SCR脱销基本工艺专业资料.doc

SCR脱销工艺烟气脱销装置分为选取性催化还原（SCR）脱销，选取性非催化还原（SCR）脱销和同步脱硫脱销等类型。当前绝大某些都用（SCR）脱销法，（SCR）脱销法仅占5%，少数燃煤电厂采用活性焦同步脱销脱硫法进行烟气脱销。选取性催化还原艺术系统又催化剂反映器、催化剂和氨储存和喷射系统所构成。催化剂反映器在锅炉烟道中布置有两种可行方案： 锅炉省煤器后，空气预热器前温度约为350左右位置（如下简称前置式布置）。 布置在FGD之后（如下简称后置式布置）当锅炉尾部烟道装有湿法脱硫装置时，可将催化剂反映器装于FGD之后，使催化剂工作在无尘、无SO2烟气中，故可采用高活性催化剂，并使反映器布置紧凑，但由于烟气温度低（5060），难以达到催化剂工作温度，因而，须在烟道内加装燃油霍燃气燃烧器霍蒸汽加热器来加热烟气，从而增长了能源消耗和运营费用。当前采用最多布置方式是前置式布置。当前市场广泛使用脱销还原剂有三种：液氨、氨水、尿素。SCR催化剂当前有三种：贵金属催化剂、金属氧化物催化剂、沸石催化剂。火电厂烟气脱硝解决方案孙克勤周长城徐海涛江苏苏源环保工程股份有限公司，江苏省南京市北京西路22号，邮编：210024 摘 要：氮氧化物是大气重要污染物之一，是导致酸雨和光化学烟雾重要因素。本文在综述世界发达国家NOx控制法规政策、学术理论、控制手段基本上，对当前主流烟气脱硝技术即选取性催化氧化还原法(SCR)及选取性非催化氧化还原法(SNCR)工艺特点和设计规定进行了较为详细阐述，并给出了NOx脱除效率曲线。并结合苏源环保公司在烟气脱硫(FGD)装置国产化上经验，对烟气脱硝(DeNOx)技术自主化、装备国产化提出了若干建议。核心词：氮氧化物；烟气脱硝；选取性催化氧化还原法；选取性非催化氧化还原法；国产化 Abstracts：Research in NOxformation and control has advanced significantly since Zeldovichfirst postulated the thermal NO formation mechanism in 1943. Thispaper begins with a brief review of the history of NOx controlpolicies，theories and implementations. Two main processesSelective Catalytic Reduction (SCR) and Selective Non-CatalyticReduction (SNCR) were discussed in detail，and NOx reductionperformance was given. Various proposals were given based onSYEPEs experience on FGD to accelerate the process of DeNOx “madein China”.Key words：nitrogen oxides;DeNOx；Selective Catalytic Reduction (SCR)；Selective Non-CatalyticReduction (SNCR)；made in China1 前言氮氧化物是大气重要污染物之一，是导致酸雨和光化学烟雾重要因素。20世纪40年代美国洛杉矶市发生光化学烟雾事件促使了有关氮氧化物控制法规诞生。从1947年California第一种“空气污染控制区(AirPollution ControlDistricts)”提案到1969年美国第一种关于NOx排放法规(APCD)制定，从20世纪70年代美国清洁空气法案(CleanAir Act，CAA)通过到1990年清洁空气修正案(Clean Air ActAmendments，CAAA)制定，从德国“大型燃烧设备规定”到日本六易其稿(分别为1973年、1974年、1975年、1977年、1983年和1987年)制定世界上最低NOx排放原则，世界各国特别是发达国家对氮氧化物控制作了不懈努力。与发达国家相比，国内燃煤电厂在氮氧化物排放控制方面起步相对较晚，以致氮氧化物排放总量迅速增长抵消了对近年来卓有成效二氧化硫控制效果。如果不加强对NOX治理，NOX排放总量将会继续增长，甚至有也许超过SO2而成为大气中最重要污染物。随着国内环保意识增强，相应法律法规健全和执法力度加大，特别是将在7月1日正式实行排污费征收使用管理条例颁布，燃煤电厂氮氧化物控制势在必行。因而对既有各种脱硝工艺进行调研研究，从而谋求一种适合国内国情火电厂烟气脱硝解决方案，最后实现烟气脱硝装置国产化显得尤为重要。苏源环保公司在成立之初就把大中型燃煤电厂环境工程总承包作为其主营业务，并积极推动烟气脱硫装备国产化进程，在设计个性化、工艺自主化、设备国产化等方面作出了不懈努力，其自主开发OI2-WFGD技术已通过江苏省经贸委和科技厅鉴定，并成功用于600MW级机组烟气脱硫工程中。烟气脱硫需要装备国产化，烟气脱硝也应当有国人自己技术。本文在简介世界上各种主流脱硝工艺同步，对工艺自主化、装备国产化提出了若干看法，供各政府机关、科研院所、发电公司参照，但愿藉此能对国内烟气脱硝产业发展及其国产化进程推动尽一点绵薄之力。2 燃煤电厂烟气脱硝重要工艺氮氧化物排放原则日趋严格促使学术界去更加进一步地理解NOx产生机理和减排办法，从而使得工程界有了更为有效NOx解决方案，而若干脱硝工业装置成功运营又使得立法越发完善。从1943年Zeldovich提出热力NO概念，到1989年一种基于化学反映动力学软件CHEMKIN包括234个化学反映NOx预测模型建立，再到现今计算流体动力学(ComputationalFluid Dynamics,CFD)软件STAR-CD(或FLUENT)与CHEMKIN完全耦合解算NOx生成，无一不给工程界提供了完备技术后盾。从低氧燃烧、排气循环燃烧、二级燃烧、浓淡燃烧、分段燃烧、低氮燃烧器等各种炉内燃烧过程改进到现今形式各异脱硝工艺，立法界、学术界和工程界交替作用使得脱硝工艺和市场日趋成熟和完善。2.1选取性催化还原法(SelectiveCatalytic Reduction，SCR)选取性催化还原法(Selective Catalytic Reduction,SCR)是指在催化剂作用下，以NH3作为还原剂，“有选取性”地与烟气中NOx反映并生成无毒无污染N2和H2O。其原理一方面由Engelhard公司发现并于1957年申请专利，日后日本在该国环保政策驱动下，成功研制出了现今被广泛使用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当前已成为世界上应用最多、最为成熟且最有成效一种烟气脱硝技术，其重要反映方程式为：4NH3+4NO+O2=4N2+6H2O (1)8NH3+6NO2=7N2+12H2O (2)或4NH3+2NO2+O2=3N2+6H2O (2a)选取恰当催化剂可以使反映(1)及(2)在200400温度范畴内进行，并能有效地抑制副反映发生。在NH3与NO化学计量比为1状况下，可以得到高达8090NOx脱除率。当前，世界上采用SCR装置有数百套之多，技术成熟且运营可靠。国内电力系统当前最大烟气脱硝装置福建后石电厂600MW机组配套烟气脱硝系统采用就是PM型低NOx燃烧器加分级燃烧结合SCR装置工艺，其SCR某些示意工艺流程如图1所示，重要由氨气及空气供应系统、氨气/空气喷雾系统、催化反映器等构成。液氨由槽车运送到液氨贮槽，输出液氨经氨气蒸发器后变成氨气，将之加热到常温后送氨气缓冲槽备用。缓冲槽氨气经减压后送入氨气/空气混合器中，与来自送风机空气混合后，通过喷氨隔栅(AmmoniaInjection Grid,AIG)之喷嘴喷入烟气中并与之充分混合，继而进入催化反映器。当烟气流经催化反映器催化层时，氨气和NOx在催化剂作用下将NO及NO2还原成N2和H2O。NOx脱除效率重要取决于反映温度、NH3与NOx化学计量比、烟气中氧气浓度、催化剂性质和数量等。图1 SCR工艺流程图Fig.1 SchematicSelective Catalytic Reduction (SCR) processSCR系统布置方式有三种，上述后石电厂布置方式称为高温高尘布置方式，此外尚有高温低尘及低温低尘布置形式。高温高尘布置方式是当前应用最为广泛一种，其长处是催化反映器处在300400温度范畴内，有助于反映进行，然而由于催化剂处在高尘烟气中，条件恶劣，磨刷严重，寿命将会受到影响。高温低尘布置方式是指SCR反映器布置在省煤器后高温电除尘器和空气预热器之间，该布置方式可防止烟气中飞灰对催化剂污染和对反映器磨损与堵塞，其缺陷是电除尘器在300400高温下运营条件差。低温低尘布置(或称尾部布置)方式是将SCR反映器布置在除尘器和烟气脱硫系统之后，催化剂不受飞灰和SO2影响，但由于烟气温度较低，普通需要气气换热器或采用加设燃油或天然气燃烧器将烟温提高到催化剂活性温度，势必增长能源消耗和运营费用。SCR也许产生问题重要有：(1)氨泄漏(NH3slip)，是指未反映氨排出系统，导致二次污染，采用合理设计普通可以将氨泄漏量控制在5ppm以内；(2)当燃用高硫煤时，烟气中某些SO2将被氧化生成SO3，这某些SO3以及烟气中原有SO3将与NH3进一步反映生成氨盐，从而导致催化剂中毒或堵塞。其发生重要副反映有：2SO2+O2=2SO3 (3)2NH3+SO3+H2O=(NH4)2SO4 (4)NH3+SO3+H2O=NH4HSO4 (5)这重要通过燃用低硫煤、减少氨泄漏量或将SCR反映器置于FGD系统日后控制或减少氨盐生成。(3)飞灰中重金属(重要是As)或碱性氧化物(重要有MgO，CaO，Na2O，K2O等)存在会使催化剂中毒或活性明显减少。(4)过量NH3也许和O2反映生成N2O，尽管N2O对人体没有危害，但近来研究成果表白，N2O是导致温室效应气体之一。其也许发生反映为：2NH3+2O2=N2O+3H2O (6)然而所有这些问题都可以通过选取适当催化剂、控制合理反映温度、调节抱负化学计量比等办法使之危害降到最低。SCR技术对锅炉烟气NOx控制效果十分明显，具备占地面积小、技术成熟可靠、易于操作等长处，是当前唯一大规模投入商业应用并能满足任何苛刻环保政策控制办法，可作为国内燃煤电厂控制NOx污染重要手段之一。然而由于SCR需要消耗大量催化剂，因而也存在运营费用高，设备投资大缺陷，同步对改造机组亦有场地限制，对设计水平提出了更高规定。2.2选取性非催化还原法(SelectiveNon-Catalytic Reduction，SNCR)SCR技术催化剂费用普通占到SCR系统初始投资50-60左右，其运营成本很大限度上受催化剂寿命影响，选取性非催化氧化还原法应运而生。选取性非催化氧化还原法(SelectiveNon-Catalytic Reduction,SNCR)工艺，或被称为热力DeNOx工艺最初由美国Exxon公司创造并于1974在日本成功投入工业应用。其基本原理是上述反映(1)在没有催化剂状况下可以在8001100这一狭窄温度范畴内进行，并且基本上不与O2作用。SNCR法还原剂除了NH3以外还可以采用尿素或其他氨基，其反映机理相称复杂。当用尿素作还原剂时其反映方程式可简朴表达如下如下：H2NCONH2+2NO+1/2O2=2N2+CO2+H2O (7)同SCR工艺类似，NOx脱除效率重要取决于反映温度、NH3与NOx化学计量比、混合限度，反映时间等。研究表白，SNCR工艺温度控制至关重要，若温度过低，NH3反映不完全，容易导致NH3泄漏；而温度过高，NH3则容易被氧化为NO，抵消了NH3脱除效果。温度过高或过低都会导致还原剂损失和NOx脱除率下降。普通，设计合理SNCR工艺能达到高达30-70%脱除效率，甚至80%效率亦见文献报道。SNCR也许浮现问题同SCR工艺相似，例如氨泄漏，N2O产生，当采用尿素作还原剂时，还也许产生CO二次污染等问题。然而通过合理工艺设计和参数控制，这些隐患均可以降到最小。SNCR与SCR相比运营费用低，旧设备改造少，特别适合于改造机组，仅需要氨水贮槽和喷射装置，投资较SCR法小，但存在还原剂耗量大、NOx脱除效率低等缺陷，温度窗口选取和控制也比较困难，同步锅炉型式和负荷状态不同需要采用不同工艺设计和控制方略，设计难度较大。SCR工艺与SNCR工艺比较如表1所示。表1 SCR与SNCR工艺比较Table 1 Comparison of SCR and SNCR工艺名称选取性催化氧化还原法(SCR)选取性非催化氧化还原法(SNCR)NOx脱除效率(%)70-9030-80操作温度()200-500800-1100NH3/NOx摩尔比0.4-1.00.8-2.5氨泄漏(ppm)55-20总投资高低操作成本中档中档SNCR/SCR联合烟气脱硝技术结合了两者优势，将SNCR工艺还原剂喷入炉膛，用SCR工艺使逸出NH3和未脱除NOx进行催化还原反映。典型联合装置能脱除84NOx，同步逸出NH3浓度低于10ppm。图2给出了SNCR/SCR联合工艺NOx理论脱除效率曲线，横坐标和纵坐标分别表达单纯采用SNCR或SCR工艺时NOx脱除效率，从图中可以看出，如果要达到50%总脱除效率，并如果SNCR效率为20%，那么SCR效率只要不低于37.5%就能满足规定。应当指出是，图2并未考虑低氮燃烧器或燃烧改进引起氮氧化物脱除，如果该效率以50%计，SNCR和SCR效率分别为20%和37.5%，那么总NOx效率将高达75%。该分析办法也同样适合于其他联合工艺效率预计，然而应当注意是总投资成本和运营费用并不一定由于联合工艺采用而减少，烟气脱硝工艺选取应依照详细锅炉型式和负荷、烟气条件和NOx浓度、需要达到效率、还原剂供应条件、场地条件、预热器和电除尘器状况、FGD装置特点等因素综合考虑，以达到最佳技术经济性能。图2SNCR/SCR联合工艺NOx脱除效率Fig.2 SNCR/SCRprocess NOx control performance2.3其他烟气脱硝工艺除了上述主流SCR及SNCR工艺，尚有液体吸取法、微生物吸取法、非选取性催化还原法、炽热炭还原法、催化分解法、液膜法、SNRB工艺脱硝技术、反馈式氧化吸取脱硝技术等，除此之外，某些联合脱硫脱硝工艺亦在兴起，如活性炭吸附法，等离子体法，电子束法、脉冲电晕放电等离子体法、CuO法、NoxSO工艺、SNAP法等。这些办法或已被裁减，或处在实验室研究阶段，或效率不高，难以投入大规模工业应用，这里就不一一赘述，各重要工艺比较如表2所述。表2 重要烟气脱硝工艺比较Table 2 Comparison of main post-combustion NOxcontrol methods 合用性及特点特点NOx脱除率投资费用SCR适合排气量大，持续排放源二次污染小，净化效率高，技术成熟；设备投资高，核心技术含量高8090高SNCR适合排气量大，持续排放源不用催化剂，设备和运营费用少；NH3用量大，二次污染，难以保证反映温度和停留时间3060较低液体吸取法解决烟气量很小状况下可取工艺设备简朴、投资少，收效明显，有些办法能回收NOx；效率低，副产物不易解决，当前惯用办法不适于解决燃煤电厂烟气效率低较低微生物法合用范畴较大工艺设备简朴、能耗及解决费用低、效率高、无二次污染；微生物环境条件难以控制，仍处在研究阶段80低活性炭吸附法排气量不大同步脱硫脱硝，回收NOx和SO2，运营费用低；吸取剂用量多，设备庞大，一次脱硫脱硝率低，再生频繁80%90%高等离子体法合用范畴较大同步脱硫脱硝，无二次污染；运营费用高，核心设备技术含量高，不易掌握。85高3 烟气脱硝装备国产化几点建议从日本、美国和德国等氮氧化物控制法规及相应污染控制技术发展过程不难看出，NOx控制技术进步和工业装置应用状况在很大限度上取决于环保立法健全限度。随着二氧化硫污染治理进一步，国内已逐渐开始加强对氮氧化物治理力度，针对工业锅炉和燃煤电厂氮氧化物排放浓度提出了新限制规定，相应排放收费条例将于7月开始正式实行，届时将对氮氧化物实行与二氧化硫相似排污费征收原则。可见脱硝产业市场需求即将形成规模，烟气脱硝市场也将成为当前以烟气脱硫业务为主环保公司拓展业务战场。而国内科研院校对烟气脱硝研究还处在起步阶段，由于烟气脱硝系统复杂、技术含量高、投资大，短期内很难形成有国内自主知识产权烟气脱硝技术。然而烟气脱硝不能再走FGD只引进不吸取老路，脱硝工艺选取和装置设计与锅炉型式和负荷、烟气条件和NOx浓度、需要达到效率、还原剂供应条件、场地条件、预热器和电除尘器状况、FGD装置特点等因素均有一定关系，照搬国外技术不一定完全适合中华人民共和国国情。美国就曾对当时日本和德国已成功运营SCR装置进行了工业规模研究，以考察在美国煤质中也许独有重金属对催化剂性能影响。中华人民共和国钒资源丰富，在已探明钒储量(约15980万吨)中占11.6%，居世界第四位，位于南非(46%)独联体(23.6%)和美国(13.1%)之后，并且在磷肥和尼龙行业所用V2O5催化剂国产化开发方面具备一定经验，应充分运用这些优势，突破行业壁垒，实现优势资源组合，开发适合中华人民共和国国情SCR催化剂。当代力学及计算机技术发展使得复杂流动、换热、化学反映数值预测成为也许，如今采用计算流体动力学软件和化学反映动力学软件CHEMKIN耦合可以实现内锅炉内NOx生成进行比较精准模仿，这对SNCR工艺温度窗口选取和控制显得尤为重要。图3给出了锅炉内温度、CO和NOxCFD模仿成果。改造机组普通存在场地条件限制，这对SCR装置设计提出了很高技术规定。运用咱们在烟气脱硫技术开发过程积累经验，采用三维工厂设计软件Vantage PDMS可完毕整个脱硫脱硝岛全三维布置，并可实现工艺、仪表、设备、土建、热控及电气等专业并行协同设计，满足客户个性化需求。烟气脱硫需要装备国产化，烟气脱硝也应当有国人自己技术。国内工程公司在烟气脱硝产业中大有可为。图3 炉膛内温度、CO及NOx分布(CFD模仿成果)Fig.3 Numerical prediction of temperature，COand NOx distribution in boiler 参照文献：1 严艳丽，魏玺群. NOX脱除和回收技术J.低温与特气，(4):24302 高润良，王睿. 氮氧化物污染防治技术进展J. 环保科学，(8)：133 李勇. 后石电厂600MW机组烟气脱硝系统及工艺特点简介J. 山东电力技术，(4):41444 钟秦. 燃煤烟气脱硫脱硝技术及工程实例M. 北京:化学工业出版社，5 韦章兵，姜旭峰，吴艳丽.燃煤SO2、NOX污染和防治及同步脱硫脱硝技术J. 干净煤技术,1997(2):49516 李靖华. 德国火电厂烟气净化法规及技术J. 中华人民共和国电力，1997(2)：56577 Radojevie M. Reduction of nitrogen oxides in flue gasJ.Environmental Pollution，1998(102)：685-6898 Control nitrogen oxide emissions：Seletive CatalyticReduction R. U.S. Department of Energy，19979 Selective Non-Catalytic reduction for controlling NOxemissions R. Institute of Clean Air Companies，Inc.，10 Demonstration of selective catalytic reduction technologyto control nitrogen oxide emissions from high-sulfur，coal-firedboilers：A DOE assessment R. U.S. Department of Energy,199811 Lyon R K. Thermal DeNOx J. Environmental Science andTechnology，1987(21)：231-236 SCR烟气脱硝核心技术选取性催化还原（SelectiveCatalyticReduction）技术，简称SCR技术，是20世纪80年代初开始逐渐应用于工业锅炉和电站锅炉烟气脱硝工艺，也是当前应用最广、最有成效烟气脱硝技术。SCR技术是在金属催化剂作用下，以NH3（或尿素）作为还原剂，将NOx还原成N2和H2O。NH3不和烟气中残存O2反映，而如果采用H2、CO、CH4等还原剂，它们在还原NOx同步会与O2作用，因而称这种办法为“选取性”。SCR催化剂普通用使用TiO2作为载体V2O5/WO3及MoO3等金属氧化物，其他构成构造催化剂也已做了大量实验研究，其催化性能不均。对于氧化钒类（纯氧化钒或以铝土、硅土、氧化锆、氧化钛为载体）、纯或担载铁、铜、铬、锰氧化物均已进行过进一步研究。在沸石多孔构造中引入过渡金属，构成如X、Y和ZSM-5离子互换沸石，对SCR催化活性具备改进。大某些工业催化剂载体采用TiO2或沸石等多孔构造，也有研究报导了使用活性碳和活性焦作为SCR催化剂载体，并且在低温下具备较高SCR活性。SCR工艺基本原理图如图,其重要反映方程式为4NH3+4NO+O2=4N2+6H2O，该过程重要由如下环节构成：NO、NH3、O2自烟气扩散至催化剂外表面；NO、NH3、O2进一步向催化剂中微孔表面扩散；NO、NH3、O2在催化剂微孔表面上被吸附；被吸附NO、NH3、O2反映转化成N2和H2O；N2和H2O从催化剂表面上脱附下来；脱附下来H2O和N2从微孔内向外扩散到催化剂外表面； H2O和N2从催化剂外表面扩散到主流气体中被带走。SCR系统重要由液氨存储与供应系统、氨/空气喷雾系统、SCR控制系统、SCR反映器、SCR吹灰和输灰系统构成。液氨由槽车运送到液氨贮槽，输出液氨经氨蒸发器后变成气氨，将其送至气氨缓冲槽备用。缓冲槽内气氨经减压后送入气氨/空气混合器中，与来自稀释风机空气混合后，通过喷氨隔栅(Ammonia Injection Grid，AIG)喷嘴喷入烟气中并与之充分混合，继而进入催化反映器。当烟气流经催化反映器催化层时，发生上述气固催化反映。 工作原理图 脱硝工艺流程图 脱硝工艺技术特点 良好NOx与NH3混合和速度均布是保证脱硝效率前提，也是选用经济适当催化剂体积基本。SCR装置普通置于锅炉省煤器与空预器之间，烟气温度较高，常规冷态实验模型虽可根据相似原理获取一定准则数相似下烟气速度分布规律，但对氨扩散和分布以及喷氨隔栅数量巨大喷嘴与下游催化剂上方氨分布相应关系却无能为力。 OI2-SCR开发项目以国华太仓发电有限公司2600MW烟气脱硝示范工程为依托，采用有限体积法对SCR反映器及其连接烟道内流体流动及氨扩散过程进行数值模仿，揭示了其内部流动规律并给出一系列定性定量分析成果，同步结合现场测试成果，对数值计算成果进行验证和修正，建立SCR反映器及其连接烟道设计理论和办法。重要技术特点有：l 通过改进烟道形状、布置及加设导流叶片等办法，使得第一层催化剂上表面速度原则偏差不大于8%(国外公司普通规定为15%)。l 通过数值计算，获取了喷氨隔栅上每一位置开孔喷出氨流动轨迹及迁徙规律，并对其进行了优化设计。通过调节开孔位置及大小，使得第一层催化剂上表面NH3/NOx摩尔比原则偏差不大于4%(国外公司普通规定为10%)。l 对100%、75%和50%负荷等不同工况下烟气速度分布及氨扩散规律进行分析，使其在任一工况下速度及NH3/NOx摩尔比原则偏差满足上述数值。l 对飞灰在SCR反映器及其连接烟道中运动规律进行了分析，得出理论上也许发生积灰部位，并通过声波吹灰、振打装置、加设灰斗等工程办法加以改进。l 对实际运营烟气脱硝装置用网格法(Testo360)测得各层催化剂上表面速度、NOx浓度等分布规律并对计算成果进行修正，同步将成果应用于系统调试及运营优化。 重要技术性能参数 脱硝机组MW501000烟气量Nm3/h250,0003,400,000烟气温度300400NOX浓度mg/Nm33003000脱硝效率最大可达90%氨逃逸率ppm3SO2转化率1 烟气脱硫脱硝一体化方案一、 前 言 某某热电厂4300MW亚临界燃煤锅炉，锅炉出口烟气量为110万m3/h燃煤含硫量1%，设计采用“三电场静电除尘技术”。本次贵公司烟气脱硫脱硝一体化技术项目，重要特点是对亚临界燃煤锅炉进行烟气治理，在达到GB13223国标烟尘排放浓度50mg/Nm3、林格曼黑度1级(重要由电除尘供应商保证，我公司可以进一歩提高总体除尘效率，详见背面技术简介)；规定脱硫效率95%，SO2排放浓度170mg/Nm3。苏州盛科环境工程公司烟气脱硫脱硝一体化技术方案：公司自主项目循环还原法烟气脱硫脱销除尘一体化装置是公司从“七五”筹划以来，在国内外烟气脱硫预研、科技攻关、基本研究和与公司横向合伙过程中，通过20近年积累形成科研成果。该项目先后完毕了还原剂制备技术、环境性能考核和产品研制开发等方面基本研究、应用基本研究到产品研制等环节，突破了国内外烟气治理从脱硫、脱硝、除尘、二氧化碳减排四步走模式制造核心技术，成功研制了循环还原法烟气脱硫脱销除尘一体化装置等系列化产品，已经在有色金属冶炼等高技术领域得到成功应用应用。本方案依照业主单位4300MW进行一炉一塔设计，项目现已具备各项技术基本条件涉及：突破了脱硫装置建设低成本、无二次污染、废气有效成分再运用核心技术，并形成了3项专利技术；突破了一种还原剂一套装置技术核心，并形成了以废治废技术；咱们参加美国达隆公司集团亚东大气治理设备(上海)有限公司在中华人民共和国环保工程建设有深圳沙角电厂5号机组，枣庄电厂等工程技术项目；独立完毕WJS系列烟气脱硫除尘工程项目技术有四川甘孜洲大渡河镍冶炼厂、山东烟台电厂、山西三维集团自备电厂，公司设备成套化、系列化力度不但加大。随着国际环保力度不断加大，市场需求持续增长，公司与美国GE环保技术系统美国达隆集团环保工程公司精诚合伙，将循环还原法烟气脱硫脱硝除尘一体化装置参加美国烟气净化市场竞争，在中华人民共和国上海浦东生产，整装成套出口美国电厂烟气净化工程市场。通过实验和推广，获得了较好效果。这些条件为项目产业化奠定了坚实基本。不加任何脱硫剂，只用烟气中CO2转化脱硫脱硝,效率分别高达95.3% 90.3%，SO2排放浓度仅为300mg/Nm3如下。并且，烟尘排放浓度也均在50mg/Nm3如下，特别是顾客自测时，烟尘排放浓度只有50mg/Nm3,除尘效率高达99.4%以上。贵公司本次锅炉脱硫技术改造，重要特点是运用烟气中CO2转化脱硫脱硝对锅炉进行烟气治理，达到SO2排放浓度170mg/m3。本项目难度在于脱硫系统中CO2转化装置，以解决石灰石法脱硫会产生结垢问题，并且SO2排放浓度在170mg/m3以内。对的选型是这次选型核心所在，也是项目成败核心所在。设计必要最大限度地满足顾客需求，公司原则必要高于顾客规定，一切应随顾客而变，变是正常，要创造性地变，变出新技术”。我公司咱们所研制循环还原法烟气脱硫脱硝除尘一体化装置直接代替了石灰石-石膏法技术与装置，是引领世界烟气脱硫脱硝除尘一体化技术一场革命。公司具备多项自主知识产权专利技术，高科技环保专利技术产品循环还原法烟气脱硫脱硝除尘一体化技术，该技术是由烟气多管式除尘脱硫塔和循环还原法两某些构成系统工程,它将烟气中CO2转换为CO与SO2还原为单质硫回收,NO2还原为氮气排放，二氧化碳转化为一氧化碳与过热水蒸气反映产生水煤气供锅炉燃烧，为电力环保提供了一榄子工程治理技术方案，重点解决国内外烟气治理从脱硫、脱硝、除尘、二氧化碳减排四步走模式。领先技术:循环还原法烟气脱硫脱硝除尘一体化技术。技术特点:一套装置一种还原剂同步完毕脱硫脱硝除尘，减少电力环保运营费用，回收水煤气代替了电厂调峰时所用燃油，回收单质硫增长收益。构思设计新颖，人性化操作控制，装置整体外观美丽美观。技术优势:本技术(WJS)与石灰石-石膏法相比：投资少（石灰石-石膏法300元/KW、WJS法200元/KW），运营成本低（以30万KW机组为例：石灰石-石膏法运营3000万元/年、WJS法回收效益抵冲运营费用），效果好，付产品运用辽阔，设备运营无端障，运营过程腐蚀小，设备使用寿命长,没有旁通烟道。服务理念： 以废治废，循环运用。服务保障:公司面对业绩不断总结，不断创新，以全新经营理念将循环还原法烟气脱硫脱硝除尘一体化技术,为业主单位提供全方位服务，该技术由中华财产保险公司承保，并提供终身终身跟踪服务，终身负责人员培训和技术指引，解除业主设备使用后顾之忧。工程总承包模式(交钥匙模式) 为业主提供量身打造，康宝能源环保负责循环还原法烟气脱硫脱硝除尘一体化装置设计、采购、建造、运营及工程技术服务，主方享有整个装置所有权。项目建设周期普通在8个月以内，整个项目建设调试结束，投入正式运营，环保公司享有五年项目运营收益。业主单位不承担运营费用。这就是我公司给你们推荐产品设计思路。二、技术实力1、脱硫除尘技术为国家级技术我公司除尘脱硫技术以优良性能，超凡治理效果赢得了广大专家赞赏，特别是我公司WJS系列循环还原法脱硫技术，脱硫效率实测高达95%，SO2排放浓度测得80mg/m3。得到了国家权威机构承认。（1）、脱硫除尘技术被国家环保总局确以为“国家重点环保实用技术”，证书编号为239号，排列在烟气湿法除尘脱硫首位。（2）、我公司脱硫除尘技术由国家环保总局发文推广，详见环发11号关于发布国家重点环保实用技术推广项目告知。（3）、我公司被中华人民共和国环保产业协会接纳为中华人民共和国环保产业协会会员，证书编号：环协会0558号；（4）、脱硫除尘装置已通过国家级认定，认定证书编号：HR-017；（5）、脱硫除尘装置已获国家3项专利专利号码专利名称专利类型专利权人进展状况专利范畴名称性质与项目单位关系97249824.4烟气脱硫除尘装置实用新型专利王极绍自然人公司股东已颁发专利证书国内专利.7循环还原法烟气脱硫脱硝除尘一体化技术装置创造专利王极绍自然人公司股东已专利公示国内专利.6CO还原法烟气脱硫脱硝除尘一体化技术创造专利王极绍自然人公司股东 同步申请国际专利2、我公司设计、施工能力当前，我公司产品已系列化“容量系列化、构造系列化、材料系列化、工艺指标系列化”。容量系列化从40T/H炉到T/H炉；构造系列化,全系统国产化、实行了非标设计；同步，不断开发适应性新品种，达到了100%成功。3. 我公司产品性能保证性能保证如下：装置在试车运营期间（在设计条件下持续运营14天），SO2脱除尘率不不大于95%，脱硫装置出口SO2浓度不超过300mg/nm（按设计煤种）脱硫付产硫粉运用，实行室温气体减排时，付产物为水煤气二次供锅炉燃烧，烟尘排放浓度50mg/m3，实现废气污染物零排放，技术责任完全补偿，运营费用所有承担，业主无责任。在任何正常运营况下，烟气排放不携带水份,出口温度不低于70，使用寿命不少于25年。4、技术得到顾客承认我公司除尘脱硫技术在不断实践中得到改进，它以高除尘脱硫效率、低阻力、低运营成本、操作以便、自动化限度高、无端障等众多上佳体现和100%技改成功率得到了广大顾客承认。山西三维刚测试不久，烟尘进口浓度为20291mg/m3,烟尘排放浓度只有61.466.9mg/m3,除尘效率达到99.7%,SO2出口浓度为1484mg/m3,SO2排放浓度洪洞县与省监测站均未测到。由此可见，我公司有雄厚技术优势来做好贵公司项目。用我公司WJS系列技术进行脱硫治理，效果是可靠，有众多实绩根据,并且我公司承担五年运营费用。三、脱硫技术方案1、设计根据（1）、我司采用技术原则 GB13223 火电厂大气污染物排放原则（2）、顾客规定 A、锅炉参数 a、型号： b、形式：-锅炉 c、生产厂家：-锅炉厂 d、额定蒸发量：1100t/h e、蒸汽压力：-MPa f、排烟温度：140B、燃煤 a、灰份：2832 b、挥发份：20 c、低位发热量：1884121771Kj/kg d、硫：1 e、烟煤消耗量：-Kg/hC、烟气条件 a、额定烟气量 ：-m3/h b、正常排烟温度：130 c、电除尘：烟尘排放浓度100mg/Nm3D脱硫塔数量：1台/炉E、脱硫塔位置位于引风机和烟道之间，脱硫塔属正压运营。F、脱硫效率90%；2、脱硫塔技术方案（1）、WJS脱硫塔为复塔构造；（2）、塔体优先采用防腐解决构造。（3）、脱硫塔尺寸暂定：塔高约30米，长12米,宽12米，塔重1320吨；（4）、塔体进口及塔内装设数组多管除尘系统，核心部件特殊解决；（5）、塔顶设立反映器、控制CO与SO2当量浓度；（6）、塔体进口设立强力送流器；（7）、塔底设计生成物特殊收集装置。（8）、塔壁开设人孔，增设平台、扶梯；（9）、塔体采用耐酸耐碱双粘结性新配方树脂胶泥，使塔体不渗漏、耐高温不开裂；并采用新颖塔底构造，解决了塔底渗漏问题；（11）、还原脱硫剂送回循环系统，重新参加脱硫循环后加水蒸气,产生水煤气缓冲储存供锅炉燃烧。以上只是初步技改方案，经双方协调后对上述方案可进行恰当修正，以决定最后技术方案