热力发电厂（冉景煜版）课件-第6章.ppt

6.6 热力发电厂的脱硝系统 600MW及以上机组 380－450mg/Nm3 200MW及200MW 650－1300mg/Nm3 100MW及以下小型机组 700－1800mg/Nm3 2000年 358.02万吨 2002年 520.00万吨 2010年 594.74万吨 中国电力氮氧化物排放状况 国内氮氧化物排放现状 6.6 热力发电厂的脱硝系统 1 .改变燃烧条件：包括低过量空气燃烧法，空气分级燃烧法，燃料分级燃烧法，烟气再循环法。 2 .炉膛喷射脱硝：包括喷氨及尿素，喷入水蒸汽， 喷入二次燃料。 3 .烟气脱硝： (1)干法脱硝。 (2)湿法脱硝。 2 低NOx主要控制技术 6.6 热力发电厂的脱硝系统 最重要的装置就是燃烧器 1.改变燃烧条件控制技术 炉膛喷射脱硝 实质为向炉膛喷射某种物质，可在一定温度条件下还原已生成的一氧化氮，以降低的排放量。包括喷水法、二次燃烧法、喷氨法 6.6 热力发电厂的脱硝系统 各种低燃烧技术是降低燃煤锅炉排放值最主要亦较经济的技术。但一般只降低排放50%左右。据环保法对排放的要求，应低于40%方可，故应考虑燃烧后的烟气脱硝处理技术。 2.炉膛喷射脱硝控制技术 6.6 热力发电厂的脱硝系统 3.烟气脱销脱硝控制技术 烟气脱硝技术按照其作用原理不同，主要分为催化还原、吸收和吸附三类。 按照工作介质不同可分为干法和湿法两类。 NOx与SO2相比，缺乏化学活性，难以被水溶液吸收，NO溶解度为4.7%（20 ℃ ），NO2微溶。干法催化还原脱硝技术一般采用含有氨基的还原剂，与NOx反应生成N2和H2O，脱硝副产品无害和便于处理。 湿法脱硝装置庞大，反应装置的防腐、副产品处理较难，技术尚未成熟应用。目前，大规模工业应用的脱硝技术为：选择性催化还原（Selective Catalytic Reduction－SCR），选择性非催化还原（Selective Non-catalytic Reduction－SNCR）。 6.6 热力发电厂的脱硝系统 4.常用脱硝技术 选择性催化 还原法 （SCR） 选择性非 催化还 原法 （SNCR） SCR与 SNCR结合 小型脱硝 脱硫一体 化设备 6.6 热力发电厂的脱硝系统 利用还原剂在催化剂的作用下，有选择性的与烟气中的NOX反应，生成氮气和水，从而脱出烟气中的NOX。 SCR系统特点： 结构较复杂，运行方便； 运动设备少，可靠性高； 无副产品，消耗催化剂； 脱硝效率高,80－90%； 投资高 还原剂主要有：液氨，尿素和氨水。 3 选择性催化还原法(SCR) 6.6 热力发电厂的脱硝系统 SCR系统的工作机理 4 NO + 4 NH3 + O2 4 N2 + 6 H2O 7 N2 + 12 H2O 6 NO2 + 8 NH3 6.6 热力发电厂的脱硝系统 触媒框架结构 触媒层 未来层 整流器(缓冲层) 烟气 (垂直流型) 脱硝反应器的总括图 吹灰器 NH3 喷嘴 (AIG) 触媒荷载设备(临时的) 导叶片 6.6 热力发电厂的脱硝系统 利用还原剂在不需要催化剂的情况下有选择的与烟气中的氮氧化物（NOX）发生化学反应，生成氮气和水的方法。 脱硝工艺中常用的还原剂主要有尿素，液氨和氨水。 火电厂烟气脱硝系统一般采用尿素做还原剂，以液氨和氨水为还原剂的脱销系统一般适用于中小锅炉。 3 选择性非催化还原法(SNCR) 6.6 热力发电厂的脱硝系统 NOx脱硝率低，仅可达到25－40％ 因不增加SO3可较SCR放宽NH3逃逸条件 对于多层喷入，控制系统适当的跟随负荷及温度能力 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 SNCR工艺特点 6.6 热力发电厂的脱硝系统 炉膛温度900—1100℃，在无催化剂作用下，NH3或尿素等氨基还原剂可选择性地还原烟气中的NOx，基本上不与烟气中的O2作用，主要反应如下： 氨为还原剂时： 4NH3+6NO→ 5N2+6H2O 当温度更高时则可发生正面的竞争反应 4NH3+5O2→4NO+6H2O 尿素（NH2CONH2）作还原剂时： (NH2)2CO→2NH2+2CO NH2+2NO→N2+H2O CO+NO→N2+CO2 SNCR脱硝原理 6.6 热力发电厂的脱硝系统 喷入：氨尿素 900℃－1100℃区域 SNCR脱硝示意图 6.6 热力发电厂的脱硝系统 混合SN