燃煤烟气污染物脱除技术
燃煤锅炉烟气污染治理技术分析
燃煤锅炉烟气污染治理技术分析摘要：我国目前的电力来源仍以燃煤电厂为主，燃煤电厂运行过程中不可避免的会产生烟气污染物。
随着环保要求越来越高，降低燃煤电厂燃气的排放，成为燃煤电厂的一项重要工作。
对循环流化床锅炉的特征进行简要介绍，提出该锅炉运行中污染物排放控制的工艺与方法，污染物排放控制包括脱硫、脱销、除尘，力求通过干法脱硫、PNCR工艺脱销、布袋除尘等方式，使污染物排放量得到有效控制，与国家规定充分符合。
关键词：电厂；燃煤锅炉；烟气余热回收利用1循环流化床锅炉的特征当前工业锅炉及电站锅炉排放的污染物，不但对城市空气与居住环境造成严重污染，甚至对人类身心健康构成威胁，在一定程度上为第一、第二产业发展带来巨大损失。
近年来，国家在环保方面的重视度不断提升，循环流化床锅炉技术得到不断发展及重视，作为一项清洁燃烧技术得到了广泛应用，循环流化床锅炉主要具有以下特征：1）燃烧适应性广。
循环流化床燃烧方式可烧优质燃料，也可烧各种劣质燃料，例如炉渣、木屑、褐煤、煤矸石、固体垃圾等，也包括一些低挥发分燃料与高灰分的燃料，只要燃料燃烧放出的热量能够将燃料本身和燃烧所需的空气加热到稳定燃烧所需的温度，这种燃料就能在循环流化床内稳定燃烧。
2）燃烧热强度较大。
在锅炉燃烧后，炉膛容积的热负荷在1.5~2MW/m3，与煤粉炉相比，是后者的8~11倍，受此影响，该锅炉的炉膛截面与容积均可低于相同容量的链条炉。
3）负荷调节性能较强。
该锅炉中内部床料中大多数为高温循环灰，将新燃料加入后可瞬时着火，为燃烧提供稳定的热源。
同时，锅炉还可适应负荷的动态变化，使调节比增加。
4）脱硫效果好。
由于炉膛燃烧温度可控制在850~950℃及石灰石或氧化钙与SO2的循环反应，当钙硫比为1.5~2.0时，脱硫效率可达80%以上。
与常规燃煤方式锅炉相比，循环流化床锅炉有独特的环保优势。
5）脱硝效果好。
由于循环流化床锅炉采用一二次风进行分级燃烧，且床温控制在850~950℃，只有燃料中的氮转化成NOX，空气中的氮不会生成NOX，故循环流化床锅炉NOX的排放浓度低。
烟气同时脱硫脱硝的六种方法
烟气同时脱硫脱硝的六种方法脱硫脱硝的六种方法：1）活性炭法该工艺主体设备是一个类似于超吸附塔的活性炭流化床吸附器，在吸附器内，烟气中的SO2被氧化成SO3并溶于水中，产生稀硫酸气溶胶，随后由活性炭吸附。
向吸附塔内注入氨，氨与NOx在活性炭催化还原作用下生成N2，吸附有SO2的活性炭可进入脱附器中加热再生。
2）SNOx（WSA-SNOx）法WSA-SNOx法是湿式洗涤并脱除NOx技术。
在该工艺中烟气首先经过SCR反应器，NOx在催化剂作用下被氨气还原为N2，随后烟气进入改质器中，SO2在此被固相催化剂氧化为SO3，SO3经过烟气再热器GGH后进入WSA冷凝器被水吸收转化为硫酸。
采用SNOx技术，SO2和NOx的脱除率可达95%。
SNOx技术除消耗氨气外，不消耗其他的化学品，不产生其他湿法脱硫产生的废水、废弃物等二次污染，不产生石灰石脱硫产生的CO2，不足之处是能耗较大，投资费用较高，而且浓硫酸的储存及运输较困难。
3）NOxSO法在电除尘器（EP）下游设置流化床吸收塔（FB），用硫酸钠浸渍过的γ－Al2O3圆球作为吸收剂，吸收剂吸收NOx、SO2后，在高温下用还原性气体（CO、CH4等）进行还原，生成H2S和N2。
4）高能粒子射线法高能粒子射线法包括电子束（EBA）工艺和等离子体工艺，原理是利用高能粒子（离子）将烟气中的部分分子电离，形成活性自由基和自由电子等，氧化烟气中的NOx。
这种技术不仅能去除烟气中的NOx 和SO2，还能同时去除重金属等物质。
典型工艺过程依次包括:游离基的产生，脱硫脱硝反应，硫酸铵、硝酸铵的产生。
主要有电子束照射技术和脉冲电晕等离子体技术。
电子束照射技术脱硝率可达到75%以上，不产生废水和废渣。
脉冲电晕等离子体技术可同时脱硫、脱硝和除尘，但是耗能较大，目前对其反应机理还缺乏全面的认识。
5）湿式FGD加金属螯合物法仲兆平等发明了喷射鼓泡法用烟气脱硫脱硝吸收液，包括石灰或石灰石浆液、占石灰或石灰石浆液0.05%～0.5%（质量分数）的水溶性有机酸和占石灰或石灰石浆液0.03%～0.3%（质量分数）的铁系或铜系金属螯合物。
锅炉烟气脱硝治理工程方案
锅炉烟气脱硝治理工程方案一、工程背景随着我国工业化进程的加快，能源需求急剧增加，大量的燃煤锅炉被广泛应用于工业生产和民用供暖领域。
然而，燃煤锅炉燃烧产生的烟气中含有大量的氮氧化物（NOx），对环境和人体健康造成了严重的危害。
为了减少大气污染，我国环保部门对燃煤锅炉的烟气排放标准也不断加大了限制，要求锅炉烟气中NOx的排放浓度不得超过一定的限值。
因此，燃煤锅炉烟气脱硝成为了一项重要的环保治理工程。
二、工程目标本工程的主要目标是通过脱硝技术手段，降低燃煤锅炉烟气中NOx的排放浓度，符合国家环保要求，减少大气污染，改善环境质量。
三、工程方案1. 脱硝技术选择根据工程实际情况和烟气排放要求，本工程选择了SCR（Selective Catalytic Reduction，选择性催化还原）技术作为烟气脱硝的主要手段。
SCR技术利用催化剂将氨气和NOx在一定的温度和压力下进行催化还原反应，将NOx转化为无害的氮气和水蒸气。
此外，为了提高脱硝效率和保证装置的运行稳定性，还会采用SNCR（Selective Noncatalytic Reduction，选择性非催化还原）技术进行辅助脱硝。
2. 工程设计（1）SCR脱硝装置设计SCR脱硝装置主要由催化剂反应器、氨气喷射系统、氨水喷射系统、脱硝剂输送系统、脱硝剂储存系统等部分组成。
催化剂反应器采用高温、耐腐蚀、耐磨损的材料制造，以承受高温高压、腐蚀性气体的作用。
氨气喷射系统和氨水喷射系统通过精确的脱硝剂喷射控制，保证了反应剂和脱硝剂的最佳比例，提高了脱硝效率。
（2）SNCR脱硝装置设计SNCR脱硝装置主要由喷射系统、脱硝剂输送系统等部分组成。
喷射系统通过精确的控制喷射位置和喷射时机，实现了对高温、高速烟气进行脱硝剂喷射，降低了NOx的排放浓度。
脱硝剂输送系统通过精确的控制脱硝剂的输送率，保证了脱硝剂的充分利用和脱硝效率。
3. 工程施工脱硝工程施工主要包括设备安装、管道连接、电气控制系统安装、系统调试等工序。
燃气锅炉废气处理工艺
燃气锅炉废气处理工艺
燃气锅炉的废气主要成分是氮氧化物、二氧化硫、烟尘等，处理这些废气的工艺主要包括以下几种：
1. 脱硝工艺：脱硝是指去除废气中的氮氧化物。
常用的脱硝工艺包括选择性催化还原（SCR）和非选择性催化还原（SNCR）。
SCR 工艺通过喷入氨气等还原剂，在催化剂的作用下将氮氧化物还原为氮气和水。
SNCR 工艺则是通过喷入尿素等还原剂，在高温下将氮氧化物还原为氮气和水。
2. 脱硫工艺：脱硫是指去除废气中的二氧化硫。
常用的脱硫工艺包括湿法脱硫和干法脱硫。
湿法脱硫通过喷入石灰石等碱性物质，与二氧化硫反应生成硫酸钙等物质。
干法脱硫则是通过喷入活性炭等吸附剂，将二氧化硫吸附下来。
3. 除尘工艺：除尘是指去除废气中的烟尘。
常用的除尘工艺包括静电除尘器、布袋除尘器和湿式除尘器。
静电除尘器通过静电作用将烟尘吸附在电极上，布袋除尘器则是通过布袋过滤将烟尘捕获下来，湿式除尘器则是通过水膜将烟尘捕获下来。
4. 烟气再循环：烟气再循环是指将部分废气回流到炉膛中，降低炉膛温度，从而减少氮氧化物的生成。
这种工艺可以减少脱硝的负担，降低脱硝的成本。
5. 低氮燃烧技术：低氮燃烧技术是指通过改进燃烧设备和燃烧方式，减少氮氧化物的生成。
这种工艺可以从源头上减少氮氧化物的排放，是一种比较彻底的解决方案。
以上是燃气锅炉废气处理的常见工艺，不同的工艺可以组合使用，以达到更好的处理效果。
在选择废气处理工艺时，需要根据废气的成分、浓度、排放标准等因素进行综合考虑。
火力发电厂脱硫脱硝工艺知识讲解
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
巴威公司对某500MW机组的设计比较（入口SO2浓度1800ppm，脱硫率95%）
项目
Ca/S L/G（L/Nm3） 液气比
烟气压降 （Pa） 泵功率(KW) 风机功率(KW) 总功率(KW)
采用托盘 1.03 14.5
1240 2760 6860 9620
不采用托盘 1.03 20
870 3750 6580 10330
（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。
电厂烟气脱硫脱硝工艺简介
第一部分 烟气脱硫技术
一、燃煤产生的污染 二、烟气排放标准 三、烟气脱硫技术概况 湿法烟气脱硫技术（WFGD技术） 半干法烟气脱硫技术（SDFGD技术）
旋转喷雾干燥法 烟气循环流化床法脱硫 增湿灰循环脱硫(NID)
干法烟气脱硫技术（DFGD技术)
炉膛干粉喷射 高能电子活化氧化法(EBA) 荷电干粉喷射(CDSI)
火电厂烟气脱硝技术规范
火电厂烟气脱硝技术规范随着环境保护意识的不断提高和公众对空气质量的努力探求，烟气脱硝技术已经成为当今火电厂必不可少的设备。
烟气脱硝技术能够有效地去除生成烟气中的氮氧化物，特别是氮氧化物对大气污染的影响，这对提高环保标准，削减空气的污染，保障人类健康的作用不言而喻。
本文将就火电厂烟气脱硝技术规范进行认真介绍。
一、火电厂烟气脱硝技术简介烟气脱硝技术是一项利用化学方法进行脱硝的技术。
重要是通过在烟气中引入还原剂，将氮氧化物还原成氮气而去除的一种技术。
传统的烟气脱硝技术重要采纳的是选择性催化还原（SCR）技术。
但是SCR技术的成本较高，在运行过程中还要把握良好的技术要求，降低其运行过程中的失效率，大大加添了其操作难度。
目前，新型的脱硝技术如SNCR --选择性非催化还原、D-HMN--分子筛式夹杂、DDS--氨水直接喷淋等技术应用越来越多。
二、火电厂烟气脱硝技术规范概述火电厂烟气脱硝技术的规范包括脱硝设备的设计、脱硝剂的选择、运行、维护等多个方面。
为了保证脱硝设备的正常运行，提高脱硝效率，削减二氧化硫的排放，规范的订立尤为紧要。
1. 设计方案：对于火电厂脱硝设备的设计，要充分考虑到该设备的排放标准、投资和运营成本、设备的稳定性和牢靠性等因素。
同时，还应考虑如何保证设备的合理化分布，削减设备显现故障的可能性，提高设备可操作性。
例如，对于设备的合理化分布，可以通过合理的设计方案来实现。
这种方案可以将净化后的烟气重新输送到燃烧区域，从而达到节能环保的目的。
2. 脱硝剂的选择：脱硝剂的选择是烟气脱硝技术中的紧要一个环节。
目前比较常用的脱硝剂有尿素、氨水等。
这些脱硝剂虽然在化学性质上不一样，但各有优缺点，需要依据实际情况选用。
例如，对于尿素作为脱硝剂，在脱硝率上跟氨水相差不大，但是尿素可以在常温下存放，安全性较好，不会像氨水一样对员工带来不安全。
但是尿素在储存和输运过程中占用的体积较大，需要相应的设备来进行储存和输送。
火燃煤电厂烟气脱硝尿素水解技术规程
文章标题：探究火燃煤电厂烟气脱硝尿素水解技术规程在当今社会，随着工业化进程的不断加快，对环保的要求也越来越高，而火燃煤电厂作为重要的能源供应商，其烟气排放成为了环保领域需要解决的难题之一。
而烟气脱硝尿素水解技术规程便成为了解决这一难题的关键技术之一。
本文将对火燃煤电厂烟气脱硝尿素水解技术规程进行深入探讨，并依次介绍其原理、应用和未来发展方向。
一、技术原理我们来探讨火燃煤电厂烟气脱硝尿素水解技术的原理。
该技术主要是利用尿素水解产生氨气，通过氨气与烟气中的氮氧化物进行反应，从而达到减少烟气中氮氧化物排放的目的。
烟气脱硝尿素水解技术的关键在于尿素的水解过程，这是一个非常重要的化学反应过程。
当尿素被加热至一定温度时，其分子内部的化学键发生断裂，形成氨气和二氧化碳。
而氨气则可与烟气中的氮氧化物发生化学反应，将其转化为无害的氮气和水。
通过这一原理，烟气脱硝尿素水解技术实现了对烟气中有害氮氧化物的高效去除。
二、技术应用火燃煤电厂烟气脱硝尿素水解技术在工业实践中的应用十分广泛。
该技术可以有效降低火燃煤电厂烟气排放中的氮氧化物含量，达到环保排放标准，保护环境。
尿素作为脱硝剂，价格低廉且易于获取，对于火燃煤电厂来说具有一定的经济优势。
另外，烟气脱硝尿素水解技术还可以实现连续、稳定、高效地脱硝，为火燃煤电厂的运行提供了可靠保障。
该技术在火燃煤电厂中得到了广泛应用，并在一定程度上解决了烟气排放带来的环境问题。
三、未来发展方向尽管火燃煤电厂烟气脱硝尿素水解技术已经取得了较大的成功，但其在一些方面还存在改进的空间。
未来，我们可以对尿素的水解过程进行深入研究，寻求更高效、更稳定的脱硝剂。
我们也可以探索利用其他技术手段提高烟气脱硝效率，以降低能耗、改善脱硝设备的运行成本。
另外，火燃煤电厂烟气脱硝尿素水解技术在应对氮氧化物外，也可以进一步开发对其他污染物的净化功能，实现多污染物同时净化的一体化技术。
这些都将是未来该技术发展的重点方向。
燃煤电厂协同除尘技术应用及电除尘器改造技术
燃煤电厂协同除尘技术应用及电除尘器改造技术为适应燃煤电厂对烟尘排放的严格要求，需要对新建或原有锅炉的烟尘处理系统开展重新设计优化，并运用环保研究新技术，通过多个系统的共同作用，将净烟气烟尘排放浓度降到IOmg/m3以下。
对目前燃煤电厂有成功运用的烟气协同处理技术、对低低温省煤器的安装运用、电除尘的改造提效、增加湿法脱硫的除尘能力以及湿式除尘器的应用等方面开展分析，阐述各系统互相配合对烟尘开展协同处理，到达超低排放的目的。
近几年，环境保护约束愈加严格，对火力发电厂污染物排放限值到达世界最高标准，重点地区烟尘排放浓度执行20mg∕nι3限值。
部分地方标准更是高于国家标准，燃煤电厂正在开展“超低”、"近零''排放改造，就烟尘来说，单靠传统的电除尘技术已无法到达这样的要求。
为到达排放标准，对新建或现有锅炉设备的设计与改造,本着安全、经济、可靠的原则，优化组合脱硝、低低温省煤器、电除尘器、脱硫岛、湿式除尘器等系统的配置及选定方法，充分利用每个系统的特点，分担除尘功能，以求到达大系统协同控制的能力，如图1所示。
结果证明，可有效将烟尘质量浓度控制在5mg∕m3以下，日常运行在1~3mg∕m3之间。
1低低温电除尘技术分析研究说明，通过烟气冷却器或烟气换热系统降低电除尘入口烟气温度至酸露点以下（一般在90。
C左右），使烟气中大部分的S03在烟气冷却器中冷凝成硫酸雾并粘附在烟尘表面，使烟尘性质发生了较大变化，可大幅提升除尘效率，并同时能去除大部分的S03,同时解决了S03引起的酸腐蚀问题。
在锅炉空预器后设置低低温省煤器，使进入除尘器入口的烟气温度降低，能明显提高电除尘效率。
1.1低低温电除尘优点烟气温度的降低使烟尘比电阻下降。
低低温电除尘器将烟气温度降低到酸露点以下，由于烟气温度的降低，特别是由于S03的冷凝，可大幅度降低烟尘的比电阻（如图2）,消除反电晕现象，从而提高除尘效率。
除尘器性能测试说明：在增设换热装置后，烟尘排放从原约60mg∕m3下降到20mg∕πι3,除尘效率明显提高。