燃烧烟道气 NOX 处理 技术领域 本发明涉及空气污染控制， 更具体涉及对来自固定源的燃烧烟道气流进行处理， 以从中除去 NOX 污染物， 然后将所述气流排放到大气中。
背景技术
煤、 焦炭、 天然气或石油之类的燃料的燃烧通常会造成在燃烧烟道气流中有污染 物， 这些污染物由燃烧过程产生或来源于燃料源内包含的杂质。燃煤的电力事业发电厂是 这种燃烧工艺造成空气污染的一个重要来源， 但是诸如工业锅炉、 垃圾焚化炉和制造厂之 类的其它固定的燃烧燃料的装置也是污染源。
由这些固定高温燃烧源产生的空气污染物主要是硫的氧化物 ( 例如 SO2 和 SO3)， 也被称作 SOX 气体 ； 以及氮的氧化物， 也被称作 NOX 气体， 这两种物质都是酸性气体。 这些燃 烧烟道气中其它受关注的燃烧污染物包括其它的酸性气体， 例如 HCl 和 HF， Hg( 汞 )， CO2 和 微粒。在过去三十年间， 对这些固定燃烧源产生的各个污染物组分的规章限制的要求越来 越严格， 而将来排放标准可能会进一步变严。
要除去或显著减少 SOX 和 NOX 污染物以及其他酸性气体和元素汞， 需要综合的空气 污染控制系统。在需要第一次或者另外的或提高的污染控制方法改进的情况下， 这些综合 的空气污染控制系统会有特定的难题， 上述情况包括例如对没有任何脱硫措施的较老的燃 煤发电厂， 或者具有 SOX 控制设备的发电厂， 需要对它们进行改造以控制 NOX 气体排放。
一氧化氮 (NO) 和较少量的二氧化氮 (NO2) 是煤、 焦炭和石油之类的化石燃料燃烧 形成的 NOX 污染物的常规组分。排放到大气中的烟道气流中含有 NOX 会形成 “褐色烟柱” ， 会 造成地平面的臭氧污染 (″烟雾″ ) 和酸性硝酸盐沉积。
用来从燃烧烟道气中除去 SOX 的湿法洗涤脱硫技术基本上无法成功地除去也包含 的 NO， 这是因为 NO 的水溶性较低， 不适合于碱性水溶液脱硫洗涤技术。虽然可以通过对燃 烧条件进行改良来一定程度上控制 NOX 的形成， 但是现有的用来从燃烧烟道气除去 NOX 的技 术通常通过选择性催化还原 (SCR) 或选择性非催化还原 (SNCR) 对热的烟道气进行燃烧后 处理。
所述选择性催化还原方法利用催化床或系统对烟道气流进行处理， 以选择性地将 NOX 转化 ( 还原 ) 为 N2。SCR 方法通常使用氨或脲作为反应物， 在烟道气流与催化剂接触之 前， 将所述氨或脲注入烟道气流上游中。工业用途的 SCR 系统通常能够达到 80-90％的 NOX 去除率， 而据报道， 改进的催化剂系统能够达到超过 90％的去除率。
所述选择性非催化还原方法与 SCR 类似， 区别在于， 在用氨或脲对烟道气流进行 不使用催化剂。SNCR 中的还原反应需要高处理温 处理， 以将 NOX 选择性还原为 N2 的时候， 度。因为 SNCR 系统安装简便， 设备要求适中， 因此非常适合用来对较小的发电厂进行改进。 工业 SNCR 系统的一个缺陷在于， 它们的 NOX 去除率仅为 30-70％。
在现有技术中描述了许多用来除去特定 SOX 和 NOX 组分的方法。 在实际的工业应用 中， 工程的难题是设计一种综合的空气污染控制系统， 该系统可以用来对已有的需要更新或升级的燃烧化石燃料的发电厂进行改进， 用来控制以下污染物中的一种或多种 ； SO2， SO3， NO， NO2， Hg， HCl， HF， CO2 以及微粒。因为各个发电厂很少是相互类似的， 因此改进系统需要 适应于具体的要求以及进行改良的发电厂的需求。
本发明提供了一种空气污染改进系统， 使用过氧化氢和碱性吸着剂作为反应物， 有效控制 SCR 处理过的或者 SNCR 处理过的燃烧烟道气流中残留的氨和 NOX。在用来从燃烧 烟道气流中除去 SOX 和 NOX 污染物的现有技术的处理中， 没有揭示或提出本发明的新颖的 NOX 去除改进系统。
Azuhata 等在美国专利第 4,213,944 号 ( 日立公司 (Hitachi)) 中揭示了一种用来 从包含氮的氧化物的热气流中除去氮的氧化物的方法， 该方法在 400-1200℃的温度下将还 原剂， 优选氨和过氧化氢加入热气流中， 从而将氮的氧化物分解为氮气和水。 根据该文献的 描述， 通过将过氧化氢和氨同时加入， 特别是在 400-800℃的温度下加入， 使得氨分解， 使其 与具有与 NOx 反应的活性， 从而提高氨的活性。将足量的过氧化氢与氨一起加入， 使得过量 的未反应的氨也发生分解。Azuhata 等的美国第 4,213,944 号中关于 H2O2 和 NH3 的反应以 及相关反应的内容参考结合于此。
Jones 在美国专利第 5,120,508 号， 第 4,783,325 号和第 4,125,308 号 (Noell) 中 揭示了通过将包含过氧基引发剂和氧气的气体注入含 NO 的烟道气流中， 将烟道气流中的 NO 转化为 NO2 的方法。所述过氧基引发剂优选是丙烷， 但是还可以是其它的烃类或者过氧 化氢或氢气。然后制得的含 NO2- 的气流在吸收区域进行处理， 用天然小苏打或者天然碱之 类的干吸着剂除去 NOX 和 SOX， 所述干吸收剂装在袋滤室 (baghouse) 内， 然后将处理过的气 流排放到大气中。
Zamansky 等在美国专利第 5,670,122 号 (Energy&Environmental Research) 中揭 示了一种从燃烧烟道气中除去 NO， SO3， CO， 轻质烃类和汞蒸气 (Hg) 的方法， 具体来说是将 过氧化氢或者过氧化氢与甲醇的混合物的雾化液滴注入所述烟道气流中， 将相应的气体污 染物转化为 NO2， SO2， CO2( 对于 CO 和轻质烃类 ) 和 HgO。该处理在约 377-827℃的气体温度 下进行， 然后在下游的洗涤操作中除去反应产物。该处理也可以与 SNCR NOX 还原技术结合 进行， SNCR- 处理过的燃烧气流在下游通过 H2O2 或 H2O2/CH3OH 注入处理进行处理。
Cooper 等的美国专利第 6,676,912 号 (NASA) 揭示了一种用来从固定燃烧气流中 除去 NO 的方法， 该方法将 H2O2 注入气流中， 将 NO 氧化为 NO2 以及 HNO3 和 HNO2， 这些物质更 容易通过水性湿法洗涤回收。然后含氮酸和残留的 NO2 通过用水或水性碱性介质进行湿法 洗涤除去， 或者使得烟道气流通过袋滤室内的微粒碱性吸着剂而被除去。该方法可以任选 地包括初步烟道气脱硫洗涤步骤， 除去 SO2， 然后再注入 H2O2。 Cooper 等的美国第 6,676,912 号中关于 H2O2 和 NOx 的反应以及相关反应的内容参考结合于此。
本发明提供了一种空气污染改进系统， 该系统用来在下游有效地除去 SCR 处理过 的或者 SNCR 处理过的烟道气流中的残留氨， 并且还除去 SCR 处理过的或者 SNCR 处理过的 烟道气流中的 NOX。
发明概述
根据本发明， 在包括以下步骤的方法中从烟道气流除去 NOX ： 通过将氨或形成氨的 化合物作为用于还原 NOX 的试剂注入包含 NOX 的燃烧烟道气流中， 对所述烟道气流进行选择 性催化还原操作或者选择性非催化还原操作， 其中， 引入了过量的氨， 以得到包含未反应的残留氨以及浓度减小的 NOX 的烟道气流 ； 然后将过氧化氢注入所述包含未反应的残留氨的 烟道气流中， 过氧化氢的量足以与所述烟道气流中包含的残留氨反应， 制得残留氨浓度减 小的烟道气流。
本发明的另一个实施方式是一种用来从烟道气流除去 NOX 的方法， 该方法包括 ： 将 氨或形成氨的化合物注入包含 NOX 的燃烧烟道气流中， 其中将过量的氨作为用来还原 NOX 的 试剂引入所述烟道气流中， 得到包含未反应的残留氨以及浓度减小的 NOX 的烟道气流 ； 然后 将过氧化氢注入所述包含未反应的残留氨的烟道气流中， 过氧化氢的量足以与所述烟道气 流中包含的残留氨反应， 制得残留氨浓度减小的烟道气流 ； 使得所述氨耗尽的烟道气流与 足以除去烟道气流中包含的 NOX 的量的碱性试剂接触， 得到氨和 NOX 浓度减小的烟道气流。
本发明的又一个实施方式是一种用来从包含 NOX 和 SOX 的烟道气流除去 NOX 的系 统， 该系统包括用来减小燃烧烟道气中的 NOX 含量的选择性催化还原单元或者选择性非催 化还原单元， 其中， 将氨或形成氨的化合物作为用来还原 NOX 的试剂注入包含 NOX 和 SOX 的 燃烧烟道气流中 ； 位于所述 NOX 还原单元下游的过氧化氢注入操作， 其中， 将过氧化氢注入 含氨的烟道气流中， 用来与烟道气流中包含的残留氨反应 ； 位于所述过氧化氢注入操作下 游的碱性试剂处理操作， 在此操作中， 碱性试剂与所述氨耗尽的烟道气流接触， 从而与烟道 气流中包含的 NOX 反应。
附图简要说明
附图是说明实施例所述的本发明燃烧烟道气 NOX 处理工艺的优选实施方式的流程 示意图。
发明的详细描述
本发明涉及改进的 NOX 处理方法， 该方法使用氨或形成氨的化合物减少来自固定 源 ( 例如燃煤电力事业发电厂 ) 的燃烧烟道气流中的 NOX。本发明包括处理烟道气流的方 法以及用来实施本发明方法的系统。
燃烧烟道气流在选择性催化还原 (SCR) 步骤或者选择性非催化还原 (SNCR) 步骤 中用 NH3 或等价物质进行处理， SCR 或 SNCR 处理过的烟道气流通常包含残留的未反应的 NH3 以及未反应的或者部分反应的 NOX。
本发明可以从包含 NH3 的烟道气流除去残留的未反应的 NH3， 还可以用来使 SCR 处 理过的或者 SNCR 处理过的烟道气流中未反应的 NOX( 例如 NO) 或部分反应的 NOX( 例如 NO2) 发生进一步反应。本发明特别可用来对包含 NH3 的 SNCR 处理过的烟道气流进行处理， 该烟 道气流中通常包含未反应的氨以及显著浓度的未反应的或者部分反应的 NOX， 这将在下文 中更详细地进行解释。
在本发明中， 使用过氧化氢从包含 NH3 的烟道气流除去残留的未反应的 NH3。然后 可以任选但是优选地， 使所述 SCR 或 SNCR 处理过的烟道气流中的未反应的或者部分反应的 NOX( 例如 NO 和 NO2) 进一步与碱性试剂反应， 以提供不含 NH3 且 NOX 耗尽的烟道气流。还可 以与本发明的处理步骤相结合， 在脱硫操作中除去所述燃烧烟道气流中的 SOX。
燃烧烟道气流
从固定源的燃烧区排出的燃烧烟道气流包含需要在排放到大气中之前减少或除 去的各种组分， 其中包括根据本发明进行处理的 NOX 组分。燃烧烟道气流的精确组成主要 取决于燃料的性质、 燃烧炉设计以及操作参数。 例如， 所述燃料可以是例如煤、 石油、 焦炭或天然气等， 对于使用煤的情况， 煤可以是高硫煤或者低硫煤， 烟煤或无烟煤等。
从包含 2.5 重量％硫的高硫煤使用 10％过量空气燃烧获得的代表性烟道气流的 组成列于表 1。
表 1- 烟道气的组成
该烟道气流中的 NO 浓度是预计从高硫煤在没有装备低 NOX 燃烧器的燃烧炉中燃 烧通常得到的浓度。NO2 浓度通常约占总 NOX 的 5％。所述烟道气流中的 SO2 浓度较高， 预 计是从高硫煤燃烧得到的。SO3 浓度通常仅约为 SO2 浓度的 1％。
以上所述的烟道气组成仅仅是常规燃烧烟道气流的示例。 在下文更详细描述的参 数范围内， 本发明适合用于很宽范围的不同的烟道气组成以及空气污染控制系统。
本发明预定用于具有以下特征的燃烧烟道气空气污染控制系统 ： 该系统使用基于 用氨或形成氨的还原剂的 NOX 选择性催化还原或者 NOX 选择性非催化还原进行 NOX 处理， 得 到包含残留氨并且还包含一些未反应或部分反应的 NOX 的烟道气流。
氨注入 SCR-SNCR
本发明的 NOX 处理方法包括首先在处理步骤 ( 即单元操作 ) 中对含 NOX 的燃烧烟 道气流进行初始 NOX 处理， 该处理步骤使用氨或形成氨的化合物作为还原剂进行选择性催 化还原 (SCR) 反应或者选择性非催化还原 (SNCR) 反应。
本发明的 SCR 或 SNCR 处理优选的还原剂是氨。氨是众所周知且来源广泛的化学 试剂， 在常温常压条件下通常为气态。可以将氨以无水的形式或者含水形式 ( 例如氨水溶 液 ) 注入或者以其它的方式引入燃烧烟道气流中。
还原剂也可以是脲 (NH2CONH2)， 也称为尿素， 其在常温下为稳定的固体。脲是水溶 性的， 在存在水的情况下能够逐渐水解形成氨基甲酸铵 (H2N-COONH4)， 氨基甲酸铵本身会缓 慢分解成氨和二氧化碳。优选将脲以水溶液或浆液的形式注入燃烧烟道气流中。
用于本发明的还原剂还可以是其它的形成 NH3 或者与 NH3 类似的化合物， 例如氰脲 酸 ((CNOH)3)， 也被称为 1， 3， 5- 三嗪 -2， 4， 6- 三醇， 硫酸铵 ((NH4)2SO4) 和肼 (N2H4)。
本发明的 NOX 的选择性催化还原 (SCR) 是使用本领域技术人员公知的 SCR 设备和 步骤， 以常规方式进行的。所述 SCR 反应器装有催化剂床， 所述催化剂床优选是模块形式 ( 例如挤出的陶瓷蜂窝体或板 )， 但是也可以为丸粒等的形式。 除了催化反应器以外， SCR 系 统的其他部件包括试剂储存和注入系统， 例如容器、 蒸发器、 预热器、 泵、 混合器、 注入器、 相 关控制器以及 NOX 连续排放监测器。
在 SCR 反应器的催化剂的上游处， 将氨 ( 或者脲或者其它的形成 NH3 的化合物 ) 注
入或者以其它的方式引入所述含 NOX 的燃烧烟道气流中。可以用常规的气体 ( 例如对于使 用无水氨的情况 ) 或者液体注入 ( 例如对于氨水的情况 ) 设备进行所述注入。
所述选择性还原反应包括用 NH3( 还原剂 ) 对 NOX 进行催化还原反应， 以形成 N2 和 水， 通常还会形成一些 NO2 中间体。SCR 中的选择性表示氨优先与烟道气流中的 NOX 反应， 而不与烟道气流中的其他污染物质反应。在实际应用中， 含 SOX 和 NOX 的烟道气流的 SCR 处 理通常会导致由 SO2 催化形成一些副产物 SO3。SCR 反应中的有效的催化剂性能需要存在氧 气， 优选氧气含量至少为 2-3 体积％。
我们认为， 使用氨作为还原剂对含 NOX 和 SOX 的燃烧烟道气流进行的选择性催化还 原以及选择性非催化还原的反应包括以下化学计量反应 ：
主反应 ：
4NO+4NH3+O2 → 4N2+6H2O (1)
2NO2+4NH3+O2 → 3N2+6H2O (2)
NO+NO2+2NH3 → 2N2+3H2O (3)
副反应 ：
2SO2+O2 → 2SO3(4) 2NH3+SO3+H2O → (NH4)2SO4(5)
NH3+SO3+H2O → NH4HSO4(6)
用脲代替氨时的主反应 ：
4NO+2(NH2)2CO+O2 → 4N2+4H2O+2CO2(7)
术语 “归一化化学计量比” (NSR) 表示注入的反应物 ( 例如 NH3) 浓度与烟道气流 中的 NOX 浓度、 特别是作为主要 NOx 组分的 NO 的浓度的 N/NO 摩尔比。NSR 是用来度量相对 于包含的 NOx 反应所需理论量的反应物的加入量。从反应 (1) 和 (7) 应看出， 使用氨作为 反应物在理论上需要 1 摩尔 NH3(NSR ＝ 1)， 而使用脲代替氨在理论上只需要 1/2 摩尔的脲。
在实际的 SCR 或 SNCR 操作中， 氨或者其它的产生氨的化合物通常不会与被处理 的烟道气流中的 NOX 物质完全反应， 即使当 NSR ＝ 1 的时候也是如此。例如， 使用化学计 量的氨以及过量约 10％的空气进行 SNCR 操作的结果是排出的气流中未反应的氨 ( 也称作 逃逸的氨 ) 的量约为 10ppm( 以体积计 )， 或者或多或少。当使用化学计量的氨以及过量约 10％的空气进行 SCR 操作的结果是排出的气流中未反应的氨 ( 也称作逃逸的氨 ) 的量约为 5ppm( 体积比 )， 或者或多或少。
对于 SCR 和 SNCR 操作， 如果反应物的用量增加到超过所需的化学计量， 通常会使 NOX 还原的量发生所希望的增加。但是， 这些增加的 NOX 还原也会导致处理过的烟道气流中 剩余的未反应试剂 ( 例如氨或脲 ) 的浓度增大， 通常会造成不希望有的结果。
但是， 本发明提供了一种除去通过 SCR 操作或者 NSCR 操作、 并包含在下游的烟道 气流中的任何未反应的氨的有效方法。因此， 本发明优选的 SCR 和 SNCR 步骤的优选操作需 要使用化学计量过量的氨 ( 或者形成氨的化合物 )， 这取决于进入 SCR 或 SNCR 操作的烟道 气流中的 NOX 的量。优选引入烟道气流中的氨的量足以提供化学计算的摩尔量过量， 以烟 道气流中包含的 NOX 的量为基准计， NSR 大于 1， 更优选以化学计量过量引入氨， 使得 NSR 至 少约为 1.2 至 5， 最优选以化学计量过量引入氨， 使得 NSR 至少约为 1.5( 过量 50％ )。最优 选最大的 NSR 约为 3。
在本发明中， 可以在 SCR 反应器中使用很多种常规的催化剂组合物， 这些催化剂 组合物是本领域技术人员众所周知的。所述催化剂 ( 催化活性金属 ) 的选择通常取决于燃 烧烟道气流的处理温度。通常根据所采用的反应器种类或者反应器构型来选择催化剂底 物。
影响 SCR 操作效率的主要因素是催化剂以及反应器床催化剂设计的选择 ； 其他因 素包括温度、 催化剂床停留时间 ( 从几分之一秒到约一秒 )， 反应物注入速率， 反应物 - 烟道 气混合， 以及烟道气的 NOX 浓度。用于 SCR 的处理温度可以在约 350-1100° F 的很宽的范 围内变化， 取决于催化剂的选择以及 SCR 反应器在所用装置中的烟道气空气污染控制系统 内的上游 / 下游位置。常规的 SCR NOX 去除效率可以约为减少 80％到至少 90％的 NOX。
在约 450-800° F 的 SCR 操作 / 处理温度下， SCR 催化剂优选选自碱金属催化剂， 例如通常为钛和钒的氧化物， 可以包含钼、 钨和其他元素。
SCR 操作的优选的处理温度约为 600-675° F。在许多电力事业发电厂中， 可以 通过设置 SCR 反应器的位置， 以在节能装置的下游和空气预热器的上游对烟道气流进行处 理， 容易获得约 600-675° F 的优选 SCR 操作温度范围。 所述优选的温度范围通常用来使用 在此温度范围优化的催化剂选择实现 NOX 的最大程度转化， 例如反应效率可以为至少约等 于或大于 90％的 NOX 转化率。 在适当选择催化剂的情况下， SCR 反应器还可以在低于或高于以上所述的优选范 围的温度下进行操作。在较低的 SCR 处理温度， 例如约 350-550° F 的温度下， 优选使用贵 金属催化剂， 例如铂和钯。在非常高的 SCR 处理温度下， 例如在约 675-1100° F 的温度下， 优选使用沸石催化剂。
在本发明中， 还可以在初始 NOX 处理操作中使用 NOX 的选择性非催化还原 (SNCR)。 NOX 的选择性非催化还原是在不使用 SCR 中的促进还原反应的催化剂的情况下操作的。因 此， 进行 SNCR 过程的烟道气流的温度必须较高， 约为 1500-2100° F。所述 SNCR 反应器通 常正好位于燃烧单元的下游， 以利用从燃烧单元排出的极热的烟道气， 并且位于节能装置 的上游。可以通过加入合适的化学添加剂以及提供长的停留时间， 扩展该温度处理范围的 下限值。
与 SCR 过程类似， 使用本领域技术人员众所周知的 SNCR 设备和步骤， 以常规方式 实施选择性非催化还原反应。 SNCR 系统的主要部件包括反应物储存和注入系统， 例如容器、 蒸发器、 预热器、 泵、 混合器、 注入器、 相关控制器以及 NOX 连续排放监测器。可以用常规的 气体 ( 例如对于使用无水氨的情况 ) 或者液体注入 ( 例如对于氨水的情况 ) 设备进行所述 注入。
影响 SNCR 操作效率的因素包括温度、 停留时间、 反应物注入速率和量、 反应物 - 烟 道气的混合以及烟道气中的 NOX 浓度。一般来说， 如果在合适的温度下将试剂与含 NOX 的烟 道气充分混合， 并且给予足够的停留时间 ( 从几分之一秒到几秒钟 )， 则能够获得令人满意 的 SNCR 效率。常规的 SCRNOX 去除效率可以约为减少 30％到约 70％的 NOX。
本发明特别适合用于 SNCR NOX 去除步骤。可以通过在 SNCR 操作中使用增加量或 大量的氨， 改进 SNCR NOX 处理的反应效率， 此外本发明还提供了在 SNCR 操作的下游除去未 反应的氨 ( 逃逸的氨 ) 以及残留的 NOX 的方法， 这将在下文中进行描述。
过氧化氢处理
在通过 SCR 或 SNCR 步骤， 用氨或形成氨的试剂对烟道气流进行处理之后， 接下来 在本发明的方法中用过氧化氢水溶液对烟道气流进行处理， 从而减少所述用 SCR 或 SNCR 处 理过的烟道气流中的残留的 ( 未反应的或者其他未利用的 ) 氨的浓度。
将过氧化氢水溶液注入所述用 SCR 或 SNCR 处理过的烟道气流中， 注入量足以与含 NH3 的烟道气流中包含的残留氨的至少一部分反应。 相对于烟道气流中包含的氨的量， 使用 的过氧化氢的量优选约为 1/4 摩尔 H2O2/ 摩尔 NH3 至 15 摩尔 H2O2/ 摩尔 NH3。
更优选地， 过氧化氢与烟道气流中包含的氨的摩尔比优选约为 1/2 摩尔 H2O2/ 摩尔 NH3 至 10 摩尔 H2O2/ 摩尔 NH3。最佳的是， 相对于烟道气流中包含的氨的摩尔量， 过氧化氢的 用量是摩尔过量的。所述过氧化氢的用量最优选最高约为 5 摩尔 H2O2/ 摩尔烟道气流中包 含的 NH3。
因为在本发明中使用过氧化氢的目标是除去残留氨 ( 而不是在引入氨的 SCR 或 SNCR 步骤的上游添加 )， 因此最大程度减少了过氧化氢所需的量， 而不同于现有技术 ( 如 Azuhata 等的美国专利第 4,213,944 号 )， 现有技术与氨的上游一起使用， 催化 NOX 的还原 反应。
与含 NH3 的烟道气流接触的过氧化氢的量宜足以将 H2O2 处理过的烟道气流中的氨 浓度减小到约小于 10ppm( 以体积计 )NH3。在优选过量的情况下， 过氧化氢与含 NH3 的烟道 气流的接触可以将 H2O2 处理过的烟道气流中氨的浓度减小到约小于 5ppm NH3， 在优选的温 度范围中， 减小到约小于 3ppm NH3。
可以使用常规的气 - 液或液体注入设备将所述过氧化氢水溶液注入所述含 NH3 的 烟道气流中。优选通过一个或多个喷嘴， 以雾化的细小喷雾的形式将所述过氧化氢水溶液 注入， 即引入所述烟道气流中。 应当对喷嘴进行设计， 使得过氧化氢均匀地分布和良好地混 合到所述含 NH3 的烟道气流中。对于极热的烟道气流， 注射系统应当包括保证机构以确保 过氧化氢水溶液在引入热的烟道气流中之前不会变得过热 ( 和易于分解 )。
用于本发明的过氧化氢水溶液可以具有很宽范围的水溶液浓度， 优选水溶液包含 约 10-50 重量％ H2O2， 更优选水溶液包含约 20-40 重量％ H2O2。在此浓度范围内的过氧化氢 水溶液可以容易地以稳定的 H2O2 溶液的形式从供应商处购得。
浓度高于 50 重量％ H2O2 的 H2O2 水溶液也是可用的， 但是需要严格的操作和安全措 施， 因此最好加以避免。H2O2 水溶液的 H2O2 浓度低于 10 重量％也是可行的， 但是浓度较稀， 与使用小得多体积的较浓水溶液相比， 要提供相同量的 H2O2， 需要较大的体积。
在本发明中， 可以任选地通过将一种或多种活化剂与所述过氧化氢水溶液结合使 用， 从而提高或增大过氧化氢与残留氨的反应活性。 可以在过氧化氢水溶液即将注入含 NH3 的烟道气流中之前将活化剂引入所述过氧化氢水溶液， 或者可以在注入过程中将活化剂和 过氧化氢水溶液同时引入， 前提是二者能够良好地混合。
用于过氧化氢的活化剂包括金属离子 ( 例如铁、 铜、 锰、 铬、 镍 )， 金属 ( 例如铂， 银 ) 和金属化合物 ( 例如锰、 铁、 铜、 钯的氧化物、 氢氧化物或硫化物 )。 优选的活化剂是铁， 从示例的金属可以看出， 还优选的是过渡金属， 包括重金属。还可以使用金属活化剂的组 合， 其中铁和铜是优选的协同组合。
本发明中可以用作过氧化氢活化剂的其他物质包括氧化剂， 例如臭氧， 次氯酸盐 ( 例如次氯酸钠或次氯酸钙 )， 亚氯酸盐 ( 例如亚氯酸钠 )， 氯酸盐 ( 例如氯酸钠、 氯酸钾或氯酸镁 )， 等等。
所述过氧化氢活化剂可以以溶解的形式或者悬浮的形式引入过氧化氢水溶液中。 约为 ppm 级的少量的活化剂通常就足以提高过氧化氢的活性。用活化剂提高的过氧化氢的 活性不仅能够增大除去残留氨的量， 而且还能使过氧化氢与烟道气中的其他组分， 例如 NOX 反应。
过氧化氢和残留氨反应所需的停留时间通常是非常短的， 从几分之一秒， 例如 0.01 秒， 到小于几秒的时间， 例如最高约为 5 秒。优选的停留时间通常约小于 2 秒。最佳的 停留时间通常取决于烟道气流的温度， 较高的气体温度会提供较快的反应。
烟道气流中过氧化氢处理的温度范围通常取决于过氧化氢注入包含残留 NH3 的烟 道气流的位置或位点， 位于 SCR 或 SNCR 处理的下游。上文对 SCR 和 SNCR 处理的讨论中指 出， 用于这些 NOX 处理过程的烟道气温度可以在很宽的范围内变化。
一般来说， 不需要对烟道气流进行特别的气体温度调节 ( 即加热步骤或冷却步 骤 ) 作为过氧化氢处理步骤的先决条件。在本发明中， 过氧化氢的注入可以在 SCR 或 SNCR 处理操作的下游出现的任意烟道气流温度下进行。
因此， 对于 SCR 处理过的烟道气流， 所述过氧化氢处理可以在约 250-1100° F 的 烟道气流温度下进行。对于 SCR 处理过的烟道气流， 优选所述过氧化氢注入步骤可以在约 250-800° F 的烟道气温度下进行。 对于 SNCR- 处理过的气流， 其通常在高的烟道气流温度下进行 SNCR 处理， 此时， 所 述过氧化氢注入步骤可以在 SNCR 处理过的烟道气流温度约为 250-1500° F 的条件下进行， 优选约为 250-1100° F， 更优选约为 250-800° F。可以通过将过氧化氢注入点设置在从电 力事业发电厂输送的烟道气流的节能装置的下游处， 从而获得较低的优选温度。
所述过氧化氢处理主要涉及在 SCR 或 SNCR 步骤的下游除去烟道气流中残留 NH3， 如上文所述， 在本发明中， 为此可以使用过量的过氧化氢 ( 相对于烟道气流中的 NH3 过量 )。 在与残留氨反应之后留下的任何过量残留的未反应的过氧化氢也可以与烟道气流中的其 他污染物反应， 再将其它的污染物转化为毒害较轻或者比较容易除去的物质。
所述容易与 H2O2 反应的其他污染物包括 SCR- 处理过的或者 SNCR 处理过的烟道气 流中的未反应的 NO ； 汞 (Hg)， 其含量通常较少但是很重要， 约等于或小于 2ppb ； CO， 其含量 通常小于 500ppm( 以体积计 ) ； 以及未反应的轻质烃。认为过氧化氢与 NO 的反应的结果是 形成 NO2 和 / 或相关的物质， 可以通过下文所述用任选的碱性试剂处理除去这些物质。因 此， 在与残留氨反应之后剩余的任何过量的过氧化氢可以用来提高烟道气流中总体污染的 减少。
碱性试剂处理
在本发明的另一个实施方式中， 还用碱性试剂对氨耗尽的烟道气流进行处理， 以 进一步除去 SCR 或 SNCR 处理过的烟道气流中包含的残留 NOX。H2O2- 处理过并且 NH3- 耗尽 的烟道气流中包含的残留 NOX 物质通常是 NO2 和 NO。所述残留 NOX 中的 NO 组分的浓度通常 较低， 这是因为本发明的 SCR 或 SNCR 操作中的过量的氨能够促进 NO 转化为 N2， 另外， 认为 NH3 去除步骤中任意过量的过氧化氢都能够促进 NO 转化为 NO2。应当注意， H2O2- 处理并且 NH3- 耗尽的烟道气流中残留的 NO2 和 NO 去除的容易程度不同 ； NO2 是水溶性的， 因此更容易 反应， 而 NO 相对来说是不溶于水的。
所述碱性试剂用于包含残留 NOX 的 NH3- 耗尽的烟道气流的湿处理或者干处理。可 以采用一些方法使所述碱性试剂与含 NOX 的 NH3 耗尽的烟道气流接触。
所述碱性试剂可以以以下的形式与烟道气流接触 ： (i) 作为干吸着剂， 例如通过 将干燥微粒吸着剂注入烟道气流中 ； (ii) 作为微粒吸着剂与水混合物的浆液， 例如通过将 微粒吸着剂的水性浆液注入烟道气流中 ； (iii) 作为水溶性或部分水溶性的试剂在水性介 质中的溶液， 例如通过喷雾干燥技术将所述试剂的水溶液注入烟道气流中 ； 或者 (iv) 作为 水溶性或部分水溶性试剂的水溶液或者水性浆液， 使用作为洗涤器 / 吸收器液体介质的水 性介质中有所述试剂的常规湿式涤气器或者吸收器。
氨耗尽的烟道气流通常还包含残留 NOX， 该烟道气流在本发明中用碱性试剂进行 处理， 以免额外地除去烟道气流中包含的 NOX。所述 NH3- 耗尽的烟道气流的碱性试剂处理 通常在过氧化氢处理步骤的下游进行。所述碱性试剂处理可以以单步过程或者多步 ( 例如 两步或两个阶段 ) 过程进行。
根据所述碱性试剂物质在被引入或注入含 NOX 的烟道气流、 或者以其它的方式与 含 NOX 的烟道气流接触的时候， 该碱性试剂物质与所述烟道气流中包含的 NOX 反应或者以其 他方式结合、 从而有效除去作为烟道气流污染物的 NOX 组分的能力， 对碱性试剂物质进行选 择。 所述碱性试剂可以选自几种已知的碱性化合物中的任一种， 但是优选是包含 NaHCO3 和 / 或 Na2CO3 的苏打类试剂。所述碱性试剂还可以是石灰 (CaO)， 熟石灰 (Ca(OH)2) 或石灰石 (CaCO3)， 任选与苏打类试剂结合使用。
优选用于本发明的碱性试剂是苏打类试剂， 包括包含 NaHCO3 的试剂以及包含 Na2CO3 的试剂， 以及它们的组合。该苏打类碱性试剂包括含有 NaHCO3 的物质， 例如天然 碱 ( 包含 Na2CO3·NaHCO3·2H2O 天然矿石 )， 倍半碳酸钠 ( 精制的或者重结晶的天然碱， Na2CO3· NaHCO3· 2H2O)， 天然小苏打 ( 包含 NaHCO3 的天然矿石 )， 碳酸氢钠 (NaHCO3)， 以及碳 酸氢钠石 ( 包含 Na2CO3· 3NaHCO3 的天然矿石 )。苏打灰 (Na2CO3) 是适合用于本发明的另一 种合适的碱性试剂。还可以将两种或更多种所述苏打试剂的混合物用作所述碱性试剂。天 然碱和苏打灰是优选的碱性试剂。
我们认为烟道气流中的 NOX 与作为含 NaHCO3 的苏打试剂的碱性试剂之间的相互作 用包括 NO2 和 NaHCO3 反应， 制得硝酸盐， 以及副产物二氧化碳和水。通过烟道气流中包含的 水分和 / 或 SO2 能够促进或者以其它的方式催化该反应。另外， 认为在类似的反应中， 氮烟 道气流与含 NaHCO3 的苏打试剂接触的时候， 烟道气流中残留的 NO 也能够与含 NaHCO3 的苏 打试剂反应。
可能会发生以下另外的反应， 包括用是含 NaHCO3 的苏打试剂的碱性试剂对烟道气 流中包含的 NO2 和 SO2 进行处理 ：
SO2+1/2NO2+2NaHCO3 → Na2SO4+1/2N2+2CO2+H2O(8)
反应 (10) 是看来似乎包括以下两个反应的总体反应 ：
SO2+2NaHCO3 → Na2SO3+H2O+CO2(9)
NO2+2Na2SO3 → 2Na2SO4+1/2N2(10)
通常将较为适中的量的碱性试剂引入与包含 NOX 的烟道气流接触， 用来除去残留 NOX， 这是因为上游的 SCR 或 SNCR NOX 还原过程通常会显著减小烟道气流中的 NOX 浓度。应
当了解烟道气流中的 NOX 的浓度会根据上游的 NOX 还原过程是使用 SCR 还是 SNCR 而变化， 当使用 SCR 的时候， 其通常的结果是 NOX 转化为 N2 的转化率为 80-90％， 当使用 SNCR 的时 候， 其通常的结果是 NOX 转化为 N2 的转化率仅仅约为 50％。
使用足量的碱性试剂 ( 以干吸着剂或者以水性介质中试剂的形式 ) 将碱性试剂处 理过的烟道气流中的 NO2 浓度减小到约小于 SCR 处理过或者 SNCR 处理过的并且 NH3 耗尽的、 但是用碱性试剂处理之前的烟道气流中浓度的 80％。较佳的是， 所述碱性试剂处理足以将 处理过的烟道气流中的 NO2 的含量减小到约小于 SCR 或 SNCR 处理过并且 NH3 耗尽的烟道气 流中的 NO2 浓度的 50％， 更优选约小于 30％。
用于本发明的碱性试剂的量通常足以在与所述 H2O2- 处理过的氨耗尽的烟道气流 接触的时候， 将残留 NO2 浓度减小到约小于 50ppm( 以体积计 )NO2。所述碱性试剂的用量 以及使用条件优选足以将排放到大气中的处理过烟道气流中的残留 NO2 浓度减小到约小于 30ppm NO2， 更优选小于 20ppmNO2， 最优选小于 10ppm NO2。
以 H2O2- 处理过并且 NH3- 耗尽的烟道气流中包含的 NO2 的量为基准计， 引入烟道 气流中并且与烟道气流接触的碱性试剂的量应提供至少一摩尔的钠 ( 对于包含 NaHCO3 或 Na2CO3 的试剂 ) 或者至少 1/2 摩尔的钙 ( 对于 CaO 和其他含钙试剂 )， 视情况而定。较佳的 是， 以用苏打类碱性试剂处理的烟道气流中包含的 NO2 的量为基准计， 引入的碱性试剂的量 提供至少 2 摩尔的钠。
如果碱性试剂以干微粒吸着剂的形式使用， 则所述吸着剂优选与水混合物的形式 ( 例如作为浆液 ) 引入烟道气流中， 或者引入增湿的烟道气流中， 该增湿的烟道气流有单独 引入的水分。认为含 NOX 的烟道气流中加入或包含水分能够促进烟道气中的 NOX 与引入的 吸着剂的反应， 促进 NOX 从烟道气中去除。
当碱性试剂以干的形式使用的时候， 例如作为干吸着剂的形式， 将微粒固体注入 烟道气流中的时候， 所述试剂优选是含 NaHCO3 的化合物， 选自上面提到的一种或多种含 NaHCO3 的物质， 以细碎的形式使用。
所述微粒碱性吸着剂应具有较小的粒度， 以最大程度增大表面积 - 体积比， 即从 而提高 NO2 与碱性吸着剂之间的气 - 固相互作用的效果。所述苏打吸着剂的平均粒度应当 约小于 100 微米， 优选约小于 70 微米， 更优选约小于 40 微米。
如果商业购得的微粒碱性吸着剂尚未满足这些粒度要求， 可以使用常规的研磨或 者磨碎设备来达到这些吸着剂粒度目标。 以上所述的干态注入的碱性吸着剂的粒度范围也 可以适用于以水性浆液形式注入烟道气流中的微粒状碱性试剂。
使用常规的固体注入设备 ( 例如包括吹风机或者其他气动注射装置的螺旋输送 器、 旋转锁定阀 (rotary lock valve)) 将所述碱性吸收剂以干燥微粒固体的形式注入含 NO2- 的烟道气流中， 前提是需要所述干吸着剂在整个烟道气流中均匀分散， 以确保吸着剂 和 NO2 在烟道气流中有效地相互作用。
同样， 可以使用常规的设备以水性浆液或者包含所述碱性试剂的水溶液的形式引 入碱性试剂， 所述常规的设备包括例如固体 / 液体喷射注射器或者喷嘴或者溶液喷雾设 备， 例如用于在导管中注入步骤或者喷雾干燥操作， 使浆液或溶液液滴在整个烟道气流中 均匀而良好的分散。与试剂一起使用的水性液体介质在热的烟道气流中迅速蒸发， 导致形 成仍然夹带在所述烟道气流中的微粒固体。烟道气流中夹带的固体可以是注入的干吸着剂颗粒或者干燥的微粒 ( 来自浆液 或者溶液 )， 可以在下游使用烟道气污染控制系统常用的固体回收设备俘获。 这些固体收集 装置包括常规的静电沉积器或者袋滤室过滤器， 通常用来从烟道气流除去飞灰和其它的固 体。
如上文所述， 例如可以使用包含水溶性试剂作为洗涤器 / 吸收器液体介质的常规 湿式涤气器或吸收器， 使所述碱性试剂与烟道气流接触， 所述碱性试剂为水溶性或者部分 水溶性试剂在水性介质中的溶液或者浆液的形式。
在本发明的这个实施方式中， 所述包含很低浓度的 NH3 但是仍然包含残留 NOX 的烟 道气流通过所述湿式涤气器或者吸收器并与包含水溶性 ( 或者部分水溶性 ) 试剂的洗涤器 / 吸收器液体接触。所述接触过程通常以逆流的方式进行。用于湿洗涤或吸收操作的优选 试剂是在水性介质中的苏打灰、 石灰、 熟石灰和石灰石。
所得的烟道气流从所述洗涤器 / 吸收器排出， 其中的 NOX- 含量显著耗尽。通常对 废的洗涤器 / 吸收器液体进行处理， 以回收气流中吸收的污染物， 然后用补充的碱性试剂 再循环， 用于再利用。
一般来说， 正如过氧化氢处理的情况一样， 作为碱性试剂处理步骤 ( 无论是使用 干吸着剂进行或者使用在液体介质中的试剂进行 ) 的先决条件， 对于气流不需要特别的气 体温度调节 ( 即加热或冷却步骤 )。本发明的碱性试剂 NOX 处理可以在 SCR 或 SNCR 处理步 骤的下游出现的任意烟道气流温度下进行。因此， 所述烟道气温度的范围与以上关于过氧 化氢注入步骤所述的温度范围类似， 所述过氧化氢注入步骤在所述碱性试剂 NOX 处理步骤 的上游进行。
因此， 对于 SCR 处理过的烟道气流， 所述碱性试剂 NOX 处理可以在约 250-1100° F 的烟道气流温度下进行。 对于 SCR 处理过的烟道气流， 所述烟道气温度优选约 250-800° F。
对于 SNCR- 处理过的气流， 其通常在高的烟道气流温度下进行 SNCR 处理， 此时， 所 述碱性试剂 NOX 处理可以在 SNCR 处理过的烟道气流温度约为 250-1500°的条件下进行， 优 选约为 300-1100° F， 更优选约为 250-800° F。可以通过将碱性试剂 NOX 处理位点设置在 从电力事业发电厂输送的烟道气流的节能装置的下游处， 从而获得较低的优选温度。
脱硫
用来促进含 NOX 和 SOX 的烟道气流的 NOX 还原的本发明还可以与脱硫操作结合使 用， 用来减少或者显著除去 SOX， 例如 SO2 和 / 或 SO3。
这些任选的脱硫单元操作可以在本发明的 NH3 和 NOX 处理步骤的上游或者下游进 行， 或者甚至在 H2O2 注入位点的下游， 但是在本发明的 NOX 碱性试剂处理的上游进行。较佳 的是， 所述脱硫操作在本发明的处理步骤的下游， 对 NH3- 和 NOX- 耗尽的烟道气流进行。当 采用湿法脱硫操作的时候， 尤其如此， 因为排出的烟道气流在通过湿式涤气器或者吸收器 的时候， 其温度显著降低。
所述燃烧烟道气流中的 SOX 主要是二氧化硫 (SO2) 和三氧化硫 (SO3)。这些 SOX 组 分通常在含硫 ( 酸性 ) 燃料燃烧过程中形成， 所述含硫燃料包括例如煤、 焦炭或石油， 这些 含硫燃料 ( 无论是低硫或者高硫 ) 燃烧形成的烟道气流最终都包含 SOX 污染物。
二氧化硫是烟道气流中的主要 SOX 组分， 产生的三氧化硫 SO3 的量远小于 SO2。来 自燃煤锅炉的烟道气流中的 SO2 的浓度通常是显著的， 例如约包含 0.01-0.5 体积％的 SO2，通常约 0.05-0.3 体积％的 SO2。
来自燃煤锅炉的烟道气流中 SO3 的常规浓度约为 10ppm-30ppm ( 以体积计 )SO3。 如前文所述， 从烟道气流除去 NOX 组分的污染控制操作， 例如通过选择性催化还原 (SCR) 进 行的操作， 经常会导致 SO3 浓度发生不希望有的增大， 这是通过在 SCR 处理过程中对烟道气 流中的 SO2 的催化氧化形成的， 使得 SO3 的含量可以为常规含量两倍， 例如达到约 20-60ppm SO3 或者更高。同样， 一些燃料中包含的催化金属， 例如钒或镍可能会导致生成另外的三氧 化硫。
希望在将烟道气流排放到大气中之前， 通过脱硫步骤从燃烧烟道气流中除去这些 SOX 污染物， 或者减小它们的浓度。这些脱硫操作可以很容易地结合到利用本发明提高 NOX 去除效果的综合的空气污染控制系统中， 用来处理包含 NOX 和 SOX 的燃烧烟道气流。
用来除去 SO2 和 / 或 SO3 的脱硫工艺是空气污染控制领域众所周知的。气 - 液接 触器或吸收器被广泛用来使用含碱性试剂的水性介质从废烟道气流除去 SO2， 例如使用石 灰、 石灰石或苏打灰 ( 亚硫酸氢钠 ) 的湿法洗涤系统。
用来对烟道气流进行特殊的处理以减小 SO3 浓度的常规技术在湿法洗涤、 浆液注 入或干吸着剂注入步骤中使用碱性试剂。一些现有技术的脱硫步骤能够有效地除去 SO2 和 SO3。
本发明适合用于许多常规的脱硫系统， 不管是概括地用来除去 SOX 组分， 或者具体 除去 SO2 或 SO3。 当所述脱硫系统与本发明结合使用的时候， 所述脱硫系统优选设置在下游， 用来对根据本发明进行处理得到的 NH3 和 NOX 耗尽的烟道气流进行脱硫。湿法脱硫系统优 选与本发明结合使用， 特别是使用石灰、 石灰石或者苏打灰的湿法洗涤脱硫系统。
在烟道气流包含很高浓度的 SO3 的时候， 可能希望采用上游脱硫。可以采用在含 NOX 和 SOX 的烟道气流的氨处理的上游处注入干的苏打类吸剂或形成浆液的苏打类吸着剂 除去大部分的 SO3。这种上游 SOX 处理的优点是可以例如在 SCR 操作中使用过量的氨， 同时 不会增大过量的氨与 SO3 反应形成硫酸氢铵或者其他硫盐的可能性， 这些硫盐的形成可能 会在烟道气管道或者单元操作设备中导致不希望有的沉积。
下述非限制性的实施例说明了本发明的优选实施方式。 实施例 实施例说明了将本发明的优选实施方式用于对来自使用高硫煤的燃烧锅炉的烟 道气流的 NOX 和 SOX 处理。 该工艺以连续的方式操作， 在实施例中假设采用常规的稳态条件。 附图显示了该优选实施方式的一个示例性流程图 ； 图中的编号和字母包括在下文对工艺的 描述中。提到的气体组分的浓度单位以体积计， 为百分比 (％ )， 百万分之份数 (ppm) 或十 亿分之份数 (ppb)。
用于该实施例的燃烧单元的煤是包含 2 重量％硫的高硫煤。所述燃烧炉用预热 的空气进行操作， 假设煤中 1％的硫转化为从燃烧单元排出的烟道气中的 SO3。排出的燃烧 烟道气流 1 包含约百万分之 900 份 (ppm) 的 SO2， 约 9ppm 的 SO3 以及约 420ppm 的 NOX， 即 400ppm NO 和约 20ppm NO2。
下面来看附图， 使燃烧烟道气流 1 通过节能装置 A， 该节能装置 A 是气 - 液热交换 单元， 其将热的燃烧烟道气流 1 的温度从约 900° F 降至约 700° F。冷却介质是水 ( 图中
未显示 )， 该冷却介质首先在节能装置 A 中进行加热， 然后输送到与燃烧炉相连的锅炉。
从节能装置 A 排出的冷却的烟道气流 2 的组成基本上与烟道气流 1 相同， 然后在 选择性催化还原反应器 A 中进行处理， 以减少其 NOX 含量。当烟道气流通过 SCR 反应器 B 中 的催化剂床的时候， 该选择性催化还原 (SCR) 单元操作使化学计量过量的氨 3 与烟道气流 2 中包含的 NOX 反应。氨 3 的用量相当于与烟道气流 2 中包含的 NOX 反应所需的化学计算量 的两倍。
在 SCR 反应器 B 中 NOX 的催化还原反应减少了烟道气流中的 NO 含量， 生成了 N2 和 水。该催化反应通过将少量的 SO2 转化为 SO3， 还增大了 SCR 处理过的烟道气中的 SO3 含量。
从 SCR 单元操作 B 排出的烟道气流 4 包含约 890ppm 的 SO2 以及约 18ppm 的 SO3 和 减少含量的 NOX， 约 50ppm 的 NOX。所述烟道气流 4 还包含残留的未反应的氨， 含量约 10ppm 的 NH3， 这是因为氨是过量使用的， 因此在 SCR 反应器 B 中与 NOX 进行选择性催化还原的时 候没有完全反应。
使用过氧化氢 5 对包含残留 NH3 的烟道气流 4 进行处理， 如附图中的方块 C 所示， 在 H2O2 注射单元操作中， 将过氧化氢注入烟道气流 4 中。所述过氧化氢 5 是包含 35 重量％ H2O2 的水溶液， 通过烟道气导管中的喷嘴将所述水溶液注入烟道气流 4 中， 引入量为在烟道 气流 4 中提供 2 摩尔 H2O2/ 摩尔残留 NH3。方框 C 显示的 H2O2 注入处理足以将排出的气流 6 中的氨含量减小到约 3ppm NH3， 相比之下， 处理前的烟道气流 4 中的氨含量为 10ppm NH3。
所述烟道气流 6 包含约 45ppm NOX， 约 3ppm NH3， 约 890ppm SO2 以及约 18ppm SO3， 然后用碱性试剂对其进行处理。所述碱性试剂 7 是微粒天然碱， 将此天然碱以干粉末的形 式气力输送并注入烟道气流 6 中。微粒天然碱是包含 Na2CO3·NaHCO3·2H2O 的天然矿石， 以 平均粒度约小于 40 微米的磨细粉末的形式使用。
在图中的干注入操作 D 中， 引入天然碱 7， 使其与烟道气接触， 以进一步减少烟道 气流 6 中的 NOX 含量。位于天然碱注入操作 D 下游的处理过的烟道气流 8 包含减少含量的 NOX， 小于 40ppm NOX。
接下来使天然碱注入操作 D 下游的烟道气流 8 通过空气预热器 E， 该空气预热器 E 是气 - 气热交换单元， 将烟道气流 8 的温度从约 700° F 降至排出的气流 9 的约 330° F。 所述空气预热器 E 中的冷却介质是空气 ( 图中未显示 )， 该空气在空气预热器 E 中加热， 然 后导向燃烧炉， 使煤燃烧。
从空气预热器 E 排出的烟道气流 9 导向一个或多个静电沉积器 (ESP)， 图中显示为 标有 ESP 的方框 F， 用来从烟道气流 9 除去夹带的固体， 即微粒。所述烟道气流 9 中夹带的 固体包括煤燃烧产生的飞灰， 以及在天然碱与烟道气流中的 NOX 反应之后产生的废天然碱。 不含固体的 ESP 处理过的烟道气作为烟道气流 10 从静电沉积器操作 F 排出。作为流体 11 除去的 ESP 固体送到填埋场处理。
所述 ESP 处理过的烟道气流 10 具有减小的低 NH3 浓度， 与 SCR 反应器 B 上游的燃 烧烟道气流 2 相比， 前者的 NOX 含量也显著减小 ： ESP 操作 F 下游的烟道气流 10 包含约 3ppm NH3 和小于 40ppm NOX。
优选对包含 SOX 的烟道气流 10 进行脱硫步骤 ( 图中未显示 ) 以减小其 SO2 和 SO3 含量， 然后将烟道气排放到大气中。 使用石灰、 石灰石或苏打灰之类的碱的湿法脱硫洗涤操 作是众所周知的用来对含 SOX 的烟道气流进行脱硫的步骤。本领域的普通技术人员要理解， 在不偏离本发明的概括的原理的情况下可以对上 述实施方式进行变化。因此， 要理解， 本发明并不限于所揭示的具体实施方式， 而是覆盖所 附权利要求书所限定的本发明精神和范围之内的修改。