循环流化床锅炉脱硝技术方案(详)
生物质循环流化床锅炉烟气脱硝技术
生物质循环流化床锅炉烟气脱硝技术1生物质锅炉脱硝技术研究与应用嘉兴新嘉爱斯热电有限公司建有1台130t/h高温高压生物质循环流化床锅炉,配套25MW 汽轮发电机组。
如何实现生物质燃料烟气污染物中NOx的超低排放己成为公司面临的主要难题。
为达到环保排放标准,该公司拟采用SCR脱硝技术降低生物质锅炉烟气污染物排放。
生物质循环流化床锅炉具有燃料种类复杂、锅炉负荷波动较大、燃烧不稳定的特点,易造成锅炉烟气中飞灰碱金属含量高、PM浓度高、湿度大。
己有研究无法同时解决SCR脱硝过程中低温、高碱、高灰等问题,需要在烟气排放特性、低温抗碱催化剂配方、反应器优化设计、设备管理与技术集成等方面进行深入研究。
由于生物质锅炉烟气温度偏低、飞灰中碱金属含量较高,通过传统SNCR技术和SCR技术难以实现生物质锅炉烟气的高效脱硝。
针对这一难题,公司开发适用于生物质锅炉排放特性的SCR高效脱硝技术,重点开展生物质锅炉烟气排放特性、低温抗碱金属催化剂配方、生物质锅炉脱硝反应器的优化设计和生物质锅炉烟气SCR系统集成等研究,建立满足生物质锅炉NOx超低排放要求的脱硝系统。
项目实施内容主要包括生物质锅炉烟气排放特性研究、生物质锅炉的SCR催化剂配方研究、生物质锅炉脱硝反应器的优化设计、生物质锅炉高效脱硝技术集成及示范应用等4个方面。
项目启动后,在调研过程中,收集了生物质循环流化床锅炉烟气温度、含氧量、NOx、SOx、PM浓度等关键烟气参数及飞灰中碱金属含量、生物质燃料特性分析等第一手资料,为低温抗碱金属催化剂配方研究和SCR反应器整体设计提供基础。
生物质循环流化床锅炉烟气温度较低(低至280℃)、烟气中飞灰含量高、碱金属含量高。
项目研究过程中,重点研究了活性组分种类、负载量对催化剂脱硝活性和抗硫抗水性的影响规律;研究了不同种类毒物在催化剂表面的吸附及其对催化剂活性位的毒化机制。
研究了不同活性组分改性、保护/牺牲层负载量、负载次序等对催化剂酸性和氧化性的强化和对反应活性等的影响规律,形成了适用于生物质锅炉烟气排放特性的SCR催化剂配方。
循环流化床锅炉脱硝技术方案设计(详)
循环流化床锅炉SNCR脱硝技术方案一、SNCR工程设计方案1、SNCR和SCR两种技术方案的选择1.1.工艺描述选择性非催化还原(Selective Non-Catalytic Reduction,以下简写为SNCR)技术是一种成熟的商业性NOx控制处理技术。
SNCR方法主要在900~1050℃下,将含氮的化学剂喷入贫燃烟气中,将NO还原,生成氮气和水。
而选择性催化还原(Selective Catalytic Reduction,SCR),由于使用了催化剂,因此可以在低得多的温度下脱除NOx。
两种方法都是利用氮剂对NOx还原的选择性,以有效的避免还原氮剂与贫燃烟气中大量的氧气反应,因此称之为选择性还原方法。
两种方法的化学反应原理相同。
SNCR在实验室内的试验中可以达到90%以上的NOx脱除率。
应用在大型锅炉上,短期示范期间能达到75%的脱硝率,长期现场应用一般能达到30%~50%的NOx脱除率。
SNCR技术的工业应用是在20世纪70年代中期日本的一些燃油、燃气电厂开始的,在欧盟国家从80年代末一些燃煤电厂也开始SNCR技术的工业应用。
美国的SNCR技术应用是在90年代初开始的,目前世界上燃煤电厂SNCR 工艺的总装机容量在2GW以上。
两种烟气脱硝技术都可以采用氨水、纯氨、或者尿素作为还原剂,工艺上的不同主要体现在两个方面:其一,SCR需要布置昂贵的金属催化剂,SNCR不需要催化剂;其二,SNCR存在所谓的反应温度窗口,一般文献介绍,其最佳反应温度窗口为850~1100℃,但是当采用氨做还原剂且和烟气在良好混合条件下,并且保证一定的停留时间,则在更低的760~950℃范围内也可以进行有效程度的脱硝反应。
采用SCR技术的脱硝反应,由于催化剂的存在,则可以在尾部烟道低温区域进行。
SNCR、SCR和SNCR-SCR三种技术性能比较见表2-1。
表2-1 选择性还原脱硝技术性能比较近年来由于环保需要,中国要求电厂锅炉除了使用低氮燃烧器(LNB)外,还需进一步安装烟气脱硝装置,目前采用的最佳成效工艺主要有SNCR、SCR 和SNCR/SCR 混合法技术。
循环流化床锅炉烟气脱硝工艺
4 N H 3 + 4 N O+0 2 4 N 2 + 6 H 2 0
①
6 N O 2 +8 N H 3 7 N 2 +1 2 H 2 0 4 N H 3 +2 N O 2 +0 2 _3 N 2 + 6 H 2 0 在反应条件改变时 ,还可能发生 以下副反应 :
4 NH3 +3 0 2 2 N 2 +6 H2 0 +1 2 6 7 . 1 k J
系统主要 由脱硝反应系统 、氨制备及氨储运系统和其他
随着 国家对 大气 污染物排放标准 的修改 ,对氮氧化 辅 助设备组成 。其 中脱 硝反应系统 由S C R 反应 器 、烟气 物 ( N O )的减 排要求 趋严 ,现在必须 借助脱 硝设备来 系统 、喷氨系统 、静态混合器 、催化剂等组成 。 减排达标 。按 照 目前循环流化 床锅 炉的市场存有量及其
未来市场发展 预期 ,其脱硝任务 量很大 。本文结合工 程 度在 1 5 0 % ~1 1 0 %的范 围 ,在其 锅炉尾 部段 省煤 器与
3 工业烟气脱 硝方式及其在循环流化 床锅 炉上的 到3 0 0 ℃ ~4 2 0 %后将烟气引 出,通过烟道送进脱硝反应
应 用
3 . 1 脱硝技 术
器 ,当烟气进入S C R 反 应器进 口烟道 时 ,与设 置在进 口 烟道上的喷氨格栅喷人的氨 ( 经空气稀释后的氨 ,一般
工业 窑炉烟气 N O 的脱 除方 法有 多种 ,主要 分湿 法 浓度为5 % )混合 ,其通过氨气/ 空气 混合器 的辅 助作用 和干法两 大类 ,湿法脱硝 主要有稀 硝酸吸收法 、碱性 溶 达到充分混合均匀 的 目的 ,再通过烟道 中的静态混合器
流化床锅炉机组也 已达5 0 余 台,超过 了世界上其他 国家
循环流化床锅炉脱硫脱销工程设计方案
×××××××××公司2台90T/H循环流化床锅炉脱硫、脱硝工程设计方案2014 年07月目录第一章总论 (1)1.1 概述 (4)1.2 项目建设的必要性 (4)1.3 工程条件概述 (5)1.3.1 厂址位置及自然条件 (5)1.3.2 设计参数(单台锅炉) (5)1.4 锅炉烟气脱硫、脱硝处理技术确定 (5)1.5 项目范围 (6)1.6 主要技术原则 (6)第二章工艺方案设计; (6)2.1 工艺设计说明 (6)2.1.1 设计原则 (6)2.1.2 工艺方案的确定 (6)2.1.3 执行的法规、标准和规范 (7)2.2 工艺原理及流程说明 (8)2.3 主要工艺设备一览表 (10)2.4 原料要求 (11)第三章装置布置设计 (11)第四章设备设计 (11)4.1 非标设备的设计制作 (11)4.1.1 执行的法规、标准和规范 (11)4.1.2设备的设计、制造、检验与验收 (12)4.1.3设备的设计原则和特点 (12)4.1.4设备材料的选用原则 (13)4.1.5结构设计 (13)4.2 主要设备的介绍 (13)4.3 定型设备的选型 (14)4.3.3 引风机 (14)第五章供电设计 (14)5.1 设计范围 (14)5.2 设计所依据的主要标准规范 (14)5.3 系统负荷 (14)5.4 主要设备选择 (15)5.5 电缆设施 (114)5.6 中性点接地方式及电压等级 (15)5.7 电气接线 (15)5.8 车间低压动力及照明 (15)5.9 环境特征 (15)5.10 主要用电设备选型 (16)5.11 低压用电设备的操作和保护 (16)5.12 检修电源 (16)5.13 照明 (16)5.14 配电线路 (16)5.15 防静电、防雷及接地 (116)5.16 主要节能措施 (17)5.17 电气主要负荷表 (17)第六章仪表及自动控制 (17)6.1 测量控制系统设置的原则 (117)6.2 自动化水平 (117)6.3 热工自动化功能 (118)6.4 热工自动化设备选择 (118)6.4.1 分散控制系统 (118)6.4.2 变送器 (19)6.4.3 执行器 (19)6.4.4 特殊仪表 (19)6.5 电源和气源 (19)6.5.1 电源 (19)6.5.2 气源 (20)6.6 仪表选型 (20)6.7 电缆敷设 (21)6.8 取压管线 (21)6.9 管件的连接形式 (21)6.10 防腐防爆防护措施 (21)6.11 标准规范 (21)第七章土建 (21)7.1 建筑结构 (21)7.1.2 溶液循环槽 (22)7.1.3 塔 (22)7.1.7 烟道支架 (22)7.2 标准图的选用 (22)7.2.1 地方标准图 (22)7.2.2 国家标准 (22)7.3 设计规范 (23)7.3.1 建筑规范 (23)7.3.2 结构规范 (24)7.4 材料 (24)7.4.1 混凝土 (24)7.4.2 钢材 (24)7.4.3 砖及砂浆 (24)7.5 建筑设计 (25)7.5.1 钢结构防腐 (25)7.6 结构设计 (25)7.6.1 荷载 (25)7.6.2 地基处理 (25)7.6.3 基础 (25)7.6.4 设备基础 (25)7.6.5 钢结构 (26)第八章环保、消防、安全及劳动保护 (26)8.1 环境保护 (26)8.1.1 设计依据 (26)8.1.2 本项目主要污染物排放 (26)8.2 消防 (27)8.2.1 设计依据 (27)8.2.2 设计原则 (27)8.2.3 工程的火灾危险性分析 (27)8.2.4 设计中采取的消防设施 (27)8.3 安全 (27)8.3.1 设计依据 (27)8.3.3 劳动安全卫生设计中采用的主要防范措施 (28)8.4 劳动保护 (28)8.4.1 设计依据 (28)第九章生产组织及人员编制 (28)9.1 生产组织 (28)第一章总论1.1 概述本项目是×××××××××××××两台90t/h循环流化床锅炉烟气脱硫、脱硝工程项目。
循环流化床锅炉烟气脱硝工程设计方案解析
75t/h循环流化床锅炉烟气脱硝工程技术方案一、项目概况1.1项目概述根据企业锅炉规模3台75t/h两用一备、烟气NO X的浓度≤200mg/Nm3及要求排放浓度≤100mg/Nm3的实际,为在保证排放浓度达标前提下,实现投资省、运行费用低,经过方案比选,推荐选择性非催化还原法(SNCR)作为脱硝工艺,还原剂选择氨水。
二、设计参数:三、SNCR脱硝部分4.1、脱硝设计原则:1、在业主给定的要求和条件下,综合考虑采用先进工艺、技术、设备、材料、投资经济性等因素,在确保烟气处理效果的前提下,以较少的投资,取得较大的社会、环境和经济效益;2、处理系统总体规划布局要合理、美观,流程顺畅、平面紧凑,节省用地;3、充分利用现有的条件和现有设备进行设计,尽量不影响生产,施工期要短;4、按现有场地条件设计脱硝系统,力求流程合理,操作维护简便;5、设备和材料具有运行稳定性和耐腐蚀性能。
6、为今后企业可持续性发展着想,选用的设备和材料具有实用性,价格适宜;脱硝工艺选用技术成熟、设备运行可靠,使用寿命较长(易损件除外)。
4.2、脱硝设计工艺:SNCR系统主要包括氨水及去盐水储存系统、在线稀释系统、喷射系统和电气控制系统四部分。
氨水及去盐水储存系统实现氨水及去盐水的储存功能,然后由在线稀释系统根据锅炉运行情况和NOx排放浓度情况在线稀释成所需的喷射量,送入喷射系统。
喷射系统实现各喷枪的氨水分配、雾化喷射和计量,还原剂的供应量能满足锅炉不同负荷的要求。
整套电气控制系统调节方便、灵活、可靠,在设备间、喷点现场及控制室均能联动控制。
氨水储存区与其它设备、厂房等要有一定的安全防火距离,并在适当位置设置室外防火栓,设有防雷、防电接地装置。
4.3、脱硝工艺简述本脱硝系统可用液氨、氨水和尿素做还原剂,考虑到客户对还原剂原材料的供应、运输、储存等因素,本项目拟设计采用氨水作为还原剂。
系统配置一套氨水储存系统,三台锅炉共用,氨水储罐上安装有液封防真空装置、排气氨吸收装置及超温保护喷淋冷却装置。
循环流化床锅炉烟气脱硝工程设计方案解析
75t/h循环流化床锅炉烟气脱硝工程技术方案一、项目概况1.1项目概述根据企业锅炉规模3台75t/h两用一备、烟气NO X的浓度≤200mg/Nm3及要求排放浓度≤100mg/Nm3的实际,为在保证排放浓度达标前提下,实现投资省、运行费用低,经过方案比选,推荐选择性非催化还原法(SNCR)作为脱硝工艺,还原剂选择氨水。
二、设计参数:三、SNCR脱硝部分4.1、脱硝设计原则:1、在业主给定的要求和条件下,综合考虑采用先进工艺、技术、设备、材料、投资经济性等因素,在确保烟气处理效果的前提下,以较少的投资,取得较大的社会、环境和经济效益;2、处理系统总体规划布局要合理、美观,流程顺畅、平面紧凑,节省用地;3、充分利用现有的条件和现有设备进行设计,尽量不影响生产,施工期要短;4、按现有场地条件设计脱硝系统,力求流程合理,操作维护简便;5、设备和材料具有运行稳定性和耐腐蚀性能。
6、为今后企业可持续性发展着想,选用的设备和材料具有实用性,价格适宜;脱硝工艺选用技术成熟、设备运行可靠,使用寿命较长(易损件除外)。
4.2、脱硝设计工艺:SNCR系统主要包括氨水及去盐水储存系统、在线稀释系统、喷射系统和电气控制系统四部分。
氨水及去盐水储存系统实现氨水及去盐水的储存功能,然后由在线稀释系统根据锅炉运行情况和NOx排放浓度情况在线稀释成所需的喷射量,送入喷射系统。
喷射系统实现各喷枪的氨水分配、雾化喷射和计量,还原剂的供应量能满足锅炉不同负荷的要求。
整套电气控制系统调节方便、灵活、可靠,在设备间、喷点现场及控制室均能联动控制。
氨水储存区与其它设备、厂房等要有一定的安全防火距离,并在适当位置设置室外防火栓,设有防雷、防电接地装置。
4.3、脱硝工艺简述本脱硝系统可用液氨、氨水和尿素做还原剂,考虑到客户对还原剂原材料的供应、运输、储存等因素,本项目拟设计采用氨水作为还原剂。
系统配置一套氨水储存系统,三台锅炉共用,氨水储罐上安装有液封防真空装置、排气氨吸收装置及超温保护喷淋冷却装置。
(完整版)SNCR+SCR脱硝方案
100t/h循环流化床锅炉烟气脱硝工程技术方案(SNCR+SCR)目录1 项目概况 (3)2 技术要求 (3)2.1设计原则 (3)2。
2设计依据 (3)2.3设计规范 (4)3 工作范围 (10)3.1设计范围 (10)3.2供货范围 (10)4 技术方案 (11)4。
1技术原理 (11)4.2工艺流程 (14)4。
3平面布置 (18)4。
4控制系统 (18)7 技术培训及售后服务 (19)7。
1技术服务中心 (19)7.2售前技术服务 (20)7。
3合同签订后的技术服务 (20)7。
4技术培训 (21)7。
5售后服务承诺 (21)1 项目概况现有100t/h循环流化床锅炉2台。
据《GB13223-2011火电厂大气污染物排放国家标准》,NOx排放浓度必须满足当地环保要求,拟采用SNCR+SCR脱硝技术实施脱硝。
本脱硝系统设计脱硝处理能力锅炉最大工况下脱硝效率不小于80%,脱硝装置可用率不小于98%。
本项目工程范围包括脱硝系统的设计、设备供货、安装、系统调试和试运行、考核验收、培训等.2 技术要求2.1 设计原则本项目的主要设计原则:(1)本项目脱硝工艺采用“SNCR+SCR”法.(2)本项目还原剂采用氨水。
(3)烟气脱硝装置的控制系统使用PLC系统集中控制。
(4)锅炉初始排放量均在400mg/Nm3(干基、标态、6%O)的情况下,脱硝系统效率不低于280%。
逃逸量控制在8ppm以下。
(5)NH3(6)脱硝设备年利用按3000小时考虑。
(7)脱硝装置可用率不小于98%。
(8)装置服务寿命为30年。
2.2 设计依据锅炉参数:锅炉类型:流化床锅炉出口热水压力:1。
6MPa烟气量:100t/h锅炉烟气量:260000m3/hNOx含量:400mg/Nm3NOx排放要求:小于100mg/Nm3排烟温度:150℃烟气中氧含量:8~10%2.3 设计规范国家和地方现行的标准、规范及其他技术文件见下表:3 工作范围3.1 设计范围烟气脱硝系统成套设备与界区外交接的公用工程设施(如水、电、气等),由业主提供,设备及系统所需的公用工程设施(水、电等)由业主引至界区外1米处,系统内除因增加脱硝系统而引起的锅炉相关设备的改造需由锅炉厂家配合设计和核算外,其他所有设备、管道、电控设备等全部由卖方设计并供货。
循环流化床锅炉脱硫脱硝几种方式的探讨
脱硫脱硝几种方式的探讨新版《火力发电厂大气污染物排放标准》的实施,要求各个燃煤电厂必须采用高效的脱硫脱硝方式才能达到国家的环保标准。
新标准如下所示:从如上表中可以看出,我厂需要达到的标准为:烟尘30,二氧化硫200,氮氧化物100。
而现今我厂的排放指标最大值大概为烟尘42,二氧化硫1500,氮氧化物280;平均值大概为烟尘38,二氧化硫1200,氮氧化物220(二氧化硫的数据为不掺烧石灰石的数据)。
所以根据国家排放的标准,我厂还需要做一系列后续的工作。
针对目前电厂普遍采用的几种脱硫脱硝方式,我进行了一系列相关的比较,如若有错误之处请各位予以指正。
一、皮带输送1、实施方案(1)脱硫方案此方式就是我厂普遍采用的方式。
具体实施方案为:将石灰石子(平均粒径为10mm左右)在煤场被均匀地掺入即将送入炉膛的燃煤中,一般每个运行班一次。
掺入比例需按照燃用煤质的发热量及含硫量,按钙硫比2.5计算。
在煤场掺入石灰石子的燃煤用输煤皮带运送至破碎机,石灰石子和原煤一起被破碎成平均粒径为1.4mm粒子,煤粒开始分别由各个给煤口从前墙送入炉膛下部的密相区内。
(2)脱硝方案炉内脱硝的关键在于炉膛中燃烧温度的控制,避免床温大幅度的波动。
所以床温建议控制在950℃以下。
然而根据我厂两台炉的运行情况,要想低床温运行,负荷必须大量降低,这与我厂的经济效益是相悖的,所以必须增加炉内的受热面或者对锅炉进行相应的改造来提高蒸汽温度从而降低床温。
(3)除尘方案如果采用皮带输送石灰石的方法脱硫,同时保证烟尘含量在30以下,就必须将电除尘改为电布联合除尘器,即将四电场改为布袋,其余三个电厂保持电除尘不变(可参照电冶公司改造方案)。
2、此方式的优缺点(1)优点:此种脱硫脱硝的方式占地空间小,投资成本最为低廉,不需要增加太多的辅助设备。
(2)缺点:<1>炉内床温不容易控制。
氮氧化物对床温的感应最为明显,床温的大幅度波动会造成氮氧化物排放的不均匀性,导致排放超标。
循环流化床锅炉脱硫脱硝的技术及改造方法
循环流化床锅炉脱硫脱硝的技术及改造方法摘要:近年来,国家投入巨额资金研发开展工业点源特别是燃煤锅炉的污染治理工作,“十二五”以来,国家先后下发了《关于推进大气污染联防联控工作改善区域空气质量指导意见的通知》、《国际环境保护“十二五”规划》、《重点区域大气污染防治“十二五”规范》、修订了《火电厂大气污染排放标准》(GB13223-2011),将NOx列入“十二五”约束性指标,要求火电企业加大污染治理,开展锅炉脱硝,新建项目同步建设锅炉脱硝装置,现有火电锅炉必须在2014年7月前达到新的《火电厂大气污染物排放标准》要求,根据环境保护部函[2014]179号文件《关于部分供热及发电锅炉执行大气污染物排放标准有关问题的复函》要求,单台出力65t/h以上(除层燃炉、抛煤机炉外的燃煤、燃油、燃气锅炉),无论其是否发电,均应执行《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)中相应的污染物排放控制要求,NOX限制在100mg/m3内;所以我公司两台循环流化床锅炉的脱硝系统改造势在必行,并且是呼伦贝尔经济开发区重点督促整改项目之一。
关键词:循环流化床锅炉;脱硫脱硝技术;改造方法1改造前锅炉及NOx排放现状氮氧化合物(NOx)不仅会对人体健康产生直接危害,而且还会与大气中一些成分反应形成酸雨和光化学烟雾,促进超细颗粒物的形成,是影响生态环境和全球变暖的主要因子。
近年来,我国氮氧化物排放量一直居于高位,2012年排放总量为2337.8万t,其中包含工业循环流化床锅炉在内的工业锅炉排放氮氧化物271万t,占当年工业氮氧化物排放量的13.5%。
根据国家“十二五”发展规划要求,工业锅炉氮氧化物排放要求越发严格,而积极推进烟气脱硝工程建设已迫在眉睫。
呼伦贝尔驰宏矿业有限公司动力厂三车间两台循环流化床锅炉主要用于工业用气及供暖,1#炉、2#炉为济南锅炉厂设计75t/h中压饱和蒸汽循环流化床锅炉(规格型号为:YG-75/4.2-M1;额定压力为4.2Mpa;额定蒸发量为75t/h;饱和蒸汽温度为254℃),自2011年10月份锅炉启炉运行至今,主要用于公司1300亩厂区内建筑等设施供暖、工艺生产用汽、汽轮机发电等,但锅炉在初期设计期间国家环保部未对氮氧化物排放进行严格要求,所以我公司循环流化床锅炉未设计脱硝系统,但随着公司对环保意识的加强,职工对环保的要求越来越高,面对三废污染物的监管也越来越严;虽然循环流化床锅炉NOx排放相比其他炉型排放相对较少,但与新发颁布《火电厂大气污染物排放标准》相比,仍超标很多,根据公司环保部NOx排放数据统计,工业锅炉满负荷状态下,经检测尾气中含有NOX250~350mg/m3。
循环流化床锅炉SNCR脱硝技术
循环流化床锅炉SNCR脱硝技术关键词:脱硝技术 SNCR 循环流化床循环流化床锅炉SNCR 脱硝技术以氨或者尿素为还原剂,将还原剂喷入烟气中,然后还原剂与氮氧化物发生反应,生成氮气和水,在合适的温度范围内,脱硝效率可超过60%,进口浓度在350mg/Nm3以内,可以实现100mg/Nm3达标排放。
投资费用比同等条件下SCR低60%左右。
SNCR脱硝技术即选择性非催化还原技术是一种不需要催化剂的脱硝方式。
在850℃~1050℃的温度范围内,通过将含氨基的还原剂(如氨水、尿素溶液)喷入炉内,将烟气中的NOX还原脱除,生成氮气和水从而实现脱除NOX的目的。
SNCR脱硝技术的工业应用开始于20世纪70年代中期。
目前世界上燃煤电厂SNCR脱硝工艺的总装机容量在2GW以上。
而我国在20世纪90年代中后期开始应用SNCR脱硝技术。
循环流化床因其有高温旋风分离器的存在,为SNCR脱硝反应的充分进行提供了良好的温度区间、停留时间及混合条件,是理想的SNCR脱硝反应应用场合,使SNCR技术的脱硝效率不断突破,可稳定达到60%、最高可达70%及以上,这为SNCR技术的继续推广拓宽了新的途径。
该技术可用于循环流化床的脱硝,投资费用比SCR技术低60%以上,脱硝效率可达60%以上,单位投资大致为15~35元/kW;运行成本低于0.4分/kWh,可经济有效地解决循环流化床的NOx排放污染问题,达到排放标准。
【适用范围】循环流化床锅炉典型案例【案例名称】75t/h循环流化床锅炉烟气SNCR脱硝工程【项目概况】本项目所采用的SNCR脱硝技术以20%的氨水溶液作为还原剂,氨水喷射位置位于旋风分离器入口烟道处。
在进口浓度为300mg/Nm3的锅炉运行条件下,该SNCR脱硝工程能稳定运行,实现67%的脱硝效率,出口NOx浓度低于100mg/Nm3。
【主要工艺原理】本工程采用选择性非催化还原法脱硝技术,还原剂(氨水)是以雾化的水溶液形式喷入到温度为850~1050℃的区域,与NO发生还原反应生成N2和水。
循环流化床锅炉脱硝技术方案(详)
循环流化床锅炉SNCR脱硝技术方案一、SNCR工程设计方案1、SNCR和SCR两种技术方案的选择1.1.工艺描述选择性非催化还原(Selective Non-Catalytic Reduction,以下简写为SNCR)技术是一种成熟的商业性NOx控制处理技术。
SNCR方法主要在900~1050℃下,将含氮的化学剂喷入贫燃烟气中,将NO还原,生成氮气和水。
而选择性催化还原(Selective Catalytic Reduction,SCR),由于使用了催化剂,因此可以在低得多的温度下脱除NOx。
两种方法都是利用氮剂对NOx还原的选择性,以有效的避免还原氮剂与贫燃烟气中大量的氧气反应,因此称之为选择性还原方法。
两种方法的化学反应原理相同.SNCR在实验室内的试验中可以达到90%以上的NOx脱除率。
应用在大型锅炉上,短期示范期间能达到75%的脱硝率,长期现场应用一般能达到30%~50%的NOx脱除率.SNCR技术的工业应用是在20世纪70年代中期日本的一些燃油、燃气电厂开始的,在欧盟国家从80年代末一些燃煤电厂也开始SNCR技术的工业应用。
美国的SNCR技术应用是在90年代初开始的,目前世界上燃煤电厂SNCR工艺的总装机容量在2GW以上。
两种烟气脱硝技术都可以采用氨水、纯氨、或者尿素作为还原剂,工艺上的不同主要体现在两个方面:其一,SCR需要布置昂贵的金属催化剂,SNCR不需要催化剂;其二,SNCR存在所谓的反应温度窗口,一般文献介绍,其最佳反应温度窗口为850~1100℃,但是当采用氨做还原剂且和烟气在良好混合条件下,并且保证一定的停留时间,则在更低的760~950℃范围内也可以进行有效程度的脱硝反应。
采用SCR技术的脱硝反应,由于催化剂的存在,则可以在尾部烟道低温区域进行。
SNCR、SCR和SNCR-SCR三种技术性能比较见表2-1.表2—1 选择性还原脱硝技术性能比较使催化剂钝化锅炉的影响受省煤器出口烟气温度的影响受炉膛内烟气流速、温度分布及NOx分布影响综合SNCR和SCR占地空间大(需增加大型催化剂反应器和供氨或尿素系统)小(锅炉无需增加催化剂反应器)较小(需增加小型催化剂反应器)近年来由于环保需要,中国要求电厂锅炉除了使用低氮燃烧器(LNB)外,还需进一步安装烟气脱硝装置,目前采用的最佳成效工艺主要有SNCR、SCR 和SNCR/SCR 混合法技术。
东光化工循环流化床锅炉SNCR脱硝技术方案
东光化工循环流化床锅炉SNCR 脱硝技术方案河北东光化工有限责任公司2×75t/h 循环流化床锅炉SNCR脱硝工程初步技术方案编制单位名称:河北环科力创环境工程有限公司河北省环境科学研究院日期: 2014 年 3 月 20 日目录第1章工程概况 (5)1.1项目名称 (5)1.2工程简述 (5)1.3脱硝工艺简介 (5)1.4压缩空气供应 (6)1.5工艺水指标 (6)1.6 氨水质量指标 (6)1.7炉膛内烟气参数 (6)1.8烟气排放指标 (7)1.9设计规范 (7)第2章设计 (8)2.1工程范围 (8)2.2设计原则 (8)2.3 SNCR工艺流程说明 (9)2.4 SNCR工艺优点 (11)2.5SNCR脱硝对锅炉工艺的影响 (12)2.6 SNCR工艺系统组成——氨水 (12)2.7 SNCR工艺系统组成——尿素 (15)2.8仪表和控制系统 (17)2.9电气系统 (19)2.10防腐、保温和油漆 (20)第3章系统供货范围和清单 (21)3.1供货范围 (21)3.2 2×75t/h供货清单(氨水) (22)3.3 2×75t/h锅炉供货清单(尿素) (30)第4章脱硝系统技术指标 (37)4.1基本参数表 (38)4.2性能指标 (38)4.3 其他保证 (39)第5章运行汇总表 (39)第6章建设工期和工程进度 (41)第7章工程质量和交货承诺 (43)第8章技术服务和技术培训 (43)第1章工程概况1.1项目名称项目名称:河北东光化工有限责任公司2×75t/h循环流化床锅炉脱硝工程承办单位:河北环科力创环境工程有限公司1.2工程简述燃煤锅炉烟气中还有大量的NOx,直接排放到大气中会严重污染环境,NOx会形成有毒的光化学烟雾,还可形成酸雨严重影响人类身体健康,也会造成臭氧层损耗等。
该化工厂的规模为2台90t/h循环流化床锅炉,氮氧化物排放浓度不稳定,要求必须确保在锅炉各种工况及负荷下,氮氧化物排放浓度均满足100mg/Nm3的标准要求经过分析论证并结合热电厂锅炉及燃料实际情况考虑,SNCR烟气脱硝工艺是首选方案,选择氨水为还原剂,同时为了节约成本和占地面积,2台90t/h锅炉采用“一拖二”的设计方式,即脱硝厂房和除盐水存储系统公用一套,其他部分分别对应每台锅炉,两套系统可独立运行,互不干涉。
循环流化床锅炉烟气脱硫脱硝技术
化
板
电 动 震 打
38
• 石灰石输送系统故障 • 旋转给料机漏料
旋转给料机漏粉,更换盘根
39
• 石灰石输送系统故障 • 旋转给料机卡涩
未投运的叶片
投运3个月后的叶片
40
• 石灰石输送系统故障 • 料位开关故障
料位开关 参与逻辑控制
料位低 开始进料
料位高 停止进料
41
• 石灰石输送系统故障 • 料位开关故障
石灰石-石膏法脱硫特点
优点: 1) 技术成熟 2) 吸收剂价廉易得 3) 脱硫效率高 4) 对煤种变化的适应性强 5) 副产品可综合利用 缺点: 1) 系统复杂 2) 占地面积大 3) 一次投资较大
典型的石灰石(石灰)-石膏湿法脱硫工艺
国内主流吸收塔技术
喷淋空塔
液柱塔
托盘塔
鼓泡反应器
26
主流脱硫工艺特点及选择条件
项目
湿法
氧化镁法 循环流化床干法
技术成熟程度 适用煤种 应用单机规模
成熟
成熟
成熟
不受含硫量限 制
不受含硫量限 制
Sar≤2%
没有限制
没有限制
≤300MW
能达到的脱硫率 95%以上
95%以上
60%
吸收剂来源
资源较多
附近有资源 资源较多
三、循环流化床炉内脱硫系统
1. 主要组成系统:
1) 石灰石储存系统 2) 输送系统 3) 流化风机
吸收剂 —— 石灰 副产物 —— 亚硫酸钙/硫酸钙
喷雾干燥法工艺流程图
喷雾干燥法化学反应机理
烟气
溶液
SO2+H2O→2H++SO32SO2 Ca2++2 H2O← 2H+ +Ca(OH) 2
循环流化床锅炉深度脱硝技术
准》 的实施 , 循环流化床锅 炉深度脱硝 问题 已经 摆 在 了我 们 面 前 , 新版标 准规定 , 新建机组 N O x
排放 值 应 控 制 在 1 0 0 m g / N m 以 内 , 对 于 该 限
瞬 时型 N O x 通 常在燃用不 含氮 的碳氢燃料 ( 如
天然 气 ) 低温燃烧时才重点考 虑 , 与 另 两 种 类 型
较低 。
2 . 2 循环 流化 床锅 炉 工程 实测 N O x 排 放值
与煤粉锅炉不 同的是 , 在煤粉锅炉 中燃料挥
煤 燃 烧 过 程 根 据 燃 烧 条 件 和 生 成 途 径 的不
发份越低则 N O x 生成量越大 , 其原 因是挥发份越 低 的燃料需要的燃烧 温度越高 , 尤其是燃用无烟
中 图分 类 号 : X 5 1 文 献标 识 码 : A
De e p De n i t r a t i o n o f CFB Bo i l e r
W a n g F e n g i u n , J i a n g X i a o g u o , Z h a n g Z h i w e i
i t c o n c l u d e s t h a t S NC R i S mo r e s u i t a b l e f o r CF B b o i l e r . Ke y wo r d s : C F B b o i l e r ;S C R ;NS CR
王凤君 , 姜孝 国, 张志伟
( 哈 尔滨锅炉厂有 限责任公 司, 黑龙 江 哈 尔滨 1 5 0 46 0 )
摘
要: 随着新 的环保 法规的颁布 , 流化床 锅炉深 度脱 硝问题 已经提 上 了 日程 , 本文对 S C R与 S N C R技 术在
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循环流化床锅炉SNCR脱硝技术方案一、SNCR工程设计方案1、SNCR和SCR两种技术方案的选择1.1.工艺描述选择性非催化还原(Selective Non-Catalytic Reduction,以下简写为SNCR)技术是一种成熟的商业性NOx控制处理技术。
SNCR方法主要在900~1050℃下,将含氮的化学剂喷入贫燃烟气中,将NO还原,生成氮气和水。
而选择性催化还原(Selective Catalytic Reduction,SCR),由于使用了催化剂,因此可以在低得多的温度下脱除NOx。
两种方法都是利用氮剂对NOx还原的选择性,以有效的避免还原氮剂与贫燃烟气中大量的氧气反应,因此称之为选择性还原方法。
两种方法的化学反应原理相同。
SNCR在实验室内的试验中可以达到90%以上的NOx脱除率。
应用在大型锅炉上,短期示范期间能达到75%的脱硝率,长期现场应用一般能达到30%~50%的NOx脱除率。
SNCR技术的工业应用是在20世纪70年代中期日本的一些燃油、燃气电厂开始的,在欧盟国家从80年代末一些燃煤电厂也开始SNCR技术的工业应用。
美国的SNCR技术应用是在90年代初开始的,目前世界上燃煤电厂SNCR 工艺的总装机容量在2GW以上。
两种烟气脱硝技术都可以采用氨水、纯氨、或者尿素作为还原剂,工艺上的不同主要体现在两个方面:其一,SCR需要布置昂贵的金属催化剂,SNCR不需要催化剂;其二,SNCR存在所谓的反应温度窗口,一般文献介绍,其最佳反应温度窗口为850~1100℃,但是当采用氨做还原剂且和烟气在良好混合条件下,并且保证一定的停留时间,则在更低的760~950℃范围内也可以进行有效程度的脱硝反应。
采用SCR技术的脱硝反应,由于催化剂的存在,则可以在尾部烟道低温区域进行。
SNCR、SCR和SNCR-SCR三种技术性能比较见表2-1。
表2-1 选择性还原脱硝技术性能比较锅炉的影响受省煤器出口烟气温度的影响受炉膛内烟气流速、温度分布及NOx分布影响综合SNCR和SCR占地空间大(需增加大型催化剂反应器和供氨或尿素系统)小(锅炉无需增加催化剂反应器)较小(需增加小型催化剂反应器)近年来由于环保需要,中国要求电厂锅炉除了使用低氮燃烧器(LNB)外,还需进一步安装烟气脱硝装置,目前采用的最佳成效工艺主要有SNCR、SCR 和SNCR/SCR 混合法技术。
参照国外整体能源的分配和利用比重以及电厂实际情况来看,和我国较相似的是美国,但是国内的燃煤质量及灰分量仍然是要特别考虑的因素。
由于SNCR在小型机组上呈现出的优越性,所以在小型机组上首选SNCR 脱硝技术,且进行SNCR改造后,若需再进一步脱硝,具有很大的灵活性,如图2-1所示。
图2-1 SNCR技术所具有的灵活性SNCR 系统较简单,可以根据机组运行状况灵活处理,不受机组燃料和负荷的变化而受影响。
施工周期短,SNCR 对其他系统的维护运行(如空气预热器和集尘器) ,都不产生干扰及增加阻力。
使用尿素作还原剂,不仅可以而且减少SCR 系统采用“液氨”在使用和运输上的所带来的安全风险。
而且,氨区的设计占地远远大于尿素区的设计占地。
非常适用于老厂的脱硝改造,若需进一步脱硝,可加装一层SCR催化剂,形成混合SNCR-SCR技术,达到NOx减排要求。
由于国内脱硝技术仍属起步阶段,目前关于SNCR、SCR 和SNCR-SCR 混合法运行资料不甚多,所以需要借鉴国外经验来参考。
图2-2所示为SNCR,SCR 和SNCR-SCR 混合法工艺的的经济比较,表2-2美国NOx工艺选择的经济型分析计算值。
图2-2 一般SNCR,SCR 和SNCR-SCR 混合法工艺的的经济比较表2-2 美国NOx工艺选择的经济型分析计算值工艺%脱硝率%最经济脱硝率区*平均美国总投资美元/KW美国总投资US$/KWSNCR 25~40 20~35 15 10~20 SCR 50~85 70~80 80 60~140Hybrid SNCR-SCR 55~95 50~7030~70(2~4倍)(视脱硝率而定)SNCR<Hybrid<SCR(注*: 在此区域之外并不是不能达到,而是运行成本会不成比例的大幅度增加。
工艺本身的一些弱点会不成比例的放大。
包括负面影响锅炉的下游系统,让整体的能耗及经济效益减低许多。
)从经济和性能综合分析:➢SCR 脱硝装置的成本主要在装置的成本, 运行成本主要在于还原剂和催化剂的消耗和电耗。
SNCR 方案其运行费用仅为SCR 工艺的15~30%,是在满足国家排放标准基础上最经济的方案。
➢SCR 潜在的产能问题最多又大。
➢SCR-SNCR 混合型是一个综合的方案,它的最大优点在于可以根据排放要求,分期实施。
并比SCR 便宜。
产能问题大幅减少。
由于CFB锅炉的炉膛出口及旋风分离器进口和出口的烟气温度位于SNCR反应温度窗口内,且分离器中的烟气流场的情况正好有利于喷入的还原剂和烟气的良好混合,故在循环流化床锅炉上宜采用SNCR技术,可达到50%以上的脱硝效率。
1.2.SNCR的优点与其它脱硝技术相比,SNCR技术具有以下优点:a)脱硝效果令人满意:SNCR技术应用在大型煤粉锅炉上,长期现场应用一般能够达到30~50%的NOx脱除率,循环流化床的的SNCR技术可取得50%以上的脱硝效率。
b)还原剂多样易得:SNCR技术中脱除NOx的还原剂一般都是含氮的物质,包括氨、尿素、氰尿酸和各种铵盐(醋酸铵、碳酸氢铵、氯化铵、草酸铵、柠檬酸铵等)。
但效果最好,实际应用最广泛的是氨和尿素。
c)无二次污染:SNCR技术是一项清洁的技术,没有任何固体或液体的污染物或副产物生成,无二次污染。
d)经济性好:由于SNCR的反应是靠锅炉内的高温驱动的,不需要昂贵的催化剂系统,因此投资成本和运行成本较低。
e)系统简单、施工时间短:SNCR技术最主要的系统就是还原剂的储存系统和喷射系统,主要设备有储罐、泵、喷枪和必要的管路、测控设备。
由于设备简单,SNCR技术的安装期短,仅需10天左右停炉时间,小修期间即可完成炉膛施工。
f)SNCR技术不需要对锅炉燃烧设备和受热面进行大的改动,也不需要改变锅炉的常规运行方式,对锅炉的主要运行参数也不会有显著影响。
1.3.脱硝效果的主要影响因素SNCR 方法主要使用含氮的药剂在温度区域870~1200°C 喷入含NO的燃烧产物中,发生还原反应,脱除NO,生成氮气和水,煤粉炉SNCR其概念见图2-3,循环流化床锅炉SNCR其概念图见图2-4。
由于在一定温度范围,有氧气的情况下,氮剂对NOx的还原,在所有其他的化学反应中占主导,表现出选择性,因此称之为选择性非催化还原。
SNCR在实验室内的试验中可以达到90%以上的NO 脱除率。
SNCR 应用在大型锅炉上,选择短期示范期间能达到75%的脱硝效率,典型的长期现场应用能达到30%~60%的NOx脱除率。
在大型的锅炉(大于300MW 发电功率)上运行,通常由于混合的限制,脱硝率小于40%。
SNCR 技术的工业应用是在20世纪70年代中期日本的一些燃油、燃气电厂开始的,在欧盟国家从80 年代末一些燃煤电厂也开始SNCR 技术的工业应用。
喷化学氮剂图2-3 煤粉炉SNCR过程还原NOx的概念图2-4 循环流化床SNCR过程还原NOx的概念SNCR 相对SCR的初投资低,停工安装期短,原理简单,硬件工艺成熟。
在SNCR 技术设计和应用中,影响脱硝效果的主要因素包括:a)温度范围;b)合适的温度范围内可以停留的时间;c)反应剂和烟气混合的程度;d)未控制的NOx浓度水平;e)喷入的反应剂与未控制的NOx的摩尔比-NSR;f)气氛(氧量、一氧化碳浓度)的影响;g)氮剂类型和状态;h)添加剂的作用;1.3.1 温度范围的选择实验表明,SNCR还原NO的反应对于温度条件非常敏感,温度窗口的选择是SNCR还原NO效率高低的关键,图2-5给出了NOx残留浓度与反应温度的关系曲线。
温度窗口取决于烟气组成、烟气速度梯度、炉型结构等系统参数。
文献中报道的温度窗口差别很大,下限最低有427℃,上限最高达1150℃,最佳温度差别也很大。
一般认为理想的温度范围为700℃~1000℃,温度高,还原剂被氧化成NOx,烟气中的NOx含量不减少反而增加;温度低,反应不充分,造成还原剂流失,对下游设备产生不利的影响甚至造成新的污染。
由于炉内的温度分布受到负荷、煤种等多种因素的影响,温度窗口随着锅炉负荷的变化而变动。
根据锅炉特性和运行经验,最佳的温度窗口通常出现在折焰角附近的屏式过、再热器处及水平烟道的末级过、再热器所在的区域。
研究发现加入其他的有些添加剂可以使NH 3/NO 反应的温度窗口向低温方向移动,如图2-6所示。
目前报道的添加剂包括氢气,引入的氢气变成OH 使得温度窗口朝低温方向移动;过氧化氢;一氧化碳;碳氢化合物如甲烷、甲醇、乙醇、苯酚;钠盐如NaOH 、HCOONa 、CH 3COONa 、NaNO 3、Na 2CO 3。
氮氧化物残留浓度/ppm温度(℃)氮氧化物还原率温度(℃)图2-5 NOx 残留浓度与反应温度的关系曲线 图2-6 氨中CH 4添加量对温度窗口的影响1.3.2 合适的停留时间温度(F)氮氧化物还原率图2-7 停留时间对SNCR 脱硝率的影响还原剂必须和NOx 在合适的温度区域内有足够的停留时间,这样才能保证烟气中的NOx 还原率。
还原剂在最佳温度窗口的停留时间越长,则脱除NOx 的效果越好。
NH 3的停留时间超过1s 则可以出现最佳NOx 脱除率。
尿素和氨水需要0.3s-0.4s 的停留时间以达到有效的脱除NOx 的效果。
图2-7说明了停留时间对SNCR脱硝率的影响。
1.3.3还原剂用于SNCR脱硝工艺中常使用的还原剂有尿素、液氨和氨水。
若还原剂使用液氨,则优点是脱硝系统储罐容积可以较小,还原剂价格也最便宜;缺点是氨气有毒、可燃、可爆,储存的安全防护要求高,需要经相关消防安全部门审批才能大量储存、使用;另外,输送管道也需特别处理;需要配合能量很高的输送气才能取得一定的穿透效果,一般应用在尺寸较小的锅炉和焚烧炉。
若还原剂使用氨水,氨水有恶臭,挥发性和腐蚀性强,有一定的操作安全要求,但储存、处理比液氨简单;由于含有大量的稀释水,储存、输送系统比氨系统要复杂;喷射刚性,穿透能力比氨气喷射好,但挥发性仍然比尿素溶液大,应用在墙式喷射器的时候仍然难以深入到大型炉膛的深部,因此一般应用在中小型锅炉上,但在CFB锅炉上多使用氨水作为还原剂;若还原剂使用尿素,尿素不易燃烧和爆炸,无色无味,运输、储存、使用比较简单安全;挥发性比氨水小,在炉膛中的穿透性好;效果相对较好,脱硝效率高,适合于大型锅炉设备的SNCR 脱硝工艺。