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1、火电厂烟气脱硝技术介绍据统计,我国大气污染物中NOx60%来自于煤的燃烧,其中,火电厂发电用煤又占了全国燃煤的70%。2000年我国火电厂氮氧化物排放量控制在500万t左右,按照目前的排放控制水平,到2020年,氮氧化物排放量将达到1000万t以上。面对严峻的环保形势,我国于1991年制定了第一部《火电厂污染物排放标准》,在此后的12年间,历经两次修订(1996版和2003版),排放标准日益严格。2004年,国家允许的氮氧化物最高排放浓度(标准状态,下文称为标)为450mg/m3(Vdaf>20%)。此排放限值已接近于目前炉内低氮燃烧技术所能达到的最高水平,若要进一步降低NOx的排放浓
2、度,只有安装烟气脱硝系统。1 脱硝技术概况1.1NOx的形成机理NOx是NO和NO2的统称,燃煤电厂烟气中的NOx主要是煤燃烧产生的。通常,燃烧生成的NOx由超过90%的NO和小于10%的NO2组成。依据氮氧化物生成机理,可分为热力型、燃料型和快速型NOx3类,其中快速型NOx生成量很少,可以忽略不计。热力型NOx是指当炉膛温度在1350℃以上时,空气中的氮气在高温下被氧化生成NOx,当温度足够高时,热力型NOx可达20%。燃料型NOx指的是燃料中的有机氮化物在燃烧过程中生成的NOx,其生成量主要取决于空气燃料的混合比。燃料型NOx约占NOx总生成量的75%～90%。1.2低NOx燃烧
3、技术对应NOx的两种主要生成机理,炉内脱硝技术主要从两方面入手降低NOx生成:(1)降低炉内燃烧温度以减少热力型NOx生成;(2)营造煤粉着火区域的还原性气氛以减少燃料型NOx生成。在具体的应用上,往往是两种技术的综合,既降低燃烧温度,又降低着火区域的氧气浓度。低NOx燃烧技术主要包括低氧燃烧、分级燃烧、烟气再循环、采用低NOx燃烧器等。通过采用炉内低NOx燃烧技术,能将NOx排放浓度降低30%～60%左右。各种炉内低NOx燃烧技术均涉及炉膛燃烧的安全问题或效率问题,故低NOx燃烧技术存在局限性,其可降低NOx排放浓度(标)至400mg/m3左右。1.3烟气脱硝工艺由于炉内低氮燃烧技术
4、的局限性,使得NOx的排放不能达到令人满意的程度,为了进一步降低NOx的排放,必须对燃烧后的烟气进行脱硝处理。目前通行的烟气脱硝工艺大致可分为干法、半干法和湿法3类。其中干法包括选择性非催化还原法(SNCR)、选择性催化还原法(SCR)、电子束联合脱硫脱硝法;半干法有活性炭联合脱硫脱硝法;湿法有臭氧氧化吸收法等。在众多脱硝方法当中,SCR脱硝工艺以其脱硝装置结构简单、无副产品、运行方便、可靠性高、脱硝效率高、一次投资相对较低等诸多优点,在日本和欧美得到了广泛的商业应用。2 SCR工艺SCR技术是在上世纪70年代末和80年代初首先由日本发展起来的,其后迅速在欧洲国家和美国得以推广,其反应
5、方程式如下: SCR装置主要由脱硝反应剂制备系统和反应器本体组成。通过向反应器内喷入脱硝反应剂NH3,将NOx还原为氮气。由于此还原反应对温度较为敏感,故需加入催化剂,以满足反应的温度要求,增强反应活性。2.1SCR系统布置依据SCR脱硝反应器相对于电除尘的安装位置,可将SCR分为高含尘和低含尘两类(图1、图2)。采用高含尘工艺时,SCR反应器布置在省煤器和空气预热器(空预器)之间。其优点是烟气温度高,满足了催化剂活性要求;缺点是烟气中的飞灰含量高,对催化剂的防磨损和防堵塞的性能要求较高。对于低含尘工艺,SCR布置在烟气脱硫系统(FGD)之后、烟囱之前。此时虽然烟气中的飞灰含量大幅减少
6、,但为了满足催化剂活性对反应温度的要求,需要安装蒸汽加热器和烟气换热器(GGH),系统复杂,投资增加,故一般选择高含尘工艺。2.2催化剂催化剂也称触媒,其材料一般以TiO2为载体,并掺入V2O5和WO3等活性成分。催化剂的活性温度范围从280℃～400℃不等。从结构上分类,催化剂有蜂窝式和板式两种,蜂窝式催化剂具有模块化、比表面积大、全部由活性材料构成的优点,而板式催化剂不易积灰,对高尘环境适应力强、压降低、比表面积小。两种型式的催化剂工艺都比较成熟、应用业绩良好。为了防止催化剂堵灰,一般在反应器内设置蒸汽吹灰系统。催化剂寿命一般大于16000h,有些催化剂可以再生,但催化剂的更新费用
7、或再生费用较为昂贵。图1 SCR高含尘工艺流程图2 SCR低含尘工艺流程板式催化剂较蜂窝式便宜,但反应接触面积较蜂窝式小,故所需布置的催化剂的量更多,综合比较,二者总投资差别不大。项目平板式蜂窝式压降小大活性相当相当阻塞问题不易阻塞易阻塞催化剂组成TiO2里有不锈钢骨架基材全是TiO2催化剂体积(同等条件下)大小价格低高可靠性很可靠可靠反应器体积小大。2.3制氨系统在SCR系统中,靠氨与NOx反应达到脱硝的目的。稳定、可靠的氨系统在整个SCR系
