高井热电厂SCR脱硝系统性能检测

高井热电厂SCR脱硝系统性能检测（共6篇）

篇1：高井热电厂SCR脱硝系统性能检测

高井热电厂SCR脱硝系统性能检测

介绍了高井热电厂SCR脱硝工艺流程,针对电厂SCR法脱硝系统的主要性能指标进行了现场检测,并对检测结果进行分析,为SCR脱硝系统的竣工验收提供参考.

作 者：易玉萍 吴碧君 魏晗 YI Yu-ping WU Bi-jun WEI Han 作者单位：国电环境保护研究院,江苏,南京,210031刊 名：电力环境保护英文刊名：ELECTRIC POWER ENVIRONMENTAL PROTECTION年，卷(期)：25(3)分类号：X701.1关键词：SCR 性能检测 脱硝效率

篇2：高井热电厂SCR脱硝系统性能检测

火电厂SCR脱硝系统运行分析

污染物NOx的排放日益严重地影响着环境、气候和人类的健康,成为一个迫切需要解决的问题.随着人们环保意识的增强,研究低NOx煤粉燃烧理论及技术和控科NOx的排放已成为当前热门课题,本文讨论了火电厂控制NOx排放的`主要途径,并从火电厂SCR脱硝装置布置、催化剂型式、加氨系统和工艺流程等方面对火电厂应用该技术的运行情况及存在问题进行分析.对火电厂降低烟气中NOx的技术应用和推广具有重要意义.

作 者：谢剑山 XIE jian shan 作者单位：华阳电业有限公司,福建,厦门,361004刊 名：电站辅机英文刊名：POWER STATION AUXILIARY EQUIPMENT年，卷(期)：29(3)分类号：X701.3关键词：系统 控制 NOx排放 脱硝 运行 分析

篇3：高井热电厂SCR脱硝系统性能检测

实现NOx减排目标的关键电力行业实现烟气脱硝。为了保证系统长时间稳定运行,保证去除效率的稳定,有必要对试验运行过程中的试验进行调试。根据结果摸索各单元最优、成本最低的运行条件。

某企业#7(210 MW)燃煤发电供热机组锅炉为东方锅炉厂制造,单台容量为680 t/h,#7机组用一座180 m烟囱。#7机组脱硝系统采用的是选择性催化还原(SCR)法,在催化剂的作用下,向温度约300~420℃的烟气中喷氨(NH3),将NOx还原为N2和水,无二次污染。

本文以某企业#7(210 MW)机组选择性催化还原法(SCR)烟气脱硝系统为例,阐述相关性能测试方法。

1 性能测试内容、工况负荷及测点布设

1.1 测试内容

检测项目分析方法及所用仪器设备见表1所示。

1.2 工况条件

#7机组运行负荷保持为210 MW,锅炉负荷应稳定在要求负荷上下,偏离范围少于等于±5%。

分以下两种情况进行性能测试:①机组满负荷大于80%,控制氮氧化物排放浓度小于50 mg/m3;②机组满负荷大于60%,控制氮氧化物排放浓度小于50 mg/m3。

1.3 测点设置

按《固定污染源排气中颗粒物测定与气态污染物采样方法》(GB/T16157-1996)[3],在系统进口和出口的的直管处布设采样断面。脱硝反应器甲、乙侧出口布40个检测点。

2 性能考核测试方法

2.1 净烟气NOx含量和脱硝效率检测

用自动烟尘(气)测试仪对#7烟气脱硝系统进、出口烟气中NOx和O2进行检测,计算脱硝效率。

式中:———脱硝效率,%

———反应器进口NOx浓度,mg/m3

———反应器出口NOx浓度,mg/m3

2.2 氨的逃逸量检测

检测#7脱硝系统出口氨的含量,得出#7烟气脱硝系统净烟气氨的含量。

式中:———氨含量,mg/m3

A———样品溶液吸光度

A0———空白吸收液吸光度

a———校准曲线截距

b———校准曲线斜率

VS———样品吸收液总体积,m L

V0———分析时所取吸收液体积,m L

Vnd———所采气样标准体积(101.325 k Pa,273 K),L

D———稀释因子

2.3 SO2/SO3转化率检测

用自动烟尘(气)测试仪对#7烟气脱硝系统进、出口烟气中SO2进行检测,计算SO2/SO3转化率。

式中:C1、C2———系统出、进口烟气中SO2的含量

2.4 脱硝系统压力损失

烟气脱硝系统的漏风率和压降由系统进出口的氧量、动压和静压得出。计算方法如下:

式中:Pj1、Pj2———进出口测量断面处的烟气静压,Pa

Pd1、Pd2———进出口测量断面出烟气动压,Pa

ρ1、ρ2———进出口实际工况下的烟气密度,kg/m3

Z1、Z2———进出口测量断面处的高度,m

3 性能考核测试结果评价

#7脱硝系统性能测试结果见表2。从表2可以看出,在测试过程中,脱硝系统各项结果均符合性能保证值。

4 结论和建议

本试验通过对该企业#7炉烟气脱硝系统进行性能试验研究,对其在大于80%及60%两种负荷下的NOx排放浓度、脱硝效率、氨的逃逸量、SO2/SO3转化率、系统压力损失进行测试,得出其在80%及60%负荷下,脱硝系统测试的各项结果均符合性能保证值。综上所述,该脱硝装置技术指标符合技术协议要求。

SCR脱硝系统在运行过程中容易堵塞,防止堵塞主要措施有:

(1)选择低SO2/SO3转化率的脱硝催化剂;

(2)降低飞灰含碳量;

(3)选择合适的吹灰系统和空气预热器;

(4)采用低过量空气燃烧方式。

参考文献

[1]潘玲颖,麻林巍,周喆,等.2030年中国煤电SO2和NOx排放总量的情况研究[J].动力工程学报,2010,30(5):378-383.

[2]王志轩,赵毅,潘荔,等.中国燃煤电厂NOx排放估算方法及排放量研究[J].中国电力,2009,42(4):59-62.

[3]GB/T16157-1996固定污染源排气中颗粒物测定与气态污染物采样方法[S].

篇4：高井热电厂SCR脱硝系统性能检测

关键词：SCR脱硝系统,性能验收试验,系统运行,监测

在燃煤电厂SCR脱硝系统经过168h满负荷试运后, 应组织性能保证值的验收试验, 确认系统的设计是否符合规定的相关性能。如果各项指标达到要求, 即意味着竣工验收测试完成, 然后在移交后的运行中进行运行监测。

1 电厂SCR系统脱硝的性能验收试验

第一, 保证测试工作顺利实施应准备好仪表。压力表:1套 (为SCR压损测量使用) 。在性能测试试验中将使用到所有安装在实际设备上的永久分析器。为了保证测试结果的有效性, 在测试前后, 分析器应经过标准气体标定后才能使用。

第二, “烟气测量代表性测点的确定”中相关规定性能试验中必须进行的数据测号。NOX/O2:反应器进、出口;氨气浓度:反应器出口;SOx浓度:反应器进口;三氧化硫:反应器进、出口;通过SCR反应器压力损失。

第三, 测试程序。确认机组正在额定负荷的条件下运行;在系统稳定运行后开始进行测量和取样;记录好机组的负荷情况和SCR系统的过程数据;在整个性能测试中, 应保持机组连续稳定运行, 尽可能不改变燃料成分和锅炉的吹灰器运行状态。利用水压计测量系统的压力损失。在性能测试运行时, 应做好作为确认脱硝性能的基本数据的过程记录:烟气流速、反应器进口NOX浓度、反应器出口NOX/O2浓度、反应器进口烟气温度、喷氨流量、反应器出口氨浓度、机组负荷、机组燃料种类、稀释空气流量和差压损失。

第四, 试验分析。A.在测试的条件偏离规定的设计条件时, 测得的数据应修正曲线进行修订。B.若性能测试的结果, 经过修正值后仍不符合保证值, 则性能测试要重新进行。C.如果在第二次试验中保证值不理想, 要重新完成喷氨格栅调试、NH3/NOX摩尔比的变化试验, 以确保氧的分布均匀性, 再重新进行性能测试。D.在多次试验测量的数据仍超过保证值时, 要考虑对系统的相关内容进行重新设计或修改。

2 电厂SCR脱硝系统运行监测

2.1 SCR脱硝系统运行监测的必要性

燃煤电厂SCR系统运行监测能保证SCR系统的安全经济运行, 提高运行水平, 由于计算机监视系统可以把分散的、大面积的控制台式的监视变为集中的CRT监视, 缩小了监视面长度、可以减轻运行人员的负担。对特定的SCR系统进行监测, 主要有以下几个原因。

第一, 在线连续监测仪表的标定。SCR运行监控系统与常规仪表相互备用, 通过对在线仪表进行标定, 提高SCR系统运行的可靠性。

第二, 过程控制和操作。SCR运行监控系统通过对现场数据的采集分析, 能有效控制和操作SCR系统的运行过程。

第三, 识别过程故障SCR运行监控系统对SCR系统的运行提供了详尽的过程描述, 有利于分析运行过程中的故障, 防止它发展成为重大事故。

第四, 评价和优化系统性能。SCR运行监控系统通过所积累的大量统计资料, 为评价和优化SCR系统提供依据。

第五, 系统性能测试。SCR运行监控系统利用计算机采集存储的数据进行试验数据记录、数据整理分析以及统计报表的自动生成等, 为系统性能测试提供依据, 可以减轻运行人员的工作量。

第六, 监测NOX排放量。SCR运行监控系统严格监测NOX排放量, 以满足业主要求, 达到环保排放标准。

2.2 监测计划应考虑的因素

2.2.1 可靠性、实用性和有效性问题

第一, SCR系统运行监测的主要目的是要保障SCR系统中机械设备的工作可靠性, 所以, 监测系统自身应具有更高的可靠性。

第二, SCR运行监测系统应具有实用功能, 系统硬件配置与软件操作性能应从用户的角度出发, 方便、实用。

第三, 要保证分析、诊断结果的有效性, 在被监测机械设备出现故障前能够起到预防作用, 在设备发生故障时能及时给出正确的判断。

2.2.2 经济性和发展性问题

按SCR系统中机械设备的具体情况, 在确保满足监测要求的条件下, 要尽量节省投资。按电子技术发展迅速, 软件升级换代周期短的特点, SCR系统运行监测系统要具有可扩展和自开发性能, 保证技术发展的连贯性和一致性。尽管建立SCR运行监测系统需要增加一定数量的设备投资, 但是采用了这样的系统后, 运行人员可以动态地掌握设备的运行状态, 了解设备状态随时间变化的趋势, 避免突发性或灾难性事故的发生。

2.3 建立科学的、严密的化学监测机制

这对SCR系统稳定运行至关重要。如果SCR系统中一些关键运行参数没有进行化学监测, 将无法保证SCR系统稳定运行, 也无法知道NOX的排放是否达到环保标准。为掌握脱硝性能、脱硝反应以及其他基本处理过程的状态, 应定期在相关设备和管路上抽样, 分析化学成分, 参考分析结果来控制流体参数, 这是建立化学监测机制的主要目的。典型SCR系统的化学监测机制主要包括以下内容:进行NH3分析:氨水的浓度;实施催化剂的活性监测;进行烟气分析:催化反应器进出口烟气温度, SO2浓度, NOX浓度, As含量, 碱金属含量, 水分, 烟尘浓度、流量等。

调试时, 要按需要随时进行烟气的采样和分析, 分析项目按调试需要确定。运行时, 每2h通过系统安装的在线监测仪表对反应器进出口烟气进行一次检测。检测项目为反应器进出口烟气温度、SO2浓度、NOX浓度、As含量、碱金属含量、水分、烟尘浓度、烟气流量等。每三个月对在线监测仪表进行对比试验一次。

参考文献

[1]蒋文举.烟气脱硫脱硝技术手册[K].北京:化学工业出版社, 2009.

篇5：火电厂烟气脱硝SCR法应用研究

1 SCR工艺原理

选择性催化还原法 (Selective Catalytic Reduction, 简称SCR) , 是指在催化剂的作用下, 利用NH3、液氨、尿素等还原剂来有目的的选择与适当温度 (约280~420℃) 烟气中的NOX发生化学反应, 从而生成无毒无污染的N2和H2O。SCR工艺最早是在上世纪50年代末由美国Engelhard公司发现并逐渐运用到火力发电领域。近年来, 随着SCR工艺在对锅炉烟气中的NOX控制效果的十分显著, 已经逐渐成为世界上应用最广, 也极富成效的一种烟气脱硝技术。

2 SCR脱硝还原剂选择

制备氨的脱硝还原剂有尿素、纯氨和氨水三种。由于氨水的建造及后期的运营成本较高, 在实际运用中也存在一些安全隐患, 因此, 近年来氨水作为脱硝还原剂逐渐被淘汰。就尿素水解法、尿素热解法和液氨从技术安全以及运行费用作一比较, 以便供实际运用时作出合理选择。

从表1可以看出, 采用SCR工艺脱硝中, 选择还原剂时, 纯氨法和尿素法是比较成熟稳定的工艺技术, 但二者也有一定差异, 例如, 纯氨法技术较为简单, 运行成本和建设成本都较低, 若条件允许则可以选择纯氨作为脱硝剂, 如果运输、储存等条件限制时则可以选择使用尿素法。

3 SCR烟气脱硝工程常见问题及对策

从目前SCR法烟气脱硝的实际运行情况来看, 主要存在的问题有:氨盐和飞灰的长期沉积所导致的催化剂堵塞问题, 如果长期得不到解决严重时会影响锅炉机组的正常运行;SCR反应室设计不合理或者催化剂的局部堵塞会导致催化剂磨损;烟气中的As、Ca等碱性金属引起的催化剂中毒会在一定程度上降低催化剂的活性, 影响脱硝效果;此外, 当SCR反应器中的NH3逃逸较多时, 会与烟气中的SO3反应生成NH4HSO4和 (NH4) 2SO4等硫酸盐, 这些硫酸盐长期累积会具有一定的腐蚀性与粘结性, 导致空预器换热面堵塞和腐蚀, 并影响脱硝效果。

针对上述存在的问题, 可以从SCR法系统设计、合理选择催化剂和吹灰器、做好空预器和催化剂的床层设计。具体来说, 就是要保证SCR反应器中流场、温度场分布均匀, 是催化剂实现最佳性能的关键[2]。催化剂的床层设计则选择2+1层布置方式进行, 即初始安装2层, 如果脱硝的效率达不到设计要求时再加装备用层;在SCR法中, 空预器设计或者改造时把中温段和低温段进行合并, 根据烟气中的SO3浓度和NH3的逃逸量确定空预器低温换热段 (高温和低温) 材料的选取。根据发电厂工程的具体情况来选择是否加装旁通烟道, 若锅炉长期处于低负荷运行, 而现实中又需要较高的脱硝效率时, 应该在设计时加装省煤器旁通烟道, 而对于锅炉启、停比较频繁的机组, 为了保护催化剂, 可以设置SCR反应室旁道烟道, 对于经常用于低负荷且对于脱硝要求不是很高的机组也建议加装SCR反应室旁道[3]。

催化剂是SCR脱硝系统的核心部分, 决定着SCR系统的脱硝效率, 建立SCR脱硝催化剂全生命周期管理显得十分有必要。催化剂全生命周期管理主要包括:SCR催化剂选型、催化剂安装前进行性能检测、运行过程中定期检测以掌握当前催化剂的各项性能指标、对催化剂的寿命进行预测、优化催化剂更换周期、合理处理废弃的催化剂。

火力发电厂SCR脱硝反应器出口NOX浓度及氨逃逸的在线监测 (CEMS) 测点一般为1~2点, 而在实际运行过程中, 由于入口NOX浓度不均匀及各喷氨支管喷氨量的不同, 往往造成脱硝出口截面NOX浓度分布具有较大差异, 因此对锅炉SCR烟气脱硝装置进行了优化调整试验显得十分有必要。优化调整试验可采用网格法测试SCR脱硝系统反应器出口截面的NOx及O2分布情况, 根据出口截面NOX浓度的分布情况调节烟气上游对应喷氨支管的喷氨量调节阀门, 最终将SCR脱硝系统反应器出口测量截面的NOx调的基本均匀 (一般其相对标准偏差小于20%) , 并实现喷氨的均匀分布, 保证脱硝系统的高效、安全运行。如汕头某电厂1号锅炉在脱硝优化调整前, SCR反应器出口A、B侧NOX浓度相对标准偏差分别高达65.0%和29.3%, 喷氨格栅调整后, A、B侧出口NOX浓度相对标准偏差分别为11.5%和10.4%。同时, 氨逃逸率测量测试结果显示A、B侧氨逃逸浓度分别为1.87μL/L和2.70μL/L, 均不超过3μL/L的设计要求[4]。经过优化调整, 使脱硝系统喷氨更均匀, 提高脱硝效率的同时也有利于节约喷氨量及控制NH3逃逸, 从而更加达到“节能减排、绿色环保”的目的。

4 结语

在众多的脱硝技术中, 催化还原法 (SCR) 是被实践证明了的脱硝效率高、也是成熟的一种脱硝技术。在实际应用中结合火电厂自身的实际情况, 在催化剂的选择、SCR法的设计以及空预器的布设和旁通烟道的选择等做好论证, 合理选用, 以实现最佳脱硝效果。在催化剂初装及机组大、小修期间, 建议对SCR脱硝催化剂的活性进行检测以掌握催化剂的各项性能指标、催化剂的寿命进行预测, 优化催化剂更换周期并合理处理废弃的催化剂。在实际运行过程中, 可通过对锅炉SCR脱硝装置进行优化调整试验, 使脱硝系统喷氨更均匀, 提高脱硝效率的同时也有利于节约喷氨量及控制NH3逃逸, 从而达到“节能减排、绿色环保”的目的。

参考文献

[1]解永刚, 程慧.火电厂SCR脱硝还原剂的选择与比较[J]电力科技与环保, 2010, 26 (5) :32-33.

[2]胡永锋, 白永锋.SCR法烟气脱硝技术在火电厂的应用[J]节能技术, 2007, 25 (3) :152-156.

[3]廖欲元.阐述SCR法烟气脱硝技术在火电厂的应用[J]广东科技, 2009 (3) :129-131.

篇6：高井热电厂SCR脱硝系统性能检测

关键词：燃煤电厂,SCR烟气脱硝技术,火电厂,运行效率

近年来, 我国SO2和NOx的排放量不断增加, 区域性大气污染日趋明显。随着电厂污染物排放标准的日趋严格, 脱硝技术将成为各大电力企业, 尤其是火电厂的新关注点。

我国的能源结构决定了在较长的时间内不会改变以火电为主的格局。选择性催化还原 (SCR) 法脱硝技术是我国火电企业目前应用最广泛的锅炉烟气脱硝技术之一, 也是国际上火电企业使用的主流技术, 我国已经投运和在建的火电厂烟气脱硝装置大多采用的是SCR脱硝装置。

1 SCR烟气脱硝技术的控制要点

1.1 流场设计

在烟气脱硝装置的设计中, 脱硝反应器是非常重要的技术关口, 它主要与催化剂入口处界面气体的反应速度及其匀称性有很大联系。当前, SCR脱硝装置在运行中会遇到很多问题, 产生这些问题的原因主要是流场的分布极其不均匀。因此, 在设计初期, 可利用数值的流场模拟和物理模型试验来解决该问题。

1.2 催化剂选型

在SCR烟气脱硝技术的实施过程中, 催化剂关系着整个系统的运行效率, 处于脱硝工艺的核心位置。催化剂在脱硝装置中对脱除比率的影响非常大, 这与催化剂的类型及其表面结构的特殊性质有很大关系。其中, 催化剂的活性直接影响着脱硝的最终效率。

1.3 反应温度

采用钒、铬、钨催化剂, 当反应温度改变时, 可能发生一些不利于NOx还原的副反应, 尤其是当温度较高时。比如, 发生NH3分解为N2和H2或NH3被O2氧化为NO的反应时, 还原剂会减少。这些反应在温度超过450 ℃时开始变得激烈, 温度继续升高后还可能生成NO2, 进而使NOx的还原率下降;温度为300~400 ℃时, NH3与NOx只生成N2和H2O, NOx的还原率随着反应温度的升高而提升。

1.4 空间速度

空间速度标志着烟气在反应器内的停留时间。如果空间速度过慢, 则催化剂和设备的利用率会降低;如果空间速度过快, 则气体和催化剂的接触时间会变短, 导致反应不充分, NOx的脱除率下降。

2 SCR烟气脱硝改装工程实施要点

为了防止在空预器冷端生成NH4HSO4, 进而造成腐蚀和堵塞, 需要改造锅炉空预器冷端换热元件。对于换热元件而言, 应选用合适的板型、材质, 加宽元件间隙;增设多介质吹灰器, 常规吹灰介质为蒸汽, 停机清洗介质为高压水;空气预热器由高、中、低温段改为高、低温两段, 取消中温段, 壁面空预器在NH3HSO4沉积温度区域分段, 在空预器冷段采用镀搪瓷元件。在运行过程中, 应严格控制氨的逃逸率, 并保证较低的SO2/SO3的转化率 (<1%) 。由于加装了脱硝装置, 烟气系统的阻力会增加约1 000 Pa。因此, 需要对锅炉引风机和电机改造, 拆除锅炉原有省煤器至空预器间的烟道, 增设新的省煤器至脱硝反应器间的烟道在锅炉钢架内的支撑、反应器至空预器间的烟道在锅炉钢架内的支撑, 加大对空预器的压力。因此, 相关人员需要考虑拆除、新增的钢梁, 验算锅炉原有的基础、钢架, 并加固钢架和锅炉基础;脱硝反应器一般布置在锅炉送风机支架上方, 需验算原有支架的桩、基础、结构, 由于以往未预留脱硝荷载, 所以, 还需要加固送风机支架的桩、基础、结构。

烟气中的SO3经过脱硝系统后, 其浓度会成倍增大。由于脱硫系统对SO3的脱除率仅有40%, 所以, 对既安装了脱硝系统, 又安装了湿法脱硫系统的电厂, 应充分考虑烟囱的防腐问题。

3 加装SCR脱硝系统的费用估算

火电厂加装SCR脱硝系统的费用估算如表1 所示。

脱硝改造投资估算的基础为:脱硝系统无旁路, 还原剂采用液氨, 制备车间为2 台机组共用;每炉设2 台脱硝反应器, 脱硝系统入口的NOx浓度为450 mg/Nm3 (干态、标态、6%O2) , 脱硝效率为80%.由于各厂的地质条件、上部结构形式不同, 锅炉钢架、送风机支架基础和上部结构加固会存在较大的差异, 本估算统一按700 万元/炉 (300 MW) 、1 100 万元/炉 (600 MW) 、1 400 万元/炉 (1 000 MW) 计算。随着催化剂的国产化, 脱硝改造的实际投资费用会有一定的下降。

4 结束语

随着我国燃煤电厂的发展, NOx的排放对环境造成的影响日益严重。综上所述, 我国已经采用了较多的脱硝技术, 但需要综合考虑不同燃煤电厂的特点, 选取合适的脱硝技术, 还要综合考虑技术的成熟程度、运行可靠程度和运行成本等。此外, 还应借鉴国外先进的脱硝技术, 并结合我国燃煤电厂的实际情况, 共同促进我国脱硝产业的发展, 减少NOx的排放。

参考文献

[1]马双忱, 金鑫, 孙云雪, 等.SCR烟气脱硝过程硫酸氢铵的生成机理与控制[J].热力发电, 2010 (8) .

[2]吴金泉.浅谈SCR烟气脱硝工艺特点[J].海峡科学, 2011 (5) .