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1、明晟环保：化肥装置氨源及其在氨法脱硫上的使用特点1液氨液氨运输及储存便利，通常将气态的氨气通过加压或冷却得到液态氨。氨易溶于水，溶于水后形成碱性溶液。液氨（气氨）管理要求高。用于脱硫时，其管道及相应的贮槽应按压力等级设计并有防爆措施。但因其含量高运输成本低，液氨是长距离外购脱硫剂的首选方案。2氨水氨水为无色透明的液体，是不燃烧、无危险的液体。2.1 稀氨水稀氨水一般由废氨水提浓或液氨稀释而来，质量相对较好，可以直接使用。2.2 废氨水化肥企业废氨水来源：1）合成氨系统废氨水来源铜洗再生工序产生的含氨废水；同收塔用软水或稀氨水回收下来的氨水，脱除有机硫过程中产生的低压变换冷凝液和含氨废水等。2
2、）氮肥（氨加工）废氨水来源（NH4）2-CO3生产废水主要是尾气洗涤塔产生的含氨废水；尿素生产废水主要是蒸馀和蒸发工序的解吸液和冷凝液即含氨废水；NH4NO3生产废水主要是真空蒸发工序生产的含氨废水。目前，化肥企业的含氨废水一般送尿素解吸或新增氨回收塔进行提浓回收。进行回收需要增加能耗和操作费用。废氨水浓度一般较低，高的一般也不超过5%,所以当用废氨水脱硫时要注意装置的水平衡，水过量时须搭配使用高浓度的氨。3 .NH4HCO3一般是由氨与二氧化碳化合而成，曾是氮肥的主要品种，目前仍是中小氮肥厂重要产品。NH4HCO3可分解为氨与二氧化碳，可作为脱硫剂。在使用碳校作脱硫剂时，需配置将碳铉溶解的装
3、置然后将碳钱泵入脱硫系统。因碳钱在脱硫过程中有气体二氧化碳生成，所以碳钱的加入点要有防泡沫措施。4 .尿素尿素用液氨和二氧化碳为原料合成尿素。尿素在水的作用下分解成氨和二氧化碳，可以作脱硫剂使用。尿素做脱硫剂也需配置溶解装置。然后将溶液泵入脱硫系统。同样其水解过程中有气体二氧化碳生成，所以其加入点也应要有防泡沫措施。5化肥企业使用氨法烟气脱硫的优势化肥企业特别是氮肥厂皆有上述的含氨脱硫剂，采用氨法技术进行锅炉烟气脱硫，可直接利用氨甚至废氨水回收烟气中的S02制成（NH4）2SO4肥料，在厂内即可实现废物的综合利用，以废治废、变废为宝。另外，氨法脱硫属化工技术，化肥企业的操作人员和管理人员容易掌
4、握。6.氨法脱硫技术在化肥企业的应用氨法脱硫技术在电力、化工行业已多家使用，其中化肥企业也逐步增多。目前，山东章丘明水大化、石家庄正元化肥、中化平原化肥等多家已经使用。5、结论氨法烟气脱硫技术可以利用化肥装置中的含氨稀氨水、液氨（气氨）、碳钺、尿素甚至废氨水脱除烟气S02,既解决了化肥装置的废氨水难题又解决了烟气的S02治理问题，还副产高附加值的（NH4）2SO4化肥，且脱硫率99加勺同时可达20%40%的脱硝率，一举多得，更不产生二次污染不消耗新的原料资源，环境效益、经济效益与社会效益明显，真正实现了绿色经济，变废为宝的目的，实现在绿水蓝天中获得金山银山的理念，值得化肥企业大力推广。明晟环保
5、凭借几十年的化工经验，以实体工业求发展，以低碳经济、变废为宝为理念，从根本上解决了高耗能和二次污染问题，使超低排放科技化、系统化。在本质上氨法脱硫工艺是采用NH3来吸收净化烟气的，包含着复杂的物理、化学过程。以下将从物理化学原理方面对工艺各阶段加以分析。烟气中的S02从烟气主体进入吸收液的过程是物理吸收和化学反应的过程，通过这个过程，使S02从气相进入液相而被捕获。该过程可分为如下几个步骤：氨法脱硫工艺中的化学步骤1.烟气中S02溶解于水形成H2S03o2.氨吸收剂溶解于水形成NH3H2O3.溶解于水形成的NH3,H2O与溶解于水形成的H2SO3进行化学反应形成(NH4)2SO3。4.形成的(
6、NH4)2SO3在氧化空气的作用下氧化形成(NH4)2SO4氨法脱硫过程的总化学反应式可以综合表示为：SO2+H2O+XNH3=(NH4)H2-xSO3(NH4)xH2-xSO3+1.2O2+(2-x)NH3=(NH4)2SO4虽然该综合反应式中列出了主要的反应物和生成物，但整个反应过程非常复杂，可以通过以下的一系列反应过程表示：八：脱硫塔中S02的吸收烟气中的二氧化硫(S02)溶于水并生成亚硫酸。S02+H20-H2SO3(1)B：亚硫酸同溶于水中的硫酸筱和亚硫酸彼起反应。H2SO3+(NH4)2SO4-NH4HSO4+NH4HSO3(2)H2SO3+(NH4)2SO3-2NH4HSO3(3
7、)C：吸收剂氨的溶解NH3+H20-NH40H-NH4+OH-(4)由于反应的进行，可以不断提供中和用的碱度及反应用的镂离子。氨同溶于水中的亚硫酸、硫酸氢钱和亚硫酸氢钱起反应。D：中和吸收的S02S02极易与碱性物质发生化学反应，形成亚硫酸盐。碱过剩时生成正盐S02过剩时形成酸式盐。S02+NH40HfNH4HSO3(5)S02+2NH4OHf(NH4)2SO3+H20(6)由于反应(5)、(6)的进行，可以使更多S02可被吸收。E：吸收得到的(亚)硫酸(氢)核氧化成硫酸(氢)钱亚硫酸盐不稳定，可被烟气及氧化空气中的氧气氧化成稳定的硫酸盐。2NH4HSO3+O2-2NH4HSO42(NH4)2
8、SO3+02-2(NH4)2SO4(8)F：硫酸镀溶液浓缩后结晶析出硫酸铁固体硫酸铉+水硫酸钺固体+水蒸汽6：脱硝功能氨法脱硫在脱出二氧化硫的同时，对氮氧化物也有一定的脱除效果，其反应原理如下：烟气中氮氧化物(NoX)主要以NO(占NoX的90%)形式存在，其次是NO2、N2O5等。在一定温度下，No在空气中部分氧化成NO2,建立如下平衡：N0+1/202=N02在一定温度的水溶液中，亚硫酸核(NH4)2SO3与水中溶解的N02反应生成(NH4)2SO4与N2,建立如下平衡：2(NH4)2SO3+N02=2(NH4)2SO4+1/2N2个亚硫酸钱(NH4)2SO3与水中溶解的NO反应生成(NH
9、4)2SO4与N2,建立如下平衡：(NH4)2SO3+NO=(NH4)2SO4+1/2N2个亚硫酸氢筱NH4HSO3与水中溶解的N02反应生成NH4HSO4与N2,建立如下平衡：4NH4HSO3+2NO2-4NH4HSO4+N2个燃煤电厂主要节能技术汇总如下：1、提高蒸汽参数常规超临界机组汽轮机典型参数为24.2MPa566C566C,常规超超临界机组典型参数为25-26.25MPa600eC600Co提高汽轮机进汽参数可直接提高机组效率，综合经济性、安全性与工程实际应用情况，主蒸汽压力提高至27-28MPa,主蒸汽温度受主蒸汽压力提高与材料制约一般维持在600,热再热蒸汽温度提高至610或6
10、20,可进一步提高机组效率。主蒸汽压力大于27MPa时，每提高IMPa进汽压力，降低汽机热耗0.1%左右。热再热蒸汽温度每提高IOC可降低热耗0.15%。预计相比常规超超临界机组可降低供电煤耗1.52.5克/千瓦时。技术较成熟。适用于66、IOO万千瓦超超临界机组设计优化。2、二次再热在常规一次再热的基础上，汽轮机排汽二次进入锅炉进行再热。汽轮机增加超高压缸，超高压缸排汽为冷一次再热，其经过锅炉一次再热器加热后进入高压缸，高压缸排汽为冷二次再热，其经过锅炉二次再热器加热后进入中压缸。比一次再热机组热效率高出2%3%,可降低供电煤耗810克/千瓦时技术较成熟。美国、德国、口本、丹麦等国家部分30
11、万千瓦以上机组已有应用。国内有100万千瓦二次再热技术示范工程。3、管道系统优化通过适当增大管径、减少弯头、尽量采用弯管和斜三通等低阻力连接件等措施，降低主蒸汽、再热、给水等管道阻力。机组热效率提高01.%02%,可降低供电煤耗0.30.6克/千瓦时。技术成熟。适于各级容量机组。4、外置蒸汽冷却器超超临界机组高加抽汽由于抽汽温度高，往往具有较大过热度，通过设置独立外置蒸汽冷却器，充分利用抽汽过热焙,提高回热系统热效率。预计可降低供电煤耗约05克/千瓦时。技术较成熟。适用于66、IOO万千瓦超超临界机组。5、低温省煤器在除尘器入口或脱硫塔入口设置1级或2级串联低温省煤器，采用温度范围合适的部分凝
12、结水回收烟气余热，降低烟气温度从而降低体积流量,提高机组热效率，降低引风机电耗。预计可降低供电煤耗1.41.8克/千瓦时技术成熟。适用于30IoO万千瓦各类型机组。6、700超超临界在新的银基耐高温材料研发成功后，蒸汽参数可提高至700C,大幅提高机组热效率供电煤耗预计可达到246克/千瓦时。技术研发阶段。7、汽轮机通流部分改造对于13.5、20万千瓦汽轮机和2000年前投运的30和60万千瓦亚临界汽轮机，通流效率低，热耗高。采用全三维技术优化设计汽轮机通流部分,采用新型高效叶片和新型汽封技术改造汽轮机,节能提效效果明显。预计可降低供电煤耗1020gkWh技术成熟。适用于13.5-60万千瓦各
13、类型机组。8、汽轮机间隙调整及汽封改造部分汽轮机普遍存在汽缸运行效率较低、高压缸效率随运行时间增加不断下降的问题，主要原因是汽轮机通流部分不完善、汽封间隙大、汽轮机内缸接合面漏汽严重、存在级间漏汽和蒸汽短路现象。通过汽轮机本体技术改造,提高运行缸效率，节能提效效果显著。预计可降低供电煤耗24gkWh技术成熟。适用于3060万千瓦各类型机组。9、汽机主汽滤网结构型式优化研究为减少主再热蒸汽固体颗粒和异物对汽轮机通流部分的损伤，主再热蒸汽阀门均装有滤网。常见滤网孔径均为07已开有倒角。但滤网结构及孔径大小需进一步研究。可减少蒸汽压降和热耗,暂无降低供电煤耗估算值。技术成熟。适于各级容量机组。10、
14、锅炉排烟余热回收利用在空预器之后、脱硫塔之前烟道的合适位置通过加装烟气冷却器，用来加热凝结水、锅炉送风或城市热网低温回水，回收部分热量,从而达到节能提效、节水效果。采用低压省煤器技术,若排烟温度降低30,机组供电煤耗可降低1.8gkWh,脱硫系统耗水量减少70%O技术成熟。适用于排烟温度比设计值偏高20C以上的机组。11、锅炉本体受热面及风机改造锅炉普遍存在排烟温度高、风机耗电高，通过改造，可降低排烟温度和风机电耗。具体措施包括：一次风机、引风机、增压风机叶轮改造或变频改造；锅炉受热面或省煤器改造。预计可降低煤耗1.O2.OgkWh技术成熟。适用于30万千瓦亚临界机组、60万千瓦亚临界机组和超
15、临界机组。12、锅炉运行优化调整电厂实际燃用煤种与设计煤种差异较大时，对锅炉燃烧造成很大影响。开展锅炉燃烧及制粉系统优化试验，确定合理的风量、风粉比、煤粉细度等，有利于电厂优化运行。预计可降低供电煤耗0.51.5gkWh.技术成熟。现役各级容量机组可普遍采用。13、电除尘器改造及运行优化根据典型煤种，选取不同负荷，结合吹灰情况等，在保证烟尘排放浓度达标的情况下，试验确定最佳的供电控制方式（除尘器耗电率最小）及相应的控制参数。通过电除尘器节电改造及运行优化调整，节电效果明显。预计可降低供电煤耗约23gkWh技术成熟。适用于现役30万千瓦亚临界机组、60万千瓦亚临界机组和超临界机组。14、热力及疏
16、水系统改进改进热力及疏水系统，可简化热力系统，减少阀门数量，治理阀门泄漏，取得良好节能提效效果。预计可降低供电煤耗23gkWh0技术成熟。适用于各级容量机组。15、汽轮机阀门管理优化通过对汽轮机不同顺序开启规律下配汽不平衡汽流力的计算，以及机组轴承承载情况的综合分析，采用阀门开启顺序重组及优化技术，解决机组在投入顺序阀运行时的瓦温升高、振动异常问题，使机组能顺利投入顺序阀运行，从而提高机组的运行效率。预计可降低供电煤耗23gkWh.技术成熟适用于20万千瓦以上机组。16、汽轮机冷端系统改进及运行优化汽轮机冷端性能差，表现为机组真空低。通过采取技术改造措施，提高机组运行真空，可取得很好的节能提效
17、效果。预计可降低供电煤耗05T.0gkWI技术成熟。适用于30万千瓦亚临界机组、60万千瓦亚临界机组和超临界机组。17、高压除氧器乏汽回收将高压除氧器排氧阀排出的乏汽通过表面式换热器提高化学除盐水温度，温度升高后的化学除盐水补入凝汽器，可以降低过冷度，一定程度提高热效率。预计可降低供电煤耗约0.51.g/kWh技术成熟。适用于1030万千瓦机组18、取较深海水作为电厂冷却水直流供水系统取、排水口的位置和型式应考虑水源特点、利于吸取冷水、温排水对环境的影响、泥沙冲淤和工程施工等因素。有条件时，宜取较深处水温较低的水。但取水水深和取排水口布置受航道、码头等因素影响较大。采用直流供水系统时，循环水温
18、每降低12,供电煤耗降低约1.g/kWh。技术成熟。适于沿海电厂。19、脱硫系统运行优化具体措施包括：1）吸收系统（浆液循环泵、PH值运行优化、氧化风量、吸收塔液位、石灰石粒径等）运行优化;2）烟气系统运行优化；3）公用系统（制浆、脱水等）运行优化；4）采用脱硫添加剂。可提高脱硫效率、减少系统故障、降低系统能耗和运行成本、提高对煤种硫份的适应性。预计可降低供电煤耗约05gkWh.技术成熟。适用于30万千瓦亚临界机组、60万千瓦亚临界机组和超临界机组。20、凝结水泵变频改造高压凝结水泵电机采用变频装置，在机组调峰运行可降低节流损失，达到提效节能效果。预计可降低供电煤耗约0.5gkWho技术成熟。
19、在大量3060万千瓦机组上得到推广应用。21、空气预热器密封改造回转式空气预热器通常存在密封不良、低温腐蚀、积灰堵塞等问题，造成漏风率与烟风阻力增大，风机耗电增加。可采用先进的密封技术进行改造，使空气预热器漏风率控制在6%以内。预计可降低供电煤耗0.20.5gkWho技术成熟。各级容量机组。22、电除尘器高频电源改造将电除尘器工频电源改造为高频电源。由于高频电源在纯直流供电方式时，电压波动小，电晕电压高，电晕电流大，从而增加了电晕功率。同时，在烟尘带有足够电荷的前提下，大幅度减小了电除尘器电场供电能耗，达到了提效节能的目的。可降低电除尘器电耗。技术成熟。适用于30-100万千瓦机组。23、加强
20、管道和阀门保温管道及阀门保温技术直接影响电厂能效，降低保温外表面温度设计值有利于降低蒸汽损耗。但会对保温材料厚度、管道布置、支吊架结构产生影响。暂无降低供电煤耗估算值。技术成熟。适于各级容量机组。24、电厂照明节能方法从光源、镇流器、灯具等方面综合考虑电厂照明，选用节能、安全、耐用的照明器具。可以一定程度减少电厂自用电量，对降低煤耗影响较小。技术成熟。适用于各类电厂。25、凝汽式汽轮机供热改造对纯凝汽式汽轮机组蒸汽系统适当环节进行改造，接出抽汽管道和阀门，分流部分蒸汽，使纯凝汽式汽轮机组具备纯凝发电和热电联产两用功能。大幅度降低供电煤耗，一般可达到10gkWh以上。技术成熟。适用于12.560
21、万千瓦纯凝汽式汽轮机组。26、亚临界机组改造为超（超）临界机组将亚临界老机组改造为超（超）临界机组，对汽轮机、锅炉和主辅机设备做相应改造。大幅提升机组热力循环效率。技术研发阶段。27、低（低）温静电除尘在静电除尘器前设置换热装置，将烟气温度降低到接近或低于酸露点温度，降低飞灰比电阻，减小烟气量，有效防止电除尘器发生反电晕，提高除尘效率。除尘效率最高可达99.9%。低温静电除尘技术较成熟，国内已有较多运行业绩。低低温静电除尘技术在日本有运行业绩，国内正在试点应用，防腐问题国内尚未有实例验证。28、布袋除尘含尘烟气通过滤袋，烟尘被粘附在滤袋表面，当烟尘在滤袋表面粘附到一定程度时，清灰系统抖落附在滤
22、袋表面的积灰，积灰落入储灰斗，以达到过滤烟气的目的。烟尘排放浓度可以长期稳定在20mgNm3以下，基本不受灰分含量高低和成分影响。技术较成熟。适于各级容量机组。29、电袋除尘综合静电除尘和布袋除尘优势，前级采用静电除尘收集8090%粉尘，后级采用布袋除尘收集细粒粉尘。除尘器出口排放浓度可以长期稳定在20mgNm3以下，甚至可达到5mgNm3,基本不受灰分含量高低和成分影响。技术较成熟。适于各级容量机组。30、旋转电极除尘将静电除尘器末级电场的阳极板分割成若干长方形极板，用链条连接并旋转移动，利用旋转刷连续清除阳极板上粉尘，可消除二次扬尘，防止反电晕现象，提高除尘效率。烟尘排放浓度可以稳定用0m
23、gNm3以下，节省电耗。技术较成熟。适用于30100万千瓦机组。31、湿式静电除尘将粉尘颗粒通过电场力作用吸附到集尘极上，通过喷水将极板上的粉尘冲刷到灰斗中排出。同时，喷到烟道中的水雾既能捕获微小烟尘又能降电阻率，利于微尘向极板移动。通常设置在脱硫系统后端，除尘效率可达到70%80%,可有效除去PM2.5细颗粒物和石膏雨微液滴。技术较成熟。国内有多种湿式静电除尘技术，正在试点应用。32、双循环脱硫与常规单循环脱硫原理基本相同，不同在于将吸收塔循环浆液分为两个独立的反应罐和形成两个循环同路，每条循环回路在不同PH值下运行，使脱硫反应在较为理想的条件下进行。可采用单塔双循环或双塔双循环。双循环脱硫
24、效率可达98.5%或更高。技术较成熟。适于各级容量机组。33、低氮燃烧采用先进的低氮燃烧器技术，大幅降低氮氧化物生成浓度。炉膛出口氮氧化物浓度可控制在200mgNm3以下。技术较成熟。适于各类烟煤锅炉。脱硫除尘器知识简单介绍脱硫除尘器是涡轮增压湍流除尘脱硫技术的专业脱硫设备。含硫气体在涡轮增压湍流装置的作用下，以高速旋转和扩散的状态与吸收浆液形成的强化湍流传质。传质的过程是使气液形成乳化层，不仅化学吸收中和快，液膜始终接近中性，能使全过程保持极高且稳定的传质速率，因此,它是一种十分优秀的低阻高效脱硫设备。涡轮增压湍流传质脱硫设备技术，属于高科技第三代产品。其技术核心是：建立在渗透表面更新理论基
25、础上，基于多项紊流掺混的强传质机理，属于用液体作为分离剂，从气体、空气或废气中分离弥散的尘粒、烟尘和有害气体并实现净化的目的，具有同时除尘脱硫的高新技术，其技术特点是：除尘脱硫一体化，能耗低、占地面积小、操作简单、效率显著、运行费用低、无堵塞不结垢、系统运行稳定、压阻损失少、适用各种固硫剂CaO、Mg0、NaOH,CaCO3、Na2CO3,NH3H2Q工业废碱液）等优势。在国内外湿法除尘脱硫工艺技术上，居先水平。并且在燃煤工业锅炉应用中，实现零排放的业绩。脱硫设备在燃煤锅炉脱硫除尘行业，除尘脱硫设备应用广泛，可以湿法除尘，湿法脱硫，也可以除尘脱硫除尘一体化，不仅适合电站燃煤循环硫化床锅炉除尘脱
26、硫，也可应用燃煤链条锅炉的湿法脱硫除尘和烟气净化，脱除S02效率高，尾气净化彻底，应用在炉窑行业脱除HF和窑炉尾气酸性废气净化设备等，并对球团、烧结机尾气脱硫。脱硫剂的废氨水净化效率极高，原烟气S02由I1.OOomg/m3,脱除至U120mgm3以下，广泛应用在钢厂球团烟气领域。是一种低阻高效的湿法除尘脱硫设备和新颖的脱硫设备环保产品。除尘器就是用来除去气相中的有害尘埃的设备，在此基础上增加脱硫效果，就是脱硫除尘器。脱硫除尘器一般为湿式脱硫除尘器，湿式脱硫除尘有水膜脱硫除尘，冲击水浴脱硫除尘等。湿式除尘的优点是易维护，且可通过配制不同的除尘剂，同时达至除尘和脱硫（脱氮）的效果;缺点是除尘液需
27、处理，可能导致二次污染。经过多年的改进，己发展成文丘里型、旋流板型、旋流柱型、浮球型、筛板型等各种类型的水膜脱硫除尘器，设备技术口趋成熟，各有优点和不足，企业可依自身需要选用不同类型。火电厂锅炉氮氧化合物优化调整措施影响氮氧化物含量的因素1、机组负荷，机组负荷越高氮氧化物含量越低。2、锅炉的氧量，氧量越高氮氧化物含量越大。3、磨煤机运行台数，三台磨运行时氮氧化物含量要低于四台磨。4、制粉系统的启停，磨煤机启动时，锅炉氮氧化物会骤然升高。磨煤机停止后，锅炉氮氧化物会下降。5、磨煤机的组合方式，上层磨煤机运行或下层磨煤机停运时，氮氧化物较高。6、一次风所占的比重，一次风总量越大，产生的氮氧化物越高
28、。7、燃尽风挡板的开度，燃尽风挡板开度越大，氮氧化物越低。8、入炉煤煤质，入炉煤煤种较差时，氮氧化物生成量较低。9、煤粉细度，煤粉颗粒加粗，也可以适当降低锅炉的氮氧化物含量。10、上下层磨的风粉配比，加大上层磨的二次风量同时减少该层的给煤量，让锅炉的给煤量呈正三角布置，风量呈倒三角布置，则可适当降低机组的氮氧化物含量。优化调整措施1、合理的组织各台磨煤机的上煤方式，从锅炉稳燃和控制氮氧化物生成的角度出发，中上层(C、D、E)磨上低热值燃煤，底层磨煤机(A、B)上高热值燃煤。2、在保证磨煤机正常运行的情况下降低一次风压。3、进行锅炉燃烧调整试验，重新修正锅炉的“锅炉氧量，在保证机组参数正常的情况
29、下，尽量降低锅炉运行氧量。4、在机组减负荷过程中，及时减少锅炉的送风量，控制锅炉氧量在氧量范围之内。5、减少上层磨煤机启动次数和下层磨煤机的停运次数。6、混煤掺烧时，上层磨煤机上低发热量燃煤，下层磨煤机配高发热量燃煤。7、选择合适的磨煤机组合方式，机组负荷低于230MW时选择下层及中层磨煤机运行。8、加大上层磨的二次风量同时减少该层的给煤量，让锅炉的给煤量呈正三角布置，风量呈倒三角布置。在保证锅炉参数正常的情况下。尽量开大燃尽风挡板的开度。9、选择合适的煤粉细度，煤粉颗粒加粗，也可以适当降低锅炉的氮氧化物含量。10、积极联系调度增加机组负荷。烟气脱硫、脱硝用氨的经济、安全产生法烟气氨法脱硫和还
30、原法脱硝需用大量氨，氨的来源主要有液氨和尿素。液氨大量储存属于重大危险源，不安全；目前在还原法脱硝(SNCR、SCR)工艺中，采用的尿素水解(热解)法制氨所利用的化学反应是尿素分解为氨气和无用的二氧化碳，这样只有大约50%的尿素得到应用，因此造成运营原料成本较高。本论文是以尿素的缩合和取代等反应为基础，将尿素反应过程中产生的氨随时用于脱硫、脱硝，同时得到高附加值化工产品，而不产生二氧化碳，使尿素分子全部得到利用，这样，即可解决液氨储存及使用过程中的不安全问题，又可解决尿素水解(热解)法制氨工艺所产生的原料费用太高问题，因此,这是一种烟气脱硫、脱硝用氨的经济、安全产生方法。关键词：氨法脱硫还原法
31、脱硝尿素制氨经济安全1.前言我国能源以燃煤为主，燃煤烟气是二氧化硫和氮氧化合物的排放大户，对空气造成严重污染。控制二氧化硫和氮氧化合物的排放是我国治理大气污染的重要措施之一。目前我国对大型锅炉燃煤烟气二氧化硫和氮氧化合物的排放都有严格的标准。烟气中的二氧化硫可以采用氨法脱硫工艺进行脱除。向烟气中喷入氨NH3与烟气中的SO2反应，然后通入空气进行氧化得到亚硫酸镀，反应式为：NH3+H2O+SO2-(NH4)2SO3(NH4)2SO3+O2-(NH4)2SO4硫酸镀溶液经浓缩结晶、离心分离、干燥等程序后即可制得硫酸镀产品。该工艺投资省,技术成熟可靠,脱硫效率高。副产品是硫酸筱,资源综合利用效率高。
32、氨法脱硫可满足各地环保的要求，运行费用低，随着该技术的不断完善，有望在较大发电机组上得到应用。但是，氨的购买成本是目前氨法脱硫能否经济运行的关键。除化肥厂脱硫用氨比较方便外，其他锅炉烟气脱硫用氨一般不方便。氨不仅价格较高，而且无论是作为液氨或氨水，由于其化学性质比较活泼，对于其运输、储存及使用都带来一系列的问题。烟气中也含有大量的氮氧化合物，也是造成酸雨的主要成份，所以必须对烟气进行脱硝处理，脱硝工艺一般采用选择性催化还原法即SCR。制氨方式一般是氨，由液氨或尿素来产生，催化剂可以是五氧化二矶(V2O5)、三氧化钥乂003)和三氧化铝(Wo3),以二氧化钛(Tio2)为载体，或者硫酸亚铁、硫酸
33、钵(MnSo4)以活性炭为载体。当含NO的烟气通过多层催化反应器时，将发生下列放热反应：烟气脱硫、脱硝都需要使用大量的氨，氨的来源一般有氨水、液氨、尿素，液氨大量储存属于重大危险源，不安全；而尿素易于运输保存、无毒性，得到一些应用。目前尿素制氨一般采用水解或热解的方法。水解法是将尿素以水溶液的形式加以分解；热解法是直接快速加热雾化后的尿素溶液进行分解。它们的主要化学反应是一样的：CO(NH2)2+H2O=2NH3个+C02个由上述反应看出，尿素分解为氨气和二氧化碳，氨气用于脱硝，二氧化碳放空，这样只有大约50%的尿素得到应用，因此，造成脱硝运营成本的升高。尿素制氨新技术尿素是一种无毒的固体原料
34、，易于运输、储存和使用，尿素制氨在烟气脱硝技术中得到比较广泛的应用。现有尿素制氨通常有两种方法：热解和水解。水解法是将尿素以水溶液的形式加以分解。热解法是直接快速加热雾化后的尿素溶液进行分解。尿素水解目前主要采用AoD方法和U2A方法，尿素热解目前主要采用NoOUTU1.TRA方法，NooUTU1.TRA是美国燃料公司尿素热解的注册名称，与该项技术相关的美国专利共计42项。不过，现有尿素制氨技术所利用的化学反应如下式所示：（NH2）2C0+H2O-2NH3个+C02个在上述反应中，大约50%质量的尿素是以无用的二氧化碳C02形式而排放，因此，在现有尿素制氨技术中，只利用了占尿素质量50%的部分
35、氨，而碳氧成分以无用的二氧化碳CO2放出。这样造成运营原料成本较高。我们的尿素制氨技术是利用尿素的取代反应、缩合反应等化学反应，即产生氨，又使整个尿素分子得到利用并得到高附加值产品。（NH2）28+催化剂-产品1+NH3个（NH2）28+原料-产品2+NH3个我们的尿素制氨技术是100%的尿素分子被充分利用，既生产用途广泛的化工产品，又产生氨气。这样，在反应过程中产生的氨不仅随时可用于烟气脱硝，也可用于烟气脱硫。因此，即利于节能减排，保护环境，又可使经济效益最大化。本技术已申请国家专利。尿素制氨新技术是以尿素的缩合、取代等反应为基础，将产生的氨用于脱硫、脱硝，同时生成其他化工产品，而不产生二氧
36、化碳，使尿素分子中的所有元素得到充分利用，从而提高经济效益。尿素的缩合反应如尿素加热反应生成三聚制酸、缩二服等并产生氨气；尿素取代反应有尿素与二元醇反应生成环状碳酸酯如碳酸乙烯酯、碳酸丙烯酯并产生氨气，尿素与一元醇（酚）反应生成碳酸酯如碳酸二甲酯、碳酸二乙酯、碳酸二丁酯、碳酸二苯酯等；尿素与胺反应生成二甲基腺、二乙基腺、二苯基胭等。尿素制氨新技术的特点是：（1）尿素深加工过程中产生的氨气作为烟气脱硫、脱硝的用氨，从而降低用氨的运营成本。（2）利用尿素的取代和缩合反应，在尿素制氨中消除或减少C02的排放，使尿素分子中的全部元素得到利用，从而提高经济效益，降低排放。3.实验3.1 尿素缩合反应举例
37、实例1将尿素和硫酸铉混合均匀，放入自制的加热设备中进行加热，反应中放出大量的氨气经净化处理后可用于脱硫脱硝，得到的粗产品用稀酸加热处理，然后分离，水洗至中性，干燥得到三聚鼠酸产品，该反应反应式为：3.2 尿素取代反应举例实例2尿素和丙二醇混合加热至160,在超强碱的催化作用下发生反应，反应过程中放出的氨气用于脱硫、脱硝，然后离心分离，催化剂处理后重复使用，母液减压蒸t得到碳酸丙烯酯。实例3将尿素与甲醇以摩尔比1:1放入反应器中，在催化剂作用下180C加热，反应过程中放出的氨气用于脱硫、脱硝，然后离心分离，催化剂处理后重复使用，母液减压蒸馀得到碳酸二甲酯。实例4尿素与苯胺以异戊醇为溶剂，加热到1
38、30,搅拌同流6h,反应过程中产生的氨气用于脱硫脱硝，母液冷却，过滤，所得固体用二甲苯洗涤得二苯腺。实例5尿素苯胺与甲醇在高压反应釜内180C下反应2.5h,反应过程中产生的氨气用于脱硫脱硝，反应完成得到苯胺基甲酸甲酯。4、结果讨论尿素制氨新技术是将尿素深加工技术与烟气脱硫、脱硝技术相结合，以此来提高经济效益，增加装置运行安全性。在尿素深加工所采用的缩合或取代反应中，产生的氨通常是作为副产物的。在烟气脱硫、脱硝中直接利用，比外购液氨还要便宜许多。明晟环保：氨水洗涤法脱硫工艺该脱硫工艺以氨水为吸收剂，副产硫酸铉化肥。锅炉排出的烟气经烟气换热器冷却至90100C,进入预洗涤器经洗涤后除去HC1.和
39、HF,洗涤后的烟气经过液滴分离器除去水滴进入前置洗涤器中。在前置洗涤器中，氨水白塔顶喷淋洗涤烟气，烟气中的S02被洗涤吸收除去，经洗涤的烟气排出后经液滴分离器除去携带的水滴，进入脱硫洗涤器。在该洗涤器中烟气进一步被洗涤，经洗涤塔顶的除雾器除去雾滴，进入脱硫洗涤器。再经烟气换热器加热后经烟囱排放。洗涤工艺中产生的浓度约30%的硫酸铁溶液排出洗涤塔，可以送到化肥厂进一步处理或直接作为液体氮肥出售，也可以把这种溶液进一步浓缩蒸发干燥加工成颗粒、晶体或块状化肥出售。氨法脱硫存在的技术问题1、氨的挥发氨法脱硫与钙法（石灰石、石灰）脱硫相比，前者的脱硫剂在常温常压下是气体，是易挥发的，而后者是固体，是不挥
40、发的。因此，氨法脱硫需要解决氨的挥发问题，防止氨随脱硫尾气溢出损失，需要防止形成二次污染。2、亚硫酸铉氧化困难。向亚硫酸筱水溶液中鼓入空气直接氧化，便可得到硫酸钱。但亚硫酸筱氧化和其他亚硫酸盐相比明显不同，NH4+对氧化过程有阻尼作用。NH4+显著阻碍02在水溶液中的溶解。当盐浓度小于0.5mo1.1.（约5%（Wt）时，亚硫钱氧化速率随其浓度增加而增加，而当超过这个极限值时，氧化速率随浓度增加而降低。3、硫钱结晶存在的问题硫钱在水溶液中的饱和溶解度随温度变化不大，结晶析出硫钱的方法一般采用蒸发结晶，消耗额外蒸汽。因此，如何控制过程的工艺条件使硫钱饱和结晶从而降低能耗是该方法的第三个技术关键。
41、上述三个问题是氨法脱硫的关键,氧化可采用技术来解决,结晶除与蒸发温度有关外还和溶液成份有关,如溶液内粉尘过多,就会影响正常结晶,甚至没有结晶物（尤其是溶液中铁离子含量高）,这和前部除尘器的效率有关.造成脱硫塔阻塞的原因脱硫塔堵塔，形成脱硫塔阻力上升，严重时发生气体带液，影响生产，是脱硫系统（包括变脱）不可避免的，也是脱硫行业较普遍关注的问题。虽然随着催化剂技术的发展，许多新型催化剂已具备清除硫堵功能，使得堵塔问题有所缓解，但由于各企业的工艺状况、操作及管理等方面的原因，堵塔问题依然是脱硫行业中所关注的焦点。造成塔堵，主要是硫堵和盐堵，究其原因，主要有以下几个方面：进塔气体质量差，气体夹带的煤灰
42、、煤焦油和其它杂质等，长时间积累在填料上，形成塔阻力上升，产生塔堵。（2）脱硫吸收和析硫反应，80%是在脱硫塔内进行的，塔内析出的硫，不能及时随脱硫液带出塔外，极容易粘结在填料表面，导致气体偏流，时间久了，形成堵塔。溶液循环量小，形成脱硫塔，喷淋密度降低，一般要求喷淋密度在35-50立方米m,h,喷淋密度小，易使塔内填料形成干区，气液接触不好，脱硫效率下降，时间一长，就会形成局部堵塞，气液偏流，塔阻上升，造成塔堵。脱硫系统设备存在问题，一是脱硫塔填料选择不当，脱硫塔气液分布器、再分布器及除沫器结构不合理或安装出现偏差。脱硫塔在检修时，仅将塔内填料扒出清洗，而未将堵塞在除沫器和驼峰板的两驼降之间
43、的碎填料和积硫及时清理出去，造成除沫器和驼峰板的降液孔不畅通，以致开车后，形成气体偏流，塔阻上升。二是溶液再生有问题，硫浮选效果差，悬浮硫上升，脱硫效率下降。主要表现在，再生设备不配套，氧化再生槽设计上存在缺陷。氧化再生槽内无分布板,如西华某公司年产4.5万吨合成氨能力,氧化再生槽为08000/9000/10000,高9米，可谓不小，但槽内却无分布板（至少应有1层）。有的厂氧化再生槽分布板孔径过大，一般分布板孔径为8-15mm/8m20.25mm。空气自吸式喷射器选用及安装不合理，吸空气量小，再生空气量不够，一般吹风强度在50-80立方米/成h。空气自吸式喷射器尾管距再生槽底距离过大，一般尾管
44、距槽底距离为600mm,最好不超过800mm,距离过大，易形成槽内死区过多，影响再生效果，如西华某公司，新乡某公司，其空气自吸式喷射器尾管距槽底均在150Omm以上。空气自吸式喷射器在安装过程中，要求喷嘴、吸气管、收缩管及混合管中心轴线要一致，同心度三1.0mm.操作和管理不到位.操作中脱硫液温度过高,一般温度控制在38-42C为宜,超过45C则气泡易碎,单质硫浮选不好，生成副盐多,一般副盐总和应小于250g1.0副反应增多，易析出结晶，形成盐堵，发生盐堵后，不仅使塔阻力上升，而重要的是引起设备严重腐蚀。发生盐堵后，再好的催化剂也是无能为力的，即使催化剂也只能对清洗硫堵有效果;氧化再生槽浮选出
45、的硫泡不能及时溢流出去而在液面上停留时间过长，硫泡破碎后下降,形成溶液悬浮硫上升，由脱硫泵带至塔内，沉积在填料上,时间久了形成硫堵;溶液循环量不能保证稳定,调节过频,遇到减量时,可从溶液组份上来作些调整;吹风强度在经过操作摸索后,可稳定在最佳量,一般不宜作过多调节,否则会影响单质硫的浮选,导致再生效果不佳。（6）催化剂选用不当，劣质催化剂价格虽较低,但在应用过程中，在塔内析出的单质硫不能及时随溶液带出去,时间久了，形成堵塔,严重时影响生产。燃煤烟气中S03的产生与转化及其抑制对策探讨1S03在锅炉系统中转化途径对于燃煤锅炉，S03的产生与转化受到多个系统的影响，包括炉膛、SCR系统、空气预热器
46、、静电除尘器、FGD系统等，对于烟囱入口的S03排放浓度，必须考虑每个环节产生和消除的S03,并进行综合估算后得到。1.1 锅炉炉膛煤中的硫在炉膛内燃烧会生成S02,S02进一步与原子态氯(O)反应转化为S03,同时在锅炉管壁积灰的催化作用下，S02与02反应生成S03,转化效率与煤中硫分、烟气温度、过剩空气量、管壁积灰的成分等因素有关，反应主要发生在辐射受热段和对流段，转化率大约在1%2%。1.25 CR系统SCR中系统中使用的是锐基催化剂，能将S02催化氧化为S03,转换率取决于V2O5含量、催化剂壁厚、催化剂形态和烟气温度等，对于SCR系统，最佳反应温度为300-400C,温度越高，催化
47、剂中V2O5的担载量越大，S03的转化效率也越高。SCR系统中S03转化率大约为0.5%1.5%.1.26 气预热器空预器冷端传热元件上S03经常发生酸凝结，硫酸蒸汽易凝结在空预器表面粘附的飞灰颗粒上被收集，同时SCR系统中泄露的NH3也可能在此与S03反应，转化为粘性固体硫酸氢钱(ABS)而被去除。S03减少量取决于烟气温度、空预器类型等，烟气的冷却速度越快，空预器出口的烟温越低，S03的减少量越大，而回转式空预器中S03减少最要高于管式空预器。通常空预器对S03的脱除率大约为10%15%.1.27 电除尘器从空预器排出的飞灰上凝结的硫酸将会和飞灰一起被静电除尘器脱除，S03的脱除率取决于烟气温度和飞灰成分，通常静电除尘器对S03的脱除率大约为10%-15%o1.28 GD系统FGD系统也附带有S03的脱除效应，但由于脱硫浆液对S02的吸收速率大于S03的吸收速率，而烟气在吸收塔内的停留时间较短，同时硫酸蒸汽在吸收塔内冷凝成非常细的硫酸气溶胶，吸收塔对硫酸气溶胶的脱除效果不佳，S03的脱除效率通常为30%40%,这也与试验测试数据相吻合。假定某电厂燃煤含硫量为2%,则烟气中S02的浓度大约为1600ppm,设置SCR系统后S03的排放浓度比未设置SCR时增加了一倍，S03的排放浓度主要取决于煤的含硫量以及SCR系统对S02转化为S03的氧化率。了解了S03在锅
