烟气治理中常用的“SCR脱硝工艺”属于哪种反应？

硝指的是烟气中的氮氧化物，会造成酸雨等对大气有所损害，所以要对烟气进行脱硝。河北欣冉环保设备有限公司生产脱硝设备。常用的脱硝方法有1、SCR（选择性催化还原脱硝）技术。2、SNCR（选择性非催化还原脱硝）技术。3、PNCR（SNCR干法脱硝）原理都是用产生的NH3氨气，与NOx反应生成无害的N2和H2O。各种方法根据锅炉的结构，燃料的种类，氧含量及NOX的浓度等，制订相应的解决方案，力求投入低，效果好，运维成本低，对人和设备无害。

1、SCR脱硝技术：目前有高温SCR脱硝和低温SCR脱硝之分，区别于催化剂反应温度2、PNCR高分子脱硝技术：基于高分子基团结构的高分子脱硝剂为核心的炉内脱硝方式3、SNCR脱硝、低氮燃烧等，在超低排放的背景下，这两种脱硝技术的脱硝效率单独来看都难以满足排放要求，目前若要使用，通常采用联合方式即低氮燃烧+SNCR脱硝技术，4、固定床脱硝技术：常用于小型锅炉的烟气脱硝，占地小，性价比比较高。

烟气脱硝是指脱除烟气中的氮氧化物。烟气脱硝一般有选择性催化还原烟气脱硝、选择性非催化还原法脱硝，PNCR高分子烟气脱硝等方法，现比较常用的烟气脱硝方法为PNCR干分子脱硝，其主要工艺是通过气力输送等装置，把高分子脱硝剂直接喷入炉瞠，在高温作用下氨基和高分子连接的化学键断裂并释放出大量的含氨基官能团，氨基官能团与烟气中的氮氧化物（NOx）发生反应，使其达到脱除氮氧化物（NOx）目的。

脱硝技术概念：为防止锅炉内煤燃烧后产生过多的NOx污染环境，应对煤进行脱硝处理。分为燃烧前脱硝、燃烧过程脱硝、燃烧后脱硝。技术：1、选择性非催化还原技术（SNCR）选择性非催化还原法是一种不使用催化剂，在 850～1100℃温度范围内还原NOx的方法。最常使用的药品为氨和尿素。一般来说，SNCR脱硝效率对大型燃煤机组可达 25%～40% ,对小型机组可达 80%。由于该法受锅炉结构尺寸影响很大，多用作低氮燃烧技术的补充处理手段。其工程造价低、布置简易、占地面积小，适合老厂改造，新厂可以根据锅炉设计配合使用。2、选择性催化还原技术（SCR）SCR 是目前最成熟的烟气脱硝技术, 它是一种炉后脱硝方法, 最早由日本于 20 世纪 60~70 年代后期完成商业运行, 是利用还原剂(NH3, 尿素)在金属催化剂作用下, 选择性地与 NOx 反应生成 N2 和H2O, 而不是被 O2 氧化, 故称为“ 选择性” 。世界上流行的 SCR工艺主要分为氨法SCR和尿素法 SCR 2种。此 2种方法都是利用氨对NOx的还原功能 ,在催化剂的作用下将 NOx (主要是NO)还原为对大气没有多少影响的 N2和水 ,还原剂为 NH3。在SCR中使用的催化剂大多以TiO2为载体，以V2O5或V2 O5 -WO3或V2O5-MoO3为活性成分，制成蜂窝式、板式或波纹式三种类型。应用于烟气脱硝中的SCR催化剂可分为高温催化剂（345℃～590℃）、中温催化剂（260℃～380℃）和低温催化剂（80℃～300℃）， 不同的催化剂适宜的反应温度不同。如果反应温度偏低，催化剂的活性会降低，导致脱硝效率下降，且如果催化剂持续在低温下运行会使催化剂发生永久性损坏；如果反应温度过高，NH3容易被氧化，NOx生成量增加，还会引起催化剂材料的相变，使催化剂的活性退化。国内外SCR系统大多采用高温，反应温度区间为315℃～400℃。优点：该法脱硝效率高，价格相对低廉，广泛应用在国内外工程中，成为电站烟气脱硝的主流技术。缺点：燃料中含有硫分, 燃烧过程中可生成一定量的SO3。添加催化剂后, 在有氧条件下, SO3 的生成量大幅增加, 并与过量的 NH3 生成 NH4HSO4。NH4HSO4具有腐蚀性和粘性, 可导致尾部烟道设备损坏。 虽然SO3 的生成量有限, 但其造成的影响不可低估。另外,催化剂中毒现象也不容忽视。扩展资料：根据水泥窑氮氧化物的形成机理，水泥窑降氮减排的技术措施有两大类：一类是从源头上治理。控制煅烧中生成NOx。其技术措施：①采用低氮燃烧器；②分解炉和管道内的分段燃烧，控制燃烧温度；③改变配料方案，采用矿化剂，降低熟料烧成温度。另一类是从末端治理。控制烟气中排放的NOx，其技术措施：①“分级燃烧+SNCR”，国内已有试点；②选择性非催化还原法（SNCR），国内已有试点；③选择性催化还原法（SCR），欧洲只有三条线实验；③SNCR/SCR联合脱硝技术，国内水泥脱硝还没有成功经验；④生物脱硝技术（正处于研发阶段）。总之，国内开展水泥脱硝，尚属探索示范阶段，还未进行科学总结。各种设计工艺技术路线和装备设施是否科学合理、运行可靠的脱硝效率、运行成本、水泥能耗、二次污染物排放有多少等都将经受实践的检验。参考资料来源：百度百科-脱硝

　　莱特.莱德烟气脱硝，是指把已生成的NOX还原为N2，从而脱除烟气中的NOX，按治理工艺可分为湿法脱硝和干法脱硝。主要包括：酸吸收法、碱吸收法、选择性催化还原法、选择性非催化还原法、吸附法、离子体活化法等。国内外一些科研人员还开发了用微生物来处理NOX废气的方法。由于从燃烧系统排放的烟气中的NOx，90%以上是NO,而NO难溶于水,因此对NOx的湿法处理不能用简单的洗涤法。烟气脱硝的原理是用氧化剂将NO氧化成NO2,生成的NO2再用水或碱性溶液吸收,从而实现脱硝。O3氧化吸收法用O3将NO氧化成NO2,然后用水吸收。该法的生成物HNO3液体需经浓缩处理,而且O3需要高电压制取,初投资及运行费用高。ClO2氧化还原法ClO2将NO氧化成NO2,然后用Na2SO3水溶液将NO2还原成N2。该法可以和采用NaOH作为脱硫剂的湿法脱硫技术结合使用,脱硫的反应产物Na2SO3又可作为NO2的还原剂。ClO2法的脱硝率可达95,且可同时脱硫,但ClO2和NaOH的价格较高,运行成本增加。由于炉内低氮燃烧技术的局限性,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,必须进行烟气脱硝处理。通行的烟气脱硝技术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。在众多脱硝方法当中,SCR脱硝技术以其脱硝装置结构简单、无副产品、运行方便、可靠性高、脱硝效率高、一次投资相对较低等诸多优点,在日本和欧美得到了广泛的商业应用。

PNCR高分子脱硝，采用高分子脱硝剂参与烟气氮氧化物的分解，高分子脱硝剂的使用时间更长，效果更好一些。选择性催化还原（SCR）。SCR工艺是一种通过加入选择性还原剂（如氨水、尿素等）和催化剂的作用，将NOx降解为N2和H2O的脱硝技术。该技术具有投资少、适用范围广等优点，但需要保证氨水的供应量和稳定性，同时产生的副产物含汞量高。 选择性非催化还原（SNCR）。SNCR工艺是一种通过添加还原剂（如氨水、尿素等），在一定温度下将NOx还原为N2和H2O的技术。SNCR工艺成本较低，适用范围广，但操作温度窄，容易产生NO、NH3等副产物。 生物法脱硝。生物法脱硝是一种利用微生物将NOx转化为无害物质的技术。具有投资小、运行成本低、对环境污染小等优点，但需要较长的培养时间，运行周期较长，同时受温度、pH值等因素影响。 总的来说，烟气脱硝工艺各有优点，应根据具体情况选择合适的脱硝工艺，达到减少大气污染的目的。

烟气脱硝的原理是利用烟气中的氮氧化物在高温环境中发生反应，把氮氧化物转化为低温环境下易分解的物质，从而达到脱硝的目的。比较常见的是脱硝技术是：pncr高分子脱硝技术。

目前电厂脱硝方法主要有选择性催化还原法（SCR）和非选择性催化还原法（SNCR）以及在二者基础上发展起来的SNCR/SCR联合烟气脱硝技术。这三种烟气脱硝技术均有各自的优缺点。SNCR技术的原理是在锅炉内适当温度（一般为900～1100℃）的烟气中喷入尿素或氨等还原剂，将NOX（氮氧化物）还原为无害的N2（氮气）、H2O（水）。根据国外的工程经验，该技术的脱硝效率约为25%-50%，在大型锅炉上运行业绩较少。SCR技术是将SCR反应器布置在火电机组锅炉省煤器和空气预热器之间，烟气垂直进入SCR反应器，经过各层催化剂模块将NOX还原为无害的N2、H2O。上述反应温度可以在300℃-400℃之间进行，脱硝效率约为70%-90%，在大型锅炉上具有相当成熟的运行业绩。SNCR/SCR混合烟气脱硝技术是集合了SCR与SNCR技术的优势而发展起来的，该技术降低了SCR系统的装置成本，但技术工艺系统相对比较复杂。该技术更适合含灰量高、脱硝效率要求较高的情况。

1、活性炭法 该工艺主体设备是一个类似于超吸附塔的活性炭流化床吸附器，在吸附器内，烟气中的SO2被氧化成SO3并溶于水中，产生稀硫酸气溶胶，随后由活性炭吸附。向吸附塔内注入氨，氨与NOx在活性炭催化还原作用下生成N2，吸附有SO2的活性炭可进入脱附器中加热再生。 2、SNOx（WSA-SNOx）法 WSA-SNOx法是湿式洗涤并脱除NOx技术。在该工艺中烟气首先经过SCR反应器，NOx在催化剂作用下被氨气还原为N2，随后烟气进入改质器中，SO2在此被固相催化剂氧化为SO3，SO3经过烟气再热器GGH后进入WSA冷凝器被水吸收转化为硫酸。 3、NOxSO法 在电除尘器下游设置流化床吸收塔，用硫酸钠浸渍过的u03b3－Al2O3圆球作为吸收剂，吸收剂吸收NOx、SO2后，在高温下用还原性气体（CO、CH4等）进行还原，生成H2S和N2。 4、高能粒子射线法 高能粒子射线法包括电子束（EBA）工艺和等离子体工艺，原理是利用高能粒子（离子）将烟气中的部分分子电离，形成活性自由基和自由电子等，氧化烟气中的NOx。这种技术不仅能去除烟气中的NOx和SO2，还能同时去除重金属等物质。 5、湿式FGD加金属螯合物法 仲兆平等发明了喷射鼓泡法用烟气脱硫脱硝吸收液，包括石灰或石灰石浆液、占石灰或石灰石浆液0.05%～0.5%（质量分数）的水溶性有机酸和占石灰或石灰石浆液0.03%～0.3%（质量分数）的铁系或铜系金属螯合物。 6、氯酸氧化法 由于氯酸的强氧化性，采用含有氯酸的氧化吸收液可以同时脱硫脱硝，脱硫率可达98%，脱硝率达95%以上，还可以脱除有毒的微量金属元素。除了采用氯酸脱硫脱硝外，采用NaClO3/NaOH同时脱除SO2和NOx也获得较好的效果。

烟气SNCR脱硝工艺（工艺简图）烟气SCR脱硝工艺（工艺简图）不同类型脱硝催化剂对比详细在线咨询：网页链接

锅炉烟气的脱硝技术主要分为两种：1、SCR（选择性催化还原脱硝）技术；2、SNCR（选择性非催化还原脱硝）技术；后来因为SNCR为湿法，会造成能量损失于是国内科学家又推出了第三种：PNCR（SNCR干法）脱硝技术。这三技术，也有互相搭配的用法。主要功能就是利用原料产生氨气，SCR采用催化剂的方法，把烟气中的氮氧化物，还原成N2和H2O的技术。其实这个问题问的有点笼统，锅炉也分好多种。按燃料分，按作用，按结构分，但是万变不离其宗，都是采用还原法。

很多公司从火电厂烟气脱硫起步，开展烟气脱硝工作，经常自觉不自觉地用脱硫的思路去看待脱硝的问题，但是两者之间差别还是很大的。将脱硫、脱硝调试工作期间的一些心得体会罗列如下，供各位参考。 1）脱硫中二氧化硫浓度与燃煤硫份直接相关，这决定了我们用几台循环泵，液气比多大，脱硝则很大程度上取决于锅炉型式和燃烧水平，入口氮氧化物的浓度决定催化剂的设计，很大程度上也决定了液氨的消耗量。 2）脱硫Ca/S比与脱硝mol比的不同 脱硝效率70%，mol比大约0.703，效率80%，mol则为0.805，与效率直接相关。脱硫则不然，不论效率95%还是80%，理想的Ca/S比一般为1.02--1.05。脱硫和脱硝的差别关键在于定义不一样。脱硫的Ca/S比概念是基于脱除的二氧化硫，而脱硝的mol比是基于入口氮氧化物浓度（不是脱除的氮氧化物）。如果两者都基于脱除的二氧化硫（氮氧化物），则比例基本上都是略大于1。 3）脱硫废水与脱硝废水泵 脱硫工艺过程中形成废水，需要不断地处理排放以保证系统的氯离子、重金属等维持在一定范围内。而脱硝氨区的废水泵所指的“废水”严格意义上不是脱硝废水，而是氨区雨水、消防水、氨罐喷淋水等汇集到地坑（当然也有几率很小的安全阀动作、检修，收集氨气形成的氨水），由“废水泵”打出。 “废水泵”的概念容易导致人们误解，以为脱硝工艺过程产生废水。经常有人问脱硝废水如何处理、排放，就是这个概念的误导。 如果将废水泵改为地坑泵可能更有利于交流和沟通。 4）吸收剂的消耗量 脱硫石灰石的消耗与负荷近似成正比，很多人以为这条经验适用于脱硝，其实不然。氮氧化物的含量与锅炉负荷、温度有很大关系，低负荷工况下，往往伴随着氮氧化物浓度的提高，这也是有的电厂负荷低时，液氨消耗量反而高的原因。 从电厂经济运行的角度看，大负荷工况下运行，氮氧化物含量降低，减少了污染，ue006提高了经济效益。不论从整个社会看，还是从脱硝运行的成本看，满负荷是科学发展的要求和体现。 5）运行控制的不同 脱硫主要控制的是浆液PH 值，在此基础上根据硫份、负荷、排放浓度考虑运行几层喷淋层。而脱硝直接控制的是出口浓度（或效率），随着电厂对脱硝运行水平期望值的提高，要实现压线运行，而氮氧化物浓度、烟气量受很多条件干扰，要避免短时间超标，控制就更难了。 6）脱除剂的过量导致不同后果 相同点：脱除剂的过量投入，都会引起效率的提高、脱除剂的浪费，抛开经济因素其带来的后果存在很大差异。 石灰石的过量，最明显的特点是PH的提高，石膏中石灰石含量超标，其主要问题是经济方面，石灰石浪费，石膏不纯，长期运行还有磨损、结垢问题。 氨气过量，抛开经济因素，最大的问题是氨逃逸。过量逃逸的氨气会和烟气中的三氧化硫反应，导致后面空预器的堵塞，直接威胁系统安全运行。 因此，烟气脱硝应避免一味追求“高效率”。 7）脱除剂过量原因 石灰石浆液的品质，影响因素很多，且不说石灰石的活性，就是运行不当引起的石灰石浆液细度，就可能导致PH 偏低、效率下降，为提高PH和效率认为加大石灰石供给量，导致石膏中石灰石过量。石膏浆液品质（灰尘、氯离子等）直接影响反应，品质变差也导致所加石灰石过量。 脱硝则相对简单，一般可以不考虑氨气品质（买来液氨纯度都比较高），导致氨气过量的主要是控制模式，随着氮氧化物含量的提高，一味保证出口浓度，可能导致逃逸率提高。 从脱硝长期运行看，喷氨格栅的局部堵塞、不均匀，催化剂吹灰效果不佳，积灰堵塞，导致流量不均，也可能引起局部逃逸率升高。因此脱硝稀释风机、SCR区吹灰器、催化剂压差成为锅炉运行的关注点。 8）脱硝“逃逸率”概念的局限性 脱硫经常提及石膏含水率和石灰石含量，脱硝则经常提及逃逸率概念，逃逸率的含义是SCR出口氨气的浓度，单位ppm。实际意思是“逃逸量”，而不是比率，也就是与入口高低没有关系。这个概念不符合我们中国人的用语习惯，如果行业内引进技术时用“逃逸量”对于我们国人就好理解了。 9）严密性的不同要求 脱硫浆液管路大都是衬胶管路，且其工作压力不高，因此行业内对其耐压、严密性要求不高，即便偶尔不严有渗漏现象，用扳手紧一下就解决了。 脱硝的氨设备和管路，严密性要求很高，不但要进行耐压试验还要进行严密性试验。特别注意的是水压试验不能代替气密性试验，在进行气密性试验时要注意静置时间，由于气体受温度影响很大，在比较压力时，要充分考虑温度影响，经过温度换算可以，从实际经验看，静置24小时左右，温度基本一致时观察压力变化更直观。 脱硫管道渗漏，主要影响文明生产，且容易处理。氨泄漏主要是人身安全问题，氨气泄漏后，及时切断，相对可控，液氨罐泄漏可能导致严重后果。应倍加重视。 10）通风与气体置换 烟气脱硫，常提到通风条件，一般没有气体置换说法，例如进入箱罐、吸收塔、GGH工作要保证通风。脱硝则强调“置换”概念，进氨之前要用氮气置换空气，其含氧量达到2%（企业标准）一下，才具备进氨条件。箱罐检修，氮气置换氨气，空气置换氮气时，测定排放点氧含量18～21%，才算合格。

4NO+4NH3+O2-4N2+6H2O 6NO2+8NH3-7N2+12H2O NO+NO2+2NH3-2N2+3H2O 4NH3+3O2-2N2+6H2O 4NH3+5O2-4NO+6H2O 这是机理影响因素：烟气与氨气必须混合均匀、并在反应器内分布均匀氨的逃逸量小于5ppm,避免由于氨气逃逸所造成的新污染反应温度

选择催化还原法（SCR），脱硝效率达到95%，是目前公认最有前景的技术用NH3作还原剂将NOx催化还原为N2；烟气中的氧气很少与NH3反应，放热量小 选择性非催化还原法（SNCR），脱硝效率在30%—50%之间在高温和没有催化剂的情况下，通过烟道气流中产生的氨自由基与NOx反应；烟气中的氧参与反应，放热量大 其他方法正在逐步淘汰出市场，不予介绍我公司引进的韩国纳米脱硝技术，使用高温陶瓷过滤器，非常适合水泥厂使用，水泥厂主要是除尘，高温陶瓷过滤器主要功能也是除尘，效果是目前公认最好的， 脱硝催化剂直接烧制在高温陶瓷过滤器内壁，脱硝效率达到95%以上

SCR 选择性催化还原烟气脱硝技术，SNCR 选择性非催化还原烟气脱硝技术

SNCR 技术脱硝原理为在850～1100℃范围内。NH3或尿素还原NOx的主要反应为，NH3为还原剂:4NH3 + 4NO +O2 → 4N2 + 6H2O尿素为还原剂 :NO+CO(NH2)2 +1/2O2 → 2N2 + CO2 + H2O，SNCR烟气脱硝工艺系统主要包括还原剂储存系统、循环输送模块、稀释计量模块、分配模块、背压模块、还原剂喷射系统和相关的仪表控制系统等。烟气脱硝工艺简SNCR 是一种选择性的非催化还原脱硝技术，即在炉温850~1100 ℃的区域内注入 NH3、尿素和其他还原剂，还原剂迅速热分解为 NH3和 NOx并与烟气中的 NOx进行选择反应。NOx还原为 N2和 H2O，该方法基于炉子或炉子反应器，该过程简单易操作。反应原理，还原 NO 所依赖的化学反应效率取决于 NO 烟气温度，高温下的停留时间，包括还原剂注入的类型和数量，混合效率和氨化合物中 NOx的含量等。SNCR 方法使用尿素、CO（NH2）2作为还原剂。它将尿素水溶液注入负载有 NOx的燃烧产物的路径中。尿素热分解产生化学物质，该化学物质与 NOx反应形成氮、二氧化碳和水。

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各有利弊，有在除尘前的，也有在除尘后的。因为脱硝需要较高的烟气温度，除尘后烟气温度降低，造成脱硝效率下降。有的电厂通过热蒸汽对脱硝塔进行加热，从而保持脱硝设备的温度。在除尘前的比较多，但是，烟气中的飞灰多了容易堵塞脱硝塔的催化剂孔隙，造成脱硝设施无法使用，只能停工检修。

烟气脱硝技术主要有选择性催化还原烟气脱硝、选择性非催化还原法脱硝。1.微生物来处理NOX废气的方法由于从燃烧系统排放的烟气中的NOx，90%以上是NO，而NO难溶于水，因此对NOx的湿法处理不能用简单的洗涤法。烟气脱硝的原理是用氧化剂将NO氧化成NO2，生成的NO2再用水或碱性溶液吸收，从而实现脱硝。O3氧化吸收法用O3将NO氧化成NO2，然后用水吸收。该法的生成物HNO3液体需经浓缩处理，而且O3需要高电压制取，初投资及运行费用高。ClO2氧化还原法ClO2将NO氧化成NO2，然后用Na2SO3水溶液将NO2还原成N2。该法可以和采用NaOH作为脱硫剂的湿法脱硫技术结合使用，脱硫的反应产物Na2SO3又可作为NO2的还原剂。ClO2法的脱硝率可达95%，且可同时脱硫，但ClO2和NaOH的价格较高，运行成本增加。2.选择性催化还原SCR法脱硝选择性催化还原SCR法脱硝是在催化剂存在的条件下，采用氨、CO或碳氢化合物等作为还原剂，在氧气存在的条件下将烟气中的NO还原为N2。可以作为SCR反应还原剂的有NH3、CO、H2，还有甲烷、乙烯、丙烷、丙稀等。以氨作为还原气的时候能够得到的NO的脱除效率最高。SCR反应是氧化还原反应，因此遵循氧化还原机理或Mars-vanKrevelen-type机理。目前，国外学者已经在SCR反应的反应物是NO达成了一致，而不是NO2，并且O2参与了反应。3.非催化还原法脱硝法SNCR是选择性非催化还原，是一种成熟的低成本脱硝技术。该技术以炉膛或者水泥行业的预分解炉为反应器，将含有氨基的还原剂喷入炉膛，还原剂与烟气中的NOx反应，生成氨和水。在选择性非催化还原法脱硝工艺中，尿素或氨基化合物在较高的反应温度（930～1090℃）注入烟气，将NOx还原为N2。还原剂通常注进炉膛或者紧靠炉膛出口的烟道。

1. HNCR脱硝技术HNCR脱硝是将还原剂（固体干粉高分子）喷入炉内700～850度区间，在高温下将氮氧化物还原成氮气和水， 实现氮氧化物达标排放，脱硝效率大于80%。2.SNCR 脱硝技术SNCR 是一种选择性的非催化还原脱硝技术，即在炉温850~1100 ℃的区域内注入 NH3、尿素和其他还原剂，还原剂迅速热分解为 NH3和 NOx并与烟气中的 NOx进行选择反应。NOx还原为 N2和 H2O，该方法基于炉子或炉子反应器，该过程简单易操作。3.SCR脱硝技术SCR 脱硝是将烟气在200～400度 温度下，借助催化剂实现还原反应，将氮氧化物还原成氮气和水， 实现氮氧化物达标排放，脱硝效率大于90%。4.SNCR/SCR 联用技术SNCR/SCR 组合技术是指在烟气工艺中安装 SNCR 和 SCR设备。在 SNCR 部分注入氨等作为还原剂，以部分去除 SNCR装置中的 NOx；在 SCR 段中，通过 SNCR 工艺逸出的氨气在SCR 催化剂 H2O 的作用下将烟道气中的 NOx还原为 N2。

脱硝技术是用于减少氮氧化物（NOx）排放的一种技术。氮氧化物是由燃烧过程中的高温条件下氮和氧的反应产生的。它们是大气污染物之一，对空气质量和人类健康有害。脱硝技术旨在降低燃烧过程中产生的氮氧化物的排放量。其中最常用的脱硝技术是选择性催化还原（Selective Catalytic Reduction，SCR）和选择性非催化还原（Selective Non-Catalytic Reduction，SNCR）。SCR技术使用一种催化剂（通常是钛酸钒或二氧化钛）将氮氧化物与尿素或氨气等还原剂在一定温度下催化反应，将氮氧化物转化为氮气和水。这种技术需要高温和催化剂的存在。SNCR技术则是在燃烧过程中，通过加入尿素或氨水等还原剂，将氮氧化物与还原剂在高温下直接反应，减少氮氧化物的生成。这种技术不需要催化剂，但温度和还原剂的投加量需要精确控制。脱硝技术在电厂、工业炉窑和柴油发动机等燃烧设备中得到广泛应用，以减少氮氧化物对环境和健康的不利影响。它是一种重要的大气污染物控制技术。

http://www.lygrgy.com/Html/About2.asp?ID=28&bdclkid=Kd0_J2QUNXTk4-hhYrFQBNt1Ts_K0gs6JT2bKUSFJZ3P,供你参考一下。

在烟道上加装脱硝催化剂，通过催化剂和从烟道外部及时喷入的氨水或者尿素的共同作用，将NOx转化为N2即可。当然，进行脱硝反应需要一定的温度，一般在250度～400度之间；烟气中的粉尘含量不能太高，否则将导致催化剂不能接触烟气，脱硝反应不能进行。脱硝催化剂一般在3～5年需要更换一次，以确保催化剂的活性。

问题一：脱硫脱硝工程的意思是什么呢？ 脱硫的意思是脱除烟气中的二氧化硫（SO2）酸性气体，目前方法主要是酸碱中和； 脱硝的意思是脱除烟气中的氮氧化物（NOx），目前处理的办法主要是催化氧化。 脱硫脱硝工程是个专业性很强的系统性工程，需要建设一整套的设施，跟建设一个工厂差不多，一般都会由专业的环保公司来承包。 问题二：脱硫脱硝工程到底是什么意思？ 脱硫脱硝都是为了环保，选仪器还是选原料看设计工艺了，两种都可以用。 问题三：脱硫脱硝有什么区别 脱硫脱硝目前就2个区别：1弧脱除物质不一样，因此处理的工艺和所需药剂不同；2、脱硫工艺目前相对成熟，而脱硝工艺还在改进中。 至于楼上说的脱硝电价补贴，脱硝已经有了。 脱硝目前存在的问题是：1、SNCR炉内脱硝的腐蚀问题；2、脱硝影响因素理论上比脱硫多不少，实际工程中同样炉型同样燃烧状况同样的位置进行喷氨，由于一氧化碳、风场、温度场、煤质等影响，很可能结果会差别很大。 脱硝比脱硫唯一最大的区别就是脱硝对于煤粉炉可以通过调整燃烧更换燃烧器来实现氮氧化物的减排，而这种方式除了初期投资以外是没有任何运行成本的，脱硫目前暂无像脱硝低氮燃烧改造这样零运行成本而效果明显的工艺。 问题四：脱硫脱硝工作原理是什么 脱硫脱硝塔工作原理，是指把已生成的NOX还原为N2，从而脱除烟气中的NOX，按治理工艺可分为湿法脱硝和干法脱硝。主要包括：酸吸收法、碱吸收法、选择性催化还原法、非选择性催化还原法、吸附法、离子体活化法等。国内外一些科研人员还开发了用微生物来处理NOX废气的方法。 问题五：脱硫脱酸脱硝是什么意思 脱硫脱硝塔工作原理，是指把已生成的NOX还原为N2，从而脱除烟气中的NOX，按治理工艺可分为湿法脱硝和干法脱硝。主要包括：酸吸收法、碱吸收法、选择性催化还原法、非选择性催化还原法、吸附法、离子体活化法等。国内外一些科研人员还开发了用微生物来处理NOX废气的方法。 问题六：脱硫是什么意思？ 脱硫就是将锅炉然后后排放的二氧化硫与石灰石浆液反应生成石膏！为了是达到国家下达的节能减排要求！

非选择性催化还原法

烟气中水份含量高对scr有影响有一定危害的，不过毒性比较小。根据 HJ 562-2010《火电厂烟气脱硝工程技术规范选择性催化还原法》，SCR脱硝催化剂的主要成分是二氧化钛、五氧化二钒、三氧化钨等，其中二氧化钛属于无毒物质、五氧化二钒和三氧化钨属于微毒物质，长期吸入或者吞服是有害的。选择性催化还原烟气脱硝技术,如果加入催化剂,反应温度可以降低到320-400℃.SCR一般布置在省煤器与空预器之间,烟温就是400度以内,不加催化剂,基本无法反应.催化剂一般选用TiO2为基体的V2O5和WoO3 混合物,对人体肯定有害

燃煤锅炉在燃烧过程中会产生大量的烟气，其中含有大量的灰尘、二氧化硫和氮氧化物等有害物质，对环境和人的健康造成威胁。因此，燃煤锅炉需要进行烟气除尘脱硫脱硝处理。一般来说，烟气治理工艺可以分为以下几个步骤：1. 粗除尘：烟气首先进入的是粗除尘器，通过机械设备将大颗粒的灰尘和颗粒物体进行捕集，达到初步去除的效果。2. 脱硫：烟气由粗除尘器出口进入脱硫工艺部分，此处通常采用喷雾式脱硫，依靠喷雾剂将SO2在脱硫剂溶液中形成硫酸钙 ，从而达到去除2/3的二氧化硫的效果，使残留的二氧化硫浓度降低到50mg/m3以下。3. 脱硝：脱硫后的烟气接着进入设备内进行脱硝，通常采用选择性催化还原氮氧化物（SCR）工艺。在催化剂的作用下，硝酸盐反应生成氮气和水，有效降低了燃煤锅炉排放的氮氧化物浓度。4. 细除尘：脱硫脱硝后进一步进入细除尘室，并在电场中以电荷互相吸附后进行捕集。达到粉尘收集率高的效果。综上所述，这些烟气脱硫脱硝工艺的实施，总体上是为了使燃煤锅炉的烟气排放达到环保监管标准，减少人类社会对自然环境造成的影响。

系统简单不需要改变现有锅炉的设备设置，而只需在现有锅炉的基础上增加氨或尿素储槽、氨或尿素喷射装置及其喷射口即可，系统结构比较简单系统投资小由于系统简单以及运行中不需要使用催化剂，所以造价和运行成本比较低，有较大的经济优势阻力小不需要对锅炉排风系统进行改造,所以对锅炉的正常运行影响较小系统占地面积小只需要较小的氨或尿素储槽和输送系统，可放置锅炉附近的空旷位置，不占用锅炉房内紧凑的空间系统可优化通过有效的雾化控制模式、更精确的NOX的测量技术，可以更好控制还原剂的喷入量和混合程度，使其可获得更高更稳定的脱硝效率可兼容可以与低氮燃烧技术联合使用，实现更高的脱硝效率，满足更加严格的治理要求周期短建设周期短，基建投资少

烟气脱硫脱硝，主要有这些行业需要，如：玻璃窑炉、火力发电厂、水泥厂、焦化厂、石化企业、钢铁厂等。其中脱硫脱硝方法，效果比较好的分别是：脱硫方法比较好的是：sds碳酸氢钠脱硫脱硝方法比较好的是：pncr高分子脱硝

除尘前，脱硝都需要较高的温度。

脱硫脱销概念股上市公司汇总■燃控科技（300152）脱硝烟气净化；收购武汉华是100%股权，该公司主要从事锅炉节能降耗提效、燃烧设备、燃烧控制系统、烟气净化系统、灰渣综合处理等产品技术研究、设计制造、市场销售和技术服务。公司研发了水泥窑炉点火及低NOx技术方案，并计划开展锅炉燃烧富氧技术研究、垃圾焚烧烟气治理等各领域。■菲达环保（600526）我国最早进入大气污染防治设备行业的企业之一，其电力设备电除尘器综合市场占有率为25％，其中300MW机组配套的电除尘器市场占有率为33.65％，600MW、1000MW等大型机组配套的电除尘器市场占有率保持在75％以上。06年公司生产的菲达牌电除尘器荣获“中国名牌产品”称号。公司还是国内唯一一家具备为用户提供除尘--输送--脱硫三大相关系列产品的企业，能实现项目总承包。持股66.44％的控股子公司中电投远达环保有限公司是中国西部地区首屈一指的脱硫工程公司。■科林环保（002499）空气除尘工业除尘；公司是集大气污染控制领域除尘系统设计、袋式除尘器的研发、设计、制造、销售为一体的工业粉尘治理解决方案提供商，其历史可以追溯至1979年，至今已拥有超过30年的大气环保行业经验。公司是国内最大的袋式除尘设备专业制造企业之一，市场份额约为4.88%，产品袋式除尘器主要用于冶金、电力、粮食加工、建材类等下游行业的尾气净化除尘。■永清环保（300187）脱硫为主营；专业环保节能服务商：公司主要为火电、钢铁、有色、造纸等高污染、高耗能行业提供除污和节能服务；除污方面，公司提供烟气处理系统解决方案，以脱硫为主（包括火电脱硫、钢铁烧结脱硫、有色脱硫等），同时向脱硝、除尘领域拓展。■龙净环保（600388）公司是一家主营除尘器、脱硫脱硝工程的上市公司。公司拥有巨大的客户资源优势，预计一旦脱硝市场爆发，其将成为最大的受益者之一。公司的烟气脱硫技术引进德国LLB公司的干、湿法脱硫技术，其技术水平在国内居领先地位。产品一直受到国内相关厂商的欢迎，公司收到的大订单也是源源不断，加上公司除尘的先进技术，未来在环保领域获得高额收益潜力巨大。公司干法脱硫处国际国内领先地位，成功突破66万KW机组和冶金行业干法脱硫项目的应用，脱硫业务快速成长；公司被科技部授予全国首批（55家）“国际科技合作基地”，“干法脱硫”和“电袋除尘”两项技术成果均荣获国家环保局2007年科技进步二等奖;其“大型燃煤机组干法脱硫技术开发”被列入国家863重大科研项目计划，获得zf资金支持。■龙源技术（300105）公司主营低氮节能点火设备。我们预计未来数年将有5亿千瓦火电机组将安装低氮节能点火设备，市场容量超过20亿元。公司2010年底与国电大同签订了循环水余热回收合同标志着公司进入余热回收领域，新的业务将给公司长期增长带去新的成长空间。预计公司2011-2013年每股收益分别为1.20元、2.03元和2.97元。 国电系间接控制，低氮燃烧产品脱硝减排。■九龙电力 （600292）环保业务：控股子公司中电投远达环保工程有限公司（注册资本7500万元，公司持股比例66.44%），从事脱硫脱硝业务。公司业务已由单一工程建设逐步向经营维护和环保产品制造转型，环保业务由原电力环保为主拓展至非电领域。投资控股远达集团是以烟气脱硫技术及装置产业化为主，是集烟气脱硫工程工艺设计、技术引进、成套设备开发制造、施工安装、调试维修、www.southmoney.com人员培训为一体的企业，拟引进日本三菱重工的FGD技术，分三期逐步实现全部脱硫技术及装置的国产化，通过国产化，能使300MW火电机组的二氧化硫脱硫装置价格由进口价的3至4亿元人民币降低到1.4亿元人民币。。■科远股份（002380）节能减排控制系统：公司专门针对生物质能发电、风力发电、建材行业水泥低温余热发电、煤矸石发电、冶金行业的高炉煤气综合利用，垃圾焚烧发电，燃煤电厂二氧化硫，氮氧化物治理，干法熄焦装置，大型循环流化床锅炉发电机组等9大节能减排领域开发了NT6000系统。■国电清新 （002573）烟气脱硫领军企业：公司是集大型燃煤电厂烟气脱硫技术研发、脱硫系统设计、湿干法脱硫装置造、脱硫特许经营于一体的技术领先的高科技电力环保企业，主要客户均为国内各大型发电集团下属的大中型燃煤电厂，主要隶属于大唐、华能、中电投、神华、华润等发电集团。■同方股份（600100）公司投资的同方环境拥有TKC烟气脱硝技术、AEE烟气脱硫技术、鲁奇布袋除尘技术、电袋一体化技术、液柱法脱硫自主技术，目前已服务十多家电厂烟气脱硫、锅炉除尘项目。公司在能源环境、烟气脱硫、水处理与水务领域、清洁燃烧及废弃物处理、除尘、资源综合利用等新技术应用领域居国内前列，具有相当强的竞争实力。■山大华特（000915）山大华特公司环保产业包括山大华特环保分公司、山大华特环保工程有限公司，涉及水处理设备、消毒产品、电厂烟气脱硫等业务。华特环保分公司是省高新技术企业，是国内最早研制开发、也是目前国内生产规模最大、历史最久、技术研发实力最雄厚的ClO2发生器、消毒剂专业制造企业，已形成八大系列一百多个规格的ClO2发生器产品以及十余个规格的卫生消毒系列用品。而华特环保工程公司也是国内大型燃煤锅炉烟气脱硫工程总承包商，引进具有国际先进水平的美国Marsulex公司烟气脱硫技术，拥有国际一流的烟气脱硫研发中心、国家烟气脱硫重点实验室和烟气脱硫设备生产基地，脱硫技术国内领先，专业从事以火电厂烟气脱硫为主的环境污染控制和治理。■三聚环保（300072）公司主营脱硫催化剂产品、脱氯剂、脱砷剂等，是中石油和中石化一级生产供应商与A类供应商。未来公司脱硫净化剂无定形羟基氧化铁对高浓度CO2具有很好耐受性，并具有高容硫的特性，产能在明年上半年将大幅提升，其应用领域不断拓宽，将成为公司利润的主要增长点。脱硫催化剂和特种催化剂在原油加氢精制等领域具有广阔的市场需求，特别是我国对环保要求提高，对燃油标准强制性提高的情况下，按照世界平均水平加氢能力，催化剂的用量将达到1.86万吨；在润滑油加氢异构化、甲醇合成催化剂、醛加氢催化剂方面有望实现进口替代。■众合机电（000925）公司是国内机电一体化设计制造烟气脱硫装置等大气污染治理设备的大型研发生产基地，目前是国内可以同时实现海内外EPC总包及国内BOT运营双翼发展战略的烟气脱硫类上市公司，已投产运营的脱硫工程容量排名行业第四，上市公司第一。网新机电从事燃煤发电厂的机电脱硫工程总承包业务，已经成功为国内多家主要发电公司提供湿法脱硫装置，客户已经覆盖包括华能国际、大唐发电、国电集团在内的国内五大国有发电公司，已承接的湿法脱硫项目数量达30余个。■凯迪电力（000939）公司是世界上第一家同时拥有30万装机以上干法烟气脱硫技术和60万装机以上湿法烟气脱硫技术的企业，已占据了超过50％的市场份额，成为行业主导者。■东湖高新（600133）烟气脱硫BOOM项目：公司已成立五个环保分公司专业从事烟气脱硫BOOM项目，公司烟气脱硫装机总容量达到500万千瓦，投资规模达7亿元，是国内由第三方投资、运营、维护“脱硫岛”规模最大、占有率最高的企业之一。■浙大网新（600797）公司的电力环保业务稳定发展，并获得了环境工程（废气）专项工程设计甲级资质。报告期内，新签烟气脱硫总包合同13单，继续巩固了在中国电力环保业的领先地位。控股股东浙江浙大网新集团与意大利IDRECO组成联合体与保加利亚马里查东二热电厂、保加利亚环境和水资源部签订烟气脱硫项目合同，浙大网新机电工程公司为本项目具体实施方。海亮股份（002203）拟向大股东定增，以6.6亿元的对价收购海亮环材。海亮环材是我国最大的蜂窝式SCR脱硝催化剂生产供应商之一，产能达4万立方米每年，交易对方承诺其2015至2017年净利分别不低于6899万元、8646万元、1.02亿元。

脱硝声波清灰器设备，主要用于清除SCR反应器进出口及催化剂表面或内部钢构件表面积灰的清除，延长SCR中催化剂活性和使用寿命，同时降低系统中压力阻力，清除飞灰过分波动对后续除尘器的影响，并可减少每年用于维修的人力及材料费用，缩短生产停工周期，以及延长两次检修之间的运行时间。

烟气中含有其他金属物质

脱硫脱硝的方法，总结了六种：1）活性炭法该工艺主体设备是一个类似于超吸附塔的活性炭流化床吸附器，在吸附器内，烟气中的SO2被氧化成SO3并溶于水中，产生稀硫酸气溶胶，随后由活性炭吸附。向吸附塔内注入氨，氨与NOx在活性炭催化还原作用下生成N2，吸附有SO2的活性炭可进入脱附器中加热再生。2）SNOx（WSA-SNOx）法WSA-SNOx法是湿式洗涤并脱除NOx技术。在该工艺中烟气首先经过SCR反应器，NOx在催化剂作用下被氨气还原为N2，随后烟气进入改质器中，SO2在此被固相催化剂氧化为SO3，SO3经过烟气再热器GGH后进入WSA冷凝器被水吸收转化为硫酸。3）NOxSO法在电除尘器下游设置流化床吸收塔，用硫酸钠浸渍过的γ－Al2O3圆球作为吸收剂，吸收剂吸收NOx、SO2后，在高温下用还原性气体（CO、CH4等）进行还原，生成H2S和N2。4）高能粒子射线法高能粒子射线法包括电子束（EBA）工艺和等离子体工艺，原理是利用高能粒子（离子）将烟气中的部分分子电离，形成活性自由基和自由电子等，氧化烟气中的NOx。这种技术不仅能去除烟气中的NOx和SO2，还能同时去除重金属等物质。5）湿式FGD加金属螯合物法仲兆平等发明了喷射鼓泡法用烟气脱硫脱硝吸收液，包括石灰或石灰石浆液、占石灰或石灰石浆液0.05%～0.5%（质量分数）的水溶性有机酸和占石灰或石灰石浆液0.03%～0.3%（质量分数）的铁系或铜系金属螯合物。6）氯酸氧化法由于氯酸的强氧化性，采用含有氯酸的氧化吸收液可以同时脱硫脱硝，脱硫率可达98%，脱硝率达95%以上，还可以脱除有毒的微量金属元素。除了采用氯酸脱硫脱硝外，采用NaClO3/NaOH同时脱除SO2和NOx也获得较好的效果。

SCR脱硝技术SCR（Selective Catalytic Reduction）即为选择性催化还原技术，近几年来发展较快，在西欧和日本得到了广泛的应用，目前氨催化还原法是应用得最多的技术。它没有副产物，不形成二次污染，装置结构简单，并且脱除效率高（可达90%以上），运行可靠，便于维护等优点。选择性是指在催化剂的作用和在氧气存在条件下，NH3优先和NOx发生还原脱除反应，生成氮气和水，而不和烟气中的氧进行氧化反应，其主要反应式为：4NO+4NH3+O2→4N2+6H2O（1）2NO2+4NH3 +O2→ 3N2+6H2O（2）在没有催化剂的情况下，上述化学反应只是在很窄的温度范围内（980℃左右）进行，采用催化剂时其反应温度可控制在300-400℃下进行，相当于锅炉省煤器与空气预热器之间的烟气温度，上述反应为放热反应，由于NOx在烟气中的浓度较低， 故反应引起催化剂温度的升高可以忽略。下图是SCR法烟气脱硝工艺流程示意图SCR脱硝原理SCR 技术脱硝原理为：在催化剂作用下，向温度约280～420 ℃的烟气中喷入氨，将NOX 还原成N2 和H2O。SCR脱硝催化剂：催化剂作为SCR脱硝反应的核心,其质量和性能直接关系到脱硝效率的高低,所以,在火电厂脱硝工程中, 除了反应器及烟道的设计不容忽视外,催化剂的参数设计同样至关重要。一般来说,脱硝催化剂都是为项目量身定制的,即依据项目烟气成分、特性,效率以及客户要求来定的。催化剂的性能(包括活性、选择性、稳定性和再生性)无法直接量化,而是综合体现在一些参数上,主要有:活性温度、几何特性参数、机械强度参数、化学成分含量、工艺性能指标等。催化剂的形式有：波纹板式，蜂窝式，板式SCR脱硝工艺从而去除烟气中的NOx。选择性是指还原剂NH3和烟气中的NOx发生还原反应，而不与烟气中的氧气发生反应。SCR脱硝工艺流程：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反应器中催化剂的作用下发生反应，去除NOx。SCR脱硝工艺流程图SCR脱硝系统SCR脱硝系统主要由SCR催化反应器、氨气注入系统、烟气旁路系统、氨的储存和制备系统等组成。SCR催化反应器的布置方式，目前国内外一般采用高尘布置方式，即布置在省煤器和空预器之间的高温烟道内。在该位置，烟气温度能够达到反应的最佳温度。因此本期工程脱硝装置拟采用高尘布置方式。烟气在锅炉省煤器出口处被平均分为两路，每路烟气并行进入一个垂直布置的SCR反应器里，即每台锅炉配有二个反应器，烟气经过均流器后进入催化剂层。在烟气进入催化剂层前设有氨气注入系统，烟气与氨气充分混合后进行催化剂反应，脱去NOX。反应后的烟气进入空预器、电除尘器、引风机和脱硫装置后，排入烟囱。SCR反应器布置在空预器上方。SCR脱硝系统组成· 反应器/催化剂系统· 烟气/氨的混合系统· 氨的储备与供应系统· 烟道系统· SCR的控制系统SCR脱硝设备反应器/催化剂系统主要设备：反应器，催化剂，吹灰器烟气/氨的混合系统主要设备：稀释风机，静态混合器，氨喷射格栅（AIG），空气/氨混合器氨的储备与供应系统主要设备：卸料压缩机，氨蒸发器（电/蒸汽），氨罐，缓冲罐，稀释槽烟道系统主要设备：挡板（有旁路），膨胀节，导流板，烟道SCR的控制系统主要设备：DCS、PLC、仪表、盘柜等。

脱硫工艺DLWS脱硫工艺以石灰石浆作为洗涤吸收剂，整个脱硫过程分为两个阶段进行，即上回路与下回路。两个阶段合成在一个吸收塔内。石灰石浆可单独引入上下回路，烟气沿切线方向进入吸收塔下回路，被冷却到烟气饱和温度，同时部分SO2被石灰石吸收生成石膏(CaSO4·2H2O)。冷却的烟气进入吸收塔上回路的喷雾区，经充分洗涤，达到SO2的最大吸收率，SO2转化为亚硫酸钙，经空气氧化后最终吸收产物为硫酸钙晶体(石膏)浆液，含固量为15%。经脱水后，可根据应用要求形成商用石膏或抛弃型石膏。DLWS工艺的特点是上下回路的PH值分别控制，上回路PH值(5.8-6.5)较高使SO2的去除率达到最大，下回路的PH值(4-5)较低，使石灰石易于溶解，吸收剂利用率提高，成本降低。系统脱硫效率可达95%。SDA脱硫SDA脱硫工艺以Ca(OH)2浆液作脱硫吸收剂，通过离心转盘式雾化器或气流式雾化喷嘴使吸收剂在喷雾干燥吸收器内雾化。热烟气进入吸收器与雾化剂吸收接触后，同时发生三种传热传质过程;① 酸性气体从气相进入液滴的传质过程;② 被吸收酸性气体与溶解的Ca(OH)2发生化学反应;③ 液滴内水分的蒸发。吸收干燥后的产物(主要是CaSO3.1/2H2O)与飞灰一起收集在吸收器的底部或集尘器中。SDA工艺在理想的工况条件下，脱硫效率可达80%-90%。其特点是副产物为固态，没有废水产生。但吸收剂Ca(OH)2价格较高，运行成本不低。LIFAC脱硫LIFAC干法烟气脱硫工艺采用石灰石粉作为SO2吸收剂。其脱硫过程分为两个阶段：第一阶段是炉内脱硫，石灰石粉由气力喷入炉膛内850-1150℃区域，石灰石粉分解成CaO和CO2，部分CaO和烟气中的部分SO2反应生产CaSO4;第二阶段活化器内脱硫，热烟气进入活化器雾化增湿，使烟气中未反应的CaO水合生成Ca(OH)2。同时，部分CaSO3氧化为CaSO4。脱硫灰中未完全反应的CaO，可通过部分脱硫灰返回活化器再循环加以利用，以提高吸收剂的利用率。LIFAC的脱硫效率为60%-85%。LIFAC工艺的特点是综合了炉内脱硫和喷雾干燥脱硫的优点，工艺较为简单，维护方便。但石灰石需加工成40μm以下的粉体，运行费用较高。脱硝工艺烟气脱硝由于炉内低氮燃烧技术的局限性,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。在众多脱硝方法当中,SCR 脱硝工艺以其脱硝装置结构简单、无副产品、运行方便、可靠性高、脱硝效率高、一次投资相对较低等诸多优点。SCR脱硝SCR 装置主要由脱硝反应剂制备系统和反应器本体组成。通过向反应器内喷入脱硝反应剂N H3 ,将NOx 还原为氮气。由于此还原反应对温度较为敏感,故需加入催化剂,以满足反应的温度要求,增强反应活性。采用高含尘工艺时,SCR 反应器布置在省煤器和空气预热器(空预器) 之间。其优点是烟气温度高,满足了催化剂活性要求;缺点是烟气中的飞灰含量高,对催化剂的防磨损和防堵塞的性能要求较高。对于低含尘工艺,SCR 布置在烟气脱硫系统( FGD) 之后、烟囱之前。此时虽然烟气中的飞灰含量大幅减少,但为了满足催化剂活性对反应温度的要求,需要安装蒸汽加热器和烟气换热器( GGH) ,系统复杂,投资增加,故一般选择高含尘工艺。

脱硝SCR指选择性催化还原脱硝，在催化剂的作用下，利用还原剂（如NH3、液氨、尿素）来有选择性地与烟气中的NOx反应并生成无毒无污染的N2和H2O。SCR技术对锅炉烟气NOx控制效果十分显著、技术较为成熟，目前已成为世界上应用最多、最有成效的一种烟气脱硝技术。合理的布置及温度范围下，可达到80~90%的脱除率。在我国，利用SCR进行烟气脱硝的工作才刚刚起步。更多关于脱硝scr是什么意思，进入：https://www.abcgonglue.com/ask/2c204b1616101617.html?zd查看更多内容

氮氧化物是主要的大气污染物之一，会引起酸雨、光化学烟雾等破坏地球生态环境和损害人体健康的一系列问题，危害严重，氮氧化物的治理是目前大气环境保护中的重点和难点。2012年10月开始实施的国家标准《炼焦化学工业污染物排放标准》(GB16171—2012)首次将焦炉烟囱排放的氮氧化物(NOx)列为我国焦化企业大气污染物排放的控制指标，并规定自2015年1月1日起，现有及新建企业均要执行500mg/m3(机焦、半焦炉)，200mg/m3(热回收焦炉)的氮氧化物排放浓度限值[1]，引起焦化业界的普遍关注。低温SCR技术是采用较低温度(小于300℃)[2]的条件下活性较高的催化剂，利用NH3将烟气中的NOx还原为N2和H2O的技术，一般采用尾部布设的方式，即脱硝装置布置于除尘脱硫之后，与一般的高温SCR技术相比具有能耗低、系统布置方便、催化剂使用寿命长、运行成本低等优点，可有效避免传统SCR技术的诸多不足，具有良好的工业应用前景，是当前国内外烟气脱硝技术研究的热点。从国内外低温SCR技术的研究现状来看，该技术工业化的主要障碍是低温范围内活性不高、催化剂抗硫及抗水性能差、脱硝效率不稳定等问题。1中试背景焦炉在装煤、推焦、熄焦及生产过程中会产生大量烟气，其成分非常复杂，其主要污染物为二氧化硫，二氧化碳，氮氧化物，多环芳烃、酚类、氰化物、硫化物、重金属以及二恶英类等[4]。张兰英等[5]采用自制串联采样装置，优选出前处理方法，并用GC，GC/MS测定有机污染物，对焦炉烟气进行全量有机污染物分析，共统计出12类，293种有机化合物。炼焦尾气中污染物成分复杂，可能会导致催化剂中毒影响其脱硝活性。目前，国内焦化行业SCR脱硝技术的应用较少，而日本早在20世纪80年代就将SCR脱硝技术应用于东京鹤见工厂的焦炉烟气NOx控制，通过中试和工业示范装置的建设与运行，验证了技术可行性，其使用TiO2-WO3-V2O5催化剂，适宜的反应温度为300℃，当氨与NOx的摩尔比(NH3/NOx)为0.92时，NOx去除率(脱硝效率)可达90%[6]。炼焦尾气的排烟温度一般在200℃以下，若采用低温SCR脱硝技术处理炼焦尾气中的氮氧化物可以有效减少能耗。目前国内还没有炼焦尾气低温SCR技术的应用，对于低温SCR催化剂的研究大都是在实验室条件下进行的，采用模拟烟气条件下研发出来的SCR催化剂不一定能够用于实际的工况条件，要想研发出可工程化应用的针对焦化行业烟气的低温脱硝催化剂，就必须不断地把所研发的催化剂进行实际工况测试，故本文选取乌海某焦化厂炼焦尾气进行现场中试，以测试选用的低温SCR催化剂工况条件下的脱硝效率，验证焦炉尾气低温SCR脱硝的可行性。2催化剂概况中试选用四川大学国家烟气脱硫工程技术研究中心自主研发的低温SCR催化剂进行试验。此催化剂经实验室条件验证具有良好的抗硫和抗水性能。在120～250℃温度范围内，能保持99%以上的高NO脱除率。该催化剂不仅大大降低了SCR反应的起活温度，而且拥有较宽的温度窗口和较高的反应活性。3中试装置本低温SCR脱硝中试的工艺流程如图1所示，采用尾部布设低温SCR工艺。流量计1控制进入脱硝中试装置的烟气量，烟气经除湿器后由电加热器加热。氨气来源于液氨钢瓶，由流量计2控制进入系统的氨气量，以满足中试设定的氨氮摩尔比。流量计3控制进入氨气稀释器的空气量，稀释后的氨气在混合器中与烟气充分混合后进入脱硝反应器。低温SCR催化剂装填于脱硝反应器中，反应器内径0.3m，催化剂装填高度约0.24m，催化剂层设有温度探头。中试采用德国SICK公司生产的S710多组分气体分析仪对脱硝反应器进出口的烟气组分进行连续在线监测。4实验部分4.1参数选取4.1.1NH3与NO摩尔配比在烟气脱硝过程中，氨、氮的摩尔比即n(NH3)/n(NO)是一个重要的工艺指标。NH3不足会导致SCR反应不完全，脱硝效率不高，而NH3过高，不仅对SCR反应不利，还会导致NH3逃逸率增加。通过现场实验，n(NH3)/n(NO)为1是较为合适的比例，既保证了较高的脱硝活性，也不会引起较高的NH3逃逸。在氨、氮的摩尔比确定后，根据分析仪检测的氮氧化物浓度，选取合适的喷氨量。4.1.2烟气空速烟气空速值是SCR反应的重要参数，其含意是：单位时间、单位反应器体积中的进料体积(按基准状态进行计量)。在反应器内，空速过大，烟气与催化剂的接触时间短，NOx与NH3的反应不充分，NOx的去除率低，难以达到允许的排放标准;若空速过小，反应器利用率过低，降低了经济效益。通过现场调试及试验，本中试选定的最佳运行空速值为SV=3500h-1。4.2高负荷脱硝实验进入脱硝中试装置的烟气流量约为55m3/h，通过现场调试，选定催化剂层温度为150℃进行脱硝中试。结合焦炉高负荷运行时的尾气氮氧化物浓度，设定进入系统的氨气流量为0.35L/min。中试装置开启2h后，催化剂层温度上升并维持在150℃。由分析仪所得数据可计算出NOx去除率，即脱硝效率。图2为反应器进出口的NOx浓度，浅色柱的峰值对应的是反应器入口的NOx浓度，深色柱的高度为反应器出口的NOx浓度。图3为与图2相对应的高负荷运行脱硝效率图。由图2可见，工况焦化烟气中的氮氧化物浓度有较大波动，反应器入口NOx浓度范围为680～1030mg/Nm3。反应器出口NOx浓度范围为50～260mg/Nm3，出口浓度随入口浓度的增加有所上升，脱硝效率在73%～94%范围内，基本稳定在83%左右。高负荷脱硝实验结果表明中试所用低温催化剂适合焦炉高负荷运行的焦化烟气。4.3低负荷连续脱硝实验中试期间，由于焦化厂部分工段检修，焦炉进入低负荷运行状态，尾气中NOx浓度均值约500mg/Nm3，故对低负荷的炼焦尾气进行连续脱硝中试。中试条件：进入脱硝中试装置的烟气流量55m3/h左右，催化剂层温度150℃，进入系统的氨气的流量0.2L/min。图4为低负荷连续脱硝实验脱硝率图，图示连续脱硝实验运行时间为52小时。脱硝率在78%～98%范围内，运行期间催化剂活性未出现减弱趋势，实验结果显示选用的低温催化剂可用于焦化烟气的连续脱硝，并维持高的脱硝率。5结论及建议(1)本低温SCR脱硝中试，累计脱硝时间超过200h，脱硝效率基本在80%以上，说明选用的低温脱硝催化剂满足工况运行条件，该低温SCR脱硝技术能较好的适用于焦化烟气，建议在焦化行业进行工程化放大研究。(2)工程设计时，应优化催化剂装填方式，根据尾气中氮氧化物的浓度变化，设置实时智能喷氨系统，合理设计混合器结构及混合器至反应器的管道长度。(3)催化剂是低温SCR脱硝的关键，由于工程催化剂用量较大，需选择合适的空速以确定催化剂用量，同时要解决催化剂的大型化生产问题。(4)由于焦化行业化工产品工段有丰富的氨水，可通过设置蒸发器用其氨水作为还原剂来源，以节省成本，合理利用资源，但需设置除湿装置，减少水分对催化剂脱硝性能的干扰。更多关于工程/服务/采购类的标书代写制作，提升中标率，您可以点击底部官网客服免费咨询：https://bid.lcyff.com/#/?source=bdzd

没有矛盾排烟温度和脱硝是两回事。前者是烟气热量利用程度，后者是使用各种手段脱去氮氧化物，需要一定的反应温度，不宜太高也不宜太低。目前脱硝多用选择性催化还原技术（SCR）SCR 是目前最成熟的烟气脱硝技术, 它是一种炉后脱硝方法, 最早由日本于 20 世纪 60~70 年代后期完成商业运行, 是利用还原剂(NH3, 尿素)在金属催化剂作用下, 选择性地与 NOx 反应生成 N2 和H2O, 而不是被 O2 氧化, 故称为“ 选择性” 。世界上流行的 SCR工艺主要分为氨法SCR和尿素法 SCR 2种。此 2种方法都是利用氨对NOx的还原功能 ,在催化剂的作用下将 NOx (主要是NO)还原为对大气没有多少影响的 N2和水 ,还原剂为 NH3。在SCR中使用的催化剂大多以TiO2为载体，以V2O5或V2 O5 -WO3或V2O5-MoO3为活性成分，制成蜂窝式、板式或波纹式三种类型。应用于烟气脱硝中的SCR催化剂可分为高温催化剂（345℃～590℃）、中温催化剂（260℃～380℃）和低温催化剂（80℃～300℃）， 不同的催化剂适宜的反应温度不同。如果反应温度偏低，催化剂的活性会降低，导致脱硝效率下降，且如果催化剂持续在低温下运行会使催化剂发生永久性损坏；如果反应温度过高，NH3容易被氧化，NOx生成量增加，还会引起催化剂材料的相变，使催化剂的活性退化。国内外SCR系统大多采用高温，反应温度区间为315℃～400℃。优点：该法脱硝效率高，价格相对低廉，广泛应用在国内外工程中，成为电站烟气脱硝的主流技术。缺点：燃料中含有硫分, 燃烧过程中可生成一定量的SO3。添加催化剂后, 在有氧条件下, SO3 的生成量大幅增加, 并与过量的 NH3 生成 NH4HSO4。NH4HSO4具有腐蚀性和粘性, 可导致尾部烟道设备损坏。 虽然SO3 的生成量有限, 但其造成的影响不可低估。另外,催化剂中毒现象也不容忽视。

火电厂用的煤里一般含有硫和硝.煤燃烧后硫和硝形成的烟雾里含有二氧化硫等酸性物质.直接排放污染环境.所以要进行烟气处理,脱硫脱硝.一般是先是脱硝,后再脱硫.

大宇循环流化床烟气脱硫

1、脱硫：具体的工艺采用的设备不太一样，以湿法空塔喷淋为例：循环泵、氧化风机、其它浆液泵、真空皮带机、搅拌器、风机等。非标的有：脱硫塔、各种箱罐。2、脱硝：泵，风机，加热器、蒸发器；非标设备：反应器、氨罐等

焦炉烟气排放标准：氮氧化物 500 ；二氧化硫 50 一般焦化厂烟气浓度：氮氧化物700~800（满负荷）或者900~1400（不满负荷生产）；二氧化硫 100~200（煤气脱硫化氢50以下）；200~400（煤气硫化氢不合格）先说简单的，脱硫：焦炉烟气二氧化硫来源有两点：1.煤气硫化氢燃烧；2.煤气有机硫（噻吩等）燃烧。脱硫方法很简单，利用化产车间蒸氨工段所产氨水，做喷淋塔循环喷淋，所产硫铵输送至化产车间硫铵工段。脱硝是难题：余热回收之前温度是260~300℃，无法使用SCR；余热回收后温度160~180℃，更无法使用SCR。目前有部分厂家宣传低温SCR催化剂，但都以忽悠的成分居多，完全无法长期使用。脱硝还有一种选择是采用氧化法，但是运行成本较高，以目前的经济形势，一般焦化企业无法承受。

无毒，他是钒钛系催化剂，皮肤接触后可快速清洗，不误食对人体危害并不大。

车用尿素脱硫脱硝原理尿素湿法烟气脱硝就是采用尿素水溶液喷淋吸收烟气中的一氧化氮和二氧化氮，并利用尿素与之反应生成氮气，从而达到烟气脱硝的目的。　　首先，烟气中的一氧化氮和二氧化氮在气相中生成三氧化二氮和四氧化二氮，接下来，生成的产物通过分子扩散作用从两相界面由气相扩散到液相主体。在液相中形成硝酸和亚硝酸，并分别电离成H﹢、硝酸根、二氧化氮，生成的二氧化氮与尿素反应生成氮气和二氧化碳等。　　所以，NOx的去除主要是通过NO氧化，随后溶于水溶液，与尿素发生化学反应达到去除的目的

烟气脱硫脱硝技术有PAFP、ACFP、软锰矿法、电子束氨法、脉冲电晕法、石膏湿法、催化氧化法、微生物降解法等技术。1.湿法烟气脱硫技术：优点：湿法烟气脱硫技术为气液反应，反应速度快，脱硫效率高，一般均高于90%，技术成熟，适用面广。湿法脱硫技术比较成熟，生产运行安全可靠，在众多的脱硫技术中，始终占据主导地位。分类：常用的湿法烟气脱硫技术有石灰石-石膏法、间接的石灰石-石膏法、柠檬吸收法等。2.干法烟气脱硫技术：优点：干法烟气脱硫技术为气同反应，相对于湿法脱硫系统来说，设备简单，占地面积小、投资和运行费用较低、操作方便、能耗低、生成物便于处置、无污水处理系统等。缺点：但反应速度慢，脱硫率低，先进的可达60-80%。但目前此种方法脱硫效率较低，吸收剂利用率低，磨损、结垢现象比较严重，在设备维护方面难度较大，设备运行的稳定性、可靠性不高，且寿命较短，限制了此种方法的应用。分类：常用的干法烟气脱硫技术有活性碳吸附法、电子束辐射法、荷电干式吸收剂喷射法、金属氧化物脱硫法等。典型的干法脱硫系统是将脱硫剂(如石灰石、白云石或消石灰)直接喷入炉内。以石灰石为例，在高温下煅烧时，脱硫剂煅烧后形成多孔的氧化钙颗粒，它和烟气中的SO2反应生成硫酸钙，达到脱硫的目的。扩展资料：烟气脱硫脱硝技术是应用于多氮氧化物、硫氧化物生成化工工业的一项锅炉烟气净化技术。氮氧化物、硫氧化物是空气污染的主要来源之一。故应用此项技术对环境空气净化益处颇多。脱硫脱硝采用氧化吸收塔和碱式吸收塔两段工艺。氧化吸收塔是采用氧化剂HCIO3来氧化NO和SO2及有毒金属，碱式吸收塔则作为后续工艺采用Na2S及NaOH作为吸收剂，吸收残余的碱性气体。该工艺去除率达95%以上。氯酸是一种强酸，比硫酸酸性强，浓度为35%的氯酸溶液99%可发生解离。氯酸是一种强氧化剂，氧化电位受液相pH控制。在酸性介质条件下，氯酸的氧化性比高氯酸(HCIO4)还要强。根据水泥窑氮氧化物的形成机理，水泥窑降氮减排的技术措施有两大类：一类是从源头上治理。控制煅烧中生成NOx。其技术措施：采用低氮燃烧器；分解炉和管道内的分段燃烧，控制燃烧温度；改变配料方案，采用矿化剂，降低熟料烧成温度。另一类是从末端治理。控制烟气中排放的NOx，其技术措施：“分级燃烧+SNCR”，国内已有试点；选择性非催化还原法（SNCR），国内已有试点；③选择性催化还原法（SCR），欧洲只有三条线实验；SNCR/SCR联合脱硝技术，国内水泥脱硝还没有成功经验；生物脱硝技术。总之，国内开展水泥脱硝，尚属探索示范阶段，还未进行科学总结。各种设计工艺技术路线和装备设施是否科学合理、运行可靠的脱硝效率、运行成本、水泥能耗、二次污染物排放有多少等都将经受实践的检验。参考资料：百度百科——烟气脱硫脱硝技术

脱硫脱硝工作原理，是指把已生成的NOX还原为N2，从而脱除烟气中的NOX，按治理工艺可分为湿法脱硝和干法脱硝；主要包括：酸吸收法、碱吸收法、选择性催化还原法、非选择性催化还原法、吸附法、离子体活化法等；国内外一些科研人员还开发了用微生物来处理NOX废气的方法；脱硫和脱硝简单说就是用碱中和酸的过程，脱硫就是：脱去锅炉烟气中所含的二氧化硫；脱销就是：脱去锅炉烟气中所含的氮氧化物；脱硫的过程就是将碱性脱硫剂（如石灰石,CaO,氢氧化钠等）制成浆液,与锅炉烟气混合,二氧化硫遇水成酸,与碱性脱硫剂反应生成CaSO4（硫酸钙）等脱硫终产物得过程,脱硝与脱硫的原理类似,就是脱硝剂换为 氨水或尿素。

有一定危害的，不过毒性比较小。根据 HJ 562-2010《火电厂烟气脱硝工程技术规范选择性催化还原法》，SCR脱硝催化剂的主要成分是二氧化钛、五氧化二钒、三氧化钨等，其中二氧化钛属于无毒物质、五氧化二钒和三氧化钨属于微毒物质，长期吸入或者吞服是有害的。选择性催化还原烟气脱硝技术,如果加入催化剂,反应温度可以降低到320-400℃.SCR一般布置在省煤器与空预器之间,烟温就是400度以内,不加催化剂,基本无法反应.催化剂一般选用TiO2为基体的V2O5和WoO3 混合物,对人体肯定有害

　莱特.莱德燃烧烟气中去除氮氧化物的过程，防止环境污染的重要性，已作为世界范围的问题而被尖锐地提了出来。世界上比较主流的工艺分为：SCR和SNCR。这两种工艺除了由于SCR使用催化剂导致反应温度比SNCR低外，其他并无太大区别，但如果从建设成本和运行成本两个角度来看，SCR的投入至少是SNCR投入的数倍，甚至10倍不止。　　根据水泥窑氮氧化物的形成机理，水泥窑降氮减排的技术措施有两大类：一类是从源头上治理。控制煅烧中生成NOx。其技术措施：①采用低氮燃烧器;②分解炉和管道内的分段燃烧，控制燃烧温度;③改变配料方案，采用矿化剂，降低熟料烧成温度。另一类是从末端治理。控制烟气中排放的NOx，其技术措施：①“分级燃烧+SNCR”，国内已有试点;②选择性非催化还原法(SNCR)，国内已有试点;③选择性催化还原法(SCR)，欧洲只有三条线实验;③SNCR/SCR联合脱硝技术，国内水泥脱硝还没有成功经验;④生物脱硝技术(正处于研发阶段)。总之，国内开展水泥脱硝，尚属探索示范阶段，还未进行科学总结。各种设计工艺技术路线和装备设施是否科学合理、运行可靠的脱硝效率、运行成本、水泥能耗、二次污染物排放有多少等都将经受实践的检验。

选择水泥厂烟气脱硫脱硝工艺时，需要考虑以下因素：烟气成分：不同的烟气成分需要采用不同的脱硫脱硝工艺。处理效率：脱硫脱硝工艺需要达到一定的处理效率，通常要求处理效率在90%以上。投资成本：不同的脱硫脱硝工艺所需的投资成本不同，需要考虑性价比。运行成本：运行成本包括药品、能源等费用，需要综合考虑。环境要求：不同的地区对脱硫脱硝工艺的要求不同，需要了解相关政策法规。根据以上因素，可以选择适合自己水泥厂的脱硫脱硝工艺，如SDS干法脱硫、选择性催化还原脱硝等。