電力火力發(fā)電廠煙氣脫硝技術及應用

電力火力發(fā)電廠煙氣脫硝技術及應用第1頁，課件共38頁，創(chuàng)作于2023年2月一火力發(fā)電廠氮氧化物排放政策二火力發(fā)電廠減少氮氧化物排放技術三煙氣脫硝工藝方案及國內(nèi)外應用概況四煙氣脫硝工程投資及運行成本五國內(nèi)運行煙氣脫硝裝置情況簡介火力發(fā)電廠煙氣脫硝技術及應用第2頁，課件共38頁，創(chuàng)作于2023年2月火力發(fā)電廠氮氧化物排放政策火力發(fā)電廠氮氧化物排放政策第3頁，課件共38頁，創(chuàng)作于2023年2月火力發(fā)電廠氮氧化物排放政策目前火力發(fā)電廠氮氧化物排放標準2004年1月1日起火電廠建設開始執(zhí)行新版《火電廠大氣污染物排放標準》(GB13223-2003)，其中明確要求“第3時段火力發(fā)電鍋爐須預留煙氣脫除氮氧化物裝置空間”。第4頁，課件共38頁，創(chuàng)作于2023年2月火力發(fā)電鍋爐及燃氣輪機組NOx最高允許排放濃度(mg/Nm3)火力發(fā)電廠氮氧化物排放政策時段第1時段第2時段第3時段實施時間2005年

1月1日2005年

1月1日2004年

1月1日燃煤鍋爐Vdaf＜10%15001300110010％≤Vdaf≤20%1100650650Vdaf＞20%450燃油鍋爐650400200燃氣輪機組燃油150燃氣80第5頁，課件共38頁，創(chuàng)作于2023年2月2.修訂中的火力發(fā)電廠氮氧化物排放標準根據(jù)最新的《火電廠大氣污染物排放標準》(GB13223-20xx）修訂報批稿中的規(guī)定：對現(xiàn)有機組：自2011年1月1日起執(zhí)行表1中第一階段大氣污染物排放標準；自2015年1月1日起執(zhí)行表1中第二階段大氣污染物排放標準。2004年1月1日以后通過環(huán)評的燃煤機組的氮氧化物排放標準為200mg/mg3。重點地區(qū)現(xiàn)有電廠2013年1月1日起執(zhí)行表2中大氣污染物排放標準；對新建機組：自2011年1月1日起執(zhí)行表2中大氣污染物排放標準，即燃煤機組的氮氧化物排放標準全部為200mg/mg3

；重點地區(qū)執(zhí)行表3中大氣污染物排放標準,即燃煤機組的氮氧化物排放標準全部為100mg/mg3

?；鹆Πl(fā)電廠氮氧化物排放政策第6頁，課件共38頁，創(chuàng)作于2023年2月火力發(fā)電廠氮氧化物排放政策第7頁，課件共38頁，創(chuàng)作于2023年2月火力發(fā)電廠氮氧化物排放政策第8頁，課件共38頁，創(chuàng)作于2023年2月火力發(fā)電廠氮氧化物排放政策第9頁，課件共38頁，創(chuàng)作于2023年2月3.排污費的征收

按國家目前的廢氣排污費征收標準，氮氧化物從2004年7月1日起按每一污染當量（該污染物的排放量（千克）/該污染物的污染當量值（0.95千克））0.6元收費。對超過國家或者地方規(guī)定排放標準的污染物，應在該種污染物排污費收費額基礎上加1倍征收超標準排污費。

火力發(fā)電廠氮氧化物排放政策第10頁，課件共38頁，創(chuàng)作于2023年2月1.煙氣中NOx的形成機理2.火電廠減少氮氧化物排放技術簡介火力發(fā)電廠減少氮氧化物排放技術二火力發(fā)電廠減少氮氧化物排放技術第11頁，課件共38頁，創(chuàng)作于2023年2月1.煙氣中NOx的形成機理

火力發(fā)電廠減少氮氧化物排放技術電廠燃煤鍋爐燃燒時生成的氮氧化物NOx，按生成來源有三種類型：熱力型NOx：空氣中的氮氣在高溫下氧化生成NOx。燃料型NOx：燃料中的氮化合物在燃燒過程中熱分解后氧化生成的NOx。速度型NOx：燃燒時空氣中氮氣和燃料中的碳氫化合物反應生成的NOx。

通常熱力型NOx占總NOx的25％，燃料型NOx占總NOx的75％，速度型NOx所占份額很少。第12頁，課件共38頁，創(chuàng)作于2023年2月1.煙氣中NOx的形成機理

火力發(fā)電廠減少氮氧化物排放技術據(jù)研究表明，熱力型NOx生成量與燃燒區(qū)反應溫度、氧濃度和停留時間有關，其中反應溫度對生成量的影響超過氧濃度和停留時間對生成量的影響，當燃燒區(qū)溫度超過1300℃，NOx生成量將與反應溫度呈指數(shù)關系上升。燃料型NOx生成量隨著燃料中的氧氮比、燃燒溫度和著火階段氧濃度的增加而增加。因此，降低鍋爐排煙中的NOx含量，首先是控制鍋爐燃燒，降低燃燒過程中的燃燒溫度和氧濃度是最有效的方法，但這與鍋爐燃燒強度和燃燒效率的要求相矛盾，因此如何協(xié)調(diào)這對矛盾是降低鍋爐煙氣NOx生成量的關鍵技術。第13頁，課件共38頁，創(chuàng)作于2023年2月2.火電廠減少氮氧化物排放技術簡介火力發(fā)電廠減少氮氧化物排放技術燃燒控制脫硝技術煙氣脫硝技術第14頁，課件共38頁，創(chuàng)作于2023年2月2.火電廠減少氮氧化物排放技術簡介火力發(fā)電廠減少氮氧化物排放技術燃燒控制脫硝技術低NOx燃燒器技術

爐膛空氣分級燃燒技術燃料分級燃燒技術第15頁，課件共38頁，創(chuàng)作于2023年2月2.火電廠減少氮氧化物排放技術簡介火力發(fā)電廠減少氮氧化物排放技術低NOx燃燒器技術

目前低NOx燃燒器的主要型式是濃淡燃燒器，它把煤粉空氣混合物分離成濃煤粉流和淡煤粉流兩股氣流，這樣可在一次風總量不變前提下改變煤粉流中的煤粉濃度。濃粉流中的煤粉在欠空氣量（過量空氣系數(shù)遠小于1）下燃燒，因氧濃度不足，氮得不到氧化，NOx生成量降低。淡粉流中的煤粉在過量空氣下燃燒，使煤粉充分燃盡，但是由于風量大，此區(qū)域溫度降低，同時也抑制了NOx的生成。我國目前廣泛使用的濃淡燃燒器有：PM型直流式濃淡燃燒器WR擺動型濃淡燃燒器立式旋風分離型濃淡燃燒器軸向旋流濃淡燃燒器和徑向旋流濃淡燃燒器等，這些燃燒器配合爐膛低過量空氣燃燒，能使燃燒煙煤生成的NOx量降低到400～450mg/m3。第16頁，課件共38頁，創(chuàng)作于2023年2月2.火電廠減少氮氧化物排放技術簡介火力發(fā)電廠減少氮氧化物排放技術爐膛空氣分級燃燒技術爐膛空氣分級燃燒技術是將燃燒所需的空氣分級送入燃燒區(qū)。第一級空氣量為總空氣量的70～75％，由主燃燒器送入爐膛，煤粉在缺氧富燃條件下燃燒，其燃燒區(qū)稱為一次燃燒區(qū)。在此區(qū)域煤粉中的氮分解生成大量中間活性產(chǎn)物HN、HCN、CN、NHi等，它們相互復合，或?qū)⒁延械腘Ox進行還原分解，從而抑制了NOx的生成。第二級空氣量為總空氣量的15～25％，在距主燃燒器有一定距離的上方被送入爐膛，使煤粉進入空氣過量區(qū)燃燒，直至全部燃盡為止，此區(qū)域稱為二次燃燒區(qū)，第二級空氣也稱為燃燼風。雖然二次燃燒區(qū)空氣量較大，但是二次燃燒區(qū)溫度不高，煤粉中的氮轉(zhuǎn)變成NOx的量也不會太多，使得總的NOx生成量得到控制。第17頁，課件共38頁，創(chuàng)作于2023年2月2.火電廠減少氮氧化物排放技術簡介火力發(fā)電廠減少氮氧化物排放技術爐膛空氣分級燃燒技術在爐膛空氣分級燃燒技術中，燃燼風噴口距離最高層主燃燒器要有一定距離，保證還原性氣氛區(qū)有足夠的高度，使得煤粉在一次燃燒區(qū)燃燒生成的NOx能有充分的停留時間，還原成N2?？諝夥旨壢紵夹g在我國應用較為廣泛，據(jù)資料顯示，我國300MW及其以上機組80％應用了空氣分級燃燒技術。國外應用更為廣泛，其中美國應用基于空氣分級燃燒的低NOx燃燒器改造燃煤鍋爐工程達到380臺，應用爐膛空氣分級改造的燃煤鍋爐工程達120臺，機組容量分別為130GW和50GW。第18頁，課件共38頁，創(chuàng)作于2023年2月2.火電廠減少氮氧化物排放技術簡介火力發(fā)電廠減少氮氧化物排放技術爐膛空氣分級燃燒技術在爐膛空氣分級燃燒技術中，燃燼風噴口距離最高層主燃燒器要有一定距離，保證還原性氣氛區(qū)有足夠的高度，使得煤粉在一次燃燒區(qū)燃燒生成的NOx能有充分的停留時間，還原成N2。空氣分級燃燒技術在我國應用較為廣泛，據(jù)資料顯示，我國300MW及其以上機組80％應用了空氣分級燃燒技術。國外應用更為廣泛，其中美國應用基于空氣分級燃燒的低NOx燃燒器改造燃煤鍋爐工程達到380臺，應用爐膛空氣分級改造的燃煤鍋爐工程達120臺，機組容量分別為130GW和50GW。第19頁，課件共38頁，創(chuàng)作于2023年2月2.火電廠減少氮氧化物排放技術簡介火力發(fā)電廠減少氮氧化物排放技術燃料分級燃燒技術燃料分級燃燒技術是將兩種燃料或同種燃料置于三個區(qū)域中燃燒。第一燃燒區(qū)是氧化性區(qū)域或稍還原性區(qū)域，主燃料在此區(qū)域燃燒，并生成NOx。第二燃燒區(qū)是還原區(qū)域，二次燃料送入后生成碳氫化合物基團，與來自第一燃燒區(qū)煙氣中的NOx進行還原反應，將NOx還原為N2。第三燃燒區(qū)是燃盡區(qū)，送入燃盡風使燃料全部燃盡。第20頁，課件共38頁，創(chuàng)作于2023年2月2.火電廠減少氮氧化物排放技術簡介火力發(fā)電廠減少氮氧化物排放技術燃料分級燃燒技術二次燃料從主燃燒器上部噴入爐膛，在爐膛中停留時間短，因此要求二次燃料揮發(fā)份高、易著火，同時還要求二次燃料含氮量低，以減少NOx排放量。最理想的二次燃料是天然氣，它極易著火，又不含氮。油和細煤粉也可以作為二次燃料。第21頁，課件共38頁，創(chuàng)作于2023年2月2.火電廠減少氮氧化物排放技術簡介火力發(fā)電廠減少氮氧化物排放技術燃料分級燃燒技術燃料分級燃燒技術首選由德國在80年代末期提出，稱為IFNR技術（in-furnaceNOxReduction）。在日本，首先是三菱公司在新建大型電站鍋爐上采用稱為MACT的先進燃燒技術；其次是川崎公司的KVC大容積燃燒技術等。在德國，除了巴布科克的INFR外，還有斯坦謬勒的NOx-RIF技術。在美國和歐洲，近年都成功地進行了采用燃料分級燃燒降低NOx排放的示范工程。燃料分級燃燒技術目前在我國尚未應用過，基本上還停留在試驗室研究階段。第22頁，課件共38頁，創(chuàng)作于2023年2月2.火電廠減少氮氧化物排放技術簡介火力發(fā)電廠減少氮氧化物排放技術為了更好的降低NOX的排放量，很多公司常將低NOx燃燒器和爐膛低NOx燃燒技術，如空氣分級、燃料分級等組合在一起，構(gòu)成一個低NOx的燃燒系統(tǒng)。根據(jù)經(jīng)驗，采用改進燃燒技術的方法來控制NOx的生成，可以降低NOx達60％。對于不同的燃煤鍋爐，由于其燃燒方式、煤種特性、鍋爐容量以及其他具體條件的不同，在選用不同的低NOx燃燒技術時，必須根據(jù)具體的條件進行技術經(jīng)濟比較，使所選用的低NOx燃燒技術和鍋爐的具體設計和允許條件相適應。不僅要考慮鍋爐降低NOx的效果，而且還要考慮在采用低NOx燃燒技術后，對火焰的穩(wěn)定性、燃燒效率、蒸汽溫度的控制、受熱面結(jié)渣和腐蝕等可能帶來的影響。燃燒控制脫硝技術第23頁，課件共38頁，創(chuàng)作于2023年2月2.火電廠減少氮氧化物排放技術簡介火力發(fā)電廠減少氮氧化物排放技術對于燃煤鍋爐，雖然采用低NOx燃燒技術和設備的方法來控制NOx的生成，能達到一定的效果，但對火焰的穩(wěn)定性、燃燒效率、過熱蒸汽溫度的控制、受熱面的結(jié)渣和腐蝕等可能帶來影響，NOx脫除率也有限，NOx脫除率最多不超過60％。難以滿足不斷提高的環(huán)境排放標準要求。燃用貧煤（揮發(fā)分大于10%小于20%）的電廠，目前國內(nèi)低氮燃燒技術所能達到的氮氧化物排放濃度一般為650mg/Nm3；燃用無煙煤（揮發(fā)分小于10%）的電廠，目前國內(nèi)低氮燃燒技術所能達到的氮氧化物排放濃度一般為1100mg/Nm3。若要在此基礎上進一步降低NOx的排放濃度，燃燒控制技術有一定的局限性，必須采取煙氣脫硝技術。燃燒控制脫硝技術第24頁，課件共38頁，創(chuàng)作于2023年2月2.火電廠減少氮氧化物排放技術簡介火力發(fā)電廠減少氮氧化物排放技術煙氣脫硝技術選擇性催化還原法SCR

（SelectiveCatalyticReduction）選擇性非催化還原法SNCR（SelectiveNon-CatalyticReduction）SNCR/SCR聯(lián)合脫硝法第25頁，課件共38頁，創(chuàng)作于2023年2月2.火電廠減少氮氧化物排放技術簡介火力發(fā)電廠減少氮氧化物排放技術選擇性催化還原法SCR選擇性催化還原技術（SCR）通過在煙氣中加入氨氣，在催化劑的作用下，利用氨氣與NOx的有選擇性的反應過程，可以將NOx還原成N2和H2O。其主要反應式為：2NO2＋4NH3＋O2→3N2＋6H24NO＋4NH3＋O2→4N2＋6H2OSCR技術由于有較高的脫硝效率（最高可達90%左右），因此自20世紀80年代以來開始逐漸應用于燃煤鍋爐，特別是在那些對NOx排放有嚴格要求的國家，如日本、德國、北歐等國家的燃煤電廠廣泛應用。采用該技術最大的改造電站鍋爐容量為750MW，最大的新建鍋爐容量為1000MW。為有效地控制NOx排放，美國也正在應用該技術。是目前唯一可將NOx排放濃度控制在50mg/Nm3以內(nèi)的成熟技術。第26頁，課件共38頁，創(chuàng)作于2023年2月2.火電廠減少氮氧化物排放技術簡介火力發(fā)電廠減少氮氧化物排放技術選擇性非催化還原法SNCR選擇性非催化還原技術是將含有NHx基的還原劑噴入爐膛，該還原劑迅速熱分解成NH3并與煙氣中的NOx進行反應生成N2。在不使用催化劑的條件下，氨還原NOx僅在900℃~1100℃這一狹窄范圍內(nèi)進行，故噴氨點只能選擇在爐膛上部對應位置。采用SNCR法進行煙氣脫硝，煙氣中NOx的排放量可以減少30％~50％。該技術目前在國外多應用于小機組或老廠改造。第27頁，課件共38頁，創(chuàng)作于2023年2月2.火電廠減少氮氧化物排放技術簡介火力發(fā)電廠減少氮氧化物排放技術SNCR/SCR聯(lián)合脫硝法理論上SNCR脫硝法可以脫除煙氣中全部NOx，實際上由于很難準確掌握好爐膛各處噴氨量，因此SNCR脫硝法效率不高。SCR脫硝法效率高，但是投資大，運行費用高，這兩種方法各有優(yōu)缺點。20世紀70年代日本首次把它們結(jié)合起來在一座燃油裝置上試驗，結(jié)果表明該技術是可行的。SNCR/SCR聯(lián)合脫硝法先采用投資少的SNCR法脫去煙氣中大部份NOx，再采用脫硝效率高的SCR法去除余下的NOx，從而獲得90％以上的脫硝效率。在聯(lián)合脫硝技術中，由于進入反應器中的NOx濃度較低，因此可以降低催化劑反應器尺寸，減少了SCR系統(tǒng)投資。第28頁，課件共38頁，創(chuàng)作于2023年2月1.煙氣脫硝工藝方案2.煙氣脫硝國內(nèi)外應用概況三煙氣脫硝工藝方案及國內(nèi)外應用概況第29頁，課件共38頁，創(chuàng)作于2023年2月1.煙氣脫硝工藝方案煙氣脫硝工藝方案及國內(nèi)外應用概況選擇性催化還原法SCR工藝方案選擇性非催化還原法SNCR工藝方案SCR與SNCR工藝方案比較第30頁，課件共38頁，創(chuàng)作于2023年2月1.煙氣脫硝工藝方案煙氣脫硝工藝方案及國內(nèi)外應用概況選擇性催化還原法SCR工藝方案第31頁，課件共38頁，創(chuàng)作于2023年2月煙氣脫硝工藝方案及國內(nèi)外應用概況SCR工藝流程圖第32頁，課件共38頁，創(chuàng)作于2023年2月1.煙氣脫硝工藝方案煙氣脫硝工藝方案及國內(nèi)外應用概況選擇性催化還原法脫硝主要工藝流程如下：

儲罐中的液態(tài)NH3首先經(jīng)NH3蒸發(fā)器，被加熱霧化后，再經(jīng)過NH3-空氣混合器，被空氣稀釋并攜帶與煙氣均勻混合，然后一起通過一個由催化劑填充的催化反應器。在催化劑作用下，NOx和NH3發(fā)生還原反應，生成N2和H2O。經(jīng)過最后一層催化劑后，煙氣中的NOx濃度將被控制在排放限值以下。選擇性催化還原法SCR工藝方案第33頁，課件共38頁，創(chuàng)作于2023年2月1.煙氣脫硝工藝方案煙氣脫硝工藝方案及國內(nèi)外應用概況SCR反應器布置位置一般分為高含塵區(qū)和低含塵區(qū)兩種布置高含塵區(qū)布置是指SCR反應器布置在省煤器與空預器之間、在除塵器前。煙氣中所含有的全部飛灰和SO2均通過催化劑反應器，反應器處于高含塵煙氣中。高含塵布置方式優(yōu)點：因為煙氣溫度在300～400℃之間，多數(shù)催化劑在這個溫度范圍內(nèi)有足夠的活性，因此脫硝效率高，目前國內(nèi)外電廠大多采用此種布置。選擇性催化還原法SCR工藝方案第34頁，課件共38頁，創(chuàng)作于2023年2月1.煙氣脫硝工藝方案煙氣脫硝工藝方案及國內(nèi)外應用概況高含塵布置方式缺點：飛灰對催化劑反應器有磨損，還有可能形成反應器蜂窩狀通道的堵塞；飛灰中的Na、Ca、Si、As等會使催化劑污染或中毒，從而降低催化劑的效能，催化劑工作壽命2～3年；煙氣溫度升高，會使催化劑燒結(jié)或再結(jié)晶，使催化劑失效；高活性催化劑會使煙氣中的SO2氧化成SO3，與SCR中未