氨法脱硫重点总结

1、明晟环保：化肥装置氨源及其在氨法脱硫上的使用特点1液氨液氨运输及储存便利，通常将气态的氨气通过加压或冷却得到液态氨。氨易溶于水，溶于水后形成碱性溶液。 液氨(气氨)管理要求高。用于脱硫时，其管道及相应的贮槽应按压力等级设计并有防爆措施。但因其含量高运输 成本低，液氨是长距离外购脱硫剂的首选方案。2 氨水氨水为无色透明的液体，是不燃烧、无危险的液体。稀氨水稀氨水一般由废氨水提浓或液氨稀释而来，质量相对较好，可以直接使用。废氨水化肥企业废氨水来源：1)合成氨系统废氨水来源铜洗再生工序产生的含氨废水；回收塔用软水或稀氨水回收下来的氨水，脱除有机硫过程中产生的低压变换冷 凝液和含氨废水等。) 氮肥(氨

2、加工)废氨水来源(NH4)2-CO3生产废水主要是尾气洗涤塔产生的含氨废水；尿素生产废水主要是蒸馏和蒸发工序的解吸液和冷凝 液即含氨废水；NH4NO3生产废水主要是真空蒸发工序生产的含氨废水。目前，化肥企业的含氨废水一般送尿素解吸或新增氨回收塔进行提浓回收。进行回收需要增加能耗和操作费用。 废氨水浓度一般较低，高的一般也不超过5，所以当用废氨水脱硫时要注意装置的水平衡，水过量时须搭配 使用高浓度的氨。.NH4HCO3一般是由氨与二氧化碳化合而成，曾是氮肥的主要品种，目前仍是中小氮肥厂重要产品。NH4HCO3可分解为氨与二氧化碳，可作为脱硫剂。在使用碳铵作脱硫剂时，需配置将碳铵溶解的装置然后将

3、碳铵泵入脱硫系统。因碳铵在脱硫过程中有气体二氧化碳生成，所以碳铵的加入点要有防泡沫措施。. 尿素尿素用液氨和二氧化碳为原料合成尿素。尿素在水的作用下分解成氨和二氧化碳，可以作脱硫剂使用。尿素做脱硫剂也需配置溶解装置。然后将溶液泵入脱硫系统。同样其水解过程中有气体二氧化碳生成，所以其 加入点也应要有防泡沫措施。化肥企业使用氨法烟气脱硫的优势化肥企业特别是氮肥厂皆有上述的含氨脱硫剂，采用氨法技术进行锅炉烟气脱硫，可直接利用氨甚至废氨水回 收烟气中的SO2制成(NH4)2SO4肥料，在厂内即可实现废物的综合利用，以废治废、变废为宝。 另外，氨法脱硫属化工技术，化肥企业的操作人员和管理人员容易掌握。.

4、氨法脱硫技术在化肥企业的应用氨法脱硫技术在电力、化工行业已多家使用，其中化肥企业也逐步增多。目前，山东章丘明水大化、石家庄正 元化肥、中化平原化肥等多家已经使用。5、结论氨法烟气脱硫技术可以利用化肥装置中的含氨稀氨水、液氨(气氨)、碳铵、尿素甚至废氨水脱除烟气SO2,既解 决了化肥装置的废氨水难题又解决了烟气的SO2治理问题，还副产高附加值的(NH4)2SO4化肥，且脱硫率99%的同 时可达20%40%的脱硝率，一举多得，更不产生二次污染不消耗新的原料资源，环境效益、经济效益与社会效益 明显，真正实现了绿色经济，变废为宝的目的，实现在绿水蓝天中获得金山银山的理念，值得化肥企业大力推广。 明晟环

5、保凭借几十年的化工经验，以实体工业求发展，以低碳经济、变废为宝为理念，从根本上解决了高耗能和二 次污染问题，使超低排放科技化、系统化。在本质上氨法脱硫工艺是采用NH3来吸收净化烟气的，包含着复杂的物理、化学过程。以下将从物理化学原理方面 对工艺各阶段加以分析。烟气中的SO2从烟气主体进入吸收液的过程是物理吸收和化学反应的过程，通过这个过程，使SO2从气相进入液相 而被捕获。该过程可分为如下几个步骤： 氨法脱硫工艺中的化学步骤.烟气中SO2溶解于水形成H2SO3。.氨吸收剂溶解于水形成NH3H2O。.溶解于水形成的NH3,H2O与溶解于水形成的H2SO3进行化学反应形成(NH4)2SO3。.形成

6、的(NH4)2SO3在氧化空气的作用下氧化形成(NH4)2SO4氨法脱硫过程的总化学反应式可以综合表示为：SO2+H2O+XNH3=(NH4)xH2-xSO3(NH4)xH2-xSO3+1/2O2+(2-x)NH3=(NH4)2SO4虽然该综合反应式中列出了主要的反应物和生成物，但整个反应过程非常复杂，可以通过以下的一系列反应过程表示：八：脱硫塔中SO2的吸收烟气中的二氧化硫(SO2)溶于水并生成亚硫酸。SO2 + H2O - H2SO3 B：亚硫酸同溶于水中的硫酸铵和亚硫酸铵起反应。H2SO3 +(NH4)2SO4 -NH4HSO4 + NH4HSO3 (2)H2SO3+(NH4)2SO3

7、-2NH4HSO3 C：吸收剂氨的溶解NH3 + H2O - NH4OH -NH4+ + OH- (4)由于反应(4)的进行，可以不断提供中和用的碱度及反应用的铵离子。氨同溶于水中的亚硫酸、硫酸氢铵和亚硫酸氢 铵起反应。D：中和吸收的SO2SO2极易与碱性物质发生化学反应，形成亚硫酸盐。碱过剩时生成正盐SO2过剩时形成酸式盐。SO2 + NH4OHf NH4HSO3 SO2 + 2NH4OH f(NH4)2SO3 + H2O (6)由于反应(5)、(6)的进行，可以使更多SO2可被吸收。E：吸收得到的(亚)硫酸(氢)铵氧化成硫酸(氢)铵亚硫酸盐不稳定，可被烟气及氧化空气中的氧气氧化成稳定的硫酸

8、盐。NH4HSO3 + O2 - 2NH4HSO4 (7)2(NH4)2SO3 + O2 -2(NH4)2SO4 (8)F：硫酸铵溶液浓缩后结晶析出硫酸铵固体硫酸铵+水-硫酸铵固体+水蒸汽6：脱硝功能氨法脱硫在脱出二氧化硫的同时，对氮氧化物也有一定的脱除效果，其反应原理如下：烟气中氮氧化物(NOx)主要以NO(占NOx的90%)形式存在，其次是NO2、N2O5等。在一定温度下，NO在空气中部分氧化成NO2，建立如下平衡：NO+ 1/2O2 = NO2在一定温度的水溶液中，亚硫酸铵(NH4)2SO3与水中溶解的NO2反应生成(NH4)2SO4与N2，建立如下平衡：2(NH4)2SO3 + NO2

9、 = 2(NH4)2SO4 + 1/2N2 个亚硫酸铵(NH4)2SO3与水中溶解的NO反应生成(NH4)2SO4与N2，建立如下平衡：(NH4)2SO3+ NO= (NH4)2SO4+ 1/2N2个亚硫酸氢铵NH4HSO3与水中溶解的NO2反应生成NH4HSO4与N2，建立如下平衡：4NH4HSO3+2NO2-4NH4HSO4+N2个燃煤电厂主要节能技术汇总如下：1、提高蒸汽参数常规超临界机组汽轮机典型参数为24.2MPa/566/566，常规超超临界机组典型参数为25-26.25MPa/600/600。 提高汽轮机进汽参数可直接提高机组效率，综合经济性、安全性与工程实际应用情况，主蒸汽压力

10、提高至27-28MPa， 主蒸汽温度受主蒸汽压力提高与材料制约一般维持在600，热再热蒸汽温度提高至610或620，可进一步提高 机组效率。主蒸汽压力大于27MPa时，每提高1MPa进汽压力，降低汽机热耗0.1%左右。热再热蒸汽温度每提高 10,可降低热耗0.15%。预计相比常规超超临界机组可降低供电煤耗1.52.5克/千瓦时。技术较成熟。适用于66、100万千瓦超超临界机组设计优化。2、二次再热在常规一次再热的基础上，汽轮机排汽二次进入锅炉进行再热。汽轮机增加超高压缸，超高压缸排汽为冷一次再热， 其经过锅炉一次再热器加热后进入高压缸，高压缸排汽为冷二次再热，其经过锅炉二次再热器加热后进入中压

11、缸。 比一次再热机组热效率高出2%3%,可降低供电煤耗810克/千瓦时技术较成熟。美国、德国、日本、丹麦等国家部分30万千瓦以上机组已有应用。国内有100万千瓦二次再热技术示范工程。3、管道系统优化通过适当增大管径、减少弯头、尽量采用弯管和斜三通等低阻力连接件等措施，降低主蒸汽、再热、给水等管道阻 力。机组热效率提高0.1%0.2%,可降低供电煤耗0.30.6克/千瓦时。技术成熟。适于各级容量机组。4、外置蒸汽冷却器超超临界机组高加抽汽由于抽汽温度高，往往具有较大过热度，通过设置独立外置蒸汽冷却器，充分利用抽汽过热 焓,提高回热系统热效率。预计可降低供电煤耗约0.5克/千瓦时。技术较成熟。适用

12、于66、100万千瓦超超临界机组。5、低温省煤器在除尘器入口或脱硫塔入口设置1级或2级串联低温省煤器，采用温度范围合适的部分凝结水回收烟气余热，降低 烟气温度从而降低体积流量，提高机组热效率，降低引风机电耗。预计可降低供电煤耗1.41.8克/千瓦时技术成 熟。适用于30100万千瓦各类型机组。6、700 超超临界在新的银基耐高温材料研发成功后，蒸汽参数可提高至700,大幅提高机组热效率供电煤耗预计可达到246克/ 千瓦时。技术研发阶段。7、汽轮机通流部分改造对于13.5、20万千瓦汽轮机和2000年前投运的30和60万千瓦亚临界汽轮机，通流效率低，热耗高。采用全三维 技术优化设计汽轮机通流部分

13、,采用新型高效叶片和新型汽封技术改造汽轮机,节能提效效果明显。预计可降低供 电煤耗1020g/kWh。技术成熟。适用于13.560万千瓦各类型机组。8、汽轮机间隙调整及汽封改造部分汽轮机普遍存在汽缸运行效率较低、高压缸效率随运行时间增加不断下降的问题，主要原因是汽轮机通流部分 不完善、汽封间隙大、汽轮机内缸接合面漏汽严重、存在级间漏汽和蒸汽短路现象。通过汽轮机本体技术改造,提 高运行缸效率，节能提效效果显著。预计可降低供电煤耗24g/kWh。技术成熟。适用于3060万千瓦各类型机组。9、汽机主汽滤网结构型式优化研究为减少主再热蒸汽固体颗粒和异物对汽轮机通流部分的损伤，主再热蒸汽阀门均装有滤网。

14、常见滤网孔径均为0 7 已开有倒角。但滤网结构及孔径大小需进一步研究。可减少蒸汽压降和热耗,暂无降低供电煤耗估算值。技术成熟。 适于各级容量机组。10、锅炉排烟余热回收利用在空预器之后、脱硫塔之前烟道的合适位置通过加装烟气冷却器，用来加热凝结水、锅炉送风或城市热网低温回水， 回收部分热量,从而达到节能提效、节水效果。采用低压省煤器技术,若排烟温度降低30,机组供电煤耗可降低 1.8g/kWh,脱硫系统耗水量减少70%。技术成熟。适用于排烟温度比设计值偏高20以上的机组。11、锅炉本体受热面及风机改造锅炉普遍存在排烟温度高、风机耗电高，通过改造，可降低排烟温度和风机电耗。具体措施包括：一次风机、

15、引风 机、增压风机叶轮改造或变频改造；锅炉受热面或省煤器改造。预计可降低煤耗1.02.0g/kWh。技术成熟。适用于30万千瓦亚临界机组、60万千瓦亚临界机组和超临界机组。12、锅炉运行优化调整电厂实际燃用煤种与设计煤种差异较大时，对锅炉燃烧造成很大影响。开展锅炉燃烧及制粉系统优化试验，确定合 理的风量、风粉比、煤粉细度等，有利于电厂优化运行。预计可降低供电煤耗0.51.5g/kWh。技术成熟。 现役各级容量机组可普遍采用。13、电除尘器改造及运行优化根据典型煤种，选取不同负荷，结合吹灰情况等，在保证烟尘排放浓度达标的情况下，试验确定最佳的供电控制方 式（除尘器耗电率最小）及相应的控制参数。通

16、过电除尘器节电改造及运行优化调整，节电效果明显。预计可降低 供电煤耗约23g/kWh。技术成熟。适用于现役30万千瓦亚临界机组、60万千瓦亚临界机组和超临界机组。14、热力及疏水系统改进改进热力及疏水系统，可简化热力系统，减少阀门数量，治理阀门泄漏，取得良好节能提效效果。预计可降低供电 煤耗23g/kWh。技术成熟。适用于各级容量机组。15、汽轮机阀门管理优化通过对汽轮机不同顺序开启规律下配汽不平衡汽流力的计算，以及机组轴承承载情况的综合分析，采用阀门开启顺 序重组及优化技术，解决机组在投入顺序阀运行时的瓦温升高、振动异常问题，使机组能顺利投入顺序阀运行，从 而提高机组的运行效率。预计可降低供

17、电煤耗23g/kWh。技术成熟适用于20万千瓦以上机组。16、汽轮机冷端系统改进及运行优化汽轮机冷端性能差，表现为机组真空低。通过采取技术改造措施，提高机组运行真空，可取得很好的节能提效效果。预计可降低供电煤耗0.51.0g/kWh。技术成熟。适用于30万千瓦亚临界机组、60万千瓦亚临界机组和超临界机组。17、高压除氧器乏汽回收将高压除氧器排氧阀排出的乏汽通过表面式换热器提高化学除盐水温度，温度升高后的化学除盐水补入凝汽器，可 以降低过冷度，一定程度提高热效率。预计可降低供电煤耗约0.51g/kWh技术成熟。适用于1030万千瓦机组18、取较深海水作为电厂冷却水直流供水系统取、排水口的位置和型

18、式应考虑水源特点、利于吸取冷水、温排水对环境的影响、泥沙冲淤和工程施 工等因素。有条件时，宜取较深处水温较低的水。但取水水深和取排水口布置受航道、码头等因素影响较大。采用 直流供水系统时，循环水温每降低1,供电煤耗降低约1g/kWh。技术成熟。适于沿海电厂。19、脱硫系统运行优化具体措施包括：1）吸收系统（浆液循环泵、pH值运行优化、氧化风量、吸收塔液位、石灰石粒径等）运行优化； 2）烟气系统运行优化；3）公用系统（制浆、脱水等）运行优化；4）采用脱硫添加剂。可提高脱硫效率、减少系 统故障、降低系统能耗和运行成本、提高对煤种硫份的适应性。预计可降低供电煤耗约0.5g/kWh。技术成熟。适用于3

19、0万千瓦亚临界机组、60万千瓦亚临界机组和超临界机组。20、凝结水泵变频改造高压凝结水泵电机采用变频装置，在机组调峰运行可降低节流损失，达到提效节能效果。预计可降低供电煤耗约 0.5g/kWh。技术成熟。在大量3060万千瓦机组上得到推广应用。21、空气预热器密封改造回转式空气预热器通常存在密封不良、低温腐蚀、积灰堵塞等问题，造成漏风率与烟风阻力增大，风机耗电增加。 可采用先进的密封技术进行改造，使空气预热器漏风率控制在6%以内。预计可降低供电煤耗0.20.5g/kWh。技术 成熟。各级容量机组。22、电除尘器高频电源改造将电除尘器工频电源改造为高频电源。由于高频电源在纯直流供电方式时，电压波

20、动小，电晕电压高，电晕电流大， 从而增加了电晕功率。同时，在烟尘带有足够电荷的前提下，大幅度减小了电除尘器电场供电能耗，达到了提效节 能的目的。可降低电除尘器电耗。技术成熟。适用于30100万千瓦机组。23、加强管道和阀门保温管道及阀门保温技术直接影响电厂能效，降低保温外表面温度设计值有利于降低蒸汽损耗。但会对保温材料厚度、 管道布置、支吊架结构产生影响。暂无降低供电煤耗估算值。技术成熟。适于各级容量机组。24、电厂照明节能方法从光源、镇流器、灯具等方面综合考虑电厂照明，选用节能、安全、耐用的照明器具。可以一定程度减少电厂自用 电量，对降低煤耗影响较小。技术成熟。适用于各类电厂。25、凝汽式汽

21、轮机供热改造对纯凝汽式汽轮机组蒸汽系统适当环节进行改造，接出抽汽管道和阀门，分流部分蒸汽，使纯凝汽式汽轮机组具备 纯凝发电和热电联产两用功能。大幅度降低供电煤耗，一般可达到10g/kWh以上。技术成熟。适用于12.560万千瓦纯凝汽式汽轮机组。26、亚临界机组改造为超（超）临界机组将亚临界老机组改造为超（超）临界机组，对汽轮机、锅炉和主辅机设备做相应改造。大幅提 升机组热力循环效率。技术研发阶段。27、低（低）温静电除尘在静电除尘器前设置换热装置，将烟气温度降低到接近或低于酸露点温度，降低飞灰比电阻，减小烟气量，有效防 止电除尘器发生反电晕，提高除尘效率。除尘效率最高可达99.9%。低温静电除

22、尘技术较成熟，国内已有较多运行 业绩。低低温静电除尘技术在日本有运行业绩，国内正在试点应用，防腐问题国内尚未有实例验证。28、布袋除尘含尘烟气通过滤袋，烟尘被粘附在滤袋表面，当烟尘在滤袋表面粘附到一定程度时，清灰系统抖落附在滤袋表面的 积灰，积灰落入储灰斗，以达到过滤烟气的目的。烟尘排放浓度可以长期稳定在20mg/Nm3以下，基本不受灰分含 量高低和成分影响。技术较成熟。适于各级容量机组。29、电袋除尘综合静电除尘和布袋除尘优势，前级采用静电除尘收集8090%粉尘，后级采用布袋除尘收集细粒粉尘。除尘器出 口排放浓度可以长期稳定在20mg/Nm3以下，甚至可达到5mg/Nm3,基本不受灰分含量高

23、低和成分影响。技术较成熟。适于各级容量机组。30、旋转电极除尘将静电除尘器末级电场的阳极板分割成若干长方形极板，用链条连接并旋转移动，利用旋转刷连续清除阳极板上粉 尘，可消除二次扬尘，防止反电晕现象，提高除尘效率。烟尘排放浓度可以稳定用0mg/Nm3以下，节省电耗。技 术较成熟。适用于30100万千瓦机组。31、湿式静电除尘将粉尘颗粒通过电场力作用吸附到集尘极上，通过喷水将极板上的粉尘冲刷到灰斗中排出。同时，喷到烟道中的水 雾既能捕获微小烟尘又能降电阻率，利于微尘向极板移动。通常设置在脱硫系统后端，除尘效率可达到70%80%, 可有效除去PM2.5细颗粒物和石膏雨微液滴。技术较成熟。国内有多种

24、湿式静电除尘技术，正在试点应用。32、双循环脱硫与常规单循环脱硫原理基本相同，不同在于将吸收塔循环浆液分为两个独立的反应罐和形成两个循环回路，每条循 环回路在不同PH值下运行，使脱硫反应在较为理想的条件下进行。可采用单塔双循环或双塔双循环。双循环脱硫 效率可达98.5或更高。技术较成熟。适于各级容量机组。33、低氮燃烧采用先进的低氮燃烧器技术，大幅降低氮氧化物生成浓度。炉膛出口氮氧化物浓度可控制在200mg/Nm3以下。技 术较成熟。适于各类烟煤锅炉。脱硫除尘器知识简单介绍脱硫除尘器是涡轮增压湍流除尘脱硫技术的专业脱硫设备。含硫气体在涡轮增压湍流装置的作用下，以高速旋转和扩散的状态与吸收浆液形

25、成的强化湍流传质。传质的过 程是使气液形成乳化层，不仅化学吸收中和快，液膜始终接近中性，能使全过程保持极高且稳定的传质速率，因此, 它是一种十分优秀的低阻高效脱硫设备。涡轮增压湍流传质脱硫设备技术，属于高科技第三代产品。其技术核心是：建立在渗透表面更新理论基础上，基于 多项紊流掺混的强传质机理，属于用液体作为分离剂，从气体、空气或废气中分离弥散的尘粒、烟尘和有害气体并 实现净化的目的，具有同时除尘脱硫的高新技术，其技术特点是：除尘脱硫一体化，能耗低、占地面积小、操作简 单、效率显著、运行费用低、无堵塞不结垢、系统运行稳定、压阻损失少、适用各种固硫剂CaO、MgO、NaOH、 CaCO3、Na2

26、CO3、NH3H2Q工业废碱液）等优势。在国内外湿法除尘脱硫工艺技术上，居先水平。并且在燃煤工业 锅炉应用中，实现零排放的业绩。脱硫设备在燃煤锅炉脱硫除尘行业，除尘脱硫设备应用广泛，可以湿法除尘，湿法脱硫，也可以除尘脱硫除尘 一体化，不仅适合电站燃煤循环硫化床锅炉除尘脱硫，也可应用燃煤链条锅炉的湿法脱硫除尘和烟气净化，脱除SO2 效率高，尾气净化彻底，应用在炉窑行业脱除HF和窑炉尾气酸性废气净化设备等，并对球团、烧结机尾气脱硫。 脱硫剂的废氨水净化效率极高，原烟气SO2由11000mg/m3,脱除至U 120mg/m3以下，广泛应用在钢厂球团烟气领域。 是一种低阻高效的湿法除尘脱硫设备和新颖的

27、脱硫设备环保产品。除尘器就是用来除去气相中的有害尘埃的设备， 在此基础上增加脱硫效果，就是脱硫除尘器。脱硫除尘器一般为湿式脱硫除尘器，湿式脱硫除尘有水膜脱硫除尘，冲击水浴脱硫除尘等。湿式除尘的优点是易维护，且可通过配制不同的除尘剂，同时达至除尘和脱硫（脱氮）的效果;缺点是除尘液需处理， 可能导致二次污染。经过多年的改进，已发展成文丘里型、旋流板型、旋流柱型、浮球型、筛板型等各种类型的水膜脱硫除尘器， 设备技术日趋成熟，各有优点和不足，企业可依自身需要选用不同类型。火电厂锅炉氮氧化合物优化调整措施影响氮氧化物含量的因素1、机组负荷，机组负荷越高氮氧化物含量越低。2、锅炉的氧量，氧量越高氮氧化物含

28、量越大。3、磨煤机运行台数，三台磨运行时氮氧化物含量要低于四台磨。4、制粉系统的启停，磨煤机启动时，锅炉氮氧化物会骤然升高。磨煤机停止后，锅炉氮氧化物会下降。5、磨煤机的组合方式，上层磨煤机运行或下层磨煤机停运时，氮氧化物较高。6、一次风所占的比重，一次风总量越大，产生的氮氧化物越高。7、燃尽风挡板的开度，燃尽风挡板开度越大，氮氧化物越低。8、入炉煤煤质，入炉煤煤种较差时，氮氧化物生成量较低。9、煤粉细度，煤粉颗粒加粗，也可以适当降低锅炉的氮氧化物含量。10、上下层磨的风粉配比，加大上层磨的二次风量同时减少该层的给煤量，让锅炉的给煤量呈正三角布置，风量呈 倒三角布置，则可适当降低机组的氮氧化物

29、含量。优化调整措施1、合理的组织各台磨煤机的上煤方式，从锅炉稳燃和控制氮氧化物生成的角度出发，中上层(C、D、E)磨上低热值 燃煤，底层磨煤机(A、B)上高热值燃煤。2、在保证磨煤机正常运行的情况下降低一次风压。3、进行锅炉燃烧调整试验，重新修正锅炉的“锅炉氧量”，在保证机组参数正常的情况下，尽量降低锅炉运行氧量。4、在机组减负荷过程中，及时减少锅炉的送风量，控制锅炉氧量在氧量范围之内。5、减少上层磨煤机启动次数和下层磨煤机的停运次数。6、混煤掺烧时，上层磨煤机上低发热量燃煤，下层磨煤机配高发热量燃煤。7、选择合适的磨煤机组合方式，机组负荷低于230MW时选择下层及中层磨煤机运行。8、加大上层

30、磨的二次风量同时减少该层的给煤量，让锅炉的给煤量呈正三角布置，风量呈倒三角布置。在保证锅 炉参数正常的情况下。尽量开大燃尽风挡板的开度。9、选择合适的煤粉细度，煤粉颗粒加粗，也可以适当降低锅炉的氮氧化物含量。10、积极联系调度增加机组负荷。烟气脱硫、脱硝用氨的经济、安全产生法烟气氨法脱硫和还原法脱硝需用大量氨，氨的来源主要有液氨和尿素。液氨大量储存属于重大危险源，不安全；目前在还原法脱硝(SNCR、SCR)工艺中，采用的尿素水解(热解) 法制氨所利用的化学反应是尿素分解为氨气和无用的二氧化碳，这样只有大约50%的尿素得到应用，因此造成运营 原料成本较高。本论文是以尿素的缩合和取代等反应为基础，

31、将尿素反应过程中产生的氨随时用于脱硫、脱硝，同时得到高附 加值化工产品，而不产生二氧化碳，使尿素分子全部得到利用，这样，即可解决液氨储存及使用过程中的不安全问 题，又可解决尿素水解(热解)法制氨工艺所产生的原料费用太高问题，因此，这是一种烟气脱硫、脱硝用氨的经 济、安全产生方法。关键词：氨法脱硫还原法脱硝尿素制氨经济安全1.前言我国能源以燃煤为主，燃煤烟气 是二氧化硫和氮氧化合物的排放大户，对空气造成严重污染。控制二氧化硫和氮氧化合物的排放是我国治理大气污 染的重要措施之一。目前我国对大型锅炉燃煤烟气二氧化硫和氮氧化合物的排放都有严格的标准。烟气中的二氧化硫可以采用氨 法脱硫工艺进行脱除。向烟

32、气中喷入氨NH3与烟气中的SO2反应，然后通入空气进行氧化得到亚硫酸铵，反应式为： NH3+H2O+SO2-(NH4)2SO3 (NH4)2SO3+O2-(NH4)2SO4硫酸铵溶液经浓缩结晶、离心分离、干燥等程序后即可制得 硫酸铵产品。该工艺投资省,技术成熟可靠,脱硫效率高。副产品是硫酸铵,资源综合利用效率高。氨法脱硫可满足各地环保的要求，运行费用低，随着该技术的不断完善，有望在较大发电机组上得到应用。但是，氨的购买成本是目前氨法脱硫能否经济运行的关键。除化肥厂脱硫用氨比较方便外，其他锅炉烟气脱硫 用氨一般不方便。氨不仅价格较高，而且无论是作为液氨或氨水，由于其化学性质比较活泼，对于其运输、

33、储存及 使用都带来一系列的问题。烟气中也含有大量的氮氧化合物，也是造成酸雨的主要成份，所以必须对烟气进行脱硝处理，脱硝工艺一般 采用选择性催化还原法即SCR。制氨方式一般是氨，由液氨或尿素来产生，催化剂可以是五氧化二矾(V2O5 )、三氧 化钼乂003)和三氧化钨(WO3)，以二氧化钛(TiO2)为载体，或者硫酸亚铁、硫酸锰(MnSO4)以活性炭为载体。当含NO的烟气通过多层催化反应器时，将发生下列放热反应：烟气脱硫、脱硝都需要使用大量的氨，氨的来 源一般有氨水、液氨、尿素，液氨大量储存属于重大危险源，不安全；而尿素易于运输保存、无毒性，得到一些应 用。目前尿素制氨一般采用水解或热解的方法。水

34、解法是将尿素以水溶液的形式加以分解；热解法是直接快速加热 雾化后的尿素溶液进行分解。它们的主要化学反应是一样的：CO(NH2)2 + H2O =2NH3个+ CO2个由上述反应看出， 尿素分解为氨气和二氧化碳，氨气用于脱硝，二氧化碳放空，这样只有大约50%的尿素得到应用，因此，造成脱硝 运营成本的升高。尿素制氨新技术尿素是一种无毒的固体原料，易于运输、储存和使用，尿素制氨在烟气脱硝技术中得到比较 广泛的应用。现有尿素制氨通常有两种方法：热解和水解。水解法是将尿素以水溶液的形式加以分解。热解法是 直接快速加热雾化后的尿素溶液进行分解。尿素水解目前主要采用AOD方法和U2A方法，尿素热解目前主要采

35、用NOOUT ULTRA方法，NOOUT ULTRA是美国燃料公司尿素热解的注册名称，与该项技术相关的美国专利共计42项。不过，现有尿素制氨技术所利用的化学反应如下式所示：（NH2）2CO + H2O-2NH3个+ CO2个在上述反应中， 大约50%质量的尿素是以无用的二氧化碳CO2形式而排放，因此，在现有尿素制氨技术中，只利用了占尿素质量 50%的部分氨，而碳氧成分以无用的二氧化碳CO2放出。这样造成运营原料成本较高。我们的尿素制氨技术是利用尿素的取代反应、缩合反应等化学反应，即产生氨，又使整个尿素分子得到利用并 得到高附加值产品。（NH2）2CO +催化剂-产品1 + NH3个（NH2）2

36、CO +原料-产品2 + NH3个我们的尿素制氨 技术是100%的尿素分子被充分利用，既生产用途广泛的化工产品，又产生氨气。这样，在反应过程中产生的氨不仅随时可用于烟气脱硝，也可用于烟气脱硫。因此，即利于节能减排，保护环 境，又可使经济效益最大化。本技术已申请国家专利。尿素制氨新技术是以尿素的缩合、取代等反应为基础，将产生的氨用于脱硫、脱硝，同时生成其他化工产品， 而不产生二氧化碳，使尿素分子中的所有元素得到充分利用，从而提高经济效益。尿素的缩合反应如尿素加热反 应生成三聚氰酸、缩二脲等并产生氨气；尿素取代反应有尿素与二元醇反应生成环状碳酸酯如碳酸乙烯酯、碳酸丙 烯酯并产生氨气，尿素与一元醇（

37、酚）反应生成碳酸酯如碳酸二甲酯、碳酸二乙酯、碳酸二丁酯、碳酸二苯酯等； 尿素与胺反应生成二甲基脲、二乙基脲、二苯基脲等。尿素制氨新技术的特点是：（1）尿素深加工过程中产生的氨气作为烟气脱硫、脱硝的用氨，从而降低用氨 的运营成本。（2）利用尿素的取代和缩合反应，在尿素制氨中消除或减少CO2的排放，使尿素分子中的全部元 素得到利用，从而提高经济效益，降低排放。.实验尿素缩合反应举例实例1 将尿素和硫酸铵混合均匀，放入自制的加热设备中进行加热，反应中放出大量的氨气经净化处理后 可用于脱硫脱硝，得到的粗产品用稀酸加热处理，然后分离，水洗至中性，干燥得到三聚氰酸产品，该反应反应式 为：尿素取代反应举例实

38、例2 尿素和丙二醇混合加热至160，在超强碱的催化作用下发生反应，反应过程中放出的氨气用于脱硫、 脱硝，然后离心分离，催化剂处理后重复使用，母液减压蒸馏得到碳酸丙烯酯。实例3 将尿素与甲醇以摩尔比1:1放入反应器中，在催化剂作用下180加热，反应过程中放出的氨气用于 脱硫、脱硝，然后离心分离，催化剂处理后重复使用，母液减压蒸馏得到碳酸二甲酯。实例4尿素与苯胺以异戊醇为溶剂，加热到130，搅拌回流6h，反应过程中产生的氨气用于脱硫脱硝， 母液冷却，过滤，所得固体用二甲苯洗涤得二苯脲。实例5尿素苯胺与甲醇在高压反应釜内180c下反应2.5h， 反应过程中产生的氨气用于脱硫脱硝，反应完成得到苯胺基甲

39、酸甲酯。4、结果讨论尿素制氨新技术是将尿素深加工技术与烟气脱硫、脱硝技术相结合，以此来提高经济效益，增加 装置运行安全性。在尿素深加工所采用的缩合或取代反应中，产生的氨通常是作为副产物的。在烟气脱硫、脱硝中 直接利用，比外购液氨还要便宜许多。明晟环保：氨水洗涤法脱硫工艺该脱硫工艺以氨水为吸收剂，副产硫酸铵化肥。锅炉排出的烟气经烟气换热器冷却至90100，进入预洗涤器经洗 涤后除去HCI和HF,洗涤后的烟气经过液滴分离器除去水滴进入前置洗涤器中。在前置洗涤器中，氨水自塔顶喷淋 洗涤烟气，烟气中的SO2被洗涤吸收除去，经洗涤的烟气排出后经液滴分离器除去携带的水滴，进入脱硫洗涤器。 在该洗涤器中烟气

40、进一步被洗涤，经洗涤塔顶的除雾器除去雾滴，进入脱硫洗涤器。再经烟气换热器加热后经烟囱 排放。洗涤工艺中产生的浓度约30%的硫酸铵溶液排出洗涤塔，可以送到化肥厂进一步处理或直接作为液体氮肥出 售，也可以把这种溶液进一步浓缩蒸发干燥加工成颗粒、晶体或块状化肥出售。氨法脱硫存在的技术问题1、氨的挥发氨法脱硫与钙法(石灰石、石灰)脱硫相比，前者的脱硫剂在常温常压下是气体，是易挥发的，而后者是固体， 是不挥发的。因此，氨法脱硫需要解决氨的挥发问题，防止氨随脱硫尾气溢出损失，需要防止形成二次污染。2、亚硫酸铵氧化困难。向亚硫酸铵水溶液中鼓入空气直接氧化，便可得到硫酸铵。但亚硫酸铵氧化和其他亚硫酸盐相比明显

41、不同，NH4+ 对氧化过程有阻尼作用。NH4+显著阻碍O2在水溶液中的溶解。当盐浓度小于0.5mo1/L (约5%(wt)时，亚硫铵氧 化速率随其浓度增加而增加，而当超过这个极限值时，氧化速率随浓度增加而降低。3、硫铵结晶存在的问题硫铵在水溶液中的饱和溶解度随温度变化不大，结晶析出硫铵的方法一般采用蒸发结晶，消耗额外蒸汽。因此， 如何控制过程的工艺条件使硫铵饱和结晶从而降低能耗是该方法的第三个技术关键。上述三个问题是氨法脱硫的关键,氧化可采用技术来解决,结晶除与蒸发温度有关外还和溶液成份有关,如溶液内粉尘 过多,就会影响正常结晶,甚至没有结晶物(尤其是溶液中铁离子含量高),这和前部除尘器的效率

42、有关.造成脱硫塔阻塞的原因脱硫塔堵塔，形成脱硫塔阻力上升，严重时发生气体带液，影响生产，是脱硫系统(包括变脱)不可避免的，也是脱 硫行业较普遍关注的问题。虽然随着催化剂技术的发展，许多新型催化剂已具备清除硫堵功能，使得堵塔问题有所 缓解，但由于各企业的工艺状况、操作及管理等方面的原因，堵塔问题依然是脱硫行业中所关注的焦点。造成塔堵，主要是硫堵和盐堵，究其原因，主要有以下几个方面：(1)进塔气体质量差，气体夹带的煤灰、煤焦油和其它杂质等，长时间积累在填料上，形成塔阻力上升，产生塔堵。 (2)脱硫吸收和析硫反应，80%是在脱硫塔内进行的，塔内析出的硫，不能及时随脱硫液带出塔外，极容易粘结在填 料表

43、面，导致气体偏流，时间久了，形成堵塔。(3)溶液循环量小，形成脱硫塔，喷淋密度降低，一般要求喷淋密度在35-50立方米/m,h,喷淋密度小，易使塔内填 料形成干区，气液接触不好，脱硫效率下降，时间一长，就会形成局部堵塞，气液偏流，塔阻上升，造成塔堵。(4)脱硫系统设备存在问题，一是脱硫塔填料选择不当，脱硫塔气液分布器、再分布器及除沫器结构不合理或安装出现偏差。脱硫塔在检 修时，仅将塔内填料扒出清洗，而未将堵塞在除沫器和驼峰板的两驼降之间的碎填料和积硫及时清理出去，造成除 沫器和驼峰板的降液孔不畅通，以致开车后，形成气体偏流，塔阻上升。二是溶液再生有问题，硫浮选效果差，悬浮硫上升，脱硫效率下降。

44、主要表现在，再生设备不配套，氧化再 生槽设计上存在缺陷。氧化再生槽内无分布板，如西华某公司年产4.5万吨合成氨能力，氧化再生槽为。 8000/9000/10000，高9米，可谓不小，但槽内却无分布板(至少应有1层)。有的厂氧化再生槽分布板孔径过大，一 般分布板孔径为8-15 mm,孔距20-25 mm。空气自吸式喷射器选用及安装不合理，吸空气量小，再生空气量不够，一 般吹风强度在50-80立方米/成h。空气自吸式喷射器尾管距再生槽底距离过大，一般尾管距槽底距离为600 mm,最 好不超过800 mm,距离过大，易形成槽内死区过多，影响再生效果，如西华某公司，新乡某公司，其空气自吸式喷 射器尾管

45、距槽底均在1500 mm以上。空气自吸式喷射器在安装过程中，要求喷嘴、吸气管、收缩管及混合管中心轴 线要一致，同心度三1.0 mm.(5)操作和管理不到位.操作中脱硫液温度过高,一般温度控制在38-42为宜,超过45则气泡易碎,单质硫浮选不好, 生成副盐多,一般副盐总和应小于250g/L。副反应增多，易析出结晶，形成盐堵，发生盐堵后，不仅使塔阻力上升， 而重要的是引起设备严重腐蚀。发生盐堵后,再好的催化剂也是无能为力的,即使催化剂也只能对清洗硫堵有效果;氧化再生槽浮选出的硫泡 不能及时溢流出去而在液面上停留时间过长,硫泡破碎后下降,形成溶液悬浮硫上升,由脱硫泵带至塔内,沉积在 填料上,时间久了

46、形成硫堵;溶液循环量不能保证稳定,调节过频,遇到减量时,可从溶液组份上来作些调整;吹风 强度在经过操作摸索后,可稳定在最佳量,一般不宜作过多调节,否则会影响单质硫的浮选,导致再生效果不佳。 (6)催化剂选用不当,劣质催化剂价格虽较低,但在应用过程中,在塔内析出的单质硫不能及时随溶液带出去,时间 久了,形成堵塔,严重时影响生产。燃煤烟气中SO3的产生与转化及其抑制对策探讨1SO3在锅炉系统中转化途径对于燃煤锅炉，SO3的产生与转化受到多个系统的影响，包括炉膛、SCR系统、空气预热器、静电除尘器、FGD系 统等，对于烟囱入口的SO3排放浓度，必须考虑每个环节产生和消除的SO3,并进行综合估算后得到

47、。锅炉炉膛煤中的硫在炉膛内燃烧会生成SO2，SO2进一步与原子态氧(O)反应转化为SO3,同时在锅炉管壁积灰的催化作用下， SO2与O2反应生成SO3,转化效率与煤中硫分、烟气温度、过剩空气量、管壁积灰的成分等因素有关，反应主要 发生在辐射受热段和对流段，转化率大约在1%2%。CR系统SCR中系统中使用的是钒基催化剂，能将SO2催化氧化为SO3,转换率取决于V2O5含量、催化剂壁厚、催化剂形 态和烟气温度等，对于SCR系统，最佳反应温度为300400,温度越高，催化剂中V2O5的担载量越大，SO3的 转化效率也越高。SCR系统中SO3转化率大约为0.5%1.5%。气预热器空预器冷端传热元件上S

48、O3经常发生酸凝结，硫酸蒸汽易凝结在空预器表面粘附的飞灰颗粒上被收集，同时SCR系 统中泄露的NH3也可能在此与SO3反应，转化为粘性固体硫酸氢铵(ABS)而被去除。SO3减少量取决于烟气温度、 空预器类型等，烟气的冷却速度越快，空预器出口的烟温越低，SO3的减少量越大，而回转式空预器中SO3减少量 要高于管式空预器。通常空预器对SO3的脱除率大约为10%15%。电除尘器从空预器排出的飞灰上凝结的硫酸将会和飞灰一起被静电除尘器脱除，SO3的脱除率取决于烟气温度和飞灰成分， 通常静电除尘器对SO3的脱除率大约为10%15%。GD系统FGD系统也附带有SO3的脱除效应，但由于脱硫浆液对SO2的吸收

49、速率大于SO3的吸收速率，而烟气在吸收塔内的 停留时间较短，同时硫酸蒸汽在吸收塔内冷凝成非常细的硫酸气溶胶，吸收塔对硫酸气溶胶的脱除效果不佳，SO3 的脱除效率通常为30%40%,这也与试验测试数据相吻合。假定某电厂燃煤含硫量为2%,则烟气中SO2的浓度大约为1600ppm,设置SCR系统后SO3的排放浓度比未设置SCR时增加了一倍，SO3的排放浓度主要取决于煤的含硫量以及SCR系统 对SO2转化为SO3的氧化率。了解了 SO3在锅炉系统的源与汇，在工程上可以大致估算出烟囱入口 SO3的排放浓 度。2抑制SO3生成和排放的措施SO3的存在会给锅炉系统及烟囱排烟造成众多不利影响，如果能有效脱除烟

50、气中SO3,不仅能减少由于硫酸气溶胶 排放对健康、环境造成的影响，而且能提高电厂的效率和经济性。同时，由于SO3会降低飞灰对Hg的吸收能力， 在系统增加脱Hg装置后，降低SO3的含量可以提高Hg的脱除效率和活性炭的携带能力。下面为目前值得考虑的抑制SO3生成和排放的几个方向。吸收剂喷射吸收脱除SO3技术在SCR下游采用吸收剂喷射技术，向空预器进口或者出口烟道内喷射消石灰、氢氧化镁、亚硫酸氢钠、倍半碳酸钠 等碱性物质，与SO3发生选择性反应从而脱除503,脱除效率主要来自两个反应机理：快速的液相反应和由于产生 了高比表面积的固体微粒，使得可能与SO3发生快速的气固反应。该技术对SO3的脱除较为彻

51、底，脱除效率可达 90%以上，可以将SO3脱除到很低的浓度(3ppm),得到最大的效益。近年来商业化的SO3脱除技术SBS喷入技术，采用亚硫酸氢钠溶液、亚硫酸钠溶液、固体亚硫酸钠、固体碳酸钠 以及含有亚硫酸钠/亚硫酸氢钠的湿法FGD副产物等作为吸收剂。目前SBS喷入技术已在美国12台机组上得到应用， 总装机容量超过8500MW, SO3设计入口浓度范围为42110ppm, SO3脱除效率在90%98%之间。此项技术可以 大幅降低SO3的排放浓度，但基建和运行费用较高，同时吸收剂喷射与雾化技术还需进一步改进。低SO2氧化率脱硝催化剂的开发SCR系统中SO3的转化对SO3排放浓度贡献极大，开发低氧

52、化率催化剂可以有效地减少SO3的生成，低SO3氧化率 催化剂的一个重要指标为KNOx/KSOx,提高KNOx/KSOx比可在保证高脱硝活性的同时，将SO2氧化率控制在合理范 围内，通过调整催化剂配方、催化剂壁厚孔结构等来开发低SO2氧化率催化剂。根据不同烟气成分，选择催化剂中合适的V2O5含量，使得催化剂具有较大的脱硝活性，同时SO2氧化率较低，催 化剂中添加WO3和MoO3等助催化剂成分也会改善SO2的氧化活性;SO2氧化发生在所有催化剂壁厚内，而NOx的 氧化主要发生在催化剂壁面，采取有效方式降低壁厚同时保证催化剂的机械强度和耐磨飞灰磨损性，可以降低SO2 氧化率;平板式催化剂使用不锈钢筛

53、网板作为支撑，可以减少催化剂活性成分的使用，缓解催化剂的SO2氧化性能， 同时在高灰条件下长久保持活性，在低SO2转化率方面具有天生优势。干法脱硫技术干法脱硫技术主要有三类：喷雾干燥法、炉内喷钙法和循环流化床烟气脱硫法。由于干法脱硫技术招O3直接与碱 性吸收剂反应，SO3的脱除效率很高，一般可达到90%以上，脱硫后烟气的酸点大大降低，一般在60以下，未脱 除的SO3不会生成硫酸气溶胶，在烟囱排烟出也不可能出现蓝烟现象。同时排烟温度高于烟气水露点温度，因此也 不会产生由水蒸气形成的白色烟羽，对烟道和烟囱不会产生腐蚀现象，干法脱硫技术对解决SO3造成的问题效果明 显，但其脱硫效率较湿法低，因此需要

54、针对不同脱硫项目的具体情况，选择性价比最高、能满足环保要求的方案。浅谈火电厂脱硫超低排放改造2014年9月12日发布的文件：煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020）的通知中鼓励其他地区现役燃煤 发电机组实施大气污染物排放浓度达到或接近燃气轮机组排放限值的环保改造。某电厂输电线路点对网直送京津唐电网，环保要求比较严格。为适应国家环保政策和新的排放标准，因此，某电厂 3号机组拟按照超低排放标准进行改造，达到燃气轮机组排放标准要求。要求在基准氧含量6%条件下，烟尘排放浓 度小于5mg/m3、SO2排放浓度小于35mg/m3、NOx排放浓度小于50mg/m3。明晟环保专家结合工作实际，对火

55、电厂脱硫超低排放进行浅析。1政策前景分析及改造方案在确保完成国家能源局及集团公司下达的节能目标的基础上，积极拓展采暖和工业供汽市场，大力加强运行优化和 检修提效工作，在技术经济可行的情况下，全面应用成熟技术实施机组节能改造和节能技术集成应用工作，实现北 方公司燃煤机组供电煤耗、厂用电率等指标在本地区同行业中实现领先和600MW、300MW等级机组等主力机型能 耗指标争创行业领先标杆，保持北方公司燃煤发电机组的竞争优势，为实现公司做强做优，创建具有强大竞争力的 一流区域公司做出积极贡献。政策前景分析华北电网针对统调燃煤发电机组完成脱硫脱硝及除尘设施进一步改造，可达到烟气超低排放标准的，按机组烟气

56、超 低排放平均容量奖励年度发电计划200小时。改造方案路线：脱硝改造+烟冷器改造+电除尘改造+风机改造+湿法脱硫高效除尘协同改造+湿法电除尘改造（预留位置，分 步实施）。本次改造方案通过电除尘器改造使其烟尘排放浓度小于30mg/m3,再通过湿法脱硫的整体提效改造使其综合除尘效 率达到83.3%以上，最终达到烟囱处，烟尘排放浓度小于5mg/m3要求。该技术路线对湿法脱硫的协同除尘有较高 的要求，当燃煤不利除尘时，存在一定的排放超标风险。本次超低排放改造方案在燃煤合理控制的前提下，优先采用本技术路线，湿式电除尘器作为备选方案（预留安装空 间）。如烟尘排放浓度无法达到烟囱入口小于5mg/m3要求，则

57、后期增加湿法电除尘改造工艺。2效益测算分析节能效益超低排放一体化改造后，增设低温省煤器后，单台机组年节约标煤约11294.4吨，每年减少CO2排放35082吨，同 时节约46.5万吨水资源。环保效益超低排放一体化改造后，1、2号机组粉尘、SO2、NOX排放浓度达到燃机排放标准。单台机组每年将多减排NOX 排放445吨，NOX环境排污减排费年节约费用25万元；每年将多减排烟尘排放372吨，烟尘环境排污减排费年节 约费用10万元；每年将多减排SO2排放2446吨，SO2环境排污减排费年节约费用308万元。同时单台机组每年节 约了 646.8万度电。此外，按照华北电网考核办法，某电厂一期2X600M

58、W机组完成燃机排放标准改造后，每台机 组可分别增加200小时发电利用小时数，电厂发电利用小时数的提高，可以进一步降低厂用电率和煤耗。3投资估算及风险提示投资估算本改造项目推荐技术路线一静态投资为19225万元，其中脱硝改造2876万元、烟冷器改造2433万元、电除尘器改 造2802万元、引风机改造2886万元、脱硫改造4850万元，其他费用2630万元、基本预备费749万元。平均投资 约160.2元/千瓦。按照资产折旧年限为15年，残值率5%，年设备折旧费用增量为1349.11万元分步实施方案湿式 电除尘器改造静态投资为7390万元，其他费用675万元、基本预备费215万元。改造后一期总成本增

59、加值19225万元，单位发电成本增加值为0.23分/kW.h。风险提示由于电除尘器运行状况受煤质变化、排烟温度、电除尘器本体及电源运行状况等多种因素影响，故方案一电除尘器 出口较难长期稳定实现烟尘浓度30mg/m3;且受脱硫系统除雾器运行稳定性的制约，较难长期稳定地满足烟囱入 口烟尘排放5mg/m3,即存在较大的除尘系统二次改造(增加湿式除尘)风险。4结束语现阶段，我国发电厂大多以燃煤发电为主，明晟环保专家结合现有脱硫超低排放处理技术是脱硫为处理的工作重点， 积极开展工业供气市场和居民采暖，进行火力发电及热电联产的优化配置，在技术经济可行的情况下，全面应用成 熟技术实施机组节能改造和节能技术集

60、成应用工作，并提高检修工作效率。完成国家能源局及集团公司下达的节能 目标。文章分析了政策前景及改造方案，对改造后的效益进行测算分析，并在文中进行了投资估算及风险提示。除尘器的选型分析详解首先考虑的是处理风量粉尘处理除尘器的正确选择首先要考虑的是处理风量，粉尘处理风量是指除尘设备在单位时间内所能净化气体 的体积量。单位为每小时立方米(m3/h)或每小时标立方米(Nm3/h)。是选型袋式除尘器或旋风除尘器中最重要的因素 之一。根据风量设计或选择袋式除尘器时，一般不能使除尘器在超过规定风量的情况下运行，否则，滤袋容易堵塞， 寿命缩短，压力损失大幅度上升，除尘效率也要降低;但也不能将风量选的过大，否则