CN212582013U - 一种燃煤电厂水电解制氢耦合烟气脱硝的装置 - Google Patents
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Abstract
本实用新型涉及一种燃煤电厂的节能减排技术，尤其涉及一种燃煤电厂水电解制氢耦合烟气脱硝的装置。包括碱性电解槽或PEM水电解池，变压器与其电极相连，入口端连接给水处理系统；阳极出口端与气液分离罐入口端连接，阴极出口端依次连接氢气净化系统、压缩机和高压储氢罐；气液分离罐液体出口与给水处理系统连接，气液分离罐气体出口通过管道与氧气净化系统相连，氧气净化系统出口端通过管道依次连接压缩机、氧气储罐和臭氧发生器入口端，臭氧发生器出口端连接臭氧喷射混合系统；臭氧喷射混合系统出口端连接烟道反应器。本实用新型大大降低了碱性电解槽或PEM水电解制氢技术的制氢成本。降低了活性分子臭氧脱硝技术的运行成本。
Description
技术领域
本实用新型涉及一种燃煤电厂的节能减排技术，尤其涉及一种碱性电解槽或质子交换膜(PEM)的水电解制氢技术领域，尤其涉及一种利用低谷电水电解制氢耦合活性分子臭氧脱硝实现燃煤电厂联产氢气和NOx超低排放的新方法。
背景技术
近年来，随着可再生能源技术的蓬勃发展，燃煤机组需广泛参与深度调峰，经济有效的深度调峰技术将决定着燃煤电厂的市场竞争力。深度调峰时锅炉负荷小于50％甚至30％，低负荷时机组稳定性、经济性大幅下降；相比除尘和脱硫，氮氧化物的控制受负荷变化影响更大，此时排烟温度低于常规SCR催化剂的温度区间，造成NOx排放难以满足超低排放的要求，往往需要省煤器旁路改造、或者增加喷氨量来保证环保指标，但后续造成的机组经济性下降和硫酸氢氨空预器堵塞的问题日益严重。活性分子臭氧低温脱硝技术主要针对除尘器之后150℃以下的低温烟气，与前端燃烧过程无关，可以有效避免锅炉燃烧及负荷变化对烟温造成的影响，无论是燃油、燃气、燃煤烟气均可适用，且最佳温度段在30～110℃，可实现对低温烟气的SO2、NOx和Hg等污染气体的一体化综合脱除，具有效率高、实施方便、对现有机组改动量小等特点，非常适合锅炉深度调峰低负荷及启停阶段NOx的深度治理。然而，该技术整体运行成本较高，其中空分制氧设备运行成本占约40％。
氢能作为一种清洁、安全、可持续的替代能源，越来越受到人们的关注，大规模低成本制氢是未来氢能经济的基础。其中碱性电解槽水电解制氢技术成熟稳定，操作简单；PEM水电解制氢技术设备简单，结构紧凑，系统响应快。这两种水电解制氢技术均以水作为氢源，在制取氢气的同时可获得高浓度的氧气。目前水电解制氢技术的整体运行成本过高，其中主要为耗电成本，约占80％。
由此可见，在深度调峰的背景下，燃煤电厂可以利用低负荷的富余电力，采用碱性电解槽或PEM水电解制氢技术，在制取氢气的同时获得高浓度的氧气，副产氧气作为活性分子臭氧低温脱硝技术中的氧气源，帮助电厂在低负荷深度调峰时制氢储能，同时实现烟气氮氧化物的超低排放，达到资源的充分利用，同时提高机组运行的安全性和经济性。
实用新型内容
为弥补现有技术的不足同时结合当下燃煤电厂参与深度调峰的背景，本实用新型的目的是提供一种燃煤电厂水电解制氢耦合烟气脱硝的方法和装置。该方法可以减少燃煤电厂脱硝过程对于SCR催化剂和氨的依赖，缓解过度喷氨造成的硫酸氢氨堵塞问题，并实现H2储能和超低排放的深度耦合，提高燃煤机组的利用率，增加经济收益。
为实现上述目的，本实用新型的技术方案是：
提供一种燃煤电厂水电解制氢耦合烟气脱硝的装置，包括电解水制氢部分和活性分子臭氧脱硝部分；
电解水制氢部分包括碱性电解槽或PEM水电解池，变压器与碱性电解槽或PEM水电解池电极相连，碱性电解槽或PEM水电解池入口端连接给水处理系统；碱性电解槽或PEM水电解池阳极出口端与气液分离罐入口端连接，阴极出口端依次连接氢气净化系统、压缩机和高压储氢罐；气液分离罐液体出口与给水处理系统连接，
活性分子臭氧脱硝部分包括臭氧发生器，气液分离罐气体出口通过管道与氧气净化系统相连，氧气净化系统出口端通过管道依次连接压缩机、氧气储罐和臭氧发生器入口端，臭氧发生器出口端连接臭氧喷射混合系统；
臭氧喷射混合系统出口端连接烟道反应器，锅炉系统、电厂烟道除尘器和引风机通过管道依次连接并连接至烟道反应器入口端，烟道反应器出口端通过管道依次连接电厂脱硫塔和电厂烟囱。
作为一种改进，碱性电解槽或PEM水电解池上还连接有温度控制系统。
作为一种改进，臭氧喷射混合系统上设有稀释风机。
利用上述装置进行的一种燃煤电厂水电解制氢耦合烟气脱硝方法，包括以下步骤：
(1)原料水经过给水处理系统处理后，输入到碱性电解槽或PEM水电解池；
(2)来自电厂的低谷电通过变压器及交直流变换器输入碱性电解槽或PEM电解池阴阳极，在碱性电解槽或PEM电解池的阴阳极分别发生电化学反应，产生氢气和氧气；
(3)碱性电解槽或PEM电解池产生的氢气经过氢气净化系统和压缩机存入高压储氢罐，用于出售；
(4)碱性电解槽或PEM电解池产生的氧气经过净化提纯后，经氧气压缩机输入氧气储罐，作为臭氧发生器的氧气源；
(5)氧气输入臭氧发生器经高压放电后产生100～200mg/l的臭氧，主要反应过程为如下：
3O2→2O3强电场电离放电；
与来自稀释风机的空气混合稀释后进入臭氧喷射混合系统，喷入烟道反应器与烟道中的氮氧化物进行反应，并经由电厂脱硫塔相连，从而实现氮氧化物的脱除，最后通过电厂烟囱达标排放。
一种碱性电解槽或PEM水电解制氢技术耦合活性分子臭氧脱硝实现燃煤电厂产氢和NOx超低排放的方法，包括以下步骤：
(1)火电机组将深度调峰以外的电负荷输入碱性电解槽或PEM水电解制氢系统，制取氢气的同时获得高浓度的氧气；
(2)将制氢过程中的副产物O2纯化后，存于氧气储罐中作为活性分子臭氧脱硝流程中的氧气源；
(3)将氧气储罐中氧气通入臭氧发生器，同时将火电机组深度调峰以外的电用于介质阻挡放电产生臭氧，主要反应过程为如下：
3O2→2O3强电场电离放电；
(4)将臭氧发生器生成的臭氧与来自稀释风机的空气进行混合，促进其在烟道反应器中的混合效果；
(5)稀释后的臭氧混合气经过臭氧供给系统进入臭氧喷射混合系统，喷入烟道反应器与烟气进行混合反应，将NOx高效氧化；
(6)氧化后的NOx，随SO2等其它烟气成分一同进入脱硫塔，完成洗涤吸收过程，实现协同脱硫脱硝。
本实用新型中，采用的碱性电解槽水电解制氢技术主要包括以下电化学反应过程：
阴极：4H2O+4e→2H2+4OH-
阳极：4OH-→2H2O+O2+4e
将加入电解质的水溶液注入碱性电解槽中，控制电流密度在0.1～0.6A/cm2之间，温度控制在30～90℃之间。在阴极，水分子被分解为氢离子(H+)和氢氧根离子(OH—)，氢离子得到电子生成氢原子，并进一步生成氢分子(H2)；氢氧根离子(OH—)则在阴、阳极之间的电场力作用下穿过多孔的横隔膜，到达阳极，在阳极失去电子生成水分子和氧分子。
本实用新型中，采用的PEM水电解制氢技术主要包括以下电化学反应过程：
阴极：2H++2e→H2
阳极：H2O→0.5O2+2H++2e
向PEM电解池的阳极侧注入纯水，控制水的电阻率大于1MΩ·cm，同时通过温度控制系统控制电解池反应温度在30～90℃，通电进行电解反应，控制电解池的工作电流密度为1～3A/cm2左右，阳极侧中的水在膜电极上发生电催化析氧反应失去电子，生成氧气(O2)和氢离子(H+)，氢离子(H+)通过质子交换膜到达阴极，在膜电极作用下与电子结合，在阴极被还原为氢气。
本实用新型的系统分为碱性电解槽或PEM水电解制氢流程和活性分子臭氧脱硝流程。碱性电解槽或PEM电解水制氢流程中，由温度控制系统控制电解池的温度，给水经过给水处理系统净化处理输入到电解池，同时电厂电负荷通过变压器对整个电解池输入电能，使其在一定的电流密度下发生电化学反应，从而在阳极和阴极分别以一定速率获得氧气和氢气，阴极产生的氢气经过氢气净化系统净化，压缩后存入高压储氢罐中，阳极产生的氧气经过氧气净化系统处理后存入氧气储罐作为活性分子臭氧脱硝流程的氧气源。活性分子臭氧脱硝流程，来自氧气储罐的氧气通入臭氧发生器，通过介质阻挡放电产生臭氧，臭氧与来自稀释风机的空气进行混合稀释后进入臭氧喷射混合系统，喷入烟道反应器与烟气进行脱硝反应，最后氧化后的烟气成分进入电厂脱硫塔，完成洗涤吸收过程，实现协同脱硫脱硝。整个系统的原料为水，电能来自于火电机组深度调峰以外的电负荷，最终可以实现燃煤机组在深度调峰下的NOx超低排放，同时获得具有高附加值的氢气。
与现有技术相比，本实用新型的有益效果在于：
1、传统碱性电解槽或PEM水电解制氢技术的制氢成本较高，其中耗电成本占总运行成本的80％，利用工商业电制氢成本高达45元/公斤氢气左右，利用火电机组深度调峰以外的低谷电，电解成本可以降至20元/公斤氢气左右，大大降低了碱性电解槽或PEM水电解制氢技术的制氢成本。
2、提高燃煤电厂火电机组的利用率，利用低谷电制备高价值的氢气产品，经济性较好，实现了大规模储能，同时也提高了火电机组运行的稳定性和安全性。
3、活性分子臭氧脱硝技术中空分制氧设备运行成本占约40％，利用碱性电解槽或PEM水电解制氢技术副产物氧气作为活性分子的氧气源，降低了活性分子臭氧脱硝技术的运行成本。
附图说明
图1为燃煤电厂水电解制氢耦合烟气脱硝装置的工艺流程图；
附图标记：1-变压器；2-给水处理系统；3-碱性电解槽或PEM水电解池；4-温度控制系统；5-气液分离罐；6-氢气净化系统；7-压缩机；8-高压储氢罐；9-氧气净化系统；10-压缩机；11-氧气储罐；12-臭氧发生器；13-稀释风机；14-臭氧喷射混合系统；15-锅炉系统；16-电厂烟道除尘器；17-引风机；18-烟道反应器；19-电厂脱硫塔；20-电厂烟囱。
具体实施方式
下面结合附图详细说明本实用新型的具体实施方式。
如图1所示，本实用新型的一种燃煤电厂水电解制氢耦合烟气脱硝装置，包括电解水制氢部分和活性分子臭氧脱硝部分。
电解水制氢部分包括碱性电解槽或PEM水电解池3，变压器1和碱性电解槽或PEM水电解池3的阴阳极连接，温度控制系统4与碱性电解槽或PEM水电解池3连接，给水处理系统2与PEM水电解池3连接，碱性电解槽或PEM电解池3阳极出口与气液分离罐5连接，阴极出口依次连接氢气净化系统6、压缩机7和高压氢气储罐8。气液分离罐5液体出口与给水处理系统2连接，形成给水循环；
活性分子臭氧脱硝部分包括臭氧发生器12，气液分离罐5气体出口与氧气净化系统9连接，氧气净化系统9连接压缩机10，压缩机10连接氧气储罐11。臭氧发生器12和稀释风机13连接臭氧喷射混合系统14，锅炉系统15尾部烟道出口连接电厂烟道除尘器16，电厂烟道除尘器16连接引风机17，引风机17和臭氧喷射混合系统14连接烟道反应器18，烟道反应器18连接电厂脱硫塔19，电厂脱硫塔19连接电厂烟囱20。
本实用新型一种燃煤电厂水电解制氢耦合烟气脱硝的方法具体步骤如下：
(1)原料水经过给水处理系统2处理后，输入到碱性电解槽或PEM水电解池3；
(2)通过温度控制系统4将碱性电解槽或PEM水电解池3温度控制在30～90℃左右；
(3)来自电厂的低谷电电负荷通过变压器1在碱性电解槽或PEM水电解池3两端输入一定电能，使电流密度维持在0.1～0.6A/cm2(碱性电解槽)或1～3A/cm2(PEM水电解池)，在碱性电解槽或PEM电解池3的阴阳极分别发生电化学反应，产生氢气和氧气；
(4)碱性电解槽或PEM电解池3产生的H2经过氢气净化系统6和压缩机7存入高压储氢罐8；
(5)碱性电解槽或PEM电解池3产生的氧气和给水经过气液分离罐5分离，水循环至给水处理系统2，氧气送往氧气净化系统9，获得的高纯度氧气经压缩机10输入氧气储罐11，作为臭氧发生器12的氧气源；
(6)臭氧发生器12产生的臭氧首先与来自稀释风机13的空气进行混合，稀释后的臭氧混合气进入臭氧喷射混合系统14，喷入烟道反应器18，自锅炉15尾部烟道排出的烟气经除尘器16除尘后，通过引风机17送入烟道反应器18，与臭氧进行反应；
(7)反应后的烟气进入电厂脱硫塔19，实现协同脱硫脱硝，达到超低排放标准的烟气最后通过电厂烟囱20排出。
本实用新型最大的创新之处是将水电解制氢技术与活性分子臭氧脱硝相结合，在产生清洁能源的同时，排放洁净烟气。同时，电解水所需电能来自火电机组深度调峰以外的电负荷，此举极大地降低了制氢和脱硝成本，提高电厂稳定性和经济性。
本实用新型采用碱性电解槽或PEM水电解制氢技术进行制氢。当采用碱性电解槽制氢技术时，控制电流密度在0.1～0.6A/cm2之间。加入电解质的水溶液被注入碱性电解槽阴极中，在阴极，水分子被分解为氢离子(H+)和氢氧根离子(OH—)，氢离子得到电子生成氢原子，并进一步生成氢分子(H2)；氢氧根离子(OH—)则在阴、阳极之间的电场力作用下穿过多孔的横隔膜，到达阳极，在阳极失去电子生成水分子和氧分子。当采用PEM制氢技术时，控制电解池的工作电流密度为1～3A/cm2左右,将电阻率大于1MΩ·cm的纯水注入阳极侧，阳极侧中的水在膜电极上发生电催化析氧反应失去电子，生成氧气(O2)和氢离子(H+)，氢离子(H+)通过质子交换膜到达阴极，在膜电极作用下与电子结合，在阴极被还原为氢气。
本实用新型采用碱性电解槽或PEM水电解制氢技术进行制氢时，需对其反应温度进行控制。当反应温度较低时，反应进行较慢，活性较低；当反应温度较高时，会导致电极及隔膜的腐蚀。本实用新型中反应温度控制在30～90℃之间。
本实用新型中，碱性电解槽或PEM电解池3阳极产生的氧气经过氧气净化系统9处理后存入氧气储罐11作为活性分子臭氧脱硝流程的氧气源。活性分子臭氧脱硝流程中，来自氧气储罐11的氧气通入臭氧发生器12，通过介质阻挡放电产生臭氧，臭氧与来自稀释风机13的空气进行混合稀释后进入臭氧喷射混合系统14，喷入烟道反应器18与烟气进行脱硝反应，最后氧化后的烟气成分进入电厂脱硫塔19，完成洗涤吸收过程，实现协同脱硫脱硝，最终实现超低排放。
以上描述解释了本实用新型的主要原理、基本特征和其优点，不能以此限定本实用新型实施的范围。上述说明书中描述的只是本实用新型的原理和特征，在不脱离本实用新型精神和范围的前提下，本实用新型还有诸多的变化与改进，这些都在保护范围内。
Claims (6)
1.一种燃煤电厂水电解制氢耦合烟气脱硝的装置，其特征在于，包括电解水制氢部分和活性分子臭氧脱硝部分；
所述电解水制氢部分包括碱性电解槽或PEM水电解池，变压器与碱性电解槽或PEM水电解池电极相连，碱性电解槽或PEM水电解池入口端连接给水处理系统；碱性电解槽或PEM水电解池阳极出口端与气液分离罐入口端连接，阴极出口端依次连接氢气净化系统、压缩机和高压储氢罐；气液分离罐液体出口与所述给水处理系统连接；
所述活性分子臭氧脱硝部分包括臭氧发生器，所述气液分离罐气体出口通过管道与氧气净化系统相连，氧气净化系统出口端通过管道依次连接压缩机、氧气储罐和臭氧发生器入口端，臭氧发生器出口端连接臭氧喷射混合系统；
臭氧喷射混合系统出口端连接烟道反应器，锅炉系统、电厂烟道除尘器和引风机通过管道依次连接并最终连接至烟道反应器入口端，烟道反应器出口端通过管道依次连接电厂脱硫塔和电厂烟囱。
2.根据权利要求1所述的一种燃煤电厂水电解制氢耦合烟气脱硝的装置，其特征在于，所述碱性电解槽或PEM水电解池上还连接有温度控制系统。
3.根据权利要求1所述的一种燃煤电厂水电解制氢耦合烟气脱硝的装置，其特征在于，所述臭氧喷射混合系统上设有稀释风机。
4.根据权利要求1所述的一种燃煤电厂水电解制氢耦合烟气脱硝的装置，其特征在于，采用碱性电解槽电解时，变压器输送至碱性电解槽电极上电流密度为0.1～0.6A/cm2。
5.根据权利要求1所述的一种燃煤电厂水电解制氢耦合烟气脱硝的装置，其特征在于，采用PEM电解池电解时，变压器输送至PEM电解池电极上的电流密度为1～3A/cm2。
6.根据权利要求2所述的一种燃煤电厂水电解制氢耦合烟气脱硝的装置，其特征在于，温度控制系统控制碱性电解槽或PEM水电解池的反应温度为30～90℃。
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