三种主要的SCR催化剂结构形式，具体来说，蜂窝式催化剂为均质催化剂，对应的特征优势在于单位体内所拥有的催化剂活性相对较高，获取同样的脱硝效率时需要的催化剂体积相对较小些；波纹板式催化剂能够有机融合板式催化剂跟蜂窝式催化的相关特征优势，拥有耐热性强、抗冲击性能优良、重量轻、抗毒性良好、二氧化硫氧化率较低等等优点，可是该种催化剂所拥有抗磨损性能相对较差些，其在实际含灰量比较低的烟气环境中较为适用；平板式催化剂表面积相对较小，其模块拥有较低的活性与较大的重量，其床层压力损失相对较低，具备有良好的抗腐蚀与抗磨损性能，适用于高尘环境中。

通过研究不难发现，在各个火电厂发电机组中运用SCR技术能够获取较为良好的应用效果，当氮氧化物的排放浓度可控制在每立方米38～57毫克的范围内时，能够取得高达80%以上的脱硫效率，且能够从充分符合相关标准及限值要求。进口氮氧化物的浓度通常实在每立方米265～472毫克范围之内，选择性非催化还原法即SNCR技术对应的脱硝效率是40%左右，若是未能取得良好的技术突破，运用SNCR技术实施烟气脱硝则是难以达到对应的限值要求的。

3 结语

综上，火电厂烟气脱硝工作的重要性不容忽视，其在火电厂运行中占据着重要的应用地位，SCR作为目前的主流的脱硝技术，其效率较高，且甚为成熟，能够达到良好的脱硝目的，广为火电厂所用。

参考文献

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[2] 韩文晓，郭志宇，王凯，孙蔚.浅谈火电厂烟气脱硝技术[J].产业与科技论坛，2012，（12）.

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[6] 周涛，刘少光，吴进明，陈成武，徐玉松.火电厂氮氧化物排放控制技术[J].环境工程，2008，（6）.

锅炉烟气脱硝 篇7

火电厂供电主要是利用石油、天然气、煤炭等燃料, 加热锅炉中的水, 使其产生蒸汽, 实现将燃料化学能转变为热能, 蒸汽压力推动汽轮机旋转, 热能再次被转换为机械能, 汽轮机旋转带动发电机, 将机械能转换为电能。随着我国城市化进程的不断加快, 我国城市居民越来越多, 城市居民对电的需求量越来越大, 为了满足用户需求, 我国火电厂不断扩张规模, 火电厂对燃料的燃料的消耗也就越来越多, 排放量也随着不断增加, 对环境和空气的破坏也变得日益严重, 减轻污染的有效办法就是利用NH3脱硝剂, 进行烟气脱硝。

1 火电厂锅炉烟气脱硝的重要性

随着近些年全球变暖及城市雾霾的日益严重, 环境保护问题已经成为世界各国要解决的首要问题。我国政府也提高了对大气污染问题的重视, 并将火电厂大气污染问题提上议程。我党在十二五会议期间, 明确指出所有电力企业必须加强污染物排放控制, 加大资金投入力度, 安装锅炉烟气脱硝系统, 减低火电厂对大气的污染, 确立电力行业可持续发展目标。同时, 国家环保局也加大了减排检查力度, 并发布了《火电厂大气污染物排放标准》, 该标准对电力锅炉烟气脱硝做了明确规定, 可见我国政府对火电厂烟气污染问题的重视。目前我国大气污染的主要污染物就是NOX, NOX的大量排放可能导致高含量硝酸雨和化学烟雾及臭氧减少等现象的出现, 这些现象都将给我国生态环境及人类身体健康造成巨大威胁。火电厂排放的烟气中含有大量NOX, 调查数据显示火电厂排放的NOX是我国总量的百分之三十六以上, 是我国所有行业中排放量的第一。为了治理火电厂锅炉烟气排放污染问题, 改善人类生存环境, 世界各国纷纷针对火电厂锅炉烟气污染治理展开了研究, 但是一直以来火电厂烟气污染问题都没有得到很好的解决办法。由于我国火电厂锅炉低氮燃烧技术的局限性, NOX的排放还不能达到令人满意的程度, 为了进一步降低NOX的排放, 我国火电厂多利用NH3脱硝剂进行脱硝, 烟气脱硝是减轻火电厂锅炉烟气污染的重要手段, 火电厂锅炉烟气必须进行脱硝。

2 火电厂锅炉烟气脱硝环境风险评价技术要点

目前我国多数火电厂锅炉烟气脱硝多采用的是低氮燃烧技术与烟气脱硝技术相结合的方式进行脱硝。主流脱硝技术有SCR、SNCR等技术。脱硝技术的选择多根据火电厂锅炉烟气排放实际情况来决定。但火电厂锅炉烟气脱硝过程中多需要使用液NH3, 液NH3属于易燃易爆及且具有毒性的危险品。因此火电厂锅炉烟气脱硝中必然需要储存大量液NH3, 但是一旦液NH3泄漏, 不仅会严重破坏环境, 更会造成人员伤亡[1]。火电厂锅炉烟气脱硝环境风险评价至关重要, 环境风险评价是降低液NH3泄漏事故发生的有效手段。下面通过几点来分析火电厂锅炉烟气脱硝环境风险评价技术要点。

2.1 风险源识别

火电厂锅炉烟气脱硝环境风险主要来自, 脱硝剂液NH3。液NH3是具有较强毒性, 并易燃易爆, 属于危险化学品, GB 13690-92规定中将其换份为第2.3类有毒危险品。FB5044-85中将其定性为高危险接触性有毒物质。在液NH3发生泄漏时, 会迅速被空气氧化, 而后急速扩散, 污染环境, 伤害人类生体, 对人类神经系统, 身体机能造成破坏[2]。可以说液NH3就是火电厂锅炉烟气脱硝环境风险的主要风险源。液NH3不论是储存还是运输, 都具有一定的危险性。风险评价必须将液NH3储存和运输带来的环境风险考虑在内。

2.2 做好事故因素分析

实际上NH3在储存和运输中时常会出现管道破裂、储罐薄晒、阀门泄漏等情况。另外还可能出现因施工人员违规操作导致液NH3的泄漏。因此在进行火电厂锅炉烟气脱硝环境风险评价时, 必须根据实际情况, 将可能引发液NH3泄漏事故的因素, 从各个方面进行全面考虑和分析, 计算其发生几率。然后针对分析结果采取措施, 对液NH3储存过程中涉及到的管道、阀门、连接泵等进行检查, 确定是否老化或损坏。

2.3 事故情景假设及源强确定

目前我国火电厂的脱硝用液NH3储存区多采用封闭式, 部分隔离管理方式。液NH3储罐四周应设约为1.5m高围堰, 设置高围堰的目的是在液NH3储罐发生泄漏事故时及时控制液NH3泄漏。另外, 如果液NH3储罐发生泄漏事故, 必须进士关闭所有与液NH3储存区连接的排污管道, 避免液NH3通过排污管道流出, 形成NH3液池, 液NH3挥发极快, 并且液NH3比空气轻, 如果形成NH3液池, 挥发时就会形成有毒蒸汽, 对水体、土壤、大气造成严重污染。火电厂锅炉烟气脱硝环境风险评价时, 必须将事故发生考虑在内, 这样才能将损失降到最小。

3 结束语

通过以上分析不难看出火电厂锅炉烟气脱硝的重要性, 但烟气脱硝使用的脱硝剂多是危险品, 因此必须做好火电厂锅炉烟气脱硝环境风险评价, 保障火电厂锅炉烟气脱硝的安全性的前提下, 才能保障火电厂锅炉烟气脱硝的有效性, 如果发生危险品泄漏, 后果不堪设想。NH3泄漏问题是火电厂锅炉烟气脱硝环境风险评价的核心。

参考文献

[1]徐梅玉.论火电厂锅炉烟气脱硝存在的问题及对策[J].湖北工程技术学院, 2012, 13 (11) :119-124.

75t/h锅炉烟气的脱硝综合改造 篇8

广州珠江啤酒股份公司热电厂两台B&WB75-5.3-M锅炉型自然循环锅炉, 额定蒸发量为75t/h, 炉膛的深度×宽度为5810mm×5810mm。制粉系统为中速磨直吹式, 锅炉采用正四角直流式煤粉燃烧器, 燃烧器排列方式为 (从下往上排列) 二、一、二、二、一、二, 切圆直径为450mm。锅炉设计燃煤为山西大同烟煤, 燃烧器未采用低氮燃烧技术, NOx排放浓度700~1000mg/m3, 未达标, 主要原因如下。

(1) 一次风率过高。一次风率偏高时, 燃烧过程煤粉着火和挥发分燃烧阶段氧浓度较高, NOx大量生成;同时会推迟煤粉着火, 导致锅炉稳燃性差, 飞灰含碳量升高。锅炉燃烧器一次风率设计值为38%, 远大于低氮燃烧器设计一次风率值, 煤粉中挥发分N将大部分转化为NOx, 对着火稳燃极为不利。

(2) 均等配风。锅炉燃烧器采用传统均等配风方式, 将所有的煤粉和空气都通过燃烧器送入炉膛燃烧, 这样煤粉与空气充分混合, 燃烧强度大, 燃烧温度高, 但由此产生的NOx排放量也高。

(3) 对烟气排放未进行脱硝处理。

针对以上实际情况, 本着节约和高效的原则, 采用低氮燃烧技术和尾部烟气脱硝技术对锅炉进行脱硝综合改造 (图1) 。

二、改造措施

1. 低氮燃烧技术改造

锅炉低NOx燃烧改造采用上下浓淡燃烧技术, 将一次风分为浓淡两股, 在燃烧器出口实现分级送风与燃料合理配比, 达到抑制NOx生成的目的。通过控制燃烧器附近燃料与空气的混合, 可以阻止燃料氮向NOx的转化和热力NOx的生成, 同时兼具低负荷稳燃的作用。解决燃烧器一次风率设计值偏高的问题, 抑制挥发分NOx生成;同时采用空气分级燃烧技术, 设两层分离式燃尽风 (SOFA) , 抑制燃烧后期NOx生成。达到NOx排放水平不高于400mg/m3的目标。

(1) 上下浓淡燃烧。燃烧器一次风喷口前安装可调式煤粉浓淡分离器, 将一次风分成上下浓淡两股气流 (图2) , 在不显著增大一次风道阻力的前提下, 浓淡比可达7∶1。利用扇形挡块对煤粉颗粒的惯性导向作用, 实现煤粉气流的浓缩和分流, 达到煤粉浓淡分离目的。

分离装置由一次风管道、撞击块、弯曲板及分隔板组成。撞击块安装在一次风管道壁面上, 由于挡块的导向作用, 一部分煤粉气流改变流动方向, 这部分气流中煤粒颗粒的运动惯性远大于空气的惯性, 经与挡块碰撞后大部分反弹至浓侧气流通道, 同时, 由于导流作用在挡块后形成一个低压区, 小部分煤粉颗粒随空气在压差作用下绕流挡块进入淡侧气流通道。这样, 在挡块作用下, 煤粉气流被浓缩, 形成了浓淡分离。在挡块后面还设置了分离隔板, 把这两股浓淡偏差气流保持到燃烧器出口。

当转动挡块使之高度发生变化时, 浓淡分离效果是不同的, 通过改变挡块高度实现浓度的连续可调。

一次风浓、淡侧喷口均设波形钝体, 在钝体后形成一回流区回流高温烟气, 强化着火, 使得煤粉更多燃烧过程在与周围二次风混合前燃烧, 抑制燃烧初期挥发份NOx生成。同时强化着火可以提高燃烧效率。

原一次风冷却风仍保留, 以便在燃烧器停用时起到保护喷口作用。

(2) 空气分级燃烧。SOFA空气分级燃烧技术, 将炉膛燃烧区域分成两部分, 减少下部一次燃烧区域配风, 使得煤粉燃烧初期处于欠氧条件, NOx生成得到抑制, 在燃烧器上部一定高度处布置分离式火上风 (SOFA) , 保证煤粉燃尽。

SOFA空气分级燃烧技术是目前主流的煤粉低NOx燃烧技术, 其原理主要是控制煤粉燃烧前期的氧量, 使得煤中大部分N元素转化为N2, SOFA的补入提供焦炭燃尽所需氧量, 保证锅炉燃烧效率。

SOFA喷口设摆动机构, 可以上下摆动以适应燃料煤种变化。正常运行时, 投运一层SOFA风, 另一层保留一定的冷却风量即可保证炉膛送风, 当燃用难燃尽煤时, 投运下层SOFA风, 及早补入燃烧用风, 保证燃尽;当燃用煤种容易燃尽时, 投上层SOFA, 保证燃尽的同时可以将NOx控制得更低。

(3) 燃烧器配风。此次改造不改动制粉系统和送粉系统, 燃烧器设计维持一次风量、风速、风温和二次风速、风温不变, SOFA引自热风管, 其风速和风温与二次风相同, 燃烧器配风参数见表1。

主燃烧器喷口布置方式较之改前略有改动, 取消一层二次风, 喷口布置从下到上依次为二、一、二、一、二, 主燃烧器上部设两层SOFA喷口, 即上SOFA和下SOFA。 (1) 一次风喷口布置标高略有变动, 下一次风风管往上移132mm, 上一次风风管往下移100mm。一次风喷口设水平波形钝体, 钝体迎风面设耐磨陶瓷片, 防止喷口磨损。运行时在钝体后形成回流区, 强化燃烧, 保证稳定燃烧, 降低着火初期NOx排放。 (2) 保持上、下二次风标高不变, 喷口尺寸也不变, 原先中间的两层二次风改为一层中二次风。 (3) 要获得好的低NOx排放效果, SOFA应布置在距离主燃烧区越远越好的位置, 但其布置高度还受碳燃尽的影响, 进而影响锅炉效率。SOFA喷口设上、下两层, 并可在此基础上上下手动摆动15°, 以适应燃料煤种变化。 (4) 让管安装。为配合两层SOFA管道的安装, 需要在该两层的水冷壁管进行六根管道让管改动。而改造前后的燃烧器长度相同, 故不需要进行让管。

(4) 效果。在燃烧初期NOx浓度即维持在较低水平, 随着燃尽风 (OFA) 的补入, NOx浓度有所升高, 但此时煤粉中的N元素大部分已转化为N2, NOx浓度升高幅度不大。到炉膛出口, NOx排放浓度控制在400mg/m3以下。

2. SNCR脱硝技术改造

选择性非催化还原 (SNCR) 是一种不用催化剂, 在900~1100℃范围内还原NOx的方法。SNCR脱硝技术利用尿素做还原剂, 将干尿素溶解为40%浓度的溶液后泵送至炉前, 经稀释水系统稀释并经压缩空气雾化后送至炉内, 与烟气充分混合反应脱除炉内NOx。

影响SNCR的性能参数: (1) 温度窗口, 温度窗口是脱硝反应最佳的炉膛温度区间。若反应温度过低, 还原剂与NOx没有足够活化能使脱硝反应快速进行, 导致脱硝效率降低。温度过高, 尿素本身也会被氧化成NOx, 反而会增加NOx的排放。以尿素为还原剂的SNCR温度窗口为900~1100℃。 (2) 停留时间。在还原剂离开窗口前SNCR整个反应过程必须完成, 这样才能达到理想的脱硝效果。若想获得良好的脱硝效果, 还原剂的停留时间至少要0.5s。 (3) 适当的NH3/NOx的摩尔比, 根据反应方程式, NH3/NOx的理论摩尔比应该为1, 但实际上都要比1大才能达到较好的NOx还原率。NH3的量加大有利于还原剂与烟气的混合。但过高的NH3量也会增加氨的逃逸。

此次改造采用尿素为还原剂。将配制稀释好的尿素溶液送到两个喷射区喷射器。尿素溶液经由喷射器喷入炉内与烟气混合进行脱除NOx的氧化还原反应。达到SNCR系统入口NOx浓度400mg/m3时, 保证NOx排放浓度≤300mg/m3的效果。

根据锅炉热态性能测试数据及CFD数值模拟计算结果, 定出SNCR喷枪布置, 确保脱硝反应发生在最佳的温度窗口。每台锅炉喷枪设置两层 (图3) :A层在锅炉侧墙各设置2根喷枪;B层在锅炉前墙设置4根喷枪, 两侧墙各设置1根喷枪。其中2#锅炉A层在15.5m, B层在18m;3#锅炉A层在15.8m, B层在18.3m。根据锅炉运行时负荷的情况、温度场变化以及NOx含量等决定投运喷射区喷射量。

当锅炉负荷和炉膛出口的NOx浓度变化时, 送入炉膛的尿素量也应随之变化, 这将导致送入喷枪的流量发生变化, 若变化太大, 将会影响到雾化喷射效果, 从而影响脱硝率和氨残余。因此设计了稀释系统, 用来保证在运行工况变化时喷嘴中流量不变。特定浓度的尿素溶液从储罐输出后, 在炉前与稀释水混合, 通过监测在线稀释水流量来调节最终的尿素浓度。

mg/m3

将配制稀释好的尿素溶液送到两个喷射区的喷射器。喷射区设有流量调节阀门和流量计量设备, 用以计量和控制本区喷入炉膛的尿素流量。喷射所需的雾化介质采用压缩空气, 其作用主要是提高还原剂喷射速度、增加喷射动量, 以加强尿素溶液颗粒与炉内烟气混合, 保证脱硝效果、提高尿素利用率减少尿素用量, 并且减少尾部氨残余。

通过对锅炉的试验及对数据比较 (表2) , 设定流量0.56m3/h时, 按以下参数运行可获得较佳的脱硝效果:50t/h负荷, 浓度8~10%;50~70t/h负荷, 浓度8~10%;70t/h以上负荷, 浓度5%。

三、改造后的实际运行效果

锅炉烟气脱硝 篇9

节能环保是国家“十二五”规划重点强调的部分, 其中针对火力发电行业的脱硝, 又是“十二五”规划中节能减排任务的重中之重。人类活动所排放的NOx中, 来自火力发电行业的NOx占了一半以上。但据国家环保部2012年下半年公布的数据, 在全国范围内SO2、氨氮、化学需氧量的排放量均出现同比下降的情况下, NOx的排放却出现了上升。这对“十二五”期间NOx的预期控制目标, 是个严峻的挑战。其中, 虽然北京地区是全国唯一一个NOx排放出现下降的区域, 但是下降幅度也非常小, 远远达不到“十二五”的预设值。

SCR烟气脱硝技术是世界上最成熟的脱硝技术之一, 在中国已得到广泛的应用。在脱硝系统中, 还原剂是很大的消耗品, 其消耗成本直接影响到脱硝系统的整体经济指标。目前, 世界上脱硝系统最常见的还原剂有3种:液氨、氨水和尿素[1,2]。

尿素制取还原剂氨通常有两种方法:热解和水解。

1 原理分析

尿素是无色或白色针状、棒状结晶体, 工业品为白色略带微红色, 固体颗粒, 密度1.335 g/cm3, 熔点132.7℃, 溶于水、醇, 呈微碱性, 对热不稳定, 若迅速加热将完全分解为NH3和CO2。

尿素热解和水解采用的尿素一般为工业或农用等级 (满足国标GB2440-2001要求) 的合格尿素, 用于产生尿素溶液;溶解水采用除盐水, 通常配置成50%浓度的尿素溶液。

尿素热解主要反应式:

尿素在低温下的分解过程复杂且产物众多[3]。尿素热解反应推进率跟温度有关, 随温度升高而增大, 高温是获得高转化率的必要条件。

在水汽存在的情况下, 尿素有水解作用, 在一定的温度和压力下能发生水解反应生成H2O和CO2。

尿素水解主要反应式:

尿素水解又包括了普通水解 (AOD、U2A、国内化工行业水解) 和美国Chemithon的催化水解 (Safe De NOx) 技术。各种尿素生产工艺, 都是先将尿素溶解制成50%左右浓度的尿素水溶液, 将尿素溶液输送到反应器, 在反应器内将尿素转化为NH3, 再将NH3输送给SCR系统, 不同的尿素系统的核心及差异在于其反应器部分。

2 技术参数对比

尿素热解和水解技术的主要参数对比如表1所示。

综合来看, 尿素热解的反应速度最快且最安全, 现场几乎没有储氨的容器, 但其能耗和运行费用很高, 所以较早进入中国市场, 业绩较多, 但用户的运行成本压力较大。

和尿素热解相比, 尿素水解由于采用电厂较为丰富的蒸汽作为热源, 能耗较低。但AOD、U2A等国外水解技术, 反应较慢需要庞大的反应器和缓冲装置, 其投资和能耗较高。催化水解的反应速度也较快, 起停迅速, 能耗较低, 但是该技术相对来说还不是很成熟, 在国内尚无应用。

3 工艺系统及设备比较

尿素热解系统由热解炉、计量分配装置、电加热器、喷枪等部件组成。

计量分配装置主要用于精确测量并独立控制输送到每个喷枪的尿素溶液;其布置在热解炉附近;通过使用1个独立尿素溶液控制阀来为进入热解炉的喷枪提供反应剂;该装置响应电厂SCR系统提供的NH3需量需求信号。

热解炉利用空预器提供的热一次风, 通过电加热装置作为热源, 来完全分解要传送到氨喷射系统的尿素。热解炉是1个反应器, 在所要求的温度下, 热解炉提供了足够的停留时间以确保尿素到NH3的100%转化率。一个完整的热解炉由出入口连接法兰、外部隔热保温层、NH3/空气混合物的流量、压力以及温度的控制和过程指示等组成。

热解炉喷枪组设计安装在热解炉上。喷枪布置在热解炉的周围。喷枪将根据在热解炉内获得合适的尿素雾化和分布所需要的流量和压力, 来确定其大小和特性。

电加热器将足够的一次风加热, 提供给热解炉以维持适当的尿素分解, 电加热器依据热解炉温度及流量调整电加热装置的出口温度来实现过程控制和保障该复杂工艺中安全性要求。该装置通过与喷射区域计量及分配装置以及电厂DCS系统相连接, 来响应系统的变化, 实现对出口温度的自动调节[4,5]。

尿素热解系统工艺流程如图1所示。

尿素水解系统由以下几部分子系统组成:a) 尿素存储及溶解系统;b) 尿素溶液供给系统;c) 尿素水解反应系统;d) 仪用空气/喷射空气系统;e) NH3洗涤系统;f) 蒸汽及冷凝系统;g) 安全及事故喷淋系统。

尿素的水解反应为吸热反应。为了使反应速率恒定, 尿素、水和热量都必须按照正确的比例供给反应器。尿素水解工艺的反应系统主要包含:反应器、反应器加热装置、尿素计量供给系统、控制系统等。尿素水解系统根据SCR系统对于NH3的需求量, 控制进入反应器的尿素溶液流量。由于反应速度的加快, 尿素水解工艺的控制响应时间也大大缩短, 当系统对NH3需求量有巨大的幅度变化时, 尿素水解工艺也可在5 min之内将NH3输出量稳定控制在设定数值上, 在较小的幅度变化时, 负荷跟踪时间可缩短在1 min之内或更短。尿素水解系统工艺流程如图2所示。

4 结语

与尿素水解制氨技术相比, 尿素热解制氨技术更成熟、系统更稳定、设备更可靠。尿素热解系统的一次性投资较低, 但运行成本更高, 两种技术各有优势。

参考文献

[1]杜成章, 刘诚.尿素热解和水解技术在锅炉烟气脱硝工程中的应用[J].华北电力技术, 2010 (6) :39-41.

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[4]中国大唐集团环境技术有限公司.一种应用于SCR脱硝的尿素热解反应器:中国专利, CN 202849079 U[P].2013-04-03.

锅炉烟气脱硝 篇10

关键词：燃煤机组,SCR脱硝,电除尘器,湿法脱硫

0 引言

大型燃煤机组采用SCR脱硝方式, 石灰石-石膏湿法脱硫, 并在脱硫装置前布置低温省煤器, 脱硫装置后再加装湿式电除尘器, 能够满足目前最为苛刻的环保要求。

1 脱硝技术发展趋势

脱硝技术从技术途径上可分为低氮燃烧技术和SCR烟气脱硝技术。低氮燃烧技术主要是采用复合式的空气分级低NOx燃烧技术, SOFA风的比例从25%提高到35%, 该燃烧技术在获得较高的燃烧效率、确保煤粉安全稳定燃烧的同时能有效降低NOx的排放, 缓解炉后脱硝的压力。炉后烟气脱硝目前主要采用SCR烟气脱硝技术、SNCR烟气脱硝技术、SNCR/SCR联合烟气脱硝技术。

1.1 SCR烟气脱硝技术

该技术是在烟气中加入还原剂 (如尿素) , 反应后生成N2和水。在有催化剂的情况下, 该反应活化温度为300℃~400℃, 相当于锅炉省煤器与空气预热器之间的烟气温度。目前该技术脱硝效率约为60%~90%。

1.2 SNCR烟气脱硝技术

该技术为非选择性还原剂脱硝技术, 因此需要较高的反应温度, 还原剂喷入炉膛温度为850℃~1 100℃的区域, 还原剂 (尿素) 迅速分解为NH3并与烟气中的NOx进行SNCR反应生成N2, 该方法是以炉膛为反应器。SNCR脱硝技术效率较低, 一般为20%~50%, 最新的研究结果表明, 用尿素做还原剂时, 有可能会产生破坏大气层中臭氧的N2O。

1.3 SNCR/SCR联合烟气脱硝技术

该技术为上述两种脱硝技术的综合, 效率较高, 一般为60%~80%效率介于SCR与SNCR两者之间, 并且SNCR-SCR联合脱硝工艺中的SCR脱硝效率不宜大于30%, 该技术系统及运行更为复杂, 目前采用该技术的工程极少。

综上所述, 脱硝技术在今后的发展趋势是低NOx燃烧技术与炉后SCR烟气脱硝技术相结合齐头并进的策略。同时需要开发低负荷 (此时反应温度更低, SCR脱硝系统的催化剂效率较低) 脱硝技术, 具体的实现可以采用省煤器分段, 在锅炉低负荷时, 温度亦能达到催化剂活化反应温度的区域增设脱硝装置, 另一种方法就是开发低温催化剂。

2 脱硫技术

目前大型锅炉的脱硫技术基本上都是采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺, 其原理大同小异, 在此不再赘述。湿法脱硫的核心部分在于吸收塔, 其型式主要有填料塔、液柱塔、喷淋塔、鼓泡塔和双回路塔, 其特点及比选介绍如下。

2.1 填料塔

填料塔内装设固体填料, 浆液由填料层表面流下, 烟气在穿过填料过程中与浆液接触反应, 完成脱硫过程, 其结构简单, 但压损大, 易堵塞, 目前很少使用。

2.2 液柱塔

液柱塔为无填料塔, 液柱由下往上垂直喷射, 形成液柱, 烟气由塔顶或塔底进入吸收塔, 气、液两相扰动激烈, 充分传质, 完成SO2吸收, 其特点是效率高, 无堵塞, 缺点是烟气阻力损失大。

2.3 喷淋吸收塔

喷淋吸收塔为目前运用最多的塔型, 烟气自下而上运动, 吸收机浆液则由塔顶的喷嘴呈喇叭状垂直或以一定的角度向下喷射。喷淋塔中的烟气和吸收剂浆液两相接触面积与喷淋密度成正比。该喷淋塔的结构简单, 造价低, 压降小, 脱硫效率较高, 缺点为烟气分布欠均匀。喷淋塔又有好多具体方案, 在此不再展开。

2.4 鼓泡塔

鼓泡塔通过喷射管将烟气鼓入石灰石浆液面以下的部分, 让烟气被浆液充分洗浴后鼓泡冒出, 因此得名。该技术主要特点是脱硫效率高, 煤种适应性好, 除尘效果好, 烟气流量分配均匀, 缺点是阻力较大, 结构较复杂。

目前高硫煤要达到低于50 mg/Nm3的排放标准, 需采用串联吸收塔技术, 即采用分级脱硫, 两个吸收塔中各自设置喷淋层, 烟气先在预洗塔中脱除部分SO2和其它污染物之后进入后吸收塔脱除剩余的污染物。两塔串联运行, 共同脱硫, 能够满足排放标准, 但系统复杂, 占地较大。此外中国自主开发出液柱+喷淋双塔技术, 前塔采用液柱塔, 除去烟气中70%的SO2, 然后进入逆流喷淋塔, 进一步脱除残余的SO2, 达到排放标准, 最高脱硫效率可达98.5%。这两种串联吸收塔技术, 前者初投资及施工难度均大于后者, 而脱硫效率相当, 故推荐采用液柱+喷淋双塔技术。

3 除尘技术

因袋式除尘器受滤袋质量的影响较大, 且无长期运行稳定的业绩, 故本文只讨论电除尘器。目前采用干式电除尘器+湿式电除尘器的组合, 可使烟囱出口粉尘浓度控制在5 mg/Nm3。

影响电除尘效率的因素很复杂, 但大体上可分为三类:

a) 工况条件:燃煤特性 (成分、挥发分、发热量、灰熔特性等) , 飞灰性质 (成分、力度、密度、比电阻、粘附性等) , 烟气性质 (温度、湿度、烟气成分、露点温度等) ;

b) 电除尘器的技术状况:如极配型式、结构特点、振打方式及其加速度大小、气流分布的均匀性及电场划分情况、电气控制特性等;

c) 运行条件:如运行电压、板电流密度、积灰情况、振打周期等。

静电除尘器的优点如下:

a) 效率高, 一般可达到99.8%以上, 能够捕集0.01μm以上的细粒粉尘;

b) 阻力损失比较小, 一般为300 Pa以下, 可以处理温度高达400℃;

c) 处理烟气量大, 寿命长。缺点是设备较复杂, 设备安装、调试、运行及维护的管理水平要求高, 其次对粉尘比电阻有一定的要求, 对粉尘有一定的选择性, 对较细的粉尘除尘效率不高。

目前国内火电厂运行的燃煤机组设计排烟温度一般为125℃~130℃, 燃用褐煤时为140℃, 且机组实际运行排烟温度普遍高于设计值约20℃~50℃, 远高于烟气露点温度。排烟温度偏高、造成了锅炉效率下降、电除尘器效率下降、脱硫耗水量增加等结果。采用低温省煤器和低温电除尘器技术是解决此问题的一种有效新方法。其原理如下:烟气热量回收装置分为串联的两级, 第一级布置在除尘器进口, 将烟气温度从123℃冷却到105℃。第二级布置在吸收塔进口, 将烟气温度从约110℃冷却到约96℃。采用主凝结水与烟气通过换热器进行热交换, 其流程为从六号低加出口的主凝结水引出一路凝结水经加压后依次通过第二级、第一级烟气回收装置后回到七号五号低加入口处。通过排挤回热抽汽来减少汽机的热耗, 同时也降低了烟气温度, 使进入除尘器的烟气量减少, 粉尘比电阻降低, 从而实现余热利用和提高除尘效率的双重目的。烟气回热装置的优点如下:

a) 可提高电除尘器的效率, 降低烟气温度;

b) 降低煤耗及厂用电率;

c) 布置灵活, 位置无限制, 甚至可以布置在除尘器内。

电除尘器技术的另一个发展趋势就是采用旋转电极。该型除尘器与常规除尘器原理相同, 由前级常规电场与后级旋转电厂组成。旋转电极电场中阳极部分采用回转的阳极板和旋转的清灰刷。附着与回转阳极板上的烟尘在上位达到形成反电晕厚度时, 就被布置在非收尘区的旋转请会刷彻底清除, 因此不会产生反电晕现象且无二次扬尘, 从而提高电除尘器的除尘效率, 降低排放浓度。旋转电极除尘器的优点如下:

a) 阳极板永久清洁、避免反电晕, 有效解决高比电阻粉尘收尘难的问题;

b) 减少二次扬尘;

c) 减少煤、灰对电除尘性能影响的敏感性;

d) 可使除尘器小型化, 减小占地面积;

e) 特别适用于老机组电除尘器的改造。缺点有两点:旋转部件的设备可用率要低一些;其次对安装要求较高。

对于粉尘排放标准比较高的地区, 单纯使用电除尘器已不能满足要求, 解决的途径是增设湿式静电除尘器。

湿式静电除尘器的主要工作原理与干式除尘器基本相同, 即烟气中的粉尘颗粒吸附负离子而带电, 通过电场力的作用, 被吸附到积尘极上;与干式电除尘器通过振打将极板上的灰振落至灰斗, 不同的是, 湿式电除尘器将水喷至极板上使粉尘冲刷到灰斗中随水排走。同时喷到烟道中的水雾既能捕捉微小烟尘又能降低电阻率, 有利于微尘向极板移动, 湿式电除尘器效率可达70%, 并可长期稳定高效地去除烟气中的PM2.5、SO3、石膏雨、汞、多种重金属、二噁英及多环芳烃 (PAHs) 等污染微小颗粒。已投运湿式电除尘器的成功经验表明, 燃煤电厂在湿法脱硫后建设湿式电除尘器, 完全可以作为进烟囱前的最后一道技术把关措施。

除尘技术建议采用脱硫前干式旋转电极除尘器, 脱硫后湿式除尘器, 并且在烟气系统中增加热量回收装置, 以提高除尘效率。

4 结语