几种工业脱硝技术简介

作者：一气贯长空
15+脱硝技术大汇总，主流的技术都在这！
燃烧烟气中去除氮氧化物的过程，防止环境污染的重要性，已作为世界范围的问题而被尖锐地提了出来。

世界上比较主流的工艺分为：SCR和SNCR。

这两种工艺除了由于SCR使用催化剂导致反应温度比SNCR低外，其他并无太大区别，但如果从建设成本和运行成本两个角度来看，SCR 的投入至少是SNCR投入的数倍，甚至10倍不止。

为防止锅炉内煤燃烧后产生过多的NOx污染环境，应对煤进行脱硝处理。

分为燃烧前脱硝、燃烧过程脱硝、燃烧后脱硝。

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
SCR烟气脱硝工艺流程图
选择性非催化还原(SNCR)烟气脱硫技术
选择性非催化还原(SNCR)烟气脱硫技术。

脱硫脱硝1、脱硝技术的发展脱硝技术主要通过两个方式实现脱硝，一个是低氮燃烧技术；另一个是SCR烟气脱硝技术。

两种技术可以使燃烧更加充分，使脱硝功能更加充分，提高炉内压力。

现阶段对火电厂炉内烟气脱硝技术采用三种：SCR烟气脱硝技术。

将还原剂（如尿素）放入烟气中，通过化学反应生成氮气和水，会产生300℃~400℃温度，在脱硝效率上也会提升60%~90%；SNCR烟气脱硝技术。

该技术的反应器为炉膛，当炉膛温度达到850℃~1100℃，脱硝还原剂所分解出的NH3与炉内产生的NO X 产生SNCR化学反应，生成氮气，该技术的脱硝效率不高，大约在20%~50%，同时所产生的N2O对臭氧会产生不利影响；SNCR/SCR联合烟气脱硝技术。

该脱硝技术效率在60%~80%，是前两种技术的综合，但由于系统技术的复杂性，其实际应用较少。

2、脱硫技术的发展脱硫技术采用石灰石-石膏湿法是众所周知的，但是火电厂脱硫技术的关键在于吸收塔，吸收塔的型式不同，所产生的效果也会不同，通常吸收塔分为四种：一是填料塔。

该类型利用内部固体填料，将浆液由填料层表面留下，与炉内烟气融合反应，完成脱硫，但这种方式易出现堵塞，实际操作少；二是液柱塔。

通过烟气与气、液融合，充分传质，完成脱硫，虽然在脱硫方面效率很大，但是炉内无堵塞，烟气产生的阻力会造成脱硫损失较多；三是喷淋吸收塔。

该技术是目前应用较为广泛的脱硫技术，通常炉内的烟气运动形式是自上而下的，喷淋吸收塔是一个喇叭状垂直或以一定的角度向下喷射，对吸收烟气会更加充分。

虽然从结构上和造价上都优越于前两种，但烟气分布不均匀；四是鼓泡塔。

利用石灰石将烟气压制下面，但烟气与浆液融合后就会产生鼓泡，会起到很好的脱硫效果，效率高，烟气流量分配均匀，缺点是阻力较大，结构较复杂。

脱硝工艺技术脱硝工艺技术是一种用于减少燃煤电厂等大气污染物排放的重要方法。

脱硝工艺技术可将烟气中的氮氧化物转化为无害的氮气，从而达到降低氮氧化物排放的目的。

脱硝工艺技术有多种，其中较为常见的方法有选择性催化还原脱硝（SCR）、非选择性催化还原脱硝（SNCR）和氨水法脱硝。

SCR技术是目前应用最广泛的脱硝技术之一。

它利用催化剂将氮氧化物与氨气在一定温度下进行反应，生成水和氮气。

SCR技术具有脱硝效率高、稳定性好、操作简便等优点。

但SCR技术存在的一个问题是，催化剂的使用会使脱硝设备的造价增加。

SNCR技术属于非选择性的脱硝技术，它是利用氨气或尿素在高温烟气中与氮氧化物发生反应，将其转化为氮气和水。

SNCR技术操作简单、投资成本较低，但其脱硝效果受烟气温度和混合氨气的浓度等因素的影响比较大。

氨水法脱硝技术是一种较为成熟的脱硝工艺，它利用氨水与烟气中的氮氧化物发生反应并生成盐酸或硝酸。

氨水法脱硝技术具有脱硝效果好、脱硝剂成本低等优点。

但是，氨水法脱硝技术使用液体脱硝剂，在运输、储存和操作过程中存在一定的安全隐患。

无论采用哪种脱硝工艺技术，脱硝反应的最佳工作条件是在一定的温度、压力和氧气浓度范围内进行。

此外，还需要考虑催化剂的选择、催化剂的腐蚀性、催化剂对烟气中其它成分的影响等因素。

随着环保意识的提升和大气污染治理的要求，脱硝工艺技术也在不断发展和完善。

当前，一些新型脱硝技术如湿法脱硝、催化捕集脱硝、等离子体脱硝等逐渐应用到实际生产中，取得了较好的脱硝效果。

脱硝工艺技术的发展对减少大气污染物排放、改善空气质量、保护人民健康和可持续发展具有重要的意义。

在未来，脱硝技术将继续不断创新，提高脱硝效率和稳定性，并与其它环保技术相结合，共同为建设美丽中国贡献力量。

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；由于未和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，该技术使用中 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。

该法和烟气脱硫工艺相比，具有设备简单，投资和运行费用低，占地面积小等特点，而且烟气脱硫率达75%—90%。

脱硝技术的介绍范文一、低氮燃烧技术：低氮燃烧技术是通过调整燃料燃烧的方式来降低NOx的排放。

该技术主要通过改变燃烧设备的结构和参数以及燃烧过程中的操作条件来实现。

常见的低氮燃烧技术包括分级燃烧、流化床燃烧、超细颗粒煤和燃料添加剂等。

分级燃烧是指在锅炉中设置多级燃烧器，通过不同燃烧器之间的分布来实现燃烧的分级，以降低燃料燃烧产生的NOx排放。

流化床燃烧是一种高效燃烧技术，通过床层内部的温度、物料循环和流动速度等参数的控制，可以实现低NOx排放。

超细颗粒煤是将煤通过研磨等处理技术制备成小颗粒煤，燃烧时可以增加煤粉的燃烧速度，减少煤的残留时间和温度，从而减少NOx的生成。

燃料添加剂是通过向燃烧过程中添加一些特殊化学物质，改变燃料的燃烧特性，从而减少NOx的排放。

二、选择性催化还原（SCR）技术：SCR是目前最常用的脱硝技术之一，主要用于燃煤电厂和燃气锅炉等大型燃烧设备中。

该技术通过在烟气中喷射氨气（NH3）或尿素溶液，使NOx与氨气在催化剂的作用下发生反应，生成氮气和水。

SCR技术具有高效、可靠、稳定的特点，能够将NOx的排放降低到较低的水平。

催化剂的选择和设计是SCR技术成功应用的关键。

三、选择性非催化还原（SNCR）技术：SNCR技术是一种无催化剂的脱硝技术，主要适用于小型锅炉和工业炉等燃烧设备。

该技术通过在烟气中喷射氨水或氨气，使之与烟气中的NOx发生反应，生成氮气和水。

SNCR技术具有投资成本低、运行灵活等优点，但在脱硝效率和NOx排放的稳定性方面相对于SCR技术还有一定的改进空间。

四、湿法脱硝技术：湿法脱硝技术是指在烟气中加入二氧化硫（SO2）吸收剂，将烟气中的SO2和NOx一同吸收，形成硫酸和硝酸，然后通过反应池等设备将硫酸和硝酸转化为硫酸铵（（NH4）2SO4）和硝酸铵（NH4NO3），最后通过一系列的工艺步骤将其分离、浓缩和干燥，得到脱硝产物。

湿法脱硝技术具有高效、全程脱硝、能够同时处理多种污染物等优点，但其设备投资和运行成本相对较高。

烟气脱硝操作方法
烟气脱硝是指利用特定的化学方法或设备将烟气中的氮氧化物（NOx）去除的过程。

常见的烟气脱硝操作方法包括：
1. 选择性催化还原（SCR）：将氨气或尿素溶液喷入烟气中，并通过反应器中的催化剂将NOx转化为氮气和水蒸气。

2. 非催化脱硝（SNCR）：在燃烧过程中喷入氨水或尿素溶液，利用高温下的化学反应将NOx转化为氮气和水蒸气。

3. 干法脱硝：利用固定床吸附剂、氧化剂或非水化物等物质吸附或氧化NOx。

4. 湿法脱硝：向烟气中喷入水或碱液溶液，利用化学反应将NOx转化为可溶性化合物，然后通过洗涤或沉淀的方式去除。

5. 高温空气氧化法（HTAO）：将烟气加热至高温，并通过氧气氧化NOx，然后再通过洗涤或其他方法去除。

以上方法均可有效去除烟气中的NOx，具体的操作方法和适用条件需根据具体的工艺和设备来确定。

脱硝技术
为防止锅炉内煤燃烧后产生过多的NOx污染环境，应对煤进行脱硝处理。

分为燃烧前脱硝、燃烧过程脱硝、燃烧后脱硝。

1、SNCR（选择性非催化还原）技术：
选择性非催化还原法是一种不使用催化剂，在850～1100℃温度范围内还原NOx的方法。

最常使用的药品为氨和尿素。

脱硝一般来说，SNCR脱硝效率对大型燃煤机组可达25%～40% ,对小型机组可达80%。

由于该法受锅炉结构尺寸影响很大，多用作低氮燃烧技术的补充处理手段。

其工程造价低、布置简易、占地面积小，适合老厂改造，新厂可以根据锅炉设计配合使用。

2、SCR（选择性催化还原）技术：
SCR 是目前最成熟的烟气脱硝技术, 它是一种炉后脱硝方法, 最早由日本于20 世纪60~70 年代后期完成商业运行, 是利用还原剂(NH3, 尿素)在金属催化剂作用下, 选择性地与NOx 反应生成N2 和H2O, 而不是被O2 氧化, 故称为“ 选择性” 。

目前世界上流行的SCR工艺主要分为氨法SCR和尿素法SCR 2种。

此2种法都是利用氨对NOx的还原功能,在催化剂的作用下将NOx (主要是NO)还原为对大气没有多少影响的N2和水,还原剂为NH3。

脱硝液制作方法脱硝液是一种常用的脱硝剂，用于去除工业废气中的氮氧化物。

它的制作方法主要有以下几种：1. 硝酸法：硝酸法是最常用的脱硝液制作方法之一。

它使用硝酸作为原料，经过加热和蒸发等过程，得到含有高浓度硝酸盐的脱硝液。

硝酸法具有原料易得、制作过程简单、成本较低等优点，但也存在一定的缺点，如脱硝液的pH值较低，容易引起设备腐蚀和环境污染等问题。

2. 尿素法：尿素法是另一种常用的脱硝液制作方法。

它使用尿素作为原料，经过加热和蒸发等过程，得到含有高浓度尿素盐的脱硝液。

尿素法具有原料易得、制作过程简单、成本较低等优点，同时也具有脱硝效率高、pH值适中等优点，但尿素法也存在一定的缺点，如容易产生氨气，需要进行进一步处理。

3. 氯化铵法：氯化铵法是一种常用的脱硝液制作方法。

它使用氯化铵作为原料，经过加热和蒸发等过程，得到含有高浓度氯化铵盐的脱硝液。

氯化铵法具有原料易得、制作过程简单、成本较低等优点，同时也具有脱硝效率高、pH值适中等优点，但氯化铵法也存在一定的缺点，如容易产生氨气，需要进行进一步处理。

4. 氢氧化物法：氢氧化物法是一种常用的脱硝液制作方法。

它使用氢氧化物作为原料，经过加热和蒸发等过程，得到含有高浓度氢氧化物盐的脱硝液。

氢氧化物法具有原料易得、制作过程简单、成本较低等优点，同时也具有脱硝效率高、pH值适中等优点，但氢氧化物法也存在一定的缺点，如容易产生沉淀，需要进行进一步处理。

总之，脱硝液的制作方法主要有硝酸法、尿素法、氯化铵法和氢氧化物法等。

每种方法都有其优点和缺点，需要根据实际情况选择合适的方法。

在制作脱硝液时，需要注意原料的选择、制作过程的控制和质量检测等方面，以保证脱硝液的质量和性能。

三种脱硝技术路线解析北极星电力网新闻中心 2011-7-14 15:32:36 我要投稿所属频道: 火力发电电力环保关键词: 脱硝技术火电机组脱硫北极星电力环保网讯: 目前电厂脱硝方法主要有选择性催化还原法(SCR)和非选择性催化还原法(SNCR)以及在二者基础上发展起来的SNCR/SCR联合烟气脱硝技术。

这三种烟气脱硝技术均有各自的优缺点。

SNCR技术的原理是在锅炉内适当温度(一般为900～1100℃)的烟气中喷入尿素或氨等还原剂，将NOX(氮氧化物)还原为无害的N2(氮气)、H2O(水)。

根据国外的工程经验，该技术的脱硝效率约为25%-50%，在大型锅炉上运行业绩较少。

SCR技术是将SCR反应器布置在火电机组锅炉省煤器和空气预热器之间，烟气垂直进入SCR反应器，经过各层催化剂模块将NOX还原为无害的N2、 H2O。

上述反应温度可以在300℃-400℃之间进行，脱硝效率约为70%-90%，在大型锅炉上具有相当成熟的运行业绩。

SNCR/SCR混合烟气脱硝技术是集合了SCR与SNCR技术的优势而发展起来的，该技术降低了SCR系统的装置成本，但技术工艺系统相对比较复杂。

该技术更适合含灰量高、脱硝效率要求较高的情况。

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，世界各国采用的SCR系统有数百套之多。

采用SCR技术，即在反应器入口烟道中喷入氨蒸汽，氨蒸汽与烟气充分混合后进入装有催化剂的反应器，在催化剂的作用下发生还原反应，实现脱出氮氧化物。

烟气中的氮氧化物通常由95%的NO和 5%的NO2组成，化学反应式为4NO+4NH3+O2=4N2+6H2O和4NH3+2NO2+O2=3N2+6H2O。

两种方法制备还原剂脱硝还原剂常用的有尿素和液氨两种方案。

从投资方面看，液氨方案比较便宜;从安全方面看，尿素方案比较可靠。

以两台66万千瓦机组的脱硝工程为例，采用液氨方案，初期建设费约1260万元，采用尿素方案约3600万元;运行费用主要体现在原料及燃油费用上，尿素方案年运行费用比液氨方案高380万元左右。