2006.No.2?月刊１ 燃煤电站锅炉燃烧过程ＮＯｘ 生成机理及减排技术 在通常燃烧温度下，煤燃烧生成的ＮＯｘ在烟气中的含量＜１％， 其中， ＮＯ占ＮＯｘ的９０％以上， ＮＯ２占５％～１０％，而Ｎ２Ｏ只占１％左右。在煤燃烧过程中，生成ＮＯｘ的途径有三个： （１）热力型ＮＯｘ（Ｔｈｅｒｍａｌ），它是空气中的氮气在高温下转化生成的。
（２）燃料型ＮＯｘ，它是燃料中含有的氮化物在燃烧过程中热分解并氧化而生成。
（３）快速型ＮＯ，它是燃烧时空气中的氮与燃料中的碳氢粒子团反应生成。
燃煤电站锅炉ＮＯｘ减排控制技术措施可分为炉内低ＮＯｘ燃烧器（ＬＮＢ）技术、ＳＯＦＡ分级燃烧法和尾部二次烟气净化处理法（ＤｅＮＯｘ烟气脱硝装置）。由于仅靠炉内控制ＮＯｘ排放达不到环保标准，
需要在锅炉尾部加装烟气脱硝装置。目前烟气脱硝的比较成熟的技术是选择性催化还原（ＳＣＲ）与选择性非催化还原（ＳＮＣＲ）。其中ＳＣＲ烟气脱硝技术更受青睐，脱硝率可达９０％以上，是国内外应用最多最成熟的技术。２ ＳＣＲ法烟气脱硝工程的工艺流程及设计特点２．１ ＳＣＲ法烟气脱硝技术原理
选择性催化还原（Ｓｅｌｅｃｔｉｖｅ Ｃａｔａｌｙｔｉｃ Ｒｅｄｕｃｔｉｏｎ）烟气脱硝系统采用氨气作为还原介质。ＳＣＲ ＤｅＮＯｘ装置的主要组成部分包括一个装催化剂的反应器，一个氨储罐和一个还原剂注入系统，国外较多使用无水液氨。
其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，并在有氧气的条件下，氨气选择性地与烟气中的ＮＯｘ（主要是ＮＯ、ＮＯ２）发生化学反应，生成无害的氮气（Ｎ２）和水（Ｈ２Ｏ）。主要反应化学方程式为：
４ＮＯ＋４ＮＨ３＋Ｏ２＝４Ｎ２＋６Ｈ２Ｏ （１） ６ＮＯ２＋８ＮＨ３＋Ｏ２＝７Ｎ２＋１２Ｈ２Ｏ （２） 选择性反应意味着不发生ＮＨ３
与ＳＯ２的反应，但在催化剂的作用下，烟气中的少量ＳＯ２会被氧化成ＳＯ３，其氧化程度通常用ＳＯ２／ＳＯ３转化率表示。在有水的条件下，ＳＣＲ中未反应的的氨与烟气中的ＳＯ３反应生成硫酸氢氨（ＮＨ４ＨＳＯ４）与硫酸氨（ＮＨ４）ＳＯ４）等一些对反应有害的物质。２．２ ＳＣＲ法脱硝工艺流程简介
ＳＣＲ法工艺系统流程主要由贮氨、混氨、喷氨系
统，反应塔（催化剂）系统，烟道及控制系统等组成。首先，液氨被运送到液氨储罐贮藏。无水液氨的储存压力取决于储罐的温度（例如２０℃时压力为１０ｂａｒ）。然后液氨通过蒸发器被减压蒸发输送到氨蒸发罐，通
燃煤锅炉烟气脱硝（ＳＣＲ法）马忠云，檀国彪
（许继联华国际环境工程公司，北京 １０００８５）
工艺及特性
节能环保技术
2006.No.2?月刊
过鼓风机向氨蒸发罐中鼓入与氨量成一定配比的空气，其作用一是稀释纯氨气，二是增加反应塔中的氧含量。稀释的氨气经注射喷嘴被注入烟道隔栅中，与原烟气混合。在喷嘴数量较少的情况下，为了获得氨和烟气的充分均匀分布，要在反应塔前加装一个静态混合器，这样，从省煤器后出来的烟气经与部分旁路高温烟气混合调温（烟气在反应塔中与高温催化剂的反应最佳温度为３７０～４４０℃）后，进入反应塔。在催化剂的作用下，烟气中的ＮＯｘ与氨气发生化学反应转化。当反应塔发生故障时，烟气走反应塔前设置的１００％烟气旁路，对锅炉正常运行没有影响。２．３ ＳＣＲ法脱硝反应塔布置方案
对于新建机组或现役机组改造， 根据现场实际情况，以及所使用的催化剂的种类，ＳＣＲ反应塔主要有以下３种布置方案。
（１）高温高飞灰烟气段布置，反应塔直接安装在省煤器与空气预热器之间，静电除尘器前面。其优点是进入反应塔的烟温为３２０～４３０℃，适合大多数催化剂所要求的工作温度。由于烟温很高，不需要再加热。这种布置初投资及运行费用较低，技术成熟，性价比最高，在新建及改造电厂中应用最为广泛。其缺点是此段烟气飞灰含量高，易引起催化剂表面磨损，催化剂孔径易被飞灰颗粒和硫酸氢氨晶体堵塞，且飞灰当中的重金属（镉、砷）易引起催化剂中毒，表面失去活性。克服的办法是需要时对催化剂进行硬化处理，并为反应塔配备过热蒸汽吹灰器，对催化剂表面进行定期吹扫。
（２）高温低飞灰烟气段布置，反应塔安装在静电除尘器与空气预热器之间。其优点是进入反应塔的烟气温度高，含尘量低。缺点是ＳＯ２含量仍较高；飞灰颗粒较细，虽磨损减轻，但易导致催化剂堵塞，使催化剂表面粘污积灰，影响换热效率。
（３）低温低飞灰烟气段布置，反应塔安装在空气预热器及脱硫装置的下游。优点是进入反应塔的烟气含尘及ＳＯ２量极低，催化剂被磨损和堵塞的几率小，可采用比表面积较大的细孔径催化剂，烟气流速可设计得高一些。因此，催化剂体积用量少，使用寿命长。缺
（５５～７０同时其初投资及运３ ＳＣＲ法脱硝工艺中的催化剂、 还原剂的特性及选择３．１ ＳＣＲ法脱硝工艺中的催化剂特性及选择使用 ＳＣＲ法脱硝工艺中的核心物质是催化剂，所选催化剂的优劣直接影响到烟气脱硝的效率。催化剂的选取是根据ＳＣＲ反应塔的布置、入口烟温、烟气流速、ＮＯｘ浓度分布，以及设计脱硝效率、允许的氨逃逸率、允许的ＳＯ２／ＳＯ３转化率与催化剂使用寿命保证值等因素确定的。根据催化剂的适用温度范围，ＳＣＲ工艺可分为高温（３４５～５９０℃）、中温（２６０～４５０℃）和低温工艺（１５０～２８０℃）。现在最常用的是高温氧化钛基催化剂（活性ＴｉＯ２， 同时添加增强活性的Ｖ２Ｏ５金属氧化物，若需进一步增加活性时，还要添加ＷＯ３）。其中，催化剂的Ｖ２Ｏ５含量较高时其活性也较高，脱硝效率高。但是，Ｖ２Ｏ５的含量较高时， ＳＯ２向ＳＯ３转化率也较高。 因此，应控制Ｖ２Ｏ５的含量不能超过２％，并添加适量的ＷＯ３来抑制ＳＯ２向ＳＯ３的转化率。
ＳＣＲ装置的运行成本在很大程度上取决于催化剂的寿命，其使用寿命又取决于催化剂活性的衰减速度。ＳＣＲ反应塔中的催化剂在运行一段时间后，其表面活性都会有所降低，主要存在物理失活和化学失活两种类型。催化剂物理失活主要是指高温烧结、磨损和固体颗粒沉积堵塞而引起催化剂活性破坏；典型的ＳＣＲ催化剂化学失活主要是碱金属（如Ｎａ、Ｋ、Ｃａ等）和重金属（如Ａｓ、Ｐｔ、Ｐｂ等）引起的催化剂中毒。 根据设计的脱硝效率，在ＳＣＲ反应塔中设置有３～４层催化剂安装空间，一般初次布置３层催化剂，而预留一层布置空间，这样，可延长催化剂更换周期，节省２５％的需要更换的催化剂体积用量，但会增加烟道阻力。一般催化剂的活性周期为２～３年，并与工作的环境有关；对于废催化剂进行再生处理后，活性效果可接近新催化剂，处理费用约为新催化剂的４５％左右。３．２ ＳＣＲ法脱硝工艺中的还原剂的特性及选择使用 ＳＣＲ法脱硝系统以氨作为还原剂，还原剂既可是带压的无水液氨，也可是常压下的氨水溶液（通常重量浓度为２５％），此外还可能是尿素水溶液（通常重量浓度为４５％），燃煤电站通常使用液氨。由于液氨在常温下，罐内的压力为１０ｂａｒ，具有一定的危险性及安全隐患，因此液氨的运输与卸载等处理有非常严格的规程与规定，在国外很多电站仅允许使用铁路运输。采用氨水作为还原剂，虽然运输、储存方便，但需要另增设备和热能，并需要特殊的喷嘴，综合经济性差。但根据
2006.No.2?月刊实际情况，从安全角度来讲，氨水也正越来越多的被使用。通过海运时，通常使用尿素水溶液作为还原剂。 氨在喷入烟气前需利用热源加热，并从送风机出口引出冷风来稀释氨气，将气化后的氨气与空气在喷氨系统前的混合罐中充分混合，形成浓度均匀的混合物，通过网格型喷氨隔栅上的多组喷嘴把氨与空气混合物均匀地喷射到烟气中，并采用多组手动阀门集中布置构成阀门站，来控制调节各喷嘴的喷氨量，喷氨量的多少与烟气中ＮＯｘ的含量有关。４ ＳＣＲ法脱硝工艺设计中应注意的典型事项４．１ ＳＣＲ反应塔入口烟道设计要求
从外部环境讲，燃煤电站ＳＣＲ法脱硝效率与锅炉尾部外形设计、 燃用煤种、 燃烧布置方式及锅炉运行工况等密切相关；而从内部环境讲，脱销效率的高低取决于反应塔入口烟气速度、烟气中ＮＨ３与ＮＯｘ混合物在催化剂截面上的浓度均匀度分布、入口烟气温度分布、烟气混合物在催化剂中的停留时间等。 为达到以上要求，国外各脱硝公司除了对反应塔的结构设计上进行ＣＦＤ模拟，使阻力尽量小、催化剂槽路的尺寸（水力直径）适中外，还尽量优化反应塔入口烟道设计，减少异形件使用，避免烟气在烟道中产生涡流、激荡，影响混合物的均匀度。丹麦托普索公司在这方面的设计已很成熟，在９０度弯道区采用导流叶片，并设计成垂向立式结构。因为烟气在弯道处将产生严重的不稳定，不等量过流，在弯烟道内壁附近易形成层涡流，导向板布置成不等距结构，以减小涡流作用。另外，在距省煤器出口的弯头导流板约２ｍ的地方设置喷氨隔栅，有利于混合均匀。飞灰整流器安装在最上层催化剂上方。
４．２ 氨逸出量及对反应塔下游设备的影响
离开反应塔而未反应掉的氨气量叫氨逃逸。加氨量是由ＰＬＣ控制，将ＳＣＲ前ＮＯｘ数值和规定的ＮＯｘ排放值进行比较，用反馈信号来修正喷氨量。现场很难精确测定ＮＨ３逃逸量，不能用ＮＨ３逃逸量作为反馈信号来控制喷氨量。脱销效率一般会随ＮＨ３／ＮＯｘ摩尔比的增大而增大，当其摩尔比大于１．０时， ＮＨ３逃逸量会急剧上升，同时，其他副反应速率也加快。据丹麦托普索公司从工业试验中得到数据：仅靠提高几个百分点的ＮＨ３／ＮＯｘ摩尔比，催化剂体积就可减少约３０％，并达到同样的ＮＯｘ降低率，因此，在可接受最
大的氨逸出量的条件下，对所需要的催化剂体积的大小具有重要作用。氨逸出量早期控制值为５ｐｐｍ，但现在设计要求控制值为２～３ｐｐｍ。当ＳＣＲ布置在空预器前时，氨逸出会污染静电除尘器中的飞尘质量，使ＦＧＤ废水及空预器清洗水中氨含量增大，生成硫酸氨盐类造成催化剂与空预器堵塞、磨损、腐蚀等。硫酸氨盐的生成量与ＳＯ３浓度有直接关系，ＳＯ３的生成量来源于以下两个方面：煤燃烧生成的和ＳＯ２在催化剂的作用下氧化形成。一般设计要求ＳＣＲ中ＳＯ２／ＳＯ３转化率＜１％。硫酸氨盐沉积在空预器换热片上，引起低温结垢腐蚀，必要时电厂可在空预器低温段采用搪瓷材料；而ＡＢＳ（硫酸氢氨）会暂时降低催化剂活性，为了尽可能减少ＡＢＳ（硫酸氢氨）得生成沉积，运行烟温应高于ＡＢＳ的露点温度以上２０℃，ＡＢＳ露点温度一般在３００～３３０℃范围内，这也是安装省煤器烟气旁路的重要原因。
图１ 浙江国华宁海电厂正在建设中的ＳＣＲ脱硝岛５ 结束语
自从新的《火电厂大气污染物排放标准》（ＧＢ１３２２３－２００３）出台以来，国内燃煤电站的脱硝悄然拉开帷幕。由于此行业在国内是刚刚起步，所以在技术上和经验上还要依靠国际成熟的主要ＤＥＮＯｘ工艺技术供应商。所用脱硝技术首推ＳＣＲ法。我国最近要上脱硝的几个电站，如江苏徐州阚山２×６００ＭＷ燃煤发电厂、江苏国华太仓环保２×６００ＭＷ燃煤发电厂、大唐浙江乌沙山１×６００ＭＷ燃煤发电厂、大唐北京高井发电厂等都采用ＳＣＲ法脱硝技术。
国家发改委已发文强调加大力度研发、推广脱硫、脱硝技术装备国产化。江苏苏源已拥有具有自主知识
产权的ＯＩ２－ＳＣＲ烟气脱硝核心技术，并应用于江苏国华太仓环保２×６００ＭＷ燃煤发电厂。因此，我们有理由相信，随着国内环保技术自主化、装备国产化的不断发展，我国的环保事业将迎来一个崭新的明天。
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
1.烟气脱硫技术 由于我国的大部分煤炭、铁矿资源中含硫量较高，因此在火力发电、钢铁、建材生产过程中由于高温、富氧的环境而产生了含有大量二氧化硫的烟气，从而给我国大气污染治理带来了极大的环保压力。 据国家环保部统计，2012年全国二氧化硫排放总量为2117.6万吨，其中工业二氧化硫排放量1911.7万吨，而分解到三个重点行业分别如下：电力和热力生产业为797.0万吨、钢铁为240.6万吨、建材为199.8万吨，三个行业共计1237.4万吨达到整个工业二氧化硫排的64.7%。“十一五”期间，我国全面推行烟气脱硫技术以后，我国烟气脱硫通过近十年的发展，积累了大量的工程实践经验，其中最常用的为湿法、干法以及半干法烟气三种脱硫技术。
1.1湿法脱硫技术 1.1.1石灰石-石膏法 这是一种成熟的烟气脱硫技术，在大型火电厂中，90%以上采用湿式石灰石—石膏法烟气脱硫工艺流程。该工艺采用石灰石（即氧化钙）浆液作为脱硫剂，与烟气中的二氧化硫发生反应生产亚硫酸钙，亚硫酸钙与氧气进一步反应生产硫酸钙。硫酸钙经过过滤、干燥后形成脱硫副产品石膏。 这项工艺的关键在于控制烟气流量和浆液的pH值，在合适的工艺条件下，即使在低钙硫比的情况下，也能保持较高的脱硫效率，通常可以达到95%以上。但是该工艺流程复杂且需要设置废水处理系统，因而工程造价高、占地面积大。同时，由于石灰石浆液的溶解性较低，即使通过调节了浆液pH值提高了石灰石的溶解度，但是在使用喷嘴时由于压力的变化，仍然容易发生堵塞喷嘴的情况并且易磨损设备，因而大幅度增加了脱硫设施后期的运营维修费用。 同时由于脱硫烟气中的粉尘成分复杂，在采用石灰石-石膏法时生成的脱硫石膏的杂质含量较多，在石灰石资源丰富的我国，这种品质有限的脱硫石膏很难具有利用价值，通常只能采用填埋进行处理。为了解决这一问题，有企业采用白云石（即氧化镁）作为脱硫剂来替代石灰石，从而使脱硫副产品由石膏变为了七水硫酸镁，而七水硫酸镁由于其水溶性高易于提纯，因而可以制成为合格品质的化学添加剂或化肥使用，其经济价值要远高于脱硫石膏。但是与其相关对的是脱硫剂白云石的成本也远高于石灰石，给企业后期运营成本也带来较大的压力。
脱硝、电除尘、脱硫简介 一、脱硝系统： （一）#5、6机组： 1、主要设备简介： 1）低氮燃烧器：低氮燃烧器是国内外燃煤锅炉控制NOx排放的优先选用技术。现代低NOx燃烧技术将煤质、制粉系统、燃烧器、二次风及燃尽风等技术作为一个整体考虑，以低NOx 燃烧器和空气分级为核心，在炉内组织燃烧温度、气氛和停留时间，形成早期的、强烈的、煤粉快速着火欠氧燃烧，利用燃烧过程产生的氨基中间产物来抑制或还原已经生成的NOx。低NOx直流燃烧器：燃烧器首要任务是燃烧，浓淡偏差稳燃措施也有助于控制NOx。在煤粉喷嘴前，通过偏流装置（弯头、百叶窗、挡块）使煤粉浓缩分离成浓淡两股。喷嘴设扰流钝体，一方面可卷吸高温烟气回流，另一方面使浓相煤粉在绕流时偏离空气，射入高温回流烟气区域。这样，在燃烧器钝体下游，可形成高浓度煤粉在高温烟气中的浓淡偏差欠氧燃烧，从而有效控制燃烧初期的NOx生成量。 2）脱硝SCR：SCR是一种成熟的深度烟气氮氧化物后处理技术，无论是新建机组还是在役机组改造，绝大部分煤粉锅炉都可以安装SCR装置。典型的烟气脱硝SCR工艺流程见图，具有如下特点：
●脱硝效率可以高达95%，NOx排放浓度可控制到 50mg/m3以下，是其他任何一项脱硝技术都无法单独达到的。 ●催化剂是工艺关键设备。催化剂在和烟气接触过程中， 受到气态化学物质毒害、飞灰堵塞和冲蚀磨损等因素的影响，其活性逐渐降低，通常3~4年增加或更换一层催化剂。对于废弃的催化剂，由于富集了大量痕量重金属元素，需要谨慎处理。 ●反应器内烟气垂直向下流速约4~4.5m/s，催化剂通道 内烟气速度约5~7m/s。300MW、600MW及1000MW机组对应的每台SCR反应器截面积分别约80~90m2、150~180m2、230~250m2。 ●脱硝系统会增加锅炉烟道系统阻力约约700~1000Pa， 需提高引风机压头。 ●SCR系统的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，二者在空预器低温换热面上反应形成硫酸氢铵，易恶化空预器冷端的堵塞和腐蚀，需要对空预器采取抗硫酸氢铵堵塞措施。 ●受制于锅炉烟气参数、飞灰特性及空间布置等因素的 影响，根据反应器的布置位置，SCR工艺分为高灰型、低灰型和尾部型等三种：高灰型SCR是主流布置，工作环境相对恶劣，催化剂活性惰化较快，但烟气温度合适（300~400℃），经济性最高；低灰型SCR和尾部型SCR的选择，主要是为了净化催化剂运行的烟气条件或者是受到布置空间的限制，由于需将烟气加热到300℃以上，只适合于特定环境。
烟气脱硫脱硝技术简介 :烟气脱硫脱硝技术是应用于多氮氧化物、硫氧化物生成化工工业的一项锅炉烟气净化技术。氮氧化物、硫氧化物是空气污染的主要来源之一。故应用此项技术对环境空气净化益处颇多。目前已知的烟气脱硫脱硝技术有PAFP、ACFP、软锰矿法、电子束氨法、脉冲电晕法、石膏湿法、催化氧化法、微生物降解法等技术。 一、磷铵肥法(PAFP)烟气脱硫技术 磷铵肥法(Phosphate Ammoniate Fertilizer Process，简称PAFP)，是我校和四川省环科院、西安热工所、大连物化所等单位共同研究开发的烟气脱硫新工艺(国家“七五”(214)项目新技术083号)。其脱硫率≥95%，脱硫副产品为氮硫复合肥料。此技术的特点是将烟气中的SO2脱除并针对我国硫资源短缺的现状，回收SO2取代硫酸生产肥料，在解决污染的同时，又综合利用硫资源，是一项化害为利的烟气脱硫新方法。而且该技术已于1991年通过国家环保局组织的正式鉴定，获国家“七五”攻关重大成果奖，四川省科技进步二等奖等多项奖励。 二、烟气脱硫脱硝技术活性炭纤维法(ACFP)烟气脱硫技术 活性炭纤维法(Activated Carbon FiberProcess，简称ACFP)烟气脱硫技术是采用新材料脱硫活性炭纤维催化剂(DSACF)脱除烟气中SO2并回收利用硫资源生产硫酸或硫酸盐的一项新型脱硫技术。 该技术脱硫率可达95%以上，单位脱硫剂处理能力会高于活性炭脱硫一个数量级以上(一般GAC处理能力为102Nm3/h.t，而ACF可达104Nm3/h.t)。由于工艺过程简单，设备少，操作简单。投资和运行成本低，且能在消除SO2污染同时回收利用硫资源,因而可在电厂锅炉烟气、有色冶炼烟气、钢铁厂烧结烟气及各种大中型工业锅炉的烟气SO2污染控制中采用,改善目前烟气脱硫技术装置“勉强上得起，但运行不起”的状况。该烟气脱硫技术按10万KW机组锅炉机组烟气计，装置投资费用3500万，年产硫酸3万～4万吨。仅用于全国高硫煤电厂脱硫每年约可减少SO2排放240万吨，副产硫酸360万吨，产值可达数十亿元。该技术已获国家发明专利，并已列入国家高新技术产业化项目指南。 三、烟气脱硫脱硝技术软锰矿法烟气脱硫资源化技术 MnO2是一种良好的脱硫剂。在水溶液中，MnO2与SO2发生氧化还原发应,生成了MnSO4。软锰矿法烟气脱硫正是利用这一原理，采用软锰矿浆作为吸收剂，气液固湍动剧烈,矿浆与含SO2烟气充分接触吸收，生成副产品工业硫酸锰。该工艺的脱硫率可达90%，锰矿浸出率为80%，产品硫酸锰达到工业硫酸锰要求(GB1622-86)。 常规生产工业硫酸锰方法是：软锰矿粉与硫酸和硫精沙混合反应，产品净化得到工业硫酸锰。由于我国软锰矿品位不高，硫酸耗量增大，成本上升。该法与常规生产工业硫酸锰相比是，不用硫酸和硫精沙，溶液杂质也降低，原料成本和工艺成本都有降低，比常规生产工业硫酸锰方法节约成本25%以上，加之国家对环保产品在税收上的优惠，竞争力将大大提高。
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：
烟气脱硫脱硝技术介绍 为了控制SO2污染，防治酸雨Σ害，加快我国烟气除尘技术和产业发展已刻不容缓。国家烟气除尘工程技术研究中心对多种烟气脱硫脱硝技术进行了研究开发，主要包括： 1、磷铵肥法（PAFP）烟气脱硫技术 磷铵肥法（PhosphateAmmoniateFertilizerProcess，简称PAFP），是我校和四川省环科院、西安热工所、大连物化所等单λ共同研究开发的烟气脱硫新工艺（国家“七五”（214）项目新技术083号）。其脱硫率≥95％，脱硫副产品为氮硫复合肥料。此技术的特点是将烟气中的SO2脱除并针对我国硫资源短缺的现状，回收SO2取代硫酸生产肥料，在解决污染的同时，又综合利用硫资源，是一项化害为利的烟气脱硫新方法。而且该技术已于1991年通过国家环保局组织的正式鉴定，获国家“七五”攻关重大成果奖，四川省科技进步二等奖等多项奖励。 2、活性炭纤维法（ACFP）烟气脱硫技术 活性炭纤维法（ActivatedCarbonFiberProcess，简称ACFP）烟气脱硫技术是采用新材料脱硫活性炭纤维催化剂（DSACF）脱除烟气中SO2并回收利用硫资源生产硫酸或硫酸盐的一项新型脱硫技术。 该技术脱硫率可达95％以上，单λ脱硫剂处理能力会高于活性炭脱硫一个数量级以上（一般GAC处理能力为102Nm3/h.t，而ACF可达104Nm3/h.t）。由于工艺过程简单，设备少，操作简单。投资和运行成本低，且能在消除SO2污染同时回收利用硫资源,因而可在电厂锅ˉ烟气、有色冶炼烟气、钢铁厂烧结烟气及各种大中型工业锅ˉ的烟气SO2污染控制中采用,改善目前烟气脱硫技术装置“勉强上得起，但运行不起”
SCR烟气脱硝工艺简介 吴金泉1李勇1,2 （1 福建鑫泽环保设备工程有限公司，福建福州350002； 2 江西理工大学环境与建筑学院，江西赣州 341000） 摘要：选择性催化还原法（SCR）是目前国际上处理火电厂氮氧化物的最主要处理方法。我公司于2004年与德国STEULER公司在烟气脱硝技术方面展开了全方位的合作，并在国内开发烟气脱硝市场。本文从SCR工艺原理出发，介绍了合作公司的相关运行工艺。 关键词：烟气脱硝；SCR；脱硝催化剂；脱硝工艺 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民生存的四大杀手。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。 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, 为适应国内烟气脱硝市
场的需要，我公司于2004年与德国STEULER公司在烟气脱硝技术方面展开了全方位的合作，主要由德方提供技术支持，我方负责开拓市场、消化有关技术。 1 SCR脱硝技术简介 在众多的脱硝技术中，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。1975 年在日本Shimoneski电厂建立了第一个SCR系统的示范工程，其后SCR技术在日本得到了广泛应用。在欧洲已有120 多台大型装置的成功应用经验，其NOx的脱除率可达到80%~90%。日本大约有170套装置，接近100GW 容量的电厂安装了这种设备，美国政府也将SCR技术作为主要的电厂控制NOx技术，SCR 方法已成为目前国内外电厂脱硝比较成熟的主流技术。 1.1 SCR法烟气脱硝原理 在催化剂作用下，向温度约280℃～420℃的烟气中喷人氨，将N0还原成N2和NO。化学反应方程式如下： 在有氧的条件下： 在无氧（或者缺氧）的条件下： 在反应条件改变时,就有可能发生以下副反应:【1】 由于该反应没有产生副产物,并且装置结构简单,适合于处理大量的烟气。 1.2 SCR烟气脱硝工艺的影响因素 1.2.1 温度对催化剂反应性能的影响 目前，运用于电厂烟气脱硝中的的SCR催化剂有很多，不同的催化剂,其适宜的反应温度也差别各异。如果反应温度太低,催化剂的活性降低,脱硝效率
脱硫脱硝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（CaC03）,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。S02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S02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S02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＜1%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。
脱硫脱硝技术介绍 １．选择性低温氧化技术（LoTOx）+EDV（Electro-Dynamic Venturei）洗涤系统 原理：臭氧同时脱硫脱硝主要是利用臭氧的强氧化性将 NO氧化为高价态氮氧化物，然后在洗涤塔内将氮氧化物和二氧化硫同时吸收转化为溶于水的物质，达到脱除的目的。 效果：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%。也有研究将臭氧通进烟气中对NO进行氧化，然后采用Na2S和NaOH溶液进行吸收，终极将NOx转化为N2，NOx的往除率高达 95%，SO2往除率约为100%。但是吸收液消耗比较大。 影响因素：主要有摩尔比、反应温度、反应时间、吸收液性质等 1）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%。 2）温度控制在150℃ 3）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.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。 4）常见的吸收液有Ca(OH)2、NaOH等碱液，用水吸扫尾气时，NO和SO2的脱除效率分别达到86.27%和100%。用Na2S和NaOH溶液作为吸收剂，NOx的往除率高达95%，SO2往除率约为100%，但存在吸收液消耗量大的问题。 优点：较高的NOX脱除率，典型的脱除范围为70%～90%，甚至可达到95%，并且可在不同的NOX浓度和NO、NO2的比例下保持高效率；由于未与NOX反应的O3会在洗涤器内被除往，所以不存在类似SCR中O3的泄漏题目；除以上优点外，该技术应用中 SO2和CO的存在不影响NOX的往除，而LoTOx也不影响其他污染物控制技术，它不存在堵塞、氨泄漏，运行费用低。 ２．半干法烟气脱硫技术 主要介绍旋转喷雾干燥法。该法是美国和丹麦联合研制出的工艺。该法与烟
烟气脱硫脱硝技术介绍 作者：安全文化网文章来源：安全文化网点击数：1062 更新时间：2008-5-26 为了控制SO2污染，防治酸雨危害，加快我国烟气脱硫技术和产业发展已刻不容缓。国家烟气脱硫工程技术研究中心对多种烟气脱硫脱硝技术进行了研究开发，主要包括： 1、磷铵肥法（PAFP）烟气脱硫技术 磷铵肥法（Phosphate Ammoniate Fertilizer Process，简称PAFP），是我校和四川省环科院、西安热工所、大连物化所等单位共同研究开发的烟气脱硫新工艺（国家“七五”（214）项目新技术083号）。其脱硫率≥95％，脱硫副产品为氮硫复合肥料。此技术的特点是将烟气中的SO2脱除并针对我国硫资源短缺的现状，回收SO2取代硫酸生产肥料，在解决污染的同时，又综合利用硫资源，是一项化害为利的烟气脱硫新方法。而且该技术已于1991年通过国家环保局组织的正式鉴定，获国家“七五”攻关重大成果奖，四川省科技进步二等奖等多项奖励。 2、活性炭纤维法（ACFP）烟气脱硫技术 活性炭纤维法（Activated Carbon Fiber Process，简称ACFP）烟气脱硫技术是采用新材料脱硫活性炭纤维催化剂（DSACF）脱除烟气中SO2并回收利用硫资源生产硫酸或硫酸盐的一项新型脱硫技术。 该技术脱硫率可达95％以上，单位脱硫剂处理能力会高于活性炭脱硫一个数量级以上（一般GAC处理能力为102Nm3/h.t，而ACF可达104Nm3/h.t）。由于工艺过程简单，设备少，操作简单。投资和运行成本低，且能在消除SO2污染同时回收利用硫资源,因而可在电厂锅炉烟气、有色冶炼烟气、钢铁厂烧结烟气及各种大中型工业锅炉的烟气SO2污染控制中采用,改善目前烟气脱硫技术装置“勉强上得起，但运行不起”的状况。该烟气脱硫技术按10万KW机组锅炉机组烟气计，装置投资费用3500万，年产硫酸3万～4万吨。仅用于全国高硫煤电厂脱硫每年约可减少SO2排放240万吨，副产硫酸360万吨，产值可达数十亿元。该技术已获国家发明专利，并已列入国家高新技术产业化项目指南。 3、软锰矿法烟气脱硫资源化技术 MnO2是一种良好的脱硫剂。在水溶液中，MnO2与SO2发生氧化还原发应,生成了MnSO4。软锰矿法烟气脱硫正是利用这一原理，采用软锰矿浆作为吸收剂，气液固湍动剧烈,矿浆与含SO2烟气充分接触吸收，生成副产品工业硫酸锰。该工艺的脱硫率可达90％，锰矿浸出率为80％，产品硫酸锰达到工业硫酸锰要求（GB1622－86）。
工艺与设备 2017·11 94 Chenmical Intermediate 当代化工研究 烟气脱硫脱硝工艺的现状分析 *汪龙浩李烨 (中海油惠州石化有限公司广东 516086 摘要:本文对流化催化裂化(FCC装置再生烟气的烟气脱硫脱硝技术进行探讨,介绍了现有装置的烟气脱SOX技术、脱NOX技术和脱硫脱 硝一体化技术工艺和特点,并对这些烟气脱硫脱硝技术进行对比。关键词:催化裂化装置;烟气;脱硫脱硝 中图分类号:T 文献标识码:A Status Analysis of Flue Gas Desulfurization and Denitrification Process Wang Longhao, Li Ye (CNOOC Huizhou Petrochemical CO., LTD., Guangdong, 516086 Abstract :The flue gas desulfurization and denitrification technology of regenerated flue gas from fluid catalytic cracking (FCC unit is discussed in this paper. The flue gas SOX removal technology, NOX removal technology and integrated desulfurization and denitrification technology of existing units
are introduced, and the flue gas desulfurization and denitrification technologies are compared in this paper. Key words :catalytic cracking unit ;flue gas ;desulfurization and denitrification 1.引言 流化催化裂化(FCC工艺是石油炼制工业的二次加工过程,重油轻质化以及生产汽油柴油的核心工艺也是FCC工艺。原油中会存在一部分的硫和氮元素,在反应过程中会生成SOX和NOX,会伴随烟气排入到大气中,造成环境污染,因此FCC装置烟气污染物的排放治理不断受到关注。FCC再生烟气的污染物除了硫和氮的氧化物外,还有CO和固体颗粒等,在过去烟气污染物的控制中,主要靠CO锅炉、用CO作助燃剂等工艺手段来控制CO的含量;采用抗磨催化剂、改善再生器旋风分离器、静电沉降器等技术控制颗粒物的排放,但是硫和氮的氧化物控制效果较差。 现有的FCC装置硫和氮氧化的控制技术主要有三种技术手段:(1加氢脱硫脱氮:将催化剂原料预处理,建立蜡油加氧或渣油加氢装置,降低装置原料硫和氮的含量。(2硫氮转移剂或助剂。(3烟气脱硫脱硝技术。前两种方法适用于FCC再生烟气中硫和氮氧化物含量较低的情况,第三种方法硫和氮氧化物脱除率高,适用范围比较广泛。本文主要针对FCC烟气脱硫脱硝技术进行探讨。 2.烟气脱硫技术 FCC烟气的脱硫技术可分为湿法、干法和半干法技术。(1烟气湿法脱硫法。烟气湿法洗涤技术以石灰石、钠碱、MgOH、海水等吸收剂水溶液作为吸收剂对再生烟气进行洗涤,脱除烟气中的二氧化硫。烟气中的二氧化硫与吸收剂反应生成硫酸盐、亚硫酸盐,吸收剂不进行再生。该方法硫的脱除率较高,流程比较简单,但是缺点是吸收剂不能回收利用,造成能源浪费,因此又称之为烟气湿法洗涤抛弃技术。另外一种烟气湿法脱硫技术为再生法,采用可再生的吸收剂溶液对烟气进行洗涤,将烟气中的硫氧化物吸收,生成不稳定性的富类盐吸收溶液,再进一步对富类盐吸收溶液