电厂脱硝还原剂选择分析

电厂脱硝还原剂选择分析

火电厂脱硝还原剂选择是整个脱硝系统中很重要的一个环节。在脱硝系统中，还原剂是最大的消耗品（对于SNCR来说，对于SCR来说催化剂的消耗费用更多）。其消耗成本直接影响到脱硝系统的整体经济评估。目前，世界上脱硝系统最常用的还原剂有三种：液氨、氨水和尿素。

尿素和氨都可用作SCR 和SNCR的还原剂，然而，尿素在性能和安全操作方面更具有明显优点。火电厂脱硝还原剂选择影响因素主要有：

1)运输和储存安全，包括预防恐怖袭击和泄漏；

2)一旦发生事故可能造成的影响（包括经济影响和其它影响）；

3)操作许可的批复；

4)占地；

5)投资和运行费用。

一、无水氨（液氨）、氨水和尿素的特性

无水氨的特性：亦名液氨，为GB12268-90规定之危险品，危险物编号

23003。无色气体,有刺激性恶臭味。液态氨变气态氨时会膨胀850倍，并形成氨云。氨蒸气与空气混合物爆炸极限16～25%(最易引燃浓度17%)

和遇高温(93 C以上)时有爆炸的危险，氨和空气混合物达到上述浓度范

围遇明火会燃烧和爆炸，如有油类或其它可燃性物质存在，则危险性更高。

氨是有毒物质，会导致人急、慢性中毒，严重时可致人死亡:

(1)氨气是具有腐蚀性,无色，具有强烈气味的气体；

(2)虽然绝大部分的时间都在安全使用,但一旦发生事故,它会形成一个致

命的毒云对现场工作的工人及附近社区居住的人造成危害；

(3)若与氨直接接触,会刺激皮肤,灼伤眼睛,使眼睛暂时或永久失明,並导致

头痛,恶心,呕吐等；

(4)严重时,会导致呼吸系统积水(肺或喉部水肿),可能导致死亡；

(5)长期暴露在氨气中，会伤肺,导致产生咳嗽或呼吸急促的支气管炎。

氨水的特性：氨水与无水氨都属于危险化学品。氨溶液：含氨＞50%的氨

溶液，危险货物编号为23003 。35%＜含氨＜50%、为《危险货物品名

表》《危险化学品名录（2002版）》GB12268-90规定之危险品，危险物编号为22025。10%<含氨≤35%的氨溶液，危险货物编号为82503；用于

脱硝的还原剂通常采用20% ～25%浓度的氨水。无色透明液体，易分解

放出氨气，温度越高，分解速度越快，可形成爆炸性气氛。若遇高热，容

器内压增大，有开裂和爆炸的危险。与强氧化剂和酸剧烈反应。与卤素、氧化汞、氧化银接触会形成对震动敏感的化合物。接触下列物质能引发燃

烧和爆炸：三甲胺、氨基化合物、1-氯-2，4-二硝基苯、邻—氯代硝基苯、铂、二氟化三氧、二氧二氟化铯、卤代硼、汞、碘、溴、次氯酸盐、氯漂、氨基化合物、塑料和橡胶。腐蚀铜、黄铜、青铜、铝、钢、锡、锌及其合

金等等。

如果溢出，氨水液体扩散范围较无水氨小，浓度范围较易控制。但有强烈的刺激性气味，因是液体不需压力容器储存，较无水氨相对安全。

但是接触限值(溢出的氨浓度，如下所述)，不管来自无水氨或氨水，对人体影响一样：

TWA STEL

ACGIH：25ppm；17mg／m3 35ppm；24mg／m3

NIOSH：25ppm；17mg／m3 35ppm；35mg／m3

OSHA：50ppm；35mg/m3

从运输角度来看，氨水因为浓度仅在19%-29%，与人接触的频率较无水氨(99+%)多4倍，所以氨水比无水氨在此与人接触频率的危险观点上，更胜于无水氨。必须谨慎考虑。

尿素的特性：尿素是白色或浅黄色的结晶体，易溶于水，水溶液呈中性反应。不同尿素浓度的水溶液有不同结晶温度，40%(重量)尿素水溶液

结晶温度约2 °C、 50%(重量)尿素水溶液结晶温度约18 °C。固体的尿素，吸湿性较强，因在尿素生产中加入石蜡等疏水物质、或用防湿薄膜形成Methylene Diurea (MDU)，其吸湿性大大下降。与无水氨及有水氨相

比，尿素是无毒、无害的化学品，是农业常用的肥料，无爆炸可能性，完全没有危险性。尿素在运输、储存中无需安全及危险性的考量，更不须任何的紧急程序来确保安全。

二、不同还原剂的安全管理标准

因液氨、氨水在运输使用过程中措施不当或者设备损坏等意外因素，引发过不少安全事故，造成一定的损失和不利影响。即使在技术、管理都很先进的美国，因液氨、氨水引发的安全事故也无法完全避免。我国由于技术管理水平相对落后，加之安全生产意识不强，近年来液氨事故频发。我国近年来

安全事故频仍，从经济发展阶段看，已经进入生产安全事故高发期，国家对安全的要求和危险源的控制越来越严格。我国国家领导人和主管安全的官员也一再强调，要充分提高对安全生产重要性的认识，贯彻国家有关《安全生产法》等法规，以人为本，充分认识没有安全就没有效益的道理；要强化对重大危险源的控制和对重大事故隐患的管理，加强重点监督和过程跟踪控制，确保不发生群伤群亡事故和对社会有重大影响的事故。

根据我国《危险化学物品名表》（GB12268-90）和《重大危险源辨识》（GB18218-2000）的有关规定，液氨、氨水构成危险货物，液氨在生产场所超过40吨、储存场所超过100吨时构成重大危险源。液氨储存和制备系统应遵循的以下安全规范：

?液氨项目的建设实施应遵循国家安监局2006年颁布实施的《危险化学频建设项目安全许可实施办法》；

?液氨是强腐蚀性有毒持。在运输、使用、试验过程中的有关人中，必须严格按GB536-88标准的有关规定执行。

?灌装液氨用的钢瓶或槽车应符合原国家劳动总局颁发的“气瓶安全监察规程”，“压力容器安全监察规程”等有关规定。

?装运液氨的钢瓶和槽车，必须符合中华人民共和国交通部制订的《危险货物运输规则》。

?液氨毒性危害和爆炸危险程度按照《压力容器中化学介质毒性危害和爆炸危险程度分类》（HG20660-2000）进行分类。

?液氨储存和制备系统车间特征分级应当满足GBZ1-2002 《工业企业设计卫生标准》的规定。

?液氨储存和制备系统的建筑结构设计应当满足GBJ 16－1987 《建筑设计防火规范》（2001年版）的要求。

?液氨储存和制备系统车间消防设计规定应当满足GB 1968-1985，GB J140-1990，GB 50116-1998等相关标准的技术规定。

?液氨储存和制备系统的电力设计规程应当满足GB50058-1992《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》的规定。

?液氨储存和制备系统的工业卫生规定应当满足GB Z2-2002《工业场所有害因素职业接触限值》的规定。

?液氨储存和制备系统布置应满足GB50160--1992《石油化工企业防火规范》的规定。

根据美国的有关联邦法规规定，液氨、氨水构成危险货物，有很多规定：

尿素属于农业用化肥，无运输、储存中的安全等考虑。并且中国是全球最大的尿素生产国，可以方便的就近采购。

三、不同还原剂的审批手续

由于液氨属于危险化学品，在建设项目安全许可工作的各个审查阶段，要分别通过十数个审查报告，这些报告包括建设项目安全条件论证报告、建设项目设立安全评价报告、建设项目安全设施设计专篇和建设项目竣工验收安全评价报告以及建设项目现场核查，对建设项目拟采取的安全对策及建议、安全设施设计、安全设施配备与运行、风险预测与对策、事故应急救援预案编制与演练等。这些阶段耗时费力，将对工期造成重大影响。

同时，由于本企业属于中央企业投资，因此如果选用液氨脱硝必须报请国家安监总局获取安全许可，这将进一步增加获取许可的难度，在延长审批过程的同时使得项目获批的可能性大大降低。

即使最终获得项目许可，液氨的运输也是一个问题：危化品的运输须在获取《危化品准运证》后在规定的时间、规定的路线上使用规定的车辆和经过专业培训的人员才能运输，这大大增加了危化品的运输难度和费用。

四、不同还原剂的占地情况

由于液氨属于危化品，液氨储罐需要额外的占地：

1）根据《建筑设计防火规范》，液氨储罐与周围建筑物的防火间距不小于15m，即使按最紧凑的方式布置，液氨储罐区也要超过2000m2的布置场

地；

2）由于液氨储存量超过50吨即构成重大危险源（2台30万机组按80％的脱硝效率7天储量超过50吨），其最小卫生防护距离为500m，否则必

须拆迁（山西省因此有15家已取得安全生产许可证的企业被要求拆迁）；

3）正准备出台的“重大危险源与周边设施、场所的安全防护间距”将大大增加液氨储罐的占地面积（估计2台30万机组的液氨储罐占地面积至

少需增加到5000 m2）。

而对于尿素还原剂来说，由于是安全可靠的还原剂，不存在以上的限制。其占地仅为300m2左右。

国内燃煤电厂烟气脱硝发展现状及建议

18 中国环保产业 2007.1 研究进展 Research Progress 王方群1，杜云贵1，刘 艺1，王小敏2 （1.中电投远达环保工程有限公司，重庆 400060；2.河北农业大学 资源与环境科学学院，河北 保定 071001） 摘要:本文介绍了国内燃煤电厂氮氧化物的排放现状和氮氧化物的控制法规，以及国内燃煤电厂脱硝技术的研究和工程应用现状，并对我国烟气脱硝技术的发展提出了建议。 关键词:燃煤电厂;烟气脱硝;氮氧化物 中图分类号:X701 文献标志码:A 文章编号:1006-5377（2007）01-0018-05 国内燃煤电厂烟气脱硝 1 我国燃煤电厂氮氧化物污染现状 我国煤炭资源丰富，是世界上以煤炭为主要能源的国家之一，2005年煤炭消耗量为21.4亿吨，占国内能源消费总量的68.9%，这种以煤炭为主的能源结构决定了我国的电站建设必然以煤电机组为主，也决定了我国大气污染的主要特征为煤烟型污染。据估算，全国烟尘排放量的70%、二氧化硫排放量的90%、氮氧化物排放量的67%、二氧化碳排放量的70%都来自于煤炭燃烧。 20世纪80年代中期以后，随着我国电力建设的迅速发展，大气和酸雨污染日益严重。特别是近年来，大城市NO x 污染严重，区域性NO x 污染逐渐加剧；同时，酸雨污染呈现出新的特征：NO 3-的相对贡献在增加，由以硫型为主向硫酸和硝酸复合型转变。其主要原因在于，我国在控制SO 2排放的同时并没有有效地控制NO x 的排放。2000年国家对《环境空气质量标准》进行了修改，取消了NO x 指标，NO 2二级标准的年平均浓度限值由0.04mg/m 3改为0.08mg/m 3；日平均浓度限值由0.08mg/m 3改为0.12mg/m 3；小时平均浓度限值由0.12mg/m 3改为0.24mg/m 3，即NO x 的二级标准在原有基础上几乎放宽了100%。这次修改淡化了NO x 的污染状 况，导致放松和忽视了对NO x 排放的控制。 氮氧化物不仅是导致酸雨形成的主要原因之一，也是造成光化学烟雾的根本原因，其产生的温室效应约是CO 2的200～300倍，其污染产生的经济损失和防治所需价值量比SO 2约高出33.3％；NO x 还可转化成为硝酸盐颗粒，形成PM 2.5，增加颗粒物的污染浓度、毒性和酸性。 在1999-2004年的六年中，我国火电NO x 排放总量增加235.7万吨，近乎是1987-1998年共12年间NO x 增长量的总和。 2004年底，我国发电装机规模已达4.4亿千瓦，其中火电机组3.2亿千瓦，约占73.7％，而火电装机中约95％为煤电机组。2005年底，全国电力总装机规模达5.0亿千瓦。根据我国“十一五”电力规划，“十一五”期间规划开工火电项目1.41亿千瓦，2010年发电装机容量达6.5亿千瓦左右，到2020年发电装机达9.5亿千瓦左右，其中煤电约6.05亿千瓦。 专家预测，如果按目前的排放情况，只控制SO 2排放，而不采取有效措施控制NO x 的排放，预计到2010年NO x 排放量将达850万吨左右，2015-2020年，火电NO x 排放总量将会超过SO 2，成为电力行业的第一大酸 发展现状及建议

燃煤电厂SCR烟气脱硝技术的研究

燃煤电厂SCR烟气脱硝技术的研究 来源：电力环境保护更新时间：09-8-20 18:01 作者: 赵毅,朱洪涛,安晓玲,苏蓬 0引言 燃煤电厂在生产过程中产生大量的粉尘、SOx 、NOx和有害金属元素等[ 1 ] 。目前,我国对于燃烧产生的NOx控制方法主要有燃烧前控制、燃烧中控制和燃烧后控制三类[ 2 - 3 ] 。燃烧前控制是指选用低氮燃料,但成本很高,工程应用较少。燃烧中控制是指改进燃烧方式和生产工艺,采用低NOx 燃烧技术, 降低炉内NOx 生成量,该方法费用较低, 但由于炉内低氮燃烧技术的局限性,使得NOx的控制效果不能令人满意。燃烧后控制是指在烟道尾部加装脱硝装置,将烟气中的NOx 转变为无害的N2 或有用的肥料。由于烟气脱硝的NOx 脱除率高,运行简单, 因此,探求技术上先进,经济上合理的烟气脱硝技术 将成为我国控制NOx排放工作的重点。 烟气脱硝技术主要有选择性催化还原法( SCR)、非选择性催化还原法(NSCR)、选择性非催化还原法( SNCR)、臭氧氧化吸收法、活性炭联合脱硫、脱硝法等。由于SCR 法脱硝效率高达90%以上,运行可靠,是目前国内外应用最多且最为成熟的烟气脱硝技术之一。 SCR烟气脱硝技术的发明权属于美国,而日本率先于20世纪70年代将其实现了商业化[ 5 ] 。目前,这一技术在欧洲、日本、美国等发达国家和地区已得到了广泛的应用。据资料统计,到2004年为止,全世界应用SCR烟气处理技术的电站燃煤锅炉容量超过 178 . 1G W。我国SCR技术的研究始于20世纪90年代。据统计,目前我国在建的脱硝项目超过14个,脱硝机组容量在11 400MW以上, 其中采用SCR技术的项目约占在建脱硝项目总容量的70%。可见,我国正处于SCR烟气脱硝的示范阶段,因此,对SCR工艺进行深入研究,对我国脱硝技术的发展有着重要意义。 1SCR反应原理 SCR是指将氨、烃类等还原剂喷入烟气中,利用催化剂将烟气中的NOx转化为N2和H2O。在氨选择催化反应过程中,NH3可以选择性地与NOx发生反应,而不是被O2 氧化,因此,反应被称为“选择性” 。主要反应式如下:

火电厂脱硝CEMS系统

火电厂脱硝CEMS系统应用及故障处理 姓名：刘鹏 部门：设备部 专业：热工保护 2013 年9 月15 日

论文摘要 介绍了CEMS系统在火电厂的应用情况及工作原理、构成。重点对CEMS系统测量参数常见故障进行分析并逐一排查原因，找出发生故障的部件，提出措施，以提高CEMS系统运行的可靠性和准确性，降低故障率。 关键词：CEMS 故障分析处理措施

目录 一、引言----------------------------------------------------------3 二、系统介绍------------------------------------------------------3 （一）工业以太网Modbus TCP/IP介绍--------------------------------3 （二）控制系统介绍------------------------------------------------3 （三）网络结构介绍------------------------------------------------5 三、网络解决方案--------------------------------------------------5 （一）PLC系统配置-------------------------------------------------5 （二）网络的搭建和交换机配置---------------------------------------7（三）服务器和操作站配置-------------------------------------------8（四）软件配置-----------------------------------------------------9四、网络结构优化--------------------------------------------------10（一）网络硬件配置------------------------------------------------10（二）软件系统设计-------------------------------------------------10五、结束语---------------------------------------------------------11

电厂脱硝技术--开题报告

华北电力大学 毕业设计（论文）开题报告 题目：电站脱硝系统及其控制技术 学生姓名：学号： 所在院系：专业班级： 指导教师：职称： 2010年 4 月 10 日

一、选题背景和意义 为防止锅炉内燃煤燃烧后产生过多的氮氧化物污染环境，应进行脱硝处理，将氮氧化物还原或氧化为无污染产物。统计数据显示，我国氮氧化物排放量最大的是火电行业，占到38%左右。据中国环保产业协会组织的《中国火电厂氮氧化物排放控制技术方案研究报告》的统计分析，2007年火电厂排放的氮氧化物总量已增至840万吨，比2003年的597.3万吨增加了近40.6％，约占全国氮氧化物排放量的35％～40％。据专家预测，随着国民经济发展、人口增长和城市化进程的加快，中国氮氧化物排放量将继续增长。若无控制，氮氧化物排放量在2020年将达到3000万吨，给我国大气环境带来巨大的威胁。 氮氧化物及其危害：氮氧化物（NO x）是NO、NO2、N2O、N2O3、N2O4、N2O5等的总称。造成大气污染的主要是指NO和NO2。NO是煤燃烧时的主要副产物，主要来源于燃烧时煤中N的氧化及高温空气中N2和O2的反应。氮氧化物主要侵入呼吸道深部的细支气管及肺泡。当人们长期处于氮氧化物浓度过高的环境中会导致死亡，室内氮氧化物的质量浓度不能超过5mg/m3[1]。氮氧化物不仅是导致酸雨形成的主要原因之一，也是造成光化学烟雾的根本原因，其产生的温室效应约是CO2的200～300倍，其污染产生的经济损失和防治所需价值量比SO2约高出 33.3％；NO x还可转化为硝酸盐颗粒，形成PM2.5，增加颗粒物的污染浓度、毒性和酸性[2]。 氮氧化物对环境危害严重，为了改善大气环境必须对氮氧化物的排放进行控制，因此对电厂脱硝系统控制的研究有很重要的工程意义和现实意义。 二、国内外研究现状 目前氮氧化物的控制技术主要分为两种，一种是在燃烧过程中控制NO x的产生，主要有低氮燃烧技术、循环流化床洁净燃烧技术（CFBC）、整体煤气化联合循环（IGCC）、洁净煤发电技术等。另一种是烟气脱硝技术，使NO x在形成后被净化，主要有选择性催化还原（SCR）、选择性非催化还原（SNCR）、SCR/SNCR 联合技术等成熟技术[2]。本课题主要研究烟气脱硝技术。 SCR工艺是目前大规模投入商业应用并能满足最严厉的环保排放要求的脱 硝工艺，NO x脱除率能够达到90％以上[3]。具有无副产物、不形成二次污染, 装置结构简单, 运行可靠, 便于维护等优点，因而得到了广泛应用。我国SCR技术

电厂脱硫脱硝培训试题

电厂烟气脱硫试题 一、选择题（每小题2分，共20分，选出唯一正确的选项） 1湿法石灰石石膏脱硫过程的化学反应主要包括（） A、SO2的吸收 B、石灰石的溶解 C、亚硫酸钙的氧化与二水硫酸钙的结晶 D、石膏脱水 2湿法石灰石石膏脱硫系统主要组成不包括（） A、烟气系统与吸收系统 B、石灰石浆液制备系统与石膏脱水系统 C、工艺水和压缩空气系统 D、事故浆液系统与吸收剂再生系统 3湿法石灰石石膏脱硫技术主要采用的吸收塔型式中最为流行的是（） A、喷淋空塔 B、填料塔 C、液柱塔 D、鼓泡塔 4湿法石灰石石膏脱硫工艺的主要特点有（） A、脱硫效率高但耗水量大 B、钙硫比低且吸收剂来源广及格低 C、煤种适应性好 D、副产品不易处理易产生二次污染 5下面属于湿法石灰石石膏脱硫系统中采用的主要防腐技术有（） A、玻璃鳞片或橡胶衬里 B、陶瓷/耐酸转 C、碳钢+橡胶衬里/合金 D、碳钢+玻璃鳞片/合金 6 我国的湿法石灰石石膏脱硫系统将逐渐取消GGH对净化后烟气再热的原因不包括（） A、强制燃烧低硫煤 B、GGH本身的腐蚀令人头疼 C、脱硫技术的巨大进步 D、从经济性考虑 7湿法石灰石石膏脱硫系统会停止运行(保护动作停)的原因中不包括（） A、入烟温高于设定的160℃或者锅炉熄火 B、循环泵全部停或者6kv电源中断 C、进出口挡板未打开和增压风机跳闸 D、出现火灾事故或者除雾器堵塞 8 脱硫效率低的故障现象可能发生的原因中不包括（） A、SO2测量不准 B、pH值测量不准 C、液气比过低 D、除雾器结垢 9. 按有无液相介入对烟气脱硫技术进行分类，大致可分为（） A、湿法、半干法、干法、电子束法和海水法 B、钙法、镁法、氨法和钠法 C、炉前法、炉中法和炉后法 D、物理法、化学法、生物法和物理化学法

燃煤电厂烟气治理方法及脱硫脱硝技术探讨

燃煤电厂烟气治理方法及脱硫脱硝技术探讨 发表时间：2018-08-13T15:54:21.587Z 来源：《电力设备》2018年第8期作者：杨英凯[导读] 摘要：进入新时期后，化工生产的整体水准正在获得突显的提升。（国家电投集团江西电力工程有限公司景德镇分公司脱硫项目部）摘要：进入新时期后，化工生产的整体水准正在获得突显的提升。对于燃煤电厂来讲，其应当能够全面关注于治理烟气涉及到的技术举措。在当前现状下，各地燃煤电厂仍然倾向于排放相对较多的烟气污染，因而带来了显著的当地污染。但是实质上，燃煤电厂现阶段运用的脱硫脱硝手段以及烟气治理措施都体现为复杂性，对此如果要综合予以运用那么将会耗费较高比例的烟气治理资金与其他成本。因此 可见，燃煤电厂应当将关注点全面转向脱硫脱硝以及妥善治理烟气，通过运用上述举措来显著优化整个电厂能够达到综合性治污水准。关键词：燃煤电厂；烟气治理方法；脱硫脱硝技术在目前阶段中，工业化已经获得了显著的提升与优化，其中涉及到与之密切相关的化工环保举措。作为燃煤电厂而言，其如果要实现日常性的发电操作，那么必须依赖于化石燃料。针对化石燃料具体在燃烧时，存在较大可能将会排出较高比例的氮氧化物、二氧化硫以及其他物质。在严重情形下，上述污染物就会引发程度较重的光化学烟雾或者带来酸雨效应。因此，燃煤电厂在目前阶段中有必要运用综合性的举措来妥善处理上述的污染物，因地制宜运用脱硝与脱硫的手段与方式来显著优化电厂烟气整治能够达到的实效性。 一、全面治理燃煤电厂烟气的重要意义燃煤电厂如果要产生电能，则必须借助燃烧锅炉予以实现。然而与此同时，锅炉燃烧附带的污染物包含了较多种类，其中典型为二氧化硫、一氧化碳、氮化物以及其他物质。从目前来看，化工行业仍需依赖于上述的锅炉运行，因而亟待探求可行性较强的烟尘治理举措，确保从根源上全面消除烟气给燃煤电厂日常运行带来的干扰或者影响。然而截至目前，仍有某些燃煤电厂过多关注了自身能够获取的经济实效，但却忽视了最根本的环保举措。电厂排出来的烟气如果飘散至周边区域，那么将会引发程度显著的人身健康伤害以及植被生长威胁。由此可见，当前有关部门亟待借助脱硫脱硝的手段来全面处理烟气污染，进而全面优化当地现有的整体生态。 二、选择合适的烟气治理策略从现状来看，有关部门已经真正意识到了燃煤电厂涉及到的烟气排放威胁性，在此前提下也在着眼于妥善处理上述的烟气污染。具体在涉及到治理电厂烟气时，基本宗旨应当落实于保障健康并且实现全方位的生态保护，确保将烟气治理全面纳入综合性与发展性的视角下。具体来讲，针对长期以来的烟气污染应当着眼于侧重进行治理，同时也要密切监控新近出现的烟气污染。通过运用上述的综合性举措，对于治理烟气消耗的各类资源就能予以全方位的节约，在此前提下显著优化了治理烟气能够达到的实效性。例如近些年以来，有关部门正在着眼于推广新型的电厂除尘设施，其中典型性的除尘设施应当包含旋转式的电除尘器。相比于传统除尘设施，新型除尘设施本身体现为相对更低的设施运行成本，此项举措在客观上有助于杜绝高能耗。因此在现阶段，电除尘器已经受到了相对更多的关注与认可。具体在涉及到全方位的整治污染性烟气时，应当更多关注潜在性的污染防治，而并非停留于浅层次的烟气整治或者污染监控。除此以外，有关部门针对现有的各类烟气治理举措以及治理手段也要致力于全面加以转型，运用上述举措来服务于烟气脱硫水准的全面优化。作为燃煤电厂来讲，其有必要侧重于滞后技术的转型，同时也要引进新型的废气治理举措以及洁净煤措施。在全面实现此项节能改进的前提下，燃煤电厂就能够创设最大化的电厂节能实效性，进而从根源入手来突显最优的电厂节能整体效果。 三、脱硫脱硝技术的具体运用从烟气本身具备的各项成分来看，燃煤电厂涉及到的典型污染应当包含二氧化硫以及其他各类污染。由此可见，电厂在着眼于全面治污的具体举措中，关键点就在于妥善处理氮氧化物与二氧化硫引发的某些典型污染。具体在涉及到燃烧脱硫或者烟气脱硫时，电厂通常都会选择适用碘活性炭法、亚纳循环法、石膏与石灰石相结合的方法或者磷肥处理法。早在上世纪末，脱硫脱硝技术就已诞生，截至目前其已经获得了相对较高的完善度。具体来讲，脱硫脱硝方式适用于整治燃煤烟气污染应当包含如下举措：（一）烟气脱硫以及燃烧脱硫在目前阶段中，针对燃煤烟气如果要着手予以妥善处理，那么通常来讲都会用到烟气脱硫或者燃煤脱硫。因此可见，上述两类脱硫手段共同构成了实效性较强的烟气治理方式。具体而言，燃烧脱硫针对整个燃烧进程能够适度予以改变，其中结合了分段送风、循环与重复性的燃气运行、温度降低等处理举措，在此前提下针对硫化物现有的总量能够显著加以降低。此外在涉及到烟气脱硫时，针对此类脱硫方法应当能够将其分成干法与湿法的不同脱硫方式。从现状来看，湿法脱硫装置在当前的电厂脱硫中占据了核心性的位置。相比来讲，湿法脱硫突显了自身具备的独特优势。但是与此同时，湿法脱硫存在较大可能将会耗费较高的资金与其他成本，同时还将会呈现显著的设备腐蚀以及泄露污染等不良状态。与之相比，干法脱硫设有相对较高的脱硫技术指标，但是其却有助于杜绝全方位的脱硫污染。通过运用全方位的烟气净化举措，针对后续性的重复加热就能全面加以避免。（二）石膏法与石灰石法相结合湿法脱硫本身包含了石膏法与石灰石脱硫相融合的典型脱硫方法。具体在实践中，运用上述脱硫方法在客观上有助于显著改善现有的脱硫实效性。这是由于，上述脱硫方法涉及到的吸收剂应当为二氧化硫，在某些情形下也可能涉及到石灰石作为其中的脱硫浆液。因此可见，石灰石与石膏共同运用于脱硫处理的举措在客观上有助于减低综合性的脱硫成本，其中涉及到更小比例的脱硫二次污染。近些年以来，技术人员针对烟气脱硫必需的脱硫装置着眼于进行改造，在此前提下研发了联合引风机的全新脱硫方式。除此以外，针对催化法、生物法以及活性焦炭共同运用于烟气脱硫的相关措施也致力于全面予以优化。（三）运用SCR技术来处理燃煤烟气非催化还原的选择性技术，对此也可以称之为SCR技术。从基本特征来讲，SCR运用于烟气治理指的是将还原剂沿着窗口进行喷入处理，据此就可以实现脱硝反应的全面产生。与此同时，运用上述技术有助于尽快实现相应产物的还原处理，同时也能够借助氮氧化物等还原剂予以全方位的烟气处理。因此可见，SCR技术在根源上节省了催化剂，其有助于全面减低处理烟气消耗的总成本。结束语

火力发电厂脱硝运行规程(2017年修订)

火力发电厂 脱硝系统运行规程 ****************公司 2017年元月份修订

目录 第一章烟气脱硝工艺概述 1.1 脱硝工艺一般性原理 1.2 SCR工艺描述 第二章脱硝系统 2.1 脱硝系统设计技术依据 2.2 影响SCR脱硝因素 2.3 煤质、灰份和点火油资料 2.4 装置的工艺流程 第三章脱硝系统运行操作与调整 3.1 系统概述 3.2 氨区主要设备介绍 3.3 SCR区设备 3.4 脱硝装置的启停及正常操作 3.5 脱硝装置试运行规定 第四章日常检查维护 4.1 警报指示检查 4.2 脱硝装置控制台检查 4.3 观察记录器 4.4 观察化学分析装置 4.5 巡检的检查项目 4.6 检修时的注意事项 4.7 定期检查和维护 4.8 氨处置注意事项 第五章常见故障分析 5.1 警报及保护性互锁动作 第六章氨站紧急事故预案 6.1 目的 6.2 氨站危险源分布及消防安全设施特点 6.3 操作注意事项 6.4 紧急事故预案 附录

第一章烟气脱硝工艺概述 1.1 脱硝工艺一般性原理 1.1.1氮氧化物是造成大气污染的主要污染源之一。通常所说的氮氧化物NOx有多种不 同形式：N 2O、NO、NO 2 、N 2 O 3 、N 2 O 4 和 N 2 O 5 ，其中NO和NO 2 是重要的大气污染物。我国氮 氧化物的排放量中70％来自于煤炭的直接燃烧，电力工业又是我国的燃煤大户，因此火力发电厂是NOx 排放的主要来源之一。 研究表明，煤中含氮化合物在燃烧过程中进行热分解，继而进一步氧化而生成NOx。控制NOx排放的技术措施可分为一次措施和二次措施两类：一次措施是通过各种技术手段降低燃烧过程中的NOx生成量（如采用低氮燃烧器）；二次措施是将已经生成的NOx通过技术手段从烟气中脱除（如SCR）。 烟气脱硝是目前发达国家普遍采用的减少NOx排放的方法，应用较多的有选择性催化还原法（Selective catalytic reduction，以下简称SCR）和选择性非催化还原法（Selective non-catalytic reduction，以下简称SNCR）。其中，SCR的脱硝率较高。SCR的发明权属于美国，日本率先于20世纪70年代实现其商业化应用。目前该技术在发达国家已经得到了比较广泛的应用。日本有93%以上的烟气脱硝采用SCR，运行装置超过300套。我国火力发电厂普遍采用SCR技术进行脱硝。 烟气中NOx主要含量为NO，有极少量的NO 2。环保监测以NO 2 的排放指标为标准。 1.1.2选择性非催化还原法（SNCR），是在无催化剂存在条件下向炉喷入还原剂氨或尿 素，将NOx还原为N 2和H 2 O。还原剂喷入锅炉折焰角上方水平烟道（900℃～1000℃），在 NH 3 /NOx摩尔比2～3情况下，脱硝效率30％～50％。在950℃左右温度围，反应式为： 4NH 3+4NO＋O 2 →4N 2 +6H 2 O （式1——1） 当温度过高时，会发生如下的副反应，又会生成NO： 4NH 3+5O 2 →4NO+6H 2 O （式1——2） 当温度过低时，又会减慢反应速度，所以温度的控制是至关重要的。该工艺不需催化剂，但脱硝效率低，高温喷射对锅炉受热面安全有一定影响。存在的问题是由于温度随锅炉负荷和运行周期而变化及锅炉中NOx浓度的不规则性，使该工艺应用时变得较复 杂。在同等脱硝率的情况下，该工艺的NH 3耗量要高于SCR工艺，从而使NH 3 的逃逸量增加。 1.1.3对于SCR工艺，选择的还原剂有尿素、氨水和纯氨等多种还原剂（CH 4、H 2 、CO和 NH 3），可以将NOx还原成N 2 ，尤其是NH 3 可以按下式选择性地和NOx反应： 4NH 3 +4NO+O 2 →4N 2 +6H 2 O （式1——3） 2NO 2 +4NH 3 +O 2 →3N 2 +6H 2 O （式1——4） 通过使用适当的催化剂，上述反应可以在200～450℃的围有效进行。在NH 3 /NOx 为1（摩尔比）的条件下，可以得到80%～90%的脱硝率。在反应过程中，NH 3 有选择性 地和NOx反应生成N 2和H 2 O，而不是被O 2 所氧化。 4NH 3 +5O 2 →4NO+6H 2 O （式1——5） 选择性反应意味着不应发生氨和二氧化硫的氧化反应过程。然而在催化剂的作用下, 烟气中的一小部分SO 2会被氧化为SO 3 ，其氧化程度通常用SO 2 /SO 3 转化率表示。在有水的 条件下,SCR中未参与反应的氨会与烟气中的SO 3反应生成硫酸氢铵(NH 4 HSO 4 )与硫酸铵

国内燃煤电厂烟气脱硝发展现状及意义

龙源期刊网 https://www.wendangku.net/doc/5414411003.html, 国内燃煤电厂烟气脱硝发展现状及意义 作者：来强 来源：《中国科技纵横》2013年第16期 【摘要】燃煤电厂是我国电能生产的最主要方式，在燃煤过程中产生的氮氧化物会对环境造成污染，为降低或消除这种污染在燃煤电厂中必须建设烟气脱硝系统。本文首先介绍了我国燃煤电厂的烟气脱硝发展现状，在此基础上对其建设和应用中存在的问题进行了归纳和总结，最后对烟气脱硝的意义以及今后的产业化发展方向提出了相应的建议。 【关键词】燃煤电厂烟气脱硝产业化 随着社会的进步，电力资源生产与供应已经成为我国经济发展的主要能源之一。在我国的电能结构中，基于燃煤的火力发电是主要发电方式，可占据整个电能装机容量的百分之七十以上。但是在提升能源供给的同时，如果不及时采取有效的技术和方法对燃煤电厂的氮氧化物排放进行控制则会对我们的生活环境带来的巨大的负面影响。为消除这种影响必须采用更加高效的煤燃烧技术和烟气脱硝技术来降低发电过程中生成的氮氧化物。 1 我国燃煤电厂烟气脱硝现状 我国的电能供给主要以燃煤发电为主，燃煤过程中所产生的氮氧化物主要为NO、NO2以及N2O。相较于发达国家而言，我国无论是在燃煤技术应用方面还是在脱硝技术应用方面均 存在一定的差距，以至于我国燃煤电厂所排放的NOx已经抵消了近年来针对SO2的控制效果。具体来说：（1）在脱硝装置建设方面来看，我国已建脱硝机组在2008年已超过1亿千瓦。这种建设现状是由政府规定的氮氧化物排放标准与燃煤机组建设时的环境影响评价审批共同作用形成的。这说明燃煤电厂烟气脱硝已经成为我国经济发展和环境保护所需要重点考虑的问题之一。（2）在脱硝工艺选择方面来看，我国绝大部分燃煤机组所使用的脱硝工艺为SCR 方法，这种方法实现结构简单、脱硝效率可以超过90%，且不会在脱硝过程中生成副产物，因而不会形成二次污染，是国际中应用最为广泛的脱硝方法。统计数据表明，基于SCR工艺的烟气脱硝机组占我国总脱硝机组的比例超过90%。（3）在SCR烟气脱硝技术设计与承包方面来看，现代烟气脱硝市场中，我国国内的承包商基本已经具备了脱硝系统的设计、建造、调试与运营能力，可基本满足国内燃煤电厂的烟气脱硝系统建设需求。（4）在SCR关键技术和设备方面来看，虽然我国大部分燃煤电厂仍旧以引进国外先进技术为主，但是在引进的同时同样注意在其基础上进行消化、吸收和创新，部分企业或公司还开发了具有自主知识产权的SCR 关键技术。在相关设备研发方面，可实现国产的设备有液氨还原剂系统、喷氨格栅设备、静态混合器设备等，但是诸如尿素水热解系统、声波吹灰器、关键仪器仪表等还未实现国产化。（5）在产业化管理方面来看，政府正在逐渐加大对烟气脱硝的管理力度，而企业也正在按照相关要求制定和执行相关的自律规范，但是总体来说我国的烟气脱硝管理仍处于初级阶段，还需要在借鉴国外先进管理经验的同时结合我国国情制定符合我国发展要求的产业管理制度。

电厂SCR脱硝系统上的催化剂

电厂SCR兑硝系统上的催化剂 一、背景 我国目前氮氧化物的排放来自汽车、锅炉燃烧、工业生产等多方面。其中2010年的统计数据表明，火电厂已 成为NOX排放的最大污染源，约占排放总量的39.6%。不同的燃料对NOX排放量的贡献不同，在各种燃料中，燃煤是NOX产生的最大来源，占各种燃料对NOX排放总量的66.9%. 《国家环境保护“十一五”科技发展规划》中，电力行业脱硝被列入新型工业化过程中重点解决的环境科技问 题，氮氧化物（NOX）的控制技术和对策则被列入区域大气污染物控制重点解决的环境科技问题。 催化剂的生产属于环保产业，在对环保产业的发展上，国家给予了积极鼓励的扶持政策。在《国家环境保护“十一五”科技发展规划》中，“鼓励企业自主开展和国际科技合作的科技发展计划项目”，《国务院关于落实科学发展 观加强环境保护的决定》中指示“积极发展环保产业”，“重点发展具有自主知识产权的重要环保技术装备和基础装备，在立足自主研发的基础上，通过引进消化吸收，努力掌握环保核心技术和关键技术”。“推动环境科技进步”，“组织对污水深度处理、燃煤电厂脱硫脱硝、洁净煤、汽车尾气净化等重点难点技术的攻关，加强高新技术在环保领域

的应用”。这些政策给环保产业创造了宽松的发展环境并指明了环保产业的发展方向，同时对如何建立催化剂生产线具有一定的指导作用。对催化剂的需求源自氮氧化物的控制需求。我国火电厂氮氧化物的排放控制刚刚处于起步阶段，随着国家标准的逐渐变严，越来越多的火电厂将面临着必须脱硝的严峻任务。氮氧化物对人体健康和环境都有很大的危害。对人体的直接危害最大的是N02,它能破坏呼吸系统，引起支气管炎和肺气肿。对环境的危害主要是能够形成“光化学烟雾”，从而对生态系统造成损害并对人体健康造成间接损害，此外氮氧化物也是造成酸雨污染的主要物质之一，因此必须对氮氧化物的排放进行控制。 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（Selective Catalytic Reduction, SCR,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 Reduction，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。

燃煤电厂烟气治理策略及脱硫脱硝技术讨论 伍鹏程

燃煤电厂烟气治理策略及脱硫脱硝技术讨论伍鹏程 发表时间：2018-05-02T09:39:48.747Z 来源：《电力设备》2017年第36期作者：伍鹏程[导读] 摘要：燃煤电厂的生产过程中，中燃煤锅炉会产生大量的烟气，这些烟气会对大气造成严重的污染。（大唐南京发电厂江苏省南京市 210057）摘要：燃煤电厂的生产过程中，中燃煤锅炉会产生大量的烟气，这些烟气会对大气造成严重的污染。因此，我们必须重视对燃煤电厂烟气的治理工作，积极的采用先进的智力技术，防止这些烟气对大气造成污染。在烟气治理中，脱硫脱硝技术能够降低烟气中二氧化硫与氮氧化物含量，是燃煤电厂烟气治理的关键技术。本文将对燃煤电厂烟气治理策略进行分析，探讨脱硫脱硝技术要点。 关键词：燃煤电厂；烟气治理；脱硫脱硝技术 1引言 在燃煤电厂的生产过程中，产生的烟气含有多种有毒物质，如果将这些烟气直接排放到大气中，会造成严重的污染。为了减少烟气对大气的污染，燃煤电厂需要积极采取先进技术对烟气进行治理。在烟气治理工作中，烟气脱硫脱硝技术能够有效的去除烟气中含有的二氧化硫与氮氧化物等有害物质，并将其作为化学原料使用。因此，燃煤电厂需要积极应用脱硫脱硝技术，减少烟气排放对环境的污染。 2燃煤电厂烟气的危害燃煤电厂的生产需要燃烧大量的煤炭，过程会产生大量的烟气，这些烟气中含有大量的二氧化碳、二氧化硫以及氮氧化物等物质，直接排放到大气中会造成严重的污染。燃煤电厂的烟气排放量远高于其他工厂，并且在排放烟气的同时会产极高的热量，造成周围环境温度升高，为了防止高温影响人们的生活环境，一些燃煤电厂会通过增加烟囱高度的方式将烟气排放到高空，但是，这种方式却扩大了烟气的传播范围，反而加重了烟气对环境的污染。与此同时，烟气中的烟尘落到土地中会对农作物的生长产生严重的影响，烟气中的二氧化硫会引发酸雨，对建筑物与植物产生一定的腐蚀作用，危害人们的身体健康与人身安全。 3燃煤电厂烟气治理策略 3.1积极应用除尘设备燃煤电厂对烟气进行处理时使用的主要方法就是使用除尘设备，这些设备按照除尘原理可以分为机械式、静电式以及布袋式等几种类型。其中机械式除尘设备的除尘原理是通过机械的旋转来带动烟气旋转，在旋转过程中，烟气中的大颗粒烟尘会因受到偏心力而向边缘偏离，使其被设备吸收。这种除尘方式的自动化程度较低，适合应用在小规模的燃煤电厂中。但是，这种除尘设备无法吸附直径过小的烟尘颗粒，这是由于这些颗粒受到的离心力过小。而静电吸尘设备式另一种被普遍使用的除尘设备。煤炭在锅炉内燃烧的过程中，锅炉处于高温高压的状态。这时二氧化硅等烟尘会转变为带电粉尘，这些粉尘会受到静电力的作用而被吸附在设备吸附层上。静电吸尘设备的优势在于其除尘效率较高，并且开发成本低，已经被广泛的应用在大部分燃煤电厂中。此外，布袋除尘器是一种新型的除尘设备，其除尘原理就是通过布袋来对烟尘进行过滤，这些布袋可以使用无纺布、针刺毡等制作而成。由于布袋的致密性较好，其除尘效率较高，但其除尘也会有一定限值。 3.2对烟气治理技术进行改进与创新积极的应用除尘设备能够有效的缓解燃煤电厂的烟气治理压力，但仅凭除尘设备无法彻底治理烟气污染。因此，燃煤电厂还需要不断增加在烟气处理技术方面的投资，引进更多先进的烟气治理技术，对生产技术与烟气处理技术进行更新，并对烟气中的化学物质进行循环利用，在治理烟气污染的同时促进经济效益的提升，有利于我国经济的发展。 3.3加大力度发展新能源技术在对烟气治理技术进行改进与创新的同时，燃气电厂还需要积极支持无污染或者污染小的新型能源技术的开发应用，从根本上解决烟气对生态环境造成的众多问题。在发展新能源技术的过程中，还要有效的提高能源里利用效率，高电厂经济效益，保证经济建设与环境保护的平衡。 4燃煤电厂烟气脱硫脱硝技术 4.1烟气脱硫技术在燃煤电厂进行烟气治理的过程中，需要在燃烧前、燃烧中以及燃烧后对烟气进行脱硫处理。在燃烧前，需要采用物理方法进行脱硫，可以先对煤粉进行磁力筛选，利用矿物硫的磁性来降低燃煤的含硫量。在燃烧中，可以在向锅炉加入燃煤的同时添加硅酸盐等，通过化学反应固化燃煤中的硫元素，使其随炉内残渣排出，实现烟气脱硫的目的。在燃烧后对烟气进行脱硫是避免将硫化物排放的大气中的最后措施，具体的方法是将烟气收集起来，使其通过碱性溶液，烟气中的硫化物会与溶液中的碱性物质发生化学反应，生成硫酸盐或亚硫酸盐，这些物质不会随烟气排出。脱硫技术可以分为湿法脱硫、半干法脱硫以及干法脱硫。目前燃煤电厂应用最为广泛的方法是湿法脱硫，这种方法需要使用添加碳酸钙的强碱性溶液，用于吸收烟气中的硫化物。这种脱硫方法适用于对各种含硫煤燃烧产生的烟气进行脱硫处理。半干法脱硫需要使用碱性粉末制作脱硫粉末，将其混入待治理的氩气中，并适当增加烟气的湿度，这样会使硫化物被固化到水合晶体中，不会随烟气排出。在使用这种脱硫方法时，硫化物与碱性粉末的接触面积过小，其脱硫效果不如湿法脱硫，但是，这种方法的优势在于其设备的运行与维护成本较低。而干法脱硫需要选择颗粒状或粉状吸收剂，在高温环境中利用催化剂对硫化物进行固化，降低烟气中的硫化物含量。这种脱硫方法的有事在于其不会产生废液，但其反应过程耗时较长，脱硫效率低。 4.2烟气脱硝技术在燃煤电厂进行烟气治理的过程中，脱硝技术是指减少烟气中氮氧化合物含量的技术，具体的脱硝过程需要在燃烧中与燃烧后完成，而使用的方法主要是减少氮氧化合物的生成与排放。在目前的烟气脱硝技术中，主要应用催化还原反应并配合粉末吸附的方法，但是，在脱硝处理的过程中，使用的化学药品、浓度以及反应条件等均与脱硫技术存在较大差异。烟气脱硝技术使用的吸附粉末是具有吸附性质的粉末状固体物质，其溶液内的反应要比脱硫技术复杂，并且使用的溶液成分与浓度均有所不同。催化还原反应就是使用催化剂加快反应速率，使用还原剂将氮氧化合物转变为氮气。此外，还可以采用电子束脱硝技术，这种脱硝技术的原理是电子束对烟气进行照射，将烟气中含有的硫化物与氮氧化合物结合，生成硝硫按与硫酸氨等物质，这些物质可以应用到农业化肥的生产中。这种技术既能够对烟气进行有效的治理，也可以对有害物质进行回收再利用，值得大面积推广。参考文献：

SNCR脱硝系统操作规程(电厂)

中国铝业河南分公司热电厂 锅炉烟气综合治理（脱硝、除尘）项目 SNCR系统操作规程 （试行版） 编制：（签字） 审核：（签字） 审批：（签字） 河南华慧有色工程设计有限公司 中国铝业河南分公司热电厂 二零一四年十二月

目录 1概述 (1) 2工艺描述 (1) 2.1输送系统 (1) 2.2 SNCR计量分配模块 (2) 2.3其他 (3) 3.运行巡检管理 (5) 3.1管理内容 (5) 3.2脱硝氨站的出入管理方法 (6) 3.3日常运行规定 (7) 3.4日常操作控制 (8) 3.5氨水接卸规定 (10) 3.6其它安全措施 (11) 4.设备维护 (11) 4.1氨水罐的维护 (11) 4.2 SNCR氨水和除盐水输送系统的维护 (11) 4.3 SNCR计量分配模块的维护 (12) 4.4 SNCR喷射器的维护 (12) 5.安全操作规程 (12) 6.紧急事故的预案处理 (14) 6.1浓氨水溅射的处理 (14) 6.2进入浓氨区工作要求 (14)

1概述 氮氧化物（NOx）是造成大气污染的主要污染源之一，我国环保政策要求，水泥厂制造水泥熟料应严格控制NOx的大量排放。控制NOx排放的技术指标可分为一次措施和二次措施两类，一次措施是通过各种技术手段降低燃烧过程中的NOx生成量；二次措施是将已经生成的NOx通过技术手段从烟气中脱除。中铝河南分公司热电厂脱硝工程采用的是SNCR选择性非催化还原法烟气自动脱硝系统，在燃烧工况正常的分解炉出口喷入还原剂（氨水），将炉内燃烧生成烟气中的NOx还原为N2和H2O，降低NOx排放，从而在燃烧过程中降低NOx生成量。 2工艺描述 2.1输送系统 2.1.1 氨水输送系统 本系统设有两个45m3卧室式氨水储罐，储罐顶部设有溢流口和呼吸阀，罐体设有液位计。 氨水由专用槽罐车送来，用车辆自带软管经快速接口接至氨水卸载泵进口管道。氨水一般为20%左右的氨水。氨水卸载泵是一台立式泵，进、出口阀为手动阀。送上氨水卸载泵电源，泵出口阀开启，而且氨罐未满溢时，可以开启氨水卸载泵向氨罐补液。 为安全起见，氨水储罐顶部周围设有自来水紧急喷淋装置，氨水罐旁设有洗眼器，紧急时用于冲洗眼睛、皮肤，作防护预处理。 SNCR氨水输送系统在氨罐旁，设有一组（共3台）氨水输送泵，从氨水储罐底部抽取氨水，加压后，送至炉膛6层平台的SNCR计量

电厂脱硝规程

台州临港热电有限公司 脱销系统运行规程 （试用版） 批准： 审核： 编写：

前言 本规程规定了临港热电有限公司脱硝专业技术标准，适用于所有脱硝除尘运行人员，是锅炉脱硝运行人员正确操作、维护及事故处理的规范指导。下列人员应熟知本规程：生产副总经理、总工程师、副总工程师、值长、管理人员、运行人员。 本规程依据设备制造厂家设备使用说明书、部颁规程和标准，结合上级有关部门规定及设计院设计图纸资料和公司具体情况编写而成。 由于时间仓促和编者水平有限，本规程尚有不妥之处，待日后补充完善。请大家在生产实践中不断总结经验，使之逐步完善，以适应脱硝运行的需要。

目录 第一章脱硝系统概况————————————————————— 3 1.1 设计参数—————————————————————————3 1.2 性能保证值————————————————————————3 1.3 物耗条件—————————————————————————4 第二章脱销生产工艺与设备—————————————————— 5 2.1 脱销工艺原理———————————————————————5 2.2脱硝系统介绍和主要设备———————————————————5第二章脱销系统的操作————————————————————8 3.1脱销系统的启动与调节————————————————————8 3.2脱硝系统运行监视及设备的维护保———————————————11 3.3脱销系统的停运———————————————————————12 3.4脱销系统的故障处理及预防——————————————————13 附：氨的性质及氨水伤害应急处置——————————————————14

脱硝工艺介绍

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烟气脱硝工艺使用 目前进入工业使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，其使用受到限制。

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，在催化剂的作用下和烟气中的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，使用广泛，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 SNCR/SCR联用SNCR 1 还原剂NH3或尿素尿素或NH3尿素或NH3 2 反应温度300~420℃前段：900~1100℃ 后段：300~420℃ 900~1100℃ 3 催化剂V2O5-WO3（MoO3）/TiO2基 催化剂 后段加装少量SCR催化剂不使用催化剂 4 脱硝效率80%~90% 50%~70% 大型机组25%~50% 5 SO2/SO3氧化会导致SO2/SO3氧化SO2/SO3氧化较SCR低不导致SO2/SO3氧化 6 NH3逃逸小于3ppm 小于3ppm 小于10ppm 7 对空气预 热器影响 催化剂中的V等多种金属会 对SO2的氧化起催化作用， SO2/SO3氧化率较高，而NH3 和SO3易形成NH4HSO4造成 堵塞或腐蚀 SO2/SO3氧化率较SCR低， 造成堵塞或腐蚀的机会较 SCR低 不会因催化剂导致 SO2/SO3的氧化，造成 堵塞或腐蚀的机会为 三者最低 8 燃料的影响高灰分会磨耗催化剂，碱金属 氧化物会使催化剂钝化 影响和SCR相同无影响 9 锅炉的影响受省煤器出口烟气温度影响受炉膛内烟气流速、温度分 布及NOx分布的影响 和SNCR/SCR混合系 统影响相同 10 计算机模拟和物 理流动模型要求 需做计算机模拟和物理流动 模型试验 需做计算机模拟分析需做计算机模拟分析