电厂烟气脱硫脱硝技术(培训)
脱硫脱硝班组级培训教案
脱硫脱硝岗位班组级培训教案一、工作环境及危险因素1.1 脱硫脱硝工艺脱硫脱硝除尘整体采用工艺为：一期2座焦炉烟气由地下烟道引出，经新增原烟气管道阀门和入口管道阀门切换并汇合后，送入旋转喷雾干燥（SDA）吸收塔，与被雾化的Na2CO3溶液接触，发生物理、化学反应，烟气中的SO2被吸收净化。
经吸收SO2并干燥的含粉料烟气出吸收塔进入布袋除尘器进行净化及进一步的脱硫反应，然后经过脱硫后的烟气经过布袋除尘器花板进入除尘器顶部的中低温SCR反应器，烟气与喷氨格栅喷入的氨气进行混合，经过催化剂层进行反应，脱除烟气中的氮氧化物，最后，由增压风机经出口烟道至原烟囱排入大气。
1.2液氨站系统液氨贮存规模：15m3；蒸发能力：240㎏/h。
液氨由液氨槽车送来，利用液氨槽车自身压力或氨卸料压缩机增压的方式将液氨由槽车输入至液氨储罐内贮存。
液氨储罐内液氨通过管道送至蒸发器，液氨在液氨蒸发器内被加热蒸发为气氨，并通过气氨缓冲罐稳定其压力后经管道送至脱硝系统。
液氨储槽及气氨蒸发系统紧急排放的气氨则排入氨气稀释罐中，经水吸收后排入废水池，再经由废水泵送至主厂废水处理系统处理。
1.3液氨简介：液氨又称无水氨，是一种无色液体，有特殊的刺激性气味，分子式NH3，分子量17，密度0.617；沸点-33.5 ℃；＜-77.7 ℃可成为具有臭味的无色结晶。
氨作为一种重要的化工原料，应用广泛，为了运输及储存便利，通常将气态的氨气通过加压或冷却得到液态氨。
氨易溶于水，溶于水后形成(NH)4OH的碱性溶液。
氨在20 ℃水中的溶解度为34%。
液氨在工业上应用广泛，而且具有腐蚀性，易挥发，所以事故发生率相当高。
液氨挥发生成氨气，氨气属于有毒、易燃、易爆气体，其爆炸上限27%，下限15.5%，作业场所最高允许浓度30 mg/m3，与空气混合能形成爆炸性混合物，泄漏物质可导致中毒，对眼、黏膜或皮肤有刺激性，有烧伤危险。
液氨的物理和化学性质：氨气的分子式NH3，液氨是一种无色液体，极易溶于水，水溶液呈碱性。
宣城烟气脱硝工程培训教材_图文_百度文库.
总生成量的75%~90%。过量空气系数越高，NOx的生成和转化率也越高。
（3快速型NOx,指燃烧时空气中的氮和燃料中的碳氢离子团如CH等反应生成NOx。主要是指燃料中碳氢化合物在燃料浓度较高的区域燃烧时所产生的烃,与 燃烧空气中的
国投宣城发电有限责任公司一期13600MW机组脱硝技改工程SCR脱硝系统 培训教材
烧、燃料分级燃烧、烟气再循环、低NOx燃烧器。
(1低过量空气系数
使燃烧过程尽可能地在接近理论空气量的条件下进行，随着烟气中过量氧的减 少，
可以抑制NO x的生成,是一种最简单、 最基本地降低NO
x
排放的技术措施，不需要对燃烧
在煤的燃烧过程中，NO
x
的生成量和排放量与燃烧方式，特别是燃烧温度和过量空气系数等密切相关。 燃烧形成的NOx可分为燃料型、热力型和快速型3种。其中快速型NOx生成量很 少，可以忽略不计。
(1热力型NOx,指空气中的氮气在高温下氧化而生成NOx。当炉膛温度在1350E以上时,空气中的氮气在高温下被氧化生成NOx,当温度足够高时，热力型NOx可达20 %。过量空气系数和烟气停留时间对热力型NO x的生成有很大影 响。
国投宣城发电有限责任公司一期13600MW机组脱硝技改工程SCR脱硝系统 培训教材
1.概述
氮氧化物（NO x是造成大气污染的主要污染源之一。通常所说的NO
x
有多种不同形式：
N2O、NO、NO
2
、N
2
O
3
、N
4
和N
2
O
5
电厂新进学员脱硫、脱硝、除尘、化水、输煤培训方案
新冶能化2*330MW机组培训方案——脱硝、脱硫除尘、化水、输煤培训为进一步完善中泰化学托克逊新冶能化2*330MW机组储备人员的培训，使机组能够按计划顺利投入生产。
员工能够胜任电厂整体运行的要求，特此对储备人员进行脱硝、脱硫除尘、化水、输煤相关岗位的岗前培训。
并促进学员的工作热情及学习积极性，营造公平、公正、公开的竞争机制，根据培训的实际情况，特制定本方案。
一、基本原则1、按照公开、公平、自愿的原则。
保证员工的知情权，人人有机会，客观公正评价；二、人员选拔1、个人自愿报名与考试选拔相结合。
2、考试选拔主要是通过现有人员在培训期间考试成绩和授课专工的建议，对不适合炉、机、电运行操作的人员进行其它岗位的培训。
三、培训组织架构组长：副组长：成员：负责对电厂储备人员脱硝、脱硫除尘、化水、输煤相关岗位的岗前培训及全面管理。
四、本次培训主要针对以下岗位：（一）运行专业：1、脱硝、脱硫除尘岗位要求：（1）掌握脱硝、脱硫、除尘专业主要设备及各附属设备流程、原理、参数、操作、正常维护、检查及相关设备事故处理。
（2）掌握脱硝、脱硫、除尘专业主要设备启停操作及事故处理的相关操作及注意事项。
2、化水操作员岗位要求：（1）掌握化学补给水处理、精处理、制氢站、原水预处理、废水处理各系统流程、设备的原理、参数、正常运行检查项目及相关设备事故处理。
（2）掌握化学运行各设备的启停及事故处理的相关操作。
3、输煤操作员岗位要求：（1）掌握燃料专业主要设备及各附属设备流程、原理、参数、操作、正常维护、检查及相关设备事故处理。
（2）掌握各种上煤方式的启停操作、设备事故处理的相关操作及注意事项。
五、培训实施计划六、效果检查笔试、现场提问（1）出题范围：考试以理论知识为主，包括原理图、系统图。
（2）考试题型：填空、简答、论述、绘图、事故预想及计算。
（3）各专业每周进行一次笔试考试，现场提问计入考评成绩。
【精品】北京XX电厂脱硝培训
【精品】北京电厂脱硝培训北京电厂脱硝培训一、背景介绍为了适应环保政策法规的要求，提高北京电厂的环保标准，提高企业形象，保障员工的健康，电厂决定开展脱硝培训。
二、培训目的1.了解脱硝的概念、原理、技术路线等内容。
2.熟悉脱硝设备及其配套设施的结构、组成、功能等相关知识。
3.了解脱硝设备的操作维护及其安全操作要求。
4.通过培训，提升员工的脱硝操作技能，更好地保障企业环保标准。
三、培训内容1.脱硝的概念、原理、技术路线。
2.脱硝设备及其配套设施的结构、组成、功能等相关知识。
3.脱硝设备的操作维护及其安全操作要求。
4.脱硝操作实操演练。
四、培训对象北京电厂所有相关岗位员工。
五、培训时间与地点时间：2022年7月1日至7月3日地点：北京电厂脱硝培训室。
六、培训方式采用理论课讲授予实操演练相结合的方式进行。
七、培训评估在本次培训中，会进行考核和评估，并对考核合格的员工进行证书颁发。
八、附件无九、法律名词及注释1.环保政策法规：指国家、地方政府制定和出台的环境保护相关的政策、法规和措施。
2.脱硝：是指将废气中的氮氧化物去除的化学反应。
3.环保标准：指国家、地方政府出台的有关环境保护的规定和标准。
十、可能遇到的艰难及解决办法1.操作难度较大，员工缺少经验。
解决办法：加强讲解，实操演练时加强指导和辅导。
2.部份员工态度不认真，投入较低。
解决办法：采用激励机制，建立奖惩制度，提高员工的工作积极性。
3.培训时间较紧，员工需要快速掌握相关技能。
解决办法：加强讲解，适当延长培训时间，提高培训效果。
以上是北京电厂脱硝培训的相关信息，如有不清晰之处，请及时与我们联系，感谢您的认真阅读。
电厂脱硝培训讲义
氨管氮气吹扫
• 脱硝工程中氨管，如液氨卸料压缩机、液氨储槽、
液氨蒸发器、氨气缓冲罐等都备有氮气吹扫管线。 液氨卸料之前通过氮气吹扫管线对以上设备分别 要进行严格的系统严密性检查和氮气吹扫，防止 氨气泄漏和与系统中残余的空气混合造成危险。
• 每次卸氨后要将阀门前管道中的氨气用氮气赶入
稀释槽中进行喷淋稀释再排入废水池中再进行排 放，防止氨气泄漏。
氨; 液氨; Ammonia; CAS: 7664-41-7；《危险化学品名录》 （2002版）中被分为：第2类 压缩气体和液化气体、第3项 有 毒气体；中国危险货物编号：CN No. 23003；联合国危险货物编 号：UN No. 1005。
理化性质：无色气体,有刺激性恶臭味。分子式NH3。分子量 17.03。相对密度0.7714g/l。熔点-77.7℃。沸点-33.35℃。自燃点 651.℃。气体密度在0℃标准大气压101.325kPa 时为0.7708kg/m3。 氨气与空气混合物浓度在15～28%时，遇明火就会燃烧和爆炸。 如有油类或其它可燃性物质存在时更容易着火灾，则危险性更 高。与硫酸或其它强无机酸反应放热,混合物可达到沸腾。本程 两台炉用量为977kg/h.
脱硝设计参数
• 型式：选择性催化还原（SCR) • 反应器数量每台炉两个，本工程两台炉共四个 • 烟气量：3250000Nm3/h(湿基，实际氧） • 催化剂：蜂窝式 • 入口烟气温度：370OC • 催化剂尺寸：1906×966×1150 (长X宽X高） • 每个模块的重量 :1050 kg • 节距 :7.4×7.4 mm • 反应器尺寸：
• 消防监控系统与自动喷淋系统联锁，喷淋水同
样进废水池。
SCR反应系统
• 烟气从省煤器底部导出，与带有氨气的稀释
电厂脱硫脱硝除尘技术培训讲稿(二)脱硫.
二、湿法烟气脱硫技术
2、与石灰石的反应
溶于浆液液滴中的SO2、SO3和HCl与浆液中的石灰石的反 应，此步反应的关键是Ca2+的生成
主要内容
1.脱硫技术原理 2.湿法脱硫技术 3.湿法脱硫工程案例分析
一、烟气脱硫技术原理
－ 烟气中的硫以SO2为主
－烟气中SO3通常较少，0.5~5％
－过量空气系数1.15，含硫量1~4%时，标准状况下烟气 中SO2的含量约为3.143~10g/m3。
1、SO2的生成
S O2 SO2
Cx H y S z nO2 zSO2 xCO2 yH 2O
－工艺流程：脱硫剂浆液制备、浆液雾化、SO2吸收和液滴 的干燥、灰渣再循环和捕集
一、烟气脱硫技术原理
（2）炉内喷钙尾部增湿技术LIFAC
基本原理
－保留炉内喷钙的脱硫系统，在尾部烟道增设一个独 立的活化反应器，将炉内未反应完的CaO通过雾化水 进行活化后再次脱出烟气中的SO2。
增湿脱硫反应
Ca(OH )2 SO2 CaSO3 H2O
SO2 H 2O HSO3 H H HSO3 2H SO32 SO3 H 2O H 2 SO4
烟气中的SO2和SO3溶于石灰 石浆液的液滴中，SO2被水吸 收后生成亚硫酸，亚硫酸电离
成H+和HSO3，一部分HSO3被 烟气中的氧氧化成H2SO4 ； SO3溶于水生成H2SO4 ；HCl 也极容易溶于水。
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。
一、烟气脱硫技术原理
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。
烟气脱硫脱硝技术培训讲义(PPT35页)
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工艺过程
化学反应
向吸收塔添加石灰石浆液 石灰石溶解
浆液喷淋或鼓泡 向吸收塔鼓入氧化空气
SO2的吸收 亚硫酸盐的氧化
浆液循环、搅拌
硫酸盐的形成及 石膏结晶
烟气脱硫脱硝技术培训讲义(PPT35页)
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六、烟气脱硫工艺过程几个相关概念和运行主要变量
• 1、脱硫效率 • 指脱硫装置脱除二氧化硫的量与未经脱硫前烟气中所含二
氧化硫量的百分比
——脱硫前烟气中SO2的折算浓度，mg/m3; • 不盲目追求过高的脱硫率，因为高的脱硫率是要用高的投
烟气脱硫脱硝技术培训讲义(PPT35页)
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三、脱除SO2的化学反应机理
• 1、过程阶段： • （1）气态反应物从气相内部迁移到气-液界面。 • （2）气态反应物穿过气-液界面进入液相，并发生化学反应。 • （3）反应组分从液相界面迁移到液相内部。 • （4）进入也想的反应组分与液相组分发生反应。 • （5）已溶解的反应物的迁移和由反应引起的浓度梯度产生的
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四、吸收塔不同区域发生的主要化学反应
3、中和区 •CaCO3+ 2H+ → Ca2+ +H2O+CO2 •Ca2+ + SO42- + 2H2O → CaSO4·2H2O
烟气脱硫脱硝技术培训讲义(PPT35页)
烟气脱硫脱硝技术培训讲义(PPT35页) 烟气脱硫脱硝技术培训讲义(PPT35页)
电厂脱硫脱硝除尘培训讲稿
张云峰 副教授
热能工程博士
（549904696@） 二0一四年12月
培训大纲
（一）脱硫脱硝市场现状和发展趋势 （二）脱硫技术
（三）脱硝技术
（四）湿法电除尘（WESP）与热媒换热器
（MGGH）（五）低低温来自除尘技术（六）细颗粒物（PM2.5）监测与控制
张云峰副教授简介
2004年至今，在长沙理工大学能源与动力工程学院从事教学与科研。主持或参加
国家省部级科研项目近20项，发表论文累计40篇，出版专著和教材3部，主编10多 部电厂脱硫脱硝培训教材，主讲过20家电厂脱硫脱硝培训。申请专利近20项。曾
获长沙理工大学优秀教师，长沙理工大学教学优秀奖，长沙理工大学教学成果二等
奖（负责人），长沙理工大学学生课外科技活动优秀指导教师。
谢 谢！
张云峰，1972年1月生，河南民权人，中共党员，博士，副教授，硕士生导师。主 要社会任职有省节能科技协会会员，中国工程热物理学会会员，中国电机工程学报 特约审稿人，省综合评标专家，省科技厅科技项目评审专家，省科学技术奖励评审 专家，省住房城乡建设厅专家库专家，长沙市科技局科技项目评审专家。
主要学习和工作经历：1995年毕业于东南大学动力系工程热物理专业，1995年至 1999年期间工作于中国建筑材料科学研究院，1999年在东南大学动力系攻读研究 生学位，2004年12月毕业于东南大学动力系热能工程专业，获工学博士学位，自
火电厂脱硝培训
火电厂锅炉烟气脱硝处理技术简介目前，各主要工业发达国家用来控制电站锅炉（NO X）氮氧化物排放技术可以分为三大类，使用低氮燃料、低NO X燃烧技术、烟气脱硝。
低氮燃料提高了电厂的运行成本，对煤源要求高，不易实现。
低NO X燃烧控制主要是抑制和减少锅炉燃烧过程中的NO X的产生，有以下几种形式：低氧燃烧/排气循环燃烧、注入水蒸汽或水、二级燃烧、浓淡燃烧、分段燃烧、降低空气比等。
其中效果最好的是二级燃烧和浓淡燃烧。
燃烧控制能减少20%～50%的NO X生成，技术简单，不占地，费用较低。
但是进一步提高NO X的脱除率很难，不能满足环保标准的要求，而且低NO X燃烧通常伴随的是燃烧效率降低，不完全燃烧损失增加，煤耗增加。
同时会使飞灰特性发生变化，影响灰渣的凝硬性及烧损量，给电厂灰渣的综合利用带来影响。
要进一步降低烟气中的NO X浓度，当前脱硝最有效、技术最成熟的方法就是燃烧后控制—即烟气脱硝。
1 常用的脱硝方法及原理（SCR）常用的SCR技术是在金属催化剂的作用下，以NH3作为还原剂，将NO X还原成N2和H2O。
NH3不和烟气中的残余O2反应。
还原剂NH3由液态氨经稀释后得到，液态氨又叫无水氨，国内工业液态氨质量标准为NH3＞99.8%，H2O＞0.2%。
液态氨的沸点为-33.33℃，密度为0.617（氨气的密度为0.588），液态氨自燃起火温度为651℃。
液态氨在常温下能够迅速气化，在15.6℃，每千克液态氨能够膨胀为1.36立方米的氨蒸汽。
氨气在常温、常压下为气体，需要在高压容器内才能使其保持液态。
液态氨属于有毒易爆物质，要注意防爆、防毒等安全问题。
氨气在空气中浓度超过17%，遇有明火就会发生爆炸。
因此在液态氨的贮存、运输、使用等过程中，必须严格遵守操作规程，防止意外事故的发生。
2 主要反应方程式化学反应式：4NH3+4NO+O2=4N2+6H2O4NH3+NO2+O2=3N2+6H2O温度一般在200～400℃下反应，效率80%～90%，3 烟气脱硝系统结构脱硝系统主要由四部分组成：除灰系统、供氨系统、催化反应器及控制系统等四部分组成。
最新大型电站煤粉锅炉烟气脱硫脱硝技术培训讲稿长沙理工大学ppt课件
电厂脱硫脱硝技术培训讲稿
第一章 （绪论）
基础概论
主讲：张云峰
第七章 烟气脱硝工
程实例
第二章
SCR脱硝原理 与工艺
第三章
SCR脱硝系 统设计
第四章
SCR脱硝系统 的建设
第六章 第五章 燃煤电厂脱硝 SCR系统调试 技术经济分析
与运行
能源与动力工程学院
d [ N d t O ] k 4 [ O ] [ N 2 ] k 4 [ N ] [ N O ] k 5 [ N ] [ O 2 ] k 5 [ O ] [ N O ] ( 6 )
热力型NOx的形成
• 假定N原子的浓度保持不变
d [ d N t] k 4 [ O ] [ N 2 ] k 4 [ N ] [ N O ] k 5 [ O ] [ N O ] k 5 [ N ] [ O 2 ] 0
• 2004年1月1日，GB13223-2003《火电厂大气污染物排放 标准》规定，NOX 最高允许排放浓度450--650mg/m3
第三节 煤燃烧过程NOx的形成机理
一、形成机理
–热力型NOx
• 高温下N2与O2反应生成的NOx
–燃料型NOx
• 燃料中的固定氮生成的NOx
–快速型NO
• 低温火焰下由于含碳自由基的存在生成的NO
热力型NOx的形成
• 假定O原子的浓度保持不变
• 最终得
[O]e
[O2]1e/ 2 Kp,NO (RT)1/2
d Y M (1 Y 2 ) d x 2 (1 C Y )
M
4k4K
p ,O [ N
]1 / 2
2
( R T ) 1 / 2 ( K p ,N O ) 1 / 2
烟气脱硝技术培训概要.
烟气脱硝技术培训概要第一节低NOx燃烧技术据统计，目前人为排放的NOx90%以上来自于矿物燃料的燃烧过程，如煤、石油、天然气等等。
随着人类生产活动和社会活动的增加，特别是自工业革命以来，由于大量燃料的燃烧、工业废气和汽车尾气的排放，使大气环境质量日益恶化，到现在已是非治不可。
在各类大气污染物中，燃煤产生的污染最为严重，属不清洁能源。
燃煤产生的SO2和NOx污染控制是目前我国大气污染控制领域最紧迫的任务。
国外发达国家早已把对NOx的控制放到防治酸雨的首位，纷纷制定严格的火电厂NOx排放浓度标准（如欧盟的NOx 排放浓度标准为200～400mg/ m3）。
我国火电工业每年耗煤近5.3亿吨，环保压力非常巨大。
2004年国家新的大气排放标准实施后，对火电厂氮氧化物排放要求有了大幅度的提高，制定了火电厂NOx排放浓度标准（分为三个时段），NOx排污收费标准为0.63元/kg。
一．燃烧过程中NOx的生成机理“热力”NOx——氮气氧化N2+O2=2NONO+1/2O2=NO2影响“热力”NOx的主要因素是温度、氧气浓度和停留时间。
“快速”NOx——碳化氢燃料过浓时燃烧在温度低于2000K时，NOx的形成主要通过CH-N2反应，即“快速”NOx途径。
当温度升高，“热力”NOx比重增加。
影响“热力”NOx的主要因素是CH原子团的浓度及其形成过程、N2分子反应生成氮化物的速率、氮化物间相互转化率。
通常情况下，在不含N的CH燃料低温燃烧时，才重点考虑“快速”NOx。
与“热力”NOx和“燃料”NOx相比，它的生成要少得多。
“燃料”NOx——燃烧时有机物中的原子N分解出来并生成NOx燃料氮转化成NOx的量主要取决于空燃比，较少依赖于反应温度。
当燃料中氮的含量超过重量的0.1%时，化学地结合在燃料中的N转化成NOx的量就越来越占主要地位。
煤、重油和其它高N燃料，“燃料”NOx的形成是主要的。
(4)煤燃烧过程中NOx的生成煤粉燃烧过程中生成的NOx大部分是“燃料”NOx。
脱硝技术培训
决定。有时实施需对现有的供风系统和炉膛进行较大程度的改造而不适用燃烧改良法 • 但是燃烧改良法通常无法单独的满足较严的NOx排放标准。联合使用燃烧改良和SNCR或
燃烧改良法
• 燃烧改良法是控制NOx生成条件以达到脱硝目的，是一种经济的控制NOx的排放策略。控 制NOx生成条件即在燃烧过程中，控制燃烧温度，一直保持让氧和氮分开，使二者结合生 成NOx的可能性降至最低
• 这种燃烧改善技术有低NOx燃烧器(LNB),空气分级燃尽风(Over Fire Air)、再燃技术 (Reburn)及烟气再循环（Flue Gas Recirculation）等
• 最普遍应用的化学反应剂为尿素或氨 • SNCR脱硝效率对大型燃煤机组可在25-40%之间，对小型机组其效
率可达80% • 工程造价低，占地面积小，适用于老厂改造，新炉可依据炉子设计加
以配合，脱硝效率更高
4.2选择性触媒还原法
• SCR为一种炉后脱硝( 反Se应le装c置ti，ve最C早a由ta日ly本tic于R70e年d代uc后ti期on完)成商业
不会因催化剂导致SO2/SO3的氧 化，造成堵塞或腐蚀的机会为 三者最低
8
系统压力损失
催化剂会造成较大的压力损失
（＞100mmH2O）
催化剂用量较SCR小，产生的压力损失 相对较低(＜40-60mmH2O)
没有压力损失
9 燃料的影响
高灰分会磨耗催化剂，碱金属氧 化物会使催化剂钝化
影响与SCR相同
无影响
1. 火电厂氮氧化物排放标准
•《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2003)
电厂烟气脱硝技术培训讲稿26
SCR脱硝技术描述
SCR对空预器的影响
在脱销过程中，由于NH3的逃逸是客观存在的， 它可能在空气预热器处与SO3形成硫酸氢氨，其反应 式如下： NH3+ SO3+ H2O→NH4HSO4 硫酸氢氨在不同的温度下分别呈现气态、液态、颗 粒状。对于燃煤机组，烟气中飞灰含量较高，硫酸 氢氨在146℃—207℃温度范围内为液态；液态硫酸 氢氨捕捉飞灰能力极强，会与烟气中的飞灰粒子相 结合，附着于预热器传热元件上形成融盐状的积灰， 造成预热器的腐蚀、堵灰等，进而影响预热器的换 热及机组的正常运行。
磨损
可靠性 催化剂成本 结论
更好
更好 更好 (能再生利用) 最好
较差
一般 一般 一般
更好
较差 一般 一般
SCR工艺核心-催化剂
不同催化剂市场份额
SCR工艺核心-催化剂
催化剂选择的考虑因素
• • • • • • • NOx的脱除效率：70－95％； 适用于不同的空速范围； 紧凑的系统，节省空间的设计； 高的可靠性和质量保证； 操作维护简便； 前期的工程设计能带来较低的成本费用； NO2的脱除率能达到90％甚至更高。
SCR工艺核心-催化剂
各种类型催化剂比较
项目 催化剂类型 结构形式 蜂窝状 比较 波纹板式 板式
加工工艺 比表面积 体积比 压损 抗中毒能力 安全性 持久性
均匀挤出式 大 100% 1.24 强 不助燃 最好
覆涂式 小 153%~176% 1 中等 助燃 较差
覆涂式 中等 130% 1.48 中等 不助燃 较差
SCR脱硝技术描述
SCR反应的反应温度(Operating Temperature)
• 催化剂成本大概占总SCR投资成本15-25%，因此在给定 空速的情况下，则需要尽量提高SCR反应器内的烟气温 度以提高催化剂的利用效率。 • 同时，也必须注意二氧化硫被氧化成三氧化硫，而这 个氧化反应对温度敏感性超过了SCR反应。 • 对于常见的钛基氧化钒商用SCR催化剂，其最佳操作温 度为340-400oC。
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CO2 (aq) CO2 (g )
在有氧气存在时，HSO3－的氧化：
HSO3
1 2
O2
H
SO42
CaSO3和CaSO4的结晶：
Ca 2
SO32
K SP1
CaSO3
1 2
H 2O(s)
H SO42 HSO4
Ca2
SO4 2
K SP2
CaSO4
2H2O(s)
（2）典型工艺流程 石灰石—石膏湿法FGD系统图
电厂烟气脱硫脱硝工艺简介
第一部分 烟气脱硫技术
一、燃煤产生的污染 二、烟气排放标准 三、烟气脱硫技术概况 n 湿法烟气脱硫技术（WFGD技术） n 半干法烟气脱硫技术（SDFGD技术）
旋转喷雾干燥法 烟气循环流化床法脱硫 增湿灰循环脱硫(NID)
n 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)
脉冲悬浮系统
● 石膏脱水系统---石膏旋流站 ◇ 石膏进浆浓度8-15％；
◇ 底流浓度45-60％。
石膏旋流站
E2.美国巴威公司
美国巴威公司（B＆W）成立于1867年。巴威公司已有 40000MW以上的脱硫业绩，所有项目都达到性能需要，还成 功地改造了多座竞争对手的脱硫塔。
二、烟气排放标准
n GB 13223-2011最新《火电厂大气污染物排放标准》， 见附件一
n 史上最严厉的排放标准: 2012年1月1日之前的锅炉，在2014年7月1日起
n SO2 200mg/m3（2012年1月1日锅炉：100mg/m3） n NO2 100mg/m3（比美国现行标准低35mg/m3，甚
（2）吸收剂耗量低，钙硫比≤1.03； （3）石膏品位高，含水率≤10%。
系统流程图
主要设备
●吸收塔
上部浆液PH值低，提高氧化效率； 加入氧化空气，增大石灰石溶解度； 石膏排出点合理； 特殊设计的吸收塔喷嘴，不易堵塞； 采用独特的吸收池分隔管件，将氧化区和新 鲜浆液区分开，有利于SO2的充分吸收并快 速生成石膏，而且生成石膏的晶粒大； 采用专利技术的脉冲悬浮搅拌系统； 净化的烟气可通过冷却塔或安装在吸收塔顶 部的烟囱排放。
一、燃煤产生的污染
n 燃煤产生的烟气污染物：SO2、NOx、CO2、Hg等
n 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，则最后排放SO2： 160吨*10%=16吨
典型工艺流程
（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
E1 德国比晓夫公司
鲁奇·能捷斯·比晓夫公司和鲁奇能源环保公司于2002年12月 合并为鲁奇能源环保股份有限公司（LLB）。
技术特点： Ø （1）几乎是化学理论计算值的吸收剂消耗量； Ø （2）适于200-1000MW机组容量、低中高硫燃料的锅炉机组，
处理的SO2浓度最高达25000mg/Nm3； Ø （3）独特的吸收池，水平分为上下两部分，上部氧化区在低
按脱硫的方式和产物的处理形式燃烧后脱硫一般可分为湿 法、半干法和干法三大类。
Ø （1）湿法烟气脱硫技术（WFGD技术） Ø （2） 半干法烟气脱硫技术（SDFGD技术） Ø （3）干法烟气脱硫技术（DFGD技术）
Ø 燃煤机组烟气脱硫以第一种为主。
1 、湿法烟气脱硫技术
n （1）基本原理 n （2）典型工艺流程 n （3）常用湿法脱硫技术应用状况 n （4）其它湿法烟气脱硫技术
至只有欧洲现行标准的一半 ） n 烟尘 30mg/m3
n 排放总量控制————产生史上最严厉标准
中国燃煤SO2污染现状
中国的大气污染属典型的煤烟型污染，以粉尘和酸雨危害最大，酸雨问题实质 就是SO2污染问题。
中国SO2污染经济损失(2005) （单位：109元人民币）
SO2控制区 控酸雨制区 “两控区” 两控区之外 总计
PH值下运行，提供了很好的氧化条件，下部有新加入的吸收 剂，再由泵运到喷淋层，不会产生上下两层混合的问题； Ø （4）LLB公司拥有专利技术的脉冲悬浮系统，冲洗吸收塔的水 平池底时，无论多大尺寸的吸收塔都不会发生阻塞和石膏的沉 降，吸收塔不需要搅拌器，长期关机后也可无障碍启动；
主要性能： n （1）脱硫效率高，≥95％；
农作物 森林
人体健康 合计
12.27 0.00 65.02 77.29
167.70 775.80 56.18 999.68
179.97 775.80 121.20 1076.9
37.70 0.00 50.67 88.37
217.67 775.80 171.87 1165.3
三、烟气脱硫技术概况
各国已经研究发展了许多燃煤电站锅炉控制SO2技术，并 应用于实际电站锅炉。这些技术可分为三大类：燃烧前脱硫、 燃烧中脱硫及燃烧后脱硫。
脱硫反应塔
● 交错布置的喷淋层 3~5层喷嘴； 设3~5台循环泵。
喷嘴Biblioteka ● LLB除雾器 高效两级人字形除雾器； 设计成可更换的组件，便于维护； 除雾器布置在塔顶，节约场地。
除雾器结构
人字形除雾器
● 浆液池脉冲悬浮系统 LLB专利技术；
塔浆池采用扰动搅拌； 防止塔底浆液沉积； 能耗比机械搅拌低； 提高可用率和运行安全性； 提高石灰石浆液利用率； 便于维护。
（1）基本原理
水的离解： SO2的吸收：
K S1
H2O
H
OH
SO
2
g
H 2O
SO
2
(
aq
)
CaCO3的溶解：
SO2 (aq)
K S1
H2O
H
HSO3
HSO3
KS2
H
SO3 2
CaCO3
s
K CP
Ca 2
CO32
CO32 H HCO3
HCO3 H H2O CO2 (aq)