广州石化煤粉锅炉NOx.ppt

广州石化煤粉锅炉NOx减排技术比选及应用情况,,为确保2010年亚运会期间广州市空气质量达标，2009年6月12日，广州市人民政府发文穗府【2009】26号关于重点工业企业实施降氮脱硝工作的通告，要求本市重点工业企业“单台出力60至420蒸吨/时的锅炉，应采用低氮燃烧技术进行降氮，蒸发量在220t/h及以内的锅炉烟气脱硝，降氮脱硝综合效率应不小于60％。”并要求“经核定氮氧化物年排放总量200吨以上的工业企业，应在2010年9月30日前完成降氮脱硝整改”工作。2009年7月广州石化积极开展本项目的前期准备工作，并进行项目的可行性研究。,,现役锅炉,,低氮燃烧的调试运行SNCR的调试运行整组性能测试1、2脱硝技术的认识和体会,,第一部分技术比选,第二部分脱硝装置运行情况及减排效果,技术原则和指导思想调研简要情况技术比较,,低氮燃烧的调试运行SNCR的调试运行整组性能测试1、2脱硝技术的认识和体会,,第一部分技术比选,第二部分脱硝装置运行情况及减排效果,技术原则和指导思想调研简要情况技术比较,江苏徐州阚山发电厂,北京福泰克环保科技公司,江苏江阴利港发电厂,蓝天环保设备工程有限公司,北京第一热电厂,清华同方环境股份有限公司,长春第二热电公司,纳尔科摩博泰柯环保科技上海有限公司,浙江钱清电厂,技术厂商,用户,,,,2009年9月广州石化与设计单位共同进行调研并与厂商进行座谈和技术交流，完成本可行性研究工作。,无,,,,低氮燃烧的调试运行SNCR的调试运行整组性能测试1、2脱硝技术的认识和体会,,第一部分技术比选,第二部分脱硝装置运行情况及减排效果,技术原则和指导思想调研简要情况技术比较,烟气脱硝是一种在燃料基本燃烧完毕后通过还原剂把烟气中的NOx还原成N2的一种技术。,低氮燃烧技术不需要任何脱硝剂，长期运行费用低，一般是降氮脱硝工程的首选技术。对于已经建成的没有低氮燃烧装置的锅炉，通过进行低氮燃烧改造，具有较大的降氮潜力。,,低氮燃烧技术,浓稀相二次补燃,燃料分级燃烧,中,中,有改造空间的旧炉,SNCRSCR,综合法,OFA,LNB,,SCR,SNCR,简称,≥50,高,较低,一次脱硝率,一般,高,低,复杂性,新炉、旧炉均可,新炉或旧炉有空间,旧炉组改造,适用性,空气分级燃烧,低氮燃烧器,低过量空气燃烧,选择性催化,选择性非催化,分类,烟气脱硝技术,,,,本项目脱硝工艺技术路线的选择◆项目要求锅炉实际运行工况下降氮脱硝率＞60；◆烟气NOx含量≤240mg/Nm3；◆两个指标必须同时满足。通过调研和技术必选，从降氮脱硝要求及技术的成熟度考虑，改造待选的技路线概略对比如下,系统压损增加大,烟气系统压损有一定增加,飞灰含碳量略有增加；锅炉热效率通常变化0.5,对锅运行炉经济性影响,大,较大,小,初期投资,大主要运行费用为脱硝剂、催化剂、设备电耗。SCR法催化剂耗费最高,较大主要运行费用为SNCR脱硝剂、SCR催化剂、设备电耗,小主要运行耗费为SNCR部分脱硝剂、设备电耗。,运行费用,对回转式空气预热器易产生腐蚀、堵塞。要求改变尾部钢架结构，增加较大附加荷载,氨逃逸偏大时对回转式空气预热器易产生腐蚀、堵塞。对锅炉尾部钢架结构增加一定荷载,增加炉膛内温度场分布均匀性,减少炉内爆管事故发生;有结焦的可能性;回转式空气预热器易产生腐蚀、堵塞,对锅炉运行安全性影响,改造省煤器和空预器间的部分锅炉本体烟道,改造SNCR喷口;新建脱硝剂制备储存站;改造省煤器和空预器间部分锅炉本体烟道,燃烬风风喷口及燃烧器改造；SNCR喷口处改造；新建脱硝剂制备储存站,改造内容,7090,5085,5070,降氮脱硝率,SCR,综合法SNCRSCR,低氮燃烧技术SNCR,脱硝改造技术路线的选择原则经全方位论证后。我们认为应遵循如下几条,,,脱硝过程对环境不产生二次污染,能源消耗少，资源消耗少，运行费用低,脱硝剂来源质优价廉，贮存输送便捷安全,技术成熟，运行可靠，可用率达95以上,NOx排放浓度、排放量均能满足排放标准要求,,,,主要装置和设备为国产化或能逐步实现国产化,工艺简单，占地面积小，对原有各系统影响小,对煤种适应性强，适应燃煤含氮量的变化。,其连续稳定运行时间与锅炉燃烧系统相协调,,综合法及SCR法均须改造锅炉尾部竖井烟道，现有锅炉空间及荷载无法满足，且系统复杂投资高；除脱硝剂运行耗费外，还需考虑催化剂更换所增加的运行费用。低氮燃烧SNCR对于将来更加严格的污染物排放要求，预留了综合法（SNCR-SCR）的改造条件，可进一步降低NOx的排放值。,,经比对，最终选择,,[脱硝率≥60],,,,在选定技术路线为“低氮燃烧SNCR”后，结合国内三个知名脱硝公司的技术方案特点，提出六个改造方案来进行较为详细的可行性研究，涵盖低氮燃烧的各种常用技术；SNCR系统考虑采用尿素和氨水两种脱硝剂方案。具体为,略有增加调研结果,减少调研结果,减少调研结果,改造后过热器减温水量,4调研数据,3低氧燃烧调研数据,2.5低氧燃烧,炉膛出口烟气氧量,分离式,分离式,旋转对冲,OFA型式,稍有降低，高温点减少,稍有降低，高温点减少,均匀、高温点减少,炉膛内温度场,略有降低（供应商陈述）,略有提高（调研对象介绍）,略有提高（调研对象介绍）,改造后锅炉热效率,有增加,略有增加,略有增加调研数据2→5,飞灰含碳量,无较大电耗,无较大电耗,设有高压增压风机约500kW/台6kV,运行电耗,煤粉分布盘实现水平浓淡,贴壁侧为淡侧,偏转二次风;水平浓淡燃烧器，贴壁为淡侧,无明显措施,有无防结焦措施,水平浓淡、直流,水平浓淡、直流出口设置稳燃钝体,无，仅调整原有燃烧器角度,低氮燃烧器,LNBSOFA,LNBSOFA偏转二次风,ROFA,,低氮燃烧技术各方案比对表,,,,安全性,,尿素,液氨,氨水,经济性,液氨、氨水自产,尿素,,安全,危险,高危,元,320000,1555200,年脱硝剂费用,t/h,3,3,小时水耗,元,219600,244000,年电费,kWh/a,360000,400000,年电耗,t/h,0.2,0.08,小时脱硝剂耗量,元,48000,48000,年水费,t/a,24000,24000,年水耗,万元/a,59,185,总计,t/a,1600,640,年脱硝剂耗量,KW,45,50,电耗功率,单位,氨水方案,尿素方案,尿素和氨水方案运行成本对比表,年运行按8000h电费按0.61元/kWh水费按2元/t尿素颗粒按2430元/t25氨水按200元/t由于厂内有97浓度的成品液氨，距装置仅1600m，本次液氨价格按照200元/t计，广东地区市场价约为1000元/t表中数据为1台炉运行成本,注,结合广州石化已有资源，从运行经济性角度考虑，当时优先选用了氨水作为脱硝剂。氨水系统需要增加“液氨配制成氨水系统”，布置在炼油厂原有液氨储罐区。,,氨水罐,技术提供方确定通过对比，我们认为方案二、四、六均能满足NOx减排改造的技术要求，各脱硝公司也全部响应招标文件要求。2010年1月，经公开招投标，北京博惠通科技发展有限公司福泰克技术中标方案六LNBSOFASNCR氨水2010年2月－7月为项目设计和设备采购阶段，项目由美国燃料技术公司福泰克提供工艺软件包，中国联合工程公司设计总包。,,低氮燃烧风门,,ＳＮＣＲ喷枪风门,,,计量模块,分配模块,,低氮燃烧的调试运行SNCR的调试运行整组性能测试1、2脱硝技术的认识和体会,,第一部分技术比选,第二部分脱硝装置运行情况及减排效果,技术原则和指导思想调研简要情况技术比较,,,,,,7月6－18日1炉脱硝改造完成,,,7月28日－8月10日2炉脱硝改造完成,8月15日起LNB和SOFA系统顺利投入运行，NOx浓度大幅度下降，锅炉出口NOx平均值基本可以保持在320mg/Nm3以内。但运行初期NOx排放值时有波动。,在LNBSOFA系统的试运行期间发现几个主要问题,通过半年来的运行调整，开展技术攻关，不断总结摸索，排烟温度升高、飞灰含碳量升高、燃烧不稳定等问题已得到根本解决。改造前后同等工况下，当前飞灰可燃物为1.8，排烟温度较改造前下降了2－3℃，锅炉运行稳定。在只运行LNBSOFA系统，80－90负荷锅炉负荷的工况下，1炉NOx可基本稳定控制在250mg/Nm3以下，2炉可控制在300mg/Nm3以下。通过分析对比，我们认为2炉效果低于1炉的原因在于炉膛温度较高，不利于低氮燃烧。制粉电耗升高的问题，通过不断优化制粉系统运行，也取得不错效果，改造后运行初期，电站锅炉制粉电耗为41.14千瓦时/吨煤，目前下降到37.5千瓦时/吨煤，但仍比改造前平均34.5千瓦时/吨煤高，工艺措施已无法彻底解决该问题，需待锅炉小修时对LNB进行完善。另外，为保证良好的低氮燃烧效果，锅炉需要保持低O2燃烧，炉膛出口O2在1.5－2.5为最佳，O2高则NOx上升，低则燃烧恶化，飞灰可燃物升高。低氮燃烧对工艺控制的要求较高，O2的波动或锅炉负荷的波动都会造成NOx急剧大幅度变化。低O2燃烧有导致锅炉结焦的可能，从目前运行情况来看，锅炉有轻微结焦现象，但无明显的规律，且只出现在2炉，因此低O2燃烧与锅炉结焦的关系无法得出明确结论。,,低氮燃烧的调试运行SNCR的调试运行整组性能测试1、2脱硝技术的认识和体会,,第一部分技术比选,第二部分脱硝装置运行情况及减排效果,技术原则和指导思想调研简要情况技术比较,SNCR原设计系统一开始采用氨水作为脱硝剂，喷入炉膛出口进行二级脱硝，2010年9月1日至16日，SNCR进行整组调试，然而从1日至3日的调试过程来看，本工程实例，氨水并不能有效降低氮氧化物，9月4日脱硝厂家对炉膛出口温度进行测量，发现炉膛出口温度为1200－1250℃，超过氨水与氮氧化物反应的温度窗口（氨水反应温度窗口为850－1100℃），导致氨水作为脱硝剂无法实现脱硝，其后又通过改变氨水浓度、增加雾化携带风压力等措施组织不同条件的氨水脱硝试验，仍无法获得明显稳定的脱硝效果。9月10－9月12日，采用不同浓度的尿素溶液替代氨水进行试验，试验情况初步表明在但是SNCR系统设备（按氨水技术路线设计）状况下，20尿素溶液有较明显的的效果，经评估，决定将氨水脱硝工艺改造为尿素脱硝工艺。10月中，新建尿素溶解罐和尿素输送泵，SNCR系统开始使用尿素溶液运行。因原喷射系统无法满足尿素脱硝工艺高效运行要求，11月底对SNCR系统计量模块和分配模块进行尿素工艺改造，将原来6支小流量氨水枪改为3支大流量尿素枪，并在计量模块后增加稀释水模块，实现了尿素脱硝工艺的优化运行。12月中上旬对SNCR调试进行新一轮调试，系统运行稳定，在NOx基线值300mg/Nm3时，脱硝率约25，LNBSOFA系统整体脱硝效果良好，锅炉NOx排放可稳定控制在合同约定值240mg/Nm3以下。,,低氮燃烧的调试运行SNCR的调试运行整组性能测试1、2脱硝技术的认识和体会,,第一部分技术比选,第二部分脱硝装置运行情况及减排效果,技术原则和指导思想调研简要情况技术比较,,测试,2011年01月11－15日2炉,2010年12月21－26日1炉,由第三方西安热工院进行锅炉暨脱硝装置性能测试。,,,237,4.0,纯烧煤,100锅炉负荷（220t/h）,221,3.4,纯烧煤,正常负荷（190t/h）,改造后投用SNCR,249,3.3,掺烧瓦斯,正常负荷（190t/h）,230,3.5,掺烧瓦斯,正常负荷（190t/h）,287,4.2,纯烧煤,100锅炉负荷（220t/h）,268,3.8,纯烧煤,正常负荷（190t/h）,改造后不投SNCR,571,4.6,掺烧瓦斯,正常负荷（190t/h）,632,5.2,纯烧煤,100锅炉负荷（220t/h）,591,4.6,纯烧煤,正常负荷（190t/h）,改造前,NOxmg/Nm36O2,O2,燃料,负荷情况,1炉,,227,4.8,纯烧煤,100锅炉负荷（220t/h）,229,3.3,纯烧煤,正常负荷（190t/h）,改造后投用SNCR,275,3.9,掺烧瓦斯,正常负荷（190t/h）,241,4.4,掺烧瓦斯,正常负荷（190t/h）,285,4.8,纯烧煤,100锅炉负荷（220t/h）,309,3.8,纯烧煤,正常负荷（190t/h）,改造后不投SNCR,624,4.4,掺烧瓦斯,正常负荷（190t/h）,626,5.0,纯烧煤,100锅炉负荷（220t/h）,615,4.2,纯烧煤,正常负荷（190t/h）,改造前,NOxmg/Nm36O2,O2,燃料,负荷情况,2炉,,锅炉效率影响从测试过程来看，1炉各参数较好，改造后效率不会下降。2炉测试期间排烟温度有所上升，对炉效率有负影响，后停炉检查发现，炉膛和肋片管高温省煤器除结焦较严重，导致排烟温度较高。停炉期间对炉膛进行了清焦，锅炉投运后排烟温度下降了10-15℃。因广州市环评报告批复我厂NOx排放控制指标为320mg/Nm3，目前仅需运行LNBSOFA系统即可达标。,注对锅炉效率性能测试结果的分析工作尚未结束，缺汇总数据。但由上表可明显的看出，各项脱硝指标均已达到设计要求。,,低氮燃烧的调试运行SNCR的调试运行整组性能测试1、2脱硝技术的认识和体会,,第一部分技术比选,第二部分脱硝装置运行情况及减排效果,技术原则和指导思想调研简要情况技术比较,11、2炉脱硝装置投运后对于氮氧化物的减排有明显效果，尤其是低氮燃烧器和燃烬风系统对于降低氮氧化物的排放作用非常关键，脱硝率约为50，且有改造工作量不大、费用低，运行成本低等优点，是改造的必选项。但其对乏气送粉的锅炉制粉的通风出力和有一定负面影响，在设计阶段必须充分考虑，提前找出解决方案。2氨水作为脱硝剂的反应温度窗口狭窄，较难控制，本工程SNCR系统首次投入运行后，氨水工艺无脱硝效果，分析主要原因就在于炉膛出口温度过高导致NH3提前分解，因此氨水工艺只适合炉温较低的锅炉。且氨水有较强的刺激性气味，导致工作环境恶劣，对职工健康产生了不利影响，直接作业的职工意见较大。同时，氨水工艺需携带风，配备75kW风机及DN450管道，增加了系统复杂性，电耗增加，现场高频噪音大。因此SNCR工艺路线建议首选尿素。,3）改造施工前，必须对锅炉炉膛温度场分布情况进行严格测试，保证准确选取SNCR脱硝反应的温度窗口，是确保SNCR高脱硝率的必要条件。如果选取的反应温度窗偏高，将直接导致SNCR脱硝率低下，甚至无效，选取氨水工艺尤其需要注意。4）应成套一次性完成项目建设，条件允许时，可停运SNCR，只投用低氮燃烧设备，控制排放达标即可，SNCR作为备用，降低生产运行成本。5当前装置运行时间较短，运行经验较少，一些情况还没有彻底摸清，低氮燃烧是否对锅炉结焦有较大的影响，现阶段仍无法明确。煤质发生较大变化时可能产生的影响目前还没有可供总结的实践经验和数据。对设备可能造成的影响目前还未显现或被发现。,6）LNBSOFASNCR脱硝技术路线具有系统简单，占地面积小，运行稳定，但对锅炉工艺控制要求较高，且对炉膛出口温度和O2十分敏感，总体脱硝率不高（约60～65）。但该技术工艺十分适合于旧炉改造，对氮氧化物排放控制不高的地区厂家可作为首选。若当地氮氧化物排放控制较严，则应选择低氮燃烧技术＋SCR的工艺路线，如选择SNCR工艺路线，应为今后进一步改造为SNCR＋SCR工艺预留条件，以适应日益严格的环保要求。,汇报人刘解欧阳喜龙,,