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220TSNCR循环流化床喷氨(脱硝)方案

行业分类 气处理 日期 2020-09-07 3积分

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一、 前言

氮氧化物是燃煤电站排放的主要污染物之一,200312月颁布的新的《火电厂大气污染物排放标准》(GB132232003),对我国火电厂机组的NOx排放标准作出了的规定,对新旧机组的NOx最高允许排放浓度都作出了详细的规定。随着环保制度的严格,对电站锅炉NOx的控制日益严格。

国家环保部即将实施颁布的新的《火电厂大气污染物排放标准》调整了大气污染物浓度排放限值,另一方面,针对NOx的排污收费已经开始,电厂需按排放量每年支付大量NOx排污费用。

20096月,国家环保部制订了《火电厂氮氧化物防治技术政策》(征求意见稿),其中明确规定了NOX控制技术的选择原则:燃煤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燃煤电厂氮氧化物控制的首选技术;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。

低氮燃烧+SNCR脱硝技术路线不仅符合环保部技术政策的要求,也是目前各种脱硝技术组合中投资运行费用最省、改造工期最短、对锅炉现有燃烧系统改动最少的方案;更为重要的是,该工艺路线和主要设备已在国内和省内拥有大量可靠业绩,可以完全满足安全可靠、系统优化、功能完整、不降低锅炉效率和不影响锅炉正常运行的要求。

二、 SNCR工程设计方案

1、 SNCRSCR两种技术方案的选择

1.1. 工艺描述

选择性非催化还原(Selective Non-Catalytic Reduction,以下简写为SNCR)技术是一种成熟的商业性NOx控制处理技术。SNCR方法主要在9001050下,将含氮的化学剂喷入贫燃烟气中,将NO还原,生成氮气和水。而选择性催化还原Selective Catalytic ReductionSCR),由于使用了催化剂,因此可以在低得多的温度下脱除NOx。两种方法都是利用氮剂对NOx还原的选择性,以有效的避免还原氮剂与贫燃烟气中大量的氧气反应,因此称之为选择性还原方法。两种方法的化学反应原理相同。

SNCR在实验室内的试验中可以达到90%以上的NOx脱除率。应用在大型锅炉上,短期示范期间能达到75%的脱硝率,长期现场应用一般能达到30%~50%的NOx脱除率。SNCR技术的工业应用是在20世纪70年代中期日本的一些燃油、燃气电厂开始的,在欧盟国家从80年代末一些燃煤电厂也开始SNCR技术的工业应用。美国的SNCR技术应用是在90年代初开始的,目前世界上燃煤电厂SNCR工艺的总装机容量在2GW以上。

两种烟气脱硝技术都可以采用氨水、纯氨、或者尿素作为还原剂,工艺上的不同主要体现在两个方面:其一,SCR需要布置昂贵的金属催化剂,SNCR不需要催化剂;其二,SNCR存在所谓的反应温度窗口,一般文献介绍,其最佳反应温度窗口为850~1100℃,但是当采用氨做还原剂且和烟气在良好混合条件下,并且保证一定的停留时间,则在更低的760~950℃范围内也可以进行有效程度的脱硝反应。采用SCR技术的脱硝反应,由于催化剂的存在,则可以在尾部烟道低温区域进行。

SNCRSCRSNCR-SCR三种技术性能比较见表2-1

 

2-1 选择性还原脱硝技术性能比较

项目

SCR

SNCR

SCR-SNCR

还原剂

NH3或尿素

NH3或尿素

NH3或尿素

反应温度

250~420

850~1250

前段:250~420,后段:850~1250

催化剂

TiO2V2O5WO3

不使用催化剂

后段加装少量TiO2V2O5WO3

脱硝效率

70~90%

大型机组为25~40%,小型机组配合LNBOFA技术可达80%

40~90%

反应剂喷射位置

多选择省煤器与SCR反应器间的烟道内

通常在炉膛内喷射

综合SNCRSCR

NH3逃逸

小于3ppm

5~10ppm

小于5ppm

SO2/SO3氧化

会导致SO2/SO3氧化

不导致SO2/SO3氧化

SO2/SO3氧化较SCR

对空气预热器影响

催化剂中的VMnFe等多种金属会对SO2的氧化起催化作用,SO2/SO3氧化率较高, NH3SO3易形成NH4HSO4而造成堵塞或腐蚀

不会因催化剂导致SO2/SO3的氧化,造成堵塞或腐蚀的概率低于SCR和混合SNCR-SCR

SO2/SO3氧化率较SCR低,造成堵塞或腐蚀的概率较SCR

系统压力损失

催化剂会造成较大的压力损失

没有压力损失

催化剂用量较SCR少,产生的压力损失相对较小

燃料的影响

高灰分会磨耗催化剂,碱金属氧化物会使催化剂钝化

无影响

SCR相同

锅炉的影响

受省煤器出口烟气温度的影响

受炉膛内烟气流速、温度分布及NOx分布影响

综合SNCRSCR

占地空间

大(需增加大型催化剂反应器和供氨或尿素系统)

小(锅炉无需增加催化剂反应器)

较小(需增加小型催化剂反应器)

 

近年来由于环保需要,中国要求电厂锅炉除了使用低氮燃烧器(LNB)外,还需进一步安装烟气脱硝装置,目前采用的最佳成效工艺主要有SNCRSCR SNCR/SCR 混合法技术。参照国外整体能源的分配和利用比重以及电厂实际情况来看,和我国较相似的是美国,但是国内的燃煤质量及灰分量仍然是要特别考虑的因素。由于SNCR在小型机组上呈现出的优越性,所以在小型机组上首选SNCR脱硝技术,且进行SNCR改造后,若需再进一步脱硝,具有很大的灵活性,如图2-1所示。

SNCR 系统较简单,可以根据机组运行状况灵活处理,不受机组燃料和负荷的变化而受影响。施工周期短,SNCR 对其他系统的维护运行(如空气预热器和集尘器) ,都不产生干扰及增加阻力。使用尿素作还原剂,不仅可以而且减少SCR 系统采用液氨在使用和运输上的所带来的安全风险。而且,氨区的设计占地远远大于尿素区的设计占地。非常适用于老厂的脱硝改造,若需进一步脱硝,可加装一层SCR催化剂,形成混合SNCR-SCR技术,达到NOx减排要求。

由于国内脱硝技术仍属起步阶段,目前关于SNCR<span style=&

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