燃煤电厂烟气
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）。
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。
燃煤电厂烟气脱硫工艺简介
干法烟气脱硫主要工艺
1. 炉内喷钙烟气脱硫技术 2. 炉内喷钙尾部烟气增湿活化脱硫技术 3. 管道喷射脱硫技术 4. 荷电干式吸收剂喷射脱硫技术 5. 电子束照射烟气脱硫技术 6. 脉冲电晕烟气脱硫技术 7. 干式催化脱硫技术
半干法烟气脱硫主要工艺
1. 喷雾干燥烟气脱硫技术 2. 循环流化床烟气脱硫技术
烟气系统图
二氧化硫吸收系统
吸收塔是二氧化硫吸收系统的核心， 烟气进入吸收塔后，利用浆液循环泵使 浆液与烟气中的二氧化硫接触，烟气中 二氧化硫的吸收、氧化、中和以及结晶 过程同时发生在吸收塔中。处理后的烟 气通过除雾器除去携带的液滴,然后经 GGH升温后排放至烟囱。
石膏脱水系统
石膏脱水系统流程：石膏浆 液排出泵→石膏浆液旋流器→真空 皮带机→石膏输送机→石膏筒仓→ 外运。
工艺水系统
脱硫工艺用水取自发电厂工业水系统, 并且储存在工艺水箱。此工艺水系统 装有3台工艺水泵。
脱硫废水处理系统
脱硫废水→一级反应池(加入石灰乳)→一 级絮凝池(加入助凝剂)→一级澄清池→1 号二级反应池(加入石灰乳或HCl、絮凝剂 和螯合物)→2号二级反应池(加入石灰 乳)→一二级絮凝池(加入助凝剂)→二级澄 清池→排放至主系统
石灰石—石膏法烟气脱硫工艺流程
工业用水
吸收塔
烟气 氧化用空气
石灰石
除雾器 石膏脱水机
烟囱
石膏
石灰石—石膏湿法烟气脱硫主要系统
1. 烟气系统 2. 二氧化硫吸收系统 3. 石灰石制浆系统 4. 石膏脱水系统 5. 工艺水系统 6. 脱硫废水处理系统
烟气系统：引风机→入口挡板 →BUF→GGH→烟气冷却器→吸收塔 →除雾器→GGH→烟囱。
湿法烟气脱硫主要工艺
燃煤厂烟气处理流程
燃煤厂烟气处理流程
燃煤厂烟气处理流程主要包括以下步骤：
1. 除尘：除尘是烟气处理的第一步，目的是将烟气中的粉尘去除，降低排放浓度，保护大气环境。
除尘设备一般采用电除尘器、袋式除尘器等。
2. 脱硫：脱硫是烟气处理的重要环节之一，主要手段是采用石灰石石膏法、海水脱硫等方法，去除烟气中的二氧化硫，防止其对环境造成污染。
3. 脱硝：烟气中的氮氧化物是大气污染的主要来源之一，脱硝是必不可少的一步。
常用脱硝工艺包括选择性催化还原（SCR）、非选择性催化还原（SNCR）等。
4. 除氟：烟气中的氟化物也是大气污染的一种重要成分，需要采用吸附法、结晶法等多种方法进行去除。
以上是燃煤厂烟气处理的基本流程，具体的操作过程需要根据不同的情况来进行调整和改进。
燃煤电厂超低排放烟气治理工程技术规范
各种烟气脱硝技术应用比例
烟气脱硝技术应用分布情况
火电厂氮氧化物控制要求
火电厂NOx不同排放要求
NOx排放标准对比
满足要求技术和 参数差异较大， 亟需规范满足超 低排放技术要求 的氮氧化物控制 技术和参数
NOx超低排放工程技术规范编写参考的规范
GB/T 212 GB 18599 GB/T 21508 GB/T 21509 GB/T 31391 GB/T 31584 GB 50160 GB 50217 GB 50222 GB 50229 GB 50351 GB 50660 DL/T 260 DL/T 335 JB/T 12129 JB/T 12131
煤的工业分析方法 一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准
燃煤烟气脱硫设备性能测试方法 燃煤烟气脱硝技术装备 煤的元素分析 平板式烟气脱硝催化剂
石油化工企业防火设计规范 电力工程电缆设计规范
建筑内部装修设计防火规范 火力发电厂与变电站设计防火规范
储罐区防火堤设计规范 大中型火力发电厂设计规范 燃煤电厂烟气脱硝装置性能验收试验规范 火电厂烟气脱硝(SCR)系统运行技术规范 燃煤烟气脱硝失活催化剂再生及处理方法 燃煤烟气净化SCR脱硝流场模拟试验技术规范
超低排放在我国燃煤电厂推广应用
截至2016年4月，累计1.6亿千瓦燃煤电厂完成超低排放改造，煤电机组 烟气污染物排放可以达到天然气燃机标准，取得革命性进步。（陈吉宁部
长，《以改善环境质量为核心 补齐生态环境突出短板——在“展望十三五”系列报告会上 的报告》）
部分已投运超低排放燃煤电厂分布
超低排放推广过程中面临多项挑战
河北：全面启动燃煤电厂超低排放升级改造专项行动，对所 有燃煤发电机组实施改造和治理，2015年底前主要污 染物全部达到超低排放标准。
火电厂及燃煤电厂烟气脱硫脱硝技术简介
总计
农作物 森林 人体健康 合计
12.27 0.00 65.02 77.29
167.70 775.80 56.18 999.68
179.97 775.67 88.37
217.67 775.80 171.87 1165.3
三、烟气脱硫技术概况
脱硫反应塔
● 交错布置的喷淋层 3~5层喷嘴； 设3~5台循环泵。
喷嘴
● LLB除雾器 高效两级人字形除雾器； 设计成可更换的组件，便于维护； 除雾器布置在塔顶，节约场地。
除雾器结构
人字形除雾器
● 浆液池脉冲悬浮系统 LLB专利技术； 塔浆池采用扰动搅拌； 防止塔底浆液沉积； 能耗比机械搅拌低； 提高可用率和运行安全性； 提高石灰石浆液利用率； 便于维护。
（2）吸收剂耗量低，钙硫比≤1.03； （3）石膏品位高，含水率≤10%。
系统流程图
主要设备
●吸收塔
上部浆液PH值低，提高氧化效率； 加入氧化空气，增大石灰石溶解度； 石膏排出点合理； 特殊设计的吸收塔喷嘴，不易堵塞； 采用独特的吸收池分隔管件，将氧化区和新 鲜浆液区分开，有利于SO2的充分吸收并快 速生成石膏，而且生成石膏的晶粒大； 采用专利技术的脉冲悬浮搅拌系统； 净化的烟气可通过冷却塔或安装在吸收塔顶 部的烟囱排放。
PH值下运行，提供了很好的氧化条件，下部有新加入的吸收 剂，再由泵运到喷淋层，不会产生上下两层混合的问题； ➢ （4）LLB公司拥有专利技术的脉冲悬浮系统，冲洗吸收塔的 水平池底时，无论多大尺寸的吸收塔都不会发生阻塞和石膏的 沉降，吸收塔不需要搅拌器，长期关机后也可无障碍启动；
主要性能： （1）脱硫效率高，≥95％；
HSO42 HSO4
C a2SO 42K SP 2C aSO 42H 2O (s)
燃煤电厂 氧含量标准
燃煤电厂氧含量标准燃煤电厂作为我国主要的电力供应来源，其运行过程中涉及到大量的燃烧和排放。
其中，烟气中的氧含量是衡量电厂排放质量的重要参数之一。
本文将重点介绍燃煤电厂氧含量的标准，并探讨其对电厂运行和环境保护的影响。
一、燃煤电厂氧含量的基本概念氧含量是指烟气中氧气的体积百分比。
在燃煤电厂的排放烟气中，氧含量是一个动态变化的参数，其值受到多种因素的影响，如燃烧方式、过量空气系数、燃烧温度等。
正常情况下，空气中的氧含量约为20.8%。
二、燃煤电厂氧含量的标准燃煤电厂烟气正常含氧量是6%，规定了电厂的排放标准为基准含氧量为6%的情况下，SO2、NOx、PM25分别不能超过100、100、30 mg/m³。
1为了控制燃煤电厂的污染物排放，国家制定了相应的排放标准。
其中，氧含量的标准是一个重要的指标。
根据国家环保部门的规定，燃煤电厂烟气中的氧含量不得超过6%。
这一标准的制定是基于多方面的考虑：2控制污染物排放：氧含量过高意味着燃烧过程中过量空气的引入，这会导致烟气中其他污染物的稀释，进而影响排放浓度。
因此，通过控制氧含量，可以间接控制其他污染物的排放。
3提高燃烧效率：在燃烧过程中，适量的氧气供应是保证燃料充分燃烧的关键。
氧含量过低则可能导致燃烧不充分，进而产生不完全燃烧产物。
而通过保持适宜的氧含量，可以提高燃烧效率，降低能耗。
4防止设备腐蚀：高氧含量烟气对电厂的设备和管道具有一定的腐蚀作用。
长时间处于高氧含量环境下，设备管道容易发生氧化腐蚀，影响其使用寿命。
因此，控制氧含量有助于保护设备安全。
三、氧含量对燃煤电厂运行的影响1氧含量对燃煤电厂的运行具有显著影响：锅炉效率：锅炉是燃煤电厂的核心设备之一，其效率的高低直接影响到电厂的运行成本和能源消耗。
氧含量过高会导致燃烧过程加速，进而增加锅炉的蒸发量。
这不仅增加了燃料的消耗量，还可能导致炉膛温度过高，影响锅炉的安全运行。
而氧含量过低则可能导致燃烧不完全，降低锅炉效率。
燃煤电厂烟气组分
燃煤电厂烟气组分
燃煤电厂烟气是指在燃烧煤炭过程中产生的废气。
其组分主要包括以下几种：
1. 氮氧化物（NOx）：燃煤电厂烟气中常含有一氧化氮（NO）和二氧化氮（NO2）等氮氧化物，它们是大气中典型的污染物之一，对人体健康和大气环境具有严重影响。
2. 二氧化硫（SO2）：燃烧煤炭会产生二氧化硫，它是燃煤电
厂烟气中的主要污染物之一。
SO2的排放会导致酸雨的生成，并对人体呼吸系统、大气环境等造成危害。
3. 颗粒物：煤炭的燃烧会产生大量的颗粒物，包括细颗粒物（PM2.5）和可吸入颗粒物（PM10）。
这些颗粒物能够进入
人体呼吸系统并对健康造成危害。
4. 一氧化碳（CO）：在不完全燃烧过程中，煤炭会产生一氧
化碳，它是无色、无味、无刺激性的有毒气体，对人体健康危害较大。
5. 气态有机物（VOCs）：燃煤电厂烟气中也包含一些挥发性
有机物，它们是大气光化学反应的重要原料，对臭氧和细颗粒物的形成有一定的影响。
除了上述主要组分外，燃煤电厂烟气中还含有其他一些气体和颗粒物，如水蒸气、氧气、二氧化碳、重金属等，它们的排放也会对环境和人体健康造成一定的影响。
为了减少燃煤电厂烟
气的污染物排放，需要采取相应的控制措施，包括燃烧优化、脱硫、脱硝、除尘等技术。
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。
燃煤电厂烟气脱汞技术的
利用特定的膜材料，选择性地将烟气中的汞分离出来。该技术具有高效 、节能的优点，但膜材料的耐久性和成本是需要解决的问题。
各种脱汞技术的优缺点
活性炭喷射技术优点
简单易行，适用范围广。缺点：活性炭消耗量大，二次污染风险 高。
氧化吸收技术优点
脱汞效率高，适用于高浓度汞排放源。缺点：氧化剂和吸收剂选择 和配方关键，可能产生二次污染物。
利用活性炭对汞的吸附作用，将活性炭 喷入烟气中，从而实现对汞的去除。此 技术具有去除效率高、操作简便等优点 。
VS
新型金属氧化物吸附剂
研究人员正在开发新型金属氧化物吸附剂 ，如锰氧化物、铁氧化物等，这些吸附剂 具有较高的汞吸附容量和选择性。
未来烟气脱汞技术的挑战
汞的低浓度与复杂性
01
烟气中汞的浓度通常较低，且存在多种形态，对脱汞技术的效
技术的运行成本和环境风险。
智能化监控
借助物联网、大数据等先进技术 ，建立智能化监控系统，实时监 测烟气中汞的浓度、分布和脱除 效果，为优化运行提供科学依据
。
03
燃煤电厂烟气脱汞技术的 应用
燃烧前脱汞
煤洗选
通过洗选的方式去除燃煤中的汞，降 低燃烧过程中汞的释放。但此方法对 煤中汞的去除效果有限，通常只能去 除部分表面的汞。
02
烟气脱汞技术概述
现有烟气脱汞技术简介
01
活性炭喷射技术
利用活性炭的吸附性能，将活性炭喷入烟气中，吸附其中的汞。该技术
具有简单、易行的优点，但活性炭的消耗量大，且容易产生二次污染。
02 03
氧化吸收技术
通过氧化剂将烟气中的汞氧化为易溶于水的形式，再利用吸收剂将其从 烟气中分离出来。该技术的脱汞效率较高，但氧化剂和吸收剂的选择和 配方是关键。
燃煤电厂锅炉烟气脱硝技术应用发展
燃煤电厂锅炉烟气脱硝技术应用发展摘要：近年来，我国风能和太阳能装机容量快速增加，燃煤电站需要承担更多的调峰调频任务。
因此燃煤电站将长期处于低负荷运行状态，这必然会影响机组脱硝系统的安全高效运行。
烟气脱硝技术具有技术成熟、脱硝效率高等优点，是当前燃煤电站广泛采用的烟气脱硝技术,该脱硝技术的最佳活性温度窗口在300～400℃范围内。
当燃煤机组处于低负荷运行状态时，SCR脱硝系统入口烟气温度较低，势必会造成脱硝效率的降低。
因此，国内外研究工作者提出了多种脱硝宽负荷运行方案，以提高燃煤机组在低负荷时的脱硝效率。
关键词：燃煤电厂；锅炉烟气；脱硝技术2021年，我国的燃煤发电量约占我国总发电量的54.56%。
为降低电厂排放物中的氮氧化物含量，燃煤电厂主要使用的脱硝技术有很多中。
很多技术都具有脱硝效率高、运行可靠、技术成熟等优点，但在实际运行过程中也存在脱硝效率低、烟道积灰严重和催化剂层磨损严重等问题。
在脱硝系统中，流场是否均匀将对喷氨效果、系统的脱硝效率和积灰问题起着决定性作用。
理想的流场不但可以提高脱硝效率，还可以延长催化剂的使用寿命。
1火电厂烟气脱硝的现状分析以前，火电厂所用的脱硝技术都要借助在分硝和分硫的方式下展开的，更加关注的是某一个位置烟气排放的治理工作，但是这种传统的脱硝技术并不适合大范围的应用，而且应用流程非常的复杂和繁琐。
因此，为了火电厂更好的工作和发展，需要结合火电厂的具体情况，加强对脱硝技术应用的研究，以此来实现节能环保的目标，更好地保护大气环境，推动我国社会经济的可持续发展。
目前火电厂应用范围最广泛的脱硝技术主要有以下几种，即湿法技术、半干法烟气技术、干法烟气技术、膜吸收法以及微生物法等等，同时，还包括还包含加氢脱硝、低温煅烧和氧气再循环等技术方法。
火电厂烟气脱硝是一个非常复杂、庞大的系统工程，其广泛应用给我国电力企业的发展带来了很大的挑战和发展机遇。
因为此项工程非常庞大和复杂，所以应用到的机械设备也是非常多的，除了特定设备需要从国外引进以外，大部分的机械设备都是国内企业完成的，而在这种情况下，也会在一定程度上带动我国相关产业的发展，有效促进了我国社会经济水平的提高。
燃煤电厂烟气脱硝尿素水解技术规程
燃煤电厂烟气脱硝尿素水解技术规程【燃煤电厂烟气脱硝尿素水解技术规程】1. 引言燃煤电厂作为我国主要的能源供应方式之一，一直受到环保和能源消耗的关注。
烟气脱硝技术，作为减少燃煤电厂氮氧化物排放的关键技术之一，其中尿素水解技术，更是备受关注。
本文将就燃煤电厂烟气脱硝尿素水解技术规程进行深入探讨。
2. 燃煤电厂烟气脱硝技术概述燃煤电厂烟气脱硝技术主要是为了降低NOx的排放浓度，保护大气环境。
其中尿素水解技术作为一种常用的脱硝方法，具有操作简便、设备稳定等优点。
通过尿素水解技术，可以高效地将烟气中的氮氧化物转化为氮和水，从而减少对环境的危害。
3. 尿素水解技术规程3.1. 技术原理尿素水解技术是利用尿素溶液将烟气中的氮氧化物进行还原脱硝。
其原理是在还原剂（尿素）的作用下，NOx被还原成氮气和水。
这样不仅可以有效地降低烟气中的NOx排放浓度，还可以避免生成二氧化硫。
3.2. 操作规程为了保证尿素水解技术的高效运行，需要严格遵守操作规程。
首先是尿素的投加量需要根据烟气中的NOx浓度进行调整，保证脱硝效果。
其次是在尿素的储存和输送过程中需要防止结晶和结块的现象发生。
对于尿素水解反应器的运行，也需要定期清洗和维护，以确保反应器的高效运行。
3.3. 安全措施在使用尿素水解技术时，需要严格遵守安全措施，避免尿素的挥发和泄漏。
对于尿素的储存和运输也需要采取防火、防潮等安全措施，确保人员和设备的安全。
4. 技术发展趋势随着环保要求的不断提高，燃煤电厂烟气脱硝技术也在不断进行技术创新和改进。
尿素水解技术作为一种成熟稳定的脱硝方法，在未来仍将受到广泛应用。
未来，尿素水解技术可能会朝着自动化、智能化方向发展，以更好地满足燃煤电厂的脱硝需求。
5. 个人观点尿素水解技术作为烟气脱硝的一种成熟稳定、操作简便的方法，对于我国的燃煤电厂来说具有重要意义。
在未来，可以进一步加强对尿素水解技术的研究和应用，以实现燃煤电厂的环保目标。
6. 总结燃煤电厂烟气脱硝尿素水解技术规程对于保护环境、实现清洁生产具有重要意义。
燃煤电厂的脱硫脱硝技术和烟气治理措施
科技创新36产 城燃煤电厂的脱硫脱硝技术和烟气治理措施彭友谊摘要：为确保燃煤电厂发展能够与环境保护事业协同开展，为推动当地可持续发展进程奠定坚实基础，需在燃煤电厂内部应用先进的脱硫脱硝技术，制定规范专项的应急治理措施，最大限度控制污染物质排放量，保障当地居民生活质量。
本文以燃煤电厂烟气排放影响为切入点，阐述现行脱硫脱硝技术，编制烟气治理方案，以期为相关工作人员提供理论性帮助。
关键词：燃煤电厂；脱硫脱硝技术；烟气治理措施燃煤电厂作为火力发电厂的重要分支，其运行质量与效率可直接影响到当地供电水平。
就目前来看，燃煤电厂在生产经营建设期间会产生大量的有害物质，此些物质呈烟气状态，如没有进行综合治理，会严重破坏当地生态环境。
因此为推动燃煤电厂朝向绿色环保方向发展，需要结合燃煤电厂运行要点，选择适宜的脱硫脱硝技术，不断优化烟气治理方案。
1 燃煤电厂烟气排放影响1.1 燃煤电厂烟气排放组成结构煤炭是支撑燃煤电厂发电、保障燃煤电厂生产效率的重要资源之一。
由于煤炭内部含有丰富的碳、氧、氮、硫等物质，在实际燃烧期间产出的烟气主要包括一氧化碳、二氧化碳、二氧化硫等物质，可严重影响到周边生态环境。
1.2 燃煤电厂烟气排放不良影响为切实提升与燃煤电厂生产运营期间的经济效益，相关研究部门研发出节能环保锅炉以及其他开发设备，使煤炭燃烧过程中的氮、硫元素等矿物质能够被有效吸收。
燃煤电厂的运行主要依靠蒸汽，运行时的额定蒸发量较高，有害气体排放量与其他发电方式相比更多。
经过燃烧后的煤炭会呈固体微小颗粒形态进入到大气环境污染内，致使大气环境，质量不断下降，周边居民的身体健康受到极大威胁。
同时，烟气内的有害物质与大气水蒸气结合，会产生酸雨现象，使周边农作物产量下降。
2 燃煤电厂脱硫脱硝关键技术由于燃煤电厂所使用的煤炭含有大量的碳、硫以及氮等矿物元素，在燃烧期间会释放大量的二氧化硫和氮氧化合物，导致周围空气环境受到严重的影响，因此需选用适宜的脱硫脱硝技术，对这些烟气进行高效处理。
燃煤电厂烟气净化工程工艺设计
燃煤电厂烟气净化工程工艺设计我国是世界上少数几个以煤炭为主要能源的国家之一。
燃煤造成的大气污染十分突出,大气污染物浓度在许多城市居高不下.燃煤设施烟尘控制一直是大气污染控制的主要任务。
我国长江以南广大地区已经发展成为世界第三大酸雨区，其形成和燃煤引起大气污染关系十分明显。
为了控制酸雨和二氧化硫污染，国家制定了双控区行动计划，重点是控制二氧化硫的排放。
燃煤电厂烟气净化系统设计，把烟尘和二氧化硫净化过程放在一起考虑,是本专业常设毕业设计题目之一。
由于设计手册和参考资料缺乏，教师实践经验缺乏，也是难度较大的毕业设计课题之一。
指导教师需要合理考虑设计要求和设计深度，以便能够在规定时间内完成设计任务。
第一部分：燃煤电厂烟气净化系统设计概论1、燃煤电厂烟气净化工艺设计特点和深度要求燃煤电厂烟气净化工程设计，是环境工程专业工程师主要业务活动，也是环境工程技术近期开发的热点领域。
我国发电厂几年来装备大型化速度明显加快，30万千瓦和60万千瓦超临界机组已经成为我国的主力机组，大批中小机组被淘汰。
另一方面,我国城市集中供热和残次燃料综合利用电厂发展速度也很快,各地出现了大批以中小锅炉为核心的城市热电厂和坑口综合利用电厂。
针对大型电厂和中小型燃煤电厂的烟气净化技术近年发展速度很快，并基本上走了两条不同的技术开发路线。
对于大型电厂和大型机组，我国通过引进吸收消化为主的发展路线。
从90年代初至今，已经引起20多套大型烟气脱硫系统.通过近20年的努力，一些大型环保工程公司通过同国外公司合作和购买专利技术方式，已经基本掌握了部分大型电厂烟气净化工艺和技术。
但由于大型电厂烟气脱硫系统和装置的复杂性,还有许多技术仍然掌握在国外公司手中，其中包括大量的专利技术。
从总体上说，我国大型电厂烟气脱硫仍处于引进技术消化和装备国产化阶段，在一些大型环保工程公司，初步形成烟气脱硫项目总体设计和总体承包能力。
但是，这项技术还远没有普及，还没有成为一般环境工程师的日常业务领域。
燃煤电厂烟气主要污染物及治理
燃煤电厂烟气主要污染物及治理摘要：本文就燃煤过程中产生的废气处理予以总结。
通过加大对废气处理，减少排污量，提高技术管理应用水平，实现经济收益和环境保护的双赢作用。
关键词：燃煤电厂；烟气；治理；技术我国的供电系统主要是燃煤供电，电厂在发电的时候会产生较多的有害物质，破坏了自然环境，因此燃煤电厂必须要采取一定措施治理燃煤烟气，解决环境污染问题。
文章首先介绍了燃煤电厂当前治理烟气的有效策略，然后总结了脱硫脱硝技术应用策略，以期能够提升燃煤电厂烟气治理水平，改善环境污染，实现可持续发展的目标。
1 燃煤电厂排放的烟气组成及其影响煤炭，可以说是一种“树木化石”，见证了历史上亿年的变迁，是自然界不可再生的资源。
煤炭里富含碳、氧、氮、硫等多种元素，因而在燃烧后，会排出大量烟尘，其中不仅有CO2、NO2、SO2等有害气体，还包括有矿物质微粒等杂质。
虽在燃煤电厂配备有专用的锅炉设施，并在煤炭中添加相关矿物质，然而额定蒸发量参数较大，所以电厂中煤炉的排气量是其他工业用炉无法衡量的。
由于燃煤温度较高，至少都是高于1200℃，故都被烧成无机物。
燃煤电厂配有专门的烟囱，煤炭燃烧后形成的污染气体及其他杂质便通过烟囱排入到大气中，并随着空气的流动进行扩散，影响周遭的环境。
这些物质混入到空气中，会给人们造成各种呼吸性疾病，也会给工农业生产带来严重损失。
如，近年来的酸雨。
众所周知，酸雨呈酸性，会改变水质，影响人们正常饮水。
并对植被、建筑物等有强烈侵蚀作用。
而SO2、NO等便是制造酸雨的直接罪魁祸首。
2 烟气治理策略燃煤电厂对排放烟气的处理，应从改善燃煤成分、提高燃煤利用率等出发。
同时应采取对策将废气进行回收再处理过程，双管齐下，最大化地减少烟尘的排放。
烟气治理中最常用的便是使用除尘器对燃烧废弃物处理。
主要有各种机械式除尘设备、静电除尘、布袋除尘器及湿式除尘器等。
使用机械式除尘方式，其主要是通过旋转运动产生的离心应力作用，有效吸附在高温环境下漂流的尘埃物。
燃煤电厂烟气超低排放
中国发电装机容量预测
来源：2009年第六期《中外能源》
来源：电力规划总院
立足国内最佳，争创世界一流。
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一、燃煤电厂面临的形势
菲达环保
FEIDA ENVIRO
发改委等《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014—2020年）》
新建机组
➢ 东部地区(辽宁、北京、天津、河北、山东、上海、江苏、浙江、福建、广东、海南等11省市)基本达到燃机 标准，要求排放限值（6%O2）：烟尘：10mg/m3、SO2：35mg/m3、NOx：50mg/m3; ➢ 中部地区(黑龙江、吉林、山西、安徽、湖北、湖南、河南、江西等8省)原则上接近或达到燃机标准; ➢ 鼓励西部地区接近或达到燃机标准。
燃煤发电虽已是我国煤资源利用之“最清洁”方式，但因其基数 大，仍是我国大气污染的主要排放源之一，正面临越来越严峻的环 境压力。燃煤电厂“超低排放”已势在必行！
“超低排放”：
➢ 排放限值（6%O2）：烟尘：10mg/m3 SO2：35mg/m3 NOx：50mg/m3 ➢ 排放限值（6%O2）：烟尘：5mg/m3 SO2：35mg/m3 NOx：50mg/m3
➢ 2013年1月，菲达环保从日本三菱重工引进水平烟气流金属板式 WESP技术，三菱重工转让选型、设计、制作及安装等全部技术。
技术引进签约仪式
技术引进合同登记证书
菲达环保WESP业绩表
立足国内最佳，争创世界一流。
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低低温电除尘技术--自主研发
菲达环保
FEIDA ENVIRO
菲达环保
FEIDA ENVIRO
地方政府出台了更严格的政策、法规
由于环境容量有限等原因，长三角、珠三角等地（如广州、浙江）
部分燃煤电厂已参考燃机标准限值。要求排放限值（6%O2）：烟尘： 5mg/m3、SO2：35mg/m3、NOx：50mg/m3，即需达到“超低排放”的要求。
燃煤电厂烟气量计算书
10 燃烧干产物总理论体积 11 燃烧需要的总空气量
VoSO2 VoCO2
Nm3/kg Nm3/kg
VoY
Nm3/kg
VoYg Nm3/kg Nm3/h
三 气象条件 1 计算采用的冷空气温度 2 空气含湿量 3 湿空气比重 4 干空气比重 5 飞灰占燃料灰分份额 6 当地大气压 7 标准大气压
Vdaf Qar,net
q4
% % % % % % %
kJ/kg kcal/kg
%
2 燃料消耗量
Bg
t/h
3 计算燃料消耗量 理论烟、风量
Bj
t/h
4 理论干空气量
Vo
Nm3/kg
5 N2理论体积 6 水蒸气理论体积
VoN2 VoH2O
Nm3/kg Nm3/kg
7 SO2理论体积 8 CO2理论体积
tlk
℃
Dko kg/Nm3
αfh pa
Pa
四 FGD进口烟气参数 1 FGD进口过剩空气系数 2 FGD进口烟气温度 3 燃烧产物实际体积 4 燃烧干产物实际体积
N2
H2O
SO2 CO2 O2 燃烧产物标态烟气量（湿） 燃烧产物标态烟气量（干） 5 FGD进口烟气量（湿）
1.448 117.48 8.355 7.846 6.295 0.509 0.023 1.011 0.517 1216388 1142285
75.43 5.99 0.23 12.16 6.20
80.23
0.24 12.93 6.59
75.43 5.99 0.23 12.16 6.20
80.23
0.24 12.93 6.59
℃ Nm3/kg Nm3/kg Nm3/kg Nm3/kg Nm3/kg Nm3/kg Nm3/kg Nm3/h Nm3/h
6.燃煤电厂烟气脱硝尿素水解技术规程
燃煤电厂烟气脱硝尿素水解技术规程随着环境保护意识的提高和环境法规的不断完善，燃煤电厂在减少氮氧化物（NOx）排放方面面临着越来越严峻的挑战。
烟气脱硝尿素水解技术作为一种有效的脱硝方法，得到了广泛的应用。
本文将深入探讨燃煤电厂烟气脱硝尿素水解技术规程，以及其在减少NOx排放中的重要作用。
1. 技术原理燃煤电厂烟气脱硝尿素水解技术是利用尿素在加热的条件下分解产生氨气，然后氨气与烟气中的NOx进行还原反应，生成氮和水。
其技术原理简单清晰，操作方便，脱硝效率高，是当前烟气脱硝技术中的一种重要方法。
2. 技术流程烟气脱硝尿素水解技术的主要流程包括尿素水解装置、氨水储液系统、氨水提纯装置、氨气加热、氨气喷射等单元。
其中，尿素水解装置是核心单元，其设计和运行对脱硝效率和稳定性有着至关重要的影响。
3. 技术规程为了保证燃煤电厂烟气脱硝尿素水解技术的正常运行和高效脱硝，制定和遵守严格的技术规程是必不可少的。
技术规程应包括但不限于以下内容：- 设备选型与设计：根据烟气排放量和成分等参数，选择合适的尿素水解装置和相关设备，并进行合理的设计。
- 运行参数和控制：对尿素水解装置的运行温度、压力、物料流量等参数进行精确的控制，确保反应条件的稳定性和脱硝效率。
- 安全措施：制定应急预案，并进行定期演练，确保设备运行过程中的安全性。
- 检修和维护：制定定期检修和维护计划，确保设备的正常运行和寿命。
4. 技术优势相比传统的氨法脱硝技术，烟气脱硝尿素水解技术具有以下几个显著的优势：- 低成本：尿素作为一种廉价易得的原料，使得该技术在投资和运行成本上具有明显的优势。
- 简化工艺：相较于氨法脱硝技术，烟气脱硝尿素水解技术的工艺更为简单，容易操作和维护。
- 绿色环保：尿素水解反应的产物主要是氨气和二氧化碳，对环境友好，符合现代绿色环保的要求。
5. 个人观点烟气脱硝尿素水解技术作为一种新兴的脱硝方法，对于燃煤电厂降低NOx排放具有重要的意义。
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菲达环保通过自主研发、技术引进和成立合资公司的方式，在上述技术路 线的研究及推广方面已取得重大突破。
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WESP技术--自主研发和引进三菱重工技术
➢ 菲达环保自2010年起开展WESP技术研究，自主研发成功垂直烟 气流WESP。 ➢ 2013年1月，菲达环保从日本三菱重工引进水平烟气流金属板式 WESP技术，三菱重工转让选型、设计、制作及安装等全部技术。
“超低排放”：
➢ 排放限值（6%O2）：烟尘：10mg/m3 SO2：35mg/m3 NOx：50mg/m3 ➢ 排放限值（6%O2）：烟尘：5mg/m3 SO2：35mg/m3 NOx：50mg/m3
上述两种排放限值均属“超低排放”
7
主要内容
一、燃煤电厂面临的形势 二、可采用的“超低排放”技术路线 三、湿式电除尘技术路线 四、烟气协同治理技术路线 五、值得关注的问题
预计到2020年，全国火电装机容量将达12.2亿千瓦，新增装机 容量约3亿千瓦。
中国一次能源需求量预测
中国发电装机容量预测
来源：2009年第六期《中外能源》
来源：电力规划总院
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一、燃煤电厂面临的形势
发改委等《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014—2020年）》
新建机组
➢ 东部地区(辽宁、北京、天津、河北、山东、上海、江苏、浙江、福建、广东、海南等11省市)基本达到燃机 标准，要求排放限值（6%O2）：烟尘：10mg/m3、SO2：35mg/m3、NOx：50mg/m3; ➢ 中部地区(黑龙江、吉林、山西、安徽、湖北、湖南、河南、江西等8省)原则上接近或达到燃机标准; ➢ 鼓励西部地区接近或达到燃机标准。
若按6%O2折算 12.5
5
氮氧化物 （以NO2计）
100
50
➢ 燃机标准并不比燃煤标准更严格； ➢“超低排放”仅是参考了燃机标准的数值。
125
6
一、燃煤电厂面临的形势
“超低排放”已势在必行！
燃煤发电虽已是我国煤资源利用之“最清洁”方式，但因其基数 大，仍是我国大气污染的主要排放源之一，正面临越来越严峻的环 境压力。燃煤电厂“超低排放”已势在必行！
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高性能烟气净化系统--与三菱日立成立合资公司
➢ 三菱日立电力系统有限 公司， 2014年2月组建。
➢ 三菱日立高性能烟气净 化系统日本国内市场占有 87%的市场份额。
三菱重工高性能烟 气净化系统业绩
高性能烟气净化系 统日本国内占有率
➢ 菲达环保将与三菱日立电力系统有限公 司成立合资公司，名为浙江菲达菱立高性 能烟气净化系统工程公司。
在达到相同效率情况下，系统投资和运行成本较大 ➢ 为达到出口较低的烟尘浓度限值要求，原ESP需增加SCA和电场数量，投资 成本较大，并占用较大的空间，给空间有限的现役机组更是带来巨大挑战; ➢ 采用电袋复合或袋式除尘技术改造时，存在本体阻力高、运行费用较高、 滤袋的使用寿命短、换袋成本高、旧滤袋资源化利用率较小等缺点。
较难达到“超低排放”的要求
➢ 常规除尘设备出口粉尘浓度较难达到10mg/m3以下; ➢ 我国燃煤电厂WFGD的除尘效率普遍较低。
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3 可采用的“超低排放”技术路线
针对我国日益严峻的大气污染形势及国内燃煤电厂使用的除尘设备80%以上为 电除尘器这一现状，同时借鉴发达国家的先进电除尘技术，为实现燃煤电厂烟气 “超低排放”，可采用“末端治理”和“协同控制”技术路线：
由于环境容量有限等原因，长三角、珠三角等地（如广州、浙江）
部分燃煤电厂已参考燃机标准限值。要求排放限值（6%O2）：烟尘： 5mg/m3、SO2：35mg/m3、NOx：50mg/m3，即需达到“超低排放”的要求。
污染物项目 烟尘
燃煤锅炉(mg/m3 ) （6%O2） 20
燃气轮机(mg/m3)
（15%O2） 5
技术引进签约仪式
技术引进合同登记证书
菲达环保WESP业绩表
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低低温电除尘技术--自主研发
2011年起，菲达环保开展低低温电除尘技术研究，并取得一定突破。 2013年5月~2014年3月，完成华能国际“燃煤电厂烟气协同治理关键 技术研究”除尘设备专题研究，提出了以低低温电除尘技术为核心的烟 气协同治理技术路线。
（发改能源[2014]2093号）
现役机组
➢ 稳步推进东部地区300MW及以上和有条件 的300MW以下机组基本达到燃机标准； ➢ 2014启动年800万千瓦机组改造示范项目， 2020年前力争完成改造机组容量1.5亿千瓦 以上； ➢ 鼓励其他地区达到或接近燃机标准。
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一、燃煤电厂面临的形势
地方政府出台了更严格的政策、法规
➢ 合资公司将在国内推广高性能烟气净化 系统。
菲达环保董事会决议
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主要内容
一、燃煤电厂面临的形势 二、可采用的“超低排放”技术路线 三、湿式电除尘技术路线 四、烟气协同治理技术路线 五、值得关注的问题
20mg/m3（重点地区）
燃煤电厂二氧化硫排放标准对比
燃煤电厂氮氧化物排放标准对比
2
一、燃煤电厂面临的形势
大气环境形势依然严峻
近年来，雾霾、酸雨等灾 害性天气频发
上海灰霾天气
巴黎晴空
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一、燃煤电厂面临的形势
我国的能源供应格局
在未来相当长时期内，我国以煤为主的能源供应格局不会发生 根本性改变，煤在总能源中比重很难低于50%。
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二、可采用的“超低排放”技术路线
1 燃煤电厂烟气治理技术路线演变过程
我国燃煤电厂烟气治理经历了：
除尘
除尘+脱硫
脱硝+除尘+脱硫
现有燃煤电厂烟气治理技术路线
9
2 现有烟气治理技术路线存在问题
没有充分考虑各设备间的协同工作效应
如WFGD在设计时往往忽视其除尘效果。国内WFGD的除尘效率一般仅50% 左右，甚至更低，实际运行中由于WFGD石膏浆液的携带，其出口烟尘浓度 反而大于入口浓度值的现象也时有发生。
主要内容
一、燃煤电厂面临的形势 二、可采用的“超低排放”技术路线 三、湿式电除尘技术路线 四、烟气协同治理技术路线 五、值得关注的问题
1
一、燃煤电厂面临的形势
标准“史上最严，全世界最严！”
《火电厂大气污染物排放标准》 （GB 13223-2011）
燃煤电厂烟尘排放标准对比
50mg/m3
30mg/m3 、