工业锅炉氮氧化物nox减排技术培训版

0目录1前言211我国工业锅炉概况212我国工业锅炉NOX排放与治理现状213燃煤工业锅炉氮氧化物产生特点214相关国家政策32锅炉大气污染物排放标准321火电厂大气污染物排放标准（GB132232011）422北京市地方标准锅炉大气污染物排放标准（DB11/1392007）523广东地方标准锅炉大气污染物排放标准（DB44/7652010）624山东省地方标准锅炉大气污染物排放标准送审稿（DB37/2012）825标准对比926要求的脱硝效率93煤燃烧NOX生成途径、破坏和转化机理1031NOX的危害1032煤燃烧NOX生成类型及热力型、瞬时型生成机理1033燃料型氮氧化物生成机理121331挥发分氮的氧化转化途径13332焦炭氮的氧化转化途径154工业锅炉脱硝技术现状1541燃煤工业锅炉氮氧化物治理技术1542燃煤工业锅炉氮氧化物控制难点16421氮氧化物控制技术储备不足16422氮氧化物控制成本大1643美国燃煤工业锅炉氮氧化物控制技术1624适合我国的燃煤工业锅炉的NOX控制技术1825SNCR技术在国外的应用195主要脱硝技术介绍201前言11我国工业锅炉概况工业锅炉一般是指单台锅炉压力小于245MPA出力在455MW（65T/H）及以下的用于工业生产、居民采暖和热水供应的锅炉。工业锅炉在我国分布的行业广泛，集中在供热、冶金、造纸、建材等行业，布局相当分散，主要分布在大中城市及城镇建成区、工业区及周边地区。目前全国在用的工业锅炉约158万台，总功率约200万蒸T。其中，燃煤锅炉48万台，占总数的83，年耗煤6T左右；容量小于35蒸T/H的锅炉约占工业锅炉总量的989，其中大于等于20蒸T/H的占不到20，210蒸T/H的占75，小于1蒸T/H的占59，平均容量约34蒸吨/H。燃煤工业锅炉与电站锅炉相比，炉型构造和燃烧方式有很大不同，燃煤电站煤粒径较细，燃烧主要在炉膛空间进行，燃烧状况好。燃煤工业锅炉多为低参数、小容量锅炉、火床燃烧锅炉，以链条炉为主，炉膛相对较小，燃烧方式为层燃，煤粒径大，燃烧集中在炉膛下部，燃烧条件相对较差，热效率较低，能耗大，设计效率为7280，实际运行效率6065，远低于设计水平和国际平均水平。12我国工业锅炉未来发展趋势我国工业锅炉生产多年来维持在810万蒸T的水平，每年拆改和替代的锅炉达到34万蒸吨，每年新增总容量7585蒸T，到2015年我国工业锅炉总台数将达到52万台，总容量为340万蒸T，单台锅炉容量为65蒸T，能源消耗量约77亿T标准煤。从2015年到2020年，我国经济发展方式将发生根本转变，能源利用效率提高，工业锅炉单台容量提高到76蒸T，总装机容量达到370万蒸T，由于集中供热的发展和城市大气污染物治理措施的实施，小锅炉比重降低，工业锅炉总台数降至49万台，能源消耗约88亿T标准煤。212我国工业锅炉NOX排放与治理现状工业锅炉每吨煤约可产生74公斤的NOX，致使每年产生大约296万吨的NOX，并且随工业锅炉数量的增加而逐年增加。工业锅炉已经成为仅次于电站锅炉的耗煤大户和污染排放源，位居全国工业行业第二位。我国燃煤的含氮量小于1，有的高达3。统计结果表明；工业燃煤锅炉中NOX排放质量浓度小于等于40000MG/M3的锅炉占76，NOX平均排放质量浓度为32460MG/M3，燃油锅炉中NOX排放质量浓度小于等于40000MG/M3的锅炉占84，NOX平均排放质量浓度为31820MG/M3；燃气锅炉中NOX排放质量浓度小于等于40000MG/M3的锅炉占94，NOX平均排放质量浓度为24300MG/M3。表1是不同燃烧方式下未采用NOX控制技术时的NOX排放浓度。表1同燃烧方式下未采用NOX控制技术时的NOX排放浓度（MG/M3）燃烧方式NOX排放浓度（折算氧浓度6）（MG/M3）煤粉炉（旋流燃烧器对冲或前墙布置）8002150煤粉炉（四角切圆直流燃烧器）5001200层燃370480抛煤机炉450750常压流化床200400汽油机10004000柴油机5002000313燃煤工业锅炉氮氧化物产生特点燃烧过程中生成的氮氧化物中一氧化氮占95以上，可在大气中氧化生成二氧化氮，二氧化氮比较稳定。燃烧过程中生成的氮氧化物由三部分构成燃料型、热力型和快速型。一般而言，燃煤锅炉炉膛温度在10001500之间，生成的氮氧化物以燃料型为主，由燃料中的氮及其化合物在炉内与氧合成的产物，氧的浓度越高，烟气在高温区滞留的时间越长，燃料型氮氧化物生成量越大；当炉膛温度高于1500时，以热力型氮氧化物为主，温度越高，氧的含量越大，生成的浓度越大；快速型氮氧化物在燃煤工业锅炉中可以忽略不计。我国燃煤工业锅炉燃煤品质差且差异大，污染物排放强度高，氮氧化物约为5001000MG/M3；排放高度较低，污染扩散条件差，污染物最大落地浓度距排放源的距离大约相当于10倍的烟囱高度，因此，工业锅炉对城市环境空气的影响很重要，尤其是在北方的采暖季节。目前针对中小型工业锅炉的NOX控制技术发展相对落后，大部分工业锅炉并未采用任何NOX排放控制措施。这主要是因为首先，已有NOX排放控制技术大多应用于燃煤电站锅炉，在工业锅炉上尚缺乏实际应用实例；其次，大部分工业锅炉没有预留NOX减排的改造空间，在工程上实现改造具有一定的难度；再者，和燃煤电站锅炉相比，工业锅炉NOX污染问题受到的重视程度不够，国家目前尚未明确出台控制中小型工业锅炉NOX排放的相关政策法规6。但是，随着环保要求的日益提高，以及出于减少NOX排放、保护环境的目的，开发适用于中小型锅炉的高效率、低成本NOX排放控制技术4势在必行。14相关国家政策我国工业锅炉在国民经济和社会发展中的重要地位已经得到全社会的初步认识。国家发改委制定的节能中长期专项计划中，已经把燃煤工业锅炉（窑炉）改造列为“十一五”十大重点节能改造工程之首，并制定了相关工程示范实施方案。而中国国民经济和社会发展“十一五”规划纲要也已将工业锅炉技术进步列为节能工作的重要内容。“十一五”国家科技支撑计划发展纲要和国家中长期科学和技术发展规划纲要20062020年中已把“燃煤污染物综合控制和利用的技术与装备等”、“煤的清洁高效开发利用”明确列为优先主题的重点研究内容。燃煤工业锅炉今后还将长期、大量地被应用于各个领域；因此，进一步研究开发工业锅炉污染物减排先进技术，以减少污染物排放显得尤为必要。2锅炉大气污染物排放标准锅炉大气污染物排放标准国标132712001已经落伍，代之以地方标准和火电厂大气污染物排放标准。21火电厂大气污染物排放标准（GB132232011）2014年7月1日起现有火力发电锅炉及燃气轮机组执行表2规定的烟尘、二氧化硫、氮氧化物和烟气黑度排放限制。2012年2月1日起新建火力发电锅炉及燃气轮机组执行表2规定的烟尘、二氧化硫、氮氧化物和烟气黑度排放限制。52015年7月1日起燃煤锅炉执行表2规定的汞及其化合物的污染物排放限制。表2火电厂锅炉燃煤大气污染物排放浓度限制（MG/M3）2014年执行序号燃料及热能转化设施类型污染物项目适应条件限制污染物排放监控位置烟尘全部30新建锅炉100200（1）二氧化硫现有锅炉1002001氮氧化物（以NO2计）全部100200（2）1燃煤锅炉汞及其氧化物全部003烟尘全部30新建锅炉及燃气轮机组100200（1）二氧化硫新建锅炉及燃气轮机组1002001新建燃油锅炉100现有燃油锅炉2002以油为燃料的锅炉或燃气轮机氮氧化物（以NO2计）燃汽轮机组120烟囱或烟道6天然气锅炉及燃气轮机组5烟尘其它气体燃料锅炉及燃气轮机组10天然气锅炉及燃气轮机组35二氧化硫其它天然气锅炉及燃气轮机组100天然气锅炉100其它气体燃料锅炉200天然气燃气轮机组503以气体为燃料的锅炉或燃气轮机氮氧化物（以NO2计）其它气体燃料燃气轮机组120（1）广西、四川、重庆、贵州（2）W火焰炉膛、现有循环流化床锅炉、2003121前建成或通过环评的。7表3大气污染区特别排放限制（MG/M3）序号燃料及热能转化设施类型污染物项目适应条件限制污染物排放监控位置烟尘全部20二氧化硫全部50氮氧化物（以NO2计）全部1001燃煤锅炉汞及其氧化物全部003烟尘全部20二氧化硫全部50燃油锅炉1002以油为燃料的锅炉或燃气轮机氮氧化物（以NO2计）燃气轮机组120烟尘全部5二氧化硫全部35然气锅炉1001003以气体为燃料的锅炉或燃气轮机氮氧化物（以NO2计）燃气轮机50烟囱或烟道822北京市地方标准锅炉大气污染物排放标准（DB11/1392007）2007年9月1日实施，见表4、表5，时段实施之日2008年6月30日，时段2008年7月1日起。表4北京新建、扩建、改建锅炉大气污染物排放限制污染物电站锅炉工业锅炉烟尘（MG/M3）1010二氧化硫（MG/M3）2020氮氧化物（MG/M3）100150烟气不透光率（）1010烟气黑度（林格曼，级）1级1级表5北京在用锅炉大气污染物排放限制电站锅炉工业锅炉时段污染物时段时段455MW455MW时段烟尘（MG/M3）1020503030二氧化硫（MG/M3）205015010050氮氧化物（MG/M3）100100300250200烟气不透光率（）1015101515烟气黑度（林格曼，级）1级923广东地方标准锅炉大气污染物排放标准（DB44/7652010）2010年11月1日实施，见表6、表7、表8。表6广东锅炉烟尘最高允许的排放浓度和烟气黑度烟尘排放浓度限制（MG/M3）在用锅炉执行日期新建、改建、扩建锅炉执行日期烟气黑度（级）锅炉类别适用区域201011120131120101112010111A80807MW（10T/H）锅炉B12080A10080A10080A锅炉7MW（10T/H）锅炉全部区域15080A12080A12080A轻柴油、煤油全部区域5050A5050燃油锅炉其它油品B8050A8080燃气锅炉全部区域3030301010表7广东锅炉二氧化硫最高允许的排放浓度（MG/M3）在用锅炉执行日期新建、改建、扩建锅炉执行日期锅炉类别适用区域20101112013112010111A4503003007MW（10T/H）锅炉B600400400A500400400燃煤锅炉7MW（10T/H）锅炉B650500500全部油品A500300300轻柴油、煤油500燃油锅炉其它B600400400以高炉煤气、焦炉煤气为原料的锅炉100100100燃气锅炉其它燃气锅炉全部区域505050表8广东锅炉氮氧化物最高允许的排放浓度（MG/M3）11在用锅炉执行日期新建、改建、扩建锅炉执行日期锅炉类别适用区域20101112013112010111A2002007MW（10T/H）锅炉B300300A300300燃煤锅炉7MW（10T/H）锅炉B400400400A400300300燃油锅炉B400400400燃气锅炉全部区域20020020024山东省地方标准锅炉大气污染物排放标准送审稿（DB37/2012）2013年7月1日起新建和现有锅炉执行表9。表9山东省锅炉烟尘、SO2、NOX排放浓度限值锅炉类别烟尘排放浓度（MG/M3）SO2排放浓度（MG/M3）NOX排放浓度（MG/M3）林格曼黑度（MG/M3）燃煤锅炉80（1）300400燃油锅炉30（2）150200燃气锅炉308010010检测位置（1）1T/H的燃煤锅炉禁止排放（2）禁止新建以重油、渣油为燃料的锅炉122014年7月1日起重点控制区、2015年1月1日起一般地区新建和现有锅炉执行表10。表10山东省重点控制区锅炉烟尘、SO2、NOX排放浓度限值锅炉类别烟尘排放浓度（MG/M3）SO2排放浓度（MG/M3）NOX排放浓度（MG/M3）林格曼黑度（级）燃煤锅炉30200300燃油锅炉20100100燃气锅炉20805010检测位置山东省大气污染物特别排放限值执行表11范围按规定表11山东省大气污染物特别排放限值（MG/M3）锅炉类别燃煤锅炉燃油锅炉燃气锅炉烟尘排放浓度（MG/M3）201010SO2排放浓度（MG/M3）20010060NOX排放浓度（MG/M3）2005030HG排放浓度（MG/M3）303030SO2、SO3、NOX、FH、HCI排放浓度之和40015010025标准对比见表1213表12各地锅炉大气污染物排放限值（MG/M3）燃煤锅炉燃油锅炉燃气锅炉锅炉类别国标北京山东国家北京山东国家北京山东烟尘排放浓度（MG/M3）3010（30）303010（30）20510（30）20SO2排放浓度（MG/M3）10020（50）20010020（50）1003520（50）80NOX排放浓度（MG/M3）100150（200）300100150（200）100100150（200）50HG排放浓度（MG/M3）303026要求的脱硝效率根据NOX原始排放浓度和排放限值要求可求出要求的最低脱硝效率见表13表13根据原始原始排放浓度和排放限制计算的最小脱硝效率（）限值原始浓度508010012015020025030014900949189878378726785094918886827671658009490888581756963750938987848073676070093898683797164576509288858277696254600928783807567585055091858278736455455009084807670605040450898278736756443340088807570635038253508677716657432914300837367605033170250806860524020020075605040250150674733200100502003煤燃烧NOX生成途径、破坏和转化机理31NOX的危害在元素周期表中N元素位于第V主族，可与0元素组成多种化合物，如15NZO、NO、NZO3、NOZ、NZO4等。氮氧化物具有不同程度的毒性，属于大气污染物。NO与人体血红蛋白有极强的亲和性，会导致人体缺氧，神经麻痹。NO比NO毒性更强，吸入人体会损坏呼吸系统，高浓度NO能迅速致人死亡。氮氧化物是形成酸雨的主要物质之一。酸雨不仅会危害人体健康，也会腐蚀建筑物、金属，破坏水体、土壤环境，造成巨大的环境和经济损失。同时，氮氧化物可能与其它物质发生反应，产生更强的毒性，造成严重的环境事故，如光化学烟雾。大气中的氮氧化物危害，主要源自人类对于化石燃料的利用。我国能源结构以煤为主，2009年煤炭消费量占能源消费总量的704。因此，我国NOX排放大部分来自煤燃烧过程。煤燃烧生成的氮氧化物主要是NO和N02，通常把这两种氮氧化物总称为NOX。32煤燃烧NOX生成类型及热力型、瞬时型生成机理NOX的生成量与燃烧方式特别是燃烧温度和过剩空气系数密且相关。煤燃烧过程产生的NOX中90以上是NO，N02及其它仅占510。根据燃烧条件和生成途径的不向，生成的NOX分为三种类型（1）燃料型NOX由燃料中的氮化物热分解后氧化产生。（1）快速型NOX由空气中的N2与燃料中的碳氢离子团（CH等）反应而成。（3）热力型NOX空气中的N2在高温下氧化而成。16通常，燃料型NOX，占总量的6080，最高达90；热力型N0X约占20，当温度足够高如1600时，能达到2030，瞬时型NOX所占比例甚小。燃烧过程主要产生何种类型的NOX决定于燃料组成和氮分含量、锅炉形式和运行条件等因素。其中燃煤锅炉排放的NOX主要以燃料型NOX为主，燃用天然气以热力型为主，没有燃料型，燃油介于两者之间。所以抑制燃料型NOX的生成时控制燃煤锅炉NOX的关键。热力型NOX是空气中的N2在高温条件下与O2作用的结果。其生成机理是原子撞击氮分子，发生链式反应（1）控制步骤O2N（2）NO2O在富燃料条件下，还存在氮原子与OH基的反应（3）NOHHNOX的生成强烈依赖于燃烧温度，反应速率与温度呈指数关系，同时与N2浓度的平力根成正比。当然，热力型NOX的生成还与气体在高温区的停留时间密切相关。温度对氮氧化物的生成速率有重要作用，当温度在1250以下时，热力型NOX生成量很少，温度超过1250，反应速率快速增，当温度超过2230，17生成速率极高。当过剩中气系数为11，炉内温度达到13001500时，烟气中的NO的体积分数在5001000106。影响热力型NOX生成的只一重要因素是氧浓度在燃料过剩小于1的情况下，随氧浓度升高，热力型NOX生成量增大，在过量空气系数等于或大于1时达到最大值；随过量空气增多，虽然氧浓度升高，但由于温度降低，热力型NOX生成速率反而降低。瞬时型NOX实际上是广义热力型NOX的一种，不过它的生成途径不同于热力型，生成量也很少，一般在NX发生总量中占有不到5的份额。瞬时型NOX是在富燃料而氧气相对不足的条件下在火焰区快速形成的。生成的机理是，先通过燃料燃烧产生的CH、CH2、CH3等烃离子基团撞击空气中的N2，生成中间产物HCN、N和CN等，中间产物再与活性氧化基O、O2、OH等反应，便生成NCO，NCO进一步被氧化生成NO。瞬时型NOX的生成途径见图1。1833燃料型氮氧化物生成机理燃料型NOX来自燃料中的含氮有机化合物。此类化台物中的氮多为有机氮和低分子氮。通常，除气体燃料以外，固体燃料和液体燃料中都存在一定量的含氮有机物，如哆啉C9H7N、吡啶C5H5N。各种燃料的含氮量差异很大，天然气的含氮量接近于零，煤炭和焦炭的含氮量一般约为1，最高达3。油品的含氮量差别最大。燃料中氮的存在形式也不尽相同，煤中氮是环状含氮化合物形式，油中氮为链状碳氢化合物形式。这些含氮化合物中的氮原子很容易被氧化成NOX，这就是所渭的燃料型NOX，是燃烧过程NOX的主要来源，占7595。燃料型NOX的生成机理非常复杂，它的生成与和破坏过程与燃料中的氮分受热分解脱在挥发分和焦炭中的比例有关，随温度和氧分等燃烧条件而变。当燃料进人炉膛受热后，含氮有机化合物首先被分解成HCN和NH3，以及一些CN类中间产物，它们随同挥发分释放出来，系列反应便由此开始。在化合物中，如果氮是与芳环结合的，主要的原始产物为HCN，当氮以胺的形式存在时，初始产物主要是NH3。随同挥发分从燃料中析出的含氮化合物被称为挥发分氮，仍然留在燃料中的含氮化合物则被称为焦炭氮。当温度升高和燃料粒度减小时，挥发分氮的比例增大，而煤炭氮的比例减小在燃烧温度1200191350下，燃料中氮约有7090呈挥发态，一般情况下，煤粉炉燃料型NOX主要来源于挥发分氮的转化，占总量的6080，其余来源焦炭氮。331挥发分氮的氧化转化途径挥发分氮中的主要氮化合物中HCN和NH3，它们遇到氧时，HCN首先被氧化，如果CNO在氧化环境中会进一步氧化成NO，如果在还原气气氛CNO中NCO会生成NHX,而NHX在氧化气氛中进一步氧化成NO，同时又能将生成的NO还原成N2，成为NO的还原别。挥发分氮中NH3可以被氧化成NO，也可以将NO还原成N2，即NH3可能是NO的生成源也可能成为NO的还原剂。燃烧过程中燃料氮平衡关系见图1。燃料N挥发分HCNON2HINNO焦炭2N2I焦炭CHI焦炭20图2燃烧过程中燃料氮平衡关系NOX生成过程模型见图3。燃料N挥发分N焦炭NOX2其它已燃焦炭未燃焦炭NOX1R11112其它图4NOX生成过程模型煤中的氮转变为NOX的全部转变率为N1（1）R2当煤中挥发分含量增加，热解温度和加热速度提高时，氮的释放量增加，即挥发分氮增加，焦炭氮减少，这与过量空气系数无关。挥发分氮不能全部转化为NOX，煤粉炉中挥发分NOX占燃料NOX总量的6080。具体取决于三个因素着火区挥发分析出量、着火区的氧含量和着火区的停留时间。热解温度高，挥发分析出量大，挥发分NOX大；着火区的氧含量高，挥发分NOX份额高；富氧气氛，停留时间长挥发分NOX份额高，而还原气氛停留时间长挥发分NOX份额低。21332焦炭氮的氧化转化途径焦炭氮的释放有直接氧化和间接氧化两种机理。焦炭氮转化成NOX主要取决于两个因素一个是焦炭中氮向NOX的转化，第二个是焦炭表面和CO对已生成的NOX还原。炭中氮向NOX的转化随着氮含量、氧含量和温度的增加而增加。还原性气氛有助于促进第二个过程进行。4工业锅炉脱硝技术现状41燃煤工业锅炉氮氧化物治理技术美国、欧盟、日本等发达国家或地区氮氧化物控制工作起步较早，各种氮氧化物控制政策也较为成熟。国外在锅炉中主要采用烟气再循环、两级燃烧、与低NOX燃烧器组合等方式，一般可使NOX减少3070。国外各种措施技术经济分析结果表明，采用改进燃烧器技术来降低NOX的方法最经济，其中以低NOX燃烧和浓淡偏差燃烧技术最为经济，影响热效率最小。常用的尾端治理技术主要有选择性催化还原技术（SCR）、选择性非催化还原技术（SNCR）、选择性非催化还原与选择性催化还原联合技术（SNCRSCR）及其他烟气脱硝技术。SCR技术脱硝效率可达8090，但一次投资费用和运行成本高，而且催化剂的技术壁垒没有完全打破。SNCR技术不需要催化剂，还原剂为NH3，脱硝反应的窗口温度在8001100，由于炉内的温22度分布受负荷、煤种等多种因素影响，窗口温度随着负荷和煤种变动，因此喷氨位置也要随窗口温度分布变化而变化，增加了操作的技术难度18。目前国内电力行业所采用的工艺技术主要是选择性催化还原法（SCR）（约占96）和非选择性还原催化法（SNCR）（只占4）。42燃煤工业锅炉氮氧化物控制难点421氮氧化物控制技术储备不足我国对氮氧化物的控制尚处于试点和起步阶段，控制技术目前还不成熟，主要采用低氮燃烧方式降低氮氧化物排放，氮氧化物控制效率约为3050。目前也有采用尾端治理的方式，但运行效果和经济效益都不是很理想。目前，部分研究机构正在开展燃煤工业锅炉氮氧化物等多种污染物协同控制技术研究。422氮氧化物控制成本大目前，锅炉NOX的控制存在一些困难。比如，工业锅炉炉膛较小，低氮燃烧改造困难，减排NOX的成本过高。有关专家称，现行的脱硫成本在800元/T左右，而脱硝需要近2000元/T。实际上，火电厂污染治理增加的达标成本通过电价优惠政策给予一定的补偿，在“十一五”期间，发电企业的脱硫补偿电价是15分；目前正在研究制定脱除氮氧化物的优惠政策。工业锅炉自身特点，某些火电厂烟气脱硝技术和设备尚不能直接应用于工业燃煤锅炉，目前没有可用于工业锅炉脱硝的成熟技术；工业锅炉低氮燃烧改造和加装脱硝装置，势必将增加环保成本，部分企业在经济上难以承受。23我国工业锅炉的特点是量大面广低参数低容量，在用锅炉房没有预留改造空间。尤其是生活用工业锅炉，氮氧化物治理的历程将较长用的中小型燃煤锅炉低氮燃烧改造技术难度大，部分锅炉设备老化，再用锅炉房没有预留改造空间。尤其是生活用工业锅炉，氮氧化物治理的历程将较长。43美国燃煤工业锅炉氮氧化物控制技术表14和表15分别列出了美国自20世纪九十年代以来在燃煤工业锅炉上应用的燃烧优化技术和烟气后处理技术。应该说，美国在20世纪90年代对于燃煤工业锅炉的NOX控制制技术上要推荐采用的是燃烧优化技术随着环保标准的提高，燃烧优化技术已不能满足排放要求。但美国锅炉的使用者认为，最终的目标不是得到最低的NOX排放，二是以以最低成本符合排放要求因此，近10年来SNCR技术在美国得到迅速的推广应用表14美国燃煤工业锅炉应用的然手优化技术燃煤工业锅炉炉型控制技术脱硝率（）SCA二次风1539LNB低NOX燃烧4967NGR三段燃烧系统30煤粉炉LNBSCA426624SCA1035FGRSCA1060层燃炉再燃2025流化床SCA新设计中包含表15美国燃煤工业锅炉应用的烟气后处理技术燃煤工业锅炉炉型控制技术脱硝率（）SNCR尿素3083煤粉炉SNCR氨5066SNCR尿素4074层燃炉SNCR氨7680流化床SNCR尿素578824适合我国的燃煤工业锅炉的NOX控制技术目前国外应用的燃煤锅炉脱硝技术各有有特点，很难说哪一种技术可以应25用于任何锅炉，因此应该根据锅炉的具体睛况，不同地区的排放限制要求以及投资、占地面积等方面综合考虑。燃烧优化脱除NOX技术，成本较低，改造方便，虽然其NOX除效率一般不超过40，但燃煤工业锅炉的NOX的排放量相对电站锅炉本来就少，对NOX的脱除效率要求不是很高，因此此通过改善配风、烟气再循环等方式优化燃烧过程降低NOX是理想的方式，但若要高效率的脱除NOX，还需应用烟气脱除NOX技术。再燃技术是通过改变炉内燃烧的方式，进一步降低燃烧生成的NOX。在电站锅炉的应用经验表明，燃烧方式的改变会引起沪膛热负菏分布的变化，从而影响过热器、再热器以及尾部受热而的热负负荷，同时受再燃燃料燃烧特牲的限制，不完全燃烧损失增大。再燃成本不高，以炉膛烟道为反应器，相对于SCR改造较为容易，不完全燃烧损失对燃煤工业锅炉影响不大，但是燃煤工业锅炉尤其是链条锅炉的燃烧方式与电站锅炉差别较大，此外由于燃煤工业锅炉的炉膛尺寸较小，常规再燃技术并不适用、因此要开发合适的的再燃方式，但技术开发难度较大。SCR技术使用催化剂，NOX脱除效率最高超过90，是当前烟气脱硝控制技术中应用最广泛的技术，但SCR技术需要使用昂贵的催化剂和建设单独的SCR反应器，其投资成本在各种NOX控制技术中也最高因此昂贵的成本以及占地较大的反应器限制了SCR技木在燃煤工业锅炉上的应用。SNCR技术在锅炉炉膛适当的位置喷人含氮的还原剂高温分解出NH3将烟气中NOX的选择性地还原为N2和水，投资成本较低。其NOX脱除效率26中等，不需要催化剂，改造方便但是由于对温度和流动的要求比较苛刻，在电站锅炉的实际应用中NOX的脱除效率偏低（3050），存在较多的氨泄漏1020PPM，因此此也限制了其在电站锅炉的推广燃煤工业锅炉的尺寸比较小，混合相对比较容易、工业锅炉的炉膛温度恰好处丁SNCR的反应窗口内，SNCR技术由于成本较低，改造简便，囚而在燃煤工业锅炉脱除改造上具有独特优势。在我国目前的NOX排放标准的要求下，空气分级燃烧烧、燃料分级燃烧、烟气再循环等低NOX燃烧技术适用于层燃炉，采用现有燃烧优化技术，可基本解决NOX排放问题但脱硝率低，但如果进一步提高排放标准。如北京现在实行的150MG/M3的标准，则必须结合烟气后处理技术才能保证能够长期稳定的满足排放标准25SNCR技术在国外的应用SNCR技术在国外主要应用于电站锅炉、工业锅炉、市政垃圾焚烧炉和其它燃烧装置。SNCR最初主要用于小型工业锅炉和工业燃烧装置，现在开始用于燃煤发电机组，从SNCR技术发展状况来看，目前前，较适于中小容量的锅炉。SNCR技术的特点在于易于实现现，且不需要催化剂，也就避免了使用催化剂可能带来的一系列问题，且易于安装在已有燃烧装置上，适用于所有固定源的燃烧器，成本较低，运行费用也不高，不会被飞灰灰影响，也不会因使用其它NOX减排措施而运行不稳定。27工业锅炉、废弃物燃烧炉、水泥窑炉和小型电站锅炉等，炉膛较小，烟气流场、温度场和浓度场比大型锅炉较为均匀，还原剂的喷射和混合也易于控制。此外，由于这些锅炉的炉膛内的温度正好处SNCR的反应温度窗口内SNCR的适应性比较好因此SNCR在这类锅炉上应用较多、NOX脱除效率也比较高。SNCR工艺在这此锅炉上的应用已经很广泛，尤其在西欧使用的最多。据美国清洁空气联盟协会的统计和美国NALOEFUELTECH公司的工程经验，SNCR技术应用在废弃物焚烧炉，脱硝率基本都能达到50以上，比较好的情况能达到75以上。在美国，SNCR的首次商业应用是1988年南加州的一家石油精炼厂的锅炉。到今天SNCR的商业应用以及全尺度的示范工程已经运用于燃用各种燃料的所有类型的锅炉中，其中有30个电站锅炉应用SNCR技术，容量总共约为7100MW,其中有5个机组的容量超过了600MW，最大容量达到640MW。在德国，SNCR主要应用于市政废物焚烧炉上。还有20多个燃烧重油的快装锅炉一也使用了SNCR技术。到目前为止，全世界约有300SNCR装置应用于电站锅炉、工业锅炉、市政垃圾焚烧炉和其它燃烧装置。5主要脱硝技术介绍51SNCR技术原理SNCR脱硝是采用氨或者尿素作为还原剂，在9001100的温度范围内，通过输送设备和喷射设备将还原剂NH3或尿素溶液喷入炉膛，将烟28气中的NOX还原为无害的N2和水。1NH3为还原剂的主要反应是4NH34NOO24N26H2O2尿素为还原剂的主要反应是2NOCONH221/2O22N2CO22H2O当温度低于900时，NH3的反应不完全，造成氨逃逸；当温度高于1100时，NH3被O2氧化为NO，即4NH35O24NO6H2O。优缺点优点不需要催化剂，旧设备改造少，投资较SCR法小。SNCR工艺适合于中小型锅炉项目的改造，其建设周期短，投资及运行费用低。缺点脱硝反应的窗口温度在9001100，由于炉内的温度分布受负荷、煤种等多种因素影响，窗口温度随负荷和煤种变动，因此喷氨位置也要随窗口温度分布变化而变化，增加了操作的技术难度14；氨逃逸率高，存在二次污染，设备腐蚀较大，若喷入的氨为充分反应，则余氨会影响受热面，容易使烟气飞灰沉积，并有可能生成硫酸铵，带来堵塞、腐蚀等隐患；脱硝效率低，在工程上对于普通煤粉锅炉SNCR的脱硝效率一般为305015。工业锅炉二十世纪七十年代，SNCR技术首先在日本投入商业应用，目前全世界大约有300套SNCR装置。由于SNC