1、火電廠煙氣脫硝技術火電廠煙氣脫硝技術目錄目錄l第一章 概論l第二章 選擇性催化還原脫硝原理與工藝l第三章 選擇性催化還原脫硝系統與設備2第一章第一章 概論概論l1.1燃煤氮氧化物危害l1.2脫硝政策法規l1.3燃煤氮氧化物排放現狀l1.4低NOx燃燒技術l1.5煙氣脫硝技術31.11.1燃煤氮氧化物危害燃煤氮氧化物危害lNONOx x的危害的危害 l氮氧化物，如N2O、NO、NO2、N2O3、N2O4和N2O5等，其中NO和NO2所占比例最大，是重要的大氣污染物。燃煤電站氮氧化物（NOx）指NO和NO2 ；lNO在大氣中可以氧化生成NO2；lNOx還參與光化學煙霧和酸雨的形成，光化學煙霧會使大

2、氣能見度降低，對眼睛、喉嚨有強烈的刺激作用，并會產生頭痛、呼吸道疾病惡化，嚴重的會造成死亡；空氣中允許的最高濃度5mg/m3(以NO2計)；l研究表明，HNO3對酸雨的貢獻呈增長之勢，降水中NO3/SO42比值在全國范圍內逐漸增加。 41.21.2脫硝政策法規脫硝政策法規火電廠大氣污染物排放標準（GB13223-2003） 2003年12月23日發布l2004年1月1日執行，規定不同時段的火電廠NOx最高允許排放濃度按下表規定執行。 2003年2月28日排污費征收使用管理條例由第369號國務院令發布，自2003年7月1日起實施。氮氧化物排污費自2004年7月1日開始征收，標準為0.63元/千克

3、。 5 3501.21.2脫硝政策法規（續）脫硝政策法規（續）火電廠氮氧化物防治技術政策 2010年1月27日環保部發布(環發201010號),包括總則、防治技術路線、低氮燃燒技術、煙氣脫硝技術、新技術開發、運行管理、監督管理等.l防治技術路線l 2.1倡導合理使用燃料與污染控制技術相結合、燃燒控制技術和煙氣脫硝技術相結合的綜合防治措施，以減少燃煤電廠氮氧化物的排放。l2.2燃煤電廠氮氧化物控制技術的選擇應因地制宜、因煤制宜、因爐制宜，依據技術上成熟、經濟上合理及便于操作來確定。l2.3低氮燃燒技術應作為燃煤電廠氮氧化物控制的首選技術。當采用低氮燃燒技術后，氮氧化物排放濃度不達標或不滿足總量控

4、制要求時，應建設煙氣脫硝設施。61.21.2脫硝政策法規（續）脫硝政策法規（續）l火電廠煙氣脫硝工程技術規范 （2010.2.3發布，4.1實施）l選擇性催化還原法(HJ562-2010)l選擇性非催化還原法(HJ563-2010)l未來政策趨向：l總量約束：“十二五”規劃將延續“十一五”總量控制的原則，除了“十一五”規劃中總量控制的COD和SO2外，污水處理中的氨氮與大氣排放中的NOx也將作為總量控制指標，進行硬約束。l補貼電價：參照脫硫電價補貼水平，脫硝補貼電價可能在0.012-0.015元/千瓦時的區間段，這一補貼水平能有效覆蓋企業增加的脫硝成本，且企業具備投資脫硝設備的積極性。l氮氧化

5、物是“十二五”規劃中主要控制的污染物之一。71.31.3燃煤電廠氮氧化物排放現狀燃煤電廠氮氧化物排放現狀lNOx生成途徑主要有三種：“熱力型”NOx（Thermal NOx），為燃燒用空氣中的N2在高溫下氧化而產生的氮氧化物；低于1350幾乎不生成，1500 少量生成，超過1500 大量生成?！翱焖傩汀盢Ox（Prompt NOx），為碳化氫燃料過濃時燃燒產生的氮氧化物；鍋爐燃燒生成量微不足道，受壓力影響較大?！叭剂闲汀盢Ox（Fuel NOx），為燃料中含有的氮的化合物（如雜環氮化物）在燃燒過程中氧化而生成的氮氧化物。l一般，當燃料中氮的含量超過0.1%時，所生成的NO在煙氣中的濃度將會超過

6、260mg/Nm3，90%的NOx是“燃料型”NOx，“燃料型”NOx是煤燃燒時產生NOx的主要來源。 81.31.3燃煤電廠氮氧化物排放現狀（續）燃煤電廠氮氧化物排放現狀（續）l我國燃煤電站鍋爐的排放范圍為6001200 mg/Nm3（固態排渣煤粉爐）、8501150 mg/Nm3（液態排渣煤粉爐）。l對于300 MW四角切圓的燃燒爐，NOx排放量為610830 mg/Nm3；l而旋流器墻式布置的鍋爐，一般增大25%左右。l燃用煙煤的300 MW機組切圓燃燒鍋爐采用低NOx措施后，其NOx排放量較少，能在允許的標準范圍內。l但燃用貧煤時NOx排放量普遍超標，燃用煙煤的旋流燃燒器墻式鍋爐也往往

7、超標，W火焰鍋爐大多超標。 9l我國80%以上NOx來自占國土面積45%的華東、中南、華北及東北地區，而占國土面積55%的西南和西北地區NOx，排放量不足全國排放總量的1/5。NOx排放大省包括河北、江蘇、遼寧、山東、廣東、河南等。 101.31.3燃煤電廠氮氧化物排放現狀（續）燃煤電廠氮氧化物排放現狀（續）l十多年來我國火電氮氧化物排放總量逐年增加，單位火電發電量的氮氧化物排放量水平為4 g/kWh左右（見表1-6），遠遠超過發達國家1999年的水平（美國2.25 g/kWh，日本0.3 g/kWh，英國1.88 g/kWh）。當然除了我國未采用有效的NOx控制技術外，還與我國機組煤耗水平比

8、發達國家高有關。 111.31.3燃煤電廠氮氧化物排放現狀（續）燃煤電廠氮氧化物排放現狀（續）1.41.4低低NOxNOx燃燒技術燃燒技術l煤燃燒過程中影響NOx生成的主要因素有：（1）燃料、煤種特性燃料、煤種特性，如煤的含氮量、揮發分含量、燃料中固定碳/揮發分之比以及揮發分中含氫量與含氮量之比；（2）鍋爐燃燒溫度鍋爐燃燒溫度、燃燒區域的溫度峰值；（3）鍋爐過量空氣系數鍋爐過量空氣系數，影響反應區中氧、氮、一氧化氮和烴根等的含量；可燃物在反應區中的停留時間。（4）鍋爐負荷，鍋爐負荷，負荷增大，燃料量增大，燃燒溫度增大，NOx生成量增加。 12NOx生成與還原途徑131.41.4低低NOxNOx

9、燃燒技術（續）燃燒技術（續）l針對NOx形成機理和影響因素，與之對應的低NOx燃燒技術原理為：1減少燃料周圍的氧濃度。包括：降低爐內過?？諝庀禂?，以減少爐內空氣總量；減少一次風量和減少揮發分燃盡前燃料與二次風的摻混，以減少著火區氧濃度，如空氣分級，低NOx燃燒器。2在氧濃度較少的條件下，維持足夠的停留時間，使燃料中的氮不易生成NOx，而且使生成的NOx經過均相或多相反應而被還原分解，如燃料分級（再燃），低NOx燃燒器。3在過?？諝獾臈l件下，降低溫度峰值，以減少熱力型NOx的生成，如采用降低熱風溫度和煙氣再循環等。 141.4.1低氧燃燒低氧燃燒 l通過燃燒調整，減少氧氣濃度，使燃燒過程在盡可能

10、接近理論空氣量的條件下進行，一般可降低15%20%的NOx排放。l四角燃燒及墻式燃燒煙煤鍋爐采用低氧燃燒技術，滿負荷時省煤器出口氧量由4%降為3%，NOx下降20%。l但是煙氣中CO濃度和飛灰可燃物含量可能上升，燃燒經濟性下降。l此外，低氧濃度會使爐膛內的某些區域成為還原性氣氛，從而降低灰熔點引起爐壁結渣和腐蝕。l采用低氧燃燒技術需要運行經驗，兼顧燃燒效率和NOx排放兩個因素，需綜合考慮確定最佳氧量。 151.4.2空氣分級燃燒空氣分級燃燒 l通過送風方式的控制，降低燃燒中心的氧氣濃度，抑制主燃燒區NOx的形成，燃料完全燃燒所需要的其余空氣由燃燒中心區域之外的其它部位引入，使燃料燃盡。 l在主

11、燃燒區，由于風量減少，形成了相對低溫，貧氧而富燃料的區域，燃燒速度低，且燃料中的氮大部分分解為HCN、HN、CN、CH等，使NOx分解，抑制NOx生成。 16171.4.2空氣分級燃燒空氣分級燃燒 （續）（續）l垂直分級常用的方法是將部分二次風移到燃燒器上部，并拉開適當的距離，從而造成下部主燃燒區的過量空氣減少，提高煤粉濃度，使其處于缺氧燃燒狀態，在上部的二次風（OFA）的加入會進一步使燃料燃盡。垂直空氣分級可降低NOx30%。l水平空氣分級，使部分二次風射流偏離爐膛，遠離燃燒中心，延遲煤與空氣的混合，減少火焰中心氧量，降低NOx生成，同時還可避免水冷壁附近形成還原性氣氛，減弱水冷壁的高溫腐蝕

12、。 l空氣分級減少了NOx的生成同時保證了鍋爐的燃燒效率，但是前提是必須合理設置分段風量的位置和分配比例。如果風量分配不當，會增加鍋爐的燃燒損失，造成受熱面結渣。 181.4.3煙氣再循環煙氣再循環 l空氣預熱器抽取部分煙氣，直接送入爐膛或者與一、二次風混合后通過燃燒器進入爐膛，減少爐膛氧濃度，降低燃燒溫度，從而降低NOx排放；l技術的關鍵是煙氣再循環率的選擇和燃料種類的變化。燃氣鍋爐上可取得50%的NOx降低效率，對于燃煤鍋爐，FGR降低NOx的效率小于20%。l煙氣再循環率越高，降低NOx的效果越明顯，但是再循環率受到再循環風機出力的限制，且影響火焰穩定，煤粉燃盡等，通常再循環率控制在20

13、-30%。 191.4.4低低NOx燃燒器燃燒器 l燃燒器是鍋爐設備的重要組成部分，一方面它對鍋爐的可靠性和經濟性起著決定性的作用，另一方面，從NOx的生成機理來看，占NOx絕大部分的燃料型NOx的生成是在煤粉著火階段完成的。因此，通過對燃燒器進行特殊設計，改變燃燒器內的風煤比，盡可能的降低著火區氧的濃度和溫度，可抑制燃燒初期NOx的生成。 20l幾乎各大公司都有自己品牌的低NOx燃燒器。包括直流和旋流，基本上都是根據空氣分級濃淡燃燒降低NOx排放機理來實現的，可降低NOx30%60%。 l濃淡燃燒的基本思想是將一次風分成濃淡兩股氣流，濃煤粉氣流是富燃料燃燒，揮發分析出速度加快，造成揮發分析出

14、區缺氧，使己形成的NOx還原為氮分子。淡煤粉氣流為貧燃料燃燒，會生成一部分燃料型NOx，但是由于溫度不高，所占份額不多。l濃淡兩股氣流均偏離各自的燃燒最佳化學當量比，既確保了燃燒初期的高溫還原性火焰不過早與二次風接觸，使火焰內的NOx還原反應得以充分進行，同時揮發分的快速著火，使火焰溫度能維持在較高的水平，又防止了不必要的燃燒推遲，從而保證煤粉顆粒的燃盡。l比較典型的低NOx燃燒器有三菱公司的PM燃燒器，CE公司的WR燃燒器，FW公司的旋風分離式燃燒器等。211.4.5燃料分級燃料分級再燃再燃 l我國在元寶山發電廠600MW機組上完成直吹式制粉系統的超細化煤粉再燃技術示范工程，脫硝效率達到50

15、%。 在寶鋼發電廠350MW機組上完成氣體燃料作為再燃燃料的再燃技術示范工程。2223l哈爾濱工業大學研究水平濃淡燃燒與垂直空氣分級燃燒相結合的低NOx燃燒技術，降低NOx排放顯著，尤其對于大型鍋爐低NOx燃燒改造具有較好的應用前景。 241.51.5煙氣脫硝技術煙氣脫硝技術l煙氣脫硝技術按照其作用原理不同，主要分為催化還原、吸收和吸附三類l按照工作介質不同可分為干法和濕法兩類。lNOx與SO2相比，缺乏化學活性，難以被水溶液吸收，NO溶解度為4.7%（20 ），NO2微溶。干法催化還原脫硝技術一般采用含有氨基的還原劑，與NOx反應生成N2和H2O，脫硝副產品無害和便于處理。l濕法脫硝裝置龐大

16、，反應裝置的防腐、副產品處理較難，技術尚未成熟應用。目前，大規模工業應用的脫硝技術為：選擇性催化還原（Selective Catalytic ReductionSCR），選擇性非催化還原（Selective Non-catalytic ReductionSNCR）。 251.5.1選擇性催化還原煙氣脫硝技術選擇性催化還原煙氣脫硝技術 l選擇性催化還原法是指在催化劑的作用下，以NH3作為還原劑，“有選擇性”地與煙氣中的NOx反應并生成無毒無污染的N2。和H2O。l原理首先由Engelhard 公司發現并于1957年申請專利，后來日本在本國環保政策的驅動下，成功研制出了現今被廣泛使用的V2O5/T

17、iO2催化劑，并分別在1977年和1979年在燃油和燃煤鍋爐上成功投入商業運用。lSCR目前已成為世界上應用最多、最為成熟且最有成效的一種煙氣脫硝技術。SCR技術對鍋爐煙氣NOx控制效果十分顯著，占地面積小，技術成熟，易于操作，可作為我國燃煤電廠控制NOx污染的主要手段之一。同時SCR技術消耗NH3和催化劑，也存在運行費用高、設備投資大的缺點。 261.5.2選擇性非催化還原煙氣脫硝技術選擇性非催化還原煙氣脫硝技術 l選擇性非催化氧化還原法工藝，也被稱為熱力DeNOx工藝，最初由美國的Exxon公司發明并于1974年在日本成功投入工業應用。 27SNCR脫硝原理脫硝原理l爐膛溫度9001100

18、，在無催化劑作用下，NH3或尿素等氨基還原劑可選擇性地還原煙氣中的NOx，基本上不與煙氣中的O2作用，主要反應如下：氨為還原劑時：4NH3+6NO 5N2+6H2O(1-1)當溫度更高時則可發生正面的競爭反應4NH3+5O24NO+6H2O(1-2)尿素（NH2CONH2）作還原劑時：(NH2)2CO2NH2+2CO(1-3)NH2+2NON2+H2O(1-4)CO+NON2+CO2(1-5)28SNCR技術特點技術特點lSNCR工藝的NOx脫除效率主要取決于反應溫度反應溫度、NH3與與NOx的化學計量比的化學計量比、混合程度混合程度、反應時間反應時間等。研究表明SNCR工藝的溫度控制至關重要

19、，若溫度過低，NH3的反應不完全，容易造成NH3泄漏；而溫度過高NH3則容易被氧化為NO，抵消了NH3的脫除效果。溫度過高或過低都會導致還原劑損失和NOx脫除率下降。l通常設計合理的SNCR工藝能達到30%70%的脫除效率，80%的效率也曾有文獻報道。lSNCR可能出現的問題同SCR工藝相似，比如氨泄漏、N2O的產生，當采用尿素作還原劑時，還可能產生CO二次污染等問題。然而通過合理的工藝設計和參數控制，這些隱患均可以降到最小。29SNCR技術特點（續）技術特點（續）lSNCR與SCR相比運行費用低，舊設備改造少，尤其適合于改造機組，僅需要氨水儲槽和噴射裝置，投資較SCR法小，但存在還原劑耗量大

20、、NOx脫除效率低等缺點，溫度窗口的選擇和控制也比較困難，同時不同的鍋爐形式和負荷狀態需要采用不同的工藝設計和控制策略，設計難度較大。301.5.3 SNCR/SCR聯合煙氣脫硝技術聯合煙氣脫硝技術 lSNCR/SCR聯合煙氣脫硝技術結合了兩者的優勢，將SNCR工藝的還原劑噴入爐膛，用SCR工藝使逸出的NH3和未脫除的NOx進行催化還原反應。 l理論上，SNCR工藝在脫除部分NOx的同時也為后面的催化法脫除更多的 NOx提供了所需的氨。l在聯合工藝的設計中，一個重要的問題是將氨與NOx充分混合。SNCR體系可向SCR催化劑提供充足的氨，但是要想控制好氨的分布以適應NOx分布的改變卻是非常困難的

21、。l對這種潛在的分布不均，在理論上還沒有好的解決辦法，并且鍋爐越大，這種分布就越不好。如果SCR催化劑上的氨得不到充足的NOx，那么一部分氨沒發生反應就通過了催化劑。l相反，如果高濃度NOx區域處煙氣中沒有充足的氨，則在這些催化區域沒有NOx還原反應發生。為了彌補這種分布不均的現象，聯合工藝的設計應提供一個充足氨的給予系統。 31圖圖1-3 SNCR/SCR聯合工藝脫硝流程聯合工藝脫硝流程1鍋爐；2催化反應器；3氨或尿素儲罐；4空氣加熱器 32典型的聯合裝置能脫除典型的聯合裝置能脫除84的的NOx，同時逸出同時逸出NH3濃度低于濃度低于10L/L。圖1-4 SNCR/SCR聯合工藝NOx脫除效

22、率 331.5.4其它煙氣脫硝技術其它煙氣脫硝技術 l1液體吸收法液體吸收法 表1-9 液體吸收法煙氣脫硝工藝 342微生物吸收法微生物吸收法 l微生物處理NOx與微生物處理有機揮發物及臭氣有較大的不同。由于NOx是無機氣體，其構成不含有碳元素，因此微生物凈化NOx是適宜的脫氮菌在有外加碳源的情況下，利用NOx作為氮源，將NOx還原成無害的N2，而脫氮菌本身獲得生長繁殖。其中NOx先溶于水中形成NO3及NO2，再被生物還原為N2，而NO則是被吸附在微生物表面后直接被生物還原為N2。l微生物吸收法具有工藝設備簡單、能耗和處理費用低、效率高、無二次污染等優點。但目前還處于研究階段，未見有工業應用的

23、報道。 353活勝炭吸附法活勝炭吸附法 l活比炭具有發達的微孔結構和較大的比表面積，對煙氣中的NOx和SO2有較強的吸附能力。因此，活性炭吸附法不僅能脫硝，而且能同時脫硫。l活性炭工藝在長期連續和穩定運行下，可達到98以上的SO2脫除率和80以上的NOx脫除率。 36圖圖1-5 Mitsui-BF流化床活性炭煙氣同時脫硫脫硝工藝流程流化床活性炭煙氣同時脫硫脫硝工藝流程1吸收塔；2活性炭倉；3解吸塔；4還原反應器；5煙氣清潔器；6Claus裝置；7煅燒裝置；8硫冷凝器；9爐股；10風機在吸收塔的第二段中，活性炭又充當了SCR工藝中的催化劑，在100200時向煙氣中加入氨就可脫除NOx。4NO4N

24、H3O24N26H2O(1-6)2NO24NH3O23N26H2O(1-7)374電子束法電子束法 l工藝過程：燃煤鍋爐排出的煙氣經除塵后，進入冷卻塔，在塔中由噴霧水冷卻到6570。在煙氣進入反應器之前，注入接近化學計量的氨氣，然后進入反應器，受高能電子束照射，煙氣中的N2、O2和水蒸氣等發生輻射反應，生成大量的離子、自由基、原子、電子和各種激發態的原子、分子等活性物質。它們將煙氣中的SO2和NOx氧化為SO3和NO2。這些高價的硫氧化物和氮氧化物與水蒸氣反應生成霧狀的硫酸和硝酸，這些酸再與事先注入反應器的氨反應。生成硫酸銨和硝酸銨。最后用靜電除塵器收集氣溶膠形式的硫酸銨和硝酸銨，凈化后的煙氣

25、經煙囪排放。副產品經造粒處理后可作化肥銷售。 38圖圖1-6電子束法煙氣脫硫脫硝工藝流程電子束法煙氣脫硫脫硝工藝流程1鍋爐；2靜電除塵器；3冷卻塔；4儲氨罐；5電子加速器；6反應器；8引風機；9副產品儲罐；10煙囪l工藝特點：干法處理過程，不產生廢水廢清；能同時脫硫脫硝，并可達到90以上的脫硫率和80以上的脫硝率；不足之處在于建設費用高，電子加速器不易運行及維護，副產品硫酸銨和硝酸銨混合物作化肥使用的市場不夠好。 391.5.5各種脫硝工藝的比較各種脫硝工藝的比較 l選取煙氣脫硝工藝應遵循的原則：NOx排放濃度和排放量滿足有關環保標準；術成熟，運行可靠，有較多業績，可用率達90以上；對煤種適應

26、性強，并能夠適應燃煤含氮量在一定范圍內的變化；可能節省建設投資；布置合理，占地面積較少；吸收劑、水和能源消耗少，運行費用較低；吸收劑來源可靠，質優價廉；副產物、廢水均能得到合理的利用或處置。 4041各種脫硝技術比較（因機組容量數據有所不同）各種脫硝技術比較（因機組容量數據有所不同） 脫硝技術脫硝效率/%投資成本/$kW-1脫除NOx費用/$t-1燃燒器改造103015100200低NOx燃燒器(LNB)306052050300空氣分級（OFA）2040510200450煙氣再循環（FGR）304035200300再燃天然氣6010153001 500煤粉502030200500生物質602030先進再燃天然氣8520253001 500煤粉833045200800生物質903045選擇性非催化還原（SNCR）40705154001 000選擇性催化還原（SCR）809025608003 000表表1-10主要煙氣脫硝工藝的比較主要煙氣脫硝工藝的比較 42表表1-11 國外國外600MW等級機組等級機組NOx控制技術及控制技術及復合脫硝技術的經濟分析復合脫硝技術的經濟分析 431.5.6國