烟气脱硝技术培训资料.ppt

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1、烟气脱硝技术1脱硝技术概述2脱硝技术（SCR工艺、催化剂、还原剂）4其他注意事宜3脱硝工程图片浏览氮氧化物污染及环保要求1、氮氧化物的危害氮氧化物（NOx）是一种重要的大气污染物，产生的危害如下:1、进酸雨的生成；2、增加近地层大气的臭氧浓度，产生光化学烟雾，影响能见度，3、对人体有强烈的刺激作用，引起呼吸道疾病，严重时会导致死亡；从NO2污染世界地图上看世界各国NOx污染严重，欧洲、北美和中国部分地区的大城市大气中NO2浓度非常高，中国已成为NO2排放的重灾区；根据国家环境监测站提供的数据也表明中国的氮氧化物污染非常严重，一些城市和地区的氮氧化物浓度超标，在部分城市已经

2、出现光化学烟雾。世界范围内的NOx污染现状大气NO2浓度世界地图欧洲宇航局Envisat卫星2003年1月至2004年6月2、NOx污染物的概述电厂NOx的产生主要是由燃料（煤、燃气、燃油等）燃烧产生的。NOx是指NO、N2O、NO2、N2O4等的混合物，其中最主要的氮氧化物有NO和NO2。尽管燃烧过程中产生的NO的量比NO2多，在大气中NO会被氧化成NO2，所以NOx是以NO2的形式表示。燃烧中产生的NOx的组成中NO占90～95％，NO2占10～5％。燃烧温度越高，NO/NO2比越高。3、NOx污染物的产生快速型NOX：在富燃料燃烧时产生情况，燃煤过程一般不予考虑。热

3、力型NOX：在高温燃烧时产生，高于1500℃生成量会比较多。燃料型NOX：燃料中固有的氮化合物经过复杂的化学反应后生成，燃料型NOX约占整个生成的NOX70～95%。氮氧化物排放的经验值：老燃煤电厂无低氮燃烧器900～1000mg/Nm3；新建电厂有低氮燃烧器550～500mg/Nm3，有时候可以低于500mg/Nm3。4、中国燃煤电厂NOx排放标准燃煤电站锅炉氮氧化物排放标准GB13223-2003（单位：mg/m3）时段第1时段第2时段第3时段实施时间2005.1.12005.1.12004.1.1燃煤锅炉Vdaf<10％15001300110010％≤Vdaf≤20

4、％1100650650Vdaf>20％450对于环境容量有限和经济发达地区的电厂可执行更加严格的NOx的排放标准从2004年7月1日起，开始对NOX征收排污费，征收标准为0.6元/污染当量数，预计NOx排污费征收标准还将有所提高。随着国家环保政策的相继出台，NOx的排放浓度将收到越来越严格的控制，特别是“长三角”、“珠三角”、“津、京、唐”以及经济发达城市和环境重点保护区域对NOx的排放将成为控制的重点。如:北京市锅炉大气污染排放标准（DB11/139-2007）对于新建、扩建、改建锅炉，氮氧化物排放限值为：100mg/m3(电站锅炉)，150mg/m3(工业锅炉)对于在

5、用锅炉氮氧化物排放限值为(电站锅炉)：250mg/m3(I时段)，100mg/m3(II时段)第I时段为自本标准实施之日起至2008年6月30日；第II时段为自2008年7月1日起实施。一、脱硝技术的概述1、目前国内脱硝系统的特点2、电厂的氮氧化物的排放控制技术目前商用的氮氧化物排放控制技术A、燃烧中脱硝：1、低NOx燃烧器（LNB）2、空气分级燃烧（OFA）、3、燃料分级燃烧、4、烟气再燃等；B、烟气脱硝：1、选择性催化还原（SCR）、2、选择性非催化还原（SNCR）、3、SCR/SNCR联用。3、选择性催化还原脱硝工艺SCRSCR脱硝技术是指使用还原剂（NH3等）在合

6、适的温度范围在有氧条件下在催化剂的作用下将NOx选择性的还原为无害的氮气和水；SCR脱硝技术具有脱硝率高，选择性好，成熟可靠等优点，是国外电站广泛采用的脱硝技术；SCR技术首先在七十年代后期在日本的工业电站得到应用，随后在欧洲、美国等地区得到广泛的应用。优点有：1、最大的脱硝率可以大于80％，使得NH3的消耗量最优化，2、其运行温度范围较低在250～400℃；缺点1、要考虑流场分布、温度分布和氨氮比的分布，对设计要求较高，设计比较复杂，2、需要氨储存系统、吹扫系统、催化剂等，会使得制造和运行成本较高。3、低于250℃生成的硫酸氢铵会导致催化剂小孔堵塞；温度高于400℃会发

7、生其他副反应（或者催化剂破坏）导致脱硝率下降。4、催化剂占脱硝系统40%的成本，投资运行费用较高。·4、选择性催化还原脱硝工艺SCR特点：SO2+O2→SO3转化率小于1％；氨消耗量低，脱硝后氨逃逸率低：1～3ppm，对后续设备影响较小；脱氮效率80－90％，甚至更高（可达95％）温度窗口宽：300~420℃，对主机负荷、煤种变化适应性强。5、选择性非催化还原脱硝工艺SNCRSNCR技术是非触媒的炉內噴射工艺。SNCR是由美国Exxon公司首先开发成功、首先在日本得到商业应用；SNCR无需催化剂，选择的还原剂与SCR相同，也为