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1、循环流化床锅炉脱硝技术方案详 Pleasure Group Office【T985AB-B866SYT-B182C-BS682T-STT18】循环流化床锅炉脱硝技术方案详循环流化床锅炉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（Selective Non-Catalytic Reduction，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9001050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（Selective Catalytic Reduction，

2、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3050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

3、上。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：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8501100，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760950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

4、或尿素NH3或尿素反应温度2504208501250前段：250420，后段：8501250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7090%大型机组为2540%，小型机组配合LNB、OFA技术可达80%4090%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3ppm510ppm小于5ppmSO2/SO3氧化会导致SO2/SO3氧化不导致SO2/SO3氧化SO2/SO3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， NH

5、3与SO3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）近年来由于环保需要，中国

6、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 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2-1 SNCR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，SNCR 对其他系统的维护运行(如空气

7、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 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SNCR，SCR 和SNCR-SCR 混合法工艺的的经济比较，表2-2美国NOx工艺选择的经济型分析计算值。图2-2 一般SNCR，SCR 和SNCR-SCR 混

8、合法工艺的的经济比较表2-2 美国NOx工艺选择的经济型分析计算值工艺%脱硝率%最经济脱硝率区*平均美国总投资美元/KW美国总投资US$/KWSNCR25402035151020SCR508570808060140Hybrid SNCR-SCR559550703070（24倍）（视脱硝率而定）SNCRHybridSCR(注*: 在此区域之外并不是不能达到，而是运行成本会不成比例的大幅度增加。工艺本身的一些弱点会不成比例的放大。包括负面影响锅炉的下游系统，让整体的能耗及经济效益减低许多。)从经济和性能综合分析：SCR 脱硝装置的成本主要在装置的成本, 运行成本主要在于还原剂和催化剂的消耗和电耗。

9、SNCR 方案其运行费用仅为SCR 工艺的1530%，是在满足国家排放标准基础上最经济的方案。SCR 潜在的产能问题最多又大。SCR-SNCR 混合型是一个综合的方案，它的最大优点在于可以根据排放要求，分期实施。并比SCR 便宜。产能问题大幅减少。由于CFB锅炉的炉膛出口及旋风分离器进口和出口的烟气温度位于SNCR反应温度窗口内，且分离器中的烟气流场的情况正好有利于喷入的还原剂和烟气的良好混合，故在循环流化床锅炉上宜采用SNCR技术，可达到50%以上的脱硝效率。1.2.SNCR的优点与其它脱硝技术相比，SNCR技术具有以下优点：a)脱硝效果令人满意：SNCR技术应用在大型煤粉锅炉上，长期现场应

10、用一般能够达到3050的NOx脱除率，循环流化床的的SNCR技术可取得50%以上的脱硝效率。b)还原剂多样易得：SNCR技术中脱除NOx的还原剂一般都是含氮的物质，包括氨、尿素、氰尿酸和各种铵盐（醋酸铵、碳酸氢铵、氯化铵、草酸铵、柠檬酸铵等）。但效果最好，实际应用最广泛的是氨和尿素。c)无二次污染：SNCR技术是一项清洁的技术，没有任何固体或液体的污染物或副产物生成，无二次污染。d)经济性好：由于SNCR的反应是靠锅炉内的高温驱动的，不需要昂贵的催化剂系统，因此投资成本和运行成本较低。e)系统简单、施工时间短：SNCR技术最主要的系统就是还原剂的储存系统和喷射系统，主要设备有储罐、泵、喷枪和必

11、要的管路、测控设备。由于设备简单，SNCR技术的安装期短，仅需10天左右停炉时间，小修期间即可完成炉膛施工。f)SNCR技术不需要对锅炉燃烧设备和受热面进行大的改动，也不需要改变锅炉的常规运行方式，对锅炉的主要运行参数也不会有显着影响。1.3.脱硝效果的主要影响因素SNCR 方法主要使用含氮的药剂在温度区域8701200C 喷入含NO的燃烧产物中，发生还原反应，脱除NO，生成氮气和水，煤粉炉SNCR其概念见图2-3，循环流化床锅炉SNCR其概念图见图2-4。由于在一定温度范围，有氧气的情况下，氮剂对NOx的还原，在所有其他的化学反应中占主导，表现出选择性，因此称之为选择性非催化还原。SNCR在

12、实验室内的试验中可以达到90以上的NO脱除率。SNCR 应用在大型锅炉上，选择短期示范期间能达到75的脱硝效率，典型的长期现场应用能达到3060的NOx脱除率。在大型的锅炉（大于300MW 发电功率）上运行，通常由于混合的限制，脱硝率小于40。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。图2-3 煤粉炉SNCR过程还原NOx的概念图2-4 循环流化床SNCR过程还原NOx的概念SNCR 相对SCR的初投资低，停工安装期短，原理简单，硬件工艺成熟。在SNCR 技术设计和应用中，影响脱硝效果的主

13、要因素包括：a)温度范围；b)合适的温度范围内可以停留的时间；c)反应剂和烟气混合的程度；d)未控制的NOx浓度水平；e)喷入的反应剂与未控制的NOx的摩尔比NSR；f)气氛（氧量、一氧化碳浓度）的影响；g)氮剂类型和状态；h)添加剂的作用； 温度范围的选择实验表明，SNCR还原NO的反应对于温度条件非常敏感，温度窗口的选择是SNCR还原NO效率高低的关键，图2-5给出了NOx残留浓度与反应温度的关系曲线。温度窗口取决于烟气组成、烟气速度梯度、炉型结构等系统参数。文献中报道的温度窗口差别很大，下限最低有427，上限最高达1150，最佳温度差别也很大。一般认为理想的温度范围为7001000，温度

14、高，还原剂被氧化成NOx，烟气中的NOx含量不减少反而增加；温度低，反应不充分，造成还原剂流失，对下游设备产生不利的影响甚至造成新的污染。由于炉内的温度分布受到负荷、煤种等多种因素的影响，温度窗口随着锅炉负荷的变化而变动。根据锅炉特性和运行经验，最佳的温度窗口通常出现在折焰角附近的屏式过、再热器处及水平烟道的末级过、再热器所在的区域。研究发现加入其他的有些添加剂可以使NH3/NO反应的温度窗口向低温方向移动，如图2-6所示。目前报道的添加剂包括氢气，引入的氢气变成OH使得温度窗口朝低温方向移动；过氧化氢；一氧化碳；碳氢化合物如甲烷、甲醇、乙醇、苯酚；钠盐如NaOH、HCOONa、CH3COON

15、a、NaNO3、Na2CO3。图2-5 NOx残留浓度与反应温度的关系曲线 图2-6 氨中CH4添加量对温度窗口的影响 合适的停留时间图2-7 停留时间对SNCR脱硝率的影响还原剂必须和NOx在合适的温度区域内有足够的停留时间，这样才能保证烟气中的NOx还原率。还原剂在最佳温度窗口的停留时间越长，则脱除NOx的效果越好。NH3的停留时间超过1s则可以出现最佳NOx脱除率。尿素和氨水需要的停留时间以达到有效的脱除NOx的效果。图2-7说明了停留时间对SNCR脱硝率的影响。用于SNCR脱硝工艺中常使用的还原剂有尿素、液氨和氨水。若还原剂使用液氨，则优点是脱硝系统储罐容积可以较小，还原剂价格也最便宜

16、；缺点是氨气有毒、可燃、可爆，储存的安全防护要求高，需要经相关消防安全部门审批才能大量储存、使用；另外，输送管道也需特别处理；需要配合能量很高的输送气才能取得一定的穿透效果，一般应用在尺寸较小的锅炉和焚烧炉。若还原剂使用氨水，氨水有恶臭，挥发性和腐蚀性强，有一定的操作安全要求，但储存、处理比液氨简单；由于含有大量的稀释水，储存、输送系统比氨系统要复杂；喷射刚性，穿透能力比氨气喷射好，但挥发性仍然比尿素溶液大，应用在墙式喷射器的时候仍然难以深入到大型炉膛的深部，因此一般应用在中小型锅炉上，但在CFB锅炉上多使用氨水作为还原剂；若还原剂使用尿素，尿素不易燃烧和爆炸，无色无味，运输、储存、使用比较简

17、单安全；挥发性比氨水小，在炉膛中的穿透性好；效果相对较好，脱硝效率高，适合于大型锅炉设备的SNCR 脱硝工艺。从图2-8可以看出不同温度下尿素和氨对NOx还原率的影响，温度区间位于730950之间时，选用氨作还原剂的脱硝效率要高于选用尿素的脱硝率。当反应区域温度在950以上时，尿素的脱硝效率则可以保持在氨脱硝系统之上。所以在CFB锅炉的SNCR系统，如果不是出于安全考虑，一般采用氨系统。但是在煤粉炉高温炉膛喷射，选择尿素更为有利。液氨是易燃易爆有毒的化学危险品，氨水挥发性强且输运不便；氨水的处理较液氨简单，因此在CFB锅炉的SNCR技术中多选择氨水作为还原剂。图2-8 不同温度下尿素和氨对NO

18、x还原率的影响 适当的NH3/NO摩尔比NSR根据化学反应方程，NH3/NOx摩尔比应该为1，但实际上都要比1大才能达到较理想的NOx还原率，已有的运行经验显示，NH3/NO摩尔比一般控制在之间，超过对NOx还原率已无大的影响（见图2-9），NH3/NO摩尔比过大，虽然有利于NOx还原率增大，但氨逃逸加大又会造成新的问题，同时还增加了运行费用。但是如何更有效地控制NH3的泄漏，仍然有待于更进一步的研究。随着氨水喷入量的增加，氨水与烟气的混合情况有所好转，因此在高NH3/NO摩尔比值情况下取得了好的效果。在实际应用中考虑到NH3的泄漏问题，应选尽可能小的NH3/NO摩尔比值，同时为了保证NO还原

19、率，要求必须采取措施强化氨水与烟气的混合过程。图2-9 NH3/NO摩尔比NSR对NOx还原率的影响 还原剂和烟气的充分混合还原剂和烟气的充分混合是保证充分反应的又一个技术关键，是保证在适当的NH3/NO摩尔比是得到较高的NOx还原率的基本条件之一。大量研究表明，烟气与还原剂快速而良好混合对于改善NOx的还原率是很必要的。 气氛的影响合适的氧量也是保证NH3与NO还原反应正常进行的制约因素。随着氧量的增加NO还原率不断下降。这是因为存在大量的O2使NH3与O2的接触机会增多，从而促进了NH3氧化反应的进行。烟气中的O2在数量级上远大于NO，在还原反应中微量的氧可大大满足反应的需求，因此从氧量对

20、于NO还原率的影响来看，氧量越小越有利于NO的还原，见图2-10。图2-10 NOx还原率随烟气中的氧气浓度变化为了提高SNCR对NOx的还原效率，降低氨的泄漏量，必须在设计阶段重点考虑以下几个关键的工艺参数：燃料类型、锅炉负荷、炉膛结构、受热面布置、过量空气量、NO浓度、炉膛温度分布、炉膛气流分布以及CO浓度等。1.4.SNCR系统设计我方设计依据至少遵循下列文件和标准，但不限于此：1)本项目招标文件2)火力发电厂设计技术规程 DL5000-20003)电力工程制图标准 DL5028-934)继电保护和安全自动装置技术规程 DL400-915)火力发电厂厂用电设计技术规定 DL/T 5153

21、-20026)火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程 DL/T5136-20017)发电厂、变电所电缆选择与敷设设计规程 SDJ26-898)火力发电厂和变电所照明设计技术规定 DLGJ56-959)3110KV高压配电装置设计规范 GB50060-9210)交流电气装置的过电压保护和绝缘配合 DL/T620-199711)电测量及电能计量装置设计技术规程 DL/T5137-200112)电力工程电缆设计规范 GB50217-9413)火力发电厂厂内通信设计技术规定 DL/T5041-9514)建筑物防雷设计规范 GB50057-9415)火力发电厂、变电所直流系统设计技术规定 DL/T504

22、4-9516)低压配电设计规范 GB50054-9517)交流电气装置的接地 DL/T621-199718)过程检测和控制流程图用图形符号和文字符号 GB26258119)火力发电厂电子计算机监视系统技术规定 NDGJ918920)火力发电厂锅炉炉膛安全监控系统设计技术规定 DLGJ1169321)分散控制系统设计若干技术问题规定1993年3月能源部电力规划设计管理局22)工业自动化仪表工程施工及验收规范 GB939623)火力发电厂锅炉炉膛安全监控系统在线验收测试规程DL/T 655-199824)火力发电厂模拟量控制系统在线验收测试规程 DL/T 657-199825)火力发电厂顺序控制系

23、统在线验收测试规程 DL/T 658-199826)火力发电厂分散控制系统在线验收测试规程 DL/T 659-199827)火电厂烟气脱硝工程技术规范选择性非催化还原法（征求意见稿） SNCR系统主要设计依据220t/h单汽包、自然循环、汽冷后段有水平式过热器及省煤器、平衡通风系统的循环流化床锅炉，主要参数见表2-3。表2-3某300t/h自然循环流化床锅炉的主要设计参数 （BMCR）名称数据额定蒸发量300t/h过热蒸汽温度5405过热蒸汽压力 MPa (表压)省煤器入口给水温度215空预器出口平均燃气温度140（依设计煤种定）通风系统平衡通风蒸汽温度控制范围60100%BMCR该炉设计用烟

24、煤，其煤质特性见下表2-4。表2-4 燃煤分析序号名称符号单 位设 计校核1碳Car%2氢 Har%3氧 Oar%4氮 Nar%5硫 Sar%6灰分 Aar%7水分Mar%9发热量 Qnet,ar,pkJ/kg232302233010挥发份 Vdaf%11灰变形温度DT1450140012灰软化温度ST1500145013灰熔融温度FT15001500 总体工艺1）总体工艺介绍SNCR系统主要包括氨水储存系统、吹扫风系统、氨水缓冲系统和喷射系统四部分。氨水储存系统提供溶液储存的功能，然后根据锅炉运行情况和NOx排放情况加入稀释水配置成所需的浓度，送入喷射系统。喷射系统实现各喷射层的氨水溶液分配

25、、雾化喷射和计量。还原剂的供应量能满足锅炉不同负荷的要求，调节方便、灵活、可靠；氨水储存区与其他设备、厂房等要有一定的安全防火距离，并在适当位置设置室外防火栓，设有防雷、防静电接地装置；氨水喷射系统应配有良好的控制系统，其主要系统流程图见图2-8。 图2-8 喷射氨水的SNCR系统流程图2）喷枪位置布置由于CFB锅炉的炉膛出口及旋风分离器进口和出口的烟气温度位于SNCR反应温度窗口内，且分离器中的烟气流场的情况正好有利于喷入的还原剂和烟气的良好混合，布置3组共6根氨水喷枪，2根布置于旋风筒入口烟道上，单侧墙上下布置，2根布置在旋风筒出口管内，按原设计开孔插入，另2根为低负荷下投用，在流化床炉膛

26、内较分离器入口烟道的标高以下设计，其示意图如图2-9所示。考虑炉膛内负压和颗粒浓度，其中位于炉膛和旋风分离器入口处的喷枪不加气动推进装置，采用高温耐热钢和陶瓷防磨套管保护，分离器出口处位置的喷枪装设气动推进装置，不投用时或压缩空气压力低时退出。图2-9 循环流化床SNCR喷枪位置布置示意图3）BRL工况下消耗还原剂氨水量的计算按BRL工况下NOx炉膛出口浓度为370mg/Nm3，经SNCR脱硝后的排放浓度为222mg/Nm3计算，烟气量为280000 Nm3/h，按氨氮摩尔比为为设计值，经计算，BRL工况下单台锅炉每小时所需20%浓度的氨水量设计为 t/h。氨水浓度在1525%之类波动，若按照

27、氨水浓度20%，且锅炉负荷为40%BRL工况下，若将20%浓度的氨水配置成10%浓度的氨水溶液需加入稀释水量为h。喷枪具有2倍的流量调节能力。 系统介绍和主要设备1 ) 氨水储存系统采用氨水系统时，可选择的氨水浓度在1930%之间。通常氨水选择三种浓度的一种，即19%，25%，29%。在美国标准控制的体系内，采用浓度不同的氨水，适用的布置和安全标准也有一定的差异。相同的锅炉工况下，采用的氨水浓度不同，氨罐的容积以及注射泵，管线，阀门等的参数都会有差异。通常氨水浓度应该由工程公司和业主协商，根据业主采购情况来具体确定。氨水喷射系统需要一个可以远程控制的卸载管线，将罐车运来的氨水卸载到存储罐内，存

28、储罐的容积一般要比纯氨系统大很多，但是考虑到制造、运输方面的限制，通常要限制在100m3以内。考虑工程所在地的气象因素，也就是因为台风、飓风、暴风雨、暴雪等灾害天气可能造成的厂外氨水供应中断的时间，再确定存储罐的合理尺寸。当一个罐子的极限尺寸也不能满足合理的储量要求时，可以采用两个或多个罐子的布置形式。当然，综合考虑制作运输成本，也可能在单罐容量足够使用情况下，采用2个以上的小罐子布置，但是通常不推荐这样的设计。一般情况下，氨罐存储量要保证锅炉满负荷脱硝运行714天的量，特殊情况下可以取不少于5天的量。2) 氨水缓冲系统当锅炉负荷或炉膛出口的NOx浓度变化时，送入炉膛的氨水量也应随之变化，这将

29、导致送入喷射器的流量发生变化。若喷射器的流量变化太大，将会影响到雾化喷射效果，从而影响脱硝率和氨残余。因此，设计了氨水缓冲罐，用来保证在运行工况变化时喷嘴中流体流量基本不变。特定浓度的氨水溶液从储罐输出后，进入缓冲罐并加入稀释水，通过监测稀释水流量和氨水溶液流量来调节最终的氨水浓度以满足锅炉不同负荷的要求。稀释水的输送通过稀释水泵来实现。稀释水泵设有2台，一用一备。流量余量大于10%，压头大于20%。4) 背压控制 背压控制回路用于调节到各台炉的氨水溶液和稀释水的稳定流量和压力，以保证脱硝效果。因此，每台炉氨水溶液管路和稀释水管路均有背压控制回路，背压控制通过气动流量调节阀来实现。5) 喷射计

30、量和分配装置喷射区计量分配模块是一级模块，每个模块由若干个流量测量设备和气动阀门设备组成。用于精确计量和独立控制到锅炉每个喷射区的反应剂流量和浓度。该模块连接并响应来自机组的控制信号，自动调节反应剂流量，对NOx水平、锅炉负荷、燃料或燃烧方式的变化做出响应，打开或关闭喷射区或控制其质量流量。7)喷射系统 在线配制稀释好的氨水溶液将送到各层喷射层，各喷射层设有总阀门控制本喷射层是否投运，投运的喷射层则由电动/气动推进装置驱动推进。各喷射层设有流量调节阀门和流量计量设备。喷枪喷射所需的雾化介质采用压缩空气。每个喷射层的雾化压缩空气总管设有压力调节、压力测量、流量测量，再通往各个喷射器。每只喷射器都配有电动/气动推进器，实现自动推进和推出SNCR喷射器的动作。推进器的位置信号接到SNCR控制系统上，与开/停压缩空气和开/停氨水溶液的阀门动作联动，实现整个SNCR系统的喷射器自动运行。电动/气动推进器配置就地控制柜，可以直接就地操作控制推进器进行检修和维护，同时实现SNCR自控系统的远方程控操作，并显示设备实际工作状态信号。一个就地控制柜可以控制多个推进器，每层设有一个或者多个控制柜，用以分别控制