CN106582225A - 一种基于脱汞脱氨改性催化剂的sncr‑scr联合脱硝系统及其脱硝方法 - Google Patents

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Abstract

本发明属于燃煤锅炉排放的大气污染物控制技术领域,具体涉及一种基于脱汞脱氨改性催化剂的SNCR‑SCR联合脱硝系统及其脱硝方法,SCR系统包括位于省煤器和空气预热器之间的SCR喷嘴、导流叶片、整流格栅、SCR脱硝催化剂层,SCR脱硝催化剂层下方设置脱硝改性催化剂层,脱硝改性催化剂层包括催化剂载体、脱硝的活性成分和脱汞脱氨的活性成分。本发明联合脱硝系统能够实现对烟气中的汞和氨气进行同时脱除,烟气中零价汞和氨气的脱除率分别可达99%和95%以上。

Description

一种基于脱汞脱氨改性催化剂的SNCR-SCR联合脱硝系统及其 脱硝方法
技术领域
本发明属于燃煤锅炉排放的大气污染物控制技术领域,具体涉及一种基于脱汞脱氨改性催化剂的SNCR-SCR联合脱硝系统及其脱硝方法。
背景技术
电力是社会经济发展的重要能源支柱,我国目前电力来源依然以燃煤发电为主。煤炭在燃烧过程中会产生大量的气态污染物,如二氧化硫(SO2)、氮氧化物(NOx)、烟尘、以及汞等重金属,因此燃煤电厂必须配备相应的脱硫、脱硝、除尘等环保设施,以保证燃煤烟气经过净化之后实现达标排放。
目前我国燃煤中含汞量偏高,燃煤烟气中汞污染问题较为严峻。烟气中的汞存在形式主要包括气相汞(零价汞Hg0和气相二价汞Hg2+)与固相汞颗粒,这三者称为总汞。对于固相汞,静电除尘器和布袋除尘器等除尘设备对烟气中的汞具有较好的去除效果,其中经过布袋除尘器后能去除约99%的固相汞颗粒。对于二价汞,脱硫设施的温度相对较低,有利于零价汞和二价汞的吸收,是目前去除汞最有效的净化设备,由于烟气中的二价汞极易溶于水或其他吸收液体,因此湿式脱硫系统对汞具有较好的去除效果,用石灰石做吸收剂的脱硫系统对总汞的去除率为10%~84%,具体效果主要受烟气中二价汞含量的影响,因此在进入脱硫塔之前,将烟气中的零价汞氧化为二价汞,可使脱硫系统的脱汞效率达到90%左右。对于零价汞,由于其易挥发性和低水溶性,很难被现有烟气净化装置去除,而利用现有的选择性催化还原脱硝(Selective Catalytic Reduction,SCR)装置,将烟气中的零价汞转化为二价汞,进而被脱硫塔吸收脱除,是目前燃煤电厂烟气脱汞最为行之有效的方法。
目前常见的脱硝技术主要有SCR脱硝系统、选择性非催化还原(Selective Non-Catalytic Reduction,SNCR)脱硝系统、SCR-SNCR联合脱硝系统,各种脱硝工艺都具有各自的技术优势和缺点。
SCR工艺脱硝效率可达90%以上,是脱硝效率最高、最成熟的脱硝技术,但SCR在运行过程中存在诸多问题。在煤粉锅炉机组启动过程中,由于烟气温度较低,无法达到SCR脱硝系统的正常工作温度,SCR脱硝系统无法进行喷氨和脱硝工作,并且锅炉在开始启动过程中烟气含氧量较高,因此NOx排放浓度会在一段时间内严重超标,无法满足国家能源局提出电厂全负荷脱硝的要求。SCR脱硝系统在运行一段时间后,由于流场分布变化、NOx浓度分布变化、催化剂部分区域堵塞或失活等原因,使SCR脱硝系统出口的氨逃逸浓度大幅升高,逃逸氨与烟气中的SO3反应生成脱硝副产品硫酸氢铵(Ammonium Hydrogen Sulfate,AHS),从而导致后续空气预热器等设备腐蚀和堵塞、静电除尘器极板积灰板结、袋式除尘器糊袋等问题,严重威胁到机组的正常稳定运行,甚至会导致机组的非计划停机。SCR催化剂会使烟气中部分SO2转化为SO3,且转化率随着SCR催化剂层数的增加而增大,从而促进了硫酸氢铵生成量的增加,加重了后续设备发生堵塞、腐蚀的可能性。SCR系统对汞也有一定的脱除效果,SCR催化剂可将烟气中的零价汞转化为二价汞,进而被后续的FGD脱硫塔吸收脱除,然而现有常规的SCR催化剂在烟气中HCl浓度较低时,对零价汞的氧化转化率较低,因此有待进一步研究与改进。
SNCR工艺是把氨水或尿素溶液等还原剂喷到锅炉炉膛800℃~1250℃的区域,还原剂溶液中热解出的NH3和烟气中的NOx发生反应,生成N2和H2O。相比于SCR系统而言,SNCR占地面积小,运行维护费用低,锅炉低负荷条件下仍然可以喷氨脱硝,尤其适合老电厂的改造。但是SNCR脱硝效率仅为30%~75%,对于大型煤粉锅炉而言,SNCR工艺的脱硝效率通常在40%以下,单一地采用SNCR难以满足严格的脱硝要求。并且SNCR的最优工作温度范围较窄,必须在炉内不同温度区域安装多层喷嘴,且平时运行所产生的氨逃逸浓度较大,远超过行业标准DL/T 296-2011《火电厂烟气脱硝技术导则》中3ppm的排放浓度要求。SNCR系统由于不存在催化剂,因此无法对烟气中的汞进行脱除。
SNCR-SCR联合脱硝工艺是近年来广泛应用的脱硝技术,其结合了SCR和SNCR的技术优势,使得SCR系统可以重新利用SNCR系统较高浓度的逃逸氨,且SNCR系统的加入可以减少SCR系统的催化剂使用层数,并且可以轻松地实现较高的脱硝效率。然而SNCR-SCR联系脱硝系统在实际运行过程中依旧存在较多的问题,比如由于SNCR和SCR系统所处的距离较远,流经SNCR区域的烟气经过1分钟左右方可到达SCR区域,因此当锅炉负荷发生变化时,SNCR和SCR系统相配合的喷氨调节在同步性上无法达到最优,彼此存在较大的滞后性,于是产生氨逃逸浓度严重超标或NOx浓度超标的现象。目前电厂为了保证锅炉负荷变化时NOx排放浓度一直低于标准限值,故SNCR-SCR联合脱硝系统均采用多喷还原剂的策略,从而造成实际运行过程中氨逃逸浓度依旧超标的现象。因此,在保证NOx排放浓度达标的前提下,大幅降低SNCR-SCR联合脱硝系统的氨逃逸浓度具有非常重要的意义。
申请号为201510768292.8的中国专利公开了一种燃煤锅炉SNCR和SCR联合脱硝系统及方法,包括锅炉SNCR反应系统和SCR反应器。锅炉SNCR反应系统包括锅炉、尿素溶液分配模块和计量模块,以及由尿素溶液分配模块和计量模块连接的尿素喷射系统和尿素供应系统。尿素喷射系统包括在锅炉炉膛燃烧区上部标高为25m至40m范围内呈多层布设的短喷枪,和锅炉折焰角位置呈多层布设的多孔长喷枪,每层至少一支的多孔长喷枪竖直伸入锅炉内部布设,并延伸贯穿其所在横断面。SCR反应器位于省煤器和空气预热器之间,设置多层蜂窝式催化剂。所述方法使进入SCR催化剂入口截面的氨氮摩尔比分布均匀,提高SCR反应器的脱硝效率。但是该系统无法实现对烟气中的汞和逃逸氨的脱除。
申请号为201410648536.4的中国专利公开了一种基于SNCR-SCR联用的NOx与汞联合脱除工艺及装置,包括控制系统,以及依次连接的SNCR系统,炉膛,SCR系统和烟气处理系统。在SNCR系统中用尿素和氯化铵混合做还原剂,将混合还原剂溶液喷入炉膛,利用尿素和氯化铵热分解出NH3进行脱硝,利用NH4Cl受热分解出HCl气体,得到包含有HCl和未反应的NH3的尾气,尾气进入到SCR系统中,在SCR催化剂的作用下,HCl将烟气中的单质汞氧化成二价汞,之后混合烟气进入湿法脱硫塔中,二价离子汞溶于湿法脱硫塔内的石膏浆液中,完成单质汞的脱除。然而,该发明在实施过程中提高了烟气中的HCl浓度,会加剧烟道内部及相关设备的腐蚀,并且该专利无法对逃逸氨进行脱除。
申请号为201410087513.0的中国专利公开了一种低温烟气脱硫脱硝除氨一体化工艺,适用于烟气温度大于180℃,SO2含量小于150mg/m3的焦炉烟道废气脱硫脱硝,根据流态化原理在脱硝之前先干法脱硫,采用焦化厂蒸氨工段产生的剩余氨水蒸发出来的氨气作为还原剂,利用布袋-除氨催化剂复合结构作为除尘及脱硝手段,高效脱硫脱硝的同时,可控制氨逃逸量低于国家排放标准值。然而,将布袋-除氨催化剂复合结构应用至燃煤电厂烟气处理中时,仅能降低脱硫塔入口处的氨逃逸浓度,而空预器位于除尘器上游烟道,故无法解决由于氨逃逸所引起的空预器堵塞等问题。并且,该发明专利无法实现对烟气中汞污染物的同时脱除。
发明内容
为克服上述缺陷,本发明的目的在于提供一种基于脱汞脱氨改性催化剂的SNCR-SCR联合脱硝系统及其脱硝方法,能够实现SNCR-SCR联合脱硝系统在正常脱硝的过程中,同时对烟气中的汞和氨气进行脱除,烟气中零价汞和氨气的脱除率分别可达99%和95%以上。
为实现上述目的,本发明采用如下技术方案:
一种基于脱汞脱氨改性催化剂的SNCR-SCR联合脱硝系统,包括还原剂制备系统、SNCR系统、SCR系统和除尘脱硫系统,所述还原剂制备系统包括除盐水箱、还原剂储罐、还原剂溶液储罐,所述SNCR系统包括位于锅炉折焰角附近的SNCR喷嘴,所述SCR系统包括位于省煤器和空气预热器之间的SCR喷嘴、导流叶片、整流格栅、SCR脱硝催化剂层,所述除尘脱硫系统包括空气预热器、除尘器、FGD脱硫塔和烟囱,所述SCR脱硝催化剂层下方设置脱硝改性催化剂层,所述脱硝改性催化剂层包括催化剂载体、脱硝的活性成分和脱汞脱氨的活性成分。
优选地,所述催化剂载体为TiO2,所述脱硝的活性成分为V2O5和/或WO3,所述脱汞脱氨的活性成分为CuO、MoO3和RuO2金属氧化物中至少一种。
优选地,所述V2O5的重量百分含量为1~5%,所述WO3的重量百分含量为5~10%;所述脱汞脱氨的活性成分中金属元素的含量为1.5~2.5%Cu、0.8~1.2%Mo和0.8~1.2%Ru。
优选地,所述SNCR喷嘴设置2~4层,最高层喷嘴位于锅炉全负荷时烟气温度为800~1100℃的区域内,最低层喷嘴设置在锅炉负荷30%时烟气温度为800~1100℃的区域内。
优选地,所述SCR喷嘴为单层布置,设置在省煤器后烟气温度为320~400℃的区域内。
优选地,所述SCR脱硝催化剂层设置1~3层。
优选地,所述SCR脱硝催化剂层包括催化剂载体和活性成分,催化剂载体为TiO2,活性成分为V2O5和/或WO3,所述V2O5的重量百分含量为1~5%,所述WO3的重量百分含量为5~10%。
优选地,所述脱硝改性催化剂层为1层。
优选地,所述脱硝改性催化剂层的制备方法为:将SCR脱硝催化剂层的催化剂单元由15~35g/L的硝酸铜溶液、10~20g/L的硝酸钼和10~25g/L的亚硝酰基硝酸钌溶液中至少一种作为浸渍液浸泡6~12h,取出滤干后置于煅烧炉内在100~120℃温度下干燥10~15h,然后在400~500℃温度下焙烧4~6h,最终得到含有Cu、Mo和Ru金属元素中至少一种的脱硝改性催化剂层,其存在形式分别为CuO、MoO3和RuO2
一种利用上述的基于脱汞脱氨改性催化剂的SNCR-SCR联合脱硝系统进行的脱硝方法,包括以下步骤:
(1)还原剂储罐内的还原剂与除盐水箱内的水在还原剂溶液储罐调配成还原剂溶液,通过还原剂溶液储罐给SNCR系统和SCR系统提供还原剂溶液;
(2)由锅炉炉膛排出的烟气,折焰角附近温度达到800~1100℃,与SNCR喷嘴喷入的还原剂溶液混合,使烟气中的NOx与还原剂溶液中热解的NH3在高温下发生氧化还原反应,脱除烟气中部分的NOx
(3)烟气再依次流经过热器和再热器、省煤器,温度降至320~400℃,与SCR喷嘴喷入的还原剂溶液混合,使烟气中的NOx与还原剂溶液中热解的NH3相混合,在SCR脱硝催化剂层的催化作用下发生氧化还原反应,进一步脱除烟气中NOx
(4)烟气接着流经脱硝改性催化剂层,在脱硝改性催化剂层的作用下,逃逸氨被氧化脱除,同时烟气中的零价汞也被氧化,并且NOx浓度在催化剂作用下会进一步降低,之后烟气流经空气预热器,使温度降至100℃~150℃左右,再进入除尘器,除去烟气中的烟尘和固相汞颗粒;
(5)烟气最后进入FGD脱硫塔内,脱除烟气中的SO2、二价汞污染物,待烟气中各项污染物排放指标均合格,烟气经烟囱排入大气之中。
本发明的积极有益效果:
1.本发明SNCR-SCR联合脱硝系统,可以实现电厂全负荷脱硝的要求,在较低的锅炉负荷下,SNCR喷嘴可以设置并工作在炉膛温度最高的区域,使锅炉在启动过程中保持SNCR脱硝系统连续运行,降低烟气中的NOx浓度,提高了整个脱硝系统的负荷适应性,实现燃煤电厂的全负荷全时段脱硝。
本发明实现了脱硝系统出口烟道内逃逸氨的脱除,在氨气脱除催化剂的作用下,氨气脱除率为95%以上,使氨逃逸浓度大幅降低,可满足全时段、全工况、变工况等任意条件下,脱硝系统出口的氨逃逸浓度始终在3ppm以内。逃逸氨的脱除缓解了脱硝效率与氨逃逸浓度之间的矛盾关系,能够实现在提高脱硝效率和喷氨量的同时,氨逃逸浓度始终满足排放浓度要求,从而使脱硝效率与氨逃逸浓度之间不再相互制约。氨逃逸浓度的大幅降低,避免了后续空气预热器、除尘器等设备堵塞、严重积灰,保证了机组的正常稳定运行。
本发明实现了脱硝系统在较低HCl浓度时,也具有非常高的零价汞氧化效率。经过Cu、Mo和Ru中至少一种金属元素改性后的SCR催化剂,在极低的HCl浓度烟气中,例如5ppm,其零价汞的氧化转化率也可维持在99%以上,在后续除尘器、脱硫塔环保设施的共同作用下,总汞脱除率达99%以上。
本发明脱硝系统集成性能较高,实现了多种污染物的一体化脱除,SNCR-SCR联合脱硝系统在正常脱硝处理的前提下,还实现了同时脱汞脱氨的效果,烟气中零价汞和氨气的分别可达99%和95%以上。
2.本发明高硫煤比低硫煤具有更低的价格成本,在烟气中氨逃逸浓度降低的前提下,后续空气预热器、除尘器等设备的堵塞情况也会极大程度地得到缓解,因此可以适当放宽烟气中SO2及SO3浓度的限制,燃用硫分更高、价格更低的煤种。总汞脱除率的大幅提升,也可以保证在燃用含汞量更大的煤种时,总汞排放浓度远低于GB 13223-2011《火电厂大气污染物排放标准》中0.03mg/m3(标态,干基,6%O2)的标准要求。因此,在保证各部分系统正常运行的情况下,可以适当燃用硫分更高、含汞量更大等品质更差的煤种,降低燃煤成本,并为高硫煤的大量清洁利用创造了条件。
3.本发明所提出的基于脱汞脱氨改性催化剂的SNCR-SCR联合脱硝系统,在原有的SCR脱硝催化剂层基础上进行改进,即对最下层的SCR脱硝催化剂层进行改性或者在最下层的SCR脱硝催化剂层加装一层脱硝改性催化剂层,就可提高脱汞脱氨的效果,相比于增加其他净化装置而言,极大程度地降低了设备投资费用和运行维护成本,且改造过程简单易行,改造之后脱汞、脱氨效率也均较高,较好地实现了多种气态污染物的一体化脱除处理。
附图说明
图1为本发明基于脱汞脱氨改性催化剂的SNCR-SCR联合脱硝系统示意图;
图中:1-脱硝改性催化剂层,2-SCR脱硝催化剂层,3-整流格栅,4-导流叶片,5-SCR喷嘴,6-省煤器,7-过热器和再热器,8-SNCR喷嘴,9-还原剂溶液储罐,10-还原剂储罐,11-除盐水箱,12-锅炉,13-空气预热器,14-除尘器,15-FGD脱硫塔,16-烟囱。
具体实施方式
下面结合一些具体实施方式,对本发明进一步说明。
参见图1,一种基于脱汞脱氨改性催化剂的SNCR-SCR联合脱硝系统,包括还原剂制备系统、SNCR系统、SCR系统和除尘脱硫系统,所述还原剂制备系统包括除盐水箱11、还原剂储罐10、还原剂溶液储罐9,所述SNCR系统包括位于锅炉折焰角附近的SNCR喷嘴8,SNCR喷嘴8后设置过热器和再热器7、省煤器6,所述SCR系统包括位于省煤器6和空气预热器13之间的SCR喷嘴5、导流叶片4、整流格栅3、SCR脱硝催化剂层2,所述除尘脱硫系统包括空气预热器13、除尘器14、FGD脱硫塔15和烟囱16,所述SCR脱硝催化剂层2下方设置脱硝改性催化剂层1,所述脱硝改性催化剂层2包括催化剂载体、脱硝的活性成分和脱汞脱氨的活性成分。
所述催化剂载体为TiO2,所述脱硝的活性成分为V2O5和/或WO3,所述脱汞脱氨的活性成分为CuO、MoO3和RuO2金属氧化物中至少一种。
所述V2O5的重量百分含量为1~5%,所述WO3的重量百分含量为5~10%;所述脱汞脱氨的活性成分中金属元素的含量为1.5~2.5%Cu、0.8~1.2%Mo和0.8~1.2%Ru。
所述SNCR喷嘴8设置2~4层,最高层喷嘴位于锅炉全负荷时烟气温度为800~1100℃的区域内,最低层喷嘴设置在锅炉负荷30%时烟气温度为800~1100℃的区域内。
所述SCR喷嘴5为单层布置,设置在省煤器后烟气温度为320~400℃的区域内。
所述SCR脱硝催化剂层设置1~3层。
所述SCR脱硝催化剂层包括催化剂载体和活性成分,催化剂载体为TiO2,活性成分为V2O5和/或WO3,所述V2O5的重量百分含量为1~5%,所述WO3的重量百分含量为5~10%。
所述脱硝改性催化剂层为1层。
所述脱硝改性催化剂层1的制备方法包括以下步骤:将SCR脱硝催化剂层2的催化剂单元,由浸渍液浸泡6~12h,所述浸泡液用量为每1m3催化剂单元使用700-800mL浸渍液,所述浸渍液中含有硝酸铜、硝酸钼和亚硝酰基硝酸钌中至少一种,所述硝酸铜浓度为15~35g/L、硝酸钼浓度为10~20g/L和亚硝酰基硝酸钌浓度为10~25g/L,取出滤干后置于煅烧炉内在100~120℃温度下干燥10~15h,然后在400~500℃温度下焙烧4~6h,最终得到含有1.5~2.5%Cu、0.8~1.2%Mo和0.8~1.2%Ru金属元素中至少一种的脱硝改性催化剂层1,其存在形式分别为CuO、MoO3和RuO2
所述还原剂储罐10中所使用的还原剂为液氨或者尿素。
所述SNCR喷嘴8和SCR喷嘴5喷出的总氨液的氨氮摩尔比为0.9:-1.3:1。
SCR脱硝催化剂层2中发生的反应主要是在催化剂的作用下,喷入的还原剂转化出的NH3与烟气中的NOx发生氧化还原反应,生成N2和H2O,主要反应方程式为:
4NO+4NH3+O2→4N2+6H2O
6NO+4NH3→5N2+6H2O
2NO2+4NH3+O2→3N2+6H2O
6NO2+8NH3→7N2+12H2O
在理想的情况下,NOx可以与NH3完全反应,在实际运行过程中,SCR脱硝催化剂层2出口的NOx浓度可以达到50mg/m3(标态,干基,6%O2)以下。
脱硝改性催化剂层1中除了发生常规的脱硝反应,另外在改性催化剂的作用下,还会发生脱汞和脱氨的反应:
Hg0+Cl2→HgCl2
2Hg0+O2→2HgO
HgO+2HCl→HgCl2+H2O
4NH3+3O2→2N2+6H2O
一种利用上述的基于脱汞脱氨改性催化剂的SNCR-SCR联合脱硝系统进行的脱硝方法,包括以下步骤:
(1)还原剂储罐10、除盐水箱11分别和还原剂溶液储罐9连通,还原剂储罐10内的还原剂与除盐水箱11内的水在还原剂溶液储罐9调配成还原剂溶液,通过还原剂溶液储罐9给SNCR系统和SCR系统提供还原剂溶液;
(2)由锅炉12炉膛排出的烟气,折焰角附近温度达到800~1100℃,与SNCR喷嘴8喷入的还原剂溶液混合,使烟气中的NOx与还原剂溶液中热解的NH3在高温下发生氧化还原反应,脱除烟气中部分的NOx
(3)烟气再依次流经过热器和再热器7、省煤器6,温度降至320~400℃,与SCR喷嘴5喷入的还原剂溶液混合,使烟气中的NOx与还原剂溶液中热解的NH3相混合,在SCR脱硝催化剂层2的催化作用下发生氧化还原反应,使烟气中NOx浓度降至50mg/m3(标态,干基,6%O2)以下;
(4)烟气接着流经脱硝改性催化剂层1,在脱硝改性催化剂层1的作用下,逃逸氨被氧化脱除,氨逃逸脱除率为95%以上,且烟气中的氨逃逸浓度降至3ppm以下,同时烟气中的零价汞也被氧化,氧化率在99%以上,并且NOx浓度在催化剂作用下会进一步降低,之后烟气流经空气预热器13,使温度降至100℃~150℃左右,再进入除尘器14,除去烟气中的99%以上的烟尘、99%以上的固相汞颗粒污染物;
(5)烟气最后进入FGD脱硫塔15内,脱除烟气中的SO2、二价汞污染物,使SO2的排放浓度低于35mg/m3(标态,干基,6%O2),并且总汞的排放浓度低于0.03mg/m3(标态,干基,6%O2),待烟气中各项污染物排放指标均合格,烟气经烟囱16排入大气之中。
实施例1
对某燃煤电厂的600MW机组脱硝系统进行升级改造,使原有的SCR脱硝系统改造为SNCR-SCR联合脱硝系统,并且在原有的2层SCR脱硝催化剂层中,对最底层催化剂层的催化剂单元进行经过硝酸盐浸渍液处理并焙烧后改性得到脱硝改性催化剂层,使脱硝系统变为1层SCR脱硝脱硝催化剂层+1层脱硝改性催化剂层的形式。
所述脱硝改性催化剂层的制备方法包括以下步骤:将SCR脱硝催化剂层的催化剂单元,由浸渍液浸泡10h,所述浸泡液用量为每1m3催化剂单元使用700mL浸渍液,所述浸渍液中硝酸钼浓度为15g/L,亚硝酰基硝酸钌浓度为20g/L,取出滤干后置于煅烧炉内在120℃温度下干燥12h,然后在500℃温度下焙烧5h,最终得到含有1%Mo和1%Ru金属元素的脱硝改性催化剂层,其存在形式分别为MoO3和RuO2
所述SCR脱硝催化剂层中催化剂的活性成分为V2O5,含量为5%;所述脱硝改性催化剂层中脱硝效果的活性成分为V2O5,含量为5%,脱汞脱氨效果的活性成分为MoO3和RuO2,金属元素含量分别为1%Mo和1%Ru。本实施例的系统与流程如上所述,不再重述。
为了验证改造之后的基于脱汞脱氨改性催化剂的SNCR-SCR联合脱硝系统实际工作性能,在烟气中NOx浓度和喷氨量均最大的100%额定负荷下,对SNCR-SCR联合脱硝系统开展脱硝性能试验,试验在烟道A侧与B侧同时展开,且每个试验测点都设置12个均布的测孔,试验结果取12个测孔的平均值,具体试验结果如表1所示。
表1实施例1脱硝性能试验结果
从表1可知,基于脱汞脱氨改性催化剂的SNCR-SCR联合脱硝系统出口的NOx浓度、氨逃逸浓度均在标准要求的范围之下,尤其是氨逃逸浓度远低于3ppm的标准要求,同时脱硫系统出口的总汞浓度也远低于0.03mg/m3(标态,干基,6%O2)的标准要求。
实施例2
对某燃煤电厂的200MW机组脱硝系统进行升级改造,将原有的SNCR脱硝系统升级为SNCR-SCR联合脱硝系统,增设1层SCR脱硝脱硝催化剂层和1层脱硝改性催化剂层,使脱硝系统变为1层SCR脱硝脱硝催化剂层+1层脱硝改性催化剂层的形式。
所述脱硝改性催化剂层的制备方法包括以下步骤:将SCR脱硝催化剂层的催化剂单元,由浸渍液浸泡10h,所述浸泡液用量为每1m3催化剂单元使用700mL浸渍液,所述浸渍液中硝酸铜浓度为25g/L,硝酸钼浓度为15g/L,取出滤干后置于煅烧炉内在120℃温度下干燥12h,然后在400℃温度下焙烧6h,最终得到含有2%Cu和1%Mo金属元素的脱硝改性催化剂层,其存在形式分别为CuO和MoO3
所述SCR脱硝催化剂层中催化剂的活性成分为WO3,含量为10%;所述脱硝改性催化剂层中脱硝效果的活性成分为WO3,含量为10%,脱汞脱氨效果的活性成分为CuO和MoO3,金属元素含量分别为2%Cu和1%Mo。本实施例的系统与流程如上所述,不再重述。
为了验证改造之后的基于脱汞脱氨改性催化剂的SNCR-SCR联合脱硝系统实际工作性能,在烟气中NOx浓度和喷氨量均最大的100%额定负荷下,对新型SNCR-SCR联合脱硝系统开展脱硝性能试验,试验在烟道A侧与B侧同时展开,且每个试验测点都设置6个均布的测孔,试验结果取6个测孔的平均值,具体试验结果如表2所示。
表2实施例2脱硝性能试验结果
从表2可知,基于脱汞脱氨改性催化剂的SNCR-SCR联合脱硝系统出口的NOx浓度、氨逃逸浓度均在标准要求的范围之下,尤其是氨逃逸浓度远低于3ppm的标准要求,同时脱硫系统出口的总汞浓度也远低于0.03mg/m3(标态,干基,6%O2)的标准要求。
实施例3
对某燃煤电厂的660MW机组脱硝系统进行整体改造,对原有的SNCR-SCR联合脱硝系统进行升级,在原有的2层SCR脱硝催化剂层的基础上,底部加装1层脱硝改性催化剂层,使脱硝系统变为2层SCR脱硝脱硝催化剂层+1层脱硝改性催化剂层的形式。
所述脱硝改性催化剂层的制备方法包括以下步骤:将SCR脱硝催化剂层的催化剂单元,由浸渍液浸泡10h,所述浸泡液用量为每1m3催化剂单元使用800mL浸渍液,所述浸渍液中硝酸铜浓度为25g/L,硝酸钼浓度为15g/L,亚硝酰基硝酸钌浓度为20g/L,取出滤干后置于煅烧炉内在100℃温度下干燥12h,然后在500℃温度下焙烧6h,最终得到含有2%Cu、1%Mo和1%Ru金属元素的脱硝改性催化剂层,其存在形式分别为CuO、MoO3和RuO2
所述SCR脱硝催化剂层中催化剂的活性成分为V2O5和WO3,含量分别为5%和10%;所述脱硝改性催化剂层中脱硝效果的活性成分为V2O5和WO3,含量分别为5%和10%;脱汞脱氨效果的活性成分为CuO、MoO3和RuO2,金属元素含量分别为2%Cu、1%Mo和1%Ru。本实施例的系统与流程如上所述,不再重述。
为了验证改造之后的基于脱汞脱氨改性催化剂的SNCR-SCR联合脱硝系统实际工作性能,在烟气中NOx浓度和喷氨量均变化最大的情况下进行试验,机组负荷由100%额定负荷降至50%额定负荷,且喷氨量的自动调整有稍许滞后,用以验证本发明SNCR-SCR联合脱硝系统的动态脱硝性能。试验在烟道A侧与B侧同时展开,且每个试验测点都设置13个均布的测孔,试验结果取13个测孔的平均值,具体试验结果如表3~5所示,其中所有结果均为A侧与B侧的平均值。
表3实施例3脱硝性能试验结果
表4实施例3脱氨性能试验结果
表5实施例3脱汞性能试验结果
从表3~5可知,在负荷发生快速变动时,基于脱汞脱氨改性催化剂的SNCR-SCR联合脱硝系统出口的NOx浓度和氨逃逸浓度依然全时段保持在标准DL/T 296-2011《火电厂烟气脱硝技术导则》要求的范围之下,尤其是氨逃逸浓度在喷氨量调整滞后的情况下,全时段均远低于3ppm的标准要求,且NOx浓度一直稳定于50mg/m3(标态,干基,6%O2)以下。同时,SNCR-SCR联合脱硝系统对零价汞的脱除效率也稳定在99%以上。

Claims (10)

1.一种基于脱汞脱氨改性催化剂的SNCR-SCR联合脱硝系统,包括还原剂制备系统、SNCR系统、SCR系统和除尘脱硫系统,所述还原剂制备系统包括除盐水箱、还原剂储罐、还原剂溶液储罐,所述SNCR系统包括位于锅炉折焰角附近的SNCR喷嘴,所述SCR系统包括位于省煤器和空气预热器之间的SCR喷嘴、导流叶片、整流格栅、SCR脱硝催化剂层,所述除尘脱硫系统包括空气预热器、除尘器、FGD脱硫塔和烟囱,其特征在于,所述SCR脱硝催化剂层下方设置脱硝改性催化剂层,所述脱硝改性催化剂层包括催化剂载体、脱硝的活性成分和脱汞脱氨的活性成分。
2.根据权利要求1所述的基于脱汞脱氨改性催化剂的SNCR-SCR联合脱硝系统,其特征在于,所述催化剂载体为TiO2,所述脱硝的活性成分为V2O5和/或WO3,所述脱汞脱氨的活性成分为CuO、MoO3和RuO2金属氧化物中至少一种。
3.根据权利要求2所述的基于脱汞脱氨改性催化剂的SNCR-SCR联合脱硝系统,其特征在于,所述V2O5的重量百分含量为1~5%,所述WO3的重量百分含量为5~10%;所述脱汞脱氨的活性成分中金属元素的含量为1.5~2.5%Cu、0.8~1.2%Mo和0.8~1.2%Ru。
4.根据权利要求1所述的基于脱汞脱氨改性催化剂的SNCR-SCR联合脱硝系统,其特征在于,所述SNCR喷嘴设置2~4层,最高层喷嘴位于锅炉全负荷时烟气温度为800~1100℃的区域内,最低层喷嘴设置在锅炉负荷30%时烟气温度为800~1100℃的区域内。
5.根据权利要求1所述的基于脱汞脱氨改性催化剂的SNCR-SCR联合脱硝系统,其特征在于,所述SCR喷嘴为单层布置,设置在省煤器后烟气温度为320~400℃的区域内。
6.根据权利要求1所述的基于脱汞脱氨改性催化剂的SNCR-SCR联合脱硝系统,其特征在于,所述SCR脱硝催化剂层设置1~3层。
7.根据权利要求6所述的基于脱汞脱氨改性催化剂的SNCR-SCR联合脱硝系统,其特征在于,所述SCR脱硝催化剂层包括催化剂载体和活性成分,催化剂载体为TiO2,活性成分为V2O5和/或WO3,所述V2O5的重量百分含量为1~5%,所述WO3的重量百分含量为5~10%。
8.根据权利要求1所述的基于脱汞脱氨改性催化剂的SNCR-SCR联合脱硝系统,其特征在于,所述脱硝改性催化剂层为1层。
9.根据权利要求1-8任一项所述的基于脱汞脱氨改性催化剂的SNCR-SCR联合脱硝系统,其特征在于,所述脱硝改性催化剂层的制备方法为:将SCR脱硝催化剂层的催化剂单元由15~35g/L的硝酸铜溶液、10~20g/L的硝酸钼和10~25g/L的亚硝酰基硝酸钌溶液中至少一种作为浸渍液浸泡6~12h,取出滤干后置于煅烧炉内在100~120℃温度下干燥10~15h,然后在400~500℃温度下焙烧4~6h,最终得到含有Cu、Mo和Ru金属元素中至少一种的脱硝改性催化剂层,其存在形式分别为CuO、MoO3和RuO2
10.一种利用权利要求1-9任一项所述的基于脱汞脱氨改性催化剂的SNCR-SCR联合脱硝系统进行的脱硝方法,其特征在于,包括以下步骤:
(1)还原剂储罐内的还原剂与除盐水箱内的水在还原剂溶液储罐调配成还原剂溶液,通过还原剂溶液储罐给SNCR系统和SCR系统提供还原剂溶液;
(2)由锅炉炉膛排出的烟气,折焰角附近温度达到800~1100℃,与SNCR喷嘴喷入的还原剂溶液混合,使烟气中的NOx与还原剂溶液中热解的NH3在高温下发生氧化还原反应,脱除烟气中部分的NOx
(3)烟气再依次流经过热器和再热器、省煤器,温度降至320~400℃,与SCR喷嘴喷入的还原剂溶液混合,使烟气中的NOx与还原剂溶液中热解的NH3相混合,在SCR脱硝催化剂层的催化作用下发生氧化还原反应,进一步脱除烟气中NOx
(4)烟气接着流经脱硝改性催化剂层,在脱硝改性催化剂层的作用下,逃逸氨被氧化脱除,同时烟气中的零价汞也被氧化,并且NOx浓度在催化剂作用下会进一步降低,之后烟气流经空气预热器,使温度降至100℃~150℃左右,再进入除尘器,除去烟气中的烟尘和固相汞颗粒;
(5)烟气最后进入FGD脱硫塔内,脱除烟气中的SO2、二价汞污染物,待烟气中各项污染物排放指标均合格,烟气经烟囱排入大气之中。
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