燃煤电厂脱硝技术的分析比较

燃煤锅炉脱硝技术介绍摘要: 随着环保法律法规和限制标准的越来越严格，传统的单一脱硝技术如低氮燃烧器（LNB）、燃烬风技术（OFA）、选择性催化还原（SCR）和选择性非催化还原（SNCR）等，不一定能满足未来越来越严格的环保要求，本文对比几种燃煤锅炉脱硝技术，分析了主要应用技术的可适用性。

关键词：燃煤锅炉；脱硝；SCR ；SNCR；LNB1、脱硝技术介绍燃煤锅炉脱硝技术一般分炉内脱氮和尾部脱氮两类，炉内脱氮技术主要通过控制燃烧温度、降低空预器温度、降低空气过量系数、空气分级燃烧以及燃料分级燃烧等方法来进行脱氮，但是脱硝效率较低；尾部脱硝主要通过选择性催化还原（SCR）和选择性非催化还原（SNCR）来进行脱氮，该法效率相对炉内脱氮较高，下文对个别炉内脱氮技术和尾部脱硝技术进行单独介绍。

1.1 炉内脱硝技术低氮燃烧器（LNB）是国家政策明确作为首选的燃煤锅炉NOx控制技术，它从源头对NOx进行控制，而且投入相对其他技术少，系统复杂性较低，也没有其他后续运行费用，是较为经济的NOx控制技术。

LNB按照燃烧技术和原理分，一般具有空气分级燃烧、燃料分级燃烧和烟气在循环三大类，在此基础上，发展出了多种低氮燃烧器，如双调风低NOx燃烧器、PM直流式低NOx燃烧器等等。

在大型锅炉中常采用顶部燃烬风技术（OFA），即将一部分风从主燃烧器上部空气喷口送入炉膛来实现空气分级燃烧，一般燃烬风的布置方式按与主燃烧器大风箱是否连在一起而分为两类。

国外采用OFA技术已经有将近30年的历史，一般采用的风量较大，可达总风量的20%~30%，可使NOx降低约20%~35%。

在燃烬风基础上，也发展出了一些新的技术如高速燃烬风技术，其主要区别是通过增压风机来提高风速，使燃烬风具有更强的穿透力以及能与炉膛内的烟气充分混合，从而提高燃烧效率。

除了上述的低氮燃烧技术外，还有烟气再循环、再燃烧以及其他的燃烧调整技术来控制NOx的排放，表一所示为各种低氮燃烧技术的脱硝效果以及投资费用对比表，从表中可以看出，OFA、FGA和LNB是相对性价比较高的三种技术，而再燃烧的投入非常大，是其他技术的5~6倍，而脱硝效果相差却不大，因此，OFA、FGA和LNB也是目前工业燃煤锅炉使用较为频繁的低NOx控制技术。

尿素热解制氨脱硝改造在燃煤电厂中运用浅析2国家能源集团浙江电力公司，浙江杭州，310000）摘要：火电机组运行排放烟气中含有的NOX需要通过SCR 法脱硝处理合格后再能排放大气，SCR 法脱硝主要成分氨气在过去十几年通常采用液氨蒸发方式产生，但由于我国规定将液氨的贮存量超过 10 t 归为重大危险源，国家要求各生产单位加大力度整治。

因此尿素制氨脱硝工艺，随之成为当今各火电企业SCR 法脱硝首选。

本文主要通过结合浙江某火电企业液氨改尿素制氨脱硝工程的案例，针对尿素制氨脱硝原理、尿素制氨脱硝系统流程以及尿素制氨脱硝生产中常见问题规避以及使用成本等方面进行了简要的阐述。

关键字：火电；SCR 法脱硝；尿素制氨脱硝；使用成本0 引言我国的能源储量是“富煤、缺油、少气”的，因此在决定了在未来较长时间内，煤电仍将是我国主体电源。

但煤电在为社会发展作出贡献的同时，也存在着对大气环境带来较大的负面影响问题。

因此我国于2014年9月出台了《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）》，提出对我国燃煤机组全面实施节能减排升级与改造，正式明确了东、中部地区煤电超低排放的要求。

要求中明确了烟尘、二氧化硫、氮氧化物等排放物中的含量标准，史称“史上最严”《火电厂大气污染物排放标准》。

对于火电企业中各排放物，有着不同的处理设备，其中氮氧化物的处理在国内通常是采用SCR（选择性催化还原反应）法脱硝工艺，其还原剂为氨气，氨气主要源于氨水、液氨和尿素。

而现役火电机组的SCR脱硝还原剂氨气主要是液氨工艺，但液氨有毒性、易爆炸，被列为重大危险品，我国规定将液氨的贮存量超过 10 t 归为重大危险源。

2019 年 4 月发布《国家能源局综合司切实加强电力行业危险化学品安全综合治理工作的紧急通知》，要求积极开展液氨罐区重大危险源治理，而尿素作为无危险的制氨原料，具有与液氨相同的脱硝性能，且具有无毒安全的特点，近几年成为了火电企业SCR 法脱硝首选。

概述：脱硝是指去除烟气中的氮氧化物（NOx），是大气污染控制的重要环节之一、在2024年，脱硝行业经历了快速发展，主要受到能源行业的影响。

一、市场规模：脱硝市场在2024年保持了较高的增长速度，主要原因是国家对大气污染治理日益重视。

根据调查数据显示，全国范围内的脱硝市场规模约为120亿元。

二、行业发展趋势：1.技术水平持续提升：脱硝技术已经进入到第三代，包括SCR脱硝、SNCR脱硝等，技术成熟度较高，能够达到较低的排放标准。

2.产品结构升级：随着环保意识的增强，市场对高效节能、低排放的产品需求量在不断提升。

因此，市场上出现了一批具有自主知识产权的高质量脱硝装备。

3.市场竞争加剧：在国际市场上，脱硝设备的市场竞争非常激烈。

国内的脱硝企业需要加大技术研发力度，提升产品质量，才能在激烈的市场竞争中获得竞争优势。

三、市场需求：1.进一步提升排放标准：为了应对大气污染问题，国家将对燃煤发电厂的排放标准进行进一步提高。

这将进一步推动脱硝设备的需求。

2.升级改造市场潜力巨大：随着国家对环保要求的提高，已经投产的发电厂需要进行升级改造，以达到新的排放标准。

这将为脱硝设备提供大量的需求。

3.地方政府加大环保治理力度：为了改善环境质量，地方政府也开始加大对大气污染源的治理力度，这也将提升脱硝设备的需求。

四、市场前景：脱硝市场在未来仍然具有广阔的发展前景。

随着能源行业的发展和环境保护意识的提高，对脱硝技术和设备的需求将不断增加。

同时，随着技术的不断进步，脱硝设备的成本将进一步降低，市场竞争也将进一步加剧。

因此，脱硝企业需要加快技术创新，提高产品质量，以适应市场需求的变化。

结论：2024年是脱硝行业快速发展的一年，市场规模和需求量均呈现出稳步增长的态势。

未来几年，脱硝行业将继续保持良好的发展势头，但也面临着日益激烈的市场竞争。

因此，企业需要加大技术研发力度，不断提高产品质量，以保持竞争优势。

同时，政府部门也应继续加大对环保行业的政策支持和监管力度，为脱硝行业的健康发展提供有力的支持。

燃煤电厂烟气SCR脱硝成本分析与优化策略现阶段，中国能源研究会节能减排中心根据当前环保形势，提出“工业锅炉节能减排治理污染系统解决方案”推广并使用洁净煤，尽快将社会散烧煤及低效小型燃煤工业锅炉改良成集中煤炭热电联供。

该方案的提出，主要是为了控制燃煤电站锅炉NOX的排放量，防止对环境产生危害。

选择性催化复原烟气脱硝技术作为控制燃煤电厂NOx的重要技术，对燃煤电厂的发展起着决定性的作用，因此，探究、分析SCR脱硝技术相当有必要。

1引言随着经济的迅速发展对环保问题也越来越重视，所以，加大燃煤锅炉NOX脱除控制是主要问题。

以我国现有脱硝机组的SCR 脱硝成本作为研究的对象，对烟气SCR脱硝成本的组成及影响因素通过实践和探索，分析出几点关于降低烟气SCR脱硝成本的具体策略，根据实现对该装置的优化政策为我国环保事业做出具大的奉献。

2研究方法SCR脱硝成本包括运行成本和检修维护成本以及财务成本。

运行成本是SCR脱硝装置正常运行时的各项生产支出成本，由复原剂费用、电费、水费、蒸汽费、人工费等。

检修维护成本是维持SCR脱硝系统正常运行的各项维护费用支出,是由催化剂更换费用、检修维护费用等组成。

财务成本是由SCR脱硝装置建设和运行筹集资金时产生的贷款利息、增值税、固定资产折旧费和其他财务费用等。

本次共调研了48台机组的烟气SCR脱硝系统，从中能够有效地反映烟气SCR脱硝系统的运行水平。

3分析脱硫成本的组成及影响因素3.1机组类型的影响供热煤耗占比例与脱硝成本的关系如图1所示。

本文研究的SCR脱硝机组分为供热机组和纯凝机组，从图1中能够看出供热煤耗与总煤耗比例越高，脱硝的运行成本就会增加。

纯凝机组脱硝平均成本为1411分/kW-h；供热煤耗占总煤耗5%时，脱硝平均成本为1.69分/1^-11；供热煤耗占总煤耗的20%时脱硝平均成本增加到2.04分/kW-h；供热煤耗占总煤耗为33.3%时，脱硝成本达2.53分/kW-h。

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。

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SCR脱硝尿素制氨方案研究与优化发布时间：2022-11-29T09:50:06.133Z 来源：《科学与技术》2022年8月15期作者：骆跃[导读] 在我国电力行业中，随着安全生产水平的不断提高骆跃单位：长安益阳发电有限公司湖南益阳 413000摘要：在我国电力行业中，随着安全生产水平的不断提高，以液氨为原料的脱硝还原剂将逐渐被尿素所替代。

因此，如何选用适宜的尿素制氨技术已成为烟气脱硝项目的一个重要内容。

本文主要介绍了目前燃煤电厂采用的各种尿素制氨技术，并对其技术特点进行了分析。

本研究表明，常规尿素水解工艺要优于传统尿素制氨，呈现出一定的安全性和稳定性，相对来说运行成本较低，这对于燃煤电厂尿素供氨工艺选择和优化具有非常重要的现实意义。

关键词：燃煤电厂；尿素制氨；研究与优化0 引言催化还原法是目前火力发电厂应用最广泛的工艺之一，具有广阔的应用前景。

以往的脱硝技术大多采用液氨，但是根据GB18218-2018《危险化学品重大危险源辨识》，液氨总量超过10t就属于严重危险源，因此，国内对液氨使用的限制非常严格。

考虑到尿素具有性状相对稳定、对环境无直接危害、运输储存安全方便等特点，采用尿素替代液氨将成为国内脱硝还原剂工艺发展的必然趋势，已然成为火电厂SCR脱硝装置液氨替代品首选[1]。

1尿素制氨工艺我公司燃煤4台燃煤机组（2×330?MW+2×650?MW）脱硝均采用SCR工艺，在技术改造之前，脱硝还原剂为液氨。

在2021年，该火电厂对脱硝氨区进行技术改造，采用尿素水解制氨代替液氨，以消除危险化学品重大危险源。

尿素水解和尿素热解是目前较为成熟、应用广泛的尿素生产工艺。

尿素水解分为电加热尿素和烟气加热两类。

上述两条工艺路线所需尿素均为50%，因此尿素转化为50%浓度尿素时，各工艺路线基本相同，区别在于尿素溶液转化方式为50%[2]。

1.1尿素水解制氨工艺1.1.1常规水解制氨工艺我厂采用尿素为还原介质的脱硝工艺系统,无液氨存储系统，尿素利用水解系统制备为氨气(CO(NH2)2+H2O=CO2↑+2NH3↑)，后经与稀释风机鼓入的稀释空气在氨/空气混合器中混合后，送达氨喷射系统。

脱硫脱硝一体化的研究现状脱硫脱硝一体化技术是指将燃煤电厂的脱硫和脱硝系统进行整合，采用共同的设备和工艺进行处理，以提高脱硫脱硝的效率和降低运行成本。

近年来，随着环保政策的不断加强，脱硫脱硝一体化技术逐渐成为燃煤电厂治理大气污染的重要手段。

本文将从国内外脱硫脱硝一体化技术的研究现状、存在的问题和发展趋势等方面进行综述。

1. 国内研究现状在我国，脱硫脱硝一体化技术的研究始于20世纪90年代，经过多年的发展，已经取得了一系列成果。

目前，国内很多大型燃煤电厂都已经采用了脱硫脱硝一体化技术，取得了较好的环保效果。

值得一提的是中国电力科学研究院（以下简称“中国电科”）在脱硫脱硝一体化技术方面的研究成果。

中国电科在脱硫脱硝一体化技术方面进行了深入的研究，针对燃煤电厂的特点和实际需求，提出了一系列创新性的技术方案，形成了一整套成熟的脱硫脱硝一体化技术体系。

在脱硫方面，中国电科提出了高效脱硫技术，采用了吸收塔二次喷淋和增容塔工艺进行处理，大大提升了脱硫效率。

在脱硝方面，中国电科则提出了“烟气分离、SNCR和SCR 结合”的一体化脱硝技术，可以根据燃煤电厂运行状态和烟气特性进行智能调控，提高了脱硝效率和降低了运行成本。

在脱硫方面，国外主要采用湿法脱硫技术，如石灰石-石膏法和海水脱硫法等，能够有效地降低燃煤电厂的二氧化硫排放。

在脱硝方面，国外主要采用SCR和SNCR技术，能够有效地降低燃煤电厂的氮氧化物排放。

国外还有一些新型的脱硫脱硝一体化技术不断涌现，如脱硝脱硫一体化反应器技术、脱硝脱硫一体化催化剂技术等，逐渐成为发展的热点。

二、存在的问题及解决尽管脱硫脱硝一体化技术取得了一定的成就，但在实际应用中还存在一些问题亟待解决。

1. 工艺参数优化脱硫脱硝一体化技术的工艺参数优化是解决目前问题的关键。

这需要研究人员结合实际情况，对燃煤电厂的工艺流程、设备配置、运行状态等进行深入研究，找出最优化的工艺参数，提高脱硫脱硝的效率。

燃煤电厂SCR 烟气脱硝技术综述杨　冬Ξ1,2　徐　鸿1　刘学亭2(1.华北电力大学能源与动力工程学院,北京　102206)(2.山东建筑大学热能工程学院,山东济南　250014)摘　要:SCR 技术是目前国际上最成熟、应用最广泛的脱硝技术,本文介绍了SCR 技术的脱硝原理,分析了SCR 技术的各系统构成,对电厂加装SCR 脱硝装置提出了几点建议。

关键词:SCR ;燃煤电厂;NO x ;脱硝 改革开放以来,我国电力事业蓬勃发展,2005年我国发电装机容量已经突破4.5亿千瓦。

在我国电源结构中,火电发电是主要发电方式,2005年底火电装机容量比重达到70%以上,在今后相当长的时间内这一格局不会发生大的改变。

2005年发电用煤达8亿吨,折合标准煤5.68亿吨。

据统计,我国大气污染物中氮氧化物是化石燃料在高温下与空气混合发生燃烧时产生的。

90%以上的氮氧化物来源于矿物燃料(如煤、石油、天然气等)的燃烧过程,其中70%来自于煤的燃烧。

而火电厂发电用煤又占了全国燃煤的70%。

到2005年,全国氮氧化物排放总量达到1800万吨左右,电力行业排放量约占一半。

按照目前的排放控制水平,2020年中国氮氧化物排放量将达到2900万吨左右。

其中火电厂排放的氮氧化物占全国排放总量的比例还会更大。

NOx 进入大气后,在阳光作用下,易形成化学烟雾,危害人体的呼吸系统,NO 还是破坏大气臭氧层和形成酸雨的前驱气体之一,破坏生态环境。

面对严峻的环保形势,2003年我国颁布了新的《火电厂大气污染物排放标准》,国家允许的氮氧化物最高排放浓度(标准状态)为450mg Πm3(Vdaf >20%),并且自2004年7月开始征收氮氧化物排污费,标准为0.63元Π公斤。

由于炉内低氮燃烧技术的局限性,使得N Ox 的排放不能达到令人满意的程度,为了进一步降低N Ox 的排放,必须对燃烧后的烟气进行脱硝处理。

目前通行的烟气脱硝工艺大致可分为干法、半干法和湿法3类。

火电厂燃煤锅炉烟气脱硝技术探析作者：潘宏高来源：《华中电力》2013年第09期摘要：本文主要对火电厂燃煤锅炉常用的脱硝技术进行论述，以供同仁参考。

关键词：火电厂；燃煤锅炉；烟气；脱硝；SCR法一、概述据统计，我国大气污染物中NOx60%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%。

随着煤炭被大量燃用，烟尘、S02和NOX等烟气污染物的排放量剧增。

本文主要介绍火电厂燃煤锅炉NOX的生成途径以及燃煤锅炉常用的脱硝技术进行论述，以供同仁参考。

二、燃煤锅炉常用的脱硝技术（1）低NOX燃烧技术。

煤燃烧过程中影响NOX生成的主要因素有：1）煤种特性，如煤的含氮量等；2）燃烧区域的温度峰值；3）反应区中氧、氮、一氧化氮和烃根等的含量；4）可燃物在反应区中的停留时间等。

由此，对应的低NOX燃烧技术的主要途径如下：减少燃料周围的氧浓度（包括减少炉内过剩空气系数），以减少炉内空气总量；减少一次风量和减少挥发分燃烬前燃料与二次风的掺混，以减少着火区段的氧浓度在氧浓度较少的条件下，维持足够的停留时间，使燃料中的N不易生成NOX，而且使生成的NOX经过均相或多相反应而被还原分解在过剩空气的条件下，降低温度峰值，以减少热力型NOX的生成，如采用降低热风温度和烟气再循环等加入还原剂，使还原剂生成CO、NH3和HCN，它们可将NOX还原分解。

具体方法有：分级燃烧、燃料再燃、浓淡偏差燃烧、低过剩空气燃烧和烟气再循环等。

（2）烟气脱硝技术。

采用低NOX燃烧技术，是降低燃煤锅炉的NOX排放值最主要也是比较经济的技术措施，但是通常低NOX燃烧技术只能降低NOX排放值的30-50%，要进一步降低NOX的排放，必须采用烟气脱硝技术。

目前燃煤电厂成熟应用的烟气脱硝技术主要有选择性催化剂还原法（SCR）、选择性非催化还原法（SNCR）、电子束照射法和同时脱硫脱硝法，由于SCR法烟气脱硝技术具有脱硝效率高，运行可靠便于维护和操作等优点，目前世界上有80%以上的烟气脱硝装置采用SCR法脱硝技术。

分析火电机组脱硝自动控制系统优化1. 引言1.1 背景介绍火电机组作为燃煤发电的主要形式，是我国电力行业的重要组成部分。

随着环保政策日益严格，对火电厂的排放标准也越来越高。

脱硝技术作为减少氮氧化物排放的重要手段，被广泛应用于火电机组中。

脱硝自动控制系统作为脱硝工艺的关键部分，对脱硝效果和运行稳定性具有重要影响。

目前，我国火电机组脱硝自动控制系统存在一些问题，如控制精度不高、调节灵活性不够、响应速度较慢等。

这些问题导致脱硝效率不够高，运行成本较高，影响了火电厂的经济运行和环保指标的达标情况。

优化火电机组脱硝自动控制系统是当前亟待解决的问题。

通过对现有系统的分析和改进，提高系统的稳定性和精准度，进而提高脱硝效率，降低运行成本。

优化火电机组脱硝自动控制系统的过程是一个不断调整和改进的过程，需要不断地实践和验证。

本文旨在分析火电机组脱硝自动控制系统的优化方案及其效果，为火电行业的环保和经济发展提供参考和借鉴。

1.2 研究目的研究目的是为了提高火电机组脱硝自动控制系统的效率和稳定性，减少运行成本，降低对环境的影响。

通过对现有系统存在的问题进行分析，找出优化的方案，从而实现系统性能的提升。

通过对优化方案的实施和效果验证，验证方案的可行性和有效性，为火电行业提供更加先进和可靠的脱硝自动控制系统技术支持。

整体研究的目的是为了推动火电行业向更加环保、高效、可持续的方向发展，为保护环境、减少污染做出贡献。

2. 正文2.1 火电机组脱硝系统简介火电机组脱硝系统是为了减少燃煤电厂排放的氮氧化物（NOx）而设计的系统。

在燃煤过程中，煤中的硫和氧会在高温燃烧的过程中生成硫化物和氧化物，这些物质会导致大气污染和酸雨的形成。

为了降低这些有害物质的排放，脱硝系统应运而生。

脱硝系统主要由脱硝反应器、氨水喷射器、氨水槽、氨水泵、浆液搅拌器等组成。

烟气中的NOx会在脱硝反应器中和氨水反应生成无害的氮气和水，从而减少NOx的排放量。

目前市场上的脱硝系统已经相当成熟，但随着环保标准的不断提高，现有系统仍存在一些问题，比如能耗较高、操作复杂、排放效率不高等。

燃煤电厂的脱硫与脱硝技术燃煤电厂作为我国主要的能源供应来源之一，但同时也是重要的污染源之一。

燃煤产生的氮氧化物和二氧化硫等有害气体严重影响了大气环境质量和人们的健康。

为了减少大气污染，燃煤电厂需要采用脱硫与脱硝技术来降低废气中的二氧化硫和氮氧化物排放。

本文将详细介绍脱硫与脱硝技术的原理和步骤。

一、脱硫技术脱硫技术主要用于减少废气中的二氧化硫排放。

最常用的脱硫方法是湿法石膏法，其步骤如下：1. 烟气脱硫工艺开始于烟气进入脱硫塔，在脱硫塔内，废气会通过与喷淋剂直接接触，而喷淋剂一般是一种含有氧化剂的硫酸溶液；2. 烟气中的二氧化硫与喷淋剂中的氧化剂发生反应，生成硫酸；3. 硫酸溶液中的二氧化硫与氧化剂继续反应，生成硫酸；4. 硫酸反应后会与喷淋剂发生反应，生成石膏，而石膏会在脱硫塔底部形成，并通过物理方式排出。

二、脱硝技术脱硝技术主要用于减少废气中的氮氧化物排放。

目前，常用的脱硝方法有选择性催化还原法（SCR）和选择性非催化还原法（SNCR）。

1. SCR脱硝技术- 第一步是将氨气注入废气中，而氨气通过催化剂的作用可以将废气中的氮氧化物催化还原为氮和水；- 第二步是将废气与氨气在催化剂上进行混合反应，使氮氧化物被还原转化为氮和水。

2. SNCR脱硝技术- 这种技术不需要催化剂，通过在废气中喷射尿素溶液来实现脱硝；- 尿素溶液与废气混合反应，尿素中的氨气和废气中的氮氧化物发生反应，生成氮和水。

三、脱硫和脱硝技术的优势和挑战脱硫和脱硝技术在减少燃煤电厂排放的有害物质方面具有显著的优势。

它们可以将废气中的二氧化硫和氮氧化物转化为相对无害的物质。

同时，这些技术还可以减少酸雨和光化学烟雾等大气污染问题，并降低了温室气体的排放。

然而，脱硫和脱硝技术也面临一些挑战，如高成本和对设备运行要求严格。

此外，部分脱硫和脱硝技术还存在二氧化硫脱除效率低和氮氧化物抗氧化剂需求量大等问题。

总结：脱硫和脱硝技术在燃煤电厂的废气处理中发挥着重要作用。

电厂烟气脱硫脱硝技术发展研究1. 引言1.1 研究背景电厂是城市工业的重要组成部分，也是大气污染的主要来源之一。

燃煤电厂烟气中含有大量的二氧化硫和氮氧化物，这些气体会对大气环境和人民健康造成严重危害。

为了降低燃煤电厂排放的二氧化硫和氮氧化物，研究和开发烟气脱硫脱硝技术成为当今重要的课题之一。

随着环保意识的日益增强和法规的不断严格，电厂烟气脱硫脱硝技术也得到了迅速发展。

通过对烟气中二氧化硫和氮氧化物的去除，可以有效减少大气污染物的排放，改善环境质量，保护人民健康。

电厂烟气脱硫脱硝技术的发展具有重要的现实意义和深远的影响。

在这样的背景下，本文旨在对电厂烟气脱硫脱硝技术的发展进行系统的研究和探讨，以期为解决大气污染问题和推动环保工作提供参考和借鉴。

通过对技术的发展历程、原理分析、存在问题及改进方向等方面的探讨，希望能为相关领域的研究和实践提供一定的帮助和指导。

1.2 研究目的研究目的是为了深入探讨电厂烟气脱硫脱硝技术的发展现状和趋势，为相关技术的改进和应用提供理论支持。

通过对这两项关键环保技术的发展历程和原理进行分析，能够更好地了解其在大气污染防治中的作用和价值。

通过研究当前存在的问题和技术改进方向，可以为电厂污染物排放控制提供有效的解决方案，促进环境保护和可持续发展。

通过对未来研究方向和技术应用前景的探讨，可以为相关领域的研究者和工程师提供参考，为提高电厂烟气处理技术的效率和可靠性提供指导。

研究目的旨在促进电厂烟气脱硫脱硝技术的发展和应用，实现工业生产和环境保护的双赢局面。

1.3 研究意义电厂烟气脱硫脱硝技术的发展对于改善大气环境质量、保护人民健康以及推动绿色发展具有重要意义。

随着人们对环境保护和可持续发展意识的提高，电厂烟气排放的污染物已成为一个亟待解决的问题。

烟气中的二氧化硫和氮氧化物对大气和环境造成严重危害，对植物、动物和人体健康都有影响。

提高电厂烟气的脱硫脱硝效率，减少其对环境的污染，具有非常重要的现实意义。

烧结烟气脱硫脱硝处理技术的比较分析在烧结过程中，在高温燃烧条件下，燃料与烧结混合料发生烧结反应而产生So2、N0x.HC1HF、Co2、C0、二嗯英等多种污染物和粉尘等废气，其主要特性包括烟气量大、温度波动大、粉尘浓度高、气体腐蚀性高、二氧化硫排放量大等。

20**年国家环保部公布实施了《钢铁烧结、球团工业大气污染物排放标准》，严格要求污染物排放标准。

因此，对烧结烟气开展脱硫脱硝处理势在必行。

1烧结烟气脱硫脱硝处理的现状我国烧结烟气脱硫早在20**年由***钢铁厂在24m2烧结厂初步实施，于20**年全面实施。

据环保部统计数据，至20**年，全国烧结机脱硫设施共有526台（见表1）,已有脱硫设施的烧结机面积达8.7万m2,占烧结机面积的63%。

从公布的清单分析，干法、半干法占17%,湿法占87%o除部分已建的干法（活性炭法）烧结脱硫脱硝一体化处理设施外,烧结机烟气脱硫脱硝的实例较少。

《钢铁烧结、球团工业大气污染物排放标准》（GB28662—20**）自20**年10月1日起执行第二时段的排放标准，规定了NOx和二嗯英的排放限值要求，严格要求So2、颗粒物和氟化物的排放，而现有的烧结烟气脱硫设施无法满足新的排放标准，因此实现烧结烟气多污染物协同处置和一体化处理势在必行。

2烧结烟气脱硫脱硝的分析目前，对烧结烟气的污染处理主要以脱硫为主。

新标准的实施对烟气处理提出了更严格的要求，尤其是对于已建的脱硫设施，由于技术、用地、建设和运行成本等因素的限制，直接导致烟气处理系统变得复杂和处理成本增加。

因此，应针对项目建设特点，对新建烧结机、已建成的脱硫设施区别对待，综合考虑一种一体化的处理技术。

由于现有的烧结烟气脱硫工艺主要集中于传统的干法、半干法、湿法，因此分别选取干法、半干法、湿法脱硫脱硝一体化等技术开展分析比照。

2.1活性炭烟气净化技术20世纪50年代德国开始研发活性炭吸附工艺，20世纪60年代日本也开始研发。