三、玻璃窑炉PM2.5、SO2、NOX脱除技术
3.1干式高温电除尘器系统技术
燃用劣质石油焦时，粉尘特性： 强腐蚀性、强吸湿性、强粘性、低比电阻，易二次飞扬
根据古越龙山燃用石油焦项目的实施、改造提效，初步结论与原则：
二电场配置，初始电除尘效率还不错，粉尘排放40~120mg/Nm3左右，但 运行一段时间后，除尘效率会下降，定时冲洗清洗效果不错，反应器旁路的 必要性。 二电场配置，经烟气调质处理，运行稳定性提高及粉尘排放有明显降低， 粉尘排放可达到40~70mg/Nm3。 要达到20~50mg/Nm3的粉尘排放，宜设计3~4个电场，确保低排放稳定运 行。
二、技术研发及成果
5.3万m3/y中温脱硝催化剂生产装置
三、玻璃窑炉PM2.5、SO2、NOX脱除技术
3.1干式高温电除尘器系统技术
燃用石油焦时，玻璃窑炉高温粉尘理化物性（低PH值）
对除尘、脱硝设备结构件的腐蚀严重，降低催化剂的机械稳定性能
三、玻璃窑炉PM2.5、SO2、NOX脱除技术
3.1干式高温电除尘器系统技术
三、玻璃窑炉PM2.5、SO2、NOX脱除技术
玻璃烟气脱硝催化剂选型应考虑： 工况波动 物理性堵塞 化学性失活 燃料变化 燃料特殊性
玻璃炉窑初始NOX浓度高达2500~10000mg/Nm3、微细尘量大且粘性强、碱金 属浓度高，SO3含量高，特别当采用石油焦作燃料，除尘器效果欠佳时，催化 剂用量应有足够的裕量，该工况时，使用寿命仅为火电厂的1/3~4/5；电除尘器 的选型、裕量、运行稳定性、维护质量极大影响催化剂的实际使用寿命。
三、玻璃窑炉PM2.5、SO2、NOX脱除技术
3.1干式高温电除尘器系统技术
燃用石油焦时，电除尘器入口粉尘与灰斗粉尘比电阻比较
三、玻璃窑炉PM2.5、SO2、NOX脱除技术
3.1干式高温电除尘器系统技术
燃用石油焦时，不同位置取样粉尘的烧失量。有机物高。
未燃尽的高分子有机物含量高，也是造成该粉尘粘性强的原因之一
三、玻璃窑炉PM2.5、SO2、NOX脱除技术
3.1干式高温电除尘器系统技术
燃用劣质石油焦时，粉尘中SO3高，造成粘性及强腐蚀
三、玻璃窑炉PM2.5、SO2、NOX脱除技术
3.2烟气脱硫技术-氨法脱硫技术
左二图为山东齐鲁石 化2×135MW氨法脱 硫图片 左二图为杭州钢铁厂 氨法脱硫图片 设计或操作不合理造 成的“气溶胶”二次污 染，造成周围环境很 恶劣，腐蚀极严重。
适宜于SO2浓度0~10000mg/Nm3，脱硫效率95%~99%，脱硫温度50℃ 左右，吸收塔与烟囱一体式设计是经济的方案，有少量废水，布置在引 风机之后。
三、玻璃窑炉PM2.5、SO2、NOX脱除技术
3.3选择性催化还原脱硝（SCR）系统流程示意图
300℃ ~420 ℃
三、玻璃窑炉PM2.5、SO2、NOX脱除技术
一、玻璃窑炉污染物特征、污染现状及相关政策
污染物特征、污染现状
辽宁中部 京津冀 山东半岛 长三角 珠三角 海峡西岸 武汉周边 长株潭 成渝地区
河北、广东、山东等地区玻璃炉窑集中，PM2.5、NOX污染物排放强度大
一、玻璃窑炉污染物特征、污染现状及相关政策
玻璃窑炉烟气的特征 PM2.5: 300~900mg/Nm3 NOX : 3000~10000mg/Nm3 SO2: 300~3500mg/Nm3
9.69% 3.76% 3.82% 2.96% 5.72%
SO3
46.42%
Na2O
12.56%
MgO
2.4%
P2O5
0.61%
K2O
0.66%
As2O5
0.04%
SiO2
10.45%
累计
100%
上图：燃用石油焦玻璃烟气中粉尘
成份分析
一、玻璃窑炉污染物特征、污染现状及相关政策
V2O5是SO2
V2O5 SO3
一、玻璃窑炉污染物特征、污染现状及相关政策
燃用石油焦玻璃烟气高温除尘及SCR脱硝的技术难题
如何解决因粘性粉尘在瓷套内的附着导致的瓷套炸裂？ 如何解决因粉尘粘结在阴极线上造成的电晕封密、低电压/低电流、 火花过频、短路断电、电除尘器运行一段时间后效率下降难题？ 如何解决高浓度SO3导致的ABS二次气溶胶污染难题？
剂表面会有严重的粘结。声波清灰+压缩空气吹灰藕合协同清灰方式效 果更佳，压缩空气中的水、油含量符合要求。
三、玻璃窑炉PM2.5、SO2、NOX脱除技术
4S.4C吹R灰系系统统组成及关键技术—吹灰器
采用过饱和蒸汽吹灰器具有很强的清灰效果，因蒸汽的喷入导致烟气湿度 增加，会增加灰的粘性、加剧局部高浓度H2SO4腐蚀、降低催化剂的结构稳 定性、降低催化剂使用寿命。在燃用石油焦粉工况时，不推荐使用。
如何解决粘性粉尘导致的排灰不畅难题？ 如何解决粉尘附着在催化剂表面导致化学活性下降问题？ 如何解决高SO3强氧化导致催化剂结构机械稳定性下降难题？ 如何解决因粘性粉尘附着在催化剂表面导致运行阻力上升难题？
二、技术研发及成果
与浙江大学合作，5.3万m3/y中温SCR催化剂 SCR催化剂脱硝装置4个行业标准牵头起草单位 授予专利24项，发明专利4项，其中玻璃炉窑除尘、脱硝、脱硫专利9项。
三、玻璃窑炉PM2.5、SO2、NOX脱除技术
系统组成及关键技术— 催化剂的种类
蜂窝式，活性高、 表面积大，催化剂 用量小，性能稳定
板式，不锈钢骨架，适 宜于高尘环境，催化剂 用量稍大
波纹式，纤维基材, 适宜于低尘环境
玻璃窑炉脱硝常用催化剂为：锐钛型TiO2为载体，V2O5为活性组分，WO3 和MoO3为助剂的中温催化剂。
（有害）
300 ℃ ～420℃是“效率、安全、经济”平衡的选择。
三、玻璃窑炉PM2.5、SO2、NOX脱除技术
SCR脱硝反应机理
NH3 NH3
催化剂 催化剂
NOx NO
NOx
原烟气 NO 原烟气
NOx NO
NH3 NH3
NH3 NH3
NHБайду номын сангаас NH3
NOx NOx
NOx NOx
H2O H2O N2 N2
三、玻璃窑炉PM2.5、SO2、NOX脱除技术
3.2烟气脱硫技术-氨法脱硫技术
优势：
可实现SO2的资源化。SO2浓度高、且氨源廉价时。
劣势：
难以保障副产硫铵的稳定销路； 氨源廉价、易得； “气溶胶”二次污染； 设备、环境的腐蚀严重
玻璃窑炉烟气量小，除非工业园统筹考虑副产硫铵的集中处理，否则玻 璃烟气的脱硫技术应慎重选择氨法脱硫工艺。
SCR脱硝反应机理
还原剂：液氨、氨水、尿素
反应温度：300 ℃ ～420℃
主要反应式为：
4NO+4NH3 +O2 2NO2+4NH3+O2
催化剂 催化剂
4N2+6H2O 3N2+6H2O （有利）
主要副反应:4NH3+3O2
NH3+H2O+SO3 NH3+O2
2N2+6H2O
NH4HSO4 NOX+H20
一、玻璃窑炉污染物特征、污染现状及相关政策
燃用石油焦粉时，烟气及灰份特点
下图：石油焦成份分析
V2O5 Ni2O3 Fe2O3 Al2O3 CaO
TiO2 ZnO SO3 累计
4.01 % 1.22 % 0.75 % 0.16 % 0.23 % 0.58% 0.39% 92% 100%
V2O5 Ni2O3 Fe2O3 Al2O3 CaO
一、玻璃窑炉污染物特征、污染现状及相关政策
NO3-/SO42-值的升高，治理重点己从“硫污染”转向“硝污染”
一、玻璃窑炉污染物特征、污染现状及相关政策
污染物特征、污染现状
化工厂高浓度NOX污染
炼焦工序废气NOX污染 玻璃窑炉废气NOX污染
玻璃窑炉烟气量不大，但NOX污染物浓度高，对局部环境造成很大危害更大
三、玻璃窑炉PM2.5、SO2、NOX脱除技术
3.2烟气脱硫技术-干法/半干法烟气脱硫技术
包括烟道循环流化床（CFB）、喷雾半干法（SDA） 增湿循环半干法（NID、RSD、OH-CFB）等。
经济的SO2浓度低于3500mg/Nm3，入口烟气温度≥110℃，且≤180℃，脱 硫效率80%~95%，运行温度：70~95℃ ，钙硫比：1.1~1.5，包含袋式除尘 器的总运行阻力降：1800~3300Pa
三、玻璃窑炉PM2.5、SO2、NOX脱除技术
系统组成及关键技术—催化剂的失活
一、磨蚀、粉碎或解体
粗颗粒飞灰，对催化剂迎 风面的磨蚀，机械强度下 降造成的粉碎或解体属失 活。
催化剂表面速度偏差＜15% 防冲刷
NSR偏差＜5% 温度偏差＜±15℃
防NH3逃逸 防烧结、防堵塞
三、玻璃窑炉PM2.5、SO2、NOX脱除技术
SC4R.4系吹统灰组系成统及关键技术—吹灰系统
玻璃炉窑虽粉尘浓度不高，特别是掺烧石油焦粉时， 未燃尽有机物及SO3含 量极高，粉尘具有极强的吸湿性和粘附性。仅采用声波清灰效果欠佳，催化
H2O
H2O 净烟气
N2
净烟气
N2 H2O
H2O
三、玻璃窑炉PM2.5、SO2、NOX脱除技术
SCR系统组成及关键技术—反应器
烟道导 流板
原烟气 喷氨
通过CFD数模计算和1：10物模测试优化烟道、 反应器的设计，保证进入第一层催化剂表面烟 气达到以下要求
整流器
烟气入射角偏差＜10°防冲刷、磨蚀
催化剂 净烟气
燃用石油焦时，各点粉尘成份分析
1#、2#电场粉尘比电阻比较
三、玻璃窑炉PM2.5、SO2、NOX脱除技术
3.1干式高温电除尘器系统技术