锅炉脱硝方案修订稿
20t锅炉脱硝方案
一、脱硝技术方案选择20t/h煤粉锅炉，拟配套烟气脱硝（De-NOx）装置。
氮氧化物NOx 基本上可分为三种，一是燃料（fuel ）型氮氧化物，即化石燃料自身的含氮成分在燃烧过程中生成的氮氧化物；二是热力型（thermal）氮氧化物，即参与燃烧反应的空气所带来的氮气在燃烧工程中生成的氮氧化物。
三是快速型氮氧化物（Prompt NOx），为碳氢燃料浓度过高时，燃烧产生的氮氧化物。
由于链条锅炉的炉膛温度相对较高，所以燃烧生成的NOx 中，主要是热力型和快速型NOx 占比较大。
目前成熟的烟气脱硝工艺方法主要有选择性催化还原法（SCR）、选择性非催化还原法（SNCR）；SCR脱硝效率可达80~95%， SNCR脱硝效率为30%～60%。
如果采用单一的SCR脱硫技术催化剂用量比较大，因此需配套昂贵的催化剂，投资运行费用较大；SNCR投资及运行费用相对较低，SNCR阻力小，几乎不增加系统阻力。
SNCR 存在所谓的反应温度窗口，采用氨作为反应剂，一般情况反应温度900~1050 ℃，但是当还原剂和烟气在良好混合条件下，并且保证一定的停留时间，则在更低的760~950 ℃范围内也可以进行有效程度的脱硝反应。
煤粉锅炉原烟气NOx浓度约为500mg /Nm3，根据业主要求，脱硝系统需选择处理工艺简单，投资及运行费用低，稳定、可靠的处理方法，经过处理后烟气中NOX含量≤250 mg/Nm3，脱硝效率应大于50%。
故本方案拟采用成熟技术且投资及运行经济的SNCR法脱硝技术。
SNCR常用的还原剂有氨或者尿素，氨可以选用无水氨（纯氨）及29% 、25% 、19% 等几种浓度的氨水溶液。
二、设计依据1 原始参数2 工艺指标（1）设计脱硝效率≥50%（2）脱硝后烟气NOx浓度≤250mg/Nm3（3）氨逃逸≤15 ppm三、脱硝设计原则1 脱硝工程总体设计应符合下列要求：a）工艺流程合理。
b）还原剂使用便捷。
c）方便施工，有利于维护检修。
锅炉烟气脱硝技术的改进与应用
锅炉烟气脱硝技术的改进与应用一、引言随着工业化进程的不断加快，烟气排放成为了环境保护的重要问题。
其中，锅炉烟气的排放问题更是引起了广泛关注。
烟气中的氧化氮（NOx）被认为是造成环境污染的主要因素之一。
为了解决这个问题，烟气脱硝技术被广泛应用。
本文将针对当前锅炉烟气脱硝技术的局限性进行分析和探讨，并提出改进方案。
二、锅炉烟气脱硝技术简介锅炉烟气脱硝技术是利用氨还原NOx的化学反应，将NOx转化为N2和H2O的方法。
根据反应温度的不同，烟气脱硝技术可以分为低温脱硝和高温脱硝两种方式。
低温脱硝，常见的方法是选择性催化还原（SCR）技术。
该技术通过在低温下，将烟气中的NOx与氨反应，生成N2和H2O。
该技术的优点是脱硝效率高，并且适用于多种燃料，但是前提是需要保持较低的反应温度，控制NH3和NOx的反应比例，阳极和阴极表面没有留下剩余的氨等。
而高温脱硝，同样通过使用NH3还原NOx，但是反应温度要比低温脱硝高。
常见的方法是选择性非催化还原（SNCR）技术。
该技术的优点在于可在宽温度范围内进行NOx还原操作，但是由于温度高，反应条件较为苛刻，同时对燃烧控制及催化剂加入等也有不同的要求。
三、锅炉烟气脱硝技术的局限性虽然已经有了两种脱硝技术，但是这些技术仍然存在以下几个缺点：1. 能耗高：SCR和SNCR技术在还原NOx的过程中需要消耗大量的氨，这会增加成本和危险性。
2. 存在选择性问题：SCR技术在还原NOx的同时，也会将烟气中的SOx还原成SO2。
而SNCR技术在烟气温度高出一定温度时，则有可能会出现氨转化为N2O，导致还原效率下降。
3. 催化剂存在问题：SCR技术需要使用催化剂，一旦催化剂失效，则会影响脱硝效果。
同时，催化剂也对锅炉的运行稳定性和安全性造成了一定的影响。
以上几个问题严重限制了锅炉烟气脱硝技术的普及和应用。
因此，我们需要加大技术改进和创新力度，打破现有的技术瓶颈。
四、锅炉烟气脱硝技术改进方案为了克服上述问题，我们可以从以下几个方面进行改进：1. 使用新型脱硝技术：目前，一些新型脱硝技术，如冷等离子体脱硝技术、氢氧离子脱硝技术、界面催化脱硝技术等，正在逐渐应用于工业锅炉领域，可以有效的解决锅炉烟气脱硝过程中存在的问题。
锅炉烟气脱硝治理工程方案
锅炉烟气脱硝治理工程方案一、工程背景随着我国工业化进程的加快，能源需求急剧增加，大量的燃煤锅炉被广泛应用于工业生产和民用供暖领域。
然而，燃煤锅炉燃烧产生的烟气中含有大量的氮氧化物（NOx），对环境和人体健康造成了严重的危害。
为了减少大气污染，我国环保部门对燃煤锅炉的烟气排放标准也不断加大了限制，要求锅炉烟气中NOx的排放浓度不得超过一定的限值。
因此，燃煤锅炉烟气脱硝成为了一项重要的环保治理工程。
二、工程目标本工程的主要目标是通过脱硝技术手段，降低燃煤锅炉烟气中NOx的排放浓度，符合国家环保要求，减少大气污染，改善环境质量。
三、工程方案1. 脱硝技术选择根据工程实际情况和烟气排放要求，本工程选择了SCR（Selective Catalytic Reduction，选择性催化还原）技术作为烟气脱硝的主要手段。
SCR技术利用催化剂将氨气和NOx在一定的温度和压力下进行催化还原反应，将NOx转化为无害的氮气和水蒸气。
此外，为了提高脱硝效率和保证装置的运行稳定性，还会采用SNCR（Selective Noncatalytic Reduction，选择性非催化还原）技术进行辅助脱硝。
2. 工程设计（1）SCR脱硝装置设计SCR脱硝装置主要由催化剂反应器、氨气喷射系统、氨水喷射系统、脱硝剂输送系统、脱硝剂储存系统等部分组成。
催化剂反应器采用高温、耐腐蚀、耐磨损的材料制造，以承受高温高压、腐蚀性气体的作用。
氨气喷射系统和氨水喷射系统通过精确的脱硝剂喷射控制，保证了反应剂和脱硝剂的最佳比例，提高了脱硝效率。
（2）SNCR脱硝装置设计SNCR脱硝装置主要由喷射系统、脱硝剂输送系统等部分组成。
喷射系统通过精确的控制喷射位置和喷射时机，实现了对高温、高速烟气进行脱硝剂喷射，降低了NOx的排放浓度。
脱硝剂输送系统通过精确的控制脱硝剂的输送率，保证了脱硝剂的充分利用和脱硝效率。
3. 工程施工脱硝工程施工主要包括设备安装、管道连接、电气控制系统安装、系统调试等工序。
10t锅炉脱硫脱硝方案
10t锅炉脱硫脱硝方案一、方案概述为了满足环保要求，保护环境，提高10t锅炉的脱硫脱硝效率，本方案旨在详细介绍使用湿法脱硫脱硝技术进行污染物处理的方法。
本方案包括脱硫脱硝原理、设备选择、操作参数控制、废水处理等内容。
二、脱硫脱硝原理湿法脱硫主要通过往烟气中喷洒脱硫剂来吸收和氧化烟气中的硫氧化物，从而达到脱硫的目的。
而脱硝则通过在燃烧过程中加入适量的氨水或尿素来还原并脱除烟气中的氮氧化物。
这种湿法脱硫脱硝技术被广泛应用于工业锅炉的废气处理中。
三、设备选择1.脱硫设备选择针对10t锅炉的脱硫需求，建议采用石灰石-石膏法湿法脱硫工艺。
该工艺具有较高的脱硫效率和运行稳定性，适用于中小型锅炉脱硫。
2.脱硝设备选择对于脱硝设备的选择，建议采用选择性催化还原（SCR）技术。
该技术通过将氨水或尿素与烟气在催化剂催化下反应，将烟气中的氮氧化物转化为无害的氮气和水。
SCR技术在高效脱硝的同时，对烟气中的其他成分几乎没有影响，操作稳定可靠。
四、操作参数控制1.脱硫操作参数控制（1）石灰石浆液浓度：控制在10%~20%之间，过高的浓度会增加脱硫剂的消耗，过低的浓度则会降低脱硫效率。
（2）石灰石进料量：根据锅炉负荷和石灰石的硫含量，合理调节进料量，以保证脱硫效果。
2.脱硝操作参数控制（1）氨水或尿素投加量：根据烟气中氮氧化物的浓度和反应催化剂的性能，确定适当的投加量，以达到高效脱硝效果。
（2）催化剂活性：定期检测催化剂的活性，确保其在反应过程中的稳定性和催化效果。
五、废水处理在脱硫脱硝过程中产生的废水需要进行处理，以减少对环境的影响。
废水处理包括初期的固液分离和后续的中和、沉淀、过滤等处理过程。
处理后的废水达到排放标准后，可安全排放或进行再利用。
六、总结本方案详细介绍了10t锅炉脱硫脱硝方案，包括脱硫脱硝原理、设备选择、操作参数控制、废水处理等内容。
通过采用湿法脱硫脱硝技术，结合适当的设备选择和操作参数控制，可以实现高效、稳定的脱硫脱硝效果，满足环保要求，保护环境。
锅炉燃煤烟气脱硝处理初步设计方案
锅炉燃煤烟气脱硝处理初步设计方案目录1、项目概况 (4)2、脱硝工艺简述 (4)2.1 脱硝工艺介绍 (4)2.2 选择性催化还原法（SCR）技术介绍 (4)2.2.1 SCR工作原理 (4)2.2.2 SCR系统组成 (5)2.2.3 SCR工艺流程 (5)2.3.4 SCR反应过程 (6)2.3.5 SCR技术特点 (6)2.4 选择性非催化还原法（SNCR）技术介绍 (6)2.4.1 SNCR工作原理 (6)2.4.2 SNCR系统组成 (6)2.4.4 SNCR反应过程 (7)2.4.5 SNCR技术特点 (8)2.5 SNCR+SCR联合工艺介绍 (8)2.5.1 SNCR+SCR联合工艺工作原理 (8)2.5.2 SNCR+SCR联合工艺的系统组成 (9)2.5.3 SNCR+SCR联合工艺流程 (9)2.5.4 SNCR+SCR联合工艺反应过程 (9)2.5.5 SNCR+SCR联合工艺特点 (9)3、本方案采用的SNCR系统 (12)3.1 系统组成 (12)3.2 系统简述 (13)3.2.1 尿素溶液输送系统 (13)3.2.3 炉前喷射设备 (14)3.3 其工艺流程简图如下： (14)3.4 SNCR工艺的经济性分析 (15)4、后续的SCR工艺 (16)5、工艺计算 (16)5.1设计基础参数(单台) (16)5.2物料衡计算 (17)5.2.1 影响脱硝率的因素 (17)5.2.2 设计参数取值 (17)5.2.3 计算过程 (17)6、SNCR－SCR联合工艺脱硝预期效果 (17)1、项目概况有两台200t/h燃煤锅炉，已建成除尘脱硫装置，但随着国家对烟气排放标准要求的日益提高，锅炉的脱硝工作也被提到了议事日程，在这个背景下，受该公司委托，我公司特编报此脱硝初步方案，供业主参考。
2、脱硝工艺简述2.1 脱硝工艺介绍氮氧化物（NOx）是在燃烧工艺过程中由于氮的氧化而产生的气体，它不仅刺激人的呼吸系统，损害动植物，破坏臭氧层，而且也是引起温室效应、酸雨和光化学反应的主要物质之一。
t锅炉烟气脱硫脱硝改造技术方案(新)
.目录第一章项目总说明 (3)1.1、项目背景 (3)1.2、项目目标 (3)1.3概述 (3)1.4、设计依据 (4)1.5、设计改造原则 (5)1.6、设计改造内容 (5)第二章工艺方案部分 (6)2.1 除尘系统工艺方案 (6)2.2脱硫系统工艺方案 (8)2.3脱硝系统工艺方案 (14)第三章人员配置及防护措施 (22)第四章环境保护 (22)第五章概算及运行成本估算 (23)第一章项目总说明1.1、项目背景现有25t/h锅炉一台，脱硫除尘系统已经投运。
烟气脱硫运行过程中存在脱硫率低下以及运行成本过高等诸多问题。
现如今随着人们对环境的要求越来越高，以及环保部门对从锅炉烟囱排出的废气物的排放监控越来越严格，排放标准也越来越严厉。
根据甲方要求，SO2的排放浓度要低于100mg/m3,粉尘颗粒物排放浓度要低于25mg/m3, 氮氧化合物排放浓度要低于150mg/m3,污染物排入大气必须达标排放。
公司领导十分重视环境保护工作，拟针对现行日益严格的环保要求，对锅炉尾气烟气进行处理改造，做到达标排放。
1.2、项目目标本工程的目的就是在上述建设背景和有关法规要求下对该项目原有污染物治理和工艺系统进行改造，在不影响现有锅炉工况条件下，使该系统能有效减少中各项污染物的排放，保证尾气达标排放，实现良好的经济效益和环保效益，并尽可能利用现有设施资源，把项目改造费用降到最低。
1.3概述本工程针对现有1台25t/h流化床锅炉脱硫除尘系统进行改造，将原有简易双碱法系统改为氧化镁系统，新增布袋除尘系统、新增脱硫塔装置、新增SNCR脱硝系统、一套新型工艺系统设备、改造配套电气仪表系统。
锅炉出口到引风机出口之间工艺系统的所有设备；详细分工界线内容如下（暂定，最终以招标文件为准）：一、除尘系统a、除尘系统电气仪表系统1套b、低压长袋脉冲布袋除尘器1套二、脱硫系统a、脱硫电气仪表系统1套；b、制浆系统1套；c、脱硫塔1台；d、脱硫塔工艺循环系统1套；e、土建改造系统1套；f、脱水系统1套；g、管道系统1套；脱硫前烟气中SO2原始排放浓度：设计时按工况下最大SO2浓度1512mg/m3考虑，烟气脱硫后达到如下指标：SO2浓度≤100mg/m3。
锅炉脱硝方法
●脱硝方案1. 设计条件1.1 项目概况现有10t/h煤粉炉锅炉，目前锅炉NOx排放浓度约为≦mg/Nm3，为节能减排，现对该机组进行脱硝改造，将NOx排放浓度降低到＜mg/Nm3。
SNCR1.21.3（4）SNCR入口NOx浓度为≦mg/Nm3，SNCR出口NOx浓度≦mg/Nm3，脱硝效率70/80%。
（5）SNCR工艺NH3逃逸量≤10ppm。
1.4 设计条件2.2.1。
2.2工艺水作为氨水稀释剂的水应是具有除盐水质量的软化水，并且满足下列条件，详见下表。
2.32.4仪用压缩空气，干燥、无油；压力露点：-20℃；运行压力：0.5~0.7MPa；3. 技术要求3.1 工程范围3.1.1 设计范围本次烟气脱硝系统设计范围是SNCR系统内的所有设备、管道、电控设备等全部内容。
系统所需的还原剂、水、冷却空气和电源等由业主方输送至本次脱硝系统内。
3.1.2 供货范围本项目工程范围为EPC交钥匙工程，包括一台机组SNCR脱硝系统的3.2.1脱硝系统装置出口NOx浓度在设计工况下正常运行时脱硝装置出口NOx浓度不超过炉）3.2.3 SNCR脱硝装置可用率整套装置的可用率在正式移交后的一年中大于98%。
脱硝装置的可用率定义：A：脱硝装置统计期间可运行小时数。
B：脱硝装置统计期间强迫停运小时数。
C：脱硝装置统计期间强迫降低出力等有效停运小时数。
3.2.4脱硝装置运行后并达到NO x排放要求时NH3逃逸率≤10ppm。
3.2.5脱硝装置的服务寿命为30年以上。
3.2.6时；3.2.73.2.8作。
4. 技术方案4.1 技术原理用氨水作为还原剂的SNCR技术原理是将稀释后的氨水溶液喷入炉内与NOx进行选择性反应，不使用催化剂，在炉膛温度为750～850℃的区域内，NH3与烟气中的NOx进行SNCR反应生成N2和水。
NH3还原NOx的主要化学反应方程式为：4NH3+4NO+O2 → 4N2+6H2OSNCR系统烟气脱硝过程由下面四个基本过程完成：1）还原剂接收和储存；2）还原剂的计量输出、与水混合稀释；34（21、2、3、4、5、4.2内以供后续SNCR脱硝使用。
锅炉脱硝方案(20181213)
合川盐化公司锅炉烟气脱硝方案1. 设计条件1.1 项目概况现有82t/h循环流化床锅炉，目前锅炉NOx排放浓度约为≦400mg/Nm3，为节能减排，现对该机组进行脱硝改造，将NOx排放浓度降低到＜100mg/Nm3。
本方案为82t/h循环流化床锅炉SNCR烟气脱硝技术方案。
本方案对SNCR系统的工艺流程，电气及控制方案，平面布置、设备配置、运行费用等内容都进行简要介绍。
1.2 工程地点公司热电厂房锅炉旁区域。
1.3 设计原则本项目的主要设计原则：（1）脱硝技术采用SNCR工艺。
（2）还原剂采用尿素水解方案。
（3）控制系统使用PLC单独控制。
（4）SNCR入口NOx浓度为≦400mg/Nm3，SNCR出口NOx浓度≦100mg/Nm3，脱硝效率75/90%。
（5）SNCR工艺NH3逃逸量≤6ppm。
1.4 设计条件1.4.1锅炉烟气参数1.4.2 设备安装条件：主厂房室外安装；1)还原剂：以尿素水解为10%浓度的氨水和高分子剂作为SNCR烟气脱硝系统的还原剂；2)主燃料：煤；3)运行方式：每天24小时连续运行；4)年累计工作时间：不小于7200小时；2.还原剂、工艺水、电源及压缩空气参数2.1还原剂本方案采用10%浓度的尿素溶液。
2.2工艺水作为尿素稀释剂的水应是具有除盐水质量的软化水，并且满足下列条件，详见下表。
2.3电源用于脱硝系统的电源，为AC 380V和AC 220±2%V、50±0.2Hz、波形失真率<5%的电源至设计界区。
2.4压缩空气雾化使用的压缩空气由空压站提供至锅炉附近，应满足如下要求：3. 技术要求3.1 工程范围3.1.1 设计范围本次烟气脱硝系统设计范围是SNCR系统内的所有设备、管道、电控设备等全部内容。
系统所需的还原剂、水、冷却空气和电源等由业主方输送至本次脱硝系统内。
3.1.2 供货范围本项目工程范围为EPC交钥匙工程，包括一台机组SNCR脱硝系统的设计、设备供货、土建工程、安装、系统调试和试运行、配合考核验收、培训等。
锅炉脱硝方案(20181213)
合川盐化公司锅炉烟气脱硝方案1. 设计条件1.1 项目概况现有82t/h循环流化床锅炉，目前锅炉NOx排放浓度约为≦400mg/Nm3，为节能减排，现对该机组进行脱硝改造，将NOx排放浓度降低到＜100mg/Nm3。
本方案为82t/h循环流化床锅炉SNCR烟气脱硝技术方案。
本方案对SNCR系统的工艺流程，电气及控制方案，平面布置、设备配置、运行费用等内容都进行简要介绍。
1.2 工程地点公司热电厂房锅炉旁区域。
1.3 设计原则本项目的主要设计原则：（1）脱硝技术采用SNCR工艺。
（2）还原剂采用尿素水解方案。
（3）控制系统使用PLC单独控制。
（4）SNCR入口NOx浓度为≦400mg/Nm3，SNCR出口NOx浓度≦100mg/Nm3，脱硝效率75/90%。
（5）SNCR工艺NH3逃逸量≤6ppm。
1.4 设计条件1.4.1锅炉烟气参数1.4.2 设备安装条件：主厂房室外安装；1)还原剂：以尿素水解为10%浓度的氨水和高分子剂作为SNCR烟气脱硝系统的还原剂；2)主燃料：煤；3)运行方式：每天24小时连续运行；4)年累计工作时间：不小于7200小时；2.还原剂、工艺水、电源及压缩空气参数2.1还原剂本方案采用10%浓度的尿素溶液。
2.2工艺水作为尿素稀释剂的水应是具有除盐水质量的软化水，并且满足下列条件，详见下表。
2.3电源用于脱硝系统的电源，为AC 380V和AC 220±2%V、50±0.2Hz、波形失真率<5%的电源至设计界区。
2.4压缩空气雾化使用的压缩空气由空压站提供至锅炉附近，应满足如下要求：3. 技术要求3.1 工程范围3.1.1 设计范围本次烟气脱硝系统设计范围是SNCR系统内的所有设备、管道、电控设备等全部内容。
系统所需的还原剂、水、冷却空气和电源等由业主方输送至本次脱硝系统内。
3.1.2 供货范围本项目工程范围为EPC交钥匙工程，包括一台机组SNCR脱硝系统的设计、设备供货、土建工程、安装、系统调试和试运行、配合考核验收、培训等。
锅炉脱硫脱硝方案
锅炉脱硫脱硝方案锅炉是工业生产和能源供应中必不可少的设备，它在燃烧过程中会产生大量的二氧化硫（SO2）和氮氧化物（NOx）等有害气体。
这些有害气体对环境和人类健康都造成了严重威胁。
因此，针对这些问题，设计并实施一套有效的锅炉脱硫脱硝方案至关重要。
一、脱硫方案1. 浆液循环脱硫法浆液循环脱硫法是目前常用的脱硫方法之一。
它是通过将喷射液（通常为石灰石浆液）喷入锅炉烟道中，使其与烟气中的二氧化硫发生化学反应，生成硫酸钙。
这种方法具有投资成本低、操作灵活、脱硫效率高等优点。
2. 硫酸铵-碱液法硫酸铵-碱液法是另一种常用的脱硫方法。
这种方法适用于高温烟道废气中的脱硫。
它通过将硫酸铵溶液和氨气喷入烟道中，与二氧化硫反应生成硫酸铵，然后再用氢氧化钠或氨溶液中和产生的盐酸，从而达到脱硫的目的。
3. 活性炭吸附法除了上述化学方法，活性炭吸附法也是一种常用的脱硫方法。
这种方法主要是利用活性炭对烟气中的二氧化硫进行吸附，从而达到脱硫的效果。
活性炭吸附法具有投资成本低、操作简单、灵活性高等优点，但需要定期更换和再生活性炭，增加了运行成本。
二、脱硝方案1. Selective Catalytic Reduction（SCR）技术选择性催化还原（SCR）技术是目前应用最广泛的脱硝技术之一。
这种技术通过向烟气中喷入氨水或尿素溶液，并让其与氮氧化物在催化剂的作用下发生化学反应，将其转化为无害的氮气和水蒸气。
SCR技术具有高脱硝效率、广泛适用性等优点，但需要催化剂的投入和维护，并且对氨水或尿素的投加量和温度有一定要求。
2. Selective Non-Catalytic Reduction （SNCR）技术选择性非催化还原（SNCR）技术是另一种常用的脱硝技术。
它通过向烟气中喷入氨水或尿素溶液，利用高温条件下的非催化还原反应，将氮氧化物分解为无害的氮气和水蒸气。
SNCR技术投入成本较低，但脱硝效率相对较低，并且对温度和氨水的投加量等因素有一定的要求。
脱硝改造实施方案
脱硝改造实施方案脱硝是指通过化学和催化技术将燃煤烟气中的氮氧化物（NOx）转化为氮气（N2）的技术，是大气污染防治的关键环节之一。
下面是一个脱硝改造实施方案，从技术、投资和实施等方面进行了详细介绍。
一、目标和要求：1. 资源消耗少、效果明显：通过脱硝改造，使燃煤发电厂的氮氧化物排放浓度达到国家限值标准，其中以低浓度和小排放为目标，减少氮氧化物的排放对环境的污染。
2. 改造投资合理：在改造过程中要尽量控制改造投资，使脱硝设备的投资与其应用效果相匹配。
3. 设备性能稳定可靠：改造后的脱硝设备在长期运行中性能稳定可靠，不影响发电厂的正常生产运行。
二、技术选择和方案设计：针对燃煤发电厂的特点，可以选择以下技术进行脱硝改造：1. 燃烧改造技术：优化燃烧过程，采用低氮燃烧技术，减少燃煤过程中产生的氮氧化物。
2. SCR（Selective Catalytic Reduction）技术：采用催化剂将烟气中的氮氧化物与还原剂（如氨）反应，生成氮气和水蒸气。
3. SNCR（Selective Non-Catalytic Reduction）技术：在燃烧工况下加入尿素等还原剂，通过烟气与还原剂的化学反应将氮氧化物转化为氮气。
在方案设计过程中，需要考虑以下几个方面：1. 设备选型：选择符合发电厂实际情况的脱硝设备，包括SCR和SNCR设备等。
2. 设备布置：合理规划脱硝设备的布置，充分利用发电厂现有场地和设备空间，确保设备的安装和维护方便。
3. 操作维护：设立专门的操作维护团队，负责脱硝设备的操作和维护工作，制定操作规程和检修计划，确保脱硝设备的正常运行。
三、投资估算和经济分析：脱硝改造的投资估算主要包括设备购置费用、工程安装费用、运行维护费用等。
在经济分析中，需要考虑以下几个因素：1. 政策支持：脱硝改造项目可能获得政府的扶持和补贴，从而降低改造的成本。
2. 燃煤成本：脱硝改造会造成一定的燃煤成本增加，需要进行经济分析，确定是否可以与发电价格相匹配。
锅炉脱硝实施方案
锅炉脱硝实施方案一、前言。
锅炉脱硝是指通过一定的技术手段，将燃煤锅炉烟气中的氮氧化物（NOx）转化为氮气和水蒸气，从而达到减少大气污染物排放的目的。
随着环保政策的不断加强，对于锅炉脱硝技术的要求也越来越高。
因此，制定一套科学、合理的锅炉脱硝实施方案对于企业来说至关重要。
二、技术选择。
在选择锅炉脱硝技术时，需要考虑锅炉的型号、规模、运行参数等因素。
目前常用的锅炉脱硝技术包括选择性催化还原（SCR）技术、非选择性催化还原（SNCR）技术和燃烧改造技术。
针对不同的锅炉类型和排放要求，应进行技术评估和经济性分析，选择最适合的脱硝技术。
三、工艺流程。
1. SCR技术，SCR技术是通过在烟气中喷射氨水或尿素溶液，利用催化剂将NOx还原为氮气和水蒸气。
工艺流程包括氨水喷射系统、催化剂反应器和脱硝后的烟气处理系统。
2. SNCR技术，SNCR技术是在燃烧区域喷射氨水或尿素溶液，利用高温燃烧区域的还原作用将NOx还原为氮气和水蒸气。
工艺流程简单，但对燃烧条件要求较高。
3. 燃烧改造技术，通过优化燃烧系统，降低燃烧温度和氧气浓度，减少NOx 的生成。
工艺流程相对简单，但效果较其他两种技术较为有限。
四、设备选型。
根据所选定的脱硝技术，需选用相应的脱硝设备。
对于SCR技术，需选用合适的催化剂和喷射系统；对于SNCR技术，需选用适合的喷射系统和氨水/尿素溶液供应系统；对于燃烧改造技术，需选用适合的燃烧优化设备。
五、运行管理。
在锅炉脱硝实施后，需加强对脱硝设备的运行管理。
定期对设备进行检查、维护和清洗，保证设备的稳定运行。
同时，对脱硝效果进行监测和评估，确保排放达标。
六、总结。
锅炉脱硝实施方案的制定需要综合考虑技术、经济和环保等因素，选择合适的技术和设备，并加强运行管理，才能达到预期的脱硝效果。
希望本文提供的锅炉脱硝实施方案能对相关企业提供一定的参考和帮助。
脱硝改造实施方案
脱硝改造实施方案一、背景介绍随着环保政策的不断加强，大气污染治理成为社会关注的焦点之一。
作为大气污染的主要来源之一，燃煤电厂排放的氮氧化物（NOx）对环境造成了严重的影响。
因此，脱硝改造成为燃煤电厂必须面对的重要任务之一。
二、脱硝改造的必要性1.环保要求：国家对燃煤电厂的大气污染排放标准不断提高，脱硝改造是燃煤电厂必须进行的环保设施更新。
2.经济效益：脱硝改造可以降低燃煤电厂的氮氧化物排放，减少环保罚款，提高企业形象，增加企业竞争力。
3.社会责任：作为能源生产企业，承担社会责任，积极开展脱硝改造，有利于企业长期可持续发展。
三、脱硝改造的实施方案1.技术选型：根据燃煤电厂的具体情况，选择合适的脱硝技术，包括SCR（选择性催化还原）、SNCR（选择性非催化还原）等。
2.工程设计：进行详细的工程设计，包括脱硝设备的选址、安装方案、管道布局等，确保脱硝设备的有效运行。
3.设备采购：选择正规的脱硝设备供应商，进行设备采购，确保设备质量和性能。
4.工程施工：组织专业的施工队伍，按照设计要求进行脱硝设备的安装和调试，确保工程质量。
5.运行维护：建立完善的脱硝设备运行维护制度，定期对设备进行检修和维护，确保设备的长期稳定运行。
四、脱硝改造的注意事项1.合规运行：脱硝设备的运行必须符合国家环保标准和相关法律法规要求，不得擅自停运或超标排放。
2.安全生产：脱硝改造过程中，要严格遵守安全生产规定，确保施工人员和设备的安全。
3.环境保护：脱硝改造不仅是为了达到排放标准，更要注重对环境的保护，避免对周围生态环境造成影响。
4.技术更新：随着科技的不断发展，脱硝技术也在不断更新，企业应密切关注行业动态，及时进行技术更新和改造。
五、总结脱硝改造是燃煤电厂环保治理的重要举措，对于减少大气污染、改善环境质量具有重要意义。
企业应该高度重视脱硝改造工作，积极采取有效措施，确保脱硝设备的有效运行，为环保事业做出积极贡献。
10t锅炉脱硫脱硝方案
10t锅炉脱硫脱硝方案1. 简介本文档提供了一个10t锅炉的脱硫脱硝方案。
在能源产业中，锅炉是一个重要的设备，但燃烧过程中产生的废气会对环境造成污染。
因此，脱硫脱硝技术的应用至关重要，可以有效减少由锅炉排放的污染物。
本文档将介绍脱硫脱硝的原理、方法和方案。
2. 脱硫脱硝原理脱硫脱硝是通过化学反应或物理吸附将锅炉烟气中的二氧化硫和氮氧化物去除的过程。
脱硫脱硝的原理基于以下两个方面：2.1 脱硫原理燃煤锅炉的烟气中含有大量的二氧化硫，通过脱硫技术可以将其去除。
常用的脱硫方法包括石灰石法、湿法脱硫法和选择性催化还原脱硫法。
其中，湿法脱硫法利用石灰浆或石膏吸收二氧化硫，将其转化为硫酸钙，达到脱硫的效果。
2.2 脱硝原理燃煤锅炉的烟气中还含有氮氧化物，包括一氧化氮和二氧化氮。
脱硝技术主要通过还原一氧化氮为氮气，将二氧化氮转化为氮气。
常用的脱硝技术包括选择性催化还原脱硝法、氨水脱硝法和非选择性催化还原脱硝法。
3. 10t锅炉脱硫脱硝方案基于以上脱硫脱硝原理，我们为10t锅炉提供了以下脱硫脱硝方案：3.1 湿法石灰石脱硫脱硝法该方案采用湿法脱硫脱硝技术，使用石灰石作为吸收剂。
具体步骤如下：1.在锅炉的烟道中安装脱硫设备，将石灰石浆液喷入烟道中与烟气进行接触。
2.烟气中的二氧化硫将与石灰石反应生成硫酸钙，从而达到脱硫的目的。
3.同时，通过添加还原剂（例如氨水）实现脱硝。
烟气中的氮氧化物与还原剂反应生成氮气，从而达到脱硝的效果。
4.最后，将处理后的烟气排放至大气中，达到环保要求。
3.2 选择性催化还原脱硝法该方案采用选择性催化还原脱硝技术，使用催化剂作为催化剂。
具体步骤如下：1.在锅炉的烟道中安装SCR催化剂，通过低温催化还原反应将烟气中的氮氧化物转化为氮气。
2.排放至大气。
此技术能够将氮氧化物的排放浓度降低到国家标准以下。
4. 总结本文介绍了10t锅炉脱硫脱硝方案。
通过湿法石灰石脱硫脱硝法和选择性催化还原脱硝法，可以有效地减少锅炉烟气中的二氧化硫和氮氧化物排放。
65吨锅炉除尘脱硫脱硝方案DOC
65t/h锅炉烟气除尘脱硫工程布袋除尘器+钠碱法脱硫工艺+等离子脱硝方案技术文件2014年5月目录一总论 (3)1.1 工程概述 (3)1.2 设计参数 (3)1.3除尘脱硫脱硝系统主要技术要求 (4)1.4 主要设计原则 (4)二工艺介绍 (5)2.1 文丘里水膜脱硫除尘器 (5)2.2 钠碱脱硫工艺 (5)2.3 等离子脱硝工艺 (5)三、产品介绍 (10)3.1.水膜脱硫除尘器 (10)3.2脱硫塔/脱硝塔 (10)3.3 等离子活化系统 (14)3.4 脱硫、脱硝液供给系统 (15)四、供货清单 (16)五、项目投资及运行费用 (21)6 计划工期 (22)7 服务及售后 (22)7.1现场服务 (22)7.2技术培训 (22)7.3售后服务 (22)一总论1.1 工程概述公司现有一台链条炉，因燃料煤中含有一定的硫份及灰份，在高温燃烧过程中产生的SO2、NO X和粉尘会对周围的大气环境造成了一定的污染，根据国家环保排放标准和当地环保部门的要求，该公司决定对现有锅炉新增加除尘脱硫脱硝设施，确保锅炉尾部排放粉尘和SO2、NO X按照国家和当地环保排放要求达标排放，并按照环保总量控制要求在确保达标的同时进一步削减粉尘和SO2、NO X 的排放量。
本期工程为1×65t/h锅炉烟气治理工程除尘脱硫脱硝系统的设计、制造、安装及运行调试，针对业主方的现场特点，结合我公司的工艺技术和工程经验，从工艺技术、安全运行、排放指标、经济指标等各方面进行了细致的论证，提出以复合式文丘里水膜脱硫除尘器，钠碱法脱硫工艺，等离子脱硝工艺。
1.2 设计参数序号参数名称单位参数值1 锅炉规格型号XN65-5.3T2 锅炉额定蒸发量t/h 653 锅炉数量台 14 燃煤量t/h5 燃煤含硫量% 0.57（设计值）6 单台锅炉出口烟气量Nm3/h 110000（设计值）7 锅炉出口烟气温度℃160（设计值）8 进口粉尘浓度g/Nm3189 脱硫系统进口SO2浓度mg/Nm3 80010 脱硝系统进口NOx浓度mg/Nm3 60011 锅炉年运行时间小时5400 h12 引风机型号13 引风机风量m3/h14 全压Pa1.3除尘脱硫脱硝系统主要技术要求序号参数名称参数值1 二氧化硫排放浓度≤50 mg/Nm32 脱硫效率95%3 NOx排放浓度≤200 mg/Nm34 脱硝效率67%5 粉尘排放浓度≤50 mg/Nm36 总除尘效率≥99%1.4 主要设计原则➢技术先进、经济合理、切实有效的烟气治理工艺。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
锅炉脱硝方案
WEIHUA system office room 【WEIHUA 16H-WEIHUA WEIHUA8Q8-
●脱硝方案
1. 设计条件
项目概况
现有10t/h煤粉炉锅炉，目前锅炉NOx排放浓度约为≦mg/Nm3，为节能减排，现对该机组进行脱硝改造，将NOx 排放浓度降低到＜mg/Nm3。
本方案为10t/h煤粉炉锅炉SNCR烟气脱硝技术方案。
本方案对SNCR系统的工艺流程，电气及控制方案，平面布置、设备配置、运行费用等内容都进行简要介绍。
工程地点
有限公司指定厂区内。
设计原则
本项目的主要设计原则：
（1）脱硝技术采用SNCR工艺。
（2）还原剂采用尿素或氨水方案。
（3）控制系统使用PLC单独控制。
（4）SNCR入口NOx浓度为≦mg/Nm3，SNCR出口NOx浓度≦mg/Nm3，脱硝效率70/80%。
（5）SNCR工艺NH3逃逸量≤10ppm。
设计条件
锅炉烟气参数
设备安装条件：主厂房室外安装；
1)还原剂：以20%浓度的氨水和高分子剂作为SNCR烟
气脱硝系统的还原剂；
2)主燃料：煤；
3)运行方式：每天24小时连续运行；
4)年累计工作时间：不小于8000小时；
2.还原剂、工艺水、电源及压缩空气参数
还原剂
本采用以稀释水为溶剂的氨水+高分子剂为脱硝还原剂，氨水浓度为20%。
工艺水
作为氨水稀释剂的水应是具有除盐水质量的软化水，并且满足下列条件，详见下表。
电源
用于脱硝系统的电源，为AC 380V和AC 220±2%V、50±、波形失真率<5%的电源至设计界区。
压缩空气
雾化使用的压缩空气由甲方提供至锅炉附近，应满足如下要求：
仪用压缩空气，干燥、无油；压力露点：-20℃；运行压力：~；
3. 技术要求
工程范围
设计范围
本次烟气脱硝系统设计范围是SNCR系统内的所有设备、管道、电控设备等全部内容。
系统所需的还原剂、水、冷却空气和电源等由业主方输送至本次脱硝系统内。
供货范围
本项目工程范围为EPC交钥匙工程，包括一台机组SNCR脱硝系统的设计、设备供货、土建工程、安装、系统调试和试运行、配合考核验收、培训等。
脱硝系统性能保证值
性能保证值如下：
脱硝系统装置出口NOx浓度
在设计工况下正常运行时脱硝装置出口NOx 浓度不超过260mg/Nm 3(干基，标况，含氧量6%），且NOx 脱除率不低于70%
浓度
原烟气入口浓度
脱硝装置出口浓度原烟气入口脱除率NOx NOx NOx -NOx =
×100%
系统物料及动力消耗指标（脱硝还原剂采用20%浓度的氨水）（1台炉）
SNCR 脱硝装置可用率
整套装置的可用率在正式移交后的一年中大于98%。
脱硝装置的可用率定义：
%100⨯--=
A
C
B A 可用率 A ：脱硝装置统计期间可运行小时数。
B ：脱硝装置统计期间强迫停运小时数。
C ：脱硝装置统计期间强迫降低出力等有效停运小时数。
脱硝装置运行后并达到NO x 排放要求时NH 3逃逸率≤10ppm 。
脱硝装置的服务寿命为30年以上。
脱硝装置满足全天24小时连续运行，年运行时间大于8000时；
系统装置先进、安全、可靠、便于运行维护；
脱硝装置的调试过程（包括启/停和运行），不能影响锅炉的正常工作。
脱硝装置能快速启动投入，在负荷调整时有良好的适应性，在运行条件下能可靠和稳定地连续运行，并具有下列运行特性：
(1) 脱硝装置能适应锅炉的正常负荷变动，快速投入与停止，跟随能力强。
(2) 脱硝装置能在锅炉40～100%BMCR负荷条件下持续、安全地运行。
(3) 脱硝装置的检修时间间隔与锅炉的要求一致，不应增加维护和检修期。
4. 技术方案
技术原理
用氨水作为还原剂的SNCR技术原理是将稀释后的氨水溶液喷入炉内与NOx进行选择性反应，不使用催化剂，在炉膛温度为750～850℃的区域内，NH3与烟气中的NOx进行SNCR反应生成N2和水。
NH3还原NOx的主要化学反应方程式为：
4NH3+4NO+O2 → 4N2+6H2O
SNCR系统烟气脱硝过程由下面四个基本过程完成：
1）还原剂接收和储存；
2）还原剂的计量输出、与水混合稀释；
3）在锅炉合适位置喷入稀释后的还原剂；
4）还原剂与烟气混合进行脱硝反应。
（2）脱硝效率的影响因素
1、温度范围；
2、停留的时间；
3、反应剂和烟气混合的程度；
4、未控制的NOx浓度水平；
5、喷入的反应剂与未控制的NOx的摩尔比－NSR；工艺描述
工艺描述
氨水槽车将氨水送至厂区内氨水储罐后，由氨水加注泵打入氨水储罐内以供后续SNCR脱硝使用。
需要SNCR脱硝时，使用氨水溶液输送泵将储罐中的氨水溶液抽出，并在静态混合器中和工艺水混合稀释成
5%~10%的氨水稀溶液，然后再输送到炉前SNCR喷枪处。
氨水溶液通过喷枪雾化后，喷入炉膛合适的位置（温度窗口），与烟气中的氮氧化物发生氧化还原反应，生成氮气和水，从而达到脱硝目的。
我公司将根据锅炉实际状况，选取最佳的温度窗口，采用专用的雾化喷枪，合理设计，保证足够的穿透深度和覆盖面，使氨水与氮氧化物充分反应。
本工程在安装前已将各脱硝设备组装为模块，工艺系统如下图所示。
序号名称规格型号
单
位
数
量
供货商
一氨水溶液储
1 氨水溶液储容积V=5m3，个 1
2 氨水卸载泵Q=20m3/h，H=20m 316 台 1 甲供
3 氨水溶液输Q=1m3/hr，H=100m 316 台 2
4 加注管线DN65，自卸载区至储罐的接
头、柔性软管、排气管，
套 1 甲供
二稀释水系统
1 稀释水罐容积V= 个 1
2 稀释水输送Q=3m3/hr H=100m 材质：个 2 三计量分配系
2 仪表套 1
压力表个 3。