烟气脱硝技术培训资料

烟气脱硝技术1脱硝技术概述2脱硝技术（SCR工艺、催化剂、还原剂）4其他注意事宜3脱硝工程图片浏览氮氧化物污染及环保要求1、氮氧化物的危害氮氧化物（NOx）是一种重要的大气污染物，产生的危害如下:1、进酸雨的生成；2、增加近地层大气的臭氧浓度，产生光化学烟雾，影响能见度，3、对人体有强烈的刺激作用，引起呼吸道疾病，严重时会导致死亡；从NO2污染世界地图上看世界各国NOx污染严重，欧洲、北美和中国部分地区的大城市大气中NO2浓度非常高，中国已成为NO2排放的重灾区；根据国家环境监测站提供的数据也表明中国的氮氧化物污染非常严重，一些城市和地区的氮氧化物浓度超标，在部分城市已经出现光化学烟雾。世界范围内的NOx污染现状大气NO2浓度世界地图欧洲宇航局Envisat卫星2003年1月至2004年6月2、NOx污染物的概述电厂NOx的产生主要是由燃料（煤、燃气、燃油等）燃烧产生的。NOx是指NO、N2O、NO2、N2O4等的混合物，其中最主要的氮氧化物有NO和NO2。尽管燃烧过程中产生的NO的量比NO2多，在大气中NO会被氧化成NO2，所以NOx是以NO2的形式表示。燃烧中产生的NOx的组成中NO占90～95％，NO2占10～5％。燃烧温度越高，NO/NO2比越高。3、NOx污染物的产生快速型NOX：在富燃料燃烧时产生情况，燃煤过程一般不予考虑。热力型NOX：在高温燃烧时产生，高于1500℃生成量会比较多。燃料型NOX：燃料中固有的氮化合物经过复杂的化学反应后生成，燃料型NOX约占整个生成的NOX70～95%。氮氧化物排放的经验值：老燃煤电厂无低氮燃烧器900～1000mg/Nm3；新建电厂有低氮燃烧器550～500mg/Nm3，有时候可以低于500mg/Nm3。4、中国燃煤电厂NOx排放标准燃煤电站锅炉氮氧化物排放标准GB13223-2003（单位：mg/m3）时段第1时段第2时段第3时段实施时间2005.1.12005.1.12004.1.1燃煤锅炉Vdaf10％15001300110010％≤Vdaf≤20％1100650650Vdaf20％450对于环境容量有限和经济发达地区的电厂可执行更加严格的NOx的排放标准从2004年7月1日起，开始对NOX征收排污费，征收标准为0.6元/污染当量数，预计NOx排污费征收标准还将有所提高。随着国家环保政策的相继出台，NOx的排放浓度将收到越来越严格的控制，特别是“长三角”、“珠三角”、“津、京、唐”以及经济发达城市和环境重点保护区域对NOx的排放将成为控制的重点。如:北京市锅炉大气污染排放标准（DB11/139-2007）对于新建、扩建、改建锅炉，氮氧化物排放限值为：100mg/m3(电站锅炉)，150mg/m3(工业锅炉)对于在用锅炉氮氧化物排放限值为(电站锅炉)：250mg/m3(I时段)，100mg/m3(II时段)第I时段为自本标准实施之日起至2008年6月30日；第II时段为自2008年7月1日起实施。一、脱硝技术的概述1、目前国内脱硝系统的特点2、电厂的氮氧化物的排放控制技术目前商用的氮氧化物排放控制技术A、燃烧中脱硝：1、低NOx燃烧器（LNB）2、空气分级燃烧（OFA）、3、燃料分级燃烧、4、烟气再燃等；B、烟气脱硝：1、选择性催化还原（SCR）、2、选择性非催化还原（SNCR）、3、SCR/SNCR联用。3、选择性催化还原脱硝工艺SCRSCR脱硝技术是指使用还原剂（NH3等）在合适的温度范围在有氧条件下在催化剂的作用下将NOx选择性的还原为无害的氮气和水；SCR脱硝技术具有脱硝率高，选择性好，成熟可靠等优点，是国外电站广泛采用的脱硝技术；SCR技术首先在七十年代后期在日本的工业电站得到应用，随后在欧洲、美国等地区得到广泛的应用。优点有：1、最大的脱硝率可以大于80％，使得NH3的消耗量最优化，2、其运行温度范围较低在250～400℃；缺点1、要考虑流场分布、温度分布和氨氮比的分布，对设计要求较高，设计比较复杂，2、需要氨储存系统、吹扫系统、催化剂等，会使得制造和运行成本较高。3、低于250℃生成的硫酸氢铵会导致催化剂小孔堵塞；温度高于400℃会发生其他副反应（或者催化剂破坏）导致脱硝率下降。4、催化剂占脱硝系统40%的成本，投资运行费用较高。·4、选择性催化还原脱硝工艺SCR特点：•SO2+O2→SO3转化率小于1％；•氨消耗量低，脱硝后氨逃逸率低：1～3ppm，对后续设备影响较小；•脱氮效率80－90％，甚至更高（可达95％）•温度窗口宽：300~420℃，对主机负荷、煤种变化适应性强。5、选择性非催化还原脱硝工艺SNCRSNCR技术是非触媒的炉內噴射工艺。SNCR是由美国Exxon公司首先开发成功、首先在日本得到商业应用；SNCR无需催化剂，选择的还原剂与SCR相同，也为NH3、氨水或尿素SNCR以还原剂在锅炉上方和水平烟道喷入，与烟气中的NOx有选择的反应生成无害的N2和H2O；5、选择性非催化还原脱硝工艺SNCRSNCR的优点1、SNCR工艺的反应温度为900～1100℃，温度窗口较窄，脱硝率不高，一般为50～60%。2、SNCR改造投资成本较低，比较适合对现有锅炉的SNCR改造。SNCR的缺点1、氨耗量高；2、混合均匀的难度大，所以其脱硝率较低，只有50～60％。3、SNCR的投资较低，但是其氨逃逸量较大，会进入锅炉中产生不良的影响，因为电厂烟气中含有较多量的SO2，会生成硫酸铵或硫酸氢铵导致腐蚀。4、SNCR在电厂应用较少，在垃圾焚烧炉或小型炉中有较多的应用。6、SCR/SNCR联用脱硝工艺为了克服SCR和SNCR这两种方法的缺点，提出了SCR/SNCR联用技术，即在高温区使用SNCR法，在炉膛内喷入还原剂将NOx还原；在尾部烟道中安装SCR反应器。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70%以上。由于两种工艺联用，由于脱硝后的氨氮以及烟气成分分布以及工艺参数很难精确测定，因此控制调试难度较大。6、SCR/SNCR联用脱硝工艺2222222221)(2COOHNOCONHNOOHNNHNONOOHNNHNOOHNONHNO223222322223322127866444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。安全的还原剂为尿素，其后加的SCR可以省去AIG（AmmoniaInjectionGrid）系统。7、SCR、SNCR以及SCR/SNCR联产的比较主要成熟技术SCRSNCR/SCR联产SNCR1还原剂NH3或尿素尿素或NH3尿素或NH32反应温度300~400℃前段:900~1100℃，后段:320~400℃900~1100℃3催化剂成份主要为TiO2，V2O5WO3后段加装少量催化剂(成份同前)不使用催化剂4脱硝效率70%~90%40%~90%大型机组25%~40%，小型机组配合LNB、OFA技术可达80%5SO2/SO3氧化会导致SO2/SO3氧化SO2/SO3氧化较SCR低不导致SO2/SO3氧化6NH3逃逸3~5ppm3~5ppm左右5~10ppm7对空气预热器影响催化剂中的V、Mn、Fe等多种金属会对SO2的氧化起催化作用，SO2/SO3氧化率较高，而NH3与SO3易形成NH4HSO4造成堵塞或腐蚀SO2/SO3氧化率较SCR低，造成堵塞或腐蚀的机会较SCR低不会因催化剂导致SO2/SO3的氧化，造成堵塞或腐蚀的机会为三者最低8系统压力损失催化剂会造成较大的压力损失（＞100mmH2O）催化剂用量较SCR小，产生的压力损失相对较低(＜40-60mmH2O)没有压力损失9燃料的影响高灰分会磨耗催化剂，碱金属氧化物会使催化剂钝化影响与SCR相同无影响10锅炉的影响受省煤器出口烟气温度的影响受炉膛内烟气流速、温度分布及NOx分布的影响(需做计算机模拟分析)与SNCR/SCR混合系统影响相同(需做计算机模拟分析)11占地空间大（需增加大型催化剂反应器和供氨或尿素系统）较小(需增加一小型催化剂反应器，无需增设供氨或尿素系统)小(锅炉无需增加催化剂反应器)12使用业绩多数大型机组成功运转经验多数大型机组成功运转经验多数大型机组成功运转经验7、SCR、SNCR以及SCR/SNCR联产的比较从SCR、SNCR和SCR/SNCR联产的比较表中可知：SCR法脱硝效率高，氨逃逸量低，可满足严格的排放标准，但初投资高，发达国家多有采用；SNCR法虽然脱硝效率不高，氨逃逸量较大，其投资少、运行成本低，在发展中国家有较多应用；SCR/SNCR联产经济行和效率性的综合较好，目前投运较少。三种方法各有千秋，在世界范围内都得到较快的发展，目前采用SCR工艺技术的项目最多，数量是SNCR的两倍左右。二、脱硝技术（SCR工艺、催化剂、还原剂）1、SCR脱硝技术SCR脱硝技术是使用氨水溶液或者尿素作为还原剂。烟气与经计量的氨在脱硝反应器（DeNOxReactor）入口前均匀地混合。然后混合气体通过催化剂模组，在催化剂表面，经催化合成氮气和水蒸汽。在电厂烟气NOx中NO占95％，所以NO的反应是SCR脱硝的主反应。SCR脱硝技术具有脱硝率高，选择性好，成熟可靠等优点，是国外电站广泛采用的脱硝技术。按SCR设备设置在烟道不同位置，分为：a、高灰布置b、低灰布置c、尾端布置SCRConfigurationOptionsSCR的布置Boiler锅炉NH3SCRAirHeater空气预热器Air空气ESP静电过滤器FGD烟气去硫Stack烟囱SCRStackFGDAirHeaterAirNH3BoilerHot-SideESP静电过滤器热端FGDESPAirAirHeaterStackFuel燃料NH3SCRRegenerativeHeat再生热Exchanger换热器DuctBurner管道燃烧器HighDust高灰分LowDust低灰分TailEnd尾端Boiler202、SCR布置形式的选择虽然在高灰SCR（HD-SCR）系统中催化剂长期处于高浓度粉尘的烟气中，更易造成催化剂中毒、磨损、堵塞等，但由于催化剂位于省煤器和空预器之间，与催化剂活性温度窗口一致(300℃~450℃)，而且随着催化剂的进步，现在的催化剂供应商一般都确保催化剂三年以上的使用寿命，因此目前燃煤电厂SCR多采用高灰布置，国内采用的电厂SCR脱硝系统均为高灰布置形式。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3、锅炉SCR脱硝系统装置的基本流程4、SCR反应器示意图18触媒框架结构(垂直流型)4、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4、SCR反应器系统SCR反应器由反应器壳体、催化剂模块、催化剂吊装设备，催化剂支撑框架和吹灰器等，其中催化剂是SCR系统的关键。5、高灰段布置对主机设备的影响氨的逃逸对下游设备及系统影响：1、氨结晶盐吸附在下游空预器、除尘器、烟道上，造成设备堵塞和腐蚀。2、增加系统的阻力，增加运行费用等。6、催化剂的概述SCR催化剂是SCR脱硝系统的核心，作用是控制反应速度，加速需要的反应的发生，抑制不需要的副反应的发生。DeNOx催化剂是由活性金属（氧化物）负载在大比表面积的催化剂载体物质，如Al2O3、TiO2和SiO2等。SCR催化剂使用的活性物质主要是过渡金属元素（氧化物），如V2O5和WO3、MoO3等。催化剂一般在300～420℃脱硝效率高、选择性好、抗毒性强、运行可靠。7、催化剂的成分SCR催化剂最主要活性成分为V2O5；其主要载体为TiO2。其成分的组成以及比例，根据烟气中成分含量以及脱硝性能保证值不同。Gew%主要原材料TiO278%WO39%SO30.5-1%活性剂V2O50-3%纤维（机械稳定性）SiO27