脱硫脱硝系统论文

脱硫脱硝系统论文（精选8篇）

脱硫脱硝系统论文 第1篇

近年来, 绿化空气成为人们高度关注的事情, 空气污染与人们的生活、生存以及健康有着极大的关联。火电厂的烟气中含有大量的二氧化硫及二氧化氮、烟尘, 这些有害物质也是诱发酸雨及雾霾的关键。我国的空气质量一直在持续下降, 大气污染问题也是日趋严重, 对火电厂排放的烟气进行脱硫脱硝, 以便于控制住大气污染程度。脱硫脱硝技术可区分为单独脱硫、脱硝以及合并式脱硫脱硝与同时脱硫脱硝等技术类型。现阶段, 我国的研究关键就是合并脱硫脱硝、同时脱硫脱硝, 即一体化技术。

烟气脱硫脱硝及对应控制技术协同的重要性

二氧化氮、二氧化硫均属于酸性氧化物质, 同时对其展开脱除对现代科学技术来讲有着很高的可行性。国内火力发电厂大多是设置安装了烟气脱硫设备, 采用烟气脱硫脱硝及相关控制技术一体化, 这样能够合理有效的降低烟气脱硫脱硝工程成本;当下, 绝大多数都是采用选择性催化还原 (SCR) 、选择性非催化还原 (SNCR) 技术, 其都具备各自的优缺点, SCR技术设施的相关投资及运行费用较高, 重点技术的难度很大, 并且对应高效率催化剂总是依赖于国外进口。SNCR技术在反应温度以及停留时间控制上有着极大的难度, 并且氨用量极大, 也容易出现泄漏事故;对烟气脱硫脱硝及控制技术一体化来讲, 相关结构是非常紧凑的, 并且投资及运作费用较低, 也便于运作中管理, 该技术可做大范围、大规模的使用。

烟气脱硫脱硝

1、烟气脱硫

干式脱硫的基本原理就是采用对应催化剂或者吸收剂对烟气中所含的二氧化硫进行脱除, 催化剂或者吸收剂通常都是固态粉末和颗粒。最关键的干法脱硫技术分为氧化物法以及活性炭法, 该技术含硫量低时对应的脱硫效率就高, 不过最终的产物不可以进行循环利用;半干法主要是处于干法以及湿法间的一种脱硫方式。主要的方式是喷雾半干法以及炉内喷钙炉后活化法和烟道流化床脱硫法。此类方式的脱硫效率较高, 不过最终所反应出的脱硫产物循环效率非常低, 不可以连续性运作;湿法, 湿法脱硫与对应的干法脱硫不同, 采用的吸收剂是液体, 利用液体吸收剂进行烟气中二氧化硫的吸收。一般常见的湿法脱硫是石灰石或是海水脱硫。国内的众多火电厂均是采用湿法脱硫技术对烟气进行脱硫, 该技术对应的费用低, 并且循环性较大以及最终的脱硫效率很高, 烟气进行脱硫之后所产生的物质还可以回收利用, 不过该体系较为复杂, 并且相关设备的成本较高。

2、烟气脱硝

烟气脱硝技术是一项利用有效还原剂将一氧化氮、二氧化氮还原成氮气的技术。目前国内脱硝技术有SCR以及SNCR、SNCR-SCR, 主要采用SCR。所谓SCR (选择性催化还原法) 就是运用催化剂作用, 再利用液氨或者尿素 (水解或热解) 把烟气中一氧化氮、二氧化氮还原成氮气以及水。SCR技术整体来说较为成熟, 也是世界上使用最多、效果最好、效率最高的烟气脱硝技术。

3、联合脱硫脱硝

联合脱硫脱硝技术是采用以往传统烟气脱硫技术并耦合选择性催化还原技术进行各自独立式工作, 分别脱除烟气中存在的二氧化硫以及氮氧化物, 把相对单独的脱硫与脱硝技术结合为一种一体化的技术, 一般都是在脱硫设备的前面增加一整套脱硝设备。联合脱硫脱硝技术通常有着较好的脱硫脱硝效果。不过这样分级处理的方法还是两个较为独立的工艺程序, 一般是利用两套设备进行的独立式脱硫脱硝, 或者有时会在同一个设备中进行, 不过其所占用的面积较大, 并且相关程序较为复杂、投资及操作的费用也是较高。

烟气排放连续监测系统 (CEMS) 在工程中应用

1、CEMS基本构成与分类

(1) 通常由颗粒物监测子系统、气态污染物监测子系统、烟气排放参数测量子系统、数据采集、传输与处理子系统等组成, 测定烟气中颗粒物浓度、气态污染物浓度, 同时测量烟气温度、烟气流量、烟气压力、烟气含湿量和烟气含氧量等参数。依照取样方式CEMS一般会分为抽取测量法和直接测量法。所谓抽取测量法又分为直接抽取采样法以及稀释抽取采样法。直接性抽取采样又可以分为干、冷法进行直接性抽样以及热湿法式直接性抽样采样。直接测量法又分为点测量与线测量。

(2) 在国内, 相关的环保标准已经规定了烟气污染物质的排放浓度为标准状态之下的干烟气数值, 也就是所谓的干基测量。早年前国内的火电厂烟气的排放监测体系均是伴随着国外的诸多电站设施设备而被引进的, 对应的配套CEMS设备具有多样的取样方法。近年来随着大气污染程度的不断上升, 国内环保标准也已经明确规定了烟气的污染物质排放监测为干基测量, 对应的火电厂CEMS气态污染物质的测量基本上是采用干冷法而进行直接性的抽样采样体系。

2. 干冷法直接抽取采样系统

气态污染物干冷法直接抽取测量系统, 通常由取样探头以及相关样气处理系统、在线分析仪表等构成。该系统一般是利用加热过滤取样探头进行采样, 并经由电加热的样品伴热管线, 把烟气输送至样品处理系统中, 通过冷凝器以及隔膜式抽气泵、精密的过滤装置、湿度警报仪、流量计等, 把冷却至常温的并且干燥清洁的烟气传送至分析仪。该系统基本上是利用蠕动泵及时排去冷凝器冷凝出来的水分, 并使用旁边的流量放空增加分析仪器的工作速度, 应用脉冲反吹来对探头堵塞现象进行预防, 使用这些仪器及策略来确保体系能够正常的运作。

3、CEMS数据采集与处理、传送

(1) CEMS体系大都是利用PLC来展开现场化的数据采集与控制。数据采集主要包括了气态的污染物质以及烟尘的浓度、烟气的温度、压力、速度和湿度等相关数据的测量仪器模拟量输出;控制样气处理体系探头反吹现象、体系的标定以及相关仪器的标定、湿度及温度、压测力等测量警报。

(2) 数据处理体系最常见的就是由工控机或者是专门的监控软件所构成的, 并对实时收集PLC所传送的信号分析进行负责, 且具备对应的数据显示、处理、传送等功能, 也包含了单位之间的换算、各类文档的管理以及历史记录的趋势查询、相关数据报表打印和传送。该系统的传输还包含着与对应数据处理系统及火电厂DCS的链接, 还有把对应数据传送至当地的环保部门。所出示的数据传送协议务必要符合HJ/T212-2005的标准, 并且相关的DAS设备应具有出现异常状况便可以进行自动式恢复及安全的管理能力。

4、CEMS在线运行质量

(1) 首先, 对于CEMS技术来讲运行质量最关键的影响就是其自身的可靠性。从开始的取样方法分析, 以及各类CEMS运作过程中都会有着可靠性的问题影响。直接式的抽取系统主要存在问题是该系统的除湿、耐腐蚀性以及取样探头堵塞等。烟气中的二氧化硫以及水分对该系统的各类管道和相关器件都会有部分腐蚀作用;如果伴热管线的加热或者保温效果不理想, 冷凝的水分也会吸收部分二氧化硫并直接影响到低浓度二氧化硫检测的精确性, 更是影响了整个系统测量的精确度与可靠运行。

(2) 其次, 会影响到CEMS运行质量的就是该系统的日常维护以及备品备件能否及时的供应。目前电厂的专业性维护人员一般就一个人。由于设备腐蚀以及设备老化、堵塞等, 在CEMS运行一段时间后还是很容易出现问题的, 特别是高硫份地区的CEMS。如果运行维护人员管理维护不到位, 加上备品备件储存不足或供应不及时, 很容易影响设备的稳定运行以及测量数据的准确性。也不利于指导脱硫脱硝设施的正常运行。

烟气脱硝系统监测分析与氨逃逸量检测

1、烟气脱硝系统监测

SCR反应器通常位于锅炉尾部的省煤器出口, 该位置属于高尘段。目前通常对SCR烟气脱硝系统的脱硝效率要求高于70%以及SCR反应器出口氮氧化物质浓度不超过100mg/Nm3。烟气脱硝进口与出口处氮氧化物的检测一般使用直接抽取法CEMS, 其最大的难点则是对应烟气高温、高尘以及高湿高腐蚀, 进而导致取样探头堵塞以及系统的腐蚀。相应的策略是对相关的采样和样气处理系统使用多级的过滤除尘和多级除湿以及利用气溶胶来过滤除雾滴等有效对策, 便于提升该系统的除尘与除湿的功能, 以保证其可靠的运行。另一个存在比较普遍的问题是SCR反应器出口NOx不均匀性, 使得CEMS取样探头处的NOx浓度不能准确的代表该截面的NOx浓度水平。造成这一问题的主要原因是SCR系统入口喷氨不均匀性以及烟气流场不均匀性。可以采取的有效措施有以下几点, 一是在SCR系统设计阶段在SCR系统入口尽量采用喷氨格栅, 以及进行专门的CFD流场模拟, 增加导流板使得流场更加均匀。二是系统投运后如果发现SCR反应器出口NOx浓度极不均匀, 可以请专门的检测单位进行SCR反应器出口NOx均匀性以及喷氨均匀性试验。三是增加取样探头进行多点采样, 进入混合器混合均匀后再送人分析仪进行分析。

2、氨逃逸量检测

在整个烟气脱硝过程中, 对于喷氨量控制是非常关键的, 其中氨逃逸量的精确测量是极为重要的。喷氨量一方面要确保能有足够的氨与氮氧化物进行反应, 来减小氮氧化物质的排放, 提高脱硝效率。另一方面又要尽量的避免喷氨过量, 造成不必要的浪费。喷氨量过量还会提高其自身腐蚀性并减短其催化的时间和寿命, 更是会对烟尘造成一定的污染, 提升了空气预热器中硫酸氢铵的沉积, 使其堵塞严重。温度下降时ABS会将烟气中的水分吸收, 从而形成具有腐蚀性的溶液, 造成催化剂的堵塞以及失活。烟气通过空气预热器的过程中, 热交换的表面则会呈现对应ABS以及出现沉积, 这样就会对空气预热器工作效率造成很大的影响。SCR出口位置的氨逃逸量务必要控制在3ppm以下, 以将空气预热器的检修和催化剂更换周期有效的延长。

目前国内火力发电厂氨逃逸量检测仪使用较多的为激光原位测量仪, 该检测仪器进行微量氨检测时不需要进行采样, 可直接性的进行氨浓度的测量, 样气的取样和传送所可能出现的影响都很好的避免掉了, 更没有转换仪器相关的转换效率问题影响。应该说使用激光原位法对微量氨进行测量要比抽取法微量氨测量效果高很多, 也具有很大的测量优势。但是要注意现场烟道安装条件以及烟道壁振动的影响。

结语

脱硫脱硝系统论文 第2篇

脱硫管道事业部获悉湖北电力行业脱硫脱硝工作加快部署

为切实做好2013年主要污染物总量减排工作，加快电力行业重点减排项目建设，省环保厅近日印发了《关于进一步推进电力行业脱硫脱硝工作的通知》（鄂环办 [2013]62号），就全省如何推进电力企业脱硫脱硝工作进行了安排部署。

一是加强脱硫脱硝工作组织领导。要求各相关企业必须、按照时限要求，制定切实可行的脱硫脱硝实施方案，落实建设资金，合理安排工期，加快建设进度，确保按期完成建设任务。

二是强力推进火电脱硝工程建设。要求列入减排目标责任书及“十二五”减排规划的火电脱硝改造项目务必按规定时间节点要求建成投运，所有现有火电机组脱硝改造项目须2014年6月底前完成，机组氮氧化物排放浓度应在2014年7月1日前达到《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）规定的排放浓度限值。对于2014年6月底前未能建成投运的火电脱硝改造项目，省级减排专项资金将不再给予奖励，同时环保部门将按国家环保法律法规和新标准要求加大排污费征收和行政处罚力度。

三是加快火电脱硫设施建设与改造。要求加快小热电机组脱硫设施建设，目前未建设脱硫设施的小火电企业务必按照时间节点要求建成脱硫设施并投入运行。进一步改造完善火电机组脱硫和除尘设施，电力企业二氧化硫和烟尘浓度2014年7月1日前达到新标准要求。推进脱硫烟气旁路取消工作。所有机组务必2014年6月底前全面完成旁路拆除工作。新审批的火电项目，一律不得设置脱硫设施烟气旁路。

四是强化脱硫脱硝设施运行管理。对已建成烟气脱硫和脱硝设施的企业，要加强运行管理，确保设施正常稳定运行，综合脱硝效率不低于70%。省厅将严格实施脱硫、脱硝设施投运率考核，扣减相应脱硫脱硝电价，并依具体情况对企业存在问题进行挂牌督办。

脱硫脱硝系统论文 第3篇

关键词：脱硫脱硝,自备电站,锅炉系统,应用

目前, 随着国家环保部节能减排总体规划的实施, 企业自备电站锅炉烟气排放实行 (GB13223-2003) 《火电厂大气污染物排放标准》中的Ⅱ时段排放的相关指标, 烟尘最高允许最高排放浓度为50 mg/Nm3的限值、二氧化硫允许最高排放浓度为200mg/Nm3, 氮氧化物允许最高排放浓度为650mg/Nm3。八九十年代建设的企业自备电站原有设施已无法满足要此求, 其改造现有锅炉除尘脱硫脱硝项目已是迫在眉睫的大事。

宁安市镜泊湖糖业有限责任公司自备电站于1989年建设, 公司正在运行的三台锅炉 (35t/h2台、20t/h1台) , 原配套的除尘器是2006年投入使用的陶瓷多管除尘器, 原有设施已不能满足现行排放标准。2012年对现有自备电站锅炉系统进行了脱硫脱硝除尘技术改造。项目采用层燃锅炉低NOx燃烧系列集成技术对锅炉进行脱硝硝处理改造, 在原来的除尘器后增加湿法脱硫装置。

1 脱硝系统方案

1.1 采用层燃锅炉低NOx燃烧系列集成技术

针对燃煤工业锅炉的燃烧特性和NOx生成规律, 脱硝工艺技国内开发了层燃锅炉低NOx燃烧系列集成技术。根据不同煤种、不同炉型、不同运行方式、不同控制指标, 选择单元方案, 协同实现煤层燃过程的NOx经济高效控制。单元技术包括如下内容:

1.1.1 煤层燃过程N元素前移途径改变技术

研究表明, 煤中的含氮结构相对比较稳定, 对于高挥发分煤, 主要的氮析出一般在温度高于950℃时才会发生, 此时煤己失重10%。在温度低于700℃时, 基本没有HCN和NH3等前驱产物析出, 焦油氮是主要的氮析出物。在高温下脱除挥发分时, 氮的释放速率大于其余挥发分, 导致焦炭中的N/C比小于原煤中的N/C比。

在挥发分热解过程中, 燃料中的氮一部分随挥发分析出, 这部分氮被称为挥发分氮;而另一部分留在焦炭中, 被称为焦炭氮。燃料中的氮在挥发分和焦炭中的分配比例受多种因素的影响, 主要包括:煤种、温度、加热速率、停留时间、压力和氧气水平。

对于低阶煤, 氮组分的析出远慢于挥发分的析出, 这主要是由于在低阶煤热解早期水分和小分子热解产物的迅速析出。对于中等煤阶的煤种, 氮析出速率基本与挥发分析出速率相同;而对于高阶煤如低挥发分的贫煤和无烟煤, 氮的析出速率反而要快于煤的失重速率。由于煤脱除挥发分的程度随温度升高不断增大, 初级脱挥发分放出的焦油等物质, 其含氮量与原煤接近;次级脱挥发分放出甲烷、氢气等气体, 导致半焦N/C比升高;而随热解温度进一步升高, 挥发分氮大量析出, 导致煤焦N/C比趋于下降。

基于上述理论研究, 提出了与关键参数:煤种、温度、加热速率、停留时间、压力和氧气水平等关联的N元素前移途径改变技术。通过匹配调整上述关键参数, 实现煤层燃过程的自主低NOx排放过程。

1.1.2 低过量空气系数与贫氧燃烧结合的低NOx燃烧技术

针对燃料型NOx控制机理的研究已开展了近半个世纪, 有试验表明, HCN是热解首先析出的物质, 而NH3则在焦炭氧化及低阶煤的高温热解过程中析出。煤热解过程中释放的HCN量很少, 但其余含N组分在高化学当量比气氛下会迅速转化为HCN。在富燃料气氛下, 燃料N和C-H化合物的主要产物为HCN, 所以在燃烧区域, 燃料N主要以HCN形式析出。因此可以认为煤在高温主燃烧区域燃烧过程中, HCN是最稳定的含N产物。无论是在富燃料气氛下还是富氧燃烧气氛下, HCN都是析出的中间产物之一, HCN随后反应生成NHi, 并进一步生成NO或者N2。

基于上述理论研究, 提出了协同考虑煤层燃过程燃尽与低NOx生成的“低过量空气系数与贫氧燃烧结合的低NOx燃烧技术”。

1.1.3 气固异相催化还原NOx技术

煤在热解的过程中, 挥发分N会生成中间产物HCN和NHi (R1) , 然后中间产物会被氧化为NOx (R2) 或把NOx还原为N2 (R3) , 而焦炭N在燃烧或者气化过程中则会被氧化为NOx (R4) 。值得一提的是, NOx (高温下主要是NO) 在焦炭表面又会被还原为N2 (R5) 。

1.2 具体工程技术方案

低NOX燃烧原理示意图如下。

具体包括三个系统和三个工作区域, 三个系统为烟风调整系统、选择性气固分离系统和测量控制系统;三个工作区域为化学当量比调整区、炉内还原区和炉内燃尽区。

2 脱硫方案系统介绍

石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺是当今世界主导脱硫工艺, 约占烟气脱硫装置总容量的90%以上, 其特点是技术最为先进成熟, 系统可靠性高, 脱硫效率高, 吸收剂来源广泛且价廉, 副产品处理工艺技术成熟, 自动化程度高, 副产品有广泛的利用价值, 适用于各种煤种。

2.1 工艺系统概述

本脱硫工程工艺系统主要由烟气系统、吸收塔系统、氧化空气系统、排浆及一级脱水系统、石膏二级脱水系统、吸收剂制备及加浆系统、工艺水系统、压缩空气系统等组成。吸收塔为逆流喷淋空塔, 就地强制氧化方式。

脱硫产物石膏经一、二级脱水, 汽车外运处置。

吸收剂制备系统按买粉制浆方案考虑。

脱硫废水为石膏滤液, 直接送到锅炉房冲渣或粉煤灰调湿用, 不另行设置脱硫废水处理系统。

2.2 脱硫系统图、布置图见附图。

锅炉脱硫脱硝方法探讨 第4篇

1 锅炉脱硫脱硝原理

对燃煤锅炉产生的有害气体的处理, 一般采用的是化学吸收法和物理吸收法, 采用特殊物质的吸附性或者化学能力, 对有害气体进行吸收或与之发生反应将其转化为对环境无害的物质。

1.1 脱硝技术原理。

近年来, 国际上对锅炉脱硝技术主要有:选择性催化还原烟气脱销技术 (SCR) 及选择性非催化还原烟气脱销技术 (SNCR) 。日前, 选择性催化还原烟气脱硝技术升级比较快, 在韩国、西欧、韩国、美国被广泛应用, 其中以氨为还原剂的还原烟气脱硝技术被应用的频率最高。选择性催化还原烟气脱硝技术以液态氨做还原剂、以金属为催化剂, 在温度为300-400度的环境中, 对锅炉烟气中NO、NO2的消除率可达95%。SCR技术的特点是脱硝率较高, 缺陷是造价及费用高, 并且系统较复杂不宜操作。选择性非催化还原烟气脱销技术不需要催化剂, 可直接把含有NH2的还原剂放进温度为850-1250℃的环境对NO2进行脱除。对NO2的脱除率可达30%一50%, 可作为低NO2废气处理技术的有益补充。SNCR技术的优势是造价和费用均较低, 并且系统简单, 但脱硝率相对较低。伺服器脱硝法, 是在SCR技术及SNCR技术的基础上, 以尿素为还原剂和金属催化剂, 按比例配比成一定浓度的溶液, 通过伺服器变成气溶胶再随助燃空气溶进锅炉炉膛, 可以借用SNCR技术的运行设备, 费用较低, 并且脱硝率能接近甚至超过SCR工技术的效果。

1.2 脱硫技术原理。

锅炉废气中产生的SO2属酸性物质, 可与碱性物质相互作用生成硫酸盐。日前, 先进国家的全部脱硫技术都是采用碱性物质作为脱硫剂, 比如包括石灰石生石灰 (CaO) 和熟石灰 (Ca (OH) 2) 、 (CaCO3) 、碳酸纳 (Na2CO3) 、氨及碳酸镁等等。锅炉脱硫法有炉内及炉后两种方法。目前, 我国绝大多数燃煤锅炉采用的脱硫方式是:通过氧化钙的循环吸收含硫气体的方法 (属于干法) 称为炉内法;石灰石一石膏法 (属于湿法) 称为炉后法。伺服器对燃煤锅炉的脱硫属于炉内法, 脱硫方式类似于似干法氧化钙循环吸收硫化气体的操作方法。该方法中所采用的脱硫剂, 是可溶解于碱性物质的溶液。把脱硫溶液通过伺服器变成气溶胶后, 跟助燃空气一起进入锅炉的炉膛, 碱性气溶胶与煤炭燃烧后产生的SO2发生化学反应形成硫酸盐。该方法的脱硫率远远超过传统的脱硫法。伺服器也可将脱硫脱硝的技术融为一体, 优势是经过伺服器产生的脱硫气溶胶、还原剂及脱硝催化剂的比表面积可达到20m2/g以上, 是传统脱硝催化剂、脱硫剂比表面积的10倍, 甚至100多倍, 它的化学活跃性就大幅提高, 脱硝SO2和NO2气体分压值大。可见伺服器脱硫脱硝一体化技术可以取得更好的效果, 特别是对于低浓度SO2和NO2的处理具有不可替代的脱硫脱硝优势。

2 锅炉脱硫脱硝技术要点。

锅炉烟气的脱硫脱硝技术在实际操作过程中, 有其自身的一些特点、技巧及注意事项, 只有严格按照操作程序, 才能对其进行充分处理。

2.1 烟气脱硫技术。

烟气脱硫技术, 是将锅炉燃料燃烧后产生的有毒气体进行脱硫处理。脱硫技术有湿法脱硫、干法脱硫及半干脱硫法共三种。当前, 湿法脱硫广泛应用于我国燃煤锅炉脱硫活动中, 该方法主要借助氨水、碱及石膏吸附性能高的物质, 将燃煤锅炉产生的硫化气体进行吸收, 以实现硫化物不进入大气的目的。采用湿法脱除硫化物的技术, 脱硫效率高、成本低、实用性强, 并且脱硫后的氨水、石膏、碱等物质可悲有效处理后再次投入使用, 这就节省了很多原材料成本及购买新材料的运输成本, 节省了不少人力、物力、财力, 是非常经济且高效的脱硫技术。

燃煤锅炉产生的烟尘经过脱硫的第一个程序-除去固体尘埃后, 会被送进增压风机, 对含硫气体的气压进行处理, 当气压降低后接着会对其进行降温处理至适合被液体吸收的状态, 然后才被送进吸收塔内。在吸收塔内, 由于温度和气压的特殊条件, 含硫气体会沿顺时针方向快速向上流动, 在循环流动的过程中, 所有气体会被再次全面清理, 吸收塔里的气体和液体充分接触和相互溶解后, 将事先准备好的喷淋仪器打开, 该仪器就会将吸收塔内的气体及液体全部进行雾化处理, 提高这些物质的活跃性, 促使它们之间发生充分的化学反应, 实现高效脱硫的目的。在整个脱硫过程中, 锅炉气体中的SO2及SO3会被充分溶解, 它们在吸收塔内与石灰发生化学反应生成石膏, 这里的石膏只用简单脱水就能继续投入使用, 用于下一次的脱硫处理中。烟气脱硫技术中发生的化学反应有:

2.2 烟气脱硝技术。

烟气脱硝技术, 通常的做法让燃煤锅炉产生的气体通过加有强催化剂的氢化氮, 这个过程中含硫烟气的温度会降低, 其中的二氧化氮能与氢化氮发生化学反应, 该化学反应如果反应充分的话, 最后排出的气体只有氧气。值得一提的是, 通过该技术的处理, 二氧化氮内的氮可单独被排出。可见, 烟气脱硝技术具有可靠性高的特点。燃煤锅炉产生的烟气经过脱硝技术处理后剩下的氨气, 很容易被储存。被储存的氨气经蒸发设备处理后, 经过锅炉里的空间与空气充分混合, 通过反应器开始处理环节的最后一个化学反应。氢化氮脱硝法是使用范围最广, 且实用性很强的脱硝技术, 因为该技术的脱硝方式减少了废气、废渣、二次污水排放造成的污染, 脱硝工艺的最终副产品是化肥中主要成分硫酸铵, 既是庄稼需要的氮肥, 又是很有营养价值的硫肥, 其用途很广泛, 且使用率很高, 还不会造成二次污染, 切实践行了变废为宝的环保和可持续发展理念, 真正实现了物品的再循环使用。

3 锅炉脱硫脱硝运行成本

锅炉烟气脱硫成本。烟气在脱硫过程中成本主要为原料和水。其中原料是石灰石, 其占据很小比例;对水的需求量很大, 占运行成本的绝大部门。运行成本中除了原料和水之外, 还有生产材料所需费用、维修费用及电费。依照燃煤锅炉燃烧功率计算, 一个机组总功率是40万千瓦的发电站, 对烟气脱硫过程所投入的烟气脱硫运行成本, 大约是4千万元。过滤烟气脱硝成本。锅炉烟气在脱硝过程中所需要的成本包括材料及化学试剂。其中材料主要为氨气。运行成本中除了氨气、化学试剂外, 还有人工成本、电费、设备耗材等。假如一个发电站的每一台锅炉的功率为60万瓦的话, 那么每台锅炉大约需要投入1亿元对烟气进行脱硝处理。对于实际功率为40万瓦的发电厂来说, 就需要将近8000万元才能圆满完成烟气脱硝任务。

总之, 燃煤锅炉的脱硫脱硝技术, 随着科学技术的不断进步, 逐渐走向高效性、先进化、环保性方向发展。锅炉脱硫脱硝技术人员只有不断探究与创新, 才能升级与完善现有的脱硫脱硝技术, 促使该技术更好地为经济发展和环境保护作出更大贡献。

摘要：我国许多燃煤锅炉所排放的污染物, 对大气造成了严重污染。目前, 尚没有一种适合国情且值得全面推广的锅炉脱硫脱硝技术, 对锅炉污染物进行根治。本文总结了传统锅炉脱硫脱硝技术的缺点, 并提出了一些建议。

关键词：锅炉,脱硫,脱硝

参考文献

[1]徐百强.锅炉脱硫脱硝技术探讨[J].工业技术, 2013 (19) .

锅炉脱硫脱硝方法探讨 第5篇

煤炭, 作为一种不可再生资源, 在生产生活中已经变得日益珍稀、宝贵, 我国作为一个资源大国, 煤炭的储存量和产量都领先于世界其他国家。煤炭行业一直是我国国民经济的重要来源, 煤炭资源也一直是我们赖以生存的宝藏。从长远的角度看, 煤炭资源在我国资源结构中将长期占有主导地位, 这不但关系着我国能源的深远发展, 也在一定程度上影响着环境的变化。众所周知, 煤炭在燃烧室会释放大量的二氧化碳和污染粉尘, 严重影响了我们的生活和气候, 有调查显示, 近几年由于煤炭资源的大量使用与浪费, 导致大量酸性气体产生, 我国种植土地酸碱性发生微妙改变, 酸雨现象频繁发生, 空气中漂浮物与粉尘量大大增加, 为了挽救现状一面在造成更大的经济损失, 因此近几年人类更加重视生活环境的治理与保护, 因此, 将煤炭脱硫、脱硝等这样的资源深加工工艺就变得十分有必要了。

依托于现当代先进的科学技术和生产效率, 燃煤锅炉的脱硫脱硝的技术正向着标准化、先进化进程迈进。并且在相当长的时期内, 煤炭锅炉的脱硫脱硝技术都将会普遍运用于该行业, 成为指导生产和生活的重要方法。最近我国颁发了新版的《火力发电厂大气污染物排放标准》, 对我国各个燃烧煤碳资源的电厂和其他相关工厂所采用的高效脱硫脱硝方法提出了比以往更高、更标准合理的要求。对于燃烧煤烟的锅炉, 烟尘应不超过三十, 二氧化碳应尽量控制在一百至四百内, 氮氧化物不高于二百, 汞及其化合物的排放标准更是降低到了零点零三。针对严格的污染排放限值, 我们应对脱硫脱硝技术进行仔细的分析和改善以便造福人类的生产和生活。

1 锅炉脱硫脱硝方法的原理

对于锅炉燃烧的煤炭所产生的气体, 通常应对方法是物理吸收和化学吸收两种, 所谓的物理吸收方法, 仅仅单纯地指将煤炭所排出的气体溶解入水的过程, 只是这种方法的缺点是水所能溶解的气体效率非常低, 因此此种方法的采用率相对就不如我们即将介绍的第二种方法实用, 即化学吸收法。化学吸收法的原理是将水和溶于水的气体进行再组分, 利用降低气体的压力, 增加气体入水的推力, 这种方法看似有一些难度, 但其被吸收率远远大于常规吸收法, 因为具有较强的实用性, 操作起来熟练易懂, 因此, 已被大多数烟煤场所采用。下面将具体介绍几种化学吸收法。

1.1 烟气脱硫技术

所谓的烟气脱硫技术, 指的是将煤炭燃烧后所产生的大量烟雾进行去硫环节, 去硫方法有干法脱硫、半干法脱硫和湿法脱硫三种。目前我国大部分所采用的烟气脱硫技术是湿法脱硫技术, 其主要依靠的是石膏、氨水和碱等吸收性较强的物质, 湿法脱硫技术的效率很高, 实用性很大的原因之一是它的成本很低, 循环性大, 脱硫后的产品可以回收后进行再次循环使用, 不但省去了产品原材料在运输过程中的运费成本, 对于技术材料选用也节省了很多不必要的环节。

煤炭燃烧后排出的烟尘经过第一道工序-除尘后, 会被通过增压风机进行气压的调整, 当气压改变后气体温度会被降低到适宜液体方便吸收的温度最后被导入至吸收塔内。气体进入吸收塔后, 由于压力和温度的原因气体会以逆时针的反方向向上流动, 在流动的过程中, 全部气体被重新进行清理, 在吸收塔内的液体与气体由于充分的接触和溶解后只需使用提前准备好的喷淋设置, 就会将吸收塔内的物质进行液体气体整体雾化。整个烟气脱硫环节, 将烟气中的SO2和SO3有效溶解, 和石灰在吸收塔内反应会产生石膏, 产生的石膏只需进行简单的脱水就可以正常的再次循环继续使用。

1.2 烟气脱硝技术

所谓的烟气脱硝技术, 最普遍的说法是将氢化氮加入到煤炭燃烧后产生的烟气中, 经过强烈的催化作用, 气体温度会降低到二氧化氮发生化学作用, 不但排出的气体只有氧气, 还将二氧化氮中的氮气单独排出, 这种方法具有很强的可靠性, 锅炉烟气脱硝过程产生的氨气液化后变成液体之后, 会被储存起来, 经过蒸发装置进行蒸发, 通过锅炉内的空间将最后生成的气体与空气混合后, 最后利用反应器进行最后的反应变化。氨法是广泛使用具有一定的实用性, 原因是脱硝工艺避免的二次废水的排放、废气和废渣污染, 其脱硝副产品为化肥硫酸铵, 即是氮肥又是硫肥, 用途广泛, 利用率高, 不产生二次污染, 实现了变废为宝、化害为利, 是真正的循环利用。

2 运行成本

2.1 烟气脱硫费用

按照锅炉燃烧的方法结算, 一个机组功率为40万千瓦的电厂, 在烟气脱硫环节所需要的运行成本。大概需要四千万元。

2.2 烟气脱硝费用

如果每台锅炉的额定功率按照六十万瓦来计算的话, 那么一台锅炉大概要需要一亿元来进行烟气脱硝过程。运行功率为四十万瓦的热电厂则需要近八千万元才能将烟气脱硫工作顺利完成。

3 布置场地

煤炭在燃烧后产生的烟气所带来的污染要求烟气的脱硫脱硝的布置场地要远离生活区域, 最好能够最大限度靠近锅炉所带引风机的烟囱或排气管附近, 对锅炉的外侧区的建筑要求, 应尽量呈长方形以便布置及优化安排, 以空旷广阔为最佳, 若是场地布置在叫狭窄、紧凑的工厂里, 就应将运费成本以及人力资源成本考虑你在内以方便生产任务的完成。另外, 烟气的脱硝过程需要布置在锅炉附近, 与省煤器之间要保持一定的活动和缓冲空间, 为的是保证锅炉钢架在脱硫脱硝过程中的安全性, 所以结合锅炉厂生产的实际情况, 可以考虑适当增加装置的预热性, 如有生产上的不适, 应及时对装置以及锅炉进行有效的调整和改造。

4 脱硫脱硝的运行成本

烟气在脱硫环节所需要投入的主要是原料的成本和水的成本。主要原料石灰石, 工业用水占运行成本的大部分, 其他投入成本的因素有电量、维修费用和生产材料费用。烟气在脱硝环节所需的费用包括主要材料氨气及其他化学试剂的的使用, 人工成本及备品耗电成本。

5 结束语

依托于现当代先进的科学技术和生产效率, 燃煤锅炉的脱硫脱硝的技术正向着标准化、先进化进程迈进。并且在相当长的时期内, 煤炭锅炉的脱硫脱硝技术都将会普遍运用于该行业, 成为指导生产和生活的重要方法。

参考文献

[1]柏源, 李忠华, 等, 烟气同时脱硫脱硝一体化技术研究[J].电力科技与环保, 2010.26.8.

[2]葛荣亮.火电厂脱硝技术与应用以及脱硫脱硝一体化发展趋势[J].上海电力, 2007, 第六期.

[3]宋增林, 王丽萍.火电厂锅炉烟气同时脱硫脱硝技术进展[J].热力发电, 2005, 第二期.

锅炉烟气脱硫、脱硝履行方案评估 第6篇

富腾热电公司是华锦化学工业股份有限公司自备电厂, 是国控重点污染源企业, 监控对象是废气, 主要污染物为二氧化硫、氮氧化物和烟尘。

公司现有三台220t/h循环流化床燃煤锅炉, 两台410t/h循环流化床燃煤锅炉, 其中3台220t/h循环流化床燃煤锅炉的脱硫措施为氨法脱硫, 工程设计脱硫率不小于97%;2台410t/h循环流化床燃煤锅炉的脱硫措施也为氨法脱硫, 工程设计脱硫率不小于95%。现在两套脱硫装置运行过程中, 脱硫效果不稳定, 且净化烟气带液量较大, 排放烟气拖尾严重, 装置周围地面布满铵盐结晶。为此, 公司现拟对两套脱硫装置进行改造, 以解决烟气带液量大、烟气拖尾严重的问题。

公司现有5台锅炉暂时没有脱硝设施, 为了减轻NOx污染, 使3台220t/h循环流化床燃煤锅炉、2台410t/h高温高压循环流化床锅炉满足电厂大气污染物排放新标准中NOx排放限值200mg/Nm3的要求, 公司决定对5台锅炉实施脱硝改造。

2 烟气脱硫改造方案评估

2.1 技术评估

原有脱硫设施虽然采用氨法湿式脱硫工艺, 但当初建设时完全照搬了传统湿式石灰石法的脱硫机理, 将氨法脱硫的三个反应过程 (吸收、浓缩结晶和氧化) 集中在一个空塔内完成, 采取了大循环、高喷淋量的吸收方式, 不仅易导致气溶胶超标, 还增加了能耗。

采用已经发展成熟的氨法脱硫进行改造即可满足标准要求, 又符合降低投资的原则, 因此本次改造推荐采用新型湿式氨法脱硫工艺对原有设施进行改造。脱硫装置在尽量不变原系统设备的前提下由原脱硫装置改造。仅对脱硫系统进行改造, 吸收剂氨水供给存储系统及硫铵后处理系统沿用原系统。

2.2 脱硫工艺设计

项目拟对现有5台循环流化床锅炉进行脱硫设施改造, 按5台锅炉100%出力规模设计。

(1) 脱硫工艺仍采用氨法脱硫工艺, 脱硫系统的设备配置按照燃煤硫份按1.13%设计。 (2) 脱硫装置采用三炉一塔 (1、2、3号炉) 和两炉一塔 (4、5号炉) 设计, 改造现有脱硫塔, 两套脱硫塔改造方式相同。将原有脱硫塔内改成三层, 分为烟气洗涤降温层、SO2的吸收层以及氨雾及水雾的去除段。烟气在脱硫塔内自下而上流动, 吸收液自上而下喷淋, 塔顶氨逃逸浓度小于10 mg/m3, 雾滴浓度小于75 mg/m3, 脱硫效率能达到98%。 (3) 增加氧化循环槽以及相应设备, 增加硫酸铵的氧化效率。 (4) 吸收剂为氨水, 本项目自制吸收液氨水, 氨水浓度为20%, 由泵送入吸收塔内。 (5) 硫铵后处理装置包设有离心机、水利旋流器、流化床干燥机等设备, 制成成品硫酸铵后外卖。 (6) 脱硫设备年利用8000h, 与锅炉同步运行。

2.3 环境评估

2.3.1 环境空气影响分析

项目运营后SO2对敏感保护目标造成环境空气污染均有所减轻, 敏感保护目标区域环境空气质量现状因本项目运营将会得到改善。年减排549.72t。

(1) 烟尘影响分析。项目烟囱出口处粉尘的排放浓度为23.25 mg/m3, 年排放粉尘量为312.48 t/a, 排气筒高度为70m和120m, 粉尘排放浓度和排放速率符合《大气污染物综合排放标准》 (GB16297-1996) , 对大气环境影响很小。

(2) NH3和雾滴浓度影响分析。经过与设计单位进行核实, 本项目改造后烟囱出口NH3浓度小于10 mg/m3, 雾滴浓度小于75mg/m3, 满足《火电厂烟气脱硫工程技术规范·氨法》中要求, 对周边环境影响较小。

(3) 硫酸铵烟雾影响分析。项目改造后烟囱出口硫酸铵排放速率小于91 kg/h和120 kg/h, 满足《大气污染物综合排放标准》 (GB16297-1996) 现有污染源大气污染物排放限值要求。

2.3.2 水环境影响分析

项目产生的脱硫水大部分回用, 不外排, 只有少量水分以蒸汽形式挥发, 对周围环境影响较小。

2.3.3 噪声环境影响分析

项目新增噪声来源于工艺水泵、过滤泵、压滤机等设备, 设备产生的噪声声级范围85~95 d B (A) , 运行过程均在密闭房间内, 设备经过厂房隔声衰减、距离衰减, 可满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》中3类标准,

2.3.4 固体废物环境影响分析

项目建成后, 除尘器收集的粉尘和硫酸铵成品全部外售, 不会对外环境造成负面影响。

2.4 经济评估

项目总投资2509万元, 建设主要基于保护环境的角度出发, 解决脱硫效果不稳定, 且净化烟气带液量较大, 烟气带液量大、烟气拖尾严重的问题, 虽然经济效益不是十分明显, 但是, 环境效益和社会效益十分显著。

2.5 评估结论

该项目技术先进、成熟, 可有效解决本公司脱硫效果不稳定, 且净化烟气带液量较大, 排放烟气拖尾严重, 装置周围地面布满铵盐结晶等带来的环境问题, 环境效益和社会效益十分显著。

3 烟气脱硝改造方案评估

3.1 技术评估

公司现有3台220t/h锅炉烟气脱硝采用SNCR工艺, 设计脱硝效率40%, NOx排放浓度减少到180mg/Nm3以下, 2台410t/h锅炉烟气脱硝采用“低温燃烧+SNCR”工艺, 低温燃烧系统将NOx排放浓度控制到270mg/Nm3以下, 再经SNCR脱硝后, NOx排放浓度减少到162mg/Nm3以下, 综合设计脱硝效率46%。

3.1.1 220t/h锅炉脱硝改造

(1) SNCR是在没有催化剂作用下向830℃~950℃炉膛中喷入还原剂, 还原剂迅速热解成NH3与烟气中NOx反应生成N2。炉膛中会有一定量氧气存在, 喷入的还原剂选择性的与NOx反应, 基本不与氧气反应。SNCR的还原剂一般为氨、氨水或尿素等。本项目采用氨水作为还原剂。

(2) 整个SNCR系统可分为:还原剂存储系统、雾化系统及喷射系统。还原剂存储系统主要是储藏、稀释还原剂, 通过计量泵将一定浓度的还原剂输送给SNCR喷枪, 再喷入炉膛。SNCR反应的化学原理如下:

SNCR工艺设计脱硝效率40%, 氮氧化物排放浓度由300mg/Nm3降至180mg/Nm3。

3.1.2 410t/h锅炉脱硝改造

采用低温燃烧系统+SNCR脱硝工艺改造

(1) SNCR工艺与220t/h锅炉脱硝相同

(2) 低温燃烧系统改造

氮氧化物是指一氧化氮、二氧化氮以及少量的氧化二氮, 燃烧任何化石燃料由于温度高氧气存在与空气和燃料中的氮都会产生一定量的NOx。

燃烧过程中排放出来的NOx约90%是NO, 5%~10%是NO2, 1%是N2O。氮氧化物主要是通过三种路径形成的:热力型、快速型及燃料型。

热力型NOx的形成对温度有很强的依赖关系, 在温度超过1200℃时随温度的增加NOx的形成按指数规律增加, 降低热力型NOx可以通过对燃烧系统的控制来实现, 通过控制燃料与空气的混合来控制燃烧速度, 从而降低燃烧最高温度点的温度以来降低热力型NOx的形成。

快速型NOx是通过空气中的氮和碳氢原子轩的反应生成的, 快速型NOx产生量很少。

燃料型NOx是煤燃烧时产生NOX的主要来源, 煤燃烧时约75%~90%的NOx是燃料型NOx。

循环流化床的NOx排放比传统煤粉炉和炉排炉要低很多, 主要是由于循环流化床锅炉床温一般情况下为870℃, 而其它炉型则超过1100℃。此外循环流化床锅炉采用分级燃烧也有效地降低了NOx的生成。

增加炉膛内屏式受热面。经过计算采用增长水冷屏的技术方案, 6片水冷屏每片长度增加3.1m可满足要求。

低温燃烧后的氮氧化物排放浓度由300mg/Nm3降至270mg/Nm3, SNCR工艺设计脱硝效率40%, 经SNCR脱硝后, 氮氧化物排放浓度由270mg/Nm3降至162mg/Nm3。

3.2 环境评估

3.2.1 废气

工程为现有工程的环保改造工程, 项目建成后, 热电分公司废气污染物NOx得到了大幅度削减, 改善了周围环境空气质量。

3.2.2 废水

本期脱硝改造工程正常工况下没有废水排放, 但如果在事故状态下, 如卸氨时不慎泄漏, 或氨储罐故障检修时, 均有可能紧急排放氨气, 排放入氨气稀释槽中, 将采取大量水喷淋稀释, 通过热电公司雨排管网进入污水处理站进行初步处理, 处理后的废水进入华锦集团污水处理厂处理, 一部分经深度处理后回用于集团, 一部分达标后经六里河最后汇入双台子河。

3.2.3 噪声

本期脱硝改造工程中新建SNCR系统, 新增氨水泵、除盐水泵等高噪声设备, 脱硝装置距离现有的南厂界最近, 约为130m, 氨水存储区距离南厂界为210m, 除盐水泵房距离南厂界最近距离约60m。

经预测, 脱硝装置对南厂界噪声影响值为30.7d B (A) , 不会导致西厂界噪声超标;氨水存储区设备噪声对南厂界噪声影响值为31.3d B (A) , 除盐水泵房设备噪声对南厂界噪声影响值为32.4d B (A) , 不会导致南厂界噪声超标。

3.3 经济评估

项目总投资2105万元, 建设主要基于保护环境的角度出发, 为了减轻NOX污染, 满足电厂大气污染物排放新标准中NOX排放限值200mg/Nm3的要求, 虽然经济效益不是十分明显, 但是, 环境效益和社会效益十分显著。

3.4 评估结论

项目实施后, 现有NOx排放量及最大落地浓度均有大幅度削减, 环境效益显著。

4 结语

通过锅炉烟气脱硫、脱硝方案的实施, 可以大大减少二氧化硫、氮氧化物的排放, 改善了环境空气质量, 对人群健康做出较大贡献, 实现了环境效益、社会效益的统一。

参考文献

[1]盘锦辽河富腾热电有限公司清洁生产审核报告.2015, 10.

[2]曾德醒.SNCR脱硝技术在循环流化床锅炉中的应用.科技与生活, 2010 (20) .

脱硫脱硝在发电环保的应用 第7篇

在我国现在发电最主要的能量来源还是煤炭这一传统的原料, 煤燃中的含氮含硫化合物再按烧制后会产生大量的SO2、 NO、 NO2, 这些都会对空气造成大量的污染。 想要解决这一问题, 就要发展脱硫脱硝的现代化技术, 这一才可以保证空气的纯净。 这一技术最关键的核心就在于在燃烧过程总就出去含碳或者含硫物质, 从根本杜绝这一现象, 只要有效地解决了电力发电的图六脱硝技术, 也就意味着解决了当前一个棘手的环境问题, 也可以带动我国其他行业的脱硫脱硝技术的发展。

2 脱硫脱硝在发电环保的应用

2.1 干式同时脱硫脱硝技术

电子束照射法、 电晕放电法、 烟气循环流化床技术、 光催化氧化法等等一系列的方式都是当下使用较多的方式。 电子束照射法目前普遍认为烟气净化技术的伟大的前景, 气态污染物的使用, 如在硝酸和硫酸的作用下氧化反应的高能等离子束二氧化硫和氮氧化物, 最后和硝酸铵烟气氨反应, 这个时候特点是没有结晶, 有的是乳白的的小点。 缺点就是设备的可靠性很低, 而且设备的消耗资源量是巨大的, 副作用也有许多, 而且氮气也会漏出, 这一点也是致命的。 可是脱硫脱硝率还是比较客观的, 脱硫和脱硝率可一般都在八成到九城作用。 脉冲电晕的脱硫脱硝技术 ( PPCP) 是用来产生激活电子, 高电压脉冲的二氧化硫和氮氧化物烟气化学损伤, 这样就可以在除去污染的同时, 尽量减少污染的困扰。 这个方式最大的优点就在于省去了电子枪的作用, 而且对辐射的要求也不高, 可是唯一不足的就是有一些限制因素导致推广不开。

2.2 湿式同时脱硫脱硝工艺

湿法脱硫脱硝技术包括氯酸盐氧化技术, 湿式吸收法和combinox过程。 氯酸盐氧化过程是用作脱氧剂对气体和有毒金属氧化物污染, Na OH、 Na2S参加酸性气体, 同时也是一个再利用的过程。 湿法吸收技术带来的最大优点, 不仅解决了氮氧化物在水中的溶解度较低的问题, 而且使用螯合亚铁亚硝螯合形成不接受, 同时可以把脱硫率几乎提高的百分之百, 但在金属螯合物的生产更加困难的反应过程。 CombiNOx工艺是一种最新发展出来的工艺, 这个反应的原理就是利用碳酸钙的吸附性来解决二氧化硫过多的问题, 同时也可以把一些亚硫酸根离子等物质, 使他们在水中的溶解度大幅度提高, 这样就可以有效的利用同离子效应除硫, 脱硫率基本可以达到百分之九十九, 脱硝率在百分之九十五左右。

2.3 干式一体化NOx/ SO2技术

干式一体化技术主要除去的物质是NOx和SO2这两类别的物质, NOx是通过低NOx燃烧器等设备, 同时利用还原反应的原理, 这个过程只需要在锅炉的内部就可以解决, 而SO2则通过后者由干的吸附剂喷射和加湿的空气预热器和布袋除尘器之间的烟道气管道系统之间的配合才可以完成的。 与之前的那些技术相比, 这就显得更加经济合理了, 因为所有的过程都是在内部容器内发生的, 不需要过大的空间, 而且也不需要过多的限制, 唯一不足的地方, 九十脱硫和脱硝的效率不是很高。

2.4 联合脱硫脱硝技术

就当下而言, 在各个行业领域的专业共同努力开发的结果下, 脱硫脱硝技术相比于传统, 已经有了很大的发展, 也已经逐步的被投入到实际生产使用当中去了, 可是和理论还是有很大区别的, 在实际使用的时候, 还是暴露出了许许多多的不不足之处。 烟气脱硫脱硝也就理所当然的受到了业内人士的广泛关注和了解。 脱硫脱硝技术联合一体化联合脱硫脱硝技术, 同时脱硫脱硝技术, 活性炭/ 炭过程, 循环流化床脱硫脱硝技术, 半干法脱硫脱硝喷雾技术, 等等。 联合脱硝技术主要分为选择性神经根阻滞联合脱硫脱硝技术联合脱硫脱硝技术, 司诺克和活性炭/ 活性炭工艺。 包括选择性神经根阻滞联合脱硫脱硝技术是利用高温袋式除尘器净化烟气中二氧化硫和氮氧化物。 司诺克联合脱硫脱硝技术, 是选择性催化还原法、 二氧化硫催化反应结合烟气脱硫脱硝技术目的完成。 这两者之间最大的区别就在于, 前面的方式占地的面积是比较小的、 而且整个过程对设备的损害也是比较大的, 脱硫率在八成左右、 脱硝率则是比较高的, 可以高达九城; 后者的核心是利用催化的手段产生SO3, 然后再利用工业法把它转化为硫酸, NOx在氨气则是被还原成水等物质。 这种工艺唯一的缺点就是产物的储存和运输的问题, 其他还是有着很大的优势的, 其中重要的一点就是环保, 没有2 次污染, 脱硫率和脱硝率基本可以稳定在九成以上。 这个技术聚集的操作就是把烟气稳定的吸收如吸收塔内部, 在内部发生一系列复杂的催化反应, 最后用硫酸的形式, 流入碳孔, 从而达到脱硫的目的, 由于活性肽具有挥发性, 所以一定要注意防止对设备的损坏。

2.5 SNOX技术

这个技术最大的优点就在于可视适用于各个锅炉之间, 关键的技术也是催化反应。 值得一提的是, 这项技术的脱硫率近乎完美, 而且不要其他辅助, 在整个翻译的时间内, 设备的大小是不需要纳入考虑范围的, 因为没有影响氮气有充分地反应条件和地点。 优势在于成本不高, 稳定, 同时安全可靠, 不足的地反就是能耗较大, 而且比较依赖硫酸, 地域有限制。

2.6 SNRB技术

这项技术最亮点是还加入了出去尘埃的能量, 同三位一体, 最大的优点就是, 脱硫脱硝效率十分高的同时, 还可以最大限度的减少设备的损害, 与布袋结合的时候, 能使用的地方就更加多了, 唯一不足的就是在脱硫精度要求过高的地方, 得不到利用。

3 结束语

发电厂硫硝净化技术想要有所突破, 对烟气脱硫脱硝技术的研究是肯定不可少的一个部分。 笔者就传统技术和较为现代化的脱硫脱硝技术详略得当的做了一些和注释, 可以很清晰地发现各个技术的不足和优势。

摘要：随着社会的发展, 经济在不断的发展, 但是随着而来的是环境污染的严重, 尤其是最近的雾霾天气, 已经严重的威胁到了我们的生活质量。大家应该都有着一个常识, 那就是大气的污染, 很大一部分原因是由因为发电厂所排放的氮氧化物、二氧化硫还有一些直径较小的颗粒所造成的, 所以说发电厂的脱硫脱硝技术在这个时代背景下就显得尤为重要。脱硫脱硝技术有许多方面, 但是其中比较重要的几个点是单独脱硫、单独脱硝、联合或者同时脱硝的方式, 所以下文就主要针对这四个方向做出了分析, 从脱硫脱硝的原理, 技术和不同的优势角度来分析, 让人们在传统和现代的脱硫脱硝技术之间做出一个比较, 从而更加了解这两者之间的发展。

关键词：发电厂,烟气脱硫技术,烟气脱硝技术,联合脱硫脱硝,同时脱硫脱硝

参考文献

[1]彭会清.烟气中硫氧化物和氮氧化物控制技术综述[J].广西电力, 2013.

[2]周芸芸.烟气脱硫脱硝技术进展[J].北京工商大学学报, 2013.

[3]孙德荣.我国氮氧化物烟气治理技术现状及发展趋势[J].云南环境科学, 2014.

电厂烟气治理及脱硫脱硝技术研究 第8篇

1燃煤电厂烟气的特点及危害

对于煤炭,人们更愿意称其“树木化石”,在众多非可再生的自然资源当中,它也是其中一个,是自然资源的一部分,在漫长的四季交替年复一年的里,通过化学、物理等各个方面的变化,其本质也渐渐稳定下来。 大量的碳,氧,氮,硫等元素是构成煤炭的最主要的几种元素,一经燃烧,这些元素就会生成大量例如一氧化碳、二氧化碳、二氧化氮等有害的烟雾气体,以及矿物颗粒和其它的杂质。

由于电厂和别的企业工厂是不一样的,电厂里面发电机动力基本上都是来自于蒸汽,因此蒸发量相较之其他企业工厂就会多很多,同时也会产生更多的有害气体。 这些有害气体以及别的固体矿物燃料,在大气中燃烧产生这些微小颗粒,导致了空气污染严重的后果,不单单极大程度上影响了工业和农业生产,更会引起各种患有呼吸道疾病的人的痛苦,使人们的人身健康得不到保障。 例如,气体二氧化硫,二氧化氮和其它气体中的水蒸汽的燃烧,并结合起来,使得雨水的p H值变小,这是一个酸雨出现的很关键的因素;低p H值的酸雨在落到土地里面之后,地下水资源的循环流动将降低水的质量和土壤的品质,使农作物无法健康生长,并且如果酸雨直接落到树木花草上面,或者房屋建筑上面,都有很严重的腐蚀作用。之前有人做过与这方面相关的调查和研究, 气雾组合物中的有害细颗粒已经超过了20种。雾霾会对人体健康产生巨大的危害,会引发人体的各种呼吸类疾病。

2脱硫脱硝技术分析

湿法、半干法以及干法是脱硫技术中最主要的3种构成。

湿法脱硫技术:在燃煤电厂的生产过程汇总,湿法脱硫技术是其使用频率最高的。详尽的方法是利用在液体吸收二氧化硫的形式与碳酸钙的高浓度的碱性溶液中,二氧化硫将被其吸收。那些多种高硫煤用于生产时所产生的烟气使用这种手段最合适。

半干法脱硫技术:现在有很多脱硫粉末都是以碱性粉末为主要原料和构成制成的,将这些脱硫粉末撒入到烟气里面,就可以使烟气变得湿润,然后硫就会被水合晶固化,增加质量,沉淀下来,这种方法便是半干脱硫技术。

干法脱硫技术:剩下的干法脱硫技术是最后一种方法,在脱硫工作的进行过程中,选择一些固态的吸收剂, 这些吸收剂也可以是颗粒状,也可以粉末状的,将其置于温度和压强都十分高的环境下,并在里面加入适量的催化剂,经过一段时间的反映后,这些二氧化硫等有害气体就会被分解,然后使其固化,达到降低二氧化硫排放量的目标。

脱硝技术是通过减少氮氧化物的形成和发射,分别使得氮氧化合物等燃烧气体得到降低的技术,这种技术既可以在燃烧中进行,也可以等完全燃烧之后在进行。

催化还原脱硝技术:催化还原反应是脱硝技术当前主要使用的方法,然后再以粉末吸附手段相结合,使得烟气中的有害物质的排放量的以降低。但众多化学品类型的使用,各种化学药品不同的浓度和不同的反应条件, 都在本质相异于脱硫技术。其中,选择具有类似的吸附性能和吸附粉末活性炭粉固体粉末;溶液在反应的过程中是十分复杂的,由于该溶液是中化学药品组成,相比起脱硫技术来说操作更加复杂,同时也更有难度。

3燃煤电厂烟气治理的方法

3.1大力推广除尘设备

3.1.1机械式除尘

对于燃煤电厂来说,最简单最有效的烟气治理的方法就是促进电除尘器,旋转除尘等设备的使用。因为相较之其他的各类型除尘设备,电除尘器等设备在使用过程中不需要投入消耗大量的资金成本,而且除尘效果相对更好,有很多燃煤的电厂都在使用这种除尘设备。

3.1.2静电吸尘

当煤在锅炉中燃烧,温度一般会超过1 200℃,内部锅炉压力是特别大的,这意味着在高温和锅炉的压力条件。因此,在十分高的温度条件下,二氧化硅等烟尘就会变成电粉尘,然后附着在吸附层上面。除尘的效果相对来说还是比较好,这是静电吸尘方式自身的优势, 可以说除尘效率能够达到超过99% 的级别。最关键的是,静电除尘这种方式不像其他方式一样,需要投入大量的资金成本,价格比较低,所以适合大面积开发和使用,因此当前很多燃煤电厂都喜欢用这种方式进行除尘工作。

3.1.3布袋除尘器

滤袋是处理灰尘一种新的和有效的方式,很多人都对这种方式进行了肯定。该装置的原理是将布袋作为吸收烟尘过滤器,特别是使用无纺布,针剌毛毯等在通过过滤的燃烧产生的烟灰袋制成。因为用来制作的材料密度比较好,有大于99.9% 的除尘率,十分适于长期发展和大面积使用。然而,在烟气中的硫含量十分高,很有可能会将布袋腐蚀,这对布袋的性能高低提出了严峻的挑战,所以对除尘工作会产生一定的阻碍。

3.2改进技术

效率比较好的除尘设备,可以在很大程度上使我国目前雾霾频发的状况得到缓解,同时也减轻了电厂烟气治理所承受的巨大压力,但这只是治标不治本,并不能完全避免烟气对空气、环境的污染。我们目前所需要关注的不仅仅只是经济的平稳飞速增长,同时还要坚持贯彻落实我国所制定的可持续发展战略,不断创新生产技术,降低其对环境的危害程度,使得一天天越来越糟糕的生态环境能够有所回转,越来越少的能源资源能够得到充分节约和保护。燃煤电厂要大力加强对科技创新的关注和投资力度,与国际烟气治理新技术的发展进度保持一致,在生产的过程中尽量使用具有环保作用的新技术和新设备,将烟气中的化学成分反复利用,在保证电厂的经济效益的同时,也要重视烟气治理工作的开展, 从而使我国的经济能够平稳健康持续地发展。

3.3积极开发绿色新型能源

燃气电厂要想保证烟气治理工作的有效开展,在注重使用高新科技、使烟气治理的技术实力得到提高的同时,也要注意在生产过程中大力投入对环境没有污染或者污染程度十分小的能源,对开发新型能源技术大力支持并加大投资力度,切实履行减少污染保护环境的责任和义务,最大程度上保证在生产过程中降低或者不对生态环境造成危害。同时,不仅要注重新能源的开发,在生产过程中也必须要节约使用资源能源,使得能源的利用率得到提高,使能源自身的效益能够充分发挥出来, 保证环境保护与经济建设能够和谐发展。

综上所述,虽然当今燃煤电厂在进行脱硫脱硝技术的过程中有很多种方法可以学习和利用,但在许多方面使用阶段仍然需要改进和完善。高度集成技术的脱硫和脱硝,以有效地降低硫氧化物的有害排放物,减少煤气燃烧的过程中所造成的大气污染和环境污染。所以,我国相关部门要格外重视脱硫脱硝技术的研究和使用,发布相应的优惠政策,加大资金的投入力度,使我国的经济能够平稳健康持续地发展。

参考文献

[1]刘晓立.燃煤电厂的烟气治理策略和脱硫脱硝关键技术研究[J].科技经济导刊,2015(18).

[2]王国羽.燃煤电厂烟气治理策略及脱硫脱硝技术研究[J].科技研究,2014.