110-260t循环流化床喷氨(脱硝)方案

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循环流化床锅炉脱硝技术方案设计(详)

循环流化床锅炉脱硝技术方案设计(详)

循环流化床锅炉SNCR脱硝技术方案一、SNCR工程设计方案1、SNCR和SCR两种技术方案的选择1.1.工艺描述选择性非催化还原(Selective Non-Catalytic Reduction,以下简写为SNCR)技术是一种成熟的商业性NOx控制处理技术。

SNCR方法主要在900~1050℃下,将含氮的化学剂喷入贫燃烟气中,将NO还原,生成氮气和水。

而选择性催化还原(Selective Catalytic Reduction,SCR),由于使用了催化剂,因此可以在低得多的温度下脱除NOx。

两种方法都是利用氮剂对NOx还原的选择性,以有效的避免还原氮剂与贫燃烟气中大量的氧气反应,因此称之为选择性还原方法。

两种方法的化学反应原理相同。

SNCR在实验室内的试验中可以达到90%以上的NOx脱除率。

应用在大型锅炉上,短期示范期间能达到75%的脱硝率,长期现场应用一般能达到30%~50%的NOx脱除率。

SNCR技术的工业应用是在20世纪70年代中期日本的一些燃油、燃气电厂开始的,在欧盟国家从80年代末一些燃煤电厂也开始SNCR技术的工业应用。

美国的SNCR技术应用是在90年代初开始的,目前世界上燃煤电厂SNCR 工艺的总装机容量在2GW以上。

两种烟气脱硝技术都可以采用氨水、纯氨、或者尿素作为还原剂,工艺上的不同主要体现在两个方面:其一,SCR需要布置昂贵的金属催化剂,SNCR不需要催化剂;其二,SNCR存在所谓的反应温度窗口,一般文献介绍,其最佳反应温度窗口为850~1100℃,但是当采用氨做还原剂且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。

采用SCR技术的脱硝反应,由于催化剂的存在,则可以在尾部烟道低温区域进行。

SNCR、SCR和SNCR-SCR三种技术性能比较见表2-1。

表2-1 选择性还原脱硝技术性能比较近年来由于环保需要,中国要求电厂锅炉除了使用低氮燃烧器(LNB)外,还需进一步安装烟气脱硝装置,目前采用的最佳成效工艺主要有SNCR、SCR 和SNCR/SCR 混合法技术。

110-260t循环流化床喷氨(脱硝)方案

110-260t循环流化床喷氨(脱硝)方案

催化剂法(SCR)的几种在空预器前的布置位置管式空预器回转式空预器一、前言氮氧化物是燃煤电站排放的主要污染物之一,2003年12月颁布的新的《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2003),对我国火电厂机组的NO x排放标准作出了的规定,对新旧机组的NO x最高允许排放浓度都作出了详细的规定。

随着环保制度的严格,对电站锅炉NOx的控制日益严格。

国家环保部即将实施颁布的新的《火电厂大气污染物排放标准》调整了大气污染物浓度排放限值,另一方面,针对NOx的排污收费已经开始,电厂需按排放量每年支付大量NOx排污费用。

2009年6月,国家环保部制订了《火电厂氮氧化物防治技术政策》(征求意见稿),其中明确规定了NO X控制技术的选择原则:“燃煤电厂氮氧化物控制技术的选择应因地制宜、因煤制宜、因炉制宜,依据技术上成熟、经济上可行及便于操作来确定;低氮燃烧技术应作为燃煤电厂氮氧化物控制的首选技术;当采用低氮燃烧技术后,氮氧化物排放浓度不达标或不满足总量要求时,应建设烟气脱硝设施。

”低氮燃烧+SNCR脱硝技术路线不仅符合环保部技术政策的要求,也是目前各种脱硝技术组合中投资运行费用最省、改造工期最短、对锅炉现有燃烧系统改动最少的方案;更为重要的是,该工艺路线和主要设备已在国内和省内拥有大量可靠业绩,可以完全满足安全可靠、系统优化、功能完整、不降低锅炉效率和不影响锅炉正常运行的要求。

二、SNCR工程设计方案1、SNCR和SCR两种技术方案的选择1.1.工艺描述选择性非催化还原(Selective Non-Catalytic Reduction,以下简写为SNCR)技术是一种成熟的商业性NOx控制处理技术。

SNCR方法主要在900~1050℃下,将含氮的化学剂喷入贫燃烟气中,将NO还原,生成氮气和水。

而选择性催化还原(Selective Catalytic Reduction,SCR),由于使用了催化剂,因此可以在低得多的温度下脱除NOx。

一台140t_h燃气锅炉脱硫脱硝超低排放改造

一台140t_h燃气锅炉脱硫脱硝超低排放改造

一台140t/h燃气锅炉脱硫脱硝超低排放改造发布时间:2021-05-12T16:15:22.977Z 来源:《城镇建设》2021年第4卷第3期作者:游如泉张龙涛常治铁[导读] 基于当前最新的超低排放标准,文章介绍了高炉煤气锅炉烟气中SO2 和NOX的产生和控制,着重阐述一台140t/h燃气锅炉脱硫脱硝超低排放的工艺选择与改造。

游如泉张龙涛常治铁鞍钢(上海)环境工程技术有限公司上海 200120摘要:基于当前最新的超低排放标准,文章介绍了高炉煤气锅炉烟气中SO2 和NOX的产生和控制,着重阐述一台140t/h燃气锅炉脱硫脱硝超低排放的工艺选择与改造。

运行结果表明SNCR/SCR联合脱硝+SDS钠基干法脱硫工艺完全满足燃气锅炉烟气超低排放要求,即外排烟气颗粒物<5mg/m3 ,SO2<20mg/m3 ,NOX<50mg/m3。

该技术的成功应用为同类型锅炉脱硫脱硝联合超低排放治理提供了参考和借鉴。

关键词:燃气、锅炉、烟气、超低排放0 引言天津某厂有3台140t/h燃用高炉煤气的中温中压煤气锅炉(江联设计、制造,型号:JG-140/3.82-Q型),为自然循环锅炉,采用“П”型布置,尾部为重叠式钢结构框架,省煤器和空气预热器各为两级交替布置。

3 台 140 t/h 燃气锅炉共同使用1座钢筋混凝土烟囱。

天津市在2018年7月1日开始实施DB12/810-2018《火电厂大气污染物排放标准》,该标准规定现有燃气锅炉大气污染排放:单台出力大于65t/h燃气锅炉自2019年7月1日起大气污染物排放限值在标态、干基、3%基准含氧量下,颗粒物<5 mg /m3 ,SO2<20 mg /m3 ,NOX<50 mg /m3。

天津某厂2019年上半年已完成2#和4#燃气锅炉超低排放改造。

但3#燃气锅炉只设置有SNCR脱硝装置,烟气SO2和NOX排放值不能达到天津市要求的超低排放标准,还需进行脱硫脱硝超低排放改造。

脱硫、脱硝方案

脱硫、脱硝方案

水泥厂硫的来源 原料
生料中含硫量为0.2%-2.0%不等,主要含有机硫、 硫化物和硫酸盐。
燃料 说明
煤粉含硫量0.6%~1.5%,燃料中的硫的存在形式 和原料中的一样,有硫化物、硫酸盐还有有机硫。
有机硫为硫的有机化合物,硫化物主要为FeS2及 少量的PbS、ZnS,硫酸盐主要有CaSO4、 Na2SO4、K2SO4。

对于生料易烧性较差的窑,该项措施一般能降低NOx排放量5%~10%。
3、分级燃烧技术
根据分解炉的现场特点,将分解炉分为主还原区、弱还原区、完全燃烧区 。主还原区设在分解炉的下锥部,对过剩空气不多的窑尾废气,在不给三次风 的情况下再给一部分煤,使其形成更浓的还原气氛,实现对窑尾废气中NOx的部 分还原;弱还原区设在中部,将剩余的分解炉用煤全部加入,但分解炉用三次 风却不给全,在保证煤粉燃烧的情况下形成较弱的还原气氛,一是进一步还原 窑尾废气,二是减少分解炉燃烧中的NOx形成;完全燃烧区设在分解炉的上部, 在不给煤的情况下,将剩余的三次风补入,以确保煤粉在富氧条件下燃尽。
系统调整到稳定优化状态,其NOx排放就会有相应的削减。

事实上,从对部分窑的检测结果看,操作管理良好的水泥窑NOx排放都相对
较低,一般能达到800 mg/Nm3以下,个别好的能达到700 mg/Nm3以下,这主要
是相应减小了煅烧峰值,抑制了NOx的形成;相反操作管理较差的水泥窑NOx排
放就相对较高,个别达到1 600 mg/Nm3甚至更高。
我公司现阶段SO2立磨开机时20mg/m³,立磨停机时为90mg/m³, 但去年最高为300 mg/m³,防范措施:
1、立磨停机SO2在100mg/m³时,时刻观察,防止超标; 2、立磨停机SO2在100-120mg/m³,增湿塔喷水即可; 3、立磨停机SO2在120mg/m³以上,开启电石渣秤,根据情况调整; 4、正常情况下, SO2在30mg/m³以内,如有异常,及时通知安健环 部。

脱硫脱硝施工方案

脱硫脱硝施工方案

脱硫脱硝施工方案引言脱硫脱硝是石油炼制、化肥生产、燃煤发电等工业过程中不可缺少的环保措施。

本文将为您介绍一种常用的脱硫脱硝施工方案。

1. 脱硫工艺脱硫即去除燃烧过程中产生的二氧化硫(SO2)的工艺。

常见的脱硫工艺有湿法脱硫和干法脱硫两种。

1.1 湿法脱硫湿法脱硫是利用吸收剂将烟气中的SO2吸收,形成硫酸盐。

常见的湿法脱硫工艺有石灰石-石膏法、海水碱法和氨法等。

1.1.1 石灰石-石膏法湿法石灰石-石膏法是目前应用最广泛的湿法脱硫工艺之一。

该工艺通过喷射石灰石浆液,使烟气中的SO2与石灰反应生成石膏,达到去除二氧化硫的目的。

1.1.2 海水碱法海水碱法以海水为吸收剂,能够高效地去除烟气中的二氧化硫。

该工艺对硫酸盐和硫酸铵的生成具有一定的抑制作用,能够减少额外废水处理的需求。

1.1.3 氨法氨法是利用氨水与烟气中的SO2进行反应生成氨磺酸盐,实现脱硫的一种方法。

该工艺相对于其他湿法脱硫工艺,具有较低的氧化物排放和水耗量。

1.2 干法脱硫干法脱硫是利用固体吸收剂吸附烟气中的SO2,将其转化为硫酸盐。

常见的干法脱硫工艺有喷射干法和循环流化床干法等。

1.2.1 喷射干法喷射干法以喷射物质吸附烟气中的SO2,并通过旋风分离器进行分离。

然后再进行脱硫产物的排出和净化设备的清理。

1.2.2 循环流化床干法循环流化床干法以固体吸收剂为载体,在循环流化床中与烟气进行接触,实现脱硫的目的。

该工艺具有较高的脱硫效率和较低的能耗。

2. 脱硝工艺脱硝即去除燃烧过程中产生的氮氧化物(NOx)的工艺。

常见的脱硝工艺有选择性催化还原(SCR)和选择性非催化还原(SNCR)两种。

2.1 选择性催化还原(SCR)SCR工艺是利用商业化的SCR催化剂,在一定温度和氨水还原剂的参与下,将NOx转化为氮气和水。

该工艺具有高效、可靠的优点,并且对其他污染物排放没有额外影响。

2.2 选择性非催化还原(SNCR)SNCR工艺是在适当的温度和还原剂(如氨水、尿素等)的参与下,直接将NOx还原成N2和H2O。

循环流化床锅炉脱硫脱销工程设计方案

循环流化床锅炉脱硫脱销工程设计方案

×××××××××公司2台90T/H循环流化床锅炉脱硫、脱硝工程设计方案2014 年07月目录第一章总论 (1)1.1 概述 (4)1.2 项目建设的必要性 (4)1.3 工程条件概述 (5)1.3.1 厂址位置及自然条件 (5)1.3.2 设计参数(单台锅炉) (5)1.4 锅炉烟气脱硫、脱硝处理技术确定 (5)1.5 项目范围 (6)1.6 主要技术原则 (6)第二章工艺方案设计; (6)2.1 工艺设计说明 (6)2.1.1 设计原则 (6)2.1.2 工艺方案的确定 (6)2.1.3 执行的法规、标准和规范 (7)2.2 工艺原理及流程说明 (8)2.3 主要工艺设备一览表 (10)2.4 原料要求 (11)第三章装置布置设计 (11)第四章设备设计 (11)4.1 非标设备的设计制作 (11)4.1.1 执行的法规、标准和规范 (11)4.1.2设备的设计、制造、检验与验收 (12)4.1.3设备的设计原则和特点 (12)4.1.4设备材料的选用原则 (13)4.1.5结构设计 (13)4.2 主要设备的介绍 (13)4.3 定型设备的选型 (14)4.3.3 引风机 (14)第五章供电设计 (14)5.1 设计范围 (14)5.2 设计所依据的主要标准规范 (14)5.3 系统负荷 (14)5.4 主要设备选择 (15)5.5 电缆设施 (114)5.6 中性点接地方式及电压等级 (15)5.7 电气接线 (15)5.8 车间低压动力及照明 (15)5.9 环境特征 (15)5.10 主要用电设备选型 (16)5.11 低压用电设备的操作和保护 (16)5.12 检修电源 (16)5.13 照明 (16)5.14 配电线路 (16)5.15 防静电、防雷及接地 (116)5.16 主要节能措施 (17)5.17 电气主要负荷表 (17)第六章仪表及自动控制 (17)6.1 测量控制系统设置的原则 (117)6.2 自动化水平 (117)6.3 热工自动化功能 (118)6.4 热工自动化设备选择 (118)6.4.1 分散控制系统 (118)6.4.2 变送器 (19)6.4.3 执行器 (19)6.4.4 特殊仪表 (19)6.5 电源和气源 (19)6.5.1 电源 (19)6.5.2 气源 (20)6.6 仪表选型 (20)6.7 电缆敷设 (21)6.8 取压管线 (21)6.9 管件的连接形式 (21)6.10 防腐防爆防护措施 (21)6.11 标准规范 (21)第七章土建 (21)7.1 建筑结构 (21)7.1.2 溶液循环槽 (22)7.1.3 塔 (22)7.1.7 烟道支架 (22)7.2 标准图的选用 (22)7.2.1 地方标准图 (22)7.2.2 国家标准 (22)7.3 设计规范 (23)7.3.1 建筑规范 (23)7.3.2 结构规范 (24)7.4 材料 (24)7.4.1 混凝土 (24)7.4.2 钢材 (24)7.4.3 砖及砂浆 (24)7.5 建筑设计 (25)7.5.1 钢结构防腐 (25)7.6 结构设计 (25)7.6.1 荷载 (25)7.6.2 地基处理 (25)7.6.3 基础 (25)7.6.4 设备基础 (25)7.6.5 钢结构 (26)第八章环保、消防、安全及劳动保护 (26)8.1 环境保护 (26)8.1.1 设计依据 (26)8.1.2 本项目主要污染物排放 (26)8.2 消防 (27)8.2.1 设计依据 (27)8.2.2 设计原则 (27)8.2.3 工程的火灾危险性分析 (27)8.2.4 设计中采取的消防设施 (27)8.3 安全 (27)8.3.1 设计依据 (27)8.3.3 劳动安全卫生设计中采用的主要防范措施 (28)8.4 劳动保护 (28)8.4.1 设计依据 (28)第九章生产组织及人员编制 (28)9.1 生产组织 (28)第一章总论1.1 概述本项目是×××××××××××××两台90t/h循环流化床锅炉烟气脱硫、脱硝工程项目。

t锅炉烟气脱硫脱硝改造技术方案(新)

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。

260t/h煤粉炉运行规程(低氮脱销)

260t/h煤粉炉运行规程(低氮脱销)

260t/h煤粉炉运行操作规程山东华鲁恒升化工股份有限公司热动分部2014年9月260t/h煤粉炉运行操作规程一、总则1.1本工艺规程适用范围:适用于YG—260/9.8—M11型煤粉炉岗位。

1.2设备介绍1.2.1 锅炉概况锅炉型号:YG—260/9.8—M11 锅炉名称:260t/h高温高压自然循环锅炉主要设计参数:额定蒸发量:260t/h 过热器出口汽压:9.8MPa 过热器出口温度: 540℃给水温度: 158-215℃排烟温度:135-145℃预热器进口风温:20℃预热器出口风温:362℃锅炉计算效率:90.7% 制造厂家:济南锅炉厂有限公司1.2.2 汽包概况内径:φ1600mm壁厚: 100mm 材质: 19Mn6锅筒总长度: 12807mm 中心线标高: 37900mm正常水位在汽包几何中心线下: 180mm 汽包最高最低水位距正常水位:±50mm1.2.6 空气预预热器空气预热器采用管式预热器,冷风温度20℃,热风温度362℃,支撑在钢架上,最下级为防止低温腐蚀采用的搪瓷管空气预热器,烟气入口为防磨套管装置。

1.2.7 燃烧器采用正四角布置的直流式燃烧器,为徐州燃控科技低氮燃烧器,一二次风顺切圆燃烧,具有很好的防焦效果,配钢球磨制粉系统,热风送风系统,燃烧器随水冷壁一起膨胀。

各层风假想切圆为一次风切圆顺时针φ408mm 。

燃烧器分为上下2组:其中上组包括1层高位燃尽SOFA风和1层低位SOFA风。

下组喷口布置形式从下至上为:下二次风口、下一次风口、偏置风口、上一次风口、三次风口、OFA风口,共计6个喷口。

点火装置布置在下二次风口内;一次风采用水平浓淡技术,强化燃烧喷嘴,一次风管采用内贴陶瓷以增加抗磨性及耐腐蚀性;两层一次风中间加一层偏置风,防止淡粉侧结焦;OFA风可以加快燃料跟烟气的混合,加快燃尽。

锅炉上组的低位SOFA和高位SOFA层,采取上下摆动15度,水平摆动10度,可以有效的促进燃料的燃尽和屏底温度与过热器气温的调节。

SNCR脱硝技术方案设计最终

SNCR脱硝技术方案设计最终

标准实用滨州东力热电有限公司2×130t/h CFB燃煤锅炉烟气脱硝项目标书方案项目编号:HYHABZ2013-0790招标方:滨州东力热电有限公司投标方:煤炭工业济南设计研究院有限公司2013年08月目录一、技术规范 (3)1.1总则 (3)1.2工程概况 (3)1.3设计与运行条件 (5)1.4技术要求 (11)1.5标准与规范 (32)1.6性能保证值 (34)二、供货范围 (35)2.1一般要求 (35)2.2供货范围 (37)三、设计范围和设计联络会 (49)3.1概述 (49)3.2设计部分 (50)3.3设计接口界限 (52)3.4设计联络 (53)四、技术资料内容和交付进度 (55)4.1项目实施阶段的资料 (55)4.2调试后资料 (56)4.3投标方提供的资料份数 (56)五、项目交付进度 (58)5.1交货进度 (58)六、检验、试验和验收 (59)6.1概述 (59)6.2工厂检验及试验 (60)6.3现场检验和试验 (61)6.4验收试验(性能考核测试) (61)七、技术培训 (62)7.1培训要求 (62)7.2培训内容 (62)7.3培训计划 (62)八、现场技术服务与调试 (65)8.1技术服务 (65)8.2调试 (66)九、运行费用计算 (68)十、施工组织设计................................................................................................................ 错误!未定义书签。

一、技术规范1.1 总则本技术方案适用于滨州东力热电有限公司2×130t/h循环流化床锅炉的脱硝装置(SNCR)项目。

采用EPC总承包模式,提出了该系统的功能设计、结构、性能、安装和调试等方面的技术要求。

脱硝(SNCR)技术要求:(1) 本工程采用选择性非催化还原脱硝(SNCR)工艺。

脱硫脱硝氨法方案

脱硫脱硝氨法方案

3×75t/h锅炉烟气炉外氨法脱硫、硝装置技术案科环保工程有限公司2013年7月10日氨法脱硫1、氨法工艺介绍氨法烟气脱硫技术是采用氨水作为脱硫吸收剂,与进入吸收塔的烟气接触混合,烟气中的SO2与氨水反应,生成亚硫酸氨,经与鼓入的压缩空气强制氧化反应,生成硫酸铵溶液,经结晶、离心机脱水、干燥器干燥后即得化学肥料硫酸铵。

氨法脱硫工艺具有很多别的工艺所没有的特点。

氨是一种良好的碱性吸收剂,从化学反应机理上分析,烟气中二氧化硫的吸收是通过酸碱中和反应来实现的。

吸收剂碱性越强,越利于吸收,氨的碱性强于钙基吸收剂。

而且使用氨水作为脱硫吸收剂,还可以有效的降低NOx的排放。

灰浆液吸收二氧化硫需要先有一个固-液反应过程,即固相的灰(CaCO3)先酸溶于亚硫酸,生成亚硫酸氢钙Ca(HSO3)2;而氨吸收烟气中的二氧化硫是反应速率极快的气-液或气-汽反应过程,可以比较容易地达到很高的脱硫效率。

由于氨的化学活性远大于灰浆,吸收塔循环喷淋量可以降至灰-膏法的1/5~1/4,脱硫塔循环喷淋的动力消耗远低于灰-膏法。

灰-膏浆液系统一旦pH值发生比较大的波动,很容易结垢并难以清除。

而氨法副产品—硫酸铵的水溶性极好,其吸收液循环系统简单、工艺操作稳定性优于灰-膏法的浆液系统。

系统启停快速,维护简单,占地面积小。

氨-硫铵法工艺中的氯离子可以和氨结合生成氯化铵(化肥)随副产品一并排出,补充加入的新鲜水仅用于烟气的增湿降温,因此氨法脱硫是一个完全闭路循环的吸收系统,其间不需要排放废水。

燃用高硫煤(硫含量≥2%)时,氨法脱硫装置在不需要改造,不增加投资和运行费用的情况下可取得更好的效益,而灰-膏法由于适应性有限,需要增加相应投资和运行费用,煤种的选择必须控制在设计围。

采用氨法脱硫装置可为电厂提供广泛的燃料选择余地。

目前市场上低硫煤价格普遍高于高硫煤,高价值脱硫副产品的销售,使得这些高硫煤不仅对环境无害而且具有经济吸引力。

脱硫副产品硫酸铵可以制作成高效的复合化肥,变废为宝,化害为利,防止二次污染。

1x75t 2x35t循环流化床锅炉烟气脱硝治理工程设计方案(氨水PLC)16-03-09

1x75t 2x35t循环流化床锅炉烟气脱硝治理工程设计方案(氨水PLC)16-03-09

乌鲁木齐天融环保设备有限公司1 x 75t/h及2 x 35t/h循环流化床锅炉烟气脱硝治理工程设计方案建设单位:XXXXXXXX有限公司设计单位:江苏龙原环保科技有限公司二O一六年三月一、项目概述:XXXXXXXX公司现有1台75t/h及2台35t/h循环流化床锅炉,均采用煤作为加热燃料,并配套有效的脱硫除尘装置,其现行排放烟气中的“烟尘浓度”及“二氧化硫浓度”均可达到国家限值标准。

随着国家、地方对环保要求的不断提高,按照现有的大气环境保护、治理的政策和环保要求,除需对现有的锅炉安装脱硫除尘装置外,还需增加一套锅炉烟气脱硝处理装置对锅炉烟气中的NOx污染物进行深度处理;使处理后的锅炉排放烟气NOx污染物排放浓度达到国家及当地相关标准,达标排放。

具体的设计方案如下:二、设计要求及参数:三、设计原则:1、综合考虑工艺、技术、设备、材料、投资经济性等因素,在确保烟气处理效果的前提下,以较少的投资,取得较大的社会、环境和经济效益;本项目建议采用选择性非催化还原法(SNCR)对1台75t/h及2台35t/h循环流化床锅炉进行烟气脱硝治理,并采用20%氨水作为还原剂使用;2、处理系统总体规划布局合理、美观,流程顺畅、平面紧凑,节省用地;3、充分利用现有的条件和现有设备进行设计,尽量不影响生产,施工期要短;4、按现有场地条件设计脱硝系统,力求流程合理,操作维护简便;5、还原剂喷射系统的设计适应锅炉任何负荷下持续安全运行,并能适应负荷变化和机组启停次数的要求;6、SNCR脱硝装置能够在NOx排放浓度为最小值和最大值之间任何点运行;7、设备和材料具有运行稳定性和耐腐蚀性能;8、为今后企业可持续性发展着想,选用的设备和材料具有实用性,价格适宜;脱硝工艺选用技术成熟、设备运行可靠,使用寿命较长。

四、设计依据:五、 SNCR 脱硝部分:1、SNCR 脱硝技术概述:SNCR 技术,即选择性非催化还原技术,它是目前主要的烟气脱硝技术之一。

240t循环流化床锅炉烟气 脱硝脱硫除尘超低排放改造

240t循环流化床锅炉烟气 脱硝脱硫除尘超低排放改造

240t/h循环流化床锅炉烟气脱硝、脱硫、除尘超低排放改造技术方案目录公司简介 (3)1 概述 (3)1.1 项目名称 (3)1.2 工程概况 (3)1.3 主要设计原则 (3)2 燃煤CFB锅炉烟气污染物超低排放方案 (4)2.1 总体技术方案简介 (4)2.2脱硝系统提效方案 (4)2.3脱硫除尘系统提效 (6)2.4脱硫配套除尘改造技术 (7)2.5引风机核算 (8)3 主要设计依据 (10)4 工程详细内容 (12)5 投资及运行费用估算 (14)6 涂装、包装和运输 (15)7 设计和技术文件 (17)8 性能保证 (18)9 项目进度一览表 (20)10 联系方式 (21)公司简介1 概述1.1项目名称项目名称:××××××机组超低排放改造工程1.2工程概况本工程为××××的热电机组工程。

本期新建高温、高压循环流化床锅炉。

不考虑扩建。

同步建设脱硫和脱硝设施。

机组实施烟气污染物超低排放改造,对现有的除尘、脱硫、脱硝系统进行提效,使机组烟气的主要污染物(烟尘、二氧化硫、氮氧化物)排放浓度达到燃气锅炉机组的排放标准(GB13223-2011)。

1.3主要设计原则为了保证在满足机组安全、经济运行和污染物减排的条件,充分考虑老厂的运行管理现状,结合省环保厅要求,就电厂本期工程的主要设计原则达成了一致意见。

主要设计原则包括有:1)燃煤锅炉烟气污染物污染物超低排放改造可行性研究,主要包括处理100%烟气量的除尘、脱硫和脱硝装置进行改造,同时增设臭氧氧化污染物深度脱除系统,改造后烟囱出口烟尘排放浓度不大于10 mg/Nm3, SO2排放浓度不大于35 mg/Nm3;NOx排放浓度不大于50 mg/Nm3,达到天然气燃气轮机污染物排放标准。

2)装置设计寿命为30年。

系统可用率≥98%。

3)设备年利用小时数按7500小时考虑。

东光化工循环流化床锅炉SNCR脱硝技术方案

东光化工循环流化床锅炉SNCR脱硝技术方案

东光化工循环流化床锅炉SNCR 脱硝技术方案河北东光化工有限责任公司2×75t/h 循环流化床锅炉SNCR脱硝工程初步技术方案编制单位名称:河北环科力创环境工程有限公司河北省环境科学研究院日期: 2014 年 3 月 20 日目录第1章工程概况 (5)1.1项目名称 (5)1.2工程简述 (5)1.3脱硝工艺简介 (5)1.4压缩空气供应 (6)1.5工艺水指标 (6)1.6 氨水质量指标 (6)1.7炉膛内烟气参数 (6)1.8烟气排放指标 (7)1.9设计规范 (7)第2章设计 (8)2.1工程范围 (8)2.2设计原则 (8)2.3 SNCR工艺流程说明 (9)2.4 SNCR工艺优点 (11)2.5SNCR脱硝对锅炉工艺的影响 (12)2.6 SNCR工艺系统组成——氨水 (12)2.7 SNCR工艺系统组成——尿素 (15)2.8仪表和控制系统 (17)2.9电气系统 (19)2.10防腐、保温和油漆 (20)第3章系统供货范围和清单 (21)3.1供货范围 (21)3.2 2×75t/h供货清单(氨水) (22)3.3 2×75t/h锅炉供货清单(尿素) (30)第4章脱硝系统技术指标 (37)4.1基本参数表 (38)4.2性能指标 (38)4.3 其他保证 (39)第5章运行汇总表 (39)第6章建设工期和工程进度 (41)第7章工程质量和交货承诺 (43)第8章技术服务和技术培训 (43)第1章工程概况1.1项目名称项目名称:河北东光化工有限责任公司2×75t/h循环流化床锅炉脱硝工程承办单位:河北环科力创环境工程有限公司1.2工程简述燃煤锅炉烟气中还有大量的NOx,直接排放到大气中会严重污染环境,NOx会形成有毒的光化学烟雾,还可形成酸雨严重影响人类身体健康,也会造成臭氧层损耗等。

该化工厂的规模为2台90t/h循环流化床锅炉,氮氧化物排放浓度不稳定,要求必须确保在锅炉各种工况及负荷下,氮氧化物排放浓度均满足100mg/Nm3的标准要求经过分析论证并结合热电厂锅炉及燃料实际情况考虑,SNCR烟气脱硝工艺是首选方案,选择氨水为还原剂,同时为了节约成本和占地面积,2台90t/h锅炉采用“一拖二”的设计方式,即脱硝厂房和除盐水存储系统公用一套,其他部分分别对应每台锅炉,两套系统可独立运行,互不干涉。

130吨氨法脱硝技术方案设计

130吨氨法脱硝技术方案设计

130t/h锅炉烟气脱硝工程技术文件(脱硝设备)******环保工程有限公司日期:2015 年12 月目录1 工程概述 (5)2 工程范围 (5)2.1相关要求 (5)2.2脱硝控制系统 (6)2.3就地仪控设备 (7)2.4 主要设备选型 (7)2.5信号与测量 (8)2.6继电保护 (8)3 编制原则 (8)3.1锅炉设计参数 (9)3.2燃料情况 (10)3.3气象及工程地质条件 (10)3.4压缩空气参数 (11)3.5除盐水参数 (11)3.6还原剂参数 (12)4 设计采用的标准和规范 (12)4.1国家和地方现行的标准、规范及其他技术文件 (13)4.2主要技术性能要求 (17)5 脱硝系统设计说明 (18)5.1 SNCR概述 (18)5.2 SNCR还原剂的选择 (18)5.3 技术特点 (19)5.3.1工艺描述 (19)5.3.2工艺优势 (22)6 SNCR系统技术要求 (23)6.1总则 (23)6.2脱硝工艺系统 (29)6.3 SNCR系统描述 (31)6.4其他 (34)7 仪表和控制系统 (42)7.1 技术要求 (42)7.2脱硝系统控制方式 (42)7.3所提供的仪控设备满足的条件 (42)7.4主要设备 (44)8 电气系统 (52)8.1 技术要求 (52)8.2系统设计要求及卖方工作范围 (52)9 建、构筑物和采暖、通风、消防、给排水部分 (54)9.1 总述 (54)9.2 供货和工作范围 (55)10 脱硝系统运行费用 (57)10.1 脱硝系统运行费用分析 (57)10.2 主要的技术经济指标 (58)11 质量保证及售后服务 (58)12 技术表格 (59)12.1我方设计数据 (59)12.2设计指标 (60)12.3 设备材料表 (60)13 包装、运输和储存 (63)13.1包装 (63)13.2运输 (64)13.3储存 (64)14 技术服务与技术培训 (65)14.1技术服务 (65)14.2技术培训 (68)14.3培训方式 (70)1 工程概述本方案适用于130t/h锅炉配套的烟气脱硝工程,脱硝工艺为SNCR 脱硝工艺。

SNCR脱硝技术方案最终

SNCR脱硝技术方案最终
4.1 项目实施阶段的资料 ............................................................................................................................... 55 4.2 调试后资料 ............................................................................................................................................... 56 4.3 投标方提供的资料份数 ........................................................................................................................... 56 五、项目交付进度 ............................................................................................................................................... 58
7.1 培训要求 ................................................................................................................................................... 62 7.2 培训内容 ................................................................................................................................................... 62 7.3 培训计划 ................................................................................................................................................... 62 八、现场技术服务与调试 ................................................................................................................................... 65

脱硝工程安装施工方案

脱硝工程安装施工方案

脱硝工程安装施工方案1编制依据 (1)2工程概述 (1)3施工组织机构图 (2)4施工总体规划 (6)5打算 (6)6施工方案 (9)7质量目标与治理 (44)8安全文明与施工 (47)9环保要求 (54)10精细化治理措施 (55)11成品爱护措施 (56)1 编制依据1.1 «电力建设施工质量验收及评判规程»DL/T5210.2-20201.2 «电力建设施工质量验收及评判规程»DL/T5210.7-20201.3 «电力建设施工及验收技术规范»〔锅炉机组篇〕DL/T 5047—951.4 火电烟气脱销工程施工质量验收及评定规程〔DL/T5257-2020〕1.5 «钢结构工程施工质量验收规范»GB 50205—20011.6 «钢结构高强螺栓连接的设计、施工及验收规范»1.7 «电力建设安全工作规程»第1部分:火力发电厂DL5009.1—20021.8 设计单位提供的有关资料,图纸。

1.9 «工程建设标准强制性条文»〔电力工程部分〕2006年版1.10 国家电网公司电力建设安全健康与环境治理工作规定»2003-168号1 工程概述1工程概况本脱硝工程为国网能源陕西德源府谷能源一期脱硝改造建筑安装工程,采纳选择性催化还原法〔SCR〕脱硝装置,SCR反应器布置在空预器与省煤器之间的高含尘区域。

在设计煤种及校核煤种、锅炉最大工况〔BMCR〕、处理100%烟气量条件下脱硝效率不小于80%。

2工程范畴1.2.1 工艺系统安装工程范畴1 SCR钢结构安装钢结构的工厂预制、现场预制和安装。

钢结构的喷砂除锈和刷漆。

2烟风系统烟道、反应器的工厂预制〔假如有〕、现场预制和安装;膨胀节、挡板门及所有相关附属设施的安装;催化剂、催化剂吊装设施、吹灰器等的安装;3氨区系统氨区所有设备、管道及附件安装;综合管架上管道及附件的安装;液氨管道焊口100%无损探伤检验,其他管道参照〝HG20225-95化工金属管道工程施工及验收规范〞要求进行验收;4喷氨系统喷氨隔栅及喷嘴的安装;稀释风机安装,氨气/空气混合器及混合后母管安装、稀释风管道及附件的施工5起吊设施6支架平台及扶梯。

山东海科瑞林水煤浆锅炉脱销技术方案

山东海科瑞林水煤浆锅炉脱销技术方案

东营市海科瑞林化工有限公司3×35t/h水煤浆循环流化床锅炉烟气脱硝工程技术方案辽宁瑞丰环保科技集团有限公司2014年12月1 概述1。

1项目概况东营市海科瑞林化工有限公司3台35t/h水煤浆循环流化床锅炉;根据山东省十二五期间对污染物减排的整体部署和要求,拟对上述锅炉进行综合治理。

应业主邀请,辽宁瑞丰环保科技集团有限公司根据交流情况,对本期烟气处理工程进行了初步方案设计.1。

2设计原则本技术方案适用于东营市海科瑞林化工有限公司3台35t/h水煤浆循环流化床锅炉烟气脱硝治理工程。

本期烟气治理工程的设计原则包括:1)采用选择性催化还原法(SCR)脱硝工艺。

2)氨水作为脱硝还原剂.3)脱硝装置的控制系统采用DCS.4)当NOx入口浓度不高于600mg/Nm3(干基,6%O2)时,出口NOx浓度不高于100mg/Nm3(干基,6%O2),NH3逃逸量不大于2。

5mg/Nm3(干基,6%O2)。

5)烟气处理装置整体寿命与主体同步.6)烟气处理装置不对锅炉的正常生产造成影响。

1。

3设计参数1.3。

1 烟气参数200kW及以上电动机采用6kV电压。

电动机电源电压:高压6kV;低压380 V.1。

4 标准与规范烟气处理装置的设计、供货、调试、试验及检查、试运行、考核等满足如下规范(由于玻璃行业的脱硫脱硝尚未建立相关的标准体系,在工程设计及执行过程中可部分参照电力行业相关标准):国家环境保护部《火电厂氮氧化物防治技术政策》HJ 562—2010 《火电厂烟气脱硝工程技术规范选择性催化还原法》HJ 563-2010 《火电厂烟气脱硝工程技术规范选择性非催化还原法》GBZ2-2002 《作业环境空气中有害物职业接触标准》GBJ87-85 《工业企业噪声控制设计规范》GB50016—2006 《建筑设计防火规范》GB50116-98 《火灾自动报警系统设计规范》GB7450-87 《电子设备雷击保护导则》GB50052-95 《供配电系统设计规范》GB50055-93 《通用用电设备配电设计规范》GB50056-93 《电热设备电力装置设计规范》CECS31:91 《钢制电缆桥架工程设计规范》GBJ69-84 《给水排水工程结构设计规范》GB50187-93 《工业企业总平面设计规范》GBl50-98 《钢制压力容器》GB4272-92 《设备及管道保温技术通则》GB12348-90 《工业企业厂界噪声标准》GBJ16-1987(2002)《建筑设计防火规范》GB50116-98 《火灾自动报警系统设计规范》GBJ42-81 《工业企业通讯技术规定》GA/T75-94 《安全防范工程程序与要求》GB14285-93 《继电保护和安全自动装置技术规程》GB50062-92 《电力装置的继电保护和自动装置设计规范》GB9089.4-92 《户外严酷条件下电气装置装置要求》GB7450-87 《电子设备雷击保护导则》GB50057-94 《建筑物防雷设计规范》GB12158-90 《防止静电事故通用导则》GB50052-95 《供配电系统设计规范》GB50054-95 《低压配电设计规范》GB50055-93 《通用用电设备配电设计规范》GB50056-93 《电热设备电力装置设计规范》GB50058-92 《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》GB50217-94 《电力工程电缆设计规范》GB12666.5-90 《耐火试验(耐高温电缆)》CECS31:91 《钢制电缆桥架工程设计规范》GB50017-2003 《钢结构设计规范》GBJ135-90 《高耸结构设计规范》GB50003-2001 《砌体结构设计规范》GB50040-96 《动力机器基础设计规范》JGJ107-96 《钢筋机械连接通用技术规程》GB/T11263-1998 《热轧H型钢和部分T型钢》YB3301-92 《焊接H型钢》YB4001-91 《压焊钢格栅板》GBJ14-87 1997版《室外排水设计规范》GBJ13-86 1997版《室外给水设计规范》GBJ69-84 《给水排水工程结构设计规范》DLGJ24-91 《火力热电厂生活、消防给水和排水设计技术规定》EPA 环境保护署NEBB 国家环保局NEMA 国际电气制造联合会AIEE 美国电气工程师学会ANSI 美国国家标准协会ASME 美国机械工程师学会NFPA 国际防火联合会NFPA 美国防火协会ANSI/NFPA 70 美国国家防火协会电气规范TCP/IP 网络通讯协议ANSI/IEEE 488 可编程仪表的数字接口EIA 美国电子工业协会EIA RS-485 数据终端设备与使用串行二进制数据进行数据交换的数据通信设备之间的接口SAMA PMS 22。

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110-260t循环流化床喷氨(脱硝)方案-CAL-FENGHAI-(2020YEAR-YICAI)_JINGBIAN催化剂法(SCR)的几种在空预器前的布置位置管式空预器回转式空预器一、前言氮氧化物是燃煤电站排放的主要污染物之一,2003年12月颁布的新的《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2003),对我国火电厂机组的NO x排放标准作出了的规定,对新旧机组的NO x最高允许排放浓度都作出了详细的规定。

随着环保制度的严格,对电站锅炉NOx的控制日益严格。

国家环保部即将实施颁布的新的《火电厂大气污染物排放标准》调整了大气污染物浓度排放限值,另一方面,针对NOx的排污收费已经开始,电厂需按排放量每年支付大量NOx排污费用。

2009年6月,国家环保部制订了《火电厂氮氧化物防治技术政策》(征求意见稿),其中明确规定了NO X控制技术的选择原则:“燃煤电厂氮氧化物控制技术的选择应因地制宜、因煤制宜、因炉制宜,依据技术上成熟、经济上可行及便于操作来确定;低氮燃烧技术应作为燃煤电厂氮氧化物控制的首选技术;当采用低氮燃烧技术后,氮氧化物排放浓度不达标或不满足总量要求时,应建设烟气脱硝设施。

”低氮燃烧+SNCR脱硝技术路线不仅符合环保部技术政策的要求,也是目前各种脱硝技术组合中投资运行费用最省、改造工期最短、对锅炉现有燃烧系统改动最少的方案;更为重要的是,该工艺路线和主要设备已在国内和省内拥有大量可靠业绩,可以完全满足安全可靠、系统优化、功能完整、不降低锅炉效率和不影响锅炉正常运行的要求。

二、SNCR工程设计方案1、SNCR和SCR两种技术方案的选择1.1.工艺描述选择性非催化还原(Selective Non-Catalytic Reduction,以下简写为SNCR)技术是一种成熟的商业性NOx控制处理技术。

SNCR方法主要在900~1050℃下,将含氮的化学剂喷入贫燃烟气中,将NO还原,生成氮气和水。

而选择性催化还原(Selective Catalytic Reduction,SCR),由于使用了催化剂,因此可以在低得多的温度下脱除NOx。

两种方法都是利用氮剂对NOx还原的选择性,以有效的避免还原氮剂与贫燃烟气中大量的氧气反应,因此称之为选择性还原方法。

两种方法的化学反应原理相同。

SNCR在实验室内的试验中可以达到90%以上的NOx脱除率。

应用在大型锅炉上,短期示范期间能达到75%的脱硝率,长期现场应用一般能达到30%~50%的NOx脱除率。

SNCR技术的工业应用是在20世纪70年代中期日本的一些燃油、燃气电厂开始的,在欧盟国家从80年代末一些燃煤电厂也开始SNCR 技术的工业应用。

美国的SNCR技术应用是在90年代初开始的,目前世界上燃煤电厂SNCR工艺的总装机容量在2GW以上。

两种烟气脱硝技术都可以采用氨水、纯氨、或者尿素作为还原剂,工艺上的不同主要体现在两个方面:其一,SCR需要布置昂贵的金属催化剂,SNCR不需要催化剂;其二,SNCR存在所谓的反应温度窗口,一般文献介绍,其最佳反应温度窗口为850~1100℃,但是当采用氨做还原剂且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。

采用SCR技术的脱硝反应,由于催化剂的存在,则可以在尾部烟道低温区域进行。

SNCR、SCR和SNCR-SCR三种技术性能比较见表2-1。

表2-1 选择性还原脱硝技术性能比较化物会使催化剂钝化锅炉的影响受省煤器出口烟气温度的影响受炉膛内烟气流速、温度分布及NOx分布影响综合SNCR和SCR占地空间大(需增加大型催化剂反应器和供氨或尿素系统)小(锅炉无需增加催化剂反应器)较小(需增加小型催化剂反应器)近年来由于环保需要,中国要求电厂锅炉除了使用低氮燃烧器(LNB)外,还需进一步安装烟气脱硝装置,目前采用的最佳成效工艺主要有SNCR、SCR 和SNCR/SCR 混合法技术。

参照国外整体能源的分配和利用比重以及电厂实际情况来看,和我国较相似的是美国,但是国内的燃煤质量及灰分量仍然是要特别考虑的因素。

由于SNCR在小型机组上呈现出的优越性,所以在小型机组上首选SNCR脱硝技术,且进行SNCR改造后,若需再进一步脱硝,具有很大的灵活性,如图2-1所示。

图2-1 SNCR技术所具有的灵活性SNCR 系统较简单,可以根据机组运行状况灵活处理,不受机组燃料和负荷的变化而受影响。

施工周期短,SNCR 对其他系统的维护运行(如空气预热器和集尘器) ,都不产生干扰及增加阻力。

使用尿素作还原剂,不仅可以而且减少SCR 系统采用“液氨”在使用和运输上的所带来的安全风险。

而且,氨区的设计占地远远大于尿素区的设计占地。

非常适用于老厂的脱硝改造,若需进一步脱硝,可加装一层SCR催化剂,形成混合SNCR-SCR技术,达到NOx减排要求。

由于国内脱硝技术仍属起步阶段,目前关于SNCR、SCR 和SNCR-SCR 混合法运行资料不甚多,所以需要借鉴国外经验来参考。

图2-2所示为SNCR,SCR 和SNCR-SCR 混合法工艺的的经济比较,表2-2美国NOx工艺选择的经济型分析计算值。

图2-2 一般SNCR,SCR 和SNCR-SCR 混合法工艺的的经济比较表2-2 美国NOx工艺选择的经济型分析计算值工艺%脱硝率%最经济脱硝率区*平均美国总投资美元/KW美国总投资US$/KWSNCR25~4020~351510~20SCR50~8570~808060~140 Hybrid SNCR-55~9550~7030~70(2~4倍)SNCR<Hybrid<SCRSCR(视脱硝率而定)(注*: 在此区域之外并不是不能达到,而是运行成本会不成比例的大幅度增加。

工艺本身的一些弱点会不成比例的放大。

包括负面影响锅炉的下游系统,让整体的能耗及经济效益减低许多。

)从经济和性能综合分析:SCR 脱硝装置的成本主要在装置的成本, 运行成本主要在于还原剂和催化剂的消耗和电耗。

SNCR 方案其运行费用仅为SCR 工艺的15~30%,是在满足国家排放标准基础上最经济的方案。

SCR 潜在的产能问题最多又大。

SCR-SNCR 混合型是一个综合的方案,它的最大优点在于可以根据排放要求,分期实施。

并比SCR 便宜。

产能问题大幅减少。

由于CFB锅炉的炉膛出口及旋风分离器进口和出口的烟气温度位于SNCR 反应温度窗口内,且分离器中的烟气流场的情况正好有利于喷入的还原剂和烟气的良好混合,故在循环流化床锅炉上宜采用SNCR技术,可达到50%以上的脱硝效率。

1.2.SNCR的优点与其它脱硝技术相比,SNCR技术具有以下优点:a)脱硝效果令人满意:SNCR技术应用在大型煤粉锅炉上,长期现场应用一般能够达到30~50%的NOx脱除率,循环流化床的的SNCR技术可取得50%以上的脱硝效率。

b)还原剂多样易得:SNCR技术中脱除NOx的还原剂一般都是含氮的物质,包括氨、尿素、氰尿酸和各种铵盐(醋酸铵、碳酸氢铵、氯化铵、草酸铵、柠檬酸铵等)。

但效果最好,实际应用最广泛的是氨和尿素。

c)无二次污染:SNCR技术是一项清洁的技术,没有任何固体或液体的污染物或副产物生成,无二次污染。

d)经济性好:由于SNCR的反应是靠锅炉内的高温驱动的,不需要昂贵的催化剂系统,因此投资成本和运行成本较低。

e)系统简单、施工时间短:SNCR技术最主要的系统就是还原剂的储存系统和喷射系统,主要设备有储罐、泵、喷枪和必要的管路、测控设备。

由于设备简单,SNCR技术的安装期短,仅需10天左右停炉时间,小修期间即可完成炉膛施工。

f)SNCR技术不需要对锅炉燃烧设备和受热面进行大的改动,也不需要改变锅炉的常规运行方式,对锅炉的主要运行参数也不会有显著影响。

1.3.脱硝效果的主要影响因素SNCR 方法主要使用含氮的药剂在温度区域870~1200°C 喷入含NO的燃烧产物中,发生还原反应,脱除NO,生成氮气和水,煤粉炉SNCR其概念见图2-3,循环流化床锅炉SNCR其概念图见图2-4。

由于在一定温度范围,有氧气的情况下,氮剂对NOx的还原,在所有其他的化学反应中占主导,表现出选择性,因此称之为选择性非催化还原。

SNCR在实验室内的试验中可以达到90%以上的NO脱除率。

SNCR 应用在大型锅炉上,选择短期示范期间能达到75%的脱硝效率,典型的长期现场应用能达到30%~60%的NOx脱除率。

在大型的锅炉(大于300MW 发电功率)上运行,通常由于混合的限制,脱硝率小于40%。

SNCR 技术的工业应用是在20世纪70年代中期日本的一些燃油、燃气电厂开始的,在欧盟国家从80 年代末一些燃煤电厂也开始SNCR 技术的工业应用。

喷化学氮剂图2-3 煤粉炉SNCR过程还原NOx的概念图2-4 循环流化床SNCR过程还原NOx的概念SNCR 相对SCR的初投资低,停工安装期短,原理简单,硬件工艺成熟。

在SNCR 技术设计和应用中,影响脱硝效果的主要因素包括:a)温度范围;b)合适的温度范围内可以停留的时间;c)反应剂和烟气混合的程度;d)未控制的NOx浓度水平;e)喷入的反应剂与未控制的NOx的摩尔比-NSR;f)气氛(氧量、一氧化碳浓度)的影响;g)氮剂类型和状态;h)添加剂的作用;温度范围的选择实验表明,SNCR还原NO的反应对于温度条件非常敏感,温度窗口的选择是SNCR还原NO效率高低的关键,图2-5给出了NOx残留浓度与反应温度的关系曲线。

温度窗口取决于烟气组成、烟气速度梯度、炉型结构等系统参数。

文献中报道的温度窗口差别很大,下限最低有427℃,上限最高达1150℃,最佳温度差别也很大。

一般认为理想的温度范围为700℃~1000℃,温度高,还原剂被氧化成NOx,烟气中的NOx含量不减少反而增加;温度低,反应不充分,造成还原剂流失,对下游设备产生不利的影响甚至造成新的污染。

由于炉内的温度分布受到负荷、煤种等多种因素的影响,温度窗口随着锅炉负荷的变化而变动。

根据锅炉特性和运行经验,最佳的温度窗口通常出现在折焰角附近的屏式过、再热器处及水平烟道的末级过、再热器所在的区域。

研究发现加入其他的有些添加剂可以使NH3/NO反应的温度窗口向低温方向移动,如图2-6所示。

目前报道的添加剂包括氢气,引入的氢气变成OH使得温度窗口朝低温方向移动;过氧化氢;一氧化碳;碳氢化合物如甲烷、甲醇、乙醇、苯酚;钠盐如NaOH、HCOONa、CH3COONa、NaNO3、Na2CO3。

氮氧化物残留浓度/ppm温度(℃)氮氧化物还原率温度(℃)图2-5 NOx残留浓度与反应温度的关系曲线图2-6 氨中CH4添加量对温度窗口的影响合适的停留时间温度(F)氮氧化物还原率图2-7 停留时间对SNCR 脱硝率的影响还原剂必须和NOx 在合适的温度区域内有足够的停留时间,这样才能保证烟气中的NOx 还原率。

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