各种烟气脱硝工艺的比较

各种烟气脱硝工艺的比较

更新时间：2008-06-20 10:06 来源： 作者: 阅读：3756 网友评论0条

我国地域大，各地情况不同，对于某一具体的工程采用何种烟气脱硝工艺，必须因地制宜，进行技术、经济比较。在选取烟气脱硝工艺的过程中，应遵循以下原则：

1、NOx的排放浓度和排放量满足有关环保标准；

2、技术成熟，运行可靠，有较多业绩，可用率达到90％以上； 3、对煤种适应性强，并能够适应燃煤含氮量在一定范围内变化； 4、尽可能节省建设投资； 5、布置合理，占地面积较小；

6、吸收剂和、水和能源消耗少，运行费用低； 7、吸收剂来源可靠，质优价廉；

8、副产物、废水均能得到合理的利用或处置。主要烟气脱硝工艺比较如下表： 脱硝工艺 适应性特点 适合排气优缺点 二次污染小，净化效率高，技术成熟；设备投资高，关键技术难度大 不用催化剂，设备脱硝率 投资 SCR 量大，连续排放源 8090％ ％～较高 适合排气SNCR 量大，连和运行费用少；NH3用量大，二次污染，3060％ ％～较低 续排放源 难以保证反应温度和停留时间 工艺设备简单、投资少，收效显著，处理烟气液体吸收法 量很小的情况下可取 有些方法能够回收NOx；效率低，副产物不易处理，目前常用的方法不适于处理燃煤电厂烟气 效率低 较低 工艺设备简单、能耗及处理费用低、微生物法 适应范围较大 效率高、无二次污染；微生物环境条件难以控制，仍处于研究阶段 同时脱硫脱硝，回收和SO2，运行费NOx80% 低 活性炭吸附法 排气量不大 用低；吸收剂用量多，设备庞大，一次脱硫脱硝效率低，再生频繁 同时脱硫脱硝，无80％～90％ 高 电子束法 适应范围较大 二次污染；运行费用高，关键设备技术含量高，不易掌握 85% 高 只有SCR和SNCR法在大型燃煤电厂获得了较好的商业应用，其中SCR在全球范围内有数百台的成功应用业绩和十几年的运行经验，日本和德国95％的烟气脱硝装置采用SCR技术，由于该方法技术成熟、脱硝率高、几乎无二次污染，应是我国烟气脱硝引进及消化吸收的重点。

中科凯迪RN-302型氨选择还原NOx催化剂

人气：961 发布时间：2008-06-05 14:56 关键词：其它 产品型号：

应用领域：大气控制 产品价格：面议 想了解更多产品详情，请

内容提供：兰州中科凯迪化工新技术有限公司

RN-302催化剂以氨作还原剂选择还原消除硝酸、硝酸盐尾气、火电厂及其他工业烟气中的NOx，可将NOx 转化为N2和H2O。

一、主要技术标准： 1.颗粒大小：Ф3～5mm 2.堆比重：~ 0.76g/ml 3.比表面积：140~160 m2/g 4.孔容：0.40~0.50 ml/g 5.压碎强度：≥60 N/粒 6.压力：常压～0.95Mpa 7.反应温度：200～360℃ 8.NH3/NOx(分子比)：1.2~14 9.气体空速：5000~10000小时－1 10.NOx 转化率：>95％ 11.使用寿命：4年以上 二、工作原理：

6NO+4NH3 → 5N2+6H2O -1807.0kJ/mol (1) 6NO2+8NH3 → 7N2+12H2O -2659.9kJ/mol (2) 8NO+2NH3 → 5N2O+3H2O -948.6kJ/mol (3) 8NO2+6NH3 → 7N2O+9H2O -1596.7kJ/mol (4) 4NH3+3O2 → 2N2+6H2O -1267.1kJ/mol (5) 4NH3+4O2 → 2N2O+6H2O -1103.7kJ/mol (6) 4NH3+5O2 → 4NO+6H2O -907.3kJ/mol (7) 2NH3 → N2+3H2 +91.94kJ/mol (8)

在RN－302催化剂上，当温度为150～230℃时，主要按照（1）、（2）反应进行，当温度达到250℃时，氨氧化成氮的（5）式反应速度较大，400℃以上则出现（7）（8）式的副反应。故一般希望反应温度为200～250℃，一般最高温度～300℃左右。

三、催化剂装填与活化开车

本催化剂使用前不需氢气还原。在系统开车中，根据尾气处理系统阻力大小逐步提高尾气压力，待系统稳定后，根据尾气中NOx含量来调节氨流量，使得NH3/NOx比控制在1.2～1.4。本催化剂启动温度150～180℃，一般200～230℃即可满足消除NOx要求。随着使用时间的延长，必要时可逐步提高操作温度，每次提温不超过5℃。本催化剂在2年使用时间内，反应温度为200～250℃之间，NH3/NOx原料比如能精确控制在1.2，即可达到理想的NOx脱除。使用2年后可将床层温度控制在250～300℃之间使用。

SCR系统组成及技术参数

更新时间：2008-06-18 15:43 来源： 作者: 阅读：5557 网友评论0条

一、SCR系统组成

SCR脱硝系统由三个子系统组成：SCR反应器及辅助系统，氨储存及处理系统，氨注入系统。

SCR工艺流程：还原剂 (氨) 用罐装卡车运输，以液体形态储存于氨罐中；液态氨在注入SCR 系统烟气之前经由蒸发器蒸发气化；气化的氨和稀释空气混合，通过喷氨格栅喷入SCR反应器上游的烟气中；充分混合后的还原剂和烟气在SCR反应器中反应，去除NOx。

SCR烟气脱硝系统热面高灰布置工艺流程示意图

二、SCR技术参数 1) 脱硝效率

脱硝效率=（NOx入口-NOx出口）/NOx入口

2) 氨氮摩尔比NSR（ Normalized Stoichiometric Ratio） NSR=NH3摩尔数/NOx摩尔数 3) 还原剂额定消耗量

额定负荷下，每小时还原剂的消耗量 4) 最大NH3逃逸量

经过脱硝反应器后残留在烟气或飞灰中未反应的还原剂氨 5) 空速SV（h-1）

烟气流量与催化剂体积之比 6) 催化剂寿命

催化剂从开始使用到需要更换的累计运行时间

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燃煤电厂SCR安装位置

更新时间：2009-09-21 11:06 来源： 作者: 阅读：2077 网友评论0条

SCR 可以装在下列位置中的任何一个:

1 空气预热器和静电除尘器上游(高灰,热烟气侧) :

这种布置的优点是进入反应器的烟气温度达到300-500 ℃,多数催化剂在这个温度范围内有足够的活性,烟气不需要再加热即可获得较好的脱硝效果。但催化剂处于高尘烟气中,催化剂的寿命会受到一些影响:飞灰中的K、Na、Ca、As 等微量元素会使催化剂污染或中毒;飞灰磨损反应器并使蜂窝状催化剂堵塞;烟气温度过高会使催化剂烧结或失效。

2 空预器上游和高温电除尘器下游(低灰热侧) :

这种布置方式的特点是催化剂不受飞灰的影响,但除尘器在高温下运行,可能会带来一些问题。

3 空预器和烟气脱硫装置下游:这种布置方式的特点是催化剂还不会受到烟气中的SO3 等气体的影响,但烟气温度较低,一般需要换热器或采用燃料器燃烧的办法将烟气温度提高到催化还原反应所必需的温度。 在电厂实际装置中,微量元素的污染程度可以接受。采取垂直布置的吸收塔和吹灰措施也可以解决飞灰堵塞和催化剂腐蚀问题,因此大多数都安装在高灰热烟气侧(第一种布置方式) 这样可以避免为了将烟气加热到最佳反应温度而降低了整个系统的热效率。

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燃煤电厂SCR烟气脱硝制氨系统

更新时间：2009-09-21 10:58 来源： 作者: 阅读：1314 网友评论0条

在SCR 系统中,靠氨与NOx 反应达到脱硝的目的。稳定、可靠的氨系统在整个SCR 系统中是不可或缺的。制氨一般有尿素、纯氨、氨水等3 种方法。

1 尿素法

典型的用尿素制氨的方法为即需制氨法。干尿素被直接从卸料仓送入混合罐,尿素在混合罐中被搅拌器搅拌,以确保尿素的完全溶解,然后用循环泵将溶液抽出来。此过程不断重复,以维持尿素溶液存储罐的液位。从存储罐里出来的溶液经过滤,然后进入水解槽。在水解槽中,尿素溶液首先通过蒸汽预热器加热到反应温度,然后与水反应生成氨和二氧化碳,反应式如下:

NH2CONH2 + H2O →2NH3 + CO2

尿素制氨法安全无害,但系统复杂、设备占地大、初投资大,尿素的存储还存在潮解问题。 2 氨水制氨法

通常将25 %的氨水溶液(20 %～30 %) 置于存储罐中,然后通过加热装置使其蒸发,形成氨气和水蒸汽。可以采用接触式蒸发器或者喷淋式蒸发器。氨水法较纯氨更为安全,但其运输体积大,运输成本较纯氨高。

3 纯氨法

液氨由槽车运送到液氨贮槽,液氨贮槽输出的液氨在氨气蒸发器内经40 ℃左右的温水蒸发为氨气,并将氨气加热至常温后,送到氨气缓冲槽备用。缓冲槽的氨气经调压阀减压后,送入各机组的氨气P空气混合器中,与来自送风机的空气充分混合后,通过喷氨格栅之喷嘴喷入烟气中,与烟气混合后进入SCR 催化反应器。纯氨属于易燃易爆物品,必须有严格的安全保障和防火措施,其运输、存储涉及到国家和当地的法规及劳动卫生标准。

综上所述,使用尿素制氨的方法最安全,但投资、运行总费用最高;纯氨的运行、投资费用最低,但安全性要求较高。氨水介于两者之间。

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燃煤电厂使用SCR 时注意问题

更新时间：2009-09-21 10:52 来源： 作者: 阅读：1342 网友评论0条

1 在某些情况下,SCR 系统会产生NH4HSO4和(NH4)2SO4 ,可能引起空气预热器粘污、堵塞。因此空气预热器设计时应选择合理的材料和内部构造,可采用高压水冲灰系统或者蒸汽吹灰系统。

2 电厂采用SCR 后,烟道阻力增加,通常增加1000-1500 Pa ,因此应增大引风机出力,因而会引起后部烟道和静电除尘器等负压变大,应加强这些部位强度。

3 在锅炉BMCR 工况下,省煤器出口烟气流速通常为10mPs ,省煤器灰斗除灰占总灰量的5 % ,而SCR 反应器内烟气流速约为(4～6) mPs ,势必形成一定的积灰。为保证SCR内催化剂的催化效果,在SCR 内配置的吹灰器将会把积灰吹入空预器。因此,在保留省煤器灰斗的基础上,应考虑在SCR 后布置灰斗。同时逃逸的氨(氨的逃逸率一般控制在3μLPL 以下) 在230 ℃时与SO3 产生化学反应形成NH4HSO4 ,而NH4HSO4 具有粘性,在空预器

内会形成堵灰和腐蚀,SCR灰斗的设置可以减少进入空预器内的灰量,对空预器的安全运行有利。

4 锅炉在低负荷时NOx 浓度相应较低, SCR 装置在低负荷时可以停止喷氨,仅作烟气通道使用。但当锅炉运行周期较长,需要在线检修SCR 装置时,可设置SCR 旁路(从SCR入口到SCR 出口) ,又可以在锅炉低负荷时减少SCR 催化剂的损耗,但存在旁路挡板密封问题和积灰问题。是否设置SCR 旁路,主要依据锅炉冷起动的次数,若每年5～8 次,则无需旁路,否则,推荐设置旁路。

燃煤电厂SCR 烟气脱硝催化剂

更新时间：2009-09-21 10:48 来源： 作者: 阅读：1086 网友评论0条

SCR 技术的关键是选择优良的催化剂,催化剂分为贵金属催化剂、金属氧化物催化剂和分子筛催化剂,金属氧化物应用最为广泛,其中V2O5 的活性好、表面呈酸性,容易将碱性的氨捕捉到催化剂表面进行反应,其特定的氧化优势利于将氨和NOx 转化为氨水和水, 并且工作温度较低(350 -450 ℃) ,能在富氧环境下工作,抗中毒能力较强,可负载于Al2O3 、SiO2 等氧化物上,现电厂所用的V2O5 催化剂大都是负载在锐钛矿晶型二氧化钛上的钒氧化物,辅以钨与钼为助催化剂,一般做成蜂窝形状或敷于陶瓷的介质上

燃煤电厂SCR 烟气脱硝过程机理

更新时间：2009-09-21 10:38 来源：中国电力教育 作者: 杨冬,徐鸿,刘学亭 阅读：1344 网友评论0条

SCR 的化学反应机理比较复杂,主要是NH3 在一定的温度和催化剂的作用下,有选择地把烟气中NO 的还原为N2 ,同时生成水。催化的作用是降低分解反应的活化能,使其反应温度降低至150 - 450 ℃之间,其反应可表示如下:

4NO + 4NH3 + O2 →4N2 + 6H2O (1) NO + NO2 + 2NH3 →2N2 + 3H2O(2) 6NO2 + 8NH3 →7N2 + 12H2O (3)

其中第一个反应是最主要的,因为烟气中NOx 几乎是以NO的形式存在,在没有催化剂的情况下, 这些反应只能在很窄的温度范围内(980 ℃左右) 进行。通过选择合适的催化剂,反应温度可以降低,并且可以扩展到适合电厂实际使用的290 - 430 ℃范围。

在反应条件改变时,还可能发生以下反应: 4NH3 + 3O2 →2N2 + 6H2O + 1267. 1 kJ (4) 2NH3 →N2 + 3H2 - 91. 9 kJ (5)

4NH3 + 5O2 →4NO + 6H2O + 907. 3kJ (6)

发生NH3 分解的反应和NH3 氧化为NO 的反应都在350 ℃以上才进行,450 ℃以上才剧烈起来。在一般的选择性催化还原工艺中,反应温度常控制在300 ℃以下,这时仅有NH3 氧化为N2 的副反应发生。

但是在某些条件下,在SCR 系统里也会产生如下的不利反应: SO2 + 1/2O2→SO3 (7) NH3 + SO3 + H2O →NH4HSO4 (8)

2NH3 + SO3 + H2O →(NH4 ) 2HSO4 (9) SO3 + H2O →H2 SO4 (10)

反应中形成的NH4HSO4 和(NH4 ) 2 SO4 很容易对空气预热器进行粘污,对空气预热器影响很大。

NH3 和NOx 在催化剂上的反应是遵循Eley - Rideal 机理,即NH3 选择吸附在催化剂表面上的酸性中心位(B 酸及L酸) 并得到活化,气相中的NO 分子与其反应,并消耗催化剂表面活性氧而生成N2 和H2O ,气相中的氧通过催化剂内传递而更新表面氧从而完成催化循环。NH3 和NOx 在催化剂上的反应主要过程为:

①NH3 通过气相扩散到催化剂表面; ②NH3 由外表面向催化剂孔内扩散; ③NH3 吸附在活性中心上;

④NOx 从气相扩散到吸附态NH3 表面; ⑤NH3 与NOx 反应生成N2 和H2O; ⑥N2 和H2O 通过微孔扩散到催化剂表面; ⑦N2 和H2O 扩散到气相主体。

反应式(1) (2) 主要是在催化剂表面进行的,催化剂的外表面积和微孔特性很大程度上决定了催化剂反应活性,上述1 - 7 个步骤中,速度最慢的为控制步骤。

SNCR烟气脱硝技术工艺流程示意图

时间:2013-03-18 20:48来源:环保网

选择性催化还原脱除NOx的运行成本主要受催化剂寿命的影响,因此提出一种不需要催化剂的选择性还原,这就是选择性非催化还原技术。该技术是用NH3、尿素等还原剂喷入炉内与NOx进行选择性反应,不用催化剂,因此必须在高温区加入还原剂。还原剂喷入炉膛温度为900～1100℃的区域,该还原剂(尿素)迅速热分解成NH3并与烟气中的NOx进行SNCR反应生成N2,该方法是以炉膛为反应器。

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℃的范围内,NH3或尿素还原NOx的主要反应如下。 NH3为还原剂:

4NH3+4NO+O24N2+6H2O 尿素为还原剂:

2NO+CO(NH2)2+12O22N2+CO2+2H2O 当温度高于1100℃时,NH3则会被氧化为NO,即: 4NH3+5O24NO+6H2O

不同还原剂有不同的反应温度范围,此温度范围称为温度窗。NH3的反应最佳温度区为900～1100℃。当反应温度过高时,由于氨的分解会使NOx还原率降低;另一方面,反应温度过低时,氨的逃逸增加,也会使NOx还原率降低。NH3是高挥发性的有毒物质,氨的逃逸会造成新的环境污染。

引起SNCR系统氨逃逸的原因有2种,一是由于喷入点烟气温度低影响了氨与NOx的反应;另一种可能是喷入的还原剂过量或还原剂分布不均匀。

还原剂喷入系统必须能将还原剂喷入到炉内最有效的部位,因为NOx的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炉内某个断面上的氨分布不均匀,则会出现分布较高的氨逃逸量。在较大的燃煤锅炉中,还原剂的均匀分布则更困难,因为较长的喷入距离需要覆盖相当大的炉内截面。

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,则逃逸的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会产生(NH4)2SO4,容易造成空气预热器堵塞,并有腐蚀的危险。

SNCR烟气脱硝技术的脱硝效率一般不高,受锅炉结构尺寸影响很大,多用作低NOx燃烧技术的补充处理手段。采用SNCR技术,目前的趋势是用尿素代替氨作为还原剂。值得注意的是,近年的研究表明,用尿素作为还原剂时,NOx会转化为N2O,N2O会破坏大气平流层中的臭氧,除此之外,N2O还被认为会产生温室效应,因此产生N2O问题已引起人们的重视。 SNCR技术的工业应用是20世纪70年代中期在日本的一些燃油、燃气电厂开始的,欧盟国家于20世纪80年代末在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20世纪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5GW以上。

图为一个典型的SNCR工艺流程图,它由还原储槽、多层还原剂喷入装置和与之相匹配的控制仪表等组成。

SNCR系统烟气脱硝过程是由下面4个基本过程完成:接收和储存还原剂;还原剂的计量输出、与水混合稀释;在锅炉合适位置注入稀释后的还原剂;还原剂与烟气混合进行脱硝反应。

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SCR脱硝过程副反应

时间:2013-03-18 20:46来源:环保网

有3类不希望发生的副反应影响SCR 系统的性能和运行, 包括氨的氧化、二氧化硫氧化及铵盐(硫酸氢铵和硫酸铵)的形成。

氨的氧化将一部分氨转化为其他氮化合物。不希望发生氨的氧化, 有以下几个方面原因: 首

先, 为达到给定的N Ox 脱除率, 需要的氨供给率将增加,需要添加额外的还原剂以替换被氧化的氨; 第二, 氨的氧化减少了催化剂内表面吸附的氨, 影响N Ox 脱除, 导致催化剂体积不足; 此外, 由于氨不是被氧化就是与N Ox 反应或者作为氨逃逸从反应器中排出,因此氨的氧化使SCR工艺过程的物料平衡变得复杂。因此, SCR烟气脱硝系统需要安装氨逃逸的测量仪器。影响氨氧化反应的因素有: 催化剂成分、烟气组分、氨的浓度、反应器温度等。 一般认为在钒作催化剂时, 当温度超过400℃时, 氨的氧化对脱硝过程才有显著影响。 由于SCR催化剂的氧化特性, 在燃用含硫煤的锅炉中也会将SO2 氧化为SO3。SO2 氧化率受SO2浓度、反应器温度、催化剂质量、催化剂的结构设计及配方的影响。SO3 的产生率正比于烟气中SO2 的浓度。增加反应温度也会加快SO2 的氧化, 当温度超过371℃时, 氧化率将迅速增加。SO2 氧化率也与反应器中催化剂的体积成正比。为获得高的N Ox 脱除效率和低的氨逃逸而设计的反应器SO3 的产生率也会更高。

催化剂设计及配方技术(包括控制微孔尺寸、催化剂壁厚和采用化学氧化抑制剂)能被用来针对特定的应用条件改变SO2 氧化特性。例如: SO2 氧化遍及催化剂活性组分内, 而N Ox 还原发生在靠近催化剂表面处, 因此, 采用薄壁或非催化性基体的催化剂将产生较少的SO3。

但是, 即使采用催化剂的优化设计, 也不可能完全消除SO2 氧化, 烟气中总会有一小部分SO2 被氧化为SO3。

SO3 与催化剂组分及烟气组分反应, 形成固体颗粒, 沉积在催化剂表面或内部, 缩短催化剂的寿命。同时SCR反应器产生的SO3 增加了烟气中SO3的浓度。 约在320℃以下, SO3 和逃逸的氨反应, 形成硫酸氢铵和硫酸铵: N H3+SO3+H2O----- N H4H SO4 2N H3+SO3+H2O----- (N H4)2SO4

这些物质从烟气中凝结并沉积, 可以使催化剂失活, 造成SCR系统的下游设备沾污和腐蚀, 增加空气预热器的压降并降低其传热性能, 使飞灰及脱硫装置副产物不适合于特定的用途。若要降低上述影响, 必须将氨逃逸维持在低水平, 控制燃用含硫燃料的锅炉SCR装置的SO2 氧化率。铵盐沉积开始的温度是氨和SO3浓度的函数。为了避免催化剂沾污,在满负荷条件下, SCR 系统运行温度应该维持在320℃以上。

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SCR脱硝反应过程

时间:2013-03-18 20:39来源:环保网

SCR系统是通过在催化剂上游的烟气中喷入氨或其他合适的还原剂, 利用催化剂将烟气中的N Ox 转化为氮气和水。在通常的设计中, 使用液态无水氨或氨的水溶液。无论以何种形式使用, 首先使氨蒸发, 然后与稀释空气或烟气混合, 最后通过分配格栅喷入到SCR反应器上游的烟气中。

在SCR反应器内,N O通过以下反应被还原: 4N O+ 4N H3+O2 4N2+ 6H2O

6N O+ 4N H3 5N2+ 6H2O

当烟气中有氧气时, 反应第一式优先进行, 因此, 氨消耗量与N O还原量有一对一的关系。 在锅炉的烟气中,N O2 一般约占总的N Ox 体积分数的5% ,N O2 参与的反应如下: 2N O2+ 4N H3+O2 3N2+ 6H2O 6N O2+ 8N H3 7N2+ 12H2O

上面2个反应表明还原N O2 比还原N O需要更多的氨。

在绝大多数锅炉的烟气中,N O2 体积分数仅占N Ox 总量的一小部分, 因此N O2 的影响并不显著。

还原剂供给系统氨的流量与SCR 反应器入口烟气中的N Ox 流量的摩尔比为化学计量比, 比例通常为0. 8～1. 2。

SCR系统N Ox 脱除效率通常很高, 添加到烟气中的氨几乎完全和N Ox 反应。然而, 有一小部分氨不反应而是作为氨逃逸离开了反应器。一般来说, 对于新的催化剂, 氨逃逸很低, 根据煤的含硫量决定。

但是, 随着催化剂失活或者表面被飞灰覆盖、堵塞,氨逃逸就会增加。为了维持需要的N Ox 脱除率, 就必须增加反应器中N H3 与N Ox 的摩尔比。当不能保证预先设定的N Ox 脱除率和(或)氨逃逸的性能标准时, 就必须向反应器添加新的催化剂以恢复反应器性能。

SCR系统组成

时间:2013-03-20 20:37来源:环保网

典型的scR系统结构包括尿素水溶液储存、传输、喷射系统，压缩空气系统以及控制系统。

ScR系统主要部分及功能如下：

尿素箱：尿素水溶液的储存容器。因为尿素水溶液具有一定的腐蚀性，因此其储存和传输设备应该选用特殊的材料或者进行防腐蚀处理，来防止或减缓腐蚀。

尿素泵：尿素泵是尿素水溶液传输的动力装置，它将尿素水溶液输送到计量设备中，并且维持一定的压力备用。

压缩空气系统：尿素的喷射分为压缩空气辅助喷射和无压缩空气辅助喷射两种方式。目前应用较多的是利用压缩空气辅助喷射，采用这种方式就需要用压缩空气系统。其优点是雾化效果好，但是由于实用压缩空气系统导致系统复杂，成本高，而且输送管路中尿素水溶液中的水分蒸发会使尿素晶体析出，堵塞喷嘴；若不使用压缩空气辅助喷射，虽然可以使系统简单，但是雾化效果不好，影响ScR反应的程度，使NOx转化率下降，NH。泄露量大，因此应用不多，尚在研究之中。

尿素喷嘴：尿素喷嘴安装在排气管上，将计量设备送来的尿素与压缩空气的混合物顺流喷射进入排气管中，并且尽量使喷出的尿素水溶液均匀雾化，尿素水溶液的雾化程度，与尾气混合的均匀程度对scR反应的程度有极大的影响。尿素水溶液的雾化对喷嘴的型式，数目等都有一定要求，此外，对喷嘴的安装位置也有一定的要求，研究发现喷嘴到催化消声器的入口至少300mm，距离越大混合的效果越好嘲。

催化转化器：Nox还原反应发生的场所，一般采用蜂窝状的内部结构，为了提高SCR反应的程度要获得尽量大的内表面积，同时也要尽量减小转化器造成的排气背压升高。ScR催化剂附着在催化转化器的内表面，工作时吸附在表面上的NH。与NQ在催化剂作用下发生反应。

氮氧化物控制技术原理

时间:2013-03-20 20:49来源:环保网

氮氧化物控制技术的研究主要集中在以燃烧设备为主的固定源排放和以机动车为主的移动源排放。固定源燃烧过程控制主要是通过新型燃烧器的设计而实现，但采用各种低NOx燃烧技术最多仅能降低NOx排放50%左右，可见，尾部烟气脱硝(氮)技术是减少固定源NOx排放的关键。

烟气脱硝技术是指通过各种物理和化学过程等使烟气中的NOx还原分解为氮气(从)和其他物质，或者以清除含N物质的方式去除NOx的各种技术措施。按反应体系的状态，烟气脱硝技术可大致分为干法和湿法两类。目前，干法烟气脱硝技术主要包括选择性催化还原法(SCR)、选择性非催化还原法(SNCR)、电子束法(EB)、脉冲电晕低温等离子体法(PCIPCP),SNRB联合控制工艺、SNOx工艺和固体吸收再生法等。日本早在1974年就已经开始将SCR应用于大型电站锅炉上。与湿法工艺相比，干法脱硝工艺系统较为简单、占地面积较小、不产生或很少产生有害副产物，也不需要烟气加热系统，因此，绝大部分电站锅炉采用干法烟气脱硝技术。SCR技术利用NH3做还原剂，在300一400 `C温度范围和一定的催化剂(铁、钒、铬、铜、钻或钥等金属氧化物)作用下，使烟气中的NOx还原

为无害的N2和践O。同时也会有多个副反应发生。

主、副反应发生的趋势与催化剂和其相适宜的温度密切相关。在选定所用催化剂后，要获得高的NOx转换率，控制反应温度尤为关键。用NH3作还原剂时，选择性催化还原NOx的适宜温度通常为570--720 K。当保持NH3 /NOx的摩尔比为0.85--1.0之间的喷射速率时，SCR系统的NOx理论脱除率可高达85 % - 95 % o SCR系统主要由催化反应器、催化剂和NH3储存及喷射系统等组成。

目前，SCR技术在国内外得到了广泛应用，是西欧和日本采用最多的烟气脱硝技术。到1985年初，日本已有160套选择性催化还原系统在运行，德国和日本均有30 000 MW以上电站锅炉采用SCR系统控制NOx排放;后石电厂600 MW机组配备的SCR装置是我国第1套电站锅炉烟气脱硝装置。电站锅炉尾部烟气处理的SCR系统有三种布置方式:催化转化器位于锅炉尾部省煤器与空气预热器之间的高粉尘布置;催化转化器位于省煤器后热端电除尘器与空气预热器之间的低粉尘布置;催化转换器位于电除尘器(ESP)、烟气脱硫系统(FGD)与气一气换热器之后的末端布置。高粉尘布置方案SCR的烟气温.度在300-400℃的范围内，适于大多数催化剂的反应温度，因而应用最为广泛。但由于烟气条件恶劣，易使催化剂中毒，影响催化剂使用寿命。SCR低粉尘布置方案可以防止烟气中飞灰对催化剂的污染和将反应器磨损与堵塞，但该方案的最大问题是常规静电除尘器无法在300一400℃的温度下正常运行，因此，很少被采用。

SCR末端布置方案下，催化剂将在无尘和无义沁污染的“洁净”烟气条件下工作，避免了飞灰对反应器的堵塞和腐蚀问题，有效防止了催化剂的污染和中毒问题，因此，可以采用高活性的催化剂，并使反应器布置紧凑，以减少反应器的体积。末端布置方案的主要问题在于催化反应器在湿式FGD系统之后，烟气温度仅为50一60℃，需要在烟道内加装燃油或燃天然气的燃烧器，或蒸汽加热的换热器以加热烟气，从而增加了能源消耗和运行费用。

NOx形成机理

时间:2013-03-20 20:53来源:环保网

煤燃烧过程所排放出的NOx一般是指NO和N02，其中90％以上是NO，在火焰带的下游或排放后一部分NO转化为N02。按生成的基础理论，NOx可分为热力型NOx和燃料型NOx两大类，其中热力型NOx又分为捷里德维奇(Zeldovich)NOx和快速型NOx。

1、热力型NOx

热力型NOx是燃烧空气中的氮氧化而成，按照其形成机理的不同分为捷里德维奇NOx和快速型NOx。 1）捷里德维奇NOx

捷里德维奇NOx主要产生于温度高于1800K的高温区，其反应机理如下：

N2+0=NO+N (1) N+02=NO+O (2) N+OH=NO+H(3)

式(1)和式(2)的反应被称为捷里德维奇模型，式(1)～式(3)被称为扩大的捷里德维奇模型。捷里德维奇NOx的浓度随温度和氧浓度的增大而增加，其生成速度比较缓慢，主要是在火焰带的下游的高温区生成。

捷里德维奇NOx的主要影响因素是温度和氧浓度。随温度和氧浓度的增加，捷里德维奇NOx的浓度增加。因此，降低捷里德维奇NOx的基本原理就是降低氧的浓度、降低火焰温度以及缩短高温区的停留时间等。在停留时间较短时，捷里德维奇NOx随停留时间的增加而增加，但超过一定时间后，捷里德维奇NOx不再受停留时问的影响。 2）快速型NOx

快速型NOx是碳氢类燃料在过量空气系数<1的富燃料条件下，在火焰面内快速生成的NOx，它不同于空气中的N2按捷里德维奇机理生成的热力型NOx，其生成过程经过了空气中的N2和碳氢类燃料分解的HCN、NH、N等中问产物等一系列复杂的化学反应。快速型NOx的生成机理十分复杂，其反应过程简化如下： CH+N2=HCN+N CH2+N2=HCN+NH

捷里德维奇型NOx和快速型NOx虽然都是由空气中的N2经过系列化学反应而生成，但它们的生成机理不同，其影响因素也不同。快速型NOx对温度的依赖性很低，而过量空气系数对捷里德维奇型NOx影响比较大。

煤在燃烧过程中生成的NOx主要是燃料型NOx。由于煤燃烧时首先是挥发分的析出，挥发分中的氮主要以HCN、N飓等形式存在，因此，在挥发分的燃烧过程中将产生快速型的NOx。

2、燃料型NOx

燃料型NOx指燃料中的氮在燃烧过程中经过一系列的氧化一还原反应而生成的NOx，它是煤燃烧过程NOx生成的主要来源，约占总的NOx生成量的80％～90％。根据煤种的不同，煤中的含氮量大约在0．4％一4％之间变化，煤燃烧过程生成的挥发分HCN、NH；与自由基0、OH、02等的氧化反应以及焦炭N的氧化反应生成燃料型NOx(主要是NO)，同时生成的NO又与挥发分HCN、NH；等发生还原反应生成N2。燃料型NOx既受燃烧温度、过量空气系数、煤种、煤颗粒大小等的影响，同时也受燃烧过程中的燃料一空气混合条件的影响，它们影响到燃烧室局部的自由基浓度分布，从而影响了NOx的生成与还原。研究认为，煤的燃料型NOx中，主要是挥发分NOx，焦炭NOx所占比例不大。

燃煤锅炉脱硝技术

时间:2013-03-20 21:02来源:环保网

燃煤锅炉常用的脱硝技术可分为炉内脱硝和烟气脱硝，炉内脱硝主要是在燃烧过程中抑制NOx生成，即低NOx燃烧技术；烟气脱硝主要是对燃烧生成后的NOx进行脱除，即烟气

脱硝技术。

1、低NOx燃烧技术

由NOx的生成机理可知，煤燃烧过程中影响NOx生成的主要因素有 (1)煤种特性，如煤的含氮量等； (2)燃烧区域的温度峰值；

(3)反应区中氧、氮、一氧化氮和烃根等的含量； (4)可燃物在反应区中的停留时问等。

由此，对应的低NOx燃烧技术的主要途径如下：

①减少燃料周围的氧浓度。包括减少炉内过剩空气系数，以减少炉内空气总量；减少一次风量和减少挥发分燃烬前燃料与二次风的掺混，以减少着火区段的氧浓度。

②在氧浓度较少的条件下，维持足够的停留时间，使燃料中的N不易生成NOx，而且使生成的NOx经过均相或多相反应而被还原分解。

③在过剩空气的条件下，降低温度峰值，以减少热力型NOx的生成，如采用降低热风温度和烟气再循环等。

④加入还原剂，使还原剂生成cO、NH3和HCN，它们可将NOx还原分解。具体方法有：分级燃烧、燃料再燃、浓淡偏差燃烧、低过剩空气燃烧和烟气再循环等，详细论述可参见相关资料。

2、烟气脱硝技术

采用低NOx燃烧技术，是降低燃煤锅炉的NOx排放值最主要也是比较经济的技术措施。但是通常低NOx燃烧技术只能降低NOx排放值的30％～50％，要进一步降低NOx的排放，必须采用烟气脱硝技术。

目前燃煤电厂成熟应用的烟气脱硝技术主要有选择性催化剂还原法(SelectiveCatalytic Reduction，SCR)、选择性非催化还原法(Selective Non—Catalytic Reduction，SNCR)、电子束照射法和同时脱硫脱硝法。由于SCR法烟气脱硝技术具有脱硝效率高，运行可靠、便于维护和操作等优点，目前世界上有80％以上的烟气脱硝装置采用SCR法脱硝技术。

SCR法烟气脱硝技术原理

时间:2013-03-20 21:06来源:环保网

SCR法技术最早是在上世纪50年代由美国人首先提出来的，美国Eegelhard公司于1959年申请了该技术的发明专利，1972年在日本开始正式研究和开发，并于1978年实现了工业化应用。经过二十多年的发展和完善，SCR法是工业上应用最广的一种烟气脱硝技术，可应用于电站锅炉、工业锅炉、燃油、气锅炉、内燃机、化工厂以及炼钢厂，脱硝效率可高达90％以上，由于此法效率较高，是目前最好的可以广泛用于固定源NOx治理的脱硝技术。

1、SCR法反应原理

在催化剂存在下，反应温度在250～4500C之间时，SCR法烟气脱硝技术的主要反应方程式如下：

4NO+4NH3+02—4N2+6H20 (6) 2N02+4NH3+02—3N2+6H20 (7) NO+N02+2NH3—2N2+3H20 (8)

其中式(6)和式(8)是主要的反应过程，因为烟气中90％以上的NOx是以NO形式存在的。在反应过程中，由于NH3可以选择性的和NOx反应生成N2和H20，而不是被02所氧化，因此反应被称为具有“选择性”。工业应用中SCR法常用的还原剂有氨水、液氨和尿素，在用尿素做还原剂时通常是采用热解或水解的方法将尿素溶液热解为含有NH3的气体再喷入到SCR反应室烟道中。

2、SCR法布置方式

通常根据SCR法反应室布置在锅炉除尘器前后可将SCR法布置方式分为高尘布置和低尘布置两种，如图1所示的SCR法反应室布置在除尘器之前为高尘布置，图所示的SCR法反应室布置在除尘器之后的为低尘布置。

比较而言，低尘布置可以有效减轻催化剂的磨损和堵塞，提高催化剂的寿命和利用率，但是低尘布置需给脱硫后的烟气增加“加热器”以提高烟气温度，如此初建和运行成本较高，目前已建SCR法脱硝装置大都采用高尘布置方式。

SCR法系统工艺流程和主要设备布置描述

时间:2013-03-20 21:11来源:环保网

工程中以液氨作为还原剂的典型的高尘布置SCR法脱硝系统流程和典型的SCR系统的主要设备布置示意图见图，其工艺主要包括以下几个系统。

1、烟气系统

烟气从锅炉省煤器出来后通过SCR反应室入口烟道进入SCR反应室，在SCR反应室入口烟道上设置有氨气喷射栅格(AIG)，将氨／空气混合气体均匀的喷射到SCR反应室人口烟道中，使喷人的氨气能与烟气中的NOx充分混合(对于短距离烟道的混合，为了保证有效的混合，在喷氨栅格后设置静态混合器)为了保证烟气能垂直的通过SCR反应室床层，通常在烟道转弯处设置有烟气导流板，烟气通过导流板后均匀分布并流过催化剂床层，在催化剂的作用下，NH3与NOx发生还原反应，生成无二次污染的N2和n20，随烟气流经锅炉空预器、除尘器、脱硫装置后，进人烟囱排放。

2、还原剂供应系统

液氨的供应由液氨槽车运送，利用液氨卸料压缩机将液氨由槽车输入氨贮罐内，液氨靠氨贮罐中的压力将液氨输送到液氨蒸发器内蒸发为氨气，然后输送到氨气缓冲罐，由氨气缓冲罐来控制一定的压力和流量，然后与稀释空气在氨／空气混合器中混合均匀，送至SCR反应室入口烟道中。

3、废气排放系统

还原剂供应系统(包括液氨贮罐、氨气缓冲罐等)紧急排放的氨气则排入氨气稀释槽中，用水吸收后排人废水池，再经废水泵送至废水处理系统处理。

4、控制系统

(1)烟气监测与还原剂供给控制

在SCR反应室入口烟道设置有02和NOx监测点，用来测量烟气中的02和NOx浓度，烟气量参数从锅炉侧引入；在SCR反应室出口设置有NOx和NH3测点用来测量脱硝反应后烟气中的NOx浓度和NH，的含量，通过对系统烟气量和SCR反应室入、出口NOx和NH3浓度的分析确定供应氨量的多少，达到脱硝系统的有效控制。 (2)氨贮区监测及消防水喷洒控制

为了防止氨区的泄漏造成的危害，在氨区贮罐上方设置有消防水喷淋装置，当布置在氨区的氨气泄漏监测器检测到空气中的氨浓度达到设计报警值时，消防水喷淋装置便会自动启动，喷洒消防水，达到吸收氨气和降低氨贮罐温度的作用。

SCR法烟气脱硝系统控制点数较少，通常纳入锅炉机组的DCS。

除了主要的工艺和控制系统外，SCR法烟气脱硝系统还有电器系统、氮气吹扫系统、吹灰系统等。

SCR烟气脱硝工程常见的运行问题

时间:2013-03-20 21:14来源:环保网

从国外所建的SCR法烟气脱硝工程运行的情况来看，SCR法烟气脱硝工程在运行中出现的问题主要集中在以下几个方面：

(1)催化剂堵塞，由于氨盐沉积和飞灰沉积造成催化剂的堵塞，局部堵塞会影响催化剂的磨损，严重时会影响锅炉机组的正常运行。

(2)催化剂磨损，主要是由于飞灰在高温烟气流速下碰撞催化剂表面造成的，主要是由于催化剂局部堵塞或SCR反应室设计不合理造成。

(3)催化剂中毒，主要是由于烟气中的碱性金属Na、K等或As、ca等引起催化剂的中毒，从而很快降低催化剂的活性。

(4)空预器堵塞、腐蚀，主要是由于s03浓度增加，提高烟气酸露点温度，增加下游设备的酸腐蚀；另外，如果SCR反应器出口逃逸NH3较多则会与烟气中s03反应生成NI-14HS04和(NH4)2S04，此类硫酸盐具有粘结性和腐蚀性，导致空预器换热面堵塞和腐蚀。

(5)灰中氨味较大，影响灰品质，主要是N如逃逸量过高引起的，当NH3的逃逸量高于5ppm，飞灰会有氨的气味而影响灰的出售。

SCR法工程应用设计要点

时间:2013-03-20 21:16来源:环保网

SCR法烟气脱硝工程应用时应重点从以下几个方面进行考虑：

(1)SCR法系统设计

SCR反应室、烟气通道、喷氨和混合系统的正确合理设计，保证SCR反应器中流场、温度场分布均匀，是催化剂实现最佳性能的关键。如果SCR烟气系统设计不合理，不但会增加SCR的系统阻力，还会在SCR反应室入口截面上形成高速区、高灰份负荷区和烟气流向明显偏离垂直催化剂方向的区域，如果出现以上三个区，则难免会出现催化剂的堵塞和磨损，而且局部的堵塞会增加催化剂的磨损。

(2)催化剂的选取

SCR法脱硝技术的核心是催化剂，用于SCR法脱硝的催化剂常有蜂窝式、平板式和波纹板式，这三种类型的催化剂都有成功运行的业绩，对于具体的工程，要从锅炉类型、燃料特性(特别是碱性金属钾、钠以及砷、钙等的含量)、烟气特性、灰份特性以及系统要求的性能等方面综合考虑，选择适合于本工程的催化剂类型、催化剂孔径、壁厚以及活性成分的催化剂。

(3)催化剂床层设计

典型燃煤锅炉SCR法脱硝催化剂床层一般按2+1层布置方式，即初始安装2层，若脱硝效率达不到要求时再加装备用层，然后三层同时运行，直到脱硝效率不能满足要求时再更换第一层，依次更换第二层、第三层等，如此可以有效提高催化剂的利用率。对于具体的脱硝工程，催化剂床层的布置方式应根据现场的实际空间，系统阻力要求等因素确定。

(4)旁路烟道的设置

SCR系统旁通烟道通常分为省煤器旁通烟道和SCR反应室旁通烟道。省煤器旁通烟道是指加装的从省煤器人口或省煤器中间烟道引出一部分烟气与省煤器出口烟气混合以提高进入SCR反应室的烟气温度；SCR反应室旁通烟道是指从省煤器出来直接进入空预器的烟道。是否加装旁通烟道要根据工程的具体情况来确定，如果锅炉长期运行在低负荷，而且对脱硝效率要求较高，并且要求SCR系统能在低负荷的时候稳定运行，则应该在设计时加装省煤器旁通烟道，否则可不设置省煤器旁通烟道。对于锅炉启、停比较频繁的机组，为了保护催化剂，可以设置SCR反应室旁通烟道，另外，对于调峰机组或经常用于低负荷且对于脱硝要求不是很高的机组也建议加装SCR反应室旁通烟道。

(5)空预器的设计

通常空预器的换热段分为高温、中温和低温三段式，为了有效防止加装SCR装置后硫酸氨或硫酸氢氨在空预器中温和低温连接段的粘附和沉积，在空预器设计或改造时最好将常规的中温段和低温段合并，将空预器换热面分为高温和低温两段式，并根据烟气中s03的浓度和NH3的逃逸量确定空预器低温换热段材料的选取。

(6)吹灰器的选取

对于粉尘浓度较高的烟气，加装SCR装置时，设计上应考虑在SCR反应室入口烟道上加装灰斗，并且在首层催化剂床层上设置金属丝网格栅，而且丝网的节距要比催化剂孔径小。同时在催化剂床层上安装吹灰器，吹灰器的形式(蒸汽吹灰器或声波吹灰器)可根据灰份的特性来确定。通常对于首层催化剂可以考虑安装蒸汽吹灰器和声波吹灰器相结合的形式，对于第二层以后的催化剂床层可以仅安装蒸汽或声波吹灰器。

另外，SCR系统运行人员对于SCR法装置的运行要严格按照运行手册要求的去执行，运行过程中要注意SCR系统阻力的变化及氨的逃逸、脱硝效率等的变化，建立系统运行数据库，积累SCR法脱硝系统运行和维护的经验。

对于老电厂的脱硝改造项目，除了要注意以上几点外还要充分考虑SCR反应室空间，反应室支架基础、还原剂储存区所需空间、施工空间及场地、施工周期等，另外还要考虑加装脱硝装置后对已有设备的影响，已有设备是否需要改造等因素，确保系统设计的完善性和可操作性。

工业VOCS 污染控制方法

时间:2013-03-21 14:31来源:环保网

目前国内外VOCS 污染控制方法主要有焚烧法、吸附法、冷凝法、电晕法、膜分离法、光催化氧化法及生物法等, 其中有些已经实现了商业应用, 有些还处于试验阶段。

1、焚烧法

焚烧法普遍应用于工业废气和工艺尾气的处理, 可以高效、彻底地处理含有复杂组分的高浓度VOC气体, 在治理石化工艺废气、木材干馏废气及制药工业废气等方面广泛应用。已投入使用的炉型有直接焚烧炉、对流换热式焚烧炉、蓄热式焚烧炉等。根据待焚烧气体的组分、热值、燃点、腐蚀性等理化特性选择炉型和焚烧参数。应用中需要注意焚烧过程余热利用、气体对焚烧炉的腐蚀以及烟气的二次污染问题。

为了降低焚烧温度, 缩短VOCS 在高温区的停留时间, 减少能源消耗和焚烧过程中大气污染物的产生量, 人们将催化技术引入焚烧炉, 开发了催化焚烧炉。常用的催化剂有: 贵金属催化剂( Pt、Pa及其合金等) ; 过渡金属催化剂( Cu、Cr、Mn、Ni 等) ; 金属氧化物催化剂等。

2、吸附法

吸附法是有效处理低浓度VOCS 的方法之一。

对VOCS 去除率的高低取决于吸附剂的种类、VOCS的组分与浓度、操作条件( 温度、压力、湿度) 等。常用的吸附剂有颗粒活性炭、活性炭纤维、沸石、分子筛、柱状粘土、活性氧化铝、硅胶等。对某种特定的VOCS, 需要通过试验筛选吸附剂, 确定吸附体系及最佳吸附条件。目前, 商业化的活性炭空气净化器的净化层厚度在1126~ 715cm之间, 去除率可达90%。达到吸附平衡以后, 用热空气将吸附在吸附剂表面上的VOCS 脱附并带出吸附器, 再通过冷凝或蒸馏的方法回收、提纯VOC。脱附过程也就是吸附剂的再生过程, 需要消耗一定的能量。

3、冷凝法

冷凝法用来回收VOCS 中有价值的组分, 实现资源化利用。其原理是利用气态污染物不同的蒸气压, 通过调节温度和压力使某些有机物过饱和从而发生凝结作用, 使该成分得以净化和回收。对沸点在60 以下的VOCS, 去除率在80%~ 90%之间。

在实际应用中, 常将该方法与吸附法或焚烧法联合使用, 以降低设备的运行条件和运行成本。

4、膜分离法

膜分离法是一种新型高效分离方法, 具有流程简单、能耗小、无二次污染等特点。20世纪80年代后, 膜分离技术广泛应用于海水淡化、食品工业、生物化工及化学化工等领域的液

相分离和VOCs 的回收, 还用于石油化工中乙烷蒸汽、甲苯、二氯甲烷、氯乙烯等的分离与回收。可以回收的VOCS 有脂肪和芳香族碳氢化合物、含氯溶剂、酮、醛、腈、醇、胺、酸等大部分VOC。膜分离法是利用各组分在压力推动下透过膜的传质速率不同进行分离的。目前,气体膜分离技术已在空气中氧的富集与氮的浓缩以及天然气的分离提纯等方面得到应用。

膜的材质分为有机膜和无机膜。随着耐高温与耐酸碱的纳米级无机微孔膜的制备成功, 无机膜用于气体分离引起了人们的重视。以金属、金属氧化物、陶瓷、碳、多孔玻璃等无机材料制成的膜, 主要用于高温气体的净化处理和不同组分气体混合物的分离与回收。作为气体分离的一个分支, 无机膜材料的制备与应用是近十年化学化工和材料科学的热点研究课题之一。研究较多的有Al2O3、TiO2、ZrO、SiO2、SiC膜。无机膜分离技术欲实现工业化, 需要解决膜材料的稳定性、无机膜与金属构件的连接以及膜分离器的密封等问题, 提高膜的稳定性和合理设计膜分离反应器是目前的研究重点。

膜分离方法适用于较高浓度VOCS气体的分离与回收, 一般要求体积分数在0. 1%以上。

光催化氧化法VOCS污染控制

时间:2013-03-21 14:34来源:环保网

1、光催化氧化反应机理

20世纪90年代以后, 光催化氧化法成为去除低浓度VOCS 的最热门研究课题。利用催化剂的光催化氧化性, 使吸附在其表面的VOCS 发生氧化还原反应, 最终转变为CO2、H2O及无机小分子物质。

具有光催化作用的半导体催化剂, 在吸收了大于其带隙能( Eg) 的光子时, 电子从充满的价带跃迁到空的导带, 而在价带上留下带正电的空穴( h+) 。光致空穴具有很强的氧化性, 能将其表面吸附的OH-和H2O分子氧化成OH, OH

几乎可以氧化所有的有机物。常用

的金属氧化物光催化剂有: Fe2O3、WO3、Cr2O3、ZnO、ZrO、TiO2 等。由于TiO2 来源广、化学稳定性和催化活性高, 没有毒性, 成为试验研究中最常用的光催化剂。

2、TiO2光催化氧化处理VOCS的研究进展

纳米TiO2 的带隙能为32eV, 相当于387. 5nm光子的能量。当受到波长小于387. 5nm的紫外光照射时, 价层电子会被激发到导带, 从而产生具有很强活性的电子 空穴对; 这些电子 空穴对迁移到TiO2颗粒表面后, 可以参加氧化还原反应, 加快光降解。 TiO2光催化处理VOCS 已成为继光催化处理废水之后的又一研究热点, 所用TiO2 形态有粉末和溶胶薄膜两类。研究结果认为, 纳米TiO2 会出现量子尺寸效应, 并随颗粒尺寸的减小和比表面积的增大而显著提高。对于晶体形态, 已得出锐钛型的活性高于金红石型的结论。故光催化氧化试验通常采用锐钛型, 或者采用以锐钛型为主的混晶型纳米TiO2粉末或薄膜固载于金属或金属氧化物( 如SiO2 与Al2O3) 、硅胶、玻璃、海沙、陶瓷等载体上使用。

张彭义等将经过碳黑改性的TiO2 负载在铝片或不锈钢网上, 用低压汞灯作光源, 在甲苯

为10~14mg/ m3时得到了80%~88%的去除率。他们还将TiO2涂覆在玻璃、瓷砖、日光灯管上, 在普通日光下3h后对甲苯的去除率分别达到27. 8%、23. 1%、15. 8%。 赵莲花等用三氯乙烯对TiO2 薄膜进行预处理后, 甲苯的半衰期由35min缩短至8min, 很多VOCS的光催化反应速率明显加快, 原因是反应生成的氯吸附在催化剂表面生成氯游离基引发链反应, 加快了反应进程, 提高了气相光催化反应速率。

吴亚西用自制的光催化反应器, 以高压汞灯( 波长小于387. 5nm) 作光源, 就TiO2 的晶型、用量, 光照射的强度等因素对室内空气中常见的苯系物、烷烃、醇、醚、醛和卤代烃进行光催化氧化分解试验, 当锐钛型TiO2 占95%时, 除甲醛外, 其他VOCS的光催化分解速率都很快, 在8~9min后分解反应达到稳定, 经5min光催化氧化, 分解率达到或接近80%, 其中庚烷和乙醚3min后分解率高达90%。甲醛光催化分解效率小于15%。 周宇松等将TiO2 溶胶制成薄膜负载在玻璃上,用主波长254nm的紫外光源照射40min后, 甲醛的分解率达到了78. 3%。有人在TiO2 中掺入Ce后,较纯TiO2 薄膜的反应速率显著提高, 甲醛溶液和甲苯气体分别为15min和8min达到了90%以上的分解率。

上述研究结果表明, 在具有一定强度的紫外光照射下, 大气中常见的VOCS 都可以被TiO2 催化氧化, 并且去除率较高。光催化氧化法在常温、常压下即可进行, 国内外都有大量的文献报道, 还申请了一些专利, 一些空调生产厂家正在开发应用光触煤空气净化技术的产品。为了提高光催化氧化方法的适用性, 使其真正得以商业化, 需要在以下几方面开展深入研究:

( 1) 减少光催化剂的失活, 提高其活性和失活后的再生能力。

( 2) 拓宽半导体催化剂激发光源的波长范围, 最终实现以太阳光作激发光源。 ( 3) 提高吸附能力和光催化效率, 开发具有吸附与光降解双重功能的空气净化器。 ( 4) 光催化反应器的设计。

( 5) 制备大孔径、高比表面积、固载量多、抗冲击性能好, 又不影响催化剂活性的载体。 ( 6) 掺入其他金属元素, 构成二元或多元复合半导体催化剂。

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脱硫岛FGD系统的构成

时间:2013-03-21 14:47来源:环保网

石灰石－石膏湿法脱硫系统（即脱硫岛或称FGD系统）是一个完整的工艺系统，一般分成以下几个分系统：烟气系统、吸收塔系统、石灰石浆液制备系统、石膏脱水系统、工艺水系统、排放系统、压缩空气系统等。

脱硫岛的主要设备一般有导入烟道、旁路烟道、升压（增压）风机、烟气换热器（GGH）、吸收塔及循环泵、氧化风机、除雾器、石灰石给料（粉仓）系统、旋流器、真空泵、石膏脱

水机、石膏排出泵、工艺水泵、罐、槽等。脱硫岛同时配置有电气、热控设备及DCS、消防及火灾报警等辅助系统。

除以上系统之外，石灰石－石膏湿法脱硫系统也包括一些电厂常规的如照明、给排水等系统。

脱硫岛的原料和产品

时间:2013-03-21 14:50来源:环保网

电厂烟气脱硫是指：将电厂锅炉排出至烟囱前的含二氧化硫（SO2）的烟气,通过合理的工艺流程和可靠的设备,进行净化处理，除去其中绝大部分SO2,然后再排入大气环境中。

石灰石－石膏湿法烟气脱硫工艺（湿法工艺）是指：利用石灰石（CaCO3）细粉和水按比例制成的混合浆液作为湿式反应吸收剂，与烟气中的SO2反应，降低烟气中SO2的含量，以减少其污染性，同时产生可以综合利用的石膏。

湿法工艺采用的石灰石脱硫吸收剂，价廉易得。先将石灰石破碎磨细成粉状，然后直接与水混合搅拌制成吸收浆液；部分湿法工艺采用石灰(CaO)作吸收剂,吸收能力和吸收速度更强。在吸收塔内，吸收浆液与烟气接触混合，烟气中的SO2溶于水，与浆液中的碳酸钙反应生成亚硫酸钙,然后在塔底与鼓入的氧化空气发生化学反应，最终反应产物为石膏。脱硫后的烟气经除雾器除去夹带的细小液滴，经烟气换热器加热升温后排入烟囱。

湿法工艺的唯一产品为石膏。系统中的石膏浆液经排出泵抽出打入石膏脱水系统，脱水后回收成品石膏，同时借此维持吸收塔内浆液密度。由于吸收浆的循环利用，脱硫吸收剂的利用率很高。该工艺适用于任何含硫量的煤种的烟气脱硫，脱硫效率较高。

SO2吸收塔系统简介

时间:2013-03-21 14:52来源:环保网

SO2吸收系统是烟气脱硫系统的核心，主要包括吸收塔、除雾器、循环浆泵和氧化风机等设备。在吸收塔内，烟气中的SO2被吸收浆液洗涤并与浆液中的CaCO3发生反应，反应生成的亚硫酸钙在吸收塔底部的循环浆池内被氧化风机鼓入的空气强制氧化，最终生成石膏，石膏由石膏浆排出泵排出，送入石膏处理系统脱水。

烟气从吸收塔出来后，经过二级除雾器，以除去脱硫后烟气夹带的细小液滴，使烟气在含雾量低于100mg/ Nm3（干态）下排出。

本工程脱硫装置吸收塔，每期按一座逆流式喷淋吸收塔设计，吸收塔为圆柱体，底部为循环浆池，上部主要部分为喷淋洗涤区，布置了四层喷嘴。烟气在喷淋区自下而上流过，经洗涤脱硫后经吸收塔顶部排出吸收塔。为了避免烟气和喷淋浆液在接触区结垢，采用工业水定期喷水，清洗吸收塔入口处的内壁。

吸收塔塔体为钢结构，大部分采用玻璃鳞片环氧树脂内衬，小部分采用衬胶，一期吸收塔直

径为12m，二期吸收塔直径为16m。一、二期系统皆采用4台离心式循环浆泵，其中3台运行，1台备用；每塔2台罗茨型强制氧化风机，其中1台运行，1台备用。一期吸收塔内置两级除雾器，二期吸收塔出口的水平烟道上布置两级除雾器，可以分离烟气中大部分浆液雾滴，经收集后烟气夹带出的雾滴均返回吸收塔浆池中。每套除雾器都安装了喷淋水管，通过控制程序进行脉冲冲洗，用以去除除雾器表面上的结垢和补充因烟气饱和而带走的水份, 以维持吸收塔内要求的液位。

在脱硫系统解列或出现事故停机需要检修时，吸收塔内的吸收浆液由排浆泵排出并存入事故浆池中，以便对脱硫塔进行维修。

单回路吸收塔中最佳的pH值应选择在5.6到5.8之间。如果pH值超过此值, 吸收塔会有结垢问题出现; 如果pH值低于此值，浆液的吸收能力下降, 最终影响到SO2的脱除率和副产品石膏质量。

系统采用模块化设计。吸收塔的下部（称作浆液池）有吸收液，其中含有通过石灰浆液系统输送的石灰石浆液，浆液通过吸收塔循环泵循环。。在浆液池中布置有氧化空气分布系统，氧化空气由2台氧化风机（1用1备）提供，其主要作用是将亚硫酸钙就地氧化成石膏。石膏浆液通过石膏排出泵排到脱水系统。

四层喷淋层安装在吸收塔上部烟气区。4台吸收塔循环泵,每泵对应一层喷淋层。喷嘴采用耐磨性能极佳的SiC材料螺旋型喷嘴, 选用进口产品。吸收塔循环泵将净化浆液输送到喷嘴，通过喷嘴将浆液细密地喷淋到烟气区。经处理过的脱硫烟气连续通过两级除雾器，使得烟气中夹带的大部分浆液液滴分离出来，保证了烟气出口含雾滴< 100mg/Nm3。除雾器的冲洗由程序控制，冲洗方式为脉冲式。当吸收塔浆液池液位较高时，冲洗的脉冲间隔时间就长一些。但为了防止除雾器因烟气带出的浆液液滴产生结垢，最长的间隔时间依据要求的最短冲洗时间来定, 而最短的间隔时间依据吸收塔的液位而定，即当液位降到要求的液位时，冲洗间隔时间就越来越短，而冲洗时间越短，液位就越低。除雾器的冲洗使用的是工艺水，冲洗有两个目的，一方面是防止除雾器结垢，另一方面是补充因烟气饱和而带走的水份, 以维持吸收塔内要求的液位。

在吸收塔内下部浆液池中4个搅拌器水平径向布置，作用是使浆液保持流动状态，从而使其中的脱硫有效物质(CaCO3固体微粒)也保持在浆液中的均匀悬浮状态, 保证浆液对SO2的吸收和反应能力。

在吸收塔烟气净化区，烟气冷却下来温度降到饱和温度，并由来自循环浆液的水蒸汽进行饱和。吸收塔水的损耗（烟气饱和，副产品水分）一部分通过加入新鲜的工艺水（通过除雾器的冲洗设备），一部分通过循环水（石灰石浆液滤液）得以补偿。

吸收塔顶部布置有排气挡板，在正常运行时挡板是关闭的。当FGD装置走旁路或当FGD装置停运时，排气挡板开启。当旁路挡板开启时，原烟气挡板和净烟气挡板关闭，这时开启吸收塔排气挡板目的是为了消除在吸收塔氧化风机还在运行时或停运后冷却下来时产生的与大气的压差。

石灰石粉制备系统工艺流程

时间:2013-03-21 14:53来源:环保网

石灰石碎料由1000t级以上驳船运至电厂的卸煤码头，用自卸卡车运送至制粉站的卸料场地，卸入石灰石料斗内，然后由波纹挡边带式输送机垂直提升至石灰石料仓。料仓有效容积10kt，在燃用设计煤种时，可满足一到四期8台机组烟气脱硫21天的耗量，在燃用校核煤种时，可满足约12天的石灰石耗量。

石灰石料仓内碎料由称重给料机均匀给出，经带式输送机输入球磨机进行磨粉，粉料出磨后经斗式提升机提升后给入选粉机分离（部分细料经气力提升进入组合式选粉机分离），分选后的粗粉由空气输送斜槽送回球磨机内再磨，选粉机的含尘空气经袋式收尘器后排入大气，而选粉机选出的和被袋式收尘器收集的合格细粉，经波状挡边带式输送机输送至石灰石粉仓贮存。每个制粉车间设一个石灰石粉仓，共两座。每个石灰石粉仓的容量为2800t，在燃用设计煤种时，可满足一到四期8台机组烟气脱硫12天的耗量，在燃用校核煤种时，可满足约6天的石灰石耗量。 石灰石浆液制备系统如下：

成品粉经仓底给料机排出，给入制浆池制浆，浆池内石灰石粉与工艺水混合至密度为1230kg/m3(含固量30％)。这样制成的石灰石浆液用泵打到脱硫塔，根据烟气负荷、脱硫塔烟气入口的SO2浓度和pH值来控制喷入吸收塔的浆液量，剩余部分返回制浆。为了防止结块和堵塞, 要使浆液不断地流动循环。

太仓一期、二期考虑在粉仓下制浆再泵送到一、二期的吸收塔内。考虑到三期、四期距离目前的制粉站较远，将来可考虑粉罐车或气力输送的方式将粉站生产的粉送到三、四期的脱硫场地后再制浆。

石膏脱水系统

时间:2013-03-21 14:54来源:环保网

在吸收塔浆液池中石膏不断产生。为了使浆液密度保持在计划的运行范围内，需将石膏浆液（17％到20％固体含量）从吸收塔中抽出。浆液通过吸收塔排出泵至石膏浆液缓冲箱，一、二期石膏浆液经混合均匀后泵到旋流器站，进行石膏一级脱水使底流石膏固体含量达约50％，底流直接送至真空皮带过滤机进一步脱水至含水10%。溢流含3-5％的细小固体微粒在重力作用下流入滤液箱，最终返回到吸收塔。旋流器的溢流被输送到废水旋流站进一步分离处理。

石膏脱水系统及废水处理系统的主要子系统有： 吸收塔排出泵系统 旋流器站(一级脱水系统) 真空皮带过滤机(二级脱水系统) 废水旋流站

1、吸收塔排出泵系统

每座吸收塔石膏浆液排出泵（1用1备）露天安装在吸收塔旁。吸收塔排出泵通过管道将石

膏浆液从吸收塔中输送到石膏浆液缓冲箱。排出泵在上游吸入侧有一滤网(吸收塔接管处)，将可能产生的固体（即石膏团粒）吸附下来。

吸收塔排出泵还可用来将吸收塔浆液池排空到事故储存池中。

吸收塔排出泵为单流单级离心泵，带有单滑动密封环，开敞式叶轮由3个叶片组成。此泵为后背抽出式设计，即叶轮，耐磨衬垫，填料箱压盖，轴封和支撑轴承可作为一个整体拆卸下来和/或装上去，而不需卸下抽吸管和输送管以及/或电机。

2、石膏一级脱水系统（石膏旋流站）

在吸收塔浆液池中形成的石膏通过吸收塔排出泵将其输送到石膏浆液缓冲池后混合均匀后泵至石膏旋流站，石膏旋流站包含多个石膏旋流子，将石膏浆液通过离心旋流而脱水分离，使石膏水分含量从80%降为40%到50%。旋流站安装在石膏楼上部。

在石膏旋流站，石膏浆液进入分配器，被分流到单个的旋流子。设有两台石膏中间泵（从石膏缓冲池至石膏旋流器），正常情况下一运一备。通过根据石膏缓冲池的液位控制去旋流子的阀门从而控制石膏的处理量。调节石膏浆液缓冲池排出泵流量, 控制旋流器处理量。旋流器利用离心力加速沉淀，作用力使浆液流在旋流器进口切向上被分离，使浆液形成环形运行。粗颗粒被抛向旋流器的环状面，细颗粒留在中心，通过没入式管澄清的液体从上部抽取出来，浓厚的浆液从底部流走，而石膏浆液较稀的部分进入溢流。含粗石膏微粒的浓缩的旋流器底流被直接流入真空皮带脱水机进行二级脱水, 而含固量为3%到5%左右的溢流则进入废水旋流站。

3、石膏二级脱水系统

从一级脱水系统来的旋流器底流, 直接进入真空皮带脱水机进行过滤, 冲洗, 得到主要副产物石膏饼。真空皮带脱水机在设计上考虑可连续也可断续运行，。当锅炉在BMCR工况燃用设计煤种时，系统一运一备。当锅炉在BMCR工况燃用校核煤种时，两套系统全部投运。每台真空皮带脱水机出力为一期两台2×135MW和二期2×300MW锅炉在BMCR工况运行时石膏产量的75％（即2×75％）。脱水后石膏的品质按湿度为≤10％, 含Cl-量≤100 PPM考虑。石膏饼送往石膏仓库存放。

4、废水旋流站

从废水旋流站进料箱来的石膏旋流器溢流, 直接进入废水旋流站再次进行旋流分离, 得到主要含固量为3%的溢流和含固量为10%的底流。溢流进入废水箱,由废水泵送往电厂废水处理系统。底流进入滤液水箱,返回FGD系统循环使用。

石膏排出泵入口堵塞问题的解决

时间:2013-03-21 14:58来源:环保网

某电厂FGD在运行1个多月后，发现石膏排出泵运行电流由平时的41－42A下降到32A左右，石膏旋流站入口压力由180mbar降到了30mbar，现象有点象入口管有堵塞，为

此专门停下吸收塔，抽出浆液，进去检查，发现入口短管内堆积了很多半干的石膏，其横截面被堵了三分之二。

为什么会有这么严重的堵塞现象呢？我们从多方面查找原因，总结如下：吸收塔浆液密度设计范围是1085－1156kg/m3，石膏排出泵的容量是按设计煤种含硫量0.71%来选型的，在设计工况下，石膏排出泵应该连续运行。而实际燃用煤含硫量只有0.4%左右，为了达到1156kg/m3的石膏浆液密度，有相当长的一段时间石膏排出泵处于停运状态。就在这段时间内，由于其入口管内没有介质流动，就发生了石膏浆液沉积、固化结垢，以至越堵越严重。

针对这种现象，先后采取了以下措施：

1. 在入口管段加设冲洗水，石膏泵启动前对入口管冲洗，但冲洗效果不佳。石膏排出泵运行过程中，发现其电流逐渐下降，只得在排石膏的过程中频繁开启冲洗水冲洗，非常麻烦，还没有根本性的作用。

2. 将排石膏的密度由1156 kg/m3降为1095 kg/m3，停止排石膏的密度仍为1085 kg/m3不变，试运行一段时间后，再也没有出现堵塞现象，石膏排出泵电流及出口压力恢复正常。

3. 为了提高石膏质量，试着将排石膏的密度由1095 kg/m3提高到1100 kg/m3，也一切正常。至此，石膏排出泵入口堵塞的问题算是得到根本性的解决

GGH堵塞的主要原因

时间:2013-03-21 14:58来源:环保网

GGH堵塞的主要原因有两个：1.除尘器效率太低，造成飞灰在换热元件上积聚；2.除雾器效率太低，穿过除雾器的浆液在换热元件上沉积，使元件表面变湿，更多地粘结飞灰，造成换热元件堵塞。

因此解决问题的办法是：1.改进除尘器的效率；2.改善除雾器的冲洗，还要注意除雾器已经结垢，使部分除雾器的表面堵塞，这样烟气在吸收塔内的流速会非常不均匀。流速高的地方烟气中的液滴会穿过除雾器，进入到下游的GGH中，造成GGH的堵塞。大部分的GGH堵塞的原因都在此。

注意： GGH堵塞的根源，往往是除雾器运行不正常

新疆某水泥厂烟气脱硝工艺方案优化选

择

刘非洲

【摘要】：水泥厂的烟气脱硝工作从2004年国家批准开展至今已有9年时间，源于多种因素，我国水泥行业的脱硝工作目前仍属于探索阶段，截至本论文定稿之日新疆还没有一个水泥厂

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