高井热电厂脱硝技术的探讨
高井热电厂地处北京市石景山区,距市中心约30km,是京津唐电网负荷中心,是保证北京安全供电的重要电源支撑点,也是北京市集中供热,解决北京市西部小锅炉环境污染的供热中心。当然也是北京市SO2、NOx、粉尘等污染物的排放点之一。
为满足北京市现在和未来的环保标准,高井热电厂需要采取进一步的措施,大幅度消减NOx排放,进一步的减排率平均至少要达到65%。根据目前国际上技术发展水平和工程经验,选择性催化还原技术(SCR)是最成熟、应用最多的烟气脱硝技术,其脱硝效率可达90%。因此,SCR技术为高井热电厂烟气脱硝的首选技术。
SCR烟气脱硝技术
近几年来选择性催化还原烟气脱硝技术(SCR)发展较快,在西欧和日本得到了广泛的应用,目前氨催化还原烟气脱硝技术是应用得最多的技术。
SCR脱硝反应过程:SCR系统是通过在催化剂上游的烟气中喷入氨或其它合适的还原剂,利用催化剂将烟气中的NOx转化为氮气和水。在通常的设计中,使用液态无水氨或氨水(氨的水溶液)。无论以何种形式使用,首先使氨蒸发,然后和稀释空气或烟气混合,最后通过分配格栅喷入SCR反应器上游的烟气中。
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SCR系统NOx脱除效率通常很高,添加到烟气中的氨几乎完全和NOx反应。然而,有一小部分氨并不反应而是作为氨逃逸离开了反应器。一般来说,对于新的催化剂,氨逃逸很低。但是,随着催化剂失活或者表面被飞灰覆盖或堵塞,氨逃逸就会增加,为了维持需要的NOx脱除率,就必须增加反应器中NH3/NOx摩尔比。当不能保证预先设定的NOx脱除率和(或)氨逃逸的性能标准时,就必须向反应器添加新的催化剂以恢复反应器性能。从新的催化剂开始使用到被更换这段时间称为催化剂寿命。
SNCR烟气脱硝技术
选择性催化还原脱除NOx的运行成本主要受催化剂寿命的影响,一种不需要催化剂的选择性还原过程或许更加诱人,这就是选择性非催化还原技术(SNCR)。该技术是用NH3、尿素等还原剂喷入炉内与NOx进行选择性反应,不用催化剂,因此必须在高温区加入还原剂。还原剂喷入炉膛温度为850～1100℃的区域,该还原剂(尿素)迅速热分解成NH3并与烟气中的NOx进行SNCR反应生成N2,该方法是以炉膛为反应器。
引起SNCR系统氨逃逸的原因有两种,一是由于喷入点烟气温度低影响了氨与NOx的反应;另一种可能是喷入的还原剂过量或还原剂分布不均匀。还原剂喷入系统必须能将还原剂喷入到炉内最有效的部位,因为NOx的分布在炉膛对流断面上是经常变化的,如果喷入控制点太少或喷到炉内某个断面上的氨分布不均匀,则会出现分布较高的氨逃逸量。在较大的燃煤锅炉中,还原剂的均匀分布则更困难,因为较长的喷入距离需要覆盖相当大的炉内截面。为保证脱硝反应能充分地进行,以最少的喷入NH3量达到最好的还原效果,必须设法使喷入的NH3与烟气良好地混合。若喷入的NH3不充分反应,则逃逸的NH3不仅会使烟气中的飞灰容易沉积在锅炉尾部的受热面上,而且烟气中NH3遇到SO3会产生(NH4)2SO4易造成空气预热器堵塞,并有腐蚀的危险。
SNCR/SCR混合烟气脱硝技术
SNCR/SCR混合烟气脱硝技术是把SNCR工艺的还原剂喷入炉膛技术同SCR工艺利用逃逸氨进行催化反应的技术结合起来,进一步脱除NOx。它是把 SNCR工艺的低费用特点同SCR工艺的高效率及低的氨逃逸率进行有效结合。该联合工艺于20世纪70年代首次在日本的一座燃油装置上进行试验,试验表明了该技术的可行性。理论上,SNCR工艺在脱除部分NOx的同时也为后面的催化法脱硝提供所需要的氨。SNCR体系可向SCR催化剂提供充足的氨,但是控制好氨的分布以适应NOx的分布的改变却是非常困难的。为了克服这一难点,混合工艺需要在SCR反应器中安装一个辅助氨喷射系统。通过试验和调节辅助氨喷射可以改善氨气在反应器中的分布效果。资料介绍SNCR/SCR混合工艺的运行特性参数可以达到50%～60%的脱硝效率,氨的逃逸小于5～10ppm /Nm3。
通过三种脱硝技术的比较高井热电厂示范工程拟安装SCR烟气脱硝装置。脱除烟气中的NOx。安装烟气脱硝装置后,燃煤机组锅炉NOx排放量减少,每年(年运行小时按6000h)可以减少NOx排放量为1340吨,从而改善电厂周围的大气环境质量,有利于电厂污染物排放总量控制。安装烟气脱硝装置的燃煤机组 NOx排放量可以满足国家标准《火电厂大气污染物排放标准》和北京市地方标准《锅炉污染物综合排放标准》的要求。
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