脱硝工艺介绍-..教学文稿.ppt

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1、脱硝工艺介绍-2014..★温室效应全球变暖，主要与CO2、CH4、N20、CO、氟里昂，臭氧等。大气中CO2浓度增加1倍，地球表面大气温度升高1.5～4.5度。★臭氧层破坏主要氯氟烃类化学物质（用CFCl表示），NOx，CH4★酸雨目前国土面积30%，每年几百亿以上损失全球三大污染现象N0X排放标准N0X排放标准主要污染物的危害SO2NOXNH3VOC一次PM酸化√√√富营养化√√近地层臭氧O3√√微细粒子造成的健康影响√√√√√N0X排放标准氮氧化物直接对人的危害Nox(ppm)对人体健康的影响1闻到臭味5闻到强臭味10—1510min眼、鼻受到刺激501min内人

2、呼吸困难803min感到胸痛、恶心100—150在30—60min内死亡250很快死亡N0X排放标准氮氧化物的排放标准2011年7月29日，国家环境保护部和国家质量监督检验检疫总局发布了最新的《火电厂大气污染物排放标准》。《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)《标准》中规定氮氧化物：自2012年1月1日起，对于新建火力发电锅炉及燃气轮机机组执行100mg/m3的氮氧化物限值；自2014年7月1日起，现有的火力发电锅炉和燃气轮机机组执行100mg/m3的氮氧化物限值；重点地区的火力发电锅炉和燃气轮机机组执行100mg/m3的氮氧化物限值；只是对W型火焰炉

3、、循环流化床及2003年12月31日之前建成投产或通过项目环境影响报告审批的锅炉可执行200mg/m3的氮氧化物限值。6N0X排放标准“十二五”期间现役机组需要进行脱硝改造的机组规模约为4亿千瓦，主要分布在内蒙古、山东、江苏、河北、河南等省（市）。到2015年，脱硝机组的规模占总装机容量的比例将达到75%左右。预计有500多个电厂需要改造.N0X排放标准氮氧化物的燃料清单燃煤是最大来源：60％～70%柴油、焦炭、汽油次之近年燃煤贡献率略有下降汽油、柴油贡献率上升较快“十二五”淘汰落后产能规模小火电2000万千瓦炼铁7000万吨烧结5000平方米炼钢3000万吨水泥2.5

4、亿吨等淘汰落后产能任务按年度分解落实N0X排放标准氮氧化物的形成NOx是煤在燃烧过程中产生的。我国煤中氮含量一般在0.50%～2.50%之间,煤中的氮在燃烧时约20﹪～70﹪转化为NOx。燃烧产生的NOx中约95％为NO，其余主要是NO2在华北区各省(区)煤中的氮含量以河北省的最高,为1.61%,山西省的居次为1.44%,内蒙古的最低,仅1.31%。东北区吉林省煤中的氮含量较高,为1.42%,而黑龙江省煤中的氮含量较低,为1.05%N0X排放标准氮氧化物的形成注:氮氧化物是三种机理的形成总和,常规总量为300-500mg/Nm3N0X排放标准（1）煤种特性，如煤的含氮量

5、、挥发分含量（2）锅炉燃烧温度、燃烧区域的温度峰值；（3）锅炉过量空气系数，影响反应区中氧、氮、一氧化氮和烃根等的含量；可燃物在反应区中的停留时间。（4）锅炉负荷，负荷增大，燃料量增大，燃烧温度增大，NOx生成量增加。（5）运行人员的操作水平影响氮氧化物的形成的主要因素NO排放标准脱硝工艺介绍脱硝工程案例脱硝工艺介绍目前控制NOx污染的方法：a、源头处理：改革工艺设备，改进燃料，清洁生产（研究方向）,燃烧控制b、终端治理：排烟脱氮（排烟脱硝），高烟囱扩散稀释（目前主要方法）目前排烟脱硝的方法有：1）催化还原法（选择性、非选择性、选择性和非选择性组合式）2）吸收法微生物

6、3）吸附法等主要几种方法如下:方法适用性及特点特点NOx脱除率投资费用SCR适合排气量大，连续排放源二次污染小，净化效率高，技术成熟；设备投资高，关键技术含量高80％～90％高SNCR适合排气量大，连续排放源不用催化剂，设备和运行费用少；NH3用量大，二次污染，难以保证反应温度和停留时间30％～60％较低液体吸收法处理烟气量很小的情况下可取工艺设备简单、投资少，收效显著，有些方法能回收NOx；效率低，副产物不易处理，目前常用的方法不适于处理燃煤电厂烟气效率低较低微生物法适用范围较大工艺设备简单、能耗及处理费用低、效率高、无二次污染；微生物环境条件难以控制，仍处于研究阶段

7、80％低活性炭吸附法排气量不大同时脱硫脱硝，回收NOx和SO2，运行费用低；吸收剂用量多，设备庞大，一次脱硫脱硝率低，再生频繁80%~90%高等离子体法适用范围较大同时脱硫脱硝，无二次污染；运行费用高，关键设备技术含量高，不易掌握。85％高脱硝工艺介绍烟气脱硝技术主要有：选择性催化还原技术（SCR）、选择性非催化还原技术（SNCR）、选择性非催化还原与选择性催化还原联合技术（SNCR－SCR）及其他烟气脱硝技术。新建、改建、扩建的燃煤机组，宜选用SCR；小于等于300MW时，也可选用SNCR－SCR。燃用无烟煤或贫煤且投运时间不足20年的