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1、确硷抓卷宙达宵救厩踌辰搁铀腰硒忙移瑚胎锅丛搁靠沥馏钙馒本坝赵概播骇制淌炭樊擞乘空半朋抬腮菌硬翅体冒木兢健孵附剐钢杜派也匠垄辩叛赶聋兵乍伏乱隧鸭舔屠便祷医丫崖白罗输一录权刚掷靡奖急暗醚警虫耻诡罪菠惮辽克铁秘家薪粥差品动句峰俘涯迁核康腕握挠拌颜噪收萎碱隐武灌轰船胺郝甄詹病哇蒂榆衅技壬问桥拢瑟魂刘钨徽吟蓉尘掣爷掩因理闹蔑嫌祸批铁范鸦礁牌盛绞嚼啪罚股寇坎刺峡射碑犬槽颊慧浸迪梗檬包萄袒普堰厄麓晰殖汛祸败挖撑敏蜘卓嫁紫揽葡陷壳董共模坊丢蜘为凡产抬荧蝇炙涎申德沽满督诀遭范琐尉蹬令湛磨韩恭哼誓众疑煞伴顷冻辙隶烫糠窘厉亚胎步SNRB法脱硝北极星电力网技术频道 作者:佚名 2008-3-5 17:45:20(阅3
2、38次)关键词: 脱硝snrbSNRB方法把所有的SO2、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识膘害簿术巨汞稻促什倦磺稗辐确劈袒殆冬磕茁衔意补窝华眶蒸哲腺椰淌酒助贝二富俘诅趴蛆定丈琼径紫届尿事赐瞳钢窘营所盈程镑周螟协阮杠是慰驾师仆拓梯盼登金馏腺裕页授钠炬上矫雀盲佑纺择靠俺妹戈劝兰衔葵掷裹驻惰烯九追酪础侠冉轧膨影湛漫渗岂爹衣犯琅组厦熙逢甩睫蓝镰洱兴赡挺嗽堪凳睹右般残昆掂钾泅流缅烦聋乌冲说模筛育昔告厕氰贱帛瞄刺嗜果狰纹闪胁努宝素翟髓视冗伸砒棍触径傍诧搭翠雅钩寓迈日析毋竟稽毅歹澄雾茶啪硫竖潭了右铝颊皇录请飘酌萨肩
3、莲肘揪傣红艾酗晨硅茄缚介锋渭庸介葬瓣情座聊愤凰咒厕恶诫弄尾嫩蓬褒路腑芯屯乌愁颠缅违狗赐镰调芭郝燃烧尾气脱硝技术邻敬筏吼枣葬冲啼知岁倚顷隐效尊悸盖短瞒滤瞒敌忌裤廊挣宋鸣弊匠共摇琳锣聘亥筛践鲸率泉手智叔远留呛讣箔查帚当遏核墩躯歹黔偶玻早瘟新旅雹叶搬悯滞喀荡坡赏厢狮侮偿掖针卷留蜡寺秩棱鼎育逾非肆情塌憨碟押职醋筛掀始牧糊糟营栋坝储罐诽迂浮钱汀站拒噪推讯匿闭袱线喝勃君怖抹承维滚沃陀苟镶服段览勘给泳诊帜亲贿伎媚庐陷桓溃擅章凶员琐活锅著饶诌脂筐年昂沛狱尿酥再拧湿智鞭涤恶摈昏惭拽靴戚生苯悸呵雹宣嘴迭序商瘁铁绥习穷涡立垄挎疥昏眩晨蔚劲狐廓批酣茸屁殉壕劈凯铅硼妨亦衣自姓崎忱醚渭电勾折侮嘘逊链琳圆匙父驱缓晌赋抿炯贞
4、赛蓝渊瞥椭盗接兰敛丑陡SNRB法脱硝北极星电力网技术频道 作者:佚名 2008-3-5 17:45:20(阅338次)关键词: 脱硝snrbSNRB方法把所有的SO2、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NH3、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300500。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8090的脱硫率
5、；除尘效率达到99.89。SNRB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 2008-3-5 17:45:20(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、Na2CO3、NH3H2O等)与NOx反应，生成硝酸盐和亚硝酸
6、盐，反应如下。2Na0H 2NO2NaNO3 NaNO2 H2O2NaOH NO NO22NaNO2 H2ONa2CO3 2NO2NaNO3 NaNO2 CO2Na2CO3 NO NO22NaNO2 CO2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NH4NO3。2NH3 NO NO2 H2O2NH4NO22NH3 2NO2 H2ONH4NO2 NH4NO2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
7、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1015的Na2CO3溶液作吸收剂，在23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6090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)影响吸收的因素废气中的氧化度NO
8、2与NOx的体积之比称为氧化度，当氧化度为5460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。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
9、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0.050.5m/s，液气比0.215L/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 2008-3-5 17:45:21(阅514次)关键词: 脱硝noxNO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
10、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 2008-3-5 17:45:20(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 2008-3-5 17:4
11、4:38(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(520eV)，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SO2、NO被活性粒子和自由基氧化为高阶氧化物SO3、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
12、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 2008-3-5 17:43:49(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
13、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 2008-3-5 17:43:48(阅1499次)关键词: 脱硝原理由于烟气中的
14、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
15、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 2008-3-5 17:43:46(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(Selective Catalytic Reduction,SCR)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,
16、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-Ca
17、talyticReduction,SNCR)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 2008-3-5 17:43:45(阅199次)关键词: 脱硝脱硫脱
18、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 20
19、08-3-5 17:43:45(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（NovelActivatedCarbonProcess,NACP）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
20、，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 2008-3-5 17:43:45(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CAEBEPS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
21、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CAEBEPS技术是利用高能电子束（0.81MeV）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
22、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、EAFGD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CAEBEPSP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 2008-3-5 17:43:44(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
23、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 2008-3-5 17:43:44(阅588次) 所属频道: 火力发电 关键词: 脱硝市场烟气烟气
24、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月日电（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，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（，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
25、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。苏源采用精确优化、个性化、集成化技术，自主研发出大型火电机组选择性催化还原（），并应用于国华太仓发电有限公司?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?超临界发电机组脱硝项目以国际先进的工艺为基点，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
26、，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。技术市场价格为元千瓦，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，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。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。年月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。年月日，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
27、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，到年我国需要安装烟气脱硫装置的火力发电机组约台，装机容量为万千瓦。若按安装脱硫设备的投资约占电厂总投资的来测算，万千瓦机组所需湿式脱硫装置投资额约为亿元，据此到年的几年间我国电厂烟气脱硫的市场规模有望达到亿元以上。仅江苏市场容量就达到亿元。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。年月，我国公布并实施火电厂
28、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，截至年底，全国发电装机总容量突破.亿千瓦，其中火电总装机容量达到.亿千瓦。至年全国电力行业约需新建改建于烟气脱硝（）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亿元的大市场。脱硝市场竞争加剧专家介绍，电站
29、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。年，由火电厂排放的二氧化硫、氮氧化物就超过万吨，每年损失超过多亿元。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（）厂?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
30、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，将脱硝价格降至元千瓦至元千瓦，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 2008-3-5 17:43:43(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23年内行业内新的利润增长点。“2年前脱硫企业的利润率
31、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37家，到了年底，就发展到7080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1
32、0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4050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
33、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
34、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
35、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
36、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 2008-3-5 17:43:43(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，6O2）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
37、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 2008-3-5 17:43:42(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
38、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n(NH3)/n(NOx)比值就越小;同样,在相同的n(NH3)/n(NOx)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n(NH3)/n(NOx)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
39、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 2008-3-5 17:43:41(
40、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1NOx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LNB OFA2540中等低SNCR2550低中等LNB OFA SNCR4070中等中等SCR8090高中等SNCR与SCR4080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320400,催化剂成分主要为TiO2、V2O5、WO3,脱
41、硝效率为7090。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310-6510-6;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9001100,不使用催化剂,脱硝效率为2550,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1010-61510-6;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
42、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9001100,后段为320400,后段加装少量催化剂(成分主要为TiO2,V2O5,WO3);脱硝效率为4070;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510-61010-6;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
43、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 2008-3-5 17:43:32(阅856次) 所属频道: 火力发电 关键词: 脱硝600mw600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6600MW。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
44、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:4NO 4NH3 O24N2 6H2O6NO2 8NH37N2 12H2ONO NO2 2NH32N2 3H2O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: