烟气脱硝技术介绍

1烟气脱硝技术(SCR)介绍浙江菲达环保科技股份有限公司2目录一、烟气脱硝的背景与现状1.1氮氧化物的危害与来源1.2国内NOX的排放及污染现状二、有关脱硝产业的环保法规、标准和政策2.1相关的环保法规2.2国内外烟气NOX排放标准2.3有关氮氧化物控制的措施、政策三、国内外氮氧化物控制技术研究和产业化情况3.1低NOx燃烧技术3.2烟气处理技术3.3SCR脱硝技术四、脱硝市场分析4.1国内脱硝市场现状3一、背景与现状1.1氮氧化物的危害与来源1.2国内NOX排放及污染现状1.3国内脱硝产业启动的背景41.1.1自然源：闪电过程、土壤中生物及非生物过程。1.1.2人为源：高温条件下的化石燃料燃烧，如电厂、冶炼厂和汽车尾气。燃烧源NOx的排放形式主要为NO（大约95％）。1.1氮氧化物的来源与危害51.1.2危害对人体健康影响：NO2吸入对心、肝、肾都有影响，对神经系统有麻醉作用。对环境的影响：NOx在大气中，发生复杂的光化学反应，形成光化学烟雾污染；同时氮氧化物也破坏臭氧层；造成温室效应；氮氧化物在大气中最终被氧化成硝酸和硝酸盐颗粒，造成酸雨。酸性物质对酸雨的贡献为：硫酸60－70％，硝酸30％。61.2国内NOx的排放和污染现状中国NOx排放总量中国NOx排放各行业份额7中国NOx排放总量年度总计（万吨）资料来源1990850王文兴等19951000Kilmont19981100田贺忠20001200Aardenne20031600田贺忠81997年中国NOx排放各行业份额（万吨）行业排放量百分比％工业461.5239.56电力428.5436.74交通130.8611.22建筑7.230.62商业8.120.70居民27.832.93其他102.468.78总计1166.56100.0091.3中国脱硝产业化的背景●2000年国务院颁布《大气污染防治法》●2003国家环保总局颁布新的《火电厂大气污染物排放标准》●2005年作出了《关于落实科学发展加强环境保护的决定》10二、脱硝产业的环保法规、标准和政策2.1相关的环保法规2.2国内外烟气NOx排放标准2.3有关NOx控制的措施、政策112.1相关的环保法规《大气污染防治法》第30条第4款规定：企业应当对燃料燃烧过程产生的氮氧化物采取控制措施。《关于落实科学发展关加强环境保护的决定》中指出：以降低二氧化硫排放总量为重点，推进大气污染治理。要求制订燃煤电厂氮氧化物治理规划，开展试点示范。122.2中国燃煤电厂烟气NOX排放标准（mg/m3）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Vdaf＜10%150013001100燃煤锅炉Vdaf=10%~20%1100650650燃煤锅炉Vdaf＞20%1100650450燃油锅炉200燃气轮机组（燃油）150燃气轮机组（燃气）80*第1时段1996年建成，第2时段1997年建成，第3时段2004年建成，第2时段改扩建项目满5年后执行第3时段的排放标准。13措施：●推广低氮燃烧技术改造，新建装置采用分级燃烧技术和低NOX燃烧器。逐步要求20万千瓦及以上机组实施SCR。●目前执行的排污收费。参照二氧化硫排污收费标准0.63元/kg。收费从2005年7月1日开始。政策：●电厂脱硝项目的示范工程，给予一定的资助，老装置SCR改造给予国债支持。●配套实施氮氧化物排放总量控制与排放交易政策、电价政策。2.3有关NOX控制的措施、政策14三、国内外NOx控制技术和产业化状况3.1低NOx燃烧技术控制燃烧产生的NOx，采取的措施是：(1)降低过量空气系数和氧气浓度，使煤粉在缺氧条件下燃烧；(2)降低燃烧温度，防止产生局部高温区；(3)缩短烟气在高温区的停留时间等。3.2烟气脱硝技术对完全燃烧后的烟道气用化学还原、物理吸附、化学吸收、生物降解的方法达到降低NOx的目的。153.1低NOx燃烧技术（1）低过量空气燃烧（2）空气分级燃烧（3）燃料分级燃烧（4）烟气再循环（5）低NOx燃烧器锅炉设计及制造单位在使用此类技术时具有各方面的优势,无能是新建锅炉还是老机的改造。16低NOx燃烧技术应用低NOX燃烧技术脱氮效率为30~60%。国内应用较早的是分级燃烧技术和低NOX燃烧器（LNB）。国内新建的300MW及以上火电机组已普遍采用分级燃烧技术，对现有的100~300MW机组用LNB技术改造。采用LNB技术，只需换燃烧器，燃烧系统和炉膛结构不需作大的更改，NOX的削减率约30%，费用省。采用空气分级和燃料分级相结合的低NOX的燃烧技术，需对燃料粉煤的制粉系统、炉膛的送风系统和燃烧器改进，NOX的削减率为30~45%。其特点是投资低，效果明显、设计难、优化摸索和改造时间较长。173.2烟气脱硝技术3.2.1选择性非催化还原SNCR3.2.2选择性催化还原烟气脱硝技术SCR、3.2.3电子束法3.2.4湿法脱硝的液体吸收法3.2.5微生物净化法18烟气脱硝应用SCR和SNCR脱硝技术已经非常成功地应用在工业装置，SNCR和SCR它们都是将还原剂注入烟道气中，与NOX进行选择性反应,NOX被还原成氮气和水。还原剂通常采用氨(NH3)或尿素。化学反应式为：OHNONHNO2223644419203.2.1选择性非催化还原脱硝技术(SNCR)SNCR不需催化剂,反应温度：750℃~1000℃,加入过量的氨（NH3/NOX=1.5），最佳反应温度：900℃~950℃，反应停留时间约：0.25S，NOX与NH3选择性反应在锅炉的炉膛中进行。SNCR该法具有工艺简单、价格低廉的特点，但是由于还原介质与烟气的混合控制困难，氨逃逸量大，实际应用脱硝效率较SCR低，约25~40%。相同的脱NOX效率30%时，SNCR装置投资费用为SCR的1/3~1/4。21SNCR工艺喷氨示意图燃烧器NH3或尿素第二喷射点第一喷射点第三喷射点22SNCR技术关键●将还原剂（氨水或无水氨）喷入炉膛内正确的位置，且随着锅炉负荷变化调整喷射位置。●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。233.2.2SCR技术在催化剂钒-钛(V2O5/TiO2)或钒-钛-钨(V2O5/TiO2/WO的帮助下，NOX的选择性反应可在较低的温（250℃~450℃）下进行，加入氨（NH3/NOX=0.8）,最佳反应温度375℃~400℃催化剂的外观多制成蜂窝型或板式。该法工艺的可控性较好，实际应用脱硝效率可超过85%，但是脱硝的成本约是SNCR工艺的3倍左右。催化剂上的活性中心迅速地吸附氨和气相一氧化氮，烟气的较高温度促进了氨的活性游离基的产生并为反应提供了活化能。24脱硝效率与温度的关系370~400℃是最佳温度区25各种脱硝技术比较技术方法脱NOX效率投资运行费用改造可实施性空气分级燃烧25~40%较低低较难燃料分级燃烧25~40%较低低难低NOX燃烧器25~40%较低低易SNCR技术20~40%低中等一般SCR技术最高90%高中等可靠26SCR过程描述省煤器旁路，在低负荷时调节进入SCR反应器前的烟气温度在375~400℃SCR反应器375~400℃锅炉空气加热器一次风机电除尘器省煤器27新增钢支架去电除尘器空预器省煤器省煤器旁路风门氨喷注系统SCR反应器氨从氨罐来风门SCR旁路烟道28吹灰器风门旁路烟道空气换热器氨喷射点风门热空气去锅炉29技术原理SCR的化学反应原理（主反应）（副反应）3222/1SOOSOCatalyst064442323HNHONHNOCatalyst改进催化剂的配方的方向是降低不期望发生的副反应进行，即二氧化硫（SO2）转化为（SO3），会使烟气增加催化剂中毒，生成的硫酸铵将导致空预器和SCR催化剂的堵塞。30三种SCR工艺的布置特点布置形式反应器位置特点高尘布置SCR反应器设置在省煤器的下游和空气预热器和粉尘控制装置上游之间烟气温度在催化剂反应的最佳范围，烟气粉尘高，烟气流速高，催化剂用量较大，催化剂采用宽节距7~9mm，每层催化剂上部安装吹灰器，防堵塞，SCR反应器底部设灰斗。低尘布置SCR反应器布置在高温型电除尘器ESP和空预器APH之间烟气中飞灰相对较少，催化剂的节距为4~7mm，催化剂用量减少，烟气温度偏低，需使用省煤器旁路，对热效率有影响。尾部布置SCR反应器布置在湿法脱硫装置（FGD）的下游烟气温度低、需用天然气燃烧加热，增加操作费用。31应用最普遍的SCR流程去脱硫电除尘器空预器SCR反应器氨储罐蒸汽压缩空气喷氨静态混合器32燃煤锅炉SCR烟气脱硝工艺流程省煤器旁路省煤器气态混合器NH3喷射格栅NH3罐风机氨静态混合器SCR反应器SCR反应器旁路空气换热器电除尘器引风机电加热汽化器风门1风门2风门333高尘布置的SCR工艺省煤器旁路SCR反应器空气换热器喷氨格栅烟气去电除尘器34高温除尘器SCR反应器空气换热器省煤器旁路低尘布置的SCR工艺注氨格栅烟气去电除尘35二次风换热器收尘设备脱硫设备还原剂喷射格栅NH3SCR反应器GGH烟道燃烧器去烟囱尾部布置的SCR工艺3637SCR工艺主要设计操作条件及影响名称控制范围影响SCR反应器温度325~420℃最大允许波动±93℃温度低，脱硝率降；温度高，SO3副反应增加（通常﹤1%）空速2700~3600h-1空速低，预热器、催化剂积灰，空速高，脱硝率降低及催化剂磨损NH3/NOX比值0.8比值小，脱硝率降低；比值大，预热器积灰NOX脱除效率60%~80%催化剂配置2~3层，另增加1层空层氨逃逸量2~5ppm逃逸量大，预热器积灰催化剂压力降50~100mmH2O不积灰运行单层催化剂寿命≥20000h全部催化剂更换周期为8~10年38SCR装置的主要组成烟气系统：省煤器旁路、风门、SCR反应器旁路、反应器进出口风门储注氨系统：氨罐、电加热蒸发器、风机、气气混合器、喷氨格栅、吹灰系统：风管及阀门反应器系统：催化剂、本体及支承电控及仪表。39SCR催化剂蜂窝型——SCR催化剂是由高通透性的陶瓷和活性金属材料构成，在多孔的催化剂材料内部有活性中心平板式——以不锈钢网格为基材，负载上含有活性成分的载体，再压制而成波纹板——制作玻璃纤维加固的TiO2基板，再把基板放到催化剂活性液中浸泡各种催化剂活性成份均为V2O5和WO3，比表面积300~1200m2/m3催化剂的费用估算大约占SCR系统总费用的20%或更多40蜂窝型催化剂实物图国际上供应的SCR催化剂的保证使用寿命为10000~30000小时，燃油和燃气装置的SCR催化剂寿命超过32000小时。SCR催化剂都含有附加组分和载体，使其具有稳定的耐热性和强度，并增加表面积。41加一层催化剂更换第一层更换第二层更换第三层更换第四层年42氨喷入格栅43国内SCR项目投资估算国内单位KW投资成本与脱硝率、运行费用表脱硝率（%）新机组投资成本（元/KW）新机组运行费用（元/kgNOX）老机组投资成本（元/KW）老机组运行费用（元/kgNOX）30502.0~4.01001.4~2.8501003.0~5.01202.0~3.5651204.0~6.01502.8~4.2801505.0~7.02003.5~5.044四、国内脱硝市场分析●全国火电装机容量预测：至2005年末，全国火电总装机447GW，规划2006~2010年间新增火电装机容230GW。“十五”和“十一五”仍将重点对新建电厂和大容量已建电厂建设脱硫装置，但对于在光化学污染的火电厂同步建设脱硝装置，建好示范工程，并加强NOX的排放收费制度的执行。●2005年1月执行新的火电厂烟气排放标准：45德国2004年新版国家标准46