600MW机组脱硝系统及工艺特点介绍

600MW机组脱硝系统及工艺特点介绍

电厂烟气脱硝流程及设计参数

1、脱硝方法及工艺流程

电厂600MW机组脱硝采用炉内脱硝和烟气脱硝相结合的方法。炉内脱硝的方式采用PM 型低NOX燃烧器加分级燃烧(三菱MACT 炉内低NOX 燃烧系统) 脱硝法,脱硝效率可达65%以上,排放NOX浓度在180ppm左右。烟气脱硝方式采用日立公司的选择性触媒还原烟气脱硝系统(SCR法) 。这套脱硝系统主要用来将锅炉排放烟气中的氮氧化物分解成无害的氮气和水,化学反应式如下:

4NO + 4NH3 + O2 —4N2 + 6H2O

6NO2 + 8NH3 —7N2 + 12H2O

NO + NO2 + 2NH3 —2N2 + 3H2O

液氨从液氨槽车由卸料压缩机送入液氨储槽,再经过蒸发槽蒸发为氨气后通过氨缓冲槽和输送管道进入锅炉区,通过与空气均匀混合后由分布导阀进入SCR反应器内部反应,SCR反应器设置于空气预热器前,氨气在SCR反应器的上方,通过一种特殊的喷雾装置和烟气均匀分布混合,混合后烟气通过反应器内触媒层进行还原反应过程。脱硝后烟气经过空气预热器热回收后进入静电除尘器。每套锅炉配有一套SCR 反应器,每两台锅炉公用一套液氨储存和供应系统。该系统工艺流程如下:

2、烟气脱硝(SCR)系统设计规范

烟气脱硝系统及工艺特点

后石电厂烟气脱硝SCR 系统包括氨气制备系统和脱硝反应系统两部分组成。

1) 脱硝反应系统

脱硝反应系统由触媒反应器、氨喷雾系统、空气供应系统所组成。

u. 烟气线路

SCR反应器位于锅炉省煤器出口烟气管线的下游,氨气均匀混合后通过分布导阀和烟气共同进入反应器入口。烟气经过烟气脱硝过程后经空气预热器热回收后进入静电除尘器。

u. SCR 反应器

反应器采用固定床平行通道型式,反应器为自立钢结构型。触媒底部安装气密装置,防止未处理过的烟气泄漏。

u. SCR触媒

SCR系统所采用的触媒型式为平板式,其特点如下:高活化性及寿命长;低压力降、紧密性、刚性且容易处理。触媒元件主要是不锈钢板为主体,再镀上一层二氧化钛(TiO2)作为触媒活化元素。不锈钢板在镀二氧化钛前需进行处理成为多孔性材料,烟气平行流过触媒元件使压力降到最低。后石电厂烟气脱硝触媒由三层触媒单位所组成触媒区块,反应器内触媒容积380m3。

u. 氨P空气喷雾系统

氨和空气在混合器和管路内充分混合,再将此混合物导入氨气分配总管内。氨P空气喷雾系统含供应函箱、喷雾管格子和喷嘴等。每一供应函箱安装一个节流阀及节流孔板,可使氨P 空气混合物在喷雾管格子达到均匀分布。氨P空气混合物喷射配合NOX浓度分布靠雾化喷嘴来调整。

u. SCR控制系统

每台机组的烟气脱硝反应系统的控制都在本机组的DCS系统上实现。

1. 控制原理

SCR烟气脱硝控制系统利用固定的NH3/NOX摩尔比来提供所需要的氨气流量,进口NOX 浓度和烟气流量和乘积产生NOX流量信号,此信号乘上所需NH3/NOX 摩尔比就是基本氨

气流量信号,摩尔比的决定是在现场测试操作期间来决定并记录在氨气流控制系统的程序上。若氨气因为某些连锁失效造成喷雾动作跳闸,届时氨气流控制阀关断。SCR 控制系统根据计算出的氨气流需求信号去定位氨气流控制阀,实现对脱硝的自动控制。通过在不同负荷下的对氨气流的调整,找到最佳的喷氨量。

l. 氨供应

氨气流量可依温度和压力修正系数进行修正。从烟气侧所获得的NOX 讯号馈入具能计算所需氨气流量的功能。控制器利用氨气流量控制所需氨气,使摩尔比维持固定。操作温度最初设定点如下表所示:

l. 稀释空气供应

稀释空气利用风门来手动操作,一旦空气流调整后则空气流就不需随锅炉负荷而调整。氨气和空气流设计稀释比最大为5 %。稀释空气由送风机出口管路引出。

2) 液氨储存及供应系统

液氨储存和供应系统包括液氨卸料压缩机、液氨储槽、液氨蒸发槽、氨气缓冲槽及氨气稀释槽、废水泵、废水池等。液氨的供应由液氨槽车运送,利用液氨卸料压缩机将液氨由槽车输入液氨储槽内,储槽输出的液氨于液氨蒸发槽内蒸发为氨气,经氨气缓冲槽送达脱硝系统。氨气系统紧急排放的氨气则排放氨气稀释槽中,经水的吸收排入废水池,再经由废水泵送至废水处理厂处理。液氨储存和供应系统的控制在1号机组的DCS上实现,就地也同时安装了MCC手操。

u. 卸料压缩机

卸料压缩机为往复式压缩机,压缩机抽取液氨储槽中的氨气,经压缩后将槽车的液氨推挤入液氨槽车中。

u. 液氨储槽

两台机组脱硝共设计两个储槽,一个液氨储槽的存储容量为122m3。一个液氨槽可供应一套SCR机组脱硝反应所需氨气一周。储槽上安装有超流阀、逆止阀、紧急关断阀和安全阀做为储槽液氨泄漏保护所用。储槽四周安装有工业水喷淋管线及喷嘴,当储槽槽体温度过高时自动淋水装置启动,对槽体自动喷淋减温。

u. 液氨蒸发槽

液氨蒸发槽为螺旋管式。管内为液氨管外为温水浴,以蒸气直接喷入水中加热至40 ℃,再以温水将液氨汽化,并加热至常温。蒸气流量受蒸发槽本身水浴温度控制调节。在氨气出口管线上装有温度检测器,当温度低于10 ℃时切断液氨进料,使氨气至缓冲槽维持适当温度及压力。蒸发槽也装有安全阀,可防止设备压力异常过高。

u. 氨气缓冲槽

从蒸发槽蒸发的氨气流进入氨气缓冲槽,通过调压阀减压成1. 8kgPcm2,再通过氨气输送管线送到锅炉侧的脱硝系统。

u. 氨气稀释槽

氨气稀释槽为容积6m3的立式水槽。液氨系统各排放处所排出的氨气由管线汇集后从稀释槽低部进入,通过分散管将氨气分散入稀释槽水中,利用大量水来吸收安全阀排放的氨气。

u. 氨气泄漏检测器

液氨储存及供应系统周边设有六只氨气检测器,以检测氨气的泄漏,并显示大气中氨的浓度。当检测器测得大气中氨浓度过高时,在机组控制室会发出警报,操作人员采取必要的措施,以防止氨气泄漏的异常情况发生。

u. 系统排放

液氨储存和供应系统的氨排放管路为一个封闭系统,将经由氨气稀释槽吸收成氨废水后排放至废水池,再经由废水泵送至废水处理站。

u. 氮气吹扫

液氨储存及供应系统保持系统的严密性防止氨气的泄漏和氨气与空气的混合造成爆炸是最关键的安全问题。基于此方面的考虑本系统的卸料压缩机、液氨储槽、氨气温水槽、氨气缓冲槽等都备有氮气吹扫管线。在液氨卸料之前通过氮气吹扫管线对以上设备分别要进行严格的系统严密性检查和氮气吹扫,防止氨气泄漏和与系统中残余的空气混合造成危险。

u. 液氨储存和供应控制系统

液氨储存和供应控制由1 号机组的DCS上实现。所有设备的启停、顺控、连锁保护等都可从机组DCS上软实现,设备及有关阀门启停开关还可通过MCC盘柜硬手操。对液氨储存和供应系统故障信号实现中控室报警光字牌显示。

SCR脱硝技术简介

SCR 兑硝技术 SCR （ Selective Catalytic Reduction ）即为选择性催化还原技术， 近几年来发展较快， 在西欧和日本得到了广泛的应用，目前氨催化还原法是应用得最多的技术。它没有副产物， 不形成二次污染，装置结构简单，并且脱除效率高（可达 90鳩上），运行可靠，便于维护等 优点。 选择性是指在催化剂的作用和在氧气存在条件下， NH 犹先和NOx 发生还原脱除反应， 生成氮气和水，而不和烟气中的氧进行氧化反应，其主要反应式为： 4NO 4NH 3 O 2 > 4N 2 6H 2O 2NO 2 4NH 3 O 2 > 3N 2 6H 2O 在没有催化剂的情况下，上述化学反应只是在很窄的温度范围内（ 980C 左右）进行， 采用催化剂时其反应温度可控制在 300- 400C 下进行，相当于锅炉省煤器与空气预热器之间 的烟气温度，上述反应为放热反应，由于 NOx 在烟气中的浓度较低， 故反应引起催化剂温 度的升高可以忽略。 下图是SCR 法烟气脱硝工艺流程示意图 SCR 脱硝原理 SCR 技术脱硝原理为：在催化剂作用下，向温度约280?420 C 的烟气中喷入氨，将NO X 还原成N 2和H 20。 吿毓恤翔

且主要反应如卩： ANO +4NH2 + 6 T 4 恥 + 6M? +4AW3 ->5^2 + 6 円2。 6N6 +8A7/3 T INCh +12血0 2NO2 + 42^3 + 6 T 咖 + 6H10 反应原理如图所示； 惟化剂 - - - - - —— - J - 1 e *NO.烟 气"L NO. 幺X*** N H) € . ?NO. Q X-* N % N0( $ K ? NH31 ? —> () ? > Nj ?” Hi 0 》N； ? 脱硝催化剂： 催化剂作为SCR脱硝反应的核心，其质量和性能直接关系到脱硝效率的高低,所以，在火电厂脱硝工程中，除了反应器及烟道的设计不容忽视外，催化剂的参数设计同样至关重要。 一般来说，脱硝催化剂都是为项目量身定制的，即依据项目烟气成分、特性，效率以及客户要求来定的。催化剂的性能（包括活性、选择性、稳定性和再生性）无法直接量化，而是综合体现在一些参数上，主要有：活性温度、几何特性参数、机械强度参数、化学成分含量、工艺性能指标等。 催化剂的形式有：波纹板式，蜂窝式，板式 脱硝原理

脱硝工艺论文

脱硝工艺论文 IMB standardization office【IMB 5AB- IMBK 08- IMB 2C】

燃煤电厂脱硝工艺的研究题目能信电厂工业上工艺的研究 姓名朱晓磊 岗位能信电厂环保与工程部项目主管 完成时间 2014 年9月

目录

燃煤电厂脱硝工艺的研究 摘要 烟气脱硝装置是电厂四大环保设备之一（四大环保设备一般指为烟气除尘、烟气脱硫、烟气脱硝、水处理）。由于电厂排出的烟气量很大，所以除尘、脱硫、脱硝均为大型设备。文章介绍了燃煤锅炉各种脱硝技术,分析了其优缺点和适用范围,给出了选用的指导意见。 关键词：锅炉脱硝催化剂

1 绪论 氮氧化物 到2000年和2010年，我国的NOx排放量将分别达到1561万吨和2194万 吨，其中近70%来自于煤炭的直接燃烧，以燃煤为主的电力生产是NOx排放的主要来源，用于发电的煤炭约占煤炭消费量的%。 NOx的危害，NOx对人体的致毒作用；NOx对植物的损害作用；NOx在大气中积累，造成环境酸化，是形成酸雨、酸雾的重要原因；NOx与碳氢化合物形成光化学烟雾，造成二次污染；N 2 O造成高层大气污染，参与臭氧层的破坏。 目前国内外应用的最为成熟和广泛的烟气脱硝技术主要有两种：一是选择性催化还原技术(简称SCR)；二是选择性非催化还原技术(简称SNCR)。 脱硝技术分类 关于NO x 的控制方法有几十种之多，归纳起来，这些方法不外乎从燃料的生命周期的三个阶段入手，即燃烧前、燃烧中和燃烧后。当前，燃烧前脱硝的 研究很少，几乎所有的研究都集中在燃烧中和燃烧后的NO x 控制。所以在把燃 烧中NO x 的所有控制措施统称为一次措施，把燃烧后的NO x 控制措施称为二次措 施，又称为烟气脱硝技术。 目前普遍采用的燃烧中NO x 控制技术即为低NO x 燃烧技术，主要有低NO x 燃 烧器、空气分级燃烧和燃料分级燃烧。 应用在燃煤电站锅炉上的成熟烟气脱硝技术主要有选择性催化还原技术（Selective Catalytic Reduction，简称SCR）、选择性非催化还原技术（Selective Non-Catalytic Reduction，简称SNCR）以及SNCR/SCR混合烟气脱硝技术。 2 烟气脱硝技术介绍 SCR烟气脱硝技术原理 选择性催化还原（SCR）技术是目前应用最多而且最有成效的烟气脱硝技 术。SCR技术是在金属催化剂作用下，以NH3作为还原剂，将NO x 还原成N 2 和 H 2O。NH 3 不和烟气中的残余的O 2 反应，而如果采用H 2 、CO、CH 4 等还原剂，它们

各种脱硝技术工艺流程图大集合

通过对国内外脱硫技术以及国内电力行业引进脱硫工艺试点厂情况的分析研究，目前脱硫方法一般可划分为燃烧前脱硫、燃烧中脱硫和燃烧后脱硫等3类。 其中燃烧后脱硫，又称烟气脱硫(Flue gas desulfurization，简称FGD)，在FGD技术中，按脱硫剂的种类划分，可分为以下五种方法：以CaCO3(石灰石)为基础的钙法，以MgO为基础的镁法，以Na2SO3为基础的钠法，以NH3为基础的氨法，以有机碱为基础的有机碱法。世界上普遍使用的商业化技术是钙法，所占比例在90%以上。 按吸收剂及脱硫产物在脱硫过程中的干湿状态又可将脱硫技术分为湿法、干法和半干(半湿)法。湿法FGD技术是用含有吸收剂的溶液或浆液在湿状态下脱硫和处理脱硫产物，该法具有脱硫反应速度快、设备简单、脱硫效率高等优点，但普遍存在腐蚀严重、运行维护费用高及易造成二次污染等问题。 干法FGD技术的脱硫吸收和产物处理均在干状态下进行，该法具有无污水废酸排出、设备腐蚀程度较轻，烟气在净化过程中无明显降温、净化后烟温高、利于烟囱排气扩散、二次污染少等优点，但存在脱硫效率低，反应速度较慢、设备庞大等问题。 半干法FGD技术是指脱硫剂在干燥状态下脱硫、在湿状态下再生(如水洗活性炭再生流程)，或者在湿状态下脱硫、在干状态下处理脱硫产物(如喷雾干燥法)的烟气脱硫技术。特别是在湿状态下脱硫、在干状态下处理脱硫产物的半干法，以其既有湿法脱硫反应速度快、脱硫效率高的优点，又有干法无污水废酸排出、脱硫后产物易于处理的优势而受到人们广泛的关注。按脱硫产物的用途，可分为抛弃法和回收法两种。 高粉尘布置SCR系统工艺流程图

选择性非催化还原脱硝技术(SNCR)工艺流程图 SCR烟气脱硝工艺流程图

冷冻脱硝工艺简介

1、技术原理 冷冻法是物理方法，将含硫酸根的盐水冷冻降温，硫酸根将以芒硝的形式结晶析出。当盐水中硫酸根质量浓度小于25g/L时，该法受到成本限制。硝分离单元是通过冷冻结晶使富硝盐水中 的硫酸根以芒硝（Na 2SO 4 ·10H 2 O）的形式从淡盐水中分离出来。 利用冷冻法将富硝盐水中的硫酸根结晶分离是目前国内较为先进的脱硝方法，但该法的应用逐渐暴露出冷冻设备易堵塞等问题。我公司针对上述问题进行了一系列的自主研发和工艺改进，已研发出一套新型脱硝技术方案，并已向国家专利局提出了国家发明专利申请。 2、工艺流程简介 图冷冻脱硝工艺流程框图 富硝盐水首先进入预冷换热器进行预冷，预冷后温度可降至15~20℃。预冷后的富硝盐水进入兑卤槽，与兑卤槽循环液均匀混合，稳定降温至-5℃左右。兑卤槽循环液是通过兑卤循环泵泵至冷冻换热器获取冷量，冷冻换热器的冷源为冷冻机组的制冷剂。 兑卤槽在循环换热过程中因温度下降会有芒硝晶体析出并沉降，根据晶体析出情况定期泵至沉硝槽，在沉硝槽中晶体进一步长大。含大量芒硝晶体的浆料随后送至离心机进行离心分离，得到产品芒硝。沉硝槽的上清液只含少量的硫酸根离子（出槽淡盐水硫酸钠浓度为6~10 g/L，出槽淡盐水脱硝后返回前端），溢流收集于冷盐水储槽，经预冷换热器回收冷量后回流至淡盐水储槽进一步处理。 冷冻脱硝的吨水直接运行成本（电以元计）约为30~40元。

3、技术特点 本系统工艺设计的主要技术特点如下： （1）采用逐级降温、三段沉硝，能很好地解决硝分离单元芒硝结晶堵塞严重的问题，冷冻效率高。富硝盐水在浓缩液储罐进行一次沉硝，并根据氯化钠和硫酸钠在水中的互溶度合理设定预冷温度，从而避免预冷换热器的堵塞。二次沉硝发生在兑卤槽，温度降至-(5~7)℃左右，冷冻换热器换热温差小，兑卤循环液流速大，从而有效避免了冷冻换热器的堵塞。三次沉硝发生在沉硝槽，温度在-(7~8)℃左右，沉降的晶体固液比高，有利于离心分离。 （2）换热网络合理，有利于节省能耗。沉硝槽溢流冷盐水用作预冷换热器的热源，既回收了热量（或冷量），同时也减轻了返回化盐工序后对系统工艺温度的影响。 （3）运行管理方便，工艺运转自动化程度高，设备维护简单。

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

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 1.1 联 80～90% 气在SCR催化剂的作用下将烟气中的NOx还原成N 2和H 2 O。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

烟气中，与烟气中的NOx混合后，扩散到催化剂表面，在催化剂作用下，氨气（NH 3 ）将烟气 中的NO和NO 2还原成无公害的氮气（N 2 ）和水（H 2 O）（图3-6）。这里“选择性”是指氨有选 择的与烟气中的NOx进行还原反应，而不与烟气中大量的O 2 作用。整个反应的控制环节是烟气在催化剂表面层流区和催化剂微孔内的扩散。 图2 SCR反应示意图 SCR反应化学方程式如下： 4NO + 4NH 3 + O 2 → 4N 2 + 6H 2 O （3-1）

2NO 2 + 4NH 3 + O 2 → 3N 2 + 6H 2 O （3-2） 在燃煤烟气的NOx中，NO约占95%，NO 2 约占5%，所以化学反应式（3-1）为主要反应，实际氨氮比接近1:1。 SCR技术通常采用V 2O 5 /TiO 2 基催化剂来促进脱硝还原反应。脱硝催化剂使用高比表面积 专用锐钛型TiO 2作为载体，（钒）V 2 O 5 作为主要活性成分，为了提高脱硝催化剂的热稳定性、 机械强度和抗中毒性能，往往还在其中添加适量的WO 3、（钼）MoO 3 、玻璃纤维等作为助添 加剂。 催化剂活性成分V 2O 5 在催化还原NOx 的同时，还会催化氧化烟气中SO 2 转化成SO 3 （反 应 NH 4 。 后处理 2 ）以 ?会增加锅炉烟道系统阻力900~1200Pa； ?系统运行会增加空预器入口烟气中SO3浓度，并残留部分未反应的逃逸氨气，两者 在空预器低温换热面上易发生反应形成NH 4HSO 4 ，进而恶化空预器冷端的堵塞和腐蚀，因此 需要对空预器采取抗NH 4HSO 4 堵塞的措施。 2.2S CR技术分类 烟气脱硝SCR工艺根据反应器在烟气系统中的位置主要分为三种类型（图3）：高灰型、低灰型和尾部型等。

脱硝系统整体调试方案.doc

xx热电有限公司 #1、2炉脱硝超低排放EPC总承包工程 调试方案 编制： 校核： 审核： XX工程设计院 二零一六年十月

目录 概述 (3) 一、尿素水解制氨系统的调试 (3) 1.调试目的 (3) 2.调试应具备的条件 (3) 3.调试项目及调试工艺 (3) 4系统的相关报警和联锁保护 (6) 5.质量标准 (6) 6.危险点分析和预控措施 (6) 7.调试仪器、仪表 (7) 8.调试组织分工 (7) 9.质量控制点 (8) 二、SCR系统的冷态调试 (8) 1.调试目的 (8) 2.调试应具备的条件 (8) 3.调试项目及调试工艺 (8) 4.质量标准 (9) 5.危险点分析和预控措施 (9) 6.调试仪器、仪表 (9) 7.调试组织分工 (10) 8.质量控制点 (10) 三、烟气脱硝系统的整套启动调试 (10) 1.调试目的 (10) 2.调试应具备的条件 (10) 3.调试项目及调试工艺 (11) 4.系统的相关报警和联锁保护 (17) 5.质量标准 (17) 6.危险点分析和预控措施 (17) 7.调试仪器、仪表 (20) 8.调试组织分工 (20) 9.质量控制点 (20)

概述 XX热电有限公司#1、2炉脱硝超低排放EPC总承包工程调试工作由三部分组成，分别为尿素水解制氨系统的调试、SCR系统的冷态调试、整套系统启动调试 一、尿素水解制氨系统的调试 1.调试目的 通过调试，使尿素水解制氨系统工作正常，能够提供SCR反应系统稳定的产品气。 2.调试应具备的条件 2.1系统设备、管道均已安装完毕； 2.2 水解系统内各热工测量仪表装完毕； 2.3 水解系统内各电气设备安装完毕； 2.4 现场设备系统命名、挂牌、编号工作结束； 2.5水解系统所需除盐水、电、蒸汽、循环水等已与主厂接通，且已引入界区; 2.6步道、通道畅通，地面平整，满足试运行要求； 2.7照明、通讯系统投入运行，满足试运行要求； 2.8泵类设备、压缩机、稀释风机单体试运已结束，并经监理验收合格。 3.调试项目及调试工艺 3.1系统设备

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

电厂脱硫脱硝工艺流程介绍

电厂在进行脱硫脱硝的时候方法是不一样的，所以其工艺流程也不相同，下面，就具体给大家分享一下。 脱硫工艺又分为两种，具体的流程介绍是：一、双碱法脱硫工艺 1）吸收剂制备与补充； 2）吸收剂浆液喷淋； 3）塔内雾滴与烟气接触混合； 4）再生池浆液还原钠基碱； 5）石膏脱水处理。 二、石灰石-石膏法脱硫工艺 1. 脱硫过程： CaCO3+SO2+1/2H2O→CaSO3·1/2H2O+CO2 Ca(OH)2+SO2→CaSO3·1/2H2O+1/2H2O CaSO3·1/2H2O+SO2+1/2H2O→Ca(HSO3)2 2. 氧化过程： 2CaSO3·1/2H2O+O2+3H2O→2CaSO4·2H2O

Ca(HSO3)2+O2+2H2O→CaSO4·2H2O+H2SO4 脱销工艺也分为两种，具体的流程介绍是：一、SNCR脱硝工艺1. 采用NH3作为还原剂时： 4NH3 + 4NO+ O2 →4N2 +6H2O 4NH3 + 2NO+ 2O2 →3N2 +6H2O 8NH3 + 6NO2 →7N2 +12H2O 2. 采用尿素作为还原剂时： (NH2)2CO→2NH2 + CO NH2 + NO→N2 + H2O CO + NO→N2 + CO2 二、SCR脱硝工艺 1. 氨法SCR脱硝工艺： NO+NO2+2NH3—>2N2+3H2O

4NO+4NH3+O2—>4N2+6H2O 2NO2+4NH3+O2—>3N2+6H2O 2. 尿素法SCR脱硝工艺： NH2CONH2+H2O→2NH3+CO2 4NO+4NH3+O2→3N2+6H2O 6NO+4NH3→5N2+6H2O 以上内容由河南星火源科技有限公司提供。该企业是是专业从事环保设备、自动化系统、预警预报平台开发的技术服务型企业。公司下辖两个全资子公司,分别从事污染源监测及环境第三方检测。参股两家子公司分别从事环保设备的生产制造、自动化软件平台及智慧环保相关平台的定制开发。

脱硝(SCR)系统控制说明

脱硝系统控制说明 一烟气系统 1、SCR投入允许条件： 无“SCR保护条件1”， 无“锅炉吹扫”（通讯）， 入口烟温＞min1 ( 三取二) （每台锅炉设有2台引风机，2台SCR。其中，A侧引风机对应A反应器，B侧引风机对应B反应器） 2、SCR保护条件1（与挡板门相关） “锅炉MFT”（硬接线）， “A/B引风机跳闸”信号（硬接线）， “锅炉油枪投入数量过多”（通讯），null 入口烟温>max2（三取二） 入口烟温max2（三取二） 出口烟温

5、旁路挡板门 关允许：入口挡板门已开and出口挡板门已开 保护开：“SCR保护条件1” 入口挡板门非开 入口挡板门关 出口挡板门非开 出口挡板门关 保护关：空预器跳闸 另注：旁路挡板，均为慢开、慢关，手动操作时每一次点动开、关3%-5% 6、挡板门启动步序： （1）开旁路挡板 （2）关入、出口挡板 SCR投入允许条件满足 （3）开出口烟气挡板 （4）开入口烟气挡板 （5）此时手动慢关旁路挡板 7、挡板门停止步序： 正常停运时启动此步序 （1）手动慢开旁路挡板 （2）延时5s,关入口挡板 （3）关出口挡板 8、灰斗电动锁气器（1 、2、3、4） 电动锁气器启、停允许条件：电动锁气器DCS控制 电动锁气器保护停：电动锁气器故障 电动锁气器启动步序： （1）启动电动锁气器1、2、3、4 （2）延时，60 min （3）停止电动锁气器1、2、3、4 以上步序每6小时循环一次，步序执行过程中若遇某锁气器故障，则跳过，继续执行下一步。

脱硝工程DCS控制系统设计说明

2.3 1#热解反应器稀释风机及电加热器系统 1#热解系统的稀释空气由2台稀释风机提供，通过1台电加器加热到450℃的高温后进入尿素分解室。 2.3．1稀释风机 打开1#锅炉二次风控制阀01HSG10 AA001或2#锅炉二次风控制阀03HSG10 AA001(画面由操作员选择)，打开1#尿素热解反应器出口去1#炉SCR反应器控制阀01HSJ81 AA001和打开1#尿素热解反应器出口去2#炉SCR反应器控制阀02HSJ81 AA001，打开1#尿素热解反应器喷枪冷却风控制阀12QFB50AA002，启动1#尿素热解反应器高温稀释风机A或1#尿素热解反应器高温稀释风机B(1#尿素热解反应器高温稀释风机变频器速度控制12HSG10GH002AO设为50HZ)。A与B互为备用。1#尿素热解反应器出口温度12HSJ81CT101达到250℃,启动1#尿素热解反应器稀释风电加热器12HSG10AH001。 ●稀释风机 手动开：运行人员开指令 自动开(OR)： ?来自热解系统顺控启动开指令 开允许条件(AND)： ?无电气故障信号 ?风机开关off状态 ?风机无操作失败故障 手动关：运行人员关指令 自动关：无 关允许条件：加热器停运 2.3.2 电加热器 电加热器12HSG10 AH001与DCS系统的接口信号有：DI信号（过热报警12HSG10AH001ZF1、介质超温报警12HSG10AH001ZF2、电热管超温报警12HSG10AH001ZF3、就地/远程转换12HSG10AH001PE、运行/停止状态03HSG10AH001ZSZD），DO信号（电加热器启动12HSG10AH001MS、电加热器停止12HSG10AH001MD），AI信号1个（电加热器出口介质温度信号12HSG10CT101(0~800℃)），AO信号2个（分解室出口温度控制信号12HSG10AH001AO1、电加热器出口介质温度设定信号12HSG10AH001AO2(500℃)）。 电加热器可以有两种控制方式：就地控制和远方DCS自动控制方式。在远方自动控制方式下，DCS只是发送启动或停止指令给电加热器控制系统，由电加热器就地控制系统控制电加热器内部各个设备（温度调节装置等）。 ●热解室出口温度PID调节控制 热解室温度控制是通过控制电加热器来控制通入热解室的空气温度实现的，该电加热器通过自带的就地控制装置，根据电加热器出口的温度传感器与PID温度调节仪组成的调节回路实现电加热器出口空气温度控制，DCS则根据热解室出口温度与电加热器的PID温度调节回路组成一个串级调节回路，即根据热解室出口设定的温度与实际温度的偏差修正电加热器的PID温度调节仪设定值（12HSG10AH001AO1 0~800℃），从而使热解室出口介质温度达到设计要求。

脱硝系统

脱硝系统 一、装置介绍 每台锅炉采用一套选择性非催化还原SNCR脱硝+一套选择性催化还原SCR脱硝工艺，脱硝率≥80％。三台锅炉烟气脱硝系统采用同一套液氨储存、稀释、卸料及防护系统。每台锅炉由一台氨水泵供应氨水，由氨水喷枪喷入锅炉指定区域；每台锅炉共设置11支氨水喷枪，根据锅炉运行情况调节氨水喷射情况，实现·旋风分离器进口处（属一区），安装8只喷枪；选择性催化还原SCR脱硝布置在高低温省煤器之间（属二区），安装3只喷枪。 本脱硝工程主要由还原剂输送系统、稀释计量系统、分配模块系统、喷射系统、压缩空气系统、SCR系统、工艺水系统、电气系统以及仪表控制系统九个系统组成。 二、系统介绍 1、还原剂输送系统 还原剂系统采用浓度为18-25%氨水，来自脱硫装置的氨水储罐。本系统为3台炉共用1套氨水溶液输送系统，由两台全流量的多级SS离心泵、过滤器、1只可调节的背压控制阀及用于远程控制和监测循环系统的压力等仪表。操作人员通过对变频器输出频率与背压控制阀（PVC-2001）的开度保证氨水母管压力维持在1.0MPa左右。

氨水泵投入要求：氨水罐液位≥0.35米；无设备故障。 循环泵出口压力（PIT0-2001）正常0.7—1MPa，＜0.7MPa低压报警。 主要仪表及设备 设备 1、PMP 0-2001a/b 氨水输送泵A/B 2、SC 0-2001A/B 输送泵变频器 3、STR 0-2001A/B 输送泵入口过滤器 4、CV 0-2001A/B 输送泵出口止回阀 仪表 1、TI 0-2001 总管测温仪就地 2、PI 0-2001 循环泵出口压力表就地 3、PIT 0-2001 循环泵出口压力变送器就地远传 2、稀释计量系统、分配模块系统、喷射系统 a、稀释计量系统能实时响应锅炉负荷变化，精确计量和控制还原剂流量，包括两台变频稀释水泵（PMP 1-3001a/b），流量调节阀(FCV 1-3101/2)，流量计（FIT 1-3101/3201），压力仪表等设备。每台炉子一套。 b、本装置共设置两个区，1区为SNCR系统精确提供稀释后的还原剂，2区为SCR系统精确提供稀释后的还原剂。 c、系统为SNCR、SCR脱硝控制的核心装置，用于精确计量和独立控制还原剂流量。该模块采用独立的还原剂流量控制方式，通过流

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

SCR脱硝技术简介

SCR 脱硝技术 SCR （Selective Catalytic Reduction ）即为选择性催化还原技术，近几年来发展较快，在西欧和日本得到了广泛的应用，目前氨催化还原法是应用得最多的技术。它没有副产物，不形成二次污染，装置结构简单，并且脱除效率高（可达90%以上），运行可靠，便于维护等优点。 选择性是指在催化剂的作用和在氧气存在条件下，NH3优先和NOx 发生还原脱除反应，生成氮气和水，而不和烟气中的氧进行氧化反应，其主要反应式为： O H N O NH NO 22236444+→++ O H N O NH NO 222326342+→++ 在没有催化剂的情况下，上述化学反应只是在很窄的温度范围内（980℃左右）进行，采用催化剂时其反应温度可控制在300-400℃下进行，相当于锅炉省煤器与空气预热器之间的烟气温度，上述反应为放热反应，由于NOx 在烟气中的浓度较低， 故反应引起催化剂温度的升高可以忽略。 下图是SCR 法烟气脱硝工艺流程示意图 SCR 脱硝原理 SCR 技术脱硝原理为：在催化剂作用下，向温度约280～420 ℃的烟气中喷入氨，将X NO 还原成2N 和O H 2。

SCR脱硝催化剂： 催化剂作为SCR脱硝反应的核心,其质量和性能直接关系到脱硝效率的高低,所以,在火电厂脱硝工程中, 除了反应器及烟道的设计不容忽视外,催化剂的参数设计同样至关重要。 一般来说,脱硝催化剂都是为项目量身定制的,即依据项目烟气成分、特性,效率以及客户要求来定的。催化剂的性能(包括活性、选择性、稳定性和再生性)无法直接量化,而是综合体现在一些参数上,主要有:活性温度、几何特性参数、机械强度参数、化学成分含量、工艺性能指标等。 催化剂的形式有：波纹板式，蜂窝式，板式

SCR脱硝催化剂介绍

SCR脱硝催化剂介绍1．催化剂的化学组成 商业SCR催化剂活性组分为V 2O 5 ，载体为锐钛矿型的TiO 2 ，WO 3 或MoO 3 作助催剂。SCR 催化剂成分及比例，根据烟气中成分含量以及脱硝性能保证值的不同而不同。表2-2列出了典型催化剂的成分及比例。 表2-2 典型催化剂的成分及比例 活性组分是多元催化剂的主体，是必备的组分，没有它就缺乏所需的催化作用。助催 化剂本身没有活性或活性很小，但却能显着地改善催化剂性能。研究发现WO 3与MoO 3 均可 提高催化剂的热稳定性，并能改善V 2O 5 与TiO 2 之间的电子作用，提高催化剂的活性、选择

性和机械强度。除此以外，MoO 3还可以增强催化剂的抗As 2 O 3 中毒能力。 载体主要起到支撑、分散、稳定催化活性物质的作用，同时TiO 2 本身也有微弱的催化 能力。选用锐钛矿型的TiO 2作为SCR催化剂的载体，与其他氧化物(如Al 2 O 3 、ZrO 2 )载体相 比，TiO 2抑制SO 2 氧化的能力强，能很好的分散表面的钒物种和TiO 2 的半导体本质。 2．对SCR催化剂的要求 理想的燃煤烟气脱硝催化剂需要满足以下条件： (1) 活性高为满足国家严格的排放标准，需要达到80%～90%的脱硝率，即要求催化剂有很高的SCR活性； (2) 选择性强还原剂NH 3主要是被NO x 氧化成N 2 和H 2 O，而不是被O 2 氧化。催化剂的 高选择性有助于提高还原剂的利用率，降低运行成本； (3) 机械性能好燃煤电厂大多采用高灰布置方式，SCR催化剂需长期受大气流和粉尘的冲刷磨损，并且安装过程对催化剂的机械强度也有一定的要求； (4) 抗毒性强烟气和飞灰中含有较多的毒物，催化剂需要耐毒物的长期侵蚀，长久保持理想的活性； (5) 其他 SCR催化剂对SO 2 的氧化率低，良好的化学、机械和热稳定性，较大的比表面积和良好的孔结构，压降低、价格低、寿命长。此外，还要求SCR催化剂结构简单、占地省、易于拆卸或装填。 3．催化剂类型 电厂烟气脱硝催化剂的主要类型有蜂窝式、板式和波纹式，结构如图2-23所示。蜂窝

SNCR脱硝原理

SNCR脱硝技术即选择性非催化还原（Selective Non-Catalytic Reduction，以下简写为SNCR）技术，是一种不用催化剂，在850～1100℃的温度范围内，将含氨基的还原剂（如氨水，尿素溶液等）喷入炉内，将烟气中的NOx还原脱除，生成氮气和水的清洁脱硝技术。 在合适的温度区域，且氨水作为还原剂时，其反应方程式为： 4NH3 + 4NO + O2→4N2 + 6H2O （1） 然而，当温度过高时，也会发生如下副反应： 4NH3 + 5O2→4NO + 6H2O（2） SNCR烟气脱硝技术的脱硝效率一般为30%～80%，受锅炉结构尺寸影响很大。采用SNCR技术，目前的趋势是用尿素代替氨作为还原剂。 SNCR脱硝原理 SNCR 技术脱硝原理为： 在850～1100℃范围内，NH3或尿素还原NOx的主要反应为： NH3为还原剂: 4NH3 + 4NO +O2 → 4N2 + 6H2O 尿素为还原剂: NO+CO(NH2)2 +1/2O2 → 2N2 + CO2 + H2O 系统组成： SNCR（喷氨）系统主要由卸氨系统、罐区、加压泵及其控制系统、混合系统、分配与调节系统、喷雾系统等组成。 SNCR系统烟气脱硝过程是由下面四个基本过程完成： 接收和储存还原剂；在锅炉合适位置注入稀释后的还原剂；

还原剂的计量输出、与水混合稀释；还原剂与烟气混合进行脱硝反应。 工艺流程 如图（二）所示，水泥窑炉SNCR烟气脱硝工艺系统主要包括还原剂储存系统、循环输送模块、稀释计量模块、分配模块、背压模块、还原剂喷射系统和相关的仪表控制系统等。 SNCR脱硝工艺流程图 图（二）典型水泥窑炉SNCR脱硝工艺流程图 SNCR脱硝设备 序 名称数量单位号 1 氨水加压泵组 1 套

sncr脱硝工程系统施工方案

sncr脱硝工程系统施工方案 一、工程概况:;本期工程为XXXXX发电责任有限公司2×300M;本期工程采用集中控制方式,脱硝控制系统纳入机组D;公用制尿素系统远程控制站作为一个节点纳入脱硫控制;二、编制依据;(一)XXXXX发电有限责任公司2×300MW烟;(二)现场施工条件及整体工程进度;(三)南京龙源环保工程有限公司?XXXXX发电有;(四)国家与行业与本工程相关的施工规范与技术标 一、工程概况: 本期工程为XXXXX发电责任有限公司2×300MW烟气脱硝环保工程。脱硝技术采用SNCR氧化还原反应技术,还原剂为尿素。系统流程可划分为烟气系统、尿素喷射系统、SNCR反应器吹灰系统以及尿素制备系统等。 本期工程采用集中控制方式,脱硝控制系统纳入机组DCS。反应区脱硝DCS机柜置于单元机组DCS电子设备间,脱硝DCS机柜电源由单元机组DCS电源柜提供,热控仪表电源由机组仪表电源柜供电,反应区不设脱硝热控仪表电源柜。 公用制尿素系统远程控制站作为一个节点纳入脱硫控制网络。在制尿素区设置一个就地控制室,布置1台尿素站工程师站兼操作员站,配备一台A3激光打印机。在制尿素区设置一个热控电子设备间,放置1面远程DCS的DPU机柜、1面继电器柜与1面热工仪表电源柜。热工仪表电源柜220VAC电源由1路UPS电源与1路保安电源供电,向就地仪表提供24VDC及220VAC电源。 二、编制依据 (一)XXXXX发电有限责任公司2×300MW烟气脱硝环保工程施工图 (二)现场施工条件及整体工程进度。 (三)南京龙源环保工程有限公司?XXXXX发电有限责任公司2×300MW烟气脱硝环保工程施工组织设计?。 (四)国家与行业与本工程相关的施工规范与技术标准。 (五)工程用主要规程、规范 DL/T657-1998 《火力发电厂模拟量控制系统在线验收测试规程》 DL/T658-1998 《火力发电厂顺序控制系统验收测试规程》 DL/T659-1998 《火力发电厂分散控制系统在线验收测试规程》 SDJ270-96 《电力建设施工及验收技术规范》 GBJ131-98 《自动化仪表安装工程质量检验评定标准》 三、主要施工方案与措施 (一)DCS系统安装 DCS系统的安装包括机柜、设备、电缆、接地等安装工作。 1、DCS系统安装应具备的条件 (1) 设备入库保管:要求环境清洁,无腐蚀性气体侵蚀,温度在5～45℃,湿度在65%以上, 设备分类明确、摆放整齐。 (2) 设备运输:防止剧烈碰撞、翻滚与坠落。 (3) 设备已开箱验收,且有厂家代表、甲方代表及物资管理代表参加全过程见证。 (4) 盘柜、控制台的基础已安装验收完。 (5) 集控室、电子设备间的土建工作已完成,并通过验收。预留的设备进入通道已留出。 (6) 室内通风照明良好。 (7) DCS安装人员掌握安装方法与技术要求,了解工作内容。 (8) 技术人员熟悉DCS系统基本性能及网络结构,全面审查了DCS系统设计图纸,对发现 存在的问题与疑问已要求设计人员或厂家代表进行了澄清或做了修改。 (9) 施工方案编制好,并已经过审查与批准。

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