脱硝技术培训资料.ppt

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1、脱硝技术 内 容 目 录 1. 火电厂氮氧化物排放标准 2. 火电厂氮氧化物排放现状以及排污费征收标准 3. 减少氮氧化物排放的方法 4. 主要的烟气脱硝工艺 5. 脱硝工艺选择 6. 我国烟气脱硝市场现状以及发展趋势 7. 国外主要烟气脱硝公司在中国市场的发展情况 Fuel-tech公司烟气脱硝工艺的技术优势 FBE公司烟气脱硝工艺的技术优势 10. 结束语 1. 火电厂氮氧化物排放标准 火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2003) DB11/139-2002 锅炉污染物综合排放标准 规定大于45.5MW的燃煤锅炉氮氧化物排放量限值250mg/m3 火电厂氮氧化物排放标准发展趋势 国

2、家环境保护总局污染控制司大气处刘孜处长: “国家规划在第十一个五年计划期间完成脱硝技术的 引进和示范工程，在第十二个五年计划期间制定严格 的NOx总量排放控制标准”。 电力规划院原院长汤蕴琳教授：“国家排放标准一般八年 修订一次，预计到2020年NOx排放控制标准可能降到 200mg/nm3”。 2. 火电厂氮氧化物排放现状 以及排污费征收标准 w 我国目前NOx的排污费征收标准为： 0.63元/kg NOx 国内氮氧化物排放现状 w 我国近年氮氧化物(NOx)大气污染物的主要来源是火 力发电厂，目前火电厂每生产1000千瓦时的电力， 相应产生2.1千克的氮氧化物，2000年氮氧化物的排 放量

3、已达到358.02万吨/年。 w 根据NOx生成机理，在实际应用中，主要采用低 NOx燃烧技术和烟气脱除的办法对其控制，而我国 目前应对氮氧化物污染的主要方式仅是新建机组采 用低NOx燃烧技术，对于旧有机组，直接排放是导 致氮氧化物污染的一项主要因素。 中国典型燃煤机组的NOx排放情况 w 600MW及以上机组 380450mg/Nm3 w 200MW及200MW 6501300mg/Nm3 w 100MW及以下小型机组 7001800mg/Nm3 2000年 358.02万吨 2002年 520.00万吨 2010年 594.74万吨（预计） 中国电力氮氧化物排放状况 国内氮氧化物排放现状

4、3. 减少氮氧化物排放的方法 3.1 NOx的形成及控制方法 氮氧化物(NOx)的形成是由于氮与氧在非常高的温度时的结合，世界上控制NOx 的技术包括锅炉内燃烧中尽量避免NOx的生成技术和NOx生成后的排除技术。 3.2 燃烧改良法 燃烧器或炉膛被设计成可调整的分级进气或再燃烧，以做阶段式燃烧来降低氧化 氮的生成 3.3 NOx的脱除技术 设法消除燃烧后所生成NOx的技术，世界上比较成熟的有70年代开发并应用的选 择性触媒还原法(SCR) ，80年代中期研发成功并得到广泛应用的选择性非触媒还 原法(SNCR) 以及90年代后期研发成功并在大型燃煤机组得到成熟应用的 SNCR/SCR混合法技术。

5、 燃烧改良法是控制NOx生成条件以达到脱硝目的，是一种经济的控制NOx的排放策略。 控制NOx生成条件即在燃烧过程中，控制燃烧温度，一直保持让氧和氮分开，使二者结 合生成NOx的可能性降至最低 这种燃烧改善技术有低NOx燃烧器(LNB),空气分级燃尽风(Over Fire Air)、再燃技术 (Reburn)及烟气再循环（Flue Gas Recirculation）等 在规划新建大型燃煤机组时，应一次设计到位考虑设置低NOx燃烧器 对改造锅炉，实施低NOx燃烧器和现有的燃烧系统炉膛结构影响不一，故需要分别评估 再决定。有时实施需对现有的供风系统和炉膛进行较大程度的改造而不适用燃烧改良法 但是

6、燃烧改良法通常无法单独的满足较严的NOx排放标准。联合使用燃烧改良和SNCR 或SNCR/SCR混合法，对改造锅炉较适用且经济。国外通常与烟气后脱硝技术SNCR或 SCR法联合使用 燃烧改良法 燃烧后NOx的脱除技术 SCR技术：选择性触媒还原法 SNCR技术：选择性非触媒还原法 SNCR/SCR混合法技术：选择性非触媒还原法和选 择性触媒还原法的混合技术 4. 主要的烟气脱硝工艺 选择性非触媒还原法SNCR工艺 选择性触媒还原法(SCR)工艺 SNCR / SCR混合法工艺 4.1选择性非触媒还原法 ( Selective Non Catalytic Reduction ) wSNCR技术是

7、非触媒的炉内喷射工艺 w80年代中期SNCR技术在国外研发成功，开始大量应用于中小型机组， 至90年代初期成功地应用于大型燃煤机组。该技术的运行经验至今已成 功的应用于600800MW等级燃煤机组 w其原理是在炉内喷射氨、尿素等化学还原剂使之与烟气中的氮氧化物反 应,将其转化成分子氮(N2)及水(H2O) w此技术是选择仅减少氮氧化物而不涉及其它类氧化物（如CO2等），目 前最新的SNCR技术与NOx有效反应温度范围已可达850oC1250oC之间 w因为将化学反应剂喷入炉内正确的位置且随锅炉负荷变化而调整是非常 重要的，因此要求SNCR技术在设计阶段对每台对象机组实施计算机模 拟分析，从而设

8、计出随温度场变化的运行控制系统。 4.1选择性非触媒还原法 ( Selective Non Catalytic Reduction ) w使用计算机流体力学（CFD)和化学动力学模型(CKM)进行工程设 计，即将先进的虚拟现实设计技术与特定燃烧装置的尺寸、燃烧类 型和特性、锅炉负荷范围、燃烧方式、烟气再循环（如果采用）、 炉膛过剩空气、初始或基线NOx浓度、炉膛烟气温度分布、炉膛烟 气流速分布等相结合进行工程设; 实际运行时SNCR的反应窗将随 温度场的分布而实施自动追踪调整，不受燃料种类或煤的质量变化 的影响 w最普遍应用的化学反应剂为尿素或氨 wSNCR脱硝效率对大型燃煤机组可在25-40

9、%之间，对小型机组其效 率可达80% w工程造价低，占地面积小，适用于老厂改造，新炉可依据炉子设计 加以配合，脱硝效率更高 4.2选择性触媒还原法 ( Selective Catalytic Reduction) w SCR为一种炉后脱硝反应装置，最早由日本于70年代后期完成商 业运行，至80年代中期欧洲也成功地实现了SCR的商业运行 w 设置触媒装置于锅炉省煤器出口与空气预热器入口之间，其作用 为使喷入之氨与烟气中之NOx加速反应实现脱硝 w 在此情况时，其有效反应之温度范围较SNCR低的多，约在 320oC 400oC之间 w 最普遍使用的化学反应剂（还原剂）为氨与尿素 SCR反应原理示意

10、图 脱硝效率和氨的逃逸率之相关关系 脱硝运行关系曲线 NH3/NOx 摩尔比 100 脱硝效率 (%) NH3 未反应量 (ppm) 设计的脱硝效率 0 设计的 NH3未反应量 运行时的 NH3/NOx 摩尔比 脱硝运行NH3/NOx 摩尔比 上限 :小于设计的 NH3 未反应量(如:小于 5ppm) 下限 :大于设计的脱硝效率 (如:大于 80%) 锅炉SCR脱硝系统装置的基本流程图 锅炉 NH3 喷注 脱硝反应器 空气预热器 NH3 混合器 蒸发器 NH3 液化罐 静电除尘器 引风机 烟囱 换热器 增压风机 脱硫系统 送风机 SAH 蓄压器 触媒框架结构触媒框架结构 (垂直流型) 脱硝反应

11、器的总括图 触媒层触媒层 未来层未来层 整流器整流器( (缓冲层缓冲层) ) 烟气烟气 吹灰器吹灰器 NH3 NH3 喷嘴喷嘴 ( (AIG)AIG) 触媒荷载设备触媒荷载设备( (临时的临时的) ) 导叶片导叶片 NH3 Storage & Supply System NH3 Storage Tanker NH3 Vaporizer NH3 dilution tanker NH3 Loading facility 4.3 SNCR/SCR混合法工艺 w SNCR/SCR混合法技术是一种结合了炉内脱硝SNCR法及炉后 脱硝SCR法而成的新系统 w 于90年代后期研发成功并成熟的应用于多数大型燃

12、煤机组，该 技术非常适合新建大型机组，同时也非常适用于场地狭窄的老 厂改造。 w 应用于SNCR法的化学还原剂被设计成在炉内脱硝后之余氨再 进入SCR的催化剂实施再脱硝。此系统可提供电厂比较经济的 脱硝方式，它可提供电厂在符合环保法规的要求下，阶段性的 增添设备及催化剂，而无需将资金做一次性投入，并可大量节 省电厂脱硝运转费用 w SNCR/SCR混合法可利用逃逸的氨作为后部SCR的还原剂，从 而可使其脱硝效率逐步升级最终可达到80%以上 SNCR /SCR混合型原理示意图 前段 8501,250 后段 320400 再利用 省去SCR之AIG系统 5. 烟气脱硝工艺的选择 技术要求经济性 S

13、CR工艺、SNCR工艺 及SNCR/SCR混合工艺烟气脱硝技术比较 w NOx脱硝率低，仅可达到2540 w 因不增加SO3可较SCR放宽NH3逃逸条件 w 对于多层喷入，控制系统适当的跟随负荷及温度能力 w 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 SCR工艺、SNCR工艺 及SNCR/SCR混合工艺烟气脱硝技术 比较 w 脱硝效率高，能达到90以上，当要求氮氧化物脱除率较高时， 经济性最好的工艺 w 技术成熟，运行可靠，便于维护 w 反应器对气体混合均匀度、温度、触媒实际操作情况等比较敏感 w 易形成氨硫化合物（ABS)堵塞空气

14、预热器 SCR工艺特点 SCR工艺、SNCR工艺 及SNCR/SCR混合工艺烟气脱硝技术 比较 w 有机结合了SCR工艺和SNCR工艺有利特点的新工艺，已于90年 代后期研发成功并应用于大型燃煤机组 w SNCR / SCR系统中， SNCR阶段逃逸的氨会随烟气流向下游的 SCR系统，使得氨利用率更加完全 w 大量节省催化剂的使用量 w SNCR / SCR系统因锅炉内已装有SNCR系统而大幅度减少其所 需的SCR反应容积，进而降低SCR系统的装置成本和空间 SNCR/SCR混合工艺特点 烟气脱硝技术综合特性比较 主要成熟技术术 SCRSNCR/SCR混合型SNCR 1 还还原剂剂NH3或尿素

15、尿素或NH3尿素或NH3 2 反应应温度320400前段:8501250，后段:3204008501250 3 催化剂剂 成份主要为为TiO2， V2O5 WO3 后段加装少量催化剂剂(成份同前) 不使用催化剂剂 4 脱硝效率70%90%40%90%大型机组组25%40%，小型机组组 配合LNB、OFA技术术可达80% 5 SO2/SO3氧化会导导致SO2/SO3氧化SO2/SO3氧化较较SCR低不导导致SO2/SO3氧化 6NH3 逃逸35ppm 35ppm左右510ppm 7 对对空气预预 热热器影响 催化剂剂中的V、Mn、Fe等多种金 属会对对SO2的氧化起催化作用， SO2/SO3氧化

16、率较较高，而NH3与SO3 易形成NH4HSO4造成堵塞或腐蚀蚀 SO2/SO3氧化率较较SCR低，造成堵塞或 腐蚀蚀的机会较较SCR低 不会因催化剂导剂导 致SO2/SO3的氧 化，造成堵塞或腐蚀蚀的机会为为 三者最低 8 系统压统压 力损损失催化剂剂会造成较较大的压压力损损失 （100mmH2O） 催化剂剂用量较较SCR小，产产生的压压力损损 失相对较对较 低(40-60mmH2O) 没有压压力损损失 9燃料的影响 高灰分会磨耗催化剂剂，碱金属氧 化物会使催化剂钝剂钝 化 影响与SCR相同 无影响 10 锅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 布的影响

17、(需做计计算机模拟拟分析) 与SNCR/SCR混合系统统影响相同 (需做计计算机模拟拟分析) 11 占地空间间 大 （需增加大型催化剂剂反应应器和供 氨或尿素系统统） 较较小 (需增加一小型催化剂剂反应应器，无 需增设设供氨或尿素系统统) 小 (锅锅炉无需增加催化剂剂反应应 器) 12使用业绩业绩多数大型机组组成功运转经验转经验多数大型机组组成功运转经验转经验多数大型机组组成功运转经转经 验验 （1）建造成本比较 （2）系统运行成本比较 （3）综合成本比较 SNCR、SCR及SNCR/SCR的技术经济指标分析 脱硝装置建造成本比较（550MW1台脱硝效率70%的案例） 比较较条目单单位SNCR

18、（尿素）SNCR/SCR（尿素） 液氨SCR a.SNCRUSD 工艺设计艺设计 &许许可 Process Design& License USD1,000,0001,200,000 工程设计设计 Engineering USD1,000,0001,100,000 设备设备 SNCR Equipment USD2,600,0003,475,000 溶液制备备 Solutionizer USD200,000300,000 b.SCRUSD 工程设计设计 Engineering USD125,000125,0001,100,000 还还原剂剂成本 Catalyst Volume Cost M3 U

19、SD 80 462,443 254 1,468,256 供氨系统统 Ammonia System USD540,000 钢钢构、管路、线线路、I&C Steel, Piping, Wiring, I&C USD500,0001,100,0003,160,000 IDF& APH改造USD2,100,000 c.安装 InstallationUSD1,425,0001,700,0002,000,000 d.脱销销装置建设设成本USD6,850,0009,462,44310,368,256 e.脱销销每kw建造成本USD/kw12.4517.218.85 指数比较较11.381.51 脱硝装置系统

20、运行成本比较（550MW1台脱硝效率70%的案例） 比较较条目单单位SNCR(尿素) SNCR/SCR(尿素 ） 液氨SCR 还还原剂剂消耗成本 Reagent cost USD/year440,910550,852405,216 水消耗成本 Water Cost USD/year34,20042,750 电电力消耗成本 Power cost USD/year18,64849,950294,261 年度运行总总成本 Total annualized operating cost USD/year475,110643,552699,477 w综合成本比较（550MW1台脱硝效率70%的案例） 比

21、较较条目单单位SCNR(尿素) SNCR/SCR(尿素 ） 液氨SCR 建造总总成本 Total Annualized Cost USD6,850,0009,462,44310,368,256 年度运行总总成本 Total annualized operating cost USD475,110643,552699,477 综综合成本比较较USD7,325,1009,105,99511,067,733 指数比较较11.241.51 总投资费用 美元/KW 0 30 50 70 100 NOx减排率， 75150 1020 3050 SCR LNB SNCR/SCR SNCR 氮氧化物控制技术的

22、性能价格比 结论：脱硝工艺选择 w 当要求氮氧化物脱除率较高时，采用SCR工艺最经济 ， SCR工艺可提供一次到位的脱硝方式 w 新建大型火电机组中以采用SCR比较合适。 w 老厂改造则可以用SNCR或SNCR+SCR方案。 w SNCR/SCR混合法工艺兼有SNCR和SCR技术的优点 ，当要求氮氧化物脱除率不是很高时，采用 SNCR/SCR工艺更合适，项目可一次立项，实施可分 阶段增添设备及催化剂，此系统可为电厂提供最经济 合理的脱硝方式。 6. 我国烟气脱硝市场现状以及发展 趋势 w脱硝技术于我国起步较晚 w仅有极少数电厂采用脱硝技术控制NOx的排放 已建烟气脱硝装置已中标标烟气脱硝装置待

23、招标标烟气脱硝装置 漳州后石电电厂(日立/中鼎) 注：台湾模式 宁海电电厂(日立/浙江大学) 台山电电厂(丹麦Topsoe/浙江大学) 嵩屿电屿电 厂(日本IHI/上海电电气集 团团) 阚阚山电电厂(国家电电站燃烧烧中心 /美国Fuel Tech) 太仓电仓电 厂(日立/江苏苏苏苏 源环环保) 广东东恒运发电发电 厂(鲁鲁奇/东锅东锅 ) 国华华北京一热热 高井电电厂 乌乌沙山电电厂 中国烟气脱硝工程项目现状 国内火电厂不加烟气脱硝装置的原因： 我国目前NOx的排污费征收标准规定较低，为 0.63 元/kg 火电厂大气污染物排放标准的要求也较低，在煤挥 发分20时， NOx排放的限度值为450

24、mg/m3 一般SCR工艺脱除每公斤NOx的建造成本较高， 约 为1.32元/kg，别是运行成本也很高，约为1.23元 /kg 我国烟气脱硝市场现状 序号名称单单位计计算式计计算结结果 1处处理烟气量 Nm3/h 1,736,200 2 锅锅炉出口NO2浓浓度： (实际实际 O2) ppm 224 3脱硝效率 % 80 4脱硝装置每小时时脱除NO2量 Kg/h 1,736,200 Nm3/h244ppm10-68022.42 Nm3/kmol46kg/kmol 695 5 脱硝装置每年脱除NOx量 （按年运行6,000小时计时计 算 ） kg 695 kg/h6,000h 4,170,000

25、6建造成本 USD 10,068,388 7 脱除每公斤NO2的建造成本 （按15年设计设计 寿命计计算） 10,068,388USD4,170,000kg15年 0.16 USD （1.32 RMB ） 8年运行成本 USD 637,503 9脱除每公斤NO2的运行成本 637,503USD4,170,000kg 0.15 USD （1.23 RMB ） 10脱除每公斤NO2的综综合成本 0.16USD+0.15USD 0.31 USD （2.55 RMB ） SCR烟气脱硝排除每公斤NO2所需成本计算实例（1550MW）： 影响我国烟气脱硝市场发展趋势的因素 政策法规 我国电厂机组配置现状

26、及脱硝要求 w 新建大型火电机组 w 改造工业锅炉及电站锅炉 煤灰影响 w 灰量大，煤种变化，质量变化，混烧煤，对氨逃逸及SCR催化剂 的适用及风险 w 触媒的砷硫及碱性物（如钙化物）中毒减效 w 其他元素造成的触媒中毒减效 成本 w 建造成本 w 运行成本 安全 w 从运行安全考虑，以尿素或氨做还原剂的方式 w 人口稠密区公众安全及生产安全考虑 w 使用加压容器的安全 催化剂选择 w 催化剂结构适应不同压降、燃料和烟气成分要求，满足工程选择 影响我国烟气脱硝市场发展趋势的因素 我国烟气脱硝市场发展趋势 w SNCR作为最经济的脱硝方式可广泛用于旧机组改造 及新上小机组 w SCR作为脱硝效率

27、最高的方式，可应用于任何类型机 组 w SNCR/SCR已经成功应用于大型燃煤机组，将是脱硝 市场的一种新的发展模式 w 在使用安全性上，尿素脱硝工艺可能最终取代氨脱硝 工艺 尿素与氨的比较 w 国外脱硝还原剂选择 在无水氨、氨水和尿素水溶液中进行还原剂选择 ，国际上，一般是从安全角度考虑。这是因为从管路 、储存罐或从槽车罐的交通事故中泄漏出的氨气要比 原本是尿素水溶液的危险性大很多。尽管，从历史上 看，国外防范无水液氨事故技术越来越细，但由于从 当局获得液氨的使用许可越来越难，安全防范要求也 越来越多，相应花费的安全成本也越来越大，因此现 在氨水和尿素正越来越多地作为还原剂被使用，特别 是近

28、10年，采用尿素作为还原剂的SCR比例迅速上升 。 世界SCR还原剂使用现状 70年代 无水氨日本、韩韩国、台湾（90%无水氨，10%氨水、尿素） 80年代 氨水欧洲（20%无水氨， 50%氨水，30%尿素） 90年代 尿素美国（近年来，新建SCR装置均选选用尿素作为还为还 原剂剂） w液氨为国家重点控制监管的危险品，在电厂内设置的液 氨储罐为重大危险源，尿素作为还原剂从工安角度讲是最 好的选择。 w液氨相对尿素成本较低，而且市场占有率最高。 w故脱硝剂的选择应因地制宜，根据电厂的实际情况，合 理选用。 尿素与氨的比较 . 理化特性： w无水氨（Anhydrous Ammonia)，又名液氨，

29、为GB12268-90规定之危险品，危险物编号23003 w无色气体,有刺激性恶臭味。分子式NH3。分子量17.03。相对密度0.7714g/l。熔点-77.7。沸点- 33.35。自燃点651.11。蒸气密度0.6。蒸气压1013.08kPa(25.7) ,水溶液呈强碱性。 w氨逸散后之特性：无水氨通常储存的方式为加压液化，液态氨变气态氨时会膨胀850倍，并形成氨 云，另外液氨泄入空气时，会形成液体氨滴，放出氨气，其比重比空气重，虽然它的分子量比空气 小，但它会和空气中的水形成水滴的氨气，而形成云状物，所以当氨气泄漏时，氨气并不自然的往 空中扩散，而会在地面滞留，带给附近民众及现场工作人员伤

30、害。 2. 燃烧爆炸性及腐蚀性： w蒸气与空气混合物爆炸极限16-25%(最易引燃浓度17%)，氨和空气混合物达到上述浓度范围遇明火 会燃烧和爆炸,如有油类或其它可燃性物质存在,则危险性更高。与硫酸或其它强无机酸反应放热, 混合物可达到沸腾。泄漏时，会对在现场工作的工人及住在附近社区的居民造成相当程度的危害。 w液态氨将侵蚀某些塑料制品,橡胶和涂层。 w不能与下列物质共存:乙醛、丙烯醛、硼、卤素、环氧乙烷、次氯酸、硝酸、汞、氯化银、硫、锑 、双氧水等。 3. 对人体的危害性： w若与氨直接接触，会刺激皮肤，灼伤眼睛，使眼睛暂时或永久失明，并导致头痛，恶心，呕吐等。 w严重时，会导致据悉系统积水

31、（肺或喉部水肿），可能导致死亡。 w长期暴露在氨气中，会伤肺，导致产生咳嗽或呼吸急促的支气管炎。 w无水氨的特性 w有水氨的特性 1. 理化特性： w有水氨（Ammonia Water)，氨溶液（35%含氨50% ），为GB12268-90规定之危险 品，危险物编号为22025 w分子式：NH3OH,分子量35，相对溶解度0.91，无色透明液体，有强烈的刺激性气味 w用于脱硝的还原剂通常采用20% 22%浓度的氨水，较无水氨相对安全 2. 燃烧爆炸性及腐蚀性： w其水溶液呈强碱性，强腐蚀性，当空气中氨气在15 28%爆炸界限范围内，会有爆炸 的危险性，所以氨水与液氨皆具有燃烧、爆炸及腐蚀的危害

32、性 w禁忌物：酸类、铝、铜 3. 对人体的危害性： w氨水对生理组织具有强烈腐蚀作用，进入人体之途径有四种：1.吸入方式；2.皮肤接触 ：3.眼睛接触：4.吞食等。其暴露途径与液氨非常相似，而对人体的危害可能造成严重 刺激或灼伤、角膜伤害、反胃、呕吐、腹泻等现象，也可能造成皮肤病、呼吸系统疾 病加剧等。 w尿素的特性 1.理化特性： w尿素分子式是NH2CONH2，分子量：60.06，含氮(N)通常大于46%，显白色 或浅黄色的结晶体。它易溶于水，水溶液呈中性反应，吸湿性较强，因在 尿素生产中加入石蜡等疏水物质，其吸湿性大大下降。 2.危险性： w与无水氨及有水氨相比，尿素是无毒、无害的化学品

33、，无爆炸可能性，完 全没有 危险性。 w尿素在运输、储存中无需安全及危险性的考量，更不须任何的紧急程序来 确保安全。 w使用尿素取代液氨运用于脱硝装置中可获得较佳的安全环境，因为尿素是 在喷进混合燃烧室之后转化成氨，实现氧化还原反应的，因此，可以避免 氨在电厂储存及管路、阀门泄露而造成的人体伤害。 尿素SCR与液氨SCR的技术经济指标分析 （1）建造成本比较 （2）系统运行成本比较 （3）安全成本分析 a.美国对液氨的安全管理费用 b.对中国液氨的安全管理及风险费用分析 （4）还原剂选择的综合成本分析 建造成本比较（550MW1台的实际完成数据） 比较较条目单单位尿素SCR氨水SCR液氨SCR

34、 供氨系统统 Ammonia system USD1,160,0001,200,000540,000 IDF&APH改造 IDF and APH modification USD2,085,4122,085,4122,085,412 催化剂剂 Catalyst USD2,093,1322,093,1322,093,132 其他 Others USD5,349,8445,349,8445,349,844 脱硝装置建造成本 Total capital cost USD10,688,38810,728,38810,068,388 脱硝每KW建造成本 Per kw rate USD/kw 19.4 (

35、RMB159元 ) 19.5 (RMB160元 ) 18.3 (RMB150元 ) 系统运行成本比较（550MW1台每年的实际数 据） 比较较条目单单位尿素SCR氨水SCR液氨SCR 装机容量 Unit Capacity MW550550550 年利用小时时数 Annual operating period Hours6,0006,0006,000 DeNOx设计设计 寿命 Project book life years151515 还还原剂剂年消耗成本 Reagent cost USD548,191378,000403,704 电电力年消耗成本 Power cost USD43,758815

36、,364160,974 混合加热热器热热年消耗成本 D.C heat input cost USD227,815 年度运行总总成本 Total annualized operating cost USD819,7641,193,364554,678 系统运行之还原剂消耗比较 比较较条目单单位尿素SCR氨水SCR液氨SCR 还还原剂剂采购购比较较 Reagent cost USD/ton20650267 还还原剂浓剂浓 度 Reagent concentration %Dry base20100 还还原剂剂流量 Flow rate Kg/hr 443.52 (Water) 1260252 还还原

37、剂剂年消耗成本 Annualized reagent cost USD548,191378,000403,704 中国液氨、氨水、尿素的市场价格 地区或生产产企业业名称出厂价格（元/吨） 山东尿素1460 江苏尿素1540 安徽尿素1500 河北尿素1440 云南尿素1700 辽宁尿素1520-1560 尿素平均市场场价格 （2004年7月） 尿素1530，考虑虑价格上涨涨因素，以下按1700计计算（约约206美 元） 镇海炼化液氨2100 吉林石化 液氨1850 盘锦 石化 液氨2300 大庆石化 液氨2400 液氨平均市场场价格 （2004年3月） 液氨2162.5，考虑虑价格上涨涨因素，

38、以下按2200计计算（约约267 美元） 沧州大化氨水（浓度18-19%）350-370 沧州大化氨水（浓度20-22%）450-470 氨水平均市场场价格 （2004年12月） 氨水410（约约50美元） 美国对液氨的安全管理费用 第一年成本 First Year Costs 之后年成本 Subsequent Years Costs The add-on costs for ammonia development form two regulatory requirements: SARA and RMPP SARA Title III Reporting 2,800 3,5002,800

39、3,500 Superfund Amendment and Reauthorization Act (SARA). SARA must be done annually. RMPP Initial 70,000 140,000 The Risk Management and Prevention Program (RMPP). An RMPP must be done initially and usually required to be updated every other year. RMPP Updates 20,000 70,000 Implement RMPP Findings

40、75,000 100,00075,000 100,000 The findings of the RMPP must be implemented, the costs are incurred yearly. Total Annual Cost 147,800 243,50097,800 173,500 美国安全管理费费 Average Annual cost 165,650 USD 对中国液氨的安全管理及风险费用分析 w政治、社会影响：党中央、国务院对安全生产高度重视，把安全生产工作提到了极为 突出的地位。作为与国计民生紧密相关的电力企业，更应不折不扣地贯彻中央领导同 志的指示和国务院有关

41、文件精神，突出抓好安全生产工作。一旦电厂由于使用液氨出 现群伤群亡事故，将对大唐集团造成恶劣的社会影响。 w液氨安全管理费用，不如美国高昂，故取其半数，约为USD82,825/年。 w液氨事故所造成的直接经济损失：首先，需将氨发生意外所导致的发电损失纳入经济 性评估的考虑因素中，假设在设备的15年设计寿命中发生一次严重的氨泄漏意外事件 是一个合理的氨意外事故损失风险的考量，当液氨出现严重人身伤亡事故时，国务院 安全生产监督管理部门必定介入调查，在原因调查清楚，以及保证相同事故不再发生 的前提下，有可能强迫机组停机，造成发电损失，其计算方式如下： 0.066USD/KWH550,000KW75%

42、24Hrs/D7D=USD4,573,800 则每年的氨泄漏意外风险值等于： USD4,573,800/15yr=304,920USD/yr w液氨事故所造成的间接经济损失：由于液氨严重事故造成的设备损伤及人员伤亡赔偿 等所花费用也就不言而喻了。 还原剂选择的综合成本分析 比较较条目单单位尿素SCR氨水SCR液氨SCR 建造成本USD10,688,38810,728,38810,068,388 年度系统统运行成本USD819,7641,193,364554,678 年度安全管理费费用 （重大危险险源管理） USD0082,825 风险费风险费 用 （重大危险险源管理） USD00304,920

43、 综综合成本比较较USD11,508,15211,921,75211,010,811 指数比较较11.040.96 7. 国外主要烟气脱硝公司 在中国烟气脱硝市场的发展状况 w 脱硝技术的发展 始于日本和德国，70年代开始发展 美国、台湾地区、韩国发展迅速 国外主要烟气脱硝公司 进入中国脱硝市场的情况 国外方中方提供技术术合作方式 日本IHI上海电电气集团团公司氨SCR技术转让术转让 日本MHI哈尔滨锅滨锅炉厂氨SCR技术转让术转让 德国鲁鲁奇(LEE)东东方锅锅炉厂氨SCR技术转让术转让 日本日立江苏苏苏苏源环环保公司氨SCR技术转让术转让 日本JEE(NKK) 常州三立环环保设备设备工程公

44、 司 氨SCR合资资 美国Fuel Tech国家电电站燃烧烧中心SNCR/尿素SCR技术术合作 德国KWH东东方锅锅炉厂蜂窝窝式催化剂剂制造合资资 8. Fuel-Tech公司的技术优 势 SNCR工艺的优势 w 工程造价低，占地面 积小，适合于老厂改 造，新炉会提高脱硝 率 w 因不增加SO3，可较 SCR放宽NH3逃逸条 件 w 脱硝率2540 Fuel-Tech公司的尿素SNCR 工艺的优势 与使用氨SNCR 或SCR的脱硝工艺相比，尿素SNCR 工艺可获得较佳的经济效益： w 与NH3相反，使用的还原剂尿素是无毒、无害的化学 品 w 由于没有大的系统因而投资较低，按喷射格栅（AIG)

45、、压缩机、旁路设计、钢支撑、不存在带压和危险的 无水氨或氨水的储存、处理和安全设备 w 使用液态而不是气态反应剂，可以更有效地控制喷雾 模型和化学剂分布保证良好地混合，因此以较低的 NH3逃逸使得化学剂得到较好地利用 w 尿素SNCR工艺已成功的应用在大型燃煤机组 Fuel-Tech公司的技术优势 -“分步到位”(SNCR+SCR) w脱硝SNCR/SCR混合法工艺自1997年完成研发、进入实用化阶段后，至 今已有成熟的大型燃煤机组的运行经验，并已为中国阚山电厂（ 2600MW）所选用（国家科技部及国家环保局认定的国家工程示范项 目），为世界上先进、成熟、安全且具有市场竞争力的烟气脱硝技术。

46、w安全的还原剂为尿素，其后加的SCR可以省去AIG（Ammonia Injection Grid）系统。 wSNCR/SCR混合法工艺采用一次脱硝立项分阶段实施的方式（以满足国 家阶段性排放标准为目标，逐步实施），从而使电厂DeNOx运行费用得 以大幅度的消减。 w不受燃料种类或煤的质量变化的影响、可分阶段逐步实施以节省投资以 及既适合新建大型机组，也适用于场地狭窄的老厂改造是SNCR/SCR混 合工艺符合国情而又不同于SCR工艺的重要特点。 Fuel-Tech公司尿素SCR工艺的技术优势 w SCR法是在80以上脱硝效率的要求下，最能被接受 的工艺 w 尿素SCR工艺是氨法SCR改良后的安全

47、工艺 w 目前氨法SCR转换成尿素SCR工艺已在 美国成为一种 普及化的主流工艺 w 尿素SCR工艺包括有Fuel Techs的ULTRA已有许多大 型电站锅炉容量（500MW)成功的应用实例 w 可一步到位的尿素SCR ，省去将来转换步骤 液氨SCR与尿素SCR工艺流程示意图比较 无水氨 SCR 供NH3 系统 尿素 SCR 供NH3 系统 ECOHot Flue GasAPHCatalystAIGNH3ESPStackFGD Ammonia Storage、Accumulator and dilution System: Including Ammonia Unloading Compre

48、ssor, Ammonia Storage Tank, Ammonia Vaporizer, Ammonia Accumulator, Ammonia Mixer and Ammonia Piping, Valve, etc. Decomposition Chamber Time &Temperature Urea Ammonia, HNCO ECOHot Flue GasNH3AIGCatalystAHPEPFGDStack Diesel Oil Urea (Urea Storage Tank and Metering pumps, etc.) burner 9. FBE公司烟气脱硝工艺的技术优势 SCR技术 独特的氨混合技术 模拟试验 10. 结 束 语 从发展的角度来看，脱硝技术的大 面积推广势在必行 我国脱硝技术的发展应该遵循本国特 点，合理选择符合电厂实际情况的工艺， 规范行业市场，从最大程度上降低氮氧化 物污染物的排放量。 谢 谢！