环境工程-脱氮除尘

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1.概述
1.概述
1.1. NOx 污染现状及危害
煤炭燃烧产生了大量的烟尘、硫氧化物 ?SOx ? 、氮氧化物（ NOx ） 、汞等重金 属氧化物以及大量的二氧化碳气体。此外还有固体渣和废水排放带来的环境问题。 这些污染物排入大气，已经造成了严重的环境问题，是我国经济可持续发展亟待 解决的重要问题。 气态污染物之一。煤燃烧所产生的 NOx 主要是一氧化氮 ? NO ? 、二氧化氮 ? NO 2 ? ， 以及少量的 N 2O 等。其中，NO 占 90%， NO2 占 5%~10%， N 2O 仅占 1%左右。 NO 排到大气中很快就会被氧化成 NO2。NO 和 NO2 都是有毒气体，NO2 的毒性很 大，5 倍于 NO。
NO2 是一种红棕色有毒的恶臭气体，对人类和动植物的危害很大（详见表 1） 。
hv 更为严重的是， NO2 在日光作用下会产生新生态氧原子 NO 2 ? ?? NO ? O ，这种
燃煤燃烧过程中产生的众多气态污染物中， NOx 是危害很大且又很难处理的
?
?
新生态氧原子在大气中将会引起一系列连锁反应，并与未燃尽的碳氢化合物形成 光化学烟雾，其毒性更强。如在 20 世纪 70 年代初，日本东京发生的一起光化学 烟雾，使上万人喉头发言，眼鼻收到刺激甚至昏倒。因在这一些反应中产生了各 种毒性很强的二次污染物，如臭氧 ?O3 ? 、过氧乙酰硝酸酯（PAN）以及过氧硝基丙 酰（PPN）等。 大气被 NO2 污染后还会使得机器设备和金属建筑物过早的损坏；妨碍和破坏 植物的生长；降低大气的可见度；阻碍热力设备出力的提高，甚至使设备的效率 降低。 因此，为了防止 NO2 及其引起的光化学烟雾的危害，就必须抑制煤炭燃烧时
NOx 的生成量。
1.2. NOx 的产生机理
根据 NOx 生成机理，煤炭燃烧过程所产生的 NOx 量与煤炭燃烧方式、燃烧温 度、过量空气系数和烟气在炉内停留时间等因素密切相关，煤炭燃烧产生 NOx 的 主要机理有三个方面，分别是热力型 NOx 、燃料型 NOx 和快速型 NOx 。 热力型 NOx 热力型 NOx 是由于空气中氮在高温条件下氧化而成，生成量的多少取决于温
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1.概述
度，图 1.1 说明了不通类型 NOx 的生成量与温度的关系。由图 1 可知，在相同条件 下 NOx 生成量随温度增高而增大，当温度低于 1350℃时，几乎不生成热力 NOx 。 随着反应温度 t 的升高，其反应速率按指数规律增加，当 t＜1500℃时，NO 生成 量很少，而当 t＞1500℃时，t 每增加 100℃，反应速率增大 6~7 倍。
图 1.1NOx 生成量与温度的关系 燃烧型 NOx 燃烧型 NOx 是燃料中氮化合物在燃烧过程中热分解且氧化而生成的，燃料型 NOx 的形成包括挥发性 NO 与焦炭性 NO 两种途径，其与温度的关系如图 1 所示。 通常在过剩空气系数小于 1．4 条件下，转化率随着 O2 浓度上升而呈二次方 曲线增大，这与热力型 NOx 不同，燃料型 NOx 生成过程的温度水平较低，且在初 始阶段，温度影响明显，而在高于 1 400℃之后，即趋于稳定，如图 1 所示。 总之， 燃料型 NOx 的生成量与不同的燃料和锅炉运行状况关系密切， 其 NOx 的 生成量占燃煤锅炉排放总量的 60%~80%左右。 快速型 NOx 快速型 NOx 是 1971 年 Fenimore 通过实验发现的， 碳氢化合物燃料燃烧在燃料 过浓时，在反应区附近会快速的生成 NOx ，其转化率取决于过程中空气过剩条件 和温度水平。 由图 1.1 可知， 快速型 NOx 生成强度咋通常炉温水平下是微不足道的。 对于大型燃煤电站锅炉，在以上三种类型的 NOx 中，燃料型 NOx 是最主要的， 占总生成量的 80%以上；热力型 NOx 生成量与燃料温度的关系很大，在温度足够 高时，热力型 NOx 生成量可占总量的 20%；快速型 NOx 在煤燃烧过程中的生成量 最少。
1.3. NOx 控制方法
有关 NOx 控制方法有几十种之多，这些方法大体上可以分为两类：一级污染 预防措施和二级污染预防措施。 一级污染预防措施是指在 NOx 生成前的所有控制措施。
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一级污染控制措施。主要是通过改进燃烧方式减少 NOx 生成量。基于 NOx 的 形成受温度的影响极大这一规律，通过改进燃烧方式避开使 NOx 大量生成的温度 区间， 从而实现 NOx 的减排。 主要有以下途径。 ① 低氧燃烧或低过量空气系数 （LEA） ② 烟气再循环(FGR)；③ 降低空气预热器温度（RAP） ；④ 分段燃烧两端燃烧式、三 段燃烧式；三段燃烧时在两段燃烧的基础上增加再燃烧（reburning） ；⑤ 上部然进 风（OFA）⑥ 燃料分级等。 燃烧方式的改进通常是一种相对简单易行的减少 NOx 排放的措施，但是这种 措施会带来燃烧效率的降低，不完全燃烧损失的增加，而且 NOx 的脱除率也不够 高，因此随着环保要求的不断提高，燃烧的后处理越来越成为必然。 二级污染预防措施。二级污染预防措施是指在 NOx 生成后的控制措施，即对 燃烧后产生的含 NOx 的烟气（尾气）进行脱硝处理。又称为烟气脱硝或废气脱硝。
1.4. 烟气脱硝工艺分类
烟气脱硝技术可以分为两大类——湿法和干法。 (1)湿法是指反应剂为液态的工艺方法。 (2)干法是指反应剂为气态的工艺方法。 无论是干法还是湿法，依据脱硝反应的机理，又可以分为还原法、分解法、 吸附法、等离子体活化法和再生法等。 湿法有分别采用水、酸、碱液吸收法、氧化吸收法和还原吸收法。干法有选 择性催化还原法（SCR）和选择性非催化还原法（SNCR） 、分子筛、活性炭吸收 法、等离子体法以及联合脱硫脱氮方法等。
1.5. 脱硝技术的比较与评价
我国地域大，各地情况不同，对于某一具体的工程采用何种烟气脱硝工艺， 必须因地制宜，进行技术、经济比较。在选取烟气脱硝工艺的过程中，应遵循以 下原则： 1、NOx 的排放浓度和排放量满足有关环保标准； 2、技术成熟，运行可靠，有较多业绩，可用率达到 90％以上； 3、对煤种适应性强，并能够适应燃煤含氮量在一定范围内变化； 4、尽可能节省建设投资； 5、布置合理，占地面积较小； 6、吸收剂和、水和能源消耗少，运行费用低； 7、吸收剂来源可靠，质优价廉；
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8、副产物、废水均能得到合理的利用或处置。 表 1..1 主要烟气脱硝工艺比较如下表： 脱硝工艺 适应性特点 优缺点 脱硝率 80％～ 90％ 投资
适合排气量 二次污染小，净化效率高，技术 SCR 大， 连续排放 成熟；设备投资高，关键技术难 源 SNCR 度大
较高
适合排气量 不用催化剂，设备和运行费用少； 30％～ 大， 连续排放 NH3 用量大，二次污染，难以保 60％ 源 证反应温度和停留时间 处理烟气量 很小的情况 下可取 工艺设备简单、 投资少， 收效显著， 有些方法能够回收 NOx；效率低， 效率低 副产物不易处理， 目前常用的方法 不适于处理燃煤电厂烟气 工艺设备简单、能耗及处理费用
较低
液体吸收 法
较低
微生物法
适应范围较 低、效率高、无二次污染；微生 大 物环境条件难以控制，仍处于研 究阶段 同时脱硫脱硝， 回收 NOx 和 SO2，
80%
低
活性炭吸 附法
排气量不大
运行费用低；吸收剂用量多，设 80％～ 备庞大，一次脱硫脱硝效率低， 再生频繁 同时脱硫脱硝，无二次污染；运 行费用高，关键设备技术含量高， 85% 不易掌握 90％
高
电子束法
适应范围较 大
高
由于投资成本及运行操作等方面的原因， 应用最广泛的是 SCR， 其次是 SNCR 方法。SCR 因技术成熟，脱硝率高（能达到 70％~90％或以上） ，得到了在国际上 和国内的广泛应用。其他方法应用较少。
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2.选择性催化还原（SCR）脱硝技术
2. 选择性催化还原（SCR）脱硝技术
2.1. SCR 反应机理
在 280～420℃ 的温度条件下向烟气中加入 NH3，在催化剂的作用下，将烟气 中的 NOx 转换为无害的 N2 和 H2O，从而达到脱除和减少污染物排放的目的。 4 NO ? 4 NH 3 ? O2 ? 4 N 2 ? 6 H 2O 式?1.1?
6 NO ? 4 NH 3 ? 5 N 2 ? 6 H 2O 6 NO2 ? 8 NH 3 ? 7 N 2 ? 12H 2O 2 NO2 ? 4 NH 3 ? O2 ? 3N 2 ? 6 H 2O 式?1.3? 式?1.2?
式?1.4?
目前工业中常用的 SCR 催化剂主要成分是 V2O5 ? WO3 / TiO2 系列。 由于氧气中的氮氧化物主要是 NO，反应式 1 是发生的主要化学反应，所需要 的 NH 3 / NOX 比接近化学计量关系。在不添加催化剂额条件下，较理想的上述 NOx 还原反应温度为 850℃~1000℃，但是这一温度范围“很狭窄” 。当温度为 1000℃
NH 3 会氧化成 NO， ~1200℃时， 而且 NOx 还原速度会很快降下来； 当温度低于 850℃
时， 反应速度会很慢， 因此需要添加催化剂， 因此从技术上就分为 SCR 工艺和 SNCR 工艺。 在 SCR 工艺中，催化剂安装在一个固体反应器的箱体内，烟气穿过反应器流 经催化剂表面，催化剂单元垂直布置，烟气由上向下流动。 SCR 方法的效率在很大程度上取决于催化剂的反应活性，但是反应温度、烟 气在反应器内的停留时间、反应物质的量比，延期流型等反应条件对其效率也会 产生较大的影响。
2.2. SCR 装置在电站中的总体布置
SCR 反应器可以安装在锅炉的不同位置，一般有三种情况：热段/高灰布置、 热段/低灰布置和尾部烟气布置。 （1）高含尘烟气段布置。由于这段的烟气温度一般在 300℃~500℃之间，多 数催化剂在此温度范围内有足够的活性。因此，这种布置方式的优点是烟气不必 加热就能满足适宜的反应温度。但布置在这一位置带来的缺点是这里的烟气尚未 经过除尘，飞灰颗粒对催化剂的冲蚀比较厉害，飞灰中的有害物质，对催化剂的 活性损害会比较大。又由于催化剂处于高温烟气中，烟温受上游燃烧设备的影响 直接，若温度过高会使催化剂烧结失活。所有这些情况都容易造成催化剂寿命缩 短，所以这种布置方式往往需要加大催化剂体积以弥补以上各种因素对催化剂的
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2.选择性催化还原（SCR）脱硝技术
不利影响。
图 2.1 脱硝装置在电站中的布置 （2）低含尘烟气段布置。低含尘烟气段布置方式虽然没有了高含尘量和高温 所导致的某些缺点，但可能出现一些新问题。 最常出现的是飞灰在催化剂上的沉积。这是由于经过除尘之后烟气中的颗粒 物，尤其是粒径较大的颗粒物大大减少，使得烟气粉尘含量高的时候所固有的自 清洁作用随之失去，因此烟气中未被除去的极细小的粉尘非常容易沉积催化剂上， 降低催化剂的活性。这种布置方式需要采用高温电除尘器，投资费用和运行要求 都要相应提高。 （3） 尾部烟气段布置。 尾部烟气段布置是将 SCR 反应器布置于整个烟气净化 系统的末端，这种布置的优点是经过除尘和脱硫之后的烟气可以使催化剂既不受 高浓度烟尘的影响也不受 SO3 等气态毒物的影响。有利于保持催化剂的活性和延 长使用寿命，但缺点是烟气温度过低（湿法脱硫系统出口的烟气温度大约为 55℃， 半干法约为 75℃）目前所有 SCR 催化剂都不能适用于如此低的温度，所以必须重 新对烟气加热。另外，由于 SCR 反应器出来的烟气温度一般都在 350℃~440℃之 间，所以还需要利用热交换器进行冷却，使烟气温度降为 120℃左右以达到排放要 求。
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2.选择性催化还原（SCR）脱硝技术
对于一般燃油或者燃煤锅炉，其 SCR 反应器多选择安装于锅炉省煤器与空气 预热器之间，因为此区间的烟气温度刚好适合 SCR 脱硝还原反应，氨被喷射于省 煤器与 SCR 反应器间烟道内的适当位置，使其与烟气充分混合后在反应器内与氮 氧化物进行反应，SCR 系统商业运行业绩的脱硝效率约为 80％~90％。因此，本次 设计中对锅炉的脱硝设计进行高灰段布置。
2.3. SCR 系统组成及典型工艺流程
SCR 脱硝系统由三个子系统组成：SCR 反应器及辅助系统，氨储存及处理系 统，氨注入系统。 SCR 工艺流程：还原剂 (氨) 用罐装卡车运输，以液体形态储存于氨罐中；液 态氨在注入 SCR 系统烟气之前经由蒸发器蒸发气化；气化的氨和稀释空气混合， 通过喷氨格栅喷入 SCR 反应器上游的烟气中；充分混合后的还原剂和烟气在 SCR 反应器中反应，去除 NOx。
图 2.2 SCR 烟气脱硝系统简图
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2.选择性催化还原（SCR）脱硝技术
图 2.32 典型的 SCR 系统工艺流程 SCR 工艺特点： ① SCR 烟气脱硝系统包括氨的储存系统、氨与空气混合系统、氨气喷入系统、 反应器系统、省煤器旁路、SCR 旁路、检测控制系统等组成。 ② 氨气系统由液氨卸料压缩机、液氨储罐、液氨蒸发槽、液氨缓冲槽及氨气稀 释槽、废水泵、废水池等组成。 ③ 脱硝反应系统由催化反应器、氨喷雾系统、空气供应系统等组成。 SCR 反应器本体： 反应器是 SCR 装置的核心部件，是提供烟气中的 NOx 与 NH 3 在催化剂表面上 生成 N 2 和 H 2O 场所。反应器设计影响 SCR 系统的投资成本和运行成本，以及催 化剂使用量等方面。有两种 SCR 反应器的形式，一种是完全 SCR 反应器，另一种 是安装在管道内的 SCR 反应器。 完全 SCR 反应器设计是将催化剂防止在单独的反 应器空间内，锅炉烟气用管道从省煤器出口输到 SCR 反应器，完成脱 NOx 后， 接着再到空气预热器进口。 完全的 SCR 反应器允许每一层安装大量的催化剂， 增加 NOx 的脱除量和催化剂寿命，也增加了可用于在进入反应器之前混合反应物 的管道长度。然而，单独的反应器需要大量临近锅炉的空间来安装反应器和管道， 增加的管道系统阻力通常需要增加引风机能力。 管道内 SCR 系统是将反应器安装在电厂现有的管道系统内，而不是单独的反 应器内，通常需要扩大管道系统来为催化剂提供足够的空间。管道内反应器系统 节省了管道长度、独立的反应器本体和引风机成本，然而管道内设计限制了催化 剂量和混合长度。因此这种方式通常都与其他的 NOx 控制技术联合使用。管道内 系统的催化剂侵蚀成本通常是较高的。天然气燃气锅炉催化剂需求量笑，常常使 用管道内系统。当空间限制了完全 SCR 反应器的安装时，燃煤锅炉也有可能使用 管道内 SCR 反应器。 目前在燃煤锅的 SCR 工程中应用较多的是完全 SCR 设计。
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3.设计资料
3. 设计资料
3.1. 设计原始资料
锅炉型号：未知，共两台。炉 1： 1? 60t h ；炉 2： 1? 60t h 燃料类型:工业区洗中煤，掺烧造气炉排出的废渣和废气。 炉 1，煤及炉渣 12-16 t ,设计中取值 15 t ；造气炉流量 5000-80000 m3 h ，设计中 取 50000 m3 h 。 炉 2，煤及炉渣 15-20 t ，造气炉流量 5000-80000 m3 h ，设计中取值同炉 1，煤及 炉渣 15 t ，造气炉流量 50000 m3 h 。在设计中两个锅炉的工作状况假定为相同的。 炉膛燃烧温度为 1350℃ 。 标准状态下烟气密度： 1.34 kg m3 空气过剩系数：α=1.4 排烟中飞灰占煤中不可燃成分的比例：16％ 标准状态下空气含水按 0.01293kg m3 烟气其他性质按空气计算 造气炉进烟温度 60℃ ，排烟温度 135℃ 空气在锅炉出口前阻力：800Pa 当地大气压：97.98kPa 表 3.1 煤质资料参数
序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9
项目 工作基碳份 工作基氢份 工作基氧份 工作基氮份 工作基硫份 工作基水份 工作基灰份 可燃挥发份 工作基低位发热量
符号 Car% Har% Oar% Nar% Sar% Mar% Aar% Vdaf% Qnet，ar MJ/kg
单位 28 2.3 8.0 1.8 0.0 1.32 48.0 13.6 11.58
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3.设计资料
表 3.2 火力发电锅炉及燃气轮机组大气污染物排放限值
单位：mg/m3(烟气黑度除外) 序 号 燃料和热能 转化设施类 型 烟尘 二氧化硫 1 燃煤锅炉 全部 全部 30 100
（1）
污染物项目
适用条件
限值 污染物排 放监控位 置
200 400
（2）
氮氧化物 （以 NO2 计）
全部
100 200
（3）
汞及其他化合 全部 物 烟尘 二氧化硫 2 以油为燃料 的锅炉或燃 气轮机组 氮氧化物 （以 NO2 计） 燃气轮机组 烟尘 以气体为燃 3 气的锅炉或 燃气轮机组 二氧化硫 天然气锅炉及燃气轮机组 轮机组 天然气锅炉及燃气轮机组 轮机组 氮氧化物 天然气锅炉
10
0.03
（1）
烟囱或烟 道（4）
全部 全部
30 100
（1）
200 燃油锅炉 100
（1）
200 120 5
其他气体燃料锅炉及燃气 10 35
其他气体燃料锅炉及燃气 100 100

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（以 NO2 计） 其他气体燃料锅炉 其他气体燃料锅炉 其他气体燃料燃气轮机组 4 燃料锅炉， 烟气黑度（林 全部 以油、气体 格曼黑度， 级） 为燃料的锅 炉或燃气轮 机组 注： （1）新建火力发电锅炉执行该限值。 （2）使用高硫煤地区的现有火力发电锅炉执行该限值。
200 50 120 1 烟囱排放 口
（3）2003 年 12 月 31 日前建成投产或通过建设项目环境影响报告书审批的燃 煤锅炉执行该限值。 （4）新建燃煤电厂污染物排放在烟囱监控。
3.2. 烟气量计算
3.2.1. 洗中煤的燃烧计算
① 标准状态下理论空气量 式中， C Y Y Y Y 代入 C ＝28% ， H ＝2.3%， S ＝0， O ＝8.0%， 得
Qa
'
Y
Qa ? 4.76(1.867CY ? 5.56H Y ? 0.7S Y ? 0.7OY ) 式?3.1? Y Y Y ， H ， S ， O ——分别为煤各元素所含的质量分数。
'
=4.76 ? (1.867 ? 0.28+5.56 ? 0.023-7 ? 0.08)=2.83 (m 3 /kg) ② 标准状态下理论烟气量（设空气含湿量为 12.93m 3 /kg）
QS ? 1.867(CY ? 0.375S Y ) ?11.2H Y ?1.24M Y ? 0.016Qa ? 0.79Qa ? 0.8N Y
式中，
Qa
'
3 ——标准状态下理论空气量， m / kg ；
'
'
'
式?3.2?
M Y ——煤中水分所占质量分数，％； N Y ——N 元素在所占质量分数，％；
3 Y 代入 =2.83 m / kg , M Y =6%, N =1%, ' Q 得 s ＝1.867 ? 0.28+11.2 ? 0.023+1.24 ? 0.0132+(0.016+0.79) 3 × 2.83+0.8 ? 0.018=3.09 (m / kg)
Qa
'
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3.设计资料
③ 标准状态下实际烟气量
? ——空气过剩系数,取 1.4 3 Q ? Qs ? 注意：标准状态下烟气流量 Q 以 m / h 计，因此， 设计耗煤量 ' ' 3 3 Qs Q 代入 ＝3.09 (m / kg) ， a ＝2.83 (m / kg) ，
式中
3 得 Qs =3.09+1.016 ? 0.4 ? 2.83＝4.24 (m / kg)
Qs ? Q (? ?1)Qa Ｓs ? 1.016
'
'
式?3.3?
则每一个锅炉洗中煤燃烧生成的实际烟气量：
Q1 = Q s ×设计耗煤量=4.24×15000=63600 m 3 kg
④ 标准状态下洗中煤燃烧烟气含尘浓度 d ? AY C ? sh 式?3.4 ? Qs 式中
d sh ——排烟中飞灰占不可燃成分的质量分数；
AY ——煤中不可燃成分的含量； Qs ——标准状态下实际烟气量， m3 / kg 。
代入 d sh ＝16%, A =48%, Qs ＝4.24 kg m3 ,
Y
得 C=0.48 ? 0.16/4.24=0.018 kg m3 =18000 m g m3
3.2.2. 造气炉中掺烧废气进行计算
进气温度 60℃ ，出气温度 135℃ 。将造气炉中产生的烟气转化为标准状态下，可得 每一个锅炉废气产生烟气量：50000×273/(273+60)=40991 m3 h
3.2.3. 总烟气量额计算
① 标准状态下实际烟气总量 Q=63600+40991=104591 m3 h ② 标准状态下每一个锅炉烟气含尘浓度 式（3.5） 式（3.6）
c ? 18000 ? 6360010945mg m3 =10945 m g m3
③ 工况下烟气量
T' 3 m h T 式中，Q——标准状态下实际烟气量， m3 h Q' ? Q ?
T ' ——工况下烟气温度，K
T——标准状态下烟气温度，K 代入，Q=104591 m3 h ， T ' =(273+135)K，T=273K
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式（3.7）

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3.设计资料
可得，工况下每个锅炉的烟气流量： ?273 ? 135 ? m3 h ? 156312 m3 h =43.4 m3 s Q ' ? 104591 ? 273 ④ 管径和流速的确定 单个锅炉的流量
Q ' /3600=43.4 m 3 / s
d? 4Q ?v
式(3.8）
d?
4 ? 43.4 ? 1.92m 3.14?15
式中 Q ——工况下管内烟气流量， m 3 / s ；
v ——烟气流速，一般取 15~25m/s，取 15m/s。 圆整，取 d=2000mm Q 4 ? 43 .4 v? ? ? 13 .8 m s 2 ?d 3.14 ? 2 2 可得，管道中烟气流速 v=13.8m/s 自锅炉出来后，接渐缩管，其管径为 1500mm。 Q 4 ? 43.4 v? 2 ? ? 24.5m / s ?d 3.14 ?1.52
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4. 脱硝工艺设计与计算
4.
4.1. NOx 生成量计算
脱硝工艺设计与计算
图 4.1 NOx 生成量与温度之间的关系 4.1.1. 热力型 NOx 计算
参照图 4.1，在炉膛温度 1350℃时，可知 NOx 浓度为 21mg m3
G1NOx ? 20?10?6 ?104591 ? 2.09kg
4.1.2. 燃料型 NOx 计算 燃料燃烧过程中氮氧化物排放量可参考公式计算 氮氧化物排放量（千克）=燃料消耗量（吨）×排放系数（千克/吨） 排放系数见表 4.1 表 4.1 燃烧过程中氮氧化物排放系数 燃烧种类 煤 汽油 燃料油 参考系数 10.4 16.87 5.84 燃烧种类 焦炭 煤油 天然气 参考系数 9.0 7.46 20.85 燃烧种类 煤油 柴油 煤气 参考系数 5.0 9.62 9.5 式（4.1）
计算得 GNOx 核算=15×10.1=150.1kg 4.1.3. 快速型 NOx 计算 快速型 NOx 在煤燃烧过程中生成量很少，在本次设计中忽略不计。
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4. 脱硝工艺设计与计算
综上可得，标准状态下，锅炉燃料燃烧生成的 NOx 总量为 150.1+2.09=152.19kg。
CNOx ? 152.19 / 104591 ? 1.43g / m3 ? 1430 mg / m3
小于 200mg / m3 ，脱硝效率需大于 85%。
4.2. SCR 反应器尺寸的估算
式（4.2）
锅炉原始 NOx 排放浓度为 1920mg / m3 ，由下表知排放标准为脱硝后 NOx 排放浓度
SCR 反应器横截面积是由锅炉烟气流速和表面速度确定的，典型的流经催化 剂表面速度值为 5 m s ，使用这个速度值，催化剂横截面积公式为
qf l u e g a s Ac a t a l ? y st 5
式（4.3）
式中， Acatalyst 为催化剂横截面积； q fluegas 为烟气流速。 代入， q fluegas =43.4 m3 s ， 得： Acatalyst =43.4/5=8.68 m 2 考虑催化剂模块几何形状以及其他状况，SCR 反应器横截面积越比催化剂横截面 积大 15%。
AS C R? 1.15Ac a t a l y s t
式中， ASCR 为反应器横截面积。 代入，得： ASCR ? 1.15? 8.682 ? 86.6m2
式（4.4）
SCR 的实际尺寸取决于模块在催化剂层的排列。 典型的模块横截面积为 1m× 2m，因此，SCR 设计尺寸大概为这些尺寸的倍数，根据长度和宽度上模块数量不 同，SCR 反应器横截面设计成正方形或长方形。在本次设计中取值为 88 ㎡，设计 成 11（长）×8（宽）=88 米。 催化剂层数的初始估算值可以由总催化剂量、催化剂横截面积和估算催化剂
' 元件高度来确定。典型的催化剂的额定高度 hlayer 约为 1m。催化剂层数一般最少要
有两个催化剂层。设计为 2 层（2 用一备） 。 催化剂的高度根据估算的催化剂的层数来计算，必须使催化剂层高度 hlayer 在 工业标准范围内。
' hl a y e? ?r h' r hl a y e
式（4.5）
' 式中， hlayer 为催化剂的额定高度，典型催化剂的额定高度为 1m， h ' 是考虑到组装
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4. 脱硝工艺设计与计算
模块时催化剂上下需要的空间，一般取 0.3m 左右。 代入得： hlayer =1.3m 则 SCR 反应器的高度 hSCR ? 3 ? 1.3 ? c ? 3.9 ? 0.6 ? 4.5m 式中，c 为经验常数，取值为 0.6m。 则催化剂反应器的尺寸为 11m(长）×8m(宽）×4.5m(高)
图 4.2
4.3. SCR 设备设计
催化剂反应器形状
4.3.1. 烟道系统
烟气在锅炉出口，进入一个垂直布置的 SCR 反应器里，即每台锅炉配有一个 反应器，在反应器里烟气向下流过均流器、催化剂层，随后进入回转式空气预热 器、除尘器、引风机和 FGD，最后通过烟囱排入大气。 烟道设置足够的测点接管座，便于试运行和运行中进行测量(温度测量和采 样)。 SCR 进口烟道连接锅炉省煤器出口烟道(部件 26N464)和反应器入口罩，出口 烟道连接反应器出口罩和空预器入口，烟道横截面为矩形。本工程未设置 SCR 旁 路烟道，烟道系统包括必要的膨胀节。 SCR 入口烟道下部设计有灰斗，以防止烟道积灰和堵塞。 烟道材料采用碳钢。 烟道结构尺寸的设计考虑磨损、防止积灰的方面的影响。烟气系统的阻力尽 量最小化，满足合同技术规范的要求。 烟道烟气压降设计数据：最大 0.436kPa。 本工程未设置 SCR 烟气旁路系统。
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4. 脱硝工艺设计与计算
4.3.2. SCR 反应器
SCR 反应器安装在独立的金属构架平台上，截面成矩形，并且由起到加强作 用的钢板托起，反应器的载荷通过它的侧墙均匀地分布，向下传递，利用它的弹 性和滑动轴承垫传到它的支撑结构上。SCR 反应器被固定在中心并向外膨胀，使 水平膨胀位移量最小。SCR 反应器外壁一侧在催化剂层处有检修门，用于将催化 剂模块装入催化剂层。每个催化剂层都设有人孔，在机组停运时允许进入检查催 化剂模块。 烟气水平地进入反应器的顶部并且垂直向下通过反应器，进口罩使进入的烟 气更均匀地分布。栅状均流器安装在进口罩和反应器主体之间的边界上，其最佳 几何尺寸、安装形式及设置的必要性通过流体模拟试验方法确定。催化剂层的外 部由支承催化剂模块的钢梁组成，反应器横截面和催化剂的层间距设计，符合电 厂煤质的特点要求、催化剂的运行要求及脱硝装置运行维护与检修的要求。 表 4.2 项目 每个模块中的单体数 模块尺寸 数值 72 1000 2000 1000 催化剂模块重量 每层模块数 模块布局 反应器内空尺寸 层数 截面面积 反应器数量 反应器材料：碳钢。 反应器压降设计数据如下： 50%脱硝效率时： 2 层催化剂时，压降为 0.266kPa 3 层催化剂时，压降为 0.399kPa 85%脱硝效率时： 2 层催化剂时，压降为 0.366kPa 3 层催化剂时，压降为 0.549kPa
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反应器技术数据表 单位 mm 长度 mm 宽 mm 高 kg
1050 44 11×4 11000×8000×4500 2(另有 1 备用层) 86.6 2
mm m2

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4. 脱硝工艺设计与计算
4.3.3. 催化剂
催化剂采用蜂窝式催化剂， 主要活性成分为 Ti 和， 少量的 W。 催化剂层按 2+1 层设计， 即 2 层催化剂设计层加 1 层催化剂预留层。 反应器第一次运行时只填装 2 层催化剂，当运行一段时间后催化剂的活性降低至设计值时再填装预留层，以后 再根据活性衰减的情况逐层更换，采取这样的更换措施可以有效延长催化剂的寿 命。 催化剂技术数据见表 4.3。 表 4.3 催化剂技术数据表 保证运行时间 节距 单体长度 每个反应器催化剂体积 催化剂总体积(两台机组) 交付时间 工作小时/月 mm mm＋/-4mm m3 m3
24000/36 8.2 800(1100) 199.58(274.43). 798.3(1097.7) 表 4.4 催化剂单体数据表
催化剂单体资料见表 4.4。 通道数量 正方形大体宽度 通道大体宽度 比几何面积 工作率 硬化前端长度 18×18 150 7.09 408 72.4 25 mm 额定值 mm 额定值 m2/m3额定值 %额定值 mm 额定值
4.3.4. 催化剂装载系统
脱硝装置配置有必要的催化剂装填系统。催化剂装载系统包括蜂窝式催化剂 翻转装置、单轨吊车、催化剂搬运器。 催化剂采用塑料密封包装。催化剂模块运到现场后用催化剂翻转装置将模块 旋转 90°后吊至反应器的催化剂装载平台上。使用手推车将催化剂运进反应器内 部，再用催化剂搬运器将催化剂模块就位。
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4. 脱硝工艺设计与计算
4.3.5. 吹灰器
耙式吹灰器装在每个催化剂层的上方，采用过热蒸汽吹灰，吹掉催化剂上的 积灰。催化剂预留层初装时不安装吹灰器，但预留以后安装吹灰器的位置及蒸汽 管道接口，方便用户增加备用层催化剂安装吹灰器。 吹灰器的启动根据反应器催化剂层的阻力由 DCS 控制，设计为一台机组两台 吹灰器(每台反应器之一台)同时吹灰。吹灰器的控制为顺序吹灰。 反应器中每层催化剂装备三台吹灰器。 吹灰器由阀门、阀门启闭机构、内管、吹灰枪(耙管)、大梁、跑车(减速箱)及 电动机、吹灰器炉外支撑、吹灰器炉内耙管支撑系统、弹性电缆组件、前端托架、 接口墙箱、电气控制箱及行程开关等组成。初装时，每台机组脱硝装置共安装 12 台 IK-525SL 耙式吹灰器(3 耙，吹灰器行程约 4000mm，耙宽约 4825mm)。 耙式吹灰器的支吊分内部支吊和外部支吊两部分：内部的吹灰器滑行道轨悬 吊于上一层催化剂支撑梁下部；外部的吹灰器本体支吊于反应器壳体上。 吹灰蒸汽汽源来自锅炉吹灰蒸汽管道减压站之后，吹灰器阀前蒸汽压力为 2.5MPa。吹灰器本体尾部应配蒸汽压力调节阀，用于运行时控制蒸汽压力、关断 和开启蒸汽流量。 吹扫压力为 0.５MPa(喷头处)，温度≥350℃且＜430℃，每台吹灰器蒸汽耗 量：最大 9000kg/h，平均最大 5750kg/h。
4.3.6. AIG 系统
采用先进的带静力混合器 AIG 系统，布置于 SCR 入口烟道上。 完整的氨喷射系统，保证氨气和烟气混合均匀，喷射系统设置手动阀和孔板 流量系统用于在调试运行期间进行调节，使每个喷嘴的氨流量达到运行要求，一 旦调好则固定不变。在每个 SCR 入口烟道，AIG 共分 45 个区域注入氨/空气混合 物。烟道中的每个喷口后面均设有静力混合器。 AIG 固定于烟道上，AIG 与 AIG 入口管道间设置有金属膨胀节。
4.4. 氨供应系统设备设计
采用液氨作为还原剂。液氨用罐车运到现场，通过氨卸载装置卸载到液氨贮 罐中。贮罐中的液氨送到蒸发器中蒸发产生气态氨，气态氨与被加热后的稀释空 气稀释后，经氨注射栅格注入 SCR 反应器入口前的烟道中。
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4. 脱硝工艺设计与计算
4.4.1. 氨卸载系统
氨卸载压缩机满足各种条件下的要求。氨卸载压缩机抽取氨贮罐中的氨气， 经压缩后将槽车的液氨推挤入液氨贮罐中。压缩机排气量已考虑液氨贮罐内液氨 的饱和蒸汽压，液氨卸车流量，液氨管道阻力及卸氨时气候温度等。每次卸氨时 间不超过 6 个小时
4.4.2. 氨蒸发器系统
本工程液氨蒸发采用电加热器来提供热量，加热介质为乙二醇。 蒸发器出口氨气管道上装有压力控制阀和流量调节阀，使进入烟道的氨气压 力控制在一定范围。蒸发器上装有压力和温度测量装置，并将测量信号反馈控制 系统，控制电加热器，使加热介质的温度维持在一定范围，确保液氨转变为气态。 当蒸发器内被加热的液氨超过最高液位时，系统报警并切断液氨进料。蒸发器装 有排气阀。
4.4.3. 压力控制与流量控制系统
氨蒸发器出口配有气态氨压力控制阀和流量控制系统。 气态氨的流量控制根据 SCR 脱硝工艺系统的要求，采用闭环控制系统控制。 流量控制阀安装于氨空气混合器入口管路上。
4.4.4. 稀释空气系统
喷入反应器烟道的氨气为空气稀释后的不超过 5%氨气的混合气体。 本工程所 配稀 释风机满足脱除烟气中 N 最大值的要求，并留有 10%的余量。 稀释风机应按每台机组三台 100%容量(其中一台备用，容量按一台脱硝反应 装置)设置。两台机组共设置 6 台稀释空气风机。 本工程稀释空气风机风量 6250m3/h， 风机压头 3500Pa。设计选用中压离心 风机。
4.4.5. 氨/空气混合器
本工程按每台 SCR 装置设置一台静力式氨/空气混合器， 两台机组共设置四台 混合器。
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脱硫脱硝方案

35t/h流化床锅炉除尘脱硫 技术方案 河北智鑫环保设备科技有限公司 编制时间：二〇二〇年四月二日

第一部分 技 术 方 案 双减法脱硫＋SNCR脱硝 河北智鑫环保设备科技有限公司 企业简介 河北智鑫环保设备科技有限公司；坐落于永年县临名关镇岳庄村西中华北大街路东，占地60000余M2.注册资金2000万元。是一家级科研、设计、研发、生产、安装于一体的专业性烟气治理的知名环保企业，企业员工266人，其中设计人员58名，工程管理人员35名，下设八个施工队，豪华舒适的科研办公大楼，高标准的厂区绿化设计与优雅景观融为一体，体现典型江南园林风格造型。洁净明亮的员工公寓，让员工舒心快乐。现代化的加工厂房，面积超过二万平米，采用大量自动化数控设备技术生产的各类环保产品、品种齐全、质优价廉。公司获国家环保高科技企业、河北省高新技术企业、河北省十大环保骨干企业、河北省十大环保创新企业、河北省十大循环资源利用企业、产品荣获国家环境保护产品认定证书、国家重点新产品证书、被评为2015年中国环境保护重点实用技术示范工程，获中华人民共和国国家知识产权局颁发的二十项实用新型专利证书、五项发明专利。河北省环境保护产品认定证书，尤其是脱硫除尘装置、静电除尘器、脉冲袋式除尘器、陶瓷多管除尘器、WCR型高效除尘器获得了年度国家级新产品。我公司是河北省环境保护厅、河北省环境保护产业协会理事单位，具有河北省环境工程设计专业资质、河北省环境

工程专业施工资质，河北省环境保护产业协会会员企业，并获河北省环境保护产品 资质认证，同时作为国家环境保护重点新产品获得全面推广，2014、2015年连续柒年在环境治理污染中成绩显着，被河北省环境保护产业评为优秀单位、多年来四十 余人次获河北省环境保护产业先进个人。 企业非常注重企业文化的发展和精神文明建设，在树立品牌文化的同时，营造和谐企业环境！为丰富职工的业余文化生活，企业设立了篮球场，网球场，兵乓球室， KTV多功能厅、阅览室等。每年派出技术人员到全国各地同行业进行考察，全面提高企业的凝聚力和吸引力，把我们的产品在同行业做的更先进做的更完善。 由于公司产品遍及全国各地，每年都有来自全国各地的客户莅临公司考察，完善的综合服务体系，给客户留下深刻印象。大大提升了企业的知名度和信誉度。 企业宣传通过环保设备网、阿里巴巴、马可波罗、有色网、造纸网、冶金网等网络大力宣传企业及产品。 公司以科技为先导，在立足环保市场的基础上不断创新，自行研制生产的脱硝 氧化还原装置、电除尘器、脉冲袋式除尘器、WCR型高效湿式除尘器，设计新 颖、结构独特，本公司设计的电袋组合除尘后串除尘脱硝工程技术特别对初始 浓度10000~25000mg/Nm3的高浓度烟气治理尤为理想，已成功应用于国内众多 家企业，经环保监测部门检测，除尘效率达到%、脱硫效率达到99%、脱 硝效率达到96%，完全能解决当前低热量高含硫的劣质燃料燃烧不完全、治理难的问题，特别是针对各种沸腾炉、循环流化床锅炉、粉燃料炉、各种工业锅炉烟气治理效果尤为明显。随着科学技术的不断进步，客户对高效产品的需求量不断增加，公司在新产品研究方面倾注大量精力、人力、物力、财力，终于在新产品研制方面取得了质的飞跃，使产品更加规范、性能更加优良。尤其是我公司历经多年研制开发，成功打造出新一代WCR型系列高效领先除尘脱硫脱硝脱汞一体化装置，已分别在河北省、陕西省、河南省、云南省、内蒙古自治区、黑龙江省、山东省、山西省、湖北省、广西省、辽宁省、江西省、江苏省、浙江省、北京市、天津市、上海市、重庆市、甘肃省、青海省等近千余家企业装置成功使用。对于各种的工业炉型、所产生的颗粒、SO 2 、 NO X 脱除效果较为明显，实测工业锅炉、工业锅炉烟气排放浓度＜30 mg/m3，SO 2 含量 ＜50mg/m3，NO X 含量＜100mg/m3，低于国家环保排放指标，被国家环保部门作为重点

脱硫脱硝除尘除灰专责岗位职责

脱硫脱硝除尘除灰专责 岗位职责 文件管理序列号：[K8UY-K9IO69-O6M243-OL889-F88688]

生产管理部 脱硫脱硝除尘除灰专责岗位职责 1 范围 1.1 本标准规定了生产管理部脱硫脱硝除尘除灰专责的职责与权限、任职资格、工作内容要求与方法、检查与考核等。 1.2 本标准适用于生产管理部脱硫脱硝除尘除灰专责岗位。 2 职责与权限 2.1 在生产副总经理和部门经理、副经理的领导下，负责脱硫脱硝除尘除灰设备的点检定修及外委检修维护的技术监督和管理工作。 2.2 对脱硫脱硝除尘除灰专业的检修有权进行检查验收，对不符合检修工艺、质量标准的工作有权令其返工，对违犯规程的操作有权令其停止。 2.3 对脱硫脱硝除尘除灰专业的生产、检修、计划完成情况及消缺情况有检查考核权。 2.4 对脱硫脱硝除尘除灰检修工作负有技术指导、监督管理责任。 2.5 对脱硫脱硝除尘除灰运行、检修的技术管理完整性、及时性、准确性负有检查、指导责任。 2.6 对与脱硫脱硝除尘除灰专业相联系专业的工作有协调权。 2.7 组织并落实本岗位ＥＨＳ目标完成工作。 3 任职资格 3.1 熟悉并执行公司《一般管理人员工作通则》和《操作人员工作通则》。 3.2 具有大专及以上文化程度或中级专业技术职务任职资格。 3.3 所学专业系电厂热能动力相关专业。 3.4 具备流体力学、工程热力学、传热学、电厂金属材料、材料力学、机械设计等相关基础知识，系统全面掌握脱硫脱硝除尘除灰基础知识。

3.5 了解机、电、热、化、燃的基本知识。 3.6 掌握本公司脱硫脱硝除尘除灰设备系统的构造、原理、性能、特性和现代化管理知识，以及脱硫脱硝除尘除灰运行和检修的管理工作。 3.7 掌握《电力工业技术管理法规》中有关脱硫脱硝除尘除灰部分，《电业安全工作规程》及其与脱硫脱硝除尘除灰专业有关的政策、法规知识，熟悉《电业事故调查规程》及相关的管理标准。 3.8 能判断和处理有关疑难技术问题。 3.9 能组织协调生产、业务技术工作的正常开展。 3.10 有较强的语言文字表达能力，能撰写脱硫脱硝除尘除灰专业技术报告和专业论文。 3.11 从事本专业或相关技术管理工作两年以上。 4 工作内容要求与方法 4.1 工作内容 4.1.1全面管理和协调本专业点检定修的各项工作。 4.1.2 组织编制、修订本专业设备点检定修各项技术标准、作业标准和管理标准，并监督实施。 4.1.3 组织编制本专业设备检修计划及科技、技改、反措计划，并监督实施。 4.1.4 审核本专业设备检修作业文件包、试验标准、备品配件定额、检修工时定额、检修台帐及技术档案。 4.1.5 深入现场，掌握设备缺陷情况，组织、督促外委检修维护方做好重大设备缺陷消缺工作。做好设备异常情况分析，采取相应防范措施。监督本专业设备的“四保持”工作。 4.1.6 负责本专业安全管理工作，落实安全组织措施和安全技术措施。参与本专业事故分析，组织编制本专业反事故措施，严格执行“四不放过”原则。加强本专业安全教育和安全管理，杜绝违章。

烟气的脱硫脱硝以及除尘技术

烟气的脱硫脱硝以及除尘技术 指导教师：安恩科 专业：热能与动力 姓名：张露 学号：1151903

烟气的脱硫脱硝以及除尘技术 摘要：脱硫(Desulfurization)、脱硝(Denitrifica-tion)(亦称脱硫脱氮)是除去或减少燃煤过程中的SO2和NOx,如何经济有效地控制燃煤中SO X和NOx的排放量是我国乃至世界节能减排领域中急需解决的关键问题。本文主要阐述火电厂脱硫、脱硝技术和脱硫脱硝一体化技术以及烟气除尘技术，并且分析了每种技术的原理及优缺点。 关键词：脱硫脱硝一体化除尘 引言：煤炭是一种重要的能源资源,当今世界上电力产量的60%是利用煤炭资源生产的。中国又是一个燃煤大国,一次能源能源76%是煤炭,到2005年我国煤年产量达20亿t,其中一半用于燃煤电厂,燃煤发电量约占全国总发电量的70%左右。煤燃烧排放烟气中含有硫氧化物SO X(主要包括:SO2、SO3)和氮氧化物NOx（主要包括:NO、NO2、N2O3、N2O4、N2O5）,其中SO2、NO和NO2是大气污染的主要成分,也是形成酸雨的主要物质。 脱硫(Desulfurization)、脱硝(Denitrifica-tion)(亦称脱硫脱氮)是除去或减少燃煤过程中的SO2和NOx,如何经济有效地控制燃煤中SO X和NOx的排放量是我国乃至世界节能减排领域中急需解决的关键问题。本文主要阐述火电厂脱硝技术和脱硫脱硝一体化的发展趋势,有助于推动我国火电厂脱硝和脱硫脱硝一体化技术的应用,以减少燃煤电厂氮氧化物NOx的排放。氮氧化物排放量NOx排放量近70%来自于煤炭的直接燃烧,火力发电厂是NOx排放的主要来源之一,其中污染大气的主要是NO和NO2。降低NOx的污染主要有二种措施:一是控制燃烧过程中NOx的生成,即低NOx燃烧技术,亦称一级脱氮技术;二是对生成的NOx进行处理,即烟气脱硝技术,亦称二级脱氮技术。 正文： 一、烟气脱硫技术 目前针对燃煤中硫的脱除,国内外早已进行了大量的研究。从脱硫环节上可分为:燃烧前脱硫、燃烧中脱硫、燃烧后的烟气脱硫。脱硫方法有上百种,但工业化应用的只有十几种，目前世界上大规模商业化应用的脱硫技术是燃烧后烟气脱硫。烟气脱硫按其所采用吸收剂介质是固态还是液态可以分为干法、半干法、湿法。下面介绍几种典型的烟气脱硫工艺: 1.石灰石—石膏法 (Wet-FGD) 石灰石—石膏法是以 石灰石浆液作为吸收剂,在 吸收塔内通过石灰石浆液 对烟气进行洗涤,并发生反 应,去除烟气中的 SO2,反 应产生的亚硫酸钙通过强 制氧化,能够生成含两个结 晶水的硫酸钙,脱硫后的烟 气从烟囱排放。该工艺是目 前世界上技术最成熟、应用 最广泛的脱硫工艺,已有三 十年的运行经验,其脱硫效 率在 90%以上,副产品石膏

烧结除尘、脱硫脱硝

烧结厂3#烧结机除尘、脱硫分析 一、除尘器状况： 1、3#烧结机头除尘采用145㎡静电除尘器、于2017年9月增加四电场并进行大修，更 2、风机参数：风量570000m 3/h 风压16.5-17KPa 电机功率4400KW 额定电流291A 运行电流180-220A 3、烧结机参数：有效烧结面积90㎡ 利用系数1.5t/㎡/h 4、除尘器排灰：？吨/小时 二、脱硫状况： 1、脱硫参数：塔高50m 塔体直径9m 烟囱直径4.5m 烟气流速2-2.5m/s 浆液循环流量9450m 3/h 2、脱硫浆液：在脱硫浆液中含大量粉尘，通过沉淀体积中粉尘会大于70%、石膏（含石灰石）30% 3、脱硫剂（石灰）：细度-200目 有效钙≥85% 根据生产报表显示烧结矿吨消耗白灰0.003t ，烧结机小时产量90㎡×1.55t/㎡/h=139.5t 、用白灰0.4185t/h 。

4、脱硫：脱硫入口SO2含量831.2mg/Nm3、出口29.2mg/m3，脱硫效率为96%。风机风量为570000Nm3/h,脱出SO2 0.45t/h。产生的石膏CaSO4?2HO2为0.96t，其主要成分CaSO4（密度2.96）。既白灰消耗（CaO+H2O→CO(HO)2Ca(HO)2+SO2→CaSO3+ H2O CaSO3氧化CaSO4）为0.004t/吨矿。 三、分析： 1、报表计算小时消耗白灰0.4185t（钙0.356）生成石膏1.21t。其浆液粉尘与石膏体积比为7:3，小时粉尘量约为2.82吨。（估算：浆液未脱水、未严格按成分密度计算） 2、理论计算消耗白灰0.004t/吨矿，小时用白灰0.56吨/h。生成石膏1.9吨、粉尘约4.4吨。 3、除尘器排放粉尘计算：按报表烟气粉尘含量2.82t/h÷570000Nm3/h=4900mg/Nm3。按理论计算4.4t/h÷570000Nm3/h=7719.3mg/Nm3基本吻合。 四、结论： 1、除尘器除尘效果不好，排放粉尘远远大于排放指标。 2、脱硫粉尘直接影响脱硫塔内氧化钙与二氧化硫反应。 3、增加脱硫设备磨损，降低设备使用周期。 4、粉尘影响塔内氧化、亚硫酸钙不稳定，压滤后“石膏”分解二氧化硫。 五、措施： 1、改善除尘器除尘效果，减少粉尘在塔影响塔内反应，有利于有效调节二氧化硫排风控制。同时也减少粉尘在循环过程中对设备的磨损。 2、选用优质白灰，控制白灰浆液中不参与反应杂质。以充分反应氢氧化钙透明溶液参与脱硫。增加脱硫二氧化碳检测有利于计算白灰消耗。 3、严禁放弃除尘治理以最终排放指标作为环保控制指标。 由于脱硫检测数据无法验证、此分析仅供参考。 二〇一八年九月十四日

脱硝电除尘脱硫简介

脱硝、电除尘、脱硫简介 一、脱硝系统： （一）#5、6机组： 1、主要设备简介： 1）低氮燃烧器：低氮燃烧器是国内外燃煤锅炉控制NOx排放的优先选用技术。现代低NOx燃烧技术将煤质、制粉系统、燃烧器、二次风及燃尽风等技术作为一个整体考虑，以低NOx 燃烧器和空气分级为核心，在炉内组织燃烧温度、气氛和停留时间，形成早期的、强烈的、煤粉快速着火欠氧燃烧，利用燃烧过程产生的氨基中间产物来抑制或还原已经生成的NOx。低NOx直流燃烧器：燃烧器首要任务是燃烧，浓淡偏差稳燃措施也有助于控制NOx。在煤粉喷嘴前，通过偏流装置（弯头、百叶窗、挡块）使煤粉浓缩分离成浓淡两股。喷嘴设扰流钝体，一方面可卷吸高温烟气回流，另一方面使浓相煤粉在绕流时偏离空气，射入高温回流烟气区域。这样，在燃烧器钝体下游，可形成高浓度煤粉在高温烟气中的浓淡偏差欠氧燃烧，从而有效控制燃烧初期的NOx生成量。 2）脱硝SCR：SCR是一种成熟的深度烟气氮氧化物后处理技术，无论是新建机组还是在役机组改造，绝大部分煤粉锅炉都可以安装SCR装置。典型的烟气脱硝SCR工艺流程见图，具有如下特点：

●脱硝效率可以高达95%，NOx排放浓度可控制到 50mg/m3以下，是其他任何一项脱硝技术都无法单独达到的。 ●催化剂是工艺关键设备。催化剂在和烟气接触过程中， 受到气态化学物质毒害、飞灰堵塞和冲蚀磨损等因素的影响，其活性逐渐降低，通常3~4年增加或更换一层催化剂。对于废弃的催化剂，由于富集了大量痕量重金属元素，需要谨慎处理。 ●反应器内烟气垂直向下流速约4~4.5m/s，催化剂通道 内烟气速度约5~7m/s。300MW、600MW及1000MW机组对应的每台SCR反应器截面积分别约80~90m2、150~180m2、230~250m2。 ●脱硝系统会增加锅炉烟道系统阻力约约700~1000Pa， 需提高引风机压头。 ●SCR系统的运行会增加空预器入口烟气中SO3浓度，并 残留部分未反应的逃逸氨气，二者在空预器低温换热面上反应形成硫酸氢铵，易恶化空预器冷端的堵塞和腐蚀，需要对空预器采取抗硫酸氢铵堵塞措施。 ●受制于锅炉烟气参数、飞灰特性及空间布置等因素的 影响，根据反应器的布置位置，SCR工艺分为高灰型、低灰型和尾部型等三种：高灰型SCR是主流布置，工作环境相对恶劣，催化剂活性惰化较快，但烟气温度合适（300~400℃），经济性最高；低灰型SCR和尾部型SCR的选择，主要是为了净化催化剂运行的烟气条件或者是受到布置空间的限制，由于需将烟气加热到300℃以上，只适合于特定环境。

火电厂脱硫脱硝及烟气除尘的技术分析

火电厂脱硫脱硝及烟气除尘的技术分析 发表时间：2019-01-08T15:23:57.747Z 来源：《电力设备》2018年第24期作者：步晓波 [导读] 摘要：在改革开放的新时期，我国的社会经济有了突飞猛进的进步，经济的高速发展与煤炭资源有着密切关系，但是由于煤炭资源利用率在不断增加，这样煤炭资源在燃烧的过程中，污染物就在不断增加，这样就给我国的环境带来了严重的影响。 （国家能源集团大武口热电有限公司宁夏石嘴山 753000） 摘要：在改革开放的新时期，我国的社会经济有了突飞猛进的进步，经济的高速发展与煤炭资源有着密切关系，但是由于煤炭资源利用率在不断增加，这样煤炭资源在燃烧的过程中，污染物就在不断增加，这样就给我国的环境带来了严重的影响。针对这样的情况，就必须要不断对火电厂锅炉的排放进行合理设置，这样就可以很大程度上提高煤炭燃烧的效率。基于此，本文主要对火电厂锅炉脱硫脱硝及烟气除尘技术进行了详细分析，希望能够给有关人士提供参考意见。 关键词：火电厂锅炉；脱硫脱硝；烟气除尘；技术 引言 我国既是煤炭的重要生产国，也是最大的煤炭消费国，伴随着我国工业的快速发展，污染问题愈加突出，环境污染会威胁人们的生命健康。在火电厂发电过程中，会排放出大量的NOx和SO2，火电厂发电已然成为工业污染的重要来源之一，合理应用火电厂锅炉脱硫脱硝及烟气除尘技术，可以减少其工业污染，对我国社会经济的可持续发展具有重要意义。 1研究火电厂锅炉脱硫脱硝及烟气除尘技术的现实意义 科学技术水平的提升，使得各行各业的发展对煤炭能源的需求量越来越大。据统计，平均每天直接用于燃烧的煤炭量高达12t。其中火电厂对煤炭的燃耗量，在当前节能减排的发展背景下，仍呈现出递增趋势。这种情况下，火电厂大量排放的污染物就会对周边的生态环境建设造成严重的污染影响，严重的甚至会形成酸雨。基于此，我国采用脱硫方式，来降低污染物的排放量，截止到2014年，市场环境中的火电厂脱硫容量达到了3600万kW。虽然处于运行状态的燃煤机组的脱硫设备安装基本完成，但其脱硝以及除尘设备的应用，仍有很大的提升改造空间。为此，相关建设人员应在明确脱硫脱硝及烟气除尘技术应用现状的情况下，找出优化控制的方法策略。这是实现工业发展可持续目标的重要课题内容，相关人员应将其充分重视起来，以用于实践。 2脱硫脱硝技术发展 2.1脱硫技术 在脱硫技术当中主流是以石灰石-石膏湿法进行处理，然而在火力发电厂进行脱硫处理之时其重点为吸收塔，吸收塔的形制不同，所达到的效果也会产生明显的差异性，一般情况下吸收塔可分成三类：⑴填料塔。这一种类型是应用内部固体填料，来促使浆液从填料层表层流入，和炉膛当中的烟气相融合，从而便可达到脱硫效果，然而其缺点也十分明显即较易造成堵塞；⑵液柱塔。采用烟气和气、液互相融合的方式，来达到脱硝效果，尽管其脱硝率较高，然而在芦荡当中没有阻塞，烟气所导致的阻力会造成较大脱硫损失；⑶喷淋吸收塔。这一技术是当前应用较为普遍的一种脱硫技术手段，一般炉膛当中的烟气是由上到下运动的，喷淋吸收塔形制为喇叭状，或是通过特定角度来向下喷射，可较为充分的吸收烟气。 2.2脱硫技术的发展 我们都知道，脱硫技术主要是采用石灰石或者石膏湿的方法，但是对于火电厂来说，脱硫技术重点的部分主要在吸收塔。但是由于吸收塔的型号和样式有很大不同，这样就使得其产生的效果也有很大区别。一般通常下，吸收塔可以分为四种类型，第一种就是填料塔，这种类型的塔主要是通过利用结构内部的填料将其固定，然后将浆液填料在表面层，这样浆液就会从表面顺流而下，从而就与锅炉内部的烟气进行有效融合和反应，即完成了脱硫。但是这种方式非常容易出现堵塞情况，并且实际操作相对比较少。第二种就是液柱塔，这种类型主要是将烟气与气、液体相融合，这样就从充分进行质的传递，从而就完成了脱硝。尽管这种类型的脱硝使用效率非常大，但是由于锅炉内部没有出现堵塞的情况，这样产生的大量烟气就会导致比较多的脱硫损失。第三种就是喷淋吸收塔，从目前的现状来看，这种技术是应用最多的一种脱硫技术，一般情况下，锅炉内部的烟气在运动的时候，采用的形式是自上而下的，同时这种类型的吸收塔主要是喇叭垂直的，并且是以一种角度直接向下喷射，从而就使得其能够更加充分进行烟气吸收。尽管从结构和价格上比之前的两种类型要更好，但是烟气的分布非常不均匀。第四种就是鼓泡塔，这种类型主要是通过利用石灰石将烟气压在下面，但是由于烟气与浆液融合在一起之后，会产生很多鼓泡，这样就会有非常好的脱硫效果，并且效率很高，此外，其也有很多缺陷，例如：阻碍压力比较大，以及结构比较复杂。 2.3火电厂锅炉除尘技术 在火电厂中，除尘技术在锅炉生产阶段的稳定性相对较高，具有较高的除尘效率，就目前来看，利用旋转电极形式进行除尘处理是未来发展的主要方向。在火电厂中，旋转清灰刷、回转阳极板共同组成了旋转电极阳极部分，灰尘积累到一定厚度时，需要对其予以彻底清除，防止出现二次烟尘，此种方法具有较为合理的除尘效果。在实际除尘过程中，如果具有较高的粉尘排放标准，那么需要将湿式静电除尘设备予以适当增设。与干式电除尘器进行比较，利用这种除尘设备可以避免二次灰尘的出现，除尘较为高效。通常情况下，其除尘率约在70%。就目前来看，在火电厂锅炉生产过程中，利用脱硫脱硝技术和除尘技术依然存在一定局限，对此，可以选择一体化作用模式，将煤炭燃烧技术与烟气脱硝技术结合，将脱硫技术与除尘技术相结合，如在脱硫工作开始之前利用干式先转电极除尘器，在脱硫完成之后利用湿式除尘器，可以让热量增加，完成装置回收工作，进而有效提升除尘效率。 2.4创新研究 由当前的实际情况来分析，在火电常锅炉生产阶段，将脱硫脱硝以及烟气除尘这三项技术予以综合应用之时，仍然会存在着不少的问题情况，这也会在一定程度上导致火力发电厂的未来的发展将面临着巨大的挑战。有经济性角度来看，火力发电厂采取脱硫、脱销与烟气除尘技术所需花费的改造成本较大，由此也就会造成在火力发电企业的经营阶段，会产生出一笔不斐的运营成本，进而也便会导致火力发电厂在较长的一段时期内都无法开展相关的技术改造与运行。在火力发电厂当中，应用脱硫技术之时，可将煤炭燃烧技术和锅炉在生产后的烟气脱硝技术相结合，从而便可达到一定的资金节约目的。并且，锅炉在处于较低的运行负荷之时，如果温度达到要求，同时和催化剂发生了反应，则便可在该温度区域内增设脱销设备。在火电厂锅炉运行时若应用脱硝技术，应尽可能选用液柱和喷淋配合使用的双塔技术，在前塔位置应选用液柱塔，同时将烟气内绝大多数的二氧化硫彻底清除，所清除的二氧化硫一般需达到整体烟气的70%以上；之后便应直接进到逆流喷淋塔内，从而便可由本质上将残存的二氧化硫基本脱除，采取这一方式所能够达到的脱硫率最大可达到98%以上。在应

除尘脱硫脱硝系统

除尘、脱硫、脱硝部分 一、采购内容： 2台75t/h循环流化床锅炉除尘、脱硫、脱硝系统设计、制造、供货及安装调试。 二、基础资料 1、燃料（校核煤种由需方另行提供） 1)锅炉设计煤种的工业分析 2)锅炉设计煤种的元素分析 2、锅炉煤质粒度要求 煤粒度0-10mm。 3、石灰石（脱硫剂） 石灰石成分： CaCO3含量93% 石灰石粒度： 0-1mm 钙硫比： 2-3 生石灰 生石灰成分：CaO含量＞90% T60活性实验≤4分钟 粒径：160-250目，制备采用轻烧立窑生产，创面新鲜，库存时间不大于72小时 4、主要工艺参数 本期工程装设两台75t/h次高温次高压循环流化床燃煤锅炉。锅炉为全钢架

结构，锅炉为半露天布置。 额定蒸汽流量75t/h 额定蒸汽温度485℃ 额定蒸汽压力 5.29MPa.g 给水温度104℃ 排烟温度135℃ 额定工况下锅炉设计效率≥89% 锅炉运转层标高7m 三、脱硫系统 3.1设计原则及工艺系统选择 本期工程执行《火电厂大气污染物排放标准》GB13223-2011。 烟尘排放浓度≤30mg/m3 S0 排放浓度为≤100mg/m3 2 针对严格的环保标准，结合循环流化床锅炉自身优势，根据煤种含硫量，初理论排放浓度约为1773mg/Nm3。我们选用炉内石灰石脱硫（干法）+炉后半始SO 2 干法法脱硫。通过相关计算进行二级脱硫系统效率合理分配。 排放浓度<750mg/Nm3,半干法脱本工程炉内脱硫效率按照60%设计，脱硫后SO 2 硫效率按照88%设计，二级脱硫系统复合脱硫效率可以达到95%以上，保证烟囱SO 2排放浓度≤100mg/Nm3。 炉内脱硫剂采用石灰石粉。 CFB 锅炉的分离器结构设计，低温燃烧技术（约850-950℃），使得炉内石灰石脱硫（干法）成为其特有的低成本脱硫技术。结合CFB 锅炉燃烧控制优化技术（燃烧温度、燃烧氧量、高分离效率、石灰石喷入位置优化），炉内石灰石脱硫（干法）效率可稳定的运行达到80%以上。 半干法脱硫在锅炉出口和除尘器之间建设一座脱硫塔，脱硫剂采用生石灰并经消化后喷入脱硫塔，脱硫灰在脱硫塔与除尘器之间多次循环。 吸收剂和副产物均为干态，没有废水；相对湿法脱硫，本系统烟温降低有限，3.2 脱硫系统工艺配置 3.2.1 炉内石灰石脱硫系统 本工程配套炉内石灰石脱硫系统，要求石灰石纯度>93%，石灰石粒度0～1mm，

脱硫脱硝除尘设施

脱硫、脱销、除尘设施 一总论 1.1 工程概述 公司现有一台链条炉，因燃料煤中含有一定的硫份及灰份，在高温燃烧过程中产生的SO2、NO X和粉尘会对周围的大气环境造成了一定的污染，根据国家环保排放标准和当地环保部门的要求，该公司决定对现有锅炉新增加除尘脱硫脱硝设施，确保锅炉尾部排放粉尘和SO2、NO X按照国家和当地环保排放要求达标排放，并按照环保总量控制要求在确保达标的同时进一步削减粉尘和SO2、NO X 的排放量。 本期工程为1×65t/h锅炉烟气治理工程除尘脱硫脱硝系统的设计、制造、安装及运行调试，针对业主方的现场特点，结合我公司的工艺技术和工程经验，从工艺技术、安全运行、排放指标、经济指标等各方面进行了细致的论证，提出以复合式文丘里水膜脱硫除尘器，钠碱法脱硫工艺，等离子脱硝工艺。 1.2 设计参数

1.3除尘脱硫脱硝系统主要技术要求 1.4 主要设计原则 ?技术先进、经济合理、切实有效的烟气治理工艺。 ?设备运行可靠、阻力小，不产生对锅炉运行工况的影响。 ?具有足够的除尘脱硫脱硝效率，保证达标排放。 ?为降低运行费用，脱硫剂来源可靠，副产品处置合理。不外排不产生二次污染。脱硝脱硫除尘水循环利用。 ?充分考虑场地要求，使整套除尘脱硫脱硝系统结构紧凑，减少占地面积。 ?尽量利用厂内已有设施和资源，以减少投资。 ?运行操作简便，维护方便。 ?采取适当措施避免脱硫系统结垢和堵塞的发生。

?使用寿命长，噪音小，必须设有可靠防腐措施。 ?施工工期短。 ?脱硝脱硫除尘装置布局合理、操作维护简单、不结垢、不堵塞。 二工艺介绍 2.1 布袋除尘器 布袋除尘器是一种干式滤尘装置。滤料使用一段时间后，由于筛滤、碰撞、滞留、扩散、静电等效应，滤袋表面积聚了一层粉尘，这层粉尘称为初层，在此以后的运动过程中，初层成了滤料的主要过滤层，依靠初层的作用，网孔较大的滤料也能获得较高的过滤效率。随着粉尘在滤料表面的积聚，除尘器的效率和阻力都相应的增加，当滤料两侧的压力差很大时，会把有些已附着在滤料上的细小尘粒挤压过去，使除尘器效率下降。另外，除尘器的阻力过高会使除尘系统的风量显著下降。因此，除尘器的阻力达到一定数值后，要及时清灰。清灰时不能破坏初层，以免效率下降。 工作原理 过滤式除尘器是指含尘烟气孔通过过滤层时，气流中的尘粒被滤层阻截捕集下来，从而实现气固分离的设备。过滤式除尘装置包括袋式除尘器和颗粒层除尘器，前者通常利用有机纤维或无机纤维织物做成的滤袋作过滤层，而后者的过滤层多采用不同粒径的颗粒，如石英砂、河砂、陶粒、矿渣等组成。伴着粉末重复的附着于滤袋外表面，粉末层不断的增厚，布袋除尘器阻力值也随之增大;脉冲阀膜片发出指令，左右淹没时脉冲阀开启，高压气包内的压缩空气通了，如果没有灰尘了或是小到一定的程度了，机械清灰工作会停止工作。 2.2 钠碱脱硫工艺 由于本项目中链条炉燃料只有20%为烟煤，80%为沼气，本身SO2量比较少，建议才有钠碱工艺，这样，脱硫效率搞，运行方便。同时建议脱硫塔采用不锈钢

除尘、脱硫、脱硝

页码： 版次： 日期： 1/37 A 版/1次 2015.06.01 脱硫、除尘、脱硝施工及验收 1 目 录 1 范 围 ................................................. 1 2 规范性引用文件 ........................................ 1 3 术语 .. (2) 3.1 吸收塔 Absorption tower ...................................................... 2 3.2 玻璃鳞片 Glass flake ............................................................ 2 3.3 玻璃鳞片树脂 Glass resin flake ...................................... 3 3.4 除雾器 Mist eliminator ...................................................... 3 4 要求 .. (3) 4.1总则 ............................................................................................ 3 4.2材料和成品件 ............................................................................ 3 4.3 预制 ......................................................................................... 4 4.4 组装 ......................................................................................... 8 4.5 焊接 (14) 编 制 审 核 批 准 标准化审查 颁 布

大型火电厂锅炉脱硫脱硝及烟气除尘方案探究 王俊超

大型火电厂锅炉脱硫脱硝及烟气除尘方案探究王俊超 摘要：当今社会生态环境日趋恶化，为了实现可持续发展目标，将节能减排落 实到工作中是必然的。而大型火电厂的锅炉脱硫脱硝及烟气除尘技术可以降低污 染物的排放量。该技术是我国科学技术进步的重要标志，不仅处理技术较为先进，对系统的优化功能更是传统技术无法比拟的，可以解决以往处理技术对设备的高 腐蚀性问题。 关键词：火电厂；锅炉；脱硫脱硝；烟气除尘； 一、脱硫技术 1.1 填料塔的脱硫原理 在利用填料塔进行脱硫处理时，需要在塔内填充质地较硬的固体材料，使液 体浆能够在材料表面完成流动，在烟气与浆液发生直接接触后就会产生化学反应，脱硫也就随之完成。填料塔的脱硫操作简单，结构相对没那么复杂，但是抗压能 力却极弱，在进行填充时常会发生不畅通问题，所以这种脱硫技术通常不会被过 多的使用。 1.2液柱塔的脱硫原理 液柱塔可以不用进行材料填充，该塔的技术方法是由气体带动烟气完成脱硫 作业。液柱是由液体的上下喷射而形成的，烟气可以从塔的两端达到作用塔，一 旦烟气与液体进行接触并发生反应时，就可以完成能量的传递，使二氧化硫被充 分吸收，这种方法在进行脱硫时不会发生堵塞问题，运行效率相对较高，但是烟 气在流转过程中却会受到一定损失。 1.3鼓泡塔的脱硫原理 鼓泡塔通过喷射管将烟气鼓入石灰石浆液面以下的部分，让烟气被浆液充分 洗浴后鼓泡冒出，因此得名。该技术主要特点是脱硫效率高，煤种适应性好，除 尘效果好，烟气流量分配均匀，缺点是阻力较大，结构较复杂。 在目前我国的高硫煤的排放要求具有一定的标准，因此必须将技术进行融合，也就是运用双向脱硫方式，将需要应用的吸收塔内独立安放喷淋层，烟气可以在 塔中进行部分脱硫，并将脱离的二氧化硫与另外的污染物进行二次吸收。将两种 塔进行合并运用可以加大脱硫效率，使脱硫处理能够达到预期标准，并将排放质 量控制在一定范围内，但是这种合并处理通常会占用较大区域，并且形成的技术 系统难以把控，操作起来具有一定的复杂性。我国在长期的实践中，将液柱塔与 喷淋塔进行自主结合。在进行脱硫处理时，首先需要经过液柱塔对烟气中的二氧 化硫进行大范围的吸收，而后再进入喷淋塔对剩余的二氧化硫再次脱离，直到符 合排放标准为止，这种结合型的脱硫技术基本可以达到完全脱离点，而串联吸收 塔的成本投入及运行难度相对之下比较大，而脱硫结果却基本一致，但是后者却 更易掌控，资金投入也比较少，因此在目前的脱硫中大多采用液柱塔与喷淋塔双 向结合的处理技术。 二、脱硝技术 常用的脱硝技术主要有两种： SNCR 烟气脱硝技术、SCR烟气脱硝技术，同时 当前还出现了联合烟气脱硝技术。SNCR 烟气脱硝技术、SCR烟气脱硝技术的优点 在于其能够促使煤碳充分燃烧，并且使锅炉内部的压力提高。 2.1SCR脱硝技术 烟气脱硝技术是一种成熟的NOx控制处理方法.这种方法是指在有氧条件下且 合适的温度范围内，用还原剂NH3在催化剂的作用下将NOx有选择性地还原为

锅炉脱硫脱硝及烟气除尘方案

锅炉脱硫脱硝及烟气除尘方案 1 脱硝技术的发展过程 脱硝技术从技术途径上可分为低氮燃烧技术和SCR烟气脱硝技术。低氮燃烧技术主要是采用复合式的空气分级低NOx燃烧技术，SOFA风的比例从25%提高到35%，该燃烧技术在获得较高的燃烧效率、确保煤粉安全稳定燃烧的同时能有效降低NOx的排放，缓解炉后脱硝的压力。 1.1 SCR的烟气脱硝 SCR的烟气脱硝是指在烟气内部投入化学剂，在发生化学反应后会产生相应的气体以及水分。在进行催化后，温度可以上升空间较大，最高可以达到400℃，如此高温可以与锅炉与预热器设备之间的温度相比拟，这种技术的脱硝水平已经达到成功率的一半以上。 1.2 SNCR的烟气脱硝原理 SNCR的脱硝技术对温度具有一定的要求，在进行处理使需要将还原剂导入 锅炉内部温度较高的位置，一旦发生化学反应就会随之产生气体，并与烟气物质进行混合，最终形成氮气，这种技术需要依赖锅炉进行反应，并完成气体的消耗。但是这种技术的处理水平并不高，也不能达到处理技术的高标准要求。根据可靠数据的研究不难发现，以尿素做化学反应剂由于其结构组成特点，在进行脱硝处理时，会释放大量的二氧化碳，而该气体可以直接影响空气质量，使大气污染程度加剧。 1.3 SNCR与SCR的结合烟气脱硝原理 这种技术是对SNCR与SCR两种技术的有机结合，弥补两者之间存在的不足并使其功效的发挥可以达到预期效果，并且稳定性高，但是将两者进行结合后的SCR的脱硝效率不能过高。由于该技术是融合性技术，因此对技术的应用性也就提出了更高的要求，并且在进行技术处理时，需要控制双面反应，在运行时难免会呈现出较为难以掌控、复杂的一面，所以在目前我国的脱硝技术中对此技术的应用仍旧处于探索阶段，对技术的应用频率普遍不高。 2 脱硫技术 2.1 填料塔的脱硫原理 在利用填料塔进行脱硫处理时，需要在塔内填充质地较硬的固体材料，使液体浆能够在材料表面完成流动，在烟气与浆液发生直接接触后就会产生化学反应，脱硫也就随之完成。填料塔的脱硫操作简单，结构相对没那么复杂，但是抗压能力却极弱，在进行填充时常会发生不畅通问题，所以这种脱硫技术通常不会被过多的使用。

脱硫脱硝除尘除灰专责岗位职责(参照材料)

生产管理部 脱硫脱硝除尘除灰专责岗位职责 1 范围 1.1 本标准规定了生产管理部脱硫脱硝除尘除灰专责的职责与权限、任职资格、工作内容要求与方法、检查与考核等。 1.2 本标准适用于生产管理部脱硫脱硝除尘除灰专责岗位。 2 职责与权限 2.1 在生产副总经理和部门经理、副经理的领导下，负责脱硫脱硝除尘除灰设备的点检定修及外委检修维护的技术监督和管理工作。 2.2 对脱硫脱硝除尘除灰专业的检修有权进行检查验收，对不符合检修工艺、质量标准的工作有权令其返工，对违犯规程的操作有权令其停止。 2.3 对脱硫脱硝除尘除灰专业的生产、检修、计划完成情况及消缺情况有检查考核权。 2.4 对脱硫脱硝除尘除灰检修工作负有技术指导、监督管理责任。 2.5 对脱硫脱硝除尘除灰运行、检修的技术管理完整性、及时性、准确性负有检查、指导责任。 2.6 对与脱硫脱硝除尘除灰专业相联系专业的工作有协调权。 2.7 组织并落实本岗位ＥＨＳ目标完成工作。 3 任职资格

3.1 熟悉并执行公司《一般管理人员工作通则》和《操作人员工作通则》。 3.2 具有大专及以上文化程度或中级专业技术职务任职资格。 3.3 所学专业系电厂热能动力相关专业。 3.4 具备流体力学、工程热力学、传热学、电厂金属材料、材料力学、机械设计等相关基础知识，系统全面掌握脱硫脱硝除尘除灰基础知识。 3.5 了解机、电、热、化、燃的基本知识。 3.6 掌握本公司脱硫脱硝除尘除灰设备系统的构造、原理、性能、特性和现代化管理知识，以及脱硫脱硝除尘除灰运行和检修的管理工作。 3.7 掌握《电力工业技术管理法规》中有关脱硫脱硝除尘除灰部分，《电业安全工作规程》及其与脱硫脱硝除尘除灰专业有关的政策、法规知识，熟悉《电业事故调查规程》及相关的管理标准。 3.8 能判断和处理有关疑难技术问题。 3.9 能组织协调生产、业务技术工作的正常开展。 3.10 有较强的语言文字表达能力，能撰写脱硫脱硝除尘除灰专业技术报告和专业论文。 3.11 从事本专业或相关技术管理工作两年以上。 4 工作内容要求与方法 4.1 工作内容 4.1.1全面管理和协调本专业点检定修的各项工作。

火力电厂锅炉脱硫脱硝及烟气除尘的技术分析 汪心宇

火力电厂锅炉脱硫脱硝及烟气除尘的技术分析汪心宇 发表时间：2019-03-14T14:47:09.383Z 来源：《电力设备》2018年第27期作者：汪心宇 [导读] 摘要：在城市化进程不断加快的信息时代下，人们对电力的需求日益增多。 （合肥热电集团有限公司天源分公司安徽合肥 230088） 摘要：在城市化进程不断加快的信息时代下，人们对电力的需求日益增多。在此基础上，我国工业化得到了迅猛的发展。虽然工业化的发展，在一定程度上促进了社会经济的繁荣，但是也导致我国环境污染受到了严重破坏。因此，现阶段，人们逐渐加强对生态环境和空气质量的重视。为了满足人们的生活需求，工业化电厂企业逐渐开始重视脱硫脱硝和烟气除尘技术。 关键词：火力电厂；锅炉脱硫脱硝；烟气除尘；技术 1电厂锅炉脱硫脱硝及烟气除尘技术特点 近年来，较多的电厂锅炉企业在发展中，均加强对脱硫脱硝及烟气除尘技术的使用。分析脱硫脱硝及烟气除尘技术的特点，能够发现其具有较多的优势。第一，脱硫脱硝及烟气除尘技术工艺简单，耗费的人工劳动力较少。我国现有的脱硫脱硝及烟气除尘技术，其工艺流程较为简单，能够实现全程自动化控制。在此基础上，需要电厂锅炉工作人员所做的工作不断减少。其只需要在脱硫脱硝及烟气除尘技术应用期间，对脱硫脱硝环境的酸碱值和温度等进行观测。第二，脱硫脱硝及烟气除尘技术的运行成本相对较低。由于该技术具有工艺简单的特点，在工作过程中其所耗费的人工劳动力较少，因此能够减少在此环节中的人工劳动力，从而节省人力资源和人力成本。第三，脱硫脱硝及烟气除尘技术适应性较强。该技术能够适用于规模不一的电厂或是锅炉，不会对燃烧装置产生不良的影响，也不会造成对环境的二次污染。 2火电厂锅炉脱硫脱硝技术 2.1火电厂锅炉脱硫技术 利用石灰石粉的投入可以对SO2排放进行控制，WFGD（湿式石灰石-石膏法）、烟道流化床脱硫、炉内脱硫+燃烧优化工艺已经成为现阶段火电厂主要脱硫技术。烟道流化床脱硫技术需要空间较为庞大，其改造工程量相对较大。因此，在火电厂中的锅炉脱硫技术主要是采用石灰石-石膏湿法，在具体脱硫过程中，吸收塔占有关键地位。根据不同的脱硫方法，可以将吸收塔划分为3种类型：（1）喷淋吸收塔。喷淋吸收塔脱硫技术的应用较为广泛，通常情况下，炉膛烟气为自上到下运动，外形为喇叭形状，或是利用特定角度可以向下喷射，对烟气进行充分吸收。（2）液柱塔。利用烟气、液、气相融合方法，可以实现脱硫目的，这种方法的脱硝率相对较高，但是可能会因为烟气造成阻力，进而形成脱硫损失。（3）填料塔。填料塔利用了内部固体填料，可以让浆液从填料层表层流入其中，和炉膛内烟气融合，可以实现脱硫目的，但在应用这种方法时，可能会形成堵塞现象。 2.2火电厂锅炉脱硝技术 火电厂锅炉脱硝技术主要可分为2种类型，一是SCR烟气脱硝，二是低氮脱硝。这2种方式可以保证火电厂发电过程中的煤炭燃烧充分，可以让锅炉内部压力大幅提升。采用SCR烟气脱硝技术时，需要在烟气内放入还原剂，通过化学反应可以产生水和氮气，其温度可达350℃，可以达到90%的脱硝率，具体反应如以下化学方程式。 利用此种脱硝方式，催化剂类型、品种对脱硝反应温度起到决定作用。 采用SNCR烟气脱硝技术时，反应器为炉膛，在温度达到850℃之后，炉膛中NOX与脱硝还原剂分解的NH3会产生化学反应，进而出现N2。除此之外，还有部分火电厂采用SCR+SNCR混合法，这种工艺技术可以结合二者优点，但是所需投资相对较大。 3火电厂锅炉除尘技术 在火电厂中，除尘技术在锅炉生产阶段的稳定性相对较高，具有较高的除尘效率，就目前来看，利用旋转电极形式进行除尘处理是未来发展的主要方向。在火电厂中，旋转清灰刷、回转阳极板共同组成了旋转电极阳极部分，灰尘积累到一定厚度时，需要对其予以彻底清除，防止出现二次烟尘，此种方法具有较为合理的除尘效果。在实际除尘过程中，如果具有较高的粉尘排放标准，那么需要将湿式静电除尘设备予以适当增设。与干式电除尘器进行比较，利用这种除尘设备可以避免二次灰尘的出现，除尘较为高效。通常情况下，其除尘率约在70%。就目前来看，在火电厂锅炉生产过程中，利用脱硫脱硝技术和除尘技术依然存在一定局限，对此，可以选择一体化作用模式，将煤炭燃烧技术与烟气脱硝技术结合，将脱硫技术与除尘技术相结合，如在脱硫工作开始之前利用干式先转电极除尘器，在脱硫完成之后利用湿式除尘器，可以让热量增加，完成装置回收工作，进而有效提升除尘效率。 4火电厂锅炉脱硫脱硝系统优化 4.1工程概况 该火电厂为国家电投大连泰山电厂，其厂区占地约为8.57km2。 4.2脱硫工艺优化 4.2.1方案选择 如前文所说，利用石灰石粉的投入可以对SO2排放进行控制，CaCO3会分解为CaO与CO2，CaO与SO2会反应生成CaSO3，之后会再次发生固硫反应。 也就是说，石灰石反应活性、石灰石粒度、含硫量以及锅炉运行参数、入炉煤发热量与锅炉分离器工作效率会对脱硫效率造成影响。考虑到湿式石灰石-石膏法在现有场地中无法完成布置，且受到资金、运营费用等方面的限制，在本工程中主要采用炉内脱硫+燃烧优化工艺。 4.2.2机械改造 首先，将一层高压力ROFA风系统喷口设置在锅炉稀相区部位，出口风速为110m/s。共有喷射口数量为12个。利用ROFA风，可以保证此层面物料颗粒共同形成旋转对流。其次，需要改造原有锅炉机壳与叶轮，让当前风机出力增加。然后，需要改造锅炉原有二次喷口与喷射角度，让二次风功能得到保持。之后，需要将压力监测装置加入到原有二次风喷口挡板控制模式中。接着，需要对锅炉石灰石入炉部位进行改变，改为炉后锅炉返料腿部位，并优化改造石灰石系统的管系。最后，需要改造石灰石主粉仓及其输送管路，原主粉仓容量改为

项目脱硫、除尘脱硝设计条件及参数

一、建设单位提供锅炉的资料及基本参数： 1 锅炉类型：超高压循环流化床，自然循环汽包炉 2 锅炉出力量：440 t/h·台 3 锅炉数量： 2 台 4 燃煤量： 109 t/h·台（一类烟煤） 5 燃煤含硫率：0.5-1.0 ％ 6 烟气量：520000 Nm3/h 7 锅炉出口排放温度：878℃ 8 锅炉出口烟气含尘率：20 mg/Nm3 9 锅炉出口烟气含硫率： 100~200 mg/Nm3 10 锅炉出口烟气 NOx 浓度：100~200 mg/Nm3 11 厂区环保设施局部布置平面图或可利用的空地。

12 原除尘器布袋、袋笼规格和材质、系统电气控制情况。
项目
除尘器本体 除尘器型号 入口烟气流量 入口粉尘含量
入口烟气温度
正常温度 瞬态温度
入口烟气氧含量 出口粉尘浓度 烟气过滤速度（或气布比） 总有效过滤面积
设备运行阻力(正常/最大)
壳体设计压力 壳体瞬态承压能力 每台除尘器列数
每台除尘器单元室数
滤袋规格 滤袋数量
菲达
LH124 817146 80 160-165
190
8 20 1.1 12418
800/1200 ±7700 ±8700 2 2
Φ130×8800 3528
滤袋生产厂家
三维丝/必达福/南京中材
滤布厚度
2
滤料总克重
650
滤料透气率
140
断裂强度（径向、纬向） 滤袋的保证使用寿命（运行小时 数） 滤笼 滤笼规格 滤笼材质 滤笼中间连接方式 支撑环和直丝直径 支撑环和直丝数量 单个滤笼重量 滤笼表面防腐处理方式 滤笼保证使用寿命 滤笼生产厂家 清灰系统 滤袋的清灰方式
900/1200
30000
Φ125×8800 Q235/20# 卡扣 3.5/3.2 49 16 有机硅喷涂 8 诸暨更兴
低压脉冲
除尘器脉冲阀总数量
196
灰喷吹时间 清灰喷吹间隔
0.1-0.2 可调