1、脱硝技术脱硝技术内内 容容 目目 录录1.火电厂氮氧化物排放标准火电厂氮氧化物排放标准2.火电厂氮氧化物排放现状以及排污费征收标准火电厂氮氧化物排放现状以及排污费征收标准3.减少氮氧化物排放的方法减少氮氧化物排放的方法4.主要的烟气脱硝工艺主要的烟气脱硝工艺5.脱硝工艺选择脱硝工艺选择6.我国烟气脱硝市场现状以及发展趋势我国烟气脱硝市场现状以及发展趋势7.国外主要烟气脱硝公司在中国市场的发展情况国外主要烟气脱硝公司在中国市场的发展情况Fuel-tech公司烟气脱硝工艺的技术优势公司烟气脱硝工艺的技术优势FBE公司烟气脱硝工艺的技术优势公司烟气脱硝工艺的技术优势10.结束语结束语1.火电厂氮氧化
2、物排放标准火电厂氮氧化物排放标准火电厂大气污染物排放标准火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2003)DB11/139-2002 锅炉污染物综合排放标准锅炉污染物综合排放标准规定大于45.5MW的燃煤锅炉氮氧化物排放量限值250mg/m3火电厂氮氧化物排放标准发展趋势火电厂氮氧化物排放标准发展趋势国家环境保护总局污染控制司大气处刘孜处长国家环境保护总局污染控制司大气处刘孜处长:“国家规划在第十一个五年计划期间完成脱硝技术的引进和示范工程，在第十二个五年计划期间制定严格的NOx总量排放控制标准”。电力规划院原院长汤蕴琳教授：电力规划院原院长汤蕴琳教授：“国家排放标准一般八年修订一次，预计到
3、2020年NOx排放控制标准可能降到200mg/nm3”。2.火电厂氮氧化物排放现状火电厂氮氧化物排放现状 以及排污费征收标准以及排污费征收标准w 我国目前我国目前NOx的排污费征收标准为：的排污费征收标准为：0.63元元/kg NOx 国内氮氧化物排放现状国内氮氧化物排放现状w 我国近年氮氧化物我国近年氮氧化物(NOx)大气污染物的主要来源是火大气污染物的主要来源是火力发电厂，目前火电厂每生产力发电厂，目前火电厂每生产1000千瓦时的电力，相千瓦时的电力，相应产生应产生2.1千克的氮氧化物，千克的氮氧化物，2000年氮氧化物的排放量年氮氧化物的排放量已达到已达到358.02万吨万吨/年。年。
4、w 根据根据NOx生成机理，在实际应用中，主要采用低生成机理，在实际应用中，主要采用低NOx燃烧技术和烟气脱除的办法对其控制，而我国目前应燃烧技术和烟气脱除的办法对其控制，而我国目前应对氮氧化物污染的主要方式仅是新建机组采用低对氮氧化物污染的主要方式仅是新建机组采用低NOx燃烧技术，对于旧有机组，直接排放是导致氮氧化物燃烧技术，对于旧有机组，直接排放是导致氮氧化物污染的一项主要因素。污染的一项主要因素。中国典型燃煤机组的中国典型燃煤机组的NOx排放情况排放情况w 600MW及以上机组 380450mg/Nm3w 200MW及200MW 6501300mg/Nm3w 100MW及以下小型机组 7
5、001800mg/Nm3 2000年 358.02万吨2002年 520.00万吨2010年 594.74万吨（预计）中国电力氮氧化物排放状况中国电力氮氧化物排放状况国内氮氧化物排放现状国内氮氧化物排放现状 3.减少氮氧化物排放的方法减少氮氧化物排放的方法3.1 NOx的形成及控制方法的形成及控制方法 氮氧化物(NOx)的形成是由于氮与氧在非常高的温度时的结合，世界上控制NOx的技术包括锅炉内燃烧中尽量避免NOx的生成技术和NOx生成后的排除技术。3.2 燃烧改良法燃烧改良法 燃烧器或炉膛被设计成可调整的分级进气或再燃烧，以做阶段式燃烧来降低氧化氮的生成3.3 NOx的脱除技术的脱除技术 设法
6、消除燃烧后所生成NOx的技术，世界上比较成熟的有70年代开发并应用的选择性触媒还原法(SCR)，80年代中期研发成功并得到广泛应用的选择性非触媒还原法(SNCR)以及90年代后期研发成功并在大型燃煤机组得到成熟应用的SNCR/SCR混合法技术。燃烧改良法是控制燃烧改良法是控制NOx生成条件以达到脱硝目的，是一种经济的控制生成条件以达到脱硝目的，是一种经济的控制NOx的排放策略。控的排放策略。控制制NOx生成条件即在生成条件即在燃烧过程中燃烧过程中，控制燃烧温度，一直保持让氧和氮分开，使二者结合生，控制燃烧温度，一直保持让氧和氮分开，使二者结合生成成NOx的可能性降至最低的可能性降至最低这种燃烧
7、改善技术有低这种燃烧改善技术有低NOx燃烧器燃烧器(LNB),空气分级燃尽风空气分级燃尽风(Over Fire Air)、再燃技术、再燃技术(Reburn)及烟气再循环（及烟气再循环（Flue Gas Recirculation）等）等在规划新建大型燃煤机组时，应一次设计到位考虑设置低在规划新建大型燃煤机组时，应一次设计到位考虑设置低NOx燃烧器燃烧器对改造锅炉，实施低对改造锅炉，实施低NOx燃烧器和现有的燃烧系统炉膛结构影响不一，故需要分别评估再燃烧器和现有的燃烧系统炉膛结构影响不一，故需要分别评估再决定。有时实施需对现有的供风系统和炉膛进行较大程度的改造而不适用燃烧改良法决定。有时实施需对
8、现有的供风系统和炉膛进行较大程度的改造而不适用燃烧改良法但是燃烧改良法通常无法单独的满足较严的但是燃烧改良法通常无法单独的满足较严的NOx排放标准。联合使用燃烧改良和排放标准。联合使用燃烧改良和SNCR或或SNCR/SCR混合法，对改造锅炉较适用且经济。国外通常与烟气后脱硝技术混合法，对改造锅炉较适用且经济。国外通常与烟气后脱硝技术SNCR或或SCR法联合使用法联合使用燃烧改良法燃烧改良法燃烧后燃烧后NOx的脱除技术的脱除技术 SCR技术技术：选择性触媒还原法：选择性触媒还原法 SNCR技术技术：选择性非触媒还原法：选择性非触媒还原法 SNCR/SCR混合法技术混合法技术：选择性非触媒还原法和
9、选择：选择性非触媒还原法和选择性触媒还原法的混合技术性触媒还原法的混合技术 4.主要的烟气脱硝工艺主要的烟气脱硝工艺选择性非触媒还原法选择性非触媒还原法SNCR工艺工艺选择性触媒还原法选择性触媒还原法(SCR)工艺工艺SNCR/SCR混合法工艺混合法工艺4.1选择性非触媒还原法选择性非触媒还原法(Selective Non Catalytic Reduction)wSNCR技术是非触媒的炉内喷射工艺技术是非触媒的炉内喷射工艺w80年代中期年代中期SNCR技术在国外研发成功，开始大量应用于中小型机组，至技术在国外研发成功，开始大量应用于中小型机组，至90年代初期成功地应用于大型燃煤机组。该技术的
10、运行经验至今已成功的年代初期成功地应用于大型燃煤机组。该技术的运行经验至今已成功的应用于应用于600800MW等级燃煤机组等级燃煤机组w其原理是在炉内喷射氨、尿素等化学还原剂使之与烟气中的氮氧化物反应其原理是在炉内喷射氨、尿素等化学还原剂使之与烟气中的氮氧化物反应,将其转化成分子氮将其转化成分子氮(N2)及水及水(H2O)w此技术是选择仅减少氮氧化物而不涉及其它类氧化物（如此技术是选择仅减少氮氧化物而不涉及其它类氧化物（如CO2等），目前等），目前最新的最新的SNCR技术与技术与NOx有效反应温度范围已可达有效反应温度范围已可达850oC1250oC之间之间w因为将化学反应剂喷入炉内正确的位置
11、且随锅炉负荷变化而调整是非常重因为将化学反应剂喷入炉内正确的位置且随锅炉负荷变化而调整是非常重要的，因此要求要的，因此要求SNCR技术在设计阶段对每台对象机组实施计算机模拟分技术在设计阶段对每台对象机组实施计算机模拟分析，从而设计出随温度场变化的运行控制系统。析，从而设计出随温度场变化的运行控制系统。4.1选择性非触媒还原法选择性非触媒还原法(Selective Non Catalytic Reduction)w使用计算机流体力学（使用计算机流体力学（CFD)和化学动力学模型和化学动力学模型(CKM)进行工程设计，进行工程设计，即将先进的虚拟现实设计技术与特定燃烧装置的尺寸、燃烧类型和特即将先
12、进的虚拟现实设计技术与特定燃烧装置的尺寸、燃烧类型和特性、锅炉负荷范围、燃烧方式、烟气再循环（如果采用）、炉膛过剩性、锅炉负荷范围、燃烧方式、烟气再循环（如果采用）、炉膛过剩空气、初始或基线空气、初始或基线NOx浓度、炉膛烟气温度分布、炉膛烟气流速分布浓度、炉膛烟气温度分布、炉膛烟气流速分布等相结合进行工程设等相结合进行工程设;实际运行时实际运行时SNCR的反应窗将随温度场的分布的反应窗将随温度场的分布而实施自动追踪调整，不受燃料种类或煤的质量变化的影响而实施自动追踪调整，不受燃料种类或煤的质量变化的影响w最普遍应用的化学反应剂为尿素或氨最普遍应用的化学反应剂为尿素或氨wSNCR脱硝效率对大型
13、燃煤机组可在脱硝效率对大型燃煤机组可在25-40%之间，对小型机组其效率之间，对小型机组其效率可达可达80%w工程造价低，占地面积小，适用于老厂改造，新炉可依据炉子设计加工程造价低，占地面积小，适用于老厂改造，新炉可依据炉子设计加以配合，脱硝效率更高以配合，脱硝效率更高4.2选择性触媒还原法选择性触媒还原法 (Selective Catalytic Reduction)w SCR为一种炉后脱硝反应装置，最早由日本于为一种炉后脱硝反应装置，最早由日本于70年代后期完成商业年代后期完成商业运行，至运行，至80年代中期欧洲也成功地实现了年代中期欧洲也成功地实现了SCR的商业运行的商业运行w 设置触媒
14、装置于锅炉省煤器出口与空气预热器入口之间，其作用为设置触媒装置于锅炉省煤器出口与空气预热器入口之间，其作用为使喷入之氨与烟气中之使喷入之氨与烟气中之NOx加速反应实现脱硝加速反应实现脱硝w 在此情况时，其有效反应之温度范围较在此情况时，其有效反应之温度范围较SNCR低的多，约在低的多，约在320oC 400oC之间之间w 最普遍使用的化学反应剂（还原剂）为氨与尿素最普遍使用的化学反应剂（还原剂）为氨与尿素 SCR反应原理示意图反应原理示意图脱硝效率和氨的逃逸率之相关关系脱硝效率和氨的逃逸率之相关关系脱硝运行关系曲线脱硝运行关系曲线NHNH3 3/NOx/NOx 摩尔比摩尔比100100脱硝效率
15、脱硝效率(%)(%)NHNH3 3 未反应量未反应量(ppmppm)设计的脱硝效率设计的脱硝效率0 0设计的设计的 NHNH3 3未反应量未反应量运行时的运行时的 NHNH3 3/NOx/NOx 摩尔比摩尔比脱硝运行脱硝运行NHNH3 3/NO/NOx x 摩尔比摩尔比上限上限 :小于设计的小于设计的 NH3 NH3 未反应量未反应量(如如:小于小于 5 5ppm)ppm)下限下限:大于设计的脱硝效率大于设计的脱硝效率(如如:大于大于 80%)80%)锅炉锅炉SCR脱硝系统装置的基本流程图脱硝系统装置的基本流程图锅炉锅炉NH3 喷注喷注脱硝反应器脱硝反应器空气预热器空气预热器NH3 混合器混合
16、器 蒸发器蒸发器NH3 液化罐液化罐静电除尘器静电除尘器引风机引风机烟囱烟囱换热器换热器 增压风机增压风机脱硫系统脱硫系统送风机送风机SAH蓄压器蓄压器(垂直流型垂直流型)脱硝反应器的总括图脱硝反应器的总括图NHNH3 3 Storage&Supply System Storage&Supply SystemNH3 Storage TankerNH3 VaporizerNH3 dilution tankerNH3 Loading facility4.3 SNCR/SCR混合法工艺混合法工艺w SNCR/SCR混合法技术是一种结合了炉内脱硝混合法技术是一种结合了炉内脱硝SNCR法及炉后脱法及炉后
17、脱硝硝SCR法而成的新系统法而成的新系统w 于于90年代后期研发成功并成熟的应用于多数大型燃煤机组，该技年代后期研发成功并成熟的应用于多数大型燃煤机组，该技术非常适合新建大型机组，同时也非常适用于场地狭窄的老厂改术非常适合新建大型机组，同时也非常适用于场地狭窄的老厂改造。造。w 应用于应用于SNCR法的化学还原剂被设计成在炉内脱硝后之余氨再进法的化学还原剂被设计成在炉内脱硝后之余氨再进入入SCR的催化剂实施再脱硝。此系统可提供电厂比较经济的脱硝的催化剂实施再脱硝。此系统可提供电厂比较经济的脱硝方式，它可提供电厂在符合环保法规的要求下，阶段性的增添设方式，它可提供电厂在符合环保法规的要求下，阶段
18、性的增添设备及催化剂，而无需将资金做一次性投入，并可大量节省电厂脱备及催化剂，而无需将资金做一次性投入，并可大量节省电厂脱硝运转费用硝运转费用w SNCR/SCR混合法可利用逃逸的氨作为后部混合法可利用逃逸的氨作为后部SCR的还原剂，从而的还原剂，从而可使其脱硝效率逐步升级最终可达到可使其脱硝效率逐步升级最终可达到80%以上以上SNCR/SCR混合型原理示意图混合型原理示意图前段前段8501,250 后段后段320400 2222222221)(2COOHNOCONHNOOHNNHNONOOHNNHNOOHNONHNO223222322223322127866444再利用省去SCR之AIG系统
19、5.烟气脱硝工艺的选择烟气脱硝工艺的选择技术要求经济性技术要求经济性SCR工艺、工艺、SNCR工艺工艺及及SNCR/SCR混合工艺烟气脱硝技术比较混合工艺烟气脱硝技术比较w NOx脱硝率低，仅可达到脱硝率低，仅可达到2540w 因不增加因不增加SO3可较可较SCR放宽放宽NH3逃逸条件逃逸条件w 对于多层喷入，控制系统适当的跟随负荷及温度能力对于多层喷入，控制系统适当的跟随负荷及温度能力w 工程造价较低，占地面积小，适用于老厂改造，新炉如依锅炉设工程造价较低，占地面积小，适用于老厂改造，新炉如依锅炉设计加以配合，脱硝效率会更高计加以配合，脱硝效率会更高SNCR工艺特点工艺特点SCR工艺、工艺、
20、SNCR工艺工艺及及SNCR/SCR混合工艺烟气脱硝技术比较混合工艺烟气脱硝技术比较w 脱硝效率高，能达到脱硝效率高，能达到90以上，当要求氮氧化物脱除率较高时，经以上，当要求氮氧化物脱除率较高时，经济性最好的工艺济性最好的工艺w 技术成熟，运行可靠，便于维护技术成熟，运行可靠，便于维护w 反应器对气体混合均匀度、温度、触媒实际操作情况等比较敏感反应器对气体混合均匀度、温度、触媒实际操作情况等比较敏感w 易形成氨硫化合物（易形成氨硫化合物（ABS)堵塞空气预热器堵塞空气预热器SCR工艺特点工艺特点SCR工艺、工艺、SNCR工艺工艺及及SNCR/SCR混合工艺烟气脱硝技术比较混合工艺烟气脱硝技术
21、比较w 有机结合了有机结合了SCR工艺和工艺和SNCR工艺有利特点的新工艺，已于工艺有利特点的新工艺，已于90年代年代后期研发成功并应用于大型燃煤机组后期研发成功并应用于大型燃煤机组w SNCR/SCR系统中，系统中，SNCR阶段逃逸的氨会随烟气流向下游的阶段逃逸的氨会随烟气流向下游的SCR系统，使得氨利用率更加完全系统，使得氨利用率更加完全w 大量节省催化剂的使用量大量节省催化剂的使用量w SNCR/SCR系统因锅炉内已装有系统因锅炉内已装有SNCR系统而大幅度减少其所需系统而大幅度减少其所需的的SCR反应容积，进而降低反应容积，进而降低SCR系统的装置成本和空间系统的装置成本和空间SNCR
22、/SCR混合工艺特点混合工艺特点烟气脱硝技术综合特性比较烟气脱硝技术综合特性比较主要成熟技术主要成熟技术SCRSCRSNCR/SCRSNCR/SCR混合型混合型SNCRSNCR1 1还原剂还原剂NHNH3 3或尿素或尿素尿素或尿素或NHNH3 3尿素或尿素或NHNH3 3 2 2反应温度反应温度320320400400前段前段:850:85012501250，后段，后段:320:320400400850850125012503 3催化剂催化剂成份主要为成份主要为TiOTiO2 2，V V2 2O O5 5 WO WO3 3 后段加装少量催化剂后段加装少量催化剂(成份同前成份同前)不使用催化剂不
23、使用催化剂4 4脱硝效率脱硝效率70%90%70%90%40%90%40%90%大型机组大型机组25%40%25%40%，小型机组，小型机组配合配合LNBLNB、OFAOFA技术可达技术可达80%80%5 5SOSO2 2/SO/SO3 3氧化氧化会导致会导致SOSO2 2/SO/SO3 3氧化氧化SOSO2 2/SO/SO3 3氧化较氧化较SCRSCR低低不导致不导致SOSO2 2/SO/SO3 3氧化氧化6 6NHNH3 3 逃逸逃逸3 35ppm5ppm3 35ppm5ppm左右左右5 510ppm10ppm7 7对空气预对空气预热器影响热器影响催化剂中的催化剂中的V V、MnMn、Fe
24、Fe等多种金等多种金属会对属会对SO2SO2的氧化起催化作用，的氧化起催化作用，SOSO2 2/SO/SO3 3氧化率较高，而氧化率较高，而NHNH3 3与与SOSO3 3易形成易形成NHNH4 4HSOHSO4 4造成堵塞或腐蚀造成堵塞或腐蚀SOSO2 2/SO/SO3 3氧化率较氧化率较SCRSCR低，造成堵塞或低，造成堵塞或腐蚀的机会较腐蚀的机会较SCRSCR低低不会因催化剂导致不会因催化剂导致SOSO2 2/SO/SO3 3的氧的氧化，造成堵塞或腐蚀的机会为化，造成堵塞或腐蚀的机会为三者最低三者最低8 8系统压力损失系统压力损失催化剂会造成较大的压力损失催化剂会造成较大的压力损失（10
25、0mmH2O100mmH2O）催化剂用量较催化剂用量较SCRSCR小，产生的压力损失小，产生的压力损失相对较低相对较低(40-60mmH2O)40-60mmH2O)没有压力损失没有压力损失9 9燃料的影响燃料的影响高灰分会磨耗催化剂，碱金属氧高灰分会磨耗催化剂，碱金属氧化物会使催化剂钝化化物会使催化剂钝化影响与影响与SCRSCR相同相同无影响无影响1010锅炉的影响锅炉的影响受省煤器出口烟气温度的影响受省煤器出口烟气温度的影响 受炉膛内烟气流速、温度分布及受炉膛内烟气流速、温度分布及NOxNOx分分布的影响布的影响(需做计算机模拟分析需做计算机模拟分析)与与SNCR/SCRSNCR/SCR混合
26、系统影响相同混合系统影响相同(需做计算机模拟分析需做计算机模拟分析)1111占地空间占地空间大大（需增加大型催化剂反应器和供（需增加大型催化剂反应器和供氨或尿素系统）氨或尿素系统）较小较小(需增加一小型催化剂反应器，无需增加一小型催化剂反应器，无需增设供氨或尿素系统需增设供氨或尿素系统)小小(锅炉无需增加催化剂反应锅炉无需增加催化剂反应器器)1212使用业绩使用业绩多数大型机组成功运转经验多数大型机组成功运转经验多数大型机组成功运转经验多数大型机组成功运转经验多数大型机组成功运转经验多数大型机组成功运转经验（1 1）建造成本比较）建造成本比较（2 2）系统运行成本比较）系统运行成本比较（3 3
27、）综合成本比较）综合成本比较SNCR、SCR及及SNCR/SCR的技术经济指标分析的技术经济指标分析 脱硝装置建造成本比较脱硝装置建造成本比较（550MW1台脱硝效率台脱硝效率70%的案例）的案例）比较条目比较条目单位单位SNCR（尿素）（尿素）SNCR/SCR（尿素）（尿素）液氨液氨SCRSNCRUSD工艺设计工艺设计&许可许可Process Design&LicenseUSD1,000,0001,200,000工程设计工程设计EngineeringUSD1,000,0001,100,000设备设备SNCR EquipmentUSD2,600,0003,475,000溶液溶液制制备备Solu
28、tionizerUSD200,000300,000SCRUSD工程设计工程设计EngineeringUSD125,000125,0001,100,000还原剂成本还原剂成本Catalyst Volume CostM3USD80462,4432541,468,256供氨系统供氨系统Ammonia SystemUSD540,000钢构、管路、线路、钢构、管路、线路、I&CSteel,Piping,Wiring,I&CUSD500,0001,100,0003,160,000IDF&APH改造改造USD2,100,000安装安装 InstallationUSD1,425,0001,700,0002,0
29、00,000脱销装置建设成本脱销装置建设成本USD6,850,0009,462,44310,368,256脱销每脱销每kw建造成本建造成本USD/kw12.4517.218.85指数比较指数比较11.381.51 脱硝装置系统运行成本比较脱硝装置系统运行成本比较（550MW1台脱硝效率台脱硝效率70%的案例）的案例）比较条目比较条目单位单位SNCR(尿素尿素)SNCR/SCR(尿素）尿素）液氨液氨SCR还原剂消耗成本还原剂消耗成本Reagent costUSD/year440,910550,852405,216水消耗成本水消耗成本Water CostUSD/year34,20042,750电力
30、消耗成本电力消耗成本Power costUSD/year18,64849,950294,261年度运行总成本年度运行总成本Total annualized operating costUSD/year475,110643,552699,477w综合成本比较综合成本比较（550MW1台脱硝效率台脱硝效率70%的案例）的案例）比较条目比较条目单位单位SCNR(尿素尿素)SNCR/SCR(尿素）尿素）液氨液氨SCR建造总成本建造总成本Total Annualized CostUSD6,850,0009,462,44310,368,256年度运行总成本年度运行总成本Total annualized o
31、perating costUSD475,110643,552699,477综合成本比较综合成本比较USD7,325,1009,105,99511,067,733指数比较指数比较11.241.51总投资费用总投资费用 美元美元/KW 0 30 50 70 100 NOx减排率，减排率，7515010203050SCR LNBSNCR/SCRSNCR氮氧化物控制技术的性能价格比氮氧化物控制技术的性能价格比结论：脱硝工艺选择w 当要求氮氧化物脱除率较高时，采用当要求氮氧化物脱除率较高时，采用SCR工艺最经济，工艺最经济，SCR工艺可提供一次到位的脱硝方式工艺可提供一次到位的脱硝方式w 新建大型火电机
32、组中以采用新建大型火电机组中以采用SCR比较合适。比较合适。w 老厂改造则可以用老厂改造则可以用SNCR或或SNCR+SCR方案。方案。w SNCR/SCR混合法工艺兼有混合法工艺兼有SNCR和和SCR技术的优点，技术的优点，当要求氮氧化物脱除率不是很高时，采用当要求氮氧化物脱除率不是很高时，采用SNCR/SCR工工艺更合适，项目可一次立项，实施可分阶段增添设备及艺更合适，项目可一次立项，实施可分阶段增添设备及催化剂，此系统可为电厂提供最经济合理的脱硝方式。催化剂，此系统可为电厂提供最经济合理的脱硝方式。6.我国烟气脱硝市场现状以及发展趋势我国烟气脱硝市场现状以及发展趋势w脱硝技术于我国起步较
33、晚脱硝技术于我国起步较晚w仅有极少数电厂采用脱硝技术控制仅有极少数电厂采用脱硝技术控制NOx的排放的排放已建烟气脱硝装置已建烟气脱硝装置已中标烟气脱硝装置已中标烟气脱硝装置待招标烟气脱硝装置待招标烟气脱硝装置w漳州后石电厂漳州后石电厂(日立日立/中鼎中鼎)注：台湾模式注：台湾模式w宁海电厂宁海电厂(日立日立/浙江大学浙江大学)w台山电厂台山电厂(丹麦丹麦Topsoe/浙江大学浙江大学)w嵩屿电厂嵩屿电厂(日本日本IHI/上海电气集上海电气集 团团)w阚山电厂阚山电厂(国家电站燃烧中心国家电站燃烧中心 /美国美国Fuel Tech)w太仓电厂太仓电厂(日立日立/江苏苏源环保江苏苏源环保)w广东恒
34、运发电厂广东恒运发电厂(鲁奇鲁奇/东锅东锅)w国华北京一热国华北京一热w高井电厂高井电厂w乌沙山电厂乌沙山电厂 中国烟气脱硝工程项目现状中国烟气脱硝工程项目现状国内火电厂不加烟气脱硝装置的原因国内火电厂不加烟气脱硝装置的原因：我国目前我国目前NOx的排污费征收标准规定较低，为的排污费征收标准规定较低，为 0.63元元/kg 火电厂大气污染物排放标准的要求也较低，在煤挥发分火电厂大气污染物排放标准的要求也较低，在煤挥发分20时，时，NOx排放的限度值为排放的限度值为450mg/m3一般一般SCR工艺脱除每公斤工艺脱除每公斤NOx的建造成本较高，的建造成本较高，约为约为1.32元元/kg，别是运行
35、成本也很高，约为，别是运行成本也很高，约为1.23元元/kg我国烟气脱硝市场现状我国烟气脱硝市场现状序号序号名称名称单位单位计算式计算式计算结果计算结果1处理烟气量处理烟气量 Nm3/h 1,736,200 2锅炉出口锅炉出口NO2浓度：浓度：(实际实际O2)ppm 224 3脱硝效率脱硝效率%804脱硝装置每小时脱除脱硝装置每小时脱除NO2量量 Kg/h1,736,200 Nm3/h244ppm10-68022.42 Nm3/kmol46kg/kmol 695 5脱硝装置每年脱除脱硝装置每年脱除NOx量量（按年运行（按年运行6,000小时计算）小时计算）kg 695 kg/h6,000h 4
36、,170,000 6建造成本建造成本 USD 10,068,388 7脱除每公斤脱除每公斤NO2的建造成本的建造成本（按（按15年设计寿命计算）年设计寿命计算）10,068,388USD4,170,000kg15年年 0.16 USD（1.32 RMB）8年运行成本年运行成本 USD 637,503 9脱除每公斤脱除每公斤NO2的运行成本的运行成本 637,503USD4,170,000kg 0.15 USD（1.23 RMB）10脱除每公斤脱除每公斤NO2的综合成本的综合成本 0.16USD+0.15USD 0.31 USD（2.55 RMB）SCR烟气脱硝排除每公斤烟气脱硝排除每公斤NO2
37、所需成本计算实例（所需成本计算实例（1550MW）：）：影响我国烟气脱硝市场发展趋势的因素影响我国烟气脱硝市场发展趋势的因素政策法规政策法规我国电厂机组配置现状及脱硝要求我国电厂机组配置现状及脱硝要求w 新建大型火电机组w 改造工业锅炉及电站锅炉煤灰影响煤灰影响w 灰量大，煤种变化，质量变化，混烧煤，对氨逃逸及SCR催化剂的适用及风险w 触媒的砷硫及碱性物（如钙化物）中毒减效w 其他元素造成的触媒中毒减效 成本成本w 建造成本w 运行成本 安全安全w 从运行安全考虑，以尿素或氨做还原剂的方式w 人口稠密区公众安全及生产安全考虑w 使用加压容器的安全 催化剂选择催化剂选择w 催化剂结构适应不同压
38、降、燃料和烟气成分要求，满足工程选择影响我国烟气脱硝市场发展趋势的因素影响我国烟气脱硝市场发展趋势的因素我国烟气脱硝市场发展趋势我国烟气脱硝市场发展趋势w SNCR作为最经济的脱硝方式可广泛用于旧机组改造及作为最经济的脱硝方式可广泛用于旧机组改造及新上小机组新上小机组w SCR作为脱硝效率最高的方式，可应用于任何类型机组作为脱硝效率最高的方式，可应用于任何类型机组w SNCR/SCR已经成功应用于大型燃煤机组，将是脱硝市已经成功应用于大型燃煤机组，将是脱硝市场的一种新的发展模式场的一种新的发展模式w 在使用安全性上，尿素脱硝工艺可能最终取代氨脱硝工在使用安全性上，尿素脱硝工艺可能最终取代氨脱硝
39、工艺艺尿素与氨的比较尿素与氨的比较w 国外脱硝还原剂选择国外脱硝还原剂选择 在无水氨、氨水和尿素水溶液中进行还原剂选择，在无水氨、氨水和尿素水溶液中进行还原剂选择，国际上，一般是从安全角度考虑。这是因为从管路、储国际上，一般是从安全角度考虑。这是因为从管路、储存罐或从槽车罐的交通事故中泄漏出的氨气要比原本是存罐或从槽车罐的交通事故中泄漏出的氨气要比原本是尿素水溶液的危险性大很多。尽管，从历史上看，国外尿素水溶液的危险性大很多。尽管，从历史上看，国外防范无水液氨事故技术越来越细，但由于从当局获得液防范无水液氨事故技术越来越细，但由于从当局获得液氨的使用许可越来越难，安全防范要求也越来越多，相氨的
40、使用许可越来越难，安全防范要求也越来越多，相应花费的安全成本也越来越大，因此现在氨水和尿素正应花费的安全成本也越来越大，因此现在氨水和尿素正越来越多地作为还原剂被使用，特别是近越来越多地作为还原剂被使用，特别是近10年，采用尿年，采用尿素作为还原剂的素作为还原剂的SCR比例迅速上升。比例迅速上升。世界世界SCR还原剂使用现状还原剂使用现状70年代年代无水氨无水氨日本、韩国、台湾（日本、韩国、台湾（90%无水氨，无水氨，10%氨水、尿素）氨水、尿素）80年代年代氨水氨水欧洲（欧洲（20%无水氨，无水氨，50%氨水，氨水，30%尿素）尿素）90年代年代尿素尿素美国（近年来，新建美国（近年来，新建S
41、CR装置均选用尿素作为还原剂）装置均选用尿素作为还原剂）w液氨为国家重点控制监管的危险品，在电厂内设置的液液氨为国家重点控制监管的危险品，在电厂内设置的液氨储罐为重大危险源氨储罐为重大危险源，尿素作为还原剂从工安角度讲是最，尿素作为还原剂从工安角度讲是最好的选择好的选择。w液氨相对尿素成本较低，而且市场占有率最高。液氨相对尿素成本较低，而且市场占有率最高。w故脱硝剂的选择应因地制宜，根据电厂的实际情况，合故脱硝剂的选择应因地制宜，根据电厂的实际情况，合理选用。理选用。尿素与氨的比较尿素与氨的比较.理化特性理化特性：w无水氨（Anhydrous Ammonia)，又名液氨，为GB12268-90
42、规定之危险品，危险物编号23003w无色气体,有刺激性恶臭味。分子式NH3。分子量17.03。相对密度0.7714g/l。熔点-77.7。沸点-33.35。自燃点651.11。蒸气密度0.6。蒸气压1013.08kPa(25.7),水溶液呈强碱性。w氨逸散后之特性：无水氨通常储存的方式为加压液化，液态氨变气态氨时会膨胀850倍，并形成氨云，另外液氨泄入空气时，会形成液体氨滴，放出氨气，其比重比空气重，虽然它的分子量比空气小，但它会和空气中的水形成水滴的氨气，而形成云状物，所以当氨气泄漏时，氨气并不自然的往空中扩散，而会在地面滞留，带给附近民众及现场工作人员伤害。2.2.燃烧爆炸性及腐蚀性燃烧爆
43、炸性及腐蚀性：w蒸气与空气混合物爆炸极限16-25%(最易引燃浓度17%)，氨和空气混合物达到上述浓度范围遇明火会燃烧和爆炸,如有油类或其它可燃性物质存在,则危险性更高。与硫酸或其它强无机酸反应放热,混合物可达到沸腾。泄漏时，会对在现场工作的工人及住在附近社区的居民造成相当程度的危害。w液态氨将侵蚀某些塑料制品,橡胶和涂层。w不能与下列物质共存:乙醛、丙烯醛、硼、卤素、环氧乙烷、次氯酸、硝酸、汞、氯化银、硫、锑、双氧水等。3.3.对人体的危害性对人体的危害性：w若与氨直接接触，会刺激皮肤，灼伤眼睛，使眼睛暂时或永久失明，并导致头痛，恶心，呕吐等。w严重时，会导致据悉系统积水（肺或喉部水肿），可
44、能导致死亡。w长期暴露在氨气中，会伤肺，导致产生咳嗽或呼吸急促的支气管炎。w无水氨的特性无水氨的特性w有水氨的特性有水氨的特性1.理化特性：w有水氨（Ammonia Water)，氨溶液（35%含氨50%），为GB12268-90规定之危险品，危险物编号为22025w分子式：NH3OH,分子量35，相对溶解度0.91，无色透明液体，有强烈的刺激性气味w用于脱硝的还原剂通常采用20%22%浓度的氨水，较无水氨相对安全2.燃烧爆炸性及腐蚀性：w其水溶液呈强碱性，强腐蚀性，当空气中氨气在15 28%爆炸界限范围内，会有爆炸的危险性，所以氨水与液氨皆具有燃烧、爆炸及腐蚀的危害性 w禁忌物：酸类、铝、铜
45、3.对人体的危害性：w氨水对生理组织具有强烈腐蚀作用，进入人体之途径有四种：1.吸入方式；2.皮肤接触：3.眼睛接触：4.吞食等。其暴露途径与液氨非常相似，而对人体的危害可能造成严重刺激或灼伤、角膜伤害、反胃、呕吐、腹泻等现象，也可能造成皮肤病、呼吸系统疾病加剧等。w尿素的特性尿素的特性理化特性：w尿素分子式是NH2CONH2，分子量：60.06，含氮(N)通常大于46%，显白色或浅黄色的结晶体。它易溶于水，水溶液呈中性反应，吸湿性较强，因在尿素生产中加入石蜡等疏水物质，其吸湿性大大下降。危险性：w与无水氨及有水氨相比，尿素是无毒、无害的化学品，无爆炸可能性，完全没有 危险性。w尿素在运输、储
46、存中无需安全及危险性的考量，更不须任何的紧急程序来确保安全。w使用尿素取代液氨运用于脱硝装置中可获得较佳的安全环境，因为尿素是在喷进混合燃烧室之后转化成氨，实现氧化还原反应的，因此，可以避免氨在电厂储存及管路、阀门泄露而造成的人体伤害。尿素尿素SCRSCR与液氨与液氨SCRSCR的技术经济指标分析的技术经济指标分析（1 1）建造成本比较）建造成本比较（2 2）系统运行成本比较）系统运行成本比较（3 3）安全成本分析）安全成本分析 a.a.美国对液氨的安全管理费用美国对液氨的安全管理费用 b.b.对中国液氨的安全管理及风险费用分析对中国液氨的安全管理及风险费用分析（4 4）还原剂选择的综合成本分
47、析）还原剂选择的综合成本分析 建造成本比较（建造成本比较（550MW1台的实际完成数据）台的实际完成数据）比较条目比较条目单位单位尿素尿素SCR氨水氨水SCR液氨液氨SCR供氨系统供氨系统Ammonia systemUSD1,160,0001,200,000540,000IDF&APH改造改造IDF and APH modificationUSD2,085,4122,085,4122,085,412催化剂催化剂CatalystUSD2,093,1322,093,1322,093,132其他其他OthersUSD5,349,8445,349,8445,349,844脱硝装置建造成本脱硝装置建造成
48、本Total capital costUSD10,688,38810,728,38810,068,388脱硝每脱硝每KW建造成本建造成本Per kw rateUSD/kw19.4(RMB159元元)19.5(RMB160元元)18.3(RMB150元元)系统运行成本比较（系统运行成本比较（550MW1台每年的实际数据）台每年的实际数据）比较条目比较条目单位单位尿素尿素SCR氨水氨水SCR液氨液氨SCR装机容量装机容量Unit CapacityMW550550550年利用小时数年利用小时数Annual operating periodHours6,0006,0006,000DeNOx设计寿命设计
49、寿命Project book lifeyears151515还原剂年消耗成本还原剂年消耗成本Reagent costUSD548,191378,000403,704电力年消耗成本电力年消耗成本Power costUSD43,758815,364160,974混合加热器热年消耗成本混合加热器热年消耗成本D.C heat input costUSD227,815年度运行总成本年度运行总成本Total annualized operating costUSD819,7641,193,364554,678系统运行之还原剂消耗比较系统运行之还原剂消耗比较比较条目比较条目单位单位尿素尿素SCR氨水氨水SC
50、R液氨液氨SCR还原剂采购比较还原剂采购比较Reagent costUSD/ton20650267还原剂浓度还原剂浓度Reagent concentration%Dry base20100还原剂流量还原剂流量Flow rateKg/hr443.52(Water)1260252还原剂年消耗成本还原剂年消耗成本Annualized reagent costUSD548,191378,000403,704中国液氨、氨水、尿素的市场价格中国液氨、氨水、尿素的市场价格地区或生产企业地区或生产企业名称名称出厂价格（元出厂价格（元/吨）吨）山东尿素1460江苏尿素1540安徽尿素1500河北尿素1440云南
