窑炉SNCR脱硝技术

窑炉SNCR脱硝技术

2020-12-24 12:11:55   1703

项目概况 玻璃窑炉。其目前的NOx排放不能达到小于300mg/Nm3的新标准,为响应环保部对大气污染治理的整体部署,对玻璃窑炉进行脱硝改造。 2、设计原则 本初步技术方案书适用于玻璃窑炉选择性催化还原法(SCR)烟气脱硝装置。烟气脱硝技术总的设计原则包括: (1)采用选择性催化还原脱硝(SCR)工艺。 (2)2套炉还原剂制备系统共用。 (3)使用外购的20%浓度成品氨水作为脱硝还原剂。 (4)脱硝装置的控制系统采用DCS(与现有脱硝系统的DCS合用控制室和硬件)。 (5)在保证还原剂喷射区

窑炉SCR烟气脱硝技术

一、概述

1、项目概况

玻璃窑炉。其目前的NOx排放不能达到小于300mg/Nm3的新标准,为响应环保部对大气污染治理的整体部署,对玻璃窑炉进行脱硝改造。

2、设计原则

本初步技术方案书适用于玻璃窑炉选择性催化还原法(SCR)烟气脱硝装置。烟气脱硝技术总的设计原则包括:

(1)采用选择性催化还原脱硝(SCR)工艺。

(2)2套炉还原剂制备系统共用。

(3)使用外购的20%浓度成品氨水作为脱硝还原剂。

(4)脱硝装置的控制系统采用DCS(与现有脱硝系统的DCS合用控制室和硬件)。

(5)在保证还原剂喷射区温度285℃~420℃条件下,SCR入口浓度不高于4950mg/Nm3(干基,10%O2)时,脱硝效率不低于94%,出口NOx浓度均不高于300mg/Nm3。

(6)NH3逃逸量应控制在10ppm以下。

(7)脱硝装置可用率不小于95%,服务寿命为30年。

设计参数

3、锅炉设计参数

3.1 主要设备及参数

额度蒸发量(t/h) 烟气量(Nm3/h) NOx     浓度(mg/Nm3) 锅炉型式: 35000 4950

3.2 供电现状

200kW 及以上电动机采用 6kV 电压。电动机电源电压:高压6 kV;低压  380 V

4 主要设计原则确定:

4.1 脱硝效率

在条件优化时,SCR可达到90%左右的脱硝效率,在中小型锅炉上短期示范期间能达到 98%的脱硝效率,典型的长期现场应用能达到 90%~95%的NOx 脱除率。

因此,本技术方案按94%的设计效率进行设计。

目前锅炉的排放浓度为4950mg/Nm3左右,按94%的效率设计可以满足火电厂大气污染物排放标准(GB13223-2011)的要求。

4.2 氨逃逸浓度

本工程拟采用氨水作为脱硝还原剂。在实际工程应用中,由于NH3与NOx混合不均匀、还原剂喷射点温度偏离佳温度窗口温度等的限制,使得NH3与NOx的不能完全反应,这样就会有少量的氨未参与反应就与烟气逃逸出反应装置,这种情况称之为氨逃逸。

氨的逃逸是无法完全避免,但可以控制。主要原因是逃逸的氨是一种二次污染,另外一个很重要的原因就逃逸的氨会引起锅炉后部设备包括空预器的腐蚀和堵塞。脱硝反应中氨逃逸主要可导致:

生成硫酸氢铵沉积在空气预热器等下游设备,造成腐蚀和堵塞; 造成气溶胶二次污染;增加飞灰中的 NH3 化合物,对综合利用有影响。

锅炉的燃烧过程中,燃煤中的元素硫绝大多数燃烧生产 SO2,但是不可避免有少量的 SO3 生成,虽然燃烧的过程中SO3的生成量非常有限,但是其所产生的影响不可低估。SCR比SNCR 脱硝工艺的氨逃逸要求严格的原因,就是因为 SCR由于采用了脱硝催化剂,使得SO2/SO3转化率增加。当烟气中的SO3与未参与脱硝反应的逃逸氨产生反应,将会生成铵化合物 NH4HSO4 以及(NH4)2SO4。NH4HSO4 在180~240℃时呈液态,当温度低于180℃时呈固态。硫酸氢铵具有较强的腐蚀性和粘性,可导致锅炉尾部烟道设备包括空预器、电除尘等的腐蚀与损坏。

另外,这种冷凝物部分会沉积在飞灰上,部分粘附在空气预热器表面,因此 80%以上逃逸氨被飞灰吸附进入除尘设备。研究发现,气态NH3在电除尘器中会被吸附在飞灰上。经过除尘器后有少量的氨会被带入其下游的 FGD。

因此无论SCR还是SNCR对氨的逃逸都有严格的限定。通常,当SCR的氨逃逸控制在10ppm 以下时,对锅炉受热面不会产生堵塞、腐蚀影响,对于下游的空预器、引风机、FGD、ESP(FF)等均不会产生明显影响。

因此,本项目方案氨逃逸将严格控制在10ppm以下,不会引起受热面和除尘器压损增加、腐蚀等问题,也不会对飞灰的综合利用造成影响。

5  技术要求

5.1 本项目范围

玻璃炉窑的脱硝装置(SCR)的设计、设备供货、安装、系统调试和试运行、考核验收、培训等。

5.2 脱硝装置的总体要求

二、脱硝装置(包括所有需要的系统和设备)至少满足以下总的要求:

1、采用 SCR 烟气脱硝技术;

2、锅炉入口烟气 NOx 浓度为 4950mg/Nm3(10%O2,干基)时,采用SCR 技术时锅炉出口烟气NOx 浓度控制在 300mg/Nm3(10%O2,干基)以下。

3、脱硝装置在设计温度285℃~410℃条件运行负荷范围内有效地运行,脱硝效率不低于94%;

4、 脱硝装置应能快速启动投入,在负荷调整时有良好的适应性,在运行条件下能可靠和稳定地连续运行;

5、在锅炉运行时,脱硝装置和所有辅助设备能投入运行而对锅炉负荷和锅炉运行方式没有任何干扰,SCR 脱硝系统增加烟气阻力不大于600Pa。

6、脱硝装置在运行工况下,氨的逃逸小于 10ppm。

7、使用氨水作为脱硝还原剂,氨水由业主直接外购。氨水正常浓度为20%,但浓度会在15%-25%范围内波动,技术方案能适应氨水浓度的变化。

8、烟气脱硝工程内电气负荷均为低压负荷情况,系统内只设低压配电装置,低压系统采用 380V 动力中性点不接地电源;

9、烟气脱硝工程的控制系统采用 DCS 控制系统,该系统可以独立运行,实现脱硝系统的自动化控制。控制对象包括:还原剂流量控制系统、喷枪混合控制系统、冷却水控制系统、空气和空气净化控制系统、温度监测系统等。脱硝控制系统可在无需现场就地人员配合的条件下,在脱硝控制室内完成对脱硝系统还原剂的输送、计量、 水泵、风机、喷枪等的启停控制,完成对运行参数的监视、记录、打印及事故处理, 完成对运行参数的调节。

10、系统设备布置充分考虑工程现有场地条件,还原剂运输,全厂道路(包括消防通道)畅通,以及炉后所有设备安装、检修方便;

11、在设备的冲洗和清扫过程中如果产生废水,收集在脱硝装置的排水坑内,废水宜排入电厂废水处理设施,集中处理,达标排放。

12、在距脱硝装置1米处,噪音不大于85dBA;

13、所有设备的制造和设计完全符合安全可靠、连续有效运行的要求,性能验收试验合格后一年质保期内保证装置可用率≥95%;

14、脱硝装置的检修时间间隔与机组的要求一致,不增加机组的维护和检修时间。 机组检修时间为:小修每年1次,中修周期为3年,大修周期为6-7 年;

15、脱硝装置的整体寿命为30年。

16、为了确保工程质量,在使用寿命期间始终能实现本工程要求的脱硝效果,供方所提供的设备、部件保证都是经过运行验证、可靠、质量良好的产品。


在线留言
认证视频