洁净煤技术第07章烟气净化

第章

烟净煤燃烧氧)过程中的一些不可或未燃尽的物质，包括固体物质细颗粒的烟尘；气体的氧化硫，氧化氮及其它。这些有害烟气排入大气，对工农业生产及人类生存都带来很大危害。在我国消费的煤炭总量中，用于发电的占1/3由于一方面电站容量越来越大，燃煤量大，向大气排放的污染物集中，另一方面也较易于采取集中治理措施，所以本章着重对大型燃煤电厂放的烟尘，二氧化硫，氧化氮的洁净技术作详细介绍。第一节

燃煤电锅炉烟尘的化烟气中的粉尘量主要取决于燃烧方式和煤质情况。煤中的灰分及未燃尽炭变成飞灰的份额。固态排渣煤粉炉为0.85～0.90；态排渣煤粉炉为0.60右；旋风炉为0.20～；条炉为0.20左右；抛煤机炉为0.30左右沸腾炉为0.400.60同样的炉型，燃用的煤质不同，锅炉排烟中含尘浓度的差别也很大。据测试数据，固态排渣煤粉炉燃用发热量为28000kJ/kg、分为10%的优质煤时烟的含尘浓度不足(标)当燃用发热量为1447kJ/kg分47%的劣质煤，含尘浓度可达70g/m(标左右。对飞灰粒度影响最大的因素是磨煤机的型式。燃煤电厂的磨煤机按转速可分为三类：低速磨煤机15～25r/min)如筒式钢球煤机速磨煤机(50～300r/min)如平盘磨式磨和E型等；高速磨煤机500～1500r/min)，风扇磨，竖井磨等。磨煤机型式的选择视煤的可磨性及煤质情况等而异。所磨制的煤粉，球磨机较细，中速磨次之，风扇磨较粗。链条炉，抛煤机炉的飞灰粒大多在10-20µ之间煤炉飞灰粒度大多在3～～m之间小10µm的占20%～40%小于44µm的占60%～80%。一、烟气净化技术的国内外状况工业发达国家早期由于电厂单机容量小，也曾用过机械除尘等技术较落后的除尘设备，但随着大容量电站锅炉的采用，技术落后、除尘效率低的除尘器已不能满足高效收尘的要求，另外，日本的火力发电设备曾大部分燃油，但0年代石油危机以来，电厂朝着燃煤的方向发展，建设了一燃煤电厂，其所产生的烟尘量比燃油电厂增加100倍多。因此，开发生产高效除尘器已成当务之急70年后高效除尘装置大量采用，欧洲，美国、日本电站锅炉基本全部采用静电除尘器及布袋除尘器。

我国使用电除尘器始于40年1949年前仅有水泥，有色金属及制酸工业用的几台电除尘器，70年代初，钢铁工业和造工业开始用电除尘器。我国电站锅炉基本上是50年由前苏联援建，大部分是50MW以小机组设计技术也是按当时苏联标准，大都采用离心式旋风除尘及水膜尘器，仅有两个电厂装有苏联及原东德的电除尘器80年代随着300MW及上大机组的采用，低的除尘器不仅不能满足环境要求，而且造成对大型风机磨损振动，直接影响大机组的安全生产因此，国内各制造厂纷纷引进国外技术并开发了各种型式的电除尘器，对5m以上的微粒，仍可有99%的收尘效率见表7-1)。表7-1

各除设对同度尘平收效粒度范围（μm

总收尘效率除尘器隔板尘降室长锥形旋分器洗涤塔静电除尘器布袋除尘器

0～525409097

5～1022799899100

10～20439298100

20448095100100100

＞449097100100100

（%）电除尘器的供电电源，几十年来也有了迅速发展，50年代机械整流，发展到硅整流，控制系统也由80年代的可控硅到计机控制。在中、小型机组上目前还有不少仍然采用湿式文丘斜棒栅)水膜除尘器及旋风除尘器。二、各种除尘器的原理及特点(一电除尘器1.特电除尘器是利用强电场电晕放电使气体电离，粉尘荷电，并在电场力作用下，使粉尘从气体中分离出来的除尘装置。其特点是：(1)除尘效率高，可达99%以；(2)本体压力损失小，压力损失一般为160300Pa；(3)能耗低，处理1000m烟约需0.2～0.6kW；(4)处理烟气量大，可达10m/h以上(5)耐高温，普通钢材可在350以下运行。

缺点是：(1)耗钢量大；(2)占地面积大；(3)对制造、安装、运行要求严格；(4)对粉尘的特性较敏感，最适宜的粉尘比电阻范围为10～×10•，在此范围之外，应采取一定的措施，才能取得必要的除尘效率。2.电尘器的基本工作原理是：两种曲率半径相差很大的金属集尘极和放电极上，通以高压直流电，维持一个足以使电极之间气体产生电晕放电的不均匀电场，气体电离所生成的电子、离子和阳离子，吸附在通过电场的粉尘上而使粉尘荷电。荷电粉尘在电场库仑力作用下，向电极相反的电极运动而沉积在电极上，以达到粉尘和气体分离的目的。当沉积在电极上的粉尘达到一厚度时，借助振打机构使粉尘脱离电极落入灰斗，并由卸灰器输送出除尘器，净化后的气体由排口引出(见图7-1)。图7-1电尘原理电除尘器按气流流动方向分为立式与卧式；按集尘极形式分为管式与板式；按放电极性分为负电晕与正电晕；按粉尘的荷电与分离区的空间分为单区与双区；按清灰方式分为干式与湿式。煤电厂一般采用卧式、负电晕、板形集尘极、干式清灰、单区除尘器。(二袋式除尘器l.特袋式除尘器是利用织物制作的袋状过滤元件来捕集含尘气体中固体颗粒物的除尘装置。其特点是：

(1)除尘效率高，一般在99%以，除尘器出口气体含尘浓度在数十毫克每标准立方米之内，对亚微米粒径的细尘有较高的分级除尘效率；(2)处理风量的范围广小仅分钟数立方米大的可达每分钟数万立方米既用于尘源的通风除尘，改善作业场所的空气质量，也可用于电站锅炉及工业炉窑的烟气除尘，减少大气污物的排放；(3)结构比较简单，维护操作方便；(4)在保证同样高的除尘效率前提下，造价低于电除尘器；(5)采用玻璃纤维、Nomex等高温滤料时，可在200℃下的高温下运行；(6)对粉尘的特性不敏感，不受粉尘比电阻的影响；(7)用于干法脱硫系统，可适当提高脱硫效率。缺点是：(1)体积与占地面积较大；(2)本体压力损失较大，一般为10002000Pa(3)对滤袋质量有严格的要求，若滤袋破损率高，使用寿命短，则运行费用将大大增加。2.袋除尘器的基本工作原理是含尘气体进入挂有一定数量的滤袋的袋室后，首先被干净的滤袋纤维过滤。随着阻留的粉尘不断增加，一部分粉尘嵌入滤料内部；一部分覆盖滤袋表面形一层粉尘层。此时，含尘气体的过滤主要依靠粉尘层进行，其除尘机理为含尘气体通过粉尘层与料时产生的筛分、惯性、粘附、扩散与静电等作用。当粉尘层加厚，压力损失达到一定程度时，要进行清灰。清灰后压力降低，但仍有一部分粉尘残留在滤袋上，在下一个过滤周期开始时，起好的捕尘作用。(三湿式除尘器1.湿除尘器的特点。藉水或其它液体形成的液网、液膜或液滴与含尘气体接触，借助于惯性碰撞、扩散、拦截、沉降等作用面捕集尘粒，使气体得到净化的各类除尘装置，统称湿式除尘器。其特点是：结构简，无转动部件，造价较低，安装、维护、管理均较方便，除尘效率一般可达0%～，能适应高温、高湿气体以及粘性大的粉尘，并能净化部分有害气体。缺点是；需消耗一定的水量，有处理灰的麻烦，排烟温度低，不利于扩散，湿灰利用也比较困难，对憎水性或水硬性的粉尘不宜采用，腐蚀性较大的气体则需有防腐措施。2.湿除尘器种类及工作原理。湿式除尘器的种类很多，目前燃煤电厂常用的有：水膜除尘器，斜棒栅除尘器和文丘里管除尘

器。各自的基本工作原理如下：（）膜除尘器水膜除尘器俗称捕滴器，是一种切向直通湿式旋风除尘器。其入口在旋风筒的下方，含尘气体切向(或蜗壳进入除尘器后，旋转上升。旋转气流所产生的离心力将尘粒甩向筒壁。粉尘一旦达筒壁，即被由除尘器上部供水装置形成的自上而下流动的均匀水膜所捕集，并排出筒体。(2)斜棒栅除尘器斜棒栅除尘器由进口烟道处的斜棒栅与捕滴器组成。斜棒栅前装有雾化喷嘴，运行时产生大量细小的水滴。含尘烟气通过雾化水滴流向斜棒栅，而错列布置的斜棒四周形成比较完整的自上下的流动水膜，烟气流经时，多次改变运动方向，一部分粒径较大的湿灰粒因受惯性力的作用被棒表面水膜捕集带走；另一部分粒径较小的尘粒在棒栅处，与细小水滴再次发生碰撞、粘附、凝，形成较大的灰水滴，随烟气进入捕滴器，依靠离心力和重力作用而被分离。过去，曾在垂直于进口烟道的平面上布置卧式洗涤栅，运行结果大多洗涤栅堵灰，被迫拆除。而斜棒栅除尘器却能高效稳定运行，其原因主要是：栅棒斜置，且主要由顶部稳压水箱供水，可以形成比较完整的水膜；②斜棒栅的表面积与形状系数大于卧式洗涤栅；③烟气与水滴通过斜棒栅的时间比卧式洗涤栅长，加之，斜棒栅除尘器为防堵灰事故，在烟道底部与斜棒栅前加设了喷管，因此其运行可靠性有很大的提(图7-2斜棒栅结构示意)。文丘里管除尘器由文丘里管与捕滴器组成。含尘气体进入文丘里管，在收缩段加速，至喉口处流速达55～70m/s。接近喉口处喷入水，在水滴被高速气流迅速破碎的过程中，尘粒与细水滴始有效地碰撞，凝聚。进入扩散段后，由于流通断面逐渐扩大，气流减速，尘粒与水滴再碰撞凝聚而形成灰水滴，然后到捕滴器内分离捕(表7-2)图7-2斜棒栅除尘器结构示意图

表—

l-斜棒；雾化喷嘴；3-导灰板；4-冲灰水管；5-窥视孔6-喷管；套管；8-矾士水泥砂浆；9-压水箱；10-撑板文里除器本计数项目收缩段收缩角扩散段扩散角喉部长度喉口烟气流速文丘里管干态阻力系数圆形矩形（高度比1.0～2.0）园矩结合（高度比）文丘里管湿态阻力系数圆形内喷（溅椎）外喷（溅板）文丘里管水耗内喷外喷

单位度度㎜m/s㎏/(标)㎏/(标)

设计参数2330最大456最大200～35055～75～～0．81～～～～(四)旋风除尘器1.旋除尘器的特点旋风除尘器是利用旋转的含尘气流所产生的离心力粉尘从气流中分离出来的除尘装置特点是：(1)除尘器本身没有运动部件，结构简单，制造安装费用较少；(2)维护管理方便；(3)耐高温，可采用各种不同的材料制作，以适应粉尘物理性能的特殊要求。缺点是：(1)处理风量较大时，需采用多个旋风子组合，风量分配不易均匀，(2)某些部位易磨损；(3)排灰口易堵塞；

(4)在电厂允许的压力损失及一般的飞灰粒径条件下，除尘效率难满足环保的要求，尤其是捕集细尘的能力较差。旋风除尘器由进气口，简体、锥体、排气管、集灰斗等部分组成，如图7-3所。图7-3旋除尘器示意图2.旋除尘器的工作原理其本工作原理是：含尘气流从进气口切向进入除尘器后，沿壁面自上而下作旋转运动。气流被迫一边旋转一边向下由筒体到达锥体。下旋气流到达锥体端部后折转方向，旋转上升，通过排气管离开除尘器。含尘气流作旋转运动时，其中尘粒在离心力的作下，向壁面移动，到达壁面的尘粒，在气流和重力的作用下，沿壁面流入灰斗。3，旋风除尘器的种类很多，但在燃煤电厂锅炉上采用的旋风除尘器主要有两种，一种是大直径旋风除尘器；另一种是多管除尘器。多管除尘器在小型电站锅炉上使用较多，目前已逐步被汰。大直径旋风除尘器中应用较多的是简体内径为900mmC型尘器，粉尘在旋风除尘器中所受到的离心力除与粉尘的粒径、密度及气流速度有关外，也与旋风筒的直径有关。大直径旋风除器，由于直径较大，产生的离心力较小，同时由锥顶折返向上流动的气流往往把一些已经分离出来粉尘再重新带回去，所以除尘效率不高C型旋风除尘器与一般旋风除尘器的区别；一是气流入口置略低；二是筒壁内加螺旋形的导灰槽。含尘烟气从入口处切向进入，在获得旋转运动的同时分为上、下两个旋涡。较粗的尘粒随下旋涡气流分离主筒壁，一部分尘粒进入导灰槽内，余下的粒由向下旋转运动的气流直接带入灰斗。上旋涡气流对细尘有聚集作用，在顶盖下形成强烈旋转上灰环，由导灰槽引至直径较小的锥体部分加强旋转予以分离，这样使原来在大直径旋风筒内不被分离的细尘少了被上升气流走的机会而除尘效率高于一般的旋风除尘器达85%～90%压力损失一般为～1000Pa。由于燃煤电厂锅炉烟气量大，为避免因旋风子数量多造成风量分配不均匀，也有的电厂采用了直径更大的旋风除尘器。Φ1410mm)，这种旋风除尘器旋风筒近似于圆柱体，在旋风筒底部装有射屏，使已被分离的粉尘沿旋风除尘器筒壁与反射屏的环缝落入灰斗，而从灰斗折返上升的气则

OO通过反射屏中心的小孔上升从排气管排出，有效地防止上升气流重新把粉尘卷起来带走，故也以提高除尘效率。三、寓效除尘嚣的采用所带来的环境效应由于各种新技术在烟尘净化上的采用，特别是电除尘器比例的增加，大大降低了燃煤电厂烟尘的排放量，用年年相，用煤量增加两倍多，烟尘排放基本持平，每千瓦的排放量由131.9公斤到34.0公。第二节

燃煤电硫氧化物的化一、燃煤电厂烟气中硫氧化物的来源及生成量(一烟气中硫氧化物的来源煤中的硫以无机硫(黄铁矿和硫盐和有机硫硫醇和硫醚形存在，燃烧时大部分与氧化合生成S0随烟排出。在高温条下，当有氧存在时，其中一部分转化S0，占SO的例通常只有0.5%～5%(见7—。001×率变转的3S向燃料含硫量×100图7—

锅炉中SO的变率排入大气的SO气，也会被氧生成SO遇水形成硫酸雾，再与粉尘结合而形成酸性粉尘，或者进入大气的水滴中，然后氧化成硫酸；大气中的硫酸雾、酸性颗粒物和酸性云水都是形成性降水的因素。(二烟气中硫氧化物的生成量煤的含硫量是影响SO生量最主要的因素，如图7-5所示，两者大体成正比关系。

图7-5煤含硫量和生量的关系影响SO生成量的主要因素是：燃料中的含硫量越多SO的生成量越多；过剩空气系数越大，SO的生量越多；火焰中心温越高，生成的SO也越多。二、烟气脱硫技术的国外情况为解决氧化硫对大气的污染，年以来，在水中或浆液中除去S0的试在世界上就已得到进行，1930年世界上最早的商业化烟气脱(FGD)统在英国的巴德鲁期·斯万斯电厂，然后在沸鲁巴母发电厂开始了运行。在巴德鲁期发电厂使用碱性的太晤士河河水作为吸收剂，而斯万、沸鲁巴母发电厂则使用浆液滞留(应槽的石灰浆液作为吸收剂。这些初期的设备，没有解决由于机器内部结垢附着的问题以及非常重要的化学工艺问题，这些设备由于在第二次世界大战时，因蒸汽的白烟成了炸弹攻击的目标而被迫停止运行。接下来是70年初期，美国和日本开始了脱硫设备的建设高峰1972年WillConty安装在堪萨斯电力公司开始了营业运行。在日本，产业用数座脱硫设备几乎在同期投入运行。这样，在整个70年，在美国和日本都在进行脱硫装置的建设，美国多数采用泥浆二代磷酸钾物质或石灰、飞灰处理装置，而日本则多采用石灰石一石膏法。在美国，脱硫后的副产物大多都废弃掉，这是由于美国国土宽广，堆放废弃物的场地多经济负担相对较轻的原因。而在日本，于几乎不存在堆放废弃物的场地，即使找到适合堆放的地方成本也很高，加上日本对废弃物堆放地的环境要求非常严格所以日本多数脱硫装置都采用回收石膏的湿式法有期建成的设(三井铝的大牟田发电)产生了泥浆硫酸钙和亚硫酸盐的混合物，有时也包含有飞)。最近，在欧洲，特别是德国1985在原来最大容量的锅炉上安装了FGD之后，欧洲就成了脱硫装置的最大市场。这种FGD设置台数呈急剧增加倾，到1990年世界上运行中的FGD，以容量计，一半以上在美国(72000MW以)，其次，具大容量设备的国家是德国，第三位是日本。其它如：澳大利亚、

xx荷兰、丹麦、英国、意大利及亚洲的泰国、印度、韩国等国也相继建设了脱硫装置。在世界各国现有的烟气脱硫技术中法硫技术占85%右中灰一石膏法为36.7%，其它湿法占48.3%；雾干燥脱硫约占8.4%吸收剂再生脱硫约占3.4%；内喷射吸收剂脱硫约1.9%。吸收剂再生脱硫主要有氧镁法、双碱法WellmenLord法以湿法脱硫为主的国家有日本(98%)、美国92%)和德国(等。(一美国电站FGD美国自50年开始研究电站FGD70年初湿式石/石灰石洗涤工艺实现工业应用。喷雾干燥脱硫工艺的研究起步于70年代80年初，在燃烧低硫煤的电站锅炉上得到工业应用80代，针对老电厂脱硫改造问题，对吸收剂喷射技包LIMBADVACAT、炉内或烟道喷射钙基吸收剂)进行广泛的开发研究，但至今尚未实现工业应用。到1988年国电站已运行的烟气脱(FGD)控制容量为煤站总容量的20%以上。年FGD控制量已达。其工艺分类如下：运行系统数(套159控制容量MW)71782燃煤平均含硫量(1.87平均脱硫率%)82.4工艺分类占FGD控容量的比%)湿法(抛弃法石灰27石灰石50双碱4碳酸钠5湿法(回收法5干法(抛弃法9由上所述，可知：1.优采用脱硫率高，技术成熟湿式石石灰石法，其中资源丰富易得，价格便宜的石灰石法约占FGD控制总量的。2.抛法比重大，这与美国地理件，经济、环境都有密切关系。美国土地辽阔，石膏资源丰富，故较少采用回收法，抛弃法的废渣多用于矿井回填、深埋等。3.开了多种多样的脱硫工艺。美国电力研究(EPRl)统计有近200种，但真正实现工业应

用的仅10多种各种工艺有不同的适用范围，有的适用于新建电厂，有的适用于老电厂改造。也从另一个侧面反映美国投于脱硫科研的费用相当可观，脱硫技术全面、研究深入，具有很大的力。(二德国电站FGD德国电站FGD技术起步晚于美国日本，但在德国政府严格

的环保法规的促使下FGD得到迅速开发与应用1983年布型燃烧装置环保法规时，德国西部仅15%发装机容量装有，而到1988年已95%装机容量有。如此高速度推广FGD耗用了巨额资金。据德国电力企业联合会1989年统计资料介绍，国西部火电厂FGD总资约为143亿马，年运行费用增加35马克，发电成本增加0.02马/kWh1984年国西部火电厂FGD分如下：运行系统数(套123控制容量MW)34298.5工艺分类占FGD控容量的比%)湿式石灰石灰石一石膏(回收法65.1湿式石灰石灰石一石膏(抛弃法267湿式氨吸收法2.5湿式副产硫法1.9湿式副产液态SO。法2.0湿式副产硫酸法，0.7石灰洗涤加管道喷射法0.5喷雾干燥法半法0.6由上所述，可知：1.德电站FGD中湿法工艺占FGD控制总容量的99.4%半干法只占，国电厂为了达到国家限定的排放标准，主要采用脱硫率高的湿法脱硫工艺。2.在法FGD中，石/石灰石涤工艺所占的比例为91.1%显然，资源丰富易得且价格便宜的石灰石，石灰作吸收剂的工艺占主导地位。采用其它原料作吸收剂的工艺比例很小，如氨洗法，尽管可获得有经济效益的铵肥，但因运行中需大量的氨水，来源受到限制，而未能广泛推广使。3.湿石/石灰石洗涤工艺中副产品石膏大多被利用。估计1995年德国西部约有75%工用石膏由电站FGD提。当然，选择回收法还是抛弃法，主要由市场需求来决定。4.现4台216MW机组装喷雾干燥法脱硫装置，此法投资低，无废水排放，干灰渣易处理，尤其适用于老电厂脱硫改造，但因德国环保法规严格，此技术虽成熟，且有工业装置运行，仍能

更多地推广。(三日本电站FGD日本是应用FGD最的国家，从1962年就开始研究，开发FGD工艺及设备，年起大规模实施应用。目前日本火电厂工主要是石石灰石一石膏法FGD控容量为39000MW。10多台燃用低硫煤(0.2%～的组外余煤发电机组都采用了烟气脱硫硫达90%～。日本湿式石灰石一石膏法大多回收脱硫石膏，以弥补国内石膏资料的不足，年利用脱硫250万吨上。三、国内火电厂脱硫试验研究和应用概况我国火电厂技起步可以追到1961仅仅是为了防止锅炉尾部受热面的低温腐蚀，采用在过热器前喷入的白云石粉的措施减少烟气中SO的浓度降低烟气酸露点保护低温段空气预热器在正常工作温度下不受或减轻腐蚀。进入年代，火电厂FGD工作到有关部门的重视，先后开展了以下试验研究：(一1974～1976年上海闸北电厂湿式石灰石一石膏法2500Nm/h中间试验。此工艺吸收剂价廉易得，脱硫率高，适应性广，可回收优质脱硫石膏。但当初运行试验时，因结垢，堵塞、腐、磨损等问题得不到妥善解决而停运。(二1974～1976年上海南市电厂铁离子液相催化脱硫回收石膏法2500Nm/h中试验。此工艺无结垢堵塞现象，流程简单，回收石膏，催化剂可循环使用，但动力消耗大，设备体积大，蚀严重，难以正常运行。(三1972～1980年湖南三OO电亚钠循环法10000Nm/h～50000Nm/h中试验。此工艺脱硫率高，可回收液态S0，酸硫磺，对塔型选择适应性大，但单位投资高，碱耗与电耗大，有蚀问题，大型化有困难SO浓度时运行不经济，加之研究人员变动等原因，研究工作未能继续下去。(四1976～1981年湖北松木坪电厂水洗再生活性炭脱硫5000Nm/h中试验。此工艺利用活性炭对烟气中的S0吸作用，有氧与水共存及炭的催化作用下，使S0变不易挥发的硫酸留在炭孔隙中。当炭中的硫酸达到一定负载时，用稀硫酸及水分级洗涤，获得千定浓度的约20%)硫副产物。洗涤后的活性炭，恢复脱硫能力，可重复使用浓的硫酸可用浸没燃烧的方式浓缩成70%浓度的硫酸。此工艺存在的要问题是碘的流失和含碘活性炭的再生，稀硫酸浓缩等，同时设备庞大，操作复杂，电耗大，腐蚀严重，未能推广应用。(五1984～1990年四川白马电厂5000Nm/h～70000Nm/h的旋转喷雾干燥法烟气脱硫中间试验。此工艺流程为：制备好的25%30%度的石灰浆液送到高位料箱，流入离心喷雾机。石灰浆

被约10000转分高速旋转雾机喷成伞状雾滴。约160的烟气沿雾化机四周进入反应塔，形成涡旋气流，与雾滴发生良好的接触混合，增强了脱硫过程的传质与传热。脱硫后的烟气携带干产物经除尘器净化排放间试验时S0入口浓度为2500～3000ppm硫为1.4～1.7硫率>80%，达到了预期的目标。(六80年末，四川豆坎电厂5000Nm/h磷肥法烟气脱硫中间试验，此工艺流程为：高效除尘后的烟气经喷水降温后，进入四塔并列的新型活性炭脱硫塔组，三塔运行，一塔再生。采用硫酸及水三级洗涤再生，获得浓度为30%右的硫酸。活性炭脱硫后的烟气进入第二级脱硫塔，用磷铵溶液洗涤，净化后的烟气排入烟囱。在常规单槽多浆萃取槽中用脱硫制得的硫酸分解磷矿粉萃取获得的稀磷酸加氨中和得到磷铵，作为二级脱硫的洗涤液。二级脱硫后的肥料浆经氧化、浓、干燥获得固体氮磷复合肥料。中间试验时S0入口浓度为1600～2700ppm，系统脱硫率大于95%现拟将试验规模扩大至70000Nm/h90年代以来，我国火电厂FGD应用有了新的进展，先后投运或在建的火电厂脱硫工程主要有：1.1991～年华能珞璜电一期工程台36千瓦发电机组配套引进的日本三菱公司石灰石一石膏湿法脱硫装置先后投运硫装置处理烟气量为1087000Nm/h含量为4.02%入口烟气S02浓度为3500ppm，硫率大于95%。该厂二期工程2台36万瓦发电机组仍将采用灰石一石膏湿法脱硫装置。2.1993年，中日合作在山东黄电厂实施高硫煤烟气脱硫实证试验的第一方式一旋转喷雾干燥法烟气脱硫。试验装置处理烟气量为300000Nm/h，入口烟气SO。浓度约2000ppm，计钙硫1.4，脱硫率大于70%1994年程竣工两年多来，对脱硫设备及系统设计上存在的一系列问题不断改进，取得一定的成效。目前，实证试验仍在进行中。3.1994年，中日合作在山西太第一热电厂实施高硫煤烟气脱硫实证实验的第二方式一简易湿法脱硫验置处理烟气量为600000Nm/h口烟气SO浓约2000ppm计硫率大于80%年4月工竣工，初步试验表明，设计指标基本能达到，其性能还有待于长期运行的考验4.1995年起，中日合作在四川成都热电厂进行电子束脱硫脱硝试验。试验装置处理烟量为/h，口烟气SO浓约2000ppm，计脱硫率90%脱硝率。前该工程正在试验阶段。此外，从芬兰引进的四川内江电厂100MW机组循环流化床锅炉已于1996年6月投试运行；南京下关电厂125MW发机组从芬兰引进的炉内喷钙加尾部烟道增湿活化脱硫装置将与主工程一起施工安装；深圳西部电力公司300MW发电机组将从国外引进海水脱硫装置；德国政府优贷款的重庆、半山、北京一热三个脱硫项目，已完成各阶段可研报告的评审，现已进入编制技规

范书并将对外招标阶段。第三节

各种烟脱硫的工艺线工业发达国家在烟气脱硫上走过了几十年的道路发一百多种流程但真正走向商业化的，仅十几种，按工艺流程分一般可分为干(包括半干法和湿法两种。前者如喷雾干燥法、烟道喷吸收剂ADVACATE脱工艺E-SO脱硫工艺等目使用最广的是湿法脱硫，所用的吸收剂主要是石灰石、苏打、氢氧化钙等。此法又可分为抛弃法和回收法两类。前者是将含脱硫产物作为固废物而抛弃；后者是将含硫产物作为产品而回收。一、烟气脱疏工艺的茁础原理烟气脱硫主要是利用SO的下性：(一酸性。SO属中等强度的性氧化物，可用碱性物质吸收，生成稳定的盐。(二与钙等碱土族元素生成难溶物质。如用钙基化合物吸收，生成溶解度很低的CaSO·1/2H和·0。(三SO在中有中等的溶解度。溶于水后生成HS0，后可与其它阳离子反应生成稳定的盐，或氧化成不易挥发的HSO。(四还原性强化剂接触或有催化剂及氧存在时表明还原性身氧化成。SO是更的酸性氧化物，易用收剂吸收。(五氧化性SO除还原性外，还具有氧化性，当其与强还原(如HS、、CO等接时，SO可被原成元素硫。二、国外已实现工业应用的脱硫工艺燃煤电厂应用脱硫工艺主要有：(一湿式石灰石石)石法硫工艺1.该脱硫工艺的优点这种工艺在70年代投资大、运行费用高和存在腐蚀、结垢、堵塞等问题而影响其在火电厂中的应用。经过10余年实践和进，工作性能与可靠性大有提高，投资与运行费用显著减少，突出的优点是：(1)脱效率高有装置Ca/S怨1，脱硫效率大于90%)；吸剂利用率高，可过；(3)设运转率(最近装的湿法脱硫设备运转率已达90%以上。2.该脱硫工艺的改进目前，此工艺所作的设计改进，主要有：

(1)加强反应控制。注意石灰石分解的化学原理，采取向循环槽中通空气强制氧化和加入添加剂等措施，以避免结垢，提高运行可靠性。由于添加剂可降低浆液与烟气的比值，吸收塔及其附设备的尺寸可缩小，电耗可减少，从而降低了基建投资和运行费用。(2)在吸收塔的气液界面口道板门板及消雾装置等处用当的材(如合金钢、陶瓷、非金属材料衬里等)，防腐蚀。(3)提高气液传质效率，建造大尺寸的吸收塔。由于液气的降低和气液接触的改善，等效吸收塔尺寸缩小，因此可选用较大尺寸的吸收塔，有的已做到一炉一塔或二炉一塔。据美国电力研究分析，一台300MW机组用一炉一塔，可降低基建投资～29%和运行费10%～。年末为防结垢，大多采用空塔，结垢问题解决后，为提高气液传质效率，又开始设内部装置，如顺流格填料，双流盘式，浸在浆液中的烟气喷管见图7-6，7-7，7-8)。图7-6湿法流程之一图7-7湿法流程之二

图7-8湿法流程之三1-锅炉；静除尘器；3-未脱烟气4-硫后烟气5-生式换热器；6-吸收塔洗塔；7-吸收塔底槽8-液滴分离器9-氧化用空气；过程用水1l-石灰石粉；12-过用水储存罐；13-石灰石粉储存仓14-石石粉悬浮液罐；15-力旋流器16-带式过滤机17-循环水；18-废水罐；19-排仓20-石筒仓21-废水22-膏为降低投资，以及满足中等脱硫的要求，有的公司开发了简易湿法脱硫工见图7-9)。该简易湿法烟气脱硫工艺与传统湿法相比系统简化，主要有以下特点：a降对石灰石粉粒径的要求；b适提高吸收塔烟气流速；c烟水平流过吸收塔；图7-9简易湿法流程d吸塔浆罐容积小等；e脱烟气与未脱硫烟气掺混，设烟气再热系统。该脱硫系统要求石灰石粉的细度为100(95%过因此在石灰石粉磨制设备性能的选择上可以降低要求。这就意味着石灰石粉磨制设备容易选择，便于国内配套供应，可以降低吸收剂本。吸收塔采用高烟气流速，这与世界上对湿法脱硫采用高烟气流速的发展趋势相一致，使得吸收直径较之传统湿法吸收塔为小。加之吸收塔烟气为水平流过方式，使吸收塔和烟道在布置上得以化并可减少烟气流通压力损失。因此，吸收塔本身的造价可以降低，吸收塔占地面积和占用空间置小，特别适用于老厂改造。从总体上看，该简易湿法可以使脱硫系统的总造价有所降低。同样是石灰/石膏法，但在副产品处理上，各国有自己不同的工艺，日本、德国一般都采用塔内，氧化副产品石膏90%以上都予以利用做建筑材料，而美国则大多数采用固化处理后抛弃法。嘴的布置也各有不同，如有顺流喷嘴、逆流喷嘴或顺逆流都有的组合喷嘴。从喷嘴形式各家都自己的特点或专利，如压力喷嘴、猪尾巴喷嘴、液柱喷嘴等。除雾器的布置也因塔型各异而有所不同，有在塔的上段，也有把第二级除雾器布置在塔出口的

44水平段上。清洁烟气的处理有的排入电厂的烟囱，有的排入电厂的冷却塔，有的在塔顶部设置单独的烟囱(一般为较小规模脱硫塔)等不同式。(二喷雾干燥脱硫工艺这种工艺属于半干法脱硫，多数采用旋转喷雾器，也有采用各种喷嘴喷雾，技术成熟，投资低于湿法。在欧洲的德国、奥地利、意大利、丹麦、瑞典、芬兰等国家应用比较多，美国亦套置总量5000MW)正在运行。煤含硫量一般不超过1.5%脱硫效率可达80%以。欧洲国家已开始成功地用在中、高硫燃煤锅炉，但一般认为，当煤的含硫量超过3%，且飞灰碱度不大时，会因收剂耗量大，所用石灰又较贵而影响运行的经济性。奥地利以新鲜的电石渣代替50%的石灰作吸剂，已应用于工业脱硫装置。此外，采用飞灰再循环、加入添加剂以及与袋式除尘器配合，均提高脱硫效率和石灰利用率。该工艺要用高纯度石灰做为吸收剂。其工艺流程为：生石灰加水消化并除去杂质后加水制成石灰乳浆液置于给料箱中，由泵及雾化装置以细雾状喷入吸收塔内。锅炉燃煤烟气经预除尘器净化后送入吸收塔，在吸收塔内，烟气与吸收剂浆液混合接触，烟气中的SO：迅速被浆液雾滴吸收并与浆液中的作用。被除去，由于被烟气温度加热，液中的水分迅速被蒸发干燥。排出吸收塔的烟气携带大量的反应产物、未被利用的吸收剂等颗粒进入除尘装置，经除尘后的净化烟气经加热升温(或不加)排放。吸收塔底部灰斗和除尘装置下灰斗中的脱硫灰经除灰系统排出提高吸收剂的利用率统一般设有脱硫灰部分再循环装(图7-10)。图7-10喷干燥法脱硫工艺程图喷雾干燥法脱硫工艺的主要优点是：投资和占地面积相对较小，无废水排放、技术较为成熟，其缺点主要是对吸收剂熟石灰的质量要求较高，脱硫附产品大部分是CaSO难进行综合利用。喷雾干燥法脱硫工艺的化学反应原理为：

S0+HO一HCa(OH)+HSO一CaSO+HOCaSO（液)一CaSO(固)CaSO(液)+1/2O一CaSO(液CaSO(液)一CaSO(固(三氨法烟气脱硫工艺氨法脱硫工艺是以氨水为吸收剂，副产化肥硫酸铵的一种湿式脱硫工艺。1.锅燃煤烟气经除尘器净化后入气一气换热器，温度降低后的烟气进入预洗涤塔。在预洗涤塔内，烟气中的部分烟尘颗粒，氟化氢等被水洗涤去除。经预洗涤后的烟气进入第一级洗涤，在塔内自上而下喷淋的氢氧化氨溶液与烟气充分接触气中的迅速被吸收而除去洗液收的S0与NH0H反应成NHHSO涤液进入设于洗涤塔底部的贮液槽内贮液槽内设有鼓风装置，将NHHSO强氧化成为硫铵溶[(NHSO硫酸铵溶液自塔底贮液槽排出，被送入后部的干燥、造粒车间，最终制成粒状副产品硫酸铵。2.洗后的烟气中携带有一定量NH为尽可能减少NH的排放量，烟气在第二次洗涤塔中进一步被氨水洗涤，并经除雾器除去雾滴。净化后的烟气经气一气换热器，被未经脱硫处理的热气加热升温后，经烟囱排放(见图7-11和图7-12)3.该硫工艺优点是：可得到副品化肥硫酸铵；无废水及废弃物排放；可以达到较高的脱硫效率。缺点是：需要化工原料氨水作为吸收剂，因此，吸收剂来源受到限制。图7-11化反应式图7-12工流程(四炉内喷钙加尾部烟气增湿活化脱硫工艺1.芬的LIFAC技术

LIFAC烟脱硫工艺即锅炉炉膛喷射石灰石粉并配合采用炉后烟道增设活化反应器进行烟气脱硫的工艺。LIFAC为英文全称：LimestoneInjectionintotheandCalciumOxideActivation的缩。在目前世界许多厂商研究开发的以石灰石喷射为基础的干法脱硫工艺中，芬和IVO公开发的这种硫工艺于年首先投入商业性运行LIFAC工是一种改进石灰石喷射工艺，除了保留通常的炉内喷射石灰石粉脱硫外，还在炉后烟道上增设了一个独立活化反应器将炉内未反应完的CaO通雾化水进行活化后再次脱除烟气中的S0。LIFAC工艺流程示图见7—13)。图7-13LIFAC工流程2.炉内脱硫的基本原理：石灰粉借助气力送入炉膛内8501150℃烟温区，石灰石分解成CaO和C0，分CaO与烟气中的SO反应生成，过程反应式为：CaCOCaO+SO+1/2O

CaO+COCaSO炉膛内喷入石灰石后的SO脱率随煤种，石灰石粉特性，炉型及空气动力场和温度场特性等因素改变，一般在20%～50%。化器内脱硫的基本原理是：烟气中大部分未及在炉膛内参与反应的被雾化水增湿进行水合反生成Ca(OH)与烟气中的SO反应生成CaSOCaSO被氧化成CaSO。过程反应式为CaO+HOCa(OH)Ca(OH)CaSO+1/2O

CaSO+HCaSO活化器内的脱硫效率高低取决于雾化水量，液滴粒径、水雾分布和烟气流速，出口烟温等，通常在40%～60%范内。整个LIFAC工艺系统的脱硫效率η为炉膛脱硫η和化器脱硫η之，即：ηη+(1-η)η

一般为60%～由于活化器出口烟气中还含有一部分可利用的钙化物，为提高钙的利用率，可以将电除尘器收

xx集下来的粉尘返回一部分到活化器中再利用，即脱硫灰再循环。活化器出口烟温因雾化水的蒸发而降低，为避免出现烟温低于露点温度的情况发生，可采用烟气再加热的方法将烟气温度提高到露点以上1015，加热工质可用蒸汽或热空气，也可用未经活化器的烟气。3.LIFAC工的应用情况自芬兰首台火电机组采用LIFAC技以来，目前已有六台装置投入了运行，其对应发电机组总容量为578MW其最大单机容为250MW尚有一台为300MW机组套的LIFAC系也将于不久入运行。芬兰Inkoo电安装的LIFAC装已累计运行5000时以上连续运行小时数已超过3000小时。第四节

燃煤电氮氧化物(NO)的化氧化氮包一氧化氮NO及氧氮NO统称NO主要发生于锅炉燃烧，汽车排放等化氮已是大气主要污染源之一。一、国内外烟气脱NO技(一由于化石燃料燃烧产生的NO，是酸雨的成因之一。在紫外线照射下，可产生光雾化学的有害气体，日本四日市产生过光雾化学事件，更引起人们对NO害的认识，并开发了各种减少NO生成及控制排放的技术。在工业发达国家，欧美、日本，开发的技术有两方面，一是改善燃烧，少NO的生存，二是采用排烟脱硝方法，减少NO的放。本文着重介绍国外烟气脱硝的技术。由于脱硝费用昂贵、国外仍着重在改进燃烧方面，排烟脱硝技术到年得以开展，但用者甚少。(二我国由于过去对燃煤电厂的NO排没有限制因此脱并未提到议事日程上来但由于国际上对控制NOx的声不断提高，我国在采购国外大型锅炉时也带进多级燃烧及低氮燃烧器，内部分锅炉制造厂也引进了低氮燃烧技术，但烟气脱硝技术及设备目前尚未引进。1996年3月国家环保局颁布并于19971月日行新电厂大气污染排放标准—96)中容量在1000t/h及上的锅炉，排放NO也规了限制值，它将促进我国对NO排的制。二、大气中NO的形成及控制技从污染角度考虑的最主要的氮氧化物是一氧化(NO)二氧化氮(NO)，统称为NO。绝大多数燃烧方式中，主要成份是N，占NO总的90%上。在大气中NO会速地被氧化为NO，氧

亚氮(NO)不是燃烧过程中的主要产物。但是由于NO是成温室效应的气体并且会破坏臭氧层，而在近年来成为人们严重关注的一个问题无法通过燃烧控制满足NO排要求时必采取烟气净化技术前多采用的是择催化还原(SCR)外采用有SNCR工艺和活性炭及DESONOx这样的联合工艺，这些工艺现已得到了进一步发展并用于工业生产。关于不同烟气脱硝工艺特性参(见表7-3)表7-3

烟脱NO工艺特参2选催化还高粉尘尾部烟气侧

药剂NH

NOX降低（%﹥80

温度范围（℃）350～420300～350

NH逃逸（）催化剂按﹤5计

NO生成（）测数据

在改造机组上的应用受空间限制，否则容易

备注*燃煤机组上增加经验*高的投资和空间要求*用过的催化剂问题*尾气后布置中的烟气再热*资适当选非催化还原

NH、NHOH尿素及其他药品

高达60

850～1100（500～1200）

﹤50

﹤18

在已有锅炉上的可应用性有限

*过添加药品，可将温度窗口放大*率取决于温度分布和锅炉构造*用尿素时，N生成受限于较高

较高（）*用于吸附及SO的还活炭工艺

NH

高达90～

测数据

的空间要求，否则容

原剂*资相对较高易

*性炭的过热*NO脱除率必须保持在X90%95%一部分NOX氨逸逃在

在转化器中被氧化DESONOX/SNOX

NH

﹥90380～

转化器中被氧

测数据

容易

成浓度较高时呈褐色化

*DESONOX工艺中可另外脱除HF而在SNOX工艺中不能（一）选择催化还原法（SCR）选择催化还原即用氨(NHD作催化还原剂把NO转换分子O分子把NH注工作温度达600～F的催化剂床烟上流。选择催化还原最重要的是能够解决未反应的NHs及副产物SO对电的影响。

SCR工艺的化学反应式：催化剂4NH+6NO5NO4NH8NH+6N04NH+2N0+O

催化剂催化剂催化剂

4N7N+12HO3N关于催化还原最通用的两种配置高粉尘及低粉尘运行方(见图7-14)三为冷端设计，把催化还原装置放在烟气脱硫之后，以避免剩余NH影飞灰处理及综合利用、避免和脱SO流程互作用见7-15)。图7-14SCR的种配置方式图7-15装烟气脱硫后的冷端欧洲和日本公用事业公司根据严格控制NO规程已经采用选择催化还原法对锅炉尾部烟气进行燃烧后处理1981年，电力研院进行了小规模的试验验证并评估了把选择催化还原运用于美国低硫煤(CS-4386)的力。对国产硫煤的试验正在进行规划，与此同时，电力研究院已开始了以下两项研究项在1981年验的基础上对年准备的(CS-3603)选择催化还原经济工程更新进评价；另一项是对NO/S0同时制装置的状况、性能特点，成本进行评估以便对烟气脱硫和选择催化还原两者进行选择。虽然选择催化还原对电厂运行的效应并不明显其处理过程已显示出除去NO的力使率达到90%要NO排量达到很低值还有待于更进一步的研究1987年3月德国和澳大利亚安

装的8台择催化还原装置总量为2200MW)行，到1992年个德国安装的选择催化还原装可达到26000MW。本在大约8000MW量的燃煤电厂28000MW容的燃油电厂锅炉上均装有选择催化还原装置。通常的化学反应(见表7-4)。表7-4主反应4NO+4NH+O

氨氧物选还过中生化反→4N+6H

6NO+4NH

→5N+6H

6NO+8NH2NO+4NH4NO+4NH+3O12NO+16NH

→7N+12HO→3N+6H→2N+6H→4NO+6HO→4NOO→NO+3HO→5NO+3H→4NO+6H→14NO+24H

2SO

→2SO

NH+SO+HO+HOHSONH+NHNH+HCl

→NH→(NH)HSO→(NH)+H→(NH)HSO→NHCl

由于烟气中氮的氧化物主要成份是一氧化(NO)反式(1)无疑是发生的主要化学反应所需要的氨氮化物比NH)接近化学计量关系。在不添加催化剂的情况下理的上述还原温度为—900℃是一度窗很狭窄度在～℃会氧化成见应(6)(的还速度很快地降下，当温度低于800℃时，反应速度很慢，此时需添加催化剂。根据所用催化剂的种类，反应温度可

以选择在250～420℃间，甚可以低到～150。选择非催化还原工艺(SNCR)和选择催化还原工艺有不同的还原速(见图7-16)图7-16SNCR和SCR方法的比较反应过程是可选择的，这意味着不应发生氨和二氧化硫的氧化过程。然而，氧对选择性工艺是必不可少的，而且在氧化过程中不排除发生副反应和产物。在所有可能发生的副反应中反应(7)和不希望有的NO反应式～(11)的生成量不会很大。根据化学反应反应(12)～(16)，酸铵[(NH)S0，NH]的生成能会成为一个问题。燃料中含有硫分，在燃料的燃烧过程中，可发现SO的生量有限在加催化剂后反应(12)可看到生成量有额外增加SO与过量的产生反应生成NHHSONHNSO在～240℃温度之间呈液体，当温度低于1℃呈固体。硫酸铵具有腐蚀性和粘性导尾部烟道设备损坏然SO的生量有限其产生的影响不可低估，在德国，随同烟气逃逸反应器的未参与反应的NH因被限制在0.38mg/Nm。对含硫烟气净化，催化剂的温度必须选在上限范围，即320～420℃(二据德国和澳大利亚安装的8台择催化还原装置运行的数据报道年电力研究院和美国环境保护机构联合主办的固定燃烧控制论文集，美国公用事业公司对欧洲装设的选择催还原装置特别感兴趣，因为它们与日本的不同，而更适应美国的环境条件炉渣(液态排渣和固排渣)其生的各种烟气及飞灰特性可能影响催化剂带成分的高硫煤可能过早地浸蚀和降低催化剂的活性3.循环运行(美，欧洲，日本燃煤锅炉基本负荷对及过程控制中提出的问，以及在锅炉经受频繁的温度偏差影响时催化剂的持久性。欧洲的8台选择催化还原装置均高位设计。选择催化还原反应器装在省煤器和空气预热器之间，与湿式脱硫或喷雾干燥脱硫一起使用，并采用板式和蜂窝状式催化剂，其中6台装在固态排锅炉上，第7和8台在液态渣锅炉上，每台处理的烟气量为总烟气的2，除了一台锅炉，其余的均烧硬质煤，其含硫量低于1.3%有时使用的煤含硫量为1.8%，中一台选择催化还原装置脱除NO要求达到，余的脱除NO计为65%～80%。设计去率时，可保证催化剂寿命为12000～16000小时2～年，剩<5ppm此法尚须在运行中验证。到1987年2月每台装置的记录为2000和6000小，数NO脱率设计为80%NH，低率为。(三初次运行及应用中存在的问题：1.NH。入模式与选择催化还原反应器前导管中不均匀流

动的NOx匹配困难2.不能根据低NH3馈来控制优选NH，注入(不能利用可靠的NH监器。3.烧高灰份煤锅炉改型装置的腐及堵塞。4.再环飞灰液态排渣锅炉砷中毒引起的催化剂活性低。5.负荷波动时的过程控制6.过的催化剂处理。用于这些装置的投资费为65～125美元kW(1987年月货汇价，投资费的大小取决于是新安装或由于受严格的占地限制所作的改型。运行费用的变化为每kW5～美分，并保用2～年德国的民用电价大约为10芬儿Wh选择催化还原使电价增加大约10%。据报道，为了竞争，德国划增加20000MW改选择催化还装置，从而使催化剂成本显著降低。原安装成本与Stearns—Roger美国所用的成本预测相比假定催化剂寿命相)去1吨NOx，相应削减成本1350～美元，即比使用低NO燃烧器削减成本高一个数量级。(四选择非催化还原(SNCR)SNCR法一种不使用催化剂，850℃到1100温度范围内还原NO的法。脱硝反应的温度范围称为温度窗口。它与所使用的药品种类有关，最常用的药品为氨和尿素CCO(NH)。喷药点必须位于燃烧室和省煤器间的过热器区域。当温度高于温度窗口时，氮被氧化，生成更多的氧化；当温度低于温度窗口时，转化率变低，可形成氨。烟气中NO和药品在最佳反应温下的良好混合对于提高NO还原率及降低NH，逸是十分重要的烟粘度高投点选用当会影响与品的混合由于负荷变化所引起的温度波动有必要在不同的高度上选择喷药点，以调整至恰当的温度窗口。除了还原剂在烟气中的分布和混之外，其微滴的大小也是相当重要的。过小的微滴会蒸发过快，并在过高温度下反应；较大微滴发过慢，并在较低温度范围内在炉膛顶部反应。在第一种情况下，还原率较低。甚至可能形NO；后一种情况下NH的逃增加。药品的载体可为压缩空气、蒸汽或水，在采用低氮燃烧措施的锅上，可以用上部燃烬风和再循环烟气作载体，从切向或横向喷入。在奥地利、丹麦、德国，荷兰和瑞典的燃煤机组上进行了数次全尺S试。在德国，多数电厂运行人员愿意选择SCR法。为，在对适用的低NO技术须作出决定时，对于SNCR法还法提供令人满意的结果。目前，正在各种小型燃烧设热率50MW)、业炉(玻璃熔炉、水泥窑，以及垃圾焚烧炉上对SNCR法行试验在瑞典正在纸浆及造纸工业的一台黑色溶液回收炉上进行第一批试验。有些运行人员报告SNCR的NO还水平超过80%普遍认为，在一般情况下，考虑到各种运行工况和有氨逃逸SNCR法平还原能力为30%60%如图7-17（垃圾焚烧炉）所示。当净烟侧NO值时，氨的逃逸率超比增加；当NO值80mg/m时，NH的逸量约为15g/m。

//）mgm（量逸逃HN

NO含量3400mg/m3(mg/m干态，容积)NOX含量（图7—17NH3逃量与净烟气含量的关系SNCR法较适用于原烟气NO含量还原率较低的机组。其维修、磨损件及电能的耗用都较低，主要受还原剂成本（所要求的净烟气NO浓和还原率存量和控制技术的影响。对于一台垃圾焚烧炉来说，要求净烟气NO浓小于10，还原大于75%时SNCR的投资仅为相应SCR装置的20%～。SNCR法能对于褐煤锅炉比较适。从示范装置和全尺寸工业设备上得到典型运行数据（燃烧、燃油及燃气表7-5

烟气流量NH/NOX

从范置安尺工设上出典SNCR行据/h3.500～1.5×101.5～

NH逃逸量NO还原率XNO入口浓度X喷药层数温度范围

℃

﹤153060(85)300～14001～49001100SNCR法业机组现已在奥地利德国投入运行（见表7-6组功率>表7-6SNCR商业组电厂和电力公司

电功率

燃料

添加剂

NO还原X

N/R

起动年

备注（MW）

率（%

份奥地利St.Andrǎ,ODKZeltweg,ODKRiederbach,ODK

110137160

褐煤硬煤褐煤

氨水氨水尿素

40～6040～6070

198919891987

DBB切圆燃烧

Mitte,

112

褐煤

尿素

SalzburgerStadtwerke联邦德国HemeⅣMainzlⅡC,BKB

50010075327

硬煤硬煤硬煤褐煤

氨氨氨氨水

﹥50﹥8530

N

1989198919861988

DBB对冲燃烧WBBWBB灰再循环瑞典HallstahammarLinkoping

2222888860

泥煤，木头煤，木头木头，泥煤煤木头，泥煤

NH尿素NH尿素NH

5050505050

NN

19911991199219921991

PF链条炉Stockholm

煤

NH

1991

380

泥煤

尿素

60