火电厂脱硝法规解析课件

火电厂脱硝法规解析西安热工研究院有限公司Xi’anThermalPowerResearchInstituteCo.,Ltd.二○一二年八月二十三日张强[博士,研究员]

火电厂脱硝法规解析西安热工研究院有限公司张强[博士,研报告提纲一:

《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)二:火电厂氮氧化物防治技术政策三:火电厂烟气脱硝工程技术规范-选择性催化还原法(HJ562-2010)四:火电厂烟气脱硝工程技术规范-选择性催化还原法(HJ563-2010)报告提纲一:

《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)

1标准出台背景

以煤为主的化石能源消耗，导致了大量的大气污染物排放。

我国大气环境的煤烟型污染严重，并出现向混合型污染转变的趋势，烟尘、SO2

、NOX、Hg排放总量已居世界第一，SO2

和NOX

的排放量均超过环境自净能力；

环境状况形势十分严峻。一:《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011新标准区分现有和新建火力发电锅炉及燃气轮机组，分别规定排放控制要求。时间段划分比较GB13223-1996第Ⅰ时段第Ⅱ时段第Ⅲ时段1992.8.1前

建成的机组1992.8.1—1996.12.31

建成的机组1997.1.1起

建成的机组GB13223-2003第1时段第2时段第3时段2012年1月1日1996.12.31日前

建成的机组1997.1.1—2003.12.31建成的机组2004.1.1起

建成的机组新标准现有机组新建

机组2时间段的衔接NOX一:

《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)新标准区分现有和新建火力发电锅炉及燃气轮机组，分别规定排放控3.主要内容2011年7月29日，国家环境保护部和国家质量监督检验检疫总局发布了最新的《火电厂大气污染物排放标准》。

《标准》中规定氮氧化物：自2012年1月1日起，对于新建火力发电锅炉及燃气轮机机组执行100mg/m3的氮氧化物限值；自2014年7月1日起，现有的火力发电锅炉和燃气轮机机组执行100mg/m3的氮氧化物限值；重点地区的火力发电锅炉和燃气轮机机组执行100mg/m3的氮氧化物限值；只是对W型火焰炉、循环流化床及2003年12月31日之前建成投产或通过项目环境影响报告审批的锅炉可执行200mg/m3的氮氧化物限值。一:

《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)3.主要内容2011年7月29日，国家环境保护部和国家质量2003年12月31日以前通过环评的电厂（即2005年及以前投运的电厂），NOx排放浓度较高的，应首先进行低氮燃烧技术改造。改造后根据排放浓度情况，选择SNCR或SNCR＋SCR。对于有场地条件的电厂，改造后也可选择SCR。2004年1月1日以后通过环评的电厂，由于预留了烟气脱除氮氧化物装置空间，因此可直接加装SCR。NOX控制建议2003年12月31日以前通过环评的电厂（即2005年及以前从国外的运行案例来看，循环流化床锅炉适宜配置选择性非催化还原法(SNCR)，与常规煤粉锅炉配置SNCR相比，脱硝效率较高，可达到40～75%，氮氧化物排放浓度小于100毫克/立方米。国内300兆瓦及以上机组的循环流化床锅炉氮氧化物的生成浓度一般小于200毫克/立方米。从国外的运行案例来看，循环流化床锅炉适宜配置选择性非催化还二、火电厂氮氧化物防治技术政策技术路线倡导合理使用燃料与污染控制技术相结合、燃烧控制技术和烟气脱硝技术相结合的综合防治措施，以减少燃煤电厂氮氧化物的排放。燃煤电厂氮氧化物控制技术的选择应因地制宜、因煤制宜、因炉制宜，依据技术上成熟、经济上合理及便于操作来确定。低氮燃烧技术应作为燃煤电厂氮氧化物控制的首选技术。当采用低氮燃烧技术后，氮氧化物排放浓度不达标或不满足总量控制要求时，应建设烟气脱硝设施。二、火电厂氮氧化物防治技术政策技术路线二、火电厂氮氧化物防治技术政策低氮燃烧技术发电锅炉制造厂及其他单位在设计、生产发电锅炉时，应配置高效的低氮燃烧技术和装置，以减少氮氧化物的产生和排放。新建、改建、扩建的燃煤电厂，应选用装配有高效低氮燃烧技术和装置的发电锅炉。在役燃煤机组氮氧化物排放浓度不达标或不满足总量控制要求的电厂，应进行低氮燃烧技术改造。二、火电厂氮氧化物防治技术政策低氮燃烧技术二、火电厂氮氧化物防治技术政策烟气脱硝技术位于大气污染重点控制区域内的新建、改建、扩建的燃煤发电机组和热电联产机组应配置烟气脱硝设施，并与主机同时设计、施工和投运。非重点控制区域内的新建、改建、扩建的燃煤发电机组和热电联产机组应根据排放标准、总量指标及建设项目环境影响报告书批复要求建设烟气脱硝装置。对在役燃煤机组进行低氮燃烧技术改造后，其氮氧化物排放浓度仍不达标或不满足总量控制要求时，应配置烟气脱硝设施。二、火电厂氮氧化物防治技术政策烟气脱硝技术二、火电厂氮氧化物防治技术政策烟气脱硝技术主要有：选择性催化还原技术（SCR）、选择性非催化还原技术（SNCR）、选择性非催化还原与选择性催化还原联合技术（SNCR－SCR）及其他烟气脱硝技术。新建、改建、扩建的燃煤机组，宜选用SCR；小于等于600MW时，也可选用SNCR－SCR。燃用无烟煤或贫煤且投运时间不足20年的在役机组，宜选用SCR或SNCR－SCR。燃用烟煤或褐煤且投运时间不足20年的在役机组，宜选用SNCR或其他烟气脱硝技术。二、火电厂氮氧化物防治技术政策烟气脱硝技术主要有：选择性催化二、火电厂氮氧化物防治技术政策烟气脱硝还原剂的选择还原剂的选择应综合考虑安全、环保、经济等多方面因素。选用液氨作为还原剂时，应符合《重大危险源辨识》（GB18218）及《建筑设计防火规范》（GB50016）中的有关规定。位于人口稠密区的烟气脱硝设施，宜选用尿素作为还原剂。二、火电厂氮氧化物防治技术政策烟气脱硝还原剂的选择二、火电厂氮氧化物防治技术政策烟气脱硝二次污染控制SCR和SNCR－SCR氨逃逸控制在2.5mg/m3（干基，标准状态）以下；SNCR氨逃逸控制在8mg/m3（干基，标准状态）以下。失效催化剂应优先进行再生处理，无法再生的应进行无害化处理。二、火电厂氮氧化物防治技术政策烟气脱硝二次污染控制二、火电厂氮氧化物防治技术政策新技术开发鼓励高效低氮燃烧技术及适合国情的循环流化床锅炉的开发和应用。鼓励具有自主知识产权的烟气脱硝技术。鼓励低成本高性能催化剂原料、新型催化剂和失效催化剂的再生与安全处置技术的开发和应用。鼓励开发具有自主知识产权的在线连续监测装置。鼓励适合于烟气脱硝的工业尿素的研究和开发。二、火电厂氮氧化物防治技术政策新技术开发二、火电厂氮氧化物防治技术政策运行管理燃煤电厂应采用低氮燃烧优化运行技术。烟气脱硝设施应与发电主设备纳入同步管理。建立、健全烟气脱硝设施的运行检修规程和台账等日常管理制度。装配氮氧化物在线连续监测装置，对运行数据、记录等相关资料至少保存3年。采用液氨作为还原剂时，应根据《危险化学品安全管理条例》的规定编制本单位事故应急救援预案，配备应急救援人员和必要的应急救援器材、设备，并定期组织演练。电厂对失效且不可再生的催化剂应严格按照国家危险废物处理处置的相关规定进行管理。二、火电厂氮氧化物防治技术政策运行管理二、火电厂氮氧化物防治技术政策监督管理烟气脱硝设施不得随意停止运行。由于紧急事故或故障造成脱硝设施停运，电厂应立即向当地环境保护行政主管部门报告。各级环境保护行政主管部门应加强对氮氧化物减排设施运行和日常管理制度执行情况的定期检查和监督，电厂应提供烟气脱硝设施的运行和管理情况，包括监测仪器的运行和校验情况等资料。电厂所在地的环境保护行政主管部门应定期对烟气脱硝设施的排放和投运情况进行监测和监管。二、火电厂氮氧化物防治技术政策监督管理三、SCR工程技术规范规范编制的目的为了贯彻《中华人民共和国环境保护法》、《中华人民共和国大气污染防治法》和《火电厂大气污染物排放标准》。规范火电厂燃煤烟气脱硝技术装备的设计、制造、工程建设、运行维护，促进火电厂氮氧化物减排，保护环境，减少污染，保障人体健康，促进火电厂烟气脱硝工程技术进步和可持续发展。提供一个统一的技术评价体系。三、SCR工程技术规范规范编制的目的三、SCR工程技术规范总体思路根据我国火电厂烟气脱硝行业工程技术方面的整体水平，既要考虑到国家相关文件对火电厂烟气脱硝的要求，又要兼顾国内大多数企业的实际情况。在规范我国火电厂烟气脱硝行业的同时，也要体现出对企业发展的引导，既为企业设置一定的“门槛”，也充分考虑到不同级别企业的生存、发展空间。三、SCR工程技术规范总体思路三、SCR工程技术规范适用范围主要适用于200MW及以上的燃煤、燃气、燃油锅炉同期建设或已建锅炉加装的选择性催化还原法烟气脱硝工程。三、SCR工程技术规范适用范围三、SCR工程技术规范工艺设计说明——反应器旁路设置问题（6.1.2）原因：当锅炉处于低负荷运行的时候，反应器入口的温度可能会下降到低于催化剂允许的最低温度，此外在锅炉的停机以及开机运行期间，其温度可能会产生较大的波动，因此需要设置反应器旁路使烟气绕过反应器，以避免在非活性温度区间使催化剂中毒或使表面受到污染而使活性下降。国外状况：20世纪80年代，由于当时的催化剂不能很好地适应启动和停运期间温度梯度的变化，日本的电厂均设置了旁路烟道，但随着催化剂性能等的提高，目前基本都不加设旁路；在美国，由于立法要求仅在臭氧季节（5-10月）减少NOx排放量，其东北部地区许多电厂设置了旁路；欧洲的SCR反应器则通常不设旁路。三、SCR工程技术规范工艺设计说明——反应器旁路设置问题（6三、SCR工程技术规范设反应器旁路的优点在锅炉被迫停炉期间，催化剂的温度会保持几天，这对于有积灰的SCR系统非常重要，避免了飞灰的硬化。锅炉不停运也可以更换或维护SCR反应器中的催化剂。设反应器旁路的缺点烟道复杂，压损升高，增加了运行费用。同时，水平烟道有积灰的危险，导致催化剂或空预器的堵塞。由于烟道等钢结构的增加导致费用增加。需要性能可靠且紧密的烟道挡板门来关闭旁路，而该挡板门的费用较高。挡板门附近灰的沉积将影响挡板门的运行，需要安装灰斗或吹灰器。标准的观点设置反应器旁路，虽然可以在锅炉低负荷时减少SCR催化剂的损耗，有利于SCR的检修，但旁路挡板的密封和积灰问题严重，投资运行和维护费用较高。根据我国电厂的现状，标准建议不设置旁路。三、SCR工程技术规范设反应器旁路的优点三、SCR工程技术规范工艺设计说明——关于脱硝率80%（6.1.3）考虑到环保政策会日趋变严格，为了脱硝装置在将来能方便的提高脱硝能力。脱硝反应器的设计可按将来可能需要达到的最大脱硝效率设计，催化剂则可按目前效率的实际需求加装。考虑到SCR装置建设及运行的经济性。三、SCR工程技术规范工艺设计说明——关于脱硝率80%（6.三、SCR工程技术规范工艺设计说明-氨逃逸浓度问题（

6.1.4）在高尘SCR工艺中，氨逃逸浓度的控制至关重要。若控制不好，不仅会使成本增加，还会导致以下几个问题：（1）空气预热器换热面的腐蚀；（2）飞灰污染；（3）催化剂的腐蚀；（4）环境污染。其中，最主要的是对空气预热器换热面的腐蚀的影响。三、SCR工程技术规范工艺设计说明-氨逃逸浓度问题（6.1三、SCR工程技术规范某火电厂氨逃逸浓度三、SCR工程技术规范某火电厂氨逃逸浓度三、SCR工程技术规范危害：逃逸的氨与烟气中的SO3反应生成NH4HSO4，当后续烟道烟温降低时，NH4HSO4就会附着在空气预热器表面和飞灰颗粒物表面。NH4HSO4在低于150℃时，以液态形式存在，腐蚀空气预热器，并通过与飞灰表面物反应而改变飞灰颗粒物的表面形状，最终形成一种大团状粘性的腐蚀性物质。这种飞灰颗粒物和在空气预热器换热表面形成的NH4HSO4会导致空气预热器的压损急剧增大。三、SCR工程技术规范危害：三、SCR工程技术规范氨逃逸浓度选取的依据日本相关机构的测试表明，当氨逃逸浓度在0.83mg/m3以下时，NH4HSO4生成量很少，空气预热器堵塞现象不明显；氨逃逸浓度增加到1.66mg/m3时，空气预热器在运行6个月后，阻力约增加30%；如果氨逃逸浓度增加到2.5mg/m3，空气预热器运行6个月后阻力约增加50%。压损增大造成频繁地清洗空气预热器，这种情况对风机的影响较大；同时，由于逃逸的氨导致飞灰化学性质发生改变，使得飞灰不能作为建材原料而得到利用。暂时将2.5mg/m3作为目前氨逃逸浓度的最高限值，鼓励工程实施中采用更低氨逃逸浓度的催化剂产品和技术解决方案。三、SCR工程技术规范氨逃逸浓度选取的依据三、SCR工程技术规范工艺设计说明——SO2/SO3转化率（

6.1.5）烟气中的SO2会在催化剂的作用下被氧化成SO3，并可以与烟气中的水以及NH3反应生成硫酸铵和硫酸氢铵。这些硫酸盐，尤其是硫酸氢铵可以沉积并积聚在催化剂表面，引起催化剂的失活，并腐蚀空预器。为防止这一现象的发生，可以从以下两个方面考虑降低SO2/SO3的转化率：(1)合理调整催化剂成分，减少作为SO2氧化的主要物质V2O5在催化剂中的含量。（2）SCR脱硝工程一般要求SO2/SO3转化率小于1％。控制氨逃逸浓度不大于2.5mg/m3、SO2/SO3转化率小于1%，都是为防止反应生成(NH4)HSO4而采取的有效措施。随着技术的不断进步，应鼓励采用更低SO2/SO3转化率的催化剂或技术方案，并在将来适当时间进一步实施更加严格SO2/SO3转化率限值。三、SCR工程技术规范工艺设计说明——SO2/SO3转化率（三、SCR工程技术规范工艺设计说明--省煤器旁路问题（6.1.7）保持烟气温度在设计温度范围内，对于优化脱硝反应是非常重要的。当锅炉低负荷运行时，省煤器出口烟气温度下降，这时可以采用省煤器旁路来提升SCR入口烟气温度。省煤器旁路烟道通常使用一个可调节的挡板，来调整经过旁路的热烟气与省煤器出口的冷烟气比率。锅炉负荷越低，挡板的开度就越大，旁路的热烟气就越多。省煤器旁路在设计时主要考虑下面两个问题：一是保持烟气的最佳反应温度；二是保证两股气流在进入SCR反应器之前均匀混合。省煤器旁路的主要作用是当烟气的温度较低时，引一路烟气绕过省煤气直接进入SCR的反应器中，以保证烟气的温度处于SCR催化剂的活性温度区间之内。脱硝系统可以根据需要设置省煤器烟气旁路。但在近期的SCR工程中也出现了烟温过高的情况，可以通过改造省煤器换热面来实现。三、SCR工程技术规范工艺设计说明--省煤器旁路问题（6.1三、SCR工程技术规范工艺设计说明——6.4.3稀释系统氨-空气混合器内氨与空气的混合比例应符合GB536的防爆规定，一般氨气浓度（体积百分比）不大于5%。GB536表明气体无水氨和空气的比例达到16％～25％（V:V）时，形成爆炸性混合物。稀释氨气时，可将电厂原有的鼓风机的出口空气分流到一个支管，用该支管的空气进行稀释；当电厂鼓风机没有风机余量能供给多余的空气时，则需另外设置一个氨气稀释风机。三、SCR工程技术规范工艺设计说明——6.4.3稀释系统三、SCR工程技术规范工艺设计说明——混合气体喷射系统（6.4.4）喷氨混合系统有喷氨格栅与烟气混合器两种技术。喷氨栅格的作用是将氨气/空气混合气体均匀喷入烟道中，以达到和烟气尽可能均匀混合。为使氨与烟气在SCR反应器前有较长的混合区段以保证充分混合，应尽可能使氨在SCR反应器入口处喷入。烟气混合器的作用是使烟气流经混合器时产生两个转向相反的湍流漩涡，通过氨喷嘴将氨喷射在两个湍流漩涡的中央位置，使烟气和氨气均匀混合进入SCR反应器。三、SCR工程技术规范工艺设计说明——混合气体喷射系统（6.三、SCR工程技术规范工艺设计说明——空气预热器要求（

6.4.6）为了适应锅炉加装SCR的需要，避免空气预热器冷端传热元件的腐蚀和堵塞，有SCR脱硝设备情况下的空气预热器在防止堵塞和冷段清洗方面需作特殊设计，主要包括：热元件采用高吹灰通透性的波形替代原有空气预热器波形，以保证吹灰和清洗效果；冷段层采用搪瓷表面传热元件，采用此传热元件可以隔断腐蚀物和金属接触，而且表面光洁，易于清洗干净。搪瓷层稳定性好，耐磨损，使用寿命长(一般不低于50000h)。增加转子清洗措施，提高空气预热器的可靠性和经济性，必须对空气预热器进行改造。其主要内容为空气预热器受热元件和吹灰系统改造两部分。三、SCR工程技术规范工艺设计说明——空气预热器要求（6.三、SCR工程技术规范（1）更换冷段传热元件一般来说，回转式空气预热器的传热元件分为高、中温段和低温段。由于空气预热器的绝大部分中温段和部分低温冷段处于产生硫酸氢氨堵塞的温度区间内，可以考虑将传统的低温冷段和中温段合并为一段。同时，为了有效清灰，该段内的传热元件采用高吹灰通透性的波形如NF替代原来的DU等波形。这种NF波形虽然能保证吹灰和清洗效果，但换热性能（单位容积中受热面面积）不如原空气预热器用的DU等板型，因此要维持空气预热器排烟温度不上升，须视情况增加换热面积。三、SCR工程技术规范（1）更换冷段传热元件三、SCR工程技术规范改造前后的传热元件对比三、SCR工程技术规范改造前后的传热元件对比三、SCR工程技术规范（2）转子部分改动转子内部取消栅架（用以减少对传热元件的阻挡面积，提高吹灰和清洗效果），将横向隔板延伸到冷端，直接安放加高后的冷段传热元件，封闭不再使用的转子侧面传热元件更换门。（3）空气预热器吹灰系统改造在锅炉加装SCR系统以后，空气预热器的腐蚀和积灰都大大增强，原有的吹灰系统不能满足要求。为了及时清洗空预器内部沉积的硫酸氢铵腐蚀物和冷端积灰，需要对空预器吹灰器系统进行改造。①将吹灰器更换为双介质吹灰器，在正常运行阶段用蒸汽在线吹灰，当空预器烟气侧阻力上升到最初运行阻力的150%左右时，将锅炉负荷降低到50%BMCR运行，对空预器进行单台高压水离线冲洗。②锅炉增设高压水泵，用来向吹灰器提供高压水。③为避免高压水损坏空预器传热元件，高压水喷嘴需使用清洗型，并且喷嘴口径不宜超过2mm。三、SCR工程技术规范（2）转子部分改动三、SCR工程技术规范工艺设计说明——引风机要求（

6.4.7）加装脱硝系统后引风机的压头有所增加，SCR反应器和烟道增加的阻力约为1000Pa，空气预热器重新选型(或改造)后新增阻力约为500Pa，因此引风机需新增压头约为1500Pa左右。若现有引风机可能达不到系统所需的压头，需要改造现有引风机或安装新的引风机，并调整现有风机和电机的基础。风机增加的电耗是SCR系统运行的主要能耗之一，在大多数情况下，约占机组电功率的0.3%。三、SCR工程技术规范工艺设计说明——引风机要求（6.4.三、SCR工程技术规范工艺设计说明——锅炉要求（

6.4.8）对现有电厂加装高尘布置方式的SCR装置，因空气预热器和省煤器之间的空间不足，通常是将SCR反应器布置在锅炉炉后，由此造成尾部烟道走向改变。将省煤器出口后直接进入空气预热器的原烟道改为穿出炉后钢架进入SCR，然后再从SCR后穿入炉后钢架连接空气预热器的现烟道。对600MW亚临界参数锅炉，整个SCR装置载荷为1000吨以上，因此，需在炉后外侧设置单独钢架支撑SCR装置。为避让SCR进出口烟道，将修改原锅炉钢架和斜撑的布置，钢结构因此变化，要重新校核计算强度，并需考虑SCR钢架和锅炉钢架的水平力传递和钢架支撑结点的配合。三、SCR工程技术规范工艺设计说明——锅炉要求（6.4.8三、SCR工程技术规范工艺设计说明——关于应急处理（

6.6）脱硝技术装备系统内应就地设有事故应急处理喷淋系统、氮气吹扫装置和防雷防静电等安全防范设施，同时还应设有氨气泄漏检测报警系统，以实时监测空气中氨的浓度，若氨气泄漏，则可立即发现并做出相应处理措施，可喷水吸收氨气。设置的水喷淋系统，一般情况下也可用于氨区周围环境温度过高时，喷水降低氨区各设备的温度。三、SCR工程技术规范工艺设计说明——关于应急处理（6.6四、SNCR工程技术规范选择SNCR工艺的技术及经济原因在运行过程中如果温度过高使催化剂烧结、钠及钾等碱金属、砷化合物、钙等一个或多个原因都会使催化剂中毒。生成的NH4HSO4为亚硫酸氢铵，其生成不仅影响催化剂的活化性能与寿命，而且粘结在空预器的低温段而造成通道堵塞。

使用SCR增加阻力。SCR投资大，运行成本高。四、SNCR工程技术规范选择SNCR工艺的技术及经济原因四、SNCR工程技术规范标准的适应性规定了选择性非催化还原法（SNCR）火电厂烟气脱硝工程的设计、施工、安装、调试、验收和运行维护等技术要求。适用于新建、改建和扩建的燃煤、燃气、燃油火电厂锅炉同期建设或已建锅炉加装的SNCR烟气脱硝工程。由于SNCR也是一种成熟的技术，近年来应用在火电厂锅炉上的容量不断增大，因此对机组的容量、类型不作具体限制。四、SNCR工程技术规范标准的适应性四、SNCR工程技术规范氨喷射系统的设计氨喷射系统的设计应根据炉膛截面、高度等几何尺寸进行氨（氨水）喷射系统的设计，使进入炉膛的氨能与烟气达到充分均匀混合。喷射系统的设计应充分考虑其处于炉膛高温、高灰的区域，所选材料应为耐磨、抗高温及防腐特性。喷射系统应避免堵塞，具有清扫功能。四、SNCR工程技术规范氨喷射系统的设计四、SNCR工程技术规范尿素SNCR工艺

当采用尿素SNCR工艺，SNCR系统主要设备都模块化进行设计，主要有尿素溶液储存与制备系统，尿素溶液稀释模块，尿素溶液传输模块，尿素溶液计量模块以及尿素溶液喷射系统组成。主要设备有：尿素溶解罐、尿素溶液循环泵、尿素溶液储罐、供料泵、稀释水泵、背压控制阀、计量分配装置、尿素溶液喷射器等。液氨SNCR工艺

当采用液氨SNCR工艺，主要设备有液氨卸料压缩机、液氨储罐、液氨供应泵、液氨蒸发槽、氨气泄漏检测器及喷射装置等。四、SNCR工程技术规范尿素SNCR工艺四、SNCR工程技术规范污染物与污染负荷SNCR脱硝系统设计参数以烟气量最大、NOx浓度为设计值，校核参数以烟气量为经济运行工况，NOx浓度为最大值。充分考虑边界条件。四、SNCR工程技术规范污染物与污染负荷四、SNCR工程技术规范工艺设计SNCR工艺适用于脱硝效率要求不高于40%的机组。SNCR脱硝系统应能在锅炉最低稳燃负荷工况和BMCR工况之间的任何负荷持续安全运行。氨逃逸浓度应控制在8mg/m3以下。对锅炉效率的影响应小于0.5%。不增加烟气阻力。还原剂储存系统可几台机组共用，其它系统按单元机组设计。系统设计和制造应符合安全可靠、连续有效运行的要求，服务年限应在30年以上，整个寿命期内系统可用率应不小于98%。SNCR脱硝工艺中常使用的还原剂有尿素、液氨和氨水。火电厂机组锅炉一般用尿素做还原剂。四、SNCR工程技术规范工艺设计技术经济比较：例如国内某660MW机组,入口氮氧化物浓度为400mg/Nm3,设计SNCR脱除率为30%；SCR脱除率为80%；SCR/SNCR脱除率为70%。尿素价格2600/t；液氨价格4000/t。技术经济比较：通过对上表的分析可以看出，对于相同容量（660MW）的机组，SNCR、SNCR－SCR及SCR这三种工艺投资费用以SCR为最高，达到了79.2元/KW；SNCR－SCR次之，为72.6元/KW；SNCR最低为36.4元/KW。折合到脱除每千克NOx运行成本SNCR最高，达到了9.96元/kg；SCR次之，为8.6元/kg；SNCR－SCR最低，为8.05元/kg。通过对上表的分析可以看出，对于相同容量（660MW）的机组，四、SNCR工程技术规范鉴于本技术规范为首次制定，如有不完善及不妥的之处，应根据反馈的问题和技术进步情况，及时进行修订完善，力争最终形成实用、可靠的行业规范性技术管理文件。四、SNCR工程技术规范鉴于本技术规范为首次制定，如有不完善欢迎提问hangqiang@欢迎提问电厂脱硝法规解析西安热工研究院有限公司Xi’anThermalPowerResearchInstituteCo.,Ltd.二○一二年八月二十三日张强[博士,研究员]

火电厂脱硝法规解析西安热工研究院有限公司张强[博士,研报告提纲一:

《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)二:火电厂氮氧化物防治技术政策三:火电厂烟气脱硝工程技术规范-选择性催化还原法(HJ562-2010)四:火电厂烟气脱硝工程技术规范-选择性催化还原法(HJ563-2010)报告提纲一:

《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)

1标准出台背景

以煤为主的化石能源消耗，导致了大量的大气污染物排放。

我国大气环境的煤烟型污染严重，并出现向混合型污染转变的趋势，烟尘、SO2

、NOX、Hg排放总量已居世界第一，SO2

和NOX

的排放量均超过环境自净能力；

环境状况形势十分严峻。一:《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011新标准区分现有和新建火力发电锅炉及燃气轮机组，分别规定排放控制要求。时间段划分比较GB13223-1996第Ⅰ时段第Ⅱ时段第Ⅲ时段1992.8.1前

建成的机组1992.8.1—1996.12.31

建成的机组1997.1.1起

建成的机组GB13223-2003第1时段第2时段第3时段2012年1月1日1996.12.31日前

建成的机组1997.1.1—2003.12.31建成的机组2004.1.1起

建成的机组新标准现有机组新建

机组2时间段的衔接NOX一:

《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)新标准区分现有和新建火力发电锅炉及燃气轮机组，分别规定排放控3.主要内容2011年7月29日，国家环境保护部和国家质量监督检验检疫总局发布了最新的《火电厂大气污染物排放标准》。

《标准》中规定氮氧化物：自2012年1月1日起，对于新建火力发电锅炉及燃气轮机机组执行100mg/m3的氮氧化物限值；自2014年7月1日起，现有的火力发电锅炉和燃气轮机机组执行100mg/m3的氮氧化物限值；重点地区的火力发电锅炉和燃气轮机机组执行100mg/m3的氮氧化物限值；只是对W型火焰炉、循环流化床及2003年12月31日之前建成投产或通过项目环境影响报告审批的锅炉可执行200mg/m3的氮氧化物限值。一:

《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)3.主要内容2011年7月29日，国家环境保护部和国家质量2003年12月31日以前通过环评的电厂（即2005年及以前投运的电厂），NOx排放浓度较高的，应首先进行低氮燃烧技术改造。改造后根据排放浓度情况，选择SNCR或SNCR＋SCR。对于有场地条件的电厂，改造后也可选择SCR。2004年1月1日以后通过环评的电厂，由于预留了烟气脱除氮氧化物装置空间，因此可直接加装SCR。NOX控制建议2003年12月31日以前通过环评的电厂（即2005年及以前从国外的运行案例来看，循环流化床锅炉适宜配置选择性非催化还原法(SNCR)，与常规煤粉锅炉配置SNCR相比，脱硝效率较高，可达到40～75%，氮氧化物排放浓度小于100毫克/立方米。国内300兆瓦及以上机组的循环流化床锅炉氮氧化物的生成浓度一般小于200毫克/立方米。从国外的运行案例来看，循环流化床锅炉适宜配置选择性非催化还二、火电厂氮氧化物防治技术政策技术路线倡导合理使用燃料与污染控制技术相结合、燃烧控制技术和烟气脱硝技术相结合的综合防治措施，以减少燃煤电厂氮氧化物的排放。燃煤电厂氮氧化物控制技术的选择应因地制宜、因煤制宜、因炉制宜，依据技术上成熟、经济上合理及便于操作来确定。低氮燃烧技术应作为燃煤电厂氮氧化物控制的首选技术。当采用低氮燃烧技术后，氮氧化物排放浓度不达标或不满足总量控制要求时，应建设烟气脱硝设施。二、火电厂氮氧化物防治技术政策技术路线二、火电厂氮氧化物防治技术政策低氮燃烧技术发电锅炉制造厂及其他单位在设计、生产发电锅炉时，应配置高效的低氮燃烧技术和装置，以减少氮氧化物的产生和排放。新建、改建、扩建的燃煤电厂，应选用装配有高效低氮燃烧技术和装置的发电锅炉。在役燃煤机组氮氧化物排放浓度不达标或不满足总量控制要求的电厂，应进行低氮燃烧技术改造。二、火电厂氮氧化物防治技术政策低氮燃烧技术二、火电厂氮氧化物防治技术政策烟气脱硝技术位于大气污染重点控制区域内的新建、改建、扩建的燃煤发电机组和热电联产机组应配置烟气脱硝设施，并与主机同时设计、施工和投运。非重点控制区域内的新建、改建、扩建的燃煤发电机组和热电联产机组应根据排放标准、总量指标及建设项目环境影响报告书批复要求建设烟气脱硝装置。对在役燃煤机组进行低氮燃烧技术改造后，其氮氧化物排放浓度仍不达标或不满足总量控制要求时，应配置烟气脱硝设施。二、火电厂氮氧化物防治技术政策烟气脱硝技术二、火电厂氮氧化物防治技术政策烟气脱硝技术主要有：选择性催化还原技术（SCR）、选择性非催化还原技术（SNCR）、选择性非催化还原与选择性催化还原联合技术（SNCR－SCR）及其他烟气脱硝技术。新建、改建、扩建的燃煤机组，宜选用SCR；小于等于600MW时，也可选用SNCR－SCR。燃用无烟煤或贫煤且投运时间不足20年的在役机组，宜选用SCR或SNCR－SCR。燃用烟煤或褐煤且投运时间不足20年的在役机组，宜选用SNCR或其他烟气脱硝技术。二、火电厂氮氧化物防治技术政策烟气脱硝技术主要有：选择性催化二、火电厂氮氧化物防治技术政策烟气脱硝还原剂的选择还原剂的选择应综合考虑安全、环保、经济等多方面因素。选用液氨作为还原剂时，应符合《重大危险源辨识》（GB18218）及《建筑设计防火规范》（GB50016）中的有关规定。位于人口稠密区的烟气脱硝设施，宜选用尿素作为还原剂。二、火电厂氮氧化物防治技术政策烟气脱硝还原剂的选择二、火电厂氮氧化物防治技术政策烟气脱硝二次污染控制SCR和SNCR－SCR氨逃逸控制在2.5mg/m3（干基，标准状态）以下；SNCR氨逃逸控制在8mg/m3（干基，标准状态）以下。失效催化剂应优先进行再生处理，无法再生的应进行无害化处理。二、火电厂氮氧化物防治技术政策烟气脱硝二次污染控制二、火电厂氮氧化物防治技术政策新技术开发鼓励高效低氮燃烧技术及适合国情的循环流化床锅炉的开发和应用。鼓励具有自主知识产权的烟气脱硝技术。鼓励低成本高性能催化剂原料、新型催化剂和失效催化剂的再生与安全处置技术的开发和应用。鼓励开发具有自主知识产权的在线连续监测装置。鼓励适合于烟气脱硝的工业尿素的研究和开发。二、火电厂氮氧化物防治技术政策新技术开发二、火电厂氮氧化物防治技术政策运行管理燃煤电厂应采用低氮燃烧优化运行技术。烟气脱硝设施应与发电主设备纳入同步管理。建立、健全烟气脱硝设施的运行检修规程和台账等日常管理制度。装配氮氧化物在线连续监测装置，对运行数据、记录等相关资料至少保存3年。采用液氨作为还原剂时，应根据《危险化学品安全管理条例》的规定编制本单位事故应急救援预案，配备应急救援人员和必要的应急救援器材、设备，并定期组织演练。电厂对失效且不可再生的催化剂应严格按照国家危险废物处理处置的相关规定进行管理。二、火电厂氮氧化物防治技术政策运行管理二、火电厂氮氧化物防治技术政策监督管理烟气脱硝设施不得随意停止运行。由于紧急事故或故障造成脱硝设施停运，电厂应立即向当地环境保护行政主管部门报告。各级环境保护行政主管部门应加强对氮氧化物减排设施运行和日常管理制度执行情况的定期检查和监督，电厂应提供烟气脱硝设施的运行和管理情况，包括监测仪器的运行和校验情况等资料。电厂所在地的环境保护行政主管部门应定期对烟气脱硝设施的排放和投运情况进行监测和监管。二、火电厂氮氧化物防治技术政策监督管理三、SCR工程技术规范规范编制的目的为了贯彻《中华人民共和国环境保护法》、《中华人民共和国大气污染防治法》和《火电厂大气污染物排放标准》。规范火电厂燃煤烟气脱硝技术装备的设计、制造、工程建设、运行维护，促进火电厂氮氧化物减排，保护环境，减少污染，保障人体健康，促进火电厂烟气脱硝工程技术进步和可持续发展。提供一个统一的技术评价体系。三、SCR工程技术规范规范编制的目的三、SCR工程技术规范总体思路根据我国火电厂烟气脱硝行业工程技术方面的整体水平，既要考虑到国家相关文件对火电厂烟气脱硝的要求，又要兼顾国内大多数企业的实际情况。在规范我国火电厂烟气脱硝行业的同时，也要体现出对企业发展的引导，既为企业设置一定的“门槛”，也充分考虑到不同级别企业的生存、发展空间。三、SCR工程技术规范总体思路三、SCR工程技术规范适用范围主要适用于200MW及以上的燃煤、燃气、燃油锅炉同期建设或已建锅炉加装的选择性催化还原法烟气脱硝工程。三、SCR工程技术规范适用范围三、SCR工程技术规范工艺设计说明——反应器旁路设置问题（6.1.2）原因：当锅炉处于低负荷运行的时候，反应器入口的温度可能会下降到低于催化剂允许的最低温度，此外在锅炉的停机以及开机运行期间，其温度可能会产生较大的波动，因此需要设置反应器旁路使烟气绕过反应器，以避免在非活性温度区间使催化剂中毒或使表面受到污染而使活性下降。国外状况：20世纪80年代，由于当时的催化剂不能很好地适应启动和停运期间温度梯度的变化，日本的电厂均设置了旁路烟道，但随着催化剂性能等的提高，目前基本都不加设旁路；在美国，由于立法要求仅在臭氧季节（5-10月）减少NOx排放量，其东北部地区许多电厂设置了旁路；欧洲的SCR反应器则通常不设旁路。三、SCR工程技术规范工艺设计说明——反应器旁路设置问题（6三、SCR工程技术规范设反应器旁路的优点在锅炉被迫停炉期间，催化剂的温度会保持几天，这对于有积灰的SCR系统非常重要，避免了飞灰的硬化。锅炉不停运也可以更换或维护SCR反应器中的催化剂。设反应器旁路的缺点烟道复杂，压损升高，增加了运行费用。同时，水平烟道有积灰的危险，导致催化剂或空预器的堵塞。由于烟道等钢结构的增加导致费用增加。需要性能可靠且紧密的烟道挡板门来关闭旁路，而该挡板门的费用较高。挡板门附近灰的沉积将影响挡板门的运行，需要安装灰斗或吹灰器。标准的观点设置反应器旁路，虽然可以在锅炉低负荷时减少SCR催化剂的损耗，有利于SCR的检修，但旁路挡板的密封和积灰问题严重，投资运行和维护费用较高。根据我国电厂的现状，标准建议不设置旁路。三、SCR工程技术规范设反应器旁路的优点三、SCR工程技术规范工艺设计说明——关于脱硝率80%（6.1.3）考虑到环保政策会日趋变严格，为了脱硝装置在将来能方便的提高脱硝能力。脱硝反应器的设计可按将来可能需要达到的最大脱硝效率设计，催化剂则可按目前效率的实际需求加装。考虑到SCR装置建设及运行的经济性。三、SCR工程技术规范工艺设计说明——关于脱硝率80%（6.三、SCR工程技术规范工艺设计说明-氨逃逸浓度问题（

6.1.4）在高尘SCR工艺中，氨逃逸浓度的控制至关重要。若控制不好，不仅会使成本增加，还会导致以下几个问题：（1）空气预热器换热面的腐蚀；（2）飞灰污染；（3）催化剂的腐蚀；（4）环境污染。其中，最主要的是对空气预热器换热面的腐蚀的影响。三、SCR工程技术规范工艺设计说明-氨逃逸浓度问题（6.1三、SCR工程技术规范某火电厂氨逃逸浓度三、SCR工程技术规范某火电厂氨逃逸浓度三、SCR工程技术规范危害：逃逸的氨与烟气中的SO3反应生成NH4HSO4，当后续烟道烟温降低时，NH4HSO4就会附着在空气预热器表面和飞灰颗粒物表面。NH4HSO4在低于150℃时，以液态形式存在，腐蚀空气预热器，并通过与飞灰表面物反应而改变飞灰颗粒物的表面形状，最终形成一种大团状粘性的腐蚀性物质。这种飞灰颗粒物和在空气预热器换热表面形成的NH4HSO4会导致空气预热器的压损急剧增大。三、SCR工程技术规范危害：三、SCR工程技术规范氨逃逸浓度选取的依据日本相关机构的测试表明，当氨逃逸浓度在0.83mg/m3以下时，NH4HSO4生成量很少，空气预热器堵塞现象不明显；氨逃逸浓度增加到1.66mg/m3时，空气预热器在运行6个月后，阻力约增加30%；如果氨逃逸浓度增加到2.5mg/m3，空气预热器运行6个月后阻力约增加50%。压损增大造成频繁地清洗空气预热器，这种情况对风机的影响较大；同时，由于逃逸的氨导致飞灰化学性质发生改变，使得飞灰不能作为建材原料而得到利用。暂时将2.5mg/m3作为目前氨逃逸浓度的最高限值，鼓励工程实施中采用更低氨逃逸浓度的催化剂产品和技术解决方案。三、SCR工程技术规范氨逃逸浓度选取的依据三、SCR工程技术规范工艺设计说明——SO2/SO3转化率（

6.1.5）烟气中的SO2会在催化剂的作用下被氧化成SO3，并可以与烟气中的水以及NH3反应生成硫酸铵和硫酸氢铵。这些硫酸盐，尤其是硫酸氢铵可以沉积并积聚在催化剂表面，引起催化剂的失活，并腐蚀空预器。为防止这一现象的发生，可以从以下两个方面考虑降低SO2/SO3的转化率：(1)合理调整催化剂成分，减少作为SO2氧化的主要物质V2O5在催化剂中的含量。（2）SCR脱硝工程一般要求SO2/SO3转化率小于1％。控制氨逃逸浓度不大于2.5mg/m3、SO2/SO3转化率小于1%，都是为防止反应生成(NH4)HSO4而采取的有效措施。随着技术的不断进步，应鼓励采用更低SO2/SO3转化率的催化剂或技术方案，并在将来适当时间进一步实施更加严格SO2/SO3转化率限值。三、SCR工程技术规范工艺设计说明——SO2/SO3转化率（三、SCR工程技术规范工艺设计说明--省煤器旁路问题（6.1.7）保持烟气温度在设计温度范围内，对于优化脱硝反应是非常重要的。当锅炉低负荷运行时，省煤器出口烟气温度下降，这时可以采用省煤器旁路来提升SCR入口烟气温度。省煤器旁路烟道通常使用一个可调节的挡板，来调整经过旁路的热烟气与省煤器出口的冷烟气比率。锅炉负荷越低，挡板的开度就越大，旁路的热烟气就越多。省煤器旁路在设计时主要考虑下面两个问题：一是保持烟气的最佳反应温度；二是保证两股气流在进入SCR反应器之前均匀混合。省煤器旁路的主要作用是当烟气的温度较低时，引一路烟气绕过省煤气直接进入SCR的反应器中，以保证烟气的温度处于SCR催化剂的活性温度区间之内。脱硝系统可以根据需要设置省煤器烟气旁路。但在近期的SCR工程中也出现了烟温过高的情况，可以通过改造省煤器换热面来实现。三、SCR工程技术规范工艺设计说明--省煤器旁路问题（6.1三、SCR工程技术规范工艺设计说明——6.4.3稀释系统氨-空气混合器内氨与空气的混合比例应符合GB536的防爆规定，一般氨气浓度（体积百分比）不大于5%。GB536表明气体无水氨和空气的比例达到16％～25％（V:V）时，形成爆炸性混合物。稀释氨气时，可将电厂原有的鼓风机的出口空气分流到一个支管，用该支管的空气进行稀释；当电厂鼓风机没有风机余量能供给多余的空气时，则需另外设置一个氨气稀释风机。三、SCR工程技术规范工艺设计说明——6.4.3稀释系统三、SCR工程技术规范工艺设计说明——混合气体喷射系统（6.4.4）喷氨混合系统有喷氨格栅与烟气混合器两种技术。喷氨栅格的作用是将氨气/空气混合气体均匀喷入烟道中，以达到和烟气尽可能均匀混合。为使氨与烟气在SCR反应器前有较长的混合区段以保证充分混合，应尽可能使氨在SCR反应器入口处喷入。烟气混合器的作用是使烟气流经混合器时产生两个转向相反的湍流漩涡，通过氨喷嘴将氨喷射在两个湍流漩涡的中央位置，使烟气和氨气均匀混合进入SCR反应器。三、SCR工程技术规范工艺设计说明——混合气体喷射系统（6.三、SCR工程技术规范工艺设计说明——空气预热器要求（

6.4.6）为了适应锅炉加装SCR的需要，避免空气预热器冷端传热元件的腐蚀和堵塞，有SCR脱硝设备情况下的空气预热器在防止堵塞和冷段清洗方面需作特殊设计，主要包括：热元件采用高吹灰通透性的波形替代原有空气预热器波形，以保证吹灰和清洗效果；冷段层采用搪瓷表面传热元件，采用此传热元件可以隔断腐蚀物和金属接触，而且表面光洁，易于清洗干净。搪瓷层稳定性好，耐磨损，使用寿命长(一般不低于50000h)。增加转子清洗措施，提高空气预热器的可靠性和经济性，必须对空气预热器进行改造。其主要内容为空气预热器受热元件和吹灰系统改造两部分。三、SCR工程技术规范工艺设计说明——空气预热器要求（6.三、SCR工程技术规范（1）更换冷段传热元件一般来说，回转式空气预热器的传热元件分为高、中温段和低温段。由于空气预热器的绝大部分中温段和部分低温冷段处于产生硫酸氢氨堵塞的温度区间内，可以考虑将传统的低温冷段和中温段合并为一段。同时，为了有效清灰，该段内的传热元件采用高吹灰通透性的波形如NF替代原来的DU等波形。这种NF波形虽然能保证吹灰和清洗效果，但换热性能（单位容积中受热面面积）不如原空气预热器用的DU等板型，因此要维持空气预热器排烟温度不上升，须视情况增加换热面积。三、SCR工程技术规范（1）更换冷段传热元件三、SCR工程技术规范改造前后的传热元件对比三、SCR工程技术规范改造前后的传热元件对比三、SCR工程技术规范（2）转子部分改动转子内部取消栅架（用以减少对传热元件的阻挡面积，提高吹灰和清洗效果），将横向隔板延伸到冷端，直接安放加高后的冷段传热元件，封闭不再使用的转子侧面传热元件更换门。（3）空气预热器吹灰系统改造在锅炉加装SCR系统以后，空气预热器的腐蚀和积灰都大大增强，原有的吹灰系统不能满足要求。为了及时清洗空预器内部沉积的硫酸氢铵腐蚀物和冷端积灰，需要对空预器吹灰器系统进行改造。①将吹灰器更换为双介质吹灰器，在正常运行阶段用蒸汽在线吹灰，当空预器烟气侧阻力上升到最初运行阻力的150%左右时，将锅炉负荷降低到50%BMCR运行，对空预器进行单台高压水离线冲洗。②锅炉增设高压水泵，用来向吹灰器提供高压水。③为避免高压水损坏空预器传热元件，高压水喷嘴需使用清洗型，并且喷嘴口径不宜超过2mm。三、SCR工程技术规范（2）转子部分改动三、SCR工程技术规范工艺设计说明——引风机要求（

6.4.7）加装脱硝系统后引风机的压头有所增加，SCR反应器和烟道增加的阻力约为1000Pa，空气预热器重新选型(或改造)后新增阻力约为500Pa，因此引风机需新增压头约为1500Pa左右。若现有引风机可能达不到系统所需的压头，需要改造现有引风机或安装新的引风机，并调整现有风机和电机的基础。风机增加的电耗是SCR系统运行的主要能耗之一，在大多数情况下，约占机组电功率的0.3%。三、SCR工程技术规范工艺设计说明——引风机要求（6.4.三、SCR工程技术规范工艺设计说明——锅炉要求（

6.4.8）对现有电厂加装高尘布置方式的SCR装置，因空气预热器和省煤器之间的空间不足，通常是将SCR反应器布置在锅炉炉后，由此造成尾部烟道走向改变。将省煤器出口后直接进入空气预热器的原烟道改为穿出炉后钢架进入SCR，然后再从SCR后穿入炉后钢架连接空气预热器的现烟道。对600MW亚临界