脱硝工艺介绍.doc

1、图 6-1 典型火电厂 SCR 法烟气脱硝工艺流程图脱硝工艺介绍1 脱硝工艺图 1 LNB、SNCR 和 SCR 在锅炉系统中的位置目前成熟的燃煤电厂氮氧化物控制技术主要包括燃烧中脱硝技术和烟气脱硝技术，其中燃烧中脱硝技术是指低氮燃烧技术（LNB），烟气脱硝技术包括SCR、SNCR 和 SNCR/SCR 联用技术等，其在锅炉系统中的位置如图 1 所示。1.1烟气脱硝工艺应用目前进入工业应用的成熟的燃煤电厂烟气脱硝技术主要包括 SCR、SNCR 和SNCR/SCR 联用技术。1）SNCR 脱硝技术是指在锅炉炉膛出口 9001100的温度范围内喷入还原剂（如氨气）将其中的 NOx 选择性还原成 N

2、2 和 H2O。SNCR 工艺对温度要求十分严格，对机组负荷变化适应性差，对煤质多变、机组负荷变动频繁的电厂，其应用受到限制。大型机组脱硝效率一般只有 2545%，SNCR 脱硝技术一般只适用于老机组改造且对 NOx 排放要求不高的区域。2）SCR 烟气脱硝技术是指在 300420的烟气温度范围内喷入氨气作为还原剂，在催化剂的作用下与烟气中的 NOx 发生选择性催化反应生成 N2 和 H2O。SCR 烟气脱硝技术具有脱硝效率高，成熟可靠，应用广泛，经济合理，适应性强，特别适合于煤质多变、机组负荷变动频繁以及对空气质量要求较敏感的区域的燃煤机组上使用。SCR 脱硝效率一般可达 8090% ，可将

3、 NOx 排放浓度降至 100mg/m3（标态，干基，6%O 2）以下。3）SNCR/SCR 联用技术是指在烟气流程中分别安装 SNCR 和 SCR 装置。在SNCR 区段喷入液氨等作为还原剂，在 SNCR 装置中将 NOx 部分脱除；在 SCR 区段利用 SNCR 工艺逃逸的氨气在 SCR 催化剂的作用下将烟气中的 NOx 还原成 N2和 H2O。SNCR/SCR 联用工艺系统复杂，而且脱硝效率一般只有 5070%。三种烟气脱硝技术的综合比较见表 1。表 1 烟气脱硝技术比较技术方案序号 项 目 SCR SNCR/SCR 联用 SNCR 1 还原剂 NH3 或尿素 尿素或 NH3 尿素或 N

4、H3 2 反应温度 300420 前段：9001100后段：300420 9001100 3 催化剂 V2O5-WO3（MoO 3）/TiO 2 基催化剂 后段加装少量 SCR 催化剂 不使用催化剂 4 脱硝效率 80%90% 50%70% 大型机组 25%50% 5 SO2/SO3 氧化 会导致 SO2/SO3 氧化 SO2/SO3 氧化较 SCR 低 不导致 SO2/SO3 氧化 6 NH3 逃逸 小于 3ppm 小于 3ppm 小于 10ppm 7 对空气预热器影响 催化剂中的 V 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 NH

5、4HSO4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 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 序号 项 目技术方案SCR SNCR/SCR 联用 SNCR 9 锅炉的影响 受省煤器出口烟气温度影响 受炉膛内烟气流速、温度分布及 NOx 分布的影响 与 SNCR/SCR 混合系统影响相同 10 计算机模拟和物理流动模型要求 需做计算机模拟和物理流动模型试验 需做计算机模拟分析 需做计算机模拟分析11 占地空间 大（需增加大型催化

6、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 2 SCR 工艺2.1SCR 技术简介选择性催化还原法（SCR）的基本原理是利用氨（NH 3）对NOx的还原功能，使用氨气（NH 3）作为还原剂，将体积浓度小于5的氨气通过氨气喷射格栅（AIG）喷入温度为300420 的烟气中，与烟气中的NOx混合后，扩散到催化剂表面，在催化剂作用下，氨气（NH 3）将烟气中的NO和NO 2还原成无公害的氮气（N 2）和水（H 2O）（图3-6）。这里

7、“选择性”是指氨有选择的与烟气中的NOx进行还原反应，而不与烟气中大量的O 2作用。整个反应的控制环节是烟气在催化剂表面层流区和催化剂微孔内的扩散。图 2 SCR 反应示意图SCR 反应化学方程式如下：4NO + 4NH3 + O2 4N 2 + 6H2O （3-1）2NO2 + 4NH3 + O2 3N 2 + 6H2O （3-2）在燃煤烟气的 NOx 中，NO 约占 95%，NO 2 约占 5%，所以化学反应式（3-1）为主要反应，实际氨氮比接近 1:1。SCR 技术通常采用 V2O5/TiO2 基催化剂来促进脱硝还原反应。脱硝催化剂使用高比表面积专用锐钛型 TiO2 作为载体，（钒）V

8、2O5 作为主要活性成分，为了提高脱硝催化剂的热稳定性、机械强度和抗中毒性能，往往还在其中添加适量的WO3、（钼） MoO3、玻璃纤维等作为助添加剂。催化剂活性成分 V2O5 在催化还原 NOx 的同时，还会催化氧化烟气中 SO2 转化成 SO3（反应 3-3）。在空预器换热元件 140220低温段区域，SO 3 与逃逸的NH3 反应生成高粘性 NH4HSO4（反应 3-4），粘结与粘附烟气中的飞灰颗粒恶化空预器元件堵塞与腐蚀。为此，除严格控制氨逃逸浓度小于 3ppm 外，应尽可能减少V2O5 含量，并添加 WO3 或 MoO3，控制催化剂活性，抑制 SO2/SO3 转化，通常要求烟气经过催化

9、剂后的 SO2/SO3 转化率低于 1.0%。2SO2 + O2 2SO 3 （3-3）SO3+NH3+H2ONH 4HSO4 （3-4）SCR技术是当前世界上主流的烟气脱硝工艺，自上世纪70年代在日本燃煤电厂开始正式商业应用以来，目前在全世界范围内得到广泛的应用。作为一种成熟的深度烟气NOx后处理技术，无论是新建机组还是在役机组改造，绝大部分煤粉锅炉都可以安装SCR装置。其具有如下特点： 脱硝效率可以高达 95%，NOx 排放浓度可以控制到 50mg/m3（标态，干基，6%O2）以下，是其他任何一项脱硝技术都无法单独达到的； 催化剂在与烟气接触过程中，受到气态化学物质毒害、飞灰堵塞与磨损等因

10、素的影响，其活性逐渐降低，通常 34 年增加或更换一层催化剂。对于废弃催化剂，由于富集了大量痕量重金属元素，需要谨慎处理； 会增加锅炉烟道系统阻力 9001200Pa； 系统运行会增加空预器入口烟气中 SO3 浓度，并残留部分未反应的逃逸氨气，两者在空预器低温换热面上易发生反应形成 NH4HSO4，进而恶化空预器冷端的堵塞和腐蚀，因此需要对空预器采取抗 NH4HSO4 堵塞的措施。2.2SCR 技术分类烟气脱硝 SCR 工艺根据反应器在烟气系统中的位置主要分为三种类型（图 3）：高灰型、低灰型和尾部型等。1）高灰型 SCR 工艺：脱硝催化剂布置在省煤器和空预器之间，烟气中粉尘浓度和 SO2 含

11、量高，工作环境相对恶劣，催化剂活性下降较快，需选用低 SO2 氧化活性、大节距、大体积催化剂，但烟气温度合适（300400），经济性最高，是目前燃煤电厂烟气脱硝的主流布置形式。2）低灰型 SCR 工艺：脱硝催化剂位于除尘器和脱硫设施之间，烟气中粉尘浓度低，但 SO2 含量高，可选用低 SO2 氧化活性、小节距、中体积催化剂，但为了满足催化剂反应活性温度要求，需相应配置高温除尘系统，目前此项工艺仅在日本有所应用。3）尾部型 SCR 工艺：脱硝催化剂位于脱硫设施后，烟气中粉尘浓度和 SO2 含量都很低，可选用低 SO2 氧化活性、小节距、小体积催化剂，但由于烟气温度低于80，与低灰布置形式类似，需

12、要采用 GGH 烟气换热或外部热源加热方式将烟气温度升至催化剂活性反应温度，系统复杂，同样只适用于烟气成分复杂或者空间布置受到限制特定情况，此种布置形式在垃圾焚烧厂中有较多应用。图 3 SCR 反应器布置示意图2.3还原剂选择还原剂的选择是影响 SCR 脱硝效率的主要因素之一，应具有效率高、价格低廉、安全可靠、存储方便、运行稳定、占地面积小等特点。目前，常用的还原剂有液氨、尿素和氨水三种。结合本期工程的特点、国家规范和当地环保部门要求，对脱硝剂的选择进行分析如下。图 4 液氨制氨工艺流程图 图 5 氨水制氨工艺流程图1）液氨法（图 4）：液氨由专用密闭液氨槽车运送到液氨储罐，液氨储罐输出的液氨

13、在液氨蒸发器蒸发成氨气，并将氨气加热至常温后，送到氨气缓冲罐备用。缓冲罐的氨气经调压阀减压后，送入各机组的氨气/ 空气混合器中，与来自风机的空气充分混合后，通过喷氨格栅（AIG）喷人烟气中，与烟气混合后进入 SCR 催化反应器。液氨法在国内的运行业绩较多。2）氨水法（图 5）：通常是用 25的氨水溶液，将其置于存储罐中，然后通过加热装置使其蒸发，形成氨气和水蒸汽。可以采用接触式蒸发器法或采用喷淋式蒸发器法。氨水法对储存空间的需求较大，且运行中氨水蒸发需要消耗大量的能量，运行费用较高，国内业绩非常少。3）尿素法：分为水解技术与热解技术。其中水解技术包括 AOD 法（由SiiRTEC NiGi 公

14、司提供），U2A 法（由 Wahlco 公司和 Hammon 公司提供，图 6）和 NOxOUT Ultra 热解技术（ Fuel tech 公司提供，图 7）。目前在国内只有国电青山电厂采用了尿素水解技术，该脱硝机组已于 2011 年 8 月 27 日通过 168h 试运，但其技术经济性与稳定性还有待验证。热解技术在国内有部分运行业绩，如华能北京热电厂（4830t/h 锅炉）、京能石景山热电厂（4670t/h 锅炉）、华能玉环电厂（41000MW 机组）等。相对液氨法尿素法制氨初投资及运行费用均较高。图 6 尿素水解制氨工艺流程图图 7 尿素热解制氨工艺流程图三种还原剂的性能比较见表 2：使

15、用氨水作为脱硝还原剂，对存 储 、 卸 车 、 制 备 区 域 以 及 采 购 、 运 输 路 线 国 家没 有 严 格 规 定 ， 但 运输量大，运输费用高，制氨区占地面积大，而且在制氨过程中需要将大量的水分蒸发，消耗大量的热能，运行成本高昂。由于液氨来源广泛、价格便宜、投资及运行费用均较其他两种物料节省，因而目前国内 SCR 装置大多都采用液氨作为 SCR 脱硝还原剂；但同时液氨属于危险品，对于存储、卸车、制备、采购及运输路线国家均有较为严格的规定。液氨可作为本项目的首选方案，但需要经过安全与环评论证确定。表 2 还原剂性能比较（以 2300MW 脱硝机组为例）项目 液氨法 氨水法 尿素水

16、解法 尿素热解法还原剂存储条件 高压 常压 常压，干态 常压，干态还原剂存储形态 液态 液态 微粒状 微粒状还原剂运输费用 便宜 贵 便宜 便宜反应剂费用 便宜 较贵 贵 贵还原剂制备方法 蒸发 蒸发 水解 热解技术工艺成熟度 成熟 成熟 成熟 成熟系统复杂性 简单 复杂 复杂 复杂系统响应性 快 快 慢（510 分钟） 慢（510 分钟）产物分解程度 完全 完全 不完全 不完全潜在管道堵塞现象 无 无 有 无还原剂制备副产物 无 无 CO2 CO2设备安全要求 有法律规定 需要 基本上不需要 基本上不需要占用场地空间 不小于1500m2 不小于2000m2 很小小于 400m2 很小小于 4

17、00m2固定投资 最低 低 高 最高运行费用 最低 高 高 最高尿素制氨工艺安全成熟可靠，占地面积小，而且国家目前对尿素作为脱硝还原剂在存储、卸车、制备、采购及运输路线方面尚无要求，但由于尿素需 要 使 用 专 用设 备 热 解 或 水 解 制 备 氨 气 ， 设 备 投 资 成 本 高 ， 而 且 尿 素 价 格 高 ， 制 氨 过 程 中 需 要消 耗 大 量 的 热 量 ， 运 行 成 本 高 ， 所 以 在 国 内 仅 有 少 量 的 城 市 电 厂 因 安 全 和 占 地 等因 素 不 得 已 使 用 尿 素 作 为 脱 硝 剂 。 虽 然 尿 素 制 氨 有 水 解 和 热 解 两 种 工 艺 ， 但 由 于水 解 法 存 在 启 动 时 间 长 、 跟 踪 机 组 负 荷 变 化 的 速 度 较 慢 、 腐 蚀 严 重 等 问 题 ， 国 内使 用 尿 素 作 为 脱 硝 剂 几 乎 全 部 采 用 尿 素 热 解 工 艺 作 为 制 氨 工 艺 。