最新火力发电厂脱硝运行规程修订.docx

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最新火力发电厂脱硝运行规程修订

火力发电厂-脱硝运行规程（2017年修订）

火力发电厂

脱硝系统运行规程

****************公司

2017年元月份修订

第一章烟气脱硝工艺概述

1.1脱硝工艺一般性原理

1.1.1氮氧化物是造成大气污染的主要污染源之一。

通常所说的氮氧化物NOx有多种不同形式：

N2O、NO、NO2、N2O3、N2O4和N2O5，其中NO和NO2是重要的大气污染物。

我国氮氧化物的排放量中70％来自于煤炭的直接燃烧，电力工业又是我国的燃煤大户，因此火力发电厂是NOx排放的主要来源之一。

研究表明，煤中含氮化合物在燃烧过程中进行热分解，继而进一步氧化而生成NOx。

控制NOx排放的技术措施可分为一次措施和二次措施两类：

一次措施是通过各种技术手段降低燃烧过程中的NOx生成量（如采用低氮燃烧器）；二次措施是将已经生成的NOx通过技术手段从烟气中脱除（如SCR）。

烟气脱硝是目前发达国家普遍采用的减少NOx排放的方法，应用较多的有选择性催化还原法（Selectivecatalyticreduction，以下简称SCR）和选择性非催化还原法（Selectivenon-catalyticreduction，以下简称SNCR）。

其中，SCR的脱硝率较高。

SCR的发明权属于美国，日本率先于20世纪70年代实现其商业化应用。

目前该技术在发达国家已经得到了比较广泛的应用。

日本有93%以上的烟气脱硝采用SCR，运行装置超过300套。

我国火力发电厂普遍采用SCR技术进行脱硝。

烟气中NOx主要含量为NO，有极少量的NO2。

环保监测以NO2的排放指标为标准。

1.1.2选择性非催化还原法（SNCR），是在无催化剂存在条件下向炉内喷入还原剂氨或尿素，将NOx还原为N2和H2O。

还原剂喷入锅炉折焰角上方水平烟道（900℃～1000℃），在NH3/NOx摩尔比2～3情况下，脱硝效率30％～50％。

在950℃左右温度范围内，反应式为：

4NH3+4NO＋O2→4N2+6H2O（式1——1）

当温度过高时，会发生如下的副反应，又会生成NO：

4NH3+5O2→4NO+6H2O（式1——2）

当温度过低时，又会减慢反应速度，所以温度的控制是至关重要的。

该工艺不需催化剂，但脱硝效率低，高温喷射对锅炉受热面安全有一定影响。

存在的问题是由于温度随锅炉负荷和运行周期而变化及锅炉中NOx浓度的不规则性，使该工艺应用时变得较复杂。

在同等脱硝率的情况下，该工艺的NH3耗量要高于SCR工艺，从而使NH3的逃逸量增加。

1.1.3对于SCR工艺，选择的还原剂有尿素、氨水和纯氨等多种还原剂（CH4、H2、CO和NH3），可以将NOx还原成N2，尤其是NH3可以按下式选择性地和NOx反应：

4NH3+4NO+O2→4N2+6H2O（式1——3）

2NO2+4NH3+O2→3N2+6H2O（式1——4）

通过使用适当的催化剂，上述反应可以在200～450℃的范围内有效进行。

在NH3/NOx为1（摩尔比）的条件下，可以得到80%～90%的脱硝率。

在反应过程中，NH3有选择性地和NOx反应生成N2和H2O，而不是被O2所氧化。

4NH3+5O2→4NO+6H2O（式1——5）

选择性反应意味着不应发生氨和二氧化硫的氧化反应过程。

然而在催化剂的作用下,烟气中的一小部分SO2会被氧化为SO3，其氧化程度通常用SO2/SO3转化率表示。

在有水的条件下,SCR中未参与反应的氨会与烟气中的SO3反应生成硫酸氢铵（NH4HSO4）与硫酸铵【（NH4）2SO4】等一些不希望产生的副产品。

其副反应过程为:

2SO2+1/2O2→2SO3（式1——6）

2NH3+SO3+H2O→（NH4）2SO4（式1——7）

NH3+SO3+H2O→NH4HSO4（式1——8）

1.2SCR工艺描述

1.2.1SCR烟气脱硝装置的工艺流程主要由氨区系统、氨喷射系统、催化剂、烟气系统、反应器等组成。

核心区域是反应器，内装催化剂。

外运来的液氨储存在氨储存罐内，通过氨蒸发槽蒸发为氨气，并将氨气通过喷氨格栅（AIG）的喷嘴喷入烟气中与烟气混合，再经静态混合器充分混合后进入催化反应器。

当达到反应温度且与氨气充分混合的烟气气流经SCR反应器的催化层时，氨气与NOx发生催化氧化还原反应，将NOx还原为无害的N2和H2O。

1.2.2在SCR系统设计中，最重要的运行参数是烟气温度、烟气流速、氧气浓度、水蒸汽浓度、钝化影响和氨逃逸等。

烟气温度是选择催化剂的重要运行参数，催化反应只能在一定的温度范围内进行，同时存在催化的最佳温度，这是每种催化剂特有的性质，因此烟气温度直接影响反应的进程；而烟气流速直接影响NH3与NOx的混合程度，需要设计合理的流速以保证NH3与NOx充分混合使反应充分进行；同时反应需要氧气的参与，当氧浓度增加催化剂性能提高直到达到渐近值，但氧浓度不能过高；氨逃逸是影响SCR系统运行的另一个重要参数，实际生产中通常是多于理论量的氨被喷射进入系统，反应后在烟气下游多余的氨称为氨逃逸，NOx脱除效率随着氨逃逸量的增加而增加，在某一个氨逃逸量后达到一个渐进值；另外水蒸气浓度的增加使催化剂性能下降，催化剂钝化失效也不利于SCR系统的正常运行，必须加以有效控制。

1.2.3催化剂

催化剂是SCR技术的核心。

SCR装置的运行成本在很大程度上取决于催化剂的寿命，其使用寿命又取决于催化剂活性的衰减速度。

催化剂的失活分为物理失活和化学失活。

典型的SCR催化剂化学失活主要是碱金属（如Na、K、Ca等）和重金属（如As、Pt、Pb等）引起的催化剂中毒。

碱金属吸附在催化剂的毛细孔表面，金属氧化物（如MgO、CaO等）中和催化剂表面的SO3生成硫化物而造成催化剂中毒。

砷中毒是废气中的三氧化二砷与催化剂结合引起的。

催化剂物理失活主要是指高温烧结、磨损和固体颗粒沉积堵塞而引起催化剂活性破坏。

1.2.3.1SCR催化剂类型及其使用温度范围:

催化剂

氧化钛基催化剂

氧化铁基催化剂

沸石催化剂

活性碳催化剂

温度范围

270～400℃

380～430℃

300～430℃

100～150℃

1.2.3.2SCR催化剂的选取是根据锅炉设计与燃用煤种、SCR反应塔的布置、SCR入口的烟气温度、烟气流速与NOx浓度分布以及设计脱硝效率、允许的氨逃逸量、允许的SO2/SO3转化率与催化剂使用寿命保证值等因素确定的。

氧化钛基催化剂的基体成分为活性TiO2,同时添加增强活性的V2O5金属氧化物,在需要进一步增加活性时通常还要添加WO3。

此外,还需添加一些其他组分以提高抗断裂和抗磨损性能。

根据烟气中SO2的含量,氧化钛基催化剂中V2O5组分的含量通常为1%～5%,在燃用高硫煤时,为了控制SO2向SO3的转化率,V2O5的含量通常不超过2%。

TiO2具有较高的活性和抗SO2的氧化性。

V2O5是重要的活性成分,催化剂的V2O5含量较高时其活性也高,因此脱硝效率较高,但V2O5含量较高时SO2向SO3的转化率也较高。

添加WO3则有助于抑制SO2的转化,可将SO2的转化率控制在1%以下。

1.2.3.3燃煤电厂锅炉SCR催化剂的主流结构形式有平板式和蜂窝式2种。

平板式催化剂通常采用金属网架或钢板作为基体支撑材料,制作成波纹板或平板结构,以二氧化钛（TiO2）为基体,加入氧化钒（V2O5）与氧化钨（WO3）活性组分,均匀分布在整个催化剂表面,将几层波纹板或波纹板与平板相互交错布置在一起。

蜂窝式催化剂则是将氧化钛粉（TiO2）与其他活性组分以及陶瓷原料以均相方式结合在整个催化剂结构中,按照一定配比混合、搓揉均匀后形成模压原料,采用模压工艺挤压成型为蜂窝状单元,最后组装成标准规格的催化剂模块。

平板式与蜂窝式催化剂通常是制作成独立的催化剂单元,由若干个催化剂单元组装成标准化模块结构,便于运输、安装与处理。

平板式催化剂的板间距与蜂窝式催化剂的孔径主要根据飞灰特性确定。

与蜂窝式催化剂相比,平板式催化剂不易发生积灰与腐蚀,常用于高飞灰烟气段布置，但平板式催化剂由多层材料构成,涂在其外层的活性材料在受到机械或热应力作用时容易脱落；此外,其活性表层也容易受到磨损。

SCR系统所出现的磨损和堵塞可以通过反应器的优化设计（设置烟气整流器）加以缓解。

为了扰动烟气中的粉尘，保证催化剂表面的洁净，通常在反应器上面安装声波吹灰器。

1.2.3.4SCR反应塔中的催化剂在运行一段时间后其反应活性会降低,导致氨逃逸量增大。

SCR催化剂活性降低主要是由于重金属元素如氧化砷引起的催化剂中毒、飞灰与硫酸铵盐在催化剂表面的沉积引起的催化剂堵塞、飞灰冲刷引起的催化剂磨蚀等3方面的原因。

为了使催化剂得到充分合理利用,一般根据设计脱硝效率在SCR反应塔中布置2～4层催化剂。

工程设计中通常在反应塔底部或顶部预留1～2层备用层空间,即2+1或3+1方案。

采用SCR反应塔预留备用层方案可延长催化剂更换周期,一般节省高达25%的需要更换的催化剂体积用量,但缺点是烟道阻力损失有所增大。

SCR反应塔一般初次安装2～3层催化剂,当催化剂运行2～3年后,其反应活性将降低到新催化剂的80%左右,氨逃逸也相应增大,这时需要在备用层空间添加一层新的催化剂；在运行6～7年后开始更换初次安装的第1层；运行约10年后才开始更换初次安装的第2层催化剂。

更换下来废弃催化剂一般可进行再生处理、回收再利用或作为垃圾堆存填埋。

一般对催化剂进行再生处理后得到的催化剂的脱硝效果和使用寿命接近于新催化剂,再生处理费用约为新催化剂的40%～50%。

1.2.3.5不同的催化剂具有不同的适用温度范围。

当反应温度低于催化剂的适用温度范围下限时，在催化剂上会发生副反应，NH3与SO3和H2O反应生成（NH4）2SO4或NH4HSO4，减少与NOx的反应，生成物附着在催化剂表面，堵塞催化剂的通道和微孔，降低催化剂的活性。

另外，如果反应温度高于催化剂的适用温度，催化剂通道和微孔发生变形，导致有效通道和面积减少，从而使催化剂失活；温度越高催化剂失活越快。

1.2.4还原剂

1.2.4.1还原剂NH3的用量一般根据期望达到的脱硝效率，通过设定NH3和NOx的摩尔比来控制。

催化剂的活性不同，达到相同转化率所需要的NH3/NOx摩尔比不同。

各种催化剂都有一定的NH3/NOx摩尔比范围，当摩尔比较小时，NH3和NOx的反应不完全，NOx的转化率低；当摩尔比超过一定范围时，NOx的转化率不再增加，造成还原剂NH3的浪费，泄漏量增大，造成二次污染。

1.2.4.2NH3与烟气的混合程度也十分重要，如混合不均，即使输入量大，NH3和NOx也不能充分反应，不仅不能到达有效脱硝的目的，还会增加NOx的泄漏量。

当速度分布均匀，流动方向调整得当时，NOx转化率、液氨泄漏量及催化剂的寿命才能得到保证。

采用合理的喷嘴格栅，并为NH3和废气提供足够长的混合通道，是使NH3和废气均匀混合的有效措施。

1.2.4.3SCR烟气脱硝系统以氨作为还原介质,供氨系统包括氨的储存、蒸发、输送与喷氨系统。

氨的供应有3种方式:

液氨（纯氨NH3,也称无水氨或浓缩氨）,氨水（氨的水溶液,通常为25%～32%的氢氧化铵溶液）与尿素（40%～50%的尿素颗粒溶液）。

目前,电厂锅炉SCR装置普遍使用的是液氨。

液氨属化学危险物质,对液氨的运输与卸载等处理有非常严格的规程与规定。

采用氨水虽可以避开适用于液氨的严格规定（氨水可在常压下运输和储存）,但经济性差,需要额外的设备和能量消耗,并需采用特殊的喷嘴将氨水喷入烟气。

1.2.5喷氨系统

采用液氨作为还原剂时,在喷入烟气管道前需采用热水或蒸汽对液氨进行蒸发。

氨被蒸发为氨气后,通常从送风机出口抽取一小部分冷空气（约占锅炉燃烧总风量的0.5%～1.0%）作为稀释风,对其进行稀释混合,形成浓度均匀的氨与空气的混合物