脱硫脱硝改造计算公式

第一篇：脱硫脱硝改造计算公式

脱硫脱硝改造计算公式

本工程实际排放浓度:A排放口排放浓度数值加上B排放口排放浓度值，然后除以数值个数

本工程产生量:A进口的速率平均值乘以时间加上B进口的速率平均值乘以时间（最后除1000，换算成吨/年）

实际排放量:A出口排放速率平均值乘以时间加上B出口排放速率平均值乘以时间（最后除1000，换算成吨/年）（核定排放用量:与实际排放量一样或相近）

自身削减量:本工程产生量减去实际排放量

第二篇：脱硫脱硝设备市场前景

脱硫脱硝设备市场前景

2012年，脱硫脱硝设备生产企业生意红火，火电厂是其重要的客户来源，但大部分火电厂却对脱硫脱硝的改造能拖就拖，火电脱硫脱硝一直处于被动推着走的状态，进展缓慢。火电企业抱怨政府财政补贴的力度太低。

国家发改委能源研究所能源系统分析研究中心研究员姜克隽在接受中国经济时报记者采访时表示，推进脱硫脱硝，重点在于增加成本覆盖，当政策施压限值和企业的承受能力相平衡时，企业才会积极主动地落实脱硫脱硝，对控制氮氧化物排放和PM2.5有直接贡献。“既要电价低又要环境好是不可能的，解套管制电价并适当提高，既能覆盖成本又可以增强节约能源的意识。”

日前，环保业上市公司披露的2012年业绩预告频频报捷。其中，从事脱硫脱硝业务的国电清新、雪迪龙、聚光科技、龙净环保、九龙电力等公司实现净利润增长10%—285%。记者对包括龙净环保、九龙电力等在内的8家从事脱硫脱硝业务的公司进行电话调查发现，各公司的订单量从去年开始大幅增长，国有火电厂、企业自备中小火电厂等火电厂为主要客户。

这些公司因环保要求日益严格，国家利好政策频出而普遍被业

内分析人士看好，但它们的如火如荼正是建立在火电企业的不愿意之上。火电企业在脱硫脱硝中一直是被动地慢落实。

中电联统计数据显示，截至2012年底，累计已投运火电厂烟气脱硫机组总容量约6.8亿千瓦，占全国现役燃煤机组容量的90%;已投运火电厂烟气脱硝机组总容量超过2.3亿千瓦，占全国现役火电机组容量的28%。

中投顾问能源行业研究员任浩宁认为，受经济利益驱使，火电企业几乎不会主动、积极地选择性能和效果最佳的技术和设备，脱硫脱硝效果不如人意也在“情理之中”，单凭火电企业的自觉性很难有效开展脱硫脱硝改造工作。本文由江西金阳钢艺有限公司（新钢搪瓷钢配送中心）提供。与此同时，火电企业因近年持续亏损，在跨过频频加高的节能减排门槛时表现得“心有余而力不足。”

杭州一家电力环保公司的设备销售主任以脱硫脱硝监测设备为例给记者算了这样一笔账：30万千瓦机组的脱硫脱硝在线监测设备投入最低在280万元以上，而每套监测设备的维护费约3万元/年。有电厂为节省成本，每套机组只安装脱硫监测仪器和脱硝监测仪器各两套，这使得脱硫和脱硝的效果大打折扣。

根据《国家环境保护“十二五”规划》，30万千瓦以上的机组都应配套脱硫脱硝在线监测设备，一般每套机组脱硫监测仪器3套、脱硝监测仪器6套，而机组的大小并不影响仪器的数量选择。

火电厂抱怨每度电0.8分钱的补贴难抵消上涨的成本压力。两者究竟相差多少?

中国电力投资集团公司总经理陆启洲曾在接受媒体采访时表示，火电厂对于PM2.5也是一个重要来源，在能源价和电价的形成体制当中要把环境保护的成本算进去。“测算达到目前国际上最先进的标准，大概每千瓦时不会超过三分钱，现在国家已经给了两分了，脱硫给了一分二，脱硝给了八厘，电价只要再涨一分钱，那就基本上可以覆盖成本了，也即解决PM2.5的问题。”

中国大唐集团总经理陈进行预计，全国需要完成脱硝改造的现役燃煤机组容量高达6亿千瓦。每千瓦投资约150元—200元，全国脱硝改造费用约1000亿元，每年增加运行费用约400亿元。

受电厂地域、采购煤质、水质、电费、石灰石价格等多重因素影响，即使相同容量的机组脱硝成本差价很大。

重庆能源集团的任先生透露，因为价格高的原因，重庆的电厂并不愿意采购洗煤，即使经过洗选的煤含硫量和灰分都比较低。为电厂配置的洗煤厂产能闲置，因折旧甚至出现大幅亏损。“经济效益战胜了环境效益，并不是一家电厂不买洗煤，全国还有很多家。”

火电厂脱硫脱硝收集后的废弃物一般会集中处理掉。其中，回收的硫会用于生产硫磺以及成本相对较高的硫酸铵。业内人士透露，十个电厂中也就只有一个电厂会生产硫酸铵，“行情好的话会赚钱，不好的话还可能会赔钱。”

第三篇：浅谈循环流化床锅炉的脱硫脱硝

浅谈循环流化床锅炉脱硫脱销

概况

随着我国工业产业迅猛发展，环境污染显得更加突出。尽管快速发展的工业使人民的生活水平大幅度提高，但环境污染也给人们的身心健康带来较大危害。据报道我国南方酸雨的PH值达到了3-4，可见大气中SO2、NOx的浓度已到了相当高的程度。由于煤炭中含有一定量的硫和氮，一般认为，大气中的SO2、NOx主要来源于火力发电厂燃煤锅炉和工业燃煤锅炉排放的烟气中。近年来，循环流化床锅炉作为一种环保型锅炉在工业生产中被广泛应用。因此，搞清循环流化床锅炉SO2、NOx的产生过程，对我们有效控制、降低锅炉SO2、NOx的排放浓度和采取合适脱硫脱硝方法是非常必要的。2 SO2和 NOx的特性及其危害性

SO2是一种无色有刺激性气味的气体，是对大气环境危害严重的污染物。在阳光催化下，SO2进行复杂的化学反应形成硫酸，再经雨水淋降至地面即形成酸雨。氮氧化物有NO、NO2和N2O三种，NO是一种无色无味有毒的气体，约占煤燃烧产生的氮氧化物总量的90-95%，它在大气存在的时间极短，便被氧化成NO2，NO2与水反应也会形成酸雨。酸雨对农作物有较大的危害，它会造成农作物茎叶色斑，导致农业减产，也会对建筑物造成侵蚀，缩短建筑物的寿命。此外，空气中的SO2、NOx会刺激人们的呼吸道，使人呼吸道疾病的发病率提高。同时，SO2和NOx也是诱发癌症的原因之一。NO还会造成臭氧层的破坏，N2O 是一种无色有毒气体，与氧气反应生成NO，是大气平流层中NO的主要来源，可以破坏大气平流层的臭氧，它也是一种温室气体。

煤燃烧过程中SO2析出的动态特性 3.1 煤中硫的存在形式及反应过程

硫在煤中的存在形式主要有有机硫、无机硫两种。无机硫主要为黄铁矿FeS2。有机硫在煤加热至400℃时即开始大量分解，一般认为有机硫首先分解为H2S，然后遇氧再反应生成SO2，而黄铁矿硫在300℃就开始分解，但大量分解在650℃以上，而流化床燃烧的典型温度区在800-900℃之间。所以，循环流化床锅炉煤中硫的转化率很高。3.2 各种因素对SO2析出的影响

有机硫的分解时间比较短，在挥发分析出以及煤着火的初期基本上就分解了，而黄铁矿硫形成SO2要持续数分钟，并随着温度的升高SO2的转化率会大幅增高。3.2.1 钙硫比的影响

钙硫比是影响循环流化床锅炉SO2排放的主要因素。在不加石灰石时，SO2的排放量与含硫量成正比。燃料在燃烧时一般有80%以上的硫分转化为气体排放到大气中，剩余部分与炉渣以固态的形式排出。循环流化床锅炉Ca/S低于2.5时，SO2的排放浓度随Ca/S的增加而下降很快。当Ca/S大于2.5时，SO2降低就不明显了，相反，还会带来一些副作用，如影响燃烧工况，增加灰渣物理热损失，提高NOX的排放，与选择性非催化还原相冲突等。因此，对于循环流化床锅炉Ca/S应控制在1.5-2.5之间。我公司490t/h循环流化床锅炉自2009年4月投运以来，钙硫比控制在2.0-2.5之间，SO2的排放浓度一般200mg/m3左右。3.2.2 粒度的影响

采用的合理的石灰石粒度，经运行实践证明，既能保证石灰石在炉内的停留时间，同时合理的粒度也尽量增大了石灰石粒子与二氧化硫的接触面积，提高了石灰石的利用率，有利于脱硫反应的进行。脱硫剂的粒径分布对脱硫效率有较大影响。一次反应条件下，较小的脱硫剂粒度，脱硫效果较好。一方面，脱硫剂粒度越小，对NOx的刺激作用越小，脱硫温度可以相对稍高，燃烧更完全，脱硫效率也相对提高。另一方面，减小石灰石颗粒的尺寸能增加其表面积，从而提高反应面积。但脱硫剂的粒度也不是越小越好，如果脱硫剂的粒度太小，不能参与CFB灰循环，只会增加其以飞灰形式的逃逸量，降低脱硫剂利用率，从而引起脱硫效率的下降。根据有关资料，脱硫剂的粒度在0-1mm时，平均粒径在100-500μm，脱硫效率最高。3.2.3 过剩空气系数的影响

SO2的形成与炉内O2的浓度有关。在局部缺氧的条件下，黄铁矿的分解速度会减慢，SO2析出量低，反之，SO2的析出量就高，但过剩空气系数太低会影响到锅炉的燃烧效率。3.2.4 燃料在炉内停留时间的影响

循环流化床锅炉的特点就是燃料先从密相区到稀相区进行燃烧，然后再经分离器分离将未燃尽的物料送回炉内继续燃烧，如此循环几次到几十次不等（这与锅炉设计循环倍率有关），这一循环过程工作温度在600-900℃之间，在此温度段内煤燃烧时间可达数分钟乃至数十分钟，这样煤中硫分就会大量的转换为SO2析出，一般可达到90%以上。因此，循环流化床锅炉一般采用炉内喷钙脱硫，由于燃料和脱硫剂在炉内停留的时间长也就使得SO2与脱硫剂有足够的反应时间，脱硫反应充分完全，因而循环流化床锅炉具有很高的脱硫效率。4 脱硫剂的脱硫原理

循环流化床锅炉燃烧过程中最常见的脱硫剂是钙基脱硫剂，如石灰石、白云石，在床温超过其燃烧平衡温度时，将发生煅烧分解反应: CaCO3----CaO+CO2 CaO将在富氧条件下与SO2发生反应生成硫酸盐： 2CaO+2SO2+O2----2CaSO4 5 石灰石在循环流化床锅炉内的煅烧过程

天然石灰石是一种致密不规则结构的矿石，其孔隙容积和比表面积都很小。在炉内，石灰石首先被煅烧成多孔的CaO，煅烧过程中石灰石颗粒内孔隙容积不断扩大，比表面积也不断增加。石灰石多孔的结构有利于提高二氧化硫的吸收反应活性。6 NOx的形成机理

煤在燃烧过程中形成的NOx可分为三种，即热力型、燃料型和快速性。其中快速型生成量很少可以不考虑。根据循环流化床锅炉的反应温度和氧浓度水平，热力型NO的形成速率很低，故一般可以不考虑。煤在燃烧过程中主要是燃料型NOx，燃料氮形成的NO占流化床燃烧方式NOX总排放量的95%以上。

影响循环流化床锅炉内NOX产生的因素 7.1 温度的影响

随着运行温度的提高，NOX的排放升高，而N2O的排放将下降。这就意味着，通过降低床温来控制NOX排放会导致N2O排放升高。另一方面，运行床温的控制还受负荷及燃烧效率的制约，床温过低CO浓度很高，这尽管有利于NOX的还原，却带来了化学不完全损失。温度升高由于其热分解作用会使N2O降低。7.2 过剩空气系数的影响 7.2.1 不分段燃烧

不分段燃烧时，过剩空气系数对NOX和N2O的影响很相似。过剩空气系数降低时，NOX和N2O排放量都下降，过剩空气系数增加很大时，NOX和N2O排放量也大大降低，因为，过剩空气系数很小或很大时，CO浓度都将升高，而CO会促进NO和N2O的还原和分解。7.2.2 分段燃烧

实施分段燃烧对降低氮氧化物的排放很有好处。二次风从床面上方的一定距离给入，随着二次风率增大，NOX生成量也随之下降，并在某一分配下达到最低点。这是由于分段燃烧会使锅炉局部氧浓度降低，可以抑制燃料型氮氧化物的生成。另外，分段燃烧也会使火焰高度降低从而使热力型氮氧化物降低。如图所示： 7.3 脱硫剂的影响

锅炉添加石灰石的直接目的是为了脱硫。但石灰石对氮氧化物排放也有明显影响，会造成NO上升，而N2O下降。原因是石灰石对NOX的生成起催化作用。因为，多余CaO是氧化性条件下N2O分解的催化剂；CaS是CO还原NO和N2O的强催化剂。8 同时降低SO2和NOX排放的措施

通过前面脱除各种有害气体方法的分析，循环流化床锅炉降低SO2和NOX排放的措施主要有：

①降低过剩空气系数α燃烧，过剩空气系数在1.10-1.20之间。②分段给入空气，实施分段燃烧合理分配二次风的比例，一般控制在总风量的30%-40%。

③降低燃烧温度可以使SO2和NOX降低，但会使N2O和CO增加，一般地，循环流化床锅炉的床温在850-900℃之间为宜。

④采用较小的脱硫剂粒径150-300μm之间，不仅可以增加承载脱硫反应的比表面积，而且使脱硫对温度的敏感性和对NOX的刺激增长作用都会减弱。

⑤选择合适的Ca/S比，钙硫比的选择与燃料的含硫量和脱硫剂的粒径有关，一般Ca/S比为1.5-2.5。

⑥提高悬浮段的颗粒浓度和混合扰动对脱硫和降低NO排放有利。降低煤的平均粒径和提高一次风压的压头可以提高悬浮段的颗粒浓度。9 循环流化床锅炉SO2和NOX实测值

2009年6月唐山市环境监测站对我公司2台490t/h炉进行了实际监测，检测结果如下： 1#炉监测结果

监测时间 次数 SO2（mg/m3）NOX（mg/m3）2009年6月3日 1 235 83 2 294 84 3 284 80 2009年6月4日 1 161 98 2 236 104 3 240 102 2#炉监测结果

监测时间 次数 SO2（mg/m3）NOX（mg/m3）2009年6月3日 1 135 110 2 115 114 3 109 112 2009年6月4日 1 103 112 2 84 110 3 85 110 我公司循环流化床锅炉通过炉内添加石灰石后，脱硫效率可达92%以上。循环流化床锅炉的低温燃烧和分段燃烧技术使得氮氧化物的排放浓度远远低于国家标准400 mg/m3。9 结论

通过以上分析，可以看出，循环流化床锅炉在脱硫脱硝方面有着比较大的优越性，SO2和NOX的排放浓度可以得到了有效的控制，是一种环保型锅炉，具有推广的价值。www.xiexiebang.com由于燃料硫和燃料氮的反应系统之间存在着密切的联系和交互影响，单独降低SO2、N2O和NOX其中一种不是我们想达到的目的，降低SO2的措施往往导致NOX和N2O的升高，降低N2O措施往往又会导致SO2的升高。因此，同时降低循环流化床的氮、硫氧化物的排放是我们今后研究的新课题。

第四篇：脱硫脱硝节能降耗措施办法

脱硫脱硝节能降耗措施办法

为积极响应集团公司会议精神要求，根据脱硫脱硝实际情况，落实节电、节水、节料方面的具体措施如下：

一、节电方面，根据锅炉烟气量及含硫量及时调整运行方式，启停运行设备，在保证在线参数合格的前提减少电耗。每日每班统计用电量，月底累计每班总用电量，最后折算平均厂用电率，进行比较名次。

二、用水方面，依据气温变化及设备状况，加强设备巡检，及时调整冷却水量及冲洗水量。制浆用水采用滤液水制浆，减少外排量。

三、脱硫脱硝原料方面，认真监盘，积极联系相关专业，加强调整，在保证上传参数达标的前提下，减少用原料用量，每炉每班进行统计做好记录，月底累计根据脱硫脱硝率及用原料用量进行排名。

节能降耗方面下一步的方向如下：

一、增压风机是影响脱硫电耗的主要设备，其电耗主要用于克服脱硫烟道吸收塔设施的阻力上，其中控制除雾气前后压差是降耗的关键，加强冲洗量保证冲洗效果，减少前后压差。

二、浆液循环泵的投用数目和组合方式会直接影响液气比和脱硫用电单耗。可根据烟气量和烟气进口二氧化硫含量调用高低扬程的浆液循环泵，并进行优化组合。较低的液气比能降低增压风机用于克服液气阻力的能耗。

三、运行一段时间后浆液循环泵的叶轮和过流部件会出现严重磨

损腐蚀现象，电流压力参数值会出现下降趋势，蹦的工作性能降低，因此及时更换严重磨损的过流部件可以保证脱硫效率的条件下，减少循环泵运行台数。

四、在原烟气二氧化硫不超设计值范围内，以脱硫率不低于95%为目标值，控制吸收塔浆液PH值在5.0~6.0范围内为最佳，减少浆液用量。另外控制吸收塔的浆液密度在1085kg/m3左右，便于减少脱水设施的时间，达到节电节水目的。

五、加强检修与运行的配合工作，及时分析，共同判定故障点和不经济因素，消除设备隐患。完善各计量表计的准确性及完好率，以便于统计评比考核。

第五篇：关于脱硫脱硝特许权经营优势分析

关于脱硫脱硝特许权经营优势的调研报告

为贯彻落实《国务院关于落实科学发展观加强环境保护的决定》第二十四条中“推行污染治理工程的设计、施工和运营一体化模式，鼓励排污单位委托专业化公司承担污染治理或设施运营”和《国务院关于印发节能减排综合性工作方案的通知》第三十三条中“组织开展烟气脱硫脱硝特许经营试点”的要求，促进实现各项制度提出的二氧化硫削减目标，提高烟气脱硫脱硝设施建设和运行质量，推进脱硫脱硝产业健康发展，现从以下几个方面来阐述开展火电厂烟气脱硫脱硝特许权经营的优势。

一、特许权经营的必要性

首先，介绍一下，火电厂烟气脱硫、脱硝特许经营是指：在政府有关部门的组织协调下，火电厂将国家出台的脱硫脱硝电价、与脱硫脱硝相关的优惠政策等形成的收益权以合同形式特许给专业化脱硫脱硝公司，由专业化脱硫脱硝公司承担脱硫脱硝设施的投资、建设、运行、维护及日常管理，并完成合同规定的脱硫脱硝任务。

其次，国家“十五”以来，我国火电厂烟气脱硫脱硝产业取得重大进展，火电厂二氧化硫、二氧化氮排放控制已进入以烟气脱硫、脱硝为主要措施的阶段。在烟气脱硫、脱硝产业快速发展的同时，也暴露出一些问题，如部分烟气工程建设质量不过关、设施投运率低、运行维护专业化水平低、运行效果差、行业技术规范不完善、脱硫脱硝公司良莠不齐、技术创新进展缓慢等。这些问题如不加快研究解决，不仅难以完成电力行业二氧化硫削减任务，而且对烟气脱硫产业的健康发展将产生严重影响。对此，必须引起高度重视。

再则，火电厂烟气脱硫脱硝引入特许经营模式，对于提高脱硫脱硝工程质量和设施投运率，加快烟气脱硫脱硝技术进步，实现烟气脱

硫脱硝产业又好又快发展有着重要意义。从目前火电厂烟气脱硫脱硝的市场潜力、经济政策、市场主体、技术水平等情况看，已具备了开展火电厂烟气脱硫脱硝特许经营的基本条件。但从整体上看，火电厂烟气脱硫脱硝特许经营是一项系统性、综合性很强的工作，由此则更需要专业公司来做好相关的运维工作。

二、特许权经营的专业性

第一，环保公司技术专业、丰富经验

火电厂烟气脱硫脱硝特许权经营实施后，脱硫脱硝公司可制定详细的运营方案，现场的人员力量、技术力量得到大大加强，脱硫脱硝管理从组织上、技术上得到充分保障，业主的管理压力得到大大减轻。脱硫脱硝公司充分发挥了环保专业公司的技术优势，依托其专业技术特长和丰富经验，开展设备点检，加强技术监督管理，专门建立了脱硫化验室，定期对石灰石、石膏、吸收塔浆液、水质等项目化验分析；专人负责对重要表计进行维护，定期进行比对和标定，保证数据采集的及时性和准确；通过各项数据分析及时判断和解决出现的技术问题和难点指导运行和检修人员工作，确保系统的健康运行。第二，大力加强人员培训和规范化管理。

脱硫脱硝公司专业性的单位，可对电厂的脱硫脱硝运行维护人员全面培训，使得脱硫脱硝运行人员持证上岗率大大提高。脱硫脱硝公司可以全面规范脱硫脱硝安全、设备、运行、检修管理的各项规章、制度，为保证脱硫脱硝装置的正常运行建立较为完备的运行、维护、监督管理体系，做到各项生产运行管理规范、到位，日志、记录齐全。第三，物耗受控，成本大大降低

实施特许权经营后，通过优化运行，使得设备运行稳定，进一步降低了运营成本。脱硫脱硝的各项生产技术指标和费用能够按照业主

基本定额标准提取，同时实现了费用专款专用，脱硫脱硝运行维护资金得到有力保障，更进一步的保证了脱硫脱硝设施的安全稳定运行。

三、特许权经营的趋势性

从外部看，随着国家和地方各级政府对环保管理力度的不断加大，无论是政府还是各发电集团公司都将脱硫特许经营，实现环保设施的专业化管理作为提升环保设施运行水平、降低大气污染物排放的重要手段。大多省份环保部门已多次会议提出将开展脱硫脱硝特许经营和脱硫、脱硝CMES系统统一委托管理的想法。各发电公司均已建立企业脱硫脱硝特许经营产业平台，并在全国火电机组范围内大力的推广，大部分发电公司和专业脱硫、脱硝公司已签订现有机组和今后新建机组脱硫的全面特许经营合作协定。烟气脱硫、脱硝特许权经营模式基于专业化管理已在全国大部份区域开展试点，最终也可能将全面实施。