脱硝技术论文范文

脱硝技术论文范文（精选9篇）

脱硝技术论文 第1篇

烟气脱硝装置技术介绍

摘要：催化脱硝是目前发达国家普遍采用的减少NOx排放的方法,应用较多的有选择性催化还原法(Selective catalytic reduction,简称SCR)、选择性非催化还原法(Selective non-catalytic reduction,以下简称SCR).详细介绍了SCR烟气脱硝技术的原理、工艺流程、运行控制和工业应用实例.作 者：胡双南 张志伟 Hu Shuangnan Zhang Zhiwei 作者单位：哈尔滨锅炉厂有限责任公司,黑龙江,哈尔滨,150046期 刊：锅炉制造 Journal：BOILER MANUFACTURING年，卷(期)：,“”(3)分类号：X021关键词：烟气脱硝 氧化氮 选择性催化还原法

脱硝技术论文 第2篇

烟气同时脱硫脱硝技术进展

化石燃料在燃烧过程中排放大量酸性污染物,如SO2和NOx,对环境产生严重的污染,使之成为世界性的环境污染问题.目前,最有效的`脱硫技术之一是烟气脱硫(FGD).湿法FGD工艺已经被广泛的使用,此工艺费用较低、易于操作,具有较高的SO2去除效率.

作 者：胡筱敏 高宇 作者单位：东北大学资源与土木工程学院刊 名：环境保护与循环经济英文刊名：LIAONING URBAN AND RURAL ENVIRONMENTAL SCIENCE & TECHNOLOGY年，卷(期)：29(3)分类号：关键词：

光波脱硫脱硝技术 第3篇

关键词：光波,脱硫,脱硝,烟气

1 课题的来源、目的、意义

1.1 脱硫技术

控制SO2排放工艺按其在燃烧过程中所处位置可分为燃烧前、燃烧中、燃烧后脱硫三种。

燃烧后烟气脱硫技术式当前世界唯一大规模商业化应用的脱硫方式, 式控制SO2污染和酸雨的主要技术手段。而烟气脱硫被认为是控制SO2最行之有效的途径。烟气脱硫主要有湿法、半干法、干法等脱硫法。

1.2脱硝技术

NOx排放控制技术大致分为:改进燃烧技术和烟气脱硝技术。烟气脱硝技术主要有SCR、SNCR和干法等脱硝技术。其中SCR和SNCR法是工艺成熟的方法, 但是这两种方法能耗高, 占地面积大, 脱硝剂使用量大而且贵, 使脱硝成本很大, 厂家应付困难。

光波脱硫脱硝技术干法, 此法优点很多:1、设备占地面积小;2、造价低;3、能耗小;4、无二次污染。适合我国现有国情, 应该推广开来。而光波发生装置是整个光波脱硫脱硝技术工艺系统的核心。

2 光波脱硫脱硝内容

2.1 光波脱硫脱硝技术介绍

以喷雾形式用碱和氨作为吸收剂, 在管道内吹入, 并且同时吹入催化剂, 和烟气进入光波装置中, 在光波装置中脱硫和脱销。最后产物为硫酸盐、硝酸盐和硫, 可以作为其它行业的物料。本技术充分利用光波能源和吸收剂、催化剂使烟气脱硫脱硝效果好, 能量利用率提升, 运行用度降低、设备的腐蚀性减小。

在光波脱硫脱硝技术中, 光波发生装置是实现光波脱硫脱硝技术的关键之一。

2.2 光波脱硫脱硝技术反应机理

2.2.1 特点:

光波装置是从电子束法发展而来的烟气脱硫脱硝技术。光波发生装置是靠光波电源在普通反应器中形成等离子体, 产生高能光波形成非平衡等离子状态, 产生大量活性粒子, 而驱动粒子的能耗极小, 因而能量利用率高, 同时获得较高的脱硫脱硝效率。

通过光波发生装置产生的等离子和具有很强的氧化性的自由基, 其中活性粒子的平均能量高于气体分子的键能。这些碰撞的结果是:一方面打开气体分子键生成一些原子和分子, 另一方面产生大量的-OH、-O等自由基和氧化性极强的O3。由这些原子、分子和O3等组成的活性粒子所引起的化学反应最终将废气中的有害物质脱除 (脱硫、脱硝) 。

以上为活性粒子是光波发生装置作用产生的产物, SO2和NO, 经过一系列的电化学反应:

在加吸收剂的条件下, 最终生成硫酸盐和硝酸盐:

2.2.2 特点:

光波装置与电子束相比, 由于光波只提高电子温度, 而不提高粒子温度, 能量效率比电子束照射法高2倍。光波发生装置设备简单, 操作简便, 耗电较电子束照射法低60%以上。对烟气进行脱硫脱硝治理所消耗的能量要小的多, 因而成为现阶段脱硫脱硝的前沿, 和发展方向。

2.3 脱硫脱硝工艺流程简介

废气经烟道至净化装置, 从净化装置出来, 进入光波反应器, 在反应器混合段和含有大量吸收剂、催化剂、氧化剂的增湿粒子接触, 通过粒子表面附着的水膜的蒸发, 烟气温度瞬间降低且相对湿度大大增加, 形成很好的脱硫脱硝反应环境。在反应段中快速完成物理和化学反应, 烟气中的SO2、NOx在光波发生器的作用下生产硫酸盐、硝酸盐和硫。

2.4 碱性吸收剂和氨对脱硫脱硝效率的影响

由于NH3作为酸性产物的吸收剂费用高, 运输存储不方便, 容易造成NH3泄露等缺点, 所以为备选吸收剂。而碱性物质作为吸收剂, 在干法光波发生装置系统中, 喷碱性吸收剂不影响SO2、NO的脱除效率, 而且还可以提高SO2、NO的脱除效果。

2.5 气相中的O2和水蒸气对脱硫脱硝效果的影响

在光波发生装置工作中, O2和水蒸气可大大提高SO2、NO的氧化和脱除效率。离子的迁移速率会随湿度的增加而降低, 因此, 光波电流在湿空气中较低, 水蒸气对SO2、NO的吸收率由于光波的存在而提高。当液相水通过电化喷嘴喷出时, 它对SO2、NO的吸收能力急剧提高, 脱除量远超过饱和的吸收量。

2.6 温度因素

在光波装置系统中, SO2在低温下脱除效率更高, SO2脱除效率随温度升高而降低, 但是NO的脱除效率不变。

综上这些因素, 在适当的温度、湿度下, 采用光波脱硫脱硝技术, 可以使脱硫效率达到90%以上, 脱硝效率75%以上。

3 结语

低温光波脱硫脱硝烟气处理技术的, 从中可以看出, 本技术的优点:能耗低、无二次污染、运行温度低、吸收剂好量少、设备简单、操作简单、造价低等特点, 是目前干法技术中在工业中最有应用前景的低温脱硫脱销技术, 从技术上已经是可行的。我们应该大力、加快步伐去研究和推广这项技术。

参考文献

[1]马大广.大气污染控制技术手册[M].北京:化学工业出版社

[2]唐国山.工业电除尘器应用技术[M].北京:化学工业出版社

SCR脱硝技术分析 第4篇

关键词：锅炉；NOx；环境污染

一、SCR法烟气脱硝原理

在催化剂作用下，向温度约为280～420℃的烟气中喷入氨，将NO和NO2还原成N2和H2O。化学反应方程式如下：

4NO+4NH3+O2→ 4N2+6H2O

6NO+4NH3→ 5N2+6H2O

6NO2+8NH3→7NO2+12H2O

2NO2+4NH3+O2→3N2+6H2O

副反应方程式如下：

2SO2+O2=2SO3

NH3+SO3+H2O=NH4HSO4

二、SCR脱硝的主要影响因素分析

（一）NH3/NOx摩尔比的影响

1.氨的过量和逃逸取决于 （NH3 ） / （NOx）、工况条件和催化剂的活性用量（工程设计氨逃逸不大于0.0003%， SO2 氧化生成SO3 的转化率≤1%）。2.氨的逃逸率增加，增加了净化烟气中未转化NH3 的排放浓度，进而造成二次污染。

（二）反应温度的影响

1、在300～400 ℃ 内（对中温触媒） ，随着反应温度的升高，脱硝率逐渐增加，升至400 ℃时，达到最大值，随后脱硝率随温度的升高而下降。2、存在两种趋势：一方面温度升高时脱硝反应速率增加，脱硝率升高；另一方面随温度升高，NH3 氧化反应加剧，使脱硝率下降。3、存在最佳温度。4、脱硝反应一般在300～420℃范围内进行，此时催化剂活性最大，所以，将SCR 反应器布置在锅炉省煤器与空气预热器之间。

（三）接触时间的影响

1、脱硝率随反应气与催化剂的接触时间 的增加而迅速增加；t 增至200ms 左右时，脱硝率达到最大值，随后脱硝率下降。2、由于反应气体与催化剂的接触时间增加，有利于反应气体在催化剂微孔内的扩散、吸附、反应和产物气的解吸、扩散，从而使脱硝率提高；但若接触时间过长，NH3 氧化反应开始发生，使脱硝率下降。故接触时间并非越长越好。

（四）催化剂的影响

催化剂是SCR工艺的核心，催化剂对脱除率的影响与催化剂的活性、类型、结构、表面积等特性有关。其中催化剂的活性是对NOx的脱除率产生影响的最重要因素。催化剂性能参数：

1、催化剂体积。催化剂体积是催化剂所占空间的体积，m3。在SCR系统中，所需催化剂体积的大小由NOx的浓度和脱除效率、氨逃逸量、催化剂的活性及几何特性、烟气流量、压力损失等因素决定。

2、催化剂比表面积。催化剂面积是指催化剂的几何表面面积（比表面积）。催化剂比表面积是一个单位体积催化剂的几何表面积，即m2/m3。空隙越多的催化剂几何表面积越大，性能也越好。

3、空间速度。空间速度定义：烟气流量（标准温度和压力下湿烟气）与催化剂体积的商数，即：

式中，SV——空间速度，[h-1]。

Vfg——烟气流量，[m3/h]；

Vcat——催化剂体积[m3]

空间速度的物理意义：表示烟气在催化剂容积内滞留时间的尺度。空间速度是催化反应器的主要设计依据，空间速度的确定除受催化剂特性的影响之外，需要考虑脱氮效率、运行温度、氨的允许逃逸量、以及烟气中的粉尘含量、锅炉型式、催化反应器布置位

4、面积速度。面积速度定义：烟气流量（标准温度和压力下湿烟气）与催化剂几何表面面积之比，即：

式中，AV——面积速度，m/h

面积速度AV又可以表示为烟气空间速度与催化剂几何比表面面积之比。即：

5、SO2/SO3转化率。SO2/SO3转化率是指烟气中的SO2转化为SO3的比例，以百分数表示。SO2/SO3转化率高对催化剂本身以及下游设备都是有害的，所以大都要求催化剂的SO2/SO3转化率控制在小于1%（最多不能高于2%）。影响SO2/SO3转化率的因素主要有反应温度和催化剂成分，还有氨的喷入量。同时反应温度越高转化率越高。

6、催化剂活性。催化剂中的V2O5是主要活性物质。当V2O5的质量分数低于6.6%时，随 V2O5 质量分数的增加，催化效率增加，脱硝率提高； 当V2O5 的质量分数超过6.6%时，催化效率反而下降。这主要是由于V2O5在载体TiO2 上的分布不同造成的。当V2O5的质量分数为1.4%～4.5%时， V2O5 均匀分布于TiO2 载体上，且以等轴聚合的V 基形式存在；当V2O5 的质量分数为6.6%时， V2O5在载体TiO2 上形成新的结晶区（V2O5 结晶区） ，从而降低了催化剂的活性。

三、催化剂的活性分析

催化剂的活性随温度、压力、烟气流量、催化剂配方、催化剂受损害的情况而变化。随着使用时间的延续，催化剂的活性将会不断降低。催化剂的活性降低将导致脱硝率的降低，同时将导致氨逃逸量的增大。

其中，催化剂失活的机理主要有：

（一）砷中毒

中毒机理：

14000C左右时，4As +3 O2 = 2 As2O3

当烟气在省煤器中冷却下来时， As2O3与飞灰反应生成稳定的化合物，在催化剂上凝结， 覆盖活性成分或堵塞毛细孔。As2O3气体还很容易和氧气以及催化剂中的活性成分五氧化二矾发生反应，在催化剂表面形成五氧化二砷，导致催化剂活性的破坏。

nlc202309081022

（二）碱金属和碱土金属中毒

中毒机理：

1、碱金属（第一主族元素，包括锂、钠、鉀、铷、铯、钫。 碱金属是活泼金属，其氢氧化物易溶于水，呈强碱性，故叫“碱金属元素”）能与催化剂的活性成分直接发生反应。

2、碱土金属（第二主族元素，包括：铍，镁，钙，锶，钡，镭。也都是非常活泼的金属）的游离氧化物和催化剂表面吸附的SO3反应，生成物是MSO4垢（主要是CaSO4 ），覆盖在催化剂表面阻止催化还原。

3、堵塞。烟气中的粉尘和其它化合物（硫酸铵/硫酸氢铵）沉积在催化剂的表面。通过吹扫清除已沉积的灰颗粒（可利用气力、振动等方法），同时加装导流和筛网减少飞灰颗粒的沉积。硫酸铵的沉积现象可通过提高温度消除。

4、热损伤。燃煤电厂烟气中的粉尘冲刷和酸性气体腐蚀的共同作用将使催化剂受到损伤，这种现象统称为冲蚀。

5、冲蚀。损伤机理：温度的高低波动太大，催化剂各部分热应力分布不均匀，造成机械应变而导致部分脱落。同时如果催化剂的温度太高，导致催化剂中的某些成分出现催化剂颗粒晶型的改变，从而导致催化性能的改变。

四、加装SCR系统对锅炉及辅机的影响

（一）对锅炉引风机的影响

加装SCR 脱硝装置而产生的烟气阻力包括烟气在烟道中的沿程阻力、局部阻力和催化剂本身的阻力。催化剂在反应器中采用分层布置（一般为2～3 层），对于反应器中典型的设计烟气流速4～6m/s 和标准尺寸的催化剂模件，每层催化剂的烟气阻力约为200Pa。采用SCR 脱硝装置，烟气侧阻力增加约为1000Pa，引风机裕度可能无法满足要求而被迫改造。

（二）对回转式空预器的影响

SCR 催化剂将烟气中部分SO2被催化氧化为SO3，与逃逸的部分氨反应生成硫酸氢铵，增加了空预器堵塞和腐蚀的风险。并且硫酸氢铵牢固粘附在空预器蓄热元件的表面上，使蓄热元件发生积灰，减小空预器内流通截面积，从而引起空预器阻力的增加，降低空预器换热元件的效率。此外，SCR 反应器内烟气流速约为4～6m/s，势必形成一定程度的积灰。为保证SCR 催化剂的催化效果，在SCR 内配置的吹灰器将会把积灰吹入空预器，在空预器内会形成堵灰。而且加装SCR 脱硝装置后，空预器段烟气负压增加较多，漏风压差增加，通常空预器漏风率增加0.8%～1.5%。

五、总结

SCR脱硝技术虽然比较成熟，但是影响其脱硝效率的因素也很多，所以在运行的过程中应当加强实时监控，定期抽取催化剂进行检验，同时在应用SCR脱硝的过程中除了应该注意脱硝效率之外，也应该注意催化剂的活性及氨的逃逸率，在不能保证氨的逃逸率的前提下，过分的追求脱硝效率是不科学的，不仅会产生新的污染，也会增加空预期腐蚀、堵灰的概率。

参考文献：

[1]佚名.火电厂SCR烟气脱硝技术[M].中国电力出版社，2013.

[2]武宝会，崔利.火电厂SCR烟气脱硝控制方式及其优化[J].热力发电，2013，42（10）.

[3]夏怀祥.选择性催化还原法（SCR） 烟气脱硝[M].中国电力出版社，2012.

非选择性催化脱硝技术 第5篇

选择性非催化还原烟气脱硝技术

选择性催化还原脱除NOX的运行成本主要受催化刑寿命的影响，一种不需要催化剂的选 择性还原过程或许更加诱人，这就是选择性非催化还原(Selective non-catalytic reduction, SNCR)脱除NOX技术。该技术是把含有NHX基的还原剂，喷入炉膛温度为800-1100℃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N 2。该方法以炉膛为反应器，可通过对锅炉进行改造实现，具有诱人的工业前景。SNCR技术的工业应用是在20世纪70年代中期日本的一些燃油、燃气电厂开始的，在欧盟国家从80年代末一些燃煤电厂也开始SNCR技术的工业应用。美国的SNCR技术在燃煤电厂的工业应用是在90年代初开始的、目前世界上燃煤电厂SNCR工艺的总装机容量在2GW以上。

一、SNCR脱NOx工艺流程和过程化学

(一)、工艺流程

图5-36示出了一个典型的SNCR工艺布置图，它由还原剂贮槽、多层还原剂喷入装置和与之相匹配的控制仪表等组成。SNCR反应物贮存和操作系统同SCR系统是相似的，但它所需的氨和尿素的量比SCR工艺要高一些。

从SNCR系统逸出的氨可能来自两种情况。一是由于喷入的温度低影响了氨与NOX的反应；另一种可能是喷入的还原剂过量，从而导致还原剂不均匀分布。由于不可能得到有效的喷入还原剂的反馈信息，所以控制SNCR体系中氨的逸出是相当困难的，但通过在出口烟管 中加装一个能连续准确测量氨的逸出量的装置，可改进现行的SNCR系统。

还原剂喷入系统必须能将还原剂喷入到锅炉内最有效的部位，因为NOX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喷到锅炉中整个断面上的氨不均匀，则一定会出现分布率较差和较高的氨逸出量。在较大的燃煤锅炉中，还原剂的分布则更困难，因为较长的喷入距离需要覆盖相当大的炉内截面。多层投料同单层投料一样在每个喷入的水平切面上通常都要遵循锅炉负荷改变引起温度变化的原则。然而，由于这些喷入量和区域是非常复杂的，因此要做到很好的调节也是很困难的。为保证脱硝反应能充分地进行，以最少的喷入NH3量达到最好的还原效果，必须设法使喷入的NH3与烟气良好地混合。若喷入的NH3不充分反应，则泄漏的NH3不仅会使烟气中的飞灰容易沉积在锅炉尾部的受热面上，而且烟气中NH3遇到SO3会生成(NH4)2SO4，易造成空气预热器堵塞，并有腐蚀的危险。

SNCR法的喷氨点应选择在锅炉炉膛上部相应的位置，并保证与烟气良好混合。若喷入 的为尿素溶液，其含量应为50％左右。(二)、过程化学

研究发现，在炉膛900-1100℃这一狭窄的温度范围内、在无催化剂作用下，NH3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作用，据此发展了SNCR法。在900-1100℃范围内，NH3或尿索还原NOX的主要反应为：

当温度更高时，NH3则会被氧化为NO，即

实验证明，低于900℃时．NH3的反应不完全，会造成所谓的“氨穿透”；而温度过高NH3氧化为NO的量增加，导致NOx排放浓度增大．所以，SNCR法的温度控制是至关重要的。

二、温度窗口的选择

在SNCR工艺中，最主要的是炉膛上喷入点的选取，即温度窗口(temperature window）的选择。依据还原剂类型和，SNCR工艺运行的条件，一个有效的温度窗口常发生在 900-1100℃之间。例如，图5-37表示了一个以氨为还原剂SNCR工艺的中试装置的温度窗口曲线图。当反应温度增加到1000℃以上时，NOx脱除率由于氨的热分解而降低。另一方面，在1000℃以下，NOx脱除率也在下降，同时、氨的逸出量可能在增加。

最佳的温度窗口通常出现征蒸汽发生器和对流热交换器所在区。图5-38示出了一个规模为285MK燃烧煤粉的固体排渣锅炉在满负荷下的炉膛上部区域处温度正面分布图。这些数据是通过测量锅炉内气体温度，同时结合热变换模拟的结果估测出来的。根据温度的纵剖面图可以看出最佳温度窗口仅发生在炉膛上部的再热器处。

Himes等人在1995年报道过对规模为321MW的燃煤液体排渣锅炉的每个观察窗口采用高速热电偶和切面高温温度计来测量满负荷和减负荷炉膛温度的分布情况。在正常的满负荷情况下，实际还原剂喷入点的下边缘处的三个窗口的烟气温度范围为1090-1230℃；在最小负荷为81MW时，这些窗口的温度就降到650-840℃。温度的纵剖面图数据表明，温度窗口是随着锅炉负荷的改变而产生移动。在负荷变化的过程中，即使在一个合适的温度下向锅护喷入还原剂也会引起很多问题。然而，要设计一个在整个负荷范围内都能满足NOX脱除要求的SNCR系统，能准确表达还原剂喷入区域内的温度纵剖面图是必须的。

还原剂在最佳温度窗口停留时间越长．则脱除NOx的效果越好。停留时间超过1s则 可出现最佳NOX脱除率，然而，最短停留时间为0.3s时，SNCR的NOX脱除率也是不错的。M uzio等人在1993年就报道过采用一个中间规模的燃烧器进行实验，得出停留时间对NOX脱除率的影响，如图5-39所示。由图5-39可知氨和尿素需要0.3-0.4s的停留时间才能达到有效脱除NOX的效果。在实验室规模的夹带流反应器中喷入尿素溶液，我们对停留时间和反应温度对NOX脱除的影响进行了实验研究。结果如图5-40和图5-4l所示。在1000℃、NOx为300×10-6和n(N)/n(NO)＝1.5的条件下，仰、随着停留时间的增加而增加(图5-40)。在开始的0.3s内，脱除NOX反应速率非常快，大约能达到40％的去除率，随后反应速率明显下降，1.7s内去除率仅增加32％。因此，初始阶段是非常重要的。

反应温度对尿素脱除NO的影响如图5-41所示，随着n(N)/n(NO)的增加，温度的影响更明显(特别是在800-900℃范围内)。在SNCR过程中温度的影内存在着两种趋势，一方面是温度的升高促进NH3的氧化，使NO脱除率下降；另一方面温度的降低会使NH3的反应速率下降，也会导致NO脱除率下降。因此，最佳温度是这两种趋势对立统一的结果。由图可知．最佳温度为900℃。

三、NH3/NOX摩尔比的影响和N2O排放问题

反应人程式(5-36)-(5-39)示出了1摩尔NO进行化学还原反应需要1摩尔的氨(或其他还原剂)。被利用的还原剂的量可通过加入到系统中还原剂的量和脱除NOX的量来计算。化学计量比定义为脱除1摩尔NOX所需氨的量(摩尔)[或具他还原剂所用氦的量(摩尔)]，而实际所需的化学计量比要大些。例如，一个NOX脱除中为50％的系统按NOX入口浓度计算其标难化 学计量比为1.0．而根据脱除NOX的量所得的实际化学计量比为2.0。

SNCR工艺一般氨的逸出率限制在5×10-6或更低。sSNCR工艺的化学计量比低于1.05，此时氨的利用率达到95％以上。在一个个燃烟煤的旋风锅炉的短期试验中，喷入尿素的SNCR工艺在化学计量比为2.0的条件下运行，NOX脱除率仅为20％；在化学计量比为3.3时，NOX脱除率为42％。值得注意的是该化学计量比的值已由原先以NOX脱除率为依据的0.4转变为以入口处NO浓度为依据的1.4。整个试验过程中，氨的选出含量始终低于10×10-6，这表明很多还原剂在锅炉高温(1100℃以上)区域分解成氮气和水，反应方程式如下；

与SCR工艺相同的是氨与SO3反应生成硫酸铵这个潜在的副反应没有发生。在空气加热器的操作温度下，硫酸铵的生成将会加快，并且最终导致空气加热器污染和堵塞。虽然SNCR工艺没有SO2被氧化，但是自然生成的SO3的浓度有时也是非常高的(尤其在高硫煤中)，这关系到较高的潜在氨的逸出率。

SNCR工艺通常会产生N2O，N2O会引起温度效应。N2O在大气中很稳定，滞留时间长达20-100年，因而被认为是温室气体之一，对气候和臭氧层具有破坏作用。N2O的形成主要来源于SNCR工艺所采用的还原剂、喷入还原剂的量以及喷入温度。图5-42示出了以氨、尿素和氰尿酸为还原剂SNCR工艺脱除NOX，发生的主要化学反应途径。从图5-42的右边途径可看出以尿素为还原剂时，NCO与NO反应生成了N2O，因此，喷入尿素比喷入氨要产生更高的N2O排放浓度。使用氨也会产生N2O，其反应式为：

图5-43示出了以尿素为还原剂的SNCR系统的实验装置的结果。N2O的生成量是随着NOX脱除量的增加而增加。在NOX脱除率为50％时．N2O的含量大约为20×10-6。这个结果表明有相当一部分(大约10％-25%)脱除的NOX实际上转化成了N2O。

在夹带流反应器中，我们也对NH3/NOX摩尔比对NOX脱除的影响和N2O排放浓皮进行了实验研究，结果如图5-44和图5-45所示。图5-44表明n(N)/n(NOx)对其NOx脱除率有较大影响，去除率随n(N)/n(NOX)的增大而增大。较大的n(N)/n(NOx)意味着投加的NH3基还原剂较多，能达到较高的去除率，但同时也增大了排放烟气中NH3和N2O的排放浓度，这是由于SNCR过程中伴随有NH3和N2O等副产物的生成。SNCR的反应机理非常复杂，目前仍未完全了解清楚，但大多数学者认为NH3基还原剂是按图5-42所示的途径进行反应的。因此，在SNCR脱NOX工艺中，将n(N)/n(NOx)控制在1.0-1.6范围内较好。

图5-45表示了在NOX为300×10-

6、2s和n(N)/n(NOX)的条件下，用SNCR法脱除NO过程中N2O的生成量。随着温度的升高，烟气中N2O的排放含量迅速增大，在900℃时达到最大值(6×10-6)，随后急剧下降．1100℃后降至2×10-6以下，且变化趋于平缓。N2O形成的主要原因是尿素分解的副产物HCHO，其部分通过一些复杂的分步反应后生成N2O(图5-42)。由于N2O是一种相对稳定的中间产物，其部分会被还原成N2(图5-42)，温度降低时，其还原速率低，N2O被逐渐积累；温度升高后，还原速率增大，N2O排放量下降。

四、添加剂对SNCR的影响

Irons等人在1995年用中试规模的燃烧装置研究了喷氨型SNCR工艺在改变温度窗口 时，添加剂对其的影响。他们指出在固定的喷入点按照温度的改变喷入甲烷对电厂所安装的SNCR工艺是适用的。图5-46示出了温度窗口处附加喷入中烷的影响。在注入烟气之前，天然气要与氨预先混合。每摩尔氨中加入0.5摩尔的甲烷将使过程中的最佳脱除率从68％下降到60％，同时最佳温度也从1030℃下降到916℃；当甲烷与氨的比为1:1时效率又有所下降，但是不再有明确的最佳温度。因为这种转化在800-915℃之后基本维持恒定。

据报道，其他含氮物质(如胺、羟胺、蛋白质、环状含氮化合物、吡啶、有机铵盐等)也可用来还原NOX。有的还原剂所需的还原温度比尿素的低，如吡啶在760℃左右也很有效，而有机铰盐在650℃左右也有良好的活性。

在尿素中添加有机烃类(例如美国燃料技术公司己开发强化剂Out34)，可增加燃气中的烃基浓度从而增强NOX的还原，还可使操作温度降低20℃左右。此类尿素还原NOX的强化剂还包括酒精、糖类、纤维有机酸等。酚也可改进NOX的还原，自身又可在燃烧过程中裂解，这对有酚排放的企业可以达到以废治废的目的。若分别注入尿素和甲醇，则可降低NH3的逸出．并减少空气预热器的沉积物。

Chen等人在1993年报道了他们的中试结果，辅助剂能抑制尿素中的N2O的生成，同 时能保证NOX脱除反应的进行，如图5-47所示。如果仅使用尿素时，在983℃下生成N2O 的最大浓度可达40×10-6，当加入辅助剂时，在763℃时N2O的浓度就能明显地降到8×10-6。

五、SNCR/SCR联合烟气脱硝技术

SNCR/SCR联合是SNCR/工艺的还原剂喷入炉膛技术同SCR工艺利用选出氨进行催化 反应结合起来，从而进一步脱除NOX。它是把SNCR工艺的低费用特点同SCR工艺的高效 脱硝率及低的氨逸出率有效结合。该联合工艺于20世纪70年代首次在日本的一座燃油装置 上进行试验、试验结果表明了该技术的可行性。理论上，SNCR工艺在脱除部分NOX的同 时也为后面的催化法脱除更多的NOX提供了所需的氨(图5-48)。在联合工艺的设计中，一 个重要的问题是将氨与NOX充分混合。SNCR体系可向SCR催化剂提供充足的氨，但是要 想控制好氨的分布以适应NOX分布的改变却是非常困难的。对这种潜在的分布不均，在理论 上还没有好的解决办法，并且锅炉越大，这种分布就越不好。如果SCR催化剂上的氨得不到充足的NOX，那么一部分氨没发生反应就通过了催化剂；相反，如果高浓度NOX区域处烟气中没有充足的氨，则在这些催化区域没有NOX还原反应发生。

为了弥补这种分布不均的现象，联合工艺的设计应提供一个充足氨的给予系统，如在标

准尺寸的SCR反应器中安装一个辅助氨喷射系统。准确地试验和调节辅助氨喷射能减少催 化剂中的缺氨区域。

联合工艺NOX的脱除率是SNCR工艺特性、氨的喷入量及扩散速率、催化剂体积的函数。要达到90％以上的NOX脱除率和氨的逸出浓度在5×10-6以下的要求，采用联合工艺在技术上是可行的。然而，NOX的脱除率还必须同还原剂的消耗量和所需催化剂体积保持均衡。

Cochran等人在l 995年就提SNCR/SCR联合工艺的催化剂体积设计思路。该联合工艺是采用了具有NOx最低脱除率为30％的SNCR工艺实现NOx总脱除率为70％来进行设计的，因此，催化还原法中NOx的最大脱除率必须要达到57％。实际上所需催化剂的体积是随着氨的不均匀分布率的增大而增大。当分布率接近30％时，联合工艺所需催化剂的体积同分布率为5％、NOx脱除率为70％的标准尺寸的SCR体系是相同的。这一因素可减少联合工艺潜在的费用，因为联合工艺中还原剂费用总是比标准尺寸的SCR系统要高。

根据以上讨论，在规模为500MW的Herne 4号机组上则没有采用SNCR工艺，而是在 1989年采用了联合工艺。在联合工艺的运行中，SNCR系统是在SNCR的温度窗口的末端 喷入还原剂以逸出氨的产生模式运行的，还要求能调节这些超出氨的量从而满足NOx总脱 除率和氨的最低逸出浓度要求。根据以上所述，联合工艺的特性直接取决于进入催化剂体内 的氨与NOx的分布情况，偏差较大的分布可能影响催化剂对整个运行的适应能力。表5-3列出了SNCR/SCR联合工艺的运行结果，尽管能满足运行要求，但还原剂的利用计量比为3.0是不理想的。

选择性催化还原废气脱硝技术 第6篇

选择性催化还原废气脱硝技术

选择性催化还原(SCR)法是目前普遍采用的废气催化脱硝方法.详细介绍了SCR废气脱硝的原理、工艺流程、运行控制的主要影响因素如催化剂的活性、反应温度、氨气加入量等及工业应用实例.

作 者：高莲 马晓驰 Gao Lian Ma Xiao-chi  作者单位：高莲,Gao Lian(西安交通大学,陕西,西安,710049)

马晓驰,Ma Xiao-chi(天华化工机械及自动化研究设计院,兰州瑞玛化机有限公司,甘肃,兰州,730060)

刊 名：化工环保  ISTIC PKU英文刊名：ENVIRONMENTAL PROTECTION OF CHEMICAL INDUSTRY 年，卷(期)： 25(5) 分类号：X701 关键词：氧化氮   选择性催化还原   废气治理  

液相同时脱硫脱硝技术研究进展 第7篇

煤燃烧过程中排放的SO2和NOx是造成大气污染的主要成分,如何经济有效地控制二者的排放量是我国乃至世界节能减排领域中急需解决的关键问题.文章综述了国内外目前开发的`液相同时脱硫脱硝技术,分析了各法的工艺特点和存在的问题,包括氧化吸收法、还原吸收法及湿式络合吸收法等,并对研究和应用进行了展望,对湿式脱硫脱硝一体化技术的应用具有一定参考价值.

作 者：张宗宇 赵改菊 尹凤交 盛成 吴静 ZHANG Zong-yu ZHAO Gai-ju YIN Feng-jiao SHENG Cheng WU Jing 作者单位：张宗宇,赵改菊,ZHANG Zong-yu,ZHAO Gai-ju(山东省科学院工业节能研究中心,山东,济南,250013)

尹凤交,盛成,吴静,YIN Feng-jiao,SHENG Cheng,WU Jing(山东大学能源与动力学院,山东,济南,250061)

电厂烟气脱硝技术 第8篇

NOx是一大类氮的氧化物的统称。氮的氧化物包括NO、NO2、N2O、N2O3、N2O4、N2O5等。目前大气中最主要的氮氧化物污染物是NO和NO2。NOx的危害包括诱发疾病以及造成二次污染。NOx造成的二次污染包括参与形成光化学烟雾,溶于水中还会形成酸雨,会对生态环境造成影响,NOx还是形成区域细粒子污染和灰霾的重要因素。由于近年来我国NOx排放量的快速提高,酸雨污染也正由以前的硫酸型酸雨开始向硫酸和硝酸复合型酸雨进行转变,目前我国的酸雨中硝酸根的比例已达到差不多1/3,这一变化抵消了一部分我国在SO2减排方面取得的成绩,使我国酸雨治理的效果打了折扣。

2 NOx的来源

NOx的主要来源有燃煤电厂燃烧废气、工业企业生产废气以及机动车尾气。目前,我国NOx的排放量中超过2/3来自煤炭燃烧,而在被消耗的煤炭中,超过一半被用于火力发电,使得燃煤电厂的NOx排放量占NOx排放总量的1/3以上。就目前来看,火力发电在未来十几年甚至更长的一段时间内依然会是我国电力供应的主力。随着我国用电需求的不断增加,火电装机容量势必会有进一步的增长,火电厂的NOx排放量势必也将进一步增加。

3 目前常见的火电厂NOx控制技术

目前火电厂常见的NOx控制技术主要有两种:一种是通过对燃烧过程进行控制,达到减少NOx生成量的目的,称为低氮燃烧技术,属于一种源头治理措施;另一种则是对生成后的NOx进行净化处理,达到减少NOx排放量的目的,即烟气脱硝技术,属于末端治理措施。目前的烟气脱硝技术主要包括SCR、SNCR和SNCR-SCR。

3.1 低氮燃烧技术

低氮燃烧技术是根据燃料在燃烧过程中NOx的生成机理,通过改变燃烧设备的燃烧条件来降低NOx生成和排放的技术。目前低氮燃烧技术常用的有两种,一种是排烟再循环,该种方法是通过将部分温度比较低的烟气返回燃烧区,由于烟气的含氧量和温度都较低,因此可降低燃烧区的含氧量以及温度,从而达到抑制NOx生成的目的;另一种方法是二段燃烧,该种方法是将整个燃烧过程分成不同阶段来完成,第一阶段只将燃烧所需的空气量的70%多通入炉膛内,使炉膛内形成缺氧富燃料环境,使燃料无法充分燃烧,抑制NOx的生成,第二阶段则通入足量的空气,使剩余燃料充分燃烧,此时由于燃烧区温度低,生成的NOx也较少。目前,应用最多的是二段燃烧技术。

低氮燃烧技术很适合用来对老火电机组进行技术改造,改造过程只需对锅炉炉膛进行改造即可。低氮燃烧技术既可单独应用,也可与其他脱硝技术结合使用,其脱硝效率一般在10%~50%左右;低氮燃烧技术目前的工艺已经很成熟,且由于其应用简单,技术也并不复杂,因此投资与运行费用较低。

3.2 烟气脱硝技术

3.2.1 SCR

SCR即选择性催化还原技术,是指在催化剂作用下利用NH3的还原性有选择性地与烟气中的NOx(主要是NO和NO2)发生化学反应,将NOx还原为氮气,从而减少烟气中NO排放的脱硝技术。在SCR中使用的催化剂主要为V2O5/Ti O2、V2O5-WO3/Ti O2或V2O5-Mo O3/Ti O2等。根据催化剂的适宜反应温度,催化剂还可细分为高温、中温和低温催化剂三种。

SCR的脱硝效率最高可达到90%左右,一般情况下不低于60%。SCR的优点在于技术发展成熟、运行的可靠性较高、且日常维护方便,在对脱硝效率有较高的要求时,相较其他技术具有更好的经济性;SCR的缺点主要在于一次投资费用高,且由于催化剂价格昂贵、失效催化剂需再处置、还原剂的消耗量大等原因,致使该技术运行成本较高;除此之外,NH3的使用会带来安全隐患,对日常的安全管理要求较高。

3.2.2 SNCR

SNCR即选择性非催化还原技术,其基本原理与SCR基本相同,也是利用NH3的还原性将NOx还原为氮气,其与SCR的最大区别在于SNCR不使用催化剂。由于不使用催化剂,因此适宜的还原反应温度区间范围很窄,只有800℃~1200℃,当温度低于800℃时,反应速度很慢,还原反应难以顺利进行,而温度过高时又会由于NH3发生热分解导致脱硝效率下降。因此温度对SNCR的效率影响较大,温度控制是SNCR技术的应用难点。

SNCR脱硝效率与SCR相比只有SCR的约一半,最高可达到约40%,一般不低于20%,但是SNCR无催化剂反应器,占地面积较小,一次投资成本仅为SCR的一半左右。由于不使用催化剂,其运行费用也不到SCR的2/3,其经济性较好。

SNCR可以单独使用也可作为SCR和低氮燃烧技术的补充。根据SNCR技术的特点,其较适合用来对现有机组进行技术改造。

3.2.3 SNCR-SCR

SCR和SNCR各自的优缺点都十分突出,于是出现了SNCR—SCR联合技术。SNCR-SCR充分利用了SCR和SNCR的优点,尽可能地减小了两种技术的缺点造成的影响。其工作原理是先将还原剂喷入炉膛,利用选择性非催化还原技术先脱去部分NOx,而前一步中逃逸出的NH3利用选择性催化还原技术,继续作为还原剂与前一步未能脱除的NOx进行反应。通过两种技术的串联使用,可以有效除去烟气中的NOx。

由于低氮燃烧技术发展成熟,因此在国际和国内均已开始得到大范围的应用。通过以上3种技术的介绍可以看出,SCR的脱硝效率是最高的,且由于其技术成熟,因此成为了目前世界范围内使用率最高的技术,尤其在欧洲和日本等国,90%以上火电厂烟气脱硝采用了SCR。SNCR因为其自身的技术特点和成本优势,也正在得到越来越多的应用。

4 其他烟气脱硝技术

以上所提到的脱硝技术均属于已经比较成熟的技术,但是技术的探索脚步不可能仅仅止步于此,于是很多研究人员又开始研发新的脱硝技术,这其中主要包括液体吸收法、微生物法、活性炭吸附法和电子束法等。

4.1 液体吸收法

液体吸收法所使用的主要吸收剂包括水、酸碱溶液和氨溶液等,其主要是利用NOx在液体中的溶解性或者与吸收剂发生反应来达到去除的目的。NO极难溶于水,用此方法只能去除部分的NOx,从而导致最终的脱硝效率低下。为了解决脱硝效率低下的问题,又相继发展出了络合吸收法、氧化法和还原吸收法等。

络合吸收法是让NO与吸收剂,如Fe(II)EDTA等形成络合物,从而将NO脱除。氧化法是使用如高锰酸钾、双氧水之类的强氧化剂将NO氧化为NO2,而NO2则易溶于水,可被碱性或酸性吸收液有效吸收。还原吸收法则是利用诸如尿素等还原剂将NOx还原成为N2。

液体吸收法由于受到吸收速率等因素的制约,其处理效率太低,无法胜任大烟气量的处理需求,根本无法应用于火电厂这种烟气量极大的企业。

4.2 微生物法

微生物法主要利用反硝化细菌将烟气中的NOx进行同化反硝化,使其转化为细菌的一部分来达到脱硝的目的。微生物法的脱硝率最高可以达到80%。该种方法的优点在于工艺简单、处理费用低以及无二次污染。目前微生物法仍然处于初始研究阶段,对反硝化细菌的研究还不够,且NO难溶于水的特性,直接影响到了微生物的转化效率,以上种种,致使微生物法离投入实际应用还有很远的距离。

4.3 活性炭吸附法

活性炭吸附法可同时脱硫脱硝,可达到80%以上的脱硝效率。活性炭在使用一段时间后会失去活性,通过解析之后的活性炭可循环使用。这一过程中,活性炭既是优良的吸附剂,又是催化剂与催化剂载体。活性炭的吸附特性可以起到脱硫的作用,脱硝则是将活性炭作为催化剂,通过NH3的还原性将NOx还原为N2。此种方法的优点是可同时实现脱硫和脱硝,且脱除率均较高,吸附剂可循环利用,缺点在于吸附剂用量多,设备庞大,再生频繁,易造成二次污染。

4.4 电子束法

电子束法可同时脱硫脱硝,脱硝效率可达到85%。处理过程中,无二次污染产生。电子束法的主要原理是利用电子束照射后产生的自由基的强氧化性,使SOx和NOx生成为硫酸和硝酸。生成的硫酸和硝酸与一同通入反应器的氨发生中和反应,生成硫酸铵和硝酸铵颗粒,从而达到脱硫脱硝的目的。该种方法的优点是适应性好,可适应不同浓度、不同烟气量的处理需求,其最终产生的硫酸铵和硝酸铵可进一步进行综合利用,如生产化肥等。但是该种方法运行费用高,关键设备技术含量高,不易掌握。

5 结语

火电企业脱硝技术改造展望 第9篇

關键词：火电企业 脱硝技改 低氮燃烧 选择性催化还原

0 引言

氮氧化物作为火电排放废气的主要组成物之一，严重破坏了我们的环境——形成硝酸型酸雨、破坏臭氧层等。随着排污制度的进一步执行，对于锅炉NOx的排放控制日趋严格。与此同时，专门征收的NOx排污费已经展开，电厂为此花费大笔资金。因此，不管是新建火电机组还是老机组的升级改造，都要求NOx排放必须大大降低，以解决当前火电企业面临的窘境。

1 脱硝技术概述

火电机组在生产中产生氮氧化物的方式主要有两种：一种是热力型NOx，即空气中自带的氮鼓入锅炉时，与氧反应的氮氧化物；另一种是燃料型NOx，即煤炭中含有的氮化合物在高温下反应生成的氮氧化物。由于火电企业使用煤炭，机组在生产过程中产生的氮氧化物绝大部分是燃料型NOx，热力型NOx只占小部分。

根据燃煤机组在燃烧前、燃烧中、燃烧后生成的氮氧化物，控制其排放的措施可分为三类。这其中燃烧前脱氮成本过高，实际在企业中应用很少。燃烧中脱氮和燃烧后脱氮是目前应用较广泛的方法。燃烧中脱氮即低氮燃烧技术，燃烧后脱氮即烟气脱硝技术。

2 低氮燃烧技术

早在20世纪50年代国外就开始研究控制和降低燃烧过程中NOx的生成。如德国和日本等，他们比较广泛的一种做法是，利用低氮燃烧在前期减少一半以上的NOx生成，剩余的NOx排入脱硝装置后再进行烟气脱硝。这种处理技术的特点是工艺成熟、投资和运行成本低。总结起来，火电企业常用的低氮燃烧技术有以下几种：

2.1 低过量空气燃烧

燃料种类、燃烧方式和排渣方式的改变是低过量空气燃烧抑制NOx产生的主要途径。这种模式不需改动燃烧装置的构造，并且在降低NOx排放的同时，一定程度上提高了装置运行的经济型。这种优化燃烧、降低氮氧化物生产量的方式比较简单。缺点是：总的降低幅度有限；并且在过量空气系数降低过多时，可能造成气温特性变化、受热面粘结渣质及飞灰可燃物增加而导致的经济性下降。

2.2 低氮燃烧器

低氮燃烧器主要工作原理是在锅炉出口控制空气进气量，达到分级送风，抑制热力型NOx的生成；并将空气与燃料合理配比，以阻止燃料中的氮在高温中反应生成NOx。这种工作模式可以同时保持较高的燃烧效率。目前，大多新的锅炉均自带有低氮燃烧器，并随着技术不断进步这种低氮燃烧器也不断地进行着改进和优化。

2.3 空气分级燃烧

老式燃烧方式是将煤粉和空气一次性共同送入锅炉燃烧，它的优点是煤粉能与空气混合充分，燃烧强度大、温度高，它的缺点也很明显，附带产生的NOx含量高。新型空气分级燃烧技术是通过控制送入燃烧所需空气量，逐级与煤粉混合，以控制煤粉颗粒在燃烧初期处于低氧燃烧的状态，减少NOx生成的化学条件，达到控制氮氧化物含量的目的。空气分级燃烧技术有两种：垂直分级、水平分级。

垂直分级模式——从主燃烧器中分离出一部分燃烧空气，将其从燃烧器上部送入炉膛，这部分燃烧空气即燃尽风（OFA）。根据燃尽风装置安设位置的不同，又分为紧凑型OFA、分离型OFA。

水平分级模式——通过偏转二次风的喷射角，让其与一次风形成大小不同的切圆，利用这种方式形成一定程度的空气分级，延长了二次风与一次风混合的时间。

2.4 燃料分级燃烧

燃料分级燃烧是将燃料分区投入燃烧，整个燃烧被分成三个区域：主燃烧区、再燃烧区和燃尽区。主燃烧区是将主燃料投入欠氧或弱还原性环境下燃烧，这个过程产生较多NOx；再燃烧区是将二次燃料送入还原性环境下，把主燃烧区产生的NOx还原成N2，因此，再燃烧区也称还原区。在还原区上方是燃尽区，该区域通过灌入少量空气使再燃区投入的燃料得到完全燃烧。

2.5 烟气再循环技术

利用燃烧后形成的烟气本身含氧低、温度低的特性，将其从省煤器出口处抽出部分，混入二次风或一次风中，喷入锅炉适当位置，达到降低局部温度以形成还原性环境，从而减少NOx的含量。

为取得较好的脱硝效果，企业在实际生产中，大多是将两个或三个上述方法一同采用。

3 烟气脱硝技术

烟气脱硝是目前世界上发达国家普遍采用的降低氮氧化物排放的方法，烟气脱硝能达到很高的NOx脱除效率。

3.1 选择性催化还原技术

选择性催化还原技术（Selective Catalytic Reduction，SCR）是在烟气中加入氨，利用催化剂让氨与NOx发生反应，从而减少NOx的含量。目前该法已成为电站脱硝的主流技术，国内大型火电机组大多采用SCR工艺。SCR技术中，根据反应器布置的方式不同分为：高含尘工艺和低含尘工艺。

高含尘SCR工艺是在锅炉省煤器后和空气预热器之前设置脱硝反应器。优点是：投资较低。缺点是：有时旧厂改造由于场地限制不能使用、催化剂容易堵塞以及加剧了空气预热器的堵塞和腐蚀（由副反应引发）。

低含尘SCR工艺是在静电除尘器和脱硫装置之后设置脱硝反应塔。该工艺在低粉尘、低酸的环境中运行，催化剂能延长使用寿命，同时加装燃烧器或者蒸汽加热器，才满足催化剂运行温度，故而该工艺成本较高。

3.2 选择性非催化还原技术

选择性非催化还原技术（Selective Non-Catalytic Reduction，SNCR）是向炉膛内注入NH3或尿素等还原剂，与NOx反应，从而减少NOx的含量。

SNCR技术早在20世纪50年代已在日本展开了大规模应用，是一种比较成熟的技术，具有建设周期短、投资少、脱硝效率中等的特点，中小型电厂的改造较适合。

3.3 混合SNCR-SCR脱硝技术

混合SNCR-SCR脱硝技术既结合了SCR的效率高效，又具有SNCR投资少的特点，是一种新型工艺。它具有两个反应区：第一个反应区——炉膛，在高温条件下，利用设置在锅炉炉墙上的喷射系统，将还原剂喷入其中，还原剂与NOx发生非催化还原反应，达到初步脱氮；第二个反应区——反应器，将之前未反应完的还原剂进入其中，利用混合工艺进一步脱氮。

4 结论

在我国经济发展到当前水平，人民呼唤一个更友好的环境。控制污染源的排放，保护环境是每个企业必须承担的责任。根据企业自身特点，在火电企业选用合适的低氮燃烧技术、烟气脱硝技术，对火电企业进行整体的脱硝改造，可将烟气脱硝效率控制在65%以上，符合我们当前环保生产的需求，有利于企业长期的经营发展。

参考文献：

[1]岑可法，姚强，骆仲泱，高翔.燃烧理论与污染控制[M].北京：机械工业出版社，2004.

[2]张强.燃煤电站SCR烟气脱硝技术及工程应用[M].北京：化学工业出版社，2007.

[3]孙克勤，钟秦.火电厂烟气脱硝技术及工程应用[M].北京：化学工业出版社，2006.