SCR烟气脱硝技术在燃煤电厂应用研究.doc

SCR烟气脱硝技术在燃煤电厂应用研究.docSCR烟气脱硝技术在燃煤电厂应用研究
[摘要]本文结合牡丹江第二发电厂9号机组脱硝改造工程,对SCR烟气脱硝技术方案及催化剂的选择、脱硝系统旁路设置、辅助设备空预器等技术关键问题进行了分析与探讨,并提出了相应解决措施,为提高脱硝工程技术水平、完善当前SCR烟气脱硝技术规范提供借鉴。
[关键词]氮氧化物; SCR; 催化剂; 旁路;空预器
中图分类号:TK 文献标识码:A 文章编号:1009-914X(2014)23-0222-01
1 概述
牡二电厂9号300MW机组锅炉系哈尔滨锅炉厂有限责任公司生产的HG-1025/-YM28型亚临界压力,自然循环单炉膛,一次中间再热、平衡通风汽包锅炉,摆动式燃烧器四角布置切圆燃烧方式,配有5台冷一次风正压直吹式制粉系统,一台MBA-AC1400干式排渣机,设计燃料为烟煤。由于目前9号锅炉实际运行时NOx排放浓度最高已分别超过600mg/m3(标态,干基,6%O2)已经不能够满足《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)提出的100mg/m3(标态,干基,6%O2)的氮氧化物排放限值。拟对其进行脱硝改造。
本工程锅炉采用全钢架悬吊结构、紧身封闭布置,采用水平浓淡燃烧器,主燃烧器上方设置了3层SOFA燃烧器,并预留SCR脱硝空间。
2 脱硝技术分析
脱硝技术方案
通过对华电金山热电厂、华能东港电厂、国电龙华长春热电厂同类型机组脱硝工程调研,并对SCR、SNCR烟气脱硝技术充分比较、论证。确认在空间上,电厂原设计已对高灰型SCR烟气脱硝空间进行了预留,SCR反应器可布置在锅炉尾部省煤器和空预器之间,即从锅炉省煤器出口处引出烟气,进入SCR 反应器后再重新返回空预器入口,同时牡二电厂9号机组的烟气条件为常规的燃煤烟气条件。因此从烟气条件和空间布置上,本期烟气脱硝改造选择高灰型SCR烟气脱硝工艺是完全可行的。同时,国内约400~500台机组安装了SCR装置,均采用高灰型布置工艺,有成熟的现场运行经验支持。
还原剂选择
目前,SCR烟气脱硝工艺常用的还原剂有液氨和氨水二种。
还原剂的选择是影响SCR脱硝效率的主要因素之一,应具有效率高、价格低廉、安全可靠、存储方便、运行稳定、占地面积小等特点。结合本期工程的特点、国家规范和当地环保部门要求确定以液氨作为脱硝还原剂。
3 脱硝改造关键点分析
催化剂选择
在SCR布置工艺确定时,催化剂的设计和选型主要受到烟尘浓度、温度以及SO2浓度的影响并遵循以下原则:(1)燃煤电站一般选择使用温度在320~425℃范围内的催化剂,该反应温度具有脱硝效率高、选择性好、抗毒性强、运行可靠、氨逃逸和SO2 /SO3转化率低以及便于飞灰通行等特点,可最大程度适应燃料类型和运行条件。(2)催化剂的选型应根据烟气特性、飞灰特性和灰分含量等综合性能保证要求考虑。锅炉省煤器出口烟尘浓度<30g/m3时,可优先选用蜂窝式催化剂;当锅炉省煤器出口烟尘浓度
≥40g/m3时,优先使用平板式催化剂;当锅炉省煤器出口烟尘浓度在30~40g/m3之间时,可以根据实际情况,经技术经济比较后选择蜂窝式或平板式催化剂。鉴于本项目当前实际烟气粉尘浓度已达到50g/m3左右,且粉尘磨损性较为严重,通过经济性比较选用平板式