燃油燃气锅炉烟气脱硝研究报告(编辑修改稿)

燃油燃气锅炉烟气脱硝研究报告(编辑修改稿)内容摘要：

满足一台余热锅炉 7 天20 %浓度氨水消耗量的储存 氨区共用 2 台 氨水计量泵 流量 30～ 120 kg/ h 满足 1 台锅炉不同负荷氨水供应量 氨区共用 1用 1备 蒸发 / 混合器 700 5 000 mm 将 20 %浓度氨水蒸发并与再循环烟气混合 1 台 / 炉 喷氨格栅 在烟气通道截面按 280 mm 间隔均布将氨与烟气的混合气体均 匀的喷入到余热锅炉内 催化剂波纹板式 孔径 313 mm 加快 NOX 与 NH3 的反应速度 ,脱除烟气中的 NOX 烟气再循环风机 烟气量 11 700 Nm3/ h 从催化剂层后抽取高温烟气将氨水蒸发 1 用 1 备 / 炉 经济分析 经济分析的目的是计算脱硝装置“折算每度电脱硝费用”。 基于设计条件和性能要求 ,本脱硝装置的主要费用包含初建费用、运行费用、设备维护费用、运行人员管理费用等 ,各项费用说明如下。 初建费用包含脱硝装置首次建设的设备、催化剂、安装等各项工程费用 ,不包含土地征用和使用费 、 运行费用包含脱硝装置运行的各项消耗费用 ,主要包含电耗、还原剂消耗、压缩空气消耗、水耗、催化剂消耗等。 对于水耗 ,本脱硝装置使用 20 %浓度氨水 ,通常不消耗水 ,此处不计算水耗。 对于压缩空气 ,本项目消耗量较少 ,折算到运行费用的电耗中 ,未单独列出。 对于催化剂消耗 ,考虑到催化剂化学寿命为 24 000 h ,每隔 6～ 7 年更换一层为消耗材料 ,本经济分析将此项列入运行费用。 设备维护费用包含脱硝装置所有设备的检修、更换配件和易损件等维护费用。 运行人员管理费用包含脱硝装置运行维护人员的工资、福利等。 本脱硝装置详细的经济分析 表见表 5。 表 5 经济分析表 项目 单位 技术参数 数值 备注 烟气量 kg/ s 548198 SCR 入口烟气温度 ℃ 354130 NOX 浓度 ppmvd 25(15 %O2) NOX 脱除效率 % 50(15 %O2) SO2/ SO3 转化率 % 1 NH3 逃逸率 ppm 3 催化剂耗量 m3 31 24 000 小时 初建费用 初建总费用 万元 含首装催化剂 折算年均初建费用 万元 / 年 运行费用 年利用小时 数 h/ 年 3 500 年氨水消耗量 t/ 年 年氨水消耗费用 万元 / 年 年电耗量 kWh/ 年 210 000 年电耗量费用 万元 / 年 年折算催化剂费用 万元 / 年 年总运行费用 万元 / 年 设备维护费用 万元 / 年 运行人员管理费用 万元 / 年 24 平均年总消耗费用 万元 / 年 年发电量 kWh/ 年 700 000 000 折算每度电脱硝用 分 / kWh 工程应用重点考虑 燃气余热锅炉 SCR 法烟气脱硝与常规火电厂燃煤锅炉或工业锅炉 SCR 法烟气脱硝工艺原理相同 ,但由于余热锅炉脱硝用的催化剂布置在余热锅炉炉内 ,工程设计还是有较大区别 ,对于余热锅炉脱硝在工程设计时应重点考虑以下几个方面的内容。 （ 1） 喷氨混合装置 喷氨混合装置的关键是要考虑氨气和烟气的混合 ,另外还要考虑装置阻力问题。 目前常用于烟气脱硝的喷氨混合装置主要有涡流混合装置、静态混合器和喷氨格栅。 涡流混合装置要求的混合距离较大 ,且引起的烟气阻力较大。 静态混合器混合距离较小 ,但引起的烟气 阻力大。 喷氨格栅可根据混合距离的远近布置喷嘴的数量 ,此方法易于设计且混合阻力小 ,为余热锅炉脱硝混合装置的最佳选择方案。 （ 2） 喷氨装置的位置 根据余热锅炉结构型式 ,喷氨装置可布置在锅炉入口喇叭口段 ,也可布置在炉内催化剂前的换热模组之间。 喷氨装置布置在入口喇叭口段可节约炉内混合空间 ,减少喷嘴数量 ,但对喷氨装置的材质要求高 ,且氨分布调整困难。 喷氨装置布置在炉内催化剂前的换热模组之间时 ,对喷氨装置的材料要求较低 ,氨分布易于调整 ,能较好的满足机组负荷波动的影响 ,但要求喷氨装置与催化剂之间有一定的混合距离 ,加长了炉内 烟道。 对于不同的余热锅炉型式 ,脱硝装置设计时应进行综合比较 ,合理选取喷氨格栅布置位置。 （ 3） 催化剂选型 催化剂从其型式上主要分为平板式、波纹板式和蜂窝式 ,不同类型的催化剂有其各自的特点 ,燃气余热锅炉的烟气条件较好 ,烟气比较清洁 ,适合于选用比表面积大、活性高的催化剂。 另外 ,烟气系统阻力对燃气余热锅炉也很重要 ,对于催化剂的选型也要考虑催化剂层阻力大小。 综合比较 ,催化剂可优先选用波纹板式或蜂窝式。 SNCR 脱硝 技术 SNCR技术 SNCR工艺技术，又称为热力脱硝技术。 最初由美国的 Exxo rl公司发明，并于 1974年在日本成功的工业化应用。 SNCR是一种不用催化剂，在 850℃’ 1100℃炉膛温度区域内，喷入还原剂氨或尿素与 NOx反应，迅速生成无害的 N2和 H20的过程进行脱硝。 一般 SNCR技术脱硝率约 30一 50％。 SNCR技术投资成本低，建设周期短，脱硝效率中等，比较适用于缺少资金的发展中国家和适用于对现有中小型锅炉的改造。 这种技术的不足之处就是 NOx的脱除效率不高，氨逃逸比较高。 所以单独使用 SNCR技术受到了一些限制。 但对于中小型机组或老机组改造，由于它在经济性能方面的优势，仍不失其吸引力。 因不使用催化剂，不会导致 S02／ S03氧化，造成堵塞或腐蚀的机会最低，没有压力损失； NH3逃逸在 10～ 15ppm[2]。 通常在炉膛内喷射还原剂，但还原 NOX的反应对于温度条件非常敏感，反应温度窗口的选择是 SNCR还原 NOx效率高低的关键之一，温度窗口取决于烟气组成、烟气速度梯度、炉型结构等差数。 最佳的反应温度窗的温度范围为 850～ 1150℃； 当反应温度过高时，由于氨的分解会使NOx还原率降低，另一方面，反应温度过低时，氨的逃逸增加，也会使 NOx还原率降低。 SNCR工艺技术的关键就在于，还原剂喷入系统必须尽可能地将还原剂喷入到炉内最有效温度窗区域内，即尽可能的保证所喷入的还原剂在合适的温度下与烟气进行良好的混合，这样一方面可以提高还原剂利用率，另外一方面可以控制获得较小的氨 逃逸。 SNCR工艺喷氨示意图 与 SCR 技术相比， SNCR 技术没有 SCR 技术所用的昂贵的脱硝催化剂，其技术优势就在于投资与运行成本少， SO2/SO3 转化率小。 SNCR 的缺点是脱硝效率相对较低，通常大型锅炉的 SNCR 脱硝效率在 40%以下。 SNCR 脱硝技术的特点 使用安全的尿素还原剂，不产生液体或固体的废料；设备采用模块化结构，安装简便，建设周期短； 所占空间极小，锅炉 SNCR 喷 射区可以全部布置在锅炉平台上； 喷射是多层次的，并且随负载及操作指令自动控制； 对煤种变化不敏感； 适用 : 煤、石油、天然气、水泥窑、垃圾炉等； NOx 脱除效率 25~50%，某些炉型可以更高；投资少，运行成本低； 适用于脱硝效率要求不高的机组，特别适用于机组脱硝改造工程 ； 在机组排放要求较高时，具有与 LNB+OFA 和 SCR技术结合的手段。 SNCR脱硝技术在中小型工业锅炉中的应用 以广州某纺织印染有限公司 75T／ h燃煤锅炉 SNCR脱硝改造 工艺选定 对于 NOx的减排控制， 可以根据 Nox的产生过程，采用锅炉燃烧优化调整和燃烧后尾部烟气处理 (SNCR)相结合的方式对烟气中的含氮气体进行净化处理。 （ 1） 影响脱硝效果的主要因素在 SNCR技术设计和应用中， 影响脱硝效果的主要因素包括：尿索和 NO。 反应的停留时间、反应区内的温度、基线 NO。 浓度、喷射区域 CO浓度、还原剂的分布均匀性、氨逃逸等。 （ 2） 保证脱硝效果的措施采用新型还原剂注入器，使用压缩空气作为雾化介质，液滴尺寸合理、分布均匀，与烟气中的 NO。 混合良好；结合锅炉的燃烧温度分布及喷射区的 CO浓度 ，对燃烧装置内烟气流动和温度场进行电脑模拟，选取适于反应的温度区域，在这些温度区域选取适量的点安装喷射器以保证在适当的温度处喷人还原剂；通过精确的计算，严格控制喷入炉膛的还原剂量，减少剐反应．降低氨逃逸的目的。 （ 1） 还原剂制备储存系统还原剂：。