脱硫技术

    目前，伴随焚烧炉尾气净化技术的发展，按其是否产生废水以及吸收剂加入的形式，脱硫技术可分为以下三种：

    1.湿法脱硫。石灰石-石膏法脱硫工艺是世界上应用最广泛的一种脱硫技术，日本、德国、美国的火力发电厂采用的烟气脱硫装置约90%采用此工艺。

    推荐的适用范围：

• 200MV及以上的中大型新建或改造机组；
• 燃煤含硫量在0.5%~5%及以上；
• 要求的脱硫效率在95%以上；
• 石灰石较丰富且石膏综合利用较广泛的地区；

    2.干法脱硫。烟气循环流化床法脱硫工艺由吸收剂制备、吸收塔、脱硫灰再循环、除尘器及控制系统等部分组成。该工艺一般采用干态的消石灰（CaO）作为吸收剂，也可采用其他对二氧化硫有吸收反应能力的干粉或浆液作为吸收剂。

    典型的烟气循环流化床脱硫工艺，当燃煤含硫量为2%左右，钙硫比例不大于1.3时脱硫率可达90%以上，排烟温度约70℃。此工艺在国外目前应用在10~20万千瓦等级机组。由于其占地面积少，投资教省，尤其适合于老机组烟气脱硫。

3.喷雾干燥法脱硫。利用喷雾干燥原理，将吸收剂喷入吸收塔以后，一方面吸收剂与烟气中的SO₂发生化学反应，生成固体灰渣；另一方面烟气将热量传递给吸收剂，使之不断干燥，在塔内脱硫反应后形成的废渣为固体粉尘状态，一部分在塔内分离，由椎体出口排出，另一部分随脱硫后烟气进入静电除尘器。

     安装在吸收塔顶部的喷雾器需具有很高的流量以及直径在100um左右的喷雾粒径。这些具有很大面积的分散微粒，一同烟气接触，就发生强烈的热交换和化学反应，迅速将大部分水分蒸发掉，形成含水量很少的固体灰渣。由于吸收剂微粒没有完全干燥，在吸收塔之后的烟道和除尘器中仍可继续发生一定程度的吸收SO₂的化学反应。

    用到的化学方程式

CaO+H₂O→Ca(OH)₂

SO₂+H₂O→H₂SO₃

Ca(OH)₂+H₂SO₃→CaSO₃+2H₂O

CaS0₃+1/2O₂→CaSO₄

CaSO₄难溶于水，便会迅速沉淀析出固态CaSO₄ 。

脱硝技术

    随着时代的发展和技术的日益成熟，烟气脱硝技术主要分为以下两种：

    1.选择性催化还原脱销（SCR）技术。SCR技术发明于1959年，作为一种炉后脱硝放映装置，最早有日本于70年底后期完成商业运行，至80年代中期欧洲也成功地实现了SCR的商业运行，设置触媒装置于锅炉省煤器出口与空气预热器入口之间，其作用为使喷入之氨与烟气中之NO_X加速反应实现脱硝，其有效反应之温度范围约在320℃~400℃之间最普遍使用的化学反应剂（还原剂）为氨。

    烟气脱硝SCR法的化学反应机理：

典型SCR反应条件下的化学反应式为：

4NH₃+4NO+O₂=4N₂+6H₂O

在适当催化剂的作用下，对NO₂也有还原去除作用：

4NH₃+4NO+O₂=4N₂+6H₂O

6NO₂+8NH₃→7N₂+12H₂O

催化剂是整个SCR系统的核心和关键，催化剂的设计和选择是由烟气条件、组分来确定的，影响其设计的三个相互作用的因素是NOX脱除率、NH3的逃逸率和催化剂体积。在形式上主要有板式、蜂窝式和波纹板式三种。

工程的性能指标如下：

脱硝效率稳定达到80%~90%；

运行保证率不低于95%；

NH₃逃逸量：1~3ppm；

催化剂寿命：24000h；

    2.选择性非催化还原脱销（SNCR）。在900~1100℃炉温范围内，在无催化剂的作用下，氨或尿素等氨基还原剂可选择性地把烟气中的NO_X还原为N₂和H₂O，基本上不与烟气中的氧气作用。其主要反应为：

    氨（NH₃）为还原剂时：

     4NH₃ + 4NO+ O₂ →4N₂ +6H₂O

     4NH₃ + 2NO+ 2O₂ →3N₂ +6H₂O

     8NH₃ + 6NO₂ →7N₂ +12H₂O

  尿素（〔NH₄〕2CO）为还原剂时：

（NH₂）₂CO→2NH₂+CO

   NH₂+NO=N₂+H₂O

   CO+NO=N₂+CO₂

    一个典型的SNCR系统是由还原药剂的储藏、输送和喷射装置组成，主要包括还原药剂储藏罐、泵、管道、喷射器和与之相关的控制系统以及NO_X在线监测系统。还原剂的喷入系统必须将还原剂喷到锅炉内最有效的部位——炉膛上温度适宜还原反应的区域，并保证与烟气充分混合。

   _{其特点主要体现在：}

• 建设周期短
• 投资少
• 运行可靠
• 比较适合于对中小型电厂锅炉的改造
• 脱硝效率高