第一篇：大型火电厂脱氮技术
低NOX煤粉燃烧技术概述
摘 要：本文共分为四大部分：从当前火电厂脱氮的结设备构特点及组成，工作原理，燃烧方式，控制方法以及在火电厂中的应用前景等方面进行了浅显的描述。其中重要是对该设备的主要原理和控制方法，控制性能及特点方面进行了阐述。
关键词：结构特点、工作原理、燃烧方式、控制方法。
Abstract: This paper is divided into four parts: from the current circulating fluidized bed power plant characteristics of the structure and composition，working principle，and combustion of pulverized coal-fired boiler contrast，the control method and the application of thermal power plants in areas such as prospects for the simple description.One important is the boiler control system for the main control methods to control aspects of performance and features，and explains Key words: current circulating、bed power plant、combustion of pulverized、boiler control system.一 引言
近年来能源利用造成的环境污染越来越严重，其中矿物燃料的燃烧所排放出来的氮氧化物(NOX)己成为环境污染的一个重要方面。NOX是N2O、NO、NO2、N2O3、N2O4和N2O5的总称。我国能源以煤为主。燃煤所产生的大气污染物占污染物排放总量的比 例较大，其中NOX占67%[1]。有关资料表明，电站锅炉的NOX排放量占各种燃烧装臵NOX排放量总和的一半以上，而且80%左右是煤粉锅炉排放的[2]。国家环保局于2003年12月23日发布的《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223—2003）中对于第三时段燃煤电厂执行的排放浓度限值为：当Vdaf<10%时，NOx 排放浓度限值为1100 mg/m3；当10%
二 氮氧化物产生的机理
氮氧化物是造成大气污染的主要污染源之一。通常所说的氮氧化物NOx 有多种不同
形式：N2O、NO、NO2、N2O3、N2O4 和 N2O5，其中NO 和NO2 是重要的大气污染物。
我国氮氧化物的排放量中70％来自于煤炭的直接燃烧，电力工业又是我国的燃煤大户，因此火力发电厂是NOx 排放的主要来源之一。
研究表明，氮氧化物的生成途径有三种：（1）热力型NOx，指空气中的氮气在高温下氧化而生成NOx；（2）燃料型NOx，指燃料中含氮化合物在燃烧过程中进行热分解，继而进一步氧化而生 成NOx；（3）快速型NOx，指燃烧时空气中的氮和燃料中的碳氢离子团如CH 等反应生成NOx。在这三种形式中，快速型NOx 所占比例不到5％；在温度低于1300℃时，几乎没有热力型NOx。对常规燃煤锅炉而言，NOx 主要通过燃料型生成途径而产生。控制NOx 排放的技术指标可分为一次措施和二次措施两类，一次措施是通过各种技术手段降低燃烧过程中的NOx 生成量；二次措施是将已经生成的NOx通过技术手段从烟气中脱除。
三 低NOX煤粉燃烧技术
煤粉燃烧过程中影响NOX生成的主要因素有：①煤种特性，如煤的含氮量、挥发分含量、燃料中的固定碳/挥发分之比以及挥发分中含H量/含N量之比等；②燃烧区域的温度峰值；③反应区中氧、氮、一氧化氮和烃根等的含量；④可燃物在反应区中的停留时间。
由此对应的低NOX燃烧技术的主要途径有如下几个反面：①减少燃料周围的氧浓度。包括：减少炉内过量空气系数，以减少炉内空气总量；减少一次风量和减少挥发分燃尽前燃料与二次风的混合，以减少着火区的氧浓度。②在氧浓度较少的条件下，维持足够的停留时间，使燃料中的氮不易生成NOX，而且使生成的NOX经过均相或多相反应而被还原分解。③在过量空气的条件下，降低温度峰值，以减少热力型NOX的生成，如采用降低热风温度和烟气在循环等。④加入还原剂，使还原剂生成CO、NH3和HCN，它们可将NOX还原分解。具体的方法有：燃料分级燃烧、空气分级燃烧、烟气再循环、低NOX燃烧器、低氧燃烧、浓淡偏差燃烧等，以下对各种低NOX燃烧技术分别介绍。3.1 燃料分级燃烧
燃料分级燃烧，又称燃料再燃技术(Returning Technology)。是指在炉膛(燃烧室)内，设臵一次燃料欠氧燃烧的NOX还原区段，以控制NOX的最终生成量的一种“准一次措施”。NOX在遇到烃根CHi和未完全燃烧产物CO、H2、C和CnHm时会发生NOX的还原反应。利用这一原理，把炉膛高度自下而上依次分为主燃区(一级燃烧区)、再燃区和燃尽区。再燃低NOX燃烧将80%—85%的燃料送入主燃区，在空气过量系数α>1的条件下燃烧，其余15%—20%的燃料则在主燃烧器的上部某一合适位臵喷入形成再燃区，再燃区过量空气系数<1，再燃区不仅使主燃区已生成的NOX得到还原，同时还抑制了新的NOX的生成，进一步降低NOX。再燃区上方布臵燃尽风(OFA)以形成燃尽区，以使再燃区出口的未完全燃烧产物燃烧，达到最终完全燃烧目的。再燃燃料可以是各类化石燃料，包括天然气、煤粉、油、生物质、水煤浆等。上世纪80年代，三菱重工第一次将再燃技术用于全尺皴锅炉。随后在全世界取得了长足的发展。
一般，采用燃料分级的方法可以达到30%以上的脱销效果，最高脱效率可达70%，在主燃烧器采用低NOX燃烧器抑制NOX生成的基础联合使用燃料分级燃烧可以进一步降低的NOX排放量。再燃法脱除NOX的影响因素主要有再燃燃料的种类、再燃比例、再燃区的空气过量系数、再燃区温度条件以及再燃区停留时间等。随着技术的进步，如今又发展出了先进再燃技术，它是将再燃技术与氨催化还原技术相结合一种高效控制NOX排放的技术，这种技术是将氨水或者尿素作为氨催化剂加入到再燃区域或者燃尽区，进一步降低NOX。同时，如果将无机盐（尤其是碱金属）助催化剂通过不同的方式一同喷入，将更有利于NOX的还原，实验显示，先进再燃可以降低NOX排放量85%左右，具有非常好的优势。由先进再燃的原理可知，所有影响燃料再燃脱硝效果的因素也会影响先进再燃，除此之外，催化剂及驻催化剂对其影响也很重要，主要是氮催化剂（氨或尿素）喷入位臵及喷入量的影响及无机盐（碱金属）助催化剂喷入方式的影响。
再燃技术的主要特点是：①不仅最大限度地控制NOX的排放，而且使锅炉燃烧更加稳定，尤其是低负荷运行性能得到改善，并可提高锅炉运行效率；②可以避免炉内结渣、高温腐蚀等其它低NOX燃烧技术带来的不良现象；③该技术只需在炉膛适当位臵布臵几个喷口即可，系统简单，投资较少；④无一次污染。3.2 空气分级燃烧
空气分级燃烧技术是美国在20世纪50年代首先发展起来的，它是目前应用较为广泛的低NOX燃烧技术[4]。它的主要原理是将燃料的燃烧过程分段进行。该技术是将燃烧用风分为一、二次风，减少煤粉燃烧区域的空气量即一次风量，提高燃烧区域的煤粉浓度，推迟一、二次风混合时间，这样煤粉进入炉膛时就形成一个过量空气系数在0.8左右的富燃料区，使燃料在富燃料 区进行欠氧燃烧，使得燃烧速度和温度降低，从而降低NOX的生成。欠氧燃烧产生的烟气再与二次风混合，使燃料完全燃烧。
最终空气分级燃烧可使NOX生成量降低30—40%。该技术的关键是风的分配，一般一次风占总风量的25%-35%。若风量分配不当会增加锅炉的燃烧损失，同时引起受热面的结渣腐蚀等问题。分级燃烧可以分成两类。一类是燃烧室(炉内)中的分级燃烧；另一类是单个燃烧器的分级燃烧。在采用分级燃烧时，由于第一级燃烧区内是富燃料燃烧，氧的浓度降低，形成还原性气氛。而在还原性气氛中煤的灰熔点会比在氧化性分为中降低100~120℃，这时如果熔融灰粒与炉壁相接触，容易发生结渣，而且火焰拉长，如果组织不好，还会容易引起炉膛受热面结渣和过热器超温，同时还原性分为还会导致受热面的腐蚀。空气分级再燃的影响因素主要有：第一级燃烧区内的过量空气系数α1，要正确地选择第一级燃烧区内的过量空气系数，以保证这一区域内形成富燃料燃烧，经可能的减少NOX的生成，并使燃烧工况稳定；温度的影响、二次风喷口的位臵的确定、停留时间的影响、煤粉细度的影响等。
分级燃烧系统在燃煤锅炉上应用有较长的历史，单独使用大约可降低20~40%的NOX。通常增大燃尽风分额可得到较大的NOX脱除率。目前该技术与其他初级控制措施联合使用，已成为新建锅炉整体设计的一部分。在适度控制NOX排放的要求下，往往作为现役锅炉低NOX排放改造的首选措施。3.3 烟气再循环 烟气再循环也是常用的降低NOX排放量的方法之一，该技术是将锅炉尾部约10%—30%低温烟气(温度在300℃—400℃)经烟气再循环风机回抽(多在省煤器出口位臵引出)并混入助燃空气中，经燃烧器或直接送入炉膛或是与一次风、二次风混合后送入炉内，从而降低了燃烧区域的温度，同时降低了燃烧区域氧的浓度，最终降低NOX的生成量，并具有防止锅炉结渣的作用。但采用烟气再循环会导致不完全燃烧热损失加大，而且炉内燃烧不稳定，所以不能用于难燃烧的煤种，如无烟煤等。另外，利用烟气再循环改造现有锅炉需要安装烟气回抽系统，附加烟道、风机及飞灰收集装臵。投资加大，系统也叫复杂，对原有设备改造时也会受到场地条件等的限制。
由于烟气再循环使输入的热量增多，可能影响炉内的热量分布，过多的再循环烟气还可能导致火焰的小稳定性及蒸汽超温，因此再循环烟气量有一定的限制。烟气再循环法降低NOX排放的效果与燃料种类、炉内燃烧温度及烟气再循环率有关，延期砸循环率是再循环烟气量与不采用烟气再循环时的烟气量的比值。经验表明：当烟气再燃循环率为15%~20%时，煤粉炉的NOX排放浓度可降低25% 左右。燃烧温度越高，烟气再循环率对NOX脱除率的影响越大。但是，烟气再循环效率的增加是有限的。当采用更高的在循环率时，由于循环烟气量的增加，燃烧会趋于不稳定，而且未完全燃烧热损失会增加。因此电站锅炉的烟气再循环率一般控制在10%~20%左右。在燃煤锅炉上单独利用烟气再循环措施，得到的NOX脱除率<20%。所以，一般都需要与其他的措施联合使 用。
3.4 低NOX燃烧器
常规煤粉燃烧器可以将煤粉和空气快速混合，并能产生高的火焰温度，达到高的燃烧强度和燃烧效率，遗憾的是这些条件也易于产生较多的NOX。通过设计特殊的燃烧器结构来改变燃烧器出口处的风粉配比，可以将前述的空气分级、燃料分级和烟气再循环等降低NOX排放控制技术的原理用于燃烧器。通过燃烧器就能同时实现燃烧、还原、燃尽三个过程，从而设计出低NOX燃烧器。它可以用来控制煤粉与空气的混合特性，改善火焰结构，降低燃烧火焰的峰值，从而降低NOX排放。由于低NOX燃烧器能在煤粉的着火阶段就抑制NOX的生成，对后期控制NOX的排放量十分有利，因此低NOX燃烧器得到了广泛的开发和利用。在低NOX燃烧器设计方面，一些西方发达国家的许多锅炉制造公司在这方面进行了大量的改进和优化工作，并取得很大的成就，开发了不同类型的低NOX燃烧器，主要有：
1、阶段燃烧型低NOX燃烧器
该燃烧器设计使喷口喷出的煤粉分阶段燃烧从而降低NOX的生成。在燃烧器出口区域形成一个还原性气氛的富燃料着火燃烧区，逐步与喷出的二次风相混合，由于二次风风量及旋流动量小，与煤粉混合较慢，使得燃烧过程推后，减缓了煤粉的着火燃烧。所以这种燃烧器有效地降低了NOX的生成。较有代表性的有：巴．威公司的DRB型双调风低NOX燃烧器[7]，德国巴布科克((Deutche Babcock)公司的WB、WSF、DS型燃烧器[8]，德国斯 坦缪勒(Steinmuller)公司设计的SM低NOX燃烧器[8]，福斯特惠勒(Foster Wheeler)公司的CF/SF低NOX燃烧器[9]，美国瑞丽斯多克(Riley Stoker)公司的CCV型低NOX燃烧器[7]等。
2、浓淡偏差型低NOX燃烧器
浓淡燃烧器是通过将一次风所携带的煤粉在燃烧器内部分成浓淡两股射出，由于煤粉射流分成了浓淡两股，浓的一侧由于煤粉气流空气量小，为还原性气氛所以生成的NOX较少，淡侧由于燃料较少，燃烧温度较低，所以也可抑制了NOX的生成。浓淡燃烧器如今己发展了多种，根据浓淡分离的不同，有采用弯管离心原理分离式、撞击分离式、旋风分离式以及百叶窗式等等。如：美国ABB-CE公司开发的宽调节比WR型燃烧器、日本三菱公司的PM型低NOX燃烧器、德国EVT公司的Vapour燃烧器、我国自行设计的燃烧器如多功能船形体煤粉燃烧器、钝体燃烧器、浓淡型燃烧器等。
一些公司还将低NOX燃烧器与炉内初级控制措施，如空气分级、燃料分级、烟气再循环等组合在一起，构成一个低NOX燃烧系统。这些低NOX燃烧系统不仅仅有效改善燃烧条件，还能大幅降低NOX排放量。据美国福斯特惠勒公司(Foster Wheeler)报告显示，他们的低NOX燃烧系统可实现50~65%的NOX脱除率。国内在低NOX燃烧技术方面的研究虽然起步较晚，但也积累了许多成熟的经验，尤其是基于浓淡燃烧技术和分级燃烧技术开发出的各种低NOX燃烧器都取得了可喜的实绩。
哈尔滨工业大学经过10余年的努力，开发研制成功水平浓 缩煤粉燃烧器、水平浓淡风煤粉燃烧器、径向浓淡旋流煤粉燃烧器、不等切圆墙式布臵直流煤粉燃烧器等“风包粉”系列浓淡煤粉燃烧技术。华中理工大学煤燃烧国家重点实验室利用一维炉和数值模拟相结合的方式，研制开发出了高浓度煤粉燃烧技术。清华大学力学系贾臻教授研制的煤粉浓缩燃烧器，可使NOX降低到200mg/m3左右，这在世界同类技术中处于领先地位。此外，西安交通大学的夹心风直流燃烧器，浙江大学的可调式浓淡燃烧器都有降低NOX，的排放量的作用。3.5 低氧燃烧
这种方法就是使燃烧过程尽量接近理论空气系数(α =1)的条件下进行，使烟气中的过剩氧量减少，从而降低燃烧过程中NOX的生成量。在低过量空气系数范围的条件下运行，可使用较少的燃料。因此认为，低过量空气运行可以作为减少氮氧化物的形成和燃料消耗量的基本改进燃烧方法之一。实际锅炉采用低氧燃烧时，不仅降低NOX排放量，而且锅炉排烟热损失减少，对提高锅炉热效率有利，但是，如果炉内氧的浓度过低，低于3%以下时，会造成CO浓度的急剧增加，从而大大增加机械未完全燃烧热损失，同时也会引起飞灰含碳量的增加，导致机械未完全燃烧损失增加，从而使燃烧效率降低，使锅炉的燃烧经济性降低，而且炉内壁面附近还可能形成还原性气氛造成炉壁结渣和腐蚀。因此在确定低氧燃烧的过量空气量范围时，必须兼顾燃烧效率、锅炉效率较高和NOX等有害物质最少的要求。这是一种经过充分证明的、有效的降低NOX的基本方法，一般情况下，该措施可以 使NOX排放降低15%—20%。3.6 浓淡偏差燃烧
浓淡偏差燃烧是近几年来国内外采用的一种降低锅炉燃烧排放NOX的燃烧技术。该方法原理是对装有两个燃烧器以上的锅炉，使部分燃烧器供应较多的空气（呈贫燃料区），即燃料过淡燃烧；部分燃烧器供应较少的空气（呈富燃料区），即燃料过浓燃烧。无论是过浓或者过淡燃烧，燃烧时α都不等于1，前者α﹥1，后者α﹤1，故又称非化学当量比燃烧或偏差燃烧。
对NOX生成特性的研究表明，NOX的生成量和一次风煤比有关，一次风煤比在3~4kg/kg煤时，NOX生成量最高；偏离该值，不管是煤粉浓度高还是低，NOX的排放量均下降。因此如果把煤粉流分离成两股含煤粉量不同的气流，即含煤粉量多的浓气流C1和含煤粉量少的淡气流C2，分别送入炉内燃烧，对于整个燃烧器，其NOX生成量的加权平均值与燃用单股C0浓度煤粉流相比，生成的NOX要低。
四 燃煤电厂降低NOx排放的燃烧技术
研究表明，氮氧化物的生成途径有三种：（1）热力型NOx，指空气中的氮气在高温下氧化而生成NOx；（2）燃料型NOx，指燃料中含氮化合物在燃烧过程中进行热分解，继而进一步氧化而生成NOx；（3）快速型NOx，指燃烧时空气中的氮和燃料中的碳氢离子团如CH 等反应生成NOx。在这三种形式中，快速型NOx 所占比 例不到5％；在温度低于1300℃时，几乎没有热力型NOx。对常规燃煤锅炉而言，NOx 主要通过燃料型生成途径而产生。控制NOx 排放的技术指标可分为一次措施和二次措施两类，一次措施是通过各种技术手段降低燃烧过程中的NOx 生成量（前面已经叙述）；二次措施是将已经生成的NOx通过技术手段从烟气中脱除。
4.1.1 炉膛喷射法
实质是向炉膛喷射还原性物质，可在一定温度条件下还原已生成的NOx，从而降低NOx 的排放量。包括喷水法、二次燃烧法（喷二次燃料即前述燃料分级燃烧）、喷氨法等。
喷氨法亦称选择性非催化还原法（SNCR），是在无催化剂存在条件下向炉内喷入还原剂氨或尿素，将NOx 还原为N2 和H2O。还原剂喷入锅炉折焰角上方水平烟道（900℃～1000℃），在NH3/NOx 摩尔比2～3 情况下，脱硝效率30％～50％。在950℃左右温度范围内，反应式为：
4NH3+4NO＋O2→4N2+6H2O 当温度过高时，会发生如下的副反应，又会生成NO： 4NH3+5O2→4NO+6H2O 当温度过低时，又会减慢反应速度，所以温度的控制是至关重要的。该工艺不需催化剂，但脱硝效率低，高温喷射对锅炉受热面安全有一定影响。存在的问题是由于温度随锅炉负荷和运行周期而变化及锅炉中NOx 浓度的不规则性，使该工艺应用时变得 较复杂。在同等脱硝率的情况下，该工艺的NH3 耗量要高于SCR 工艺，从而使NH3 的逃逸量增加。
4.1.2 烟气处理法
烟气脱硝技术有气相反应法、液体吸收法、吸附法、液膜法、微生物法等几类。
在众多烟气处理技术中，液体吸收法的脱硝效率低，净化效果差；吸附法虽然脱硝效率高，但吸附量小，设备过于庞大，再生频繁，应用也不广泛；液膜法和微生物法是两个新型技术，还有待发展；脉冲电晕法可以同时脱硫脱硝，但如何实现高压脉冲电源的大功率、窄脉冲、长寿命等问题还需要解决；电子束法技术能耗高，并且有待实际工
程应用检验；SNCR 法氨的逃逸率高，影响锅炉运行的稳定性和安全性等问题；目前脱硝效率高，最为成熟的技术是SCR 技术。表1所示为烟气脱硝技术比较。
4.2 SCR 法技术特点
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 多台大型装臵的成功应用经验，其NOx 的脱除率可达到80~90%。日本大约有170 套装臵，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站脱硝比较成熟的主流技术。
4.2.1 原理及流程
SCR 技术是还原剂（NH3、尿素）在催化剂作用下，选择性地与NOx 反应生成N2和H2O，而不是被O2 所氧化，故称为“选择性”。主要反应如下：
4NH3+4NO＋O2→4N2+6H2O 4NH3+2NO2＋O2→6N2+6H2O SCR 系统包括催化剂反应室、氨储运系统、氨喷射系统及相关的测试控制系统。SCR工艺的核心装臵是脱硝反应器，有水平和垂直气流两种布臵方式，如图1 所示。在燃煤锅炉中，烟气中的含尘量很高，一般采用垂直气流方式。
4.2.2 主要影响因素
在 SCR 系统设计中，最重要的运行参数是烟气温度、烟气流速、氧气浓度、SO3浓度、水蒸汽浓度、钝化影响和氨逃逸等。烟气温度是选择催化剂的重要运行参数，催化反应只能在一定的温度范围内进行，同时存在催化的最佳温度，这是每种催化剂特有的性质，因此烟气温度直接影响反应的进程；而烟气流速直接影响 NH3 与 NOx 的混合程度，需要设计合理的流速以保证 NH3 与 NOx 充分混合使反应充分进行；同时反应需要氧气的参与，当氧浓度增加催化剂性能提高直到达到渐近值，但氧浓度不能过高，一般控制在 2%～3％；氨逃逸是影响 SCR 系统运行的另一个重要参数，实际生产中通常是多于理论量的氨被喷射进入系统，反应后在烟气下游多余的氨称为氨逃逸，NOx 脱除效率随着氨逃逸量的增加而增加，在某一个氨逃逸量后达到一个渐进值；另外水蒸气浓度的增加使催化剂性能下降，催化剂钝化失效也不利于 SCR 系统的正常运行，必须加以有效控制。
4.2.3 催化剂的选择
SCR 系统中的重要组成部分是催化剂，当前流行的成熟催化剂有蜂窝式、波纹状和平板式等。平板式催化剂一般是以不锈钢金属网格为基材负载上含有活性成份的载体压制而成；蜂窝式催 化剂一般是把载体和活性成份混合物整体挤压成型；波纹状催化剂是丹麦HALDOR TOPSOE A/S 公司研发的催化剂，外形如起伏的波纹，从而形成小孔。加工工艺是先制作玻璃纤维加固的TiO2 基板，再把基板放到催化活性溶液中浸泡，以使活性成份能均匀吸附在基板上。各种催化剂活性成分均为WO3 和V2O5。表2 为各种催化剂性能比较。4.2.4 还原剂的选择
对于SCR 工艺，选择的还原剂有尿素、氨水和纯氨。尿素法是先将尿素固体颗粒在容器中完全溶解，然后将溶液泵送到水解槽中，通过热交换器将溶液加热至反应温度后与水反应生成氨气；氨水法，是将25％的含氨水溶液通过加热装臵使其蒸发，形成氨气和水蒸汽；纯氨法是将液氨在蒸发器中加热成氨气，然后与稀释风机的空气混合成氨气体积含量为5％的混合气体后送入烟气系统。表3 为不同还原剂的性能比较。4.2.5 选型性还原脱硝技术
选择性还原脱硝技术包括选择性非催化还原（SNCR）法、选择性催化还原（SCR）法和SNCR/ SCR 混合法。在这些方法中SNCR 的主要优点是投资及运行费用低，缺点是对温度依赖性强，脱硝率只有30%~50%，氨的逃逸量大。实际工程中应用最多的是SCR 法。SNCR/ SCR 混合法是种有前景的烟气脱硝技术，但牵涉的系统更多，对技术的要求更高。
五 火电厂脱氮的技术定位原则
为满足环境的要求，对于烟气脱氮确定了以下的技术定位原则：
（1）立足于SCR 烟气脱硝技术。作为目前最成熟、效率最高的脱硝技术，应尽快技术引进、消化吸收；
（2）在全面掌握SCR 技术的基础上，以SNCR 技术作为技术突破口和再增长点，使SNCR/SCR法或SCR与其他低NOx燃烧技术混合法作为下阶段的技术发展方向。最佳脱硝技术的选择取决于现有的燃烧系统（常规的或低NOx）、燃料、炉膛结构、锅炉布臵、实际和目标NOx 水平和其他因素；
（3）研究并开发适合我国国情的催化剂。针对我国高灰、高重金属的煤燃料，开发出自主知识产权的催化剂和低温运行的催化剂。据悉，国内一些研究机构一直致力于催化剂的研究，利 用我国蕴量丰富的稀土资源来生产SCR 催化剂，提高了SCR催化剂的活性，降低了生产成本。我们可以组合国内资源，利用已有的研究成果，尽快把它商业化和产业化；
（4）烟气脱硝的流场分析和理论研究。SCR 法关键是催化剂的选择和烟气流场优化；SNCR 法关键是炉膛内温度场的研究。可利用CFD 数学模拟和实体物理模型来系统研究温度场和流场；
（5）建立示范工程进行现场研究。采用与国外技术方和国内其他相关部门联合先在商业锅炉上进行脱硝示范点建设，在装臵运行过程中，进行性能试验和数据收集。
六 总结
不同的燃煤锅炉，由于其燃烧方式、煤种特性、锅炉容量以及其他具体条件的不同，在选用不同的低NOX燃烧技术时，必须根据具体的条件进行技术经济比较，使所选用的低NOX燃烧和锅炉的具体设计和运行条件相适应。不仅要考虑锅炉降低NOX的效果，而且还要考虑在采用低NOX燃烧技术以后，对火焰的稳定性、燃烧效率、过热蒸汽温度的控制、受热面的结渣和腐蚀等可能带来的影响。对不同低NOX燃烧技术可根据实际情况家和使用，以降低NOX的排放量。同时，根据自己电厂的特点选择适当的烟气脱氮技术，满足环保需求
参考文献： 曾汉才.燃烧与污染[M}.武汉:华中理工人学出版社，1992 2 方立军.高正阳.殷立宝等.无烟煤与贫煤的混煤NOx排放特性试验研究.2001, 32(9): 11~14 3 曾汉才.大型锅炉高效低NOx燃烧技术的研究[J].锅炉制造,2001, 3(I):1~11 4 Spliethoff H.et, al.Low-NOx formation for pulverized coal a comparison of air staging and reburning, Inst.Energy’s Int.Conf.Combust.Emiss.Control Proc.Inst.Energy Conf.2 nd, 61~70, 1995 Leithner R, Lendt B, Miilen H.Reduction of the Emission in Coal-Fired Boilers, Coal Combustion.Science and Technology of Industrial and Utility Application.New York: Hemisphere Publishing Corporation,1998 6 高晋生，沈本贤，煤燃烧中NOx的来源和抑制其生成的有效措施，煤炭转化, 1994, 17(3)53-57 7 毛健雄，毛健全，赵树民。煤的清洁燃烧。北京:科学出版社，1998 8 吴生来，郝振亚.德国低NOx煤粉燃烧器.热力发电，1997,(5): 51-56 9 果然，石艳君。低NOx燃烧技术综述。锅炉制造，2003.28(3)21
第二篇：脱氮除磷技术
哈尔滨理工大学学士学位论文
目录
第1章
脱氮除磷简述------------------------2
第2章
生物脱氮除磷基本原理----------------3
2.1生物脱氮过程3 2.2生物除磷过程3
第3章
生物脱氮除磷工艺研究新方向---4 3.1SHARON工艺4 3.2CANON工艺--5 3.3DEPHANOX工艺---------------------------5 3.4BCFS工艺-----6 3.5厌氧氨氧化（ANAMMOX）工艺------7 3.6 A2NSBR工艺-7
第4章 结语-----9
哈尔滨理工大学学士学位论文
简述污水脱氮除磷工艺及研究进展
摘要
氮、磷去除率不达标造成水体的富营养化是世界各国面临的最大挑战之一，已被各国政府高度重视。传统的脱氮除磷工艺存在许多不足之处，经济、高效、低耗的可持续脱氮除磷工艺已成为污水处理的发展方向。本文简要介绍了生物脱氮除磷的基本原理和工艺：SHARON工艺，CANON工艺，2DEPHANOX工艺，BCFS工艺，ANAMMOX工艺，ANSBR工艺的机理和研究进展。同时指出经济、高效、低能耗的可持续脱氮除磷工艺是污水处理的发展方向。
关键词：污水处理；生物脱氮除磷；处理工艺；研究进展
第1章
脱氮除磷简述
近些年来，随着工农业生产的高速发展和人们生活水平的不断提高，含氮、磷的化肥、农药、洗涤剂的使用量不断上升。然而，我国现有的污水处理厂主要集中于有机物的去除，对氮、磷等营养物的去除率只达到10%-20%其结果远达不到国家二级排放标准，造成大量氮磷污染物进入水体，引起水体的富营养化。对我国的26个主要湖泊的富营养调查表明，其中贫营养湖1个，中营养湖9个，富营养湖16个，在16个富营养化湖泊中有6个的总氮、总磷的负荷量极高，已进入异常营养型阶段。其中滇池、太湖、巢湖流域，水体富营养化更为严重。同时，我国沿海地区多次出现赤潮现象。
我国新颁布的《污水综合排放标准》（GB8918-1996）对氮、磷都做了严格的规定，其中对氮:15mg/L（一级标准）、25mg/L（二级标准）；对磷：0.5mg/L（一级标准）、1.0mg/L（二级标准）。因此，采用高效、节能、经济的氮磷去除工艺以及构筑物一体化建设必将是我国城市污水处理工艺的一个发展方向。
哈尔滨理工大学学士学位论文
第2章
生物脱氮除磷基本原理
2.1生物脱氮过程
生物脱氮通过氨化、硝化、反硝化三个步骤完成。
氨化反应：有机氮化合物在氨化细菌的作用下分解，转化为氨态氮。硝化反应：在硝化细菌的作用下，氨态氮进一步分解、氧化，就此分两个阶段进行。首先，在亚硝化细菌的作用下，使氨转化为亚硝酸氮，亚硝酸氮在硝酸菌的作用下，进一步转化为硝酸氮。
反硝化反应：反硝化反应是指硝酸氮和亚硝酸氮在反硝化菌的作用下，被还原为气态氮的过程。
2.2生物除磷过程
生物除磷，是利用聚磷菌一类的微生物，能够过量地、在数量上超过其生理需要的、从外部环境摄取磷，并将磷以聚合物的形态贮藏在菌体内，形成富磷污泥。排出系统外，达到废水中除磷的效果。
哈尔滨理工大学学士学位论文
第3章
生物脱氮除磷工艺研究新方向
传统的生物脱氮除磷工艺如：生物除磷：A/O，A2/O，Bardenpho，UCT，Phoredox，AB等除磷工艺。生物脱氮：A/O，A2/O，Bardenpho，UCT，Phoredox，改进的AB，TETRA深度脱氮，SBR，氧化沟等脱氮工艺。
现有的生物脱氮除磷组合工艺主要是建立在传统生物脱氮除磷理论基础上进行构架组合的。传统生物脱氮除磷工艺中，具有较大差别的微生物在同一系统中相互影响，制约了工艺的高效性和稳定性；较多的工艺流程中包含多重污泥和混合液的回流，增加了系统的复杂性，提高了基建和运行费用；脱氮除磷过程中对能源（如氧、COD）消耗较多；剩余污泥富含磷，处理量较大。这些都不符合环境的可持续发展的要求。近年来，同时硝化反硝化现象、反硝化除磷现象、短程硝化反硝化脱氮工艺、厌氧氨氧化工艺等的发现和研究，为解决上述问题提供了有效的途径。
同时硝化反硝化技术的研究传统脱氮理论认为硝化反应在好氧条件下进行，而反硝化反应在厌氧条件下完成，两者不能在同一条件下进行。然而，近几年许多研究者发现存在同时硝化反硝化现象，尤其是有氧条件下的反硝化现象，确实存在于不同的生物处理系统中。如氧化沟、SBR工艺、间歇曝气反应器工艺。研究者对此进行了广泛的研究，提出了一些新的见解。其中，认为微生物的存在是其最主要的原因。如某些反应器流态上的特征，为同时硝化反硝化创造了可能的环境条件；另外，从微生物发展的角度看，存在着目前尚未被认识的微生物菌种（如好氧条件下的反硝化细菌）能使同时硝化反硝化现象发生，但对其机理的认识还未统一，尚处于探索阶段。
3.1 SHARON工艺
SHARON工艺是由荷兰Delft技术大学开发的新工艺，已经在荷兰鹿特丹的废水处理厂建成并投入运行。该工艺的核心是，应用硝酸菌和亚硝酸菌的不同生长速率，即在高温（30~35℃）下亚硝酸菌的生长速率明显高于硝酸菌这一固有特性，控制系统的水力停留时间和反应温度，从而使硝酸菌被自然淘汰，反应器中亚硝酸菌占优势，使氨氧化控制在亚硝化阶段。SHARON工艺适合于处理具有一定温度的高浓度（〉500mgN/L）氨氮污水。对该工艺来说，温度和pH值（最佳pH值6.8~7.2）都受到严格的控制，因此，低温低氨的城市污水如何实现亚硝酸型硝化值需进一步研究。
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3.2 CANON工艺
CANON工艺（生物膜内自养脱氮工艺）实质上是通过控制生物膜内溶解氧的浓度实现短程硝化反硝化，使生物膜内聚集的亚硝化菌和ANAMMOX微生物能同时生长，满足生物膜内一体化完全自养脱氮工艺实现的条件。亚硝酸氮在生物膜内的聚集是亚硝化的另一种形式。硝化细菌与亚硝化细菌对氧的亲和性的不同以及传质限制等因素影响两种微生物在细胞膜内的数量。在低DO/NH3-N比值的情况下，氧成为限制性基质，使硝化细菌与亚硝化细菌展开竞争。竞争的结果是亚硝酸氮在生物膜表层聚集。当氧向细胞膜内扩散并被消耗后，出现厌氧层，厌氧氨氧化细菌便能生长。随着未被亚硝化的氨氮与亚硝化后的亚硝酸氮扩散至厌氧层，ANAMMOX反应就发生。环境中的氨氮与溶解氧是决定CANON工艺的两个关键因素。CANON工艺目前在世界上还处于研究阶段，没有真正应用到工程实践中。SHARON工艺和CANON工艺都是经亚硝酸型生物脱氮工艺处理的，出水中可能含有较高的亚硝酸盐，运行时应加以严格的控制。
3.3 DEPHANOX工艺
DEPHANOX工艺是为满足DPB所需的环境要求而开发的一种强化生物除磷工艺。DEPHANOX除磷脱氮工艺流程如图" 所示。工艺在厌氧池与缺氧池之间增加了沉淀池和固定膜反应池。固定膜反应池的设置可以避免由于氧化作用而造成有机碳源的损失和稳定系统的硝酸盐浓度。污水在厌氧池中释磷，在沉淀池中进行泥水分离。含氮较多的上清液进入固定膜反应池进行硝化，污泥则跨越固定膜反应池进入缺氧段，完成反硝化和摄磷。工艺的优点在于能解决除磷系统反硝化碳源不足的问题和降低系统的能源（曝气）消耗，而且可缩小曝气池的体积，降低剩余污泥量，尤其适用于处理低COD/TKN的污水。由于进水中氮和磷的比例是很难恰好满足缺氧摄磷的要求，这给系统的控制带来了困难。此外，目前聚磷菌反硝化试验研究中都不同程度添加乙酸作为碳源，乙酸是诱导聚磷菌释磷的最佳碳源，由于很难真实模拟城市污水的处理情况，因此对于反硝化聚磷茵的筛选富集具有重要意义。该工艺离生产应用尚有一段距离。
图1 DEPHANOX工艺流程图
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3.4 BCFS工艺
BCFS工艺是荷兰Delft技术大学Kluyver生物技术实验室研究开发的、为最大程度从工艺角度创造DPB富集条件的一种变型UCT工艺。其工艺流程如图2所示。在这种改良的UCT工艺脱氮除磷处理系统中，污泥能够利用硝酸盐作为电子受体，在缺氧环境条件下同时进行反硝化作用和超量聚磷。
从工艺流程上看，BCFS工艺较UCT工艺创新之处在于：(1)BCFS工艺在主流线上增加了两个反应池：即在UCT工艺的厌氧和缺氧池之间增加一个接触池，在缺氧池和好氧池之间增加一个缺氧/好氧混合池。在主流线中的厌氧池以推流方式运行，相当于一个厌氧选择池，可保持较低的污泥指数（SVI）。增设的接触池可起到第二选择池的作用，所需的容积很小，但可较好地抑制丝状菌的繁殖。增设的第二个反应池混合池，可形成低氧环境以获得同时硝化与反硝化，从而保证出水中含较低的总氮浓度。(2)BCFS工艺增设在线分离、离线沉淀化学除磷单元。BCFS工艺通过增加磷分离工艺，避开了生物除磷的不利条件（因满足硝化而使泥龄过长；进水中COD/P的比值过低）。同时，在线进行磷的化学沉淀会因沉淀剂在污泥中聚集而影响硝化菌活性。因此，该工艺又将厌氧池末端富磷上清液抽出，以离线方式在沉淀单元内投以铁盐和镁盐予以回收。以生物除磷辅以化学除磷这种工艺充分利用了PAOs/DPB对磷酸盐具有很高亲和性的这一特点，很容易获得极低的出水正磷酸盐浓度，并能在保证良好出水水质的前提下，大大降低COD的用量。(3)与UCT工艺相比，BCFS工艺增设了两个内循环QB和QC（见图2）。从好氧池设置内循环QB到缺氧池，能辅助回流污泥向缺氧池补充硝酸氮，内循环QC使好氧池与混合池间建立循环，以增加硝化或同时硝化反硝化的机会，为获得良好的出水氮浓度创造条件。
BCFS工艺在荷兰已成功运用于工程实践中，除了具有节能低耗的优点外，还能保持稳定的处理水质，使出水总磷≤0.2mg/L总氮≤0.5mg/L。
图2 BCFS工艺流程图
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3.5 厌氧氨氧化（ANAMMOX）工艺
ANAMMOX工艺由荷兰Delft技术大学Kluyver生物技术实验室研究开发。工艺在厌氧状态下，以NO2-，NO3-作为电子受体，将氨转化为氮气。厌氧氨氧化是自养的微生物过程，不需投加有机物以维持反硝化，且污泥产率低。此外还可以改善硝化反应产酸、反硝化反应产碱而均需中和的情况，这对控制化学试剂消耗、防止可能出现的二次污染具有重要意义。该工艺适用于高氨废水和低COD/TKN废水的处理。
ANAMMOX工艺与SHARON工艺结合，对污泥消化出水进行了研究。这种联合工艺的自养脱氮工艺流程见图3。试验结果表明，氨态氮的去除率达到83%，并且联合工艺几乎不需要外加碳源。可见在氧气需要量和外加碳源上，该联合工艺明显优于传统的生物脱氮工艺。ANAMMOX及其与SHARON的联合工艺完全突破了传统生物脱氮工艺的基本概念，从一定程度上解决了传统硝化一反硝化工艺存在的问题，但需要进一步的研究才能使之成功地运行于实际工程。
图3 SHARON与ANAMMOX相结合的自养脱氮工艺流程图
3.6 A2NSBR工艺
A2NSBR工艺由厌氧/兼氧序批式反应器(A/A/OSBR)和硝化序批式反应器(N-SBR)组成，这两个反应器的活性污泥完全分开，只将沉淀后的上清液相互交换，见图4。进水和回流污泥混合后进人厌氧池，在此聚磷菌吸收易于降解的有机物进行PHB储备，同时释磷；随后进入沉淀池泥水分离：富集氨氮的上清液进入侧流好氧池进行硝化反应，而含有大量PHB的DPB污泥则同硝化液一起进入主流缺氧反应池，在此以硝态氮为电子受体进行反硝化除磷。
与Dephanox工艺一样，A2NSBR可分别控制聚磷菌和反硝化菌的泥龄，有利于它们的各自优化。两个反应器的沉淀上清液相互交换，保证了原水中85%~90%的COD在A2O-SBR的厌氧段被活性污泥快速吸附或降解并用于该段厌氧释磷和缺氧段反硝化。在N/P比最优的情况下，比传统工艺节省50%的COD，除磷率接近100%，脱氮率约90%。
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图4 A2NSBR工艺流程图
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第4章
结
语
本文对生物脱氮除磷的机理及目前较先进的脱氮除磷技术进行了简要概述。由于水体富营养化是一个严重的长期问题，而我国对生物脱氮除磷的研究起步较晚，目前进行了脱氮除磷处理的污水处理厂并不多。因此，开发经济有效、节能、简便且能同时脱氮除磷的适合我国国情的工艺尤为重要。由于生物法运行费用较低，效果稳定，综合处理能力强，因此生物脱氮除磷工艺在我国将有很大的应用前景，且应更加深入的探讨生物脱氮除磷的机理。
第三篇：TS型火电厂烟气脱硫、脱氮 除尘净化三位一体技术
TS型火电厂烟气脱硫、脱氮 除尘净化三位一体技术
一.概述
21世纪是可持续发展的世纪。作为可持续发展重要内容的环保工作，更成为新世纪人们关注的焦点。环保不仅关系人们生活质量，更关系人类的生存和发展。
煤炭是我国的主要能源，与之伴生的二氧化硫（SO2）和酸雨污染问题将更加突出。一个相当有效的控制方法是电厂烟气脱硫。我国政府对此已给予足够重视，开展了多项自主技术攻关，引进10套发达国家的烟气脱硫装置，与发达国家开展多项技术合作研究。但是，现有技术投资大，成本高，电力脱硫很难有恰当的选择，我国能源与环境的矛盾亟待妥善解决。
那么，如何解决能源与环境的矛盾呢，很显然，与追求经济效益的领域不同，在追求环境和社会效益的能源环保领域，我国不能走发达国家已走过的先污染后治理的老路，中国必须寻找适合国情的能源环保技术。我国在烟气脱硫领域开展了长期的工作，提出了适合国情的专利技术，脱硫脱氮除尘三位一体技术被国家列为重点科技攻关项目。它以我国庞大的化肥工业为基础，将火电厂清洁烟气中的SO2回收，生产高效化肥，化害为利，变废为宝，一举多得，同时促进我国煤炭，电力和化肥工业的可持续发展。
二.国情决定技术战略
“环境与发展”的关系是由一个国家的经济实力和发展阶段决定的，“要钱不要命”通常是落后地区的做法，“要命不要钱”通常是发达地区的行为。因此，理性的，当然也是发展中国家的原则应该是，既要“发展”，又要“环境”，即可持续发展，又对我国的能源环保工作有指导意义。烟气脱硫的原理是碱性物质吸收并固定酸性的二氧化硫，主要有两种，一是石灰石（碳酸钙），即钙法，二是氨，即氨法：尽管钙法投资大，运行成本高，在美国，德国，日本等发达国家中，它占据90%以上的市场。这是由其国情决定的，这些国家煤在其能源结构中所占的比重不大。在美国和德国，煤在一次能源中约占20%：而在日本，煤在其能源结构中只占15%。日本是一个岛国，石灰石资源丰富，但缺乏天然石膏资源。钙法虽然投资大，成本高，但脱硫产品为石膏，正好弥补其紧缺的石膏资源。长期以来，我国燃煤火力发电在电力中所占比重保持在75-80%之间，烟气脱硫的任务将异艰巨和沉重。如果选择钙法势必带来巨大的投资和运行负担，将致使财力难支。我国不仅具有丰富的石灰石资源，天然石膏资源也是世界第一，品质又高。我国庞大的化肥工业每年副产石膏将超过4000万吨，而我国年用量仅为1200万吨。致使脱硫石膏难以利用。选择钙法，势必造成大量废渣并副产温室废气二氧化碳，带来二次污染和新的生态破坏。
因此，我们必须理性地思考现实问题，对烟气脱硫以石灰石钙法为主的作法，该作必要的调整时应当机立断。我国是人口、粮食和化肥大国，合成氨生产能力和需求量非常巨大，年用量超过3000万吨，为我国烟气脱硫事业大力发展氨法提供了强有力的资源保障。如果我国火电厂全部采用氨法，每年所需合成氨约600万吨，不到总量的20%。氨源供应相当方便：我国中小型合成氨厂很多，几乎遍布县市，在几乎所有的电厂周围，都容易找到配套的合成氨厂。而且，氨运输技术成熟可靠。氨法的原料来自化肥，脱硫产品为硫氨、磷氨和硫酸，又回到化肥，不消耗额外的自然资源，也不产生二次污染和新的生态环境问题。燃煤烟气可提供巨大的硫资源。化肥生产需要大量硫酸。近年来，我国每年进口硫磺200-300万吨，等于进口二氧化硫400-600万吨，我国火电行业的SO2排放量近2000万吨，因此，氨法适合我国国情。
三.专业的烟气脱硫技术
电力、物理、环境、化学，代表四个不同的学科领域，即代表四个不同学派。不同学派必然生出不同的技术，不同的技术势必有不同之技术经济指标：投资和运行成本。哪个学派更接近本质或真理呢，咋看，答案似乎很难，但是，普遍接受的是，烟气脱硫是一个典型的化工过程。因此，化学界能够看到SO2的本质。电力界只看热能和发电效率，漠视 SO2之存在。
环境界中，SO2是有害的污染源，是造成酸雨的祸首。
化学界中 SO2是物质，用则有利，弃则有害。
物理界中，SO2是一个顽固不化的“敌人”，只有通过“导弹”才能予以彻底摧毁。
至于物理，原本与烟气脱硫无关。它源于日本荏原公司对高能电子加速器用于烟气脱硫的研究。
化学处理SO2方法很多，无需“导弹”。脱硫脱氮除尘三位一体技术结合了化工领域的最新技术成果，也就是将一个中型的化工厂搬到电厂来，确保了技术的高度可靠性，以及很低的建设投资和很低的运行成本。
根据化学化工原理的脱硫脱氮除尘三位一体技术与其他学派的技术相比，具有突出的优越性，投资仅为1/4-1/5，运行成本仅为1/3-1/4。
四.电力与煤炭和化肥工业协调发展
在我国，由东向西，由北向南，煤炭含硫量逐渐增加，四川和贵州煤含硫3%-5%，广西煤高达5%-7%。然而，为降低电厂SO2排放量，当地火电厂燃用北方煤，比如山西煤，增加的运输成本每吨近100元，占原料成本的40%，对当地经济无疑是巨大的额外负担。采用脱硫脱氮除尘三位一体
技术，火电厂燃煤含硫量不受任何限制，甚至含硫量越高，SO2回收价值越大。因此，脱硫脱氮除尘三位一体技术不仅能够促进当地煤炭工业的发展，也使当地电力工业轻装上阵，还能促进当地合成氨及化肥工业的发展。
某电厂是坑口电站，燃用当地煤，总机组容量为430MW，年排放SO2超过20万吨，折合硫酸30万吨，价值1.5亿元。如果该厂的技术治理方案是改用山西煤，并采用石灰石钙法，既限制了当地煤矿的发展，又浪费了宝贵的硫资源，还增加了发电成本。事实上，成本增加等同于能耗增加和污染增加。若采用脱硫脱氮除尘三位一体技术，可形成一个年产40万吨的化肥装置，年产值超过2.5亿元，年利润可超过4000万元。它具有一举多得的优势：
（1）可促进当地煤炭工业的发展，燃用当地煤矿的煤炭，可以解决矿务局2万多人的就业和发展问题，促进了当地经济的发展。
（2）电厂采用当地煤，原料成本降低，其430MW机组，年耗煤以120万吨计，每吨运费按50元计，每年可节约发电成本6000余万元，这个效益是非常明显的。
（3）广西硫资源较缺，当地化肥厂年需硫酸40万吨，原料由广东提供。而且，广西、广东、海南和福建等南方省份的土壤缺硫，需要硫氨化肥。因此，充分利用自身的高硫煤，可以促进当地化肥工业的发展。与广西情况相似的省份还有云南、重庆、四川和贵州。重庆的华能珞磺电厂和重庆电厂，分别具有4台360MW和3台200MW机组，燃用重庆松藻煤，年总排放SO2为20-30万吨，相当于硫酸30-45万吨，价值1.5-2.25亿元。遗憾的是，这些电厂都花巨资引进国外的石灰石钙法，不仅浪费了宝贵的资源，产生二次污染，还使发电成本增加，在贵州省实施火电厂烟气脱硫，采用脱硫脱氮除尘三位一体技术具有不可估量的意义，国家实施西部大开发战略，西电东送，在贵州省则是黔电送粤。贵州省是SO2和酸雨控制区，特别是省会贵阳市。在贵阳市有两个严重的污染源，一是市区的贵阳发电厂，二是距市区25公里的清镇发电厂，年排放SO2：25万余吨。在两个电厂间，贵州化肥厂生产合成氨16万吨，因此，采用脱硫脱氮除尘三位一体技术具有很好的条件。采用脱硫脱氮除尘三位一体技术，两个电厂的总投资2亿元，可年产化肥50万吨，产值3-4亿元，年效益近1亿元。在贵州省实施这个技术，可以形成年产150-200万吨的火电厂化肥规模，年产值超过10亿元。而如果贵阳发电厂的烟气脱硫采用电子束技术，2台200MW机组的投资近4亿元。
由此可见，将我国化肥工业与电力工业相结合，形成一个具有综合优势的火电厂化肥产业，其意义十分显著。它为我国煤炭、电力和化肥工业的可持续和协同发展提供了强有力的支撑，国家从战略的高度发展并扶植这个产业是十分必要的。
五.脱硫需要政府大力支持
火电厂烟气脱硫是我国实施清洁能源计划的关键技术，受到各级政府部门的高度重视，多次被列入国家重大和重点科技计划，以及与发达国家政府间的首脑级科技合作计划。因此，我国的这项工作具有较强的政府行为。这就更需要我们做深入细致的调查，多比较相关技术的技术性能，经济指标，多结合国情考虑问题。
某发电厂2台200MW机组，燃用含硫为0.8%的山西煤，建设烟气脱硫装置。对几乎所有的烟气脱硫技术进行了调研。采用国外技术的投资为4-5.5亿元，发电成本每度将增加5分钱，势必成为该厂的一个沉重的经济负担。一旦决策失误，企业将陷入困境，甚至由于无法竟价上网而关闭。脱硫脱氮除尘三位一体技术通过国家科技部门组织的鉴定验收，被评价为国际领先水平，在电力界引起了较大反响。与国外技术相比，脱硫脱氮除尘三位一体技术具有相当明显的技术和经济优势，总投资减少70-80%，运行成本减少70%以上，电耗减少40-60%。这样，该厂决定采用脱硫脱氮除尘三位一体技术。并列入国家重点科技项目.目前，让烟气脱硫界注目的另一项目在中石化集团公司某自备热电厂6台100MW（410蒸吨/h）锅炉。令人兴奋的是、参与竞争的技术高达10余家之多，大家希望得到公平竞争机会。该公司原来燃用当地煤，为降低SO2排放量，改用山西煤，年耗煤将超过200万吨，运费按每吨30元计，增加成本6000万元，该公司具有年产30万吨的合成氨装置，而且脱硫产品具有很好的市场，因此脱硫脱氮除尘三位一体技术符合石化公司的具体情况。根据可行性研究报告，石化公司6台锅炉年排放SO2可达8万吨，生产化肥17万吨，产值1亿元，具有明显的经济效益。在竞争的方法中，脱硫脱氮除尘三位一体技术的投资和成本都是最低的，而且还有利可图，得到了该公司的充分肯定。
现在，电力工业的烟气脱硫工作是“谁污染谁治理”，治理需要投资。经济效益差而污染大的企业没钱投资，只接受象征性罚款，受损害的是大气。按目前的石灰石钙法建设烟气脱硫装置，发电成本每度将增加2-3分钱，以一台300MW机组年运行5000小时计，脱硫成本每年3000-4500万元。燃用低硫煤，年排放SO2:为1.5万吨，相当于每吨SO2为2000-3000元，燃用高硫煤，SO2排放量每年为4.5万吨，相当于每吨SO2为1000元左右。但是，酸雨和SO2污染造成的损失每吨SO2超过5000元。因此，烟气脱硫对于促进国家的利益是非常明显的。为促进企业治理SO2污染，国家环保总局制定了新的烟气SO2排污收费标准，对于高硫煤地区每吨SO2为600元，低硫煤地区每吨1000元，北京市为每吨1200元，基本上为脱硫成本的一半。这个费用目前是上交地方环保局的，并有较大比例的返回，以便企业用于建设脱硫装置，脱硫电厂和单位将具有两个主要和可靠的收入来源：
1、电力企业的环保服务费（等于原来的排污上交费）；
2、脱硫装置产生的化肥利润。脱硫脱氮除尘三位一体技术的效益非常好。
首先其建设投资比其他方法低，而且能耗低，产品具有很大的市场，还可以出口创汇。
六.TS型烟气脱硫、脱氮除尘技术
该技术于一九九三年十月通过了国家部级鉴定，其中结论一综合技术经济性能处于国内外领先水平，具有广阔的推广应用价值。并于同年获得两项专利。该技术运用LS喷雾吸收法，以氨水、碱液、废氨水为吸收剂，经加药装置加压，把吸收剂经喷嘴雾化后的氨水产生气-汽的瞬时化学反应，生成硫铵排出。
该技术具有以下特点：
1.先进的反应原理，使设备小巧、钢耗低、占地面积小；
2.该系统适应煤的含硫量1%-7%；
3.具有多种功能，脱硫、脱氮、除尘，甚至可以处理污水；
4.吸收剂来源丰富，价格便宜；
5.一次投入只有国外设备价格的1/10-1/20；
6.选用废氨水、废碱液作脱硫剂，可使运行费用降到最低；
7.采用喷雾干燥方式；
8.该系统加装了先进的气水分离装置风机不带水；
9.烟气不需加装换热设备；
10.该设备及系统内部均涂以耐高温特种防腐涂料，设备不腐蚀，不 磨损、不堵塞；
11.系统设备阻力小，可以不用更换引风机；
12.可以提高系统的除尘效率4%-12%；
13.脱硫效率95%以上；
14.脱氮率50%，加“触媒剂”系统80%以上。
该技术的研究始于80年代，在收集、考察国内外同类技术文献资料的基础上，进行了大量的技术、经济方案的分析对比工作。从中发现普遍感到困扰的不仅仅是技术上的问题，而更严重阻挠的是经济问题，一次投入大，运行费用高。即是该技术目前居于领先地位的国、日本也不例外；他们在成为世界控制SO2排放最有效的国家的同时，也为此付出了巨大的经济代价。各国企业界面对烟气脱硫装置的巨大投资及运行费用，无不咋舌。因为脱硫装置投资占电厂总投资的比例很大。巨额的投入对我国企业界是望而生畏。环保设备的投入企业界认为：“这种资金只有投入，没有产出，是一种负担”。
因此研究者必须首先考虑的是一次投资运行费用，使企业能够接受的产品，占地面积小，专用设备少，工艺简单，操作、管理、控制、维修方便，各项技术参数领先的脱硫技术，因此必须结合我国国情，走国产化的道路。
国外研究过的脱硫技术已逾近百种，真正在工业上运用过的30多种，但具有商业价值的不过十来种，无论采用那种方法，都必须考虑以下基本条件：
1.具有较高的吸收性能的吸收剂和吸收方法；
2.装置有较高的可靠性，能保证长期稳定运行；
3.易操作和维修；
4.无二次污染，抗腐蚀；
5.建设费用及运行费用便宜，能耗小，装置占地面积小；
6.吸收剂来源广泛，价格便宜，易贮运；
针对上述要求，列出了攻关课题：
1.通过试验室试验，寻找出先进的反应速率高的原理；
2.结合我国情况选出来源广泛价格便宜的反应剂；
3.使用什么样的抗腐蚀材料；
4.终止物的综合利用，防止二次污染；
以上课题通过有关专家的论证审定工作，确定运用LS喷雾吸收法，随即开展了小试、中试及工业性应用试验，经过近百次的试验，获得了大量的数据，通过对试验点的监测和运行考验，均取得了满意的结果。
（一）脱硫原理：
近半个世纪以来，国外脱硫技术迅速发展，但真正在工业应用上发挥作用的不外十来种。其中包括石灰法、石灰石法、石灰石膏法、喷雾干燥法、氧化镁法，以上我们把它归类于气-固反应。WL法、双碱法、碳酸钠法、氢氧化钠法，此类我们称之为气-液反应。LS喷雾吸收法是气-汽反应是反应率最高，属于瞬时反应。
氨的性质决定氨极容易溶于水，是由水分子和氨分子通过氢键互相结合形成氨的水化物的缘故。
氨在水中的溶解度大于其它气体，在0℃时，1体积水吸收1200体积的氨；在20℃时约吸收700体积。过去认为氨溶于水生成OH－的过程是分两部分进行的。首先是大部分氨和水结合生成所谓氢氧化铵（NH4OH）然后氢氧化铵在溶液中电离成铵离子（NH4+）和氢氧根离子（OH-）。现在已经确认：氢氧化铵中的铵离子，无论从它的半径大小或者从它的化合物性质来看，它都和K+离子非常相似，它在水中应当全部电离，不可能有NH4OH分子存在，已确知，氨水溶液中并不含有NH4OH而是有氨的水分子NH3·H2O。NH3·H2O和NH4OH不同，NH3·H2O是氨分子通过氢键的结合，而NH4OH则为离子化合物。由（NH4+）和（OH-）新组成。气态氨和酸（挥发性）的蒸汽作用生成铵盐。
2NH3（气）+H2O（蒸汽）+SO2（气）=（NH4）2SO3 由此看来，烟气中加入吸收剂NH3·H2O与SO2等酸性气体可进行气-汽反应。即氨和酸性气体可以直接生成盐类。这种化合物作用通常伴随着大量的热放出，通过试验发现在无水的情况下，这种反应并不进行，即使微量的水的条件下也能反应出这种特性，因此这就是和其它吸收剂不同之处的主要原因。另外氨还和烟气中的氮起反应：烟气中的氮氧化物通常用NOX表示NO在空气中可氧化成NO2易溶于水，生成亚硝酸和硝酸。
2NO+O2=2NO2
2NO2+H2O=HNO3+HNO2
当氨与HNO3或HNO2产生以下反应
NH3·H2O+ HNO3=NH4NO3+H2O NH3·H2O+ HNO2=NH4NO2+H2O
此反应在气-汽反应中产量很少，因硝酸铵与亚硝酸铵在一定温度下易于分解，而在液相中
（NH4）SO3和NH4HSO3为还原剂，NOX被还原为N2，其反应为：
2NO2+4（NH4）2SO3=4（NH4）2SO4+N2↑（NH4）2SO3+NO2=（NH4）2SO4+NO↑ 2（NH4）2SO3+2NO=2（NH4）2SO4+N2↑
为此使用氨-亚硫酸氨的氮方法，能除去一定量的NOX
（二）脱氮原理
烟气中往往同时含有NOx与SO2,如果用一种方法同时除去这两种有害气体，岂不是一件非常有前途的事。前面脱硫的论述中，脱硫后的终止物就是（NH4）2SO3和（NH4）2SO4（少量）和一部分（NH4）HSO3溶液。这些物质又是吸收NOX的吸收剂。在生产硫酸同时又生产硝酸的行业中，多数都是利用处理硫氧化物而得到的（NH4）2SO3和（NH4）HSO3溶液来吸收硝酸生产中的NOX。其原理是利用亚硝酸铵溶液作为吸收剂和NOx反应，使NOx还原为N2：
4（NH4）2SO3+2NO2→4（NH4）2SO4+N2 ↑
4（NH4）HSO3+2NO2→4（NH4）HSO4+N2↑
4(NH4)HSO3+2NO2→4(NH4)HSO4+N2↑
4（NH4）2SO3+NO+NO2+3H2O→2N(OH)(NH4SO3)2+4NH4OH
4（NH4）HSO3+NO+NO2→2N(OH)(NH4SO3)2+ H2O
2(NH4)OH+NO+ NO2→2NH4NO2+H2O
按照排放浓度达标要求，脱氮效率达到72%就可以了，所以只要控制住吸收液的浓度，一般在180-200g/L,最后得到的溶液一部分重复循环使用，多余的部分进行下道工序，处理后溶液还可以再生，以节省大量的运行费用。烟气中NO含量占90%以上，因此脱除的主要是NO。如果煤的含硫量比较低和氨反应产生的亚硫酸铵不足以满足脱氮氧化物的需要，或者因为炉膛燃烧温度高，产生的氮氧化物量较大。此时可以采取连续加入氨与NOX继续反应，但这种反应应在催化剂（或称触媒剂）的作用下才可完成，使脱氮效率大大提高，这种方法称之为“氨的选择性催化还原法”。
4NH3+4NO+O2+4N2↑+6H2O
8NH3+6NO2+7N2+12H2O
把氮还给大自然，水回收再循环使用。
以上各式反应都是在同一个介质---氨，共一套设备，同时氨与SOx、NOx瞬时交叉进行的，这就是脱硫、脱氮一体化工艺。
（三）除尘原理
烟尘进入文氏管反应器，会产生多种效应，除了氨与SOx、NOx发生化学反应以外，粉尘经过文氏管的渐缩段浓缩，产生碰撞、凝聚、增大，使尘的表面由原来的气包围界面，被经喷雾所产生的液-固界面所代替，粉尘表面的水膜代替气膜产生吸附、凝聚，并使离子间形成液桥，使尘粒增大。尘粒通过高速撞击雾滴而粘附其上。
由于微粒的扩散作用易于雾滴接触。由于微粒的烟气增湿，使尘粒增大了浸润性，尘粒间互相产生凝聚。因蒸汽以尘粒为核心的凝结而形成水滴。
因此本技术在结构设计上采用如下措施：
1.烟气携带的粉尘，高速通过文氏管雾区，冲向液膜；
2.然后气体切向运动而产生离心力，改变增大后的粉尘运动方向；
3.喷出的雾滴作旋转运动，驱使粉尘靠内外壁贴向水膜；
4.增加水雾封锁线，使逃逸的亚微米粉尘及亚微米硫铵晶体捕集下来；
采用高强磁化器，把循环水磁化，非但提高了脱硫效率，尤其对增水性的亚微米细粉尘，提高除尘效率更为明显。
（四）使用范围：
TS型系列脱硫脱氮除尘三位一体技术装置，为工业锅炉及电站锅炉配套排烟脱硫工程应用而设计的系列产品。并可扩大应用在处理冶金焦化剩余氨水，造纸厂的废碱液及纺织印染碱性废水以及锅炉排污水、炉渣水等。该设备即是脱硫器，又可作为污水处理器。
一套装置适应多种类型的脱硫剂，又是这一装置的一大特点，为适应我国的特定条件，用户就近弄到什么脱硫剂就用什么脱硫剂以降低运行费用，以废治废。
（五）系统设备组成的特点：
系统设备组成，有文丘里喷雾反应器，自动加药及动力泵、贮液、调液箱所组成。以及自动控制自动监测系统。文丘里喷雾反应器的结构设计，显示出其独到之处，通常人们称之谓文丘里效应，但它具有什么效应，应该说它有多种效应。一是很好的反应作用：使两种以上的介质，在反应段进行充分的混合、接触、搅动，促使在较短的时间里进行瞬时反应。二是很好的除尘作用：带粉尘的气体通过渐缩段，细小的粉尘在碰撞、凝聚、粘结、增大，把粉尘扑集下来。三是很好的热交换作用：利用
烟气的余热，把喷成雾状的液体迅速干燥、蒸发、固液分离，起到污水处理的作用。由于设计独特，此套装置的阻力仅有300-400Pa，对于原有的锅炉房设备改造，可以不用更换引风机。重力与旋流双级脱水除雾，其结构的设计不会产生堵塞和腐蚀现象，而且一器两种用途，它不但有效的脱除水雾而且使烟气流呈旋转上升，延长了反应时间和流程，提高了反应效率。
（六）变废为宝，综合利用：
当前国内外所采用的各种脱硫技术，多数都存在着二次污染，物质虽然经过转化，但加进的物料与经过处理后的终止物终究是平衡的。对于如何处理这些终止物，怎样综合利用，这个总是普遍感到头痛的较大难题。
TS型脱硫脱氮除尘三位一体技术如果在大的火电厂大量推广应用后，所产生的硫铵，可以制成与传统化肥完全不同的新型高效肥料，这种高科技产品是具有磁性效应的磁性化肥，利用火电厂排出粉煤灰（约占30%~40%），根据不同土壤和农作物加入适量的钾、磷，经过强磁场磁化后制成的，这种原料将随着TS型脱硫脱氮除尘三位一体技术的推广而取之不尽。
磁化肥使用在十二种农作物如红薯、蔬菜、烟叶、玉米、棉花、水稻、小麦、水果等，均收到了广泛的社会效益和可观的经济效益，使得TS型脱硫脱氮除尘三位一体技术在电厂应用中形成一套工业链，废“制”肥，变废为宝，化害为利，适应我国国情的环保与综合利用一大长。防止二次污染。
（七）保障该设备安全稳定正常行动措施：
在腐蚀及磨损严重的部位，采取衬贴铸石板的措施。如果用户在经济条件许可情况下，采取
钢板喷涂陶瓷的复合材料。仅是有腐蚀的部位采用2520不锈钢材料。腐蚀不太严重的部位，采取滚刷耐温、防腐特种涂料。关键外协件、外购件、其中有些附件，如喷嘴、过滤器，采用美国制造，供液系统选用丹麦生产的，自动控制和监测仪器选用日本或其他国家的。
先进的工艺，先进的设备，先进的材料，再加上低的建设投资及运行费用，构成了该技术的高和新。
（八）670t/h锅炉脱硫、脱氮、除尘及综合利用方案经济分析。
1．运行费用
⑴ 已知数据
锅炉蒸发量： 670t/h
锅炉烟气排量： 120万m3/h 锅炉燃煤量： 150t/h
锅炉运行时间： 312.5天/年（7500h/年）
燃煤含硫量： 1%
⑵ SO2产生量
燃煤含硫量： 150t/h×1%=1.5t/h 燃煤中的硫与氧的反应：S+O2=SO2 SO2产生量：1.5t/h×80%×64/32 =2.4t/h 式中：32为S的分子量。
64为SO2的分子量。
80%为煤燃烧时硫的转化率。经实测统计为80%～85%，本处取80%。
⑶ 需氨量
一般脱硫效率达95%，烟气即可达标排放。从（NH4）2SO4分子式中看出：NH3与SO2化合比
例 为2：1，故需氨量为：2.4t/h×95%×17×2/64=1.2t/h 式中：17为NH3的分子量。
64为SO2的分子量。
年需氨量为：1.2t/h×7500h/年=9000t/年
⑷ 运行费用
用氨水做吸收剂的回收方案，整个装置的运行费用主要为消耗氨水的费用（此项费用占总运行费用的95%以上）。根据上述计算结果，年需要氨量9000吨，按纯氨水售价1700元/吨计，则全年运行费用为：9000t/年×1700元/t=1530万元/年
2．生成物的综合利用及经济效益
根据计算结果，670t/h燃煤锅炉每年脱硫设备的运行费用为1530万元，这是用户难以接受的。显而易见，这种方法必须立足于生成物综合利用的基础上，否则就不能成立。也就是说，只有用生成物综合利用产生的经济效益去抵消脱硫设备的运行费用，才是这种方法生命力所在。
⑴ 硫铵产生量
从（NH4）2SO4分子式可看出，硫铵产出量为：9000t/年×132/17×2=34941t/年
式中：17为NH3分子量
132为（NH4）2SO4的分子量。
⑵ 硫铵的综合利用及经济效益
硫铵是硫酸铵的简称，分子式为（NH4）2SO4，含氮量20.6%，为白色或微带颜色的结晶，易溶于水，是最早生产的氮肥品种。随着化肥工业的发展，新的氮肥品种的出现，使硫铵与碳铵一样渐成被淘汰的氮肥品种。这是由于除养分低外，其最大缺点是长期施用硫铵会造成土壤板结，故不宜直接施用。要对其进行改性，其方法是加入部分粉煤灰制成的复合肥并磁化。粉煤灰可疏松土壤，磁性的引入亦可疏松土壤，促进土壤团粒结构的形成，这已是业内人士的共识。我们通过大量的工业试验，找出了利用硫铵生产磁性复合肥的最佳工艺配方及工艺条件，产品经过有关部门的检测，完全合格。其主要配比为：硫铵60%左右，其他辅料（粉煤灰、磷肥、钾肥等）40%左右。根据硫铵年产34941吨的实际情况，可上一套年产6万吨左右的综合利用设备（磁化复合肥生产线）。按现行市场原料价、产品销售价及有关费用支出估算：
原材料成本：250元/吨
综合成本： 350元/吨（包括一切费用在内）
销售价： 650元/吨
利 润： 300元/吨
按年产6万吨磁性复合肥计，综合利用设备每年可创利润1800万元，减去脱硫设备每年运行费用1530万元，则采用此方法，除可抵消脱硫设备的运行费用（使运行费用为0）外，每年还可以为企业创造200多万元的利润。
目前该技术设计除工业锅炉八个规格系列配套外，现已扩大到电站系列配35T、75T、130T、220T、420T、530T、670T、1000T/h、2000T/h。当前国际及国内有些研究单位正在试用的电子束氨法和等离子氨法，均向以氨为脱硫剂探索，显然气－汽反应脱硫脱氮除尘三位一体技术当前处于领先地位。一种结构形式，具有多种用途：
（1）它既是一个很好的反应器，能够进行充分的化合接触搅动。促使在很短的时间里进行充分的化学反应；
（2）它又是一个很好的二次除尘器、前置的麻石除尘器或静电除尘器，除不掉的细微粉尘在碰撞、凝聚、粘结、增大、把粉尘捕集下来。
（3）它又是一个很好的热交换器，利用烟气的余热，把喷雾状的液体迅速干燥蒸发、反应时间、反应速度、反应物质、接触面积，反应效率是最高的，属于瞬时反应，烟气不会降温。
（4）它又是一个工业废水零排放的污水处理器装置，能将各种工业有毒废水，污水成千上万吨迅速干燥，蒸发，达到污水处理的作用。
该技术脱硫效率高，并具有较高的脱氮功能50%，加“触媒剂”系统80%以上。今后一旦国家环保标准要求脱氮同样一套设备可以既能脱硫、又可脱氮。还能提高除尘效率。该技术对已建电厂为了满足除尘的需要改造电除尘，将锅炉尾部烟道位置都几乎占满、有些脱硫工艺的反应塔和再加热热交换器等无法摆下，场地面积小等，是用户特别适用和首选的选择。
以氨做吸收剂的回收法方案，具有脱硫、脱氮、除尘效率高，并可达到三个“零排放”、无废渣排放，无废水排放、无废气排放、而且由于生成物的综合利用，不仅使其运行成本费用为零，还可为企业带来可观的经济效益，氨源供应方便。我国中小型合成氨厂很多，几乎遍布县市、若在有废氨水的地方、废碱液、造纸废水、印刷废水、洗毛废水、焦化厂废水、海水、更可大大节省脱硫剂费用，经济效益将更加可观。
第四篇：火电厂大型发电机组烟气脱硫技术介绍
OI2-WFGD火电厂大型发电机组烟气脱硫技术介绍
摘要：本文系统介绍了我国目前二氧化硫的污染现状以及湿法烟气脱硫技术的国内外发展现状与趋势，着重介绍了江苏苏源环保工程股份有限公司的OI2-WFGD火电厂大型发电机组烟气脱硫技术的研究内容、依托工程、技术创新点，初步预测了推广使用核心技术所带来的经济效益。关键词：OI2--WFGD、烟气脱硫、研发平台
1、FGD烟气脱硫技术国内外发展现状与趋势
FGD在发达国家经过数十年的开发运用，积累了丰富的经验，技术上也趋于成熟[3~4]。国内20世纪70年代就开始了烟气脱硫技术研究，但起点不高，仅进行了一些小型工业性试验，自行研制的脱硫设备主要应用于中小型锅炉，烟气脱硫装置也基本上是从除尘设备稍加改进演变而来。后通过引进国外技术和装备搞了几个示范工程，但我国火电厂在烟气脱硫项目引进过程中大多重硬件、轻软件，忽视技术的吸收和创新，导致我国至今仍无自主知识产权的大型火电厂FGD核心技术[5~6]。主要原因有：
（1）脱硫产业的市场需求量直到近几年才形成规模，研究开发起步晚、投入少；
（2）FGD变化因素多（工艺种类、烟气条件、环保要求、吸收剂供应、主机条件、排烟条件、现场条件、副产品及其利用等），需要量身定制，多参量大范围的优化，传统的粗放分散设计研究手段不能满足要求；
（3）FGD系统投资和运行消耗都很大，经济性很敏感，要求最大限度降低总费用，传统开发模式下的技术、经济的综合研究方法落后、能力不足；
（4）FGD工艺重点防腐、防堵、传质等的跨行业技术整合要求高，传统的部门条块分割、技术与经济分离等积弊妨碍了技术资源的整合。国内大型火电厂基本采用进口全套FGD设备或进口全套技术和FGD关键设备的方法。这些装置建成投产后运行效果良好，但同时也存
在建设投资大、运行费用高、不适应国情、缺乏继续改进发展的条件等问题，难于有效推广。此外，采用技术引进/支持的方法也需要支付高额的技术使用费，在工期、关键设备国产化等方面也受制于人。缺乏自己大型火电机组烟气脱硫的核心技术，没有成熟的自主FGD工艺包成为我国大面积实施烟气脱硫的心腹之痛。掌握烟气脱硫系统的核心技术，向用户提供整套烟气脱硫解决方案，实现技术自主、低投资、低消耗的烟气脱硫技术意义重大。
2、OI2-WFGD核心技术研究内容
苏源环保OI2--WFGD核心技术是我公司按引进技术与自主研发互补、工程实践积累与高科技研发互动的技术能力构造战略，以精准优化（Optimization）、个性化（Individuation）、集成化（Integration）为特点，利用当今计算技术飞速发展的契机，将其引入FGD技术的研发，走了一条以计算技术促进工艺技术创新的路，其研究过程、主要内容如下：
（1）建立基于现代设计技术的CAE/CAD/CFD、FGD仿真、工程数据采集及处理、关键点实验、项目管理等研发平台。
在项目执行时实施逆向工程、对实际FGD工程实施数模化，然后再以实际工程采集的大量工程数据、国情、行业特点和最新的技术发展对其进行模拟仿真、分析、优化。如系统配置、关键参数、核心理化过程、辅之以关键点实验，应用现代设计技术中的优化设计、可靠性工程、CAE/CFD、价值工程等技术建立WFGD工艺包。
（2）通过工程实证、细化、深化、发现问题、并行建立完善工程设计、EPC项目管理平台、完成构建FGD技术解决方案。建立一套完整的与国际先进的FGD技术同等的能反映中国特点和时代科技进步的FGD企业标准、准则和规范。
（3）以OI2-WFGD的工艺包为基础，根据多年积累的工程经验和系统认识，整合国内相关行业企业技术和能力资源，同时积极吸收世界技术的最新发展的成果，如计算技术、新材料、新工艺、新方法，以及研发人员的知识创新，实现新产品对现有产品的超越，同时形成一批专利，为吸收塔、搅拌器、除雾器、浆液喷嘴、石膏浆旋流器、废水旋流
器、石膏脱水机、特种浆液阀门以及大型管式GGH、吸收塔等核心设备的创新开发和替代进口奠定了基础。
（4）根据我国火电厂在地域分布、建设时间、可用吸收剂资源及其特性、燃煤煤质、烟气特性、脱硫副产品处理等方面的差异，以实际工程数据为软件包的标准数据，分析归纳典型火电厂特别是已建老厂的特点，建立FGD可利用资源（设备、材料、服务）数据库和组织管理优化平台，为OI2-WFGD核心技术在全国的推广运用创造条件。
3、OI2-WFGD核心技术的应用
苏源环保公司于2003年8月20日与太仓港环保发电有限公司签订了一、二期脱硫工程的总承包合同，承建2×135+2×300MW发电供热机组的烟气脱硫工程。工程采用公司自主研发的OI2-WFGD烟气脱硫技术，设计脱硫效率97%，保证脱硫效率95%。苏源环保公司负责烟气脱硫岛完整范围内的设计、设备采购、制造及现场制作、施工安装、调试、人员培训、现场技术服务、指导监督及整套系统的性能保证和售后服务等。
本工程脱硫装置包括：石灰石粉制备、储存和制浆系统、吸收剂储存和制备系统、烟气系统、SO2吸收系统、石膏脱水系统、电气系统及照明、热控及I&C系统、土建建筑、采暖通风及空调、供排水系统、通讯工程、消防及火灾报警等。在核心技术研发过程中，以该项工程为依托，扩大对国内、外FGD工程经验的采集范围，利用现代化统计、分析方法，争取以较小工程经验积累，制定出具有现代技术水平、科学、合理、具有广泛实用性的FGD标准、体系，建立科学工程实践经验收集反馈体制，进一步完善OI2-WFGD技术，以不断满足国家日趋严格的环保政策要求为着眼点，跟踪科技进步、紧扣电力发展的需求，发展性价比更高的烟气脱硫整体解决方案。
4、OI2-WFGD核心技术的特点
4.1 有较多的创新点
（1）利用数值分析、模拟、仿真技术，配合扬州电厂的工程试验数据的校正，辅以必要试验在计算分析结果的指导下较快的实现目标回
归，利用数模加工程数据校正快速回归加快积累并代替大型试验，解决了我国FGD研发中因缺乏经验积累和因财力所限无力建设大型试验台进行必要地研究，无法实现精确定量的精准设计达不到FGD系统要求的高度集约化的问题。
（2）开发核心工艺包，同时集成开发相应的计算机辅助设计、项目管理和网络协同等技术，在此基础上，整合电力、环保、化工、材料等行业的相关技术资源和FGD工程实施经验，将工艺包、工程设计、项目管理技术集成并行开发，增加针对性、实用性加快产业化速度。
（3）针对项目庞大、复杂、周期长、新技术运用多的特点从项目开始就利用现代项目管理技术对项目进行管理，引入科技研发项目的WBS制定、非关键路线上的风险预测等新概念。
4.2 技术水平先进
（1）起点标准高。课题高起点起步、高层面规划、高技术实施，其结果是技术成果在国外先进技术的基础上实现系统设计的优化能力更强、配置可靠性更高、装置造价更低、适应性更强、建设工期更短、更适应国情、更适应电力行业、与主体发电机匹配性更好，关键过程更精确。
（2）精度高，性能优异。本项新技术的研究深度、集成度、性能指标和适应性都达到了国内先进水平其中性能指标达到国际先进水平，适用性超过引进技术。
（3）功能强，实用性好。运用现代设计技术开发的以数字化设计为特征OI2-WFGD具有整套高度集成的系统优化能力，优、准、精是其特色，每个项目的实施方案均贯穿着精确定量优化，从而保证项目总性价比最优；高级CAD/CAE技术运用使OI2-WFGD可完全按用户实际要求，以量体裁衣的方式提供最适合其需求的FGD，特别适合老厂改造项目场地狭小条件多变情况；OI2-WFGD是针对火电厂脱硫的技术，融入了丰富的火电和对主机系统特点的深入研究，在OI2-WFGD开发时力求从底层将FGD系统与主机系统有机嵌合实现无缝连接高度集成，充分整合得用电厂主机系统资源、简化运行维护使之成为最适合电厂、最易于运行的FGD；以向用户提供以工程EPC（设计、采购、建设、调试）总承包为主要方式的整套烟气脱硫解决方案为目标，建立依据现代项目管理理论运用主流项目管理软件集成的项目管理和网络协同工作平台，能很
好地适应现代技术设计的动态、并行工作的特点和EPC工程集约化管理的要求，可提供工程服务的质量。
5、经济效益
目前，我国的FGD项目建设普遍采用的是使用国外FGD技术。具体做法有两种：一种方法是引进甚至在一定的时间、范围内买断技术使用权，采用此方法一般先期要付出较高的技术转让费加以后在一定数量的实施项目中按项目合同额的约3%支付的技术使用费等，其中技术转让费的数额在数千万至数亿人民币之间不等。另一种方法是项目合作，即在具体项目上由国内工程公司与国外著名的FGD公司进行合作，一般是由外商提供技术支持和FGD装置性能保证，费用可达项目总费用的10%或更高，可见无论是用哪种方法使用国外FGD核心技术的费用是高昂的。具有自主知识产权的OI2-WFGD烟气脱硫核心技术作为国外FGD技术的替代，推广使用可以降低约10%的总投资。
目前，FGD装置的设备大部分已实现国产化，但仍有部分设备需要进口且大部分集中在以吸收塔为中心的核心区域，一般占系统总投资的20%到30%，如2×135MW机组烟气脱硫装置的进口部分费用高达4千多万元(合同总价1.24亿元)，可见其费用之高昂。经测算，若实现国产后可节约费用50%以上，根据分析我们认为这部分设备难以国产化虽有多方面的原因，但主要原因是外商把持着被俗称为工艺包的工艺设计技术，国产设备很难进入其设计软件的数据库。拥有自主开发的工艺包以后可以从根本上解决这个问题，另一方面OI2-WFGD技术的研发平台CAD/CAE/CFD功能强大，是FGD装置关键设备国产化开发的利器，推广使用本技术后因实现了核心部件国产化，投资费用可降低10%至15%。
6、结论
烟气脱硫技术开发研究是一个大课题，涉及范围广、影响因素多、研发周期长，长期处于国外垄断状态。随着我国燃煤电厂烟气脱硫市场的急剧扩张和科学技术水平的不断提高，开发具有自主知识产权的烟气脱硫核心技术不仅可行，而且十分必要。可以预见，苏源环保公司
OI2-WFGD核心技术的开发成功将彻底地打破国外在成套技术和关键设备方面的垄断状态，同时也将推动我国的可持续发展战略的顺利实施。参考文献：
1.国家环保局，“1999年中国环境状况公报”，2000
2.国家环保局，“中国环境年鉴”，2000
3.陈里，国外烟气脱硫脱硝技术开发近况，化工环保，No.3，1997，p：145~148
4.池若德，德国火电厂新技术简介，山东电力技术，1999(1)，p：77~81
5.韩笑钊等，烟道气脱硫概述，安徽化工，1995，No.5，p：40~43
6.唐恒等，烟气脱硫技术的现状和发展，江苏理工大学学报，1999(1)，p：44~47
第五篇：制氮技术
民安消防BZN制氮机
一、技术分析
BZN的变压吸附制氮技术广泛应用于化工、电子、纺织、煤炭、石油、天然气、医药、食品、玻璃、机械、粉未冶金、磁性材料等行业。
针对不同行业不同用户对氮气使用的不同要求,民安消防提供个性化、专业化的BZN制氮设备，充分满足不同用户的用气要求。
我公司制氮机组具有工艺流程简单、常温生产、自动化程度高、开停机方便、易损件少、便于维护、生产成本低等特点。
二、工作原理
BZN系列制氮机是根据变压吸附原理，采用高品质的碳分子筛作为吸附剂，在一定的压力下，从空气中制取氮气。
经过净化干燥的压缩空气，在吸附器中进行加压吸附、减压脱附。由于动力学效应，氧在碳分子筛微孔中扩散速率远大于氮，在吸附未达到平衡时，氮在气相中被富集起来，形成成品氮气。然后减压至常压，吸附剂脱附所吸附的氧气等其它杂质，实现再生。一般在系统中设置两个吸附塔，一塔吸附产氮，另一塔脱附再生，通过时间继电器自动控制，使两塔交替循环工作，以实现连续生产高品质氮气之目的。
三、BZN系列节能型制氮装置的技术优势 ◎ 安装方便
设备结构紧凑、整体撬装，占地小无需基建投资，投资少。◎ 优质碳分子筛
具有吸附容量大，抗压性能高，使用寿命长。正常操作使用寿命可达10年。◎ 故障安全系统
为用户配置故障系统报警及自动启动功能，确保系统运行安全。◎ 比其它供氮方式更经济
BZN工艺是一种简便的制氮方法，以空气为原料，能耗仅为空压机所消耗的电能，具有运行成本低、能耗低、效率高等优点。◎ 机电仪一体化设计实现自动化运行
时间继电器控制全自动运行。氮气流量压力纯度可调并连续显示，可设定压力、流量、纯度报警，实现真正无人操作。便捷的控制系统使操作变得更加简单。
◎ 高品质元器件是运行稳定可靠的保证
气动阀门、电磁先导阀门等关键部件采用进口配置，运行可靠，切换速度快，使用寿命达百万次以上，故障率低，维修方便，维护费用低。
◎ 先进的装填技术保证设备的使用寿命
采用先进的装填工艺，使分子筛分布均匀无死角，且不易粉化；吸附塔采用多级气流分布装置和平衡方式自动压紧装置。保证碳分子筛吸附性能和压紧状态，有效延长碳分子筛使用寿命。◎ 不合格氮气自动排空系统
开机初期的低纯度氮气自动排空，达到指标后送气。◎ 理想的纯度选择范围
氮气纯度调节方便,可根据用户的需求在79%～99.99%之间任意调节 ◎ 系统独特的循环切换工艺 降低了阀门的磨损，延长了设备的使用寿命和降低了维护费用。◎ 免费调试，终身维护
雄厚的技术和优质的售后服务，提供连续的技术支持，使用户无后顾之忧。
四、工艺流程
BZN系列制氮机由吸附器、气动截止阀、缓冲过滤器、氮气缓冲罐、调压阀、流量计、仪表控制等部分组成。
原料空气经空气压缩机增压至0.8MPa，经过压缩空气净化系统除去大量油、水、尘等其它杂质，进入吸附器。净化后的干燥纯净的原料空气，经缓冲过滤器，进入吸附器底部，气流经分布器扩散后，进入装填碳分子筛的吸附器，进行变压吸附，实行氧氮分离。氮在气相中得到富集，作为产品从上端出口再进入氮气缓冲罐、调压阀、流量计输出，废气在消音器端排出。
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