烟气脱硝技术PPT课件
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烟气脱硝工艺ppt课件
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SNCR的应用中可能出现的问题
1、SNCR工艺中氨的利用率不高，为了还原 NOx 必然使用过量的氨，容易形成过量的氨逃逸，造 成腐蚀设备并污染环境。
2、形成温室气体N2O。 3、如果运行控制不当，用尿素做还原剂时可能造成
较多的CO的排放。 4、在锅炉过热器前大于800°C的炉膛位置喷入低
温 尿素溶液，必然会影响炽热煤炭的继续燃烧， 引发飞灰、未燃烧碳提高的问题。
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鼓风机系列 GRB、HRB、RSV
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流程图
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SCR烟气脱硝工艺系统组成
⑴、无水氨存储系统 ⑵、氨/空气混合系统 ⑶、脱硝反应塔系统 ⑷、催化剂系统 ⑸、烟气系统 ⑹、吹灰系统
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SCR烟气脱硝工艺技术特点
⑴、SCR装置布置在锅炉省煤器以后，对锅炉性 能和结构基本无影响
⑵、脱硝去除率高，可达90%以上 ⑶、脱硫装置性能可靠、稳定，设备可用率98% ⑷、催化还原寿命长，使用时间可长达20000小时 ⑸、NH3逃逸率≦5ppm
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目录
一、火力发电厂烟气脱硝技术概述 二、催化剂 三、烟气脱硝技术的工程应用分析 四、燃煤电厂的主流脱硝技术
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二、催化剂
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催化剂的种类
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SNCR的应用中可能出现的问题
1、SNCR工艺中氨的利用率不高，为了还原 NOx 必然使用过量的氨，容易形成过量的氨逃逸，造 成腐蚀设备并污染环境。
2、形成温室气体N2O。 3、如果运行控制不当，用尿素做还原剂时可能造成
较多的CO的排放。 4、在锅炉过热器前大于800°C的炉膛位置喷入低
温 尿素溶液，必然会影响炽热煤炭的继续燃烧， 引发飞灰、未燃烧碳提高的问题。
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SCR烟气脱硝工艺系统组成
⑴、无水氨存储系统 ⑵、氨/空气混合系统 ⑶、脱硝反应塔系统 ⑷、催化剂系统 ⑸、烟气系统 ⑹、吹灰系统
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SCR烟气脱硝工艺技术特点
⑴、SCR装置布置在锅炉省煤器以后，对锅炉性 能和结构基本无影响
⑵、脱硝去除率高，可达90%以上 ⑶、脱硫装置性能可靠、稳定，设备可用率98% ⑷、催化还原寿命长，使用时间可长达20000小时 ⑸、NH3逃逸率≦5ppm
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一、火力发电厂烟气脱硝技术概述 二、催化剂 三、烟气脱硝技术的工程应用分析 四、燃煤电厂的主流脱硝技术
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二、催化剂
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催化剂的种类
烟气脱硝PPT课件
四、影响脱除效率的主要因素
1.催化剂的活性
2.预热温度和反应温度
3.空间反应速度
4.还原剂用量
7.3.2 选择性催化还原工艺
Selective Catalytic Reduction • 550 - 750 °F • 50 - 90% reduction • < 2 ppm NH3 slip
2200 °F 3000 °F 700 °F
（1）当采用氢气作为还原剂时，反应温度将达到：
T= a T1 + b φ （O2）= 1.05 × 140 + 160 × 3 = 627℃ < 815 ℃,应采取一段流程；
（2）若采用甲烷作为还原剂时，反应温度将达到： T= a T1 + b φ （O2）= 1.05 × 450 + 130 × 3 = 862.5℃ > 815 ℃,应采取二段流程。
以甲烷为原料时，甲烷与NOX反应也生成氨：
2NO + 5H2 → 2NH3 + 2H2O
二、催化剂
SNCR一般都是选贵金属铂或钯做催化剂。
1.贵金属含量与催化剂的活性
实践证明: 500℃以下时，随贵金属的含量增大催化剂的还原性增加 很大；500℃以后，差别很小。
2.铂与钯相比较:
(1)当反应温度低于500℃时，铂的活性优于钯。 (2)当反应温度高于500℃时，钯的活性超过铂。
非选择性催化还原法进行介绍。
7.3.1 非选择性催化还原工艺
非选择性催化还原法（Selective NonCatalytic Reduction， SNCR）是在一定的温度和有催化剂存在的条件下，含NOX的废气与还
原剂发生反应，其中的NO2和NO被还原成无害的N2，同时部分还原剂
脱硝讲内容PPT课件
2023/10/12
25
五、脱硝系统启动基本要求
1、系统各工序应完成并验收合格； 2、现场消防、交通道路畅通、照明充足； 3、防护用品、急救药品应准备到位； 4、通讯设施应齐全； 5、操作票应通过审批； 6、应急预案通过审批，并经过演练。
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六、脱硝系统逻辑说明
（一）SCR反应器入口加氨关断阀开允许 1、无保护关（公共逻辑条件或）； （锅炉MFT；锅炉负荷低于158MW，延时5秒，SCR入口供氨压力＜ 0.05MPa，延时5s ；两台稀释风机均停止，延时5s热工仪表电源柜两 路电源均失电） 2、SCR入口供氨压力>0.15MPa； 3、有一台稀释风机已启； 4、无本阀保护关逻辑条件（单独逻辑或）； （引风机跳闸；空预器跳；稀释空气流量＜1000m3/h或品质坏，延 时5S；入口烟气温度＜310℃三取二，延时5S；入口烟气温度＞ 420℃三取二，延时5S；氨泄漏＞25ppm，延时5S；氨紧急关断按钮 动作） 5、稀释空气流量>1400 m3/h，延时3S； 6、入口烟气温度> 315℃三取二延时3S； 7、氨泄漏信号<20ppm。
2、SCR反应器：锅炉配置2台SCR反应器，反应器设计成烟 气竖直向下流动，反应器入口将设气流均布装置，喷氨格 栅AIG）目的是确保催化剂表面分布的氨-氮氧化物摩尔比 是均匀的，能够确保系统发挥最大性能，减少氨逃逸，并 可有效地延长催化剂的使用寿命。
2023/10/12
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3、催化剂：反应器内催化剂层按照2+1层设计。催化剂的型式采用蜂窝 式。催化剂主要成分二氧化钛（TiO2）、五氧化二钒（V2O5）、三氧化 钨（WO3）。催化剂特性：具有将NOx、NH3转换成N2、H2O的能力; 最 佳反应温度为315～370℃。催化剂供应商根据目前业主方提供的脱硝系 统入口烟气参数，进行了严格的计算，最终得到最低连续喷氨温度为：
烟气脱硫脱硝PPT讲解(共127张PPT)
〔３〕常用湿法脱硫技术应用情况
常用湿法脱硫技术:
1.德国比晓夫公司
2.美国巴威公司 3.美国玛苏莱公司
4.美国杜康公司 5.德国费塞亚巴高克公司 6.奥地利能源及环境集团公司
7.意大利艾德瑞科公司 8.日本石川岛播磨重工业株式会社〔IHI〕
9.日本千代田公司 10.日本三菱公司的液柱塔 11.日立公司的高速水平流FGD技术 12.日本川崎喷雾塔脱硫技术 13.法国阿尔斯通
在有氧气存在时，HSO3－的氧化：
HSO 31 2O2 HSO42
CaSO3和CaSO4的结晶：
HSO42 HSO4
C a2SO 32 K SP 1C aSO 31 2H 2O (s)
C a2SO 42K SP 2C aSO 42H 2O (s)
〔2〕典型工艺流程 石灰石—石膏湿法FGD系统图
典型工艺流程
电厂环保
——烟气脱硫脱硝
提纲
一、燃煤产生的污染 二、烟气排放标准
三、烟气脱硫技术概况
湿法烟气脱硫技术〔WFGD技术〕 半干法烟气脱硫技术〔SDFGD技术〕
旋转喷雾枯燥法 烟气循环流化床法脱硫 增湿灰循环脱硫(NID) 干法烟气脱硫技术〔DFGD技术) 炉膛干粉喷射 高能电子活化氧化法(EBA) 荷电干粉喷射(CDSI)
一、燃煤产生的污染
燃煤产生的烟气污染物：SO2、NOx、CO2、Hg等
燃煤烟气中SO2的量：
以燃烧10000吨煤为例计算，产生的SO2：
10000吨*1%〔煤含硫量〕*2〔SO2是S重量的2倍〕 *80%〔煤中S转化为SO2的百分率〕=160吨
以上是煤燃烧生成烟气中的SO2，现在对烟气脱硫，以脱硫90%
计算，那么最后排放SO2：
烟气脱硫脱硝技术ppt
• 其他脱硫吸收剂
– 某些脱硫工艺采用低廉的碱性物质(如火电厂排放 的废弃物)作为脱硫剂，比如，利用飞灰中的碱性 物质(CaO，MgO)脱除SO2，当飞灰中的碱性物质 的含量大于8％时，可以取得比较有经济价值的脱 硫效率(大于50％)。 – 采用电厂冲灰水进行简易烟气脱硫。这类脱硫方法 的脱硫效率较低，但具有以废治废的优越性。 – 其他被采用的碱性物质还有：碱性硫酸铝 [Al2(SO4)3Al2O3]，某些金属氧化物等。
• 氧化反应
CaSO3 1 2 O2 CaSO4
Ca( HSO3 ) 2 O2 CaSO4 H 2O
• 中和反应
CaCO3 H 2 SO4 CaSO4 CO2 H 2O
CaCO3 2H 2 SO3 Ca( HSO3 ) 2 CO2 H 2O
CaCO2 H 2 SO4 H 2 O CaSO4 2H 2O CO2
－污水处理 －烟气在吸收塔内同石灰石浆料进行反应，生成亚硫酸钙，再 用空气强制氧化得到石膏，石膏经过脱湿后作为副产品回收利 用。
石灰石浆液洗涤脱硫系统工艺流程
SO2 CaCO3 CaSO3 CO2
CaSO3 1 2 O2 CaSO4
化学反应机理
1. SO2、SO3和HCl的吸收
2 Ca 2 SO4 CaSO4
Ca 2 2HCl CaCl2 2H
3、氧化反应 • 在吸收塔下部是装有搅拌反应器的再循环浆液池， 向循环浆液中鼓入空气，使亚硫酸钙氧化成硫酸 钙，同时将生成的CO2排出。
Ca 2 2HSO3 O2 CaSO4 H 2O
法、钠法、碱铝法、氧化铜/锌法、活性炭法、磷 铵法
• 净化原理：吸收法、吸附法、催化氧化法、
SNCR脱硝工艺介绍PPT课件
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五、应用范围
b. 联合技术
SNCR: 20~80%脱硝率, 15~50%还原剂利用率,设计 参数炉型、炉温、燃烧工况，注意NH3 slip
SCR: 最大85~90%脱硝率, ~100%还原剂利用率， 成本高，两种还原剂，注意煤种、炭份、均匀 性，SO2SO3, 温度
2024/10/15
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Cyanuric Acid （氰尿酸） (HNCO)3
NH3 NH3 + OH NH2 + H2O N2 + H2O NH2 + NO
N2
2024/10/15
NH3 + HNCO
NH2 + CO HNCO + H
HNCO
N2 + O + M N2O + M N2 + HO2 N2O + OH N2 + OH N2O + H
五、应用范围
b. 联合技术
SNCR+SCR: – 形式:a) In-duct SCR；b) standalone SCR – 还原剂: a)用SNCR氨逃逸 ；b)炉内喷尿素或氨 – 问题: 还原剂成本 – 适用场合: SNCR+一层In-duct SCR; 已有SCR+SNCR
2024/10/15
评估过程非常重要，即不能太保守，也不能太大胆
2024/10/15
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三、SNCR设计
c. 流场模拟 (确定喷枪位置、脱硝率)
计算流体动力学 Computational Fluid Dynamics (CFD)
➢ 确定关键工艺参数的有效边界条件 ➢ 根据测量温度，调整CFD计算结果 ➢ 布置喷枪，确定还原剂复盖面积、反应温度
五、应用范围
b. 联合技术
SNCR: 20~80%脱硝率, 15~50%还原剂利用率,设计 参数炉型、炉温、燃烧工况，注意NH3 slip
SCR: 最大85~90%脱硝率, ~100%还原剂利用率， 成本高，两种还原剂，注意煤种、炭份、均匀 性，SO2SO3, 温度
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Cyanuric Acid （氰尿酸） (HNCO)3
NH3 NH3 + OH NH2 + H2O N2 + H2O NH2 + NO
N2
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NH3 + HNCO
NH2 + CO HNCO + H
HNCO
N2 + O + M N2O + M N2 + HO2 N2O + OH N2 + OH N2O + H
五、应用范围
b. 联合技术
SNCR+SCR: – 形式:a) In-duct SCR；b) standalone SCR – 还原剂: a)用SNCR氨逃逸 ；b)炉内喷尿素或氨 – 问题: 还原剂成本 – 适用场合: SNCR+一层In-duct SCR; 已有SCR+SNCR
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评估过程非常重要，即不能太保守，也不能太大胆
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三、SNCR设计
c. 流场模拟 (确定喷枪位置、脱硝率)
计算流体动力学 Computational Fluid Dynamics (CFD)
➢ 确定关键工艺参数的有效边界条件 ➢ 根据测量温度，调整CFD计算结果 ➢ 布置喷枪，确定还原剂复盖面积、反应温度
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8.3.1氧化吸收法
• 用氧化剂将NO加速氧化成NO2，然后用水或 碱液吸收。氧化剂有O3、ClO2、H2O2、HNO3 、NaClO、KMnO4等 。 • (1)臭氧氧化吸收法：用O3把烟气中的NO氧化 成NO2或N2O5，然后用水吸收。 • 反应过程为： NO十O3→NO2十O2；2NO十O3→N2O5； 4NO2十O2十2H2O→4HNO3；N2O5十H2O→2HNO3
(2)硝酸氧化－碱液吸收法
• 用浓度为44％～47％硝酸作氧化剂，反应如下 NO十2HNO3→3NO2十H2O • 再用碱液吸收： 2NaOH 十2NO2→NaNO3十NaNO2十H2O； NO十NO2十2NaOH→2NaNO2十H2O • 作为吸收液的碱液中，Na+可用K+，Ca2+， Mg2+等代替。反应后的产物硝酸盐和亚硝酸盐 可加工成产品利用。
选择性催化剂脱硝系统
• 选择性催化剂脱硝系统主要由催化剂反 应器、催化剂和氨储存及喷射系统所组 成。 • 催化剂反应器在锅炉尾部烟道中布置的 位置，有三种可能的方案： • 1.布置在空气预热器前 • 2.布置在静电除尘器之后 • 3.布置在WFGD之后
催化剂反应器布置在空气预热器前
催化剂反应器布置在WFGD之后
第8章 烟气脱硝技术
• 参考文献书写规范如下： • 1. 期刊或杂志：[序号] 文章作者名1，名 2，名3，等.文章名.杂志名,年,卷(期):起 止页码.
• 2. 书或专著： [序号] 著者名.书名[M]. 出版社所在城市名:出版社名,出版年,起止 页码.
8.1选择性催化还原法
• 在贵金属、碱金属氧化物或沸石等催化 剂的作用下，利用氨还原剂在285～ 400℃下，将NOx还原为无害的N2放空。 • 主要反应：
选择性非催化脱硝法炉墙上氨喷口位置
8.3吸收法
• 液体吸收法排烟脱硝也称湿法脱硝，方 法较多，应用也较广。 • 按吸收剂的种类，可分为水吸收法，酸 吸收法，碱吸收法，氧化吸收法、还原 吸收法和络合吸收法等。 • 与干法相比，工艺及设备简单投资省， 有些方法还能回收NOx，具有一定经济效 益，但净化效率不高。
8.2选择性非催化还原法
• 把氨或尿素试剂作为还原剂加入烟道高温段来脱 除NOx。反应在930～1090℃温度范围时，发生还原反应： 4NH3 +4NO +O2 →6H2O +4N2 4NH3 +2NO2 +O2 →6H2O +3N2 4NH3 +6NO →6H2O +5N2 ；8NH3 +6NO2 →12H2O +7N2 • 以尿素为还原剂的SNCR系统 CO(NH2)2 +2NO +1/2O2 → 2H2O+CO2 +2N2
8.3.2还原吸收法
• 用还原吸收剂将NOx还原为N2的方法，常 用的还原吸收剂有亚硫酸铵、亚硫酸氢 铵、和亚硫酸钠等。 • (NH4)2SO3溶液吸收法
8.4吸附法
• 吸附法排烟脱硝具有很高的净化效率。常用的 吸附剂有分子筛、硅胶、活性炭等。 • 分子筛吸附NOx：用作吸附剂的分子筛有氢型 丝光沸石、氢型皂沸石、脱铝丝光沸石及BX型 分子筛等。 • 氢型丝光沸石吸附法：丝光沸石分子式为 Na2O· Al2O3· 10SiO2· 7H2O，用H+取代Na+即得氢型 丝光沸石。 • 丝光沸石具有很高的比表面积，一般为500～ 1000m2／g，可容纳相当数量的被吸附物质。
8NH 3 6NO2 7 N 2 12H 2O
4NH 3 4NO O2 4N 2 6H 2O
• 同时也可能发生NH3的氧化反应：
4NH 3 5O2 4NO 6H 2O 4NH 3 3O2 2N 2 6H 2O
催化剂的选用与温度的关系
• 当采用催化剂来促进NH3和NOx的还原反应时， 其反应温度取决于所选用催化剂的种类： • 金属氧化物如氧化钛为支撑材料的V2O5为催化 剂：最佳反应温度为260～450℃； • 活性焦炭为催化剂，反应温度为100～150℃； • 贵金属Pt或Pd为催化剂，175～290℃。 • 根据所采用催化剂的不同，催化剂室应布置在 烟道中相应温度的位置。
氢型丝光沸石吸附
• 当含NOx废气通过丝光沸石吸附层时，由于水 和NO2分子极性较强，被选择性地吸附在丝光沸 石分子筛的内表面上，两者在内表面上进行如 下反应： 3NO2十H2O→2HNO3十NO • 放出的NO连同废气中的NO与O2在丝光沸石分子 筛的内表面上被催化氧化成NO2而被吸附： 2NO十O2 →2 NO2
8.5等离子体过程烟气NOx治理技术
• 等离子体过程烟气NOx治理技术技术包括： （1）电子束法；（2）脉冲电晕法； （3）直流电晕法；（4）介质阻挡放电法； （5）表面放电法等。
8.6生物法
• 基本原理：适宜的脱氮菌在有外加碳源的情况 下，以NOx作为氮源，将其还原为无害的N2，而 脱氮菌本身得到繁殖。 • 缺点：烟气中的NOx通常以NO的形式存在，而 NO基本不溶于水，无法进入到液相介质中，难 以被微生物转化；再者微生物表面的吸附能力 较差，使得NO的实际净化效率很低。