烟气脱硝检测方法

⑴ 国家电网烟气脱硝方法

脱硝技术不是单一的，根据经济的原则，必定是和脱硫除尘配套的
有和干法脱硫配套的脱硝技术，也有湿法脱硫配套的，
河南绿地伟业环保科技有限公司引进韩国纳米脱硝技术，效果而且经济实惠

⑵ 目前脱硫脱硝的方法有哪些，分别是什么

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。

⑶ 目前烟气脱硝要达到哪些指标

2012年1约1日起，NOx排放量不得超过100mg/ Nm3

⑷ 锅炉烟气如何脱硝

一、脱硝工艺简述
1、
脱硝工艺介绍
氮氧化物（NOx）是在燃烧工艺过程中由于氮的氧化而产生的气体，它不仅刺激人的呼吸系统，损害动植物，破坏臭氧层，而且也是引起温室效应、酸雨和光化学反应的主要物质之一
。世界各地对NOx的排放限制要求都趋于严格，而火电厂、垃圾焚烧厂和水泥厂等作为NOx气体排放的最主要来源，其减排更是受到格外的重视。
目前全世界降低电厂锅炉NOX排放行之有效的主要方法大致可分为以下四种：
（1）低氮燃烧技术，即在燃烧过程中控制氮氧化物的生成，主要适用于大型燃煤锅炉等；低NOX燃烧技术只能降低
NOX 排放值的30～50%，要进一步降低NOX 的排放, 必须采用烟气脱硝技术。
（2）选择性催化还原技术（SCR， Selective
Catalytic
Rection），主要用于大型燃煤锅炉，是目前我国烟气脱硝技术中应用最多的；
（3）选择性非催化还原技术（SNCR，Selective
Non-Catalytic
Rection），主要用于垃圾焚烧厂等中、小型锅炉，技术成熟，但其效率低于SCR法；投资小，建设周期短。
（4）选择性催化还原技术（SCR）+选择性非催化还原技术（SNCR），主要用于大型燃煤锅炉低NOx排放和场地受限情况，也比较适合于旧锅炉改造项目。
信成公司将采用选择性非催化还原法（SNCR）技术来降低电厂锅炉NOx排放。为此，将电厂SNCR脱硝法介绍如下：
2、选择性非催化还原法（SNCR）技术介绍
1）
SNCR脱硝简述
SNCR 脱硝技术是一种较为成熟的商业性 NOx控制处理技术。SNCR 脱硝方法主要是将还原剂在850～1150 ℃ 温度区域喷入含
NOx 的燃烧产物中, 发生还原反应脱除 NOx , 生成氮气和水。SNCR 脱硝在实验室试验中可达到 90%以上的 NOx脱除率。在大型锅炉应用上,
短期示范期间能达到75%的脱硝效率。SNCR 脱硝技术是 20世纪 70 年代中期在日本的一些燃油、燃气电厂开始应用的, 80
年代末欧盟国家一些燃煤电厂也开始了SNCR 脱硝技术的工业应用, 美国 90 年代初开始应用 SNCR 脱硝技术, 目前世界上燃煤电厂SNCR
脱硝工艺的总装机容量在 2GW 以上。
本工程SNCR 脱硝系统选用的脱硝剂是氨水。将氨水稀释成一定比例的稀氨水, 用输送泵送至炉前喷枪。
2）
SNCR工作原理
选择性非催化还原(SNCR)脱硝工艺是将含有 NHx 基的还原剂(如氨气、
氨水或者尿素等)喷入炉膛温度为850℃-1150℃的区域，还原剂通过安装在屏式过热器区域的喷枪喷入，该还原剂迅速热分解成 NH3和其它副产物，随后 NH3
与烟气中的 NOx 进行 SNCR 反应而生成
N2和H2O。
3）SNCR系统组成
本方案采用典型的SNCR脱硝工艺，其系统主要由本系统主要包括：卸氨模块（还原剂制备模块）、还原剂储存模块、浓度调整（稀释）模块、计量分配模块、喷射模块以及SNCR控制模块等六部分组成。
4）SNCR工艺流程
SNCR的典型工艺流程为：还原剂—>锅炉/窑炉（反应器）—>除尘脱硫装置—>引风机—>烟囱。还原剂以氨水（尿素溶液）为主，20%氨水溶液（或尿素需增加制备模块制成尿素溶液）经输送化工泵送至静态混合器，与稀释水模块送过来的软化水进行定量的混合配比，通过计量分配装置精确分配到每个喷枪，然后经过喷枪喷入炉膛，实现脱硝反应。如下图所示：

3 SNCR工艺的经济性分析

SNCR工艺以锅炉炉膛为反应器，可通过对锅炉外围的改造来实现对烟气的脱硝，工程建设周期短，其投资成本和运行成本与其它脱硝技术相比都是比较低的，因此非常适合对现有锅炉进行改造，特别适合于中小型锅炉的脱硝改造。一方面在较低投资条件下有效提高了脱硝的效率，另一方面，也很好的控制了氨逃逸，为国家环保事业做出了贡献。

4、氨水泄漏等安全防护措施

4.1浓氨水对人体的危害及防范措施和处理

氨水对人体的侵入途径为吸入和食入，吸入后对鼻、喉和肺有刺激性引起咳嗽、气短和哮喘等；可因喉头水肿而窒息死亡；可发生肺水肿，引起死亡。氨水溅入眼内，如不采取急救措施，可造成角膜溃疡、穿孔，并进一步引起眼内炎症，最终导致眼球萎缩失明。皮肤接触可致灼伤。慢性影响，反复低浓度接触，可引起支气管炎。皮肤反复接触，可致皮炎，表现为皮肤干燥、痒、发红。

防护措施：呼吸系统防护，可能接触其蒸气时，应该佩戴防毒面具；紧急事态抢救或逃生时，建议佩戴自给式呼吸器。眼睛防护，戴化学安全防护眼睛。穿防护服，戴防化学品手套。工作现场禁止吸烟、进食和饮水。工作后，淋浴更衣，保持良好的卫生习惯。

一旦氨水沾污皮肤，先用清水或2%的食醋液冲洗，至少15分钟。若有灼伤，就医治疗。若皮肤局部出现红肿、水泡，可用2%食醋液冲洗。如果眼睛接触，立即提起眼睑，用流动清水或生理盐水冲洗至少15 分钟。或用3%硼酸溶液冲洗，立即就医。如果吸入，迅速脱离现场至空气新鲜处，保持呼吸畅通。呼吸困难时给输氧。呼吸停止时，立即进行人工呼吸，就医。若鼻粘膜受到强烈的刺激，可滴入1%的麻黄素溶液，重者应吸入糜蛋白酶。误服者立即漱口，口服稀释的醋或柠檬汁，就医。

4.2、泄漏应急处理

泄漏量较大，应停运脱硝系统。疏散泄漏污染区人员至安全区，禁止无关人员进入污染区，在明显处张贴通告，告知其他人本区域有氨泄漏。建议应急处理人员戴自给式呼吸器，穿化学防护服。不要直接接触泄漏物，在确保安全情况下堵漏。用大量水冲洗，经稀释的氨水放入废水系统。用沙土、石头或其它惰性材料吸收，然后以少量加入大量水中，调节至中性，再放入废水系统。如大量泄漏，利用围堤收容，然后收集、转移、回收或无害处理后废弃。应采用便携式氨检测器，检查并确认空气中的氨浓度低于20ppm。

4.3、氨区管理要求

a、氨区周围墙完整，并挂有“严禁烟火”等明显的警告标示牌。氨区内要保持清洁，不准储存其它易燃品和堆放杂物，不准搭建临时建筑。

b、氨区周围消防通道要保持畅通。禁止任何车辆进入氨区。

c、氨区必须配备足够数量的灭火器，氨罐喷淋系统要定期进行检查试验。灭火器要定期进行检验，发现失效要及时更换。

d、在氨区进行作业的人员必须持有上岗证，应充分掌握氨区系统设备并了解氨气的性质和有关的防火、防爆规定，向作业人员提供安全防护装置（防护手套、护目镜、能过滤氨的面罩、防护服等）并定期维护。

e、在现场应备有洗眼、快速冲洗装置。

f、氨区卸氨时要有专人就地检查，发现跑、冒、漏立即进行处理。严禁在雷雨天和附近地区发生火警时进行卸氨工作。

⑸ 烟气脱硫（脱硝）的方法分别包括哪些

脱硫脱硝的六种方法：
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。

⑹ 锅炉烟气的两种脱硝技术你知道多少

锅炉烟气的两种脱硝技术简介

1、SCR（选择性催化还原脱硝）技术：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” 。

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。氨气作为脱硝剂被喷入高温烟气脱硝装置中,在催化剂的作用下将烟气中NOx 分解成为N2和H2O,其反应公式如下:4NO + 4NH3 +O2 →4N2 + 6H2O ； NO +NO2 + 2NH3 →2N2 + 3H2O ；一般通过使用适当的催化剂,上述反应可以在200 ℃～450 ℃的温度范围内有效进行, 在NH3 /NO = 1的情况下,可以达到80～90%的脱硝效率。 烟气中的NOx 浓度通常是低的,但是烟气的体积相对很大,因此用在SCR装置的催化剂一定 是高性能。因此用在这种条件下的催化剂一定满足燃煤锅炉高可靠性运行的要求。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、SNCR（选择性非催化还原脱硝）技术SNCR脱硝技术原理SNCR工艺以炉膛作为反应器，是目前旧机组脱硝技术改造时主要采用的脱硝技术。

一般可获得30%~50%的NOx脱除率，所用的还原剂一般为氨、氨水和尿素等。由于尿素比氨具有更好的锅炉内分布性能，且尿素是一般化学药品，运输存储简单安全、货源易得，而氨属于危险化学药品，SNCR一般采用尿素作为还原剂。选择性非催化还原（SNCR）脱除NOx技术是把含有NHx基的还原剂，喷入炉膛，该还原剂迅速热分解成NH3选择性地与烟气中的NOx反应生成N2、CO2、H2O等无害气体。SNCR脱硝工艺流程：将满足要求的尿素固体颗粒卸至尿素储料仓，由计量给料装置进入配液池，在加热的条件下，用工艺水将尿素固体颗粒配制成尿素溶液，经配料输送泵送至溶液储罐，储罐中的尿素溶液通过加压泵和输送管道送到炉前喷射系统，经布置在锅炉四周的雾化喷嘴喷入炉膛900~1100℃的温度区域。储罐输出的尿素溶液，可和工艺水混合配制成不同浓度的尿素溶液以满足锅炉不同负荷的要求；喷嘴可布置多层以满足不同温度区域的要求。适用范围：新建、扩建、改建机组或现役的旧机组，受场地限制，要求脱硝效率不太高的机组。SNCR工艺特点：以炉膛作为反应器，不需要催化剂，投资运行成本较低；脱硝效率中等，一般为30%--50%，与低氮燃烧技术组合效果更好，可达到70％的脱硝率；造成空气预热器和静电除尘器的堵塞和腐蚀比SCR低。

⑺ 烟气脱硝技术具体包括哪些方法

脱硝技术也就是控制氮氧化物排放浓度技术，氮氧化物生成主要是热力型、燃料型和快速型，其形成原理各不相同，又以热力型为主，因此为了从源头上控制氮氧化物浓度，首先应考虑炉内的低氮燃烧技术，可以降低最高50%的排放浓度，再选择SCR或SNCR或两者混合技术，以控制投资和运行成本，综合考虑成本，低氮+SCR对于大部分300MW及以上火电机组较为合适。需要说明的是，根据工程应用情况来看，SNCR的适应性相对较差，且其脱硝率较SCR的最高可达90%以上有不小差距，因此在国家污染物排放法规越来越严的情况下（14年要求全部电厂排放浓度低于100mg/m3），SCR已成为绝大多数的选择。还原剂无论采用尿素、液氨或氨水的哪一种，最终都是生成氨气（氨水是直接喷入），只是存储、输送系统不同，且三者运输、投资、运行成本和安全要求差异较大，综合来说液氨最经济划算，尿素最安全。

⑻ 常见的烟气脱硝方法有哪些

1、石灰石（石灰）-石膏湿法烟气脱硫工艺
石灰石（石灰）湿法脱硫技术由于吸收剂价廉易得，在湿法FGD领域得到广泛的应用。
以石灰石为吸收剂反应机理为：
吸收：SO2（g）→ SO2（L）+H2O → H++HSO3- → H+ +SO32-
溶解：CaCO3（s）+H+ → Ca2++HCO3-
中和：HCO3- +H+ →CO2（g）+H2O
氧化：HSO3-+1/2O2→SO32-+H+
SO32- +1/2O2→SO42-
结晶：Ca2++SO32- +1/2H2O →CaSO3·1/2H2O（s）
该工艺的特点是脱硫效率高（>95%）、吸收剂利用率高（>90%）、能适应高浓度SO2烟气条件、钙硫比低（一般<1.05） 、脱硫石膏可以综合利用等。缺点是基建投资费用高、水消耗大、脱硫废水具有腐蚀性等。
2、海水烟气脱硫
海水烟气脱硫工艺是利用海水的碱度达到脱除烟气中二氧化硫的一种脱硫方法。脱硫过程不需要添加任何化学药剂，也不产生固体废弃物，脱硫效率>92%，运行及维护费用较低。烟气经除尘器除尘后，由增压风机送入气-气换热器降温，然后送入吸收塔。在脱硫吸收塔内，与来自循环冷却系统的大量海水接触，烟气中的二氧化硫被吸收反应脱除，海水经氧化后排放。脱除二氧化硫后的烟气经换热器升温，由烟道排放。
海水烟气脱硫工艺受地域限制，仅适用于有丰富海水资源的工程，特别适用于海水作循环冷却水的火电厂，但需要妥善解决吸收塔内部、吸收塔排水管沟及其后部烟道、烟囱、曝气池和曝气装置的防腐问题。
3、喷雾干燥工艺
喷雾干燥工艺（SDA）是一种半干法烟气脱硫技术，其市场占有率仅次于湿法。该法是将吸收剂浆液Ca(OH)2在反应塔内喷雾，雾滴在吸收烟气中SO2的同时被热烟气蒸发，生成固体并由除尘器捕集。当钙硫比为1.3～1.6时，脱硫效率可达80%～90%。半干法FGD技术兼干法与湿法的一般特点。其主要缺点是利用消石灰乳作为吸收剂，系统易结垢和堵塞，而且需要专门设备进行吸收剂的制备，因而投资费用偏大；脱硫效率和吸收剂利用率也不如石灰石/石膏法高。
喷雾干燥技术在燃用低硫和中硫煤的中小容量机组上应用较多。国内于1990年1月在白马电厂建成了一套中型试验装置。后来许多机组也采用此脱硫工艺，技术已基本成熟。
4、电子束烟气脱硫工艺（EBA法）
电子束辐射技术脱硫工艺是一种干法脱硫技术，是一种物理方法和化学方法相结合的高新技术。该工艺的流程是由排烟预除尘、烟气冷却、氨的冲入、电子束照射和副产品捕集工序组成。锅炉所排出的烟气，经过集尘器的粗滤处理之后进入冷却塔，在冷却塔内喷射冷却水，将烟气冷却到适合于脱硫、脱硝处理的温度（约70℃）。烟气的露点通常约为50℃。通过冷却塔后的烟气流进反应器，注入接近化学计量比的氨气、压缩空气和软水混合喷入，加入氨的量取决于SOx和NOx浓度，经过电子束照射后，SOx和NOx在自由基的作用下生成中间物硫酸和硝酸。然后硫酸和硝酸与共存的氨进行中和反应，生成粉状颗粒硫酸铵和硝酸铵的混合体。脱硫率可达90%以上，脱硝率可达80%以上。此外，还可采用钠基、镁基和氨作吸收剂，一般反应所生成的硫酸铵和硝酸铵混合微粒被副成品集尘器分离和捕集，经过净化的烟气升压后向大气排放。

⑼ 锅炉烟气如何脱硝

选择性催化剂还原烟气脱硝技术（SCR）是采用垂直的催化剂反应塔与无水氨，从燃煤燃烧装置及燃煤电厂的烟气中除去氮氧化物（NOx）。具体为采用氨（NH3）作为反应剂，与锅炉排出的烟气混合后通过催化剂层，在催化剂层，在催化剂的作用下将NOx还原分解成无害的氮气（N2）和水（H2O）。该工艺脱硝率可达90%以上，NH3逃逸低于5ppm,设备使用效率高，基本上无二次污染，是目前世界上先进的电站烟气脱硝技术，在全球烟气脱硝领域市场占有率高达98%。
二、SCR烟气脱硝技术工艺原理 4NH3+4NO+O2->4N2+6H2O
8NH3+6NO2->7N2+12H2O
三、SCR烟气脱硝技术工艺流程SCR反应器通常布置在燃煤和燃油电厂的固态排渣或液态排渣锅炉的烟气
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