燃油燃气锅炉烟气脱硝 1 / 34 燃油、燃气锅炉烟气脱硝方案
研究报告
长沙奥邦环保实业有限公司 二零一二年十月 燃油燃气锅炉烟气脱硝
2 / 34 燃油、燃气锅炉烟气脱硝技术研究 1 国内外脱氮技术介绍 目前脱氮技术有两种，一是低氮燃烧技术，在燃烧过程中控制NOx的产生．分为低氮燃烧器技术、空气分级燃烧技术、燃料分段燃烧技术；工艺相对简单、经济，但不能满足较高的NOx排放标准。另一种是烟气脱硝技术，使NOx在形成后被净化，主要有选择性催化还原(SCR)、选择性非催化还原(SNCR)、电子束法等；排放标准严格时，必须采用烟气脱硝。 1．1低氮燃烧技术 由氮氧化物（NOx）形成原因可知对NOx的形成起决定作用的是燃烧区域的温度和过量空气量。低NOx燃烧技术就是通过控制燃烧区域的温度和空气量，以达到阻止NOx生成及降低其排放量的目的。对低NOx燃烧技术的要求是，在降低NOx的同时，使锅炉燃烧稳定，且飞灰含碳量不能超标。 1.1.1 燃烧优化 燃烧优化是通过调整锅炉燃烧配风，控制NOx排放的一种实用方法。它采取的措施是通过控制燃烧空气量、保持每只燃烧器的风粉(煤粉)比相对平衡及进行燃烧调整，使燃料型NOx的生成降到最低，从而达到控制NOx排放的目的。 煤种不同，燃烧所需的理论空气量亦不同。因此，在运行调整中，必须根据煤种的变化，随时进行燃烧配风调整，控制一次风粉比不超过1.8:1。调整各燃烧器的配风，保证各燃烧器下粉的均匀性，其偏差不大于5% 10%。二次风的配给须与各燃烧器的燃料量相匹配，对停运的燃烧器，在不烧火嘴的情况下，尽量关小该燃烧器的各次配风，使燃料处于低氧燃烧，以降低NOx的生成量。 1.1.2空气分级燃烧技术 空气分级燃烧技术是目前应用较为广泛的低NOx燃烧技术，它的主要原理是将燃料的燃烧过程分段进行。该技术是将燃烧用风分为一、二次风，减少煤粉燃烧区域的空气量(一次风)，提高燃烧区域的煤粉浓度，推迟一、二次风混合时间，这样煤粉进入炉膛时就形成了一个富燃料区，使燃料在富燃料区进行缺氧燃烧，燃油燃气锅炉烟气脱硝 3 / 34 以降低燃料型NOx的生成。缺氧燃烧产生的烟气再与二次风混合，使燃料完全燃烧。 该技术主要是通过减少燃烧高温区域的空气量，以降低NOx的生成技术。它的关键是风的分配，一般情况下，一次风占总风量的25～35%。对于部分锅炉，风量分配不当，会增加锅炉的燃烧损失，同时造成受热面的结渣腐蚀。因此，该技术较多应用于新锅炉的设计及燃烧器的改造中。 1.1.3 燃料分级燃烧技术 该技术是将锅炉的燃烧分为两个区域进行，将85%左右的燃料送入第一级燃烧区进行富氧燃烧，生成大量的NOx，在第二级燃烧区送入15%的燃料，进行缺氧燃烧，将第一区生成的NOx进行还原，同时抑制NOx的生成，可降低NOx的排放量。 1.1.4 烟气再循环技术 该技术是将锅炉尾部的低温烟气直接送入炉膛或与一次风、二次风混合后送入炉内，降低了燃烧区域的温度，同时降低了燃烧区域的氧的浓度，所以降低了NOx的生成量。该技术的关键是烟气再循环率的选择和煤种的变化 1.1.5技术局限 这些低NOx燃烧技术设法建立空气过量系数小于１的富燃区或控制燃烧温度，抑制NOx的生成，在燃用烟煤、褐煤时可以达到国家的排放标准，但是在燃用低挥发分的无烟煤、贫煤和劣质烟煤时还远远不能达到国家的排放标准。需要结合烟气净化技术来进一步控制氮氧化物（NOx）排放。低氮燃烧器技术：主要通过降低火焰温度和氧含量减少NOx产生，可降低NOx生成量．30～60％。 1.2烟气脱硝技术 在排放要求较高时，需采用烟气净化技术。目前应用较广的烟气脱硝技术有：选择性催化还原(SCR)法、选择性非催化还原(SNCR)法、同时脱硫脱硝(如电子束法、活性焦还原法)等。几种常用烟气脱硝技术的比较如下： 1.2.1选择性催化还原(SCR)技术 SCR脱硝技术是在催化剂作用下，用选择性还原剂(氨或尿素)将NOx还原为无害的氮气和水蒸气，是目前国际上技术最成熟、应用最广泛的烟气脱硝技术，燃油燃气锅炉烟气脱硝 4 / 34 NOx脱除效率80～90％。但投资和运行成本较高。SCR技术在德国、Et本、奥地利、丹麦、美国等国应用广泛，奥地利AEE、鲁奇、日立、三菱、巴布考克等国外脱氮公司拥有较好的SCR业绩。AEE公司于2001年投运的丹麦某电厂325MW机组脱氮效率达到95％。国内已经投运的SCR工程目前仅福建后石电厂600MW机组，由台塑美国公司独资兴建。 1.2.2选择性非催化还原(SNCR) 选择性非催化还原脱硝技术是在锅炉上烟温850～1050"C处将还原剂(氨或尿素)均匀喷入炉膛内，生成无害的氮气和水蒸气。SNCR工艺不需催化荆，但需要较离反应温度；反应系统简单、投资较省、运行成本低；脱氨效率一般仅有20～40％，应用较少。 1.2.3电子束法脱硫脱硝 电子束法用高能电子加速器发射电子束激发烟气，产生的多种自由基在常温下将S02、NO等氧化为高价氧化物，与注入烟道的氨气反应，生成硫酸铵和硝酸镀等。优点是同时脱硫脱硝去除率高；系统简单，建设费用是同等规模FGD的70--80％；不使用催化剂；副产物是出路较好的化肥。缺点是耗电量大，运行费用高；目前的电子辐射装置还不适用于大机组系统。成都热电厂采用日本荏原公司电子束法脱硫脱硝，处理烟气量30万Nm3／h。 1.2.4活性焦吸附法脱硫脱硝 烟气中的S02通过活性焦碳微孔的吸附催化作用生成硫酸，再热时生成浓度很高的s02气体，根据需要转化成硫磺、液态S02等产品，烟气中的NOx在加氨条件下经活性焦催化还原，生成水和氮气。脱硫 效率几乎达100％，脱硝率在80％以上，反应在100～200℃低温进行，不需烟气升温装置；不存在吸附剂中毒；建设费用与电子柬法相当，运行费用约是电子柬法一半。活性焦吸附法是西德BF(Bergbau—Forschung)公司在1967年开发，日本的三井矿山(株)公司改进后于1984年10月建立处理能力3万／Nrash一1的工业试验装置，经过改进和调整达到长期稳定连续运转，脱硫率JL乎100％，脱氩率在80％以上。 2.脱硝技术现状： 燃油燃气锅炉烟气脱硝 5 / 34 2．1 SCR脱硝技术 2.1.1概念 国际上技术最成熟、应用最广泛的烟气脱硝技术，是在催化剂的作用下，用还原剂(氨或尿素)与烟气中的氨氧化物反应，将NOx还原生为无害的氮气和水蒸气。根据催化剂种类不同，反应温度范围150～550"C，燃煤电厂SCR催化剂温度一般为350。C左右。按反应器布置方式不同，分为高含尘SCR工艺和低含尘SCR工艺。 2.1.2脱硝反应机理：
SCR反应条件下的化学反应式为： 4NH3＋4NO＋O2＝4N2＋6H2O 在适当催化剂的作用下，对NO2也有还原去除作用： 4NH3＋2NO2＋O2＝3N2＋6H2O 6NO2 + 8NH3→7N2+12H2O 2.1.3 SCR工艺流程 SCR系统包括烟道、SCR反应器，催化剂，氨喷射系统，脱硝装置灰斗，吹灰及控制系统，脱硝剂存储、制备、供应系统，检修仪表和控制系统，电气系统等。其中，核心部分是SCR反应器。脱硝剂存储、制备、供应系统包括液氨储存、制各、供应系统包括液氨卸料压缩机、储氨罐、液氦蒸发槽、液氨泵、氨器缓冲槽、稀释风机、混合器、氨气稀释槽、废水泵、废水池等。液氨的供应由液氨槽车运送，利用液氨卸料压缩机将液氨由槽车输入储氮罐内，用液氮泵将储槽中的液氨燃油燃气锅炉烟气脱硝 6 / 34 输送到液氨蒸发槽内蒸发为氨气，经氨气缓冲槽控制一定的压力及流量，然后与稀释空气在混合器中混合均匀，再送至脱硝系统。氮气系统紧急排放的氨气则排入氨气稀释槽中，经水的吸收排入废水池．再经由废水泵送至废水处理厂处理。流程如图所示
三维视图 燃油燃气锅炉烟气脱硝
7 / 34 燃油燃气锅炉烟气脱硝
8 / 34 2.1.4技术特点 SCR反应器布置在锅炉省煤器后，空气预热器之前。此时锅炉尾部烟气的温度足以满足催化剂运行温度，不需专门加温。催化剂容易堵塞。由于含尘量高，必须防止催化剂堵塞，通过使烟气均匀布置和布置吹灰装置可避免催化荆堵塞问题。反应过程中发生副反应，S02在催化剂作用下转化为S03，再与烟气中的残留氨反应形成硫酸氢铵对省煤器会造成腐蚀。低浓度残留氨有利于避免形成硫酸氢铵。投资较低，但在旧厂改造中，有时由于场地限制，不能使用高含尘量工艺流程。 燃油燃气锅炉烟气脱硝 9 / 34 2.1.5 SCR三种布置的特点 布置形式 反应器位置 特点 高尘布置 SCR反应器设置在省煤器的下游和空气预热器和粉尘控制装置上游之间 烟气温度在催化剂反应的最佳范围， 烟气粉尘高， 烟气流速高，催化剂用量较大，催化剂采用宽节距7~9 mm，每层催化剂上部安装吹灰器，防堵塞， SCR反应器底部设灰斗 。 低尘布置 SCR反应器布置在高温型电除尘器ESP和空预器APH之间 烟气中飞灰相对较少， 催化剂的节距为4~7mm，催化剂用量减少，烟气温度偏低，需使用省煤器旁路，对热效率有影响。
尾部布置 SCR反应器布置在湿法脱硫装置（FGD）的下游 烟气温度低 、需用天然气燃烧加热，增加操作费用。
最普通的SCR工艺