电力-火力发电厂烟气脱硝技术及应用-2

1、烟气脱硝技术及其在火电厂中的应用，武汉，2011年2月16日，第一热电厂NOx排放政策，第二热电厂NOx减排技术，第三烟气脱硝工艺方案及其在国内外的应用，第四烟气脱硝工程投资和运行费用，第五烟气脱硝装置在中国的简介，烟气脱硝技术及其在火电厂中的应用，火电厂NOx排放政策， 火力发电厂氮氧化物排放政策、火力发电厂氮氧化物排放政策、现行火力发电厂氮氧化物排放标准自2004年1月1日起，火力发电厂建设开始实施新版火力发电厂大气污染物排放标准(GB13223-2003)，其中明确要求“第三期火电厂锅炉预留烟气氮氧化物去除装置的空间”。火力发电厂锅炉和燃气轮机机组的最大允许NOx排放浓度(mg/Nm3)

2、以及火力发电厂的氮氧化物排放政策。2.修订后的火电厂氮氧化物排放标准符合最新的火电厂大气污染物排放标准(GB13223-20 xx)修订草案的规定：对于现有机组，表1中的一级大气污染物排放标准将从2011年1月1日起执行；自2015年1月1日起，表1中的第二阶段大气污染物排放标准开始实施。2004年1月1日以后，通过环评的燃煤机组氮氧化物排放标准为200毫克/立方米。从2013年1月1日起，重点地区现有电厂将执行表2中的大气污染物排放标准；新建机组：从2011年1月1日起，将执行表2中的空气污染物排放标准，即燃煤机组的氮氧化物排放标准均为200毫克/立方米；表3中的空气污染物排放标准在重点区域

3、执行，即燃煤机组的氮氧化物排放标准均为100毫克/立方米。火电厂氮氧化物排放政策，火电厂氮氧化物排放政策，火电厂氮氧化物排放政策，3。从2004年7月1日起，排污费按现行国家废气和排污费标准征收，氮氧化物按每污染当量(污染物排放量(kg)/污染物污染当量(0.95kg) 0.6元征收。对超过国家或地方排放标准的污染物，排污费应在排污费数额的基础上增加1倍。火力发电厂的氮氧化物排放政策，1。烟气中氮氧化物的形成机理。火电厂氮氧化物减排技术简介，2。火力发电厂氮氧化物减排技术，1。烟气中氮氧化物的形成机理、火电厂的氮氧化物减排技术、火电厂燃煤锅炉产生的氮氧化物根据其产生来源可分为三类：热态氮氧化物

4、：空气中的氮在高温下氧化生成氮氧化物。燃料氮氧化物：燃烧过程中燃料中氮化合物的热分解和氧化产生的氮氧化物。快速氮氧化物：燃烧过程中空气中的氮和燃料中的碳氢化合物反应产生的氮氧化物。一般来说，热氮氧化物占总氮氧化物的25%，燃料氮氧化物占总氮氧化物的75%，速度氮氧化物占很少。1.烟气中氮氧化物的形成机理及火电厂减少氮氧化物排放的技术。研究表明，热态氮氧化物的生成与燃烧区的反应温度、氧浓度和停留时间有关，反应温度对氮氧化物生成的影响大于氧浓度和停留时间。当燃烧区温度超过1300时，氮氧化物的生成量将随反应温度呈指数增长。燃料产生的氮氧化物量随着燃料中氧氮比、燃烧温度和点火阶段氧浓度的增加而增加。

5、因此，降低锅炉烟气中的NOx含量，最有效的方法是控制锅炉燃烧，降低燃烧过程中的燃烧温度和氧气浓度，但这与锅炉燃烧强度和燃烧效率的要求相矛盾，因此如何协调这一矛盾是降低锅炉烟气中NOx生成的关键技术。2.火电厂氮氧化物减排技术简介，火电厂氮氧化物减排技术，燃烧控制脱硝技术，烟气脱硝技术，2。火电厂氮氧化物减排技术、燃烧控制脱硝技术、低氮氧化物燃烧器技术、炉内空气分级燃烧技术、燃料分级燃烧技术、降低氮氧化物排放技术和火电厂低氮氧化物燃烧器简介。目前，低NOx燃烧器的主要类型是浓淡燃烧器，它将煤粉空气混合物分成两股气流，即浓煤粉流和淡煤粉流，这样煤粉流中的煤粉浓度可以在不改变一次空气总量的情况下改变

6、。浓缩煤粉流中的煤粉在空气不足的情况下燃烧(过量空气系数远小于1)。由于氧浓度不足，氮不能被氧化，氮氧化物的产生减少。轻粉流中的煤粉在过量空气下燃烧，使煤粉完全燃尽。然而，由于空气量大，该区域的温度降低，并且氮氧化物的形成也被抑制。目前，我国广泛使用的浓淡燃烧器包括：粉末冶金式直流浓淡燃烧器、WR摆动浓淡燃烧器、垂直旋流分离式浓淡燃烧器、轴向旋流浓淡燃烧器和径向旋流浓淡燃烧器等。这些燃烧器可将烟煤燃烧产生的氮氧化物减少到400450毫克/立方米，并在炉内进行低过量空气燃烧。2.火电厂NOx减排技术简介，火电厂NOx减排技术，炉内空气分级燃烧技术，炉内空气分级燃烧技术是将燃烧所需的空气分阶段送入

7、燃烧区。第一阶段的风量为总风量的7075%，由主燃烧器送入炉膛。煤粉在缺氧和富氧燃烧条件下燃烧，其燃烧区称为一次燃烧区。在该地区，煤粉中的氮分解产生大量中间活性产物HN、HCN、氯化萘、NHi等。或者还原和分解现有的氮氧化物，从而抑制氮氧化物的形成。第二级风量为总风量的1525，在距主燃烧器一定距离处送入炉膛，使煤粉进入空气过剩区燃烧，直至完全燃尽。这个区域称为二次燃烧区，二级空气也称为燃尽风。虽然在二次燃烧区有大量的空气，但是二次燃烧区的温度不高，并且转化成氮氧化物的煤粉中的氮的量不会太多，从而控制了总的氮氧化物产生量。2.火电厂氮氧化物减排技术简介、火电厂氮氧化物减排技术、炉内空气分级燃烧

8、技术。在炉膛空气分级燃烧技术中，排气喷嘴与顶部主燃烧器之间必须有一定的距离，以保证还原气氛区有足够的高度，使煤粉燃烧在一次燃烧区产生的氮氧化物有足够的停留时间，并被还原为N2。空气分级燃烧技术在我国应用广泛。据资料显示，空气分级燃烧技术已在我国80台300兆瓦及以上机组上得到应用。在国外应用广泛，其中美国380台燃煤锅炉采用空气分级燃烧的低氮氧化物燃烧器改造，120台燃煤锅炉采用炉内空气分级燃烧改造，机组容量分别为130千兆瓦和50千兆瓦。2.火电厂氮氧化物减排技术简介、火电厂氮氧化物减排技术、炉内空气分级燃烧技术。在炉膛空气分级燃烧技术中，排气喷嘴与顶部主燃烧器之间必须有一定的距离，以保证还

9、原气氛区有足够的高度，使煤粉燃烧在一次燃烧区产生的氮氧化物有足够的停留时间，并被还原为N2。空气分级燃烧技术在我国应用广泛。据资料显示，空气分级燃烧技术已在我国80台300兆瓦及以上机组上得到应用。它在国外被广泛使用，其中380煤第二燃烧区是还原区。在二次燃料被输送之后，产生碳氢化合物自由基，其与来自第一燃烧区的烟道气中的氮氧化物反应，以将氮氧化物还原成N2。第三个燃烧区是燃尽区，在这里燃尽风被用来完全燃尽燃料。2.火电厂减少NOx排放技术简介、火电厂减少NOx排放技术、燃料分级燃烧技术、二次燃料从主燃烧器上部喷入炉内，其在炉内停留时间短。因此，要求二次燃料具有高挥发性物质并且容易着火，并且还

10、要求二次燃料具有低氮含量以减少氮氧化物排放。理想的二次燃料是天然气，它容易着火并且不含氮。油和细煤粉也可以用作二次燃料。火力发电厂氮氧化物减排技术简介：火力发电厂氮氧化物减排技术、燃料分级燃烧技术和燃料分级燃烧技术由德国于20世纪80年代末首次提出，称为炉内氮氧化物减排。在日本，首先，三菱公司在新建的大型电站锅炉中采用了被称为MACT的先进燃烧技术。其次是川崎的KVC大容量燃烧技术。在德国，除了巴布科克的INFR外，还有斯坦穆勒的NOx-RIF技术。在美国和欧洲，近年来成功地开展了通过燃料分级燃烧减少氮氧化物排放的示范项目。目前，燃料分级燃烧技术在我国尚未应用，基本上仍处于实验室研究阶段。火力

11、发电厂降低NOX排放技术简介，火力发电厂降低NOx排放技术，为了更好地降低NOx排放，许多公司往往将低NOx燃烧器与炉膛低NOx燃烧技术相结合，如空气分级和燃料分级，形成低NOx燃烧系统。根据经验，采用改进燃烧技术的方法来控制氮氧化物的生成，可使氮氧化物减少60%。对于不同的燃煤锅炉，由于其燃烧方式、煤质特性、锅炉容量等具体条件不同，在选择不同的低NOx燃烧技术时，必须根据具体情况进行技术经济比较，使所选择的低NOx燃烧技术能够适应锅炉的具体设计和允许条件。采用低NOx燃烧技术后，不仅要考虑锅炉的NOx减排效果，还要考虑对火焰稳定性、燃烧效率、蒸汽温度控制、结渣和受热面腐蚀的可能影响。燃烧控制

12、脱硝技术，2。火力发电厂NOx减排技术简介，火力发电厂NOx减排技术，对于燃煤锅炉来说，虽然采用低NOx燃烧技术和设备来控制NOx的产生可以取得一定的效果，但可能会对火焰稳定性、燃烧效率、过热蒸汽温度控制、结渣和受热面腐蚀等产生影响。氮氧化物去除率也是有限的，并且氮氧化物去除率至多不超过60。很难满足日益增长的环境排放标准的要求。对于燃用贫煤(挥发分大于10%但小于20%)的电厂，国内低氮燃烧技术可达到的氮氧化物排放浓度一般为650mg/nm3；对于燃用无烟煤(挥发分小于10%)的电厂，采用国内低氮燃烧技术可实现的氮氧化物排放浓度一般为110mg/Nm3。为了在此基础上进一步降低氮氧化物排放浓

13、度，燃烧控制技术有一定的局限性，必须采用烟气脱硝技术。燃烧控制脱硝技术，2。火电厂氮氧化物减排技术简介，火电厂氮氧化物减排技术，烟气脱硝技术，选择性催化还原，SNCR选择性非催化还原，SNCR/选择性催化还原联合脱硝方法，2。火电厂氮氧化物减排技术简介、火电厂氮氧化物减排技术、选择性催化还原法、选择性催化还原技术(SCR)在催化剂的作用下，通过向烟气中加入氨气，可以将氮氧化物减排到N2和H2O主要反应配方为2no 24 NH 3o 23n 26h 24 no 4nh 3o 24n 26 H2O。SCR技术因其脱硝效率高(可达90%左右)，自20世纪80年代以来逐渐应用于燃煤锅炉，特别是在对氮氧

14、化物排放有严格要求的国家如日本、德国、北欧等国家的燃煤电厂。采用该技术，改造后的电站锅炉最大容量为750兆瓦，新建锅炉最大容量为1000兆瓦。为了有效地控制氮氧化物的排放，这项技术也正在美国得到应用。目前，它是唯一能够将NOx排放浓度控制在50mg/Nm3以内的成熟技术。2.火力发电厂减少NOx排放技术简介、SNCR火力发电厂采用选择性非催化还原法减少NOx排放技术、选择性非催化还原技术是将含NHx基团的还原剂喷入炉膛，还原剂迅速分解为NH3，与烟气中的NOx反应生成N2。在没有催化剂的情况下，氨只能在9001100的窄范围内还原氮氧化物，因此氨喷射点只能选择在炉膛上部的相应位置。采用SNCR

15、法对烟气进行脱氮，可将烟气中氮氧化物的排放量减少3050。目前，该技术主要用于国外小单位或老工厂的改造。2.火电厂减少NOx排放技术简介、火电厂减少NOx排放技术、SNCR/SCR组合脱硝法，理论上SNCR脱硝法可以去除烟气中的所有NOx，实际上SNCR脱硝法效率不高，因为很难准确掌握炉膛各部分的喷氨量。SCR脱硝法效率高，但投资大，运行成本高。这两种方法各有优缺点。20世纪70年代，日本首次将它们结合起来，并在燃料装置上进行测试。结果表明，该工艺是可行的。在SNCR/SCR组合脱硝方法中，大部分烟气中的氮氧化物采用SNCR法以较少的投资去除，其余氮氧化物采用脱硝效率高的SCR法去除，脱硝效率

16、达到90%以上。在组合脱硝技术中，由于进入反应器的氮氧化物浓度较低，可以减小催化剂反应器的尺寸，减少SCR系统的投资。1.烟气脱硝工艺方案2。国内外烟气脱硝应用，3。烟气脱硝工艺方案及其在国内外的应用，选择性催化还原工艺方案，选择性非催化还原SNCR工艺方案，选择性催化还原与SNCR工艺方案的比较，1。烟气脱硝工艺方案，烟气脱硝工艺方案及其在国内外的应用，选择性催化还原法的SCR工艺方案，SCR工艺流程图，1。烟气脱硝工艺方案、烟气脱硝工艺方案及其在国内外的应用，选择性催化还原法脱硝的主要工艺流程如下：储罐中的液态NH3先经过NH3蒸发器，加热雾化，然后经过NH3-空气混合器，被空气稀释后与烟

17、气均匀混合，再经过催化剂，在催化剂的作用下，将NOx和NH3还原生成N2和H2O。通过最后一个催化剂层后，烟气中的氮氧化物浓度将被控制在排放限值以下。选择性催化还原工艺方案1。烟气脱硝工艺方案、烟气脱硝工艺方案及国内外应用情况。SCR反应器的布置位置一般分为高粉尘区和低粉尘区两种类型。高粉尘区的布置意味着SCR反应器布置在省煤器和空气预热器之间，在除尘器之前。烟气中包含的所有飞灰和SO2都通过催化剂反应器，该反应器位于含尘量高的烟气中。高含尘量布置的优点：由于烟气温度在300、400之间，大多数催化剂在此温度范围内具有足够的活性，因此脱硝效率高。目前，国内外大多数电厂都采用这种布置。选择性催化还原工艺方案1。烟气脱硝工艺方案、烟气脱硝工艺方案及国内外应用情况、高含尘量布置方式的缺