烟气脱硝技术方案的对比选择
几种脱硫脱销工艺比较
烧结烟气联合净化工艺比较
现阶段联合净化烧结机机头烟气的方法主要有3种：
1）活性炭法——在日本、韩国及德国钢铁行业被广泛应用，国内太钢有2台烧结机采用该工艺，国内有色行业有多套成功的活性炭脱硫工程业绩，但未喷氨，未进行脱硝；
2）循环流化床法脱硫+选择性催化还原法脱硝（CFB+SCR）——CFB脱硫工艺目前在国内烧结行业有一定的市场分额，SCR目前在国内电力行业被广泛应用，但在钢铁行业仅有台湾中钢有3台烧结机采用该工艺进行脱硝；
3）旋转喷雾法脱硫+选择性催化还原法脱硝（SDA+SCR）——SDA脱硫工艺目前在国内烧结行业应用较为广泛，但SCR脱硝工艺也未有成功的业绩。
以2台265平烧结机烟气净化工程为例，上述3种烧结烟气净化工艺比较情况分别详见下表1和表2：
（备注：当脱硝效率为40%时SCR工艺只需对一半的烟气进行选择性催化还原法脱硝，当脱硝效率为80%时SCR工艺需对全部烟气进行选择性催化还原法脱硝。
当脱硝效率为40-60%时，活性炭法只需1套吸附系统，当脱硝效率为80%时，活性炭法需2套吸附系统串联。
）
中冶长天烧结环冷余热利用的特点
1、采用梯级取风技术，确保环冷机取热效果；
2、采用专利技术锅炉，减少烟风系统热损失，并且充分利用红矿辐射热，提高锅炉产汽量；
3、在熟知环冷机的基础上，采用专利密封技术，能最大限度减少取热过程的漏风率；
4、合理配置烟风系统，最大限度地降低发电系统自耗电率。
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。
烟气脱硝工艺技术
烟气脱硝工艺技术烟气脱硝是现代环保工程中的一项重要工艺技术，主要是用于去除燃烧过程中产生的二氧化氮（NOx）污染物。
烟气脱硝工艺技术的实施，可以显著降低大气中的氮氧化物排放量，保护环境，维护人民的健康。
下面将介绍几种常见的烟气脱硝工艺技术。
首先，选择性催化还原（SCR）工艺是烟气脱硝中应用较为广泛的一种技术。
该工艺主要通过在烟气中添加氨气（NH3）作为还原剂，与烟气中的NOx发生催化还原反应，生成氮气和水蒸气，从而将NOx从烟气中去除。
SCR工艺具有高效、高选择性和可控性好的特点，可以在较低的温度下脱硝。
该技术的缺点是需要大量的氨气供应和催化剂的使用，增加了成本和运营复杂性。
其次，选择性非催化还原（SNCR）工艺是一种不需要催化剂的烟气脱硝技术。
该工艺利用氨气或尿素等还原剂在一定温度下与烟气中的NOx发生非催化还原反应，达到脱硝的目的。
SNCR工艺具有简单、灵活、投资少和运行成本低的优点，但由于温度要求较高，其脱硝效率相对较低。
第三，湿式烟气脱硝工艺也是一种常见的脱硝技术。
该工艺主要通过在烟气中加入一定量的碱液，如NaOH或NH3水溶液，使烟气与碱液接触，生成用于脱硝的氨盐或碱金属氮化物，从而将NOx脱除。
湿式脱硝工艺具有脱硝效率高、操作简单和用途广泛的优点，但需要处理大量的废液，对环境产生了次生污染。
最后，催化燃烧工艺是将脱硝催化剂添加到燃烧装置中，在燃烧过程中催化氧化生成的NOx，进一步还原和去除。
催化燃烧工艺具有简单、低成本和操作方便的特点，但需要定期更换催化剂，增加了维护成本。
总之，烟气脱硝是为了保护环境、降低空气污染而开发的一项重要技术。
上述几种烟气脱硝工艺技术都有各自的优缺点，应根据具体情况选择合适的工艺。
未来，在环保要求日益提高的背景下，烟气脱硝工艺技术还有进一步发展的空间，可以通过不断改进和创新，提高脱硝效率和降低成本，更好地保护生态环境和人民身体健康。
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。
、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。
脱硝工艺的技术比较
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程ｌ 应ｌ 用 Ｉ ｌ 瓤 Ｉ ２ － ５ Ｖ
工
兰 国谦 ，刘 建 秋 ，张 江 伟
（ １ ． 河北省环境保护产业协会 ，石家庄 ０ ５ ０ ０ ９ ０ ；２ ． 河北工业职业技术学院 ，石 家庄 ０ ５ ０ ０ ９ １ ）
按照 《 火 电厂氮氧化物防治技术政策 》要求 ，低 氮
放量持续Ｓ ￣ Ｄ Ｉ １ ，如不加强控制 ，预计￣ １ １ ２ ０ ２ ０ 年将会 达到 燃烧技术 应作为燃煤 电厂氮氧化物控制 的首选技术 ，当 ３ ０ ０ ０ 万 吨以上 。我 国目前 已成为世界第一氮氧化物排放 采 用低 氮燃烧技术后 ，氮氧化物排放浓度不 达标 或不满
关键 词 ： 氮氧化物；治理技 术；选择 性催 化还原技术；选择 性非催化还原技术
中图分类号 ： Ｘ ７ ０ １ 文献标志码 ： Ａ 文章编号 ： １ ０ ０ ６ — ５ ３ ７ ７（ ２ ０ １ ４ ）０ ７ — ０ ０ ２ ５ — ０ ４
１ 氮氧化物治 理的必要性
氮氧化物是造成酸雨 的主要 酸性 物质之一 ，是形成
“ 十一五”期问 ，我 国的颗粒物排放 和二氧化 硫排
Ｓ Ｎ Ｃ Ｒ—Ｓ Ｃ Ｒ） 放基本得 到控制 ，但随着能源消费和机动车保有量 的快 非催化还原 与选择性催化还原联合技术 （ Ｏ 脱 除 的主 要技 术 是选 择 性 速增 长 ，氮氧化物排放量迅速上升 ，氮氧化 物造成 的酸 及 其 他 烟气 脱 硝技 术 。Ｎ
Ｓ Ｎ Ｃ Ｒ） 脱 硝工艺是首选 技术 。 二五 ”期 间重点控 制的空气污染物之一 。据统计 ，２ ０ ０ ０ 择性非催化还原 （
锅炉烟气脱硫脱硝超低排放改造项目技术方案选择及应用
锅炉烟气脱硫脱硝超低排放改造项目技术方案选择及应用摘要：近年来，随着国家及各地方政府大气污染防治工作的深入，燃煤电厂等大型设备减排空间逐年减小，削减燃煤锅炉排放成为未来进一步改善城市和区域环境空气质量的主攻方向。
针对锅炉烟气脱硫脱硝实际运行中存在的问题进行了深入分析，提出了一套切实可行的改造方案，改造后大幅节省水资源、能源，提高废水重复利用率，减少NOx、SO2、粉尘的排放，从源头上减少了污染物的产生。
关键词：锅炉烟气；脱硫脱硝超；低排放改造；技术方案；选择应用通过在燃气锅炉烟气系统增设SCR中温脱硝、SDS干法脱硫、布袋除尘等措施，达到预期效果，可推广应用于同类燃气锅炉烟气超低排放治理。
1传统烟气处理流程存在的问题1.1原有装置烟气排放超限国家标准文件《危险废物焚烧污染控制标准（GB18484—2001）》和国家标准文件《危险废物焚烧污染控制标准（GB18484—2020）》均明确规定了危险废物焚烧处理技术活动开展过程中烟气物质的排放限值，但是国家标准文件《危险废物焚烧污染控制标准（GB18484—2020）》，相较于国家标准文件《危险废物焚烧污染控制标准（GB18484—2001）》在控制标准限值层面发生了较大提升，客观上导致原有技术装置在运行使用过程中烟气物质排放数量明显超越国家标准文件的限制数值，造成较为严重的不良影响。
1.2危废焚烧能力及原料来源受限在烟气物质处理技术流程之中涉及的各类技术设备的使用能力达到其上限水平之后，原料中包含的硫元素物质组成和氮元素物质组成发生波动问题条件下，极易引致处理后的气体排放物质发生质量不达标问题。
此类问题长期持续存在条件下，不仅会限制危险废物焚烧处理技术能力的拓展，还会限制危险废物焚烧处理技术活动开展过程中的原料接收环节覆盖广度。
1.3操作成本居高不下在传统化危险废物焚烧处理技术烟气脱硫技术环节推进开展过程中，通常需要选择和运用湿法处理技术过程，且无法避免针对含硫盐类物质的废水展开的处理技术环节。
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。
火电机组烟气脱硝技术选择
火电机组烟气脱硝技术选择摘要：火电厂烟气脱硝已成为未来国家环境治理的重点工作，选择合适的脱硝方法，对火电厂脱硝效率、投资及运行成不都有较大影响，通过对几种脱硝方式的比较，提出适应的脱硝方式。
关键词：烟气脱硝SCRTechnical selection of gas denitration for PowerPlantAbstract：Gas denitration for thermal power plant has beenkey project of national environmental governance in the future.Whether suitable method of denitration is selected or not, affects the efficiency of NOx reduction, as well as investment and operating cost.By comparing several different kinds of methods of denitration, it presents applicable method of denitration .Key words：GasdenitrationSCR某厂2×300MW直接空冷凝汽式汽轮发电机组，于2004年9月、10月分别通过168小时试运行。
随着环保要求的不断提高，一期机组烟气NOx排放已经不能满足环保要求，需要对一期锅炉烟气系统进行相应改造，加装脱硝装置，进一步降低NOx排放，改善大气质量，满足环保要求。
1脱硝工艺1.1脱硝工艺简介及方案目前应用在燃煤电站锅炉上的成熟烟气脱硝技术主要有低氮燃烧技术、选择性催化还原技术（Selective Catalytic Reduction，简称SCR）、选择性非催化还原技术（Selective Non-Catalytic Reduction，简称SNCR）以及SNCR/SCR混合烟气脱硝技术。
烟气脱硝SCR工艺技术对比研究
烟气脱硝 SCR 工艺技术对比研究摘要：我国是世界上最大的煤炭生产和消费国，煤炭燃烧量较大，煤炭燃烧所释放的氮氧化物造成了严重的环境污染和生态破坏。
氮氧化物是造成光化学烟雾和酸雨的主要因素之一。
本文主要对国内外烟气脱硝工艺特点及应用进行了研究，重点研究了SCR 脱销催化剂失活与处置，为更好地为各类项目脱硝装置工艺及设备选型提供一定的方式。
关键词： 大气污染 氮氧化物 烟气脱硝 1 各类脱硝工艺及特点研究 1.1 选择性催化还原法（SCR ）SCR 既选择性催化还原法，在日本及欧美国家广泛推广。
在众多脱硝方法当中，SCR 脱硝工艺以其脱硝装置结构简单、无副产品、运行方便、可靠性高、脱硝效率高、一次投资相对较低等诸多优点，在国内也使用较多。
1.1.1 SCR 装置的组成SCR 装置主要由脱硝反应剂制备系统和反应器本体组成。
通过向反应器内喷入脱硝反应剂NH 3，将NO X 还原为氮气。
其反应方程式如下：4NO + 4NH 3 + O 2催化剂 4N 2 + 6H 2O 6NO 2 + 8NH 3催化剂 7N 2 + 12H 2O 1.1.2 SCR 脱硝工艺催化剂的选择SCR 脱硝工艺选用的催化剂主要成分为V 2O 5，载体为锐钛矿型的TiO 2，WO 3或MoO 3作助催剂。
SCR 催化剂成分及比例，根据烟气中成分含量以及脱硝性能保证值的不同而不同。
1.1.3 SCR催化剂的失活与处置典型的SCR催化剂化学失活主要是碱金属、碱土金属和As等引起的催化剂中毒，物理失活主要是指高温烧结、磨损和堵塞而引起的催化剂活性破坏。
失活催化剂回收处理的措施一般有填埋或者是再生循环利用，这主要取决于失活催化剂的寿命与使用情况，同时综合考虑处理方式的经济成本。
催化剂堵塞后，采取适当措施可以使活性得到部分恢复；催化剂产生中毒或烧结后，活性失效，无法再生，一般由催化剂供货商回收，对催化剂的基材处理后再次利用制作新的催化剂。
垃圾焚烧烟气脱硝工艺选择及案例分析
垃圾焚烧烟气脱硝工艺选择及案例分析针对垃圾焚烧厂烟气的脱硝技术，分别介绍了各种脱硝技术及其组合脱硝工艺的工艺流程、经济性以及工艺特点。
对SNCR+SCR与SNCR+PNCR的NOx超低排放组合工艺分别在某省某生活垃圾焚烧项目与某省某垃圾焚烧项目的运行情况开展分析，总结SNCR+SCR与SNCR+PNCR这2种工艺在工程应用中的系统稳定性、经济性、运行过程存在的问题、工艺需改良的地方及方法。
在垃圾焚烧发电中，NOx主要来源于燃料型NOx与部分热力型NOx，GB18485—20**生活垃圾焚烧污染控制标准与欧盟20**的NOx排放标准分别为250mg/m3(日均值)与200mg/m3(日均值)。
近年来大气污染物排放标准日益趋严，氮氧化物的减排越来越受到重视，比方DB37/2376—20**某省区域性大气污染物综合排放标准的重点控制区域氮氧化物限值为100mg/m3，垃圾焚烧烟气氮氧化物排放浓度限值低于100mg/m3成了一个趋势。
垃圾焚烧烟气脱硝技术主要包括焚烧炉燃烧控制炉温、烟气回流技术、SNCR系统、SCR系统以及PNCR系统，其中焚烧炉燃烧控制炉温与烟气回流技术可有效降低原始NOx浓度。
目前对于垃圾炉排炉，采用焚烧炉燃烧控制炉温、烟气回流以及SNCR脱硝系统的情况下，NOx排放值仍无法稳定控制在100mg/m3以内。
针对NOx排放限值为100mg/m3的垃圾焚烧项目，目前国内垃圾焚烧发电厂采用的脱硝工艺有SNCR+SCR系统以及SNCR+PNCR系统。
笔者将分别介绍各种脱硝技术及其组合脱硝工艺的工艺流程、经济性以及工艺特点，并以某省与某省某垃圾焚烧发电项目为例，比照分析SNCR+SCR以及SNCR+PNCR 这2种超低NOx排放的脱硝组合工艺。
1脱硝工艺描述1.1SNCR脱硝系统SNCR是在焚烧炉第一烟道或第二烟道内喷射含有氨自由基的复原剂(常用的复原剂为尿素溶液或氨水溶液)，NH3与氮氧化物开展反应生成氮气与水的方法。
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)
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
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。
烟气脱硝技术的比选-其他方法
脱硝技术比选原则
SCR法脱硝技术
SNCR法脱硝技术
脱硝技术的其他方法
烟气脱硝技术的比选
微生物法
➢ 它的净化机理是：适宜的脱氮菌在有外加碳源的情况下，利用NOX 作为氮源，将NOX还原为最基本无害的氮气，而脱氮菌本身获得生 长繁殖。
➢ 其中NO2先溶于水中形成NO3-及NO2-，然后被微生物还原为氮气， 烟气中的NO则直接被吸附在微生物表面还原为氮气。
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脱硝技术比选原则
SCR法脱硝技术
SNCR法脱硝技术
脱硝技术的其他方法
电子束照射法
烟气脱ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ技术的比选
➢ 经电子束照射，废气中的SO2及NOX受电子束强烈氧化作用，在极短 时间内被氧化成硫酸和硝酸，这些酸与其周围的氨反应成硫酸按和硝 酸铵的微细粉粒，经捕集器回收成为农肥，净化气体经烟囱排入大气。
➢ 利用该法可同时脱除废气中的硫氧化物和氮氧化物，脱硫效率达90% 以上，而氮氧化物脱除效率达80%以上，但到目前为止，尚无工业化 装置处于运行之中。
无二次污染；微生物环境条件难以控制，仍处
80%
低
于研究阶段。
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
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
85%
高
10
感谢观看！
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脱硝技术比选原则
SCR法脱硝技术
SNCR法脱硝技术
脱硝技术的其他方法
烟气脱硝技术的比选
浓硫酸吸收法 • 亚硝基硫酸可以生产硫酸和硝酸。此方法可用于同时生产 浓硫酸和浓硝酸的企业NOx的尾气净化。
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。
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。
SCR、SNCR法烟气脱硝技术对比分析
SCR、SNCR法烟气脱硝技术对比分析本文简要介绍了目前我国对于火电机组氮氧化物排放控制要求，燃煤机组烟气脱硝技术背景及两种烟气脱硝主流技术SCR（选择性催化还原法）、SNCR（选择性非催化还原法）脱硝技术的技术原理、性能特点和工艺流程。
分别对以液氨、尿素为原料的SCR、SNCR、SCR+SNCR脱硝技术方案工艺参数、工程投资、运行成本等进行对比分析。
对不同工况、场合烟气脱硝技术方案选择提供参考。
标签：SCR；SNCR；烟气脱硝1 概述随着我国经济的发展，在能源消费中带来的环境污染也越来越严重。
其中，大气烟尘、酸雨、温室效应和臭氧层的破坏已成为危害人类生存的四大杀手。
燃煤烟气所含的烟尘、二氧化硫、氮氧化物等有害物质是造成大气污染、酸雨和温室效应的主要根源。
在我国，二氧化硫、氮氧化物等有害物质主要是由燃煤过程产生的。
为了应对日趋严重的大气环境污染。
新的环保标准出台，《火电厂大气污染物排放标准》GB 13223-2011 2012年1月1日开始实施，环保标准超越欧美现行标准。
从2012年1月1日开始，所有新建火电机组氮氧化物排放量限值为100毫克/立方米；从2014年1月1日开始，所有火电投运机组氮氧化物排放限值为100毫克/立方米，2003年12 月31日以前投产或通过建设项目环境影响报告书审批的燃煤锅炉的排放限值为200毫克/立方米。
我国烟气脱硝项目起步较晚，目前国内运行的烟气脱硝项目所采用的工艺也是引进欧、美、日等发达国家和地区烟气脱硝技术，目前发展迅速。
2 烟气脱硝技术简介火电厂烟气脱硝装置用于脱除烟气中氮氧化物（NOx），目前国内主流的烟气后处理脱硝路线主要包括SCR（选择性催化还原法）和SNCR （选择性非催化还原法）。
该类技术通过将氨（NH3）或其衍生物（如尿素等）作为还原剂喷入烟气中，使还原剂与烟气中的NOx发生还原反应，生成无害的氮气（N2）和水（H2O），从而达到脱除氮氧化物的目的。
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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
NOx 排放 15－20%。但如炉内氧浓度过低，会造成浓度急剧增加，增加化学不完 全燃烧热损失， 引起飞灰含碳量增加， 燃烧效率下降。 因此在锅炉设计和运行时， 选取最合理的过量空气系数。 （2）空气分级燃烧 空气分级燃烧的基本原理是将燃料的燃烧过程分阶段完成。在第一阶段， 将从主燃烧器供入炉膛的空气量减少到总燃烧空气量的 70－75%（相当于理论空 气量的 80%） ，使燃料先在缺氧的富燃料燃烧条件下燃烧。不但延迟了燃烧过程， 而且在还原性气氛中降低了生成 NOx 的反应率， 抑制了 NOx 在这一燃烧中的生成 量。为了完成全部燃烧过程，完全燃烧所需的其余空气则通过布置在主燃烧器上 方的专门空气喷口 OFA（over fire air）――称为“燃烬风”喷口送入炉膛， 与第一级燃烧区在"贫氧燃烧"条件下所产生的烟气混合， 在 α＞1 的条件下完成 全部燃烧过程。由于整个燃烧过程所需空气是分两级供入炉内，故称为空气分级 燃烧法。 （3）燃料分级燃烧 在燃烧中已生成的 NO 遇到烃根 CHi、未完全燃烧产物 CO、H2、C 以及 CnHm 时，会发生 NO 的还原反应，反应式为： 4NO+CH 4 =2N 2 +CO 2 +2H 2 O 2NO+2C n H m +(2n+m/2-1)O 2 =N 2 +2nCO 2 +mH 2 O 2NO+2CO =N 2 +2CO 2 2NO+2C =N 2 +2CO 2NO+2H 2 = N 2 +2H 2 O 利用这一原理，将 80-85%的燃料送入第一级燃烧区，在 α>1 条件下，燃 烧并生成 NOx。 送入一级燃烧区的燃料称为一次燃料， 其余 15-20%的燃料则在主 燃烧器的上部送入二级燃烧区，在 α<1 的条件下形成很强的还原性气氛，使得 在一级燃烧区中生成的 NOx 在二级燃烧区内被还原成氮分子， 二级燃烧区又称再 燃区，送入二级燃烧区的燃料又称为二次燃料，或称再燃燃料。在再燃区中不仅 使得已生成的 NOx 得到还原， 还抑制了新的 NOx 的生成， 可使 NOx 的排放浓度进 一步降低。
其主要反应如下：在温度低于 2000K（1727℃）时，NOx主成主要通过CH-N 2 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
3
方式存在积灰影响效率问题； SCR催化剂床层布置在除尘器后需要增加换热流程， 增加了占地和流程的复杂程度。 SCR技术采用高温催化剂，反应温度一般为 300℃～400℃，催化剂以TiO 2 为 载体，主要活性成分为V 2 O 5 -WO 3 （MoO 3 ）等金属氧化物。催化剂具有较高的选择 再生处理主要是把重金属从催化剂中重新溶出， 性， 一般两年需要再生处理一次。 恢复催化剂活性， 再生处理会产生少量废水， 催化剂寿命到期后会产生固废影响。 另外，SCR脱硝催化剂也是二氧化硫转化为三氧化硫的催化剂，三氧化硫与氨气 反应生成硫酸氢铵，易粘附在锅炉尾部空预器上，造成阻力升高，甚至堵塞等问 题。还原剂在工艺系统中会产生NH 3 逃逸和泄漏，一般SCR氨的逃逸量控制在 3～ 5ppm，否则会对下游的空气预热器的安全运行和环境空气带来不利影响。另外， 脱硝装置需要布置催化床前分布器和催化床层，形成比较高的烟道阻力，会增加 锅炉运行的能量消耗，其能量消耗占发电量的 0.5%左右。 SCR 的一次投资较高，根据脱硝效率的不同要求，投资费用存在一定差别， 其中，催化剂占整个脱硝系统的投资比例 30%～40%。随着对 NOx 脱除效率要求 的提高，脱硝系统的运行成本呈上升趋势。 2.4 电子束照射法 此种方法是利用一电子光束射透烟气气流，使电子与气体分子碰撞产生离 子；离子与气体反应产生原子和自由基。这些原子或自由基与烟气中的污染物反 应，其反应式如下： H 2 O → H+OH O 2 → 2O OH+NO → HNO 2 O+NO → NO OH+NO 2 → HNO 3 SO 2 +O → SO 3 上式反应过程中产生的酸可用碱(如Ca(OH) 2 )进行中和，反应式如下： 2HNO 3 +Ca(OH) 2 →Ca(NO 3 ) 2 +2H 2 O SO 3 +H 2 O+Ca(OH) 2 →CaSO 4 ·2H 2 O 2.5 臭氧氧化法 烟气中氮氧化物NOx主要成分NO难溶于水，其他高价态NO 2 、NO 3 、N 2 O 5 易溶于
名 称 还原/氧化剂 反应产物 反应条件 脱氮燃烧
无
无
选择性非催化剂脱氮法 (SNCR)
NH 3 N 2 、H 2 O CO(NH 2 ) 2 NH 3 N 2 、H 2 O CO(NH 2 ) 2 NH 3 O3 NH 3 N 2 、H 2 O CaSO 4 、 (NH 4 ) 2 SO4 活性炭在 120℃ 下吸附 50～60℃ (NH 4 ) 2 SO 4 催化剂 ～50% 50%～90% 300～400℃, 60%～90% 800～1250℃ 40%～80%
在再燃区的上面还需布置“燃烬风”喷口，形成第三级燃烧区（燃烬区） ， 以保证再燃区中生成的未完全燃烧产物的燃烬。 这种再燃烧法又称为燃料分级燃 烧。 燃料分级燃烧时所使用的二次燃料可以是和一次燃料相同的燃料，例如煤 粉炉可以利用煤粉作为二次燃料， 但目前煤粉炉更多采用碳氢类气体或液体燃料 作为二次燃料， 这是因为和空气分级燃烧相比， 燃料分级燃烧在炉膛内需要有三 级燃烧区， 造成燃料和烟气在再燃区内的停留时间相对较短， 二次燃料若选用煤 粉作为二次燃料，则需采用高挥发分易燃的煤种，而且煤粉细度要求非常细。 在采用燃料分级燃烧时，为了有效地降低 NOx 排放，再燃区是关键。因此 需要研究在再燃区中影响 NOx 浓度值的因素。 （4）低 NOx 燃烧器 煤粉燃烧器是锅炉燃烧系统中的关键设备。不但煤粉是通过燃烧器送入炉 膛，而且煤粉燃烧所需的空气也是通过燃烧器进入炉膛的。从燃烧的角度看，燃 烧器的性能对煤粉燃烧设备的可靠性和经济性起着主要作用。 从 NOx 的生成机理 看，占 NOx 绝大部分的燃料型 NOx 是在煤粉的着火阶段生成的，因此，通过特殊 设计的燃烧器结构以及通过改变燃烧器的风煤比例， 可以将前述的空气分级、 燃 料分级和烟气再循环降低 NOx 浓度的大批量用于燃烧器， 以尽可能地降低着火氧 的浓度适当降低着火区的温度达到最大限度地抑制 NOx 生成的目的，这就是低 NOx 燃烧器。低 NOx 燃烧器得到了广泛的开发和应用，世界各国的大锅炉公司， 为使其锅炉产品满足日益严格的 NOx 排放标准，分别开发了不同类型的低 NOx 燃烧器。 （5）煤粉炉的低 NOx 燃烧系统 为更好地降低 NOx 的排放量和减少飞灰含碳量，将低 NOx 燃烧器和炉膛低 NOx 燃烧（空气分级、燃料分级和烟气再循环）等组合在一起，构成一个低 NOx 燃烧系统。 2.2 选择性非催化还原（SNCR） 选择性非催化还原法（SNCR）技术是一种不用催化剂，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。该方 法是把含有NHx基的还原剂喷入炉膛温度为 800～1250℃的区域后，迅速热分解 成NH 3 和其他副产物， 随后NH 3 与烟气中的NOx进行反应而生成N 2 。 典型的SNCR系统