火電廠脫硝工程建設

規程、標準及關鍵工藝比選分析1整理課件排放標準、現狀及面臨的形勢1NOx的形成、危害及主要控制技術2國家已出臺的文件、規程、規范3工藝技術比選分析4工藝技術對主機及下游設備的影響5需要注意的其它問題62整理課件一、排放標準及控制技術的開展1、排放標準的開展1991年?燃煤電廠大氣污染物排放標準?無排放限制；GB13223-1996?火電廠大氣污染物排放標準?按鍋爐類型分類控制GB13223-2003年按燃煤揮發份分類控制；2021年修訂的?火電廠大氣污染物排放標準?按地區分類控制歷次NOx排放標準的提高，都大大促進了我國NOx控制技術的進步和脫硝設備的升級。3整理課件一、技術簡介4整理課件2、NOx排放狀況05年我國煤電容量3.85億千瓦，10年末約6.5億千瓦。在年均增長13.8%的情況下，NOX排放量總量由740萬噸增加到900萬噸，排放績效由3.6g/kwh下降到2.6g/kwh。同步建設低氮燃燒器和煙氣脫硝裝置〔約7500萬kW，占煤電容量11.5%〕的綜合結果。2021年氮氧化物排放總量消減10%約束性指標的公布和GB13223的修訂，“十二五〞期間將掀起煙氣脫硝工程建設的高潮。5整理課件一、技術簡介在2021年底，全國火電廠的氮氧化物排放績效約為2.6g/kwh.國電環境保護研究院6整理課件十一五期間電力工業脫硝機組的開展7整理課件中美電力NOx排放績效比照2021年，美國煙氣脫硝機組占煤電機組容量的42%左右2021年，我國煙氣脫硝機組占火電機組容量的12%左右，電力NOx減排空間很大8整理課件目前我國火電機組氮氧化物排放的平均情況〔NOx：mg/Nm3〕機組容量分類（MW）燃煙煤/褐煤發電機組燃無煙煤/貧煤發電機組CFB鍋爐切圓W型墻式切圓W型墻式100以下890～990-914～10141450～1550-1523～1577250～410100(含)-19966～775-684～8001260～1360-1385～1434150～200200(含)-299525～622400550～650925～1025-1260～1303300(含)-399567～655650～700546～663748～8941089.3～1279.51144～1185600及以上(含500)398～528-440～588-1000～11001040～1077-上述數據為2005年電力NOx排放數據。9整理課件2006年-2021年期間新建機組NOx排放狀況(mg/m3)鍋爐類型30萬千瓦等級機組60萬千瓦及以上等級機組煙煤類無煙煤類煙煤類無煙煤類切圓350-380570-590310-330460-480對沖420-440620-640340-360410-430W火焰—860-880—790-810CFB鍋爐140-180—10整理課件3、面臨的形勢〔1〕我國以煤為主的能源結構導致NOx排放總量居高不下。“十一五〞期間，NOx排放的快速增長使得我國酸雨污染由硫酸型向硫酸和硝酸復合型轉變，硝酸根離子在酸雨中所占的比例從上世紀80年代的1/10逐步上升到近年來的1/3，加劇了復合型大氣污染的形成，局部抵消了二氧化硫減排的巨大努力。〔2〕NOx跨國界的“長距離輸送〞，增加了我國控制NOx排放的壓力。隨著“火電廠NOx防治技術政策〞的公布及GB13223“火電廠大氣污染物排放標準〞的修訂，控制燃煤電廠氮氧化物的排放已成為電力工業“十二五〞環境保護工作的重中之重。11整理課件〔3〕在NOx控制方面，一是我國與興旺國家相比尚有一定的差距。〔10年底，我國煤電投入運營的脫硝機組容量接近7500萬kW，占煤電容量11.5%；而美國04年為1.5億kW，占煤電容量為45%左右，排放績效是美國的1.78倍。〕二是我國政府已以立法的形式對控制氮氧化物的排放提出更嚴格的要求。〔先后修訂了“大氣污染防治法〞和“火電廠大氣污染物排放標準〞〔GB13223〕，出臺了“火電廠氮氧化物防治技術政策〞(環發[2021]10號)，“關于推進大氣污染聯防聯控工作改善區域空氣質量的指導意見?〞〔國辦發〔2021〕33號〕等，明確要求新建燃煤機組和位于重點城市和區域的燃煤機組必須建設煙氣脫硝實施，并按重點地區和非重點地區規定了100-400mg/m3的NOx排放限值。〕三是火電廠在“十二五〞期間，將掀起建設煙氣脫硝設施的高潮。〔氮氧化物已列入污染物排放的約束性指標，要求“十二五〞期間在2021年的根底上削減10%。為此，電力行業高度重視，積極開展氮氧化物減排的相關工作。〕12整理課件我國歷年火電裝機容量和發電量的變化13整理課件我國歷年電煤消耗情況14整理課件二、NOx的形成、危害及主要控制技術1、NOx的形成：兩個方面，自然源和人為源。自然源排放量異常巨大，但源和匯根本平衡。人為源是人類活動中產生的NOx，多集中于城市、工業區等人口稠密區，量大集中，危害嚴重。主要來源于通過化石燃料燃燒獲取能量或動力的過程，如火電、熱電、交通車船和飛機等；其次來源于通過生產制取產品的過程，如硝酸生產、冶煉、加工等；三是來源于處理廢棄物的過程，如垃圾燃燒等。燃煤電廠是氮氧化物主要的排放源之一。06年全國污染源普查統計，燃煤產生的NOx占全國總量的67%。其中火電廠和工業鍋爐占42%左右。15整理課件煤燃燒中NOX的生成途徑有三類：一類為由燃料中含氮有機化合物的氧化而生成的NOX，稱為燃料型NOX〔fuelNOX〕。第二類由大氣中的氮生成，主要產生于原子氧和氮在高溫下發生的化學反響，稱為熱力型NOX〔thernalNOX〕。第三類稱為快速型NOX〔promptNOX〕，它是燃燒時空氣中的氮和燃料中的碳氫離子團如CH等反響生成的NOx。16整理課件NOx包括N2O、NO、N2O3、NO2、N2O4、N2O5，大氣中NOx主要以NO、NO2形式存在；NO是大氣中NO2前體物質，形成光化學煙霧活潑組分；NO2有強烈刺激性，來源于NO的氧化，酸沉降；N2O單個分子溫室效應為CO2200倍，并參與臭氧層的破壞空氣環境質量中的二氧化氮影響酸沉降影響生態系統水體富營養化的氮源光化學煙霧中臭氧二次污染形成的細顆粒物產生灰霾溫室效應并參與臭氧層破壞2、NOx的危害17整理課件3、主要控制技術NOx主要控制技術一類是生成源控制—低氮燃燒器一類是煙氣治理脫硝技術—煙氣脫硝技術18整理課件

NOX減排的主要技術降低NOX主要措施煙氣脫硝SCR

SNCR＋SCR低氮燃燒條件爐膛噴射脫硝SNCR

19整理課件20整理課件〔1〕特點工藝成熟、投資和運行費用低采用最廣、相對簡單、經濟有效〔2〕開展歷經三代第一代技術不對燃燒系統作大的改動第二代技術以空氣分級燃燒器為特征第三代技術那么是在爐膛內同時實施空氣、燃料分級的燃燒方式3.1低氮燃燒器技術21整理課件〔3〕應用狀況2000年我國火電裝機中采用低NOx燃燒技術的約5000萬kW，約占當年火電總裝容量的21.05%。08年底，火電裝機6.01億kW中約65%的采用低氮燃燒器。8年內增長了三倍，預計到十二五末，將會到達95%以上。〔4〕優缺點投資省，改造難度小不能滿足100/200排放限制的要求飛灰含碳量約有1％的上升。水冷壁腐蝕及爐內結渣等現象將出現，使電廠運行效率降低，火焰穩定性、燃燒效率、過熱蒸汽溫度的控制等均帶來影響。22整理課件DRB型〔巴威〕LNASB型〔日本三井巴布科克〕DS型〔德國巴布科克〕23整理課件

NOX爐內減排技術集成主燃燃料空氣LNB低氮燃燒器SNCRCO/O2傳感器燃燒傳感器燃料與空氣控制再燃燃料二次風24整理課件3.2成熟的煙氣脫硝技術〔SCR、SNCR〕〔1〕SCR技術特點脫硝效率高，一般有80％以上；控制良好時根本無副產物，無二次污染；工程應用多，技術成熟；初投資大、運行本錢高；帶來平安問題。25整理課件系統組成SCR反響器SCR催化劑SCR煙道系統氨的儲藏供給系統氨/煙氣的混合(AIG噴射系統)控制系統核心技術包括催化劑、流場優化和煙氨均混技術國電環境保護研究院26整理課件系統設計關鍵合理選擇催化劑根據煙氣溫度、煙氣成分、煙氣壓降、煙氣氮氧化物濃度、氮氧化物脫除率、氨的逸出量、催化劑壽命、SO2/SO3轉換率、煙氣含塵量和反響器的布置空間等；優化設計反響器及煙道系統的流場，利用CFD數學模型和實體物理模型以實現煙氣平穩均勻流動；合理設計氨煙氣混合系統，使氨/煙氣混合均勻到達NOx/NH3分布均勻、煙氣速度分布均勻、減小煙氣溫度偏差、獲得最小的煙氣壓降。國電環境保護研究院27整理課件國電環境保護研究院某SCR工程反響器立體示意圖28整理課件29整理課件我國局部鍋爐廠和國內10多家環保工程公司分別引進了美國B&W公司、德國魯奇公司、FBE公司、三菱公司、日立公司、意大利TKC公司、丹麥托普索公司的煙氣脫硝技術。但大多側重于技術應用，對核心技術、關鍵技術消化吸收、再創新不夠。30整理課件〔2〕SNCR技術特點投資費用較低。建設周期短，場地要求少，適用于對現有中小型鍋爐的改造。脫硝率25%～60%，氨逃逸率比較高，必須控制在15ppm以下。隨著鍋爐的增大，其脫硝率下降。負荷變化時，控制有難度。有副反響，生成N2O。氨的利用率低。31整理課件32整理課件國電環境保護研究院典型的SNCR系統是由三局部組成：復原反響劑的接受儲藏系統、輸送、稀釋計量系統和噴射混合系統，主要包括復原反響劑儲藏罐、泵、管道、噴射器和與之相關的控制系統以及NOx在線監測系統。33整理課件美國有90多臺燃煤電站鍋爐〔總發電容量為20GW左右〕。全球范圍內，320+SNCR系統在應用(FuelTechCo.2005年)。最大脫硝率70％，比較好的能到達40％，600MW鍋爐32～38％。國電環境保護研究院34整理課件SNCR技術缺乏之處：脫硝效率不高；適宜的反響的溫度窄；混合問題：爐膛的尺寸越大，充分混合越困難；工況變化的波動影響大：比方鍋爐負荷，磨煤機調整等國電環境保護研究院35整理課件截止到2021年底我國火電裝機中采用SCR、SNCR燃燒技術的約有7500萬kW，約占當年火電總裝機容量的11.5%其中97%的脫硝機組為SCR法，其余為SNCR法。其它脫硝技術目前在國內電廠上幾乎沒有商業運用。36整理課件3.3其它煙氣脫硝技術〔均需完善和商業工程驗證〕脫硫脫硝一體化技術〔1〕等離子體脫硫脫硝〔2〕濕法氧化/復原法吸收法〔3〕低溫SCR〔4〕生物質活性炭吸附NOx直接催化分解技術37整理課件3.4脫硝工程面臨的共性問題〔1〕脫硝經濟政策滯后。〔2〕脫硝技術標準體系尚不健全。〔3〕脫硝核心技術的自主化尚待提高。〔4〕脫硝催化劑的制備技術、氨噴射流場混合和優化技術等方面的經驗積累比較欠缺。38整理課件三、國家已出臺的管理和指導性文件1、關于推進大氣污染聯防聯控工作改善區域空氣質量的指導意見〔國辦發〔2021〕33號文〕“加強氮氧化物污染減排。建立氮氧化物排放總量控制制度。新建、擴建、改建火電廠應根據排放標準和建設工程環境影響報告書批復要求建設煙氣脫硝設施,重點區域內的火電廠應在“十二五〞期間全部安裝脫硝設施,其他區域的火電廠應預留煙氣脫硝設施空間。推廣工業鍋爐低氮燃燒技術,重點開展鋼鐵、石化、化工等行業氮氧化物污染防治。39整理課件2、火電廠氮氧化物防治技術政策〔環境保護部10年1月27日〕“政策控制重點是全國范圍內200MW及以上燃煤發電機組和熱電聯產機組以及大氣污染重點控制區域內的所有燃煤發電機組和熱電聯產機組。〞3、火電廠排煙脫硝技術導那么〔中電聯2021-5-18〕規定了火電廠現有煙氣脫硝工藝技術選擇、設備配置、主要參數設計等方面的要求。標準適用于新建、擴建和改建的燃煤火電廠鍋爐、同期建設或已建鍋爐加裝的煙氣脫硝工程。40整理課件4、危險化學品重大危險源辨識〔GB18218-2021〕規定了辨識危險化學品重大危險源的依據和方法。氨定義為“毒性氣體〞。臨界量10噸。10噸為2臺300MW脫硝機組一天的正常用量。5、危險化學品平安管理條例〔國務院2002年第344號文〕“危險化學品單位從事生產、經營、儲存、運輸、使用危險化學品或者處置廢棄危險化學品活動的人員，必須接受有關法律、法規、規章和平安知識、專業技術、職業衛生防護和應急救援知識的培訓，并經考核合格，方可上崗作業。〞41整理課件6、相關標準〔1〕可行性研究類DL/T5375-2021火力發電廠可行性研究報告內容深度規定發布日期：2021-06-04實施日期：2021-11-01〔2〕工程設計類HJ562-2021火電廠煙氣脫硝工程技術標準選擇性催化復原法發布日期：2021-02-03實施日期：2021-04-01HJ563-2021火電廠煙氣脫硝工程技術標準選擇性非催化復原法發布日期：2021-02-03實施日期：2021-04-0142整理課件〔3〕工業設備類DL/T586—2021電力設備監造技術導那么發布日期：2021-06-04實施日期：2021-11-01GB/T21509燃煤煙氣脫硝技術裝備發布日期：2021-03-12實施日期：2021-09-01〔4〕工程建設類DL/T5257-2021火電廠煙氣脫硝工程施工驗收技術規程發布日期：2021-01-09實施日期：2021-05-0143整理課件〔5〕運行檢修類DL/T335-2021火電廠煙氣脫硝〔SCR〕系統運行技術標準發布日期：2021-01-09實施日期：2021-05-01DL/T322-2021火電廠煙氣脫硝〔SCR〕裝置檢修規程發布日期：2021-01-09實施日期：2021-05-01

44整理課件7、即將出臺的標準〔1〕排放標準類GB13223-201X火電廠大氣污染物排放標準發布日期：二稿征求意見中〔2〕工程建設類DL/TXXX燃煤電廠煙氣脫硝裝置性能驗收試驗標準發布日期：征求意見中45整理課件四、工藝技術比選分析1、工藝選擇需考慮的因素鍋爐型式：燃煤煤種：燃燒無煙煤和低揮發分貧煤的“W〞火焰鍋爐的NOx排放濃度最高可達1500mg/m3以上，最低也在1000mg/m3以上，燃燒褐煤的鍋爐NOx排放濃度最低。一般來說，煤的揮發分越高，在鍋爐內最終生成的NOx越少，反之，那么越多。46整理課件氮氧化物控制要求：復原劑供給條件：尾部預熱器等一系列因素：47整理課件根本工程設計階段運行階段催化劑的增加/更換/再生選取適宜的工藝參數控制流速分配SO2轉化率催化劑活性曲線氨逃逸測試裝置調試優化控制K、kso2、壓降保證值用噴氨系統進行優化氨逃逸曲線催化劑活性曲線流場模型試驗控制K、kso2、壓降保證值試樣旁路反響器燃料/飛灰成份工程前期摸底調研工藝比選可行性研究48整理課件TechnologyNOxreduction(%)Cost($/KW)Combustionoptimization（燃燒優化調整）5-30$40k-$250kLNBLowNOxBurners（低NOx燃燒器）35-50(wall)30-40(T)10-25(wall)10-15(T)Reburning（再燃技術）25-40(lean)45-65(conv.)3-6(lean)15-30(conv.)SNCR（選擇性非催化還原）15-4010-20SCR（選擇性催化還原）50-8560-1402、技術經濟性美國EPRI調研統計數據〔2003〕49整理課件國內脫硝技術情況類別技術名稱技術要點脫除效果（脫除率%）運行能耗可用率壽命投資成本優點存在問題二次污染低NOx燃燒技術二段燃燒法（空氣分級燃燒）燃燒器的空氣為燃燒所取的85%，其余空氣通過布置在燃燒器上方的噴口送入，使燃燒分階段完成30低高長10~30元/kw投資低，有運行經驗二段空氣量過大，不完全燃燒損失增大，二段空氣應控制在15%～20%，還原氣氛易結渣或引起腐蝕無再燃法（燃料分級燃燒）將80%～85%燃料送入主燃區富氧燃燒，崎嶇燃料送入主燃區上部的再燃區副燃料燃燒，形成還原氣氛，將主燃區產生的NOx還原30低高長10~30元/kw適用于新的和現有的鍋爐改裝，中等投資為減少不完全燃燒損失，須加空氣對再燃區煙氣進行三段燃燒無煙氣再循環法讓一部分低溫煙氣與空氣混合送入燃燒器，降低煙氣濃度15～35低高長20~60元/kw能改善混合和燃燒，中等投資由于受燃燒穩定性的限制，煙氣再循環率為15～20%，投資運行費用高，占地面積大無濃淡燃燒法裝有兩個及以上燃燒器的鍋爐，部分燃燒器供給所需空氣量的85%，其余供給較多空氣，使其燃燒都偏離理論燃氣比20~35低較高長10~30元/kw具有良好的穩燃作用燃燒工況組織不合理時容易造成爐膛結渣無低NOx燃燒器混合促進型改善燃料與空氣的混合，縮短在高溫區的提留時間，降低氧氣生育濃度30～60低較高長10~40元/kw需要精心設計無自身再循環型利用空氣抽力，將部分爐內煙氣引入燃燒器低較高長10~40元/kw燃燒器結構復雜無多股燃燒型用多股小火焰代替大火焰，增大火焰散熱面積，降低火焰溫度低較高長10~40元/kw燃燒效率低無階段燃燒型讓燃料先進行部分燃燒，再送入余下所需空氣低較高長10~40元/kw容易引起粉塵濃度增加無低NOx爐膛燃燒室大型化采用較低的熱負荷，增大爐膛尺寸，降低火焰溫度無統計比較低較高長10~40元/kw爐膛體積增大無分割燃燒室用雙面露光水冷壁把大爐膛風格成小爐膛，提高爐膛冷卻能力，控制火焰溫度無統計比較低較高較長10~25元/kw爐膛結構復雜，操作要求高無切向燃燒室火焰靠近爐壁流動，冷卻條件好，再加上燃料與空氣混合較慢，火焰溫度水平低，而且較為均勻無統計比較低較高較長10~40元/kw爐膛運行操作要求高無50整理課件類別技術名稱技術要點脫除效果（脫除率%）運行能耗可用率壽命投資成本優點存在問題二次污染NOx治理技術選擇性催化還原法使用液氨/氨水在催化劑表面將NOx還原成氮氣和水.40~90中等較高催化劑壽命三~四年60~300元/kw脫硝效率高，技術成熟初投資和運行成本較高，催化劑需要定期更換，占地面積大氨逃逸廢棄催化劑重金屬污染選擇性非催化還原法使用氨水/尿素在爐膛內將NOx還原成氮氣和水30~70較低較高取決于爐內噴槍壽命50~150元/kw投資低，運行費用較低脫硝效率低，對爐膛熱效率有一定影響氨逃逸脫硫脫硝一體化等離子體脫硫脫硝利用高能電子將煙氣中的SO2和NOx氧化，與噴入的氨反應生成硫酸銨和硝酸銨30~90高較高取決于電子槍壽命沒有統計脫硝效率高，沒有二次污染初投資和運行成本高，工藝技術不成熟，尚無大型工業化示范工程無濕法氧化/還原法吸收法利用液相化學試劑將煙氣中的NOx吸收并轉化為較穩定的物質從而實現脫除30~80高較高較長150~450元/kw脫硝效率高，可聯合脫除SO2和NOx初投資和運行成本高，工藝技術不成熟，尚無大型工業化示范工程二次廢水副產物需要綜合利用生物質活性炭吸附利用活性炭大的比表面積、孔結構、表面基團、原位脫氧能力，將NOx吸附還原30~80較高中等活性炭需要定期再生沒有統計可聯合吸收SO2、NOx以及一定量的重金屬和汞裝置較大，占地面積大，反應器阻力大，不適應電廠高溫高塵的環境，活性炭需要定期再生廢棄活性炭含重金屬NOx直接催化分解利用光照和紫外光照，用催化劑將NO直接分解為N2和O240~90中等低取決于催化劑壽命沒有統計脫硝效率低，無二次污染反應速率低，反應溫度低，工藝技術不成熟，尚無大型工業化示范工程無51整理課件3、影響SCR、SNCR的主要設計因素燃料特性氨氮摩爾比溫度、飛灰、水反響接觸時間和煙氣流速三氧化硫52整理課件〔1〕燃料特性我國燃煤質量變化大，且經常出現混燒等情況，因此對SCR裝置的氨逃逸和催化劑的適用性提出了很大挑戰。同時也會增大砷化物和堿金屬等作用使催化劑中毒失活的風險。同時要求催化劑能夠適應不同的壓降、燃料和煙氣成分的要求。燃料特性對SCR的影響主要有燃料的含灰量、含硫量、堿土金屬、氯離子、氟離子對催化劑的影響。〔2〕氨氮摩爾比通常取0.80～0.85，NOx的去除率約為80~90％。53整理課件〔3〕煙氣溫度一般SCR反響溫度控制在300～400℃。

煙氣溫度低于300℃時，催化劑活性降低，NOx脫除率降低，NH3逃逸率增大，SO2易被催化氧化成SO3，與NH3及煙氣中的水反應生成(NH4)2SO4和NH4HSO4，沉積于催化劑的外表，引起微孔堵塞和腐蝕。高于400℃時，NH3會與O2發生反響，導致煙氣中的NOx增加，同時又容易發生催化劑的熔結，微孔消失，使催化劑失效。

54整理課件〔4〕飛灰飛灰不但會對催化劑造成磨蝕，而且能沉積在催化劑上，引起催化劑小孔堵塞。所以應采取措施減少通過催化劑的飛灰含量，同時利用吹灰器進行定期吹掃。必要時應設置催化劑前置吹灰系統。在SCR裝置停爐檢修之前，應當對所有催化劑層進行1-2次強行吹掃，去除已有積灰，并進行一次真空吸塵。在啟動過程中，應當加強反響器吹灰，防止催化劑上碳粒沉積過多著火。停機后鍋爐吹掃應當等到催化劑溫度降低到200度下后再進行，防止催化劑著火。55整理課件〔5〕水對SCR反響具有較強的抑制作用，對于不同的催化劑及在不同的條件下產生的抑制作用是不盡相同的。隨著煙氣中含水量的增加，催化劑的活性受到不同程度的影響，總體趨勢是煙氣中含水量越大，催化劑的NO轉化率越小。〔6〕二氧化硫SO2在催化劑的作用下會氧化成SO3，SO3與煙氣中的水和NH3反響，生成硫酸銨和硫酸氫銨，而這些硫酸鹽易沉積并集聚在催化劑外表，使催化劑失活。在較低溫度時〔一般小于180℃〕，SO2對催化劑有毒化作用，而在較高溫度時那么有促進作用。56整理課件〔7〕反響接觸時間和煙氣流速對于固態排渣爐高灰段布置的SCR反響器，空間速度選擇一般為3000～6000h-1反響器內的煙氣流速一般4～6m/s57整理課件五、脫硝設施對主機及下游設施的影響

1、載荷影響在役機組改造，鋼架垂直載荷增重數百噸。脫硝上部構架與鍋爐構架聯合，風載荷增加數百噸。局部結構支持需要重新評估加固。58整理課件2、引風機的影響脫硝反響器和增加的煙道會使鍋爐煙氣側阻力增加，從而增加引風機的功率和電耗。每層催化劑的煙氣阻力約為200～400Pa。對于在役鍋爐，由于設備空間和場地條件的限制，反響器無法布置在鍋爐附近，因采用SCR脫硝裝置而增加的煙氣阻力有可能超出原有引風機的容量裕度。根據工程試驗，300MW機組燃煤鍋爐如果采用SCR脫硝裝置，煙氣側阻力增加約1000Pa左右，引風機裕度如不能滿足，需要改造或者更換。59整理課件3、尾部受熱面和下游設備SO3在SCR脫硝工藝和鍋爐燃燒中是不可防止要產生的，氨、SO3、水在低溫情況下會形成硫酸氨和硫酸氫氨，其中硫酸氫氨是一種粘性物質，且具有一定的腐蝕性，會對尾部受熱面和下游設備造成影響。〔1〕空預器要防止脫硝后銨鹽造成空預器冷端腐蝕及堵塞。國外制造商通常對安裝SCR的鍋爐預熱器低溫段元件加高，超出硫酸氫銨積灰帶以上，一般使冷段傳熱元件高度到達900mm以上(具體根據煙氣溫度分布情況而定)。低溫段建議采用搪瓷換熱元件，為防止發生硫酸氫銨堵塞，低溫段采用大波紋的板型，以增大煙氣流通截面，防止空預器的低溫腐蝕和銨鹽堵塞。使用高壓水對其進行清洗，防止硫酸氫銨的粘結和堵塞，防止低溫腐蝕。在預熱器上部和下部均設置伸縮式蒸汽吹灰器，預防堵塞及腐蝕的發生。60整理課件〔2〕靜電除塵器脫硝后，煙氣中SO3濃度提高1倍以上，對于低硫煤，SO3對灰塵的比電阻沒有負面影響，對于高硫煤具有一定的影響。〔3〕FGD脫硝后，煙氣中SO3濃度成倍提高，但FGD對SO3的脫除率僅30-40%，所以對同時安裝SCR和濕法FGD的電廠，煙囪的防腐應引起重視。脫硝后未反響的氨，主要被灰塵吸附，大局部被ESP去除，少量灰塵會進入FGD系統，極少量的氨會隨煙氣排放，大部份溶解于循環漿液中，長時間運行后，吸收塔循環漿池內氨的含量灰越來越高，這對廢水系統存在一定影響，導致脫硫廢水量有少量提高。61整理課件4、鍋爐效率低氮燃燒器：機械不完全燃燒增加；爐內結渣概率增加；阻力增加；煙氣脫硝：爐內不完全燃燒增加；噴氨和尿素腐蝕加速、檢修時間增加；鍋爐的散熱損失增加：由于設備空間和場地條件的限制，反響器無法布置在鍋爐附近，甚至需要布置在鍋爐廠房外，煙道需要加長，散熱損失將增加較多。62整理課件5、生產平安性、副產物利用及其它問題復原劑〔液氨〕平安性問題氨過量所產生銨鹽會影響電廠粉煤灰綜合利用對于老機組改造還存在場地缺乏的問題63整理課件6、應對措施〔1〕選用低硫燃料，采用低過量空氣，降低燃煤機組的飛灰含碳量。〔2〕選擇適宜的空氣預熱器和吹灰系統。〔3〕尾部受熱面冷段層采用搪瓷外表傳熱元件。〔4〕在保證排放達標的前提下，控制氨、尿素的噴入量。64整理課件六、其它需要注意的問題改造空間煙氣脫硝旁路問題催化劑形式選擇復原劑選擇吹灰器選擇三年后催化劑的后續處理工作以上幾個問題沒有絕對標準：因地制宜、因需選擇。65整理課件1、改造空間需要考慮老機組改造存在問題反響器主要尺寸基于:?煙氣體積流量?SCR反響器內煙氣速度?NOx濃度?要求的脫硝效率?要求的氨逃逸率?所選催化劑類型?催化劑層數?層間距離66整理課件2、煙氣脫硝旁路問題旁路主要是在機組啟動的時候〔此時煙氣溫度還沒有到催化劑的反響溫度〕使用旁路，以防止催化劑受到損害；另一個用途是機組在長期不脫硝的時候，煙氣通過旁路至空預器，以節約引風機的電耗，這種情況在美國應用較多。設置旁路除了要增加擋板的投資外，同時為防止反響器冷卻后產生凝結水，還需設置反響器的加熱系統。另外旁路煙道將無法防止煙氣泄漏，長期不用旁路煙道時會造成擋板前積灰嚴重，開啟時容易卡澀，而擋板開啟瞬間又有大量灰進入空預器，可能會造成空預器堵灰而停用，催化劑堵塞。67整理課件2、煙氣脫硝旁路問題投資本錢因素:無擋板煙道減少運行本錢因素：無擋板降低維護費用壽命期內催化劑本錢增加，所有煙氣都導向催化劑在開機和關機過程，催化劑暴露在酸性露點的時間長，在被迫停機時介入鍋爐時間延長空氣預熱器的大約80%的熱量會回流到鍋爐介入鍋爐的時間將延長24-72小時68整理課件2、煙氣脫硝旁路問題從實際運行情況來，300MW以上機組在不投入省煤器旁路的情況下，脫硝入口溫度仍可以滿足脫硝要求。如果機組不是需要頻繁調峰且冷啟動的次數比較少，可以考慮不設置脫硝旁路，一方面可以降低建設初投資，使系統簡單，另外一方面可以保證脫硝裝置的投入率。69整理課件3、催化劑外形選擇問題三種外形蜂窩式：結構簡單、高塵、市場占有率80%斜板式：活性高、體積小、易堵、市場占有率15%波紋式：體積小、重量輕、易堵，市場占有率5%國內目前幾乎95%都用蜂窩式。70整理課件國電環境保護研究院71整理課件72整理課件3、催化劑外形選擇問題以灰分濃度和屬性為依據選擇孔徑大小：煙煤–6.7,7.1and7.4mm

PRB–7.4,8.2and9.2mm褐煤–8.2,9.2and10.0mm73整理課件催化劑中毒應重點考慮因素：燃煤鍋爐：CaO中毒；〔高鈣煤〕砷中毒；〔尤其液態排渣爐〕堿金屬中毒等。燃油或油泥機組：V2O5中毒等。燃用生物燃料機組：磷中毒等。74整理課件催化劑防堵塞措施選擇適宜的催化劑節距設吹灰系統，可以保證及時清理積灰。進行模型實驗，保證反響器內部流場分布滿足設計要求，防止局部位置出現逆向流動，長時間運行后，催化劑孔內掛灰得不到煙氣的沖刷，造成堵灰。如果會出現爆米花狀灰出現的情況，應當裝設攔截網。在SCR裝置停爐檢修之前，應當對所有催化劑層進行1-2次強行吹掃，去除已有積灰。停機后鍋爐吹掃應當等到催化劑溫度降低到200度下后再進行，防止催化劑著火。75整理課件4、復原劑選擇項目液氨氨水尿素反應劑費用便宜較貴貴運輸費用便宜貴便宜安全性有毒有害無害存儲條件高壓常壓常壓，干態存儲方式液態液態微粒狀制備方法蒸發蒸發熱解、水解初投資費用便宜貴貴運行費用便宜貴貴設備安全要求有法律規定需要基本上不需要三種復原劑：液氨、氨水、尿素76整理課件4、復原劑選擇尿素方案：分為尿素水解和尿素熱解，利用水蒸汽〔水解方式〕或燃油加熱熱風〔熱解方式，此方式也可用電加熱〕將尿素溶液分解為氨氣，水解的優點是平安性高，缺點是初期投資大；熱解的優點是制氨響應速度快。77整理課件4、復原劑選擇78整理課件4、復原劑選擇復原劑選擇需要綜合考慮材料的平安性、經濟性、技術成熟可靠、同時結合工程工程的占地面積、原料方便運輸及供給渠道等因素擇優選取。在重視初期投資的工程中，一般采用液氨方式制氨，在重視平安性或場地不具備條件的工程中，一般采用尿素制氨，如采用尿素制氨方式，應推薦采用尿素水解方案。79整理課件5、吹灰器選擇由于煙塵含量較高，催化劑必須裝設聲波或蒸汽吹灰器。聲波吹灰器結構簡單、維護方便、占地小、吹浮灰較有效，但進口價格較高，美國、日本采用較多；蒸汽吹灰方式占地大，但是沖量大，吹灰能力高于聲波，歐洲采用較多。80整理課件81整理課件蒸汽吹灰器聲波吹灰器5、吹灰器選擇82整理課件聲波清灰蒸汽清灰清灰周期5～10min極短的清灰周期，使煙塵始終保持在松散游歷狀態，被流動煙氣帶走，不形成積灰1～2h清灰效果無清灰死角，聲波對內部設備無損耗，煙氣無影響，但如果設備結構間隙小，灰塵不容易清除有清灰死角，但蒸汽沖量大，對粘結性灰塵除塵效果好安裝空間只需搭建1m寬的工作平臺根據尺寸的不同需要搭建3～8m寬的工作平臺運行費用1臺聲波吹灰器清灰周期：10min/次清灰長度：1