烟气脱硝技术简介

1、2010年年03月月脱硝技术简介脱硝技术简介1.1火电机组NOx排放特征u根据官方统计，截至07年底，已经投入运行的火电总装机容量约为5.5亿千瓦，2010年火电装机容量约为7亿千瓦。u300385 MW等级机组的份额占据首位，仍为主力机组，其次是5001000 MW等级机组。u100MW和100165MW等级机组占34%。机组等级比例机组台数100MW23100165 MW11476200250 MW9249300385 MW305405001000 MW27240火电机组NOx排放特征u上世纪80 年代中期，以石横电厂300MW 锅炉为标志，我国电站锅炉的设计制造开始采用早期的 LNB。同

2、时期引进的锅炉也大多采用了类似技术。但是，这些锅炉投运后运行状况表明，NOx 的控制水平十分有限，排放范围为：5501000 mg/m3 。u2004 年开始设计制造的大容量锅炉，各大锅炉厂都采用了先进的 LNB技术。这批锅炉投运后的实绩表明，NOx的控制水平有了实质性的提高，排放范围为：350600 mg/m3 。1.2 2005年前后投产机组容量分布u2005年以前投产的机组占火电总容量的68%，这些锅炉基本上没有采取NOx控制措施，或控制措施效果十分有限；u2005年后投产的100 165MW等级锅炉并没有像大容量锅炉那样采取有效措施其氮 氧化物排放样没有得到控制。火电机组NOx排放特征

3、u切圆燃烧：占有66%的份额，是主要的燃烧方式。 u墙式燃烧：占有量24%。与切圆相比，早期的墙式燃烧NOx排放浓度较高。05年以后投产的大容量锅炉，切圆和墙式在数量和排放浓度也有趋同的倾向。 u拱上燃烧：占有8%的比例。虽然份额较小，但是NOx排放浓度普遍很高，高达12002000 mg/m3 是同容量其他燃烧方式锅炉的23倍。就此推断，排放总量接近墙式燃烧。 uCFB（循环流化床）：仅占3%的份额，并且排放浓度较低，350mg/m3以下。 u100MW以下的机组没有统计数据。我国有大量的CFB锅炉，50MW及以下等级有几千台，100150MW等级有几百台。这些锅炉分布在化工和能源行业，用于

4、供热和发电（数量不详）。1.3火电机组燃烧方式分布特征火电机组燃烧方式分布特征u2005年以后投产的大容量机组，由于采取了高参数，以及先进的LNB技术，NOx单位排放量仅有1.0g/kW.h左右（切圆和墙式燃烧方式）；u上世纪80年代到04年期间投产的300385MW等级范围的切圆燃烧锅炉，总容量达到69,610MW ，它们的NOx单位排放量为1.82.8g/kW.h；u早期墙式燃烧锅炉的单位排放量为3.24.6g/kW.h 。采用前几代LNB后可以达到1.52.6g/kW.h；u拱上燃烧方式的单位排放量高达4.55.8g/kW.h。1.4 火电厂氮氧化物排放控制火电厂大气污染物排放标准（征求

5、意见稿）替代GB13223-2003 火力发电锅炉及燃气轮机组氮氧化物（以NOx计）排放浓度 单位mg/Nm3时段时段第第1 1时段时段第第2 2时段时段第第3 3时段时段实施时间实施时间2010-01-012010-01-012010-01-012010-01-012015-01-012015-01-012010-01-2010-01-01012015-01-012015-01-012010-01-012010-01-01燃煤锅炉燃煤锅炉VdafVdaf10%10%13001300重点区域重点区域200200其他区域其他区域400 400 1 1）11001100重点区域重点区域200200

6、其他区域其他区域400400重点区域重点区域200200其他区域其他区域40040010%Vdaf 20%10%Vdaf 20%11001100650650VdafVdaf 20%20%650650450450燃油锅炉及燃油锅炉及燃气锅炉燃气锅炉天然气天然气200200150150200200150150150150燃油或其他燃气燃燃油或其他燃气燃料料400 400 200200200 200 3 3）200200200200650 650 2 2）400400燃气轮机组燃气轮机组天然气天然气8080808050505050燃油或其他燃气燃燃油或其他燃气燃料料15015015015012012

7、0120120火电厂氮氧化物排放控制征求意见稿火电厂氮氧化物排放控制征求意见稿在制定第 3 时段浓度限时遵循以下原则： 重点地区内新建、改建和扩建的火电锅炉，须同步配套建设烟气脱硝装置，执行200mg/m3 的限值。 其他地区新建、改建和扩建的燃煤电厂，须同步配套建设烟气脱硝装置或预留烟气脱硝场地，执行400mg/m3 的限值。更严格的限制将执行200mg/m3和100mg/m3的标准。1.5 火电厂氮氧化物排放控制u2004年以后建造的锅炉都采用了先进的LNB技术。 u据不完全统计，已经在总容量为7,370MW的在役机组上实施了LNB改造。一批现有火电厂结合技术改造安装了低氮燃烧器。截至20

8、08 年底，全国约有200 多台套火电机组安装了烟气脱硝装置。 u已建成投运的SCR的机组容量为16,670MW ，其中在役机组改造的有18台，总容量2,385MW。在建和拟建SCR的（新建）机组容量超过120,000MW。 u未来1.2亿新建机组的氮氧化物排放浓度可以达到 50200mg/m，单位发电量的排放将会达到0.20.5g/kW.h。 u燃烧器被设计成可调整或不可调整式的分级进气,以做阶段式燃烧。u燃料混合一部份的一次风(Primary air)由燃烧器喷入锅炉,二次风则包围着燃料管进入锅炉通常都做涡旋式进入。u阶段式燃烧是将燃料加热起来同时将与其结合在一起的氮释放出来,此自由氮存在

9、于一个缺氧的气态环境中 。u剩下来的空气则留在燃烧程序的后段进入,以便使未燃烧成氮氧化物之气态碳化合物完成燃烧。空气分级燃尽风（OFA）u主燃烧区之空气减量供应,剩下来的空气分成一段或多段在主燃烧区的上方注入锅炉；u主燃烧区的温度最高,此温度会使氮氧化,所以此区氧浓度尽可能保持低,可减少氮之氧化；u剩下来的空气(全部空气量的30%左右)进入较低温之区域,因此可减低氮氧化物的形成；u这种供风方式与LNB相结合，一般可减少NOx的生成量20-40%，实施时须对现有的供风系统和炉膛进行一定程度的改造。再燃烧/阶段性燃烧技术u燃料如同空气一样,也成阶段性的进入锅炉中燃烧，一般分成主燃区、再燃区和燃尽区

10、u一部份燃料(通常为10%20%)注入主燃烧区上方的再燃区而不供入空气u目的是创造一个缺氧的还原性气氛，在此区域内燃料会与氮氧化物中之氧作用而将氮释放出来形成氮分子N2、CO2及H2O。u再燃烧所需之燃料不一定要和主燃烧器所用燃料相同,通常,再燃烧所用燃料一定需要有较高的反应能力方能达到效果,天然气,油,及超细媒粉（43)都曾被用来做为再燃烧之燃料 u再燃烧需配合过剩空气(分离式燃尽风、炉顶风 OFA, Over Fire Air)从而在燃尽区实现完全燃烧，将未燃烧的CO和飞灰中的碳燃烧尽u再燃烧技术的脱硝效率一般可达40%，但需对原燃烧系统和制粉系统（采用超细煤粉的场合）及炉体实施较大的改造

11、。烟气再循环u再循环烟气会将燃料所需之氧剥夺,使火焰温度降低,从而减少氮氧化物的生成。u30%的烟气混入一次风，可降低30-40%氮氧化物的生成。u再循环方式有将烟气引入送风机入口或将烟气吹进二次风风箱以与二次风混合等方式。2.5 燃烧后烟气脱硝技术选择性催化还原法（SCR）uSCR脱硝技术是指使用还原剂（尿素、氨水、液氨等）在合适的温度范围在有氧条件下在催化剂的作用下将NOx选择性的还原为无害的氮气和水；uSCR脱硝技术具有脱硝率高（5090%、可调），选择性好（与NOx反应)，成熟可靠等优点，是国外电站广泛采用的脱硝技术；uSCR技术首先在七十年代后期在日本的工业电站得到应用，随后在欧洲、

12、美国等地区得到广泛的应用。2.6燃烧后烟气脱硝技术选择性非催化还原法（SNCR）uSNCR是由美国Exxon公司首先开发成功、首先在日本得到商业应用；uSNCR无需催化剂，选择的还原剂与SCR相同，也为液氨、氨水或尿素 uSNCR以还原剂在锅炉上方和水平烟道喷入，与烟气中的NO x有选择的反应生成无害的N2和H2O；uSNCR工艺的反应温度为9001100，温度窗口较窄，脱硝率不高，一般为2560%（在阚山、利港等电厂使用）。uSNCR改造投资成本较低，比较适合对现有锅炉的SNCR改造。 u即在高温区使用SNCR法，在炉膛内喷入还原剂将NOx还原；在尾部烟道中安装SCR反应器（烟道型反应器），

13、利用SNCR中逃逸的NH3将NOx进一步还原，利用这种组合方式可以将采用SNCR出口的NOx浓度再降5060%左右，氨的泄漏量小于5 ppm。由于上游使用了SNCR降低了SCR的入口NOx的负荷，可以减少SCR催化剂的使用量，降低催化剂的初投资；而下游的SCR利用SNCR逃逸的NH3可以减少NH3的逃逸量。uSNCR/SCR混合法可利用逃逸的氨作为后部SCR的还原剂，从而可使其脱硝效率逐步升级最终可达到80%以上。u由于两种工艺联用，由于脱硝后的氨氮以及烟气成分分布以及工艺参数很难精确测定，因此控制调试难度较大。2.8.脱硝技术经济的对比NOx控制技术 脱硝率（%） 投资费用（元/kw） 低N

14、Ox燃烧技术 各种燃烧调整技术 1030 010 燃烬风技术OFA 2030 515 烟气再循环FGR 2050 412 低NOx燃烧器（LNB） 2040 612 再燃烧（Reburning） 4050 3050 LNB和先进的OFA 4070 620 LNB和再燃烧法 6080 3060 尾部烟气处理 SNCR 2050 2550 SCR 6090 70110SNCR+SCR40804080序号主要成熟技术SCRSNCR/SCR联产SNCR1还原剂尿素、液氨、氨水尿素、液氨、氨水尿素、液氨、氨水2反应温度300400前段:9001100，后段:32040090011003催化剂成份主要为T

15、iO2， V2O5 WO3 后段加装少量催化剂(成份同前)不使用催化剂4脱硝效率60%90%40%80%大型机组25%40%，小型机组配合LNB、OFA技术可达80%5SO2/SO3氧化会导致SO2/SO3氧化SO2/SO3氧化较SCR低不导致SO2/SO3氧化6NH3 逃逸35ppm35ppm左右510ppm7对空气预热器影响催化剂中的V、Mn、Fe等多种金属会对SO2的氧化起催化作用， SO2/SO3氧化率较高，而NH3与SO3易形成NH4HSO4造成堵塞或腐蚀SO2/SO3氧化率较SCR低，造成堵塞或腐蚀的机会较SCR低不会因催化剂导致SO2/SO3的氧化，造成堵塞或腐蚀的机会为三者最低

16、8系统压力损失催化剂会造成较大的压力损失（100mmH2O）催化剂用量较SCR小，产生的压力损失相对较低(40-60mmH2O) 基本无压力损失9燃料的影响高灰分会磨耗催化剂，碱金属氧化物会使催化剂钝化影响与SCR相同基本无影响10锅炉的影响受省煤器出口烟气温度的影响 受炉膛内烟气流速、温度分布及NOx分布的影响(需做计算机模拟分析)与SNCR/SCR混合系统影响相同(需做计算机模拟分析)11占地空间大（需增加大型催化剂反应器和供氨或尿素系统）较小(需增加一小型催化剂反应器，无需增设供氨或尿素系统)小(锅炉无需增加催化剂反应器)3.1.NOx的形成3.2.影响温度型NO生成的因素（1）温度 温

17、度是关键因素，1500 C以上开始生成NO，随着温度上升，NO激剧增加。预混火焰燃烧温度高，NO生成量较大。（2）停留时间 停留时间长，特别是在高温条件下停留时间长，NO生成量增加。 （3） 过量空气系数n（空气消耗系数） 过量空气系数影响O2浓度和燃烧温度。当过量空气系数n 接近 1 时，NO生成量最大。因为当n1时，燃烧温度降低，生成NO也减少。3.3.温度型NOX控制技术 气体/液体燃料燃烧主要生成温度型 NOX，要降低NOX ，须降低燃烧温度， 减少烟气在高温区的停留时间，在n1的 条件下燃烧，降低氧气浓度。 dNO/dt = KN2 O2 0.51、自身再循环型低NOX燃烧器 利用空

18、气自身压头把部分烟气循环吸 入燃烧器：降低了氧气浓度； 气体总容量增加； 因而链锁反应速率减慢，燃烧温度降低。 同时二次进风，进行二段燃烧，所以降低 了烟气中NOX浓度。 燃烧稳定，结构简单，效果较好。3.4 浓淡型燃烧器（燃料分级燃烧） 根据在燃料过浓或过淡的条件下燃烧，都能够降低NOX 的原理，把燃料分级供给。在燃料过浓的燃烧区，n远1，燃烧温度降低，温度型NOX很低。其总的空气量保持n1，只要合理组织，保证完全燃烧，又不增加烟气量。 因而又称分级燃烧法。3.5 排烟再循环法 将部分低温烟气（约15-20%）与空气混合送至炉内，降低了氧气浓度（达到17-18%），也降低了燃烧温度，因而可以

19、降低温度型NOX的生成量。 反应物氧气浓度降低，使链锁反应速度变慢。而且部分烟气循环，提高了燃烧器出口速度，有利于混合和完全燃烧。这是一种常用的、有效的降低NOX的方法。循环烟气最好直接送入燃烧区域。 排烟再循环法降低NOX效果的影响因素1. 再循环率：再循环率增加，NOX降低率也增加；超过30%以后效果不再明显。2. 燃料：不同燃料锅炉的NOX降低率不同，当循环率为15-20%时排放浓度为：煤25%，天然气35%，燃油10-30%，3.6 二段燃烧法（空气分级燃烧）燃烧所需的空气分二次供给。 一段空气（n0.8）只够供给部分燃料燃烧（浓燃料燃烧），火焰温度较低，燃料未烧完且燃烧不完全，O原子

20、不会与N2 反应生成 NOX；同时由于缺氧，中间产物也不易氧化成NOX 其余所需要的空气由另设的风口以二段风供给，与一段燃烧的烟气混合，进行二段燃烧。在二段风送入时，烟气温度已经降低，虽然氧气有过剩，NOX的生成反应还是很慢，因此有效地控制了 NOX的生成量。3.7 燃料型NOX控制技术 固体燃料燃烧生成的NOX主要是燃料型NOx 。脱除NOx都是利用偏离化学当量的燃烧，以减少NOx，基本上都是属于二段燃烧法。控制燃料与空气的混合比例，在一段燃烧时， 使燃料热分解时处于还原性气氛，中间产物（NH3，HCN）中N被还原成N2。在送入二次空气时，实现完全燃烧。 煤粉炉炉内脱硝二段燃烧法 采用空气分

21、级/燃料分级燃烧。典型的是德国斯坦谬勒公司开发的低NOX煤粉燃烧器。低NOX煤粉燃烧器3.8.低NOX煤粉燃烧器特点： （1）由于有回流区，能稳定火； （2）二段空气喷射脱硫剂时，可同时脱硫； （3）适用于老炉子改造，火焰长度变化不大。 效果： 采用二段燃烧法控制NOX的煤粉炉示意图 如下。其效果可以降低NOX 30-50%。3.9、选择性非触媒还原法(SNCR)SNCR技术是非触媒的炉内喷射工艺。80年代中期SNCR技术在国外研发成功。开始大量应用于中小型机组，至90年代初期成功地应用于大型燃煤机组。该技术的运行经验至今已成功成功的的应用在应用在600-600-800 MW800 MW等级燃

22、煤机组等级燃煤机组。其原理是在炉内喷射氨或尿素等化学还原剂使之与氮氧化物在烟气中在烟气中反应,将其转化成气态分子氨(N2)及水(H2O),尿素亦有少量的二氧化碳(CO2) 目前最进步的SNCR技术与NOx有效反应温度范围已可达850oC1250oC之间。3.10选择性非触媒还原法(SNCR)因为将化学反应剂喷入炉内正确的位置且随锅炉负荷变化而调整是非常重要的，因此要求SNCR技术在设计阶段对每台对象机组实施计算机模拟分析，从而设计出随温度场变化的运行控制系统。 使用计算机流体力学(CFD)和化学动力学模型(CKM)进行工程设计能力，即将先进的虚拟现实设计技术与特定燃烧装置的尺寸、燃料类型和特性

23、、锅炉负荷范围、燃烧方式、烟气再循环（如果采用）、炉膛过剩空气、初始或基线NOx 浓度、炉膛烟气温度分布、炉膛烟气流速分布等相结合进行工程设计；实际运行时SNCR的反应窗将随温度场的分布而实施自动追踪调整，不受燃料种类或煤的质量变化的影响。SNCR脱硝效率对大型燃煤机组通常在25-60%之间。对反应窗有利非大型电站机组SNCR工艺效率可达80% 。特点是工程造价低，占地面积小，适用于老厂改造，新炉可依锅炉设计加以配合 ,脱硝效率更高。3.11技术概括：低氮燃烧技术3.12技术概括：SNCR技术3.13 技术概括：SCR技术3.14多种联合技术的技术经济比较3.15多种联合技术的技术 高效低氮燃

24、烧器SCR。适用于燃用所有煤种的火电锅炉，在国内已经有近200 台套的装置安装，技术成熟，但是国内运营经验还不太多。 高效低氮燃烧器SNCR。适用于燃用烟煤、褐煤等的火电锅炉。目前国内有江苏利港电厂、华能伊敏发电有限公司、徐州阚山电厂、广州瑞明电厂和国华北京热电厂采用SNCR 技术。当排放为 400mg/m3 时，可采用下列方法达标排放： 高效低氮燃烧器。适用于燃用烟煤、褐煤的火电锅炉。 高效低氮燃烧器SCR。适用于燃用所有煤种的火电锅炉。 高效低氮燃烧器SNCR。适用于燃用所有煤种的火电锅炉。第四章、SCR技术锅炉锅炉NH3 喷注喷注脱硝反应器脱硝反应器空气预热器空气预热器蒸发器蒸发器NH3

25、 液化罐液化罐静电除尘器静电除尘器引风机引风机烟囱烟囱换热器换热器 增压风机增压风机脱硫系统脱硫系统送风机送风机SAH蓄压器蓄压器4.2 SCR的反应机理反应机理和化学方程式4NO + 4NH3 + O2 4N2 + 6H2O2NO2 + 4NH3 +O2 3N2 + 6H2O6 NO2 + 8 NH3 7N2 + 12H2O 4.3 SCR4.3 SCR的设计条件的设计条件1、省煤器出口处烟气流量（标准状态，湿基，实际含氧量 ）：100%BMCR工况、75%BMCR工况、50%BMCR工况（设计、校核1、校核2）；2、烟气温度（）、锅炉的点火形式。3、烟气组成：NOx（干）、SO2（干）、S

26、O3（干）、O2（湿）、H2O蒸汽（湿）、颗粒物浓度（干）【飞灰中的As、CaO、烟气中的F和Cl等将在污染物中进行考虑，在设计条件时不以予考虑】 （设计、校核1、校核2）； 4、总图,锅炉尾部（省煤器至空预器段、省煤器和空预器的形式）平、立面图,还原剂区域图纸。5、机组的形式（新建、改建、扩建）、脱硝率等6、设置反应器的数量：常规300MW机组、按照2塔/炉考虑。4.4 SCR4.4 SCR反应器反应器4.5 催化剂1、SCR催化剂是SCR脱硝系统的核心，作用是控制反应速度，加速需要的反应的发生，抑制不需要的副反应的发生。2、NOx催化剂是由活性金属（氧化物）负载在大比表面积的催化剂载体物质

27、，如Al2O3、TiO2和SiO2等；SCR催化剂使用的活性物质主要是过渡金属元素（氧化物），如V2O5和WO3、MoO3等。3、催化剂一般在300420脱硝效率高、选择性好、抗毒性强、运行可靠。V2O5对SO2的氧化有催化活性，可以将SO2氧化为SO3，继而与逃逸的NH3、烟气中的水蒸气等反应生成硫酸氢铵，生成的硫酸氢铵的粘性较大，易造成飞灰在受热面沉积，引起下游的设备和管道的堵塞和腐蚀，所以一般要求脱硝过程SO2的氧化率低于1%，氨逃逸量要求小于3ppm；此外反应器温度需保持在300以上，以避免硫酸铵盐在催化剂上沉积，造成催化剂微孔堵塞，活性下降；4、催化剂采用蜂窝状、板状和波纹板式等结构

28、，该结构催化剂具有较大的平行通道，有助于飞灰的通过。催化剂SCR催化剂一般分为平板式、蜂窝式和波纹板式。催化剂标准催化剂模组标准催化剂模组1、目前比较有名的流场设计：公司瑞士FlowTech、丹麦Force、美国FlowTack三家 ，远达公司引进的是丹麦Forcevision产品。2、计算机流体模拟试验（CFD）、1：1015的物理模型 ：目的：静态混合器和氨喷射格栅的详细设计研究、氨气和热空气混合器详细设计研究、积灰和氨喷射示踪模拟冷态实验、飞灰整流器设计详细设计研究、导流板设计的详细设计研究、确定系统中飞灰沉积区域并对系统进行优化设计以消除飞灰沉积。4.7飞灰整流器1、在SCR反应器入口

29、设置整流器，确保入口烟气分布均匀，烟气流向垂直向下通过催化剂层，通常在第一层催化剂前安装飞灰整流器，调整反应器顶部垂直向下方向的飞灰与气流的分布，使SCR反应充分，最大限度的减少飞灰在催化剂表面的沉积，避免催化剂中毒，并可防止积灰堵塞。4.8氨喷射系统喷氨格栅（喷嘴静态混合器）、涡流式（驻留圆盘喷管）等。1.1.AIG采用格栅式布置，结构上是由一系列的装有许多喷嘴的喷射管组成，使用简单流量测量(流量计或压力表）装置和手动调节阀来调节不同连接管中的NH3/空气混合物的分布。混合单元采用静态混合器或者星型混合圆盘。1.2.涡流式布置， 结构上是由一系列的喷射管组成，使用简单流量测量(流量计或压力表

30、）装置和手动调节阀来调节不同连接管中的NH3/空气混合物的分布。混合单元采用圆盘或者星型混合圆盘。不同还原剂的性能比较 项目液氨液氨氨水氨水尿素尿素反应剂费用便宜较贵最贵运输费用便宜贵便宜安全性有毒有害无害存储条件高压常压常压，干态储存方式液态液态微粒状初投资费用便宜贵贵运行费用便宜贵需要高热量蒸发蒸馏水和氨贵需要高热量水解尿素和蒸发氨设备安全要求有法律规定需要基本上不需要NH3 储储罐罐NH3 蒸蒸发发器器NH3 缓缓冲罐冲罐NH3 卸料卸料液氨制备系统流程图液氨制备系统包括以下几个分子系统：1）液氨卸料系统2）液氨储存系统3）液氨蒸发系统4）收集稀释系统 5）消防冷却系统氨水的特性理化特性

31、：有水氨（Ammonia Water)，氨溶液（35%含氨50% ），为GB12268-90规定之危险品，危险物编号为220252. 对人体的危害性：氨水对生理组织具有强烈腐蚀作用，进入人体之途径有四种：1）吸入方式；2）皮肤接触：3）眼睛接触：4）吞食等。其暴露途径与液氨非常相似，而对人体的危害可能造成严重刺激或灼伤、角膜伤害、反胃、呕吐、腹泻等现象，也可能造成皮肤病、呼吸系统疾病加剧等。氨水制备系统流程图氨水制备系统包括以下几个分子系统：1）氨水卸料系统2）氨水储存系统3）氨水蒸发系统4）收集稀释系统 5）消防冷却系统尿素制备系统理化特性：尿素分子式是NH2CONH2，分子量：60.06，含氮(N)通常大于46%，显白色或浅黄色的结晶体。它易溶于水，水溶液呈中性反应，吸湿性较强，因在尿素生产中加入石蜡等疏水物质，其吸湿性大大下降。