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水泥厂氨水脱硝浓度计
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产品详细说明
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产品规格：DCR E-Scan
牌：Electron Machine Corp
产品包装：纸箱
&水泥厂脱硝
水泥厂脱硝主要是脱去烟气中的NOx（氮氧化物），脱硫就是脱去烟气中的SO2（二氧化硫），这两种物质进入大气会形成酸雨，酸雨对人类的危害非常大，所以现在国家一直在提倡环保，以煤炭为燃料的烟气都含有这些物质，特别是火电厂，现在建火电厂都要同时建设脱硫，脱硝现在国家还没有开始强制上。
水泥厂的烟气脱硝技术主要有选择催化还原法（SCR）和选择性非催化还原法（SNCR）
选择催化还原法（SCR），脱硝效率达到95%，是目前公认最有前景的技术.用NH3作还原剂将NOx催化还原为N2；烟气中的氧气很少与NH3反应，放热量小.&
&&&&&&选择性非催化还原法（SNCR），脱硝效率在30%&50%之间,在高温和没有催化剂的情况下，通过烟道气流中产生的氨自由基与NOx反应；烟气中的氧参与反应，放热量大。其他方法正在逐步淘汰出市场，不予介绍。
一、选择性催化剂还原烟气脱硝技术（SCR）是采用垂直的催化剂反应塔与无水氨，从燃煤燃烧装置及燃煤电厂的烟气中除去氮氧化物（NOx）。具体为采用氨（NH3）作为反应剂，与锅炉排出的烟气混合后通过催化剂层，在催化剂层，在催化剂的作用下将NOx还原分解成无害的氮气（N2）和水（H2O）。该工艺脱硝率可达90%以上，NH3逃逸低于5ppm,设备使用效率高，基本上无二次污染，是目前世界上先进的电站烟气脱硝技术，在全球烟气脱硝领域市场占有率高达98%。
&&&&&二、SCR烟气脱硝技术工艺原理&4NH3+4NO+O2-&4N2+6H2O&
8NH3+6NO2-&7N2+12H2O
&&&&&三、SCR烟气脱硝技术工艺流程SCR反应器通常布置在燃煤和燃油电厂的固态排渣或液态排渣锅炉的烟气下游，位于锅炉出口和空气预热器之间，此时气体温度为300～4000C，是脱硝
反应的最佳温度区间，一般利用氨作为反应剂，烟气在进入脱硝反应器之前,首先将NH3和空气的混合气体(氨气5%)导入，氨气由许多精密喷嘴均匀分配在烟气通道的横断面上,烟气由上向下流动，催化剂上表面保持一定的温度,NOx在催化剂表面和氨气反应生成N2和H2O，而作为空气组成部分的N2和H2O对大气不会产生污染。经过脱硝设备处理后的烟气再经过锅炉尾部空气预热器进入布置在烟气下游的电除尘器或脱硫系统。
水泥厂脱硝工艺
水泥厂脱硝技术主要包括低氮燃烧器、分级燃烧法、非选择性催化还原法（SNCR）和选择性催化还原法（SCR）等，各控制技术的脱氮效率如下表所示：
NOx控制技术
低NOx燃烧器
1、低NOx燃烧器&
目前在国内已经有广泛应用，但其效果受窑工况影响较大，一般NOx的排放量不能达到预期效果或效果不明显。&
2、SCR&法&
SCR法具有脱氮效率高的优势，在电厂锅炉脱氮被广泛应用。但由于SCR操作温度窗口和含尘量的特殊要求，在国内外水泥生产线上极少使用，主要原因为：（1）出窑的烟气通常用于余热发电，出余热发电系统的烟气温度无法满足SCR的温度要求；（2）窑尾框架周边基本上没有布置SCR催化剂框架的空间；（3）出窑的烟气中高浓度粉尘及其有害元素易造成催化剂破损和失效；（4）一次性投资大；烟气通过催化剂的阻力增大了窑系统的阻力；（5）催化剂每三年需要更换，运行成本高。&
3、分级燃烧技术
分级燃烧脱氮的基本原理是在烟室和分解炉之间建立还原燃烧区，将原分解炉用煤的一部分均布到该区域内，使其缺氧燃烧（第一级燃烧区域内空气过剩系数小于1）以便产生CO、CH4、H2、HCN和固定碳等还原剂。这些还原剂与窑尾烟气中的NOx发生反应，将NOx还原成N2等无污染的惰性气体。此外，煤粉在缺氧条件下燃烧也抑制了自身燃料型NOx产生，从而实现水泥生产过程中的NOx减排。
4、SNCR脱硝技术
SNCR（选择性非催化还原）技术在旋窑水泥厂脱硝系统上广泛的运用。
该法将氨水（质量浓度20%～25%）或尿素溶液（质量浓度30%~50%）通过雾化喷射系统直接喷入分解炉合适温度区域（850~1050℃），雾化后的氨与NOx（NO、NO2等混合物）进行选择性非催化还原反应，将NOx转化成无污染的N2。当反应区温度过低时，反应效率会降低；当反应区温度过高时，氨会直接被氧化成N2和NO。
SNCR法的脱硝效率为50%～70%，低于选择性催化还原法(SCR)的脱硝效率(80%～90%)，而SNCR法的费用(包括设备费用和操作费用)只有SCR法的1/5左右。
我们生产 E-Scan在线浓度计, 台式数显浓度计, 监视转换系统 . 我们的使命是提供创新的高质产品和优质服务。我们将我们的优秀传统与我们的承诺相结合，以满足客户的各种需求。我们的目标是为我们的客户提供完全满意的服务，促进我们的员工不断发展进步，提高我们公司的价值。我们的浓度计产品已经成为纸浆和造纸、食品和化工等行业的指定标准。
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公司先进脱硫脱硝湿法电除尘整体解决方案成功投运
文章来源：站长&&&&&&&&& 发布时间：&&&&&&&&&& 浏览次数：6381
2013年10月，由徐州燃控科技股份有限公司与浙江大学共同承担的国家科技部863课题“低温等离子体燃煤烟气复合污染控制和资源化与氨法脱硫脱硝技术”示范工程“山西潞宝集团焦化有限公司低温等离子体技术和氨法脱硫脱硝”项目成功投运，采用废氨水为脱硫剂，脱硫效率达到96%以上，湿法电除尘后的氨逃逸等气溶胶均得到有效控制。
该项目由浙江大学承担干法等离子体、湿法电除尘器方案设计，徐州燃控科技股份有限公司承担氨法脱硫方案和整个项目的工程设计、采购与施工。项目包括电除尘前设置干法等离子体、原有电除尘器改造、氨法脱硫、湿法电除尘等内容，可以满足更为严格的二氧化硫、氮氧化物、粉尘等污染物的排放要求，代表了PM2.5控制呼声日高情况下燃煤锅炉大气污染物排放控制技术与装备的发展趋势。
【】【】【】SCR法烟气脱硝改造后基硫酸氢铵造成的空预器堵塞治理实践
摘 要：本方法从热二次风再循环、脱硝烟气旁路、送引风机协同调整，提高排烟温度，整体提高空预器运行温度，同时通过低省控制空预器出口温度，减少对电除尘及后续设备影响，通过具体实践克服了空预期电流波动，炉膛气温偏差，电除尘入口烟温过高等难题。有效了遏制并控制了硫酸氢铵堵塞的发展趋势，保证了机组长时间运行后带负荷能力。关键词：烟气脱硝；硫酸氢铵（ABS）；氨逃逸；空预器堵塞；治理DOI：10.ki.37-1222/t.1 概述对于SCR法烟气脱硝，氨气和NOX不能能全部混合，逃逸是不可避免的，当逃逸率超标时氨气与三氧化硫反应生成硫酸氢铵堵塞空预器。硫酸氢铵因其特殊物理性质，极易吸附并粘结在空预器换热元件上，常规的蒸汽吹灰和激波吹灰难以去除。目前解决办法有在线高压水冲洗，由于在机组运行期间进行冲洗，对空预器及其后电除尘安全有较大影响，极易发生空预器电流波动大而跳闸，有较大安全风险，对设备和机组工况要求较为苛刻，在公司#4炉运行期间曾进行过实验，空预器曾发生电流波动超过额定值，压差减小效果不明显而未继续实施。大唐三门峡发电有限责任公司的2台630MW——HG--YM4型锅炉是哈尔滨锅炉厂有限责任公司利用英国三井巴布科克能源公司（MB）的技术支持，进行设计、制造的。锅炉为一次中间再热、超临界压力变压运行带内置式再循环泵启动系统的本生（Benson）直流锅炉，单炉膛、平衡通风、固态排渣、全钢架、全悬吊结构、π型布置。锅炉岛为露天布置。锅炉燃用义马和三门峡当地混煤、常村煤及铜川煤。30只低NOX轴向旋流燃烧器（LNASB）采用前后墙布置、对冲燃烧，6台ZGM113N中速磨煤机配正压直吹制粉系统。大唐三门峡发电有限责任公司2台630MW锅炉于2014年完成脱硝改造，最初设计排放值为小于200mg/Nm3。采用的选择性催化还原法SCR脱硝工艺，SCR反应器布置在锅炉省煤器出口和空气预热器之间，设计有三层催化剂层，要求运行温度在300℃-400℃范围，针对锅炉低负荷及深度调峰情况SCR入口烟温不到300℃问题，脱硝入口设计烟气旁路，锅炉水平烟道后部引出高温烟气进入SCR入口与原烟气混合后，保证SCR脱硝反应温度在设计范围内。SCR烟气脱硝系统的还原剂采用液氨，II期2台锅炉的脱硝系统共用一个还原剂储存与供应系统，在脱硝反应器进、出口安装实时监测装置，具有就地和远方监测显示功能，监测的项目包括：进出口NOX、烟气流量、烟气温度、O2、NH3逃逸、差压等。针对硫酸氢铵堵塞问题，空预器更换两段式换热元件，中温段和低温段一体化，但#4机组改造后运行一段时期后，空预期堵塞现象严重，引风机入口负压已到极限值，炉膛负压大幅波动 。2015年根据河南省政府蓝天行动文件要求，河南省内所有火电机组必须逐步达到超低排放标准。#4机组在2015年12月份完成超净排放改造后，为了控制出口不超过50mg， 必然会加大喷氨量来控制排放。硫酸氢铵堵塞的问题进一步严重。在机组启动运行仅36天后，就出现了空预器压差急速增大，炉膛负压波动，日常性的蒸汽和激波吹灰不能遏制空预期压差发展。.#4机组启动后第36天，#4B空预器压差情况，最大值4.6Kpa。2 硫酸氢氨生成原理及危害硫酸氢氨的生成作为选择性催化还原法SCR脱硝的副反应，与煤种硫份和SCR未反应完全逃逸到烟气中NH3有直接关系。通常情况硫酸氢氨露点为147℃，当环境温度达到此温度时，硫酸氢氨以液体形式在物体表面聚集或以液滴形式分散在烟气中，硫酸氢氨是一种粘性很强的物质，极易粘附在物体上难以去除，而且有较强的吸潮性，当温度继续升高至250℃以上，硫酸硫酸氢氨由液态升华为气态。锅炉空预器运行温度梯度一般在120℃-300℃，硫酸氢氨的物理性质和决定随着烟气温度在空预器中大幅降低在空预器中低温区域沉积，未沉积的硫酸氢氨吸附在烟气中烟尘转换为固态，在电除尘中进行除去[1]。防止硫酸氢氨的生成主要有控制氨逃逸率和降低入炉煤硫份。锅炉运行中氨逃逸超标的主要原因有以下几种，一是脱硝烟气流场不均匀，造成局部喷氨量过大引起逃逸；二是脱硝喷嘴未针对烟气流场进行调整，造成NH3浓度场分布不均；三是对氨逃逸率监视手段有限；四是空预器堵塞后，烟气量减少、排烟温度降低扩大了硫酸氢氨的沉积区域；五是机组一直低负荷运行排烟温度偏低，也扩大了硫酸氢氨的沉积区域；六是机组负荷波动频繁，NOX生成随负荷变化而变化，喷氨调节存在一定的滞后性，造成过喷现象。硫酸氢氨沉积在空预器中，造成空预器堵塞，对锅炉安全运行有极大的危害：一是由于两台空预器阻力不同，造成低负荷、低烟气量时引风机发生抢风现象，造成炉膛负压大幅波动，危及机组安全运行；二是由于空预器的堵塞不均匀，引起一、二次风压和炉膛负压周期性波动；三是空预器阻力增大后风烟系统电耗增大；四是空预器堵塞后阻力增大，局部烟气流速变快，空预器蓄热元件磨损加剧，严重时会造成蓄热元件损坏；五是空预器堵塞造成烟气系统阻力增大，引风机出力无法满足机组满负荷运行，造成机组限出力；六是最终很可能由于空预器堵塞机组被迫停运检修[2]。3 解决硫酸氢氨造成空预器堵塞问题原理及方法3.1 解决思路针对硫酸氢铵的物理性质，发现根据温度不同，呈现不同的物理状态，在147℃以下，呈现坚固的固态；在147℃-250℃范围内，呈现称严重的鼻涕状态，常规的蒸汽吹灰和激波吹灰难以去除，在250℃以上升华。由于空预器温度梯度变化从320℃-120℃之间，这使得极易吸附并粘结沉积在空预器换热元件中部[3]。由于这种相变在短时间是可逆的，因此提高运行温度，改变沉积区域，对已经沉积在受热面的硫酸氢铵再溶解升华，改变其沉积区域，尽量使其粘在灰上，而在下部空预器元件为一体化，不利于硫酸氢氨的粘结，随着烟气冷却，硫酸氢铵固化并随烟尘早电除尘除去。针对硫酸氢铵挂灰主要两段之间部位，提高温度使得过程后移，而后面条件不利于沉积在受热面上，所以进行了去除。
3.2 提高烟温治理硫酸氢铵堵塞可行性分析提高烟温会来造成空预器整体运行温度区间的改变，空预器工作温度从原来的350℃-120℃（烟气侧），预计将会提升到380℃-230℃，之后各个运行设备运行温度均会发生改变，因此烟温改变后设备是否能安全运行，直接关系到治理方案是否可行。（1）设备安全运行温度极限考察，确定提高烟温的边界条件。通过查阅空预器说明书、低温省煤器、电除尘、引风机、脱硫吸收塔运行说明书，空预器蓄热片为普通碳钢变形温度为420℃，表面喷涂陶瓷的冷端蓄热元件爆瓷温度在300℃以上，因此升温对蓄热片无影响；电除尘内部主要有阳极、阴极、电极瓷瓶等，没有对烟温有特别要求材料，但电极瓷瓶耐受温度可能是制约点，为了防止瓷瓶出现裂纹，以历史运行经验表明，温度在160℃无影响；引风机根据厂家提供的资料，叶片为合金钢铣制而成，提升到180℃温度后不会有影响，但应加强对引风机轴承温度监视；脱硫吸收塔内除雾器为塑料材质，对烟温有明确要求，要求吸收塔烟气入口温度不大于160℃。锅炉低温省煤器为降低电除尘及脱硫吸收塔烟温提供了解决途径，锅炉通过低温省煤器能大幅降低空预器后烟温，保证其后设备在安全温度下运行。（2）温度提高后设备变形量增加，引发动静摩擦或损坏。温度提升后，主要是考虑空预器膨胀问题。空预器转子按半径6m，高度4m计算，根据不锈钢膨胀系数，冷端端径向温升150℃计算，冷端变形量10.8mm，轴向平均温升较小，按100℃极端，轴向变形量在4.4 mm，询问锅炉专业空预器间隙调整的余量，经过计算此形变在空预器软性密封的允许范围之内。（3）提高烟温手段及余量分析。因为空预器入口烟温是在350℃，因此适当减少空预器冷二次风、一次风量，就能达到提高烟温至250℃要求。查阅烟气比热容，密度，烟气流量，一次风量，二次风量，换热效率进行估算。经过计算70%锅炉负荷，将烟气量、送风量、一次风量进行如下调整，就能满足出口烟温调整要求。以提高锅炉A侧空预器出口烟温为例，锅炉A侧风烟系统调整为BMCR 40%烟气量，BMCR25%（送风量+一次风量），B侧风烟系统调整为BMCR 30%烟气量BMCR45%（送风量+一次风量），在就能满足。考虑到锅炉还布置了热二次风再循环、脱硝烟气旁路，因此还有较大调整余量。通过以上设备运行情况考察，风机出力分析。认为过考察热二次风再循环、脱硝烟气旁路、送引风机协同调整，提高排烟温度，整体提高空预器运行温度。在70%锅炉负荷，仅通过风机与低省配合就能满足烟温需要，并且低省后烟温满足安全运行需要。因此从方案可行，公司现场具备提高烟温进行治理条件。4 现场治理方案实施及效果日 ，由于#4B空预器压差较大，在进了充分准备情况下，进行了#4B空预器升温试验。机组带70%负荷，缓慢增大#4B侧引风机出力，降低#4B送风机出力，同时开启#4炉送风机B侧热风再循环，开启SCR去B侧烟气旁路挡板提高B侧空预器入口温度。最终B侧送风机动调开度降至30%维持。#4B侧空预器排烟温度达180℃左右，经过2小时候时其阻力开始降低，最终排烟温度升高到230℃，考虑到空预器冷端漏风的影响，空预器冷端蓄热片的底部应该达到了250℃，在此温度下硫酸氢氨基本全部气化，空预器阻力大幅降低。B侧低温省煤器全程投入，两组换热器流量调整至300t/h，有效的把电除尘入口烟温降至158℃，满足其后设备安全运行。空预器升温过程中的危险点及注意事项：一是控制好升温速率，防止由于膨胀不均造成卡涩；二是投入空预器冷端吹灰连续运行，加强引风机轴承温度监视；三是缓慢调整参数，防止烟温过调超限危害电除尘、脱硫吸收塔设备安全；四是提高凝结水压力，保证低温省煤器大流量运行，有效降低空预器后烟温；五是加强另一侧风机参数监视，防止过负荷；六是两侧空预器运行工况差别大，主要对锅炉壁温、主再热汽温影响，防止单侧参数严重超标。5 结语通过实践检验，证明硫酸氢铵在烟温提升后确实按预想进行了升华，压差出现明显好转，而空预器及后设备主要参数未有影响，从而验证此项技术可靠、安全、有效，值得推广。另外由于堵塞时间较长，通过此次实践发现部分硫酸氢铵沉积发生不可逆逆转，建议出现堵塞后尽快治理，若有硫酸氢铵沉积可通过长时间多次在线治理来逐步改善和解决此问题。参考文献：[1]李云东.基于硫酸氢铵造成的空预器堵塞治理对策[J].产业与科技论坛，）.[2]马双枕，金鑫，孙云雪，崔基伟.SCR烟气脱硝过程硫酸氢铵的生成机理与控制[J].热力发电，2010（08）：012.[3]杨飏.氮氧化物减排技术与烟气脱硝工程[M].北京：冶金工业出版社，2007.作者简介：陶泽（1985-），男，山西曲沃人，本科，助理工程师，研究方向：火力发电厂运行管理。
山东工业技术
2016年23期
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