脱硝工艺介绍-2014

FOCUSEDPHOTONICSINC脱硝工艺培训课件聚光科技（杭州）股份有限公司2014年9月NO排放标准脱硝工艺介绍脱硝工程案例★温室效应全球变暖，主要与CO2、CH4、N20、CO、氟里昂，臭氧等。大气中CO2浓度增加1倍，地球表面大气温度升高1.5～4.5度。★臭氧层破坏主要氯氟烃类化学物质（用CFCl表示），NOx，CH4★酸雨目前国土面积30%，每年几百亿以上损失全球三大污染现象N0X排放标准N0X排放标准主要污染物的危害SO2NOXNH3VOC一次PM酸化√√√富营养化√√近地层臭氧O3√√微细粒子造成的健康影响√√√√√N0X排放标准氮氧化物直接对人的危害Nox(ppm)对人体健康的影响1闻到臭味5闻到强臭味10—1510min眼、鼻受到刺激501min内人呼吸困难803min感到胸痛、恶心100—150在30—60min内死亡250很快死亡N0X排放标准氮氧化物的排放标准•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》。《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)《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。7N0X排放标准“十二五”期间现役机组需要进行脱硝改造的机组规模约为4亿千瓦，主要分布在内蒙古、山东、江苏、河北、河南等省（市）。到2015年，脱硝机组的规模占总装机容量的比例将达到75%左右。预计有500多个电厂需要改造.N0X排放标准氮氧化物的燃料清单燃煤是最大来源：60％～70%柴油、焦炭、汽油次之近年燃煤贡献率略有下降汽油、柴油贡献率上升较快“十二五”淘汰落后产能规模小火电2000万千瓦炼铁7000万吨烧结5000平方米炼钢3000万吨水泥2.5亿吨等淘汰落后产能任务按年度分解落实N0X排放标准氮氧化物的形成NOx是煤在燃烧过程中产生的。•我国煤中氮含量一般在0.50%～2.50%之间,煤中的氮在燃烧时约20﹪～70﹪转化为NOx。•燃烧产生的NOx中约95％为NO，其余主要是NO2•在华北区各省(区)煤中的氮含量以河北省的最高,为1.61%,山西省的居次为1.44%,内蒙古的最低,仅1.31%。东北区吉林省煤中的氮含量较高,为1.42%,而黑龙江省煤中的氮含量较低,为1.05%N0X排放标准氮氧化物的形成注:氮氧化物是三种机理的形成总和,常规总量为300-500mg/Nm3N0X排放标准（1）煤种特性，如煤的含氮量、挥发分含量（2）锅炉燃烧温度、燃烧区域的温度峰值；（3）锅炉过量空气系数，影响反应区中氧、氮、一氧化氮和烃根等的含量；可燃物在反应区中的停留时间。（4）锅炉负荷，负荷增大，燃料量增大，燃烧温度增大，NOx生成量增加。（5）运行人员的操作水平影响氮氧化物的形成的主要因素NO排放标准脱硝工艺介绍脱硝工程案例脱硝工艺介绍目前控制NOx污染的方法：a、源头处理：改革工艺设备，改进燃料，清洁生产（研究方向）,燃烧控制b、终端治理：排烟脱氮（排烟脱硝），高烟囱扩散稀释（目前主要方法）目前排烟脱硝的方法有：1）催化还原法（选择性、非选择性、选择性和非选择性组合式）2）吸收法\微生物3）吸附法等主要几种方法如下:方法适用性及特点特点NOx脱除率投资费用SCR适合排气量大，连续排放源二次污染小，净化效率高，技术成熟；设备投资高，关键技术含量高80％～90％高SNCR适合排气量大，连续排放源不用催化剂，设备和运行费用少；NH3用量大，二次污染，难以保证反应温度和停留时间30％～60％较低液体吸收法处理烟气量很小的情况下可取工艺设备简单、投资少，收效显著，有些方法能回收NOx；效率低，副产物不易处理，目前常用的方法不适于处理燃煤电厂烟气效率低较低微生物法适用范围较大工艺设备简单、能耗及处理费用低、效率高、无二次污染；微生物环境条件难以控制，仍处于研究阶段80％低活性炭吸附法排气量不大同时脱硫脱硝，回收NOx和SO2，运行费用低；吸收剂用量多，设备庞大，一次脱硫脱硝率低，再生频繁80%~90%高等离子体法适用范围较大同时脱硫脱硝，无二次污染；运行费用高，关键设备技术含量高，不易掌握。85％高脱硝工艺介绍•烟气脱硝技术主要有：选择性催化还原技术（SCR）、选择性非催化还原技术（SNCR）、选择性非催化还原与选择性催化还原联合技术（SNCR－SCR）及其他烟气脱硝技术。•新建、改建、扩建的燃煤机组，宜选用SCR；小于等于300MW时，也可选用SNCR－SCR。•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SNCR－SCR。•燃用烟煤或褐煤且投运时间不足20年的在役机组，宜选用SNCR或其他烟气脱硝技术。脱硝工艺介绍SCR、SNCR\SCR、SNCR三种技术参数比较比较脱硝工艺介绍脱硝反应消耗介质技术参数比较脱硝工艺介绍选择性催化还原法（SelectiveCatalyticReduction）简称SCR，70年代后期在日本完成商业运行。是指在钛基等金属氧化物催化剂的作用下，以液氨或尿素作为还原剂，利用锅炉出口的烟气温度（320~400°C），有选择性地与烟气中的氮氧化物发生氧化还原反应，生成无毒无污染的氮气和水，达到降解氮氧化物的目的。此工艺的脱硝效率可达90%以上，是国内外电厂应用最多，技术最成熟的一种烟气脱硝技术。•1959年在美国发明并获得专利，实现工业应用•1970年代，在日本首先用于控制电站NOx排放。•目前采用该技术改造电站锅炉的最大容量为750MW，最大新建锅炉容量为1000MW。脱硝工艺介绍95％的燃煤脱硝装置采用的是高灰布置形式，脱硝反应器设置于省煤器和空预器之间。高灰布置形式的运行温度在320～400℃，典型运行温度为350℃。当负荷降低时烟气温度会下降，为了确保SCR反应器的温度处于催化剂的活性温度范围，有时需要设置省煤器旁路，当温度低于催化剂活性温度时，打开省煤器旁路提高烟气温度处于活性温度范围。由于烟气中含有SOx，而且反应温度较高（350℃），会有更多的SO2转化为SO3，所以为了限制SO2的氧化率和NH4HSO4的生成，需要使用活性相对较低的SCR催化剂。由于直接布置在省煤器之后，更靠近锅炉，烟气温度较高（350℃），无需使用补燃器。在负荷发生变化时设置可调节的挡板门调节省煤器旁路的烟气量控制进入SCR反应器的反应温度，使得烟气温度控制在SCR反应的活性温度范围内。脱硝反应器在锅炉尾部烟道的位置,有三种(1)在空气预热器前350摄氏度位置(2)在静电除尘器和空气预热器之间(3)布置在FGD(湿法烟气脱硫装置)之后脱硝工艺介绍脱硝工艺介绍SCR脱硝工艺及检测点锅炉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烟囱换热器增压风机脱硫系统送风机SAH蓄压器锅炉脱硝系统装置的基本流程脱硝工艺介绍脱硝工艺介绍SCR脱硝化学分析过程脱硝工艺介绍触媒框架结构(垂直流型)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)烟气脱硝工艺介绍反应器内部的催化剂脱硝工艺介绍安装后安装中使用后催化剂是整个SCR系统的核心和关键，催化剂的设计和选择是由烟气条件、组分来确定的，影响其设计的三个相互作用的因素是NOx脱除率、NH3的逃逸率和催化剂的体积。在形式上主要有板式、蜂窝式和波纹板式三种。脱硝工艺介绍脱硝工艺介绍蜂窝状催化剂板式催化剂波纹板式催化剂系统陶制均匀，整体充满活性成分以金属为载体，表面涂层为活性成分。波纹状纤维做载体，表面涂层为活性成分。特点表面积大、活性高、催化体积小；催化活性物质比其他类型多50~70%；催化再生仍保持选择性。表面积小，催化剂体积大；生产简便，自动化程度高；烟气通过性好，但上下模块间易堵塞；实际活性物质比蜂窝式少50%；上下模块之间易堵塞。表面积介于蜂窝式与板式之间，重量轻；生产自动化程度高；活性物质比蜂窝式少70%；烟气流动性很敏感；上下子模块之间易堵塞。厂家康宁、三菱、DKC(或KWH)、Ceram、Argillon等BabcockHitachi、Argillon等Topsoe等适用范围高尘及低尘均适用高尘及低尘均适用主要用于低尘，也有用于高尘市场情况蜂窝式催化剂表面积大、活性高、体积小等突出优点，目前占据了80%的市场份额，板式催化剂比例其次，波纹板最少。脱硝工艺介绍不同类型催化剂的比较优点⑴SCR装置布置在锅炉省煤器以后，对锅炉性能和结构基本无影响⑵脱硝去除率高，可达90%以上⑶脱硫装置性能可靠、稳定，设备可用率98%⑷NH3逃逸率≦3ppm不足⑴催化反应温度受限，典型温度在300℃-400℃⑵催化剂活性维护——除去烟气中硫、灰分⑶催化剂寿命短、费用高：一般4年，且很难再生⑷系统复杂：省煤器和反应器均应设计有旁路；SCR反应器体积庞大影响空预器和锅炉运行⑸氨剂残留问题SCR工艺的优点和不足脱硝工艺介绍30脱硝工艺介绍31脱硝工艺介绍32脱硝工艺介绍33脱硝工艺介绍总体要求SNCR工艺适用于脱硝效率要求不高于40%的机组。脱硝工程的设计应由具备相应资质的单位承担。脱硝工程总体设计应符合下列要求：（1）工艺流程合理。（2）还原剂使用便捷。（3）方便施工，有利于维护检修。（4）充分利用厂内公用设施。（5）节约用地，工程量小，运行费用低。应安装烟气排放连续监测系统（CEMS）。34脱硝工艺介绍尿素溶解和储存设备依据就近原则布置在锅炉附近空地上。尿素溶液稀释设备尽可能紧靠锅炉布置，一般以地脚螺栓的形式固定在紧邻锅炉的0米标高空地上。计量分配设备应就近布置在喷射系统附近锅炉平台上，以焊接或螺栓的形式固定。若采用氨还原剂，氨区宜布置在地势较低的地带；还原剂区应单独设置围栏，设立明显警示标记，并应考虑疏散距离。液氨贮罐区宜设环形消防道路，场地困难时，可设尽头式道路，但应设回转场地。液氨储罐应设置防止阳光直射的遮阳棚，遮阳棚的结构应避免形成可集聚气体的死角。在地上、半地下储氨罐或储氨罐组，应设置非燃烧、耐腐蚀材料的防火堤。35脱硝工艺介绍一般规定脱硝率满足设计要求。SNCR脱硝系统氨逃逸浓度应控制在8mg/m3以下。SNCR脱硝系统对锅炉效率的影响应小于0.5%。SNCR脱硝系统应能在锅炉最低稳燃负荷工况和BMCR工况之间的任何负荷持续安全运行。SNCR脱硝系统负荷响应能力应满足锅炉负荷变化率要求。SNCR脱硝系统应不对锅炉运行产生干扰，也不增加烟气阻力。还原剂储存系统可几台机组共用，其它系统按单元机组设计。SNCR脱硝系统设计和制造应符合安全可靠、连续有效运行的要求，服务年限应在30年以上，整个寿命期内系统可用率应不小于98%。36脱硝工艺介绍SNCR工艺设计一般规定SNCR脱硝工艺中常使用的还原剂有尿素、液氨和氨水。火电厂SNCR脱硝工艺一般采用尿素为还原剂。在中小型锅炉上可采用液氨和氨水为还原剂。尿素SNCR是在锅炉炉膛高温区域（850~1250℃）喷入尿素溶液。尿素SNCR脱硝工艺主要由尿素溶液储存与制备、尿素溶液输送、尿素溶液计量分配以及尿素溶液喷射系统组成。37脱硝工艺介绍NO排放标准脱硝工艺介绍脱硝工程案例电力行业NOx总量减排核算电力行业原则上采用全口径核算各省（区、市）和电力集团部门公布的数据误差在5%装机容量、发电量与统计以上的，或煤炭消耗量小于统计部门公布数据的包括常规燃煤（气）电厂、自备电厂、煤矸石电厂和热电联产机组宏观核算方法本辖区各电厂分机组NOx排放量之和宏观方法核算新增排放量产排污系数法在线监测直接测量法项目累加法核算新增削