火电厂烟气
燃煤电厂烟气脱硫技术简介
燃煤电厂烟气脱硫技术简介摘要：现阶段，社会经济发展速度显著加快，一定程度上提升了人们物质生活水平，使煤炭资源紧张程度加剧，且可持续发展思想与环保理念深入人心。
火电厂污染物的排放量大，对于能源的消耗也更多，因而有必要加大控制力度，对脱硫脱硝与烟气防尘技术进行优化与改善，使污染物的实际排放量得以降低，全面优化能源的利用效果。
由此可见，深入研究并分析火电厂锅炉脱硫脱硝与烟气除尘技术十分有必要。
关键词：燃煤；电厂；烟气脱硫技术引言通过燃烧煤炭、天然气、石油等能源物质实现由化学能向电能的转化，是中国现阶段最主要的电力生产方式。
随着人们生活水平的提升，对于电能的需求也在不断增加，进而导致了较为严重的烟气污染问题。
在这样的情况下，有必要围绕电厂实际运行情况落实完善的锅炉烟气脱硫、脱硝及烟气除尘技术，同时进一步提升对于烟气污染的治理能力，确保可以在发电过程中有效落实可持续发展的绿色理念。
1燃煤电厂烟气脱硫技术各国从脱硫技术的要求出发，已经开发了很多燃煤锅炉控制SO2排量技术，并应用于工程中。
这些技术总结起来分为燃烧前脱硫、燃烧中脱硫和燃烧后脱硫。
利用化学、物理或生物方法脱去煤中硫被称为燃烧前脱硫，因其工艺成本高，尚未得到广泛应用。
在燃烧过程中对煤进行脱硫称为燃烧中脱硫，主要有循环流化床锅炉燃烧脱硫技术和炉内喷钙技术。
燃烧后脱硫（Flue Gas Desulfurization，FGD）是对燃烧后的烟气进行脱硫，主要有海水法、石灰石—石膏法、氨吸收法和双碱法，是目前世界范围内应用最广泛、规模最大的脱硫技术。
西安某火电厂1#、2#机组（2×300MW）采用石灰石—石膏湿法脱硫工艺，使用石灰石作为脱硫剂，工艺上将其研磨成细粉与水混合制成吸收浆，吸收浆与烟气在吸收塔内混合接触，浆液中的碳酸钙与烟气中SO2、空气混合接触并发生氧化反应，最终生成二水石膏。
脱硫后的烟气经换热器加热升温后排入空气，余下的石膏浆经脱水处理后回收并循环利用。
火电厂烟气脱硝技术介绍
火电厂烟气脱硝技术介绍据统计,我国大气污染物中NOx 60 %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%。
2000 年我国火电厂氮氧化物排放量控制在500万t 左右,按照目前的排放控制水平,到2020 年,氮氧化物排放量将达到1 000 万t 以上。
面对严峻的环保形势,我国于1991 年制定了第一部《火电厂污染物排放标准》,在此后的12 年间,历经两次修订(1996 版和2003 版) ,排放标准日益严格。
2004 年,国家允许的氮氧化物最高排放浓度(标准状态,下文称为标) 为450 mg/ m3 (V daf > 20 %) 。
此排放限值已接近于目前炉内低氮燃烧技术所能达到的最高水平,若要进一步降低NOx 的排放浓度,只有安装烟气脱硝系统。
1 脱硝技术概况1.1 NOx 的形成机理NOx 是NO 和NO2 的统称,燃煤电厂烟气中的NOx 主要是煤燃烧产生的。
通常,燃烧生成的NOx 由超过90 %的NO 和小于10 %的NO2 组成。
依据氮氧化物生成机理,可分为热力型、燃料型和快速型NOx 3类,其中快速型NOx 生成量很少,可以忽略不计。
热力型NOx 是指当炉膛温度在1 350 ℃以上时,空气中的氮气在高温下被氧化生成NOx ,当温度足够高时,热力型NOx 可达20 %。
燃料型NOx 指的是燃料中的有机氮化物在燃烧过程中生成的NOx ,其生成量主要取决于空气燃料的混合比。
燃料型NOx 约占NOx 总生成量的75%～90%。
1.2 低NOx 燃烧技术对应NOx 的两种主要生成机理,炉内脱硝技术主要从两方面入手降低NOx 生成:(1) 降低炉内燃烧温度以减少热力型NOx 生成; (2) 营造煤粉着火区域的还原性气氛以减少燃料型NOx 生成。
在具体的应用上,往往是两种技术的综合,既降低燃烧温度,又降低着火区域的氧气浓度。
低NOx 燃烧技术主要包括低氧燃烧、分级燃烧、烟气再循环、采用低NOx 燃烧器等。
关于火电厂烟气除尘
关于火电厂烟气除尘近年来，人们生活水平快速提升，对电力的应用要求也在不断上升中。
为可以提升到电厂锅炉脱硫脱硝以及烟气除尘的效果，有效避免电厂发电对我国环境造成的影响，本文简单讲解了燃煤脱硝技术，希望能对未来工农业发展的环境保护起到一定的作用。
在人们对电力行业环保要求不断上升的情况下，有许多企业还是没能科学合理地通过相关技术进行烟气脱离脱硝除尘的工作，在当前社会快速发展的潮流下电厂所排除的废气是以往的数十倍，严重影响了人们的生命健康以及对环境造成了严重的污染。
为此，相关人员应当选择适合的方式开展对燃煤脱硝技术的研发工作，为我国社会的健康发展做贡献。
1 燃煤脱硝技术概述煤炭是一种易燃的矿物成分，是中国工业生产和正常开采的重要燃料油。
在剧烈燃烧的过程中，它将产生更多的氮氧化物。
形成三种主要方法：一是快速的氮氧化反应。
煤中的烃正离子基团在高温环境中与周围空气中的气态氮反应形成氮氧化过程。
二是热氮氧化过程，它将在煤炭燃烧期间产生大量热量。
促进氮气和氧气在清洁空气中产生氮氧化物的不同反应；三是制造燃料氮氧化物。
在剧烈燃烧的过程中，煤在高温下分解为正离子化合物，然后，在洁净空气中与二氧化碳反应，逐渐形成氮氧化物过程物质。
实质上是指燃烧高温烟气的各种售后技术。
当上述三种不同形式的氮氧化反应物相互分离时，通过将有害气体直接转化为液态物质和液态元素，可以大大减少有害气体物质的逐渐形成。
这些技术的应用可以大大减少煤炭中的污染物，从而达到保护自身环境的最终目的。
2 电厂锅炉脱硫脱硝及除尘技术2.1 固体吸附/再生法(1）碳质物料。
根据吸附材料的不同，可以分为采用活性炭吸附法，活性炭吸附的吸附过程有两方面：吸附塔和可再生塔。
附着细胞活性炭的唯一方法是黏附塔。
吸附塔分为用于脱硝的上层和用于脱硫的下层。
此外，活性炭来回移动，烟雾在中间快速流动，并且方向垂直。
高（在低温环境下为80%）；从深蹲初期排出的烟雾不需要内部加热；没有二次污染的影响；attached附有很多材料，可能会引起轻微中毒；可以从废气中除去HF、HCl、砷和汞，鈶可以进行除尘的工作，planning规划建设成本不高、流动资金使用不多、占地面积过大。
火电厂烟气处理工艺流程
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火电厂烟气温度和火电厂烘煤热损耗
火力发电厂消耗我国煤炭总产量的50%以上，其排烟热损失是电站锅炉各项热损失中最大的一项，占锅炉总热损失的80%或更高。
排烟热损失的主要影响因素是锅炉排烟温度，一般情况下，排烟温度每升高10℃，排烟热损失增加0.6%～1.0%，发电煤耗增加2g/kWh左右。
我国现役火电机组中，锅炉排烟温度普遍维持在125～150℃左右水平，褐煤锅炉为170℃为左右，排烟温度高是一个普遍现象，由此造成巨大的能量损失。
电站锅炉排烟余热深度回收利用系统安装在除尘器之后、脱硫塔之前的烟道中，可以最大程度地降低烟气温度，使烟气温度再降低40～50℃。
在一些采用湿烟囱或烟塔合一等最新烟气排放技术的电厂，脱硫塔入口烟温可降低到85℃左右，使烟温达到最佳脱硫效率状态，大大减少脱硫塔的冷却水耗。
全国火电厂已投运烟气脱硫机组容量占全国燃煤机组容量的66％，其中90％以上采用石灰石/石灰一石膏湿法烟气脱硫工艺。
湿法烟气脱硫系统中，吸收塔出口净烟气温度一般为47~51℃，设置GGH（烟气换热器）可将净化后的饱和湿烟气加热到约80℃排放，从而提高烟气从烟囱排放时的抬升高度。
根据国内电厂实际状况，在环境湿度未饱和的条件下，安装和不安装GGH对烟气抬升高度有一定差异。
目前，电厂烟囱主要在以下四种工况下运行：1. 排放未经脱硫的烟气，进入烟囱的烟气温度在125℃左右，在此条件下，烟囱内壁处于干燥状态，烟气对烟囱内壁材料不直接产生腐蚀。
2. 排放经湿法脱硫后的烟气，并且烟气经GGH系统加热，进入烟囱的烟气温度在80℃左右，烟囱内壁有轻微的结露。
3. 排放经湿法脱硫后的烟气，不设GGH系统，进入烟囱的烟气温度在50℃左右，烟囱内壁有严重的结露，沿筒壁有结露的酸液流淌。
4. 脱硫后，因各种原因停开的FGD,在这种情况下烟气的工况是干湿交替运行。
经计算，烟气脱硫后酸露点温度有明显下降，某电厂燃用设计煤种，原烟气酸露点为132.2℃，当烟气脱硫效率为90%时酸露点为92.7℃，当烟气脱硫效率为95%时酸露点为83.9℃。
火电厂净烟气烟尘数值异常分析及解决措施
火电厂净烟气烟尘数值异常分析及解决措施一、烟尘数值异常时的运行情况：针对烟尘数值高问题，首先对在线设备进行排除，检查无异常，排除在线设备故障问题。
同时结合机组生产运行数据，查看当前运行参数，进行统计分析，归纳得出：（一）机组烟尘数值随负荷上升而下降。
（二）机组烟尘高与浆液密度无明显逻辑关系。
（三）近期因长期4台泵运行，得出机组烟尘高与喷淋层数无明显逻辑关系。
（四）机组烟尘实测高，因净烟气氧量折算造成折算值超5mg/m3。
（五）机组烟尘高与除雾器冲洗无明显逻辑关系。
二、烟尘数值异常的分析方向：（一）CEMS在线设备上的测量计算公式方面的影响（二）环保设备设施和CEMS在线表计等方面的影响三、最终确定烟尘数值偏大的几种可能性分析（一）不同湿度对标干值和折算值的影响：实测值和标干值计算公式上图为实际烟气颗粒物和标干烟气颗粒物关系：如含湿量为16%时（取样口烟道处的含湿量会更高）：实测值=标干值1*273/（273+52）*（101325+600）/101325*（1-16%）=标干值1*0.84*1.006*0.84=标干值1*0.71如含湿量为7%时（取样口烟道处的含湿量会更高）：实测值=标干值2*273/（273+52）*（101325+600）/101325*（1-7%）=标干值2*0.84*1.006*0.93=标干值2*0.79假设实测值为定数3；标干值1=3/0.71=4.23标干值2=3/0.79=3.79可见：湿度高低将造成标干值约0.44mg/m3的偏差标干值和折算值计算公式：折算值1=标干值1*（21-6）/（21-9）=4.23*1.25=5.29折算值2=标干值2*（21-6）/（21-9）=3.79*1.25=4.74氧量折算再次放大湿度影响偏差。
得出：湿度、氧量，均会对烟尘颗粒物测量造成较大影响。
相对湿度和绝对湿度影响因素众多，不好实现运行调控烟气湿度，具体如下：1.脱硫净烟气相对湿度和绝对湿度均随空塔气速增大先急剧降低，空塔气速由2.5提高至2.9 m/s时，脱硫净烟气相对湿度和绝对湿度分别由88%、82.2g/kg降至52%、57.3g/kg，随后趋于相对平缓。
火电厂 烟气排放连续监测系统(CEMS)
本文介绍南京协鑫热电有限公司2×48MW机组烟气排放连续监测系统（Continuous Emission Monitoring System)即CEMS的设计选型，比较了CEMS的几种主要技术及其特点。
关键词：火电厂烟气排放连续监测系统（CEMS）1 前言我国火力发电量占总发电量80%左右，而煤炭占火电机组燃料的95%，随着国民经济的快速增长促使电力事业的迅猛发展，由燃煤所带来的大气污染问题日益严重。
按目前的排放控制水平，到2020年，我国火电厂排放的二氧化硫、烟尘和氮氧化物将分别达到2100万吨、500万吨和1000万吨以上。
如果火电厂排放的大气污染物得不到有效控制，将直接影响到我国大气环境质量的改善。
为控制污染加剧，促进火电行业的技术进步和电力行业的可持续发展，国家环保部门采取了一系列严格的环保政策，如大气污染物总量控制、提高排污收费标准等（如二氧化硫收费标准将由0.2元/kg调至0.63元/kg）。
新修订的《火电厂大气污染物排放标准》(GBl3223—2003)规定：“火力发电锅炉须装设符合HJ/T75 要求的烟气排放连续监测仪器；火电厂大气污染物的连续监测按HJ/T75 中的规定执行；烟气排放连续监测装置经省级以上人民政府环境保护行政主管部门验收合格后，在有效期内其监测数据为有效数据。
”因此，CEMS已成为环境管理、环境监测、排污收费、污染物治理及实施污染物排放总量控制的科学可靠的依据及必要的技术手段。
2 工程情况简介南京协鑫热电有限公司建设规模为2×240t/h循环流化床锅炉配2×48MW机组，采用炉内投加石灰石脱硫方式，安有二台布袋除尘器，烟气由两侧烟道进入烟囱排出，烟囱高150m，由于两侧烟道工况类似，烟气的流动性好，CEMS采用“一拖二”系统配置，即在烟囱两侧烟道上分别安装一套采样装置，共用一套分析仪器。
监测项目为SO2、烟尘、NOx，附带测量参数为烟气温度、烟气量、流速、压力、水分、烟气含O2量等。
火电厂中的烟气排放标准与净化技术
火电厂中的烟气排放标准与净化技术火电厂，作为一种重要的能源生产方式，在全球范围内都扮演着不可替代的角色。
然而，由于其所产生的废气排放常常对环境和人体健康造成不良影响，因此需要采用一系列先进的排放标准和净化技术来降低其污染物排放。
本文就火电厂中的烟气排放标准与净化技术进行探讨。
一、火电厂烟气排放标准火电厂烟气中通常包含多种污染物，如二氧化硫（SO2）、氮氧化物（NOx）、颗粒物（PM）和二氧化碳（CO2）等。
这些污染物不仅会影响空气质量，还可能导致人体健康问题、酸雨、气候变化等环境问题。
因此，各国政府都采取了一系列措施来限制烟气排放。
以中国为例，中国在近年来也加强了火电厂排放标准的管理。
国家环境保护部于2015年颁布了《大气污染物排放标准》（GB 13223-2011）和《锅炉大气污染物排放标准》（GB 13271-2014），规定了火电厂等各类企业的烟气排放限值。
其中，针对SO2、NOx、PM等主要污染物的排放，国家施行了严格的排放标准。
二、火电厂烟气净化技术除了限制烟气排放，火电厂还需要采用各种净化技术来降低污染物排放浓度。
1. 电除尘技术电除尘技术是一种利用电场力作用将颗粒状物质从烟气中除去的方法。
它的原理是利用电场将带电颗粒物引向集电极，从而达到除尘的目的。
该技术适用于颗粒物排放浓度较高的火电厂，是目前广泛采用的一种成熟的除尘技术。
2. 脱硫技术脱硫技术是将烟气中的SO2进行脱除的一种技术。
目前采用的多为湿法脱硫技术和半干法脱硫技术。
湿法脱硫技术通过将烟气中的SO2与乳化水或碱性溶液接触，使SO2转化为硫酸盐后被吸收到液体中，从而达到除硫的目的。
半干法脱硫技术则是在湿法脱硫技术基础上发展而来的，其主要特点是减少了反应后的液体处理量，提高了反应效率。
3. 脱硝技术脱硝技术是将烟气中的NOx进行脱除的一种技术。
目前采用的主要为选择性催化还原（SCR）技术和选择性非催化还原（SNCR）技术。
SCR技术是将NH3或尿素喷入烟气中，然后在SCR催化剂处与NOx反应，使NOx转化为N2和H2O，达到脱硝的目的。
常规火电厂烟气净化技术
2、固体废弃物
大部分脱硫工艺对脱硫副产品采用抛弃堆放
等处理方式，因此要对堆放场的底部进行防渗处
理，以防污染地下水，对表面进行固化处理，以
防扬尘。
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4.4 湿法烟气脱硫技术
湿法脱硫技术以石灰石或石灰浆液洗涤法为代表。
优点：
实现脱硫脱氮装置一体化的联合烟气净化技 术与可资源化烟气脱硫技术是目前重要的研究课 题，也是未来烟气净化整技理pp术t 的发展方向。
二. 烟气脱硫技术的发展
自20世纪70年代世界上开始安装第一套大容 量火电厂烟气脱硫（FGD）装置以来，烟气脱硫 技术已经历了30多年的发展过程，已经投入应用 的烟气脱硫技术有十余种。
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2、工艺流程
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基本工艺流程如下：
锅炉烟气经电除尘器除尘后，通过增压风机、
GGH(可选)降温后进入吸收塔。
在吸收塔内烟气向上流动且被向下流动的循环
浆液以逆流方式洗涤。循环浆液则通过喷浆层内设
置的喷嘴喷射到吸收塔中，以便脱除SO2、SO3、 HCL和HF，与此同时在“强制氧化工艺”的处理
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喷射鼓泡塔
由千代田公司开发研制，又称CT-121，烟气通 过喷射分配器以一定的压力进入吸收液，形成一 定高度的喷射气泡层，可省去再循环泵和喷林装 置。净化后的烟气经上升管进入混合室，除雾后 排放。特点是：可在低pH下运行，一般为3.5－ 4.5，生成的石膏晶体颗粒大，易于脱水；脱硫 率的高低与系统的压降有关，可通过增大喷射管 的浸没深度来提高压降，提高脱硫率。
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烟气输送系统和热交换系统
火电厂烟气污染物的防治研究
１ ）静 电 除尘 器 脱 汞。 目前 电 厂 以 电除 尘 器 为 主 ，且 除尘 效 果 较好 ，一 般 可达 ９ ％以上 。烟气 中以颗 粒态 形 式存 在 的 固相 汞 ９ 在经过 电除 尘器 时 可 以得 到 去 除 。但 以颗 粒态 形 式存 在 的 汞 占煤 燃烧 中汞 排 放 的 比例较低 ，且 这 部分 汞 大多存 在 于 亚微 米 级颗 粒 中 ，而一 般 电 除尘 器 对这部 分 粒径 范 围内 的颗 粒 脱 除效 果 较差 。 因此 ，燃煤 电厂 单靠 电除尘 器 的除汞 能力有 限 。 ２） 袋 除尘器 脱汞 。布袋 除 尘器 能够 脱除 高 比电阻 粉尘 和细 布 粉尘 ，尤 其在 脱 除细 粉尘 方 面有 其独 特 的效 果 。 由于 细颗 粒上 富 集 了大 量 的汞 ，因此 布袋 除尘 器 在脱 除 烟气 中 汞有 很 大 的潜 力 。 经过 布 袋 除尘 器 后能 去除 约７ ｆ 的 汞 ，较 电除 尘 器 的脱汞 效 率要 ０ｏ ｒ 高一 些 。但 由于 受烟 气高 温影 响 ，同 时袋 式除 尘器 自身存 在滤 袋 材 质差 、寿命 短 、压 力损 失 大 、运 行 费用 高等 局 限性 ，限制 了其 使用 。 ３） 硫设 施 脱汞 。脱硫 设 施 温度 相 对较 低 ，有利 于 Ｈ ０ 氧 脱 ｇ的 化和 Ｈ ２ 吸收 ，是 目前汞 去 除 最有 效 的净 化 设备 。特 别是 在 湿 ｇ＋ 的 法脱 硫 系统 中 ，由 于Ｈ ２ 溶 于 水 ，容 易 与石 灰石 或 石 灰 吸收 剂 ｇ易 ＋ 反应 ，能去除约９ ％的Ｈ 。Ｈ ０ 所 占比例是影响脱硫设施对汞去 除率 的 主 要 因素 ，因此提 高 烟 气 中Ｈ ２ 比例 ，将 直接 影 响脱 硫 ｇ＋ 的 设施对 汞 的去 除效果 。 ４）脱 硝 设施 脱 汞 。燃 煤 电厂 烟 气 脱硝 工 艺 中 ，选择 性 催 化 还原 （ Ｃ ）和选 择 性 非催 化 还 原 （ Ｎ Ｒ）是 两 种 常 用 的脱 硝 ＳＲ ＳＣ 工艺 。火 电厂 烟气 在脱 硝 、除 尘 和脱 硫 的 同时 ，可 对汞 产 生协 同 脱除 的效 应 ，利用 现 有脱硫 脱 硝设 备 脱 汞是 目前 大 型火 电厂脱 汞 技术 的 首选 ，也符 合 我 国烟气 控 制政 策 。 因此 ，汞 的脱 除 优先 考 虑采用高效除尘 、烟气脱硫和脱硝协同控制的技术路线 ，经过脱
火电厂烟气排放对大气污染的影响
火电厂烟气排放对大气污染的影响近年来，伴随着工业化的快速发展，火电厂作为能源供应的主要来源之一，其烟气排放不可忽视的对大气环境造成了巨大的影响。
本文将探讨火电厂烟气排放对大气污染的影响，并分析其可能引起的一些问题。
首先，火电厂烟气中的二氧化硫（SO2）是造成酸雨的主要原因之一。
在火电厂燃烧过程中，煤炭等燃料中的硫分会与空气中的氧气反应生成二氧化硫，进而释放到大气中。
这些二氧化硫在空气中与水蒸气、氧化物等物质反应形成硫酸，从而导致酸性降水的形成。
酸雨的产生不仅对农作物、森林和水体造成直接损害，还会危害人体健康。
因此，火电厂烟气排放中二氧化硫的控制显得尤为重要。
其次，火电厂烟气中的颗粒物（PM）对空气质量造成了严重的污染。
颗粒物主要包括可吸入颗粒物（PM10）和细微颗粒物（PM2.5），它们不仅危害人体健康，还可造成大气浑浊。
火电厂中的颗粒物排放主要来自燃烧过程中的煤炭灰渣以及烟气中的炭黑和硫酸盐等物质。
这些颗粒物一旦排放到大气中，会对呼吸系统造成损害，并且在较高的浓度下会影响能见度，给驾驶、航空等活动带来安全隐患。
此外，火电厂烟气中的氮氧化物（NOx）也是大气污染的重要成分。
煤炭燃烧过程中产生的高温会引发氮氧化物的形成，它们会与空气中的氧气反应生成二氧化氮。
这些氮氧化物除了对人体健康产生危害外，还会参与光化学反应，导致光化学烟雾等污染物的形成。
此外，氮氧化物还会加速大气中臭氧生成的速率，进而造成臭氧层的破坏。
针对这些火电厂烟气排放所带来的大气污染问题，有必要采取有效的措施来控制和减少其排放量。
首先，可以通过提高燃烧效率和引入先进的脱硫、脱硝和除尘装置来降低火电厂烟气中污染物的含量。
例如，采用湿法脱硫技术和烟气脱硝技术可以有效降低二氧化硫和氮氧化物的排放。
其次，火电厂可以使用高品质低硫煤或替代燃料来减少硫分和氮分的含量，从源头上减少污染物的生成。
此外，政府和环保机构可以加强监督和管理，对火电厂的排放量进行严格的监控和限制。
火电厂烟气余热利用及深度治理综合技术应用
火电厂烟气余热利用及深度治理综合技术应用摘要：应对能源日益降低、社会经济发展变缓、自然环境严重恶化的世界环境，火电厂的未来发展受到严重牵制。
因此，如何利用相对有限的能源来实现它的经济价值，降低能源损失尤为重要。
对火电厂烟气余热综合利用技术实现了解析和讨论，关键讲解了汽水系统和锅炉排烟系统余热综合性利用技术性，最后，结合国内某火力发电厂350 MW烟气余热梯级利用的实例，对该项目的实际应用进行了论证。
关键词：火电厂申厂；烟气；余热；综合技术引言通过对电厂锅炉废气、锅炉持续排放污水、炉底排渣产生的热量进行综合利用，将其转化为有效的社会效益和生态效益。
目前，余热利用有多种形式，例如利用锅炉烟气余热加热水锅炉节能器、利用烟气余热作空气预热器热源、利用锅炉持续废水处理余热加热锅炉给排水、利用炉底渣余热加热锅炉燃烧气体和给排水等。
除了常规的废热利用方式外，还有一种直接利用锅炉进行废水排放的电厂装置，以及深层利用锅炉尾部烟气的余热的综合技术。
重点详述汽水系统软体废热与锅炉排风系统的综合利用技术，并结合应用实例进行了应用分析。
一、选题背景火力发电厂通称火电厂，它是将煤等燃料经加热加热后产生的水蒸气转换为电力。
在火力发电厂中，一般选择燃气和蒸汽，而小型的火力发电厂则选择使用内燃机。
火力发电厂在我国电力供应中占有重要地位，其发电量占全国总发电量的百分之七十。
但是，中国作为世界上最大的发电国家，其发展速度也最快，给电网带来了巨大的影响。
由于目前我国的原煤市场化，每年对燃煤等能源的消耗都在不断增加，而精煤的发展也十分明显。
此外，随着可持续发展的生态理念，燃煤电厂对环境造成的破坏已成为全球关注的焦点。
在国家发展的大环境下，怎样充足利用火电厂烟气余热是近些年环保节能的要点之一[1]。
二、烟气余热综合利用技术在火电厂的正式运转中，发电量造成的烟气余热的综合利用是一项比较复杂的工程。
其关键问题在于，当超低温工况下，锅炉排出的烟气余热通过基础冷却塔排出时，将会对锅炉尾部的热传导面积造成不利影响。
烟气脱硝(SCR)技术及相关计算
2021/3/27
CHENLI
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脱硝反应器的总括图 (垂直流型)
NH3 喷嘴 (AIG) 催化剂框架结构
导叶片 整流器(缓冲层) 催化剂层
预留层
吹灰器 2021/3/27
催化剂载卸设备
CHENLI
烟气
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2、液氨存储及供应系统
液氨存储及供应系统包括氨压缩机、液氨储罐、 液氨蒸发器、气氨罐废水箱、废水泵、废水坑 等。此套系统提供氨气供脱硝反应使用。液氨 的供应由液氨槽车运送，利用液氨卸料压缩机 将液氨由槽车输入液氨储罐内，储槽输出的液 氨在液氨蒸发器内蒸发为气氨，气氨经稀释后 供入脱硝系统。
烟气脱硝（SCR）技术及相关计算
2021/3/27
CHENLI
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内容目录
1. 火电厂烟气脱硝基本概念 2. 氮氧化物生成机理 3. 减少氮氧化物排放的方法 4. 烟气脱硝SCR工艺 5. 运行注意事项 6. 氨消耗量的粗略计算
2021/3/27
CHENLI
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1. 火电厂烟气脱硝基本概念
烟气脱硝是NOx生成后的控制措施，即对燃烧后产生 的含NOx的烟气进行脱氮处理的技术方法。
2021/3/27
CHENLI
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催化剂堵塞和失效
反应器布置在高含尘烟气段，这里的烟气
未经过除尘，飞灰颗粒对催化剂的冲蚀和 沉积比较严重，会引起催化剂空隙堵塞现 象，甚至可能引起催化剂中毒，使催化剂 活性降低。为保证理想的脱除效率，催化 剂表面必须保持清洁，在反应器内安装吹 灰器对催化剂层进行定期清洁。
害，当要将氨系统管路打开时，需要用氮气冲 管置换后再进行作业。
2021/3/27
CHENLI
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氨逃逸率
火电厂超低排放烟气监测CEMS应用
火电厂超低排放烟气监测 CEMS应用摘要：大部分火电厂以燃煤发电为主，由于煤炭燃烧过程的不充分会产生大量的污染物，这些污染物通常以烟气的形式排放到大气中，引起空气质量污染。
应用超低排放烟气监测系统可以在一定程度上实现火电厂的治污减排，其中CEMS是完成超低排放烟气监测任务的重要设备。
目前，社会对大气污染的防治力度越来越大，使得火电厂烟气污染物的排放限值不断升级，因此，加大CEMS系统的研究与应用，以适应社会大众会环保的诉求，对于火电厂的可持续发展有着重大的现实意义。
关键词：火电厂；超低排放；烟气监测1、CEMS系统工作原理CEMS（烟气连续监测系统）用于连续自动监测固定污染源的污染物排放浓度。
将仪器安装在污染源上，实时测量监测污染物的排放浓度和排放量，同时，将监测的数据传送到环保监控中心。
该系统主要包括了4个子系统，分别是气态污染物监测系统、颗粒污染物监测系统、烟气排放参数测量系统、系统控制及数据采集系统。
每一个子系统都有多种监测测量技术，技术不同，工作原理和过程不同。
下面将以气态污染物和颗粒污染物的监测为例，选择一种方法作为代表进行分析。
气态污染物的监测采样方式有，抽取采样法和直接测量法，国内电厂主要使用直接测量法。
直接测量法又分为点测量和线测量两种。
点测量是将传感器安装在探头端部，探头直接插入烟道，使用电化学或光电传感器來测量较小范围内的污染物浓度。
线测量是将传感器和探头直接安装在烟道或者烟囱上，再利用光谱分析技术或者是激光技术来对被测物进行长距离直线型的在线测量。
该项技术主要基于光谱学和光学，在CEMS系统中的使用占率约为10%。
颗粒污染物的监测中的方法有浊度法和光散射法，光散射法是国内主要使用的方法，光学部分包括激光光源、功率控制、光电传感、散射光接收部分。
原理是激光器发出的650nm束以一个微小的角度射入排放源，激光束与烟尘粒子作用产生散射光，背向散射光通过接受系统进入传感器转变成电信号进行处理。
电厂烟气含湿量标准
电厂烟气含湿量标准
电厂烟气含湿量的标准取决于不同的烟气处理设备和燃料，以及当地的环境和气候条件。
一般来说，火电厂的烟气含湿量标准在20%到40%之间。
烟气含湿量对火电厂的运行和排放具有重要影响。
如果烟气含湿量过高，将会导致烟气温度过低，产生白烟，影响周围环境和大气能见度。
同时，高含湿量的烟气也会加速烟气处理设备的腐蚀和损坏，缩短设备的使用寿命。
而如果烟气含湿量过低，将会导致烟气温度过高，产生黑烟，同样会影响环境和大气能见度。
为了确保火电厂的烟气含湿量符合标准，通常需要采取以下措施：控制燃料的水分含量。
燃料中的水分会影响烟气的含湿量，因此需要控制燃料的湿度，使其在规定的范围内。
使用烟气处理设备。
烟气处理设备包括烟气脱硫、脱硝、除尘等设备，这些设备的使用可以有效地降低烟气中的湿度。
定期检测烟气含湿量。
定期检测烟气含湿量可以及时发现和处理问题，确保烟气含湿量符合标准。
火电厂的烟气含湿量标准在20%到40%之间，为了确保烟气含湿量符合标准，需要采取一系列措施，包括控制燃料的水分含量、使用烟气处理设备、定期检测烟气含湿量等。
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2014-06-04
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