锅炉烟气脱硫脱硝工艺比选
锅炉烟气脱硫脱硝工艺比选
锅炉烟气脱硫脱硝工艺比选一、烟气脱硫：根据吸收剂及脱硫产物在脱硫过程中的干湿状态，火力发电行业一般将脱硫技术分为湿法、干法和半干（半湿）法。
（1）湿法烟气脱硫技术是用含有吸收剂的浆液在湿态下脱硫和处理脱硫产物，该方法具有脱硫反应速度快、脱硫效率高、吸收剂利用率高、技术成熟可靠等优点，但也存在初投资大、运行维护费用高、需要处理二次污染等问题。
应用最多的湿法烟气脱硫技术为石灰石湿法，如果将脱硫产物处理为石膏并加以回收利用，则为石灰石-石膏湿法，否则为抛弃法。
其他湿法烟气脱硫技术还有氨洗涤脱硫和海水脱硫等。
（2）干法烟气脱硫工艺均在干态下完成，无污水排放，烟气无明显温降，设备腐蚀较轻，但存在脱硫效率低、反应速度慢、石灰石利用率较低等问题，有些方法在设备大型化的进程中困难很大，技术尚不成熟（主要有炉内喷钙等技术）。
半干法通常具有在湿态下进行脱硫反应，在干态下处理脱硫产物的特点，可以兼备干法和湿法的优点。
主要包括喷雾干燥法、炉内喷钙尾部增湿活化法、烟气循环流化床脱硫法、电子束辐照烟气脱硫脱氮法等。
下表为几种主要脱硫工艺的比较。
目前，在众多的脱硫工艺中，石灰石—石膏湿法烟气脱硫工艺（简称FGD）应用最广。
据统计,80%的脱硫装置采用石灰石(石灰)—石膏湿法,10%采用喷雾干燥法(半干法),10%采用其它方法。
湿法脱硫工艺是目前世界上应用最多、最为成熟的技术,吸收剂价廉易得、副产物便于利用、煤种适应范围宽,并有较大幅度降低工程造价的可能性。
安徽电力设计院建议采用炉内与炉外湿法脱硫相结合的方法进行脱硫，脱硫效率可达98%。
二、脱硝：烟气脱硝工艺可以分为湿法和干法两大类。
（1）湿法，是指反应剂为液态的工艺技术。
通过氧化剂O2、ClO2、KMnO2把NO x氧化成NO2，然后用水或碱性溶液吸收脱硝。
包括臭氧氧化吸收法和ClO2气相氧化吸收法。
（2）干法，是指反应剂为气态的工艺技术。
包括氨催化还原法和非催化还原法。
无论是干法还是湿法，依据脱硝反应的化学机理，又可以分为还原法、分解法、吸附法、等离子体活化法和生化法等。
40t锅炉脱硫工艺比较
40t/h燃煤锅炉脱硫工艺比较目前，世界各国研究开发的烟气脱硫技术多达两百多种，真正能商业化应用的仅十几种。
这些脱硫方法的应用，主要取决于锅炉容量和调峰要求、燃煤设备的类型、燃料种类和含硫量、脱硫率、脱硫剂的供应条件，以及建设单位的地理位置、副产品利用、当地政府和环保部门执行的标准等因素。
脱硫技术按脱硫工艺过程是否加水、脱硫产物的干湿形态分为湿法、半干法、干法三类。
以40t/h锅炉为例，按多种脱硫工艺方法的特点及应用情况、投资费用、运行费用等几方面对比分析，供大家参考，也可供工程单位、业主设备选型参考。
1、各种脱硫技术的特点及应用情况1.1湿法烟气脱硫（WFGD）技术湿法烟气脱硫技术采用脱硫剂溶液作吸收剂，发生的是酸碱中和反应，经碱吸收、氧化亚硫酸盐、除雾等步骤除去烟气中SO2。
主要有石灰—石膏法、双碱法、海水脱硫、氨吸收法等，其中，石灰—石膏法应用最为广泛，主要是石灰原料便宜易得，石膏处置相对方便。
其特点是：1）脱硫过程在溶液中进行，脱硫剂、脱硫产物都是湿态；2）反应温度低于烟气露点，对后续设备、烟囱腐蚀严重，排放水汽呈白烟；3）脱硫反应速度较快，脱硫效率较高，钙利用率高，在钙硫比等于1时，可达90%以上的脱硫效率；4）脱硫过程有废水产生，脱硫产物为石膏，其产量很大且湿，处置、运输较困难，多用填埋方法处理，处置不当易产生二次污染；5）系统设计、建造与运营都比较复杂，占地面积较大，投资费用较高；6）工艺技术成熟，系统可靠性高，可达90%以上，应用广泛，占全世界安装烟气脱硫的机组总容量的85%以上；1.2半干法烟气脱硫技术半干法烟气脱硫技术利用烟气余热蒸发石灰浆液中水份，同时在干燥过程中，石灰与烟气中SO2反应，生成亚硫酸钙干粉为主的混合物。
主要有喷雾干燥、循环硫化床、增湿灰循环等技术方法。
其中旋转喷雾干燥法技术最为成熟，应用也最为广泛。
1）系统简单，投资低于传统湿法；2）脱硫产物干态，易处理，无废水产生；3）脱硫剂利用率低（Ca/S=1.5），脱硫效率80%左右，适用于低中硫煤的烟气脱硫；4）脱硫后烟气需要除尘处理后才可排放，除尘器容易被腐蚀；5）系统操作要求高，设备维护费用高；6）容器和管道易堵塞，雾化器易磨损和破裂；7）系统可靠性90%，应用较广，仅次于湿法脱硫；1.3干法烟气脱硫技术干法烟气脱硫技术在无液相介入时于完全干燥状态下进行，反应产物为干粉。
煤粉锅炉烟气超洁净排放脱硝工艺路线的比选
煤粉锅炉烟气超洁净排放脱硝工艺路线的比选煤粉锅炉NOx浓度没有达到超低排放要求，通过进一步升级提效，实现环保指标超洁净排放的目标，通过比选采用气相COA脱硝。
标签：超洁净；干式脱硫；COA脱硝兖矿新疆煤化工有限公司3×220t/h煤粉锅炉，炉内配置LNB+SNCR 脱硝技术，炉外采用干法脱硫脱硝除尘一体化工艺（第一代COA（液相）脱硝工艺），目标是控制锅炉烟气达到超低排放标准，即SO2浓度≤35mg/Nm3，NOx浓度≤50 mg/Nm3，烟尘浓度≤10mg/Nm3。
目前SO2和烟尘浓度达到了超低排放标准，但NOx浓度没有达到超低排放要求，仍需进一步脱硝。
1 项目背景1.1 LNB+SNCR脱硝技术改造情况2014年9月，兖矿新疆煤化工有限公司对锅炉进行了脱硝技术改造。
脱硝工艺采用成熟可靠的LNB+SNCR烟气脱硝工艺技术。
2015年10月，锅炉进行了168h性能考核，考核结果为锅炉出口NOx 浓度约125mg/Nm3。
性能考核结果表明，LNB+SNCR脱硝改造项目NOx浓度没有降到100mg/Nm3的指标要求。
主要原因为锅炉煤质发生变化，实际原始烟气NOx 排放浓度远高于设计值，实测值601-631mg/Nm3，导致LNB+SNCR脱硝后NOx 浓度达不到低于100mg/Nm3的要求。
2015年7月，兖矿集团公司为紧跟新疆政府关于超洁净排放技术在新疆的推广应用形势、适应未来更为严格的环保要求，考虑在目前正在建设的烟气净化装置，通过进一步升级提效，实现环保指标超洁净排放的目标，即大气污染物排放达到：NOx<50mg/Nm3、SO2<35mg/Nm3、烟尘<10mg/Nm3。
改造工作于2015年10月完成，装置经168h性能考核验收，SO2和烟尘浓度达到了超低排放浓度要求，但NOx浓度在50-80mg/Nm3，没有达到超低要求。
由于一体化设施的入口NOx高，造成出口NOx超过50mg/Nm3，需进一步实施超低排放改造。
脱硫脱硝工艺对比完整版
1、主要缺点是对锅炉负荷变化的适应性差;
2、脱硫和除尘相互影响，脱硫系统之后必须再加除尘设备，运行控制要求较高。
2NH3→N2+3H2
4NH3+ 5O2→4NO+6H2O
当温度＜300℃
4NH3+3O2→2N2+6H2O
SNCR脱硝工艺
SNCR脱硝工艺是用NH3、氨水、尿素等还原剂喷入炉内与NOX进行选择性反应，不用催化剂，因此必须在高温区加入还原剂。还原剂喷入炉膛温度为850～1100℃的区域，该还原剂（尿素）迅速热分解成NH3并与烟气中的NOX进行SNCR反应生成N2，该方法是以炉膛为反应器。
脱硫脱硝工艺对比
工艺
说明
反应式
补充
SCR脱硝工艺
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SCR烟气脱硝系统采用氨气（NH3）作为还原介质，国外较多使用无水液氨，国内较多使用液氨或氨水。基本原理是把符合要求的氨气喷入到烟道中，与原烟气充分混合后进入反应塔在催化剂的作用下，并在有氧气存在的条件下，选择性的与烟气中的NOX（主要是NO、NO2）发生化学反应，生成无害化的氮气（N2）和水（H2O）。SCR 方法已成为目前国内外电厂脱硝比较成熟的主流技术。
半干法脱硫工艺
半干法是利用喷雾干燥原理，将吸收剂以气流输送的方式入吸收塔。在吸收塔内，吸收剂在与烟气中的二氧化硫发上化学反应的同时，吸收烟气中的热量使吸收剂中的水分蒸发干燥，脱硫反应后的废渣以干态排出。?
从锅炉出来的含有粉尘和SO2的烟气，从脱硫塔的底部经过文丘里管上升，进入塔内。生石灰在消化器内加水消化后，在消石灰仓储存。将一定量的消石灰粉和水在文丘里喉口上端加入，在脱硫塔内与烟气混合流动，并与烟气中的SO2反应，生成亚硫酸钙和硫酸钙。携带反应产物和煤灰的烟气冷却到稍高于露点以上的温度，进入后面的布袋除尘器。反应产物和煤灰被除尘器处理后，通过空气斜槽返回塔内，再次循环参与脱硫反应。脱硫灰通过仓泵输灰至灰仓外排。由于消石灰、煤灰和反应产物多次在脱硫塔和除尘器之间循环，增加了反应时间，消石灰的作用得以充分发挥，用量减少，同时脱硫效率得以提高。
CFB锅炉烟气脱硫方式的比较
CFB锅炉烟气脱硫方式的比较摘要:CFB锅炉是一种环保型的锅炉,可以通过喷入一定的石灰石,实现了一定效率的炉内干法脱硫,炉内脱硫效率一般在60％～90％之间。
但由于CFB锅炉的燃料特点,在一些燃烧高硫燃料或所在地SO2排放标准要求严的CFB锅炉,必须在炉后进一步进行烟气脱硫。
本文通过对传统湿法脱硫工艺(钙法、镁法、氨法)存在的问题以及对循环流化床干法脱硫工艺优点的论述,得出了对于CFB锅炉采用循环流化床干法脱硫工艺更具有科学性结论。
关键词:CFB锅炉先除尘后脱硫先脱硫后除尘循环流化床干法综合利用腐蚀结垢旁路CFB锅炉以其在劣质煤利用、煤种的适应性、电网负荷调节等方面,具有独特的优势,得到了广泛的关注。
我国现已全面掌握了300MW 及以下机组CFB锅炉燃烧技术,600MWCFB锅炉技术也进入了示范应用阶段。
CFB锅炉通过喷入一定的石灰石,在炉内高温煅烧生成CaO,与烟气中的SO2进行反应,生成CaSO4,实现了一定效率的炉内干法脱硫,炉内脱硫效率一般在60%～90%(取决于Ca/S和锅炉结构)之间。
但由于CFB锅炉的燃料特点,在一些燃烧高硫燃料或所在地SO2排放标准要求严的CFB锅炉,必须在炉后进一步进行烟气脱硫。
CFB锅炉烟气脱硫提效的传统工艺路线,一般是烟气先经过布袋除尘器(或电除尘器)除尘后,再旁路进入湿法脱硫装置进行烟气的提效脱硫。
由于CFB锅炉烟气含尘浓度高,加上炉内脱硫后的烟尘比电阻高。
因此,传统的CFB锅炉烟气除尘净化一般采取配套布袋除尘器的方案。
笔者认为这种传统的先除尘后脱硫的工艺方案,应用于CFB 锅炉烟气的二次脱硫,是一种不合理的工艺路线,特别是随着取消脱硫旁路的要求日益得到落实,这种先除尘后脱硫的工艺方案所暴露的问题将更加严重。
这种传统的先除尘后脱硫的工艺方案存在的问题简述如下。
湿法脱硫塔的洗涤效果可以除去经电除尘器排出的部分颗粒(湿法脱硫的洗涤除尘效率一般可以达到50%),但由于湿法脱硫后的除雾器的除雾效果有限,排出的烟气含有浆液水汽中,夹带有大约15mg/m3的浆液细颗粒。
焦炉烟气脱硫脱硝常见工艺流程对比
焦炉烟气脱硫脱硝常见工艺流程对比摘要：对比了焦炉烟气脱硫脱硝的三种常见工艺的优缺点，对于焦炉烟气含有粘性焦油的特点，综合各工艺的实际效果，认为旋转喷雾干燥法（SDA）脱硫+除尘脱硝一体化装置+风机的工艺较适用于焦炉烟气脱硫脱硝。
该流程脱硫温降低，每整套净化工艺流程短、主体设备少，不涉及多次换热，占地、能耗均有优势。
关键词：焦炉烟气；脱硫脱硝；工艺流程对比1 技术背景国家环境保护部在2016年11月下发了《关于实施工业污染源全面达标排放计划的通知》（环环监〔2016〕172号）文件，各级政府均开始要求焦化行业全面达到《炼焦化学工业污染物排放标准》（GB16171-2012）中的排放指标要求，许多焦化企业面临“不达标，即关停”的生死考验，所以选择合适的焦炉烟气脱硫脱硝工艺流程并立即实施已刻不容缓。
2 常见工艺流程对比目前焦炉烟气脱硫脱硝主要有三种不同的工艺路线，优缺点比较如下：2.1SCR脱硝+风机+GGH降温+氨法脱硫+GGH升温+湿法电除尘此工艺路线的优点是余热锅炉可以回收更多热量。
此工艺路线的缺点是脱硝催化剂处于不利位置。
焦炉烟气中的SO2会被催化剂氧化成相对较多的SO3，SO3与氨反应生成硫酸氢铵，气态硫酸氢铵随着烟气温度降低，凝结成液态（270℃以下），长期运行会粘附、堵塞催化剂，降低脱硝催化剂的脱硝效率。
焦炉烟气中含有～30mg/Nm3颗粒物，直接排放不达标，必须设置湿法电除尘器，此项的设备费用和能耗极大。
2.2 活性炭吸附脱硫+氨气脱硝+活性炭再生装置此工艺路线的优点是可以同时进行脱硫脱硝；生产过程中无需工艺水，不仅避免了废水处理难题，而且烟气温降小，可以省去烟气冷却和再热等环节。
此工艺路线的缺点是目前技术不成熟，仍有许多关键问题尚未解决。
首先是吸附容量低：出口SO2很难达到30mg/Nm3以下的标准，且吸附速率慢。
其次，活性炭工艺再生频繁，炭原料损失高，运营成本不尽如人意。
最后，本工艺设备并不可靠，塔器内壁易被氨盐腐蚀，且塔内温度分布不均匀，容易形成热点甚至引起着火。
火电厂煤粉锅炉烟气脱硫工艺选择分析
火电厂煤粉锅炉烟气脱硫工艺选择分析1 脱硫工艺方案目前国际上已实现工业应用的燃煤电厂烟气脱硫技术达数百种之多，在这些脱硫工艺中，有的技术较为成熟，已经达到工业应用的水平，有的尚处于试验研究阶段。
下面对目前技术较为成熟、可供应用的几种典型脱硫工艺进行介绍和评价。
0 h6 R' v* U5 P+ P+ T. A" S# B 1．1 石灰石一石膏湿法脱硫工艺9 Y3 }( |/ 1 m' ]9 t' 石灰石一石膏湿法脱硫工艺采用石灰石作为脱硫吸收剂，石灰石经破碎、磨细成粉状，与水混合搅拌制成吸浆液。
在吸收塔内，吸收浆液与烟气接触混合，烟气中的S02与浆液中的碳酸钙以及鼓入的空气进行氧化反应而被脱除，最终反应产物为石膏。
脱硫后的烟气经除雾器除去带出的细小液滴，经加热器加热升温后通过烟囱排放大气。
脱硫石膏浆经脱水装置脱水后回收。
由于吸收浆的循环利用，脱硫吸收剂的利用率高。
95％以上。
石灰石一石膏- a. V2 B' m) i6 m 该工艺适用于任何含硫量的煤种的烟气脱硫，脱硫效率可达到湿法脱硫工艺的主要反应如下：吸收过程：CaCO3+SO2+T2H20 —CaS03? “ 2H20 +C02 —.氧化过程：CaS03?；T 2H20+1/ 202+3/ 2H20 - -- CaSO4?2H2O石灰石一石膏湿法脱硫是目前世界技术最为成熟、效率最高、应用最多的脱硫工艺，特别在美国、德国和日本，应用脱硫工艺的机组容量约占电站脱硫装机总容量的90％，已应用的最大单机容量达IO00MW在国内，重庆珞璜电厂首次引进了石灰石一石膏湿法脱硫工艺，设计脱硫效率大于95％。
该厂二期工程仍采用了该脱硫工艺。
此外重庆、半山、北京第一热电厂、扬州电厂以及镇江电厂二期等的脱硫工程，亦采用了此工艺。
由国内制造厂家总体设计第一套国产300MW石灰石一石膏湿法脱硫装置也已在黄台电厂实施。
一…石灰石〜石膏湿法脱硫工艺系统主要包括：烟气系统、石灰石浆液制备系统、石灰石一s0 反应吸收系统、密封风系统、GGH!热系统、空压机系统、工业水系统及就地控制系统等；主要设备包括：增压风机，气一气热交换器(GGH) 、脱硫塔、浆液循环泵、氧化风机、石灰石浆液输送泵、石膏浆液输送泵、密封风机、空压机、高压冲洗泵、搅拌器等。
生物质电厂烟气脱硝工艺方案比选
第6期2020年12月No.6 December，2020生物质电厂作为一种低氮绿色能源，可有效减少化石能源的使用，减轻温室效应。
我国正在大力推进生物质发电项目的建设和运营，生物质发电项目烟气的脱硝处理也越来越重要。
随着社会的发展，公众对环境的要求越来越高，各地对环境的保护力度也在加大，很多地区的电厂已经实施或者将要实施超低排放标准要求[1]：在基准氧质量分数为6%的条件下，氮氧化物排放质量浓度不高于50 mg/m 3（以下均为标况）。
生物质燃料成分复杂、波动大，造成烟气中氮氧化物质量浓度也随之易出现较大的波动，因此亟需稳定、经济、简单可行的脱硝工艺。
1 NO x 控制技术现状烟气NO x 控制技术[2]是通过各种物理、化学过程使烟气中的NO x 还原为氮气（N 2）和其他物质，或者将NO x 中不溶于水的NO 氧化为易溶于水的NO 2，然后通过碱吸收剂吸收（或是直接通过溶液吸收）。
烟气NO x 控制技术大致分为[3]：低氮燃烧法、选择性催化还原法（Selective Catalytic Reduction ，SCR ）及其改进技术、选择性非催化还原法（Selective Non-Catalytic Reduction ，SNCR ）及其改进技术、等离子体脱硝、活性分子氧化脱硝、液生态生物钙脱硝、催化氧化吸收（Catalytic Oxidation Absorption ，COA ）协同半干法脱硝、高分子脱硝等。
1.1 低氮燃烧技术低氮燃烧技术是通过改进燃烧设备或燃烧条件，改变空气量、燃烧空气的温度等方法，减少燃烧过程中低热力型和快速型氮氧化物的产生量，最终使排放总量中的燃料型氮氧化物占60%~80%。
通过相关控制措施，可有效降低氮氧化物的排放量，一般认为效率可达到50%。
1.2 选择性催化还原法（SCR ）催化剂是SCR 法的核心，一般认为脱硝的最佳温度区间为800~900 ℃，在催化剂的作用下，脱硝反应可在200~450 ℃有效进行，在NH 3/NO=1的情况下，脱硝效率可达80%。
10种烟气脱硫工艺比较表
尚处于试验当 中。
优点：工艺流程比石灰石-石膏 法简单，投资也较小。
缺点：脱硫率较低：约70-80%、
操作弹性较小、钙硫比高，运行 成本高、副产物无法利用且易发 生二次污染（亚硫酸钙分解）。
国内外均有少 数成功应用实 例（黄岛电厂）
5
炉内干法喷钙
直接向锅炉炉膛内喷入石灰石 粉，石灰石粉在高温下分解为氧 化钙，氧化钙与烟气中的SO2反 应生成亚硫酸钙。
粉，石灰石粉在高温下分解为氧 化钙，氧化钙与烟气中的SO2反 应生成亚硫酸钙。为了提高脱硫 率，在尾部喷入水雾，增加氧化 钙与烟气中的S02反应活性。
法简单，投资也较小。
缺点：脱硫率较低：约70%操 作弹性较小、钙硫比高，运行成 本高、副产物无法利用且易发生 二次污染（亚硫酸钙分解）。
数成功应用实 例（抚顺电厂）
3
海水脱硫法
利用海水洗涤烟气吸收烟气中 的SO2气体。
优点：脱硫率比较高：》90%工艺流程简单，投资省、占地面 积小、运行成本低；
缺点：受地域条件限制，只能用 于沿海地区。只适用于中、低硫 煤种、有二次污染。
国内外均有部 分成功应用实 例（深圳西部电 厂）
4
旋转喷雾干燥法
将生石灰制成石灰浆，将石灰浆 喷入烟气中，使氢氧化钙与烟气 中的SO2反应生成亚硫酸钙。
国内外均有少 数成功应用实 例（四川豆坝电 厂）
9
电子束法
将烟气冷却到60C左右，利用 电子束辐照；产生自由基，生成 硫酸和硝酸，再与加入的氨气反 应生成硫酸铵和硝酸铵。收集硫 酸铵和硝酸铵粉造粒制成复合 肥。
优点：脱硫率高：》90%同时 脱硫并脱硝，副产物是一种优良 的复合肥，无废物产生。
烟气脱硫方案比选
烟气脱硫方案比选摘要：炼化企业中的自备火力发电厂是化工生产环节中的公用工程单元，火力发电厂在实际生产操作过程中排放的大气污染物主要是烟尘、二氧化硫、氮氧化物等有毒有害物质。
控制火力发电厂排污的关键指标就是二氧化硫的排放，我们也出台一系列法律法规与技术经济标准来控制火电厂的大气污染物的排放。
本文主要对火力发电厂烟气脱硫的方案科学选择进行深入探讨与研究，方便火力发电企业找出合理的烟气脱硫方案。
关键词：烟气脱硫；方案比选；新工艺展望1 湿法脱硫与干法脱硫的技术比选经过对多家兄弟企业火力发电厂湿法脱硫与干法脱硫考察，湿法脱硫在实际生产运行中存在以下如下几个问题：1、脱硫废水的处理。
脱硫过程中产生的废水水质往往很差，脱硫废水中含有很多重金属离子，这些重金属离子对于生态环境具有很强的污染性。
脱硫产生的废水中也含有大量的二类污染物，如铜、锌、氟化物、硫化物等，另外脱硫产生的废水中COD的指标也比较高，甚至超过了工业水的排放标准，不能进行直接排放，在很多地方要求对脱硫产生的废水进行深度处理，所以说脱硫产生的废水处理的成本比较高，处理比较困难。
2、脱硫的副产物可以产生石膏，普通石膏可用作为水泥的缓凝剂、建筑材料、化学工业品等具有一定的商业用途，但是因为脱硫石膏的品质比较低劣、脱硫石膏的销路不畅，甚至没有销路，绝大多数火力发电企业目前将其进行露天堆放，随着灰渣进行外运填埋，还会造成二次污染的产生。
3、进行湿法脱硫后从烟囱外排出来的烟气是处于饱和状态的，在冬季室外气温比较低的时候，烟气就会凝结成水气，形成白色烟羽，这些烟气的水分子排出烟囱后与烟囱周围的氮气、二氧化碳、粉尘等吸附在一起形成团状颗粒物，烟囱周围的区域就会形成雾霾，造成雾霾的主要原因就是湿法脱硫尾气带水。
4、目前很多地方出台地方标准消除石膏雨、有色烟羽，明确要求火力发电发电机组要采取有效的烟气温度控制措施以及有效的生产操作手段来抑制石膏雨、有色烟羽的形成。
工业锅炉烟气治理中脱除氮氧化物(脱硝)工艺
充分考虑低氮燃烧工艺对空预器、引风机和除尘器等的影响，确保燃烧充分，工艺设备的布置不影响锅炉的运行与检修脱硝反Βιβλιοθήκη 区温度波动较大时，宜设计备用喷射点
当烟气温度较长时间低于催化剂活性温度时，宜及时采取掺混部分高温烟气等办法使烟气升温
还原剂主要通过SNCR喷射系统加入，部分还原剂通过SCR补氨装置加入
工业锅炉烟气治理中脱除氮氧化物（脱硝）工艺
工业锅炉烟气治理中脱除氮氧化物（脱硝）工艺中常见的主要是低氮燃烧、SNCR脱硝、SCR脱硝、SNCR-SCR联合脱硝。
几种脱硝工艺对比
低氮燃烧
SNCR脱硝
SCR脱硝
SNCR-SCR联合脱硝
煤粉锅炉、循环流化床锅炉宜优先选用
（1）还原剂选用尿素时，脱硝反应区宜设在850～1050℃区间内
宜结合热工计算和模拟试验的结论，合理确定燃料、空气、烟气在炉膛各处的分布
喷射系统的安装位置不能影响锅炉的正常检修，喷射点周围管壁宜采取必要的防腐措施
每层催化剂均应设置可拆卸的催化剂测试单元，需定期检测测试单元的催化剂活性
催化反应器可不设喷氨格栅，不设喷氨格栅时宜在SCR入口烟道内设补氨喷枪
SNCR-SCR联合脱硝典型工艺流程：
（2）还原剂选用氨水时，脱硝反应区宜设在800～
1000℃区间内
（1）烟气温度在300～420℃时，应选用高温型SCR催化剂（以TiO2、V2O5为主要成分）
（2）烟气温度在300℃以下时，应选用中低温型SCR催化剂（以TiO2、V2O5、MnO为主要成分）
（1）尿素作为还原剂时，可不设氨制备系统，直接将尿素溶液喷入温度合适的锅炉炉膛区间
脱硫脱硝工艺对比完整版
Ca(OH)2 + 2NaHSO3 → Na2SO3 + CaSO3?1/2H2O +3/2H2O （7）
沉淀结晶：CaSO3 + 1/2O2 +H2O→CaSO4·H2O↓（8）
优点 ：
1、初期一次性投资低，运行费用相对其他工艺较低；
2、采用钠基作为吸收剂，属于易溶溶剂，不易结垢；
3、钠基吸收速率高，液气比低，脱硫效率高达90%~99%；
温度在320℃～420℃主要反应式：
在有氧条件下：
4NH3+4NO+O2→4N2+6H2O
4NH3+2NO2+O2→3N2+6H2O
在无氧（或缺氧）的条件下：
4NH3+6NO→5N2+6H2O
8NH3+6NO2→7N2+12H2O
当反应条件改变时，就可能发生一下副反应：
温度＞380℃（450℃以上开始激烈反应）
4、吸收剂中的钠基利用石灰中的钙基置换后可反复利用，钙基脱硫剂的利用率接近100%
缺点：
1、NaSO3氧化副反应产物Na2SO4较难再生，需不断的补充NaOH或Na2CO3而增加碱的消耗量。
焦炉烟气脱硫脱硝技术方案的选择
焦炉烟气脱硫脱硝技术方案的选择摘要：随着经济水平的发展和人们生活水平的提高，人们逐渐意识到可持续发展的重要。
随着环保法不断深入落实及生态环境质量改善要求日益提高，企业环保压力不断加大。
焦化行业是钢铁行业中最重要的上游行业之一，也是重点污染行业。
按照GB16171—2012《炼焦化学工业污染物排放标准》及生态环境部等五部委于2019年联合发布的《关于推进实施钢铁行业超低排放的意见》规定，对焦炉烟气排放指标越收越紧，焦炉烟气中SO2、NO x排放达标与否，在很大程度上决定企业的生存发展。
本文就焦炉烟气脱硫脱硝技术方案的选择展开探讨。
关键词：焦炉烟气；脱硫脱硝；技术方案引言为落实生态环境部《关于推进实施钢铁行业超低排放的意见》的精神，焦炉需要配套脱硫脱硝装置，以满足焦炉烟气超低排放的要求。
1焦炉烟气脱硫脱硝技术方案对比1.1干法脱硫技术干法脱硫技术指的是在干燥的状态下进行相应的脱硫工作，确保可以在干燥环境中通过化学吸收剂来吸收排放的硫物质。
常见的化学吸收剂主要有颗粒状的以及粉状的。
经过一定的处理之后，最终产物为干粉状态，同时也避免了废气与废水的产生。
相较于其他形式的脱硫技术，干法脱硫技术具有更强的环保性，当前常见的干法脱硫技术主要包括荷电干式喷射法和等离子体法，前者是借助化学吸收剂缩减反应过程，提升脱硫效率；后者是通过高能电子对硫物质进行电力分解，并将产生的硝铵化肥等应用于生产当中，最大限度地提升了整体的利用效率。
1.2FGD+SCR脱硫脱硝技术碱性物质NaHCO3溶液或Ca(OH)2浆液作为焦炉烟气脱硫剂，采用SDA方式进行烟气脱硫。
烟气中的SO2与雾化的脱硫剂发生反应，以脱除烟气中的SO2。
脱硫后的烟气与喷入的氨气进行选择性催化反应(SCＲ)脱除烟气中的氮氧化物。
反应后的烟气经过过滤除尘，脱除烟气中的颗粒物，实现焦炉烟气超低排放，净化后的烟气经过焦炉烟囱排出。
SDA+SCR工艺在SO2浓度较高时，脱硫成本会急剧上升，同时喷雾形成的颗粒，在温度较低、水分含量较高时，极易造成布袋及管道堵塞。
烟气脱硝技术方案的对比选择
由还原剂储槽、多层还原剂喷入装置及相应的控制系统组成。其主要反应式如下 4 NO 4 NH 3 O2 4 N 2 6 H 2O 4 NH 3 5O2 4 NO 6 H 2 O (1) (2)
选择性非催化还原法必须将还原剂喷到炉膛内最有效的部位，因为NOx的分 布在炉膛对流断面上是经常变化的， 如果喷入控制点太少或锅炉整个断面上喷氨 不均匀，则会出现较高的氨逸出量。由于喷入量和喷入区域非常复杂，要做到很 好的调节也是困难的。 为保证脱硝反应能以最少的喷NH 3 量达到最好的还原效果， 必须设法使NH 3 与烟气良好地混合。 若喷入的NH 3 不充分反应， 则泄露的NH 3 不仅会 使烟气中的飞灰沉积在锅炉尾部的受热面上，而且遇到SO 3 会生成铵盐，对回转 式空预器可能造成堵塞和腐蚀。 SNCR 脱硝技术对反应温度要求十分严格， 对锅炉燃料变化适应性差； 但 SNCR 脱硝系统简单， 只需在现有的燃煤锅炉的基础上增加氨或尿素储槽以及氨或尿素 喷射装置及其喷射口即可；不需要催化剂，运行成本相对较低。 影响SNCR还原NO的化学反应效率的主要因素是温度、还原剂停留时间、还原 剂类型等。运行正常状态的氨逃逸率在 3～5ppm，若运行状态不佳，则氨逃逸率 显著增加，NH 3 泄漏可达 5～20ppm。 该技术系统简单，一次投资和运行费用均较低。 2.3 选择性催化还原 SCR 法 选择性催化还原法（SCR）是指在催化剂的作用下，利用还原剂（如NH 3 或尿 素） “有选择性”的与烟气中的NOx反应并生成无毒无污染的N 2 和H 2 O。选择性催 化还原系统中，一般由氨的储存系统、氨和空气的混和系统、氨喷入系统、反应 器系统及监测控制系统等组成，燃煤电厂SCR反应器大多安装在锅炉省煤器与空 预器之间，因为此区间的烟温刚好适合SCR脱硝还原反应，氨则喷射于省煤器与 SCR反应器之间烟道内的适当位置，使其与烟气混合后在反应器内与NOx反应。 SCR脱硝技术适应性强，特别适合我国锅炉负荷变动频繁的特点；对新建锅 炉有较好的适用性；对于老锅炉改造，要视锅炉尾部有无适当地改造空间而定， 比如省煤器和空预器之间是否有足够的烟道等；对烟气NOx排放浓度要求很高的 区域比较适用。SCR脱硝技术脱硝效率高，一般在 60%℃～90%之间，NOx排放浓 度可降至 100mg/m 以下；该技术较成熟，应用广泛。SCR催化剂床层在烟道里的 布置按在除尘器前和除尘器后有两种布置方法。SCR催化剂床层布置在除尘器前
各种烟气脱硫、脱硝技术工艺与其优缺点
各种烟气脱硫、脱硝技术工艺与优缺点2019.12.11按脱硫过程是否加水和脱硫产物的干湿形态，烟气脱硫分为：湿法、半干法、干法三大类脱硫工艺。
湿法脱硫技术较为成熟，效率高，操作简单。
一、湿法烟气脱硫技术优点：湿法烟气脱硫技术为气液反应，反应速度快，脱硫效率高，一般均高于90％，技术成熟，适用面广。
湿法脱硫技术比较成熟，生产运行安全可靠，在众多的脱硫技术中，始终占据主导地位，占脱硫总装机容量的80％以上。
缺点：生成物是液体或淤渣，较难处理，设备腐蚀性严重，洗涤后烟气需再热，能耗高，占地面积大，投资和运行费用高。
系统复杂、设备庞大、耗水量大、一次性投资高，一般适用于大型电厂。
分类：常用的湿法烟气脱硫技术有石灰石-石膏法、间接的石灰石-石膏法、柠檬吸收法等。
A、石灰石／石灰-石膏法：原理：是利用石灰石或石灰浆液吸收烟气中的SO2，生成亚硫酸钙，经分离的亚硫酸钙（CaSO3）可以抛弃，也可以氧化为硫酸钙（CaSO4），以石膏形式回收。
是目前世界上技术最成熟、运行状况最稳定的脱硫工艺，脱硫效率达到90％以上。
石灰石/石灰—石膏法烟气脱硫工艺在现在的中国市场应用是比较广泛的，其采用钙基脱硫剂吸收二氧化硫后生成的亚硫酸钙、硫酸钙，由于其溶解度较小，极易在脱硫塔内及管道内形成结垢、堵塞现象。
对比石灰石法脱硫技术，双碱法烟气脱硫技术则克服了石灰石—石灰法容易结垢的缺点。
B 、间接石灰石-石膏法:常见的间接石灰石-石膏法有：钠碱双碱法、碱性硫酸铝法和稀硫酸吸收法等。
原理：钠碱、碱性氧化铝(Al2O3·nH2O)或稀硫酸（H2SO4）吸收SO2，生成的吸收液与石灰石反应而得以再生，并生成石膏。
该法操作简单，二次污染少，无结垢和堵塞问题，脱硫效率高，但是生成的石膏产品质量较差。
C 柠檬吸收法：原理：柠檬酸(H3C6H5O7·H2O)溶液具有较好的缓冲性能，当SO2气体通过柠檬酸盐液体时，烟气中的SO2与水中H发生反应生成H2SO3络合物,SO2吸收率在99％以上。
烟气脱硫工艺对比
脱硫工艺对比目前世界上的脱硫工艺有很多种，有的技术成熟，已经达到商业化应用的水平，有的处于研究阶段。
脱硫工艺总体可以分为干法脱硫和湿法脱硫两大类。
目前应用较多的干法脱硫工艺有干法石灰/石膏脱硫工艺和半干法石灰/石膏脱硫工艺。
湿法脱硫主要有石灰/石膏湿法脱硫工艺、石灰石/石膏湿法脱硫工艺、氧化镁湿法脱硫工艺、双减法脱硫工艺和氨法脱硫工艺。
目前应用在烧结机上的脱硫主要有6中。
其性能比较见下表：从上表中可以看到石灰/石膏法、石灰石/石膏法、镁法和氨法都能达到90%以上的脱硫效率。
其中石灰/石膏法和石灰石/石膏法是当今世界上的主导脱硫工艺，约占全部烟气脱硫装置90%以上。
其特点是技术成熟，系统可靠性高，吸收效率高，吸收剂来源广泛，适用范围广，能应用于大容量机组。
与石灰石/石膏法相半干法只能应用于中小机组，且运行费用较高。
氨法虽然脱硫效率也可达到90%，但受脱硫剂，且工艺复杂，投资成本巨大。
镁法与氨法类似，主要受脱硫剂来源限制。
与石灰石/石膏法相比，石灰/石膏法更适合烧结机脱硫。
主要原因有：（1）烧结机本身需要使用石灰，所以无需单独购买脱硫剂；（2）与锅炉脱硫相比，烧结机一般没有脱硫预留场地，石灰法占地面积更小河北普阳钢铁有限公司2×180㎡烧结机，是目前国内主流大型烧结机组，所以综合脱硫效率、系统稳定性、脱硫剂来源、运行费用、投资成本等方面的因素考虑，石灰/石膏法无疑是河北普阳钢铁有限公司2×180㎡烧结机的最佳选择。
石灰/石膏湿法脱硫工艺主要有以下特点：1 投资费用少、占地面积小石灰/石膏法烟气脱硫系统主体设备为脱硫塔，脱硫塔兼有脱硫和除尘双重功效。
其它石灰干法脱硫系统主体设备除了脱硫塔外，还有脱硫风机及塔后除尘器进行除尘，因此石灰/石膏法烟气脱硫系统在投资上低于其它石灰干法脱硫，占地面积小于其它石灰干法脱硫。
2运行费用低本脱硫工艺采用目前世界上工艺最成熟的湿法石灰/石膏法脱硫工艺，相对于石灰干法/半干法脱硫，本工艺（湿法）脱硫系统阻力小(石灰/石膏法烟气脱硫系统阻力≤1000Pa，其它干法烟气脱硫系统由于需要采用布袋除尘,系统阻力≥3000Pa)，系统电耗远远低于石灰干法/半干法脱硫；石灰利用率高，钙硫比仅为1.05，其它石灰干法脱硫钙硫比≥1.3（实际运行时可能达到2），石灰用量低于其它石灰干法/半干法脱硫，在石灰运输、储存、熟化、供应、反应等系统等方面也大大简化。
(整理)20t燃煤锅炉烟气的除尘、脱硫、脱硝、脱汞工艺方案
20t燃煤锅炉烟气的除尘、脱硫、脱硝、脱汞工艺方案一直被模仿从未被超越设备参数及报价第一章概述一、项目概述锅炉烟气中所含粉尘(包括飞灰和炭黑)、硫和氮的氧化物、汞的化合物都是污染大气的物质，未经净化时其排放指标可达到环境保护规定指标的几倍到数十倍。
控制这些物质排放的措施有燃烧前处理、改进燃烧技术、除尘、脱硫、脱硝脱汞等。
借助高烟囱只能降低烟囱附近地区大气中污染物的浓度,而安装一体化除尘器是很好的烟气治理方式。
二、设计标准1、设计依据1）、GB13271-2001 锅炉大气污染物排放标准2）、GB50058-92 爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范3）、JGJ46-88 施工现场临时用电安全技术规范4）、JBJ18-2000 机械工业职业安全卫生设计规定5）、JBJ16-2000 机械工业环境保护设计规定6）、GB5023-98 机械设备安装工程施工及验收通用规范7）、GB50150-91 电气装置安装工程电气设备交接试验标准2、历次锅炉大气污染物排放标准对比mg/m33、烟尘经过湿式一体化除尘器后排放的大气污染物严于GB13271-2001，其排放限值不超过GB13271（征集）中的限值第二章设计原始资料1.煤的工业分析如下表（质量比，含N量不计）：2.锅炉：20t/h（蒸发量）3.锅炉热效率：75%4.空气过剩系数：1.25.水的蒸发热：2570.8KJ/Kg6.烟尘的排放因子：30%7.烟气温度：473K8.烟气密度：1.18kg/m39.烟气粘度：2.4X10-5 pa·s10.尘粒密度：2250kg/m311.烟气其他性质按空气计算12.烟气中烟尘颗粒粒径分布：13.按锅炉大气污染物排放标准（GB13217（征集））标准执行：标准状态下烟尘浓度排放标准：≤80mg/m3；标准状态下SO2排放标准：≤400mg/m3；标准状态下氮氧化物排放标准：≤400mg/m3；标准状态下汞的化合物排放标准：≤0.05mg/m3；2.设计方案的选择确定2.1除尘系统的论证选择（1）锅炉烟气含尘、含硫量计算利用低位发热量、锅炉热效率、水的蒸发热求需煤量9.0 18.12.31.7%3.265.720939水分灰分OSHC低位发热蒸发量为20t/h 的锅炉所需热量为需煤量设1kg 燃煤时理论烟气量：62.56+62.56×0.79/0.21=297.9 (mol/kg) 在标准状态下的体积为：297.9×22.4×10-3=6.67 (m 3/kg) 理论废气量：62.56×0.79/0.21+54.75+16+0.53+5=311.62mol/kg 在标准状态下理论废气体积：311.62×22.4×10-3=6.98 (m 3) 在标准状态下实际烟气体积：6.98+6.67×（1.2-1）=8.31 (m 3) SO2的浓度：C=4082 mg/m 3 烟尘的浓度：C=6534 mg/m 3在473T 时实际烟气量: Q=47951 m 3/h （2）烟尘的除尘效率计算按锅炉大气污染物排放标准（GB13217（征集））,可以计算出 烟尘的除尘效率要达到：≧98.8﹪ (3) SO 2 的脱硫效率计算按锅炉大气污染物排放标准（GB13217（征集）），计算出SO 2 的脱硫效率要达到：≧90.3﹪（4）根据锅炉大气污染物排放标准（GB13217（征集）），得知一般情况下锅炉的h KJ /104.5110208.257063⨯=⨯⨯()ht h Kg /3.3/103.3%7520939104.5136=⨯=⨯⨯氮氧化物排放值不高于400mg/m3，那么脱硝效率要达到：≥25%（5）静电除尘器可脱除30%的汞，布袋除尘器可脱除70%的汞，湿法脱硫装置可脱除90%的汞，一般情况下布袋除尘器可脱出70%即可达标。
几种烟气脱硝技术适应性特点及优缺点比较
几种烟气脱硝技术适应性特点及优缺点比较1、干法烟气脱硝技术干法脱硝技术主要有：选择性催化还原法、选择性非催化还原法、联合脱硝法、电子束照射法和活性炭联合脱硫脱硝法。
选择性催化还原法是目前商业应用最为广泛的烟气脱硝技术。
其原理是在催化剂存在的情况下，通过向反应器内喷入氨或者尿素等脱硝反应剂，将一氧化氮还原为氮气，脱硝效率可达90%以上，主要由脱硝反应剂制备系统、反应器本体和还原剂喷淋装置组成。
选择性非催化还原法工艺原理是在高温条件下，由氨或其他还原剂与氮氧化物反应生成氮气和水。
该工艺存在的问题是：由于温度随锅炉负荷和运行周期变化及锅炉中氮氧化物浓度的不规则性，使该工艺应用时变得较复杂。
联合烟气脱硝技术结合了选择性和非选择性还原法的优势，但是使用的氨存在潜在分布不均，目前没有好的解决办法。
活性炭法是利用活性炭特有的大表面积、多空隙进行脱硝。
烟气经除尘器后在90~150℃下进入炭床(热烟气需喷水冷却)进行吸附。
优点是吸附容量大，吸附和催化过程动力学过程快，可再生，机械稳定性高。
缺点是易形成热点和着火问题，且设备的体积大。
1．1选择性催化还原法SCRSCR法是采用NH3作为还原剂，将NO还原成N。
NH，选择性地只与NO反应，而不与烟气中的O反应，02又能促进NH，与NO的反应。
氨和烟气一起通过催化剂床，在那里，氨与NO反应生成N和水蒸汽。
通过使用恰当的催化剂，上述反应可以在250～450oC范围内进行，在NH／NO摩尔比为1的条件下，脱硝率可达80％～90％。
SCR技术是目前国际上应用最为广泛的烟气脱硝技术，与其他技术相比，SCR技术没有副产物、不形成二次污染、装置结构简单、技术成熟、脱硝效率高、运行可靠、便于维护，是工程上应用最多的烟气脱硝技术，脱硝效率可达90％。
催化剂失效和尾气中残留NH，是SCR 系统存在的两大关键问题，因此．探究更好的催化剂是今后研究的重点。
1．2催化直接分解N0法从净化NO的观点来看，最好的方法是将NO直接分解成N和0，这在热力学上是可行的。
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锅炉烟气脱硫脱硝工艺比选
一、烟气脱硫：
根据吸收剂及脱硫产物在脱硫过程中的干湿状态，火力发电行业一般将脱硫技术分为湿法、干法和半干（半湿）法。
（1）湿法烟气脱硫技术是用含有吸收剂的浆液在湿态下脱硫和处理脱硫产物，该方法具有脱硫反应速度快、脱硫效率高、吸收剂利用率高、技术成熟可靠等优点，但也存在初投资大、运行维护费用高、需要处理二次污染等问题。
应用最多的湿法烟气脱硫技术为石灰石湿法，如果将脱硫产物处理为石膏并加以回收利用，则为石灰石-石膏湿法，否则为抛弃法。
其他湿法烟气脱硫技术还有氨洗涤脱硫和海水脱硫等。
（2）干法烟气脱硫工艺均在干态下完成，无污水排放，烟气无明显温降，设备腐蚀较轻，但存在脱硫效率低、反应速度慢、石灰石利用率较低等问题，有些方法在设备大型化的进程中困难很大，技术尚不成熟（主要有炉内喷钙等技术）。
半干法通常具有在湿态下进行脱硫反应，在干态下处理脱硫产物的特点，可以兼备干法和湿法的优点。
主要包括喷雾干燥法、炉内喷钙尾部增湿活化法、烟气循环流化床脱硫法、电子束辐照烟气脱硫脱氮法等。
下表为几种主要脱硫工艺的比较。
目前，在众多的脱硫工艺中，石灰石—石膏湿法烟气脱硫工艺（简称FGD）应用最广。
据统计,80%的脱硫装置采用石灰石(石灰)—石膏湿法,10%采用喷雾干燥法(半干法),10%采用其它方法。
湿法脱硫工艺是目前世界上应用最多、最为成熟的技术,吸收剂价廉易得、副产物便于利用、煤种适应范围宽,并有较大幅度降低工程造价的可能性。
安徽电力设计院建议采用炉内与炉外湿法脱硫相结合的方法进行脱硫，脱硫效率可达98%。
二、脱硝：
烟气脱硝工艺可以分为湿法和干法两大类。
（1）湿法，是指反应剂为液态的工艺技术。
通过氧化剂O2、ClO2、KMnO2把NO x氧化成NO2，然后用水或碱性溶液吸收脱硝。
包括臭氧氧化吸收法和ClO2气相氧化吸收法。
（2）干法，是指反应剂为气态的工艺技术。
包括氨催化还原法和非催化还原法。
无论是干法还是湿法，依据脱硝反应的化学机理，又可以分为还原法、分解法、吸附法、等离子体活化法和生化法等。
目前，世界上较多使用的湿法有气相氧化液相吸收法和液相氧化吸收法，较多使用的干法有选择性催化还原法（SCR）。
SCR脱硝：
1、SCR脱硝装置的工艺流程
前置高温高粉尘SCR脱硝工艺流程
2 SCR脱硝工艺特点
2. 1 催化剂
目前用于燃煤电厂SCR 法烟气脱硝的催化剂主要有3种类型:蜂窝式、平板式和波纹板式。
蜂窝式催化剂因其单位体积的有效表面积大,且达到相同脱硝效果所需的催化剂量较少而被广泛应用,市场占有率在60%～70%。
2. 2 脱硝剂
脱硝剂一般采用尿素、纯氨或氨水。
使用尿素最安全,但其投资、运行费用为三者中最高;纯氨的运行、投资费用最低,但其存储安全性要求较高;氨水介于两者之间。
由于纯氨法应用广泛,贮运量小, 有利于系统布置,同时鉴于国外的应用情况和电厂现有的管理水平,电厂
脱硝工程大多采用纯氨系统。
安徽电力设计院建议NO x以控制燃烧及使用低氮燃烧器来降低产生量，使炉膛出口NO x浓度不大于400mg/Nm3,并采用SCR法脱硝装置降低最终排放量，NO x排放浓度小于80mg/Nm3。