电站锅炉脱硝技术介绍课件

燃煤电站锅炉脱硝技术介绍西安热工研究院有限公司二○一一年六月

主要讲述内容1、NOx排放标准与排放现状2、脱硝技术路线介绍3、SCR烟气脱硝工艺及设备4、投资及运行成本案例介绍1、NOx排放标准与排放现状1.1

NOx排放标准1.2NOx生成机理1.3NOx排放现状1.4NOx红外测试方法据统计，2007年火电厂排放的NOx总量已增至840万吨，约占全国NOx排放总量的35~40%。在普遍安装高效率脱硫装置后，电站锅炉排放的NOx已成为主要的大气污染固定排放源之一。污染排放费已成为补偿治理成本的重要手段，现行《排污费征收标准管理办法》执行NOx收费政策按0.60元/污染当量收费。环办函【2009】247号、国办发【2010】33号文，“三区六群”现役机组十二五完成脱硝改造。十一届人大四次会议将氮氧化物和氨氮列入约束性指标，十二五期间削减10%。1.1、NOx排放标准

NOx排放标准NOx排放目前执行的标准（GB13223-2003）：1.1、NOx排放标准

NOx排放标准1.1、NOx排放标准

NOx排放标准国家及地方NOx排放标准：新版《火电厂大气污染物排放标准》（二次征求意见稿）：1.1、NOx排放标准新版《火电厂大气污染物排放标准》燃煤锅炉生成的NOx主要由NO、NO2及微量N2O组成，其中NO含量超过90%，NO2约占5~10%，N2O只有1%左右。燃料型NOx：燃料中的氮化物在煤粉火焰前端被氧化而成，一般情况下，燃料型NOx的主要来源是挥发份N。在氧化性环境中生成的NOx遇到还原性气氛时，会还原成N2，因此，锅炉燃烧最初形成的NOx，并不等于其排放浓度，而随着燃烧条件的改变，生成的NOx可能被还原，或称被破坏。热力型NOx：助燃空气中的N2在燃烧后期1300℃以上的温度下被氧化而成，温度在1300～1500℃时，NO的浓度大约为500～1000ppm，而且随着温度的升高，NOx的生成速度按指数规律增加。因此，温度对热力型NOx的生成具有决定作用。1.2、NOx生成机理

NOx的生成机理快速型NOx：快速型NOx主要产生于碳氢化合物含量较高、氧浓度较低的富燃料区，多发生在内燃机的燃烧过程。而在燃煤锅炉中，其生成量很小。NOx生成与控制途径示意图:1.2、NOx生成机理

NOx的生成机理煤种对NOx的排放浓度影响最大，这是由煤的燃烧特性及其相适应的燃烧设备造成。对于燃用以无烟煤的W火焰炉，由于燃烧温度高，其NOx排放浓度最高，一般为1100~1800mg/Nm3左右；燃用贫煤的锅炉，NOx排放浓度大多介于800~1l00mg/Nm3之间;燃用烟煤的锅炉，NOx的排放浓度在400~800mg/Nm3左右；燃用褐煤的锅炉，NOx的排放浓度比较低；在所有炉型中，循环流化床锅炉的NOx排放浓度最低，一般在200mg/Nm3以下。NOx排放还与燃烧器形式（旋流燃烧器比直流燃烧器低）、锅炉负荷、过剩空气系数、配风方式等有关。1.3、NOx排放现状

NOx的排放现状某省不同锅炉的NOx排放情况：1.3、NOx排放现状

NOx的排放现状在测试断面上采用网格法测试，从各网格中心处抽取烟气；首先将抽取的烟气进行预处理，主要过程包括：清洁、除湿（干基）、冷却（略高于0℃，近似为标态）；预处理后的烟气进入到红外烟气分析仪中，测试烟气中的NO（ppm）和O2（%）成分；燃煤电站锅炉烟气中NO2浓度按总NOx的5%左右计算；将NO的单位ppm换算到mg/m3（标态，干基，实际O2）（对于NO：1ppmNO相当于1.34mg/m3NO）；再将NO换算为以NO2计（换算系数：×1.53）；最后将实际O2的NO2浓度折算到6%O2状态下，即得环保标准中要求的氮氧化物浓度（标态，干基，6%O2，以NO2计）。1.4、NOx红外测试方法

NOx红外测试方法2、脱硝技术路线介绍2.1低NOx燃烧技术2.2选择性非催化还原烟气脱硝2.3选择性催化还原烟气脱硝2.4混合型烟气脱硝2.5脱硝技术路线选择目前对低NOx燃烧技术的要求是，在降低NOx的同时，使锅炉燃烧稳定，且飞灰含碳量不能超标，并兼顾锅炉防结渣与腐蚀等问题。目前常用的低NOx燃烧技术有如下几种：燃烧优化：它采取的措施是通过控制燃烧空气量、保持每只燃烧器的风粉(煤粉)比相对平衡及进行燃烧调整，使燃料型NOx的生成降到最低，从而达到控制NOx排放的目的。煤种不同，燃烧所需的理论空气量亦不同。因此，在运行调整中，必须根据煤种的变化，随时进行燃烧配风调整，控制一次风粉比不超过1.8:1。调整各燃烧器的配风，保证各燃烧器下粉的均匀性，其偏差不大于5%—10%。2.1、低NOx燃烧技术低NOx燃烧技术（LNB）空气分级燃烧技术：空气分级燃烧技术是目前应用较为广泛的低NOx燃烧技术，该技术是减少煤粉燃烧区域的空气量(一次风)，提高燃烧区域的煤粉浓度，推迟一、二次风混合时间，这样煤粉进入炉膛时就形成了一个富燃料区，使燃料在富燃料区进行缺氧燃烧，充分利用燃烧初期产生的氨基中间产物，提高燃烧过程中的NOx自还原能力。缺氧燃烧产生的烟气再与二次风混合，使燃料完全燃烧。它的关键是风的分配，一般情况下，一次风占总风量的25～35%。对于部分锅炉，风量分配不当，会增加锅炉的燃烧损失，同时造成受热面的结渣腐蚀。2.1、低NOx燃烧技术低NOx燃烧技术（LNB）燃料分级燃烧技术：该技术是将锅炉的燃烧分为两个区域进行，将85%左右的燃料送入第一级燃烧区进行富氧燃烧，生成大量的NOx，在第二级燃烧区送入15%的燃料(天然气为主），进行缺氧燃烧，将第一区生成的NOx进行还原，同时抑制NOx的生成，可降低NOx的排放。2.1、低NOx燃烧技术低NOx燃烧技术（LNB）烟气再循环技术：该技术是将锅炉尾部的低温烟气直接送入炉膛或与一次风、二次风混合后送入炉内，降低了燃烧区域的温度，同时降低了燃烧区域的氧的浓度，所以降低了NOx的生成量。该技术的关键是烟气再循环率的选择和煤种的变化。采用烟气再循环会导致不完全燃烧热损失加大，而且炉内燃烧不稳定，所以不能用于难烧的煤种（无烟煤等）。2.1、低NOx燃烧技术低NOx燃烧技术（LNB）将空气分级及燃料分级的原理应用于燃烧器的设计，尽可能的降低着火区的氧浓度和温度，从而达到控制NOx生成量的目的，这类特殊设计的燃烧器就是低NOx燃烧器，一般可以降低NOx排放浓度的30～60%。—空气分级型低NOx燃烧器—燃料分级型低NOx燃烧器—烟气再循环型低NOx燃烧器2.1、低NOx燃烧技术低NOx燃烧器1）空气分级型低NOx燃烧器目前应用最广泛、技术最成熟的燃烧器；在燃烧器喷口附近形成富燃料区，形成还原性气氛；将二次风分成两股，分级送入着火煤粉气流。2.1、低NOx燃烧技术低NOx燃烧器双调风低氮燃烧器PM低氮燃烧器燃料分级型低NOx燃烧器将燃烧分为两个区域：80%~85%燃料送入第一燃烧区，在α>1进行富氧燃烧，生成大量NOx；其余15%~20%燃料在主燃烧器上部送入第二燃烧区，在α<1进行缺氧燃烧，强还原气氛可部分还原一级燃烧区中生成的NOx，并抑制新NOx生成。在第二级燃烧区的上方设置OFA喷口，形成三级燃烧区，以保证未完全燃烧产物的燃尽。2.1、低NOx燃烧技术低NOx燃烧器烟气再循环型低NOx燃烧器空预器前抽取一部分低温烟气直接送入炉膛或与一、二次风混合后送入炉膛；降低燃烧区域温度和氧量，可抑制NOx生成；炉内燃烧温度越高、烟气再循环率越高，对降低NOx的影响越大：当烟气再燃循环率为15~20%时，可降低NOx25%左右；随着再循环烟气量的增多，燃烧会不稳定，未完全燃烧热损失增加，因此电站烟气再循环率一般控制在10%~20%，NOx脱除率小于20%。2.1、低NOx燃烧技术低NOx燃烧器SNCR技术是将氨基还原剂（如氨气、氨水、尿素）溶解稀释到10%以下，利用机械式喷枪将还原剂溶液雾化成液滴喷入炉膛，热解生成气态NH3，在950~1050℃温度区域（通常为锅炉对流换热区）和没有催化剂的条件下，NH3与NOx进行选择性非催化还原反应，将NOx还原成N2与H2O溶液。现代SNCR技术可控制NOx排放降低20~50%，脱硝效率随机组容量增加而降低。对于300MW以上容量机组，脱硝效率基本控制在40%以下。SNCR装置不增加烟气系统阻力，也不产生新的SO3，氨逃逸浓度控制通常控制在5~10ppm以内（SCR是3ppm）。2.2、选择性非催化还原烟气脱硝选择性非催化还原烟气脱硝（SNCR）合适的反应温度窗口狭窄，为适应锅炉负荷的波动，通常在炉膛出口屏式过热器下方设置多层喷枪。雾化液滴蒸发与热解过程需要吸收热量，这会造成锅炉效率降低约0.1~0.5个百分点。喷氨量的选择要适当，少则无法达到预期的脱除NOx的效果，但氨量过大，将在尾部受热产生硫酸铵，从而堵塞并腐蚀空气预热器，因此要求尾部烟气中允许的氨的泄漏量应小于5ppm，在这一条件限制下，SNCR脱硝法的NOx降低率为30～70%。SNCR技术也是十分成熟的脱硝技术，相对SCR而言，脱硝效率偏低。但是，由于它的低投资和低运行成本，特别适合小容量锅炉的使用。2.2、选择性非催化还原烟气脱硝选择性非催化还原烟气脱硝（SNCR）SNCR脱硝系统：2.2、选择性非催化还原烟气脱硝选择性非催化还原烟气脱硝（SNCR）SCR技术是把还原剂氨气喷入锅炉省煤器下游300~400℃的烟道内，在催化剂作用下，将烟气中NOx还原成无害的N2和H2O。SCR装置需在烟道上增设一个反应器，催化剂是核心。SCR典型系统：2.3、选择性催化还原烟气脱硝选择性催化还原烟气脱硝（SCR）SCR反应器示例：2.3、选择性催化还原烟气脱硝选择性催化还原烟气脱硝（SCR）SCR脱硝效率可以高达95%，NOx排放浓度可控制到50mg/Nm3以下，这些指标是其他任何一项脱硝技术都无法单独达到的。增加锅炉烟道阻力约800~1200Pa，需提高引风机压头。催化剂会受到气态化学物质毒害、飞灰堵塞与冲蚀磨损等的影响，其活性逐渐降低。通常3~4年增加或更换一层催化剂。逃逸氨与SO3反应，可能在空预器换热面上形成硫酸氢铵，恶化空预器堵塞。如采用液氨作还原剂，液氨储存量超过40t即成为重大危险源，就需要考虑氨区内外的安全距离，至少约需2500~3000m2的场地空间，且须经过安全、环保与消防等机构的评估。经过长时间的运行后，SCR催化剂会富集一些痕量重金属元素，废弃后的催化剂需要进行无害化处理。2.3、选择性催化还原烟气脱硝选择性催化还原烟气脱硝（SCR）混合型SNCR/SCR技术是将SNCR与烟道型SCR结合，SNCR承担脱硝和提供NH3的双重功能，利用烟道型SCR将上游来的NH3与NOx反应完全，从而提高整体脱硝效率，弥补SNCR装置效率有限的缺陷。技术特点如下：适应于场地空间有限的特定环境，脱硝效率可达到70%左右。烟道阻力约增加小于150Pa，主要取决于催化剂的用量。烟道型SCR不需另设氨区与喷氨AIG装置，系统简单。早期的烟道型SCR反应器布置在水平烟道上，烟气水平流动，流速较高。改进后的烟道型SCR垂直布置，流速降低，提高了催化剂使用寿命。SNCR/SCR混合型脱硝技术是是一种值得关注的烟气治理技术。2.4、混合型烟气烟气脱硝混合型烟气脱硝（SNCR/SCR）混合型SNCR/SCR工艺系统：2.4、混合型烟气烟气脱硝混合型烟气脱硝（SNCR/SCR）脱硝技术路线选择应经过技术经济比较再确定较适宜方案；对于尚未采用低NOx燃烧技术的锅炉，一般宜首先进行低NOx改造，降低锅炉的NOx排放，以减少烟气脱硝系统运行中产生的还原剂费用、催化剂费用、增加的电耗等。对于已采用低NOx燃烧技术或进行了低NOx燃烧改造的系统，要求烟气脱硝效率不太高（＜70%）的系统，经技术经济比较之后，可采用SNCR脱硝技术，以减少日常运行中的催化剂、系统阻力产生的电耗等费用。对于已采用低NOx燃烧技术或进行了低NOx燃烧改造的系统，NOx排放距离标准要求依然较远，要求脱硝效率较高（＞80%）的系统，应采用SCR烟气脱硝技术，方可达到要求的脱硝效率。2.5、脱硝技术路线选择脱硝技术路线选择3、SCR烟气脱硝工艺及设备3.1

SCR脱硝布置位置3.2SCR一般性能参数3.3SCR脱硝催化剂3.4SCR脱硝还原剂3.5氨喷射混合系统3.6流场优化SCR布置位置主要分为三种：高灰型、低灰型和尾部型。高灰型工作环境相对恶劣，催化剂活性惰化较快，但烟气温度合适（300~400℃），经济性最高，高灰型SCR是主流布置。低灰型与尾部型，主要是为了净化催化剂运行的烟气条件或者是受到布置空间的限制，只是适合于特定环境的个别案例。3.1、SCR脱硝布置位置

SCR脱硝布置位置NOx排放浓度满足环保标准（100~200mg/Nm3以下）,脱硝效率一般80~90%；氨逃逸浓度：不大于3ppm；SO2/SO3转化率：小于0.75~1%；脱硝系统阻力：700~1000Pa；NH3/NOx摩尔比：0.8~0.9；催化剂化学寿命：一般约3年；装置可用率：98%。3.2、SCR一般性能参数

SCR一般性能参数SCR脱硝普遍采用氧化钛基催化剂，以TiO2（含量约80~90%）作为载体，以V2O5（含量约1~2%）作为活性材料，以WO3或MoO3（含量约占3~7%）作为辅助活性材料，具有相同的化学特性，但外观形状的不同导致物理特性存在较大差异。SCR脱硝催化剂，根据外观形状可分为蜂窝式、板式与波纹式。蜂窝式：世界范围内有许多家公司在生产这种催化剂。采取整体挤压成型，比表面积约410~539m2/m3，单位体积的催化剂活性高，一般适合于灰含量低于30g/Nm3的工作环境（可用极限范围为50g/Nm3以内）。为增强催化剂迎风端的抗冲蚀磨损能力，上端部约10~20mm长度采取硬化措施。3.3、SCR脱硝催化剂

SCR脱硝催化剂板式：由德国亚吉隆和日本日立两家公司生产。以金属板网为骨架，采取双侧挤压的方式将活性材料与金属板结合成型，开孔率较高80~90%，防灰堵能力较强，适合于灰含量高的工作环境。但因其比表面积小（280~350m2/m3），需要体积数较大。采用板式催化剂设计的SCR反应器装置，相对荷载大。波纹式：由丹麦托普索和日立造船公司生产。它以玻璃纤维或者陶瓷纤维作为骨架，非常坚硬。孔径相对较小，单位体积的比表面积最高。此外，由于壁厚相对较小，单位体积的催化剂重量低于蜂窝式与板式。在脱硝效率相同的情况下，波纹式催化剂的所需体积最小，且由于比重较小，SCR反应器体积与支撑荷载普遍较小。一般适用于低灰含量的烟气环境。3.3、SCR脱硝催化剂

SCR脱硝催化剂不同外观形式的催化剂3.3、SCR脱硝催化剂

SCR脱硝催化剂平板催化剂蜂窝催化剂

波纹催化剂

烟气脱硝系统常用的还原剂有尿素、氨水和液氨三种。尿素法：分为水解技术和热解技术，水解技术在国内还没有运行业绩，热解技术在国内有部分运行业绩。尿素热解技术的工艺流程如下：尿素粉末储存于储仓，由螺旋给料机输送到溶解罐里，用除盐水将固体尿素溶解成40~55%质量浓度的尿素溶液，通过尿素溶液循环泵输送到尿素溶液储罐；尿素溶液经由供液泵、计量与分配装置、雾化喷嘴等进入绝热分解室，稀释空气经加热后也进入分解室。雾化后的尿素液滴在绝热分解室内分解，生成的分解产物为NH3、H2O和CO2，尿素热解后产生浓度小于5%的氨气，经由氨喷射系统送入锅炉烟气。尿素法制氨初投资及运行费用均较高。3.4、SCR脱硝还原剂

SCR脱硝还原剂氨水法：通常是用25％的氨水溶液，将其置于存储罐中，然后通过加热装置使其蒸发，形成氨气和水蒸汽。氨水法对储存空间的需求较大，且运行中氨水蒸发需要消耗大量的能量，运行费用较高，国内业绩非常少。液氨法：液氨由槽车运送到液氨贮槽，液氨贮槽输出的液氨在氨气蒸发器内蒸发为氨气，送到氨气缓冲槽备用。缓冲槽的氨气经调压阀减压后，送入氨气／空气混合器中，与来自风机的空气充分混合后，通过喷氨格栅(AIG)之喷嘴喷人烟气中。由于液氨来源广泛、价格便宜，投资及运行费用较低，目前国内SCR大多都采用液氨，但同时液氨属于危险品，对于液氨存储、卸车、制备区域以及采购及运输路线国家有较为严格的规定。3.4、SCR脱硝还原剂

SCR脱硝还原剂3.4、SCR脱硝还原剂

SCR脱硝还原剂液氨贮槽输出的液氨在氨气蒸发器内蒸发为氨气，送到氨气缓冲槽。缓冲槽的氨气经调压阀减压后，送入氨气／空气混合器中，与来自风机的空气充分混合后，通过喷氨格栅喷人烟气中。3.5、氨喷射混合系统氨喷射混合系统无水氨储罐氨蒸发器烟气出口稀释空气氨喷射栅格SCR反应器空预器锅炉烟气省煤器NOX信号锅炉负荷信号FIC氨的流量分配通过CFD数值模拟和冷态流场试验，优化烟道、导流板、喷氨格栅及静态混合器的布置，使顶层催化剂入口烟气流场达到一定程度的均匀性：NH3/NO分布相对标准偏差<5%；烟气速度分布相对标准偏差<10%；烟气温度分布<10℃；避免烟气逆流和大量积灰，并使烟气系统阻力损失最小。3.6、流场优化流场优化NH3/NO分布对氨逃逸浓度的影响3.6、流场优化流场优化3.7、SCR脱硝设备氨喷射管道3.7、SCR脱硝设备喷氨格栅3.7、SCR脱硝设备静态混合器3.7、SCR脱硝设备吹灰器3.7、SCR脱硝设备氨区氨区3.7、SCR脱硝设备氨区3.7、SCR脱硝设备液氨蒸发器3.8、

尿素制氨工艺ULTRA尿素热解工艺AIG空气空气预热器锅炉烟囱SCR反应器混合/给料泵溶解罐溶液罐一次风尿素筒仓HFDPCVMDM稀释风尿素喷枪热解炉加热器3.8、

尿素制氨工艺U2A尿素水解工艺4、投资及运行成本案例介绍4.1四川广安电厂2×600MW机组脱硝可研4.2华能岳阳电厂2×360MW机组脱硝可研目前锅炉NOx排放浓度：800mg/Nm3设计将NOx排放浓度降低到≤200mg/Nm3，并通过升级可控制到≤100mg/Nm3；（催化剂目前投资按控制到200mg/Nm3设计，反应器和钢结构按控制到100mg/Nm3设计）广安电厂三期已采用低NOx燃烧技术，本次改造采用单一SCR工艺。催化剂：2+1布置方式还原剂：液氨空预器：改造，增加费用约2036万元引风机：不改造4、投资及运行成本案例介绍案例1：四川广安电厂2×600MW机组脱硝可