烟气脱硝技术关键参数与工程实例方案
烟气脱硝工程方案
烟气脱硝工程方案1.前言烟气脱硝是现代环保工程中的一项重要技术，主要用于降低烟气中的氮氧化物排放（NOx）。
烟气中的NOx是一种常见的大气污染物，不仅对人体健康造成危害，还会对环境和生态系统造成破坏。
因此，烟气脱硝工程的实施对于改善大气环境质量具有重要意义。
本文将针对烟气脱硝工程进行详细的规划和方案设计。
2.工程概况本工程旨在对某燃煤发电厂2×660MW机组的烟气进行脱硝处理，以达到国家相关排放标准要求。
该发电厂位于工业园区，周围有多家居民区，烟气中的NOx排放对周边环境产生了一定的影响。
因此，烟气脱硝工程的实施对于保护周边环境以及居民健康具有积极的意义。
3.工程流程烟气脱硝工程主要包括烟气净化系统和脱硝设备两个部分。
其主要流程如下：3.1 烟气净化系统烟气净化系统是整个脱硝工程的前处理部分，其主要作用是将烟气中的灰尘和颗粒物进行除尘处理，以保证后续的脱硝设备能够正常运行。
该系统包括烟气进口处的除尘器、脱硫塔和除尘设备，主要技术指标如下：a）除尘效率：≥99%b）脱硫效率：≥95%c）除尘设备采用电除尘技术，脱硫设备采用石灰石法d）运行稳定可靠，保证出口烟气中的颗粒物和SO2含量符合国家排放标准3.2 脱硝设备脱硝设备是烟气脱硝工程的核心部分，其主要作用是将烟气中的NOx进行还原或者吸收处理，使其排放浓度符合国家相关标准。
脱硝设备主要采用SCR（Selective Catalytic Reduction）技术或者SNCR（Selective Non-Catalytic Reduction）技术，其主要技术指标如下：a）脱硝效率：≥90%b）采用先进的氨水喷射技术和催化剂，保证脱硝反应的高效进行c）运行稳定可靠，保证出口烟气中的NOx含量符合国家排放标准在实施烟气脱硝工程时，需要综合考虑工程的技术、经济、安全等因素，选择合适的技术方案，确保工程的实施效果和运行稳定可靠。
本工程的技术方案主要包括以下几个方面：4.1 工艺选型根据该燃煤发电厂的实际情况和烟气特性，选择合适的烟气脱硝工艺，主要考虑SCR和SNCR技术两种方案。
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。
脱硝施工方案
脱硝施工方案脱硝是指将烟气中的硫氧化物（SOx）转化为硫酸氢盐（H2SO4）或硫酸根（SO4^2-），以实现减少大气污染物的排放的技术过程。
下面是一种脱硝施工方案：一、方案目标本方案旨在将燃煤电厂烟气中的硫氧化物（SOx）的排放浓度控制在国家标准规定的限值范围内。
二、方案内容1. 采用湿法脱硝技术，主要包括脱硝剂喷射系统、反应器和有害废气处理系统。
2. 脱硝剂喷射系统采用氨气喷射方式，将氨气与烟气充分混合，与烟气中的硫氧化物（SOx）发生反应生成硫酸氢盐（H2SO4）或硫酸根（SO4^2-）。
喷射系统属于闭路循环工艺，通过控制氨气的喷射流量，实现脱硝效果的调节。
3. 反应器采用填料式反应器，反应器内填充有稀释剂和反应剂。
稀释剂主要是水，用于稀释烟气和稳定脱硝反应温度；反应剂主要是含钒或铁的盐溶液，用于催化脱硝反应的进行。
4. 有害废气处理系统用于处理脱硝过程中产生的有害气体，主要包括氨气、硫酸氢盐和氨基酸等。
通过吸收、吸附和催化等方式，将有害气体转化为无害气体或固体物质，然后进行处理和排放。
三、施工流程1. 确定施工范围、工期和预算。
2. 设计并搭建脱硝设备，包括脱硝剂喷射系统、反应器和有害废气处理系统。
3. 安装脱硝设备，并进行调试和试运行。
4. 进行脱硝效果的监测和评估，确保脱硝效果符合要求。
5. 撤离施工现场，进行设备运行和维护的培训。
四、安全措施1. 施工人员必须佩戴相应的个人防护装备，如口罩、手套和安全帽等。
2. 工地要设置明显的安全警示标志，确保施工现场的安全。
3. 施工设备必须符合相关的安全标准，并进行定期检修和维护。
4. 严禁在无通风设备的封闭空间内进行施工，以防止有害气体的堆积和危险事故的发生。
五、环保效益本方案采用湿法脱硝技术，能够有效降低燃煤电厂烟气中的硫氧化物（SOx）的排放浓度，减少大气污染物的排放，提高环境质量。
同时，通过有害废气处理系统的处理，能够将有害气体转化为无害气体或固体物质，实现了资源化和无害化的处理方式。
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。
燃煤烟气脱硫脱硝技术及工程实例
燃煤烟气脱硫脱硝技术及工程实例
燃煤烟气脱硫脱硝技术是用于减少燃煤过程中产生的二氧化硫（SO2）和氮氧化物（NOx）排放的一种控制技术。
该技术主要通过在燃烧过程中添加脱硫剂和脱硝催化剂，将烟气中的SO2和NOx转化为可吸收或可除去的化合物，以降低排放浓度。
工程实例中，燃煤电厂通常会采用湿法烟气脱硫（FGD）和选择性催化还原（SCR）技术实现烟气脱硫脱硝。
湿法烟气脱硫技术基于石膏脱硫、石灰石-石膏脱硫、海藻脱硫等反应装置，将烟气通过喷射脱硫剂（如石灰浆）来捕捉SO2。
脱硫剂与SO2反应生成石膏，经过过滤和脱水处理，得到可回收利用的石膏产品，并且将脱硫后的烟气中的绝大部分SO2排放量降低到环保要求以内。
而选择性催化还原技术通过在烟气中注入氨水并使用催化剂，将NOx还原为氮和水。
SCR设备常常设置在烟气处理系统的末端，通过催化剂上的反应，NOx在与氨水接触时被还原为无毒的氮气和水蒸气，从而实现NOx的脱除。
这些技术在全球范围内已经得到广泛应用。
例如，中国的部分大型燃煤电厂已经采用了脱硫脱硝技术，通过装备湿法烟气脱硫和SCR设备实现了低排放和环保化的燃煤发电。
此外，美国、德国等国家也广泛应用了类似的技术来降低燃煤电厂排放的空气污染物。
脱硫脱硝 工程案例
脱硫脱硝工程案例全文共四篇示例，供读者参考第一篇示例：脱硫脱硝工程是通过一系列化学或物理的反应过程，将大气中的二氧化硫和氮氧化物转化为无害的物质的过程。
这些二氧化硫和氮氧化物是主要的大气污染物之一，其排放会对人体健康和环境造成严重的危害。
脱硫脱硝工程的设计和实施对于改善空气质量具有重要意义。
脱硫脱硝工程的实施案例有很多，下面我们将介绍一些典型的案例。
1. 某燃煤发电厂的脱硫脱硝工程某燃煤发电厂位于城市郊区，因为排放的二氧化硫和氮氧化物超标，对周边环境造成了严重的污染。
为了改善环境质量，该厂商决定进行脱硫脱硝工程的改造。
对燃煤发电厂的设备进行全面的检测和评估，确定需要进行改造的设备和工艺。
然后，根据实际情况选择合适的脱硫脱硝技术，进行工程设计和施工。
对改造后的设备进行调试和验收，确保达到环保要求。
经过脱硫脱硝工程改造后，该燃煤发电厂的排放大幅降低，二氧化硫和氮氧化物浓度显著减少，环境质量得到了明显改善，周边居民的健康状况也得到了有效保护。
第二篇示例：脱硫脱硝工程是指利用各种技术手段去除烟气中的二氧化硫和氮氧化物的过程。
这些有害物质是燃烧过程中产生的主要污染物，对环境和人体健康都有着严重的危害。
脱硫脱硝工程在工业生产中扮演着非常重要的角色。
脱硫脱硝工程的原理是通过吸收、催化或其他方式，将烟气中的有害气体转化为无害物质或沉淀下来，从而达到净化烟气的目的。
下面将介绍一些脱硫脱硝工程的经典案例。
第一个案例是中国煤炭火电厂的脱硫脱硝工程。
随着我国煤炭消费量的不断增加，煤炭火电厂排放的二氧化硫和氮氧化物也越来越多，对环境造成了严重污染。
为了减少排放，中国各大火电厂纷纷引进脱硫脱硝设备，对烟气进行处理。
通过脱硫脱硝工程，煤炭火电厂的排放浓度大大降低，得到了环保部门的认可。
第二个案例是德国一家化工厂的脱硫脱硝工程。
化工厂是二氧化硫和氮氧化物排放较多的工业场所之一，为了减少对周边环境的影响，该化工厂投资引进了先进的脱硫脱硝设备，对烟气进行处理。
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 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。
燃煤烟气脱硫脱硝技术及工程实例
燃煤烟气脱硫脱硝技术及工程实例燃煤烟气脱硫脱硝是一种对烟气中SO2和NOx进行去除的重要技术。
随着环境保护要求的提高，燃煤电厂等工业生产设施需要采取有效的脱硫脱硝措施，以减少大气污染物的排放。
燃煤烟气脱硫主要采用湿法和干法两种方式进行，湿法脱硫常见的技术有石膏法、海水脱硫法和氨法等，干法脱硫主要采用煤炭活性炭法和选择性催化还原法。
石膏法是目前最常用的湿法脱硫技术之一，其基本原理是通过喷射石膏糊液或喷射石膏粉末来与烟气中的SO2反应生成石膏，达到脱硫的目的。
石膏法脱硫设施主要包括石膏浆液制备系统、石膏浆液输送系统、石膏浆液喷射系统和石膏浆液除尘系统等。
该技术在国内外也有广泛应用。
海水脱硫技术是近年来发展起来的一种新型湿法脱硫技术，其原理是利用海水中的碱性物质与SO2反应生成硫酸盐，达到脱硫的目的。
与传统的石膏法相比，海水脱硫技术具有碱源充足、液气比低、脱硫效率高等优点，但也面临着海水腐蚀问题。
因此，在实际工程应用中，需要针对不同情况进行系统设计和工艺优化。
氨法是另一种常用的湿法脱硫技术，其原理是通过将氨气和烟气中的SO2反应生成硫酸铵，并在后续的步骤中将其转化为硫酸，达到脱硫的目的。
氨法脱硫技术具有高脱硫效率、适应性强等特点，在一些特殊的燃烧工况下得到了广泛应用。
除了烟气脱硫技术外，烟气脱硝也是减少大气污染物排放的重要措施之一。
常见的烟气脱硝技术包括选择性催化还原法、非选择性催化还原法和氨水法等。
选择性催化还原法是目前最常用的烟气脱硝技术之一，其原理是利用还原剂（如氨气或尿素等）与烟气中的NOx反应生成氮气和水蒸气。
该技术具有脱硝效率高、操作简单等特点，已经在多个工业领域得到了广泛应用。
非选择性催化还原法是一种适用于高温烟气的脱硝技术，其原理是通过将烟气中的NOx与添加催化剂（如铵盐、金属氧化物等）的干燥剂接触反应，使其发生化学反应转化为氮气和水蒸气。
氨水法是另一种常用的烟气脱硝技术，其原理是将氨水喷射到烟气中，通过与烟气中的NOx反应生成氮气和水蒸气。
脱硝施工方案
脱硝施工方案摘要：脱硝是对燃煤、燃气等工业排放中的氮氧化物进行减排的关键环节。
本文将介绍一种脱硝施工方案，旨在帮助工程师和相关人员了解脱硝过程中的技术和步骤，并为实际施工提供指导。
引言：随着工业化进程的不断推进，人类对能源需求的持续增长导致了大量的燃煤和燃气的使用，这又给环境带来了严重的污染问题。
氮氧化物是煤燃烧过程中产生的一种主要污染物，对大气环境和人体健康都具有重要影响。
因此，脱硝技术的研究和应用变得尤为重要。
一、脱硝技术概述脱硝技术是通过各种方法将烟气中的氮氧化物转化为无害物质以减少其对环境的影响。
常见的脱硝技术包括选择性催化还原（SCR）和选择性非催化还原（SNCR）两种。
SCR是通过将烟气中的氮氧化物与还原剂在催化剂的作用下进行化学反应，生成氮气和水蒸气。
SNCR则是在高温下通过将还原剂喷射到烟气中，使其与氮氧化物发生反应，进而实现脱硝。
二、脱硝施工步骤1. 方案设计脱硝施工的第一步是进行方案设计。
在设计过程中，需要考虑烟气的特性、硫酸盐和氧化物的浓度、催化剂选择等因素。
同时，需要按照国家标准和相关法规要求进行设计，并确保方案的可行性和可持续性。
2. 催化剂选择根据脱硝技术的不同，需要选择适合的催化剂材料。
常见的催化剂材料有铁、铜、钒等。
催化剂的选择需综合考虑催化剂的价格、活性、耐温性以及对其他污染物的影响。
3. 施工准备脱硝施工前，需要进行施工准备工作。
包括清理设备表面的杂质，检查设备的工作状态和保修情况，确保施工过程中的安全。
4. 催化剂喷射根据脱硝技术的不同，催化剂的喷射方式也不同。
在SCR脱硝过程中，催化剂通常以液态和固态形式喷射到烟气中。
而在SNCR脱硝中，催化剂则以氨气或尿素的形式喷射到烟气中。
5. 反应和转化在催化剂喷射后，烟气中的氮氧化物与催化剂发生反应和转化。
这一过程需要确保烟气和催化剂的充分接触，并控制温度、氧气含量等条件，以获得最佳的脱硝效果。
6. 烟气处理脱硝后的烟气还需要经过一系列处理步骤，以去除其中的颗粒物和其他污染物。
超重力尿素湿法烟气脱硝技术
清华大学环境学院在实验室中对超重力尿素湿法烟气脱硝技术进行了详细研究 ，为其工业化应用提供了理论支持。
技术推广与市场前景
技术推广
随着环保要求的提高，超重力尿素湿法烟气脱硝技术在工业 领域的应用前景广阔，将不断推动氮氧化物减排技术的发展 。
市场前景
预计未来5-10年，超重力尿素湿法烟气脱硝技术的市场规模 将持续扩大，成为工业领域重要的环保技术之一。同时，随 着技术的不断创新和改进，该技术的竞争力将进一步增强， 为更多的企业提供解决方案。
03
技术关键问题与解决方案
尿素溶液的制备与优化
尿素溶液的稳定性
为了确保尿素溶液在运输 和储存过程中不发生结晶 和沉淀，需要加入适量的 稳定剂。
尿素溶液的浓度
为提高脱硝效率，需要制 备高浓度的尿素溶液，但 同时也需要考虑其结晶点 和冰点等因素。
尿素溶液的供应量
需要确保尿素溶液的供应 量充足且稳定，以应对大 规模的烟气脱硝需求。
05
技术经济性分析
技术成本构成与优化
01
设备投资成本
该技术的设备投资成本主要包括超重力装置、反应器、吸收塔、再循环
泵等设备的购置费用。通过采用优化设计，可以降低设备体积和材质要
求，从而降低设备成本。
02
运行维护成本
该技术的运行维护成本主要包括电费、化学试剂费用、人工费用等。优
化设备设计和操作条件，可以提高设备的运行效率，减少维护次数和费
反应控制
控制反应温度、压力、流量等 参数，确保反应充分进行。
废液处理
对使用后的吸收剂进行回收和 处理，以实现资源再利用。
主要设备与操作条件
01
02
03
主要设备
吸收塔、雾化器、喷嘴、 反应器、循环泵等。
脱硝工程 方案
脱硝工程方案一、脱硝工程方案的基本原理脱硝工程主要利用催化剂或者还原剂将 NOx 进行催化还原分解，使其转化成氮气和水蒸气，达到减少 NOx 排放的目的。
常见的脱硝技术包括选择性催化还原（SCR）、非选择性催化还原（SNCR）和氨水湿法脱硝等。
二、脱硝工程方案的技术选型1. SCR 技术SCR 技术是目前应用最为广泛的脱硝技术之一，其基本原理是利用催化剂将还原剂（一般为氨气）与 NOx 进行催化还原反应，将其转化成氮气和水蒸气。
SCR 技术具有高脱硝效率、适用范围广、操作灵活等优点，但是需要额外投入催化剂和还原剂，成本较高。
2. SNCR 技术SNCR 技术是利用还原剂（一般为氨气或尿素溶液）在高温条件下与燃料中的 NOx 进行非选择性催化还原反应，将其转化成氮气和水蒸气。
这种技术适用于燃煤锅炉、焚烧炉等高温燃烧设备，其脱硝效率和操作稳定性较好，但对温度和还原剂的投加量有一定要求。
3. 氨水湿法脱硝氨水湿法脱硝是利用氨水溶液和烟气直接接触，在一定温度下将 NOx 还原成氮气和水蒸气。
它适用于低温燃烧设备脱硝，具有设备简单、投资和运营成本低的优势，但对氨水的投加量和温度控制有一定要求。
根据实际情况，选择适合的脱硝技术是进行脱硝工程方案的基础。
三、脱硝工程方案的设计方案脱硝工程的设计方案需要充分考虑设备的选型、布局、控制方式等多个方面，以确保脱硝效率和设备运行的稳定性。
1. 设备选型根据脱硝工艺的选型，选择适合的反应器、催化剂、脱硝剂和其他辅助设备。
对于 SCR 技术可选用蜂窝催化剂，对于 SNCR 技术可选用高温喷雾式还原装置，对于氨水湿法脱硝可选用塔式吸收器等。
2. 布局设计根据工厂现场的实际情况和空间限制，合理布局脱硝设备，确保设备整体运行效率和人员的便捷操作。
3. 控制系统脱硝工程方案还需要结合自动控制系统，对脱硝设备的运行工艺参数、投加量、温度等进行实时监控和调节，以保证脱硝效率和设备的安全运行。
烟气脱硝方案
20t/h链条锅炉SNCR脱硝工程技术方案1 概述1.1 项目概况近年来，随着我国火电装机容量的急速增长，火电NOx排放量逐年增加，NOx已成为目前我国最主要的大气污染物之一。
随着我国对SOx排放控制的加强，NOx对酸雨的影响将逐步赶上甚至超过SOx。
14年5月16日，环境保护部、国家质量监督检验检疫总局联合发布《锅炉大气污染物排放标准》（GB13271-2014），据此标准为控制火电厂的NOx排放，此锅炉执行重点地区燃煤锅炉NOx排放浓度限值，即最终烟气NOx排放浓度<200 mg/Nm3（标态，干基，9%氧）。
本工程为1台20t/h以煤为燃料的链条锅炉，原始NOx排放浓度按450 mg/Nm3，为了满足排放要求，本工程考虑对其进行SNCR脱硝改造。
还原剂用20%浓度的氨水设计，脱硝后NOx排放浓度小于200 mg/Nm3，锅炉脱硝效率为56％。
1.2 主要设计原则(1) 脱硝设计效率满足用户要求。
(2) 采用的脱硝工艺具有技术先进、成熟，设备可靠，性能价格比高，对锅炉工况有较好的适用性。
(3) 脱硝系统能持续稳定运行,系统的启停和正常运行不影响主机组的安全运行。
(4) 脱硝装置的可用率应≥98%,且维护工作量小,不影响电厂的文明生产；脱硝装置设计寿命按30年。
(5) 脱硝工艺的选择应利于电厂的管理和降低运行管理费用。
1.3 推荐设计方案（1）由于本锅炉炉膛温度较高，拟采用SNCR烟气脱硝技术，锅炉脱硝设计效率为56％。
（2）还原剂为20%氨水。
（3）NH3逃逸量（烟囱出口处测量）控制在8ppm以下。
如有更高的排放要求可在烟道尾部增加催化剂，采用混合法脱硝技术。
2、SNCR法NOx控制机理在高温没有催化剂的条件下，氨基还原剂（如氨气、氨水、尿素）喷入炉膛，热解生成NH3与其它副产物，在800~1100℃温度窗口，NH3与烟气中的NOx进行选择性非催化还原反应，将NOx还原成N2与H2O。
烟气脱硝方案
20t/h链条锅炉SNCR脱硝工程技术方案1概述 1.1项目概况近年来，随着我国火电装机容量的急速增长，火电NOx排放量逐年增加，NOx已成为目前我国最主要的大气污染物之一。
随着我国对SOx排放控制的加强，NOx对酸雨的影响将逐步赶上甚至超过SOx。
14年5月16日，环境保护部.国家质量监督检验检疫总局联合发布《锅炉大气污染物排放标准》(GB13271-2014),据此标准为控制火电厂的NOx排放，此锅炉执行重点地区燃煤锅炉NOx排放浓度限值，即最终烟气\Ox排放浓度＜200 mg/Nm3 (标态，千基，9%氧)。
本工程为1台20t/h以煤为燃料的链条锅炉，原始NOx排放浓度按450 mg/Nm3,为了满足排放要求，本工程考虑对其进行SNCR脱硝改造。
还原剂用20%浓度的氨水设计，脱硝后W)x 排放浓度小于200 mg/Xm\锅炉脱硝效率为56%。
1.2主要设计原则(1)脱硝设计效率满足用户要求。
(2)采用的脱硝工艺具有技术先进、成熟，设备可靠，性能价格比高，对锅炉工况有较好的适用性。
(3)脱硝系统能持续稳定运行•系统的启停和正常运行不影响主机组的安全运行。
(4)脱硝装置的可用率应M98魁且维护工作量小•不影响电厂的文明生产；脱硝装置设计寿命按30年。
(5)脱硝工艺的选择应利于电厂的管理和降低运行管理费用。
1.3推荐设计方案(1)由于本锅炉炉膛温度较高，拟采用SNCR烟气脱硝技术，锅炉脱硝设计效率为56%。
(2)还原剂为20%氨水。
(3)NH3逃逸量(烟囱出口处测量)控制在8ppm以下。
如有更高的排放要求可在烟道尾部增加催化剂，采用混合法脱硝技术。
2、SNCR法NOx控制机理在高温没有催化剂的条件下，氨基还原剂(如氨气、氨水、尿素)喷入炉膛，热解生成 NHs 与其它副产物，在800~11009温度窗口，NH J与烟气中的W)x进行选择性非催化还原反应，将NOx还原成N?与也0。
SNCR脱硝反应对温度条件非常敏感，受制于停留时间、、'比/NO摩尔比(NSR)、混合程度等因素，并对锅炉效率造成一定的影响(通常在0. 2^0. 5%) 0(1)反应温度NHs与NOx反应过程受温度的影响较大：反应温度超过llOCrC时，NHj被氧化成NOx,氧化反应起主导；反应温度低于iooor时，与NOx的还原反应为主，但反应速率降低，易造成未反应的N比逃逸过高。
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• 氮气吹扫系统 当存有氨的设备或管道在一段时期内不使 用时氮气吹扫系统可以将氨清除。根据设 计要求，氮气储存在专用的氮气存储装置 中。
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• SCR反应器和催化剂运行 • 在冷启动的时候，脱硝装置应该先由暖空
气预热。催化剂应被预热至烟气露点以上， 以避免启动时催化剂出现结露。燃料油的 不完全燃烧会导致催化剂底部的沉积，产 生阻塞孔隙的危害，从而降低活性。催化 剂上的未完全燃烧成分的氧化，会导致局 部过热的现象。
空间流速越低，烟气在催化床内停留时间越长， 则脱硝率越高。
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• 3、面积流速： • 面积流速等于烟气流量与催化剂几何表面
积的比值。 AV=Q/ Acat
• 式中 Q—烟气流量，m3/s； Acat—催化剂几何表面积，m2 。
典型烟气脱硝的AV值在5~7m/s。
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4、催化剂活性 • SCR中，催化剂活性经常描述为AV的函数，用K
表示： • K=-AV*ln(1-η) • η:脱硝率； • 对于已知几何表面积的催化剂，其活性可以通过
测量烟气流量和脱除率来计算得到。催化剂活性 降低将导致脱硝率下降，同时导致氨逃逸量增大。
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• 催化剂的活性不同来源于催化剂设计,比如催化剂 中的V含量,V含量大,活性肯定高.
• 催化剂活性一般以脱硝效率来衡量，其实它是同 时考虑到催化剂比表面积、催化剂结构、成分等 因素，在一定工况下（也就是说一定ASR值、空 速、温度等）催化剂表现出来的脱硝活性。
催化剂有贵金属催化剂和普通金属催化剂之分。 贵金属催化剂由于它们和硫反应，并且昂贵，实 际上不予采用，而普通催化剂效率不是太高，也 比较贵，并且要较高的温度(300-400℃)。最常用 的金属基含有氧化矾、氧化钛。
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• 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。
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• 蒸发槽装置设计安装在正常的氨靠自身压力流动 的传输回路，从储罐的底部获得液氨并把蒸汽氨 输送到缓冲槽。所有的管道联接应该是满焊。螺 栓联接是不允许的。在这个回路中所有的管道焊 接应该消除应力。
蒸发槽提供汽水分离器、温度控制器、带附件的 蒸汽控制阀和氨温度控制所必需的低-高温度报警 器、温度计、压力指示器、料位计等。
化剂表面积的乘积。锅炉运行负荷变化，由于导致通过催化床的烟气量、温度、烟气流速 等发生变化，从而对ABS的形成产生影响。机组运行负荷对ABS形成的影响具体过程如下：
（1）在锅炉最大连续运行负荷（MCR）运行时，反应器潜值高于要求达到目标脱硝率 和最小溢氨量的最低潜值。
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工程实例
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• 台山电厂目前有5×600MW燃煤机组，托普索公司为其5号机组设计了SCR 脱硝系统，预期在2006年启动运行。托普索公司为其脱硝系统提供催化剂、 系统关键设备和系统设计，包括实体模型试验。基本设计数据如下：
• 600MWe • 烟气流量1,900,000Nm3/hr • 两层DNX催化剂
制在1%以内。 • 影响因素主要有：反应温度、催化剂成分、
氨的加入量等。加入三氧化钨可以减少 SO2/SO3转化率。
17• 7 催化剂的运行来自命 • 催化剂的运行寿命是指催化剂的活性自系
统系统投运开始能够满足脱硝设计性能的 时间。也就是从开始运行到需要更换的累 积运行时间。通常催化剂的运行寿命为 24000h左右.
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• 2、空间速度（SV）
• 在反应器设计中，空间速度（SV）是关键参数。 空间速度是指单位催化剂容积单位时间内通过的 烟气量，单位为h-1。即：
•
SV=Q/V
• 式中 Q—烟气流量，m3/h；
V—催化剂体积，m3 。
• 空间速度表示烟气混合物在催化剂容积内的停留 时间。其速度大小与以下因素有关：脱硝效果、 烟温、允许氨泄漏量和烟气及烟尘成分等。空间 速度大，则NOx脱除率下降。燃煤电厂中，空间 速度一般取为2000~3000 h-1。
• 催化剂中氨气和三氧化硫的浓度取决于催化剂的活性。硫酸氢氨 的凝聚，浓度比例，催化剂的稳定活性的平衡的建立需要一段较 长的时间。
• 当运行温度在分散凝聚温度以下时，稳定状态的活性为零。运行 温度长期低于硫酸氢氨凝聚温度时将导致催化剂活性的明显降低。 这种情况下，即使将温度升至露点以上也不能完全恢复活性。在 低于ABS 露点温度的条件下连续运行的时间必须控制在300小时 以内，同时每层催化剂各点的温度必须在270℃以上。
• 烟气中不含有硫的情况下，DNX催化剂的正常运行温度为 220-450℃。温度低的条件下，活化性能就低，但低温一 般发生在低的锅炉负荷情况下，此时将不会降低脱硝效率。 在高温的情况下，将出现催化剂的烧结现象。当温度大于 450℃时，将导致催化剂的损毁，从而降低脱硝效率。
• 设计运行温度 持续运行最低温度：317 ℃
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• 氨注入系统的设计方法是蒸发、稀释和注入作为 脱硝剂的无水液氨。此系统包括液氨蒸发槽和氨 气积压器、稀释风机、氨控制阀、氨/空气混合器， 注氨格栅，以及相应阀门、管道及其附件、支撑 组成。液氨靠自身的压力从储氨罐输送到蒸发槽， 液氨在蒸发槽中被辅助蒸汽加热蒸发。浓缩的氨 气被空气稀释后，确保安全操作并且不具有可燃 性。稀释后的氨气通过安装在SCR反应器入口烟 道的注氨格栅注入。
选择性催化还原(SCR)烟气 脱硝关键参数与工程实例
马双忱
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过程化学
SCR的化学反应机理比较复杂，但主要的反应是 N烟H气3在中一的定NO的x温还度原和为催N2化。剂的作用下，有选择地把
4NH3+4NO+O2→4N2+6H20 4NH3+2NO2+O2→3N2+6H20 通过选择合适的催化剂，反应温度可以降低， 并且可以扩展到适合电厂实际使用的290～430℃ 范围。
• 持续运行最高温度：420 ℃
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• 运行温度的限制 为了避免由于硫酸氢氨（ABS）沉积引起 的催化剂暂时失活，连续运行时入口处温 度应高于硫酸氢氨的露点温度。露点温度 由氨气和SO3的浓度决定，以及入口处NOx 的浓度和脱硝效率。
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• ABS的沉积将首先发生在催化剂的空隙里。沉积的过程是可逆的， 当运行温度提升到露点以上ABS将蒸发，催化剂活性将恢复。 只有当长期在低于露点的温度下运行时，催化剂活性会被永久地 改变。硫酸氢氨的沉积会产生粘性，粘住飞灰。当长时间在露点 以下运行时，建议增加吹灰的频率。 由于催化剂包含有不同大小的孔隙，以及三氧化硫和氨气的存在 比例，硫酸氢氨的凝聚实际发生在一定的温度范围内。
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，反应温度为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。
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反应温度：用Pt做催化剂，温度控制在225-255℃之间。温度过高，会产 生NO的副反应，温度低于220℃，尾气会有未反应的氨。
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• 氨的存储和处理系统用于卸载并存储无水氨（纯 度为99.6%或更高），作为SCR的反应剂。此系 统由两台卸料压缩机、两个储氨罐、一个废氨稀 释槽、氨气泄漏检测器和报警系统、水喷淋系统、 安全系统及相应的管道、管件、支架、阀门，附 件及附件组成。每个储氨罐的实际储存容量为79 ㎥(22.2 kg/㎠, 55 ℃)，并且锅炉BMCR锅炉最大连 续负荷工况下纯氨的消耗量可以满足10天(20小时/ 天)的用量。储氨罐的上部至少留有全部容量的 15%的汽化空间。
• 550mg/Nm3NOx • 灰量14g/Nm3 • 高达94的脱硝率 • 氨逃逸<3ppm • SO2氧化率<0.75 • 该项目在选用催化剂时特别考虑了灰中高钙成分(28.9CaO)的影响，美国
PRB煤项目中遇到过类似的高含钙量的设计情况。氧化钙会与烟气中SO3反 应生成石膏CaSO4而覆盖催化剂表面，由于托普索脱硝催化剂具有三种孔径 分布，具有非常高的抵抗“中毒”的能力，包括由灰中高含钙量所引起的 “中毒”，即使表面有大量的石膏覆盖，还会有到达活性位的可用通道。
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• 重新启动
在反应器停机后，如果反应器的温度仍然在烟气 露点以上，则无需预热催化剂就可进行重新启动。 否则，按照冷启动的步骤进行启动。 • 氨气喷注系统的启动 当催化剂反应器出口温度高于硫酸氢氨露点温度 10℃时，氨气注入系统可以启动 (参照以下运行 温度的限制)。
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• 正常操作 催化剂运行温度 DNX催化剂有良好的抗热冲击的性能，并且可以承受锅炉 正常温度的变化，催化剂的运行不会受到锅炉启动，负荷 变化，以及停转的影响。
• 脱硝催化剂具有不同的型号、不同的通道尺寸 （通常叫节距）、壁厚和化学成份，根据实际运 行工况进行选型。节距和壁厚受烟气中灰量的影 响，燃煤锅炉脱硝系统一般采用大通道、最小壁 厚0.8mm的催化剂。
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SCR关键参数
• 1、反应温度： • 当其采反用应催温化度剂取来决促于进所选NH用3催和化NO剂x的的种还类原：反应时， • 金属氧化物如氧化钛为支撑材料（载体），
塞。 • N硝生量应小H的氨，器于3的3需泄一出p用要 漏 般 口pm量； 问 控 处。应NN题 制HH适。 在33的的当1工.量浓，1业~太度如1上.5N大）采。H，控用3目的造制N前量H成在，3太5N/ pNNH少pHO3m损，3x泄以摩失不漏下尔，能量，比而满（建来且足反议衡产脱
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• 6、SO2/SO3转化率 • SO2/SO3转化率高，对下游设备有害，应控
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硫 240
酸
氢 230
铵
的 220 凝
固 点
210
/℃ 200
190
180
170
160