电厂脱硝-毕设论文

电厂脱硝-毕设论文内容摘要：

的管道系统内，而不是单独的反应器内，通常需要扩大管道系统来为催化剂提供足够的空间。 管道内反应器系统节省了管道长度、独立的反应器本体和引风机的成本，然而管道内设计限制了催化剂量和混合长度，因此这种方式通常都与其它的NO x控制技术联合使用。 管道内系统的催化剂侵蚀通常是较高的。 天然气燃气锅炉催化剂量需求小，常常使用管道内系统。 当空间限制了完全SCR反应器的安装时，燃煤锅炉也有可能应用管道内SCR反应器 [20]。 目前在燃煤锅炉的SCR工程中应用较多的还是完全的SCR设计。 SCR反应器可以安装在锅炉的不同位置，主要有以下3种布置方案：华北电力大学本科毕业设计（论文）8（1） 高温高飞灰烟气段布置：反应塔直接安装在省煤器与空气预热器之间，布置在静电除尘器前面。 优点是进人反应塔的烟温为320～430℃，适合于大多数催化剂所要求的工作温度，由于烟温很高，不需要再加热，初投资及运行费用较低，技术成熟，性价比最高。 此种布置方式在新建及改造电厂中应用最为广泛；缺点是此段烟气飞灰含量高，易引起催化剂表面磨损，必要时需对催化剂进行硬化处理，催化剂孔径易被飞灰颗粒和硫酸氢氨晶体堵塞，且飞灰当中的重金属(镉、砷)易引起催化剂中毒，表面失去活性，所以，反应塔要配备过热蒸汽吹灰器，对催化剂表面进行定期吹扫。 （2） 高温低飞灰烟气段布置(见图21)：反应塔安装在静电除尘器与空气预热器之间。 优点是进入反应塔的烟气温度高，含尘量低，不需硬化，但SO 2含量仍较高，飞灰颗粒较细。 虽磨损减轻，但易导致催化剂堵塞，因为细灰颗粒易粘结，使催化剂表面粘污积灰，且易使空预器受热面积垢，影响换热效率。 （3） 低温低飞灰烟气段布置（见图25）：反应塔安装在空气预热器及脱硫装置的下游。 优点是进入反应塔的烟气含尘及SO 2含量极低，催化剂磨损与堵塞的几率小．可采用比表面积较大的细孔径催化剂。 烟气流速可设计的高一些。 因此，催化剂体积用量少，使用寿命长等。 缺点是烟气经过FGD后进入反应塔的温度较低(55～70℃)，需采用昂贵的气一气加热器（GGH）对烟气再加热．若采用燃油或燃 气加热器提高烟气 温度。 其初投资及 运行、检修费用较 高，并会降低电厂 热经济效率 [8]。 旁路系统 对于SCR法烟气脱硝系统，可以设置两个旁路，即SCR旁路和省煤器旁路。 SCR旁路设置的目的有三个：一是为了机组在冷启动时不使催化剂受到损害；华北电力大学本科毕业设计（论文）9二是为了机组在长期不脱硝时节约引风机的电耗；三是在锅炉低负荷低烟气温度的时候将催化剂隔离出来，以防止硫酸铵在空气预热器上的沉积 [20]。 但旁路增压挡板的密封和积灰问题严重，投资、运行和维护费用较高。 是否设置SCR旁路，主要依据锅炉冷启动的次数，若每年冷启在5～8次之内，则无需旁路 [21]。 当锅炉启停较为频繁时，通常需要采用省煤器烟气旁路系统，对于停炉后快速启动SCR装置运行具有重要作用。 当锅炉低负荷运行时，该旁路系统能提高进入SCR的烟气温度使之达到脱氮反应所需的温度。 这种省煤器旁路流量一般设计为锅炉ECR工况下总烟气流量的10%。 但设置省煤器旁路将减少省煤器吸热，影响锅炉主蒸汽温度和再热蒸汽温度。 对已投产的电站锅炉加装SCR装置，此方案将改变锅炉的整体包覆、钢架、门孔布置等。 另外，锅炉在低负荷时NO x浓度相对较低，SCR装置在低负荷时可以停运不喷氨，仅作为烟道使用，因此，对于低负荷年运行小时很低的燃煤电站，可不用设置省煤器烟气调温旁路 [4]。 吹灰系统我国燃煤电厂的烟气中灰分普遍较高，实际运行中系统地飞灰积聚现象十分普遍，有的严重影响了SCR系统催化剂活性和寿命，所以必须在SCR反应器中安装吹灰器。 目前较多应用的是蒸汽和声波两种吹灰技术，相对来说，声波吹灰器的采购和系统安装费用较低。 声波吹灰器通过发射低频、高能声波，在吹扫过程中产生振动力，清除设备积灰。 声波吹灰系统的稳定运行对于机组和脱硝系统的安全稳定运行极为重要。 因此,无论是否喷氨,只要锅炉引风机运行,就应该将声波吹灰系统顺控投入运行；当锅炉需要检修时,要在引风机停运后再停运声波吹灰系统；声波吹灰系统在每一个反应器的每一层就地管路上都有一个压力调节阀,应该把压缩空气的；为了防止压缩空气中的水分腐蚀声波吹灰器鼓膜,应定期对声波吹灰器压缩空气缓冲罐进行排污 [20]。 SCR烟气脱硝运行方式在SCR烟气脱硝系统中，SCR反应器与还原制备区(即氨制备区)的联系，在工艺上只有喷氨格栅的人口，在控制上只有脱硝控制系统的氨量需求信号。 脱硝控制系统根据烟气NO浓度、设计脱硝率和烟气量的计算得出氨量需求信号对喷氨管道上的阀门进行调节，调整合适的喷氨量。 通常，SCR烟气脱硝的运行操作包括正常的起动、停止和自动保护停止。 SCR烟气脱硝系统的起动不设置旁路的SCR烟气脱硝系统与锅炉同时起动，起动前在锅炉预通风阶段使用空气先加热催化剂。 SCR烟气脱硝系统冷态起动时，锅炉处于冷态状况，烟气的最大升温速率控制在3～4℃/min。 同时，监测SCR反应器入口及出口的温度，华北电力大学本科毕业设计（论文）10正常运行时温度差在1O℃以下。 当催化剂温度升到310℃后，维持10min，氨气供给系统即开始，通过喷氨格栅向SCR反应器喷氨，SCR烟气脱硝系统进入正常运行阶段。 反应区温度应保持在400℃ 以下。 SCR烟气脱硝系统的停止SCR烟气脱硝系统的停止存在3种情况：（1）SCR烟气脱硝系统正常停止运行。 在锅炉停运前，应先对催化剂进行吹灰操作。 SCR烟气脱硝系统在停炉前10 min开始退出运行(即停止喷氨)，即手动将氨量需求信号值调整至0。 在制氨系统接收到氨量需求信号为0时，自动关闭氨气喷入管线上的阀门，维持10 min，即可进行停炉操作。 停炉后，在维持锅炉负压的情况下，采用引风机吹扫SCR烟气脱硝系统。 如果催化剂层没有预先进行吹灰操作，就不能对其采用空气吹扫。 （2）锅炉跳闸后SCR烟气脱硝系统的停止。 如果SCR烟气脱硝系统正常运行中锅炉跳闸，则氨量需求信号值自动变为0。 制氨系统接到此信号后，自动关闭氨管线上的阀门：氨管线上阀门关闭直到下次系统起动时，手动将出口NO 含量操作端设定在要求值后，此阀门再次自动打开。 在锅炉跳闸时，SCR脱硝系统的手动关闭系统必须在锅炉停止运行后才能够操作，这样会有一些氨气残留在催化剂模块中。 此时，一般不采用吹灰程序来吹扫SCR烟气脱硝系统，也不能采用空气吹扫。 在这个阶段，禁止打开SCR反应器上的人孔或观测孔，以防止空气进入SCR反应器，导致催化剂模块中的未完全燃尽颗粒燃烧，造成火灾。 在催化剂温度降到150℃ 以前或降到60～70℃以前，应尽快恢复锅炉运行。 （3）SCR烟气脱硝系统的自动安全停止。 当烟气温度超过420℃时，对催化剂模块的损坏非常大，应立即停止锅炉运行。 在到达420℃前，停止氨气喷入(超过390℃时)，执行自动停止SCR烟气脱硝系统来避免损害催化剂模块；当温度降到310℃以下，延时10min，自动停止SCR烟气脱硝系统来避免损害催化剂模块 [22]。 SCR法脱硝工艺中的催化剂、还原剂的特性及选择 催化剂特性及选择使用SCR法脱硝工艺中的核心物质是催化剂。 其优劣直接影响到烟气脱硝的效率，其选取是根据SCR反应塔的布置、入口烟温、烟气流速及N0，浓度分布。 以及设计脱硝效率、允许的氨逃逸率、允许的SO 2/SO3转化率与催化剂使用寿命保证值等因素确定的。 根据催化剂的适用温度范围，SCR工艺可分为高温(345～590℃)、中温(260～450℃)和低温工艺(150～280℃)。 目前最常用的是高温氧化钛基催化华北电力大学本科毕业设计（论文）11剂（活性TiO 2，同时添加增强活性的V 205金属氧化物。 若需进一步增加活性时，还要添加W0 3)，其中，催化剂的V 2O5含量较高时其活性也较高，脱硝效率高，但V2O5的含量较高时，SO 2向SO 3转化率也较高。 因此，控制V 205的含量不能超过2％，并添加适量的WO 3来抑制SO 2向S0 3的转化率 [8]。 目前。 国内外燃煤电站常使用的SCR催化剂结构形式是平板式和蜂窝式，使用最多的是蜂窝式。 平板式和蜂窝式催化剂通常制作成独立的催化剂单元箱体。 以丹麦托普素公司为例。 单元箱体横截面466mm466 mm。 长度250～500 mm，由几个催化剂单元拼装成标准化模块结构。 便于运输、安装和检修维护。 该公司对于高粉尘烟气考虑到压降、磨损，一般选取催化剂的水力直径是6 mm，比表面积是400～500m 2/m3。 而对于低粉尘烟气，水力直径通常是3mm，比表面积将增加到700～900m 2/m3，由于通过层流边界层时槽路的水力直径较小，抗分散性较小，催化剂活性与催化剂的比表面积比例非常一致。 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。 SCR反应塔中的催化剂在运行一段时间后，其表面活性都会有所降低，主要存在物理失活和化学失活2种类型，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；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。 根据设计的脱硝效率，在SCR反应塔中设置有3～4层催化剂安装空间，一般初次布置3层催化剂，预留1层布置空间，可延长催化剂更换周期，节省25％的需要更换的催化剂体积用量，但会增加烟道阻力，一般催化剂的活性周期为2～3年，与工作环境有关。 对于废催化剂进行再生处理后，活性效果可接近新催化剂，处理费用约为新催化剂的45％。 还原剂的特性及选择使用SCR法脱硝系统以氨作为还原剂，既可是带压的无水液氨。 也可是常压下的氨水溶液(通常重量浓度为25％)，此外还可能是尿素水溶液(通常重量浓度为45％)，燃煤电站通常使用液氨。 由于液氨在常温20℃下，罐内的压力为1 MPa，具有一定的危险性及安全隐患。 液氨的运输与卸载等处理有非常严格的规程与规定，在国外很多电站仅允许使用铁路运输。 采用氨水作为还原剂，虽然运输、储存方便，但需要另增设备和热能，并需要特殊的喷嘴，综合经济性差，但根据当地情况，从安全角度来讲，氨水也正越来越多地被使用。 在海运上，通常使用尿素水溶液作为还原剂。 注入尿素后，在热烟气中分解为氨，反应式为：华北电力大学本科毕业设计（论文）12 选择还原剂对运行成本有重要影响，表21是一次供应约5t时，3种还原剂的典型价格。 对大型燃煤电厂需求量很大时，无水液氨和氨水价格还能降低近50％。 1座250MW、NO x水平在300 ppm的燃煤锅炉，安装SCR后，每年的液氨增加成本费用约为400万元人民币，／(kW•h)。 氨在喷入烟气前需利用热源加热,并从送风机出口引出1支冷风管来稀释氨气,将气化后的氨气与空气在喷氨系统前的混合罐中充分混合,形成浓度均匀的混合物,通过网格型喷氨隔栅上的多组喷嘴,把氨与空气混合物均匀地喷射到烟气中去，并采用多组手动阀门集中布置构成阀门站,来控制调节各喷嘴的喷氨量，喷氨量NH 3的多少与烟气中NO x的含量有关,福建漳州后石电厂运行经验值为摩尔比1：1。 SCR 法脱硝工艺设计中的注意事项 SCR反应塔入口烟道的设计要求从外部环境考虑，燃煤电站SCR法脱硝效率与锅炉尾部外形设计、燃用煤种、燃烧布置方式、及锅炉运行工况等密切相关。 而从内部环境考虑，脱硝效率的高低取决于反应塔人口烟气速度、烟气中NH 3与NO x混合物在催化剂截面上的浓度均匀分布、入口 烟气温度分布、烟气混合物在催化剂 中的停留时间等。 为达到以上要求，国外各脱硝公司除了对反应塔的结构设计上进行CFD模拟，使阻力尽量小、催化剂槽路的尺寸(水力直径)要适中外，尽量优化反应塔入口烟道设计，减少异型件使222..(3)4HNCOHNCO华北电力大学本科毕业设计（论文）13用，避免烟气在烟道中产生涡流、激荡，影响混合物的均匀度。 丹麦托普索公司在这方面的设计已很成熟，在90︒弯道区采用导流叶片，导流叶片的位置和设计是基于1：10比例的流量模型测试而定的，并设计成垂向立式结构，数块导向板布置成不等距结构，这是因为烟气在弯道处将产生严重的不稳定、不等量过流，在弯烟道内壁附近易形成层涡流，依据理论和软件模拟计算把导流板在弯道处不等距布置，可明显减小涡流作用。 建议在距省煤器出口的弯头导流板约2m的地方设置喷氨隔栅，有利于混合均匀；飞灰整流器安装在最上层催化剂上方，这些设计已成功应用予丹麦哥本哈根的Avedore电厂等多家电厂，经后期调研，运行良好 [8]。 氨逸出量及对反应塔下游设备的影响加氨量是由PLC控制，根据SCR前NO x数值和规定的NO x排放值进行比较，用反馈信号来修正喷氨量。 现场很难精确测定NH 3逃逸量，不能用NH 3逃逸量作为反馈信号来控制喷氨量。 丹麦托普索公司从工业试验中得到数据，仅靠提高几个百分点的NH 3/N0x摩尔比，催化剂体积就可减少约30％，也能达到同样的N0 x降低率。 氨逸出会污染静电除尘器中的飞尘质量，使FGD废水及空预器清洗水中氨含量增大，生成硫酸氨盐类，造成催化剂与空预器堵塞、磨损、腐蚀等。 硫酸氨盐的生成量与S0 3浓度有直接关系，SO 3的生成量来源于以下2个方面：煤燃烧生成的和SO 2在催化剂的作用下氧化形成的，一般设计要求SCR中S0 2/SO3转化率小于l％；硫酸氨盐沉积在空预器换热片上，引起低温结垢腐蚀，必要时电厂可在空预器低温段采用搪瓷材料。 而ABS（硫酸氢氨)会暂时降低催化剂活性，为了尽可能减少ABS的生成沉积，运行烟温。