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SNRB法脱硝北极星电力网技术频道 作者:佚名 2008-3-517:45:20 阅338次 关键词: 脱硝 snrbSNRB方法把所有的SO
2、NOx和颗粒的处理都集中在一个设备内,即一个高温的集尘室中其原理是在省煤器后喷人钙基吸收剂脱除SO2,在气体进布袋除尘器前喷人NH
3、在布袋除尘器的滤袋中悬浮选择性催化还原催化剂以去除NOx,布袋除尘器位于省煤器和换热器之间,以保证反应温度在300~500℃该技术已在美国进行了5MW电厂的试验,在NH3/NOx摩尔比为
0.85和氨的泄漏量小于4mg/m3时脱氮率达90;在以熟石灰为脱硫剂,钙硫比为
2.0时,可达到80~90的脱硫率;除尘效率达到
99.89SNRB工艺由于将三种污染物的清除集中在一个设备上,从而减少了占地面积由于该工艺是在脱氮之前已除去SO2和颗粒物,因而减少了催化剂层的堵赛、磨损和中毒其缺点是需要采用特制的耐高温陶瓷纤维编织的过滤袋,因而增加了成本来源中国电力网碱溶液吸收法脱硝北极星电力网技术频道 作者:佚名 2008-3-517:45:20 阅374次 关键词: 脱硝 吸收碱溶液吸收法的优点是能回收硝酸盐和亚硝酸盐产品,具有一定的经济效益,工艺流程和设备也比较简单缺点是在一般情况下吸收效率不高1净化原理用碱溶液NaOH、Na2CO
3、NH3·H2O等与NOx反应,生成硝酸盐和亚硝酸盐,反应如下2Na0H2NO2=NaNO3NaNO2H2O2NaOHNONO2=2NaNO2H2ONa2CO32NO2=NaNO3NaNO2CO2Na2CO3NONO2=2NaNO2CO2当用氨水吸收NOx时,挥发性的NH3在气相与NOx和水蒸气反应生成NH4NO3和NH4NO32NH3NONO2H2O=2NH4NO22NH32NO2H2O=NH4NO2NH4NO2由于NH4NO2不稳定,当浓度较高、温度较高或溶液pH值不合适时会发生剧烈反应甚至爆炸,再加上按盐不易被水或碱液捕集,因而限制了氨水吸收法的应用考虑到价格、来源、操作难易及吸收效率等因素,工业上应用较多的吸收液是NaOH和Na2CO3,尽管Na2CO3的吸收效果比NaOH差一些,但由于其廉价易得,应用更加普遍在实际应用中,一般用低于30的NaOH或10~15的Na2CO3溶液作吸收剂,在2~3个填料塔或筛板塔串联吸收,吸收效率随尾气的氧化度、设备及操作条件的不同而有差别,一般在60~90的范围内在吸收过程中,如果控制好NO和NOx为等分子吸收,吸收液中NaNO2浓度可达35以上,NaNO3浓度小于3这种吸收液可直接用于染料等生产过程,也可以将其进行蒸发、结晶、分离制取亚硝酸钠产品若在吸收液中加人HNO3,可使NaNO2氧化成NaNO3,制得硝酸钠产品2影响吸收的因素
①废气中的氧化度NO2与NOx的体积之比称为氧化度,当氧化度为54~60时,吸收速率最大,吸收效率最高这是由于NO与NO2反应生成N2O3的缘故由于NO不能单独被碱液吸收,所有碱液吸收法不宜直接用于处理燃烧烟气中NO比例很大的废气控制NOx废气中氧化度的方法有三种,一是对废气中的NO进行氧化;二是采用高浓度的NO2气体进行调节;三是先用稀硝酸吸收尾气中的部分NO
②吸收设备和操作条件除了尾气中的氧化度对吸收效率有较大影响外,吸收设备、气速、液气比和喷淋密度等操作条件对碱液吸收效果也有一定的影响一般来说,增大喷淋密度有利于吸收反应,选择适当的空塔速度可以适当提高吸收效率,最好是通过改进吸收设备来提高吸收效率如采用特殊分散板吸收塔,操作条件可以控制为尾气在塔内流速
0.05~
0.5m/s,液气比
0.2~15L/m3,可以将NOx浓度从10-3g/m3吸收至10-4g/m3,吸收效率达90来源中国电力网SNOX法脱硝北极星电力网技术频道 作者:佚名 2008-3-517:45:21 阅514次 关键词: 脱硝 nox NO烟气先经过选择性催化还原反应器,在催化剂作用下NOx被氨气还原成N2,随后烟气进入转换器,SO2催化氧化为SO3,并在冷凝器中凝结水合为硫酸,进一步浓缩为可销售的浓硫酸90该技术无废水和废渣产生,粉尘排放非常低;除用氮脱除NOx外,不消耗任何化学药剂;高的脱氮率约95%以上,低能耗煤中含硫量
1.6时,仅为发电量的o.2来源中国电力网液体吸收法脱硝工艺北极星电力网技术频道 作者:佚名 2008-3-517:45:20 阅333次 关键词: 脱硝 吸收液体吸收法脱硝工艺中常用的吸收剂主要有水、碱溶液、稀硝酸、浓硫酸等由于NO难溶于水和碱液,因而常采用氧化、还原或配合吸收的办法以提高NO的净化效率按吸收剂的种类和净化原理可将液体吸收法分为水吸收法、酸吸收法、碱吸收法、氧化-吸收法、吸收-还原法及液相配合法等工业上应用较多的是碱吸收法和氧化-吸收法来源中国电力网脉冲电晕放电等离子体烟气脱硫脱硝技术北极星电力网技术频道 作者:佚名 2008-3-517:44:38 阅352次 所属频道: 火力发电 关键词: 烟气脱硫 等离子 脱硝脉冲电源产生的高电压脉冲加在反应器电极上,在反应器电极之间产生强电场,在强电场作用下,部分烟气分子电离,电离出的电子在强电场的加速下获得能量,成为高能电子5~20eV,高能电子则可以激活、裂解、电离其他烟气分子,产生OH、O、HO2等多种活性粒子和自由基在反应器里,烟气中的SO
2、NO被活性粒子和自由基氧化为高阶氧化物SO
3、NO2,与烟气中的H2O相遇后形成H2SO4和HNO3,在有NH3或其它中和物注入情况下生成(NH4)2SO4/NH4NO3的气溶胶,再由收尘器收集脉冲电晕放电烟气脱硫脱硝反应器的电场本身同时具有除尘功能具有装置简单、运行成本低、有害污染物清除彻底、不产生二次污染等优点燃煤电厂、化工、冶金、建材等行业产生的含二氧化硫和氮氧化物的烟气来源中国电力网烟气脱硝技术概述北极星电力网技术频道 作者:佚名 2008-3-517:43:49 阅2032次 所属频道: 火力发电 关键词: 脱硝 烟气 脱硝技术烟气脱硝技术概述由于炉内低氮燃烧技术的局限性对于燃煤锅炉采用改进燃烧技术可以达到一定的除NOx效果但脱除率一般不超过60使得NOx的排放不能达到令人满意的程度为了进一步降低NOX的排放必须对燃烧后的烟气进行脱硝处理目前通行的烟气脱硝工艺大致可分为干法、半干法和湿法3类其中干法包括选择性非催化还原法SNCR、选择性催化还原法SCR、电子束联合脱硫脱硝法;半干法有活性炭联合脱硫脱硝法;湿法有臭氧氧化吸收法等就目前而言,干法脱硝占主流地位其原因是NOx与SO2相比,缺乏化学活性,难以被水溶液吸收;NOx经还原后成为无毒的N2和O2,脱硝的副产品便于处理;NH3对烟气中的NO可选择性吸收,是良好的还原剂湿法与干法相比,主要缺点是装置复杂且庞大;排水要处理,内衬材料腐蚀,副产品处理较难,电耗大(特别是臭氧法)来源中国电力网湿法脱硝原理北极星电力网技术频道 作者:佚名 2008-3-517:43:48 阅1499次 关键词: 脱硝 原理由于烟气中的NOx90以上是NO而NO难溶于水因此对NOx的湿法处理不能用简单的洗涤法湿法脱硝的原理是用氧化剂将NO氧化成NO2生成的NO2再用水或碱性溶液吸收从而实现脱硝O3氧化吸收法用O3将NO氧化成NO2然后用水吸收该法的生成物HNO3液体需经浓缩处理而且O3需要高电压制取初投资及运行费用高 ClO2氧化还原法ClO2将NO氧化成NO2然后用Na2SO3水溶液将NO2还原成N2该法可以和采用NaOH作为脱硫剂的湿法脱硫技术结合使用脱硫的反应产物Na2SO3又可作为NO2的还原剂ClO2法的脱硝率可达95且可同时脱硫但ClO3和NaOH的价格较高运行成本增加来源中国电力网选择性催化还原SCR脱硝工艺与催化剂的研究开发北极星电力网技术频道 作者:佚名 2008-3-517:43:46 阅1133次 关键词: 脱硝 催化剂 scr选择性催化还原SCR脱硝工艺与催化剂的研究开发SCR选择性催化还原SelectiveCatalyticReductionSCR烟气脱硝是利用NH3和NOX在催化剂作用下使NOX还原的技术于20世纪80年代开始逐渐应用于燃煤锅炉烟气脱除NOX目前已在日本、德国、北欧等国家的燃煤锅炉上广泛应用该技术具有以下特点:1技术成熟应用广泛.在众多的燃煤电站脱硝技术中SCR是应用最广且技术成熟的烟气脱硝方法已成为目前电站锅炉脱硝的主流技术2脱硝效率高副作用较小.在已运行的SCR装置的锅炉中脱硝率达到80-90甚至以上NH3的逃逸一般在5ppm以下;能够满足目前及今后严格的环保要求日益受到我国及世界上其它国家的重视为了有效地控制NOX的排放我国已开展了这方面的研究工作西安热工研究院正在进行选择性催化还原SCR烟气脱硝工艺及催化剂的研究并积极开展同MitsuiBabcock等国外公司技术合作研发具有中国特色的烟气脱硝技术SNCR鉴于SCR高额的投资费用和运行成本$50-100/kW西安热工研究院进行了不需要催化剂的选择性非催化还原SelectiveNon-CatalyticReductionSNCR技术研发该技术是将含有HNi基的还原剂喷入炉膛温度为800-1000℃的区域还原剂迅速分解并与烟气中的NOX进行SNCR反应生成N2该技术具有实施简单系统费用低廉一般为$2-18/kW的优点;但其脱硝率相对较低一般为20-40而且对后续设备有腐蚀的影响通过国际合作西安热工研究院在吸收现有SNCR的基础上进行了SNCR技术的改良性研究开发脱硝率大幅度提高费用和SNCR相当的新型烟气脱硝技术来源中国电力网煤质脱硫脱硝活性炭北极星电力网技术频道 作者:佚名 2008-3-517:43:45 阅199次 关键词: 脱硝 脱硫 脱硫脱硝脱硫脱硝活性炭是选用优质煤,配煤细磨成粉,与焦油及水精确计量混捏合,油压成柱状颗粒,以炭化、活化、氧化而形成的半焦活性炭具有独特的孔隙结构和较大耐磨耐压强度,具备优越的脱硫硝性能供热力发电厂燃煤锅炉和钢铁烧结机的烟气脱硫脱硝装置使用解决大气污染中的酸雨治理从脱硫脱硝装置的工艺流程中看出,活性炭在流化床中移动,进行吸附、催化,并经蒸汽脱吸与再生,故要求这种活性炭外形整齐,流动性好,具有很高的耐磨耐 压强度,脱硫脱硝性能好在使用与再生的过程中,不断的进行活化,所以开始使活性炭不要求活化程度太深来源中国电力网新型炭法(NACP)烟气脱硫脱硝技术北极星电力网技术频道 作者:佚名 2008-3-517:43:45 阅158次 所属频道: 火力发电 关键词: 烟气脱硫 脱硝 脱硫新型炭法(NACP)烟气脱硫脱硝技术新型炭法(NovelActivatedCarbonProcessNACP)烟气脱硫脱硝技术采用新型炭材料、新型脱硫脱硝设备和新型脱硫脱硝工艺,是在国家自然科学基金、国家科技攻关和四川省重点科技项目等支持下,我国自主开发的新脱硫脱硝技术技术原理利用开发的多种新型炭材料的各自特点,充分利用其物理、化学特性,通过过程优化与集成,提高效率,降低系统阻力与能耗,在“脱硫、脱硝”或“脱硫-脱硝”过程中实现“吸附-催化”、“吸收-吸附-催化-分离”的有效耦合,高效经济地实现脱硫脱硝过程,并回收利用资源技术特点
1、新型炭材料,如纤维状、球状、整体式块状等多种新型炭材料的应用及表面特性与材料结构的优化
2、新型炭脱硫脱硝反应器耦合式多功能反应器
3、新型炭法脱硫脱硝工艺耦合式脱硫脱硝、“吸附、催化”工艺
4、流程短、设备少、效率高
5、经济高效、可适应于脱硫脱硝不同工艺要求来源中国电力网电子束氨法烟气脱硫脱硝技术基础北极星电力网技术频道 作者:佚名 2008-3-517:43:45 阅306次 所属频道: 火力发电 关键词: 烟气脱硫 脱硝 脱硫电子束氨法烟气脱硫脱硝技术电子束氨法烟气脱硫脱硝工业化技术(简称CAEB-EPS技术),充分挖掘电子束辐照烟气脱硫脱硝技术的潜力,结合中国具体国情,具有投资省、运行费用低、运行维护简便、可靠性高等独有的特点,居国际先进水平
一、工艺原理CAEB-EPS技术是利用高能电子束(
0.8~1MeV)辐照烟气,将烟气中的二氧化硫和氮氧化物转化成硫酸铵和硝酸铵的一种烟气脱硫脱硝技术该技术的工业装置一般采用烟气降温增湿、加氨、电子束辐照和副产物收集的工艺流程除尘净化后的烟气通过冷却塔调节烟气的温度和湿度(降低温度、增加含水量),然后流经反应器在反应器中,烟气被电子束辐照产生多种活性基团,这些活性基团氧化烟气中的SO2和NOx,形成相应的酸它们同在反应器烟气上游喷入的氨反应,生成硫酸氨和硝酸氨微粒副产物收集装置收集产生的硫酸氨和硝酸氨微粒,可作为农用肥料和工业原料使用
二、技术特点
1、经济的烟气脱硫脱硝方法
2、EA-FGD技术能同时高效率脱除烟气中95以上的二氧化硫和70以上的氮氧化物,使脱硫投入升值
3、装置运行操作简便、负荷跟踪能力强
4、副产物是有用的氮料,无二次污染
三、应用领域CAEBE-PSP技术可广泛应用于燃煤电站、化工、冶金、建材等行业的企业,净化这些工业企业产生的含二氧化硫和氮氧化物污染物的烟气来源中国电力网三菱重工脱硝装置触媒介绍北极星电力网技术频道 作者:佚名 2008-3-517:43:44 阅221次 关键词: 脱硝 三菱产品说明:火力发电厂排放的废气中所含的氮氧化物(NOx),会造成大气污染、光化学烟雾,对人体造成不良影响脱硝设备就是将废气中的氮氧化物与氨及触媒进行化学反应,从而产生对环境无害的水和氮气,去除废气中氮氧化物的装置产品特征:三菱重工的脱硝装置早在上世纪70年代就领先于世界进行独立开发,在日本市场拥有约50的份额此外,三菱重工独立不仅设计、制造脱硝设备,脱硝设备中所采用的蜂窝式触媒(Honeycomb式)也是由在美国的子公司制造,这样可以确保脱硝装置及触媒在内的系统整体的品质及可靠性来源中国电力网烟气脱硝市场争夺加剧 国内首个自主技术破壳北极星电力网技术频道 作者:佚名 2008-3-517:43:44 阅588次 所属频道: 火力发电 关键词: 脱硝 市场 烟气烟气脱硝市场争夺加剧 国内首个自主技术破壳来源:新华网江苏频道2005新华网江苏频道南京8月3日电(记者邓华宁)我国自主研发的大型火力发电机组烟气脱硝核心技术OII-SCR,3日正式通过江苏省级科技成果鉴定专家认为,此举标志着我国已经拥有首个烟气脱硝核心工程技术,该技术达到国际先进水平自主技术能否治愈无心之痛?东南大学动力工程系环境科学研究所教授金保升告诉记者,目前,国内已建成的大型选择性催化还原(SCR,即脱硝工程)基本是采用全套进口或引进技术和关键设备的方法建设,这些装置建成投产的效果比较好但同时又都存在建设投资大、运行费用高、不适应国内习惯等问题,采用技术引进也存在需要支付高额的技术使用费,在工期、技术方面都受制于人等问题缺乏自己大型火电机组烟气脱硝的核心技术,没有成熟的自主SCR工艺包成为我国大面积实施烟气脱硝的无心之痛他说,企业介入是中国技术创新走向市场化的主体,研发OII-SCR技术的苏源环保公司从工业实施入手,借鉴国外成果后取得了工业化突破苏源OII-SCR采用精确优化、个性化、集成化OII技术,自主研发出大型火电机组选择性催化还原(SCR),并应用于国华太仓发电有限公司2á600MW超临界发电机组,掌握了大型火电机组烟气脱硝核心技术今天上午召开的技术鉴定会上,来自国家环保总局、江苏省经贸委及全国四所高校的专家组成的鉴定委员会认为,太仓电厂2á600MW超临界发电机组脱硝项目以国际先进的SCR工艺为基点,运用现代设计技术实施平台化开发技术起点高、实施手段先进,整体技术性能达到国际先进水平,具有重要的工程应用价格,能够取得显著的经济、社会和环境效益OII-SCR技术市场价格为150元/千瓦,是目前市场均价的三分之二然而这项技术也并非十全十美现阶段面临的一个主要技术难点是,催化剂的自主研发与工业应用研究还没有完成而催化剂的成本占脱硝工程总成本的20%-40%,如果能实现催化剂国产化,将使该技术的竞争力迈上更高台阶一位专家告诉记者1100亿的诱人蛋糕华北电力设计院高级工程师王宝德告诉记者,国家近年来大力推进烟气脱硫脱硝产业化2003年7月1日开始实施的《排污费征收使用管理条例》为我国烟气脱硫业创造巨大的投资机会2005年5月19日,国家发改委发布的《关于加快火电厂烟气脱硫产业化发展的若干意见》透露,国家将继续支持一批烟气脱硫关键技术与设备本地化示范项目,提高烟气脱硫项目工艺技术与设备本地化率和装备水平在政策支持下,电站环保业务越来越受到电力公司的欢迎,并将成为主营公司新的利润增长点据统计,根据有关要求,到2010年我国需要安装烟气脱硫装置的火力发电机组约180台,装机容量为4400万千瓦若按安装脱硫设备的投资约占电厂总投资的10%来测算,100万千瓦机组所需湿式脱硫装置投资额约为75亿元,据此到2010年的几年间我国电厂烟气脱硫的市场规模有望达到3300亿元以上仅江苏市场容量就达到1270亿元近年来,国内迅速成长起凯迪电力、龙源科技、苏源环保等多家电力环保企业烟气脱硝是继烟气脱硫之后国家控制火电厂污染物排放的又一个重点领域2004年7月,我国公布并实施《火电厂大气污染物排放标准》,对火电厂氮氧化物排放要求有了大幅度的提高升级后的强制性国家污染物排放标准将成为控制火力发电厂大气污染物排放、改善我国空气质量和控制酸雨污染的推动力从去年底的环保风暴到今年初的《京都协议书》正式生效、从国家不断下达扶持政策鼓励电力环保到大手笔的拨款资助,种种迹象表明,国家对电力环保产业化发展的支持力度越来越大,而烟气脱硝产业正在此背景下进入发展快车道王宝德估算,截至2004年底,全国发电装机总容量突破4.4亿千瓦,其中火电总装机容量达到3.25亿千瓦至2010年全国电力行业约需新建改建于烟气脱硝(SCR)机组总容量可达上亿千瓦,脱硝领域正在迅速形成一个总量达到110亿元的大市场脱硝市场竞争加剧专家介绍,电站烟气脱硝环保设备主要是用于处理氮氧化物,主要由一氧化氮和二氧化氮构成一氧化氮原本无毒无害,当发生反应转化成为二氧化氮后,对环境就造成了极大的污染,并严重危害身体健康由于国内电力需求不断增长,火力发电设备装机容量的不断扩大,所排放的硫氧化物、氮氧化物造成我国大量国土出现严重的酸雨污染2003年,由火电厂排放的二氧化硫、氮氧化物就超过1700万吨,每年损失超过1100多亿元目前,脱硝市场上另一个实力强劲者是东方电气集团该公司今年初获得广州恒运电厂(D)厂2á30万千瓦电站机组烟气脱硝工程项目总承包合同,成为国内首家获得大型火电机组烟气脱硝工程项目的制造商该公司引进了德国鲁奇能源环保股份有限公司石灰石-石膏湿法烟气脱硫技术、选择性催化还原烟气脱硝技术,成为国内电站锅炉制造企业首家进入烟气脱硫环保领域的设备制造商目前,该公司已经完成了催化剂国产化,将脱硝价格降至200元/千瓦至300元/千瓦,目前是市场上最具竞争力的企业此外,龙源环保、上海锅炉厂等实力雄厚的企业也纷纷引进国外技术加入脱硝市场争夺来源中国电力网脱硝取代脱硫电力工程公司另觅出路北极星电力网技术频道 作者:佚名 2008-3-517:43:43 阅353次 关键词: 脱硫 电力工程 脱硝脱硝取代脱硫电力工程公司另觅出路曾经被认为是电力行业最具发展前景的产业——电力脱硫,其地位正在被电力脱硝所取代脱硝将成为今后2~3年内行业内新的利润增长点 “2年前脱硫企业的利润率甚至达到50以上,可现在只有10不到,因此一些工程公司开始转做脱硝,现在这方面的行业进入者还不多”浙大网新科技有限公司一位姓杨的工程师这样告诉记者l转战脱硝杨所说的正是这些年电力脱硫工程公司集体面临的困境2004年年初,国内脱硫企业只有3~7家,到了年底,就发展到70~80家尽管电力脱硫在今天仍然具有巨大的市场——电厂烟气脱硫是国家“十五”规划的重点环保项目,国家新环保政策里明确规定要求新建火电厂必须同时安装脱硫设施,同时专家预计,到2010年,我国至少有44万MW的火电装机容量需安装烟气脱硫装置,总投资规模接近900亿元——但既定的市场和蜂拥而至的进入者总会让业内领先者感到不安因此2005年10月,在脱硫行业已经具有一定地位的浙大网新公司开始将部分资源投向了脱硝,但是却首战失利,在竞标国华宁海电厂四号机组的脱硝项目中败给了同样地处杭州的浙江大学能源科技有限公司和上述两家公司一样,2005年下半年,一些电力脱硫公司开始着手转型,或是产生了转型的想法,目前已经有十家左右的公司进入了脱硝工程领域“脱硝的业务合作模式和脱硫差不多,所以转型还是比较简单的”浙江大学能源科技有限公司翁总工程师说 “这个行业说起来进入壁垒并不高,和电厂的关系很重要”浙大能源一位不愿透露姓名的高层人士说l市场潜力在行业发展初期,脱硝公司要维持40~50的利润率不在话下尽管国家环保总局还没有将火电厂安装烟气脱硝装置列入强制性的要求规定,一些电厂已经开始将脱硝成本计入公司的预算成本在今年1月份刚刚获得国家发改委批准的上海外高桥电厂三期工程的
84.6亿元静态总投资当中,就包含了脱硝费用2亿元位于浙江省宁波市象山县西周镇的大唐乌沙山发电厂一期四台60万千瓦机组也将在2007年完全建成投产,相关资料表明,该电厂机组也加装或预留了锅炉烟气脱硝装置 “脱硝在我国还属于新型环保技术,目前并没有强制性要求火电厂必须安装脱硝装置,但现在火电厂容量达到200万千瓦机组一般都会考虑上脱硝项目,国家环保总局虽然暂时还没有明文规定,但是迟早会有的”浙大能源的翁工程师这么说购买核心技术浙大能源是国内最早进入脱硝行业的企业之一,与其他脱硝公司不同的是,浙大能源并没有脱硫的项目经验这并不妨碍它获得电力脱硝的首个大单——国华宁海电厂四号机组脱硝工程是国内首家烟气脱硝示范工程,而这个工程就由浙大能源其外资合作方——日本日立公司联合总包的目前存在的从事脱硝工程的公司大部分是从过去的脱硫公司业务衍变而来,也有一部分锅炉厂在做脱硝,与脱硫一样,脱硝的核心技术基本上都掌握在外方手里,这些外方诸如日本的日立,丹麦的Topsoe,AEE奥地利能源,德国鲁奇等等理论上来讲,国内企业要想进入这个行业,只要能够找到一家合作的外方就可以开张,而外方单独进入中国市场投资太大,成本太高,一般也会有找境内合作者合作 据业内人士介绍,一般的操作模式是,在第一次项目中,国内公司和合作外方联合投标,以外方为投标主体,在项目中标后,具体由国内工程公司负责实施,收取一定的实施费以后的项目招标工作由国内公司单独进行,独立建设实施,但由于核心技术掌握在外方手里,每个项目都需要向外方以高额的价格支付核心技术的购买费如某种催化剂,这个核心技术的价格往往非常昂贵,占到设备造价的25以上◎名词解释 电力脱硫、脱硝 氮氧化物是酸雨的主要成分,燃煤火电厂是二氧化硫、氮氧化物的主要排放体为保护环境,减少二氧化硫、氮氧化物等有害物质的排放,2003年,国家环保总局规定新建火电厂必须配套安装脱硫设备,但由于脱硝在我国还属于新型环保技术,目前并没有强制性要求火电厂必须安装脱硝装置但很多企业已经瞄准了电力脱硝市场的商机,开始纷纷涉足来源中国电力网山西阳城脱硝项目北极星电力网技术频道 作者:佚名 2008-3-517:43:43 阅203次 关键词: 脱硝经过大唐环境卓有成效的工作,针对山西阳城项目,采用项目合作的方式,与丹麦托普索公司签订了技术合作协议通过中外双方共同努力,对技术方案精益求精,大唐环境最终赢得了山西阳城600MW机组SCR脱硝总承包合同阳城脱硝项目的性能保证值如表所示表,性能保证值项目数据脱硝效率,≥80氨气逃逸率干基,6%O2)≤3SO2氧化率,≤1压力降,Pa800(不含附加层)催化剂化学寿命小时24000对于阳城SCR烟气脱硝工程,大唐环境选用的催化剂是丹麦托普索(Topsoe)公司的波纹状催化剂;还原剂为纯液氨方式;反应器布置为高尘垂直布置;不设置省煤器旁路,设置烟气旁路系统大唐环境会以阳城脱硝示范工程项目建设为契机,在高质量完成工程项目的同时,以上述的技术定位原则为指导,加大、加快脱硝技术的研发力度和进度,力争成为我国脱硝领域的一支生力军和先锋队来源中国电力网影响SCR脱硝效率的主要因素北极星电力网技术频道 作者:佚名 2008-3-517:43:42 阅482次 关键词: 脱硝 scr 效率
1.催化剂不同的催化剂有不同的活性和物理性能这就决定了不同的结构和表面积一般来说对于选定的催化剂结构越简单表面积越大越有利于催化剂的布置和反应器内反应物的反应催化剂活性越高氨气与烟气中的NOx反应越剧烈在一定结构反应器中采用的还原剂氨的剂量越少即nNH3/nNOx比值就越小;同样在相同的nNH3/nNOx比值下采用活化性高的催化剂有利于小尺寸反应器的运行总的来说在nNH3/nNOx比值、反应器尺寸一定的条件下催化剂活性越大降低NOx生成量的可能性就越大
2.反应温度反应温度在一定程度上决定着还原剂氨与烟气中NOx的反应速率同时也影响催化剂的活性一般来说反应温度越高越有利于SCR系统的运行但是考虑综合效率问题主要是烟气加热并不是采用设备的极限温度而是在一定工况下采用最佳的反应温度温度范围视SCR反应器在锅炉尾部的布置位置而定
3.烟气在反应器内的空间速度空间速度是SCR的一个关键设计参数它是标准温度和压力下的湿烟气在催化剂容积内滞留时间的尺度空间速度的大小取决于催化剂的结构决定反应的彻底性也就对SCR系统的效率有所影响
4.烟气流型烟气流型在一定程度上取决于催化剂的结构合理的烟气流型有利于催化剂的充分利用也有利于还原剂与烟气中NOx的反应进而使得SCR系统有较高的脱硝效率来源中国电力网火电厂烟气脱硝技术比较北极星电力网技术频道 作者:佚名 2008-3-517:43:41 阅2699次 所属频道: 火力发电 关键词: 脱硝 火电厂 火电1NOx控制技术一般性比较各种烟气脱硝方法由于所采用的NOx控制技术不同在脱销效率、工程造价、运行费用等方面存在很大差异NOx控制技术一般性比较见表1表1 NOx控制技术一般性比较所采用的技术脱硝效率工程造价运行费用LNBOFA25~40中等低SNCR25~50低中等LNBOFASNCR40~70中等中等SCR80~90高中等SNCR与SCR40~80中等中等注:LNB为低NOx燃烧器OFA为顶二次风2 烟气脱硝技术设计参数比较a. SCR技术 还原剂以NH3为主反应温度为320~400℃催化剂成分主要为TiO
2、V2O
5、WO3脱硝效率为70~90还原剂喷射位置多选择于省煤器与SCR反应器间烟道内会导致SO2氧化NH3逃逸体积分数为3×10-6~5×10-6;NH3与SO3易形成铵盐造成空气预热器堵塞或腐蚀;催化剂会造成系统压力损失;燃料的高灰分会磨耗催化剂碱金属氧化物会使催化剂钝化;此外还受省煤器出口烟气温度的影响b. SNCR技术 还原剂可用NH3或尿素反应温度为900~1100℃不使用催化剂脱硝效率为25~50还原剂通常在炉膛内喷射但需与锅炉厂家配合;不会导致SO2氧化NH3逃逸体积分数为10×10-6~15×10-6;对空气预热器的影响为不导致SO2的氧化造成堵塞或腐蚀的机会为三者最低没有系统压力损失;燃料对其无影响此外它受炉膛内烟气流速及温度分布的影响c. SNCR与SCR混合型技术 还原剂可使用NH3或尿素反应温度前段为900~1100℃后段为320~400℃后段加装少量催化剂成分主要为TiO2V2O5WO3;脱硝效率为40~70;锅炉负荷不同还原剂喷射位置也不同通常位于一次过热器或二次过热器后端;SO2氧化较SCR低NH3逃逸体积分数为5×10-6~10×10-6;对空气预热器影响为SO2氧化率较SCR低造成堵塞或腐蚀的机会较SCR低;催化剂用量较SCR小产生的压力损失相对较低燃料的影响与SCR相同;受锅炉的影响与SNCR影响相同通过对以上3种方法的比较可以看出SCR脱硝效果比较好但是工程造价高SNCR工程造价低但是效率不高所以目前工程多采用效率和造价均中等的SNCR与SCR混合型来源中国电力网福建后石电厂600MW机组烟气脱硝系统及工艺特点介绍北极星电力网技术频道 作者:佚名 2008-3-517:43:32 阅856次 所属频道: 火力发电 关键词: 脱硝 600mw 600福建漳州后石电厂由台塑美国公司PlasticsCorpUSA投资兴建由华阳电业有限公司建设和运行电厂设计装机容量为6×600MW三大主机采用三菱公司产品锅炉设备选用为三菱重工神户造船厂MHI.KOBE设计制造的MO-SSRR型超临界直流锅炉为满足环保要求锅炉岛设置两台除尘效率达
99.85的双室五电场静电除尘器、烟气脱硝和烟气海水脱硫装置其中脱硫装置是目前国内电力系统内安装的最大的海水脱硫设施烟气脱硝装置是我国大陆600MW机组安装的第一台烟气脱硝处理装置后石电厂烟气脱硝流程及设计参数
1、脱硝方法及工艺流程后石电厂600MW机组脱硝采用炉内脱硝和烟气脱硝相结合的方法炉内脱硝的方式采用PM型低NOX燃烧器加分级燃烧三菱MACT炉内低NOX燃烧系统脱硝法脱硝效率可达65以上排放NOX浓度在180ppm左右烟气脱硝方式采用日立公司的选择性触媒还原烟气脱硝系统SCR法这套脱硝系统主要用来将锅炉排放烟气中的氮氧化物分解成无害的氮气和水化学反应式如下:4NO4NH3O2—4N26H2O6NO28NH3—7N212H2ONONO22NH3—2N23H2O液氨从液氨槽车由卸料压缩机送入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入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触媒层进行还原反应过程脱硝后烟气经过空气预热器热回收后进入静电除尘器每套锅炉配有一套SCR反应器每两台锅炉公用一套液氨储存和供应系统该系统工艺流程如下:
2、烟气脱硝SCR系统设计规范烟气脱硝系统及工艺特点后石电厂烟气脱硝SCR系统包括氨气制备系统和脱硝反应系统两部分组成
1、脱硝反应系统脱硝反应系统由触媒反应器、氨喷雾系统、空气供应系统所组成u烟气线路SCR反应器位于锅炉省煤器出口烟气管线的下游氨气均匀混合后通过分布导阀和烟气共同进入反应器入口烟气经过烟气脱硝过程后经空气预热器热回收后进入静电除尘器uSCR反应器反应器采用固定床平行通道型式反应器为自立钢结构型触媒底部安装气密装置防止未处理过的烟气泄漏uSCR触媒SCR系统所采用的触媒型式为平板式其特点如下:高活化性及寿命长;低压力降、紧密性、刚性且容易处理触媒元件主要是不锈钢板为主体再镀上一层二氧化钛TiO2作为触媒活化元素不锈钢板在镀二氧化钛前需进行处理成为多孔性材料烟气平行流过触媒元件使压力降到最低后石电厂烟气脱硝触媒由三层触媒单位所组成触媒区块反应器内触媒容积380m3u氨P空气喷雾系统氨和空气在混合器和管路内充分混合再将此混合物导入氨气分配总管内氨P空气喷雾系统含供应函箱、喷雾管格子和喷嘴等每一供应函箱安装一个节流阀及节流孔板可使氨P空气混合物在喷雾管格子达到均匀分布氨P空气混合物喷射配合NOX浓度分布靠雾化喷嘴来调整uSCR控制系统每台机组的烟气脱硝反应系统的控制都在本机组的DCS系统上实现l控制原理SCR烟气脱硝控制系统利用固定的NH3/NOX摩尔比来提供所需要的氨气流量进口NOX浓度和烟气流量和乘积产生NOX流量信号此信号乘上所需NH3/NOX摩尔比就是基本氨气流量信号摩尔比的决定是在现场测试操作期间来决定并记录在氨气流控制系统的程序上若氨气因为某些连锁失效造成喷雾动作跳闸届时氨气流控制阀关断SCR控制系统根据计算出的氨气流需求信号去定位氨气流控制阀实现对脱硝的自动控制通过在不同负荷下的对氨气流的调整找到最佳的喷氨量l氨供应氨气流量可依温度和压力修正系数进行修正从烟气侧所获得的NOX讯号馈入具能计算所需氨气流量的功能控制器利用氨气流量控制所需氨气使摩尔比维持固定操作温度最初设定点如下表所示:l稀释空气供应稀释空气利用风门来手动操作一旦空气流调整后则空气流就不需随锅炉负荷而调整氨气和空气流设计稀释比最大为5稀释空气由送风机出口管路引出
2、液氨储存及供应系统液氨储存和供应系统包括液氨卸料压缩机、液氨储槽、液氨蒸发槽、氨气缓冲槽及氨气稀释槽、废水泵、废水池等液氨的供应由液氨槽车运送利用液氨卸料压缩机将液氨由槽车输入液氨储槽内储槽输出的液氨于液氨蒸发槽内蒸发为氨气经氨气缓冲槽送达脱硝系统氨气系统紧急排放的氨气则排放氨气稀释槽中经水的吸收排入废水池再经由废水泵送至废水处理厂处理液氨储存和供应系统的控制在1号机组的DCS上实现就地也同时安装了MCC手操u卸料压缩机卸料压缩机为往复式压缩机压缩机抽取液氨储槽中的氨气经压缩后将槽车的液氨推挤入液氨槽车中u液氨储槽六台机组脱硝共设计三个储槽一个液氨储槽的存储容量为122m3一个液氨槽可供应一套SCR机组脱硝反应所需氨气一周储槽上安装有超流阀、逆止阀、紧急关断阀和安全阀做为储槽液氨泄漏保护所用储槽四周安装有工业水喷淋管线及喷嘴当储槽槽体温度过高时自动淋水装置启动对槽体自动喷淋减温u液氨蒸发槽液氨蒸发槽为螺旋管式管内为液氨管外为温水浴以蒸气直接喷入水中加热至40℃再以温水将液氨汽化并加热至常温蒸气流量受蒸发槽本身水浴温度控制调节在氨气出口管线上装有温度检测器当温度低于10℃时切断液氨进料使氨气至缓冲槽维持适当温度及压力蒸发槽也装有安全阀可防止设备压力异常过高u氨气缓冲槽从蒸发槽蒸发的氨气流进入氨气缓冲槽通过调压阀减压成
1.8kgPcm2再通过氨气输送管线送到锅炉侧的脱硝系统u氨气稀释槽氨气稀释槽为容积6m3的立式水槽液氨系统各排放处所排出的氨气由管线汇集后从稀释槽低部进入通过分散管将氨气分散入稀释槽水中利用大量水来吸收安全阀排放的氨气u氨气泄漏检测器液氨储存及供应系统周边设有六只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机组控制室会发出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u系统排放液氨储存和供应系统的氨排放管路为一个封闭系统将经由氨气稀释槽吸收成氨废水后排放至废水池再经由废水泵送至废水处理站u氮气吹扫液氨储存及供应系统保持系统的严密性防止氨气的泄漏和氨气与空气的混合造成爆炸是最关键的安全问题基于此方面的考虑本系统的卸料压缩机、液氨储槽、氨气温水槽、氨气缓冲槽等都备有氮气吹扫管线在液氨卸料之前通过氮气吹扫管线对以上设备分别要进行严格的系统严密性检查和氮气吹扫防止氨气泄漏和与系统中残余的空气混合造成危险u液氨储存和供应控制系统 液氨储存和供应控制由1号机组的DCS上实现所有设备的启停、顺控、连锁保护等都可从机组DCS上软实现设备及有关阀门启停开关还可通过MCC盘柜硬手操对液氨储存和供应系统故障信号实现中控室报警光字牌显示来源中国电力网电子束辐照烟气脱硫脱硝工业化试验装置北极星电力网技术频道 作者:佚名 2008-3-517:43:32 阅110次 所属频道: 火力发电 关键词: 烟气脱硫 脱硝 脱硫我国大气污染的主要原因是局部地区大量燃煤设施排放二氧化硫所致控制燃煤电厂及其它工业企业的二氧化硫排放已成为控制我国大气二氧化硫污染和酸雨危害的关键目前,我国大型烟气脱硫装置的技术和主要工艺设备皆从国外进口,且大多采用湿法脱硫技术湿法脱硫技术存在装置工程造价高,副产物难以处理和利用等缺点,在一定程度上影响了该技术在我国的推广使用和我国大气二氧化硫污染治理进程因此,烟气脱硫新技术的开发和国产化就显得十分重要采用电子束辐照烟气脱硫脱硝技术(简称EBP)的烟气脱硫装置一次性投资低,适用范围广,对环境无二次污染,实现了硫氮资源的综合利用和自然生态循环,是一种资源化的污染治理技术EBP技术能适应未来治理大气氮氧化物污染的要求,技术的前瞻性好,是当今惟一能同时脱除二氧化硫和氮氧化物的烟气净化技术同常用的石灰石/石膏湿法相比,EBP烟气脱硫装置的建设投资和运行费用分别低30和20以上,具有很好的技术经济性和良好的市场前景,是当今最经济和高效的烟气脱硫脱硝技术基于上述情况,中国工程物理研究院自筹资金2000余万元自行设计和建造了我国第一套电子束辐照烟气脱硫脱硝工业化试验装置试验装置建于四川绵阳科学城热电厂,试验装置的设计技术参数为烟气处理量3000~12000m3/h;粉尘入口浓度3×10-5~10g/m3;粉尘出口浓度150mg/m3;氨排放浓度≤5×10-5V/V;反应器入口烟气温度60~100℃;烟气相对湿度≤100;一氧化氮浓度2~8×10-4V/V;一氧化氮脱除率sup3;50;二氧化硫浓度3~30×10-4V/V;二氧化硫脱除率≥90试验装置平面布置试验装置由烟气参数调节系统、加速器辐照处理系统、氨投加装置、副产物收集装置、监测控制系统五个主要部分组成采用如图2所示的工艺流程,处理用烟气分别取自电厂水膜除尘器前和水膜除尘器后烟气经冷却塔降温增湿后,送至反应器,喷入氨气,用电子束辐照处理辐照后的烟气被输送至副产物收集器,回收烟气中的硫酸铵和硝酸铵处理后的烟气经排风机从烟囱排入大气为满足实验工作的需要,采用向烟气中直接投加SO2和NO气体的方案调节烟气中SO2和NO浓度在冷却塔前和副产物收集器后分别设置烟气参数控制装置,整个实验装置由设在总控制室的控制系统管理和操作为测试装置的性能指标,对装置进行了72h连续运行试验,由绵阳市环境监测站对装置在不同工况条件下的有关性能指标进行测试,试验中产生的副产物由四川联合大学西区分析测试中心检测结果表明,在72h连续运行试验中,装置能连续稳定的运行;装置对含高达3×10-3V/V二氧化硫的烟气,脱除效率保持在92以上氮氧化物的脱除效率大于75,处理后烟气中氨浓度始终低于4×10-5V/V;副产物中重金属含量低于
0.026副产物的含氮量受烟气含尘浓度和二氧化硫浓度的影响,对含152×10-5V/V的二氧化硫和152mg/Nm3粉尘的烟气,经试验装置处理后,副产物中氮含量为
19.57至今,试验装置累计运行时间已超过1000h副产物收集用静电除尘器工作正常,未出现由于副产物粘附而不能运行的情况装置的性能试验及测试结果表明,装置的技术指标和性能已达到设计要求装置的成功投运表明,我国已基本掌握EBP工业化中试技术,在副产物收集技术和设备方面独具特色该装置将为EBP工业化技术的研究和开发提供良好的试验条件和实验手段来源中国电力网烟气干法脱硫脱硝新技术问世北极星电力网技术频道 作者:佚名 2008-3-517:43:30 所属频道: 火力发电 关键词: 脱硫 脱硝 新技术烟气干法脱硫脱硝新技术问世信息来自[中国化工报]更新时间2005-5-29济南正昊化纤新材料有限公司与中国科学院山西煤炭化学研究所联合承担的国家“863”项目燃煤烟气干法同时脱硫脱硝与硫资源化新技术课题,日前在北京通过鉴定专家认为,该技术与湿法以及其他脱硫技术相比,在投资运行费用、脱硫效率等方面具有独特优势,在烟气脱硫脱硝技术上具有创新性目前我国在烟气脱硫方面主要采用钙基湿法技术,在脱硫方面刚开始采用低NOx燃烧器,脱硝率一般不超过50,但实际烟气净化装置上没有配备烟气脱硝技术济南正昊化纤与中科院山西煤化所合作承担的燃煤烟气干法同时脱硫脱硝与硫资源化新技术课题,于2002年联合申报并列入国家科技部“863”高新技术发展计划该课题针对不同排烟温度的燃煤锅炉,开发分别适合低温低于2200℃、中温3000~4000℃的烟气干法同时脱除SO2和NOx高活性金属/炭与金属/铝催化剂,将烟气中的SO2和NOx在一个反应器中进行干法同时脱除,并实现用氨气对催化剂的同温再生以及再生过程中硫的资源化利用,形成高效廉价的烟气净化集成工艺两年多来,双方技术人员攻克多项技术难关,完成了干法同时脱硫脱硝工艺、氨气再生工艺和硫资源化工艺中试,截至目前已开发出金属/炭、金属/铝两个系列的烟气干法同时脱硫脱硝催化剂,NH3再生和硫资源化技术以及脱硫脱硝反应工艺该方法具有良好的商业推广价值,产业化前景广阔,将为高效廉价解决我国燃煤污染控制问题及实现产业化发挥重要作用来源中国电力网湿法脱硫脱硝技术——乙二铵合钴Ⅱ络合催化北极星电力网技术频道 作者:佚名 2008-3-517:43:29 阅166次 关键词: 脱硫 脱硝 湿法脱硫湿法脱硫脱硝技术——乙二铵合钴Ⅱ络合催化催化剂[Coen2]2 氧化剂烟气中的O2(氧的浓度2~11)溶液pH值7~13填料塔,逆流接触反应操作温度30~80oCNO浓度100~2000ppm(deNOx~90)SO2浓度500~5000ppm(deSO290)华东理工大学·肖文德·专利号
01105698.3乙二铵合钴Ⅱ络合催化NO
1.NOg转化为NOaqNO与[Coen2]2反应:NOg[Coen2]2OH-→[CoenNOOH]en
2.NO被氧化NO2[CoenNOOH][O]→[CoenNO2OH] NOg→NOaq→NO
23.在碱性溶液中,OH-会取代络合物中的NO2[CoenNO2OH]OH-→[CoenOH2]NO2-NO3-H2O2NO22OH-→NO2-NO3-H2O
4.催化剂再生[CoenOH2]en→[Coen2]22OH-
5.总反应方程式为2NOO22OH-→NO2-NO3-H2O总之[O]将NO氧化NO2在碱性溶液中,NO2→NO2-NO3-en能保持[Coen2]2离子不断循环--SO2石灰/石膏法脱除SO2CaOH2→CaSO3H2O来源中国电力网分级燃烧脱硝的原理北极星电力网技术频道 作者:佚名 2008-3-517:42:50 阅146次 关键词: 脱硝 燃烧 原理对于煤粉炉燃烧温度一般不超过1500℃热力型NOx的生成是很少的即可忽略N2的氧化;燃料型NOx的快速形成主要集中于燃料的着火阶段此时煤粉热解产生大量挥发分如果氧气充足它们将迅速生成NO;如氧气不足则N2的形成得到强化NO的形成受到抑制分级燃烧旨在通过改变送风方式控制炉内空气的分布使得煤着火阶段缺氧即在燃烧器出口和燃烧中心区域造成适度的还原气氛进而降低NO的生成未燃烬的炭粒将在炉膛上部的燃烬区与燃烬空气混合并燃烧完全其中燃烬空气由主燃烧空气(二次空气)分流而来并通过炉膛上部燃烬风喷口喷入燃烬区分级燃烧的送风方式将炉膛内煤粉的燃烧区域大致分为三个部分:煤的着火与热解区贫氧燃烧区(主燃烧区)燃烬区(富氧)轴向空气分级把部分主燃烧空气(15~20)由主燃烧区分流到燃烬区使得炉膛下部煤的热解区和主燃烧区的氧气浓度处于亚化学计量炉膛上部燃烬区相对富氧径向空气分级则是把部分主燃烧空气由切圆燃烧中心偏向炉墙以延缓煤粉与空气的混合抑制NO的形成;同时在炉墙附近形成氧化气氛避免炉墙的高温还原性腐蚀来源中国电力网煤粉炉内同时脱硫脱硝技术北极星电力网技术频道 作者:佚名 2008-3-517:42:36 阅202次 所属频道: 火力发电 关键词: 脱硫 脱硝 煤粉炉煤粉炉内同时脱硫脱硝技术,主要采用了以下先进技术
1.分级燃烧在炉膛下部形成还原区,降低NOx生成量
2.膛下部还原区内煤种硫分以硫化氢形式析出,并与钙基脱硫剂反应生成CaSCaS熔点高(2200K),而且在还原性气氛下稳定
3.CaS进入上部氧化区,与氧反应进一步氧化为CaSO
44.燃尽风后布置二次喷脱硫剂,进一步提高脱硫率
5.尾部进一步布置增湿活化塔,提高脱硫率来源中国电力网SCR脱硝系统中砷对催化剂的影响及其动力学分析北极星电力网技术频道 作者:佚名 2008-1-112:04:17 阅267次 关键词: 脱硝 催化剂 scr燃煤电厂排放的氮氧化物是促使酸雨形成的主要大气污染物之一,并且排放量随着火电机组装机容量增长而逐年增加如果不采取有效措施,将对环境产生严重破坏,我国燃煤电厂在NOx排放控制方面起步相对较晚,技术成熟、脱硝率高、无二次污染的选择性催化还原SCR技术应用极少今后随着我国环境保护法律、法规和标准的日趋严格及执法力度的加大,SCR必将得到更广泛的应用选择性催化还原法SCR是指在催化剂的作用下,以NH3作为还原剂,“有选择性”地与烟气中的NOx反应并生成无毒无污染的N2和H2O其原理首先由Engelhard公司发现并于1957年申请专利,后来日本在该国环保政策的驱动下,成功研制出了现今被广泛使用的V2O5/TiO2催化剂,并分别在1977年和1979年在燃油和燃煤锅炉上成功投入商业运用SCR目前已成为世界上应用最多、最为成熟且最有成效的一种烟气脱硝技术,其主要反应方程式为4NH34NOO2=4N26H2O18NH36NO2=7N212H2O2或4NH32NO2O2=3N26H2O3选择适当的催化剂可以使反应1及2在200~400℃的温度范围内进行,并能有效地抑制副反应的发生在NH3与NO化学计量比为1的情况下,可以得到高达80~90的NOx脱除率催化剂是SCR系统的重要组成部分,它的性能直接影响到SCR系统的整体脱硝效果目前我国催化剂通常1~2年就要更换一次,催化剂的寿命决定着SCR系统的运行成本,催化剂置换费用约占系统总价的50%研究催化剂中毒的原因,延长催化剂的使用寿命对降低SCR系统的运行费用意义重大在实际工况中,砷中毒是引起催化剂钝化的常见原因之一典型砷As中毒是由于烟气中含有气态As2O3的引起的,As2O3分散到催化剂中并固化在活性、非活性区域,使反应气体在催化剂内的扩散受到限制,且毛细管遭到破坏并且这种由相变引起的催化剂中毒是不可逆的,对SCR运行影响巨大1煤燃烧过程中砷的迁移规律煤炭本身是一种复杂的天然物质,各种煤中砷含量变化很大,一般为每公斤3~45毫克,消耗一吨煤将有
2.5克的砷挥发到大气中煤中的砷多数以硫化砷或硫砷铁矿FeS2•FeAs2等形式存在于煤中的矿物质中,小部分以有机物形态存于煤中美国煤含砷量为
0.6~16ppm,南非煤中为0~8ppm,英国煤中砷含量可高达220ppm,由于煤本身不均匀的自然特性,因此我国煤中的As变化也比较大,As的含量从
0.5~80ppm不等,一般来说,我国西南部,特别是贵州的煤中As的含量是特别高的煤在燃烧过程中由于高温和强烈的氧化作用,As会从煤中释放As在煤中的赋存状态不同燃煤过程中砷释放的难易程度不同来源中国脱硫脱硝资讯网托普索SCR脱硝技术及其催化剂在中国燃煤电厂的应用北极星电力网技术频道 作者:佚名 2008-1-112:04:14 阅1189次 关键词: 燃煤电厂 脱硝 催化剂摘要针对中国的燃煤电厂通常燃煤含灰量大的特点,合理地设计SCR反应器和选择适合的催化剂至关重要高飞灰浓度存在着导致催化剂被堵塞和磨损的风险,为避免这一风险,需要认真选择催化剂并做好关键设备的设计(如反应器、烟气整流器和烟道内部构件),以确保烟气和飞灰的均匀分布设计还必须基于全面和正确的流场模拟,如CFD(计算流体力学)和实体模型在选择合适的催化剂型号时,必须对各种设计性能参数的影响作出评定,尤其是针对中国燃煤特性,在催化剂选择上更要考虑催化剂活性位潜在的积灰,以及继而发生飞灰中高CaO含量所引起的失活本文概括地介绍了托普索公司脱硝技术及其催化剂结构和性能的特点,并对广东台山电厂60万千瓦机组和山西阳城电厂60万千瓦机组等电厂的SCR脱硝工程进行了简单介绍关键词SCR托普索脱硝催化剂多孔结构流场模拟星形混合器1概述历经数年发展,对燃煤锅炉烟气脱硝效率的要求已从80左右提高到现在许多项目所要求的90,甚至更高为了确保设计一套可靠的脱硝系统,使其始终保持理想的脱硝效率并同时保证氨逃逸最小化,在对系统中关键设备进行设计时,要充分考虑系统的实际运行条件,要求把工艺技术、催化剂技术和工程设计几个方面紧密结合起来2脱硝技术简介SCR脱硝工艺的反应原理是氨与NOx在催化剂表面上进行催化氧化还原反应,生成无害的氮气和水,反应过程不会造成二次污染物若不安装催化剂,上述反应要在均匀混合的气相中900-1100℃温度条件下才能发生而在SCR脱硝工艺中,催化剂存在条件下化学反应发生的典型温度为250-450℃若使用特殊催化剂,工艺反应温度还可以降至约200℃,也可以高至约550℃为取得系统设计要求的脱硝效率和NH3逃逸量限值,在设计中考虑充分地利用催化剂、尽可能使氨在烟气中均匀分布是非常重要的反应器入口的烟气分布系统要确保烟气在反应器截面上的均匀分布,以确保有效利用催化剂催化剂选型必须考虑烟气特点和运行参数范围,但是确保催化剂实现最佳催化效果的先决条件是正确设计关键设备,如SCR反应器、烟道内部构件和喷氨系统,确保催化剂层均匀的烟气流动条件以及氨和烟气的均质混合是至关重要通过CFD和实体模型对SCR脱硝装置进行流场模拟是达到这一目的必不可少的手段3托普索公司的脱硝催化剂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我公司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
3.1催化剂中毒和设计中需要考虑的因素在燃煤锅炉高含灰烟气SCR系统中,催化剂随着活性的损失渐渐老化,主要是因为接触烟气中的飞灰催化剂性能退化速率的估计、使用寿命的确定和催化剂的装填设计必须考虑它的运行环境,如毒物特性、灰尘浓度和潜在的磨损等,归结如下飞灰成份对催化剂活性位的化学和物理影响,通常指催化剂中毒;非常细的飞灰颗粒在催化剂表面沉积,会堵塞进入催化剂活性位的通道或减少其活性表面积;催化剂孔中的硫酸氢氨冷凝液的抑制,会减小活性表面积;催化剂孔的热降解(烧结)会减小催化剂活性表面积;催化剂通道的堵塞减少了所装载催化剂的有效体积;若SCR反应器中烟气流动不均匀,飞灰中的颗粒会造成催化剂磨损如果脱硝系统设计不合理,任何类型的催化剂,如板式、挤压蜂窝式或波纹蜂窝式,都可能被磨损见图
2.SCR脱硝系统催化剂选型设计需要考虑以下因素要求的脱硝效率;反应器出口烟气中未反应氨气(氨逃逸)的最大容许量;为避免后续设备不受硫酸氨影响,系统可接受的最大SO2/SO3氧化率;催化剂理想寿命和基于烟气中灰量和其它成分得出的催化剂预期失活速率很显然,只有全面了解这些因素对催化剂性能的影响,才能选出最适合的催化剂型号合理设计催化剂工艺,才能保证催化剂的最佳性能和最长的寿命
3.2托普索公司催化剂特点托普索公司创立于1940年,拥有其自行开发的各种催化剂和工艺技术公司在不断发展的基础上,还潜心致力于大量的研发工作,为各种运行工况条件提供最适合的催化剂托普索公司拥有各种类型的催化剂制造技术,但在电厂烟气脱硝系统中主要采用其脱硝专用波纹蜂窝催化剂,该催化剂集合了板式和挤压蜂窝式催化剂的优点,对防止各种原因导致的催化剂中毒具有很好的抵抗能力其优点概括如下1)由于托普索公司催化剂独特的制造工艺,催化剂基板采用加固玻璃纤维,比金属板式催化剂或挤压蜂窝式催化剂重量要轻许多由于重量轻,其运输、吊装都很方便,且对于SCR反应器钢结构和地基的荷载比较小;2)由于托普索脱硝催化剂的孔型为不规则形状,采用独特的波纹状,所以其比表面积很大,且孔隙大小分布呈现多样性大、中、小孔隙按一定比例分布试验研究和实际运行经验均证明了该催化剂结构对增加表面活性位,减少表面SO2氧化活性位是非常有利的,见图3;3)根据显微镜观察显示,托普索催化剂具有三种大小不等的孔隙结构,分别为100A、1000-2000A和50000A,见图3对于各种类型的催化剂,通常观察到的砷气多聚集在微孔内所以与其它类型催化剂相比,托普索公司独特的孔隙结构能大大减少砷气聚集,从而减缓对催化剂的毒化;4)由于具有柔韧的纤维结构,这种催化剂可以在高温下运行,具有非常好的抗热应力的能力催化剂的边缘经过加固,可以抵御含尘烟气的磨蚀催化剂运行温度在220-450℃范围内,可抵御800-900℃的高温环境催化剂可承受的最大温升可达150℃/min,这是其它类型催化剂所无法相比的4流场模拟SCR反应器、烟气通道、喷氨和混合系统的正确合理设计,是催化剂实现最佳性能的必要前提在高尘脱硝装置中,必须采取措施确保催化剂层的理想烟气条件,以避免上述的催化剂堵塞或磨损所造成的损失运用CFD或实体模型进行烟气流场模拟已被证实是达到上述设计的有效且必要的工具模型工作通常的目的是确保喷氨之前烟气流速高度均匀验证烟气与氨的混合效果在给定的约束条件下优化烟道和反应器的布置开发并优化必要的流量控制装置确保第一层催化剂入口处烟气速度高度均匀确保烟气流动与垂直流动方向夹角的偏差最小确保不增加沉积灰量使系统压降最低尽管使用功能强大的计算机进行计算流体力学模拟更快捷有效,但对飞灰的运动(如沉积和二次夹带)进行模拟的理论基础仍很薄弱,而且导流板的优化经常需要反复所以对于高尘脱硝系统设计,要实现预防灰沉降和磨损这些主要目标,通常采用行之有效的实体模型方法5托普索公司工业应用经验托普索DNX催化剂已在世界上不同煤种的项目中应用过,拥有381个项目业绩所有项目的实际运行情况均证明催化剂中砷的聚积量对托普索催化剂的性能影响并不明显实验室研究表明,吸附气相中超过1(重量)的砷,催化剂活性只降低10对一些使用DNX催化剂的高尘SCR装置中的砷聚积和失活速率进行了监测,证实了DNX催化剂具有抵抗砷中毒这一特性
5.1阳城电厂二期工程烟气脱硝项目山西阳城电厂二期工程8号600MW机组燃用的无烟煤来自山西阳城当地煤矿按进度要求,SCR脱硝装置在2007年初启动运行托普索公司为该项目提供催化剂和脱硝系统设计,以及为验证设计所需进行的实体模型基本设计数据如下600MWe烟气流量2300000Nm3/hr两层DNX催化剂1300mg/Nm3NOx含灰量20g/Nm380脱硝效率氨逃逸3ppmSO2氧化率
1.0有SCR旁通
5.2国华台山热电厂台山电厂目前有5×600MW燃煤机组,托普索公司为其5号机组设计了SCR脱硝系统,预期在2006年启动运行托普索公司为其脱硝系统提供催化剂、系统关键设备和系统设计,包括实体模型试验基本设计数据如下600MWe烟气流量1900000Nm3/hr两层DNX催化剂550mg/Nm3NOx灰量14g/Nm3高达94的脱硝率氨逃逸3ppmSO2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(图4),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)6结论NOx排放法规的要求越来越严格,为了在燃煤锅炉高灰份情况下,仍然实现SCR脱硝装置的高脱硝效率并保持最小的氨逃逸量,认真选择催化剂类型和正确设计系统是至关重要的托普索公司脱硝催化剂是经过实际运行验证过的具有非常好的抵抗中毒能力的催化剂系统设计充分考虑各种因素的影响,如煤的高灰分、灰中含钙、碱金属等系统还配备有效的催化剂清灰系统在验证高尘SCR系统设计合理性时,还应用烟气流场模拟方法流场模拟有两种方式,一种是CFD模拟,另一种是实体模型模拟在设计阶段应用实体模型模拟可以验证烟气流速分布均匀性,确定烟气流动调节装置的布置,评估飞灰的沉积和分布状况托普索公司独有的催化剂性能和扎实的工程设计能力,必定会为中国烟气脱硝净化领域提供最好的技术和服务来源中国脱硫脱硝资讯网我国脱硫脱硝除尘技术实现零排放一体化北极星电力网技术频道 作者:佚名 2008-1-112:01:52 阅102次 关键词: 脱硝 除尘 脱硫nbsp;nbsp;nbsp;北京市环境科学研究院高级工程师谢载衡,利用氧化原理首创的“燃煤锅炉无添加剂脱硫除尘脱氮氧化物技术”,实现了除尘、脱硫、脱硝一体化这一技术无废水和废渣排放,脱硝率大于90,除尘率大于99,一氧化氮基本消除该技术已通过中试、评审和测试BRnbsp;nbsp;nbsp;nbsp; BRnbsp;nbsp;nbsp;nbsp;目前,国内外的燃煤锅炉脱硫、脱硝和除尘装置,都以静电或布袋除尘,并通过石灰水生成、沉淀出亚硫酸钙,不但消耗大量电能而且造成二次污染,同时锅炉燃煤产生的一氧化氮在空气中会很快结合为二氧化氮,再化合生成硝酸,形成酸雨这项技术不用添加任何净化剂就能在净化塔中一次性完成脱硫、脱氮氧化物和除尘这一技术针对煤中的灰份矿物组成及其锅炉燃烧后产物的化学特性,用灰份中的三氧化二铁将二氧化硫催化成硫酸,再用亚铁离子作络合吸收剂,将一氧化氮吸收于酸性水中,用二氧化硫生成的亚硫酸盐净化一氧化氮废气,最后用硫酸溶解尘中的金属氧化物生成硫酸盐BRnbsp;nbsp;nbsp;nbsp;BRnbsp;nbsp;nbsp;nbsp;技术评审委员会评委认为,该技术去污效率高,运行费用低,配置设备和工艺简短,在目前国内外的燃煤脱硫技术领域中具有创新性BRnbsp;nbsp;nbsp;nbsp;BRnbsp;nbsp;nbsp;nbsp;据谢载衡介绍,这一技术省掉了除尘装置,设备成本只是目前脱硫设备的1/3其脱氮氧化物的能力还能提高锅炉炉膛温度,增加热效率,降低电厂燃料费,解决锅炉燃烧温度提高后一氧化氮浓度剧增的难题这一技术在燃烧高硫煤的锅炉上使用效果最好,彻底解决了国内外通行的石灰中和法脱硫造成的设备结垢难题,循环洗涤用水减少了近1/2,没有二次污染来源中国脱硫网新型高活性吸收剂脱硫脱硝实验及机理研究北极星电力网技术频道 作者:佚名 2008-1-112:00:28 阅54次 关键词: 脱硝 实验 脱硫新型高活性吸收剂脱硫脱硝实验及机理研究以粉煤灰、石灰、添加剂为原料采用干法工艺制备了具有氧化能力的高活性吸收剂在烟气管道进行了同时脱硫脱硝的实验研究了影响脱除效率的若干因素探讨了高活性吸收剂脱硫脱硝的机理试验结果表明在Ca/SN克分子比为
1.2时SO2和NOx的脱除效率分别为84和61产生的废物为干粉状最佳的烟气温度为60°C烟气湿度为5与传统的干法FGD相比该工艺具有费用低、设备简单、废物易于处置等优点可为工业化应用提供有益参考图8参10来源中国脱硫脱硝资讯网脱硫脱硝专用管道—国家专利产品北极星电力网技术频道 作者:佚名 2008-1-1020:29:12 阅99次 关键词: 脱硝 管道 脱硫汤阴县华北工业塑料装备有限公司前身为汤阴县华北塑料厂,成立于1988年,是一家研制开发工业塑料产品的专业生产厂家与清华大学、北京化工大学、上海化工研究院等多家科研院校建立了长期稳定的技术协作关系 汤阴县华北工业塑料装备有限公司生产的脱硫脱硝专用管道优异性能具有:高抗冲击性、高耐磨性、不结垢、抗腐蚀性、耐侯性和抗老化性、适稳性宽、阻燃性、重量轻、安装方便等优点 脱硫脱硝专用管道主要应用领域电力系统:火力发电厂的粉煤灰排放化学水循环系统除硫系统.煤炭工业:煤粉水煤浆的输送矿井的送风排风排水系统.化工行业:强酸强碱等高腐蚀性介质的输送盐化工的卤水盐浆原盐的输送.石油的开采:原油输送天然气集输污水回罐;冶金工业;焦碳粉矿粉矿浆及冶炼废渣的输送;矿山行业:浆体输送管道煤矿井下高压供水供气管线;硫浚工程:江河湖港口码头等清淤工程输送泥沙;海洋工程:海水淡化中输送中送海水淡水;市政工程:污水处理生活供水及煤气输送来源中国脱硫技术网。