SNCR脱硝工艺流程

5.1.2.5脱硝系统

本项目的脱硝还原剂为尿素。本工程采用SNCR工艺进行脱硝，脱硝由SNCR 烟气脱硝完成。

在850～1100℃范围内，NH3或尿素还原NOx的主要反应为：

NH3为还原剂：4NH3+4NO+O2→4N2+6H2O

尿素为还原剂：NO+CO(NH2)2+1/2O2→2N2+CO2+H2O

尿素粉末储存于储仓，由电动葫芦吊装输送到溶解罐里，用除盐水将干尿素溶解成40～60%质量浓度的尿素溶液，通过尿素溶液给料泵输送到尿素溶液储罐。尿素溶液经由供液泵、计量与分配装置等进入尿素喷枪，并喷入用氨点。尿素溶液经绝热分解室，雾化后的尿素液滴在绝热分解室内分解为NH3，分解产物经由氨喷射系统进入烟气脱硝系统，再送达锅炉。飞灰由袋式除尘器进行处理。干态尿素筒仓、尿素溶解罐、尿素溶液储罐、尿素溶液给料泵、尿素溶液计量与分配装置等为2台机组的SNCR系统公用。尿素溶液喷射系统为单元制系统。脱硝工艺流程及职业病危害因素分布见图5-8。

图例：14氨17噪声26尿素

各种脱硝技术工艺流程图大集合

通过对国内外脱硫技术以及国内电力行业引进脱硫工艺试点厂情况的分析研究，目前脱硫方法一般可划分为燃烧前脱硫、燃烧中脱硫和燃烧后脱硫等3类。 其中燃烧后脱硫，又称烟气脱硫(Flue gas desulfurization，简称FGD)，在FGD技术中，按脱硫剂的种类划分，可分为以下五种方法：以CaCO3(石灰石)为基础的钙法，以MgO为基础的镁法，以Na2SO3为基础的钠法，以NH3为基础的氨法，以有机碱为基础的有机碱法。世界上普遍使用的商业化技术是钙法，所占比例在90%以上。 按吸收剂及脱硫产物在脱硫过程中的干湿状态又可将脱硫技术分为湿法、干法和半干(半湿)法。湿法FGD技术是用含有吸收剂的溶液或浆液在湿状态下脱硫和处理脱硫产物，该法具有脱硫反应速度快、设备简单、脱硫效率高等优点，但普遍存在腐蚀严重、运行维护费用高及易造成二次污染等问题。 干法FGD技术的脱硫吸收和产物处理均在干状态下进行，该法具有无污水废酸排出、设备腐蚀程度较轻，烟气在净化过程中无明显降温、净化后烟温高、利于烟囱排气扩散、二次污染少等优点，但存在脱硫效率低，反应速度较慢、设备庞大等问题。 半干法FGD技术是指脱硫剂在干燥状态下脱硫、在湿状态下再生(如水洗活性炭再生流程)，或者在湿状态下脱硫、在干状态下处理脱硫产物(如喷雾干燥法)的烟气脱硫技术。特别是在湿状态下脱硫、在干状态下处理脱硫产物的半干法，以其既有湿法脱硫反应速度快、脱硫效率高的优点，又有干法无污水废酸排出、脱硫后产物易于处理的优势而受到人们广泛的关注。按脱硫产物的用途，可分为抛弃法和回收法两种。 高粉尘布置SCR系统工艺流程图

选择性非催化还原脱硝技术(SNCR)工艺流程图 SCR烟气脱硝工艺流程图

SNCR脱硝原理

SNCR脱硝技术即选择性非催化还原（Selective Non-Catalytic Reduction，以下简写为SNCR）技术，是一种不用催化剂，在850～1100℃的温度范围内，将含氨基的还原剂（如氨水，尿素溶液等）喷入炉内，将烟气中的NOx还原脱除，生成氮气和水的清洁脱硝技术。 在合适的温度区域，且氨水作为还原剂时，其反应方程式为： 4NH3 + 4NO + O2→4N2 + 6H2O （1） 然而，当温度过高时，也会发生如下副反应： 4NH3 + 5O2→4NO + 6H2O（2） SNCR烟气脱硝技术的脱硝效率一般为30%～80%，受锅炉结构尺寸影响很大。采用SNCR技术，目前的趋势是用尿素代替氨作为还原剂。 SNCR脱硝原理 SNCR 技术脱硝原理为： 在850～1100℃范围内，NH3或尿素还原NOx的主要反应为： NH3为还原剂: 4NH3 + 4NO +O2 → 4N2 + 6H2O 尿素为还原剂: NO+CO(NH2)2 +1/2O2 → 2N2 + CO2 + H2O 系统组成： SNCR（喷氨）系统主要由卸氨系统、罐区、加压泵及其控制系统、混合系统、分配与调节系统、喷雾系统等组成。 SNCR系统烟气脱硝过程是由下面四个基本过程完成： 接收和储存还原剂；在锅炉合适位置注入稀释后的还原剂；

还原剂的计量输出、与水混合稀释；还原剂与烟气混合进行脱硝反应。 工艺流程 如图（二）所示，水泥窑炉SNCR烟气脱硝工艺系统主要包括还原剂储存系统、循环输送模块、稀释计量模块、分配模块、背压模块、还原剂喷射系统和相关的仪表控制系统等。 SNCR脱硝工艺流程图 图（二）典型水泥窑炉SNCR脱硝工艺流程图 SNCR脱硝设备 序 名称数量单位号 1 氨水加压泵组 1 套

高分子SNCR脱硝工艺流程

高分子SNCR脱硝工艺流程 固态高分子的脱硝工艺是一种炉内脱硝工艺，它采用粉体气相自动输送系统，在炉体烟气出口处及炉膛高温区选择几处合适位置打孔将高分子脱硝剂喷入，在合适反应温度区将NOx还原成N2和H2O。 高分子SNCR脱硝工艺的技术特点 1. 脱硝效率高；众所周知，氨系SNCR的脱硝效率一般在40~60%之间，而高分子SNCR脱硝效率可达85%以上。 2. 工艺简单，使用方便，空间布置灵活；标准化的气流混合及输送一体化装置，不受现有脱硝现场的场地及空间限制，特别适合对SCR脱硝场地有严格要求的场合。 3. 项目一次性投资少。气流混合及输送装置一体化、系列化和标准化，无需现场施工安装，一次性投资比SNCR和SCR工艺大大减少。 4. 脱硝能耗少，使用成本低。工艺装置的动力要求很少，一般整套工艺装置20~30kW的动力配置即可。高分子脱硝剂的用量比和氨系SNCR还原剂的用量相同或者还要低。一般在脱硝剂消耗费用在30~50元/吨煤 5. 没有有害副产物，不形成二次污染；高分子脱硝剂的反应生成物为N2、CO2和H2O，无其它有机物产生，不生成有害副产物，不会形成铵盐，也无氨逃逸现象。 6. 具有节能和清洁的效果。在使用了高分子脱硝剂之后，锅炉管壁积灰和结焦都会缓解或清除，使热传导加快，热损失减少，因而起到节能和清洁的效果。和传统的SNCR脱硝工艺相比，固态高分子脱硝工艺无需向炉膛中喷入工艺水，无需消耗气化潜热，因此也提高了锅炉的燃烧效率。 7. 脱硝系统安全性好。和传统的SNCR脱硝工艺相比，高分子SNCR脱硝工艺不利用氨水或者液氨来还原NOx，因此工艺设计上也无需考虑氨水运输及存储所带来的安全问题。因此SNCR在脱硝工艺上的安全性大大提高。 PCR脱硝与SNCR脱硝工艺对比（按75t/h循环流化床锅炉考虑） SNCR法 PCR法备注 设备安装难易程度困难容易SNCR法设备多，安装复杂；PNCR法集装箱式安装简单 工艺情况复杂简单SNCR法系统多、工艺复杂；PNCR法工艺简单 安装周期较长短SNCR法安装周期常规30天；PNCR法安装周期15天 安全性低高SNCR法还原剂氨水为危险化学品，运输、储存危险性高； PNCR法脱硝剂为固态粉末状，运输、储存安全、方便 运行维护复杂简单SNCR法设备多运行维护复杂；PNCR法简单、运行维护方便 脱硝剂耗量 20%氨水 每小时40Kg 每小时13Kg 脱硝剂成本基本持平

脱硫脱硝工艺概述

石灰石-石膏湿法脱硫工艺概述 烟气脱硫采用技术为石灰石—石膏湿法烟气脱硫工艺。脱硫剂采用石灰石粉(CaCO3), 石灰石由于其良好的化学活性及低廉的价格因素而成为目前世界上湿法脱硫广泛采用的脱硫剂制备原料。SO2与石灰石浆液反应后生成的亚硫酸钙, 就地强制氧化为石膏，石膏经二级脱水处理可作为副产品外售。 本设计方案采用传统的单回路喷淋塔工艺，将含有氧化空气管道的浆池直接布置在吸收塔底部，塔内上部设置三层喷淋层和二级除雾器。从锅炉来的原烟气中所含的SO2与塔顶喷淋下来的石灰石浆液进行充分的逆流接触反应，从而将烟气中所含的SO2去除，生成亚硫酸钙悬浮。在浆液池中通过鼓入氧化空气,并在搅拌器的不断搅动下，将亚硫酸钙强制氧化生成石膏颗粒。脱硫效率按照不小于90%设计。其他同样有害的物质如飞灰，SO3，HCI 和HF也大部分得到去除。该脱硫工艺技术经广泛应用证明是十分成熟可靠的。 工艺布置采用一炉一塔方案，石灰石制浆、石膏脱水、工艺水、事故浆液系统等两塔公用。#1锅炉来的原烟气由烟道引出,经升压风机(两台静叶可调轴流风机) 增压后, 送至吸收塔，进行脱硫。脱硫后的净烟气经塔顶除雾器除雾后通过烟囱排放至大气.#2炉的烟道系统流程与#1炉相同，布置上与＃1炉为对称布置。 脱硫剂采用外购石灰石粉，用滤液水制成30%的浆液后在石灰石浆液箱中贮存，通过石灰石浆液泵不断地补充到吸收塔内.脱硫副产品石膏通过石膏排出泵,从吸收塔浆液池抽出，输送至石膏旋流站（一级脱水系统）,经过一级脱水后的底流石膏浆液其含水率约为50％左右，直接送至真空皮带过滤机进行二级过滤脱水。石膏被脱水后含水量降到10％以下。石膏产品的产量为20。42t/h（＃1、＃2炉设计煤种，石膏含≤10％的水分）.脱硫装置产生的废水经脱硫岛设置的废水处理装置处理后达标排放或回收利用. 脱硝工艺系统描述 3.1 脱硝工艺的原理和流程 本工程采用选择性催化还原法(SCR)脱硝技术.SCR脱硝技术是指在催化剂的作用下，还原剂（液氨）与烟气中的氮氧化物反应生成无害的氮和水，从而去除烟气中的NOx. 选择性是指还原剂NH3和烟气中的NOx发生还原反应，而不与烟气中的氧气发生反应。 化学反应原理 4 NO + 4 NH3 + O2 -—〉 4 N2 + 6 H2O 6 NO2 + 8 NH3 + O2 —-〉 7 N2 + 12 H2O

脱硝工艺流程

脱硝简介 1脱硝工艺流程 压缩机卸车液氨贮存液氨气化减压至脱硝装置 配风脱硝反应系统 鼓风机 2.主要设备（按两台脱硝机组公用一套氨站系统设计）。 （1）卸料压缩机（共2台） 卸料压缩机采用无油空压机。 氨站系统设置卸料压缩机，一备一用。选择的卸料压缩机能满足各种条件下的要求。卸料压缩机抽取储氨罐中的氨气，经压缩后将槽车的液氨推挤入液氨储罐中。卖方在选择压缩机排气量时，充分考虑储氨罐内液氨的饱和蒸汽压，液氨卸车流量，液氨管道阻力及卸氨时气候温度等。 （2）储氨罐（至少两个储氨罐） 液氨的贮罐容量，应按照锅炉BMCR工况，在设计条件下，考虑两台炉的脱硝装置运行，每天运行20小时，连续运行7天的消耗量考虑。贮罐上应安装有超流阀、逆止阀、紧急关断阀和安全阀，为贮罐液氨泄漏保护所用。贮罐还装有温度计、压力表、液位计、高液位报警仪和相应的变送器将信号送到脱硝装置公用系统控制系统或机组DCS，当贮罐内温度或压力高时报警。贮罐应有防太阳辐射措施，还应防台风、暴雨。四周安装有工业水喷淋管线及喷嘴，当贮罐罐体温度过高时自动淋水装置启动，对罐体自动喷淋降温；当有微量氨气泄漏时也可启动自动淋水装置，对氨气进行吸收，控制氨气污染。为了保证喷淋水源的连续性，应设计备用水源可与其切换。 氨储存与卸载系统设置2套。罐体为同样大小，氨储存罐为全焊接并且采用16MnR制造而成。 系统能满足2个氨储存罐互相倒罐。 （3）液氨供应泵 南方工程不设置供应泵，液氨进入蒸发槽，利用压差和液氨自身的重力势能实现。 （4）液氨蒸发槽（2台）

液氨蒸发所需要的热量采用蒸汽加热来提供热量。蒸发器上装有压力控制阀将氨气压力控制在一定范围，当出口压力达到过高时，则切断液氨进料。在氨气出口管线上应装有温度检测器，当温度过低时切断液氨，使氨气至稳压罐维持适当温度及压力，蒸发器也应装有安全阀，可防止设备压力异常过高。液氨蒸发器应按照在BMCR工况下2×100％容量设计（一用一备）。 （5）氨气缓冲槽（1台） 从蒸发器蒸发的氨气流进入氨气稳压罐，通过调压阀减压成一定压力，再通过氨气输送管线送到锅炉侧的脱硝系统。氨气稳压罐应能满足为SCR系统供应压力稳定的氨气，避免受蒸发器操作不稳定所影响。稳压罐上也应设置有安全阀保护设备。两台锅炉共设置一台。 （6）氨气稀释槽（1台） 氨气稀释罐为一定容积水槽，水槽的液位应由溢流管线维持，稀释槽设计由槽顶淋水和槽侧进水。液氨系统各排放处所排出的氨气由管线汇集后从稀释罐底部进入，通过分散管将氨气分散入稀释罐中，利用大量水来吸收安全阀等排放的氨气。水箱通风管的设计确保达到使通风管出口氨的浓度最小，设计的最大浓度为2ppm，以避免氨气味的发散。两台锅炉共设置一台。 （7）稀释风机（每台机组2台风机） 喷入反应器烟道的氨气应为空气稀释后的含5％左右氨气的混合气体。所选择的风机应该满足脱除烟气中NOx最大值的要求，并留有一定的余量。稀释风机应按两台100％容量（一用一备）设置。 （8）氨气泄漏检测安全报警系统（8套） 液氨贮存及供应系统周边应设有氨气检测器，以检测氨气的泄漏，并显示大气中氨的浓度。当检测器测得大气中氨浓度过高时，在脱硝装置公用系统控制系统和机组控制室会发出警报，就地应发出声响、闪光警报，操作人员采取必要的措施，以防止氨气泄漏的异常情况发生。电厂液氨贮存及供应系统设在炉后，应采取措施与周围系统作适当隔离，并设安全警告装置。 设计的氨气泄漏检测器的布置位置及数量详见下表：

电厂脱硫脱硝的工艺流程设计

电厂脱硫脱硝的工艺流程设计 在本次的设计中工艺流程是先脱硝再脱硫，是对燃烧后的烟气进行的处理过程，脱硝装置采用低粉尘布置。脱硝采用选择性催化还原（SCR法，脱硫采用的是湿式石灰石—石膏法烟气脱硫法。 一、低粉尘布置的SCR工艺特点 优点锅炉烟气经过静电除尘器之后，粉尘浓度下降，可以延长催化剂的使用寿命；与锅炉本体独立，不影响锅炉的正常运行；氨的泄漏量小于高温布置方式的泄漏量。 缺点 与高粉尘布置一样，烟气中含有大量的SQ，催化剂可以是部分SQ氧化，生成SQ,并可能与泄露的氨生成腐蚀性很强的硫酸铵（或者硫酸氢铵）; 由于烟气温度较低（约为160°C），可供选择的催化剂的种类较少；国内没有运用经验，国外可供参考的工程实例也较少。湿式石灰石—石膏法烟气脱硫工艺特点 优点 脱硫效率高。适用于大容量机组，且可多台机组配备一套脱硫装置。 技术成熟，运行可靠性好。 对煤种变化的适应性强。 吸收剂资源丰富，价格便宜。脱硫副产品便于综合利用。 缺点 石灰浆制备要求高，流程复杂。设备易结垢、堵塞。 脱硫剂的利用率偏低，增加了脱硫剂和脱硫产物的处理费用。 SCR兑硝工艺特点 优点 使用催化剂，反应温度低； 净化率高，脱NO x效率可达85%; 工艺设备紧凑，运行可靠；还原后的氨气放空，无二次污染； 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NH3和烟气的SQ作用，生成易腐蚀和堵塞设备的（NH4）2SO4和NH4HSQ,会降低氨的利用率，同时加剧空气预热器低温腐蚀。设计参数 1、2X 300MW石灰石-石膏湿式法脱硫工艺参数设计（含GGH） （1 ）确定的参数； 1）哈尔滨锅炉有限公司HG-1060/型号锅炉； 2）环境温度20C，空气的水质含量1%; 3）石灰石品质：CaCO含量%, SiQ含量％,CaO含量％, MgO含量％, S含量%; 4）高温电除尘器除尘效率%； 5）除尘器漏风系数3%; 6）增压风机漏风系数1%; 7）GGH漏风系数1%. （2）设计的参数 1）除尘器出口烟气温度138 C；

SCR脱硝技术简介38941

SCR 脱硝技术 SCR （Selective Catalytic Reduction ）即为选择性催化还原技术，近几年来发展较快，在西欧和日本得到了广泛的应用，目前氨催化还原法是应用得最多的技术。它没有副产物，不形成二次污染，装置结构简单，并且脱除效率高（可达90%以上），运行可靠，便于维护等优点。 选择性是指在催化剂的作用和在氧气存在条件下，NH3优先和NOx 发生还原脱除反应，生成氮气和水，而不和烟气中的氧进行氧化反应，其主要反应式为： O H N O NH NO 22236444+→++ O H N O NH NO 222326342+→++ 在没有催化剂的情况下，上述化学反应只是在很窄的温度范围内（980℃左右）进行，采用催化剂时其反应温度可控制在300-400℃下进行，相当于锅炉省煤器与空气预热器之间的烟气温度，上述反应为放热反应，由于NOx 在烟气中的浓度较低， 故反应引起催化剂温度的升高可以忽略。 下图是SCR 法烟气脱硝工艺流程示意图 SCR 脱硝原理 SCR 技术脱硝原理为：在催化剂作用下，向温度约280～420 ℃的烟气中喷入氨，将X NO 还原成2N 和O H 2。

SCR脱硝催化剂： 催化剂作为SCR脱硝反应的核心,其质量和性能直接关系到脱硝效率的高低,所以,在火电厂脱硝工程中, 除了反应器及烟道的设计不容忽视外,催化剂的参数设计同样至关重要。 一般来说,脱硝催化剂都是为项目量身定制的,即依据项目烟气成分、特性,效率以及客户要求来定的。催化剂的性能(包括活性、选择性、稳定性和再生性)无法直接量化,而是综合体现在一些参数上,主要有:活性温度、几何特性参数、机械强度参数、化学成分含量、工艺性能指标等。 催化剂的形式有：波纹板式，蜂窝式，板式

脱硝工艺介绍

图6-1 典型火电厂SCR法烟气脱硝工艺流程图

脱硝工艺介绍 1脱硝工艺 图1 LNB、SNCR和SCR在锅炉系统中的位置 目前成熟的燃煤电厂氮氧化物控制技术主要包括燃烧中脱硝技术和烟气脱硝技术，其中燃烧中脱硝技术是指低氮燃烧技术（LNB），烟气脱硝技术包括SCR、SNCR 和SNCR/SCR联用技术等，其在锅炉系统中的位置如图1所示。

1.1烟气脱硝工艺应用 目前进入工业应用的成熟的燃煤电厂烟气脱硝技术主要包括SCR、SNCR和SNCR/SCR联用技术。 1）SNCR脱硝技术是指在锅炉炉膛出口900~1100℃的温度范围内喷入还原剂（如 氨气）将其中的NOx选择性还原成N 2和H 2 O。SNCR工艺对温度要求十分严格，对机组 负荷变化适应性差，对煤质多变、机组负荷变动频繁的电厂，其应用受到限制。大型机组脱硝效率一般只有25~45%，SNCR脱硝技术一般只适用于老机组改造且对NOx排放要求不高的区域。 2）SCR烟气脱硝技术是指在300~420℃的烟气温度范围内喷入氨气作为还原剂， 在催化剂的作用下与烟气中的NOx发生选择性催化反应生成N 2和H 2 O。SCR烟气脱硝 技术具有脱硝效率高，成熟可靠，应用广泛，经济合理，适应性强，特别适合于煤质多变、机组负荷变动频繁以及对空气质量要求较敏感的区域的燃煤机组上使用。SCR 脱硝效率一般可达80～90%，可将NOx排放浓度降至100mg/m3（标态，干基，6%O 2 ）以下。 3）SNCR/SCR联用技术是指在烟气流程中分别安装SNCR和SCR装置。在SNCR区段喷入液氨等作为还原剂，在SNCR装置中将NOx部分脱除；在SCR区段利用SNCR工 艺逃逸的氨气在SCR催化剂的作用下将烟气中的NOx还原成N 2和H 2 O。SNCR/SCR联用 工艺系统复杂，而且脱硝效率一般只有50~70%。 三种烟气脱硝技术的综合比较见表1。 表1 烟气脱硝技术比较 序号项目 技术方案 SCR SNCR/SCR联用SNCR 1 还原剂NH3或尿素尿素或NH3尿素或NH3 2 反应温度300~420℃前段：900~1100℃ 后段：300~420℃ 900~1100℃ 3 催化剂V2O5-WO3（MoO3）/TiO2基催化 剂 后段加装少量SCR催化剂不使用催化剂 4 脱硝效率80%~90% 50%~70% 大型机组25%~50% 5 SO2/SO3氧化会导致SO2/SO3氧化SO2/SO3氧化较SCR低不导致SO2/SO3氧化 6 NH3逃逸小于3ppm 小于3ppm 小于10ppm 7 对空气预 热器影响 催化剂中的V等多种金属会 对SO2的氧化起催化作用， SO2/SO3氧化率较SCR低， 造成堵塞或腐蚀的机会较 不会因催化剂导致 SO2/SO3的氧化，造成堵

SCR脱硝技术简介

SCR脱硝技术 SCR（Selective Catalytic Reduction）即为选择性催化还原技术，近几年来发展较快，在西欧和日本得到了广泛的应用，目前氨催化还原法是应用得最多的技术。它没有副产物，不形成二次污染，装置结构简单，并且脱除效率高（可达90%以上），运行可靠，便于维护等优点。 选择性是指在催化剂的作用和在氧气存在条件下，NH3优先和NOx发生还原脱除反应，生成氮气和水，而不和烟气中的氧进行氧化反应，其主要反应式为： 4NO+4NH3+O2→4N2+6H2O（1） 2NO2+4NH3 +O2→ 3N2+6H2O（2） 在没有催化剂的情况下，上述化学反应只是在很窄的温度范围内（980℃左右）进行，采用催化剂时其反应温度可控制在300-400℃下进行，相当于锅炉省煤器与空气预热器之间的烟气温度，上述反应为放热反应，由于NOx在烟气中的浓度较低，故反应引起催化剂温度的升高可以忽略。 下图是SCR法烟气脱硝工艺流程示意图 SCR脱硝原理 SCR 技术脱硝原理为：在催化剂作用下，向温度约280～420 ℃的烟气中喷入氨，将

NOX 还原成N2 和H2O。 SCR脱硝催化剂： 催化剂作为SCR脱硝反应的核心,其质量和性能直接关系到脱硝效率的高低,所以,在火电厂脱硝工程中, 除了反应器及烟道的设计不容忽视外,催化剂的参数设计同样至关重要。 一般来说,脱硝催化剂都是为项目量身定制的,即依据项目烟气成分、特性,效率以及客户要求来定的。催化剂的性能(包括活性、选择性、稳定性和再生性)无法直接量化,而是综合体现在一些参数上,主要有:活性温度、几何特性参数、机械强度参数、化学成分含量、工艺性能指标等。 催化剂的形式有：波纹板式，蜂窝式，板式

SNCR烟气脱硝技术工艺流程示意图

SNCR烟气脱硝技术工艺流程示意图 时间:2013-03-18 20:48来源:环保网 选择性催化还原脱除NOx的运行成本主要受催化剂寿命的影响,因此提出一种不需要催化剂的选择性还原,这就是选择性非催化还原技术。该技术是用NH3、尿素等还原剂喷入炉内与NOx进行选择性反应,不用催化剂,因此必须在高温区加入还原剂。还原剂喷入炉膛温度为900～1100℃的区域,该还原剂(尿素)迅速热分解成NH3并与烟气中的NOx进行SNCR反应生成N2,该方法是以炉膛为反应器。研究发现,在炉膛900～1100℃这一狭窄的温度范围内,在无催化剂作用下,NH3 或尿素等氨基还原剂可选择性地还原烟气中的NOx,基本上不与烟气中的O2作用,据此发展了SNCR法。在900～1100℃的范围内,NH3或尿素还原NOx的主要反应如下。 NH3为还原剂: 4NH3+4NO+O24N2+6H2O 尿素为还原剂: 2NO+CO(NH2)2+12O22N2+CO2+2H2O 当温度高于1100℃时,NH3则会被氧化为NO,即: 4NH3+5O24NO+6H2O 不同还原剂有不同的反应温度范围,此温度范围称为温度窗。NH3的反应最佳温度区为900～1100℃。当反应温度过高时,由于氨的分解会使NOx还原率降低;另一方面,反应温度过低时,氨的逃逸增加,也会使NOx还原率降低。NH3是高挥发性的有毒物质,氨的逃逸会造成新的环境污染。 引起SNCR系统氨逃逸的原因有2种,一是由于喷入点烟气温度低影响了氨与NOx 的反应;另一种可能是喷入的还原剂过量或还原剂分布不均匀。 还原剂喷入系统必须能将还原剂喷入到炉内最有效的部位,因为NOx的分布在炉膛对流断面上是经常变化的,如果喷入控制点太少或喷到炉内某个断面上的氨分布不均匀,则会出现分布较高的氨逃逸量。在较大的燃煤锅炉中,还原剂的均匀分布则更困难,因为较长的喷入距离需要覆盖相当大的炉内截面。 为保证脱硝反应能充分地进行,以最少的喷入NH3量达到最好的还原效果,必须设法使喷入的NH3与烟气良好地混合。若喷入的NH3不充分反应,则逃逸的NH3不仅会使烟气中的飞灰容易沉积在锅炉尾部的受热面上,而且烟气中NH3遇到SO3会产生(NH4)2SO4,容易造成空气预热器堵塞,并有腐蚀的危险。 SNCR烟气脱硝技术的脱硝效率一般不高,受锅炉结构尺寸影响很大,多用作低NOx燃烧技术的补充处理手段。采用SNCR技术,目前的趋势是用尿素代替氨作为还原剂。值得注意的是,近年的研究表明,用尿素作为还原剂时,NOx会转化为 N2O,N2O会破坏大气平流层中的臭氧,除此之外,N2O还被认为会产生温室效应,因此产生N2O问题已引起人们的重视。 SNCR技术的工业应用是20世纪70年代中期在日本的一些燃油、燃气电厂开始的,欧盟国家于20世纪80年代末在一些燃煤电厂也开始SNCR技术的工业应用。美国的SNCR技术在燃煤电厂的工业应用是在20世纪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5GW以上。

脱硝工艺流程

脱硝工艺流程 This model paper was revised by the Standardization Office on December 10, 2020

脱硝简介 1脱硝工艺流程 压缩机卸车液氨贮存液氨气化减压至脱硝装置 配风脱硝反应系统 鼓风机 2.主要设备（按两台脱硝机组公用一套氨站系统设计）。 （1）卸料压缩机（共2台） 卸料压缩机采用无油空压机。 氨站系统设置卸料压缩机，一备一用。选择的卸料压缩机能满足各种条件下的要求。卸料压缩机抽取储氨罐中的氨气，经压缩后将槽车的液氨推挤入液氨储罐中。卖方在选择压缩机排气量时，充分考虑储氨罐内液氨的饱和蒸汽压，液氨卸车流量，液氨管道阻力及卸氨时气候温度等。 （2）储氨罐（至少两个储氨罐） 液氨的贮罐容量，应按照锅炉BMCR工况，在设计条件下，考虑两台炉的脱硝装置运行，每天运行20小时，连续运行7天的消耗量考虑。贮罐上应安装有超流阀、逆止阀、紧急关断阀和安全阀，为贮罐液氨泄漏保护所用。贮罐还装有温度计、压力表、液位计、高液位报警仪和相应的变送器将信号送到脱硝装置公用系统控制系统或机组DCS，当贮罐内温度或压力高时报警。贮罐应有防太阳辐射措施，还应防台风、暴雨。四周安装有工业水喷淋管线及喷嘴，当贮罐罐体温度过高时自动淋水装置启动，对罐体自动喷淋降温；当

有微量氨气泄漏时也可启动自动淋水装置，对氨气进行吸收，控制氨气污染。为了保证喷淋水源的连续性，应设计备用水源可与其切换。 氨储存与卸载系统设置2套。罐体为同样大小，氨储存罐为全焊接并且采用16MnR制造而成。 系统能满足2个氨储存罐互相倒罐。 （3）液氨供应泵 南方工程不设置供应泵，液氨进入蒸发槽，利用压差和液氨自身的重力势能实现。（4）液氨蒸发槽（2台） 液氨蒸发所需要的热量采用蒸汽加热来提供热量。蒸发器上装有压力控制阀将氨气压力控制在一定范围，当出口压力达到过高时，则切断液氨进料。在氨气出口管线上应装有温度检测器，当温度过低时切断液氨，使氨气至稳压罐维持适当温度及压力，蒸发器也应装有安全阀，可防止设备压力异常过高。液氨蒸发器应按照在BMCR工况下2×100％容量设计（一用一备）。 （5）氨气缓冲槽（1台） 从蒸发器蒸发的氨气流进入氨气稳压罐，通过调压阀减压成一定压力，再通过氨气输送管线送到锅炉侧的脱硝系统。氨气稳压罐应能满足为SCR系统供应压力稳定的氨气，避免受蒸发器操作不稳定所影响。稳压罐上也应设置有安全阀保护设备。两台锅炉共设置一台。 （6）氨气稀释槽（1台）

SNCR脱硝工艺流程

SNCR脱硝工艺流程 文章来源：蓝白蓝网2010-02-21 10:51 (1)反应剂的接收和储存 采用氨作吸收剂时，既可用液氨，也可用氨水。液氨在常温下呈气态，必须在压力容器中运输和储存，有较高的安全要求。氨水一般采用29.49%的水溶液。由于大于28%的氨水的储运需获得许可，所以近年来也有在SNCR系统中采用19%的氨水。但在降低氨水浓度的同时，增加了所需的储存空间。液氨和氨水都必须经过一个蒸发器，以气态的形式喷入炉膛。可见，氨水比液氨需要消耗更多的蒸发热量。 尿素一般采用50%的水溶液，可直接喷入炉膛。由于尿素的冰点仅为17.8℃。因此，较冷的季节对尿素溶液进行加热和循环。尿素可采用固体颗粒运输，但在厂内必须设置溶解装置。与氨系统相比，尿素系统有以下优点：尿素是一种无毒、低挥发的液体,在运输和储存方面比氨更加安全；此外,尿素溶液喷入炉膛后在烟气中扩散较远,可改善大型锅炉中吸收剂和烟气的混合效果。由于尿素的安全性和良好的扩散性能,采用尿素的SNCR 系统多在大型锅炉上应用。 (2)吸收剂的稀释、计量与混合 稀释水压力控制模块（DWP）的典型设计由2台全流量的多级不锈钢离心泵，一组双联过滤器、压力控制阀和压力/流量仪表等组成。供反应器稀释用的 工艺水中同届固形物要低，过滤后水中悬浮物应低于50mg/L （3）反应剂喷入的测量 喷射区测量( IZM) 模块是用来测量锅炉每个喷射区喷入的反应剂浓度和流量。尿素喷入锅炉前必须用来自EWP 模块的过滤水将50 %的尿素溶液稀释到10 %。每个IZM 模块包括1 台化学计量泵、1台水泵、1 个管道静态混合器和1 个现场控制盘、区段隔离阀和流量计、控制阀等。IZM 模块通常设计成含有与中央控制模块和局地顺序逻辑控制(PLC)等控制系统相响应的化学反应剂的流量和区段压力阀。通过该控制系统IZM 模块,可随出口NOx 浓度、锅炉负荷、燃料质量等变化来调整反应剂加入量和反应活性。根据锅炉容量、处理前后NOx 浓度和所要求的NOx 去除率,尿素SNCR 系统一般可采用1～5 组IZM模块,并联合安装在一个滑动底板上。 （4）反应剂的分配和喷入部位 混匀的尿素稀释液从IZM 模块输送到装在临近锅炉的分配模块上。每个分配模块由流量计、平衡阀和与自动控制系统连接的调节器组成。控制系统能精确地控制流入每个喷射器的反应剂量和雾化空气或蒸汽流量。分配模块也包括为控制尿素喷入过程用的手动阀、压力表和不锈钢连接管等。供反应剂至多个喷射器的每个IZM模块只设1 个分配模块。 对于大容量锅炉,要将多个喷射器安装在锅炉的几个不同部位,且能通过IZM 模块进行独立操作或联合操作。应对反应剂喷入量和喷入部位进行控制,使SNCR 系统对锅炉负荷变动和维持氨的逃逸量具有可操作性。喷射区数量和部位由锅炉的温度场和流场来确定。应用流场和化学反应的数值模拟来优化喷射部位。典型的设计是设1～5 个喷射区,每个区设4～12 个喷射器。喷射器一般布置在锅炉 过热器和再热器之间,对于老锅炉的改造,也可设在水冷壁区。 （5）反应剂与烟气的混合 喷射器有墙式和枪式2 种类型。墙式喷射器在特定部位插入锅炉内墙,一般每个喷射部位设置1个喷嘴。墙式喷嘴一般应用于短程喷射就能使反应剂与烟气达到均匀混合的小型锅炉和尿素SNCR 系统。由于墙式喷嘴不直接暴露于高温烟气中,其使用寿命要比喷枪式长。 枪式喷射器由1 根细管和喷嘴组成,可将其从炉墙深入到烟流中。喷枪一般应用于烟气与反应剂难于混合的氨喷SNCR 系统和大容量锅炉。在某些设计中喷枪可延伸到锅炉整个断面。喷枪可按单个喷嘴或多个喷嘴设计。后者的设计较为复杂,因此,要比单个喷嘴的喷枪和墙式喷嘴价格贵些。因喷射器忍受着高温和烟气的冲击,易遭受侵蚀、腐蚀和结构破坏,因此,喷射器一般用不锈钢制造,且设计成可更换的。除此以外,喷射器常用空气、蒸汽和水进行冷却。为使喷射器最少地暴露于高温烟气中,喷枪式喷射器和一些墙式喷嘴也可设计成可伸缩的。当遇到锅炉启动、停运、季节性运行或一些其他原因SNCR 需停运时,可将喷射器退出运行。 反应剂用专门设计的喷嘴在有压下喷射,以获得最佳尺寸和分布的液滴。用喷射角和速度控制反应剂轨迹,尿素系统常通过双流体喷嘴用载体流,如空气或蒸汽,与反应剂一起喷射。有高能和低能2种

脱硝工艺介绍

图6-1 典型火电厂SCR法烟气脱硝工艺流程图脱硝工艺介绍

1脱硝工艺 图1 LNB、SNCR和SCR在锅炉系统中的位置 目前成熟的燃煤电厂氮氧化物控制技术主要包括燃烧中脱硝技术和烟气脱硝技术，其中燃烧中脱硝技术是指低氮燃烧技术（LNB），烟气脱硝技术包括SCR、SNCR 和SNCR/SCR联用技术等，其在锅炉系统中的位置如图1所示。 1.1烟气脱硝工艺使用 目前进入工业使用的成熟的燃煤电厂烟气脱硝技术主要包括SCR、SNCR和SNCR/SCR联用技术。 1）SNCR脱硝技术是指在锅炉炉膛出口900~1100℃的温度范围内喷入还原剂（如氨气）将其中的NOx选择性还原成N2和H2O。SNCR工艺对温度要求十分严格，对机组负荷变化适应性差，对煤质多变、机组负荷变动频繁的电厂，其使用受到限制。

大型机组脱硝效率一般只有25~45%，SNCR脱硝技术一般只适用于老机组改造且对NOx排放要求不高的区域。 2）SCR烟气脱硝技术是指在300~420℃的烟气温度范围内喷入氨气作为还原剂，在催化剂的作用下和烟气中的NOx发生选择性催化反应生成N2和H2O。SCR烟气脱硝技术具有脱硝效率高，成熟可靠，使用广泛，经济合理，适应性强，特别适合于煤质多变、机组负荷变动频繁以及对空气质量要求较敏感的区域的燃煤机组上使用。SCR脱硝效率一般可达80～90%，可将NOx排放浓度降至100mg/m3（标态，干基，6%O2）以下。 3）SNCR/SCR联用技术是指在烟气流程中分别安装SNCR和SCR装置。在SNCR区段喷入液氨等作为还原剂，在SNCR装置中将NOx部分脱除；在SCR区段利用SNCR工艺逃逸的氨气在SCR催化剂的作用下将烟气中的NOx还原成N2和H2O。SNCR/SCR联用工艺系统复杂，而且脱硝效率一般只有50~70%。 三种烟气脱硝技术的综合比较见表1。 表1 烟气脱硝技术比较 序号项目 技术方案 SCR SNCR/SCR联用SNCR 1 还原剂NH3或尿素尿素或NH3尿素或NH3 2 反应温度300~420℃前段：900~1100℃ 后段：300~420℃ 900~1100℃ 3 催化剂V2O5-WO3（MoO3）/TiO2基 催化剂 后段加装少量SCR催化剂不使用催化剂 4 脱硝效率80%~90% 50%~70% 大型机组25%~50% 5 SO2/SO3氧化会导致SO2/SO3氧化SO2/SO3氧化较SCR低不导致SO2/SO3氧化 6 NH3逃逸小于3ppm 小于3ppm 小于10ppm 7 对空气预 热器影响 催化剂中的V等多种金属会 对SO2的氧化起催化作用， SO2/SO3氧化率较高，而NH3 和SO3易形成NH4HSO4造成 堵塞或腐蚀 SO2/SO3氧化率较SCR低， 造成堵塞或腐蚀的机会较 SCR低 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 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 影响和SCR相同无影响 9 锅炉的影响受省煤器出口烟气温度影响受炉膛内烟气流速、温度分 布及NOx分布的影响 和SNCR/SCR混合系 统影响相同 10 计算机模拟和物 理流动模型要求 需做计算机模拟和物理流动 模型试验 需做计算机模拟分析需做计算机模拟分析