燃气发电余热锅炉脱硝工艺的选择与优化
火电机组热解尿素法脱硝控制优化
摘 要：
随着国家能源局《电力行业危险化学品安全风险集中治理实施方案》对火电厂液氨改尿素工程时限的明确，尿素制氨在火电厂脱硝控制系统中的应用越来越广泛。热解尿素法是尿素制氨工艺的一种，现通过对其在某电厂中的运行现状进行分析，提出SCR出口氮氧化物采用多点取样测量方式，并结合改进型基于氨氮摩尔比的串级PID脱硝控制策略进行优化，同时设置两侧SCR反应器出口氮氧化物调平控制回路。最终通过实施，有效降低了该厂氨单耗，达到了节能降耗的目标。
关键词：
热解尿素；脱硝控制；节能
0 引言
近年来，国家环保标准逐渐提高，监管力度也不断加大。氮氧化物作为火电厂烟气中的一种主要污染物，一直是火电厂环保治理的重点。目前，火电厂脱硝治理主流方法为SCR脱硝技术，其一般采用氨气作为还原剂，在催化剂的作用下，将氮氧化物还原成氮气和水，从而达到脱硝的目的。
火电厂制备氨气主要有液氨法、水解尿素法和热解尿素法。液氨法由于其危险性，目前正在进行改造、替代。根据国家能源局印发的《电力行业危险化学品安全风险集中治理实施方案》要求，全国公用燃煤电厂的液氨一级、二级重大危险源尿素替代改造工程要于2022年12月底前完成，液氨三级、四级重大危险源尿素替代改造工程要于2024年底前完成。
某火电机组采用热解尿素法制备氨气、SCR脱硝方式。
1 热解尿素法制氨系统概况 尿素热解系统主要包括尿素溶液制备输送系统、热解炉系统、压缩空气系统，如图1所示。
尿素溶液制备输送系统将尿素颗粒用一定比例的除盐水溶解，并储存于尿素溶液储罐。尿素溶液输送泵将尿素溶液储罐中的尿素溶液输送至计量分配装置，经计量分配后由尿素溶液喷枪雾化后进入热解炉分解为氨气，尿素溶液喷枪投入数量根据尿素消耗量实时调整。
热解炉热源采用电加热热一次风方式，将雾化进入热解炉的尿素溶液快速分解为氨气、水和二氧化碳，并经机组供氨母管输送至A、B侧SCR反应器。
压缩空气用于尿素溶液的雾化和尿素喷枪的密封，由厂区仪用压缩空气管网提供。
脱硫脱硝装置的运行状态分析及问题优化
建筑设计238产 城脱硫脱硝装置的运行状态分析及问题优化
孙文行
摘要：随着我国经济快速发展，工业生产中排放的SO2、NOx成为
大气污染物的主要来源。SO2、NOx和颗粒物大量存在于燃烧反应
生成的烟气中，这部分烟气已成为大气污染的核心来源。由于含硫原
料的使用越来越广泛以及国家对于环境保护的考量，各类燃烧装置
产生的烟气排放面临着越来越严格的限制和约束，如何消除烟气中
SO2、NOx和颗粒物已成为生产企业关心的重点。近年来烟气脱硝
除尘脱硫装置得到长足发展，在烟气净化问题中发挥了重要的作用。
但受限于当前的装置设计和制造水力，脱硝脱硫装置在使用过程中
仍然存在诸多问题，需要提出并进行改进探究，提高装置对原料硫含
量适应性，以确保设备投入运行后排放的污染物浓度达到国家排放
标准。
关键词：脱硫脱硝装置；问题分析；改进探究
1 概述
二氧化硫和氮氧化物是酸雨的主要前体物质，我国二氧化硫和氮氧化
物排放量巨大，对环境保护造成极大的负面影响。选择二氧化硫和氮氧化
物排放的控制技术，是一项系统工程，必须按照国家及地方的政策、法规、
标准并结合各地自身特点，系统考虑各项措施的技术、经济性能。脱硫和脱
硝技术在工厂环保设施中非常关键。随着科学技术的发展和化工工艺的不
断探索，烟气脱硫和脱硝技术在大量生产企业使用方面成效显著。本文对
其中的技术应用进行分析，找出其中出现的问题并提出对应的措施。
2 工艺介绍
2.1 反应机理
脱硫反应，EDV@湿法烟气脱硫的原理是：烟气中的SO2与NaOH溶液
逆向充分接触反应，除去烟气中的S02，并洗涤烟尘净化烟气，实现达标排
放，在洗涤塔内的主要反应为：
SO2+H20→H2S03（1）
H2S03+2NaOH→Na2S03+2H20（2）
Na2S03+H2S03→2NaHS03（3）
NaHS03+NaOH→Na2S03+H20（4）
在洗涤塔及PTU氧化罐内的主要反应为：
Na2S03+1/202→Na2S04（5）
2.2 脱硝反应
SCR锅炉烟气脱硝
1
附件二、锅炉烟气SCR脱硝
一、SCR工艺原理
利用选择性催化还原（SCR）技术将烟气中的氮氧化物脱除的方法是当前世界上脱氮工艺的主流。选择性催化还原法是利用氨（NH3）对NOX的还原功能，使用氨气（NH3）作为还原剂，将一定浓度的氨气通过氨注入装置（AIG）喷入温度为280℃-420℃的烟气中，在催化剂作用下，氨气（NH3）将烟气中的NO和NO2还原成无公害的氮气（N2）和水（H2O），“选择性”的意思是指氨有选择的进行还原反应，在这里只选择NOX还原。其化学反应式如下：
4NO+4NH3+O2→4N2+6H2O
2NO2+4NH3+O2→3N2+6H2O
6NO2+8NH3→7N2+12H2O
副反应主要有：
2SO2+O2→2SO3
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。
脱硝反应是在反应器内进行的，反应器布置在省煤器和空气预热器之间。反应器内装有催化剂层，进口烟道内装有氨注入装置和导流板，为防止催化剂被烟尘堵塞，每层催化剂上方布置了吹灰器。
二、脱硝性能要求及工艺参数 2
1、性能要求
采用SCR脱硝技术时，脱硝工程应达到下列性能指标：
NOX排放浓度控制到200mg/Nm3以下，总体脱硝效率约80%；
氨逃逸浓度不大于3uL/L;
SO2/SO3转化率小于1.0%；
2、工艺参数
脱硝工艺的设计参数见表
序号 名称
1 锅炉大小 160吨 四台
2 锅炉制造厂
3 投入使用时间
4 负荷范围 70%--100%
5 NOX排放浓度 -----mg/Nm3
6 SO2原始含量 -------mg/Nm3
7 锅炉烟气量
8 煤种
9 每小时燃煤量 xxt/h
10 锅炉飞灰含碳量
11 炉内燃烧温度
12 省煤器
13 脱硝以后排放要求 200mg/Nm3
燃气余热锅炉SCR脱硝系统关键技术的研究
Ｓｃｉｅｎｃｅ＆Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ Ｖｉｓｉｏｎ 科技视界 科技・探索・争鸣 燃气余热锅炉Ｓ ＣＲ脱硝系统关键技术的研究 胡松 （武汉都市环保工程技术股份有限公司，湖北武汉４３００７１） 【摘要】本文介绍了燃气余热锅炉ＳＣＲ脱硝的工艺流程，比较了与燃煤机组在设计上的不同，对ＳＣＲ脱硝技术在该领域应用中的关键技 术进行了研究，以期对该类工程的实施起到参考作用。 【关键词】余热锅炉；ＳＣＲ；脱硝 ０前言 随着国家经济的快速发展氮氧化物ｆＮ０ｘ１排放量迅速增加．研究 表明ＮＯｘ是形成雾霾天气的重要原因．已成为制约社会经济发展的 因素之一 因此．国家将ＮＯｘ列为“十二五”期间大气污染物总量控制 对象㈣。目前ＳＣＲ脱硝因技术成熟在燃煤机组中已应用广泛．但在燃 气机组中应用还不多 随着环保要求的日益严格．燃气余热锅炉建设 脱硝装置是今后的必然趋势 燃气轮机组因燃料较为清洁．并结合最 新的ＮＯｘ排放控制技术．可实现更低浓度的排放．满足日益严格的环 保要求。 本文介绍了燃气余热锅炉ＳＣＲ脱硝的工艺流程．比较了与燃煤 机组在设计上的不同．对ＳＣＲ脱硝技术在该领域应用中的关键技术 进行了研究．以期对该类工程的实施起到参考作用 １ 工艺流程 燃气余热锅炉ＳＣＲ法脱硝工艺系统主要分为二个部分．即氨储 存及供应系统和ＳＣＲ反应器系统 ＪＩ由 还辱捌－存藏供盅熏鞋 图１余热锅炉ＳＣＲ脱硝工艺流程图 该工艺流程可简述为： 在氨储存和供应区．液氨通过卸料压缩机由液氨槽车进入液氨储 罐．利用自身压力经出料管送至氨汽化器．液氨在氨汽化器内吸热气 化．气化后的氨气进入氨缓冲槽．进一步被送往ＳＣＲ反应器区以供使 用。 在ＳＣＲ反应器区．自氨供应区来的氨气与稀释风机来的空气在 氨／空气混合器内充分混合 氨和空气混合气体进入位于烟道内的氨 喷射格栅．喷人烟道后与烟气充分混合．然后进入ＳＣＲ反应器 ＳＣＲ 反应器合适的温度窗Ｅ１在３００￣Ｃ～４２０￣Ｃ范围内．反应器根据该温度窗 口在锅炉本体烟道中布置 氨与ＮＯｘ在反应器内．在催化剂的作用下 反应生成无污染的Ｎ：和Ｈ ０，净烟气进入余热锅炉后部受热面，并通 过烟囱排出 燃气余热锅炉ＳＣＲ脱硝的设计与常规燃煤锅炉ＳＣＲ脱硝原理基 本相同，但由于燃气排气成分及余热锅炉结构特点等因素．在ＳＣＲ系 统设计上差别较大，主要表现在以下方面： １）反应器水平布置．布置与锅炉炯道本体之中．人口烟气条件良 好，主要污染物为ＮＯｘ，粉尘．ｓＯ 所占比例极少，催化剂可选用波纹 式或蜂窝式小节距产品．不需设置吹灰系统： ２）喷氨系统、催化剂的布置受到锅炉的限制较大．需要在有限的 空间内使氨氮摩尔比等偏差满足催化剂入Ｅｌ设计条件．同时还需严格 控制系统阻力的增加．因而对流场性能高要求较高 根据脱硝效率的 需要确定在喷氨格栅后是否设置静态混合器及整流格栅： ３）燃气余热锅炉脱硝系统氨逃逸控制值与燃煤锅炉相同．一般控 制在３ｐｐｍ以下。但由于燃气余热锅炉无ＳＯｘ，即使氨逃逸略微超标， 也无燃煤锅炉空预器堵塞和腐蚀问题。 ‘ ２关键技术的研究 ２．１提高流场数模拟与真实工况的相似性 流场数值模拟工程设计的指导意义重大．但由于在建模中会简化 和忽略一些实际因素以便于运算的开展．导致流场模拟与实际工况会 有一定差异。为提高数值模拟结果的相似性，有以下措施： ２．１．１冷模试验校正数值模拟结果 实体模型对实际工程的合适比例通常在１／１２到１／１５．在该比例 下能较好地近似反映烟气的真实流动情况．将冷模试验的结果作为数 值模拟收敛的判据．可大幅提升数值模拟结果的可信度。 ２．１．２引入合理数学模型 比如在ＳＣＲ化学反应中的流动介质有烟气和氨气．这就涉及到 考虑流动中物质的混合情况．可采用混合物的物质输运模型来模拟通 过求解描述每种组成物质的对流、扩散和反应源的守恒方程来模拟混 合和输运．可以模拟多种同时发生的化学反应 ２．１－３先简化后校正 例如如受热面螺旋鳍片在网格划分时较为困难．对传热、强化可 将鳍片对传热及强化混合的作用视为一个增强因子．通过冷模试验中 测算增强因子的大小 ２．２催化剂选型 ＳＣＲ脱硝催化剂分板式、蜂窝式、波纹式三种，不同类型的催化剂 具有各自的特点 对于燃气余热锅炉．因烟气条件良好．可选用节距小 于４ｒａｍ的蜂窝高比表面积高活性的催化剂产品．以降低催化剂用量． 节省成本。但节距越小．催化剂阻力越大．综合比较催化剂可优先选用 蜂窝式或波纹式 因烟气中不存在ｓ０ｘ．催化剂正常连续运行温度可 以比通常下限要低．可在２５０￣Ｃ或更低的温度下运行．但应注意温度降 低之后催化剂活性也会有所降低．可根据催化剂供货厂家提供的催化 剂随温度变化曲线确定保证脱硝效率的最低连续运行温度 燃气余热锅炉脱硝催化剂目前主要采用进口产品．随着国产催化 剂性能不断突破．对于新建工程．在设计中应考虑．并在锅炉结构及荷 载设计时应有所考虑 随着国家对危废处理要求日益严格．在催化剂 选型时还应考虑催化剂化学寿命到期后的处理措施 ２．３喷氨格栅分区控制ｆ图２） ０… … ～ ：ｌ ｕ 。 ＮＨ Ｎ０ｘ Ｏ％ ＮＨ Ｎ０Ｉ＝５％ 图２喷氨格栅分区控制 氨喷射格栅（ＡＩＧ）主要是提供均匀的氨喷射分布，良好的喷氨格 栅设计可减少混合区段。在喷氨格栅设计时可采用独立的可调节单 元．每个单元上装有阀门及流量计．实现烟道截面喷氨的分区控制。以 ｓｃｉｅｎｃｅ＆Ｔｅｃｈｎ。ｌ。ｇｙ Ｖｉｓｉ。ｎ科技视界Ｉ
(LNB+SCR)组合脱硝技术在燃煤锅炉中的应用
（LNB+SCR）组合脱硝技术在燃煤锅炉中的应用
乌鲁木齐市某石化公司3、4号燃煤锅炉增设了脱硝系统，采用“低氮燃烧器技术（LNB）+选择性催化还原技术（SCR）”组合脱硝技术。实际应用情况说明，（LNB+SCR）组合脱硝技术具有脱硝效果稳定可靠，自动化程度高，运行成本较低，社会效益显著等特点。
标签：组合脱硝技术；LNB；SCR
前言
目前，燃煤锅炉脱硝技术日趋成熟，市场上主要的脱硝技术有SCR脱硝技术、SNCR脱硝技术、低氮燃烧器技术（LNB）等。但是，仅用一种脱硝技术往往不能满足《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）中NOx排放浓度100mg/Nm3的要求。
乌鲁木齐某石化公司现有3、4号燃煤锅炉2台210吨DG210/10.5-1型锅炉系高压、自然循环汽包炉，∏型结构、四角切圆燃烧、全封闭布置，炉膛四角布置燃烧器。综合考虑投资、运行成本和技术等因素，采用（LNB+SCR）组合脱硝技术，改造前NOx排放浓度为650mg/Nm3，改造后NOx排放浓度为80mg/Nm3，效果显著。
因此，文章以该厂燃煤锅炉脱硝改造工程为例，简要介绍组合脱硝技术（LNB+SCR）在燃煤锅炉中的应用情况以及工程实践中的一些问题。
1 组合脱硝技术简介
1.1 低氮燃烧器技术（LNB）
低氮燃烧器技术（LNB）设计用于控制每一个燃烧器的燃料和空气的混合，燃料和空气分级送入燃烧设备，其特点在于降低初始燃烧区域内的氧浓度，从而也相应的降低火焰峰值温度，达到了较少NOx形成的目的。
本次锅炉改造内容：（1）燃烧器采用水平布置的对置丘体式高浓缩比燃烧器（浓粉处于迎火面、淡粉处于背火面）；（2）主燃烧区域二次风喷嘴全部更换，其风量比率重新配置；（3）炉内纵向高度方向预留大空间还原区间；（4）主燃区域上方角水冷壁管屏开孔，增设SOFA燃烬风喷嘴等。
将炉膛内燃烧人为的划分为三个区域（主燃烧区、NOx还原区、可燃质燃烬区），依据区域划分合理配风：主燃烧区域欠氧燃烧（a<1即供入总风量的80%左右；燃烬区域过氧燃烧，即供入总风量的20%左右）。此种技术的利用，最大限度的优化了炉内燃烧、增大了较差煤种锅炉稳定燃烧能力，并可在不降低炉效前题下大幅度降低NOx生成和排放（与之前比降35～55%）。
浅谈烟气脱硝在余热锅炉上的应用
２８ ｌ技ＴｅｃｈＩｎ术ｏｌｏｇＩ ｙ与＆ＥＩｎ工ｇｉｎｅＩｅ程ｒｉｎｇｌＡ应ｐｐ Ｉｉｃ用ａｔｉｏＩ
周 萍
（江苏科行环保科技有限公司，江苏盐城２２４０５１）
摘要：随着国家对节能减排工作的日益重视，氮氧化物（Ｎ０ ）减排工作已提上日程，成为“十二五”
期间节能减排的主要任务之一。目前，各种工业窑炉、锅炉是ＮＯ 的主要排放源，其Ｎ０ 的减排工作任重而道
远，需要依靠科技的力量来完成。现在，很多工业窑炉陆续都安装了余热锅炉来节能，所以有很多脱硝设
备是设置在余热锅炉上的。本文结合现有的成熟脱硝技术及各种余热锅炉的情况，提出了适合余热锅炉脱
硝的可行性工艺，并分析总结了工程实践的经验。 关键词：烟气脱硝；余热锅炉；ＳＣＲ；ＳＮＣＲ；工程实例
中图分类号：Ｘ７０１ 文献标志码：Ａ 文章编号：１００６—５３７７（２０１３）０１－００２８－０３
引言
随着中国经济的日益发展，中国已成为能源消耗和
排污大国之一，主要能源燃煤燃烧后会产生二氧化碳
（ＣＯ，）、二氧化硫（ＳＯ，）、氮氧化物（ＮＯ ）和颗粒
物等多种污染物。这些污染物会在地球外表层形成温室
效应、酸雨，破坏了地球的保护层——臭氧层，以及地
球的生态循环链等。在这些污染物中，氮氧化物（ＮＯ ）
对以上三种危害都有影响作用，所以脱氮是目前重要的 环保工作之一。
近年来，随着国家节能减排力度的加大，特别是“十
二五”期间，国家对各项排放指标都作了明确和更严格
的要求。工业和信息化部明确提出要求，￣２ｏ］５年我国
单位工业增加值氮氧化物（ＮＯ ）的排放量要比“十一
五”末降低１０％以上。各种针对工业窑炉的节能减排技
术也纷纷发展应用。 余热锅炉及其烟气脱硝设备是一种可以实现减排的
先进技术。现一般大型的工业窑炉、锅炉，如果其烟气
不作后期利用，就要直接对锅炉配套烟气氮氧化物脱除
（烟气脱硝）设备。有些对后续烟气还要进行余热利用
中国环保产业２０１３ １ 的工业窑炉，一般要在余热利用中或等到余热利用完后
SNCR脱硝工艺介绍
SNCR脱硝工艺介绍
在当今的工业生产中，环境保护的重要性日益凸显，其中减少氮氧化物（NOx）的排放是一项关键任务。SNCR 脱硝工艺作为一种有效的脱硝技术，在众多领域得到了广泛应用。接下来，让我们详细了解一下 SNCR 脱硝工艺。
SNCR 脱硝工艺，全称为选择性非催化还原（Selective NonCatalytic
Reduction）脱硝工艺，是一种不需要催化剂的脱硝方法。其原理主要是将含有氨基的还原剂，如氨水或尿素溶液，喷入到锅炉炉膛或烟道的合适温度区域（通常在 850℃ 1100℃之间），在高温条件下，还原剂迅速热分解成氨气（NH₃），氨气与氮氧化物发生化学反应，将氮氧化物还原为氮气（N₂）和水（H₂O），从而达到脱除氮氧化物的目的。
SNCR 脱硝工艺具有一些显著的优点。首先，它的系统相对简单，投资成本较低。与需要昂贵催化剂的 SCR（选择性催化还原）脱硝工艺相比，SNCR 不需要安装和维护催化剂系统，大大降低了设备的初始投资和运行维护成本。其次，SNCR 脱硝工艺的建设周期短，可以较快地投入运行，满足环保排放标准的要求。此外，SNCR 工艺对锅炉的运行影响较小，不会对锅炉的正常运行和热效率产生明显的不利影响。
然而，SNCR 脱硝工艺也存在一定的局限性。其脱硝效率相对较低，一般在 30% 70%之间，难以达到非常高的脱硝要求。同时，SNCR 工艺对反应温度窗口的要求较为严格，如果温度控制不当，可能会导致还原剂无法充分反应，从而影响脱硝效果。另外，还原剂的喷射均匀性和穿透性也会对脱硝效果产生重要影响，如果喷射不均匀或穿透不足，可能会导致局部氮氧化物排放超标。
为了实现良好的 SNCR 脱硝效果，需要对多个关键因素进行精确控制。首先是还原剂的选择和制备。常用的还原剂有氨水和尿素溶液。氨水具有反应活性高的优点，但储存和运输存在一定的安全风险。尿素溶液则相对安全，但反应活性稍低，需要更高的温度条件才能有效分解。其次是还原剂的喷射方式和位置。通常采用喷枪将还原剂喷入炉膛或烟道，喷射位置和角度的选择需要根据锅炉的结构和运行工况进行优化，以确保还原剂能够均匀分布并与氮氧化物充分接触。此外，反应温度的控制也是至关重要的。通过精确的温度监测和调节，确保还原剂喷入的区域处于合适的温度窗口内，以提高反应效率。
脱硝工艺介绍
1 / 20
图6-1 典型火电厂SCR法烟气脱硝工艺流程图
脱硝工艺介绍
1 脱硝工艺
图1 LNB、SNCR和SCR在锅炉系统中的位置
目前成熟的燃煤电厂氮氧化物控制技术主要包括燃烧中脱硝技术和烟气脱硝技术，其中燃烧中脱硝技术是指低氮燃烧技术（LNB），烟气脱硝技术包括SCR、SNCR和SNCR/SCR联用技术等，其在锅炉系统中的位置如图1所示。
1.1 烟气脱硝工艺应用
目前进入工业应用的成熟的燃煤电厂烟气脱硝技术主要包括SCR、SNCR和SNCR/SCR联用技术。
1）SNCR脱硝技术是指在锅炉炉膛出口900~1100℃的温度范围内喷入还原剂（如氨气）将其中的NOx选择性还原成N2和H2O。SNCR工艺对温度要求十分严格，对机组负荷变化适应性差，对煤质多变、机组负荷变动频繁的电厂，其应用受到限制。大型机组脱硝效率一般只有25~45%，SNCR脱硝技术一般只适用于老机组改造且对NOx排放要求不高的区域。
2）SCR烟气脱硝技术是指在300~420℃的烟气温度范围内喷入氨气作为还原剂，在催化剂的作用下与烟气中的NOx发生选择性催化反应生成N2和H2O。SCR烟气脱硝技术具有脱硝效率高，成熟可靠，应用广泛，经济合理，适应性强，特别适合于煤质多变、机组负荷变动频繁以及对空气质量要求较敏感的区域的燃煤机组上使用。SCR脱硝效率一般可达80～90%，可将NOx排放浓度降至100mg/m3（标态，干基，6%O2）以下。
3）SNCR/SCR联用技术是指在烟气流程中分别安装SNCR和SCR装置。在SNCR区段喷入液氨等作为还原剂，在SNCR装置中将NOx部分脱除；在SCR区段利用SNCR工艺逃逸的氨气在SCR催化剂的作用下将烟气中的NOx还原成N2和H2O。SNCR/SCR联用工艺系统复杂，而且脱硝效率一般只有50~70%。
三种烟气脱硝技术的综合比较见表1。
表1 烟气脱硝技术比较
序号 项 目 技术方案
SCR脱硝技术和CO再燃技术在余热锅炉上的应用
ＳＯＲＮ硝技术ＳｎＣ０再燃技术在余热锅炉上的应用
李芳周新良
（无锡华光锅炉股份有限公司）
摘要：介绍了我国大气污染物Ｎ０ｘ排放现状；从工艺流程、设备选型、运行情况等方面对燃气余 热锅炉ＳＣＲ法烟气脱硝以及ｃ０再燃装置进行了详细介绍，最后讨论了燃气余热锅炉ＳＣＲ法烟 气脱硝装置在工程应用中的重点注意问题。 关键词：Ｎ０ｘ；ＳＣＲ法烟气脱硝；余热锅炉。
１．引言 我国从上世纪７０年代开始就进行酸雨的控 制研究工作，重点放在了ＳＯ２的治理上。并相 继出台了大气污染防治法、排污费征收政策和
火电厂脱硫电价补贴政策，有力促进了ＳＯ２的 治理工作，有效控制了酸雨区的扩散。与ＳＯ２ 相比，ＮＯｘ不但对酸雨的形成影响很大，而且
还是光化学烟雾形成的催化剂，其对大气的污 染要远大于ＳＯ２形成的污染。根据国家环保局 统计和有关研究估算，Ｎ２０１０年我国ＮＯｘ排放 将达￣１］２１９４万吨。由此可见，今后我国ＮＯｘ排 放量将十分巨大，如果不加以控制，ＮＯｘ将对
我国大气环境造成严重的污染。火力发电是我 国ＮＯｘ排放的最大来源，占全国排放总量的３５ ％以上。国家十一五规划中，已加大和加快了 对主要污染物的排放控制，在新建火力发电机 组容量快速增长的情况下，要控制ＮＯｘ排放总 量，除对新建机组全面实施低ＮＯｘ燃烧技术和
安装烟气脱硝装置外，对ＮＯｘｆｌ￣放水平较高的
老机组进行低ＮＯｘ燃烧改造与烟气脱硝技术改 造相结合的方法才是解决ＮＯｘ减排问题的根本 方法【ｌｊｏ
烟气脱硝是目前发达国家普遍采用的减少 ＮＯｘ排放的方法，具有很高的脱除效率，应用 较多的有选择性催化还原法（ＳＣＲ）和选择性非
催化还原法（ＳＮＣＲ）。ｓＣＲ技术的脱硝率能达 到９０％以上，目前这一技术在发达国家已经得
到了比较广泛的应用，欧洲、日本、美国是当
今世界上对燃煤电厂ＮＯｘ排放控制最先进的地 区和国家，他们除了采取燃烧控制之外，大量 使用的是ＳＣＲ烟气脱硝技术。 本文重点对燃气余热锅炉烟气脱硝装置的
锅炉烟气脱硫脱硝超低排放改造项目技术方案选择及应用
锅炉烟气脱硫脱硝超低排放改造项目技术方案选择及应用
摘要：近年来，随着国家及各地方政府大气污染防治工作的深入，燃煤电厂等大型设备减排空间逐年减小，削减燃煤锅炉排放成为未来进一步改善城市和区域环境空气质量的主攻方向。针对锅炉烟气脱硫脱硝实际运行中存在的问题进行了深入分析，提出了一套切实可行的改造方案，改造后大幅节省水资源、能源，提高废水重复利用率，减少NOx、SO2、粉尘的排放，从源头上减少了污染物的产生。
关键词：锅炉烟气；脱硫脱硝超；低排放改造；技术方案；选择应用
通过在燃气锅炉烟气系统增设SCR中温脱硝、SDS干法脱硫、布袋除尘等措施，达到预期效果，可推广应用于同类燃气锅炉烟气超低排放治理。
1传统烟气处理流程存在的问题
1.1原有装置烟气排放超限
国家标准文件《危险废物焚烧污染控制标准（GB18484—2001）》和国家标准文件《危险废物焚烧污染控制标准（GB18484—2020）》均明确规定了危险废物焚烧处理技术活动开展过程中烟气物质的排放限值，但是国家标准文件《危险废物焚烧污染控制标准（GB18484—2020）》，相较于国家标准文件《危险废物焚烧污染控制标准（GB18484—2001）》在控制标准限值层面发生了较大提升，客观上导致原有技术装置在运行使用过程中烟气物质排放数量明显超越国家标准文件的限制数值，造成较为严重的不良影响。
1.2危废焚烧能力及原料来源受限
在烟气物质处理技术流程之中涉及的各类技术设备的使用能力达到其上限水平之后，原料中包含的硫元素物质组成和氮元素物质组成发生波动问题条件下，极易引致处理后的气体排放物质发生质量不达标问题。此类问题长期持续存在条件下，不仅会限制危险废物焚烧处理技术能力的拓展，还会限制危险废物焚烧处理技术活动开展过程中的原料接收环节覆盖广度。
1.3操作成本居高不下
在传统化危险废物焚烧处理技术烟气脱硫技术环节推进开展过程中，通常需要选择和运用湿法处理技术过程，且无法避免针对含硫盐类物质的废水展开的处理技术环节。除此之外，对于从急冷塔技术设备、旋分器技术设备、过滤器技术设备等卸出的含硫废渣物质，通常需要对其推进开展填埋技术处理，但是排放控制上限的收紧过程，通常会显著提升各类技术操作步骤开展过程中的经济成本，且不利于企业在实际经营过程中实现对经济成本水平的有效控制。