烟气脱硝技术培训资料

1、烟气脱硝技术,氮氧化物污染及环保要求,1、氮氧化物的危害,氮氧化物（NO x）是一种重要的大气污染物，产生的危害如下: 1、进酸雨的生成； 2、增加近地层大气的臭氧浓度，产生光化学烟雾，影响能见度， 3、对人体有强烈的刺激作用，引起呼吸道疾病，严重时会导致死亡； 从NO2污染世界地图上看世界各国NO x 污染严重，欧洲、北美和中国部分地区的大城市大气中NO2浓度非常高，中国已成为NO2排放的重灾区；根据国家环境监测站提供的数据也表明中国的氮氧化物污染非常严重，一些城市和地区的氮氧化物浓度超标，在部分城市已经出现光化学烟雾。,世界范围内的NOx污染现状,大气NO2浓度世界地图 欧洲宇航局Envi

2、sat卫星 2003年1月至2004年6月,2、NOx污染物的概述,电厂NOx的产生主要是由燃料（煤、燃气、燃油等）燃烧产生的。 NOx是指NO、N2O、NO2、N2O4等的混合物，其中最主要的氮氧化物有NO和NO2。 尽管燃烧过程中产生的NO的量比NO2多，在大气中NO会被氧化成NO2，所以NOx是以NO2的形式表示。 燃烧中产生的NOx的组成中NO占9095，NO2占105。燃烧温度越高，NO/NO2比越高。,3、NOx污染物的产生,快速型NOX：在富燃料燃烧时产生情况，燃煤过程一般不予考虑。 热力型NOX：在高温燃烧时产生，高于1500生成量会比较多。 燃料型NOX：燃料中固有的氮化合物

3、经过复杂的化学反应后生成，燃料型NOX 约占整个生成的NOX7095%。 氮氧化物排放的经验值： 老燃煤电厂无低氮燃烧器 9001000mg/Nm3； 新建电厂有低氮燃烧器 550500mg/Nm3，有时候可以低于500mg/Nm3。,4、中国燃煤电厂NOx排放标准燃煤电站锅炉氮氧化物排放标准GB13223-2003（单位：mg/m3）,对于环境容量有限和经济发达地区的电厂可执行更加严格的NOx的排放标准 从2004年7月1日起，开始对NOX征收排污费，征收标准为0.6元/污染当量数，预计NOx排污费征收标准还将有所提高。,随着国家环保政策的相继出台，NOx的排放浓度将收到越来越严格的控制，特

4、别是“长三角”、“珠三角”、“津、京、唐”以及经济发达城市和环境重点保护区域对NOx的排放将成为控制的重点。 如: 北京市锅炉大气污染排放标准（DB11/139-2007）对于新建、扩建、改建锅炉，氮氧化物排放限值为：100mg/m3(电站锅炉)，150mg/m3 (工业锅炉) 对于在用锅炉氮氧化物排放限值为(电站锅炉) ：250mg/m3(I时段)，100mg/m3 (II时段) 第I时段为自本标准实施之日起至2008年6月30日； 第II时段为自2008年7月1日起实施。,一、脱硝技术的概述,1、目前国内脱硝系统的特点,2、电厂的氮氧化物的排放控制技术,目前商用的氮氧化物排放控制技术 A、

5、燃烧中脱硝：1、低NOx燃烧器（LNB） 2、空气分级燃烧（OFA）、 3、 燃料分级燃烧、 4、 烟气再燃等； B、烟气脱硝： 1、选择性催化还原（SCR）、 2、 选择性非催化还原（SNCR）、 3、SCR/SNCR联用。,3、选择性催化还原脱硝工艺SCR,SCR脱硝技术是指使用还原剂（NH3等）在合适的温度范围在有氧条件下在催化剂的作用下将NO x选择性的还原为无害的氮气和水； SCR脱硝技术具有脱硝率高，选择性好，成熟可靠等优点，是国外电站广泛采用的脱硝技术； SCR技术首先在七十年代后期在日本的工业电站得到应用，随后在欧洲、美国等地区得到广泛的应用。 优点有： 1、最大的脱硝率可以大

6、于80，使得NH3的消耗量最优化， 2、其运行温度范围较低在250400； 缺点 1、要考虑流场分布、温度分布和氨氮比的分布，对设计要求较高，设计比较复杂， 2、需要氨储存系统、吹扫系统、催化剂等，会使得制造和运行成本较高。 3、低于250生成的硫酸氢铵会导致催化剂小孔堵塞；温度高于400会发生其他副反应（或者催化剂破坏）导致脱硝率下降。 4、催化剂占脱硝系统40%的成本，投资运行费用较高。 ,4、选择性催化还原脱硝工艺SCR,特点： SO2 + O2SO3 转化率小于1； 氨消耗量低，脱硝后氨逃逸率低：13ppm，对后续设备影响较小； 脱氮效率8090，甚至更高（可达95） 温度窗口宽：30

7、0420，对主机负荷、煤种变化适应性强。,5、选择性非催化还原脱硝工艺SNCR,SNCR技术是非触媒的炉內噴射工艺。 SNCR是由美国Exxon公司首先开发成功、首先在日本得到商业应用； SNCR无需催化剂，选择的还原剂与SCR相同，也为NH3、氨水或尿素 SNCR以还原剂在锅炉上方和水平烟道喷入，与烟气中的NO x有选择的反应生成无害的N2和H2O；,5、选择性非催化还原脱硝工艺SNCR,SNCR的优点 1、SNCR工艺的反应温度为9001100，温度窗口较窄，脱硝率不高，一般为5060%。 2、SNCR改造投资成本较低，比较适合对现有锅炉的SNCR改造。 SNCR的缺点 1、氨耗量高； 2

8、、混合均匀的难度大，所以其脱硝率较低，只有5060。 3、SNCR的投资较低，但是其氨逃逸量较大，会进入锅炉中产生不良的影响，因为电厂烟气中含有较多量的SO2，会生成硫酸铵或硫酸氢铵导致腐蚀。 4、SNCR在电厂应用较少，在垃圾焚烧炉或小型炉中有较多的应用。,6、SCR/SNCR联用脱硝工艺,为了克服SCR和SNCR这两种方法的缺点，提出了SCR/SNCR联用技术，即在高温区使用SNCR法，在炉膛内喷入还原剂将NOx还原；在尾部烟道中安装SCR反应器。 SNCR/SCR混合法可利用逃逸的氨作为后部SCR的还原剂，从而可使其脱硝效率逐步升级最终可达到70%以上。 由于两种工艺联用，由于脱硝后的氨

9、氮以及烟气成分分布以及工艺参数很难精确测定，因此控制调试难度较大。,6、SCR/SNCR联用脱硝工艺,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入SCR的催化剂实施再脱硝。安全的还原剂为尿素，其后加的SCR可以省去AIG（Ammonia Injection Grid）系统。,7、SCR、SNCR以及SCR/SNCR联产的比较,7、SCR、SNCR以及SCR/SNCR联产的比较,从SCR、SNCR和SCR/SNCR联产的比较表中可知： SCR法脱硝效率高，氨逃逸量低，可满足严格的排放标准，但初投资高，发达国家多有采用； SNCR法虽然脱硝效率不高，氨逃逸量较大，其投资少、运行成本

10、低，在发展中国家有较多应用； SCR/SNCR联产经济行和效率性的综合较好，目前投运较少。 三种方法各有千秋，在世界范围内都得到较快的发展，目前采用SCR工艺技术的项目最多，数量是SNCR的两倍左右。,二、脱硝技术（SCR工艺、催化剂、还原剂）,1、SCR脱硝技术,SCR脱硝技术是使用氨水溶液或者尿素作为还原剂。烟气与经计量的 氨在脱硝反应器（DeNOx Reactor）入口前均匀地混合。然后混合气体通过催化剂模组，在催化剂表面，经催化合成氮气和水蒸汽。 在电厂烟气NOx中NO占95，所以NO的反应是SCR脱硝的主反应。 SCR脱硝技术具有脱硝率高，选择性好，成熟可靠等优点，是国外电站广泛采用

11、的脱硝技术。 按SCR设备设置在烟道不同位置，分为： a、高灰布置 b、低灰布置 c、尾端布置,SCR Configuration OptionsSCR 的布置,Boiler 锅炉,NH,3,SCR,Air Heater 空气预热器,Air空气,ESP 静电过滤器,FGD 烟气去硫,Stack 烟囱,SCR,Stack,FGD,Air Heater,Air,NH,3,Boiler,Hot-Side ESP 静电过滤器热端,FGD,ESP,Air,Air Heater,Stack,Fuel 燃料,NH,3,SCR,Regenerative Heat 再生热,Exchanger 换热器,Duct

12、Burner 管道燃烧器,High Dust 高灰分,Low Dust 低灰分,Tail End 尾端,Boiler,20,2、SCR布置形式的选择,虽然在高灰SCR（HD-SCR）系统中催化剂长期处于高浓度粉尘的烟气中，更易造成催化剂中毒、磨损、堵塞等，但由于催化剂位于省煤器和空预器之间，与催化剂活性温度窗口一致(300 450)，而且随着催化剂的进步，现在的催化剂供应商一般都确保催化剂三年以上的使用寿命，因此目前燃煤电厂SCR多采用高灰布置，国内采用的电厂SCR脱硝系统均为高灰布置形式。,锅炉,NH3 喷注,脱硝反应器,空气预热器,NH3 混合器,蒸发器,NH3,液化罐,静电除尘器,引风机

13、,烟囱,换热器,增压风机,脱硫系统,送风机,SAH,蓄压器,3、锅炉SCR脱硝系统装置的基本流程,4、SCR反应器 示意图,18,触媒框架结构,(垂直流型),4、脱硝反应器的示意图,触媒层,备用层,吹灰器,NH3 喷嘴 (AIG),催化剂安装设备,导叶片,整流器(缓冲层),烟气,4、SCR反应器系统,SCR反应器由反应器壳体、催化剂模块、催化剂吊装设备，催化剂支撑框架和吹灰器等，其中催化剂是SCR系统的关键。,5、高灰段布置对主机设备的影响,氨的逃逸对下游设备及系统影响： 1、氨结晶盐吸附在下游空预器、除尘器、烟道上，造成设备堵塞和腐蚀。 2、增加系统的阻力，增加运行费用等。,6、催化剂的概述

14、,SCR催化剂是SCR脱硝系统的核心，作用是控制反应速度，加速需要的反应的发生，抑制不需要的副反应的发生。 DeNOx催化剂是由活性金属（氧化物）负载在大比表面积的催化剂载体物质，如Al2O3、TiO2和SiO2等。 SCR催化剂使用的活性物质主要是过渡金属元素（氧化物），如V2O5和WO3、MoO3等。 催化剂一般在300420脱硝效率高、选择性好、抗毒性强、运行可靠。,7、催化剂的成分,SCR催化剂最主要活性成分为V2O5；其主要载体为TiO2。其成分的组成以及比例，根据烟气中成分含量以及脱硝性能保证值不同。,8、SCR催化剂的类型,SCR催化剂一般分为平板式、蜂窝式和波纹板式三种。,平板

15、式,蜂窝式,波纹板式,9、不同类型SCR催化剂的比较,10、标准催化剂模组,催化剂一般采用标准模组拼接，在反应器的设计以及催化剂层数的选择中应予以充分考虑。,11、催化剂中毒,催化剂中毒分为以下几种情况： 烧结、 化学成分的改变 反应物和其他物质对催化剂微孔的堵塞： 催化剂的形状发生改变：,12、催化剂的再生,对于脱硝装置中运行时间较长、失效的催化剂，可以采用再生的方式，重新提升催化剂的活性。经再生后的催化剂其活性可恢复到初始的90以上，但对其机械寿命基本不能延长，仍由催化剂原始设计性能决定。 催化剂再生分为两种方式：现场再生和厂内再生。两种方式再生原理基本相同。 再生方法目前主要采用催化剂二

16、次浸渍干燥煅烧再生。即将失效催化剂磨除表面覆盖物后，放入偏钒酸铵或其他活性溶液浸渍，增加催化剂的活性物质，再经过干燥和煅烧后即可。,13、催化剂的回收处理,对于失效催化剂，在更换下来后如无法进行再生，则需进行回收处理。 在日本有严格的法律规定，在催化剂的最初报价中应包括了废弃催化剂回收处理的费用，催化剂厂商必须要负责废弃催化剂的回收处理。而在中国，虽然目前无相关规定和要求，但根据目前国内已建或在建的脱硝工程情况来看，国内脱硝催化剂的回收处理也均包含在催化剂厂家工作范围内。 目前各催化剂生产厂家均没有单独的回收处理设备和装置，废弃催化剂均交于专业废弃物处理公司进行处理。 废弃催化剂的处理方式一般

17、为以下三种： 处理后填埋 破碎后与煤混烧熔融 焚烧（可由钢铁厂处理）,14、脱硝还原剂,SCR系统可采用液氨、氨水、尿素等作为还原剂；所有反应剂的有效成分都是NH3。尿素通过加热可分解出NH3；氨水通过蒸发可分离出NH3。 液氨（纯氨）：可以直接通过蒸发形成NH3，向脱硝系统提供还原剂。 氨水和尿素：需分解才能制备得到NH3，并产生水和CO2等副产物。 采用氨水作为制备剂时，一般选用2030%浓度的氨水； 采用尿素溶液作为制备剂时，一般选用4050%浓度的尿素溶液。,15、液氨制备系统液氨的特性,无水氨（Anhydrous Ammonia)，又名液氨，为GB12268-90规定之危险品，危险物

18、编号23003 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/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。 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浓度范围遇明火会燃烧和爆炸,16、液氨制备系统,液氨制备系统包括以下几个分子系统： 1）液氨卸料系统 2）液氨储存系统 3）液氨蒸发系统 4）收集稀释系统 5）消防冷却系统,17、液氨制备系统流程图,18、液氨制备系统工程图片（外高桥）,19、液氨制备系统工程图片,NH3 储罐,NH3

19、 蒸发器,NH3 缓冲罐,NH3 卸料,20、氨水制备系统氨水的特性,1. 理化特性： 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 2. 对人体的危害性： 氨水对生理组织具有强烈腐蚀作用，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。,21、氨水制备系统流程图,22、尿素制备系统尿素的特性,理化特性： 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.