脱硝技术培训课件

脱硝技术脱硝技术1内容目录1.火电厂氮氧化物排放标准2.火电厂氮氧化物排放现状以及排污费征收标准3.减少氮氧化物排放的方法4.主要的烟气脱硝工艺5.脱硝工艺选择6.我国烟气脱硝市场现状以及发展趋势7.国外主要烟气脱硝公司在中国市场的发展情况Fuel-tech公司烟气脱硝工艺的技术优势FBE公司烟气脱硝工艺的技术优势10.结束语内容目录1.火电厂氮氧化物排放标准21.火电厂氮氧化物排放标准

《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2003)《DB11/139-2002锅炉污染物综合排放标准》

规定大于45.5MW的燃煤锅炉氮氧化物排放量限值250mg/m31.火电厂氮氧化物排放标准

《火电厂大气污染物排放3火电厂氮氧化物排放标准发展趋势国家环境保护总局污染控制司大气处刘孜处长:

“国家规划在第十一个五年计划期间完成脱硝技术的引进和示范工程，在第十二个五年计划期间制定严格的NOx总量排放控制标准”。电力规划院原院长汤蕴琳教授：“国家排放标准一般八年修订一次，预计到2020年NOx排放控制标准可能降到200mg/nm3”。火电厂氮氧化物排放标准发展趋势国家环境保护总局污染控制司大气42.

火电厂氮氧化物排放现状

以及排污费征收标准

我国目前NOx的排污费征收标准为：

0.63元/kgNOx

2.火电厂氮氧化物排放现状

5国内氮氧化物排放现状我国近年氮氧化物(NOx)大气污染物的主要来源是火力发电厂，目前火电厂每生产1000千瓦时的电力，相应产生2.1千克的氮氧化物，2000年氮氧化物的排放量已达到358.02万吨/年。根据NOx生成机理，在实际应用中，主要采用低NOx燃烧技术和烟气脱除的办法对其控制，而我国目前应对氮氧化物污染的主要方式仅是新建机组采用低NOx燃烧技术，对于旧有机组，直接排放是导致氮氧化物污染的一项主要因素。国内氮氧化物排放现状6中国典型燃煤机组的NOx排放情况600MW及以上机组380－450mg/Nm3200MW及200MW650－1300mg/Nm3100MW及以下小型机组700－1800mg/Nm3

2000年358.02万吨2002年520.00万吨2010年594.74万吨（预计）中国电力氮氧化物排放状况国内氮氧化物排放现状中国典型燃煤机组的NOx排放情况600MW及以上机组7

3.减少氮氧化物排放的方法

3.1NOx的形成及控制方法氮氧化物(NOx)的形成是由于氮与氧在非常高的温度时的结合，世界上控制NOx的技术包括锅炉内燃烧中尽量避免NOx的生成技术和NOx生成后的排除技术。3.2燃烧改良法

燃烧器或炉膛被设计成可调整的分级进气或再燃烧，以做阶段式燃烧来降低氧化氮的生成3.3NOx的脱除技术设法消除燃烧后所生成NOx的技术，世界上比较成熟的有70年代开发并应用的选择性触媒还原法(SCR)，80年代中期研发成功并得到广泛应用的选择性非触媒还原法(SNCR)以及90年代后期研发成功并在大型燃煤机组得到成熟应用的SNCR/SCR混合法技术。

8燃烧改良法是控制NOx生成条件以达到脱硝目的，是一种经济的控制NOx的排放策略。控制NOx生成条件即在燃烧过程中，控制燃烧温度，一直保持让氧和氮分开，使二者结合生成NOx的可能性降至最低这种燃烧改善技术有低NOx燃烧器(LNB),空气分级燃尽风(OverFireAir)、再燃技术(Reburn)及烟气再循环（FlueGasRecirculation）等在规划新建大型燃煤机组时，应一次设计到位考虑设置低NOx燃烧器对改造锅炉，实施低NOx燃烧器和现有的燃烧系统炉膛结构影响不一，故需要分别评估再决定。有时实施需对现有的供风系统和炉膛进行较大程度的改造而不适用燃烧改良法但是燃烧改良法通常无法单独的满足较严的NOx排放标准。联合使用燃烧改良和SNCR或SNCR/SCR混合法，对改造锅炉较适用且经济。国外通常与烟气后脱硝技术SNCR或SCR法联合使用燃烧改良法燃烧改良法是控制NOx生成条件以达到脱硝目的，是一种经济的控9燃烧后NOx的脱除技术

SCR技术：选择性触媒还原法

SNCR技术：选择性非触媒还原法

SNCR/SCR混合法技术：选择性非触媒还原法和选择性触媒还原法的混合技术燃烧后NOx的脱除技术104.主要的烟气脱硝工艺选择性非触媒还原法SNCR工艺选择性触媒还原法(SCR)工艺SNCR/SCR混合法工艺4.主要的烟气114.1选择性非触媒还原法

(SelectiveNonCatalyticReduction)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的应用于600－800MW等级燃煤机组其原理是在炉内喷射氨、尿素等化学还原剂使之与烟气中的氮氧化物反应,将其转化成分子氮(N2)及水(H2O)此技术是选择仅减少氮氧化物而不涉及其它类氧化物（如CO2等），目前最新的SNCR技术与NOx有效反应温度范围已可达850oC~1250oC之间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。4.1选择性非触媒还原法

(SelectiveNon124.1选择性非触媒还原法

(SelectiveNonCatalyticReduction)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，即将先进的虚拟现实设计技术与特定燃烧装置的尺寸、燃烧类型和特性、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;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最普遍应用的化学反应剂为尿素或氨SNCR脱硝效率对大型燃煤机组可在25-40%之间，对小型机组其效率可达80%工程造价低，占地面积小，适用于老厂改造，新炉可依据炉子设计加以配合，脱硝效率更高4.1选择性非触媒还原法

(SelectiveNon134.2选择性触媒还原法

(SelectiveCatalyticReduction)SCR为一种炉后脱硝反应装置，最早由日本于70年代后期完成商业运行，至80年代中期欧洲也成功地实现了SCR的商业运行设置触媒装置于锅炉省煤器出口与空气预热器入口之间，其作用为使喷入之氨与烟气中之NOx加速反应实现脱硝在此情况时，其有效反应之温度范围较SNCR低的多，约在320oC~400oC之间最普遍使用的化学反应剂（还原剂）为氨与尿素

4.2选择性触媒还原法

(14SCR反应原理示意图SCR反应原理示意图15脱硝效率和氨的逃逸率之相关关系脱硝效率和氨的逃逸率之相关关系16脱硝运行关系曲线

NH3/NOx摩尔比100脱硝效率(%)NH3未反应量(ppm)设计的脱硝效率0设计的

NH3未反应量运行时的

NH3/NOx摩尔比脱硝运行NH3/NOx摩尔比上限

:小于设计的

NH3未反应量(如:小于5ppm)下限:大于设计的脱硝效率(如:大于80%)

脱硝运行关系曲线

NH3/NOx摩尔比100脱硝效率(%17锅炉SCR脱硝系统装置的基本流程图

锅炉NH3

喷注脱硝反应器空气预热器NH3

混合器

蒸发器NH3

液化罐静电除尘器引风机烟囱换热器增压风机脱硫系统送风机SAH蓄压器锅炉SCR脱硝系统装置的基本流程图

锅炉NH3喷注脱硝反应18触媒框架结构(垂直流型)脱硝反应器的总括图触媒层未来层整流器(缓冲层)烟气吹灰器NH3喷嘴(AIG)触媒荷载设备(临时的)导叶片触媒框架结构(垂直流型)脱硝反应器的总括图触媒层未来层整流器19NH3Storage&SupplySystemNH3StorageTankerNH3VaporizerNH3dilutiontankerNH3LoadingfacilityNH3Storage&SupplySystemNH3204.3SNCR/SCR混合法工艺SNCR/SCR混合法技术是一种结合了炉内脱硝SNCR法及炉后脱硝SCR法而成的新系统于90年代后期研发成功并成熟的应用于多数大型燃煤机组，该技术非常适合新建大型机组，同时也非常适用于场地狭窄的老厂改造。应用于SNCR法的化学还原剂被设计成在炉内脱硝后之余氨再进入SCR的催化剂实施再脱硝。此系统可提供电厂比较经济的脱硝方式，它可提供电厂在符合环保法规的要求下，阶段性的增添设备及催化剂，而无需将资金做一次性投入，并可大量节省电厂脱硝运转费用SNCR/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4.3SNCR/SCR混合法工艺SNCR/SCR混合法技术21SNCR/SCR混合型原理示意图前段850~1,250

℃后段320~400

℃再利用省去SCR之AIG系统SNCR/SCR混合型原理示意图前段后段再利用省去SCR之225.烟气脱硝工艺的选择

技术要求＋经济性5.烟气脱硝工艺的选择

技术要求＋经济性23脱硝技术培训24脱硝技术培训25

SCR工艺、SNCR工艺

及SNCR/SCR混合工艺烟气脱硝技术比较

NOx脱硝率低，仅可达到25－40％因不增加SO3可较SCR放宽NH3逃逸条件对于多层喷入，控制系统适当的跟随负荷及温度能力工程造价较低，占地面积小，适用于老厂改造，新炉如依锅炉设计加以配合，脱硝效率会更高SNCR工艺特点

SCR工艺、SNCR工艺

及SNCR/SCR混合工艺烟气26SCR工艺、SNCR工艺

及SNCR/SCR混合工艺烟气脱硝技术比较脱硝效率高，能达到90％以上，当要求氮氧化物脱除率较高时，经济性最好的工艺技术成熟，运行可靠，便于维护反应器对气体混合均匀度、温度、触媒实际操作情况等比较敏感易形成氨－硫化合物（ABS)堵塞空气预热器SCR工艺特点SCR工艺、SNCR工艺

及SNCR/SCR混合工艺烟气脱27SCR工艺、SNCR工艺

及SNCR/SCR混合工艺烟气脱硝技术比较有机结合了SCR工艺和SNCR工艺有利特点的新工艺，已于90年代后期研发成功并应用于大型燃煤机组SNCR/SCR系统中，SNCR阶段逃逸的氨会随烟气流向下游的SCR系统，使得氨利用率更加完全大量节省催化剂的使用量SNCR/SCR系统因锅炉内已装有SNCR系统而大幅度减少其所需的SCR反应容积，进而降低SCR系统的装置成本和空间SNCR/SCR混合工艺特点SCR工艺、SNCR工艺

及SNCR/SCR混合工艺烟气脱28烟气脱硝技术综合特性比较主要成熟技术SCRSNCR/SCR混合型SNCR1还原剂NH3或尿素尿素或NH3尿素或NH3

2反应温度320－400℃前段:850－1250℃，后段:320－400℃850－1250℃3催化剂成份主要为TiO2，V2O5WO3

后段加装少量催化剂(成份同前)不使用催化剂4脱硝效率70%~90%40%~90%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3－5ppm3－5ppm左右5－10ppm7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)没有压力损失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)12使用业绩多数大型机组成功运转经验多数大型机组成功运转经验多数大型机组成功运转经验烟气脱硝技术综合特性比较主要成熟技术SCRSNCR/SCR混29（1）建造成本比较（2）系统运行成本比较（3）综合成本比较SNCR、SCR及SNCR/SCR的技术经济指标分析SNCR、SCR及SNCR/SCR的技术经济指标分析30脱硝装置建造成本比较（550MW1台脱硝效率70%的案例）比较条目单位SNCR（尿素）SNCR/SCR（尿素）液氨SCRSNCRUSD工艺设计&许可ProcessDesign&LicenseUSD1,000,0001,200,000工程设计EngineeringUSD1,000,0001,100,000设备SNCREquipmentUSD2,600,0003,475,000溶液制备SolutionizerUSD200,000300,000SCRUSD工程设计EngineeringUSD125,000125,0001,100,000还原剂成本CatalystVolumeCostM3USD80462,4432541,468,256供氨系统AmmoniaSystemUSD540,000钢构、管路、线路、I&CSteel,Piping,Wiring,I&CUSD500,0001,100,0003,160,000IDF&APH改造USD2,100,000安装InstallationUSD1,425,0001,700,0002,000,000脱销装置建设成本USD6,850,0009,462,44310,368,256脱销每kw建造成本USD/kw12.4517.218.85指数比较11.381.51脱硝装置建造成本比较（550MW1台脱硝效率70%的案例）31脱硝装置系统运行成本比较（550MW1台脱硝效率70%的案例）比较条目单位SNCR(尿素)SNCR/SCR(尿素）液氨SCR还原剂消耗成本ReagentcostUSD/year440,910550,852405,216水消耗成本WaterCostUSD/year34,20042,750电力消耗成本PowercostUSD/year18,64849,950294,261年度运行总成本TotalannualizedoperatingcostUSD/year475,110643,552699,477脱硝装置系统运行成本比较（550MW1台脱硝效率70%的案32综合成本比较（550MW1台脱硝效率70%的案例）比较条目单位SCNR(尿素)SNCR/SCR(尿素）液氨SCR建造总成本TotalAnnualizedCostUSD6,850,0009,462,44310,368,256年度运行总成本TotalannualizedoperatingcostUSD475,110643,552699,477综合成本比较USD7,325,1009,105,99511,067,733指数比较11.241.51综合成本比较（550MW1台脱硝效率70%的案例）比较条目单33总投资费用美元/KW0305070100NOx减排率，％75－15010—2030－50SCRLNBSNCR/SCRSNCR氮氧化物控制技术的性能价格比总投资费用美元/KW034结论：脱硝工艺选择当要求氮氧化物脱除率较高时，采用SCR工艺最经济，SCR工艺可提供一次到位的脱硝方式新建大型火电机组中以采用SCR比较合适。老厂改造则可以用SNCR或SNCR+SCR方案。SNCR/SCR混合法工艺兼有SNCR和SCR技术的优点，当要求氮氧化物脱除率不是很高时，采用SNCR/SCR工艺更合适，项目可一次立项，实施可分阶段增添设备及催化剂，此系统可为电厂提供最经济合理的脱硝方式。结论：脱硝工艺选择356.我国烟气脱硝市场现状以及发展趋势

脱硝技术于我国起步较晚仅有极少数电厂采用脱硝技术控制NOx的排放6.我国烟气脱硝市场现状以及发展趋势

脱硝技术于我国起步较36已建烟气脱硝装置已中标烟气脱硝装置待招标烟气脱硝装置漳州后石电厂(日立/中鼎)注：台湾模式宁海电厂(日立/浙江大学)台山电厂(丹麦Topsoe/浙江大学)嵩屿电厂(日本IHI/上海电气集团)阚山电厂(国家电站燃烧中心/美国FuelTech)太仓电厂(日立/江苏苏源环保)广东恒运发电厂(鲁奇/东锅)国华北京一热高井电厂乌沙山电厂中国烟气脱硝工程项目现状已建烟气脱硝装置已中标烟气脱硝装置待招标烟气脱硝装置漳州后石37国内火电厂不加烟气脱硝装置的原因：

我国目前NOx的排污费征收标准规定较低，为0.63元/kg

火电厂大气污染物排放标准的要求也较低，在煤挥发分≥20时，NOx排放的限度值为450mg/m3

一般SCR工艺脱除每公斤NOx的建造成本较高，约为1.32元/kg，别是运行成本也很高，约为1.23元/kg

我国烟气脱硝市场现状国内火电厂不加烟气脱硝装置的原因：

我国目前NOx的排污38序号名称单位计算式计算结果1处理烟气量Nm3/h1,736,2002锅炉出口NO2浓度：(实际O2)ppm2243脱硝效率%

804脱硝装置每小时脱除NO2量Kg/h1,736,200Nm3/h×244ppm×10-6×80％÷22.42Nm3/kmol×46kg/kmol6955脱硝装置每年脱除NOx量（按年运行6,000小时计算）kg695kg/h×6,000h4,170,0006建造成本USD10,068,3887脱除每公斤NO2的建造成本（按15年设计寿命计算）10,068,388USD÷4,170,000kg÷15年0.16USD（1.32RMB）8年运行成本USD637,5039脱除每公斤NO2的运行成本637,503USD÷4,170,000kg0.15USD（1.23RMB）10脱除每公斤NO2的综合成本0.16USD+0.15USD0.31USD（2.55RMB）SCR烟气脱硝排除每公斤NO2所需成本计算实例（1×550MW）：序号名称单位计算式计算结果1处理烟气量Nm3/h1,7339影响我国烟气脱硝市场发展趋势的因素政策法规我国电厂机组配置现状及脱硝要求新建大型火电机组改造工业锅炉及电站锅炉煤灰影响灰量大，煤种变化，质量变化，混烧煤，对氨逃逸及SCR催化剂的适用及风险触媒的砷硫及碱性物（如钙化物）中毒减效其他元素造成的触媒中毒减效

影响我国烟气脱硝市场发展趋势的因素政策法规40

成本建造成本运行成本安全从运行安全考虑，以尿素或氨做还原剂的方式人口稠密区公众安全及生产安全考虑使用加压容器的安全

催化剂选择催化剂结构适应不同压降、燃料和烟气成分要求，满足工程选择影响我国烟气脱硝市场发展趋势的因素

成本影响我国烟气脱硝市场发展趋势的因素41我国烟气脱硝市场发展趋势SNCR作为最经济的脱硝方式可广泛用于旧机组改造及新上小机组SCR作为脱硝效率最高的方式，可应用于任何类型机组SNCR/SCR已经成功应用于大型燃煤机组，将是脱硝市场的一种新的发展模式在使用安全性上，尿素脱硝工艺可能最终取代氨脱硝工艺我国烟气脱硝市场发展趋势SNCR作为最经济的脱硝方式可广泛用42尿素与氨的比较国外脱硝还原剂选择

在无水氨、氨水和尿素水溶液中进行还原剂选择，国际上，一般是从安全角度考虑。这是因为从管路、储存罐或从槽车罐的交通事故中泄漏出的氨气要比原本是尿素水溶液的危险性大很多。尽管，从历史上看，国外防范无水液氨事故技术越来越细，但由于从当局获得液氨的使用许可越来越难，安全防范要求也越来越多，相应花费的安全成本也越来越大，因此现在氨水和尿素正越来越多地作为还原剂被使用，特别是近10年，采用尿素作为还原剂的SCR比例迅速上升。尿素与氨的比较43世界SCR还原剂使用现状

70年代～无水氨日本、韩国、台湾（90%无水氨，10%氨水、尿素）80年代～氨水欧洲（20%无水氨，50%氨水，30%尿素）90年代～尿素美国（近年来，新建SCR装置均选用尿素作为还原剂）液氨为国家重点控制监管的危险品，在电厂内设置的液氨储罐为重大危险源，尿素作为还原剂从工安角度讲是最好的选择。液氨相对尿素成本较低，而且市场占有率最高。故脱硝剂的选择应因地制宜，根据电厂的实际情况，合理选用。尿素与氨的比较世界SCR还原剂使用现状

70年代～无水氨日本、韩国、台湾（44１.理化特性：无水氨（AnhydrousAmmonia)，又名液氨，为GB12268-90规定之危险品，危险物编号23003无色气体,有刺激性恶臭味。分子式NH3。分子量17.03。相对密度0.7714g/l。熔点-77.7℃。沸点-33.35℃。自燃点651.11℃。蒸气密度0.6。蒸气压1013.08kPa(25.7℃),水溶液呈强碱性。氨逸散后之特性：无水氨通常储存的方式为加压液化，液态氨变气态氨时会膨胀850倍，并形成氨云，另外液氨泄入空气时，会形成液体氨滴，放出氨气，其比重比空气重，虽然它的分子量比空气小，但它会和空气中的水形成水滴的氨气，而形成云状物，所以当氨气泄漏时，氨气并不自然的往空中扩散，而会在地面滞留，带给附近民众及现场工作人员伤害。2.燃烧爆炸性及腐蚀性：

蒸气与空气混合物爆炸极限16-25%(最易引燃浓度17%)，氨和空气混合物达到上述浓度范围遇明火会燃烧和爆炸,如有油类或其它可燃性物质存在,则危险性更高。与硫酸或其它强无机酸反应放热,混合物可达到沸腾。泄漏时，会对在现场工作的工人及住在附近社区的居民造成相当程度的危害。液态氨将侵蚀某些塑料制品,橡胶和涂层。不能与下列物质共存:乙醛、丙烯醛、硼、卤素、环氧乙烷、次氯酸、硝酸、汞、氯化银、硫、锑、双氧水等。3.对人体的危害性：若与氨直接接触，会刺激皮肤，灼伤眼睛，使眼睛暂时或永久失明，并导致头痛，恶心，呕吐等。严重时，会导致据悉系统积水（肺或喉部水肿），可能导致死亡。长期暴露在氨气中，会伤肺，导致产生咳嗽或呼吸急促的支气管炎。无水氨的特性１.理化特性：无水氨的特性45有水氨的特性1.理化特性：有水氨（AmmoniaWater)，氨溶液（35%＜含氨＜50%），为GB12268-90规定之危险品，危险物编号为22025分子式：NH3OH,分子量35，相对溶解度0.91，无色透明液体，有强烈的刺激性气味用于脱硝的还原剂通常采用20%～22%浓度的氨水，较无水氨相对安全2.燃烧爆炸性及腐蚀性：其水溶液呈强碱性，强腐蚀性，当空气中氨气在15～28%爆炸界限范围内，会有爆炸的危险性，所以氨水与液氨皆具有燃烧、爆炸及腐蚀的危害性禁忌物：酸类、铝、铜3.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。有水氨的特性1.理化特性：46尿素的特性理化特性：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。危险性：与无水氨及有水氨相比，尿素是无毒、无害的化学品，无爆炸可能性，完全没有危险性。尿素在运输、储存中无需安全及危险性的考量，更不须任何的紧急程序来确保安全。使用尿素取代液氨运用于脱硝装置中可获得较佳的安全环境，因为尿素是在喷进混合燃烧室之后转化成氨，实现氧化还原反应的，因此，可以避免氨在电厂储存及管路、阀门泄露而造成的人体伤害。尿素的特性理化特性：47尿素SCR与液氨SCR的技术经济指标分析

（1）建造成本比较（2）系统运行成本比较（3）安全成本分析a.美国对液氨的安全管理费用b.对中国液氨的安全管理及风险费用分析（4）还原剂选择的综合成本分析

尿素SCR与液氨SCR的技术经济指标分析

（1）建造成本比较48建造成本比较（550MW1台的实际完成数据）比较条目单位尿素SCR氨水SCR液氨SCR供氨系统AmmoniasystemUSD1,160,0001,200,000540,000IDF&APH改造IDFandAPHmodificationUSD2,085,4122,085,4122,085,412催化剂CatalystUSD2,093,1322,093,1322,093,132其他OthersUSD5,349,8445,349,8445,349,844脱硝装置建造成本TotalcapitalcostUSD10,688,38810,728,38810,068,388脱硝每KW建造成本PerkwrateUSD/kw19.4(RMB159元)19.5(RMB160元)18.3(RMB150元)建造成本比较（550MW1台的实际完成数据）比较条目单位尿素49系统运行成本比较（550MW1台每年的实际数据）比较条目单位尿素SCR氨水SCR液氨SCR装机容量UnitCapacityMW550550550年利用小时数AnnualoperatingperiodHours6,0006,0006,000DeNOx设计寿命Projectbooklifeyears151515还原剂年消耗成本ReagentcostUSD548,191378,000403,704电力年消耗成本PowercostUSD43,758815,364160,974混合加热器热年消耗成本D.CheatinputcostUSD227,815年度运行总成本TotalannualizedoperatingcostUSD819,7641,193,364554,678系统运行成本比较（550MW1台每年的实际数据）比较条目单位50系统运行之还原剂消耗比较比较条目单位尿素SCR氨水SCR液氨SCR还原剂采购比较ReagentcostUSD/ton20650267还原剂浓度Reagentconcentration%Drybase20100还原剂流量FlowrateKg/hr443.52(Water)1260252还原剂年消耗成本AnnualizedreagentcostUSD548,191378,000403,704系统运行之还原剂消耗比较比较条目单位尿素SCR氨水SCR液氨51中国液氨、氨水、尿素的市场价格地区或生产企业名称出厂价格（元/吨）山东尿素1460江苏尿素1540安徽尿素1500河北尿素1440云南尿素1700辽宁尿素1520-1560尿素平均市场价格（2004年7月）尿素1530，考虑价格上涨因素，以下按1700计算（约206美元）镇海炼化液氨2100吉林石化液氨1850盘锦石化液氨2300大庆石化液氨2400液氨平均市场价格（2004年3月）液氨2162.5，考虑价格上涨因素，以下按2200计算（约267美元）沧州大化氨水（浓度18-19%）350-370沧州大化氨水（浓度20-22%）450-470氨水平均市场价格（2004年12月）氨水410（约50美元）中国液氨、氨水、尿素的市场价格地区或生产企业名称出厂价格（元52美国对液氨的安全管理费用第一年成本FirstYearCosts之后年成本SubsequentYear’sCostsTheadd-oncostsforammoniadevelopmentformtworegulatoryrequirements:SARAandRMPPSARATitleIIIReporting2,800～3,5002,800～3,500SuperfundAmendmentandReauthorizationAct(SARA).SARAmustbedoneannually.RMPPInitial70,000～140,000TheRiskManagementandPreventionProgram(RMPP).AnRMPPmustbedoneinitiallyandusuallyrequiredtobeupdatedeveryotheryear.RMPPUpdates20,000～70,000ImplementRMPPFindings75,000～100,00075,000～100,000ThefindingsoftheRMPPmustbeimplemented,thecostsareincurredyearly.TotalAnnualCost147,800～243,50097,800～173,500美国安全管理费AverageAnnualcost165,650USD美国对液氨的安全管理费用第一年成本之后年成本Theadd-53对中国液氨的安全管理及风险费用分析政治、社会影响：党中央、国务院对安全生产高度重视，把安全生产工作提到了极为突出的地位。作为与国计民生紧密相关的电力企业，更应不折不扣地贯彻中央领导同志的指示和国务院有关文件精神，突出抓好安全生产工作。一旦电厂由于使用液氨出现群伤群亡事故，将对大唐集团造成恶劣的社会影响。液氨安全管理费用，不如美国高昂，故取其半数，约为USD82,825/年。液氨事故所造成的直接经济损失：首先，需将氨发生意外所导致的发电损失纳入经济性评估的考虑因素中，假设在设备的15年设计寿命中发生一次严重的氨泄漏意外事件是一个合理的氨意外事故损失风险的考量，当液氨出现严重人身伤亡事故时，国务院安全生产监督管理部门必定介入调查，在原因调查清楚，以及保证相同事故不再发生的前提下，有可能强迫机组停机，造成发电损失，其计算方式如下：0.066USD/KWH×550,000KW×75%×24Hrs/D×7D=USD4,573,800则每年的氨泄漏意外风险值等于：USD4,573,800/15yr=304,920USD/yr液氨事故所造成的间接经济损失：由于液氨严重事故造成的设备损伤及人员伤亡赔偿等所花费用也就不言而喻了。对中国液氨的安全管理及风险费用分析政治、社会影响：党中央、国54还原剂选择的综合成本分析比较条目单位尿素SCR氨水SCR液氨SCR建造成本USD10,688,38810,728,38810,068,388年度系统运行成本USD819,7641,193,364554,678年度安全管理费用（重大危险源管理）USD0082,825风险费用（重大危险源管理）USD00304,920综合成本比较USD11,508,15211,921,75211,010,811指数比较11.040.96还原剂选择的综合成本分析比较条目单位尿素SCR氨水SC557.国外主要烟气脱硝公司在中国烟气脱硝市场的发展状况脱硝技术的发展

始于日本和德国，70年代开始发展美国、台湾地区、韩国发展迅速

7.国外主要烟气脱硝公司56国外主要烟气脱硝公司

进入中国脱硝市场的情况国外方中方提供技术合作方式日本IHI上海电气集团公司氨SCR技术转让日本MHI哈尔滨锅炉厂氨SCR技术转让德国鲁奇(LEE)东方锅炉厂氨SCR技术转让日本日立江苏苏源环保公司氨SCR技术转让日本JEE(NKK)常州三立环保设备工程公司氨SCR合资美国FuelTech国家电站燃烧中心SNCR/尿素SCR技术合作德国KWH东方锅炉厂蜂窝式催化剂制造合资国外主要烟气脱硝公司

进入中578.Fuel-Tech公司的技术优势

SNCR工艺的优势工程造价低，占地面积小，适合于老厂改造，新炉会提高脱硝率因不增加SO3，可较SCR放宽NH3逃逸条件脱硝率25－40％

8.Fuel-Tech公司的技术优势SNCR工艺58脱硝技术培训59Fuel-Tech公司的尿素SNCR工艺的优势与使用氨SNCR或SCR的脱硝工艺相比，尿素SNCR工艺可获得较佳的经济效益：与NH3相反，使用的还原剂尿素是无毒、无害的化学品由于没有大的系统因而投资较低，按喷射格栅（AIG)、压缩机、旁路设计、钢支撑、不存在带压和危险的无水氨或氨水的储存、处理和安全设备使用液态而不是气态反应剂，可以更有效地控制喷雾模型和化学剂分布保证良好地混合，因此以较低的NH3逃逸使得化学剂得到较好地利用尿素SNCR工艺已成功的应用在大型燃煤机组Fuel-Tech公司的尿素SNCR工艺的优势与60Fuel-Tech公司的技术优势

------“分步到位”(SNCR+SCR)脱硝SNCR/SCR混合法工艺自1997年完成研发、进入实用化阶段后，至今已有成熟的大型燃煤机组的运行经验，并已为中国阚山电厂（2×600MW）所选用（国家科技部及国家环保局认定的国家工程示范项目），为世界上先进、成熟、安全且具有市场竞争力的烟气脱硝技术。安全的还原剂为尿素，其后加的SCR可以省去AIG（AmmoniaInjectionGrid）系统。SNCR/SCR混合法工艺采用一次脱硝立项分阶段实施的方式（以满足国家阶段性排放标准为目标，逐步实施），从而使电厂DeNOx运行费用得以大幅度的消减。不受燃料种类或煤的质量变化的影响、可分阶段逐步实施以节省投资以及既适合新建大型机组，也适用于场地狭窄的老厂改造是SNCR/SCR混合工艺符合国情而又不同于SCR工艺的重要特点。Fuel-Tech公司的技术优势

61Fuel-Tech公司尿素SCR工艺的技术优势SCR法是在80％以上脱硝效率的要求下，最能被接受的工艺尿素SCR工艺是氨法SCR改良后的安全工艺目前氨法SCR转换成尿素SCR工艺已在美国成为一种普及化的主流工艺尿素SCR工艺包括有FuelTech’s的ULTRA已有许多大型电站锅炉容量（≥500MW)成功的应用实例可一步到位的尿素SCR，省去将来转换步骤Fuel-Tech公司尿素SCR工艺的技术优势SCR法是在862液氨SCR与尿素SCR工艺流程示意图比较

无水氨SCR供NH3系统尿素SCR供NH3系统ECOHotFlueGasAPHCatalystAIGNH3ESPStackFGDAmmoniaStorage、AccumulatoranddilutionSystem:IncludingAmmoniaUnloadingCompressor,AmmoniaStorageTank,AmmoniaVaporizer,AmmoniaAccumulator,AmmoniaMixerandAmmoniaPiping,Valve,etc.DecompositionChamberTime&TemperatureUreaAmmonia,HNCOECOHotFlueGasNH3AIGCatalystAHPEPFGDStackDieselOilUrea(UreaStorageTankandMeteringpumps,etc.)burner液氨SCR与尿素SCR工艺流程示意图比较639.FBE公司烟气脱硝工艺的技术优势SCR技术独特的氨混合技术模拟试验9.FBE公司烟气脱硝工艺的技术优势SCR技术64脱硝技术培训65脱硝技术培训66脱硝技术培训67脱硝技术培训68脱硝技术培训69脱硝技术培训70脱硝技术培训71脱硝技术培训72脱硝技术培训73脱硝技术培训74脱硝技术培训7510.结束语从发展的角度来看，脱硝技术的大面积推广势在必行我国脱硝技术的发展应该遵循本国特点，合理选择符合电厂实际情况的工艺，规范行业市场，从最大程度上降低氮氧化物污染物的排放量。10.结束语从发展的角度来看，脱76谢谢！谢谢！77演讲完毕，谢谢观看！演讲完毕，谢谢观看！78脱硝技术脱硝技术79内容目录1.火电厂氮氧化物排放标准2.火电厂氮氧化物排放现状以及排污费征收标准3.减少氮氧化物排放的方法4.主要的烟气脱硝工艺5.脱硝工艺选择6.我国烟气脱硝市场现状以及发展趋势7.国外主要烟气脱硝公司在中国市场的发展情况Fuel-tech公司烟气脱硝工艺的技术优势FBE公司烟气脱硝工艺的技术优势10.结束语内容目录1.火电厂氮氧化物排放标准801.火电厂氮氧化物排放标准

《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2003)《DB11/139-2002锅炉污染物综合排放标准》

规定大于45.5MW的燃煤锅炉氮氧化物排放量限值250mg/m31.火电厂氮氧化物排放标准

《火电厂大气污染物排放81火电厂氮氧化物排放标准发展趋势国家环境保护总局污染控制司大气处刘孜处长:

“国家规划在第十一个五年计划期间完成脱硝技术的引进和示范工程，在第十二个五年计划期间制定严格的NOx总量排放控制标准”。电力规划院原院长汤蕴琳教授：“国家排放标准一般八年修订一次，预计到2020年NOx排放控制标准可能降到200mg/nm3”。火电厂氮氧化物排放标准发展趋势国家环境保护总局污染控制司大气822.

火电厂氮氧化物排放现状

以及排污费征收标准

我国目前NOx的排污费征收标准为：

0.63元/kgNOx

2.火电厂氮氧化物排放现状

83国内氮氧化物排放现状我国近年氮氧化物(NOx)大气污染物的主要来源是火力发电厂，目前火电厂每生产1000千瓦时的电力，相应产生2.1千克的氮氧化物，2000年氮氧化物的排放量已达到358.02万吨/年。根据NOx生成机理，在实际应用中，主要采用低NOx燃烧技术和烟气脱除的办法对其控制，而我国目前应对氮氧化物污染的主要方式仅是新建机组采用低NOx燃烧技术，对于旧有机组，直接排放是导致氮氧化物污染的一项主要因素。国内氮氧化物排放现状84中国典型燃煤机组的NOx排放情况600MW及以上机组380－450mg/Nm3200MW及200MW650－1300mg/Nm3100MW及以下小型机组700－1800mg/Nm3

2000年358.02万吨2002年520.00万吨2010年594.74万吨（预计）中国电力氮氧化物排放状况国内氮氧化物排放现状中国典型燃煤机组的NOx排放情况600MW及以上机组85

3.减少氮氧化物排放的方法

3.1NOx的形成及控制方法氮氧化物(NOx)的形成是由于氮与氧在非常高的温度时的结合，世界上控制NOx的技术包括锅炉内燃烧中尽量避免NOx的生成技术和NOx生成后的排除技术。3.2燃烧改良法

燃烧器或炉膛被设计成可调整的分级进气或再燃烧，以做阶段式燃烧来降低氧化氮的生成3.3NOx的脱除技术设法消除燃烧后所生成NOx的技术，世界上比较成熟的有70年代开发并应用的选择性触媒还原法(SCR)，80年代中期研发成功并得到广泛应用的选择性非触媒还原法(SNCR)以及90年代后期研发成功并在大型燃煤机组得到成熟应用的SNCR/SCR混合法技术。

86燃烧改良法是控制NOx生成条件以达到脱硝目的，是一种经济的控制NOx的排放策略。控制NOx生成条件即在燃烧过程中，控制燃烧温度，一直保持让氧和氮分开，使二者结合生成NOx的可能性降至最低这种燃烧改善技术有低NOx燃烧器(LNB),空气分级燃尽风(OverFireAir)、再燃技术(Reburn)及烟气再循环（FlueGasRecirculation）等在规划新建大型燃煤机组时，应一次设计到位考虑设置低NOx燃烧器对改造锅炉，实施低NOx燃烧器和现有的燃烧系统炉膛结构影响不一，故需要分别评估再决定。有时实施需对现有的供风系统和炉膛进行较大程度的改造而不适用燃烧改良法但是燃烧改良法通常无法单独的满足较严的NOx排放标准。联合使用燃烧改良和SNCR或SNCR/SCR混合法，对改造锅炉较适用且经济。国外通常与烟气后脱硝技术SNCR或SCR法联合使用燃烧改良法燃烧改良法是控制NOx生成条件以达到脱硝目的，是一种经济的控87燃烧后NOx的脱除技术

SCR技术：选择性触媒还原法

SNCR技术：选择性非触媒还原法

SNCR/SCR混合法技术：选择性非触媒还原法和选择性触媒还原法的混合技术燃烧后NOx的脱除技术884.主要的烟气脱硝工艺选择性非触媒还原法SNCR工艺选择性触媒还原法(SCR)工艺SNCR/SCR混合法工艺4.主要的烟气894.1选择性非触媒还原法

(SelectiveNonCatalyticReduction)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的应用于600－800MW等级燃煤机组其原理是在炉内喷射氨、尿素等化学还原剂使之与烟气中的氮氧化物反应,将其转化成分子氮(N2)及水(H2O)此技术是选择仅减少氮氧化物而不涉及其它类氧化物（如CO2等），目前最新的SNCR技术与NOx有效反应温度范围已可达850oC~1250oC之间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。4.1选择性非触媒还原法

(SelectiveNon904.1选择性非触媒还原法

(SelectiveNonCatalyticReduction)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，即将先进的虚拟现实设计技术与特定燃烧装置的尺寸、燃烧类型和特性、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;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最普遍应用的化学反应剂为尿素或氨SNCR脱硝效率对大型燃煤机组可在25-40%之间，对小型机组其效率可达80%工程造价低，占地面积小，适用于老厂改造，新炉可依据炉子设计加以配合，脱硝效率更高4.1选择性非触媒还原法

(SelectiveNon914.2选择性触媒还原法

(SelectiveCatalyticReduction)SCR为一种炉后脱硝反应装置，最早由日本于70年代后期完成商业运行，至80年代中期欧洲也成功地实现了SCR的商业运行设置触媒装置于锅炉省煤器出口与空气预热器入口之间，其作用为使喷入之氨与烟气中之NOx加速反应实现脱硝在此情况时，其有效反应之温度范围较SNCR低的多，约在320oC~400oC之间最普遍使用的化学反应剂（还原剂）为氨与尿素

4.2选择性触媒还原法

(92SCR反应原理示意图SCR反应原理示意图93脱硝效率和氨的逃逸率之相关关系脱硝效率和氨的逃逸率之相关关系94脱硝运行关系曲线

NH3/NOx摩尔比100脱硝效率(%)NH3未反应量(ppm)设计的脱硝效率0设计的

NH3未反应量运行时的

NH3/NOx摩尔比脱硝运行NH3/NOx摩尔比上限

:小于设计的

NH3未反应量(如:小于5ppm)下限:大于设计的脱硝效率(如:大于80%)

脱硝运行关系曲线

NH3/NOx摩尔比100脱硝效率(%95锅炉SCR脱硝系统装置的基本流程图

锅炉NH3

喷注脱硝反应器空气预热器NH3

混合器

蒸发器NH3

液化罐静电除尘器引风机烟囱换热器增压风机脱硫系统送风机SAH蓄压器锅炉SCR脱硝系统装置的基本流程图

锅炉NH3喷注脱硝反应96触媒框架结构(垂直流型)脱硝反应器的总括图触媒层未来层整流器(缓冲层)烟气吹灰器NH3喷嘴(AIG)触媒荷载设备(临时的)导叶片触媒框架结构(垂直流型)脱硝反应器的总括图触媒层未来层整流器97NH3Storage&SupplySystemNH3StorageTankerNH3VaporizerNH3dilutiontankerNH3LoadingfacilityNH3Storage&SupplySystemNH3984.3SNCR/SCR混合法工艺SNCR/SCR混合法技术是一种结合了炉内脱硝SNCR法及炉后脱硝SCR法而成的新系统于90年代后期研发成功并成熟的应用于多数大型燃煤机组，该技术非常适合新建大型机组，同时也非常适用于场地狭窄的老厂改造。应用于SNCR法的化学还原剂被设计成在炉内脱硝后之余氨再进入SCR的催化剂实施再脱硝。此系统可提供电厂比较经济的脱硝方式，它可提供电厂在符合环保法规的要求下，阶段性的增添设备及催化剂，而无需将资金做一次性投入，并可大量节省电厂脱硝运转费用SNCR/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4.3SNCR/SCR混合法工艺SNCR/SCR混合法技术99SNCR/SCR混合型原理示意图前段850~1,250

℃后段320~400

℃再利用省去SCR之AIG系统SNCR/SCR混合型原理示意图前段后段再利用省去SCR之1005.烟气脱硝工艺的选择

技术要求＋经济性5.烟气脱硝工艺的选择

技术要求＋经济性101脱硝技术培训102脱硝技术培训103

SCR工艺、SNCR工艺

及SNCR/SCR混合工艺烟气脱硝技术比较

NOx脱硝率低，仅可达到25－40％因不增加SO3可较SCR放宽NH3逃逸条件对于多层喷入，控制系统适当的跟随负荷及温度能力工程造价较低，占地面积小，适用于老厂改造，新炉如依锅炉设计加以配合，脱硝效率会更高SNCR工艺特点

SCR工艺、SNCR工艺

及SNCR/SCR混合工艺烟气104SCR工艺、SNCR工艺

及SNCR/SCR混合工艺烟气脱硝技术比较脱硝效率高，能达到90％以上，当要求氮氧化物脱除率较高时，经济性最好的工艺技术成熟，运行可靠，便于维护反应器对气体混合均匀度、温度、触媒实际操作情况等比较敏感易形成氨－硫化合物（ABS)堵塞空气预热器SCR工艺特点SCR工艺、SNCR工艺

及SNCR/SCR混合工艺烟气脱105SCR工艺、SNCR工艺

及SNCR/SCR混合工艺烟气脱硝技术比较有机结合了SCR工艺和SNCR工艺有利特点的新工艺，已于90年代后期研发成功并应用于大型燃煤机组SNCR/SCR系统中，SNCR阶段逃逸的氨会随烟气流向下游的SCR系统，使得氨利用率更加完全大量节省催化剂的使用量SNCR/SCR系统因锅炉内已装有SNCR系统而大幅度减少其所需的SCR反应容积，进而降低SCR系统的装置成本和空间SNCR/SCR混合工艺特点SCR工艺、SNCR工艺

及SNCR/SCR混合工艺烟气脱106烟气脱硝技术综合特性比较主要成熟技术SCRSNCR/SCR混合型SNCR1还原剂NH3或尿素尿素或NH3尿素或NH3

2反应温度320－400℃前段:850－1250℃，后段:320－400℃850－1250℃3催化剂成份主要为TiO2，V2O5WO3

后段加装少量催化剂(成份同前)不使用催化剂4脱硝效率70%~90%40%~90%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3－5ppm3－5ppm左右5－10ppm7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)没有压力损失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)12使用业绩多数大型机组成功运转经验多数大型机组成功运转经验多数大型机组成功运转经验烟气脱硝技术综合特性比较主要成熟技术SCRSNCR/SCR混107（1）建造成本比较（2）系统运行成本比较（3）综合成本比较SNCR、SCR及SNCR/SCR的技术经济指标分析SNCR、SCR及SNCR/SCR的技术经济指标分析108脱硝装置建造成本比较（550MW1台脱硝效率70%的案例）比较条目单位SNCR（尿素）SNCR/SCR（尿素）液氨SCRSNCRUSD工艺设计&许可ProcessDesign&LicenseUSD1,000,0001,200,000工程设计EngineeringUSD1,000,0001,100,000设备SNCREquipmentUSD2,600,0003,475,000溶液制备SolutionizerUSD200,000300,000SCRUSD工程设计EngineeringUSD125,000125,0001,100,000还原剂成本CatalystVolumeCostM3USD80462,4432541,468,256供氨系统AmmoniaSystemUSD540,000钢构、管路、线路、I&CSteel,Piping,Wiring,I&CUSD500,0001,100,0003,160,000IDF&APH改造USD2,100,000安装InstallationUSD1,425,0001,700,0002,000,000脱销装置建设成本USD6,850,0009,462,44310,368,256脱销每kw建造成本USD/kw12.4517.218.85指数比较11.381.51脱硝装置建造成本比较（550MW1台脱硝效率70%的案例）109脱硝装置系统运行成本比较（550MW1台脱硝效率70%的案例）比较条目单位SNCR(尿素)SNCR/SCR(尿素）液氨SCR还原剂消耗成本ReagentcostUSD/year440,910550,852405,216水消耗成本WaterCostUSD/year34,20042,750电力消耗成本PowercostUSD/year18,64849,950294,261年度运行总成本TotalannualizedoperatingcostUSD/year475,110643,552699,477脱硝装置系统运行成本比较（550MW1台脱硝效率70%的案110综合成本比较（550MW1台脱硝效率70%的案例）比较条目单位SCNR(尿素)SNCR/SCR(尿素）液氨SCR建造总成本TotalAnnualizedCostUSD6,850,0009,462,44310,368,256年度运行总成本TotalannualizedoperatingcostUSD475,110643,552699,477综合成本比较USD7,325,1009,105,99511,067,733指数比较11.241.51综合成本比较（550MW1台脱硝效率70%的案例）比较条目单111总投资费用美元/KW0305070100NOx减排率，％75－15010—2030－50SCRLNBSNCR/SCRSNCR氮氧化物控制技术的性能价格比总投资费用美元/KW0112结论：脱硝工艺选择当要求氮氧化物脱除率较高时，采用SCR工艺最经济，SCR工艺可提供一次到位的脱硝方式新建大型火电机组中以采用SCR比较合适。老厂改造则可以用SNCR或SNCR+SCR方案。SNCR/SCR混合法工艺兼有SNCR和SCR技术的优点，当要求氮氧化物脱除率不是很高时，采用SNCR/SCR工艺更合适，项目可一次立项，实施可分阶段增添设备及催化剂，此系统可为电厂提供最经济合理的脱硝方式。结论：脱硝工艺选择1136.我国烟气脱硝市场现状以及发展趋势

脱硝技术于我国起步较晚仅有极少数电厂采用脱硝技术控制NOx的排放6.我国烟气脱硝市场现状以及发展趋势

脱硝技术于我国起步较114已建烟气脱硝装置已中标烟气脱硝装置待招标烟气脱硝装置漳州后石电厂(日立/中鼎)注：台湾模式宁海电厂(日立/浙江大学)台山电厂(丹麦Topsoe/浙江大学)嵩屿电厂(日本IHI/上海电气集团)阚山电厂(国家电站燃烧中心/美国FuelTech)太仓电厂(日立/江苏苏源环保)广东恒运发电厂(鲁奇/东锅)国华北京一热高井电厂乌沙山电厂中国烟气脱硝工程项目现状已建烟气脱硝装置已中标烟气脱硝装置待招标烟气脱硝装置漳州后石115国内火电厂不加烟气脱硝装置的原因：

我国目前NOx的排污费征收标准规定较低，为0.63元/kg

火电厂大气污染物排放标准的要求也较低，在煤挥发分≥20时，NOx排放的限度值为450mg/m3

一般SCR工艺脱除每公斤NOx的建造成本较高，约为1.32元/kg，别是运行成本也很高，约为1.23元/kg

我国烟气脱硝市场现状国内火电厂不加烟气脱硝装置的原因：

我国目前NOx的排污116序号名称单位计算式计算结果1处理烟气量Nm3/h1,736,2002锅炉出口NO2浓度：(实际O2)ppm2243脱硝效率%

804脱硝装置每小时脱除NO2量Kg/h1,736,200Nm3/h×244ppm×10-6×80％÷22.42Nm3/kmol×46kg/kmol6955脱硝装置每年脱除NOx量（按年运行6,000小时计算）kg695kg/h×6,000h4,170,0006建造成本USD10,068,3887脱除每公斤NO2的建造成本（按15年设计寿命计算）10,068,388USD÷4,170,000kg÷15年0.16USD（1.32RMB）8年运行成本USD637,5039脱除每公斤NO2的运行成本637,503USD÷4,170,000kg0.15USD（1.23RMB）10脱除每公斤NO2的综合成本0.16USD+0.15USD0.31USD（2.55RMB）SCR烟气脱硝排除每公斤NO2所需成本计算实例（1×550MW）：序号名称单位计算式计算结果1处理烟气量Nm3/h1,73117影响我国烟气脱硝市场发展趋势的因素政策法规我国电厂机组配置现状及脱硝要求新建大型火电机组改造工业锅炉及电站锅炉