电厂烟气处理
电厂环保——烟气脱硫脱硝
主要性能： （1）脱硫效率高，≥95％；
至只有欧洲现行标准的一半 ） 烟尘 30mg/m3
排放总量控制————产生史上最严厉标准
中国燃煤SO2污染现状
中国的大气污染属典型的煤烟型污染，以粉尘和酸雨危害最大，酸雨问题实质 就是SO2污染问题。
中国SO2污染经济损失(2005) （单位：109元人民币）
SO2控制区 控酸雨制区 “两控区” 两控区之外
以上是煤燃烧生成烟气中的SO2，现在对烟气脱硫，以脱 硫90%计算，则最后排放SO2： 160吨*10%=16吨
二、烟气排放标准
GB 13223-2011最新《火电厂大气污染物排放标准》， 见附件一
史上最严厉的排放标准: 2012年1月1日之前的锅炉，在2014年7月1日起
SO2 200mg/m3（2012年1月1日锅炉：100mg/m3） NO2 100mg/m3（比美国现行标准低35mg/m3，甚
要求听讲者对锅炉的工作过程与主要设备有基本了解。
一、燃煤产生的污染
燃煤产生的烟气污染物：SO2、NOx、CO2、Hg等
燃煤烟气中SO2的量：
以燃烧10000吨煤为例计算，产生的SO2： 10000吨*1%（煤含硫量）*2（SO2是S重量的2倍） *80%（煤中S转化为SO2的百分率）=160吨
E1 德国比晓夫公司
鲁奇·能捷斯·比晓夫公司和鲁奇能源环保公司于2002年12月 合并为鲁奇能源环保股份有限公司（LLB）。
火电厂烟气脱硫技术工艺介绍
火电厂烟气脱硫技术工艺介绍烟气脱硫技术是指利用化学或物理方法将燃烧过程中产生的二氧化硫（SO2）等硫化物从烟气中去除的技术。
随着环保要求的不断提高，火电厂烟气脱硫技术也在不断发展和完善。
下面将介绍火电厂烟气脱硫技术的工艺流程和常见的脱硫设备。
工艺流程火电厂烟气脱硫技术主要包括石灰石-石膏法脱硫、海水脱硫法和氨法脱硫等多种工艺。
其中，石灰石-石膏法脱硫是目前应用最为广泛的一种技术。
其工艺流程主要包括石灰石破碎、石灰石浆液制备、石灰石浆液预处理、烟气脱硫反应、石膏脱水和石膏输送等步骤。
首先，石灰石破碎是将原料石灰石进行破碎，使其颗粒度符合脱硫反应的要求。
然后，将破碎后的石灰石与水混合，制备成石灰石浆液。
接下来，对石灰石浆液进行预处理，包括搅拌、沉淀、过滤等工序，以去除杂质和提高浆液的稳定性。
预处理后的石灰石浆液被喷入烟气中，与烟气中的二氧化硫发生化学反应，生成硫酸钙（CaSO3）和硫酸钙（CaSO4）。
最后，将生成的石膏进行脱水处理，并输送至指定地点进行综合利用或堆放。
常见脱硫设备在烟气脱硫工艺中，常见的脱硫设备主要包括石灰石浆液制备系统、烟气脱硫塔、石膏脱水系统等。
石灰石浆液制备系统主要包括石灰石破碎设备、混合搅拌设备、沉淀池、过滤设备等，用于制备和处理石灰石浆液。
烟气脱硫塔是烟气脱硫的核心设备，其结构多样，常见的有湿法烟气脱硫塔和干法烟气脱硫塔。
湿法烟气脱硫塔通过喷淋石灰石浆液的方式，将烟气中的二氧化硫吸收到浆液中，从而达到脱硫的目的。
干法烟气脱硫塔则通过干法喷射或干法吸收的方式进行脱硫。
石膏脱水系统则是将脱硫过程中产生的湿石膏进行脱水处理，降低其含水量，以便于后续的综合利用或处置。
总结烟气脱硫技术是火电厂大气污染治理的重要手段，其工艺流程和脱硫设备的选择对于脱硫效率和运行成本具有重要影响。
随着环保要求的不断提高，火电厂烟气脱硫技术也在不断创新和完善，例如海水脱硫技术和氨法脱硫技术的应用，为火电厂烟气脱硫提供了更多的选择。
火电厂环保排放下烟气处理工艺路线选择
火电厂环保排放下烟气处理工艺路线选择火电厂是一种主要使用燃煤或燃气等燃料发电的设施，其排放烟气中含有大量的污染物，对环境和人类健康造成了严重的影响。
为了减少烟气的污染物排放，火电厂必须采取合适的烟气处理工艺路线。
针对火电厂烟气排放，常见的处理工艺包括湿式烟气脱硫、脱氮、脱尘和除雾等。
首先，湿式烟气脱硫是目前最常用的烟气处理工艺之一。
该工艺通过将烟气中的二氧化硫与喷射进入吸收塔中的碱性洗涤液反应，从而使二氧化硫转化为硫酸盐。
该工艺可以有效地降低烟气中二氧化硫的排放浓度，达到减少酸雨形成的目的。
其次，烟气脱氮工艺可以将烟气中的氮氧化物进行脱除。
常见的脱氮方法包括选择性催化还原法和选择性非催化还原法。
前者通过喷射尿素溶液或氨水进入烟气中，利用催化剂催化还原氮氧化物，将其转化为无害的氮气和水。
后者则是通过氨气与烟气中的氮氧化物直接发生化学反应，将其转化为氮气和水。
此外，火电厂还需要进行脱尘处理以减少排放烟气中的颗粒物。
常用的方法包括静电除尘器和袋式除尘器。
静电除尘器通过电场作用使颗粒物带电，然后利用电场力使其与电极板相互吸引，从而实现去除颗粒物的目的。
袋式除尘器则是利用纤维袋过滤的原理，将颗粒物截留在袋子表面，而干净的烟气通过袋子排出。
最后，除雾工艺用于去除烟气中的细小颗粒和雾滴。
常见的方法包括利用水喷洗、湿式风力除雾器和电除雾器。
水喷洗法通过喷淋水雾的方式，将烟气中的颗粒物和雾滴冲洗下来。
湿式风力除雾器则是以气体的脱湿为基础，通过增大气体的湿度，使颗粒物和雾滴在水雾中产生足够的阻力，从而被湿式风力除雾器吸附和去除。
电除雾器则是通过电场作用使细小颗粒在电场中发生电性迁移，达到除雾的效果。
总的来说，火电厂环保排放下的烟气处理工艺路线选择需要综合考虑烟气成分、处理效果、经济性和适用性等因素。
只有合理选择和配置烟气处理设备，才能实现烟气排放的环保和减少对环境的污染。
火电厂是我国目前主要的发电形式之一，但其排放的烟气中含有大量的污染物，如二氧化硫、氮氧化物和颗粒物等，对环境和人类健康造成了严重的危害。
垃圾焚烧电厂烟气处理培训
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石灰浆制备系统简图
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2、石灰浆制备系统操作
a、投运前的准备和检查： 1确认压缩空气系统已投用，压力正常。气控阀开、关良好，无卡涩、泄漏现象。 2确认控制系统验收合格并已送电，CRT画面显示正常。 3确认系统中所有热工仪表均已投入，指示正确。 4各转动设备试转合格。 5石灰仓、石灰浆配制槽和稀释槽等容器均无泄漏现象。 6确认系统管道无堵塞现象，待投用系统分路设备的动力及控制电源均已送上。 7确认石灰仓计量螺旋至石灰浆配制槽插板门开启。 8确认工业水至排汽洗涤器管路手操阀开启，流量计旁路阀关闭。 9确认工业水至配制槽管路手操阀开启，流量计旁路阀关闭。 10确认工业水至稀释槽管路手操阀开启，流量计旁路阀关闭。 11确认工业水至稀释槽比重测定计管路手操阀开启。 12确认配置槽、稀释槽底部至地沟手操阀关闭。 13确认稀释槽至石灰浆泵手操阀开启。
5 、在待启动焚烧线功能块上选取“ON” ，再点取“Start Auto” ，检查SNCR系统
自动投运正常；
6 、检查SNCR处理单元（PU）柜中氨液流量、除盐水流量正常，混合器压力正常，
各喷射器流量、压力均匀，必要时，关小流量偏大管路的针型阀调节各喷射器流量；检查
盘柜氨气检漏正常；
7 、检查SNCR除盐水加压泵系统（PMW）工作正常，压力正常，水箱水位正常
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5
二、SNCR脱硝系统工作原理、操作及事故处理
1、脱硝系统工作原理
A、燃烧中NOx生成机理：
燃料型NOx
• 燃料中的固定氮生成的NOx 热力型NOx
• 高温下N2与O2反应生成的NOx 瞬时NO
• 低温火焰下由于含碳自由基的存在生成的NO
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B、SNCR脱硝技术介绍
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。
燃煤电厂烟气除尘设计规程
燃煤电厂烟气除尘设计规程1.引言1.1 概述在燃煤电厂中，燃烧煤炭会产生大量的烟气，其中含有大量的污染物和粉尘颗粒。
这些污染物和粉尘颗粒对环境和人类健康都带来了严重的危害。
因此，在燃煤电厂中，必须进行烟气除尘处理，以降低烟气排放的污染物含量，保护环境、维护人类健康。
烟气除尘设计是指针对燃煤电厂的烟气排放进行处理的设计规程。
其主要目的是选择合适的除尘设备，设计出高效、稳定、可靠的除尘系统，以确保烟气排放符合国家和地方相关的排放标准。
同时，烟气除尘设计还需考虑节能减排、经济性和可持续发展等因素，以实现绿色环保的电厂运行。
本文将详细介绍燃煤电厂烟气除尘的原理、除尘设备的选择与设计要点，并总结出一套科学有效的烟气除尘设计规程。
此外，还将展望未来的发展方向，探讨新技术、新方法在烟气除尘领域的应用前景。
通过本文的阐述和介绍，读者将了解到燃煤电厂烟气除尘设计的基本原理和技术要点，理解烟气除尘系统的运行机制和设计参数的选择方法，从而为燃煤电厂的烟气治理提供参考和指导。
希望本文能够对读者在烟气除尘设计和应用中具有一定的启发和帮助。
1.2 文章结构文章结构部分应该包括一些关于本文的组织结构和内容安排的介绍。
【文章结构】本文分为以下几个部分：第一部分是引言部分，主要包括概述、文章结构以及目的三个部分。
在概述中，将会介绍燃煤电厂烟气除尘设计规程的背景和重要性。
接着，文章结构部分将详细说明本文的各个部分组成和相互关系。
最后，目的部分将明确说明本文的写作目的和意义，为读者提供一个整体的概念框架。
第二部分是正文部分，主要分为两个小节。
第一小节是燃煤电厂烟气除尘原理，将会介绍燃煤电厂烟气产生的原因以及烟气中各种污染物的特点。
同时，还将详细讲解目前常用的烟气除尘原理和工艺。
第二小节是烟气除尘设备选择与设计要点，将会重点阐述烟气除尘设备的选型原则和设计要点，包括设备的种类、性能指标和操作维护等方面内容。
第三部分是结论部分，主要包括总结燃煤电厂烟气除尘设计规程和展望未来发展方向两个小节。
垃圾发电厂烟气处理工艺
垃圾发电厂烟气处理工艺随着城市化进程的加快和工业化水平的不断提高，垃圾处理成为了一个亟待解决的环境问题。
垃圾发电厂作为一种主要的垃圾处理方式，通过将垃圾燃烧生成热能，再转化为电能，达到了资源化利用的目的。
然而，垃圾的燃烧过程会产生大量的废气和废渣，其中废气中的有害气体对环境和人类健康都会造成严重影响。
因此，如何有效处理垃圾发电厂的烟气，成为了垃圾发电厂运行时需要重点关注和解决的问题。
一、垃圾发电厂烟气组成与危害垃圾发电厂烟气主要由二氧化碳（CO2）、一氧化碳（CO）、氮氧化物（NOx）、二氧化硫（SO2）和悬浮颗粒物等组成。
这些废气中的有害成分对环境和人类健康造成的危害主要表现在以下几个方面：1. 大气污染：废气中的硫氧化物和氮氧化物参与大气中的光化学反应，形成臭氧和硫酸雾，对大气环境造成污染。
2. 健康危害：废气中的悬浮颗粒物和有机物质对人体的呼吸系统和免疫系统造成危害，长期接触还会引发慢性疾病。
3. 土壤和水体污染：废气中的固体和液态颗粒物对土壤和水体造成污染，影响生态环境和生物多样性。
二、垃圾发电厂烟气处理的原则为了保护环境和人类健康，垃圾发电厂烟气处理的原则是尽量减少有害气体的排放，降低对环境和人体的危害。
具体原则包括：1. 杀毒除害：采取有效措施，减少或者消灭废气中的有害成分，保证处理后的烟气符合排放标准。
2. 高效处理：采用经济高效的烟气处理技术，保证处理效果的同时，控制成本。
3. 垃圾发电厂烟气处理的原则为了保护环境和人类健康，垃圾发电厂烟气处理的原则是尽量减少有害气体的排放，降低对环境和人体的危害。
具体原则包括：1. 杀毒除害：采取有效措施，减少或者消灭废气中的有害成分，保证处理后的烟气符合排放标准。
2. 高效处理：采用经济高效的烟气处理技术，保证处理效果的同时，控制成本。
3. 降低排放：对废气中的含硫、含氮和悬浮颗粒物排放进行控制，达到国家排放标准。
三、垃圾发电厂烟气处理工艺垃圾发电厂烟气处理工艺主要包括废气净化、废气净化设备和废气处理系统等内容。
电厂锅炉脱硫脱硝以及烟气除尘技术简述
电厂锅炉脱硫脱硝以及烟气除尘技术简述摘要：随着工业的发展以及城市化进程的不断加快，人们对电力的需求与日俱增。
作为化学能转化为电能的主要设备，电厂锅炉在运行中会排放出含有NO x、SO2以及粉尘等多种有害物质的烟气，严重影响了生态环境和人类身体健康。
本文简要介绍了电厂烟气脱硫、脱硝及烟气除尘技术的发展现状、现有的除尘技术特点以及未来除尘技术的发展前景，希望可以落实新时期“绿色发展”的理念，推动社会经济、生态环境的协同发展。
关键词：锅炉；脱硫；脱硝；除尘1 引言我国能源消耗和污染物排放源头之一就是燃料发电厂，随着人们对电能的依赖逐渐提升，火力发电产生的烟气污染已经对生态环境和居民健康造成了严重的影响。
由于政府监管力度的不断加强，电厂企业开始引进脱硫脱硝以及烟气除尘技术。
因此，了解这些技术的特点以及具体内容，确保发电厂利用合理的环保技术降低污染排放量，从而更好的实现电厂的健康发展成为了现阶段主要的研究方向。
2 脱硫脱硝以及烟气除尘发展现状现在，国家已经出台了一系列基础去应对大气污染给生态环境以及人们生活造成的影响。
国家也在要求电厂引入环保设备，控制污染源。
据调查，现在将近90%的电厂积极响应国家号召，引入了脱硫脱硝以及烟气除尘设备。
据相关学者研究发现，虽然现阶段我国的除尘技术能够有效的降低污染物的排放量，但是由于我国对该技术的研究起步相对较晚，所以排放指数还远达不到“超净”的标准。
所以，对于现在火电厂而言想要在市场上具有较强的竞争力就必须积极创新和改进现有技术，保证企业的节能减排工作跟上时代步伐。
3 电厂锅炉脱硫脱硝技术3.1 干法脱硫脱硝技术顾名思义，干法脱硫脱硝技术就是脱硫脱硝是在干燥的环境中完成的，其主要目的就是为了防止金属锅炉被强酸腐蚀。
等离子法、荷电干喷法是企业应用较多的两种方法。
等离子法就是在进行烟气处理过程中利用高能电子将烟气中硫酸铵、硝酸铵等有机物分解，达到减少环境污染的目的；荷电干喷法是将吸收剂作为一种介质，促使反应程度等内容产生改变，进而达成提升脱硝实施成效的最终目标；3.2 湿法脱硫技术石灰石-石膏湿法脱硫技术因其脱硫性能稳定、配套产业丰富已成为现在锅炉废气脱硫的主要方法，据统计已经占据了市场80%以上的份额。
发电厂烟气处理流程
发电厂烟气处理流程
发电厂烟气处理流程：
①烟气从锅炉排出，首先进入初级除尘器，去除大颗粒灰尘；
②经过预处理后的烟气送入脱硫塔，采用湿法或干法脱硫技术去除二氧化硫；
③脱硫后的烟气进入脱硝装置，利用选择性催化还原法降低氮氧化物含量；
④通过电除尘器或袋式除尘器进行二次除尘，进一步净化烟气；
⑤烟气经过加热器，提升温度以减少烟囱效应损失；
⑥进入湿式或干式除酸塔，去除烟气中的酸性气体；
⑦通过活性炭吸附器，吸附重金属和二噁英等有害物质；
⑧经过脱汞装置，采用化学或物理方法去除汞；
⑨烟气经过余热回收装置，回收热量用于供热或发电；
⑩最后，净化后的烟气通过烟囱排放到大气中；
⑪排放前，监测系统检测各项污染物浓度，确保达标；
⑫定期对烟气处理设备进行维护和检修，保证运行效率。
火电厂烟气脱硝技术导则参考
火电厂烟气脱硝技术导则参考一、引言随着环保意识的增强和环境污染问题的突出，火电厂烟气脱硝技术逐渐成为重要的环保措施。
本文旨在提供一些参考和指导，帮助火电厂选择最适合的烟气脱硝技术，以达到相应的排放标准。
二、技术介绍1.SCR技术：选择适合的催化剂，通过催化剂上的氨气与烟气中的氮氧化物（NOx）反应，将其转化为氮气和水。
SCR技术具有高脱硝效率、对烟气流量及温度波动适应性强等优点。
2.SNCR技术：通过直接注入氨气或尿素溶液，通过高温下氮氧化物的非催化还原，将其转化为氮气和水。
SNCR技术具有操作灵活、设备简单等优点，但脱硝效率相对较低。
3. LNB+OF技术：采用低氮燃烧（Low NOx Burner）与超低排放燃气再循环（Over Fire Air）相结合的技术，通过限制燃烧区域中的氧气和燃料混合，减少NOx的生成量。
LNB+OF技术具有操作简单、投资和运行成本较低等优点，适用于小型火电厂。
三、选择技术的考虑因素1.烟气排放标准：根据当地和国家的排放标准，选择适合的脱硝技术。
一般而言，SCR技术能够达到更严格的排放标准。
2.机组特性：考虑机组的额定容量、负荷率、烟气温度等因素，选择适合的脱硝技术。
对于大型机组，SCR技术是常用的选择；对于小型机组，LNB+OF技术可能更合适。
3.运行成本：考虑各种脱硝技术的投资和运行成本，包括设备采购费用、催化剂的更新周期、能耗等因素。
4.可行性研究：进行可行性研究，包括烟气成分分析、烟气温度分布、烟气流量波动等，以了解各种脱硝技术的适应性和效果。
四、技术实施过程1.技术选型：根据以上考虑因素，选择适合的脱硝技术。
2.设计方案：根据机组特性和烟气排放要求，设计相应的脱硝系统方案，包括催化剂选择、注射系统设计、变压器和配电系统设计等。
3.设备采购：根据设计方案，采购相应的脱硝设备，包括催化剂、注射系统、氨气输送系统等。
4.安装调试：根据设备供应商提供的安装和调试方案，按照要求进行设备安装和调试。
电厂烟气脱硝方案SNCR
电厂烟气脱硝方案SNCRSNCR是选择性非催化还原技术的缩写，是一种常见的电厂烟气脱硝方案。
下面将详细介绍SNCR的原理、应用范围、工艺流程以及优缺点。
1.原理：SNCR通过在烟气中加入适量的氨水、尿素或其他含氮化合物，在高温下与烟气中的NOx反应生成氮气和水，达到脱硝的目的。
该反应是非催化的，反应生成的氮气和水蒸气随烟气一同排出。
2.应用范围：SNCR适用于NOx排放浓度较低（100-300mg/Nm³）的电厂烟气脱硝，尤其是燃煤电厂。
由于SNCR是一种后段脱硝技术，适用于烟气温度高于850℃的情况。
3.工艺流程：SNCR的工艺流程由氨水/尿素投加系统、反应器和混合器组成。
步骤一：氨水/尿素投加系统将氨水/尿素溶液通过喷嘴或喷淋装置加入脱硝区域。
一般来说，SNCR技术需要根据烟气NOx浓度、温度和氨水/尿素投加量来确定最佳的投加位置。
步骤二：反应器烟气与投加的氨水/尿素在反应器中混合和反应，通常需要在反应器中保持较高的温度和逗留时间，以确保反应充分进行。
步骤三：混合器将反应生成的氮气和水等副产物与烟气充分混合，以减少副产物的排放。
4.优缺点：优点：①相较于SCR技术，SNCR在设备投资和运行维护成本方面更低；②SNCR适用于已存在的电厂，不需要对锅炉和烟气处理系统进行大规模改造。
缺点：①由于SNCR是一种后段脱硝技术，对烟气温度和逗留时间有严格要求，不适用于烟气温度较低的情况；②SNCR的脱硝效率受到烟气氨含量、温度和逗留时间等多个因素的影响，脱硝效果可能不够稳定和可靠。
综上所述，SNCR是一种常见的电厂烟气脱硝方案，具有设备投资和运行成本较低、适用于已存在的电厂等优点。
然而，由于其适用范围受到烟气温度和逗留时间等因素的限制，脱硝效果可能不够稳定和可靠。
因此，在实际应用中，需要综合考虑SNCR的优缺点来选择最合适的烟气脱硝技术方案。
垃圾发电厂烟气处理工艺
垃圾发电厂烟气处理工艺垃圾处理是现代社会面临的一个重要问题，随着城市化进程的加速和人们生活水平的提高，产生的垃圾量也在不断增加。
垃圾无处可去成为困扰着城市管理者和环境保护者的一个难题。
垃圾处理不当会对环境造成严重污染，危害人们的健康。
因此，寻找高效、环保的垃圾处理方法显得尤为重要。
垃圾发电厂作为垃圾处理的一种方式，通过将垃圾燃烧产生热能，再将热能转化为电能，实现了垃圾资源化利用的同时解决了环境污染问题。
然而，垃圾发电厂在燃烧垃圾的过程中会产生大量的烟气，其中包含有害气体和颗粒物，如果不经过有效处理，会对大气环境和人类健康造成严重危害。
因此，的研究和应用至关重要。
目前，垃圾发电厂烟气处理工艺主要包括烟气脱硫、脱硝和除尘三个环节。
其中，烟气脱硫是处理烟气中二氧化硫的主要方法，在脱硫过程中，常用的方法包括湿法脱硫和干法脱硫。
湿法脱硫是将烟气通入吸收液中，通过化学反应将硫氧化物转化为硫酸盐，达到脱硫的效果。
而干法脱硫则是利用干法吸收剂吸收烟气中的二氧化硫，再通过一系列处理工艺将二氧化硫去除。
在选择烟气脱硫工艺时，需考虑成本、效率和环保要求等因素，综合选择合适的脱硫工艺。
除了烟气脱硫外，烟气脱硝也是垃圾发电厂烟气处理工艺中不可忽视的环节。
烟气中的氮氧化物不仅会对大气环境产生负面影响，还可能形成酸雨，危害生物和人类健康。
目前，常见的烟气脱硝技术包括选择性催化还原（SCR）、非选择性催化还原（SNCR）和氨水法等。
SCR技术通过在高温下将氮氧化物还原成氮气和水蒸气，达到脱硝的效果。
SNCR技术则是通过在烟气中喷射还原剂将氮氧化物还原，但SNCR技术的脱硝效率受到温度和氨水比例等因素的影响。
氨水法是将氨水喷入烟气中与气中的氮氧化物发生化学反应，通过去除烟气中的氮氧化物，达到脱硝的目的。
选择适合的烟气脱硝工艺对于提高烟气处理效率、减少对环境的影响具有重要意义。
此外，除尘工艺也是垃圾发电厂烟气处理中的一个重要环节。
电厂烟气氨法脱碳技术
烟气的温度、压力、含水量、颗粒物浓度、气体成分等是决定烟气处理难度的关键因素。
烟气组成与性质
湿法脱硫是利用碱性溶液（如氢氧化钠、石灰水等）吸收烟气中的二氧化硫，生成亚硫酸盐或硫酸盐，再进一步处理。
烟气处理的主要方法
湿法脱硫
干法脱硫是利用固体吸附剂或催化剂，在干状态下脱除烟气中的二氧化硫。
干法脱硫
技术复杂性
氨法脱碳技术需要的设备较多，投资成本较高。
设备投资高
氨法脱碳技术的能耗较高，需要消耗较多的能源来完成二氧化碳的去除。
高能耗
氨法脱碳技术存在的问题
ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ
06
电厂烟气氨法脱碳技术的发展趋势与前景
技术改进方向
研发更高效的吸附剂和催化剂，提高反应速度和脱碳效率，减少能源消耗和成本。
提高脱碳效率
开发新型脱碳技术
氨法脱碳工艺流程
在吸收环节中，烟气经过除尘、除湿等预处理后进入吸收塔，与塔顶喷洒的氨溶液充分接触，二氧化碳被吸收。
在解吸环节中，吸收了二氧化碳的氨溶液进入解吸塔进行加热和减压处理，释放出二氧化碳并生成碳酸氢铵。
循环泵用于将氨溶液循环使用，辅助设备包括管道、阀门、仪表等，用于控制整个工艺流程的运行。
电厂烟气氨法脱碳技术
2023-11-07
CATALOGUE
目录
引言电厂烟气处理技术概述电厂烟气氨法脱碳技术原理电厂烟气氨法脱碳技术应用及案例电厂烟气氨法脱碳技术的优势与问题电厂烟气氨法脱碳技术的发展趋势与前景
01
引言
技术背景
电厂烟气排放是主要的工业污染源之一，随着环保要求的提高，烟气脱碳技术成为电厂污染治理的关键技术之一。
传统的烟气脱碳技术主要包括石灰石-石膏法和湿式洗涤塔法等，但这些技术存在投资大、运行成本高、易结垢等问题。
垃圾焚烧发电厂焚烧烟气处理工艺流程
垃圾焚烧发电厂焚烧烟气处理工艺流程目前有些垃圾焚烧炉，会焚烧发热量低、含水量较高的废旧电池、日光灯、电子设备、涂料以及温度计等，烟气中含有大量的水分，所以不能使用布袋除尘器，而低温等离子废气处理设备和光氧催化废气处理设备相结合，则可以有效净化这些烟气、废气，使其达标排放。
低温等离子体是继固态、液态、气态之后的物质第四态，当外加电压达到气体的着火电压时，气体分子被击穿，产生包括电子、各种离子、原子和自由基在内的混合体。
放电过程中虽然电子温度很高，但重粒子温度很低，整个体系呈现低温状态，所以称为低温等离子体。
低温等离子体降解污染物是利用这些高能电子、自由基等活性粒子和废气中污染物作用，使污染物分子在短的时间内发生分解，并发生后续的各种反应以达到降解污染物的目的。
低温等离子体空气净化设备能够显著治理的污染有:VOC、恶臭气体、异味气体、油烟、粉尘，也可用于消毒杀菌。
低温等离子体技术是一种全新的净化过程，不需要任何添加剂、不产生废水、废渣，不会导致二次污染。
火电厂脱硝工艺流程图
火电厂脱硝工艺流程图火电厂脱硝工艺流程图火电厂是指以燃煤、燃油或其他燃料为能源的发电厂，发电过程中会产生大量的氮氧化物，其中主要包括一氧化氮（NO）和二氧化氮（NO2）。
这些氮氧化物是大气污染的主要来源之一，对环境和人体健康都会造成很大的危害。
为减少这些氮氧化物的排放量，火电厂需要进行脱硝处理。
火电厂脱硝工艺通常采用SCR（选择性催化还原）技术。
下面是一个火电厂脱硝工艺流程图的简要描述：1. 烟气进入烟气净化系统：烟气通常是通过锅炉燃烧产生的，首先需要进入烟气净化系统进行处理。
这个处理过程主要是去除烟气中的颗粒物和硫化物等。
2. 烟气进入脱硝装置：经过烟气净化系统的处理，清洁的烟气进入脱硝装置。
3. 入口煤粉喷射：在脱硝装置的入口，喷射煤粉使其与烟气充分混合。
4. 污染物分解：煤粉中的氮氧化物会在高温下分解成一氧化氮和氨。
5. 催化剂注入：催化剂（通常是钒钛催化剂）通过注入的方式加入脱硝装置中，形成催化层。
6. 进一步反应：一氧化氮和氨在催化剂层上发生反应，生成氮和水。
7. 烟气出口处理：经过脱硝装置的处理，烟气中的氮氧化物被高效地去除，减少了对环境的污染。
处理后的烟气通过烟囱排放出去。
8. 催化剂再生：催化剂在反应中会逐渐失活，需要定期进行再生。
催化剂再生通常是利用高温脱硝气体进行。
9. 催化剂循环：再生后的催化剂通过循环系统再次注入脱硝装置，进行下一轮反应。
以上是火电厂脱硝工艺流程图的简要描述，脱硝工艺主要是通过SCR技术实现的，能够高效地去除烟气中的氮氧化物，从而减少对环境的污染。
脱硝工艺的实施对于火电厂的可持续发展和环境保护具有重要意义。
火力发电厂烟气超净排放技术
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目录
• 引言 • 烟气超净排放技术原理 • 火力发电厂烟气治理现状与挑战 • 超净排放技术在火力发电厂中应用案例分
析 • 超净排放技术发展趋势预测与展望 • 结论着环保政策的日益严格，烟气 排放标准不断提高，传统烟气处 理技术难以满足要求，需要采用 更先进的技术手段实现烟气超净
烟气排放量大
火力发电厂是烟气排放的主要来 源之一，其排放量较大，对环境
和人体健康造成严重影响。
治理设施不完善
目前，部分火力发电厂的烟气治理 设施存在不完善、老化等问题，导 致治理效果不佳。
治理技术不断更新
随着环保技术的不断发展，火力发 电厂的烟气治理技术也在不断更新 和完善，但部分电厂仍存在技术落 后的问题。
美国某大型燃煤电厂
运用创新性的烟气治理技术，实现超低排放，同时提高发电效率，为全球火力发电厂提供借鉴。
效果评估及经济效益分析
环境效益
烟气超净排放技术可显著减少大气污染物排放，改善空气 质量，降低环境污染。
社会效益
实施烟气超净排放技术可提高火力发电厂的社会形象，增 强公众对环保事业的信心和支持。
经济效益
技术升级与改造
02
现有火力发电厂可通过引进烟气超净排放技术进行升级改造，
以满足更严格的环保标准，提高市场竞争力。
国际合作与交流
03
加强与国外同行的合作与交流，推动烟气超净排放技术的国际
传播与应用，为全球环境保护做出贡献。
政策法规建议
制定优惠政策
政府应出台相关优惠政策，如税收减免、资金补贴等，鼓励火力 发电厂引进和应用烟气超净排放技术。
智能化监控技术
应用物联网、大数据、人 工智能等技术，实现烟气 排放的实时监测、预警和 智能控制。
热电厂烟道气余热回收利用分析与措施研究
热电厂烟道气余热回收利用分析与措施研究热电厂烟道气余热回收利用是当前能源领域中热能回收利用的重要方向之一、烟道气是指燃烧过程中的烟尘和烟气，对环境造成污染，同时也含有大量的热能。
合理利用烟道气余热，可以提高能源利用效率，减少环境污染，具有重要的经济和环境效益。
烟道气余热回收利用主要包括以下几方面内容：1.烟气换热器的应用：通过在烟道中设置烟气换热器，将烟气中的热量传递给工艺用水或者空调用水，实现能源的重复利用。
同时通过调整换热器的结构和材料，提高换热器的热效率和寿命，降低能源消耗。
2.燃气脱硫过程中的余热回收：燃气脱硫是热电厂烟气处理的一项重要工艺。
在燃气脱硫过程中，大量的热能被消耗。
可以通过在脱硫系统中设置余热回收装置，将脱硫过程中释放的热能用于燃烧系统或者其他工艺的供热。
3.烟尘处理中的余热回收：烟尘处理是热电厂烟气处理的关键环节之一、在烟尘处理过程中，可以通过采用余热回收技术将烟道气中的热能回收，用于加热水、蒸汽或者其他工艺的供热。
这不仅可以提高能源利用效率，还可以减少烟尘对环境的影响。
4.余热利用系统的建设：热电厂烟道气余热回收利用需要建立完善的余热利用系统。
这包括烟气换热器、余热回收装置、余热供应系统等设备的选型、设计和安装。
同时还需要制定合理的操作管理措施，确保余热利用系统的正常运行。
在研究烟道气余热回收利用的措施时，需要综合考虑烟道气的温度、流量、成分、含尘量等因素。
同时还需要考虑烟道气回收利用系统与燃烧系统之间的协调性和一体化设计，以最大限度地提高能源利用效率和经济效益。
值得注意的是，烟道气余热回收利用不仅可以提高能源利用效率，还可以减少环境污染。
通过减少烟气中的污染物排放，可以改善空气质量，保护环境和人民健康。
总之，热电厂烟道气余热回收利用是一项技术含量较高的工作，需要从燃烧炉选型、燃烧工艺优化、余热回收系统设计等多个方面进行研究和改进。
通过合理利用烟道气的余热，既可以提高能源利用效率，又可以减少环境污染，有着重要的经济和环境效益。
火电厂烟气处理工艺流程
火电厂烟气处理工艺流程温馨提示：该文档是小主精心编写而成的，如果您对该文档有需求，可以对它进行下载，希望它能够帮助您解决您的实际问题。
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电厂烟道气除尘工艺流程
电厂烟道气除尘工艺流程下载温馨提示:该文档是我店铺精心编制而成，希望大家下载以后，能够帮助大家解决实际的问题。
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电厂scr流程
电厂scr流程电厂SCR流程是指电厂中的选择性催化还原（Selective Catalytic Reduction）流程，它是一种用于减少电厂烟气中氮氧化物（NOx）排放的技术。
本文将详细介绍电厂SCR流程的工作原理、主要组成部分以及操作步骤。
一、工作原理电厂SCR流程的工作原理是通过催化剂将烟气中的氮氧化物转化为氮气和水，从而减少对环境的污染。
具体而言，SCR流程根据烟气中的氮氧化物浓度和温度来调节氨气（NH3）的添加量，使其与氮氧化物发生催化还原反应。
在催化剂的作用下，氨气与氮氧化物发生化学反应生成氮气和水，从而将氮氧化物转化为无害物质。
二、主要组成部分电厂SCR流程的主要组成部分包括催化剂、氨气注入系统和烟气处理系统。
1. 催化剂：催化剂是SCR流程中的核心部分，它能够促进氨气与氮氧化物的催化还原反应。
常用的催化剂材料包括钨酸钒、五氧化二钒等。
2. 氨气注入系统：氨气注入系统用于向烟气中添加适量的氨气，以满足SCR催化剂反应所需的氨气浓度。
氨气通过氨气储罐经过控制阀进入喷射装置，然后通过喷嘴均匀地注入烟气中。
3. 烟气处理系统：烟气处理系统用于将烟气中的氮氧化物和其他污染物去除，以保证SCR流程的高效运行。
烟气处理系统包括除尘器、脱硫装置等。
三、操作步骤电厂SCR流程的操作步骤主要包括催化剂的启动和运行。
1. 催化剂的启动：在SCR流程刚开始运行时，催化剂需要进行启动。
启动催化剂的方法通常是通过加热烟气，提高烟气温度至催化剂的活性温度范围。
同时，逐渐增加氨气的投入量，使催化剂逐渐活化。
2. 催化剂的运行：催化剂运行时，需要根据烟气中的氮氧化物浓度和温度来控制氨气的添加量。
一般来说，当烟气中的氮氧化物浓度较高时，需要增加氨气的投入量；当烟气温度较低时，需要提高氨气的添加量。
通过调节氨气的投入量，保持催化剂的高效运行，以实现对烟气中氮氧化物的减排效果。
四、总结电厂SCR流程是一种有效的减少电厂烟气中氮氧化物排放的技术。
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2 燃烧后脱硫工艺——湿法 FGD工艺
世界各国的湿法烟气脱硫工艺流程、形式和 机理大同小异，主要是使用石灰石(CaCO3)、 石灰（CaO）或碳酸钠(Na2CO3)等浆液作洗涤 剂，在反应塔中对烟气进行洗涤，从而除去烟 气中的SO2。这种工艺已有50年的历史，经过 不断地改进和完善后，技术比较成熟，而且具 有脱硫效率高(90%～98％)，机组容量大，煤 种适应性强，运行费用较低和副产品易回收等 优点。据美国环保局(EPA)的统计资料，全美 火电厂采用湿式脱硫装置中，湿式石灰法占
燃料分级——再燃
我国在元宝山发电厂600MW机组上完成直吹式制粉系统 的超细化煤粉再燃技术示范工程，脱硝效率达到50%。 在宝钢发电厂350MW机组上完成气体燃料作为再燃燃料 的再燃技术示范工程。
二、尾气中硫的处理
电厂烟气处理脱硫是火力发电厂的工程中 的一个工程程序，指的是处理含硫化合物 的一个工程，基本上以处理二氧化硫为主 。二氧化硫的治理可分为燃烧前、燃烧中 和燃烧后进行三大类。。
能见度降低，对眼睛、喉咙有强烈的刺激作用，并会产生头 痛、呼吸道疾病恶化，严重的会造成死亡；空气中允许的最 高浓度5mg/m3(以NO2计)； 研究表明，HNO3对酸雨的贡献呈增长之势，降水中NO3— /SO42—比值在全国范围内逐渐增加。
燃煤电厂氮氧化物排放现状
①N用 物“O空；热x生气低力成中于型途1的”3径N5N02主O在℃x要高（几有温T乎h三下不e种r氧m生：a化成l N而，O产1x5）生00，的℃为氮少燃氧量烧化 生成，超过1500 ℃大量生成。
低氧燃烧
通过燃烧调整，减少氧气浓度，使燃烧过程在尽可能 接近理论空气量的条件下进行，一般可降低 15%~20%的NOx排放。
四角燃烧及墙式燃烧烟煤锅炉采用低氧燃烧技术，满 负荷时省煤器出口氧量由4%降为3%，NOx下降20% 。
但是烟气中CO浓度和飞灰可燃物含量可能上升，燃烧 经济性下降。
此外，低氧浓度会使炉膛内的某些区域成为还原性气 氛，从而降低灰熔点引起炉壁结渣和腐蚀。
（1）燃烧后脱硫工艺——喷雾干式烟气脱 硫工艺：喷雾干式烟气脱硫(简称干法FGD) ，该工艺用雾化的石灰浆液在喷雾干燥塔 中与烟气接触，石灰浆液与SO2反应后生 成一种干燥的固体反应物，最后连同飞灰 一起被除尘器收集。我国曾在四川省白马 电厂进行了旋转喷雾干法烟气脱硫的中间 试验，取得了一些经验，为在200～ 300MW机组上采用旋转喷雾干法烟气脱硫 优化参数的设计提供了依据。
采用低氧燃烧技术需要运行经验，兼顾燃烧效率和 NOx排放两个因素，需综合考虑确定最佳氧量。
空气分级燃烧
通过送风方式的控制，降低燃烧中心的氧 气浓度，抑制主燃烧区NOx的形成，燃料 完全燃烧所需要的其余空气由燃烧中心区 域之外的其它部位引入，使燃料燃尽。
在主燃烧区，由于风量减少，形成了相对 低温，贫氧而富燃料的区域，燃烧速度低 ，且燃料中的氮大部分分解为HCN、HN、 CN、CH等，使NOx分解，抑制NOx生成。
电厂烟气处理
二、电厂尾气中氮氧化物的处 理
氮氧化物，如N2O、NO、NO2、N2O3、N2O4和N2O5等，其 中NO和NO2所占比例最大，是重要的大气污染物。燃煤电 站氮氧化物（NOx）指NO和NO2 ；
NO在大气中可以氧化生成NO2； NOx还参与光化学烟雾和酸雨的形成，光化学烟雾会使大气
煤燃烧过程中影响NOx生成的主要因素有 ：
（1）燃料、煤种特性，如煤的含氮量、挥发分含量、燃 料中固定碳/挥发分之比以及挥发分中含氢量与含氮量 之比；
（2）锅炉燃烧温度、燃烧区域的温度峰值；
（3）锅炉过量空气系数，影响反应区中氧、氮、一氧化 氮和烃根等的含量；可燃物在反应区中的停留时间。
（4）锅炉负荷，负荷增大，燃料量增大，燃烧温度增大 ，NOx生成量增加。
低NOx燃烧技术
针 低N对ONxO燃x形烧成技机术理原和理影为响：因素，与之对应的 1．减少燃料周围的氧浓度。包括：降低炉内
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尽前燃料与二 次风的掺混，以减少着火区氧浓度，如空 气分级，低NOx燃烧器。 2．在氧浓度较少的条件下，维持足够的停留 时 生 解间成，，的如N使燃O燃料x经料 分过中 级均的 （相氮 再或不 燃多易 ）相生 ，反成 低应NNOO而xx被，燃还而烧原且器分使 。
②氢“燃快料速过型浓”时N燃Ox烧（产Pr生om的p氮t N氧O化x）物，；为锅碳炉化燃 烧生成量微不足道，受压力影响较大。
③含“有燃的料氮型的”化N合Ox物（（Fu如el杂N环Ox氮）化，物为）燃在料燃中烧 过程中氧化而生成的氮氧化物。
一般，当燃料中Байду номын сангаас的含量超过0.1%时，所 生成的NO在烟气中的浓度将会超过
燃料进行处理，如洗煤、气化 、液化等
洗煤： 要经过筛分、破碎、选煤、储存几道工序
炉内脱硫
通过计量装置、连续输送泵、由动力风源 、管道、分配器等完成计量、输送、送粉 量调节、炉内喷射、从而使石灰粉在炉内 锻烧分解、利用生成的CaO与炉内烟气的 SO2进行反应。
燃烧后脱硫
即指烟气脱硫，目前国内外采用的脱硫技 术中，主要采用的方法仍然是烟气脱硫
（2）燃烧后脱硫工艺——粉煤灰干式烟气 脱硫技术：日本从1985年起，研究利用粉 煤灰作为脱硫剂的干式烟气脱硫技术，到 1988年底完成工业实用化试验，1991年初 投运了首台粉煤灰干式脱硫设备，处理烟 气量644000Nm3／h。其特点：脱硫率高 达60%以上，性能稳定，达到了一般湿式 法脱硫性能水平；脱硫剂成本低；用水量 少，无需排水处理和排烟再加热，设备总 费用比湿式法脱硫低1／4；煤灰脱硫剂可 以复用；没有浆料，维护容易，设备系统
燃烧后脱硫工艺—干式烟气 脱硫艺
该工艺用于电厂烟气脱硫始于80年代初， 与常规的湿式洗涤工艺相比有以下优点： 投资费用较低；脱硫产物呈干态，并和飞 灰相混；无需装设除雾器及再热器；设备 不易腐蚀，不易发生结垢及堵塞。其缺点 是：吸收剂的利用率低于湿式烟气脱硫工 艺；用于高硫煤时经济性差；飞灰与脱硫 产物相混可能影响综合利用；对干燥过程 控制要求很高。
其主要优点是能广泛地进行商品化开发 ，且其吸收剂的资源丰富，成本低廉，废 渣既可抛弃，也可作为商品石膏回收。目 前，石灰／石灰石法是世界上应用最多的 一种FGD工艺，对高硫煤，脱硫率可在 90%以上，对低硫煤，脱硫率可在95%以 上。