烟气脱硝技术介绍PPT课件
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烟气脱硝技术PPT课件
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：
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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• 可使用本司产品
鼓风机系列 GRB、HRB、RSV
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谢谢
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流程图
精选
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
精选
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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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
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
SCR烟气脱硝技术ppt课件
烟气中NOX来源
烟气中NOX特征 NOX净化技术方向 SCR烟气脱硝原理 SCR烟气脱硝工艺 SCR工艺运行要点
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2. 烟气中NOX特征
NO、NO2
烟气一次污染物中NO 占NOX的90~95%
酸性
可被碱液吸收
浓度低
1000ppm左右
氧化性
可被还原为N2 实现无害化
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主要 内容 3
4
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烟气中NOX来源
《大气污染控制技术》
选择性催化还原法（SCR） 烟气脱硝技术
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主要 内容 3
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烟气中NOX来源
烟气中NOX特征 NOX净化技术方向 SCR烟气脱硝原理 SCR烟气脱硝工艺 SCR工艺运行要点
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1.1 烟气中NOX --来源
热力型 空气中 N2+O2=NOX
燃料型 燃料中N+O2=NOX
措施：
催化剂中加入MoO3，与催化剂表面的 V2O5复合型氧化物，降低As的毒化。
25
6.2 SCR-运行维护
（5） 失效催化剂的处理
在SCR脱硝过程中，由于烟气中存在灰分和其它的杂 质和有毒的化学成份等因素，从而降低催化剂的活性。
再生：水洗再生、热还原再生、SO2酸化热再生
及酸、碱液处理再生。
更换：活性降低到一定的程度，不能满足脱硝性
9
4. 选择性催化还原法（SCR）--思路
催化剂
NOX + 还原剂
N2 + 无害物质
具有选择性 产物无害化 条件易实现
NH3
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选择性催化还原法（SCR）--原理
6NO + 4NH3 = 5N2 + 6H20 6NO2 + 8NH3 = 7N2 + 12H20
脱硝讲内容PPT课件
2023/10/12
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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。
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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ppt课件
– 干法：炉内喷钙、电子束辐照烟气脱硫脱氮 – 半干法：喷雾干燥法、炉内喷钙加尾部增湿活
化法、烟气循环流化床脱硫法
完整版课件
4
• 脱硫产物处理方式
–回收法
–脱硫剂的再生使用。 –流程较复杂，运行难度较大，投资和运行费用均较高。
–抛弃法
–设备简单，操作容易，投资及运行费用较低。 –废渣需要占用场地堆放，容易造成二次污染。 –当烟气中SO2浓度较低、脱硫产物无回收价值或投资有限，
– 活性炭可单独用来脱硫或脱氮(借助于氨)，或用来联合脱硫 脱氮，近年来已经开始应用于火电厂的烟气净化。
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16
• 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 物的质含(量C大aO于，8M％g时O)，脱可除以SO取2，得当比飞较灰有中经的济碱价性值物的质脱 硫效率(大于50％)。
• 石灰的优劣完全取决于燃烧过程中的质量控制，否则会 混有大量的欠烧或过烧的杂质，影响脱硫效率和运行费用
• 由于煅烧过程是一吸热反应，因此，要消耗一定量燃料， 同则会产生SO2等有害气体。
• 石灰有很强的吸湿性，遇水后会发生剧烈的水合反应， 对人体皮肤、眼睛有强烈的烧灼和刺激作用，应采取措施 防止在石灰的处理过程中产生的危害和对环境的不良影响。
• 干法在脱硫效率为70％时．钙硫摩尔比可达2~2.5。
• 湿法脱硫上艺的脱硫剂利用率最高，达90％以上，干 法脱硫工艺最低，为30％左右。
完整版课件
21
• 3) 脱硫装置的出力
• 工程上采用脱硫装置在设计的脱硫率和钙硫比 下所能连续稳定处理的烟气量来表示其出力。
• 通常用折算到标准状态下每小时处理的烟气量， 即采用m3／h来表示。
化法、烟气循环流化床脱硫法
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4
• 脱硫产物处理方式
–回收法
–脱硫剂的再生使用。 –流程较复杂，运行难度较大，投资和运行费用均较高。
–抛弃法
–设备简单，操作容易，投资及运行费用较低。 –废渣需要占用场地堆放，容易造成二次污染。 –当烟气中SO2浓度较低、脱硫产物无回收价值或投资有限，
– 活性炭可单独用来脱硫或脱氮(借助于氨)，或用来联合脱硫 脱氮，近年来已经开始应用于火电厂的烟气净化。
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16
• 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 物的质含(量C大aO于，8M％g时O)，脱可除以SO取2，得当比飞较灰有中经的济碱价性值物的质脱 硫效率(大于50％)。
• 石灰的优劣完全取决于燃烧过程中的质量控制，否则会 混有大量的欠烧或过烧的杂质，影响脱硫效率和运行费用
• 由于煅烧过程是一吸热反应，因此，要消耗一定量燃料， 同则会产生SO2等有害气体。
• 石灰有很强的吸湿性，遇水后会发生剧烈的水合反应， 对人体皮肤、眼睛有强烈的烧灼和刺激作用，应采取措施 防止在石灰的处理过程中产生的危害和对环境的不良影响。
• 干法在脱硫效率为70％时．钙硫摩尔比可达2~2.5。
• 湿法脱硫上艺的脱硫剂利用率最高，达90％以上，干 法脱硫工艺最低，为30％左右。
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21
• 3) 脱硫装置的出力
• 工程上采用脱硫装置在设计的脱硫率和钙硫比 下所能连续稳定处理的烟气量来表示其出力。
• 通常用折算到标准状态下每小时处理的烟气量， 即采用m3／h来表示。
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三、 国内外氮氧化物控制技术研究和产业化情况 3.1 低NOx燃烧技术 3.2 烟气处理技术 3.3 SCR脱硝技术
四、脱硝市场分析 4.1 国内脱硝市场现状
3
一、背景与现状
1.1 氮氧化物的危害与来源 1.2 国内NOX排放及污染现状 1.3 国内脱硝产业启动的背景
4
1.1氮氧化物的来源与危害
1.1.1自然源： 闪电过程、土壤中生物及非生物过程 。
1.1.2人为源：
高温条件下的化石燃料燃烧，如电
厂、 冶炼厂和汽车尾气。燃烧源NOx的 排放形式主要为NO （大约95％）。
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1.1.2危害 对人体健康影响：NO2 吸入对心、肝、肾都有影 响，对神经系统有麻醉作用。
对环境的影响：NOx在大气中，发生复杂的光化 学反应，形成光化学烟雾污染；同时氮氧化物也 破坏臭氧层；造成温室效应；氮氧化物在大气中 最终被氧化成硝酸和硝酸盐颗粒，造成酸雨。 酸性物质对酸雨的贡献为：硫酸60－70％，硝 酸30％。
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3.1低NOx燃烧技术
▪ （1）低过量空气燃烧 ▪ （2）空气分级燃烧 ▪ （3）燃料分级燃烧 ▪ （4）烟气再循环 ▪ （5）低NOx燃烧器
锅炉设计及制造单位在使用此类技术时具 有各方面的优势,无能是新建锅炉还是老机的 改造。
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低NOx燃烧技术应用
▪ 低NOX燃烧技术脱氮效率为30~60%。国内应用较早 的是分级燃烧技术和低NOX燃烧器（LNB）。
6
1.2国内NOx的排放和污染现状
▪ 中国NOx排放总量 ▪ 中国NOx排放各行业份额
7
中国NOx排放总量
年度
1990 1995 1998 2000 2003
总计（万吨）
850 1000 1100 1200 1600
资料来源
王文兴等 Kilmont 田贺忠 Aardenne 田贺忠
8
1997年中国NOx排放各行业份额（万吨）
▪ 《关于落实科学发展关加强环境保护的决 定》中指出：以降低二氧化硫排放总量为 重点，推进大气污染治理。要求制订燃煤 电厂氮氧化物治理规划，开展试点示范。
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2.2中国燃煤电厂烟气NOX排放标准
（mg/m3）
时 段*
第1 时段
第2 时段
第3 时段
实施时间
2005年1月1日 2005年1月1日 2004年1月1日
行业 工业 电力 交通 建筑 商业 居民 其他 总计
排放量 461.52 428.54 130.86
7.23 8.12 27.83 102.46 1166.56
百分比％ 39.56 36.74 11.22 0.62 0.70 2.93 8.78 100.00
9
1.3中国脱硝产业化的背景
● 2000年国务院颁布《大气污染防治法》 ● 2003国家环保总局颁布新的《火电厂
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3.2烟气脱硝技术
▪ 3.2.1选择性非催化还原 SNCR ▪ 3.2.2选择性催化还原烟气脱硝技术SCR、 ▪ 3.2.3 电子束法 ▪ 3.2.4 湿法脱硝的液体吸收法 ▪ 3.2.5 微生物净化法
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烟气脱硝应用
▪ SCR和SNCR脱硝技术已经非常成功地应 用在工业装置，SNCR和SCR它们都是将 还原剂注入烟道气中，与NOX进行选择性 反应, NOX被还原成氮气和水。还原剂通常 采用氨(NH3)或尿素。
燃煤锅炉 Vdaf＜10%
1500
1300
1100
燃煤锅炉Vdaf=10%~20%1100Fra bibliotek650
650
燃煤锅炉 Vdaf ＞20%
1100
650
450
燃油锅炉
200
燃气轮机组（燃油）
150
燃气轮机组（燃气 ）
80
*第1时段1996年建成，第2时段1997年建成，第3时段2004年建成，第2时 段改扩建项目满5年后执行第3时段的排放标准。
烟气脱硝技术(SCR)介绍
1
整体 概述
一 请在这里输入您的主要叙述内容
二
请在这里输入您的主要 叙述内容
三 请在这里输入您的主要叙述内容
目录
一、烟气脱硝的背景与现状 1.1 氮氧化物的危害与来源 1.2 国内NOX的排放及污染现状
二、有关脱硝产业的环保法规、标准和政策 2.1 相关的环保法规 2.2 国内外烟气NOX排放标准 2.3 有关氮氧化物控制的措施、政策
▪ 国内新建的300MW及以上火电机组已普遍采用分级 燃烧技术，对现有的100~300MW机组用LNB技术改 造。
▪ 采用LNB技术，只需换燃烧器，燃烧系统和炉膛结 构不需作大的更改， NOX的削减率约30%，费用省。
▪ 采用空气分级和燃料分级相结合的低NOX的燃烧技 术，需对燃料粉煤的制粉系统、炉膛的送风系统和 燃烧器改进，NOX的削减率为30~45%。其特点是投 资低，效果明显、设计难、优化摸索和改造时间较 长。
大气污染物排放标准》 ● 2005年作出了《关于落实科学发展加
强环境保护的决定》
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二、脱硝产业的环保法规、标准和政策 2.1相关的环保法规 2.2国内外烟气NOx排放标准 2.3有关NOx控制的措施、政策
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2.1相关的环保法规
▪ 《大气污染防治法》第30条第4款规定：企 业应当对燃料燃烧过程产生的氮氧化物采 取控制措施。
▪ 化学反应式为：
4 N 4 O N3 H O 2 4 N 2 6 H 2 O
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3.2.1选择性非催化还原脱硝技术(SNCR)
SNCR不需催化剂,反应温度：750℃~1000℃,加入 过量的氨（NH3/ NOX =1.5），最佳反应温度： 900℃~950℃，反应停留时间约：0.25S，NOX与 NH3选择性反应在锅炉的炉膛中进行。 SNCR该法具有工艺简单、价格低廉的特点，但是 由于还原介质与烟气的混合控制困难，氨逃逸量大， 实际应用脱硝效率较SCR低，约25~40%。相同的 脱NOX效率30%时，SNCR装置投资费用为SCR的 1/3~1/4。
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三、国内外NOx控制技术和产业化状况
3.1 低NOx燃烧技术 控制燃烧产生的NOx，采取的措施是： (1)降低过量空气系数和氧气浓度，使煤粉在缺氧条 件下燃烧； (2)降低燃烧温度，防止产生局部高温区； (3)缩短烟气在高温区的停留时间等。
3.2 烟气脱硝技术 对完全燃烧后的烟道气用化学还原、物理吸附、化 学吸收、生物降解的方法达到降低NOx的目的。
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2.3有关NOX控制的措施、政策
措施： ● 推广低氮燃烧技术改造，新建装置采用分级燃烧技 术和低NOX燃烧器。逐步要求20万千瓦及以上机组 实施SCR。 ● 目前执行的排污收费。参照二氧化硫排污收费标准 0.63元/kg。收费从2005年7月1日开始。
政策： ● 电厂脱硝项目的示范工程，给予一定的资助，老装 置SCR改造给予国债支持。 ● 配套实施氮氧化物排放总量控制与排放交易政策、 电价政策。
四、脱硝市场分析 4.1 国内脱硝市场现状
3
一、背景与现状
1.1 氮氧化物的危害与来源 1.2 国内NOX排放及污染现状 1.3 国内脱硝产业启动的背景
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1.1氮氧化物的来源与危害
1.1.1自然源： 闪电过程、土壤中生物及非生物过程 。
1.1.2人为源：
高温条件下的化石燃料燃烧，如电
厂、 冶炼厂和汽车尾气。燃烧源NOx的 排放形式主要为NO （大约95％）。
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1.1.2危害 对人体健康影响：NO2 吸入对心、肝、肾都有影 响，对神经系统有麻醉作用。
对环境的影响：NOx在大气中，发生复杂的光化 学反应，形成光化学烟雾污染；同时氮氧化物也 破坏臭氧层；造成温室效应；氮氧化物在大气中 最终被氧化成硝酸和硝酸盐颗粒，造成酸雨。 酸性物质对酸雨的贡献为：硫酸60－70％，硝 酸30％。
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3.1低NOx燃烧技术
▪ （1）低过量空气燃烧 ▪ （2）空气分级燃烧 ▪ （3）燃料分级燃烧 ▪ （4）烟气再循环 ▪ （5）低NOx燃烧器
锅炉设计及制造单位在使用此类技术时具 有各方面的优势,无能是新建锅炉还是老机的 改造。
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低NOx燃烧技术应用
▪ 低NOX燃烧技术脱氮效率为30~60%。国内应用较早 的是分级燃烧技术和低NOX燃烧器（LNB）。
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1.2国内NOx的排放和污染现状
▪ 中国NOx排放总量 ▪ 中国NOx排放各行业份额
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中国NOx排放总量
年度
1990 1995 1998 2000 2003
总计（万吨）
850 1000 1100 1200 1600
资料来源
王文兴等 Kilmont 田贺忠 Aardenne 田贺忠
8
1997年中国NOx排放各行业份额（万吨）
▪ 《关于落实科学发展关加强环境保护的决 定》中指出：以降低二氧化硫排放总量为 重点，推进大气污染治理。要求制订燃煤 电厂氮氧化物治理规划，开展试点示范。
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2.2中国燃煤电厂烟气NOX排放标准
（mg/m3）
时 段*
第1 时段
第2 时段
第3 时段
实施时间
2005年1月1日 2005年1月1日 2004年1月1日
行业 工业 电力 交通 建筑 商业 居民 其他 总计
排放量 461.52 428.54 130.86
7.23 8.12 27.83 102.46 1166.56
百分比％ 39.56 36.74 11.22 0.62 0.70 2.93 8.78 100.00
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1.3中国脱硝产业化的背景
● 2000年国务院颁布《大气污染防治法》 ● 2003国家环保总局颁布新的《火电厂
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3.2烟气脱硝技术
▪ 3.2.1选择性非催化还原 SNCR ▪ 3.2.2选择性催化还原烟气脱硝技术SCR、 ▪ 3.2.3 电子束法 ▪ 3.2.4 湿法脱硝的液体吸收法 ▪ 3.2.5 微生物净化法
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烟气脱硝应用
▪ SCR和SNCR脱硝技术已经非常成功地应 用在工业装置，SNCR和SCR它们都是将 还原剂注入烟道气中，与NOX进行选择性 反应, NOX被还原成氮气和水。还原剂通常 采用氨(NH3)或尿素。
燃煤锅炉 Vdaf＜10%
1500
1300
1100
燃煤锅炉Vdaf=10%~20%1100Fra bibliotek650
650
燃煤锅炉 Vdaf ＞20%
1100
650
450
燃油锅炉
200
燃气轮机组（燃油）
150
燃气轮机组（燃气 ）
80
*第1时段1996年建成，第2时段1997年建成，第3时段2004年建成，第2时 段改扩建项目满5年后执行第3时段的排放标准。
烟气脱硝技术(SCR)介绍
1
整体 概述
一 请在这里输入您的主要叙述内容
二
请在这里输入您的主要 叙述内容
三 请在这里输入您的主要叙述内容
目录
一、烟气脱硝的背景与现状 1.1 氮氧化物的危害与来源 1.2 国内NOX的排放及污染现状
二、有关脱硝产业的环保法规、标准和政策 2.1 相关的环保法规 2.2 国内外烟气NOX排放标准 2.3 有关氮氧化物控制的措施、政策
▪ 国内新建的300MW及以上火电机组已普遍采用分级 燃烧技术，对现有的100~300MW机组用LNB技术改 造。
▪ 采用LNB技术，只需换燃烧器，燃烧系统和炉膛结 构不需作大的更改， NOX的削减率约30%，费用省。
▪ 采用空气分级和燃料分级相结合的低NOX的燃烧技 术，需对燃料粉煤的制粉系统、炉膛的送风系统和 燃烧器改进，NOX的削减率为30~45%。其特点是投 资低，效果明显、设计难、优化摸索和改造时间较 长。
大气污染物排放标准》 ● 2005年作出了《关于落实科学发展加
强环境保护的决定》
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二、脱硝产业的环保法规、标准和政策 2.1相关的环保法规 2.2国内外烟气NOx排放标准 2.3有关NOx控制的措施、政策
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2.1相关的环保法规
▪ 《大气污染防治法》第30条第4款规定：企 业应当对燃料燃烧过程产生的氮氧化物采 取控制措施。
▪ 化学反应式为：
4 N 4 O N3 H O 2 4 N 2 6 H 2 O
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20
3.2.1选择性非催化还原脱硝技术(SNCR)
SNCR不需催化剂,反应温度：750℃~1000℃,加入 过量的氨（NH3/ NOX =1.5），最佳反应温度： 900℃~950℃，反应停留时间约：0.25S，NOX与 NH3选择性反应在锅炉的炉膛中进行。 SNCR该法具有工艺简单、价格低廉的特点，但是 由于还原介质与烟气的混合控制困难，氨逃逸量大， 实际应用脱硝效率较SCR低，约25~40%。相同的 脱NOX效率30%时，SNCR装置投资费用为SCR的 1/3~1/4。
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三、国内外NOx控制技术和产业化状况
3.1 低NOx燃烧技术 控制燃烧产生的NOx，采取的措施是： (1)降低过量空气系数和氧气浓度，使煤粉在缺氧条 件下燃烧； (2)降低燃烧温度，防止产生局部高温区； (3)缩短烟气在高温区的停留时间等。
3.2 烟气脱硝技术 对完全燃烧后的烟道气用化学还原、物理吸附、化 学吸收、生物降解的方法达到降低NOx的目的。
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2.3有关NOX控制的措施、政策
措施： ● 推广低氮燃烧技术改造，新建装置采用分级燃烧技 术和低NOX燃烧器。逐步要求20万千瓦及以上机组 实施SCR。 ● 目前执行的排污收费。参照二氧化硫排污收费标准 0.63元/kg。收费从2005年7月1日开始。
政策： ● 电厂脱硝项目的示范工程，给予一定的资助，老装 置SCR改造给予国债支持。 ● 配套实施氮氧化物排放总量控制与排放交易政策、 电价政策。