循环流化床锅炉脱硝技术方案[详].doc

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1、word格式文档循环流化床锅炉SNCR脱硝技术方案一、SNCR工程设计方案1、SNCR和SCR两种技术方案的选择1.1.工艺描述选择性非催化还原（SelectiveNon-CatalyticReduction，以下简写为SNCR）技术是一种成熟的商业性NOx控制处理技术。SNCR方法主要在900～1050℃下，将含氮的化学剂喷入贫燃烟气中，将NO还原，生成氮气和水。而选择性催化还原（SelectiveCatalyticReduction，SCR），由于使用了催化剂，因此可以在低得多的温度下脱除NOx。两种方法都是利用氮剂对NOx还原的选择性，以有效的避免还原氮剂与贫燃烟气中大量

2、的氧气反应，因此称之为选择性还原方法。两种方法的化学反应原理相同。SNCR在实验室内的试验中可以达到90％以上的NOx脱除率。应用在大型锅炉上，短期示范期间能达到75％的脱硝率，长期现场应用一般能达到30％～50％的NOx脱除率。SNCR技术的工业应用是在20世纪70年代中期日本的一些燃油、燃气电厂开始的，在欧盟国家从80年代末一些燃煤电厂也开始SNCR技术的工业应用。美国的SNCR技术应用是在90年代初开始的，目前世界上燃煤电厂SNCR工艺的总装机容量在2GW以上。专业整理word格式文档两种烟气脱硝技术都可以采用氨水、纯氨、或者尿素作为还原剂，工艺上的不同主要体现在两个方面

3、：其一，SCR需要布置昂贵的金属催化剂，SNCR不需要催化剂；其二，SNCR存在所谓的反应温度窗口，一般文献介绍，其最佳反应温度窗口为850~1100℃，但是当采用氨做还原剂且和烟气在良好混合条件下，并且保证一定的停留时间，则在更低的760~950℃范围内也可以进行有效程度的脱硝反应。采用SCR技术的脱硝反应，由于催化剂的存在，则可以在尾部烟道低温区域进行。SNCR、SCR和SNCR-SCR三种技术性能比较见表2-1。表2-1选择性还原脱硝技术性能比较项目SCRSNCRSCR-SNCR还原剂NH3或尿素NH3或尿素NH3或尿素反应温度250~420℃850~1250℃前段：25

4、0~420℃，后段：850~1250℃催化剂TiO2，V2O5，WO3不使用催化剂后段加装少量TiO2，V2O5，WO3脱硝效率70~90%大型机组为25~40%，小型机组配合LNB、OFA技术可达80%40~90%反应剂喷射位置多选择省煤器与SCR反应器间的烟道内通常在炉膛内喷射综合SNCR和SCRNH3逃逸小于3ppm5~10ppm小于5ppmSO2/SO3氧化会导致SO2/SO3不导致SO2/SO3SO2/SO3专业整理word格式文档氧化氧化氧化较SCR低对空气预热器影响催化剂中的V、Mn、Fe等多种金属会对SO2的氧化起催化作用，SO2/SO3氧化率较高，NH3与SO

5、3易形成NH4HSO4而造成堵塞或腐蚀不会因催化剂导致SO2/SO3的氧化，造成堵塞或腐蚀的概率低于SCR和混合SNCR-SCRSO2/SO3氧化率较SCR低，造成堵塞或腐蚀的概率较SCR低系统压力损失催化剂会造成较大的压力损失没有压力损失催化剂用量较SCR少，产生的压力损失相对较小燃料的影响高灰分会磨耗催化剂，碱金属氧化物会使催化剂钝化无影响与SCR相同锅炉的影响受省煤器出口烟气温度的影响受炉膛内烟气流速、温度分布及NOx分布影响综合SNCR和SCR占地空间大（需增加大型催化剂反应器和供氨或尿素系统）小（锅炉无需增加催化剂反应器）较小（需增加小型催化剂反应器）近年来由于环保需

6、要，中国要求电厂锅炉除了使用低氮燃烧器(LNB)外，还需进一步安装烟气脱硝装置，目前采用的最佳成效工艺主要有SNCR、SCR和SNCR/SCR专业整理word格式文档混合法技术。参照国外整体能源的分配和利用比重以及电厂实际情况来看，和我国较相似的是美国，但是国内的燃煤质量及灰分量仍然是要特别考虑的因素。由于SNCR在小型机组上呈现出的优越性，所以在小型机组上首选SNCR脱硝技术，且进行SNCR改造后，若需再进一步脱硝，具有很大的灵活性，如图2-1所示。图2-1SNCR技术所具有的灵活性SNCR系统较简单，可以根据机组运行状况灵活处理，不受机组燃料和负荷的变化而受影响。施工周期短

7、，SNCR对其他系统的维护运行(如空气预热器和集尘器)，都不产生干扰及增加阻力。使用尿素作还原剂，不仅可以而且减少SCR系统采用“液氨”在使用和运输上的所带来的安全风险。而且，氨区的设计占地远远大于尿素区的设计占地。非常适用于老厂的脱硝改造，若需进一步脱硝，可加装一层SCR催化剂，形成混合SNCR-SCR技术，达到NOx减排要求。由于国内脱硝技术仍属起步阶段，目前关于SNCR、SCR和SNCR-SCR专业整理word格式文档混合法运行资料不甚多，所以需要借鉴国外经验来参考。图2-2所示为SN