燃煤电厂脱硫脱硝

燃煤电厂锅炉及各种工业窑炉排放的烟气尾气中，含有、氮氧化合物等有害成分， 是破坏生态环境形成酸雨和雾霾的罪魁祸首，严重影响经济社会的可持续发展和人类的生存与健康。由于近年来我国雾霾天气频发，国家和地方政府加大控制火电厂排放污染物力度，提出一系列严格的排放标准。到 2020 年,现役 60 万千瓦及以上燃煤机组、东部地区 30 万千瓦及以上公用燃煤发电机组、10 万千瓦及以上自备燃煤发电机组及其他有条件的燃煤发电机组，改造后大气污染物排放浓度基本达到或接近燃气轮机组排放限值，≤10mg/Nm3、SO2≤35 mg/Nm3、NOX≤50 mg/Nm3。目前部分省份（比如山东、江苏等）更加严格，明确要求提前达到≤5mg/Nm3、SO2≤35 mg/Nm3、NOX≤50 mg/Nm3 的超低排放标准。2018年，国家能源局印发《2018年各省（区、市）煤电超低排放和节能改造目标任务的通知》（以下简称《通知》），安排2018年全国煤电完成超低排放改造4868万千瓦，节能改造5390.5万千瓦。《通知》要求，各地和相关企业要加大力度、加快改造，促进煤电清洁发展，中部地区力争在2018年前基本完成，西部地区在2020年完成；要严格按照相关标准，对于不能满足国家标准要求的燃煤机组要加快实施改造，对不改造或改造后仍不达标的机组予以淘汰关停。机组改造后的能效水平和大气污染物排放指标要符合有关规定要求。  

湿法烟气脱硫技术

优点：湿法烟气脱硫技术为气液反应，反应速度快，脱硫效率gao，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an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，较难处理，设备腐蚀性严重，洗涤后烟气需再热，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，一般适用于大型电厂。

分类：常用的湿法烟气脱硫技术有氨法脱硫、石灰石-石膏法脱硫、柠檬吸收法等。

SCR法烟气脱硝技术是主流的去除NOx的方法，这种方法可以在现有的FGD工艺下加入脱硝装置，在含氧气氛下，还原剂有限与废气中NO反应的催化过程称为选择性催化还原，合适的催化剂和还原剂应具有特点如下：

1）还原剂应具有高的反应性。

2）还原剂可选择性的与NOx反应，而不与烟气中大量存在的氧化性物质反应。

3）还原剂必须价格低廉，以使脱除过程的低成本运作。

4）催化剂应大大降低NOx还原温度。

5）催化剂应具有高的催化活性，以利于烟气中低浓度NOx的有效还原。

6）催化剂选择性的与还原剂与NOx的反应形成N2，而对还原剂与烟气中其他氧化性物质的反应表现惰性。

7）催化剂应具有结构稳定。

8）催化剂不收烟气其他组分的毒化。

随着烟气脱硫技术的不断更新，脱硫脱硝除尘一体化技术作为一种新型技术在得到广泛应用，烟气脱硫脱硝除尘一体化技术实施过程中需要综合运用各种技术设备工艺，比如氨法烟气脱硫脱硝除尘技术。氨法脱硫中气体吸收过程是一个相对复杂的过程，从气相向液相传递过程中，必须对温度和湿度进行控制，实现两者之间的相对平衡，尤其是在氨气和烟气的接触过程中，必须达到两者之间的平衡状态；其次，脱硫脱硝。正是因为脱硫过程的相对复杂，所以在整个吸收过程中，二氧化S的吸收就要使氨分子与水分子之间呈现一个合理比重，将两者有机结合起来，实现脱硫的有效吸收，以此来脱去大部分—氧化碳；zui后，除尘。除尘作为烟气脱硫的重要举措，通常需要经过五个步骤才能保证脱尘实现，首先需要将粉尘高速通过文氏管反应物，实现高速运转，运转过程中由于受到离心率的影响会出现波动；其次，运动过程中还要把握水雾范围；zui后，要利用各种gao效磁化器提升脱硫效率，进一步提升粉尘颗粒效率。