尿素制氨技术在电厂脱硝应用的对比研究

湖北能源集团鄂州发电有限公司将建设2台1 000 MW级超超临界燃煤机组,同步建设先进高效脱硫、脱硝和除尘设施,大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机组排放限值。该工程拟采用SCR选择性催化还原法进行脱硝,还原剂原材料为尿素。通过对不同的尿素制氨技术进行调研和分析,为尿素制氨工艺和设备的选择提供决策依据。     

SCR烟气脱硝尿素热解和水解技术经济性分析

尿素由于运输储存安全方便和对环境无害的特点,成为燃煤电厂SCR烟气脱硝还原剂液氨的可靠替代品。选择合适的尿素制氨技术是SCR烟气脱硝液氨改尿素工程的关键环节。通过工程建模对比分析采用尿素热解和尿素水解工艺的投资费用和运行成本,采用热力学方法分析尿素制氨系统能耗水平。结果表明：尿素水解投资略高于尿素热解,但其运行成本较低,技术经济性更优;尿素热解运行成本高的原因主要在于尿素转化率偏低,且采用高品质电能作为热源。     

SCR法烟气脱硝装置在联合循环余热锅炉中的应用

以某燃机电厂为例介绍了高温烟气热解制氨法脱硝装置的机理和在M701F4型燃气轮机的燃气蒸汽联合循环余热锅炉中的应用情况,并对余热锅炉中SCR脱硝装置的设计和布置提出了意见。     

联合循环电站余热锅炉全工况烟气脱硝运行分析

燃气–蒸汽联合循环发电机组氮氧化物(NO_x)排放指标趋于更严,国内在役机组面临在干式低NO_x燃烧技术的基础上增加余热锅炉烟气选择性催化还原(selective catalytic reduction,SCR)脱硝改造的问题。针对此,利用ASPEN PLUS的化工模拟功能,结合典型联合循环机组全工况烟气参数,对余热锅炉入口低浓度NO_x烟气的SCR法脱硝过程进行模拟,通过已有试验数据和运行数据验证了模型的合理性;同时利用VBA程序外嵌的ASPEN PLUS和Excel数据批量计算分析功能,对影响脱硝效率的操作参数进行了分析。结果表明:机组在全工况运行范围内,最佳氨氮比(物质的量比)落在0.8~1.0之间,且随负荷率增加而递增;脱硝效率随停留时间增加而增加;针对案例M701F3型机组,新增的SCR脱硝反应器无需烟气升温改造措施即可使NO_x排放浓度(质量浓度)低于30 mg/m3(标准状态下,氧的体积分数为15%),满足最新环保排放要求。针对机组低负荷时烟气温度偏低及NO_x排放不稳定从而影响脱硝效率的问题,给出了余热锅炉入口NO_x的质量浓度边界曲线,用以判断是否需要采取烟气升温措施。     

火电厂SCR烟气脱硝技术研究

火电厂长期运行会产生大量烟气,烟气中的氮氧化物是造成大气污染的主要成分之一,是形成酸雨、烟雾等破坏环境的主要因素,氮氧化物的排放已经对人体造成十分严重的危害。目前大部分火电厂通常采用SCR烟气脱硝技术对烟气进行脱硝处理,文中主要叙述SCR烟气脱硝技术的推广背景以及我国对大气污染控制的相关标准,并且介绍了SCR烟气脱硝技术原理和SCR烟气脱硝系统的布置位置、工艺流程、氨气制备方法、催化剂形式、运行期间在线监测装置等,以供借鉴。     

SNCR+SCR烟气联合脱硝工艺在电站锅炉中的应用

简述了选择性非催化还原（SNCR）+选择性催化还原（SCR）烟气联合脱硝技术原理,针对某电厂5号机组（装机容量130 MW）氮氧化物（NOx）排放超标问题,通过CFD数值模拟,制定了SNCR+SCR烟气联合脱硝工艺。首先采用低氮燃烧技术,将锅炉NOx排放控制在350 mg/m3以下,并且保证SNCR区域较低CO浓度;其次采用SNCR技术,将SCR脱硝装置前NOx质量浓度控制在200 mg/m3以下;最后采用SCR技术,将锅炉出口烟气NOx质量浓度控制在90 mg/m3以下,实现了重点地区NOx达标排放。     

燃煤电厂SNCR与SCR联合脱硝工艺在国内的首次应用

国华北京热电分公司成功应用SNCR+SCR联合脱硝工艺降低烟气NOx的排放,为了使SNCR达到更高的脱硝效率及更多尿素分解NH3,降低不必要的尿素用量,减少氨逃逸,通过分析SNCR+SCR脱硝工艺的机理.采用投入不同的燃烧器、不同层SNCR喷枪投入等进行组合,以及投入蒸汽扰动,摸索出了SNCR+SCR脱硝工艺运行的最佳...     

装设SCR脱硝装置对锅炉岛设计的影响及对预留方案的建议

2004年1月1日起火电厂建设开始执行新版GB13223-2003《火电厂大气污染物排放标准),对NO2排放的限制更加严格．并要求“第3时段火力发电锅炉须预留烟气脱硝装置空间”。针对新建大容量火电机组如何预留烟气脱硝装置空间的问题,概述目前国内外烟气脱硝技术的应用情况;分析采用SCR烟气脱硝装置后对锅炉岛的总体布置、锅炉钢结构、炉膛承压设计、空气颈热器性能和设计及对引风机风压等的影响;对于如何预留装设SCR脱硝装置的条件、预留到何种程度等提出建议：对SCR反应器布置空间预留．空气预热器的改造预留、引风机改造等提出了多个方案,设计时结合各火电工程的建设特点,选择合理预留SCR装置方案。     

火电厂脱硝技术综述

控制氮氧化物(NOx)排放主要措施有2种低NOx燃烧和烟气脱硝。文章分别介绍了低NOx燃烧技术和烟气脱硝技术的主要方法和技术特点。重点阐述了选择性催化还原法(SCR)的原理、流程及主要影响因素,以及催化剂和还原剂的选择与性能比较。另外,对SCR、选择性非催化还原(SNCR)、SNCR/SCR混合法技术进行了比较。最后简单介绍了大唐环境科技工程有限公司烟气脱硝的技术定位和山西阳城脱硝项目的情况。     

国产首套尿素水解装置在大型火电厂的工业应用及技术优化

随着GB 13223—2011《火电厂大气污染物排放标准》的颁布,大批火电机组均需建设SCR烟气脱硝装置。出于对安全生产的考虑,所使用的还原剂将会逐步改液氨为尿素。以往尿素水解主要依赖进口技术,烟气脱硝尿素水解装置国产化可避免对进口技术的依赖,并可减少脱硝运行成本。以首套国产化尿素水解装置的工业应用为例,介绍国电东胜热电厂2×330 MW机组脱硝工程国产尿素制氨系统的特点、运行效果及其关键技术优化。运行实践表明,所设计、制造的国产化尿素水解装置可靠性良好,整体运行稳定,负荷跟踪满足设计要求,各项参数合理。所得经验可为同类烟气脱硝工程的设计、安装、调试提供借鉴。     

国电泰州电厂2×1000 MW二次再热机组NO_x、SO_2超低排放技术应用

为使烟气中NO_x、SO_2排放达到超低水平,国电泰州电厂二期2×1 000 MW超超临界二次再热燃煤发电机组SCR脱硝系统采用了驻窝混合技术,烟气脱硫采用了单塔双循环湿法脱硫技术。简介驻窝混合技术机理和单塔双循环脱硫技术原理,介绍国电泰州电厂1 000 MW机组烟气脱硝脱硫设计方案及实施效果。实践结果表明,国电泰州电厂1 000 MW机组采用上述2项技术后,烟气中NO_x和SO_2实现了超低排放,NO_x和SO_2脱除效率分别达到90.3%和99.6%,其排放质量浓度分别为31 mg/m~3和15 mg/m~3,远低于国家超低排放限值,且优于燃气轮机排放水平。     

1060T/H CFB锅炉SNCR+SCR联合脱硝工艺设计

针对某1060T/H CFB锅炉NOX排放浓度长期稳定满足不高于50 mg/Nm3的超低排放要求,设计了一套处理烟气量为115万Nm3/h、初始NOX含量为190 mg/Nm3,NOX排放浓度≤50 mg/Nm3的SNCR+SCR联合烟气脱硝系统。通过对比SNCR,SCR和SNCR/SCR 3种烟气脱硝技术的优缺点,得出适用于CFB锅炉NOX超低排放既经济又环保的脱硝技术为SNCR/SCR联合脱硝技术。对1060T/H CFB锅炉SNCR/SCR联合脱硝工艺的主要设计参数、工艺流程及主要组成部分进行了设计与阐述,此工艺可为国内同类型CFB锅炉脱硝超低排放工程的改造、设计提供借鉴和参考。     

国电泰州电厂2×1 000 MW二次再热机组NOx、SO2超低排放技术应用

为使烟气中NO_x、SO₂排放达到超低水平,国电泰州电厂二期2×1 000 MW超超临界二次再热燃煤发电机组SCR脱硝系统采用了驻窝混合技术,烟气脱硫采用了单塔双循环湿法脱硫技术。简介驻窝混合技术机理和单塔双循环脱硫技术原理,介绍国电泰州电厂1 000 MW机组烟气脱硝脱硫设计方案及实施效果。实践结果表明,国电泰州电厂1 000 MW机组采用上述2项技术后,烟气中NO_x和SO₂实现了超低排放,NO_x和SO₂脱除效率分别达到90.3%和99.6%,其排放质量浓度分别为31 mg/m³和15 mg/m³,远低于国家超低排放限值,且优于燃气轮机排放水平。     

燃气电厂脱硝技术方案的选择与分析

分析了大型燃气轮发电机组的发展及现状、国内燃机大气污染物排放控制政策,介绍了燃机低氮燃烧机理、余热锅炉SCR烟气脱硝工艺等。并对当前燃气电厂如何选择更为经济、合理的脱硝技术方案进行分析和探讨,提出了建议。     

燃气轮机与燃煤机组SCR脱硝催化剂特性比较

通过对燃气轮机组（以下简称“燃气机组”）与燃煤机组在NO_x排放政策要求及SCR工艺中催化剂特性方面的对比,论述了在燃气机组应用SCR脱硝技术的必要性,分析了燃气与燃煤机组SCR脱硝工艺在催化剂布置、结构、成分及脱硝效率等方面的特性差异。研究结果表明,燃气机组因SCR工艺烟气温度低、基准氧含量高,入口烟气中NO_x、SO₂和粉尘含量少,催化剂通常布置于余热锅炉内部中压蒸发器之后,设计脱硝效率一般为30%~70%,适应于宽松的氨逃逸控制策略。燃气机组脱硝催化剂通常单元孔数高于40×40、长度短于350 mm,活性组分（V₂O₅）与助催化剂成分（WO₃）含量常规显著高于燃煤烟气脱硝催化剂,并且燃气机组SCR工艺中催化剂的化学失活与机械受损速率较慢,具有较长的使用寿命。此外,燃气机组脱硝催化剂的检测方法应有别于现行标准中对于燃煤机组脱硝催化剂的常规检测要求。     

低位布置燃气轮机SCR烟气脱硝数值模拟研究与应用

以某低位布置E级燃气蒸汽联合循环机组余热锅炉为例,进行了选择性催化还原（SCR）脱硝技术数值模拟研究,得到余热锅炉SCR烟气脱硝系统流场和余热锅炉内部喷氨格栅的放置位置。结果表明:对于低位布置的燃气轮机,在扩口段烟道设置导流板能够有效改善催化剂入口截面上速度分布均匀性;提出了一种适用于余热锅炉扩口烟道的分割仓式导流板结构;采用分区可调的多组一体式氨注射混合器能在较短距离内加强氨气和NOx的混合;将喷氨格栅布置在模块2之前时,催化剂入口截面上NH3分布均方根偏差为2.05%;在机组实际运行时对喷氨格栅进行分区优化调整可以获得最佳的余热锅炉出口截面NOx分布均匀性和最小的氨逃逸量。     

1 000 MW机组降低锅炉NOx排放技术研究与应用

随着国家颁布更严格的NO_x排放标准,锅炉燃烧优化更多采用低氮燃烧技术。将低氮燃烧技术优化和SCR脱硝系统优化相结合,在锅炉低氮燃烧闭环控制系统、SCR喷氨格栅调节门的状态控制器等方面开展了系列研究,制定了优化策略,开发了锅炉燃烧与脱硝运行综合优化系统。工程实践应用表明,在不同负荷工况下,采用锅炉燃烧与脱硝运行综合优化系统后,脱硝效率提高,SCR反应器出口NO_x排放浓度降低,氨逃逸率降低,实现了燃煤机组氮氧化物排放达到燃气轮机的排放标准。     

燃煤锅炉的选择性催化还原烟气脱硝技术

燃煤电厂不仅要控制SO2的排放，而且要控制NOx的排放，否则NOx必将成为电力行业的第一大酸性气体污染排放物。为此，介绍了燃烧后烟气脱硝技术——选择性催化还原（SCR）脱硝技术，并就其化学反应机理、工艺流程、系统的主要设备、影响SCR脱硝效率的主要因素、脱硝装置对锅炉的影响和国内外SCR脱硝的应用情况进行了详细阐述，预测了SCR脱硝技术的未来应用。     

350MW燃煤机组SCR超低排放性能评估与分析

对脱硝超低排放机组进行性能评估与分析,可为超低排放形势下燃煤机组SCR烟气脱硝装置的稳定、高效、经济运行提供借鉴及指导。以已实现脱硝超低排放的某350 MW燃煤机组SCR脱硝装置为例,研究了该脱硝装置的脱硝效率、进出口NO_x浓度分布、出口速度分布、氨逃逸、系统阻力、运行烟温等运行参数,掌握了此台机组脱硝装置主要性能。试验结果表明,该SCR脱硝装置整体性能良好,但存在流场不均、飞灰堵塞、低负荷烟温较低等问题,并相应提出了意见及建议。     

烟气脱硝技术在600 MW机组的应用

文章分析了降低燃煤电厂烟气中NOx排放的各种技术,并以某电厂5号机组600 MW烟气脱硝工程为例,详细介绍了SCR烟气脱硝技术的系统构成,以及SCR烟气脱硝技术在实际运行中应注意的问题。