火电厂烟气脱硝工艺特点及工作原理概述
火力发电厂脱硫脱硝工艺
排放总量：衡量排放污染物总量的重要指标，通常要求达到国家或地方标准
2
3
4
1
环保效益
01
减少二氧化硫排放，降低酸雨危害
03
降低温室气体排放，减缓全球变暖
02
减少氮氧化物排放，减轻大气污染
04
保护生态环境，促进可持续发展
经济效益
减少环境污染：降低二氧化硫和氮氧化物的排放，改善空气质量
01
节省能源：减少燃料消耗，降低生产成本
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提高生产效率：减少设备维护和停机时间，提高生产效率
03
增加企业竞争力：满足环保法规要求，提高企业形象和竞争力
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谢谢
汇报人名字
结构：包括塔体、喷淋系统、除雾器等
工作原理：利用碱性溶液吸收二氧化硫和氮氧化物，生成亚硫酸盐和硝酸盐
特点：高效、节能、环保，可有效降低烟气中的污染物排放
反应器
作用：用于脱硫脱硝反应的进行
工作原理：利用化学反应原理，将烟气中的硫氧化物和氮氧化物转化为无害物质
性能要求：耐高温、耐腐蚀、耐磨损，保证反应器长期稳定运行
结构：包括反应器本体、催化剂、气体分布器等
除尘器
作用：去除烟气中的粉尘和颗粒物
1
原理：利用惯性、重力、离心力等物理原理进行除尘
2
结构：主要由壳体、滤袋、清灰系统等部分组成
3
性能：除尘效率高，运行稳定，维护方便
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脱硫脱硝效果评价
排放标准
脱硫效率：衡量脱硫效果的重要指标，通常要求达到90%以上
排放浓度：衡量排放污染物浓度的重要指标，通常要求达到国家或地方标准
01
优点：脱硫效率高，可达90%以上
电厂烟气脱硫脱硝及治理策略
电厂烟气脱硫脱硝及治理策略随着工业化进程的不断推进，电厂作为能源生产和供应的重要角色，也面临着环境保护和污染治理的挑战。
烟气脱硫脱硝是电厂环保工程的重要组成部分，其治理策略对于保护环境、减少大气污染具有重要意义。
一、烟气脱硫脱硝技术原理1. 烟气脱硫燃煤等化石能源在燃烧过程中会产生二氧化硫等有害气体，为了减少对环境的污染，需要进行烟气脱硫处理。
常见的脱硫方法包括湿法脱硫和干法脱硫。
湿法脱硫是利用喷雾喷淋、吸收剂等技术将烟气中的二氧化硫吸收并转化为硫酸盐，从而达到脱硫的效果；干法脱硫则是通过在燃烧过程中添加吸收剂或增加脱硫装置来实现脱硫的目的。
这些方法可以有效减少燃煤电厂烟气中的二氧化硫排放，提高环境空气质量。
2. 烟气脱硝燃煤等化石能源的燃烧过程中还会产生氮氧化物，这些物质对大气环境的影响也较为严重。
烟气脱硝也是电厂环保工程中的重要内容。
常用的脱硝方法包括选择性催化还原（SCR）和选择性非催化还原（SNCR）等技术。
SCR技术是利用催化剂对烟气中的氮氧化物进行催化还原反应，将其转化为氮和水，从而实现脱硝的效果；SNCR技术则是通过在燃烧炉中喷射氨水等还原剂，利用高温下的非催化还原反应将氮氧化物转化为氮、水和二氧化碳。
这些脱硝技术可以有效减少电厂烟气中的氮氧化物排放，减轻大气污染的程度。
1. 技术升级随着环保要求的不断提高，电厂需要不断升级现有的脱硫脱硝设备，采用更加先进和有效的脱硫脱硝技术。
还可以结合多种技术手段，如脱硫脱硝与除尘、脱硫脱硝与余热回收等综合利用，提高设备的能效比和治理效果。
2. 管理控制电厂需要建立严格的废气排放监测和管理制度，对脱硫脱硝设备的运行情况进行实时监测和调整，确保设备处于最佳运行状态，减少废气排放。
还需要加强对操作人员的培训和管理，提高其对设备运行和维护的认识和技能，确保设备运行的稳定和效果的持久。
3. 成本控制烟气脱硫脱硝需要投入大量的资金和人力，因此需要进行成本控制和效益评估。
电厂脱硝原理
电厂脱硝原理电厂脱硝是指利用一定的技术手段来减少燃煤电厂等工业设施中排放的氮氧化物（NOx）的过程。
氮氧化物是一种对环境和人体健康都有害的污染物，因此对其进行有效的控制和减排是环保工作的重要内容之一。
脱硝技术的运用不仅可以降低氮氧化物的排放浓度，还可以提高燃煤电厂的环保水平，减少对大气环境的污染。
电厂脱硝的原理主要是利用催化剂或吸收剂来将氮氧化物转化成氮气和水蒸气，从而达到减排的效果。
常见的脱硝技术包括选择性催化还原（SCR）和选择性非催化还原（SNCR）两种方式。
选择性催化还原是一种通过在催化剂的作用下将氨气与氮氧化物进行反应，生成氮气和水蒸气的技术。
在燃煤电厂中，烟气中的氮氧化物会经过催化剂层，与喷射进入烟气中的氨气进行反应，从而将氮氧化物转化成无害的氮气和水蒸气，达到减排的目的。
选择性催化还原技术具有高效、稳定的特点，可以将氮氧化物的排放浓度降低80%以上。
选择性非催化还原是一种通过在高温烟气中喷射尿素水溶液或氨水溶液，使其与烟气中的氮氧化物进行反应，从而将其转化成氮气和水蒸气的技术。
这种技术相对于SCR技术来说，操作简单，投资成本低，但是对烟气温度和氨气的喷射量有一定的要求，需要根据具体的工况进行调整，才能达到较好的脱硝效果。
除了SCR和SNCR技术外，还有一些其他的脱硝技术，如干法脱硝、湿法脱硝等。
这些技术各有优劣，可以根据电厂的实际情况和环保要求进行选择和应用。
总的来说，电厂脱硝是一项重要的环保工作，其原理是利用催化剂或吸收剂将氮氧化物转化成无害物质，从而减少对大气环境的污染。
选择合适的脱硝技术，对燃煤电厂的环保水平和社会责任感都具有重要意义。
希望未来能够有更多的创新技术和方法，为电厂脱硝工作提供更多的选择和支持。
火电厂脱硫脱硝工艺流程
火电厂脱硫脱硝工艺流程火电厂脱硫脱硝工艺流程一、工艺概述1、脱硫火电厂脱硫工艺主要是通过三种常用的技术来实现，分别是：石灰石吸收法、泡沫吸收法和氧化还原法。
1）石灰石吸收法：该方法是利用石灰石对烟气中的硫化物进行吸收，将硫从烟气中吸收，从而实现烟气的脱硫，其原理是将石灰石放入烟气中，当烟气经过石灰石后，硫化物就会与石灰石反应，形成溶解在水中的硫酸盐，最后经过脱除池的处理，将硫酸盐从水中脱除，从而实现对烟气的脱硫。
2）泡沫吸收法：该方法是利用泡沫的吸收作用，将烟气中的硫化物吸收，从而实现烟气的脱硫。
其原理是将特殊的泡沫浆料放入烟气中，当烟气经过泡沫浆料后，硫化物就会被泡沫吸收，最后经过处理，将硫从泡沫浆料中抽除出来，从而实现对烟气的脱硫。
3）氧化还原法：该方法是通过利用氧化剂和还原剂对烟气中的硫化物进行氧化还原，从而将硫从烟气中氧化成二氧化硫，然后通过脱除池脱除，从而实现对烟气的脱硫。
2、脱硝火电厂脱硝工艺主要是利用活性炭吸收法来实现，该方法是将活性炭放入烟气中，当烟气经过活性炭后，氮氧化物就会被活性炭吸收，最后经过处理，将氮氧化物从活性炭中抽除出来，从而实现对烟气的脱硝。
二、工艺流程1、烟气的处理火电厂脱硫脱硝工艺的起始就是烟气的处理，将烟气进行对流、分离、净化处理，以达到烟气含有的硫化物和氮氧化物的含量达到规定的要求。
2、石灰石吸收法将烟气和石灰石混合后进入吸收塔，当烟气经过石灰石后，硫化物就会与石灰石反应，形成溶解在水中的硫酸盐，最后经过脱除池的处理，将硫酸盐从水中脱除，从而实现对烟气的脱硫。
3、泡沫吸收法将特殊的泡沫浆料放入烟气中，当烟气经过泡沫浆料后，硫化物就会被泡沫吸收，最后经过处理，将硫从泡沫浆料中抽除出来，从而实现对烟气的脱硫。
4、氧化还原法将氧化剂和还原剂放入烟气中，当烟气经过氧化剂和还原剂后，硫化物就会被氧化成二氧化硫，然后通过脱除池脱除，从而实现对烟气的脱硫。
5、活性炭吸收法将活性炭放入烟气中，当烟气经过活性炭后，氮氧化物就会被活性炭吸收，最后经过处理，将氮氧化物从活性炭中抽除出来，从而实现对烟气的脱硝。
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。
火电厂SCR烟气脱硝技术(详细版本)
SCR烟气脱硝技术选择性催化还原法烟气脱硝技术（Selective Catalytic Reduction，SCR）是指在一定温度和催化剂的作用下，“有选择性”地与烟气中的NO x反应并生成无毒无污染的N2和H2O。
还原剂可以是碳氢化物（如甲烷、丙烯）、NH3、尿素等。
工业应用的主要是氨水（25%）、液氨，其次是尿素。
SCR反应原理首先由ENGELHARD公司发现并于1957年申请专利，后来日本成功研制出了现今被广泛使用的V2O5/TiO2催化剂，并分别在1977年和1979年在燃油和燃煤锅炉上成功投入商业运用。
1975年日本Shimoneski 电厂建立了第一个SCR系统的示范工程，日本大约有170套装置，接近100GW容量。
在欧洲有大约120多套SCR装置。
我国明确规定自2004年1月1日开始执行新的《火电厂污染物排放标准》GB13223-2003，强化NO x排放控制，以后建设的火力发电锅炉必须预留烟气脱硝装置空间。
新建电厂应严格按照环保“三同时”原则，进行脱硝建设，排放不得超过250mg/Nm3。
SCR烟气脱硝技术目前成为世界上应用最多、最成熟并且最有效的一种烟气脱硝技术。
SCR技术对锅炉烟气NO x控制效果十分显著，占地面积小，技术成熟，容易操作，可作为我国燃煤电厂控制NO x污染的主要手段之一。
但SCR技术消耗NH3和催化剂，目前我们使用的催化剂大多还是依赖国外产品，因此催化剂的费用通常占到SCR系统初始投资的一半左右，其运行成本很大程度上受催化剂寿命影响，因此存在运行费用高、设备投资大的缺点。
烟气脱硝采用的主要手段是干法，其原因是NO x与SO3相比，缺乏化学活性，难以被水溶液溶解吸收；而NO x经还原后成为无毒的N2和H2O，脱硝的副产物容易处理。
SCR和SNCR在大型燃煤电厂获得了较好的商业应用，其中SCR在全球范围内有数百台的成功应用业绩和十几年的运行经验，日本和德国95%的烟气脱硝装置采用SCR 技术，该方法技术成熟、脱硝率高、几乎无二次污染。
燃煤发电机组脱硝技术介绍
3、燃煤电站主流烟气脱硝技术(SCR)的原理及布置形方式
➢ 选择性催化还原（Selective Catalytic Reduction）SCR技术
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SCR－选择性催化还原法 (Selective Catalytic Reduction）
SCR技术：还原剂（NH3）在催化剂的作用下， 将烟气中NOx还原为氮气和水'。“选择性”
无
存储条件
常压，干态
储存方式
微粒状
设备投资
高
占地
小
初投资
高
设备安全要求
基本上不需要
优点
没有溢出危险，设备占地面 积小，对周围环境要求低
缺点
还原剂能耗大，系统设备投 资和还原剂成本高
液氨
氨水
低
高
中
高
有毒
有害
高
中
高压
常压
液态
液态
低
中
大
大
低
高
有法律规定
需要
还原剂和蒸发液氨成 液体溢出后的扩散范围小于 本低，储存体积小 液氨，浓度范围容易控制
SO3
NH3 + SO3 + H2O
NH4 HSO4
N2
H2O
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选择性催化还原法（SCR）常规布置方式
a) 高含灰布置方案
b) 低含灰/尾部布置方案
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4、SCR脱硝系统对锅炉运行的影响
对空气预热器的影响 对引风机和烟道的影响 对锅炉性能与安全性的影响 对锅炉尾部布置的影响
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对空气预热器的影响
加拿大
新西兰 泰国 中国香港 印尼 朝鲜 菲律宾 中国台北
排放限值
460
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。
火电厂脱硫脱硝技术应用
火电厂脱硫脱硝技术应用随着环境保护意识的增强和生态环境的不断恶化，全国各地的大型火电厂都面临着如何减少空气污染的问题。
其中，脱硫脱硝技术是当前最有效的降低大气污染的方法之一。
下面将从脱硫脱硝技术的原理、应用和发展趋势等方面入手，对其进行分析和探究。
1. 脱硫脱硝技术的原理对于火电厂来说，其中最主要的空气污染物包括二氧化硫（SO2）、氮氧化物（NOx）、颗粒物等。
针对这些污染物，在火电厂中广泛应用的是脱硫脱硝技术。
脱硫技术的原理是通过特定的反应，将SO2转化为易于处理的化合物，从而达到降低大气污染物排放的目的。
主要有湿法脱硫和干法脱硫两种技术，其中湿法脱硫是通过将烟气喷入粉末状石灰浆中，然后通过反应，将SO2转化为硫酸钙沉淀物。
干法脱硫则是借助氧化剂或氮氧化物对SO2进行氧化，再通过吸附剂吸附并排放。
脱硝技术的原理是令烟气中NOx成分与还原剂进行反应，生成氮气和水。
主要分为选择性催化还原法、氨法脱硝和其他方法，其中氨法脱硝是目前最为广泛使用的一种脱硝技术，通过使烟气进入一段加氨的反应器中，暴露于催化剂床上的氮氧化物和氨气反应，形成氮气和水蒸气，达到脱硝降排的目的。
火电厂是全国许多重点工业区的重要来源，这也是我国大气污染的主要来源之一。
火电厂的烟气中含有大量的SO2和NOx等有害气体，如果直接排放到空气中，将会严重影响空气质量和生态环境。
脱硫脱硝技术的应用可以大大降低空气污染物的排放，保护生态环境和人类健康。
目前，我国大型火电厂已经普遍使用脱硫脱硝技术。
据统计，2020年，全国脱硫烟气量已达到3.89亿立方米/小时，脱硝烟气量则达到了2.74亿立方米/小时。
尤其是在一些空气污染治理重点区域，如北京-天津-河北和长三角地区，脱硫脱硝技术的应用得到了极大的关注和推广。
据北京市环境保护局统计，2018年，北京市全年限制污染物排放额度已经达到455.7万吨，并且已经全面推行脱硫脱硝技术，使得空气质量得到了长足的改善。
电厂脱硝原理
电厂脱硝原理电厂脱硝是指利用化学方法将燃煤电厂废气中的氮氧化物（NOx）转化为无害的氮气（N2）和水（H2O）的过程。
脱硝技术的应用可以有效降低电厂废气对环境造成的污染，保护大气环境质量，符合环保要求。
一、脱硝原理。
电厂脱硝主要采用的是SCR（Selective Catalytic Reduction，选择性催化还原）技术。
该技术通过在脱硝装置中引入氨气（NH3）或尿素（CO(NH2)2）溶液，将氨气与废气中的NOx在催化剂的作用下进行化学反应，生成氮气和水。
SCR技术具有高效、脱硝率高、脱硝效果稳定等优点，是目前电厂脱硝的主要方法。
二、脱硝过程。
脱硝过程主要包括废气混合、催化反应和除尘三个阶段。
首先，燃煤电厂的废气与氨气在脱硝装置中混合均匀，确保反应物质的充分接触。
随后，混合后的废气进入催化剂层，催化剂表面的活性位点吸附氨气和NOx，进行催化还原反应，生成氮气和水。
最后，经过催化反应后的废气通过除尘设备进行固体颗粒物的去除，最终达到排放标准。
三、脱硝催化剂。
催化剂是SCR脱硝技术中至关重要的组成部分，其性能直接影响脱硝效果和设备运行成本。
常用的催化剂主要有钒钛型和钼铁型两种，它们具有高的催化活性和稳定性，能够有效促进氨气与NOx的反应，降低脱硝温度，提高脱硝效率。
四、脱硝装置。
脱硝装置是电厂脱硝系统的核心设备，其结构包括催化反应器、氨气喷射系统、除尘设备等部分。
催化反应器是脱硝装置的关键组成部分，其内部填充着催化剂，能够有效促进氨气与NOx的化学反应。
氨气喷射系统负责将氨气溶液均匀喷入废气中，确保反应物质的均匀混合。
除尘设备则用于去除脱硝过程中产生的固体颗粒物，保证废气的清洁排放。
五、脱硝控制。
脱硝过程中的控制是保证脱硝系统正常运行的关键。
主要包括氨气喷射量的控制、催化剂的活性监测、废气温度的监测等。
合理控制氨气喷射量能够确保氨气与NOx的比例适当，提高脱硝效率；监测催化剂的活性能及时发现和处理催化剂的失活情况；废气温度的监测能够保证脱硝反应在适宜的温度范围内进行。
火电厂脱硫脱硝技术应用
火电厂脱硫脱硝技术应用火电厂是我国重要的能源供应单位，然而在发电的过程中会释放出大量的二氧化硫和氮氧化物等有害气体，这些气体不仅对环境造成污染，还对人类健康和生态系统产生严重影响。
火电厂脱硫脱硝技术的应用显得尤为重要。
本文将详细介绍火电厂脱硫脱硝技术的原理、应用和未来发展趋势。
一、火电厂脱硫脱硝技术原理1. 脱硫技术原理火电厂燃煤过程中会产生大量的二氧化硫，为了减少二氧化硫对环境的污染，脱硫技术应运而生。
目前常用的脱硫技术包括石灰石法、石膏法、氨法和碱液吸收法等。
石灰石法是最为常见的方法，其原理是使用石灰石（CaCO3）与二氧化硫反应生成硫酸钙（CaSO3），然后再氧化为石膏（CaSO4·2H2O），这样就完成了二氧化硫的脱除。
2. 脱硝技术原理火电厂燃煤过程中产生的氮氧化物对大气的污染也非常严重，因此脱硝技术也是十分重要的。
目前常用的脱硝技术包括选择性非催化还原（SNCR）和选择性催化还原（SCR）。
SCR技术是最为有效的方法，其原理是在一定的温度下，将氨气喷射到燃烧尾气中与氮氧化物发生反应，生成氮气和水，实现氮氧化物的脱除。
1. 技术成熟性目前，我国的火电厂脱硫脱硝技术已经相当成熟，采用的设备和工艺在国际上也较为先进。
大部分火电厂都已经实施了脱硫脱硝工程，并取得了较好的效果。
2. 应用效果火电厂脱硫脱硝技术的应用效果是显著的。
通过脱硫脱硝工程的实施，可以显著减少二氧化硫和氮氧化物排放量，有效改善了大气质量，减少了酸雨的形成，对环境保护作用明显。
3. 经济效益火电厂脱硫脱硝技术的应用还带来了明显的经济效益。
一方面，通过减少污染物排放，减少环境治理成本；废水处理和废渣处理等环保后续工序也为火电厂带来了一定的经济效益。
1. 技术升级未来，火电厂脱硫脱硝技术将继续进行技术升级和改进，以适应更加严格的环保标准和要求。
新材料、新工艺的引入将带来更高效、更节能的脱硫脱硝设备。
2. 系统完善未来，火电厂脱硫脱硝技术将更加注重整体系统的完善，包括废水处理、废渣处理、烟气脱除等，形成一个完整的环保系统，实现资源的最大化利用。
火电厂脱硫脱硝技术应用
火电厂脱硫脱硝技术应用随着环境保护意识的不断提高，对于火电厂的污染排放要求也越来越严格。
作为主要的污染源之一，火电厂的二氧化硫和氮氧化物排放一直备受关注。
为了降低大气污染，保护环境，火电厂脱硫脱硝技术得到了广泛的应用。
本文将详细介绍火电厂脱硫脱硝技术的原理和应用情况。
一、火电厂脱硫技术的原理和应用1.脱硫技术原理脱硫技术主要是通过将烟气中的二氧化硫与吸收剂反应，形成硫酸盐或硫酸，从而达到脱硫的目的。
常见的脱硫方法包括湿法石膏法、干法石膏法、乳化液法、氨法等，其中湿法石膏法和干法石膏法是应用最为广泛的方法。
湿法石膏法是将石膏浆液喷入烟气中，与二氧化硫反应生成硫酸钙，从而实现脱硫。
而干法石膏法则是将石膏颗粒喷入烟道，利用烟气中的水分使石膏颗粒与二氧化硫发生化学反应。
这两种方法各有优缺点，选择时需根据具体情况进行合理选用。
2.脱硫技术应用情况目前，我国火电厂的脱硫技术应用较为普遍，特别是在东部地区和大城市周边的火电厂，脱硫设施已经成为标配。
据统计，2018年，我国脱硫设施的覆盖率已经接近90%，大部分新建的火电厂都配备了脱硫设备。
我国还在不断推进脱硫技术的研发和应用，积极推动高效、节能的脱硫技术向深度脱硫和超低排放方向发展。
在实施“煤改气”政策的也要求提高火电厂的环保水平，不断改进和完善脱硫技术，减少二氧化硫排放。
脱硝技术是指通过将烟气中的氮氧化物与还原剂（如氨、尿素等）在脱硝催化剂的作用下，发生化学反应，将氮氧化物转化为氮气和水，从而实现脱硝的目的。
常见的脱硝方法有选择性催化还原（SCR）和选择性非催化还原（SNCR）等。
SCR技术是将氨气和烟气在SCR催化剂的作用下发生反应，还原氮氧化物为氮气和水。
SNCR技术则是直接在烟气中喷射氨水或尿素水，通过瞬间混合和反应，实现脱硝。
这些技术各有特点，需要根据火电厂的实际情况进行选择和应用。
与脱硫技术相比，我国火电厂的脱硝技术应用相对较晚，但随着环保要求的提高，脱硝技术的应用也在逐渐推广。
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。
火电厂SCR烟气脱硝工艺系统设计
火电厂SCR烟气脱硝工艺系统设计1.系统概述SCR（Selective Catalytic Reduction）是一种常用的烟气脱硝工艺，通过添加氨水或尿素溶液作为还原剂，在催化剂的作用下将NOx转化为N2和H2O，从而达到降低NOx排放的目的。
2.工艺流程SCR烟气脱硝工艺主要包括烟气预处理、还原剂喷射和催化反应三个步骤。
2.1烟气预处理烟气预处理主要包括除尘和脱硫两个步骤。
通过除尘设备将烟气中的浮尘物去除，以保证后续催化剂的清洁。
脱硫则是通过喷雾吸收等技术将烟气中的SO2去除，以防止其对SCR催化剂的毒化作用。
2.2还原剂喷射还原剂喷射是将氨水或尿素溶液喷入烟气中，以提供还原剂NH3或NH4HCO3、通过控制还原剂的喷射量和喷射位置，使其与NOx在催化剂表面接触反应。
2.3催化反应催化剂是SCR脱硝工艺的核心，它通常采用活性炭、V2O5-WO3/TiO2等复合催化剂。
NOx和NH3通过在催化剂表面发生吸附反应，生成N2和H2O。
催化剂的选择和设计在工艺系统设计中非常重要，合适的催化剂不仅能提高脱硝效率，还能减少副产物的生成。
3.设计要点在SCR烟气脱硝工艺系统设计中，需要考虑以下几个关键要点。
3.1温度控制催化剂的活性与温度密切相关，一般SCR反应的最佳温度范围在250-400℃。
因此，需要通过优化燃烧控制和余热回收等措施，保持烟气温度在最佳范围内。
3.2还原剂控制还原剂的添加量和喷射位置也是影响SCR脱硝效率的重要因素。
需要根据烟气中的NOx含量和设计要求，合理选择还原剂喷射器的种类和数量，并通过流量控制系统实时调节还原剂的添加量。
3.3催化剂选择和设计催化剂的选择与设计直接影响SCR脱硝效率和副产物的生成。
合适的催化剂应具有较高的活性、较低的露点曲线和良好的抗毒化能力。
此外，催化剂的容量和布置也需要根据烟气流量和NOx浓度等参数进行合理设计。
4.控制与优化在SCR烟气脱硝工艺系统设计中，控制与优化也是非常重要的一环。
火力发电厂的烟气脱硝流程及原理
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火力发电厂脱硫脱硝工艺
CaC 3 sO KCP C2aC3 O 2
C3O 2HHC3O
H C O 3 H H 2 O C O 2 (a q ) C O 2(aq) C O 2(g)
在有氧气存在时，HSO3－的氧化：
HSO 31 2O 2 HSO 42
CaSO3和CaSO4的结晶：
HSO42 HSO4
C a2SO 32 K SP 1C aSO 31 2H 2O (s)
各国已经研究发展了许多燃煤电站锅炉控制SO2技术，并 应用于实际电站锅炉。这些技术可分为三大类：燃烧前脱硫、 燃烧中脱硫及燃烧后脱硫。
按脱硫的方式和产物的处理形式燃烧后脱硫一般可分为湿 法、半干法和干法三大类。
➢ （1）湿法烟气脱硫技术（WFGD技术） ➢ （2） 半干法烟气脱硫技术（SDFGD技术） ➢ （3）干法烟气脱硫技术（DFGD技术）
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技术特点
（1）系统有吸收剂利用率高和脱硫效率高的“双高”特点， 其中石灰石的可利用率超过98%，脱硫率可达95%以上；
（2）整个系统的优化设计，降低了能耗。保证了整个脱硫 系统的耗电量小于电厂发电量的1.3%；
（3）系统采用高气体流速设计，改善了气液传质，降低了 成本；
（4）吸收塔尺寸的优化平衡了SO2脱除与压力降，使投资 和运行成本最优化；
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主要设备
● 喷嘴 全部采用碳化硅的空心锥喷嘴，浆均匀，防磨防腐。
● 吸收塔搅拌 吸收塔浆池中的浆液为了保持悬浮状态而加以搅拌，多个侧进式的搅 拌器用于保证浆液的均匀混和。
● 除雾器 烟气向上穿过喷淋塔带走很多的小液滴。有效率的液滴分离是基本要 求，以阻止浆液被带走并且在吸收塔的下游烟沉积。在巴威的吸收塔 中，在垂直的或者水平的烟气流动方向雾气被两层V形除雾器脱除。
脱硝的原理与工艺是什么
脱硝的原理与工艺是什么脱硝是指将烟气中的氮氧化物（NOx）按一定的方式和条件转化为无害物质的过程。
脱硝的原理一般分为催化法和非催化法两种方式，工艺主要有选择性催化还原法、非选择性催化还原法、吸收法、灭火加膨胀法等。
下面我将详细介绍这些原理和工艺。
1. 选择性催化还原法（SCR）选择性催化还原法是目前应用最广泛的脱硝技术之一。
其原理是通过加入氨气等还原剂，在SCR催化剂的作用下，将烟气中的NOx还原为氮（N2）和水（H2O），从而达到脱硝目的。
SCR技术有高温SCR和低温SCR两种情况。
高温SCR适用于烟气温度大约在350-400，低温SCR适用于烟气温度大约在200-300之间。
SCR工艺简单可靠，脱硝效率高，但对催化剂要求较高，操作条件复杂。
2. 非选择性催化还原法（SNCR）非选择性催化还原法是通过加入氨水、尿素等还原剂，在高温下，将烟气中的NOx与还原剂在SNCR催化剂的作用下发生化学反应，从而将NOx还原为氮（N2）和水（H2O）。
SNCR技术适用于烟气温度高于850的情况。
非选择性催化还原法工艺相对简单，对催化剂的要求较低，但其脱硝效率受到多种因素影响，如温度、还原剂的投入量、混合时间等。
3. 吸收法吸收法是通过将烟气通过吸收剂（如氨水、氨碱溶液）中，NOx会与吸收剂中的氨在催化助剂的作用下发生反应，生成沉淀物（氮化物）和水，从而实现脱硝。
吸收法适用于低浓度、高温、大气流量的烟气处理。
吸收法工艺相对简单、操作灵活，但对吸收剂和催化助剂的选择和控制要求较高。
4. 灭火加膨胀法灭火加膨胀法是通过在燃烧炉中加入含有无机物的还原剂，在高温下发生还原反应，并产生大量的气体，通过产生的气体将燃烧室内的氧气稀释，达到降低温度和减少NOx生成的目的。
灭火加膨胀法工艺操作简单，对设备要求不高，但脱硝效果不稳定，易受燃烧条件和氧化剂浓度等因素影响。
总的来说，不同的脱硝原理和工艺适用于不同的烟气温度、浓度和条件。
脱硝工艺介绍
脱硝工艺介绍脱硝工艺（SNCR）是一种常用于降低燃煤电厂、工业锅炉和废气处理中NOx排放的工艺。
脱硝工艺的目的是将NOx转化为N2和水蒸气，以减少对大气的污染。
SNCR脱硝工艺的基本原理是在燃烧过程中向燃烧室内注入氨（NH3）或尿素（NH2CONH2）等还原剂。
这些还原剂在高温下分解产生氨基自由基（NH2）和亚氨基自由基（NH）等活性氮氢物种。
这些活性物种与NOx进行反应，生成N2和水蒸气。
SNCR脱硝工艺与SCR（Selective Catalytic Reduction，选择性催化还原）脱硝工艺不同，它不需要使用催化剂。
相反，SNCR脱硝工艺依赖于燃烧过程中高温下生成的活性氮氢物种与NOx进行快速反应。
SNCR脱硝工艺的关键控制参数包括还原剂的注入位置、注入速率和还原剂与燃烧气体的混合均匀程度。
通常情况下，还原剂的注入位置选择在燃烧室内的NOx生成区域以确保与NOx充分反应。
此外，还原剂的注入速率和燃烧气体的混合均匀程度也会影响脱硝效果。
SNCR脱硝工艺的优点是工艺简单、技术成熟、适用范围广，并且不需要使用昂贵的催化剂。
然而，与SCR脱硝工艺相比，SNCR脱硝工艺的脱硝效率较低，通常在30%到60%之间。
此外，还原剂的选择、注入位置和注入速率等参数需要经过仔细优化，以确保脱硝效果和经济性的平衡。
除了工艺参数的优化，SNCR脱硝工艺的脱硝效果还受到燃料类型、燃烧方式、燃烧温度和燃烧气体氧含量等因素的影响。
例如，当燃料中的挥发分较高时，还原剂的注入位置和速率需进行适当调整。
此外，SNCR 脱硝工艺对于低温脱硝效果较好，适用于低温燃烧过程。
总之，SNCR脱硝工艺是一种常用于降低NOx排放的工艺，能够在不使用催化剂的情况下实现NOx的转化和去除。
该工艺的脱硝效率依赖于还原剂的注入位置、注入速率和与燃烧气体的混合均匀程度，以及燃料类型、燃烧方式、燃烧温度和燃烧气体氧含量等因素。
尽管SNCR脱硝工艺的脱硝效率相对较低，但其简单、成熟和经济的特点使其成为脱硝工艺领域的重要选择。
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火电厂烟气脱硝工艺特点及工作原理概述
一、工作原理
电厂脱硫设备采用石灰石或石灰作为脱硫吸收剂，石灰石经破碎磨细成粉状与水混合搅拌成吸收浆液，当采用石灰为吸收剂时，石灰粉经消化处理后加水制成吸收剂浆液。
脱硫处理技术在吸收塔内，吸收浆液与烟气触混合，烟气中的二氧化硫与浆液中的碳酸钙以及鼓入的氧化空气进行化学反应从而被脱除，最终反应产物为石膏。
二、系统组成
脱硫系统主要由烟气系统、吸收氧化系统、石灰石/石灰浆液制备系统、副产品处理系统、废水处理系统、公用系统(工艺水、压缩空气、事故浆液罐系统等)、电气控制系统等几部分成。
三、工艺流程
锅炉/窑炉—>除尘器—>引风机—>吸收塔—>烟囱
来自于锅炉或窑炉的烟气经过除尘后在引风机作用下进入吸收塔，吸收塔为逆流喷淋空塔结构，集吸收、氧化功能于一体，上部为吸收区，下部为氧化区，经过除尘后的烟气与吸收塔内的循环浆液逆向接触。
系统一般装3-5台浆液循环泵，每台循环泵对应一层雾化喷淋层。
当只有一台机组运行时或负荷较小时，可以停运1-2层喷淋层，此时系统仍保持较高的液气比，从而可达到所需的脱硫效果。
吸收区上部装二级除雾器，除雾器出口烟气中的游离水份不超过75mg/Nm3。
吸收SO2后的浆液进入循环氧化区，在循环氧化区中，亚硫酸钙被鼓入的空气氧化成石膏晶体。
同时，由吸收剂制备系统向吸收氧化系统供给新鲜的石灰石浆液，用于补充被消耗掉的石灰石，使吸收浆液保持一定的pH值。
反应生成物浆液达到一定密度时排至脱硫副产品系统，经过脱水形成石膏。
四、工艺特点
1、脱硫效率高，可保证95%以上;
2、技术成熟、运行可靠性好;
3、对煤种变化、负荷变化的适应性强，适用于高硫煤;
4、脱硫剂资源丰富，价格便宜。