烟气脱硝技术关键参数与工程实例
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。
焦炉烟气脱硝技术方案
焦炉烟气脱硝技术方案1.设计原则1) 本方案为焦炉烟道气脱硝所制定，使焦炉烟囱排气中NOx浓度低于《炼焦化学工业污染物排放标准》中规定的排放限值。
2) 在系统设计中，要确保脱硝系统不论是正常还是发生故障时，绝不能影响焦炉生产。
3) 工艺总体设计尽量选择自身消耗资源少的方案。
4）在设计中严格执行国家、行业规范、标准和规定2焦炉烟气已知参数表3-1焦炉废烟气参数序号名称单位数据备注1 烟囱废气温度℃2802 烟囱废气流量Nm3/h 2200003 废气中NO含量mg/Nm3800X4 废气中SO含量mg/Nm310025 废气中烟尘含量mg/Nm33脱硝设计指标3.3.1脱硝反应器出口NOx浓度：<150mg/m33.3.2脱硝系统阻力：<2000Pa4 工艺技术原理及流程简述4.1 工艺技术原理采用选择性催化还原（SCR）法脱除NOx，其原理为：在尾气中加入一定量的氨气，以氨为还原剂，在催化剂表面上，将NOx还原为N2，其反应方程式如下: 4NOx+4NH3+O2→4N2+6H2O4.2 工艺流程简述本次脱硝反应中氨源可以采用气态氨、液氨或氨水，视现场情况而定。
氨经控制流量后喷入烟道气管道中，然后进入混合器中与烟气均匀混合。
最后，混合气进入脱硝反应器进行选择性还原反应过程，脱除烟气中的NOx。
另外，需要在反应器的进出口分别设置NOx传感器用以实时在线监测进出口的NOx浓度，并根据反馈信号控制氨气的加入量。
在本次脱硝过程中，加入的氨和氮氧化物以等摩尔比进行反应，按照焦炉烟道气入口氮氧化物为~800 mg/m3，出口控制小于150mg/m3，则理论所需投氨量：220000×650÷46×17÷1000000=53kg/h5 脱硝反应系统5.1 脱硝催化剂5.1.1脱NO x整体蜂窝陶瓷催化剂特点在本项目中选用以堇青石蜂窝陶瓷为基体的整体涂层式结构催化剂，该催化剂由堇青石蜂窝陶瓷、金属氧化物涂层、活性组分组成。
电厂烟气脱硝方案SNCR
目录一、总则 (2)二、工程概况 (2)2.1气象条件 (2)2.2主要设计参数 (3)三、设计采用的标准和规范 (3)四、脱硝系统设计说明 (7)4.1 SNCR概述 (7)4.2 SNCR还原剂的选择 (7)五、SNCR系统技术要求 (8)5.1 总的要求 (8)5.2脱硝工艺系统 (11)5.3 SNCR系统描述 (13)5.4其他 (15)六、仪表和控制系统 (16)6.1 技术要求 (16)6.2脱硝系统控制方式 (17)6.3所提供的仪控设备满足的条件 (17)6.4主要设备 (18)七、电气系统 (25)7.1 技术要求 (25)7.2系统设计要求及卖方工作范围 (25)八、脱硝系统运行经济概算 (26)8.1 物料衡算 (26)九、质量保证及售后服务 (27)一、总则脱硝装置采用选择性非催化还原法(SNCR)。
当装置进口烟气中NO X的含量不大于550mg/Nm3时，保证脱硝装置出口烟气中的NO X 含量不大于200mg/Nm3。
本技术说明书对脱硝系统以内所必需具备的工艺系统设计、设备选择、采购、制造、供货运输，以及建设全过程的技术指导、调试、试验、试运行、考核验收、消缺、培训和最终交付投产等进行初步的说明。
二、工程概况2.1气象条件宝安区属于亚热带海洋性季风型气候区，其纬度较低，太阳辐射量较大，四季温和，雨季充沛，日照时间长，年平均气温为22.4℃，最高为36.6℃，最低为 1.4℃，每年5~9月为雨季，年降水量为1948.4mm，常年主导风向为东南风，平均日照时数2120小时。
累年平均气温22.4℃极端最高气温36.6℃极端最低气温 1.4℃累年平均相对湿度79%累年平均风速 2.6m/s年平均雨日144.7天年最大降雨量2662.2 mm年最小降雨量912.5 mm年平均降雨量1926 mm地震烈度7度2.2主要设计参数垃圾焚烧炉出口额定烟气量（运行值）：79689 Nm3/h。
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。
实例电厂烟气脱硝催化剂体积计算及脱硝设备选型
氨气缓冲罐体积 氨气缓冲罐体积
氨气缓冲罐体积
设计的容积
kg/h
1.2×蒸发需要热量/（入口 蒸汽焓值-排出热水焓值）
m3 氨气流量：≤175kg/h时 m3 氨气流量：～230kg/h时 m3 氨气流量：～360kg/h时 m3 氨气流量：～630kg/h时
m3 本项目NH3理论蒸发量335.42kg/h
实际反应掉的总氨量+脱硝后烟气中的氨量 需要加入的总氨量/烟气（标态） 中NOx的流量 需要加入的总氨量×17/22.4
Kg/h 理论需要的氨量/液氨纯度
数据 5.87 11.73 105.59 105.59 117.33
3.00
1003904.10 3.01
120.34 0.62 91.33
0.9960 91.69
Nm3/h 需要加入的总氨量/液氨纯度 Kg/h 即理论需要的氨量
天
120.82 91.33 7.00
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工程名称： 项目
每天计算时间
储存时间 氨的储量 多年平均温度 多年平均温度下氨的密度 一台机组氨的储存容积 机组套数 氨储总量 氨罐数量 每个氨罐的储存容积 氨的储存系数 实际每个氨罐的储存容积 氨罐容积圆整取值 试算氨罐的直径、长度 氨罐内径D（m) 氨罐桶体长L（m) 计算出的体积V’ 稀释风机计算 氨气/混合气（mol比即标况体积比）
数据
988646.00 8.85 3.91
1126397.34 4.29
1003904.10
干基6％O2下NOX浓度
mg/Nm3 锅炉烟气参数（由技术协议给出）
400.00
烟气（标态）中NOx的流量（每台机组）
假设Nox中NO的含量比例 Nox中NO2的含量比例 烟气中一氧化氮流量
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。
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。
垃圾焚烧烟气脱硝工艺选择及案例分析
垃圾焚烧烟气脱硝工艺选择及案例分析针对垃圾焚烧厂烟气的脱硝技术，分别介绍了各种脱硝技术及其组合脱硝工艺的工艺流程、经济性以及工艺特点。
对SNCR+SCR与SNCR+PNCR的NOx超低排放组合工艺分别在某省某生活垃圾焚烧项目与某省某垃圾焚烧项目的运行情况开展分析，总结SNCR+SCR与SNCR+PNCR这2种工艺在工程应用中的系统稳定性、经济性、运行过程存在的问题、工艺需改良的地方及方法。
在垃圾焚烧发电中，NOx主要来源于燃料型NOx与部分热力型NOx，GB18485—20**生活垃圾焚烧污染控制标准与欧盟20**的NOx排放标准分别为250mg/m3(日均值)与200mg/m3(日均值)。
近年来大气污染物排放标准日益趋严，氮氧化物的减排越来越受到重视，比方DB37/2376—20**某省区域性大气污染物综合排放标准的重点控制区域氮氧化物限值为100mg/m3，垃圾焚烧烟气氮氧化物排放浓度限值低于100mg/m3成了一个趋势。
垃圾焚烧烟气脱硝技术主要包括焚烧炉燃烧控制炉温、烟气回流技术、SNCR系统、SCR系统以及PNCR系统，其中焚烧炉燃烧控制炉温与烟气回流技术可有效降低原始NOx浓度。
目前对于垃圾炉排炉，采用焚烧炉燃烧控制炉温、烟气回流以及SNCR脱硝系统的情况下，NOx排放值仍无法稳定控制在100mg/m3以内。
针对NOx排放限值为100mg/m3的垃圾焚烧项目，目前国内垃圾焚烧发电厂采用的脱硝工艺有SNCR+SCR系统以及SNCR+PNCR系统。
笔者将分别介绍各种脱硝技术及其组合脱硝工艺的工艺流程、经济性以及工艺特点，并以某省与某省某垃圾焚烧发电项目为例，比照分析SNCR+SCR以及SNCR+PNCR 这2种超低NOx排放的脱硝组合工艺。
1脱硝工艺描述1.1SNCR脱硝系统SNCR是在焚烧炉第一烟道或第二烟道内喷射含有氨自由基的复原剂(常用的复原剂为尿素溶液或氨水溶液)，NH3与氮氧化物开展反应生成氮气与水的方法。
脱硫脱硝工艺参数
脱硫脱硝工艺参数脱硫脱硝是烟气脱除二氧化硫和氮氧化物的工艺，是环保设备中的重要组成部分。
脱硫脱硝工艺参数主要包括烟气温度、烟气流量、喷雾液比例、吸收液浓度、反应器系统、氧化剂使用量等。
下面将对这些工艺参数进行详细介绍。
1.烟气温度：脱硫脱硝反应需要在一定温度范围内进行，常见的操作温度为120℃至180℃之间。
在这个温度范围内，催化剂反应效果最佳。
2.烟气流量：脱硫脱硝工艺的效果与烟气流量直接相关，较高的烟气流量可以提高脱硫脱硝的效率。
同时，对于大型燃煤发电厂等需要高效处理烟气的设备，需要对烟气流量进行精确控制。
3.喷雾液比例：脱硫脱硝过程中，酸性喷雾液用于与烟气中的二氧化硫和氮氧化物进行反应。
喷雾液比例是指酸性喷雾液与烟气的体积比。
根据不同的工艺要求和实际情况，喷雾液比例可以进行调整。
4.吸收液浓度：吸收液是脱硫脱硝过程中与酸性喷雾液反应生成固体产物的介质。
吸收液浓度是指固体溶解在吸收液中的比例。
不同的工艺要求对吸收液浓度有不同的要求，需要进行适当的调整。
5.反应器系统：脱硫脱硝是一个复杂的化学反应过程，需要借助反应器系统完成。
反应器系统包括各种反应器、冷凝器、加热器等。
合理设计反应器系统能够提高工艺的效率。
6.氧化剂使用量：在脱硝过程中，氧化剂用于将氮氧化物氧化成氮氧化物的过程，氧化剂使用量的控制直接影响脱硝效果。
过多的氧化剂使用会增加运行成本，过少的氧化剂使用会影响脱硝效果。
总之，脱硫脱硝工艺参数的选择和控制对于脱硫脱硝效果至关重要。
科学合理的工艺参数调整能够提高工艺的效率，降低污染物排放。
不同的工艺参数需要根据具体的工艺要求和实际情况进行调整，以达到理想的脱硫脱硝效果。
烟气脱硝SCR技术及相关计算
通过优化吹灰方式、提高吹灰频率、采用新型材料等手段，预防 空预器堵塞现象的发生。
堵塞处理措施
一旦发现空预器堵塞，应立即采取停炉清洗、高压水冲洗等措施 进行处理，确保空预器畅通。
提高SCR系统运行稳定性措施
01
02
03
优化氨喷射系统
通过改进氨喷射装置设计 、提高氨气流量控制精度 等方法，优化氨喷射系统 性能，提高脱硝效率。
SCR催化剂对NOx具有 很高的选择性，可以在 较低的温度下实现高效 的脱硝反应。
SCR技术适用于各种燃 料和燃烧方式，对于不 同的烟气条件具有较强 的适应性。
SCR催化剂种类繁多， 可根据不同的烟气条件 和脱硝需求进行选择。SCR系统组成与工艺流程
催化剂反应器
装有催化剂的反应器，是SCR系统的 核心部分，用于实现NOx的催化还原 反应。
氨的量的百分比。
氨逃逸率计算公式
φ=(Nin-Nout)/Nin×100% ，其中φ为氨逃逸率，Nin为 反应器入口氨浓度，Nout为
反应器出口氨浓度。
控制氨逃逸率的方法
包括优化喷氨格栅设计、精确 控制喷氨量、提高催化剂活性
等。
SO2/SO3转化率影响因素分析
01
SO2/SO3转化率定义
SO2/SO3转化率是指烟气中的二氧化硫（SO2）在SCR反应器中被氧
加强设备维护管理
定期对SCR系统设备进行 维护保养，确保设备处于 良好状态，减少故障发生 。
完善控制系统
采用先进的控制算法和检 测设备，提高SCR系统自 动化程度和控制精度，确 保系统稳定运行。
05
烟气脱硝SCR技术经济性评价
投资成本分析
设备购置费用
包括反应器、催化剂、吹 灰器、控制系统等主要设 备的购置费用。
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。
脱硫脱硝案例
石膏库容量 类型 真空带式过滤器数量 石膏含水率
3,000 m3 后进先出 (Eurosilo) 1 x 100% < 10%
一般设计参数
FGD 以含硫量为1.5%的煤设计的。工作状况下SOX 入口浓度为3,500 mg/m3(标态)审批部门的要求除NOX、 CO 等也对SOX和粉尘的最大排放量作了要求。 粉尘 20 mg/m3标态. SOX 200 mg/m3标态. 要求在烟囱中采用连续的排放测量法，此测量法必须 配备单独的计算机，以便把所测数据换算为（标态）值， 要求对所有排放数据进行连续的记录，测量的参数如下： 粉尘、SO2、NOX、O2、温度、压力。
1.FGD 系统
由于使用俄罗斯的煤（氯含量很低），循环中不能获 得所需的氯的含量。因此在处理过程中将无废水外排。额 外的氯通过利用海水作为补给水获得。 碳酸钙粉贮存在库中，碳酸钙干粉通过-气力运输和 喷射系统直接送入吸收池。 除了大的吸收循环泵，所有的泵都为一用一备，一旦 出现故障，自动控制系统就会转向备用的系统。在停运后， 所有运输石膏和石灰乳的管道和泵将会自动得到冲洗和排 干。 在维护时期，设计为能容纳系统（吸收塔、管道，冲 洗水）全部液体的废水罐能容纳石膏浆，在重新启动之前 浆液将被打回吸收塔。在再次试运转后，包含的石膏晶体 将立即作为晶核，这样避免了堵塞和堵漏的运行问题。
厂商alphalaval类型m2气体流速55喷嘴数量180每个喷嘴的流量122m3h100流量7350m3h压头80000pa出口温度100熄火温度50功率损耗219kw循环泵一个吸收塔的数据数量类型离心泵流量7350m3h压头根据到喷嘴的距离有所不同功率损耗1250kw最大泵身材料14517叶轮材料14424投资成本和运行费用于一个完全配齐所有的环境保护设斲的新建的电厂装设fgd的投资成本占全部投资成本的79返个数字包括所有的工秳费用也包含土建所必需的费用
火力发电厂脱硝工程工艺选择与实例介绍
无二次污染。但也存在一些缺点 ：烟气成分复杂 ，某些污染物可使催 化剂中毒 ；高分散 的粉尘微粒可覆盖催化剂 的表面 ，使其活性下 降； 系统 中存在 一些未反应 的Ｎ Ｈ 和烟气中的ｓ Ｏ 作用 ，生成易腐蚀 和堵 塞设备 的 （ Ｎ Ｈ ） ｓ ０ 和Ｎ Ｈ Ｈ Ｓ Ｏ ，同时还会 降低 氨 的利用率 ；投 资 与运行费用 （ 投 资费用８ ０ 美元／ 千瓦 ）较高 。 ２ ． ２ ． ２ 非选择性催化还原 （ Ｓ Ｎ Ｃ Ｒ） 脱硝 与Ｓ Ｃ Ｒ 法 相 比，Ｓ ＮＣ Ｒ 法除不用催化剂 外 ，基本原理 和化学 反应 基本相 同。Ｓ Ｎ Ｃ Ｒ 法通过 在烟道气 中产生 的氨 自由基与Ｎ Ｏ 反应 ，以 去除Ｎ Ｏ 。因没有催化剂作用 ，反应所需温度较高 （ ９ ０ ０ — １ ２ ０ ０ ℃ ）， 温度控制是关键，以免氨被氧化成氮氧化物 。 该法 的优 点是不需催化剂 ，投资较Ｓ Ｃ Ｒ 法小 （ 投 资费用 １ ５ 美元／ 千瓦 ）。但氨液消耗量大 ，Ｎ Ｏ 的脱除率也不高。 目前大部分锅炉都 不采 用此法 ，主要原因是 ： （ １）效率 不高 ； （ ２）反应剂 和运 载介 ２ ．烟气脱硝技术 的介绍 空气 ）的消耗量 大； （ ３）氨 的泄漏量大 ； （ ４）生成 的 （ Ｎ Ｈ ） 烟 气脱硝技术 按治理工艺 可分为湿法脱 硝和干法脱 硝。湿法脱 质 （ ０ ４ 和Ｎ Ｈ ４ Ｈ Ｓ ０ ４ － ￣腐蚀和堵塞设 备。 硝包括 ： 酸 吸收法 、碱吸收法、氧化吸收法 、络盐吸收法等 ；干法脱 ２ｓ ２ － ３微 生 物 法脱 氮 硝主要有 ：选择性催化还原法 、非选 择陛催化还原法 、等。此外 ， 近 采 用微生物净 化含Ｎ Ｏ 废气 的净 化机理 是 ：适 宜的脱氮菌 在有 十几 年来国内外一些科研 人员还开发了用微生物来处理含Ｎ Ｏ 废气， 外加碳 源的情况下 ，利用ＮＯ 作为氮 源，将 Ｎ Ｏ 还 原为最基本无害 的 成 为研 究 的热 点 。 氮气 ，而脱氮菌本身获得生长繁殖 。其 中Ｎ Ｏ 先溶于水中形成Ｎ Ｏ 一 及 ２ ． １ 湿法烟气脱硝技术 Ｏ ， 一 ，然后被微生 物还 原为氮气 ，烟气 中的Ｎ Ｏｅ １ ］ 直接被吸附在微生 湿法烟气脱 硝是利 用液体 吸收剂将ＮＯ ｘ 溶解 的原理 来净化燃 煤 Ｎ 烟气 ，其最大 的障碍是 Ｎ Ｏ 很难溶 于水 ，往往要 求将Ｎ Ｏ 首先氧化 为 Ｎ Ｏ 。为此一般先将Ｎ Ｏ 通过与氧化 剂０ 、Ｃ Ｉ Ｏ ２ 或Ｋ Ｍ ｎ Ｏ 反应 ，氧化生 成Ｎ Ｏ ，然后Ｎ Ｏ 被水或碱性溶液 吸收，实现烟气脱硝。 湿法脱硝技 术优点 ：脱 硝效率较 高 ；因吸收剂 种类较多 ，来 源 广泛 ，适应性强 ；能 以硝酸盐等形式 回收Ｎ Ｏ ，可达到综合利用的 目 的。缺点是其技术 比较复杂 ，设备容量大不易建造 ，成本较高 ，而且 易造成溶液的二次污染 。 ２ ． ２干法脱硝技术 与湿法相 比，干法净化处理含Ｎ Ｏ 尾气 的主要优点是 ：设备及工 艺过程简单 ，脱除Ｎ Ｏ 的效率也较高 ，无废水和废弃物处理 ，不易造 成二次污染。 ２ ． ２ ． １ 选择性催化还原 （ Ｓ Ｃ Ｒ）脱硝 Ｓ Ｃ Ｒ 脱 硝原理是利用Ｎ Ｈ 和催化 剂 （ 铁、钒 、铬 、钴或钼等碱金 属 ）在温度 为２ ０ ０ ～ ４ ５ ０ ℃时将Ｎ Ｏ 还原 为Ｎ ： 。Ｎ Ｈ 具有选择性 ，只与 ＮＯ 发生反应 ，基本上不与０ 反应 ，所 以称为选择性催化还原脱硝 。 Ｓ Ｃ Ｒ 法是 国际上应用最多 ，技术最成熟的一种 烟气脱硝技术 。在 欧洲 已有 １ ２ ０ 多台大型的Ｓ Ｃ Ｒ 装置的成功应用经验 ，其Ｎ Ｏ 的脱 除率达 到８ ０ ％～ ９ ０ ％； 日本大约有 １ ７ ０ 套Ｓ Ｃ Ｒ 装置 ， 接 近Ｉ Ｏ ０ ０ ０ ０ Ｍ Ｗ容量 的电 厂安 装了这种设备 ；美 国政府也将Ｓ Ｃ Ｒ 技术作为主要 的电厂控制Ｎ ０ 技术 。 该法 的优点是 ：由于使用 了催 化剂 ，故 反应温度较低 ；净化率 高 ，可达８ ５ ％以上 ；工艺设备紧凑 ，运行可靠 ；还原后 的氮气放 空，
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硫 酸 氢 铵 的 凝 固 点 /℃
240 230 220 210
200
190 180 170 160 150 NH3=1ppm NH3=2ppm NH3=5ppm NH3=10ppm
1
10 二氧化硫浓度/ppm
100
NH4HSO4的凝固温度及与烟气中氨和二氧化硫的关系图
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反应器潜值是表征反应器脱硝能力的参量，其定义为催化剂活性与单位体积烟气中催 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。 （2）随着锅炉运行负荷的降低，由于烟气流量降低，所以反应器的潜值增大； （3）由于机组持续在低负荷条件下运行，反应器运行温度低于最低运行温度，ABS形 成并沉积在催化剂上，这将降低反应器的潜值； （4）当机组重新以满负荷运行时，随着烟气流量的增加反应器的潜值降低； 36 （5）在满负荷更高的烟气温度条件下，ABS升华并且反应器潜值恢复为满负荷时初始 值。
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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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• 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。 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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• 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 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。
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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。
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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。 • 工程中一般催化剂体积通过经验公式来确定，进 而利用烟气流量和催化剂体积来确定空速。 •
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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。 • 也可能发生NH3的氧化反应：
4NH 3 5O2 4NO 6H 2O 4NH 3 3O2 2N 2 6H 2O
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催化剂
• SCR脱硝工艺的核心是催化剂，喷入的氨与烟气 中的NOx在催化剂表面上反应生成氮气和水蒸汽。 通常采用的催化剂全是以多孔二氧化钛作为载体， 起催化作用的活性成份五氧化二钒和三氧化钨分 布在其表面。 • 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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• 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。
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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 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。
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• 7 催化剂的运行寿命 • 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.
• 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。
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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
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• 该系统设计保证脱硝效率为94%，氨逃逸只有3ppm，实现 这一设计需要催化剂具有高性能且对氨/NOx混合的要求更 高。当要求高脱硝效率和低氨逃逸时，系统设计要素达到适 宜平衡是非常关键的。对脱硝效率和氨逃逸量的要求越严格， 对氨和烟气（NOx）混合的要求越高。 • 托普索公司开发了专有混合装置----星形混合器，由一些形 状为带四角星的圆盘组成。星形混合器按照一定的角度安装 在烟气中，使盘后气流形成涡流。该装置实现了短距离内的 最佳混合效果，且压损很小。星形混合器，并结合认真地流 场模拟，可以使系统在达到94%脱硝效率、3ppm氨逃逸量 所需的理想混合效果的同时，系统压损小于339Pa（不包括 催化剂层压降）。
• 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。
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。 • 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 ℃ • 持续运行最高温度：420 ℃
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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。
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SCR关键参数
• 1、反应温度： • 当采用催化剂来促进NH3和NOx的还原反应时，其 反应温度取决于所选用催化剂的种类： • 金属氧化物如氧化钛为支撑材料（载体）， 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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• 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。
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• 5、允许氨泄漏量： • 氨泄漏量即是未反应的NH3的量，要求未反应的 NH3尽量小。否则未反应的NH3在有水参与下， 与烟气中SO3反应生成粘性液体NH4HSO4，会引 起烟气下游装置（如空预器）的腐蚀、玷污与堵 塞。 • NH3的用量应适当，如NH3的量太少，不能满足脱 硝的需要；NH3的量太大，造成NH3损失，而且产 生氨泄漏问题。工业上采用NH3/ NOx摩尔比来衡 量，一般控制在1.1~1.5。目前，NH3泄漏量（反 应器出口处NH3的浓度）控制在5ppm以下，建议 小于3ppm。