脫硝裝置設計說明

⑴ 火電廠脫硫脫硝的介紹

煙氣脫硝由於爐內低氮燃燒技術的局限性,使得NOx 的排放不能達到令人滿意的程度,為了進一步降低NOx
的排放,必須對燃燒後的煙氣進行脫硝處理。目前通行的煙氣脫硝工藝大致可分為干法、半干法和濕法3 類。其中干法包括選擇性非催化還原法( SNCR)
、選擇性催化還原法(SCR) 、電子束聯合脫硫脫硝法;半干法有活性炭聯合脫硫脫硝法;濕法有臭氧氧化吸收法等。在眾多脫硝方法當中,SCR
脫硝工藝以其脫硝裝置結構簡單、無副產品、運行方便、可靠性高、脫硝效率高、一次投資相對較低等諸多優點,在日本和歐美得到了廣泛的商業應用。

SCR脫硝SCR 裝置主要由脫硝反應劑制備系統和反應器本體組成。通過向反應器內噴入脫硝反應劑N H3 ,將NOx
還原為氮氣。由於此還原反應對溫度較為敏感,故需加入催化劑,以滿足反應的溫度要求,增強反應活性。採用高含塵工藝時,SCR 反應器布置在省煤器和空氣預熱器(空預器)
之間。其優點是煙氣溫度高,滿足了催化劑活性要求;缺點是煙氣中的飛灰含量高,對催化劑的防磨損和防堵塞的性能要求較高。對於低含塵工藝,SCR 布置在煙氣脫硫系統(
FGD) 之後、煙囪之前。此時雖然煙氣中的飛灰含量大幅減少,但為了滿足催化劑活性對反應溫度的要求,需要安裝蒸汽加熱器和煙氣換熱器( GGH)
,系統復雜,投資增加,故一般選擇高含塵工藝。

⑵ 煙氣脫硝脫硝裝置運行原理及組成是什麼

氨法脫硫工藝原理來
煙氣運行路徑：自煙氣從現有的靜電除塵器和鼓風機通過煙道系統;流過一個100%軸流增壓風機，進入脫硫塔。煙氣進入脫硫塔後，與包含氨水漿液的逆流噴漿接觸，其中的SO2由氨水漿液吸收。

脫硫塔液體路徑：脫硫塔中漿液的PH值維持在5.0—5.9范圍內，該PH值優化了SO2的去除效率和亞硫酸氨的氧化速度。硫酸氨極易溶解，在常規條件下，可達40%重量的溶解度，而在脫硫塔運行條件下，該比例可達48.5%。脫硫塔在含有3-5%重量的懸浮結晶顆粒控制狀況於運行。脫硫塔輸送泵將漿液送到第一級脫水旋流器中。

應用條件：氨法脫硫的鍋爐除塵器不但除害而且變害為益，還可以產生出對人類有益的副產品，如把損害土地、農作物的酸雨變成農民種地的化肥。

⑶ 中聯水泥廠脫硝噴霧系統參數

脫硝工程反映出來的問題進行性能分析和優化設計。該生產線煙氣量為（35~50）萬m3/h（標態，下同），初始NOx排放濃度在800mg/m3以上，煙氣流量波動較大，生產工況不穩定。脫硝工程配置LNB-SNCR聯合脫硝裝置，低氮燃燒器投運後NOx排放濃度為690~780mg/m3，SNCR脫硝採用20%的氨水作為還原劑，設計脫硝效率為NOx排放濃度低於320mg/m3，脫硝系統投運約1年後，系統脫硝效率下降，氨水噴射量為1350L/h時，NOx排放濃度310~400mg/m3，難以穩定保持在320mg/m3以下。為做好分析，查閱了系統設計指標和168h試運行指標，與性能下降後指標對比，見表1。

根據表1，與168h試運行期間相關參數均值比較，運行1年後，脫硝系統的性能有所下降（需排除儀表和數據傳輸存在的問題），氨水利用率降低。此外，據水泥企業反映，一段時候的運行後余熱鍋爐的腐蝕較嚴重，並發現水泥窯熟料出口處出現結團現象，疑為粉塵吸附氨水導致，也推測可能因為氨逃啟謹逸濃度較高。而表1氨逃逸檢測儀顯示的氨排放濃度並不高，但是，這並不能說明沒有過量氨排放，因為氨逃逸檢測儀安裝在窯尾煙囪，煙氣在脫硝後經歷了分解爐、五級旋風預熱器、增濕塔、生料磨、除塵器等諸多設備後，余氨可能已經被粉塵吸附，窯尾測試值仍能保持在較低水平。

表1設計指標、168h運行期間指標和性能下降後指標對比



註：①初始NOx含量和煙氣量為脫硝系統投運前的統計平均值；②本項目實際投運氨水濃度為20%，按照0.91的比重進行折算；③氨逃逸濃度為實際產生氨逃虛旁譽逸濃度減去本底氨排放濃度（SNCR停運時）均值的差值；④168h運行期間，由於實際脫硝效率＞設計脫硝效率，NSR也相應較大。

2原因分析及故障排除

2.1排除分析儀表故障

脫硝系統中主要的分析儀表有：煙氣CEMS系統、還原劑分配櫃中調差段節閥和流量計，其他則是保證系統安全性和穩定運行的輔助性儀表。這些分析儀表指導脫硝系統正常運行，是還原劑噴射量的計算的依據和脫硝效果的表徵。

由於脫硝工程中分析儀表所處的工作環境非常惡劣，其他水泥廠曾經出現過由於CEMS不準導致系統投產後NOx排放濃度居高不下的現象。由於水泥窯爐SNCR脫硝工程一般為改造工程，脫硝設施配套之前，業主已經裝備有CEMS，且委託第三方單位進行運行維護。配套脫硝工程後，部分企業數據表徵系統運行不穩定或是不達標時，通常會聯系脫硝工程服務商，認為是脫硝系統出現故障。脫硝工程服務商若排查問題不嚴密，以此數據作為依據，配套業主單位實施整改，事後驗收發現故障出現在CEMS上，就會造成資源浪費。

因此，應優先排除儀表故障，特別是CEMS故障，最好是水泥企業、CEMS運維方、脫硝工程服務商三方共同校驗，確認儀器無故障，或採用標氣標定和同類型儀表比對的方法排除儀器故障。

2.2安裝、運維存在缺陷

如果檢測數據無誤，則說明確實發生了大量還原劑的消耗，但是還原劑並未有效脫除NOx，可能存在3種情況：①氨水不能有效噴入分解爐；②還原劑噴入爐膛後，被粉塵大量吸附；③還原劑噴入爐膛後，直接隨煙氣排出系統。

在運行中曾經發現噴槍外管滿是氨水，說明噴射口可能存在堵塞，導致氨水不能順利噴至分解爐，而是回灌至噴槍外管（壓縮空氣通道）。因此，脫硝控制系統顯示為氨水流量較高，但是實際並未噴入分解爐，因此NOx排放濃度也居高不下，根據氨水噴射量計算公式，控制系統仍然計算出需要加大氨水噴射量信號，但是起不到實際效果，而且形成惡性循環。雙流體噴槍為小孔噴射，噴射點所在溫度較高（850~950℃），極易形成干濕界面堵塞噴嘴孔。

企業根據鍋爐檢修時余熱鍋爐腐蝕現象判斷氨逃逸，建議將腐蝕處取樣分析，確認腐蝕是由於氨逃逸導致，說明還原劑確實噴入分解爐內，但是未與煙氣反應，而直接隨煙氣排放。這是由於流場分布不均勻所致，個別區域覆蓋率極高，導致該區域氨水過量，雖然水泥後期煙氣流程較長，但不能保證過量的還原劑在適宜的溫度窗口完全反應，而脫離脫硝反應溫度窗口後，再混合均勻也不能被有效反應，只能隨煙氣排出，余熱鍋爐段可能出現銨鹽沉積，即噴入爐內的還原劑，雖然有效噴入，但是相當一部分被爐內粉塵吸附，不能有效地與煙氣中NOx反應。

以上問題，均需從還原劑的噴射方案進行細致分析和優化，包括噴嘴選型、噴槍安裝和流場分布。

3噴射方案優化

3.1水泥脫硝雙流體噴槍

一般而言，水泥窯爐SNCR煙氣脫硝工程通過雙流體噴槍將還原劑噴射進入爐內，該噴槍為套筒式結構，內管為液相（還原劑）通道，外管為壓縮空氣通道，主要有三方面的作用：①強化霧化效果、使噴霧顆粒進一步分散；②增加射程、噴射覆蓋面更大；③冷卻降溫，保護噴槍免受長時間高溫灼燒。

噴槍的性能對整個脫硝系統有著重要影響，如果霧化粒徑過大，會減少還原劑與煙氣中NOx的有效接觸面積，降低氣液反應速率，噴入的還原劑不能得到有效利用，便隨煙氣排出系統。如果霧化粒徑過小，則需要提供較大的動力來促進霧化，噴入過量壓縮空氣增加了分解爐熱能消耗，壓縮空氣的動力消耗也有所增加。此外，在單個噴槍性能滿足設計要求的條件下，還需要進行合理的噴槍布置設計，即噴槍分布形成的覆蓋面及噴霧分布均勻性。

綜上所述，雙流體噴槍是水泥脫硝系統的關鍵設備，噴槍性能和噴槍的布置設計直接影響到煙氣脫硝系統性能參數和運行可靠性。因此，合理選擇噴槍和優化噴槍布置設計對優化SNCR煙氣脫硝系統運行有重要意義。

3.2噴槍安裝的核實和優化設計

一般而言，雙流體噴槍的主要性能參數包括：噴射角、噴射壓力（液相）和霧化壓力（氣相）、噴槍流量（液相）、噴槍霧化粒徑。

案例工程中現在使用的噴槍為日本EVERLOY公司的雙流體噴槍，主要性能參數見表2。

表2雙流體噴槍性能參數



因為噴槍的工作環境比較惡劣，分解爐粉塵含量高，為保證噴射效果並避免噴嘴受高塵煙氣的磨蝕，案例工程噴槍的安裝見圖1a，噴槍的噴嘴與分解爐爐膛內壁平齊。

但是，若出現噴槍安裝不仔細，噴槍深入部分不足，如圖1b所示，噴槍安裝好後，噴嘴距離內壁＞14mm，則氨水都噴射到分解爐套筒，不能有效噴入分解爐，也會造成噴入了大量的氨水，卻沒有實際發揮作用和功效。

圖1雙流體噴槍的安裝示意



同理，根據圖1b，由於分解爐內離心力作用，分解爐內壁可能出現嚴重積灰，也會形成圖1b所示還原劑沿壁面滲漏，並未噴入到分解爐內的現象，還原劑被分解爐內壁沉積的粉塵層吸收，不能有效噴入分解爐。

因此，除了可以退出噴槍，在噴射孔通過捅灰的方式解決外，還可以嘗試調整噴槍安裝長度，將噴槍適當多深入爐內，排除此方面可能存在的氨水損耗，而且該解決方案不用增加投資，但不適合長時間使用。另外，實心錐噴槍可以減少邊緣部分被沉積的粉塵吸附的問題，案例工程已經是實心錐，故不做變更。

延伸閱讀：

氨水應用於水泥脫硝的安全性研究與實踐

3.3噴槍選型的優化設計

針對上述可能存在的安裝的問題，還可以改變噴槍選型，一方面，如前所述，若為空心錐噴嘴，可以變更為實心錐噴嘴。另一方面，可以採用偏心噴槍。常用的水泥脫硝雙流體噴槍，根據噴槍噴嘴孔設置位置可分為頂部噴嘴孔，即頂部中心為圓心開一圈孔（圖2a）；頂部單孔（圖2c）；另外還有偏心噴嘴，一般為單個孔，孔與噴槍軸線成一定角度（圖2b、2d）。案例工程採用的是圖2a所示頂部多孔噴槍，從現在案例工程所體現出來的性能下降現象來看，並非最佳型式。

圖3為不同開孔型式噴槍在分解爐截面上所形成的噴射覆蓋情況。大圓圈是分解爐截面，小圓圈是截面上噴槍布置點位。目前，案例工程採用的是圖3b，可以看到中心部分全部為重復覆蓋部分，邊緣部分有較多的煙氣短流部分，中間區域未經反應的過量氨則易於為粉塵吸附，造成氨水耗量增加。

單純從理論分析來看，噴射覆蓋面越大，覆蓋面的重復率越低，越有利於還原劑分散到煙氣中發生反應。由圖3可以看到：a與b均為頂噴射式噴槍，中心內切圓重復率均較高，周邊出現多處覆蓋不到的區域（煙氣短流）。c與d均為偏心噴射式噴槍，周邊噴射覆蓋率及重疊率較高，中心出現多處覆蓋不到的區域（煙氣短流），45°偏心30°噴射角流場分布均勻度劣於30°偏心30°噴射角噴槍所形成的流場分布。綜合比較流場分布均勻性，30°偏心30°噴射角噴槍最佳。因此，改用30°偏心30°噴射角噴槍（圖d）型式的噴槍進行調整試驗。



3.4干濕界面結垢的問題及解決

案例脫硝工程配置的噴槍自帶套筒（Φ27.2mm×2.9mm），實物型式見圖2a，噴槍的噴射孔中心分布在Φ10mm的圓上（多個噴射孔，環狀分布），噴射孔與噴槍自帶套筒內壁（Φ21.4mm）距離較近（約為6mm），見圖4a，粉塵沉積後易於搭接結垢。

擬優化方案改用噴槍為30°偏心30°噴射角單孔噴槍，外觀型式見圖2b，噴槍無自帶套筒，噴射孔距離塔體套筒內壁（Φ38mm）間距較大，見圖4b，孔在軸線上距離最近為15mm，最遠為23mm，粉塵適當沉降後也不易因為搭接而形成堵塞。



圖4現有噴槍及擬改用噴槍安裝套管與噴射口間距示意

若噴射層所在壁面剛好為旋流離心力較大區域，粉塵極易集結在噴射孔和自帶套管區域，並且由於高溫作用，干濕界面處極易形成堅硬的結垢，導致噴射孔堵塞，氨水不能有效噴射，而回灌至噴槍外管。但是，脫硝系統的計量裝置顯示的噴射量仍舊較大。建議更換單孔偏心噴槍進行試驗以排除故障。

3.5優化整改後實施效果

按照以上系統分析和優化整改的思路實施優化整改後，將優化後的系統投入運行，各項性能指標與優化前進行比較，並結合項目實際運行參數和同規格生產線的主要煙氣參數假設了兩種工況進行理論計算和經濟技術分析，見表3。

表3優化前後的主要性能指標和經濟性指標



從表3可以看到：①優化後，初始NOx濃度上升，其他參數基本一致的條件下，同等氨水耗量下NOx可以控制在320mg/m3以下；②水泥企業通常計算運行成本是以單位熟料產品的耗量進行計算，本項目脫硝運行成本高達4.78元/t熟料，高於行業平均水平（2.5~3.5元/t熟料），這種考核辦法適用於水泥成本的核算，但是並不適用於環保成本核算，從表3可以看到本項目初始NOx濃度高達900mg/m3，亦是超出了行業平均生產水平，從單位NOx的減排成本來看，經優化後同樣減少1噸NOx，平均成本要少1821.2元，單位NOx減排成本下降明顯。③為了進行合理的成本分析，表3假設了2種工況，通過理論計算氨水耗量和運行成本，通過假設工況一可以看到，初始NOx濃度對於運行成本的控制至關重要，假設工況二是用同規格熟料生產線煙氣參數平均值作為設計參數，煙氣量42.7萬m3/h和初始NOx濃度650mg/m3，優化後的性能作為輸入條件，脫硝率53.1%時，NSR取1.2，經理論計算，各項指標優於行業平均運行水平。

另外，該項目也實施了低氮改造，但性能下降後NOx排放濃度高達900mg/m3，效果低於行業平均水平，從節省運行成本的角度考慮，建議水泥企業進一步核實低氮燃燒的脫硝效果，生產工藝調整和低氮改造優化後，降低初始NOx濃度，節省運行成本。

4結論

影響水泥脫硝性能的因素很多，若通過數據表徵認為脫硝性能下降，應優先排除CEMS系統、煙氣分析儀、流量計等核心儀表可能存在的故障。

此外，噴射方案作為SNCR脫硝技術的核心之一，對於性能的影響較大，主要包括噴槍的選型、噴槍的安裝方案。根據分析，現在常用的噴槍型式中，30°偏心30°噴射角噴槍具有較高的覆蓋率和較低的覆蓋重復率，是比較適宜的噴槍型式，單孔噴槍比多孔噴槍與外部保護套管間有更大的間隙，可以避免干濕界面結垢；噴槍的伸入長度不夠會導致噴射液滴沿壁面流動，減少爐內還原劑噴入量，分解爐內部煙氣離心力作用下可能會導致分解爐內壁積灰，致使噴槍的深入長度不夠，也會形成相似的效果，實心錐噴嘴可以減少這種影響，可以適當將噴槍伸入爐內，再想辦法調整爐內流場，避免噴槍安裝點位處的積灰。在放置噴槍與套管可能存在的結垢方面，盡量加大套管尺寸，若套管已經製作完成，單孔噴槍比多孔噴槍更能避免干濕界面結垢。

通過優化後，解決了氨水噴射量增加，NOx排放濃度還居高不下的問題。並且與優化前進行經濟技術對比分析，噸NOx的減排平均成本可減少1821.2元，噸熟料脫硝運行成本4.78元，高於平均水平。進一步分析，是由於初始NOx濃度遠高於平均水平所致，建議業主優化生產工藝和低氮燃燒工藝，若將初始NOx濃度控制在平均初始濃度650mg/m3，噸熟料脫硝運行成本可降低至2.17元，優於行業平均水平。

延伸閱讀：

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原標題：水泥脫硝系統性能分析及噴射方案優化

SNCR脫硝煙氣脫硝脫硝系統
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SNCR脫硝技術核心主要有兩個方面：①選擇合適的溫度窗口，保證反應的溫度；②選擇合適的噴射方案，合理選取氨水噴射角度、覆蓋面、霧化效果，使還原劑盡可能地與煙氣混合均勻。水泥脫硝工程性能考核的主要指標有：脫硝率、NOx排放濃度、氨水消耗量、氨逃逸濃度。設計、運行、管理維護不善，可能會導致這些指標不合格。

⑷ SCR脫硝技術

世界上流行的SCR工藝主要分為氨法SCR和尿素法SCR2種。此2種方法都是利用氨對回NOx的還原功能 ,在催化劑的作用答下將 NOx (主要是一氧化氮)還原為對大氣沒有多少影響的氮氣和水 ,還原劑為氨氣。

一類是從源頭上治理，控制煅燒中生成NOx，其技術措施：

1、採用低氮燃燒器。

2、分解爐和管道內的分段燃燒，控制燃燒溫度。

3、改變配料方案，採用礦化劑，降低熟料燒成溫度。

(4)脫硝裝置設計說明擴展閱讀：

氮氧化物危害：

氮氧化物可刺激肺部，使人較難抵抗感冒之類的呼吸系統疾病，呼吸系統有問題的人士如哮喘病患者，會較易受二氧化氮影響。對兒童來說，氮氧化物可能會造成肺部發育受損。研究指出長期吸入氮氧化物可能會導致肺部構造改變，但仍未可確定導致這種後果的氮氧化物含量及吸入氣體時間。

SCR脫硝技術特點：

該法脫硝效率高，價格相對低廉，廣泛應用在國內外工程中，成為電站煙氣脫硝的主流技術。國內外SCR系統大多採用高溫，反應溫度區間為315℃～400℃。

⑸ sncr脫硝原理及工藝

sncr脫硝原理及工藝 SNCR脫硝技術
SNCR脫硝技術即選擇性非催化還原（Selective Non-Catalytic Rection，以下簡寫為SNCR）技術，是一種不用催化劑，在850～1100℃的溫度范圍內，將含氨基的還原劑（如氨水，尿素溶液等）噴入爐內，將煙氣中的NOx還原脫除，生成氮氣和水的清潔脫硝技術。 在合適的溫度區域，且氨水作為還原劑時，其反應方程式為： 4NH3 + 4NO + O2→4N2 + 6H2O （1） 然而，當溫度過高時，也會發生如下副反應： 4NH3 + 5O2→4NO + 6H2O（2） SNCR煙氣脫硝技術的脫硝效率一般為30%～80%，受鍋爐結構尺寸影響很大。採用SNCR技術，目前的趨勢是用尿素代替氨作為還原劑。
SNCR脫硝原理
SNCR 技術脫硝原理為： 在850～1100℃范圍內，NH3或尿素還原NOx的主要反應為： NH3為還原劑: 4NH3 + 4NO +O2 → 4N2 + 6H2O 尿素為還原劑 : NO+CO(NH2)2 +1/2O2 → 2N2 + CO2 + H2O SNCR脫硝系統組成： SNCR（噴氨）系統主要由卸氨系統、罐區、加壓泵及其控制系統、混合系統、分配與調節系統、噴霧系統等組成。 SNCR系統煙氣脫硝過程是由下面四個基本過程完成： 接收和儲存還原劑；在鍋爐合適位置注入稀釋後的還原劑； 還原劑的計量輸出、與水混合稀釋；還原劑與煙氣混合進行脫硝反應。 SNCR脫硝工藝流程 如圖（二）所示，水泥窯爐SNCR煙氣脫硝工藝系統主要包括還原劑儲存系統、循環輸送模塊、稀釋計量模塊、分配模塊、背壓模塊、還原劑噴射系統和相關的儀表控制系統等。
SNCR脫硝工藝流程圖



SNCR脫硝設備
序 號 名稱 數量 單位 1 氨水加壓泵組 1 套 2 稀釋水加壓泵組 1 套 3 稀釋水與氨水混合閥組 1 套 4 上層稀氨水分配閥組 1 套 5 下層稀氨水分配閥組 1 套 6 噴霧系統sncr脫硝噴槍 1 套 7 儲罐及卸氨系統 1 套 8 壓縮空氣系統 1 套 9 儀表、電氣控制系統 1 套 10 罐區廠房 1 個

⑹ 電廠脫硝系統

目前電廠脫硝方法主要有選擇性催化還原法（SCR）和非選擇性催化還原法（SNCR）以及在二者基礎上發展起來的SNCR/SCR聯合煙氣脫硝技術。這三種煙氣脫硝技術均有各自的優缺點。
SNCR技術的原理是在鍋爐內適當溫度（一般為900～1100℃）的煙氣中噴入尿素或氨等還原劑，將NOX（氮氧化物）還原為無害的N2（氮氣）、H2O（水）。根據國外的工程經驗，該技術的脫硝效率約為25%-50%，在大型鍋爐上運行業績較少。
SCR技術是將SCR反應器布置在火電機組鍋爐省煤器和空氣預熱器之間，煙氣垂直進入SCR反應器，經過各層催化劑模塊將NOX還原為無害的N2、H2O。上述反應溫度可以在300℃-400℃之間進行，脫硝效率約為70%-90%，在大型鍋爐上具有相當成熟的運行業績。
SNCR/SCR混合煙氣脫硝技術是集合了SCR與SNCR技術的優勢而發展起來的，該技術降低了SCR系統的裝置成本，但技術工藝系統相對比較復雜。該技術更適合含灰量高、脫硝效率要求較高的情況。

⑺ 我想要有關於SCR煙氣脫硝技術已問答形式來

推薦一本書，環境保護問答叢書--《工業脫硫脫硝技術問答》，
（一）脫硫脫硝基本概念1
1二氧化硫的危害有哪些？1
2氮氧化物對人體的危害有哪些？1
3我國的能源結構情況如何？2
4二氧化硫是如何形成的？3
5氮氧化物是怎樣形成的？4
6我國二氧化硫污染現狀如何？5
7我國氮氧化物污染現狀如何？6
8酸雨是如何形成的？7
9我國的酸雨污染情況如何？8
10酸雨對環境的危害有哪些？8
11二氧化硫排放污染源有哪些？9
12氮氧化物的排放污染源有哪些？9
13我國控制酸雨的政策和措施有哪些？9
14我國污染控制排放標准中對二氧化硫排放的要求有哪些？11
15我國污染控制排放標准中對氮氧化物排放的要求有哪些？12
（二）國內外發展趨勢14
16日本酸性氣體污染狀況如何？14
17日本是如何實現工業燃燒中的氮氧化物控制排放的？15
18什麼是CAAA？CAAA通過哪些措施來實現對氮氧化物和硫氧化物的控制？16
19美國SO2控制技術發展趨勢如何？18
20中美兩國燃煤脫硫情況比較有哪些相似和不同？20
21硫污染控制技術中所謂的燃前控制是指什麼？21
22什麼是燃中控制技術？22
23什麼是燃後控制技術？主要有哪幾種？23
24煙氣脫硫技術在我國應用存在的主要問題有哪些？24二、煤炭洗選和煤炭轉化脫硫技術26
25為什麼要進行燃燒前選煤？燃燒前選煤有什麼重要性？26
26什麼是煤炭洗選脫硫？26
27煤是怎麼形成的？27
28按照中國煤炭分類方案GB 5751—86的分類方法將
煤分類，各種不同種類煤基本性質如何？27
29煤中硫的賦存形態有哪些？30
30我國煤炭硫分分布的情況如何？30
31如何用重量法測定煤中全硫？32
32什麼是庫侖滴定法？33
33什麼是高溫燃燒中和法？34
34煤中硫鐵礦硫如何測定？35
35煤中硫酸鹽硫如何測定？36
36什麼是煤的脫硫可選性？36
37傳統機械濕法選煤方法有哪些缺陷？37
38干法選煤技術主要有哪些種類？37
39什麼是跳汰選煤？跳汰選煤設備主要有哪幾種？38
40什麼是重介質選煤？重介質選煤設備主要有哪幾種？39
41重介質選煤的影響因素有哪些？41
42什麼是風力選煤法？41
43什麼是復合式干法選煤技術？復合式干選機工作流程
如何？42
44什麼是高梯度強磁分離煤脫硫技術？43
45什麼是電選法選煤？44
46什麼是物理化學選煤脫硫工藝？45
47煤浮選脫硫的主要影響因素有哪些？45
48幾種物理選煤脫硫技術各有什麼特點？47
49煤炭化學脫硫技術有哪些方法？如何分類？48
50什麼是熱鹼液浸出法脫硫？49
51什麼是Meyers脫硫法？50
52什麼是煤加氫熱解脫硫法？51
53煤加氫熱解脫硫法主要特點是什麼？目前應用情況
如何？53
54什麼是煤快速熱解脫硫法？54
55煤炭微生物脫硫原理是什麼？54
56目前用於煤脫硫的微生物主要有哪幾類？55
57微生物脫黃鐵礦硫的影響因素有哪些？56
58微生物脫硫方法一般有哪幾種？57
59生物浮選法過程中微生物脫硫劑的作用機理有哪些？58
60生物浮選法預處理目前存在哪些問題？60
61什麼是煤的溫和凈化脫硫法？具體分為哪幾類？60
62我國現有選煤機械設備有哪些種類？62
63我國現有選煤機械設備主要存在哪些問題？64
64針對我國現有選煤機械設備存在的問題有哪些對策？64
65什麼是煤炭轉化？65
66煤炭氣化的原理是什麼？66
67什麼是整體煤氣化聯合循環發電技術？67
68 IGCC技術有哪些特點？67
69什麼是煤炭直接液化？主要技術有哪幾種？68
70什麼是煤的間接液化技術？70
71直接液化和間接液化相比，兩種方法各有哪些優點？70
72什麼是煤油共煉技術？72
73水煤漿的潔凈煤特性有哪些？73
74水煤漿燃燒和煤粉燃燒相比對脫硫有哪些優勢？73
75水煤漿的主要成分有哪些？74
76如何能使水和煤始終保持漿狀而不分層，不沉澱？75
77水煤漿添加劑的作用機理有哪些？75
78影響水煤漿燃燒固硫作用的因素有哪些？76
79電廠鍋爐水煤漿燃燒過程中需要注意哪些問題？76
80相比濕法，高溫干法煤氣凈化有哪些優點？77
81什麼是高溫煤氣凈化？78三、工業型煤燃燒固硫技術79
82工業型煤固硫的工作原理是什麼？79
83型煤燃燒技術對我國煤煙型大氣污染有什麼意義？79
84型煤如何分類？80
85工業型煤的性能指標有哪些？80
86工業固硫型煤的煤質要求有哪些？達不到要求時如何
調整？81
87什麼是型煤的反應活性？82
88如何提高型煤的反應活性？82
89燃煤過程中SO2是如何釋放的？84
90鈣基固硫劑的固硫機理是什麼？85
91鈣基固硫劑有哪些局限性？如何改進？86
92如何計算型煤固硫率？86
93型煤中的鈣硫比對固硫率有哪些影響？87
94型煤中的添加劑對固硫率有哪些影響？88
95型煤中的鈣硫比有哪些影響因素？89
96工業固硫型煤的成型方式有哪幾種？89
97什麼是固硫型煤的爐前成型工藝？爐前成型有哪些
技術經濟優勢？90
98什麼是生物固硫型煤？生物固硫型煤有哪些特點？90
99工業型煤固硫的應用中目前主要存在哪些問題？91
100針對型煤利用中存在的問題，有哪些解決措施？92四、流化床燃燒脫硫脫硝技術95
101循環流化床燃燒的原理是什麼？流化床燃燒有哪些
優點？95
102循環流化床的脫硫反應機理是什麼？95
103循環流化床煙氣脫硫技術有什麼特點？96
104循環流化床脫硫設備主要有哪幾種形式？96
105什麼是迴流式循環流化床煙氣脫硫工藝？97
106 RCFB工藝在設計上有哪些特點？98
107常溫循環流化床半干法煙氣脫硫過程如何？100
108中溫循環流化床干法煙氣脫硫過程如何？100
109影響循環流化床脫硫率的主要因素有哪些？101
110對脫硫塔後設有電除塵器的系統，循環流化床煙氣脫硫
裝置對電除塵器有什麼影響？104
111循環流化床煙氣脫硫技術目前存在哪些問題？如何
解決？104
112循環流化床燃燒過程中含氮污染物質是如何生成的？105
113循環流化床燃燒過程中影響N2O生成的因素有哪些？107
114循環流化床鍋爐可採用的脫氮措施有哪些？107
115增壓流化床燃燒過程中NO、N2O排放的影響因素有
哪些？109
116鼓泡流化床燃燒過程中影響NOx、N2O排放的影響
因素有哪些？110五、煙氣脫硫技術113
（一）概述113
117脫硫工藝的評價原則是什麼？113
118煙氣脫硫方法如何分類？113
119目前我國火電廠脫硫行業發展情況如何？114
120目前煙氣脫硫方法眾多，火電廠應如何根據自身情況
選擇合適的煙氣脫硫工藝？115
121煙氣脫硫工藝中常常使用各種類型的吸收劑，工業上
常用的吸收劑有哪些？118
122煙氣脫硫設備的腐蝕機理是什麼？120
123煙氣脫硫設備的環境腐蝕因素有哪些？分別有什麼
影響？121
（二）濕法煙氣脫硫技術121
124石灰石石膏濕法煙氣脫硫系統由哪些單元構成？
如何運作？121
125石灰石石膏濕法煙氣脫硫中SO2的吸收機理是什麼？123
126如何解決濕法煙氣脫硫中的設備腐蝕問題？124
127石灰石石膏濕法脫硫工藝中換熱器有哪些作用？126
128如果採用煙氣再熱裝置，應該如何選擇再熱系統？127
129如何解決石灰石石膏濕法脫硫工藝中的管道和設備
結垢堵塞問題？128
130石灰石石膏濕法脫硫工藝中增壓風機如何選擇？130
131石灰石石膏濕法脫硫工藝中需要哪些在線儀表？
如何選擇？131
132濕法脫硫過程中為什麼要設置煙氣脫水裝置？132
133濕法脫硫完成後廢水如何處理？133
134如何確定系統運行的pH值？134
135石灰石石灰煙氣脫硫系統中，液氣比和化學過量比如何
確定？135
136石灰石石灰煙氣脫硫系統中，漿液循環池容量如何
確定？136
137脫硫石膏與天然石膏相比性能有哪些不同？137
138發達國家脫硫石膏的應用途徑有哪些？138
139我國目前的脫硫石膏應用情況和發達國家相比有哪些
不同？脫硫石膏在我國的應用前景如何？140
140什麼是海水煙氣脫硫技術？其基本原理是什麼？141
141什麼是FlaktHydro海水煙氣脫硫工藝？142
142什麼是Bechtel海水煙氣脫硫工藝？143
143海水脫硫法處理後的脫硫海水對海洋環境有哪些
影響？145
144雙鹼法煙氣脫硫技術的化學原理是什麼？146
145改進後的雙鹼法脫硫工藝與傳統雙鹼法相比有哪些
優點？147
146雙鹼法煙氣脫硫技術的工藝特點是什麼？148
147什麼是氨法煙氣脫硫工藝？149
148氨法脫硫工藝的二次污染問題是什麼？如何解決？150
149什麼是新氨法煙氣脫硫？與氨法煙氣脫硫工藝相比
有什麼優點？151
150磷銨肥法煙氣脫硫技術的工藝原理是什麼？152
151什麼是氧化鎂法煙氣脫硫技術？153
152氧化鎂法的工藝流程如何？155
153氧化鎂法是否有結垢堵塞的問題？如何預防和解決？156
154濕法氧化鎂脫硫和石灰石石膏脫硫法相比，有哪些
優勢和劣勢？157
155氫氧化鎂脫硫工藝的原理是什麼？工藝流程如何？158
156什麼是氧化鋅法煙氣脫硫技術？159
157氧化鋅脫除H2S的原理是什麼？160
158什麼是氧化錳法煙氣脫硫技術？161
159 WL法的原理是什麼？162
160 WL法的工藝特點主要有哪些？163
161什麼是鹼式硫酸鋁煙氣脫硫技術？164
162有機酸鈉石膏工藝的原理是什麼？其工藝特點有
哪些？165
163石灰鎂煙氣脫硫工藝的主要化學反應過程如何？165
164石灰鎂煙氣脫硫工藝的特點有哪些？166
165膜法煙氣脫硫技術原理是什麼？167
（三）半干法煙氣脫硫技術168
166典型噴霧乾燥煙氣脫硫的工藝流程是怎樣設計的？168
167噴霧乾燥煙氣脫硫的化學過程和物理過程分別是如何
進行的？168
168噴霧乾燥煙氣脫硫中的SO2脫除的影響因素有哪些？170
169噴霧乾燥煙氣脫硫系統中遇到的主要問題有哪些？
如何改進？171
170噴霧乾燥灰渣如何處置？172
171霧化器有哪些類型？173
172液體的霧化機理有哪些？174
173旋轉式霧化器工作原理是什麼？175
174噴霧乾燥法中吸收塔的物料粘壁問題怎麼解決？176
175什麼是增濕灰循環脫硫技術？177
（四）干法煙氣脫硫技術178
176爐內噴鈣煙氣脫硫技術的工藝流程如何？178
177干法脫硫技術有哪些優點和不足？179
178爐內噴鈣煙氣脫硫技術的化學反應過程情況如何？179
179干法脫硫所用生石灰的品質有什麼要求？180
180爐內噴鈣活化增濕脫硫的技術特點有哪些？181
181影響爐內噴鈣活化器增濕脫硫率的因素有哪些？181
182 LIFAC脫硫灰渣的性質如何？183
183 LIFAC系統對鍋爐有哪些影響？184
184 LIFAC系統對管道磨損有哪些影響？185
185LIFAC系統對積灰有哪些影響？186
186 LIFAC系統對送、引風機和空氣預熱器有哪些影響？187
187 LIFAC系統對除塵器有哪些影響？187
188干法脫硫灰渣的綜合利用途徑一般有哪些？188
189管道噴射煙氣脫硫有哪些方式？189
190管道噴射煙氣脫硫技術有哪些優點與不足？190
191管道噴射煙氣脫硫技術的主要影響因素有哪些？190
192管道噴射煙氣的脫硫產物性質如何？192
193 EBA技術的工作原理是什麼？192
194 EBA法面臨的問題主要有哪些？193
195 CDSI脫硫系統的工藝流程是怎樣的？193
196CDSI系統的優點有哪些？國內外應用情況如何？194
197電子束氨法脫硫效率影響因素有哪些？194
198脈沖電暈煙氣脫硫技術的基本原理是什麼？195
199脈沖電暈法主要存在哪些問題？如何改進？197
200脈沖電暈法的影響因素有哪些？199
201脈沖電暈法的工藝流程如何？200
202脈沖電暈法系統運行有哪些控制參數？200
203什麼是UPDD技術？201
204什麼是電化學脫硫？202
205什麼是Mark 13A法？203
206什麼是Cu/Cu2O/Cu2+催化電化學脫硫技術？204
207什麼是使用鈉化合物的生物化學聯合脫硫技術？206六、氮氧化物排放控制技術208
（一）概述208
208現有氮氧化物的控制技術主要有哪幾類？208
209目前煙氣脫硝技術大致有哪些類別？209
210燃煤中氮的含量有多少？210
211煤燃燒時氮的分解釋放特性有哪些？211
212控制燃燒過程中產生的NOx有哪些途徑？211
213燃燒過程中NOx的生成機理是什麼？212
214影響N2O生成分解的因素有哪些？213
（二）低燃燒技術213
215什麼是低氧燃燒？213
216什麼是高溫低氧燃燒技術？214
217什麼是廢氣再循環低NOx技術？214
218什麼是濃淡偏差燃燒？215
219什麼是低NOx沸騰燃燒？215
220什麼是空氣分級燃燒？216
221什麼是燃料分級？216
222燃料再燃反應原理是什麼？217
223使用天然氣再燃效果如何？天然氣再燃有哪些特點？
在我國應用前景如何？217
224煤粉的再燃效果如何？有哪些特點？218
225煤漿的再燃效果如何？有哪些特點？220
226可用於再燃的其他燃料有哪些？其脫硝效果如何？221
227低NOx燃燒器是什麼？222
228 FDI型燃燒器有什麼特點？223
229什麼是DRBXCL型燃燒器？223
（三）干法煙氣脫硝技術224
230選擇性催化還原煙氣脫硝技術的化學原理是什麼？224
231 SCR工藝脫硝裝置的布置方式有哪幾種？SCR工藝脫硫
裝置的布置方式對其鍋爐設計有什麼影響？224
232 SCR的催化劑種類有哪些？常用的有哪些催化劑？226
233影響SCR催化劑性能的因素有哪些？228
234 SCR催化劑鈍化的影響因素有哪些？229
235 SCR系統運行過程中需注意哪些問題？229
236什麼是選擇性非催化還原煙氣脫硝技術工藝？231
237 SNCR工藝的原理是什麼？232
238 SNCR工藝運行過程中為什麼會導致N2O的生成？233
239 SNCR工藝運行過程應採用哪些措施來控制N2O？234
240 SNCR工藝中影響脫氮效率的主要因素有哪些？235
241 SNCR應用中存在哪些問題？236
242 SNCR技術和其他脫硝技術聯用的應用情況如何？237
243什麼是活性焦吸附法脫硝技術？238
244碳質固體還原法的工藝原理是什麼？238
（四）濕法煙氣脫硝技術239
245濕法煙氣脫硝技術有哪兩大類？239
246水氧化吸收法主要用於哪些場合？240
247酸吸收法的原理是什麼？240
248什麼是鹼液吸收法？240
249氧化吸收法主要有哪些種類？241
250什麼是液相還原吸收法？241
251 NaClO2溶液的脫硝機理是什麼？242
252 NaClO2溶液的脫硝過程中影響脫硝效率的主要因素有
哪些？243
（五）其他煙氣脫硝技術244
253什麼是電子束照射脫硝法？244
254什麼是脈沖電暈等離子體法？245
255什麼是生化法脫硝？246七、煙氣同時脫硫脫硝技術247
256聯合脫硫脫硝技術有哪些類別？247
（一）固相吸收/再生及其他脫硫脫硝技術247
257活性炭吸收脫硫脫硝工藝的原理是什麼？應用情況
如何？247
258活性炭同時脫硫脫硝工藝的優點有哪些？缺點有
哪些？248
259 CuO同時脫硫脫硝工藝的原理是什麼？250
260什麼是NOXSO工藝？250
261什麼是SNAP工藝？251
（二）氣/固催化同時脫硫脫硝技術251
262什麼是WSASNOX工藝？251
263 DESONOX工藝主要原理是什麼？252
264什麼是Parsons煙氣清潔工藝？252
265什麼是魯奇公司CFB工藝？252
（三）吸收劑噴射同時脫硫脫硝技術252
266爐膛石灰/尿素噴射工藝有哪些特點？252
267什麼是SNRB技術？其優點有哪些？253
268碳酸氫鈉管道噴射工藝的主要原理是什麼？254
269什麼是整體乾式SO2/NOx排放控制工藝？254
270噴霧乾燥同時脫硫脫硝工藝條件如何控制？254
271什麼是SNBB工藝？255
（四）高能電子活化氧化法255
272電子束照射法有哪些優點？還存在哪些不足？255
273什麼是脈沖電暈放電煙氣脫硫脫硝技術？256
274電暈放電煙氣脫硫脫硝原理是什麼？257
（五）濕法煙氣同時脫硫脫硝技術258
275氯酸氧化工藝的工藝過程如何？258
276氯酸氧化工藝的化學反應機理是什麼？258
277氯酸氧化工藝的技術特點有哪些？259
278氯酸氧化工藝面臨的問題有哪些？260
279什麼是濕式絡合吸收工藝？260

⑻ 脫硫脫硝

1．選擇性低溫氧化技術（LoTOx）+EDV（Electro-Dynamic Venturei）洗滌系統

原理：臭氧同時脫硫脫硝主要是利用臭氧的強氧化性將 NO氧化為高價態氮氧化物，然後在洗滌塔內將氮氧化物和二氧化硫同時吸收轉化為溶於水的物質，達到脫除的目的。

           

效果：在典型煙氣溫度下，臭氧對NO的氧化效率可達84%以上，結合尾部濕法洗滌，脫硫率近100%，脫硝效率也在O3/NO摩爾比為0.9時達到86.27%。也有研究將臭氧通進煙氣中對NO進行氧化，然後採用Na2S和NaOH溶液進行吸收，終極將NOx轉化為N2，NOx的往除率高達 95%，SO2往除率約為100%。但是吸收液消耗比較大。

影響因素：主要有摩爾比、反應溫度、反應時間、吸收液性質等

1） 在 0.9≤O3/NO＜1的情況下，脫硝率可達到85%以上，有的甚至幾乎達到100%。

2） 溫度控制在150℃

3） 臭氧在煙氣中的停留時間只要能夠保證氧化反應的完成即可.關鍵反應的反應平衡在很短時間內即可達到，不需要較長的臭氧停留時間。

4） 常見的吸收液有Ca(OH)2、NaOH等鹼液，用水吸掃尾氣時，NO和SO2的脫除效率分別達到86.27%和100%。用Na2S和NaOH溶液作為吸收劑，NOx的往除率高達95%，SO2往除率約為100%，但存在吸收液消耗量大的問題。

優點：較高的NOX脫除率，典型的脫除范圍為70%～90%，甚至可達到95%，並且可在不同的NOX濃度和NO、NO2的比例下保持高效率；由於未與NOX反應的O3會在洗滌器內被除往，所以不存在類似SCR中O3的泄漏題目；除以上優點外，該技術應用中 SO2和CO的存在不影響NOX的往除，而LoTOx也不影響其他污染物控制技術，它不存在堵塞、氨泄漏，運行費用低。

2．半干法煙氣脫硫技術

主要介紹旋轉噴霧乾燥法。該法是美國和丹麥聯合研製出的工藝。該法與煙氣脫硫工藝相比，具有設備簡單，投資和運行費用低，佔地面積小等特點，而且煙氣脫硫率達75%—90%。該法利用噴霧乾燥的原理，將吸收劑漿液霧化噴入吸收塔。在吸收塔內，吸收劑在與煙氣中的二氧化硫發生化學反應的同時，吸收煙氣中的熱量使吸收劑中的水分蒸發乾燥，完成脫硫反應後的廢渣以干態形式排出。該法包括四個在步驟：1）吸收劑的制備；2）吸收劑漿液霧化；3）霧粒與煙氣混合，吸收二氧化硫並被乾燥； 4）脫硫廢渣排出。該法一般用生石灰做吸收劑。生石灰經熟化變成具有良好反應能力的熟石灰，熟石灰漿液經高達15000～20000r/min的高速旋轉霧化器噴射成均勻的霧滴，其霧粒直徑可小於100微米，具有很大的表面積，霧滴一經與煙氣接觸，便發生強烈的熱交換和化學反應，迅速的將大部分水分蒸發，產生含水量很少的固體廢渣。

干法煙氣脫硫是指應用粉狀或粒狀吸收劑、吸附劑或催化劑來脫除煙氣中的SO2。干法煙氣脫硫定義：噴入爐膛的CaCO3高溫煅燒分解成CaO，與煙氣中的SO2發生反應，生成硫酸鈣；採用電子束照射或活性炭吸附使SO2轉化生成硫酸氨或硫酸，統稱為干法煙氣脫硫技術。

優缺點：

它的優點是工藝過程簡單，無污水、污酸處理問題，能耗低，特別是凈化後煙氣溫度較高，有利於煙囪排氣擴散，不會產生「白煙」現象，凈化後的煙氣不需要二次加熱，腐蝕性小；其缺點是脫硫效率較低，設備龐大、投資大、佔地面積大，操作技術要求高。因此不主推干法脫硫。

對於脫硫最常用的就是燃燒後脫硫，也就是煙氣脫硫。常用的有濕法和干法。

濕法脫硫：濕法煙氣脫硫技術是指吸收劑為液體或漿液。由於是氣液反應，所以反應速度快，效率高，脫硫劑利用率高。該法的主要缺點是脫硫廢水二次污染；系統易結垢，腐蝕；脫硫設備初期投資費用大；運行費用較高等。常見的有兩種：

⑴石灰石—石膏法煙氣脫硫技術 該技術以石灰石漿液作為脫硫劑，在吸收塔內對煙氣進行噴淋洗滌，使煙氣中的二氧化硫反應生成亞硫酸鈣，同時向吸收塔的漿液中鼓入空氣，強制使亞硫酸鈣轉化為硫酸鈣，脫硫劑的副產品為石膏。該系統包括煙氣換熱系統、吸收塔脫硫系統、脫硫劑漿液制備系統、石膏脫水和廢水處理系統。由於石灰石價格便宜，易於運輸和保存，因而已成為濕法煙氣脫硫工藝中的主要脫硫劑，石灰石—石膏法煙氣脫硫技術成為優先選擇的濕法煙氣脫硫工藝。該法脫硫效率高（大於95%），工作可靠性高，但該法易堵塞腐蝕，脫硫廢水較難處理。具體原理如下：

1．SO2和SO3的吸收  SO2十H2O→H++HSO3- ；SO3十H2O→H2SO4

SO2和SO3吸收的關鍵是提高其他水中的溶解度，PH值越高，水的表面積越大，氣相湍流度越高，SO2和SO3的溶解量越大。

2．與石灰石漿液反應 CaCO3十 2H+  +HSO3-→Ca2+十HSO3- + H2O十CO2

CaCO3十H2SO4 → CaSO4+H2O十CO2

3．CaCO3 +2HCl→CaCl2+H2O十CO2 本步驟的關鍵是提高CaCO3的溶解度，PH值越低，溶解度越大。

  石灰石-石膏濕法脫硫的優點：

1、工藝成熟，最大單機容量超過1000MW； 2、脫硫效率高≥95%,Ca/S≤1.03； 3、系統運行穩定，可用率≥95%； 4、脫硫劑—石灰石，價廉易得； 5、脫硫副產品—石膏，可綜合利用； 6、建設期間無需停機。

缺點：系統復雜，佔地面積大；造價高，一次性投資大；運行較多、運行費用高，副產品處理問題。

    ⑵氨法煙氣脫硫技術  該法的原理是採用氨水作為脫硫吸收劑，氨水與煙氣在吸收塔中接觸混合，煙氣中的二氧化硫與氨水反應生成亞硫酸氨，氧化後生成硫酸氨溶液，經結晶、脫水、乾燥後即可製得硫酸氨（肥料）。該法的反應速度比石灰石—石膏法快得多，而且不存在結垢和堵塞現象，但投入較大。

三、問題形成的主要原因及對策

    濕法煙氣脫硫技術特別適用於大、中型工業鍋爐煙氣的脫硫除塵，並且還具有設備簡單、易操作、脫硫率高等優點，其中用得最多的是石灰石－石膏法，它主要以技術成熟、適用煤種廣、脫硫率高、脫硫劑來源廣等優點，現已成為我國重點提倡的一種濕法脫硫方法，但在實踐中，存在著結垢堵塞、腐蝕、廢液處理等問題，而要徹底解決這些問題則是改進濕法脫硫技術的核心一環。

（一）結垢堵塞

在濕法煙氣脫硫中，管道與設備是否結垢堵塞，已成為脫硫裝置能否正常運行的關鍵問題，要解決結垢堵塞問題，我們需弄清結垢的機理，以及影響和造成結垢堵塞的因素，然後才能有針對性地從工藝設計、設備結構、操作控制等方面著手解決。

對於造成結垢堵塞的原因，肖文德等人認為主要有如下3種方式：（1）因溶液或料漿中水分蒸發，導致固體沉積；（2）Ca（OH）2或CaCO3沉積或結晶析出，造成結垢；（3）CaSO3或CaSO4從溶液中結晶析出，石膏晶種沉澱在設備表面並生長而造成結垢。但在操作中出現的人為因素也是需重視的原因，如：（1）沒有嚴格按操作規程，加入的鈣質脫硫劑過量，引起洗滌液pH值過高，促進了CO2的吸收，生成過多的CaCO3，CsSO4等沉澱物質；（2）將含塵多的煙氣沒經嚴格除塵就進入吸收塔脫硫。

現在還沒有完善的方法能能絕對地解決此問題。目前，一些常見的防止結垢堵塞的方法有：（1）在工藝操作上，控制吸收液中水分蒸發速度和蒸發量；（2）適當控制料漿的pH值。因為隨pH值的升高，CaSO3溶解度明顯下降。所以料漿的pH越低就越不易造成結垢。但是，若pH值過低，溶液中有較多的CaSO3，易使石灰石粒子表面鈍化而抑制了吸收反應的進行，並且過低還易腐蝕設備，所以漿液的pH值應控制適當，一般採用石灰石漿液時，pH值控制為5.8～6.2；（3）溶液中易於結晶的物質不能過飽和，保持溶液有一定的晶種；（4）在吸收液中加入CaSO4·2H2O或CaSO3晶種來控制吸收液過飽和並提供足夠的沉積表面，使溶解鹽優先沉澱在上面，減少固體物向設備表面的沉積和增長；（5）對於難溶的鈣質吸收劑要採用較小的濃度和較大的液氣化。如：石灰石漿液的濃度一般控制小於15%；（6）嚴格除塵，控制煙氣中的煙塵量；（7）設備結構要作特殊設計，盡量滿足吸收塔持液量大、氣液相間相對速度高、有較大的氣液接觸面積、內部構件少、壓力降小等條件。另外還要選擇表面光滑、不易腐蝕的材料製作吸收設備，在吸收塔的選型方面也應注意。例如：流動床洗滌塔比固定填充洗滌塔不易結垢和堵塞；（8）使用添加劑也是防止設備結垢的有效方法。目前使用的添加劑有CaCl2，Mg（OH）2，已二酸等。

另一種結垢原因是煙氣中的O2將CaSO3氧化成為CaSO4（石膏），並使石膏過飽和。這種現象主要發生在自然氧化的濕法系統中。其控制措施是通過強制氧化和抑制氧化的調節手段。既要將全部CaSO3氧化成為CaSO4，又要使其在非飽和狀態下形成的結晶，可有效地控制結垢。

（二）腐蝕

設備腐蝕的原因十分復雜，它與多種因素有關。如：溶液的溫度、pH值、煤種燃燒狀態、氯離子濃度等。燃煤燃燒過程中除生成SO2以外，還生成少量的SO3，而SO3可與煙氣中的水分（4%～12%）生成硫酸霧。當溫度較低時，硫酸霧凝結成硫酸除著在設備的內壁上，或溶解於洗滌液中，這就是濕法吸收塔及有關設備腐蝕相當嚴重的主要原因。

目前，對濕式脫硫系統各部位合理的選擇防腐材料及在設備內外塗防腐材料是解決腐蝕問題的主要方法。如：經受高溫、腐蝕、磨損較快的部位，可採用麻石、陶瓷或改性高硅鑄鐵；經受中低溫和腐蝕、磨損不嚴重的部位，可採用防腐防磨塗料作表面處理。日本日立公司的防腐措施是：在煙氣再熱器、吸收塔入口煙道、吸收塔煙氣進口段，均採用耐熱玻璃鱗片樹脂塗層，在吸收塔噴淋區採用不銹鋼或碳鋼橡膠襯里。另外可適當控制pH值來避免腐蝕，如：石灰石料漿的pH值一般控制在6.5～6.8。

（三）煙氣脫水

濕法吸收塔在運行過程中，易產生粒徑為10～60μm的「霧」。「霧」不僅含有水分，它還溶有硫酸、硫酸鹽、SO2等。如不妥善解決，將使煙氣帶水，腐蝕管道和風機，並使風機葉輪粘灰、結垢，引起風機震動，縮短風機使用壽命。因此，濕法除塵必須配置除備的設備，其性能直接影響到濕法煙氣脫硫系統能否連續可靠運行。

除霧器通常由除霧器本體及沖洗系統構成。除霧器本體作用是捕集煙氣中的液滴及少量粉塵，減少煙氣帶水，防止風機振動；沖洗系統是定期沖洗由除霧器葉片捕集的液滴、粉塵，防止葉片結垢，維持系統正常運行。除霧器多設在吸收塔的頂部。通常應設二級除霧器，使得凈化除霧後煙氣中殘余的水分一般不得超過100mg/m3，否則將腐蝕熱交換器、煙道和風機。

（四）廢水的處理

鹼液吸收煙氣中的SO2後，主要生成含有煙塵、硫酸鹽、亞硫酸鹽等的呈膠體懸浮狀態的廢渣液，其pH值低於5.7，呈弱酸性。所以，這類廢水必須適當處理，達標後才能外排。否則會造成二次污染。廢水的合理處理應該是能回收和綜合利用廢水中的硫酸鹽類，使廢物資源化。如：日本和德國由於石膏資源缺乏，所以在濕法石灰石/石灰－石膏法煙氣脫硫中，成功地將廢水中的硫酸鹽類轉化成石膏；也可將廢水中的硫酸鹽類轉化成高濃度高純度的液體SO2，作為生產硫酸的原料。現在，國內外電廠對石灰石－石膏法的脫硫廢水主要以化學處理為主。先將廢水在緩沖池中經空氣氧化，使低價金屬離子氧化成高價（其目的是使金屬離子更易於沉澱去除），然後進入中和池，在中和池中加入鹼性物質石灰乳，使金屬離子在中和池中形成氫氧化物沉澱，部分金屬離子得以去除。但是，還有一些金屬的氫氧化物（如Fe，Cr，Ni）為兩性化合物，隨著pH值的升高，其溶解度反而增大，因而，中和後的廢水通常採用硫化物進行沉澱處理，使廢水中的金屬離子更有效地去除。廢水經反應池形成的金屬硫化物後進入絮凝池，加入一定的混凝劑使細小的沉澱物絮凝沉澱。然後將混凝後的廢水進入沉掌政池進行固液分離，分離出來的污泥一部分送到污泥處理系統，進行污泥脫水處理，而另一部分則迴流到中和池，提供絮凝的結晶核，沉澱池出水的pH值較高，需進行處理達標後才能排放。

四、結語

目前，我國中小型燃煤鍋爐煙氣脫硫大部分已採用濕式脫硫，但目前它還存在一些問題，嚴重的影響它的總體效率及利用范圍，所以找出合理的方法來解決這些問題勢在必行。

（一）對於設備的結垢堵塞問題，主要以提供沉積表面、精簡設備內部構件和使用添加劑來防止。

（二）對於腐蝕問題，則主要以改善設備的材料來考慮。

（三）對於脫硫廢水的處理問題，主要是防止二次污染。首先應分離出廢水中的有用物質，如將其中的硫轉化為硫磺或石膏等，廢水經處理後再回用。

脫硝

1、SCR（選擇性催化還原脫硝）技術：

SCR 是目前最成熟的煙氣脫硝技術, 它是一種爐後脫硝方法, 最早由日本於 20 世紀 60~70 年代後期完成商業運行, 是利用還原劑(NH3, 尿素)在金屬催化劑作用下, 選擇性地與 NOx 反應生成 N2 和H2O, 而不是被 O2 氧化, 故稱為「 選擇性」 。選擇性非催化還原法是一種不使用催化劑，在 850～1100℃溫度范圍內還原NOx的方法。最常使用的葯品為氨和尿素。氨氣作為脫硝劑被噴入高溫煙氣脫硝裝置中,在催化劑的作用下將煙氣中NOx 分解成為N2和H2O,其反應公式如下:

4NO + 4NH3 +O2 →4N2 + 6H2O ；  NO +NO2 + 2NH3 →2N2 + 3H2O  ；

一般通過使用適當的催化劑,上述反應可以在200 ℃～450 ℃的溫度范圍內有效進行, 在NH3 /NO = 1的情況下,可以達到80～90%的脫硝效率。 煙氣中的NOx 濃度通常是低的,但是煙氣的體積相對很大,因此用在SCR裝置的催化劑一定 是高性能。因此用在這種條件下的催化劑一定滿足燃煤鍋爐高可靠性運行的要求。一般來說，SNCR脫硝效率對大型燃煤機組可達 25%～40% ,對小型機組可達 80%。由於該法受鍋爐結構尺寸影響很大，多用作低氮燃燒技術的補充處理手段。其工程造價低、布置簡易、佔地面積小，適合老廠改造，新廠可以根據鍋爐設計配合使用。

               

2、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。

流程說明：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。

⑼ 脫硝的技術

SCR 是目前最成熟的煙氣脫硝技術, 它是一種爐後脫硝
方法, 最早由日本於 20 世紀 60~70 年代後期完成商業運行, 是利用還原劑(NH3, 尿素)在金屬催化劑作用下, 選擇性地與 NOx 反應生成 N2 和H2O, 而不是被 O2 氧化, 故稱為「 選擇性」 。世界上流行的 SCR工藝主要分為氨法SCR和尿素法 SCR 2種。此 2種方法都是利用氨對NOx的還原功能 ,在催化劑的作用下將 NOx (主要是NO)還原為對大氣沒有多少影響的 N2和水 ,還原劑為 NH3。
在SCR中使用的催化劑大多以TiO2為載體，以V2O5或V2 O5 -WO3或V2O5-MoO3為活性成分，製成蜂窩式、板式或波紋式三種類型。應用於煙氣脫硝中的SCR催化劑可分為高溫催化劑（345℃～590℃）、中溫催化劑（260℃～380℃）和低溫催化劑（80℃～300℃）， 不同的催化劑適宜的反應溫度不同。如果反應溫度偏低，催化劑的活性會降低，導致脫硝效率下降，且如果催化劑持續在低溫下運行會使催化劑發生永久性損壞；如果反應溫度過高，NH3容易被氧化，NOx生成量增加，還會引起催化劑材料的相變，使催化劑的活性退化。國內外SCR系統大多採用高溫，反應溫度區間為315℃～400℃。
優點：該法脫硝效率高，價格相對低廉，廣泛應用在國內外工程中，成為電站煙氣脫硝的主流技術。
缺點：燃料中含有硫分, 燃燒過程中可生成一定量的SO3。添加催化劑後, 在有氧條件下, SO3 的生成量大幅增加, 並與過量的 NH3 生成 NH4HSO4。NH4HSO4具有腐蝕性和粘性, 可導致尾部煙道設備損壞。 雖然SO3 的生成量有限, 但其造成的影響不可低估。另外,催化劑中毒現象也不容忽視。 1、 2012年五月底止，在我國西部12個省（區、市）中，83.3%在行動
重慶市：2012年2月21日，重慶市發出了渝委辦[2012]16號文件，要求9個企業18條新型干法水泥生產線，年底建成脫硝裝置；目前有6條線處於建設調試階段，其它處於可研或招標階段。
四川省：2011年11月7日，四川省人民政府辦公廳發出了川辦函[2011]247號文件，《轉發環境保護廳關於「十二五」降氮脫硝工作意見的通知》，「十二五」期間完不成的，將停止對該水泥企業的供電。
雲南省：環保廳約談遠東水泥有限公司，安排脫硝工程建設。
貴州省：省環保廳向全省9個市（州）發函，要求火電、水泥行業須建脫硝設施：4000t/d以上及2000t/d以下的生產線綜合脫硝效率要求達到75%以上，2000t/d至4000t/d的生產線綜合脫硝效率要求達到40%以上，省政府每季度進行普查。
寧夏：召開了2012年全區主要污染物減排工作會議，全面啟動水泥企業的低氮燃燒工程；平羅恆達水泥公司2500t/d生產線脫硝項目已簽約。
新疆：在「十二五」工程減排措施中，新增煙氣脫硝工程（水泥熟料生產線脫硝工程）。
陝西：2011年陝西省環保廳、咸陽市政府相繼發出有關文件，要求水泥企業開展脫硝工程建設。
青海：環保廳確定「42321」目標，抓緊鹽湖海納、互助金圓、湟中祁連山等水泥企業脫硝工程建設。
內蒙古：煙氣脫硝和煙塵控制技術交流會在鹽城召開。
廣西：廣西西普南雁水泥有限公司脫硝示範2000t/d生產線，2012年4月25日已投入運行。
2、 在我國中部6個省中，100%在行動
河南：河南省新鄉市強制當地水泥企業脫硝改造。新鄉市共有新型干法生產線18條以上，2012年底以前開工建設水泥脫硝，2013年前必須完成。
湖南：水泥行業脫硝進入倒計時。2013年前，全省2000t/d以上生產線全部實施低氮燃燒技術改造，脫硝率達到30%以上；4000t/d以上生產線必須配備SNCR設施，脫硝效率60%以上；已脫硝企業擅自停運、逾期未建企業一律停產。
江西江西環保廳召開2012年脫硫脫硝建設項目座談會，江西南方等8家水泥企業分別介紹了脫硝項目建設進度。
湖北：黃石市環保局對全市7家水泥生產廠提出了減排要求，加快對現役生產線進行低氮燃燒技術改造，3月底各企業提出具體方案，對「十二五」不安裝脫硝設施的水泥企業將足額徵收NOx排污費。
安徽省：採取多項措施加快推進水泥行業減排，水泥行業實施低氮燃燒改造技術項目15個。省里正在研究出台相關政策，從資金、技術等方面給減排企業以支持。
山西：山西省環保廳強勢推進水泥行業脫硝。新建或改擴水泥熟料線一律按《水泥行業准入條件》執行綜合脫硝率不低於60%；所有現役新型干法水泥生產線全部完成低氮燃燒技術改造，脫硝率不低於30%，4000t/d及以上生產線，2013年底建成投入運行。其他線，2014年6月底全部建成。
3、 在我國東部10個省（市）中，70%在行動
北京、天津、上海三個直轄市，起步早。
河北：臨城奎山冀東水泥脫硝工程開工，擬6月底建成。
廣東：水泥企業實施廣東地方新標准。廣東、珠三角大部分地區開始執行廣東省《水泥工業大氣污染物排放標准》，NOx排放濃度限定值550mg/Nm³，餘下區域自2014年執行；廣東抓17條示範線，且廣東環保廳明確補貼政策：2012年和2013年脫硝的水泥企業，按每條線300萬元和150萬元的標准補貼，2014年上脫硝裝置的企業不補貼。
浙江：杭州先行先試NOx排放濃度的政策規定最牛。杭州市主要污染物減排工作領導小組辦公室，以杭減辦[2011]30號文件提出：2012年9月底前完成現役12家水泥企業16條熟料生產線脫硝工程，水泥企業煙氣脫硝率保證達到85%以上（NOx排放濃度≤150mg/Nm³），脫硝裝置保證運轉率95%以上，脫硝設備靠引進壽命15年以上，脫硝不得造成二次污染，即SCR和SNCR-SCR氨逃逸控制在8mg/m³（干基、標准狀態）以下。失效催化劑應優先進行再生處理，無法再生的應進行無害化處理。其脫硝資金由市財政按項目總投資的30%補貼，其中，4000-5000t/d的生產線最高補貼690萬元/條，2500t/d的生產線最高補貼480萬元/條，各區、縣（市）配套補貼不少於40%，其餘企業自籌。山東：現役水泥企業>2000t/d的生產線，必經進行低氮燃燒技術改造，並配套煙氣脫硝設施。
福建：現役2000t/d的水泥生產線，兩年內完成脫硝改造。2012年底前，對≥4000t/d的生產線實行低氮燃燒器改造，並建成脫硝裝置，綜合脫硝率達到60%以上；2013年底前，對≥2000t/d<4000t/d的水泥生產線，進行低氮燃燒器改造，並建成脫硝裝置，綜合脫硝率50%以上；對於<2000t/d以下的生產線，脫硝率達到30%以上。
4、 在我國東北3個省中，67%在行動
黑龍江：脫硫脫硝納入重點監管，19家水泥企業年內完成低氮燃燒改造工程。
吉林省：全面開展水泥行業氮氧化物減排攻堅戰。一是2012年7月底，現役10條4000t/d及以上生產線全部配備脫硝設施；二是2013年7月底，10條2000t/d熟料線全部完成低氮燃燒技術改造工程；三是新建、改造、擴建的生產線按《水泥行業准入條件》驗收，綜合脫硝率不低於60%；四是加大監管NOx徵收力度和超排處罰力度。全省將安排2000萬元資金補貼水泥企業脫硝。綜上所述，全國4/5以上的省、自治區、直轄市都在轟轟烈烈地開展水泥脫硝工作。

⑽ 很多電廠選擇使用SCR法脫硝，這種方法的原理是什麼

SCR脫硝技術

SCR（Selective Catalytic Rection）即為選擇性催化還原技術，近幾年來發展較快，在西歐和日本得到了廣泛的應用，目前氨催化還原法是應用得最多的技術。它沒有副產物，不形成二次污染，裝置結構簡單，並且脫除效率高（可達90%以上），運行可靠，便於維護等優點。

選擇性是指在催化劑的作用和在氧氣存在條件下，NH3優先和NOx發生還原脫除反應，生成氮氣和水，而不和煙氣中的氧進行氧化反應，其主要反應式為：

4NO+4NH3+O2→4N2+6H2O（1）

2NO2+4NH3 +O2→ 3N2+6H2O（2）

在沒有催化劑的情況下，上述化學反應只是在很窄的溫度范圍內（980℃左右）進行，採用催化劑時其反應溫度可控制在300-400℃下進行，相當於鍋爐省煤器與空氣預熱器之間的煙氣溫度，上述反應為放熱反應，由於NOx在煙氣中的濃度較低， 故反應引起催化劑溫度的升高可以忽略。

下圖是SCR法煙氣脫硝工藝流程示意圖

SCR脫硝系統

SCR脫硝系統主要由SCR催化反應器、氨氣注入系統、煙氣旁路系統、氨的儲存和制備系統等組成。SCR催化反應器的布置方式，目前國內外一般採用高塵布置方式，即布置在省煤器和空預器之間的高溫煙道內。在該位置，煙氣溫度能夠達到反應的最佳溫度。因此本期工程脫硝裝置擬採用高塵布置方式。煙氣在鍋爐省煤器出口處被平均分為兩路，每路煙氣並行進入一個垂直布置的SCR反應器里，即每台鍋爐配有二個反應器，煙氣經過均流器後進入催化劑層。在煙氣進入催化劑層前設有氨氣注入系統，煙氣與氨氣充分混合後進行催化劑反應，脫去NOX。反應後的煙氣進入空預器、電除塵器、引風機和脫硫裝置後，排入煙囪。SCR反應器布置在空預器上方。

SCR脫硝系統組成

· 反應器/催化劑系統

· 煙氣/氨的混合系統

· 氨的儲備與供應系統

· 煙道系統

· SCR的控制系統

SCR脫硝設備

反應器/催化劑系統

主要設備：反應器，催化劑，吹灰器

煙氣/氨的混合系統

主要設備：稀釋風機，靜態混合器，氨噴射格柵（AIG），空氣/氨混合器

氨的儲備與供應系統

主要設備：卸料壓縮機，氨蒸發器（電/蒸汽），氨罐，緩沖罐，稀釋槽

煙道系統

主要設備：擋板（有旁路），膨脹節，導流板，煙道

SCR的控制系統

主要設備：DCS、PLC、儀表、盤櫃等。