电厂脱硫脱硝工艺流程介绍
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。
电厂脱硫脱硝工艺流程介绍
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+CO2 Ca(OH)2+SO2→CaSO3·1/2H2O+1/2H2O CaSO3·1/2H2O+SO2+1/2H2O→Ca(HSO3)2 2. 氧化过程： 2CaSO3·1/2H2O+O2+3H2O→2CaSO4·2H2O
Ca(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 +6H2O 4NH3 + 2NO+ 2O2 →3N2 +6H2O 8NH3 + 6NO2 →7N2 +12H2O 2. 采用尿素作为还原剂时： (NH2)2CO→2NH2 + CO NH2 + NO→N2 + H2O CO + NO→N2 + CO2 二、SCR脱硝工艺 1. 氨法SCR脱硝工艺： NO+NO2+2NH3—>2N2+3H2O
4NO+4NH3+O2—>4N2+6H2O 2NO2+4NH3+O2—>3N2+6H2O 2. 尿素法SCR脱硝工艺： NH2CONH2+H2O→2NH3+CO2 4NO+4NH3+O2→3N2+6H2O 6NO+4NH3→5N2+6H2O 以上内容由河南星火源科技有限公司提供。该企业是是专业从事环保设备、自动化系统、预警预报平台开发的技术服务型企业。公司下辖两个全资子公司,分别从事污染源监测及环境第三方检测。参股两家子公司分别从事环保设备的生产制造、自动化软件平台及智慧环保相关平台的定制开发。
脱硫脱硝工艺概述
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（#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 本工程采用选择性催化还原法（SCR）脱硝技术。SCR脱硝技术是指在催化剂的作用下，还原剂（液氨）与烟气中的氮氧化物反应生成无害的氮和水，从而去除烟气中的NOx。选择性是指还原剂NH3和烟气中的NOx发生还原反应，而不与烟气中的氧气发生反应。 化学反应原理 4 NO + 4 NH3 + O2 --> 4 N2 + 6 H2O 6 NO2 + 8 NH3 + O2 --> 7 N2 + 12 H2O 脱硝反应 过程示例Array图 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
脱硝工艺
一、脱硝工艺简述 1、 脱硝工艺介绍 氮氧化物（NOx）是在燃烧工艺过程中由于氮的氧化而产生的气体，它不仅刺激人的呼吸系统，损害动植物，破坏臭氧层，而且也是引起温室效应、酸雨和光化学反应的主要物质之一 。世界各地对NOx的排放限制要求都趋于严格，而火电厂、垃圾焚烧厂和水泥厂等作为NOx气体排放的最主要来源，其减排更是受到格外的重视。 目前全世界降低电厂锅炉NOX排放行之有效的主要方法大致可分为以下四种： （1）低氮燃烧技术，即在燃烧过程中控制氮氧化物的生成，主要适用于大型燃煤锅炉等；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。 （2）选择性催化还原技术（SCR，Selective Catalytic Reduction），主要用于大型燃煤锅炉，是目前我国烟气脱硝技术中应用最多的； （3）选择性非催化还原技术（SNCR，Selective Non-Catalytic Reduction），主要用于垃圾焚烧厂等中、小型锅炉，技术成熟，但其
效率低于SCR法；投资小，建设周期短。 （4）选择性催化还原技术（SCR）+选择性非催化还原技术（SNCR），主要用于大型燃煤锅炉低NOx排放和场地受限情况，也比较适合于旧锅炉改造项目。 信成公司将采用选择性非催化还原法（SNCR）技术来降低电厂锅炉NOx排放。为此，将电厂SNCR脱硝法介绍如下： 2、选择性非催化还原法（SNCR）技术介绍 1） SNCR脱硝简述 SNCR 脱硝技术是一种较为成熟的商业性NOx控制处理技术。SNCR 脱硝方法主要是将还原剂在850～1150 ℃温度区域喷入含NOx 的燃烧产物中, 发生还原反应脱除NOx , 生成氮气和水。SNCR 脱硝在实验室试验中可达到90%以上的NOx脱除率。在大型锅炉应用上, 短期示范期间能达到75%的脱硝效率。SNCR 脱硝技术是20世纪70 年代中期在日本的一些燃油、燃气电厂开始应用的, 80 年代末欧盟国家一些燃煤电厂也开始了SNCR 脱硝技术的工业应用, 美国90 年代初开始应用SNCR 脱硝技术, 目前世界上燃煤电厂SNCR 脱硝工艺的总装机容量在2GW 以上。 本工程SNCR 脱硝系统选用的脱硝剂是氨水。将氨水稀释成一定比例的稀氨水, 用输送泵送至炉前喷枪。
电厂脱硫脱硝的工艺流程设计
电厂脱硫脱硝的工艺流程设计 在本次的设计中工艺流程是先脱硝再脱硫，是对燃烧后的烟气进行的处理过程，脱硝装置采用低粉尘布置。脱硝采用选择性催化还原（SCR）法，脱硫采用的是湿式石灰石—石膏法烟气脱硫法。 一、低粉尘布置的SCR工艺特点 （1）优点 1）锅炉烟气经过静电除尘器之后，粉尘浓度下降，可以延长催化剂的使用寿命； 2）与锅炉本体独立，不影响锅炉的正常运行； 3）氨的泄漏量小于高温布置方式的泄漏量。 （2）缺点 1）与高粉尘布置一样，烟气中含有大量的SO 2，催化剂可以是部分SO 2 氧化，生成SO 2 ，并可能与泄露的氨生成腐蚀性很强的硫酸铵（或者硫酸氢铵）； 2）由于烟气温度较低（约为160℃），可供选择的催化剂的种类较少； 3）国内没有运用经验，国外可供参考的工程实例也较少。 二、湿式石灰石—石膏法烟气脱硫工艺特点 （1）优点 1）脱硫效率高。 2）适用于大容量机组，且可多台机组配备一套脱硫装置。 3）技术成熟，运行可靠性好。 4）对煤种变化的适应性强。 5）吸收剂资源丰富，价格便宜。 6）脱硫副产品便于综合利用。 （2）缺点
1）石灰浆制备要求高，流程复杂。 2）设备易结垢、堵塞。 3）脱硫剂的利用率偏低，增加了脱硫剂和脱硫产物的处理费用。 三、SCR脱硝工艺特点 （1）优点 1）使用催化剂，反应温度低； 2）净化率高，脱NO X 效率可达85%； 3）工艺设备紧凑，运行可靠； 4）还原后的氨气放空，无二次污染； （2）缺点 1）烟气成分复杂，某些污染物可使催化剂中毒； 2）高分散的粉尘可覆盖催化剂的表面，使其活性下降； 3）系统中存在一些未反应的NH 3和烟气的SO 2 作用，生成易腐蚀和堵塞 设备的（NH 4） 2 SO 4 和NH 4 HSO 4 ，会降低氨的利用率，同时加剧空气预 热器低温腐蚀。 四、设计参数 1、2×300MW石灰石-石膏湿式法脱硫工艺参数设计（含GGH） （1）确定的参数； 1）哈尔滨锅炉有限公司HG-1060/型号锅炉； 2）环境温度20℃，空气的水质含量1%； 3）石灰石品质：CaCO 3含量%，SiO 2 含量%,CaO含量%，MgO含量%，S含量%； 4）高温电除尘器除尘效率%； 5）除尘器漏风系数3%； 6）增压风机漏风系数1%； 7）GGH漏风系数1%. （2）设计的参数 1）除尘器出口烟气温度138℃；
(完整版)SCR烟气脱硝工艺简介
SCR烟气脱硝工艺简介 吴金泉1李勇1,2 （1 福建鑫泽环保设备工程有限公司，福建福州350002； 2 江西理工大学环境与建筑学院，江西赣州 341000） 摘要：选择性催化还原法（SCR）是目前国际上处理火电厂氮氧化物的最主要处理方法。我公司于2004年与德国STEULER公司在烟气脱硝技术方面展开了全方位的合作，并在国内开发烟气脱硝市场。本文从SCR工艺原理出发，介绍了合作公司的相关运行工艺。 关键词：烟气脱硝；SCR；脱硝催化剂；脱硝工艺 随着我国经济的发展, 在能源消费中带来的环境污染也越来越严重。其中，大气烟尘、酸雨、温室效应和臭氧层的破坏已成为危害人民生存的四大杀手。燃煤烟气所含的烟尘、二氧化硫、氮氧化物等有害物质是造成大气污染、酸雨和温室效应的主要根源。在我国，二氧化硫、氮氧化物等有害物质主要是由燃煤过程产生的。 随着我国经济实力的增强,耗电量也将逐步加大。目前，我国已经开展了大规模的烟气脱硫项目, 但烟气脱硝还未大规模的开展。有研究资料表明，如果继续不加强对烟气中氮氧化物的治理, 氮氧化物的总量和在大气污染物中的比重都将上升, 并有可能取代二氧化硫成为大气中的主要污染物。 我国烟气脱硝项目起步较晚，目前国内运行的烟气脱硝项目所采用的工艺也是引进欧、美、日等发达国家和地区烟气脱硝技术, 为适应国内烟气脱硝市场的需要，我公司于2004年与德国STEULER公司在烟气脱硝技术方面展开了全方位的合作，主要由德方提供技术支持，我方负责开拓市场、消化有关技术。 1 SCR脱硝技术简介 在众多的脱硝技术中，选择性催化还原法（SCR）是脱硝效率最高，最为成熟的脱硝技术。1975 年在日本Shimoneski 电厂建立了第一个SCR系统的示范工程，其后SCR技术在日本得到了广泛应用。在欧洲已有120 多台大型装置的成功应用经验，其NOx的脱除率可达到80%~90%。日本大约有170套装置，接近100GW 容量的电厂安装了这种设备，美国政府也将SCR技术作为主要的电厂控制NOx技术，SCR 方法已成为目前国内外电厂脱硝比较成熟的主流技术。 1.1 SCR法烟气脱硝原理 在催化剂作用下，向温度约280℃～420℃的烟气中喷人氨，将N0还原成N2和NO。化学反应方程式如下： 在有氧的条件下： 在无氧（或者缺氧）的条件下： 在反应条件改变时,就有可能发生以下副反应:【1】 由于该反应没有产生副产物,并且装置结构简单,适合于处理大量的烟气。 1.2 SCR烟气脱硝工艺的影响因素 1.2.1 温度对催化剂反应性能的影响 目前，运用于电厂烟气脱硝中的的SCR催化剂有很多，不同的催化剂,其适宜的反应温度也差别各异。如果反应温度太低,催化剂的活性降低,脱硝效率下降，则达不到脱硝的效果。并且，如果催化剂在低温下持续运行,将导致催化剂的永久性损坏；如果反应温度太高,NH3容易被氧化,生成NO x的量增加,甚至会引起催化剂材料的相变,导致催化剂的活性退化。 采用何种催化剂与SCR反应器的布置方式是密切相关的，一般可以把催化剂的种类分为三类：高温催化剂(345℃～590℃)、中温催化剂(260℃～380℃)和低温催化剂(80℃～300℃)。目前,国内外SCR系统大多采用高温催化剂,反应温度在315℃～400℃。 1.2.2 空速（SV）对催化剂性能的影响 烟气在SCR反应塔中的空塔速度是SCR 的一个关键设计参数, 它是烟气体积流量(标准状态下的湿烟气))与SCR反应塔中催化剂体积比值, 反映了烟气在SCR 反应塔内的停留时间的大小。烟气的空塔速度越大,其停留时间越短。一般SCR 的脱硝效率将随烟气空塔速度的增大而降低。空塔速度通常是根据SCR反应塔的布置、脱硝效率、烟气温
scr 脱硝工艺流程
scr 脱硝工艺流程 SCR脱硝工艺流程 SCR脱硝工艺是目前应用最广泛的烟气脱硝技术之一，主要用于燃煤电厂等大型工业排放氮氧化物的治理。SCR脱硝工艺具有高效、节能、环保等优点，是当前减少大气污染、保护环境的重要手段之一。 SCR脱硝工艺的原理是利用催化剂将烟气中的氮氧化物（NOx）与氨（NH3）进行化学反应，生成氮气（N2）和水（H2O），从而达到脱硝的目的。SCR脱硝工艺流程通常包括以下几个步骤： 1. 烟气预处理：烟气经过除尘、脱硫等预处理后，进入SCR脱硝反应器。烟气中的NOx浓度、温度等参数需要在一定范围内控制，以保证SCR反应的高效性。 2. 氨水喷射：在SCR反应器中，将氨水喷射到烟气中。氨水可以通过溶液喷淋、气雾喷淋等方式加入烟气中。喷射的氨水量需要根据烟气中NOx的浓度和温度等参数进行调节。 3. 反应催化：烟气中的NOx与氨水在催化剂的作用下发生化学反应，生成氮气和水。催化剂通常采用钒、钨、钼等金属氧化物或金属酸盐，以及硅胶等载体。 4. 烟气后处理：烟气在SCR反应器中脱硝后，需要经过后处理设备
进行进一步处理，以达到排放标准。后处理设备包括除尘器、脱硝吸收塔等。 SCR脱硝工艺流程的优点在于脱硝效率高、能耗低、稳定性好，可以达到较高的脱硝效果。同时，SCR工艺对燃料种类、燃烧方式等参数的适应性较强，适用于各种燃煤锅炉、燃气锅炉等大型工业锅炉的烟气脱硝处理。 需要注意的是，SCR脱硝工艺中的氨水需要在一定范围内控制，过多或过少的氨水都会影响SCR反应的效果。此外，SCR反应器中的催化剂需要定期更换或清洗，以保证催化剂的活性。因此，SCR脱硝工艺的运行和维护需要专业的技术人员进行管理。
脱硝工艺
技术交流 SCR、SNCR脱硝设计与选型 江苏中矿重型装备有限公司 环境事业部-程刚 一、SCR脱硝工艺 （一）、SCR脱硝还原剂 在SCR脱硝系统中,依靠氨与NOx 反应达到脱硝的目的。稳定、可靠的氨系统在整个SCR系统中是很重的因素之一。制氨方法一般有尿素、纯氨、氨水等3 种。 1 尿素法 典型的用尿素制氨的方法为即需制氨法。干尿素被直接从卸料仓送入混合罐,尿素在混合罐中被搅拌器搅拌,以确保尿素的完全溶解,然后用循环泵将溶液抽出来。此过程不断重复,以维持尿素溶液存储罐的液位。从存储罐里出来的溶液经过滤,然后进入水解槽。在水解槽中,尿素溶液首先通过蒸汽预热器加热到反应温度,然后与水反应生成氨和二氧化碳,反应式如下:NH2CONH2 + H2O →2NH3 + CO2 尿素制氨法安全无害,但系统复杂、设备占地大、初投资大,尿素的存储还存在潮解问题。 2 氨水制氨法 通常将25 %的氨水溶液(20 %～30 %) 置于存储罐中,然后通过加热装置使其蒸发或蒸气混合,形成氨气和水蒸汽，再用空气稀释喷入反应器。可以采用接触式蒸发器或者喷淋式蒸发器。氨水法较纯氨更为安全,但其运输体积大,运输成本较纯氨高。 3 纯氨法
液氨由槽车运送到液氨贮槽,液氨贮槽输出的液氨在氨气蒸发器内经40 ℃左右的温水蒸发为氨气,并将氨气加热至常温后,送到氨气缓冲槽备用。缓冲槽的氨气经调压阀减压后,送入各机组的氨气P空气混合器中,与来自送风机的空气充分混合后,通过喷氨格栅之喷嘴喷入烟气中,与烟气混合后进入SCR 催化反应器。纯氨属于易燃易爆物品,必须有严格的安全保障和防火措施,其运输、存储涉及到国家和当地的法规及劳动卫生标准。 综上所述,使用尿素制氨的方法最安全,但投资、运行总费用最高;纯氨的运行、投资费用最低,但安全性要求较高。氨水介于两者之间，目前在运行的一般都采用氨水脱硝。（二）、什么是SCR脱硝技术 SCR（Selective Catalytic Reduction）即为选择性催化还原技术，近几年来发展较快，在西欧和日本得到了广泛的应用，目前氨催化还原法是应用得最多的技术。 选择性是指在催化剂的作用和在氧气存在条件下，NH3优先和NO x发生还原脱除反应，生成氮气和水，而不和烟气中的氧进行氧化反应，其主要反应式为： 4NO+4NH3+O2→4N2+6H2O （1） 2NO2+4NH3 +O2→3N2+6H2O （2） 在没有催化剂的情况下，上述化学反应只是在很窄的温度范围内（980℃左右）进行，采用催化剂时其反应温度可控制在300-400℃内进行，相当于锅炉省煤器与空气预热器之间的烟气温度，上述反应为放热反应，由于NO x在烟气中的浓度较低，故反应引起催化剂温度的升高可以忽略。
氧化锌脱硫的工艺流程
氧化锌脱硫的工艺流程 氧化锌脱硫工艺流程是指通过氧化锌吸附剂来去除燃煤发电厂和工业锅炉排放的烟气中的二氧化硫。氧化锌脱硫是一种成熟的脱硫技术，具有高效、安全、环保等优点。以下是一个典型的氧化锌脱硫工艺流程： 1. 烟气预处理：烟气首先通过除尘器去除颗粒物，然后调整烟气温度和湿度，使其适应氧化锌吸附剂的工作条件。 2. 吸收剂制备：制备氧化锌吸附剂，一般是将氧化锌与适量的助剂混合，并加入适量的水进行反应。制备好的氧化锌吸附剂需要经过干燥处理，使其能够在脱硫过程中更好地吸收二氧化硫。 3. 吸收剂循环系统：吸收剂循环系统由溶液储存罐、喷淋系统、反应器等组成。溶液储存罐用于储存制备好的氧化锌溶液，喷淋系统将溶液均匀喷洒到烟气中，与烟气中的二氧化硫进行反应，反应后的溶液通过反应器进行沉淀和过滤处理，然后回流回溶液储存罐，循环使用。 4. 塔吸收工艺：沿着脱硫塔内部装有喷淋层，当烟气通过喷淋层时，氧化锌吸附剂溶液将喷撒到烟气中，吸附二氧化硫。吸附后的烟气进一步经过分离层，将吸附剂从烟气中分离出来，然后烟气中的其他组分继续经过冷却、除尘等处理后排放。 5. 吸附剂再生：吸附剂在吸附了二氧化硫后，部分氧化锌溶解在溶液中。为了使其继续循环使用，需要将溶液进行再生。吸
附剂再生一般通过加热气体进行。加热后的气体通过再生塔，将吸附剂上的二氧化硫还原成硫化锌，再将产生的硫化锌从吸附剂上分离出来。 6. 产生法取代和脱硝：氧化锌吸附剂脱硫副产品硫化锌可经过进一步处理，使其达到一定纯度，然后再经过氧化和还原等步骤，产生金属锌，再将锌用于其他工艺上。 以上就是氧化锌脱硫的工艺流程。通过该工艺流程，可以有效去除燃煤发电厂和工业锅炉排放的烟气中的二氧化硫，实现脱硫净化，减少环境污染。
火电厂脱硫脱硝工艺流程
火电厂脱硫脱硝工艺流程 火电厂脱硫脱硝工艺流程是用于防止和减少火力发电过程中排放的二氧化硫和氮氧化物。二氧化硫和氮氧化物是燃烧煤炭和燃气产生的主要污染物，对环境和人体健康造成严重影响。下面是火电厂脱硫脱硝工艺流程的概述。 脱硫工艺流程： 1. 原理：脱硫过程通过与燃烧煤炭或燃气排气中的二氧化硫发生化学反应，将其转化为硫酸盐或硫酸，然后通过吸收、氧化、还原等步骤将其除去。 2. 石膏法：火电厂常用的主要脱硫工艺是石膏法。该工艺采用石灰石或石膏作为脱硫剂，与燃烧煤炭产生的二氧化硫反应生成硫酸钙，再通过氧化和还原反应将其转化为石膏，最终除去二氧化硫。 3. 工艺流程：脱硫工艺包括石膏浆液制备、吸收塔、氧化器、还原器、石膏处理等单元。石膏浆液制备单元用来制备脱硫剂，吸收塔用来吸收和除去燃烧排气中的二氧化硫，氧化器和还原器用来氧化和还原脱硫剂，石膏处理用来对产生的石膏进行处理。 4. 优缺点：石膏法脱硫工艺的优点是脱硫效率高，废气排放符合国家标准；缺点是脱硫副产物石膏的处理需要占用一定的土地和资源，并且可能造成地质环境问题。 脱硝工艺流程： 1. 原理：脱硝过程主要采用还原剂与燃烧煤炭或燃气排气中的氮氧化物发生化学反应，将其转化为无害的氮和水。 2. 尿素法：当前常用的脱硝工艺是尿素法。该工艺采用尿素作
为还原剂，通过尿素在催化剂的作用下与氮氧化物发生反应，将其还原成氮和水，从而达到除去氮氧化物的目的。 3. 工艺流程：脱硝工艺包括尿素水溶液制备、储液罐、喷射系统、储液系统等单元。尿素水溶液制备单元用来制备脱硝剂，储液罐用来储存脱硝剂，喷射系统用来将脱硝剂喷射到燃烧排气中与氮氧化物发生反应，储液系统用来收集和处理脱硝剂喷射后的废液。 4. 优缺点：尿素法脱硝工艺的优点是脱硝效率高，能够将氮氧化物的排放降低到国家标准以下；缺点是尿素水溶液制备和储液系统可能需要额外的设备和投入，同时喷射系统对喷雾系统和催化剂的要求较高。 综合来看，火电厂脱硫脱硝工艺流程是为了减少火电厂燃煤排放产生的二氧化硫和氮氧化物对环境和人体健康的影响。脱硫工艺主要采用石膏法，通过化学反应将二氧化硫转化为石膏进行除去；脱硝工艺主要采用尿素法，通过化学反应将氮氧化物转化为水和氮进行除去。这些工艺的运行需要专业的设备和管理，以确保脱硫脱硝效果和运行安全。
脱硫脱硝工艺
烟气脱硫技术介绍 目前烟气脱硫技术种类达十几种，按脱硫过程是否加水和脱硫产物的干湿形态，烟气脱硫分为湿法、半干法、干法三大类脱硫工艺，湿法脱硫技术较为成熟，效率高，操作简单。 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，占脱硫总装机容量的80%以上。 缺点：生成物是液体或淤渣叫难处理，设备腐蚀性严重，洗涤后烟气需加热，能耗高、占地面积大，投资和运行费用高，系统复杂、设备庞大、耗水量大、一次性投资高，适用于大型厂。 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。 原理：是利用石灰石或石灰浆液吸收烟中的S02，生成亚硫酸钙，经分离的亚硫酸钙，（CaS03）可以抛弃，也可以氧化为硫酸钙（CaS04）, 以石膏形式回收。是目前世界上技术最成熟、运行状况最稳定的脱硫工艺，脱硫效率达到90%以上。 目前传统的石灰石/石灰-石灰法烟气脱硫工艺在现在的中国市场应用是比较广泛的，其采用钙基脱硫剂吸收二氧化硫后生成的亚硫酸钙、硫酸钙，由于其溶解度较小，极易在脱硫塔内及管道内形成结垢、堵塞现象。对比石灰石-石灰法脱硫技术，双碱法烟气脱硫技术则克制了石灰石-石灰法容易结垢的缺点。
1、石灰石（石灰）-石膏湿法烟气脱硫工艺 石灰石（石灰）石膏脱硫系统包括烟气换热系统、吸收塔脱硫系统、脱硫浆液制备系统、亚硫酸钙氧化系统、石膏脱水系统等几部分，该工艺是目前世界上最成熟应用最广泛的技术。其脱硫过程为：烟气经过除尘器、换热系统进入脱硫塔，在吸收塔与石灰乳浊液接触，浆液吸收烟气中的S02生成CaS03，随后经过CaS03氧化系统被氧化成CaS04, 即石膏。本工艺脱硫效率可以达到95%以上，适用范围广、工艺成熟、运行稳定，是大中型煤电厂脱硫工艺的首选方法之一。 2、脱硫技术 常见的脱硝技术中，根据氮氧化物的形成机理，将氮减排的技术措施可以分为两大类： 一类是从源头上治理：控制煅烧中生成的N0X，其技术措施：①采用低氮燃烧器；②分解炉和管道内的分段燃烧，控制燃烧温度；③改变配料方案，采用矿化剂，降低熟料烧成温度。 另一类是从末端治理：控制烟气中排放的N0X，其技术措施：①“分级燃烧SNCR ”，国内已有试点；②选择性非催化还原法（SNCR），国内已有试点； ③选择性催化还原法（SCR），目前欧洲只有三条线实验；④SNCR/SCR联合脱硫技术，国内水泥脱硝还没有成功实验，⑤生物脱硝技术（正处于研发阶段）。 3、选择性催化还原SCR脱硝技术 SCR脱硝工艺是利用催化剂，在一定温度下，（270-400℃），使烟气中的NOX与来自还原剂供应系统的氨气混合后发生选择性催化还原反应，生成氮气和水，从而减少NOX的排放量，减轻烟气对环境的污染。 SCR反应过程中使用的还原剂可以为液氨、氨水（25%NH3）或者尿素。SCR脱硝工艺系统可分为液氨储运系统（液氨为还原剂）、氨气制备和供应系
脱硫塔工艺流程
脱硫塔工艺流程 脱硫塔，是一种用于烟气脱硫的设备。主要用于火力发电厂、石化企业等工业生产中，用于减少二氧化硫的排放量，达到环保要求。下面是一份关于脱硫塔工艺流程的介绍。 脱硫塔工艺流程主要分为五个步骤：烟气进入预处理系统、脱硫剂喷雾吸收、氧化反应、脱硫产物处理和尾气排放。 首先，烟气会进入脱硫塔的预处理系统。预处理系统的主要作用是除尘和降温。烟气中的灰尘和颗粒物会通过刮板除尘器和布袋除尘器进行过滤，降低对脱硫剂的影响。同时，烟气通过水喷淋装置进行降温，以提供适宜的温度条件供后续脱硫反应进行。 接下来，脱硫剂会通过喷雾装置被喷洒到烟气中。常用的脱硫剂有石灰石和石膏等。脱硫剂会与烟气中的二氧化硫发生化学反应，生成硫酸钙或者石膏。 第三步是氧化反应。在脱硫后的烟气中，二氧化硫还会与空气中的氧气发生反应，生成石膏。为了加速这一反应，通常会加入氧化剂，例如过氧化氢。氧化反应的目的是提高脱硫效率，并使脱硫产物更易于处理。 脱硫产物处理是第四个步骤。在脱硫过程中，生成的硫酸钙或者石膏会沉淀下来，并形成泥浆状物质。这些产物需要进行处理，以便进行综合利用或者安全处置。常见的处理方法包括离心脱水和饱和结晶等。
最后一步是尾气排放。经过脱硫塔处理后的烟气会被送入烟囱排放到大气中。为了确保排放的烟气符合环保要求，通常还需要进行尾气净化操作，例如再进行一次除尘过滤和脱硝处理。 总的来说，脱硫塔工艺流程是一个包括预处理、脱硫、氧化、产物处理和尾气排放的完整系统。通过这个系统，能够高效地减少烟气中的二氧化硫排放，保护环境，同时也能够对产生的脱硫产物进行处理和综合利用。这是一种实现工业生产与环境保护相协调的关键设备之一。
燃煤电厂的脱硫与脱硝技术
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。通过脱硫和脱硝，燃煤电厂可以减少二氧化硫和氮氧化物的排放，保护环境和人们的健康。虽然这些技术存在一些挑战，但随着科技的不断进步和对环境保护的重视，相信我们能不断改进和创新，为燃煤电厂的废气处理提供更好的解决方案。
电厂脱硫脱硝工艺流程
电厂脱硫脱硝工艺流程 一、工艺说明 1. 工艺原理 利用臭氧发生器制备臭氧，通过布气装置把臭氧气体均布到烟气管道截面，在管道中设置烟气混合器，使臭氧与含NOX的烟气在烟气管道中充分混合并发生 氧化反应。将烟气中的NOX氧化为容易吸收的NO2和N2O5。再利用氨法脱硫洗涤塔， 对NO2和N2O5进行吸收反应，生成硝酸氨与亚硝酸氨。最后再与硫酸盐一起富集、 浓缩、干燥后，作为氮肥加以利用。 其主要反应式为： NO+O3=NO2+O2 2NO2+O3=N2O5+O2 2NO2+2NH3+H2O=NH4NO2+NH4NO3 N2O5+2NH3+H2O =2NH4NO3 二、主要设备说明 1. 臭氧发生器 根据烟气中NOX的含量，计算所需要的臭氧设备约为2台25kg/h的臭氧发生器，两用一备，配置气源控制系统，冷却水系统及配套齐全的自动控制(PLC)、检测仪器等。 至于采用何种气源(空气或氧气)的臭氧发生器系统，根据项目现场情况经与业主协商后确定。 1.1 臭氧制备工艺及流程(氧气源工艺) 业主提供的氧气管道气通过设置的一级减压稳压装置处理后，经过氧气过滤器进行过滤，并通过露点仪检测进气露点，通过流量计计量进气量，并与PLC站联动。每套系统的进气管路上设置安全阀用于泄压保护系统。 在臭氧发生室内的高频高压电场内，部分氧气转换成臭氧，产品气体为臭氧化气体，经温度、压力监测后、经出气调节阀后由臭氧出气口排出。臭氧发生室出气管路上设有臭氧取气口，并装有电磁阀，每个设备的取气管分别通过各自的发生臭氧浓度仪检测臭氧出气浓度。
臭氧发生器设置1套封闭循环冷却水系统，通过板式换热器换热，为臭氧发生器提供冷却水。并配置一台冷却循环水泵，冷却循环水泵受PLC自动控制系统监控。冷却水进水管路设置压力传感器，用于检测并反馈到PLC自动控制系统，冷却水出水有温度变送器、流量开关等，当冷却水温度超过设定值或者流量低于设定值时报警。本系统设计按外循环冷却水入口温度33℃，如水温超过33℃时，系统能连续稳定工作，但产能有所降低，可通过调整运行条件达到要求的臭氧产量。内循环水建议采用蒸馏水。 臭氧发生器设置检修时剩余臭氧的吹扫系统和冷却水低点排空。臭氧出气管路上设计取样口，并设置臭氧浓度在线检测仪。 臭氧设备放置点设计安装氧气泄漏报警仪(具备现场声光报警)，周围环境中检测到氧气浓度超标检测仪将报警。臭氧设备放置点设置臭氧泄漏报警仪(具备现场声光报警)，用于检测臭氧设备放置点是否有臭氧泄漏，当检测到臭氧浓度超标时报警。 如果确定了是其它气源的臭氧系统，再提供流程。 1.2 臭氧发生器技术参数 1.2.1 臭氧产量及浓度 1.2.2电气性能 1.2.3氧气用量 1.2.4公共工程 2. 臭氧布气装置与烟气混合器 为了使臭氧与烟气中的NOX充分混合,从臭氧发生器出来的臭氧气体通过环形烟气布气装置，均匀的通入需治理的烟气风管截面中，然后再通过烟气混合器使烟气产生揣流，保证臭氧与烟气中的NOX能够充分接触而发生反应。由于臭氧与NOX的反应非常快速，基本不会受到SO2的影响，因此不需要额外增加设备，只需要在烟气管道中进行即可。布气装置与烟气混合器的总压损不超过300Pa。 3.洗涤装置 采用碱液洗涤塔对生成的NO2进行吸收治理，如果与烟气脱硫同时进行，可以利用湿法脱硫塔，同时进行NOX和SO2的吸收治理。建议碱液采用氨水，最终生成产物为NH4NO2和NH4NO3。 三、工艺特点 ⑴ 反应时间短，速度快。臭氧与NOX反应速度极快，只需要很短的时间，即可将NOX 氧化成高价态的NO2和N2O5。因此不需要特别的反应设备，只需要在烟气管道中混合，即可进行。
电厂运行的氨法脱硫工艺
电厂运行的氨法脱硫工艺 氨法脱硫工艺是采用氨作为吸收剂除去烟气中的SO2的工艺，该工艺过程一般分成三大步骤：硫吸收、中间产品处理、副产品制造;根据过程和副产物的不同，又可分为氨-硫铵肥法、氨-磷铵肥法、氨-酸法、氨-亚硫酸铵法等;氨法脱硫对煤中硫含量的适应性广，低、中、高硫含量的煤种脱硫均能适应，特别适合于中高硫煤的脱硫。采用石灰石/石膏法时，煤的含硫量越高，石灰石用量就越大，费用也就越高;而采用氨法时，特别是采用废氨水作为脱硫吸收剂时，由于脱硫副产物的价值较高，煤中含硫量越高，脱硫副产物硫酸铵的产量越大，也就越经济。 工艺流程 氨法脱硫工艺主要由脱硫洗涤系统、浓缩系统、烟气系统、氨贮存系统、硫酸铵生产系统(若非氨-硫铵法则是于其工艺相对应的副产物制造系统)、电气自动控制系统等组成。 锅炉排出的烟气通过引风机增压后进入FGD系统，引风机用来克服整个FGD 系统的压降。烟道上设有挡板系统，以便于FGD系统正常运行或旁路运行，不考虑增设脱硫增压风机。烟气通过引风机后，进入脱硫塔。 吸收塔分为三个区域：分别为吸收区、浆池区和除雾区，烟气向上通过脱硫塔，从脱硫塔内喷淋管组喷出的悬浮液滴向下降落，烟气与氨/硫酸铵浆液液滴逆流接触，发生传质与吸收反应，以脱除烟气中的SO2、SO3。脱硫后的烟气经除雾器去除烟气中夹带的液滴后，从顶部离开脱硫塔，通过原烟道进入烟囱排放。脱硫塔下部浆池中的氨/硫酸铵浆液由循环泵循环送至浆液喷雾系统的喷嘴，产生细小的液滴沿脱硫塔横截面均匀向下喷淋。SO2和SO3与浆液中的氨反应，生成亚硫酸铵和硫酸铵。 在脱硫塔浆池中鼓入空气，将生成的亚硫酸铵氧化成硫酸铵，由于充分利用了烟气中的热量，使得脱硫塔中的水蒸气过饱和而析出硫酸铵结晶，硫酸铵浆液经过旋流器的脱水提浓厚再进入离心机进一步脱水，最后经干燥后得到硫酸铵产品。
脱硝工艺介绍
图6-1 典型火电厂SCR法烟气脱硝工艺流程图
脱硝工艺介绍 1脱硝工艺 图1 LNB、SNCR和SCR在锅炉系统中的位置 目前成熟的燃煤电厂氮氧化物控制技术主要包括燃烧中脱硝技术和烟气脱硝技术，其中燃烧中脱硝技术是指低氮燃烧技术（LNB），烟气脱硝技术包括SCR、SNCR和SNCR/SCR联用技术等，其在锅炉系统中的位置如图1所示。
1.1烟气脱硝工艺应用 目前进入工业应用的成熟的燃煤电厂烟气脱硝技术主要包括SCR、SNCR和SNCR/SCR联用技术。 1）SNCR脱硝技术是指在锅炉炉膛出口900~1100℃的温度范围内喷入还原 剂（如氨气）将其中的NOx选择性还原成N 2和H 2 O。SNCR工艺对温度要求十分严 格，对机组负荷变化适应性差，对煤质多变、机组负荷变动频繁的电厂，其应用受到限制。大型机组脱硝效率一般只有25~45%，SNCR脱硝技术一般只适用于老机组改造且对NOx排放要求不高的区域。 2）SCR烟气脱硝技术是指在300~420℃的烟气温度范围内喷入氨气作为还 原剂，在催化剂的作用下与烟气中的NOx发生选择性催化反应生成N 2和H 2 O。SCR 烟气脱硝技术具有脱硝效率高，成熟可靠，应用广泛，经济合理，适应性强，特别适合于煤质多变、机组负荷变动频繁以及对空气质量要求较敏感的区域的燃煤机组上使用。SCR脱硝效率一般可达80～90%，可将NOx排放浓度降至100mg/m3（标态，干基，6%O 2 ）以下。 3）SNCR/SCR联用技术是指在烟气流程中分别安装SNCR和SCR装置。在SNCR 区段喷入液氨等作为还原剂，在SNCR装置中将NOx部分脱除；在SCR区段利用 SNCR工艺逃逸的氨气在SCR催化剂的作用下将烟气中的NOx还原成N 2和H 2 O。 SNCR/SCR联用工艺系统复杂，而且脱硝效率一般只有50~70%。 三种烟气脱硝技术的综合比较见表1。 表1 烟气脱硝技术比较
脱硫、脱硝运行规程完整
宁夏天元发电有限公司 发电一厂 脱硫脱硝运行规程 编制： 审核： 批准： 2016年12月20日发布 2017年1月1日实施
前言 1、本规程是在参照厂家设备说明书和技术协议、借鉴同类机组的经验及引用《燃煤电厂脱硫运行维护管理导则》的基础上编写而成，本规程为脱硫、脱硝设备运行管理工作而制定，规范了宁夏天元发电有限公司发电一厂脱硫、脱硝系统的生产运行、维护等工作。 2、本规程致力于规范脱硫、脱硝系统的运行操作，方便运行人员更有效的管理，力求做到简明实用、重点突出、层次分明、概念清楚，并充分注重必要的系统性和完整性，以期达到资源的最大利用。 3、脱硫、脱硝专业运行人员及相关专业人员和有关领导必须认真学习，严格执行本规程。 编写： 审核： 批准： 发电一厂 2016年6月
目录 第一章脱硫系统概述 (1) 1.1石灰石湿法烟气脱硫系统概述 (1) 1.2石灰石-石膏脱硫法工作原理及工艺简介 (2) 1.3设计条件及主要经济技术指标 (4) 1.4脱硫设备规范 (5) 第二章脱硫系统启动 (10) 2.1脱硫系统启动前的检查和试验 (10) 2.2.1 转动设备试转前的检查 (10) 2.1.2 脱硫系统启动前的检查 (11) 2.1.3 脱硫系统投运前的试验 (12) 2.2脱硫系统启动 (13) 2.2.1 脱硫系统启动方式和顺序 (13) 2.2.2 工艺水系统的启动 (14) 2.2.3 搅拌器的启动 (14) 2.2.4 石灰石浆液制备系统的启动 (14) 2.2.5 脱硫塔浆液循环泵启动 (15) 2.2.6 氧化风机启动 (15) 2.2.7 烟气系统的启动 (15) 2.2.8 石膏脱水系统启动 (16) 第三章脱硫系统运行调整及维护 (17) 3.1脱硫系统维护运行通则 (17) 3.2脱硫系统运行注意事项 (20) 3.3石膏脱水系统运行中的维护 (21) 第四章脱硫系统停运 (23) 4.1脱硫系统的停运方式和步骤 (23) 4.2脱硫塔系统的停运 (24) 4.3石灰石浆液输送系统的停运 (25) 4.4工艺水泵、冲洗水泵的停运 (25) 4.5真空皮带脱水机的停运 (25) 第五章脱硫系统事故处理 (26) 5.1脱硫系统事故处理的一般原则 (26) 5.2380V电源中断的处理 (27) 5.3发生火灾时的处理 (28) 5.4转动机械轴承温度高的处理 (28) 5.5转动机械振动大的处理 (29) 5.6脱硫塔浆液浓度过高的处理 (29) 5.7脱硫塔浆液循环泵流量下降 (30) 5.8脱硫塔液位异常 (30) 5.9石膏排出泵流量下降 (31) 5.10氧化风机跳闸 (31) 5.11PH值显示异常 (31) 5.12烟气挡板故障 (32) 5.13脱水皮带机故障跳闸 (32) 5.14脱水皮带机滤布不净 (33) 5.15旋流器故障 (33) 5.16石灰石浆箱搅拌器故障 (33)