火电厂烟气脱硝技术探讨

综　述 与 管　理 火电厂烟气脱硝技术探讨 T echno logy of NO x ou t of F lue2gas in Pow er P lan t 王　钟, 王　颖 (东北电力 设计 领导形象设计圆作业设计ao工艺污水处理厂设计附属工程施工组织设计清扫机器人结构设计 院, 吉林　长春　130021) 摘　要: 在介绍烟气脱硝技术选择性催化还原技术 SCR、选择性非催化还原技术 SN CR 以及 SN CR 与 SCR 混合烟 气脱硝技术的基础上, 对这 3 种技术进行了比较, 认为 SCR 脱硝效果比较好, 但工程造价高; SN CR 工程造价低, 但 效率不高; 所以目前工程多采用效率和造价均中等的 SN CR 与 SCR 混合型烟气脱硝技术。 关键词: 烟气脱硝技术; SCR; SN CR; SN CR 与 SCR; 反应器; 催化剂 Abstract: O n the base of in troduction of the techno logy of NO x ou t of flue2gas, including select ive catalyt ic reduction (SCR ) , select ive non2catalyt ic reduction (SN CR ) and the m ix of SN CR and SCR , th is paper m akes a comparison betw een th ree techno logies. T he resu lt show s that SCR is mo re effect ive than the o thers, bu t the construct ion co st is h igh; SN CRpis construct ion co st is low er than the o thers, bu t itpis efficiency is low ; therefo re, the p ro ject adop ts the m ix of SN CR and SCR p resen tly of w h ich bo th efficiency and the construct ion co st are m edium. Keywords: the techno logy of NO x ou t of flue2gas; SCR; SN CR; SN CR and SCR; react ion devices; catalyt ic agen t 中图分类号: X773　　　　文献标识码: A 　　　　文章编号: 100925306 (2005) 0620001205 收稿日期: 2005208220 作者简介: 王　钟 (1968—) , 男, 高级工程师, 主要从事火电厂热力系统设计方面的工作。 　　2004 年 1 月 1 日,《火电厂大气污染物排放标 准》( GB 13223—2003 ) 开 始 实 施, 代 替 了 原 GB 13223—96 标准 excel标准偏差excel标准偏差函数exl标准差函数国标检验抽样标准表免费下载红头文件格式标准下载 , 这标志着我国环保控制标准更 加严格, 并且将会越来越严格。新标准 规定 关于下班后关闭电源的规定党章中关于入党时间的规定公务员考核规定下载规定办法文件下载宁波关于闷顶的规定 了现有火 力发电锅炉达到更加严格的排放限值的年限, 并且 对第 3 时段燃煤锅炉氮氧化物最高允许排放浓度做 出如下规定: 当煤V daf (干燥无灰基挥发分) < 10% 时, Θ(NO x )≤1 100 m göm 3; 当 10% ≤煤V daf≤20% 时, Θ (NO x ) ≤ 650 m göm 3; 当煤 V daf > 20% 时,Θ(NO x )≤450 m göm 3。同时明确规定第 3 时段火力 发电锅炉须预留烟气脱除氮氧化物装置空间。 另外中国某些城市的环保标准对NO x 排放标 准提高, 2005 年 11 月 1 日北京市实行地方标准《锅 炉污染物综合排放标准》(DB 11ö139—2002) 排放限 值, 按照其要求, 仅考虑锅炉低氮燃烧器已经不能满 足要求, 因此在新建电厂设计时, 必须考虑烟气脱除 氮氧化物装置。 1　烟气脱硝技术现状 在通常的燃烧温度下, 煤燃烧生成的NO x 中, NO 体积分数占 90% 以上, NO 2 体积分数占 5%～ 10% , 而N 2O 体积分数只占 1% 左右。在大气污染治 理领域里, NO x 主要指的是NO 和NO 2。煤燃烧过 程中生成的NO x 有 3 种方式: 热力型NO x , 它是空 气中的氮气在高温下氧化而生成的NO x; 燃料型 NO x , 它是燃料中含有的氮化合物在燃烧过程中热 分解、氧化而生成的NO x; 速度型NO x , 它是燃烧时 空气中氮和燃料中的碳氢化合物反应生成的NO x。 对于燃煤电站锅炉, 一般热力型NO x 体积分数占总 NO x 的 25% , 燃料型NO 体积分数占 75% , 速度型 NO x 所占份额很少。 有关NO x 的控制方法有几十种之多, 归纳起 来, 这些方法不外乎从燃料的生命周期的 3 个阶段 入手, 即燃烧前、燃烧中和燃烧后。当前有关燃烧前 脱硝的研究很少, 几乎所有的研究都集中在燃烧中 和燃烧后的NO x 控制, 所以在国际上把燃烧中NO x 的所有控制措施统称为一次措施, 把燃烧后的NO x ·1· 第 6 期 (总第 181 期) 2005 年 12 月 　　　　　　　　　J ilin E lectric Pow er 吉　林　电　力 　　　　　　　　　N o. 6 (Ser. N o. 181) D ec. 2005 控制措施称为二次措施, 又称为烟气脱硝技术。 目前普遍采用的燃烧中NO x 控制技术即为低 NO x 燃烧技术, 主要有低NO x 燃烧器、空气分级燃 烧和燃料分级燃烧。应用在燃煤电站锅炉上的成熟 烟气脱硝技术主要有 SCR、SN CR 以及 SN CR 与 SCR 混合烟气脱硝技术。2005 年 8 月在大连召开的 第二届中2美低氧化氮燃烧与二氧化硫控制研讨会, 就介绍了这 3 种脱硝技术。近几年来 SCR 发展较 快, 在西欧各国、美国、韩国、日本得到了广泛的应 用, 目前氨催化还原烟气脱硝技术是应用得最多的 技术。 2　SCR 烟气脱硝技术 2. 1　SCR 脱硝反应过程 SCR 系统是通过在催化剂上游的烟气中喷入 氨或其他合适的还原剂, 利用催化剂将烟气中的 NO x 转化为氮气和水。在通常的设计中, 使用液态 无水氨或氨的水溶液。无论以何种形式使用, 首先使 氨蒸发, 然后与稀释空气或烟气混合, 最后通过分配 格栅喷入到 SCR 反应器上游的烟气中。 在 SCR 反应器内,NO 通过以下反应被还原: 4NO + 4N H 3+ O 2 4N 2+ 6H 2O 6NO + 4N H 3 5N 2+ 6H 2O 当烟气中有氧气时, 反应第一式优先进行, 因 此, 氨消耗量与NO 还原量有一对一的关系。 在锅炉的烟气中,NO 2 一般约占总的NO x 体积 分数的 5% ,NO 2 参与的反应如下: 2NO 2+ 4N H 3+ O 2 3N 2+ 6H 2O 6NO 2+ 8N H 3 7N 2+ 12H 2O 上面 2 个反应 表 关于同志近三年现实表现材料材料类招标技术评分表图表与交易pdf视力表打印pdf用图表说话 pdf 明还原NO 2 比还原NO 需要 更多的氨。 在绝大多数锅炉的烟气中, NO 2 体积分数仅占 NO x 总量的一小部分, 因此NO 2 的影响并不显著。 还原剂供给系统氨的流量与 SCR 反应器入口 烟气中的NO x 流量的摩尔比为化学计量比, 比例通 常为 0. 8～ 1. 2。 SCR 系统NO x 脱除效率通常很高, 添加到烟气 中的氨几乎完全和NO x 反应。然而, 有一小部分氨 不反应而是作为氨逃逸离开了反应器。一般来说, 对 于新的催化剂, 氨逃逸很低, 根据煤的含硫量决定。 但是, 随着催化剂失活或者表面被飞灰覆盖、堵塞, 氨逃逸就会增加。为了维持需要的NO x 脱除率, 就 必须增加反应器中N H 3 与NO x 的摩尔比。当不能 保证预先设定的NO x 脱除率和 (或) 氨逃逸的性能 标准时, 就必须向反应器添加新的催化剂以恢复反 应器性能。 2. 2　SCR 脱硝过程副反应 有 3 类不希望发生的副反应影响 SCR 系统的 性能和运行, 包括氨的氧化、二氧化硫氧化及铵盐 (硫酸氢铵和硫酸铵)的形成。 氨的氧化将一部分氨转化为其他氮化合物。不 希望发生氨的氧化, 有以下几个方面原因: 首先, 为 达到给定的NO x 脱除率, 需要的氨供给率将增加, 需要添加额外的还原剂以替换被氧化的氨; 第二, 氨 的氧化减少了催化剂内表面吸附的氨, 影响NO x 脱 除, 导致催化剂体积不足; 此外, 由于氨不是被氧化 就是与NO x 反应或者作为氨逃逸从反应器中排出, 因此氨的氧化使 SCR 工艺过程的物料平衡变得复 杂。因此, SCR 烟气脱硝系统需要安装氨逃逸的测 量仪器。影响氨氧化反应的因素有: 催化剂成分、烟 气组分、氨的浓度、反应器温度等。 一般认为在钒作催化剂时, 当温度超过 400 ℃ 时, 氨的氧化对脱硝过程才有显著影响。 由于 SCR 催化剂的氧化特性, 在燃用含硫煤的 锅炉中也会将 SO 2 氧化为 SO 3。SO 2 氧化率受 SO 2 浓度、反应器温度、催化剂质量、催化剂的结构设计 及配方的影响。SO 3 的产生率正比于烟气中 SO 2 的 浓度。增加反应温度也会加快 SO 2 的氧化, 当温度 超过371 ℃时, 氧化率将迅速增加。SO 2 氧化率也与 反应器中催化剂的体积成正比。为获得高的NO x 脱 除效率和低的氨逃逸而设计的反应器 SO 3 的产生 率也会更高。 催化剂设计及配方技术 (包括控制微孔尺寸、催 化剂壁厚和采用化学氧化抑制剂) 能被用来针对特 定的应用条件改变 SO 2 氧化特性。例如: SO 2 氧化遍 及催化剂活性组分内, 而NO x 还原发生在靠近催化 剂表面处, 因此, 采用薄壁或非催化性基体的催化剂 将产生较少的 SO 3。 但是, 即使采用催化剂的优化设计, 也不可能完 全消除 SO 2 氧化, 烟气中总会有一小部分 SO 2 被氧 化为 SO 3。 SO 3 与催化剂组分及烟气组分反应, 形成固体 颗粒, 沉积在催化剂表面或内部, 缩短催化剂的寿 命。同时 SCR 反应器产生的 SO 3 增加了烟气中 SO 3 的浓度。 约在 320 ℃以下, SO 3 和逃逸的氨反应, 形成硫 ·2· 第 6 期 (总第 181 期) 2005 年 12 月 　　　　　　　　　J ilin E lectric Pow er 吉　林　电　力 　　　　　　　　　N o. 6 (Ser. N o. 181) D ec. 2005 酸氢铵和硫酸铵: N H 3+ SO 3+ H 2O N H 4H SO 4 2N H 3+ SO 3+ H 2O (N H 4) 2SO 4 这些物质从烟气中凝结并沉积, 可以使催化剂 失活, 造成 SCR 系统的下游设备沾污和腐蚀, 增加 空气预热器的压降并降低其传热性能, 使飞灰及脱 硫装置副产物不适合于特定的用途。若要降低上述 影响, 必须将氨逃逸维持在低水平, 控制燃用含硫燃 料的锅炉 SCR 装置的 SO 2 氧化率。铵盐沉积开始的 温度是氨和 SO 3浓度的函数。为了避免催化剂沾污, 在满负荷条件下, SCR 系统运行温度应该维持在 320 ℃以上。 2. 3　SCR 系统组成及反应器布置 图 1 为 SCR 烟气脱硝工艺系统简图, SCR 系统 一般由氨的储存系统、氨与空气混合系统、氨气喷入 系统、反应器系统、省煤器旁路、SCR 旁路、检测控 制系统等组成。 图 1　SCR 工艺系统 SCR 反应器在锅炉烟道中一般有 3 种不同的 安装位置, 即热段高灰布置、热段低灰布置和冷段 布置。 对于一般燃油或燃煤锅炉, 其 SCR 反应器多选 择安装于锅炉省煤器与空气预热器之间, 因为此区 间的烟气温度刚好适合 SCR 脱硝还原反应, 氨被喷 射于省煤器与 SCR 反应器间烟道内的适当位置, 使 其与烟气充分混合后在反应器内与氮氧化物反应, 达到脱硝的目的。 3　SN CR 烟气脱硝技术 选择性催化还原脱除NO x 的运行成本主要受 催化剂寿命的影响, 因此提出一种不需要催化剂的 选择性还原, 这就是选择性非催化还原技术。该技术 是用N H 3、尿素等还原剂喷入炉内与NO x 进行选择 性反应, 不用催化剂, 因此必须在高温区加入还原 剂。还原剂喷入炉膛温度为 900～ 1 100 ℃的区域, 该还原剂 (尿素) 迅速热分解成N H 3 并与烟气中的 NO x 进行 SN CR 反应生成N 2, 该方法是以炉膛为 反应器。 研究发现, 在炉膛 900～ 1 100 ℃这一狭窄的温 度范围内, 在无催化剂作用下, N H 3 或尿素等氨基 还原剂可选择性地还原烟气中的NO x , 基本上不与 烟气中的O 2 作用, 据此发展了 SN CR 法。在 900～ 1 100 ℃的范围内, N H 3 或尿素还原NO x 的主要反 应如下。 N H 3 为还原剂: 4N H 3+ 4NO + O 2 4N 2+ 6H 2O 尿素为还原剂: 2NO + CO (N H 2 ) 2 + 12 O 2 2N 2 + CO 2 + 2H 2O 当温度高于 1 100 ℃时, N H 3 则会被氧化为 NO , 即: 4N H 3+ 5O 2 4NO + 6H 2O 不同还原剂有不同的反应温度范围, 此温度范 围称为温度窗。N H 3 的反应最佳温度区为 900～ 1 100 ℃。当反应温度过高时, 由于氨的分解会使 NO x 还原率降低; 另一方面, 反应温度过低时, 氨的 逃逸增加, 也会使NO x 还原率降低。N H 3 是高挥发 性的有毒物质, 氨的逃逸会造成新的环境污染。 引起 SN CR 系统氨逃逸的原因有 2 种, 一是由 于喷入点烟气温度低影响了氨与NO x 的反应; 另一 种可能是喷入的还原剂过量或还原剂分布不均匀。 还原剂喷入系统必须能将还原剂喷入到炉内最有效 的部位, 因为NO x 的分布在炉膛对流断面上是经常 变化的, 如果喷入控制点太少或喷到炉内某个断面 上的氨分布不均匀, 则会出现分布较高的氨逃逸量。 ·3· 第 6 期 (总第 181 期) 2005 年 12 月 　　　　　　　　　J ilin E lectric Pow er 吉　林　电　力 　　　　　　　　　N o. 6 (Ser. N o. 181) D ec. 2005 在较大的燃煤锅炉中, 还原剂的均匀分布则更困难, 因为较长的喷入距离需要覆盖相当大的炉内截面。 为保证脱硝反应能充分地进行, 以最少的喷入N H 3 量达到最好的还原效果, 必须设法使喷入的N H 3 与 烟气良好地混合。若喷入的N H 3 不充分反应, 则逃 逸的N H 3 不仅会使烟气中的飞灰容易沉积在锅炉 尾部的受热面上, 而且烟气中N H 3 遇到 SO 3 会产生 (N H 4) 2SO 4, 容易造成空气预热器堵塞, 并有腐蚀的 危险。 图 2　SNCR 工艺流程示意图 SN CR 烟气脱硝技术的脱硝效率一般不高, 受 锅炉结构尺寸影响很大, 多用作低NO x 燃烧技术的 补充处理手段。采用 SN CR 技术, 目前的趋势是用 尿素代替氨作为还原剂。值得注意的是, 近年的研究 表明, 用尿素作为还原剂时, NO x 会转化为N 2O , N 2O 会破坏大气平流层中的臭氧, 除此之外, N 2O 还被认为会产生温室效应, 因此产生N 2O 问题已引 起人们的重视。 SN CR 技术的工业应用是 20 世纪 70 年代中期 在日本的一些燃油、燃气电厂开始的, 欧盟国家于 20 世纪 80 年代末在一些燃煤电厂也开始 SN CR 技 术的工业应用。美国的 SN CR 技术在燃煤电厂的工 业应用是在 20 世纪 90 年代初开始的, 目前世界上 燃煤电厂 SN CR 工艺的总装机容量在 5 GW 以上。 图 2 为一个典型的 SN CR 工艺流程图, 它由还 原储槽、多层还原剂喷入装置和与之相匹配的控制 仪表等组成。 SN CR 系统烟气脱硝过程是由下面 4 个基本过 程完成: 接收和储存还原剂; 还原剂的计量输出、与 水混合稀释; 在锅炉合适位置注入稀释后的还原剂; 还原剂与烟气混合进行脱硝反应。 4　SN CR 与 SCR 混合烟气脱硝技术 SN CR 与 SCR 混合烟气脱硝技术是把 SN CR 工艺的还原剂喷入炉膛技术同 SCR 工艺利用逃逸 氨进行催化反应的技术结合起来, 进一步脱除 NO x。它是把 SN CR 工艺的低费用特点同 SCR 工艺 的高效率及低的氨逃逸率进行有效结合。该联合工 艺于 20 世纪 70 年代首次在日本的一座燃油装置上 ·4· 第 6 期 (总第 181 期) 2005 年 12 月 　　　　　　　　　J ilin E lectric Pow er 吉　林　电　力 　　　　　　　　　N o. 6 (Ser. N o. 181) D ec. 2005 进行试验, 试验表明了该技术的可行性。理论上, SN CR 工艺在脱除部分NO x 的同时也为后面的催 化法脱硝提供所需要的氨。SN CR 体系可向 SCR 催 化剂提供充足的氨, 但是控制好氨的分布以适应 NO x 的分布的改变却是非常困难的。为了克服这一 难点, 混合工艺需要在 SCR 反应器中安装一个辅助 氨喷射系统, 通过试验和调节辅助氨喷射可以改善 氨气在反应器中的分布效果。SN CR 与 SCR 混合工 艺可以达到 40%～ 80% 的脱硝效率, 氨的逃逸量较 高。图 3 为 SN CR 与 SCR 混合工艺系统图。 图 3　SNCR 与 SCR 混合工艺系统图 5　烟气脱硝技术比较 5. 1　NO x 控制技术一般性比较 各种烟气脱硝方法由于所采用的NO x 控制技 术不同, 在脱销效率、工程造价、运行费用等方面存 在很大差异,NO x 控制技术一般性比较见表 1。 表 1　NO x 控制技术一般性比较 所采用的技术 脱硝效率ö% 工程造价 运行费用 LNB + O FA 25～ 40 中等 低 SN CR 25～ 50 低 中等 LNB + O FA + SN CR 40～ 70 中等 中等 SCR 80～ 90 高 中等 SN CR 与 SCR 40～ 80 中等 中等 注: LNB 为低NO x 燃烧器,O FA 为顶二次风。 5. 2　烟气脱硝技术设计参数比较 a. 　SCR 技术　还原剂以N H 3 为主, 反应温度 为 320～ 400 ℃, 催化剂成分主要为 T iO 2、V 2O 5、 W O 3, 脱硝效率为 70%～ 90%。还原剂喷射位置多 选择于省煤器与 SCR 反应器间烟道内, 会导致 SO 2 氧化,N H 3 逃逸体积分数为 3×10- 6～ 5×10- 6; N H 3 与 SO 3 易形成铵盐, 造成空气预热器堵塞或腐蚀; 催化剂会造成系统压力损失; 燃料的高灰分会磨耗 催化剂, 碱金属氧化物会使催化剂钝化; 此外, 还受 省煤器出口烟气温度的影响。 b. 　SN CR 技术　还原剂可用N H 3 或尿素, 反 应温度为 900～ 1 100 ℃, 不使用催化剂, 脱硝效率 为 25%～ 50% , 还原剂通常在炉膛内喷射, 但需与 锅炉厂家配合; 不会导致 SO 2 氧化, N H 3 逃逸体积 分数为 10×10- 6～ 15×10- 6; 对空气预热器的影响 为不导致 SO 2 的氧化, 造成堵塞或腐蚀的机会为三 者最低, 没有系统压力损失; 燃料对其无影响, 此外, 它受炉膛内烟气流速及温度分布的影响。 c. 　SN CR 与 SCR 混合型技术　还原剂可使 用N H 3 或尿素, 反应温度前段为 900～ 1 100 ℃, 后 段为 320～ 400 ℃, 后段加装少量催化剂 (成分主要 为 T iO 2, V 2O 5, W O 3) ; 脱硝效率为 40%～ 70% ; 锅 炉负荷不同还原剂喷射位置也不同, 通常位于一次 过热器或二次过热器后端; SO 2 氧化较 SCR 低, N H 3 逃逸体积分数为 5×10- 6～ 10×10- 6; 对空气 预热器影响为 SO 2 氧化率较 SCR 低, 造成堵塞或腐 蚀的机会较 SCR 低; 催化剂用量较 SCR 小, 产生的 压力损失相对较低, 燃料的影响与 SCR 相同; 受锅 炉的影响与 SN CR 影响相同。 通过对以上 3 种方法的比较, 可以看出 SCR 脱 硝效果比较好, 但是工程造价高, SN CR 工程造价 低, 但是效率不高, 所以目前工程多采用效率和造价 均中等的 SN CR 与 SCR 混合型。 (编辑　郝竹筠) ·5· 第 6 期 (总第 181 期) 2005 年 12 月 　　　　　　　　　J ilin E lectric Pow er 吉　林　电　力 　　　　　　　　　N o. 6 (Ser. N o. 181) D ec. 2005