我公司专业从事燃煤脱硫脱硝工程。
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燃煤烟气中的SO2和NOx是大气污染物的主要来源,给生态环境带来严重危害。近年来,由于环保要求的提高,很多燃煤锅炉都要求同时控制SO2 和NOx 的排放。若用两套装置分别脱硫脱硝,不但占地面积大,威海燃煤锅炉烟气脱硫除尘而且投资、操作费用高,而使用脱硫脱硝一体化工艺则结构紧凑,投资与运行费用低、效率高。33 整体孔道式蜂窝陶瓷催化剂的活性测试脱硫脱硝一体化技术按脱除机理的不同可分为两大类: 联合脱硫脱硝( Combined SO2 / NOx Removal) 技术和同时脱硫脱硝(Simultaneous SO2 / NOx Removal) 技术。
传统的湿式脱硫工艺可脱除90 %以上的SO2 ,但由于NOx 在水中的溶解度很低,2）SCR系统组成及反应器布置难以去除。Sada 等人1986 年就发现一些金属鳌合物,如Fe ( Ⅱ) EDTA 可与溶解的NOx迅速发生反应。Harkness 等人在1986 年和Bonson 等人在1993年,相继开发出用湿式洗涤系统来联合脱除SO2和NOx ,威海燃煤锅炉烟气脱硫除尘采用6 %氧化镁增强石灰加Fe ( Ⅱ) EDTA 进行联合脱硫脱硝工艺中试试验,试验得到60 %以上的脱硝效率和约99 %的脱硫率。在燃煤锅炉系统中，当静电除尘器布置在空气预热器的上游（hot-side ESP），通常使用低尘SCR系统。另外，低尘SCR不需要集尘箱，在设计蜂窝状催化剂的时候，催化剂的孔间距可以大约缩小到4-7mm，这样所需要的催化剂体积相应的减小。更长的催化剂寿命，更小的催化剂体积和不必采用集尘箱这些都意味着低尘SCR系统较高尘SCR系统具有更低的成本。低尘SCR的缺点是当烟气通过ESP之后温度有所下降。但是烟气温度通常不会下降到需要重新进行加热的温度点。但是，在这种情况下，可能需要增加省煤器旁路的尺寸以保证温度维持在SCR系统所需要的可操作温度区间范围之内。湿式FGD 加金属鳌合物工艺是在碱性或中性溶液中加入亚铁离子形成氨基羟酸亚铁鳌合物,如Fe( EDTA) 和Fe (N TA) 。
中国是一个以煤炭为主要能源的国家，煤在一次能源中占75％， 3 SNCR系统及其影响因素其中84％以上是通过燃烧方法利用的。煤燃烧所释放出废气中的氮氧化物(NOx)，是造成大气污染的主要污染源之一。氮氧化物(NOx)引起的环境问题和人体健康的危害主要有以下几方面：
(1)NOx对人体的致毒作用，危害最大的是NO2，威海燃煤锅炉烟气脱硫除尘主要影响呼吸系统，可引起支气管炎和肺气肿等疾病；
(2)NOx对植物的损害；(3)NOx是形成酸雨、酸雾的主要污染物；SCR反应的催化剂(4)NOx与碳氢化合物可形成光化学烟雾；(5)NOx参与臭氧层的破坏。
快速型NOx，指燃烧时空气中的氮和燃料中的碳氢离子团如CH等反应生成NOx。在主燃烧器形成的初始燃烧区的上方喷入二次燃料，形成富燃料燃烧的再燃区，NOx进入本区将被还原成N2。为了保证再燃区不完全燃烧产物的燃尽，在再燃区的上面还需布置燃尽风喷口。改变再燃烧区的燃料与空气之比是控制NOx排放量的关键因素。在再燃烧系统中，分段供给的燃料和燃烧用空气在炉内形成三个不同的燃烧段，分别在贫燃料、富燃料和贫燃料状态下运行。在一次或"主"燃烧段，主要燃料-煤粉在过量的空气中燃烧，由燃料中和燃烧用空气中的氮形成NOx。二次燃料，又称为再燃燃料，通常是天然气或煤粉(油或任何其他的碳氢化合物燃料也都可以使用)，在主燃烧段上方喷入，形成富燃料的"再燃"段。从这一区段的再燃燃料中释放出来的烃基与主燃烧段中形成的NOx反应，NOx被还原成分子氮。最后，在再燃段上方喷入剩余的燃烧用空气，形成贫燃料的"燃尽"区，从而完成了燃烧全过程。通常再燃燃料的热量占总输入热量的10%-30%。再燃技术可以减少高达70%的NOx。图2显示了再燃过程中三个不同的燃烧段。存在问题是为了减少不完全燃烧损失，需加空气对再燃区烟气进行三级燃烧，配风系统比较复杂。主要是指燃料中碳氢化合物在燃料浓度较高的区域燃烧时所产生的烃,与燃烧空气中的N2 发生反应，形成的CN和HCN继续氧化而生成的NOx。威海燃煤锅炉烟气脱硫除尘在燃煤锅炉中，其生成量很小，一般在燃用不含氮的碳氢燃料时才予以考虑。在这三种形式中，快速型NOx所占比例不到5％；在温度低于1300℃时，几乎没有热力型NOx。对常规燃煤锅炉而言，NOx主要通过燃料型生成途径而产生。
通常再燃燃料的热量占总输入热量的10%-30%。再燃技术可以减少高达70%的NOx。图2显示了再燃过程中三个不同的燃烧段。存在问题是为了减少不完全燃烧损失，需加空气对再燃区烟气进行三级燃烧，配风系统比较复杂。该技术是把空气预热器前抽取的温度较低的烟气与燃烧用的空气混合，威海燃煤锅炉烟气脱硫除尘通过燃烧器送入炉内从而降低燃烧温度和氧的浓度，达到降低NOx生成量的目的。存在的问题是由于受燃烧稳定性的限制，为解决类似矛盾，在一次风不分股的SGR型低NOX燃烧器的基础上，研制了M型低NOX燃烧器，将一次风分成浓燃料和稀燃料2股，其一次风的空气/煤粉比与NOX的生成量的关系亦如图1所示。浓燃料燃烧的空气/煤粉比在C1附近，生成的NOX为（NOX）c1；稀燃料燃烧的空气/煤粉比在C2附近，生成的NOX为（NOX）c2；一次风与粉煤燃烧生成的总NOX相当于（NOX）PM；SGR型低NOX燃烧器生成的NOX为（NOX）c0，显然，（NOX）PM＜（NOX）c0，由于浓燃料燃烧时的粉煤浓度大、着火温度低，产生了易于着火的粉煤气流，同时，浓相煤粉着火后产生集中的火焰，提供了稀相煤粉气流的着火能量，既提高了着火的稳定性，又降低了飞灰中的未燃碳。一般再循环烟气率为15％～20％，投资和运行费较大，占地面积大。
在还原剂的接收和储存系统中，尿素一般采用50%的水溶液,可直接喷入炉膛。由于尿素的冰点仅为178e℃。因此，较冷的季节应对尿素溶液进行加热和循环。尿素可采用固体颗粒运输，但在厂内必须设置溶解装置。与氨系统相比，尿素系统有以下优点:尿素是一种无毒、低挥发的液体，威海燃煤锅炉烟气脱硫除尘在运输和储存方面比氨更加安全；此外，尿素溶液喷入炉膛后在烟气中扩散较远，可改善大型锅炉中吸收剂和烟气的混合效果。由于尿素的安全性和良好的扩散性能， （3）M型低NOX燃烧器和M型炉内燃烧脱NOX相结合的方法可作为我国燃煤电厂，特别是大中型燃煤电厂控制NOX污染的手段之一。采用尿素的SNCR系统多在大型锅炉上应用。
第一类是Pt-Rh和Pd等贵金属类催化剂, 2 SNCR脱硝的优点 通常以氧化铝等整体式陶瓷作为载体[4]，最早布置的SCR系统中多采用这类催化剂，其对SCR反应有较高的活性且反应温度较低，威海燃煤锅炉烟气脱硫除尘但是缺点是对NH3有一定的氧化作用。因此在八、九十年代以后逐渐被金属氧化物类催化剂所取代，目前仅应用于低温条件下以及天然气燃烧后尾气中NOX的脱除[2]。
电站锅炉和大型工业锅炉应用中通常有几种不同的SCR布置方式，其中根据其布置位置的不同，主要包括高尘、低尘以及尾部布置方式。在反应器的设计型式上，威海燃煤锅炉烟气脱硫除尘也包括整体式的SCR和烟道中的SCR。在这种方式中SCR布置在省煤器的下游、空气预热器和除尘装置的上游。在这一位置布置，采用金属氧化物催化剂，烟气温度通常处于SCR反应的温度区间。当然，在烟气进入反应器的时候，携带有颗粒物。
因此，根据上面的反应过程，由于炉内低氮燃烧技术的局限性, 对于燃煤锅炉,采用改进燃烧技术可以达到一定的除NOx 效果,但脱除率一般不超过60%。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。就目前而言，干法脱硝占主流地位。其原因是：NOx与SO2相比，缺乏化学活性，难以被水溶液吸收；NOx 经还原后成为无毒的N2和O2，脱硝的副产品便于处理；NH3对烟气中的NO可选择性吸收，是良好的还原剂。烟气脱硝系统由氨气制备系统和脱硝反应系统两部分组成。脱硝反应系统由SCR催化反应器、喷氨系统、空气供应系统所组成。此外还有控制系统根据反应器入口NOX的浓度调整喷氨量。威海燃煤锅炉烟气脱硫除尘液氨存储和供应系统包括液氨卸料压缩机、液氨储槽、据调查，我国燃煤电厂中采用常规燃烧器的固态排渣锅炉中的NOX排放质量浓度一般在600~1200mg/m3之间；而采用低NOX燃烧器的固态排渣锅炉中，NOX的排放质量浓度一般在400~500mg/m3之间。据介绍，单独采用M型低NOX燃烧器，可以将NOX的排放质量浓度控制在410mg/m3以内；采用M型炉内燃烧脱NOX法，其脱NOX效率最高可达50%。若同时采用M型低NOX燃烧器和M炉内燃烧脱NOX相结合的方法，可以将锅炉排烟中的NOX排放质量浓度控制在308mg/m3以下，表1的结果表明：同时采用M型低NOX燃烧器和M型炉内燃烧脱NOX相结合的方法，锅炉烟气中NOX的质量浓度在250~300mg/m3之间，不仅达到锅炉设计的NOX<308mg/m3的性能保证值，而且远低于采用常规燃烧器或仅采用低NOX燃烧器的固态排渣锅炉的排放水平。其NOX排放浓度仅相当于《火电厂大气污染排放标准》（GB13223-1996）规定值的3846%~4615%。具有十分显著的NOX控制效果。液氨蒸发槽、氨气缓冲槽和氨气稀释槽、废水泵、废水池等[7]。