烟气脱硝装置技术介绍
烟气脱硝装置技术介绍
摘要为了减少NOx排放总量，国内通常采用催化脱硝来减少NOx排放，应用较多的有选择性催化还原法(Selective
catalyticreduction，简称SCR)、选择性非催化还原法。本文详细介绍了SCR烟气脱硝技术的原理、工艺流程、运行控制和工业应用实例。
关键词 火电厂烟气脱硝 氮氧化物 选择性催化还原法 催化剂
一、烟气脱硝装置( SCR)技术
氨气作为脱硝剂被喷入高温烟气脱硝装置中，在催化剂的作用下将烟气中的NOx分解成为N和H20，其反应公式如下：催化剂：
4N0+4NH3+02→N2+6H20；催化剂：NO+N02+2NH3→N2+3H20一般通过使用适当的催化剂，上述反应可以在200℃~450℃的温度范围内有效进行，在NH3／NO=l的情况下，可以达到80%~90%的脱硝效率。
烟气中的NOx浓度通常是低的，但是烟气的体积相对很大，因此用在SCR上的催化剂一定要具有高性能，反映速度要快、要均匀，反应周期相对较短，因此用在这种条件下的催化剂一定要满足燃煤锅炉高可靠性运行的要求。
二、烟气脱硝( SCR)技术特点
SCR脱硝技术脱除效率高，并且适应当前的环保要求，因此在火电厂得到了广泛的应用。同时，SCR脱硝技术在国外是应用最多、技术最成熟的技术之一。根据发达国家的经验，SCR脱硝技术必然会成为我国火力电站燃煤锅炉主要的脱硝技术并得到越来越广泛地应用。
1．SCR脱硝系统组成。SCR系统一般由氨的储存系统、氨与空气的混合系统、氨气喷入系统、反应器系统、省煤器系统、SCR旁路、检测控
制系统等组成。
液氨从液氨槽车由卸料压缩机送入液氨储槽，再经过蒸发槽蒸发为氨气后通过氨缓冲槽和输送管道进入锅炉区，通过与空气均匀混合后由分布导阀进入SCR反应器内部反应，SCR反应器设置于空气预热器前，氨气在SCR反应器的上方，通过一种特殊的喷雾装置和烟气均匀分布混合，混合后烟气通过反应器内的催化剂层进行还原反应。
SCR系统设计技术参数主要有反应器入口NOx浓度、反应温度、反应器内空间速度或还原剂的停留时间、NH3/NOx摩尔比、NH3的逃逸量、SCR系统的脱硝效率等。
(1)氨的储存、混合系统。每个SCR反应器的氨储存系统由一个氨储存罐、一个氨气／空气混合器、两台氨稀释的空气压缩机（一台备用）和阀门、氨蒸发器等组成。氨储存罐可以容纳15天使用的无水氨量，可充至85%的储罐体积，罐体上装有液面仪和温度显示仪。液氨汽化采用电加热的方式，同时保证氨气／空气混合器内的压力为350Pa。
NH3烟气混合的均匀性和分散性是维持低NH3逃逸水平的关键。为保证烟气和氨气在烟道中分散好、混合均匀，可以增加NH3喷入的能量；可以增加喷点的数量和区域；可以改进NH3喷射的分散性和方向；可以在NH3喷入后的烟道中设置导流板。同时，根据冷态流动和数学流动模型计算结果对喷氨系统的结构进行优化。
(2)喷氨系统根据锅炉负荷、反应器入口NOx浓度、反应器出口NOx浓度测量的反馈信号，控制氨的喷入量。
(3)SCR反应器采用固定床形式，催化剂为模块放置。反应器内的催化剂层数取决于所需的催化剂反应表面积。典型的布置方式是布置二至三层催化剂层。在反应器催化剂层设置吹灰装置，定时吹灰。反应器下
设有灰斗，与电厂排灰系统相连，定时排灰。
(4)省煤器和反应器旁路系统。在省煤器和反应器之间设置旁路，称之为省煤器旁路。当锅炉负荷降低，烟气流量减少，进入反应器的烟气温度低于要求值时，旁路开通，向反应器导入高温烟气，提高反应器内的温度。此外，在反应器入口和出口间装有一个大的旁路，以防止低温造成催化剂中毒及催化剂污染。所有的SCR系统旁路的插板门均要保证零泄漏。
2．催化剂。催化剂是电厂SCR工艺的核心，它约占其投资的1/3。为了使电站安全、经济运行，对SCR工艺使用的催化剂应达到下列要求：(1)低温度时在较宽的温度范围具有较高的活性。(2)高选择性(S02向S03的转换率和其他方面作用低，即副反应少)。(3)对S02、卤族酸(HCL，HF)和碱金属具有化学稳定性。(4)克服强烈温度波动的稳定性，对烟道的压力损失小、寿命长、成本低。(5)理想的催化剂应具有以下优点：高活性、抗中毒能力强、好的机械强度和耐磨损性、有合适的工作温度区间。
三、SCR法催化剂的介绍
1．催化剂种类。最初开发的催化剂是粒状的。现在为了防止催化剂层被粉末堵塞，减少压力损失，而采用蜂窝状或平板状催化剂。
2．催化剂的组成。主要有基材（构成催化剂的骨架）、载体（使活性金属成分能够较好的分散和保持的材料）以及活性金属（其产生催化作用的成分）构成。
3．催化剂的性能。对催化剂性能影响较大的因素有反应温度、催化剂的投用量和氨的注入量。温度在350℃~400℃时，催化剂有最佳的活性，通常脱硝反应设定在这个温度范围内，催化剂的性能才能得以保
证，如果反应温度不在这个温度范围内时，催化剂的性能将降低，尤其是在高温区域使用时，由于过热促使催化剂的表面被烧结，使催化剂的寿命降低。但是，近年来，随着脱硝装置适用范围的扩大，同时也要求催化剂的使用温度范围扩大。
催化剂量是根据脱硝装置的设计能力和操作要求来决定的，增加催化剂量可以提高脱硝性能。在实际中，催化剂的初期充填量是设计要求的最适量和使用期间的损失量之和。一般用SV值(SV值=处理气体量(m3(vn)／h)/催化剂量m3))来表示催化剂的充填量指标。
NH3量的注入指标用注入的NH3和处理气体中的NOx的物质的量（容量）之比（NH3／NOx）表示，一般根据所要求的脱硝装置性能来设定NH3／NOx。
排放的气体中含有其他成分，如水( H20)、氧气(02)等，对脱硝性能仅有很小的影响，而sOx、NOx、N2则没有影响。但是，因NH3的注入量是根据NH3和NOx的物质的量之比决定的。所以NOx浓度对NH3的泄露浓度有影响。
四、SCR测量控制系统
1.反应温度控制。浓度和催化剂量时必须考虑对脱硝装置后部机器的影响。在一定温度范围内，随着反应温度提高，NOX脱除率急剧增加，待脱硝率达到最大值时，温度继续升高会使NH3氧化而使脱硝率下降；反应温度过低，烟气脱硝反应不充分，易产生NH3的逃逸。因此要对SCR系统入口烟气温度进行监测，并通过调节省煤器旁路开度控制SCR 系统入口烟气温度。
2．氨量的控制。在NH3/NOx摩尔比小于1时，随NH3/NOx摩尔比的增加，NH3会造成二次污染，一般控制NH3/NOx摩尔比在1.0左右。氨的流
量控制阀调节控制NH3的流量，控制系统根据反应器入口的NOx的排放浓度、烟气流量、反应器出口所要求的NOx的排放浓度和氨的逃逸浓度计算出氨的供给流量。
为保证人身和设备安全，发生下列情况，氨气阀门自动关闭：低的烟气流量；高的氨气／空气比；催化剂入口烟气温度过高；催化剂入口烟气温度过低；没有来自锅炉的运行信号；启动急停开关；
3．氨稀释空气流量控制。氨稀释用空气流量在SCR系统运行时被设定好，不再调整。使用两台空气压缩机，并且两台压缩机互为备用。保证空气的输送压力和流量。
4．氨气蒸发器。氨气蒸发器与储罐为一体化结构，加热器放置在无水氨的液体中，通过氨储罐内的压力控制加热器。当储罐内的压力低于设定压力时，加热器通电加热液氨；加热器过热则断电保护。
五、结束语
国民经济的可持续发展离不开能源的支持，中国是当今世界上最大的产煤国和消费国，已探明的储量为1万亿吨左右，占已探明的煤炭、石油、天然气及水电资源的90%。所以煤炭资源在国民经济发展中做出了巨大的贡献。同时在开采和使用的过程中对环境造成二次污染。燃煤锅炉排放的NOx是大气污染的元凶之一，该物质达到一定浓度就会对人体健康构成威胁和危害。氮氧化物与空气中的水结合最终会转化成硝酸和硝酸盐，最终形成酸雨；并且吸入的二氧化氮可对人的肺部产生强烈的刺激作用和腐蚀作用，长期吸入会得肺水肿病等，可以说大气污染严重破坏生态环境和严重危害人的健康。因此，现在必须进行脱硝除尘来减轻大气污染。特别是燃煤电厂，装备脱硝系统刻不容缓。
参考文献
[1]燃煤电厂除尘、脱硫、脱硝技术．
[2]国家环保局GB13223-2003火电厂大气污染物排放标准．
烟气脱硫脱硝技术方案
1、化学反应原理 任意浓度的硫酸、硝酸，都能够跟烟气当中细颗粒物的酸、碱性氧化物产生化学反应， 生成某酸盐和水，也能够跟其它酸的盐类发生复分解反应、氧化还原反应，生成新酸和新盐，通过应用高精尖微分捕获微分净化处理技术产生的巨大量水膜，极大程度的提高烟气与循环 工质接触、混合效率，缩短工艺流程，在将具有连续性气、固、液多项流连续进行三次微分 捕获的同时，连续进行三次全面的综合性高精度微分净化处理。 2、串联叠加法工作原理 现有技术装备以及烟气治理工艺流程的效率都是比较偏低，例如脱硫效率一般都在98%左右甚至更低，那么，如果将三个这样工作原理的吸收塔原型进行串联叠加性应用，脱硫效率一定会更高，例如99.9999%以上。 工艺流程工作原理 传统技术整治大气环境污染，例如脱硫都是采用一种循环工质，那么，如果依次采用三种化学性质截然不同的循环工质，例如稀酸溶液、水溶液和稀碱溶液进行净化处理，当然可以十分明显的提高脱除效率，达到极其接近于百分百无毒害性彻底整治目标。 1、整治大气环境污染，除尘、脱硫、脱氮、脱汞，进行烟气治理，当然最好是一体 化一步到位，当然首选脱除效率最高，效价比最高，安全投运率最高，脱除污染因子最全 面，运行操作最直观可靠，运行费用最低的，高效除尘、脱硫、脱氮、脱汞一体化高精尖 技术装备。 2、高效除尘、脱硫、脱氮、脱汞一体化高精尖技术装备，采用最先进湿式捕获大化 学处理技术非选择性催化还原法，拥有原创性、核心性、完全自主知识产权，完全国产化，发明专利名称《一种高效除尘、脱硫、脱氮一体化装置》，发明专利号。 3、吸收塔的使用寿命大于30年，保修三年，耐酸、耐碱、耐摩擦工质循环泵，以及 其它标准件的保修期，按其相应行业标准执行。 4、30年以内，极少、甚至可以说不会有跑、冒、滴、漏、渗、堵现象的发生。 5、将补充水引进到3#稀碱池入口，根据实际燃煤含硫量和烟气含硝量调整好钠碱量 以及相应补充水即可正常运行。 6、工艺流程： 三个工质循环系统的循环工质，分别经过三台循环泵进行加压、喷淋。 （1）可以采用废水的补充水进入进行第三级处理的稀碱池，通过第三级循环泵或者称 为稀碱泵，进行第三次微分捕获微分净化处理，然后溢流至中水池。 （2）从稀碱池溢流来的稀碱水自流进入中水池，经过第二级循环泵或者称为中水泵的 加压循环，进行第二次微分捕获微分净化处理的喷淋布水。 （3）从中水池溢流来的中水进入稀酸池，第一级循环泵或者称为稀酸泵泵出的循环工 质，在进行第一级微分捕获微分净化处理循环过程当中，在稀酸池经过处理，成为多元酸， 通过补充水和澄清水保持两个循环系统工作。
烟气脱硝装置( SCR)技术
烟气脱硝装置( SCR)技术 一、SCR装置运行原理如下: 氨气作为脱硝剂被喷入高温烟气脱硝装置中,在催化剂的作用下将烟气中NOx 分解成为N2和H2O,其反应公式如下: 4NO + 4NH3 +O2 →4N2 + 6H2O NO +NO2 + 2NH3 →2N2 + 3H2O 一般通过使用适当的催化剂,上述反应可以在200 ℃～450 ℃的温度范围内有效进行, 在NH3 /NO = 1的情况下,可以达到80～90%的脱硝效率。 烟气中的NOx 浓度通常是低的,但是烟气的体积相对很大,因此用在SCR装置的催化剂一定是高性能。因此用在这种条件下的催化剂一定满足燃煤锅炉高可靠性运行的要求。 二、烟气脱硝技术特点 SCR脱硝技术以其脱除效率高,适应当前环保要求而得到电力行业高度重视和广泛的应用。在环保要求严格的发达国家例如德国,日本,美国,加拿大,荷兰,奥地利,瑞典,丹麦等国SCR脱硝技术已经是应用最多、最成熟的技术之一。根据发达国家的经验, SCR脱硝技术必然会成为我国火力电站燃煤锅炉主要的脱硝技术并得到越来越广泛的应用。 图1为SCR烟气脱硝系统典型工艺流程简图。
三、SCR脱硝系统一般组成 图1为SCR烟气脱硝系统典型工艺流程简图, SCR系统一般由氨的储存系统、氨与空气混合系统、氨气喷入系统、反应器系统、省煤器旁路、SCR旁路、检测控制系统等组成。 液氨从液氨槽车由卸料压缩机送人液氨储槽,再经过蒸发槽蒸发为氨气后通过氨缓冲槽和 输送管道进人锅炉区,通过与空气均匀混合后由分布导阀进入SCR反应器内部反应, SCR反应器设置于空气预热器前,氨气在SCR 反应器的上方,通过一种特殊的喷雾装置和烟气均匀分布混合,混合后烟气通过反应器内催化剂层进行还原反应。
锅炉SCR脱硝技术培训资料
锅炉S C R脱硝技术
220t/h锅炉SCR脱硝技术 1.反应器布置 本项目锅炉烟气NO X含量达800mg/Nm3，要求排放100 mg/Nm3，脱硝效率87.5%。SNCR脱硝工艺达不到环保要求，建议采用SCR脱硝工艺，推荐采用20孔蜂窝式催化剂，每台锅炉配置2台脱硝反应器，每台反应器内催化剂布置方式采用2+1布置，即安装2层催化剂，预留1层。每层催化剂体积初步预估21m3，三台锅炉总量约252m3。 另本项目锅炉尾部竖井交叉布置两级省煤器和三级管式空气预热器，省煤器、空气预热器交叉布置分别支承在尾部构架上，这种省煤器及空预器布置方式不便于SCR脱硝装置的设置。鉴于锅炉已开始进行安装工程，不便进行大的改动，脱硝反应器的布置及脱硝烟气的引出将结合目前锅炉的实际情况配置。 1.1脱硝烟气将由高温省煤器出口双烟道引出（此处烟气温度380℃，最佳反应 温度），向上约10米分别进入两台脱硝反应器 （W4.04mxL5.9mxH10m），经反应器后回到一级空预器入口，这样尾部竖井烟道高温省煤器和高温空预器之间需预留出烟气的进出空间约5.6米（烟道截面按4.04x1.6，烟气流速14m/s估算），需锅炉厂调整空预器和低温省煤器的安装位置，来保证脱硝烟气的进出空间。且此种反应器布置方式烟气脱硝后在空预器低温区易生成亚硫酸铵造成低温腐蚀及堵塞，建议在三级空预器上方设置蒸汽吹灰器。 1.2如锅炉低负荷运行时，高温空预器出口温度能在290℃以上，可采取将脱硝 烟气由高温空预器出口引出（如必要，也可从高温省煤器上方引出部分高温烟气来加热脱硝烟气），向上约10米分别进入两台脱硝反应器，同时将剩余省煤器、空预器安装位置平移调整到反应器出口烟道，并在三级空预器上方设置蒸汽吹灰器。 SCR烟气系统设计参数
烟气脱硫脱硝行业介绍.docx
1.烟气脱硫技术 由于我国的大部分煤炭、铁矿资源中含硫量较高，因此在火力发电、钢铁、建材生产过程中由于高温、富氧的环境而产生了含有大量二氧化硫的烟气，从而给我国大气污染治理带来了极大的环保压力。 据国家环保部统计，2012年全国二氧化硫排放总量为2117.6万吨，其中工业二氧化硫排放量1911.7万吨，而分解到三个重点行业分别如下：电力和热力生产业为797.0万吨、钢铁为240.6万吨、建材为199.8万吨，三个行业共计1237.4万吨达到整个工业二氧化硫排的64.7%。“十一五”期间，我国全面推行烟气脱硫技术以后，我国烟气脱硫通过近十年的发展，积累了大量的工程实践经验，其中最常用的为湿法、干法以及半干法烟气三种脱硫技术。
1.1湿法脱硫技术 1.1.1石灰石-石膏法 这是一种成熟的烟气脱硫技术，在大型火电厂中，90%以上采用湿式石灰石—石膏法烟气脱硫工艺流程。该工艺采用石灰石（即氧化钙）浆液作为脱硫剂，与烟气中的二氧化硫发生反应生产亚硫酸钙，亚硫酸钙与氧气进一步反应生产硫酸钙。硫酸钙经过过滤、干燥后形成脱硫副产品石膏。 这项工艺的关键在于控制烟气流量和浆液的pH值，在合适的工艺条件下，即使在低钙硫比的情况下，也能保持较高的脱硫效率，通常可以达到95%以上。但是该工艺流程复杂且需要设置废水处理系统，因而工程造价高、占地面积大。同时，由于石灰石浆液的溶解性较低，即使通过调节了浆液pH值提高了石灰石的溶解度，但是在使用喷嘴时由于压力的变化，仍然容易发生堵塞喷嘴的情况并且易磨损设备，因而大幅度增加了脱硫设施后期的运营维修费用。 同时由于脱硫烟气中的粉尘成分复杂，在采用石灰石-石膏法时生成的脱硫石膏的杂质含量较多，在石灰石资源丰富的我国，这种品质有限的脱硫石膏很难具有利用价值，通常只能采用填埋进行处理。为了解决这一问题，有企业采用白云石（即氧化镁）作为脱硫剂来替代石灰石，从而使脱硫副产品由石膏变为了七水硫酸镁，而七水硫酸镁由于其水溶性高易于提纯，因而可以制成为合格品质的化学添加剂或化肥使用，其经济价值要远高于脱硫石膏。但是与其相关对的是脱硫剂白云石的成本也远高于石灰石，给企业后期运营成本也带来较大的压力。
烟气脱硝技术的应用分析 王帅
烟气脱硝技术的应用分析王帅 发表时间：2018-06-04T10:51:01.100Z 来源：《电力设备》2018年第2期作者：王帅 [导读] 摘要：受技术条件、资金等多方面因素制约，现阶段，火电厂仍旧是我国发电的主力，但是火电厂在发电过程中需要应用到大量煤炭资源，若是将所产生的烟气向空气中进行直接排放，空气必然会受到严重的污染，甚至威胁到人们的身体健康。 （大唐内蒙古多伦煤化工有限责任公司内蒙古多伦 027300） 摘要：受技术条件、资金等多方面因素制约，现阶段，火电厂仍旧是我国发电的主力，但是火电厂在发电过程中需要应用到大量煤炭资源，若是将所产生的烟气向空气中进行直接排放，空气必然会受到严重的污染，甚至威胁到人们的身体健康。因此，在尚未排放的烟气进行脱硝是很有必要的，研究结果表明，经过脱硝处理后的烟气所包含污染物的数量明显减少，将其向空气中进行排放，能够避免对环境造成严重污染。本文对烟气脱硝技术的应用进行了简要分析。 关键词：火电厂；烟气脱硝技术；应用 1烟气脱硝装置的概述 现阶段我国大部分火电厂在对烟气脱硝装置进行利用时，往往将还原法和半干湿处理法作为首选，而还原法的应用，主要针对的是火电厂烟气内含量较大的氮氧化物，在对还原法进行应用时，根据实际需求又可将其分为选择性非催化以及选择性催化还原法两种。还原法的原理是将氨或相应衍生物作为反应所需的还原剂，以此来完成针对二氧化氮所生成的还原反应。实践结果表明，在对其进行实际应用时产生的物质主要分为水和氮气，脱硝的目的自然得到了有效的实现。在对选择性的催化还原反应进行应用时，所应用脱硝装置的效率往往可以达到90%以上，正是因为该法具有极高的脱硝效率，因此，现阶段已经被广泛应用在各个火电厂之中，当然该法存在的不足也是极为明显的，具体体现在成本高以及占地面积较大这两个方面，也就是说对中、小型火电厂而言，该法所具有的作用难以被完整的呈现出来。与选择性的催化还原反应不同，选择性的非催化还原反应普遍适用于各中、小型火电厂，并在中、小型火电厂中发挥了应有的作用，这主要是因为该法与选择性的催化还原法相比，具有占地面积小和成本较低的优势，随之而来的问题就是工作效率的下降，该法所具有的脱硝效率仅为50%，明显低于选择性催化还原法的90%。 2火电厂烟气脱硝技术经济的效益所遵守的原则 2.1经济分析与评价的原则 火电厂脱硝处理中，要坚持最大化地实现火电厂的经济效益，充分运用火电厂烟气脱硝技术，减少成本投资，提升生产力，保证最大化的经济收益。要有效地实现这个目的，就要对火电厂烟气脱硝技术进行综合性评估，判别火电厂烟气脱硝技术对火电厂生产的作用和效果。邓小平曾说，科学技术是第一生产力。要使科学技术发挥最大的效应，就要注重科学技术的设计问题。因而，在火电厂烟气脱硝技术运用的过程中，应该注重技术研究和分析，根据实际情况充分考虑技术和经济之间的关系。所以在火电厂生产过程中，应该注重环保排放的要求，从经济的角度上对烟气脱硝技术进行相应的设计和优化，对技术设计方案进行详细数据分析和研究，从而有效地降低工程造价。如此，才能有效地实现火电厂的经济效益的最大化。 2.2费用最小化原则 火电厂烟气脱硝的目的是在火电厂电力生产中，有效地保证环境质量、维护生态效益、促进经济和社会的长久发展和进步，避免因为火电厂电力生产中，由于技术不成熟导致环境污染，影响人们的生活生产。在火电厂生产中，为了有效地达到这个目的，火电厂烟气脱硝技术既要保证生态环境的平衡，还要维持功能有效地运行，避免资源的浪费、成本的增加。火电厂相关负责人应该根据实际情况，对火电厂烟气脱硝技术的各项费用进行相应的分析，例如对设备购置、安装、维修、使用等方面的费用进行相应的分析和研究，避免运用火电厂烟气脱硝技术的时候造成不必要的费用损失。火电厂烟气脱硝技术作为一项新型技术，要保证其高效、快速地运行，必须要遵循费用最小化原则，如此才能有效地保证火电厂的生产效益和经济效益，便于满足市场的实际需求。 2.3经济效益最大化原则 经济效益最大化与费用最小化之间有着直接的联系，主要指火电厂在使用烟气脱硝技术的时候，相关设备能够在服务期内有效、正常地运行，从而保证火电厂生产效益最大化，生产效益的最大会导致生产产量的择增加，当生产产品的价格不变的时候，能够有效地实现经济效益的最大化。为了保证经济效益的最大化，火电厂不仅要保持烟气脱硝技术运用的费用最少化，还要注重排污处理费用的最少化，人力资源投入费用的合理化，如此才能有效地保证火电厂的生产效益和质量。 2.4火电厂烟气脱硝技术工艺和装置的选择原则 随着科学技术的不断发展，市场对于电力的需求越来越大，由于电力需求不断增加，导致我国火力发电行业氮氧化物排放量不断增加，相关文献表明，氮氧化物排放量在未来发展中将会得到大幅度提升，其中氮氧化物排放量可见一斑，对于环境污染的情况可想而知。因而，实施脱硝改造工程既是火电厂生产的实际需求，更是积极响应国家“节能减排”政策的重要举措，对于建设现代化、生态化、科技化的火电厂具有标志性的意义。要做好脱硝改造工程，必须注重火电厂的烟气脱硝工艺和装置的选择，而后注重火电厂烟气脱硝技术人员操作，保证整个生产过程高效、有效地运行。烟气脱硝工艺的选取，应该注重锅炉燃烧方式、燃料的选取和特性、催化剂的布置、烟气温度等各项指标。在选择烟气脱硝方式时，应优先选择运行可靠、水电能源消耗少、还原剂来源稳定、脱硝率高、运行费用低等成熟脱硝技术。 3烟气脱硝技术 3.1选择性非催化烟气脱硝技术（SNCR） 选择性非催化还原法是在不使用催化剂的情况下向炉内喷入还原剂氨或是尿素等，将烟气中的氮氧化物还原为N2和H2O。在NH3和氮氧化物的摩尔比处于2～3范围内时，脱硝效率可以维持在30%～50%之间。当温度处于950℃上下时，其反应式如下： 4NH3+4NOx+O2→4N2+6H2O 当温度过高时，会产生一定的副作用，其反应式为： 4NH3+5O2→4NO+6H2O 而在温度过低的情况下，其反应速度就会减小，因此在技术实际使用的过程中，一定要对反应温度进行严格的控制。该工艺由于未使用催化器，因此脱硝的效率较低，同时在脱硝率相同的情况下，该工艺所需的NH3量要相对较高，会导致NH3逸散量的增加。
脱硫脱硝培训材料
1、唐山建龙烟气基本参数情况 2、排放标准
3、我厂脱硫脱硝技术参数： 4、脱硫脱硝技术汇总 （1）目前脱硫方法 （2）目前脱硝技术
5、技术原理 （1）SCR 脱硝技术原理 脱硝采用尿素水作为还原剂，尿素热解工艺利用尿素溶液热解工艺为SCR 系统提供反应剂，经燃烧器加热的焦炉烟气（320-350℃）进入脱硝反应器，在反应器内，烟气中的NOx 与氨在催化剂的作用下发生反应，最终以N 2的形式排放。 尿素热解工艺的主要反应如下： CO(NH 2)2 → NH 3 + HNCO HNCO + H 2O → NH 3 + CO 2 SCR 主要反应描述如下： 4NO+4NH 3+O 2 → 3N 2+6H 2O NO+NO 2+2NH 3 → 3H 2O+2N 2 6NO+4NH 3→5N 2+6H 2O （2）脱硫技术原理 烟气脱硫采用石灰/石膏法。烟气中的SO 2与石灰浆液在脱硫塔中反应，生成亚硫酸钙；然后通过强制氧化的方式，最终以硫酸钙形式排放。发生的主要反应方： )()(22aq SO g SO ? )()(3222l SO H O H aq SO ?+ 2232()Ca OH SO CaSO H O +→+ 22332()2Ca OH H SO CaSO H O +→+ 423CaSO O CaSO →+ 6、工艺路线及系统说明 如图2－1所示，1#、2#焦炉烟囱烟气汇合后进入燃烧器，通过燃烧器将焦炉烟气加热至320-350℃，以提供满足SCR 反应的温度窗口，然后进入SCR 反应器进行脱硝，脱硝后的烟气经余热锅炉，使烟气温度降到160°C 以下，并产生一定量的饱和蒸汽，然后烟气在增压风机的作用下进入脱硫吸收塔，在脱硫吸收塔内，烟气中的SO 2与石灰浆液反应得以脱除，净化后的烟气由塔顶烟囱直接排放。 7、方案总体说明 O H CaSO O H CaSO 242422?→+
各种烟气脱硫、脱硝技术工艺与其优缺点
各种烟气脱硫、脱硝技术工艺与优缺点 2019.12.11 按脱硫过程是否加水和脱硫产物的干湿形态，烟气脱硫分为：湿法、半干法、干法三大类脱硫工艺。湿法脱硫技术较为成熟，效率高，操作简单。 、湿法烟气脱硫技术 优点：湿法烟气脱硫技术为气液反应，反应速度快，脱硫效率高，一般均高于90 ％，技术成熟，适用面广。湿法脱硫技术比较成熟，生产运行安全可靠，在众多的脱硫技术中，始终占据主导地位，占脱硫总装机容量的80 ％以上。 缺点：生成物是液体或淤渣，较难处理，设备腐蚀性严重，洗涤后烟气需再热，能耗高，占地面积大，投资和运行费用高。
系统复杂、设备庞大、耗水量大、一次性投资高，一般适用于大型电厂。 分类：常用的湿法烟气脱硫技术有石灰石- 石膏法、间接的石灰石- 石膏法、柠檬吸收法等。 A 、石灰石／石灰- 石膏法： 原理：是利用石灰石或石灰浆液吸收烟气中的SO2 ，生成亚硫酸钙，经分离的亚硫酸钙（CaSO3 ）可以抛弃，也可以氧化为硫酸钙（CaSO4 ），以石膏形式回收。是目前世界上技术最成熟、运行状况最稳定的脱硫工艺，脱硫效率达到90 ％以上。 石灰石/ 石灰—石膏法烟气脱硫工艺在现在的中国市场应用是比较广泛的，其采用钙基脱硫剂吸收二氧化硫后生成的亚硫酸钙、硫酸钙，由于其溶解度较小，极易在脱硫塔内及管道内形成
结垢、堵塞现象。对比石灰石法脱硫技术，双碱法烟气脱硫技术 则克服了石灰石—石灰法容易结垢的缺点。 B 、间接石灰石- 石膏法: 常见的间接石灰石- 石膏法有：钠碱双碱法、碱性硫酸铝法和稀硫酸吸收法等。原理：钠碱、碱性氧化铝(Al2O3 ·nH2O) 或稀硫酸( H2SO4 )吸收SO2 ，生成的吸收液与石灰石反应而得以再 生，并生成石膏。该法操作简单，二次污染少，无结垢和堵塞问题，脱硫效率高，但是生成的石膏产品质量较差。 C 柠檬吸收法：
SCR脱硝技术简介
SCR 兑硝技术 SCR （ Selective Catalytic Reduction ）即为选择性催化还原技术， 近几年来发展较快， 在西欧和日本得到了广泛的应用，目前氨催化还原法是应用得最多的技术。它没有副产物， 不形成二次污染，装置结构简单，并且脱除效率高（可达 90鳩上），运行可靠，便于维护等 优点。 选择性是指在催化剂的作用和在氧气存在条件下， NH 犹先和NOx 发生还原脱除反应， 生成氮气和水，而不和烟气中的氧进行氧化反应，其主要反应式为： 4NO 4NH 3 O 2 > 4N 2 6H 2O 2NO 2 4NH 3 O 2 > 3N 2 6H 2O 在没有催化剂的情况下，上述化学反应只是在很窄的温度范围内（ 980C 左右）进行， 采用催化剂时其反应温度可控制在 300- 400C 下进行，相当于锅炉省煤器与空气预热器之间 的烟气温度，上述反应为放热反应，由于 NOx 在烟气中的浓度较低， 故反应引起催化剂温 度的升高可以忽略。 下图是SCR 法烟气脱硝工艺流程示意图 SCR 脱硝原理 SCR 技术脱硝原理为：在催化剂作用下，向温度约280?420 C 的烟气中喷入氨，将NO X 还原成N 2和H 20。 吿毓恤翔
且主要反应如卩： ANO +4NH2 + 6 T 4 恥 + 6M? +4AW3 ->5^2 + 6 円2。 6N6 +8A7/3 T INCh +12血0 2NO2 + 42^3 + 6 T 咖 + 6H10 反应原理如图所示； 惟化剂 - - - - - —— - J - 1 e *NO.烟 气"L NO. 幺X*** N H) € . ?NO. Q X-* N % N0( $ K ? NH31 ? —> () ? > Nj ?” Hi 0 》N； ? 脱硝催化剂： 催化剂作为SCR脱硝反应的核心，其质量和性能直接关系到脱硝效率的高低,所以，在火电厂脱硝工程中，除了反应器及烟道的设计不容忽视外，催化剂的参数设计同样至关重要。 一般来说，脱硝催化剂都是为项目量身定制的，即依据项目烟气成分、特性，效率以及客户要求来定的。催化剂的性能（包括活性、选择性、稳定性和再生性）无法直接量化，而是综合体现在一些参数上，主要有：活性温度、几何特性参数、机械强度参数、化学成分含量、工艺性能指标等。 催化剂的形式有：波纹板式，蜂窝式，板式 脱硝原理
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燃油、燃气锅炉烟气脱硝方案 研 究 报 告 长沙奥邦环保实业有限公司二零一二年十月
燃油、燃气锅炉烟气脱硝技术研究 1 国内外脱氮技术介绍 目前脱氮技术有两种，一是低氮燃烧技术，在燃烧过程中控制NOx的产生．分为低氮燃烧器技术、空气分级燃烧技术、燃料分段燃烧技术；工艺相对简单、经济，但不能满足较高的NOx排放标准。另一种是烟气脱硝技术，使NOx在形成后被净化，主要有选择性催化还原(SCR)、选择性非催化还原(SNCR)、电子束法等；排放标准严格时，必须采用烟气脱硝。1．1低氮燃烧技术 由氮氧化物（NOx）形成原因可知对NOx的形成起决定作用的是燃烧区域的温度和过量空气量。低NOx燃烧技术就是通过控制燃烧区域的温度和空气量，以达到阻止NOx生成及降低其排放量的目的。对低NOx燃烧技术的要求是，在降低NOx的同时，使锅炉燃烧稳定，且飞灰含碳量不能超标。 1.1.1 燃烧优化 燃烧优化是通过调整锅炉燃烧配风，控制NOx排放的一种实用方法。它采取的措施是通过控制燃烧空气量、保持每只燃烧器的风粉(煤粉)比相对平衡及进行燃烧调整，使燃料型NOx的生成降到最低，从而达到控制NOx排放的目的。 煤种不同，燃烧所需的理论空气量亦不同。因此，在运行调整中，必须根据煤种的变化，随时进行燃烧配风调整，控制一次风粉比不超过1.8:1。调整各燃烧器的配风，保证各燃烧器下粉的均匀性，其偏差不大于5% 10%。二次风的配给须与各燃烧器的燃料量相匹配，对停运的燃烧器，在不烧火嘴的情况下，尽量关小该燃烧器的各次配风，使燃料处于低氧燃烧，以降低NOx的生成量。
1.1.2空气分级燃烧技术 空气分级燃烧技术是目前应用较为广泛的低NOx燃烧技术，它的主要原理是将燃料的燃烧过程分段进行。该技术是将燃烧用风分为一、二次风，减少煤粉燃烧区域的空气量(一次风)，提高燃烧区域的煤粉浓度，推迟一、二次风混合时间，这样煤粉进入炉膛时就形成了一个富燃料区，使燃料在富燃料区进行缺氧燃烧，以降低燃料型NOx的生成。缺氧燃烧产生的烟气再与二次风混合，使燃料完全燃烧。 该技术主要是通过减少燃烧高温区域的空气量，以降低NOx的生成技术。它的关键是风的分配，一般情况下，一次风占总风量的25～35%。对于部分锅炉，风量分配不当，会增加锅炉的燃烧损失，同时造成受热面的结渣腐蚀。因此，该技术较多应用于新锅炉的设计及燃烧器的改造中。1.1.3 燃料分级燃烧技术 该技术是将锅炉的燃烧分为两个区域进行，将85%左右的燃料送入第一级燃烧区进行富氧燃烧，生成大量的NOx，在第二级燃烧区送入15%的燃料，进行缺氧燃烧，将第一区生成的NOx进行还原，同时抑制NOx的生成，可降低NOx的排放量。 1.1.4 烟气再循环技术 该技术是将锅炉尾部的低温烟气直接送入炉膛或与一次风、二次风混合后送入炉内，降低了燃烧区域的温度，同时降低了燃烧区域的氧的浓度，所以降低了NOx的生成量。该技术的关键是烟气再循环率的选择和煤种的变化 1.1.5技术局限 这些低NOx燃烧技术设法建立空气过量系数小于１的富燃区或控制燃烧温度，抑制NOx的生成，在燃用烟煤、褐煤时可以达到国家的排放标准，
烟气脱硫脱硝技术大汇总
烟气脱硫脱硝技术大汇总 第一部分 脱硫技术 目前烟气脱硫技术种类达几十种，按脱硫过程是否加水和脱硫产物的干湿形态，烟气脱硫分为：湿法、半干法、干法三大类脱硫工艺。湿法脱硫技术较为成熟，效率高，操作简单。 1湿法烟气脱硫技术 优点：湿法烟气脱硫技术为气液反应，反应速度快，脱硫效率高，一般均高于90％，技术成熟，适用面广。湿法脱硫技术比较成熟，生产运行安全可靠，在众多的脱硫技术中，始终占据主导地位，占脱硫总装机容量的80％以上。 缺点：生成物是液体或淤渣，较难处理，设备腐蚀性严重，洗涤后烟气需再热，能耗高，占地面积大，投资和运行费用高。系统复杂、设备庞大、耗水量大、一次性投资高，一般适用于大型电厂。 分类：常用的湿法烟气脱硫技术有石灰石-石膏法、间接的石灰石-石膏法、柠檬吸收法等。 A石灰石／石灰-石膏法： 原理：是利用石灰石或石灰浆液吸收烟气中的SO2，生成亚硫酸钙，经分离的亚硫酸钙（CaSO3）可以抛弃，也可以氧化为硫酸钙 （CaSO4），以石膏形式回收。是目前世界上技术最成熟、运行状况最稳定的脱硫工艺，脱硫效率达到90％以上。 目前传统的石灰石/石灰—石膏法烟气脱硫工艺在现在的中国市场应用是比较广泛的，其采用钙基脱硫剂吸收二氧化硫后生成的亚硫酸钙、硫酸钙，由于其溶解度较小，极易在脱硫塔内及管道内形成结垢、堵塞现象。对比石灰石法脱硫技术，双碱法烟气脱硫技术则克服了石灰石—石
灰法容易结垢的缺点。 B 间接石灰石-石膏法: 常见的间接石灰石-石膏法有：钠碱双碱法、碱性硫酸铝法和稀硫酸吸收法等。原理：钠碱、碱性氧化铝(Al2O3·nH2O)或稀硫酸（H2SO4）吸收SO2，生成的吸收液与石灰石反应而得以再生，并生成石膏。该法操作简单，二次污染少，无结垢和堵塞问题，脱硫效率高，但是生成的石膏产品质量较差。 C 柠檬吸收法： 原理：柠檬酸(H3C6H5O7·H2O)溶液具有较好的缓冲性能，当SO2气体通过柠檬酸盐液体时，烟气中的SO2与水中H发生反应生成H2SO3络合物,SO2吸收率在99％以上。这种方法仅适于低浓度SO2烟气，而不适于高浓度SO2气体吸收，应用范围比较窄。 另外，还有海水脱硫法、磷铵复肥法、液相催化法等湿法烟气脱硫技术。 2干法烟气脱硫技术 优点：干法烟气脱硫技术为气同反应，相对于湿法脱硫系统来说，设备简单，占地面积小、投资和运行费用较低、操作方便、能耗低、生成物便于处置、无污水处理系统等。 缺点：但反应速度慢，脱硫率低，先进的可达60-80％。但目前此种方法脱硫效率较低，吸收剂利用率低，磨损、结垢现象比较严重，在设备维护方面难度较大，设备运行的稳定性、可靠性不高，且寿命较短，限制了此种方法的应用。 分类：常用的干法烟气脱硫技术有活性碳吸附法、电子束辐射法、荷电干式吸收剂喷射法、金属氧化物脱硫法等。 典型的干法脱硫系统是将脱硫剂(如石灰石、白云石或消石灰)直接喷入炉内。以石灰石为例，在高温下煅烧时，脱硫剂煅烧后形成多孔的氧化
(完整版)选择性催化还原法(SCR)烟气脱硝技术概述
选择性催化还原法（SCR）烟气脱硝技术概述 王清栋 （能源与动力工程1302班1306030217） 摘要：对选择性催化还原脱硝技术进行概述，分析了其机理，并简要介绍催化剂的种类及钝化与中毒机理.最后，对SCR技术进行总结与展望. 关键词:选择性催化还原；烟气脱硝；氮氧化物 Overview of Selective catalytic reduction (SCR) flue gas denitration Wang Qingdong (Power and Energy Engineering, class 1302 1306030217) Abstract: selective catalyst reduction flue gas denitration is reviewed. Its mechanism is analysed and catalyst is given a brief introduction. Catalyst passivation and poisoning mechanism is analysed. Finally, the summary and prospect of the technology are given. Keywords: SCR; NO x; flue gas denitration. 1.前言 氮氧化物是造成酸雨的主要酸性物质之一，是形成区域微细颗粒物污染和灰霾的主要原因，也是形成光化学烟雾的主要污染物，会引起多种呼吸道疾病，是“十二五”期间重点控制的空气污染物之一.2011年初通过的“十二五”规划纲要，要求NO x减少 10%，从而使NO x成为我国下一阶段污染减排的重点.烟气脱硝技术与NO的氧化、还原及吸附特性有关.根据反应介质状态的不同，分为干法脱硝和湿法脱硝.目前，已经在火力发电厂采用的烟气脱氮技术主要是选择性催化还原（SCR）和选择性非催化还原 （SNCR），其中采用最多的主流工艺是选择性催化还原法. 2.SCR反应原理 选择性催化还原脱氮是在一定温度和有催化剂存在的情况下，利用还原剂把烟气中的NO x还原为无毒无污染的N2和H2O.这一原理与1957年在美国发现，该工艺最早却在20世纪70年代的日本发展起来的. SCR 原理图如图一所示 氨气被稀释到空气或者蒸汽中，然后注入到烟气中脱硝，在催化剂表面，氨与NO x 生成氨气和水.SCR过程中的主要反应如下： 4NO+4NH3+O24N2+6H2O 基于V2O5的催化剂在有氧的条件下还对NO2的减少有催化作用，其反应式为 2NO2+4NH3+O23N2+6H2O
脱硝工艺介绍
图6-1 典型火电厂SCR法烟气脱硝工艺流程图 脱硝工艺介绍 1脱硝工艺 图1 LNB、SNCR和SCR在锅炉系统中的位置 目前成熟的燃煤电厂氮氧化物控制技术主要包括燃烧中脱硝技术和烟气脱硝技术，其中燃烧中脱硝技术是指低氮燃烧技术（LNB），烟气脱硝技术包括SCR、SNCR和SNCR/SCR 1.1 联 80～90% 气在SCR催化剂的作用下将烟气中的NOx还原成N 2和H 2 O。SNCR/SCR联用工艺系统复杂，而 且脱硝效率一般只有50~70%。 三种烟气脱硝技术的综合比较见表1。 表1 烟气脱硝技术比较
烟气中，与烟气中的NOx混合后，扩散到催化剂表面，在催化剂作用下，氨气（NH 3 ）将烟气 中的NO和NO 2还原成无公害的氮气（N 2 ）和水（H 2 O）（图3-6）。这里“选择性”是指氨有选 择的与烟气中的NOx进行还原反应，而不与烟气中大量的O 2 作用。整个反应的控制环节是烟气在催化剂表面层流区和催化剂微孔内的扩散。 图2 SCR反应示意图 SCR反应化学方程式如下： 4NO + 4NH 3 + O 2 → 4N 2 + 6H 2 O （3-1）
2NO 2 + 4NH 3 + O 2 → 3N 2 + 6H 2 O （3-2） 在燃煤烟气的NOx中，NO约占95%，NO 2 约占5%，所以化学反应式（3-1）为主要反应，实际氨氮比接近1:1。 SCR技术通常采用V 2O 5 /TiO 2 基催化剂来促进脱硝还原反应。脱硝催化剂使用高比表面积 专用锐钛型TiO 2作为载体，（钒）V 2 O 5 作为主要活性成分，为了提高脱硝催化剂的热稳定性、 机械强度和抗中毒性能，往往还在其中添加适量的WO 3、（钼）MoO 3 、玻璃纤维等作为助添 加剂。 催化剂活性成分V 2O 5 在催化还原NOx 的同时，还会催化氧化烟气中SO 2 转化成SO 3 （反 应 NH 4 。 后处理 2 ）以 ?会增加锅炉烟道系统阻力900~1200Pa； ?系统运行会增加空预器入口烟气中SO3浓度，并残留部分未反应的逃逸氨气，两者 在空预器低温换热面上易发生反应形成NH 4HSO 4 ，进而恶化空预器冷端的堵塞和腐蚀，因此 需要对空预器采取抗NH 4HSO 4 堵塞的措施。 2.2S CR技术分类 烟气脱硝SCR工艺根据反应器在烟气系统中的位置主要分为三种类型（图3）：高灰型、低灰型和尾部型等。
SCR脱硝技术简介
SCR 脱硝技术 SCR （Selective Catalytic Reduction ）即为选择性催化还原技术，近几年来发展较快，在西欧和日本得到了广泛的应用，目前氨催化还原法是应用得最多的技术。它没有副产物，不形成二次污染，装置结构简单，并且脱除效率高（可达90%以上），运行可靠，便于维护等优点。 选择性是指在催化剂的作用和在氧气存在条件下，NH3优先和NOx 发生还原脱除反应，生成氮气和水，而不和烟气中的氧进行氧化反应，其主要反应式为： O H N O NH NO 22236444+→++ O H N O NH NO 222326342+→++ 在没有催化剂的情况下，上述化学反应只是在很窄的温度范围内（980℃左右）进行，采用催化剂时其反应温度可控制在300-400℃下进行，相当于锅炉省煤器与空气预热器之间的烟气温度，上述反应为放热反应，由于NOx 在烟气中的浓度较低， 故反应引起催化剂温度的升高可以忽略。 下图是SCR 法烟气脱硝工艺流程示意图 SCR 脱硝原理 SCR 技术脱硝原理为：在催化剂作用下，向温度约280～420 ℃的烟气中喷入氨，将X NO 还原成2N 和O H 2。
SCR脱硝催化剂： 催化剂作为SCR脱硝反应的核心,其质量和性能直接关系到脱硝效率的高低,所以,在火电厂脱硝工程中, 除了反应器及烟道的设计不容忽视外,催化剂的参数设计同样至关重要。 一般来说,脱硝催化剂都是为项目量身定制的,即依据项目烟气成分、特性,效率以及客户要求来定的。催化剂的性能(包括活性、选择性、稳定性和再生性)无法直接量化,而是综合体现在一些参数上,主要有:活性温度、几何特性参数、机械强度参数、化学成分含量、工艺性能指标等。 催化剂的形式有：波纹板式，蜂窝式，板式
烟气脱硝技术应用和进展
https://www.360docs.net/doc/d08853563.html, 烟气脱硝技术应用和进展 李伟峰1 祝社民2 孙锦宜2 陈英文1 沈树宝1 1.南京工业大学制药与生命科学学院,南京 210009 2.南京工业大学材料科学与工程学院,南京210009 摘 要 概述了国内外烟气脱硝技术的特点、原理、应用现状及其发展趋势 ,并对我国烟气脱硝技术的研究和开发提出了建议。 关键词氮氧化物；烟气；脱硝；NO x 1前言 许多工业烟气中含有较多的氮氧化物，它们排放到大气中易形成酸雨及光化学烟雾，破坏臭氧层和造成温室效应，给自然环境和人类健康带来了严重的危害[1]。自20世纪70年代开始，欧美、日本等发达国家相继对工业锅炉NO x的排放作了限制。然而，我国长期以来对大气污染物的控制主要集中于SO x上，对NO x的排放控制相对重视不够[1]。随着最新的《火电厂大气污染物控制排放标准》和《大气污染防治法》的颁布实施以及《京都议定书》的正式生效，国内对NO x的排放控制将日趋严格，因而尽早开发或引进适合我国现有国情的NO x脱除和控制技术是十分必要的。 本文将对已工业应用的烟气脱硝技术进行比较和评价，并对最新发展的微波法、微生物法及脉冲电晕法等脱硝技术作一简介，还就我国烟气脱硝技术今后的研究和开发提出展望及建议。 2烟气脱硝技术分类及相关原理 烟气脱硝技术和NO的氧化还原及吸附的特性有关。根据反应介质状态的不同，可分为液相反应法和气相反应法[1，2]。前者又称湿法，是指利用氧化剂如臭氧、二氧化氯等将NO 先氧化成NO2,再用水或碱液等加以吸收处理，应用较多的如液体吸收法；后者又称干法，是指在气相中利用还原剂（氨、尿素或碳氢化合物等）或高能电子束、微波等手段，将NO 和NO2还原为对环境无毒害作用的N2或转化为硝酸盐并进行回收利用。应用较多的如选择性催化还原法、选择性非催化还原法、电子束法、脉冲电晕法及微波法等。干法脱硝技术是目前工业应用的主流和发展方向。 3 工业应用烟气脱硝技术 3.1液体吸收法 基金项目:国家“十五”科技攻关项目(No.2004BA313B16)；国家自然科学基金(No.20176018，No.20376034)； 江苏省自然科学基金 (No.BK2003084)；江苏省社会发展项目(No.BS2003030)
烟气脱硫脱硝技术简介
烟气脱硫脱硝技术简介 :烟气脱硫脱硝技术是应用于多氮氧化物、硫氧化物生成化工工业的一项锅炉烟气净化技术。氮氧化物、硫氧化物是空气污染的主要来源之一。故应用此项技术对环境空气净化益处颇多。目前已知的烟气脱硫脱硝技术有PAFP、ACFP、软锰矿法、电子束氨法、脉冲电晕法、石膏湿法、催化氧化法、微生物降解法等技术。 一、磷铵肥法(PAFP)烟气脱硫技术 磷铵肥法(Phosphate Ammoniate Fertilizer Process，简称PAFP)，是我校和四川省环科院、西安热工所、大连物化所等单位共同研究开发的烟气脱硫新工艺(国家“七五”(214)项目新技术083号)。其脱硫率≥95%，脱硫副产品为氮硫复合肥料。此技术的特点是将烟气中的SO2脱除并针对我国硫资源短缺的现状，回收SO2取代硫酸生产肥料，在解决污染的同时，又综合利用硫资源，是一项化害为利的烟气脱硫新方法。而且该技术已于1991年通过国家环保局组织的正式鉴定，获国家“七五”攻关重大成果奖，四川省科技进步二等奖等多项奖励。 二、烟气脱硫脱硝技术活性炭纤维法(ACFP)烟气脱硫技术 活性炭纤维法(Activated Carbon FiberProcess，简称ACFP)烟气脱硫技术是采用新材料脱硫活性炭纤维催化剂(DSACF)脱除烟气中SO2并回收利用硫资源生产硫酸或硫酸盐的一项新型脱硫技术。 该技术脱硫率可达95%以上，单位脱硫剂处理能力会高于活性炭脱硫一个数量级以上(一般GAC处理能力为102Nm3/h.t，而ACF可达104Nm3/h.t)。由于工艺过程简单，设备少，操作简单。投资和运行成本低，且能在消除SO2污染同时回收利用硫资源,因而可在电厂锅炉烟气、有色冶炼烟气、钢铁厂烧结烟气及各种大中型工业锅炉的烟气SO2污染控制中采用,改善目前烟气脱硫技术装置“勉强上得起，但运行不起”的状况。该烟气脱硫技术按10万KW机组锅炉机组烟气计，装置投资费用3500万，年产硫酸3万～4万吨。仅用于全国高硫煤电厂脱硫每年约可减少SO2排放240万吨，副产硫酸360万吨，产值可达数十亿元。该技术已获国家发明专利，并已列入国家高新技术产业化项目指南。 三、烟气脱硫脱硝技术软锰矿法烟气脱硫资源化技术 MnO2是一种良好的脱硫剂。在水溶液中，MnO2与SO2发生氧化还原发应,生成了MnSO4。软锰矿法烟气脱硫正是利用这一原理，采用软锰矿浆作为吸收剂，气液固湍动剧烈,矿浆与含SO2烟气充分接触吸收，生成副产品工业硫酸锰。该工艺的脱硫率可达90%，锰矿浸出率为80%，产品硫酸锰达到工业硫酸锰要求(GB1622-86)。 常规生产工业硫酸锰方法是：软锰矿粉与硫酸和硫精沙混合反应，产品净化得到工业硫酸锰。由于我国软锰矿品位不高，硫酸耗量增大，成本上升。该法与常规生产工业硫酸锰相比是，不用硫酸和硫精沙，溶液杂质也降低，原料成本和工艺成本都有降低，比常规生产工业硫酸锰方法节约成本25%以上，加之国家对环保产品在税收上的优惠，竞争力将大大提高。
SNCRSCR烟气脱硝技术及其应用
SNCR-SCR烟气脱硝技术及其应用 作者：蔡小峰， 李晓芸 作者单位：华北电力大学能源与动力学院,北京,102206 刊名： 电力环境保护 英文刊名：ELECTRIC POWER ENVIRONMENTAL PROTECTION 年，卷(期)：2008，24(3) 引用次数：2次 参考文献(10条) 1.李晓芸.赵毅.王修彦火电厂有害气体控制技术 2005 2.Thomas L.Wright.James R (Randy) ox A new approach for hybrid SNCR/SCR for Nox reduction 2006 3.Jantzen T.Zammit K Hybrid SCR 1995 4.Wallace A J.Gibbons F X.Boyle J M Evaluation of combined SNCR/SCR for Nox abatement a utility boiler 1995 5.Urbas J.Boyle J M Design,optimization and economic analysis SNCR/SCR hybrid on a utility boiler in the ozone transport region 1998 6.Albanese V.Boyle J.Huhmann A Evaluation of hybrid SNCR/SCR for Nox abatement on a utility boiler 1999 7.蔡小峰.李晓芸SCR反应塔入口段烟气速度场的数值模拟[期刊论文]-电力环境保护 2006(5) 8.钟秦燃煤烟气脱硫脱硝技术及工程实例 2002 9.蔡小峰基于数值模拟的SCR法烟气脱硝技术优化设计[学位论文] 2006 10.王志轩中国电力工业发展及火电厂氮氧化物控制现状及对策 2005 相似文献(10条) 1.会议论文沈伯雄烟气低温SCR脱硝技术的现状与展望2007 电厂烟气SCR脱硝技术存在着投资、运行成本高,难以对旧电厂进行改造等缺点.低温SCR法可以部分克服这些难题,但是现有的低温SCR催化剂脱硝效果差,易受SO2和水蒸气的中毒影响.本文针对低温SCR的催化剂开发情况和应用实例进行综述,最后对该技术下一步的研究进行展望. 2.期刊论文周亚军.Zhou Yajun选择性催化还原法(SCR)脱硝技术在大唐阳城电厂的应用-内蒙古电力技术2008,26(6) 选择性催化还原法(SCR)脱硝技术具有较高的脱硝率,NH,的逃逸率低,运行稳定,维护方便,已成为目前国内外电站脱硝比较成熟的主流技术.本文介绍了大唐阳城电厂SCR脱硝技术的工艺、系统与设备,说明了在SCR脱硝系统运行中常见的问题及解决方法,并提出关于SCR脱硝需要探讨和解决的问题. 3.学位论文江博琼Mn/TiO<,2>系列低温SCR脱硝催化剂制备及其反应机理研究2008 选择性催化还原(SCR)脱除烟气中NOx是大气污染控制领域的一个重要课题。近年来，低温SCR由于具有明显的节能特点和潜在的工业应用价值，正成为研究热点。但就目前国内外的研究进展而言，低温范围内催化剂活性不高、活性物质分散性较差、反应机理不够明确等仍是低温SCR脱硝技术走向实际应用的主要障碍。本文针对以上主要问题，以Mn/TiO2作为基础组分，进行了低温SCR脱硝技术研究。 本文首先对制备方法进行了筛选。对溶胶—凝胶法、浸渍法和共沉淀法三种不同方法制备得到的催化剂活性比较结果表明，溶胶—凝胶法制备得到的催化剂纳米结构更为丰富，活性物质分散性更好，对NO的脱除率更高。可见，溶胶—凝胶法是一种较为理想的低温SCR催化剂制备方法。 其次，针对上述溶胶—凝胶法制备的催化剂，系统研究了低温SCR的优化操作条件，主要包括催化剂Mn/Ti比、催化剂焙烧温度、反应空速、反应系统中O2和NH3的浓度，以及在瞬态反应中O2和NH3的作用。此外，分析了催化反应的动力学过程，确定了反应级数和反应速率常数，并由此得到了 Mn(0.4)/TiO2的表观反应活化能。 为缓解催化剂制备过程中活性物质的烧结团聚，将过渡金属元素引入到催化剂体系中制备成三元催化剂，结果表明过渡金属元素的掺杂能够大幅度提高催化剂的活性。结合BET、XRD、XPS、TEM等表征手段，发现经过渡金属元素掺杂后催化剂的纳米结构和活性物质的分散性均得到有效改善，能更有效地脱除NO。 基于以上研究结果，研究了催化反应过程及反应机理。发现由于过渡金属元素Fe的掺杂，增加了活性组分——配位态NH3形成的可能性，并降低了催化剂表面硝酸盐的稳定性，使硝酸盐由活性位的侵占物质转化为反应的活性中间体，从而使反应从不同的途径发生，形成了双反应通道。 最后，本文开展了催化剂抗硫性能的探索研究。制备了含Zr的低温SCR催化剂，并采用TG-DSC、XPS、DRIFT等表征手段，研究了催化剂表面S的存在形式以及对反应过程的影响，得出了SO2造成催化剂失活的反应机理。同时发现Zr的掺杂可在一定程度上缓解催化剂的SO2失活现象。 4.期刊论文刘学军.LIU Xue-jun SCR脱硝技术在广州恒运燕电厂300MW机组上的应用-中国电力2006,39(3) 近年来国家环保总局已批复20个左右的电厂要求安装烟气脱硝装置,采用的工艺有SCR、SNCR和SNCR+SCR组合,但使用较多的还是SCR工艺.结合广州恒运热电厂的SCR脱硝项目,介绍了SCR工艺的原理、流程、技术特点和运行成本分析等,阐述了SCR工艺具有技术成熟、运行易于控制、安全可靠、脱硝率高、运行成本比较低等优点,针对SCR工艺存在的空气预热器积盐堵塞提出了预防措施:(1)降低氨气逃逸量,严格控制在3×10-6以下;(2)采用低SO2/SO3转化率的脱硝催化剂;(3)降低飞灰含碳量;(4)选择合适的空气预热器和吹灰系统;(5)采用低过量空气燃烧方式. 5.期刊论文程星星.金保升.钟文琪.仲兆平.CHENG Xing-xing.JIN Bao-sheng.ZHONG Wen-qi.ZHONG Zhao-ping加