燃煤锅炉烟气脱硝技术

关键词： 燃煤 污染 锅炉

燃煤锅炉烟气脱硝技术（精选十篇）

燃煤锅炉烟气脱硝技术 篇1

1 目前我国燃煤电厂锅炉烟气脱硫脱硝技术的特点

1.1 脱硫脱硝技术的联合性

在当今社会上, 烟气脱硫脱硝技术的联合现已成为了工业中应用最广泛的技术之一, 在传统的脱硫脱硝技术中, 可以有效地去除烟气中大量存在的SO2, 同时再采取选择性还原催化技术去除烟气中大量存在的NOX。通过这两项技术一般可以达到人们理想的效果, 但这两项技术在工作中互不干扰、单独工作。虽然达到了想要的效果, 但也存在弊端[2]。而联合脱硫脱硝技术将采用工业中应用性能较高的石灰石-石膏烟气脱硫系统结合选择性还原催化技术, 达到去除SO2与NOX的效果。通常情况下, 石灰石-石膏烟气脱硫系统常常采取的技术方式为湿式技术进行脱硫, 而选择性还原催化技术常采用的却是干式技术进行脱硝。现如今, 这项技术仅在德国、美国等发达国家中得到广泛应用, 在中国内地还没有达到普及。这项技术最主要的特点是, 无论在排放口中的SO2与NOX的含量以及浓度多高, 只要经过此项技术的处理后, 都能达到很高的合格率, 90%以上的脱硫率与80%以上的脱硝率, 堪称完美。但这项技术也存在不足, 在设备运行过程中, 会在设备表面形成一层厚厚的污垢, 对脱除SO2与NOX的含量产生巨大影响, 降低了工作效率, 严重会使正在运行的设备堵塞与腐蚀。

1.2 脱硫脱硝技术的同时性

采用传统的脱硫脱硝技术存在很大的弊端, 两个互不想干的设备分别进行脱硫脱硝, 不但占地空间大、投资费用高同时也为工业带来不必要的浪费。因此, 如何将脱硫脱硝同时进行, 成为了工业界备受关注的问题。目前, 这项工作并未得到广泛应用, 正处于应用的研究阶段。这项技术的研究原理主要是通过燃烧, 技术方式主要分为干法与湿法, 在燃烧过程中, 将脱硫技术与燃烧后的脱硝技术相结合, 其中表现最为突出的是电子束照射法与脉冲等离子法, 使这门技术在工业中得到广泛认可与应用。

2 燃煤电厂锅炉烟气脱硫脱硝技术的发展趋势

通过工业中对烟气脱硫脱硝技术的研究与实践, 可以看出, 脱硫装置中还存在着不少弊端, 投资相对较高的同时使设备堵塞、腐蚀、泄露的情况并没有得到解决, 英国一家公司研发出喷雾干燥法以来, 中国通过引进先进的设备及技术手段, 使燃煤电厂锅炉烟气脱硫脱硝技术尽量的减小了弊端[3]。此技术减少了设备的占地空间、运行费用大大降低、消除了堵塞的现象、减缓了对设备的腐蚀, 但对于此项技术还未在国内得到广泛应用。对于我国工业生产中, 目前应用较广泛的是电子束照射法, 该项技术属于同时脱硫脱硝技术, 该方法工艺简单且同时脱硫脱硝, 但在此工艺中, 自控的要求较高。因此, 成为我国目前脱硫脱硝技术的重点研究对象。对于工业化的现状, 国内外主要将研究目标转向了在燃煤电厂锅炉烟气中进行同时脱硫脱硝技术, 将这方面的技术主要运用于干法上, 在研究的过程中, 研究人员应该通过对同时脱硫脱硝技术原理的分析、了解, 同时加强湿法与干法的研究, 为工业生产中减少投资风险以及不必要的浪费。应该结合我国的国情, 研发应用广泛且高效易操作的脱硫脱硝技术。

3 结语

在工业生产中, 对于燃煤电厂锅炉烟气脱硫脱硝技术的应用, 涉及了多个科学领域, 是一门综合性技术。为使大气污染现象得以减轻, 要通过燃烧技术的改进从而抑制其污染物的形成, 还应通过加强排烟气中对SO2与NOX等物排放的净化设施。就目前而言, 对于控制烟气中SO2与NOX等的排放量, 最有效的技术为脱硫脱硝技术。其中的电子束照射法与脉冲等离子法与通过国外引进的喷雾干燥法更是对控制排放发挥了重大作用。在燃煤电厂锅炉烟气脱硫脱硝技术中优点虽然很多, 但也存在着不足之处, 对于这项技术我国目前处于研究推广阶段。本文通过对燃煤电厂锅炉烟气脱硫脱硝技术的初步认知与了解, 分析了当前的技术规模与形式展望, 人们将不断地完善现有的脱硫脱硝技术, 在其中找到不足, 加以改善, 研究出更有效、节能、低廉的烟气脱硫脱硝技术成为了工业研究人员的研究方向。

摘要：随着社会经济的发展, 环境污染的情况日益严重, 众所周知, 在电厂燃煤中所排放的硫化物等都是造成大气污染的主要成分之一。中国是一个以煤炭为主要能源的国家, 如何有效的控制燃煤电厂排放的SO2与NO3变得尤为重要。本文对燃煤电厂锅炉烟气脱硫脱硝技术的特点以及原理加以分析, 并指出这项技术应用前景。

关键词：脱硫脱硝,电厂,化石燃料

参考文献

[1]白静利, 岳秀萍.火电厂烟气脱硫脱氮一体化技术综述[J].山西建筑, 2014, 31 (13) :210-212.

[2]康新园.燃煤烟气脱硫脱硝一体化技术研究进展[J].洁净煤技术, 2014, 06 (23) :115-118.

锅炉SNCR烟气脱硝系统调试方案 篇2

调试工作的任务是：通过调试使设备、系统达到设计最优运行状态、装置各参数、指标达到设计保证值。完整的锅炉SNCR系统调试包括单体调试、分部试运行、冷态调试、整体热态调试和整个系统72小时满负荷运行几个过程。

单体调试及分部试运行：单体调试是指对系统内各类泵、阀门、喷枪、就地控制柜等按规定进行的开关试验、连续运转测试等、并进行各种设备的冷态连锁和保护试验。我方提供的SNCR系统为模块化设计，在货到现场前已将系统中各类组件按照模块配置组装完毕，在出厂前对各模块进行分部试运行，同时进行模块管路试压测试，确保出厂前各模块运行正常。冷态分系统测试：分系统调试是指在SNCR系统安装完成后对SNCR系统的各个组成系统（卸氨模块、尿素溶液输送模块、纯水输送模块、混合模块、计量模块、喷射模块、管路系统等）进行简单的冷态模拟试运行，全面检查各模块的设备状况，每个模块分别进行测试后再进行整个系统相关的连锁和保护试验，同时检查管路系统连接的密封性。冷态调试主要检查管路上各阀门、泵、仪表的工作情况，同时检查管路焊接，清除管路内的焊渣和杂物，以及控制电气及控制系统运行情况。

整体热态调试：整体热态调试是指SNCR系统在锅炉系统正常运行的状态下对系统所做的调试工作，其主要内容是校验关键仪表（如NOX分析仪、氨逃逸分析仪、流量计等）在工作环境中的准确性，并进行整个系统的运行优化实验，包括DCS/PLC的模拟量调节及顺序控制系统在工作环境中可靠性等，同时检查系统各部分设备、管道、阀门的运行情况。一般采用中控或现场手动控制。

SNCR系统72小时试运转：72小时试运转是SNCR脱硝系统调试运行的最后阶段，即在锅炉标准运行状态下，SNCR系统全面自动运行，检查系统连续运行能力和各项性能指标。3.2 SNCR脱硝系统调试准备

调试工作是脱硝装置建设过程中十分重要的一个环节，是由安装转为生产的重要环节。在调试中必须严把质量关，科学合理地组织脱硝装置启动调试工作。在调试工作进行前应做好相应的准备工作。本手册中以下调试指热态调试以及72小时试运行。3.2.1 现场安全预防确认

安全文明生产是开展一切工作的前提，调试工作中的安全文明生产是保证顺利且高质量调试不可替代的基础，在调试过程中必须保证人身、设备的安全，必须严格执行各项安全法规、制定和执行事故防范措施，贯彻“安全第一、预防为主、综合治理”的方针，做到防患于未然。

在脱硝系统开始调试前应确保以下事项的落实：

1、将调试时间进度表告知所有可能进入操作设施区域的相关人员；

2、确定脱硝系统设备范围，并通知人员不得随意搬动、开关脱硝系统上的控制按钮、阀门、仪表等；

3、在开始调试前，在特殊地点（如尿素溶液储存区、锅炉喷枪布置处、各输送模块处等）将警示信息以警示牌或警示标签的形式放在相关的地方。这些警示牌或标签上应注明进行的工作性质、开始和结束的时间和工作人员职责；

4、如有必要，应制定临时的通行线路以便记录运行数据或巡检；

5、根据厂内布置情况制定安全预案，以保证现场调试人员、辅助工作人员和参观人员的安全；

6、针对不同设备和系统，制定相应的紧急预案，以确保设备运行安全。3.2.2 热工仪表的标定、普通仪表的校准 根据SNCR系统的特点，各种仪表的准确性对系统运行至关重要，在运行调试前应做以下确认：

1、烟囱处NOX、O2监测仪器的校准；

2、锅炉上铂热电阻的校准；

3、尿素溶液储罐液位仪、热电阻的校准，水槽液位仪的校准，高位尿素溶液槽液位仪、浓度计和热电阻的校准。

4、认真阅读所有仪表（包括气体分析仪）的随机说明书。3.2.3 调试现场通信和组织系统的确定

为了保证在调试时及时有效的沟通，应明确以下几点：

1、明确现场和控制室之间采用电话或者对讲机等进行交流的形式和频率；

2、明确在调试期间厂方负责人和我方负责人；

3、明确在调试期间系统各位置的负责人；

4、按照图3-1的模式制定包含每一项工作每一个方面的职责机构图。

业 主调试负责人安装人员设备供应商控制室临时电话、对讲机等现场 技术工程师 监理 安全监督员 现场巡查员 操作人员 图3-1

调试过程每项工作机构组织图（供参考）3.2.4 SNCR系统调试运行前应具备的主要条件 SNCR系统分部试运行前应具备的主要条件如下：

1、相应的建筑、安装工程已经完工并验收合格。试运行范围内土建施工结束，地面平整，照明充足，无杂物，通道畅通，具备必要的安全消防设施，应急照明可靠投入；

2、试运人员分工明确且己经过培训，各试验原材料（尿素溶液、压缩空气、稀释水）以及器具已准备就绪；

3、电、汽、水、油等物质条件已满足系统分部试运的要求(一般将具备设计要求的正式电源)；

4、相关系统设备与相邻或接口的系统及设备之间已有可靠的隔离，并按要求挂有警告牌；

5、现场设备系统完成命名、挂牌、编号工作；

6、脱硝系统的保温、油漆工作已完成，各工序验收合格；

7、喷射系统静态调试已结束，满足热态试运要求；

8、脱硝系统内的所有阀门、流量计、泵、仪表均已校验合格，满足试运行要求；

9、炉尾烟囱氮氧化物分析仪、氨逃逸分析仪完成校正和调试；

10、厂内成立专门的试运行小组，分工明确，准备就绪。3.2.5 SNCR系统调试运行前设备检查

在开始调试前，应检查和确认安装施工、SNCR喷射系统、尿素溶液输送系统已具备调试运行条件。

1、脱硝辅助系统检查

a、压缩空气系统，检查供气压力、管路阀门； b、稀释水供给系统，检查水源、压力计流量；

2、SNCR喷射系统检查

a、喷枪安装就位，保温、油漆已安装结束，妨碍运行的临时脚手架已拆除； b、烟囱处的氮氧化物、氨气分析仪校验完毕，可以正常工作； c、所有泵供电系统就位，绝缘合格；

d、系统中各处仪表校验完毕，投运正常，中控显示准确参数； e、各泵运转正常，传动部分润滑良好；

3、尿素溶液储区的检查

a、系统内所有阀门已送电，并按照要求打开； b、罐内杂物清理干净； c、尿素准备就绪；

d、各类仪表显示正常；

4、系统相关电气设备已经送电，能正常工作

5、连锁报警机构正常运行

3.2.6 SNCR系统调试阶段控制关键点

试运行调试阶段是指在锅炉正常运行条件下SNCR烟气脱硝系统整套启动调试和对各项参数进行优化的工作，使脱硝系统全面进入设计负荷工况稳定运行状态，直到72小时试运行结束。

脱硝系统试运行调试阶段需要控制的关键节点有以下几个方面：（1）电气系统受电；（2）PLC内部调试；

（3）脱硝系统各工艺系统冷态整体启动；

（4）脱硝系统热态整套启动配合锅炉工况试运行；（5）72小时试运行；（6）脱硝系统临时移交。

3.2.7 SNCR系统试运行人员组织与分工

SNCR烟气脱硝系统首次启动试运时，必须有安装人员、调试人员及运行人员在现场严密监视设备，并有可靠的通讯手段与集控室联络。（1）业主单位

负责现场管理，水、电、气的配套及有关设备的挂牌工作，派出操作人员参与调试；负责脱硝系统试运现场的安全、消防、消缺检修等工作。参加调试运后验收签证，并填写脱硝系统试运质量验评表。（2）设计供货单位

负责编制脱硝系统调试措施，派出调试人员，组织协调系统试运工作；负责完成必要的生产准备工作，如运行规程及系统图册的编写、运行人员培训；参加脱硝系统分部试运及试运后的验收签证；在试运中负责设备的启停操作、运行调整、运行参数记录及例行检查；进行整套启动前的分系统调试工作及整套启动后的热态优化工作。全面检查脱硝系统的完整性和合理性；在脱硝系统试运过程中担任技术总负责。

（3）施工单位

负责完成与脱硝系统试运相关的设备单体试运工作及单体试运后的验收签证；提交安装及单体调试记录和有关文件、资料；

3.3 SNCR脱硝系统调试

安徽恒力电业有限责任公司3×35t/h锅炉采用SNCR烟气脱硝工艺，采用尿素溶液作为还原剂。

3.3.1 尿素溶液储区尿素溶液罐充装过程调试

现场设置一座尿素溶液储罐，脱硝系统运行时，储罐为系统提供尿素溶液

制备尿素溶液前，系统先判断尿素溶液储罐的液位，确定需要制备尿素溶液的储罐。在制备过程中，系统应检测储罐的液位。

制备过程：工人将尿素倒入储罐，开启搅拌电机。3.3.2 尿素溶液储区尿素溶液罐输送调试 SNCR系统运行时，尿素溶液储罐是连续工作的，需要对储罐的液位、温度等进行实时监控。

尿素溶液输送泵设置二台，一备一用，二个泵形成开、停连锁，为了防止备用泵长期得不到运转，可设置一运行周期，当1#泵运转一次后，下次应为2#泵运转，两泵交替运行，此系统未设置故障模式，即如果其中一台故障时，另一台自动投入运行，或其中一台泵处于检修状态时，另外一台泵连续工作。需要人工干预，即当需要启动另外一台水泵时，需要人工停止和启动。

3.3.3 转存模块调试

将搅拌罐中的尿素溶液通过此模块转存到储罐中，保证配制罐的液位正常，配制的尿素溶液量也正常，开启水泵后进行调试即可。当配制罐的液位降低到低位的时候，停止水泵并将配制罐出口的阀门关闭，以防止转存泵内的水倒流到配制罐内。为了防止这一情况的发生，建议每次启动前都将水泵的空气排净。3.3.4 尿素溶液喷射泵的控制调试

尿素溶液输送泵设置两台，一备一用，两个泵形成开、停连锁，为了防止备用泵长期得不到运转，可设置一运行周期，当1#泵运转一次后，下次应为2#泵运转，两泵交替运行，尿素溶液喷射泵采用回流加变频的方式来控制尿素溶液的输送量，根据喷射系统主管路上的电磁流量计来控制回流阀门的开度，当阀门开到最大时也不能满足流量要求，则通过变频的方式调节尿素溶液喷射泵的输送量，使送入喷射系统的尿素溶液量达到系统要求。3.3.5 喷枪的控制调试

本设计中喷射系统每台锅炉配备6支喷枪，各喷枪由电磁阀控制是否投运，喷枪为伸入式，在不投运时由气动推进装置驱动退出。

喷枪是否投运和喷射状态根据烟气中NOX和NH3的浓度由在线监测仪器反馈信息决定，并且根据每层喷枪所在的位置的温度窗口决定，温度窗口（设定为850－1050℃，由铂热热电偶反馈温度信号），合适该层喷枪投运，温度窗口不合适则关闭该层喷枪。喷枪定为单支可控，根据炉尾烟气中NOX和温度窗口决定某一层是否运行。

每支喷枪均可通过中控手动控制其伸缩。可同时使用6支喷枪，也可使用单独某支喷枪。喷枪带伸缩装置，能由中控对每把喷枪进退锅炉进行控制，当系统不运行时，喷枪全部退出。喷枪退出锅炉后，尿素溶液入口电动阀关闭停止尿素溶液喷射，但压缩空气继续喷射，起到降温防堵保护喷枪的作用。

3.3.6 SNCR系统开关机步骤 系统开机步骤：

打开尿素溶液泵，当尿素溶液槽达到设定液位后，打开尿素溶液喷射泵，检测NOX排放浓度，根据CEMS反馈数据计算所需尿素溶液量（默认初始尿素溶液喷射氨氮比为1.5），打开压缩空气气源，当供气压力达到要求值并稳定后，将喷枪推进锅炉，同时设定好尿素溶液喷射量并打开尿素溶液喷射泵和稀释泵，SNCR系统启动完毕，系统运行后会自动根据炉尾反馈的NOX浓度调节喷射量和所喷射尿素溶液的浓度。系统停机步骤：

集中供热锅炉烟气脱硝技术的应用 篇3

中国重汽集团济南卡车股份有限公司设备动能部 250016；大连城建设计研究院有限公司 116021

摘要：进入21世纪以来，我国在科教文卫、公共服务等领域取得了辉煌成就，经济飞速发展的同时，环境形势日益严峻。就大气而言，主要的污染物是粉尘、SO2、CO2、氮的氧化物等。煤炭燃烧产生大量的硫氮化合物和CO等有毒气体，对环境影响极大。氮的氧化物已成为继粉尘和SO2之后燃煤锅炉环保治理的重点。集中供热锅炉烟气脱硝技术有待进一步提高。本文主要针对集中锅炉的烟气脱硝技术进行了研究，论述了集中锅炉的煙气脱硝中对锅炉的改造，分析了集中供热锅炉的烟气脱硝技术中 SCR 工艺技术的优化，并提出了尿素热解制氨技术，探讨了其控制策略的开发。

关键词：集中锅炉；烟气脱硝；SCR工艺技术；尿素热解制氨技术

前言

集中供热是指以热水或水蒸气为媒，由一或多个供热点通过供热网络向周边城市或乡镇住户提供热能的方式，是我国重要的基础设施之一。集中供热能够有效简化供热系统机构，精简人员，节约开支，提高供热效率。但同时带来严重的生态问题：煤炭集中燃烧使氮氧化物排放量迅速增加且聚积一处，容易形成区域性的酸雨和光化学烟雾，对城市建筑，乡镇树木的腐蚀侵害严重，甚至危害当地居民的身体健康。虽然国家制定了煤炭燃烧的污染物排放标准，但在实际生产中很难达标。因此，必须采取有效的烟气脱硝技术控制氮氧化物的排放，以缓解工业燃煤造成的大气污染形势。本文主要针对集中供热锅炉的烟气脱硝技术从以下几个方面进行了研究和探讨。

一、集中供热锅炉烟气脱硝中锅炉的改造

集中供热锅炉的烟气脱硝技术的实施首先要对供热锅炉进行改造，改变锅炉通风口和进料口的方向，完善锅炉的受热结构，保证SCR装置系统入口烟气温度能够满足290℃～410℃高温催化剂的工作温度，使SCR装置处于能够连续投运的状态。调整锅炉结构，还要对热力进行计算和研究，以锅炉的低负荷为基本标准，保证SCR装置在基本负荷标准的范围内，炉内温度处于正常水平。从而保证脱硝的运行和供热效率。

二、集中供热锅炉烟气脱硝技术中SCR工艺技术的优化

为解决SCR脱硝技术的的简单移植到集中供热锅炉中存在的SCR脱硝技术难以适应集中供热锅炉负荷和炉温频繁变化、无法达到持续稳定运行效果等问题，就必须对SCR工艺装置进行优化，以保证SCR脱硝技术的顺利实施，从而实现集中供热锅炉烟气脱硝的目的。

（一）SCR 工艺技术的原理分析

SCR工艺技术是目前应用最为广泛也是效果最为明显的烟气脱硝技术，主要采用选择性催化还原的方法来实现烟气脱硝。在具体实施中，烟气中的氮氧化物在催化剂的作用下，将氮氢化物作为还原剂，从而使得氮氧化物被还原成为不会造成大气污染的氮气和水。在反应中，

还原剂有选择性的与烟气中残留的氧气发生了反应。因此，SCR脱硝工艺技术被称为选择性催化还原法。在催化剂的选择上，也要注意催化剂的适当。适当的催化剂将直接决定烟气脱硝反应有效进行的温度范围，对于烟气脱硝的效果有着很大的影响。

（二）SCR脱硝工艺系统的物料平衡

SCR工艺系统的物料平衡是SCR工艺技术设计优化的可靠依据，要求模拟研究集中供热锅炉整个烟气脱硝过程，在建立物料平衡、能量平衡和化学反应平衡虚拟工程平台的基础上，根据基本设计条件的要求，计算出装置在不同负荷和工作状况下的系统物料平衡和消耗状况。

（三）SCR装置优化与数值的模拟

为保证集中供热锅炉烟气脱销的效率，要求烟气中的氮氧化物和还原剂必须混合良好并保持速度的均匀，这对于保证催化剂体积选择的经济和合适有着重要的意义。这就使得对各种负荷条件下的速度和氨分布的变化情况进行分析显得尤为重要。计算变负荷条件下流畅的数值能够促进烟道和导流叶片布置的优化，从而使得设定的目标能够在任何工作状况下都得以实现。受脱装置一般都置于集中锅炉之后，集中供热锅炉烟气的温度很高，以及SCR装置反应器自身特点的影响，脱硝过程对于速度、烟气中的氮氧化物和还原剂的混合、温度以及飞灰的负载分布要求都十分苛刻。因此，必须改变传统的设计方法，对SCR装置设计进行优化。因此，在继承SCR反应器及其连接烟道的设计及工程调试经验的基础上，要结合现场测试结果，验证、修改数值计算结果，建立科学合理的SCR装置设计的理论和方法。其中，需要计算的主要内容包括：

1.运用有限体积法计算数值模拟SCR反应器及连接烟道，从而采取改进烟道形状、布置，增设导流叶片的措施。

2.计算数值，获取喷氨格栅上每一位置的开孔喷出的氨的流动轨迹及迁徙规律，并对其进行调整开孔位置及大小的优化设计。

3.在负荷标准不同的基础上，分析不同工作状况下的烟气速度分布及氨扩散规律。

4.分析飞灰在SCR 装置中的运动规律，从而在理论上确定出可能发生积灰的位置，从而采取声波吹灰、振打装置和增设灰斗的工程改进措施。

三、尿素热解制氨技术及其控制策略的开发

快速跟踪负荷变化的还原剂制备及控制调节技术的开发是保证集中供热锅炉烟气脱硝得以顺利进行的重要措施。尿素热解制氨技术的应用，是其关键举措。尿素热解制氨系统工艺流程：用脱盐水将颗粒尿素溶解40%～50%质量浓度的尿素溶液，通过尿素溶解泵输送到尿素溶液储罐中存储；尿素溶液经尿素溶液循环泵、计量分配装置进入热

解反应器内，与经稀释风机、电加热器输送过来的高温空气混合，尿素在温度高时不稳定，分解成NH3和HNCO。尿素热解系统的控制是尿素喷射的控制基于机组负荷信号以及来自NOx分析仪或者CEMS系

统的反馈。在热解反应器中的短时停留使SCR反应剂的生产可以快速

跟踪负荷的变化，系统可以快速启动和关闭。

根据尿素热解制氨工艺的原理和流程，制氨区系统包括固体颗粒尿素的存储和卸料系统、尿素溶解和存储系统、尿素溶液给料系统、尿素溶液热解系统、自动控制系统、排放处理系统。尿素热解系统包括高流量和输送装置、背压控制阀、计量和分配装置、热解反应器、稀释风机、稀释风电加热系统及控制系统等。整套系统均需要考虑到夏天防晒和冬天防冻的具体措施。尿素热解系统使得快速跟踪负荷变化的还原剂制备及控制调节技术的开发得以实现，确保了脱硝效率稳定以及氨出口逃逸率满足标准要求。

在具体的控制实施中，进出口NOx含量应根据进口O2含量，折算为在6%O2下的数据。比较尿素溶液流量需求信号送到PLC控制器并和真实尿素溶液流量的信号，所产生的误差信号经比例加积分动作处理送喷枪前的尿素溶液流量控制阀进行定位。通过此前馈过程保证控制系统能够快速跟踪锅炉的负荷变化或入口NOx浓度的变化。同时要计算出修正的反馈信号并输入在尿素溶液流量控制系统的程序上。

四、结语

烟气脱硝技术在20世纪末才传入我国，起步晚、发展慢，然而国内煤炭行业的蓬勃发展给我国的生态环境提出一个不小的挑战。集中供热已成为具有中国特色，而且被人们习惯的供热方式。减少煤炭燃烧产生的烟气污染唯一的方式就是深入对烟气脱硝技术的研究。SCR脱硝工艺在集中供热方式下暴露出它的局限性：对负荷频繁变化，炉温变化难以适应，无法达到持续稳定运行。需要政府对该类技术提供政策和资金上的支持。通过国内科研院所、设备制造厂针对链条炉排锅炉燃烧特点，在优化配风、燃料再燃、烟气再循环等方面深入开展研究，相信锅炉烟气脱硝技术在我国集中供热领域会有美好的发展前景。

参考文献：

[1]沙乖凤.燃煤烟气脱硫脱硝技术研究进展[J].化学研究. 2013（03）

锅炉烟气同时脱硫脱硝技术研究 篇4

我国目前对污染物的排放有了更严格的标准, 每个企业在环保方面都面临着空前的压力。目前, 由于同时脱硫脱硝技术具有开发技术简单, 运行成本低, 以及良好的处理废气性能, 已经成了当今主流的技术并在锅炉行业中广泛应用。下面简单介绍这方面几种常见的技术。

1 炉内燃烧同时脱硫脱硝技术

这种技术的一个相同点是使用吸收剂脱除燃烧过程中产生的二氧化硫, 并通过调节锅炉内部的反应温度来减少氮氧化物的产生或者将还原剂 (氨气、尿素等) 喷淋到炉内使得氮氧化物被还原为可直接排放的氮气。

CFB同时脱硫脱硝技术是德国鲁奇公司所开发, 在特定条件下, 此工艺能够脱除97%的硫和94%的氮。炉膛石灰石/尿素喷射技术是将炉膛喷钙和选择性非催化还原 (SNCR) 相结合, 向炉内喷射钙基吸收剂和尿素溶液, 以此来实现脱硫脱硝。

2 湿法同时脱硫脱硝技术

湿法烟气脱硫脱硝技术是目前工业应用最广泛的, 技术成熟, 脱除效率高, 运行安全可靠。依照对一氧化氮的处理方式可以分为络合吸收法和氧化吸收法两种。

(1) 络合吸收法络合吸收法的基本原理是NO和过渡金属络合物反应形成金属亚硝酰化合物来提高其在水中的溶解度。常用的络合吸收剂是Fe (Ⅱ) EDTA和半胱氨酸亚铁。

Li Wang等[2]Fe (Ⅱ) EDTA/Na2SO3溶液同时吸收NO和SO2, 并研究了其应产物和反应机理, 通过研究发现, 当溶液p H=8时, NO的吸收效果最好。SO2能够提高NO的吸收效果, Na2SO3既可以调节溶液的p H, 又可以促进Fe (Ⅱ) EDTA洗手液的再生。Chang等总结出用含有巯基的亚铁络合剂脱除烟气的中NO。含有巯基的亚铁络合物其本身具有还原性, 能抑制N-S化合物的生成。Fe (Ⅱ) (Cy S) 2溶液吸收NO后生成二亚硝酰化合物, 半胱氨酸氧化物为胱氨酸。随后, 络合的NO被Cy S-和SO32-还原, 胱氨酸也还原为半胱氨酸实现络合物的再生, 继续下一个脱硫脱硝循环。周春琼等利用乙二胺合钴和尿素的水溶液为吸收液同时去除NO和SO2, 在特定条件下, 可以达到100%的效率。

(2) 氧化吸收法氧化吸收法是把烟气通入强氧化环境中, NO和SO2分别被氧化为NO2和SO3, 然后用碱液吸收NO2和SO3达到脱除的目的。经常使用的氧化剂有次氯酸钠、氯酸、臭氧和高锰酸钾等等。

3 干法同时脱硫脱硝技术

干法同时脱硫脱硝技术是在整个烟气净化过程中使用固态 (颗粒、粉末、蜂窝状等) 的吸附剂来除去其中的NO和SO2。全部的流程中没有水的参与, 避免了废酸和污水的处理等问题。净化后的烟气由于温度较高, 可以直接排放, 工艺简单, 能耗低。常用的技术有高能辐射化学法、固体吸附/再生法、臭氧法和光催化法。下面, 我们重点对固体吸附/再生法进行介绍。

固体吸附/再生法主要有炭基材料吸附法、NOxSO法、Cu O吸附法等。炭基材料吸附法又分为活性炭、活性焦和活性炭纤维三种方法。

活性炭具有较大的比表面积, 发达的孔隙结构。其原料来源广泛 (煤、石油、木质材料等) , 在整个脱硫脱氮过程中没有二次污染, 还能够循环再生。通过对活性炭表面基团进行改性, 能够大幅度提高对二氧化硫和氮氧化物等烟气成分的吸附能力。用硝酸改性活性炭表面官能团, 改性后的活性炭碱性官能团增加, 脱硫脱氮效果明显提高。

活性焦的强度比活性炭高, 但其比表面积比活性炭小。在使用过程对其加热再生, 相当于对活性焦进行再次活化, 其脱硫脱氮能力还能有所提升。

将活性炭 (焦) (AC) 与氧化铜结合, 能够制备出温度适宜的催化吸收剂, 克服了AC使用温度偏低和氧化铜体系温度偏高的缺点。刘守军[3]等人研究了Cu O/AC催化体系脱除烟气中的二氧化硫和氮氧化物的性能, 新型催化剂在活性及其温度范围方面比氧化铜/氧化铝体系更加优越。

通过结合炭纤维技术和活性炭技术发展起来了活性炭纤维技术, 和传统活性炭相比, 活性炭纤维不论在物理性能还是化学性能上都有的显著的提高。基于活性炭纤维表面纳米微孔的富集作用 (分子筛效应) , 其能够脱除抄底浓度的二氧化硫, 这是目前其他方法所不能达到的。

在众多的烟气脱硫脱硝技术中, 炭基材料拥有极好的吸附催化性能, 它是唯一能同时脱除烟气中多种污染物成分的材料, 发展这类技术, 对控制我国烟气的排放有着重大意义。

4 结语

由于锅炉烟气同时脱硫脱硝工艺的良好的经济性和灵活多变的选择性, 已经成为各国控制大气中二氧化硫和氮氧化物浓度的主要手段, 目前国内外的研究还不够系统, 我们当前更应该注重这方面的科研投资, 努力减小与发达国家之间技术力量的差距, 这对我国的经济建设具有深刻的意义。

参考文献

[1]岳涛, 韩斌杰, 左朋莱, 等.我国脱硫脱硝行业发展综述[D].2012中国环境科学学会学术年会论文集, 2012, (3) .

[2]Li Wang, Weining Zhao, Zhongbiao Wu.Simultaneous absorption of NO and SO2 by FeⅡEDTA combined with Na2SO3 solution.Chemical Engineering Journal.2007, (132) :227-232.

烟气脱硝技术及其技术经济分析 篇5

摘要：介绍了SCR、SNCR以及SNCR/SCR联合技术等3种脱硝技术,并引进了对电厂投资脱硝设备决策有重要意义的.技术经济分析方法.主要考虑3种脱硝技术的设计参数及对电厂现有设备运行的影响;通过计算年费用、脱除每吨NOx的费用以及排污费、贷款政策对脱氮费用的影响等进行综合比较.将经济学的动态分析模型用于对烟气脱硝装置的经济评价,为电厂进行初步决策和可行性研究提供了依据.作 者：吴阿峰 李明伟 黄涛 谭灿 WU A-feng LI Ming-wei HUANG Tao TAN Can-shen 作者单位：吴阿峰,李明伟,谭灿,WU A-feng,LI Ming-wei,TAN Can-shen(重庆大学,动力工程学院,重庆,400030)

黄涛,HUANG Tao(广东省电力设计研究院,环保部,广东,广州,510600)

火电厂烟气脱硝技术概述 篇6

关键词：火电厂；烟气脱硝；氮氧化物

中图分类号：X701 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2014）12-0061-03

就目前的情况来看，在火电厂日常运行过程当中时常会向外部环境中排出大量的氮氧化物，如此大量地排放会催生光化学烟雾以及酸雨问题，导致人们的身体健康遭遇较大威胁。一般来说，通常能够将氮氧化物的形成机理划分为燃料型、热力型以及快速型三个类型内容，其中，燃料型氮氧化物指的是氮化合物在实际的燃烧进程当中通过氧化作用而形成的氮氧化物，热力型氮氧化物则指的是空气中的氮气与氧气在高温燃烧之下生成的氮氧化物（该物质的生成是跟氧气浓度以及燃烧温度、气体在高温区的停留时间息息相关的），快速型氮氧化物指的是由火焰边缘所产生的氮氧化物（该物质生成量相对较少，通常不对其展开研究）。近年来，伴随着全球日益严峻的环境形势，世界各国均对氮氧化物提供愈发高的排放要求，我国火电企业为充分满足相应环保要求，则需优化运用高效的脱硝技术。

1 火电厂烟气脱硝技术简析

一般来说，针对火电厂氮氧化物展开燃烧后控制所涉及的相关应用技术可被称作是烟气脱硝技术，该技术的主要特征是能够把烟气中所形成的氮氧化物固定下来而后还原成氮气，拥有较高的工作效率，可谓是一种潜力较大的脱硝技术，在火电厂运行过程中有着较为广泛的应用。

1.1 选择性催化还原脱硝技术

在火电厂实际的运行过程当中，为充分实现氮氧化排放量的有效降低，则需针对燃烧后所形成的烟气实施合理的脱硝处理，就目前的情况来看，湿法以及干法、半干法是三种主要的线形烟气脱硝技术。对比而言，干法中所涉及的SCR技术能够在火电厂中获得可靠运用，该项技术更显成熟。从上世纪七十年代开始，欧洲及日本首先开始使用SCR技术应用于燃油及燃气电厂锅炉工作中，自上世纪八十年代，该项技术在燃煤电厂锅炉中获得较为广泛的合理运用。具体来说，可将SCR技术解释为，在催化剂条件下，运用NH3及一氧化碳（或者是其他类型的碳氧化物）当作是还原剂，使其跟存在于烟气的一氧化氮进行反应还原出氮气与水；对应的反应温度达到300℃～450℃，则能够获取70%～90%的脱硝率。其中，NH3-SCR技术可靠性更强，现如今，该项技术在全世界获得较为广泛的合理应用。将NH3当作是还原剂材料的时候，SCR反应对应的化学方程式是

4NH3+4NO+3O2→4N2+6H2O

通过分析该化学式后不难发现，SCR反应属于氧化还原反应，所以其所遵循的是氧化还原机理。在整个SCR系统当中，会对整个过程造成直接影响的关键参数涵盖有氧气浓度以及水蒸气浓度、烟气流速、烟气温度、氨滑移及催化剂等方面内容。

1.2 低温SCR技术

一般来说，该项技术主要指的是SCR反应总所使用的催化剂对应温度通常控制在120℃～300℃范围内，甚是会是更低的温度状况，研究探索运用NH3进行氮氧化物的选择性还原这项低温SCR工艺虽基本取得良好的成绩，但是相较于其他类型的烟气脱硝技术或者是中高温度的SCR工艺而言，针对低温SCR展开研究的具体目的在于几个方面的内容，第一，低温催化剂的活性、选择性与自身固有特性；第二，硫酸氨、氧化亚氮以及硝酸铵所受到的温度环境及烟气成分对其的影响；第三，针对低温条件下催化剂给予水蒸气的影响展开合理性研究。

1.3 选择性非催化还原脱硝技术

选择性非催化还原脱硝技术又可被称作是SNCR，其主要指的是将NH3及尿素等还原剂喷入到锅炉炉膛折焰角上方位置或者是再热器、过热器等对应的水平烟道位置，进行该反应的温度通常是800℃～1000℃。若是温度高于1000℃，则NH3可被氧化成为为氮氧化物，若是温度低于800℃则对应脱硝率处于较低水平，此时SNCR脱硝技术对应的脱硝效率是30%～50%，极易导致氨气逃逸，催生严重的环境污染状况。针对现有的中小型锅炉实施改造能够实现对该项工艺的有效运用，其所涉及的投资费用相对较低些，但是会催生较大逃逸率及较低的脱硝效率。SCR、低氮氧化物燃烧器以及再燃烧技术等等多项技术跟SCNR技术的联用可谓是现今SCNR技术的主要发展方向。经过研究可以知道，SCNR对应的脱硝率处于60%以上时，SCR技术与SCNR技术联用能够起到良好经济可行目的；将SCR技术与在燃烧技术联用则能够获取高达80%的脱硝效率；联用SNCR技术与低氮氧化物燃烧技术，相较于单独运用SCNR技术而言，其效果提升45%之多。

2 SCR技术的有效运用

通常，SCR反应器一般都是除尘器设备前进行合理设置的，由于形成数量较多的飞灰，易导致压力损失的增加以及催化剂磨损堵塞的问题情况出现，为实现问题的良好解决，则需把催化剂材料固定于不锈钢版面位置或者是将其制作成蜂窝的形状。就目前的情况来看，蜂窝式、波纹板式及平板式是三种主要的SCR催化剂结构形式，具体来说，蜂窝式催化剂为均质催化剂，对应的特征优势在于单位体内所拥有的催化剂活性相对较高，获取同样的脱硝效率时需要的催化剂体积相对较小些；波纹板式催化剂能够有机融合板式催化剂跟蜂窝式催化的相关特征优势，拥有耐热性强、抗冲击性能优良、重量轻、抗毒性良好、二氧化硫氧化率较低等等优点，可是该种催化剂所拥有抗磨损性能相对较差些，其在实际含灰量比较低的烟气环境中较为适用；平板式催化剂表面积相对较小，其模块拥有较低的活性与较大的重量，其床层压力损失相对较低，具备有良好的抗腐蚀与抗磨损性能，适用于高尘环境中。

通过研究不难发现，在各个火电厂发电机组中运用SCR技术能够获取较为良好的应用效果，当氮氧化物的排放浓度可控制在每立方米38～57毫克的范围内时，能够取得高达80%以上的脱硫效率，且能够从充分符合相关标准及限值要求。进口氮氧化物的浓度通常实在每立方米265～472毫克范围之内，选择性非催化还原法即SNCR技术对应的脱硝效率是40%左右，若是未能取得良好的技术突破，运用SNCR技术实施烟气脱硝则是难以达到对应的限值要求的。

3 结语

综上，火电厂烟气脱硝工作的重要性不容忽视，其在火电厂运行中占据着重要的应用地位，SCR作为目前的主流的脱硝技术，其效率较高，且甚为成熟，能够达到良好的脱硝目的，广为火电厂所用。

参考文献

[1] 罗志刚，陈志军，蒋名乐.火电厂烟气脱硝技术探析[J].北方环境，2013，（5）.

[2] 韩文晓，郭志宇，王凯，孙蔚.浅谈火电厂烟气脱硝技术[J].产业与科技论坛，2012，（12）.

[3] 郑平平.火电厂烟气脱硝技术初探[J].城市建设理论研究（电子版），2012，（36）.

[4] 赵全中，田雁冰.火电厂烟气脱硝技术介绍[J].内蒙古电力技术，2008，（4）.

[5] 戴逸明，陈舒舒.国内火电厂烟气脱硝技术发展与产业分析[J].海峡科技与产业，2013，（3）.

[6] 周涛，刘少光，吴进明，陈成武，徐玉松.火电厂氮氧化物排放控制技术[J].环境工程，2008，（6）.

燃煤烟气脱硫脱硝一体化技术研究 篇7

关键词：脱硫脱硝,吸收,一体化,氮氧化物

1 概述

煤炭作为一次能源, 是世界上最重要的能源来源, 在我国也有着重要的作用, 随着工业的发展, 燃煤将在以后很长一段时间内不可取代, 煤炭资源发展和利用是不可避免的, 它仍然是对环境造成严重的污染[1]。二氧化硫和氮氧化物是空气最主要的两种污染物, 也是酸雨产生的主要因素, 因此高性能、低成本的脱硫脱硝催化剂和新工艺新设备的研究开发将具有巨大的社会和经济效益。

2 烟气脱硫脱硝一体化技术研究

为了实现脱硫脱硝一体化进程, 制定自主知识产权的节约能源、成本低、自主型脱硫脱硝同步集成技术, 实现在一套设备上同时脱硫脱硝, 在实验的基础上进行参数优化[2]。

2.1 实验装置及流程

2.1.1 实验药剂的配制

氧化剂的配制:选取主要成分为双氧水的氧化剂, 配制质量浓度为45%的氧化剂;添加剂的配制:添加罐中注入一定量的水和CO (NH2) 2, 通过添加罐搅拌器搅拌使CO (NH2) 2溶解, 根据需要配制3种不同浓度的添加剂。

2.1.2 反应原理

实验中, 将双氧水氧化剂逆流喷射到烟道中, 从而把烟气中一氧化氮氧化为高价态的二氧化氮, 将烟气与含添加剂和石灰石浆的吸收剂混合, 脱除NOX, 主要反应式为 (l.1) 一 (l.3) 。

添加剂脱硝反应原理为:

脱硫反应机理为:

实验流程及装置示意图如下所示:

2.2 氧化剂和添加剂流量对脱硫脱硝效率的影响

在上述研究的基础上, 使用35%以上的氧化剂做试验, 计量泵通过与附加的氧化剂的逆流注入测试, 做两组测试, 以验证流量对测试的影响, 通过流量测量泵对氧化剂流量和添加剂流量进行调整, 尝试不同的流速, 研究脱硫脱硝的效果与氧化剂添加剂量之间的关系[3]。测试作为第一组如下:试验条件下, 开始与氧化剂流量0.4m3/h调节试验, 实验开始20分钟后打开添加剂泵, 调节测试0.4m3/h的流量, 从第55分钟开始, 实验的氧化剂流量调节为0.6m3/h, 335分钟后停止氧化剂和添加剂的添加试验, 在试验中氧化剂流的开始调整为0.6m3/h结束时, 脱硝效率提高了约10%, 在第三处54分钟时脱硝效率开始加快增加, 测试结束前硝化测试效率保持较高水平, 停止实验后脱硝率降低到实验前水平。

3 脱硫脱硝一体化技术和应用

煤炭燃烧排放烟气中的SO2和NOX是空气污染物的重要来源, 这两种污染物造成生态环境严重破坏。近年来, 由于越来越高的环保要求, 加大了更多燃煤锅炉对二氧化硫和氮氧化物的控制。如果使用的是脱硫和脱硝两套设备, 不仅占地面积大, 而且前期投资费用高, 后期运行费用也很高, 如果采用集成脱硫脱硝工艺, 设备结构紧凑, 投资和运行成本低, 脱硫脱硝效率高。脱硫脱硝一体化融合技术通过去除机理可分为两大类:联合脱硫脱硝 (Com-结合二氧化硫/脱除NOX) 技术和同步脱硫脱硝 (SO2/NOX同步去除) 技术。联合脱硫脱硝技术是指脱硫与脱硝技术的融合形成的一种一体化技术。

3.1 联合脱硫脱硝技术和应用

联合脱硫脱硝技术是指单独脱硫和脱硝技术进行整合而形成的一体化技术。据EPRI (美国电力研究院) 统计, 联合脱硫脱硝的新技术约60余种, 其中被认为具有实际应用价值的一些技术已经进行了工业示范[4]。

3.2 同步脱硫脱硝技术和应用

同步脱硫脱硝技术是指在反应过程烟气中的SO2和NOX脱除技术的同步进行。烟气脱硫和脱氮的同步技术可分为两类:在燃烧和后燃烧过程的烟道气去除技术中同步去除技术, 其中燃烧后脱硝的废气是未来大规模工业生产应用的焦点。

3.3 活性炭脱硫脱硝技术

活性炭脱硫和脱氮工艺类似于活性炭流化床的吸附塔设备的主吸附器, 烟道气被氧化成SO2和SO3溶解在水中, 以产生硫酸气溶胶, 同时被活性炭吸附, 吸附塔中的喷雾氨被吸附在活性炭上, 以实现脱硝的目标, NOX催化还原为N2。SO2被吸附于活性炭上, 活性炭可以加热再生, 吸附剂被加热SO2气体与反应器反应硫被回收, 活性炭再生后可重复使用。这种方法的脱硫率为95%, 脱硝率从50%到80%, 因为脱硫后产生的资源可以被有效地利用, 同时同步脱硫和脱氮减少烟气污染, 这种方法具有很好的商业前景。

参考文献

[1]王文选等.火电厂脱硝技术综述[J].电力设备, 2006, 7 (8) :1-5.

[2]张虎等.燃煤烟气同时脱硫脱硝机理概述[J].环境科学与技术, 2006, 29 (7) :103-105.

[3]王振宇.燃煤电厂的除尘脱硫脱硝技术[J].环境保护科学, 2005, 31 (总127) :4-6, 13.

燃煤锅炉烟气脱硝技术 篇8

1 燃煤电厂烟气造成的危害

燃煤电厂中的锅炉燃烧时, 产生的烟气中有许多污染物, 比如一氧化碳、二氧化碳、二氧化硫、氮化物等, 从而增大了这些污染物在空气中所占的比例。各燃煤电厂使用的锅炉设备、煤种不同, 则烟气的排放量也不同, 不过由于其额定蒸发量很大, 所以与其他工业生产排放的烟气量相比, 燃煤电厂排放的烟气量要大得多。正因为这个原因, 使得烟气的温度比周围环境的温度高, 如果燃煤电厂用高烟囱进行排放, 会把烟气抬升, 使烟气的扩散范围和传输距离都变大, 造成严重的危害。

燃煤电厂排放的烟气对生态环境、工农业生产和人体健康等都会产生很大的影响。比如有的燃煤电厂的周围是大片耕地, 农作物生长的时节, 如果大量的烟尘飘落, 会导致农作物的产量下降;烟气中含有的二氧化硫会腐蚀建筑物, 对树木的生长造成危害, 同时也会威胁人体的健康。

2 燃煤电厂烟气治理的方法

意识到燃煤电厂烟气的危害, 我们就应当采取高效的措施对其进行治理, 从而达到保护生态环境和人体健康的目标。燃煤电厂治理烟气应当用全面的、发展的、综合性的眼光, 一方面, 要高效治理老污染;另一方面, 要控制好新污染, 在治理污染的前提下, 节约能源, 科学合理地利用各种资源, 实现综合效益。燃煤电厂可以运用以下治理方法。

2.1 大力推广除尘设备

燃煤电厂治理烟气最直接的方法是推广电除尘器、旋转式除尘器等除尘设备。在各种除尘设备中, 运行成本相对较低、运行效率较高的除尘设备是电除尘器, 在燃煤电厂得到大范围使用。

2.2 改进技术

科学的技术措施是燃煤电厂治理烟气污染的根本方法。所以, 燃煤电厂应当关注改进落后的生产技术、改造落后的技术、采用洁净煤技术和废弃治理技术等, 用科技推动技术的发展, 争取将防治电气污染与全面利用能源相互结合。

此外, 我国目前节能的潜力远远高于发达国家, 所以应当节约能源, 最大程度地发挥现有能源的价值, 治理污染。

3 烟气脱硫脱硝技术的分析

燃煤电厂控制排出烟气中。控制二氧化硫含量的方法比较多, 烟气脱硫、燃烧脱硫等都是主要的方法, 一般大型机组都会选择使用烟气脱硫。20世纪70年代初期, 我国开始烟气脱硫的研究, 依据的原理包括催化法、化学反应法和吸收法等, 研究出了亚钠循环法、碘活性炭法、磷铵肥法、石灰石—石膏法等方法。

总体来说, 燃烧脱硫和烟气脱硫是脱硫的主要方法。燃烧脱硫的工作方式是改进原有的燃烧过程, 利用分段燃烧、送风、降低温度、使燃气重复循环等方法, 来降低燃烧时产生的硫化物含量。烟气脱硫的方法更多, 大体分成湿法和干法两种。目前, 各个燃煤电厂运用较多的是湿法烟气脱硫装置, 这种方法的优势明显, 但投入成本较高, 极易出现设备泄漏、腐蚀等问题;干法烟气脱硫虽然工艺简单、能耗低, 净化结束后的烟气不会产生重复加热的情况, 不过其对技术的要求非常严格, 所以应用并不广泛。

最常用的是石灰石—石膏法, 它属于典型的湿法, 主要工作原理是把石灰石浆液当作二氧化硫的吸收剂进行脱硫, 脱硫出的副产品是石膏。与其他方法相比, 该方法具有很大的优势: (1) 使用的吸收剂是石灰石, 石灰石容易获取且成本较低; (2) 产生的副产品是石膏, 二次污染小, 有利于对其进行重复使用。由于我国脱硫技术的发展和燃煤电厂自身的进步, 与以往相比, 脱硫装置的配置发展日常呈现多元化趋势, 不仅研发出了烟塔合一、引风机联合和双入口吸收等新形式;且各种新技术, 譬如生物法脱硫、催化法脱硫和活性焦脱硫等, 也取得了很大的进展。

脱硝技术一般采用SNCR技术或者SCR技术, 即选择性非催化还原技术, 具体的使用方法是在能够产生脱硝反应的温度窗口中喷入还原剂, 从而使得烟气中存在的氮氧化物被还原成氮气和水。还原剂通常只会与烟气当中的NOx进行反应, 并不会与氧发生反应。这种技术不需要催化剂, 只需要还原剂。

4 烟气脱硫脱硝技术发展趋势的探讨

随着烟气脱硫脱硝技术研究的不断深入, 其理论会更加具有说服力, 对工业化的贡献会更大。现如今, 国内外对脱硫脱硝的研究仍然主要关注干法, 未来研究者会更加关注对湿法的研究, 注重减少风险、节约资金、避免浪费。

无论对哪一种烟气脱硫脱硝进行研究和开发, 燃煤电厂都应考虑自身的实际情况, 考虑我国的国情, 着眼于高效、能耗低, 且容易操作的脱硫脱硝技术。目前, 我国正在使用的很多脱硫脱硝技术都是外国技术, 虽然引进之后进行了再创新, 但是核心竞争力依然不强。因而, 我国必将更加关注烟气脱硫脱硝技术的创新, 研制多样的技术, 走可持续发展的道路。

5 结束语

虽然如今燃煤电厂可以借鉴和使用的脱硫脱硝技术有不少, 但很多方法仍然处于刚刚推广的阶段, 还需要进一步改进。脱硫脱硝技术的综合性很强, 为了切实降低燃煤电厂排放烟气中硫氧化物、氮氧化物等对环境造成的危害, 燃煤电厂不仅要对排出的烟气进行治理, 还要变革落后的燃烧技术, 大力推广脱硫脱硝技术。为了使燃煤电厂不依赖于进口, 国产化是顺利实现脱硫脱硝的根本方法。因此, 国家应当加大政策和资金的支持, 保证燃煤企业能够运用最先进的技术和设备, 促进其进一步发展。

摘要：燃煤电厂中燃煤锅炉的烟气对大气具有严重的危害, 关注燃煤电厂烟气的治理十分重要, 对燃煤电厂烟气的有效治理是治理大气污染的关键。烟气脱硫脱硝技术可以有效减少烟气中的二氧化硫和氮氧化物, 燃煤电厂应当积极引进先进的脱硫脱硝技术, 使用更完备的设备。主要探讨燃煤电厂烟气治理策略和脱硫脱硝技术, 以供参考。

关键词：燃煤,烟气,治理,脱硫,脱硝

参考文献

[1]王喜军.燃煤电厂烟气治理策略及脱硫脱硝技术[J].科技传播, 2013 (14) .

燃煤锅炉烟气脱硝技术 篇9

1 烟气产生的危害

燃煤电厂在日常的运作过程中需要大量的煤炭支持, 而煤炭燃烧产生的烟气由于煤炭的组成成分会含有大量氮氧化物、二氧化碳、二氧化硫等大气污染物, 对大气的平衡造成极为不利的影响, 进而产生环境污染。各燃煤电厂的煤炭种类、设备型号都不相同, 所以排放的烟气量也各不相同, 然而由于具有较大的额定蒸发量, 燃煤电厂要远大于其他的工厂的烟气排放量, 烟气排放时会产生大量的热, 周边的环境的温度也会因此升高, 为了避免民众受到高温的伤害, 燃煤电厂会将烟囱的高度增加向高空中排放烟气, 但是这样又会增加烟气的传输距离和扩散的范围, 烟气对环境的危害也随之增加。除此之外, 排放的烟气中的烟尘落到田间会对农作物的生长和成熟造成一定程度的影响, 二氧化硫排放导致的酸雨更会对建筑物和植物都产生腐蚀, 严重危害人们的日常生活和生命财产安全。

2 治理烟气的策略及脱硫脱硝技术

2.1 烟气治理策略分析

在进行烟气的治理前, 要对燃煤电厂有着正确的认识, 并且带领厂内的全体员工认识烟气的危害, 实行有效的烟气治理策略, 对自然生态环境进行保护, 全面贯彻落实可持续发展观, 提升人们的生活环境质量。燃煤电厂要对污染源进行严格的控制, 在对污染进行治理的同时也要将能源进行合理的运用, 提升能源资源的利用效率。燃煤电厂应当将除尘设备引入厂内, 通过现代仪器对烟气中的毒害物质含量进行降低, 经费允许的情况下也可以引进国外的设备, 对设备的工作效率进行提升。除此之外, 还要对当前的技术手段进行改进, 从污染源开始着手, 结合本厂的实际具体情况, 将先进的科学技术融入到当前的技术手段当中, 对生产工艺进行改良, 全面提升能源的利用效率和降低污染物的排放量, 实现可持续发展。

2.2 烟气脱硫脱硝

有多种方法能够对燃煤电厂所排出的有害烟气产生的污染进行解决, 比如对于烟气中所含的二氧化硫, 通常情况下是采取燃烧脱硫或者是烟气脱硫的方式进行解决, 大型的机组一般都会采用烟气脱硫的方式进行脱硫。在20 世纪70 年代, 烟气脱硫的研究在我国开始展开, 参与研究的人员通过对化学反应法、吸收法和催化法等方法进行研究, 得出了石灰石- 石膏法、亚钠循环法和碘活性炭法等脱硫方法。而对于燃烧脱硫的方法则是对其燃烧的过程进行改进, 将燃烧的过程进行划分, 通过降温和送风等方法重复循环燃气, 继而对硫化合物在燃烧过程中的产生量进行降低。当前阶段, 烟气脱硫的方式多种多样, 但是从总体上可以分为两大类, 既干法和湿法。根据工厂对干法和湿法的具体使用情况可以发现, 湿法脱硫的装置在实际的应用中更为广泛, 湿法脱硫在实际的脱硫应用中具有较为明显的优势, 但是湿法脱硫在投入使用的过程中成本较大, 也更容易出现设备腐蚀和泄露的问题。

石灰石- 石膏法是众多湿法脱硫技术中最为常用的方法, 其工作原理是二氧化硫能够和石灰石浆液发生化学反应, 因此二氧化硫能够被吸收而达到脱硫的目的, 在此反应过程中, 石膏是反应的副产品, 因此被称为石灰石- 石膏法。相较于其他的脱硫方法, 此方法具有两个优势: (1) 在这个脱硫反应中石灰石作为反应物有较为广泛的来源, 并且成本较低; (2) 反应的副产品为石膏并不会产生情况严重的二次环境污染, 并且能够重复进行使用。干法脱硫装置具有工艺简单、能耗低的优点, 并且净化的烟气并没有进行重复加热, 能够对能源有效地进行节约, 但是由于其对技术有着较高的要求, 所以操作起来有较大的难度, 在实际的具体使用过程中局限性较大。总体来说, 当前脱硫技术在我国的发展情况较为良好, 各种各样的新兴技术手段也不断被研发出来, 相关的设备配置也进行着多元化的发展, 新兴技术手段的问世也促使烟气脱硫取得的效果得到人们的一致好评。

现阶段对烟气进行脱硝的主要方法就是SCR技术, 操作的前提是温度要能够达到脱硫反应的要求, 在此基础上加入还原剂, 将氮氧化物从烟气中还原出来, 使其分解为无污染性的水和氮气。此反应能够取得较好的效果, 但是由于在进行反应时需要加入还原剂, 并且反应对温度的要求较高, 使得操作的难度较大。

3 结语

为了全面贯彻落实我国的可持续发展战略, 燃煤电厂不仅要治理排除的烟气, 还应当对燃烧技术进行改革, 将脱硫脱硝的技术进行推广, 全面改善环境质量。

摘要：燃煤电厂所排放的烟气具有严重的污染性, 因此为了保护自然生态环境, 要对烟气排放进行治理。本文对烟气的危害进行了分析, 并提出治理的策略及脱硫脱硝的技术。

关键词：燃煤电厂,烟气治理,脱硫脱硝

参考文献

[1]王磊.燃煤电厂烟气治理策略及脱硫脱硝技术[J].科技与创新, 2014 (10) .

[2]王喜军.燃煤电厂烟气治理策略及脱硫脱硝技术[J].科技传播, 2013 (14) .

燃煤烟气脱硫脱硝一体化技术探究 篇10

关键词：燃煤烟气,脱硫脱硝,一体化技术,化工处理

燃煤烟气脱硫脱硝技术的运用,需要工作人员针对作业环境使用有效手段,实现燃煤净化处理。可以使用炉内还原法,进行燃煤烟气的净化处理。在燃煤处理中,通过燃烧过程的控制和改进能够有效地减少NO2的生成。我们发现,在脱硫脱硝的过程中,使用效率更加高的低NO2燃烧器,通过烟道气循环(PCB)闭环系统的优化,并且配合催化剂助燃烧(CST)能够显著减少硫化物和硝化物的产生。

1采用催化法与非催化法对燃煤烟气脱硫脱硝的影响

在催化分解方法的运用过程中,技术人员应该严格把握催化剂的添加次序,从而有效促进燃煤烟气的催化和分解。在脱硫脱硝活动中,使用催化和分解的方法,在催化剂的作用下,使NO2直接分解成为N2和O2等气体,能够有效地实现燃煤固体中的杂质催化和剥离。并且使用催化分解法应用于燃煤处理活动中,既不会耗费过多的辅助材料氨也不会产生二次污染。

虽然催化剂的活性比较高,但是SO2在作业的活动中却会很容易产生催化剂中毒的问题,并且一旦催化剂使用不当会产生严重的中毒危机。因此,在工作活动中,技术人员应该严格把握好催化分解方法的运用。选择非催化还原方法(SNCR)也能够实现有效去除催化剂中的杂质,采用过渡金属氧化物和贵金属催化剂作用到燃煤烟气处理活动中去。技术人员可以在燃煤烟气中加入石灰浆、尿素等添加剂,能够使脱硫率达到50%~60%,脱硝率可以达到50%~65%,但是它会产生副产品硫酸钙等,需要技术人员采用一定的手段进行降解。这种燃煤烟气处理技术在作业的过程中,其喷头容易因为堵塞而结成污垢,经过脱除后效率却不够高。但是他们的成本低于一般的湿法烟气脱硫技术。我们用石灰浆和尿素溶液混合后于1000℃条件下喷入炉膛中,NO2与尿素生成了CO2、N2和水蒸气,同时,SO2与CAO会迅速生成CASO2。

2燃煤烟气脱硫脱硝一体化技术探究

(1)炉内还原法的脱硫脱硝使用炉内还原法的效率比较高,经过高效处理能够有效减少20%~80%的NO2的生成。并且,炉内还原法的技术体系比较简单,所需要消耗的费用比较低,还能够实现高效的化学施工原料节约的目的。它很适合燃气型、燃油型的锅炉开展作业劳动,但是不适合燃煤类型的锅炉。技术人员在开展化工处理时,应该根据不同的煤气处理环境,选择不同的作业方法,从而实现脱硫脱硝技术的高效运用。在作业环境中使用钙基或者钠基的脱硫剂处理方法,加入一定剂量的氨气,能够保证脱硫率达到80%以上,保证脱硝率达到90%以上。我们使用催化剥离方法,会产生石膏类的代谢物,在处理过程中,应该注意废水的排放与处理,采用脱硫脱硝的处理方法能够实现剥离效果的自由组合。技术人员应该注意控制投资费用,并且将存在的固体废弃物妥善处理。对于SO2采取钙基或者钠基脱硫剂生成固体盐,再将固体盐用SCR的方法进行有效脱硝处理。SO2和NO2在吸收剂上可以进行反复吸附和处理,在再生器之内能够起到抑制NO2形成的目的。

(2)燃煤烟气脱硫脱硝一体化的工艺流程优化从燃煤烟气脱硫脱硝工艺的工艺流程来看,首先要对煤备料进行初期拣洗工作,将粗制煤炭中的杂质去除,然后在反应器中加入氨气,使用加温设备将氨气加热,等待产品混合气冷却之后,析出HCl,NH3和脱酸性气体H2S等,使用低温分离的方法将硫化物、硝化物重质芳烃和轻质芳烃析出。在产品混合气体中氢气预热阶段,可以加入CO2等脱硝性气体,如果变化反应,置换成H2O,将水排出。加入H2S气体与CO2气体反应,制成单质硫化物等代产品。

焦炭原料经过焦炭汽化器的高温处理,分离成蒸汽、氧气和焦炭残渣,将焦炭残渣排出。在煤基合成气制甲烷工艺流程中,一般采用电子束对混合气体进行低温分离,生产出比较纯净的燃煤产品。其中,以煤基合成活性炭脱硫脱硝处理工艺三段绝热催化反应的工艺细节来看,窗口温度的改变对于甲烷气的制取影响比较大。用电子束照射烟气能够生成强氨化性-OH基、O原子或者NO2,氧化烟气张的SO2和NO2生成了硫酸和硝酸,在混合产品中加入氨气能够直接生成硫硝铵复和盐。我们在处理过程中,应该对NO2分离时烟气窗口温度进行严格控制,对SO2进行吸附催化氧化活性焦吸附SO2与水蒸气反应,从而生成硫酸气溶胶,在混合物中注入一定比例的氨,能够形成硫酸(NH4)2,并且活性的焦化物可以继续循环利用。

3结语

采用脱硫脱硝一体化技术的生产作业效率比较高,并且操作费用很低,已经能够实现工业化大批量作业和处理。但是,在操作过程中,对于温度的控制方面比较难以把握。如果操作不当,导致氨气泄漏就会产生第二次环境污染。在化工作业的过程中,技术人员应该注意主料和辅料的添加顺序安排,在选择催化还原法(SCR)进行脱硫脱硝处理的过程中,用氨气或者尿素可以使燃煤烟气中的NO2直接还原成为N2。

参考文献

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