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SCR脱销基本工艺专业资料.doc
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1、SCR脱销工艺烟气脱销装置分为选取性催化还原(SCR)脱销,选取性非催化还原(SCR)脱销和同步脱硫脱销等类型。当前绝大某些都用(SCR)脱销法,(SCR)脱销法仅占5%,少数燃煤电厂采用活性焦同步脱销脱硫法进行烟气脱销。选取性催化还原艺术系统又催化剂反映器、催化剂和氨储存和喷射系统所构成。催化剂反映器在锅炉烟道中布置有两种可行方案: 锅炉省煤器后,空气预热器前温度约为350左右位置(如下简称前置式布置)。 布置在FGD之后(如下简称后置式布置)当锅炉尾部烟道装有湿法脱硫装置时,可将催化剂反映器装于FGD之后,使催化剂工作在无尘、无SO2烟气中,故可采用高活性催化剂,并使反映器布置紧凑,但由于
2、烟气温度低(5060),难以达到催化剂工作温度,因而,须在烟道内加装燃油霍燃气燃烧器霍蒸汽加热器来加热烟气,从而增长了能源消耗和运营费用。当前采用最多布置方式是前置式布置。当前市场广泛使用脱销还原剂有三种:液氨、氨水、尿素。SCR催化剂当前有三种:贵金属催化剂、金属氧化物催化剂、沸石催化剂。火电厂烟气脱硝解决方案孙克勤周长城徐海涛江苏苏源环保工程股份有限公司,江苏省南京市北京西路22号,邮编:210024 摘 要:氮氧化物是大气重要污染物之一,是导致酸雨和光化学烟雾重要因素。本文在综述世界发达国家NOx控制法规政策、学术理论、控制手段基本上,对当前主流烟气脱硝技术即选取性催化氧化还原法(SCR
3、)及选取性非催化氧化还原法(SNCR)工艺特点和设计规定进行了较为详细阐述,并给出了NOx脱除效率曲线。并结合苏源环保公司在烟气脱硫(FGD)装置国产化上经验,对烟气脱硝(DeNOx)技术自主化、装备国产化提出了若干建议。核心词:氮氧化物;烟气脱硝;选取性催化氧化还原法;选取性非催化氧化还原法;国产化 Abstracts:Research in NOxformation and control has advanced significantly since Zeldovichfirst postulated the thermal NO formation mechanism in 1943
4、. Thispaper begins with a brief review of the history of NOx controlpolicies,theories and implementations. Two main processesSelective Catalytic Reduction (SCR) and Selective Non-CatalyticReduction (SNCR) were discussed in detail,and NOx reductionperformance was given. Various proposals were given b
5、ased onSYEPEs experience on FGD to accelerate the process of DeNOx “madein China”.Key words:nitrogen oxides;DeNOx;Selective Catalytic Reduction (SCR);Selective Non-CatalyticReduction (SNCR);made in China1 前言氮氧化物是大气重要污染物之一,是导致酸雨和光化学烟雾重要因素。20世纪40年代美国洛杉矶市发生光化学烟雾事件促使了有关氮氧化物控制法规诞生。从1947年California第一种“空气污
6、染控制区(AirPollution ControlDistricts)”提案到1969年美国第一种关于NOx排放法规(APCD)制定,从20世纪70年代美国清洁空气法案(CleanAir Act,CAA)通过到1990年清洁空气修正案(Clean Air ActAmendments,CAAA)制定,从德国“大型燃烧设备规定”到日本六易其稿(分别为1973年、1974年、1975年、1977年、1983年和1987年)制定世界上最低NOx排放原则,世界各国特别是发达国家对氮氧化物控制作了不懈努力。与发达国家相比,国内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迅速增长抵消了对
7、近年来卓有成效二氧化硫控制效果。如果不加强对NOX治理,NOX排放总量将会继续增长,甚至有也许超过SO2而成为大气中最重要污染物。随着国内环保意识增强,相应法律法规健全和执法力度加大,特别是将在7月1日正式实行排污费征收使用管理条例颁布,燃煤电厂氮氧化物控制势在必行。因而对既有各种脱硝工艺进行调研研究,从而谋求一种适合国内国情火电厂烟气脱硝解决方案,最后实现烟气脱硝装置国产化显得尤为重要。苏源环保公司在成立之初就把大中型燃煤电厂环境工程总承包作为其主营业务,并积极推动烟气脱硫装备国产化进程,在设计个性化、工艺自主化、设备国产化等方面作出了不懈努力,其自主开发OI2-WFGD技术已通过江苏省经贸
8、委和科技厅鉴定,并成功用于600MW级机组烟气脱硫工程中。烟气脱硫需要装备国产化,烟气脱硝也应当有国人自己技术。本文在简介世界上各种主流脱硝工艺同步,对工艺自主化、装备国产化提出了若干看法,供各政府机关、科研院所、发电公司参照,但愿藉此能对国内烟气脱硝产业发展及其国产化进程推动尽一点绵薄之力。2 燃煤电厂烟气脱硝重要工艺氮氧化物排放原则日趋严格促使学术界去更加进一步地理解NOx产生机理和减排办法,从而使得工程界有了更为有效NOx解决方案,而若干脱硝工业装置成功运营又使得立法越发完善。从1943年Zeldovich提出热力NO概念,到1989年一种基于化学反映动力学软件CHEMKIN包括234个
9、化学反映NOx预测模型建立,再到现今计算流体动力学(ComputationalFluid Dynamics,CFD)软件STAR-CD(或FLUENT)与CHEMKIN完全耦合解算NOx生成,无一不给工程界提供了完备技术后盾。从低氧燃烧、排气循环燃烧、二级燃烧、浓淡燃烧、分段燃烧、低氮燃烧器等各种炉内燃烧过程改进到现今形式各异脱硝工艺,立法界、学术界和工程界交替作用使得脱硝工艺和市场日趋成熟和完善。2.1选取性催化还原法(SelectiveCatalytic Reduction,SCR)选取性催化还原法(Selective Catalytic Reduction,SCR)是指在催化剂作用下,以
10、NH3作为还原剂,“有选取性”地与烟气中NOx反映并生成无毒无污染N2和H2O。其原理一方面由Engelhard公司发现并于1957年申请专利,日后日本在该国环保政策驱动下,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运用。SCR当前已成为世界上应用最多、最为成熟且最有成效一种烟气脱硝技术,其重要反映方程式为:4NH3+4NO+O2=4N2+6H2O (1)8NH3+6NO2=7N2+12H2O (2)或4NH3+2NO2+O2=3N2+6H2O (2a)选取恰当催化剂可以使反映(1)及(2)在200400温度范畴内进行,并能
11、有效地抑制副反映发生。在NH3与NO化学计量比为1状况下,可以得到高达8090NOx脱除率。当前,世界上采用SCR装置有数百套之多,技术成熟且运营可靠。国内电力系统当前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用就是PM型低NOx燃烧器加分级燃烧结合SCR装置工艺,其SCR某些示意工艺流程如图1所示,重要由氨气及空气供应系统、氨气/空气喷雾系统、催化反映器等构成。液氨由槽车运送到液氨贮槽,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,与来自送风机空气混合后,通过喷氨隔栅(AmmoniaInjection Grid,
12、AIG)之喷嘴喷入烟气中并与之充分混合,继而进入催化反映器。当烟气流经催化反映器催化层时,氨气和NOx在催化剂作用下将NO及NO2还原成N2和H2O。NOx脱除效率重要取决于反映温度、NH3与NOx化学计量比、烟气中氧气浓度、催化剂性质和数量等。图1 SCR工艺流程图Fig.1 SchematicSelective Catalytic Reduction (SCR) processSCR系统布置方式有三种,上述后石电厂布置方式称为高温高尘布置方式,此外尚有高温低尘及低温低尘布置形式。高温高尘布置方式是当前应用最为广泛一种,其长处是催化反映器处在300400温度范畴内,有助于反映进行,然而由于催
13、化剂处在高尘烟气中,条件恶劣,磨刷严重,寿命将会受到影响。高温低尘布置方式是指SCR反映器布置在省煤器后高温电除尘器和空气预热器之间,该布置方式可防止烟气中飞灰对催化剂污染和对反映器磨损与堵塞,其缺陷是电除尘器在300400高温下运营条件差。低温低尘布置(或称尾部布置)方式是将SCR反映器布置在除尘器和烟气脱硫系统之后,催化剂不受飞灰和SO2影响,但由于烟气温度较低,普通需要气气换热器或采用加设燃油或天然气燃烧器将烟温提高到催化剂活性温度,势必增长能源消耗和运营费用。SCR也许产生问题重要有:(1)氨泄漏(NH3slip),是指未反映氨排出系统,导致二次污染,采用合理设计普通可以将氨泄漏量控制
14、在5ppm以内;(2)当燃用高硫煤时,烟气中某些SO2将被氧化生成SO3,这某些SO3以及烟气中原有SO3将与NH3进一步反映生成氨盐,从而导致催化剂中毒或堵塞。其发生重要副反映有:2SO2+O2=2SO3 (3)2NH3+SO3+H2O=(NH4)2SO4 (4)NH3+SO3+H2O=NH4HSO4 (5)这重要通过燃用低硫煤、减少氨泄漏量或将SCR反映器置于FGD系统日后控制或减少氨盐生成。(3)飞灰中重金属(重要是As)或碱性氧化物(重要有MgO,CaO,Na2O,K2O等)存在会使催化剂中毒或活性明显减少。(4)过量NH3也许和O2反映生成N2O,尽管N2O对人体没有危害,但近来研究
15、成果表白,N2O是导致温室效应气体之一。其也许发生反映为:2NH3+2O2=N2O+3H2O (6)然而所有这些问题都可以通过选取适当催化剂、控制合理反映温度、调节抱负化学计量比等办法使之危害降到最低。SCR技术对锅炉烟气NOx控制效果十分明显,具备占地面积小、技术成熟可靠、易于操作等长处,是当前唯一大规模投入商业应用并能满足任何苛刻环保政策控制办法,可作为国内燃煤电厂控制NOx污染重要手段之一。然而由于SCR需要消耗大量催化剂,因而也存在运营费用高,设备投资大缺陷,同步对改造机组亦有场地限制,对设计水平提出了更高规定。2.2选取性非催化还原法(SelectiveNon-Catalytic R
16、eduction,SNCR)SCR技术催化剂费用普通占到SCR系统初始投资50-60左右,其运营成本很大限度上受催化剂寿命影响,选取性非催化氧化还原法应运而生。选取性非催化氧化还原法(SelectiveNon-Catalytic Reduction,SNCR)工艺,或被称为热力DeNOx工艺最初由美国Exxon公司创造并于1974在日本成功投入工业应用。其基本原理是上述反映(1)在没有催化剂状况下可以在8001100这一狭窄温度范畴内进行,并且基本上不与O2作用。SNCR法还原剂除了NH3以外还可以采用尿素或其他氨基,其反映机理相称复杂。当用尿素作还原剂时其反映方程式可简朴表达如下如下:H2N
17、CONH2+2NO+1/2O2=2N2+CO2+H2O (7)同SCR工艺类似,NOx脱除效率重要取决于反映温度、NH3与NOx化学计量比、混合限度,反映时间等。研究表白,SNCR工艺温度控制至关重要,若温度过低,NH3反映不完全,容易导致NH3泄漏;而温度过高,NH3则容易被氧化为NO,抵消了NH3脱除效果。温度过高或过低都会导致还原剂损失和NOx脱除率下降。普通,设计合理SNCR工艺能达到高达30-70%脱除效率,甚至80%效率亦见文献报道。SNCR也许浮现问题同SCR工艺相似,例如氨泄漏,N2O产生,当采用尿素作还原剂时,还也许产生CO二次污染等问题。然而通过合理工艺设计和参数控制,这些
18、隐患均可以降到最小。SNCR与SCR相比运营费用低,旧设备改造少,特别适合于改造机组,仅需要氨水贮槽和喷射装置,投资较SCR法小,但存在还原剂耗量大、NOx脱除效率低等缺陷,温度窗口选取和控制也比较困难,同步锅炉型式和负荷状态不同需要采用不同工艺设计和控制方略,设计难度较大。SCR工艺与SNCR工艺比较如表1所示。表1 SCR与SNCR工艺比较Table 1 Comparison of SCR and SNCR工艺名称选取性催化氧化还原法(SCR)选取性非催化氧化还原法(SNCR)NOx脱除效率(%)70-9030-80操作温度()200-500800-1100NH3/NOx摩尔比0.4-1.
19、00.8-2.5氨泄漏(ppm)55-20总投资高低操作成本中档中档SNCR/SCR联合烟气脱硝技术结合了两者优势,将SNCR工艺还原剂喷入炉膛,用SCR工艺使逸出NH3和未脱除NOx进行催化还原反映。典型联合装置能脱除84NOx,同步逸出NH3浓度低于10ppm。图2给出了SNCR/SCR联合工艺NOx理论脱除效率曲线,横坐标和纵坐标分别表达单纯采用SNCR或SCR工艺时NOx脱除效率,从图中可以看出,如果要达到50%总脱除效率,并如果SNCR效率为20%,那么SCR效率只要不低于37.5%就能满足规定。应当指出是,图2并未考虑低氮燃烧器或燃烧改进引起氮氧化物脱除,如果该效率以50%计,SN
20、CR和SCR效率分别为20%和37.5%,那么总NOx效率将高达75%。该分析办法也同样适合于其他联合工艺效率预计,然而应当注意是总投资成本和运营费用并不一定由于联合工艺采用而减少,烟气脱硝工艺选取应依照详细锅炉型式和负荷、烟气条件和NOx浓度、需要达到效率、还原剂供应条件、场地条件、预热器和电除尘器状况、FGD装置特点等因素综合考虑,以达到最佳技术经济性能。图2SNCR/SCR联合工艺NOx脱除效率Fig.2 SNCR/SCRprocess NOx control performance2.3其他烟气脱硝工艺除了上述主流SCR及SNCR工艺,尚有液体吸取法、微生物吸取法、非选取性催化还原法、
21、炽热炭还原法、催化分解法、液膜法、SNRB工艺脱硝技术、反馈式氧化吸取脱硝技术等,除此之外,某些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。这些办法或已被裁减,或处在实验室研究阶段,或效率不高,难以投入大规模工业应用,这里就不一一赘述,各重要工艺比较如表2所述。表2 重要烟气脱硝工艺比较Table 2 Comparison of main post-combustion NOxcontrol methods 合用性及特点特点NOx脱除率投资费用SCR适合排气量大,持续排放源二次污染小,净化效率高,技术成熟;设备
22、投资高,核心技术含量高8090高SNCR适合排气量大,持续排放源不用催化剂,设备和运营费用少;NH3用量大,二次污染,难以保证反映温度和停留时间3060较低液体吸取法解决烟气量很小状况下可取工艺设备简朴、投资少,收效明显,有些办法能回收NOx;效率低,副产物不易解决,当前惯用办法不适于解决燃煤电厂烟气效率低较低微生物法合用范畴较大工艺设备简朴、能耗及解决费用低、效率高、无二次污染;微生物环境条件难以控制,仍处在研究阶段80低活性炭吸附法排气量不大同步脱硫脱硝,回收NOx和SO2,运营费用低;吸取剂用量多,设备庞大,一次脱硫脱硝率低,再生频繁80%90%高等离子体法合用范畴较大同步脱硫脱硝,无二
23、次污染;运营费用高,核心设备技术含量高,不易掌握。85高3 烟气脱硝装备国产化几点建议从日本、美国和德国等氮氧化物控制法规及相应污染控制技术发展过程不难看出,NOx控制技术进步和工业装置应用状况在很大限度上取决于环保立法健全限度。随着二氧化硫污染治理进一步,国内已逐渐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规定,相应排放收费条例将于7月开始正式实行,届时将对氮氧化物实行与二氧化硫相似排污费征收原则。可见脱硝产业市场需求即将形成规模,烟气脱硝市场也将成为当前以烟气脱硫业务为主环保公司拓展业务战场。而国内科研院校对烟气脱硝研究还处在起步阶段,由于烟气脱硝系统复
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