脱硝技术培训ppt

1、脱硝技术脱硝技术 内内 容容 目目 录录 1. 火电厂氮氧化物排放标准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减少氮氧化物排放的方法 4. 主要的烟气脱硝工艺主要的烟气脱硝工艺 5. 脱硝工艺选择脱硝工艺选择 6. 我国烟气脱硝市场现状以及发展趋势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国外主要烟气脱硝公司在中国市场的发展情况 8.Fuel-tech公司烟气脱硝工艺的技术优势公司烟气脱硝工艺的技术优势 9.FBE公司烟气脱硝工艺的技术优势公司烟气脱硝工艺的

2、技术优势 10. 结束语结束语 1. 火电厂氮氧化物排放标准火电厂氮氧化物排放标准 火电厂大气污染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/m3 火电厂氮氧化物排放标准发展趋势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

3、教授：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”。 2. 火电厂氮氧化物排放现状火电厂氮氧化物排放现状 以及排污费征收标准以及排污费征收标准 w 我国目前我国目前NOx的排污费征收标准为：的排污费征收标准为： 0.63元元/kg NOx 国内氮氧化物排放现状国内氮氧化物排放现状 w 我国近年氮氧化物我国近年氮氧化物(NOx)大气污染物的主要来源是火大气污染物的主要来源是火 力发电厂，目前火电厂每生产力发电厂，目前火电厂每生产1000千瓦时的电力，相千瓦时的电力，相 应产生应产生2.1千克的氮氧化物，千克的氮氧化

4、物，2000年氮氧化物的排放量年氮氧化物的排放量 已达到已达到358.02万吨万吨/年。年。 w 根据根据NOx生成机理，在实际应用中，主要采用低生成机理，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。污染的一项主要因素。 中国典型燃煤机组的中国典型燃煤机组的NOx排放情况排放情况 w 600MW及以上机组 38

5、0450mg/Nm3 w 200MW及200MW 6501300mg/Nm3 w 100MW及以下小型机组 7001800mg/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中国电力氮氧化物排放状况 国内氮氧化物排放现状国内氮氧化物排放现状 3. 减少氮氧化物排放的方法减少氮氧化物排放的方法 3.1 NOx的形成及控制方法的形成及控制方法 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

6、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 3.3 NOx的脱除技术的脱除技术 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。 燃烧改良法是控制燃烧改良法是控制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。控的排放策略。控 制制NOx生成条件即在生成条件即在燃烧过程中燃烧过程中，控制

7、燃烧温度，一直保持让氧和氮分开，使二者结合生，控制燃烧温度，一直保持让氧和氮分开，使二者结合生 成成NOx的可能性降至最低的可能性降至最低 这种燃烧改善技术有低这种燃烧改善技术有低NOx燃烧器燃烧器(LNB),空气分级燃尽风空气分级燃尽风(Over Fire Air)、再燃技术、再燃技术 (Reburn)及烟气再循环（及烟气再循环（Flue Gas Recirculation）等）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燃烧器燃烧器 对改造锅炉，实施低对改造锅炉，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

8、评估再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排放标准。联合使用燃烧改良和SNCR或或 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或或SCR 法联合使用法联合使用 燃烧改良法燃烧改良法 燃烧后燃烧后NOx的脱除技术的脱除技术 S

9、CR技术技术：选择性触媒还原法：选择性触媒还原法 SNCR技术技术：选择性非触媒还原法：选择性非触媒还原法 SNCR/SCR混合法技术混合法技术：选择性非触媒还原法和选择：选择性非触媒还原法和选择 性触媒还原法的混合技术性触媒还原法的混合技术 4. 主要的烟气脱硝工艺主要的烟气脱硝工艺 选择性非触媒还原法选择性非触媒还原法SNCR工艺工艺 选择性触媒还原法选择性触媒还原法(SCR)工艺工艺 SNCR / SCR混合法工艺混合法工艺 4.1选择性非触媒还原法选择性非触媒还原法 ( Selective Non Catalytic Reduction ) wSNCR技术是非触媒的炉内喷射工艺技术是非

10、触媒的炉内喷射工艺 w80年代中期年代中期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 应用于应用于600800MW等级燃煤机组等级燃煤机组 w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, 将其转化成分子氮将其转化成分子氮(N2)及水及水(H2O) w此技术是选择仅减少氮氧化物而不涉及其它类氧化物（如此技术是选择仅减少氮氧

11、化物而不涉及其它类氧化物（如CO2等），目前等），目前 最新的最新的SNCR技术与技术与NOx有效反应温度范围已可达有效反应温度范围已可达850oC1250oC之间之间 w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。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选择性非触媒还原法 ( Selective Non Catal

12、ytic Reduction ) w使用计算机流体力学（使用计算机流体力学（CFD)和化学动力学模型和化学动力学模型(CKM)进行工程设计，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等相结合进行工程设; 实际运行时实际运行时SNCR的反应窗将随

13、温度场的分布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 w最普遍应用的化学反应剂为尿素或氨最普遍应用的化学反应剂为尿素或氨 wSNCR脱硝效率对大型燃煤机组可在脱硝效率对大型燃煤机组可在25-40%之间，对小型机组其效率之间，对小型机组其效率 可达可达80% w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，脱硝效率更高以配合，脱硝效率更高 4.2选择性触媒还原法选择性触媒还原法 ( Selective Catalytic R

14、eduction) w SCR为一种炉后脱硝反应装置，最早由日本于为一种炉后脱硝反应装置，最早由日本于70年代后期完成商业年代后期完成商业 运行，至运行，至80年代中期欧洲也成功地实现了年代中期欧洲也成功地实现了SCR的商业运行的商业运行 w 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使喷入之氨与烟气中之NOx加速反应实现脱硝加速反应实现脱硝 w 在此情况时，其有效反应之温度范围较在此情况时，其有效反应之温度范围较SNCR低的多，约在低的多，约在320oC 400oC之间之间 w 最普遍使用的化学反

15、应剂（还原剂）为氨与尿素最普遍使用的化学反应剂（还原剂）为氨与尿素 SCR反应原理示意图反应原理示意图 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 脱硝运行关系曲线脱硝运行关系曲线 NHNH3 3/NOx /NOx 摩尔比摩尔比 100100 脱硝效率脱硝效率 (%) (%) NHNH3 3 未反应量未反应量 ( (ppmppm) ) 设计的脱硝效率设计的脱硝效率 0 0 设计的设计的 NHNH3 3未反应量未反应量 运行时的运行时的 NHNH3 3/NOx /NOx 摩尔比摩尔比 脱硝运行脱硝运行NHNH3 3/NO/NOx x 摩尔比摩尔比 上限上限 :小于设计的小于设计

16、的 NH3 NH3 未反应量未反应量( (如如: :小于小于 5 5ppmppm) ) 下限下限 : :大于设计的脱硝效率大于设计的脱硝效率 ( (如如: :大于大于 80%) 80%) 锅炉锅炉SCR脱硝系统装置的基本流程图脱硝系统装置的基本流程图 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 NH3 混合器混合器 蒸发器蒸发器 NH3 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 ( (垂直流型垂直流型) ) 脱硝反应器的总括图脱硝反应器的总括图 NHNH3 3 S

17、torage & Supply System Storage & Supply System NH3 Storage Tanker NH3 Vaporizer NH3 dilution tanker NH3 Loading facility 4.3 SNCR/SCR混合法工艺混合法工艺 w SNCR/SCR混合法技术是一种结合了炉内脱硝混合法技术是一种结合了炉内脱硝SNCR法及炉后脱法及炉后脱 硝硝SCR法而成的新系统法而成的新系统 w 于于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

18、狭窄的老厂改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。造。 w 应用于应用于SNCR法的化学还原剂被设计成在炉内脱硝后之余氨再进法的化学还原剂被设计成在炉内脱硝后之余氨再进 入入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 硝运转费用硝运转费用 w SNCR/SCR混合法可利用逃逸的氨作为

19、后部混合法可利用逃逸的氨作为后部SCR的还原剂，从而的还原剂，从而 可使其脱硝效率逐步升级最终可达到可使其脱硝效率逐步升级最终可达到80%以上以上 SNCR /SCR混合型原理示意图混合型原理示意图 前段前段 8501,250 后后段段 320400 222 222 22 21)(2 COOHN OCONHNO OHNNHNONO OHNNHNO OHNONHNO 2232 2232 2223 322 12786 6444 再利用 省去SCR之AIG系统 5. 烟气脱硝工艺的选择烟气脱硝工艺的选择 技术要求经济性技术要求经济性 SCR工艺、工艺、SNCR工艺工艺 及及SNCR/SCR混合工艺烟

20、气脱硝技术比较混合工艺烟气脱硝技术比较 w NOx脱硝率低，仅可达到脱硝率低，仅可达到2540 w 因不增加因不增加SO3可较可较SCR放宽放宽NH3逃逸条件逃逸条件 w 对于多层喷入，控制系统适当的跟随负荷及温度能力对于多层喷入，控制系统适当的跟随负荷及温度能力 w 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，脱硝效率会更高计加以配合，脱硝效率会更高 SNCR工艺特点工艺特点 SCR工艺、工艺、SNCR工艺工艺 及及SNCR/SCR混合工艺烟气脱硝技术比较混合工艺烟气脱硝技术比较 w 脱硝效率高，能达到脱硝效率

21、高，能达到90以上，当要求氮氧化物脱除率较高时，经以上，当要求氮氧化物脱除率较高时，经 济性最好的工艺济性最好的工艺 w 技术成熟，运行可靠，便于维护技术成熟，运行可靠，便于维护 w 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 w 易形成氨硫化合物（易形成氨硫化合物（ABS)堵塞空气预热器堵塞空气预热器 SCR工艺特点工艺特点 SCR工艺、工艺、SNCR工艺工艺 及及SNCR/SCR混合工艺烟气脱硝技术比较混合工艺烟气脱硝技术比较 w 有机结合了有机结合了SCR工艺和工艺和SNCR工艺有利特点的新工艺，已于工艺有利特点的新工

22、艺，已于90年代年代 后期研发成功并应用于大型燃煤机组后期研发成功并应用于大型燃煤机组 w SNCR / SCR系统中，系统中， SNCR阶段逃逸的氨会随烟气流向下游的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系统，使得氨利用率更加完全 w 大量节省催化剂的使用量大量节省催化剂的使用量 w SNCR / SCR系统因锅炉内已装有系统因锅炉内已装有SNCR系统而大幅度减少其所需系统而大幅度减少其所需 的的SCR反应容积，进而降低反应容积，进而降低SCR系统的装置成本和空间系统的装置成本和空间 SNCR/SCR混合工艺特点混合工艺特点 烟气脱硝技术综合特性比较烟气脱硝技术综合

23、特性比较 主要成熟技术主要成熟技术 SCRSCRSNCR/SCRSNCR/SCR混合型混合型SNCRSNCR 1 1还原剂还原剂NHNH3 3或尿素或尿素尿素或尿素或NHNH3 3尿素或尿素或NHNH3 3 2 2 反应温度反应温度320320400400前段前段:850:85012501250，后段，后段:320:32040040085085012501250 3 3 催化剂催化剂 成份主要为成份主要为TiOTiO2 2， V V2 2O O5 5 WO WO3 3 后段加装少量催化剂后段加装少量催化剂( (成份同前成份同前) ) 不使用催化剂不使用催化剂 4 4 脱硝效率脱硝效率70%90

24、%70%90%40%90%40%90%大型机组大型机组25%40%25%40%，小型机组，小型机组 配合配合LNBLNB、OFAOFA技术技术可达可达80%80% 5 5 SOSO2 2/SO/SO3 3氧化氧化会导致会导致SOSO2 2/SO/SO3 3氧化氧化SOSO2 2/SO/SO3 3氧化较氧化较SCRSCR低低不导致不导致SOSO2 2/SO/SO3 3氧化氧化 6 6NHNH3 3 逃逸逃逸3 35ppm5ppm 3 35ppm5ppm左右左右5 510ppm10ppm 7 7 对空气预对空气预 热器影响热器影响 催化剂中的催化剂中的V V、MnMn、FeFe等等多种金多种金 属

25、属会对会对SO2SO2的氧化起催化作用，的氧化起催化作用， SOSO2 2/SO/SO3 3氧化率较高，而氧化率较高，而NHNH3 3与与SOSO3 3 易形成易形成NHNH4 4HSOHSO4 4造成堵塞或腐蚀造成堵塞或腐蚀 SOSO2 2/SO/SO3 3氧化率较氧化率较SCRSCR低，造成堵塞或低，造成堵塞或 腐蚀的机会较腐蚀的机会较SCRSCR低低 不会因催化剂导致不会因催化剂导致SOSO2 2/SO/SO3 3的氧的氧 化，造成堵塞或腐蚀的机会为化，造成堵塞或腐蚀的机会为 三者最低三者最低 8 8 系统压力损失系统压力损失催化剂会造成较大的压力损失催化剂会造成较大的压力损失 （100

26、mmH2O100mmH2O） 催化剂用量较催化剂用量较SCRSCR小，产生的压力损失小，产生的压力损失 相对较低相对较低( (40-60mmH2O) 40-60mmH2O) 没有压力损失没有压力损失 9 9燃料的影响燃料的影响 高灰分会磨耗催化剂，碱金属氧高灰分会磨耗催化剂，碱金属氧 化物会使催化剂钝化化物会使催化剂钝化 影响与影响与SCRSCR相同相同 无影响无影响 1010 锅炉的影响锅炉的影响受省煤器出口烟气温度的影响受省煤器出口烟气温度的影响 受炉膛内烟气流速、温度分布及受炉膛内烟气流速、温度分布及NOxNOx分分 布的影响布的影响( (需做需做计算机模拟分析计算机模拟分析) ) 与与

27、SNCR/SCRSNCR/SCR混合系统影响相同混合系统影响相同 ( (需做需做计算机模拟分析计算机模拟分析) ) 1111占地空间占地空间 大大 （需增加大型催化剂反应器和供（需增加大型催化剂反应器和供 氨或尿素系统）氨或尿素系统） 较小较小 ( (需增加一小型催化剂反应器，无需增加一小型催化剂反应器，无 需增设供氨或尿素系统需增设供氨或尿素系统) ) 小小 ( (锅炉无需增加催化剂反应锅炉无需增加催化剂反应 器器) ) 1212使用业绩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 （

28、1 1）建造成本比较）建造成本比较 （2 2）系统运行成本比较）系统运行成本比较 （3 3）综合成本比较）综合成本比较 SNCR、SCR及及SNCR/SCR的技术经济指标分析的技术经济指标分析 脱硝装置建造成本比较脱硝装置建造成本比较（550MW1台脱硝效率台脱硝效率70%的案例）的案例） 比较条目比较条目单位单位SNCR（尿素）（尿素）SNCR/SCR（尿素）（尿素） 液氨液氨SCR a.SNCRUSD 工艺设计工艺设计&许可许可 Process Design& License USD1,000,0001,200,000 工程设计工程设计 Engineering USD1,000,0001,

29、100,000 设备设备 SNCR Equipment USD2,600,0003,475,000 溶液溶液制制备备 Solutionizer USD200,000300,000 b.SCRUSD 工程设计工程设计 Engineering USD125,000125,0001,100,000 还原剂成本还原剂成本 Catalyst Volume Cost M3 USD 80 462,443 254 1,468,256 供氨系统供氨系统 Ammonia System USD540,000 钢构、管路、线路、钢构、管路、线路、I&C Steel, Piping, Wiring, I&C USD50

30、0,0001,100,0003,160,000 IDF& APH改造改造USD2,100,000 c.安装安装 InstallationUSD1,425,0001,700,0002,000,000 d.脱销装置建设成本脱销装置建设成本USD6,850,0009,462,44310,368,256 e.脱销每脱销每kw建造成本建造成本USD/kw12.4517.218.85 指数比较指数比较11.381.51 脱硝装置系统运行成本比较脱硝装置系统运行成本比较（550MW1台脱硝效率台脱硝效率70%的案例）的案例） 比较条目比较条目单位单位SNCR(尿素尿素) SNCR/SCR(尿素）尿素） 液氨

31、液氨SCR 还原剂消耗成本还原剂消耗成本 Reagent cost USD/year440,910550,852405,216 水消耗成本水消耗成本 Water Cost USD/year34,20042,750 电力消耗成本电力消耗成本 Power cost USD/year18,64849,950294,261 年度运行总成本年度运行总成本 Total annualized operating cost USD/year475,110643,552699,477 w综合成本比较综合成本比较（550MW1台脱硝效率台脱硝效率70%的案例）的案例） 比较条目比较条目单位单位SCNR(尿素尿素)

32、SNCR/SCR(尿素）尿素） 液氨液氨SCR 建造总成本建造总成本 Total Annualized Cost USD6,850,0009,462,44310,368,256 年度运行总成本年度运行总成本 Total annualized operating cost USD475,110643,552699,477 综合成本比较综合成本比较USD7,325,1009,105,99511,067,733 指数比较指数比较11.241.51 总投资费用总投资费用 美元美元/KW 0 30 50 70 100 NOx减排率，减排率， 75150 1020 3050 SCR LNB SNCR/SC

33、R SNCR 氮氧化物控制技术的性能价格比氮氧化物控制技术的性能价格比 结论：脱硝工艺选择 w 当要求氮氧化物脱除率较高时，采用当要求氮氧化物脱除率较高时，采用SCR工艺最经济，工艺最经济， SCR工艺可提供一次到位的脱硝方式工艺可提供一次到位的脱硝方式 w 新建大型火电机组中以采用新建大型火电机组中以采用SCR比较合适。比较合适。 w 老厂改造则可以用老厂改造则可以用SNCR或或SNCR+SCR方案。方案。 w SNCR/SCR混合法工艺兼有混合法工艺兼有SNCR和和SCR技术的优点，技术的优点， 当要求氮氧化物脱除率不是很高时，采用当要求氮氧化物脱除率不是很高时，采用SNCR/SCR工工

34、艺更合适，项目可一次立项，实施可分阶段增添设备及艺更合适，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。催化剂，此系统可为电厂提供最经济合理的脱硝方式。 6. 我国烟气脱硝市场现状以及发展趋势我国烟气脱硝市场现状以及发展趋势 w脱硝技术于我国起步较晚脱硝技术于我国起步较晚 w仅有极少数电厂采用脱硝技术控制仅有极少数电厂采用脱硝技术控制NOx的排放的排放 已建烟气脱硝装置已建烟气脱硝装置已中标烟气脱硝装置已中标烟气脱硝装置待招标烟气脱硝装置待招标烟气脱硝装置 w漳州后石电厂漳州后石电厂(日立日立/中鼎中鼎) 注：台湾模式注：台湾模式 w宁海电厂宁海电厂(

35、日立日立/浙江大学浙江大学) w台山电厂台山电厂(丹麦丹麦Topsoe/浙江大学浙江大学) w嵩屿电厂嵩屿电厂(日本日本IHI/上海电气集上海电气集 团团) w阚山电厂阚山电厂(国家电站燃烧中心国家电站燃烧中心 /美国美国Fuel Tech) w太仓电厂太仓电厂(日立日立/江苏苏源环保江苏苏源环保) w广东恒运发电厂广东恒运发电厂(鲁奇鲁奇/东锅东锅) w国华北京一热国华北京一热 w高井电厂高井电厂 w乌沙山电厂乌沙山电厂 中国烟气脱硝工程项目现状中国烟气脱硝工程项目现状 国内火电厂不加烟气脱硝装置的原因国内火电厂不加烟气脱硝装置的原因： 我国目前我国目前NOx的排污费征收标准规定较低，为的排

36、污费征收标准规定较低，为 0.63元元/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，时， NOx排放的限度值为排放的限度值为450mg/m3 一般一般SCR工艺脱除每公斤工艺脱除每公斤NOx的建造成本较高，的建造成本较高， 约为约为 1.32元元/kg，别是运行成本也很高，约为，别是运行成本也很高，约为1.23元元/kg 我国烟气脱硝市场现状我国烟气脱硝市场现状 序号序号名称名称单位单位计算式计算式计算结果计算结果 1处理烟气量处理烟气量 Nm3/h 1,736,200 2 锅炉出口锅炉出口NO2浓度：浓度： (实际实际O2)

37、 ppm 224 3脱硝效率脱硝效率 % 80 4脱硝装置每小时脱除脱硝装置每小时脱除NO2量量 Kg/h 1,736,200 Nm3/h244ppm10-680 22.42 Nm3/kmol46kg/kmol 695 5 脱硝装置每年脱除脱硝装置每年脱除NOx量量 （按年运行（按年运行6,000小时计算）小时计算） kg 695 kg/h6,000h 4,170,000 6建造成本建造成本 USD 10,068,388 7 脱除每公斤脱除每公斤NO2的建造成本的建造成本 （按（按15年设计寿命计算）年设计寿命计算） 10,068,388USD4,170,000kg15年年 0.16 USD

38、（1.32 RMB） 8年运行成本年运行成本 USD 637,503 9脱除每公斤脱除每公斤NO2的运行成本的运行成本 637,503USD4,170,000kg 0.15 USD （1.23 RMB） 10脱除每公斤脱除每公斤NO2的综合成本的综合成本 0.16USD+0.15USD 0.31 USD （2.55 RMB） SCR烟气脱硝排除每公斤烟气脱硝排除每公斤NO2所需成本计算实例（所需成本计算实例（1550MW）：）： 影响我国烟气脱硝市场发展趋势的因素影响我国烟气脱硝市场发展趋势的因素 政策法规政策法规 我国电厂机组配置现状及脱硝要求我国电厂机组配置现状及脱硝要求 w 新建大型火电

39、机组 w 改造工业锅炉及电站锅炉 煤灰影响煤灰影响 w 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 w 触媒的砷硫及碱性物（如钙化物）中毒减效 w 其他元素造成的触媒中毒减效 成本成本 w 建造成本 w 运行成本 安全安全 w 从运行安全考虑，以尿素或氨做还原剂的方式 w 人口稠密区公众安全及生产安全考虑 w 使用加压容器的安全 催化剂选择催化剂选择 w 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影响我国烟气脱硝市场发展趋势的因素 我国烟气脱硝市场发展趋势我国烟气脱硝市场发展趋势 w SNCR作为最经济的脱硝方式可

40、广泛用于旧机组改造及作为最经济的脱硝方式可广泛用于旧机组改造及 新上小机组新上小机组 w SCR作为脱硝效率最高的方式，可应用于任何类型机组作为脱硝效率最高的方式，可应用于任何类型机组 w SNCR/SCR已经成功应用于大型燃煤机组，将是脱硝市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场的一种新的发展模式 w 在使用安全性上，尿素脱硝工艺可能最终取代氨脱硝工在使用安全性上，尿素脱硝工艺可能最终取代氨脱硝工 艺艺 尿素与氨的比较尿素与氨的比较 w 国外脱硝还原剂选择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，在无水氨、氨水和尿素水溶液中进行还原剂选择， 国际

41、上，一般是从安全角度考虑。这是因为从管路、储国际上，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

42、原剂被使用，特别是近越来越多地作为还原剂被使用，特别是近10年，采用尿年，采用尿 素作为还原剂的素作为还原剂的SCR比例迅速上升。比例迅速上升。 世界世界SCR还原剂使用现状还原剂使用现状 70年代年代无水氨无水氨日本、韩国、台湾（日本、韩国、台湾（90%无水氨，无水氨，10%氨水、尿素）氨水、尿素） 80年代年代氨水氨水欧洲（欧洲（20%无水氨，无水氨， 50%氨水，氨水，30%尿素）尿素） 90年代年代尿素尿素美国（近年来，新建美国（近年来，新建SCR装置均选用尿素作为还原剂）装置均选用尿素作为还原剂） w液氨为国家重点控制监管的危险品，在电厂内设置的液液氨为国家重点控制监管的危险品，在电

43、厂内设置的液 氨储罐为重大危险源氨储罐为重大危险源，尿素作为还原剂从工安角度讲是最，尿素作为还原剂从工安角度讲是最 好的选择好的选择。 w液氨相对尿素成本较低，而且市场占有率最高。液氨相对尿素成本较低，而且市场占有率最高。 w故脱硝剂的选择应因地制宜，根据电厂的实际情况，合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。理选用。 尿素与氨的比较尿素与氨的比较 . . 理化特性理化特性： w无水氨（Anhydrous Ammonia)，又名液氨，为GB12268-90规定之危险品，危险物编号23003 w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/

44、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。 w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. 2. 燃烧爆炸性及腐蚀性燃烧爆炸性及腐蚀性： w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

45、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。 w液态氨将侵蚀某些塑料制品,橡胶和涂层。 w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. 3. 对人体的危害性对人体的危害性： w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。 w严重时，会导致据悉系统积水（肺或喉部水肿），可能导致死亡。 w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。

46、w无水氨的特性无水氨的特性 w有水氨的特性有水氨的特性 1. 理化特性： w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22025 w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 w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： w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 w禁忌物：酸类、铝、铜 3. 对人体的危害性： w氨水对生理组织具有强

47、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。 w尿素的特性尿素的特性 1.理化特性： w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。 2.危险性： w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。 w尿素在运输、储存中无需安

48、全及危险性的考量，更不须任何的紧急程序来 确保安全。 w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。 尿素尿素SCRSCR与液氨与液氨SCRSCR的技术经济指标分析的技术经济指标分析 （1 1）建造成本比较）建造成本比较 （2 2）系统运行成本比较）系统运行成本比较 （3 3）安全成本分析）安全成本分析 a.a.美国对液氨的安全管理费用美国对液氨的安全管理费用 b.b.对中国液氨的安全管理及风险费用分析对中国液氨的安全管理及风险费用分析 （4 4）还原剂选择的综

49、合成本分析）还原剂选择的综合成本分析 建造成本比较（建造成本比较（550MW1台的实际完成数据）台的实际完成数据） 比较条目比较条目单位单位尿素尿素SCR氨水氨水SCR液氨液氨SCR 供氨系统供氨系统 Ammonia system USD1,160,0001,200,000540,000 IDF&APH改造改造 IDF and APH modification USD2,085,4122,085,4122,085,412 催化剂催化剂 Catalyst USD2,093,1322,093,1322,093,132 其他其他 Others USD5,349,8445,349,8445,349,8

50、44 脱硝装置建造成本脱硝装置建造成本 Total capital cost USD10,688,38810,728,38810,068,388 脱硝每脱硝每KW建造成本建造成本 Per kw rate USD/kw 19.4 (RMB159元元) 19.5 (RMB160元元) 18.3 (RMB150元元) 系统运行成本比较（系统运行成本比较（550MW1台每年的实际数据）台每年的实际数据） 比较条目比较条目单位单位尿素尿素SCR氨水氨水SCR液氨液氨SCR 装机容量装机容量 Unit Capacity MW550550550 年利用小时数年利用小时数 Annual operating p

51、eriod Hours6,0006,0006,000 DeNOx设计寿命设计寿命 Project book life years151515 还原剂年消耗成本还原剂年消耗成本 Reagent cost USD548,191378,000403,704 电力年消耗成本电力年消耗成本 Power cost USD43,758815,364160,974 混合加热器热年消耗成本混合加热器热年消耗成本 D.C heat input cost USD227,815 年度运行总成本年度运行总成本 Total annualized operating cost USD819,7641,193,364554,

52、678 系统运行之还原剂消耗比较系统运行之还原剂消耗比较 比较条目比较条目单位单位尿素尿素SCR氨水氨水SCR液氨液氨SCR 还原剂采购比较还原剂采购比较 Reagent cost USD/ton20650267 还原剂浓度还原剂浓度 Reagent concentration %Dry base20100 还原剂流量还原剂流量 Flow rate Kg/hr 443.52 (Water) 1260252 还原剂年消耗成本还原剂年消耗成本 Annualized reagent cost USD548,191378,000403,704 中国液氨、氨水、尿素的市场价格中国液氨、氨水、尿素的市场价

53、格 地区或生产企业地区或生产企业名称名称出厂价格（元出厂价格（元/吨）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 尿素平均市场价格尿素平均市场价格 （2004年年7月）月） 尿素尿素1530，考虑价格上涨因素，以下按，考虑价格上涨因素，以下按1700计算（约计算（约206美美 元）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 液氨平均市场价格液氨平均市场价格 （2004年年3月）月） 液氨液氨2162.5，考虑价格上涨因素，以下按，考虑价格上涨因素，以下按220

54、0计算（约计算（约267美美 元）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 氨水平均市场价格氨水平均市场价格 （2004年年12月）月） 氨水氨水410（约（约50美元）美元） 美国对液氨的安全管理费用美国对液氨的安全管理费用 第一年成本第一年成本 First Year Costs 之后年成本之后年成本 Subsequent Years Costs The add-on costs for ammonia development form two regulatory requirements: SARA and RMPP SARA

55、Title III Reporting 2,800 3,5002,800 3,500 Superfund Amendment and Reauthorization Act (SARA). SARA must be done annually. RMPP Initial 70,000 140,000 The Risk Management and Prevention Program (RMPP). An RMPP must be done initially and usually required to be updated every other year. RMPP Updates 2

56、0,000 70,000 Implement RMPP Findings 75,000 100,00075,000 100,000 The findings of the RMPP must be implemented, the costs are incurred yearly. Total Annual Cost 147,800 243,50097,800 173,500 美国安全管理费美国安全管理费 Average Annual cost 165,650 USD 对中国液氨的安全管理及风险费用分析对中国液氨的安全管理及风险费用分析 w政治、社会影响政治、社会影响：党中央、国务院对安全生

57、产高度重视，把安全生产工作提到了极为突：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。群亡事故，将对大唐集团造成恶劣的社会影响。 w液氨安全管理费用液氨安全管理费用，不如美国高昂，故取其半数，约为，不如美国高昂，故取其半数，约为USD

58、82,825/年。年。 w液氨事故所造成的直接经济损失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：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，产监督管理部门必定介入调查，在原因

59、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：有可能强迫机组停机，造成发电损失，其计算方式如下： 0.066USD/KWH550,000KW75%24Hrs/D7D=USD4,573,800 则每年的氨泄漏意外风险值等于：则每年的氨泄漏意外风险值等于： USD4,573,800/15yr=304,920USD/yr w液氨事故所造成的间接经济损失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：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。所花费用也就不言而喻了。 还原剂选择的综合成本分析还

60、原剂选择的综合成本分析 比较条目比较条目单位单位尿素尿素SCR氨水氨水SCR液氨液氨SCR 建造成本建造成本USD10,688,38810,728,38810,068,388 年度系统运行成本年度系统运行成本USD819,7641,193,364554,678 年度安全管理费用年度安全管理费用 （重大危险源管理）（重大危险源管理） USD0082,825 风险费用风险费用 （重大危险源管理）（重大危险源管理） USD00304,920 综合成本比较综合成本比较USD11,508,15211,921,75211,010,811 指数比较指数比较11.040.96 7. 国外主要烟气脱硝公司国外主