脱硝方案的选择比较资料讲解
锅炉脱硝比较
温度是 16.7℃。所以，在尿素溶液配制过程中需配置功率强大的热源，以防尿 素溶解后的再结晶。在北方寒冷地区的气象条件下，该问题将会暴露的更明显。
4、在整个脱硝工艺中，尿素溶液总是处于被加热状态。若尿素的溶解水和 稀释水（一般系统的管路结垢、堵塞。因此，必须在尿素中添加阻垢剂或采用除盐水作 为脱硝工艺水。
6、在 SNCR 脱硝工艺中，厂用气的耗量也是较大的。喷射雾化需要厂用气， 设备的冷却需要厂用气，管路吹扫也需要厂用气。有资料表明，2×600MW 机组 脱硝平均需消耗 50Nm3/min。在老机组改造中也需要考虑厂用气的富裕量。
7、氨逃逸率较高，影响对粉煤灰的综合利用，SO2/SO3 转化率高。电厂对 粉煤灰有较好的综合利用能力或燃煤的硫份较高时，则 SNCR 工艺的氨逃逸率不 宜超过 10ppm。 综合结论：效率低，运行成本大 SNCR 工艺图
锅炉脱硝工艺比较
一、SNCR 法 SNCR 法是一种不用催化剂，在 850-1100℃范围内还原 NOx 的方法。SNCR 技
术把还原剂(氨、尿素)喷入炉膛温度为 850-1100℃的区域，该还原剂迅速热分 解成 NH3 并与烟气中的 NOx 进行 SNCR 反应生成 N2 和 H2O。该方法以炉膛为反应器， 在炉膛 850-1100℃这一狭窄的温度范围内，在无催化剂作用下，氨或尿素等氨 基还原剂可选择性地还原烟气中的 NOx，基本上不与烟气中的 O2 反应，主要反应 为：
脱硝方案选择的探讨
脱硝方案选择的探讨液氨SCR与尿素SCR尿素(SNCR + SCR)混合法尿素SNCR业务领域：空气污染控制技术燃料处理技术先进的计算机仿真技术脱硝技术供应商 尿素-SNCR尿素-SNCR/SCR 混合法天然气再燃尿素-SCR氨法－SCR改造为尿素－SCR目前在中国的业绩江苏利港电厂江苏利港电厂（（4×600MW ）：SNCR 工艺工艺，，已通过环保验收已通过环保验收；；江苏阚山电厂江苏阚山电厂（（2×600MW ）：SNCR/SCR 混合工艺混合工艺，，正在调试正在调试；； 华能北京热电厂华能北京热电厂（（4×830t/h ）：尿素SCR 工艺工艺，，奥运工程奥运工程，，已通过环保验收已通过环保验收；；北京石景山热电厂北京石景山热电厂（（4×200MW ）：尿素SCR 工艺工艺，，奥运工程奥运工程，，已通过环保验收已通过环保验收；；香港中华电力香港中华电力（（4×600MW ）：尿素SCR 工艺工艺。
华能伊敏电厂华能伊敏电厂（（2×660MW ）：SNCR 工艺工艺，，华能首套烟气脱硝装置成功投运10月13日，中国华能集团公司首套锅炉烟气脱硝装置――华能北京热电厂2号锅炉脱硝装置成功投运。
特别是在国内电厂烟气脱硝工程中首次采用尿素热解方法分解出还原剂，具有安全性较高、占地面积小的特点。
该脱硝工程于2006年12月开工，其他3套脱硝装置将在2007年年底前投运。
（来源：中国华能集团公司）主要主要内内容一、选择方案的标准二、基本方案－－－液氨SCR三、升级方案－－－－－－尿素尿素SCR四、较佳方案－－－尿素(SCR ＋SNCR)五、经济适用方案－－－－－－尿素尿素SNCR六、各方案的技术经济指标七、结论结论－－－－－－－－－没有没有最佳只有最适合您的方案一、选择方案的标准1 .1 .选择脱硝方案的原则选择脱硝方案的原则 安全生命生命＋＋政治? 可靠有业绩有业绩？？？？ 经济？？？目标是以较低的成本满足环保要求目标是以较低的成本满足环保要求，，而不是追求最高的脱硝率最高的脱硝率。
烟气脱硝技术方案的对比
烟气脱硝技术方案的对比烟气脱硝技术是治理大气污染的关键措施之一，能够有效降低烟气中的氮氧化物（NOx）排放，减少对大气的污染。
目前，烟气脱硝技术主要包括选择性催化还原（SCR）和选择性非催化还原（SNCR）两种方法。
下面将对这两种技术方案进行对比分析。
首先是SCR技术，它使用催化剂将氨气（NH3）和烟气中的NOx进行催化反应，生成无害的氮气和水。
SCR技术具有高脱硝效率、广泛适用性和成熟的工艺流程等优点。
其污染物排放浓度可在10毫克/立方米以下，脱硝效率可达90%以上。
此外，SCR技术在高温烟气环境下具有较好的稳定性，适用于火电厂、炉窑等大规模烟气脱硝场合。
但SCR技术也存在一些问题。
首先，该技术需要额外添加氨气作为还原剂，增加了运行成本。
其次，SCR催化剂的使用寿命受到积灰、硫酸盐腐蚀等因素的影响，需要定期维护和更换，增加了设备运行的复杂性和费用。
此外，SCR技术对烟气中的氧气含量和温度要求较高，如果不满足要求，会影响脱硝效率。
另一种技术方案是SNCR技术，它通过直接添加氨水（NH4OH）或尿素溶液到烟气中，使其中的NOx在高温下发生非催化还原反应，生成氮气和水。
SNCR技术具有投入成本低、操作简便的特点。
它适用于小型燃煤锅炉、工业炉窑等场合，可以在较短的时间内实现脱硝效果。
然而，SNCR技术也存在问题。
首先，其脱硝效率相对较低，通常在40%至70%之间，无法达到SCR技术的高水平。
其次，SNCR技术对烟气温度的要求较高，一定范围内的温度变化会影响脱硝效率。
此外，SNCR技术对氨水或尿素的溶液浓度、喷射位置和喷射方式等参数也有一定要求，需要认真调节和管理。
综上所述，SCR技术和SNCR技术各有特点，适用于不同的烟气脱硝场合。
对于大型火电厂、炉窑等高温烟气场合，SCR技术具有脱硝效率高、稳定性好的优点，但运行成本较高，需要额外添加氨气和定期维护催化剂。
而对于小型燃煤锅炉、工业炉窑等低温烟气场合，SNCR技术具有投入成本低、操作简便的优点，但脱硝效率相对较低。
脱硫脱硝技术方案
脱硫脱硝技术方案一、引言在现代工业发展过程中，煤炭等化石能源的使用不可避免地产生了大量的硫氧化物和氮氧化物等有害气体。
这些气体排放到大气中会对环境和人类健康造成严重威胁。
因此，脱硫脱硝技术方案的研究和应用变得尤为重要。
本文将介绍一种有效的脱硫脱硝技术方案，以减少有害气体的排放，保护环境和人民健康。
二、脱硫技术方案1.湿法石膏法湿法石膏法是一种常见且经济有效的脱硫技术。
该技术利用石灰石和二氧化硫反应生成石膏，达到脱除二氧化硫的目的。
在烟气中喷洒石灰浆液，并与烟气中的二氧化硫发生化学反应，形成石膏颗粒，最终通过过滤和脱水等处理步骤得到石膏。
2.海绵铁脱硫技术海绵铁脱硫技术是一种相对较新的脱硫技术。
该技术利用微细颗粒状的海绵铁吸附烟气中的二氧化硫，将其转化为硫酸铁。
海绵铁由于其大比表面积和良好的吸附性能，能够高效地脱除二氧化硫，同时可循环使用。
三、脱硝技术方案1.选择性催化还原脱硝技术（SCR）SCR技术是目前应用最广泛的脱硝技术之一。
该技术在高温条件下，通过加入氨水作为还原剂，使烟气中的氮氧化物与氨水中的氨气发生反应，生成氮气和水。
SCR技术具有高效脱硝、反应速率快等优点，可以在较宽的温度范围内进行应用。
2.非选择性催化还原脱硝技术（SNCR）SNCR技术是一种低温脱硝技术。
该技术基于非选择性的氨气进入高温烟气中，与氮氧化物发生还原反应，将其转化为氮气和水。
SNCR技术相对于SCR技术而言，投资成本较低，对设备要求较低，但其脱硝效率较低。
四、脱硫脱硝技术的优势和挑战1.优势脱硫脱硝技术可以有效减少有害气体的排放，保护环境和人类健康。
选择适当的脱硫脱硝技术方案可以实现高效脱除硫氧化物和氮氧化物，从而降低大气污染。
2.挑战脱硫脱硝技术在应用过程中也面临一些挑战。
首先，不同工况下的烟气成分和温度变化对技术选择和应用带来了一定的复杂性。
其次，脱硫脱硝设备的投资和运维成本较高，对企业而言可能带来一定的经济压力。
脱硫脱硝工艺对比完整版
1、主要缺点是对锅炉负荷变化的适应性差;
2、脱硫和除尘相互影响，脱硫系统之后必须再加除尘设备，运行控制要求较高。
2NH3→N2+3H2
4NH3+ 5O2→4NO+6H2O
当温度＜300℃
4NH3+3O2→2N2+6H2O
SNCR脱硝工艺
SNCR脱硝工艺是用NH3、氨水、尿素等还原剂喷入炉内与NOX进行选择性反应，不用催化剂，因此必须在高温区加入还原剂。还原剂喷入炉膛温度为850～1100℃的区域，该还原剂（尿素）迅速热分解成NH3并与烟气中的NOX进行SNCR反应生成N2，该方法是以炉膛为反应器。
脱硫脱硝工艺对比
工艺
说明
反应式
补充
SCR脱硝工艺
选择性催化还原法（SCR）是脱硝效率最高，最为成熟的脱硝技术SCR烟气脱硝系统采用氨气（NH3）作为还原介质，国外较多使用无水液氨，国内较多使用液氨或氨水。基本原理是把符合要求的氨气喷入到烟道中，与原烟气充分混合后进入反应塔在催化剂的作用下，并在有氧气存在的条件下，选择性的与烟气中的NOX（主要是NO、NO2）发生化学反应，生成无害化的氮气（N2）和水（H2O）。SCR 方法已成为目前国内外电厂脱硝比较成熟的主流技术。
半干法脱硫工艺
半干法是利用喷雾干燥原理，将吸收剂以气流输送的方式入吸收塔。在吸收塔内，吸收剂在与烟气中的二氧化硫发上化学反应的同时，吸收烟气中的热量使吸收剂中的水分蒸发干燥，脱硫反应后的废渣以干态排出。?
从锅炉出来的含有粉尘和SO2的烟气，从脱硫塔的底部经过文丘里管上升，进入塔内。生石灰在消化器内加水消化后，在消石灰仓储存。将一定量的消石灰粉和水在文丘里喉口上端加入，在脱硫塔内与烟气混合流动，并与烟气中的SO2反应，生成亚硫酸钙和硫酸钙。携带反应产物和煤灰的烟气冷却到稍高于露点以上的温度，进入后面的布袋除尘器。反应产物和煤灰被除尘器处理后，通过空气斜槽返回塔内，再次循环参与脱硫反应。脱硫灰通过仓泵输灰至灰仓外排。由于消石灰、煤灰和反应产物多次在脱硫塔和除尘器之间循环，增加了反应时间，消石灰的作用得以充分发挥，用量减少，同时脱硫效率得以提高。
三种脱硝技术路线解析
三种脱硝技术路线解析北极星电力网新闻中心 2011-7-14 15:32:36 我要投稿所属频道: 火力发电电力环保关键词: 脱硝技术火电机组脱硫北极星电力环保网讯: 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。
选择性催化还原(SCR)技术是目前应用最多而且最有成效的烟气脱硝技术，世界各国采用的SCR系统有数百套之多。
采用SCR技术，即在反应器入口烟道中喷入氨蒸汽，氨蒸汽与烟气充分混合后进入装有催化剂的反应器，在催化剂的作用下发生还原反应，实现脱出氮氧化物。
烟气中的氮氧化物通常由95%的NO和 5%的NO2组成，化学反应式为4NO+4NH3+O2=4N2+6H2O和4NH3+2NO2+O2=3N2+6H2O。
两种方法制备还原剂脱硝还原剂常用的有尿素和液氨两种方案。
从投资方面看，液氨方案比较便宜;从安全方面看，尿素方案比较可靠。
以两台66万千瓦机组的脱硝工程为例，采用液氨方案，初期建设费约1260万元，采用尿素方案约3600万元;运行费用主要体现在原料及燃油费用上，尿素方案年运行费用比液氨方案高380万元左右。
脱硝技术方案
脱硝技术方案一、引言脱硝技术是用于降低燃煤电厂和工业排放的氮氧化物（NOx）水平的关键环境保护技术之一。
本文将就脱硝技术的原理、分类以及相关方案进行讨论。
二、脱硝技术原理1.选择性催化还原（Selective Catalytic Reduction, SCR）SCR技术是一种有效的脱硝方法，通过在催化剂（通常是氨基钛酸盐）的催化下，将废气中的氮氧化物与尿素（NH3）或氨水（NH4OH）进行催化反应，生成氮气（N2）和水蒸气（H2O）。
2.非选择性催化还原（Non-Selective Catalytic Reduction, SNCR）SNCR技术是另一种常用的脱硝方法，通过在高温下向废气喷射氨水或尿素溶液，使氨水或尿素在高温下分解产生氨基自由基，进而与氮氧化物发生反应，生成氮气和水。
三、脱硝技术方案在不同的应用场景下，有多种脱硝技术方案可供选择。
下面将介绍几种常见的脱硝技术方案。
1. SCR技术方案SCR技术方案需要安装催化剂反应器，将NH3或NH4OH溶液喷入废气管道，并通过反应器内的催化剂使废气中的NOx转化为无害物质。
这种技术方案具有高效、稳定的特点，适用于大型电厂等高排放点。
2. SNCR技术方案SNCR技术方案相对于SCR技术方案来说，成本较低，实施相对简单。
通过向燃烧系统中喷射氨水或尿素溶液，实现氨水与NOx的反应，将NOx转化为氮气和水。
然而，SNCR技术对温度、氨水与NOx的比例等因素较为敏感，需要仔细控制以达到最佳效果。
3. 吸收塔脱硝技术方案吸收塔脱硝技术方案是另一种常用的脱硝方式。
该方案通过将氨水/尿素溶液喷淋于吸收塔，废气通过塔体时，氮氧化物与溶液中的氨水/尿素发生反应，最终达到脱硝的目的。
吸收塔脱硝技术方案具有较高的脱硝效率，适用于较小规模的燃煤电厂。
4. 生物脱硝技术方案生物脱硝技术方案是利用硝化细菌和反硝化细菌的作用，通过生物反应器将废气中的氮氧化物转化为氮气。
这种技术方案适用于低浓度的烟气脱硝，但对于高浓度烟气脱硝效果较差。
机组灵活性改造中脱硝系统改造方案对比分析
机组灵活性改造中脱硝系统改造方案对比分析摘要：针对灵活性改造工程中烟气脱硝系统的改造，比较分析了多种技术方案，为实际项目执行提供依据参考。
关键词：灵活性；烟气脱硝引言火电机组灵活性改造会造成低负荷下污染物的排放超标的问题，尤其是氮氧化物的超标排放。
目前，宽负荷脱硝的改造手段较多，下面就各改造方案的改造路线进行详细介绍分析。
1 减少省煤器换热面积方案SCR装置上游布置有多级对流及辐射受热面，包括省煤器、低温过热器等等。
从烟气换热的具体过程来考虑，应减少烟气通过这些受热面时的换热量，以提高进入SCR装置的烟气温度。
一般有三个途径：一是减少受热面的换热面积；二是通过改变受热面的物理特性来削弱换热量；三是减少参与换热的工质流量。
本方案考虑割除部分省煤器受热面，减少受热面吸热，提高烟温。
优点：操作直接，直接施工，该方案工程投资低。
缺点：实施空间较小、难度较大，工程比较复杂。
2 省煤器分段布置方案省煤器分段布置的初步设想是将原省煤器的下部管组拆除，保留上部管组并通过连接管与原省煤器进口集箱连接；在SCR反应器后增设一定的省煤器受热面。
一般在SCR出口若新增H型鳍片省煤器。
给水直接引至位于SCR反应器后面的省煤器，然后通过连接管引至位于SCR反应器前面的省煤器。
由于大部分工程是在已有脱硝系统上进行改造，原脱硝出口烟道与空预器距离近、尺寸较小、烟气流速高，对省煤器管子磨损强。
采用此方案需要对脱硝反应器下部钢架、烟道及基础进行加固。
优点：对锅炉运行基本无影响；不降低锅炉效率，投资巨大。
缺点：一次汽阻力略有增加，改造周期比较长，投资大；受到改造空间、钢架强度、基础条件限制。
3 省煤器水旁路方案3.1 常规水旁路方案本方案自主给水管路上引出旁路管道，将此旁路管道接入省煤器出口连接管道，并配有相应的控制阀、关断阀等设备来控制省煤器旁路流量，降低通过省煤器换热面内的水流量。
当采用省煤器水旁路时，省煤器出口工质温度可能已经达到或超过工质饱和温度，省煤器中的工质将出现沸腾现象，造成传热恶化、阻力增加等问题。
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锅炉烟气脱硫脱硝技术方案的比较选择一、烟气脱硫脱硝技术方案选择1、业主的要求该公司地处广州增城市沙埔镇，是一家纺织、皮革的企业，是经国家相关部门批准注册的企业。
该公司自备电厂的45t/h燃煤锅炉属于（穂府（2009）26号）《通告》第三条第三款所要求的实施降氮脱硝的整改范畴。
该锅炉建于2007年8月，属于为高倍循环流化床锅炉，锅炉出力为45蒸吨/时。
备用锅炉为低倍循环流化床锅炉，锅炉出力为25蒸吨/时，两台锅炉在空气预热器后都配备了静电除尘设备。
三年多来，设备运转良好。
有效地保证了企业对电力负荷的需求。
为了确保公司生产经营正常进行，业主提出了如下要求：①在实施锅炉烟气降氮脱硝脱硫技改工程时不得影响锅炉的正常运转；②建造脱硫脱硝设施应设立在引风机以下区段，确保原有锅炉系统不受腐蚀；③建成的脱硫脱硝系统的运行效果必须达到环保局提出的所有控制要求。
2、我们选择脱硫脱硝技术方案的原则思考由于现代先进的脱硫脱硝技术都不可能对烟气中的氮和硫实施100%的脱除，所以经净化后的烟气中仍然还会残留微量的氮和硫，与水化合后形成酸性液，对后续管道和设备造成腐蚀。
因此，新配置的脱硫脱硝设备应是一个相对独立的运行体系，我们计划采用压入式将烟气送进脱硫脱硝系统，烟气被净化后直接送入烟囱。
●不在静电除尘器以上的烟道中附加任何脱硝设施。
据武汉化工学院高凤教授介绍：因脱硝产生的水蒸汽会与硫化气体结合。
在烟气温度逐渐下降至150℃时就会出现结露形成强酸，腐蚀后续设备和管道，同时生成的（NH4）2SO4和NH4HSO4也会腐蚀和堵塞后续设备。
●在整个脱硫脱硝系统制作安装过程中不影响锅炉的正常运行，确保飞华公司在施工期间获得效益最大化，施工损失最小化。
做到仅在最后脱硫脱硝系统进气管道与引风机排气口对接时影响1～2天锅炉运行。
●随着环保要求的日益严格，传统的烟气脱硫脱硝工艺将不能满足严格的减排要求。
因此，在选择飞华公司烟气脱硫脱硝技术方案时应考虑采用多种先进成熟技术的完美组合才能确保环保部门提出的严格控制要求和业主提出的殷切期望得以充分实现。
3、几种脱硫脱硝成熟技术比较4、关于锅炉烟气脱硫脱硝技术组合的思考通过以上四种成熟技术比较，我们有如下思考：●SCR、SNCR两项技术虽然有较高的脱硝效率，但没有脱硫功能，烟气温度下降到一定程度时会结露，对后续设备有一定的腐蚀作用，在本项目中不宜采用。
●LoTOx技术脱硝效率高，是目前国外已在工程上得到应用的低温氧化技术，只是由于臭氧设备造价高、臭氧发生费用高而不能被广泛使用。
但对本项目还是有一定的参考利用价值。
●LPC技术是一项烟气AC-GTsx一体化技术，通过催化氧化作用将烟气中的NO部分氧化为NO2，再结合氨法脱硫技术，实现烟气的同时AC-GTsx，对本项目有一定的参考利用价值。
●其主要反应如下：在温度低于2000K（1727℃）时，NOx主成主要通过CH-N2反应，在不含氮的碳氢燃料低温燃烧时，需重点考虑快速NOx的生成。
2 烟气脱硝主要工艺在烟气净化技术上控制NOx排放，目前主要方法有选择性非催化还原SNCR、选择性催化还原SCR、低氮燃烧技术和电子束照射法、臭氧氧化法、吸附法、氧化吸收法等。
其中，选择性非催化还原SNCR、选择性催化还原SCR，低氮燃烧，臭氧氧化法等技术已商业化。
烟气脱硝主要工艺明细表●名称还原/氧化剂反应产物反应条件脱氮效率（效果）1、低氮燃烧无无脱后≤300mg/Nm3●2、选择性非催化剂脱氮法(SNCR) NH3 CO(NH2)2 N2 、H2O 800～1250℃40%～80%●3、选择性催化剂脱氮法(SCR) NH3 CO(NH2)2 N2 、H2O 300～400℃, 催化剂 60%～90%●4、电子束法 NH3 (NH4)2SO4 ～50%●5、臭氧氧化法O3 50%～90%●6、吸附法NH3 NaOH CaOH N2 、H2O CaSO4、活性炭在120℃下吸附～50%●7、氧化吸收法NH3 (NH4)2SO4 50～60℃～50%二、烟气脱硫脱硝技术方案的确定1、技术方案的组合形式为了尽可能延长锅炉设备的使用寿命，使其不因实施脱硫脱硝技术而遭受腐蚀。
同时又使锅炉烟气脱硫脱硝全部达到当地的环保提出的严格要求，飞华公司锅炉烟气脱硫脱硝技术方案的组合形式是：选用LPC技术中的《氨法脱硫技术》首先对烟气进行高效率脱硫和初步脱硝处理，之后采用LoTOx技术对NO进行氧化处理，之后再用喷淋技术将已氧化成易溶于水的NO2、N2O3、N2O5等高价态氮氧化物进行液相收集。
在喷淋液的作用下发生化学反应生成水和硝酸盐，还原氮气（在这里我们可以根据环保部门提出的脱硝要求和根据臭氧与一氧化氮的摩尔比确定的臭氧需要量来选择适当大小的臭氧发生设备）。
烟气经脱硝后进入除雾区，经除去烟气中的水雾后直接送进烟囱排入大气。
2、技术方案的名称与含义本技术方案的名称叫做“氨水——臭氧组合高效脱硫脱硝技术方案”。
即AC—GT SX技术方案。
其基本含义是：A——氨水、C——臭氧，GT SX——高效脱硫脱硝。
该技术的突出特点是采用目前已经十分成熟的而且具有很高脱除效率的“氨法脱硫技术”（A—GT S）首先解决飞华公司的高硫煤的烟气脱硫问题，同时把烟气中已经是高价态的氮氧化物脱除掉，之后采用“臭氧氧化技术”（C—GT X)，利用臭氧的强氧化特性，将NO氧化成高价态的氮氧化物，再用氨水喷淋收集，并使其与氨水反应生成硝酸盐或与水反应还原氮气，达到脱氮的目的。
（这项技术目前也已经十分成熟，只是因为臭氧的发生费用较高，制约了它的实际应用）三、 AC—GT SX技术脱硫脱硝的基本原理㈠、A—GT高效脱硫、低倍脱硝原理S1、氨水吸收二氧化硫、三氧化硫在气相反应完成后，剩余的氨溶于水中，利用循环泵经雾化喷嘴喷入烟气中,吸收烟气中SO2 和SO3而形成铵盐,具体反应如下:SO2 + H2O-→H2SO3 1H2SO3+ NH3-→(NH4)2SO3 2 (NH4)2SO3+NOx-→(NH4)2SO4+N2 3 SO2+H2O+2NH3+1/2O2-→（NH4）2SO4 42(NH4)2SO3+SO3+H2O-→(NH4)2SO4+2NH4HSO3 54NH3+2NO2+O2→6H2O+3N2 6 NH4HSO3 + NH4OH →(NH4) 2SO3 + H2O 72、脱硫、脱硝剂能在循环系统中反复再生。
(NH4) 2SO3 + SO2 + H2O →2NH4HSO382NO + 4NH4HSO3→N2 + 2(NH4)2SO4 + 2H2SO3 9H2SO3+ NH3-→(NH4)2SO310 (NH4) 2SO3 + SO2 + H2O →2NH4HSO3112NO + 4NH4HSO3→N2 + 2(NH4)2SO4 + 2H2SO312 将这样的脱硝剂经高度雾化后喷入烟气中，又一次吸收烟气中的NOx、SO2，并将已经失去脱硝、脱硫能力的硫酸铵带入水中，使水中硫酸铵溶液的浓度不断升高。
3、A—GT S脱硫除尘一体化系统还具有脱碳功能当废气中含有O2 、CO 时,还会发生如下反应;NH4OH + CO2→NH4HCO3132(NH4)2SO3 + O2 →2(NH4)2SO4 14 2NH4HSO3 + O2→2NH4HSO415 4．对硫化氢的吸收烟气中有H2S 存在时,氨水吸收H2S ,将其还原成单质S;反应如下: NH4OH + H2S →NH4HS + H2O 16 经催化氧化,氨水再生,并得单质硫。
2NH4H2S + O2→2NH4OH + 2S 17 5 对氮氧化物的转化氨水、NH4HSO3和烟气中的NOx 发生反应生成氮气:2NO + 4NH4HSO3→N2 +2(NH4)2SO4 +2H2SO318 4NH3 + 4NO + O2→6H2O + 4N219 4NH3 + 2NO2 + O2→6H2O + 3N220 ㈡、C—GT高效脱硝原理X1、臭氧的氧化特性臭氧的氧化能力极强，从下表可知，臭氧的氧化还原电位仅次于氟，比过氧化氢、高锰酸钾等都高。
此外，臭氧的反应产物是氧气，所以它是一种高效清洁的强氧化剂。
臭氧脱硝的原理在于臭氧可以将难溶于水的NO氧化成易溶于水的NO2、N2O3、N2O5等高价态氮氧化物。
2、臭氧的化学反应机理臭氧的详细化学反应机理比较复杂。
在实际运用中，可根据低温条件下臭氧与NO的关键反应进行调试。
低温条件下，O3与NO之间的关键反应如下：NO+O3→NO2+O2（1）NO2+O3→NO3+O2 （2）NO3+NO2→N2O5 （3）NO+O+M→NO2+M （4）NO2+O→NO3（5）3 臭氧同时脱硫脱硝研究概况据浙江大学王智化等对采用臭氧氧化技术同时脱硫脱硝进行的试验结果表明，在典型烟气温度下，臭氧对NO的氧化效率可达84%以上，结合尾部湿法洗涤，脱硫率近100%，脱硝效率也在O3/NO摩尔比为0.9时达到86.27%，NO和Hg0的脱除率与O3的注入量有关，当O3加入量为200ppm时，NO的脱除效率可达到85%，此工艺对NO和SO2的脱除率最高可分别达到97%和100%。
4 臭氧同时脱硫脱硝的主要影响因素。
4.1 摩尔比摩尔比（O3/NO）是指O3与NO之间摩尔数的比值，它反映了臭氧量相对于一氧化氮量的高低。
NO的氧化率随O3/NO的升高直线上升。
目前已有的研究中，在0.9≤O3/NO＜1的情况下，脱硝率可达到85%以上，有的甚至几乎达到100%；在实际中，由于其他物质的干扰，可发生一系列其他反应，如式（2）～（5），使得O3不能100%与NO 进行反应。
4.2 温度由于臭氧的生存周期关系到脱硫脱硝效率的高低，所以考察臭氧对温度的敏感性具有重要意义。
所有试验都表明，臭氧所处的环境温度越高分解越快，温度越低分解越慢。
在150℃的低温条件下，臭氧的分解率相对较低。
在25℃时臭氧的分解率只有0.5%，臭氧的半衰期可达15秒。
4.3 反应时间臭氧在烟气中的停留时间只要能够保证氧化反应的完成即可，因为关键反应的反应平衡在很短时间内即可达到，不需要较长的臭氧停留时间。
反应时间1秒足矣。
据华北电力大学环境学院马双忱等人的技术文献证实：在1～10000秒之间，对反应器出口的NO摩尔数没有什么影响，而且增加停留时间并不能增大NO的脱除率。
5、臭氧氧化技术的工程应用C—GT X是一种低温氧化技术，将氧/臭氧混合气注入再生器烟道，将NO X氧化成高价态且易溶于水的NO2和N2O5，然后通过氨水洗涤并使其与氨水反应生成硝酸盐，或与水反应还原氮气。
主要的反应如下：NO+O 3→NO 2+O 2 （6） 2NO 2+O 3→N 2O 5+O 2 （7） N 2O 5+H 2O →2HNO 3 （8） 4NH 3 + 2NO 2 + O 2 →6H 2O + 3N 2 （9） 4NO 2+ 4NH 3•H 2O+O 2 →4NH 4NO 3 + 2H 2O （10）四、 AC-GTsx 系统工艺流程 1、 A C —GT SX 系统工艺流程图2、A C —GT SX 工艺流程技术说明 （参阅《AC-GTsx 系统工艺流程图》）本氨水-臭氧AC-GTsx 系统设立在引风机出风口与烟囱进风口之间。