红豆热电2X75th CFB锅炉SNCRSCR混合法脱硝工程初步设计方案.docx
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红豆热电2X75thCFB锅炉SNCRSCR混合法脱硝工程初步设计方案
红豆热电2X75t/hCFB锅炉SNCR/SCR混合法脱硝工程
初步设计方案
概述
项目背景
近年来，随着我国火电装机容量的急速增长，火电NOx排放量逐年增加，NOx已成为目前我国最主要的大气污染物之一。
专家预测，随着我国对SOx排放控制的加强，NOx对酸雨的影响将逐步赶上甚至超过SOx。
为控制锅炉尤其是电站锅炉NOx等大气污染物的排放，我国相继颁发了《中华人民共和国大气污染保护法》（2000年9月实施）、《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2003）等法律和标准，要求火电厂采取措施，控制NOx排放。
2011年7月，国家环境保护部等联合印发了《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011），与老标准相比，新标准对若干重要内容进行了修订，具体如下：
——调整了大气污染物排放浓度限值；
——规定了现有火电锅炉达到更加严格的排放浓度限值的时限；
——取消了按燃煤挥发分执行不同氮氧化物排放浓度限值的规定；
——增设了燃气锅炉大气污染物排放浓度限值；
——增设了大气污染物特别排放限值等。
根据《火电厂大气污染排放标准》的要求，自2012年1月1日起，新建火力发电锅炉及燃气轮机组执行表1.1规定的大气污染物排放限值（重点地区）。
要求从2012年1月1日开始，所有新建火电机组氮氧化物排放标准为100mg/Nm3；从2014年7月1日开始，现有火电机组氮氧化物排放标准为100mg/Nm3（采用W型火焰炉膛、现有循环流化床、以及2003年12月31日前建成投产或通过项目环境影响报告书审批的火力发电锅炉执行200mg/Nm3标准）。
重点区域火电机组的氮氧化物污染物排放标准则统一为100mg/Nm3。
表1.1火力发电锅炉及燃气轮机组大气污染物排放限值
序号
燃料和热能
转化设施类型
污染物项目
适用条件
限值
（mg/Nm3）
污染物排放监控位置
1
燃煤锅炉
烟尘
全部
20
烟囱或烟道
二氧化硫
全部
50
氮氧化物（以NO2计）
全部
100
汞及其化合物
全部
0.03
2
以油为燃料的锅炉或燃气轮机组
烟尘
全部
20
二氧化硫
全部
50
氮氧化物（以NO2计）
燃油锅炉
100
燃气轮机组
120
3
以气体为燃料的锅炉或燃气轮机组
烟尘
全部
5
二氧化硫
全部
35
氮氧化物（以NO2计）
燃气锅炉
100
燃气轮机组
50
4
燃煤锅炉，以油、气体为燃料的锅炉或燃气轮机组
烟气黑度（林格曼黑度，级）
全部
1
烟囱排放口
**热电有限公司现已配置2台75t/h链条炉。
锅炉烟气原始氮氧化物（NOx）排放浓度约400mg/Nm3左右，为满足国家和地方的环保要求，拟对75t/h锅炉实施低NOx燃烧技术和烟气脱硝技术改造，要求脱硝后烟气NOx排放浓度不超过100mg/Nm3，实现达标排放。
主要设计原则
（1）脱硝设计效率应满足目前国家最新的排放标准和地方环保局的排放要求。
（2）采用的脱硝技术先进、成熟，设备可靠，性价比高，有处理燃煤锅炉烟气的商业运行业绩，且对锅炉工况有较好的适用性。
（3）脱硝系统应能持续稳定运行，且脱硝系统的启停和运行不影响锅炉的正常安全运行。
（4）脱硝装置的可用率应≥98%，且维护工作量小，不影响电厂的文明生产。
（5）脱硝装置设计寿命20年。
（6）脱硝工艺的选择应利于电厂的管理和降低运行管理费用。
工程实施条件
厂区条件
项目位于****工业园区内。
主要工作参数
额定蒸发量75t/h
额定蒸汽温度450℃
额定蒸汽压力（表压）3.82MPa
给水温度150℃
锅炉排烟温度156℃
排污率≤2%
空气预热器进风温度20℃
锅炉计算热效率81.8%
燃料消耗量11.199t/h
一次热风温度121℃
二次热风温度 121℃
一、二次风量比50：
50
锅炉飞灰份额77%
设计燃料
表1烟煤主燃料成分分析：
表1烟煤主燃料成分（设计煤种）
项目
符号
单位
燃料特性
原料煤
收
到
基
碳
Car
%
56.12
氢
Har
%
2.97
氧
Oar
%
10
氮
Nar
%
2.1
硫
Sar
%
0.38
灰
Aar
%
7.93
水
Mar
%
20.54
干燥基挥发分
Vd
%
36.88
干燥基灰分
Ad
%
收到基低位发热量
Qnet.ar
MJ/kg
20.169
灰变形温度
DT
℃
灰软化温度
ST
℃
灰流动温度
FT
℃
可磨系数
HGI
96
主燃料烟煤的入炉粒度要求：
粒度范围0~40mm，55%粒径0~6mm；30%粒径0~3mm
烟气脱硝技术方案
目前主流的烟气脱硝技术有选择性催化还原技术（SCR）、选择性非催化还原技术（SNCR）和SNCR/SCR联合脱硝技术。
SNCR技术
研究发现，在800～1250℃这一温度范围内、无催化剂作用下，尿素、氨水等还原剂可选择性地还原烟气中的NOx生成N2和H2O，基本上不与烟气中的O2作用，据此发展了SNCR脱硝技术。
SNCR烟气脱硝的主要反应为：
NH3为还原剂4NH3+4NO+O2→4N2+6H2O
尿素为还原剂2NO+CO（NH2）2+O2→2N2+CO2+2H2O
SNCR通常采用的还原剂有尿素、氨水和液氨，不同还原剂的比较如表3.1所列。
表3.1不同还原剂特点
还原剂
特点
尿素
•安全原料（化肥）
•便于运输
•脱硝有效温度窗口较宽
•尿素溶解要消耗一定热量
氨水
•运输成本较大
•需要较大的储存罐
•脱硝有效温度窗口窄
液氨
•高危险性原料
•运输和存储安全性低
从SNCR系统逃逸的氨可能来自两种情况，一是喷入的还原剂过量或还原剂分布不均匀，一是由于喷入点烟气温度低影响了氨与NOx的反应。
还原剂喷入系统必须能将还原剂喷入到炉内最有效的部位，如果喷入控制点太少或喷到炉内某个断面上的氨不均匀，则会出现分布较高的氨逃逸量。
在较大尺寸的锅炉中，因为需要覆盖相当大的炉内截面，还原剂的均匀分布则更困难。
为保证脱硝反应能充分地进行，以最少喷入NH3的量达到最好的还原效果，必须设法使喷入的NH3与烟气良好地混合。
若喷入的NH3不充分反应，则逃逸的NH3不仅会使烟气中的飞灰容易沉积在锅炉尾部的受热面上，而且烟气中NH3遇到SO3会产生NH4HSO4易造成空气预热器堵塞，并有腐蚀的危险。
因此，SNCR工艺的氨逃逸要求控制在8mg/Nm3以下。
图3.1为典型SNCR脱硝工艺流程图。
图3.1SNCR工艺系统流程图
SNCR烟气脱硝过程是由下面四个基本过程组成：
还原剂的接收和溶液制备；
还原剂的计量输出；
在锅炉适当位置注入还原剂；
还原剂与烟气混合进行脱硝反应。
SCR技术
选择性催化剂还原（SCR）技术是在烟气中加入还原剂（最常用的是氨和尿素，本项目采用氨水，与130吨煤粉锅炉公用一套还原剂储备与供应系统），在催化剂和合适的温度等条件下，还原剂与烟气中的氮氧化物（NOx）反应，而不与烟气中的氧进行氧化反应，生成无害的氮气和水。
主要反应如下：
4NO+4NH3+O2→4N2+6H2O
NO+NO2+2NH3→2N2+3H2O
6NO2+8NH3→7N2+12H2O
在没有催化剂的情况下，上述化学反应只是在很窄的温度范围内（800～1250℃）进行。
SCR技术采用催化剂，催化作用使反应活化能降低，反应可在更低的温度条件（320～400℃）下进行。
对SCR系统的制约因素随运行环境和工艺过程而变化。
制约因素包括系统压降、烟道尺寸、空间、烟气微粒含量、逃逸氨浓度限制、SO2氧化率、温度和NOx浓度，都影响催化剂寿命和系统的设计。
除温度外，NOx、NH3浓度、过量氧和停留时间也对反应过程有一定影响。
SCR系统一般由氨储存系统、氨与空气混合系统、氨气喷入系统、反应器系统、省煤器旁路、SCR旁路、检测控制系统等组成。
SCR脱硝反应器在锅炉尾部一般有三种不同的布置方式，高尘布置、低尘布置和尾部布置，图3.2为目前广泛采用的高尘布置SCR烟气脱硝系统工艺流程图。
图3.2SCR工艺系统流程（高尘布置）
对于一般燃煤或燃油锅炉，SCR反应器多选择安装于锅炉省煤器与空气预热器之间，因为此区间的烟气温度刚好适合SCR脱硝还原反应，氨被喷射于省煤器与SCR反应器间烟道内的适当位置，使其与烟气充分混合后在反应器内与氮氧化物反应，SCR系统商业运行的脱硝效率约为80%～90%。
SNCR/SCR混合烟气脱硝技术
SNCR/SCR混合技术是SNCR工艺的还原剂喷入炉膛技术同SCR工艺利用逃逸氨进行催化反应结合起来，进一步脱除NOx，它是把SNCR工艺的低费用特点同SCR工艺的高脱硝率进行有效结合的一种扬长避短的混合工艺。
SNCR/SCR混合工艺的脱硝效率可达到50～80%，氨的逃逸小于4mg/m3。
图3.3为典型的SNCR/SCR混合烟气脱硝工艺流程。
图3.3SNCR+SCR联合工艺脱硝流程图
主要烟气脱硝技术的比较
几种主要烟气脱硝技术综合比较情况如表3.2所列。
表3.2SCR、SNCR、SNCR/SCR技术综合比较
项目
SCR技术
SNCR技术
SNCR/SCR技术
反应剂
NH3或尿素
氨水或尿素
NH3或尿素
反应温度
320～400℃
800～1250℃
前段：
800～1000℃，
后段：
320～400℃
催化剂
V2O5-WO3/TiO2
不使用催化剂
后段加少量催化剂
脱硝效率
80～90%
30～60%
50～80%
反应剂喷射位置
SCR反应器入口烟道
炉膛内喷射
锅炉负荷不同喷射位置也不同
SO2/SO3氧化
SO2氧化成SO3的氧化率<1%
不会导致SO2氧化，SO3浓度不增加
SO2氧化较SCR低
NH3逃逸
<2.5mg/m3
<8mg/m3
<4mg/m3
对空气预热器影响
NH3与SO3易形成硫酸氢铵，需控制NH3泄漏量和SO2氧化率，并对空预器低温段进行防腐防堵改造。
SO3浓度低，造成堵塞或腐蚀的机率低
硫酸氢铵的产生较SCR低，造成堵塞或腐蚀的机率比SCR低
系统压力损失
新增烟道部件及催化剂层造成压力损失
没有压力损失
催化剂用量较SCR小，产生的压力损失较低
燃料及其变化的影响
燃料显著地影响运行费用，对灰份增加和灰份成分变化敏感，灰份磨耗催化剂，碱金属氧化物劣化催化剂，AS、S等使催化剂失活。
基本无影响
影响与SCR相同。
由于催化剂较少，更换催化剂的总成本较SCR低
锅炉负荷变化的影响
SCR反应器布置需优化，当锅炉负荷在一定范围变化时，进入反应器的烟气温度处于催化剂活性温度区间。
多层布置时，跟随负荷变化容易
跟随负荷变化中等
工程造价
高
低
较高
本项目脱硝方案的选择
本项目为2台75t/h链条炉，经过实施低NOx燃烧技术改造后原始NOx排放浓度约为400mg/Nm3，为满足最新实施的NOx排放要求，同时考虑到脱硝的经济性，推荐采用SNCR/SCR混合法脱硝工艺，脱硝后NOx排放浓度低于100mg/Nm3，实现达标排放。
SNCR/SCR混合法脱硝
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