脱硝技术方案
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脱硝技术方案

第1部分 脱硝改造路线选择

 1.1 NOx控制技术

    燃煤锅炉生成的NOx主要由NO、NO2及微量N2O组成,其中NO含量超过90%,NO2约占5~10%,N2O只有1%左右。NOx理论上有三条生成途径:
      燃料型NOx,燃料中的氮化物在煤粉火焰前端被氧化而成,所占NOx比例超过80~90%;
      热力型NOx,助燃空气中的N2在燃烧后期1300℃以上的温度下被氧化而成;
      瞬态型NOx,由分子氮在火焰前沿的早期阶段生成,所占NOx比例很小。
    利用煤粉燃烧过程产生的氮基中间产物或者往烟道中喷射氨气,在合适的温度、气氛或催化剂条件下将NOx还原,这是燃煤锅炉控制NOx排放的主要机理(图3-1)。由此衍生出炉内低NOx燃烧(简称LNB)、炉膛喷射还原剂的选择性非催化还原烟气脱硝(简称SNCR)和炉后烟道喷射还原剂的选择性催化还原烟气脱硝(简称SCR)等三类技术,这些技术成熟可靠,可单独或组合使用。
图1-1  NOx生成与控制途径示意图
1-1  NOx生成与控制途径示意图

1.1.1 低NOx燃烧技术(LNB)

   由NOx的形成条件可知,对NOx的形成起决定作用的是燃烧区域的温度和过剩空气量。因此,低NOx燃烧技术就是通过控制燃烧区域的温度和空气量,以达到阻止NOx生成及降低其排放的目的。
   现代低NOx燃烧技术将煤质、制粉系统、燃烧器、二次风及燃尽风等技术作为一个整体考虑,以低NOx燃烧器与空气分级为核心,在炉内组织适宜的燃烧温度、气氛与停留时间,形成早期的、强烈的、煤粉快速着火欠氧燃烧,利用燃烧过程产生的氨基中间产物来抑制或还原已经生成的NOx。目前对低NOx燃烧技术的要求是,在降低NOx的同时,使锅炉燃烧稳定,且飞灰含碳量不能超标,并兼顾锅炉防结渣与腐蚀等问题。目前常用的低NOx燃烧技术有如下几种:
1)燃烧优化
   燃烧优化是通过调整锅炉燃烧配风,控制NOx排放的一种实用方法。它采取的措施是通过控制燃烧空气量、保持每只燃烧器的风粉(煤粉)比相对平衡及进行燃烧调整,使燃料型NOx的生成降到最低,从而达到控制NOx排放的目的。
   煤种不同,燃烧所需的理论空气量亦不同。因此,在运行调整中,必须根据煤种的变化,随时进行燃烧配风调整,控制一次风粉比不超过1.8:1。调整各燃烧器的配风,保证各燃烧器下粉的均匀性,其偏差不大于5%—10%。二次风的配给须与各燃烧器的燃料量相匹配,对停运的燃烧器,在不烧火嘴的情况下,尽量关小该燃烧器的各次配风,使燃料处于低氧燃烧,以降低NOx的生成量。
2)空气分级燃烧技术
   空气分级燃烧技术是目前应用较为广泛的低NOx燃烧技术,它的主要原理是将燃料的燃烧过程分段进行。该技术是将燃烧用风分为一、二次风,减少煤粉燃烧区域的空气量(一次风),提高燃烧区域的煤粉浓度,推迟一、二次风混合时间,这样煤粉进入炉膛时就形成了一个富燃料区,使燃料在富燃料区进行缺氧燃烧,充分利用燃烧初期产生的氨基中间产物,提高燃烧过程中的NOx自还原能力,以降低燃料型NOx的生成。缺氧燃烧产生的烟气再与二次风混合,使燃料完全燃烧。
   该技术主要是通过减少燃烧高温区域的空气量,以降低NOx的生成技术。它的关键是风的分配,一般情况下,一次风占总风量的25~35%。对于部分锅炉,风量分配不当,会增加锅炉的燃烧损失,同时造成受热面的结渣腐蚀。因此,该技术较多应用于新锅炉的设计及燃烧器的改造中。
3)燃料分级燃烧技术
   该技术是将锅炉的燃烧分为两个区域进行,将85%左右的燃料送入第一级燃烧区进行富氧燃烧,生成大量的NOx,在第二级燃烧区送入15%的燃料(天然气为主),进行缺氧燃烧,将第一区生成的NOx进行还原,同时抑制NOx的生成,可降低NOx的排放。
4)烟气再循环技术
   该技术是将锅炉尾部的低温烟气直接送入炉膛或与一次风、二次风混合后送入炉内,降低了燃烧区域的温度,同时降低了燃烧区域的氧的浓度,所以降低了NOx的生成量。该技术的关键是烟气再循环率的选择和煤种的变化。
5)低NOx燃烧器
   将空气分级及燃料分级的原理应用于燃烧器的设计,尽可能的降低着火区的氧浓度和温度,从而达到控制NOx生成量的目的,这类特殊设计的燃烧器就是低NOx燃烧器,一般理论上可以降低NOx排放浓度的30~60%。
a、空气分级型低NOx燃烧器
   设计原则类似于炉膛空气分级燃烧,使燃烧器喷口附近着火区形成过量空气系数小于1的富燃料区,设计要点在于燃烧器二次风与一次风粉气流的混合位置,使喷口附近最早的煤粉着火区形成强烈的还原性气氛,以大幅度降低NOx的生成量。
b、燃料分级型低NOx燃烧器
   该燃烧器基于燃料立体分级原理,旨在提高着火过程稳定性和进一步降低NOx浓度,由德国Steinmuller公司开发而成,型号为MSM型。
c、烟气再循环型低NOx燃烧器
   其原理是再循环烟气不经过混合直接引入到一次风外面的区域,用以降低火焰温度峰值和冲淡火焰中心的氧浓度,以抑制热力和燃料型NOx的生成。烟气区外的内二次风起着控制空气和燃料的混合以及调节火焰的形状及NOx浓度的作用。
其代表性的燃烧器型式有:Babcock-Hitachi公司的DBR型;日本三菱公司的SGR型等等。
   除上述三类低NOx燃烧器外,还有WQ型煤粉预燃室低NOx燃烧器、火焰稳定船式低NOx燃烧器、立体分级燃烧器等等。 

1.1.2 选择性催化还原(SCR)技术

   SCR技术最早于上世纪70年代用于日本电站锅炉的NOx控制,其原理是把还原剂氨气喷入锅炉下游300~400℃的烟道内,在催化剂作用下,将烟气中NOx还原成无害的N2和H2O:
   4 NO + 4 NH+ O2 → 4 N2 + 6 H2O
    NO + NO2 + 2 NH3 → 2 N2 + 3 H2O
    6 NO2 + 8 NH3  → 7 N2 + 12 H2O
    4 NH3 + 3 O2 → 2 N2 + 6 H2O
    4 NH3 + 5 O2 → 4NO + 6 H2O
   SCR是一种成熟的深度烟气氮氧化物后处理技术,无论是新建机组还是在役机组改造,绝大部分煤粉锅炉都可以安装SCR装置。具有如下特点:
 
1) 脱硝效率可以高达95%,NOx排放浓度可控制到50mg/Nm3以下,是其他任何一项脱硝技术都无法单独达到的。
2) 催化剂在与烟气接触过程中,受到气态化学物质毒害、飞灰堵塞与冲蚀磨损等因素的影响,其活性逐渐降低,通常3~4年增加或更换一层催化剂。对于废弃的催化剂,由于富集了大量痕量重金属元素,需要谨慎处理。
3) 脱硝系统会增加锅炉烟道系统阻力约700~1000Pa,需提高引风机压头。
4) SCR系统的运行会增加空预器入口烟气中SO3浓度,并残留部分未反应的逃逸氨气,二者在空预器低温换热面上反应形成硫酸氢铵,易恶化空预器冷端的堵塞和腐蚀,需要对空预器采取抗硫酸氢铵堵塞措施。
5) 如采用液氨作为还原剂,根据《重大危险源辨识》的规定,液氨的储存量若超过40吨,则为重大危险源,就需要考虑氨区内外的安全距离,至少约需要3000~3500m2(包括安全距离)的场地空间,且须经过安全、环保和消防等机构的评估。        
   氨气与氮氧化物的反应在催化剂中进行,催化剂通常布置在一个竖直向下的反应器内,通道内的烟气流速控制在5~7m/s,为此,需在锅炉烟道上增设一个庞大的反应器(图4-2)。受制于锅炉烟气参数、飞灰特性及空间布置等因素的影响,根据反应器的布置位置,SCR工艺可分为高灰型、低灰型和尾部型等三种(图4-2):高灰型SCR是主流布置,工作环境相对恶劣,催化剂活性惰化较快,但烟气温度合适(300~400℃),经济性最高;低灰型SCR与尾部型SCR的选择,主要是为了净化催化剂运行的烟气条件或者是受到布置空间的限制,由于需将烟气加热到300℃以上,只适合于特定环境。目前,国内约有400~500台机组安装了SCR装置,均采用高灰型布置工艺。
1-2  高灰型SCR脱硝系统
  3-3  SCR工艺类型

    SCR系统通常分为氨区公用系统和反应器系统两部分,二者分开布置。其中,采用液氨制备还原剂时,如考虑安全防火距离,液氨储存与供应区域占地面积约3000~3500m2,如采用尿素制备还原剂,公用系统占地面积约400m2
    无论是新建机组还是在役机组改造,绝大部分煤粉锅炉都可以安装SCR装置。SCR是一项十分成熟的技术,脱硝效率稳定。但是,催化剂和还原剂的使用,使它成为昂贵的脱硝技术。根据多个国内项目的评估,使用SCR,发电成本将增加0.8~1.2分/kW.h。

1.1.3 选择性非催化还原(SNCR)烟气脱硝

1)   现代SNCR技术可控制NOx排放降低20~50%,脱硝效率随机组容量增加而降低。对于300MW以上容量机组,脱硝效率基本控制在40%以下。根据国外的工程经验,该技术的脱硝效率约为25%~50%,受锅炉结构尺寸影响很大,多用作低NOx燃烧技术的补充处理手段。在大型锅炉上运行业绩较少,并且这种脱硝系统的效率很难满足目前环保部门对脱硝系统的脱硝效率要求。
2)    SNCR装置不增加烟气系统阻力,也不产生新的SO3,氨逃逸浓度控制通常控制在5~10ppm以内(SCR是3ppm)。
3)     合适的反应温度窗口狭窄,为适应锅炉负荷的波动、提高氨在反应区的混合程度与利用率,通常在炉膛出口屏式过热器下方设置多层喷枪(图4-6)。
4)     雾化液滴蒸发与热解过程需要吸收热量,这会造成锅炉效率降低约0.1~0.5个百分点。
5)     喷氨量的选择要适当,少则无法达到预期的脱除NOx的效果,过大将在尾部受热产生硫酸铵,从而堵塞并腐蚀空气预热器,因此要求尾部烟气中允许的氨的泄漏量应小于5ppm,在这一条件限制下,非催化烟气喷氨脱硝法的NOx降低率为30%~70%。
1-4  SNCR系统工艺流程图

    SNCR技术也是十分成熟的脱硝技术,相对SCR而言,脱硝效率偏低。但是,由于它的低投资和低运行成本,特别适合小容量锅炉的使用。目前在欧洲和美国的300MW燃煤电站锅炉上已有采用该法运行经验,但市场占有率非常低。
      1-5  SNCR系统               1-6 SNCR相结合的烟道型SCR


1.1.4 混合型烟气脱硝(SNCR/SCR)

混合型SNCR/SCR技术是将SNCR与烟道型SCR结合,SNCR承担脱硝和提供NH3的双重功能,利用烟道型SCR将上游来的NH3与NOx反应完全,从而提高整体脱硝效率,弥补SNCR装置效率有限的缺陷。技术特点如下:
1)  适应于场地空间有限的特定环境,脱硝效率可达到75%左右。
2)  烟道阻力约增加小于150~500Pa,主要取决于催化剂的用量和烟道形式。
3)  整体脱硝效率低于70%时,烟道型SCR不需另设喷氨AIG装置,但需要提高烟道型SCR的脱硝效率时,还得增设单独的氨喷射系统。
4)  早期的烟道型SCR反应器布置在水平烟道上,烟气水平流动,流速较高。改进后的烟道型SCR垂直布置,流速降低,提高了催化剂使用寿命。
SNCR/SCR混合型脱硝技术是近些年发展起来的技术,有其特定的应用范围。该技术的产生和应用,同时也说明氮氧化物控制也要讲经济性。
表4-2 烟气脱硝工艺设计参数比较
项目
SCR技术
SNCR技术
SNCR/SCR混合技术
反应剂
以NH3为主
可使用NH3或尿素
可使用NH3或尿素
反应温度
320~400℃
850~1100℃
  前段:850~1100℃,
后段:320~400℃
催化剂
成份主要为TiO2, V2O5WO3
不使用催化剂
后段加装少量催化剂(成份主要为TiO2, V2O5 ,WO3
脱硝效率
80~90%
25~50%
可达80%以上
反应剂喷射位置
多选择于省煤器与SCR反应器间烟道内
通常在炉膛内喷射,但需与锅炉厂家配合
锅炉负荷不同喷射位置也不同,通常位于一次过热器或二次过热器后端
SO2/SO3氧化
会导致SO2/SO3氧化
不导致SO2/SO3氧化
SO2/SO3氧化较SCR低
NH3逃逸
3~5ppm
10~15ppm
5~10ppm
对空气预
热器影响
NH3与SO3易形成NH4HSO4造成堵塞或腐蚀
不导致SO2/SO3的氧化,造成堵塞或腐蚀的机会为三者最低
SO2/SO3氧化率较SCR低,造成堵塞或腐蚀的机会较SCR低
系统压力损失
催化剂会造成压力损失
没有压力损失
催化剂用量较SCR小,产生的压力损失相对较低
燃料的影响
高灰分会磨耗催化剂,碱金属氧化物会使催化剂钝化
无影响
影响与SCR相同
锅炉的影响
受省煤器出口烟气温度的影响
影响与SNCR/SCR混合相同
受炉膛内烟气流速及温度分布的影响

1.2 参考案例

1.2.1 SNCR 脱硝案例

SNCR 脱硝系统通常采用尿素作为还原剂,如何将尿素溶液雾化液滴投送到炉膛的合适温度区间,并使之与烟气充分混合,是决定SNCR 装置脱硝效率的关键。
l        大型电站锅炉炉膛尺寸大、锅炉负荷变化范围大,增加了SNCR 反应温度窗口与还原剂均匀混合的控制难度,致使脱硝效率相对较低。如江苏省利港电厂与徐州阚山电厂新建600MW 机组,在控制氨逃逸浓度小于5~10ppm条件下,配套所建SNCR 装置的脱硝效率只有30%左右。
l        对于300MW 等级及以下的小容量机组,炉膛截面积较小,尿素雾化液滴比较容易投送到合适的温度区间,并与烟气均匀混合,脱硝效率可达到40%以上。而采用高效混合技术的SNCR 装置,脱硝效率甚至能达到50%以上。
尿素溶液通常经由雾化喷枪射入炉膛,根据雾化喷枪的结构特点,可将SNCR技术分为三种:
   墙式SNCR。大量长度较短的墙式尿素喷射器分多层布置在炉膛折焰角高度附近的水冷壁四周,喷嘴伸入炉膛的距离小于5cm,依靠非常多的喷射点来提高还原剂的投送范围与混合均匀性,主要适用于150MW 等级以下小容量锅炉。国华一热100MW 机组,在在炉膛折焰角附近的水冷壁四周分四层布置了49 支墙式蒸汽雾化双流体喷射器,通常投运一层或两层喷射器就能满足40%的脱硝效率要求。
   多喷嘴式SNCR。对于容积约200~300MW 等级的锅炉,为提高尿素雾化液滴的投送和混合效果,FuelTech 公司采用了多喷嘴式长枪式尿素喷射器。喷射器类似锅炉长杆蒸汽吹灰器,杆体布置大量喷嘴,采用压缩空气雾化尿素溶液。喷射器长度可以改变,插入炉膛的深度超过3m,主要布置在侧墙折焰角上方墙式喷射器难以有效投送的区域。当喷射器不使用、冷却水流量不足、冷却水温度高或雾化空气流量不足时,可自动退出。韩国Honam 电厂1~2号机组容量为250MW,锅炉采用前后墙对冲方式燃烧,NOx 排放浓度约700~950mg/m3。在折焰角上下方布置了三层尿素喷枪,其中22 只墙式喷枪,4 只多喷嘴喷枪,脱硝效率设计为40%。
    雾化增湿喷射器。除从喷射器角度考虑脱硝还原剂的准确投送外,摩博泰柯公司采用了增湿高速射流空气投送尿素雾化液滴技术。在折焰角附近侧墙,布置多个尿素溶液控制盒,每个控制盒里有尿素溶液喷嘴、稀释水喷嘴、增湿水喷嘴及高压空气(压力约10kPa,配单独的高压罗茨风机)喷口,增湿后的高速空气射流能够多角度多层次地携带尿素液滴到合适的地方。这种投送方式可获得50%以上的脱硝效率,并有效减少还原剂耗量20~30%。
SNCR 技术在美国应用相对较广,在国内目前也有6~8电厂采用了SNCR 烟气脱硝技术(表4-3)。这些烟煤机组基本采用了先进的低氮燃烧技术,炉膛出口NOx浓度约300~400mg/m3,配合SNCR装置,基本可达到200~260mg/m3的NOx控制水平,能够满足未来一段时期内针对老机组的NOx控制要求。

1.2.2 SCR 脱硝案例

SCR是国内外电站锅炉普遍采用的烟气脱硝技术,其效率可大于90%,且受入口基准NOx浓度的影响较小。目前,国内已建成、在建、拟建的新老机组约有500台安装SCR脱硝装置,脱硝效率通常为60~80%,化学保证期系统阻力不大于700Pa。
SCR系统通常分为氨区公用系统和反应器系统两部分,二者分开布置。其中,采用液氨制备还原剂时,如考虑安全防火距离,液氨储存与供应区域占地面积约3000~3500m2,如采用尿素制备还原剂,公用系统占地面积约400m2
表4-4 部分国内运行的电厂烟气脱硝工艺情况汇总表
序号
项目
单位
福建后石
厦门嵩屿
国华太仓
宁海4号
1
机组容量
MW
6×600
2×300
2×600
1×600
2
脱硝工艺
-
SCR
SCR
SCR
SCR
3
脱硝装置入口烟气参数
--
--
--
--
--
 
烟气量
Nm3/h台炉
1779000
1010466
1900000
 
 
烟气温度
370
最高420
380
378
 
 
SO2浓度(干,6%O2)
Nm3/mg
2002
 
1700
 
 
NOX浓度(干,6%O2)
Nm3/mg
307.5
450~707
400
361
 
烟尘浓度
g/ m3
19
 
11.76
 
4
脱硝装置出口NOX(干,6%O2)
Nm3/mg
<102.5
180/45
170
 
5
脱硝效率
%
66.7
60/90
90(2年内)/ 80(3年内)
83/84.3
6
氨逃逸率
ppm(6% O2
 
<5
<3
3/0.85
7
脱硝装置总压降
Pa
 
830/980
<1000
800(保证值)/700
(实测值)
8
催化剂层总压降
Pa
255
340/490
310/290
(第1/2层)
360/360
9
总耗氨量
kg/h
 
 
412~464
(2台炉)
308
10
SCR反应器
台/炉
1
2
2
2
11
催化剂
3
2+1(备用)
2+1
(备用)
2+1
(备用)
12
催化剂
型式
板式
蜂窝
蜂窝/日立
板式/日立
13
催化剂装入量
m3/炉
380
435.6
2×305
602.2
14
预计寿命
H
 
15000~20000
3年后更换第一层,4年后更换第二层(按年运行5500h计算)
24000
15
还原剂
-
液氨
液氨
液氨
液氨
16
氨站占地面积
m×m
 
 
44×36
33×23
国内的SCR反应器装置全部采用了高灰型布置工艺,将反应器布置在锅炉省煤器与空预器烟道接口之间,并按照“2+1”或“3+1”模式布置催化剂。一套完整的SCR 反应器系统包括接口烟道、灰斗、膨胀节、挡板门、氨气混合烟道、旁路烟道、反应器壳体、内部支撑、吹灰器、及保温材料等。图4-7 是一台300MW 机组的SCR 反应器典型布置,
  每台锅炉设两个SCR 反应器,催化剂按“2+1”模式布置,反应器尺寸为20m×10m×9.7m(高×深×宽),如考虑进口烟道,则前后距离将达到16m左右。
  反应器安装在炉后金属构架平台上,两台反应器静载荷约1500吨,如考虑积灰、风、雪、雨等载荷,总荷载约2000吨。
  每台反应器在侧墙布置3只耙式蒸汽吹灰器,吹灰器吹灰器最大行程约3.7m,如考虑检修平台,则每个脱硝反应器的宽度将达到约15m。
国内致力于烟气脱硝工程的专业公司主要有同方环境、国电龙源、大唐环境、北京博奇、上海石川岛、中环科技等公司这些公司都有针对老机组的烟气脱硝SCR改造业绩。
1-7 SCR 反应器图片与布置

1.3 脱硝路线选择

针对本工程而言,脱硝工艺方案的选择考虑以下几方面因素:
        NOx排放浓度和排放量必须满足国家和当地政府环保要求;
        脱硝工艺要适用于工程已确定的煤种条件,并考虑燃煤来源的变化可能性以及未来环保要求提高所需的扩容能力;
        脱硝工艺要做到技术成熟、设备运行可靠,并有较多成功的运行业绩;
        根据工程的实际情况尽量减少脱硝装置的建设投资;
        脱硝装置应布置合理;
        脱硝还原剂要有稳定可靠的来源;
        脱硝工艺还原剂、水和能源等消耗少,尽量减少运行费用;
        检修和维护费用小。

1.4 工程改造难点

   烟气脱硝SCR是成熟的可靠技术,在国内外电站锅炉上得到了广泛的应用,其自身所存在的改造风险较小。其中,SCR装置荷载较大,占地面积广,对现场布置、锅炉设备、辅机及钢架结构等会产生不同程度的影响,在工程实施时需要专业单位进行钢架和基础改造方案的校核。钢结构和基础的加固、SCR基础土建的施工及SCR内部的喷氨混合将是工程改造的难点。此外,脱硝装置出口逃逸的NH3与SO3会在空预器低温段形成高粘性的硫酸氢氨,恶化空预器的堵塞,需要采取相应的改造与运行措施。

第2部分 SCR脱硝工程技术

2.1 设计参数与性能要求

   脱硝装置必须满足机组正常运行负荷要求,脱硝系统的设计参数和性能要求。SCR装置按照满足《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)NOX排放浓度100mg/Nm3进行设计。
表5-1  设计基准与性能要求(BMCR工况、脱硝设计煤种)
项目
内容
单位
数据
备注
ECO出口烟风参数
机组负荷
MW
 
 
O2
%
 
湿基
CO2
%
 
湿基
湿度
%
 
 
N2
%
 
湿基
烟气量
m3/h
 
湿基、实际氧
烟气量
m3/h
 
干基、6%O2
烟气温度
 
BMCR工况 、加装高温省煤器后
静压
Pa
 
BMCR工况 、加装高温省煤器后
污染物浓度
基准NOx排放浓度
mg/Nm3
400
 
μL/L
 
硫份1.2%
μL/L
 
 
g/Nm3
 
 
设计性能
方案
-
SCR
LNB+SCR
NOx控制目标
mg/Nm3
100
 
低氮燃烧改造NOx
mg/Nm3
-
 
SCR入口NOx浓度
mg/Nm3
 
 
SCR改造后NOx
mg/Nm3
 
 
SCR脱硝效率
%
90
 
NH3逃逸
μL/L
3
 
锅炉效率变化
%
0
 
SO2/SO3转化率(含备用)
%
1
 
催化剂化学寿命
h
24000
 
SCR装置的烟气温降
<3
 
机组年利用小时
h
6500
 
运行负荷范围
MW
 
 

2.2 工程总体布置

SCR脱硝改造工程的布置主要包括SCR反应器系统及脱硝还原剂公用系统等两部分。脱硝改造工程的总体布置应力求对主机的影响最小,因地制宜,充分利用地形条件,考虑施工条件,并满足《火力发电厂总图运输设计技术规程》(DL/T5032-2007),《火力发电厂烟气脱硝设计技术规程》((DL/T5032-2007)等规范及劳动安全与工业卫生防范的有关要求。工程布置宜合理,做到工艺流程顺畅,物流方便,符合厂区的总体规划和要求。
         将SCR反应器放置于炉后静电除尘器入口烟道标高 m以上的空间位置,SCR反应器采用钢架结构支撑,钢支架设置水平支撑,保证水平荷载均匀传递到钢架下方的混凝土基础上;设置两个方向上的垂直支撑,承担水平荷载。SCR反应器钢架由设备厂家提供。
         SCR反应器布置需充分考虑烟道、催化剂、蒸汽吹灰器、声波吹灰器、反应器壳体等部件的组装、吊装、检修等。
         SCR的氨区布置输煤栈道北侧原预留的脱硝场地,液氨贮存及制备装置区设备占地15m×15m,包括安全距离占地面积约800m2,氨贮存罐与周围建筑物的距离满足规范要求。
         从氨区到本体反应装置区域的脱硝管道利用中孚电厂综合管架进行敷设,并新建部分综合管架。改造范围内的各种管线布置按全厂规划统一考虑。有汽车通过的架空管道净空高度不小于5.5米,室内管道支架梁底部通道处净空高度不小于2.5米。

2.3 SCR工艺部分

   一套完整的SCR系统包括:催化剂、反应器、氨气制备系统、氨喷射与混合系统及监测系统等。SCR系统需要根据机组条件(煤质、炉型、烟气参数、负荷率等)、催化剂的受限因素(烟气痕量气态物质、飞灰含量及特性、烟气温度范围、酸露点)及性能要求(脱硝效率、压降、氨逃逸、催化剂使用寿命)等,对反应器系统(烟道、灰斗与顶部结构、氨喷射混合系统、催化剂结构与布置、吹灰器)等进行合理设计。
   对于高灰型SCR工艺,煤种矿物组成决定了省煤器出口的烟气参数,直接影响到脱硝装置的运行条件。为此,需要借鉴其它案例经验,针对燃料特性,对工艺的设计与选型进行针对性考虑。SCR装置的入口烟气参数如下:
        煤种灰含量较高,理论计算烟气中的飞灰浓度约为44g/Nm3~55 g/Nm3,平均约为50g/Nm3。飞灰粒径小于58μm的颗粒体积含量大于90%,粒径平均值约为23.08μm。本工程的飞灰具有粒度小、硬度大、粘性高的特点
       飞灰中的碱土金属氧化物(CaO与MgO)含量约为5%,SiO2与Al2O3含量之和约80%。
       可溶性碱金属盐(K,Na等)的碱性比NH3大,碱金属盐与催化剂活性成分反应,造成催化剂的中毒。在燃煤锅炉中,碱金属盐大都是难溶性的,碱金属对催化剂的毒化较小。
       空预器入口中烟气的SO2排放浓度约为700~1200μL/L,假设炉内约有1.0%的SO2转化为SO3,则SO3含量7μL/L ~12μL/L。
       固态排渣炉烟气中的气态砷含量很低,可不予考虑催化剂砷中毒的影响。
       省煤器出口烟气合适,达364~394℃,能满足目前常规脱硝催化剂的活性温度要求,同时,中孚电厂计划加装高温省煤器,加装高温省煤器后烟温降低约10℃,同样满足目前的催化剂适用温度。
   总体上,烟气参数具有飞灰含量高、飞灰硬度较大、飞灰粘性高、SO2浓度高的特点,如何应对高飞灰情况下的冲蚀磨损、堵塞等,控制SO3的生成浓度,都将是工程设计与催化剂选型的重点和难点所在。
高灰型SCR工艺系统
表5-2  燃料特性对SCR的影响
项目
对催化剂的潜在影响
解决方法
通道堵塞
l         选择合适的催化剂孔径
l         设置合适的灰斗除去大颗粒
冲蚀
l         垂直向下的均匀流场设计
l         采取抗冲蚀的催化剂
表面覆盖层
l         采用蒸汽式或声波式吹灰器
l         在催化剂上表面设置金属丝网
表面粘附
l         选择合适的烟气流速
SO3
表面覆盖
l         催化剂毛细微孔优化(微孔最大化)
通道堵塞
l         吹灰器
SO2向SO3的转化
l         降低催化剂中的V2O5含量
l         添加WO3
空预器堵塞,飞灰沾染
l         氨逃逸降到最低
低负荷低温下,与NH3形成(NH42SO4,降低脱硝效率
l         安装省煤器旁路
l         采用尾部型SCR
棕色烟雾,增加腐蚀
l         向炉后烟气中喷射MgO
l         运行湿法脱硫(只能除去50%的SO3
碱金属Na、K
减少催化剂的活性反应位
l         设定合适的催化剂余量
l         改变催化剂的组成(添加钨)
碱土金属Ca
催化剂表面形成釉质覆盖层
l         选择合适的催化剂体积
l         安装吹灰器
重金属As
催化剂活性成分失去活性
l         选择合适的催化剂体积
l         优化催化剂的毛细孔结构
l         采用抗As型催化剂
l         采用尾部型SCR工艺
Cl/F
催化剂表面结釉
l         选择合适的催化剂体积
l         安装吹灰器
l         设置省煤器旁路以维持合适的烟气温度
 

2.3.1 催化剂系统

   SCR普遍采用钒钛基催化剂,按外观形状分为蜂窝式、板式与波纹式三种。这三种催化剂的矿物组成比较接近,都是以TiO2(含量约为80%~90%)为载体,以V2O5(含量约为1%~2%)为活性材料,以WO3或MoO3(含量约占3%~7%)为辅助活性材料,具有相同的化学特性,但外观形状不同导致物理特性存在较大差异。
       蜂窝式:世界范围内有许多公司在生产这种催化剂。采取整体挤压成型,适用于燃煤锅炉的催化剂节距范围为6.9~9.2mm,比表面积约为410~539m2/m3,壁厚一般不小于0.7mm,单位体积的催化剂活性高,相同脱硝效率下所用催化剂的体积较小。为增强迎风端的抗冲蚀磨损能力,催化剂上端部约有10~20mm长度采取硬化措施。
       板式:由德国亚吉隆(Agrillon)公司和日本日立两家公司生产。以金属板网为骨架,采用双侧挤压的方式将活性材料与金属板结合成型。其结构形式与空预器的受热面相类似,节距6.0~7.0mm,开孔率80%~90%,防灰堵能力较强,适用于灰含量高或粘性灰的工作环境。但因其比表面积小(280~350m2/m3),要达到相同的脱硝效率,所需体积较大。采用板式催化剂设计的SCR反应器装置,相对载荷较大(体积大),单系统阻力相对较低。
       波纹式:由丹麦托普索公司和日立造船两家公司生产。它以玻璃纤维或陶瓷纤维作为骨架,孔径相对较小,比表面积最高,适用于低灰含量环境。在脱硝效率相同的情况下,波纹式催化剂的体积用量最小,且由于比重较小,SCR反应器体积与支撑载荷普遍较小。目前,蜂窝状催化剂占到SCR催化剂市场的最大份额,板式次之,波纹式使用很少。
   这三种类型催化剂尽管制造工艺不同(图5-2),但均可组合成标准化模块(每个模块截面约为1.9m×0.96m),都能够满足不同水平的脱硝效率要求。通常认为:波纹板催化剂的应用灰量条件不宜大于20g/Nm3;蜂窝式催化剂的最经济应用条件是灰含量低于30g/Nm3;板式催化剂的最经济应用条件是灰含量大于50g/Nm3;在30~50 g/Nm3时,蜂窝与板式催化剂的经济性接近。
   催化剂是一种陶瓷制品,具有表面粗糙、微孔多及易碎特点。受烟气及飞灰的影响,催化剂活性随运行时间逐渐降低:运行初期,惰化速度快;超过2000小时后,惰化速率趋缓。为了充分发挥每层催化剂的残余活性,最大限度利用现有催化剂的活性,通常采用“X+1”模式布置催化剂,初装X层,预留一层。图5-3是某“2+2”模式布置的催化剂寿命管理曲线,国内目前大都采用“2+1”布置模式。需要强调指出,为了SCR运行的经济性,在催化剂选型是宜考虑选择壁厚不小于0.8mm的催化剂,以便将来采用再生技术,延长催化剂的使用寿命。
   催化剂的寿命管理一般采用催化剂相对活性(实际活性/初始活性:K/Ko)来衡量,通常设计为65%~80%,具体的K/Ko值根据各催化剂供货厂而有差别,催化剂的运行时间保证在24000小时,在此条件下,保证所要求的脱硝率和氨的逃逸量不超标。
   催化剂设计应充分考虑锅炉飞灰的特性合理选择孔径大小并设计有防堵灰措施,确保催化剂不堵灰,SCR装置能接受的进口烟气粉尘50 g/Nm3[21] 的粉尘要求(标准状态,干基,6%O2)。
   催化剂量充分考虑燃料飞灰中灰分及微量元素可能导致的催化剂失效问题,催化剂量设计满足性能保证中关于脱硝效率和氨的逃逸率等的要求,并考虑预留一层加装催化剂的空间。
   催化剂模块设计有效防止烟气短路的密封系统,密封装置的寿命不低于催化剂的寿命
   催化剂能满足烟气温度不高于420℃的情况下长期运行,同时催化剂应能承受运行温度450℃不少于5小时,一年不超过三次的考验,而不产生任何损坏。
催化剂烟气流速范围为 4m/s~6m/s。
   目前蜂窝催化剂市场价格约3.6~3.7万/m3,板式催化剂价格2.9~3.0万/m3,则如选用蜂窝催化剂,则单台炉蜂窝催化剂投资为1314~1351万元,板式催化剂投资约1349~1386万元,可见,蜂窝催化剂和板式催化剂投资基本相当。本可研暂以蜂窝催化剂作为设计基础。本工程最终采用何种类型的催化剂,建议根据SCR供货商提供的整套SCR系统性能和成本综合比较后决定。
   在催化剂最上层平台每台锅炉设置一只2吨的电动葫芦,用于催化剂的起吊和安装。

2.3.2 旁路系统

   本工程锅炉运行负荷范围的省煤器出口烟气温度能满足SCR脱硝催化剂的运行要求。本可研不设省煤器旁路。
   对于SCR的烟道旁路系统,设置的主要作用是:该旁路设置在二级省煤器出口,可将烟气切换,使之不经过SCR反应器,直接进入空预器。
   装设SCR烟气旁路的主要优点有:(一)该旁路主要用于锅炉启停时保护SCR装置内的催化剂不受损坏,并且方便检修SCR。(二)锅炉低负荷运行时,烟气温度低于SCR的运行温度,锅炉启停时烟气温度波动大,因此可以采用SCR旁路,防止SCR不投运时催化剂中毒和堵塞。(三)运行灵活。常时间在低负荷运行并达不到喷氨要求时,可以开启旁路降低烟气阻力,达到节能的目的;在锅炉NOx浓度排放较低,能满足有关排放指标时可旁路运行;旁路也可用于季节性运行的SCR系统,降低运行费用。
   装设SCR烟气旁路存在的问题有:(一)增加投资,加大了布置难度。(二)SCR旁路必须要配备零泄漏挡板,烟气泄漏也会导致催化剂钝化。(三)加装SCR烟道旁路后,当SCR停运时,会造成烟气中水份冷凝,容易堵塞SCR催化剂。
   另外,在锅炉正常运行条件下,锅炉烟气穿过催化剂是可以接受的,如果不运行脱硝,仅仅是停止喷氨即可。国外大量工程经验证明,如设计合理,运行规范,SCR反应器在运行中阻塞而造成锅炉强迫停运的可能性是非常小的,本工程设有省煤器灰斗,对于收集飞灰十分有利。
   因此,安装SCR旁路主要是用在锅炉需要经常启停或长时间不用的情况下。在美国,过去由于有很大一部分时间可不投运SCR,均加装有该旁路,现在,美国国家法律明确规定不许加装SCR旁路。日本几家脱硝公司均建议不设此旁路,因为SCR反应器本身寿命很长,SCR不需运行时只需停止注入氨气即可,停止喷氨时,烟气依然流经过反应器到空气预热器,对脱硝系统及整个电厂操作等无任何影响。
   综上所述, SCR烟道旁路设置与否均可。同时,环境保护部于2010年颁布《火电厂烟气脱硝工程技术规范——选择性催化还原法》(HJ562-2010),其中第6.1.2节要求“脱硝系统不得设置反应器旁路”。为此,不设反应器旁路烟道。

2.3.3 反应器

   SCR反应器布置在锅炉静电除尘器入口烟道上方的空间位置,从省煤器出口水平烟气分两侧竖直引出后,烟气垂直下行进入SCR反应器,通过水平出口烟道返回空预器,具体布置见附录F。反应器系统主要包括:接口烟道、膨胀节、氨气混合烟道、反应器壳体、内部支撑、吹灰器及保温材料等。
   脱硝系统按双烟道双SCR反应器形式设计,其中单个SCR反应器尺寸为mm(L)×mm(W)×mm(H),单个SCR反应器尺寸按锅炉50%BMCR工况下烟气量的要求设计,以保证脱硝系统满足锅炉各种负荷工况烟气量的要求,设计温度按420℃考虑,设计压力按±5800Pa考虑,设计瞬时不变形承载能力不低于±8700Pa。
   反应器座落在金属支架上,反应器的载荷通过它的侧墙均匀地分布,向下传递,利用它的弹性和滑动轴承垫传到它的支撑结构上。SCR反应器被固定在中心并可向外膨胀,产生最小的水平膨胀位移。
   SCR反应器设计充分考虑与周围设备布置的协调性及美观性。
   SCR反应器设计成烟气竖直向下流动,反应器进出口段合理设置导流板,入口处设气流均布整流装置,以保证催化剂对烟气分布、温度分布等的要求。反应器内部考虑防磨措施。反应器内部各类加强板、支架均设计成不易积灰的型式,同时考虑热膨胀的补偿措施。
   SCR反应器按通用型设计,满足各种形式的催化剂安装要求。
与“2+1”模式布置催化剂相对应,反应器也设计三层,层高不小于m,保证催化剂模块上表面与上层催化剂支撑钢梁之间的净高大于1.3m。在每一层沿炉深方向设6根催化剂支撑钢梁,钢梁两端通过牛腿架在竖向的承重钢柱上,每两根梁之间的中心距离约2.0m。催化剂模块的短边放置在支撑钢梁上,即,每层催化剂在炉  宽方向布置5列,在炉深方向布置8行。
    反应器每层催化剂层设置一个人孔门和催化剂入口门。
    反应器每层催化剂层配有可拆卸的催化剂测试元件。
    反应器设计有催化剂维修及更换所必须的起吊装置和平台。
    SCR反应器应能承受运行温度450℃(每次不大于5小时,一年不超过三次)的考验,而不产生任何损坏。
   SCR反应器配套硅酸铝质保温材料,相邻保温板水平和垂直搭接,搭接必须紧密,不需要单独的填充带。反应器外护板采用1.2mm厚铝合金梯形波纹金属板。按反应器进出口烟气温降不大于3℃计。

2.3.4 烟道系统

   烟道设计压力按±5800Pa设计,设计瞬时不变形承载能力不低于±8700Pa,设计温度按420℃设计。
   烟道保证在各种工况下能安全运行进行设计。
   脱硝区烟道在炉后竖直烟道两侧引出分别进入SCR反应器后接入锅炉空预器入口处。整个脱硝烟道及SCR反应器采用双烟道双反应器烟道的布置形式。
   受制于现场空间及锅炉原结构限制,在SCR反应器出入口烟道与原锅炉接口处的斜撑需要拆除,锅炉钢架需要补强。当前一般由脱硝工程中标公司进行加固方案设计,原锅炉厂对加固方案进行校核,核算后由中标工程公司进行施工改造。
烟道设计荷载包括:烟道自重、风荷载、地震荷载、灰尘积累、内衬和保温的重量等。
   烟道壁厚按6mm设计,烟道内烟气流速在进入SCR反应器前按不超过15m/s设计,反应器入口烟道为2800mm×12000mm的矩形烟道,出口烟道为3000mm×9650mm的矩形烟道,烟气在烟道的流速满足设计规范中小于15m/s的设计要求。
   与锅炉省煤器出口烟道接口处、反应器入口、SCR反应器出口处设置有非金属材质的补偿器,平衡烟道系统的热膨胀的作用,进口设两个,出口设两个。
   本工程SCR装置为高含尘布置,加装SCR装置后,省煤器出口烟道下部设置有省煤器灰斗,能够有效去除大颗粒飞灰。受制于现场空间位置,SCR反应器进出口均不设值灰斗。
在烟道设有测试孔的地方设置有操作平台,平台能够与锅炉厂平台连接。
    烟道及管道配套230mm硅酸铝质保温材料,相邻保温板水平和垂直搭接,搭接必须紧密,不需要单独的填充带。烟道的外护板采用1.2mm厚铝合金梯形波纹金属板,管道外护板采用1.0mm厚的铝合金金属板。

2.3.5 吹灰系统

   为了解决烟尘堵塞造成的压力降增大的问题,一般在脱硝催化剂部分安装有吹灰装置。现在常用的吹灰装置有声波吹灰器和蒸汽吹灰器。一般的蒸汽吹灰器参数为:蒸汽压力: 0.8-3.5Mpa,蒸汽温度:300-350℃。SCR工程中常用的蒸汽吹灰器是耙式蒸汽吹灰器,可伸缩,吹灰介质为高压蒸汽。声波吹灰器是通过发射低频、高能声波,在吹扫过程中产生振动力,清除设备积灰。声波吹灰器具有前期投入小,安装费用低,运行成本低及维护费用低的特点。代表产品有GE公司下属的BHA开发的PowerWaveTM声波清灰系统等。对比蒸汽吹灰及声波吹灰,蒸汽吹扫能够高效的除去积灰,并将其送走,但是吹灰器的采购价格一般比较昂贵,安装过热蒸汽系统的费用也相对较高。声波吹扫也能有效的除去积灰,设备采购和安装费用相对蒸汽吹扫来说比较低,由于是声波吹扫,对电厂原蒸汽供给系统也没影响,且维护方便,费用低。国内外SCR系统运行表明,当催化剂表面沉积灰尘量较少时,蒸汽吹灰器和声波吹扫的效果是等同的。当催化剂表面大量沉积灰尘时,根据经验,蒸汽吹灰在烟气中灰含量很大时具有更高效率。
  这两者的优缺点如下:
1、蒸汽吹灰器的优缺点:
优点:(1)吹灰能量大。(2)对结渣性较强,灰熔点低和较粘的灰有较明显效果。(3)电厂蒸汽来源比较充分。
缺点:(1)有死区。(2)采用半伸缩结构,活动部件多,故障率高,机械、电气维护和检修量大。(3)蒸汽耗量大,运行成本高。(4)对催化剂冲刷损伤明显,蒸汽疏水效果差时损害更大。(5)价格较高。
   2、声波吹灰的优缺点:
优点:(1)能量衰减慢。(2)无死区。(3)无副作用,对催化剂无损害。(4)结构紧凑,故障率极低,维护成本低。(5)价格低廉,安装简单,不需要大型安装平台,节约安装费用。(6)耗气量小,运行成本低。
缺点:(1)仅对松散结灰有效果。(2)能量较小,对严重堵灰以及坚硬的灰垢无法清除。(3)作用距离有要求。(4)所用压缩空气需除油除水。
   针对飞灰特性,推荐采用蒸汽吹灰器与声波吹灰器联合吹灰的方式。为每层催化剂设置3台声波吹灰器及3支半伸缩式耙式蒸汽吹灰器,吹灰器按炉深方向布置,露在反应器外面的部分支撑在反应器的左右侧平台上。每台反应器设蒸汽、压缩空气两套吹灰系统,初装蒸汽、压缩空气各9台,并为预留层催化剂的吹灰器预留布置位置和控制接口。采用蒸汽除灰装置时,吹灰器本体所配压力调节阀后的蒸汽压力约0.6MPa,同时须为每台锅炉的SCR吹灰器系统配置一套蒸汽疏水系统;采用声波吹灰器时,由于用气量较小,原有压缩空气系统余量较大,不需要增设新的压缩空气系统。

2.3.6 氨喷射混合系统

   喷射系统包括静态混合器和喷射隔扇。气氨与稀释风混合后进入混合器,压力约2~4kPa的氨/空气经过多根支管喷入SCR入口烟道。催化剂入口的NO与NH3比分布程度,决定了反应器出口的NO和氨逃逸浓度分布,并影响到整体脱硝效率和下游设备的硫酸氢氨堵塞。NO与NH3在顶层催化剂表面的分布均匀性,取决于喷氨格栅上游的NO分布、烟气流速分布、喷氨流量分配、静态混合器的烟气扰动强度及混合距离等,目前主要有三类氨喷射与混合系统:
        格栅型AIG:大量氨气支管交叉伸入烟道,每根管子上装有很多小喷嘴(1台1000MW机组,喷嘴数超过1000个),喷嘴下游布置局部混合的静态混合器(也可不设)。密布的喷嘴可在很短的距离内满足混合均匀性要求,但对喷氨格栅上游烟气条件的变化适应能力较低。
        混合型AIG:数量有限的氨气管均匀伸入烟道,每根管子上安装有1个或很少的几个较大的喷嘴(1台1000MW机组,约只需喷嘴数100个),每个喷嘴下游设混合范围较大的静态混合器,每个喷嘴对应的烟道截面积较大,可使单个喷嘴下游烟道截面较大区域内的氨浓度均匀分布。混合距离相对要长,但对喷氨格栅上游烟气条件的变化适应能力也较强。
        涡流型AIG:利用湍流发生器(三角翼型与圆盘型)使烟气在烟道截面上大范围混合,口径很大的氨喷嘴对着湍流发生器喷氨,有限几个喷嘴就能使整个烟道内的NH3/NO摩尔比分布均匀(1台1000MW机组,喷嘴数约仅需10个)。涡流发生器的驻涡不随机组负荷变化,具有较强的稳定性,但烟气混合距离较长,局部NH3/NO摩尔比调节比较困难。
   这三种氨喷射系统均有大量成功的应用案例,根据本工程的氨/烟气混合距离,上述三种喷氨格栅均能满足工程需要,由中标单位根据现场实际情况选择合适的喷射技术。
   氨喷射系统均有多根支管,每根支管设手动调节阀,以便根据实际烟气条件,在运行过程中进行喷氨流量分配的优化调节。但前提是氨喷射混合系统本身具有良好的设计性能,这就需要通过CFD数值模拟和物理冷态模型实验,对反应器入口烟道、导流叶片、喷氨格栅、静态混合器和整流装置等进行优化设计,在消除局部大量积灰的同时,使烟气系统阻力最小,喷氨格栅所在截面的烟气速度分布最大相对偏差小于±15%,并使顶层催化剂入口烟气分布满足:
         NH3/NO分布最大相对偏差<±5%
         烟气速度分布最大相对偏差<±10%
         烟气温度分布最大绝对偏差<±10℃
         烟气垂直入射角偏差 <±10°

2.3.7 液氨公用系统

   锅炉的烟气脱硝SCR工程公用一个还原剂储存、制备与供应系统,还原剂储量按机组满负荷运行5天所需进行设计。氨区按照方案一进行考虑。
   脱硝用液氨耗量大,一般应由专业液氨槽车运送至液氨储存区,卸氨压缩机将槽车内的液氨压至液氨储存罐储存。液氨储存罐内的液氨则利用罐内自身的压力或需要时由液氨输送泵送入液氨蒸发器,通过外部热源使液氨转化为气态氨,经氨气缓冲罐来稳定至一定的压力,经管道送至氨气-空气混合器,配制成浓度为5%的氨气供脱硝反应用。
具体工艺流程如下:
液氨槽车 ▶ 液氨卸料 ▶ 液氨储存 ▶ 氨气制备 ▶ 氨气稀释系统
主要设备
A)卸氨压缩机(一运一备)
   液氨由槽车运送到电厂制氨车间,压缩机抽取液氨贮罐顶部的气相氨,经压缩机压缩后,其出口气体氨打入槽车顶部将槽车底部液氨压入氨贮罐,完成液氨卸载过程。液氨卸完后,将软管内剩液排入氨稀释罐。氨贮罐设有压力、报警,液面指示、显示、报警,高液位报警并连锁氨进口快速切断阀,快速切断阀可手控,也可遥控,以适应突变情况。卸料时间应不大于1.5h。
   选择的卸氨压缩机应能满足各种条件下的要求。卸氨压缩机抽取液氨贮罐中的氨气,经压缩后将槽车的液氨推挤入液氨贮罐中。投标方在选择压缩机排气量时,要考虑液氨贮罐内液氨的饱和蒸汽压,液氨卸车流量,液氨管道阻力及卸氨时气候温度等。卸氨压缩机的出力为40~60m3/h,扬程~2 MPa。压缩机的电机应配防爆电机,防爆等级应为dIIAT1。本工程设置2台,按一用一备考虑。
液氨制氨工艺流程图
B)液氨储存罐
   液氨贮存量按3台机组满负荷5天的系统用量考虑,设3只液氨储罐,内径3.3米,长13.5米,采用16MnR制造,每只储罐的液氨储存量约为58t,每只容量约110m3。贮罐上应安装有超流阀、逆止阀、紧急关断阀和安全阀为储槽液氨泄漏保护所用。贮罐还装有温度计、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,当贮罐内温度或压力高时报警。贮罐应有防太阳辐射措施,安装有消防水喷淋冷却系统,当贮罐槽体温度过高时(暂定45℃)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。
C) 液氨泵
   当环境温度在-15℃以上的情况下,利用压差实现从氨储罐经由液氨泵旁路将液氨送入蒸发槽。因此一般温度条件下,储罐中的压力足够将液氨压入蒸发槽。为防止由于外界气温过低导致储罐压力不足,无法向蒸发槽正常供应液氨的情况,需设置液氨输送泵,本可研设置2台考虑。
D)液氨蒸发器(三用一备)
   液氨蒸发所需要的热量采用电加热器(或蒸汽加热)来提供热量。蒸发器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,蒸发器也应装有安全阀,可防止设备压力异常过高。本工程设置4台液氨蒸发器,单台液氨蒸发器(采用蒸汽加热)容量按单台炉120%用量设计,出力600kg/h,蒸发器材质为S30408不锈钢材质。
E)稀释风机(一运一备)
   喷入反应器烟道的氨气为空气稀释后的含5%左右氨气的混合气体。稀释空气采用稀释风机送风。
   在冬季极端最低气温条件下,脱硝系统入口和出口烟气温度差不大于3℃;所选择的风机满足脱除烟气中NOx最大值的要求,并留有一定的余量。稀释风机每台炉按两台100%容量(一用一备)设置。单台风机风量约13500m3/h,风机压头约5.5kPa。
F)氨气缓冲罐(氨气积压器)
   液氨蒸发器蒸发的氨气流入氨气缓冲罐,通过调压阀减压到一定压力,再通过氨气输送管线送到锅炉侧的脱硝系统。氨气缓冲罐能为SCR系统供应稳定的氨气,避免受蒸发器操作不稳定所影响。缓冲罐上也设有安全阀保护设备。本工程设置4台20m3(Φ2.5×3.2m)氨气缓冲罐,与蒸发器一一对应。
G)氨气稀释罐
   设置1台15m3氨气稀释罐,氨气稀释罐的液位由溢流管线维持,稀释罐设计成由槽顶淋水和槽侧进水。氨气稀释罐用于吸收有压力的废氨气,稀释介质为水,主要是吸收贮罐安全阀起跳后释放出的氨、卸氨后软管内剩余的氨。氨气稀释罐装有液位计。经水的吸收排入废水池。
   液氨系统各排放处所排出的氨气经管线汇集后从稀释罐低部进入,通过分散管将氨气分散入氨稀释罐水中,利用大量水来吸收安全阀排放的氨气。
H)废水池及废水输送泵
设置2台废水输送泵和一个废水池,废水池有效容积为18 m3,将收集氨气稀释罐排出的含氨废水、紧急水喷淋装置的水和安全淋浴器的排水送至工业废水处理车间。
I)氨气泄漏检测器及紧急水喷淋系统
   液氨储存及供应系统周边应设有氨气泄漏检测器,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。电厂液氨储存及供应系统应采取措施与周围系统作适当隔离。氨气泄漏检测器的数量一般为4~6只,分布为:卸料压缩机处1只;储存罐区2只;蒸发器与缓冲罐区1只或2只。
液氨储存罐四周应设紧急水喷淋系统,并安装工业水喷淋管线及喷嘴,当液氨储存罐的罐体温度超过设计限值时,紧急水喷淋系统可自动启动,对罐体自动喷淋,以降低液氨储存罐的温度及压力。当有微量氨气泄漏时也可启动紧急水喷淋系统,吸收外泄的氨气。
J)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,在本系统的卸料压缩机、储氨罐、氨气蒸发槽、氨气缓冲槽等都备有氮气吹扫管线。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。
K)安全淋浴器及洗眼器
   设安全淋浴器及洗眼器,供运行人员受到氨污染时淋浴和冲洗眼睛用。安全淋浴器及洗眼器设置的相关要求可参见HG/T 20570.14-1995《人身防护应急系统的设置》。
 
 

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