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烟气脱硝技术是一种成熟的NOx控制处理方法.这种方法是指在有氧条件下且合适的温度范围内,用还原剂NH3在催化剂的作用下将NOx有选择性地还原为氮气和水,脱硝效率能够达到60%至90%。

指在没有催化剂参与的情况下,用氨(NH3)或尿素(CO(NH2)2)等还原剂将烟气中的NOX还原为N2和水。炉膛是该技术的主要反应器,炉膛温度要保持在900-1100℃,脱硝效率受锅炉设计、锅炉负荷等因素的影响较大,脱硝效率较低,在30%~60%之间,因此多用于低NOx燃烧器的辅助工程。而且作为还原剂的尿素又会产生一定的N2O,会对臭氧造成一定的破坏。

鉴于以上两种脱硝技术各有优缺点,因此可以将以上两种脱硝技术联合使用,其脱硝效率能够达到60%-80%。但是在该工艺中,必须对SCR脱硝效率进行控制,不得超过30%。这种技术具有比较复杂的运行系统,实际应用较少。

脱硝技术的主要发展方向就是积极开发,联合使用炉后SCR烟气脱硝技术和低NOx燃烧技术,同时积极研发低温催化剂。

将脱硫脱硝技术和烟气除尘技术结合起来,是火电厂锅炉生产的一个重要的发展方向,这也对火电厂的可持续发展起到了重要的作用。当前火电厂对脱硫脱硝技术和烟气除尘技术的运用仍然存在一定的问题。要使用脱硫脱硝和烟气除尘技术必然要投入较多的成本,这也会影响火电厂的运营成本,给火电厂带来一定的压力。而且脱硫脱硝和烟气除尘设备,所需的场地较大,用电量较大。这些都严重影响了火电厂的生产运营,不能满足火电厂的生产和发展需要。

鉴于此,火电厂应该将煤碳燃烧技术和和烟气脱硝技术联合使用,节约设备投入。而且锅炉低负荷的温度如果达到了催化,那么催化剂就会发生一定的温度反应,可以在该温度区域内加装脱硫装置,达到脱硫的目的。

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火电厂生产的过程中必然需要煤碳燃烧,但是煤碳燃烧发电又会带来一定的环境污染,这就需要火电厂采取各种有效的脱硫脱硝、烟气除尘技术,减少各种有害气体的排放。我国社会对于大气污染排放的重视程度越来越高,也制定了更为严格的大气污染排放标准。为了得到持续、稳定的发展,火电厂必须积极研发脱硫脱硝和烟气除尘的联合新技术。

北极星火力发电网讯:通过对脱硫废水零排放技术的分析与总结,将脱硫废水零排放处理过程归纳分为预处理、浓缩减量和蒸发固化三段;介绍了每段的主要目的及其技术方法;分析了不同技术的原理与优缺点;展望了脱硫废水零排放处理技术的发展趋势,认为高温旁路烟气蒸发在蒸发固化中具有较强优势,在此基础上探寻新型预处理技术、提高废水及其所含高浓缩盐的回收率、进一步降低脱硫废水零排放的投资与运行成本,将是今后研究的重点。

2015年4月,国务院发布《水污染防治行动计划》(简称“水十条”),对各类水体污染的治理提出了更为严格的要求;同时,国家“十三五”规划进一步严控水资源使用,要求工业生产尽可能回收和循环使用生产过程产生的废水。为了符合相关法律法规和相关产业政策,燃煤电厂废水零排放势在必行。然而,传统的脱硫废水处理技术不能满足电厂零排放要求,探索有效且经济的脱硫废水零排放技术迫在眉睫。

根据废水来源,燃煤电厂废水一般包括生活污水、循环水排污水、脱硫废水和各种再生废水等。当石灰石-石膏湿法烟气脱硫系统运行时,吸收剂在循环使用过程中盐分和悬浮物等杂质浓度越来越高,为使杂质浓度不超过设计上限,当其浓度达到一定值后需从系统中排出部分废水,排出的这部分废水称为脱硫废水。

燃煤电厂脱硫废水具有如下水质特性[1-2]:1)呈酸性,pH在4.5~6.5之间;2)含盐量高,且浓度变化范围极广,一般在20~50g/L;3)硬度(钙镁离子浓度)高,结构风险高;4)悬浮物高,一般在20~60g/L;5)成分复杂,水质波动大;6)氯离子含量高,腐蚀性强且回用困难。脱硫废水因这些特性成为燃煤电厂最复杂和最难处理的一股废水,是实现燃煤电厂废水零排放的关键。

传统脱硫废水处理方法包括灰场处置、煤场喷洒、灰渣闭式循环系统及三联箱法等[1-3]。灰场处置、煤场喷洒、灰渣闭式循环系统所需水量较少,且会造成系统设备的腐蚀,对电厂的安全运行造成隐患[1];三联箱法经过简单中和、絮凝和沉淀澄清后,虽可有效去除悬浮固体、重金属离子和F-等污染物,但该工艺难以有效去除Na+、Cl-、SO42-、Ca2+和Mg2+等离子,出水含盐量仍很高,回用困难。

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