SCR烟气脱硝技术在国华三河发电厂的应用

燃煤电厂不仅要控制SO2的排放,而且要控制NOx的排放,否则NOx必将成为电力行业的第一大酸性气体污染排放物。介绍了选择性催化还原（Selective Catalytic Reduction）脱硝技术,并结合其在国华三河发电厂二期工程2×300MW机组的应用情况,对SCR烟气脱硝技术的化学反应机理、工艺流程、主要设备及SCR烟气脱硝系统实际运行进行了分析。     

SCR烟气脱硝技术的应用

燃煤电厂不仅要控制SO2的排放,而且要控制NOx的排放。介绍了选择性催化还原法(SCR)脱硝技术,并结合其在大唐哈尔滨第一热电厂2台300 MW机组的应用情况,对SCR烟气脱硝技术的化学反应机理、工艺流程、主要设备及实际运行情况进行了介绍。     

烟气脱硫系统烟气换热器运行管理探讨

针对燃煤电厂烟气脱硫系统烟气换热器在运行中经常出现的堵灰问题,分析了漳泽电力股份有限公司河津发电分公司2×300Mw机组烟气脱硫系统烟气换热器不同类型的吹扫方式及其效果,对烟气换热器换热元件积灰堵塞的原因进行了探讨,根据漳泽电力股份有限公司河津发电分公司2×300MW机组烟气脱硫系统从未因烟气换热器堵灰原因造成脱硫系统的停运跳闸的运行经验,从运行管理方面提出了防止烟气换热器积灰和提高吹扫效果的建议。     

锅炉“烟塔合-技术”条件下脱硝系统的设计特点

阐述了大唐哈尔滨第一热电厂2台300Mw机组新建工程烟气脱硝的必要性，以及脱硝工艺的选择、脱硝工艺系统和脱硝后污染物排放分析，认为采用的选择性催化还原方法对锅炉排放烟气脱除NOx，能够满足环保排放标准要求。     

高灰烟气催化剂性能影响研究

针对我国燃煤电厂高灰烟气开发的新型高强脱硝催化剂,在某电厂2 ×600 MW机组脱硝系统中得到了应用.介绍了该燃煤电厂的脱硝系统特点和烟气条件,高灰烟气脱硝催化剂的设计与选型、脱硝工程验收情况和运行18个月后催化剂的各项性能.结果表明:在高灰烟气条件下,脱硝催化剂正常运行3个月后,使用状况正常,初期脱硝效率显著,达到83.9％,净烟气NOx质量浓度达到73.7 mg/m3,氨逃逸量、SO2/SO3转化率、系统压力损失等参数均优于设计值;正常使用18个月后,脱硝催化剂各项性能正常,耐磨损性能优异.     

某电厂烟气监测系统与脱硝自动控制改造

以某电厂600 MW国产超临界机组为例,对机组脱硫、脱硝设施烟气连续监测系统常见故障进行分析,提出和采取措施后,提高了SO2、NOx、烟尘、烟气流量测量的准确性;针对脱硝反应器出口截面NOx质量浓度不均匀现象,进行了计算机数值模拟,优化了设计方案,在此基础上对喷氨控制系统进行改造,使脱硝效率得以提高,氨逃逸率得到控制。     

PCS7在火电厂烟气脱硫控制系统中的应用

二氧化硫(SO2)是造成空气污染的一个重要因素,燃煤电厂SO2排放量已达到总排放量的50%左右,目前新建或在建的火电厂机组都要求安装脱硫装置。基于SIEMENS公司的PCS7控制系统平台,介绍了国内某电厂2×300 MW燃煤机组石灰石/石膏湿法烟气脱硫控制系统。     

烟气脱硝技术在600 MW机组的应用

文章分析了降低燃煤电厂烟气中NOx排放的各种技术,并以某电厂5号机组600 MW烟气脱硝工程为例,详细介绍了SCR烟气脱硝技术的系统构成,以及SCR烟气脱硝技术在实际运行中应注意的问题。     

300 MW机组石灰石-石膏湿法烟气脱硫工程

介绍了电厂2×300 MW机组脱硫工程,采用石灰石-石膏湿法全烟气脱硫工艺,以石灰石为原料,脱除燃煤烟气中的SO2.工程的设计脱硫效率为95%,副产品为二水石膏.     

SCR法烟气脱硝技术在潮州电厂2×1000MW机组上的应用

针对火电厂煤粉锅炉煤种适应性提高、低NOx运行要求,SCR技术可以有效地降低烟气NOx的排放浓度,减少发电企业的考核损失。以大唐潮州电厂2×1 000 MW机组增设烟气选择性催化还原法(SCR)脱硝装置的技术改造为例,简要介绍了潮州电厂原机组增加SCR脱硝系统的工艺构成和流程特点、设计参数、总体布置,并对该工程中相关设备的改造进行了描述,该改造不仅为百万机组脱硝工程的安全运行行提供了宝贵的经验,也为我国大型燃煤机组的脱硝改造工程提供参考。     

燃煤烟气污染物超低排放技术及经济分析

针对燃煤烟气中烟尘、SO2和NOx的超低排放要求,对包括：低低温电除尘、湿式静电除尘、双循环脱硫、双尺度低氮燃烧和选择性催化还原（selective catalytic reduction, SCR）等技术的原理、特点和工程应用情况进行了介绍;提出了“双尺度低氮燃烧+SCR脱硝+低低温电除尘+单塔双循环脱硫+湿式深度净化”的超低排放技术路线;分析了燃煤烟气污染物超低排放的经济性。     

烟气脱硫脱硝技术的回顾与综合利用

简述了燃煤电厂SO2和NOX的排放现状及对大气环境的污染程度指出了燃煤电厂脱硫脱硝的紧迫性及常规脱硫脱硝技术在经济效益和环境效益方面的矛盾与回收再利用脱硫脱硝产物可以提高燃煤电厂综合经济效益的途径。论述了产物可回收再利用的综合的脱硫脱硝工艺技术及近年来国内外脱硫脱硝技术的发展趋势。      

锅炉"烟塔合一技术"条件下脱硝系统的设计特点

阐述了大唐哈尔滨第一热电厂2台300MW机组新建工程烟气脱硝的必要性,以及脱硝工艺的选择、脱硝工艺系统和脱硝后污染物排放分析,认为采用的选择性催化还原方法对锅炉排放烟气脱除NOx,能够满足环保排放标准要求.     

燃煤电厂烟气脱硝的政策要求与建议

我国法规与标准对燃煤电厂NOx的控制主要是以低NOx燃烧为控制原则,与发达国家初期控制NOx的政策类同,同时炉内低NOx燃烧技术也是发达国家后期进一步控制NOx加装烟气脱硝的重要前置控制.但近年来我国新审批的燃煤电厂中有不少被要求同步安装烟气脱硝装置,具有一定的随意性.从国外烟气脱硝装置的实际运行情况、我国环境空气质量标准与世界卫生组织的差异等方面阐述了燃煤电厂的烟气脱硝问题,建议尽快修订环境空气质量标准、火电厂大气污染物排放标准以及燃煤电厂需同步安装烟气脱硝的区域.     

某电厂600 MW机组烟气脱硝系统性能评价

对烟气脱硝系统进行性能评价,有助于脱硝系统寿命管理和安全运行。以某火电厂600 MW机组选择性催化还原（SCR）烟气脱硝系统为例,介绍了烟气脱硝系统的评价过程与评价方法。通过测试一系列基础参数,包括脱硝效率、反应温度、SO2/SO3转化率、氨逃逸率、催化剂压降、催化剂内烟气流速及飞灰浓度等,掌握了此台机组脱硝系统的主要性能。试验结果表明,该SCR脱硝系统性能良好。为防止高温下SO2/SO3转化率升高及高负荷下催化剂内烟气流速过高,对该脱硝系统的运行调整提出了建议。     

燃煤锅炉的选择性催化还原烟气脱硝技术

燃煤电厂不仅要控制SO2的排放,而且要控制NOx的排放,否则NOx必将成为电力行业的第一大酸性气体污染排放物。为此,介绍了燃烧后烟气脱硝技术——选择性催化还原（SCR）脱硝技术,并就其化学反应机理、工艺流程、系统的主要设备、影响SCR脱硝效率的主要因素、脱硝装置对锅炉的影响和国内外SCR脱硝的应用情况进行了详细阐述,预测了SCR脱硝技术的未来应用。     

300 MW级燃煤机组SCR烟气脱硝超低排放性能评估

对脱硝超低排放机组进行性能评估与分析,可为超低排放形势下燃煤机组选择性催化还原法（SCR）烟气脱硝装置的稳定、高效、经济运行提供借鉴及指导。某3台300 MW级燃煤机组SCR脱硝装置已实现NO_x超低排放,以此为例,对其脱硝装置的脱硝效率、进出口NO_x浓度分布、出口速度分布、氨逃逸率、SO₂/SO₃转化率、系统阻力等运行参数进行了评估,掌握了此类机组脱硝装置主要性能。试验结果表明,3台300 MW级燃煤机组脱硝装置整体性能良好,但存在流场不均、飞灰堵塞、氨逃逸超标等问题,为此提出了避免此类问题的方法和建议。     

烟气循环流化床一体化脱硫、脱硝技术

通过对烟气循环流化床脱硫技术的商业应用以及新近开发的活性焦催化吸附脱硫技术的研究发现,可以充分利用活性焦或活性炭在燃煤电厂已有电除尘器出口烟气温度100～150℃对氨和氮氧化物还原反应良好的催化作用,同时富余氨作为吸收SO2的高活性反应剂,能同步进行脱硫、脱硝反应的机理。另外,活性焦对烟气中组分有选择吸附作用,催化吸附反应过程中产生的硫氨或硫酸等离子性物质很容易通过循环流化在烟气组分浓度和温度的周期性变化中得到脱附。在此理论基础上可开发出一体化脱硫、脱硝技术,从而为国内燃煤电站SO2、NOX排放环保要求的实现,提供了一种经济和实用的脱硫、脱硝技术。     

石灰石—石膏湿法烟气脱硫工艺不宜安装烟气换热器

我国燃煤电厂烟气脱硫（FGD）将石灰石—石膏湿法烟气脱硫工艺作为首选，而该工艺是否需要进行烟气升温，即FGD是否需加装烟气换热器（GGH）的问题，一直困惑着脱硫产业界。国内初期建设，目前已投运的电厂FGD，大多安装GGH，但也有不装GGH的，如600MW机组的常熟电厂、利港电厂、黄骅电厂、台山电厂、王滩电厂、托克托电厂、潮州电厂、乌沙山电厂、后石电厂等，在烟气湿法脱硫后均不装GGH。     

我国燃煤电厂的烟气净化关键技术实现国产化

由中电投远达环保工程有限公司牵头,联合重庆大学等单位承担的国家科技支撑计划＂燃煤电厂烟气脱硫脱硝脱汞关键技术研究与工程示范＂项目,日前通过了结题验收。专家认为,该项目开发出的具有自主知识产权的燃煤电厂双相整流烟气脱硫、两级式烟气脱硝、烟气脱汞关键技术与装备,打破了国外对燃煤烟气净化先