烟气脱氮

氮氧化物对环境的损害作用极大，它既是形成酸雨的主要物质之一，也是形成大气中光化学烟雾的重要物质和消耗臭氧的一个重要因素。烟气脱氮，主要是解决一氧化氮、二氧化氮的污染问题，这些物质能与二氧化硫相互作用，加速形成硝酸。烟气脱氮对我们的环境保护意义十分重大。

科技名词定义

环境保护（二级学科）

技术进展目前，NOx的控制主要有燃烧前处理、燃烧方式的改进及燃烧后处理等3种途径，但燃烧后烟气脱氮技术是控制NOx排放的重要方法，大部分烟气中的NOx都是通过该法进行处理。1

吸收法吸收法是工业企业采用较多的处理NOx的方法，主要原理是将NOx吸收到溶液中。比较常见有水吸收法、酸吸收法、碱吸收法、氧化吸收法、液相还原吸收法和络合吸收法等。其中，以尿素为还原剂的液相还原吸收法NOx的脱除率可达90% ，而其他方法的去除率都在40%-80%之间。

吸附法吸附法是一种已经成熟的工业分离技术，基本原理是利用大比表面的吸附剂对NOx进行吸附，通过周期性地改变操作温度或压力进行NOx的吸附和解吸，使NOx从烟气中分离出来,从而达到净化和富集的目的。常用的吸附剂有硅胶、分子筛、活性炭、活性焦、天然沸石及泥煤等。吸附法具有成本低、不产生二次污染等优点，但目前所用吸附剂的吸附量小，当烟气中NOx含量高时,吸附剂用量多、消耗大，设备体积庞大，所以应用并不广泛。

微生物法微生物法的基本原理是使用合适的脱氮菌在外加炭源情况下，利用NOx作为氮源，将NOx转化为无害的N2，而脱氮菌本身获得繁殖。常用的有生物洗涤、生物过滤和生物滴滤等形式。

电子辐射法电子辐射法又称等离子体活化法，通过电子束照射或高压放电将烟气中NOx电离，从而达到脱除NOx的目的。该法包括电子束法和脉冲电晕法。一般用来同时脱除NOx和SO2或与催化相结合使用。该法装置占地小，无二次污染，但能耗较高，设备投资大，运行费用高，抑制了该技术的工业应用。

催化法与以上方法相比，催化法脱氮具有快速、高效等优点，因此被广泛用于燃煤电厂烟气和汽车尾气中NOx的脱除。催化法可分为选择性催化还原（SCR）和选择性非催化还原（SNCR）等两种。其中SNCR技术是在炉膛温度1000℃左右的区域喷入NH3、尿素等还原剂，将NOx还原成N2和H2O，NOx脱除率可达80% ，但反应中会有少量的温室气体N2O产生。该过程不使用催化剂，还原剂由喷嘴喷入燃烧室，根据锅炉的操作负荷，不断调整NH3的喷入量和喷入位置，以保证在最佳温度下喷入NH3。SCR法通过NH3，H2S，CO和烃类物质等还原剂，在V2O5/TiO2等催化剂上与NOx反应，生成无害的N2和H2O，NOx的脱除率可达90%，但运行费用较高。目前实现工业化应用的是以NH3为还原剂，V2O5/TiO2为催化剂的SCR法来脱除固定源废气中的NOx，以及使用Pt-Pd-Rh三元催化剂来净化汽车尾气。

SCR脱氮反应器的核心是脱氮催化剂。它分为蜂窝式和板式两种类型，比表面积为500 m /m-1000 m /m，在催化剂的内表面上分布着由TiO2、WO3或V2O5等组成的活性中心。随着脱氮装置的运行,催化剂会逐渐老化。引起老化的原因主要是催化剂活性中心中毒、活性成分晶型改变以及催化剂通道和微孔的堵塞、腐蚀等。因此，必须定时检测烟气经过每层催化剂后NOx的浓度和氨氮比（NH3/NOx）,确定各层催化剂的活性与老化程度，以确保脱氮装置的正常运行。SCR法的主要难点在于NH3的储存不易控制，NH3喷射不均匀以及易造成二次污染。

烟气脱硫烟气脱硫（Flue gas desulfurization，简称FGD）,在FGD技术中,按脱硫剂的种类划分,可分为以下五种方法：以CaCO3（石灰石）为基础的钙法，以MgO为基础的镁法，以Na2SO3为基础的钠法，以NH3为基础的氨法，以有机碱为基础的有机碱法。

基本原理化学原理：烟气中的SO2 实质上是酸性的，可以通过与适当的碱性物质反应从烟气中脱除SO2。烟道气脱硫最常用的碱性物质是石灰石(碳酸钙, CaCO3)、生石灰(氧化钙，CaO)和熟石灰(氢氧化钙,Ca(OH)2)。石灰石产量丰富，因而相对便宜，生石灰和熟石灰都是由石灰石通过加热来制取。有时也用碳酸纳(纯碱)、碳酸镁和氨等其它碱性物质。所用的碱性物质与烟道气中的SO2发生反应，产生了一种亚硫酸盐和硫酸盐的混合物(根据所用的碱性物质不同，这些盐可能是钙盐、钠盐、镁盐或铵盐)。亚硫酸盐和硫酸盐间的比率取决于工艺条件，在某些工艺中，所有亚硫酸盐都转化成了硫酸盐。SO2与碱性物质间的反应或在碱溶液中发生(湿法烟道气脱硫技术)，或在固体碱性物质的湿润表面发生(干法或半干法烟道气脱硫技术)。

在湿法烟气脱硫系统中，碱性物质(通常是碱溶液，更多情况是碱的浆液)与烟道气在喷雾塔中相遇。烟道气中SO2溶解在水中，形成一种稀酸溶液，然后与溶解在水中的碱性物质发生中和反应。反应生成的亚硫酸盐和硫酸盐从水溶液中析出，析出情况取决于溶液中存在的不同盐的相对溶解性。例如，硫酸钙的溶解性相对较差，因而易于析出；硫酸钠和硫酸铵的溶解性则好得多。在干法和半干法烟道气脱硫系统中，或使烟气穿过碱性吸收剂床喷入烟道气流中，或使固体碱性吸收剂与烟道气相接触。无论哪种情况，SO2都是与固体碱性物质直接反应，生成相应的亚硫酸盐和硫酸盐。为了使这种反应能够进行，固体碱性物质必须是十分疏松或相当细碎。在半干法烟道气脱硫系统中，水被加入到烟道气中，以在碱性物质颗粒物表面形成一层液膜，SO2溶入液膜，加速了与固体碱性物质的反应。

工艺方法方法简介

世界上普遍使用的商业化技术是钙法，所占比例在90%以上。按吸收剂及脱硫产物在脱硫过程中的干湿状态又可将脱硫技术分为湿法、干法和半干（半湿）法。湿法FGD技术是用含有吸收剂的溶液或浆液在湿状态下脱硫和处理脱硫产物，该法具有脱硫反应速度快、设备简单、脱硫效率高等优点，但普遍存在腐蚀严重、运行维护费用高及易造成二次污染等问题。干法FGD技术的脱硫吸收和产物处理均在干状态下进行，该法具有无污水废酸排出、设备腐蚀程度较轻，烟气在净化过程中无明显降温、净化后烟温高、利于烟囱排气扩散、二次污染少等优点，但存在脱硫效率低，反应速度较慢、设备庞大等问题。半干法FGD技术是指脱硫剂在干燥状态下脱硫、在湿状态下再生（如水洗活性炭再生流程），或者在湿状态下脱硫、在干状态下处理脱硫产物（如喷雾干燥法）的烟气脱硫技术。特别是在湿状态下脱硫、在干状态下处理脱硫产物的半干法，以其既有湿法脱硫反应速度快、脱硫效率高的优点，又有干法无污水废酸排出、脱硫后产物易于处理的优势而受到人们广泛的关注。按脱硫产物的用途，可分为抛弃法和回收法两种。

目前，国内外常用的烟气脱硫方法按其工艺大致可分为三类：湿式抛弃工艺、湿式回收工艺和干式工艺。其中变频器在设备中的应用为节约能源做出了巨大贡献。2

干式脱硫干式烟气脱硫工艺

该工艺用于电厂烟气脱硫始于80年代初，与常规的湿式洗涤工艺相比有以下优点：投资费用较低；脱硫产物呈干态，并和飞灰相混；无需装设除雾器及再热器；设备不易腐蚀，不易发生结垢及堵塞。其缺点是：吸收剂的利用率低于湿式烟气脱硫工艺；用于高硫煤时经济性差；飞灰与脱硫产物相混可能影响综合利用；对干燥过程控制要求很高。

喷雾脱硫喷雾干式烟气脱硫工艺

喷雾干式烟气脱硫(简称干法FGD)，最先由美国JOY公司和丹麦NiroAtomier公司共同开发的脱硫工艺，70年代中期得到发展，并在电力工业迅速推广应用。该工艺用雾化的石灰浆液在喷雾干燥塔中与烟气接触，石灰浆液与SO2反应后生成一种干燥的固体反应物，最后连同飞灰一起被除尘器收集。我国曾在四川省白马电厂进行了旋转喷雾干法烟气脱硫的中间试验，取得了一些经验，为在200～300MW机组上采用旋转喷雾干法烟气脱硫优化参数的设计提供了依据。

煤灰脱硫粉煤灰干式烟气脱硫技术

日本从1985年起，研究利用粉煤灰作为脱硫剂的干式烟气脱硫技术，到1988年底完成工业实用化试验，1991年初投运了首台粉煤灰干式脱硫设备，处理烟气量644000Nm/h。其特点：脱硫率高达60%以上，性能稳定，达到了一般湿式法脱硫性能水平；脱硫剂成本低；用水量少，无需排水处理和排烟再加热，设备总费用比湿式法脱硫低1/4；煤灰脱硫剂可以复用；没有浆料，维护容易，设备系统简单可靠。

湿法脱硫FGD工艺

世界各国的湿法烟气脱硫工艺流程、形式和机理大同小异，主要是使用石灰石(CaCO3)、石灰（CaO）或碳酸钠(Na2CO3)等浆液作洗涤剂，在反应塔中对烟气进行洗涤，从而除去烟气中的SO2。这种工艺已有50年的历史，经过不断地改进和完善后，技术比较成熟，而且具有脱硫效率高(90%～98%)，机组容量大，煤种适应性强，运行费用较低和副产品易回收等优点。据美国环保局(EPA)的统计资料，全美火电厂采用湿式脱硫装置中，湿式石灰法占39.6%，石灰石法占47.4%，两法共占87%；双碱法占4.1%，碳酸钠法占3.1%。在中国的火电厂、钢厂，90%以上采用湿式石灰/石灰石-石膏法烟气脱硫工艺流程。但是在中国台湾、日本等脱硫处理较早的国家和地区，基本采用镁法脱硫，占到95%以上。

其主要优点是脱硫效率高，同步运行率高，且其吸收剂的资源丰富，副产品可吸收，商业价值高。目前，镁法脱硫在日本等烟气控制严格的地区应用较多，尤其最早进行脱硫开发的日本地区有100多例应用，台湾电站有95%以上是用的镁法。对硫煤要求不高，适应性好。无论是高硫煤还是低硫煤都有很好的脱出率，可达到98%以上。

镁法脱硫主要的问题是吸收剂单价较高，副产品设备复杂。但是优点是高脱除率，高运行率，副产品经济效益好等。

湿法FGD工艺较为成熟的还有：海水法；氢氧化钠法；美国DavyMckee公司Wellman-LordFGD工艺；氨法等。

在湿法工艺中，烟气的再热问题直接影响整个FGD工艺的投资。因为经过湿法工艺脱硫后的烟气一般温度较低(45℃），大都在露点以下，若不经过再加热而直接排入烟囱，则容易形成酸雾，腐蚀烟囱，也不利于烟气的扩散。所以湿法FGD装置一般都配有烟气再热系统。目前，应用较多的是技术上成熟的再生(回转)式烟气热交换器(GGH)。GGH价格较贵，占整个FGD工艺投资的比例较高。近年来，日本三菱公司开发出一种可省去无泄漏型的GGH，较好地解决了烟气泄漏问题，但价格仍然较高。前德国SHU公司开发出一种可省去GGH和烟囱的新工艺，它将整个FGD装置安装在电厂的冷却塔内，利用电厂循环水余热来加热烟气，运行情况良好，是一种十分有前途的方法。

本词条内容贡献者为:

石季英 - 副教授 - 天津大学