电站锅炉SCR烟气脱硝系统

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TPRI燃煤电站锅炉SCR烟气脱硝系统—设计特点与工程实例赵宗让西安热工研究有限公司2005年7月15日2005-7-151

1TPRI燃煤电站锅炉SCR烟气脱硝系统设计特点与工程应用主要内容一．我国电力工业发展面临的环境压力二．电站锅炉NOx排放控制技术措施三．电站锅炉SCR烟气脱硝系统的设计特点四．国外电站锅炉SCR工程实例五．国内电站锅炉SCR工程应用状况2005-7-152

2TPRI2003年我国能源生产与消费总量构成1.8%2.9%Coal7.7%Oil7.4%Naturalgas15.2%Hydro23.0%74.2%67.8%全国能源生产总量：16.03亿吨标准煤全国能源消费总量：16.78亿吨标准煤世界第3大能源生产国世界第2大能源消费国我国一次能源以煤炭为主的能源格局在今后相当长的一段时期内不会改变。这种格局是由我国富煤、缺油、少气的能源资源特点和经济发展阶段所决定的，煤炭消耗量将持续增长。2005-7-153

3TPRI我国煤炭生产总量与发电用煤我国煤炭生产总量与发电用煤亿吨25TotalProductionElectricityandCHP21-2519.562016.41513.8159.6107.338.3502002200320042020年发电与热电联产用煤约占全国煤炭生产总量的50％2005-7-154

4TPRI我国电力工业的发展现状与趋势1000900-950900Total800Coal-fired7006006005004414003193573002172001031386687InstalledCapacity,GW10005708899991980111199520002002200420102020Yearò我国火电机组装机容量一直占全国电力总装机容量的75%左右，火力发电量约占全国总发电量的80%。ò从1996年底开始我国发电装机与发电量一直稳居世界第2位。2005-7-155

5TPRI2004年我国发电装机构成1.3%0.6%总装机容量：441GW25%火电:324.9GW水电：108.3GW核电:6.84GW风电与可再生能源：0.8GW73%2005-7-156

6TPRI我国火电厂污染物排放现状ò根据2004年中国环境状况公报，2003年全国SO排放量为22158.7万吨,其中工业生产排放的SO约占80％，而火电厂SO22排放量估算为950万吨，约占全国SO排放总量的50％左右。2ò二氧化硫污染产生的酸雨，已危害我国国土总面积的30%。ò我国燃煤火电厂NOx排放量估算为500万吨/年。2005-7-157

7TPRI我国火电厂我国火电厂NOxNOx排放现状排放现状万吨数据来源：电力环境监测总站统计资料60050040030020010001990199520002002年2005-7-158

8TPRI我国《火电厂大气污染物排放标准》—GB13223—2003（代替1996）第3时段火力发电锅炉须预留烟气脱除氮氧化物装置空间。液态排渣煤粉炉执行Vdaf＜10％的氮氧化物排放浓度限值。2005-7-159

9TPRI《排污费征收标准管理办法》ò国家有关部委根据国务院《排污费征收使用管理条例》制定的《排污费征收标准管理办法》已于2003年7月1日起实施。¾自2005年7月1日起，二氧化硫排污费由原来的0.2元/千克增加到0.63元/千克。¾自2004年7月1日，对氮氧化物执行与二氧化硫相同的排污费征收标准。ò我国电力工业的发展面临巨大的环境压力。2005-7-1510

10燃煤电站锅炉NOx的形成¢燃煤火电厂是造成氮氧化物（主要是NO、NO2、以及少量的N2O等，统称为NOx）排放的主要来源。¢电站锅炉排放的NOx中，NO约占95％，NO2仅占5％左右。由于NO在大气环境中会很快转化成NO2，因此,通常用NO2的质量浓度mg/m3来表示NOx的排放浓度。¢燃煤锅炉形成的NOx中，热力型NOx约占25％，燃料型NOx约占75％。2005-7-1511

11TPRI燃煤电站锅炉NOx的形成ò煤粉燃烧过程中NOx的形成主要取决于燃烧三要素（三“T”原理），即温度(Temperature)，时间(Time)和湍流混合(Turbulence)。即NOx的形成主要取决于燃烧火焰温度、燃料/空气混合物在炉内高温火焰区的停留时间，以及燃料氮含量与过量空气量（氧分压）等。òNOx排放不能简单地根据煤中氮含量来预测，因为其形成与锅炉燃烧状况密切相关，包括燃煤特性如煤中氮的含量及挥发分含量、煤的反应特性、燃烧温度以及过量空气量等。2005-7-1512

12NOx排放控制：一次燃烧技术措施¢一次控制措施主要是在燃料燃烧过程中拟制NOx的形成，并创造条件使已形成的NOx还原为N2，从而控制NOx的排放，通常称为低NOx燃烧技术。¢低NOx燃烧技术原则上均是延迟燃料与空气的混合以降低燃烧峰值火焰温度与燃烧初期的湍流混合，形成不利于形成NOx的气氛环境，从而控制NOx的生成。¢目前采用一次燃烧控制措施可降低NOx排放约30％－50%。2005-7-1513

13TPRINOx排放控制：二次烟气净化技术措施ò二次控制措施则是在燃烧过程结束后进行的烟气净化处理过程，通常采用氨（NH）作为还原剂，将已经在炉内燃烧过程中3形成的NOx还原成无害的氮气（N）和水，主要包括SCR与2SNCR。ò目前采用SCR烟气脱硝装置可降低NOx排放达80％－90％以上，最高可达95％。是目前唯一可将NOx排放浓度控制在50mg/m3以内的现有成熟技术。ò燃煤电站锅炉降低NOx排放最经济实用的技术途径，是尽可能通过采用燃烧措施在燃烧过程中最大限度地拟制NOx的生成，从而减少烟气脱硝装置的负担，降低NOx排放控制成本。2005-7-1514

14TPRINOx排放控制水平比较2005-7-1515

15TPRI选择性催化还原（SCR）技术发展过程¢ò采用氨（NH3）作为还原气体的SCR脱硝技术由美国Englehard公司于1957年取得美国专利(最初采用白金为作催化剂）。ò日本开发出了钒基/钛基催化剂并取得成功经验，并于1980年底投运了第一台燃煤电站锅炉SCR装置，奠定了当今SCR催化剂技术的基础。òSCR烟气脱硝技术自20世纪70年代在欧洲和日本首先用于燃油和燃气电站锅炉，随后于80年代开始逐渐应用于燃煤电站锅炉。2005-7-1516

16选择性催化还原（SCR）技术发展过程¢德国为了验证日本开发的SCR技术对德国燃煤电站锅炉的适应性，在60多个燃煤锅炉机组进行了SCR工业性试验研究，于1985年底在欧洲投运了第一台燃煤电站锅炉SCR装置。¢美国于20世纪90年代初期在Crist电厂一台75MW燃煤电站建立了SCR工程示范，对燃用美国高硫煤电站锅炉采用SCR技术的适应性进行了工业性试验研究，1993年底在CarneysPoint热电厂（285MW）投运了第一台燃煤锅炉SCR烟气脱硝装置。2005-7-1517

17TPRI国外燃煤电站国外燃煤电站SCRSCR工程应用现状工程应用现状到1997年底:¾日本有61个电厂约23GW的燃煤锅炉机组安装了SCR装置。¾欧洲约有55GW的锅炉机组共安装了150多台大型SCR装置。其中德国约33GW的烟煤锅炉机组安装了烟气脱硝装置，大部分为SCR改造工程。¾美国有8个燃锅炉机组约3GW容量安装了SCR装置。2005-7-1518

18TPRI美国燃煤电站历年投运的美国燃煤电站历年投运的SCRSCR装置装置2005-7-1519

19TPRISCR烟气脱硝系统技术原理2005-7-1520

20TPRI影响SCR脱硝效率的主要因素òSCR脱硝效率与锅炉设计、燃用煤种及锅炉运行工况密切相关。不仅需要对催化剂进行详细地设计，同时需对喷氨系统、烟气管道及控制系统进行优化设计。òSCR脱硝效率主要取决于：ò催化剂特性：反应活性、结构类型、使用寿命等òSCR反应塔入口烟气参数：烟气温度、烟气流速、NOx浓度与飞灰浓度分布，NH3/NOx摩尔比分布等òSCR反应塔结构设计：空塔速度（烟气在催化剂内的停留时间的尺度）、烟气流速、催化剂层数等。2005-7-1521

21TPRISCRSCR氨逃逸氨逃逸òSCR反应塔出口烟气中未参与反应的氨（NH）称为氨逃逸。3ò氨逃逸会导致：¾生成硫酸铵盐造成催化剂与空预器堵塞与腐蚀,烟气阻力损失增大¾FGD废水及空预器清洗水的氨含量增大¾飞灰中的NH3化合物含量增大,影响飞灰质量ò氨逃逸会与烟气中的SO生成硫酸铵盐（NHHSO与NHSO）,硫34444酸铵盐具有腐蚀性和粘结性。2005-7-1522

22TPRISCR中SO/SO转化率23òSCR出口烟气中SO的含量取决于2个因素：3¾锅炉燃烧形成的SO3¾烟气中SO在催化剂作用下氧化形成的SO23ò锅炉燃用低硫煤时烟气中SO的含量相对较低，SCR出口SO含23量也较低；但在燃用高硫煤(Sar>2%)时，烟气中由于煤粉燃烧会生成较多的SO与SO，使SCR反应塔入口SO的初始浓度较233高，同时SO在SCR反应塔会发生氧化反应，导致SCR反应塔2出口SO浓度较高。3ò为控制硫酸铵盐的形成，SCR设计要求SO2/SO3转化率<1％。2005-7-1523

23TPRISCR系统设计要求与技术关键ò设计要求¾SCR脱硝效率>90％¾氨逃逸<2～3ppm(1ppmNH=0.76mg/m3NH)33¾SO/SO转化率<1%23ò技术核心：SCR催化剂的配方与生产技术工艺ò技术关键：如何精确控制与调节SCR反应塔入口烟气中NH/NOx摩尔比的分布、烟气速度分布以及烟气温度分布，3使其实现均匀分布。2005-7-1524

24TPRISCRSCR脱硝效率与催化剂工作温度的关系脱硝效率与催化剂工作温度的关系2005-7-1525

25TPRISCR省煤器烟气旁路设置2005-7-1526

26TPRISCR反应塔的三种布置方案1.高温高飞灰烟气段—省煤器出口与空气预热器之间，ESP之前2.高温低飞灰烟气段—高温ESP出口与空气预热器之间，ESP之后3.低温低飞灰尾部烟气段—ESP、空预器及FGD脱硫塔之后2005-7-1527

27TPRISCR高温高飞灰烟气段布置—省煤器出口与空气预热器之间，ESP之前2005-7-1528

28TPRISCR高温低飞灰烟气段布置—高温ESP出口，空预器前高温高飞灰烟气段布置高温低飞灰烟气段布置2005-7-1529

29TPRISCR低温低飞灰尾部烟气段布置—ESP、空预器及FGD脱硫塔之后2005-7-1530

30TPRISCRSCR催化剂的类型催化剂的类型¢氧化钛基催化剂:340℃～400℃¢氧化铁基催化剂:380℃～430℃¢沸石催化剂:300℃～430℃¢活性碳/焦催化剂:100℃～150℃2005-7-1531

31TPRISCRSCR催化剂模块化结构设计催化剂模块化结构设计蜂平催化剂的化窝板学成分与孔式式径取决于：¾燃料类型¾粉尘浓度¾SOx浓度2005-7-1532

32TPRI蜂窝式催化剂蜂窝式催化剂▲7.5mm▲5.0mm▲3.7mm2005-7-1533

33TPRI平板式催化剂2005-7-1534

34TPRI波纹板催化剂波纹板催化剂2005-7-1535

35TPRI平板式与蜂窝式催化剂平板式与蜂窝式催化剂2005-7-1536

36TPRISCR供氨与喷氨系统2005-7-1537

37SCR供氨方式1.纯氨（NH）：也称无水氨、液氨、浓缩氨，在大气压力与常温下，无水3氨呈无色刺激性气体。由于气态NH不易储存，通常将NH氨浓缩后以液态33储存在压力罐内以便运输。电站锅炉SCR装置普遍使用的是液氨，其运输与储存需有严格安全措施。2.氨水：，通常为浓度25％－30％的氢氧化铵溶液。常用浓度为29.4％。氨水具有腐蚀性，在大气环境温度下，浓度为29％的氨水的气化压力即为大气压力，这就允许使用非压力容器运输与储存氨水。3.4吨氨水相当于1吨纯氨，气化1kgNH需要蒸发2.5kg水。33.尿素：尿素颗粒（ureaprill）与40％－50％的尿素溶液。尿素中氮的含量为56％，1.8吨尿素相当于1吨纯氨。通常采用筒仓或仓库两种储存方式。2005-7-1538

38TPRINH3/NOx摩尔比对SCR脱硝效率的影响2005-7-1539

39TPRISCR催化剂反应活性与运行时间的关系2005-7-1540

40SCRSCR反应活性降低的原因分析反应活性降低的原因分析1.微量重金属元素导致的催化剂中毒¾砷中毒2.飞灰与其他化合物在催化剂表面沾污积灰导致的催化剂堵塞¾硫酸铵盐的沉积¾飞灰沉积3.飞灰冲刷导致的催化剂磨蚀取决于烟气流速、飞灰浓度、冲刷角、以及催化剂特性2005-7-1541

41TPRISCR催化剂飞灰堵塞与磨蚀工业试验结果美国Crist燃煤电厂SCR工程示范2005-7-1542

42SCRSCR反应塔中催化剂的安装反应塔中催化剂的安装2005-7-1543

43SCR催化剂的现场安装2005-7-1544

44TPRISCR反应塔催化剂设计与更换方案òSCR反应塔设计2～4层催化剂，在反应塔顶部或底部预留1层备用层空间，即2＋1、2＋2或3＋1方案。ò催化剂活性降低到一定程度后，就需要在备用层空间添加新催化剂。òSCR反应塔预留备用层方案可延长催化剂更换周期，节省高达25％需要更换的催化剂体积用量，但缺点是烟道阻力有所增大。2005-7-1545

45典型的SCR催化剂更换方案2005-7-1546

46SCRSCR催化剂的再生处理催化剂的再生处理ò再生处理后催化剂活性可达到新催化剂的80％以上ò催化剂再生费用为新催化剂的40%－50％。2005-7-1547

47SCRSCR废弃催化剂的处置方案废弃催化剂的处置方案方案1：回收处理与利用方案2：填埋处理或垃圾堆存2005-7-1548

48TPRI日本Kyodo电力公司Shinchi电厂2x1000MW超临界燃煤锅炉SCR装置ò1号机组1994年投运ò2号机组1995年7月投运2005-7-1549

49日本Chugoku电力公司Misumi2005-7-15电厂1号机组（1000MW）SCR·装置50

50日本Tachibana-Wan（橘湾）电厂2X1000MW燃煤锅炉SCR装置2005-7-1551

51美国AES公司Somerset电厂675MW燃煤锅炉机组SCR改造工程2005-7-1552

52丹麦Ensted电站660MW燃煤锅炉SCR改造工程2005-7-1553

53TPRI美国PlantCrist燃煤电厂SCR示范工程项目2005-7-1554

54TPRI美国Crist燃煤电厂SCR工程示范装置2005-7-1555

55TPRI国内SCR烟气脱硝技术工程应用ò福建漳州后石厂6x600MW超临界燃煤锅炉机组SCR反应塔ò机组设备全部进口ò台塑集团投资、华阳电业有限公司运营ò目前亚洲最大的火电厂ò6台机组全部安装SCR与海水脱硫装置ò国内第一家在大型燃煤电站采用SCR装置ò2005年正在建设7号机组ò国内采用海水脱硫装置的最大燃煤电站2005-7-1556

56福建漳州后石厂SCR烟气脱硝系统2005-7-1557

57TPRI福建漳州后石厂SCR烟气脱硝系统供氨系统2005-7-1558

58TPRI福建漳州后石厂SCR烟气脱硝系统—网格型氨喷嘴布置2005-7-1559

59TPRI燃煤电站锅炉发展SCR的技术路线òSCR烟气脱硝系统与锅炉设计、燃烧方式、燃料特性、以及锅炉运行工况密切相关，在一台锅炉上取得的经验并不能简单的直接应用与另一台锅炉。ò我国电站锅炉燃煤锅炉煤质差，燃煤平均灰分高达25％－28％，平均硫含量约1％，与日本、欧美电站锅炉燃煤特性有较大差异。日本电站燃煤大多采用进口煤，灰分10－15％左右，含硫量<0.5%；美国电站燃煤平均灰分8%。ò德国为了验证日本开发的SCR技术对德国燃煤电站锅炉的适应性，在60多个燃煤锅炉机组进行SCR工业性试验研究。ò美国于20世纪90年代初期建立了SCR工业示范装置，对美国燃用高硫煤电站锅炉采用SCR技术的适应性进行了详细的工业性试验验证.ò国内发展SCR所走的技术路线与美国和德国不同。在尚未针对我国不同类型燃煤电站锅炉与燃煤特性、建立工业性SCR烟气脱硝试验装置并进行深入试验研究前，通过技术引进，SCR装置已开始应用于大型燃煤锅炉机组，在今后的运行中将遇到新的技术问题。2005-7-1560

60TPRI总总结结¢燃煤电站锅炉SCR烟气脱硝技术经过30多年的研究发展与工程实践，技术上已发展成熟，并成功地应用600MW、1000MW大型燃煤电站锅炉。目前已在美国应用于一台1300MW燃煤电站锅炉机组（同时采用3台SCR）。¢SCR脱硝效率可达90％－95％，低NOx燃烧技术与SCR系统相结合，可将燃煤锅炉NOx排放控制在50mg/m3以内。¢SCR装置采用省煤器与空预器之间的布置方案已基本成为新建燃煤锅炉机组的标准化设计方案。¢我国燃煤电站锅炉SCR技术工程应用刚刚起步，随着国家环保标准的日趋严格与实施力度的加大，国内新建燃煤锅炉机组将同步采用SCR烟气脱硝装置。2005-7-1561

61关于我院SCR技术研究工作的思考¢深入全面了解并掌握SCR系统的工程设计特点与适用条件¢进行SCR工程可性研究，为业主建设SCR提供技术咨询¢制订SCR装置性能试验与验收试验技术规范¾研究确定SCR试验测试技术条件与要求¾研究建立SCR性能试验方法¢开展SCR系统调试与性能验收试验工作¾引进相关试验仪器设备¢引进SCR技术,承包SCR工程——？资质/风险/资金¢研制生产SCR催化剂——？资金/周期2005-7-1562

62TPRIThankyouverymuchforyourattention谢谢大家！西安热工研究院有限公司发电新技术部赵宗让2005-7-1563