上海易沸脱硝改造脱硝工程

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燃煤电站NO的产生机理及其影响因素


燃烧过程中NQ.的生成机理比350，要复杂得多，烟气中NO，的浓度也不像30.那样可
由然的含硫量计算得出，N0.的生产量与燃烧

方式特别是燃烧温度，过量散空气系数和解（话
易购停留时间等因素密切相关，研究燃烧过程的NO.生成机理对有效抑制它的产

生具有重。
意义。目前，燃煤电站按常规燃烧方式产生的NO，主要包括一氧化氮（NO）、二氧化食
（N0）及少量N2O等，其中NO

占90%以上，NO2占5%~10%。因此，NO.的生成量与排
放量主要取决于NO。
根据NO.生成机理，煤炭燃烧产生NO。的主要机理有以下

三个方面：
（1）燃料型NO，（FuelNO。)，是由燃料中氮化物热分解产生的；
（2）快速型或瞬时型NO，（Prompt NO。)，是由

空气中的N2与燃料中的碳氢离子团反应
生成的；
（3）热力型NO。（Thermal NO,)，是由空气中N2在高温下氧化生成的。
燃烧过

程中产生何种类型的NO。决定于燃料（组成和氮分含量）、锅炉（形式和运行条
件)等因素，常用化石燃料在一般锅炉工况下产

生的NO。如图1-4所示（条件：无NO.减
排措施、燃煤采用干底对置炉、燃油采用蒸汽喷嘴、重油含氮1%、轻油含氮0.2%）。由

图
1-4可见，锅炉燃煤产生的NO。以燃料型为主；燃用天然气时，以热力型为主；燃油时，
情况介于两者之间，重油含氮量高，

则燃料型NO.居多，轻油含氮量低，则热力型N0.
居多。
对于燃煤电站烟气中NO_的生成，上述三种机理类型的NO，均有，燃煤电

站燃烧过程中
三种机理对NO，生成量的贡献如图1-5所示。由图1-5可以看出，在燃烧温度低于
500℃时，烟气中的NO.绝大多数属

于燃料型的NO.，热力型和快速型的量相对较少，因此
采取相关措施有效控制燃料型NO.的产生就能控制烟气中NO.的含量。下一

节将对影响燃煤电站NO生成的因素进行进一步说明。

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燃煤电站烟气中NO，排放量的控制技术

燃烧后居对NO.排放量的控制技术主要是指烟气脱硝净化技术，即把已生成的NO.还原为
.从而脱除烟气中的NO，按治理工艺可分

为湿法脱确和干法脱确。有工业业绩的脱确技术主要包括酸吸收法、碱吸收法、选择性催化还原法、选择性非催化还原法、吸附法、等离子
体活化法等。此外，近十几年来国内外一些科研人员还开发了用微生物来处理含NO，废气的
方法，成为研究的热点。
（一）湿法烟气脱硝技术
湿法烟气脱硝是利用液体吸收剂将NO.溶解的原理来净化燃煤烟气的，其大的障碍是
NO很难溶于水，往往要求将NO氧化为NO2，为此一般先将NO通过与氧化剂03、
ClO,或KMnO，反应，氧化生成NO2，然后NO，被水或碱性溶液吸收，实现烟气脱硝。
（二）干法脱硝技术
与湿法烟气脱硝技术相比，干法烟气脱硝技术的主要优点是：基本投资低，设备及工艺
过程简单，脱除NO。的效率也较高，无废水和废弃物处理，不易造成二次污染，目前有工程
应用的主要技术有选择性催化还原法

（SCR)脱硝技术、选择性非催化还原法（SNCR）脱
硝技术、电子束治理技术等。
选择性非催化还原法（SNCR）脱硝技术

SCR技术的催化剂费用通常占到SCR系统初始投资的50%~60%，其运行成本在很大
得度上受催化剂寿命的影响，选择性非催化氧化

还原法（Selective Non-Catalytic Reduction，
ANCR）应运而生。其基本原理是把含有NH，基的还原剂（如氨、尿素、氨水、

碳酸氢铵
每）喷入炉膛温度为800~1200℃这一狭窄的温度范围区域，在没有催化剂的情况下，该还
原剂迅速热分解或挥发成NH3，并与烟气中的NO，进行反应，使得NO,还原成N2和H20，而
且基本上不与02发生作用。
SNCR法的还原剂可以是NH3、尿素或其他氨基，其反应机理也较复杂。当以尿素为还
原剂时，其工艺流程见图1-15，其反应方程式可简单表示为

H₂NCONH2+2NO+1/202=-2N2+CO2+2H20
同 SCR工艺类似，SNCR工艺的NO，的脱除效率主要取决于反应温度、NH3与NO，的化
学计量比、混合程度、反应时间等。研究表明，SNCR工艺的温度控制至关重要，若温度过
低，NH3的反应不完全，容易造成NH3泄漏；而温度过高，NH3则容易被氧化为NO，抵消
了NH,的脱除效果。温度过高或过低都会导致还原剂损失和NO，脱除效率下降。通常，煤粉
炉设计合理的SNCR工艺能达到30%~50%的脱除效率，循环流化床锅炉SNCR系统的效率
可以大于50%。
选择性非催化还原法工艺，初由美国的Exxon公司发明，

并于1974年在日本成功投
入工业应用，20世纪80年代末欧盟国家一些燃煤电站也开始了SNCR技术的工业应用，美
国的SNCR技术在

燃煤电站的工业应用是从90年代初开始的。目前国内的江苏利港三期2x
600MW、江苏阀山一期2×600MW机组、华能伊敏2×600MW

电厂、广州瑞明电力公司2x
125MW机组已经建成投运，其他还有广州梅山热电厂、南海江南发电厂等小型机组也先后
投人运营。
该法的优点是不需要催化剂，投资较SCR法小，比较适合于环保要求不高的改造机组，
但存在如下一些问题：①效率不高；②反应剂和运载介质（空气）的消耗量大；③氨的进
漏量大；④生成的（NH,）250。和NH。HSO,会腐蚀和堵塞下游的空气预热器等设备。
（三）电子束治理技术
电子束（Electron Beam，EB)法的原理是利用电子加速器产生的高能电子束，直接照
赞处理的气体，通过高能电子与气体中的氧分子发水分子能撞，使之器解、电高，形成非
平衡等离子体，其中所产生应，使之氧花去除高高生的

大量活性粒子（如O日、02-和HO5等）与污染物进行反
16。许多国家已经建立了一批电子束试验设施和示范车间。日本、德国、美国和波兰的示范
车间运行结果表明，这种电子系统去除SO2的总效率通常超过95%，去除NO。的效率达到
80%~85%。电子束照射法脱除NO。的技术，是当今烟气系统脱硝的一项新技术，可以同时处理大
型燃煤电站的SO2、NO。和飞难灰，但电子束照射法仍有不少缺点：①能量利用率低，当电子能量降到3eV以下后，将失去分解和电离的功能，剩余的能量将浪费掉；②电子束法所采用的电子枪价格昂贵，电子枪及靶窗的寿命短，所需的设备及维修费用高；③设备结构复杂，占地面积大，X射线的屏蔽与防护费用较大。上述原因限制了电子束法的实际应用和推广。


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燃煤电站NO，控制技术的评价


（一）燃煤电站NO，控制技术应用的基本原则
我国地域大，各地情况不同，对于某一具体的燃煤电站的脱硝工程采用何种烟气脱硝工艺或者哪几种技术，因地制宜，进行技术、经济比较，在选取烟气脱硝工艺的过程中，应遵循以下原则：
（1）烟气脱硝工程建设应符合我国电力建设方针和政策，贯彻安全、可靠、适用，并符合国情的原则。
（2）烟气脱硝工艺应是技术成熟、、经济合理、有大型工业化业绩的工艺系统，可用率达到95%以上。
（3）对煤种适应性强，并能适应燃煤含氮量在一定范围内变化。
（4）为控制工程造价，应尽量考虑设备的国产化，对国内无法生产或达不到技术要求
的设备和材料才考虑进口。
（5）尽可能节省建设投资。
（6）布置合理，占地面积较小。
（7）还原剂、水和能源消耗少，运行费用低。
（8）吸收剂来源可靠，质优。
（9）副产物、废水均能得到合理的利用或处置。
（10）尽量减少和避免二次污染的产生。
（二)燃煤电站NO，控制技

术的应用
1.燃煤电站NO。控制技术比较各种低NO，排放技术的比较综合考虑其效率和成本两个方面。通过以上的技术分，结合燃煤电站NO，控制技术应用的基本原则，可以看出：
（1）燃烧前脱硝技术难度很大，成本很高，未见有大型电站使用业绩，有待于今后继续研究和开发。定NO排放技术的合理使用，能在一定程度上降低NO.的排
（2）燃烧过程中采用的各种低NO，排加长、层亮相对简单，特别对于环保要求不高的放量。传统的低NO，燃烧技术的特点在于成本体，就一电站在燃烧中采用相应的低NO想老式锅炉改造具有很大的优势，
烧技术，可以达到一定减排NO，的目的的技术的发展现状和国家相关的环保法规对
（3）根据目前燃煤电站锅炉烟气的各种脱碱，这个，以一气高二行业绩的技术有选择性维化
NO,排放浓度的要求，在还原法（SCR）脱确和选择性催化还原法，就对一你的角政来说，减排NO，的技术方案可为了满足一定时间段的环保提高要求，从节以考感采用低NO，燃烧和C民想信前学购购成本，可以考愿暂时部分安装或不安装催化NO.燃烧和SCR相结合的脱硝技术剂，以满足一定时间段的环保要求。
检解学品用光烟操的中地火始偶护[NO.排放达100-1500m/时（标态），即位采用低识。，品提和S尔CR相结合的放术，一般也难以满足日益严格的环保要求，建议采用低N0.燃烧和SCR相结合或采用低NO，燃烧和SNCR+SCR相结合的脱硝技术。
2.燃煤电站烟气脱硝

技术选择建议
（1）考虑低NO，然烧技术。低NO，燃烧技术的特点在于成本低，系统相对简单，特
别对于环保要求不高的老式锅炉改造具有很大的优势，是减排NO，的技术，并且随
着技术进步，低NO，燃烧技术可以达到更好的减排效果。对在现役燃煤机组进行低氮燃烧技术改造后，其氮氧化物排放浓度仍不达标或不满足总量控制要求时，再考虑配置烟气脱硝设施。
（2）烟气脱硝技术是对NO，燃烧技术的补充。对于低NO，燃烧技术减排效果非常有限的
燃无烟煤、贫煤（挥发分较低）的机组，或大气环境敏感区域，或地方标准严格的地区和
城市（如珠三角、长三角等经济发达地区，北京、上海、天津等特大城市），考虑采用尾部
烟气脱硝技术。
（3）SNCR技术主要考虑现役机组的改造和对采用低NO.燃烧技术后依然少量超标排放
（4）新建、改建、扩建的燃煤机组，宜选用SCR或SNCR；小于等于600MW时，在过
行技术经济比较后也可选用SNCR+SCR。
（5）燃用无烟煤或贫煤

且投运时间不足20年的在役机组，宜选用SCR或SNCR+SCR
通过综合比较和考虑，我国燃煤电站NO.减排措施建议见表1-4。
表1-4我

国燃煤电站NO，

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SNCR脱硝技术原理


所谓SNCR技术，就是在不采用催化剂的情况下，在护城（或循环流化床分离）
在炉中迅速分解，与烟气中的NO，反店
烟气适宜处均匀喷入氨或尿素等氨基还原剂，还原
生产N，和H30，而基本不与烟气中的氧气发生作用的技术。SNCR反应控制在很窄的烟气度
范围对应的炉盛位置进行。燃煤电站锅护典型的SNCR有置方案见图2-1。
阅SNCR过程不需要催化剂因此脱硝还原反应的温度比较高，比如脱硝还原剂为氨时，反应温度窗口为850~1100℃。老反应不在此温度窗口范围内行，当反应温度过高时，由于的分解会使NO。的还原率降低而反应温度过低时，氨的逃逸加，也会使NO。的还原率降低NH3是高挥发性和有毒的物质氨的逃逸会造成新的环境污染。


根据资料介绍，早在1975年，温蒂等人提出了一种“非化”污染物减排技术，将NH3入火焰后的烟气中，观察到……”，其里加入了足够多的NH3，完全消耗掉02后才实现了非催化
原NO和O2，不过他们认为NH3可能在进入反应室前就已经被炽热的不锈钢喷嘴氧化了
Lyon在石英管反应器中研究了NH3/02反应，在1208K、75ms的条件下得到90%的M
还原率。后来，Lyon和Benm在更的实验条件下，测量了不同停留时间下0、No
NH3的浓度，建立了一个自由基反应模型，是符合诸多NO还原反应特征的个理解释，普认为，这个化学反应是SNCR脱硝的基础。
SNCR过程除了可以使用氮作为还原剂以外，还可以直接用尿素或异佩酸。使用不同
还原剂，对应不同的还原NO，机理。还原剂氨、尿素和异酸对
对应的分别是热力DeNO,

第八节加装SNCR系统对顿护和销机的影响NCR技术应用的一个不利
其中，N3O是重要的温完一在于其有可能产生二次污染，如小出。逃逸，诱发N40和
对气候和县氧层具有破坏作用，认为是化N0.危“重的污染物。m至气体，、对N₂O、CO排放产生的影响
原剂一原本造液电于会分解成试CO，通过IHNCO进而生成，Q，因此，使用尿素治
NCR 偏向于产生大量的N₂O，超过10%
体积浓度一般只占被还原的NO体度”，公，金被转化成N₂O。但对于氨水脱确，
1%~4%。浙江大学所作的相关试验表明，
排放浓度基本随脱硝效率的增加而增加，说明N，C
是被还原的NO转化的产物。但
金高N2O排放浓度不超过7ppm，二次污染小
集电站SNCR系统运行中，如果运行控制不适当，用尿素作还原剂时可能造成较多的
。这是因为低温尿素溶液遇炉膛内的高温气流，会引起溶冷效应，造成燃烧中断，
排放增加。实验发现，尿素喷入的量越大，烟气中的CO浓度就越高。氨还原NO
身并不会生成CO，但由于H3对0、OH等活性根有很强的竞争能力，NH、开始分
大量的O、OH活性根，而CO的氧化反应速度慢且依赖于OH等活性根的浓度，
基脱硝会影响CO氧化，造成CO排放升高。有学者的试验表明，在工业应用中
还原剂的SNCR脱硝方法，使CO排放浓度从基础工况下的50ppm 上升到80ppm。
对燃烧产生的影响
户过热器前温度800℃的炉膛位置喷入低温尿素溶液，必然会影响炽热煤炭
引发飞灰、未燃烧炭提高的问题。但具体数量还有待进一步的研究和试验。
资孔下方水冷壁腐蚀
报道，某厂SNCR系统于2007年开始进行试验性运行，运行中降低NO。效果明
从350mg/m3(标态）降低到200mg/m3(标态)左右]，氨逃逸率控制在
引内，其他各项指标参数均没有发现异常。但是在试验性运行约4个月以后，
射近水冷壁发生腐蚀问题，引起数次锅炉水冷壁的泄漏，造成被动停炉的紧
向了安全生产。通过观察，数次水冷壁腐蚀泄漏呈现如下特征：金属表面没有
或大或小的溃疡状态，腐蚀管段经常出现不规则的腐蚀坑，有的呈贝壳状，
另外一个显著的特征是腐蚀多发生在喷孔的水冷壁弯管位置，具体见图2-
《以下措施，消除了尿素喷射器液滴对水冷壁腐蚀的问题，以后未再
喷射器结构，将喷射器混合部分设置在炉外，优化喷射器的雾化形式
喷射器与水冷壁面的夹角，使喷射器下倾7，同时在喷射器不
孔下部水冷壁弯管部位加装不锈钢护板，外部敷耐火塑料

第二章选择性非您化还鸡法（SNCA）烟气酸湖技术基本知识
产为还原剂的SNCR脱硝系
芬至车层喷射体积流量的变化必
筑海喷人炉内的水量发生改
然月而也将影响炉内燃烧及尾
乙烟，图2-22是其通过热平$08
或一质量守恒方法计算得到的当
满会当地烟温为1000℃时两个
则是下喷射体积流量对排烟量及
“十当地烟气温度的影响，图中
项购所增加的排烟体积流量比一K10）-/450-2076410n）→-20.6450）
/，为所降低的喷射当地烟图2-22喷射体积流量对锅护烟气体积流及
喷射当地烟气温度的影响
如图2-22所示，随着喷射体积流量的增加，锅炉尾部的排烟体积流量及喷射当地烟气
由度的降低值是一直增加的，但高负荷情况下这些影响要相对稍小些。喷射当地烟气温度降
是量相对于原先的基值是很小的，因而其对燃烧的影响也可能是较小的，对锅炉效率产生影
的的主要是尾部排烟体积流量的增加。
图2-23描述了该实验室在410tVh锅炉上
所作几个实验负荷下SNCR系统投运对锅炉效
率的影响，图2-23中An为SNCR系统投运
后锅炉效率的降低值。显然，由于喷入了较多
的水，SNCR系统投运对锅炉效率造成的影响
大致为0.47%~0.66%。从图2-23中还可以
L高南高发现，当喷射体积流量随着负荷的增加而适当
锅炉蒸发量A.油增加时，锅炉效率的降低值反而变小了，只是
图2-23SNCR系统投运对锅炉效率的影响在450/h时由于喷射体积流量突然增大了许多
才导致效率变化量增加。因此，实际运行中应尽可能在满足排放要求的前提下降低喷入的
以减小其对锅炉效率的影响，高负荷时在相同喷射条件下SNCR系统投运对锅炉效率造
的影响要相对小些。
就脱硝效率方面，如果其他条件相同，氨系统的脱硝效率要尿素系统，这是因为
素溶液含水量大，要经历液滴蒸发破碎过程，然后还需要进行高温热解，后热解生
的氨气才可以进行还原反应，这样就大大缩短了有效的反应时间。氨水系统喷射的液滴
要先蒸发，释放出气态氮，然后进行有效的还原反应。纯氮系统向分离器喷射稀释后
气，气态的氨可直接开始有效反应。
因此纯氨系统脱硝，氨水系统次之，尿素系统差；反过来对锅炉的热效
说，尿素系统影响大，氨水系统次之，纯氨系统小。
对锅炉效率影响的具体数据将在后续章节中进行详细说明。
国家规范中要求SNCR脱硝系统对锅炉效率的影响应小于0.5%。这对于大容量高
机组来说，已是很大的损失。因此，从节能的角度来说，SNCR技术并不是优的选


a对在我第必英取店：（SvCR）后气满
第九节 CFD模拟技术在燃煤电站SNCR系统的应用
一、Flucnt 软件的基本模型
o国较件是目新国际上作绕车开的CFD软件、它是美国 FLUENT Ine于1933年
的，装PHOENICS软件之后没*市都的基于有限容积法的CFD软件。Foenk基于有限
法和非结构化网格，能模拟层流、首流、无参性流、多相流、自由表蔬流、相变流、传
质、多孔介质、颗粒流动、化举反应等复高的流动现象，适用于纸速不可压流动、跨声
动乃至可压缩性强的超声速和高浓流动，其网格可由 GAMBIT、GEOMBSH、PR
CEM CFD.ANSYS.PATRAN.I-DEAS 等软件直接输人
laet 包含非满合求篇算险式算法（Segeae 算法）、属合隐式算法（Couple隐
法）、易合显示算法（Couple 号式算法）。非新合求解算法包括 SIMPLE、SIMPLEC和
算法，此时离微格式包括一阶迎风格式、那次律格式、二阶迎风格式和QUICK格式，
高散格式采用一静和二新程式格式，代数方程求解采用高斯一赛德尔松施法。耦合算法
所有流场平均盘的断合求解及游流、氨射和用户自定义标量输运方程的非糊合求解，此
散格式采用一阶和二静迎风格式，时间离放格式采用显式、隐式的一阶和二阶格式。涨
型有标准太-模型、BNG（重整化群）k一意模型、Realizable k-g模型、标准k一产
SST（shar kiress aangpol)k-e模型、浮力和压缩效应的k-e子模型、雷诺应力
（RSM）、对大鹅模拟的亚格子应力模型、盛面函数、转接流动模拟（固定转换）等
新的华热模雷包括DTRM模型、P-1辆射模型、Poascliand模型，以及包括散射、折
高边界和非灰度效应的高散全标碳型等。还有化学反应和燃绕模型、拉格朗日耗底概票
榴流模型、相变模型等模型</a>