玉峰烟气脱硝技术方案(知识分析)
烟气脱硝系统常见问题分析课件
定期检查催化剂活性，及时更换失活催化剂，保持催化剂良好状 态。
改进反应器设计
针对反应器设计不合理问题，进行改进和优化，提高脱硝系统性 能。
06
案例分析：成功解决烟气脱硝 系案例分享
案例一
01
02
03
04
故障现象
脱硝系统效率下降，NOx排 放超标。
原因分析
经检查发现，反应器内部催化 剂失活，导致脱硝反应无法正
应急处理方案
制定设备故障应急预案、储备关键备件、培训操作人员应急 处理能力等。
04
运行分析及解决 方案
运行参数设置不合理影响分析
氨氮比失衡
氨氮比过高导致氨逃逸，增加二次污染风险；氨 氮比过低则降低脱硝效率。
温度窗口不合适
反应温度过高可能导致催化剂失活，温度过低则 影响脱硝反应速率。
空速过大或过小
效果展示
氨逃逸现象得到有效控制，空 预器堵塞问题得到解决，锅炉
运行恢复正常。
案例三
改造背景
原脱硝系统效果不佳，无法满足环保要求。
实施过程
停工检修期间进行催化剂更换和反应器结构 优化。
改造方案
采用新型催化剂，优化反应器结构，提高脱 硝效率。
成果展示
脱硝效率显著提升，NOx排放浓度大幅降低， 满足环保要求。
05
效果不佳分析及解决方 案
脱硝效率低下原因剖析
反应温度不合适
01
脱硝反应需要在一定温度范围内进行，过高或过低的温度都会
影响脱硝效率。
氨氮比不合适
02
氨氮比过高会导致氨逃逸，过低则会影响脱硝效果。
催化剂失活
03
催化剂长期运行容易失活，导致脱硝效率下降。
烟气脱硝技术简介讲解
2010年03月
主要内容
第一章：燃煤电厂氮氧化物排放特征及法律、法规。 第二章：现有的脱硝技术 第三章：脱硝技术：低氮燃烧、SNCR、SCR 第四章：SCR脱硝技术 第五章：脱硝还原剂（氨、尿素） 第六章：拥有的技术和工程实例
1.1火电机组NOx排放特征
根据官方统计，截至07年底，已
再燃烧技术的脱硝效率一般可达40%，但需对原燃烧系统和制粉系统 （采用超细煤粉的场合）及炉体实施较大的改造。
2.4 烟气再循环
再循环烟气会将燃料所需之氧剥夺,使火焰温度降低,从而减少氮氧化物的 生成。
30%的烟气混入一次风，可降低30-40%氮氧化物的生成。
再循环方式有将烟气引入送风机入口或将烟气吹进二次风风箱以与二次 风混合等方式。
不导致SO2/SO3氧化 5~10ppm
不会因催化剂导致SO2/SO3的 氧化，造成堵塞或腐蚀的机会 为三者最低
重点区域200
650
其他区域400 1）
450
150
200
200
200 3）
400
2015-01-01 2010-01-01
重点区域 200 其他区域 400
150
200
重点区域 200 其他区域 400
150
200
燃气轮机组
天然气 燃油或其他燃气燃料
80
80
50
50
150
150
120
120
火电厂氮氧化物排放控制 征求意见稿
单位mg/Nm3
时段
第1时段
第2时段
第3时段
实施时间
2010-01-01 Vdaf﹤10%
2010-0101
烟气脱硝方案
烟气脱硝方案随着工业化进程的加速，环境问题已经成为我们亟待解决的一大难题。
其中，大气污染是其中最突出的一部分，而烟气中的氮氧化物（NOx）排放更是其中之一的主要因素。
为了降低烟气中的NOx排放，研究和实施烟气脱硝方案至关重要。
本文将探讨一些烟气脱硝的方案，并讨论其效果与可行性。
一、选择合适的技术烟气脱硝技术涉及多种方法，如选择性催化还原（SCR）、非选择性催化还原（NSCR）、吸收氧化（WAO）等。
在选择合适的技术时，需要考虑多重因素，包括排放要求、设备需要和成本效益等。
例如，SCR技术是目前应用最广泛的一种方法，能够在较低温度下高效地还原NOx，但其设备成本较高，对催化剂的选择和维护也提出了一定的要求。
而NSCR技术虽然相对简单，但其去除NOx的效率则较低。
因此，在选择合适的技术时需综合考虑各个方面的因素，以达到最佳效果。
二、应用催化剂催化剂在烟气脱硝过程中起到至关重要的作用。
催化剂能够在较低的温度下加速反应速率，从而提高NOx的去除效率。
根据研究，催化剂在SCR和NSCR技术中的应用已经取得了显著的成果。
在SCR技术中，铜基和银基催化剂被广泛应用，而在NSCR技术中，铁基和钒基催化剂则表现出良好的去除NOx效果。
然而，催化剂的选择和使用需要注意与烟气成分的匹配，以及鉴别和处理可能出现的催化剂中毒问题。
三、优化运行参数在烟气脱硝过程中，运行参数的优化对于提高去除NOx的效率至关重要。
其中，烟气温度、氨气/尿素比例、反应时间等都是需要仔细考虑的因素。
烟气温度是SCR技术中一个重要的控制参数，因为催化剂的活性受到温度的限制，过高或过低的温度都可能导致效果下降。
此外，氨气/尿素比例的选择也对脱硝效果有直接影响。
过高或过低的比例都可能导致催化剂的过量损耗或者NOx去除效果下降。
因此，通过优化运行参数，可以提高烟气脱硝的效率，减少成本和能源的浪费。
四、后续处理和监测烟气脱硝方案的实施不仅需要考虑技术的选择与优化，还需要进行后续处理和监测。
烟气脱硫脱硝技术培训讲义(PPT35页)
烟气脱硫脱硝技术培训讲义(PPT35页)
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工艺过程
化学反应
向吸收塔添加石灰石浆液 石灰石溶解
浆液喷淋或鼓泡 向吸收塔鼓入氧化空气
SO2的吸收 亚硫酸盐的氧化
浆液循环、搅拌
硫酸盐的形成及 石膏结晶
烟气脱硫脱硝技术培训讲义(PPT35页)
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烟气脱硫脱硝技术培训讲义(PPT35页)
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六、烟气脱硫工艺过程几个相关概念和运行主要变量
• 1、脱硫效率 • 指脱硫装置脱除二氧化硫的量与未经脱硫前烟气中所含二
氧化硫量的百分比
——脱硫前烟气中SO2的折算浓度，mg/m3; • 不盲目追求过高的脱硫率，因为高的脱硫率是要用高的投
烟气脱硫脱硝技术培训讲义(PPT35页)
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三、脱除SO2的化学反应机理
• 1、过程阶段： • （1）气态反应物从气相内部迁移到气-液界面。 • （2）气态反应物穿过气-液界面进入液相，并发生化学反应。 • （3）反应组分从液相界面迁移到液相内部。 • （4）进入也想的反应组分与液相组分发生反应。 • （5）已溶解的反应物的迁移和由反应引起的浓度梯度产生的
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四、吸收塔不同区域发生的主要化学反应
3、中和区 •CaCO3+ 2H+ → Ca2+ +H2O+CO2 •Ca2+ + SO42- + 2H2O → CaSO4·2H2O
烟气脱硫脱硝技术培训讲义(PPT35页)
烟气脱硫脱硝技术培训讲义(PPT35页) 烟气脱硫脱硝技术培训讲义(PPT35页)
烟气脱硝方案范文
烟气脱硝方案范文烟气脱硝是指通过吸收剂将烟气中的二氧化硫(SO2)转化为硫酸及硫酸盐的过程，从而达到减少大气污染物排放的目的。
烟气脱硝方案主要包括湿法脱硫和干法脱硫两种方法。
1.湿法脱硫方案：湿法脱硫是指通过将烟气与吸收剂接触，利用化学反应及物理吸附来达到脱除烟气中SO2的目的。
常见的湿法脱硫方法有石灰石法、海水法和氨法。
-石灰石法：石灰石法是一种较为常用的湿法脱硫方法。
其原理是将石灰石(CaCO3)与烟气中的SO2反应生成硫酸盐，并通过过滤器、沉淀器等设备将产生的硫酸盐分离出来。
该方法具有处理效率高、工艺简单等优点，但同时也存在对设备腐蚀、排放废水等问题。
-海水法：海水法是将海水中的钙离子与烟气中的SO2反应生成硫酸盐的方法。
该方法处理过程中会产生大量的氯化物废水，所以需要进行后续的处理。
相比于石灰石法，海水法具有处理效率高、经济性好等优点。
-氨法：氨法即利用氨气将烟气中的SO2转化为硫酸盐。
其原理是将烟气与氨气混合，在反应器中发生反应生成顶转硝酸和硝酸铵，然后再通过进一步反应生成硫酸盐。
氨法具有脱硫效率高、废水量小等优点，但同时也存在氨气泄露、产生的废水处理问题。
2.干法脱硫方案：干法脱硫是指将含硫燃料燃烧产生的SO2转化为其他化合物，或通过吸附剂去除烟气中的SO2、干法脱硫方法可根据工艺不同分为焙烧法、催化氧化法和吸附法等。
-焙烧法：这种方法是通过高温焙烧含硫燃料，使SO2转化为SO3，然后与吸收剂反应生成硫酸盐。
焙烧法处理过程简单，但对设备要求高，同时还存在二次污染及高能耗问题。
-催化氧化法：这种方法是利用催化剂催化烟气中的SO2氧化成SO3，然后与吸附剂进行反应。
催化氧化法具有高效、可重复使用催化剂、投资和运营成本低等优点。
-吸附法：吸附法主要使用活性炭、沸石等材料对烟气中的SO2进行吸附。
吸附法具有处理效率高、对设备要求低等优点，但同时也存在吸附剂再生与废物处理难题。
总结起来，烟气脱硝方案有湿法脱硫和干法脱硫两种主要方法。
烟气脱硫脱硝工艺流程讲解
烟气脱硫脱硝工艺流程讲解下载温馨提示：该文档是我店铺精心编制而成，希望大家下载以后，能够帮助大家解决实际的问题。
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烟气脱硫脱硝的方案
烟气脱硫脱硝的方案烟气脱硫脱硝是用来减少烟气中二氧化硫和氮氧化物含量的技术。
由于燃烧煤炭和其他化石燃料会产生大量的二氧化硫和氮氧化物，这些污染物对环境和人类健康造成严重的威胁。
因此，研发高效的烟气脱硫脱硝技术非常重要。
烟气脱硫主要采用湿法脱硫和干法脱硫两种方法。
湿法脱硫主要是通过将烟气与碱性溶液进行接触，使二氧化硫转化为可溶性的硫酸盐，并被溶液吸收。
一种常见的湿法脱硫方法是石灰石石膏法。
这种方法使用石灰石和水生成石灰石石膏悬浮液，烟气通过悬浮液时，二氧化硫会被氧化成硫酸盐，并被石灰石石膏吸收。
这种方法具有处理能力大、脱硫效率高、对二氧化硫和硫酸盐的转化效率高等优点。
另一种湿法脱硫方法是海水脱硫法。
这种方法利用海水中丰富的碱性成分，通过将烟气与海水进行接触，使二氧化硫转化为硫酸盐，并被海水吸收。
这种方法不需要外部吸收剂，处理成本低，但需要海水资源丰富的地区才能使用。
除了湿法脱硫，还可以采用干法脱硫。
干法脱硫通过将烟气与多孔物质（如活性炭、催化剂等）接触，使二氧化硫转化为硫酸盐，并被吸附在多孔物质上。
这种方法可以适用于低硫煤的燃烧过程中，处理效果好，但对多孔物质的选择和再生成本较高。
烟气脱硝主要是通过选择性催化还原（SCR）技术来实现。
SCR技术利用氨作为还原剂，在催化剂的作用下，氮氧化物与氨还原生成氮气和水蒸气。
这种方法可以将氮氧化物的排放控制在规定标准以下，达到脱硝的目的。
SCR脱硝技术具有高效脱硝、操作稳定、适应性广等优点。
在SCR技术中，选择合适的催化剂对脱硝效果至关重要。
常见的催化剂有硅铝材料、钒钼材料等。
此外，控制氨与氮氧化物的比例也非常重要，过量的氨会导致亚硝酸盐形成，从而增加氮氧化物的排放。
总之，烟气脱硫脱硝技术在大气污染治理中起着重要作用。
通过选择合适的脱硫脱硝方法和催化剂，可以降低烟气中二氧化硫和氮氧化物的排放，有效保护环境和人类健康。
烟气脱硫脱硝的方案
5. 总反应方程式为： 2NO + O2 +2OH - NO2- + NO3-+ H2O
总之：
[O] 将NO氧化NO2 在碱性溶液中，NO2NO2- + NO3 en能保持[Co(en)2]2+离子不断循环
－－SO2：石灰/石膏法脱除 SO2 + Ca(OH)2 CaSO3 + H2O
华东理工大学肖文德等人，以Al2O3为载 体,负载各种金属氧化物NiO、Co3O4的 催化剂上，研究氧化NO为NO2的规律； 并考察SO2对其的影响。
设想
多联产能源系统中分离SO2 、NOx ；
用天然气中的CH4、H2等还原SO2，从产物 中得到H2S；
利用H2S来还原NOx 希望实现： H2S + NO N2 + S + H2O
NO (g) NO (aq) NO2
3. 在碱性溶液中，OH-会取代络合物中的NO2： [Co(en) (NO2)OH] + + OH-
[Co(en) (OH)2] + NO2- + NO3- +H2O
2NO2 +2OH - NO2- + NO3-+ H2O
4. 催化剂再生 [Co(en) (OH)2] + en [Co(en)2]2+ + 2OH-
4. US Department of Energy. DOE/NETL-2000/1125. SNOXTM Flue Gas Cleaning Demonstration: Project: A DOE Assessment. 2000. 13
5. US Department of Energy. DOE/FE-0459-2. Clean Coal Technology Programs: Completed Projects 2003. Clean Coal Today Newsletter. 2003，(2)：72
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玉峰烟气脱硝技术方案
一、项目工程分析
一台75t/h，一台90t/h循环硫化床锅炉的烟气净化工程，目前采用炉内喷钙法脱硫。
烟气量：75t/h锅炉：160000m3/h，温度120℃
90 t/h锅炉：190000m3/h，温度120℃
SO2：400mg/m3
NO X：200mg/m3
分析：
如果仅仅烟气脱硝的话，SNCR法不能使用，主要原因：循环硫化床锅炉燃烧温度一般<950℃，而SNCR法的温度窗为930-1080℃，效果不佳；SCR法的效果好但投资较大，二台锅炉一般的造价按烟气量折算，以环保部的测算一套30万kw的机组为238元/kw的投资来估计，约在1200万元左右，使用运行费用约在390万元/年，其中催化剂为30-35%，约为700-800万元，按两年寿命计算，年折旧约350-400万元，按三年寿命计算为年折旧240-280万元。
按GB13223-2011标准规定，SO2的排放<100mg/m3，NO X<100mg/m3，锅炉目前的排放中：SO2的脱除率≥75%，NO X脱除率≥50%，而目前由于PM2.5的影响，颗粒物排放也要求≤30mg/m3。
因此，玉峰的项目应当分为二种，即全面满足GB13233-2011的要求的方案以及只满足厂方的脱硝要求的方案。
二、仅满足厂方脱硝要求的方案
该方案仅脱硝使NO X的排放≤100mg/m3，采用中低温固体催化剂技术利用锅炉烟气中的CO，O2等成分，其技术原理为：
C+H2O→CO+H2
CO+O2→CO2
2H2+O2→2H2O
2CO+2NO→2CO2+N2
2H2+2NO→2H2O+N2
整个方案为每炉一个催化塔，中填低温催化剂，安装在除尘器后，因此不用复杂的吹扫装置，锅炉进风口增加喷水系统，催化剂寿命为5年，大于SCR法催化剂的2-3年，以及催化剂吊装设施。
由于催化剂开孔率仅0.42，即42%，根据烟气量160000m3/h和
190000m3/h，计算：
160000/3600*3*0.42*1.1=31m2，按36m2（6×6m2）计72m3
190000/3600*3*0.42*1.1=38m2，按42m2（6×7m2）计84m3
共二塔，其中催化剂为72+84=156m3
如果是SCR法的催化剂价格（市面最低价）为4.5万元/m3，正规厂为6-8万元/m3，计算光催化剂价格为702万元；我方为长期合作半价计算为312万元。
在引风机压头足够的前提下，整个造价为630万元，包括二个催化塔建造，防腐、安装等，以及均流器、催化剂和喷雾改造等。
主要运行费用（引风机、催化塔动压损失约800Pa）和水、泵运行的费用，需根据锅炉运行状态进行调整。
该方案的优点：（1）投资省；（2）不需改造锅炉；（3）结构简单；（4）不需额外增加吹扫装置、氨等系统，运行费用低。
该方案的缺点：水平放置，长期使用会积灰，仅可保障NOX的排放达标，其它的如SO2、颗粒物等均不能保证排放达标。
和SCR法、SNCR法的比较如下：（一台75t/h和一台90t/h锅炉）
SNCR法SCR法LSCO法（低温法）一次投资约400万元>1200万元630万元
运行费用（8000h/年）>400万元>400万元<100万元
风险①出运行窗口，效率
低
②改造锅炉
③运行用氨（液氨）①效率高，溢氨
②改造锅炉
③液氨
①效率一般，达标
②不需要改造锅炉
③水。