火電廠煙氣脫硝工藝的應(yīng)用

火電廠煙氣脫硝工藝的應(yīng)用

根據(jù)中國能源公司聯(lián)合會(huì)年度快速統(tǒng)計(jì)，2014年底，中國總電網(wǎng)為13.6億kw，包括9.2億kw和83億hw。在氮氧化物控制方面,截至2014年底,煙氣脫硝機(jī)組容量約6.6億kW,約占全國煤電裝機(jī)容量的80%,電力氮氧化物排放量降至620萬t左右,比2013年下降約25.7%。2014年電力氮氧化物排放量提前完成《節(jié)能減排“十二五”規(guī)劃》規(guī)定的750萬t的減排目標(biāo)2014年9月12日國家發(fā)展改革委、環(huán)境保護(hù)部、國家能源局聯(lián)合下發(fā)了《關(guān)于印發(fā)煤電節(jié)能減排升級(jí)與改造行動(dòng)計(jì)劃(2014—2020年)的通知》(發(fā)改能源[2014]2093號(hào))(以下簡稱《行動(dòng)計(jì)劃》)。《行動(dòng)計(jì)劃》明確了燃煤機(jī)組主要污染物排放的目標(biāo)值對(duì)應(yīng)燃?xì)廨啓C(jī)組排放限值的數(shù)據(jù),要求在基準(zhǔn)氧含量6%條件下,煙塵、二氧化硫、氮氧化物濃度分別不高于10、35、50mg/m2015年6月19日,環(huán)境保護(hù)部印發(fā)《關(guān)于火電廠SCR脫硝系統(tǒng)在鍋爐低負(fù)荷運(yùn)行情況下NO2015年7月16日環(huán)境保護(hù)部組織各發(fā)電集團(tuán)在北京緊急召開了“十三五”燃煤發(fā)電機(jī)組超低排放工作推進(jìn)會(huì)。會(huì)議通報(bào)了國辦最新要求,傳達(dá)了對(duì)現(xiàn)有超低排放工作部署實(shí)施“提速擴(kuò)圍”的精神,要求各集團(tuán)公司立即開展“十三五”超低排放計(jì)劃和“十三五”減排潛力測算工作。并要求在2017年底前,東部地區(qū)(遼寧、北京、天津、河北、山東、上海、江蘇、浙江、福建、廣東、海南)完成所有燃煤發(fā)電機(jī)組超低排放改造;2020年底前,完成其他地區(qū)燃煤機(jī)組超低排放改造;個(gè)別不具備超低排放改造條件的機(jī)組要按照“一廠一策”的要求采取治理、淘汰、替代等措施,明確關(guān)?；蛱娲鷷r(shí)間以及治理方案,確保穩(wěn)定達(dá)標(biāo)排放。從環(huán)境保護(hù)部相繼出臺(tái)的政策和要求可以看出國家對(duì)火電廠大氣污染物排放控制的信心和決心。目前,國內(nèi)已建煙氣脫硝裝置80%以上采用了低氮燃燒和SCR煙氣脫硝裝置相結(jié)合的方式,基本都滿足^)5排放小于100mg/m3的要求。而要滿足NOx排放小于50mg/m3的超低排放要求,就需要對(duì)現(xiàn)有脫硝裝置進(jìn)行提效改造。2電力企業(yè)的氣脫硝技術(shù)燃煤電廠常用煙氣脫硝工藝有SNCR、SNCR/SCR和SCR,各種工藝簡介如下。2.1snpr脫硝工藝SNCR脫硝工藝常采用氨水或尿素溶液作為還原劑,還原劑從鍋爐煙氣溫度為850?1100t的區(qū)域噴人,氨水蒸發(fā)(尿素溶液熱解)后產(chǎn)生的氨與煙氣中的NOx發(fā)生還原反應(yīng),生成義和H20,達(dá)到脫硝的作用。根據(jù)SNCR脫硝工藝反應(yīng)溫度需求,還原劑噴槍常布置在鍋爐爐膛中上部和屏式過熱器后。SNCR脫硝效率可達(dá)到40%(對(duì)于循環(huán)流化床鍋爐可達(dá)到65%以上),其系統(tǒng)簡單、建設(shè)成本低,SNCR脫硝工藝示意圖見圖1。2.2svmrscr脫硝工藝2.3scr脫硝系統(tǒng)根據(jù)SCR反應(yīng)器布置在鍋爐除塵器前后位置不同又稱為高塵布置和低塵布置。相比較,SCR反應(yīng)器低塵布置方式可有效減輕催化劑的磨損和堵塞,提高催化劑的使用壽命和利用率,但低塵布置方式需設(shè)置加熱器提高煙氣溫度,因此建設(shè)和運(yùn)行成本較高。目前已建SCR脫硝裝置90%以上采用高塵布置方式。SCR脫硝效率可達(dá)90%以上,其系統(tǒng)較簡單、建設(shè)成本較高,運(yùn)行成本低,高塵布置的SCR脫硝裝置示意見圖3。SCR脫硝工藝常用還原劑有液氨、氨水和尿素,相比較液氨運(yùn)行最為經(jīng)濟(jì),在對(duì)液氨沒有特殊限制的地區(qū)通常優(yōu)先采用液氨作為還原劑。以液氨為還原劑時(shí),液氨由槽車運(yùn)送到氨區(qū)后,利用卸氨壓縮機(jī)將液氨由槽車輸入液氨儲(chǔ)罐內(nèi),靠儲(chǔ)罐中的壓力將液氨輸送到液氨蒸發(fā)器內(nèi)蒸發(fā)為氣氨,液氨蒸發(fā)器出口設(shè)置有壓力調(diào)節(jié)裝置將氣氨壓力調(diào)整到合適范圍后輸送到氨氣緩沖罐,氨氣緩沖罐對(duì)氣氨進(jìn)行穩(wěn)壓,之后通過管道輸送到SCR區(qū)與稀釋空氣在氨/空氣混合器中進(jìn)行稀釋和混合,然后通過噴氨裝置噴入到SCR反應(yīng)器入口煙道中與煙氣中的NO3脫硝污染改革方案根據(jù)《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》GB13223—2011的要求,火電機(jī)組NO3.1scr器涂層對(duì)于已建完成的SCR裝置,可采用對(duì)SCR反應(yīng)器進(jìn)行加層改造(通常加裝1層)達(dá)到NO3.2添加催化劑對(duì)于已建完成的SCR裝置,可采用直接在預(yù)留層加裝催化劑的方案以達(dá)到NO3.3srcr設(shè)備的翻新對(duì)于已建成的SCR裝置可控制NO以上三種超低排放脫硝改造方案的技術(shù)特點(diǎn)比較見表2。4加層改造的成本在現(xiàn)有SCR裝置基礎(chǔ)上,為滿足NO從三種方案的經(jīng)濟(jì)性比較來看,初投資方面,反應(yīng)器加層改造的費(fèi)用最高,其次為增加催化劑量,加裝SNCR裝置最低;折算每kW·h電耗增加的運(yùn)行成本方面,反應(yīng)器加層改造增加的成本最低,其次是增加催化劑量方案,最高的是加裝SNCR裝置方案。由于初投資費(fèi)用折算到每kW·h電的費(fèi)用非常低,與運(yùn)行成本比較可以忽略,綜合比較,反應(yīng)器加層是NO5高效低氮燃燒技術(shù)目前燃煤電廠通過加裝SCR脫硝裝置后,大部分機(jī)組NO1)三種改造方案技術(shù)特點(diǎn)相比較,反應(yīng)器加層難度較大、工期較長,其次為加裝SNCR裝置,增加催化劑量方案最為簡單,工期最短。2)三種改造方案初投資相比較,反應(yīng)器加層改造的費(fèi)用最高,其次為增加催化劑量,最低的為加裝SNCR裝置。3)從運(yùn)行的經(jīng)濟(jì)性比較,反應(yīng)器加層改造增加的運(yùn)行成本最低,其次是增加催化劑量,最高的是加裝SNCR裝置。綜上所述,對(duì)于現(xiàn)有機(jī)組NO1低氮燃燒技術(shù)排放水平根據(jù)《火電廠氮氧化物防治技術(shù)政策》要求,燃煤電廠氮氧化物控制技術(shù)選擇應(yīng)因地制宜、因煤制宜、因爐制宜,依據(jù)技術(shù)上成熟、經(jīng)濟(jì)上可行以及便于操作來確定;低氮燃燒技術(shù)應(yīng)作為燃煤電廠氮氧化物控制的首選技術(shù);當(dāng)采用低氮燃燒技術(shù)后,氮氧化物排放濃度不達(dá)標(biāo)或不滿足總量要求時(shí),應(yīng)建煙氣脫硝設(shè)施。工程上常用的煙氣脫硝技術(shù)主要有SCR法、SNCR法與SNCR/SCR法。隨著國家環(huán)保污染物排放治理要求的日益嚴(yán)格,鍋爐低氮燃燒技術(shù)得到快速發(fā)展,目前新建機(jī)組及低氮燃燒改造后的火電廠燃煤鍋爐NOx排放水平見表1。SNCR/SCR脫硝工藝前端脫硝反應(yīng)為SNCR脫硝工藝,還原劑常用氨水或尿素溶液,還原劑從鍋爐煙氣溫度為850~1100T的區(qū)域噴人,先發(fā)生高溫的脫硝反應(yīng),未反應(yīng)的還原劑通過布置在省煤器與空氣預(yù)熱器之間的催化劑層時(shí),在催化劑的作用下發(fā)生中溫還原反應(yīng),脫除剩余的NCUSNCR/SCK脫硝工藝與SCR