1-火电厂烟气脱硝技术及工程应用121

火电厂烟气脱硝技术发展与工程应用西安热工研究院有限公司Xi’anThermalPowerResearchInstituteCo.,Ltd.二○一三年三月十六日张强[博士,研究员]报告提纲第一部分:什么是NOX？对人及环境有什么危害第二部分:我国治理NOX的相关政策第三部分:主要的烟气脱除技术3.1低氮燃烧3.2选择性催化还原脱硝技术(SCR)3.2选择性非催化还原脱硝技术(SNCR)3.3混合型烟气脱硝技术(SCR+SNCR)第四部分:现阶段火电厂脱硝的现状及发展趋势第五部分：燃煤火电机组未来环保设计第一部分:什么是NOX？对人及环境有什么危害第一部分:什么是NOX？对人及环境有什么危害1.1概述氮氧化物(NOX)是燃烧过程中产生的危害很大很难处理的污染物之一；燃煤产生的NOX是空气中此污染物的主要来源；氮氧化物，如N2O、NO、NO2、N2O3、N2O4和N2O5等，其中NO和NO2所占比例最大，是重要的大气污染物；燃煤电站氮氧化物（NOx）指NO和NO2；在炉内NO占到95%左右，NO2占5%左右；NO在大气中可以氧化生成NO2。第一部分:什么是NOX？对人及环境有什么危害对人体的危害–NO2对人体危害最大，主要破坏呼吸系统，引起支气管炎和肺气肿。人在100mg/L的大气中停留1小时，或在400mg/L的NO2环境停留5分钟就会死亡。–NO2、SO2、飘尘、臭氧等复合作用，形成复合污染。对环境的污染形成光化学烟雾及形成酸雨。第二部分:我国治理NOX的相关政策火电企业装机及节能减排情况中国环境污染现状我国治理NOX的相关政策截止2010年底，全国发电装机容量9.7亿千瓦，其中：火电7.1亿千瓦，占73.4%；水电2.2亿千瓦，占22.4%；核电1082万千瓦，占1.1%；并网风电2958万千瓦，占3.1%。6.27.27.98.79.74.85.66.06.57.11.31.51.72.02.220062007200820092010“十一五”发电装机容量构成及增长情况（亿千瓦）总装机火电水电1发电行业“十一五”节能减排经验与“十二五”趋势“十二五”发电行业节能减排预测与展望2015年总装机容量约14.4亿千瓦2010年总装机容量9.7亿千瓦“十二五”电力工业发展展望节能减排水平全国火力发电节能减排水平持续提高，平均供电煤耗、单位火电发电量二氧化硫排放量等指标已达到或接近世界先进水平。截至2010年底，全国已投运烟气脱硫机组超过5.6亿千瓦，脱硫机组比例从2005年的12%提高到86%，2010年电力行业二氧化硫排放总量降至926万吨，比2005年降低了30%以上。截至2010年底，已投运烟气脱硝机组容量约9000万千瓦，占煤电机组容量的14％，在建、规划(含规划电厂项目)的脱硝工程容量超过1亿千瓦以煤为主的化石能源消耗大气污染物大量排放050010001500200025003000200020022004200620082010单位：万吨二氧化硫烟尘氮氧化物我国大气环境的煤烟型污染严重，并出现向混合型污染转变的趋势，烟尘、SO2、NOX、Hg排放总量已居世界第一，SO2和NOX的排放量均超过环境自净能力；环境状况形势十分严峻，经济发展、群众健康、社会稳定受到严重威胁。中国环境状况与目标太原北京上海广州洛杉矶亚特兰大蒙特利尔多伦多1936142314.15.23.75我国主要城市PM2.5细颗粒年均浓度与国外城市比较（单位：µg/m3)（2009，刘炳江）全球氮氧化物浓度分布（左图）（2004年，德国IUPHeidelberg）全国酸雨（2009年，中国环境状况公报）脱硝政策法规《火电厂氮氧化物防治技术政策》2010年1月27日环保部发布(环发[2010]10号),包括总则、防治技术路线、低氮燃烧技术、烟气脱硝技术、新技术开发、运行管理、监督管理等.防治技术路线2.1倡导合理使用燃料与污染控制技术相结合、燃烧控制技术和烟气脱硝技术相结合的综合防治措施，以减少燃煤电厂氮氧化物的排放。2.2燃煤电厂氮氧化物控制技术的选择应因地制宜、因煤制宜、因炉制宜，依据技术上成熟、经济上合理及便于操作来确定。2.3低氮燃烧技术应作为燃煤电厂氮氧化物控制的首选技术。当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控制要求时，应建设烟气脱硝设施。12火电厂烟气脱硝工程技术规范（2010.2.3发布，4.1实施）选择性催化还原法(HJ562-2010)选择性非催化还原法(HJ563-2010)131991年《燃煤电厂大气污染物排放标准》无排放限制；GB13223-1996《火电厂大气污染物排放标准》按锅炉类型分类控制；GB13223-2003按燃煤挥发份分类控制；GB13223-2011按新建机组和现有机组，以及地区分类控制。历次NOx排放标准的提高，都推动了我国NOx控制技术的进步和脱硝设备的升级。NOx排放标准的发展1200-2100mg/m3450-1000mg/m3199620032011NOx排放限值走向100-200mg/m3•新标准区分现有和新建火力发电锅炉及燃气轮机组，分别规定排放控制要求。时间段划分比较GB13223-1996第Ⅰ时段第Ⅱ时段第Ⅲ时段1992.8.1前建成的机组1992.8.1—1996.12.31建成的机组1997.1.1起建成的机组GB13223-2003第1时段第2时段第3时段2012年1月1日1996.12.31日前建成的机组1997.1.1—2003.12.31建成的机组2004.1.1起建成的机组新标准现有机组新建机组最新标准（GB13223-2011）时间段的衔接国家政策及法规的要求2011年7月29日，国家环境保护部和国家质量监督检验检疫总局发布了最新的《火电厂大气污染物排放标准》。《标准》中规定氮氧化物：自2012年1月1日起，对于新建火力发电锅炉及燃气轮机机组执行100mg/m3的氮氧化物限值；自2014年7月1日起，现有的火力发电锅炉和燃气轮机机组执行100mg/m3的氮氧化物限值；重点地区的火力发电锅炉和燃气轮机机组执行100mg/m3的氮氧化物限值；只是对W型火焰炉、循环流化床及2003年12月31日之前建成投产或通过项目环境影响报告审批的锅炉可执行200mg/m3的氮氧化物限值。未来政策趋向：•总量约束：“十二五”规划将延续“十一五”总量控制的原则，大气排放中的NOx也将作为总量控制指标，进行硬约束。•补贴电价：参照脱硫电价补贴。•氮氧化物是“十二五”规划中主要控制的污染物之一。火电厂NOX减排面临的挑战煤电矛盾日益突出，存在着“市场煤、计划电”的不协调据了解,今年煤炭市场发生了逆转，主要原因：（1）受世界经济持续低迷和国内经济下行压力不断增大的影响，国内主要的用煤行业需求明显回落。（2）新增煤炭产能的释放，打破了供需平衡，致使煤炭供大于求。（3）进口煤炭增加对国内市场的冲击。（4）南方多雨，水电挤压火电。火电企业大面积亏损电煤价格持续高攀，发电企业生产经营压力巨大。形成机理燃烧过程中形成的NOX,分成“热力型NOX”、“燃料型NOX”和“瞬态型NOX”三种.“瞬态型NOX”数量极少,一般不予考虑.第三部分:主要的烟气脱除技术热力NOx的形成及控制措施热力NOX产生的条件是较高的燃烧温度和较高的氧浓度.反应机理一般认为是过量的O2及O根与N2氧化反应形成(Zeldovichequations):N2+ONO+NN+O2NO+O高温和高的氧浓度是产生热力NOX的根源.控制热力NOX的措施:减少燃烧最高温度区域范围.降低燃烧峰值温度.降低燃烧的过量空气系数和局部氧气浓度.燃料NOX的产生及控制措施燃料中的氮在燃烧过程中与含氧物质反应形成NOX,燃料中的氮并非全部转化成NOX,依据燃料和燃烧方式的不同而存在一个转化率,一般为15-30%.因此,控制燃料NOX的产生的措施有:减少过量空气系数控制燃料与空气的前期混合.提高入炉的局部燃烧浓度.利用中间生成物反应降低NOX控制NOX的方法从NOX的形成特点,把NOX的控制措施分成燃烧前、燃烧中和燃烧后处理.燃烧前脱氮主要将燃料转化为低氮燃料,成本太贵,应用很少.燃烧中脱氮主要指各种降低NOX的燃烧技术,费用较低,脱硝率不高,但也是目前主要的控制方式之一.燃烧后脱氮主要指烟气脱硝技术,脱除效率高,随着环保要求的日益严格,将是主要的发展方向.各种控制NOX的技术方法如下图所示,燃料空气燃烧过程的改变各种低NOx燃烧器空气分级燃烧法燃料分级燃烧法(再燃烧)烟气再循环低NOX燃烧运行优化使用低N燃料烟气脱除SCR(应用最多)SNCR及SNCR+SCR(应用较多)水,酸或碱液吸收法(应用较少)氧化吸收法(应用较少)吸收还原法(应用较少)锅炉燃烧中处理燃烧后处理烟囱NOx控制技术目前NOx减排的主要技术降低NOX主要措施烟气脱硝SCR低氮燃烧技术炉膛喷射脱硝SNCR炉内NOX控制效果低氮燃烧技术—是控制NOX最经济的手段1）技术原理主要是通过加装低氮燃烧器或改造低氮燃烧器及燃烧系统，根据运行需要，调整配风方式，控制优化燃烧过程，抑制减少NOx产生。2）技术优势工艺成熟、系统简单，改造难度小，投资和运行费用低。3）低氮燃烧发展历经三代▼第一代技术不对燃烧系统作大的改动。▼第二代技术以空气分级燃烧器为特征。▼第三代技术则是在炉膛内同时实施空气、燃料分级的燃烧方式。4）应用状况▼2000年，约5000万kW火电机组采用低NOx燃烧技术，占当年火电总装容量的21.05%，2010年底这一比例高达70%。10年内增长了三倍，预计到十二五末，将会达到95%以上。燃烧中控制NOX技术的评价采取这类方法,投资和运行费用都很低,但其脱硝率也较低.这类方法是通过降低燃烧反应温度,减少过量空气系数,缩短烟气在高温区的停留时间等手段达到控制NOX的目的.这些方法的大部分技术措施均有悖于传统的强化燃烧的概念.根据NOX的生成原则组织燃烧技术与强化燃烧的观念相矛盾,在实施这些技术时,会对锅炉燃烧产生负面影响.随着环保要求的日益严格,这类方法难以满足要求.需要采用高效的烟气脱硝技术.第三部分:主要的烟气脱除技术选择性催化还原脱硝技术(SCR)第三部分:选择性催化还原脱硝技术(SCR)1背景1970s年代后期，日本最早开始烟气脱硝技术的研究与应用；1980s年代中后期，欧洲与美国相继引进烟气脱硝技术，用于电站锅炉烟气脱硝。20世纪90年代之前,欧洲和日本拥有较多的SCR装置.下图为1990年时全世界的SCR拥有量.第三部分:选择性催化还原脱硝技术(SCR)到2005年发生了戏剧性的变化,美国成为世界的领先者,拥有100000MW的SCR装置.如下图.第三部分:选择性催化还原脱硝技术(SCR)预计未来将有大量的SCR装置在美国和亚洲,中国将占很大的比例.如下图所示.2SCR技术原理Urea+NOx---N2+CO2+H2ONH3+NOx+O2---N2+H2O催化剂在没有催化剂的情况下,NH3还原NOX较理想的温度是800-900℃.然而,这一温度窗口很〝狭窄〞,当温度在1050-1200℃时,NH3会氧化成NO,这时NOX的还原速度会很快降下来;当温度低于800℃,反应速度会很慢,此时需要添加催化剂.这也就是烟气脱硝技术分成选择性催化还原和选择性非催化还原的根本原因.根据选择的催化剂的种类,反应温度可以选择在250-420℃之间,甚至可以低到80-150℃.前者就是目前应用的常规SCR技术,后者则为目前正在研究的低温SCR技术.3影响SCR脱硝技术的几个关键因素反应温度一般来说,反应温度越高,反应速度越快,催化剂的活性也越高,这样单位反应无所须的反应空间小,反应器体积变小.但是综合反应系统以及催化剂的适应温度范围,目前的SCR系统大多设定在300-400℃之间.烟气在反应器内的空间速度空间速度是SCR的一个关键设计参数,它是烟气(标准温度和