图6-1 典型火电厂SCR法烟气脱硝工艺流程图
脱硝工艺介绍
1脱硝工艺
图1 LNB、SNCR和SCR在锅炉系统中的位置
目前成熟的燃煤电厂氮氧化物控制技术主要包括燃烧中脱硝技术和烟气脱硝技术，其中燃烧中脱硝技术是指低氮燃烧技术（LNB），烟气脱硝技术包括SCR、SNCR和SNCR/SCR
1.1
联
80～90%
气在SCR催化剂的作用下将烟气中的NOx还原成N
2和H
2
O。SNCR/SCR联用工艺系统复杂，而
且脱硝效率一般只有50~70%。
三种烟气脱硝技术的综合比较见表1。
表1 烟气脱硝技术比较
烟气中，与烟气中的NOx混合后，扩散到催化剂表面，在催化剂作用下，氨气（NH
3
）将烟气
中的NO和NO
2还原成无公害的氮气（N
2
）和水（H
2
O）（图3-6）。这里“选择性”是指氨有选
择的与烟气中的NOx进行还原反应，而不与烟气中大量的O
2
作用。整个反应的控制环节是烟气在催化剂表面层流区和催化剂微孔内的扩散。
图2 SCR反应示意图
SCR反应化学方程式如下：
4NO + 4NH
3 + O
2
→ 4N
2
+ 6H
2
O （3-1）
2NO
2 + 4NH
3
+ O
2
→ 3N
2
+ 6H
2
O （3-2）
在燃煤烟气的NOx中，NO约占95%，NO
2
约占5%，所以化学反应式（3-1）为主要反应，实际氨氮比接近1:1。
SCR技术通常采用V
2O
5
/TiO
2
基催化剂来促进脱硝还原反应。脱硝催化剂使用高比表面积
专用锐钛型TiO
2作为载体，（钒）V
2
O
5
作为主要活性成分，为了提高脱硝催化剂的热稳定性、
机械强度和抗中毒性能，往往还在其中添加适量的WO
3、（钼）MoO
3
、玻璃纤维等作为助添
加剂。
催化剂活性成分V
2O
5
在催化还原NOx 的同时，还会催化氧化烟气中SO
2
转化成SO
3
（反
应
NH
4
。
后处理
2
）以
?会增加锅炉烟道系统阻力900~1200Pa；
?系统运行会增加空预器入口烟气中SO3浓度，并残留部分未反应的逃逸氨气，两者
在空预器低温换热面上易发生反应形成NH
4HSO
4
，进而恶化空预器冷端的堵塞和腐蚀，因此
需要对空预器采取抗NH
4HSO
4
堵塞的措施。
2.2S CR技术分类
烟气脱硝SCR工艺根据反应器在烟气系统中的位置主要分为三种类型（图3）：高灰型、低灰型和尾部型等。
1）高灰型SCR工艺：脱硝催化剂布置在省煤器和空预器之间，烟气中粉尘浓度和SO2含量高，工作环境相对恶劣，催化剂活性下降较快，需选用低SO
2
氧化活性、大节距、大体积催化剂，但烟气温度合适（300~400℃），经济性最高，是目前燃煤电厂烟气脱硝的主流布置形式。
2）低灰型SCR工艺：脱硝催化剂位于除尘器和脱硫设施之间，烟气中粉尘浓度低，但
SO
2含量高，可选用低SO
2
氧化活性、小节距、中体积催化剂，但为了满足催化剂反应活性
温度要求，需相应配置高温除尘系统，目前此项工艺仅在日本有所应用。
3）尾部型SCR工艺：脱硝催化剂位于脱硫设施后，烟气中粉尘浓度和SO2含量都很低，
2.3
喷氨格栅（AIG）喷人烟气中，与烟气混合后进入SCR催化反应器。液氨法在国内的运行业绩较多。
2）氨水法（图5）：通常是用25％的氨水溶液，将其置于存储罐中，然后通过加热装置使其蒸发，形成氨气和水蒸汽。可以采用接触式蒸发器法或采用喷淋式蒸发器法。氨水法对储存空间的需求较大，且运行中氨水蒸发需要消耗大量的能量，运行费用较高，国内业绩非常少。
3）尿素法：分为水解技术与热解技术。其中水解技术包括AOD法（由SiiRTEC NiGi 公司提供），U2A法（由Wahlco公司和Hammon公司提供，图6）和NOxOUT Ultra热解技
术（Fuel tech公司提供，图7）。目前在国内只有国电青山电厂采用了尿素水解技术，该脱硝机组已于2011年8月27日通过168h试运，但其技术经济性与稳定性还有待验证。热解技术在国内有部分运行业绩，如华能北京热电厂（4×830t/h锅炉）、京能石景山热电厂（4×670t/h锅炉）、华能玉环电厂（4×1000MW机组）等。相对液氨法尿素法制氨初投资及运行费用均较高。
图6 尿素水解制氨工艺流程图
图7 尿素热解制氨工艺流程图
三种还原剂的性能比较见表2：
储、卸车、制备、采购及运输路线方面尚无要求，但由于尿素需要使用专用设备热解或水
解制备氨气，设备投资成本高，而且尿素价格高，制氨过程中需要消耗大量的热量，运行成本高，所以在国内仅有少量的城市电厂因安全和占地等因素不得已使用尿素作为脱硝剂。虽然尿素制氨有水解和热解两种工艺，但由于水解法存在启动时间长、跟踪机组负荷变化的速度较慢、腐蚀严重等问题，国内使用尿素作为脱硝剂几乎全部采用尿素热解工艺作为制氨工艺。
3催化剂系统
3.1
3~7%）
范围为6.9~9.2mm，比表面积约410~539m2/m3，单位体积的催化剂活性高，相同脱硝效率下所用催化剂的体积较小，一般适合于灰含量低于30g/m3的工作环境（可用极限范围为50g/m3以内）。为增强催化剂迎风端的抗冲蚀磨损能力，通常上端部约10~20mm长度采取硬化措施。
?平板式催化剂：以不锈钢金属筛板网为骨架，采取双侧挤压的方式将活性材料与金属板结合成型。其结构形状与空预器的受热面相似，节距6.0~7.0mm，开孔率达到80~90%，防灰堵能力较强，适合于灰含量高的工作环境。但因其比表面积小（280~350m2/m3），要达到相同的脱硝效率，需要体积数较大。此外采用板式催化剂设计的SCR 反应器装置，相对
荷载大（体积大）。全世界目前只有两家平板式催化剂制造商，分别是德国庄信万丰雅佶隆（JM ARGILLON）和日本日立（BHK）两家公司。
?波纹式催化剂：由丹麦托普索（Topsoe）和日立造船（Hitachi Zosen）生产。它以玻璃纤维作为骨架，孔径相对较小，单位体积的比表面积最高。此外，由于壁厚相对较小，单位体积的催化剂重量低于蜂窝式与平板式。在脱硝效率相同的情况下，波纹式催化剂的所需体积最小，且由于比重较小，SCR 反应器体积与支撑荷载普遍较小。由于孔径较小，一般适用于低灰含量的烟气环境。
图9蜂窝式催化剂和平板式催化剂单元形状比较
。
）。
应为间距不小于6.7mm，板厚不小于0.7mm；如选用蜂窝式催化剂，应为节距不小于8.2mm 的18孔催化剂，且应为顶端硬化类型，硬化长度在20mm以上。
?催化剂中的活性成分V2O5含量通常小于1.5%，在这个范围内，V2O5含量越大活性越高，但最佳运行温度相差较大。对于活性成分含量较高的催化剂，在300~350℃易发挥其最佳活性；对于活性成分含量适中的催化剂，其最佳使用温度为350~400℃；对于活性成分含量较低的催化剂，其最佳使用温度为375~425℃。对于不同配方的催化剂，在其最佳的使用温度范围之外，活性均降低。对于平均温度较高的工程，尤其超过420℃以上的运行环境，
需要增加催化剂中的WO
含量来提高催化剂的抗烧结能力，延缓催化剂因局部超高温（如大
3
于450℃）烧结所引起的活性惰化。根据摸底测试试验结果（省煤器出口烟温最高达到
含量。
405℃），本项目应选用活性成分含量较低的催化剂，并适当提高WO
3
?受烟气及飞灰的影响，催化剂活性随运行时间逐渐降低：运行初期，惰化速率最快；超过2000h后，惰化速率趋缓。为了充分发挥每层催化剂的残余活性，最大限度利用现有催化剂，通常采用“X＋1”模式布置催化剂，初装X层，预留一层。需要强调指出，为了SCR运行的经济性，在蜂窝式催化剂选型时宜考虑选择壁厚不小于0.8mm的催化剂，以便将来采用清洗或再生技术，延长催化剂的使用寿命。典型“2+1”布置形式的催化剂寿命管理
6-11），
X+1”的
3.3
6-35）
器与声波吹灰器联用方案以满足脱硝系统稳定运行要求。
图6-35 声波吹灰器和蒸汽吹灰器形状比较
图6-36 声波吹灰器和蒸汽吹灰器安装形状比较
4反应器与催化剂安装
脱硝反应器的支撑钢架及烟道、反应器壳体等，采取现场制作组装，利用150t履带吊和50t汽车吊相结合的方式进行安装。安装机械布置在锅炉烟道两侧。
根据现场空间、催化剂支撑钢梁布置方式、SCR反应器的催化剂安装门及吊装方式，催化剂的安装系统（图6-40~6-42）设计如下：
?在反应器的外侧平台处设催化剂吊装轨道、电动葫芦及吊装孔，以便将运送到现场的催化剂模块从地面吊装到催化剂安装平台上。
?在吊装孔处将催化剂模块放置到轮式平板小车上，运载到反应器后墙的催化剂安装门外等待安装。
?将耙式蒸汽吹灰器退出一个行程，使催化剂安装门对应的反应器内部空间没有吹灰器耙管。在上一层催化剂的支撑钢梁下与吹灰器耙管的上方安装带手动葫芦的临时单轨吊，
SCR 兑硝技术 SCR （ Selective Catalytic Reduction ）即为选择性催化还原技术， 近几年来发展较快， 在西欧和日本得到了广泛的应用，目前氨催化还原法是应用得最多的技术。它没有副产物， 不形成二次污染，装置结构简单，并且脱除效率高（可达 90鳩上），运行可靠，便于维护等 优点。 选择性是指在催化剂的作用和在氧气存在条件下， NH 犹先和NOx 发生还原脱除反应， 生成氮气和水，而不和烟气中的氧进行氧化反应，其主要反应式为： 4NO 4NH 3 O 2 > 4N 2 6H 2O 2NO 2 4NH 3 O 2 > 3N 2 6H 2O 在没有催化剂的情况下，上述化学反应只是在很窄的温度范围内（ 980C 左右）进行， 采用催化剂时其反应温度可控制在 300- 400C 下进行，相当于锅炉省煤器与空气预热器之间 的烟气温度，上述反应为放热反应，由于 NOx 在烟气中的浓度较低， 故反应引起催化剂温 度的升高可以忽略。 下图是SCR 法烟气脱硝工艺流程示意图 SCR 脱硝原理 SCR 技术脱硝原理为：在催化剂作用下，向温度约280?420 C 的烟气中喷入氨，将NO X 还原成N 2和H 20。 吿毓恤翔
且主要反应如卩： ANO +4NH2 + 6 T 4 恥 + 6M? +4AW3 ->5^2 + 6 円2。 6N6 +8A7/3 T INCh +12血0 2NO2 + 42^3 + 6 T 咖 + 6H10 反应原理如图所示； 惟化剂 - - - - - —— - J - 1 e *NO.烟 气"L NO. 幺X*** N H) € . ?NO. Q X-* N % N0( $ K ? NH31 ? —> () ? > Nj ?” Hi 0 》N； ? 脱硝催化剂： 催化剂作为SCR脱硝反应的核心，其质量和性能直接关系到脱硝效率的高低,所以，在火电厂脱硝工程中，除了反应器及烟道的设计不容忽视外，催化剂的参数设计同样至关重要。 一般来说，脱硝催化剂都是为项目量身定制的，即依据项目烟气成分、特性，效率以及客户要求来定的。催化剂的性能（包括活性、选择性、稳定性和再生性）无法直接量化，而是综合体现在一些参数上，主要有：活性温度、几何特性参数、机械强度参数、化学成分含量、工艺性能指标等。 催化剂的形式有：波纹板式，蜂窝式，板式 脱硝原理
脱硝工艺论文 IMB standardization office【IMB 5AB- IMBK 08- IMB 2C】
燃煤电厂脱硝工艺的研究题目能信电厂工业上工艺的研究 姓名朱晓磊 岗位能信电厂环保与工程部项目主管 完成时间 2014 年9月
目录
燃煤电厂脱硝工艺的研究 摘要 烟气脱硝装置是电厂四大环保设备之一（四大环保设备一般指为烟气除尘、烟气脱硫、烟气脱硝、水处理）。由于电厂排出的烟气量很大，所以除尘、脱硫、脱硝均为大型设备。文章介绍了燃煤锅炉各种脱硝技术,分析了其优缺点和适用范围,给出了选用的指导意见。 关键词：锅炉脱硝催化剂
1 绪论 氮氧化物 到2000年和2010年，我国的NOx排放量将分别达到1561万吨和2194万 吨，其中近70%来自于煤炭的直接燃烧，以燃煤为主的电力生产是NOx排放的主要来源，用于发电的煤炭约占煤炭消费量的%。 NOx的危害，NOx对人体的致毒作用；NOx对植物的损害作用；NOx在大气中积累，造成环境酸化，是形成酸雨、酸雾的重要原因；NOx与碳氢化合物形成光化学烟雾，造成二次污染；N 2 O造成高层大气污染，参与臭氧层的破坏。 目前国内外应用的最为成熟和广泛的烟气脱硝技术主要有两种：一是选择性催化还原技术(简称SCR)；二是选择性非催化还原技术(简称SNCR)。 脱硝技术分类 关于NO x 的控制方法有几十种之多，归纳起来，这些方法不外乎从燃料的生命周期的三个阶段入手，即燃烧前、燃烧中和燃烧后。当前，燃烧前脱硝的 研究很少，几乎所有的研究都集中在燃烧中和燃烧后的NO x 控制。所以在把燃 烧中NO x 的所有控制措施统称为一次措施，把燃烧后的NO x 控制措施称为二次措 施，又称为烟气脱硝技术。 目前普遍采用的燃烧中NO x 控制技术即为低NO x 燃烧技术，主要有低NO x 燃 烧器、空气分级燃烧和燃料分级燃烧。 应用在燃煤电站锅炉上的成熟烟气脱硝技术主要有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。 2 烟气脱硝技术介绍 SCR烟气脱硝技术原理 选择性催化还原（SCR）技术是目前应用最多而且最有成效的烟气脱硝技 术。SCR技术是在金属催化剂作用下，以NH3作为还原剂，将NO x 还原成N 2 和 H 2O。NH 3 不和烟气中的残余的O 2 反应，而如果采用H 2 、CO、CH 4 等还原剂，它们
通过对国内外脱硫技术以及国内电力行业引进脱硫工艺试点厂情况的分析研究，目前脱硫方法一般可划分为燃烧前脱硫、燃烧中脱硫和燃烧后脱硫等3类。 其中燃烧后脱硫，又称烟气脱硫(Flue gas desulfurization，简称FGD)，在FGD技术中，按脱硫剂的种类划分，可分为以下五种方法：以CaCO3(石灰石)为基础的钙法，以MgO为基础的镁法，以Na2SO3为基础的钠法，以NH3为基础的氨法，以有机碱为基础的有机碱法。世界上普遍使用的商业化技术是钙法，所占比例在90%以上。 按吸收剂及脱硫产物在脱硫过程中的干湿状态又可将脱硫技术分为湿法、干法和半干(半湿)法。湿法FGD技术是用含有吸收剂的溶液或浆液在湿状态下脱硫和处理脱硫产物，该法具有脱硫反应速度快、设备简单、脱硫效率高等优点，但普遍存在腐蚀严重、运行维护费用高及易造成二次污染等问题。 干法FGD技术的脱硫吸收和产物处理均在干状态下进行，该法具有无污水废酸排出、设备腐蚀程度较轻，烟气在净化过程中无明显降温、净化后烟温高、利于烟囱排气扩散、二次污染少等优点，但存在脱硫效率低，反应速度较慢、设备庞大等问题。 半干法FGD技术是指脱硫剂在干燥状态下脱硫、在湿状态下再生(如水洗活性炭再生流程)，或者在湿状态下脱硫、在干状态下处理脱硫产物(如喷雾干燥法)的烟气脱硫技术。特别是在湿状态下脱硫、在干状态下处理脱硫产物的半干法，以其既有湿法脱硫反应速度快、脱硫效率高的优点，又有干法无污水废酸排出、脱硫后产物易于处理的优势而受到人们广泛的关注。按脱硫产物的用途，可分为抛弃法和回收法两种。 高粉尘布置SCR系统工艺流程图
选择性非催化还原脱硝技术(SNCR)工艺流程图 SCR烟气脱硝工艺流程图
1、技术原理 冷冻法是物理方法，将含硫酸根的盐水冷冻降温，硫酸根将以芒硝的形式结晶析出。当盐水中硫酸根质量浓度小于25g/L时，该法受到成本限制。硝分离单元是通过冷冻结晶使富硝盐水中 的硫酸根以芒硝（Na 2SO 4 ·10H 2 O）的形式从淡盐水中分离出来。 利用冷冻法将富硝盐水中的硫酸根结晶分离是目前国内较为先进的脱硝方法，但该法的应用逐渐暴露出冷冻设备易堵塞等问题。我公司针对上述问题进行了一系列的自主研发和工艺改进，已研发出一套新型脱硝技术方案，并已向国家专利局提出了国家发明专利申请。 2、工艺流程简介 图冷冻脱硝工艺流程框图 富硝盐水首先进入预冷换热器进行预冷，预冷后温度可降至15~20℃。预冷后的富硝盐水进入兑卤槽，与兑卤槽循环液均匀混合，稳定降温至-5℃左右。兑卤槽循环液是通过兑卤循环泵泵至冷冻换热器获取冷量，冷冻换热器的冷源为冷冻机组的制冷剂。 兑卤槽在循环换热过程中因温度下降会有芒硝晶体析出并沉降，根据晶体析出情况定期泵至沉硝槽，在沉硝槽中晶体进一步长大。含大量芒硝晶体的浆料随后送至离心机进行离心分离，得到产品芒硝。沉硝槽的上清液只含少量的硫酸根离子（出槽淡盐水硫酸钠浓度为6~10 g/L，出槽淡盐水脱硝后返回前端），溢流收集于冷盐水储槽，经预冷换热器回收冷量后回流至淡盐水储槽进一步处理。 冷冻脱硝的吨水直接运行成本（电以元计）约为30~40元。
3、技术特点 本系统工艺设计的主要技术特点如下： （1）采用逐级降温、三段沉硝，能很好地解决硝分离单元芒硝结晶堵塞严重的问题，冷冻效率高。富硝盐水在浓缩液储罐进行一次沉硝，并根据氯化钠和硫酸钠在水中的互溶度合理设定预冷温度，从而避免预冷换热器的堵塞。二次沉硝发生在兑卤槽，温度降至-(5~7)℃左右，冷冻换热器换热温差小，兑卤循环液流速大，从而有效避免了冷冻换热器的堵塞。三次沉硝发生在沉硝槽，温度在-(7~8)℃左右，沉降的晶体固液比高，有利于离心分离。 （2）换热网络合理，有利于节省能耗。沉硝槽溢流冷盐水用作预冷换热器的热源，既回收了热量（或冷量），同时也减轻了返回化盐工序后对系统工艺温度的影响。 （3）运行管理方便，工艺运转自动化程度高，设备维护简单。
一、减排氮氧化物社会效益 氮氧化物（NOx）是大气的主要污染物之一，包括NO、NO2、N2O、N2O3、N2O5等多种氮的氧化物，燃煤窑炉排放的NOx中绝大部分是NO。NO的毒性不是很大，但是在大气中NO可以氧化生成NO2。NO2比较稳定，其毒性是NO的4～5倍。空气中NO2的含量在3.5×10-6（体积分数）持续1h，就开始对人体有影响；含量为（20～50）×10-6时，对人眼有刺激作用。含量达到150×10-6时，对人体器官产生强烈的刺激作用。此外，NOx还导致光化学烟雾和酸雨的形成。由于大气的氧化性，NOx在大气中可形成硝酸（HNO3）和硝酸盐细颗粒物，同硫酸（H2SO4）和硫酸盐颗粒物一起，易加速区域性酸雨的恶化。 随着我国工业的持续发展，由氮氧化物等污染物引起的臭氧和细粒子污染问题日益突出，严重威胁着人民群众的身体健康，成为当前迫切需要解决的环境问题。2011年全国人大审议通过了“十二五”规划纲要，提出将氮氧化物首次列入约束性指标体系，要求“十二五”期间工业氮氧化物排放减少10%，氮氧化物减排已经成为我国下一阶段污染治理和减排的重点。 二、水泥厂脱硝工艺选择 目前，水泥窑NOx控制技术主要包括低氮燃烧器、分级燃烧法、非选择性催化还原法（SNCR）和选择性催化还原法（SCR）等，各控制技术的脱氮效率如下表所示： NOx控制技术低NOx燃烧器SCR分级燃烧SNCR
脱氮效率10~15%85~90%25~30%50~70% 1、低NOx燃烧器 目前在国内已经有广泛应用，但其效果受窑工况影响较大，一般NOx 的排放量不能达到预期效果或效果不明显。 低氮燃烧器一般把一次风分成浓淡两股，浓相在内，更靠近火焰中心；淡相在外，贴近水冷壁。浓相在内着火时，火焰温度相对较高，但是氧气比相对较少，故生成的氮氧化物的几率相对减少；淡相在外，氧气比相对较大，但由于距火焰高温区域较远，温度相对较低，故氮氧化物的生成也不会很多。根据氮氧化合物生成机理，影响氮氧化合物生成量的因素主要有火焰温度、燃烧器区段氧浓度、燃烧产物在高温区停留时间和煤的特性，而降低氮氧化合物生成量的途径主要有两个方面：降低火焰温度，防止局部高温；降低过量空气系数和氧浓度，使煤粉在缺氧的条件下燃烧。简介：用改变燃烧条件的方法来降低NOx的排放，统称为低NOx燃烧技术。在各种降低NOx排放的技术中，低NOx燃烧技术采用最广、相对简单、经济并且有效。 2、SCR法 SCR法具有脱氮效率高的优势，在电厂锅炉脱氮被广泛应用。但由于SCR操作温度窗口和含尘量的特殊要求，极少应用在国内外水泥生产线上，主要原因为：（1）出窑的烟气通常用于余热发电，出余热发电系统的烟气温度无法满足SCR的温度要求；（2）窑尾框架周边基本上没有布置SCR催
图6-1 典型火电厂SCR法烟气脱硝工艺流程图 脱硝工艺介绍 1脱硝工艺 图1 LNB、SNCR和SCR在锅炉系统中的位置 目前成熟的燃煤电厂氮氧化物控制技术主要包括燃烧中脱硝技术和烟气脱硝技术，其中燃烧中脱硝技术是指低氮燃烧技术（LNB），烟气脱硝技术包括SCR、SNCR和SNCR/SCR 1.1 联 80～90% 气在SCR催化剂的作用下将烟气中的NOx还原成N 2和H 2 O。SNCR/SCR联用工艺系统复杂，而 且脱硝效率一般只有50~70%。 三种烟气脱硝技术的综合比较见表1。 表1 烟气脱硝技术比较
烟气中，与烟气中的NOx混合后，扩散到催化剂表面，在催化剂作用下，氨气（NH 3 ）将烟气 中的NO和NO 2还原成无公害的氮气（N 2 ）和水（H 2 O）（图3-6）。这里“选择性”是指氨有选 择的与烟气中的NOx进行还原反应，而不与烟气中大量的O 2 作用。整个反应的控制环节是烟气在催化剂表面层流区和催化剂微孔内的扩散。 图2 SCR反应示意图 SCR反应化学方程式如下： 4NO + 4NH 3 + O 2 → 4N 2 + 6H 2 O （3-1）
2NO 2 + 4NH 3 + O 2 → 3N 2 + 6H 2 O （3-2） 在燃煤烟气的NOx中，NO约占95%，NO 2 约占5%，所以化学反应式（3-1）为主要反应，实际氨氮比接近1:1。 SCR技术通常采用V 2O 5 /TiO 2 基催化剂来促进脱硝还原反应。脱硝催化剂使用高比表面积 专用锐钛型TiO 2作为载体，（钒）V 2 O 5 作为主要活性成分，为了提高脱硝催化剂的热稳定性、 机械强度和抗中毒性能，往往还在其中添加适量的WO 3、（钼）MoO 3 、玻璃纤维等作为助添 加剂。 催化剂活性成分V 2O 5 在催化还原NOx 的同时，还会催化氧化烟气中SO 2 转化成SO 3 （反 应 NH 4 。 后处理 2 ）以 ?会增加锅炉烟道系统阻力900~1200Pa； ?系统运行会增加空预器入口烟气中SO3浓度，并残留部分未反应的逃逸氨气，两者 在空预器低温换热面上易发生反应形成NH 4HSO 4 ，进而恶化空预器冷端的堵塞和腐蚀，因此 需要对空预器采取抗NH 4HSO 4 堵塞的措施。 2.2S CR技术分类 烟气脱硝SCR工艺根据反应器在烟气系统中的位置主要分为三种类型（图3）：高灰型、低灰型和尾部型等。
电厂在进行脱硫脱硝的时候方法是不一样的，所以其工艺流程也不相同，下面，就具体给大家分享一下。 脱硫工艺又分为两种，具体的流程介绍是：一、双碱法脱硫工艺 1）吸收剂制备与补充； 2）吸收剂浆液喷淋； 3）塔内雾滴与烟气接触混合； 4）再生池浆液还原钠基碱； 5）石膏脱水处理。 二、石灰石-石膏法脱硫工艺 1. 脱硫过程： CaCO3+SO2+1/2H2O→CaSO3·1/2H2O+CO2 Ca(OH)2+SO2→CaSO3·1/2H2O+1/2H2O CaSO3·1/2H2O+SO2+1/2H2O→Ca(HSO3)2 2. 氧化过程： 2CaSO3·1/2H2O+O2+3H2O→2CaSO4·2H2O
Ca(HSO3)2+O2+2H2O→CaSO4·2H2O+H2SO4 脱销工艺也分为两种，具体的流程介绍是：一、SNCR脱硝工艺1. 采用NH3作为还原剂时： 4NH3 + 4NO+ O2 →4N2 +6H2O 4NH3 + 2NO+ 2O2 →3N2 +6H2O 8NH3 + 6NO2 →7N2 +12H2O 2. 采用尿素作为还原剂时： (NH2)2CO→2NH2 + CO NH2 + NO→N2 + H2O CO + NO→N2 + CO2 二、SCR脱硝工艺 1. 氨法SCR脱硝工艺： NO+NO2+2NH3—>2N2+3H2O
4NO+4NH3+O2—>4N2+6H2O 2NO2+4NH3+O2—>3N2+6H2O 2. 尿素法SCR脱硝工艺： NH2CONH2+H2O→2NH3+CO2 4NO+4NH3+O2→3N2+6H2O 6NO+4NH3→5N2+6H2O 以上内容由河南星火源科技有限公司提供。该企业是是专业从事环保设备、自动化系统、预警预报平台开发的技术服务型企业。公司下辖两个全资子公司,分别从事污染源监测及环境第三方检测。参股两家子公司分别从事环保设备的生产制造、自动化软件平台及智慧环保相关平台的定制开发。
龙净环保脱硝技术介绍 龙净环保联合美国顶级脱硝公司开拓国内市场。该美国公司是美国国家燃烧实验室理事单位，美国环境总署，美国能源总署的技术咨询合作单位。多年来从事通过改进锅炉燃烧来减少锅炉及各类型燃烧器出口污染物的专业公司，公司从业至今已有30年几年，已在世界各地实施了几十个项目，并且公司在项目实施过程中发明（开发）了多种技术，并拥有多种专利。主要的技术由：煤粉锅炉的LK-LNB技术（全称旋转对冲燃烬风技术）、LK-SNCR 技术（智能型还原剂喷射系统—脱硝、脱硫及其他污染物技术）、混合式SCR 技术（LK-SNCR+SCR）、脱汞技术；CFB锅炉的LK-CFB-SNCR技术（脱硫、脱硝改进技术）、LK-CFB-SNCR技术、CFB-HYBRID-SCR 技术；水泥窑炉的LK-LNB技术、LK-SNCR技术。
一、LK-LNB技术 全称‘旋转对冲智能型分级燃烬风技术’，属第三代分级燃烧技术。 主要原理：通过在锅炉空预器出口的二次风道上抽吸大约占锅炉总风量的30%左右的热风，通过高压风机升压后通过特殊设计的喷口以极高的风速分多层喷入锅炉炉膛上部空间，形成强烈的扰动混合，并在主燃烧区域形成较强的还原性气氛及相对较长的还原空间，达到在较高的NOx去除效果的前提下不降低锅炉的燃烧效率及运行操控性能、安全性能。 性能指标： NOx降低值：不低于50%，绝对值排放控制（普通锅炉）280mg/Nm3以内； 锅炉效率：不降低 安全性能：不降低（不产生高温腐蚀和结焦，低负荷稳燃能力不改变） 二、LK-SNCR技术： 是一种多种污染物喷射还原系统或平台，根据需要，在此平台下通过喷射不同的化学剂能达到去除不同的污染物（加氨脱除NOx、加石灰石脱除SOx及加脱汞剂脱除重金属等）。 LK-SNCR技术在脱硝上反应原理同SNCR技术，也是通过向烟气中喷氨或尿素等含有NH3基的还原剂，在高温（850-1100度）和没有催化剂的情况下，通过烟道气流中产生的氨自由基与NOx反应，把NOx还原成N2和H2O。在此反应中，部分还原剂还将与烟气中的O2发生氧化反应生成NO和H2O，因此还原剂消耗量较大。
石灰石-石膏湿法脱硫工艺概述 烟气脱硫采用技术为石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺。脱硫剂采用石灰石粉(CaCO3), 石灰石由于其良好的化学活性及低廉的价格因素而成为目前世界上湿法脱硫广泛采用的脱硫剂制备原料。SO2与石灰石浆液反应后生成的亚硫酸钙, 就地强制氧化为石膏，石膏经二级脱水处理可作为副产品外售。 本设计方案采用传统的单回路喷淋塔工艺，将含有氧化空气管道的浆池直接布置在吸收塔底部, 塔内上部设置三层喷淋层和二级除雾器。从锅炉来的原烟气中所含的SO2与塔顶喷淋下来的石灰石浆液进行充分的逆流接触反应，从而将烟气中所含的SO2去除，生成亚硫酸钙悬浮。在浆液池中通过鼓入氧化空气，并在搅拌器的不断搅动下，将亚硫酸钙强制氧化生成石膏颗粒。脱硫效率按照不小于90％设计。其他同样有害的物质如飞灰，SO3，HCI 和HF也大部分得到去除。该脱硫工艺技术经广泛应用证明是十分成熟可靠的。 工艺布置采用一炉一塔方案，石灰石制浆、石膏脱水、工艺水、事故浆液系统等两塔公用。#1锅炉来的原烟气由烟道引出，经升压风机(两台静叶可调轴流风机) 增压后, 送至吸收塔，进行脱硫。脱硫后的净烟气经塔顶除雾器除雾后通过烟囱排放至大气。#2炉的烟道系统流程与#1炉相同，布置上与#1炉为对称布置。 脱硫剂采用外购石灰石粉，用滤液水制成30%的浆液后在石灰石浆液箱中贮存，通过石灰石浆液泵不断地补充到吸收塔内。脱硫副产品石膏通过石膏排出泵，从吸收塔浆液池抽出，输送至石膏旋流站(一级脱水系统)，经过一级脱水后的底流石膏浆液其含水率约为50%左右，直接送至真空皮带过滤机进行二级过滤脱水。石膏被脱水后含水量降到10％以下。石膏产品的产量为20.42t/h（#1、#2炉设计煤种，石膏含≤10％的水分）。脱硫装置产生的废水经脱硫岛设置的废水处理装置处理后达标排放或回收利用。 脱硝工艺系统描述 3.1 脱硝工艺的原理和流程 本工程采用选择性催化还原法（SCR）脱硝技术。SCR脱硝技术是指在催化剂的作用下，还原剂（液氨）与烟气中的氮氧化物反应生成无害的氮和水，从而去除烟气中的NOx。选择性是指还原剂NH3和烟气中的NOx发生还原反应，而不与烟气中的氧气发生反应。 化学反应原理 4 NO + 4 NH3 + O2 --> 4 N2 + 6 H2O 6 NO2 + 8 NH3 + O2 --> 7 N2 + 12 H2O
SCR 脱硝技术 SCR （Selective Catalytic Reduction ）即为选择性催化还原技术，近几年来发展较快，在西欧和日本得到了广泛的应用，目前氨催化还原法是应用得最多的技术。它没有副产物，不形成二次污染，装置结构简单，并且脱除效率高（可达90%以上），运行可靠，便于维护等优点。 选择性是指在催化剂的作用和在氧气存在条件下，NH3优先和NOx 发生还原脱除反应，生成氮气和水，而不和烟气中的氧进行氧化反应，其主要反应式为： O H N O NH NO 22236444+→++ O H N O NH NO 222326342+→++ 在没有催化剂的情况下，上述化学反应只是在很窄的温度范围内（980℃左右）进行，采用催化剂时其反应温度可控制在300-400℃下进行，相当于锅炉省煤器与空气预热器之间的烟气温度，上述反应为放热反应，由于NOx 在烟气中的浓度较低， 故反应引起催化剂温度的升高可以忽略。 下图是SCR 法烟气脱硝工艺流程示意图 SCR 脱硝原理 SCR 技术脱硝原理为：在催化剂作用下，向温度约280～420 ℃的烟气中喷入氨，将X NO 还原成2N 和O H 2。
SCR脱硝催化剂： 催化剂作为SCR脱硝反应的核心,其质量和性能直接关系到脱硝效率的高低,所以,在火电厂脱硝工程中, 除了反应器及烟道的设计不容忽视外,催化剂的参数设计同样至关重要。 一般来说,脱硝催化剂都是为项目量身定制的,即依据项目烟气成分、特性,效率以及客户要求来定的。催化剂的性能(包括活性、选择性、稳定性和再生性)无法直接量化,而是综合体现在一些参数上,主要有:活性温度、几何特性参数、机械强度参数、化学成分含量、工艺性能指标等。 催化剂的形式有：波纹板式，蜂窝式，板式
现运行的各种脱硫工艺流程图汇总
脱硫技术简介
通过对国内外脱硫技术以及国内电力行业引进脱硫工艺试点厂情况的分析研究，目前脱硫方法一般可划分为燃烧前脱硫、燃烧中脱硫和燃烧后脱硫等3类。 其中燃烧后脱硫，又称烟气脱硫（Flue gas desulfurization，简称FGD），在FGD技术中，按脱硫剂的种类划分，可分为以下五种方法：以CaCO3（石灰石）为基础的钙法，以MgO为基础的镁法，以Na2SO3为基础的钠法，以NH3为基础的氨法，以有机碱为基础的有机碱法。世界上普 遍使用的商业化技术是钙法，所占比例在90%以上。 按吸收剂及脱硫产物在脱硫过程中的干湿状态又可将脱硫技术分为湿法、干法和半干（半湿）法。湿法FGD技术是用含有吸收剂的溶液或浆液在湿状态下脱硫和处理脱硫产物，该法具有脱硫反应速度快、设备简单、脱硫效率高等优点，但普遍存在腐蚀严重、运行维护费用高及易造成二次污染等问题。 干法FGD技术的脱硫吸收和产物处理均在干状态下进行，该法具有无污水废酸排出、设备腐蚀程度较轻，烟气在净化过程中无明显降温、净化后烟温高、利于烟囱排气扩散、二次污染少等优点，但存在脱硫效率低，反应速度较慢、设备庞大等问题。 半干法FGD技术是指脱硫剂在干燥状态下脱硫、在湿状态下再生（如水洗活性炭再生流程），或者在湿状态下脱硫、在干状态下处理脱硫产物（如喷雾干燥法）的烟气脱硫技术。特别是在湿状态下脱硫、在干状态下处理脱硫产物的
半干法，以其既有湿法脱硫反应速度快、脱硫效率高的优点，又有干法无污水废酸排出、脱硫后产物易于处理的优势而受到人们广泛的关注。按脱硫产物的用途，可分为抛弃法和回收法两种。 烧结烟气脱硫
最全面的烟气脱硫脱硝技术大汇总 第一部分脱硫技术 目前烟气脱硫技术种类达几十种，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。 目前传统的石灰石/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。这种方法仅适于低浓度SO2烟气，而不适于高浓度SO2气体吸收，应用范围比较窄。 另外，还有海水脱硫法、磷铵复肥法、液相催化法等湿法烟气脱硫技术。 二、干法烟气脱硫技术 优点：干法烟气脱硫技术为气同反应，相对于湿法脱硫系统来说，设备简单，占地面积小、投资和运行费用较低、操作方便、能耗低、生成物便于处置、无污水处理系统等。 缺点：但反应速度慢，脱硫率低，先进的可达60-80%。但目前此种方法脱硫效率较低，吸收剂利用率低，磨损、结垢现象比较严重，在设备维护方面难度较大，设备运行的稳定性、可靠性不高，且寿命较短，限制了此种方法的应用。 分类：常用的干法烟气脱硫技术有活性碳吸附法、电子束辐射法、荷电干式吸收剂喷射法、金属氧化物脱硫法等。 典型的干法脱硫系统是将脱硫剂(如石灰石、白云石或消石灰)直接喷入炉内。以石灰石为例，在高温下煅烧时，脱硫剂煅烧后形成多孔的氧化钙颗粒，它和烟气中的SO2反应生成硫酸钙，达到脱硫的目的。
我国氮氧化物的排放情况： 氮氧化物的危害 随着我国经济的发展，能源消耗带来的环境污染也越来越严重，大气烟尘、酸雨、温室效应和臭氧层的破坏已成为危害人民生存的四大杀手。其中烟尘、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近年来，氮氧化物(NOx，包括N2O、NO、NO2、N2O3、N2O和N2O5等多种化合物）的治理已经成为人们关注的焦点之一。 在高温燃烧条件下，NOx主要以NO的形式存在，最初排放的NOx中NO约占95%。但是，NO在大气中极易与空气中的氧发生反应，生成NOx，故大气中NO普遍以NO的形式存在。空气中的NO和NO2通过光化学反应，相互转化而达到平衡。在温度较大或有云雾存在时，NO2进一步与水分子作用形成酸雨中的第二重要酸分——硝酸(HNO3),在有催化剂存在时，如加上合适的气象条件，NO2转变成硝酸的速度加快。特别是当NO2与SO2同时存在时，可以相互催化，形成硝酸的速度更快。此外，NOx还可以因飞行器在平流层中排放废气，逐渐积累，而使其浓度增大，此时NO再与平流层内的O3发生反应生成NO2、O2，NO2与O2进一步反应生成NO 和O2，从而打破O3平衡，使O3浓度降低导致O3层的耗损。 我国氮氧化物的排放情况 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。随着我国经济实力的增强，耗电量也将逐步加大。目前，我国已经开展了大规模的烟气脱硫项目，但烟气脱硝还未大规模的开展。有研究资料表明，如果继续不加强对烟气中氮氧化物的治理，氮氧化物的总量和在大气污染物中的比重都将上升，并有可能取代二氧化硫成为大气中的主要污染物。 我国是世界上少数几个以煤炭为主要能源的国家之一,据统计,我国67%的氮氧化物(NOx)排放量来自于煤炭的燃烧。据国家环保总局统计预测, 2005年和2010年我国火电厂煤炭消耗量分别占全国总量的56%和64%,火电厂NOx产生量占全国总量的50%。从燃煤消耗对NOx排放贡献值来看,火电厂NOx排放控制是我国NOx排放总量控制关键所在。随着我国最新的《火电厂大气污染物控制排放标准》和《大气污染防治法》的颁布实施以及《京都议定书》的正式生效,国内对NOx 的排放控制将日趋严格,在火力发电厂中采用有效的NOx排放控制措施势在必行。
SCR脱硝催化剂介绍1．催化剂的化学组成 商业SCR催化剂活性组分为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。表2-2列出了典型催化剂的成分及比例。 表2-2 典型催化剂的成分及比例 活性组分是多元催化剂的主体，是必备的组分，没有它就缺乏所需的催化作用。助催 化剂本身没有活性或活性很小，但却能显着地改善催化剂性能。研究发现WO 3与MoO 3 均可 提高催化剂的热稳定性，并能改善V 2O 5 与TiO 2 之间的电子作用，提高催化剂的活性、选择
性和机械强度。除此以外，MoO 3还可以增强催化剂的抗As 2 O 3 中毒能力。 载体主要起到支撑、分散、稳定催化活性物质的作用，同时TiO 2 本身也有微弱的催化 能力。选用锐钛矿型的TiO 2作为SCR催化剂的载体，与其他氧化物(如Al 2 O 3 、ZrO 2 )载体相 比，TiO 2抑制SO 2 氧化的能力强，能很好的分散表面的钒物种和TiO 2 的半导体本质。 2．对SCR催化剂的要求 理想的燃煤烟气脱硝催化剂需要满足以下条件： (1) 活性高为满足国家严格的排放标准，需要达到80%～90%的脱硝率，即要求催化剂有很高的SCR活性； (2) 选择性强还原剂NH 3主要是被NO x 氧化成N 2 和H 2 O，而不是被O 2 氧化。催化剂的 高选择性有助于提高还原剂的利用率，降低运行成本； (3) 机械性能好燃煤电厂大多采用高灰布置方式，SCR催化剂需长期受大气流和粉尘的冲刷磨损，并且安装过程对催化剂的机械强度也有一定的要求； (4) 抗毒性强烟气和飞灰中含有较多的毒物，催化剂需要耐毒物的长期侵蚀，长久保持理想的活性； (5) 其他 SCR催化剂对SO 2 的氧化率低，良好的化学、机械和热稳定性，较大的比表面积和良好的孔结构，压降低、价格低、寿命长。此外，还要求SCR催化剂结构简单、占地省、易于拆卸或装填。 3．催化剂类型 电厂烟气脱硝催化剂的主要类型有蜂窝式、板式和波纹式，结构如图2-23所示。蜂窝
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通过对国内外脱硫技术以及国内电力行业引进脱硫工艺试点厂情况的分析研究，目前脱硫方法一般可划分为燃烧前脱硫、燃烧中脱硫和燃烧后脱硫等3类。 其中燃烧后脱硫，又称烟气脱硫（Flue gas desulfurization，简称FGD），在FGD技术中，按脱硫剂的种类划分，可分为以下五种方法：以CaCO3（石灰石）为基础的钙法，以MgO为基础的镁法，以Na2SO3为基础的钠法，以NH3为基础的氨法，以有机碱为基础的有机碱法。世界上普 遍使用的商业化技术是钙法，所占比例在90%以上。 按吸收剂及脱硫产物在脱硫过程中的干湿状态又可将脱硫技术分为湿法、干法和半干（半湿）法。湿法FGD技术是用含有吸收剂的溶液或浆液在湿状态下脱硫和处理脱硫产物，该法具有脱硫反应速度快、设备简单、脱硫效率高等优点，但普遍存在腐蚀严重、运行维护费用高及易造成二次污染等问题。 干法FGD技术的脱硫吸收和产物处理均在干状态下进行，该法具有无污水废酸排出、设备腐蚀程度较轻，烟气在净化过程中无明显降温、净化后烟温高、利于烟囱排气扩散、二次污染少等优点，但存在脱硫效率低，反应速度较慢、设备庞大等问题。 4
半干法FGD技术是指脱硫剂在干燥状态下脱硫、在湿状态下再生（如水洗活性炭再生流程），或者在湿状态下脱硫、在干状态下处理脱硫产物（如喷雾干燥法）的烟气脱硫技术。特别是在湿状态下脱硫、在干状态下处理脱硫产物的半干法，以其既有湿法脱硫反应速度快、脱硫效率高的优点，又有干法无污水废酸排出、脱硫后产物易于处理的优势而受到 5
人们广泛的关注。按脱硫产物的用途，可分为抛弃法和回收法两种。 6
SNCR脱硝技术简介 1 SNCR脱硝原理 选择性非催化还原(SNCR)脱除NOx技术是把含有NHx 基的还原剂(如氨气、氨水或者尿素等)喷入炉膛温度为800℃~1 100℃的区域，该还原剂迅速热分解成NH3 和其它副产物，随后NH3 与烟气中的NOx 进行SNCR 反应而生成N2。 采用NH3 作为还原剂，在温度为900℃~1 100℃的范围内，还原NOx 的化学反应方程式主要为： 4NH3+4NO+O2=4N2+6H2O 4NH3+2NO+2O2=3N2+6H2O 8NH3+6NO2=7N2+12H2O 而采用尿素作为还原剂还原NOx 的主要化学反应为： (NH4)2CO=2NH2+CO NH2+NO+N2+H2O CO+NO=N2+CO2 SNCR 还原NO的反应对于温度条件非常敏感，炉膛上喷入点的选择，也就是所谓的温度窗口的选择，是SNCR还原NO效率高低的关键。一般认为理想的温度范围为700℃~1 100℃, 并随反应器类型的变化而有所不同。当反应温度低于温度窗口时，由于停留时间的限制，往往使化学反应进行的程度较低反应不够彻底，从而造成NO 的还原率较低，同时未参与反应的NH3 增加也会造成氨气泄漏。而当反应温度高于温度窗口时，NH3 的氧化反应开始起主导作用：4NH3+5O2=4NO+6H2O 从而，NH3 的作用成为氧化并生成NO，而不是还原NO为N2。总之，SNCR 还原NO 的过程是上述两类反应相互竞争、共同作用的结果。如何选取合适的温度条件同时兼顾减少还原剂的泄漏成为SNCR 技术成功应用的关键。 2 SNCR脱硝的优点 选择性非催化还原技术(SNCR)具有以下优点： (1) 系统简单：不需要改变现有锅炉的设备设置，而只需在现有的燃煤锅炉的基础上增加氨或尿素储槽，氨或尿素喷射装置及其喷射口即可，系统结构比较简单； (2) 系统投资小：相对于SCR的大约40美元kW-1 ~60美元kW-1 的昂贵造价，由于系统简单以及运行中不需要昂贵的催化剂而只需要廉价的尿素或液氨，所以SNCR 大约 5 美元?kW-1 ~10 美元kW-1 的造价显然更适合我国国情； (3) 阻力小：对锅炉的正常运行影响较小；
S C R脱硝技术简介-标准化文件发布号：（9456-EUATWK-MWUB-WUNN-INNUL-DDQTY-KII
SCR脱硝技术 SCR（Selective Catalytic Reduction）即为选择性催化还原技术，近几年来发展较快，在西欧和日本得到了广泛的应用，目前氨催化还原法是应用得最多的技术。它没有副产物，不形成二次污染，装置结构简单，并且脱除效率高（可达90%以上），运行可靠，便于维护等优点。 选择性是指在催化剂的作用和在氧气存在条件下，NH3优先和NOx发生还原脱除反应，生成氮气和水，而不和烟气中的氧进行氧化反应，其主要反应式为：4NO+4NH3+O2→4N2+6H2O（1） 2NO2+4NH3 +O2→ 3N2+6H2O（2） 在没有催化剂的情况下，上述化学反应只是在很窄的温度范围内（980℃左右）进行，采用催化剂时其反应温度可控制在300-400℃下进行，相当于锅炉省煤器与空气预热器之间的烟气温度，上述反应为放热反应，由于NOx在烟气中的浓度较低，故反应引起催化剂温度的升高可以忽略。 下图是SCR法烟气脱硝工艺流程示意图 SCR脱硝原理 SCR 技术脱硝原理为：在催化剂作用下，向温度约280～420 ℃的烟气中喷入氨，将NOX 还原成N2 和H2O。
SCR脱硝催化剂： 催化剂作为SCR脱硝反应的核心,其质量和性能直接关系到脱硝效率的高低,所以,在火电厂脱硝工程中, 除了反应器及烟道的设计不容忽视外,催化剂的参数设计同样至关重要。 一般来说,脱硝催化剂都是为项目量身定制的,即依据项目烟气成分、特性,效率以及客户要求来定的。催化剂的性能(包括活性、选择性、稳定性和再生性)无法直接量化,而是综合体现在一些参数上,主要有:活性温度、几何特性参数、机械强度参数、化学成分含量、工艺性能指标等。
电厂脱硫脱硝的工艺流程设计 在本次的设计中工艺流程是先脱硝再脱硫，是对燃烧后的烟气进行的处理过程，脱硝装置采用低粉尘布置。脱硝采用选择性催化还原（SCR）法，脱硫采用的是湿式石灰石—石膏法烟气脱硫法。 一、低粉尘布置的SCR工艺特点 （1）优点 1）锅炉烟气经过静电除尘器之后，粉尘浓度下降，可以延长催化剂的使用寿命； 2）与锅炉本体独立，不影响锅炉的正常运行； 3）氨的泄漏量小于高温布置方式的泄漏量。 （2）缺点 1）与高粉尘布置一样，烟气中含有大量的SO 2，催化剂可以是部分SO 2 氧化，生成SO 2 ，并可能与泄露的氨生成腐蚀性很强的硫酸铵（或者硫酸氢铵）； 2）由于烟气温度较低（约为160℃），可供选择的催化剂的种类较少； 3）国内没有运用经验，国外可供参考的工程实例也较少。 二、湿式石灰石—石膏法烟气脱硫工艺特点 （1）优点 1）脱硫效率高。 2）适用于大容量机组，且可多台机组配备一套脱硫装置。 3）技术成熟，运行可靠性好。 4）对煤种变化的适应性强。 5）吸收剂资源丰富，价格便宜。 6）脱硫副产品便于综合利用。 （2）缺点 1）石灰浆制备要求高，流程复杂。 2）设备易结垢、堵塞。 3）脱硫剂的利用率偏低，增加了脱硫剂和脱硫产物的处理费用。 三、SCR脱硝工艺特点 （1）优点 1）使用催化剂，反应温度低； 2）净化率高，脱NO X 效率可达85%； 3）工艺设备紧凑，运行可靠； 4）还原后的氨气放空，无二次污染； （2）缺点 1）烟气成分复杂，某些污染物可使催化剂中毒； 2）高分散的粉尘可覆盖催化剂的表面，使其活性下降； 3）系统中存在一些未反应的NH 3和烟气的SO 2 作用，生成易腐蚀和堵塞 设备的（NH 4） 2 SO 4 和NH 4 HSO 4 ，会降低氨的利用率，同时加剧空气预 热器低温腐蚀。 四、设计参数
选择性催化还原 选择性催化还原方法（SCR）是对下游工质的一项处理工艺。其原理就是在含有N Ox的尾气中喷入氨，尿素或者其它含氮化合物，使其中的NOx还原成N2和水。还原反应在较高的温度范围（870—1100℃）内进行，不需要催化剂，称为选择性非催化还原（SNR）；还原反应在较低的温度范围（315—400℃）内进行，需要催化剂，称之为选择性催化还原（SCR）。 SCR成功的关键因素有二：一是排气与NH3充分混合；二是按进入反应区的NOx浓度及去除率严格控制NH3的喷入量。在反应过程中，还原反应并不完全，不参加反应的部分NH3会随排气从烟道逸出。若逸出量过高时，会出现若干有害的副反应，如在有O2存在的条件下，催化剂会将SO2转化为SO3，SO3和多余的NH3和水反应生成硫酸铵或者硫酸氢铵。这种固态物质会污染和堵塞下游部件，沉积在锅炉表面或者在烟囱出口处形成蓝色的有害烟雾。露点腐蚀也被认为与此物有关。因此不得不设置水洗装置以清除有害的副反应生成物，从而使结构复杂化。催化剂也会随时间的增加而丧失活性，因此必须定期更换，一般规定一至五年更换一次，需根据用途而定。但由于催化剂价格昂贵，频繁更换必然会增加运营成本。 常规的SCR技术，有一些值得注意之处：（1）必须精确控制NH3的喷入量，以便最大限度的去除NOx，而无未反应的NH3通过烟囱逸出。因为除可能产生有害的副产物以外，NH3本身也是一种大气污染物。（2）当前使用的大多数催化剂都是有毒的，这种材料的管制和处理仍然是问题。（3）由于NH3的喷入位置及催化剂位置的影响，余热锅炉的补燃可能会受到限制。（4）如果SCR组件在余热锅炉中部，因为部分气体不再沿锅炉表面流向烟囱，则余热锅炉的产气量可能很难控制。（5）SCR组件对燃料中的硫十分敏感，影响了燃料品种的多样性。虽然如此，SCR仍然是一项很有前途的技术。催化剂成本近年来已经有所降低，而使用寿命却在增加。另外，一种新的低温催化剂沸石的研制正在取得进展，并结合分子筛技术，其催化活性、对污染的敏感性、维护和处理性能都较其它催化剂有所改善。 1.吴忠标, 大气污染控制技术. 2002, 北京: 化学工业出版社. 244. 2.刘瑞同, 国外降低燃气轮机NOx排放物的途径. 燃气轮机技术, 1991.
SNCR脱硝工艺简介 SNCR是在不采用催化剂的情况下，在炉膛（或循环流化床分离器）内烟气适宜温度处均匀喷入氨或尿素等氨基还原剂，还原剂在炉内迅速分解，与烟气中的NOx反应生成N2和H2O（反应基本不与烟气中的氧气发生作用），从而达到脱硝目的。SNCR反应控制在很窄的烟气温度范围对应的炉膛位置进行。以氨水为还原剂的SNCR工艺原理图见图1-1 图1-1 以尿素为还原剂的工艺原理图见图1-2 图1-2
1、工艺原理 由于脱NOx 主要是脱除烟气中的NO （占95%左右），因此在炉膛850-1100℃范围内，用氨水或尿素的主要反应如下： 氨水为还原剂时， O H N O NO NH 22236444+→++ 尿素为还原剂时， O H CO N O NH CO NO 222222222 1)(2++→++ 2、系统组成 SNCR 系统烟气脱硝过程主要由四个方面组成：还原剂储存系统，还原剂、空气计量系统，炉区喷射系统，辅助设备系统。 3、技术特点 （1）SNCR 脱硝系统的建设为一次性投资，运行成本低。在脱硝过程中不使用催化剂，不存在增加系统的压力损失等其他烟气脱硝技术引起的弊端。 （2）SNCR 脱硝系统的设备占地面积小，当现有锅炉的脱硝技术改造效率低时，SNCR 脱硝技术经济性高。 （3）SNCR 工艺的还原过程都在锅炉内部进行，不需要另设反应器。 （4）SNCR 脱硝技术在锅炉内部进行，脱硝效率收到锅炉设计、锅炉负荷等因素的影响较大，脱硝效率低，在30-50%范围内。 （5）由于SNCR 不需要使用催化剂，不受煤质和煤灰的影响，可以在锅炉上更经济有效地取得总量控制的较好要求，可以单独使用或作为SCR 及其他低氮燃烧技术的必要补充。 4、脱硝系统工艺流程 还原剂在氨区的接收和储存，用计量泵将还原剂以一定比例与空气混合后，在锅炉合适位置注入稀释后的还原剂，通过选择性非催化还原法，当使用含氨化合物的水溶液时，化合物分解就会释放出氨气，氨基在850℃-1100℃时NO 生成氮气和水蒸气： NH 2+NO <=>H 2O+N 2，达到脱硝目的。同时，氨逃逸率控制在8mg/m 3以下。 5、影响脱硝性能的因素 （1）温度。当温度高于1200℃时，NH 3会被氧化成NO ，反而造成NOx 排放浓