烟气循环流化床一体化脱硫、脱硝技术
循环流化床半干法脱硫脱硝一体化技术应用
循环流化床半干法脱硫脱硝一体化技术应用在煤炭燃烧数量不断加大，同时人们环保意识逐渐强化基础上，必须要注重积极采用煤炭燃烧清洁技术，因此脱硫脱硝一体化技术也得到人们的重视及认可，同时也积极强化支持。
在循环流化床锅炉运行过程中循环流化床半干法脱硫脱硝一体化技术在应用过程中需要涉及到多个技术，尤其是在工业化应用中，一方面需要对其技术条件展开研究，另一方面也需要注重显著提升经济竞争力。
目前在发展中循环流化床半干法脱硫脱硝一体化技术已经在相关企业中得到广泛应用，有助于显著提升企业的经济效益，同时也能够得到一定社会效益，对于完善煤炭清洁利用工艺方法应用具有重要意义。
标签：循环流化床锅炉；循环流化床半干法；脱硫脱硝；一体化技术在我国工业发展进程中，人们的需求也在不断提升，我国对于煤炭的消耗量也在逐渐提升，燃烧煤在使用的过程中容易对环境造成一定污染，对生态环境产生一定的破坏作用，为了有效改变煤炭燃烧的污染状况，在研究和发展中逐渐采用循环流化床半干法脱硫脱硝一体化技术，循环流化床燃烧技术是相对使用效率比较高和污染程度较低的煤炭清洁使用技术，这种技术能够有效进行负荷调节和提升利用率等方面的特点，我国逐渐对环境和较大的电厂负荷调节范围以及环保和燃煤利用之间的矛盾加深认识，促使我国不断将高效低污染的新型燃煤技术发展和完善。
1 循环流化床锅炉循环流化锅炉燃烧技术是一项近二十年发展起来的清洁煤燃烧技术。
它具有燃料适应性广、燃烧效率高、氮氧化物排放低、低成本石灰石炉内脱硫、负荷调节比大和负荷调节快等突出优点。
循环流化床锅炉的运行中主要包含着四种流态情况，在锅炉启动吹扫的程序时，物料的状态主要呈现为固定床或微流化，在锅炉启动以及低负荷运行过程中会出现鼓泡床形态，当处于中负荷或高负荷的时候，锅炉才能够处于循环流化床状态，在这种状态中，锅炉炉膛的上部和下部温度能够保持均匀的状态。
在进行锅炉压火时，属于是在固定床状态。
锅炉运行过程中一旦发生物料不平衡，也就会引发燃烧中的煤质出现大变化，同时也会经常出现大风量运行情况，如果出现分离效率不高以及物料没有得到及时补充，也就会导致循环流化床锅炉的运行中出现密相和稀相气力输送燃烧的状况发生，在这一状况下锅炉比较和煤粉炉运行工况接近。
烟气同时脱硫脱硝的六种方法
烟气同时脱硫脱硝的六种方法脱硫脱硝的六种方法：1）活性炭法该工艺主体设备是一个类似于超吸附塔的活性炭流化床吸附器，在吸附器内，烟气中的SO2被氧化成SO3并溶于水中，产生稀硫酸气溶胶，随后由活性炭吸附。
向吸附塔内注入氨，氨与NOx在活性炭催化还原作用下生成N2，吸附有SO2的活性炭可进入脱附器中加热再生。
2）SNOx（WSA-SNOx）法WSA-SNOx法是湿式洗涤并脱除NOx技术。
在该工艺中烟气首先经过SCR反应器，NOx在催化剂作用下被氨气还原为N2，随后烟气进入改质器中，SO2在此被固相催化剂氧化为SO3，SO3经过烟气再热器GGH后进入WSA冷凝器被水吸收转化为硫酸。
采用SNOx技术，SO2和NOx的脱除率可达95%。
SNOx技术除消耗氨气外，不消耗其他的化学品，不产生其他湿法脱硫产生的废水、废弃物等二次污染，不产生石灰石脱硫产生的CO2，不足之处是能耗较大，投资费用较高，而且浓硫酸的储存及运输较困难。
3）NOxSO法在电除尘器（EP）下游设置流化床吸收塔（FB），用硫酸钠浸渍过的γ－Al2O3圆球作为吸收剂，吸收剂吸收NOx、SO2后，在高温下用还原性气体（CO、CH4等）进行还原，生成H2S和N2。
4）高能粒子射线法高能粒子射线法包括电子束（EBA）工艺和等离子体工艺，原理是利用高能粒子（离子）将烟气中的部分分子电离，形成活性自由基和自由电子等，氧化烟气中的NOx。
这种技术不仅能去除烟气中的NOx 和SO2，还能同时去除重金属等物质。
典型工艺过程依次包括:游离基的产生，脱硫脱硝反应，硫酸铵、硝酸铵的产生。
主要有电子束照射技术和脉冲电晕等离子体技术。
电子束照射技术脱硝率可达到75%以上，不产生废水和废渣。
脉冲电晕等离子体技术可同时脱硫、脱硝和除尘，但是耗能较大，目前对其反应机理还缺乏全面的认识。
5）湿式FGD加金属螯合物法仲兆平等发明了喷射鼓泡法用烟气脱硫脱硝吸收液，包括石灰或石灰石浆液、占石灰或石灰石浆液0.05%～0.5%（质量分数）的水溶性有机酸和占石灰或石灰石浆液0.03%～0.3%（质量分数）的铁系或铜系金属螯合物。
科技成果——玻璃窑烟气脱硫脱硝及除尘一体化技术
科技成果——玻璃窑烟气脱硫脱硝及除尘一体化技术适用范围玻璃窑炉行业烟气治理技术原理该技术以高温电除尘器、SCR脱硝、干式脱硫除尘一体化等烟气脱硫脱硝除尘一体化工艺，对烟气中的SOx、NOx等酸性有害气体以及烟尘进行净化，从而实现玻璃窑烟气的一体化治理。
工艺流程玻璃窑烟气脱硫脱硝及除尘一体化技术工艺流程图工艺流程为：从玻璃窑出来的高温烟气通过余热锅炉的高温余热利用后，进入高温电除尘器进行除尘和SCR进行脱硝，然后返回到余热锅炉进一步余热利用到烟气温度降低至150℃左右，之后从底部进入循环流化床吸收塔，在塔内，烟气、喷入的降温湿润水、高浓度颗粒之间激烈地湍动与混合，发生气-固-液三相的离子型反应，烟气中SO2、NOx及其它酸性气体与吸收剂Ca（OH）2反应而被脱除。
同时，喷入的水分被充分蒸发，干燥含尘烟气从吸收塔顶部排出进入下游的布袋除尘器收集脱硫副产物，除尘器收集的副产物大多循环回吸收塔进行高倍率循环反应利用，少量脱硫副产物通过输送设备外排，最终净化后的烟气经过引风机、烟囱外排。
关键技术针对玻璃窑烟气高粘性、尘细的工况特点而开发的高温防粘电除尘器及SCR脱硝技术，实现烟气中的NOx达标排放；开发玻璃窑烟气循环流化床吸收反应器及布袋除尘器，在高效脱硫除尘的同时也可协同深度脱硝，实现脱硫脱硝除尘一体化的净化治理；整个系统运行温度高于露点以上15-25℃，排烟透明，没有视觉污染；采用智能化上位机操作，提高智能自动控制水平，改善操作人员工作环境。
典型规模该系统单套处理规模为1500t/d玻璃生产线。
应用情况该技术已在旗滨玻璃、华尔润玻璃、南宁玻璃等20多条500-1500t/d玻璃生产线得到应用，脱硫效率大于95%，脱硝效率大于80%，颗粒物排放小于20mg/Nm3。
典型案例（一）项目概况绍兴旗滨玻璃有限公司位于环保要求严格的浙江省绍兴市，该公司的2×600t/d熔窑烟气脱硫脱硝除尘处理项目，设计处理烟气量2×130000Nm3/h，烟气来源于玻璃熔窑排出的高温烟气，2013年8月开工建设，于2014年1月完成调试并建成投产。
基于循环流化半干法的烟气脱硫除尘脱硝超洁净排放环保技术应用
基于循环流化半干法的烟气脱硫除尘脱硝超洁净排放环保技术应用随着工业化进程的加快，环境污染成为了一个日益严重的问题。
尤其是工业排放物中的二氧化硫、氮氧化物和颗粒物对大气环境的影响日益凸显。
烟气脱硫、除尘和脱硝等治理技术的研究和应用变得尤为重要。
基于循环流化半干法的烟气脱硫除尘脱硝技术因其高效、低排放、低成本的特点，成为了当前环保技术领域的研究热点。
一、基于循环流化半干法的烟气脱硫功效烟气脱硫是工业排放气体治理的重要环节，控制工业废气中的二氧化硫排放量。
循环流化半干法的脱硫技术，采用自主研发的循环流化半干法烟气脱硫除尘脱硝一体化技术装置，兼具脱硫、脱尘、脱硝功能，占地面积小、投资低、运行成本低、效益高。
该技术采用高效循环流化床吸收器，对烟气中的二氧化硫进行高效脱除，可以达到超低排放标准。
该技术结合了除尘装置，有效减少了烟气中颗粒物的排放，实现了烟气的超洁净排放。
通过添加脱硝剂，还可以实现对烟气中氮氧化物的脱除，从而实现烟气脱硫除尘脱硝的一体化治理。
1. 高效节能：采用循环流化床吸收器，具有传质效率高、反应速度快的特点，可大大提高脱硫效率，降低能耗。
2. 低成本：与传统湿法脱硫相比，循环流化半干法的投资成本和运行成本都大幅降低，具有很强的经济性和适用性。
3. 一体化治理：该技术不仅可以实现脱硫，还可以同时实现脱尘、脱硝功能，达到一体化治理，降低了设备投资和占地面积。
4. 环保效益：采用该技术可以实现超低排放，符合国家对大气污染物排放标准的要求，对改善环境质量具有积极的推动作用。
循环流化半干法的脱硫技术广泛适用于各种燃煤机组、垃圾焚烧、钢铁、水泥、玻璃、化工等工业领域的烟气脱硫除尘脱硝治理工程，特别是针对燃煤锅炉等高硫煤热电厂、火电厂和钢铁、水泥等高硫含量企业，其效果更为显著。
当前，循环流化半干法的脱硫技术在国内外得到了广泛应用，并取得了显著的成效。
在未来的发展中，该技术将继续推动烟气治理技术的升级换代。
烟气脱硫脱硝
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（1）石灰石－石膏湿法脱硫
钙基湿法脱硫工艺(石灰石/石灰洗涤法)
-是应用最广、技术最为成熟且运行最为可靠的FGD工艺 －回收法：通过强制氧化使CaSO3转化为石膏CaSO4进行 回收 －抛弃法
石灰石－石膏脱硫基本原理
－烟气在吸收塔内同石灰石浆料进行反应，生成亚硫酸钙，再 用空气强制氧化得到石膏，石膏经过脱湿后作为副产品回收利 用。
– 活性炭可单独用来脱硫或脱氮(借助于氨)，或用来联合脱硫 脱氮，近年来已经开始应用于火电厂的烟气净化。
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• 其他脱硫吸收剂
– 某些脱硫工艺采用低廉的碱性物质(如火电厂排放 的废弃物)作为脱硫剂，比如，利用飞灰中的碱性 物的质含(量C大aO于，8M％g时O)，脱可除以SO取2，得当比飞较灰有中经的济碱价性值物的质脱 硫效率(大于50％)。
• 2) 固体废弃物
– 脱硫副产品采用抛弃堆放等处理方式 – 对堆放场的底部进行防渗处理，以防污染地下水 – 对表面进行固化处理，以防扬尘。
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1、湿法烟气脱硫技术
－烟气与含有脱硫剂溶液接触，发生脱硫反应，其脱硫生成物 的生成和处理均在湿态下进行。
－优点 －气液反应，脱硫速度快； －煤种适应性好 －脱硫效率和脱硫剂利用率高，Ca/S＝1时，脱硫率可达 90％
• 对于连续运行的脱硫设备，入口SO2的浓度是 随时间变化的，而且变化幅度有时很大。某一 监测时段内设备的脱硫效率，应取整个时段内 脱硫效率的平均值。
• 在计算脱硫效率时，只计入SO2的脱除率，而 通常不考虑SO3的脱除率。
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烟气循环流化床脱硫脱硝工艺技术的特点与现状
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率较高； 可以通过喷水将床温控制在最佳反应温度条件下， 排烟温度可在烟气露点温度以上， 不需常规脱硫工艺的烟温
调整 ； 对煤种适应性强 ， 对反 应塔人 口的 Ｓ２ Ｏ 浓度变化 有很
放； ④粉尘收集系统 的选择不影响脱硫。
大量的反应产物与飞灰由烟气携带进入反应塔后部的预除 尘器和 ＥＰ 大部分固体物料返回流化床。最终产物为干态 Ｓ， 的粉末状钙基混合物。与传统的石灰石石膏法脱硫装置相 比，Ｆ — ｃ 具有系统简单， ＣＢ ＦＤ 工程投资、 维修和运行费用低， 占地面积小等特点， 适于现有电厂及工业锅炉的改造。
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循环流化床锅炉脱硝技术方案详
循环流化床锅炉S N C R脱硝技术方案一、 SNCR工程设计方案1、SNCR和SCR两种技术方案的选择1.1.工艺描述选择性非催化还原Selective Non-Catalytic Reduction,以下简写为SNCR技术是一种成熟的商业性NOx控制处理技术;SNCR方法主要在900～1050℃下,将含氮的化学剂喷入贫燃烟气中,将NO还原,生成氮气和水;而选择性催化还原Selective Catalytic Reduction,SCR,由于使用了催化剂,因此可以在低得多的温度下脱除NOx;两种方法都是利用氮剂对NOx还原的选择性,以有效的避免还原氮剂与贫燃烟气中大量的氧气反应,因此称之为选择性还原方法;两种方法的化学反应原理相同;SNCR在实验室内的试验中可以达到90％以上的NOx脱除率;应用在大型锅炉上,短期示范期间能达到75％的脱硝率,长期现场应用一般能达到30％～50％的NOx脱除率;SNCR技术的工业应用是在20世纪70年代中期日本的一些燃油、燃气电厂开始的,在欧盟国家从80年代末一些燃煤电厂也开始SNCR技术的工业应用;美国的SNCR技术应用是在90年代初开始的,目前世界上燃煤电厂SNCR 工艺的总装机容量在2GW以上;两种烟气脱硝技术都可以采用氨水、纯氨、或者尿素作为还原剂,工艺上的不同主要体现在两个方面：其一,SCR需要布置昂贵的金属催化剂,SNCR不需要催化剂；其二,SNCR存在所谓的反应温度窗口,一般文献介绍,其最佳反应温度窗口为850~1100℃,但是当采用氨做还原剂且和烟气在良好混合条件下,并且保证一定的停留时间,则在更低的760~950℃范围内也可以进行有效程度的脱硝反应;采用SCR技术的脱硝反应,由于催化剂的存在,则可以在尾部烟道低温区域进行;SNCR、SCR和SNCR-SCR三种技术性能比较见表2-1;表2-1 选择性还原脱硝技术性能比较近年来由于环保需要,中国要求电厂锅炉除了使用低氮燃烧器LNB外,还需进一步安装烟气脱硝装置,目前采用的最佳成效工艺主要有SNCR、SCR 和SNCR/SCR 混合法技术;参照国外整体能源的分配和利用比重以及电厂实际情况来看,和我国较相似的是美国,但是国内的燃煤质量及灰分量仍然是要特别考虑的因素;由于SNCR在小型机组上呈现出的优越性,所以在小型机组上首选SNCR脱硝技术,且进行SNCR改造后,若需再进一步脱硝,具有很大的灵活性,如图2-1所示;图2-1 SNCR技术所具有的灵活性SNCR 系统较简单,可以根据机组运行状况灵活处理,不受机组燃料和负荷的变化而受影响;施工周期短,SNCR 对其他系统的维护运行如空气预热器和集尘器,都不产生干扰及增加阻力;使用尿素作还原剂,不仅可以而且减少SCR 系统采用“液氨”在使用和运输上的所带来的安全风险;而且,氨区的设计占地远远大于尿素区的设计占地;非常适用于老厂的脱硝改造,若需进一步脱硝,可加装一层SCR催化剂,形成混合SNCR-SCR技术,达到NOx减排要求;由于国内脱硝技术仍属起步阶段,目前SNCR、SCR 和SNCR-SCR 混合法运行资料不甚多,所以需要借鉴国外经验来参考;图2-2所示为SNCR,SCR 和SNCR-SCR 混合法工艺的的经济比较,表2-2美国NOx工艺选择的经济型分析计算值;图2-2 一般SNCR,SCR 和SNCR-SCR 混合法工艺的的经济比较表2-2 美国NOx工艺选择的经济型分析计算值注: 在此区域之外并不是不能达到,而是运行成本会不成比例的大幅度增加;工艺本身的一些弱点会不成比例的放大;包括负面影响锅炉的下游系统,让整体的能耗及经济效益减低许多;从经济和性能综合分析：➢SCR 脱硝装置的成本主要在装置的成本, 运行成本主要在于还原剂和催化剂的消耗和电耗;SNCR 方案其运行费用仅为SCR 工艺的15~30%,是在满足国家排放标准基础上最经济的方案;➢SCR 潜在的产能问题最多又大;➢SCR-SNCR 混合型是一个综合的方案,它的最大优点在于可以根据排放要求,分期实施;并比SCR 便宜;产能问题大幅减少;由于CFB锅炉的炉膛出口及旋风分离器进口和出口的烟气温度位于SNCR 反应温度窗口内,且分离器中的烟气流场的情况正好有利于喷入的还原剂和烟气的良好混合,故在循环流化床锅炉上宜采用SNCR技术,可达到50%以上的脱硝效率;1.2.SNCR的优点与其它脱硝技术相比,SNCR技术具有以下优点：a)脱硝效果令人满意：SNCR技术应用在大型煤粉锅炉上,长期现场应用一般能够达到30～50％的NOx脱除率,循环流化床的的SNCR技术可取得50%以上的脱硝效率;b)还原剂多样易得：SNCR技术中脱除NOx的还原剂一般都是含氮的物质,包括氨、尿素、氰尿酸和各种铵盐醋酸铵、碳酸氢铵、氯化铵、草酸铵、柠檬酸铵等;但效果最好,实际应用最广泛的是氨和尿素;c)无二次污染：SNCR技术是一项清洁的技术,没有任何固体或液体的污染物或副产物生成,无二次污染;d)经济性好：由于SNCR的反应是靠锅炉内的高温驱动的,不需要昂贵的催化剂系统,因此投资成本和运行成本较低;e)系统简单、施工时间短：SNCR技术最主要的系统就是还原剂的储存系统和喷射系统,主要设备有储罐、泵、喷枪和必要的管路、测控设备;由于设备简单,SNCR技术的安装期短,仅需10天左右停炉时间,小修期间即可完成炉膛施工;f)SNCR技术不需要对锅炉燃烧设备和受热面进行大的改动,也不需要改变锅炉的常规运行方式,对锅炉的主要运行参数也不会有显著影响;1.3.脱硝效果的主要影响因素SNCR 方法主要使用含氮的药剂在温度区域870～1200°C 喷入含NO的燃烧产物中,发生还原反应,脱除NO,生成氮气和水,煤粉炉SNCR其概念见图2-3,循环流化床锅炉SNCR其概念图见图2-4;由于在一定温度范围,有氧气的情况下,氮剂对NOx的还原,在所有其他的化学反应中占主导,表现出选择性,因此称之为选择性非催化还原;SNCR在实验室内的试验中可以达到90％以上的NO脱除率;SNCR 应用在大型锅炉上,选择短期示范期间能达到75％的脱硝效率,典型的长期现场应用能达到30％～60％的NOx脱除率;在大型的锅炉大于300MW 发电功率上运行,通常由于混合的限制,脱硝率小于40％;SNCR 技术的工业应用是在20世纪70年代中期日本的一些燃油、燃气电厂开始的,在欧盟国家从80 年代末一些燃煤电厂也开始SNCR 技术的工业应用;图2-3 煤粉炉SNCR过程还原NOx的概念图2-4 循环流化床SNCR过程还原NOx的概念SNCR 相对SCR的初投资低,停工安装期短,原理简单,硬件工艺成熟;在SNCR 技术设计和应用中,影响脱硝效果的主要因素包括：a)温度范围；b)合适的温度范围内可以停留的时间；c)反应剂和烟气混合的程度；d)未控制的NOx浓度水平；e)喷入的反应剂与未控制的NOx的摩尔比－NSR；f)气氛氧量、一氧化碳浓度的影响；g)氮剂类型和状态；h)添加剂的作用；1.3.1 温度范围的选择实验表明,SNCR还原NO的反应对于温度条件非常敏感,温度窗口的选择是SNCR还原NO效率高低的关键,图2-5给出了NOx残留浓度与反应温度的关系曲线;温度窗口取决于烟气组成、烟气速度梯度、炉型结构等系统参数;文献中报道的温度窗口差别很大,下限最低有427℃,上限最高达1150℃,最佳温度差别也很大;一般认为理想的温度范围为700℃～1000℃,温度高,还原剂被氧化成NOx,烟气中的NOx含量不减少反而增加；温度低,反应不充分,造成还原剂流失,对下游设备产生不利的影响甚至造成新的污染;由于炉内的温度分布受到负荷、煤种等多种因素的影响,温度窗口随着锅炉负荷的变化而变动;根据锅炉特性和运行经验,最佳的温度窗口通常出现在折焰角附近的屏式过、再热器处及水平烟道的末级过、再热器所在的区域;研究发现加入其他的有些添加剂可以使NH3/NO反应的温度窗口向低温方向移动,如图2-6所示;目前报道的添加剂包括氢气,引入的氢气变成OH使得温度窗口朝低温方向移动；过氧化氢；一氧化碳；碳氢化合物如甲烷、甲醇、乙醇、苯酚；钠盐如NaOH、HCOONa、CH3COONa、NaNO3、Na2CO3;图2-5 NOx残留浓度与反应温度的关系曲线图2-6 氨中CH4添加量对温度窗口的影响1.3.2 合适的停留时间图2-7 停留时间对SNCR脱硝率的影响还原剂必须和NOx在合适的温度区域内有足够的停留时间,这样才能保证烟气中的NOx还原率;还原剂在最佳温度窗口的停留时间越长,则脱除NOx的效果越好;NH3的停留时间超过1s则可以出现最佳NOx脱除率;尿素和氨水需要0.3s-0.4s的停留时间以达到有效的脱除NOx的效果;图2-7说明了停留时间对SNCR脱硝率的影响;1.3.3还原剂用于SNCR脱硝工艺中常使用的还原剂有尿素、液氨和氨水;若还原剂使用液氨,则优点是脱硝系统储罐容积可以较小,还原剂价格也最便宜；缺点是氨气有毒、可燃、可爆,储存的安全防护要求高,需要经相关消防安全部门审批才能大量储存、使用；另外,输送管道也需特别处理；需要配合能量很高的输送气才能取得一定的穿透效果,一般应用在尺寸较小的锅炉和焚烧炉;若还原剂使用氨水,氨水有恶臭,挥发性和腐蚀性强,有一定的操作安全要求,但储存、处理比液氨简单；由于含有大量的稀释水,储存、输送系统比氨系统要复杂；喷射刚性,穿透能力比氨气喷射好,但挥发性仍然比尿素溶液大,应用在墙式喷射器的时候仍然难以深入到大型炉膛的深部,因此一般应用在中小型锅炉上,但在CFB锅炉上多使用氨水作为还原剂；若还原剂使用尿素,尿素不易燃烧和爆炸,无色无味,运输、储存、使用比较简单安全；挥发性比氨水小,在炉膛中的穿透性好；效果相对较好,脱硝效率高,适合于大型锅炉设备的SNCR 脱硝工艺;从图2-8可以看出不同温度下尿素和氨对NOx还原率的影响,温度区间位于730℃~950℃之间时,选用氨作还原剂的脱硝效率要高于选用尿素的脱硝率;当反应区域温度在950℃以上时,尿素的脱硝效率则可以保持在氨脱硝系统之上;所以在CFB锅炉的SNCR系统,如果不是出于安全考虑,一般采用氨系统;但是在煤粉炉高温炉膛喷射,选择尿素更为有利;液氨是易燃易爆有毒的化学危险品,氨水挥发性强且输运不便；氨水的处理较液氨简单,因此在CFB锅炉的SNCR技术中多选择氨水作为还原剂;图2-8 不同温度下尿素和氨对NOx还原率的影响1.3.4 适当的NH3/NO摩尔比NSR根据化学反应方程,NH3/NOx摩尔比应该为1,但实际上都要比1大才能达到较理想的NOx还原率,已有的运行经验显示,NH3/NO摩尔比一般控制在1.0～2.0之间,超过2.5对NOx还原率已无大的影响见图2-9,NH3/NO摩尔比过大,虽然有利于NOx 还原率增大,但氨逃逸加大又会造成新的问题,同时还增加了运行费用;但是如何更有效地控制NH3的泄漏,仍然有待于更进一步的研究;随着氨水喷入量的增加,氨水与烟气的混合情况有所好转,因此在高NH3/NO摩尔比值情况下取得了好的效果;在实际应用中考虑到NH3的泄漏问题,应选尽可能小的NH3/NO摩尔比值,同时为了保证NO还原率,要求必须采取措施强化氨水与烟气的混合过程;图2-9 NH3/NO摩尔比NSR对NOx还原率的影响1.3.5 还原剂和烟气的充分混合还原剂和烟气的充分混合是保证充分反应的又一个技术关键,是保证在适当的NH3/NO摩尔比是得到较高的NOx还原率的基本条件之一;大量研究表明,烟气与还原剂快速而良好混合对于改善NOx的还原率是很必要的;1.3.6 气氛的影响合适的氧量也是保证NH3与NO还原反应正常进行的制约因素;随着氧量的增加NO还原率不断下降;这是因为存在大量的O2使NH3与O2的接触机会增多,从而促进了NH3氧化反应的进行;烟气中的O2在数量级上远大于NO,在还原反应中微量的氧可大大满足反应的需求,因此从氧量对于NO还原率的影响来看,氧量越小越有利于NO的还原,见图2-10;图2-10 NOx还原率随烟气中的氧气浓度变化为了提高SNCR对NOx的还原效率,降低氨的泄漏量,必须在设计阶段重点考虑以下几个关键的工艺参数：燃料类型、锅炉负荷、炉膛结构、受热面布置、过量空气量、NO浓度、炉膛温度分布、炉膛气流分布以及CO浓度等;1.4.SNCR系统设计1.4.1设计依据我方设计依据至少遵循下列文件和标准,但不限于此：1)本项目招标文件2)火力发电厂设计技术规程DL5000-20003)电力工程制图标准DL5028-934)继电保护和安全自动装置技术规程DL400-915)火力发电厂厂用电设计技术规定DL/T 5153-20026)火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程DL/T5136-20017)发电厂、变电所电缆选择与敷设设计规程SDJ26-898)火力发电厂和变电所照明设计技术规定DLGJ56-959)3~110KV高压配电装置设计规范GB50060-9210)交流电气装置的过电压保护和绝缘配合DL/T620-199711)电测量及电能计量装置设计技术规程DL/T5137-200112)电力工程电缆设计规范GB50217-9413)火力发电厂厂内通信设计技术规定DL/T5041-9514)建筑物防雷设计规范GB50057-9415)火力发电厂、变电所直流系统设计技术规定DL/T5044-9516)低压配电设计规范GB50054-9517)交流电气装置的接地DL/T621-199718)过程检测和控制流程图用图形符号和文字符号GB2625－8119)火力发电厂电子计算机监视系统技术规定NDGJ91－8920)火力发电厂锅炉炉膛安全监控系统设计技术规定DLGJ116－9321)分散控制系统设计若干技术问题规定1993年3月能源部电力规划设计管理局22)工业自动化仪表工程施工及验收规范GB93－9623)火力发电厂锅炉炉膛安全监控系统在线验收测试规程DL/T 655-199824)火力发电厂模拟量控制系统在线验收测试规程DL/T 657-199825)火力发电厂顺序控制系统在线验收测试规程DL/T 658-199826)火力发电厂分散控制系统在线验收测试规程DL/T 659-199827)火电厂烟气脱硝工程技术规范选择性非催化还原法征求意见稿1.4.2 SNCR系统主要设计依据220t/h单汽包、自然循环、汽冷后段有水平式过热器及省煤器、平衡通风系统的循环流化床锅炉,主要参数见表2-3;表2-3某300t/h自然循环流化床锅炉的主要设计参数BMCR该炉设计用烟煤,其煤质特性见下表2-4;表2-4 燃煤分析1.4.3 总体工艺1总体工艺介绍SNCR系统主要包括氨水储存系统、吹扫风系统、氨水缓冲系统和喷射系统四部分;氨水储存系统提供溶液储存的功能,然后根据锅炉运行情况和NOx排放情况加入稀释水配置成所需的浓度,送入喷射系统;喷射系统实现各喷射层的氨水溶液分配、雾化喷射和计量;还原剂的供应量能满足锅炉不同负荷的要求,调节方便、灵活、可靠；氨水储存区与其他设备、厂房等要有一定的安全防火距离,并在适当位置设置室外防火栓,设有防雷、防静电接地装置；氨水喷射系统应配有良好的控制系统,其主要系统流程图见图2-8;图2-8 喷射氨水的SNCR系统流程图2喷枪位置布置由于CFB锅炉的炉膛出口及旋风分离器进口和出口的烟气温度位于SNCR 反应温度窗口内,且分离器中的烟气流场的情况正好有利于喷入的还原剂和烟气的良好混合,布置3组共6根氨水喷枪,2根布置于旋风筒入口烟道上,单侧墙上下布置,2根布置在旋风筒出口管内,按原设计开孔插入,另2根为低负荷下投用,在流化床炉膛内较分离器入口烟道的标高以下设计,其示意图如图2-9所示;考虑炉膛内负压和颗粒浓度,其中位于炉膛和旋风分离器入口处的喷枪不加气动推进装置,采用高温耐热钢和陶瓷防磨套管保护,分离器出口处位置的喷枪装设气动推进装置,不投用时或压缩空气压力低时退出;图2-9 循环流化床SNCR喷枪位置布置示意图3BRL工况下消耗还原剂氨水量的计算按BRL工况下NOx炉膛出口浓度为370mg/Nm3,经SNCR脱硝后的排放浓度为222mg/Nm3计算,烟气量为280000Nm3/h,按氨氮摩尔比为1.25为设计值,经计算,BRL工况下单台锅炉每小时所需20%浓度的氨水量设计为0.23 t/h;氨水浓度在15~25%之类波动,若按照氨水浓度20%,且锅炉负荷为40%BRL工况下,若将20%浓度的氨水配置成10%浓度的氨水溶液需加入稀释水量为0.23t/h;喷枪具有1.5～2倍的流量调节能力;1.4.4 系统介绍和主要设备1 氨水储存系统采用氨水系统时,可选择的氨水浓度在19~30%之间;通常氨水选择三种浓度的一种,即19%,25%,29%;在美国标准控制的体系内,采用浓度不同的氨水,适用的布置和安全标准也有一定的差异;相同的锅炉工况下,采用的氨水浓度不同,氨罐的容积以及注射泵,管线,阀门等的参数都会有差异;通常氨水浓度应该由工程公司和业主协商,根据业主采购情况来具体确定;氨水喷射系统需要一个可以远程控制的卸载管线,将罐车运来的氨水卸载到存储罐内,存储罐的容积一般要比纯氨系统大很多,但是考虑到制造、运输方面的限制,通常要限制在100m3以内;考虑工程所在地的气象因素,也就是因为台风、飓风、暴风雨、暴雪等灾害天气可能造成的厂外氨水供应中断的时间,再确定存储罐的合理尺寸;当一个罐子的极限尺寸也不能满足合理的储量要求时,可以采用两个或多个罐子的布置形式;当然,综合考虑制作运输成本,也可能在单罐容量足够使用情况下,采用2个以上的小罐子布置,但是通常不推荐这样的设计;一般情况下,氨罐存储量要保证锅炉满负荷脱硝运行7~14天的量,特殊情况下可以取不少于5天的量;2 氨水缓冲系统当锅炉负荷或炉膛出口的NOx浓度变化时,送入炉膛的氨水量也应随之变化,这将导致送入喷射器的流量发生变化;若喷射器的流量变化太大,将会影响到雾化喷射效果,从而影响脱硝率和氨残余;因此,设计了氨水缓冲罐,用来保证在运行工况变化时喷嘴中流体流量基本不变;特定浓度的氨水溶液从储罐输出后,进入缓冲罐并加入稀释水,通过监测稀释水流量和氨水溶液流量来调节最终的氨水浓度以满足锅炉不同负荷的要求;稀释水的输送通过稀释水泵来实现;稀释水泵设有2台,一用一备;流量余量大于10%,压头大于20%;4 背压控制背压控制回路用于调节到各台炉的氨水溶液和稀释水的稳定流量和压力,以保证脱硝效果;因此,每台炉氨水溶液管路和稀释水管路均有背压控制回路,背压控制通过气动流量调节阀来实现;5 喷射计量和分配装置喷射区计量分配模块是一级模块,每个模块由若干个流量测量设备和气动阀门设备组成;用于精确计量和独立控制到锅炉每个喷射区的反应剂流量和浓度;该模块连接并响应来自机组的控制信号,自动调节反应剂流量,对NOx水平、锅炉负荷、燃料或燃烧方式的变化做出响应,打开或关闭喷射区或控制其质量流量;7)喷射系统在线配制稀释好的氨水溶液将送到各层喷射层,各喷射层设有总阀门控制本喷射层是否投运,投运的喷射层则由电动/气动推进装置驱动推进;各喷射层设有流量调节阀门和流量计量设备;喷枪喷射所需的雾化介质采用压缩空气;每个喷射层的雾化压缩空气总管设有压力调节、压力测量、流量测量,再通往各个喷射器;每只喷射器都配有电动/气动推进器,实现自动推进和推出SNCR喷射器的动作;推进器的位置信号接到SNCR控制系统上,与开/停压缩空气和开/停氨水溶液的阀门动作联动,实现整个SNCR系统的喷射器自动运行;电动/气动推进器配置就地控制柜,可以直接就地操作控制推进器进行检修和维护,同时实现SNCR自控系统的远方程控操作,并显示设备实际工作状态信号;一个就地控制柜可以控制多个推进器,每层设有一个或者多个控制柜,用以分别控制该喷射层的推进器;在正常运行时,每个喷射层每面炉墙上的所有喷射器同进同退;8压缩空气站1.5.主要设备1.5.1 SNCR系统主要的设备1氨水储罐的设计氨水罐的作用是存储反应剂,要求容量足够,运行安全;氨水罐介质入口为罐车卸载管线,出口为氨水泵的吸入管线;为了保证氨水罐内有足量的氨水,并且压力适当,氨水罐需要配置液位计、真空阀、安全阀等附属设施;图2-10为某项目SNCR系统的氨水罐简图;图2-10 氨罐总图氨罐底部有6个管座,分别接放水管、泵回流管、泵吸水管、氨水卸载管、卸氨平衡管、备用管线;罐顶部设置一个人孔门,罐内设置直达罐底的斜爬梯,方便维护人员进入罐体内部检修;罐顶部也有六个管座,分别用于连接压力表、压力变送器、压力释放阀、真空阀、液位计、放空阀;罐体封头管座用于连接玻璃液位计、热电偶;氨罐安全阀,通常为弹簧式自启式安全阀,至少2只;一只真空安全阀,防止氨水卸载过程中发生罐体内负压过高情况的发生;一只是正压安全阀,当罐子内压达到设计压力值时,自动开启释放氨气,当内压逐渐降低到回座压力时关闭;氨罐顶部设置的液位计,可选用雷达液位计,安装在氨水罐的顶部,通过发射的波束从液面发生反射来确定液面的位置;氨罐的材质方面并无特殊的要求,一般碳钢即可;为了便于维护、巡视和操作,氨水罐外需要配置检修操作平台,设置相应的楼梯、爬梯走道等;2氨水泵的选型SNCR系统氨水泵的特点是小流量和高压头,因此选型有一定的难度;可以选立式或卧式,都应该采取户外设计的防护等级要求;北美市场通常要求按照NEMA标准设计,防护等级为Class V,相当于IP65防护;泵通过DCS控制启停,也配置现场的电源按钮,用于水泵现场维修后的试运转;喷射氨水的SNCR系统,氨泵常用的选择有两种,一种是离心泵,一种是隔膜泵;对于本项目拟采用离心泵;3氨水喷枪氨水喷枪的好坏,直接决定了氨水雾化的效果;好的雾化对氨和烟气快速均匀地混合是至关重要的;使用机械或空气雾化喷枪,使氨水在进入炉膛前得到良好的雾化,加强氨水与烟气混合的均匀性,可以加快氨水和NOx之间反应的速度,提高脱硝率;不同的雾化方式各有优缺点,机械雾化方式不需要雾化空气管线,运行中也不消耗雾化空气,所以系统相对简单,运行费用低;空气雾化方式,可以很好地防止喷嘴的堵塞,在很低的负荷下,能保证较好的雾化效果,喷枪价格相对较低;喷枪的关键部件是喷嘴,不同型式的喷嘴会产生不同形状的氨水雾;平面扇形喷雾液滴则可以保持在同一水平面上,平面充满度好;因此在合适反应温度下,使用平面扇形喷嘴喷氨水的脱硝效果比实心圆锥喷嘴的效果要好;另外,平面扇形喷雾的液滴集中在与烟气流向垂直的平面上,有利于液滴穿透到烟气流更深的地方,促进氨水液滴与烟气的混合、反应;氨喷枪是氨喷射系统中的关键设备,氨喷嘴尺寸的决定,要考虑喷入的氨气流有足够的穿透能力;选择合适的出口初速度是射流穿透力的保证;实际的工程中,可以给出几组不同工况下的控制阀出口压力和流量,控制阀厂商可以根据流体特性参数和工况数据,计算出控制阀在不同负荷下的压降数据,控制阀选型要尽可能满足这些数据要求;最大流量工况下的数据被用于管路的尺寸设计;喷枪安装方式的典型方式是将喷枪通过插入预装在固体分离器上的套管就位,喷枪头通常位于分离器耐火涂料的内边缘,喷枪固定法兰和套管端部法兰配对连接;采用氨水的系统,标准喷枪使用空气雾化的方式;在大容量循环流化床锅炉上,氨喷嘴数量较多,所以会将喷嘴分成几组,通常3~4个喷嘴一组,每组喷嘴共用一套氨水分配管路和控制阀,这样可以减少管线和控制阀的数量,节省工程费用,也使系统控制简单化;4台锅炉共用一个氨水罐和注射泵模块,见图2-12;其中氨罐区包括氨水的卸载管线和氨水存储罐以及氨水罐的各种附属设施;假如氨或尿素的储存罐,泵,管线等设备布置在靠近车道的区域,设备区必须设置栅栏,锅炉房内的管线和设备,需要在设计阶段进行防碰撞检查;在全厂总体设计时候,要考虑尽量避免在氨或尿素喷射设备周围运输大件物品和设备;氨水通过罐车运输,罐车利用车载泵向氨罐卸载氨水;图2-12 喷氨系统流程图注射泵模块由两个泵并联组成,两个泵可供应三台锅炉100%负荷所需的氨。
科技成果——循环流化床脱硫-中低温SCR脱硝技术
科技成果——循环流化床脱硫+中低温SCR脱硝技术成果简介
本脱硫脱硝技术工艺流程为“烧结机/带式焙烧机→电除尘器→主引风机→脱硫反应塔→布袋除尘器→GGH换热器（原烟气段）→SCR 脱硝→GGH换热器（净烟气段）→脱硫脱硝引风机→烟囱排放”。
其中，脱硫吸收塔采用循环流化床超净吸收塔技术，循环流化床工艺主要由吸收剂制备与供应、吸收塔、物料再循环、工艺水、布袋除尘器以及副产物外排等构成，一般采用干态的消石灰粉作为吸收剂。
单套吸收塔自下而上依次应为进口段、塔底排灰装置、文丘里加速段、循环流化床反应段、顶部循环出口段，烟气从吸收塔（即流化床）底部进入，吸收塔底部为一个文丘里装置，烟气流经文丘里管后速度加快，与细的吸收剂粉末互相混合，使颗粒之间、气体与颗粒之间产生剧烈摩擦，形成流化床，在喷入均匀水雾、降低烟温的条件下，吸收剂与烟气中的二化硫反应生成CaSO3和CaSO4。
脱硫后烟气温度为80-110℃，进入由GGH换热器、烟气加热炉、SCR反应器、氨站等组成的低温脱硝系统，经过GGH换热、加热炉将温度加热至160-300℃，进入SCR反应器，在催化剂的作用下，当烟气温度为280-300℃时，利用氨作为还原剂，与烟气中的NOx反应，产生无害的氮气和水，最后洁净烟气经系统引风机排往烟囱。
烟囱出口颗粒物排放≤10mg/Nm3，SO2排放≤35mg/Nm3，NOx 排放≤50mg/Nm3（干标，16%O2）。
应用情况
首钢京唐钢铁联合有限责任公司。
目前6套脱硫脱硝系统运行稳定，烧结/球团排放烟气经消石灰脱硫、氨水为还原剂低温SCR脱硝工艺深度处理，无废水产生，处理后出口烟气主要排放指标，颗粒物浓度：1mg/Nm3、SO2浓度：15mg/Nm3、NOx浓度：25mg/Nm3，以16%含氧量折算。
烟气脱硫脱硝技术浅析
“ 十一 五” 期间． 国家将 主要污 染物排 放 总量显 著减少作 为 经 济 社 会 发 展 的 约 束 性 指 标 ．着 力 解 决 突 出 环 境 问 题 ． 在
认识 、 政策 、 体 制和能力 等方 面取得重 要进展 。 二氧 化硫排放 总量 比 ２ ０ ０ ５年分别下 降 １ ４ ． ２ ９ ％． 超 额完成减 排任务
术 进 行 简要 分 析
关 键词 烟 气脱 硫 烟 气脱硝 脱 硫 脱 硝 一 体 化
中图分类 号 ： Ｘ ７ ８ ４
文献标识 码 ： Ａ
文章编 号 ： １ ６ ７ ２ — ９ ０ ６ ４ （ ２ ０ １ ３ ） ０ ５ — ０ ９ ７ — ０ ３
广泛 的应用 。 目前 采 用 的 脱 硫 技 术 主 要 分 为 湿 法 、 干法 、 半 干 法 。湿 法 主 要 有 石 灰 石 一 石 膏法 、 硫铵法 、 氧化镁 法 、 双碱法 、 有 机 胺 法 、离 子 液 法 。干 法 主 要 有 Ｌ Ｉ Ｓ循 环 流 化 床 法 、 Ｅ Ｎ Ｓ 法 、密 相 干 塔 法 、 Ｇ Ｓ Ｃ Ａ双循环 循环 流化 床法 、 ＭＥ Ｒ Ｏ Ｓ烟 道 喷射法 、 活性 炭吸附法 、 Ｎ Ｉ Ｄ 烟 道 循 环 法 半于法 主要有 Ｓ Ｄ Ａ 旋 转 喷 雾 法 等 烧 结 烟 气 Ｓ Ｃ Ｒ脱 硝 技 术 仅 在 台 湾 中 钢 进 行
相 当严 峻 ． 大 气污 染治 理工 作任 务繁 重而 艰 巨 ． 给 环 保 行 业 的 发 展 带 来 巨 大 的 机 遇 和 挑 战
２ 烟 气 脱 硫 脱 硝 技 术
２ ． １ 烟 气 脱硫
１ 烟 气脱 硫 脱硝 现状
（ １ ） 电力行业 我 国火 电厂脱硫工 程 “ 十一 五 ” 期 间 经 历 了高 速 发 展 。 截 止 ２ ０ １ １年 底 我 国 燃 煤 脱 硫 机 组 共 ４ ４ ６ ８台 ． 目前 已投 运 的 脱硫 机 组 达 ６ ． ７亿 ｋ Ｗ ． 火 电 整 体 脱 硫 比 例 ８ ７ ． ９ ％。 电力行业 已工业 化应用 的脱硫 技术主要 有石灰 石 ｆ 石
循环流化床脱硫脱硝技术
顶部设有除尘器及库顶管箱，还设有高低料 位，其下部还设有电加热板以防止石灰石粉 结块。
＜４＞输送系统是以空压机作为动力源，采 用高密度的低压栓流式输送，将物料从发送 器以灰栓形式由管道输送至炉前仓。输送系 统由发送器、进出料阀、补气阀、管路等组 成。
＜５＞ 喷 吹 系 统 是 以 罗 茨 风 机 作 为 动 力 源 将石灰石粉吹入炉膛，由罗茨风机、管路、 弯头、喷射器、混合器、螺旋给料机、叶轮 式旋转给料阀及插板门等组成。石灰石粉给 料量由叶轮式旋转给料阀通过变频调速器根 据锅炉燃烧需用量进行调整，也可由螺旋给 料机进行调整。
＜３＞在喷射供料器上增设备用风，风源为 压缩空气。防止在输送风压不足时石灰石输 送系统堵塞。
上述石灰石输送系统属于间断输送。在 电厂实际运行中，发现存在以下问题：
＜１＞向炉膛输粉的给料量无法保证均匀、 连续：石灰石粉的粒度、湿度等特性极易随 环境因素变化，石灰石从中间仓进入螺旋给 料机时是不均匀、不连续的。 螺旋给粉设备 一般较易磨损，带来的后果是：关闭不严， 泄漏严重；当通往炉膛的石灰石管路不畅时， 石灰石风机风有可能倒灌到炉前石灰石仓， 导致给料困难。
２ 循环流化床锅炉炉内烟气脱硫特点
循环流化床＜ＣＦＢ＞锅炉炉内稳定的 ８７０℃ 左右的温度场使其本身具有了炉内烟气脱硫 条件，炉外的脱硫装置实际上就是石灰石的 制粉、存储及输送系统，并科学经济实用地 选择脱硫固化剂。
一般电厂大多是外购满足要求的石灰石 粉，由密封罐车运至电厂内，通过设置于密 封罐车上的气力卸料系统将石灰石粉卸至石 灰石粉储仓。在石灰石粉储仓底部，安装有 气力输送系统，将石灰石粉通过管道输送至 炉膛进行 ＳＯ２ 吸收反应。
０ 前言
世界卫生组织和联合国环境规划署统 计，目前每年由人类制造的含硫含销燃料燃 烧排放到大气中的二氧化硫、 氮氧化物高达 ２ 亿吨左右，严重破坏了大气环境，制约着 世界经济的发展 。近年来，随着我国电力等 工业的加快发展，煤炭消耗量快速增长，二 氧化硫、氮氧化物污染不断加剧。其中，电 厂燃煤每年向大气中排放的二氧化硫、氮氧 化物就高达 １２００ 万吨，成为造成环境污染的 罪魁祸首。为满足环境保护要求，改善大气 质量，在现有火电厂利用其有限场地寻求一 种初投资省、占地少、脱硫脱 销效率高、技 术成熟可靠、运行成本低的脱硫脱销装置。 加快火电厂烟气脱硫脱销工作，不仅是削减 二氧化硫、氮氧化物排放总量、改善空气环 境质量的客观要求，也是促进电力工业与环 境保护协调发展、构建和谐社会的迫切需要。
钙基循环流化床烧结烟气同时脱硫脱硝技术
钙基循环流化床烧结烟气同时脱硫脱硝技术李鹏飞俞非漉朱晓华（中冶建筑研究总院有限公司，北京 100088）摘 要 本文分析了我国烧结机二氧化硫和氮氧化物减排的行业背景和技术背景，介绍了目前烧结烟气脱硝的研究方向及技术难点。
提出了我公司自主研发的一种符合烧结烟气特性的循环流化床同时脱硫脱硝技术，并详细阐述了其工艺流程、反应机理、副产物利用状况及技术特点。
关键词 烧结烟气 同时脱硫脱硝 催化氧化Simultaneous Desulphurization and Denitration for Sintering Flue Gas by Calcium-based Sorbent in Circulating Fluidized BedLi Pengfei Yu Feilu Zhu Xiaohua(Central Research Institute of Building and Construction Co., Ltd., MCC Group, Beijing, 100088)Abstract This paper analyzes the industry and technical background of the desulphurization and denitrification for the sintering flue gas, and introduces the research orientation and the technical difficulties of the flue gas denitrification. A simultaneous desulfurization and denitrification technology in the circulating fluidized bed that satisfies the characteristics of the sintering flue gas developed by our company is present, and the technique process, reaction mechanism, utilization of the by-products and the technique features are elaborated.Key words sintering flue gas, simultaneous desulfurization and denitrification, catalytic oxidation1 行业和技术背景烧结工序是钢铁行业典型的污染源，烧结烟气中含有颗粒物、二氧化硫、氮氧化物、氯化氢、氟化氢及二恶英等多种污染物，污染严重，是钢铁企业较难治理的污染源。
烟气循环流化床脱硫脱硝一体化技术中试研究
例 的粉煤 灰或飞灰与工业石灰或消石灰混合后 （ 若 是生
石 灰则 要 进行 加水 消化 ），再将 强氧 化性 添加 剂 以溶 液或粉 末 的形式加人 混合 均匀后晾干备用 ，由于Ｋ Ｍｎ Ｏ 应 ，从 而降低 了添加剂性能 ，因此 吸收剂 制备过 程应尽 间长 了失效 ，不利于工业化应用 。 有 系统 简单 、工程投资费用低 、占地 面积 小 、运行维护 方便等 特点。若能在烟气循环流化床脱硫 的基础 上 ，不 改变本体 ，通 过合适 的途径和方式增加 吸附剂 添加剂就 能实 现脱硝功能 ，从而满足达标排放要求 ，将 成为脱硝 技术革命 陛的突破 ，前景广 阔。结合循环 流化床特点和 大量循 环流化床烟气脱硫工程实践经验 的积累 ，可以通 过往 吸收塔 内直接加入强氧化性添加剂 的方式 ，使之与 高 密度 吸 收剂物 料颗 粒原 位 混合形 成 “ 富 氧型 ” 吸收 剂 ，与烟气 中Ｎ Ｏ 接触反应 生成易溶于水 的Ｎ Ｏ ， ，最终与 计时秒表 、称重装置 、脱硝添加剂 配备及加料工具等 。 中试 采用 将脱硝添加剂直接加人循环流化床反应塔 物料充分混合 ，通过 吸收塔 内的烟气与之充分接触 ，实 （ １ ） 调 节Ｃ Ｆ Ｂ — Ｆ Ｇ Ｄ 装置 达高效稳定运行状态 ；
４ ２
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王建春 ，余华龙，章拔群
（ 福建龙净环保股份有限公司，福建 龙岩 ３ ６ ４ ０ ０ ０ ）
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摘 要： 选择Ｋ Ｍ ｎ ０ 和Ｎ ａ Ｃ １ ０ 作 为脱硝添加剂主料 ，在烟 气循环流化床脱硫 的基础上 ，对 高含 Ｎ （ 】 浓度 的 玻璃 窑炉烟 气进行 中试试验。结果表 明，强氧化性添加剂Ｋ Ｍ ｎ ０ 和Ｎ ａ Ｃ ｌ Ｏ 用于循环流化床脱硫脱硝 一体化 具 有很好 的效果 ，脱硝 效率最大可达６ ７ ． ２ ％ ，并具有较好 的持续性 。对脱硝效率 的影 响因素 进行分析 ，结果 表 明：增 大添加 剂的使 用量可以提 高脱硝 效率；两种不 同的添加剂具有 不同的脱硝效应 ，其 中使用Ｎ ａ Ｃ ｌ Ｏ
烟气脱硫、脱硝及除尘技术研究进展文献综述
烟气脱硫、脱硝及除尘技术研究进展文献综述文献综述烟气脱硫、脱硝及除尘技术研究进展一、前言部分我国能源结构是以燃煤为主，煤烟型污染的控制是大气环境保护的重点。
应因地制宜、结合国情，根据地区大气环境的特点，开发应用成熟技术、实用技术。
在除尘方面，在满足环境质量标准和排放标准的前提下，小型电厂锅炉除尘可选择单元复合多管式除尘器和陶瓷多管除尘器;对于中大型电厂锅炉除尘优先采用多级静电除尘器和袋式除尘，以满足环境质量标准要求。
在脱硫脱硝方面，可通过选择低硫煤(0，7以下)，采用循环流化床锅炉，而且在燃烧过程加入石灰石为主的脱硫剂，可以有效的控制SO2的排放。
相对较低的燃烧温度也大大降低了NOx 的生成。
烟气脱硫，我国先后引进并建成了包括石灰石/石灰—石膏法、旋转喷雾干燥法、炉内喷钙炉后活化干法、海水洗涤法和电子束法的示范工程，为电厂因地制宜选用不同的烟气脱硫工艺提供样板。
但湿法脱硫工艺是世界上应用最多最为成熟的技术，也是我国重点发展的脱硫技术。
我国低NOx燃烧技术也发展很快，通过空气分级燃烧、尾气再循环等改变燃烧条件和燃烧方式，控制燃烧温度以减少NOx的产生。
结合我国国情开发电子束脱硫脱硝技术等，使其SO2、NOx资源回收利用，将会有广阔的应用前景。
注重选择引进国外先进、实用技术，通过消化吸收、加速使其国产化、 1配套化，降低造价。
从而可知对于除尘、脱硫、脱硝处理系统的研究对现在的社会发展和未来有着重大的意义。
二、主题部分随着国民经济的迅速发展，我国已经成为能源生产和消费大国，在此产生的二氧化硫和氮氧化物的排放量也逐年增加，目前已经居世界第一位。
由于我国的经济结构和社会生活建立在国产能源的基础上，而煤炭又占常规能源探明储量的90 ，因此，在今后相当长的时期内，煤炭仍将是我国的主要能源，据有关统计:若不采取有效的削减措施，2020年我国SO2:排放量将达到3500万吨，NOx排放量将 2，3，4达到2700万吨之多其中燃煤二氧化硫排放量占二氧化硫排放总量的90以上，火电站是我国的主要耗煤大户，其次是工业锅炉和取暖锅炉。
循环流化床技术脱硫脱硝的试验
循环流化床技术脱硫脱硝的试验汇报人：日期:•试验准备•试验过程•试验结果讨论•结论和建议•参考文献01试验准备试验目的和任务试验原理和流程循环流化床技术是一种高效、低能耗的烟气处理技术，其原理是利用高速气流将烟气中的颗粒物和有害气体进行分离和去除。
试验流程包括：烟气进入→循环流化床→颗粒分离器→净化气体排出。
在循环流化床中，加入吸附剂或催化剂，可同时实现脱硫和脱硝的功能。
试验设备包括试验材料包括试验设备和材料02试验过程确定试验参数准备试验材料进行脱硫脱硝试验采集数据试验步骤和方法数据采集和处理030201试验结果分析根据采集到的数据，评估循环流化床技术在脱硫脱硝方面的性能。
性能评估结果对比原因分析改进建议将循环流化床技术与传统技术进行对比，分析其在脱硫脱硝方面的优劣。
针对试验结果，分析循环流化床技术在脱硫脱硝方面的影响因素和作用机制。
根据试验结果和分析，提出循环流化床技术在脱硫脱硝方面的改进建议。
03试验结果讨论脱硝率对比在试验中，循环流化床技术的脱硝率也表现出色，与煤粉燃烧技术相比，循环流化床技术的脱硝率提高了15%。
脱硫率对比试验结果显示，循环流化床技术的脱硫率较高，与传统的煤粉燃烧技术相比，循环流化床技术的脱硫率提高了20%。
颗粒物排放对比使用循环流化床技术后，颗粒物排放明显减少，浓度降低了30%。
结果对比和分析床料种类反应温度氧气浓度影响因素探讨床料磨损排放再处理存在问题及改进措施04结论和建议结论概述循环流化床技术脱硫脱硝试验取得了良好的效果，脱硫率达到90%以上，脱硝率达到80%以上。
试验结果表明，循环流化床技术具有较高的脱硫脱硝效率，同时还能有效降低能耗和污染物排放。
该技术的成功应用为燃煤电厂提供了新的环保解决方案，具有较大的推广应用价值。
研究成果评价该研究成果具有较高的学术价值和实际应用价值，为燃煤电厂的环保技术升级提供了有力的支持。
研究成果已经得到了国内外的认可和关注，为循环流化床技术的发展和应用提供了新的思路和方法。
干法脱硫脱硝技术
燃煤电厂烟气干法脱硫、脱硝一体化技术【摘要】火电厂燃煤过程排放的污染物是我国大气污染的主要来源之一。
基于对我国火电厂烟气脱硫脱硝技术的调研, 阐述了目前国内外干法烟气同时脱硫、脱硝技术，详细介绍了各种技术的机理、研究现状及最新进展，并分析了这些技术的优点和缺点，最后对其发展前景作了展望。
【关键词】电厂;烟气;脱硫;脱硝在我国一次能源构成和消费中，煤炭所占的比例高达70%[1]，其中燃煤电厂又是我国耗煤和二氧化硫及氮氧化物排放的大户。
因此控制燃煤电厂排放的二氧化硫及氮氧化物，是目前我国大气污染控制最为紧迫的任务之一。
燃煤电厂烟气脱硫、脱硝一体化技术是目前控制SOx，和NOx排放的最有效手段之一[2]。
近年来，烟气脱硫、脱硝一体化技术因其在同一套系统内实现同时脱硫与脱硝，具有设备精简、占地少、投资省和运行管理方便等优点，已成为大气污染控制领域中前沿性的研究方向[3] 。
一般来说，同时脱硫、脱硝技术按照脱除剂及反应产物的状态可分为湿法、干法和半干法三大类。
湿法工艺成熟、效率高，应用广泛，但存在成本高、占地面积与耗水量大、易产生二次污染、氨泄漏和设备腐蚀等问题[4] ;而干法、半干法虽然仍存在一些技术和经济等方面的缺陷，但由于具有耗水量少、运行成本低、设备简单、占地面积小等优点，因而成为极具发展前景的烟气净化技术[5]。
1 固相吸附再生技术1.1 活性焦吸附法(BF)活性焦吸附法是一种利用活性焦进行烟气同时脱硫、脱硝的技术。
通过活性焦的微孔吸附作用，将SOx存于活性焦的微孔内，再通过热再生，产生高浓度的SOx气体，经过转化装置形成高纯硫磺、浓硫酸等副产品;NOx则在加氨的条件下经活性焦的催化作用生成水和氮气，排人大气。
BF法不仅能够实现脱硫、脱硝一体化，而且还能脱除烟气中粉尘、SO3(湿法难以除去)、卤素化合物、有害重金属和有毒气体(如二恶英等)。
另外，该法还具有占地面积小、运行费用低、节水效果明显、无污染以及遇碱或盐类时催化剂不致老化等优点。
循环流化床锅炉烟气脱硫脱硝技术
化
板
电 动 震 打
38
• 石灰石输送系统故障 • 旋转给料机漏料
旋转给料机漏粉，更换盘根
39
• 石灰石输送系统故障 • 旋转给料机卡涩
未投运的叶片
投运3个月后的叶片
40
• 石灰石输送系统故障 • 料位开关故障
料位开关 参与逻辑控制
料位低 开始进料
料位高 停止进料
41
• 石灰石输送系统故障 • 料位开关故障
石灰石－石膏法脱硫特点
优点： 1) 技术成熟 2) 吸收剂价廉易得 3) 脱硫效率高 4) 对煤种变化的适应性强 5) 副产品可综合利用 缺点： 1) 系统复杂 2) 占地面积大 3) 一次投资较大
典型的石灰石（石灰）-石膏湿法脱硫工艺
国内主流吸收塔技术
喷淋空塔
液柱塔
托盘塔
鼓泡反应器
26
主流脱硫工艺特点及选择条件
项目
湿法
氧化镁法 循环流化床干法
技术成熟程度 适用煤种 应用单机规模
成熟
成熟
成熟
不受含硫量限 制
不受含硫量限 制
Sar≤2%
没有限制
没有限制
≤300MW
能达到的脱硫率 95%以上
95%以上
60%
吸收剂来源
资源较多
附近有资源 资源较多
三、循环流化床炉内脱硫系统
1. 主要组成系统：
1） 石灰石储存系统 2） 输送系统 3） 流化风机
吸收剂 —— 石灰 副产物 —— 亚硫酸钙/硫酸钙
喷雾干燥法工艺流程图
喷雾干燥法化学反应机理
烟气
溶液
SO2+H2O→2H++SO32SO2 Ca2++2 H2O← 2H+ +Ca(OH) 2
循环流化床锅炉烟气脱硫项目技术方案
循环流化床锅炉烟气脱硫项目技术文件一、项目简介1.1.工程概述贵公司现有1台75t/h锅炉因燃料中含有一定的硫份，在高温燃烧过程中产生的粉尘及SO2会对周围的大气环境造成一定的污染，根据国家环保排放标准和当地环保部门的要求进行进一步除尘脱硫，确保锅炉尾部排放粉尘及SO2按照国家和当地环保排放要求达标排放，并按照环保总量控制要求在确保达标的同时进一步削减粉尘及SO2的排放量。
本期工程为锅炉烟气治理工程除尘脱硫系统的设计、制造、安装及运行调试，针对业主方的现场特点，结合我司的工艺技术和工程经验，从工艺技术、安全运行、排放指标、经济指标等各方面进行了细致的论证，提出以双碱法湿法脱硫工艺处理，新建使用喷淋雾化型脱硫塔（GCT-75），另外方案中还包含脱硫剂制备、脱硫循环水系统、再生、沉淀及脱硫渣处理系统等，供业主方决策参考。
本技术方案在给定设计条件下， SO2排放浓度≤300mg/m³的标准进行整体设计。
技术方案包括脱硫系统正常运行所必须具备的工艺系统设计、设备选型、采购或制造、运输、土建（构）筑物设计、施工及全过程的技术指导、安装督导、调试督导、试运行、考核验收、人员培训和最终的交付投产。
1.2.国内脱硫技术现状我国电力部门在七十年代就开始在电厂进行烟气脱硫的研究工作，先后进行了亚钠循环法（W-L法）、含碘活性炭吸附法、石灰石-石膏法等半工业性试验或现场中间试验研究工作。
进入八十年代以来，电力工业部门开展了一些较大规模的烟气脱硫研究开发工作，同时，近年来我国也加入了烟气脱硫技术的引进力度。
目前国内主要的脱硫工艺有：（1）石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺石灰石（石灰）-石膏湿法烟气脱硫工艺主要是采用廉价易得的石灰石或石灰作为脱硫吸收剂，石灰石经破碎磨细成粉状与水混合搅拌制成吸收浆液。
在吸收塔内，吸收浆液与烟气接触混合，烟气中的二氧化硫与浆液中的碳酸钙以及鼓入的氧化空气进行化学反应被吸收脱除，最终产物为石膏。
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烟气循环流化床一体化脱硫、脱硝技术
摘要：利用烟气循环流化床在脱硫方面的技术已日渐成熟，但利用该装置同时
实现脱硝方面的研究在我国尚处于初级阶段。
此文取石灰与粉煤灰制作的强活性
吸收剂，向里边投入氧化性M添加剂之后，将其变成拥有强活性和强氧化性的活性吸收剂，且运用烟气循环流化床和这一活性吸收剂实施一体化脱硫、脱硝的实验，以进一步研究烟气循环流化床一体化脱硫、脱硝技术。
关键词：烟气循环流化床；脱硫、脱硝技术；吸收剂
一、研究背景
我国近几年颇受雾霾天气的困扰，这种天气形成的一大因素是空气当中的
SO2与氮氧化物过多，火电厂等排出的烟气成分中这两种物质的比重就极大，纵
使浓度不算太高，但排放量太大，依然会对空气质量有很严重的影响。
所以，要
加强火电厂等烟气污染企业的烟气处理，脱硫、脱硝一体化技术在这方面是强项，不但脱硫、脱硝的效率高，而且成本低，能够实现能源的循环利用，也是火电厂
等烟气污染企业的希望。
近些年，烟气循环流化床在脱硫技术方面的势头强劲，其与湿法脱硫比起来，于投入资金和维护费用两种情况下都体现出十分明显的优势，所以其在国际上的
使用越来越多。
伴随新型烟气循环流化床脱硫装置的制造与引入，脱硫事业获得
了很好的成效。
然而，该项技术并不涉及脱硝，导致该技术的应用前景大受影响。
本文针对烟气循环床在脱硫的过程中如何脱硝进行分析，希望能够为拓展该技术
的使用范围提出有力依据。
二、实验研究
2.1一体化脱硫、脱硝实验
把流化床反应器安装于内径3000mm、高度5000mm圆筒内，于其主体设测
温处，实验中，运用SO2、NO、H2O与空气混合之后的气体仿效现实烟气，将该
气体热处理以后输入流化床反应器，由引风机提供动力，系统于负压情况下工作
应用螺旋式给料机把强活性吸收剂投入反应器里，然后对加料口打开程度予以适
度更改，可以控制吸收剂供应多少与快慢。
旋风除尘器收敛经过反应过程排出来
的固态物质，这之后固态物质经过回料返回到烟气流化床。
高压水泵中出现的零
划水滴基本上是自流化床下边流进去，这能针对烟气中湿度情况予以调整，系统
中进入及流出的SO2和NO两者浓度是利用烟气分析仪予以检测。
2.2制作氧化性、强活性吸收剂
氧化性、强活性吸收剂制作流程：把质量比例情况是3∶1的粉煤灰与工业石灰投入水中进行混合消化，保持于90℃上下，6个小时之后再对之进行热烘处理
使之干燥，往里边混入少许具备较高氧化能力的锰盐粉，也就是M添加剂，再行搅散，使之能够匀实分布于吸收剂表层，且出现氧化点，最后制作出可以一同脱硫、硝的强氧化性、强活性吸收剂。
2.3脱除效率确认和产物研究
将系统内烟气进口与出口处的NO与SO2浓度予以检测，这样能够对脱除成
效予以确认。
利用电子显微镜对粉煤灰，强氧化性、强活性吸收剂，经过反应的
强氧化性、强活性吸收剂三者分别进行观测并记录，应用X射线能谱仪对三种物
质的表层形态予以研究，且通过化学方法对系统反应之后产生的物质予以探究，
利用锌粉还原法检测残留物质中硝酸盐的质量并予以确认。
2.4反应器固态颗粒物的浓度
反应器固态颗粒物其浓度以kg•m-3计，基本是用以呈现流化床脱硫、硝的实际成效，该值是由反应器中固态颗粒物的质量除以该容器体积得来。
三、实验结果研究
3.1M添加剂的多少对流化床脱硫、脱硝的作用
实践说明，锰盐粉末（也就是M添加剂）的投入量与有否投入对流化床脱硫
的成效作用不大，而对NO的脱除成效有很大作用，情况如下：
倘若添加剂的投入量较少，流化床脱硝成效便会上升，M添加剂的投入量为1.6%是该装置脱硝成效的重要节点。
这之后，M添加剂的投入量继续上升，脱硝
成效的上升便会走向平缓。
造成这一现象的原因是，锰盐为主的M添加剂在其制作时充分散布于活性吸收剂表层，使氧化点数目上涨，添加剂较少时，脱硝其实
就是NO往NO2转变的经过，氧化点愈多，转变速率就越快，脱硝成效就更明显。
添加剂投入量上升至1.6%时，吸附在吸收剂表层的氧化点基本上不再增多，因此
接着投入添加剂，脱硝成效上升情况还不如之前明显。
3.2烟气停留时间对流化床脱硫、脱硝的作用
对于烟气停留时间长短这个问题，伴随该时间加长，流化床一体化脱硫、硝
成效亦由此上升。
和脱硫的成效比起来，脱硝的成效受到烟气停留时间的作用更
加显著，造成这一现象的原因如下：
烟气在反应器内的长期停留，使烟气和活性炭吸收剂两者的接触更多，从而
提升了流化床脱硫脱硝的成效。
鉴于NO本身难溶于水，并且吸收剂没有办法对
其进行吸收，只能把它转变成NO2，这样才能实现脱硝的目的。
倘若烟气的停留
时间一久，过多的NO经过氧化转变成NO2，吸收剂将其吸收，可以实现不错的
脱硝成效。
但烟气停留时间假如太久，便要提高反应器容量，这会使该项技术投
入成本上涨，所以对这一时间认定为2.4s。
四、结论
本文就烟气循环流化床一体化脱硫、脱硝技术进行探讨，通过实验对其予以
研究。
结果显示，M添加剂含量对利用该装置的脱硫作用并不强，然而对其脱硝
成效体现出很好的作用。
伴随添加剂比例的减少，脱硝成效提升速率比较大，特
别是添加剂占比是1.6%时，脱硝成效最明显。
并且，烟气停留时间愈久，流化床
脱硫及脱硝作用愈发明显。
这说明，日后要增强在烟气循环流化床一体化脱硫、
脱硝技术方面的研究与推广。
这对于提升脱硫、脱硝的成效与火电厂等烟气污染
企业的生产效率有十分关键的作用，希望本文对同行业专家有所启示。
参考文献：
[1]陈云飞.循环流化床燃烧及脱硫脱硝技术探讨[J].科技创新与应用，2015（13）
[2]马浩栋，虞钢.火电厂烟气脱硫脱硝一体化技术分析[J].科技创新与应用，2017（11）
作者简介：
李俊强（1986-12），男，汉族，籍贯：河南省许昌市。