哈锅脱硝介绍1.doc

脱硝（SCR）介绍
一 总则
哈尔滨锅炉厂有限责任公司于2004年9月15日与日本三菱重工株式会社（以下简称三菱MHI）签订了烟气脱硝装置（SCR）技术引进合同。
三菱重工是世界上最早开发选择性脱硝装置（SCR）的厂家之一，在选择性脱硝装置技术上一直处于领先的地位，在燃用天然气、油、煤粉等电站锅炉SCR系统设计和安装方面有广泛的经验：
a）三菱重工已经为世界各地提供了超过500套的SCR装置；
b）对于燃煤机组配置的SCR装置最长运行时间已经超过20年；
c）3套SCR装置（配置在世界上最大的1000MW燃煤机组）已经成功的运行超过5年，其中运行时间最长的SCR装置已经大约10年

目前，哈锅已经签订了将近20个项目的脱硝装置的供货合同，以下为哈锅的脱硝业绩（部分）
业绩类型
序号
用户及工程名称
机组类型
数量
投运/在建时间
执行情况
发电厂同类机组及以上的
1
华润曹妃甸工程
2X1000MW
2
2010．9
正在设计
2
华润古城工程
2X1000MW
2
2010．4
正在设计
3
华润浙江苍南工程
1X1000 MW
1
2010．8
正在设计
4
华能金陵工程
2X1000 MW
2
2010．2
正在设计
5
华润南京板桥工程
2X600 MW
2
2010．9
正在设计
6
华润河南首阳山工程
2X600 MW
2
2010．11
正在设计
7
土耳其迪勒伊斯肯德伦工程
2X600 MW
2
2010．9
正在设计
8
南京热电工程
2X600 MW
2
2010．2
设计、供货
9
华能威海工程
2X660 MW
2
2010．2
设计、供货
10
华能平凉工程
2X600 MW
2
2009．10
设计、供货
11
华能福州工程
2X600 MW
2
2009．9
设计、供货
12
江西贵溪工程
2X600MW
2
2010．12
正在设计
13
北方联合电力上都工程
2X600MW
2
2010.8
设计、供货
14
内蒙古呼伦贝尔工程
2X600 MW
2
2010．4
设计、供货
15
华润河南登封工程
2X600 MW
2
2009.7
设计、供货
16
国信靖江工程
2X660 MW
2
2009.8
设计、供货
17
彰武工程
2X660 MW
2
2010.8
正在设计
18
华能岳阳工程
2X600 MW
2
2009.12
设计、供货
19
顺德德胜工程
（EPC）
2X300 MW
2
2008.9
已投运
20
南海工程
2X300 MW
2
2008．11
完成
21
辽宁抚顺工程
2X300MW
2
2008．10
已投运
22
华能营口工程
2X300 MW
2
2009．8
设计、供货
23
华能长春热电工程
2X350MW
2
2009．12
设计、供货
24
锦州热电工程
2X300 MW
2
2008．9
安装完成
25
辽宁甘井子工程
2X300MW
2
2009．9
设计、供货
26
黄台工程
2X350MW
2
2010.10
正在设计
27
河南万基铝业工程（EPC）
2X300MW
2
2009.12
正在设计
28
景德镇工程
2X600MW
2
2011.2
正在设计

日本三菱公司烟气脱硝工程业绩表见3.5。
二 选择性烟气脱硝技术
为满足环保法规的严格要求，减少大气中氮氧化物的排放量，利用催化反应脱除废气中的NO是最有效法的方法之一。20年代末有人提出NO直接催化分解为N2和O2的方法，这种方法简单，操作费用低，但缺点是氧气的存在使NO的转化率非常低。另一种方法是在还原剂的存在下将其催化还原为N2 。在工业生产的废气中不可避免存在大量的氧气，所以要求还原剂能选择还原NO而不是与O2发生燃烧反应。
20世纪80年代初开始，对于NOx固定发生源的治理，依靠NH3作还原剂的选择催化还原技术已逐渐应用于燃煤锅炉。该技术脱硝率可达90-95％，是一种成熟的主要电站烟气脱硝技术，目前已在日本、德国、北欧等国家的燃煤电厂广泛应用。
2.1　SCR法的脱硝原理
SCR是一个燃烧后NOx控制工艺，氨法SCR整个过程包括将氨气喷入燃煤锅炉产生的烟气中，含有氨气的烟气通过一个含有专用催化剂的反应器，在催化剂的作用下，氨气同NOx发生反应，转化成水和氮气。
在反应过程中，NH3可以选择性地和NOx反应生成N2和H2O，而不是被O2所氧化，因此反应又被称为“选择性”。
其主要反应式为：
4 NH3 +4 NO + O2 → 4 N2 + 6 H2O (1)
8NH3 + 6NO→ 7N2 + 12H2O (2)
三 SCR脱硝技术:
SCR脱硝技术以其脱除效率高，适应当前环保要求而得到电力行业高度重视和广泛的应用。在环保要求严格的发达国家例如德国，日本，美国，加拿大，荷兰，奥地利，瑞典，丹麦等国SCR脱硝技术已经是应用最多、最成熟的技术之一。根据发达国家的经验，SCR脱硝技术必然会成为我国火力电站燃煤锅炉主要的脱硝技术并得到越来越广泛的应用。

图3.1 SCR烟气脱硝系统典型工艺流程简图
3.1 SCR脱硝系统一般组成
图3.1为SCR烟气脱硝系统典型工艺流程简图，SCR系统一般由氨的储存系统、氨与空气混合系统、氨气喷入系统、反应器系统、检测控制系统等组成。
液氨从液氨槽车由卸料压缩机送人液氨储槽，再经过蒸发槽蒸发为氨气后通过氨缓冲槽和输送管道进人锅炉区，通过与空气均匀混合后进入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反应器的上方，通过特殊的喷雾装置和烟气均匀分布混合，混合后烟气通过反应器内催化剂层进行还原反应。
SCR系统设计技术参数主要有反应器入口NOx浓度、反应温度、反应器内空间速度或还原剂的停留时间、NH3/NOx摩尔比、NH3的逃逸率、SCR系统的脱硝效率等。
氨储存、混合系统
每个SCR反应器的氨储存系统由一个氨储存罐，一个氨气/空气混合器，两台用于氨稀释的空气压缩机（一台备用）和阀门，氨蒸发器等组成。氨储存罐可以容纳15天使用的无水氨，可充至85%的储罐体积，装有液面仪和温度显示仪。液氨汽化采用蒸汽加热的方式，同时保证氨气/空气混合器内的压力为350 kPa。
NH3和烟气混合的均匀性和分散性是维持低NH3逃逸水平的关键。为了保证烟气和氨气在烟道分散好、混合均匀，可以通过下面方式保证混合：在反应器前安装静态混合器；增加NH3喷入的能量；增加喷点的数量和区域；改进喷射的分散性和方向；在NH3喷入后的烟道中设置导流板；同时还根据冷态流动模型试验结果和数学流动模型计算结果对喷氨系统的结构进行优化。
喷氨系统
喷氨系统根据锅炉负荷、反应器入口NOx浓度、反应器出口NOx浓度测量的反馈信号，控制氨的喷入量。
反应器系统
SCR反应器采用固定床形式，催化剂为模块放置。反应器内的催化剂层数取决于所需的催化剂反应表面积。典型的布置方式是布置二至三层催化剂层。在最上一层催化剂层的上面，是一层无催化剂的整流层，其作用是保证烟气进入催化剂层时分布均匀。通常，还留有一层备用空间，以便在催化剂活性降低时补加一层催化剂。在反应器催化剂层间设置声波吹灰装置，定时吹灰，吹扫时间为10秒/10分钟。如有必要，还应进行反应器内部的定期清理。
催化剂
催化剂是电厂SCR工艺的核心，它约占其投资的l/3。为了使电站安全、经济运行，对SCR工艺使用的催化剂应达到下列要求：
－低温度时在较宽温度范围具有较高的活性
－高选择性(SO2向SO3转换率和其他方面作用低即副反应少)
－对二氧化硫(SO2)、卤族酸(HCl，HF)和碱金属(Na2O、K2O)和重金属(如As)具有化学稳定性
－克服强烈温度波动的稳定性
－对于烟道压力损失小
－寿命长、成本低
理想的催化剂应具有以下优点：1.高活性；2.抗中毒能力强；3.好的机械强度和耐磨损性；4.有合适的工作温度区间。
对于燃煤机组，推荐脱硝装置选用蜂窝状催化剂，原因如下：
1.在世界燃煤机组的脱硝装置上，蜂窝状催化剂应用最广泛。
2.同波纹板式、板式催化剂相比，蜂窝状催化剂具有如下优点：
项目
比较
催化剂类型
蜂窝状
波纹板式
板式
1.持久性
最好
较差(易受碱金属腐蚀而且容易粘灰尘)
较差(易受碱金属腐蚀而且容易粘灰尘)
2.磨损
更好
较差
更好
3. 可靠性
更好
一般
较差
(有燃烧可能性)
4.催化剂成本
更好
(能再生利用)
一般
一般
结论
最好
一般
一般

图5 蜂窝状催化剂

图6 波纹板式催化剂 图7板式催化剂

3.2 SCR测量控制系统
SCR系统测量控制部分主要包括如下几个方面：
反应温度控制
在一定温度范围内，随反应温度提高，NOx脱除率急剧增加，脱硝率达到最大值时，温度继续升高会使NH3氧化而使脱硝率下降；反应温度过低，烟气脱硝反应不充分，易产生NH3的逃逸。因此要对SCR系统入口烟气温度进行在线监测。
氨量控制
在NH3/NOx摩尔比小于1时，随NH3/NOx摩尔比增加，脱硝效率提高明显；NH3投入量超过需要量，NH3会造成二次污染，一般控制NH3/NOx摩尔比在1.0左右。NH3的流量控制阀调节控制NH3的流量，控制系统根据反应器入口NOx的浓度、烟气流量、反应器出口所要求NOx的排放浓度和氨的逃逸浓度计算出氨的供给流量。
为保证人身和设备安全，发生下列情况，氨气阀门自动关闭：
低的烟气流量；
高的氨气/空气比；
催化剂入口烟气温度过高；
催化剂入口烟气温度过低；
没有来自锅炉的运行允许信号；
启动急停开关。
氨稀释空气流量控制
氨稀释用空气流量在SCR系统运行时被设定好，不再调整。两台空气压缩机，一台备用。当第1台空气压缩机输出气体压力低于设定值或发生故障时，第2台空气压缩机自动启动。
氨气蒸发器
氨气蒸发器与储罐为一体化结构，加热器放置在无水氨的液体中，通过氨储罐内的压力控制加热器。当储罐内的压力低于设定压力时，加热器加热液氨。
3.3 氨储存和供应系统
本方案以液氨为还原剂进行设计氨储存和供应系统，综合考虑两台机组来设计氨储存和供应系统。
液氨储存、制备、供应系统包括液氨卸料压缩机、储氨罐、液氨蒸发槽、氨气缓冲槽、稀释风机、混合器、氨气稀释槽、废水泵、废水池等。此套系统提供氨气供脱硝反应使用。液氨的供应由液氨槽车运送，利用液氨卸料压缩机将液氨由槽车输入储氨罐内，罐车与系统由挠性软管连接。用液氨泵将储槽中的液氨输送到液氨蒸发槽内蒸发为氨气，经氨气缓冲槽来控制一定的压力及其流量，然后与稀释空气在混合器中混合均匀，再送达脱硝系统。氨气系统紧急排放的氨气则排入氨气稀释槽中，经水的吸收排入废水池，再经由废水泵送至废水处理厂处理。
脱硝系统用的还原剂为纯氨，其品质符合国家标准GB536-88《液体无水氨》技术指标的要求，如下表：
液氨品质参数
指标名称
单位
合格品
备 注
氨含量
%
99.6

残留物含量
%
0.4
重量法
水分
%
—

油含量
mg/kg
—
重量法
铁含量
mg/kg
—

密度
kg/L
25℃时

沸点
℃
标准大气压

（1）卸料压缩机
选择两台卸料压缩机，一用一备。能满足各种条件下的要求。卸料压缩机抽取储氨罐中的氨气，经压缩后将槽车的液氨推挤入液氨储罐中。
（2）储氨罐
本方案采用99.5％液氨作为SCR烟气脱硝系统的还原剂。氨储存罐2个内径3米，长16米，采用20R制造，可以满足安全标准要求，罐体的壁厚36毫米。液氨的储槽容量，锅炉BMCR工况，在设计条件下，每天运行24小时，连续运行7天的消耗量考虑。储槽上安装有超流阀、逆止阀、紧急关断阀和安全阀为储槽液氨泄漏保护所用。储槽还装有温度计、压力表、液位计、高液位报警仪和相应的变送器将信号送到脱硝控制系统，当储槽内温度或压力高时报警。储槽应有防太阳辐射措施，四周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启动，对槽体自动喷淋减温；当有微量氨气泄露时也可启动自动淋水装置，对氨气进行吸收，控制氨气污染。氨储存罐排风孔通到一个吸收水箱中，降低氨气的浓度并降低氨气味的发散。
（3）液氨蒸发槽
液氨蒸发所需要的热量采用蒸汽加热来提供热量。蒸发槽上装有压力控制阀将氨气压力控制在一定范围，当出口压力达到过高时，则切断液氨进料。在氨气出口管线上应装有温度检测器，当温度过低时切断液氨，使氨气至缓冲槽维持适当温度及压力，蒸发槽也应装有安全阀，可防止设备压力异常过高。
（4）氨气缓冲槽
从蒸发槽蒸发的氨气流进入氨气缓冲槽，通过调压阀减压成一定压力，再通过氨气输送管线送到锅炉侧的脱硝系统。氨气缓冲罐设置两台。液氨缓冲槽能满足为SCR系统供应稳定的氨气，避免受蒸发槽操作不稳定所影响。缓冲槽上设置有安全阀保护设备。
（5）氨气稀释槽
氨气稀释槽为一个容积为10m3的水槽，水槽的液位应由满溢流管线维持，稀释槽设计连结由槽顶淋水和槽侧进水。液氨系统各排放处所排出的氨气由管线汇集后从稀释槽低部进入，通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的氨气。水箱通风管的设计要达到使通风管出口氨的浓度最小，期望的最大浓度为2ppm，以避免氨气味的发散。
（6）氨气泄漏检测器
液氨储存及供应系统周边应设有氨气检测器，以检测氨气的泄漏，并显示大气中氨的浓度。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，操作人员采取必要的措施，以防止氨气泄漏的异常情况发生。
（7）氮气吹扫系统
液氨储存及供应系统保持系统的严密性防止氨气的泄漏和氨气与空气的混合造成爆炸是最关键的安全问题。基于此方面的考虑，本方案将在系统的卸料压缩机、储氨罐、氨气蒸发槽、氨气缓冲槽等都应备有氮气吹扫管线。在液氨卸料之前通过氮气吹扫管线对以上设备分别要进行严格的系统严密性检查和氮气吹扫，防止氨气泄漏和系统中残余的空气混合造成危险。
氨储存罐需要清洗时要消耗大量氮气，建议使用氮气罐车；氮气管线清洗时氮气用量较小，3×200L高压氮气钢瓶可以满足要求。
3.4 SCR工艺设计数据表
SCR烟气脱硝工艺主要设计数据表
序号
项 目 名 称
单位
数量
规 格 型 号
亚临界方案
超临界方案
1
设计系统脱硝效率
%

≥80
≥80
2
系统可用率
%

＞98
＞98
3
允许负荷变化率
%

50-100
50-100
4
还原剂（液氨）量
kg/h

280.5
277.2
5
稀释风量
Nm3/h

7395
7308
6
氨卸载压缩机
台
2

7
液氨储罐
台
2
容积280m3
容积280m3
8
液氨蒸发槽
台
2

9
氨气缓冲槽
台
2
容积2m3
容积2m3
10
氨气稀释槽
台
2

11
稀释风机
台
2
8900Nm3/h
8700Nm3/h
21
催化剂类型

蜂窝状
蜂窝状
22
催化剂化学成分

TiO2/WO3/V2O5
TiO2/WO3/V2O5
23
每一反应器的催化剂层数(初始)

2
2
24
每一反应器的催化剂层数(将来)

1
1
25
每一锅炉脱硝初始催化剂体积
m3

673.92
660.44
26
每一锅炉脱硝后续催化剂体积
m3

333.96
330.22
27
每层催化剂的压力降
Pa

200
200
28
吹灰器数量/反应器
套

8
8
29
设备耗电量（BMCR工况）
KW.A

103.5
103.5
30
系统漏风率
%

< 2
< 2
31
系统压降
Pa

< 800
< 800
32
NH3逃逸率
ppm

< 3
< 3
33
SO2/SO3转化
％

< 1
< 1
34
年利用小时
h

8000
8000
35
催化剂温度范围
℃

320-420
320-420

3.5日本三菱重工（MHI）燃煤锅炉脱硝装置业绩表（部分）
3.5.1 电站燃煤锅炉
电厂名称
容量
运行时间
1.
Chugoku Electric Power Co.
Shimonoseki P/S No. 1 UNIT
175 MW
Apr. 1980

2.
Chugoku Electric Power Co.
Shin-Ube P/S No. 1 UNIT
75 MW
Dec. 1981
3.
Chugoku Electric Power Co.
Shin-Ube P/S No. 2 UNIT
75 MW
Nov. 1981
4.
Chugoku Electric Power Co.
Shin-Ube P/S No. 3 UNIT
156 MW
Sep. 1981
5.
Joban Joint Electric Power Co.
Nakoso P/S No. 8 UNIT
600 MW
Jul. 1983
6.
Kyushu Electric Power Co.
Minato P/S No. 1 UNIT
156 MW
Apr. 1983
7.
Shikoku Electric Power Co.
Saijo P/S No. 1 UNIT
156 MW
Mar. 1983
8.
Sakata Joint Electric Power Co.
Sakata P/S No. 1 UNIT
350 MW
Sep. 1984
9.
Tokyo Electric Power Co.
Yokosuka P/S No. 1 UNIT
265 MW
Mar. 1985
10.
Tokyo Electric Power Co.
Yokosuka P/S No. 2 UNIT
265 MW
May. 1985
11.
Kyushu Electric Power Co.
Matsuura P/S No. 1 UNIT
700 MW
Jul. 1989
12.
Hokuriku Electric Power Co.
Tsuruga P/S No. 1 UNIT
500 MW
Oct. 1991
13.
Chubu Electric Power Co.
Hekinan P/S No. 1 UNIT
700 MW
Oct. 1991
14.
Sakata Joint Electric Power Co.
Sakata P/S No. 2 UNIT
350 MW
Jun. 1992
15.
Souma Joint Electric Power Co.
Shinchi P/S No. 2 UNIT
1,000 MW
Jul. 1995
16.
Touhoku Electric Power Co.
Haramachi P/S No. 1 UNIT
1,000 MW
Jul. 1996
17.
Hokkaido Electric Power Co.
Tomatoazuma P/S No. 3 UNIT
85 MW
Oct. 1996
18.
Chugoku Electric Power Co.
Misumi P/S No. 1 UNIT
1,000 MW
Jul. 1997
19.
Hokuriku Electric Power Co.
Tsuruga P/S No.2 UNIT
700 MW
Oct. 2000
20.
Okinawa Electric Power Co.
Kin P/S No.1 UNIT
220 MW
Jun. 2001
21.
Kansai Electric Power Co.
Maizuru P/S No.1 UNIT
900 MW
Aug. 2004
22.
Okinawa Electric Power Co.
Kin P/S No.2 UNIT
220 MW
May. 2003
23.
Tokyo Electric Power Co.
Hirono P/S No.5 UNIT
600 MW
Jul. 2004
24.
Sumitomo Joint Electric Co.
Nyugawa P/S No.1 UNIT
250 MW
Mar. 2003
25.
Kyushu Electric Power Co.
Reihoku P/S No. 2 UNIT
700 MW
Jul. 2003

3.5.2工业燃煤锅炉
电厂名称
容量
运行时间
1.
Sumitomo Metal Industries Co.
Kokura Factory No. 1
60 t/h
Nov. 1985
2.
Sumitomo Chemical Co.
Chiba Factory No. 2
215 t/h
Dec. 1985
3.
Takeda-Chemical Industries Co.
Hikari Factory G2
100 t/h
Oct. 1986
4.
Daicel Chemical Factory
Aboshi Factory No. 11
300 t/h
Apr. 1989
5.
Mitsubishi-Kasei Co.
Yokkaichi Factory No. 3
150 t/h
Dec. 1989
6.
Toukai Joint Electric Co.
Nagoya P/S No. 1
460 t/h
Apr. 1990
7.
Nippon Gosei Gum Co.
Yokkaichi Factory No. 11
190 t/h
Sep. 1990
8.
Mitsubishi Gas Chemical Co.
Yokkaichi Factory No. 6
83 t/h
Feb. 1992
9.
Kobe Steel Co.
Kakogawa Steel Works No. 7
450 t/h
May. 1996
10.
Sumitomo Cement Co.
Akou Factory
320 t/h
Sep. 1996
11.
Nakayama Kyodo Hatsuden Co. Ltd.
Nagoya P/S
149 MW
Mar. 2000
12
Nippon Steel Co.
Oita Works No9
230 MW
Feb. 2002
13.
Kobe Steel Co.
Kobe P/S No.1
700 MW
Apr. 2002
14.
Tobata Joint Electric Power Co.
Tobata P/S No.2 Unit
510 t/h
Feb.2004
15.
Summit Onahama S Power Co.
Onahama P/S
210 t/h
Jun.2004