火电厂烟气脱硝SCR法应用研究

本文简要论述了SCR法工艺原理,从技术和运行费用角度比较了尿素和纯氨两种常见的催化剂的适用范围,并就SCR烟气脱硝工程中常见问题,提出了具体的解决对策,以供国内电力部门在脱硝工程技术选择时参考。     

低氮燃烧+选择性非催化还原烟气脱硝技术(SNCR)在循环流化床锅炉脱硝工程上的应用

采用低氮燃烧+选择性非催化还原烟气脱硝技术对循环流化床锅炉烟气进行脱硝处理.烟气NOx初始浓度为280 mg/Nm3时,排放浓度低于100 mg/Nm3,去除率达65％以上.达到国家《火电厂大气污染物排放标准(GB13223-2011)》限值要求.工艺稳定运行后年处理费用为202.40万元.     

提高火电厂烟气脱硝系统运行可靠性研究

为了提高火力发电厂烟气脱硝系统的运行可靠性,对某厂600MW机组烟气脱硝系统的运行实际情况进行了研究.通过采取提高脱硝系统入口一次风量、适当调整催化剂入口烟气温度保护动作定值、根据机组负荷波动情况提前进行调节、提高热解炉电加热器的稳定性、按要求对管路进行冲洗及加装伴热装置等措施,有效的减少了脱硝系统运行中保护动作的次数以及因加热器故障、系统结晶等情况而被迫将系统退出运行进行长时间检修的情况.通过采取上述措施有效的提高了烟气脱硝系统的运行可靠性,可供从事烟气脱硝系统的设计、运行及维护人员进行参考.     

火电厂烟气脱硝工艺设计

NOX作为一种致命的环境污染物,是引起温室效应和光化学反应、酸雨产生的重要危害物质之一。NOX最主要排放源就是火电厂。由于传统火电厂的低氮燃烧技术已无法满足氮氧化物的排放标准。在此情况下,烟气选择性催化还原技术（Selective Catalyst Reduction,简称SCR）诞生了,这项工艺的发明有效地降低电厂氮氧化物对环境所带来的负面影响。     

燃煤锅炉省煤器分级改造实现低负荷SCR脱硝的案例分析

本文针对国内燃煤机组长期低负荷运行导致SCR脱硝系统无法投运的问题,阐述了目前国内普遍采用的提高SCR脱硝投运率的运行控制措施及几种切实可行的技术改造方案,并介绍了某项目通过对省煤器分级改造提高SCR入口烟气温度,实现低负荷SCR脱硝系统稳定运行的案例,旨在为国内同类型机组改造提供参考和借鉴。     

燃煤电厂烟气脱硝装置的仿真设计研究

文章以选择性催化还原法(SCR)烟气脱硝系统为研究对象,通过对系统工艺特点和反应机理的研究,建立了一系列仿真数学模型,并以这些模型为基础,设计开发了SCR烟气脱硝系统的仿真设计软件。软件最终编译成可安装的应用软件包,能够脱离开发环境在Windows系统下独立运行。     

电厂烟气脱硝技术

氮氧化物(NOx)对人体有毒害作用,会参与光化学烟雾的形成,并会形成酸雨,造成环境污染。大气中的氮氧化物主要来自于雷电等自然过程,小部分来自于人类活动的排放。而在人类活动造成的氮氧化物排放中,燃煤火电厂是最主要的来源。因此,针对火电厂燃烧烟气的脱硝技术也应运而生。本文简要介绍了国内外有关火电厂烟气脱硝的相关技术。     

燃煤发电厂SCR脱硝技术原理及催化剂的选择

阐述了SCR反应的基本原理,SCR高含尘布置系统主要构成以及选择催化剂应注意的要素。     

燃煤电厂SCR脱硝技术浅析

文章介绍了较为典型的电厂脱硝技术选择性催化还原法（SCR）,简述其脱硝工艺和反应原理,对催化剂选择和脱硝效率等方面进行了浅要分析,总结了SCR脱硝技术的优缺点,对燃煤电厂的脱硝工艺选择有一定参考意义。     

燃煤电厂SCR烟气脱硝设计的影响因素分析

选择性催化还原脱硝法(SCR)是当前世界上主流的烟气脱硝技术工艺,具有脱硝效率高、成熟可靠、应用广泛、经济合理和适应性强等特点。本文就影响燃煤电厂SCR烟气脱硝设计的几个主要因素如入口NOx浓度、还原剂和催化剂形式及其布置方式进行了分析与讨论,并指出各燃煤电厂在进行SCR烟气脱硝设计时应结合自身烟气条件、煤质资料及其当地环境保护法律法规等合理选择烟气参数,以保证SCR系统运行的安全性和经济性。     

先进脱硝控制系统在300MW机组的应用

分析了华能太仓电厂300MW机组脱硝控制系统传统PID控制方案存在的不足,提出了基于神经网络技术、预测学习控制、以及自动适应技术等高级算法,彻底解决了脱硝系统不能很好适应负荷、煤种变化等的实际问题。     

火电厂烟气脱硝技术探讨

本文介绍火电厂燃煤锅炉NOX的生成途径、目前国内外各种脱硝技术方法、选择性催化还原烟气脱硝技术特点及不同催化剂型式性能比较等研究成果。火电厂的脱硝措施可在NOX产生和排出的主要环节中采用,应将各种脱硝技术进行有机的结合,实现以最低成本获得最高的NOX脱除效果。     

瓦斯发电站燃气内燃机烟气脱硝方案研究

自2011年国家将氮氧化物总量纳入总量控制指标范围以来,环保主管部门针对煤层气发电项目氮氧化物排放总量政策逐渐收紧,对迅速发展的瓦斯发电项目来说氮氧化物排放浓度和总量的控制得到越来越多的重视.结合近5年来山西省瓦斯发电站实际环评过程中遇到氮氧化物排放浓度控制的问题,针对燃气内燃机高温、低烟尘、低二氧化硫的烟气排放特点,选择四个脱硝工艺方案进行了探讨,对企业制定脱硝方案具有一定的参考价值.     

大唐淮南洛河发电厂三期2×630MW机组脱硝改造工程

本文首先介绍了洛河电厂三期2×630MW脱硝改造工程的背景和意义,并详细介绍了脱硝的原理和工艺,通过脱硝工程的改造以达到脱除氮氧化物的效果,本工程的改造对经济发展、保护环境和确保三期工程机组运行经济性以及保持地区经济可持续发展等都具有十分重要的意义。     

电厂SCR脱硝数值模拟技术研究进展

选择性催化还原法(SCR)是应用最为广泛的电厂脱硝方法.本文阐述了目前国内外采用CFD软件进行SCR脱硝数值模拟的各项研究,探讨优化SCR脱硝设计的方法.     

600MW燃煤机组低负荷脱硝改造实施方案

基于环保要求的提高,指出600MW燃煤机组全负荷脱硝技术改造实施的具体路线。     

采用烟气旁路的燃煤机组脱硝系统变负荷过程的经济性分析

设置省煤器烟气旁路系统是提高燃煤机组脱硝系统入口烟气温度、实现全工况脱硝的有效途径。为分析燃煤机组频繁变负荷过程的脱硝经济性,本研究建立了某660 MW超超临界燃煤发电机组动态模型及SCR脱硝系统动态模型,研究了燃煤机组在50%～100%THA升负荷过程的尿素成本、NO_x排放环境成本和燃煤成本。结果表明：在变负荷过程中开启省煤器烟气旁路挡板时,燃煤成本的变化最大,总成本有一定的增加;在50%～75%THA升负荷过程中,烟气旁路挡板开度分别为5%和10%时,燃煤成本分别增加了600元和1 200元,尿素成本分别减少了442.48元和554.89元,而NO_x排放环境成本变化较小,仅为62.22元和63.19元;在75%～100%THA升负荷过程中,燃煤成本分别增加了1 800元和2 300元,而尿素成本和NO_x排放环境成本的变化量较小,因此不建议开启烟气旁路挡板。     

对火电厂大气污染物烟气脱硫脱硝的技术研究

随着经济的发展,我国火电厂的规模及数量不断地增多,火电厂在生产的过程中,需要燃烧大量的化石燃料,这会产生大量的烟气,烟气中含有二氧化硫、氮氧化物等有害酸性气体,直接排放到大气中会造成严重的大气污染,而且,二氧化硫的增多还会产生酸雨危害,使人们的生活及经济的发展受到严重的影响,而脱硫脱硝技术能够减轻火电厂造成的污染,因此,本文对火电厂大气污染物烟气脱硫脱硝技术进行了研究。     

燃煤电厂SCR脱硝催化剂组分分析

分析了我国现有脱硝机组SCR催化剂组分分布,研究了蜂窝式和平板式催化剂组分的差异性,重点分析了WO3、V2O5和Mo O3在蜂窝式和平板式催化剂中含量的差别,从而确定国内脱硝机组SCR催化剂组分含量的范围,以指导脱硝催化剂的组分管理,为烟气SCR脱硝系统的经济、稳定运行打下基础。     

烧结烟气SCR脱硝技术浅析

随着国家对环保的要求日益严格,钢铁行业新上烧结、球团设施须配套烟气脱硝设施。下一阶段国家将会对现有钢铁企业烧结机、球团烟气的NOx做出明确要求,烧结机、球团烟气脱硝势在必行。环保行业面临着新的增长点。在脱硫装置后设置烟气SCR脱硝设施必然成为烧结烟气脱硝的首选工艺。