煙氣脫硝系統(tǒng)和設(shè)備介紹.ppt

煙氣脫硝系統(tǒng)和設(shè)備介紹 杭州尊邦科技股份有限公司張崗 1 NOx種類2 NOx對(duì)環(huán)境的危害3 NOx生成機(jī)理及影響因素4 國(guó)家NOx排放標(biāo)準(zhǔn)5 控制NOx技術(shù)措施6 低NOx燃燒技術(shù)7 SNCR技術(shù)8 SCR技術(shù) 目錄 1 一般意義上的氮氧化物包括N2O NO NO2 N2O3 N2O4 N2O5等 但對(duì)大氣造成污染的主要是NO NO2和N2O 2 燃燒過(guò)程中產(chǎn)生的氮氧化物主要是NO和NO2 被統(tǒng)稱為NOx 還有一定量的N2O 在絕大多數(shù)燃燒方式中 產(chǎn)生的NO占90 以上 3 由于NO在大氣環(huán)境中很快會(huì)氧化成NO2 因此通常用NO2的質(zhì)量濃度來(lái)表示NOx濃度 1 氮氧化物種類 1 引發(fā)酸雨或酸沉降NOX在自然界發(fā)生如下反應(yīng) NO 1 2O2 NO2NO2 H2O HNO3生成的硝酸 hydrogennitrate 導(dǎo)致降雨的pH降低 當(dāng)降雨的pH小于5 6時(shí) 雨水呈酸性 被稱為酸雨 acidrain 或酸沉降 nitratedeposition 2 NOX對(duì)環(huán)境的危害 2 氮在自然界的循環(huán)及酸雨的形成 酸雨被認(rèn)為是當(dāng)前最嚴(yán)重的環(huán)境問(wèn)題之一 過(guò)量的氮氧化物在生態(tài)系統(tǒng) ecosystem 中造成水體 土壤化學(xué)性質(zhì)的改變 導(dǎo)致農(nóng)業(yè)減產(chǎn) 魚類死亡 高山植物種群的更改 生物多樣性 biodiversity 的銳減 2 酸雨的危害性 2009年全國(guó)降水pH年均值等值線圖 2 引發(fā)光化學(xué)煙霧NOX和碳?xì)浠衔?hydrocarbons CmHn 是引發(fā)光化學(xué)煙霧的主要物質(zhì) 光化學(xué)煙霧屬于二次污染 大氣中的NOX和碳?xì)浠衔镌趶?qiáng)光照射下將發(fā)生如下反應(yīng) 造成近地面空氣中O3和PAN 過(guò)氧化乙酰硝酸鹽 濃度升高 危害對(duì)人的呼吸系統(tǒng)和動(dòng)植物的發(fā)育 2 NOx對(duì)環(huán)境的危害 N2O是在燃燒的起始階段形成的極其穩(wěn)定的一種氮氧化物 可以在大氣中存在上百年 N2O對(duì)環(huán)境具有雙重的損害作用 溫室效應(yīng)和破壞臭氧層 3 N2O是溫室氣體 2 NOx對(duì)環(huán)境的危害 ppb partsperbillion 2 三種主要溫室氣體在大氣中的增加情況 2 全球氣候變暖的趨勢(shì) 1951 2009年中國(guó)年平均氣溫變化曲線圖 臭氧層的破壞導(dǎo)致過(guò)量紫外線直達(dá)地表 對(duì)地球生物造成傷害 美國(guó)宇航局提供的南極臭氧層空洞照片observedozonospherehole N2O CFCS等物質(zhì)在紫外線照射下使O3分解為O2 2 N2O是一種破壞臭氧層的物質(zhì) A 熱力型NOX主要反應(yīng)N2 O NO NN O2 NO ON OH NO H相關(guān)因素高溫環(huán)境燃料與空氣的充分混合無(wú)煙煤燃燒中 熱力型NOx可到一半以上 3 NOx的生成機(jī)理及影響因素 B 燃料型NOX燃料中的有機(jī)氮化合物在燃燒過(guò)程中氧化生成的氮氧化物 相關(guān)因素與燃料和空氣的混合程度密切相關(guān)與燃燒區(qū)域的溫度關(guān)系不大煙煤燃燒中 約80 的NOx為燃料型 3 NOx的生成形式及影響因素 C 快速型NOX在燃燒的早期生成形成過(guò)程氮和燃料中的碳?xì)浠衔锓磻?yīng)N2 CH化合物 HCN化合物HCN化合物氧化生成NOHCN化合物 O2 NO對(duì)于燃煤鍋爐 快速型NOx所占份額一般低于5 3 NOx的生成形式及影響因素 4 國(guó)家NOx排放標(biāo)準(zhǔn) GB13223 2003 現(xiàn)行 4 1氮氧化物最高允許排放濃度限值火力發(fā)電鍋爐及燃?xì)廨啓C(jī)組氮氧化物最高允許排放濃度執(zhí)行表中規(guī)定的限值 第3時(shí)段火力發(fā)電鍋爐須預(yù)留煙氣脫除氮氧化物裝置空間 液態(tài)排渣煤粉爐執(zhí)行Vdaf 10 的氮氧化物排放濃度限值 表3火力發(fā)電鍋爐及燃?xì)廨啓C(jī)組氮氧化物最高允許排放濃度單位 mg m3 4 國(guó)家NOx排放標(biāo)準(zhǔn) GB13223二次征求意見(jiàn)稿 5 NOx的控制方法分類 1 燃燒中NOx生成的控制2 煙氣中NOx的脫除 控制原理降低燃燒溫度控制燃料和空氣的混合速度與時(shí)機(jī)主要控制手段燃燒器設(shè)計(jì)參數(shù) 風(fēng)速 風(fēng)溫 旋流強(qiáng)度等 優(yōu)化煤粉濃縮技術(shù)分級(jí)送風(fēng)技術(shù)注意事項(xiàng)鍋爐的燃燒效率煤粉的著火和穩(wěn)燃 6 低NOx燃燒技術(shù) 6 低NOx燃燒技術(shù) 6 低NOx燃燒技術(shù) 7 SNCR技術(shù) SNCR SelectiveNon CatalyticReduction 技術(shù) 即選擇性非催化還原技術(shù) 它是目前主要的煙氣脫硝技術(shù)之一 在爐膛800 1250 這一狹窄的溫度范圍內(nèi) 在無(wú)催化劑作用下 NH3或尿素等氨基還原劑可選擇性地還原煙氣中的NOx 主要反應(yīng)氨4NO 4NH3 O2 4N2 6H2O尿素2NO NH2 2CO 1 2O2 2N2 2H2O CO2反應(yīng)溫度 800 1250 最佳反應(yīng)溫度 870 1050 脫硝效率對(duì)于城市固體垃圾爐轉(zhuǎn)化效率在30 50 之間 大型電站鍋爐的轉(zhuǎn)化效率控制在30 50 之間 7 SNCR技術(shù) 尿素在燃燒器內(nèi)的轉(zhuǎn)化過(guò)程 2NH2 2NO CO O2 2N2 CO2 2H2O 7 SNCR技術(shù) 氨水在燃燒器內(nèi)的轉(zhuǎn)化過(guò)程 7 SNCR技術(shù) 尿素SNCR系統(tǒng)工藝 SNCR系統(tǒng)主要設(shè)備尿素溶液儲(chǔ)存與制備系統(tǒng)尿素溶液稀釋模塊尿素溶液傳輸模塊尿素溶液計(jì)量模塊尿素溶液噴射系統(tǒng) SNCR系統(tǒng)主要設(shè)備 SNCR技術(shù)特點(diǎn) 尿素和氨是常用的兩種還原劑 沒(méi)有固體與液體廢物產(chǎn)生 大型鍋爐由于混合問(wèn)題 一般脫硝效率在30 50 左右 所需空間小 實(shí)施快捷方便 初投資和運(yùn)行成本低廉 對(duì)鍋爐運(yùn)行不會(huì)產(chǎn)生任何影響 風(fēng)險(xiǎn)性低 不受電廠爐型及燃用煤種的影響 適應(yīng)性廣 7 SNCR技術(shù) SNCR技術(shù)應(yīng)用現(xiàn)狀 80年代中期SNCR技術(shù)在國(guó)外研發(fā)成功 90年代初期成功地應(yīng)用于大型燃煤機(jī)組 目前世界上有超過(guò)300臺(tái)鍋爐應(yīng)用SNCR技術(shù) 美國(guó)2005年前脫硝機(jī)組數(shù) SNCR90個(gè) SCR192個(gè) 我國(guó)SNCR應(yīng)用江蘇利港電廠 4 600MW 江蘇闞山電廠 2 600MW 華能伊敏電廠 2 600MW 國(guó)華北京熱電公司 4 100MW 廣州瑞明電力 2 125MW 7 SNCR技術(shù) SNCR減排效果 7 SNCR技術(shù) SNCR脫硝技術(shù)關(guān)鍵 影響SNCR效果的主要因素正確的溫度窗口合適溫度范圍內(nèi)的停留時(shí)間良好的混合還原劑與NOx摩爾比技術(shù)關(guān)鍵噴射點(diǎn)的選取噴射器的設(shè)計(jì)不同負(fù)荷下的的噴射控制策略 7 SNCR技術(shù) 爐膛燃燒CFD模擬 獲得準(zhǔn)確的 溫度場(chǎng)流場(chǎng)燃燒氣氛 7 SNCR技術(shù) SNCR控制系統(tǒng) 獨(dú)立的PLC控制系統(tǒng) 預(yù)留OPC通訊接口與電廠DCS通訊配置打印機(jī) UPS等設(shè)備 手動(dòng)和自動(dòng)兩種運(yùn)行模式能自動(dòng)控制藥劑濃度 并檢測(cè)鍋爐尾部煙道的NOx的含量 通過(guò)PID調(diào)節(jié)控制噴入爐膛內(nèi)的藥劑流量 周期記錄系統(tǒng)運(yùn)行工況數(shù)據(jù) 7 SNCR技術(shù) 測(cè)量監(jiān)控 排煙NOx濃度 NH3濃度還原劑溶液儲(chǔ)罐液位 溫度溶解池液體密度 反算溶液濃度是否合格 配制溶液用水流量 配制溶液用氣流量 溫度 壓力給料器給料量計(jì)量在線溶液稀釋用水流量 儲(chǔ)罐送出溶液流量每層噴射層投運(yùn)情況霧化蒸汽壓力 流量噴射層的霧化蒸汽壓力調(diào)節(jié) 計(jì)量 7 SNCR技術(shù) 整體控制邏輯 鍋爐負(fù)荷 蒸汽流量 邏輯控制 尿素罐溶液流量稀釋水流量霧化壓力噴射層 在線監(jiān)測(cè) NH3 NO 反饋 前饋 7 SNCR技術(shù) 流化床鍋爐采用SNCR的優(yōu)勢(shì) 溫度窗口通常流化床爐膛出口煙氣溫度在800 950 此溫度為氨的最佳溫度停留時(shí)間通常旋風(fēng)筒內(nèi)停留時(shí)間2 5s 3 2s旋風(fēng)筒分離器后到尾部煙道停留時(shí)間0 5 1s混合特性旋風(fēng)桶內(nèi)強(qiáng)烈擾動(dòng)混合旋風(fēng)筒至尾部煙道一般要經(jīng)歷兩個(gè)轉(zhuǎn)彎 可強(qiáng)化混合 7 SNCR技術(shù) 選擇性催化還原 SCR SelectiveCatalyticReduction 的原理是在催化劑作用下 還原劑NH3在相對(duì)較低的溫度下將NO和NO2還原成N2 而幾乎不發(fā)生NH3的氧化反應(yīng) 從而提高了N2的選擇性 減少了NH3的消耗 該工藝于20世紀(jì)70年代末首先在日本開(kāi)發(fā)成功 80年代和90年代以后 歐洲和美國(guó)相繼投入工業(yè)應(yīng)用 現(xiàn)已在世界范圍內(nèi)成為大型工業(yè)鍋爐煙氣脫硝的主流工藝 在NH3 NOx的摩爾比為1時(shí) NOx的脫除率可達(dá)90 NH3的逃逸量控制在5mg L以下 為避免煙氣再加熱消耗能量 一般將SCR反應(yīng)器置于省煤器后 空氣預(yù)熱器之前 即高飛灰布置 氨氣在加入空氣預(yù)熱器前的水平管道上加入 與煙氣混合 對(duì)于新建鍋爐 由于預(yù)留了煙氣脫氮空間 可以方便地放置SCR反應(yīng)器和設(shè)置噴氨槽 SCR系統(tǒng)由氨供應(yīng)系統(tǒng) 氨氣 空氣噴射系統(tǒng) 催化反應(yīng)系統(tǒng)以及控制系統(tǒng)等組成 催化反應(yīng)系統(tǒng)是SCR工藝的核心 設(shè)有NH3的噴嘴和粉煤灰的吹掃裝置 煙氣順著煙道進(jìn)入裝載了催化劑的SCR反應(yīng)器 在催化劑的表面發(fā)生NH3催化還原成NOx 8 SCR技術(shù) 主要反應(yīng)4NO 4NH3 O2 4N2 6H2O2NO2 4NH3 O2 3N2 6H2O6NO2 8NH3 7N2 12H2O反應(yīng)溫度230 450 一般應(yīng)用溫度 320 400 轉(zhuǎn)化效率在70 90 之間 8 SCR技術(shù) 典型火電廠煙氣SCR脫硝系統(tǒng)流程圖 8 SCR技術(shù) 1 高含塵布置優(yōu)缺點(diǎn) 優(yōu)點(diǎn) 煙氣溫度在320 400 之間滿足常規(guī)催化劑的反應(yīng)要求 脫硝效率高 缺點(diǎn) 煙氣灰塵和重金屬離子 Ca As Na等 易使催化劑磨蝕和中毒 催化劑選擇性強(qiáng) 使用壽命短 煙氣中SO2易被轉(zhuǎn)化成SO3 并與未反應(yīng)的NH3在低溫條件下生成硫酸鹽 造成催化劑及下游設(shè)備堵塞腐蝕 2 低含塵布置優(yōu)缺點(diǎn) 優(yōu)點(diǎn) 催化劑在 干凈 的煙氣環(huán)境下工作 不會(huì)發(fā)生催化劑污染 中毒和磨蝕 使用壽命長(zhǎng) 缺點(diǎn) 在催化劑反應(yīng)器前必須增裝煙氣加熱器 系統(tǒng)復(fù)雜 能耗高 結(jié)論 綜合技術(shù)經(jīng)濟(jì)方面因素 反應(yīng)器高含塵布置比較合理經(jīng)濟(jì) 同時(shí)結(jié)合國(guó)外SCR工程大多數(shù)都是高含塵布置的經(jīng)驗(yàn) 國(guó)內(nèi)SCR首先推薦采用高含塵布置 8 SCR技術(shù) 8 SCR技術(shù) 反應(yīng)器 催化劑系統(tǒng)煙氣 氨的混合系統(tǒng)氨的儲(chǔ)備與供應(yīng)系統(tǒng)煙道系統(tǒng) 的控制系統(tǒng) SCR系統(tǒng)組成 8 SCR技術(shù) 的系統(tǒng)構(gòu)成 8 SCR技術(shù) 為確保噴氨煙氣在催化床層表面能均勻地進(jìn)行催化還原反應(yīng) 在SCR反應(yīng)器上端設(shè)置煙氣整流層 在催化劑層上游 應(yīng)達(dá)到以下的煙氣速度和溫度分布 速度分布 15 80 ofSCR反應(yīng)器 截面 20 20 ofSCR反應(yīng)器 截面 溫度分布 10K 完全在SCR反應(yīng)器 截面之上 速度方向 在垂直方向最大有 15 的偏差 8 SCR技術(shù) SCR系統(tǒng)主要設(shè)備 反應(yīng)器 催化劑系統(tǒng)主要設(shè)備 反應(yīng)器催化劑吹灰器 8 SCR技術(shù) SCR系統(tǒng)主要設(shè)備 煙氣 氨的混合系統(tǒng)主要設(shè)備 稀釋風(fēng)機(jī)靜態(tài)混合器氨噴射格柵 AIG 空氣 氨混合器 8 SCR技術(shù) 氨的噴射柵格和靜態(tài)混合器 NH3噴射柵格 靜態(tài)混合器 PhotocourtesyofSiemens FlowModelTestsbrochure 1998 8 SCR技術(shù) 氨噴射格柵及靜態(tài)混合器 8 SCR技術(shù) 氨的流量分配閥門站 氨稀釋風(fēng)機(jī)氨 空氣混合器 8 SCR技術(shù) SCR系統(tǒng)主要設(shè)備 氨的儲(chǔ)備與供應(yīng)系統(tǒng)卸料壓縮機(jī)氨蒸發(fā)器 電 蒸汽 氨罐緩沖罐稀釋槽 8 SCR技術(shù) 反應(yīng)劑原料 8 SCR技術(shù) 氨的存儲(chǔ)系統(tǒng) 8 SCR技術(shù) 氨的蒸發(fā)器 卸氨壓縮機(jī) 稀釋槽 8 SCR技術(shù) 煙道系統(tǒng)擋板 有旁路 膨脹節(jié)導(dǎo)流板煙道 8 SCR技術(shù) 省煤器旁路當(dāng)鍋爐低負(fù)荷運(yùn)行時(shí) 省煤器出口煙氣溫度下降 這時(shí)可以采用省煤器旁路來(lái)提升SCR入口煙氣溫度 反應(yīng)器旁路鍋爐低負(fù)荷運(yùn)行時(shí)SCR系統(tǒng)入口煙氣溫度會(huì)降低 鍋爐啟 停時(shí)煙氣溫度可能大幅度波動(dòng) 在美國(guó) 大多采取SCR旁路措施使煙氣繞過(guò)SCR反應(yīng)器 日本一般不采取SCR旁路措施 認(rèn)為只要控制嚴(yán)格 管理到位 能克服負(fù)面影響 降低工程費(fèi)用 8 SCR技術(shù) 煙道系統(tǒng) 8 SCR技術(shù) 的控制系統(tǒng) DCS PLC 儀表 盤柜等一 控制系統(tǒng)方案控制系統(tǒng)納入機(jī)組 獨(dú)立的控制系統(tǒng)二 主要受控系統(tǒng)吹灰系統(tǒng)氨的卸載 儲(chǔ)存和供應(yīng)系統(tǒng)煙氣擋板調(diào)節(jié)系統(tǒng)脫硝主體控制系統(tǒng) 8 SCR技術(shù) 脫硝的主要反應(yīng) 4NO 4NH3 O2 4N2 6H2O2NO2 4NH3 O2 3N2 6H2O6NO2 8NH3 7N2 12H2O 8 SCR技術(shù) 催化劑型式 波紋板式 蜂窩式 板式 8 SCR技術(shù) 板式亞基龍巴布科可日立 BHK 波紋板式丹麥托普索日立造船 催化劑主要的供應(yīng)商 8 SCR技術(shù) 蜂窩式康明泰克 美國(guó) 亞基龍 德國(guó) 日本化成重慶遠(yuǎn)達(dá)浙江瑞基國(guó)電龍?jiān)?催化劑的比較 8 SCR技術(shù) 煙氣流量以及進(jìn)口NOx濃度脫硝效率NH3逃逸量SO2 SO3轉(zhuǎn)化率煙氣中飛灰的含量煙氣中飛灰顆粒尺寸反應(yīng)器布置空間 催化劑的壽命使用NH3的煙氣最低溫度高溫下催化劑的燒結(jié)As的毒化堿土金屬 CaO 堿金屬 Na K 的毒化鹵素 Cl 的毒化飛灰磨損 催化劑選擇主要因素 催化劑設(shè)計(jì)中要考慮其它因素 8 SCR技術(shù) SCR催化劑安裝 8 SCR技術(shù) SCR催化劑的吹灰 8 SCR技術(shù) 對(duì)空預(yù)器的影響 煙氣中部分SO2轉(zhuǎn)化成SO3由于SO3的增加