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1、东营市齐发化工有限公司50t/h水煤浆锅炉脱硝工程技术方案与工程概算烟台蓝天环保设备有限公司二零一五年四月十九日目录一、烟气脱硝技术概述-3 1、SNCR脱硝技术-3 2、SCR脱硝技术-6 3、SNCR/SCR混合脱硝技术-7 4、主要烟气脱硝技术的比较-8 5、NOx排放标准与保证脱硝效率-10 6、本项目脱硝方案的选择-11二、本项目SNCR+SCR脱硝方案设计-12 1、锅炉烟气参数-12 2、锅炉SNCR+SCR总体设计方案-13三、工程概算-24四、全年运行费用估算-32一、烟气脱硝技术概述目前国内使用最多的烟气脱硝技术有选择性非催化还原技术（SNCR）、选择性催化还原技术（SCR
2、）和SNCR/SCR联合脱硝技术。SCR技术复杂，脱硝效率高，一般用于大型锅炉烟气脱硝；SNCR技术相对简单，脱硝效率低于SCR技术，在小型锅炉烟气脱硝中使用广泛；SNCR/SCR联合脱硝技术结合了SCR和SNCR两种技术的优点，既简化了工艺流程，又提高了脱硫效率，节约了投资。下面分别介绍这三种技术。1、SNCR技术研究发现，在8001150这一温度范围内、无催化剂作用下，氨水等还原剂可选择性地还原烟气中的NOx生成N2和H2O，基本上不与烟气中的O2作用，据此发展了SNCR脱硝技术。SNCR烟气脱硝的主要反应为：NH3为还原剂 4NH3 + 4NO + O2 4N2 + 6H2OSNCR通常
3、采用的还原剂有尿素、氨水和液氨，不同还原剂的比较如下表所列。不同还原剂特点还原剂特点尿素 安全原料 (化肥) 便于运输 脱硝有效温度窗口较宽 溶解要消耗一定热量氨水 运输成本较大 需要较大的储存罐 脱硝有效温度窗口窄液氨 高危险性原料 运输和存储安全性低从SNCR系统逃逸的氨可能来自两种情况，一是喷入的还原剂过量或还原剂分布不均匀，一是由于喷入点烟气温度低影响了氨与NOx的反应。还原剂喷入系统必须能将还原剂喷入到炉内最有效的部位，如果喷入控制点太少或喷到炉内某个断面上的氨不均匀，则会出现分布较高的氨逃逸量。在较大尺寸的锅炉中，因为需要覆盖相当大的炉内截面，还原剂的均匀分布则更困难。为保证脱硝反
4、应能充分地进行，以最少喷入NH3的量达到最好的还原效果，必须设法使喷入的NH3与烟气良好地混合。若喷入的NH3不充分反应，则逃逸的NH3不仅会使烟气中的飞灰容易沉积在锅炉尾部的受热面上，而且烟气中NH3遇到SO3会产生NH4HSO4易造成空气预热器堵塞，并有腐蚀的危险。因此，SNCR工艺的氨逃逸要求控制在8mg/Nm3以下。图1.1为典型SNCR脱硝工艺流程图。图1.1 SNCR工艺系统流程图SNCR烟气脱硝过程是由下面四个基本过程组成： 还原剂的接收和溶液制备； 还原剂的计量输出； 在锅炉适当位置注入还原剂； 还原剂与烟气混合进行脱硝反应。2、SCR技术选择性催化剂还原（SCR）技术是在烟气
5、中加入还原剂（最常用的是液氨和氨水），在催化剂和合适的温度等条件下，还原剂与烟气中的氮氧化物（NOx）反应，而不与烟气中的氧进行氧化反应，生成无害的氮气和水。主要反应如下：4NO + 4NH3 + O2 4N2 + 6H2ONO + NO2 + 2NH3 2N2 + 3H2O6NO2 + 8NH3 7N2 + 12H2O在没有催化剂的情况下，上述化学反应只是在很窄的温度范围内（8001250）进行。SCR技术采用催化剂，催化作用使反应活化能降低，反应可在更低的温度条件（280400）下进行。对SCR系统的制约因素随运行环境和工艺过程而变化。制约因素包括系统压降、烟道尺寸、空间、烟气微粒含量、逃
6、逸氨浓度限制、SO2氧化率、温度和NOx浓度，都影响催化剂寿命和系统的设计。除温度外，NOx、NH3浓度、过量氧和停留时间也对反应过程有一定影响。SCR系统一般由氨或氨水的储存系统、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。SCR脱硝反应器在锅炉尾部一般有三种不同的布置方式，高尘布置、低尘布置和尾部布置，图1.2为目前广泛采用的高尘布置SCR烟气脱硝系统工艺流程图。图1.2 SCR工艺系统流程(高尘布置)对于一般燃煤或燃油锅炉，SCR反应器多选择安装于锅炉省煤器与空气预热器之间，因为此区间的烟气温度刚好适合SCR脱硝还原反应，氨被喷射于省煤器与SCR反应器间烟道内的适当位
7、置，使其与烟气充分混合后在反应器内与氮氧化物反应，SCR系统商业运行的脱硝效率约为80%。3、SNCR/SCR混合烟气脱硝技术SNCR/SCR混合技术是SNCR工艺的还原剂喷入炉膛技术同SCR工艺利用未反应氨进行催化反应结合起来，或利用SNCR和SCR还原剂需求量不同，分别分配还原剂喷入SNCR系统和SCR系统的工艺有机结合起来，达到所需的脱硝效果，它是把SNCR工艺的低费用特点同SCR工艺的高脱硝率进行有效结合的一种扬长避短的混合工艺。SNCR/SCR混合工艺的脱硝效率可达到85%，氨的逃逸小于4mg/Nm3。图1.3为典型的SNCR/SCR混合烟气脱硝工艺流程。图1.3 SNCR/SCR联
8、合工艺脱硝流程图4、主要烟气脱硝技术的比较几种主要烟气脱硝技术综合比较情况如下表所列。SCR、SNCR、SNCR/SCR技术综合比较项目SCR技术SNCR技术SNCR/SCR技术反应剂NH3 液氨或氨水NH3 反应温度3204008001150前段：8001000，后段：320400催化剂V2O5-WO3/TiO2不使用催化剂后段加少量催化剂脱硝效率80%50%85%反应剂喷射位置SCR反应器入口烟道炉膛内喷射锅炉负荷不同喷射位置也不同SO2/SO3氧化SO2氧化成SO3的氧化率1%不会导致SO2氧化，SO3浓度不增加SO2氧化较SCR低NH3逃逸2.5 mg/m38 mg/m34 mg/m3
9、对空气预热器影响NH3与SO3易形成硫酸氢铵，需控制NH3泄漏量和SO2氧化率，并对空预器低温段进行防腐防堵改造。SO3浓度低，造成堵塞或腐蚀的机率低硫酸氢铵的产生较SCR低，造成堵塞或腐蚀的机率比SCR低系统压力损失新增烟道部件及催化剂层造成压力损失没有压力损失催化剂用量较SCR小，产生的压力损失较低燃料及其变化的影响燃料显著地影响运行费用，对灰份增加和灰份成分变化敏感，灰份磨耗催化剂，碱金属氧化物劣化催化剂，AS、S等使催化剂失活。基本无影响影响与SCR相同。由于催化剂较少，更换催化剂的总成本较SCR低锅炉负荷变化的影响SCR反应器布置需优化，当锅炉负荷在一定范围变化时，进入反应器的烟气温
10、度处于催化剂活性温度区间。多层布置时，跟随负荷变化容易跟随负荷变化中等工程造价高低较高5、NOx排放标准与保证脱硝效率锅炉厂提供的技术参数序号项 目参 数备 注11锅炉炉型 DHS50-2.5/250-J水煤浆锅炉22锅炉蒸吨（t/h）50t/h33锅炉烟气量(m3/h)m3/h44烟气粉尘含量（mg/Nm3）7000mg/Nm3初始排放浓度55烟气SO2含量（mg/Nm3）1000mg/Nm3初始排放浓度66烟气NOx含量（mg/Nm3）450mg/Nm3初始排放浓度77烟气中O2含量（%）10%88炉后温度280400位置区域锅炉本体出口位置约380锅炉后面烟气引出位置，脱硝催化剂有效还原
11、反应温度区5锅炉外形图及相关设备安装图暂未提供确定脱硝反应器安装位置，满足催化剂还原反应温度区280400。（1）、环保排放标 2015年氮氧化物排放标准： NOx200mg/Nm3。2017年之后氮氧化物排放标准： NOx100mg/Nm3。（2）、保证脱硝效率按照锅炉厂提供技术资料，氮氧化物初始排放浓度：NOx450mg/Nm3.则：保证脱硝效率450mg/Nm3 - 100mg/Nm3/450mg/Nm3 78%。即：若要达到2017年后NOx排放标准要求：NOx100mg/Nm3, 无论使用何种脱硝技术， 必须确保脱硝效率78%。6、本项目脱硝方案的选择本工程为1台50t/h水煤浆锅炉
12、脱硝项目，原始NOx排放浓度约为450mg/Nm3。为满足最新实施的NOx排放要求，同时考虑到脱硝的经济性，推荐采用SNCR/SCR混合法脱硝工艺，脱硝后NOx排放浓度低于100mg/Nm3，实现达标排放。SNCR/SCR混合法脱硝工艺优点如下：(1) 脱硝效率可达85%以上，确保NOx达标排放。(2) 运行灵活，根据NOx浓度，可选择SNCR或SCR或SNCRSCR联合形式。(3) 与单独SCR脱硝相比，投资增加很小，很多设备可共用。(4) 占地面积小。(5) 对锅炉的运行影响较小。(6) 运行费用低，运行维护方便。(7) 脱硝效率高，可选择一级SNCR/SCR或二级SNCRSCR联合形式。
13、 二、本项目SNCR+SCR脱硝方案设计1 、锅炉烟气参数锅炉厂提供的技术参数序号项 目参 数备 注11锅炉炉型 DHS50-2.5/250-J 水煤浆锅炉22锅炉蒸吨（t/h）50t/h 33锅炉烟气量(m3/h)m3/h44烟气粉尘含量（mg/Nm3）7000mg/Nm3初始排放浓度55烟气SO2含量（mg/Nm3）1000mg/Nm3初始排放浓度66烟气NOx含量（mg/Nm3）450mg/Nm3初始排放浓度77烟气中O2含量（%）10%88炉后温度280400位置区域锅炉本体出口位置约380锅炉后面烟气引出位置，脱硝催化剂有效还原反应温度区99锅炉外形图及相关设备安装图暂未提供确定脱硝反应器安装位置，满足催化剂还原反应温度区280400。2、锅炉SNCR+SCR总体方案设计燃煤锅炉生成的NOx主要由NO、NO2及微量N2O组成，其中NO含量超过90%，NO2约占510%，N2O只占1%左右。1台蒸发量为50t/h水煤浆蒸汽锅炉出口处NOx浓度均为
