电厂脱硫脱硝工艺介绍教学文稿

郑州电厂的脱硫脱硝工艺
郑州电厂的脱硫脱硝工艺是指在电厂燃煤发电过程中，对烟气中的硫氧化物（SOx）和氮氧化物（NOx）进行去除的工艺。

脱硫工艺主要采用湿法烟气脱硫（WFGD）技术，亦称石膏湿法烟气脱硫。

具体工艺包括：
1. 烟气净化塔：烟气经过除尘器后进入烟气净化塔，进一步除去颗粒物和部分SOx。

2. 石膏浆槽：熟石膏与水混合形成浆状，用于吸收烟气中的SOx。

3. 石膏循环系统：将饱和石膏浆液送至石膏分离器，分离出石膏和循环水。

石膏用于制备石膏板，水循环再利用。

脱硝工艺主要采用选择性催化还原（SCR）技术，具体工艺包括：
1. 烟气整流器：将烟气均匀分布至SCR脱硝催化剂层。

2. SCR脱硝装置：将氨气（NH3）或尿素溶液喷入烟气中，与NOx发生选择性催化还原反应，生成氮气和水。

通过以上两种工艺，郑州电厂能够有效地去除燃煤烟气中的SOx和NOx，减少对大气环境的污染。

电厂在进行脱硫脱硝的时候方法是不一样的，所以其工艺流程也不相同，下面，就具体给大家分享一下。

脱硫工艺又分为两种，具体的流程介绍是：一、双碱法脱硫工艺1）吸收剂制备与补充；2）吸收剂浆液喷淋；3）塔内雾滴与烟气接触混合；4）再生池浆液还原钠基碱；5）石膏脱水处理。

二、石灰石-石膏法脱硫工艺1. 脱硫过程：CaCO3+SO2+1/2H2O→CaSO3·1/2H2O+CO2Ca(OH)2+SO2→CaSO3·1/2H2O+1/2H2OCaSO3·1/2H2O+SO2+1/2H2O→Ca(HSO3)22. 氧化过程：2CaSO3·1/2H2O+O2+3H2O→2CaSO4·2H2OCa(HSO3)2+O2+2H2O→CaSO4·2H2O+H2SO4脱销工艺也分为两种，具体的流程介绍是：一、SNCR脱硝工艺1. 采用NH3作为还原剂时：4NH3 + 4NO+ O2 →4N2 +6H2O4NH3 + 2NO+ 2O2 →3N2 +6H2O8NH3 + 6NO2 →7N2 +12H2O2. 采用尿素作为还原剂时：(NH2)2CO→2NH2 + CONH2 + NO→N2 + H2OCO + NO→N2 + CO2二、SCR脱硝工艺1. 氨法SCR脱硝工艺：NO+NO2+2NH3—>2N2+3H2O4NO+4NH3+O2—>4N2+6H2O2NO2+4NH3+O2—>3N2+6H2O2. 尿素法SCR脱硝工艺：NH2CONH2+H2O→2NH3+CO24NO+4NH3+O2→3N2+6H2O6NO+4NH3→5N2+6H2O以上内容由河南星火源科技有限公司提供。

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电厂脱硫脱硝工艺流程是一种通过化学方法去除燃煤电厂中产生的二氧化硫（SO2）和氮氧化物（NOx）等有害气体的技术。

其主要流程如下：
燃烧前处理：对燃煤进行破碎、干燥、筛分等前处理，以保证煤质的一致性。

燃烧：将处理好的燃煤投入锅炉燃烧，产生大量的烟气，其中包含大量的SO2和NOx等有害气体。

烟气净化：将产生的烟气通过烟囱排出后，首先进入脱硝装置，通过SCR（选择性催化还原）技术将NOx转化为氮和水，然后进入脱硫装置，通过湿法脱硫（石灰石/石膏法）或半干法脱硫（海藻酸钙法）技术去除SO2，最终排放出清洁的烟气。

氧化风机：用于加速氧化液的循环，保证氧化液中SO2能够充分氧化。

石灰石浆液系统：主要由石灰石仓、石灰石浆液制备系统、石灰石浆液输送系统、石灰石浆液循环系统等组成，用于制备和输送脱硫反应中所需的石灰石浆液。

水处理系统：主要由水处理设备和再生装置组成，用于处理脱硫脱硝过程中产生的废水，将废水中的杂质去除，使其符合排放标准，并在再生装置中进行再生处理，以实现资源化利用。

以上是电厂脱硫脱硝工艺流程的主要步骤，具体流程和设备选型等会因燃煤种类、排放标准和工艺要求等因素而有所不同。

脱硫脱硝工艺流程讲解脱硫脱硝是指去除燃煤、燃油、燃气等能源中所含的二氧化硫和氮氧化物的一系列工艺。

这两种污染物都是大气污染的主要成因之一，对环境和健康造成了严重的危害。

下面将详细介绍脱硫脱硝的工艺流程。

首先是脱硫工艺流程。

脱硫主要通过氧化和吸收两个步骤来实现。

1.氧化：首先将燃烧的烟气与空气进行混合，然后进入烟气脱硫器，利用空气中的氧气将二氧化硫氧化成三氧化硫。

这个过程中，常用的氧化剂有空气、氧气和臭氧。

2.吸收：氧化后的烟气进入脱硫器，与喷射进来的吸收剂（一般是碱性溶液）进行接触。

在接触过程中，二氧化硫和吸收剂发生反应，形成硫酸根离子和水，使二氧化硫从烟气中被吸收到吸收剂中。

常用的吸收剂有石灰乳、溶液碳酸钠等。

然后是脱硝工艺流程。

脱硝主要通过选择性催化还原技术和选择性非催化还原技术来实现。

1.选择性催化还原技术：将烟气与氨气进行混合，进入脱硝催化剂层，通过与催化剂表面接触发生氨氧化反应，使氨气转化为氮氧化物和水。

同时，催化剂还可以将氮氧化物进行选择性还原，最终生成氮气和水。

常用的催化剂有V2O5、WO3等。

2.选择性非催化还原技术：将烟气与氨气进行混合，然后通过高温和快速混合来实现氨氧化和氮氧化物的选择性还原。

这种技术适用于高温烟气，常用于电除尘设备后。

最后是工艺流程中的后续处理措施。

脱硫脱硝后，需要进行进一步的处理，主要包括：1.脱硫废水处理：脱硫时产生的废水需要进行中和处理，将其中的重金属离子和氨氮去除，以达到排放标准。

2.氨的回收利用：选择性催化还原技术中使用的氨气回收后可以再次使用，减少废氨排放。

3.二氧化硫和氮氧化物排放监控：对于脱硫脱硝工艺中排放的二氧化硫和氮氧化物，需要进行实时监测，并确保其排放符合国家标准。

综上所述，脱硫脱硝工艺流程包括脱硫氧化和吸收、脱硝选择性催化还原和选择性非催化还原等步骤，在工艺流程结束后还需进行废水处理、氨的回收利用和排放监控等后续处理。

这些工艺的应用能够有效减少二氧化硫和氮氧化物的排放，保护环境和人类健康。

脱硫脱硝工艺流程讲解
在许多工业生产中，废气排放是一个重要的环境问题，大量的二氧化硫和氮氧
化物被排放到大气中，对环境和人类健康造成了严重影响。

为了减少这些有害物质的排放，脱硫脱硝工艺成为了重要的解决方案之一。

脱硫是指除去燃烧废气中的二氧化硫，常用的方法包括湿法石灰石法、干法石
灰石法、氨法等。

湿法石灰石法是一种较为常用的脱硫方法，其工艺流程包括废气进入吸收塔、喷雾塔中喷洒石灰石乳液，二氧化硫被吸收后形成石膏等固体废物。

脱硝则是指除去燃烧废气中的氮氧化物，常用的方法有选择性催化还原法和脱
硝吸收法。

其中，选择性催化还原法是一种高效的脱硝方法，工艺流程主要包括废气经过催化剂层，通过加入氨气等还原剂使氮氧化物还原为氮和水的反应，从而实现脱硝的目的。

脱硫脱硝工艺的流程中，还需要进行除尘和除氧工艺，以保证处理后的废气更
加环保。

除尘工艺主要通过布袋除尘器、电除尘器等设备，将燃烧废气中的颗粒物去除；除氧工艺则是通过加入氧化剂等方法，将废气中的有机物质氧化分解。

总的来说，脱硫脱硝工艺是一项关乎环境保护和节能减排的重要工作。

通过采
用适当的脱硫脱硝技术和工艺流程，可以有效减少有害物质的排放，降低环境污染，保护大气环境和人类健康。

希望各行各业都能尽力采用这些工艺，共同为净化环境做出贡献。

电厂脱硫脱硝工艺在电力行业的发展和可持续发展要求下，如何减少燃煤电厂数个产物的大气污染物排放，成为了一个重要的问题。

其中，电厂脱硫脱硝工艺技术的应用，成为了解决工业大气污染的重要措施。

什么是脱硫脱硝工艺脱硫脱硝工艺是一种通过化学反应将燃煤电站烟气中的二氧化硫和氮氧化物去除的工艺。

“脱硫”是指除去烟气中的二氧化硫（SO2），“脱硝”是指除去烟气中的氮氧化物（NOx）。

脱硫工艺湿法脱硫湿法脱硫是使用含有氧化钙或氢氧化钙的溶液吸收和分解SO2的工艺。

湿法脱硫过程中，灰和颗粒物也会被同时捕集。

这种方法通常使用在低浓度的SO2下，对比其他两种方法，在处理低浓度的SO2和大量烟气时有着更好的适用性。

半干法脱硫半干法脱硫即半干法脱硫工艺，是介于干法脱硫和湿法脱硫之间，是将活性无机物喷洒到排放的烟气中进行处理，工艺的差别在于使用的氧化钙和氢氧化物是否粉状，颗粒大小的差异会影响处理效果，另外相对于湿法脱硫，半干法脱硫可以在处理高浓度SO2时，结合工厂的实际状况，灵活调整对烟气处理的湿度，更灵活，但是相比于干法脱硫对湿度的适应性较差。

干法脱硫干法脱硫是将氧化物和烟气一起经过喷雾，在氧化物吸附和反应转化为硫酸或硫酸盐，进行净化，去除烟气中的SO2。

干法脱硫通常被用于低浓度的SO2，因为它们处理典型SO2浓度的能力较弱，但它们在处理混合烟气和灰尘时优于其他方法。

此外，干法脱硫物料成本低，即使低浓度的SO2也可以使用。

脱硝工艺SCR法脱硝SCR（选择性催化还原）工艺是脱硝的一种方式。

催化剂在高温下转化NH3为NOx，反应后的鸟嘌呤会转化为氮和水蒸气。

该工艺效果较好，特别是当NOx浓度较高的时候，但工艺设备价格相对较高。

SNCR法脱硝SNCR（选择性非催化还原）是通过在燃烧炉中注入尿素或NH4HCO3来脱除NOx。

当氨在高温条件下喷入烟气后，NOx剂量会降低。

然而，SNCR的处理效率高度依赖于工厂炉内的操作和SO2浓度的情况，可能排放出假性氮氧化物污染物。

电厂脱硫脱硝工艺哎呀，说起电厂脱硫脱硝工艺，这可真是个让人头疼的话题啊。

不过，既然要写，咱们就聊聊这个事儿，用点大白话，轻松幽默地来。

首先，得说，电厂这玩意儿，它得烧煤发电，对吧？烧煤就会产生硫和硝，这两种东西，对环境可不友好。

硫会变成二氧化硫，硝会变成氮氧化物，都是空气污染的罪魁祸首。

所以，电厂得想办法把这些坏蛋给处理掉。

脱硫脱硝，听起来挺高大上的，其实就是个清洁工的活儿。

电厂里的清洁工，得用特殊的方法，把硫和硝给“洗”掉。

这活儿可不简单，得用到化学反应，还得有专门的设备。

比如说，脱硫，电厂里常用的是石灰石-石膏法。

这玩意儿，就是把石灰石磨成粉，然后和煤一起烧。

石灰石里的钙，能和煤里的硫反应，生成石膏。

石膏这玩意儿，就是硫酸钙，可以回收利用，比如做建筑材料。

脱硝呢，就复杂点。

电厂里常用的是选择性催化还原法，简称SCR。

这玩意儿，就是在锅炉后面装一个反应器，里面放催化剂。

催化剂这玩意儿，就像是化学反应的媒婆，能让氮氧化物和氨气反应，生成氮气和水。

氮气和水都是无害的，直接排放到大气中。

说到这里，我得提个细节。

有一次，我去电厂参观，看到那脱硫塔，好家伙，跟个巨人似的，高得吓人。

塔里面，石灰石粉和烟气混合，咕噜咕噜地转，就像是在煮一锅大杂烩。

那声音，嗡嗡的，跟蜜蜂窝似的。

塔顶，石膏像瀑布一样流下来，看着还挺壮观的。

电厂的工程师告诉我，这脱硫塔，得定期清理，不然石膏会堵塞管道，影响反应。

清理的时候，得用高压水枪，把石膏冲下来。

那场面，跟洗车似的，水花四溅，石膏泥泞，工程师们得穿雨衣，戴头盔，跟打仗似的。

脱硝的反应器，也得定期检查。

催化剂这玩意儿，时间长了会失效，得更换。

换催化剂，得停炉，那成本可不低。

所以，电厂得小心翼翼地维护，确保设备正常运行。

最后，说回来，电厂脱硫脱硝，虽然听起来挺枯燥的，但其实挺有意思的。

它就像是电厂的清洁工，默默地守护着我们的环境。

虽然我们看不见他们的工作，但他们的努力，让我们的天空更蓝，空气更清新。

脱硫脱硝工艺流程讲解脱硫脱硝工艺是指将燃烧过程中产生的二氧化硫（SO2）和氮氧化物（NOx）等有害气体去除的过程。

这些有害气体是工业活动和能源消耗过程中产生的重要污染物，对环境和人体健康都具有严重的危害。

因此，研发和应用脱硫脱硝工艺对于减少大气污染和改善空气质量具有重要意义。

脱硫工艺主要包括干法脱硫和湿法脱硫两种方式。

干法脱硫主要是通过直接喷射或自由落下的该矿石颗粒与燃烧过程中的SO2进行反应，形成硫酸钙等硫化物固相物质，最终与烟气一起排出。

该方法适用于烟气中SO2浓度较低的情况，并且不需要额外的工艺设备。

但是，干法脱硫一般处理效率较低，在处理高浓度SO2的烟气时，需要对矿石进行较长时间的接触才能达到足够的脱硫效果。

湿法脱硫是目前应用较广泛的一种脱硫工艺。

它通过将SO2吸收剂（如氧化钙、氧化钠）溶解在水中形成碱性溶液，然后将烟气通过该溶液，使SO2气体与溶液中的吸收剂反应生成硫酸盐固体，实现脱硫。

湿法脱硫可以根据脱除效果的不同分为石灰-石膏法、石灰-碳酸钠法和氨法等。

其中，石灰-石膏法是最常用的湿法脱硫工艺，其主要流程如下：首先，将熟石灰（氧化钙）与石膏反应生成水合硫酸钙：CaO+H2O→Ca(OH)2（1）Ca(OH)2+SO2→CaSO3·0.5H2O（2）然后，将生成的水合硫酸钙进一步氧化生成石膏：CaSO3·0.5H2O+0.5O2→CaSO4·2H2O（3）最后，将生成的石膏从溶液中分离出来，可用于其他用途。

脱硝工艺主要是通过还原剂将燃烧过程中生成的NOx还原为氮气。

当前常用的脱硝工艺有选择性催化还原法（SCR法）和选择性非催化还原法（SNCR法）。

SCR法是通过催化剂协助下，在适宜的温度下，将氨气或尿素溶液喷入烟气中，使烟气中的NOx与氨气发生反应生成氮气和水：4NO+4NH3+O2→4N2+6H2O（4）SCR法的优点是可以在较低温度下脱硝，处理效果较好，并且副产物产生较少，但需要额外的催化剂和氨气，设备和运行成本较高。

火电厂脱硫脱硝工艺流程
《火电厂脱硫脱硝工艺流程》
火电厂作为重要的能源供应商，为保护环境和减少污染排放，需要进行脱硫脱硝处理。

脱硫脱硝工艺是采用化学方法或物理方法，将燃烧产生的二氧化硫和氮氧化物去除，以减少对大气环境的污染。

脱硫工艺通常通过喷射石灰石浆液或石膏浆液与燃烧产生的烟气接触，形成硫酸钙或硫酸钠，从而使二氧化硫转化成可溶性的盐类，然后通过除尘器分离，最终形成脱硫废水。

脱硝工艺则主要分为选择性催化还原法和氨法两种，其中选择性催化还原法是通过喷射氨水与燃烧产生的烟气接触，利用氨催化剂将氮氧化物还原成氮气和水蒸气，从而去除氮氧化物。

脱硫脱硝工艺流程的选择取决于火电厂的具体设备和排放要求。

脱硫脱硝系统需要合理设计，包括各种设备的选择、运行参数的优化、废水废气的处理等。

此外，工艺流程的操作和维护也至关重要，需要严格遵守操作规程，定期检查和维护设备。

通过脱硫脱硝工艺流程的实施，火电厂可以大幅减少二氧化硫和氮氧化物的排放，减少对环境的污染，提高空气质量，保护大气环境，符合绿色发展的理念。

因此，脱硫脱硝工艺的优化和完善对火电厂的可持续发展具有重要意义。

电厂为什么要脱硫脱硝？我国能源消费以煤为主，约有90%二氧化硫、67%氮氧化物、70%烟尘排放量来自煤的燃烧。

其中燃煤锅炉等烟气排放污染最为突出。

煤燃烧生成的NOx以NO为主（90％以上），其次为NO2。

容易造成酸雨等危害，对人的健康也有很大影响。

因此必须进行脱硝处理，治理措施主要分为燃烧过程控制和燃烧后烟气脱硝技术。

前者包括低NOx燃烧、燃烧优化调整、再燃技术等。

后者包括选择性催化还原(SCR)技术、选择性非催化还原(SNCR)技术、联合烟气脱硝技术等。

一、电厂脱硫脱硝工艺流程介绍脱硫脱硝的工艺流程是烟气进入脱硫装置，与碱性石灰石浆液雾滴逆流接触，其中的酸性氧化物以及其他污染物HCL、HF等被吸收，烟吸收SO2后的浆液反应生成CaSO3。

脱硫就是去除硫酸根或者含硫基团，脱硝一般指脱去硝基，脱酸指去除物质的酸性，恢复中性。

二、电厂脱硫脱硝设备有哪些1.湿法烟气脱硫技术：优点：湿法烟气脱硫技术为气液反应，反应速度快，脱硫效率高，一般均高于90%，技术成熟，适用面广。

湿法脱硫技术比较成熟，生产运行安全可靠，在众多的脱硫技术中，始终占据主导地位。

分类：常用的湿法烟气脱硫技术有石灰石-石膏法、间接的石灰石-石膏法、柠檬吸收法等。

2.干法烟气脱硫技术：优点：干法烟气脱硫技术为气同反应，相对于湿法脱硫系统来说，设备简单，占地面积小、投资和运行费用较低、操作方便、能耗低、生成物便于处置、无污水处理系统等。

缺点：但反应速度慢，脱硫率低，先进的可达60-80%。

但目前此种方法脱硫效率较低，吸收剂利用率低，磨损、结垢现象比较严重，在设备维护方面难度较大，设备运行的稳定性、可靠性不高，且寿命较短，限制了此种方法的应用。

分类：常用的干法烟气脱硫技术有活性碳吸附法、电子束辐射法、荷电干式吸收剂喷射法、金属氧化物脱硫法等。

典型的干法脱硫系统是将脱硫剂(如石灰石、白云石或消石灰)直接喷入炉内。

以石灰石为例，在高温下煅烧时，脱硫剂煅烧后形成多孔的氧化钙颗粒，它和烟气中的SO2反应生成硫酸钙，达到脱硫的目的。

石灰石-石膏湿法脱硫工艺概述烟气脱硫采用技术为石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺。

脱硫剂采用石灰石粉(CaCO3), 石灰石由于其良好的化学活性及低廉的价格因素而成为目前世界上湿法脱硫广泛采用的脱硫剂制备原料。

SO2与石灰石浆液反应后生成的亚硫酸钙, 就地强制氧化为石膏，石膏经二级脱水处理可作为副产品外售。

本设计方案采用传统的单回路喷淋塔工艺，将含有氧化空气管道的浆池直接布置在吸收塔底部, 塔内上部设置三层喷淋层和二级除雾器。

从锅炉来的原烟气中所含的SO2与塔顶喷淋下来的石灰石浆液进行充分的逆流接触反应，从而将烟气中所含的SO2去除，生成亚硫酸钙悬浮。

在浆液池中通过鼓入氧化空气，并在搅拌器的不断搅动下，将亚硫酸钙强制氧化生成石膏颗粒。

脱硫效率按照不小于90％设计。

其他同样有害的物质如飞灰，SO3，HCI 和HF也大部分得到去除。

该脱硫工艺技术经广泛应用证明是十分成熟可靠的。

工艺布置采用一炉一塔方案，石灰石制浆、石膏脱水、工艺水、事故浆液系统等两塔公用。

#1锅炉来的原烟气由烟道引出，经升压风机(两台静叶可调轴流风机) 增压后, 送至吸收塔，进行脱硫。

脱硫后的净烟气经塔顶除雾器除雾后通过烟囱排放至大气。

#2炉的烟道系统流程与#1炉相同，布置上与#1炉为对称布置。

脱硫剂采用外购石灰石粉，用滤液水制成30%的浆液后在石灰石浆液箱中贮存，通过石灰石浆液泵不断地补充到吸收塔内。

脱硫副产品石膏通过石膏排出泵，从吸收塔浆液池抽出，输送至石膏旋流站(一级脱水系统)，经过一级脱水后的底流石膏浆液其含水率约为50%左右，直接送至真空皮带过滤机进行二级过滤脱水。

石膏被脱水后含水量降到10％以下。

石膏产品的产量为20.42t/h（#1、#2炉设计煤种，石膏含≤10％的水分）。

脱硫装置产生的废水经脱硫岛设置的废水处理装置处理后达标排放或回收利用。

脱硝工艺系统描述3.1 脱硝工艺的原理和流程本工程采用选择性催化还原法（SCR）脱硝技术。

ｄｏｉ:１０.３９６９/ｊ.ｉｓｓｎ.１００９－３２３０.２０１８.０６.００９火电厂脱硫脱硝工艺简介赵国庆(大庆市特种设备检验研究所ꎬ大庆１６３３１１)摘㊀要:自２０１４年７月１日起ꎬ火电厂大气污染排放标准开始执行ꎬ对火电厂锅炉的尾气排放要求来到了崭新的时代ꎮ怎样将尾气排放指标达标ꎬ还市民蓝天白云ꎬ就成为锅炉改造人员的目标和追求ꎬ现通过实例简介火电厂的脱硫脱硝改造工艺ꎮ关键词:脱硫脱硝ꎻ钠碱法ꎻ低氮燃烧技术ꎻ选择性催化还原技术ＳＣＲ中图分类号:ＴＫ２２９ ４㊀㊀文献标志码:Ｂ㊀㊀文章编号:１００９－３２３０(２０１８)０６－００３１－０５ＰｒｏｃｅｓｓｏｆＤｅｓｕｌｆｕｒｉｚａｔｉｏｎａｎｄＤｅｎｉｔｒｉｆｉｃａｔｉｏｎｉｎＰｏｗｅｒＰｌａｎｔｓＺＨＡＯＧｕｏ－ｑｉｎｇ(ＤａｑｉｎｇＳｐｅｃｉａｌＥｑｕｉｐｍｅｎｔＩｎｓｐｅｃｔｉｏｎＩｎｓｔｉｔｕｔｅꎬＤａｑｉｎｇ１６３３１１ꎬＨｅｉｌｏｎｇｊｉａｎｇＰｒｏｖｉｎｃｅꎬＣｈｉｎａ)Ａｂｓｔｒａｃｔ:ＦｒｏｍＪｕｌｙ１ꎬ２０１４ꎬｔｈｅｍｏｓｔｓｔｒｉｎｇｅｎｔｅｍｉｓｓｉｏｎｓｔａｎｄａｒｄｓｆｏｒｔｈｅｒｍａｌｐｏｗｅｒｐｌａｎｔｓｂｅｇａｎｔｏｂｅｉｍｐｌｅｍｅｎｔｅｄꎬｔｈｅｂｏｉｌｅｒｅｘｈａｕｓｔｅｍｉｓｓｉｏｎｒｅｑｕｉｒｅｍｅｎｔｓｆｏｒｔｈｅｒｍａｌｐｏｗｅｒｐｌａｎｔｓｃａｍｅｔｏａｎｅｗｅｒａ.Ｈｏｗｔｏｍｅｅｔｔｈｅｅｘｈａｕｓｔｅｍｉｓｓｉｏｎｔａｒｇｅｔꎬｒｅｔｕｒｎｔｏｔｈｅｃｉｔｉｚｅｎｂｌｕｅｓｋｙｗｈｉｔｅｃｌｏｕｄꎬｂｅｃｏｍｅｓｔｈｅｂｏｉｌｅｒｒｅｍｏｖｅｒ'ｓｇｏａｌａｎｄｔｈｅｐｕｒｓｕｉｔꎬｔｈｒｏｕｇｈｔｈｅｅｘａｍｐｌｅｉｎｔｒｏｄｕｃｅｓｔｈｅｐｏｗｅｒｐｌａｎｔ'ｓｄｅｓｕｌｆｕｒｉｚａｔｉｏｎａｎｄｄｅｎｉｔｒｉｆｉｃａｔｉｏｎｔｒａｎｓｆｏｒｍａｔｉｏｎｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ.Ｋｅｙｗｏｒｄｓ:ＤｅｓｕｌｆｕｒｉｚａｔｉｏｎａｎｄｄｅｎｉｔｒｉｆｉｃａｔｉｏｎꎻＳｏｄｉｕｍａｌｋａｌｉｍｅｔｈｏｄꎻＬｏｗｎｉｔｒｏｇｅｎｃｏｍｂｕｓｔｉｏｎｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙꎻＳＣＲＳｅｌｅｃｔｉｖｅＣａｔａｌｙｔｉｃＲｅｄｕｃｔｉｏｎ０㊀引㊀言收稿日期:２０１８－０３－１４㊀㊀修订日期:２０１８－０４－２８作者简介:赵国庆(１９７８－)ꎬ男ꎬ热能工程专业ꎬ现执业于大庆市特种设备检验研究所ꎮ工程新建烟气脱硫㊁脱硝设施为某热电厂动力分厂锅炉配套设施ꎬ脱硝部分采用低氮燃烧技术(ＬＮＢ)＋选择性催化还原技术(ＳＣＲ)组合技术进行处理ꎬ脱硝后烟气经余热回收后进入脱硫除尘部分ꎻ脱硫除尘部分采用空塔喷淋技术对烟气进行处理ꎬ目的为降低烟气中二氧化硫及颗粒物的含量ꎻ经处理后的烟气满足«火电厂大气污染物排放标准»(ＧＢ１３２２３－２０１１)的要求ꎮ１㊀基本参数再生烟气脱硫㊁脱硝设施处理来自动力分厂１＃㊁２＃㊁３＃三台锅炉的烟气ꎬ属于动力分厂配套环保设施ꎬ烟气处理量分别为６.０ˑ１０４Ｎｍ３/ｈ(湿基)㊁１１.０ˑ１０４Ｎｍ３/ｈ(湿基)㊁１１.０ˑ１０４Ｎｍ３/ｈ(湿基)ꎮ其中脱硝单元为每台锅炉单独设置脱硝设施ꎬ脱硫单元设施满足三台炉同时运行工况ꎮ夏季运行１＃锅炉ꎬ夏季工况运行４０００ｈꎻ冬季运行２＃或３＃锅炉ꎬ冬季工况运行４０００ｈꎻ最大工况运行１＃㊁２＃㊁３＃锅炉ꎬ运行时间小于２００ｈꎮ２㊀建设性质项目为新建项目ꎬ作为动力分厂配套环保设施ꎮ序号装置(单元)名称单元号规模或组成建设性质１烟气脱硝单元２００１１＃锅炉６.０ˑ１０４Ｎｍ３/ｈ新建２＃锅炉１１.０ˑ１０４Ｎｍ３/ｈ新建３＃锅炉１１.０ˑ１０４Ｎｍ３/ｈ新建２烟气脱硫单元２００２２８ˑ１０４Ｎｍ３/ｈ新建３㊀工艺设计基础３.１㊀装置能力项目处理烟气量夏季６.０ˑ１０４Ｎｍ３/ｈ(湿基)ꎬ冬季１１.０ˑ１０４Ｎｍ３/ｈ(湿基)ꎬ最大工况２８.０ˑ１０４Ｎｍ３/ｈ(湿基)ꎬ年操作时数８０００ｈꎮ３.２㊀原料性质㊁技术规格及数量项㊀㊀目单㊀位参㊀㊀㊀数１＃炉２＃炉３＃炉运行工况夏季主工况冬季主工况备用最大工况运行时间ｈ４０００４０００短时备用引风机入口烟气温度ħ１６０１６０１６０１６０鼓风机风量Ｎｍ３/ｈ(湿基)６００００１１００００１１００００２８００００外排烟气组成Ｎ２％６７.４６８.１６８.４６８.１２ＣＯ２％１１.９９.６８.７９.５８Ｈ２Ｏ％９.９８.１７.７８.２１Ｏ２％１０.７１４.２１５.１１４.０３ＣＯ％污染物浓度范围３.０％氧含量为基准ＳＯ２ＮＯｘ颗粒物Ｍｇ/Ｎｍ３ｄｒｙ３２０－５１０２７５－５６０２００－６００２１５－５４０３２０－６９０３６０－７９０２００－７６０３１５－８００２０－４２１０－４５１０－４５１０－５０平均污染物浓度ꎬ３.０％氧含量ＳＯ２ＮＯｘ颗粒物Ｍｇ/Ｎｍ３ｄｒｙ３３０３８０３７０３６０４４１６３５４４８５４０３８３７３５３５３.３㊀范围与分工设计范围为新建烟气脱硫㊁脱硝项目界区内的全部工程ꎬ包括烟气脱硫和烟气脱硝两个单元ꎮ烟气脱硝单元包括低氮燃烧器㊁ＳＣＲ反应器及锅炉改造等全部内容ꎻ烟气脱硫单元包含洗涤塔部分㊁含盐污水过滤㊁及配套碱液缓冲输送部分ꎮ项目烟气每台锅炉脱硝单元的操作弹性为６０％~１１０％ꎬ烟气脱硫单元夏季工况的操作弹性为６０％~１１０％ꎬ冬季工况的操作弹性为６０％~１１０％ꎬ同时满足最大工况时脱硫除尘的要求ꎮ３.４㊀产品㊁副产品及去向项目产品为净化烟气㊁废渣和含盐污水ꎬ净化烟气经洗涤塔烟囱直排大气ꎬ废渣作为危废由有资质的厂家回收ꎬ净化后的污水送至公司脱盐水站中和池外排水管网ꎬ排至安全泄放点ꎮ４㊀改造技术方案项目脱硝部分采用低氮燃烧技术(ＬＮＢ)＋选择性催化还原技术(ＳＣＲ)进行处理ꎬ脱硝后烟气经余热回收后进入脱硫除尘部分ꎻ脱硫除尘部分采用空塔喷淋技术对烟气进行处理ꎬ目的为降低烟气中二氧化硫及颗粒物的含量ꎮ４.１㊀脱硫系统技术要求４.１.１㊀物料计算序号项㊀目㊀名㊀称单位数㊀据备注１洗涤塔入口烟气量Ｎｍ３/ｈ２８００００(湿基)２洗涤塔出口烟气量Ｎｍ３/ｈ２６５０００(湿基)３３０％氢氧化钠ｋｇ/ｈ５９０４ＳＯ２含量(干基)ｍｇ/Ｎｍ３６００最大含硫量５氧化空气量Ｎｍ３/ｈ２８０６仪用空气Ｎｍ３/ｈ３０７废水排放ｍ３/ｈ４.１８污泥排放ｋｇ/ｈ８９工艺水ｍ３/ｈ２０１０烟尘排放量ｍｇ/Ｎｍ３ɤ３０４.１.２㊀项目脱硫工艺拟采用湿式钠碱法脱硫工艺㊀锅炉烟气经引风机进入洗涤塔洗涤ꎬ洁净烟气从烟囱排入大气ꎮ脱硫废液将ＰＴＵ处理ꎬ经管道送至公司盐水站中和池外排水管网ꎬ排至安全泄放点ꎮ４.１.３㊀钠碱法工艺原理钠碱法是较为常用的脱硫方法之一ꎬ钠碱法是用氢氧化钠溶液在低温下吸收ＳＯ２后生成Ｎａ２ＳＯ３ꎬ达到从烟气中脱除ＳＯ２的目的ꎮ洗涤塔脱硫主要反应原理如下: (１)吸收在洗涤塔中ꎬ烟气中的ＳＯ２和ＳＯ３按照以下反应式被溶液中的水吸收:ＳＯ２＋Ｈ２Ｏ<＝＝>Ｈ２ＳＯ３ＳＯ３＋Ｈ２Ｏ<＝＝>Ｈ２ＳＯ４(２)中和反应Ｈ２ＳＯ３和Ｈ２ＳＯ４必须很快被中和以保证有效的ＳＯ２和ＳＯ３.吸收ꎮＨ２ＳＯ３㊁Ｈ２ＳＯ４㊁ＨＣｌ和ＨＦ与悬浮液中碱按以下反应式发生反应:ＮａＯＨ＋Ｈ２ＳＯ３<＝＝>Ｎａ２ＳＯ３＋Ｈ２ＯＮａＯＨ＋Ｈ２ＳＯ４<＝＝>Ｎａ２ＳＯ４＋Ｈ２ＯＮａＯＨ＋ＨＣｌ<＝＝>ＮａＣｌ＋Ｈ２ＯＮａＯＨ＋ＨＦ<＝＝>ＮａＦ＋Ｈ２Ｏ(３)副反应烟气中所含的氧量将把脱硫反应中生成的亚硫酸钠(Ｎａ２ＳＯ３)氧化成硫酸钠(Ｎａ２ＳＯ４):２Ｎａ２ＳＯ３＋Ｏ２<＝＝>２Ｎａ２ＳＯ４ＳＯ２吸收系统主要由脱硫主塔㊁喷淋层㊁组合式除雾器㊁预埋件及外部钢结构㊁冲洗系统组成ꎮ４.１.４㊀脱硫系统结合工程场地及技术特点ꎬ这次脱硫改造采用钠碱法单塔单循环技术ꎮ(１)烟气系统系统原锅炉烟气直接排烟囱ꎬ现对原烟道部分在适当位置进行封堵ꎬ本系统不含增压风机ꎬ系统阻力由引风机克服ꎬ增设洗涤塔后系统阻力增大ꎬ需要对现有引风机进行改造ꎮ(２)吸收系统１＃㊁２＃㊁３＃锅炉烟气经烟道进入洗涤塔ꎬ在洗涤塔内被氢氧化钠溶液吸收ꎬ净烟气直接由洗涤塔顶部烟囱排放ꎮ三台机组共用一套吸收系统ꎬ设一台洗涤塔ꎬ直径６.８ｍꎬ塔顶设置烟囱ꎬ洗涤塔总高６０ｍꎬ塔内设３层喷淋层(２用１备)ꎬ对应３台洗涤塔循环泵ꎮ洗涤塔入口设有事故烟气喷淋系统ꎮ吸收了ＳＯ２的再循环溶液落入洗涤塔反应池ꎮ项目脱硫氧化系统采用塔内氧化和塔外氧化相结合的方式进行ꎬ设２台氧化风机ꎬ一用一备ꎬ将氧化空气鼓入吸收塔反应池和氧化箱ꎮ氧化空气分布系统采用管网式ꎬ通过塔内氧化和塔外氧化相结合ꎬ使脱硫反应物被氧化空气完全氧化ꎮ吸收塔设置两台污水外送泵ꎬ一用一备ꎬ将氧化箱中的洗涤液排至废水ＰＴＵ处理系统ꎮ脱硫后的烟气通过除雾器来减少携带的水滴ꎬ除雾器出口的水滴携带量不大于７５ｍｇ/Ｎｍ３ꎮ两级除雾器采用传统的顶置式布置在吸收塔顶部ꎬ除雾器由聚丙烯材料制作ꎬ型式为平板式ꎬ两级除雾器均用工艺水冲洗ꎮ冲洗过程通过程序控制自动完成ꎮ(３)氢氧化钠供给系统厂区内设一个氢氧化钠溶液储罐ꎬ储罐大小Φ２０００ˑ２４００ｍｍꎬ氢氧化钠浓度为３０％ꎮ２台注碱泵ꎬ一用一备ꎬ储罐内溶液由注碱泵送入洗涤塔ꎮ(４)工艺水系统厂区内设一个工艺水箱ꎬ水箱大小Φ３０００ˑ３３００ｍｍꎮ２台工艺水泵ꎬ一用一备ꎬ为脱硫系统提供工艺用水ꎮ(５)废水ＰＴＵ处理系统脱硫污水由氧化箱排出泵外排到污水过滤器ꎬ污水过滤器设置２台ꎬ污水经过滤器处理后ꎬ净化污水外排到厂区污水处理区ꎬ滤渣排废渣滤箱ꎬ滤液排地坑ꎬ进入地坑的溶液再由地坑泵打回至吸收塔ꎮ４.１.５㊀ＦＧＤ装置布置烟气脱硫单元主要包括洗涤塔区及排液处理区(ＰＴＵ区)两部分ꎬ共占地面积约４００㎡ꎮ洗涤塔区主要包括洗涤塔及平台构架㊁洗涤塔区泵房ꎮ根据工艺流程特点及现场实际情况ꎬ将洗涤塔及平台构架布置在动力一厂系统管排的西侧的空地ꎮ洗涤塔平台构架的南侧为洗涤塔区泵房ꎬ泵房内布置５台机泵ꎬ３台洗涤塔循环泵ꎬ２台氧化风机ꎮ洗涤塔烟道自洗涤塔东侧进入洗涤塔ꎮＰＴＵ区布置在洗涤塔区的北侧ꎮＰＴＵ泵房内布置８台机泵ꎬ２台注碱泵㊁２台污水外送泵㊁２台工艺水泵及２台地坑泵ꎮ还布置有两台废水过滤器及废渣滤箱ꎬ一个工艺水箱ꎬ并留有固废车装卸位置ꎬ便于进车装卸废渣ꎮＰＴＵ系统产生的污水经系统管廊送至脱盐水站中和池外排水管网ꎬ排至安全泄放点ꎮ４.１.６㊀辅助设施４.１.６.１㊀保温与油漆脱硫装置中设备㊁管道的保温㊁油漆按满足«火力发电厂保温油漆设计规程»(ＤＬ/Ｔ５０７２－１９９７)设计ꎮ保温材料采用复合硅酸盐ꎬ保护层采用０.７~１ｍｍ左右的铝皮ꎮ设备㊁管道的保温结构设计和常用的保温材料性能按的有关规定执行ꎮ４.１.６.２㊀防腐与露天防护所有接触浆液设备的材料根据不同的情况均采取防腐措施ꎮ所有工作介质为氢氧化钠溶液的设备和管道及可能接触到烟气冷凝液的烟道都需要采取防腐措施:吸收塔壳体采用３１６Ｌ复合板ꎬ烟囱采用３１６Ｌ㊁各种浆液泵的壳体内衬橡胶(叶轮用合金钢)㊁接触到吸收剂浆液的箱体采用３１６Ｌ复合板㊁浆液池(砼结构)内衬耐酸碱瓷砖㊁各种浆液管道内衬橡胶或采用ＦＲＰ管(小管道用不锈钢)ꎮ４.２㊀脱硝系统技术要求项目脱硝部分采用低氮燃烧技术(ＬＮＢ)＋选择性催化还原技术(ＳＣＲ)进行处理ꎬ脱硝后烟气经余热回收后进入脱硫除尘部分ꎮ装置特点如下:(１)脱硝技术选择低氮燃烧技术和ＳＣＲ组合工艺ꎬ不产生二次污染ꎮ(２)每台锅炉的脱硝设施设置２＋１层催化剂ꎬ满足未来更高环保标准要求ꎮ(３)脱硝催化剂选用国产催化剂ꎬ降低操作费用ꎮ(催化剂业主供货)(４)通过优化锅炉省煤段结构ꎬ将ＳＣＲ反应段布置在锅炉内ꎬ降低压降ꎬ减少工程量及投资ꎮ４.２.１㊀设计基本参数工艺选择选择性催化还原脱硝(ＳＣＲ)工艺每台炉所配设备台数１台ＳＣＲ进口烟气量１＃锅炉㊀６.０ˑ１０４Ｎｍ３/ｈ２＃锅炉１１.０ˑ１０４Ｎｍ３/ｈ３＃锅炉１１.０ˑ１０４Ｎｍ３/ｈ设计煤种ꎬ１００％ＢＭＣＲ工况ＳＣＲ反应器入口含尘浓度５１.５ｇ/Ｎｍ３(设计值)ＳＣＲ反应器入口ＮＯＸ浓度５００ｍｇ/Ｎｍ３ＳＣＲ反应器出口ＮＯＸ浓度<１００ｍｇ/Ｎｍ３系统总阻力:(２层催化剂/３层催化剂)不大于１４００Ｐａ/１６００Ｐａ(设计煤种ꎬ１００％ＢＭＣＲ工况)化学寿命期内催化剂总阻力(２层催化剂)不大于４００Ｐａꎮ工艺选择选择性催化还原脱硝(ＳＣＲ)工艺ＳＣＲ入口烟温(１００％负荷)３２０ħ停止喷氨的最低烟温３００ħ年运行小时数８０００小时催化剂类型板式催化剂至更换或增加一层前保证运行时间不低于２４０００运行小时催化剂机械寿命不少于１０年系统漏风率０.４％４.２.２㊀低氮系统设计通过燃烧角度控制ＮＯｘ的排放量ꎬ可统称为低氮燃烧技术ꎮ在低氮燃烧技术中应用广泛的㊁使用效果理想的就是低氮燃烧器方法ꎮ本改造工程选用锅炉厂家提供的设计方案ꎬ由专业低氮燃烧器厂家提供专项设备ꎮ４.２.３㊀ＳＣＲ系统４.２.３.１㊀ＳＣＲ系统简介ＳＣＲ是英文ＳｅｌｅｃｔｉｖｅＣａｔａｌｙｓｔＲｅｄｕｃｔｉｏｎ的缩写ꎬ就是选择催化还原法ꎮ是指还原剂(ＮＨ３)在催化剂和一定温度的作用下ꎬ将烟气中ＮＯｘ还原为氮气和水ꎮ 选择性 是指氨有选择性地将ＮＯｘ进行还原的反应ꎮ主要包括制氨部分㊁还原剂混合部分㊁喷氨栅格㊁反应器及其内部的催化剂层等ꎮ４.２.３.２㊀ＳＣＲ供氨部分烟气脱硝所用还原剂(ＮＨ３)由制氨系统提供ꎬ为新建工程ꎮ改造单位负责将氨气管路接引至ＳＣＲ区ꎬ氨气经稀释模块稀释后进入烟道内的喷氨格栅ꎮ４.２.３.３㊀ＳＣＲ反应器部分此部分为锅炉改造部分ꎬ改造原则(１)重新布置锅炉省煤器受热面ꎬ在２组省煤器模块之间预留足够空间ꎬ满足脱硝反应温度(３２０~４２０ħ)的需求ꎮ新省煤器采用新型模块化翅片管换热器技术ꎬ在保证锅炉性能的前提下ꎬ提高换热器质量ꎬ减小换热器占据空间ꎬ降低烟气阻力ꎮ(２)重新布置烟气换热器设备ꎬ一级烟气换热器布置在水平段烟道ꎬ同时将低温省煤器与二级烟气换热器设备二合一成一个新的换热器模块ꎬ节省空间ꎮ(３)所有主要设备模块化设计ꎬ降低现场安装周期及成本ꎮ(４)脱硝反应器模块ꎬ现场堆砌㊁拼焊为一体ꎬ节省空间ꎮ５㊀工艺特点改造项目特点如下:(１)选择低氮燃烧技术和ＳＣＲ组合工艺ꎬ不产生二次污染ꎮ(２)每台锅炉设施２＋１层催化剂ꎬ满足未来更高环保标准要求ꎮ(３)选用国产催化剂ꎬ降低操作费用ꎮ(４)通过优化锅炉省煤段结构ꎬ将ＳＣＲ反应段布置在锅炉内ꎬ降低压降ꎬ减少工程量及投资ꎮ(５)洗涤塔烟气入口设置急冷喷嘴ꎬ事故状态下降低入口烟气温度ꎮ(６)采用３１６Ｌ材质的中空喷嘴ꎬ减少烟气压降ꎬ提高脱硫㊁除尘效率ꎮ项目为新建环保设施ꎬ目的为降低外排烟气中二氧化硫㊁氮氧化物㊁颗粒物的含量ꎬ满足直排标准ꎬ同时不产生新的污染物ꎮ应用国内流行㊁成熟工艺:烟气脱硝单元采用低氮燃烧技术和还原法脱硝ＳＣＲ技术ꎬ烟气脱硫单元工艺采用空塔喷淋技术ꎬ以上技术组合脱硝脱硫效率高ꎬ同时对装置的影响小ꎬ运行稳定ꎬ对事故工况的适应能力强ꎮ此方案已在众多火电厂脱硫脱硝改造中成功应用ꎬ是值得起推敲的实用工艺ꎬ相信会在更多的火电厂发挥它的作用与价值ꎬ为火电厂环保改造事业添砖加瓦!参考文献[１]㊀林宗虎ꎬ徐通模.实用锅炉手册ꎬ２００３.[２]㊀«火电厂大气污染物排放标准»ＧＢ１３２２３－２０１１.。