烟气脱硫脱硝讲解ppt课件
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烟气脱硫技术课件
烟气脱硫技术课件
石灰石－石膏法脱硫特点
烟气脱硫技术课件
核心技术
LCFB-FGD工艺以循环流化床原理为基础，使吸收剂 在反应器内多次循环，大大提高了吸收剂的利用率。它不 但具有干法脱硫工艺的许多优点，如流程简单、占地少、 投资低等，而且脱硫效率能达到80%～90%。
存在不足： 1、除尘器的防腐及烟尘排放 2、变工况下脱硫灰的输送 3、脱硫灰的综合利用有待落实
烟气脱硫技术课件
3.3 烟气脱硫
烟气脱硫技术（FGD）是当前应用最广、效率最高 的脱硫技术，在今后一个相当长的时期内，将是控制 SO2排放的主要方法。世界各国研究开发和商业应用的 烟气脱硫技术估计超过200种。按脱硫剂和副产物的干 湿形态，烟气脱硫又可分为湿法、半干法和干法工艺。 湿法FGD工艺占主流，典型的有：石灰石（石灰）-石 膏法、海水脱硫法、氧化镁法、氨法等；典型的干（半 干）法烟气脱硫工艺的有：烟气循环流化床法、喷雾干 燥法、电子束辐照法等。
烟气脱硫技术课件
烟气循环流化床脱硫工艺的主要特点是：
1) 脱硫效率较高 2) 技术成熟 3) 运行可靠性好 4) 占地面积少 5) 投资较省 6) 吸收剂利用率较高
烟气脱硫技术课件
2.3 海水脱硫
海水呈碱性，pH值一般为8.0～8.3，其碱度在2.3mg/l左 右，对酸性气体如SO2具有很大的吸收和中和能力，SO2被海 水吸收后，最终产物为可溶性硫酸盐，而海水的主要组成部 分就是硫酸盐，海水脱硫对海洋的影响较小，国外研究人员 和工程技术人员开发了多种海水脱硫工艺。
其炉内化学反应方程为：
慢。
CaCO3 → CaO + CO2 CaO + SO2 + O2 → CaSO4 CaO + SO3 → CaSO4 CaO + 2HCl → CaCl2 + H2O CaCO3受热分解为CaO的反应速度快，而硫化反应相对缓
石灰石－石膏法脱硫特点
烟气脱硫技术课件
核心技术
LCFB-FGD工艺以循环流化床原理为基础，使吸收剂 在反应器内多次循环，大大提高了吸收剂的利用率。它不 但具有干法脱硫工艺的许多优点，如流程简单、占地少、 投资低等，而且脱硫效率能达到80%～90%。
存在不足： 1、除尘器的防腐及烟尘排放 2、变工况下脱硫灰的输送 3、脱硫灰的综合利用有待落实
烟气脱硫技术课件
3.3 烟气脱硫
烟气脱硫技术（FGD）是当前应用最广、效率最高 的脱硫技术，在今后一个相当长的时期内，将是控制 SO2排放的主要方法。世界各国研究开发和商业应用的 烟气脱硫技术估计超过200种。按脱硫剂和副产物的干 湿形态，烟气脱硫又可分为湿法、半干法和干法工艺。 湿法FGD工艺占主流，典型的有：石灰石（石灰）-石 膏法、海水脱硫法、氧化镁法、氨法等；典型的干（半 干）法烟气脱硫工艺的有：烟气循环流化床法、喷雾干 燥法、电子束辐照法等。
烟气脱硫技术课件
烟气循环流化床脱硫工艺的主要特点是：
1) 脱硫效率较高 2) 技术成熟 3) 运行可靠性好 4) 占地面积少 5) 投资较省 6) 吸收剂利用率较高
烟气脱硫技术课件
2.3 海水脱硫
海水呈碱性，pH值一般为8.0～8.3，其碱度在2.3mg/l左 右，对酸性气体如SO2具有很大的吸收和中和能力，SO2被海 水吸收后，最终产物为可溶性硫酸盐，而海水的主要组成部 分就是硫酸盐，海水脱硫对海洋的影响较小，国外研究人员 和工程技术人员开发了多种海水脱硫工艺。
其炉内化学反应方程为：
慢。
CaCO3 → CaO + CO2 CaO + SO2 + O2 → CaSO4 CaO + SO3 → CaSO4 CaO + 2HCl → CaCl2 + H2O CaCO3受热分解为CaO的反应速度快，而硫化反应相对缓
《除尘脱硫脱硝》课件
《除尘脱硫脱硝》PPT课件
本课件旨在全面介绍除尘、脱硫和脱硝技术。通过探索其技术原理、应用场 景以及优势和挑战，我们将深入理解并欣赏这些关键的环保技术。
除尘技术
布袋除尘器
布袋除尘器通过滤掉气体中的颗粒物来清洁空气，广泛应用于工业领域和环保领域。
电除尘器
电除尘器利用静电力将颗粒物和污染物收集并去除，是高效的净化空气技术之一。
干法脱硫适用于高温高浓度气 体处理，但流程复杂且成本较 高。
SNCR适用于某些特殊工况，但 还原剂的选择和喷射位置需精 确控制。
化学脱硫适用于特定气体，但 副产物的处理需考虑。
生物脱硝法是一种环保选择， 但对工艺要求较高。
案例分析
北京钢铁厂
通过整合除尘、脱硫和脱硝技 术，成功减少大量废气排放并 改善周边环境质量。
除尘技术能够有效减少颗粒物 排放，但某些细小颗粒物难以 捕捉。
电除尘器适用于高浓度气体处 理，但能耗较高。
湿式除尘器适用于悬浮颗粒物 的捕捉，但石膏湿法脱硫处理 需要专用设备。
脱硫技术优势和挑战
脱硝技术优势和挑战
湿法脱硫具有高效的脱硫效果， 但处理净化剂和产生的废物需 要妥善处理。
SCR能够高效进行脱硝，但催 化剂选择和低温下的脱硝存在 一定挑战。
化学工业园区
脱硫技术的应用在该园区中显 著降低了硫化物排放，有效保 护周边空气质量和生态环境。
燃煤发电厂
采用SCR技术进行脱硝，成功降 低氮氧化物排放，保择性催化还原法（SCR）
SCR是一种通过在催化剂的作用下将氮氧化物转化为无害氮气的高效脱硝技术。
2
选择性非催化还原法（SNCR）
SNCR是一种通过在高温条件下直接注入还原剂来进行脱硝的技术，适用于某些 特定的工业排放场景。
本课件旨在全面介绍除尘、脱硫和脱硝技术。通过探索其技术原理、应用场 景以及优势和挑战，我们将深入理解并欣赏这些关键的环保技术。
除尘技术
布袋除尘器
布袋除尘器通过滤掉气体中的颗粒物来清洁空气，广泛应用于工业领域和环保领域。
电除尘器
电除尘器利用静电力将颗粒物和污染物收集并去除，是高效的净化空气技术之一。
干法脱硫适用于高温高浓度气 体处理，但流程复杂且成本较 高。
SNCR适用于某些特殊工况，但 还原剂的选择和喷射位置需精 确控制。
化学脱硫适用于特定气体，但 副产物的处理需考虑。
生物脱硝法是一种环保选择， 但对工艺要求较高。
案例分析
北京钢铁厂
通过整合除尘、脱硫和脱硝技 术，成功减少大量废气排放并 改善周边环境质量。
除尘技术能够有效减少颗粒物 排放，但某些细小颗粒物难以 捕捉。
电除尘器适用于高浓度气体处 理，但能耗较高。
湿式除尘器适用于悬浮颗粒物 的捕捉，但石膏湿法脱硫处理 需要专用设备。
脱硫技术优势和挑战
脱硝技术优势和挑战
湿法脱硫具有高效的脱硫效果， 但处理净化剂和产生的废物需 要妥善处理。
SCR能够高效进行脱硝，但催 化剂选择和低温下的脱硝存在 一定挑战。
化学工业园区
脱硫技术的应用在该园区中显 著降低了硫化物排放，有效保 护周边空气质量和生态环境。
燃煤发电厂
采用SCR技术进行脱硝，成功降 低氮氧化物排放，保择性催化还原法（SCR）
SCR是一种通过在催化剂的作用下将氮氧化物转化为无害氮气的高效脱硝技术。
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选择性非催化还原法（SNCR）
SNCR是一种通过在高温条件下直接注入还原剂来进行脱硝的技术，适用于某些 特定的工业排放场景。
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
5
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
6
11
2
主要 内容 3
4
5 6
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
4
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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
第一章 脱硫脱硝除尘概述(共36张PPT)
人体主要经呼吸道吸收大气中的SO2，引起不同程度的
呼吸道及眼黏膜的刺激症状；
SO2常常跟大气中的飘尘结合在一起被吸入，飘尘 气溶胶微粒可把SO2带到肺部使毒性增加3～4倍；
如果SO2遇到水蒸气，形成硫酸雾，就可以长期滞留 在大气中，毒性比SO2大10倍左右，同时对金属及农作
物有着严重的腐蚀与伤害作用。
侵入肺部没有被溶解的沉积物会被细胞所吸收，损伤并破坏 细胞，最终侵入肺组织而引起尘肺，如吸入煤灰形成的煤肺， 吸入金属粉尘形成的铁肺、铝肺等。如果沉积物被溶解，则 会侵入血液，并送至全身，造成血液系统中毒。例如妨碍血 红蛋白生成的铅烟尘可以引起急性中毒或慢性中毒，其症状 是精神迟钝、大脑麻痹、癫痫，甚至死亡。
云南、广西、湖北、陕西、河南、湖南、四川、辽宁和重庆等省(自
治区、直辖市)。
煤炭消耗高的地区和机动车量多的大城市NOx污染严重。2005年，
国家环保总局在所有统计城市中，广州、北京、宁波、上海、杭州、哈 尔滨、乌鲁木齐、南京、成都、武汉等大城市NOx浓度相对较高。
在80年代，我国的酸雨主要发生在重庆、贵阳和柳州为代表的西南地区，
电力环境保护概述
电力环境保护内容主要有：
①火电厂尤其是燃煤电厂污染物控制； ②水电厂建设和运行期的生态保护；
③核电厂的放射性处理； ④输变电过程电场、磁场、电磁场的影响； ⑤可再生能源环境保护问题等。
重点是燃煤电厂的污染物控制
电力环境保护概述
燃煤电厂对环境造成的影响主要有：
⑴ 排放烟尘造成污染； ⑵ 排放硫氧化物、氮氧化物、二氧化碳造成污染； ⑶ 排放固体废弃物(粉煤灰、渣)而造成污染； ⑷ 排放污水造成污染；
SO2产污系数： G＝2000SrP SO2排污系数：G’＝G×(1-η) 式中 G──SO2产污系数，kg/t煤；Sr ──为燃煤中含硫量，％； P──燃煤中硫的转化率(经实测为80％～85％)，％； η──脱硫设施的脱硫率，％。
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。
完整版课件
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。
烟气脱硫脱硝技术培训讲义(PPT35页)
反应物的迁移。
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
烟气脱硫脱硝技术培训讲义(PPT35页)
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)
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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
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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
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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
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有机催化烟气脱硫脱硝PPT课件
3. 系统无二次污染，整个工艺过程中无二氧化碳排放，符合国家的低碳 政策；
4. 对燃料含硫量无限制，允许并鼓励用户使用高硫燃料以降低生产成本； 5. “变废为宝”，将二氧化硫等污染物转变为有销售价值的硫铵化肥。 6. 催化剂循环使用，降低运行成本，符合国家节能政策。
第11页/共24页
有机催化工艺系统特点
相对简单 无
复合化肥 (易销售，农用化肥) 可以，同一系统中完成
2021/5/29
18
第18页/共24页
氨/化肥法(FGD)工艺原理介绍
净烟气
防止氨 逃逸系统
SO2 NH3
NH3 HN2HO3
原烟气 SO2
NHH24SHOSO3 3
氧化系统
NNHH44HHSSOO44
(NH4)2 SO4 O2
氨水储罐
有机催化法： 1. SO2+H2O → H2SO3 2. H2SO3+LPC → LPC.H2SO3 3. LPC.H2SO3+O2 → LPC+H2SO4 4. H2SO4+NH3 → (NH4)2SO4
有机催化法的工艺反应塔来源于石灰石/石膏法，塔型与其基本一致—— 空塔。但有机催化法克服了结垢、堵塞、磨损、CO2减排等弊端，副产品拥 有更高的品质和附加值。
NH4HSO4含氮量约为12%，(NH4)2SO4含氮量约为21%氨法 的化肥普遍含有1/3的NH4HSO4，导致其含氮量一般在18%左右， 能达到DL/T808-2002火电厂氨法烟气脱硫副产物化肥的标准。
其生产化肥的工艺与工业生产化肥不同，因此达不到GB5351995《硫酸铵》标准，容易造成土壤板结。
2021/5/29
17
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4. 对燃料含硫量无限制，允许并鼓励用户使用高硫燃料以降低生产成本； 5. “变废为宝”，将二氧化硫等污染物转变为有销售价值的硫铵化肥。 6. 催化剂循环使用，降低运行成本，符合国家节能政策。
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有机催化工艺系统特点
相对简单 无
复合化肥 (易销售，农用化肥) 可以，同一系统中完成
2021/5/29
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氨/化肥法(FGD)工艺原理介绍
净烟气
防止氨 逃逸系统
SO2 NH3
NH3 HN2HO3
原烟气 SO2
NHH24SHOSO3 3
氧化系统
NNHH44HHSSOO44
(NH4)2 SO4 O2
氨水储罐
有机催化法： 1. SO2+H2O → H2SO3 2. H2SO3+LPC → LPC.H2SO3 3. LPC.H2SO3+O2 → LPC+H2SO4 4. H2SO4+NH3 → (NH4)2SO4
有机催化法的工艺反应塔来源于石灰石/石膏法，塔型与其基本一致—— 空塔。但有机催化法克服了结垢、堵塞、磨损、CO2减排等弊端，副产品拥 有更高的品质和附加值。
NH4HSO4含氮量约为12%，(NH4)2SO4含氮量约为21%氨法 的化肥普遍含有1/3的NH4HSO4，导致其含氮量一般在18%左右， 能达到DL/T808-2002火电厂氨法烟气脱硫副产物化肥的标准。
其生产化肥的工艺与工业生产化肥不同，因此达不到GB5351995《硫酸铵》标准，容易造成土壤板结。
2021/5/29
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SNCR脱硝工艺介绍PPT课件
15
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
16
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
11
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
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
11
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
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。
2023/10/12
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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：
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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
至只有欧洲现行标准的一半 ） 烟尘 30mg/m3
排放总量控制————产生史上最严厉标准
5
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）
6
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。
H C O 3 H H 2 O C O 2 (a q ) C O 2(aq) C O 2(g)
在有氧气存在时，HSO3－的氧化： HSO 31 2O 2 HSO 42
CaSO3和CaSO4的结晶：
HSO42 HSO4
C a2SO 32 K SP 1C aSO 31 2H 2O (s)
脱硫反应塔
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● 交错布置的喷淋层 3~5层喷嘴； 设3~5台循环泵。
喷嘴
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● 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
17
● 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。
脉冲悬浮系统
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● 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
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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。
美国B&W公司的吸收塔模块以逆流设计。从喷淋层的喷嘴 喷出的浆液用于洗涤逆流向上的烟气。新鲜吸收剂的补充量通 过连续监测的pH值加以调节。
（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
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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。
电厂环保
——烟气脱硫脱硝
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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）
旋转喷雾干燥法 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)
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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，则最后排放SO2： 160吨*10%=16吨
C a2SO 42K SP 2C aSO 42H 2O (s)
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（2）典型工艺流程 石灰石—石膏湿法FGD系统图
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典型工艺流程
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（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
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（1）基本原理
水的离解： SO2的吸收：
H2O KS1 H OH
SO 2gH 2OSO 2(aq)
CaCO3的溶解：
SO 2(a)qH2O KS1HHS3OHS3O KS2 HSO 32
CaC 3 sO KCP C2aC3 O 2
C3O 2HHC3O
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；
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主要性能： （1）脱硫效率高，≥95％；
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。
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1 、湿法烟气脱硫技术
（1）基本原理 （2）典型工艺流程 （3）常用湿法脱硫技术应用状况 （4）其它湿法烟气脱硫技术
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主要设备
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二、烟气排放标准
GB 13223-2011最新《火电厂大气污染物排放标准》， 见附件一
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
SO2 200mg/m3（2012年1月1日后锅炉：100mg/m3） NO2 100mg/m3（比美国现行标准低35mg/m3，甚
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
至只有欧洲现行标准的一半 ） 烟尘 30mg/m3
排放总量控制————产生史上最严厉标准
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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）
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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。
H C O 3 H H 2 O C O 2 (a q ) C O 2(aq) C O 2(g)
在有氧气存在时，HSO3－的氧化： HSO 31 2O 2 HSO 42
CaSO3和CaSO4的结晶：
HSO42 HSO4
C a2SO 32 K SP 1C aSO 31 2H 2O (s)
脱硫反应塔
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● 交错布置的喷淋层 3~5层喷嘴； 设3~5台循环泵。
喷嘴
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● 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
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● 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。
脉冲悬浮系统
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● 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
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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。
美国B&W公司的吸收塔模块以逆流设计。从喷淋层的喷嘴 喷出的浆液用于洗涤逆流向上的烟气。新鲜吸收剂的补充量通 过连续监测的pH值加以调节。
（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
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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。
电厂环保
——烟气脱硫脱硝
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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）
旋转喷雾干燥法 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)
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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，则最后排放SO2： 160吨*10%=16吨
C a2SO 42K SP 2C aSO 42H 2O (s)
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（2）典型工艺流程 石灰石—石膏湿法FGD系统图
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典型工艺流程
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（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
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（1）基本原理
水的离解： SO2的吸收：
H2O KS1 H OH
SO 2gH 2OSO 2(aq)
CaCO3的溶解：
SO 2(a)qH2O KS1HHS3OHS3O KS2 HSO 32
CaC 3 sO KCP C2aC3 O 2
C3O 2HHC3O
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；
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主要性能： （1）脱硫效率高，≥95％；
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。
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1 、湿法烟气脱硫技术
（1）基本原理 （2）典型工艺流程 （3）常用湿法脱硫技术应用状况 （4）其它湿法烟气脱硫技术
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主要设备
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二、烟气排放标准
GB 13223-2011最新《火电厂大气污染物排放标准》， 见附件一
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
SO2 200mg/m3（2012年1月1日后锅炉：100mg/m3） NO2 100mg/m3（比美国现行标准低35mg/m3，甚