选择性催化还原烟气脱硝技术在玉环电厂4×1000MW机组上的应用

以华能玉环电厂4×1000MW机组增设烟气选择性催化还原法（SCR）脱硝装置的技术改造为例，简要介绍了玉环电厂原机组增加SCR脱硝系统的工艺构成和流程特点、设计参数、总体布置，并对该工程中相关设备的改造进行了描述，为我国大型燃煤机组的脱硝改造工程提供参考。     

脱硝市场现状及发展建议

我国脱硝市场任务艰巨,政策扶持将催生爆发性机遇。我国脱硝产业缺乏具有自主知识产权的核心技术,绝大多数单位依靠引进,市场竞争处于无序状态。为此,有待建立市场准入制度和经济补贴政策,加强排放标准建设。     

NiO-CuO/ZSM-5催化剂对催化裂化烟气的脱硫脱硝性能

采用浸渍法制备了不同NiO和CuO质量分数的NiO-CuO/ZSM-5催化剂，并以CH4为还原剂研究了NiO-CuO/ZSM-5催化剂对催化裂化烟气的脱硫脱硝活性。XRD分析结果表明，NiO质量分数为4%、CuO质量分数为6%的催化剂4%NiO-6%CuO/ZSM-5中的ZSM-5结构完好，CuO和NiO高度分散在ZSM-5骨架中，表明具有较好的催化活性。4%NiO-6%CuO/ZSM-5的脱硫脱硝起活温度均较低，无氧条件下最高NO转化率和SO2转化率分别为94.7%和95.9%，O2体积分数为1.0%时的NO转化率和SO2转化率分别为97.7%和89.0%。     

奥运“蓝天工程”首个脱硝工程投运

近日，华能北京热电厂四台锅炉脱硝系统全部投入运行。这是北京奥运“蓝天工程”中第一个投运的脱硝工程，年减排氮氧化物可达1万余吨，将有效地改善北京市的大气环境质量，为北京2008年奥运会创造良好条件。     

玻璃熔窑烟气脱硝技术探讨

结合玻璃熔窑烟气排放的特点,阐述了国内外玻璃熔窑烟气脱硝技术,湿法脱硝、选择性催化还原法(SCR)、选择性非催化还原法(SNCR)及其优缺点。探讨了SCR脱硝技术在玻璃熔窑烟气脱硝的运用,并给出了工程实例,最后提出了一些建议。     

水泥炉窑SNCR及SCR烟气脱硝技术比较

通过分析水泥炉窑氮氧化物(NOx)生成机理、脱除技术以及国内外水泥炉窑脱硝现状并结合我国具体情况,探讨适合我国的水泥炉窑切实可行脱硝技术,为"十二五"期间我国水泥炉窑开展烟气脱硝整治工作提供技术性方向。     

锰铈脱硝催化剂的制备及其再生性能研究

采用等体积浸渍法制备了一系列Mn-Ce-Ox复合氧化物脱硝催化剂用于NH3选择性催化还原(NH3-SCR)NO。考察了Mn/Ce摩尔比、焙烧温度、H2O和SO2对Mn-Ce-Ox复合氧化物脱硝催化剂活性的影响及催化剂中毒再生性能。结果表明:当NH3:NO=1:1,空速为5 000 h-1,550℃焙烧制得的Mn/Ce摩尔比为5∶1的Mn-Ce-Ox复合脱硝催化剂活性最佳,活性温度窗口为100~260℃,在此温度区间内催化剂活性大于90%。200℃时,Mn-Ce-Ox复合催化剂活性最高为97.84%;在10%(V/V)H2O蒸汽和300×10-6SO2共存条件下,200℃时,催化剂活性在开始反应2.5 h内迅速下降至53%左右,并在之后的6 h内没有明显变化;中毒催化剂经常温水洗再生处理、质量分数为3%的硝酸溶液再生处理和550℃焙烧2 h再生处理后200℃活性均能恢复到90%以上,其中中毒催化剂经质量分数为3%硝酸处理后活性恢复率最高。     

燃煤电厂排放细颗粒物的水溶性无机离子特征综述

当前我国面临严重的大气细颗粒物(PM2.5)污染,燃煤电厂是大气中PM2.5的重要来源之一.为了实现国家"十一五"和"十二五"规划对二氧化硫(SO2)和氮氧化物(NOx)的总量减排目标,燃煤电厂大规模安装烟气脱硫和脱硝设施,这虽然减少了气态污染物转化生成的二次PM2.5,但另一方面也会对烟气中PM2.5的物理化学特征产生影响,有可能增加一次PM2.5的排放.本文综述了燃煤电厂排放PM2.5及其水溶性离子的粒径分布特征,重点介绍了脱硫和脱硝这两种烟气处理设施对燃煤电厂排放PM2.5的影响原理及相关研究结果,特别是对细颗粒物中水溶性离子(如SO2-4、Ca2+和NH+4)的影响.在目前我国PM2.5污染十分严重和燃煤电厂大量安装脱硫和脱硝装置的背景下,定量研究脱硫和脱硝对PM2.5排放特征的影响具有十分重要的意义.     

Na2S2O8/NaClO2复合吸收液工业脱硝新方法

针对氮氧化物排放标准日益严格而现有脱硝技术不能满足要求的现状,提出了Na_2S_2O_8/NaClO_2复合吸收液脱硝的新方法。在小型鼓泡反应器中进行脱硝实验,讨论了Na_2S_2O_8和NaClO_2浓度、反应温度、溶液pH、NO浓度等因素对NO脱除效率的影响,在此基础上分析了复合吸收液的脱硝机理。通过比较复合吸收液与单一吸收液的脱硝效果和成本,探究其在脱硝方面的工业应用前景。实验结果表明:当吸收液初始pH为5,Na_2S_2O_8浓度为0.05 mol/L,NaClO_2浓度为0.0025 mol/L,反应温度为50℃时,NO脱硝率可达95%;复合吸收液ClO~-_2、ClO_2、S_2O~(2-)_8共同参与NO的脱硝反应,中间产物ClO_2担负了重要氧化吸收作用,显著地提高了脱硝效率;Na_2S_2O_8/NaClO_2复合吸收液比单一吸收液脱硝成本低、效率高,工业应用前景良好。     

燃煤电站炭基催化法脱硫脱硝工艺参数分析

在自主设计建设的炭基催化剂脱硫脱硝试验平台上,通过单一变量试验,分别研究了ρ(SO_2)、φ(O_2)、φ(水蒸气)、床层温度、空速、ρ(NO)、氨氮比等工艺参数对炭基催化剂脱硫脱硝性能的影响,分析得到了适合燃煤电站炭基催化法脱硫脱硝技术的工艺参数。较优的脱硫工艺参数为:ρ(O_2)为3%～4%,φ(水蒸气)为12%,床层温度为80～120℃,空速为400～2200 h-1,此时脱硫效率达到98%以上;较优的脱硝工艺参数为:φ(O_2)为3%～4%,φ(水蒸气)为5%,床层温度为110～130℃,空速为1000 h-1,氨氮比>1,此时脱硝效率达到70%以上;在电厂烟气的温度及φ(O_2)条件下,炭基催化剂有较高的脱硫脱硝效率,为其在电力行业的应用提供参考。