火电厂烟气脱硝技术探讨
浅析火力发电厂烟气脱硫技术与脱硝技术
浅析火力发电厂烟气脱硫技术与脱硝技术一、火力发电厂大气污染排放分析随着经济的高速增长和城市化进程的不断加快，各个领域对电力资源的需求也在不断的增加，火力发电厂大气污染物的排放量也在不断的增加，严重影响了环境，这与资源节约型和环境友好型的社会宗旨不相符合。
据统计，到2020年我国都要达到50亿吨标准煤。
在此需要特别强调的，国内电厂尤其是火力发电厂所需的都是煤炭等原材料，在燃烧和发电过程中，产生大量的二氧化硫、氮氧化物等大气污染物，如果不经处理，直接排放到大气中，必然会对生态环境造成非常严重的污染和破坏，后果不堪设想。
这样的环境，对人类的生产生活也会造成非常不利影响。
二、火力发电厂烟气脱硫技术1、烟气脱硫技术的概述。
传统的烟气脱硫的方法主要有干法脱硫、半干法脱硫和湿法脱硫。
干法脱硫的原理就是使用吸收剂或者催化剂脱去烟气中的二氧化硫，这种吸收剂或者催化剂可以是固态的粉末或者颗粒。
一般在干法脱硫技术中，使用的是活性炭法和氧化物法，这种技术在含硫量较低的情况下脱硫率相对于较高，脱硫剂吸附饱和后经过解析还可以重复利用。
半干法是介于干法和湿法之间的脱硫方法，主要的半干法脱硫技术主要有炉内喷钙炉后活化法、喷雾半干法、烟道流化床脱硫法等。
2、常用的几种脱硫技术。
（1）活性焦烟气干法脱硫技术。
活性焦属炭系吸附剂，具有活性炭的特性。
即活性焦本身既是吸附剂，又是催化剂，同时还可以用作催化剂载体。
烟气经过活性焦吸附塔时，烟气中的SO2、NOX、O2、H2O及通入的NH3被吸附在活性焦孔隙中。
在活性焦催化作用下，SO2和O2及H2O 发生反应，最后以H2SO4形式附着在活性焦孔隙中；NO与O2及NH3反应生成N2，NO2与NH3反应生成N2，从而达到脱除燃煤烟气中SO2和NOX的目的。
整个脱硫工艺过程中不消耗工艺水，是一种高度节水的脱硫技术。
同时，在除去SO2的基础上还能去除30%的氮氧化物和汞、砷等有害物，脱硫副产物可以制成H2SO4转化成石膏，也可以转化成腐殖酸粗品用来绿化复垦。
浅析火电厂烟气脱硫脱硝一体化技术
浅析火电厂烟气脱硫脱硝一体化技术火电厂在运行过程中会产生大量的烟气，这些烟气如果不进行系统的处理，会对环境以及人类的身体健康造成非常大的危害。
本文结合实际生活中火电厂烟气脱硫脱硝一体化技术进行研究，针对各种方法的工作原理以及优点进行介绍，进而提高空气净化的效果。
标签：火电厂;脱硫脱硝;一体化技术1.火电厂烟气脱硫脱硝一体化技术的重要性在火电厂烟气中，因为燃料燃烧程度的不同，从而产生的烟气组成成分以及含量也不相同。
火电厂排放的烟气主要含有二氧化硫、氧化氮等，这些物质如果不进行系统的处理，就会飘散到空中，污染大气环境，进而引发酸雨等自然灾害。
针对排放的烟气，我国各地区对其排放标准进行了不同的规定。
对于不同情况的烟气用到的处理方法也不相同，所以在烟气处理时要根据二氧化硫、氧化氮的情况选择合适的净化技术。
同时火电厂排放的烟气对人类也会造成非常大的危害，当空气中烟气的浓度达到一定数值后，人类长时间的呼吸会引发慢性中毒，从而对人类的神经系统和造血系统造成危害。
现阶段的火电厂在脱硫脱硝时一般会采用分别处理的方法，这种方法虽然获得了一定的成果，但是由于设备庞大、技术复杂、成本过高，给火电厂的发展造成了非常大的影响。
根据这种情况，需要相关技术人员结合传统技术，研发新型设备，改良传统工艺，优化脱硫脱硝技术，使火电厂能够运用相关设备对烟气进行一体化脱硫脱硝，从而在净化烟气的基础下，降低对火电厂发展的影响。
2.火电厂脱硫脱硝技术的应用2.1脱硫技术的应用我国现在运用的脱硫技术主要有半干法和湿法两种，其中半干法是在喷雾中添加干燥剂，然后再把吸收液添加到相关设备中，再进行后续的脱硫;或者是运用其他干燥方法把吸收塔中的物质进行分离;亦或是把工业废气和S02进行融合，从而进行化学反应，达到脱硫的反应。
湿法脱硫技术一般是在比较大的锅炉的生产中运用，其包括海水脱硫技术和双碱法脱硫技术，这种方法的工作原理是运用某种物质在排烟通道尾部对烟气进行处理，保证脱硫剂和脱硫产物都处于潮湿的状态，这种方法可以使脱硫率达到90%以上。
电厂烟气脱硝技术浅析
电厂烟气脱硝技术浅析发布时间：2021-08-24T15:53:09.517Z 来源：《工程管理前沿》2021年7卷4月第10期作者：王鹏[导读] 电厂生产中烟气脱硝装置是重要环保设备。
燃料燃烧产生的NOx是造成大气污染的重要原因之一。
王鹏山东电力建设第三工程有限公司山东青岛 266100摘要：电厂生产中烟气脱硝装置是重要环保设备。
燃料燃烧产生的NOx是造成大气污染的重要原因之一。
因此根据相关环境法律法规的要求，如燃料燃烧后烟气中NOx不能达到排放标准，锅炉尾部需要加装脱硝装置来控制NOx的排放。
本文介绍了几种主要的脱硝技术，分析了其优缺点和适用范围。
关键词：大气污染；脱硝；催化剂1 氮氧化物造成的危害大气中过量的氮氧化物增加了环境酸化程度，造成雾和酸雨等灾害，同时使土壤pH值发生变化，河流富营养化，植物和农作物不能正常生长，还会引起各种危害人类健康的呼吸系统疾病。
氮氧化物与碳氢化合物行程光化学盐雾，造成二次污染。
N2O会破坏臭氧层。
2 氮氧化物控制技术简介脱硝技术就是利用物理和化学方法将燃煤锅炉所产生的氮氧化物还原，分解为氮气及其他物质进行排放，或者直接清除烟气中的含氮物质，避免氮氧化物的合成，从而降低大气污染物排放量。
关于氮氧化物的控制方法多种多样，一般来说，这些方法可以分为燃烧前处理、燃烧中处理和燃烧后处理。
2.1 燃烧前处理燃烧前处理是指在燃料使用之前就采取措施降低燃料中含氮量。
主要有加氢脱硝、洗选等方法。
目前，这种技术尚在研究阶段，因其处理工艺复杂、操作难度大、耗费成本高等缺陷，在还不能实现实际应用。
2.2 燃烧中处理顾名思义，燃烧处理就是通过控制燃烧温度、降低燃烧区氧浓度等措施，在燃料燃烧过程中进行干预，达到减少烟气中氮氧化物的目的。
此类处理的主要技术方法有使用低NOx燃烧器、空气分级燃烧、燃料分级燃烧和烟气再循环技术等。
2.3 燃烧后处理燃烧后处理简而言之就是烟气的脱氮技术，又称为烟气脱硝或废气脱硝，是目前较为常用的脱硝技术，尤其以选择性催化还原SCR （Selective Catalytic Reduction）技术及选择性非催化还原SNCR（Selective Non-Catalytic Reduction）技术应用最为广泛。
火电厂脱硝技术浅析
【 关键词 】 催化剂 ； 火 电厂脱硝 技术 ； 低Ｎ Ｏ 燃 烧
【 中图分类号 】 Ｘ ７ ７ ３
【 文献标识码 】 Ｂ
【 文章编号 】 ２ ０ ９ ５ — ２ ０ ６ ６ （ ２ ０ １ ３ ） ｌ ８ — ０ １ ５ ０ － ０ ２
表 １ 烟 气 脱硝 蛉技 术 比较
方 法 原 理 技 术 特 点
漏可能造成＝； 盘污 染
控 制 水 平 看 来 ，可 能 不 用等 到 ２ ０ ２ ０年 ， １ ０ ０ ０万 ｔ 的 氮氧 化 物
排 放 量 旱 已达 到 。 为 了我 国未 来 的 发展 ， 我 国特 颁布 实施 了几
项相 关法律 ， 显 然 ＮＯ 排 放 量 将 被 紧 紧 的控 制 ， 因此 ， 火 电厂 脱 硝 将 会 是 新 一 个 商机 ， 把 握 这 次机 会 你 将会 脱 引 而 出。
配风 系统 非 常 复 杂 。
在待 定催 化 荆作 用下 。 用氯 或 其 他 还 原 脱 除率 高 ， 被 认 为是 最好 的烟 气 Ｓ Ｃ Ｒ 荆 选择 性 地将 ＮＯ 还原 Ｎ 脱硝技术。投资和操作费用大． ２和 Ｈ 也 存 在 Ｎｉ ｔ
，
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为两 种 ： 烟 气 脱 硝 与低 ＮＯ 燃 烧 。本 文 重 点 介 绍 了 烟 气 脱 硝 技 术 与 低 Ｎｏ ｔ 燃 烧 技 术 的 技 术 特 点 和 主 要 方法 。着 重 阚述 了选 择 性 催 化 还 原 法
（ Ｓ Ｃ Ｒ） 的原 理 、 主 要 影 响因 素 及 流 程 ， 并 且包 括 还 原 剂 与 催 化 剂 的 性 能 与选 择 比较 。
ｌ能源。 电力
Ｌ ｏ Ｗ Ｃ Ａ Ｒ Ｂ ｏ Ｗ Ｏ Ｒ ｌ Ｌ Ｄ ２ 叫３ 荡
火力发电厂烟气脱硫脱硝技术研究
火力发电厂烟气脱硫脱硝技术研究近年来，环保问题愈发受到全球的关注，尤其是火力发电厂的烟气排放问题。
烟气中的二氧化硫（SO2）和氮氧化物（NOx）是主要的大气污染物之一，对环境和人类健康造成严重威胁。
为了保护生态环境，火力发电厂需要采取有效的脱硫脱硝技术来降低这些有害物质的排放。
脱硫技术是指通过化学或物理方法将烟气中的二氧化硫转化为其他形式，从而使其不再对环境造成危害。
目前，常用的脱硫技术主要包括石灰石石膏法、海水脱硫法和氨法。
其中，石灰石石膏法是最常用的一种。
该技术通过将石灰石和氧化钙与烟气中的二氧化硫发生反应，生成硫酸钙，然后与水反应生成石膏，最终实现脱硫的效果。
海水脱硫法则是通过将海水喷雾到烟气中，使二氧化硫与海水中的盐发生反应，生成硫酸盐，并通过后续处理将盐回收利用。
氨法是通过将氨气喷入烟气中，形成硫氨酸和硫酸铵来脱除二氧化硫。
与脱硫技术相比，脱硝技术的研究相对较晚。
脱硝技术主要是通过化学反应、吸附和催化等方法将烟气中的氮氧化物转化为无害物质，减少其对大气环境的污染。
目前，常用的脱硝技术主要包括选择性催化还原（SCR）法、选择性非催化还原（SNCR）法和吸收液脱硝法。
其中，SCR法是最为常用的一种。
该技术利用催化剂使烟气中的氮氧化物与尿素或氨气发生反应，生成氮气和水蒸气，从而实现脱硝的效果。
SNCR法则是通过在烟气中喷射氨水或尿素溶液，使其中的氨水或尿素与烟气中的氮氧化物发生反应，形成氮气和水蒸气。
研究火力发电厂烟气脱硫脱硝技术的目的是为了最大程度地降低大气污染物的排放，保护生态环境。
在研究过程中，需要考虑以下几个方面。
首先，要对不同脱硫脱硝技术的脱除效率和经济性进行评估。
不同的技术会有不同的成本和效果，需要根据实际情况选择适合的技术。
其次，要研究火力发电厂烟气特性对脱硫脱硝技术的影响。
不同火力发电厂烟气中二氧化硫和氮氧化物的浓度和物理性质会对脱硫脱硝技术的效果产生影响。
最后，要研究脱硫脱硝技术对烟气中其他污染物的影响。
火电厂烟气脱硫脱硝技术应用与节能环保
火电厂烟气脱硫脱硝技术应用与节能环保随着工业化进程的加快以及能源消费量的不断增加，燃煤火电厂作为我国主要的能源供应方式，占据着重要的地位。
燃煤火电厂在发电过程中产生的大量烟气中含有的二氧化硫和氮氧化物等有害物质给环境带来了严重的影响。
为了保护环境，减少空气污染，我国对火电厂烟气的净化技术提出了更高的要求，其中烟气脱硫脱硝技术应用成为了重点。
本文将从火电厂烟气脱硫脱硝技术的应用与节能环保方面进行探讨。
一、烟气脱硫脱硝技术概述1. 烟气脱硫技术烟气脱硫技术是指利用化学方法或物理方法降低烟气中二氧化硫的浓度，从而减少对大气环境的污染。
目前常见的烟气脱硫方法包括湿法石膏法、干法石灰石法和氨法等。
湿法石膏法是目前应用最为广泛的一种方法，其原理是将石膏与二氧化硫反应生成硫酸钙，从而达到脱除二氧化硫的目的。
烟气脱硝技术是指采用各种方法降低烟气中氮氧化物的浓度，从而减少对大气环境的污染。
常见的烟气脱硝方法包括选择性非催化还原（SNCR）、选择性催化还原（SCR）以及催化氧化法等。
SCR技术由于具有高脱硝效率、低能耗和低副产物生成等优点，被广泛应用于火电厂的烟气脱硝工程中。
目前，我国火电厂烟气脱硫脱硝技术应用已取得了显著的成效。
各地燃煤火电厂纷纷按照国家环保政策的要求，进行烟气脱硫脱硝改造，以减少大气污染物排放。
京能集团旗下的燕山热电厂采用了世界先进的湿法石膏法脱硫技术，将烟气中的二氧化硫大幅降低，达到国家排放标准。
与此该公司还引进了SCR脱硝技术，通过对烟气进行催化还原处理，有效降低了氮氧化物的排放浓度。
神华集团、华电集团等国内大型火电企业也在技术改造方面取得了积极成果，不断提高烟气脱硫脱硝技术的应用水平。
1. 节能作用烟气脱硫脱硝技术的应用在一定程度上有助于提高火电厂的能源利用率，达到节能减排的目的。
烟气脱硫过程中所需的吸收剂以及脱硝过程中的催化剂等均属于能源材料的消耗，但通过技术改造和优化设计，可以降低该消耗量，提高设备和反应效率，从而达到节能要求。
关于电厂烟气脱硝技术的探讨
关于电厂烟气脱硝技术的探讨随着我们的脱硝技术的日趋完善，如何正确应用选择性催化还原技术并解决其带来的负面效应是我们必须始终应该面对的问题，面对日益严峻的环保要求形势，对NOX 污染的控制与排放标准将会日趋严格，本文对电厂烟气脱硝技术进行探讨，并得出结论。
标签：电厂；烟气；脱硝技术引言：随着我国经济的不断发展，电厂烟气脱硝技术不断进步，根据笔者多年的实际工作经验，并通过介绍我国当前火电企业脱硝技术现状，以及目前脱硝技术在我国火电企业中的实际运用，探讨选择性催化还原技术SCR存在的一些难点问题以及采取的解决措施：一、我国火力发电企业脱硝工程方面存在的问题1、脱硝技术储备不足目前在国内发电机组上应用的烟气脱硝技术除个别企业自行开发了具有自主知识产权的核心技术外，绝大多数企业采用的烟气脱硝技术尚处于引进、消化吸收和初步应用阶段。
2、SCR 脱硝催化剂价格昂贵催化剂是烟气脱硝的核心物质，其质量的优劣将直接决定烟气脱硝率的高低。
长期以来，技术和工艺都属上乘的进口催化剂占领了国内市场。
进口催化剂占领了市场。
据了解，SCR 脱硝催化剂的组成、结构、寿命等直接决定烟气脱硝系统的效率，是SCR 脱硝系统中最关键的环节。
3、缺少统一技术规范体系目前，我国电厂烟气脱硝产业刚刚起步，有关技术标准和规范正在制订，但也存在一些问题。
首先是根据不同技术引进方采用不同的国外标准建设，使得目前SCR 工程的设计、设备、调试、验收都以环保公司的标准为依据；其次是国家有关部门在制订技术标准或规范时，没有一个统一的体系。
从领域看，脱硝产业涉及环保、电力、机械、化工、建筑等行业；4、脱硝费用的承担压力大目前我国的排污权交易还存在一些问题。
我国排污权交易市场的运行状况并没有达到预期目标，只有少数地区、少数品种的交易情况较好，整体仍处于探索阶段，远没有达到实现环境保护的最终目的。
二、氮氧化物的消除和控制技术1、降低火焰中心温度燃烧温度的降低可通过以下手段：（1）燃煤机组直吹式制粉系统，可从考虑降低煤粉细度，降低出口煤粉喷射出的火焰高度，长度方面进行调整；（2）减少燃料混合量以稀释入口能量从而限制温度。
烟气脱硫脱硝技术现状与发展趋势探讨
烟气脱硫脱硝技术现状与发展趋势探讨摘要：根据我国目前的经济发展现状来看，火电厂烟气脱硫脱硝的处理是必须要重视起来的重点工作，如果不加以控制的话，不但会影响到人们的生活和健康，还会阻碍到我国社会经济的可持续发展。
因此，相关部门需要加大对脱硫脱硝技术的研发力度，要通过各项技术的应用，更好地保证人们的生活，推动我国社会的可持续发展。
关键词：烟气；脱硫脱硝技术；环保；前言火电厂发电主要是依靠燃烧，燃料燃烧的程度不同也会影响到排放烟气的成分和含量。
火电厂排放烟气主要包含的物质有二氧化硫、氮氧化物等，这些排放出来的物质如果不及时有效的处理，就会飘散到空气中，从而给大气环境带来很大的污染，而且还引发酸雨等自然灾害问题的出现。
1火电厂烟气脱硫脱硝技术应用1.1火电厂烟气脱硫技术(1)干法脱硫技术。
即通过固态的吸收剂来对二氧化硫进行吸附的技术。
目前我国经常使用的干法脱硫技术主要有：氧化物法和活性炭吸附法。
利用干法脱硫技术能有效地提高脱硫率。
而存在的问题是脱硫以后产生的物质是无法进行回收的，这也是干法脱硫技术的一大弊端。
(2)湿法脱硫技术。
湿法脱硫技术与上述干法脱硫技术正好相反，是采用液体吸收剂来实现脱硫的一种技术。
湿法脱硫技术与干法脱硫技术相比，脱硫效果会更好，脱硫效率可以高达90%甚至以上，是目前火电厂应用非常广泛的一种技术，而且对于湿法脱硫技术来说，还不需要火电厂投入很大的资金成本，在脱硫后的物质也会被应用起来，所以需要重点关注此脱硫技术的应用。
目前火电厂的脱硫技术来说常用的有以下几种：即石灰石-石膏烟气脱硫技术和海水脱硫技术。
其中石灰石-石膏烟气脱硫技术主要是利用石灰石来吸附烟气中的二氧化硫，不会投入很大的成本，而且脱硫以后所产生的石膏也能循环的使用，所以其经济效果很好。
而海水法烟气脱硫技术主要采用的是酸碱中和原理，即排放出来的二氧化硫和碱性的气体结合所产生的化学反应。
对于此项技术来说，应用成本也不是很高，操作起来也比较方便，所以也得到了广泛的应用。
火电厂烟气脱硫脱硝技术改造方案研究
火电厂烟气脱硫脱硝技术改造方案研究火电厂烟气脱硫脱硝技术改造方案研究概述火电厂是我国主要的电力生产方式之一，但其烟气中所含的二氧化硫和氮氧化物等污染物会对环境造成严重影响。
为了降低烟气排放对大气环境的污染程度，火电厂需要进行烟气脱硫脱硝技术改造。
本文将重点研究火电厂烟气脱硫和脱硝技术改造方案。
一、烟气脱硫技术改造方案烟气脱硫是通过将烟气中的二氧化硫转化为可湿性化合物，并进一步吸收和去除的过程。
以下是几种常见的烟气脱硫技术改造方案：1. 石膏脱硫法：使用石膏作为脱硫剂，将石膏粉末与烟气反应，生成可湿性含硫酸盐，然后通过湿法除尘设备将其去除。
2. 碱液脱硫法：利用氢氧化钠或氢氧化钙作为碱液，与烟气中的二氧化硫反应生成硫酸盐，然后通过湿法除尘设备进行去除。
3. 浆液喷射脱硫法：将脱硫剂制成浆液，在烟道内喷射浆液，使其与烟气接触反应，通过湿法除尘设备进行去除。
以上三种脱硫技术改造方案都可以有效地降低烟气中的二氧化硫含量，但在实施过程中需要考虑投资成本、废水排放等因素。
二、烟气脱硝技术改造方案烟气脱硝是将烟气中的氮氧化物转化为可溶于水的亚硝酸盐或硝酸盐，然后通过湿法除尘设备去除的过程。
以下是几种常见的烟气脱硝技术改造方案：1. 尿素法：通过喷射一定量的尿素溶液解离出氨，然后与烟气中的氮氧化物进行还原反应，生成气态的氮和水，从而实现脱硝目的。
2. 氨水法：将氨水喷射到烟气中，与氮氧化物反应生成可溶于水的亚硝酸盐或硝酸盐，然后通过湿法除尘设备去除。
3. 硝化脱硝法：在烟气中加入一定量的氧气和氨气，使氮氧化物发生氧化反应并生成硝酸盐，然后通过湿法除尘设备去除。
以上三种脱硝技术改造方案都可以有效地降低烟气中的氮氧化物含量，然而，选择适合的脱硝技术需要考虑设备成本、能耗与脱硝效率等因素。
三、综合应用改造方案为了更好地降低烟气排放对环境的影响，可以综合应用烟气脱硫和脱硝技术改造方案。
例如，可以先进行烟气脱硫处理，将二氧化硫含量降到一定水平，然后再进行烟气脱硝处理，以降低氮氧化物的排放。
火电厂烟气脱硫脱硝技术应用与节能环保
火电厂烟气脱硫脱硝技术应用与节能环保火电厂作为目前我国主要的发电方式之一，其排放的烟气中含有大量的有害气体，其中二氧化硫和氮氧化物是主要的污染物之一。
对火电厂烟气进行脱硫脱硝处理，不仅是国家大力推进的节能减排政策的要求，也是保护环境、减少污染物排放的重要举措。
本文将从火电厂烟气脱硫脱硝技术的应用以及其在节能环保方面的作用和意义进行探讨。
一、火电厂烟气脱硫脱硝技术的应用1. 烟气脱硫技术烟气脱硫技术主要是指对烟气中的二氧化硫进行处理，使其转化为硫酸盐或元素硫，达到减少硫氧化物排放的目的。
目前，常见的烟气脱硫技术包括湿法石膏法、干法石膏法、氨法和双碱法等。
湿法石膏法是目前使用最为广泛的一种脱硫技术，其原理是通过将石灰石和石膏与烟气进行接触，利用化学反应将二氧化硫转化为硫酸盐，并最终以石膏的形式进行固化和处理。
2. 烟气脱硝技术烟气脱硝技术主要是指对烟气中的氮氧化物进行处理，使其转化为氮气和水蒸气，从而减少氮氧化物的排放。
目前，常见的烟气脱硝技术包括选择性催化还原（SCR）和选择性非催化还原（SNCR）等。
SCR技术是通过将氨气与烟气中的氮氧化物进行催化还原反应，将其转化为氮气和水，从而实现脱硝目的。
SNCR技术则是通过在高温下直接喷射氨水或尿素溶液与烟气中的氮氧化物进行非催化还原反应，将其转化为氮气和水，达到脱硝的效果。
二、火电厂烟气脱硫脱硝技术的节能环保作用和意义1. 节能减排火电厂烟气脱硫脱硝技术的应用可以有效减少排放的二氧化硫和氮氧化物等有害气体，降低对大气环境的污染。
脱硫脱硝后的烟气中也不会再包含大量的二氧化硫和氮氧化物，可以减少对环境和人体的危害，保护生态环境和人们的健康。
2. 提高能源利用率烟气脱硫脱硝技术的应用可以提高火电厂的能源利用率。
传统的火电厂烟气中含有大量的二氧化硫和氮氧化物，这些物质既是污染物也是能源资源的浪费。
通过脱硫脱硝技术的应用，可以将烟气中的有害物质转化为固体产物进行处理，同时将废气中的能源回收利用，提高能源利用效率。
火电厂烟气脱硝原理
火电厂烟气脱硝原理
烟气脱硝是火电厂排放控制中的重要环节，它的原理是利用化学方法去除烟气中的氮氧化物（NOx）。
NOx是一种对环境和人体健康有害的气体，因此火电厂需要采取措施来减少其排放。
火电厂烟气脱硝的原理主要包括选择性催化还原（SCR）和非选择性催化还原（SNCR）两种方法。
其中SCR是目前应用最为广泛的一种技术。
SCR技术是通过在烟气中喷射氨水或尿素溶液，将NOx与氨发生反应，生成无害的氮气和水蒸气。
这种反应需要在催化剂的作用下进行，常用的催化剂包括钒、钛或钨等金属氧化物。
在SCR脱硝系统中，烟气经过预处理后，与氨水或尿素溶液在催化剂的作用下发生反应，从而达到脱硝的目的。
另一种脱硝方法是SNCR，它是通过在烟气中喷射氨水或尿素溶液，利用高温下的非选择性催化还原反应将NOx还原为氮气和水蒸气。
相比于SCR，SNCR技术更适用于低温烟气，但其脱硝效率相对较低。
无论是SCR还是SNCR，烟气脱硝技术都可以有效地减少火电厂排放的NOx，降低对环境和人体健康的影响。
然而，脱硝过程中也会产生一定量的氨气，因此需要对氨气进行后处理，以确保对环境的影响最小化。
总的来说，火电厂烟气脱硝技术是一项重要的环保措施，通过采用适当的脱硝方法，可以有效地减少NOx的排放，保护环境和人类健康。
随着技术的不断进步，相信烟气脱硝技术将会在未来得到更广泛的应用和发展。
火电厂烟气脱硝技术规范
火电厂烟气脱硝技术规范概述烟气脱硝技术是保障环境质量和人民健康的重要技术手段之一。
尤其是在火电厂等大型工业领域，烟气脱硝技术的应用更是至关重要。
本文将针对火电厂烟气脱硝技术进行规范和说明，以确保其在生产运行中的稳定性、可靠性和安全性。
技术流程火电厂烟气脱硝技术一般采用SCR烟气脱硝技术，其技术流程主要包括前处理、反应器、结构件、前后级SCR、NH3系统、气象站、烟气系统、电气控制系统、进出口管路、排放管道等。
前处理环节前处理环节主要是通过烟气加湿处理，增加烟气的湿度，以满足SCR脱硝反应时的反应物要求，同时也可有效降低烟气中的氧等杂质，提高反应质量。
反应器反应器是整个系统的核心部分，由反应器壳体、反应器蜂窝体和催化剂三部分组成。
反应器壳体是由扁铁板制成，而反应器蜂窝体是由多孔铝酸盐制成，具有良好的耐高温、耐腐蚀性能。
催化剂是SCR烟气脱硝中比较重要的组成部分，其选择对整个系统的性能影响较大。
结构件主要由氧气气流分配器、喷嘴、观察窗、温度传感器等组成。
喷嘴的作用是将压缩空气和氨水混合后向反应器中喷射，以实现脱硝反应。
SCR系统SCR系统是整个脱硝系统中应用最广泛的，其主要作用是催化氨水和NOx生成反应产物N2、H2O等。
NH3系统NH3系统主要是由氨水仓、氨水泵和氨水喷嘴等三部分组成，为了使SCR系统正常工作，氨水系统必须具有干燥和稳定的特性。
气象站在SCR系统正常运行前，需要对现场环境进行监测和调整，而气象站就可以起到这个作用。
气象站主要是测量大气中的氨气和氧气等各项指标，以保证SCR系统的正常工作。
烟气系统烟气系统主要是采集烟气后经过前处理环节后输送到SCR系统中，最后由排放管道中排出。
电气控制系统电气控制系统主要是通过PLC控制器等进行控制和监控，确保各部件的正常工作和整个系统的稳定性和精度。
为了保障火电厂烟气脱硝技术的正常运行，在日常使用维护中，需要注意以下几点：1.氨水系统中氨水的配制和质量必须符合标准，以确保SCR系统的正常运行。
火电厂燃煤锅炉烟气脱硝技术探析
火电厂燃煤锅炉烟气脱硝技术探析作者：潘宏高来源：《华中电力》2013年第09期摘要：本文主要对火电厂燃煤锅炉常用的脱硝技术进行论述，以供同仁参考。
关键词：火电厂；燃煤锅炉；烟气；脱硝；SCR法一、概述据统计，我国大气污染物中NOx60%来自于煤的燃烧，其中火电厂发电用煤又占了全国燃煤的70%。
随着煤炭被大量燃用，烟尘、S02和NOX等烟气污染物的排放量剧增。
本文主要介绍火电厂燃煤锅炉NOX的生成途径以及燃煤锅炉常用的脱硝技术进行论述，以供同仁参考。
二、燃煤锅炉常用的脱硝技术（1）低NOX燃烧技术。
煤燃烧过程中影响NOX生成的主要因素有：1）煤种特性，如煤的含氮量等；2）燃烧区域的温度峰值；3）反应区中氧、氮、一氧化氮和烃根等的含量；4）可燃物在反应区中的停留时间等。
由此，对应的低NOX燃烧技术的主要途径如下：减少燃料周围的氧浓度（包括减少炉内过剩空气系数），以减少炉内空气总量；减少一次风量和减少挥发分燃烬前燃料与二次风的掺混，以减少着火区段的氧浓度在氧浓度较少的条件下，维持足够的停留时间，使燃料中的N不易生成NOX，而且使生成的NOX经过均相或多相反应而被还原分解在过剩空气的条件下，降低温度峰值，以减少热力型NOX的生成，如采用降低热风温度和烟气再循环等加入还原剂，使还原剂生成CO、NH3和HCN，它们可将NOX还原分解。
具体方法有：分级燃烧、燃料再燃、浓淡偏差燃烧、低过剩空气燃烧和烟气再循环等。
（2）烟气脱硝技术。
采用低NOX燃烧技术，是降低燃煤锅炉的NOX排放值最主要也是比较经济的技术措施，但是通常低NOX燃烧技术只能降低NOX排放值的30-50%，要进一步降低NOX的排放，必须采用烟气脱硝技术。
目前燃煤电厂成熟应用的烟气脱硝技术主要有选择性催化剂还原法（SCR）、选择性非催化还原法（SNCR）、电子束照射法和同时脱硫脱硝法，由于SCR法烟气脱硝技术具有脱硝效率高，运行可靠便于维护和操作等优点，目前世界上有80%以上的烟气脱硝装置采用SCR法脱硝技术。
火力发电厂脱硝技术研究
火力发电厂脱硝技术研究摘要：当前，我国的大气污染现象也是我国急需解决的环境污染问题，尤其是我国的火力发电厂是降低污染物的关键点所在，因为光化学烟雾会对人们的身体健康产生一定的危害，为了保证人民的生命安全，因此必须做好火力发电厂脱硝。
关键词：火力发电厂；脱销；技术引言中国是世界上最大的煤炭生产和消费国，也是当今世界上几乎唯一以煤为主的能源消耗大国，用于发电的煤炭约占煤炭总产量的50%左右。
中国现有火电机组设备总体技术水平比较落后，发电煤耗高、能源利用率低，加剧了煤炭燃烧造成的环境污染，因此，清洁煤发电技术在我国的推广具有重大意义。
1、烟气脱硝技术简介电厂燃煤锅炉常用的脱硝技术可分为两大类，炉内脱硝和烟气脱硝。
炉内脱硝是指燃烧过程中抑制NOX生成，即低NOX燃烧技术，属燃烧中控制技术;烟气脱硝是指对燃烧生成后的NOX进行脱除，属燃烧后控制技术。
电厂脱硝前期的脱硝技术以低NOX燃烧技术开发为主，因为中国燃用煤种多、范围广，致使这些技术在应用中遇到了一些困难，但此技术投资小，能够降低NOX排放值的30%~50%，因此要进一步降低NOX的排放，必须采用烟气脱硝技术。
2、火电厂锅炉烟气脱硝技术分析目前火电厂如果采用SCR或者SNCR脱硝装置，会对锅炉产生一定影响，另外会对环境造成影响。
SNCR脱硝技术常用的还原剂为尿素。
根据国外经验，烟气中喷入尿素或者氨，不会造成受热面的腐蚀，这是因为尿素或氨只有和烟气中的某些成分相结合，产生酸性物质并沉积在这些受热面上时，才能造成受热面腐蚀。
还原剂喷射区受热面的温度和烟气的温度均很高，无法形成有害物质。
2.1、SCR脱硝催化剂选型分析假设某锅炉烟尘浓度为45g/Nm3。
为保证目前煤种情况下脱硝装置正常运行，在催化剂选型时推荐用蜂窝式催化剂，反应器设计尺寸为10m×12m。
接合反应器的尺寸及催化剂模块尺寸催化剂模块尺寸为1906×966。
根据烟尘浓度及灰份情况以及炉后框架尺寸催化剂选型方案建议考虑为蜂窝式或板式。
火电厂锅炉脱硫脱硝技术探讨
火电厂锅炉脱硫脱硝技术探讨随着能源的高度消耗和环境问题的日益突出，火电厂锅炉脱硫脱硝技术成为了环保领域的热点之一。
火力发电一直是国家的主要电力来源，然而由于火力发电过程中排放的硫化物和氮氧化物对环境和人体健康造成了极大的危害，因此通过脱硫脱硝技术对排放的废气进行处理成为了迫在眉睫的问题。
本文将就火电厂锅炉脱硫脱硝技术进行探讨，介绍其技术原理和应用现状，并对未来的发展趋势进行展望。
一、脱硫脱硝技术原理火电厂锅炉燃烧煤炭时，煤炭中的硫化物在燃烧的过程中会产生二氧化硫等有害气体，因此需要对这些废气进行脱硫处理。
脱硫技术主要采用吸收剂与烟气进行接触的方式，通过化学反应将废气中的二氧化硫转化为硫酸钙或硫酸钠等物质，从而将二氧化硫去除。
常见的脱硫方法包括石灰石湿法脱硫、石膏半干法脱硫和脱硫脱硝一体化技术等。
1. 脱硫脱硝技术的推广随着国家对环境保护的重视和对火电厂排放标准的不断提高，脱硫脱硝技术在火电厂的应用越来越广泛。
目前国内火电厂多数都已经进行了脱硫装置的改造，脱硫设备如湿法脱硫塔已经成为了必备装备。
脱硝技术也在逐渐推广，SCR、SNCR等脱硝技术的应用在不断增加。
2. 技术的不断创新为了满足环保需求和提高脱硫脱硝效率，相关行业一直在不断进行技术创新。
在脱硫方面，近年来出现的脱硫脱硝一体化技术和新型吸收剂等设备已经得到了广泛的应用。
在脱硝方面，催化剂和非催化剂脱硝技术的研究不断深入，使脱硝效率大幅提升。
三、未来发展趋势1. 高效节能未来脱硫脱硝技术的发展重点将是提高脱硫脱硝效率的降低能耗和成本。
通过提高脱硫脱硝设备的效率和稳定性，减少能源消耗，实现脱硫脱硝的高效节能。
2. 一体化技术脱硫脱硝一体化技术将成为未来的发展趋势之一。
一体化技术可以有效降低设备投资和运行成本，减少对环境的影响，实现脱硫脱硝的一体化处理。
3. 低排放要求未来脱硫脱硝技术的发展将会更加注重对排放标准的达到和超标排放的监测。
随着国家对环保的要求日益严格，未来脱硫脱硝技术将不断完善，以适应低排放要求的需要。
分析火电厂脱硝技术及脱硫脱硝发展的研究
分析火电厂脱硝技术及脱硫脱硝发展的研究1. 引言1.1 研究背景近年来，随着环境污染问题的日益严重和各国对环保法规的不断加强，火电厂作为污染源之一，其排放的二氧化硫和氮氧化物成为环保领域关注的焦点。
二氧化硫和氮氧化物是导致酸雨和细颗粒物污染的主要元凶，对环境和人体健康造成严重威胁。
火电厂脱硫脱硝技术的研究和应用显得尤为重要和紧迫。
随着技术的不断进步与完善，火电厂脱硝技术已经逐渐成熟，包括SCR、SNCR、低氧燃烧等多种方法。
这些技术通过不同的途径将燃烧产生的氮氧化物转化为无毒无害的氮气，有效降低了火电厂对大气环境的污染。
火电厂脱硫技术仍然存在着一些问题和挑战，比如设备投资大、运行维护成本高、脱硫效率有限等。
必须进一步研究脱硫脱硝技术，提高其脱除效率，降低成本，促进火电厂的清洁生产和可持续发展。
1.2 研究目的研究目的是为了探讨火电厂脱硝技术及脱硫脱硝发展的现状和趋势，深入分析其对环境保护和能源结构调整的影响，为提高火电厂脱硝脱硫效率、降低排放浓度、减少能源消耗提供科学依据。
通过研究火电厂脱硝技术的发展历程、脱硝装置的工作原理和应用效果，探讨火电厂中脱硫脱硝装置的建设和运行情况，分析脱硫脱硝技术在火电厂中的应用现状及存在的问题，为提高脱硫脱硝技术的运行效率提供指导。
对脱硝技术的发展趋势进行分析和预测，探讨脱硫脱硝协同发展的路径和机制，为火电厂脱硫脱硝技术的未来发展提供科学支持和决策参考。
通过本研究，旨在为推动火电厂清洁生产、减少环境污染、实现可持续发展作出贡献。
2. 正文2.1 火电厂脱硝技术分析火电厂是大气污染的主要源头之一，氮氧化物排放对环境造成了严重的影响。
为了达到减少氮氧化物排放的要求，火电厂需要采用有效的脱硝技术。
目前常用的脱硝技术包括选择性催化还原（SCR）、选择性非催化还原（SNCR）和干法脱硝等。
SCR技术是目前应用最为广泛的脱硝技术之一，其原理是通过在高温下将氨与氮氧化物进行化学反应，将其转化为氮气和水蒸气。
火电厂烟气脱硝技术规范
火电厂烟气脱硝技术规范前言烟气脱硝是指在火力发电厂锅炉燃烧高硫煤产生的汽车尾气中，通过脱硝装置将氮氧化物(NOX)转化成氮气和水蒸气，从而达到减少持续性空气污染物排放的目的。
本文关注烟气脱硝的技术规范，力求提高燃煤电站的环保效益。
技术要求适用范围烟气脱硝技术适用于燃煤发电厂、燃气发电厂以及其他工业领域需要控制NOX排放的场合。
设备分类根据实际情况和要求，烟气脱硝设备可以分为选择性非催化还原脱硝(SNCR)、选择性催化还原脱硝(SCR)和氨水喷射脱硝技术。
其中，SNCR适用于燃料不稳定或含硫燃料的情况，SCR适用于NOX排放浓度高的燃料，氨水喷射脱硝技术适用于烟气中既有NOX又有SOX的情况。
设备选型根据具体情况，选择合适的脱硝设备。
比如，为了保证高效、稳定的脱硝效果，应选用经过试验认证、效果显著的催化剂，如V2O5-WO3/ TiO2、γ-Al2O3/CeO2/ZrO2等。
设备设计根据出口烟气重量、排放浓度、温度、氧含量、燃料特性及设备运行要求，设计催化剂反应器、高温反应器等设备参数。
催化剂反应器中，严格控制催化助剂添加量，考虑高温条件下毒物的影响。
高温反应器中，应按照排放要求选取适当权威高效的反应器结构。
设备安装烟气脱硝设备安装位置应考虑到烟气流量、烟气温度、烟气压力、苯等有害物分布情况等因素。
设备安装时应遵循相关的技术标准，确保安装的稳定性和安全性。
设备运行在烟气脱硝设备运行期间，严格按照相关操作规程进行检验、维护、清洗以及更换催化剂、吸附剂等。
防止催化剂超负荷，因产生二次污染。
保证设备顺利运行，并达到高效、稳定、安全的烟气净化效果。
结语烟气脱硝技术已经成为现代工业污染治理的重要技术手段，已广泛应用于各类燃煤、燃气等大型工业领域中，是推动绿色发展的必要措施。
本文介绍了烟气脱硝的技术规范，以期提供参考，确保设备的高效、稳定、安全地运行，设计构建更高效、更环保的燃煤电站。
火电厂烟气脱硝技术探讨
火电厂烟气脱硝技术探讨随着我国社会经济的迅速发展，我国的火电行业也在快速发展。
但随之产生的是空气污染问题的愈演愈烈，火电厂在燃煤过程中排放的二氧化硫及氮氧化物不仅导致雾霾天气越来越普遍，还成为主要的大气污染源，威胁着人们的生存和发展。
所以控制火电厂的废气排放量迫在眉睫，文章就主要针对火电厂的烟气脱硝技术进行了探讨，主要介绍了脱硝技术的几种方法和它们的优缺点，以便我们更好地改善空气质量。
标签：火电厂；烟气脱硝；技术研究前言最近两年，雾霾等污染性天气越来越严重，已经影响了人们正常的生产生活，威胁人们的生命健康，它的发生与火电厂排放的烟气中含有的二氧化硫和氮氧化物脱不开关系，社会生活中出现的问题促进了烟气脱硝技术的发展和应用，烟气脱硝主要有选择性催化剂还原法，选择性非催化还原法及联合法，作者就这三个方面进行了论述，通过分析它们的技术特点和优缺点，使人们对烟气脱硝技术有一个较为详尽的认识，也让人们更加深入的知道空气问题产生的原因和解决方法。
1 选择性催化剂还原法介绍1.1 选择性催化剂还原法的内容选择性催化剂还原法主要是利用催化剂的作用，用尿素或者是氨气把烟气中的氮氧化物还原成氮气和水。
如利用尿素做还原剂时通常采用热解或水解的方法将尿素溶液热解为气体，然后在喷入反应室烟道中。
依据脱硝反应器相对于电除尘的安装位置，可将选择性催化剂还原法分为高含尘和低含尘两类，采用低含尘工艺必须满足催化剂活性对反应温度的要求，需要安装蒸汽加热器和烟气换热器，系统复杂，成本过高，所以我们一般使用高含尘工艺，它烟气温度高，可以满足催化剂活性要求，这个工艺主要包括：烟气系统、还原剂供应系统、废气排放系统、控制系统等等。
在选择性催化还原系统中，一般由氨的储存系统、氨和空气的混合系统、氨喷入系统、反应器系统及检测控制器系统等组成，对于火电厂来说，反应器一般安装在锅炉省煤器与空预器之间，此处为高粉尘高温布置，此区间的烟温有利于脱硝还原反应，氨喷射器则安装在省煤器与反应器之间的适当位置，催化剂安放在一个固体反应器的箱内，通常垂直布置，烟气由上向下流动。
分析火电厂脱硝技术及脱硫脱硝发展的研究
分析火电厂脱硝技术及脱硫脱硝发展的研究
火电厂是我国能源结构的重要组成部分，但其排放的二氧化硫和氮氧化物等污染物严
重影响了大气环境质量。
为了减少火电厂污染物的排放，脱硫和脱硝技术成为重要研究方向。
脱硫技术是指通过化学或物理方法将燃煤所产生的硫化物转化为其他形态，以减少或
消除其对环境的污染。
常用的脱硫技术有湿法石膏法、石灰石法和海水脱硫法等。
湿法石
膏法是目前应用最广泛的脱硫技术，其原理是将燃煤烟气中的二氧化硫与石灰乳发生反应，生成石膏并生成石膏胶凝体。
脱硫脱硝技术的发展主要受制于技术的成熟度、成本和环保要求等因素。
随着环保意
识的增强和环保法规的日益严格，脱硫脱硝技术得到了长足的发展。
目前，我国大部分火
电厂已经实施了脱硫脱硝技术，且技术水平不断提高。
未来的研究重点主要有以下几个方面：一是提高脱硫脱硝技术的效率和稳定性。
目前
脱硫脱硝技术在高硫分煤和低负荷条件下存在一些技术难题，需要进一步研究解决。
二是
研发新型脱硝催化剂和脱硫吸附剂，降低成本并提高效果。
三是探索脱硫脱硝技术与其他
减排技术的结合应用，实现多污染物的协同减排。
比如将脱硫和脱硝技术与燃煤锅炉的高
效燃烧、余热利用等技术相结合，提高能源利用效率和环保效益。
火电厂脱硫脱硝技术的研究与发展在保护环境、改善空气质量方面具有重要意义。
随
着科技进步和环保要求的提高，脱硫脱硝技术将不断完善和创新，为我国火电行业的可持
续发展做出贡献。
分析火电厂脱硝技术及脱硫脱硝发展的研究
分析火电厂脱硝技术及脱硫脱硝发展的研究随着环境保护意识的不断增强，火电厂脱硫脱硝技术也成为了国内外关注的热点之一。
脱硫脱硝技术是指在燃煤发电厂中，采用各种化学、物理和生物方法削减燃煤烟气中的二氧化硫（SO2）、氮氧化物（NOx）等有害物质的排放。
本文将就火电厂脱硝技术进行一次深入的探讨，并对脱硫脱硝技术未来的发展进行一定的展望。
一、火电厂脱硫脱硝技术的发展历程20世纪70年代以前，火电厂脱硫脱硝技术基本上还处于空白状态，燃煤发电厂排放的大量二氧化硫和氮氧化物等对环境造成了严重的污染。
为了应对这一严峻的环境问题，世界各国开始了对脱硫脱硝技术的研究和实践，开展了一系列技术攻关工作。
经过近几十年的不懈努力，各国在脱硫脱硝技术领域取得了丰硕的成果，使得火电厂的燃煤烟气排放得到了有效的控制。
1. 脱硫技术原理和方法燃煤发电厂烟气中的二氧化硫主要来自于燃煤过程中硫分的氧化产物，脱硫技术的主要任务就是将烟气中的二氧化硫有效地削减。
目前，常用的脱硫方法主要包括石灰石石膏法、喷射吸收法、氧化吸收法和选择性催化还原法等。
这些方法大大降低了二氧化硫的排放量，有效保护了大气环境。
虽然火电厂脱硫脱硝技术在不断的发展和完善，但是仍然面临一些问题和挑战。
脱硫脱硝技术的运行成本较高，需要消耗大量的化学药剂和能源，给企业的生产经营带来了一定的负担。
脱硫脱硝设备的效率和稳定性有待进一步提高，以适应火电厂高负荷、长周期运行的特点。
脱硫脱硝技术的适用范围有限，目前尚未有一种通用的脱硫脱硝技术，不同的煤种、燃烧方式和烟气成分都需要采用不同的脱硫脱硝技术。
脱硫脱硝技术的安全性和环保效益也亟待进一步提高，减少化学药剂的使用量，降低对环境的影响。
针对火电厂脱硫脱硝技术目前所面临的问题和挑战，未来的发展趋势可能会朝以下几个方向发展。
提高脱硫脱硝设备的运行效率和稳定性，降低运行成本，减少化学药剂的使用量，提高环保水平。
研发新型的脱硫脱硝技术，推广应用更加成熟和高效的脱硫脱硝技术，形成多元化、多层次的脱硫脱硝技术体系。
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综 述与管 理火电厂烟气脱硝技术探讨T echno logy of NO x ou t of F lue 2gas in Pow er P lan t王 钟,王 颖(东北电力设计院,吉林 长春 130021)摘 要:在介绍烟气脱硝技术选择性催化还原技术SCR 、选择性非催化还原技术SN CR 以及SN CR 与SCR 混合烟气脱硝技术的基础上,对这3种技术进行了比较,认为SCR 脱硝效果比较好,但工程造价高;SN CR 工程造价低,但效率不高;所以目前工程多采用效率和造价均中等的SN CR 与SCR 混合型烟气脱硝技术。
关键词:烟气脱硝技术;SCR ;SN CR ;SN CR 与SCR ;反应器;催化剂Abstract :O n the base of in troducti on of the techno logy of NO x ou t of flue 2gas ,including selective catalytic reducti on (SCR ),selective non 2catalytic reducti on (SN CR )and the m ix of SN CR and SCR ,th is paper m akes a comparison betw een th ree techno logies.T he resu lt show s that SCR is mo re effective than the o thers ,bu t the con structi on co st is h igh ;SN CR πs con structi on co st is low er than the o thers ,bu t it πs efficiency is low ;therefo re ,the p ro ject adop ts the m ix of SN CR and SCR p resen tly of w h ich bo th efficiency and the con structi on co st are m edium .Keywords :the techno logy of NO x ou t of flue 2gas ;SCR ;SN CR ;SN CR and SCR ;reacti on devices ;catalytic agen t中图分类号:X 773 文献标识码:A 文章编号:100925306(2005)0620001205收稿日期:2005208220作者简介:王 钟(1968—),男,高级工程师,主要从事火电厂热力系统设计方面的工作。
2004年1月1日,《火电厂大气污染物排放标准》(GB 13223—2003)开始实施,代替了原GB 13223—96标准,这标志着我国环保控制标准更加严格,并且将会越来越严格。
新标准规定了现有火力发电锅炉达到更加严格的排放限值的年限,并且对第3时段燃煤锅炉氮氧化物最高允许排放浓度做出如下规定:当煤V daf (干燥无灰基挥发分)<10%时,Θ(NO x )≤1100m g m 3;当10%≤煤V daf ≤20%时,Θ(NO x )≤650m g m 3;当煤V daf >20%时,Θ(NO x )≤450m g m 3。
同时明确规定第3时段火力发电锅炉须预留烟气脱除氮氧化物装置空间。
另外中国某些城市的环保标准对NO x 排放标准提高,2005年11月1日北京市实行地方标准《锅炉污染物综合排放标准》(DB 11 139—2002)排放限值,按照其要求,仅考虑锅炉低氮燃烧器已经不能满足要求,因此在新建电厂设计时,必须考虑烟气脱除氮氧化物装置。
1 烟气脱硝技术现状在通常的燃烧温度下,煤燃烧生成的NO x 中,NO 体积分数占90%以上,NO 2体积分数占5%～10%,而N 2O 体积分数只占1%左右。
在大气污染治理领域里,NO x 主要指的是NO 和NO 2。
煤燃烧过程中生成的NO x 有3种方式:热力型NO x ,它是空气中的氮气在高温下氧化而生成的NO x ;燃料型NO x ,它是燃料中含有的氮化合物在燃烧过程中热分解、氧化而生成的NO x ;速度型NO x ,它是燃烧时空气中氮和燃料中的碳氢化合物反应生成的NO x 。
对于燃煤电站锅炉,一般热力型NO x 体积分数占总NO x 的25%,燃料型NO 体积分数占75%,速度型NO x 所占份额很少。
有关NO x 的控制方法有几十种之多,归纳起来,这些方法不外乎从燃料的生命周期的3个阶段入手,即燃烧前、燃烧中和燃烧后。
当前有关燃烧前脱硝的研究很少,几乎所有的研究都集中在燃烧中和燃烧后的NO x 控制,所以在国际上把燃烧中NO x 的所有控制措施统称为一次措施,把燃烧后的NO x控制措施称为二次措施,又称为烟气脱硝技术。
目前普遍采用的燃烧中NO x控制技术即为低NO x燃烧技术,主要有低NO x燃烧器、空气分级燃烧和燃料分级燃烧。
应用在燃煤电站锅炉上的成熟烟气脱硝技术主要有SCR、SN CR以及SN CR与SCR混合烟气脱硝技术。
2005年8月在大连召开的第二届中2美低氧化氮燃烧与二氧化硫控制研讨会,就介绍了这3种脱硝技术。
近几年来SCR发展较快,在西欧各国、美国、韩国、日本得到了广泛的应用,目前氨催化还原烟气脱硝技术是应用得最多的技术。
2 SCR烟气脱硝技术2.1 SCR脱硝反应过程SCR系统是通过在催化剂上游的烟气中喷入氨或其他合适的还原剂,利用催化剂将烟气中的NO x转化为氮气和水。
在通常的设计中,使用液态无水氨或氨的水溶液。
无论以何种形式使用,首先使氨蒸发,然后与稀释空气或烟气混合,最后通过分配格栅喷入到SCR反应器上游的烟气中。
在SCR反应器内,NO通过以下反应被还原:4NO+4N H3+O24N2+6H2O6NO+4N H35N2+6H2O当烟气中有氧气时,反应第一式优先进行,因此,氨消耗量与NO还原量有一对一的关系。
在锅炉的烟气中,NO2一般约占总的NO x体积分数的5%,NO2参与的反应如下:2NO2+4N H3+O23N2+6H2O6NO2+8N H37N2+12H2O上面2个反应表明还原NO2比还原NO需要更多的氨。
在绝大多数锅炉的烟气中,NO2体积分数仅占NO x总量的一小部分,因此NO2的影响并不显著。
还原剂供给系统氨的流量与SCR反应器入口烟气中的NO x流量的摩尔比为化学计量比,比例通常为0.8～1.2。
SCR系统NO x脱除效率通常很高,添加到烟气中的氨几乎完全和NO x反应。
然而,有一小部分氨不反应而是作为氨逃逸离开了反应器。
一般来说,对于新的催化剂,氨逃逸很低,根据煤的含硫量决定。
但是,随着催化剂失活或者表面被飞灰覆盖、堵塞,氨逃逸就会增加。
为了维持需要的NO x脱除率,就必须增加反应器中N H3与NO x的摩尔比。
当不能保证预先设定的NO x脱除率和(或)氨逃逸的性能标准时,就必须向反应器添加新的催化剂以恢复反应器性能。
2.2 SCR脱硝过程副反应有3类不希望发生的副反应影响SCR系统的性能和运行,包括氨的氧化、二氧化硫氧化及铵盐(硫酸氢铵和硫酸铵)的形成。
氨的氧化将一部分氨转化为其他氮化合物。
不希望发生氨的氧化,有以下几个方面原因:首先,为达到给定的NO x脱除率,需要的氨供给率将增加,需要添加额外的还原剂以替换被氧化的氨;第二,氨的氧化减少了催化剂内表面吸附的氨,影响NO x脱除,导致催化剂体积不足;此外,由于氨不是被氧化就是与NO x反应或者作为氨逃逸从反应器中排出,因此氨的氧化使SCR工艺过程的物料平衡变得复杂。
因此,SCR烟气脱硝系统需要安装氨逃逸的测量仪器。
影响氨氧化反应的因素有:催化剂成分、烟气组分、氨的浓度、反应器温度等。
一般认为在钒作催化剂时,当温度超过400℃时,氨的氧化对脱硝过程才有显著影响。
由于SCR催化剂的氧化特性,在燃用含硫煤的锅炉中也会将SO2氧化为SO3。
SO2氧化率受SO2浓度、反应器温度、催化剂质量、催化剂的结构设计及配方的影响。
SO3的产生率正比于烟气中SO2的浓度。
增加反应温度也会加快SO2的氧化,当温度超过371℃时,氧化率将迅速增加。
SO2氧化率也与反应器中催化剂的体积成正比。
为获得高的NO x脱除效率和低的氨逃逸而设计的反应器SO3的产生率也会更高。
催化剂设计及配方技术(包括控制微孔尺寸、催化剂壁厚和采用化学氧化抑制剂)能被用来针对特定的应用条件改变SO2氧化特性。
例如:SO2氧化遍及催化剂活性组分内,而NO x还原发生在靠近催化剂表面处,因此,采用薄壁或非催化性基体的催化剂将产生较少的SO3。
但是,即使采用催化剂的优化设计,也不可能完全消除SO2氧化,烟气中总会有一小部分SO2被氧化为SO3。
SO3与催化剂组分及烟气组分反应,形成固体颗粒,沉积在催化剂表面或内部,缩短催化剂的寿命。
同时SCR反应器产生的SO3增加了烟气中SO3的浓度。
约在320℃以下,SO3和逃逸的氨反应,形成硫这些物质从烟气中凝结并沉积,可以使催化剂失活,造成SCR系统的下游设备沾污和腐蚀,增加空气预热器的压降并降低其传热性能,使飞灰及脱硫装置副产物不适合于特定的用途。
若要降低上述影响,必须将氨逃逸维持在低水平,控制燃用含硫燃料的锅炉SCR装置的SO2氧化率。
铵盐沉积开始的温度是氨和SO3浓度的函数。
为了避免催化剂沾污,在满负荷条件下,SCR系统运行温度应该维持在320℃以上。
2.3 SCR系统组成及反应器布置图1为SCR烟气脱硝工艺系统简图,SCR系统一般由氨的储存系统、氨与空气混合系统、氨气喷入系统、反应器系统、省煤器旁路、SCR旁路、检测控制系统等组成。
图1 SCR工艺系统SCR反应器在锅炉烟道中一般有3种不同的安装位置,即热段高灰布置、热段低灰布置和冷段布置。
对于一般燃油或燃煤锅炉,其SCR反应器多选择安装于锅炉省煤器与空气预热器之间,因为此区射于省煤器与SCR反应器间烟道内的适当位置,使其与烟气充分混合后在反应器内与氮氧化物反应,达到脱硝的目的。
3 SN CR烟气脱硝技术选择性催化还原脱除NO x的运行成本主要受催化剂寿命的影响,因此提出一种不需要催化剂的选择性还原,这就是选择性非催化还原技术。
该技术是用N H3、尿素等还原剂喷入炉内与NO x进行选择性反应,不用催化剂,因此必须在高温区加入还原剂。
还原剂喷入炉膛温度为900～1100℃的区域,该还原剂(尿素)迅速热分解成N H3并与烟气中的NO x进行SN CR反应生成N2,该方法是以炉膛为反应器。
研究发现,在炉膛900～1100℃这一狭窄的温度范围内,在无催化剂作用下,N H3或尿素等氨基还原剂可选择性地还原烟气中的NO x,基本上不与烟气中的O2作用,据此发展了SN CR法。