脱硝技术论文十篇
时间：2023-03-18 01:49:51
脱硝技术论文篇1
关键词：燃煤电厂；烟气脱硫脱硝技术；二氧化硫；氦氧化物；环境污染 文献标识码：A
中图分类号：X701 文章编号：1009-2374（2015）23-0088-02 DOI：10.13535/ki.11-4406/n.2015.23.045
随着我国工业化进程力度的加强，人们生活水平的提高，化工产业制造出的污染物相继增多。燃煤电厂排放的气体中包含一定的有毒物质，其含有的二氧化硫与氦氧化物这两种气体是造成酸雨的元凶，同时也是光化学烟雾现象产生的原因。长时间积累会造成人体伤害，威胁人们身体健康，对于人们生活环境存在潜在的隐患，对生态环境的破坏尤为严重，直接影响经济发展。有效地应对这一现象，并合理解决是当前亟需的目标，应加强我国能源与环保领域的解决力度。
1 燃煤电厂烟气脱硫脱硝技术研究现状
1.1 联合脱硫脱硝技术分析
联合脱硫脱硝技术形式的应用是非常广泛的，在现阶段中，在世界领域中已逐渐成为应用趋势。之所以会被各领域认可，是因为在运用传统脱硫脱硝技术的基础上融合了选择性催化还原技术。传统的脱硫脱硝技术可以有效地排除烟气中的二氧化硫，而选择性催化还原技术可以排除氦氧化物，二者的融合不会产生排斥、不存在干扰、可以实现各自工作的状态，从而达到理想的需求效果。联合脱硫脱硝技术形式是采用湿技术集合了高性能石灰石、石膏烟气脱硫系统排除二氧化硫，并结合干技术形式的SCR技术将氦氧化物进行排除。联合脱硫脱硝技术的优势在于不管烟道入口处的二氧化硫与氦氧化物的浓度存在多高的状态，在其技术实施下，经过处理，可以将90%以上的二氧化硫有效排除、将80%的氦氧化物有效排除，达到理想效果。但是有利便有弊，其也存在一定的不足，在其进行处理的过程中会出现设备表面结垢现象，严重影响了脱硫脱硝的有效率，更严重者造成设备的阻塞与腐蚀，这种现象造成的影响最直接的就是GGH。
1.2 同时脱硫脱硝技术分析
联合脱硫脱硝技术固然存在一定的优点，可以有效地排除二氧化硫与氦氧化物，但是其占有一定的空间比例，在费用投资上表现较高，对于设备的操作较困难。因此，同时脱硫脱硝技术形式成为热门首选，受到广泛关注。但是，相对于联合脱硫脱硝技术其还处于研究阶段，在应用规模上远远落后于联合脱硫脱硝技术。同时脱硫脱硝技术是包括燃烧时与燃烧后两种形式的脱除技术，二者有不同的应用，后者的应用更为广泛，包括湿法和干法，具体成果为以下两种：
1.2.1 电子束照射法的研究。电子束照射法简称EBA法，技术形式在于运用含有电子能量值为800MeV-1MeV的电子束照射将其烟气中的二氧化硫与氦氧化物进行有效转化，通过转化变成硫酸铵与硝酸铵。这项技术的出现最早是在日本，经过多年的研究与应用发展，其技术形式在我国得到了广泛的推广。电子束照射法的优点在于运用电子加速器，通过电子加速器的运作产生高能等离子。这种高能氧离子可以有效氧化烟气中的二氧化硫与还氧化钠，确保了脱硫脱硝率。而且在运作过程中不会产生废水、废渣现象，相反，可以将其产生的副产品以及氦气反应转化为化肥，应用于农业生产。这项技术操作简单，可以在短时间内掌握操作要领，运行比较稳定，不存在设备阻塞与腐蚀的问题，处理过的烟气不需要进行二次处理，可以直接排放。
1.2.2 脉冲电晕等离子法研究。脉冲电晕等离子法是在20世纪80年代中期由专家Masuda与Mizunou联合提出来的，是根据电子束照射法原理而发展来的，其原理与电子束照射法大致相同，唯一的区别是脉冲电晕等离子法运用的是高压电源电晕放电的形式，以此来替代加速器电子束产生。脉冲电晕等离子法在运用中具有一定的应用过程，具体过程为：首先，脉冲在放电时会产生大量的高能电子、离子以及激发态粒子、氧化性能高的自由基等离子。在产生的这些元素中活性粒子的作用体现在其平均能量高于气体分子能量，从而在实施操作过程中与烟气有害分子相互碰撞，不仅可以有效打开气体分子键，而且还可以产生大量的臭氧，引起化学反应，实现废气转化；其次，在经过处理时活性粒子令电晕激活的二氧化硫以及氦氧化物的分子与其进行复杂的化学反应，其与自由基合二为一形成相应的酸雾，通过与水的融合形成酸，在这以后的处理中经过与添加的氨反应融合，形成铵盐。一旦铵盐形成以后就可以依据除尘器或布袋除尘设备进行有效收集，从而实现脱硫脱硝的目的。这项技术形式依据的设备简单，极易操作，费用投资比电子束照射法要低很多，消耗能量少，处理的产品能够作为肥料应用于农业生产，不存在二次污染现象。
2 燃煤电厂烟气脱硫脱硝技术发展趋势
2.1 理论基础发展
在燃煤电厂烟气脱硫脱硝技术研究的过程中，许多专家学者为了采取行之有效的技术形式作了具体的研究工作，并形成了相关的理论著作。而在脱硫脱硝技术方面对于理论基础发展研究显得尤为必要，必须依据理论基础研究形式展开，并且形成深入的研究形式。具体的理论基础研究如脱硫脱硝技术应用中存在的反应机理与反应动力学等，这两种理论基础为脱硫脱硝技术脱离实验室研究阶段，从而逐步走出实验室奠定了基础，并且在实现工业化进程阶段提供了充分的理论与坚实的依据，能够有效确保燃煤电厂烟气脱硫脱硝技术的稳步发展。通过这样的历程，以更完美的方式展现了脱硫脱硝技术理论基础的发展趋势，为今后的研究提供了理论保障。
2.2 工作中的表现
对于燃煤电厂烟气脱硫脱硝技术的发展不仅仅体现在理论基础上面，还表现在工作中。具体的工作内容依据完善的脱硫脱硝技术，可以有效地发挥其重要作用，从而解决燃煤电厂烟气排放造成的污染问题。当前形势下，国内外的许多专家、学者对于脱硫脱硝技术进行了具体的研究工作，而且做出了相应的总结。这些专家、学者认为，燃煤电厂烟气脱硫脱硝技术主要体现在工作中，通过工作中的表现观察技术的可行性。鉴于此，在今后的脱硫脱硝技术研究过程中，研究人员要根据以往的研究结果展开新的研究方式，要加强研究湿法同时脱硫脱硝技术。通过湿法同时脱硫脱硝技术的有效研究，可以令其在研究领域向上迈进一大步，不仅如此，完善的研究工作还可以为燃煤电厂的锅炉技术改造提供保障，为其节约大量的资金，可以有效控制投资成本，降低对其投资的风险，从而避免浪费现象的发生。
2.3 结合国情
在当前形势下，我国的燃煤电厂建设力度逐渐提升，从而在各省市地区选择适合的地点实施燃煤电厂建设，以确保人们的应用。由于燃煤电厂建设力度的增加，电厂数量随之增加，在这样的情况下，其烟气产生的污染物将会越来越多，严重威胁着人们的健康。因此，选择合适的脱硫脱硝技术在燃煤电厂进行应用显得尤为重要。从另一个角度而言，对于任何一种烟气脱硫脱硝技术的研究，都要结合我国当前的国情，通过对国情的深入了解，从而实施研究工作。面对我国当今燃煤电厂的特点，应主要研发能够确保在中小锅炉使用的脱硫脱硝技术，可以实施应用较高效率、较低消耗量、容易操作的同时脱硫脱硝技术，从而确保燃煤电厂中烟气的有效排放，不构成环境威胁。
3 燃煤电厂烟气脱硫脱硝技术未来工作重心及方向
燃煤电厂烟气脱硫脱硝技术形式是多学科领域的综合体现，是包含多种形式的技术。在技术形成过程中，为了减少燃煤电厂烟气中的二氧化硫与氦氧化物的排放，造成大气污染，在研究过程中要加强燃烧技术的改进工作，从而抑制污染物的产生，同时还要加强对烟道中的二氧化硫与氦氧化物的烟气实施有效的净化处理。当前，燃煤电厂烟气脱硫脱硝技术可以有效控制烟气中的二氧化硫与氦氧化物，并且能够将其进行净化处理，以保证无二次污染现象，这种方法是实现燃煤电厂烟气污染解决的有效途径。电子束照射法与脉冲等离子法的应用对于脱硫脱硝技术来说实现了快速的烟气净化处理，加快其研究步伐。这些技术形式与方法虽然存在很多优点，但是研究内容与应用还不完善，仍处于推广阶段，没有对我国国内的所有燃煤电厂予以全面的应用。所以，对于新型脱硫脱硝技术与设备的研发仍需加强，完善现有应用技术，从而开发出更为经济实惠、高效率、高性能、低价格的烟气脱硫脱硝技术是其科研人员对于未来工作的方向与工作重心。只有把握好工作方向，才会有针对性地进行研究，从而实现燃煤电厂烟气脱硫脱硝技术的全面应用。
4 结语
本文在实施研究之前，提出燃煤电厂烟气存在的污染现象，含有的二氧化硫与氦氧化物严重影响生态平衡建设，需要相关部门尽快加以解决。在研究过程中，针对于燃煤电厂烟气脱硫脱硝技术形式的特点将其作为治理污染的手段，将其研究现状进行具体分析，并阐述其发展趋势以及在未来发展的工作重心以及研究方向，从根本上解决燃煤电厂烟气污染现象，确保人们的生活环境处于健康、环保的状态，从而有效地发展燃煤电厂的建设，提升国家经济水平，促进社会发展。
参考文献
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[2] 李一安.燃煤电厂脱硫工艺及工艺选择要素分析[J].资源节约与环保，2015，7（1）.
脱硝技术论文篇2
关键词：先进脱硝技术；大型燃煤发电机组；优化设计
中图分类号：S611文献标识码： A
引言
大气中的 NOX污染物 90%以上来源于煤、石油、天然气等石化燃料的燃烧过程各种污染源产生的 NOX中，绝大部分为 NO，它在大气中可以氧化生成 NO2，NO2比较稳定，而且毒性是 NO 的 4~5 倍，空气中 NO2的含量在 3.5×106（体积分数）持续1h，就开始对人体有影响；含量为 20~50×106时，对人眼有刺激作用。
与发达国家相比，我国在 NOX排放控制方面起步相对较晚，以致 NOX排放总量快速增长，并逐渐抵消了对近年来卓有成效的 SO2控制效果，如果不加强对NOX的治理，NOX的排放总量将会继续增长，甚至有可能超过 SO2而成为大气中最主要的污染物。随着我国环保意识的增强，相应法律法规的健全和执法力度的加大，尤其是在 2004 年 7 月 1 日正式实施《排污费征收使用管理条例》后，NOX控制势在必行。
一、脱硝技术综述
烟气脱硝技术在国外的起步比我国要早，按照时间顺序依次是日本、欧洲、美国。现阶段世界范围内，在实践中应用相对可靠烟气脱硝技术有：低氮燃烧技术、SCR（选择性催化还原法）、SNCR（选择性非催化还原法）。由于 SCR和 SNCR 的脱硝效率较高，因此这两种脱硝技术在烟气脱硝领域应用最为广泛。低氮燃烧器目前作为辅助手段。
低氮燃烧技术可分为三代，第一代只改变运行装置活动部分运行装置，对整个燃烧系统的改动不大；第二代是把空气分级送入炉内，使火焰的峰值降低。第三代是将空气和燃料都分别送入炉内，在燃烧器下游形成一个空燃比小于 1 的低氧富燃的还原性区域，将部分氮氧化物还原成氮气。这种方法常与其他方法联合使用，最高可使氮氧化物排放量下降80%左右。
SCR 技术又叫选择性催化还原技术，该技术是使用催化剂，以 NH3(或 CxHy等)作为还原剂，通过一系列复杂的化学反应，选择性的将氮氧化物转化为氮气和水。该方法早在 1957 年由 Engelhard 公司发现并申请专利。日本后来研发出了如今在该技术中被广泛使用的 V2O5/TIO2催化剂，并在 1977 年和 1979 年投入使用。目前 SCR 法已成为世界范围内应用最多，最可靠的技术。
SNCR 技术又叫选择性非催化还原技术，该技术不使用催化剂，由美国的Exxon 公司发明并在 1974 年成功应用于日本的工业生产中。该技术是以 NH3和尿素等为还原剂，在850-1100℃这样一个狭窄的温度范围内通过一系列复杂的化学反应去除氮氧化物。
除了上述三种方法之外，还有许多脱硝的方法，如：液体吸收法、微生物吸收法、等离子体法、炽热炭还原法、液膜法、SNRB 工艺脱硝技术、反馈式氧化吸收脱硝技术、活性碳吸附法、等离子体法、电子束法、脉冲电晕放电等离子体法 CuO 法、SNAP 法等。由于各种原因导致这些方法不能很好的推广使用。
二、燃烧过程中 NOX的控制技术
控制炉内 NOX的产生技术即低氮燃烧技术，低 NOX技术是通过减少 NOX的生成来减少 NOX的排放，比较简单经济，目前应用比较广泛。主要有以下几种：
（一）、空气分级燃烧
该种方法分为两个燃烧区（第一级和第二级），推迟燃烧过程和抑制 NOX的生成在第一级燃烧区完成。其余空气通过燃尽风口送入炉膛与第一级燃烧区（贫氧燃烧）产生的烟气混合，完成全部燃烧过程。在第二级燃烧区的α＞1。因为空气不是一次全部送入，故此称空气分级燃烧。NOX的产生量还原性气氛以及燃料在低氧条件下滞留时间决定，这两者又由分级程度和喷口与主燃烧区的距离决定。见图1。
图1降低NOX排放示意图
（二）、燃料分级燃烧
该技术为的是使生成的 NOX重新被还原。就是说，在燃料第一级燃烧区燃烧生成的 NOX进入第二级燃烧区被还原生成 N2。具体方法是将部分二次燃料从主燃烧区上方喷入，喷入后在炉膛内形成富燃料的二次燃烧区。NOX进入该区遂被还原成 N2。为保证燃料完全燃烧，可在二次燃烧区上方布置专门的燃尽风喷口。
（三）、烟气再循环技术
将部分低温烟气从空气预热器中抽取出来混入燃烧用的空气中，从而降低氧的浓度和火焰的最高值，但该技术会增加烟气的流量、烟气温度和阻力。脱硝效率较低，一般只作为辅助工艺。
三、脱硝技术优化研究
（一）、催化剂的优化选择
脱硝催化剂以TiO2为基材，该类催化剂的成分主要由V2O5（含量1%）、MoO3（含量10%）、TiO2（含量80%）等金属氧化物或起联合作用的混和物构成，催化活性温度为300℃～400℃，适合烟气脱硝技术的催化温度范围。选择催化剂的形式为板式催化剂，并选取一定反应面积的催化剂，满足在省煤器出口烟气流量、温度、压力、成份条件下达到脱硝效率、氨逃逸率等SCR基本性能的设计要求。
（二）、还原剂的优化选择
还原剂采用相对安全的尿素，具有无害、常压、干态及对设备安全性能无影响等优点，制氨工艺中，尿素的使用量由锅炉负荷与脱硝塔出口的氮氧化物含量决定，尿素计量模块的作用就是根据机组负荷与氮氧化物含量来决定当前锅炉的尿素使用量，送至炉前的多余尿素溶液将重新回至尿素存储罐内。
四、某公司脱硝方案论证
（一）、初步设计阶段
某公司2×660MW 超临界燃煤发电机组2007 年初步设计时也计划选择低氮燃烧器， 预留脱硝位置， 脱硝≤400mg/m3 的方案； 在2007 年底环境保护论证时考虑所处的长三角地理位置和环保的社会责任性，计划选择新建机组全部采用低氮燃烧器，1 台安装脱硝装置， 另1 台预留脱硝安装位置，脱硝效率原则上不低于80％，一次规划设计（锅炉BMCR 工况），分步实施。
（二）、具体设计原则
2台炉同步建设烟气脱硝装置，烟气脱硝方案采用高效低氮燃烧器＋选择性催化还原法（SCR）工艺。SCR 反应器考虑布置在锅炉省煤器和空气预热器之间（高含尘区布置）；脱硝系统按脱硝效率不低于80％，一次规划设计（锅炉BMCR 工况），分步实施。现阶段按脱硝效率大于60%实施（锅炉BMCR 工况）。催化剂模块按预留层考虑。SCR 不设烟气旁路系统。空预器增加换热模块。
（三）、SCR系统优化设计流程
本次脱硝技术优化设计主要内容包括基于经验的初步设计（包括SCR反应器及连接烟道、导流板等）、计算机模拟、基于计算机模拟结果的优化设计等，优化设计流程图如下图2所示：
图2 SCR脱硝工艺优化流程
（四）、SCR脱硝运行装置优化
为减少堵塞，对脱硝装置中吹灰器和空预器进行了优化，吹灰器采用耙式蒸汽吹灰器，在灰量较大时能起到很好的作用，减少SCR脱硝催化剂积灰情况。空预器低温段传热元件应采用搪瓷表面传热元件，防止由于空预器脏污使传热效果降低或空预器堵塞导致被迫停炉事件的发生。空预器和吹灰器选型上采用了双介质吹灰器（蒸汽和水），实现对空预器在线高压水冲洗。正常运行时采用蒸汽定期吹灰，空预器堵塞严重时采用高压水冲洗。
结束语
从理论上分析，某公司工程优化后的脱硝方案，具有效率高、经济性好、适用性和实用性强等优点。相信将来会被同行业普遍借鉴和引用。
参考文献
[1] 王振宇.燃煤电厂的除尘、脱硫、脱硝技术.环境保护科学，2005，31（2）
脱硝技术论文篇3
关键词：烟气除尘；脱硝；脱硫；电厂；应用
中图分类号： F407.6文献标识码： A
引言：
在我国的电能结构中，基于燃煤的火力发电是主要发电方式，可占据整个电能装机容量的百分之七十以上。但是在提升能源供给的同时，如果不及时采取有效的技术和方法对燃煤电厂的氮氧化物排放进行控制则会对我们的生活环境带来的巨大的负面影响。为消除这种影响必须采用更加高效的煤燃烧技术和烟气除尘脱硝脱硫技术来降低发电过程中生成的氮氧化物。
1.干法烟气脱硝脱硫技术在电厂的应用
所谓干法烟气脱硫，是指脱硫的最终产物是干态的。主要有炉内喷钙尾部增湿活化、荷电干式喷射脱硫法（CSDI法）、电子束照射法(EBA）、脉冲电晕法（PPCP）以及活性炭吸附法等。以下对炉内喷钙加尾部增湿活化、吸收剂喷射、活性焦炭法作简单分析。
1.1炉内喷钙加尾部增湿活化脱硫工艺
炉内喷钙加尾部增湿活化工艺是在炉内喷钙脱硫工艺的基础上在锅炉尾部增设了增湿段，使脱硫的效率大大提高。该工艺的吸收剂多以石灰石粉为主，石灰石粉由气力喷入炉膛850-1150℃温度区，石灰石受热分解为二氧化碳和氧化钙，氧化钙与烟气中的二氧化硫反应生成亚硫酸钙。由于反应在气固两相之间进行，受到传质过程的影响，反应速度较慢，吸收剂利用率较低。在尾部增湿活化反应内，增湿水以雾状喷入，与未反应的氧化钙接触生成Ca(OH)2进而与烟气中的二氧化硫反应，进而再次脱除二氧化硫。当Ca/S为2.5及以上时，系统脱硫率可达到65%-80%。
在烟气进行脱硫，因为增湿水的加入烟气温度下降（只有55-60℃，一般控制出口烟气温度高于露点10-15℃，增湿水由于烟温加热被迅速蒸发，未反应的反应产物和吸收剂呈干燥态随烟气排出，被除尘器收集下来。同时在脱硫过程对吸收剂的利用率很低，脱硫副产物是以不稳定的亚硫酸钙为主的脱硫灰，使副产物的综合利用受到影响。
南京下关发电厂2×125MW机组全套引进芬兰IVO公司的LIFAC工艺技术，锅炉的含硫量为0.92%，设计脱硫效率为75%。目前，两台脱硫试验装置已投入商业运行，运行的稳定性及可靠性均较高。
1.2吸收剂喷射同时脱硫脱硝技术
1.2.1炉膛石灰（石）/尿素喷射工艺
炉膛石灰（石）/尿素喷射同时脱硫脱硝工艺由俄罗斯门捷列夫化学工艺学院等单位联合开发。该工艺将炉膛喷钙和选择非催化还原（SNCR）结合起来，实现同时脱除烟气中的二氧化硫和氮氧化物。喷射浆液由尿素溶液和各种钙基吸收剂组成，总含固量为30%，pH值为5～9，与干Ca(OH)2吸收剂喷射方法相比，浆液喷射增强了SO2的脱除，这可能是由于吸收剂磨得更细、更具活性[17]。Gullett等人采用14.7kW天然气燃烧装置进行了大量的试验研究[18]。该工艺由于烟气处理量太小，不能满足工业应用的要求，因而还有待改进。
1.2.2整体干式SO2/NOx排放控制工艺
整体干式SO2/NOx排放控制工艺采用Babcock&Wilcox公司的低NOXDRB-XCL下置式燃烧器，这些燃烧器通过在缺氧环境下喷入部分煤和空气来抑制氮氧化物的生成。过剩空气的引入是为了完成燃烧过程，以及进一步除去氮氧化物。低氮氧化物燃烧器预计可减少50%的氮氧化物排放，而且在通入过剩空气后可减少70%以上的NOx排放。无论是整体联用干式SO2/NOx排放控制系统，还是单个技术，都可应用于电厂或工业锅炉上，主要适用于较老的中小型机组。
1.3活性焦炭脱硫脱硝一体化新技术
活性焦炭脱硫脱硝一体化新技术（CSCR）是利用活性焦炭同时脱硫脱硝的一体式处理技术。它的反应处理过程在吸收塔内进行，能够一步处理达到脱硫脱硝的处理效果，使用后的活性焦炭可在解析塔内将吸附的污染物进行析出，活性焦炭可再生循环使用，损耗小，损耗的粉末送回锅炉作燃料继续使用。其中活性焦炭是这一处理过程的关键和重要的因素，它既作为优良的吸附剂，又是催化剂与催化剂载体。脱硫是利用活性焦炭的吸附特性；除氮是利用活性焦炭作催化剂，通过氨，一氧化氮或二氧化氮发生催化还原反应而去除。
活性焦炭吸收塔分为两部分，烟气由下部往上部升，活性炭在重力作用下从上部往下部降，与烟气进行逆流接触。烟气从空气预热器中出来的温度在（120-160）℃之间，该温度区域是该工艺的最佳温度，能达到最高的脱除率。
烟气首先进入吸收塔下部，在这一段二氧化硫（SO2）被脱除，然后烟气进入上面部分，喷入氨与氮氧化物（NOX）反应脱硝。饱含二氧化硫的焦炭从吸收塔底部排放出来通过震动筛，不合大小尺寸的焦炭催化剂在进入解吸塔之前被筛选出来。经过筛选的活性焦炭再被送到解吸塔顶部，利用价值较低的活性焦炭被送回到燃煤锅炉中，重新作为燃料供应。
活性焦炭解吸塔包括三个主要的区域：上层区域是加热区，中间部分是热解吸区，下面是冷却区。
天然气燃烧器用来加热通过换热器间接与活性焦炭接触的空气，被加热的空气和燃料烟气一起送到烟囱，并排入大气。在解吸塔的底部，空气从20℃被加热到250℃，接着天然气燃烧器继续将空气加热到550℃，这部分空气将在解吸塔的上部被冷却到150℃。
2.我国燃煤电厂烟气脱硝现状
（1）在脱硝装置建设方面来看，我国已建脱硝机组在2008年已超过1亿千瓦。这种建设现状是由政府规定的氮氧化物排放标准与燃煤机组建设时的环境影响评价审批共同作用形成的。这说明燃煤电厂烟气脱硝已经成为我国经济发展和环境保护所需要重点考虑的问题之一。
（2）在脱硝工艺选择方面来看，我国绝大部分燃煤机组所使用的脱硝工艺为SCR方法，这种方法实现结构简单、脱硝效率可以超过90%，且不会在脱硝过程中生成副产物，因而不会形成二次污染，是国际中应用最为广泛的脱硝方法。统计数据表明，基于SCR工艺的烟气脱硝机组占我国总脱硝机组的比例超过90%。
（3）在SCR烟气脱硝技术设计与承包方面来看，现代烟气脱硝市场中，我国国内的承包商基本已经具备了脱硝系统的设计、建造、调试与运营能力，可基本满足国内燃煤电厂的烟气脱硝系统建设需求。
（4）在SCR关键技术和设备方面来看，虽然我国大部分燃煤电厂仍旧以引进国外先进技术为主，但是在引进的同时同样注意在其基础上进行消化、吸收和创新，部分企业或公司还开发了具有自主知识产权的SCR关键技术。在相关设备研发方面，可实现国产的设备有液氨还原剂系统、喷氨格栅设备、静态混合器设备等，但是诸如尿素水热解系统、声波吹灰器、关键仪器仪表等还未实现国产化。
（5）在产业化管理方面来看，政府正在逐渐加大对烟气脱硝的管理力度，而企业也正在按照相关要求制定和执行相关的自律规范，但是总体来说我国的烟气脱硝管理仍处于初级阶段，还需要在借鉴国外先进管理经验的同时结合我国国情制定符合我国发展要求的产业管理制度。
3.烟气脱硫脱硝技术的发展趋势
（1）在研究烟气同时脱硫脱硝技术的同时，理论研究将会更加深入，如反应机理和反应动力学等等，为该项技术走出实验室阶段，实现工业化提供充分的理论和坚实的依据。
（2）目前，国内外的研究主要集中于烟气同时脱硫脱硝技术这方面则集中在干法上，在以后的研究中，研究人员则加强研究湿法同时脱硫脱硝技术，为今后锅炉技术改造节约大量资金，减少投资金额，降低投资风险，以避免不必要的浪费。
（3）研究任何一项烟气脱硫脱硝技术，都要结合我国国情。因此，应主要研发能够在中小型锅炉上广泛应用的高效、低耗、能易操作的同时脱硫脱硝技术。
4.结语
近年来，我国电厂的烟气脱硫脱硝技术得到了很大的提升，但是它尚处于推广阶段，存在很多问题。因此，研发新型脱硫脱硝技术与设备，不断完善应用现有技术，开发更经济的、更有效的、更低廉的烟气脱硫脱硝技术是科研人员工作的方向。
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脱硝技术论文篇4
关键词：燃煤锅炉 烟气脱硝 技术
随着经济的不断发展，人们日益对环境的破坏，环境污染早已成为一个社会问题。特别是氮氧化物对大气的污染，是全世界人们关注的环境污染的焦点问题。有数据统计发现，现阶段我国67%氮氧化物排放量都是来自于煤炭的燃烧，另外有一半以上是发电和供暖锅炉燃烧所诱发的，相关数据统计可以发现，当前我国的氮氧化物排放量已超过我国上世纪九十年代氮氧化物排放量的两倍，而且该数字还在每年递增。按照现在的氮氧化物排放增长速度来看，到2020年我国的氮氧化物的排放量可能会直接超越美国而成为氮氧化物排放量最大的国家。而按照我国相关要求，氮氧化物的排放量必须要有减而无增，所以对氮氧化物排放量的控制也刻不容缓。
1.烟气脱硝技术分析
所谓烟气脱硝技术在我国的发展实际上非常迟，烟气脱硝的概念还是上世纪八十年代才得以被国人认识，该技术当时主要是用在电厂锅炉烟气脱硝中，对烟气实施脱硝处理的基本方法实际上有很多，通常可以分为湿法、干法以及半干法脱硝[1]。而在这三种技术中，干法又可以根据脱硝原理分为选择性催化还原法（即SCR）以及非催化还原法（即SNCR）、电子束照法、光催化法和碳热还原法；另外湿法可根据脱硝性质分为水吸收法、碱吸收法以及洛合吸收法、水吸收法、半干法可按照原理分为吸收法、催化氧化法以及活性碳吸收法[2]。
2.烟气脱硝技术的基本特点
上文中已经提到，所谓烟气脱硝技术其基本特点有下面三个：即湿法脱硝、干法脱硝以及半干法脱硝。湿法脱硝由于其脱硝的效率其他两种方法而言较低，同时操作也较为繁琐，对吸收剂的要求以及消耗均非常高，另外运行的费用也极高，直接会诱发二次污染，所以在条件运行的情况下一般不使用此方法。干法脱硝的脱硝效率非常高，脱硝速度快，其工艺流程较为简单，容易对要求实施控制，另外操作较为稳定，设备的运行可靠。而半干法脱硝则对吸收剂的来源有一定的要求，另外工艺也较为复杂，脱硝成本要远远大于干法脱硝，另外设备的运行也存在不稳定情况。
3.常用脱硝技术
实际上对于湿法、干法以及半干法烟气脱硝技术而言，干法的使用非常普遍，这主要是因为干法脱硝的工艺流程相对其他两种方法的工艺流程更加简单，同时脱硝的效率非常高，脱硝过程中不需要供水同时脱硝完成之后不需要实施废水处理工作。就当前干法脱硝来说，方法也有很多，现阶段已实际使用的有十多种，另外使用最广泛的脱硝手段就是选择性非催化还原方法以及选择性催化还原法，即（SNCR以及SCR）
3.1 非催化还原脱硝技术
所谓非催化还原脱硝技术，就是把NH3和氮氧化物实施混合，同时实施高温加热出来，这样就能够使其出现化学反应，借助NH3的还原性可以把氮氧化物还原成水与N2[3]。该方法的基本脱硝原理是：4NH3+4NO+O2化学反应生成4N2+6H2O，4NH3+2NO+O2化学反应生成3N2+6H2O，在这些化学反应中，实际上就是非催化脱硝的基本脱硝技术[4]。
3.1.1燃煤锅炉的非催化还原脱硝方法
实际上非催化还原脱硝技术在锅炉的使用中非常早，基本原理是把氨或者尿素当成还原剂直接将其喷入炉膛1000摄氏度的区域中，将炉膛当成非催化还原脱硝反应容器，借助高温最大限度的还原氮氧化物。
3.1.2 非催化还原脱硝技术设备组成分析
该还原技术工艺流程较为简单，主要由还原剂贮槽、配套控制仪表以及还原剂多层喷入设备组合而成。
3.2催化还原脱硝技术
催化还原烟气脱硝技术实际上是在某种特定的条件下，同时在催化剂的作用下，氮氧化物被NH3还原成能够对大气没有污染的水分子与N2。其脱硝的反应机理是：NO+NO2+2NH3化学反应成为2N2+3H2O
3.2.1催化剂
需要特别注意的是，催化剂SCR为选择性催化还原剂的脱硝工艺核心技术，其依据烟气的温度、灰尘的磨损程度、流速以及含尘量等，选择使用完全不同性能的催化剂，而催化剂又为活性物质和载体组成，部分还加入成型剂与造孔物质，这样根据要求制作成所需要的孔结构与形状。一般经常使用的选择性催化还原剂可以应用TiO2为主要载体的MoO3和V2O5等金属质氧化物。其反应的温度通常可以达到280摄氏度-450摄氏度。而载体的形状也各不相同，有网状、片状、波纹式以及蜂窝式、柱状、秋状等。全新的催化剂效率相对传统催化剂要高的很多，特别是MnOX-CoOX（CeOX）/TiO2等全新低温蜂窝催化剂，这样就可以把选择性催化还原法烟气脱硝的温度降到小于120摄氏度。
3.2.2燃煤锅炉选择性催化还原法脱硝方法
正常情况下，电厂和工业锅炉安装选择性催化还原法的脱硝装置有下面几个方法：首先是高温高尘式，一般选择性催化还原法设置在锅炉烟气出口和空气预热器二者之间；其次，高温低尘式方式，即选择性催化还原法设置于高温电除尘器后；最后是低温低尘式，即选择性催化还原法设置于省煤器尾部烟道的出口后部，依据以上三种完全不同的装置方法，其选择性催化还原法的运行工作条件也要具体问题具体分析。高温高尘式装置，反应温度相对较高，催化剂的活性好，不过因为催化剂处在浓尘中，容易诱发堵塞以及中毒等现象，最大限度的缩短催化剂的使用寿命；高温低尘式装置，对于节约能源以及降低消耗、维护操作等非常不利，其操作等相对较为繁琐；低温低尘式装置，不但没有飞灰堵塞，同时使用全新低温催化剂不会消耗动力，能够有效降低污染。
3.2.3选择性催化还原法设备的组成
其脱硝装置由仪表控制系统、氨存储供应系统以及选择性催化还原法反应器等组成。
4.选择性催化还原法与选择性非催化还原法对比
选择性非催化还原法和催化剂有所不同，其脱硝的效率相对较低，通常不会超过60%，同时还原剂的消耗往往也非常大，需要有着较高NH3/NOX比值。在反应过程中，往往需要很多的外部条件，比如反应温度要达到一定值，因此在催化过程中需要很好的掌握同时控制反应区温度，如果反应区温度太低，则脱硝的转化率也不高，温度如果太高，那么就会诱发NH3的氧化，出现多余NOX。
结语
总而言之，两种不同的烟气脱硝技术均有着不同的特点，其中低温型选择性催化还原法以低温、低成本以及高寿命等优点，这些优点也正式低温选择性催化还原法能够领先于别的烟气脱硝技术的原因，符合现阶段我国可持续发展战略目标。所以，通过分析研究不难发现，低温型选择性催化还原法烟气脱硝技术为深远发展的烟气净化技术，符合我国的发展战略目标与我国国情，其能够有效运用于燃煤锅炉烟气脱硝中。■
参考文献
[1] 曾昭良，宋晓.湖南烟气脱硝技术获重大突破[J]. 发明与创新（综合版）. 2013，12（05）：95955.
[2] 宋卫娜.浅谈混合法烟气脱硝技术的应用及存在的问题[J]. 中国科技信息. 2013，10（17）：156-157.
脱硝技术论文篇5
关键词：选择性催化还原脱硝技术；选择性非催化还原脱硝技术；低温的选择性催化还原脱硝技术
在大气的污染物中氮氧化物很容易受到大气中酸雨和光化学烟雾的影响，会使臭氧层的温室效应受到一定的破坏，会给大自然环境和人类的健康带来严重的危害。根据统计，我国大气的污染物中有60%的NO来自煤的燃烧，其中火电厂的用煤量占我国的燃煤用量的70%。2010年我国的火电厂氮氧化物排放量控制在500万吨左右，依据现有的排放控制水平，预计到2030年氮氧化物的排放量将会达到1000万吨左右。依据我国大气污染物的排放量标准的实施，国内的NO排放控制将会逐渐的严格起来，到2020年，会出现有2亿kW的机组容量需要建立脱硝系统，所以，我国火电厂锅炉烟气脱硝将会成为继脱硝之后的另一个爆发性的技术。
1、对脱硝技术进行分类
针对火电厂中对NO控制的技术主要分为两类，一种是在燃烧的过程中对炉内氮氧化物控制的技术，主要的特点是控制在燃烧过程中NO的生成，包括对炉型及设计参数的选择、运行的调整技术，除此还有对控制燃烧过程中所生成的燃烧型、热力型及快速型三种机理的氮氧化物；还有一种是燃烧后的控制技术，也就是烟气脱硝技术，主要的特点就是把烟气所生成的NO固定成为氮气。炉内的氮氧化物控制技术一般是以降低锅炉热力效率为代价，其中炉后的烟气脱硝技术中的选择性催化还原法，效率比较高，是一种比较有潜力的脱硝技术。
2、炉内脱硝技术的生成
对于NO生成主要有两种机理，炉内的脱硝技术也可以分为两种类型。第一类，是对炉内燃烧的温度降低，这样可以减少热力型NO的生成；第二类，是营造煤粉着火区域的还原性气氛以减少燃料型的NO生成，在具体的应用上，经常会出现两种技术综合的情况，既可以降低燃烧的温度，也可以降低着火区域的氧气浓度。用改变燃烧条件的办法，来对NO的排放进行降低，统称为低NO燃烧技术。低NO燃烧技术主要包括低氧的燃烧、分级的燃烧及延期的再循环。任何一种NO燃烧技术都会涉及到炉膛燃烧的安全方面的问题，所以低NO燃烧技术存在着一定的局限性，主要是可以降低NO的排放浓度。在对循环流化床燃烧的技术中，把煤和脱硫剂仪器送入增压的流化床内燃烧，实践可以证明，在流化床悬浮时段喷入氨，可以是NO的排放量进行有效的降低。
3、对选择性规划还原脱硝技术进行介绍
炉内的低氮燃烧技术比较局限性，使NO的排放不能达到让人满意的地步，为了可以使NO进一步的降低排放，就会对燃烧后的烟气进行脱硝处理。目前在对烟气脱硝工艺中大致的可以分为干法、半干法及湿法三大类。其中干法中的选择性催化还原法在火电厂中是比较流行及比较成熟的。首先使用燃油及燃气的电厂锅炉是在二十世纪七十年代的欧洲国家，之后在八十年代时燃煤电厂锅炉逐渐的引入我国。选择性的催化还原发脱硝技术，是在进行脱硝是加入催化的条件，使用碳氧化合物作为还原剂，把烟气中的NO还原成为氮气和水；在反应温度时要控制在300℃-450℃，脱硝的概率将会达到70%-90%。这种技术比较成熟可靠，在全球的范围内特别是发达的国家中应用比较广泛。
选择性催化还原法脱硝反应属于氧化还原反应，所以要遵循氧化还原机理。在选择性催化还原发脱硝系统中，影响选择性还原法脱硝的过程中最主要的参数是烟气的流速、氧气的浓度、水蒸气的浓度及催化剂和烟气的温度等。
3.1烟气的流速
在选择性催化还原法脱硝技术最关键的参数是烟气的流速，是烟气在催化剂容积内停留时间的尺度，在一定的程度上决定反应物是否完全是反应，也对反应器催化剂的骨架冲刷和烟气的沿程阻力有着一定的影响，这就要设计出合理的烟气流程来对气体充分混合反应进行。
3.2氧气的浓度
选择性催化还原发脱硝技术在反应中需要氧气的参与，当氧气的浓度值增加催化剂性能提升到渐近值，但氧气的浓度不宜过高，一般需要控制在2%-3%。
3.3氨滑移
在选择性催化还原法脱硝技术进行反应时，排放的气体和注入催化剂，几乎是1比1的对物质量进行反应，氨滑移使指氨被喷入系统中，反应后在烟气下游多于的氨，对随着氨滑移的量不断的增加对脱硝物质的脱除率增加，在某一个氨滑移量达到一定的渐近值，也要依据要求来对脱硝装置的性能进行设定。
3.4水蒸气的浓度
水蒸气的浓度不断增加会使催化剂的性能不断的下降，催化剂失效不利于选择性催化还原脱硝技术的系统运行，要对此进行有效的控制。
3.5催化剂
在火电厂中选择性催化还原脱硝技术的主要核心是催化剂的工艺，它要占总投资的20%。为了可以使火电厂可以经济安全的运行，要对所要使用的催化剂有以下要求：（1）在一定的温度范围内要具有较高的活性，还要可以对强烈的温度波动加以稳定；（2）高选择性减少副作用；（3）对碱性金属及重金属具有化学稳定性，也就是抵抗中毒的性能较强；（4）对施加的烟气压力损失较小；（5）寿命较长，成本较低。
使用选择性催化还原法脱硝技术有很对的催化剂，按照活性的不同可以分为金属的氧化物、比较贵重的金属和离子交换分子筛等催化剂。燃烧火电厂中大多是以金属的氧化物催化剂为主。运用不同的催化剂时，可以对多种物质进行选用成为催化剂，但主要是催化的特性不同，贵重的技术作为催化剂时较多的使用一氧化碳及碳氧化合物作为还原剂，在沸石分子筛最为催化剂时经常使用碳氧化合物。
4、选择性非催化还原脱硝技术
选择性非催化还原脱硝技术是在锅炉的炉膛焰角上方或是过热器及尿素等作为还原剂，反应时的温度控制在800℃-1000℃，如果温度低于800℃是，会使脱硝率降低，选择性非催化还原脱硝技术的脱硝效率为30%-50%，氨气的逃逸率比较大，会对环境造成一定的污染。该工艺会通过现有的中小型锅炉来对此进行改造，投资的费用比较低，逃逸率较高是脱硝的效率也降低。混合选择性催化还原脱硝技术和选择性非催化还原脱硝技术在排放标准比较低时，可以只留下选择性非催化还原脱硝技术，等排放标准后来对选择性催化还原脱硝进行建立。
低温的选择性催化还原脱硝工艺一般是指选择性催化还原脱硝反应器内采用催化剂适应的温度要在120℃-300℃之间。低温的选择性催化还原脱硝技术研究的目标主要是集中在3个方面：（1）低温的催化剂的固有特性、活性及选择性。（2）烟气成分及温度环境对形成硫酸氨、硝酸氨及氧化亚氮等方面的影响。（3）低温下烟气中水蒸气对催化剂的影响研究有待进一步的深入。
5、结论
随着我国近年来对氮氧化物的污染重视及相关的法律法规的出台实施，我国对氮氧化物的排放进行控制将逐渐的严格起来，目前我国的国内氮氧化物控制主要是对燃烧控制的技术，燃烧后的烟气脱硝技术在我国的应用还相对的较小，考虑到固定的资产投资和运行的成本，对于火电厂的脱硝技术，以方面要通过技术的引进或是合作等法师来开拓在我国的应用；另一方面，国内会比较注重关键的技术和催化剂的研发，争取实现关键的设备及催化剂的国产化，大大的降低固定资产投资及运行的成本。
参考文献：
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[2]许佩瑶，张艳，赵毅，解海卫.锅炉脱硝脱氮技术.[J].环境污染治理技术与设备.2010，5（4）：50-54.
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脱硝技术论文篇6
本文简要介绍了垦利惠能热电有限公司75t/h循环流化床锅炉SNCR脱硝工程，通过调试及试运行，对SNCR工艺应用在循环流化床锅炉上的脱硝效果及影响脱硝效率的相关因素进行了研究。
【关键词】：
SNCR；循环流化床锅炉；脱硝；应用
中图分类号：TK229文献标识码： A 文章编号：
1引言
随着环保要求的提高，对电站锅炉的NOx排放标准也日益严格，2011年新出台的火电厂大气污染物排放标准中要求在2014年7月1日前燃煤电厂NOx排放浓度要控制在100mg/Nm3以下，因此对锅炉烟气的脱硝治理成为电厂从业人员密切关注的问题。在众多的NOx控制方法中，选择性非催化还原（Selective Non-Catalytic Reduction，简称SNCR）技术以其投资少，运行费用低的优点逐渐引起广泛关注(1)。
选择性非催化还原(SNCR)脱除NOx技术的原理是把含有NH2基的还原剂(如氨气、氨水或者尿素等)喷入炉膛温度为800℃～1100℃的区域，在此温度下还原剂迅速热分解成NH3和其它副产物，随后NH3与烟气中的NOx发生还原反应而生成N2(2)。NH3还原NOx的主要反应为：
4NH3 + 4NO + O24N2 + 6H2O
4NH3 + 2NO2 + O23N2 + 6H2O
循环流化床锅炉技术是近十几年来迅速发展的一项高效低污染清洁燃烧技术。流化床锅炉能够在燃烧过程中有效控制NOx的产生和排放，是一种“清洁”的燃烧方式。流化床内的燃烧温度控制在840~950℃范围内，从而保证稳定和高效燃烧，同时在此温度下运行，抑制了热力型NOx的形成。流化床锅炉旋风分离器中烟气的温度一般在800-900℃左右，既可以满足SNCR还原反应的温度要求，还可以保证还原剂与烟气具有充分的反应时间(3)。
2垦利惠能热电流化床锅炉SNCR脱硝项目简介
为响应国家“十二五”期间主要污染物减排工作的实施，煤炭工业济南设计研究院有限公司于2012年8月与垦利惠能热电有限公司签订3×75t/h流化床锅炉SNCR脱硝总承包建设合同。该工程于10月10日开工，12月10日进入热态调试及168h试运行，调试运行结果表明，脱硝系统可连续稳定运行，脱硝性能达到设计要求，锅炉烟气NOx排放浓度＜100mg/Nm3。
2.1 SNCR系统设计及性能保证参数
表1 SNCR系统主要设计参数
2.2 SNCR脱硝还原剂
SNCR工艺中常用的还原剂为氨水和尿素，两者脱硝效率与反应温度之间的关系见图1。
图1 不同温度下SNCR系统的脱硝效率曲线
本工程采用约10%浓度氨水作为还原剂。氨水来源于垦利石化有限公司生产过程中产生的废氨水，不但可以降低运行成本，还能变废为宝。
2.3 SNCR脱硝系统配置
SNCR系统主要由氨水储存系统、氨水输送系统、稀释水系统、在线稀释计量分配系统、喷射系统、控制系统、在线监测系统等部分组成，工艺流程见下图2：
图2 SNCR工艺流程图
SNCR各组成系统均为模块化设计，利于现场安装施工。氨水储罐及稀释水储罐均做防腐处理，泵类设备设置一用一备，通过稳定调节系统自动控制保证喷枪入口处压力的稳定。接触氨水溶液的管道、阀门均选用不锈钢材质。
2.4调试及试运行
本工程于2012年12月10日开始进行脱硝热态调试，锅炉运行负荷稳定，旋风分离器入口的烟气温度为860℃~920℃，基本在最佳脱硝反应温度窗口，原烟气中NOx浓度（干态、6%O2）为260-300mg/Nm3，调试期间其它运行数据参见下表2：
表2 调试期间的运行参数
从表中可以看出，经脱硝系统处理后NOx浓度维持在90mg/Nm3左右，且数据比较稳定，低于国家标准中要求的100mg/Nm3，脱硝效率保持在70%左右。
3 不同参数条件对SNCR脱硝效果的影响
调试运行期间，脱硝系统运行连续稳定，调试工作较为顺利。在此期间对不同参数条件下SNCR系统的脱硝效果进行了验证。
3.1 SNCR脱硝技术的最大脱硝效率
相关文献报道SNCR脱硝技术在实验室内的试验中可以达到90％以上的NOx脱除率，应用在循环流化床锅炉上，一般能获得50％～70％的NOx脱除率。本项目通过调节喷氨量对SNCR脱硝技术可以获得的最大脱硝效率进行实验验证。实验数据如下表
表3 SNCR可获得的最大脱硝效率；
从表中可以看出，在920℃左右，逐渐增加喷氨量，NOx浓度逐渐降低，脱硝效率升高，同时氨逃逸量也逐渐增加。当氨水流量大于390L/h时，随着氨水流量的增加，NOx 浓度基本保持稳定，此时脱硝效率约为78%，但氨逃逸量显著增加。
3.2锅炉负荷对脱硝效果的影响
电厂锅炉正常运行时根据要求会对锅炉负荷进行调整，不同锅炉负荷下炉膛温度、烟气NOx浓度变化较大，本项目对不同锅炉负荷下SNCR脱硝效果进行了实验验证，试验数据如下表4：
表4 不同锅炉负荷对脱硝效果的影响；
从表中可以看出，炉膛出口的温度随锅炉负荷的增加而增加，烟气中NOx浓度也随之增加，这种变化趋势复合NOx的形成规律。SNCR脱硝系统的脱硝效率随锅炉负荷的降低而降低，在锅炉低负荷状态下为保证出口NOx浓度达标需增大喷氨量，相应的氨逃逸量也有显著增加。
3.3喷枪前压力对脱硝效果的影响
为使喷入炉膛内的氨与烟气能够充分混合，需要保证喷枪的雾化效果，喷枪前压力是影响雾化效果的一个重要因素。本项目对不同喷枪前压力对脱硝效果的影响进行了实验验证，实验结果如下表：
表5 喷枪前压力对脱硝效果的影响；
从表中可以看出，喷枪前压力对脱硝效果有较大影响；脱硝效果随喷枪前压力的增大的增大，喷枪前压力为0.4MPa时，NOx浓度降至100mgN/m3以下，继续提高压力，NOx浓度基本不变。
4结论
旋风分离器入口处温度一般为850-950℃，应用SNCR技术可以获得65%以上的脱硝效率，经处理后烟气中NOx浓度可以降至100mg/Nm3以下，满足国家排放标准的相应要求。
锅炉负荷对SNCR脱硝效率具有一定影响，锅炉运行负荷较低时脱硝效率较差，锅炉负荷高于60%，经脱硝后的NOx浓度即可满足国家标准要求。
SNCR应用于循环流化床锅炉最大可以获得78%的脱硝效率，但此时氨逃逸量较高。
SNCR系统的正常运行时喷枪前压力为0.4MPa。
(5) 随着国家电力行业NOX 排放控制要求的日益严格和环保标准的提高, SNCR 技术由于其投资成本低，工程建设周期短，运行成本相对合理，环境效益高，对于循环流化床锅炉烟气NOx浓度的控制具有广泛的应用前景。
参考文献：
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[2]孙克勤，钟 秦 火电厂烟气脱硝技术及工程应用[M]．北京：化学工业出版社．2006
脱硝技术论文篇7
[关键词]火电厂；烟气；脱硫脱硝技术；
中图分类号：X773 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）13-0390-01
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。我国还建立了更加高效的物理模型以及数字模拟原理的实验性平台，培养了一批专门从事火电厂烟气脱硫脱硝技术研发以及产业化的人才队伍，为我国大型火电机组烟气处理工程的设计、施工以及承包贡献力量。我国每年由于电力工程排放的氮氧化物的数量也很可观，据统计我国在二十一世纪以来排放的氮氧化物量已超过上千万吨，于2003年颁布的《火电厂大气污染物排放标准》对于硫化物和氮氧化物的排放都有一定的要求，我国的火电厂家也响应国家的号召，在锅炉购买的过程中选择带有降低氮氧化物以及硫化物的配套装置，都可以有效的对火电厂排放烟气中的污染物进行有效的控制，为了提高火电厂烟气处理装置的效果，国内的很多家环保公司都开始了与国际环保机构的合作和技术引入。我国的烟气脱硫脱硝技术是以发达国家先进技术为基础，再以我国的实际情况为改革方向，同时该技术的研发也为政府相关单位所重视，列入到了国家高新技术产业化发展计划中，并且开展了一系列关于火电产烟气处理脱硫脱硝的技术研讨会议，继续着这种研发的势头和进程，我国必将在火电厂脱硫脱硝技术方面取得更好的成绩。
二、电厂烟气脱硫脱硝技术的应用分析
（一）亚钠循环法脱硫技术的应用分析
亚钠循环法脱硫技术是使用亚硫酸钠溶液对火电厂烟气中的二氧化硫进行洗后从而达到脱硫的目的，因此从该技术的使用过程来看，主要发生的处理工程包括二氧化硫气体的处理，热解再生环节以及二氧化硫吸收等步骤，其中二氧化硫气体的处理手段上有很多，因此形成的反应机制也是多种多样的，火电厂在进行设备购买的过程中需要根据自己的实际情况来选择；而针对热解再生的环节而言，也会出现一部分二氧化硫气体被吸收的情况，企业应当注重该环节与逆流塔之间的配合吸收效果，最大化的加强整个烟气处理系统的脱硫脱硝能力。亚钠循环脱硫法中最重要的关键点在于使用溶液中亚硫酸钠的含量，同时对使用过程中阶段内的计量和流速进行控制，让火厂产生烟气在途径该装置时能够获得最好的吸收效果，在该技术的配合下，火电厂脱硫脱硝的效果可以达到百分之九十五以上。
（二）活性炭脱硝脱硫技术的应用分析
活性炭是一种具有很强吸附性的一种物质，因此该技术作为一种综合性质的火电厂脱硫脱硝手段被我国企业广泛应用，具体来说，该技术执行的过程中需要经历二氧化硫吸收、活性炭热解再生、氮氧化物的催化还原以及吸附和催化二氧化硫的过程，其中较为关键的点就会活性炭和可以吸收污染物的比例问题。在使用活性炭脱硝脱硫技术之前应当将区域内的环境进行除尘化的处理，之后待一级脱硫塔进行二氧化硫的吸收工作之后，采用合适的手段将处理后的液体进行回收，技术人员可以设计对应装置将转化为一定浓度的硫酸溶液以便再次利用，二级脱硝塔的作用在于将氮氧化物吸收并转化为对空气没有污染影响的氮气。该技术的核心问题是活性炭的质量和数量，从目前实践的经验来看，烟气在活性炭中的流速越慢，停留的时间越长，活性炭对于其中有害气体吸收的效果越好。根据目前烟气处理装置实践的结果来看，活性炭能够让火电厂烟气中二氧化硫和氮氧化合物的吸收率达到百分之九十五和七十五以上，对于其他的污染物质的吸收也有很好的效果，因此在我国火力发电厂中得到了普及和推广。
（三）选择催化剂脱硫脱硝技术应用分析
选择催化剂脱硫脱硝技术顾名思义，就是使用有选择性质的催化剂对烟气中的污染其他产生催化成其他物质的效果。因此该技术的使用过程中最重要的影响因素就是催化剂的选择，只有火电厂选择了对其污染物催化最有效果的催化剂，才能达到最佳的烟气处理效果。技术人员应先从催化剂和污染物的理论层面效果进行分析，在化学反应中选择一个分子式最为优质的处理方式，同时在药剂的属性和选择上进行多次研讨，在保障烟气处理效果的同时，不会对大气和人体产生二次的危害，特别是要避免在处理烟气的过程中有其他类型有毒有害物质的产生。环节中最为重要的是高温脱硫脱硝的过程，很多的化学反应都需要配合以加热环境进行，因此技术人员应在工艺确定的同时完成环境温度控制的设置，最大程度将二氧化硫以及氮氧化物的浓度降低。选择性催化剂脱硫脱硝技术使用恰当也可以获得很好的烟气处理效果，脱硝脱硫率一般都会在百分之九十以上，因此能够满足我国火电厂在环境保护上的需要。
三、结束语
综上所述，电力我国人们生活和工作中必不可少的资源之一，可以为提高人们的生活品质带来很好的效果，但是火力发电的过程往往会产生大量的空气污染物，这就需要电厂负责人使用科学合理的烟气处理方式降低该环节的污染程度，文章对目前市面上使用较为广泛的脱硫脱硝技术进行了应用分析，为我国环境保护事业的发展提供可行性的意见。
参考文献
[1] 岳涛，庄德安，杨明珍，邓九兰，张迎春.我国燃煤火电厂烟气脱硫脱硝技术发展现状[J].能源研究与信息，2008，03：125-129.
脱硝技术论文篇8
【关键词】烟气脱硝；氮氧化物；大气污染；新技术
1 技术概述
当前，SNCR和SCR是应用最为广泛的两种烟气脱硝技术，SNCR脱硝技术是在炉膛或烟道合适温度（850～1000℃）的位置喷入氨基还原剂或尿素，无需催化剂，利用还原剂释放出的NH3选择性地将烟气中的NOx还原为无害的N2和水。SNCR工艺中存在如下不足：含量10%～20%氨或尿素水溶液喷入反应区内会造成高温反应区内骤然大幅降温，而且反应区内各区域的温度不一致，从而导致脱硝效率低下，目前一般的脱硝效率仅为30%～50%，而且系统在900℃时的脱硝效果几近为零，还会影响炉内燃烧效率。
但由于SNCR技术脱硝率中等，不需要催化剂，运行费用较低，建设周期短，适合中小型锅炉的烟气脱硝。而SCR由于其反应温度较低、脱硝效率高等优点，成为控制烟气中NOx的首选方法。SCR技术中催化剂是核心，催化剂的性能直接影响NOx的脱除效果，其成本约占SCR系统总成本的20%～40%，运行成本占40%～50%。催化剂容易中毒，增加了系统的不稳定性。
1.1 SCR 脱硝技术
SCR 脱硝技术是一种较为常用的脱硝技术，主要是利用催化剂作用是将烟气中的NOx反应，使其生成不会危害人体的N2和水，之后就会通过锅炉空预器、除尘、脱硫等一系列的装置，最终使其排放出去。因为催化剂有选择性的与去除烟气中的 NOx反应，故又称为“选择性催化还原法”。
催化剂是影响 NOX脱除效率的重要因素，钒系催化剂（如V2O5/ TiO2、V2O5-WO3/ TiO2等）价格便宜、活性高且具有抗硫性、抗水性好以及无二次污染等优点，是目前应用最广泛的催化剂。若烟气中含有 SO2，SO2会被 V2O5催化生成 SO3，进而与 NH3反应，会产生硫酸氢铵并附着于催化剂的表面，会影响整个脱硝过程的进行。金属氧化物催化剂主要有 Fe2O3，CuO，CrOX， MgO，MoO3等或其联合作用的混合物，一般选择 NH3作为还原剂。对于沸石分子筛型催化剂，主要是采用离子交换法而制成的金属离子交换沸石，最高反应温度可达 600℃，但实际应用中会存在水抑制和硫中毒问题。70%-90%的 SCR 技术工艺已成熟，反应温度低（320-400℃），脱硝率高，氨逃逸率较 SNCR 技术低，并且没有副产物产生，商业应用广，是目前烟气脱硝技术研究的重点。
1.2 非选择性催化还原法
SNCR 是一项成熟的技术，是向烟气中喷入液氨或尿素等含氨基的还原剂，在高温（900℃ ～1000℃）下，还原剂会快速热解成NH3与 NOx反应，将 NOX还原成 N2和 H2O。
SNCR 技术脱硝率为 30%～50%，SNCR 还原 NO 的反应效率是由烟气温度、高温下停留时间等因素决定的，若反应温度过高则氨会被氧化生成额外的 NOx，若温度过低则会导致反应速率较慢，造成氨逃逸率升高。SNCR 技术的实现不需要加入催化剂，不受煤质与煤灰的影响，并且不需额外的脱硝设备，一般也不会造成设备堵塞，因而投资及运行费用较低。但氨泄漏率大，存在二次污染，对设备腐蚀较大，仍需进一步改进。
SNCR和SCR两种主流技术目前采用的还原剂无论其来源是液氨、氨水还是尿素，与NOx发生氧化还原反应的化合物都是气态的NH3。SCR脱销技术的核心是利用NH3在催化剂条件下与NOx发生氧化还原反应；SNCR脱销技术是NH3在高温850～1000℃下与NOx直接发生氧化还原反应。而本技术所使用的活性氨基还原剂发生氧化还原反应的化学反应活性比NH3高，无需催化剂的情况下，在350～800℃较低温度下还原NOx
2 技术简介
本技术组成部分包括：1、活性氨基生产系统；2、输送系统；3、计量控制系统；4、入炉系统；5、烟气混合系统等。具体的工艺流程是：氨基生产装置产生的活性氨基还原剂NHR，经过计量系统，通过管道输送到混合器，喷入脱硝反应烟气区内（脱硝反应温度为450～800℃），使其与烟气充分混合并接触反应，活性氨基还原剂NHR与烟气中NOx反应迅速，可达到70%～90%的NOx脱除效率。
500吨垃圾焚烧炉活性氨烟气脱硝系统示意图
3 应用和优势
活性氨脱硝技术具有以下主要优势：脱硝还原剂避免了运输、储存和使用液氨或氨水所带来的环境风险，价格稳定；工艺过程反应温度低、能量消耗少，脱硝反应产物为氮气、二氧化碳和水，反应彻底，不会对锅炉本体造成损坏。
目前，水泥厂窑炉常用的脱销技术有窑头用低NOx燃烧器、选择性非催化还原技术（SNCR）和选择性催化还原技术（SCR）。单纯的低NOx燃烧器可减少热力型NOx的排放，但难于达到NOx排放控制的目标要求。SNCR和NCR是对燃料型NOx烟气进行脱硝的技术，SNCR是利用NH3在高温（800～1000℃）下与NOx发生氧化还原反应达到脱硝的目的，SCR是利用NH3在催化条件下（320～400℃）与NOx发生氧化还原反应实现脱硝，SNCR和NCR脱硝技术运行成本较高，且原料NH3为重大危险源，其运输和储存均存在较大的环境风险。应用情况主要有两部分：（1） 在水泥窑炉脱硝中的应用；（2） 在垃圾焚烧炉的实验。活性氨烟气脱硝技术是利用NR，在中等反应温度、无需催化剂条件下与NOx发生反应而达到脱硝目的，只需建立NR3发生装置及其计量喷射系统，不会影响窑炉的正常运行；该技术具有脱硝效率高、设备投资少、运行成本低和适用范围广等特点，适用于多种工业锅炉和工业窑炉的烟气及尾气脱硝，对于解决我国目前脱硝难题具
有重要的现实意义，具有良好的应用效果和开发前景。某进口500吨垃圾焚烧炉应用后的实测数据：
表1 实测数据
4 结束语
目前大气污染日益严重，我过从最初的只注重硫化物的污染慢慢开始注重氮氧化物的污染。国家十二五规划中首次将氮氧化物减排列为约束性考核标准，预计首次减排幅度在 15% 左右，这标志着脱硝市场的正式启动。我国应以国情为基础，实行低氮燃烧技术，继续发展 SCR 和 SNCR 技术，并推广与燃烧技术等其它技术的连用，突破对微生物、微波、液膜和脉冲电晕等脱硝新技术的研究。
脱硝技术论文篇9
关键词：电厂 烟气治理 脱硫脱硝
燃煤电厂在发电的过程中，对大气环境的污染非常严重，特别是燃煤锅炉的烟气，它排放出的烟尘和氮氧化合物是我国重要的工业污染源，会导致酸雨或者光化学烟雾的形成，给经济发展带来很大的损失，同时严重影响人们身体健康，必须加以治理。治理的关键是减少氮氧化合物和二氧化硫的排放，所以烟气的脱硫脱硝技术显得至关重要，必须加强改进脱硫脱硝技术，提高环境污染的治理措施，缓解大气污染。
1 电厂烟气的特点及危害
火电厂在发电的过程中锅炉燃烧产生大量的烟气，这些烟气中含有很多的有害气体，比如二氧化碳、一氧化碳、二氧化硫、氯化物、氟化物等。污染物排放的比重与矿物质中物质的构成有着密切的联系，另外烟气的排放量根据锅炉设备的不同而存在差别，锅炉排放的烟气温度高，一般在1200摄氏度以上，污染物的浓度比较低，所以在气态物质回收放慢的难度比较大。点成烟气与一定的温度和湿度，烟气高出环境空气很多，而且电厂一般使用高烟筒排放，所以烟气的扩散范围广，烟气中的二氧化硫的转化是一个缓慢的过程，传输距离比较远，对大气环境有深远的影响。
电厂燃气中的有害物质不仅危害人类身体健康，而且会影响我国工农业生产，影响我国经济的发展。有些电厂周围的农村，农作物出现异常，比如在白菜包心、棉花吐絮的时节，大量的烟尘造成农作物减产，电厂因此要支付大量的赔款。另外对于电厂自身来说，大量的烟气排放，加剧引风机的磨损，严重影响机组的发电与安全。
2 电厂烟气治理的有效措施
电厂烟气严重影响人类的生存环境，所以必须采取有效的治理措施，缓减环境污染的问题，提高生态环境的质量。具体的措施应该用全面的、发展的、长远的、综合的眼光看待治理问题，在治理污染的同时做好预防措施，科学、合理的利用各种资源，实现资源的可持续发展，提高生态环境质量。
2.1 推广除尘设备
除尘设备是燃煤电厂最直接的治理燃气的方法，比较常用的除尘设备有旋转式除尘器、电除尘器等，其中电除尘器的应用成本比较低，而且效率高，所以，电厂应该大力推广使用电除尘器进行除尘。
2.2 改进技术
推广除尘设备只是电厂治理烟气污染的权宜之计，根本的方法还要提高治理烟气的技术，利用科学的技术，有效的除去烟气中的有害物质，才能较好的缓解环境污染问题。所以，电厂要积极关注治理废气的新技术，加大技术的投资，不断完善、改进落后的技术，尽量采用废弃治理技术和洁净煤技术进行处理，将全面利用能源与防治电气污染相结合，做到应用科技手段，切实解决电气污染问题。
2.3 积极开发绿色新型能源
推广设备、改进技术都是治理污染的有效措施，但是要想彻底的治理电气污染，就要找到一种无污染的新型能源代替煤燃烧，彻底解决煤气燃烧带来的大气污染问题。新能源的开发是一个缓慢的过程，在寻找新能源的过程中，我们要积极推行能源节约，降低能源的消耗，提高能源经济效益，使环境保护与经济建设相协调。同时严格控制污染源，做好污染的预防工作，积极开发节能、绿色能源，提高环境效益。
3 烟气脱硫脱硝技术
电厂的污染比较大，烟气中含量比较多的有害物质是二氧化硫等氮氧化合物，所以电厂控制污染的措施主要是控制二氧化硫的含量。控制二氧化硫的方法有很多，烟气脱硫和燃烧脱硝是两种比较常用的方法，在电厂中应用比较广泛，能够有效的减少燃气中的有害气体的排放，缓解电厂发电带来的大气污染问题。
3.1 脱硫技术
脱硫技术有三个关键处理点，燃烧前、中、后，燃烧前采用物理性脱硫，脱硫的主要对象是煤炭中的矿物硫成分，利用磁特性减少煤炭中硫元素的含量；燃烧中采用化学方法进行脱硫，在煤炭高温燃烧时，添加固硫剂成分，是它与煤炭燃烧中的产生的含硫化合物发生反应，生成固体硫酸盐，硫酸盐会随炉内残渣排除；燃烧后采用FGD脱硫方法，这是防止二氧化硫排放到空气中的最后一道关卡，可以采用湿法、半干法或者干法进行脱硫。其中湿法脱硫一般选用强碱性溶液作为二氧化硫的吸收皿，再结合石膏辅助吸硫，产生强烈的吸硫效果，这种方法的吸硫作用比较大，被广泛应用于燃煤电厂中，尤其适合用于低、中、高硫煤。半干法脱硫使用的是碱性粉末，主要通过高温蒸发，生成固态粉末。它的脱硫效果没有湿法脱硫那么强，但是设备、运行、维修均比较简单，也颇受电厂的欢迎。还有一种是干法脱硫，它主要通过选取颗粒状或者粉状的吸收剂，利用催化反映，减少二氧化硫的排放。此方法反应慢，比较耗时，但是操作简单，成本低，也被广泛应用于除硫工作中。
3.2 脱硝技术
脱硝技术主要是减少烟气中的氮氧化合物，主要方法是从燃烧的过程中减少氮氧化合物的生成，另外还有对燃烧后氮氧化合物的生成。首先减少氮氧化合物的生成可以从减少锅炉内氧气的密度出发，减少煤气在高温环境下的时间。具体的方法可以采用溶液内反应、催化还原反应以及粉末吸附等方法，方法过程和原理与脱硫类似。粉末吸附要选择具有良好吸附功能的物质，比如活性炭；溶液内反应与脱硫类似，选用强碱性溶液；催化还原可以选择N元素的化合价元素，使有害的氮氧化合物变成无公害的。另外还有一种电子束处理技术，这样技术主要是利用含有电子能量的800MeV-1MeV的电子束照射烟气，通过这种方法将烟气中的二氧化硫和转化为硝硫铵和硫酸铵。这种技术有比较广泛的发展前景，已经开始走向工业化，现已经被很多企业采用。
3.3 脱脂脱硫技术的发展趋势
随着科技的发展，我国对烟气脱硫脱脂技术研究会更加深入。目前我国的脱脂脱硫技术仍然以干法为主，未来可能会加大对脱硫脱硝湿法的研究，更加关注降低成本、减少风险、提高效益的脱硫脱硝技术。总之，这些脱硫脱硝技术方法中，无论哪一种研究、开发、利用，都要考虑电厂自身的实际情况，结合我国的国情，注重研究效率高、能耗低、操作简单、成本低的脱硫脱硝技术，创造一条可持续发展的道路。
4 结语
电厂在燃煤发电过程中会产生大量的废烟、废气，造成大气污染，严重影响我国经济的发展。所以，电厂要采取有效的治理措施，减少排污量，提高技术管理水平，积极寻找节能、绿色环保的新能源代替煤炭资源的燃烧。同时努力改进脱硫脱硝技术，减少排放到大气中的碳氧有害物质，实现环境保护与经济发展和谐共处的局面。
参考文献：
[1]王善波.燃煤电厂烟气脱硫脱硝及治理策略[J].城市建设理论研究（电子版），2014（5）：149-150.
[2]王磊.燃煤电厂烟气治理策略及脱硫脱硝技术[J].科技与创新，2014（10）：153-154.
脱硝技术论文篇10
[关键词]火电厂；大气脱硝；问题及解决方案
中图分类号：P578.5 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）46-0318-02
前言：随着我国社会市场经济的迅猛发展，火电厂的规模逐渐扩大，数量逐渐增多，对火电厂运营管理提出了更多的要求。近年来，人们越来越关注生态环境保护，国家也提出了火电厂的运营过程中的排放要求，促进了火电厂大气脱硝技术的改进，要致力于降低火电厂氮氧化物的排放含量，进而减少对环境造成的污染。不仅新火电厂要积极建立完善的脱硝装置及系统，旧火电厂也要增加脱硝系统的技术水平，以确保我国火电厂大气脱硝符合国家标准。
1.火电厂大气脱硝方法概述
火电厂的大气脱硝是指根据NOX的生成机理，为了达到NOX排放标准，通过一定的技术手段，主要是氮氧化物的燃烧技术，进而实现降低火电厂大气氮氧化物排放的目的，是一种比较经济有效的措施方法。现阶段，我国火电厂常用的大气脱硝技术是燃烧过程中脱硝，这种方法的缺点是脱硝率只能达到50%，根据不同的作用机理，燃烧过程中脱硝可以分为炉内喷射和燃烧控制两种，其中，炉内喷射是利用燃烧过程中炉膛喷射出的还原性物质，将NOX还原为N2，技术相对比较成熟；燃烧控制方法是采用改变燃烧器结构或者燃烧条件，进而降低NOX的排放量，该方法操作简单，应用广泛。当火电厂要求的大气脱硝率更高时，通常采取尾部烟气脱硝的方法，是根据氮氧化物的还原性、氧化性、吸附性，分为干法脱硝和湿法脱硝两大类。其中，干法脱硝技术在火电厂大气脱硝中应用的较多，有电子束照射法、催化还原法和电晕发电等离子体法等。湿法脱硝包括单纯的洗涤脱硝和利用已有脱硝系统改进而成的脱硫脱硝一体化方法。
2.火电厂大气脱硝系统及工作原理
结合我国火电厂的运营特点，针对不同的脱硝技术进行探讨，比较分析各种脱硝技术的脱硝效率、工艺投资以及经济成本，火电厂大气脱硝SNCR系统是最经济有效的，这种系统不仅操作简单、可靠性高，同时还具有脱硝效率高且无副产品的众多优点，成为现代火电厂大气脱硝广泛应用的系统。
SNCR脱硝系统主要包括液氨储罐、催化剂反应器和氨气注入系统三部分，如图1，为火电厂SNCR脱硝系统的工艺流程图。
火电厂SNCR脱硝系统的工艺原理是在催化剂的作用下，将氨气等还原剂喷入到燃烧的炉膛中，温度为250～450℃，氮氧化物与还原剂发生氧化还原反应，生成无污染的氮气和水蒸气。在整个过程中，没有产生副产物，不会造成其他的污染。此外，SNCR系统中的还原剂种类较多，常用的有氨气、甲烷、氢气和一氧化碳等。SNCR系统的温度控制是操作的重点，如果温度较高，氨气将会被氧化，发生化学反应：NH3+O2NOx+H2O，生成其他氮氧化物。目前，我国火电厂SNCR系统采用的催化剂主要为氨气和尿素，其反应方程式分别为：
氨气为催化剂：
4NH3+4NO+O24N2+6H2O
8NH3+6NO27N2+12H2O
2NH3+NO+NO22N2+3H2O
尿素为催化剂：
CO（NH2）22NH2+CO
NH2+NOxN2+H2O
CO+NOxN2+CO2
3.火电厂大气脱硝常见的问题
3.1 氨浓度分布不均匀
火电厂大气脱硝系统中，普遍存在的问题就是氨气浓度分布不均匀，是因为脱硝系统中的装置反应空间有限，造成了氨气的浓度不均，在一定程度上，降低了氮氧化物的脱硝效率。因此，氨浓度分布不均是火电厂大气脱硝亟待解决的问题。
3.2 系统管路、接口泄漏
液态氨系统管路、接口的泄露是脱硝系统的常见问题，会造成非常严重的后果。造成液态氨泄露的原因主要有：一是操作人员的失误造成的系统管路压力急剧增大，损坏承压器件而造成的液态氨泄露；二是脱硝系统的管路、接口等材料的质量不符合标准。由于脱硝系统中亲水性极强的液态氨，一旦发生轻微的泄露，就会与空气中的水蒸气反应，进而产生很强的酸性，会严重腐蚀周围的管路、接口，泄露的液态氨达到一定浓度时，很可能会造成爆炸等安全事故，严重威胁人们的生命、财产安全。
3.3 蒸汽雾化不良
火电厂大气脱硝系统中喷射器雾化蒸汽管道需要采用优质的不锈钢管，如果采用的不锈钢管路较细，将会造成管道沿程阻力的损失增大，进而影响喷射器前雾化蒸汽压值降低，喷射器同层的压力递减增大，造成蒸汽雾化不良的后果。
3.4 卸氨速度较为缓慢
一般情况下，脱硝系统使用的液态氨是由专门的槽车供应的。火电厂大气脱硝过程中，普遍存在卸氨速度较为缓慢的问题，影响了卸氨的操作效率，使得操作时间增长，同时，还增加了操作的危险性。造成火电厂卸氨速度较为缓慢的主要原因有两个方面：一方面，是由于操作人员的操作不规范，使得氨罐的压力逆止阀无法及时回位，造成卸氨速度慢；另一方面，是由于脱硝系统的设备自身问题，例如压缩机不正常、管路气动门故障等，造成气液成分没有及时分离，降低了卸氨速度。火电厂大气脱硝存在的问题及解决方案
杨永刚
（浙江浙大网新机电工程有限公司 浙江 310012）
[摘 要]目前，我国火电厂大气脱硝中普遍存在较多的问题，制约了火电厂的发展。本文首先概括地介绍了火电厂大气脱硝方法及系统原理，针对现阶段火电厂大气脱硝存在的问题进行了分析，提出了大气脱硝问题的解决方案，为火电厂的大气脱硝可参考的依据，提高我国火电厂管理水平，保证火电厂大气脱硝系统的经济性、合理性。
[关键词]火电厂；大气脱硝；问题及解决方案
中图分类号：P578.5 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）46-0318-02
3.5 脱硝效率较低
火电厂脱硝效率较低的具体原因有以下三个方面：其一，液态氨杂质过多等质量问题，使得脱硝效率降低；其二，吹灰器存在故障，造成催化剂覆灰，减少了反应见出面，影响了脱硝效率。其三，脱硝系统设备自身问题，例如分析器显示错误、AIG阻塞等。
4.火电厂大气脱硝问题的解决方案
4.1 加装蒸汽扰动装置
针对以上脱硝系统中存在的问题，可以采用加装蒸汽扰动装置，进而避免氨气分布不均匀的缺陷，具体的措施是安装蒸汽喷嘴，扰动烟气，进而使氨分布均匀。
4.2 定期检查系统管路及阀门
针对脱硝系统管路及阀门容易损坏的问题，需要定期检查及维修系统管路及阀门，及时发现系统中的隐患，保证系统的安全性。对入口烟气流速、喷氨阀门等进行相应的测量、检查。入口烟气流速不均的可能原因有系统导流板被破坏，可以采用加强烟道导流板，引进防磨护板作为入口支撑等。
4.3 充分考虑脱硝温度
由于我国现阶段火电厂大气脱硝系统的局限性，脱硝过程中温度要保持在一定的范围内，使得系统无法实现低负荷状态的正常投运。如果增加锅炉机组的热面积，那么排烟温度将会随之降低，造成脱硝投运温度不能正常使用。因此，火电厂脱硝设计人员要充分考虑脱硝温度，共同解决大气脱硝温度问题。
5.结语
综上所述，环境保护已经成为21世纪人们关注的重点。我国火电厂大气脱硝中普遍存在一些问题主要有氨浓度分布不均匀，系统管路、接口泄漏，蒸汽雾化不良，卸氨速度较为缓慢和脱硝效率较低。通过加装蒸汽扰动装置，定期检查系统管路及阀门，充分考虑脱硝温度，能够解决火电厂大气脱硝的常见问题，提高火电厂大气硝系统的技术含量，进而降低氮氧化物的排放量，促进火电厂的长期、稳定发展。
参考文献：
[1] 戴逸明，陈舒舒.国内火电厂烟气脱硝技术发展与产业分析[J].海峡科技与产业，2013，03：78-82.