脱硝设备原理及选择

1、脱硝原理

脱硝工艺综述

现在主流的脱硝工艺有SCR催化剂脱硝、氨水或尿素溶液的SNCR脱硝、臭氧或等离子的氧化吸收脱硝，脱硫脱硝除尘一体化、高分子喷粉炉内脱硝、各种吸收液氧化吸收脱硝等。

SCR催化剂脱硝用到小锅炉上是大材小用，建造成本高，锅炉改动大，催化剂容易中毒失效，更换费用高，运行成本高。

臭氧/等离子的技术也是投入高，运行成本高。

一体化技术目前还不够成熟，不能兼顾效率

高分子喷粉炉内脱硝，效率高，脱硝成本高

氧化吸收脱硝会有废水排放问题，污染转移

SNCR脱硝建造成本相对较低，运行成本较低，无废水排放问题。

SNCR脱硝工艺介绍

在选择性非催化还原（SNCR）的氮氧化物去除的过程中，还原剂是以液态（氨水、尿素溶液）或气态的形式（氨气）喷射到850℃~1050℃的高温烟气窗口中，通过还原反应后最终形成氮气、水和二氧化碳，从而降低烟气中氮氧化物。以尿素为还原剂的SNCR脱硝反应方程式如下：

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(NH4)2CO →2NH2 + CO

NH2 + NO →2N2 + H2O

CO + NO →N2 + CO2

在尿素还原NOx的同时，也会发生从尿素溶液挥发出来的NH3分子与O2的反应

4NH3 + 5O2 →4NO + 6H2O

4NH3 + 3O2 →2N2 + 6H2O

2、SNCR选择性非催化还原脱硝技术在中小锅炉案例

山西大阳矿，3台6吨锅炉脱硝。

山西望云矿，2台8吨和1台6吨，一台2吨脱硝。

山西莒山矿，3台6吨炉脱硝。

山西东峰矿，3台6吨炉脱硝。

3、脱硝原理图

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鹤壁市隆盛环保矿山设备有限公司(以下简称“隆盛环保”）于2011年11月成立，企业类型为有限责任公司，注册资金1200万元，公司注册地址：鹤壁市淇滨区金山工业园区创业路路南。隆盛环保是一家实力雄厚、讲究信誉、追求品质的良心企业，从事粉尘、噪声、脱硫脱销、VOCs的治理与研发十余年。工程施工经验丰富，集科研设计、加工制作，安装调试为一体的专业服务于环境改善的环保设备生产企业。

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烟气脱硝装置( SCR)技术

烟气脱硝装置( SCR)技术 一、SCR装置运行原理如下: 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。 二、烟气脱硝技术特点 SCR脱硝技术以其脱除效率高,适应当前环保要求而得到电力行业高度重视和广泛的应用。在环保要求严格的发达国家例如德国,日本,美国,加拿大,荷兰,奥地利,瑞典,丹麦等国SCR脱硝技术已经是应用最多、最成熟的技术之一。根据发达国家的经验, SCR脱硝技术必然会成为我国火力电站燃煤锅炉主要的脱硝技术并得到越来越广泛的应用。 图1为SCR烟气脱硝系统典型工艺流程简图。

三、SCR脱硝系统一般组成 图1为SCR烟气脱硝系统典型工艺流程简图, SCR系统一般由氨的储存系统、氨与空气混合系统、氨气喷入系统、反应器系统、省煤器旁路、SCR旁路、检测控制系统等组成。 液氨从液氨槽车由卸料压缩机送人液氨储槽,再经过蒸发槽蒸发为氨气后通过氨缓冲槽和 输送管道进人锅炉区,通过与空气均匀混合后由分布导阀进入SCR反应器内部反应, SCR反应器设置于空气预热器前,氨气在SCR 反应器的上方,通过一种特殊的喷雾装置和烟气均匀分布混合,混合后烟气通过反应器内催化剂层进行还原反应。

烟气脱硫脱硝行业介绍.docx

1.烟气脱硫技术 由于我国的大部分煤炭、铁矿资源中含硫量较高，因此在火力发电、钢铁、建材生产过程中由于高温、富氧的环境而产生了含有大量二氧化硫的烟气，从而给我国大气污染治理带来了极大的环保压力。 据国家环保部统计，2012年全国二氧化硫排放总量为2117.6万吨，其中工业二氧化硫排放量1911.7万吨，而分解到三个重点行业分别如下：电力和热力生产业为797.0万吨、钢铁为240.6万吨、建材为199.8万吨，三个行业共计1237.4万吨达到整个工业二氧化硫排的64.7%。“十一五”期间，我国全面推行烟气脱硫技术以后，我国烟气脱硫通过近十年的发展，积累了大量的工程实践经验，其中最常用的为湿法、干法以及半干法烟气三种脱硫技术。

1.1湿法脱硫技术 1.1.1石灰石-石膏法 这是一种成熟的烟气脱硫技术，在大型火电厂中，90%以上采用湿式石灰石—石膏法烟气脱硫工艺流程。该工艺采用石灰石（即氧化钙）浆液作为脱硫剂，与烟气中的二氧化硫发生反应生产亚硫酸钙，亚硫酸钙与氧气进一步反应生产硫酸钙。硫酸钙经过过滤、干燥后形成脱硫副产品石膏。 这项工艺的关键在于控制烟气流量和浆液的pH值，在合适的工艺条件下，即使在低钙硫比的情况下，也能保持较高的脱硫效率，通常可以达到95%以上。但是该工艺流程复杂且需要设置废水处理系统，因而工程造价高、占地面积大。同时，由于石灰石浆液的溶解性较低，即使通过调节了浆液pH值提高了石灰石的溶解度，但是在使用喷嘴时由于压力的变化，仍然容易发生堵塞喷嘴的情况并且易磨损设备，因而大幅度增加了脱硫设施后期的运营维修费用。 同时由于脱硫烟气中的粉尘成分复杂，在采用石灰石-石膏法时生成的脱硫石膏的杂质含量较多，在石灰石资源丰富的我国，这种品质有限的脱硫石膏很难具有利用价值，通常只能采用填埋进行处理。为了解决这一问题，有企业采用白云石（即氧化镁）作为脱硫剂来替代石灰石，从而使脱硫副产品由石膏变为了七水硫酸镁，而七水硫酸镁由于其水溶性高易于提纯，因而可以制成为合格品质的化学添加剂或化肥使用，其经济价值要远高于脱硫石膏。但是与其相关对的是脱硫剂白云石的成本也远高于石灰石，给企业后期运营成本也带来较大的压力。

冷冻脱硝工艺简介

1、技术原理 冷冻法是物理方法，将含硫酸根的盐水冷冻降温，硫酸根将以芒硝的形式结晶析出。当盐水中硫酸根质量浓度小于25g/L时，该法受到成本限制。硝分离单元是通过冷冻结晶使富硝盐水中 的硫酸根以芒硝（Na 2SO 4 ·10H 2 O）的形式从淡盐水中分离出来。 利用冷冻法将富硝盐水中的硫酸根结晶分离是目前国内较为先进的脱硝方法，但该法的应用逐渐暴露出冷冻设备易堵塞等问题。我公司针对上述问题进行了一系列的自主研发和工艺改进，已研发出一套新型脱硝技术方案，并已向国家专利局提出了国家发明专利申请。 2、工艺流程简介 图冷冻脱硝工艺流程框图 富硝盐水首先进入预冷换热器进行预冷，预冷后温度可降至15~20℃。预冷后的富硝盐水进入兑卤槽，与兑卤槽循环液均匀混合，稳定降温至-5℃左右。兑卤槽循环液是通过兑卤循环泵泵至冷冻换热器获取冷量，冷冻换热器的冷源为冷冻机组的制冷剂。 兑卤槽在循环换热过程中因温度下降会有芒硝晶体析出并沉降，根据晶体析出情况定期泵至沉硝槽，在沉硝槽中晶体进一步长大。含大量芒硝晶体的浆料随后送至离心机进行离心分离，得到产品芒硝。沉硝槽的上清液只含少量的硫酸根离子（出槽淡盐水硫酸钠浓度为6~10 g/L，出槽淡盐水脱硝后返回前端），溢流收集于冷盐水储槽，经预冷换热器回收冷量后回流至淡盐水储槽进一步处理。 冷冻脱硝的吨水直接运行成本（电以元计）约为30~40元。

3、技术特点 本系统工艺设计的主要技术特点如下： （1）采用逐级降温、三段沉硝，能很好地解决硝分离单元芒硝结晶堵塞严重的问题，冷冻效率高。富硝盐水在浓缩液储罐进行一次沉硝，并根据氯化钠和硫酸钠在水中的互溶度合理设定预冷温度，从而避免预冷换热器的堵塞。二次沉硝发生在兑卤槽，温度降至-(5~7)℃左右，冷冻换热器换热温差小，兑卤循环液流速大，从而有效避免了冷冻换热器的堵塞。三次沉硝发生在沉硝槽，温度在-(7~8)℃左右，沉降的晶体固液比高，有利于离心分离。 （2）换热网络合理，有利于节省能耗。沉硝槽溢流冷盐水用作预冷换热器的热源，既回收了热量（或冷量），同时也减轻了返回化盐工序后对系统工艺温度的影响。 （3）运行管理方便，工艺运转自动化程度高，设备维护简单。

SCR脱硝技术简介

SCR 兑硝技术 SCR （ Selective Catalytic Reduction ）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鳩上），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， NH 犹先和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 4NH 3 O 2 > 4N 2 6H 2O 2NO 2 4NH 3 O 2 > 3N 2 6H 2O 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（ 980C 左右）进行， 采用催化剂时其反应温度可控制在 300- 400C 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 脱硝原理 SCR 技术脱硝原理为：在催化剂作用下，向温度约280?420 C 的烟气中喷入氨，将NO X 还原成N 2和H 20。 吿毓恤翔

且主要反应如卩： ANO +4NH2 + 6 T 4 恥 + 6M? +4AW3 ->5^2 + 6 円2。 6N6 +8A7/3 T INCh +12血0 2NO2 + 42^3 + 6 T 咖 + 6H10 反应原理如图所示； 惟化剂 - - - - - —— - J - 1 e *NO.烟 气"L NO. 幺X*** N H) € . ?NO. Q X-* N % N0( $ K ? NH31 ? —> () ? > Nj ?” Hi 0 》N； ? 脱硝催化剂： 催化剂作为SCR脱硝反应的核心，其质量和性能直接关系到脱硝效率的高低,所以，在火电厂脱硝工程中，除了反应器及烟道的设计不容忽视外，催化剂的参数设计同样至关重要。 一般来说，脱硝催化剂都是为项目量身定制的，即依据项目烟气成分、特性，效率以及客户要求来定的。催化剂的性能（包括活性、选择性、稳定性和再生性）无法直接量化，而是综合体现在一些参数上，主要有：活性温度、几何特性参数、机械强度参数、化学成分含量、工艺性能指标等。 催化剂的形式有：波纹板式，蜂窝式，板式 脱硝原理

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燃油、燃气锅炉烟气脱硝方案 研 究 报 告 长沙奥邦环保实业有限公司二零一二年十月

燃油、燃气锅炉烟气脱硝技术研究 1 国内外脱氮技术介绍 目前脱氮技术有两种，一是低氮燃烧技术，在燃烧过程中控制NOx的产生．分为低氮燃烧器技术、空气分级燃烧技术、燃料分段燃烧技术；工艺相对简单、经济，但不能满足较高的NOx排放标准。另一种是烟气脱硝技术，使NOx在形成后被净化，主要有选择性催化还原(SCR)、选择性非催化还原(SNCR)、电子束法等；排放标准严格时，必须采用烟气脱硝。1．1低氮燃烧技术 由氮氧化物（NOx）形成原因可知对NOx的形成起决定作用的是燃烧区域的温度和过量空气量。低NOx燃烧技术就是通过控制燃烧区域的温度和空气量，以达到阻止NOx生成及降低其排放量的目的。对低NOx燃烧技术的要求是，在降低NOx的同时，使锅炉燃烧稳定，且飞灰含碳量不能超标。 1.1.1 燃烧优化 燃烧优化是通过调整锅炉燃烧配风，控制NOx排放的一种实用方法。它采取的措施是通过控制燃烧空气量、保持每只燃烧器的风粉(煤粉)比相对平衡及进行燃烧调整，使燃料型NOx的生成降到最低，从而达到控制NOx排放的目的。 煤种不同，燃烧所需的理论空气量亦不同。因此，在运行调整中，必须根据煤种的变化，随时进行燃烧配风调整，控制一次风粉比不超过1.8:1。调整各燃烧器的配风，保证各燃烧器下粉的均匀性，其偏差不大于5% 10%。二次风的配给须与各燃烧器的燃料量相匹配，对停运的燃烧器，在不烧火嘴的情况下，尽量关小该燃烧器的各次配风，使燃料处于低氧燃烧，以降低NOx的生成量。

1.1.2空气分级燃烧技术 空气分级燃烧技术是目前应用较为广泛的低NOx燃烧技术，它的主要原理是将燃料的燃烧过程分段进行。该技术是将燃烧用风分为一、二次风，减少煤粉燃烧区域的空气量(一次风)，提高燃烧区域的煤粉浓度，推迟一、二次风混合时间，这样煤粉进入炉膛时就形成了一个富燃料区，使燃料在富燃料区进行缺氧燃烧，以降低燃料型NOx的生成。缺氧燃烧产生的烟气再与二次风混合，使燃料完全燃烧。 该技术主要是通过减少燃烧高温区域的空气量，以降低NOx的生成技术。它的关键是风的分配，一般情况下，一次风占总风量的25～35%。对于部分锅炉，风量分配不当，会增加锅炉的燃烧损失，同时造成受热面的结渣腐蚀。因此，该技术较多应用于新锅炉的设计及燃烧器的改造中。1.1.3 燃料分级燃烧技术 该技术是将锅炉的燃烧分为两个区域进行，将85%左右的燃料送入第一级燃烧区进行富氧燃烧，生成大量的NOx，在第二级燃烧区送入15%的燃料，进行缺氧燃烧，将第一区生成的NOx进行还原，同时抑制NOx的生成，可降低NOx的排放量。 1.1.4 烟气再循环技术 该技术是将锅炉尾部的低温烟气直接送入炉膛或与一次风、二次风混合后送入炉内，降低了燃烧区域的温度，同时降低了燃烧区域的氧的浓度，所以降低了NOx的生成量。该技术的关键是烟气再循环率的选择和煤种的变化 1.1.5技术局限 这些低NOx燃烧技术设法建立空气过量系数小于１的富燃区或控制燃烧温度，抑制NOx的生成，在燃用烟煤、褐煤时可以达到国家的排放标准，

SNCR脱硝原理

SNCR脱硝技术即选择性非催化还原（Selective Non-Catalytic Reduction，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 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。 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 图（二）典型水泥窑炉SNCR脱硝工艺流程图 SNCR脱硝设备 序 名称数量单位号 1 氨水加压泵组 1 套

脱硝工艺介绍

图6-1 典型火电厂SCR法烟气脱硝工艺流程图 脱硝工艺介绍 1脱硝工艺 图1 LNB、SNCR和SCR在锅炉系统中的位置 目前成熟的燃煤电厂氮氧化物控制技术主要包括燃烧中脱硝技术和烟气脱硝技术，其中燃烧中脱硝技术是指低氮燃烧技术（LNB），烟气脱硝技术包括SCR、SNCR和SNCR/SCR 1.1 联 80～90% 气在SCR催化剂的作用下将烟气中的NOx还原成N 2和H 2 O。SNCR/SCR联用工艺系统复杂，而 且脱硝效率一般只有50~70%。 三种烟气脱硝技术的综合比较见表1。 表1 烟气脱硝技术比较

烟气中，与烟气中的NOx混合后，扩散到催化剂表面，在催化剂作用下，氨气（NH 3 ）将烟气 中的NO和NO 2还原成无公害的氮气（N 2 ）和水（H 2 O）（图3-6）。这里“选择性”是指氨有选 择的与烟气中的NOx进行还原反应，而不与烟气中大量的O 2 作用。整个反应的控制环节是烟气在催化剂表面层流区和催化剂微孔内的扩散。 图2 SCR反应示意图 SCR反应化学方程式如下： 4NO + 4NH 3 + O 2 → 4N 2 + 6H 2 O （3-1）

2NO 2 + 4NH 3 + O 2 → 3N 2 + 6H 2 O （3-2） 在燃煤烟气的NOx中，NO约占95%，NO 2 约占5%，所以化学反应式（3-1）为主要反应，实际氨氮比接近1:1。 SCR技术通常采用V 2O 5 /TiO 2 基催化剂来促进脱硝还原反应。脱硝催化剂使用高比表面积 专用锐钛型TiO 2作为载体，（钒）V 2 O 5 作为主要活性成分，为了提高脱硝催化剂的热稳定性、 机械强度和抗中毒性能，往往还在其中添加适量的WO 3、（钼）MoO 3 、玻璃纤维等作为助添 加剂。 催化剂活性成分V 2O 5 在催化还原NOx 的同时，还会催化氧化烟气中SO 2 转化成SO 3 （反 应 NH 4 。 后处理 2 ）以 ?会增加锅炉烟道系统阻力900~1200Pa； ?系统运行会增加空预器入口烟气中SO3浓度，并残留部分未反应的逃逸氨气，两者 在空预器低温换热面上易发生反应形成NH 4HSO 4 ，进而恶化空预器冷端的堵塞和腐蚀，因此 需要对空预器采取抗NH 4HSO 4 堵塞的措施。 2.2S CR技术分类 烟气脱硝SCR工艺根据反应器在烟气系统中的位置主要分为三种类型（图3）：高灰型、低灰型和尾部型等。

SCR脱硝技术简介

SCR 脱硝技术 SCR （Selective Catalytic Reduction ）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： O H N O NH NO 22236444+→++ O H N O NH NO 222326342+→++ 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 脱硝原理 SCR 技术脱硝原理为：在催化剂作用下，向温度约280～420 ℃的烟气中喷入氨，将X NO 还原成2N 和O H 2。

SCR脱硝催化剂： 催化剂作为SCR脱硝反应的核心,其质量和性能直接关系到脱硝效率的高低,所以,在火电厂脱硝工程中, 除了反应器及烟道的设计不容忽视外,催化剂的参数设计同样至关重要。 一般来说,脱硝催化剂都是为项目量身定制的,即依据项目烟气成分、特性,效率以及客户要求来定的。催化剂的性能(包括活性、选择性、稳定性和再生性)无法直接量化,而是综合体现在一些参数上,主要有:活性温度、几何特性参数、机械强度参数、化学成分含量、工艺性能指标等。 催化剂的形式有：波纹板式，蜂窝式，板式

各种烟气脱硫、脱硝技术工艺与其优缺点

各种烟气脱硫、脱硝技术工艺与优缺点 2019.12.11 按脱硫过程是否加水和脱硫产物的干湿形态，烟气脱硫分为：湿法、半干法、干法三大类脱硫工艺。湿法脱硫技术较为成熟，效率高，操作简单。 一、湿法烟气脱硫技术 优点：湿法烟气脱硫技术为气液反应，反应速度快，脱硫效率高，一般均高于90％，技术成熟，适用面广。湿法脱硫技术比较成熟，生产运行安全可靠，在众多的脱硫技术中，始终占据主导地位，占脱硫总装机容量的80％以上。 缺点：生成物是液体或淤渣，较难处理，设备腐蚀性严重，洗涤后烟气需再热，能耗高，占地面积大，投资和运行费用高。

系统复杂、设备庞大、耗水量大、一次性投资高，一般适用于大型电厂。 分类：常用的湿法烟气脱硫技术有石灰石-石膏法、间接的石灰石-石膏法、柠檬吸收法等。 A、石灰石／石灰-石膏法： 原理：是利用石灰石或石灰浆液吸收烟气中的SO2，生成亚硫酸钙，经分离的亚硫酸钙（CaSO3）可以抛弃，也可以氧化为硫酸钙（CaSO4），以石膏形式回收。是目前世界上技术最成熟、运行状况最稳定的脱硫工艺，脱硫效率达到90％以上。 石灰石/石灰—石膏法烟气脱硫工艺在现在的中国市场应用是比较广泛的，其采用钙基脱硫剂吸收二氧化硫后生成的亚硫酸钙、硫酸钙，由于其溶解度较小，极易在脱硫塔内及管道内形成

结垢、堵塞现象。对比石灰石法脱硫技术，双碱法烟气脱硫技术则克服了石灰石—石灰法容易结垢的缺点。 B 、间接石灰石-石膏法: 常见的间接石灰石-石膏法有：钠碱双碱法、碱性硫酸铝法和稀硫酸吸收法等。原理：钠碱、碱性氧化铝(Al2O3·nH2O)或稀硫酸（H2SO4）吸收SO2，生成的吸收液与石灰石反应而得以再生，并生成石膏。该法操作简单，二次污染少，无结垢和堵塞问题，脱硫效率高，但是生成的石膏产品质量较差。 C 柠檬吸收法：

烟气脱硝工艺

综述燃煤电厂烟气脱硝技术 摘要：人们对空气质量的要求越来越高，氮氧化物污染引起了人们的广泛注意。废气脱硝工艺一直是研究重点。本文通过对比燃煤电厂的脱硝的各种工艺，选出了最优工艺——SCR技术，本文综述了SCR的原理、国内外研究状况、应用情况及运行费用。通过本文可以使人们更好的了解燃煤电厂脱硝工艺。 关键字：烟气脱硝；低NO X燃烧技术；SCR技术 Summary of coal-fired power plant flue gas denitrification technology Abstract: People on air quality have become increasingly demanding, nitrogen oxide pollution has aroused extensive attention. Exhaust gas denitration process has been a research priority. By contrast coal-fired power plant denitration various processes, optimum process --SCR elected technology, this paper reviews the SCR principle, research status, applications and operating costs. Through this allows people to better understand the coal-fired power plant denitrification process. Key words: Flue gas denitrification ; Low NO X Combustion Technology ;SCR 氮氧化物是大气主要污染物之一。通常所说的氮氧化物有多种不同形式，如N2O、NO、NO2、N2O3和N2O5等，其中NO和NO2所占比例最大，是最重要的大气污染物[1]。NO X排入大气后，通过物理、化学作用，引发一系列的环境问题。对人体健康和生态环境造成威胁[2]。 氮氧化物的产生途径主要有一下几个方面：1.机动车辆排放的尾气2.工业生产过程中产生了氮氧化物3. 燃烧过程产生的氮氧化物。其中燃烧过程产生的氮氧化物包括热力型、瞬时型和燃料型[3]。 机动车排气量较小，排放源流动分散。主要采用机内净化的方法去除氮氧化物[4]。某些工业生产过程也会排出NO X废气，一般来说，它具有成分相对比较单一和气量小的特点，此类废气在治理中多采用湿法，并且尽量将分离出来的NO返回原生产系统，或者形成新的副产品，或者加以无害化处理[5]。在燃烧过程中，控制NO X的排放有两种途径：一种是在锅炉燃烧中控制燃料的燃烧，减少氮氧化物的生成；另一种是对烟气进行处理，消除烟气中的氮氧化物[6]。 交通运输、电力和火电厂排放的NO X占全部排放量的90%以上[7]。电力工业又是燃煤大户。具预测，到2020年，原煤消耗将达到20.5亿~29.0亿吨，燃煤产生的NO X将急剧增加[8]。由于火电厂燃烧所产生的NO X所生成的含量最多且成分较复杂，所以引起了人们的广泛重视。所以本文主要介绍燃煤电站烟气脱硝技术。 1 烟气脱硝工艺比选 烟气脱硝是指从烟气中去除氮氧化物，是世界各国控制氮氧化物污染、防治酸雨危害的主要措施[9]。据火电厂燃煤锅炉调查，一般采用低氮氧化合物燃烧技术（包括低负荷稳燃改造）的锅炉排烟中氮氧化物的浓度为500~900mg/m3，而未采用低氮氧化合物燃烧技术的锅炉排烟中NO X的质量浓度定700~1300mg/m3之间，平均1000g/m3左右。所以在烟气脱硝之前先采用低NO X燃烧技术，减少氮氧化物的产生，为后续处理减轻负担[10]。

最主流烟气脱硫脱硝技术大汇总

最主流烟气脱硫脱硝技术大汇总 目前烟气脱硫技术种类达几十种，按脱硫过程是否加水和脱硫产物的干湿形态，烟气脱硫分为：湿法、半干法、干法三大类脱硫工艺。湿法脱硫技术较为成熟，效率高，操作简单。 一、湿法烟气脱硫技术 优点：湿法烟气脱硫技术为气液反应，反应速度快，脱硫效率高，一般均高于90%，技术成熟，适用面广。湿法脱硫技术比较成熟，生产运行安全可靠，在众多的脱硫技术中，始终占据主导地位，占脱硫总装机容量的80%以上。 缺点：生成物是液体或淤渣，较难处理，设备腐蚀性严重，洗涤后烟气需再热，能耗高，占地面积大，投资和运行费用高。系统复杂、设备庞大、耗水量大、一次性投资高，一般适用于大型电厂。 分类：常用的湿法烟气脱硫技术有石灰石-石膏法、间接的石灰石-石膏法、柠檬吸收法等。 A 石灰石/石灰-石膏法： 原理：是利用石灰石或石灰浆液吸收烟气中的SO2，生成亚硫酸钙，经分离的亚硫酸钙(CaSO3)可以抛弃，也可以氧化为硫酸钙(CaSO4)，

以石膏形式回收。是目前世界上技术最成熟、运行状况最稳定的脱硫工艺，脱硫效率达到90%以上。 目前传统的石灰石/石灰—石膏法烟气脱硫工艺在现在的中国市场应 用是比较广泛的，其采用钙基脱硫剂吸收二氧化硫后生成的亚硫酸钙、硫酸钙，由于其溶解度较小，极易在脱硫塔内及管道内形成结垢、堵塞现象。对比石灰石法脱硫技术，双碱法烟气脱硫技术则克服了石灰石—石灰法容易结垢的缺点。 B 间接石灰石-石膏法: 常见的间接石灰石-石膏法有：钠碱双碱法、碱性硫酸铝法和稀硫酸吸收法等。原理：钠碱、碱性氧化铝(Al2O3&dot；nH2O)或稀硫酸(H2SO4)吸收SO2，生成的吸收液与石灰石反应而得以再生，并生成石膏。该法操作简单，二次污染少，无结垢和堵塞问题，脱硫效率高，但是生成的石膏产品质量较差。 C 柠檬吸收法： 原理：柠檬酸(H3C6H5O7&dot；H2O)溶液具有较好的缓冲性能，当SO2气体通过柠檬酸盐液体时，烟气中的SO2与水中H发生反应生成H2SO3络合物,SO2吸收率在99%以上。这种方法仅适于低浓度SO2烟气，而不适于高浓度SO2气体吸收，应用范围比较窄。

SCR脱硝技术简介

S C R脱硝技术简介-标准化文件发布号：（9456-EUATWK-MWUB-WUNN-INNUL-DDQTY-KII

SCR脱硝技术 SCR（Selective Catalytic Reduction）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脱硝原理 SCR 技术脱硝原理为：在催化剂作用下，向温度约280～420 ℃的烟气中喷入氨，将NOX 还原成N2 和H2O。

SCR脱硝催化剂： 催化剂作为SCR脱硝反应的核心,其质量和性能直接关系到脱硝效率的高低,所以,在火电厂脱硝工程中, 除了反应器及烟道的设计不容忽视外,催化剂的参数设计同样至关重要。 一般来说,脱硝催化剂都是为项目量身定制的,即依据项目烟气成分、特性,效率以及客户要求来定的。催化剂的性能(包括活性、选择性、稳定性和再生性)无法直接量化,而是综合体现在一些参数上,主要有:活性温度、几何特性参数、机械强度参数、化学成分含量、工艺性能指标等。

SCR烟气脱硝技术原理介绍

脱硝技术 一、SCR烟气脱硝技术原理介绍 选择性催化还原系统（Selective Catalytic Reduction,SCR）是指在催化剂的作用下，"有选择性"的与烟气中的NOX反应，将锅炉烟气中的氮氧化物还原成氮气和水。 SCR催化剂最佳的活性范围在300~400 ℃，一般被安排在锅炉的省煤器与空气预热器之间，因此对于燃煤锅炉的烟气脱硝系统，SCR催化剂是运行在较高灰尘环境下。 SCR烟气脱硝技术最高可达到90%以上的脱硝效率，是最为成熟可靠的脱硝方法。在保证SCR脱硝效率的同时还有控制NH3的逃逸率和SO2的转化率，以保证SCR系统的安全连续运行。烟气流动的均匀性、烟气中NOX和NH3混合的均匀以及烟气温度场的均匀性是保证脱硝性能的关键，是设计中需要考虑的因素。 二、SCR烟气脱硝工艺流程 三SCR烟气脱硝的技术特点 ?深入了解催化剂特性，针对不同的工程选择合适的催化剂，包括蜂窝、板式和波纹板式，不拘泥于某个种类或某个厂家的催化剂，并能通过优化催化剂参数，降低催化剂积灰风险，保持较低的烟气压降,可以联合催化剂厂商给业主提供催化剂管理经验，方便业主对催化剂进行管理； ?与国外最专业的流场模拟厂家合作，使用物模与数模技术，精心设计SCR系统的烟道布置、烟道内导流板布置、喷氨格栅、静态混合器等，使催化剂内烟气的温度、速度分布均匀，烟气中NOX与NH3混合均匀，可以最有效的利用催化剂，最大程度的降低氨的消耗量，减少SCR系统积灰，并保持SCR系统较低的烟气压降；

?反应器的设计合理，方便安装催化剂，并可适应多个主要催化剂提供商生产的催化剂,方便催化剂厂商的更换； ?过程参数采用自动控制，根据锅炉的负荷、烟气参数、NOX含量以及出口NH3的逃逸率自动控制喷氨量，优先保证氨逃逸率的情况下，满足系统脱硝效率。 ?针对脱硝还原剂，可以提供多种系统：液氨系统和尿素系统，博奇所提供的尿素催化水解系统具有安全、响应快、起停迅速以及能耗低等特点，可以为重视安全的业主提供最佳的脱硝解决方案。

烟气脱硫脱硝技术简介

烟气脱硫脱硝技术简介 :烟气脱硫脱硝技术是应用于多氮氧化物、硫氧化物生成化工工业的一项锅炉烟气净化技术。氮氧化物、硫氧化物是空气污染的主要来源之一。故应用此项技术对环境空气净化益处颇多。目前已知的烟气脱硫脱硝技术有PAFP、ACFP、软锰矿法、电子束氨法、脉冲电晕法、石膏湿法、催化氧化法、微生物降解法等技术。 一、磷铵肥法(PAFP)烟气脱硫技术 磷铵肥法(Phosphate Ammoniate Fertilizer Process，简称PAFP)，是我校和四川省环科院、西安热工所、大连物化所等单位共同研究开发的烟气脱硫新工艺(国家“七五”(214)项目新技术083号)。其脱硫率≥95%，脱硫副产品为氮硫复合肥料。此技术的特点是将烟气中的SO2脱除并针对我国硫资源短缺的现状，回收SO2取代硫酸生产肥料，在解决污染的同时，又综合利用硫资源，是一项化害为利的烟气脱硫新方法。而且该技术已于1991年通过国家环保局组织的正式鉴定，获国家“七五”攻关重大成果奖，四川省科技进步二等奖等多项奖励。 二、烟气脱硫脱硝技术活性炭纤维法(ACFP)烟气脱硫技术 活性炭纤维法(Activated Carbon FiberProcess，简称ACFP)烟气脱硫技术是采用新材料脱硫活性炭纤维催化剂(DSACF)脱除烟气中SO2并回收利用硫资源生产硫酸或硫酸盐的一项新型脱硫技术。 该技术脱硫率可达95%以上，单位脱硫剂处理能力会高于活性炭脱硫一个数量级以上(一般GAC处理能力为102Nm3/h.t，而ACF可达104Nm3/h.t)。由于工艺过程简单，设备少，操作简单。投资和运行成本低，且能在消除SO2污染同时回收利用硫资源,因而可在电厂锅炉烟气、有色冶炼烟气、钢铁厂烧结烟气及各种大中型工业锅炉的烟气SO2污染控制中采用,改善目前烟气脱硫技术装置“勉强上得起，但运行不起”的状况。该烟气脱硫技术按10万KW机组锅炉机组烟气计，装置投资费用3500万，年产硫酸3万～4万吨。仅用于全国高硫煤电厂脱硫每年约可减少SO2排放240万吨，副产硫酸360万吨，产值可达数十亿元。该技术已获国家发明专利，并已列入国家高新技术产业化项目指南。 三、烟气脱硫脱硝技术软锰矿法烟气脱硫资源化技术 MnO2是一种良好的脱硫剂。在水溶液中，MnO2与SO2发生氧化还原发应,生成了MnSO4。软锰矿法烟气脱硫正是利用这一原理，采用软锰矿浆作为吸收剂，气液固湍动剧烈,矿浆与含SO2烟气充分接触吸收，生成副产品工业硫酸锰。该工艺的脱硫率可达90%，锰矿浸出率为80%，产品硫酸锰达到工业硫酸锰要求(GB1622-86)。 常规生产工业硫酸锰方法是：软锰矿粉与硫酸和硫精沙混合反应，产品净化得到工业硫酸锰。由于我国软锰矿品位不高，硫酸耗量增大，成本上升。该法与常规生产工业硫酸锰相比是，不用硫酸和硫精沙，溶液杂质也降低，原料成本和工艺成本都有降低，比常规生产工业硫酸锰方法节约成本25%以上，加之国家对环保产品在税收上的优惠，竞争力将大大提高。

SCR脱硝原理

达到合格的脱硝率同时保证比较低的氨气逃逸率是SCR工程中的一个难点。为保证脱硝反应能充分地进行。防止因为局部喷氨不足或喷氨过量影响系统运行。通过控制催化反应后NO X含量均匀分布来达到降低氨逃逸率提高脱硝效率。 具体反应如下： 氨气逃逸出来，将产生副反应，这是氨逃逸系统最害怕的地方。主要副反应有： 4NH3+2SO2+O2+2H2O=2（NH4）2SO4 2NH3+2SO2+O2+2H2O=2NH4HSO4 硫酸铵在高温下400多度是固体粉末态，可能堵塞SCR催化剂、覆盖空气预热器降低效率。 而硫酸氢铵在200多度下呈液态，具有强腐蚀性，将破坏SCR催化剂并反应结块，还可能腐蚀影响下游设备。如空预器污损、效率下降、漏风率增大等。过量氨还影响后续脱硫（FGD 处）效率。 另外，氨监测，可合理投放物料，免致浪费物料和污染。 相关关键词：火电厂脱硝水泥厂脱硝SCR 标准规范 我找了两个：《国外氮氧化物排污标准》、《DLT 335-2010 火电厂烟气脱硝系统运行技术规范》

SCR脱硝原理 SCR（Selective Catalytic Reduction）——选择性催化还原法脱硝技术是目前国际上应用最为广泛的烟气脱硝技术，在日本、欧洲、美国等国家地区的大多数电厂中基本都应用此技术，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。 SCR 技术原理为：在催化剂作用下，向温度约280～420 ℃的烟气中喷入氨，将NO X 还原成N2和H2O。

NH3与烟气均匀混合后一起通过一个填充了催化剂(如V2O5-TiO2)的反应器，NO x与NH3在其中发生还原反应，生成N2和H2O。反应器中的催化剂分上下多层(一般为3—4层)有序放置。 该方法存在以下问题：催化剂的时效和烟气中残留的氨。为了增加催化剂的活性，应在SCR前加高校除尘器。残留的氨与SO2反应生成(NH4)2SO4，NH4HSO4很容易对空气预热器进行粘污，对空气预热器影响很大。在布置SCR的位置是我们应多反面考虑该问题。

【资料】烟气脱硫脱硝技术简介6

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45t/h锅炉烟气脱硫脱硝技术方案 (2) 燃煤锅炉烟气脱硫脱硝技术简介 (37) 烟气脱硫脱硝技术简介 (50) 45t/h锅炉烟气脱硫脱硝技术方案 45t/h锅炉烟气现场调查 燃煤质量状况 标识符号指标名称单位实际指标备注R 燃煤发热量大卡4500 A 煤中灰分% 25 S 燃煤全硫分% 3.8 C 燃煤中碳含 量% 80 O 燃煤中氧含 量% 6 H 燃煤中氢含 量% 4 W 燃煤中水分% 10 锅炉烟气排放现状

项目符 号调查项目名称单位实测指标ω锅炉蒸吨位t/n 38 t1 接口处温度℃112 υ接口烟气流速m/s 8.4 D 接口断面长× 宽cm 198×198 Q 烟气流量m3/h 118541 QN 标态干烟气流 量Nm3/h 84057 V0 空气理论需要 量Nm3/kg 9.926 QY 空气实际需要 量Nm3/kg 12.013 q 环评烟气验算 量m3/t 11746 锅炉烟气中污染物排放现状 序号项目 名称 初始生成 量 最终排放 量 年度 减排 量 要求系 统脱除 效率Kg /h mg/N m3 Kg/ h mg/N m3 （吨）达到%

1 烟尘66 8 6540 8.1 6 80 4754 97.55 2 SO2 56 9 5569 20. 49 200 3951 95.4 3 NOx 45 44 4 15. 35 150 217 65.4 锅炉烟气脱除效率难点分析 当地环保部门对本项目提出的最新要求目前国内 60t/h以下锅 炉AC-GTsx 的平均先进 水平 达到本 项目指 标的难 易程度 控制项目脱除效 率 （%） 排放标 准 （mg/N m3） （%） 烟 尘 97.55 80 99 易SO2 95.4 200 96 易NO x 65.4 150 47 难建议与商权

(完整版)SCR烟气脱硝工艺简介

SCR烟气脱硝工艺简介 吴金泉1李勇1,2 （1 福建鑫泽环保设备工程有限公司，福建福州350002； 2 江西理工大学环境与建筑学院，江西赣州 341000） 摘要：选择性催化还原法（SCR）是目前国际上处理火电厂氮氧化物的最主要处理方法。我公司于2004年与德国STEULER公司在烟气脱硝技术方面展开了全方位的合作，并在国内开发烟气脱硝市场。本文从SCR工艺原理出发，介绍了合作公司的相关运行工艺。 关键词：烟气脱硝；SCR；脱硝催化剂；脱硝工艺 随着我国经济的发展, 在能源消费中带来的环境污染也越来越严重。其中，大气烟尘、酸雨、温室效应和臭氧层的破坏已成为危害人民生存的四大杀手。燃煤烟气所含的烟尘、二氧化硫、氮氧化物等有害物质是造成大气污染、酸雨和温室效应的主要根源。在我国，二氧化硫、氮氧化物等有害物质主要是由燃煤过程产生的。 随着我国经济实力的增强,耗电量也将逐步加大。目前，我国已经开展了大规模的烟气脱硫项目, 但烟气脱硝还未大规模的开展。有研究资料表明，如果继续不加强对烟气中氮氧化物的治理, 氮氧化物的总量和在大气污染物中的比重都将上升, 并有可能取代二氧化硫成为大气中的主要污染物。 我国烟气脱硝项目起步较晚，目前国内运行的烟气脱硝项目所采用的工艺也是引进欧、美、日等发达国家和地区烟气脱硝技术, 为适应国内烟气脱硝市场的需要，我公司于2004年与德国STEULER公司在烟气脱硝技术方面展开了全方位的合作，主要由德方提供技术支持，我方负责开拓市场、消化有关技术。 1 SCR脱硝技术简介 在众多的脱硝技术中，选择性催化还原法（SCR）是脱硝效率最高，最为成熟的脱硝技术。1975 年在日本Shimoneski 电厂建立了第一个SCR系统的示范工程，其后SCR技术在日本得到了广泛应用。在欧洲已有120 多台大型装置的成功应用经验，其NOx的脱除率可达到80%~90%。日本大约有170套装置，接近100GW 容量的电厂安装了这种设备，美国政府也将SCR技术作为主要的电厂控制NOx技术，SCR 方法已成为目前国内外电厂脱硝比较成熟的主流技术。 1.1 SCR法烟气脱硝原理 在催化剂作用下，向温度约280℃～420℃的烟气中喷人氨，将N0还原成N2和NO。化学反应方程式如下： 在有氧的条件下： 在无氧（或者缺氧）的条件下： 在反应条件改变时,就有可能发生以下副反应:【1】 由于该反应没有产生副产物,并且装置结构简单,适合于处理大量的烟气。 1.2 SCR烟气脱硝工艺的影响因素 1.2.1 温度对催化剂反应性能的影响 目前，运用于电厂烟气脱硝中的的SCR催化剂有很多，不同的催化剂,其适宜的反应温度也差别各异。如果反应温度太低,催化剂的活性降低,脱硝效率下降，则达不到脱硝的效果。并且，如果催化剂在低温下持续运行,将导致催化剂的永久性损坏；如果反应温度太高,NH3容易被氧化,生成NO x的量增加,甚至会引起催化剂材料的相变,导致催化剂的活性退化。 采用何种催化剂与SCR反应器的布置方式是密切相关的，一般可以把催化剂的种类分为三类：高温催化剂(345℃～590℃)、中温催化剂(260℃～380℃)和低温催化剂(80℃～300℃)。目前,国内外SCR系统大多采用高温催化剂,反应温度在315℃～400℃。 1.2.2 空速（SV）对催化剂性能的影响 烟气在SCR反应塔中的空塔速度是SCR 的一个关键设计参数, 它是烟气体积流量(标准状态下的湿烟气))与SCR反应塔中催化剂体积比值, 反映了烟气在SCR 反应塔内的停留时间的大小。烟气的空塔速度越大,其停留时间越短。一般SCR 的脱硝效率将随烟气空塔速度的增大而降低。空塔速度通常是根据SCR反应塔的布置、脱硝效率、烟气温

烟气脱硫脱硝技术介绍

烟气脱硫脱硝技术介绍 为了控制SO2污染，防治酸雨Σ害，加快我国烟气除尘技术和产业发展已刻不容缓。国家烟气除尘工程技术研究中心对多种烟气脱硫脱硝技术进行了研究开发，主要包括： 1、磷铵肥法（PAFP）烟气脱硫技术 磷铵肥法（PhosphateAmmoniateFertilizerProcess，简称PAFP），是我校和四川省环科院、西安热工所、大连物化所等单λ共同研究开发的烟气脱硫新工艺（国家“七五”（214）项目新技术083号）。其脱硫率≥95％，脱硫副产品为氮硫复合肥料。此技术的特点是将烟气中的SO2脱除并针对我国硫资源短缺的现状，回收SO2取代硫酸生产肥料，在解决污染的同时，又综合利用硫资源，是一项化害为利的烟气脱硫新方法。而且该技术已于1991年通过国家环保局组织的正式鉴定，获国家“七五”攻关重大成果奖，四川省科技进步二等奖等多项奖励。 2、活性炭纤维法（ACFP）烟气脱硫技术 活性炭纤维法（ActivatedCarbonFiberProcess，简称ACFP）烟气脱硫技术是采用新材料脱硫活性炭纤维催化剂（DSACF）脱除烟气中SO2并回收利用硫资源生产硫酸或硫酸盐的一项新型脱硫技术。 该技术脱硫率可达95％以上，单λ脱硫剂处理能力会高于活性炭脱硫一个数量级以上（一般GAC处理能力为102Nm3/h.t，而ACF可达104Nm3/h.t）。由于工艺过程简单，设备少，操作简单。投资和运行成本低，且能在消除SO2污染同时回收利用硫资源,因而可在电厂锅ˉ烟气、有色冶炼烟气、钢铁厂烧结烟气及各种大中型工业锅ˉ的烟气SO2污染控制中采用,改善目前烟气脱硫技术装置“勉强上得起，但运行不起”

锅炉脱硝技术工艺及原理

SＮＣR脱硝工艺及原理 选择性非催化还原(Selｅctive Ｎoｎ-Catａlytic Reduｃtion,以下简写为ＳNＣR)脱除ＮOｘ技术就是把含有NＨx基得还原剂(如氨气、氨水或者尿素等)喷入炉膛温度为800℃～１10０℃得区域,该还原剂迅速热分解成NH3与其它副产物,随后NＨ3与烟气中得NＯｘ进行SNCR反应而生成Ｎ2、 采用NＨ3作为还原剂,在温度为900℃~110０℃得范围内,还原NＯｘ得化学反应方程式主要为: ① ② 采用尿素作为还原剂还原NOｘ得主要化学反应为: ③ ④ 反应过程中可能产生副反应,副反应主要得产物为N2O,N2O就是一种温室气体,同时它对臭氧层也能起到破坏得作用。以尿素为还原剂时,最佳操作温度范围为90０~1150℃、 ＮH3—SＮCR系统中,还原NOx得反应对于温度条件非常敏感,炉膛上喷入点得选择,也就就是所谓得温度窗口得选择,就是SNCR 还原NOx效率高低得关键。一般认为最适宜得温度范围为930℃~10９０℃,并随反应器类型得变化而有所不同、当反应温度低于温度窗口时,由于停留时间得限制,往往使化学反应进行得程度较低反应不够彻底,从而造成ＮOｘ得还原率较低,同时未参与反应得NH3增加,

过量得氨气会溢出而形成硫酸铵,易造成空气预热器堵塞,并有腐蚀危险。而当反应温度高于温度窗口时,NH3得氧化反应开始起主导作用: ⑤ 从而,ＮH3得作用成为氧化并生成NO,而不就是还原NOx为N2。总之,SNCＲ还原ＮOx得过程就是上述两类反应相互竞争、共同作用得结果。如何选取合适得温度条件同时兼顾减少还原剂得泄漏成为ＳNCR技术成功应用得关键、 SNCR脱硝得优点 (1)系统简单:不需要改变现有锅炉得设备设置,而只需在现有得燃煤锅炉得基础上增加氨或尿素储槽,氨或尿素喷射装置及其喷射口即可,系统结构比较简单; (2)系统投资小:相对于SCＲ得大约40美元/kW—1到60美元/kW －1得昂贵造价,由于系统简单以及运行中不需要昂贵得催化剂而只需要廉价得尿素或液氨,所以SNCR大约5美元/kW-1到10美元/k Ｗ—1得造价显然更适合我国国情; (３)阻力小:对锅炉得正常运行影响较小; (4) 系统占地面积小:需要得较小得氨或尿素储槽,可放置于锅炉钢架之上而不需要额外得占地预算、