火电厂烟气脱硝技术概论.ppt

火电厂烟气脱硝技术,目录,第一章概论第二章选择性催化还原脱硝原理与工艺第三章选择性催化还原脱硝系统与设备,2,第一章概论,1.1燃煤氮氧化物危害1.2脱硝政策法规1.3燃煤氮氧化物排放现状1.4低NOx燃烧技术1.5烟气脱硝技术,3,1.1燃煤氮氧化物危害,NOx的危害氮氧化物，如N2O、NO、NO2、N2O3、N2O4和N2O5等，其中NO和NO2所占比例最大，是重要的大气污染物。燃煤电站氮氧化物（NOx）指NO和NO2；NO在大气中可以氧化生成NO2；NOx还参与光化学烟雾和酸雨的形成，光化学烟雾会使大气能见度降低，对眼睛、喉咙有强烈的刺激作用，并会产生头痛、呼吸道疾病恶化，严重的会造成死亡；空气中允许的最高浓度5mg/m3(以NO2计)；研究表明，HNO3对酸雨的贡献呈增长之势，降水中NO3/SO42比值在全国范围内逐渐增加。,4,1.2脱硝政策法规,火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2003）2003年12月23日发布2004年1月1日执行，规定不同时段的火电厂NOx最高允许排放浓度按下表规定执行。2003年2月28日排污费征收使用管理条例由第369号国务院令发布，自2003年7月1日起实施。氮氧化物排污费自2004年7月1日开始征收，标准为0.63元/千克。,5,350,1.2脱硝政策法规（续）,火电厂氮氧化物防治技术政策2010年1月27日环保部发布(环发201010号),包括总则、防治技术路线、低氮燃烧技术、烟气脱硝技术、新技术开发、运行管理、监督管理等.防治技术路线2.1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。2.2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。2.3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。,6,1.2脱硝政策法规（续）,火电厂烟气脱硝工程技术规范（2010.2.3发布，4.1实施）选择性催化还原法(HJ562-2010)选择性非催化还原法(HJ563-2010)未来政策趋向：总量约束：“十二五”规划将延续“十一五”总量控制的原则，除了“十一五”规划中总量控制的COD和SO2外，污水处理中的氨氮与大气排放中的NOx也将作为总量控制指标，进行硬约束。补贴电价：参照脱硫电价补贴水平，脱硝补贴电价可能在0.012-0.015元/千瓦时的区间段，这一补贴水平能有效覆盖企业增加的脱硝成本，且企业具备投资脱硝设备的积极性。氮氧化物是“十二五”规划中主要控制的污染物之一。,7,1.3燃煤电厂氮氧化物排放现状,NOx生成途径主要有三种：“热力型”NOx（ThermalNOx），为燃烧用空气中的N2在高温下氧化而产生的氮氧化物；低于1350几乎不生成，1500少量生成，超过1500大量生成。“快速型”NOx（PromptNOx），为碳化氢燃料过浓时燃烧产生的氮氧化物；锅炉燃烧生成量微不足道，受压力影响较大。“燃料型”NOx（FuelNOx），为燃料中含有的氮的化合物（如杂环氮化物）在燃烧过程中氧化而生成的氮氧化物。一般，当燃料中氮的含量超过0.1%时，所生成的NO在烟气中的浓度将会超过260mg/Nm3，90%的NOx是“燃料型”NOx，“燃料型”NOx是煤燃烧时产生NOx的主要来源。,8,1.3燃煤电厂氮氧化物排放现状（续）,我国燃煤电站锅炉的排放范围为6001200mg/Nm3（固态排渣煤粉炉）、8501150mg/Nm3（液态排渣煤粉炉）。对于300MW四角切圆的燃烧炉，NOx排放量为610830mg/Nm3；而旋流器墙式布置的锅炉，一般增大25%左右。燃用烟煤的300MW机组切圆燃烧锅炉采用低NOx措施后，其NOx排放量较少，能在允许的标准范围内。但燃用贫煤时NOx排放量普遍超标，燃用烟煤的旋流燃烧器墙式锅炉也往往超标，W火焰锅炉大多超标。,9,我国80%以上NOx来自占国土面积45%的华东、中南、华北及东北地区，而占国土面积55%的西南和西北地区NOx，排放量不足全国排放总量的1/5。NOx排放大省包括河北、江苏、辽宁、山东、广东、河南等。,10,1.3燃煤电厂氮氧化物排放现状（续）,十多年来我国火电氮氧化物排放总量逐年增加，单位火电发电量的氮氧化物排放量水平为4g/kWh左右（见表1-6），远远超过发达国家1999年的水平（美国2.25g/kWh，日本0.3g/kWh，英国1.88g/kWh）。当然除了我国未采用有效的NOx控制技术外，还与我国机组煤耗水平比发达国家高有关。,11,1.3燃煤电厂氮氧化物排放现状（续）,1.4低NOx燃烧技术,煤燃烧过程中影响NOx生成的主要因素有：（1）燃料、煤种特性，如煤的含氮量、挥发分含量、燃料中固定碳/挥发分之比以及挥发分中含氢量与含氮量之比；（2）锅炉燃烧温度、燃烧区域的温度峰值；（3）锅炉过量空气系数，影响反应区中氧、氮、一氧化氮和烃根等的含量；可燃物在反应区中的停留时间。（4）锅炉负荷，负荷增大，燃料量增大，燃烧温度增大，NOx生成量增加。,12,NOx生成与还原途径,13,1.4低NOx燃烧技术（续）,针对NOx形成机理和影响因素，与之对应的低NOx燃烧技术原理为：1减少燃料周围的氧浓度。包括：降低炉内过剩空气系数，以减少炉内空气总量；减少一次风量和减少挥发分燃尽前燃料与二次风的掺混，以减少着火区氧浓度，如空气分级，低NOx燃烧器。2在氧浓度较少的条件下，维持足够的停留时间，使燃料中的氮不易生成NOx，而且使生成的NOx经过均相或多相反应而被还原分解，如燃料分级（再燃），低NOx燃烧器。3在过剩空气的条件下，降低温度峰值，以减少热力型NOx的生成，如采用降低热风温度和烟气再循环等。,14,1.4.1低氧燃烧,通过燃烧调整，减少氧气浓度，使燃烧过程在尽可能接近理论空气量的条件下进行，一般可降低15%20%的NOx排放。四角燃烧及墙式燃烧烟煤锅炉采用低氧燃烧技术，满负荷时省煤器出口氧量由4%降为3%，NOx下降20%。但是烟气中CO浓度和飞灰可燃物含量可能上升，燃烧经济性下降。此外，低氧浓度会使炉膛内的某些区域成为还原性气氛，从而降低灰熔点引起炉壁结渣和腐蚀。采用低氧燃烧技术需要运行经验，兼顾燃烧效率和NOx排放两个因素，需综合考虑确定最佳氧量。,15,1.4.2空气分级燃烧,通过送风方式的控制，降低燃烧中心的氧气浓度，抑制主燃烧区NOx的形成，燃料完全燃烧所需要的其余空气由燃烧中心区域之外的其它部位引入，使燃料燃尽。在主燃烧区，由于风量减少，形成了相对低温，贫氧而富燃料的区域，燃烧速度低，且燃料中的氮大部分分解为HCN、HN、CN、CH等，使NOx分解，抑制NOx生成。,16,17,1.4.2空气分级燃烧（续）,垂直分级常用的方法是将部分二次风移到燃烧器上部，并拉开适当的距离，从而造成下部主燃烧区的过量空气减少，提高煤粉浓度，使其处于缺氧燃烧状态，在上部的二次风（OFA）的加入会进一步使燃料燃尽。垂直空气分级可降低NOx30%。水平空气分级，使部分二次风射流偏离炉膛，远离燃烧中心，延迟煤与空气的混合，减少火焰中心氧量，降低NOx生成，同时还可避免水冷壁附近形成还原性气氛，减弱水冷壁的高温腐蚀。空气分级减少了NOx的生成同时保证了锅炉的燃烧效率，但是前提是必须合理设置分段风量的位置和分配比例。如果风量分配不当，会增加锅炉的燃烧损失，造成受热面结渣。,18,1.4.3烟气再循环,空气预热器抽取部分烟气，直接送入炉膛或者与一、二次风混合后通过燃烧器进入炉膛，减少炉膛氧浓度，降低燃烧温度，从而降低NOx排放；技术的关键是烟气再循环率的选择和燃料种类的变化。燃气锅炉上可取得50%的NOx降低效率，对于燃煤锅炉，FGR降低NOx的效率小于20%。烟气再循环率越高，降低NOx的效果越明显，但是再循环率受到再循环风机出力的限制，且影响火焰稳定，煤粉燃尽等，通常再循环率控制在20-30%。,19,1.4.4低NOx燃烧器,燃烧器是锅炉设备的重要组成部分，一方面它对锅炉的可靠性和经济性起着决定性的作用，另一方面，从NOx的生成机理来看，占NOx绝大部分的燃料型NOx的生成是在煤粉着火阶段完成的。因此，通过对燃烧器进行特殊设计，改变燃烧器内的风煤比，尽可能的降低着火区氧的浓度和温度，可抑制燃烧初期NOx的生成。,20,几乎各大公司都有自己品牌的低NOx燃烧器。包括直流和旋流，基本上都是根据空气分级浓淡燃烧降低NOx排放机理来实现的，可降低NOx30%60%。浓淡燃烧的基本思想是将一次风分成浓淡两股气流，浓煤粉气流是富燃料燃烧，挥发分析出速度加快，造成挥发分析出区缺氧，使己形成的NOx还原为氮分子。淡煤粉气流为贫燃料燃烧，会生成一部分燃料型NOx，但是由于温度不高，所占份额不多。浓淡两股气流均偏离各自的燃烧最佳化学当量比，既确保了燃烧初期的高温还原性火焰不过早与二次风接触，使火焰内的NOx还原反应得以充分进行，同时挥发分的快速着火，使火焰温度能维持在较高的水平，又防止了不必要的燃烧推迟，从而保证煤粉颗粒的燃尽。比较典型的低NOx燃烧器有三菱公司的PM燃烧器，CE公司的WR燃烧器，FW公司的旋风分离式燃烧器等。,21,1.4.5燃料分级再燃,我国在元宝山发电厂600MW机组上完成直吹式制粉系统的超细化煤粉再燃技术示范工程，脱硝效率达到50%。在宝钢发电厂350MW机组上完成气体燃料作为再燃燃料的再燃技术示范工程。,22,23,哈尔滨工业大学研究水平浓淡燃烧与垂直空气分级燃烧相结合的低NOx燃烧技术，降低NOx排放显著，尤其对于大型锅炉低NOx燃烧改造具有较好的应用前景。,24,1.5烟气脱硝技术,烟气脱硝技术按照其作用原理不同，主要分为催化还原、吸收和吸附三类按照工作介质不同可分为干法和湿法两类。NOx与SO2相比，缺乏化学活性，难以被水溶液吸收，NO溶解度为4.7%（20），NO2微溶。干法催化还原脱硝技术一般采用含有氨基的还原剂，与NOx反应生成N2和H2O，脱硝副产品无害和便于处理。湿法脱硝装置庞大，反应装置的防腐、副产品处理较难，技术尚未成熟应用。目前，大规模工业应用的脱硝技术为：选择性催化还原（SelectiveCatalyticReductionSCR），选择性非催化还原（SelectiveNon-catalyticReductionSNCR）。,25,1.5.1选择性催化还原烟气脱硝技术,选择性催化还原法是指在催化剂的作用下，以NH3作为还原剂，“有选择性”地与烟气中的NOx反应并生成无毒无污染的N2。和H2O。原理首先由Engelhard公司发现并于1957年申请专利，后来日本在本国环保政策的驱动下，成功研制出了现今被广泛使用的V2O5/TiO2催化剂，并分别在1977年和1979年在燃油和燃煤锅炉上成功投入商业运用。SCR目前已成为世界上应用最多、最为成熟且最有成效的一种烟气脱硝技术。SCR技术对锅炉烟气NOx控制效果十分显著，占地面积小，技术成熟，易于操作，可作为我国燃煤电厂控制NOx污染的主要手段之一。同时SCR技术消耗NH3和催化剂，也存在运行费用高、设备投资大的缺点。,26,1.5.2选择性非催化还原烟气脱硝技术,选择性非催化氧化还原法工艺，也被称为热力DeNOx工艺，最初由美国的Exxon公司发明并于1974年在日本成功投入工业应用。,27,SNCR脱硝原理,炉膛温度9001100，在无催化剂作用下，NH3或尿素等氨基还原剂可选择性地还原烟气中的NOx，基本上不与烟气中的O2作用，主要反应如下：氨为还原剂时：4NH3+6NO5N2+6H2O(1-1)当温度更高时则可发生正面的竞争反应4NH3+5O24NO+6H2O(1-2)尿素（NH2CONH2）作还原剂时：(NH2)2CO2NH2+2CO(1-3)NH2+2NON2+H2O(1-4)CO+NON2+CO2(1-5),28,SNCR技术特点,SNCR工艺的NOx脱除效率主要取决于反应温度、NH3与NOx的化学计量比、混合程度、反应时间等。研究表明SNCR工艺的温度控制至关重要，若温度过低，NH3的反应不完全，容易造成NH3泄漏；而温度过高NH3则容易被氧化为NO，抵消了NH3的脱除效果。温度过高或过低都会导致还原剂损失和NOx脱除率下降。通常设计合理的SNCR工艺能达到30%70%的脱除效率，80%的效率也曾有文献报道。SNCR可能出现的问题同SCR工艺相似，比如氨泄漏、N2O的产生，当采用尿素作还原剂时，还可能产生CO二次污染等问题。然而通过合理的工艺设计和参数控制，这些隐患均可以降到最小。,29,SNCR技术特点（续）,SNCR与SCR相比运行费用低，旧设备改造少，尤其适合于改造机组，仅需要氨水储槽和喷射装置，投资较SCR法小，但存在还原剂耗量大、NOx脱除效率低等缺点，温度窗口的选择和控制也比较困难，同时不同的锅炉形式和负荷状态需要采用不同的工艺设计和控制策略，设计难度较大。,30,1.5.3SNCR/SCR联合烟气脱硝技术,SNCR/SCR联合烟气脱硝技术结合了两者的优势，将SNCR工艺的还原剂喷入炉膛，用SCR工艺使逸出的NH3和未脱除的NOx进行催化还原反应。理论上，SNCR工艺在脱除部分NOx的同时也为后面的催化法脱除更多的NOx提供了所需的氨。在联合工艺的设计中，一个重要的问题是将氨与NOx充分混合。SNCR体系可向SCR催化剂提供充足的氨，但是要想控制好氨的分布以适应NOx分布的改变却是非常困难的。对这种潜在的分布不均，在理论上还没有好的解决办法，并且锅炉越大，这种分布就越不好。如果SCR催化剂上的氨得不到充足的NOx，那么一部分氨没发生反应就通过了催化剂。相反，如果高浓度NOx区域处烟气中没有充足的氨，则在这些催化区域没有NOx还原反应发生。为了弥补这种分布不均的现象，联合工艺的设计应提供一个充足氨的给予系统。,31,图1-3SNCR/SCR联合工艺脱硝流程1锅炉；2催化反应器；3氨或尿素储罐；4空气加热器,32,典型的联合装置能脱除84的NOx，同时逸出NH3浓度低于10L/L。,图1-4SNCR/SCR联合工艺NOx脱除效率,33,1.5.4其它烟气脱硝技术,1液体吸收法表1-9液体吸收法烟气脱硝工艺,34,2微生物吸收法,微生物处理NOx与微生物处理有机挥发物及臭气有较大的不同。由于NOx是无机气体，其构成不含有碳元素，因此微生物净化NOx是适宜的脱氮菌在有外加碳源的情况下，利用NOx作为氮源，将NOx还原成无害的N2，而脱氮菌本身获得生长繁殖。其中NOx先溶于水中形成NO3及NO2，再被生物还原为N2，而NO则是被吸附在微生物表面后直接被生物还原为N2。微生物吸收法具有工艺设备简单、能耗和处理费用低、效率高、无二次污染等优点。但目前还处于研究阶段，未见有工业应用的报道。,35,3活胜炭吸附法,活比炭具有发达的微孔结构和较大的比表面积，对烟气中的NOx和SO2有较强的吸附能力。因此，活性炭吸附法不仅能脱硝，而且能同时脱硫。活性炭工艺在长期连续和稳定运行下，可达到98以上的SO2脱除率和80以上的NOx脱除率。,36,图1-5Mitsui-BF流化床活性炭烟气同时脱硫脱硝工艺流程1吸收塔；2活性炭仓；3解吸塔；4还原反应器；5烟气清洁器；6Claus装置；7煅烧装置；8硫冷凝器；9炉股；10风机在吸收塔的第二段中，活性炭又充当了SCR工艺中的催化剂，在100200时向烟气中加入氨就可脱除NOx。4NO4NH3O24N26H2O(1-6)2NO24NH3O23N26H2O(1-7),37,4电子束法,工艺过程：燃煤锅炉排出的烟气经除尘后，进入冷却塔，在塔中由喷雾水冷却到6570。在烟气进入反应器之前，注入接近化学计量的氨气，然后进入反应器，受高能电子束照射，烟气中的N2、O2和水蒸气等发生辐射反应，生成大量的离子、自由基、原子、电子和各种激发态的原子、分子等活性物质。它们将烟气中的SO2和NOx氧化为SO3和NO2。这些高价的硫氧化物和氮氧化物与水蒸气反应生成雾状的硫酸和硝酸，这些酸再与事先注入反应器的氨反应。生成硫酸铵和硝酸铵。最后用静电除尘器收集气溶胶形式的硫酸铵和硝酸铵，净化后的烟气经烟囱排放。副产品经造粒处理后可作化肥销售。,38,图1-6电子束法烟气脱硫脱硝工艺流程1锅炉；2静电除尘器；3冷却塔；4储氨罐；5电子加速器；6反应器；8引风机；9副产品储罐；10烟囱工艺特点：干法处理过程，不产生废水废清；能同时脱硫脱硝，并可达到90以上的脱硫率和80以上的脱硝率；不足之处在于建设费用高，电子加速器不易运行及维护，副产品硫酸铵和硝酸铵混合物作化肥使用的市场不够好。,39,1.5.5各种脱硝工艺的比较,选取烟气脱硝工艺应遵循的原则：NOx排放浓度和排放量满足有关环保标准；术成熟，运行可靠，有较多业绩，可用率达90以上；对煤种适应性强，并能够适应燃煤含氮量在一定范围内的变化；可能节省建设投资；布置合理，占地面积较少；吸收剂、水和能源消耗少，运行费用较低；吸收剂来源可靠，质优价廉；副产物、废水均能得到合理的利用或处置。,40,41,各种脱硝技术比较（因机组容量数据有所不同）,表1-10主要烟气脱硝工艺的比较,42,表1-11国外600MW等级机组NOx控制技术及复合脱硝技术的经济分析,43,1.5.6国内外烟气脱硝装置的应用情况,SCR技术能达到90以上的脱除率，在发达国家已经得到广泛应用，欧洲