脱硝装置设计说明

⑴ 火电厂脱硫脱硝的介绍

烟气脱硝由于炉内低氮燃烧技术的局限性,使得NOx 的排放不能达到令人满意的程度,为了进一步降低NOx
的排放,必须对燃烧后的烟气进行脱硝处理。目前通行的烟气脱硝工艺大致可分为干法、半干法和湿法3 类。其中干法包括选择性非催化还原法( SNCR)
、选择性催化还原法(SCR) 、电子束联合脱硫脱硝法;半干法有活性炭联合脱硫脱硝法;湿法有臭氧氧化吸收法等。在众多脱硝方法当中,SCR
脱硝工艺以其脱硝装置结构简单、无副产品、运行方便、可靠性高、脱硝效率高、一次投资相对较低等诸多优点,在日本和欧美得到了广泛的商业应用。

SCR脱硝SCR 装置主要由脱硝反应剂制备系统和反应器本体组成。通过向反应器内喷入脱硝反应剂N H3 ,将NOx
还原为氮气。由于此还原反应对温度较为敏感,故需加入催化剂,以满足反应的温度要求,增强反应活性。采用高含尘工艺时,SCR 反应器布置在省煤器和空气预热器(空预器)
之间。其优点是烟气温度高,满足了催化剂活性要求;缺点是烟气中的飞灰含量高,对催化剂的防磨损和防堵塞的性能要求较高。对于低含尘工艺,SCR 布置在烟气脱硫系统(
FGD) 之后、烟囱之前。此时虽然烟气中的飞灰含量大幅减少,但为了满足催化剂活性对反应温度的要求,需要安装蒸汽加热器和烟气换热器( GGH)
,系统复杂,投资增加,故一般选择高含尘工艺。

⑵ 烟气脱硝脱硝装置运行原理及组成是什么

氨法脱硫工艺原理来
烟气运行路径：自烟气从现有的静电除尘器和鼓风机通过烟道系统;流过一个100%轴流增压风机，进入脱硫塔。烟气进入脱硫塔后，与包含氨水浆液的逆流喷浆接触，其中的SO2由氨水浆液吸收。

脱硫塔液体路径：脱硫塔中浆液的PH值维持在5.0—5.9范围内，该PH值优化了SO2的去除效率和亚硫酸氨的氧化速度。硫酸氨极易溶解，在常规条件下，可达40%重量的溶解度，而在脱硫塔运行条件下，该比例可达48.5%。脱硫塔在含有3-5%重量的悬浮结晶颗粒控制状况于运行。脱硫塔输送泵将浆液送到第一级脱水旋流器中。

应用条件：氨法脱硫的锅炉除尘器不但除害而且变害为益，还可以产生出对人类有益的副产品，如把损害土地、农作物的酸雨变成农民种地的化肥。

⑶ 中联水泥厂脱硝喷雾系统参数

脱硝工程反映出来的问题进行性能分析和优化设计。该生产线烟气量为（35~50）万m3/h（标态，下同），初始NOx排放浓度在800mg/m3以上，烟气流量波动较大，生产工况不稳定。脱硝工程配置LNB-SNCR联合脱硝装置，低氮燃烧器投运后NOx排放浓度为690~780mg/m3，SNCR脱硝采用20%的氨水作为还原剂，设计脱硝效率为NOx排放浓度低于320mg/m3，脱硝系统投运约1年后，系统脱硝效率下降，氨水喷射量为1350L/h时，NOx排放浓度310~400mg/m3，难以稳定保持在320mg/m3以下。为做好分析，查阅了系统设计指标和168h试运行指标，与性能下降后指标对比，见表1。

根据表1，与168h试运行期间相关参数均值比较，运行1年后，脱硝系统的性能有所下降（需排除仪表和数据传输存在的问题），氨水利用率降低。此外，据水泥企业反映，一段时候的运行后余热锅炉的腐蚀较严重，并发现水泥窑熟料出口处出现结团现象，疑为粉尘吸附氨水导致，也推测可能因为氨逃启谨逸浓度较高。而表1氨逃逸检测仪显示的氨排放浓度并不高，但是，这并不能说明没有过量氨排放，因为氨逃逸检测仪安装在窑尾烟囱，烟气在脱硝后经历了分解炉、五级旋风预热器、增湿塔、生料磨、除尘器等诸多设备后，余氨可能已经被粉尘吸附，窑尾测试值仍能保持在较低水平。

表1设计指标、168h运行期间指标和性能下降后指标对比



注：①初始NOx含量和烟气量为脱硝系统投运前的统计平均值；②本项目实际投运氨水浓度为20%，按照0.91的比重进行折算；③氨逃逸浓度为实际产生氨逃虚旁誉逸浓度减去本底氨排放浓度（SNCR停运时）均值的差值；④168h运行期间，由于实际脱硝效率＞设计脱硝效率，NSR也相应较大。

2原因分析及故障排除

2.1排除分析仪表故障

脱硝系统中主要的分析仪表有：烟气CEMS系统、还原剂分配柜中调差段节阀和流量计，其他则是保证系统安全性和稳定运行的辅助性仪表。这些分析仪表指导脱硝系统正常运行，是还原剂喷射量的计算的依据和脱硝效果的表征。

由于脱硝工程中分析仪表所处的工作环境非常恶劣，其他水泥厂曾经出现过由于CEMS不准导致系统投产后NOx排放浓度居高不下的现象。由于水泥窑炉SNCR脱硝工程一般为改造工程，脱硝设施配套之前，业主已经装备有CEMS，且委托第三方单位进行运行维护。配套脱硝工程后，部分企业数据表征系统运行不稳定或是不达标时，通常会联系脱硝工程服务商，认为是脱硝系统出现故障。脱硝工程服务商若排查问题不严密，以此数据作为依据，配套业主单位实施整改，事后验收发现故障出现在CEMS上，就会造成资源浪费。

因此，应优先排除仪表故障，特别是CEMS故障，最好是水泥企业、CEMS运维方、脱硝工程服务商三方共同校验，确认仪器无故障，或采用标气标定和同类型仪表比对的方法排除仪器故障。

2.2安装、运维存在缺陷

如果检测数据无误，则说明确实发生了大量还原剂的消耗，但是还原剂并未有效脱除NOx，可能存在3种情况：①氨水不能有效喷入分解炉；②还原剂喷入炉膛后，被粉尘大量吸附；③还原剂喷入炉膛后，直接随烟气排出系统。

在运行中曾经发现喷枪外管满是氨水，说明喷射口可能存在堵塞，导致氨水不能顺利喷至分解炉，而是回灌至喷枪外管（压缩空气通道）。因此，脱硝控制系统显示为氨水流量较高，但是实际并未喷入分解炉，因此NOx排放浓度也居高不下，根据氨水喷射量计算公式，控制系统仍然计算出需要加大氨水喷射量信号，但是起不到实际效果，而且形成恶性循环。双流体喷枪为小孔喷射，喷射点所在温度较高（850~950℃），极易形成干湿界面堵塞喷嘴孔。

企业根据锅炉检修时余热锅炉腐蚀现象判断氨逃逸，建议将腐蚀处取样分析，确认腐蚀是由于氨逃逸导致，说明还原剂确实喷入分解炉内，但是未与烟气反应，而直接随烟气排放。这是由于流场分布不均匀所致，个别区域覆盖率极高，导致该区域氨水过量，虽然水泥后期烟气流程较长，但不能保证过量的还原剂在适宜的温度窗口完全反应，而脱离脱硝反应温度窗口后，再混合均匀也不能被有效反应，只能随烟气排出，余热锅炉段可能出现铵盐沉积，即喷入炉内的还原剂，虽然有效喷入，但是相当一部分被炉内粉尘吸附，不能有效地与烟气中NOx反应。

以上问题，均需从还原剂的喷射方案进行细致分析和优化，包括喷嘴选型、喷枪安装和流场分布。

3喷射方案优化

3.1水泥脱硝双流体喷枪

一般而言，水泥窑炉SNCR烟气脱硝工程通过双流体喷枪将还原剂喷射进入炉内，该喷枪为套筒式结构，内管为液相（还原剂）通道，外管为压缩空气通道，主要有三方面的作用：①强化雾化效果、使喷雾颗粒进一步分散；②增加射程、喷射覆盖面更大；③冷却降温，保护喷枪免受长时间高温灼烧。

喷枪的性能对整个脱硝系统有着重要影响，如果雾化粒径过大，会减少还原剂与烟气中NOx的有效接触面积，降低气液反应速率，喷入的还原剂不能得到有效利用，便随烟气排出系统。如果雾化粒径过小，则需要提供较大的动力来促进雾化，喷入过量压缩空气增加了分解炉热能消耗，压缩空气的动力消耗也有所增加。此外，在单个喷枪性能满足设计要求的条件下，还需要进行合理的喷枪布置设计，即喷枪分布形成的覆盖面及喷雾分布均匀性。

综上所述，双流体喷枪是水泥脱硝系统的关键设备，喷枪性能和喷枪的布置设计直接影响到烟气脱硝系统性能参数和运行可靠性。因此，合理选择喷枪和优化喷枪布置设计对优化SNCR烟气脱硝系统运行有重要意义。

3.2喷枪安装的核实和优化设计

一般而言，双流体喷枪的主要性能参数包括：喷射角、喷射压力（液相）和雾化压力（气相）、喷枪流量（液相）、喷枪雾化粒径。

案例工程中现在使用的喷枪为日本EVERLOY公司的双流体喷枪，主要性能参数见表2。

表2双流体喷枪性能参数



因为喷枪的工作环境比较恶劣，分解炉粉尘含量高，为保证喷射效果并避免喷嘴受高尘烟气的磨蚀，案例工程喷枪的安装见图1a，喷枪的喷嘴与分解炉炉膛内壁平齐。

但是，若出现喷枪安装不仔细，喷枪深入部分不足，如图1b所示，喷枪安装好后，喷嘴距离内壁＞14mm，则氨水都喷射到分解炉套筒，不能有效喷入分解炉，也会造成喷入了大量的氨水，却没有实际发挥作用和功效。

图1双流体喷枪的安装示意



同理，根据图1b，由于分解炉内离心力作用，分解炉内壁可能出现严重积灰，也会形成图1b所示还原剂沿壁面渗漏，并未喷入到分解炉内的现象，还原剂被分解炉内壁沉积的粉尘层吸收，不能有效喷入分解炉。

因此，除了可以退出喷枪，在喷射孔通过捅灰的方式解决外，还可以尝试调整喷枪安装长度，将喷枪适当多深入炉内，排除此方面可能存在的氨水损耗，而且该解决方案不用增加投资，但不适合长时间使用。另外，实心锥喷枪可以减少边缘部分被沉积的粉尘吸附的问题，案例工程已经是实心锥，故不做变更。

延伸阅读：

氨水应用于水泥脱硝的安全性研究与实践

3.3喷枪选型的优化设计

针对上述可能存在的安装的问题，还可以改变喷枪选型，一方面，如前所述，若为空心锥喷嘴，可以变更为实心锥喷嘴。另一方面，可以采用偏心喷枪。常用的水泥脱硝双流体喷枪，根据喷枪喷嘴孔设置位置可分为顶部喷嘴孔，即顶部中心为圆心开一圈孔（图2a）；顶部单孔（图2c）；另外还有偏心喷嘴，一般为单个孔，孔与喷枪轴线成一定角度（图2b、2d）。案例工程采用的是图2a所示顶部多孔喷枪，从现在案例工程所体现出来的性能下降现象来看，并非最佳型式。

图3为不同开孔型式喷枪在分解炉截面上所形成的喷射覆盖情况。大圆圈是分解炉截面，小圆圈是截面上喷枪布置点位。目前，案例工程采用的是图3b，可以看到中心部分全部为重复覆盖部分，边缘部分有较多的烟气短流部分，中间区域未经反应的过量氨则易于为粉尘吸附，造成氨水耗量增加。

单纯从理论分析来看，喷射覆盖面越大，覆盖面的重复率越低，越有利于还原剂分散到烟气中发生反应。由图3可以看到：a与b均为顶喷射式喷枪，中心内切圆重复率均较高，周边出现多处覆盖不到的区域（烟气短流）。c与d均为偏心喷射式喷枪，周边喷射覆盖率及重叠率较高，中心出现多处覆盖不到的区域（烟气短流），45°偏心30°喷射角流场分布均匀度劣于30°偏心30°喷射角喷枪所形成的流场分布。综合比较流场分布均匀性，30°偏心30°喷射角喷枪最佳。因此，改用30°偏心30°喷射角喷枪（图d）型式的喷枪进行调整试验。



3.4干湿界面结垢的问题及解决

案例脱硝工程配置的喷枪自带套筒（Φ27.2mm×2.9mm），实物型式见图2a，喷枪的喷射孔中心分布在Φ10mm的圆上（多个喷射孔，环状分布），喷射孔与喷枪自带套筒内壁（Φ21.4mm）距离较近（约为6mm），见图4a，粉尘沉积后易于搭接结垢。

拟优化方案改用喷枪为30°偏心30°喷射角单孔喷枪，外观型式见图2b，喷枪无自带套筒，喷射孔距离塔体套筒内壁（Φ38mm）间距较大，见图4b，孔在轴线上距离最近为15mm，最远为23mm，粉尘适当沉降后也不易因为搭接而形成堵塞。



图4现有喷枪及拟改用喷枪安装套管与喷射口间距示意

若喷射层所在壁面刚好为旋流离心力较大区域，粉尘极易集结在喷射孔和自带套管区域，并且由于高温作用，干湿界面处极易形成坚硬的结垢，导致喷射孔堵塞，氨水不能有效喷射，而回灌至喷枪外管。但是，脱硝系统的计量装置显示的喷射量仍旧较大。建议更换单孔偏心喷枪进行试验以排除故障。

3.5优化整改后实施效果

按照以上系统分析和优化整改的思路实施优化整改后，将优化后的系统投入运行，各项性能指标与优化前进行比较，并结合项目实际运行参数和同规格生产线的主要烟气参数假设了两种工况进行理论计算和经济技术分析，见表3。

表3优化前后的主要性能指标和经济性指标



从表3可以看到：①优化后，初始NOx浓度上升，其他参数基本一致的条件下，同等氨水耗量下NOx可以控制在320mg/m3以下；②水泥企业通常计算运行成本是以单位熟料产品的耗量进行计算，本项目脱硝运行成本高达4.78元/t熟料，高于行业平均水平（2.5~3.5元/t熟料），这种考核办法适用于水泥成本的核算，但是并不适用于环保成本核算，从表3可以看到本项目初始NOx浓度高达900mg/m3，亦是超出了行业平均生产水平，从单位NOx的减排成本来看，经优化后同样减少1吨NOx，平均成本要少1821.2元，单位NOx减排成本下降明显。③为了进行合理的成本分析，表3假设了2种工况，通过理论计算氨水耗量和运行成本，通过假设工况一可以看到，初始NOx浓度对于运行成本的控制至关重要，假设工况二是用同规格熟料生产线烟气参数平均值作为设计参数，烟气量42.7万m3/h和初始NOx浓度650mg/m3，优化后的性能作为输入条件，脱硝率53.1%时，NSR取1.2，经理论计算，各项指标优于行业平均运行水平。

另外，该项目也实施了低氮改造，但性能下降后NOx排放浓度高达900mg/m3，效果低于行业平均水平，从节省运行成本的角度考虑，建议水泥企业进一步核实低氮燃烧的脱硝效果，生产工艺调整和低氮改造优化后，降低初始NOx浓度，节省运行成本。

4结论

影响水泥脱硝性能的因素很多，若通过数据表征认为脱硝性能下降，应优先排除CEMS系统、烟气分析仪、流量计等核心仪表可能存在的故障。

此外，喷射方案作为SNCR脱硝技术的核心之一，对于性能的影响较大，主要包括喷枪的选型、喷枪的安装方案。根据分析，现在常用的喷枪型式中，30°偏心30°喷射角喷枪具有较高的覆盖率和较低的覆盖重复率，是比较适宜的喷枪型式，单孔喷枪比多孔喷枪与外部保护套管间有更大的间隙，可以避免干湿界面结垢；喷枪的伸入长度不够会导致喷射液滴沿壁面流动，减少炉内还原剂喷入量，分解炉内部烟气离心力作用下可能会导致分解炉内壁积灰，致使喷枪的深入长度不够，也会形成相似的效果，实心锥喷嘴可以减少这种影响，可以适当将喷枪伸入炉内，再想办法调整炉内流场，避免喷枪安装点位处的积灰。在放置喷枪与套管可能存在的结垢方面，尽量加大套管尺寸，若套管已经制作完成，单孔喷枪比多孔喷枪更能避免干湿界面结垢。

通过优化后，解决了氨水喷射量增加，NOx排放浓度还居高不下的问题。并且与优化前进行经济技术对比分析，吨NOx的减排平均成本可减少1821.2元，吨熟料脱硝运行成本4.78元，高于平均水平。进一步分析，是由于初始NOx浓度远高于平均水平所致，建议业主优化生产工艺和低氮燃烧工艺，若将初始NOx浓度控制在平均初始浓度650mg/m3，吨熟料脱硝运行成本可降低至2.17元，优于行业平均水平。

延伸阅读：

氨水应用于水泥脱硝的安全性研究与实践

原标题：水泥脱硝系统性能分析及喷射方案优化

SNCR脱硝烟气脱硝脱硝系统
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SNCR脱硝技术核心主要有两个方面：①选择合适的温度窗口，保证反应的温度；②选择合适的喷射方案，合理选取氨水喷射角度、覆盖面、雾化效果，使还原剂尽可能地与烟气混合均匀。水泥脱硝工程性能考核的主要指标有：脱硝率、NOx排放浓度、氨水消耗量、氨逃逸浓度。设计、运行、管理维护不善，可能会导致这些指标不合格。

⑷ SCR脱硝技术

世界上流行的SCR工艺主要分为氨法SCR和尿素法SCR2种。此2种方法都是利用氨对回NOx的还原功能 ,在催化剂的作用答下将 NOx (主要是一氧化氮)还原为对大气没有多少影响的氮气和水 ,还原剂为氨气。

一类是从源头上治理，控制煅烧中生成NOx，其技术措施：

1、采用低氮燃烧器。

2、分解炉和管道内的分段燃烧，控制燃烧温度。

3、改变配料方案，采用矿化剂，降低熟料烧成温度。

(4)脱硝装置设计说明扩展阅读：

氮氧化物危害：

氮氧化物可刺激肺部，使人较难抵抗感冒之类的呼吸系统疾病，呼吸系统有问题的人士如哮喘病患者，会较易受二氧化氮影响。对儿童来说，氮氧化物可能会造成肺部发育受损。研究指出长期吸入氮氧化物可能会导致肺部构造改变，但仍未可确定导致这种后果的氮氧化物含量及吸入气体时间。

SCR脱硝技术特点：

该法脱硝效率高，价格相对低廉，广泛应用在国内外工程中，成为电站烟气脱硝的主流技术。国内外SCR系统大多采用高温，反应温度区间为315℃～400℃。

⑸ sncr脱硝原理及工艺

sncr脱硝原理及工艺 SNCR脱硝技术
SNCR脱硝技术即选择性非催化还原（Selective Non-Catalytic Rection，以下简写为SNCR）技术，是一种不用催化剂，在850～1100℃的温度范围内，将含氨基的还原剂（如氨水，尿素溶液等）喷入炉内，将烟气中的NOx还原脱除，生成氮气和水的清洁脱硝技术。 在合适的温度区域，且氨水作为还原剂时，其反应方程式为： 4NH3 + 4NO + O2→4N2 + 6H2O （1） 然而，当温度过高时，也会发生如下副反应： 4NH3 + 5O2→4NO + 6H2O（2） SNCR烟气脱硝技术的脱硝效率一般为30%～80%，受锅炉结构尺寸影响很大。采用SNCR技术，目前的趋势是用尿素代替氨作为还原剂。
SNCR脱硝原理
SNCR 技术脱硝原理为： 在850～1100℃范围内，NH3或尿素还原NOx的主要反应为： NH3为还原剂: 4NH3 + 4NO +O2 → 4N2 + 6H2O 尿素为还原剂 : NO+CO(NH2)2 +1/2O2 → 2N2 + CO2 + H2O SNCR脱硝系统组成： SNCR（喷氨）系统主要由卸氨系统、罐区、加压泵及其控制系统、混合系统、分配与调节系统、喷雾系统等组成。 SNCR系统烟气脱硝过程是由下面四个基本过程完成： 接收和储存还原剂；在锅炉合适位置注入稀释后的还原剂； 还原剂的计量输出、与水混合稀释；还原剂与烟气混合进行脱硝反应。 SNCR脱硝工艺流程 如图（二）所示，水泥窑炉SNCR烟气脱硝工艺系统主要包括还原剂储存系统、循环输送模块、稀释计量模块、分配模块、背压模块、还原剂喷射系统和相关的仪表控制系统等。
SNCR脱硝工艺流程图



SNCR脱硝设备
序 号 名称 数量 单位 1 氨水加压泵组 1 套 2 稀释水加压泵组 1 套 3 稀释水与氨水混合阀组 1 套 4 上层稀氨水分配阀组 1 套 5 下层稀氨水分配阀组 1 套 6 喷雾系统sncr脱硝喷枪 1 套 7 储罐及卸氨系统 1 套 8 压缩空气系统 1 套 9 仪表、电气控制系统 1 套 10 罐区厂房 1 个

⑹ 电厂脱硝系统

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。

⑺ 我想要有关于SCR烟气脱硝技术已问答形式来

推荐一本书，环境保护问答丛书--《工业脱硫脱硝技术问答》，
（一）脱硫脱硝基本概念1
1二氧化硫的危害有哪些？1
2氮氧化物对人体的危害有哪些？1
3我国的能源结构情况如何？2
4二氧化硫是如何形成的？3
5氮氧化物是怎样形成的？4
6我国二氧化硫污染现状如何？5
7我国氮氧化物污染现状如何？6
8酸雨是如何形成的？7
9我国的酸雨污染情况如何？8
10酸雨对环境的危害有哪些？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我国控制酸雨的政策和措施有哪些？9
14我国污染控制排放标准中对二氧化硫排放的要求有哪些？11
15我国污染控制排放标准中对氮氧化物排放的要求有哪些？12
（二）国内外发展趋势14
16日本酸性气体污染状况如何？14
17日本是如何实现工业燃烧中的氮氧化物控制排放的？15
18什么是CAAA？CAAA通过哪些措施来实现对氮氧化物和硫氧化物的控制？16
19美国SO2控制技术发展趋势如何？18
20中美两国燃煤脱硫情况比较有哪些相似和不同？20
21硫污染控制技术中所谓的燃前控制是指什么？21
22什么是燃中控制技术？22
23什么是燃后控制技术？主要有哪几种？23
24烟气脱硫技术在我国应用存在的主要问题有哪些？24二、煤炭洗选和煤炭转化脱硫技术26
25为什么要进行燃烧前选煤？燃烧前选煤有什么重要性？26
26什么是煤炭洗选脱硫？26
27煤是怎么形成的？27
28按照中国煤炭分类方案GB 5751—86的分类方法将
煤分类，各种不同种类煤基本性质如何？27
29煤中硫的赋存形态有哪些？30
30我国煤炭硫分分布的情况如何？30
31如何用重量法测定煤中全硫？32
32什么是库仑滴定法？33
33什么是高温燃烧中和法？34
34煤中硫铁矿硫如何测定？35
35煤中硫酸盐硫如何测定？36
36什么是煤的脱硫可选性？36
37传统机械湿法选煤方法有哪些缺陷？37
38干法选煤技术主要有哪些种类？37
39什么是跳汰选煤？跳汰选煤设备主要有哪几种？38
40什么是重介质选煤？重介质选煤设备主要有哪几种？39
41重介质选煤的影响因素有哪些？41
42什么是风力选煤法？41
43什么是复合式干法选煤技术？复合式干选机工作流程
如何？42
44什么是高梯度强磁分离煤脱硫技术？43
45什么是电选法选煤？44
46什么是物理化学选煤脱硫工艺？45
47煤浮选脱硫的主要影响因素有哪些？45
48几种物理选煤脱硫技术各有什么特点？47
49煤炭化学脱硫技术有哪些方法？如何分类？48
50什么是热碱液浸出法脱硫？49
51什么是Meyers脱硫法？50
52什么是煤加氢热解脱硫法？51
53煤加氢热解脱硫法主要特点是什么？目前应用情况
如何？53
54什么是煤快速热解脱硫法？54
55煤炭微生物脱硫原理是什么？54
56目前用于煤脱硫的微生物主要有哪几类？55
57微生物脱黄铁矿硫的影响因素有哪些？56
58微生物脱硫方法一般有哪几种？57
59生物浮选法过程中微生物脱硫剂的作用机理有哪些？58
60生物浮选法预处理目前存在哪些问题？60
61什么是煤的温和净化脱硫法？具体分为哪几类？60
62我国现有选煤机械设备有哪些种类？62
63我国现有选煤机械设备主要存在哪些问题？64
64针对我国现有选煤机械设备存在的问题有哪些对策？64
65什么是煤炭转化？65
66煤炭气化的原理是什么？66
67什么是整体煤气化联合循环发电技术？67
68 IGCC技术有哪些特点？67
69什么是煤炭直接液化？主要技术有哪几种？68
70什么是煤的间接液化技术？70
71直接液化和间接液化相比，两种方法各有哪些优点？70
72什么是煤油共炼技术？72
73水煤浆的洁净煤特性有哪些？73
74水煤浆燃烧和煤粉燃烧相比对脱硫有哪些优势？73
75水煤浆的主要成分有哪些？74
76如何能使水和煤始终保持浆状而不分层，不沉淀？75
77水煤浆添加剂的作用机理有哪些？75
78影响水煤浆燃烧固硫作用的因素有哪些？76
79电厂锅炉水煤浆燃烧过程中需要注意哪些问题？76
80相比湿法，高温干法煤气净化有哪些优点？77
81什么是高温煤气净化？78三、工业型煤燃烧固硫技术79
82工业型煤固硫的工作原理是什么？79
83型煤燃烧技术对我国煤烟型大气污染有什么意义？79
84型煤如何分类？80
85工业型煤的性能指标有哪些？80
86工业固硫型煤的煤质要求有哪些？达不到要求时如何
调整？81
87什么是型煤的反应活性？82
88如何提高型煤的反应活性？82
89燃煤过程中SO2是如何释放的？84
90钙基固硫剂的固硫机理是什么？85
91钙基固硫剂有哪些局限性？如何改进？86
92如何计算型煤固硫率？86
93型煤中的钙硫比对固硫率有哪些影响？87
94型煤中的添加剂对固硫率有哪些影响？88
95型煤中的钙硫比有哪些影响因素？89
96工业固硫型煤的成型方式有哪几种？89
97什么是固硫型煤的炉前成型工艺？炉前成型有哪些
技术经济优势？90
98什么是生物固硫型煤？生物固硫型煤有哪些特点？90
99工业型煤固硫的应用中目前主要存在哪些问题？91
100针对型煤利用中存在的问题，有哪些解决措施？92四、流化床燃烧脱硫脱硝技术95
101循环流化床燃烧的原理是什么？流化床燃烧有哪些
优点？95
102循环流化床的脱硫反应机理是什么？95
103循环流化床烟气脱硫技术有什么特点？96
104循环流化床脱硫设备主要有哪几种形式？96
105什么是回流式循环流化床烟气脱硫工艺？97
106 RCFB工艺在设计上有哪些特点？98
107常温循环流化床半干法烟气脱硫过程如何？100
108中温循环流化床干法烟气脱硫过程如何？100
109影响循环流化床脱硫率的主要因素有哪些？101
110对脱硫塔后设有电除尘器的系统，循环流化床烟气脱硫
装置对电除尘器有什么影响？104
111循环流化床烟气脱硫技术目前存在哪些问题？如何
解决？104
112循环流化床燃烧过程中含氮污染物质是如何生成的？105
113循环流化床燃烧过程中影响N2O生成的因素有哪些？107
114循环流化床锅炉可采用的脱氮措施有哪些？107
115增压流化床燃烧过程中NO、N2O排放的影响因素有
哪些？109
116鼓泡流化床燃烧过程中影响NOx、N2O排放的影响
因素有哪些？110五、烟气脱硫技术113
（一）概述113
117脱硫工艺的评价原则是什么？113
118烟气脱硫方法如何分类？113
119目前我国火电厂脱硫行业发展情况如何？114
120目前烟气脱硫方法众多，火电厂应如何根据自身情况
选择合适的烟气脱硫工艺？115
121烟气脱硫工艺中常常使用各种类型的吸收剂，工业上
常用的吸收剂有哪些？118
122烟气脱硫设备的腐蚀机理是什么？120
123烟气脱硫设备的环境腐蚀因素有哪些？分别有什么
影响？121
（二）湿法烟气脱硫技术121
124石灰石石膏湿法烟气脱硫系统由哪些单元构成？
如何运作？121
125石灰石石膏湿法烟气脱硫中SO2的吸收机理是什么？123
126如何解决湿法烟气脱硫中的设备腐蚀问题？124
127石灰石石膏湿法脱硫工艺中换热器有哪些作用？126
128如果采用烟气再热装置，应该如何选择再热系统？127
129如何解决石灰石石膏湿法脱硫工艺中的管道和设备
结垢堵塞问题？128
130石灰石石膏湿法脱硫工艺中增压风机如何选择？130
131石灰石石膏湿法脱硫工艺中需要哪些在线仪表？
如何选择？131
132湿法脱硫过程中为什么要设置烟气脱水装置？132
133湿法脱硫完成后废水如何处理？133
134如何确定系统运行的pH值？134
135石灰石石灰烟气脱硫系统中，液气比和化学过量比如何
确定？135
136石灰石石灰烟气脱硫系统中，浆液循环池容量如何
确定？136
137脱硫石膏与天然石膏相比性能有哪些不同？137
138发达国家脱硫石膏的应用途径有哪些？138
139我国目前的脱硫石膏应用情况和发达国家相比有哪些
不同？脱硫石膏在我国的应用前景如何？140
140什么是海水烟气脱硫技术？其基本原理是什么？141
141什么是FlaktHydro海水烟气脱硫工艺？142
142什么是Bechtel海水烟气脱硫工艺？143
143海水脱硫法处理后的脱硫海水对海洋环境有哪些
影响？145
144双碱法烟气脱硫技术的化学原理是什么？146
145改进后的双碱法脱硫工艺与传统双碱法相比有哪些
优点？147
146双碱法烟气脱硫技术的工艺特点是什么？148
147什么是氨法烟气脱硫工艺？149
148氨法脱硫工艺的二次污染问题是什么？如何解决？150
149什么是新氨法烟气脱硫？与氨法烟气脱硫工艺相比
有什么优点？151
150磷铵肥法烟气脱硫技术的工艺原理是什么？152
151什么是氧化镁法烟气脱硫技术？153
152氧化镁法的工艺流程如何？155
153氧化镁法是否有结垢堵塞的问题？如何预防和解决？156
154湿法氧化镁脱硫和石灰石石膏脱硫法相比，有哪些
优势和劣势？157
155氢氧化镁脱硫工艺的原理是什么？工艺流程如何？158
156什么是氧化锌法烟气脱硫技术？159
157氧化锌脱除H2S的原理是什么？160
158什么是氧化锰法烟气脱硫技术？161
159 WL法的原理是什么？162
160 WL法的工艺特点主要有哪些？163
161什么是碱式硫酸铝烟气脱硫技术？164
162有机酸钠石膏工艺的原理是什么？其工艺特点有
哪些？165
163石灰镁烟气脱硫工艺的主要化学反应过程如何？165
164石灰镁烟气脱硫工艺的特点有哪些？166
165膜法烟气脱硫技术原理是什么？167
（三）半干法烟气脱硫技术168
166典型喷雾干燥烟气脱硫的工艺流程是怎样设计的？168
167喷雾干燥烟气脱硫的化学过程和物理过程分别是如何
进行的？168
168喷雾干燥烟气脱硫中的SO2脱除的影响因素有哪些？170
169喷雾干燥烟气脱硫系统中遇到的主要问题有哪些？
如何改进？171
170喷雾干燥灰渣如何处置？172
171雾化器有哪些类型？173
172液体的雾化机理有哪些？174
173旋转式雾化器工作原理是什么？175
174喷雾干燥法中吸收塔的物料粘壁问题怎么解决？176
175什么是增湿灰循环脱硫技术？177
（四）干法烟气脱硫技术178
176炉内喷钙烟气脱硫技术的工艺流程如何？178
177干法脱硫技术有哪些优点和不足？179
178炉内喷钙烟气脱硫技术的化学反应过程情况如何？179
179干法脱硫所用生石灰的品质有什么要求？180
180炉内喷钙活化增湿脱硫的技术特点有哪些？181
181影响炉内喷钙活化器增湿脱硫率的因素有哪些？181
182 LIFAC脱硫灰渣的性质如何？183
183 LIFAC系统对锅炉有哪些影响？184
184 LIFAC系统对管道磨损有哪些影响？185
185LIFAC系统对积灰有哪些影响？186
186 LIFAC系统对送、引风机和空气预热器有哪些影响？187
187 LIFAC系统对除尘器有哪些影响？187
188干法脱硫灰渣的综合利用途径一般有哪些？188
189管道喷射烟气脱硫有哪些方式？189
190管道喷射烟气脱硫技术有哪些优点与不足？190
191管道喷射烟气脱硫技术的主要影响因素有哪些？190
192管道喷射烟气的脱硫产物性质如何？192
193 EBA技术的工作原理是什么？192
194 EBA法面临的问题主要有哪些？193
195 CDSI脱硫系统的工艺流程是怎样的？193
196CDSI系统的优点有哪些？国内外应用情况如何？194
197电子束氨法脱硫效率影响因素有哪些？194
198脉冲电晕烟气脱硫技术的基本原理是什么？195
199脉冲电晕法主要存在哪些问题？如何改进？197
200脉冲电晕法的影响因素有哪些？199
201脉冲电晕法的工艺流程如何？200
202脉冲电晕法系统运行有哪些控制参数？200
203什么是UPDD技术？201
204什么是电化学脱硫？202
205什么是Mark 13A法？203
206什么是Cu/Cu2O/Cu2+催化电化学脱硫技术？204
207什么是使用钠化合物的生物化学联合脱硫技术？206六、氮氧化物排放控制技术208
（一）概述208
208现有氮氧化物的控制技术主要有哪几类？208
209目前烟气脱硝技术大致有哪些类别？209
210燃煤中氮的含量有多少？210
211煤燃烧时氮的分解释放特性有哪些？211
212控制燃烧过程中产生的NOx有哪些途径？211
213燃烧过程中NOx的生成机理是什么？212
214影响N2O生成分解的因素有哪些？213
（二）低燃烧技术213
215什么是低氧燃烧？213
216什么是高温低氧燃烧技术？214
217什么是废气再循环低NOx技术？214
218什么是浓淡偏差燃烧？215
219什么是低NOx沸腾燃烧？215
220什么是空气分级燃烧？216
221什么是燃料分级？216
222燃料再燃反应原理是什么？217
223使用天然气再燃效果如何？天然气再燃有哪些特点？
在我国应用前景如何？217
224煤粉的再燃效果如何？有哪些特点？218
225煤浆的再燃效果如何？有哪些特点？220
226可用于再燃的其他燃料有哪些？其脱硝效果如何？221
227低NOx燃烧器是什么？222
228 FDI型燃烧器有什么特点？223
229什么是DRBXCL型燃烧器？223
（三）干法烟气脱硝技术224
230选择性催化还原烟气脱硝技术的化学原理是什么？224
231 SCR工艺脱硝装置的布置方式有哪几种？SCR工艺脱硫
装置的布置方式对其锅炉设计有什么影响？224
232 SCR的催化剂种类有哪些？常用的有哪些催化剂？226
233影响SCR催化剂性能的因素有哪些？228
234 SCR催化剂钝化的影响因素有哪些？229
235 SCR系统运行过程中需注意哪些问题？229
236什么是选择性非催化还原烟气脱硝技术工艺？231
237 SNCR工艺的原理是什么？232
238 SNCR工艺运行过程中为什么会导致N2O的生成？233
239 SNCR工艺运行过程应采用哪些措施来控制N2O？234
240 SNCR工艺中影响脱氮效率的主要因素有哪些？235
241 SNCR应用中存在哪些问题？236
242 SNCR技术和其他脱硝技术联用的应用情况如何？237
243什么是活性焦吸附法脱硝技术？238
244碳质固体还原法的工艺原理是什么？238
（四）湿法烟气脱硝技术239
245湿法烟气脱硝技术有哪两大类？239
246水氧化吸收法主要用于哪些场合？240
247酸吸收法的原理是什么？240
248什么是碱液吸收法？240
249氧化吸收法主要有哪些种类？241
250什么是液相还原吸收法？241
251 NaClO2溶液的脱硝机理是什么？242
252 NaClO2溶液的脱硝过程中影响脱硝效率的主要因素有
哪些？243
（五）其他烟气脱硝技术244
253什么是电子束照射脱硝法？244
254什么是脉冲电晕等离子体法？245
255什么是生化法脱硝？246七、烟气同时脱硫脱硝技术247
256联合脱硫脱硝技术有哪些类别？247
（一）固相吸收/再生及其他脱硫脱硝技术247
257活性炭吸收脱硫脱硝工艺的原理是什么？应用情况
如何？247
258活性炭同时脱硫脱硝工艺的优点有哪些？缺点有
哪些？248
259 CuO同时脱硫脱硝工艺的原理是什么？250
260什么是NOXSO工艺？250
261什么是SNAP工艺？251
（二）气/固催化同时脱硫脱硝技术251
262什么是WSASNOX工艺？251
263 DESONOX工艺主要原理是什么？252
264什么是Parsons烟气清洁工艺？252
265什么是鲁奇公司CFB工艺？252
（三）吸收剂喷射同时脱硫脱硝技术252
266炉膛石灰/尿素喷射工艺有哪些特点？252
267什么是SNRB技术？其优点有哪些？253
268碳酸氢钠管道喷射工艺的主要原理是什么？254
269什么是整体干式SO2/NOx排放控制工艺？254
270喷雾干燥同时脱硫脱硝工艺条件如何控制？254
271什么是SNBB工艺？255
（四）高能电子活化氧化法255
272电子束照射法有哪些优点？还存在哪些不足？255
273什么是脉冲电晕放电烟气脱硫脱硝技术？256
274电晕放电烟气脱硫脱硝原理是什么？257
（五）湿法烟气同时脱硫脱硝技术258
275氯酸氧化工艺的工艺过程如何？258
276氯酸氧化工艺的化学反应机理是什么？258
277氯酸氧化工艺的技术特点有哪些？259
278氯酸氧化工艺面临的问题有哪些？260
279什么是湿式络合吸收工艺？260

⑻ 脱硫脱硝

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%。该法利用喷雾干燥的原理，将吸收剂浆液雾化喷入吸收塔。在吸收塔内，吸收剂在与烟气中的二氧化硫发生化学反应的同时，吸收烟气中的热量使吸收剂中的水分蒸发干燥，完成脱硫反应后的废渣以干态形式排出。该法包括四个在步骤：1）吸收剂的制备；2）吸收剂浆液雾化；3）雾粒与烟气混合，吸收二氧化硫并被干燥； 4）脱硫废渣排出。该法一般用生石灰做吸收剂。生石灰经熟化变成具有良好反应能力的熟石灰，熟石灰浆液经高达15000～20000r/min的高速旋转雾化器喷射成均匀的雾滴，其雾粒直径可小于100微米，具有很大的表面积，雾滴一经与烟气接触，便发生强烈的热交换和化学反应，迅速的将大部分水分蒸发，产生含水量很少的固体废渣。

干法烟气脱硫是指应用粉状或粒状吸收剂、吸附剂或催化剂来脱除烟气中的SO2。干法烟气脱硫定义：喷入炉膛的CaCO3高温煅烧分解成CaO，与烟气中的SO2发生反应，生成硫酸钙；采用电子束照射或活性炭吸附使SO2转化生成硫酸氨或硫酸，统称为干法烟气脱硫技术。

优缺点：

它的优点是工艺过程简单，无污水、污酸处理问题，能耗低，特别是净化后烟气温度较高，有利于烟囱排气扩散，不会产生“白烟”现象，净化后的烟气不需要二次加热，腐蚀性小；其缺点是脱硫效率较低，设备庞大、投资大、占地面积大，操作技术要求高。因此不主推干法脱硫。

对于脱硫最常用的就是燃烧后脱硫，也就是烟气脱硫。常用的有湿法和干法。

湿法脱硫：湿法烟气脱硫技术是指吸收剂为液体或浆液。由于是气液反应，所以反应速度快，效率高，脱硫剂利用率高。该法的主要缺点是脱硫废水二次污染；系统易结垢，腐蚀；脱硫设备初期投资费用大；运行费用较高等。常见的有两种：

⑴石灰石—石膏法烟气脱硫技术 该技术以石灰石浆液作为脱硫剂，在吸收塔内对烟气进行喷淋洗涤，使烟气中的二氧化硫反应生成亚硫酸钙，同时向吸收塔的浆液中鼓入空气，强制使亚硫酸钙转化为硫酸钙，脱硫剂的副产品为石膏。该系统包括烟气换热系统、吸收塔脱硫系统、脱硫剂浆液制备系统、石膏脱水和废水处理系统。由于石灰石价格便宜，易于运输和保存，因而已成为湿法烟气脱硫工艺中的主要脱硫剂，石灰石—石膏法烟气脱硫技术成为优先选择的湿法烟气脱硫工艺。该法脱硫效率高（大于95%），工作可靠性高，但该法易堵塞腐蚀，脱硫废水较难处理。具体原理如下：

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

SO2和SO3吸收的关键是提高其他水中的溶解度，PH值越高，水的表面积越大，气相湍流度越高，SO2和SO3的溶解量越大。

2．与石灰石浆液反应 CaCO3十 2H+  +HSO3-→Ca2+十HSO3- + H2O十CO2

CaCO3十H2SO4 → CaSO4+H2O十CO2

3．CaCO3 +2HCl→CaCl2+H2O十CO2 本步骤的关键是提高CaCO3的溶解度，PH值越低，溶解度越大。

  石灰石-石膏湿法脱硫的优点：

1、工艺成熟，最大单机容量超过1000MW； 2、脱硫效率高≥95%,Ca/S≤1.03； 3、系统运行稳定，可用率≥95%； 4、脱硫剂—石灰石，价廉易得； 5、脱硫副产品—石膏，可综合利用； 6、建设期间无需停机。

缺点：系统复杂，占地面积大；造价高，一次性投资大；运行较多、运行费用高，副产品处理问题。

    ⑵氨法烟气脱硫技术  该法的原理是采用氨水作为脱硫吸收剂，氨水与烟气在吸收塔中接触混合，烟气中的二氧化硫与氨水反应生成亚硫酸氨，氧化后生成硫酸氨溶液，经结晶、脱水、干燥后即可制得硫酸氨（肥料）。该法的反应速度比石灰石—石膏法快得多，而且不存在结垢和堵塞现象，但投入较大。

三、问题形成的主要原因及对策

    湿法烟气脱硫技术特别适用于大、中型工业锅炉烟气的脱硫除尘，并且还具有设备简单、易操作、脱硫率高等优点，其中用得最多的是石灰石－石膏法，它主要以技术成熟、适用煤种广、脱硫率高、脱硫剂来源广等优点，现已成为我国重点提倡的一种湿法脱硫方法，但在实践中，存在着结垢堵塞、腐蚀、废液处理等问题，而要彻底解决这些问题则是改进湿法脱硫技术的核心一环。

（一）结垢堵塞

在湿法烟气脱硫中，管道与设备是否结垢堵塞，已成为脱硫装置能否正常运行的关键问题，要解决结垢堵塞问题，我们需弄清结垢的机理，以及影响和造成结垢堵塞的因素，然后才能有针对性地从工艺设计、设备结构、操作控制等方面着手解决。

对于造成结垢堵塞的原因，肖文德等人认为主要有如下3种方式：（1）因溶液或料浆中水分蒸发，导致固体沉积；（2）Ca（OH）2或CaCO3沉积或结晶析出，造成结垢；（3）CaSO3或CaSO4从溶液中结晶析出，石膏晶种沉淀在设备表面并生长而造成结垢。但在操作中出现的人为因素也是需重视的原因，如：（1）没有严格按操作规程，加入的钙质脱硫剂过量，引起洗涤液pH值过高，促进了CO2的吸收，生成过多的CaCO3，CsSO4等沉淀物质；（2）将含尘多的烟气没经严格除尘就进入吸收塔脱硫。

现在还没有完善的方法能能绝对地解决此问题。目前，一些常见的防止结垢堵塞的方法有：（1）在工艺操作上，控制吸收液中水分蒸发速度和蒸发量；（2）适当控制料浆的pH值。因为随pH值的升高，CaSO3溶解度明显下降。所以料浆的pH越低就越不易造成结垢。但是，若pH值过低，溶液中有较多的CaSO3，易使石灰石粒子表面钝化而抑制了吸收反应的进行，并且过低还易腐蚀设备，所以浆液的pH值应控制适当，一般采用石灰石浆液时，pH值控制为5.8～6.2；（3）溶液中易于结晶的物质不能过饱和，保持溶液有一定的晶种；（4）在吸收液中加入CaSO4·2H2O或CaSO3晶种来控制吸收液过饱和并提供足够的沉积表面，使溶解盐优先沉淀在上面，减少固体物向设备表面的沉积和增长；（5）对于难溶的钙质吸收剂要采用较小的浓度和较大的液气化。如：石灰石浆液的浓度一般控制小于15%；（6）严格除尘，控制烟气中的烟尘量；（7）设备结构要作特殊设计，尽量满足吸收塔持液量大、气液相间相对速度高、有较大的气液接触面积、内部构件少、压力降小等条件。另外还要选择表面光滑、不易腐蚀的材料制作吸收设备，在吸收塔的选型方面也应注意。例如：流动床洗涤塔比固定填充洗涤塔不易结垢和堵塞；（8）使用添加剂也是防止设备结垢的有效方法。目前使用的添加剂有CaCl2，Mg（OH）2，已二酸等。

另一种结垢原因是烟气中的O2将CaSO3氧化成为CaSO4（石膏），并使石膏过饱和。这种现象主要发生在自然氧化的湿法系统中。其控制措施是通过强制氧化和抑制氧化的调节手段。既要将全部CaSO3氧化成为CaSO4，又要使其在非饱和状态下形成的结晶，可有效地控制结垢。

（二）腐蚀

设备腐蚀的原因十分复杂，它与多种因素有关。如：溶液的温度、pH值、煤种燃烧状态、氯离子浓度等。燃煤燃烧过程中除生成SO2以外，还生成少量的SO3，而SO3可与烟气中的水分（4%～12%）生成硫酸雾。当温度较低时，硫酸雾凝结成硫酸除着在设备的内壁上，或溶解于洗涤液中，这就是湿法吸收塔及有关设备腐蚀相当严重的主要原因。

目前，对湿式脱硫系统各部位合理的选择防腐材料及在设备内外涂防腐材料是解决腐蚀问题的主要方法。如：经受高温、腐蚀、磨损较快的部位，可采用麻石、陶瓷或改性高硅铸铁；经受中低温和腐蚀、磨损不严重的部位，可采用防腐防磨涂料作表面处理。日本日立公司的防腐措施是：在烟气再热器、吸收塔入口烟道、吸收塔烟气进口段，均采用耐热玻璃鳞片树脂涂层，在吸收塔喷淋区采用不锈钢或碳钢橡胶衬里。另外可适当控制pH值来避免腐蚀，如：石灰石料浆的pH值一般控制在6.5～6.8。

（三）烟气脱水

湿法吸收塔在运行过程中，易产生粒径为10～60μm的“雾”。“雾”不仅含有水分，它还溶有硫酸、硫酸盐、SO2等。如不妥善解决，将使烟气带水，腐蚀管道和风机，并使风机叶轮粘灰、结垢，引起风机震动，缩短风机使用寿命。因此，湿法除尘必须配置除备的设备，其性能直接影响到湿法烟气脱硫系统能否连续可靠运行。

除雾器通常由除雾器本体及冲洗系统构成。除雾器本体作用是捕集烟气中的液滴及少量粉尘，减少烟气带水，防止风机振动；冲洗系统是定期冲洗由除雾器叶片捕集的液滴、粉尘，防止叶片结垢，维持系统正常运行。除雾器多设在吸收塔的顶部。通常应设二级除雾器，使得净化除雾后烟气中残余的水分一般不得超过100mg/m3，否则将腐蚀热交换器、烟道和风机。

（四）废水的处理

碱液吸收烟气中的SO2后，主要生成含有烟尘、硫酸盐、亚硫酸盐等的呈胶体悬浮状态的废渣液，其pH值低于5.7，呈弱酸性。所以，这类废水必须适当处理，达标后才能外排。否则会造成二次污染。废水的合理处理应该是能回收和综合利用废水中的硫酸盐类，使废物资源化。如：日本和德国由于石膏资源缺乏，所以在湿法石灰石/石灰－石膏法烟气脱硫中，成功地将废水中的硫酸盐类转化成石膏；也可将废水中的硫酸盐类转化成高浓度高纯度的液体SO2，作为生产硫酸的原料。现在，国内外电厂对石灰石－石膏法的脱硫废水主要以化学处理为主。先将废水在缓冲池中经空气氧化，使低价金属离子氧化成高价（其目的是使金属离子更易于沉淀去除），然后进入中和池，在中和池中加入碱性物质石灰乳，使金属离子在中和池中形成氢氧化物沉淀，部分金属离子得以去除。但是，还有一些金属的氢氧化物（如Fe，Cr，Ni）为两性化合物，随着pH值的升高，其溶解度反而增大，因而，中和后的废水通常采用硫化物进行沉淀处理，使废水中的金属离子更有效地去除。废水经反应池形成的金属硫化物后进入絮凝池，加入一定的混凝剂使细小的沉淀物絮凝沉淀。然后将混凝后的废水进入沉掌政池进行固液分离，分离出来的污泥一部分送到污泥处理系统，进行污泥脱水处理，而另一部分则回流到中和池，提供絮凝的结晶核，沉淀池出水的pH值较高，需进行处理达标后才能排放。

四、结语

目前，我国中小型燃煤锅炉烟气脱硫大部分已采用湿式脱硫，但目前它还存在一些问题，严重的影响它的总体效率及利用范围，所以找出合理的方法来解决这些问题势在必行。

（一）对于设备的结垢堵塞问题，主要以提供沉积表面、精简设备内部构件和使用添加剂来防止。

（二）对于腐蚀问题，则主要以改善设备的材料来考虑。

（三）对于脱硫废水的处理问题，主要是防止二次污染。首先应分离出废水中的有用物质，如将其中的硫转化为硫磺或石膏等，废水经处理后再回用。

脱硝

1、SCR（选择性催化还原脱硝）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” 。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。氨气作为脱硝剂被喷入高温烟气脱硝装置中,在催化剂的作用下将烟气中NOx 分解成为N2和H2O,其反应公式如下:

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

一般通过使用适当的催化剂,上述反应可以在200 ℃～450 ℃的温度范围内有效进行, 在NH3 /NO = 1的情况下,可以达到80～90%的脱硝效率。 烟气中的NOx 浓度通常是低的,但是烟气的体积相对很大,因此用在SCR装置的催化剂一定 是高性能。因此用在这种条件下的催化剂一定满足燃煤锅炉高可靠性运行的要求。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、SNCR（选择性非催化还原脱硝）技术

SNCR脱硝技术原理

SNCR工艺以炉膛作为反应器，是目前旧机组脱硝技术改造时主要采用的脱硝技术。一般可获得30%~50%的NOx脱除率，所用的还原剂一般为氨、氨水和尿素等。由于尿素比氨具有更好的锅炉内分布性能，且尿素是一般化学药品，运输存储简单安全、货源易得，而氨属于危险化学药品，SNCR一般采用尿素作为还原剂。选择性非催化还原（SNCR）脱除NOx技术是把含有NHx基的还原剂，喷入炉膛，该还原剂迅速热分解成NH3选择性地与烟气中的NOx反应生成N2、CO2、H2O等无害气体。

流程说明：将满足要求的尿素固体颗粒卸至尿素储料仓，由计量给料装置进入配液池，在加热的条件下，用工艺水将尿素固体颗粒配制成尿素溶液，经配料输送泵送至溶液储罐，储罐中的尿素溶液通过加压泵和输送管道送到炉前喷射系统，经布置在锅炉四周的雾化喷嘴喷入炉膛900~1100℃的温度区域。储罐输出的尿素溶液，可和工艺水混合配制成不同浓度的尿素溶液以满足锅炉不同负荷的要求；喷嘴可布置多层以满足不同温度区域的要求。适用范围：新建、扩建、改建机组或现役的旧机组，受场地限制，要求脱硝效率不太高的机组。

SNCR工艺特点：

以炉膛作为反应器，不需要催化剂，投资运行成本较低；

脱硝效率中等，一般为30%--50%，与低氮燃烧技术组合效果更好，可达到70％的脱硝率；

造成空气预热器和静电除尘器的堵塞和腐蚀比SCR低。

⑼ 脱硝的技术

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” 。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种方法都是利用氨对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。
在SCR中使用的催化剂大多以TiO2为载体，以V2O5或V2 O5 -WO3或V2O5-MoO3为活性成分，制成蜂窝式、板式或波纹式三种类型。应用于烟气脱硝中的SCR催化剂可分为高温催化剂（345℃～590℃）、中温催化剂（260℃～380℃）和低温催化剂（80℃～300℃）， 不同的催化剂适宜的反应温度不同。如果反应温度偏低，催化剂的活性会降低，导致脱硝效率下降，且如果催化剂持续在低温下运行会使催化剂发生永久性损坏；如果反应温度过高，NH3容易被氧化，NOx生成量增加，还会引起催化剂材料的相变，使催化剂的活性退化。国内外SCR系统大多采用高温，反应温度区间为315℃～400℃。
优点：该法脱硝效率高，价格相对低廉，广泛应用在国内外工程中，成为电站烟气脱硝的主流技术。
缺点：燃料中含有硫分, 燃烧过程中可生成一定量的SO3。添加催化剂后, 在有氧条件下, SO3 的生成量大幅增加, 并与过量的 NH3 生成 NH4HSO4。NH4HSO4具有腐蚀性和粘性, 可导致尾部烟道设备损坏。 虽然SO3 的生成量有限, 但其造成的影响不可低估。另外,催化剂中毒现象也不容忽视。 1、 2012年五月底止，在我国西部12个省（区、市）中，83.3%在行动
重庆市：2012年2月21日，重庆市发出了渝委办[2012]16号文件，要求9个企业18条新型干法水泥生产线，年底建成脱硝装置；目前有6条线处于建设调试阶段，其它处于可研或招标阶段。
四川省：2011年11月7日，四川省人民政府办公厅发出了川办函[2011]247号文件，《转发环境保护厅关于“十二五”降氮脱硝工作意见的通知》，“十二五”期间完不成的，将停止对该水泥企业的供电。
云南省：环保厅约谈远东水泥有限公司，安排脱硝工程建设。
贵州省：省环保厅向全省9个市（州）发函，要求火电、水泥行业须建脱硝设施：4000t/d以上及2000t/d以下的生产线综合脱硝效率要求达到75%以上，2000t/d至4000t/d的生产线综合脱硝效率要求达到40%以上，省政府每季度进行普查。
宁夏：召开了2012年全区主要污染物减排工作会议，全面启动水泥企业的低氮燃烧工程；平罗恒达水泥公司2500t/d生产线脱硝项目已签约。
新疆：在“十二五”工程减排措施中，新增烟气脱硝工程（水泥熟料生产线脱硝工程）。
陕西：2011年陕西省环保厅、咸阳市政府相继发出有关文件，要求水泥企业开展脱硝工程建设。
青海：环保厅确定“42321”目标，抓紧盐湖海纳、互助金圆、湟中祁连山等水泥企业脱硝工程建设。
内蒙古：烟气脱硝和烟尘控制技术交流会在盐城召开。
广西：广西西普南雁水泥有限公司脱硝示范2000t/d生产线，2012年4月25日已投入运行。
2、 在我国中部6个省中，100%在行动
河南：河南省新乡市强制当地水泥企业脱硝改造。新乡市共有新型干法生产线18条以上，2012年底以前开工建设水泥脱硝，2013年前必须完成。
湖南：水泥行业脱硝进入倒计时。2013年前，全省2000t/d以上生产线全部实施低氮燃烧技术改造，脱硝率达到30%以上；4000t/d以上生产线必须配备SNCR设施，脱硝效率60%以上；已脱硝企业擅自停运、逾期未建企业一律停产。
江西江西环保厅召开2012年脱硫脱硝建设项目座谈会，江西南方等8家水泥企业分别介绍了脱硝项目建设进度。
湖北：黄石市环保局对全市7家水泥生产厂提出了减排要求，加快对现役生产线进行低氮燃烧技术改造，3月底各企业提出具体方案，对“十二五”不安装脱硝设施的水泥企业将足额征收NOx排污费。
安徽省：采取多项措施加快推进水泥行业减排，水泥行业实施低氮燃烧改造技术项目15个。省里正在研究出台相关政策，从资金、技术等方面给减排企业以支持。
山西：山西省环保厅强势推进水泥行业脱硝。新建或改扩水泥熟料线一律按《水泥行业准入条件》执行综合脱硝率不低于60%；所有现役新型干法水泥生产线全部完成低氮燃烧技术改造，脱硝率不低于30%，4000t/d及以上生产线，2013年底建成投入运行。其他线，2014年6月底全部建成。
3、 在我国东部10个省（市）中，70%在行动
北京、天津、上海三个直辖市，起步早。
河北：临城奎山冀东水泥脱硝工程开工，拟6月底建成。
广东：水泥企业实施广东地方新标准。广东、珠三角大部分地区开始执行广东省《水泥工业大气污染物排放标准》，NOx排放浓度限定值550mg/Nm³，余下区域自2014年执行；广东抓17条示范线，且广东环保厅明确补贴政策：2012年和2013年脱硝的水泥企业，按每条线300万元和150万元的标准补贴，2014年上脱硝装置的企业不补贴。
浙江：杭州先行先试NOx排放浓度的政策规定最牛。杭州市主要污染物减排工作领导小组办公室，以杭减办[2011]30号文件提出：2012年9月底前完成现役12家水泥企业16条熟料生产线脱硝工程，水泥企业烟气脱硝率保证达到85%以上（NOx排放浓度≤150mg/Nm³），脱硝装置保证运转率95%以上，脱硝设备靠引进寿命15年以上，脱硝不得造成二次污染，即SCR和SNCR-SCR氨逃逸控制在8mg/m³（干基、标准状态）以下。失效催化剂应优先进行再生处理，无法再生的应进行无害化处理。其脱硝资金由市财政按项目总投资的30%补贴，其中，4000-5000t/d的生产线最高补贴690万元/条，2500t/d的生产线最高补贴480万元/条，各区、县（市）配套补贴不少于40%，其余企业自筹。山东：现役水泥企业>2000t/d的生产线，必经进行低氮燃烧技术改造，并配套烟气脱硝设施。
福建：现役2000t/d的水泥生产线，两年内完成脱硝改造。2012年底前，对≥4000t/d的生产线实行低氮燃烧器改造，并建成脱硝装置，综合脱硝率达到60%以上；2013年底前，对≥2000t/d<4000t/d的水泥生产线，进行低氮燃烧器改造，并建成脱硝装置，综合脱硝率50%以上；对于<2000t/d以下的生产线，脱硝率达到30%以上。
4、 在我国东北3个省中，67%在行动
黑龙江：脱硫脱硝纳入重点监管，19家水泥企业年内完成低氮燃烧改造工程。
吉林省：全面开展水泥行业氮氧化物减排攻坚战。一是2012年7月底，现役10条4000t/d及以上生产线全部配备脱硝设施；二是2013年7月底，10条2000t/d熟料线全部完成低氮燃烧技术改造工程；三是新建、改造、扩建的生产线按《水泥行业准入条件》验收，综合脱硝率不低于60%；四是加大监管NOx征收力度和超排处罚力度。全省将安排2000万元资金补贴水泥企业脱硝。综上所述，全国4/5以上的省、自治区、直辖市都在轰轰烈烈地开展水泥脱硝工作。

⑽ 很多电厂选择使用SCR法脱硝，这种方法的原理是什么

SCR脱硝技术

SCR（Selective Catalytic Rection）即为选择性催化还原技术，近几年来发展较快，在西欧和日本得到了广泛的应用，目前氨催化还原法是应用得最多的技术。它没有副产物，不形成二次污染，装置结构简单，并且脱除效率高（可达90%以上），运行可靠，便于维护等优点。

选择性是指在催化剂的作用和在氧气存在条件下，NH3优先和NOx发生还原脱除反应，生成氮气和水，而不和烟气中的氧进行氧化反应，其主要反应式为：

4NO+4NH3+O2→4N2+6H2O（1）

2NO2+4NH3 +O2→ 3N2+6H2O（2）

在没有催化剂的情况下，上述化学反应只是在很窄的温度范围内（980℃左右）进行，采用催化剂时其反应温度可控制在300-400℃下进行，相当于锅炉省煤器与空气预热器之间的烟气温度，上述反应为放热反应，由于NOx在烟气中的浓度较低， 故反应引起催化剂温度的升高可以忽略。

下图是SCR法烟气脱硝工艺流程示意图

SCR脱硝系统

SCR脱硝系统主要由SCR催化反应器、氨气注入系统、烟气旁路系统、氨的储存和制备系统等组成。SCR催化反应器的布置方式，目前国内外一般采用高尘布置方式，即布置在省煤器和空预器之间的高温烟道内。在该位置，烟气温度能够达到反应的最佳温度。因此本期工程脱硝装置拟采用高尘布置方式。烟气在锅炉省煤器出口处被平均分为两路，每路烟气并行进入一个垂直布置的SCR反应器里，即每台锅炉配有二个反应器，烟气经过均流器后进入催化剂层。在烟气进入催化剂层前设有氨气注入系统，烟气与氨气充分混合后进行催化剂反应，脱去NOX。反应后的烟气进入空预器、电除尘器、引风机和脱硫装置后，排入烟囱。SCR反应器布置在空预器上方。

SCR脱硝系统组成

· 反应器/催化剂系统

· 烟气/氨的混合系统

· 氨的储备与供应系统

· 烟道系统

· SCR的控制系统

SCR脱硝设备

反应器/催化剂系统

主要设备：反应器，催化剂，吹灰器

烟气/氨的混合系统

主要设备：稀释风机，静态混合器，氨喷射格栅（AIG），空气/氨混合器

氨的储备与供应系统

主要设备：卸料压缩机，氨蒸发器（电/蒸汽），氨罐，缓冲罐，稀释槽

烟道系统

主要设备：挡板（有旁路），膨胀节，导流板，烟道

SCR的控制系统

主要设备：DCS、PLC、仪表、盘柜等。