脱硝方案的选择比较
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。
锅炉脱硝比较
温度是 16.7℃。所以，在尿素溶液配制过程中需配置功率强大的热源，以防尿 素溶解后的再结晶。在北方寒冷地区的气象条件下，该问题将会暴露的更明显。
4、在整个脱硝工艺中，尿素溶液总是处于被加热状态。若尿素的溶解水和 稀释水（一般系统的管路结垢、堵塞。因此，必须在尿素中添加阻垢剂或采用除盐水作 为脱硝工艺水。
6、在 SNCR 脱硝工艺中，厂用气的耗量也是较大的。喷射雾化需要厂用气， 设备的冷却需要厂用气，管路吹扫也需要厂用气。有资料表明，2×600MW 机组 脱硝平均需消耗 50Nm3/min。在老机组改造中也需要考虑厂用气的富裕量。
7、氨逃逸率较高，影响对粉煤灰的综合利用，SO2/SO3 转化率高。电厂对 粉煤灰有较好的综合利用能力或燃煤的硫份较高时，则 SNCR 工艺的氨逃逸率不 宜超过 10ppm。 综合结论：效率低，运行成本大 SNCR 工艺图
锅炉脱硝工艺比较
一、SNCR 法 SNCR 法是一种不用催化剂，在 850-1100℃范围内还原 NOx 的方法。SNCR 技
术把还原剂(氨、尿素)喷入炉膛温度为 850-1100℃的区域，该还原剂迅速热分 解成 NH3 并与烟气中的 NOx 进行 SNCR 反应生成 N2 和 H2O。该方法以炉膛为反应器， 在炉膛 850-1100℃这一狭窄的温度范围内，在无催化剂作用下，氨或尿素等氨 基还原剂可选择性地还原烟气中的 NOx，基本上不与烟气中的 O2 反应，主要反应 为：
SCR、SNCR、PNCR、臭氧脱硝技术比对(参考仅供)
SCR、SNCR、PNCR、臭氧脱硝技术比对目前烟气脱硝技术可分为干法和湿法两大类，其中干法脱硝中的选择性催化还原（SCR）和选择性非催化还原（SNCR）技术是市场应用最广（约占60%烟气脱硝市场）、技术最成熟的脱硝技术。
其原理是向烟气中喷氨或尿素等含有NH¬3自由基的还原剂，在高温下直接（或催化剂的协同下）与烟气中的NOx发生氧化还原反应，把NOx还原成氮气和水。
但该技术也有其巨大的局限性，由于化学反应需要在高温下进行，而对于中小型锅炉以及工业锅炉来说，排烟温度远不能达到化学反应所需要的高温。
一、低温脱硝技术低温烟气脱硝技术以低温氧化技术（LoTOx）最为简单有效，由于烟气中的氮氧化物主要组成是NO（占95%），NO难溶于水，而高价态的NO2、N2O5等可溶于水生成HNO2和HNO3，溶解能力大大提高，很容易通过碱液喷淋等手段将其从烟气中脱出。
将烟气中的NO转化为高价态，需引入较强的氧化剂，在众多氧化剂中，臭氧是最环保清洁的强氧化剂，在高效转化NO至高价态的过程中不遗留任何二次污染物，另外不同于•OH、•HO2 等，工作环境恶劣，自由基存活时间非常短，能耗较高，O3的生存周期相对较长，将少量氧气或空气电离后产生O3，然后送入烟气中，可显著降低能耗。
新大陆臭氧脱硝技术比传统烟气脱硫脱硝工艺更适应环保日益严格的要求，通过特殊工艺控制脱硝反应过程，使碱液吸收反应的产物以固体形式存在，实现了气态污染物（氮氧化物）的固化处理，不产生二次污染。
采用臭氧的高级氧化技术不仅对NOX具有良好的脱除效果，而且对烟气中的其他有害污染物，比如重金属汞也有一定的去除能力；在低温下进行氧化吸收等脱硝过程，有利于锅炉的能源回收利用，降低工程施工难度。
利用国内现有较为成熟的湿法脱硫工艺并加以改进，使脱硫脱硝同时进行。
低温脱硝技术是今后脱硝技术的发展方向。
二、SCR(选择性催化还原)、SNCR(非选择性催化还原)两种技术1、SCR主要应用在大型锅炉等的烟气处理，脱硝率可达80%以上，但投资大，维护成本高，催化剂3年一换;SCR多为国外引进。
烟气脱硝技术方案的对比
烟气脱硝技术方案的对比烟气脱硝技术是治理大气污染的关键措施之一，能够有效降低烟气中的氮氧化物（NOx）排放，减少对大气的污染。
目前，烟气脱硝技术主要包括选择性催化还原（SCR）和选择性非催化还原（SNCR）两种方法。
下面将对这两种技术方案进行对比分析。
首先是SCR技术，它使用催化剂将氨气（NH3）和烟气中的NOx进行催化反应，生成无害的氮气和水。
SCR技术具有高脱硝效率、广泛适用性和成熟的工艺流程等优点。
其污染物排放浓度可在10毫克/立方米以下，脱硝效率可达90%以上。
此外，SCR技术在高温烟气环境下具有较好的稳定性，适用于火电厂、炉窑等大规模烟气脱硝场合。
但SCR技术也存在一些问题。
首先，该技术需要额外添加氨气作为还原剂，增加了运行成本。
其次，SCR催化剂的使用寿命受到积灰、硫酸盐腐蚀等因素的影响，需要定期维护和更换，增加了设备运行的复杂性和费用。
此外，SCR技术对烟气中的氧气含量和温度要求较高，如果不满足要求，会影响脱硝效率。
另一种技术方案是SNCR技术，它通过直接添加氨水（NH4OH）或尿素溶液到烟气中，使其中的NOx在高温下发生非催化还原反应，生成氮气和水。
SNCR技术具有投入成本低、操作简便的特点。
它适用于小型燃煤锅炉、工业炉窑等场合，可以在较短的时间内实现脱硝效果。
然而，SNCR技术也存在问题。
首先，其脱硝效率相对较低，通常在40%至70%之间，无法达到SCR技术的高水平。
其次，SNCR技术对烟气温度的要求较高，一定范围内的温度变化会影响脱硝效率。
此外，SNCR技术对氨水或尿素的溶液浓度、喷射位置和喷射方式等参数也有一定要求，需要认真调节和管理。
综上所述，SCR技术和SNCR技术各有特点，适用于不同的烟气脱硝场合。
对于大型火电厂、炉窑等高温烟气场合，SCR技术具有脱硝效率高、稳定性好的优点，但运行成本较高，需要额外添加氨气和定期维护催化剂。
而对于小型燃煤锅炉、工业炉窑等低温烟气场合，SNCR技术具有投入成本低、操作简便的优点，但脱硝效率相对较低。
脱硝技术方案选择
3.脱硝技术及其特点
• 燃烧过程中控制技术 低NOx燃烧器 空气分级燃烧技术 燃料分级燃烧技术 • 燃烧后控制技术（烟气脱硝技术） I. 选择性催化还原技术（SCR） II. 选择性非催化还原技术（SNCR） III. SNCR/SCR混合技术
Stuart Dalton, Director of Fossil / Emission Control, EPRI, US
山东省火电厂NOx排放标准 （DB37/664—2007）
氮氧化物最高允许排放浓度（mg/m3） 时 段 第一时段 2007年 5月1日 1300 1100 800 2010年 1月1日 1100 800 400 650 － － 第二时段 2007年 5月1日 1100 650 450 400 － － 2010年 1月1日 900 600 400 第三时段 2007年5月1日 900 600 400 200 150 80
主要内容
一、选择方案的标准 二、基本方案－－－ 液氨 三、升级方案－－－尿素 四、较佳方案－－－尿素 SCR SCR (SCR＋SNCR)
五、经济适用方案－－－尿素SNCR 六、各方案的技术经济指标 七、结论－－－没有最佳 .选择脱硝方案的原则
安全 可靠
上海锅炉大气污染物排放标准 （DB31/387—2007）
NOX排放浓度（mg/m3）1） 现有 ≥300MW 燃煤锅炉 <300MW 新建（含改建、扩建） 现有 新建（含改建、扩建） 现有 燃油锅炉 新建（含改建、扩建） 现有 燃气锅炉 新建（含改建、扩建） 450 6502） 200 550 200 150
北京市锅炉大气污染物排放标准 （DB11/139－2007）
污染物 电站锅炉 新建、扩建、改建锅 炉1） NOX（mg/m3） 在用锅炉2） Ⅱ时段 Ⅰ时段 100 250 100
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%。
脱硫脱硝最新选择
一、臭氧用于烟气脱硫脱硝-脱硫脱硝最新选择(一)我国氮氧化物污染严重近年来，随着我国工业经济的迅速发展，能源消费的增长也日益加快，伴随而来的是氮氧化物排放量急速上升，排放到大气中的氮氧化物在阳光中的紫外线照射下会发生光化学反应，产生一种光化学烟雾，它是一种看似透明闻起来却呛人的环境杀手。
同时，氮氧化物也是导致酸雨的元凶之一，它还参与臭氧层的破坏, 氧化亚氮在高空同温层中会破坏臭氧层，使较多的紫外线辐射到地面, 增加皮肤癌的发病率。
所以, 大气中氮氧化物的控制和治理已被世界各国所重视。
统计数据显示，2007年我国火电厂排放的氮氧化物总量已增至840万吨。
据专家预测，若不控制，2020年我国氮氧化物排放总量将达到3000万吨。
环保部门表示，"十二五"期间，氮氧化物总量控制将在全国范围内实行，并提交全国人大常委会批准作为"十二五"一项新的减排目标。
由于我国大气中氮氧化物2/3以上来自于锅炉燃煤排放，烟气脱硝是我国治理氮氧化物大气污染的主战场。
(二)政策催生脱硝市场2011年，环保部颁布了新标准--火电厂大气污染物排放标准(GB13223-2011)。
标准要求从2012年1月1日起，新建火电机组氮氧化物排放量要达到100毫克/立方米;从2014年7月1日起，除特殊机组排放量要求达到200毫克/立方米外，其余也均要求达到100毫克/立方米。
国家在《"十二五"节能减排规划》中明确规定了"十二五"氮氧化物减排指标，其中，火电行业氮氧化物排放量要求削减29%;水泥行业氮氧化物排放量要求削减12%;到2015年，完成4亿千瓦现役燃煤机组脱硝设施建设，对7000万千瓦燃煤机组实施低氮燃烧技术改造，燃煤机组脱硝效率达到75%以上。
新的标准要求，无论是在脱硝完成的时间上,还是减排力度上,都有了明显的提高。
严格的氮氧化物排放标准将让火电脱硝成为"十二五"大气污染物减排的重中之重。
脱硫脱硝工艺对比
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。
2、部分Na2SO4的存在CaSO4·H2O↓中也将降低脱水后石膏的品质。
主要应用范围
★建陶行业窑炉烟气脱硫；★中小型工业锅炉烟气脱硫；
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。?
主要反应方程式如下：
吸收：SO2＋H2O→H2SO3
SO3＋H2O→H2SO4
中和：CaCO3+H2SO3→CaSO3+CO2+H2O
CaCO3+H2SO4→CaSO4+CO2+H2O
氧化：CaSO3＋1/2O2→CaSO4
结晶：CaSO4+H2O→CaSO4·H2O↓
双碱法脱硫
该工艺是先用碱性吸收液（如Na2CO3、NaOH等）进行脱硫；然后用石灰石或石灰再生吸收液。因气液两相反应充分、溶解度高、反应速度快，因此脱硫效率高。
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。
SCR、SNCR、PNCR、臭氧脱硝技术比对
SCR、SNCR、PNCR、臭氧脱硝技术比对目前烟气脱硝技术可分为干法和湿法两大类，其中干法脱硝中的选择性催化还原（SCR）和选择性非催化还原（SNCR）技术是市场应用最广（约占60%烟气脱硝市场）、技术最成熟的脱硝技术。
其原理是向烟气中喷氨或尿素等含有NH¬3自由基的还原剂，在高温下直接（或催化剂的协同下）与烟气中的NOx发生氧化还原反应，把NOx还原成氮气和水。
但该技术也有其巨大的局限性，由于化学反应需要在高温下进行，而对于中小型锅炉以及工业锅炉来说，排烟温度远不能达到化学反应所需要的高温。
一、低温脱硝技术低温烟气脱硝技术以低温氧化技术（LoTOx）最为简单有效，由于烟气中的氮氧化物主要组成是NO（占95%），NO难溶于水，而高价态的NO2、N2O5等可溶于水生成HNO2和HNO3，溶解能力大大提高，很容易通过碱液喷淋等手段将其从烟气中脱出。
将烟气中的NO转化为高价态，需引入较强的氧化剂，在众多氧化剂中，臭氧是最环保清洁的强氧化剂，在高效转化NO至高价态的过程中不遗留任何二次污染物，另外不同于•OH、•HO2 等，工作环境恶劣，自由基存活时间非常短，能耗较高，O3的生存周期相对较长，将少量氧气或空气电离后产生O3，然后送入烟气中，可显著降低能耗。
新大陆臭氧脱硝技术比传统烟气脱硫脱硝工艺更适应环保日益严格的要求，通过特殊工艺控制脱硝反应过程，使碱液吸收反应的产物以固体形式存在，实现了气态污染物（氮氧化物）的固化处理，不产生二次污染。
采用臭氧的高级氧化技术不仅对NOX具有良好的脱除效果，而且对烟气中的其他有害污染物，比如重金属汞也有一定的去除能力；在低温下进行氧化吸收等脱硝过程，有利于锅炉的能源回收利用，降低工程施工难度。
利用国内现有较为成熟的湿法脱硫工艺并加以改进，使脱硫脱硝同时进行。
低温脱硝技术是今后脱硝技术的发展方向。
二、SCR(选择性催化还原)、SNCR(非选择性催化还原)两种技术1、SCR主要应用在大型锅炉等的烟气处理，脱硝率可达80%以上，但投资大，维护成本高，催化剂3年一换;SCR多为国外引进。
各种烟气脱硝工艺的比较
较高
SNCR
适合排气量大，连续排放源
不用催化剂，设备和运行费用少；NH3用量大，二次污染，难以保证反应温度和停留时间
30~~60％
较低
液体吸收法
处理烟气量很小的情况下可取
工艺设备简单、投资少，收效显著，有些方法能够回收NOx；效率低，副产物不易处理，目前常用的方法不适于处理燃煤电厂烟气
我国地域大，各地情况不同，对于某一具体的工程采用何种烟气脱硝工艺，必须因地制宜，进行技术、经济比较。在选取烟气脱硝工艺的过程中，应遵循以下原则：
1、NOx的排放浓度和排放量满足有关环保标准；
2、技术成熟，运行可靠，有较多业绩，可用率达到90％以上；
3、对煤种适应性强，并能够适应燃煤含氮量在一定范围内变化；
效率低
较低
微生物法
适应范围较大
工艺设备简单、能耗及处理费用低、效率高、无二次污染；微生物环境条件难以控制，仍处于研究阶段
80%
低
活性炭吸附法
排气量不大
同时脱硫脱硝，回收NOx和SO2，运行费用低；吸收剂用量多，设备庞大，一次脱硫脱硝效率低，再生频繁
80％～90％
高
电子束法
适应范围较大
同时脱硫脱硝，无二次污染；运行费用高，关键设备技术含量高，不易掌握
4、尽可能节省建设投资；
5、布置合理，占地面积较小；
6、吸收剂和、水和能源消耗少，运行费用低；
7、吸收剂来源可靠，质优价廉；
8、副产物、废水均能得到合理的利用或处置。主要烟气脱硝工艺比较如下表：
脱硝工艺
适应性特点
优缺点
脱硝率
投资
SCR
适合排气量大，连续排放源
二次污染小，净化效率高，技术成熟；设备投资高，关键技术难度大
选择性非催化还原法和选择性催化还原法脱硝技术的比较
选择性非催化还原法和选择性催化还原法脱硝技术的比较
SNCR和SCR脱硝技术的比较，其特点是：
1. 不使用催化剂。
2. 参加反应的还原剂除了可以使用氨以外，还可以用尿素。
而SCR烟气温度比较低，尿素必须制成氨后才能喷入烟气中。
3. 因为没有催化剂，因此，脱硝还原反应的温度比较高，比如脱硝剂为氨时，反应温度窗为870~1100℃。
当烟气温度大于1050℃时，氨就会开始被氧化成NOx，到1100℃，氧化速度会明显加快，一方面，降低了脱硝效率，另外一方面，增加了还原剂的用量和成本。
当烟气温度低于870℃时，脱硝的反应速度大幅降低。
4. 由于反应温度窗的缘故，反应时间以及喷氨点的设置以及切换受锅炉炉膛和/或受热面布置的限制。
5. 为了满足反应温度的要求，喷氨控制的要求很高。
喷氨控制成了SNCR的技术关键，也是限制SNCR脱硝效率和运行的稳定性，可靠性的最大障碍。
6. 漏氨率一般控制在5~10ppm，而SCR控制在2~5ppm。
7. 由于反应温度窗以及漏氨的限制，脱硝效率较一般为30~50%，对于大型电站锅炉，脱硝效率一般低于40%。
而SCR的脱硝效率在技术上几乎没有上限，只是从性价比上考虑，国外一般性能保证值为90%。
8. SCR在催化剂的作用下，部分SO2会转化成SO3，而SNCR没有这个问题。
总之，SNCR的优点是投资省，适用于不需要快速高效脱硝的工业炉和城市垃圾焚烧炉，可以直接使用尿素，且不存在SO2转化成SO3的问题，其缺点是脱硝效率低、运行的可靠性和稳定性不好。
错误!错误!。
大气污染控制技术：脱硝工艺路线比选
空气预热器
静电除 尘器
空气
湿法 烟气 脱统
气体加热器
去烟囱
脱硝工艺路线方案
各种脱硝工艺路线解读
脱硝工艺路线小结
脱硝工艺路线的比选
SCR布置方式
催化剂堵塞情况 催化剂腐蚀程度
催化剂活性 催化剂类型 催化剂消耗量 催化剂寿命 通过催化剂烟速 空气预热器堵塞情况
吹灰器 除尘器的粉尘品质
工程造价
高尘区SCR(HDSCR)
脱硝工艺路线小结
脱硝工艺路线的比选
任务小结
工艺路线的布置，是对烟气特定、锅炉特性、煤特性、催化剂特性及费用的综 合考虑。从成本角度看，高含尘布置占有很大的优势，目前催化剂的生产厂家也在 开发越来越适应高含尘烟气的催化剂，而且国内目前基本所有的燃煤发电机组都采 用高尘区SCR(HD-SCR)布置方案。尾部SCR(TE-SCR)布置需要在SCR前烟道内加装 燃油或燃烧天然气的燃烧器来加热烟气，运行费用太高。
NH3
SCR喷氨法催化剂反
应器(SCR反应器)
置于空气预热器前的
锅炉
SCR反应器
高尘烟气中
空气预热器
NH3 NH3储罐蒸发器
静电除尘器
去湿法烟气 脱硫系统
空气
脱硝工艺路线方案
各种脱硝工艺路线解读
脱硝工艺路线小结
脱硝工艺路线的比选
SCR喷氨法催化剂 反应器 置于静电除尘器之 锅炉 后
空气
NH3+空气
3
脱硝工艺路线方案
各种脱硝工艺路线解读
脱硝工艺路线小结
1）SCR高尘段(SCR置于空气预热器和电除尘前)
脱硝工艺路线的比选
2）SCR低尘段(SCR置于电除尘后)
3）SCR尾部布置(SCR置于整个烟气净化系统的末端，烟囱前)
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
脱硝方案的选择比较
锅炉烟气脱硫脱硝技术方案旳比较选择一、烟气脱硫脱硝技术方案选择1、业主旳规定该企业地处广州增都市沙埔镇，是一家纺织、皮革旳企业，是经国家有关部门同意注册旳企业。
该企业自备电厂旳45t/h燃煤锅炉属于（穂府（2023）26号）《通告》第三条第三款所规定旳实行降氮脱硝旳整改范围。
该锅炉建于2023年8月，属于为高倍循环流化床锅炉，锅炉出力为45蒸吨/时。
备用锅炉为低倍循环流化床锅炉，锅炉出力为25蒸吨/时，两台锅炉在空气预热器后都配置了静电除尘设备。
三年多来，设备运转良好。
有效地保证了企业对电力负荷旳需求。
为了保证企业生产经营正常进行，业主提出了如下规定：①在实行锅炉烟气降氮脱硝脱硫技改工程时不得影响锅炉旳正常运转；②建造脱硫脱硝设施应设置在引风机如下区段，保证原有锅炉系统不受腐蚀；③建成旳脱硫脱硝系统旳运行效果必须到达环境保护局提出旳所有控制规定。
2、我们选择脱硫脱硝技术方案旳原则思索由于现代先进旳脱硫脱硝技术都不也许对烟气中旳氮和硫实行100%旳脱除，因此经净化后旳烟气中仍然还会残留微量旳氮和硫，与水化合后形成酸性液，对后续管道和设备导致腐蚀。
因此，新配置旳脱硫脱硝设备应是一种相对独立旳运行体系，我们计划采用压入式将烟气送进脱硫脱硝系统，烟气被净化后直接送入烟囱。
●不在静电除尘器以上旳烟道中附加任何脱硝设施。
据武汉化工学院高凤专家简介：因脱硝产生旳水蒸汽会与硫化气体结合。
在烟气温度逐渐下降至150℃时就会出现结露形成强酸，腐蚀后续设备和管道，同步生成旳（NH4）2SO4和NH4HSO4也会腐蚀和堵塞后续设备。
●在整个脱硫脱硝系统制作安装过程中不影响锅炉旳正常运行，保证飞华企业在施工期间获得效益最大化，施工损失最小化。
做到仅在最终脱硫脱硝系统进气管道与引风机排气口对接时影响1～2天锅炉运行。
●伴随环境保护规定旳日益严格，老式旳烟气脱硫脱硝工艺将不能满足严格旳减排规定。
因此，在选择飞华企业烟气脱硫脱硝技术方案时应考虑采用多种先进成熟技术旳完美组合才能保证环境保护部门提出旳严格控制规定和业主提出旳殷切期望得以充足实现。
脱硝工程 方案
脱硝工程方案一、脱硝工程方案的基本原理脱硝工程主要利用催化剂或者还原剂将 NOx 进行催化还原分解，使其转化成氮气和水蒸气，达到减少 NOx 排放的目的。
常见的脱硝技术包括选择性催化还原（SCR）、非选择性催化还原（SNCR）和氨水湿法脱硝等。
二、脱硝工程方案的技术选型1. SCR 技术SCR 技术是目前应用最为广泛的脱硝技术之一，其基本原理是利用催化剂将还原剂（一般为氨气）与 NOx 进行催化还原反应，将其转化成氮气和水蒸气。
SCR 技术具有高脱硝效率、适用范围广、操作灵活等优点，但是需要额外投入催化剂和还原剂，成本较高。
2. SNCR 技术SNCR 技术是利用还原剂（一般为氨气或尿素溶液）在高温条件下与燃料中的 NOx 进行非选择性催化还原反应，将其转化成氮气和水蒸气。
这种技术适用于燃煤锅炉、焚烧炉等高温燃烧设备，其脱硝效率和操作稳定性较好，但对温度和还原剂的投加量有一定要求。
3. 氨水湿法脱硝氨水湿法脱硝是利用氨水溶液和烟气直接接触，在一定温度下将 NOx 还原成氮气和水蒸气。
它适用于低温燃烧设备脱硝，具有设备简单、投资和运营成本低的优势，但对氨水的投加量和温度控制有一定要求。
根据实际情况，选择适合的脱硝技术是进行脱硝工程方案的基础。
三、脱硝工程方案的设计方案脱硝工程的设计方案需要充分考虑设备的选型、布局、控制方式等多个方面，以确保脱硝效率和设备运行的稳定性。
1. 设备选型根据脱硝工艺的选型，选择适合的反应器、催化剂、脱硝剂和其他辅助设备。
对于 SCR 技术可选用蜂窝催化剂，对于 SNCR 技术可选用高温喷雾式还原装置，对于氨水湿法脱硝可选用塔式吸收器等。
2. 布局设计根据工厂现场的实际情况和空间限制，合理布局脱硝设备，确保设备整体运行效率和人员的便捷操作。
3. 控制系统脱硝工程方案还需要结合自动控制系统，对脱硝设备的运行工艺参数、投加量、温度等进行实时监控和调节，以保证脱硝效率和设备的安全运行。
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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锅炉烟气脱硫脱硝技术方案的比较选择一、烟气脱硫脱硝技术方案选择1、业主的要求该公司地处广州增城市沙埔镇，是一家纺织、皮革的企业，是经国家相关部门批准注册的企业。
该公司自备电厂的45t/h燃煤锅炉属于（穂府（2009）26号）《通告》第三条第三款所要求的实施降氮脱硝的整改范畴。
该锅炉建于2007年8月，属于为高倍循环流化床锅炉，锅炉出力为45蒸吨/时。
备用锅炉为低倍循环流化床锅炉，锅炉出力为25蒸吨/时，两台锅炉在空气预热器后都配备了静电除尘设备。
三年多来，设备运转良好。
有效地保证了企业对电力负荷的需求。
为了确保公司生产经营正常进行，业主提出了如下要求：①在实施锅炉烟气降氮脱硝脱硫技改工程时不得影响锅炉的正常运转；②建造脱硫脱硝设施应设立在引风机以下区段，确保原有锅炉系统不受腐蚀；③建成的脱硫脱硝系统的运行效果必须达到环保局提出的所有控制要求。
2、我们选择脱硫脱硝技术方案的原则思考由于现代先进的脱硫脱硝技术都不可能对烟气中的氮和硫实施100%的脱除，所以经净化后的烟气中仍然还会残留微量的氮和硫，与水化合后形成酸性液，对后续管道和设备造成腐蚀。
因此，新配置的脱硫脱硝设备应是一个相对独立的运行体系，我们计划采用压入式将烟气送进脱硫脱硝系统，烟气被净化后直接送入烟囱。
●不在静电除尘器以上的烟道中附加任何脱硝设施。
据武汉化工学院高凤教授介绍：因脱硝产生的水蒸汽会与硫化气体结合。
在烟气温度逐渐下降至150℃时就会出现结露形成强酸，腐蚀后续设备和管道，同时生成的（NH4）2SO4和NH4HSO4也会腐蚀和堵塞后续设备。
●在整个脱硫脱硝系统制作安装过程中不影响锅炉的正常运行，确保飞华公司在施工期间获得效益最大化，施工损失最小化。
做到仅在最后脱硫脱硝系统进气管道与引风机排气口对接时影响1～2天锅炉运行。
●随着环保要求的日益严格，传统的烟气脱硫脱硝工艺将不能满足严格的减排要求。
因此，在选择飞华公司烟气脱硫脱硝技术方案时应考虑采用多种先进成熟技术的完美组合才能确保环保部门提出的严格控制要求和业主提出的殷切期望得以充分实现。
3、几种脱硫脱硝成熟技术比较4、关于锅炉烟气脱硫脱硝技术组合的思考通过以上四种成熟技术比较，我们有如下思考：●SCR、SNCR两项技术虽然有较高的脱硝效率，但没有脱硫功能，烟气温度下降到一定程度时会结露，对后续设备有一定的腐蚀作用，在本项目中不宜采用。
●LoTOx技术脱硝效率高，是目前国外已在工程上得到应用的低温氧化技术，只是由于臭氧设备造价高、臭氧发生费用高而不能被广泛使用。
但对本项目还是有一定的参考利用价值。
●LPC技术是一项烟气AC-GTsx一体化技术，通过催化氧化作用将烟气中的NO部分氧化为NO2，再结合氨法脱硫技术，实现烟气的同时AC-GTsx，对本项目有一定的参考利用价值。
●其主要反应如下：在温度低于2000K（1727℃）时，NOx主成主要通过CH-N2反应，在不含氮的碳氢燃料低温燃烧时，需重点考虑快速NOx的生成。
2 烟气脱硝主要工艺在烟气净化技术上控制NOx排放，目前主要方法有选择性非催化还原SNCR、选择性催化还原SCR、低氮燃烧技术和电子束照射法、臭氧氧化法、吸附法、氧化吸收法等。
其中，选择性非催化还原SNCR、选择性催化还原SCR，低氮燃烧，臭氧氧化法等技术已商业化。
烟气脱硝主要工艺明细表●名称还原/氧化剂反应产物反应条件脱氮效率（效果）1、低氮燃烧无无脱后≤ 300mg/Nm3●2、选择性非催化剂脱氮法(SNCR) NH3 CO(NH2)2 N2 、H2O 800～1250℃ 40%～80%●3、选择性催化剂脱氮法(SCR) NH3 CO(NH2)2 N2 、H2O 300～400℃, 催化剂 60%～90%●4、电子束法 NH3 (NH4)2SO4 ～50%●5、臭氧氧化法 O3 50%～90%●6、吸附法 NH3 NaOH CaOH N2 、H2O CaSO4、活性炭在120℃下吸附～50%●7、氧化吸收法 NH3 (NH4)2SO4 50～60℃～50%二、烟气脱硫脱硝技术方案的确定1、技术方案的组合形式为了尽可能延长锅炉设备的使用寿命，使其不因实施脱硫脱硝技术而遭受腐蚀。
同时又使锅炉烟气脱硫脱硝全部达到当地的环保提出的严格要求，飞华公司锅炉烟气脱硫脱硝技术方案的组合形式是：选用LPC技术中的《氨法脱硫技术》首先对烟气进行高效率脱硫和初步脱硝处理，之后采用LoTOx技术对NO进行氧化处理，之后再用喷淋技术将已氧化成易溶于水的NO2、N2O3、N2O5等高价态氮氧化物进行液相收集。
在喷淋液的作用下发生化学反应生成水和硝酸盐，还原氮气（在这里我们可以根据环保部门提出的脱硝要求和根据臭氧与一氧化氮的摩尔比确定的臭氧需要量来选择适当大小的臭氧发生设备）。
烟气经脱硝后进入除雾区，经除去烟气中的水雾后直接送进烟囱排入大气。
2、技术方案的名称与含义本技术方案的名称叫做“氨水——臭氧组合高效脱硫脱硝技术方案”。
即AC—GT SX技术方案。
其基本含义是：A——氨水、C——臭氧，GT SX——高效脱硫脱硝。
该技术的突出特点是采用目前已经十分成熟的而且具有很高脱除效率的“氨法脱硫技术”（A—GT S）首先解决飞华公司的高硫煤的烟气脱硫问题，同时把烟气中已经是高价态的氮氧化物脱除掉，之后采用“臭氧氧化技术”（C—GT X)，利用臭氧的强氧化特性，将NO氧化成高价态的氮氧化物，再用氨水喷淋收集，并使其与氨水反应生成硝酸盐或与水反应还原氮气，达到脱氮的目的。
（这项技术目前也已经十分成熟，只是因为臭氧的发生费用较高，制约了它的实际应用）三、AC—GT SX技术脱硫脱硝的基本原理㈠、A—GT S高效脱硫、低倍脱硝原理1、氨水吸收二氧化硫、三氧化硫在气相反应完成后，剩余的氨溶于水中，利用循环泵经雾化喷嘴喷入烟气中,吸收烟气中SO2 和SO3而形成铵盐,具体反应如下:SO2 + H2O-→H2SO3 1H2SO3+ NH3-→(NH4)2SO3 2(NH4)2SO3+NOx-→(NH4)2SO4+N2 3SO2+H2O+2NH3+1/2O2-→（NH4）2SO4 42(NH4)2SO3+SO3+H2O-→(NH4)2SO4+2NH4HSO3 54NH3+2NO2+O2→6H2O+3N2 6NH4HSO3 + NH4OH →(NH4) 2SO3 + H2O 72、脱硫、脱硝剂能在循环系统中反复再生。
(NH4) 2SO3 + SO2 + H2O → 2NH4HSO3 82NO + 4NH4HSO3→N2 + 2(NH4)2SO4 + 2H2SO3 9H2SO3+ NH3-→(NH4)2SO3 10 (NH4) 2SO3 + SO2 + H2O → 2NH4HSO3 112NO + 4NH4HSO3→N2 + 2(NH4)2SO4 + 2H2SO3 12 将这样的脱硝剂经高度雾化后喷入烟气中，又一次吸收烟气中的NOx、SO2，并将已经失去脱硝、脱硫能力的硫酸铵带入水中，使水中硫酸铵溶液的浓度不断升高。
3、A—GT S脱硫除尘一体化系统还具有脱碳功能当废气中含有O2 、CO 时 ,还会发生如下反应;NH4OH + CO2→NH4HCO3 132(NH4)2SO3 + O2 →2(NH4)2SO4 14 2NH4HSO3 + O2→2NH4HSO4 15 4．对硫化氢的吸收烟气中有H2S 存在时,氨水吸收H2S ,将其还原成单质S;反应如下:NH4OH + H2S →NH4HS + H2O 16经催化氧化,氨水再生,并得单质硫。
2NH4H2S + O2→2NH4OH + 2S 175 对氮氧化物的转化氨水、NH4HSO3和烟气中的NOx 发生反应生成氮气:2NO + 4NH4HSO3→N2 +2(NH4)2SO4 +2H2SO3 184NH3 + 4NO + O2→6H2O + 4N2 19 4NH3 + 2NO2 + O2→6H2O + 3N2 20 ㈡、C—GT X高效脱硝原理1、臭氧的氧化特性臭氧的氧化能力极强，从下表可知，臭氧的氧化还原电位仅次于氟，比过氧化氢、高锰酸钾等都高。
此外，臭氧的反应产物是氧气，所以它是一种高效清洁的强氧化剂。
臭氧脱硝的原理在于臭氧可以将难溶于水的NO氧化成易溶于水的NO2、N2O3、N2O5等高价态氮氧化物。
2、臭氧的化学反应机理臭氧的详细化学反应机理比较复杂。
在实际运用中，可根据低温条件下臭氧与NO的关键反应进行调试。
低温条件下，O3与NO之间的关键反应如下：NO+O3→NO2+O2（1）NO2+O3→NO3+O2 （2）NO3+NO2→N2O5 （3）NO+O+M→NO2+M （4）NO2+O→NO3（5）3 臭氧同时脱硫脱硝研究概况据浙江大学王智化等对采用臭氧氧化技术同时脱硫脱硝进行的试验结果表明，在典型烟气温度下，臭氧对NO的氧化效率可达84%以上，结合尾部湿法洗涤，脱硫率近100%，脱硝效率也在O3/NO 摩尔比为0.9时达到86.27%，NO和Hg0的脱除率与O3的注入量有关，当O3加入量为200ppm时，NO的脱除效率可达到85%，此工艺对NO和SO2的脱除率最高可分别达到97%和100%。
4 臭氧同时脱硫脱硝的主要影响因素。
4.1 摩尔比摩尔比（O3/NO）是指O3与NO之间摩尔数的比值，它反映了臭氧量相对于一氧化氮量的高低。
NO的氧化率随O3/NO的升高直线上升。
目前已有的研究中，在0.9≤O3/NO＜1的情况下，脱硝率可达到85%以上，有的甚至几乎达到100%；在实际中，由于其他物质的干扰，可发生一系列其他反应，如式（2）～（5），使得O3不能100%与NO进行反应。
4.2 温度由于臭氧的生存周期关系到脱硫脱硝效率的高低，所以考察臭氧对温度的敏感性具有重要意义。
所有试验都表明，臭氧所处的环境温度越高分解越快，温度越低分解越慢。
在150℃的低温条件下，臭氧的分解率相对较低。
在25℃时臭氧的分解率只有0.5%，臭氧的半衰期可达15秒。
4.3 反应时间臭氧在烟气中的停留时间只要能够保证氧化反应的完成即可，因为关键反应的反应平衡在很短时间内即可达到，不需要较长的臭氧停留时间。
反应时间1秒足矣。
据华北电力大学环境学院马双忱等人的技术文献证实：在1～10000秒之间，对反应器出口的NO摩尔数没有什么影响，而且增加停留时间并不能增大NO的脱除率。
5、臭氧氧化技术的工程应用C—GT X是一种低温氧化技术，将氧/臭氧混合气注入再生器烟道，将NO X氧化成高价态且易溶于水的NO2和N2O5，然后通过氨水洗涤并使其与氨水反应生成硝酸盐，或与水反应还原氮气。
主要的反应如下：NO+O 3→NO 2+O 2 （6） 2NO 2+O 3→N 2O 5+O 2 （7） N 2O 5+H 2O →2HNO 3 （8） 4NH 3 + 2NO 2 + O 2 →6H 2O + 3N 2 （9） 4NO 2+ 4NH 3•H 2O+O 2 →4NH 4NO 3 + 2H 2O （10）四、 AC-GTsx 系统工艺流程 SX2、AC —GT SX 工艺流程技术说明 （参阅《AC-GTsx 系统工艺流程图》）本氨水-臭氧AC-GTsx 系统设立除雾器冲洗泵生器氨水输送泵锅炉引风机锅炉引风机氨水储罐循环泵硫酸胺排出泵工艺补充水在引风机出风口与烟囱进风口之间。