《氮氧化物排放控制技术经验总结》求取 ⇩

1 前言1

2 化石燃料在燃烧装置内的燃烧2

2.1 NOx的生成机理2

2.2 电厂结构设计对于NOx的影响11

2.3 NOx控制技术16

2.4 氧化亚氮（N2O）的生成16

3 NOx排放标准和NOx排放控制战略18

3.1 策略和政策措施18

3.2 标准的确定和测量要求18

3.3 国际协定和标准20

3.4 国家标准22

4 从燃烧角度控制NOx的排放23

4.1 改进燃烧的基本措施23

4.2 低NOx燃烧措施（一次措施）的现状29

4.2.1 低过剩空气系数（LEA）29

4.2.2 降低空气预热温度（RAP）30

4.2.3 部分燃烧器停运（BOOS）和燃料分级燃烧（BBF）31

4.2.4 烟气再循环（FGR）31

4.2.5 上部燃烬风（OFA）33

4.2.6 低NOx燃烧器（LNB）33

4.2.7 再燃烧／炉内NOx还原（IFNR）40

4.3 低NOx燃烧措施在电站锅炉上的综合应用和运行经验45

4.3.1 低NOx燃烧措施的综合应用45

4.3.2 煤粉燃烧装置的运行经验47

4.3.3 天然气和油燃烧装置的运行经验50

4.4 低NOx燃烧措施对锅炉运行的影响51

4.5 低NOx燃烧措施的应用现状52

5 烟气净化53

5.1 烟气净化技术（FGT）概述53

5.2 选择催化还原法54

5.2.1 概况54

5.2.2 SCR工艺56

5.2.3 SCR方法采用的各种催化剂58

5.2.3.1 催化剂参数58

5.2.3.2 催化剂的结构设计61

5.2.3.3 催化剂的成分63

5.2.3.4 催化剂的活性降低69

5.2.3.5 催化剂的更换方案78

5.2.4 SCR催化剂的布置82

5.2.5 SCR脱硝工艺对电站运行的影响85

5.2.5.1 氨逃逸及其对下游设备的影响85

5.2.5.2 转化成SO3对尾部烟道设备的影响91

5.2.5.3 SCR反应器的运行灵活性及可用率91

5.2.5.4 经济性影响93

5.2.6 再生式空气预热器和烟气再热系统94

5.2.6.1 再生式空气预热器（APH）94

5.2.6.2 烟气再热系统（FRH）95

5.2.6.3 “DENOx空气加热器”100

5.2.7 氨的供应和贮存102

5.2.7.1 氨的供应？气速度场102

5.2.7.2 NH3的贮存和运输104

5.2.8 控制与调节104

5.2.9 SCR装置的运行性能105

5.2.9.1 士瓦本电力公司海尔布朗电厂7号机组105

5.2.9.2 费巴鲁尔电力公司科耐普电厂C号机组111

5.2.9.3 巴伐利亚电力公司斯万多夫电厂4号机组120

5.2.9.4 汉堡电力公司港口电厂2号机组124

5.2.9.5 卡尔斯鲁厄西区电厂K3号机组135

5.2.9.6 结论138

5.3 选择非催化还原法（SNCR）143

5.3.1 SNCR过程介绍143

5.3.2 SNCR用的药品144

5.3.3 SNCR装置的性能146

5.3.3.1 概述146

5.3.3.2 具体结果147

5.4 活性碳（AC）法150

5.4.1 活性炭法概述150

5.4.2 上法兰肯电力公司阿茨贝格电厂5号和7号机组153

5.4.2.1 设备概况153

5.4.2.2 富气处理和生产H2SO4155

5.4.2.3 运行经验155

5.4.2.4 小结156

5.4.3 利用褐煤焦碳（HOK）脱SO2和／或NOx157

5.5 SNOX-/DESONOX-法158

5.6 其它工艺166

5.7 烟气处理各项工艺的比较168

6 工业燃烧过程和不同于燃烧的其它过程中降低NOx的措施（略）168

7 监视172

8 NOx控制费用174

8.1 说明174

8.2 燃烧系统改造费用175

8.3 烟气处理费用177

8.3.1 选择催化还原177

8.3.2 选择非催化还原183

8.3.3 NOx/SOx联合还原185

8.4 不同NOx措施的费用比较188

9 “低排放技术”的其它方案189

9.1 燃气轮机189

9.2 流化床燃烧191

9.3 用于发电的IGCC基本原理200

10 ECE成员国控制NOx排放技术的应用207

11 总结和结论215

附录Ⅰ 环境空气质量标准223

附录Ⅱ NOx排放标准225

附录Ⅱ NOx排放量统计数据247

附录Ⅳ 制造厂名单262

附录Ⅴ 装有烟气净化设备的电厂清单264