火电厂脱硫脱硝技术应用

火电厂烟气脱硫脱硝技术应用分析

关键词：烟气脱硫 脱硝技术 火电厂

随着环境污染渐渐成为全球性的生态问题时，我国也开始加大了对环境治理课题的关注和研究，火力发电是我国目前使用最为广泛的发电形式，而煤矿燃烧产生的污染也是非常严重的，天然的煤矿中会含有一定的硫和硝，燃烧过程会将固体的硫和硝形成烟气飞散在大气中，形成对大气有破坏性质的污染。因此文章将会对我国火电厂 烟气脱硫 脱硝技术 的情况进行分析，为我国环境友好政策的稳定发展奠定良好的基础。

能源可分为一次性能源和二次能源，其中火电厂燃烧过程中使用的煤炭就在一次能源中占有很大的比重，而且煤炭在燃烧过程中所产生的的二氧化硫以及其他氮氧化合物都会对环境造成很大负担，因此开展火电厂烟气脱硫脱硝技术的研究可以为控制我国大气的污染程度做出很大的贡献。

一、火电厂烟气脱硫脱硝技术的发展情况

我国目前大部分火电厂使用的烟气脱硫脱硝技术都是从国外引进来的成熟技术，有先后二十多个环保相关的部门和企业都引进了发达国家的烟气脱硝脱硫技术，而且还有一部分经济能力较强的企业已经开始逐步走向了自主技术研发和创新的改革之路，并且在烟气脱硫脱硝技术的研发上取得了很好的成绩和硕果。

据调查发现，我国目前已经有了百分之五十以上的火电企业的设备安装上了具有烟气脱硫脱硝效果的装置，其中使用的主要技术就是石灰石-石膏法的烟气处理技术。其他相关形式的烟气脱硫脱硝技术还有海水脱硫法、烟气循环流化床法等等，但是不论是从规模上还是从数量上都比较缺乏，由于材料和环境的限制，很多省份和地区的火电厂根本无法用上该类型的烟气脱硫脱硝技术。因此火电厂企业在选择烟气处理技术的时候一定需要根据因地制宜的原则，为环境污染的降低奠定良好的技术基础。

脱硫脱硝技术的研发是一个规模很大而且内容很复杂的项目，其配套设备的种类也比较多，目前除了大型设备中使用的除雾器、烟气挡板以及喷嘴等泵系统之外的设备都可以在国内生产，而中间的产业链化的生产关系也促进了我国在电机和相关产品的开发和腌制，国内新兴的环保产业链正在慢慢建立和发展。

火电厂烟气脱硫脱硝技术应用与节能环保

在烟气脱硫脱硝一体化技术发展与应用的过程中，因其自身的运行效率较高，且成本不高，具有良好的性能，所以备受人们关注与认可。脱硫脱硝一体化技术实现了火电厂烟气的脱硫脱硝目标，而且能够将其产物予以回收，对能源予以循环利用，所以，使得能源利用效率也随之提高，值得全面推广使用。

标签：火电厂;烟气;脱硫脱硝一体化;应用

一、火电厂烟气脱硫脱硝技术应用

1.1 氯酸氧化技术

此方法主要采用喷雾氯酸的强氧化剂完全氧化SO2和NO的方法。首先，大量氯酸氧化溶剂的喷入烟道气脱硫和脱硝器，氯酸可以让SO2和烟道气中的NO成分充分转换，从而净化硫和硝酸盐、烟气等物质。此外，这种类型的工艺技术的最大的优点是，它可以同时在同一设备中处理硫酸和硝酸的问题。此外，这样的技术是通过使用设备，分为两个时间阶段，一个时间阶段是组装好基本的吸收装置和氧化吸收装置，硫的去除率和硝酸去除率提高。另外一方面，这项技术当中的氧化剂元素可以在相应的环境中消除烟气中的微量有害元素与有害金属元素;而且，运用氯酸氧化技术可避免使用不包含任何其它化学组分的氧化剂还原技术，避免催化剂中毒情况的发生。当然，在物质中当中，氧化剂的成分能够稳定地保持活性成分;可见，氯化氧化技术有着稳定的适应性能，对烟气没有特别多的限制性。因此，它通常是可以使用氯酸氧化技术以保持其常温或吸收性低浓度对烟道气进行脱硫、脱氮处理。

1.2 湿法烟气脱硫脱硝技术

NaOH这种技术，首先发送烟气进入SCR设备里面，在SCR设备催化剂通过化学反应，将NO转化成N2反应。然后，烟道气被发送到改质器里面，从而使烟道气中的SO2成分在催化剂的作用下被转换成SO，并同时通入冷凝器过滤冷凝。当硫酸和冷凝水混合以后，可以产生出浓度比较高的硫酸。在生产的过程里，它们要消耗一部分氨气体之外，还要消耗一些其它物质，这样就不会影响到工业的污染问题。另外，运用这项技术，脱硫和脱氮的效率可高达95%及更高。可以说，湿法烟气脱硫脱硝技术效果好，应用广泛，能够保证脱硫的安全和稳定。然而，由于用于技术操作所需要的成本高，并且在过滤后产生的浓硫酸是难以销售和存储，该方法的应用范围不是很广泛。

2010年第2期近年来我国二氧化硫、氮氧化物的年排放量在2000万t以上，成为仅次于欧洲和北美的第三大酸雨区。预计2010年我国煤炭年产量将达到18亿t，若不采取措施，SO2排放量将达到3万t，因此对硫氧化物、氮氧化物的控制已成为目前我国大气污染控制领域的紧迫任务。随着全球对酸雨的日益重视，针对燃煤过程中产生的SO2、NOx酸雨前体物减排的研究取得了很大进展。1吸收装置近来，脱硫脱硝技术发展迅速，但实现工业化运用的技术甚少，大多数处于实验或中试阶段。同时脱硫脱硝与联合脱硫脱硝相比，具有结构紧凑、运行费用低、操作简便、反应效率高等优点。典型的工艺有湿法和干法，湿法工艺可以在FGD的基础上进行改良，更具有发展优势。主要的湿法工艺有氯酸氧化工艺、湿式络合吸收工艺、乳化黄磷法脱硫脱硝工艺、尿素和添加剂液相脱硫脱硝工艺，其关键操作单元是气体与吸收液的吸收，决定了吸收效率、反应停留时间。目前，气体吸收的装置主要有填料塔、喷淋塔、鼓泡塔等[1]。1.1填料塔填料塔是一种运用较早的脱硫模式，提高气液接触面积的一个方法是在吸收塔内安装填料，一般使用聚乙烯球或泡沫球作为填料。由于腐蚀、磨损、堵塞以及耐热性等原因，系统长期稳定运行较为困难。气流一般顺流进入反应器，在填料表面进行化学吸收，湿表面与烟气的相对速度可视为烟气流速，随着烟气流速的增大，液膜的厚度减小而气液传质面积相应增大，从而达到去除SO2、NOx的目的。一种新型脱硫脱硝吸收装置谢红银，熊源泉（东南大学能源与环境学院热能工程研究所，南京210096）摘要：同轴对称撞击流吸收装置，具有高效传质、传热效率，被广泛应用于干燥、燃烧、混合和超细粉末的制备等领域。同时脱硫脱硝吸收液的高速循环速率增强了内部扰动有利于撞击流反应器中质量传递；且从对称喷嘴射流出去的吸收液，具有很好的雾化效果，增强了气液传质。与其他吸收装置相比，其内部结构简单、阻力降小，基于这些优点文中研究了撞击流在烟气脱硫脱硝方面的可行性。关键词：撞击流；脱硫；脱硝Abstract:Duetothehighheatandmasstransferefficiency,impingingstreams,whichinvolvetheuseoftwoinletstreamsthatenterthesystemthroughtwocloselyspacedinletsalongthesameaxisinoppositedirections,havefoundmanyapplicationsindry,burning,mixingandpreparationareassuchasultra-finepowder.Ahighsolutionofsimulationdesulphurizationanddenitrificationrecirculationflowrateisbenefittothemasstransferbecausetheinter-phasedisturbanceisen－hanced;andthesolutionafteratomizedimpactseachother,thispromotesthegas-liquidmasstransfer.Thereactorissimpleinstructurewithfewinternalpartsandlowpressurecontrastedwithotherabsorptionequipments.Thisarticleinvestigatestheavailabilityofsimultaneousdenitrificationanddesulphurizationfromfluegas.Keywords:impinging

脱硝技术在火电厂应用

摘要:本文以山西漳山发电有限责任公司二期工程为研究重点,采用选择性催化还原法(SCR)脱硝工艺,未设旁路,采用声波吹灰器,催化剂采用日立生产的板式催化剂。对脱硝技术在火电厂应用进行了研究。

关键词:脱硝技术 SCR 氨区 应用

1 项目基本情况

山西漳山发电有限责任公司位于山西省长治市北郊。一期工程为2×300MW直接空冷燃煤机组,二期工程为2×600MW直接空冷亚临界凝汽式汽轮发电机组,3#机组于2008年4月21日通过168小时运行,4#机组于2008年5月31日通过168小时运行。二期工程同步设计了脱硝系统,脱硝装置采用高含尘布置方式在省煤器和空预器之间,氨制备区设计在灰库管理站内。

本脱硝工程由北京紫泉能源环境技术有限公司总承包,脱硝系统的设计由台湾中鼎工程股份有限公司负责,该烟气脱硝工程采用选择性催化还原法(SCR)脱硝工艺,未设旁路,采用声波吹灰器,催化剂采用日立生产的板式催化剂。

二期工程中由于3#炉催化剂发生了损伤,所以脱硝工程没有同步投运。4#炉脱硝系统于2008年8月13日开始安装调试,催化剂于2010年9月16日投入运行,脱硝系统于2010年10月8日完成了168小时试运,南京电力设备质量性能检验中心于2010年10月15日完成了4#炉脱硝系统性能测试。

2 烟气脱硝系统情况

2.1 SCR本体部分

SCR是一种以NH3作为还原剂将烟气中的NOx分解成无害的N2和H2O的干式脱硝工艺。

本工程脱硝系统设计脱硝效率为90％,SCR催化剂采用预留2+1的三层催化剂方案,安装两层,在上方预留一层催化剂的空间,布置在炉后一次风机和送风机房构架上方,系统不设置SCR反应器旁路,在SCR的入口烟道上设置灰斗。SCR装置设置检修、测试平台,其中两层平台分别同锅炉本体的29m和39m层平台连接。

(1)烟道及SCR反应器:烟道设计承压能力大于5.98kPa,最大瞬时承受压力绝对值不低于9.98kPa,烟道最小壁厚6mm,烟道内烟气流速不超过15m/s。每炉设置两台相互独立的SCR反应器,催化剂区域内流速不超过6m/s。