燃油燃气锅炉烟气脱硝

1、燃油、燃气锅炉烟气脱硝方案研究报告长沙奥邦环保实业有限公司零一二年十月燃油、燃气锅炉烟气脱硝技术研究1 国内外脱氮技术介绍目前脱氮技术有两种，一是低氮燃烧技术，在燃烧过程中控制NO的产生.分 为低氮燃烧器技术、 空气分级燃烧技术、 燃料分段燃烧技术； 工艺相对简单、 经 济，但不能满足较高的NO排放标准。另一种是烟气脱硝技术，使NO在形成后被 净化，主要有选择性催化还原（SCR）、选择性非催化还原（SNCR）电子束法等； 排放标准严格时，必须采用烟气脱硝。11低氮燃烧技术由氮氧化物（NOx）形成原因可知对 NOx的形成起决定作用的是燃烧区域 的温度和过量空气量。 低 NOx 燃烧技术就是通过控

2、制燃烧区域的温度和空气量， 以达到阻止 NOx 生成及降低其排放量的目的。 对低 NOx 燃烧技术的要求是， 在 降低 NOx 的同时，使锅炉燃烧稳定，且飞灰含碳量不能超标。1.1.1 燃烧优化燃烧优化是通过调整锅炉燃烧配风，控制 NOx 排放的一种实用方法。它采 取的措施是通过控制燃烧空气量、保持每只燃烧器的风粉 （煤粉）比相对平衡及进 行燃烧调整，使燃料型 NOx 的生成降到最低，从而达到控制 NOx 排放的目的。煤种不同， 燃烧所需的理论空气量亦不同。 因此，在运行调整中， 必须根据 煤种的变化，随时进行燃烧配风调整，控制一次风粉比不超过 1.8:1。调整各燃 烧器的配风，保证各燃烧器下

3、粉的均匀性，其偏差不大于 5%10%。二次风的配给须与各燃烧器的燃料量相匹配， 对停运的燃烧器， 在不烧火嘴的情况下， 尽 量关小该燃烧器的各次配风，使燃料处于低氧燃烧，以降低 NOx 的生成量。1.1.2 空气分级燃烧技术空气分级燃烧技术是目前应用较为广泛的低 NOx燃烧技术，它的主要原理是 将燃料的燃烧过程分段进行。 该技术是将燃烧用风分为一、 二次风， 减少煤粉燃 烧区域的空气量 （一次风 ），提高燃烧区域的煤粉浓度， 推迟一、二次风混合时间， 这样煤粉进入炉膛时就形成了一个富燃料区，使燃料在富燃料区进行缺氧燃烧， 以降低燃料型NOx的生成。缺氧燃烧产生的烟气再与二次风混合， 使燃料完全

4、燃 烧。该技术主要是通过减少燃烧高温区域的空气量，以降低 NOx 的生成技术。 它的关键是风的分配，一般情况下，一次风占总风量的2535%。对于部分锅炉， 风量分配不当， 会增加锅炉的燃烧损失， 同时造成受热面的结渣腐蚀。 因此，该 技术较多应用于新锅炉的设计及燃烧器的改造中。1.1.3 燃料分级燃烧技术该技术是将锅炉的燃烧分为两个区域进行， 将 85%左右的燃料送入第一级燃 烧区进行富氧燃烧，生成大量的 NOx，在第二级燃烧区送入15%的燃料，进行 缺氧燃烧， 将第一区生成的 NOx 进行还原， 同时抑制 NOx 的生成， 可降低 NOx 的排放量。1.1.4 烟气再循环技术该技术是将锅炉尾

5、部的低温烟气直接送入炉膛或与一次风、 二次风混合后送 入炉内， 降低了燃烧区域的温度， 同时降低了燃烧区域的氧的浓度， 所以降低了 NOx 的生成量。该技术的关键是烟气再循环率的选择和煤种的变化 1.1.5 技术局限这些低NOx燃烧技术设法建立空气过量系数小于1的富燃区或控制燃烧温 度，抑制NOx的生成，在燃用烟煤、褐煤时可以达到国家的排放标准，但是在燃 用低挥发分的无烟煤、 贫煤和劣质烟煤时还远远不能达到国家的排放标准。 需要 结合烟气净化技术来进一步控制氮氧化物（NOx）排放。低氮燃烧器技术：主要 通过降低火焰温度和氧含量减少 NO产生，可降低NO生成量.3060%。1.2 烟气脱硝技术在

6、排放要求较高时， 需采用烟气净化技术。 目前应用较广的烟气脱硝技术有： 选择性催化还原（SCR）法、选择性非催化还原（SNCR法、同时脱硫脱硝（如电子束 法、活性焦还原法 ） 等。几种常用烟气脱硝技术的比较如下：1.2.1选择性催化还原（SCR）技术SC脱硝技术是在催化剂作用下，用选择性还原剂 （氨或尿素）将NO还原为 无害的氮气和水蒸气，是目前国际上技术最成熟、应用最广泛的烟气脱硝技术， NOx兑除效率8090%。但投资和运行成本较高。SC技术在德国、Et本、奥地利、 丹麦、美国等国应用广泛，奥地利 AEE鲁奇、日立、三菱、巴布考克等国外脱 氮公司拥有较好的SC业绩。AEE公司于2001年投

7、运的丹麦某电厂325M机组脱氮 效率达到95%。国内已经投运的SCI工程目前仅福建后石电厂600M机组，由台塑 美国公司独资兴建。1.2.2 选择性非催化还原 (SNCI)选择性非催化还原脱硝技术是在锅炉上烟温 8501050"C处将还原剂(氨或 尿素)均匀喷入炉膛内，生成无害的氮气和水蒸气。 SNC工艺不需催化荆，但需 要较离反应温度； 反应系统简单、投资较省、运行成本低；脱氨效率一般仅有 20 40%，应用较少。1.2.3 电子束法脱硫脱硝电子束法用高能电子加速器发射电子束激发烟气， 产生的多种自由基在常温 下将S02、NC等氧化为高价氧化物，与注入烟道的氨气反应，生成硫酸铵和硝

8、酸 镀等。优点是同时脱硫脱硝去除率高；系统简单，建设费用是同等规模FGD勺70-80 %；不使用催化剂； 副产物是出路较好的化肥。 缺点是耗电量大， 运行费 用高；目前的电子辐射装置还不适用于大机组系统。 成都热电厂采用日本荏原公 司电子束法脱硫脱硝，处理烟气量 30万 Nmy h。1.2.4 活性焦吸附法脱硫脱硝烟气中的S02通过活性焦碳微孔的吸附催化作用生成硫酸，再热时生成浓度 很高的s02气体，根据需要转化成硫磺、液态 S02等产品，烟气中的NO在加氨条 件下经活性焦催化还原，生成水和氮气。脱硫 效率几乎达100%，脱硝率在80%以上，反应在100200E低温进行，不需烟气 升温装置；

9、不存在吸附剂中毒； 建设费用与电子柬法相当， 运行费用约是电子柬 法一半。活性焦吸附法是西德 BF(BergbauForschung) 公司在1967年开发， 日本 的三井矿山(株)公司改进后于1984年10月建立处理能力3万/ Nrash 1的工业试 验装置，经过改进和调整达到长期稳定连续运转，脱硫率 JL乎100%，脱氩率在 80%以上。2. 脱硝技术现状：2. 1 SCR兑硝技术2.1.1 概念国际上技术最成熟、应用最广泛的烟气脱硝技术，是在催化剂的作用下，用 还原剂（氨或尿素）与烟气中的氨氧化物反应，将NO还原生为无害的氮气和水蒸 气。根据催化剂种类不同，反应温度范围150550&qu

10、ot;C,燃煤电厂SC催化剂温度 一般为350。C左右。按反应器布置方式不同，分为高含尘 SC工艺和低含尘SCR 工艺。2.1.2脱硝反应机理：SC反应条件下的化学反应式为：4NH阱 4N3 02= 4N2+ 6H2O在适当催化剂的作用下，对NO也有还原去除作用：4NH阱 2N0H 02= 3N2+ 6H2O 6NO2 + 8NH3> 7N2+12H2O2.1.3 SCR工艺流程SC系统包括烟道、SC反应器，催化剂，氨喷射系统，脱硝装置灰斗，吹灰 及控制系统，脱硝剂存储、制备、供应系统，检修仪表和控制系统，电气系统等。 其中，核心部分是SC反应器。脱硝剂存储、制备、供应系统包括液氨储存、

11、制 各、供应系统包括液氨卸料压缩机、储氨罐、液氦蒸发槽、液氨泵、氨器缓冲槽、 稀释风机、混合器、氨气稀释槽、废水泵、废水池等。液氨的供应由液氨槽车运 送，利用液氨卸料压缩机将液氨由槽车输入储氮罐内，用液氮泵将储槽中的液氨输送到液氨蒸发槽内蒸发为氨气，经氨气缓冲槽控制一定的压力及流量， 然后与 稀释空气在混合器中混合均匀，再送至脱硝系统。氮气系统紧急排放的氨气则排 入氨气稀释槽中，经水的吸收排入废水池再经由废水泵送至废水处理厂处理。流程如图所示境注三维视图K=引M3S 5E帝纯n诣甩杠送風机m 乜啊*IIII : :U314G HL O Jt RSQANPEHInr pass duct 十li匸

12、业£半叩：-尸EKX9TIH& SIEAMHOT A DR TO BOILER_ AM10KIA h ItWECTIONE<»nonlzirCMH ICRIAnumwls tmii AirPipingICR R-ftBCtOrEt&nniwr EPJEB JootblDifWFiibra Snotblover FuTjre Utal/BLL7DamperFrom Amnmb ilofigs 坤(n一 td - rec pta:rNew Itruchrfil '堀Figure 3: AES Somerset 675 MW SCR System2.

13、1.4技术特点SCR反应器布置在锅炉省煤器后，空气预热器之前。此时锅炉尾部烟气的温 度足以满足催化剂运行温度，不需专门加温。催化剂容易堵塞。由于含尘量高， 必须防止催化剂堵塞，通过使烟气均匀布置和布置吹灰装置可避免催化荆堵塞问 题。反应过程中发生副反应，S02在催化剂作用下转化为S03,再与烟气中的残留 氨反应形成硫酸氢铵对省煤器会造成腐蚀。低浓度残留氨有利于避免形成硫酸氢 铵。投资较低，但在旧厂改造中，有时由于场地限制，不能使用高含尘量工艺流 程。2.1.5 SCR三种布置的特点布置形式反应器位置特点高尘布置SC反应器设置在省 煤器的下游和空气 预热器和粉尘控制 装置上游之间烟气温度在催化剂

14、反应的最佳范围，烟气粉尘 高，烟气流速高，催化剂用量较大，催化剂采 用宽节距79 mm每层催化剂上部安装吹灰器，防堵塞，SCR反应器底部设灰斗。低尘布置SC!反应器布置在咼温型电除尘器ESP和空预器APH之间烟气中飞灰相对较少，催化剂的节距为47mm 催化剂用量减少，烟气温度偏低，需使用省煤 器旁路，对热效率有影响。尾部布置SC!反应器布置在湿 法脱硫装置（FGD 的下游烟气温度低、需用天然气燃烧加热，增加操作 费用。最普通的SCRE艺Warn划h对*i扇：MH j+ftirAir3NUj larkarxj AWAinnmtrwiiHft2 .1.5 SCR性能参数与工艺优化SC工艺的性能参数

15、有：NOX兑除率：一般8090%,可达到95%;氢逃逸率：逃逸的氨进入灰中.影响灰出售，氨逃逸率一般限制在I2ppmS02/S03转化率：一般应小于I %,由于逃逸的氨与S03反应生成硫酸氢铵对省煤 器等造成腐蚀。通过计算机流体动力学（CFD）模拟可优化烟气速度分布、烟气与 氨的均匀分布、反应温度、NHP NO比，以降低气流压损和氨逃逸率，优化 SCR 性能参数。针对不同工程的烟气成分和含尘量等关键参数。通过催化剂选型优化，降低 系统阻力的同时延长催化剂使用寿命，防止催化剂积灰；在系统数值模拟的基础上，优化设计烟道布置、导流板布置、喷氨均布装置以及氨空气混合装置，提高系统反应效率，降低氨耗量。

16、2.1.6脱硝还原剂制备2.161尿素热解制氨技术在SC系统（选择性催化还原脱硝工艺）中，利用还原剂-氨气和NO反应来 达到脱硝的目的，目前成熟的还原剂制备工艺有液氨法、氨水法、尿素水解法、 尿素热解法。采用液氨法和氨水法制备还原剂具有工艺简单、能耗低、维护方便等特点， 但液氨和氨水都是有毒物质， 其运输和储存都属于重大危险源， 具有较大的安全 风险。使用液氨法作为还原剂时， 在设计安全规范、 运输线路许可、 储存的安全 评价及环评认证等支持性文件，并在相关管理部门进行危险化学品使用登记；采用尿素制备还原剂时， 从尿素的运输、储存及最终制成还原剂都非常安全， 虽然工艺相对复杂、 投资运行费用相

17、对高， 但能够确保氨来源的安全可靠。 在较 大城市、人口密集、 和靠近饮用水源的地方， 越来越多的电厂脱硝系统开始倾向 于选用安全的尿素作为还原剂。 该技术已应用于100MW 600M机组脱硝装置，成 功案例表明，该技术各项技术指标稳定可靠。尿素热解制氨技术利用高温空气或烟气作为热源，将雾化的尿素水溶液迅 速分解为氨气，低浓度的氨气作为还原剂进入烟道与烟气混合后进入 SCI反应器， 在催化剂的作用下将氮氧化物还原成无害的氮气和水。尿素热解制氨系统一般包括尿素储备间、 斗提机、 尿素溶解罐和储罐、 给料 泵、尿素溶液循环传输装置、电加热器、计量分配装置、绝热分解室（内含喷射 器）、控制装置等设备

18、。袋装尿素颗粒储存于尿素储备间， 由斗提机输送到溶解罐里， 用去离子水将 干尿素溶解成质量浓度 40%60%的尿素溶液，通过尿素溶液给料泵输送到尿素溶 液储罐。 空预器提供的热一次风通过电加热装置 （或直接采用空气加热， 也可使 用燃油、天然气、高温蒸汽等各种热源）加热到 600C左右进入绝热分解室。尿 素溶液经由循环传输装置、 计量分配装置、 雾化喷嘴等以雾化状态进入绝热分解 室内高温下分解，生成NH3 H2刖CO2分解产物通过氨气喷射格栅喷入脱硝系 统前端烟道。控制装置保证还原剂的供应量满足锅炉不同负荷与脱硝效率要求。高温风机？'380V冲洗水压第空气热饌室尿秦濬液守素溶液循环管道

19、氢丿空气混合气体/去AIG一次风 |300/ 8-IOKPci去显一台机组固怵尿蠡衽电加热器"尿秦落液建尿索"2.162 技术特点：使用安全的尿素，且易于运输和储存，无危险源建设、运行、管理的困扰； 占地面积小，周围不需要大距离的防火安全间距； 与尿素水解相比，投资与运行 费用相当，但不需要压力容器，安全性更高；精确计量，调节控制容易，响应速 度更快；分解完全，热解炉能将尿素溶液完全分解为还原剂；热源可根据现场实际情况选择性的组合。国内SCR项目投资估算国内单位KW投资成本与脱硝率、运行费用表脱硝率（%新机组投资成 本（元 /KW）新机组运行费 用（元 /kgNOX老机组投

20、资成 本（元 /KW）老机组运仃费 用（元 /kgNOX30502.04.01001.42.8501003.05.01202.03.5651204.06.01502.84.2801505.07.02003.55.02.1.7 SCR法工程应用实例北京某热电厂新建两台E级(254MW)燃气-蒸汽联合循环热电机组北京某热电厂新建两台E级(254 MW)燃气-蒸汽联合循环热电机组，配套进 行SCR ( SelectiveCatalytic Reduction)法烟气脱硝装置建设,燃机燃烧的天然气成分见表1 ,余热锅炉中烟气脱硝装置入口烟气参数见表 2。表1 天然气成分天然气成分单位体积含量CH4%9

21、6.120C4H6 %0.501C3H8 %0.118C4H10 %0.033C5H12 %0.012CO2 %2.600N2 %0.147H2S mg/ Nm36.130He %0.469表2 烟气脱硝装置入口烟气参数项目单位数值烟气量kg/ s548198SCR入口烟气温度C354130SCR前烟气静压Pa3114烟气成分02%13.1689N2%75.1303Ar%0.883S02%0H20%6.1746CO2%3.1378NOXppmvd25 (15 %O2)2.1.7.1 性能要求本项目烟气脱硝装置主要性能要求见表 3主要性能要求:序号名称单位数值1NOX脱除率%> 502NH

22、3逃逸率ppm< 3 ppm3SO2/ SO3转化率%< 1 %4催化剂寿命h> 24 0005脱硝装置压力损失Pa< 2502.1.7.2 工艺流程目前常用的脱硝技术可分为燃烧过程中脱硝和燃烧后烟气脱硝，燃烧过程中 脱硝是在燃烧过程中抑制NOX生成,主要有分级燃烧、燃料再燃、浓淡偏差燃烧、 低过剩空气燃烧和烟气再循环等；燃烧后烟气脱硝是对燃烧生成后的NOX进行脱 除,即烟气脱硝技术,主要有SCR法和SNCR (Selective Non -CatalyticReduction)法,工业应用中采用较多的是SCR法烟气脱硝技术。经比较分析, 本项目脱硝方案选用SCR法烟气

23、脱硝工艺，由于项目所在地位于北京市四环之内 综合考虑还原剂的消耗量和不同还原剂的运输和安全成本，本项目还原剂选用 20 %(质量)浓度的氨水。本项目工艺流程见图I1I还®II 运範辭*_|就水卸载泵|_*_|_i |图1余热锅炉脱硝系统工艺m主要可分为还原剂供应系统和余热锅炉烟气系统。运氨槽车运来的20 %浓度的氨水通过氨水卸载泵卸载到氨水储罐中储存，氨水储罐中的氨水经氨水计量泵 送到蒸发/混合器中被从催化剂层后抽取的再循环高温烟气蒸发并与再循环烟 气混合后通过喷氨格栅均匀的喷入到余热锅炉催化剂层上游；从燃机来的烟气经 过余热锅炉第一级高温蒸发器换热模组后与喷氨格栅喷入的氨气混合通过

24、催化 剂层,烟气中的NOX在催化剂的作用下,与NH3发生还原反应,生成无二次污染的 N2和H2O ,然后通过余热锅炉的第二级高温蒸发器和省煤器 ，最后通过烟囱随烟 气排放。2.1.7.3 主要设备选型本项目余热锅炉烟气脱硝装置主要设备有氨水卸载泵、氨水储罐、氨水计量泵、蒸发/混合器、喷氨格栅、烟气再循环风机、催化剂等。各主要设备参数 与功能见表4。2.1.7.4 运行情况本项目脱硝装置随主机整体工程于2008年3月上旬建成后于3月底和4月 初对单个设备进行了调试,并于2008年4月13日锅炉机组启动后对1 #炉脱硝 装置进行了整体启动和调试，脱硝装置一次启动成功运行，各项参数均达到设计 值,脱

25、硝效率达到了 61.15 %。2 #炉于2008年5月14日进行了启动,脱硝系统 运行稳定,脱硝效率达到61.11 %。到目前为止，本项目两台机组脱硝装置均运行 良好.如果机组年利用小时数按3 500 h计算,两台机组每年可减排NOX约30818 t , 可有效控制NOX排放,保护环境。表4主要设备参数与功能设备名称参数功能备注氨水卸载泵流量15 m3/ h将氨水从槽车卸载到氨水储罐氨区共用1用1备氨水储罐有效容积25 m3满足一台余热锅炉7天20 %浓度氨水消耗量的储 存氨区共用2台氨水计量泵流量30120kg/ h满足1台锅炉不同负荷氨水供应量氨区共用1用1备蒸发/混合器700 X 5 0

26、00 mm将20 %浓度氨水蒸发并与再循环烟气混合1台/炉喷氨格栅在烟气通道截面按280 mm间隔均布将氨与烟气的混合气体均匀的喷入到余热锅炉内催化剂波纹板式孔径313 mm加快NOX与NH3的反应速 度,脱除烟气中的NOX烟气再循环风机烟气量11 700Nm3/ h从催化剂层后抽取高温烟气将氨水蒸发1用1备/炉2.1.7.5 经济分析经济分析的目的是计算脱硝装置 “折算每度电脱硝费用”。基于设计条件和 性能要求,本脱硝装置的主要费用包含初建费用、运行费用、设备维护费用、运 行人员管理费用等，各项费用说明如下。初建费用包含脱硝装置首次建设的设备、催化剂、安装等各项工程费用，不包含土地征用和使用

27、费、运行费用包含脱硝装置运行的各项消耗费用，主要包含电耗、还原剂消耗、压缩空气消耗、水耗、催化剂消耗等。对于水耗，本脱硝装置使用20 %浓度氨水,通常不消耗水，此处不计算水耗；对于压缩空气,本项目消 耗量较少，折算到运行费用的电耗中，未单独列出；对于催化剂消耗，考虑到催化 剂化学寿命为24 000 h ,每隔67年更换一层为消耗材料,本经济分析将此项列 入运行费用。设备维护费用包含脱硝装置所有设备的检修、更换配件和易损件等 维护费用。运行人员管理费用包含脱硝装置运行维护人员的工资、福利等。本脱硝装置详细的经济分析表见表5。表5 经济分析表项目单位技术参数数值备注烟气量kg/ s548198SC

28、R入口烟气温度354130NOX浓度ppmvd25(15 %O2)NOX脱除效率%50(15 %O2)SO2/ SO3转化率%1NH3逃逸率ppm3催化剂耗量m33124 000小时初建费用初建总费用万元736.12含首装催化剂折算年均初建费用万元/年24.50运行费用年利用小时数h/年3 500年氨水消耗量t/年315.40年氨水消耗费用万元/年47.30年电耗量kWh/ 年210 000年电耗量费用万元/年10.10年折算催化剂费用万元/年44.70年总运行费用万元/年102.20设备维护费用万元/年73.60运行人员管理费用万元/年24平均年总消耗费用万元/年224.30年发电量kWh/

29、 年700 000 000折算每度电脱硝用分 / kWh0.322.1.7.6 工程应用重点考虑燃气余热锅炉SCR法烟气脱硝与常规火电厂燃煤锅炉或工业锅炉 SCR法烟 气脱硝工艺原理相同，但由于余热锅炉脱硝用的催化剂布置在余热锅炉炉内，工 程设计还是有较大区别，对于余热锅炉脱硝在工程设计时应重点考虑以下几个方 面的内容。（1）喷氨混合装置喷氨混合装置的关键是要考虑氨气和烟气的混合，另外还要考虑装置阻力 问题。目前常用于烟气脱硝的喷氨混合装置主要有涡流混合装置、静态混合器和喷氨格栅。涡流混合装置要求的混合距离较大，且引起的烟气阻力较大；静态混合 器混合距离较小，但引起的烟气阻力大；喷氨格栅可根据

30、混合距离的远近布置喷嘴的数量 ,此方法易于设计且混合阻力小 , 为余热锅炉脱硝混合装置的最佳选择（2）喷氨装置的位置根据余热锅炉结构型式 , 喷氨装置可布置在锅炉入口喇叭口段 ,也可布置在 炉内催化剂前的换热模组之间。 喷氨装置布置在入口喇叭口段可节约炉内混合空 间,减少喷嘴数量 , 但对喷氨装置的材质要求高 ,且氨分布调整困难。喷氨装置布 置在炉内催化剂前的换热模组之间时 , 对喷氨装置的材料要求较低 ,氨分布易于 调整, 能较好的满足机组负荷波动的影响 , 但要求喷氨装置与催化剂之间有一定 的混合距离 , 加长了炉内烟道。对于不同的余热锅炉型式 ,脱硝装置设计时应进行 综合比较 , 合理选

31、取喷氨格栅布置位置。（3）催化剂选型催化剂从其型式上主要分为平板式、波纹板式和蜂窝式 ,不同类型的催化剂 有其各自的特点 ,燃气余热锅炉的烟气条件较好 ,烟气比较清洁 ,适合于选用比表 面积大、活性高的催化剂。另外 ,烟气系统阻力对燃气余热锅炉也很重要 ,对于催 化剂的选型也要考虑催化剂层阻力大小。综合比较 ,催化剂可优先选用波纹板式 或蜂窝式。2.2 SNCR 脱硝技术2.2.1 SNCR 技术SNC工艺技术，又称为热力脱硝技术。最初由美国的 Exxo rl公司发明，并 于1974年在日本成功的工业化应用。SNC是一种不用催化剂，在850C' 1100C 炉膛温度区域内，喷入还原剂氨

32、或尿素与NO反应，迅速生成无害的N2和H20的过 程进行脱硝。一般SNC技术脱硝率约3050%。SNC技术投资成本低，建设周期短，脱硝效率中等，比较适用于缺少资金的 发展中国家和适用于对现有中小型锅炉的改造。这种技术的不足之处就是 NOX勺 脱除效率不高，氨逃逸比较高。所以单独使用SNC技术受到了一些限制。但对于 中小型机组或老机组改造，由于它在经济性能方面的优势，仍不失其吸引力。因不使用催化剂，不会导致S02/ S03氧化，造成堵塞或腐蚀的机会最低，没 有压力损失；NH逃逸在1015ppm2。通常在炉膛内喷射还原剂，但还原 NOX 的反应对于温度条件非常敏感，反应温度窗口的选择是 SNC还原

33、NO效率高低的 关键之一，温度窗口取决于烟气组成、烟气速度梯度、炉型结构等差数。最佳的 反应温度窗的温度范围为8501150C ;当反应温度过高时，由于氨的分解会使 NO还原率降低，另一方面，反应温度过低时，氨的逃逸增加，也会使NOx还原率 降低。SNC工艺技术的关键就在于，还原剂喷入系统必须尽可能地将还原剂喷入 到炉内最有效温度窗区域内，即尽可能的保证所喷入的还原剂在合适的温度下与 烟气进行良好的混合，这样一方面可以提高还原剂利用率，另外一方面可以控制 获得较小的氨逃逸。水 I 水泵背压调节岡还原剂储讎输送泵Ftgi/rc 托口 卍兀'厂 ProcessP 詞（HISNCRC艺喷氨示

34、意图第|二层高度锅护烟气图1 SNCRM单示意图与SCF技术相比，SNCR技术没有SCF技术所用的昂贵的脱硝催化剂，其技 术优势就在于投资与运行成本少，SO2/SO3专化率小。SNCR勺缺点是脱硝效率相 对较低，通常大型锅炉的SNCR兑硝效率在40%以下。2.2.2 SNCR 脱硝技术的特点使用安全的尿素还原剂，不产生液体或固体的废料；设备采用模块化结构， 安装简便，建设周期短；所占空间极小，锅炉SNCR射区可以全部布置在锅炉 平台上； 喷射是多层次的， 并且随负载及操作指令自动控制； 对煤种变化不敏 感；适用 : 煤、石油、天然气、水泥窑、垃圾炉等；NOx 脱除效率 2550%，某些炉型可以

35、更高；投资少，运行成本低； 适用于脱硝效率要求不高的机组，特 别适用于机组脱硝改造工程；在机组排放要求较高时，具有与 LNB+OF和SCR 技术结合的手段。2.2.3 SNCR 脱硝技术在中小型工业锅炉中的应用以广州某纺织印染有限公司75T/h燃煤锅炉SNC脱硝改造2.2.3.1 工艺选定对于NOX勺减排控制，可以根据NoX勺产生过程，采用锅炉燃烧优化调整和燃 烧后尾部烟气处理(SNCR相结合的方式对烟气中的含氮气体进行净化处理。2.2.3.2 工艺性能参数描述(1) 影响脱硝效果的主要因素在SNC技术设计和应用中，影响脱硝效果的主 要因素包括：尿索和NO反应的停留时间、反应区内的温度、基线

36、NO浓度、喷 射区域CO&度、还原剂的分布均匀性、氨逃逸等。( 2)保证脱硝效果的措施采用新型还原剂注入器， 使用压缩空气作为雾化介 质，液滴尺寸合理、分布均匀，与烟气中的 NO混合良好；结合锅炉的燃烧温度 分布及喷射区的CO&度，对燃烧装置内烟气流动和温度场进行电脑模拟， 选取适 于反应的温度区域， 在这些温度区域选取适量的点安装喷射器以保证在适当的温 度处喷人还原剂；通过精确的计算，严格控制喷入炉膛的还原剂量，减少剐反 应降低氨逃逸的目的。2.2.3.3 工艺说明( 1 )还原剂制备储存系统还原剂：脱硝系统采用固体尿素颗粒现场配制成 的40 (wt) 尿素水溶液作为还原剂，

37、 经稀释后的尿素溶液喷入锅炉烟气中进行脱 硝反应。尿素(NH2)2CO®人炉内后，与NO勺反应机理如下：（NH2）2CO-*NH3+HNCONH3+OH-*NH2+H20NH2+NO-*N2+H20HNCO+H-NH2+COCO+02-+C02总的反应式为：（NH2）2CO+2NO+02=N2+C02+2H20 尿素溶解水及稀释水：喷人炉膛的尿素是溶液状的，作为溶剂的水应是具 有软化水质量的纯水。尿素溶解热源：尿素在水溶液中的溶解过程属于吸热过程，在溶解过程中 需要吸收大垃的热量。尿素站：尿素存储系统、尿素溶液配制系统和尿素溶液储存系统集中布置， 共同组成尿素供应站 （ 简称为尿素站

38、 ）。它的主要设备包括： 台斗式提升机、 尿素溶解罐、 尿素溶液储罐、 尿素溶液 输送泵、 立式高压离心输送泵。 在尿素站内完成 40尿素溶液的配制、 40尿素 溶液的储存。（2）尿素溶液循环系统尿素溶液循环系统是指尿素溶液储罐内储存的尿素溶 液经立式高压离心输送泵输送至SNC脱硝系统，回流液自动返回尿素溶液储罐的 系统。（3）稀释/计量模块稀释计量模块为SNC系统提供定量的还原剂和调节压 力。模块包括多级离心泵， 用于计量的调节阀和电磁流量计， 用于控制压力的控 制阀和压力传送器等。模块采用PLC进行控制，控制信息上传到脱硝上位机。（4）分配模块分配模块由一个自由基座、空气压力调节器、还原剂

39、流量表、 手动喷射区隔断阀及仪表组成， 用来控制每个喷枪的雾化/冷却空气、 混合的化 学剂和冷却水的流量。 空气、混合的化学剂可以在此模块上进行调节， 使得混合 液达到最适宜的雾化效果，取得最佳的 NO还原效果。（ 5）炉前喷射系统炉前喷射系统由两层喷射层 （ 共7个喷射器 ） 组成。喷射层 均布置在炉膛燃烧区上部和炉膛出口处， 以适应锅炉负荷变化引起的炉膛烟气温 度变化，使尿素溶液在最佳反应温度窗口喷入炉膛。 每个喷射器插入炉膛的地方 均设套管固定， 当喷射器不投运时， 可以方便的将喷射器从炉膛退出避免高温受 热。6）电气控制系统脱硝电气控制系统采用独立的控制系统，由脱硝上位机、 数据通讯网

40、络、 控制器及现场仪表所组成； 系统又分为公用配置控制系统和脱硝 工艺控制系统。 公用配置控制系统可实现脱硝尿素溶液高流量循环组件、 尿素溶 液配料、输送过程的自动控制。2.2.3.3 实施效果该纺织印染有限公司SNC脱硝改造项目是属于广东省首批采用选择性非催 化还原技术对中小型工业锅炉进行脱硝降氮的项目。 项目已完成 168小时试运行， 并通过当地环保部门竣工验收。竣工验收监测数据表明通过采用SNC脱硝改造，能够将NOX勺排放浓度控制在50mg/m3以下(环境温度：31. 5C。100. 50kPa)。2.2.4.SNCR法影响NO还原率的因素虽然SNC方法从原理讲上比较简单，但在实际的应用

41、中有许多因素影响到 NOX勺还原率。主要的因素有四个：2.2.4.1 还原剂喷入点的选择喷人点必须保证使还原剂进人炉膛内适宜反应的温度区间 (900 -1 100"C)。 温度高，还原剂被氧化成Nox,烟气中的NO含量不减少反而增加；温度低，反应 不充分。 造成还原剂流失， 对下游设备产生不利的影响甚至造成新的污染。 图为 美国环保署Daniel C Mussatti等人做的NO还原率与反应温度和停留时间的关系 的实验结果。10076037098010901200NO,还原率与反应温度和停留时间的关系806040200 6502.242合适的停留时间因为任何反应都需要时间，所以还原剂

42、必须和NO在合适的温度区域内有足 够的停留时间，这样才能保证烟气中的NO还原率。从图2可以看出：停留时间从 lOOmS曾加到500ms NO最大还原率从70%上升到了 93%左右。2.243 适当的NH3/NO）摩尔比NH3/NO摩尔比对N0x还原率的影响也很大。根据化学反应方程，NH/NOx摩尔比应该为1,但实际上都要比1大才能达到较理想的NO还原率，已有的运行 经验显示，NH/NO摩尔比一般控制在1. 02. 0之间，最大不要超过2. 5。 NH/NO摩尔比过大，虽然有利于NO）还原率增大，但氨逃逸加大又会造成新的 问题，同时还增加了运行费用。50403530252015105051L52

43、25尔比图3 NCX还原率与NH昇N5摩尔比的关系图为N0还原率与NH/NOx摩尔比的关系图，从中可以看出，当 NH/NOx 摩尔比小于2,随NH/NO摩尔比增加NO还原率显著增加，但NH/NO摩尔比大于2后，增加就很少801L .70605040302010010氨逃逸图4 NCX还原率与氮逃逸率的关系图为NO还原率与氨逃逸率的关系图，可以看出，NH/NO摩尔比增加，NHx还原率增加，但氨逃逸率也增加了。2.2.4 . 4还原剂和烟气的充分混合NH两者的充分混合是保证充分反应的又一个技术关键，是保证在适当的,/ NO摩尔比下得到较高的Nc还原率的基本条件之一只有在以上四方面的要求都满足的条件

44、下，NOX兑除才会有令人满意的效果。 大型电站锅炉由于炉膛尺寸大、锅炉负荷变化范围大，从而增加了对这四个因素 控制的难度。国外的实际运行结果表明，应用于大型电站锅炉的SNC的NO还原 率只有25%40%。111-* L- .一105420图5 N6还原率与锅炉容flt的关系图为美国环保署Daniel C . Mussatti等人所做的NO还原率与锅炉容量之间 关系的统计结果。从中可以看出，随着锅炉容量的增大，SNC 的 NO还原率呈下降的趋势。以上四个方面的因素都涉及到了 SNC还原剂的喷射系统，所以在SNCR 中还原剂的喷射系统的设计是一个非常重要的环节。2.2.5 SNCR工艺的经济性分析

45、SNC工艺以炉膛为反应器，可通过对锅炉的改造实现，建设周期短，投资成 本和运行成本与其它烟气脱硝技术相比都是比较低的，适合于对中小型锅炉的改 造。对于电站锅炉，投资成本依据 NOX0放浓度的不同在$515/kW之间，假如 考虑到电厂辅机系统的改造，最大的投资成本要达到 $ 20/kW对相同型式的锅 炉，平均投资成本随着锅炉尺寸的增加而减少。由于具体情况不同N0X勺脱除成本大概在$4002 000/1之间。对于电站锅炉来说，影响脱除成本的因素有：烟 气中的NOX勺含量、要求的脱除率、锅炉尺寸、容量因子、热效率、改造的难易 程度和工程设备的使用寿命。用均化成本表示的SNC的成本大概在0. 53.5

46、mill/kW- h（美厘/千瓦时）之间。表1为国外电厂已运行SNC脱硝技术经济指标。ti/(xir!)! /(»)(SS/W)'mills/U! (IS/N 恥 H#mtI (xir1)1006S01811401«L55淋細1嚼111 '300UIM5300n ;H482015:1033<lfl9607?i<5110370釁15-18I. MJ7炯刑<10 ,为了最大的减少对锅炉正常运行的影响，SNC系统的准备安装可在68周内 完成，然后利用计划内3天停炉时间彻底完成。226 SNCR技术在各国的应用SNC是一项成熟的技术。1974年在日

47、本首次投入商业应用，到目前为止，全 世界大约有300套SNC装置应用于电站锅炉、工业锅炉、市政垃圾焚烧炉和其它 燃烧装置。在美国，SNC的首次商业应用是1988年南加州的一家石油精炼厂的锅 炉。到今天，SNC的商业应用以及全尺度的示范工程已经运用于燃用各种燃料的 所有类型的锅炉中，其中有30个电站锅炉应用了 SNC技术，容量总共约为7100MWV 其中有5个机组的容量超过了 600MWV最大容量达到了 640MW/在德国，sNcF主要 应用予的市政废物焚烧炉上。此外20多个燃烧重油的快装锅炉也使用了 SNCR在 瑞典，Linkoping P1地区的供热站的燃煤锅炉使用SNCR烟气中的NO含量为

48、300 -350 X 103时可降低65%的排放。在捷克，1992年以来，为了满足新的环境标准 的要求，5个燃煤锅炉安装了 SNC系统。在韩国，1999年9月韩国电力公司的250MW 的B&V对冲燃烧燃煤锅炉上安装了 SNCR在烟气中的NO含量为400X106时，还 原率为40 %,氨逃逸率为15X 10-6。在中国台湾，中钢公司动力工厂的一个 55MW 的美国CE公司燃煤锅炉安装了 SNCR在烟气中NO含量为300X 10-6时可得到43%的还原率，同时氨的逃逸小于10X10-6 o227 SNCR的应用中可能出现的问题 SNC工艺中氨的利用率不高，为了还原NQ必然使用过量的氨，容易

49、形成 过量的氨逃逸。氨的逃逸造成环境的污染并形成氨盐可能堵塞和腐蚀下游设备。 形成温室气体N2O,研究表明用尿素作还原剂要比用氨作还原剂产生更多 的NO 如果运行控制不适当，用尿素作还原剂时可能造成较多的cO排放。这是因 为低温尿素溶液喷人炉膛内的高温气流引起淬冷效应，造成燃烧中断，导致 CO 排放的增加。 在锅炉过热器前大于800C的炉膛位置喷人低温尿素溶液，必然会影响炽 热煤炭的继续燃烧，引发飞灰、未燃烧碳提高的问题。2.3 SNC技术与其它技术的联合应用由于电站锅炉炉膛尺寸大及负荷变化，造成单独使用SNC的NOX兑除效率低 (<50 %)，而氨的逃逸却较高(>10 X 10_

50、6)，所以目前国外大型电站锅炉单独使用 SNC的不多，绝大部分是SNC技术和其他脱硝技术的联合应用。2.3.1 SNCR/SCR 混合脱硝技术(SNCR/SCR Hybrid Process)氨逃逸率的要求限制了 SNCR的脱硝效率，但在SNCR/SCF系统里，SNCR 所产生的氨可以作为下游SCR的还原剂，由SCR进一步脱除NO,同时减少了 SCR的催化剂使用量，降低了成本。在美国南加州使用该系统的燃煤锅炉的 NOx ; 脱除率可达到7092%,在新泽西州液态排渣燃煤锅炉可达到 90%，氨逃逸在2 X 10-6以下。SCR和SNCF相g同，都是在一定温度下，加入烟气中的氨或尿素溶液等与 NO

51、x 发生还原反应，生成无害的氮气和水，不同之处是前者有催化剂的参与， 而催化 剂的参与降低了反应温度窗(由不加催化剂时的8001 100 C降至300400C 或更低)，并提高了反应效率。传统SNCR/SCI混合法工艺具有两个反应区，通过布置在锅炉炉墙上的喷射 系统，首先将还原剂喷人第一个反应区锅炉炉膛， 在高温下尿素溶液与烟气 中 NO 发生非催化还原反应，实现初步脱氮；并且在锅炉高温下产生的逃逸氨与锅炉烟气混合，进入第二个反应区 SCF反应器，在催化剂的作用下，氨气和 NOx进行化学还原反应，生成无害的氮气和水。SNCR/SCR混合脱硝技术则是在传统的混合法工艺基础上，采用特殊的尿素喷 射

52、布置设计和流场混合技术，能更好地控制 SNCR段尿素喷射方式，改善SNCR 逃逸氨的分布，降低还原剂的消耗量，对NO）终端排放值的检测与控制也更加灵 敏，可以有效消除传统混合法经常出现左右两侧烟气NOx排放的不平衡的现象，达到脱硝过程高效低耗的目的，是一种改进型混合脱硝工艺。尿素补充喷射尿素补充SNCR喷射器SNCRV 一f锅炉fIT小尺寸尿素溶液催化剂去空预議2.3.1改进型的混合法工艺相对传统的混合法工艺的主要区别：通过尿素补充喷射器补充后端SCR氨需量的不足，因此SNCR的氨逃逸率 可以要求较小，从而降低整个混合工艺的还原剂消耗量。SCR的脱硝效率的设计不受氨逃逸量的限制，真正实现超过

53、SCR脱硝效率的设计极限值，使得 SNCR/SCR混合应用后的脱硝效率可以达到更高，可以使用在诸如W型火焰的锅炉上。采用特殊的流场混合器/导流板设计，使烟气/氨气在较短的烟道内进行 混合，设计施工容易实现。对NOx终端排放值进行自动调节的控制方法更有效。2.3.2 改进型混合法工艺与 SCR 工艺对比的特点：改进型混合工艺可获得与 SCR 工艺一样甚至更高的脱硝率，且工程造价和 运行成本更低；有效减少催化剂用量，且催化剂的寿命一般为35年，之后就必须进行再生或更换，因此混合法可明显减少催化剂的回收处理量；不需要设置静态混合器、 AIG ，无需加长烟道，催化剂用量减少也使得反应器体积小，因 此混

54、合法脱硝对空间适应性强，适用于很多空间受限制的改造项目；脱硝系统阻力小， 系统压降将大大减小， 从而减少了引风机改造的工作量， 也降低了运行 费用；由于减少了催化剂使用量，SO2/SO3转化所引起的腐蚀和ABS阻塞问题 明显减少 ；前端 SNCR 的设计无需考虑氨逃逸， 有助于提高 SNCR 阶段的脱硝效 率；尿素溶液可以直接喷射进入锅炉， 不需要尿素热解、 尿素水解等复杂的还原 剂分解系统，降低工程建造成本，并减少占地，降低安全隐患 .2.3.2 SNCR和低NO燃烧器的联合应用2001年的美国的一份政府科技报告称：B&w公司和其他两个研究机构正联合 开发一种适用于大多数煤种的超低NO燃烧器和SNC的联合脱硝技术，它的运行 和建设成本约为SCR勺一半，但NO的排放可达到SCR勺标准。2.3.3 SNCR 和再燃烧技术的联合应用在