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福建后石电厂600MW机组烟气脱硝系统及工艺特点介绍     -|dnt
福建后石电厂600MW机组烟气脱硝系统及工艺特点介绍
 福建漳州后石电厂由台塑美国企业( PlasticsCorp USA) 投资兴建,由华阳电业建设和运行。电厂设计装机容量为6 ×600 MW。三大主机采取三菱企业产品,锅炉设备选择为三菱重工神户造船厂(MHI. KOBE) 设计制造MO - SSRR 型超临界直流锅炉。为满足环境保护要求,锅炉岛设置两台除尘效率达99. 85 %双室五电场静电除尘器、烟气脱硝和烟气海水脱硫装置。其中脱硫装置是现在中国电力系统内安装最大海水脱硫设施。烟气脱硝装置是中国大陆600 MW 机组安装第一台烟气脱硝处理装置。
 后石电厂烟气脱硝步骤及设计参数
 1、  脱硝方法及工艺步骤
后石电厂600 MW 机组脱硝采取炉内脱硝和烟气脱硝相结合方法。炉内脱硝方法采取PM型低NOX 燃烧器加分级燃烧(三菱MACT 炉内低NOX 燃烧系统) 脱硝法,脱硝效率可达65 %以上,排放NOX 浓度在180 ppm 左右。烟气脱硝方法采取日立企业选择性触媒还原烟气脱硝系统(SCR法) 。这套脱硝系统关键用来将锅炉排放烟气中氮氧化物分解成无害氮气和水,化学反应式以下:
4NO + 4NH3 + O2 —4N2 + 6H2O
6NO2 + 8NH3 —7N2 + 12H2O
NO + NO2 + 2NH3 —2N2 + 3H2O
 液氨从液氨槽车由卸料压缩机送入液氨储槽,再经过蒸发槽蒸发为氨气后经过氨缓冲槽和输送管道进入锅炉区,经过和空气均匀混合后由分布导阀进入SCR 反应器内部反应,SCR 反应器设置于空气预热器前,氨气在SCR 反应器上方,经过一个特殊喷雾装置和烟气均匀分布混合,混合后烟气经过反应器内触媒层进行还原反应过程。脱硝后烟气经过空气预热器热回收后进入静电除尘器。每套锅炉配有一套SCR 反应器,每两台锅炉公用一套液氨储存和供给系统。该系统工艺步骤以下:

2、  烟气脱硝( SCR) 系统设计规范

 烟气脱硝系统及工艺特点
 后石电厂烟气脱硝SCR 系统包含氨气制备系统和脱硝反应系统两部分组成。
1、脱硝反应系统
脱硝反应系统由触媒反应器、氨喷雾系统、空气供给系统所组成。
 u       烟气线路
SCR 反应器在锅炉省煤器出口烟气管线下游,氨气均匀混合后经过分布导阀和烟气共同进入反应器入口。烟气经过烟气脱硝过程后经空气预热器热回收后进入静电除尘器。
 u       SCR 反应器
反应器采取固定床平行通道型式,反应器为自立钢结构型。触媒底部安装气密装置,预防未处理过烟气泄漏。
 u       SCR 触媒
SCR 系统所采取触媒型式为平板式,其特点以下:高活化性及寿命长;低压力降、紧密性、刚性且轻易处理。触媒元件关键是不锈钢板为主体,再镀上一层二氧化钛(TiO2 ) 作为触媒活化元素。不锈钢板在镀二氧化钛前需进行处理成为多孔性材料,烟气平行流过触媒元件使压力降到最低。后石电厂烟气脱硝触媒由三层触媒单位所组成触媒区块,反应器内触媒容积380 m3 。
u       氨P空气喷雾系统
 氨和空气在混合器和管路内充足混合,再将此混合物导入氨气分配总管内。氨P空气喷雾系统含供给函箱、喷雾管格子和喷嘴等。每一供给函箱安装一个节流阀及节流孔板,可使氨P空气混合物在喷雾管格子达成均匀分布。氨P空气混合物喷射配合NOX 浓度分布靠雾化喷嘴来调整。
 u       SCR 控制系统
每台机组烟气脱硝反应系统控制全部在本机组DCS 系统上实现。
 l         控制原理
SCR 烟气脱硝控制系统利用固定NH3/NOX摩尔比来提供所需要氨气流量,进口NOX 浓度和烟气流量和乘积产生NOX 流量信号,此信号乘上所需NH3/NOX 摩尔比就是基础氨气流量信号,摩尔比决定是在现场测试操作期间来决定并统计在氨气流控制系统程序上。若氨气因为一些连锁失效造成喷雾动作跳闸,到时氨气流控制阀关断。SCR 控制系统依据计算出氨气流需求信号去定位氨气流控制阀,实现对脱硝自动控制。经过在不一样负荷下对氨气流调整,找到最好喷氨量。
l         氨供给
氨气流量可依温度和压力修正系数进行修正。从烟气侧所取得NOX 讯号馈入具能计算所需氨气流量功效。控制器利用氨气流量控制所需氨气,使摩尔比维持固定。操作温度最初设定点以下表所表示:

l         稀释空气供给
稀释空气利用风门来手动操作,一旦空气流调整后则空气流就不需随锅炉负荷而调整。氨气和空气流设计稀释比最大为5 %。稀释空气由送风机出口管路引出。
2、液氨储存及供给系统
液氨储存和供给系统包含液氨卸料压缩机、液氨储槽、液氨蒸发槽、氨气缓冲槽及氨气稀释槽、废水泵、废水池等。液氨供给由液氨槽车运输,利用液氨卸料压缩机将液氨由槽车输入液氨储槽内,储槽输出液氨于液氨蒸发槽内蒸发为氨气,经氨气缓冲槽送达脱硝系统。氨气系统紧急排放氨气则排放氨气稀释槽中,经水吸收排入废水池,再经由废水泵送至废水处理厂处理。液氨储存和供给系统控制在1 号机组DCS 上实现,就地也同时安装了MCC 手操。
u       卸料压缩机
卸料压缩机为往复式压缩机,压缩机抽取液氨储槽中氨气,经压缩后将槽车液氨推挤入液氨槽车中。
u       液氨储槽
六台机组脱硝共设计三个储槽,一个液氨储槽存放容量为122 m3 。一个液氨槽可供给一套SCR 机组脱硝反应所需氨气一周。储槽上安装有超流阀、逆止阀、紧急关断阀和安全阀做为储槽液氨泄漏保护所用。储槽四面安装有工业水喷淋管线及喷嘴,当储槽槽体温度过高时自动淋水装置开启,对槽体自动喷淋减温。
u       液氨蒸发槽
液氨蒸发槽为螺旋管式。管内为液氨管外为温水浴,以蒸气直接喷入水中加热至40 ℃,再以温水将液氨汽化,并加热至常温。蒸气流量受蒸发槽本身水浴温度控制调整。在氨气出口管线上装有温度检测器,当温度低于10 ℃时切断液氨进料,使氨气至缓冲槽维持合适温度及压力。蒸发槽也装有安全阀,可预防设备压力异常过高。
u       氨气缓冲槽
从蒸发槽蒸发氨气流进入氨气缓冲槽,经过调压阀减压成1. 8 kgPcm2 ,再经过氨气输送管线送到锅炉侧脱硝系统。
u       氨气稀释槽
氨气稀释槽为容积6 m3 立式水槽。液氨系统各排放处所排出氨气由管线聚集后从稀释槽低部进入,经过分散管将氨气分散入稀释槽水中,利用大量水来吸收安全阀排放氨气。
u       氨气泄漏检测器
液氨储存及供给系统周围设有六只氨气检测器,以检测氨气泄漏,并显示大气中氨浓度。当检测器测得大气中氨浓度过高时,在机组控制室会发出警报,操作人员采取必需方法,以预防氨气泄漏异常情况发生。
u       系统排放
液氨储存和供给系统氨排放管路为一个封闭系统,将经由氨气稀释槽吸收成氨废水后排放至废水池,再经由废水泵送至废水处理站。
u       氮气吹扫
液氨储存及供给系统保持系统严密性预防氨气泄漏和氨气和空气混合造成爆炸是最关键安全问题。基于此方面考虑本系统卸料压缩机、液氨储槽、氨气温水槽、氨气缓冲槽等全部备有氮气吹扫管线。在液氨卸料之前经过氮气吹扫管线对以上设备分别要进行严格系统严密性检验和氮气吹扫,预防氨气泄漏和和系统中残余空气混合造成危险。
u       液氨储存和供给控制系统
　液氨储存和供给控制由1 号机组DCS 上实现。全部设备启停、顺控、连锁保护等全部可从机组DCS 上软实现,设备及相关阀门启停开关还可经过MCC 盘柜硬手操。对液氨储存和供给系统故障信号实现中控室报警光字牌显示。

烟气脱硫（硝）关键技术OI2-WFGD(SCR)研发及其在太仓发电工程应用

孙克勤 张东平 周长城 徐海涛
江苏苏源环境保护工程股份
摘要：本文介绍了中国NOx污染现实状况，对现在主流烟气脱硝技术即选择性催化氧化还原法(SCR)工艺特点和设计要求进行了较为具体叙述。同时介绍了苏源环境保护企业烟气脱硝SCR关键技术研发及工程应用计划情况，对烟气脱硝(DeNOx)技术自主化、装备国产化提出了若干提议。
关键词：氮氧化物，烟气脱硝，选择性催化氧化还原法，国产化
统计表明，到，全国氮氧化物排放总量已达1200万吨左右，其中火电厂氮氧化物排放百分比超出40%以上。假如不深入采取有效氮氧化物污染排放控制方法，中国氮氧化物排放量将继续增加，将达成2900万吨左右。火电厂排放氮氧化物一直未进行控制，其排放量伴随火电机组装机容量增加而逐年增加。
氮氧化物是大气关键污染物之一，是造成酸雨和光化学烟雾关键原因。20世纪40年代美国洛杉矶市发生光化学烟雾事件促进了相关氮氧化物控制法规诞生。从1947年California第一个“空气污染控制区”提案到1969年美国第一个相关NOx排放法规制订，从20世纪70年代美国清洁空气法案经过到1990年清洁空气修正案制订，从德国“大型燃烧设备要求”到日本六易其稿(分别为1973~1975年、1977年、1983年和1987年)制订世界上最低NOx排放标准，世界各国尤其是发达国家对氮氧化物控制作了不懈努力。
和二氧化硫相比，中国燃煤电厂在氮氧化物排放控制方面起步相对较晚，以致氮氧化物排放总量快速增加抵消了对二氧化硫控制效果。未来十年内，中国不仅要加大对二氧化硫排放量控制力度，而且伴随中国环境保护法律、法规和标准日趋严格及执法力度加大，逐步开始控制电站锅炉氮氧化物排放量势在必行。所以对现有多种脱硝工艺进行调研研究，从而寻求一个适合中国国情火电厂烟气脱硝处理方案，最终实现烟气脱硝装置国产化显得尤为关键。
现在，新建火电机组已广泛采取低氮燃烧技术，以适应新排放标准要求。烟气脱硝技术也开始进行示范工程，待技术商业化后，氮氧化物排放要求将深入加严。所以，为了避免重走烟气脱硫治理过程中全方面依靠国外技术和设备教训，尽早开发整套烟气脱硝处理方案，实现技术自主、低投资、低消耗烟气脱硝技术意义重大
1. 燃煤电厂烟气脱硝关键工艺
迄今为止，世界各国开发燃煤烟气氮氧化物治理技术种类比较多，从低氧燃烧、烟气循环燃烧、二级燃烧、浓淡燃烧、分段燃烧、低氮燃烧器等多种炉内燃烧过程改善到现今形式各异脱硝工艺，其中SCR法和SNCR法在大型燃煤电厂取得商业应用。其中SCR法在全球范围内有数百台成功应用业绩和十几年运行经验，日本和德国95%烟气脱硝装置采取SCR技术，因为该方法技术成熟、脱硝率高、几乎无二次污染，应是中国烟气脱硝引进、消化关键。除此之外，还有液体吸收法、微生物吸收法、非选择性催化还原法、炽热炭还原法、催化分解法、液膜法、SNRB工艺脱硝技术、反馈式氧化吸收脱硝技术等，这些方法或已被淘汰，或处于试验室研究阶段，或效率不高，难以投入大规模工业应用。
现在，部分联合脱硫脱硝工艺亦在兴起，如活性炭吸附法，等离子体法，电子束法、脉冲电晕放电等离子体法、CuO法、NOxSO工艺、SNAP法等。同时脱除SOx/NOx工艺全部是以寻求比FGD和SCR工艺分开治理有更高经济效率为目标。至今，还极少有这么装置在大规模地工业化应用。工业化SOx/NOx联合脱除工艺是采取高性能石灰/石灰石烟气脱硫FGD系统来脱除SOx和用SCR工艺脱除NOx，该联合工艺能脱除90%以上二氧化硫和80%以上氮氧化物。FGD系统采取湿式工艺，SCR体系属干式工艺，FGD和SCR工艺采取不一样技术各自独立工作。其优点是不管入口处SOx/NOx浓度比为多少，它全部能达成各自理想脱除率。世界燃煤电厂脱硫脱硝一体化技术仍然以传统FGD和SCR组合工艺为主，在日本、德国、瑞典、丹麦等国家有大量工业应用。
选择性催化还原法
选择性催化还原法(Selective Catalytic Reduction，SCR)是指在催化剂作用下，以NH3作为还原剂，“有选择性”地和烟气中NOx反应并生成无毒无污染N2和H2O。其原理首先由Engelhard企业发觉并于1957年申请专利，以后日本在该国环境保护政策驱动下，成功研制出了现今被广泛使用V2O5/TiO2催化剂，并分别在1977年和1979年在燃油和燃煤锅炉上成功投入商业利用。SCR现在已成为世界上应用最多、最为成熟且最有成效一个烟气脱硝技术，其关键反应方程式为：
4NH3+4NO+O2=4N2+6H2O (1)
8NH3+6NO2=7N2+12H2O (2)
或 4NH3+2NO2+O2=3N2+6H2O (2a)
选择合适催化剂能够使反应(1)及(2)在200-400℃温度范围内进行，并能有效地抑制副反应发生。在NH3和NO化学计量比为1情况下，能够得到高达80-90%NOx脱除率。现在，世界上采取SCR装置有数百套之多，技术成熟且运行可靠。中国电力系统现在最大烟气脱硝装置—福建后石电厂600MW机组配套烟气脱硝系统采取就是PM型低NOx燃烧器加分级燃烧结合SCR装置工艺，关键由氨气及空气供给系统、氨气/空气喷雾系统、催化反应器等组成。液氨由槽车运输到液氨贮槽，输出液氨经氨气蒸发器后变成氨气，将之加热到常温后送氨气缓冲槽备用。缓冲槽氨气经减压后送入氨气/空气混合器中，和来自送风机空气混合后，经过喷氨隔栅之喷嘴喷入烟气中并和之充足混合，继而进入催化反应器。当烟气流经催化反应器催化层时，氨气和NOx在催化剂作用下将NO及NO2还原成N2和H2O。NOx脱除效率关键取决于反应温度、NH3和NOx化学计量比、烟气中氧气浓度、催化剂性质和数量等。
SCR系统部署方法有三种，上述后石电厂部署方法称为高温高尘部署方法，另外还有高温低尘及低温低尘部署形式。高温高尘部署方法是现在应用最为广泛一个，其优点是催化反应器处于300-400℃温度范围内，有利于反应进行，然而因为催化剂处于高尘烟气中，条件恶劣，磨刷严重，寿命将会受到影响。高温低尘部署方法是指SCR反应器部署在省煤器后高温电除尘器和空气预热器之间，该部署方法可预防烟气中飞灰对催化剂污染和对反应器磨损和堵塞，其缺点是电除尘器在300~400℃高温下运行条件差。低温低尘部署(或称尾部部署)方法是将SCR反应器部署在除尘器和烟气脱硫系统以后，催化剂不受飞灰和SO2影响，但因为烟气温度较低，通常需要气气换热器或采取加设燃油或天然气燃烧器将烟温提升到催化剂活性温度，势必增加能源消耗和运行费用。
SCR可能产生问题关键有：
（1）氨泄漏，是指未反应氨排出系统，造成二次污染，采取合理设计通常能够将氨泄漏量控制在5ppm以内；
（2）当燃用高硫煤时，烟气中部分SO2将被氧化生成SO3，这部分SO3和烟气中原有SO3将和NH3深入反应生成氨盐，从而造成催化剂中毒或堵塞。其发生关键副反应有：
2SO2+O2=2SO3 (3)
2NH3+SO3+H2O=(NH4)2SO4 (4)
NH3+SO3+H2O=NH4HSO4 (5)
这关键经过燃用低硫煤、降低氨泄漏量或将SCR反应器置于FGD系统以后控制或降低氨盐生成。
（3）飞灰中重金属(关键是As)或碱性氧化物(关键有MgO，CaO，Na2O，K2O等)存在会使催化剂中毒或活性显著降低。
（4）过量NH3可能和O2反应生成N2O，尽管N2O对人体没有危害，但最近研究结果表明，N2O是造成温室效应气体之一。其可能发生反应为：
2NH3+2O2=N2O+3H2O (6)
然而全部这些问题全部能够经过选择适宜催化剂、控制合理反应温度、调整理想化学计量比等方法使其危害降到最低。SCR技术对锅炉烟气NOx控制效果十分显著，含有占地面积小、技术成熟可靠、易于操作等优点，是现在唯一大规模投入商业应用并能满足任何苛刻环境保护政策控制方法，可作为中国燃煤电厂控制NOx污染关键手段之一。然而因为SCR需要消耗大量催化剂，所以也存在运行费用高，设备投资大缺点，同时对改造机组亦有场地限制，对设计水平提出了更高要求。
2. 企业SCR烟气脱硝研发情况
苏源环境保护工程股份自成立伊始就把大中型燃煤电厂环境工程总承包作为其主营业务，并主动推进烟气脱硫装备国产化进程，在设计个性化、工艺自主化、设备国产化等方面做出了不懈努力，自主开发烟气脱硫关键技术OI2-WFGD已经过江苏省经贸委和科技厅判定，并成功用于600MW级机组烟气脱硫工程中。
在烟气脱硝研发方面，主动提出适合新建、扩建和老电厂SCR工艺。研发进程以响应国家对应政策配合其需求为目标，及其为企业介入烟气脱硝产业战略计划提供技术确保，努力争取在最短时间内建立企业承接烟气脱硝项目标技术能力为目标。
2.1 SCR工艺研发内容
现在国际上烟气脱硝系统正向更高脱硝效率、更低运行消耗、更大可靠性、更小维护需求、更有针对性等方向发展。火电行业SCR需处理烟气量极大，对应地造成SCR反应器体积庞大、结构复杂，又要求严格防腐，故通常造价全部很高，系统运行费用也很高。不过脱硝按现在中国政策还不能为企业直接产生经济效益，对SCR投资和运行费承受能力有限。可见实现烟气脱硝难点是怎样依据每个项目标具体条件对其大而复杂系统及众多设计参数进行集约化、正确综合分析，实现以最低初投资和运行费用达成脱硝目标。传统设计技术建立在经验基础上以系列化、经典化为特点，依据长久积累经验，经过在系统各个步骤设置裕量系数和备用设施来统筹考虑多种不确定原因和计算误差，较为粗放，其结果正确程度依靠于经验长久积累调整，系统整体经济性并非最好。SCR技术在中国火电厂工程应用业绩较少，可供借鉴经验结果较少。所以，为了愈加好地适应SCR技术研发需求，必需在系统配置、系统参数优化和关键点理化特征分析三个层次利用价值工程、可靠性设计、优化设计、CAE、CFD等现代设计方法进行整体优化。
2.2 SCR工艺研究总体目标
l 实现SCR技术工程化（太仓港环境保护电厂四期7# 600MW锅炉）；
l 实现绝大多数SCR关键设备国产化；
l 以中国化、专业化和商用化为目标推进产业化；
l 建立SCR相关标准体系。
2.3 经济效益和社会作用
SCR含有占地面积小、脱硝效率高、技术成熟、运转可靠性好、技术进步快等优点，在和众多脱硝技术比较中脱颖而出，取得了业主们广泛青睐。相信伴随SCR关键技术及成套装置研发成功，每kW脱硝投资费用将大大降低，其未来市场拥有率将更高。所以，研发和推广含有自主知识产权SCR关键技术及成套装置不仅极大地推进了中国环境保护事业，而且大大提升了中国燃煤电厂烟气脱硝技术和设备国产化水平，节省大量资金。
本项目依靠一个引进国外优异技术建设烟气脱硝工程项目（太仓港电厂4期工程7#锅炉），利用现代设计技术对引进SCR烟气脱硝工艺进行分析研究，同时主动利用江苏苏源环境保护工程股份在烟气脱硫关键技术开发中所积累大型工艺开发经验，以实现绝大部分烟气脱硝装备国产化，从而降低烟气脱硝设备成本，推进中国电力环境保护事业发展；对于临时不能完全国产化设备（比如催化剂），拟先采取国外产品，同时开展催化剂研发工作，待技术成熟后替换国外成品。
现在，已初步完成中国烟气脱硝市场前景分析及估计，贮备和积累了对应烟气脱硝技术，选定了SCR工艺作为首选烟气脱硝方案，和中国外先行者建立了合作关系，掌握了国际烟气脱硝技术资源信息。氨贮槽及喷射系统设计、SCR反应器设计、SCR反应器强度设计、SCR流场分析等相关研发设计工作已经初步完成。在此基础上。太仓港环境保护电厂四期7# 600MW锅炉烟气脱硝概念设计也已基础完成。
3. OI2-SCR关键技术工程应用计划
太仓四期机组燃用设计煤质为脱硫工程设计煤质收到基硫分为0.7，收到基氮分为0.7，校核煤质收到基硫分为1.1，收到基氮分为0.98，如不采取脱硫脱硝方法，设计煤质二氧化硫和氮氧化物排放量分别约为mg/DNm3和600mg/DNm3，校核煤质二氧化硫和氮氧化物排放量分别约为3100mg/DNm3和800mg/DNm3，高于第Ⅲ时段火电厂锅炉二氧化硫和氮氧化物最高许可排放浓度，而且伴随以后火电厂二氧化硫和氮氧化物排放标准日趋严格，其浓度超限情况将愈加严重。
太仓港环境保护发电自成立之初就很重视环境保护工作，前后委托江苏苏源环境保护工程股份负责一、二期(2×135MW+2×300MW)脱硫岛总承包，估计FGD系统于6月至8月投入运行，并计划在三期2×300MW冷凝发电机组上首次同时实现脱硫脱硝。
4. 烟气脱硝装备国产化几点提议
伴随SO2污染治理深入，中国已逐步开始加强对氮氧化物治理力度，针对工业锅炉和燃煤电厂氮氧化物排放浓度提出了新限制要求，对应排放收费条例将于7月开始正式实施，到时将对氮氧化物实施和SO2相同排污费征收标准。可见脱硝产业市场需求立即形成规模，烟气脱硝市场也将成为现在以烟气脱硫业务为主环境保护企业拓展业务战场。而中国科研院校对烟气脱硝研究还处于起步阶段，因为烟气脱硝系统复杂、技术含量高、投资大，短期内极难形成有中国自主知识产权烟气脱硝技术。然而烟气脱硝不能再走FGD只引进不吸收老路，脱硝工艺选择和装置设计和锅炉型式和负荷、烟气条件和NOx浓度、需要达成效率、还原剂供给条件、场地条件、预热器和电除尘器情况、FGD装置特点等原因全部有一定关系，照搬国外技术不一定完全适合中国国情。
中国钒资源丰富，在已探明钒储量中占11.6%，居世界第四位，在南非(46%)、独联体(23.6%)和美国(13.1%)以后，而且在磷肥和尼龙行业所用V2O5催化剂国产化开发方面含有一定经验，应充足利用这些优势，突破行业壁垒，实现优势资源组合，开发适合中国国情SCR催化剂。
现代力学及计算机技术发展使得复杂流动、换热、化学反应数值估计成为可能，现在采取计算流体动力学软件和化学反应动力学软件CHEMKIN耦合能够实现内锅炉内NOx生成进行比较正确模拟，这对SNCR工艺温度窗口选择和控制显得尤为关键。
改造机组通常存在场地条件限制，这对SCR装置设计提出了很高技术要求。利用我们在烟气脱硫技术开发过程积累经验，采取三维工厂设计软件PDMS可完成整个脱硝岛全三维部署，并可实现工艺、仪表、设备、土建、热控及电气等专业并行协同设计，满足用户个性化需求。
烟气脱硫需要装备国产化，烟气脱硝也应该有国人自己技术。中国工程企业在烟气脱硝产业中大有可为。
参考文件
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