烟气脱白相关政策和规范

浙江：2018年，浙江《燃煤电厂大气污染物排放标准》（报批稿）。报批稿对燃煤电厂的

大气污染物限值、排放绩效值做了具体要求，并附录了石膏雨和有色烟羽测试技术要求。

徐州：采取脱硫、脱硝、脱尘、脱白的四脱工程，其中在电力行业，主要是在超低排放的

基础上实施降温除尘和升温脱白工程， 7月底前完成除湿脱白工程。

临汾：3月底前，全市所有火电企业启动烟羽脱白治理，5月底前工程要有明显进展，确保

9月底前完成并正常运行。

安阳：大唐安阳电厂、大唐林州电厂要开展烟气除湿“消白”治理。

石家庄：燃煤电厂积极推进消除有色烟羽（“冒白烟”）工作。配合省环保厅开展试点工作，推动燃煤锅炉烟气“脱白”工作。开展电力行业深度减排专项行动，在原有燃煤机组超低排

放基础上，进一步优化运行管理，提高治理设施去除效率，实施电厂有色烟羽（“冒白烟”）深度治理。对具备深度减排改造条件的燃煤机组，2年内完成改造任务。

广东：组织开展高架源烟囱（烟囱高度45米以上）消除白烟治理行动。

江西：在确保全省电力安全稳定供应的基础上，统筹推进全省现役燃煤发电机组超低排放

改造，实施电厂有色烟羽深度治理。

唐山：2018年9月底前完成19家燃煤电厂(含自备电厂、煤和其他能源混烧电厂)湿法脱

硫烟气“脱白”治理。

连云港：火电、钢铁、平板玻璃企业以及65蒸吨/小时以上的燃煤锅炉实施烟气脱白工作。邯郸：开展重点行业消白烟治理专项行动。按照冷凝再加热;的技术路线，10月底前，完

成全市电厂、钢铁、焦化和燃煤锅炉等51家高架源企业93根烟囱的消白烟治理。

河北：实施石膏雨和有色烟羽治理。新建(含搬迁)钢铁、焦化、燃煤电厂项目要同步开展

石膏雨和有色烟羽治理.2018年全省城市主城区及环境空气敏感区(GB3095一类功能区中

的自然保护区、风景名胜区和其他需要特殊保护的地区;二类功能区中的居民区、文化区等

人群较集中的环境空气保护目标,以及对项目排放大气污染物敏感的区域)具备改造条件的

钢铁烧结(球团)、焦化、燃煤电厂锅炉等开展石膏雨和有色烟羽治理试点工程.2019年,全

省继续推进钢铁烧结机、焦化、燃煤电厂锅炉等烟气石膏雨和有色烟羽治理工程,完成具备

改造条件的60%以上治理任务.到2020年,全省具备改造条件的钢铁烧结机、焦化、燃煤

电厂锅炉等烟气全部完成石膏雨和有色烟羽治理工程。

徐州电力脱白标准

在夏季烟气冷凝后的温度要在47℃以下，烟气的含湿量要在10.4%以下。在冬季，烟气的温度要在45℃以下，烟气的含湿量在9.5%以下。

唐山钢铁行业有色烟羽治理标准

1、钢铁烧结机(含球团焙烧)烟气采取降温冷凝的,夏季(4月-10月)参照烟温降低8%以上,含湿量降低15%以上；冬季(11月-次年3月)参照烟温降低15%以上,含湿量降低30%以上。

注：排放烟气烟温降幅=[(改造装置入口温度-出口温度)/入口温度]*100%

排放烟气含湿量降幅=[(改造装置入口含湿度-出口含湿量)/入口含湿量*100%

2、高炉冲渣水乏汽应最大限度减少烟气中含湿量，原则上渣沟含湿量降低比例不低于50%。

排放烟气含湿量降幅=[(改造装置入口含湿度-出口含湿量)/入口含湿量*100%

河北省钢铁行业有色烟羽治理标准

钢铁烧结机(含球团焙烧)烟气采取降温冷凝的,夏季(4月-10月)参照烟温降低8%以上,含湿量降低15%以上；冬季(11月-次年3月)参照烟温降低15%以上,含湿量降低30%以上。注：排放烟气烟温降幅=[(改造装置入口温度-出口温度)/入口温度]*100%

排放烟气含湿量降幅=[(改造装置入口含湿度-出口含湿量)/入口含湿量]*100%

采取其他治理措施的,各市环境保护部门确定验收标准.

河北省焦化行业有色烟羽治理要求

采取烟温控制等有效措施进一步减少焦炉烟气中的可凝结颗粒物排放.鼓励采取降温冷凝方法消除石膏雨和有色烟羽.

河北省燃煤电厂有色烟羽治理要求

(一)燃煤电厂应采取相技术降低烟气排放温度和含湿量,通过收集烟气中过饱和水蒸汽中水分,减少烟气中可溶性盐、硫酸雾、有机物等可凝结颗粒物的排放。

(二)燃煤电厂锅炉烟气采取烟温控制及其他有效措施,基本消除石膏雨和有色烟羽现象.烟温控制采取降温冷凝方法的,正常工况下,夏季(4-10月)冷凝后烟温达到48℃以下,烟气含湿量11.0%以下;冬季(11月-次年3月)冷凝后烟温达45℃以下,烟气含湿量9.5%以下.采取其他方法的,由各市环境保护主管部门确定验收标准。

(三)鼓励燃煤发电企业利用回收余热或其他方式对烟气再加热,以提高排烟温度,抬升排烟高度,尽量减少石膏雨和有色烟羽。

山西临汾钢铁、焦化行业有色烟羽治理标准

钢铁、焦化行业排烟含湿量超过25%以上时需采取措施降低烟气排放温度和含湿量，达到以下要求：

夏季(4月-10月)：烟温降低8%以上，含湿量降低15%以上;

冬季(11月-次年3月)：烟温降低15%以上，含湿量降低30%以上;

排放烟气烟温降幅=[(改造装置入口温度-出口温度)/入口温度]*100%

排放烟气含湿量降幅=[(改造装置入口含湿度-出口含湿量)/入口含湿量]*100%

山西临汾燃煤电厂有色烟羽治理标准

燃煤电厂锅炉烟气采用烟温控制及其他有效措施，基本消除石膏雨和有色烟羽现象。烟温控制采取降温冷凝的，正常工况下达到以下要求：

夏季(4月-10月)：冷凝后烟温达到48℃以下，烟气含湿量9.5%以下;

冬季(11月-次年3月)：冷凝后烟温达到45℃以下，烟气含湿量8.5%以下。

技术路线

目前烟气脱白的主要技术有三种分别是：冷凝、加热、冷凝再加热。

典型的治理白色烟羽的技术路线和案例(表)

(数据来源：国电环保研究院)

论煤电锅炉烟气脱硫后深度处理方案

论煤电锅炉烟气脱硫后深度处理方案 摘要：煤电锅炉烟气经除尘、湿法脱硫系统净化后都达到了国家要求的排放标准，但一般会形成45-55℃低温饱和湿烟气，这些低温饱和湿烟气直接排入大气，在北方易形成白色烟羽，仍需深度处理。烟气脱白深度处理在脱除大部分雾滴同时，还可以脱除大量污染物。目前常用烟气脱白深度处理方案有烟气直接喷淋降 温余热回收+烟气再热、脱硫吸收塔前后烟气设置GGH换热器、脱硫吸收塔后净 烟气冷凝+烟气再热MGGH、脱硫吸收塔浆液冷凝+烟气再热MGGH等多个方案， 可根据不同工程具体情况进行选择，以达到烟气深度处理和余热利用。 关键词：烟气脱硫；白色烟羽；烟气脱白；深度处理；换热器；余热利用 1.煤电锅炉烟气排放现状 目前国内煤电锅炉绝大部分采用湿法烟气脱硫系统，经湿法脱硫净化后的烟 气一般会形成45-55℃低温饱和湿烟气，这些低温饱和湿烟气直接排入大气环境中，由于温度降低，部分气态水很快和烟气中的污染物（烟尘、SO3气溶胶、 NH3气溶胶、石膏浆液等）凝结成液滴，在烟气周围形成雾状水汽。在阳光照射 下发生散射，形成人们常说的“白色烟羽”。在不同的视角下，一般呈现白色、灰 白色、蓝色或黄色，严重时会在附近形成石膏雨或者氨逃逸。尤其在北方采暖期，室外温度越低白色烟羽越严重。 通常烟气已经通过脱硫脱硝除尘处理后，都达到了国家要求的排放标准，但 有色烟羽的雾滴仍然夹带氮氧化物、硫化物、各种烟尘颗粒物、SO3气溶胶、 NH3气溶胶、超细结晶盐颗粒物等污染物。 2.煤电锅炉烟气脱白意义 白色烟羽会对周围居民生活造成困扰，环保部分经常受到类似投诉。十九大 报告中提出要持续实施大气污染物防治行动，打赢蓝天保卫战，这意味着相比以 前提出更高的环保要求。随着国家大气污染法规标准越来越严格，未来5～10年 将是中国大气污染治理的重点时期。同时上海、浙江、天津、河北等多地提出更 高的环保要求，对煤电相继提出制定了消除石膏雨、白色烟羽等政策及地方标准；加速烟气扩散，减小局部污染。为贯彻《环境保护法》、《大气污染防治法》， 加强对燃煤大气污染物的排放控制，促进行业技术进步和可持续发展，改善环境 质量。 根据白色烟羽的成因，目前的烟气脱白工艺主要在减少烟气中的水分及提高 烟气的排放温度、烟气脱硫脱硝除尘减少污染物达到超净排放等。对于湿法脱硫 工艺，烟气排放的同时，由于高温原烟气经多层喷淋降温，会带走大量气态水和 液体雾滴。按照全国的燃煤量，全国每年燃煤烟气带入大气的水分高达几十亿吨。进行烟气脱白，可以回收大量水资源。在进行烟气深度治理的同时，也可对烟气 余热进行回收利用，达到资源的综合利用以及合理配置目的，确保工艺装置的平 稳与经济运行，进一步挖潜节能减排的力度，增强企业的生命力和竞争力。 3.煤电锅炉主要烟气脱白方案 3.1 方案一：烟气直接喷淋降温余热回收+烟气再热 烟气直接喷淋降温余热回收技术在脱硫塔后设一个直接接触式喷淋换热器， 喷淋换热器可以直接替代部分烟道与脱硫塔串联布置，也可以在主烟道上通过设 置旁通阀的形式，与主烟道并联。烟气进入喷淋换热器之后，与其中的低温喷淋 水直接接触换热降温，温度降低至露点以下，烟气中水蒸汽冷凝成凝冷水并释放 出大量的潜热。降温后的烟气再经过烟气再热器加热，提高烟气过热度以提高烟

窑炉烟气脱白技术方案(20200607003340)

涉县砖瓦厂 窑炉废气脱硫后脱白项目 技 术 方 案 编制单位：河北鼎立环保科技有限公司 2018年12月08日

第一章总则 1、一般要求 1.1本技术方案适用于涉县砖瓦厂窑炉烟气脱硫后脱白工程。 主要内容： 本项目我方主要工作为项目建设、设计、设备采购、施工、运行调试等交钥匙工程， 本次土建由业主负责且不计入总的工程量。 1.2本技术方案提出的是初步的、最低限度的技术要求，并未对一切技术细节做出规定，也未充分引述有关规范和标准的条文。 我方承诺提供符合本文件和有关最新工业标准要求的优质的烟气脱白设备、工程设 计、施工工艺及其相应服务。 对国家、地方有关安全、消防、环保、职业卫生健康等强制性标准，必须满足其要求。 1.3我方提供本项目的全部工程设计,包括一套完整的烟气脱白装置及其公用系统改造的设计、优化、供货、施工、调试、试验、现场服务、全部设备和材料。 1.4 我方保证执行招标文件所列标准。有矛盾时，按较高标准执行，并在投标时提出 偏差。我方在设备设计和制造中所涉及的各项规程，规范和标准必须遵循现行最新版本的 标准。 1.5 我方如未对招标文件提出偏差，或虽提出偏差但未取得业主认可，业主则认为我 方完全接受和同意业主的要求。 1.6我方投标前将到现场进行踏勘，并取得业主的确认，此过程作为投标的一个必要条件。 1.7本工程高压设备现场交接试验费用均由我方负责。 1.8未尽事项由双方共同商定。 2、工程概况 暂无 3、水文气象条件 暂无 4、设计规范 序号标准号标准名 建设单位提供的有关项目建设的基础资料和数据； 1

2 《中华人民共和国环境保护法》的有关文件 3 DLT 5196-2004； 《火力发电厂烟气脱硫设计技术规程》 4 JB/T 11249-2012 《翅片管式换热设备技术规范》 5 TSGR0004-2009 《固定式压力容器安全技术监察规程》 6 HG20580-20585-2011 《钢制化工容器设计基础规定》 7 GB150.1-150.4-2011 《压力容器》 8 GB151-1999 《管壳式换热器》 9 GBJ128-90 《立式筒型钢制焊接油罐施工及验收规范》 10 GB/T25198-2010 《压力容器封头》 11 HG20592～20635-2009 《钢制管法兰.垫片.紧固件》 12 JB/T4700～4707-2000 《压力容器法兰》 13 NB/T47014-2011 《承压设备焊接工艺评定》 14 JB/T4710-2005 《钢制塔型容器》 15 NB/T47015-2011 《压力容器焊接规程》 16 JB/T4731-2005 《钢制卧式容器》 17 GB985-2008 《气焊.手工电弧焊及气体保护焊焊缝坡口的基本形式及 尺寸》 18 JB/T4730.1-4730.6-2005 《承压设备无损检测》 19 JB/T4712-2007 《容器支座》 20 NB/T47003-2009 《钢制焊接常压容器》 21 NB/T47004-2009 《板式热交换器》 22 JB/T4711-2003 《压力容器涂敷与运输包装》 23 GB 3087-2008 《低中压锅炉用无缝钢管》 24 JB/T 1615-91 《锅炉油漆和包装技术条件》 25 JB/T 1611-1993 《锅炉管子制造技术条件》 26 JB/T 1613-1993 《锅炉受压元件焊接技术条件》 27 JB/T 3375-2002 《锅炉原材料入厂检验》 28 JB/T 1612-1994 《锅炉水压试验技术条件》 29 JB/T 4730-2005 《无损探伤技术条件》

锅炉脱硝改造工程技术要求

腾龙特种树脂（厦门）有限公司3×220 t/h锅炉烟气脱硝工程 技术要求 腾龙特种树脂（厦门）有限公司 2013年10月

一、概述 项目概况 腾龙特种树脂（厦门）有限公司成立于2002年4月，已建成3台220 t/h循环流化床锅炉，一台100MW抽汽式汽轮发电机组。根据福建省及厦门市十二五期间对氮氧化物减排的整体部署和要求，拟对上述3台锅炉进行脱硝改造。 本脱硝工程采用EPC总承包方式建造，本工程包括烟气脱硝装置从设计开始到质保期结束为止所涉及到的所有工作，包括但不仅仅限于工程的工艺系统设计、设备选择、采购、运输及储存、制造及安装、土建建（构）筑物的设计、施工、调试、试验及检查、试运行、考核验收、消缺、培训和最终交付投产，并能满足锅炉正常连续运行需要，通过环保部门验收合格后提供一年内设备易损易耗备件。 在签订总承包合同之后，发包方保留对本技术要求提出补充要求和修改权利，承包方应允诺予以配合。如提出修改，具体项目和条件由双方商定。 主要设备及参数 表1锅炉设计参数

脱硝技术指标要求： 1.3.1 锅炉50%～100%BMCR负荷范围内，脱硝后NOx排放浓度：﹤200mg/Nm3； 1.3.2 氨逃逸量：﹤8mg/Nm3； 1.3.3 锅炉脱硝验收期间将按NOx初始浓度为480毫克/立方米进行排放达标核算验收； 1.3.4脱硝设施投运后锅炉热效率影响：﹤%； 1.3.5 脱硝装置投运后烟气阻力增加﹤300Pa; 说明：

1)脱硝效率定义为 脱硝率=C1-C2 ×100% C1 式中： C1——脱硝系统运行时脱硝入口处烟气中NO X 含量(mg/Nm3)。 C2——脱硝系统运行时脱硝出口处烟气中NO X 含量(mg/Nm3)。 2)氨的逃逸率是指在脱硝装置出口的氨的浓度。 标准与规范 1.4.1 设计规范及要求 投标方提供规范、规程和标准为下列规范、规程和标准的最新版本，但不仅限于此： GB8978－1996 《污水综合排放标准》 GB50187－93 《工业企业总平面设计规范》 DL5028－93 《电力工程制图标准》 SDGJ34－83 《电力勘测设计制图统一规定：综合部分（试行）》 DL5000－2000 《火力发电厂设计技术规程》 DL/T5121－2000 《火力发电厂烟风煤粉管道设计技术规程》 YB9070－92 《压力容器技术管理规定》 GBl50－98 《钢制压力容器》 DL5022－93 《火力发电厂土建结构设计技术规定》 GB4272-92 《设备及管道保温技术通则》 DL/T776－2001 《火力发电厂保温材料技术条件》 DL/T5072－2007 《火力发电厂保温油漆设计规程》 GBZ1-2002 《工业企业设计卫生标准》 DL/T5054－96 《火力发电厂汽水管道设计技术规定》 SDGJ6－90 《火力发电厂汽水管道应力计算技术规定》 GBJ16－1987（2002）《建筑设计防火规范》

垃圾焚烧发电厂烟气脱白特点及技术方案分析(标准版)

( 安全论文 ) 单位：_________________________ 姓名：_________________________ 日期：_________________________ 精品文档 / Word文档 / 文字可改 垃圾焚烧发电厂烟气脱白特点及技术方案分析(标准版) Safety is inseparable from production and efficiency. Only when safety is good can we ensure better production. Pay attention to safety at all times.

垃圾焚烧发电厂烟气脱白特点及技术方案 分析(标准版) 摘要：详细阐述了垃圾焚烧发电厂烟气脱白的特点，根据烟气净化工艺对脱白的常规技术路线进行了研究和对比，对今后新建垃圾发电项目及现有项目技术改造的烟气脱白工艺设计具有一定的借鉴意义。 0引言 在我国火电、钢铁、建材、水泥等行业的烟气净化工艺中大多使用了湿法脱酸工艺，从湿法处理系统出来的饱和湿烟气中含有大量水蒸气，水蒸气中又含有溶解性盐、粉尘等污染物。水蒸气进入温度较低的环境中，在烟气温度降低过程中，烟气中的水蒸气会和污染物凝结形成湿烟羽，出现烟囱冒白烟、灰烟的情况，视觉效果比较差，对周边居民生活产生了影响。目前，许多省市的火电或其

他行业地方标准中都将白烟的排放列入了控制指标中[1]。 目前生活垃圾焚烧行业的国家标准《生活垃圾焚烧污染控制标准》（GB18485—2014）对白烟的控制无相关要求，地方规范也无相关参考标准。垃圾焚烧发电烟气脱白技术路线主要参考火电行业，各技术路线的适用性无系统性总结。基于此，本文从理论上对各种烟气脱白工艺的特点进行了详细比较，并对类似项目的脱白工艺选择给出了建议。 1垃圾发电行业烟气脱白特点 烟气脱白技术主要受工艺流程条件、余热资源、投资要求等因素影响。虽然各行业的烟气脱白工艺都各不相同，但考虑到节能和投资方面的因素，烟气脱白常用的技术路线主要有3种：烟气加热技术、烟气冷凝技术、烟气先冷凝再加热技术，这3种技术路线及组合方案也延伸出了许多种脱白工艺流程[2]。 垃圾发电和火电行业相比有其特殊性，一是大部分垃圾发电厂鉴于环保要求，选址通常距离居民区较远，在各项污染物排放达标的情况下，白烟对居民的视觉影响并不大，影响人群数量较少，没

【CN209679757U】一种烟气脱白装置【专利】

(19)中华人民共和国国家知识产权局 (12)实用新型专利 (10)授权公告号 (45)授权公告日 (21)申请号 201920340413.2 (22)申请日 2019.03.18 (73)专利权人 湖北金鹏三益环保科技有限公司 地址 435000 湖北省黄石市黄金山工业新 区B8路以南、A8路以西 (72)发明人 陈绪宏　汪福亮　 (74)专利代理机构 黄石市三益专利商标事务所 42109 代理人 程恺 (51)Int.Cl. B01D 47/06(2006.01) B01D 53/18(2006.01) B01D 53/26(2006.01) F23J 15/08(2006.01) (54)实用新型名称 一种烟气脱白装置 (57)摘要 本实用新型涉及烟气排放处理技术领域，具 体是一种烟气脱白装置，包括支撑架，支撑架内 装有除雾器，支撑架顶部装有烟囱，所述烟囱底 部进口与除雾器顶部出口之间装有换热器，换热 器将烟气升温后经过烟囱排出；本实用新型除 “白烟”效果好， 制作成本低。权利要求书1页 说明书2页 附图2页CN 209679757 U 2019.11.26 C N 209679757 U

权　利　要　求　书1/1页CN 209679757 U 1.一种烟气脱白装置，包括支撑架，支撑架内装有除雾器，支撑架顶部装有烟囱，其特征是：所述烟囱底部进口与除雾器顶部出口之间装有换热器，烟气经过换热器升温后进入烟囱。 2.根据权利要求1所述的一种烟气脱白装置，其特征是：所述换热器包括烟气筒，烟气筒顶部设有与烟囱连接的出烟口，烟气筒底部设有与除雾器连接的进烟口，烟气筒中间装有环绕烟气筒的翅片管，翅片管一端设有高温蒸汽进口，翅片管另一端设有冷凝水出口。 3.根据权利要求2所述的一种烟气脱白装置，其特征是：所述进烟口与出烟口各装有一个温度传感器，温度传感器将温度检测信号传递给蒸汽设备的控制系统实时调节蒸汽参数以控制烟气的温度。 4.根据权利要求1所述的一种烟气脱白装置，其特征是：所述换热器内装有冲洗装置，冲洗装置包括安装在烟气筒内上端的支架，支架上装有若干根喷淋管，每根喷淋管上装有若干对准烟气筒内壁的喷嘴，支架一端装有一根总进水管，所有喷淋管与总进水管连通，总进水管一端穿出烟气筒外部与水源连接。 5.根据权利要求1所述的一种烟气脱白装置，其特征是：所述除雾器是湿式电除雾器。 6.根据权利要求1所述的一种烟气脱白装置，其特征是：所述支撑架一侧装有若干层爬梯，每层爬梯装有防护栏杆。 2

SCR烟气脱硝工艺设计方案

SCR烟气脱硝工艺方案 1. 脱硝工艺的简介 有关NO X的控制方法从燃料的生命周期的三个阶段入手，限燃烧前、燃烧中和燃烧后。当前，燃烧前脱硝的研究很少，几乎所有的脱硝都集中在燃烧中和燃烧后的NO X的控制。所以在国际上把燃烧中NO X的所有控制措施统称为一次措施，把燃烧后的NO X控制措施统称为二次措施，又称为烟气脱硝技术。 目前普遍采用的燃烧中NO X控制技术即为低NO X燃烧技术，主要有低NO X燃烧器、空气分级燃烧和燃料分级燃烧。 应用在燃煤电站锅炉上的成熟烟气脱硝技术主要有选择性催化还原技术（Selective Catalytic Reduction，简称SCR）、选择性非催化还原技术（Selective Non-Catalytic Reduction，简称SNCR）以及SNCR/SCR混合烟气脱硝技术。 2 .SCR烟气脱硝技术 近几年来选择性催化还原烟气脱硝技术(SCR)发展较快,在欧洲和日本得到了广泛的应用,目前催化还原烟气脱硝技术是应用***多的技术。 1）SCR脱硝反应 目前世界上流行的SCR工艺主要分为氨法SCR和尿素法SCR两种。此两种法都是利用氨对NO X的还原功能，在催化剂的作用下将NO X(主要是NO)还原为对大气没有多少影响的N2和水。还原剂为NH3，其不同点则是在尿素法SCR中，先利用一种设备将尿素转化为氨之后输送至SCR触媒反应器，它转换的方法为将尿素注入一分解室中，此分解室提供尿素分解所需之混合时间，驻留时间及温度，由此室分解出来之氨基产物即成为SCR的还原剂通过触媒实施化学反应后生成氨及水。尿素分解室中分解成氨的方法有热解法和水解法，主要化学反应方程式为：

烟气脱硝工艺

综述燃煤电厂烟气脱硝技术 摘要：人们对空气质量的要求越来越高，氮氧化物污染引起了人们的广泛注意。废气脱硝工艺一直是研究重点。本文通过对比燃煤电厂的脱硝的各种工艺，选出了最优工艺——SCR技术，本文综述了SCR的原理、国内外研究状况、应用情况及运行费用。通过本文可以使人们更好的了解燃煤电厂脱硝工艺。 关键字：烟气脱硝；低NO X燃烧技术；SCR技术 Summary of coal-fired power plant flue gas denitrification technology Abstract: People on air quality have become increasingly demanding, nitrogen oxide pollution has aroused extensive attention. Exhaust gas denitration process has been a research priority. By contrast coal-fired power plant denitration various processes, optimum process --SCR elected technology, this paper reviews the SCR principle, research status, applications and operating costs. Through this allows people to better understand the coal-fired power plant denitrification process. Key words: Flue gas denitrification ; Low NO X Combustion Technology ;SCR 氮氧化物是大气主要污染物之一。通常所说的氮氧化物有多种不同形式，如N2O、NO、NO2、N2O3和N2O5等，其中NO和NO2所占比例最大，是最重要的大气污染物[1]。NO X排入大气后，通过物理、化学作用，引发一系列的环境问题。对人体健康和生态环境造成威胁[2]。 氮氧化物的产生途径主要有一下几个方面：1.机动车辆排放的尾气2.工业生产过程中产生了氮氧化物3. 燃烧过程产生的氮氧化物。其中燃烧过程产生的氮氧化物包括热力型、瞬时型和燃料型[3]。 机动车排气量较小，排放源流动分散。主要采用机内净化的方法去除氮氧化物[4]。某些工业生产过程也会排出NO X废气，一般来说，它具有成分相对比较单一和气量小的特点，此类废气在治理中多采用湿法，并且尽量将分离出来的NO返回原生产系统，或者形成新的副产品，或者加以无害化处理[5]。在燃烧过程中，控制NO X的排放有两种途径：一种是在锅炉燃烧中控制燃料的燃烧，减少氮氧化物的生成；另一种是对烟气进行处理，消除烟气中的氮氧化物[6]。 交通运输、电力和火电厂排放的NO X占全部排放量的90%以上[7]。电力工业又是燃煤大户。具预测，到2020年，原煤消耗将达到20.5亿~29.0亿吨，燃煤产生的NO X将急剧增加[8]。由于火电厂燃烧所产生的NO X所生成的含量最多且成分较复杂，所以引起了人们的广泛重视。所以本文主要介绍燃煤电站烟气脱硝技术。 1 烟气脱硝工艺比选 烟气脱硝是指从烟气中去除氮氧化物，是世界各国控制氮氧化物污染、防治酸雨危害的主要措施[9]。据火电厂燃煤锅炉调查，一般采用低氮氧化合物燃烧技术（包括低负荷稳燃改造）的锅炉排烟中氮氧化物的浓度为500~900mg/m3，而未采用低氮氧化合物燃烧技术的锅炉排烟中NO X的质量浓度定700~1300mg/m3之间，平均1000g/m3左右。所以在烟气脱硝之前先采用低NO X燃烧技术，减少氮氧化物的产生，为后续处理减轻负担[10]。

火电厂SCR烟气脱硝工艺系统设计

火电厂SCR烟气脱硝工艺系统设计 摘要：目前国内燃煤电厂已投入使用的SCR 脱硝机组大多数采用国外技术，而我国的脱硝工作现在还处于初步阶段，SCR 脱硝技术的工艺设计和运行控制经验相对缺乏，尚未形成一套完整成熟的自主知识产权技术。SCR 脱硝技术工艺设计和运行控制手段的不断完善和优化，对于SCR 技术的应用和推广具有积极的推动作用，也对改善我国大气环境质量有着深远的意义。因此，本文主要对火电厂SCR烟气脱硝工艺系统设计进行了一系列的探讨和论述。 关键词：火电厂，SCR，烟气脱硝，系统设计 一、引言 SCR技术是当前世界上主流的烟气脱硝工艺，自上世纪70年代在日本燃煤电厂开始正式商业应用以来，目前在全世界范围内得到广泛的应用，也是中国烟气脱硝采用最多的技术，特别是近几年SCR烟气脱硝得到大面积的应用。SCR 烟气脱硝技术具有脱硝效率高，成熟可靠，工艺系统简单，虽然投资费用偏高，但是运行十分稳定。然而在进行火电厂SCR烟气脱硝工艺设计的过程中往往存在一些问题，会产生严重的后果。所以加强火电厂SCR烟气脱硝设计探讨及学习是十分有必要的。 二、SCR脱硝工艺介绍 选择性催化还原法(Selective Catalytic Reduction，SCR)工艺是当今世界各国应用最多且最为成熟的工艺。SCR原理是在催化剂作用下，还原剂NH3在300-420℃下将NO和NO2还原成N2，而几乎不发生NH3的氧化反应，从而提高了N2的选择性，减少了NH3的消耗。烟气脱硝SCR工艺根据反应器在烟气系统中的位置主要分为三种类型：高灰型、低灰型和尾部型等。 1、高灰型SCR工艺：脱硝催化剂布置在省煤器和空预器之间，烟气中粉尘浓度和SO2含量高，工作环境相对恶劣，催化剂活性下降较快，需选用低SO2氧化活性、大节距、大体积催化剂，但烟气温度合适（300-400℃），经济性最高，是目前燃煤电厂烟气脱硝的主流布置形式。 2、低灰型SCR工艺：脱硝催化剂位于除尘器和脱硫设施之间，烟气中粉尘浓度低，但SO2含量高，可选用低SO2氧化活性、小节距、中体积催化剂，但为了满足催化剂反应活性温度要求，需相应配置高温除尘系统，目前此项工艺仅在日本有所应用。 3、尾部型SCR工艺：脱硝催化剂位于脱硫设施后，烟气中粉尘浓度和SO2

烟气脱白相关政策和规范

浙江：2018年，浙江《燃煤电厂大气污染物排放标准》（报批稿）。报批稿对燃煤电厂的 大气污染物限值、排放绩效值做了具体要求，并附录了石膏雨和有色烟羽测试技术要求。 徐州：采取脱硫、脱硝、脱尘、脱白的四脱工程，其中在电力行业，主要是在超低排放的 基础上实施降温除尘和升温脱白工程， 7月底前完成除湿脱白工程。 临汾：3月底前，全市所有火电企业启动烟羽脱白治理，5月底前工程要有明显进展，确保 9月底前完成并正常运行。 安阳：大唐安阳电厂、大唐林州电厂要开展烟气除湿“消白”治理。 石家庄：燃煤电厂积极推进消除有色烟羽（“冒白烟”）工作。配合省环保厅开展试点工作，推动燃煤锅炉烟气“脱白”工作。开展电力行业深度减排专项行动，在原有燃煤机组超低排 放基础上，进一步优化运行管理，提高治理设施去除效率，实施电厂有色烟羽（“冒白烟”）深度治理。对具备深度减排改造条件的燃煤机组，2年内完成改造任务。 广东：组织开展高架源烟囱（烟囱高度45米以上）消除白烟治理行动。 江西：在确保全省电力安全稳定供应的基础上，统筹推进全省现役燃煤发电机组超低排放 改造，实施电厂有色烟羽深度治理。 唐山：2018年9月底前完成19家燃煤电厂(含自备电厂、煤和其他能源混烧电厂)湿法脱 硫烟气“脱白”治理。 连云港：火电、钢铁、平板玻璃企业以及65蒸吨/小时以上的燃煤锅炉实施烟气脱白工作。邯郸：开展重点行业消白烟治理专项行动。按照冷凝再加热;的技术路线，10月底前，完 成全市电厂、钢铁、焦化和燃煤锅炉等51家高架源企业93根烟囱的消白烟治理。 河北：实施石膏雨和有色烟羽治理。新建(含搬迁)钢铁、焦化、燃煤电厂项目要同步开展 石膏雨和有色烟羽治理.2018年全省城市主城区及环境空气敏感区(GB3095一类功能区中 的自然保护区、风景名胜区和其他需要特殊保护的地区;二类功能区中的居民区、文化区等 人群较集中的环境空气保护目标,以及对项目排放大气污染物敏感的区域)具备改造条件的 钢铁烧结(球团)、焦化、燃煤电厂锅炉等开展石膏雨和有色烟羽治理试点工程.2019年,全 省继续推进钢铁烧结机、焦化、燃煤电厂锅炉等烟气石膏雨和有色烟羽治理工程,完成具备 改造条件的60%以上治理任务.到2020年,全省具备改造条件的钢铁烧结机、焦化、燃煤 电厂锅炉等烟气全部完成石膏雨和有色烟羽治理工程。

烟气脱硫技术方案

2×170t/h锅炉烟气脱硫工程 ABB（Winmation） DCS 系统技术方案

第一部系统控制方案概述 系统方案采用高性能处理器PM1800 CPU，按照控制器、电源及通讯网络全冗余架构设计，IO采用荣获“红点设计大奖”的WinIO 1000 系列自诊断智能IO 模块，系统上层设工程师站1 台，操作员站1 台及历史站1 台。同时，系统预留了第三套脱硫系统接口。 IO 全冗余方案，包括： ? IO 电源冗余（不需要电源冗余切换设备） ? CI 通讯冗余 ? IO 模块冗余 ? IO 背板内部通讯总线冗余 ?同一个IO 站冗余模块和非冗余模块可以混合组态 ?一对冗余模块，主、从模块的工作状态可同时在

1.本系统的主要闭环调节回路（MCS）包括如下： ●1.1 石灰石浆液供给调节： 循环浆液的PH 值与脱硫效率及钙利用率紧密相关。当PH 值过高时，有助于脱硫剂对二氧化的吸收，但会导致溶液中SO3-和CO3-例子浓度的相对增加，降低脱硫剂活性，由此降低了钙利用率；相反，如果PH 值过低，虽然有助于脱硫剂的溶解以及较高钙利用率的实现，但系统脱硫率低。因此在正常运行时，必须调节石灰石浆液流量，控制循环浆液的PH 值在最佳范围之内，以保证吸收塔吸收的SO2 全部反应为石膏。 此调节回路采用一个串级PID 控制，一级主调节器控制PH 值，二级副调节器控制石灰石浆液供给量，在一级主调节器后的输出引入烟气流量，原烟气中SO2 浓度和一些化学计量因数进行计算修正作为二级副调节器石灰石浆液流量的设定值输入，然后与实测的石灰石浆液供给量（流量和密度计算后得出）一起送入二级副调节器进行偏差PID 调节，其输出以控制石灰石浆液供给调节阀快速响应FGD 负荷变化，将PH 值变化较少到最小。 ●1.2 增压风机入口烟气压力调节 增压风机需要克服从原烟气挡板入口开始到净烟气挡板出口结束这段FGD 系统的压力降。此回路一般将FGD 系统入口的静压控制在-5Mbar。采用此值是因为烟囱的自然抽力可保证FGD 装置满负荷时的出口静压。压力控制通过调整增压风机入口导叶的开度来实现。为优化增压风机控制回路的特性，引入锅炉的负荷信号和总送风量信号作为前馈，以抑制锅炉负荷变化造成的干扰，让回路更稳定。 ●1.3 吸收塔液位调节 通过对FGD 系统提供充足的工艺水，补充进入吸收塔的热烟气冷却和饱和过程中所蒸发的水分。FGD 运行时，工艺补充水由液滴分离器（除雾器）的冲洗水提供，在需要时还可以从石灰石制备系统供应。吸收塔液位控制通过改变冲洗程序的中断时间来控制由加入到实际烟气中的除雾器冲洗水水量，冲洗程序的中断时间是烟气负荷的函数。在最大烟气量时，对应最小的中断时间，等待时间的长短时受控制的。借助测得的烟气流量和一个函数计算出除雾器冲洗系统需要等待的时间，当实际等待时间到达设定值，被激活的除雾器某层的一个冲洗水阀即被激活打开，同时，积分器上的等待时间设定为0。冲洗一分钟后关闭，除雾器该层的下一个冲洗水阀又开始一个新等待时间。如果该层的冲洗水阀已全部冲完，则由除雾器冲洗程序控制子功能组启动除雾器下一层冲洗程序。 ●1.4 真空皮带虑饼厚度调节 系统实时测量滤饼的厚度，以防止因供浆流量变化或其他原因导致的滤饼厚度偏移。在闭环控制中奖设定的滤饼厚度值与实际测量的厚度值比较，通过调节皮带电机变频器转速控制滤饼厚度。 ●1.5 磨一级再循环箱液位调节 一级循环箱的容积非常小，所以液位闭环控制的范围也非常小，精度要求也较高。通常一级循环箱的液位是通过控制一级旋流器溢流回流调节阀来控制的，当一级循环箱的液位低时，回流调节阀将开大。 ●1.6 磨二级再循环箱液位调节 原理同磨一级再循环箱液位调节类似。 ●1.7 烟风挡板密封风温度调节 为了防止烟风挡板门的腐蚀，烟风挡板密封风温度必须加热提高到一定温度（约100-110℃），通过控制蒸汽加热器进气流量调节阀的开度来控制密封风温度。 ●1.8 石膏浆排放控制 吸收塔石膏排出量与石膏一级脱水旋流器实际运行的旋流子数量是直接相关的，而石膏旋流子的运行数量与吸收塔的石灰石加药量或石膏生成量有比例关系，控制方案组态中实际旋流

XXX毕业设计 焦炉烟气脱硝工艺设计

本科毕业设计 第Ⅰ页共Ⅱ页1 绪论 (1) 1.1 设计背景及意义 (1) 1.2设计任务 (1) 1.3国内外烟气脱销技术应用及发展 (2) 1.3.1选择性催化还原法（SCR） (2) 1.3.2选择性非催化还原法（SNCR） (3) 1.3.3液体吸收法 (3) 1.3.4微生物法 (3) 1.3.5活性炭吸附法 (4) 1.3.6电子束法 (4) 2工艺流程设计 (5) 2.1工艺路线的选择 (5) 2.2工艺流程的设计 (6) 2.2.1选择性催化还原法的工艺原理 (6) 2.2.2脱销还原剂的选择 (7) 2.2.3催化剂的选择 (9) 2.2.4反应流程的确定 (10) 2.2.5工艺流程说明 (11) 3物料衡算与能量衡算 (12) 3.1物料衡算 (12) 3.1.1已知条件 (12) 3.1.2数据计算 (12) 3.1.3物料衡算表 (16) 3.2热量衡算 (16) 3.2.1已知条件 (16) 3.2.2数据计算 (17)

3.2.3热量衡算表 (19) 4设备的工艺设计与选型 (19) 4.1反应器的设计 (19) 4.1.1主要设计参数 (19) 4.2液氨储罐 (22) 4.2.1设备结构及选型 (22) 4.3液氨蒸发器 (23) 4.4缓冲罐 (24) 4.4.1圆筒的计算 (24) 4.4.2封头 (25) 4.4.3高度 (25) 4.5喷氨格栅的设计 (26) 5管道计算 (27) 5.1 材料的选取 (27) 5.2 确定管径 (27) 5.3 选择管壁的厚度 (27) 5.4 确定管道的连接方式 (28) 5.5 管道布置 (28) 设计结果 (288) 致谢 (30) 参考文献 (31) 附图 (32)

(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

窑炉烟气脱白技术方案

.. . 涉县砖瓦厂 窑炉废气脱硫后脱白项目 技 术 案 编制单位：鼎立环保科技有限公司 2018年12月08日

第一章总则 1、一般要求 1.1本技术案适用于涉县砖瓦厂窑炉烟气脱硫后脱白工程。 主要容： 本项目我主要工作为项目建设、设计、设备采购、施工、运行调试等交钥匙工程，本次土建由业主负责且不计入总的工程量。 1.2本技术案提出的是初步的、最低限度的技术要求，并未对一切技术细节做出规定，也未充分引述有关规和标准的条文。 我承诺提供符合本文件和有关最新工业标准要求的优质的烟气脱白设备、工程设计、施工工艺及其相应服务。 对、地有关安全、消防、环保、职业卫生健康等强制性标准，必须满足其要求。 1.3我提供本项目的全部工程设计,包括一套完整的烟气脱白装置及其公用系统改造的设计、优化、供货、施工、调试、试验、现场服务、全部设备和材料。 1.4 我保证执行招标文件所列标准。有矛盾时，按较高标准执行，并在投标时提出偏差。我在设备设计和制造中所涉及的各项规程，规和标准必须遵循现行最新版本的标准。 1.5 我如未对招标文件提出偏差，或虽提出偏差但未取得业主认可，业主则认为我完全接受和同意业主的要求。 1.6我投标前将到现场进行踏勘，并取得业主的确认，此过程作为投标的一个必要条件。 1.7本工程高压设备现场交接试验费用均由我负责。 1.8未尽事项由双共同商定。 2、工程概况 暂无 3、水文气象条件 暂无 4、设计规

6、工艺案设计 采用“升温”法进行脱白治理，烟气升温后排放。 利用回收余热的式对烟气再加热到65℃（冬季，62℃，夏季），尽量减少膏雨和有色

烟羽。 脱白烟气部分工艺流程图 1） 脱白系统具体可分为；烟气系统、烟气取热系统、高效除雾系统、烟气再热系统、水循环系统。 烟气系统 烟气系统主要是针对引风机出口至脱硫入口烟道，脱白出口至烟囱，考虑脱白新建设增加设备进行改造，主要包含连接部分的烟道、疏水装置、检修人等设备。 烟气系统主要设备包括：疏水排放装置、烟道、管路、阀门等。 烟气取热系统 烟气降温取热段是将窑炉130~ 200℃（左右）热烟气侧烟道段加装换热器。换热器的水在把此处吸收的热量经过热源循环泵输送到烟气再热段对冷凝后的烟气进行加热，往复循环。 烟气取热单元主要设备包括：取热换热器、热源循环泵、压力变送器、进出口温度测点、管路、调节阀门、热源给水装置、压力缓冲罐、安全阀、自动排气阀、自动泄压阀等，热源给水装置设计为两炉一套。 换热器设计特点 1、取热换热器换热管采用螺旋翅片管形式，翅片与换热管采用机械自动焊。降温段换热管壁温高于酸露点的材质选用ND 钢或316L 钢； 2、为了防止换热器磨损设计采用合理烟速、螺旋翅片；烟气取热换热器采用错排结构； 取热换热器主要设计参数 脱白系统取热系统（单台窑炉，共计2台）

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

scr与sncr烟气脱硝的主要工艺

SCR与SNCR烟气脱硝的主要工艺 氮氧化物排放标准的日趋严格促使学术界去更加深入地理解NOx的产生机理和减排措施，从而使得工程界有了更为有效的NOx解决方案，而若干脱硝工业装置的成功运行又使得立法越发的完善。 从1943年Zeldovich提出热力NO的概念，到1989年一个基于化学反应动力学软件CHEMKIN的包含234个化学反应的NOx预测模型的建立，再到现今计算流体动力学(Computational Fluid Dynamics, CFD)软件STAR-CD(或FLUENT)与CHEMKIN的完全耦合解算NOx的生成，无一不给工程界提供了完备的技术后盾。从低氧燃烧、排气循环燃烧、二级燃烧、浓淡燃烧、分段燃烧、低氮燃烧器等各种炉内燃烧过程的改进到现今形式各异的脱硝工艺，立法界、学术界和工程界的交替作用使得脱硝工艺和市场日趋成熟和完善。2.1 选择性催化还原法(Selective Catalytic Reduction, SCR) 选择性催化还原法(Selective Catalytic Reduction, SCR)是指在催化剂的作用下，以NH3作为还原剂，“有选择性”地与烟气中的NOx反应并生成无毒无污染的N2和H2O。其原理首先由Engelhard公司发现并于1957年申请专利，后来日本在该国环保政策的驱动下，成功研制出了现今被广泛使用的V2O5/TiO2催化剂，并分别在1977年和1979年在燃油和燃煤锅炉上成功投入商业运用。SCR目前已成为世界上应用最多、最为成熟且最有成效的一种烟气脱硝技术，其主要反应方程式为： 4NH3+4NO+O2=4N2+6H2O (1) 8NH3+6NO2=7N2+12H2O (2) 或4NH3+2NO2+O2=3N2+6H2O (2a) 选择适当的催化剂可以使反应(1)及(2)在200℃～400℃的温度范围内进行，并能有效地抑制副反应的发生。在NH3与NO化学计量比为1的情况下，可以得到高达80％～90％的NOx 脱除率。目前，世界上采用SCR的装置有数百套之多，技术成熟且运行可靠。我国电力系统目前最大的烟气脱硝装置——福建后石电厂600MW机组配套烟气脱硝系统采用的就是PM型低NOx燃烧器加分级燃烧结合SCR装置的工艺，其SCR部分的示意工艺流程如图1所示，主要由氨气及空气供应系统、氨气/空气喷雾系统、催化反应器等组成。液氨由槽车运送到液氨贮槽，输出的液氨经氨气蒸发器后变成氨气，将之加热到常温后送氨气缓冲槽备用。缓冲槽的氨气经减压后送入氨气/空气混合器中，与来自送风机的空气混合后，通过喷氨隔栅(Ammonia Injection Grid, AIG)之喷嘴喷入烟气中并与之充分混合，继而进入催化反应

燃煤电厂烟气脱白可行性分析

28纯碱工业燃煤电厂烟气脱白可行性分析 李跃军 (唐山三友化工股份有限公司环保管理部，河北唐山063305) 摘要：目前我国大多数燃煤电厂均采用石灰石一石膏湿法脱硫工艺进行烟气脱硫，脱硫后的饱和 湿烟气直接排放后易形成“白色烟羽”。对白色烟羽形成的影响因素进行分析，并对当下主流的脱 白治理技术的特点及其原理进行了阐述、对比，同时结合最新电力行业超低排放（深度治理）标准， 分析烟气脱白对不同组分烟气的净化效果，对目前燃煤电厂即将实施的烟气脱白和烟气深度治理 具有一定的参考价值。 关键词：燃煤电厂；烟气脱白；特点；原理;排放标准 中图分类号：X701.7 文献标识码：B 河北省大气污染防治工作领导小组办公室于 2018年上半年印发了河北省钢铁、焦化、燃煤电厂 深度减排攻坚方案的通知，燃煤电厂应采取相应技 术降低烟气排放温度和含湿量，通过收集烟气中过 饱和水蒸汽中水分，减少烟气中可溶性盐、硫酸雾、有机物等可凝结颗粒物的排放。燃煤电厂锅炉烟气 采取烟温控制及其他有效措施，基本消除石膏雨和 有色烟羽现象，烟温控制采取降温冷凝方法的，正常 工况下，夏季（4?10月）冷凝后烟温达到48 °C以 下，烟气含湿量11%以下；冬季（11月?次年3月）冷凝后烟温达45 °C以下，烟气含湿量9. 5%以下，采用其他方法的，应达到不低于采用烟温控制方法 的效果。方案同时发布了燃煤电厂深度减排验收标 准:颗粒物、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别参照 不高于 5 mg/Nm3、25 mg/Nm3、30 mg/Nm3。 目前我国燃煤电厂脱硫设施90%以上均采用 石灰石一石膏湿法脱硫工艺，随着京津冀一体化进 程加速，环保一体化已经率先迈出脚步，京津冀地区 大气污染已经启动防治协作机制，而近几年京津冀 雾霾频发，部分专家认为，雾霾出现的元凶是湿法脱 硫后外排的高湿度烟气以及排烟水分中溶解性颗粒 物。湿法脱硫工艺后由烟囱排出的湿烟气与大气中 温度较低的空气接触发生凝结，形成“白烟”现象，产 生视觉污染，环境温度低、除雾效果较差时，还会产 生石膏雨现象，为企业带来不良社会影响。如能有 效降低湿法脱硫后烟气湿度，不仅可以消除“白烟”文章编号：1〇〇5-8370(2019)01 -28-03 这种视觉污染，同时还可以作为治理大气雾霾污染 的有效途径之一，同时回收烟气中的水分和余热，可兼顾解决环境污染与社会发展的矛盾。 1湿烟羽形成机理 目前国内燃煤电厂在烟气排放前广泛采用湿法 脱硫工艺，排放烟气温度降至46?56 °C，此时的烟 气通常是饱和湿烟气，烟气中含有大量水蒸汽。如 果烟气由烟囱直接排出，进人温度较低的环境空气，由于环境空气的饱和湿度比湿烟气低，烟囱排气与 温度较低的环境空气混合降温，其中水蒸汽过饱和 凝结，对光线产生折射、散射，使烟羽呈现出白色或 者灰色的“白烟羽”。白烟羽的形成受多种因素影 响，其中有脱硫工艺因素、烟气参数、锅炉运行参数、除雾器性能等因素。环境温度的影响：随着环境温 度的降低，湿烟羽长度呈指数关系增加，表明环境温 度越低，湿烟羽治理难度越大（图1)。烟气温度的影 响:烟气温度越低，湿烟羽长度越小，表明采用降温措 施可以在一定程度上减弱或消除湿烟羽现象(图2)。 2主要的烟羽脱白技术 烟气脱白是一个烟气综合治理的工程，具体的 治理方案可以从以下几个方面着手：i)降低烟气的 相对湿度。2)降低烟气的绝对湿度。3)降低烟气中