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。 （1）可以采用废水的补充水进入进行第三级处理的稀碱池，通过第三级循环泵或者称 为稀碱泵，进行第三次微分捕获微分净化处理，然后溢流至中水池。 （2）从稀碱池溢流来的稀碱水自流进入中水池，经过第二级循环泵或者称为中水泵的 加压循环，进行第二次微分捕获微分净化处理的喷淋布水。 （3）从中水池溢流来的中水进入稀酸池，第一级循环泵或者称为稀酸泵泵出的循环工 质，在进行第一级微分捕获微分净化处理循环过程当中，在稀酸池经过处理，成为多元酸， 通过补充水和澄清水保持两个循环系统工作。
烟气脱硝装置( SCR)技术 一、SCR装置运行原理如下: 氨气作为脱硝剂被喷入高温烟气脱硝装置中,在催化剂的作用下将烟气中NOx 分解成为N2和H2O,其反应公式如下: 4NO + 4NH3 +O2 →4N2 + 6H2O NO +NO2 + 2NH3 →2N2 + 3H2O 一般通过使用适当的催化剂,上述反应可以在200 ℃～450 ℃的温度范围内有效进行, 在NH3 /NO = 1的情况下,可以达到80～90%的脱硝效率。 烟气中的NOx 浓度通常是低的,但是烟气的体积相对很大,因此用在SCR装置的催化剂一定是高性能。因此用在这种条件下的催化剂一定满足燃煤锅炉高可靠性运行的要求。 二、烟气脱硝技术特点 SCR脱硝技术以其脱除效率高,适应当前环保要求而得到电力行业高度重视和广泛的应用。在环保要求严格的发达国家例如德国,日本,美国,加拿大,荷兰,奥地利,瑞典,丹麦等国SCR脱硝技术已经是应用最多、最成熟的技术之一。根据发达国家的经验, SCR脱硝技术必然会成为我国火力电站燃煤锅炉主要的脱硝技术并得到越来越广泛的应用。 图1为SCR烟气脱硝系统典型工艺流程简图。
三、SCR脱硝系统一般组成 图1为SCR烟气脱硝系统典型工艺流程简图, SCR系统一般由氨的储存系统、氨与空气混合系统、氨气喷入系统、反应器系统、省煤器旁路、SCR旁路、检测控制系统等组成。 液氨从液氨槽车由卸料压缩机送人液氨储槽,再经过蒸发槽蒸发为氨气后通过氨缓冲槽和 输送管道进人锅炉区,通过与空气均匀混合后由分布导阀进入SCR反应器内部反应, SCR反应器设置于空气预热器前,氨气在SCR 反应器的上方,通过一种特殊的喷雾装置和烟气均匀分布混合,混合后烟气通过反应器内催化剂层进行还原反应。
论煤电锅炉烟气脱硫后深度处理方案 摘要：煤电锅炉烟气经除尘、湿法脱硫系统净化后都达到了国家要求的排放标准，但一般会形成45-55℃低温饱和湿烟气，这些低温饱和湿烟气直接排入大气，在北方易形成白色烟羽，仍需深度处理。烟气脱白深度处理在脱除大部分雾滴同时，还可以脱除大量污染物。目前常用烟气脱白深度处理方案有烟气直接喷淋降 温余热回收+烟气再热、脱硫吸收塔前后烟气设置GGH换热器、脱硫吸收塔后净 烟气冷凝+烟气再热MGGH、脱硫吸收塔浆液冷凝+烟气再热MGGH等多个方案， 可根据不同工程具体情况进行选择，以达到烟气深度处理和余热利用。 关键词：烟气脱硫；白色烟羽；烟气脱白；深度处理；换热器；余热利用 1.煤电锅炉烟气排放现状 目前国内煤电锅炉绝大部分采用湿法烟气脱硫系统，经湿法脱硫净化后的烟 气一般会形成45-55℃低温饱和湿烟气，这些低温饱和湿烟气直接排入大气环境中，由于温度降低，部分气态水很快和烟气中的污染物（烟尘、SO3气溶胶、 NH3气溶胶、石膏浆液等）凝结成液滴，在烟气周围形成雾状水汽。在阳光照射 下发生散射，形成人们常说的“白色烟羽”。在不同的视角下，一般呈现白色、灰 白色、蓝色或黄色，严重时会在附近形成石膏雨或者氨逃逸。尤其在北方采暖期，室外温度越低白色烟羽越严重。 通常烟气已经通过脱硫脱硝除尘处理后，都达到了国家要求的排放标准，但 有色烟羽的雾滴仍然夹带氮氧化物、硫化物、各种烟尘颗粒物、SO3气溶胶、 NH3气溶胶、超细结晶盐颗粒物等污染物。 2.煤电锅炉烟气脱白意义 白色烟羽会对周围居民生活造成困扰，环保部分经常受到类似投诉。十九大 报告中提出要持续实施大气污染物防治行动，打赢蓝天保卫战，这意味着相比以 前提出更高的环保要求。随着国家大气污染法规标准越来越严格，未来5～10年 将是中国大气污染治理的重点时期。同时上海、浙江、天津、河北等多地提出更 高的环保要求，对煤电相继提出制定了消除石膏雨、白色烟羽等政策及地方标准；加速烟气扩散，减小局部污染。为贯彻《环境保护法》、《大气污染防治法》， 加强对燃煤大气污染物的排放控制，促进行业技术进步和可持续发展，改善环境 质量。 根据白色烟羽的成因，目前的烟气脱白工艺主要在减少烟气中的水分及提高 烟气的排放温度、烟气脱硫脱硝除尘减少污染物达到超净排放等。对于湿法脱硫 工艺，烟气排放的同时，由于高温原烟气经多层喷淋降温，会带走大量气态水和 液体雾滴。按照全国的燃煤量，全国每年燃煤烟气带入大气的水分高达几十亿吨。进行烟气脱白，可以回收大量水资源。在进行烟气深度治理的同时，也可对烟气 余热进行回收利用，达到资源的综合利用以及合理配置目的，确保工艺装置的平 稳与经济运行，进一步挖潜节能减排的力度，增强企业的生命力和竞争力。 3.煤电锅炉主要烟气脱白方案 3.1 方案一：烟气直接喷淋降温余热回收+烟气再热 烟气直接喷淋降温余热回收技术在脱硫塔后设一个直接接触式喷淋换热器， 喷淋换热器可以直接替代部分烟道与脱硫塔串联布置，也可以在主烟道上通过设 置旁通阀的形式，与主烟道并联。烟气进入喷淋换热器之后，与其中的低温喷淋 水直接接触换热降温，温度降低至露点以下，烟气中水蒸汽冷凝成凝冷水并释放 出大量的潜热。降温后的烟气再经过烟气再热器加热，提高烟气过热度以提高烟
火电厂SCR和SNCR烟气脱硝技术的分析比较 中电国华北京热电分公司杨东华 摘要：为满足日趋严格的环保要求，国华电力公司从去年开始陆续在国华浙能宁海电厂、国华太仓电厂、国华台山电厂和北京热电分公司先后上马烟气脱硝工程。这些脱硝工程分别采用了选择性催化还原SCR技术和选择性非催化还原技术SNCR技术，这两种技术作为国际脱硝广泛应用的主流技术，在系统技术原理、设计要求、技术关键、反应塔布置及其催化剂特性、氨逃逸及其对空气预热器的影响等方面各有其优缺点，本文进行了综合分析和比较。 引言 在火电机组排放的大气污染物中氮氧化物是最近二十多年中受到极大关注的一种污染物。科学己经证明氮氧化物在酸雨的形成和对臭氧层的破坏中所起的作用。世界上一些工业发达国家对氮氧化物的排放制定了非常严格的标准。在我国，氮氧化物的排放量中近70%来自于煤炭的直接燃烧。电力工业是我国的燃煤大户，电力工业的发展，又将导致NO X排放量越来越大。如果不加强控制，NO X对我国大气环境污染所造成的后果将越来越严重。 国华电力公司作为神华集团下属重要的电力企业，其大部分电厂都属于燃煤火电厂，不可避免的都是地方上排放氮氧化物的主要源
头。从2004年开始，公司就将治理NO X排放作为公司发展重点进行了整体规划，先后在国华浙能宁海电厂、国华太仓电厂、国华台山电厂和北京热电分公司上马了烟气脱硝项目，成为国内第一批治理NO X 排放的电力企业。 1、目前国际上脱硝的主要技术手段 目前，国际上通常采用的降低NO X的污染主要有两类措施。一是控制燃烧过程中NO X的生成，即低NO X燃烧技术；一是对生成的NO X 进行处理即烟气脱硝技术。 低NO X燃烧技术是降低燃煤NO X排放量的较经济的技术措施，由于它相对简单，而且一次性投入成本低，所以它的应用最广泛。它主要包含：空气分级燃烧、燃料分级燃烧、烟气再循环和使用低NO X燃烧器等四种方式来降低NO X的排放量。虽然低NO X燃烧技术可降低NO X排放30%-50%左右，但各种低氮燃烧技术均涉及炉膛燃烧的安全问题或效率问题，故技术存在局限。 关于烟气脱硝技术，主要有气相反应法、液体吸收法、吸附法、液膜法、微生物法等几类，其中气相反应法又包括电子束照射法和脉冲电晕等离子体法、选择性催化还原法选择性非催化性还原法和炽热碳还原法、低温常压等离子体分解法等三类。在众多烟气处理技术中，液体吸收法的脱硝效率低，净化效果差；吸附法虽然脱硝效率高，但是吸附量小，设备过于庞大，再生频繁，应用也不广泛；液膜法、微生物法是两个新型的技术，还有待发展；脉冲电晕法可以同时进行脱硫脱硝，但是，还有一些技术问题需要解决：如如何实现高压脉冲电
锅炉S C R脱硝技术
220t/h锅炉SCR脱硝技术 1.反应器布置 本项目锅炉烟气NO X含量达800mg/Nm3，要求排放100 mg/Nm3，脱硝效率87.5%。SNCR脱硝工艺达不到环保要求，建议采用SCR脱硝工艺，推荐采用20孔蜂窝式催化剂，每台锅炉配置2台脱硝反应器，每台反应器内催化剂布置方式采用2+1布置，即安装2层催化剂，预留1层。每层催化剂体积初步预估21m3，三台锅炉总量约252m3。 另本项目锅炉尾部竖井交叉布置两级省煤器和三级管式空气预热器，省煤器、空气预热器交叉布置分别支承在尾部构架上，这种省煤器及空预器布置方式不便于SCR脱硝装置的设置。鉴于锅炉已开始进行安装工程，不便进行大的改动，脱硝反应器的布置及脱硝烟气的引出将结合目前锅炉的实际情况配置。 1.1脱硝烟气将由高温省煤器出口双烟道引出（此处烟气温度380℃，最佳反应 温度），向上约10米分别进入两台脱硝反应器 （W4.04mxL5.9mxH10m），经反应器后回到一级空预器入口，这样尾部竖井烟道高温省煤器和高温空预器之间需预留出烟气的进出空间约5.6米（烟道截面按4.04x1.6，烟气流速14m/s估算），需锅炉厂调整空预器和低温省煤器的安装位置，来保证脱硝烟气的进出空间。且此种反应器布置方式烟气脱硝后在空预器低温区易生成亚硫酸铵造成低温腐蚀及堵塞，建议在三级空预器上方设置蒸汽吹灰器。 1.2如锅炉低负荷运行时，高温空预器出口温度能在290℃以上，可采取将脱硝 烟气由高温空预器出口引出（如必要，也可从高温省煤器上方引出部分高温烟气来加热脱硝烟气），向上约10米分别进入两台脱硝反应器，同时将剩余省煤器、空预器安装位置平移调整到反应器出口烟道，并在三级空预器上方设置蒸汽吹灰器。 SCR烟气系统设计参数
1.烟气脱硫技术 由于我国的大部分煤炭、铁矿资源中含硫量较高，因此在火力发电、钢铁、建材生产过程中由于高温、富氧的环境而产生了含有大量二氧化硫的烟气，从而给我国大气污染治理带来了极大的环保压力。 据国家环保部统计，2012年全国二氧化硫排放总量为2117.6万吨，其中工业二氧化硫排放量1911.7万吨，而分解到三个重点行业分别如下：电力和热力生产业为797.0万吨、钢铁为240.6万吨、建材为199.8万吨，三个行业共计1237.4万吨达到整个工业二氧化硫排的64.7%。“十一五”期间，我国全面推行烟气脱硫技术以后，我国烟气脱硫通过近十年的发展，积累了大量的工程实践经验，其中最常用的为湿法、干法以及半干法烟气三种脱硫技术。
1.1湿法脱硫技术 1.1.1石灰石-石膏法 这是一种成熟的烟气脱硫技术，在大型火电厂中，90%以上采用湿式石灰石—石膏法烟气脱硫工艺流程。该工艺采用石灰石（即氧化钙）浆液作为脱硫剂，与烟气中的二氧化硫发生反应生产亚硫酸钙，亚硫酸钙与氧气进一步反应生产硫酸钙。硫酸钙经过过滤、干燥后形成脱硫副产品石膏。 这项工艺的关键在于控制烟气流量和浆液的pH值，在合适的工艺条件下，即使在低钙硫比的情况下，也能保持较高的脱硫效率，通常可以达到95%以上。但是该工艺流程复杂且需要设置废水处理系统，因而工程造价高、占地面积大。同时，由于石灰石浆液的溶解性较低，即使通过调节了浆液pH值提高了石灰石的溶解度，但是在使用喷嘴时由于压力的变化，仍然容易发生堵塞喷嘴的情况并且易磨损设备，因而大幅度增加了脱硫设施后期的运营维修费用。 同时由于脱硫烟气中的粉尘成分复杂，在采用石灰石-石膏法时生成的脱硫石膏的杂质含量较多，在石灰石资源丰富的我国，这种品质有限的脱硫石膏很难具有利用价值，通常只能采用填埋进行处理。为了解决这一问题，有企业采用白云石（即氧化镁）作为脱硫剂来替代石灰石，从而使脱硫副产品由石膏变为了七水硫酸镁，而七水硫酸镁由于其水溶性高易于提纯，因而可以制成为合格品质的化学添加剂或化肥使用，其经济价值要远高于脱硫石膏。但是与其相关对的是脱硫剂白云石的成本也远高于石灰石，给企业后期运营成本也带来较大的压力。
烟气脱硝技术的应用分析王帅 发表时间：2018-06-04T10:51:01.100Z 来源：《电力设备》2018年第2期作者：王帅 [导读] 摘要：受技术条件、资金等多方面因素制约，现阶段，火电厂仍旧是我国发电的主力，但是火电厂在发电过程中需要应用到大量煤炭资源，若是将所产生的烟气向空气中进行直接排放，空气必然会受到严重的污染，甚至威胁到人们的身体健康。 （大唐内蒙古多伦煤化工有限责任公司内蒙古多伦 027300） 摘要：受技术条件、资金等多方面因素制约，现阶段，火电厂仍旧是我国发电的主力，但是火电厂在发电过程中需要应用到大量煤炭资源，若是将所产生的烟气向空气中进行直接排放，空气必然会受到严重的污染，甚至威胁到人们的身体健康。因此，在尚未排放的烟气进行脱硝是很有必要的，研究结果表明，经过脱硝处理后的烟气所包含污染物的数量明显减少，将其向空气中进行排放，能够避免对环境造成严重污染。本文对烟气脱硝技术的应用进行了简要分析。 关键词：火电厂；烟气脱硝技术；应用 1烟气脱硝装置的概述 现阶段我国大部分火电厂在对烟气脱硝装置进行利用时，往往将还原法和半干湿处理法作为首选，而还原法的应用，主要针对的是火电厂烟气内含量较大的氮氧化物，在对还原法进行应用时，根据实际需求又可将其分为选择性非催化以及选择性催化还原法两种。还原法的原理是将氨或相应衍生物作为反应所需的还原剂，以此来完成针对二氧化氮所生成的还原反应。实践结果表明，在对其进行实际应用时产生的物质主要分为水和氮气，脱硝的目的自然得到了有效的实现。在对选择性的催化还原反应进行应用时，所应用脱硝装置的效率往往可以达到90%以上，正是因为该法具有极高的脱硝效率，因此，现阶段已经被广泛应用在各个火电厂之中，当然该法存在的不足也是极为明显的，具体体现在成本高以及占地面积较大这两个方面，也就是说对中、小型火电厂而言，该法所具有的作用难以被完整的呈现出来。与选择性的催化还原反应不同，选择性的非催化还原反应普遍适用于各中、小型火电厂，并在中、小型火电厂中发挥了应有的作用，这主要是因为该法与选择性的催化还原法相比，具有占地面积小和成本较低的优势，随之而来的问题就是工作效率的下降，该法所具有的脱硝效率仅为50%，明显低于选择性催化还原法的90%。 2火电厂烟气脱硝技术经济的效益所遵守的原则 2.1经济分析与评价的原则 火电厂脱硝处理中，要坚持最大化地实现火电厂的经济效益，充分运用火电厂烟气脱硝技术，减少成本投资，提升生产力，保证最大化的经济收益。要有效地实现这个目的，就要对火电厂烟气脱硝技术进行综合性评估，判别火电厂烟气脱硝技术对火电厂生产的作用和效果。邓小平曾说，科学技术是第一生产力。要使科学技术发挥最大的效应，就要注重科学技术的设计问题。因而，在火电厂烟气脱硝技术运用的过程中，应该注重技术研究和分析，根据实际情况充分考虑技术和经济之间的关系。所以在火电厂生产过程中，应该注重环保排放的要求，从经济的角度上对烟气脱硝技术进行相应的设计和优化，对技术设计方案进行详细数据分析和研究，从而有效地降低工程造价。如此，才能有效地实现火电厂的经济效益的最大化。 2.2费用最小化原则 火电厂烟气脱硝的目的是在火电厂电力生产中，有效地保证环境质量、维护生态效益、促进经济和社会的长久发展和进步，避免因为火电厂电力生产中，由于技术不成熟导致环境污染，影响人们的生活生产。在火电厂生产中，为了有效地达到这个目的，火电厂烟气脱硝技术既要保证生态环境的平衡，还要维持功能有效地运行，避免资源的浪费、成本的增加。火电厂相关负责人应该根据实际情况，对火电厂烟气脱硝技术的各项费用进行相应的分析，例如对设备购置、安装、维修、使用等方面的费用进行相应的分析和研究，避免运用火电厂烟气脱硝技术的时候造成不必要的费用损失。火电厂烟气脱硝技术作为一项新型技术，要保证其高效、快速地运行，必须要遵循费用最小化原则，如此才能有效地保证火电厂的生产效益和经济效益，便于满足市场的实际需求。 2.3经济效益最大化原则 经济效益最大化与费用最小化之间有着直接的联系，主要指火电厂在使用烟气脱硝技术的时候，相关设备能够在服务期内有效、正常地运行，从而保证火电厂生产效益最大化，生产效益的最大会导致生产产量的择增加，当生产产品的价格不变的时候，能够有效地实现经济效益的最大化。为了保证经济效益的最大化，火电厂不仅要保持烟气脱硝技术运用的费用最少化，还要注重排污处理费用的最少化，人力资源投入费用的合理化，如此才能有效地保证火电厂的生产效益和质量。 2.4火电厂烟气脱硝技术工艺和装置的选择原则 随着科学技术的不断发展，市场对于电力的需求越来越大，由于电力需求不断增加，导致我国火力发电行业氮氧化物排放量不断增加，相关文献表明，氮氧化物排放量在未来发展中将会得到大幅度提升，其中氮氧化物排放量可见一斑，对于环境污染的情况可想而知。因而，实施脱硝改造工程既是火电厂生产的实际需求，更是积极响应国家“节能减排”政策的重要举措，对于建设现代化、生态化、科技化的火电厂具有标志性的意义。要做好脱硝改造工程，必须注重火电厂的烟气脱硝工艺和装置的选择，而后注重火电厂烟气脱硝技术人员操作，保证整个生产过程高效、有效地运行。烟气脱硝工艺的选取，应该注重锅炉燃烧方式、燃料的选取和特性、催化剂的布置、烟气温度等各项指标。在选择烟气脱硝方式时，应优先选择运行可靠、水电能源消耗少、还原剂来源稳定、脱硝率高、运行费用低等成熟脱硝技术。 3烟气脱硝技术 3.1选择性非催化烟气脱硝技术（SNCR） 选择性非催化还原法是在不使用催化剂的情况下向炉内喷入还原剂氨或是尿素等，将烟气中的氮氧化物还原为N2和H2O。在NH3和氮氧化物的摩尔比处于2～3范围内时，脱硝效率可以维持在30%～50%之间。当温度处于950℃上下时，其反应式如下： 4NH3+4NOx+O2→4N2+6H2O 当温度过高时，会产生一定的副作用，其反应式为： 4NH3+5O2→4NO+6H2O 而在温度过低的情况下，其反应速度就会减小，因此在技术实际使用的过程中，一定要对反应温度进行严格的控制。该工艺由于未使用催化器，因此脱硝的效率较低，同时在脱硝率相同的情况下，该工艺所需的NH3量要相对较高，会导致NH3逸散量的增加。
涉县砖瓦厂 窑炉废气脱硫后脱白项目 技 术 方 案 编制单位：河北鼎立环保科技有限公司 2018年12月08日
第一章总则 1、一般要求 1.1本技术方案适用于涉县砖瓦厂窑炉烟气脱硫后脱白工程。 主要内容： 本项目我方主要工作为项目建设、设计、设备采购、施工、运行调试等交钥匙工程， 本次土建由业主负责且不计入总的工程量。 1.2本技术方案提出的是初步的、最低限度的技术要求，并未对一切技术细节做出规定，也未充分引述有关规范和标准的条文。 我方承诺提供符合本文件和有关最新工业标准要求的优质的烟气脱白设备、工程设 计、施工工艺及其相应服务。 对国家、地方有关安全、消防、环保、职业卫生健康等强制性标准，必须满足其要求。 1.3我方提供本项目的全部工程设计,包括一套完整的烟气脱白装置及其公用系统改造的设计、优化、供货、施工、调试、试验、现场服务、全部设备和材料。 1.4 我方保证执行招标文件所列标准。有矛盾时，按较高标准执行，并在投标时提出 偏差。我方在设备设计和制造中所涉及的各项规程，规范和标准必须遵循现行最新版本的 标准。 1.5 我方如未对招标文件提出偏差，或虽提出偏差但未取得业主认可，业主则认为我 方完全接受和同意业主的要求。 1.6我方投标前将到现场进行踏勘，并取得业主的确认，此过程作为投标的一个必要条件。 1.7本工程高压设备现场交接试验费用均由我方负责。 1.8未尽事项由双方共同商定。 2、工程概况 暂无 3、水文气象条件 暂无 4、设计规范 序号标准号标准名 建设单位提供的有关项目建设的基础资料和数据； 1
2 《中华人民共和国环境保护法》的有关文件 3 DLT 5196-2004； 《火力发电厂烟气脱硫设计技术规程》 4 JB/T 11249-2012 《翅片管式换热设备技术规范》 5 TSGR0004-2009 《固定式压力容器安全技术监察规程》 6 HG20580-20585-2011 《钢制化工容器设计基础规定》 7 GB150.1-150.4-2011 《压力容器》 8 GB151-1999 《管壳式换热器》 9 GBJ128-90 《立式筒型钢制焊接油罐施工及验收规范》 10 GB/T25198-2010 《压力容器封头》 11 HG20592～20635-2009 《钢制管法兰.垫片.紧固件》 12 JB/T4700～4707-2000 《压力容器法兰》 13 NB/T47014-2011 《承压设备焊接工艺评定》 14 JB/T4710-2005 《钢制塔型容器》 15 NB/T47015-2011 《压力容器焊接规程》 16 JB/T4731-2005 《钢制卧式容器》 17 GB985-2008 《气焊.手工电弧焊及气体保护焊焊缝坡口的基本形式及 尺寸》 18 JB/T4730.1-4730.6-2005 《承压设备无损检测》 19 JB/T4712-2007 《容器支座》 20 NB/T47003-2009 《钢制焊接常压容器》 21 NB/T47004-2009 《板式热交换器》 22 JB/T4711-2003 《压力容器涂敷与运输包装》 23 GB 3087-2008 《低中压锅炉用无缝钢管》 24 JB/T 1615-91 《锅炉油漆和包装技术条件》 25 JB/T 1611-1993 《锅炉管子制造技术条件》 26 JB/T 1613-1993 《锅炉受压元件焊接技术条件》 27 JB/T 3375-2002 《锅炉原材料入厂检验》 28 JB/T 1612-1994 《锅炉水压试验技术条件》 29 JB/T 4730-2005 《无损探伤技术条件》
1、唐山建龙烟气基本参数情况 2、排放标准
3、我厂脱硫脱硝技术参数： 4、脱硫脱硝技术汇总 （1）目前脱硫方法 （2）目前脱硝技术
5、技术原理 （1）SCR 脱硝技术原理 脱硝采用尿素水作为还原剂，尿素热解工艺利用尿素溶液热解工艺为SCR 系统提供反应剂，经燃烧器加热的焦炉烟气（320-350℃）进入脱硝反应器，在反应器内，烟气中的NOx 与氨在催化剂的作用下发生反应，最终以N 2的形式排放。 尿素热解工艺的主要反应如下： CO(NH 2)2 → NH 3 + HNCO HNCO + H 2O → NH 3 + CO 2 SCR 主要反应描述如下： 4NO+4NH 3+O 2 → 3N 2+6H 2O NO+NO 2+2NH 3 → 3H 2O+2N 2 6NO+4NH 3→5N 2+6H 2O （2）脱硫技术原理 烟气脱硫采用石灰/石膏法。烟气中的SO 2与石灰浆液在脱硫塔中反应，生成亚硫酸钙；然后通过强制氧化的方式，最终以硫酸钙形式排放。发生的主要反应方： )()(22aq SO g SO ? )()(3222l SO H O H aq SO ?+ 2232()Ca OH SO CaSO H O +→+ 22332()2Ca OH H SO CaSO H O +→+ 423CaSO O CaSO →+ 6、工艺路线及系统说明 如图2－1所示，1#、2#焦炉烟囱烟气汇合后进入燃烧器，通过燃烧器将焦炉烟气加热至320-350℃，以提供满足SCR 反应的温度窗口，然后进入SCR 反应器进行脱硝，脱硝后的烟气经余热锅炉，使烟气温度降到160°C 以下，并产生一定量的饱和蒸汽，然后烟气在增压风机的作用下进入脱硫吸收塔，在脱硫吸收塔内，烟气中的SO 2与石灰浆液反应得以脱除，净化后的烟气由塔顶烟囱直接排放。 7、方案总体说明 O H CaSO O H CaSO 242422?→+
各种烟气脱硫、脱硝技术工艺与优缺点 2019.12.11 按脱硫过程是否加水和脱硫产物的干湿形态，烟气脱硫分为：湿法、半干法、干法三大类脱硫工艺。湿法脱硫技术较为成熟，效率高，操作简单。 、湿法烟气脱硫技术 优点：湿法烟气脱硫技术为气液反应，反应速度快，脱硫效率高，一般均高于90 ％，技术成熟，适用面广。湿法脱硫技术比较成熟，生产运行安全可靠，在众多的脱硫技术中，始终占据主导地位，占脱硫总装机容量的80 ％以上。 缺点：生成物是液体或淤渣，较难处理，设备腐蚀性严重，洗涤后烟气需再热，能耗高，占地面积大，投资和运行费用高。
系统复杂、设备庞大、耗水量大、一次性投资高，一般适用于大型电厂。 分类：常用的湿法烟气脱硫技术有石灰石- 石膏法、间接的石灰石- 石膏法、柠檬吸收法等。 A 、石灰石／石灰- 石膏法： 原理：是利用石灰石或石灰浆液吸收烟气中的SO2 ，生成亚硫酸钙，经分离的亚硫酸钙（CaSO3 ）可以抛弃，也可以氧化为硫酸钙（CaSO4 ），以石膏形式回收。是目前世界上技术最成熟、运行状况最稳定的脱硫工艺，脱硫效率达到90 ％以上。 石灰石/ 石灰—石膏法烟气脱硫工艺在现在的中国市场应用是比较广泛的，其采用钙基脱硫剂吸收二氧化硫后生成的亚硫酸钙、硫酸钙，由于其溶解度较小，极易在脱硫塔内及管道内形成
结垢、堵塞现象。对比石灰石法脱硫技术，双碱法烟气脱硫技术 则克服了石灰石—石灰法容易结垢的缺点。 B 、间接石灰石- 石膏法: 常见的间接石灰石- 石膏法有：钠碱双碱法、碱性硫酸铝法和稀硫酸吸收法等。原理：钠碱、碱性氧化铝(Al2O3 ·nH2O) 或稀硫酸( H2SO4 )吸收SO2 ，生成的吸收液与石灰石反应而得以再 生，并生成石膏。该法操作简单，二次污染少，无结垢和堵塞问题，脱硫效率高，但是生成的石膏产品质量较差。 C 柠檬吸收法：
( 安全论文 ) 单位：_________________________ 姓名：_________________________ 日期：_________________________ 精品文档 / Word文档 / 文字可改 垃圾焚烧发电厂烟气脱白特点及技术方案分析(标准版) Safety is inseparable from production and efficiency. Only when safety is good can we ensure better production. Pay attention to safety at all times.
垃圾焚烧发电厂烟气脱白特点及技术方案 分析(标准版) 摘要：详细阐述了垃圾焚烧发电厂烟气脱白的特点，根据烟气净化工艺对脱白的常规技术路线进行了研究和对比，对今后新建垃圾发电项目及现有项目技术改造的烟气脱白工艺设计具有一定的借鉴意义。 0引言 在我国火电、钢铁、建材、水泥等行业的烟气净化工艺中大多使用了湿法脱酸工艺，从湿法处理系统出来的饱和湿烟气中含有大量水蒸气，水蒸气中又含有溶解性盐、粉尘等污染物。水蒸气进入温度较低的环境中，在烟气温度降低过程中，烟气中的水蒸气会和污染物凝结形成湿烟羽，出现烟囱冒白烟、灰烟的情况，视觉效果比较差，对周边居民生活产生了影响。目前，许多省市的火电或其
他行业地方标准中都将白烟的排放列入了控制指标中[1]。 目前生活垃圾焚烧行业的国家标准《生活垃圾焚烧污染控制标准》（GB18485—2014）对白烟的控制无相关要求，地方规范也无相关参考标准。垃圾焚烧发电烟气脱白技术路线主要参考火电行业，各技术路线的适用性无系统性总结。基于此，本文从理论上对各种烟气脱白工艺的特点进行了详细比较，并对类似项目的脱白工艺选择给出了建议。 1垃圾发电行业烟气脱白特点 烟气脱白技术主要受工艺流程条件、余热资源、投资要求等因素影响。虽然各行业的烟气脱白工艺都各不相同，但考虑到节能和投资方面的因素，烟气脱白常用的技术路线主要有3种：烟气加热技术、烟气冷凝技术、烟气先冷凝再加热技术，这3种技术路线及组合方案也延伸出了许多种脱白工艺流程[2]。 垃圾发电和火电行业相比有其特殊性，一是大部分垃圾发电厂鉴于环保要求，选址通常距离居民区较远，在各项污染物排放达标的情况下，白烟对居民的视觉影响并不大，影响人群数量较少，没
龙源期刊网 https://www.doczj.com/doc/b314530056.html, SCR、SNCR法烟气脱硝技术对比分析 作者：伏会方 来源：《中国化工贸易·上旬刊》2016年第07期 摘要：本文简要介绍了目前我国对于火电机组氮氧化物排放控制要求，燃煤机组烟气脱 硝技术背景及两种烟气脱硝主流技术SCR（选择性催化还原法）、SNCR（选择性非催化还原法）脱硝技术的技术原理、性能特点和工艺流程。分别对以液氨、尿素为原料的SCR、SNCR、SCR+SNCR脱硝技术方案工艺参数、工程投资、运行成本等进行对比分析。对不同工况、场合烟气脱硝技术方案选择提供参考。 关键词：SCR；SNCR；烟气脱硝 1 概述 随着我国经济的发展，在能源消费中带来的环境污染也越来越严重。其中，大气烟尘、 酸雨、温室效应和臭氧层的破坏已成为危害人类生存的四大杀手。燃煤烟气所含的烟尘、二氧化硫、氮氧化物等有害物质是造成大气污染、酸雨和温室效应的主要根源。在我国，二氧化硫、氮氧化物等有害物质主要是由燃煤过程产生的。 为了应对日趋严重的大气环境污染。新的环保标准出台，《火电厂大气污染物排放标准》GB 13223-2011 2012年1月1日开始实施，环保标准超越欧美现行标准。从2012年1月1日 开始，所有新建火电机组氮氧化物排放量限值为100毫克/立方米；从2014年1月1日开始，所有火电投运机组氮氧化物排放限值为100毫克/立方米，2003年12 月31日以前投产或通过建设项目环境影响报告书审批的燃煤锅炉的排放限值为200毫克/立方米。 我国烟气脱硝项目起步较晚，目前国内运行的烟气脱硝项目所采用的工艺也是引进欧、美、日等发达国家和地区烟气脱硝技术，目前发展迅速。 2 烟气脱硝技术简介 火电厂烟气脱硝装置用于脱除烟气中氮氧化物（NOx），目前国内主流的烟气后处理脱 硝路线主要包括SCR（选择性催化还原法）和SNCR （选择性非催化还原法）。该类技术通 过将氨（NH3）或其衍生物（如尿素等）作为还原剂喷入烟气中，使还原剂与烟气中的NOx 发生还原反应，生成无害的氮气（N2）和水（H2O），从而达到脱除氮氧化物的目的。 2.1 选择性催化还原法（SCR） 在催化剂作用下，还原剂NH3 在相对较低的温度下将NO 和NO2 还原成N2，而几乎不发生NH3 的氧化反应，从而提高了N2 的选择性，减少了NH3 的消耗。该工艺于20 世纪70
燃油、燃气锅炉烟气脱硝方案 研 究 报 告 长沙奥邦环保实业有限公司二零一二年十月
燃油、燃气锅炉烟气脱硝技术研究 1 国内外脱氮技术介绍 目前脱氮技术有两种，一是低氮燃烧技术，在燃烧过程中控制NOx的产生．分为低氮燃烧器技术、空气分级燃烧技术、燃料分段燃烧技术；工艺相对简单、经济，但不能满足较高的NOx排放标准。另一种是烟气脱硝技术，使NOx在形成后被净化，主要有选择性催化还原(SCR)、选择性非催化还原(SNCR)、电子束法等；排放标准严格时，必须采用烟气脱硝。1．1低氮燃烧技术 由氮氧化物（NOx）形成原因可知对NOx的形成起决定作用的是燃烧区域的温度和过量空气量。低NOx燃烧技术就是通过控制燃烧区域的温度和空气量，以达到阻止NOx生成及降低其排放量的目的。对低NOx燃烧技术的要求是，在降低NOx的同时，使锅炉燃烧稳定，且飞灰含碳量不能超标。 1.1.1 燃烧优化 燃烧优化是通过调整锅炉燃烧配风，控制NOx排放的一种实用方法。它采取的措施是通过控制燃烧空气量、保持每只燃烧器的风粉(煤粉)比相对平衡及进行燃烧调整，使燃料型NOx的生成降到最低，从而达到控制NOx排放的目的。 煤种不同，燃烧所需的理论空气量亦不同。因此，在运行调整中，必须根据煤种的变化，随时进行燃烧配风调整，控制一次风粉比不超过1.8:1。调整各燃烧器的配风，保证各燃烧器下粉的均匀性，其偏差不大于5% 10%。二次风的配给须与各燃烧器的燃料量相匹配，对停运的燃烧器，在不烧火嘴的情况下，尽量关小该燃烧器的各次配风，使燃料处于低氧燃烧，以降低NOx的生成量。
1.1.2空气分级燃烧技术 空气分级燃烧技术是目前应用较为广泛的低NOx燃烧技术，它的主要原理是将燃料的燃烧过程分段进行。该技术是将燃烧用风分为一、二次风，减少煤粉燃烧区域的空气量(一次风)，提高燃烧区域的煤粉浓度，推迟一、二次风混合时间，这样煤粉进入炉膛时就形成了一个富燃料区，使燃料在富燃料区进行缺氧燃烧，以降低燃料型NOx的生成。缺氧燃烧产生的烟气再与二次风混合，使燃料完全燃烧。 该技术主要是通过减少燃烧高温区域的空气量，以降低NOx的生成技术。它的关键是风的分配，一般情况下，一次风占总风量的25～35%。对于部分锅炉，风量分配不当，会增加锅炉的燃烧损失，同时造成受热面的结渣腐蚀。因此，该技术较多应用于新锅炉的设计及燃烧器的改造中。1.1.3 燃料分级燃烧技术 该技术是将锅炉的燃烧分为两个区域进行，将85%左右的燃料送入第一级燃烧区进行富氧燃烧，生成大量的NOx，在第二级燃烧区送入15%的燃料，进行缺氧燃烧，将第一区生成的NOx进行还原，同时抑制NOx的生成，可降低NOx的排放量。 1.1.4 烟气再循环技术 该技术是将锅炉尾部的低温烟气直接送入炉膛或与一次风、二次风混合后送入炉内，降低了燃烧区域的温度，同时降低了燃烧区域的氧的浓度，所以降低了NOx的生成量。该技术的关键是烟气再循环率的选择和煤种的变化 1.1.5技术局限 这些低NOx燃烧技术设法建立空气过量系数小于１的富燃区或控制燃烧温度，抑制NOx的生成，在燃用烟煤、褐煤时可以达到国家的排放标准，
(19)中华人民共和国国家知识产权局 (12)实用新型专利 (10)授权公告号 (45)授权公告日 (21)申请号 201920340413.2 (22)申请日 2019.03.18 (73)专利权人 湖北金鹏三益环保科技有限公司 地址 435000 湖北省黄石市黄金山工业新 区B8路以南、A8路以西 (72)发明人 陈绪宏 汪福亮 (74)专利代理机构 黄石市三益专利商标事务所 42109 代理人 程恺 (51)Int.Cl. B01D 47/06(2006.01) B01D 53/18(2006.01) B01D 53/26(2006.01) F23J 15/08(2006.01) (54)实用新型名称 一种烟气脱白装置 (57)摘要 本实用新型涉及烟气排放处理技术领域，具 体是一种烟气脱白装置，包括支撑架，支撑架内 装有除雾器，支撑架顶部装有烟囱，所述烟囱底 部进口与除雾器顶部出口之间装有换热器，换热 器将烟气升温后经过烟囱排出；本实用新型除 “白烟”效果好， 制作成本低。权利要求书1页 说明书2页 附图2页CN 209679757 U 2019.11.26 C N 209679757 U
权 利 要 求 书1/1页CN 209679757 U 1.一种烟气脱白装置，包括支撑架，支撑架内装有除雾器，支撑架顶部装有烟囱，其特征是：所述烟囱底部进口与除雾器顶部出口之间装有换热器，烟气经过换热器升温后进入烟囱。 2.根据权利要求1所述的一种烟气脱白装置，其特征是：所述换热器包括烟气筒，烟气筒顶部设有与烟囱连接的出烟口，烟气筒底部设有与除雾器连接的进烟口，烟气筒中间装有环绕烟气筒的翅片管，翅片管一端设有高温蒸汽进口，翅片管另一端设有冷凝水出口。 3.根据权利要求2所述的一种烟气脱白装置，其特征是：所述进烟口与出烟口各装有一个温度传感器，温度传感器将温度检测信号传递给蒸汽设备的控制系统实时调节蒸汽参数以控制烟气的温度。 4.根据权利要求1所述的一种烟气脱白装置，其特征是：所述换热器内装有冲洗装置，冲洗装置包括安装在烟气筒内上端的支架，支架上装有若干根喷淋管，每根喷淋管上装有若干对准烟气筒内壁的喷嘴，支架一端装有一根总进水管，所有喷淋管与总进水管连通，总进水管一端穿出烟气筒外部与水源连接。 5.根据权利要求1所述的一种烟气脱白装置，其特征是：所述除雾器是湿式电除雾器。 6.根据权利要求1所述的一种烟气脱白装置，其特征是：所述支撑架一侧装有若干层爬梯，每层爬梯装有防护栏杆。 2
烟气脱硫脱硝技术大汇总 第一部分 脱硫技术 目前烟气脱硫技术种类达几十种，按脱硫过程是否加水和脱硫产物的干湿形态，烟气脱硫分为：湿法、半干法、干法三大类脱硫工艺。湿法脱硫技术较为成熟，效率高，操作简单。 1湿法烟气脱硫技术 优点：湿法烟气脱硫技术为气液反应，反应速度快，脱硫效率高，一般均高于90％，技术成熟，适用面广。湿法脱硫技术比较成熟，生产运行安全可靠，在众多的脱硫技术中，始终占据主导地位，占脱硫总装机容量的80％以上。 缺点：生成物是液体或淤渣，较难处理，设备腐蚀性严重，洗涤后烟气需再热，能耗高，占地面积大，投资和运行费用高。系统复杂、设备庞大、耗水量大、一次性投资高，一般适用于大型电厂。 分类：常用的湿法烟气脱硫技术有石灰石-石膏法、间接的石灰石-石膏法、柠檬吸收法等。 A石灰石／石灰-石膏法： 原理：是利用石灰石或石灰浆液吸收烟气中的SO2，生成亚硫酸钙，经分离的亚硫酸钙（CaSO3）可以抛弃，也可以氧化为硫酸钙 （CaSO4），以石膏形式回收。是目前世界上技术最成熟、运行状况最稳定的脱硫工艺，脱硫效率达到90％以上。 目前传统的石灰石/石灰—石膏法烟气脱硫工艺在现在的中国市场应用是比较广泛的，其采用钙基脱硫剂吸收二氧化硫后生成的亚硫酸钙、硫酸钙，由于其溶解度较小，极易在脱硫塔内及管道内形成结垢、堵塞现象。对比石灰石法脱硫技术，双碱法烟气脱硫技术则克服了石灰石—石
灰法容易结垢的缺点。 B 间接石灰石-石膏法: 常见的间接石灰石-石膏法有：钠碱双碱法、碱性硫酸铝法和稀硫酸吸收法等。原理：钠碱、碱性氧化铝(Al2O3·nH2O)或稀硫酸（H2SO4）吸收SO2，生成的吸收液与石灰石反应而得以再生，并生成石膏。该法操作简单，二次污染少，无结垢和堵塞问题，脱硫效率高，但是生成的石膏产品质量较差。 C 柠檬吸收法： 原理：柠檬酸(H3C6H5O7·H2O)溶液具有较好的缓冲性能，当SO2气体通过柠檬酸盐液体时，烟气中的SO2与水中H发生反应生成H2SO3络合物,SO2吸收率在99％以上。这种方法仅适于低浓度SO2烟气，而不适于高浓度SO2气体吸收，应用范围比较窄。 另外，还有海水脱硫法、磷铵复肥法、液相催化法等湿法烟气脱硫技术。 2干法烟气脱硫技术 优点：干法烟气脱硫技术为气同反应，相对于湿法脱硫系统来说，设备简单，占地面积小、投资和运行费用较低、操作方便、能耗低、生成物便于处置、无污水处理系统等。 缺点：但反应速度慢，脱硫率低，先进的可达60-80％。但目前此种方法脱硫效率较低，吸收剂利用率低，磨损、结垢现象比较严重，在设备维护方面难度较大，设备运行的稳定性、可靠性不高，且寿命较短，限制了此种方法的应用。 分类：常用的干法烟气脱硫技术有活性碳吸附法、电子束辐射法、荷电干式吸收剂喷射法、金属氧化物脱硫法等。 典型的干法脱硫系统是将脱硫剂(如石灰石、白云石或消石灰)直接喷入炉内。以石灰石为例，在高温下煅烧时，脱硫剂煅烧后形成多孔的氧化
选择性催化还原法（SCR）烟气脱硝技术概述 王清栋 （能源与动力工程1302班1306030217） 摘要：对选择性催化还原脱硝技术进行概述，分析了其机理，并简要介绍催化剂的种类及钝化与中毒机理.最后，对SCR技术进行总结与展望. 关键词:选择性催化还原；烟气脱硝；氮氧化物 Overview of Selective catalytic reduction (SCR) flue gas denitration Wang Qingdong (Power and Energy Engineering, class 1302 1306030217) Abstract: selective catalyst reduction flue gas denitration is reviewed. Its mechanism is analysed and catalyst is given a brief introduction. Catalyst passivation and poisoning mechanism is analysed. Finally, the summary and prospect of the technology are given. Keywords: SCR; NO x; flue gas denitration. 1.前言 氮氧化物是造成酸雨的主要酸性物质之一，是形成区域微细颗粒物污染和灰霾的主要原因，也是形成光化学烟雾的主要污染物，会引起多种呼吸道疾病，是“十二五”期间重点控制的空气污染物之一.2011年初通过的“十二五”规划纲要，要求NO x减少 10%，从而使NO x成为我国下一阶段污染减排的重点.烟气脱硝技术与NO的氧化、还原及吸附特性有关.根据反应介质状态的不同，分为干法脱硝和湿法脱硝.目前，已经在火力发电厂采用的烟气脱氮技术主要是选择性催化还原（SCR）和选择性非催化还原 （SNCR），其中采用最多的主流工艺是选择性催化还原法. 2.SCR反应原理 选择性催化还原脱氮是在一定温度和有催化剂存在的情况下，利用还原剂把烟气中的NO x还原为无毒无污染的N2和H2O.这一原理与1957年在美国发现，该工艺最早却在20世纪70年代的日本发展起来的. SCR 原理图如图一所示 氨气被稀释到空气或者蒸汽中，然后注入到烟气中脱硝，在催化剂表面，氨与NO x 生成氨气和水.SCR过程中的主要反应如下： 4NO+4NH3+O24N2+6H2O 基于V2O5的催化剂在有氧的条件下还对NO2的减少有催化作用，其反应式为 2NO2+4NH3+O23N2+6H2O