电力-火力发电厂烟气脱硝技术及应用-2

《电力-火力发电厂烟气脱硝技术及应用-2》由会员分享，可在线阅读，更多相关《电力-火力发电厂烟气脱硝技术及应用-2（78页珍藏版）》请在装配图网上搜索。

1、火力发电厂烟气脱硝技术及应用2011.2.16 武汉一 火力发电厂氮氧化物排放政策二 火力发电厂减少氮氧化物排放技术三 烟气脱硝工艺方案及国内外应用概况四 烟气脱硝工程投资及运行成本五 国内运行烟气脱硝装置情况简介火力发电厂烟气脱硝技术及应用火力发电厂氮氧化物排放政策一火力发电厂氮氧化物排放政策火力发电厂氮氧化物排放政策1.目前火力发电厂氮氧化物排放标准2.2004年1月1日起火电厂建设开始执行新版火电厂大气污染物排放标准(GB13223-2003)，其中明确要求“第3时段火力发电锅炉须预留烟气脱除氮氧化物装置空间”。火力发电锅炉及燃气轮机组NOx最高允许排放浓度(mg/Nm3)火力发电厂氮氧

2、化物排放政策时 段第1时段第2时段第3时段实施时间2005年1月1日2005年1月1日2004年1月1日燃煤锅炉Vdaf10%15001300110010Vdaf20%1100650650Vdaf 20%450燃油锅炉650400200燃气轮机组燃油150燃气802.修订中的火力发电厂氮氧化物排放标准 根据最新的火电厂大气污染物排放标准(GB13223-20 xx）修订报批稿中的规定：对现有机组：自2011年1月1日起执行表1中第一阶段大气污染物排放标准；自2015年1月1日起执行表1中第二阶段大气污染物排放标准。2004年年1月月1日以后通过环评日以后通过环评的燃煤机组的氮氧化物排放标准为的

3、燃煤机组的氮氧化物排放标准为200mg/mg3。重点地。重点地区现有电厂区现有电厂2013年年1月月1日起日起执行表2中大气污染物排放标准；对新建机组：自2011年1月1日起执行表2中大气污染物排放标准，即燃煤机组的氮氧化物排放标准全部为燃煤机组的氮氧化物排放标准全部为200mg/mg3；重点地区重点地区执行表3中大气污染物排放标准,即燃煤机组的氮氧化物排放标准全部为燃煤机组的氮氧化物排放标准全部为100mg/mg3。火力发电厂氮氧化物排放政策火力发电厂氮氧化物排放政策火力发电厂氮氧化物排放政策火力发电厂氮氧化物排放政策3.排污费的征收 按国家目前的废气排污费征收标准，氮氧化物从2004年7月

4、1日起按每一污染当量（该污染物的排放量（千克）/该污染物的污染当量值（0.95千克）0.6元收费。对超过国家或者地方规定排放标准的污染物，应在该种污染物排污费收费额基础上加1倍征收超标准排污费。火力发电厂氮氧化物排放政策1.烟气中NOx的形成机理2.火电厂减少氮氧化物排放技术简介火力发电厂减少氮氧化物排放技术二 火力发电厂减少氮氧化物排放技术1.烟气中NOx的形成机理 火力发电厂减少氮氧化物排放技术电厂燃煤锅炉燃烧时生成的氮氧化物NOx，按生成来源有三种类型：热力型NOx：空气中的氮气在高温下氧化生成NOx。燃料型NOx：燃料中的氮化合物在燃烧过程中热分解后氧化生成的NOx。速度型NOx：燃烧

5、时空气中氮气和燃料中的碳氢化合物反应生成的NOx。通常热力型NOx占总NOx的25，燃料型NOx占总NOx的75，速度型NOx所占份额很少。1.烟气中NOx的形成机理 火力发电厂减少氮氧化物排放技术据研究表明，热力型NOx生成量与燃烧区反应温度、氧浓度和停留时间有关，其中反应温度对生成量的影响超过氧浓度和停留时间对生成量的影响，当燃烧区温度超过1300，NOx生成量将与反应温度呈指数关系上升。燃料型NOx生成量随着燃料中的氧氮比、燃烧温度和着火阶段氧浓度的增加而增加。因此，降低锅炉排烟中的NOx含量，首先是控制锅炉燃烧，降低燃烧过程中的燃烧温度和氧浓度是最有效的方法，但这与锅炉燃烧强度和燃烧效

6、率的要求相矛盾，因此如何协调这对矛盾是降低锅炉烟气NOx生成量的关键技术。2.火电厂减少氮氧化物排放技术简介火力发电厂减少氮氧化物排放技术2.火电厂减少氮氧化物排放技术简介火力发电厂减少氮氧化物排放技术 2.火电厂减少氮氧化物排放技术简介火力发电厂减少氮氧化物排放技术 目前低NOx燃烧器的主要型式是浓淡燃烧器，它把煤粉空气混合物分离成浓煤粉流和淡煤粉流两股气流，这样可在一次风总量不变前提下改变煤粉流中的煤粉浓度。浓粉流中的煤粉在欠空气量（过量空气系数远小于1）下燃烧，因氧浓度不足，氮得不到氧化，NOx生成量降低。淡粉流中的煤粉在过量空气下燃烧，使煤粉充分燃尽，但是由于风量大，此区域温度降低，同

7、时也抑制了NOx的生成。我国目前广泛使用的浓淡燃烧器有：PM型直流式浓淡燃烧器 WR摆动型浓淡燃烧器 立式旋风分离型浓淡燃烧器 轴向旋流浓淡燃烧器和径向旋流浓淡燃烧器等，这些燃烧器配合炉膛低过量空气燃烧，能使燃烧烟煤生成的NOx量降低到400450mg/m3。2.火电厂减少氮氧化物排放技术简介火力发电厂减少氮氧化物排放技术炉膛空气分级燃烧技术是将燃烧所需的空气分级送入燃烧区。第一级空气量为总空气量的7075，由主燃烧器送入炉膛，煤粉在缺氧富燃条件下燃烧，其燃烧区称为一次燃烧区。在此区域煤粉中的氮分解生成大量中间活性产物HN、HCN、CN、NHi等，它们相互复合，或将已有的NOx进行还原分解，从

8、而抑制了NOx的生成。第二级空气量为总空气量的1525，在距主燃烧器有一定距离的上方被送入炉膛，使煤粉进入空气过量区燃烧，直至全部燃尽为止，此区域称为二次燃烧区，第二级空气也称为燃烬风。虽然二次燃烧区空气量较大，但是二次燃烧区温度不高，煤粉中的氮转变成NOx的量也不会太多，使得总的NOx生成量得到控制。2.火电厂减少氮氧化物排放技术简介火力发电厂减少氮氧化物排放技术在炉膛空气分级燃烧技术中，燃烬风喷口距离最高层主燃烧器要有一定距离，保证还原性气氛区有足够的高度，使得煤粉在一次燃烧区燃烧生成的NOx能有充分的停留时间，还原成N2。空气分级燃烧技术在我国应用较为广泛，据资料显示，我国300MW及其

9、以上机组80应用了空气分级燃烧技术。国外应用更为广泛，其中美国应用基于空气分级燃烧的低NOx燃烧器改造燃煤锅炉工程达到380台，应用炉膛空气分级改造的燃煤锅炉工程达120台，机组容量分别为130GW和50GW。2.火电厂减少氮氧化物排放技术简介火力发电厂减少氮氧化物排放技术在炉膛空气分级燃烧技术中，燃烬风喷口距离最高层主燃烧器要有一定距离，保证还原性气氛区有足够的高度，使得煤粉在一次燃烧区燃烧生成的NOx能有充分的停留时间，还原成N2。空气分级燃烧技术在我国应用较为广泛，据资料显示，我国300MW及其以上机组80应用了空气分级燃烧技术。国外应用更为广泛，其中美国应用基于空气分级燃烧的低NOx燃

10、烧器改造燃煤锅炉工程达到380台，应用炉膛空气分级改造的燃煤锅炉工程达120台，机组容量分别为130GW和50GW。2.火电厂减少氮氧化物排放技术简介火力发电厂减少氮氧化物排放技术燃料分级燃烧技术燃料分级燃烧技术燃料分级燃烧技术是将两种燃料或同种燃料置于三个区域中燃烧。第一燃烧区是氧化性区域或稍还原性区域，主燃料在此区域燃烧，并生成NOx。第二燃烧区是还原区域，二次燃料送入后生成碳氢化合物基团，与来自第一燃烧区烟气中的NOx进行还原反应，将NOx还原为N2。第三燃烧区是燃尽区，送入燃尽风使燃料全部燃尽。2.火电厂减少氮氧化物排放技术简介火力发电厂减少氮氧化物排放技术燃料分级燃烧技术燃料分级燃烧

11、技术二次燃料从主燃烧器上部喷入炉膛，在炉膛中停留时间短，因此要求二次燃料挥发份高、易着火，同时还要求二次燃料含氮量低，以减少NOx排放量。最理想的二次燃料是天然气，它极易着火，又不含氮。油和细煤粉也可以作为二次燃料。2.火电厂减少氮氧化物排放技术简介火力发电厂减少氮氧化物排放技术燃料分级燃烧技术燃料分级燃烧技术燃料分级燃烧技术首选由德国在80年代末期提出，称为IFNR技术（in-furnace NOx Reduction）。在日本，首先是三菱公司在新建大型电站锅炉上采用称为MACT的先进燃烧技术；其次是川崎公司的KVC大容积燃烧技术等。在德国，除了巴布科克的INFR外，还有斯坦谬勒的NOx-R

12、IF技术。在美国和欧洲，近年都成功地进行了采用燃料分级燃烧降低NOx排放的示范工程。燃料分级燃烧技术目前在我国尚未应用过，基本上还停留在试验室研究阶段。2.火电厂减少氮氧化物排放技术简介火力发电厂减少氮氧化物排放技术为了更好的降低NOX的排放量，很多公司常将低NOx燃烧器和炉膛低NOx燃烧技术，如空气分级、燃料分级等组合在一起，构成一个低NOx的燃烧系统。根据经验，采用改进燃烧技术的方法来控制NOx的生成，可以降低NOx达60。对于不同的燃煤锅炉，由于其燃烧方式、煤种特性、锅炉容量以及其他具体条件的不同，在选用不同的低NOx燃烧技术时，必须根据具体的条件进行技术经济比较，使所选用的低NOx燃烧

13、技术和锅炉的具体设计和允许条件相适应。不仅要考虑锅炉降低NOx的效果，而且还要考虑在采用低NOx燃烧技术后，对火焰的稳定性、燃烧效率、蒸汽温度的控制、受热面结渣和腐蚀等可能带来的影响。2.火电厂减少氮氧化物排放技术简介火力发电厂减少氮氧化物排放技术对于燃煤锅炉，虽然采用低NOx燃烧技术和设备的方法来控制NOx的生成，能达到一定的效果，但对火焰的稳定性、燃烧效率、过热蒸汽温度的控制、受热面的结渣和腐蚀等可能带来影响，NOx脱除率也有限，NOx脱除率最多不超过60。难以满足不断提高的环境排放标准要求。燃用贫煤（挥发分大于10%小于20%）的电厂，目前国内低氮燃烧技术所能达到的氮氧化物排放浓度一般为

14、650mg/Nm3；燃用无烟煤（挥发分小于10%）的电厂，目前国内低氮燃烧技术所能达到的氮氧化物排放浓度一般为1100mg/Nm3。若要在此基础上进一步降低NOx的排放浓度，燃烧控制技术有一定的局限性，必须采取烟气脱硝技术。2.火电厂减少氮氧化物排放技术简介火力发电厂减少氮氧化物排放技术2.火电厂减少氮氧化物排放技术简介火力发电厂减少氮氧化物排放技术选择性催化还原法选择性催化还原法SCRSCR选择性催化还原技术（SCR）通过在烟气中加入氨气，在催化剂的作用下，利用氨气与NOx的有选择性的反应过程，可以将NOx还原成N2和H2O。其主要反应式为：2NO24NH3O23N26H24NO4NH3O2

15、4N26H2OSCR技术由于有较高的脱硝效率（最高可达90%左右），因此自20世纪80年代以来开始逐渐应用于燃煤锅炉，特别是在那些对NOx排放有严格要求的国家，如日本、德国、北欧等国家的燃煤电厂广泛应用。采用该技术最大的改造电站锅炉容量为750MW，最大的新建锅炉容量为1000MW。为有效地控制NOx排放，美国也正在应用该技术。是目前唯一可将NOx排放浓度控制在50mg/Nm3以内的成熟技术。2.火电厂减少氮氧化物排放技术简介火力发电厂减少氮氧化物排放技术选择性非催化还原法选择性非催化还原法SNCRSNCR选择性非催化还原技术是将含有NHx基的还原剂喷入炉膛，该还原剂迅速热分解成NH3并与烟气

16、中的NOx进行反应生成N2。在不使用催化剂的条件下，氨还原NOx仅在9001100这一狭窄范围内进行，故喷氨点只能选择在炉膛上部对应位置。采用SNCR 法进行烟气脱硝，烟气中NOx的排放量可以减少3050。该技术目前在国外多应用于小机组或老厂改造。2.火电厂减少氮氧化物排放技术简介火力发电厂减少氮氧化物排放技术SNCR/SCRSNCR/SCR联合脱硝法联合脱硝法理论上SNCR脱硝法可以脱除烟气中全部NOx，实际上由于很难准确掌握好炉膛各处喷氨量，因此SNCR脱硝法效率不高。SCR脱硝法效率高，但是投资大，运行费用高，这两种方法各有优缺点。20世纪70年代日本首次把它们结合起来在一座燃油装置上试

17、验，结果表明该技术是可行的。SNCR/SCR联合脱硝法先采用投资少的SNCR法脱去烟气中大部份NOx，再采用脱硝效率高的SCR法去除余下的NOx，从而获得90以上的脱硝效率。在联合脱硝技术中，由于进入反应器中的NOx浓度较低，因此可以降低催化剂反应器尺寸，减少了SCR系统投资。1.烟气脱硝工艺方案2.烟气脱硝国内外应用概况三 烟气脱硝工艺方案及国内外应用概况1.烟气脱硝工艺方案烟气脱硝工艺方案及国内外应用概况1.烟气脱硝工艺方案烟气脱硝工艺方案及国内外应用概况烟气脱硝工艺方案及国内外应用概况1.烟气脱硝工艺方案烟气脱硝工艺方案及国内外应用概况1.烟气脱硝工艺方案烟气脱硝工艺方案及国内外应用概况

18、SCRSCR反应器布置位置一般分为高含尘区和低含尘区两种布置反应器布置位置一般分为高含尘区和低含尘区两种布置高含尘区布置是指高含尘区布置是指SCRSCR反应器布置在省煤器与空预器之间、反应器布置在省煤器与空预器之间、在除尘器前。在除尘器前。烟气中所含有的全部飞灰和SO2均通过催化剂反应器，反应器处于高含尘烟气中。高含尘布置方式优点：因为烟气温度在300400之间，多数催化剂在这个温度范围内有足够的活性，因此脱硝效率高，目前国内外电厂大多采用此种布置。1.烟气脱硝工艺方案烟气脱硝工艺方案及国内外应用概况高含尘布置方式缺点：飞灰对催化剂反应器有磨损，还有可能形成反应器蜂窝状通道的堵塞；飞灰中的Na

19、、Ca、Si、As等会使催化剂污染或中毒，从而降低催化剂的效能，催化剂工作寿命23年；烟气温度升高，会使催化剂烧结或再结晶，使催化剂失效；高活性催化剂会使烟气中的SO2氧化成SO3，与SCR中未反应的氨反应生成硫酸氨或硫酸氢铵。而硫酸氢铵是一种粘性很大的物质，会附在催化剂上，隔绝催化剂与烟气的接触，使反应无法进行。温度降低，NH3会与SO3反应生成的硫酸氢铵，还会堵塞和污染空气预热器；1.烟气脱硝工艺方案烟气脱硝工艺方案及国内外应用概况低含尘区布置是指低含尘区布置是指SCRSCR反应器布置在除尘器和湿法脱硫装置反应器布置在除尘器和湿法脱硫装置后。后。烟气中所含有的飞灰预先经过除尘器和湿法脱硫装

20、置收集去除，反应器处于低含尘同时也是低温烟气中。低含尘布置方式优点：反应器在飞灰和SO2含量相对较低的“干净”烟气条件下工作，不会发生催化剂污染和中毒，也不会发生反应器磨损、堵塞和腐蚀，可以使催化剂工作寿命延长。低含尘布置方式缺点：烟气温度低，锅炉烟气经空预器和湿法脱硫后烟气温度降低到5060，在这种温度下N0 x不能产生还原反应，因此在催化剂反应器之前的烟道内必须安装加热器，利用蒸汽换热器把烟气温度加热到300400，或者在烟道内加装燃油燃烧器或燃气燃烧器加热烟气，从而增加了能源消耗和运行成本。1.烟气脱硝工艺方案烟气脱硝工艺方案及国内外应用概况反应器布置位置结论反应器布置位置结论综合技术经

21、济方面因素，反应器高灰尘布置是比较经济合理的布置方案，反应器在高灰尘区域布置是目前电厂中最常用的选择，因为省煤器与空预器之间的烟气温度（300400）很适合催化剂保持高活性，比其他布置方式能够节省烟气再加热的费用。1.烟气脱硝工艺方案烟气脱硝工艺方案及国内外应用概况1.烟气脱硝工艺方案烟气脱硝工艺方案及国内外应用概况主要设备主要设备 SCR工艺系统主要包括：反应器及其催化剂氨制备及储存系统氨喷射系统1.烟气脱硝工艺方案烟气脱硝工艺方案及国内外应用概况反应器及其催化剂反应器及其催化剂外部是金属箱体、内部由13层催化剂模块组成。催化剂模块的数量和尺寸取决于脱硝效率的要求、烟气的体积流量、氨的逃逸率

22、和催化剂的寿命。SCR反应器体积庞大，布置在锅炉省煤器和空气预热器之间时，通常锅炉房深度方向距离会因空预器需从尾部竖井拉出而增加。烟气进入SCR反应器，经过各层催化剂模块。每层催化剂间要保持一定距离，以便催化剂的安装和清除。SCR反应室内部由碳钢板制作，催化剂元素由钢框架模块包装，可通过在每个层上的法兰接口很容易地安装和清除。据东锅厂介绍，每层催化剂高度1.3米（蜂窝式）1.4米（板式）。SCR脱硝效率一般为5090。对于选定的催化剂，结构越简单，表面积越大，越有利于还原反应，也有利于脱硝效率的提高；催化剂的层数决定脱硝效率，层数越多效率越高1.烟气脱硝工艺方案烟气脱硝工艺方案及国内外应用概况

23、反应器及其催化剂反应器及其催化剂当催化剂达到使用寿命，脱硝效率不满足要求时，如果有备用层，则需为备用层添加催化剂，如果没有备用层，或备用层使用一定时间后，脱硝效率又不满足要求，则需逐层更换催化剂，每次把使用时间最长的更换掉，如下图所示。备用333222New211New1New10369 12年层1.烟气脱硝工艺方案烟气脱硝工艺方案及国内外应用概况反应器及其催化剂反应器及其催化剂催化剂的成份、结构、寿命及相关参数直接影响SCR系统的脱硝效率和运行时间，因此要求催化剂：在较低温度下和较宽温度范围内具有较高活性和较好的热稳定性；耐磨耐冲刷；工作寿命长、成本低；目前催化剂使用情况如下：催化剂成份：以

24、TiO2为基体，以V2O5、WO3为活性成分催化剂结构：板式催化剂、蜂窝型催化剂；1.烟气脱硝工艺方案烟气脱硝工艺方案及国内外应用概况反应器及其催化剂反应器及其催化剂1.烟气脱硝工艺方案烟气脱硝工艺方案及国内外应用概况反应器及其催化剂反应器及其催化剂1.烟气脱硝工艺方案烟气脱硝工艺方案及国内外应用概况反应器及其催化剂反应器及其催化剂1.烟气脱硝工艺方案烟气脱硝工艺方案及国内外应用概况反应器及其催化剂反应器及其催化剂1.烟气脱硝工艺方案烟气脱硝工艺方案及国内外应用概况氨制备及储存系统氨制备及储存系统尿素法：典型的用尿素制氨的方法有AOD（Ammonia on demand，即需制氨法）法。氨水制

25、氨法：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。纯氨法：液态氨的储存设计和运行操作必须符合国家危险品安全规范规定。液态NH3必须存放在圆形或圆柱形压力罐内，置放在地面。液态NH3采用压力罐车运送。1.烟气脱硝工艺方案烟气脱硝工艺方案及国内外应用概况氨制备及储存系统氨制备及储存系统三种制氨方法的比较项项 目目液液 氨氨氨氨 水水尿尿 素素反应剂费用反应剂费用便宜便宜较贵较贵最贵最贵运输费用运输费用便宜便宜贵贵便宜便宜安全性安全性有毒有毒有害有害无害无害储存条件储存条件高压高压常规大气压常规大气压常规大气压、干态常规大气压、干态(加热加热,干燥空气干燥空

26、气)储存方式储存方式液态液态(箱罐箱罐)液态液态(箱罐箱罐)微粒状微粒状(料仓料仓)运行费用运行费用便宜，需要热便宜，需要热量蒸发液氨量蒸发液氨贵，需要高热量贵，需要高热量蒸发蒸发/蒸馏水和氨蒸馏水和氨贵，需要高热量水贵，需要高热量水解尿素和蒸发氨解尿素和蒸发氨设备安全要求设备安全要求有法律规定有法律规定需要需要基本上不需要基本上不需要1.烟气脱硝工艺方案烟气脱硝工艺方案及国内外应用概况氨制备及储存系统氨制备及储存系统据资料介绍，氨系统的三种方法消耗量的比例为：纯氨:氨水(25):尿素=1:4:1.9：尿素制氨的方法最安全，但是其投资、运行总费用最高；纯氨的运行、投资费用最低，但是其存储压力高

27、，安全性要求较高。氨水介于两者之间。价格：纯氨价格约为2500-3000元/吨；氨水（浓度25%）价格约为800元/吨；尿素价格约为1600元/吨。根据国内外制造厂商的介绍：日本和中国台湾均采用纯氨法，欧洲根据不同地区的情况三种方法均有应用。从安全性角度考虑，美国目前正流行尿素制氨。1.烟气脱硝工艺方案烟气脱硝工艺方案及国内外应用概况氨喷射系统氨喷射系统氨喷射系统包括：氨气喷雾器、氨气空气混合器、稀释空气风机等。氨气（NH3）在氨气空气混合器中通过与热空气混合并稀释后进入烟道氨气喷雾器组。氨气喷雾器组呈网格型布置在整个烟道中，通过喷雾器把氨气空气混合物均匀地喷射到烟气中，使NH3与烟气均匀混合

28、。1.烟气脱硝工艺方案烟气脱硝工艺方案及国内外应用概况1.烟气脱硝工艺方案烟气脱硝工艺方案及国内外应用概况SNCR法无反应器和催化剂模块，氨还原NOx仅在9001100这一狭窄范围内进行，故喷氨点只能选择在炉膛上部对应位置，所以氨喷射系统与SCR有差别，但氨的制备、存储系统，脱硝公用系统与SCR法基本相同。SNCR脱硝效率约为3050SNCR脱硝法的反应器是锅炉炉膛。根据炉膛温度场设置34层还原剂喷嘴组，每层喷嘴组按炉膛各断面温度场在前后墙或侧墙布置若干喷嘴。每个喷嘴入口安装了流量测量装置和调节阀，根据炉膛中NOx的变化调节还原剂喷入量。控制系统按照炉后测得的NOx量和NH3量不断调节各层喷嘴

29、组和各个喷嘴的喷射量。SNCR系统主要包括还原剂储存系统、喷射系统、调节控制系统和辅助系统等。还原剂喷射系统由还原剂箱、滤网、喷射泵及相关管道阀门组成。喷射泵从还原剂箱吸入还原剂，升压后送到各层喷嘴组，通常喷射泵设置两台，1台运行，1台备用。1.烟气脱硝工艺方案烟气脱硝工艺方案及国内外应用概况1.烟气脱硝工艺方案烟气脱硝工艺方案及国内外应用概况1.烟气脱硝工艺方案烟气脱硝工艺方案及国内外应用概况项项 目目SCR脱硝法脱硝法 SNCR脱硝法脱硝法 催化剂组成催化剂组成TiO2、V2O5为基体为基体 无催化剂无催化剂 催化剂价格催化剂价格较贵较贵无无催化剂再生催化剂再生可能可能无无还原剂还原剂液氨

30、、氨水、尿素液氨、氨水、尿素液氨、氨水、尿素液氨、氨水、尿素还原剂用量还原剂用量中等中等（氨（氨/氮比小于氮比小于1）是是SCR法的法的34倍倍（氨（氨/氮比大于或等于氮比大于或等于1）反应温度反应温度3004009001100 副产品副产品无无无无脱硝效率脱硝效率50903050 占地面积占地面积中等中等很小很小工程造价工程造价2550$/kW1525$/kW 运行费用运行费用工程应用情况工程应用情况多多少少1.烟气脱硝工艺方案烟气脱硝工艺方案及国内外应用概况SNCR法脱硝技术有以下几项主要缺点：适用于200MW以下机组；NOx的脱除效率低于50%；氨的逃逸无法控制在3ppm以下；还原剂的消

31、耗量比SCR法多出23倍。二十世纪70年代，SNCR技术在日本的燃油、燃气电站得到商业应用；在80年代的欧洲，SNCR技术在燃煤电站得到商业应用；90年代初期，美国的燃煤电站也采用了SNCR技术。但因其反应温度要求极为严格、脱硝效率较低、运行可靠性较差等局限性，欧洲及日本已逐渐采用SCR法替代SNCR法进行电站烟气脱硝。各制造厂也均不推荐采用SNCR法。根据上述分析，大容量锅炉宜采用SCR法进行烟气脱硝，因此，我国大容量机组锅炉也应发展采用SCR烟气脱硝方法。2.烟气脱硝国内外应用概况烟气脱硝工艺方案及国内外应用概况烟气脱硝烟气脱硝烟气脱硝烟气脱硝2.烟气脱硝国内外应用概况烟气脱硝工艺方案及国

32、内外应用概况烟气脱硝烟气脱硝SCRSCR技术技术是目前实际工程中应用最多的脱硝技术，有广泛的应用。其技术成熟可靠，由于SCR布置在锅炉尾部，因此采用SCR脱硝技术对炉膛的影响较小。SCR技术脱硝率可达5090，但其费用也是几种脱硝技术中最高的，一般在2550美元/KW。在欧洲己有120 多台大型的SCR 装置得到了成功的应用,其 NOx的脱除率达到 80-90%；到目前，日本大约有170套SCR装置，接近100000MW容量的电厂安装了这种设备；-美国政府也将 SCR 技术作为电厂控制 NOx 主要技术。2.烟气脱硝国内外应用概况烟气脱硝工艺方案及国内外应用概况SNCRSNCR技术技术的主要优

33、点是技术简单、运行费用低，缺点是对温度依赖性强,脱硝率只有 30%-50%。-此技术比较成熟，相对广泛的应用使其系统不断优化，脱硝效率也可达到80以上，但较高的脱硝效率有可能带来不可接受的氨的逃逸率，造成二次污染。所以一般商业运行SNCR的脱硝率在3050之间。-此技术在国外也有较广泛的应用，SNCR 技术的工业应用是在 20 世纪 70 年代中期日本的-些燃油、燃气电厂开始的,在美国、欧盟 国家从80年代末一些燃煤电厂也开始SNCR技术的工业应用，但多为中小容量机组。老机组改造应用此技术较为简单，改造费用也较低，国外资料介绍SNCR脱硝法初投资约1525美元/kW。烟气脱硝烟气脱硝2.烟气脱

34、硝国内外应用概况烟气脱硝工艺方案及国内外应用概况烟气脱硝烟气脱硝SCRSCR技术技术是目前国内绝大多数大型火力发电厂选用的脱硝技术。在2006年前，只有福建漳州后石电厂660OMW 机组采用SCR技术，脱硝率40。随着环保要求的日益严格，火电项目审批要求的提高，2007年后新建和投产的机组基本上都同期安装了SCR烟气脱硝装置或考虑了预留安装SCR脱硝装置的场地和措施。初期安装投产的SCR烟气脱硝装置大多为国外进口或者是国外公司技术支持，关键设备如催化剂等为进口设备。随着引进消化吸收技术的成熟，目前大多数SCR烟气脱硝装置已经是国内各环保公司设计供货了。甚至催化剂等关键设备也部分国产化。整个烟气

35、脱硝工程的造价也呈现逐步降低趋势。2.烟气脱硝国内外应用概况烟气脱硝工艺方案及国内外应用概况烟气脱硝烟气脱硝SNCRSNCR技术技术截止到目前，仅在徐州阚山发电厂、江苏利港电厂等600MW锅炉机组上投入运行。1.烟气脱硝工程投资2.烟气脱硝装置运行成本分析四 烟气脱硝工程投资及运行成本1.烟气脱硝工程投资烟气脱硝工程投资及运行成本由于各燃煤电厂煤质不同，为了保证稳燃及锅炉高效燃烧，采用的燃烧方式迥异，导致烟气中NOx含量高低不一：烟煤：300-450mg/Nm3 贫煤：650mg/Nm3 无烟煤：110mg/Nm3各地区环保标准及环境容量不同，对烟囱出口的NOx排放浓度及总量控制指标要求也不一

36、样。因此脱硝效率主要由上述两方面因素决定。各电厂脱硝效率的迥异决定了其工程投资的不同。部分电厂烟气脱硝工程价格见下表1.烟气脱硝工程投资烟气脱硝工程投资及运行成本序号电厂工程投资方容量(MW)脱硝供应商合同价格(万元)合同签订时间备注1海南东方电厂一期华能集团2x350北京博齐40002007仅供货，不包安装2海南东方电厂二期华能集团2x350哈锅60002009仅供货，不包安装3黄石热电联产华电集团1x350华电环保30002008仅供货，不包安装4青山“上大压小”国电集团2x350国电龙源7000-80002010EPC 包安装5重庆大板锭动力车间旗能铝业2x350东锅40002010仅供

37、货，不包安装6山西漳山扩建京能集团2x600北京紫泉105072006仅供货，不包安装7岳阳三期华能集团2x660哈锅72002007仅供货，不包安装8江西新昌中电投2x660中电投远达87532007仅供货，不包安装9安徽马鞍山皖能集团2x660大唐环保83002010仅供货，不包安装10蒲圻二期华润集团2x1000上海石川岛95582010仅供货，不包安装11广西贺州华润集团2x1000东锅110002008仅供货，不包安装12汉川三期国电集团2x1000国电龙源125002010EPC 包安装1.烟气脱硝工程投资烟气脱硝工程投资及运行成本烟气脱硝工程限额指标烟气脱硝工程限额指标限额指标包

38、括设备费、建筑费、安装费、其他费用、价差和预备费序号序号容量容量(MW)限额指标限额指标(元元/kW)市场价市场价(元元/kW)限额总价限额总价（亿元）（亿元）市场总价市场总价（亿元）（亿元）12x3001201000.720.622x60090751.080.932x100070601.41.22.烟气脱硝装置运行成本分析烟气脱硝工程投资及运行成本催化剂更换成本还原剂氨消耗烟气系统引风机电耗增加成本2.烟气脱硝装置运行成本分析烟气脱硝工程投资及运行成本催化剂更换成本催化剂更换成本催化剂是SCR烟气脱硝装置中最重要的设备，其价格约占整个装置投资的40%左右。由于高含尘布置，催化剂容易中毒、烧结

39、、堵塞进而随时间推移效率降低，大约每3-4年需增加或更换一层催化剂。2.烟气脱硝装置运行成本分析烟气脱硝工程投资及运行成本还原剂氨的消耗还原剂氨的消耗还原剂氨是烟气脱硝装置的最主要消耗品，其根据脱硝效率、机组负荷等变化。以2台600MW贫煤机组，脱硝效率80%计算，按年利用小时数5000小时考虑，年耗液氨约为5000t。液氨价格约为2500-3000元/吨2.烟气脱硝装置运行成本分析烟气脱硝工程投资及运行成本烟气系统引风机电耗增加成本烟气系统引风机电耗增加成本烟气脱硝装置中在烟道上增加了反应器，其正常运行时阻力约为1000-1200Pa，必须增加引风机的压头克服这部分阻力。烟气脱硝装置阻力约占

40、引风机压头的20%左右。其他运行成本如稀释风机电耗、液氨蒸发器蒸汽其他运行成本如稀释风机电耗、液氨蒸发器蒸汽/电耗电耗1.国内烟气脱硝装置运行情况2.加装烟气脱硝装置方案探讨五 国内烟气脱硝装置运行情况简介1.国内烟气脱硝装置运行情况国内烟气脱硝装置运行情况简介国内的烟气脱硝装置从2006年开始逐步开始建设，到2008年以后逐渐投入运行，运行时间还不长，总体运行情况良好。某电厂在调试期发生SCR反应器内催化剂燃烧事故，分析原因与调试期长期低负荷投油枪以及微油点火装置效果不佳导致未完全燃烧的燃油积聚在催化剂处遇高温自燃有关。个别电厂反映氨制备储存区在卸氨及平时运行中部分阀门泄露导致氨气泄露，经常

41、需喷水喷雾稀释防止氨气扩散。1.国内烟气脱硝装置运行情况国内烟气脱硝装置运行情况简介提醒：液氨等脱硝反应剂属于乙类危险品，其运输和储存应符合国家关于危险品储运的相关强制性规定2.加装烟气脱硝装置方案探讨国内烟气脱硝装置运行情况简介 按照火电厂大气污染物排放标准(GB13223-2003)规定，2004年后的机组大多已经考虑了预留烟气脱硝装置的条件，部分电厂还在建设时考虑了将来脱硝装置的桩基及结构载荷、引风机的电机容量及加装SCR后的改造措施，以及预先对空预器进行了换热元件的改造。这部分机组的加装烟气脱硝装置改造工程较为简单，需要烟气脱硝设备厂家根据预留条件设计提供相应的设备。华能玉环电厂加装S

42、CR烟气脱硝装置改造工程可以参考。2.加装烟气脱硝装置方案探讨国内烟气脱硝装置运行情况简介按照火电厂氮氧化物防治技术政策(征求意见稿)的意见：对在役燃煤机组已进行低氮燃烧技术改造的电厂，当其氮氧化物排放浓度仍不达标或不满足总量要求时应进行烟气脱硝改造。燃用无烟煤或贫煤且投运时间不足20 年的在役机组，宜选用SCR 或SNCRSCR。4.3.3 燃用烟煤或褐煤且投运时间不足20 年的在役机组，在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要求时，宜选用SNCR 或考虑其它烟气脱硝技术。2.加装烟气脱硝装置方案探讨国内烟气脱硝装置运行情况简介 对于服役较早未考虑预留SCR条件的机组，鉴于

43、SCR布置的需要，一般建议仍将SCR反应器布置在省煤器与空预器之间、锅炉钢架与除尘器之间的风机/烟道支架上方。由于早期机组的设计特点，一般炉后场地较为宽松，届时需拆除锅炉钢架与除尘器之间的风机/烟道支架，重新按照考虑SCR反应器支架的载荷设计施工该支架。2.加装烟气脱硝装置方案探讨国内烟气脱硝装置运行情况简介 对于服役较早未考虑预留SCR条件的机组，由于加装SCR，烟气系统阻力增大，需核算引风机压头和电机容量以及电气设备容量是否足够。若不够需进行增容改造。鉴于服役较早机组的空预器漏风较大，根据加装SCR后对空预器冷端受热元件的要求，建议对空预器进行改造，一并解决漏风和受热元件的问题。由于投运时间长、变化大，涉及到的老厂的改造问题较多较复杂，需具体问题具体分析，统筹兼顾把握好改造工程。-谢谢-演讲完毕，谢谢观看！