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1、脱硝技术,内 容 目 录,1. 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 3. 减少氮氧化物排放的方法 4. 主要的烟气脱硝工艺 5. 脱硝工艺选择 6. 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 Fuel-tech公司烟气脱硝工艺的技术优势 FBE公司烟气脱硝工艺的技术优势 10. 结束语,1. 火电厂氮氧化物排放标准,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 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,国
2、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 以及排污费征收标准,我国目前NOx的排污费征收标准为： 0.63元/kg NOx,国内氮氧化物排放现状,我国近年氮氧化物(NOx)大气污染物的主要来源是火力发电厂，目前火电厂每生产1000千瓦时的电力，相应产生2.1千克的氮氧化物，2000年氮氧化物的排放量已达到358.02万吨/年
3、。根据NOx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污染的一项主要因素。,中国典型燃煤机组的NOx排放情况,600MW及以上机组 380450mg/Nm3 200MW及200MW 6501300mg/Nm3 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,国内氮氧化物排放现状,3. 减少氮氧化物排放的方法,3.1 NOx的形成及
4、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NOx生成条件以达到脱硝目的，是一种经济的控制NO
5、x的排放策略。控制NOx生成条件即在燃烧过程中，控制燃烧温度，一直保持让氧和氮分开，使二者结合生成NOx的可能性降至最低 这种燃烧改善技术有低NOx燃烧器(LNB),空气分级燃尽风(Over Fire Air)、再燃技术(Reburn)及烟气再循环（Flue Gas Recirculation）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NOx燃烧器 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 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SNCR
6、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SNCR或SCR法联合使用,燃烧改良法,燃烧后NOx的脱除技术,SCR技术：选择性触媒还原法SNCR技术：选择性非触媒还原法SNCR/SCR混合法技术：选择性非触媒还原法和选择性触媒还原法的混合技术,4. 主要的烟气脱硝工艺,选择性非触媒还原法SNCR工艺选择性触媒还原法(SCR)工艺SNCR / SCR混合法工艺,4.1选择性非触媒还原法 ( Selective Non Catalytic Reduction ),SNCR技术是非触媒的炉内喷射工艺 80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9
7、0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600800MW等级燃煤机组 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(N2)及水(H2O) 此技术是选择仅减少氮氧化物而不涉及其它类氧化物（如CO2等），目前最新的SNCR技术与NOx有效反应温度范围已可达850oC1250oC之间 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SNCR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。,4.1选择性非触媒还原法 ( Selective Non Catalytic
8、Reduction ),使用计算机流体力学（CFD)和化学动力学模型(CKM)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NOx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; 实际运行时SNCR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 最普遍应用的化学反应剂为尿素或氨 SNCR脱硝效率对大型燃煤机组可在25-40%之间，对小型机组其效率可达80% 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,4.2选择性
9、触媒还原法 ( Selective Catalytic Reduction),SCR为一种炉后脱硝反应装置，最早由日本于70年代后期完成商业运行，至80年代中期欧洲也成功地实现了SCR的商业运行 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NOx加速反应实现脱硝 在此情况时，其有效反应之温度范围较SNCR低的多，约在320oC 400oC之间 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,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NH3/NOx 摩尔比 上限 :小于设计的 NH3 未反应量(如:小于 5ppm) 下限 :大于
10、设计的脱硝效率 (如:大于 80%),锅炉SCR脱硝系统装置的基本流程图,触媒框架结构,(垂直流型),脱硝反应器的总括图,触媒层,未来层,整流器(缓冲层),烟气,NH3 Storage & Supply System,NH3 Storage Tanker,NH3 Vaporizer,NH3 dilution tanker,NH3 Loading facility,4.3 SNCR/SCR混合法工艺,SNCR/SCR混合法技术是一种结合了炉内脱硝SNCR法及炉后脱硝SCR法而成的新系统 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
11、厂改造。 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。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 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80%以上,SNCR /SCR混合型原理示意图,5. 烟气脱硝工艺的选择,技术要求经济性,SCR工艺、SNCR工艺 及SNCR/SCR混合工艺烟气脱硝技术比较,NOx脱硝率低，仅可达到2540 因不增加SO3可较SCR放宽NH3逃逸条件 对于多层喷入，控
12、制系统适当的跟随负荷及温度能力 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,SNCR工艺特点,SCR工艺、SNCR工艺 及SNCR/SCR混合工艺烟气脱硝技术比较,脱硝效率高，能达到90以上，当要求氮氧化物脱除率较高时，经济性最好的工艺 技术成熟，运行可靠，便于维护 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 易形成氨硫化合物（ABS)堵塞空气预热器,SCR工艺特点,SCR工艺、SNCR工艺 及SNCR/SCR混合工艺烟气脱硝技术比较,有机结合了SCR工艺和SNCR工艺有利特点的新工艺，已于90年代后期研发成功并应用于大型燃煤机组 SNCR
13、 / SCR系统中， SNCR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 大量节省催化剂的使用量 SNCR / SCR系统因锅炉内已装有SNCR系统而大幅度减少其所需的SCR反应容积，进而降低SCR系统的装置成本和空间,SNCR/SCR混合工艺特点,烟气脱硝技术综合特性比较,（1）建造成本比较（2）系统运行成本比较（3）综合成本比较,SNCR、SCR及SNCR/SCR的技术经济指标分析,脱硝装置建造成本比较（550MW1台脱硝效率70%的案例）,脱硝装置系统运行成本比较（550MW1台脱硝效率70%的案例）,综合成本比较（550MW1台脱硝效率70%的案例）,总投资费用 美
14、元/KW,0 30 50 70 100NOx减排率，,75150,1020,3050,SCR,LNB,SNCR/SCR,SNCR,氮氧化物控制技术的性能价格比,结论：脱硝工艺选择,当要求氮氧化物脱除率较高时，采用SCR工艺最经济， SCR工艺可提供一次到位的脱硝方式 新建大型火电机组中以采用SCR比较合适。 老厂改造则可以用SNCR或SNCR+SCR方案。 SNCR/SCR混合法工艺兼有SNCR和SCR技术的优点，当要求氮氧化物脱除率不是很高时，采用SNCR/SCR工艺更合适，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。,6. 我国烟气脱硝市场现状以及
15、发展趋势,脱硝技术于我国起步较晚仅有极少数电厂采用脱硝技术控制NOx的排放,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： 我国目前NOx的排污费征收标准规定较低，为 0.63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20时， NOx排放的限度值为450mg/m3 一般SCR工艺脱除每公斤NOx的建造成本较高， 约为1.32元/kg，别是运行成本也很高，约为1.23元/kg,我国烟气脱硝市场现状,SCR烟气脱硝排除每公斤NO2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,政策法规 我国电厂机组配置现状及脱硝要求 新建大型火电机组 改造工业
16、锅炉及电站锅炉 煤灰影响 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 触媒的砷硫及碱性物（如钙化物）中毒减效 其他元素造成的触媒中毒减效,成本 建造成本 运行成本安全 从运行安全考虑，以尿素或氨做还原剂的方式 人口稠密区公众安全及生产安全考虑 使用加压容器的安全 催化剂选择 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,我国烟气脱硝市场发展趋势,SNCR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 SCR作为脱硝效率最高的方式，可应用于任何类型机组 SNCR/SCR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 在使用安全性上，尿素脱硝工艺可能最终取代氨脱硝工艺,
