SNCR水泥脱硝工艺简介

/SNCＲ脱硝技术介绍中国华能集团清洁能源技术研究院有限公司2013年中国华能集团清洁能源技术研究院有限公司2013年4月目录1典型业绩介绍 12SNCR水泥脱硝介绍 123清能院循环流化床锅炉技术部简介 214 主要技术经济指标 24典型业绩介绍1.１清能院近三年CFB锅炉和水泥脱硝业绩汇总如下：序号单位名称机组容量ＭW备注可行性研究1华能北京热电厂４×250改造可研２京能热电4×２０0改造可研3京丰热电1×１00＋1×５０改造可研4深圳妈湾电厂6×300改造可研5华能玉环电厂4×1000改造可研６华能福州电厂4×350改造可研7华能大连电厂４×３5０改造可研８华能南京电厂2×３20改造可研9沙角B电厂２×３0０改造可研1０河北邯峰电厂2×660改造可研１１粤电珠海电厂2×70０改造可研1２华能岳阳电厂2×262改造可研１3上海石洞口二厂2×600改造可研1４南京第二热电厂3×1３5改造可研15华能丹东电厂2×３50改造可研16天津军粮城电厂２×100＋2×1３5改造可研1７河北衡水恒兴电厂2×300改造可研18华能营口电厂２×320改造可研1９华能珞璜电厂2×600改造可研20华电新乡电厂2×660改造可研２1华电邹县电厂2×６00改造可研2２华电裕华热电厂1×3００改造可研23华电青岛电厂2×３0０改造可研24华电章丘电厂２×30０改造可研25国华盘山电厂2×５０0改造可研26大唐红河电厂2×3０0CFＢ改造可研27吉林白山电厂2×3３0ＣＦB改造可研2８秦皇岛秦热公司2×３00CFＢ改造可研脱硝工程技术咨询(业主工程师）服务２9华能北京热电厂4×2５０改造机组３０京能热电４×200改造机组31深圳妈湾电厂6×300改造机组32华能玉环电厂4×1000改造机组3３华能福州电厂4×3５0改造机组3４沙角B电厂２×3０0改造机组35南京第二热电厂3×13５改造机组３６华电长沙电厂2×6０0新建机组37广东德胜电厂２×350新建机组38华能海门电厂2×1000新建机组39华能沁北电厂2×１000新建机组40华能福州电厂2×66０新建机组41华能金陵电厂2×1000新建机组42华能平凉电厂２×660新建机组43华能石洞口二厂２×６60新建机组44华能威海电厂2×6６０新建机组45华能井冈山电厂2×66０新建机组46华能白杨河电厂2×35０新建机组47华能营口电厂2×33０新建机组４8华能岳阳电厂２×６6０新建机组脱硝流场优化设计49山西瑞光热电2×300CFD模拟及物理模型试验50山西临汾热电2×300CFD模拟及物理模型试验51华能上都电厂２×６60CＦD模拟及物理模型试验5２水洞沟电厂2×66０CFＤ模拟及物理模型试验５３华能海南东方电厂２×3３0ＣFD模拟及物理模型试验54广州南碱自备电厂3×65ｔ/hSＮＣRCFD辅助设计脱硝工程调试（部分）55中电投抚顺电厂2×3０0脱硝系统全套调试５6华能海门电厂2×1０00脱硝系统全套调试5７华能海南东方电厂2×３00脱硝系统全套调试5８华能井冈山电厂2×660脱硝系统全套调试性能考核项目59厦门嵩屿电厂4×３00新建机组60北京国华一热1×12５改造机组61华电长沙电厂2×60０新建机组62台塑宁波热电厂1×１2５新建机组63华能北京热电厂4×２５0改造机组64乌沙山电厂1×600新建机组65顺德德胜电厂2×300新建机组6６北京太阳宫电厂2×350新建机组67华能福州电厂2×6６0新建机组6８国华宁海电厂2×1000新建机组69国电铜陵电厂1×６0０新建机组70华能营口热电厂2×300新建机组71华能济宁电厂２×300新建机组72华能白杨河电厂２×3０0新建机组73华能石洞口二厂2×６60新建机组7４华能井冈山电厂2×660新建机组75华能长春热电厂2×350新建机组76华能海南东方电厂2×3０0新建机组77华能海门电厂2×１036新建机组７8珠江电厂4×300改造机组79广石化热电厂2×２20t/h改造机组脱硝系统优化调整８0台塑宁波热电厂1×125新建机组81华能北京热电厂4×2５0改造机组82北京国华一热1×1２5改造机组83华能海门电厂2×１036新建机组8４国华宁海电厂1×60０新建机组85秦皇岛秦热2×300CFＢ改造机组86国华宁东２×３00CFB改造机组8７新疆米东热电厂２×３００CFB改造机组催化剂性能检测８８厦门嵩屿电厂２×3００运行ＳCＲ催化剂８9瑞基科技公司生产厂催化剂90中电投远达环保生产厂催化剂9１国华宁海电厂1×6００运行ＳCR催化剂ＥＰＣ改造工程（近3年）92华能沁北电厂4×６0０正在进行93华能九台电厂2×６60正在进行94华能淮阴电厂4×３３0正在进行９5华能白山电厂2×33０CＦＢ已投运96秦皇岛秦热2×３0０ＣFＢ已投运97山西联盛2×300CＦB正在进行98国华宁东２×3３0CFB正在进行9９四川汪洋建宝水泥25０0t/d已投运1０0攀枝花瑞达水泥250０t/ｄ正在进行1.2典型业绩图片图1典型水泥脱硝喷枪布置图图2典型水泥脱硝喷枪布置图图3典型水泥厂现场照片图4秦热电厂运行画面(ＮＯX＝39．7ｍｇ/m3，NＨ3=０．22ｍg／m3）图5白山电厂运行画面(ＮOX=７9.3mg/m３,NＨ3=０。４５mg/m3)记者从中国华能集团公司获悉：截至2记者从中国华能集团公司获悉：截至2月，由中国华能集团自主研发、适用于循环流化床锅炉的烟气氮氧化物排放综合控制工艺技术，在华能白山煤矸石发电厂33万千瓦循环流化床锅炉和秦皇岛秦热发电公司30万千瓦循环流化床锅炉，已连续稳定运行3个月，脱硝效率平均达到82.7%。该技术为世界上首次在33万千瓦级循环流化床锅炉上所采用。图6白山电厂和秦皇岛电厂人民日报首页刊登秦皇岛项目移交文件秦皇岛环保验收文件2SNCR水泥脱硝介绍2.1SＮＣR脱硝技术产生背景氮氧化物指的是只由氮、氧两种元素组成的化合物。常见的氮氧化物有一氧化氮(NO，无色），二氧化氮(ＮＯ2，红棕色)、笑气(N2Ｏ)、五氧化二氮(N2O5）等，其中除五氧化二氮常态下呈固体外，其它氮氧化物常态下都呈气态.作为空气污染物的(NOX）常指NO和NO2.氮氧化物是主要的大气污染物之一，包括一氧化氮、二氧化氮等多种氮的氧化物。火电厂排放的氮氧化物中绝大部分是一氧化氮，在大气中氧化生成二氧化氮,二氧化氮在大气中比较稳定。大气中的氮氧化物除了形成酸雨，导致土壤酸化、气候变化外，还会产生多种不利的环境影响。氮氧化物会通过氧化等形成地面臭氧、细小颗粒物、光化学烟雾和区域性灰霾污染，影响呼吸系统、心血管等器官,损害人体健康；氮氧化物通过雨水落在水体中，造成富营养化等问题。研究结果还显示,氮氧化物排放量的增加使得我国酸雨污染由硫酸型向硫酸和硝酸复合型转变，硝酸根离子在酸雨中所占的比例从上世纪80年代的1／10逐步上升到近年来的1/3.“十一五”期间，氮氧化物排放的快速增长加剧了区域酸雨的恶化趋势,部分抵消了我国在二氧化硫减排方面所付出的巨大努力。火电厂排放氮氧化物占到氮氧化物排放总量约38％。根据中国环保产业协会《中国火电厂氮氧化物排放控制技术方案研究报告》统计分析，200３年火电厂排放氮氧化物597万吨、2007年增长近4０。6％至840万吨(占全国总排放的3５%）。２00７年我国单位发电量的氮氧化物排放水平为3．1克/千瓦时,同世界主要工业国家相比，高于美国、日本、英国、德国等发达国家1９99年的单位发电量排放水平。据专家预测,随着国民经济发展、人口增长和城市化进程的加快，中国氮氧化物排放量将继续增长。200８年全国氮氧化物排放量达到２0０0万吨，成为世界第一氮氧化物排放国。若无控制，氮氧化物排放量在2020年将达到３0０0万吨，给我国大气环境带来巨大的威胁。20１１年９月中旬环保部发布了新的《火电厂大气污染物排放标准》（GＢ1３22３－201１),相较2003年第二次修订的限值更为严苛，其中氮氧化物排放执行“史上最严”标准。新的环保标准要求：新建火电机组20１２年1月1日起NＯX排放低于100mg/Nm3，一般必须上脱硝装置；现役W火焰炉、CFB机组NＯX排放低于20０ｍg／Nm3（６%O2）,重点地区也执行新建机组要求;现役机组脱硝技术改造在2０14年7月１日前完成。未来，除火电新增机组均需装配脱硝装置外,现役机组大部分也需要增设脱硝装置。从标准来看，100mg／Ｎｍ３的排放限值超过了欧洲和美国地区限值,体现我国政府治理火电机组大气污染物排放的决心。鉴于氮氧化物对大气环境的不利影响以及目前火电厂氮氧化物排放控制的严峻形势,国家提出在“十二五”控制氮氧化物排放的规划和要求.规划中规定重点行业和地区氮氧化物排放总量要比2010年减少10％，即到201５年全国氮氧化物排放总量控制在2046。2万吨,较2010年的２２７3。6万吨下降10％.解读十八大，从201３年开始将加大脱硝改造力度，水泥行业、钢铁冶金行业脱硝改造已成为下一步改造的重点。水泥行业NOX控制水平预计控制在3００~35０mg/m3。目前,控制火电厂氮氧化物排放的方法主要有两大类，一是低氮氧化物燃烧技术,即在燃烧过程中控制氮氧化物的生成；二是烟气脱硝技术，即从烟气中脱除生成的氮氧化物。其中，低氮氧化物燃烧技术是目前普遍采用的控制火电厂氮氧化物生成及排放的主要手段,以低氮氧化物燃烧器、空气分级技术、燃料分级燃烧（再燃)、ＣFＢ技术为主.火电厂大规模应用的烟气脱硝技术主要包括选择性催化还原法(SＣR）、选择性非催化还原法(ＳNCＲ）和ＳＮＣR/SCR联合脱硝技术。水泥厂以ＳNＣR脱硝技术为主。总之，不管是从保护人体健康和生态环境的角度出发，还是由于氮氧化物排放量巨大，都迫切需要对火电、水泥、冶金行业氮氧化物排放进行控制。对涉及大气污染物排放的企业的废气处理设备进行完善和改造，集中处置超标污染物,加强监管力度是十分必要和有意义的。2.2脱硝的主要技术手段SCＲ—选择性催化还原法（ｓeleｃtiveｃataｌｙtｉｃredｕction）ＳNCR—非选择性催化还原法（ｓｅlectiveｎon-ｃａｔalyticrｅductiｏn)2．3SCＲ与ＳNＣR的比较主要工艺特性工艺方法ＳCRSNCＲ／ＳCR混合型SＮCＲ脱硝效率7０％~90%４0％～85％50%～80％反应温度3２0~400℃前段:8５0－11０0℃，后段:320-４０0℃８５0~1150℃NH３逃逸３～５ppm5~1０ppm2～10ppm还原剂NH3或尿素NH３或尿素NH3或尿素催化剂主要为TiO2,Ｖ2Ｏ5，WO3后段加装少量催化剂不使用催化剂ＳO2氧化为SO3会导致会导致但比SCR低不导致系统压力损失压力损失7０0~10０0Pa催化剂较ＳCR少，产生的压力损失相对较低没有压力损失燃料的影响高灰分、碱金属会使催化剂磨耗和中毒影响与SＣR相同无影响粉尘的影响有有无占地空间较大，需增加大型催化剂反应器和供氨或尿素系统与SCＲ相同小，无需增加催化剂反应器工程造价工程造价较高仅次于SＣR工程造价低运行成本运行成本高仅次于ＳCＲ运行成本最低2.3.1SCＲ技术简介SCＲ技术是向催化剂上游的烟气中喷入氨气或其它合适的还原剂,利用催化剂将烟气中的ＮOX还原成无害的N2和H2Ｏ，反应温度一般在300～400℃间。1）SCR脱硝反应在通常的设计中，使用液态无水氨或氨水（氨的水溶液),无论以何种形式使用氨，首先使氨蒸发，然后氨和稀释空气或烟气混合，最后利用喷氨格栅将其喷入SCＲ反应器上游的烟气中。图7为SCＲ反应原理示意图.图７SCR反应原理示意图在SCR反应器内，ＮO通过以下反应被还原：4NO＋４NH3+O2→3Ｎ２+6H2O6NO+4NH3→５N2+６H2Ｏ当烟气中有氧气时，反应第一式优先进行，因此,氨消耗量与ＮO还原量有一对一的关系.在烟气中，NO2一般约占总的NOX浓度的５％,NO2参与的反应如下:

2NＯ2+４NH3+O２→3N2+6Ｈ2O

6ＮO２+８ＮＨ3→7N２＋12H2O上面两个反应表明还原NO2比还原ＮＯ需要更多的氨。在绝大多数锅炉的烟气中，NＯ2仅占NOX总量的极少部分，因此ＮO２的影响并不显著。SCR系统NOＸ脱除效率通常很高,喷入到烟气中的氨几乎完全和ＮOX反应。有一小部分氨不反应而是作为氨逃逸离开了反应器。一般来说,对于新的催化剂，氨逃逸量很低。但是，随着催化剂失活或者表面被飞灰覆盖或堵塞,氨逃逸量就会增加，为了维持需要的NＯX脱除率，就必须增加反应器中ＮＨ3/ＮOＸ摩尔比。当不能保证预先设定的脱硝效率和(或)氨逃逸量的性能标准时，就必须在反应器内添加或更换新的催化剂以恢复催化剂的活性和反应器性能.从新催化剂开始使用到被更换这段时间称为催化剂寿命。2)SCR系统组成及反应器布置下图8、9为典型ＳＣR烟气脱硝工艺系统简图,SCR系统一般由氨的储存系统、氨与空气混合系统、氨气喷入系统、反应器系统、省煤器旁路、SＣR旁路、检测控制系统等组成。图8典型燃煤电站SCR脱硝装置流程图图9典型水泥厂ＳＣR脱硝装置布置热段/高灰布置时烟气中所含有的全部飞灰和SO2均通过催化剂反应器,反应器的工作条件是在“不干净”的高尘烟气中.由于这种布置方案的烟气温度在300～400℃的范围内，适合于多数催化剂的反应温度，因而它被广泛采用.但是由于催化剂是在“不干净”的烟气中工作，因此催化剂的寿命会受下列因素的影响:①烟气所携带的飞灰中含有Na、Ｃa、Sｉ、Aｓ等成分时，会使催化剂“中毒"或受污染，从而降低催化剂的效能。②飞灰对催化剂反应器的磨损。③飞灰将催化剂反应器蜂窝状通道堵塞.④如烟气温度升高，会将催化剂烧结,或使之再结晶而失效,如烟气温度降低,ＮＨ3会和ＳO3反应生成硫酸铵、硫酸氢铵，从而会堵塞催化反应器通道。⑤高活性的催化剂会促使烟气中的SO2氧化SO３，因此应避免采用高活性的催化剂用于这种布置。为了尽可能地延长催化剂的使用寿命，除了应选择合适的催化剂之外,要使反应器通道有足够的空间以防堵塞,同时还要有防腐措施.2.3。2SNCR脱硝技术简介选择性催化还原脱除NOX的运行成本主要受催化剂价格、寿命的影响,一种不需要催化剂的选择性还原过程或许更加诱人，这就是ＳＮCR还原技术。该技术是用NH3、尿素等还原剂喷入炉内与NOX进行选择性反应,不用催化剂，但必须在高温区加入还原剂。还原剂喷入炉膛温度为850~11５0℃的区域，该还原剂（如尿素、氨水）迅速热分解成ＮＨ3并与烟气中的NOＸ进行反应生成N2和Ｈ2O,该方法是以炉膛或尾部烟道为反应器。ＮＨ3或尿素还原NOX的主要反应为：NH３为还原剂4NH3＋4ＮO＋O２→4N２+6H２O尿素为还原剂

ＮO+ＣO（NH2)2＋1／2O２→2N2+CO2+H２Ｏ当温度高于11５0℃时，NH3则会被氧化为NO4NH３+5O2→4NO+６H2Ｏ还原剂的反应高效温度范围称为温度窗。最佳温度区一般为８50～1100℃。当反应温度过高时，由于氨的分解会使NOＸ还原率降低，另一方面，反应温度过低时，氨的逃逸增加，也会使NOX还原率降低。NH3是高挥发性和有毒物质，氨的逃逸会造成新的环境污染。引起SNCＲ系统氨逃逸的原因有两种,一是由于喷入点烟气温度低影响了氨与NOX的反应;另一种可能是喷入的还原剂过量或还原剂与烟气混合不均匀。还原剂喷入系统必须能将还原剂喷入到炉内最有效的部位，由于负荷、煤质等因素变化，NOX烟气中的分布经常变化,如果喷入控制点太少或喷到炉内某个断面上的氨分布不均匀，则会出现分布较高的氨逃逸率。ＳNCＲ烟气脱硝系统典型流程如下图所示。图１0典型CFＢ锅炉ＳNCR烟气脱硝系统图图１1典型水泥厂SＮCR布置图图12典型水泥厂SＮCR脱硝系统图(一）图１3典型水泥厂SNＣR脱硝系统图（二）SNCR烟气脱硝过程由下面四个基本过程完成:接收和储存还原剂；

还原剂的计量输出、与水混合稀释；在合适位置注入稀释后的还原剂；还原剂与烟气混合进行脱硝反应。SNＣR系统相对ＳCＲ系统具有如下优点：占地面积小（布置在锅炉本体上)；投资成本低(不需要催化剂、系统造价大大降低）；运行成本较低；SNＣＲ装置不增加烟气系统阻力；SＮCR不使用催化剂，不产生新的SO3,氨逃逸控制在～８ｍg／m３以内，不会造成尾部烟道的积灰和腐蚀；安装及操作较易；从上述分析可知，降低NＯX排放有多种综合技术可供选用，但是把降低NOX技术应用到水泥工艺中去，应该从NOX降低效果、对炉窑运行的影响、投资及运行费用等多方面综合考虑。技术方面:1）根据水泥生产工艺,选用SＣR工艺容易导致所用催化剂钙化中毒,影响使用寿命和脱硝效率，如下所述:烟尘中的CaSＯ4附着在催化剂表面,导致催化剂失效中毒,更换催化剂将导致运行成本增加、停机等问题；飞灰浓度高，导致催化剂中毒。水泥工艺中飞灰浓度高,导致催化剂失效中毒,更换催化剂将导致运行成本增加、停机等问题；分解炉烟温较高，偏离SCR反应温度窗口,导致，脱硝效率较低。经济方面:选择性催化还原ＳＣR系统设备按照工艺系统可分成还原剂储运、制备系统，还原剂的加注和混合系统,烟道系统,反应器等。需要的设备多,系统复杂，催化剂价格昂贵,工程造价也最高。选择性非催化还原SＮCR技术，不需要专门的反应器和催化剂，系统相对简单,从经济角度考虑,SNCR技术是首选。综上所述，9５％以上的水泥厂选用ＳNCR脱硝技术，SNCＲ在新型水泥生产线上的脱硝效率可以稳定在50％～7０％，完全可以满足即将出台的大气污染物排放标准要求,本着从经济学和适合性的角度出发，工艺成熟、安全可靠、有工业应用业绩、技术先进的原则，建议水泥厂选择SNＣR技术.3清能院循环流化床锅炉技术部简介循环流化床锅炉技术部主要开展大型循环流化床锅炉研究开发及循环流化床领域新技术研究开发与工程应用、技术咨询与技术服务、新产品的开发和推广应用、高新技术工程承包等工作。其研究领域涵盖了循环流化床锅炉主机设备（锅炉)的技术开发、循环流化床锅炉机组技术咨询与服务、循环流化床锅炉辅机产品开发与销售、辅机系统工程承包、流态化相关产品技术开发、发电厂节能减排技术、燃煤发电厂污染物排放控制等领域。从“六五”开始，技术部连续多次承担并完成了国家和原电力工业部有关“重大科技攻关项目”，建成了一系列的科研开发试验装置,形成了一系列的科技成果积累。利用多年从事循环流化床锅炉科研形成的丰富技术经验积累，技术部积极为电力生产提供服务，已经完成了全国百余台锅炉的启动调试、优化调整、性能考核、设备消缺、系统诊断和技术改造等在内的各种技术咨询服务工作,为我国循环流化床锅炉技术进步和机组安全建设、经济运行做出了贡献。技术部有科研技术人员40余名,其中骨干技术人员1８名,硕士以上学历２8名,研究员8名，高级工程师14名，国务院特殊政府津贴专家1人。技术部拥有循环流化床技术领域核心专利技术几十项,近五年获得省部级以上奖励10余次，出版专著2部，发表学术论文50多篇.建有世界先进、国内领先的循环流化床技术开发试验室，其中包括热功率１MWtｈ（炉膛净高度世界最高）、4MWｔｈ的循环流化床燃烧试验台（世界上容量最大）。首台自主知识产权33０MＷCFB首台自主知识产权33０MＷCFB锅炉主要产品及服务大型循环流化床锅炉开发设计烟气脱硝技术工程总包大型循环流化床锅炉本体及关键部件的开发与设计燃烧