燃油鍋爐煙氣脫硝裝置設計

❶ 脫硝技術與SCR系統有什麼關系

煙氣脫硝技術介紹及各種方案比較

目前主流的煙氣脫硝技術有選擇性非催化還原技術（SNCR）、選擇性催化還原技術（SCR）和SNCR/SCR聯合脫硝技術。

SNCR技術

研究發現，在800～1250℃這一溫度范圍內、無催化劑作用下，氨水等還原劑可選擇性地還原煙氣中的NOx生成N2和H2O，基本上不與煙氣中的O2作用，據此發展了SNCR脫硝技術。

SNCR煙氣脫硝的主要反應為：

NH3為還原劑4NH3+4NO+O2→4N2+6H2O

SNCR通常採用的還原劑有氨水、氨水和液氨，不同還原劑的比較如表3.1所列。

表3.1不同還原劑特點

❷ 鍋爐煙氣脫硫設計(浮閥塔)

硫技術
通過對國內外脫硫技術以及國內電力行業引進脫硫工藝試點廠情況的分析研究，目前脫硫方法一般可劃分為燃燒前脫硫、燃燒中脫硫和燃燒後脫硫等3類。
其中燃燒後脫硫，又稱煙氣脫硫（Flue gas desulfurization，簡稱FGD）,在FGD技術中,按脫硫劑的種類劃分,可分為以下五種方法：以CaCO3（石灰石）為基礎的鈣法，以MgO為基礎的鎂法，以Na2SO3為基礎的鈉法，以NH3為基礎的氨法，以有機鹼為基礎的有機鹼法。世界上普遍使用的商業化技術是鈣法，所佔比例在90%以上。按吸收劑及脫硫產物在脫硫過程中的干濕狀態又可將脫硫技術分為濕法、干法和半干（半濕）法。濕法FGD技術是用含有吸收劑的溶液或漿液在濕狀態下脫硫和處理脫硫產物，該法具有脫硫反應速度快、設備簡單、脫硫效率高等優點，但普遍存在腐蝕嚴重、運行維護費用高及易造成二次污染等問題。干法FGD技術的脫硫吸收和產物處理均在干狀態下進行，該法具有無污水廢酸排出、設備腐蝕程度較輕，煙氣在凈化過程中無明顯降溫、凈化後煙溫高、利於煙囪排氣擴散、二次污染少等優點，但存在脫硫效率低，反應速度較慢、設備龐大等問題。半干法FGD技術是指脫硫劑在乾燥狀態下脫硫、在濕狀態下再生（如水洗活性炭再生流程），或者在濕狀態下脫硫、在干狀態下處理脫硫產物（如噴霧乾燥法）的煙氣脫硫技術。特別是在濕狀態下脫硫、在干狀態下處理脫硫產物的半干法，以其既有濕法脫硫反應速度快、脫硫效率高的優點，又有干法無污水廢酸排出、脫硫後產物易於處理的優勢而受到人們廣泛的關注。按脫硫產物的用途，可分為拋棄法和回收法兩種。
1．1脫硫的幾種工藝
（1）石灰石——石膏法煙氣脫硫工藝
石灰石——石膏法脫硫工藝是世界上應用最廣泛的一種脫硫技術，日本、德國、美國的火力發電廠採用的煙氣脫硫裝置約90%採用此工藝。
它的工作原理是：將石灰石粉加水製成漿液作為吸收劑泵入吸收塔與煙氣充分接觸混合，煙氣中的二氧化硫與漿液中的碳酸鈣以及從塔下部鼓入的空氣進行氧化反應生成硫酸鈣，硫酸鈣達到一定飽和度後，結晶形成二水石膏。經吸收塔排出的石膏漿液經濃縮、脫水，使其含水量小於10%，然後用輸送機送至石膏貯倉堆放，脫硫後的煙氣經過除霧器除去霧滴，再經過換熱器加熱升溫後，由煙囪排入大氣。由於吸收塔內吸收劑漿液通過循環泵反復循環與煙氣接觸，吸收劑利用率很高，鈣硫比較低，脫硫效率可大於95% 。
（2）旋轉噴霧乾燥煙氣脫硫工藝
噴霧乾燥法脫硫工藝以石灰為脫硫吸收劑，石灰經消化並加水製成消石灰乳，消石灰乳由泵打入位於吸收塔內的霧化裝置，在吸收塔內，被霧化成細小液滴的吸收劑與煙氣混合接觸，與煙氣中的SO2發生化學反應生成CaSO3,煙氣中的SO2被脫除。與此同時，吸收劑帶入的水分迅速被蒸發而乾燥，煙氣溫度隨之降低。脫硫反應產物及未被利用的吸收劑以乾燥的顆粒物形式隨煙氣帶出吸收塔，進入除塵器被收集下來。脫硫後的煙氣經除塵器除塵後排放。為了提高脫硫吸收劑的利用率，一般將部分除塵器收集物加入制漿系統進行循環利用。該工藝有兩種不同的霧化形式可供選擇，一種為旋轉噴霧輪霧化，另一種為氣液兩相流。
噴霧乾燥法脫硫工藝具有技術成熟、工藝流程較為簡單、系統可靠性高等特點，脫硫率可達到85%以上。該工藝在美國及西歐一些國家有一定應用范圍（8%）。脫硫灰渣可用作制磚、築路，但多為拋棄至灰場或回填廢舊礦坑。
（3） 磷銨肥法煙氣脫硫工藝
磷銨肥法煙氣脫硫技術屬於回收法，以其副產品為磷銨而命名。該工藝過程主要由吸附（活性炭脫硫制酸）、萃取（稀硫酸分解磷礦萃取磷酸）、中和（磷銨中和液制備）、吸收（ 磷銨液脫硫制肥）、氧化（亞硫酸銨氧化）、濃縮乾燥（固體肥料制備）等單元組成。它分為兩個系統：
煙氣脫硫系統——煙氣經高效除塵器後使含塵量小於200mg/Nm3，用風機將煙壓升高到7000Pa，先經文氏管噴水降溫調濕，然後進入四塔並列的活性炭脫硫塔組（其中一隻塔周期性切換再生），控制一級脫硫率大於或等於70%，並製得30%左右濃度的硫酸，一級脫硫後的煙氣進入二級脫硫塔用磷銨漿液洗滌脫硫，凈化後的煙氣經分離霧沫後排放。
肥料制備系統——在常規單槽多漿萃取槽中，同一級脫硫製得的稀硫酸分解磷礦粉（P2O5 含量大於26%），過濾後獲得稀磷酸（其濃度大於10%），加氨中和後製得磷氨，作為二級脫硫劑，二級脫硫後的料漿經濃縮乾燥製成磷銨復合肥料。
（4）爐內噴鈣尾部增濕煙氣脫硫工藝
爐內噴鈣加尾部煙氣增濕活化脫硫工藝是在爐內噴鈣脫硫工藝的基礎上在鍋爐尾部增設了增濕段，以提高脫硫效率。該工藝多以石灰石粉為吸收劑，石灰石粉由氣力噴入爐膛850~1150℃溫度區，石灰石受熱分解為氧化鈣和二氧化碳，氧化鈣與煙氣中的二氧化硫反應生成亞硫酸鈣。由於反應在氣固兩相之間進行，受到傳質過程的影響，反應速度較慢，吸收劑利用率較低。在尾部增濕活化反應器內，增濕水以霧狀噴入，與未反應的氧化鈣接觸生成氫氧化鈣進而與煙氣中的二氧化硫反應。當鈣硫比控制在2.0~2.5時，系統脫硫率可達到65~80%。由於增濕水的加入使煙氣溫度下降，一般控制出口煙氣溫度高於露點溫度10~15℃，增濕水由於煙溫加熱被迅速蒸發，未反應的吸收劑、反應產物呈乾燥態隨煙氣排出，被除塵器收集下來。
該脫硫工藝在芬蘭、美國、加拿大、法國等國家得到應用，採用這一脫硫技術的最大單機容量已達30萬千瓦。
（5）煙氣循環流化床脫硫工藝
煙氣循環流化床脫硫工藝由吸收劑制備、吸收塔、脫硫灰再循環、除塵器及控制系統等部分組成。該工藝一般採用干態的消石灰粉作為吸收劑，也可採用其它對二氧化硫有吸收反應能力的乾粉或漿液作為吸收劑。
由鍋爐排出的未經處理的煙氣從吸收塔（即流化床）底部進入。吸收塔底部為一個文丘里裝置，煙氣流經文丘里管後速度加快，並在此與很細的吸收劑粉末互相混合，顆粒之間、氣體與顆粒之間劇烈摩擦，形成流化床，在噴入均勻水霧降低煙溫的條件下，吸收劑與煙氣中的二氧化硫反應生成CaSO3 和CaSO4。脫硫後攜帶大量固體顆粒的煙氣從吸收塔頂部排出，進入再循環除塵器，被分離出來的顆粒經中間灰倉返回吸收塔，由於固體顆粒反復循環達百次之多，故吸收劑利用率較高。
此工藝所產生的副產物呈乾粉狀，其化學成分與噴霧乾燥法脫硫工藝類似，主要由飛灰、CaSO3、CaSO4和未反應完的吸收劑Ca(OH)2等組成，適合作廢礦井回填、道路基礎等。
典型的煙氣循環流化床脫硫工藝，當燃煤含硫量為2%左右，鈣硫比不大於1.3時，脫硫率可達90%以上，排煙溫度約70℃。此工藝在國外目前應用在10~20萬千瓦等級機組。由於其佔地面積少，投資較省，尤其適合於老機組煙氣脫硫。
（6）海水脫硫工藝
海水脫硫工藝是利用海水的鹼度達到脫除煙氣中二氧化硫的一種脫硫方法。在脫硫吸收塔內，大量海水噴淋洗滌進入吸收塔內的燃煤煙氣，煙氣中的二氧化硫被海水吸收而除去，凈化後的煙氣經除霧器除霧、經煙氣換熱器加熱後排放。吸收二氧化硫後的海水與大量未脫硫的海水混合後，經曝氣池曝氣處理，使其中的SO32-被氧化成為穩定的SO42-，並使海水的PH值與COD調整達到排放標准後排放大海。海水脫硫工藝一般適用於靠海邊、擴散條件較好、用海水作為冷卻水、燃用低硫煤的電廠。海水脫硫工藝在挪威比較廣泛用於煉鋁廠、煉油廠等工業爐窯的煙氣脫硫，先後有20多套脫硫裝置投入運行。近幾年，海水脫硫工藝在電廠的應用取得了較快的進展。此種工藝最大問題是煙氣脫硫後可能產生的重金屬沉積和對海洋環境的影響需要長時間的觀察才能得出結論，因此在環境質量比較敏感和環保要求較高的區域需慎重考慮。
（7） 電子束法脫硫工藝
該工藝流程有排煙預除塵、煙氣冷卻、氨的充入、電子束照射和副產品捕集等工序所組成。鍋爐所排出的煙氣，經過除塵器的粗濾處理之後進入冷卻塔，在冷卻塔內噴射冷卻水，將煙氣冷卻到適合於脫硫、脫硝處理的溫度（約70℃）。煙氣的露點通常約為50℃，被噴射呈霧狀的冷卻水在冷卻塔內完全得到蒸發，因此，不產生廢水。通過冷卻塔後的煙氣流進反應器，在反應器進口處將一定的氨水、壓縮空氣和軟水混合噴入，加入氨的量取決於SOx濃度和NOx濃度，經過電子束照射後，SOx和NOx在自由基作用下生成中間生成物硫酸（H2SO4）和硝酸（HNO3）。然後硫酸和硝酸與共存的氨進行中和反應，生成粉狀微粒（硫酸氨(NH4)2SO4與硝酸氨NH4NO3的混合粉體）。這些粉狀微粒一部分沉澱到反應器底部，通過輸送機排出，其餘被副產品除塵器所分離和捕集，經過造粒處理後被送到副產品倉庫儲藏。凈化後的煙氣經脫硫風機由煙囪向大氣排放。
（8）氨水洗滌法脫硫工藝
該脫硫工藝以氨水為吸收劑，副產硫酸銨化肥。鍋爐排出的煙氣經煙氣換熱器冷卻至90~100℃，進入預洗滌器經洗滌後除去HCI和HF，洗滌後的煙氣經過液滴分離器除去水滴進入前置洗滌器中。在前置洗滌器中，氨水自塔頂噴淋洗滌煙氣，煙氣中的SO2被洗滌吸收除去，經洗滌的煙氣排出後經液滴分離器除去攜帶的水滴，進入脫硫洗滌器。在該洗滌器中煙氣進一步被洗滌，經洗滌塔頂的除霧器除去霧滴，進入脫硫洗滌器。再經煙氣換熱器加熱後經煙囪排放。洗滌工藝中產生的濃度約30%的硫酸銨溶液排出洗滌塔，可以送到化肥廠進一步處理或直接作為液體氮肥出售，也可以把這種溶液進一步濃縮蒸發乾燥加工成顆粒、晶體或塊狀化肥出售。
1。2燃燒前脫硫
燃燒前脫硫就是在煤燃燒前把煤中的硫分脫除掉，燃燒前脫硫技術主要有物理洗選煤法、化學洗選煤法、煤的氣化和液化、水煤漿技術等。洗選煤是採用物理、化學或生物方式對鍋爐使用的原煤進行清洗，將煤中的硫部分除掉，使煤得以凈化並生產出不同質量、規格的產品。微生物脫硫技術從本質上講也是一種化學法，它是把煤粉懸浮在含細菌的氣泡液中，細菌產生的酶能促進硫氧化成硫酸鹽，從而達到脫硫的目的；微生物脫硫技術目前常用的脫硫細菌有：屬硫桿菌的氧化亞鐵硫桿菌、氧化硫桿菌、古細菌、熱硫化葉菌等。煤的氣化，是指用水蒸汽、氧氣或空氣作氧化劑，在高溫下與煤發生化學反應，生成H2、CO、CH4等可燃混合氣體（稱作煤氣）的過程。煤炭液化是將煤轉化為清潔的液體燃料（汽油、柴油、航空煤油等）或化工原料的一種先進的潔凈煤技術。水煤漿（Coal Water Mixture，簡稱CWM）是將灰份小於10%，硫份小於0.5%、揮發份高的原料煤，研磨成250~300μm的細煤粉，按65%~70%的煤、30%~35%的水和約1%的添加劑的比例配製而成，水煤漿可以像燃料油一樣運輸、儲存和燃燒，燃燒時水煤漿從噴嘴高速噴出，霧化成50~70μm的霧滴，在預熱到600~700℃的爐膛內迅速蒸發，並拌有微爆，煤中揮發分析出而著火，其著火溫度比干煤粉還低。
燃燒前脫硫技術中物理洗選煤技術已成熟，應用最廣泛、最經濟，但只能脫無機硫；生物、化學法脫硫不僅能脫無機硫，也能脫除有機硫，但生產成本昂貴，距工業應用尚有較大距離；煤的氣化和液化還有待於進一步研究完善；微生物脫硫技術正在開發；水煤漿是一種新型低污染代油燃料，它既保持了煤炭原有的物理特性，又具有石油一樣的流動性和穩定性，被稱為液態煤炭產品，市場潛力巨大，目前已具備商業化條件。
煤的燃燒前的脫硫技術盡管還存在著種種問題，但其優點是能同時除去灰分，減輕運輸量，減輕鍋爐的沾污和磨損，減少電廠灰渣處理量，還可回收部分硫資源。
1．3 燃燒中脫硫，又稱爐內脫硫
爐內脫硫是在燃燒過程中，向爐內加入固硫劑如CaCO3等，使煤中硫分轉化成硫酸鹽，隨爐渣排除。其基本原理是：
CaCO3→CaO＋CO2↑
CaO＋SO2→CaSO3
CaSO3＋1／2×O2→CaSO4
（1） LIMB爐內噴鈣技術
早在本世紀60年代末70年代初，爐內噴固硫劑脫硫技術的研究工作已開展，但由於脫硫效率低於10%～30％，既不能與濕法FGD相比，也難以滿足高達90%的脫除率要求。一度被冷落。但在1981年美國國家環保局EPA研究了爐內噴鈣多段燃燒降低氮氧化物的脫硫技術，簡稱LIMB，並取得了一些經驗。Ca／S在2以上時，用石灰石或消石灰作吸收劑，脫硫率分別可達40%和60%。對燃用中、低含硫量的煤的脫硫來說，只要能滿足環保要求，不一定非要求用投資費用很高的煙氣脫硫技術。爐內噴鈣脫硫工藝簡單，投資費用低，特別適用於老廠的改造。
（2） LIFAC煙氣脫硫工藝
LIFAC工藝即在燃煤鍋爐內適當溫度區噴射石灰石粉，並在鍋爐空氣預熱器後增設活化反應器，用以脫除煙氣中的SO2。芬蘭Tampella和IVO公司開發的這種脫硫工藝，於1986年首先投入商業運行。LIFAC工藝的脫硫效率一般為60%～85％。
加拿大最先進的燃煤電廠Shand電站採用LIFAC煙氣脫硫工藝，8個月的運行結果表明，其脫硫工藝性能良好，脫硫率和設備可用率都達到了一些成熟的SO2控制技術相當的水平。我國下關電廠引進LIFAC脫硫工藝，其工藝投資少、佔地面積小、沒有廢水排放，有利於老電廠改造。
1．4 燃燒後脫硫，又稱煙氣脫硫（Flue gas desulfurization，簡稱FGD）
燃煤的煙氣脫硫技術是當前應用最廣、效率最高的脫硫技術。對燃煤電廠而言，在今後一個相當長的時期內，FGD將是控制SO2排放的主要方法。目前國內外火電廠煙氣脫硫技術的主要發展趨勢為：脫硫效率高、裝機容量大、技術水平先進、投資省、佔地少、運行費用低、自動化程度高、可靠性好等。
1．3．1乾式煙氣脫硫工藝
該工藝用於電廠煙氣脫硫始於80年代初，與常規的濕式洗滌工藝相比有以下優點：投資費用較低；脫硫產物呈干態，並和飛灰相混；無需裝設除霧器及再熱器；設備不易腐蝕，不易發生結垢及堵塞。其缺點是：吸收劑的利用率低於濕式煙氣脫硫工藝；用於高硫煤時經濟性差；飛灰與脫硫產物相混可能影響綜合利用；對乾燥過程式控制制要求很高。
（1） 噴霧乾式煙氣脫硫工藝：噴霧乾式煙氣脫硫(簡稱干法FGD)，最先由美國JOY公司和丹麥Niro Atomier公司共同開發的脫硫工藝，70年代中期得到發展，並在電力工業迅速推廣應用。該工藝用霧化的石灰漿液在噴霧乾燥塔中與煙氣接觸，石灰漿液與SO2反應後生成一種乾燥的固體反應物，最後連同飛灰一起被除塵器收集。我國曾在四川省白馬電廠進行了旋轉噴霧干法煙氣脫硫的中間試驗，取得了一些經驗，為在200～300MW機組上採用旋轉噴霧干法煙氣脫硫優化參數的設計提供了依據。
（2） 粉煤灰乾式煙氣脫硫技術：日本從1985年起，研究利用粉煤灰作為脫硫劑的乾式煙氣脫硫技術，到1988年底完成工業實用化試驗，1991年初投運了首台粉煤灰乾式脫硫設備，處理煙氣量644000Nm3／h。其特點：脫硫率高達60%以上，性能穩定，達到了一般濕式法脫硫性能水平；脫硫劑成本低；用水量少，無需排水處理和排煙再加熱，設備總費用比濕式法脫硫低1／4；煤灰脫硫劑可以復用；沒有漿料，維護容易，設備系統簡單可靠。
1．3．2 濕法FGD工藝
世界各國的濕法煙氣脫硫工藝流程、形式和機理大同小異，主要是使用石灰石(CaCO3)、石灰（CaO）或碳酸鈉(Na2CO3)等漿液作洗滌劑，在反應塔中對煙氣進行洗滌，從而除去煙氣中的SO2。這種工藝已有50年的歷史，經過不斷地改進和完善後，技術比較成熟，而且具有脫硫效率高(90%～98％)，機組容量大，煤種適應性強，運行費用較低和副產品易回收等優點。據美國環保局(EPA)的統計資料，全美火電廠採用濕式脫硫裝置中，濕式石灰法佔39.6％，石灰石法佔47.4％，兩法共佔87%；雙鹼法佔4.1％，碳酸鈉法佔3.1％。世界各國(如德國、日本等)，在大型火電廠中，90%以上採用濕式石灰／石灰石-石膏法煙氣脫硫工藝流程。
石灰或石灰石法主要的化學反應機理為：
石灰法：SO2＋CaO＋1／2H2O→CaSO3•1／2H2O
石灰石法：SO2＋CaCO3＋1／2H2O→CaSO3•1／2H2O＋CO2
其主要優點是能廣泛地進行商品化開發，且其吸收劑的資源豐富，成本低廉，廢渣既可拋棄，也可作為商品石膏回收。目前，石灰／石灰石法是世界上應用最多的一種FGD工藝，對高硫煤，脫硫率可在90%以上，對低硫煤，脫硫率可在95%以上。
傳統的石灰／石灰石工藝有其潛在的缺陷，主要表現為設備的積垢、堵塞、腐蝕與磨損。為了解決這些問題，各設備製造廠商採用了各種不同的方法，開發出第二代、第三代石灰／石灰石脫硫工藝系統。
濕法FGD工藝較為成熟的還有：氫氧化鎂法；氫氧化鈉法；美國Davy Mckee公司Wellman-Lord FGD工藝；氨法等。
在濕法工藝中，煙氣的再熱問題直接影響整個FGD工藝的投資。因為經過濕法工藝脫硫後的煙氣一般溫度較低(45℃），大都在露點以下，若不經過再加熱而直接排入煙囪，則容易形成酸霧，腐蝕煙囪，也不利於煙氣的擴散。所以濕法FGD裝置一般都配有煙氣再熱系統。目前，應用較多的是技術上成熟的再生(回轉)式煙氣熱交換器(GGH)。GGH價格較貴，占整個FGD工藝投資的比例較高。近年來，日本三菱公司開發出一種可省去無泄漏型的GGH，較好地解決了煙氣泄漏問題，但價格仍然較高。前德國SHU公司開發出一種可省去GGH和煙囪的新工藝，它將整個FGD裝置安裝在電廠的冷卻塔內，利用電廠循環水余熱來加熱煙氣，運行情況良好，是一種十分有前途的方法。
1．5等離子體煙氣脫硫技術
等離子體煙氣脫硫技術研究始於70年代，目前世界上已較大規模開展研究的方法有2類：
（1） 電子束輻照法(EB)
電子束輻照含有水蒸氣的煙氣時，會使煙氣中的分子如O2、H2O等處於激發態、離子或裂解，產生強氧化性的自由基O、OH、HO2和O3等。這些自由基對煙氣中的SO2和NO進行氧化，分別變成SO3和NO2或相應的酸。在有氨存在的情況下，生成較穩定的硫銨和硫硝銨固體，它們被除塵器捕集下來而達到脫硫脫硝的目的。
（2） 脈沖電暈法(PPCP)
脈沖電暈放電脫硫脫硝的基本原理和電子束輻照脫硫脫硝的基本原理基本一致，世界上許多國家進行了大量的實驗研究，並且進行了較大規模的中間試驗，但仍然有許多問題有待研究解決。
1．6 海水脫硫
海水通常呈鹼性，自然鹼度大約為1．2～2．5mmol/L，這使得海水具有天然的酸鹼緩沖能力及吸收SO2的能力。國外一些脫硫公司利用海水的這種特性，開發並成功地應用海水洗滌煙氣中的SO2，達到煙氣凈化的目的。
海水脫硫工藝主要由煙氣系統、供排海水系統、海水恢復系統等組成。

❸ 鍋爐煙氣如何脫硝

選擇性催化劑還原煙氣脫硝技術(SCR)是當前燃煤燃燒裝置和燃煤電廠中常用的一種高效去除氮氧化物(NOx)的方法。該技術通過垂直設置的催化劑反應塔，使用無水氨作為還原劑，與鍋爐排出的煙氣混合後，通過催化劑層，在催化劑的作用下將NOx還原分解為無害的氮氣(N2)和水(H2O)。採用氨(NH3)作為還原劑，不僅脫硝效率高，可達90%以上，而且NH3逃逸量低於5ppm，設備使用效率高，基本上無二次污染，是目前世界上先進的電站煙氣脫硝技術，市場佔有率高達98%。

具體而言，SCR脫硝技術的反應原理如下：
4NH3+4NO+O2->4N2+6H2O
8NH3+6NO2->7N2+12H2O

SCR煙氣脫硝技術的工藝流程包括布置在燃煤和燃油電廠的固態排渣或液態排渣鍋爐的煙氣路徑上的SCR反應器。通常，該反應器位於鍋爐的後端，用於捕獲和處理煙氣中的NOx。反應器內部裝有催化劑，用於促進還原反應。氨與煙氣混合後通過催化劑層，在催化劑的作用下，NOx被還原為N2和H2O，從而達到脫硝的目的。

河南綠地偉業環保科技有限公司引進了韓國納米化學有限公司的技術，成功開發出一種高溫陶瓷過濾器，該過濾器具有出色的脫硝效果，脫硝率高達95%以上。此外，該技術經濟實惠，工程造價低，能夠為燃煤和燃油電廠提供一種經濟高效的煙氣脫硝解決方案。

總的來說，選擇性催化劑還原煙氣脫硝技術(SCR)是一種高效、環保的煙氣脫硝方法，適用於各種燃煤和燃油電廠，可顯著降低煙氣中的氮氧化物含量，保護環境。

❹ 電廠的煙氣脫硝技術原理及工藝圖

煙氣脫硝技術主要有干法（選擇性催化還原煙氣脫硝、選擇性非催化還原法脫硝）和濕法。

1、選擇性催化還原法SCR原理：

在催化劑存在的條件下，採用氨、CO或碳氫化合物等作為還原劑，在氧氣存在的條件下將煙氣中的NO還原為N2。

(4)燃油鍋爐煙氣脫硝裝置設計擴展閱讀

火力發電廠煙氣中含有大量氮氧化物，如不處理，這些廢氣排入大氣會產生污染形成酸雨，為了進一步降低氮氧化物的排放，必須對燃燒後的煙氣進行脫硝處理。火力發電廠煙氣脫硝設備是用來處理氮氧化物的裝置。

由於技術的成熟和高的脫硝率，SCR法現已在世界范圍內成為大型工業鍋爐煙氣脫硝的主流工藝。截至2010年底，我國已投運的煙氣脫硝機組容量超過2億kW，約占煤電機組容量的28%，其中SCR機組佔95% 。

SCR技術的優點：

1、增加升功率。

2、降低熱損耗(Low heat rejection)。

3、對比歐三產品，發動機結構沒有改變。

4、對比歐三產品，燃油經濟性得到改善。

5、機油更換周期更長（Low soot)。

6、尿素的成本低。

❺ 鍋爐煙氣如何脫硝

一、脫硝工藝簡述
1、
脫硝工藝介紹
氮氧化物（NOx）是在燃燒工藝過程中由於氮的氧化而產生的氣體，它不僅刺激人的呼吸系統，損害動植物，破壞臭氧層，而且也是引起溫室效應、酸雨和光化學反應的主要物質之一
。世界各地對NOx的排放限制要求都趨於嚴格，而火電廠、垃圾焚燒廠和水泥廠等作為NOx氣體排放的最主要來源，其減排更是受到格外的重視。
目前全世界降低電廠鍋爐NOX排放行之有效的主要方法大致可分為以下四種：
（1）低氮燃燒技術，即在燃燒過程中控制氮氧化物的生成，主要適用於大型燃煤鍋爐等；低NOX燃燒技術只能降低
NOX 排放值的30～50%，要進一步降低NOX 的排放, 必須採用煙氣脫硝技術。
（2）選擇性催化還原技術（SCR， Selective
Catalytic
Rection），主要用於大型燃煤鍋爐，是目前我國煙氣脫硝技術中應用最多的；
（3）選擇性非催化還原技術（SNCR，Selective
Non-Catalytic
Rection），主要用於垃圾焚燒廠等中、小型鍋爐，技術成熟，但其效率低於SCR法；投資小，建設周期短。
（4）選擇性催化還原技術（SCR）+選擇性非催化還原技術（SNCR），主要用於大型燃煤鍋爐低NOx排放和場地受限情況，也比較適合於舊鍋爐改造項目。
信成公司將採用選擇性非催化還原法（SNCR）技術來降低電廠鍋爐NOx排放。為此，將電廠SNCR脫硝法介紹如下：
2、選擇性非催化還原法（SNCR）技術介紹
1）
SNCR脫硝簡述
SNCR 脫硝技術是一種較為成熟的商業性 NOx控制處理技術。SNCR 脫硝方法主要是將還原劑在850～1150 ℃ 溫度區域噴入含
NOx 的燃燒產物中, 發生還原反應脫除 NOx , 生成氮氣和水。SNCR 脫硝在實驗室試驗中可達到 90%以上的 NOx脫除率。在大型鍋爐應用上,
短期示範期間能達到75%的脫硝效率。SNCR 脫硝技術是 20世紀 70 年代中期在日本的一些燃油、燃氣電廠開始應用的, 80
年代末歐盟國家一些燃煤電廠也開始了SNCR 脫硝技術的工業應用, 美國 90 年代初開始應用 SNCR 脫硝技術, 目前世界上燃煤電廠SNCR
脫硝工藝的總裝機容量在 2GW 以上。
本工程SNCR 脫硝系統選用的脫硝劑是氨水。將氨水稀釋成一定比例的稀氨水, 用輸送泵送至爐前噴槍。
2）
SNCR工作原理
選擇性非催化還原(SNCR)脫硝工藝是將含有 NHx 基的還原劑(如氨氣、
氨水或者尿素等)噴入爐膛溫度為850℃-1150℃的區域，還原劑通過安裝在屏式過熱器區域的噴槍噴入，該還原劑迅速熱分解成 NH3和其它副產物，隨後 NH3
與煙氣中的 NOx 進行 SNCR 反應而生成
N2和H2O。
3）SNCR系統組成
本方案採用典型的SNCR脫硝工藝，其系統主要由本系統主要包括：卸氨模塊（還原劑制備模塊）、還原劑儲存模塊、濃度調整（稀釋）模塊、計量分配模塊、噴射模塊以及SNCR控制模塊等六部分組成。
4）SNCR工藝流程
SNCR的典型工藝流程為：還原劑—>鍋爐/窯爐（反應器）—>除塵脫硫裝置—>引風機—>煙囪。還原劑以氨水（尿素溶液）為主，20%氨水溶液（或尿素需增加制備模塊製成尿素溶液）經輸送化工泵送至靜態混合器，與稀釋水模塊送過來的軟化水進行定量的混合配比，通過計量分配裝置精確分配到每個噴槍，然後經過噴槍噴入爐膛，實現脫硝反應。如下圖所示：

3 SNCR工藝的經濟性分析

SNCR工藝以鍋爐爐膛為反應器，可通過對鍋爐外圍的改造來實現對煙氣的脫硝，工程建設周期短，其投資成本和運行成本與其它脫硝技術相比都是比較低的，因此非常適合對現有鍋爐進行改造，特別適合於中小型鍋爐的脫硝改造。一方面在較低投資條件下有效提高了脫硝的效率，另一方面，也很好的控制了氨逃逸，為國家環保事業做出了貢獻。

4、氨水泄漏等安全防護措施

4.1濃氨水對人體的危害及防範措施和處理

氨水對人體的侵入途徑為吸入和食入，吸入後對鼻、喉和肺有刺激性引起咳嗽、氣短和哮喘等；可因喉頭水腫而窒息死亡；可發生肺水腫，引起死亡。氨水濺入眼內，如不採取急救措施，可造成角膜潰瘍、穿孔，並進一步引起眼內炎症，最終導致眼球萎縮失明。皮膚接觸可致灼傷。慢性影響，反復低濃度接觸，可引起支氣管炎。皮膚反復接觸，可致皮炎，表現為皮膚乾燥、癢、發紅。

防護措施：呼吸系統防護，可能接觸其蒸氣時，應該佩戴防毒面具；緊急事態搶救或逃生時，建議佩戴自給式呼吸器。眼睛防護，戴化學安全防護眼睛。穿防護服，戴防化學品手套。工作現場禁止吸煙、進食和飲水。工作後，淋浴更衣，保持良好的衛生習慣。

一旦氨水沾污皮膚，先用清水或2%的食醋液沖洗，至少15分鍾。若有灼傷，就醫治療。若皮膚局部出現紅腫、水泡，可用2%食醋液沖洗。如果眼睛接觸，立即提起眼瞼，用流動清水或生理鹽水沖洗至少15 分鍾。或用3%硼酸溶液沖洗，立即就醫。如果吸入，迅速脫離現場至空氣新鮮處，保持呼吸暢通。呼吸困難時給輸氧。呼吸停止時，立即進行人工呼吸，就醫。若鼻粘膜受到強烈的刺激，可滴入1%的麻黃素溶液，重者應吸入糜蛋白酶。誤服者立即漱口，口服稀釋的醋或檸檬汁，就醫。

4.2、泄漏應急處理

泄漏量較大，應停運脫硝系統。疏散泄漏污染區人員至安全區，禁止無關人員進入污染區，在明顯處張貼通告，告知其他人本區域有氨泄漏。建議應急處理人員戴自給式呼吸器，穿化學防護服。不要直接接觸泄漏物，在確保安全情況下堵漏。用大量水沖洗，經稀釋的氨水放入廢水系統。用沙土、石頭或其它惰性材料吸收，然後以少量加入大量水中，調節至中性，再放入廢水系統。如大量泄漏，利用圍堤收容，然後收集、轉移、回收或無害處理後廢棄。應採用攜帶型氨檢測器，檢查並確認空氣中的氨濃度低於20ppm。

4.3、氨區管理要求

a、氨區周圍牆完整，並掛有「嚴禁煙火」等明顯的警告標示牌。氨區內要保持清潔，不準儲存其它易燃品和堆放雜物，不準搭建臨時建築。

b、氨區周圍消防通道要保持暢通。禁止任何車輛進入氨區。

c、氨區必須配備足夠數量的滅火器，氨罐噴淋系統要定期進行檢查試驗。滅火器要定期進行檢驗，發現失效要及時更換。

d、在氨區進行作業的人員必須持有上崗證，應充分掌握氨區系統設備並了解氨氣的性質和有關的防火、防爆規定，向作業人員提供安全防護裝置（防護手套、護目鏡、能過濾氨的面罩、防護服等）並定期維護。

e、在現場應備有洗眼、快速沖洗裝置。

f、氨區卸氨時要有專人就地檢查，發現跑、冒、漏立即進行處理。嚴禁在雷雨天和附近地區發生火警時進行卸氨工作。

❻ 鍋爐煙氣如何脫硝

選擇性催化劑還原煙氣脫硝技術（SCR）是採用垂直的催化劑反應塔與無水氨，從燃煤燃燒裝置及燃煤電廠的煙氣中除去氮氧化物（NOx）。具體為採用氨（NH3）作為反應劑，與鍋爐排出的煙氣混合後通過催化劑層，在催化劑層，在催化劑的作用下將NOx還原分解成無害的氮氣（N2）和水（H2O）。該工藝脫硝率可達90%以上，NH3逃逸低於5ppm,設備使用效率高，基本上無二次污染，是目前世界上先進的電站煙氣脫硝技術，在全球煙氣脫硝領域市場佔有率高達98%。
二、SCR煙氣脫硝技術工藝原理 4NH3+4NO+O2->4N2+6H2O
8NH3+6NO2->7N2+12H2O
三、SCR煙氣脫硝技術工藝流程SCR反應器通常布置在燃煤和燃油電廠的固態排渣或液態排渣鍋爐的煙氣
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❼ 鍋爐脫硝有幾種方法

鍋爐煙氣的兩種脫硝技術簡介

1、SCR（選擇性催化還原脫硝）技術：

鍋爐脫硝技術之SNCR（選擇性非催化還原脫硝）技術

SNCR脫硝技術原理SNCR工藝以爐膛作為反應器，是目前舊機組脫硝技術改造時主要採用的脫硝技術。

一般可獲得30%~50%的NOx脫除率，所用的還原劑一般為氨、氨水和尿素等。由於尿素比氨具有更好的鍋爐內分布性能，且尿素是一般化學葯品，運輸存儲簡單安全、貨源易得，而氨屬於危險化學葯品，SNCR一般採用尿素作為還原劑。選擇性非催化還原（SNCR）脫除NOx技術是把含有NHx基的還原劑，噴入爐膛，該還原劑迅速熱分解成NH3選擇性地與煙氣中的NOx反應生成N2、CO2、H2O等無害氣體。SNCR脫硝工藝流程：將滿足要求的尿素固體顆粒卸至尿素儲料倉，由計量給料裝置進入配液池，在加熱的條件下，用工藝水將尿素固體顆粒配製成尿素溶液，經配料輸送泵送至溶液儲罐，儲罐中的尿素溶液通過加壓泵和輸送管道送到爐前噴射系統，經布置在鍋爐四周的霧化噴嘴噴入爐膛900~1100℃的溫度區域。儲罐輸出的尿素溶液，可和工藝水混合配製成不同濃度的尿素溶液以滿足鍋爐不同負荷的要求；噴嘴可布置多層以滿足不同溫度區域的要求。適用范圍：新建、擴建、改建機組或現役的舊機組，受場地限制，要求脫硝效率不太高的機組。SNCR工藝特點：以爐膛作為反應器，不需要催化劑，投資運行成本較低；脫硝效率中等，一般為30%--50%，與低氮燃燒技術組合效果更好，可達到70％的脫硝率；造成空氣預熱器和靜電除塵器的堵塞和腐蝕比SCR低。