脫硝技術(shù)培訓課件

脫硝技術(shù)脫硝技術(shù)1內(nèi)容目錄1.火電廠氮氧化物排放標準2.火電廠氮氧化物排放現(xiàn)狀以及排污費征收標準3.減少氮氧化物排放的方法4.主要的煙氣脫硝工藝5.脫硝工藝選擇6.我國煙氣脫硝市場現(xiàn)狀以及發(fā)展趨勢7.國外主要煙氣脫硝公司在中國市場的發(fā)展情況Fuel-tech公司煙氣脫硝工藝的技術(shù)優(yōu)勢FBE公司煙氣脫硝工藝的技術(shù)優(yōu)勢10.結(jié)束語內(nèi)容目錄1.火電廠氮氧化物排放標準21.火電廠氮氧化物排放標準

《火電廠大氣污染物排放標準》（GB13223-2003)《DB11/139-2002鍋爐污染物綜合排放標準》

規(guī)定大于45.5MW的燃煤鍋爐氮氧化物排放量限值250mg/m31.火電廠氮氧化物排放標準

《火電廠大氣污染物排放3火電廠氮氧化物排放標準發(fā)展趨勢國家環(huán)境保護總局污染控制司大氣處劉孜處長:

“國家規(guī)劃在第十一個五年計劃期間完成脫硝技術(shù)的引進和示范工程，在第十二個五年計劃期間制定嚴格的NOx總量排放控制標準”。電力規(guī)劃院原院長湯蘊琳教授：“國家排放標準一般八年修訂一次，預計到2020年NOx排放控制標準可能降到200mg/nm3”?；痣姀S氮氧化物排放標準發(fā)展趨勢國家環(huán)境保護總局污染控制司大氣42.

火電廠氮氧化物排放現(xiàn)狀

以及排污費征收標準

我國目前NOx的排污費征收標準為：

0.63元/kgNOx

2.火電廠氮氧化物排放現(xiàn)狀

5國內(nèi)氮氧化物排放現(xiàn)狀我國近年氮氧化物(NOx)大氣污染物的主要來源是火力發(fā)電廠，目前火電廠每生產(chǎn)1000千瓦時的電力，相應(yīng)產(chǎn)生2.1千克的氮氧化物，2000年氮氧化物的排放量已達到358.02萬噸/年。根據(jù)NOx生成機理，在實際應(yīng)用中，主要采用低NOx燃燒技術(shù)和煙氣脫除的辦法對其控制，而我國目前應(yīng)對氮氧化物污染的主要方式僅是新建機組采用低NOx燃燒技術(shù)，對于舊有機組，直接排放是導致氮氧化物污染的一項主要因素。國內(nèi)氮氧化物排放現(xiàn)狀6中國典型燃煤機組的NOx排放情況600MW及以上機組380－450mg/Nm3200MW及200MW650－1300mg/Nm3100MW及以下小型機組700－1800mg/Nm3

2000年358.02萬噸2002年520.00萬噸2010年594.74萬噸（預計）中國電力氮氧化物排放狀況國內(nèi)氮氧化物排放現(xiàn)狀中國典型燃煤機組的NOx排放情況600MW及以上機組7

3.減少氮氧化物排放的方法

3.1NOx的形成及控制方法氮氧化物(NOx)的形成是由于氮與氧在非常高的溫度時的結(jié)合，世界上控制NOx的技術(shù)包括鍋爐內(nèi)燃燒中盡量避免NOx的生成技術(shù)和NOx生成后的排除技術(shù)。3.2燃燒改良法

燃燒器或爐膛被設(shè)計成可調(diào)整的分級進氣或再燃燒，以做階段式燃燒來降低氧化氮的生成3.3NOx的脫除技術(shù)設(shè)法消除燃燒后所生成NOx的技術(shù)，世界上比較成熟的有70年代開發(fā)并應(yīng)用的選擇性觸媒還原法(SCR)，80年代中期研發(fā)成功并得到廣泛應(yīng)用的選擇性非觸媒還原法(SNCR)以及90年代后期研發(fā)成功并在大型燃煤機組得到成熟應(yīng)用的SNCR/SCR混合法技術(shù)。

8燃燒改良法是控制NOx生成條件以達到脫硝目的，是一種經(jīng)濟的控制NOx的排放策略?？刂芅Ox生成條件即在燃燒過程中，控制燃燒溫度，一直保持讓氧和氮分開，使二者結(jié)合生成NOx的可能性降至最低這種燃燒改善技術(shù)有低NOx燃燒器(LNB),空氣分級燃盡風(OverFireAir)、再燃技術(shù)(Reburn)及煙氣再循環(huán)（FlueGasRecirculation）等在規(guī)劃新建大型燃煤機組時，應(yīng)一次設(shè)計到位考慮設(shè)置低NOx燃燒器對改造鍋爐，實施低NOx燃燒器和現(xiàn)有的燃燒系統(tǒng)爐膛結(jié)構(gòu)影響不一，故需要分別評估再決定。有時實施需對現(xiàn)有的供風系統(tǒng)和爐膛進行較大程度的改造而不適用燃燒改良法但是燃燒改良法通常無法單獨的滿足較嚴的NOx排放標準。聯(lián)合使用燃燒改良和SNCR或SNCR/SCR混合法，對改造鍋爐較適用且經(jīng)濟。國外通常與煙氣后脫硝技術(shù)SNCR或SCR法聯(lián)合使用燃燒改良法燃燒改良法是控制NOx生成條件以達到脫硝目的，是一種經(jīng)濟的控9燃燒后NOx的脫除技術(shù)

SCR技術(shù)：選擇性觸媒還原法

SNCR技術(shù)：選擇性非觸媒還原法

SNCR/SCR混合法技術(shù)：選擇性非觸媒還原法和選擇性觸媒還原法的混合技術(shù)燃燒后NOx的脫除技術(shù)104.主要的煙氣脫硝工藝選擇性非觸媒還原法SNCR工藝選擇性觸媒還原法(SCR)工藝SNCR/SCR混合法工藝4.主要的煙氣114.1選擇性非觸媒還原法

(SelectiveNonCatalyticReduction)SNCR技術(shù)是非觸媒的爐內(nèi)噴射工藝80年代中期SNCR技術(shù)在國外研發(fā)成功，開始大量應(yīng)用于中小型機組，至90年代初期成功地應(yīng)用于大型燃煤機組。該技術(shù)的運行經(jīng)驗至今已成功的應(yīng)用于600－800MW等級燃煤機組其原理是在爐內(nèi)噴射氨、尿素等化學還原劑使之與煙氣中的氮氧化物反應(yīng),將其轉(zhuǎn)化成分子氮(N2)及水(H2O)此技術(shù)是選擇僅減少氮氧化物而不涉及其它類氧化物（如CO2等），目前最新的SNCR技術(shù)與NOx有效反應(yīng)溫度范圍已可達850oC~1250oC之間因為將化學反應(yīng)劑噴入爐內(nèi)正確的位置且隨鍋爐負荷變化而調(diào)整是非常重要的，因此要求SNCR技術(shù)在設(shè)計階段對每臺對象機組實施計算機模擬分析，從而設(shè)計出隨溫度場變化的運行控制系統(tǒng)。4.1選擇性非觸媒還原法

(SelectiveNon124.1選擇性非觸媒還原法

(SelectiveNonCatalyticReduction)使用計算機流體力學（CFD)和化學動力學模型(CKM)進行工程設(shè)計，即將先進的虛擬現(xiàn)實設(shè)計技術(shù)與特定燃燒裝置的尺寸、燃燒類型和特性、鍋爐負荷范圍、燃燒方式、煙氣再循環(huán)（如果采用）、爐膛過?？諝狻⒊跏蓟蚧€NOx濃度、爐膛煙氣溫度分布、爐膛煙氣流速分布等相結(jié)合進行工程設(shè);實際運行時SNCR的反應(yīng)窗將隨溫度場的分布而實施自動追蹤調(diào)整，不受燃料種類或煤的質(zhì)量變化的影響最普遍應(yīng)用的化學反應(yīng)劑為尿素或氨SNCR脫硝效率對大型燃煤機組可在25-40%之間，對小型機組其效率可達80%工程造價低，占地面積小，適用于老廠改造，新爐可依據(jù)爐子設(shè)計加以配合，脫硝效率更高4.1選擇性非觸媒還原法

(SelectiveNon134.2選擇性觸媒還原法

(SelectiveCatalyticReduction)SCR為一種爐后脫硝反應(yīng)裝置，最早由日本于70年代后期完成商業(yè)運行，至80年代中期歐洲也成功地實現(xiàn)了SCR的商業(yè)運行設(shè)置觸媒裝置于鍋爐省煤器出口與空氣預熱器入口之間，其作用為使噴入之氨與煙氣中之NOx加速反應(yīng)實現(xiàn)脫硝在此情況時，其有效反應(yīng)之溫度范圍較SNCR低的多，約在320oC~400oC之間最普遍使用的化學反應(yīng)劑（還原劑）為氨與尿素

4.2選擇性觸媒還原法

(14SCR反應(yīng)原理示意圖SCR反應(yīng)原理示意圖15脫硝效率和氨的逃逸率之相關(guān)關(guān)系脫硝效率和氨的逃逸率之相關(guān)關(guān)系16脫硝運行關(guān)系曲線

NH3/NOx摩爾比100脫硝效率(%)NH3未反應(yīng)量(ppm)設(shè)計的脫硝效率0設(shè)計的

NH3未反應(yīng)量運行時的

NH3/NOx摩爾比脫硝運行NH3/NOx摩爾比上限

:小于設(shè)計的

NH3未反應(yīng)量(如:小于5ppm)下限:大于設(shè)計的脫硝效率(如:大于80%)

脫硝運行關(guān)系曲線

NH3/NOx摩爾比100脫硝效率(%17鍋爐SCR脫硝系統(tǒng)裝置的基本流程圖

鍋爐NH3

噴注脫硝反應(yīng)器空氣預熱器NH3

混合器

蒸發(fā)器NH3

液化罐靜電除塵器引風機煙囪換熱器增壓風機脫硫系統(tǒng)送風機SAH蓄壓器鍋爐SCR脫硝系統(tǒng)裝置的基本流程圖

鍋爐NH3噴注脫硝反應(yīng)18觸媒框架結(jié)構(gòu)(垂直流型)脫硝反應(yīng)器的總括圖觸媒層未來層整流器(緩沖層)煙氣吹灰器NH3噴嘴(AIG)觸媒荷載設(shè)備(臨時的)導葉片觸媒框架結(jié)構(gòu)(垂直流型)脫硝反應(yīng)器的總括圖觸媒層未來層整流器19NH3Storage&SupplySystemNH3StorageTankerNH3VaporizerNH3dilutiontankerNH3LoadingfacilityNH3Storage&SupplySystemNH3204.3SNCR/SCR混合法工藝SNCR/SCR混合法技術(shù)是一種結(jié)合了爐內(nèi)脫硝SNCR法及爐后脫硝SCR法而成的新系統(tǒng)于90年代后期研發(fā)成功并成熟的應(yīng)用于多數(shù)大型燃煤機組，該技術(shù)非常適合新建大型機組，同時也非常適用于場地狹窄的老廠改造。應(yīng)用于SNCR法的化學還原劑被設(shè)計成在爐內(nèi)脫硝后之余氨再進入SCR的催化劑實施再脫硝。此系統(tǒng)可提供電廠比較經(jīng)濟的脫硝方式，它可提供電廠在符合環(huán)保法規(guī)的要求下，階段性的增添設(shè)備及催化劑，而無需將資金做一次性投入，并可大量節(jié)省電廠脫硝運轉(zhuǎn)費用SNCR/SCR混合法可利用逃逸的氨作為后部SCR的還原劑，從而可使其脫硝效率逐步升級最終可達到80%以上4.3SNCR/SCR混合法工藝SNCR/SCR混合法技術(shù)21SNCR/SCR混合型原理示意圖前段850~1,250

℃后段320~400

℃再利用省去SCR之AIG系統(tǒng)SNCR/SCR混合型原理示意圖前段后段再利用省去SCR之225.煙氣脫硝工藝的選擇

技術(shù)要求＋經(jīng)濟性5.煙氣脫硝工藝的選擇

技術(shù)要求＋經(jīng)濟性23脫硝技術(shù)培訓24脫硝技術(shù)培訓25

SCR工藝、SNCR工藝

及SNCR/SCR混合工藝煙氣脫硝技術(shù)比較

NOx脫硝率低，僅可達到25－40％因不增加SO3可較SCR放寬NH3逃逸條件對于多層噴入，控制系統(tǒng)適當?shù)母S負荷及溫度能力工程造價較低，占地面積小，適用于老廠改造，新爐如依鍋爐設(shè)計加以配合，脫硝效率會更高SNCR工藝特點

SCR工藝、SNCR工藝

及SNCR/SCR混合工藝煙氣26SCR工藝、SNCR工藝

及SNCR/SCR混合工藝煙氣脫硝技術(shù)比較脫硝效率高，能達到90％以上，當要求氮氧化物脫除率較高時，經(jīng)濟性最好的工藝技術(shù)成熟，運行可靠，便于維護反應(yīng)器對氣體混合均勻度、溫度、觸媒實際操作情況等比較敏感易形成氨－硫化合物（ABS)堵塞空氣預熱器SCR工藝特點SCR工藝、SNCR工藝

及SNCR/SCR混合工藝煙氣脫27SCR工藝、SNCR工藝

及SNCR/SCR混合工藝煙氣脫硝技術(shù)比較有機結(jié)合了SCR工藝和SNCR工藝有利特點的新工藝，已于90年代后期研發(fā)成功并應(yīng)用于大型燃煤機組SNCR/SCR系統(tǒng)中，SNCR階段逃逸的氨會隨煙氣流向下游的SCR系統(tǒng)，使得氨利用率更加完全大量節(jié)省催化劑的使用量SNCR/SCR系統(tǒng)因鍋爐內(nèi)已裝有SNCR系統(tǒng)而大幅度減少其所需的SCR反應(yīng)容積，進而降低SCR系統(tǒng)的裝置成本和空間SNCR/SCR混合工藝特點SCR工藝、SNCR工藝

及SNCR/SCR混合工藝煙氣脫28煙氣脫硝技術(shù)綜合特性比較主要成熟技術(shù)SCRSNCR/SCR混合型SNCR1還原劑NH3或尿素尿素或NH3尿素或NH3

2反應(yīng)溫度320－400℃前段:850－1250℃，后段:320－400℃850－1250℃3催化劑成份主要為TiO2，V2O5WO3

后段加裝少量催化劑(成份同前)不使用催化劑4脫硝效率70%~90%40%~90%大型機組25%~40%，小型機組配合LNB、OFA技術(shù)可達80%5SO2/SO3氧化會導致SO2/SO3氧化SO2/SO3氧化較SCR低不導致SO2/SO3氧化6NH3逃逸3－5ppm3－5ppm左右5－10ppm7對空氣預熱器影響催化劑中的V、Mn、Fe等多種金屬會對SO2的氧化起催化作用，SO2/SO3氧化率較高，而NH3與SO3易形成NH4HSO4造成堵塞或腐蝕SO2/SO3氧化率較SCR低，造成堵塞或腐蝕的機會較SCR低不會因催化劑導致SO2/SO3的氧化，造成堵塞或腐蝕的機會為三者最低8系統(tǒng)壓力損失催化劑會造成較大的壓力損失（＞100mmH2O）催化劑用量較SCR小，產(chǎn)生的壓力損失相對較低(＜40-60mmH2O)沒有壓力損失9燃料的影響高灰分會磨耗催化劑，堿金屬氧化物會使催化劑鈍化影響與SCR相同無影響10鍋爐的影響受省煤器出口煙氣溫度的影響受爐膛內(nèi)煙氣流速、溫度分布及NOx分布的影響(需做計算機模擬分析)與SNCR/SCR混合系統(tǒng)影響相同(需做計算機模擬分析)11占地空間大（需增加大型催化劑反應(yīng)器和供氨或尿素系統(tǒng)）較小(需增加一小型催化劑反應(yīng)器，無需增設(shè)供氨或尿素系統(tǒng))小(鍋爐無需增加催化劑反應(yīng)器)12使用業(yè)績多數(shù)大型機組成功運轉(zhuǎn)經(jīng)驗多數(shù)大型機組成功運轉(zhuǎn)經(jīng)驗多數(shù)大型機組成功運轉(zhuǎn)經(jīng)驗煙氣脫硝技術(shù)綜合特性比較主要成熟技術(shù)SCRSNCR/SCR混29（1）建造成本比較（2）系統(tǒng)運行成本比較（3）綜合成本比較SNCR、SCR及SNCR/SCR的技術(shù)經(jīng)濟指標分析SNCR、SCR及SNCR/SCR的技術(shù)經(jīng)濟指標分析30脫硝裝置建造成本比較（550MW1臺脫硝效率70%的案例）比較條目單位SNCR（尿素）SNCR/SCR（尿素）液氨SCRSNCRUSD工藝設(shè)計&許可ProcessDesign&LicenseUSD1,000,0001,200,000工程設(shè)計EngineeringUSD1,000,0001,100,000設(shè)備SNCREquipmentUSD2,600,0003,475,000溶液制備SolutionizerUSD200,000300,000SCRUSD工程設(shè)計EngineeringUSD125,000125,0001,100,000還原劑成本CatalystVolumeCostM3USD80462,4432541,468,256供氨系統(tǒng)AmmoniaSystemUSD540,000鋼構(gòu)、管路、線路、I&CSteel,Piping,Wiring,I&CUSD500,0001,100,0003,160,000IDF&APH改造USD2,100,000安裝InstallationUSD1,425,0001,700,0002,000,000脫銷裝置建設(shè)成本USD6,850,0009,462,44310,368,256脫銷每kw建造成本USD/kw12.4517.218.85指數(shù)比較11.381.51脫硝裝置建造成本比較（550MW1臺脫硝效率70%的案例）31脫硝裝置系統(tǒng)運行成本比較（550MW1臺脫硝效率70%的案例）比較條目單位SNCR(尿素)SNCR/SCR(尿素）液氨SCR還原劑消耗成本ReagentcostUSD/year440,910550,852405,216水消耗成本W(wǎng)aterCostUSD/year34,20042,750電力消耗成本PowercostUSD/year18,64849,950294,261年度運行總成本TotalannualizedoperatingcostUSD/year475,110643,552699,477脫硝裝置系統(tǒng)運行成本比較（550MW1臺脫硝效率70%的案32綜合成本比較（550MW1臺脫硝效率70%的案例）比較條目單位SCNR(尿素)SNCR/SCR(尿素）液氨SCR建造總成本TotalAnnualizedCostUSD6,850,0009,462,44310,368,256年度運行總成本TotalannualizedoperatingcostUSD475,110643,552699,477綜合成本比較USD7,325,1009,105,99511,067,733指數(shù)比較11.241.51綜合成本比較（550MW1臺脫硝效率70%的案例）比較條目單33總投資費用美元/KW0305070100NOx減排率，％75－15010—2030－50SCRLNBSNCR/SCRSNCR氮氧化物控制技術(shù)的性能價格比總投資費用美元/KW034結(jié)論：脫硝工藝選擇當要求氮氧化物脫除率較高時，采用SCR工藝最經(jīng)濟，SCR工藝可提供一次到位的脫硝方式新建大型火電機組中以采用SCR比較合適。老廠改造則可以用SNCR或SNCR+SCR方案。SNCR/SCR混合法工藝兼有SNCR和SCR技術(shù)的優(yōu)點，當要求氮氧化物脫除率不是很高時，采用SNCR/SCR工藝更合適，項目可一次立項，實施可分階段增添設(shè)備及催化劑，此系統(tǒng)可為電廠提供最經(jīng)濟合理的脫硝方式。結(jié)論：脫硝工藝選擇356.我國煙氣脫硝市場現(xiàn)狀以及發(fā)展趨勢

脫硝技術(shù)于我國起步較晚僅有極少數(shù)電廠采用脫硝技術(shù)控制NOx的排放6.我國煙氣脫硝市場現(xiàn)狀以及發(fā)展趨勢

脫硝技術(shù)于我國起步較36已建煙氣脫硝裝置已中標煙氣脫硝裝置待招標煙氣脫硝裝置漳州后石電廠(日立/中鼎)注：臺灣模式寧海電廠(日立/浙江大學)臺山電廠(丹麥Topsoe/浙江大學)嵩嶼電廠(日本IHI/上海電氣集團)闞山電廠(國家電站燃燒中心/美國FuelTech)太倉電廠(日立/江蘇蘇源環(huán)保)廣東恒運發(fā)電廠(魯奇/東鍋)國華北京一熱高井電廠烏沙山電廠中國煙氣脫硝工程項目現(xiàn)狀已建煙氣脫硝裝置已中標煙氣脫硝裝置待招標煙氣脫硝裝置漳州后石37國內(nèi)火電廠不加煙氣脫硝裝置的原因：

我國目前NOx的排污費征收標準規(guī)定較低，為0.63元/kg

火電廠大氣污染物排放標準的要求也較低，在煤揮發(fā)分≥20時，NOx排放的限度值為450mg/m3

一般SCR工藝脫除每公斤NOx的建造成本較高，約為1.32元/kg，別是運行成本也很高，約為1.23元/kg

我國煙氣脫硝市場現(xiàn)狀國內(nèi)火電廠不加煙氣脫硝裝置的原因：

我國目前NOx的排污38序號名稱單位計算式計算結(jié)果1處理煙氣量Nm3/h1,736,2002鍋爐出口NO2濃度：(實際O2)ppm2243脫硝效率%

804脫硝裝置每小時脫除NO2量Kg/h1,736,200Nm3/h×244ppm×10-6×80％÷22.42Nm3/kmol×46kg/kmol6955脫硝裝置每年脫除NOx量（按年運行6,000小時計算）kg695kg/h×6,000h4,170,0006建造成本USD10,068,3887脫除每公斤NO2的建造成本（按15年設(shè)計壽命計算）10,068,388USD÷4,170,000kg÷15年0.16USD（1.32RMB）8年運行成本USD637,5039脫除每公斤NO2的運行成本637,503USD÷4,170,000kg0.15USD（1.23RMB）10脫除每公斤NO2的綜合成本0.16USD+0.15USD0.31USD（2.55RMB）SCR煙氣脫硝排除每公斤NO2所需成本計算實例（1×550MW）：序號名稱單位計算式計算結(jié)果1處理煙氣量Nm3/h1,7339影響我國煙氣脫硝市場發(fā)展趨勢的因素政策法規(guī)我國電廠機組配置現(xiàn)狀及脫硝要求新建大型火電機組改造工業(yè)鍋爐及電站鍋爐煤灰影響灰量大，煤種變化，質(zhì)量變化，混燒煤，對氨逃逸及SCR催化劑的適用及風險觸媒的砷硫及堿性物（如鈣化物）中毒減效其他元素造成的觸媒中毒減效

影響我國煙氣脫硝市場發(fā)展趨勢的因素政策法規(guī)40

成本建造成本運行成本安全從運行安全考慮，以尿素或氨做還原劑的方式人口稠密區(qū)公眾安全及生產(chǎn)安全考慮使用加壓容器的安全

催化劑選擇催化劑結(jié)構(gòu)適應(yīng)不同壓降、燃料和煙氣成分要求，滿足工程選擇影響我國煙氣脫硝市場發(fā)展趨勢的因素

成本影響我國煙氣脫硝市場發(fā)展趨勢的因素41我國煙氣脫硝市場發(fā)展趨勢SNCR作為最經(jīng)濟的脫硝方式可廣泛用于舊機組改造及新上小機組SCR作為脫硝效率最高的方式，可應(yīng)用于任何類型機組SNCR/SCR已經(jīng)成功應(yīng)用于大型燃煤機組，將是脫硝市場的一種新的發(fā)展模式在使用安全性上，尿素脫硝工藝可能最終取代氨脫硝工藝我國煙氣脫硝市場發(fā)展趨勢SNCR作為最經(jīng)濟的脫硝方式可廣泛用42尿素與氨的比較國外脫硝還原劑選擇

在無水氨、氨水和尿素水溶液中進行還原劑選擇，國際上，一般是從安全角度考慮。這是因為從管路、儲存罐或從槽車罐的交通事故中泄漏出的氨氣要比原本是尿素水溶液的危險性大很多。盡管，從歷史上看，國外防范無水液氨事故技術(shù)越來越細，但由于從當局獲得液氨的使用許可越來越難，安全防范要求也越來越多，相應(yīng)花費的安全成本也越來越大，因此現(xiàn)在氨水和尿素正越來越多地作為還原劑被使用，特別是近10年，采用尿素作為還原劑的SCR比例迅速上升。尿素與氨的比較43世界SCR還原劑使用現(xiàn)狀

70年代～無水氨日本、韓國、臺灣（90%無水氨，10%氨水、尿素）80年代～氨水歐洲（20%無水氨，50%氨水，30%尿素）90年代～尿素美國（近年來，新建SCR裝置均選用尿素作為還原劑）液氨為國家重點控制監(jiān)管的危險品，在電廠內(nèi)設(shè)置的液氨儲罐為重大危險源，尿素作為還原劑從工安角度講是最好的選擇。液氨相對尿素成本較低，而且市場占有率最高。故脫硝劑的選擇應(yīng)因地制宜，根據(jù)電廠的實際情況，合理選用。尿素與氨的比較世界SCR還原劑使用現(xiàn)狀

70年代～無水氨日本、韓國、臺灣（44１.理化特性：無水氨（AnhydrousAmmonia)，又名液氨，為GB12268-90規(guī)定之危險品，危險物編號23003無色氣體,有刺激性惡臭味。分子式NH3。分子量17.03。相對密度0.7714g/l。熔點-77.7℃。沸點-33.35℃。自燃點651.11℃。蒸氣密度0.6。蒸氣壓1013.08kPa(25.7℃),水溶液呈強堿性。氨逸散后之特性：無水氨通常儲存的方式為加壓液化，液態(tài)氨變氣態(tài)氨時會膨脹850倍，并形成氨云，另外液氨泄入空氣時，會形成液體氨滴，放出氨氣，其比重比空氣重，雖然它的分子量比空氣小，但它會和空氣中的水形成水滴的氨氣，而形成云狀物，所以當氨氣泄漏時，氨氣并不自然的往空中擴散，而會在地面滯留，帶給附近民眾及現(xiàn)場工作人員傷害。2.燃燒爆炸性及腐蝕性：

蒸氣與空氣混合物爆炸極限16-25%(最易引燃濃度17%)，氨和空氣混合物達到上述濃度范圍遇明火會燃燒和爆炸,如有油類或其它可燃性物質(zhì)存在,則危險性更高。與硫酸或其它強無機酸反應(yīng)放熱,混合物可達到沸騰。泄漏時，會對在現(xiàn)場工作的工人及住在附近社區(qū)的居民造成相當程度的危害。液態(tài)氨將侵蝕某些塑料制品,橡膠和涂層。不能與下列物質(zhì)共存:乙醛、丙烯醛、硼、鹵素、環(huán)氧乙烷、次氯酸、硝酸、汞、氯化銀、硫、銻、雙氧水等。3.對人體的危害性：若與氨直接接觸，會刺激皮膚，灼傷眼睛，使眼睛暫時或永久失明，并導致頭痛，惡心，嘔吐等。嚴重時，會導致?lián)は到y(tǒng)積水（肺或喉部水腫），可能導致死亡。長期暴露在氨氣中，會傷肺，導致產(chǎn)生咳嗽或呼吸急促的支氣管炎。無水氨的特性１.理化特性：無水氨的特性45有水氨的特性1.理化特性：有水氨（AmmoniaWater)，氨溶液（35%＜含氨＜50%），為GB12268-90規(guī)定之危險品，危險物編號為22025分子式：NH3OH,分子量35，相對溶解度0.91，無色透明液體，有強烈的刺激性氣味用于脫硝的還原劑通常采用20%～22%濃度的氨水，較無水氨相對安全2.燃燒爆炸性及腐蝕性：其水溶液呈強堿性，強腐蝕性，當空氣中氨氣在15～28%爆炸界限范圍內(nèi)，會有爆炸的危險性，所以氨水與液氨皆具有燃燒、爆炸及腐蝕的危害性禁忌物：酸類、鋁、銅3.對人體的危害性：氨水對生理組織具有強烈腐蝕作用，進入人體之途徑有四種：1.吸入方式；2.皮膚接觸：3.眼睛接觸：4.吞食等。其暴露途徑與液氨非常相似，而對人體的危害可能造成嚴重刺激或灼傷、角膜傷害、反胃、嘔吐、腹瀉等現(xiàn)象，也可能造成皮膚病、呼吸系統(tǒng)疾病加劇等。有水氨的特性1.理化特性：46尿素的特性理化特性：尿素分子式是NH2CONH2，分子量：60.06，含氮(N)通常大于46%，顯白色或淺黃色的結(jié)晶體。它易溶于水，水溶液呈中性反應(yīng)，吸濕性較強，因在尿素生產(chǎn)中加入石蠟等疏水物質(zhì)，其吸濕性大大下降。危險性：與無水氨及有水氨相比，尿素是無毒、無害的化學品，無爆炸可能性，完全沒有危險性。尿素在運輸、儲存中無需安全及危險性的考量，更不須任何的緊急程序來確保安全。使用尿素取代液氨運用于脫硝裝置中可獲得較佳的安全環(huán)境，因為尿素是在噴進混合燃燒室之后轉(zhuǎn)化成氨，實現(xiàn)氧化還原反應(yīng)的，因此，可以避免氨在電廠儲存及管路、閥門泄露而造成的人體傷害。尿素的特性理化特性：47尿素SCR與液氨SCR的技術(shù)經(jīng)濟指標分析

（1）建造成本比較（2）系統(tǒng)運行成本比較（3）安全成本分析a.美國對液氨的安全管理費用b.對中國液氨的安全管理及風險費用分析（4）還原劑選擇的綜合成本分析

尿素SCR與液氨SCR的技術(shù)經(jīng)濟指標分析

（1）建造成本比較48建造成本比較（550MW1臺的實際完成數(shù)據(jù)）比較條目單位尿素SCR氨水SCR液氨SCR供氨系統(tǒng)AmmoniasystemUSD1,160,0001,200,000540,000IDF&APH改造IDFandAPHmodificationUSD2,085,4122,085,4122,085,412催化劑CatalystUSD2,093,1322,093,1322,093,132其他OthersUSD5,349,8445,349,8445,349,844脫硝裝置建造成本TotalcapitalcostUSD10,688,38810,728,38810,068,388脫硝每KW建造成本PerkwrateUSD/kw19.4(RMB159元)19.5(RMB160元)18.3(RMB150元)建造成本比較（550MW1臺的實際完成數(shù)據(jù)）比較條目單位尿素49系統(tǒng)運行成本比較（550MW1臺每年的實際數(shù)據(jù)）比較條目單位尿素SCR氨水SCR液氨SCR裝機容量UnitCapacityMW550550550年利用小時數(shù)AnnualoperatingperiodHours6,0006,0006,000DeNOx設(shè)計壽命Projectbooklifeyears151515還原劑年消耗成本ReagentcostUSD548,191378,000403,704電力年消耗成本PowercostUSD43,758815,364160,974混合加熱器熱年消耗成本D.CheatinputcostUSD227,815年度運行總成本TotalannualizedoperatingcostUSD819,7641,193,364554,678系統(tǒng)運行成本比較（550MW1臺每年的實際數(shù)據(jù)）比較條目單位50系統(tǒng)運行之還原劑消耗比較比較條目單位尿素SCR氨水SCR液氨SCR還原劑采購比較ReagentcostUSD/ton20650267還原劑濃度Reagentconcentration%Drybase20100還原劑流量FlowrateKg/hr443.52(Water)1260252還原劑年消耗成本AnnualizedreagentcostUSD548,191378,000403,704系統(tǒng)運行之還原劑消耗比較比較條目單位尿素SCR氨水SCR液氨51中國液氨、氨水、尿素的市場價格地區(qū)或生產(chǎn)企業(yè)名稱出廠價格（元/噸）山東尿素1460江蘇尿素1540安徽尿素1500河北尿素1440云南尿素1700遼寧尿素1520-1560尿素平均市場價格（2004年7月）尿素1530，考慮價格上漲因素，以下按1700計算（約206美元）鎮(zhèn)海煉化液氨2100吉林石化液氨1850盤錦石化液氨2300大慶石化液氨2400液氨平均市場價格（2004年3月）液氨2162.5，考慮價格上漲因素，以下按2200計算（約267美元）滄州大化氨水（濃度18-19%）350-370滄州大化氨水（濃度20-22%）450-470氨水平均市場價格（2004年12月）氨水410（約50美元）中國液氨、氨水、尿素的市場價格地區(qū)或生產(chǎn)企業(yè)名稱出廠價格（元52美國對液氨的安全管理費用第一年成本FirstYearCosts之后年成本SubsequentYear’sCostsTheadd-oncostsforammoniadevelopmentformtworegulatoryrequirements:SARAandRMPPSARATitleIIIReporting2,800～3,5002,800～3,500SuperfundAmendmentandReauthorizationAct(SARA).SARAmustbedoneannually.RMPPInitial70,000～140,000TheRiskManagementandPreventionProgram(RMPP).AnRMPPmustbedoneinitiallyandusuallyrequiredtobeupdatedeveryotheryear.RMPPUpdates20,000～70,000ImplementRMPPFindings75,000～100,00075,000～100,000ThefindingsoftheRMPPmustbeimplemented,thecostsareincurredyearly.TotalAnnualCost147,800～243,50097,800～173,500美國安全管理費AverageAnnualcost165,650USD美國對液氨的安全管理費用第一年成本之后年成本Theadd-53對中國液氨的安全管理及風險費用分析政治、社會影響：黨中央、國務(wù)院對安全生產(chǎn)高度重視，把安全生產(chǎn)工作提到了極為突出的地位。作為與國計民生緊密相關(guān)的電力企業(yè)，更應(yīng)不折不扣地貫徹中央領(lǐng)導同志的指示和國務(wù)院有關(guān)文件精神，突出抓好安全生產(chǎn)工作。一旦電廠由于使用液氨出現(xiàn)群傷群亡事故，將對大唐集團造成惡劣的社會影響。液氨安全管理費用，不如美國高昂，故取其半數(shù)，約為USD82,825/年。液氨事故所造成的直接經(jīng)濟損失：首先，需將氨發(fā)生意外所導致的發(fā)電損失納入經(jīng)濟性評估的考慮因素中，假設(shè)在設(shè)備的15年設(shè)計壽命中發(fā)生一次嚴重的氨泄漏意外事件是一個合理的氨意外事故損失風險的考量，當液氨出現(xiàn)嚴重人身傷亡事故時，國務(wù)院安全生產(chǎn)監(jiān)督管理部門必定介入調(diào)查，在原因調(diào)查清楚，以及保證相同事故不再發(fā)生的前提下，有可能強迫機組停機，造成發(fā)電損失，其計算方式如下：0.066USD/KWH×550,000KW×75%×24Hrs/D×7D=USD4,573,800則每年的氨泄漏意外風險值等于：USD4,573,800/15yr=304,920USD/yr液氨事故所造成的間接經(jīng)濟損失：由于液氨嚴重事故造成的設(shè)備損傷及人員傷亡賠償?shù)人ㄙM用也就不言而喻了。對中國液氨的安全管理及風險費用分析政治、社會影響：黨中央、國54還原劑選擇的綜合成本分析比較條目單位尿素SCR氨水SCR液氨SCR建造成本USD10,688,38810,728,38810,068,388年度系統(tǒng)運行成本USD819,7641,193,364554,678年度安全管理費用（重大危險源管理）USD0082,825風險費用（重大危險源管理）USD00304,920綜合成本比較USD11,508,15211,921,75211,010,811指數(shù)比較11.040.96還原劑選擇的綜合成本分析比較條目單位尿素SCR氨水SC557.國外主要煙氣脫硝公司在中國煙氣脫硝市場的發(fā)展狀況脫硝技術(shù)的發(fā)展

始于日本和德國，70年代開始發(fā)展美國、臺灣地區(qū)、韓國發(fā)展迅速

7.國外主要煙氣脫硝公司56國外主要煙氣脫硝公司

進入中國脫硝市場的情況國外方中方提供技術(shù)合作方式日本IHI上海電氣集團公司氨SCR技術(shù)轉(zhuǎn)讓日本MHI哈爾濱鍋爐廠氨SCR技術(shù)轉(zhuǎn)讓德國魯奇(LEE)東方鍋爐廠氨SCR技術(shù)轉(zhuǎn)讓日本日立江蘇蘇源環(huán)保公司氨SCR技術(shù)轉(zhuǎn)讓日本JEE(NKK)常州三立環(huán)保設(shè)備工程公司氨SCR合資美國FuelTech國家電站燃燒中心SNCR/尿素SCR技術(shù)合作德國KWH東方鍋爐廠蜂窩式催化劑制造合資國外主要煙氣脫硝公司

進入中578.Fuel-Tech公司的技術(shù)優(yōu)勢

SNCR工藝的優(yōu)勢工程造價低，占地面積小，適合于老廠改造，新爐會提高脫硝率因不增加SO3，可較SCR放寬NH3逃逸條件脫硝率25－40％

8.Fuel-Tech公司的技術(shù)優(yōu)勢SNCR工藝58脫硝技術(shù)培訓59Fuel-Tech公司的尿素SNCR工藝的優(yōu)勢與使用氨SNCR或SCR的脫硝工藝相比，尿素SNCR工藝可獲得較佳的經(jīng)濟效益：與NH3相反，使用的還原劑尿素是無毒、無害的化學品由于沒有大的系統(tǒng)因而投資較低，按噴射格柵（AIG)、壓縮機、旁路設(shè)計、鋼支撐、不存在帶壓和危險的無水氨或氨水的儲存、處理和安全設(shè)備使用液態(tài)而不是氣態(tài)反應(yīng)劑，可以更有效地控制噴霧模型和化學劑分布保證良好地混合，因此以較低的NH3逃逸使得化學劑得到較好地利用尿素SNCR工藝已成功的應(yīng)用在大型燃煤機組Fuel-Tech公司的尿素SNCR工藝的優(yōu)勢與60Fuel-Tech公司的技術(shù)優(yōu)勢

------“分步到位”(SNCR+SCR)脫硝SNCR/SCR混合法工藝自1997年完成研發(fā)、進入實用化階段后，至今已有成熟的大型燃煤機組的運行經(jīng)驗，并已為中國闞山電廠（2×600MW）所選用（國家科技部及國家環(huán)保局認定的國家工程示范項目），為世界上先進、成熟、安全且具有市場競爭力的煙氣脫硝技術(shù)。安全的還原劑為尿素，其后加的SCR可以省去AIG（AmmoniaInjectionGrid）系統(tǒng)。SNCR/SCR混合法工藝采用一次脫硝立項分階段實施的方式（以滿足國家階段性排放標準為目標，逐步實施），從而使電廠DeNOx運行費用得以大幅度的消減。不受燃料種類或煤的質(zhì)量變化的影響、可分階段逐步實施以節(jié)省投資以及既適合新建大型機組，也適用于場地狹窄的老廠改造是SNCR/SCR混合工藝符合國情而又不同于SCR工藝的重要特點。Fuel-Tech公司的技術(shù)優(yōu)勢

61Fuel-Tech公司尿素SCR工藝的技術(shù)優(yōu)勢SCR法是在80％以上脫硝效率的要求下，最能被接受的工藝尿素SCR工藝是氨法SCR改良后的安全工藝目前氨法SCR轉(zhuǎn)換成尿素SCR工藝已在美國成為一種普及化的主流工藝尿素SCR工藝包括有FuelTech’s的ULTRA已有許多大型電站鍋爐容量（≥500MW)成功的應(yīng)用實例可一步到位的尿素SCR，省去將來轉(zhuǎn)換步驟Fuel-Tech公司尿素SCR工藝的技術(shù)優(yōu)勢SCR法是在862液氨SCR與尿素SCR工藝流程示意圖比較

無水氨SCR供NH3系統(tǒng)尿素SCR供NH3系統(tǒng)ECOHotFlueGasAPHCatalystAIGNH3ESPStackFGDAmmoniaStorage、AccumulatoranddilutionSystem:IncludingAmmoniaUnloadingCompressor,AmmoniaStorageTank,AmmoniaVaporizer,AmmoniaAccumulator,AmmoniaMixerandAmmoniaPiping,Valve,etc.DecompositionChamberTime&TemperatureUreaAmmonia,HNCOECOHotFlueGasNH3AIGCatalystAHPEPFGDStackDieselOilUrea(UreaStorageTankandMeteringpumps,etc.)burner液氨SCR與尿素SCR工藝流程示意圖比較639.FBE公司煙氣脫硝工藝的技術(shù)優(yōu)勢SCR技術(shù)獨特的氨混合技術(shù)模擬試驗9.FBE公司煙氣脫硝工藝的技術(shù)優(yōu)勢SCR技術(shù)64脫硝技術(shù)培訓65脫硝技術(shù)培訓66脫硝技術(shù)培訓67脫硝技術(shù)培訓68脫硝技術(shù)培訓69脫硝技術(shù)培訓70脫硝技術(shù)培訓71脫硝技術(shù)培訓72脫硝技術(shù)培訓73脫硝技術(shù)培訓74脫硝技術(shù)培訓7510.結(jié)束語從發(fā)展的角度來看，脫硝技術(shù)的大面積推廣勢在必行我國脫硝技術(shù)的發(fā)展應(yīng)該遵循本國特點，合理選擇符合電廠實際情況的工藝，規(guī)范行業(yè)市場，從最大程度上降低氮氧化物污染物的排放量。10.結(jié)束語從發(fā)展的角度來看，脫76謝謝！謝謝！77演講完畢，謝謝觀看！演講完畢，謝謝觀看！78脫硝技術(shù)脫硝技術(shù)79內(nèi)容目錄1.火電廠氮氧化物排放標準2.火電廠氮氧化物排放現(xiàn)狀以及排污費征收標準3.減少氮氧化物排放的方法4.主要的煙氣脫硝工藝5.脫硝工藝選擇6.我國煙氣脫硝市場現(xiàn)狀以及發(fā)展趨勢7.國外主要煙氣脫硝公司在中國市場的發(fā)展情況Fuel-tech公司煙氣脫硝工藝的技術(shù)優(yōu)勢FBE公司煙氣脫硝工藝的技術(shù)優(yōu)勢10.結(jié)束語內(nèi)容目錄1.火電廠氮氧化物排放標準801.火電廠氮氧化物排放標準

《火電廠大氣污染物排放標準》（GB13223-2003)《DB11/139-2002鍋爐污染物綜合排放標準》

規(guī)定大于45.5MW的燃煤鍋爐氮氧化物排放量限值250mg/m31.火電廠氮氧化物排放標準

《火電廠大氣污染物排放81火電廠氮氧化物排放標準發(fā)展趨勢國家環(huán)境保護總局污染控制司大氣處劉孜處長:

“國家規(guī)劃在第十一個五年計劃期間完成脫硝技術(shù)的引進和示范工程，在第十二個五年計劃期間制定嚴格的NOx總量排放控制標準”。電力規(guī)劃院原院長湯蘊琳教授：“國家排放標準一般八年修訂一次，預計到2020年NOx排放控制標準可能降到200mg/nm3”?；痣姀S氮氧化物排放標準發(fā)展趨勢國家環(huán)境保護總局污染控制司大氣822.

火電廠氮氧化物排放現(xiàn)狀

以及排污費征收標準

我國目前NOx的排污費征收標準為：

0.63元/kgNOx

2.火電廠氮氧化物排放現(xiàn)狀

83國內(nèi)氮氧化物排放現(xiàn)狀我國近年氮氧化物(NOx)大氣污染物的主要來源是火力發(fā)電廠，目前火電廠每生產(chǎn)1000千瓦時的電力，相應(yīng)產(chǎn)生2.1千克的氮氧化物，2000年氮氧化物的排放量已達到358.02萬噸/年。根據(jù)NOx生成機理，在實際應(yīng)用中，主要采用低NOx燃燒技術(shù)和煙氣脫除的辦法對其控制，而我國目前應(yīng)對氮氧化物污染的主要方式僅是新建機組采用低NOx燃燒技術(shù)，對于舊有機組，直接排放是導致氮氧化物污染的一項主要因素。國內(nèi)氮氧化物排放現(xiàn)狀84中國典型燃煤機組的NOx排放情況600MW及以上機組380－450mg/Nm3200MW及200MW650－1300mg/Nm3100MW及以下小型機組700－1800mg/Nm3

2000年358.02萬噸2002年520.00萬噸2010年594.74萬噸（預計）中國電力氮氧化物排放狀況國內(nèi)氮氧化物排放現(xiàn)狀中國典型燃煤機組的NOx排放情況600MW及以上機組85

3.減少氮氧化物排放的方法

3.1NOx的形成及控制方法氮氧化物(NOx)的形成是由于氮與氧在非常高的溫度時的結(jié)合，世界上控制NOx的技術(shù)包括鍋爐內(nèi)燃燒中盡量避免NOx的生成技術(shù)和NOx生成后的排除技術(shù)。3.2燃燒改良法

燃燒器或爐膛被設(shè)計成可調(diào)整的分級進氣或再燃燒，以做階段式燃燒來降低氧化氮的生成3.3NOx的脫除技術(shù)設(shè)法消除燃燒后所生成NOx的技術(shù)，世界上比較成熟的有70年代開發(fā)并應(yīng)用的選擇性觸媒還原法(SCR)，80年代中期研發(fā)成功并得到廣泛應(yīng)用的選擇性非觸媒還原法(SNCR)以及90年代后期研發(fā)成功并在大型燃煤機組得到成熟應(yīng)用的SNCR/SCR混合法技術(shù)。

86燃燒改良法是控制NOx生成條件以達到脫硝目的，是一種經(jīng)濟的控制NOx的排放策略。控制NOx生成條件即在燃燒過程中，控制燃燒溫度，一直保持讓氧和氮分開，使二者結(jié)合生成NOx的可能性降至最低這種燃燒改善技術(shù)有低NOx燃燒器(LNB),空氣分級燃盡風(OverFireAir)、再燃技術(shù)(Reburn)及煙氣再循環(huán)（FlueGasRecirculation）等在規(guī)劃新建大型燃煤機組時，應(yīng)一次設(shè)計到位考慮設(shè)置低NOx燃燒器對改造鍋爐，實施低NOx燃燒器和現(xiàn)有的燃燒系統(tǒng)爐膛結(jié)構(gòu)影響不一，故需要分別評估再決定。有時實施需對現(xiàn)有的供風系統(tǒng)和爐膛進行較大程度的改造而不適用燃燒改良法但是燃燒改良法通常無法單獨的滿足較嚴的NOx排放標準。聯(lián)合使用燃燒改良和SNCR或SNCR/SCR混合法，對改造鍋爐較適用且經(jīng)濟。國外通常與煙氣后脫硝技術(shù)SNCR或SCR法聯(lián)合使用燃燒改良法燃燒改良法是控制NOx生成條件以達到脫硝目的，是一種經(jīng)濟的控87燃燒后NOx的脫除技術(shù)

SCR技術(shù)：選擇性觸媒還原法

SNCR技術(shù)：選擇性非觸媒還原法

SNCR/SCR混合法技術(shù)：選擇性非觸媒還原法和選擇性觸媒還原法的混合技術(shù)燃燒后NOx的脫除技術(shù)884.主要的煙氣脫硝工藝選擇性非觸媒還原法SNCR工藝選擇性觸媒還原法(SCR)工藝SNCR/SCR混合法工藝4.主要的煙氣894.1選擇性非觸媒還原法

(SelectiveNonCatalyticReduction)SNCR技術(shù)是非觸媒的爐內(nèi)噴射工藝80年代中期SNCR技術(shù)在國外研發(fā)成功，開始大量應(yīng)用于中小型機組，至90年代初期成功地應(yīng)用于大型燃煤機組。該技術(shù)的運行經(jīng)驗至今已成功的應(yīng)用于600－800MW等級燃煤機組其原理是在爐內(nèi)噴射氨、尿素等化學還原劑使之與煙氣中的氮氧化物反應(yīng),將其轉(zhuǎn)化成分子氮(N2)及水(H2O)此技術(shù)是選擇僅減少氮氧化物而不涉及其它類氧化物（如CO2等），目前最新的SNCR技術(shù)與NOx有效反應(yīng)溫度范圍已可達850oC~1250oC之間因為將化學反應(yīng)劑噴入爐內(nèi)正確的位置且隨鍋爐負荷變化而調(diào)整是非常重要的，因此要求SNCR技術(shù)在設(shè)計階段對每臺對象機組實施計算機模擬分析，從而設(shè)計出隨溫度場變化的運行控制系統(tǒng)。4.1選擇性非觸媒還原法

(SelectiveNon904.1選擇性非觸媒還原法

(SelectiveNonCatalyticReduction)使用計算機流體力學（CFD)和化學動力學模型(CKM)進行工程設(shè)計，即將先進的虛擬現(xiàn)實設(shè)計技術(shù)與特定燃燒裝置的尺寸、燃燒類型和特性、鍋爐負荷范圍、燃燒方式、煙氣再循環(huán)（如果采用）、爐膛過剩空氣、初始或基線NOx濃度、爐膛煙氣溫度分布、爐膛煙氣流速分布等相結(jié)合進行工程設(shè);實際運行時SNCR的反應(yīng)窗將隨溫度場的分布而實施自動追蹤調(diào)整，不受燃料種類或煤的質(zhì)量變化的影響最普遍應(yīng)用的化學反應(yīng)劑為尿素或氨SNCR脫硝效率對大型燃煤機組可在25-40%之間，對小型機組其效率可達80%工程造價低，占地面積小，適用于老廠改造，新爐可依據(jù)爐子設(shè)計加以配合，脫硝效率更高4.1選擇性非觸媒還原法

(SelectiveNon914.2選擇性觸媒還原法

(SelectiveCatalyticReduction)SCR為一種爐后脫硝反應(yīng)裝置，最早由日本于70年代后期完成商業(yè)運行，至80年代中期歐洲也成功地實現(xiàn)了SCR的商業(yè)運行設(shè)置觸媒裝置于鍋爐省煤器出口與空氣預熱器入口之間，其作用為使噴入之氨與煙氣中之NOx加速反應(yīng)實現(xiàn)脫硝在此情況時，其有效反應(yīng)之溫度范圍較SNCR低的多，約在320oC~400oC之間最普遍使用的化學反應(yīng)劑（還原劑）為氨與尿素

4.2選擇性觸媒還原法

(92SCR反應(yīng)原理示意圖SCR反應(yīng)原理示意圖93脫硝效率和氨的逃逸率之相關(guān)關(guān)系脫硝效率和氨的逃逸率之相關(guān)關(guān)系94脫硝運行關(guān)系曲線

NH3/NOx摩爾比100脫硝效率(%)NH3未反應(yīng)量(ppm)設(shè)計的脫硝效率0設(shè)計的

NH3未反應(yīng)量運行時的

NH3/NOx摩爾比脫硝運行NH3/NOx摩爾比上限

:小于設(shè)計的

NH3未反應(yīng)量(如:小于5ppm)下限:大于設(shè)計的脫硝效率(如:大于80%)

脫硝運行關(guān)系曲線

NH3/NOx摩爾比100脫硝效率(%95鍋爐SCR脫硝系統(tǒng)裝置的基本流程圖

鍋爐NH3

噴注脫硝反應(yīng)器空氣預熱器NH3

混合器

蒸發(fā)器NH3

液化罐靜電除塵器引風機煙囪換熱器增壓風機脫硫系統(tǒng)送風機SAH蓄壓器鍋爐SCR脫硝系統(tǒng)裝置的基本流程圖

鍋爐NH3噴注脫硝反應(yīng)96觸媒框架結(jié)構(gòu)(垂直流型)脫硝反應(yīng)器的總括圖觸媒層未來層整流器(緩沖層)煙氣吹灰器NH3噴嘴(AIG)觸媒荷載設(shè)備(臨時的)導葉片觸媒框架結(jié)構(gòu)(垂直流型)脫硝反應(yīng)器的總括圖觸媒層未來層整流器97NH3Storage&SupplySystemNH3StorageTankerNH3VaporizerNH3dilutiontankerNH3LoadingfacilityNH3Storage&SupplySystemNH3984.3SNCR/SCR混合法工藝SNCR/SCR混合法技術(shù)是一種結(jié)合了爐內(nèi)脫硝SNCR法及爐后脫硝SCR法而成的新系統(tǒng)于90年代后期研發(fā)成功并成熟的應(yīng)用于多數(shù)大型燃煤機組，該技術(shù)非常適合新建大型機組，同時也非常適用于場地狹窄的老廠改造。應(yīng)用于SNCR法的化學還原劑被設(shè)計成在爐內(nèi)脫硝后之余氨再進入SCR的催化劑實施再脫硝。此系統(tǒng)可提供電廠比較經(jīng)濟的脫硝方式，它可提供電廠在符合環(huán)保法規(guī)的要求下，階段性的增添設(shè)備及催化劑，而無需將資金做一次性投入，并可大量節(jié)省電廠脫硝運轉(zhuǎn)費用SNCR/SCR混合法可利用逃逸的氨作為后部SCR的還原劑，從而可使其脫硝效率逐步升級最終可達到80%以上4.3SNCR/SCR混合法工藝SNCR/SCR混合法技術(shù)99SNCR/SCR混合型原理示意圖前段850~1,250

℃后段320~400

℃再利用省去SCR之AIG系統(tǒng)SNCR/SCR混合型原理示意圖前段后段再利用省去SCR之1005.煙氣脫硝工藝的選擇

技術(shù)要求＋經(jīng)濟性5.煙氣脫硝工藝的選擇

技術(shù)要求＋經(jīng)濟性101脫硝技術(shù)培訓102脫硝技術(shù)培訓103

SCR工藝、SNCR工藝

及SNCR/SCR混合工藝煙氣脫硝技術(shù)比較

NOx脫硝率低，僅可達到25－40％因不增加SO3可較SCR放寬NH3逃逸條件對于多層噴入，控制系統(tǒng)適當?shù)母S負荷及溫度能力工程造價較低，占地面積小，適用于老廠改造，新爐如依鍋爐設(shè)計加以配合，脫硝效率會更高SNCR工藝特點

SCR工藝、SNCR工藝

及SNCR/SCR混合工藝煙氣104SCR工藝、SNCR工藝

及SNCR/SCR混合工藝煙氣脫硝技術(shù)比較脫硝效率高，能達到90％以上，當要求氮氧化物脫除率較高時，經(jīng)濟性最好的工藝技術(shù)成熟，運行可靠，便于維護反應(yīng)器對氣體混合均勻度、溫度、觸媒實際操作情況等比較敏感易形成氨－硫化合物（ABS)堵塞空氣預熱器SCR工藝特點SCR工藝、SNCR工藝

及SNCR/SCR混合工藝煙氣脫105SCR工藝、SNCR工藝

及SNCR/SCR混合工藝煙氣脫硝技術(shù)比較有機結(jié)合了SCR工藝和SNCR工藝有利特點的新工藝，已于90年代后期研發(fā)成功并應(yīng)用于大型燃煤機組SNCR/SCR系統(tǒng)中，SNCR階段逃逸的氨會隨煙氣流向下游的SCR系統(tǒng)，使得氨利用率更加完全大量節(jié)省催化劑的使用量SNCR/SCR系統(tǒng)因鍋爐內(nèi)已裝有SNCR系統(tǒng)而大幅度減少其所需的SCR反應(yīng)容積，進而降低SCR系統(tǒng)的裝置成本和空間SNCR/SCR混合工藝特點SCR工藝、SNCR工藝

及SNCR/SCR混合工藝煙氣脫106煙氣脫硝技術(shù)綜合特性比較主要成熟技術(shù)SCRSNCR/SCR混合型SNCR1還原劑NH3或尿素尿素或NH3尿素或NH3

2反應(yīng)溫度320－400℃前段:850－1250℃，后段:320－400℃850－1250℃3催化劑成份主要為TiO2，V2O5WO3

后段加裝少量催化劑(成份同前)不使用催化劑4脫硝效率70%~90%40%~90%大型機組25%~40%，小型機組配合LNB、OFA技術(shù)可達80%5SO2/SO3氧化會導致SO2/SO3氧化SO2/SO3氧化較SCR低不導致SO2/SO3氧化6NH3逃逸3－5ppm3－5ppm左右5－10ppm7對空氣預熱器影響催化劑中的V、Mn、Fe等多種金屬會對SO2的氧化起催化作用，SO2/SO3氧化率較高，而NH3與SO3易形成NH4HSO4造成堵塞或腐蝕SO2/SO3氧化率較SCR低，造成堵塞或腐蝕的機會較SCR低不會因催化劑導致SO2/SO3的氧化，造成堵塞或腐蝕的機會為三者最低8系統(tǒng)壓力損失催化劑會造成較大的壓力損失（＞100mmH2O）催化劑用量較SCR小，產(chǎn)生的壓力損失相對較低(＜40-60mmH2O)沒有壓力損失9燃料的影響高灰分會磨耗催化劑，堿金屬氧化物會使催化劑鈍化影響與SCR相同無影響10鍋爐的影響受省煤器出口煙氣溫度的影響受爐膛內(nèi)煙氣流速、溫度分布及NOx分布的影響(需做計算機模擬分析)與SNCR/SCR混合系統(tǒng)影響相同(需做計算機模擬分析)11占地空間大（需增加大型催化劑反應(yīng)器和供氨或尿素系統(tǒng)）較小(需增加一小型催化劑反應(yīng)器，無需增設(shè)供氨或尿素系統(tǒng))小(鍋爐無需增加催化劑反應(yīng)器)12使用業(yè)績多數(shù)大型機組成功運轉(zhuǎn)經(jīng)驗多數(shù)大型機組成功運轉(zhuǎn)經(jīng)驗多數(shù)大型機組成功運轉(zhuǎn)經(jīng)驗煙氣脫硝技術(shù)綜合特性比較主要成熟技術(shù)SCRSNCR/SCR混107（1）建造成本比較（2）系統(tǒng)運行成本比較（3）綜合成本比較SNCR、SCR及SNCR/SCR的技術(shù)經(jīng)濟指標分析SNCR、SCR及SNCR/SCR的技術(shù)經(jīng)濟指標分析108脫硝裝置建造成本比較（550MW1臺脫硝效率70%的案例）比較條目單位SNCR（尿素）SNCR/SCR（尿素）液氨SCRSNCRUSD工藝設(shè)計&許可ProcessDesign&LicenseUSD1,000,0001,200,000工程設(shè)計EngineeringUSD1,000,0001,100,000設(shè)備SNCREquipmentUSD2,600,0003,475,000溶液制備SolutionizerUSD200,000300,000SCRUSD工程設(shè)計EngineeringUSD125,000125,0001,100,000還原劑成本CatalystVolumeCostM3USD80462,4432541,468,256供氨系統(tǒng)AmmoniaSystemUSD540,000鋼構(gòu)、管路、線路、I&CSteel,Piping,Wiring,I&CUSD500,0001,100,0003,160,000IDF&APH改造USD2,100,000安裝InstallationUSD1,425,0001,700,0002,000,000脫銷裝置建設(shè)成本USD6,850,0009,462,44310,368,256脫銷每kw建造成本USD/kw12.4517.218.85指數(shù)比較11.381.51脫硝裝置建造成本比較（550MW1臺脫硝效率70%的案例）109脫硝裝置系統(tǒng)運行成本比較（550MW1臺脫硝效率70%的案例）比較條目單位SNCR(尿素)SNCR/SCR(尿素）液氨SCR還原劑消耗成本ReagentcostUSD/year440,910550,852405,216水消耗成本W(wǎng)aterCostUSD/year34,20042,750電力消耗成本PowercostUSD/year18,64849,950294,261年度運行總成本TotalannualizedoperatingcostUSD/year475,110643,552699,477脫硝裝置系統(tǒng)運行成本比較（550MW1臺脫硝效率70%的案110綜合成本比較（550MW1臺脫硝效率70%的案例）比較條目單位SCNR(尿素)SNCR/SCR(尿素）液氨SCR建造總成本TotalAnnualizedCostUSD6,850,0009,462,44310,368,256年度運行總成本TotalannualizedoperatingcostUSD475,110643,552699,477綜合成本比較USD7,325,1009,105,99511,067,733指數(shù)比較11.241.51綜合成本比較（550MW1臺脫硝效率70%的案例）比較條目單111總投資費用美元/KW0305070100NOx減排率，％75－15010—2030－50SCRLNBSNCR/SCRSNCR氮氧化物控制技術(shù)的性能價格比總投資費用美元/KW0112結(jié)論：脫硝工藝選擇當要求氮氧化物脫除率較高時，采用SCR工藝最經(jīng)濟，SCR工藝可提供一次到位的脫硝方式新建大型火電機組中以采用SCR比較合適。老廠改造則可以用SNCR或SNCR+SCR方案。SNCR/SCR混合法工藝兼有SNCR和SCR技術(shù)的優(yōu)點，當要求氮氧化物脫除率不是很高時，采用SNCR/SCR工藝更合適，項目可一次立項，實施可分階段增添設(shè)備及催化劑，此系統(tǒng)可為電廠提供最經(jīng)濟合理的脫硝方式。結(jié)論：脫硝工藝選擇1136.我國煙氣脫硝市場現(xiàn)狀以及發(fā)展趨勢

脫硝技術(shù)于我國起步較晚僅有極少數(shù)電廠采用脫硝技術(shù)控制NOx的排放6.我國煙氣脫硝市場現(xiàn)狀以及發(fā)展趨勢

脫硝技術(shù)于我國起步較114已建煙氣脫硝裝置已中標煙氣脫硝裝置待招標煙氣脫硝裝置漳州后石電廠(日立/中鼎)注：臺灣模式寧海電廠(日立/浙江大學)臺山電廠(丹麥Topsoe/浙江大學)嵩嶼電廠(日本IHI/上海電氣集團)闞山電廠(國家電站燃燒中心/美國FuelTech)太倉電廠(日立/江蘇蘇源環(huán)保)廣東恒運發(fā)電廠(魯奇/東鍋)國華北京一熱高井電廠烏沙山電廠中國煙氣脫硝工程項目現(xiàn)狀已建煙氣脫硝裝置已中標煙氣脫硝裝置待招標煙氣脫硝裝置漳州后石115國內(nèi)火電廠不加煙氣脫硝裝置的原因：

我國目前NOx的排污費征收標準規(guī)定較低，為0.63元/kg

火電廠大氣污染物排放標準的要求也較低，在煤揮發(fā)分≥20時，NOx排放的限度值為450mg/m3

一般SCR工藝脫除每公斤NOx的建造成本較高，約為1.32元/kg，別是運行成本也很高，約為1.23元/kg

我國煙氣脫硝市場現(xiàn)狀國內(nèi)火電廠不加煙氣脫硝裝置的原因：

我國目前NOx的排污116序號名稱單位計算式計算結(jié)果1處理煙氣量Nm3/h1,736,2002鍋爐出口NO2濃度：(實際O2)ppm2243脫硝效率%

804脫硝裝置每小時脫除NO2量Kg/h1,736,200Nm3/h×244ppm×10-6×80％÷22.42Nm3/kmol×46kg/kmol6955脫硝裝置每年脫除NOx量（按年運行6,000小時計算）kg695kg/h×6,000h4,170,0006建造成本USD10,068,3887脫除每公斤NO2的建造成本（按15年設(shè)計壽命計算）10,068,388USD÷4,170,000kg÷15年0.16USD（1.32RMB）8年運行成本USD637,5039脫除每公斤NO2的運行成本637,503USD÷4,170,000kg0.15USD（1.23RMB）10脫除每公斤NO2的綜合成本0.16USD+0.15USD0.31USD（2.55RMB）SCR煙氣脫硝排除每公斤NO2所需成本計算實例（1×550MW）：序號名稱單位計算式計算結(jié)果1處理煙氣量Nm3/h1,73117影響我國煙氣脫硝市場發(fā)展趨勢的因素政策法規(guī)我國電廠機組配置現(xiàn)狀及脫硝要求新建大型火電機組改造工業(yè)鍋爐及電站鍋爐