火电厂烟气脱硝工程技术规范选择性非催化还原法 HJ 563-2010
HJ 中华人民共和国国家环境保护标准
HJ 563－2010
火电厂烟气脱硝工程技术规范
选择性非催化还原法
Engineering technical specification of flue gas selective non-catalytic reduction
denitration for thermal power plant
本电子版为发布稿。请以中国环境科学出版社出版的正式标准文本为准。
2010—02—03发布 2010—04—01实施 环境保护部发布
HJ 563-2010
目次
前言 (Ⅱ)
1 适用范围 (1)
2 规范性引用文件 (1)
3 术语和定义 (2)
4 污染物与污染负荷 (3)
5 总体要求 (3)
6 工艺设计 (4)
7 主要工艺设备和材料 (7)
8 检测与过程控制 (7)
9 辅助系统 (8)
10劳动安全与职业卫生 (10)
11 施工与验收 (10)
12 运行与维护 (11)
附录A（资料性附录）SNCR工艺设计所需的原始参数 (12)
附录B（资料性附录）SNCR烟气脱硝工艺布置及典型流程 (13)
附录C（资料性附录）液氨SNCR工艺及氨水SNCR工艺 (15)
前言
为贯彻执行《中华人民共和国环境保护法》、《中华人民共和国大气污染防治法》和《火电厂大气污染物排放标准》，规范火电厂烟气脱硝工程建设，改善大气环境质量，制定本标准。
本标准规定了火电厂选择性非催化还原法烟气脱硝工程的设计、施工、验收、运行和维护等技术要求。
本标准由环境保护部科技标准司组织制订。
本标准为首次发布。
本标准主要起草单位：中国环境保护产业协会、西安热工研究院有限公司、北京市环境保护科学研究院、东南大学、国网电力技术公司、北京博奇电力科技有限公司、北京国电龙源环保工程有限公司、清华同方环境有限责任公司、浙江天地环保工程有限公司。
本标准环境保护部2010年2月3日批准。
本标准自2010年4月1日起实施。
本标准由环境保护部解释。
HJ 563-2010
火电厂烟气脱硝工程技术规范
选择性非催化还原法
1 适用范围
本标准规定了火电厂选择性非催化还原法烟气脱硝工程的设计、施工、验收、运行和维护等应遵循的技术要求，可作为环境影响评价、工程设计与施工、建设项目竣工环境保护验收及建成后运行与管理的技术依据。
本标准适用于火电厂（热电联产）燃煤、燃气、燃油锅炉同期建设或已建锅炉的烟气脱硝工程。供热锅炉和其它工业锅炉、炉窑，同期建设或已建锅炉的烟气脱硝工程可参照执行。
2 规范性引用文件
本标准内容引用了下列文件中的条款。凡是不注日期的引用文件，其有效版本适用于本标准。
GB 536 液体无水氨
GB 12348 工业企业厂界环境噪声排放标准
GB 12801 生产过程安全卫生要求总则
GB 14554 恶臭污染物排放标准
GB 18218 危险化学品重大危险源辨识
GB 50016 建筑设计防火规范
GB 50040 动力机器基础设计规范
GB 50160 石油化工企业设计防火规范
GB 50222 建筑内部装修设计防火规范
GB 50229 火力发电厂与变电站设计防火规范
GB 50243 通风与空调工程施工质量验收规范
GB 50351 储罐区防火堤设计规范
GB/T 16157 固定污染源排气中颗粒物测定与气态污染物采样方法
GB/T 21509 燃煤烟气脱硝技术装备
GB/T 50033 建筑采光设计标准
GBZ 1 工业企业设计卫生标准
DL 5009.1 电力建设安全工作规程（火力发电厂部分）
DL 5053 火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程
DL/T 5029 火力发电厂建筑装修设计标准
DL/T 5035 火力发电厂采暖通风与空气调节设计技术规程
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DL/T 5120
小型电力工程直流系统设计规程 DL/T 5136
火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程 DL/T 5153
火力发电厂厂用电设计技术规定 HJ/T 75
固定污染源烟气排放连续监测技术规范（试行） HJ/T 76 固定污染源排放烟气连续监测系统技术要求及检测方法
《危险化学品安全管理条例》（中华人民共和国国务院令 第344号）
《危险化学品生产储存建设项目安全审查办法》（国家安全生产监督管理局、国家煤矿安全监察局令 第17号）
《建设项目（工程）竣工验收办法》（计建设（1990） 1215号）
《建设项目竣工环境保护验收管理办法》（国家环境保护总局令 第13号）
3 术语和定义
GB/T 21509确立的以及下列术语和定义适用于本标准。
3.1 选择性非催化还原法 selective non-catalytic reduction （SNCR ）
利用还原剂在不需要催化剂的情况下有选择性地与烟气中的氮氧化物（NO x ）发生化学反应，生成氮气和水的方法。
3.2 脱硝系统 denitrification system
采用物理或化学的方法脱除烟气中氮氧化物（NO x ）的系统，本标准中指选择性非催化还原法脱硝系统。
3.3 还原剂 reductant
脱硝系统中用于与NO x 发生还原反应的物质及原料。
3.4 氨逃逸浓度 ammonia slip
脱硝系统运行时空气预热器入口烟气中氨的质量与烟气体积（101.325kPa 、0℃，干基，过量空气系数1.4）之比，一般用mg/m 3表示。
3.5 系统可用率 system availability
脱硝系统每年正常运行时间与锅炉每年总运行时间的百分比。按公式（1）计算：
％可用率＝100×?A
B A （1） 式中：A ——锅炉每年总运行时间，h ；
B ——脱硝系统每年总停运时间，h 。
3.6 锅炉最大连续工况 boiler maximum continuous rating
锅炉与汽轮机组设计流量相匹配的最大连续输出热功率时的工况，简称BMCR 工况。
3.7 锅炉经济运行工况 boiler economic continuous rating
锅炉经济蒸发量下的工况，对应于汽轮机机组热耗保证工况，简称BECR 工况。
HJ 563-2010 4 污染物与污染负荷
4.1 脱硝系统设计前应收集附录A中规定的原始参数。
4.2新建锅炉加装脱硝系统的烟气设计参数宜采用BMCR工况、NO x和烟尘浓度为设计值时的烟气参数；校核值宜采用BECR工况下烟气量、NO x和烟尘浓度为最大值时的烟气参数。
4.3已建锅炉加装脱硝系统时，其设计工况和校核工况宜根据实测烟气参数确定，并考虑燃料的变化趋势。
4.4 烟气参数应按GB/T 16157进行测试。
5 总体要求
5.1 一般规定
5.1.1 SNCR法适用于脱硝效率要求不高于40%的机组。
5.1.2 脱硝工程的设计应由具备相应资质的单位承担，设计文件应按规定的内容和深度完成报批和批准手续，并符合国家有关强制性法规、标准的规定。
5.1.3脱硝工程总体设计应符合下列要求：
a）工艺流程合理；
b）还原剂使用便捷；
c）方便施工，有利于维护检修；
d）充分利用厂内公用设施；
e）节约用地，工程量小，运行费用低。
5.1.4应装设符合HJ/T 76要求的烟气排放连续监测系统，并按照HJ/T 75的要求进行连续监测。
5.2 工程构成
5.2.1 SNCR脱硝工程主要包括还原剂的储存与制备、输送、计量分配及喷射。
5.2.2 还原剂的储存与制备包括尿素储仓或液氨（氨水）储罐，以及尿素溶解、稀释或液氨蒸发、氨气缓冲等设备。
5.2.3 还原剂的输送包括蒸汽管道、水管道、还原剂管道及输送泵等。
5.2.4还原剂的计量分配包括还原剂、雾化介质和稀释水的压力、温度计量设备，以及流量的分配设备等。
5.2.5还原剂的喷射包括喷射枪及电动推进装置等。
5.3 总平面布置
5.3.1总平面布置应符合GB 50016、GB 50222和GB 50229等防火、防爆有关规范的规定。
5.3.2 总平面布置应遵循设备运行稳定、管理维修方便、经济合理、安全卫生的原则，并应与电厂总体布置相协调。
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5.3.3架空管线、直埋管线与沟道相接时，应在设计分界线处标明位置、标高、管径或沟道断面尺寸、坡度、坡向管沟名称、引向何处等。
5.3.4平台扶梯及检修起吊设施的布置应尽量利用锅炉已有的设施。
5.3.5管道及附件的布置应满足脱硝施工及运行维护的要求，避免与其它设施发生碰撞。
5.3.6尿素溶解和储存设备应就近布置在锅炉附近的空地上。
5.3.7尿素溶液稀释设备尽可能紧靠锅炉布置，一般以地脚螺栓的形式固定在紧邻锅炉的0m标高的空地上。
5.3.8 计量分配设备应就近布置在喷射系统附近锅炉平台上，以焊接或螺栓的形式固定。
5.3.9 若采用液氨还原剂，氨区宜布置在地势较低的地带；还原剂区应单独设置围栏，设立明显警示标记，并应考虑疏散距离。
5.3.10液氨贮罐区宜设环形消防道路，场地困难时，可设尽头式道路，但应设回转场地，并符合
GB50229的规定。
5.3.11液氨储罐应设置防止阳光直射的遮阳棚，遮阳棚的结构应避免形成可集聚气体的死角。
5.3.12 在地上、半地下储氨罐或储氨罐组，应按GB 50351设置非燃烧、耐腐蚀材料的防火堤。
6 工艺设计
6.1 一般规定
6.1.1脱硝系统氨逃逸浓度应控制在8mg/m3以下。
6.1.2 脱硝系统对锅炉效率的影响应小于0.5%。
6.1.3脱硝系统应能在锅炉最低稳燃负荷工况和BMCR工况之间的任何负荷持续安全运行。
6.1.4脱硝系统负荷响应能力应满足锅炉负荷变化率要求。
6.1.5脱硝系统应不对锅炉运行产生干扰，也不增加烟气阻力。
6.1.6 还原剂储存系统可几台机组共用，其它系统按单元机组设计。
6.1.7脱硝系统设计和制造应符合安全可靠、连续有效运行的要求，服务年限应在30年以上，整个寿命期内系统可用率应不小于98%。
6.2 还原剂选择
6.2.1 脱硝工艺中常用的还原剂主要有尿素、液氨和氨水。
6.2.2火电厂烟气脱硝系统一般采用尿素为还原剂，系统主要由尿素溶液储存与制备、尿素溶液输送、尿素溶液计量分配以及尿素溶液喷射等设备组成。
6.2.3以液氨和氨水为还原剂的脱硝系统一般适用于中小型锅炉，其工艺要求参见附录B。
6.3 尿素溶液储存和制备系统
6.3.1宜将尿素制备成质量浓度为50%的尿素溶液储存。
6.3.2尿素溶液的总储存容量宜按照不小于所对应的脱硝系统在BMCR工况下5d（每天按24h计）的总消耗量来设计。
HJ 563-2010 6.3.3 尿素溶解设备宜布置在室内，尿素溶液储存设备宜布置在室外。设备间距应满足施工、操作和维护的要求，结合电厂所在地域条件考虑尿素溶液管道的保温。
6.3.4尿素筒仓应至少设置一个，应设计成锥形底立式碳钢罐，并设置热风流化装置和振动下料装置，以防止固体尿素吸潮、架桥及结块堵塞。
6.3.5 尿素溶解罐应至少设置一座，采用不锈钢制造。
6.3.6 尿素溶解罐应设有人孔、尿素或尿素溶液入口、尿素溶液出口、通风孔、搅拌器口、液位表、温度表口和排放口等。
6.3.7 尿素溶解罐和尿素溶液储罐之间应设置输送泵，输送泵可采用离心泵。
6.3.8尿素溶液储罐应设两座，并设伴热装置。
6.3.9尿素溶液储罐宜采用玻璃钢（FRP）或不低于304的不锈钢制造。
6.3.10尿素溶液储罐的开口应有人孔、尿素溶液进出口、通风孔、液位表、温度表口和排放口。
6.3.11尿素溶液储罐外壁应设有梯子、平台、栏杆和液面计支架。
6.3.12在喷入锅炉前，尿素溶液应与稀释水混合稀释，稀释后的质量浓度不得大于10%。
6.3.13稀释混合器宜采用静态混合器。
6.3.14稀释用水宜采用除盐水。
6.3.15每台锅炉宜配置一套稀释系统。
6.3.16尿素溶液稀释系统应设置过滤器。
6.3.17每台锅炉应设计两台稀释水泵，一台运行，一台备用。流量设计裕量应不小于10%，压头设计余量应不小于20%
6.4 尿素溶液输送系统
6.4.1多台锅炉可共用一套尿素溶液输送系统。
6.4.2尿素溶液输送泵宜采用多级离心泵。
6.4.3 每套输送系统应设计两台输送泵，一台运行，一台备用。
6.4.4 输送系统应设置加热器。加热器的功率应能满足补偿尿素溶液输送途中热量损失的需要。
6.4.5 尿素溶液输送系统应设置过滤器。
6.5 尿素溶液计量分配系统
6.5.1 每台锅炉宜配置一套计量分配系统。
6.5.2计量分配系统应设置空气过滤器。
6.6 尿素溶液喷射系统
6.6.1尿素SNCR是在锅炉炉膛高温区域（850~1250℃）喷入尿素溶液。
6.6.2 喷射系统应尽量考虑利用现有锅炉平台进行安装和维修。
6.6.3多喷嘴喷射器应有足够的冷却保护措施以使其能承受反应温度窗口区域的最高温度，而不产生任何损坏。
6.6.4 多喷嘴喷射器应有伸缩机构，当喷射器不使用、冷却水流量不足、冷却水温度高或雾化空气流
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量不足时，可自动将其从锅炉中抽出以保护喷射器不受损坏。
6.6.5 每台锅炉应设置一套炉膛温度监测仪。
6.6.6宜结合常用煤种及运行工况进行SNCR计算流体力学和化学动力学模型试验，以确定最优温度区域和最佳还原剂喷射模式。
6.7 二次污染控制措施
6.7.1脱硝系统设计过程中应考虑二次污染的控制措施，废气、废水、噪声及其它污染物的防治与排放，应执行国家及地方现行环境保护法规和标准的有关规定。
6.7.2 脱硝系统应采取控制氨气泄漏的措施，厂界氨气的浓度应符合GB 14554的要求。
6.7.3单独采用SNCR法时，应严格控制脱硝系统产生的氨逃逸，当SNCR法和SCR法联合使用时，应采取控制氨逃逸和SO2/SO3转化率的措施。
6.7.4 脱硝系统应采取有效的隔声、消声、绿化等降低噪声的措施，噪声和振动控制的设计应符合GBJ 87和GB 50040的规定，厂界噪声应符合GB 12348的要求。
6.8 突发事故应急措施
若采用液氨作为还原剂，液氨储存与供应区域设置完善的消防系统、洗眼器及防毒面罩等。氨站还应设防雨、防晒及喷淋措施，喷淋设施要考虑工程所在地冬季气温因素。
7 主要工艺设备和材料
7.1 尿素SNCR工艺的主要设备有：尿素溶解罐、尿素溶液循环泵、尿素溶液储罐、供料泵、稀释水泵、背压控制阀、计量分配装置、尿素溶液喷射器等，设备性能和要求见本标准第6章。
7.2 材料应根据经济、适用的原则选择，满足脱硝系统的工艺要求。
7.3 通用材料应与燃煤锅炉常用材料的选择一致。
7.4对于接触腐蚀性介质的部位，应择优选取耐腐蚀金属或非金属材料。
7.5金属材料宜以碳钢材料为主。对金属材料表面可能接触腐蚀性介质的区域，应根据脱硝系统不同部位的实际情况，衬抗腐蚀性和磨损性强的非金属材料。
7.6当承压部件为金属材料并内衬非金属防腐材料时，应考虑非金属材料与金属材料之间的粘结强度，且承压部件的自身设计应确保非金属材料能够长期稳定地粘结在基材上。
7.7 防腐蚀和磨损的非金属材料主要选用玻璃鳞片树脂、玻璃钢、塑料、橡胶、陶瓷等。
8 检测和过程控制
8.1 烟气连续检测系统
出口烟气连续检测装置至少应包含以下测量项目：烟气流量、NO x浓度（以NO2计）、烟气含氧量。
8.2 热工自动化及控制系统
HJ 563-2010 8.2.1脱硝系统与机组同步建设时，宜将脱硝系统的控制纳入机组单元控制系统，不再单独设置脱硝控制室。
8.2.2 已建锅炉增设脱硝系统时，可两台炉设置一个独立的脱硝控制室，宜采用分散控制系统（DCS）或可编程逻辑控制器（PLC）。当条件具备时，宜将脱硝系统控制室与机炉集控室合并，或将脱硝系统的控制纳入已经建成的机组单元控制系统，以达到与机炉统一监视或控制。
8.2.3 控制子系统包括：还原剂流量控制系统、喷射控制系统、冷却水控制系统、空气和空气净化控制系统、温度监测系统等。
8.2.4 热控系统应能在无就地人员配合的情况下，通过远程控制实现还原剂的输送、计量、喷枪系统等启停及调节和事故处理。
8.2.5热控系统与管理信息系统（MIS）进行通讯时，应采用经国家有关部门认证的专用、可靠的安全隔离措施。
9 辅助系统
9.1 电气系统
9.1.1 供电系统
9.1.1.1 脱硝系统低压厂用电电压等级应与厂内主体工程一致。
9.1.1.2 脱硝系统厂用电系统中性点接地方式应与厂内主体工程一致。
9.1.1.3 脱硝系统反应器区工作电源宜并入单元机组锅炉马达控制中心（MCC）段，不单独设低压脱硝变压器及脱硝MCC。还原剂区工作宜单独设MCC，其电源宜引自厂区公用电源系统，采用双电源进线。
9.1.1.4除满足上述要求外，还应符合DL/T 5153中的有关规定。
9.1.2 直流系统
9.1.2.1脱硝系统控制电源宜采用交流电源控制，当直流电源引接方便时，也可以考虑采用直流电源。
9.1.2.2 直流系统的设置应符合DL/T 5120的规定。
9.1.3 交流保安电源和交流不停电电源（UPS）
9.1.3.1 脱硝系统宜根据系统的自身情况确定是否使用交流保安电源及设置交流保安段。
9.1.3.2 其它要求应符合DL/T 5136中的有关规定。
9.1.4 二次线
9.1.4.1脱硝电气系统宜在程控室控制，控制水平与工艺专业协调一致
9.1.4.2 其它二次线要求应符合DL/T 5136和DL/T 5153的规定。
9.2 建筑及结构
9.2.1 建筑
9.2.1.1 脱硝系统的建筑设计除执行本标准外，还应符合国家和行业现行有关标准的规定。
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9.2.1.2 脱硝系统建筑设计应根据生产流程、功能要求、自然条件等因素，结合工艺设计，合理组织平面布置和空间组合，注意建筑群体的效果及与周围环境的协调。
9.2.1.3 脱硝系统的建筑物室内噪声控制设计标准应符合GBJ 87的规定。
9.2.1.4脱硝系统的建筑物采光和自然通风宜优先考虑天然采光，建筑物室内天然采光照度应符合GB 50033的要求。
9.2.1.5 脱硝系统建筑物各车间室内装修标准应按DL/T 5029中同类性质的车间装修标准执行。
9.2.2 结构
9.2.2.1脱硝系统工程土建结构的设计除执行本标准外，还应符合国家和行业现行有关标准的规定。
9.2.2.2 屋面、楼（地）面在生产使用、检修、施工安装时，由设备、管道、材料堆放、运输工具等重物引起的荷载，以及所有设备、管道支架作用于土建结构上的荷载，均应由工艺设计专业提供。
9.2.2.3 脱硝系统建、构筑物抗震设防类别按丙类考虑，地震作用和抗震措施均应符合本地区抗震设防烈度的要求。
9.3 暖通及消防系统
9.3.1 一般规定
9.3.1.1 脱硝系统内应有采暖通风与空气调节系统，并符合DL/T 5035、GB 50243及国家有关现行标准的规定。
9.3.1.2 脱硝系统应有完整的消防给水系统，还应按消防对象的具体情况设置火灾自动报警装置和专用灭火装置。系统消防设计应符合GB 50229及GB 50160等标准的要求。
9.3.2 采暖通风
9.3.2.1 脱硝系统建筑物的采暖应与其他建筑物一致。当厂区设有集中采暖系统时，采暖热源宜由厂区采暖系统提供。
9.3.2.2 脱硝内控制室和电子设备间应设置空气调节装置。室内设计参数应根据设备要求确定。
9.3.2.3 在寒冷地区，通风系统的进、排风口宜考虑防寒措施。
9.3.2.4通风系统的进风口宜设在清洁干燥处，电缆夹层不得作为通风系统的吸风地点。在风沙较大地区，通风系统应考虑防风沙措施。在粉尘较大地区，通风系统应考虑防尘措施。
9.3.3 消防系统
9.3.3.1 脱硝系统消防水源宜由厂内主消防管网供给。消防水系统的设置应覆盖所有室外、室内建构筑物和相关设备。
9.3.3.2 室内消防栓的布置，应保证有两支水枪的充实水柱同时到达室内任何部位。
9.3.3.3 室外消火栓应根据需要沿道路设置，并宜靠近路口；若厂内主消防系统在脱硝附近设有室外消火栓，可考虑利用其保护范围，相应减少脱外消火栓的数量。
9.3.3.4 电子设备间、控制室、水喷雾系统、电缆夹层、电力设备等处应按照GBJ 140规定配置一定数量的移动式灭火器。
9.3.3.5 消防系统应满足GB 50222及GB 50229的规定。
HJ 563-2010 10 劳动安全与职业卫生
10.1 脱硝系统设计应遵守劳动安全和职业卫生的有关规定，采取各种防治措施，保护人身的安全和健康，并应遵守DL 5009.1和DL 5053及其他有关强制性标准的规定。
10.2 若采用液氨作为还原剂，氨的储存和氨气制备应符合GB 536、《危险化学品安全管理条例》、《危险化学品生产储存建设项目安全审查办法》和GB 18218的有关规定，在易发生液氨或者氨气泄漏的的区域设置必要的检测设备和水喷雾系统。
10.3 脱硝工程的防火、防爆设计应符合GB 50016、GB 50222和GB 50229等有关标准的规定。10.4 防泄漏、防噪声与振动、防电磁辐射、防暑与防寒等职业卫生要求应符合GBZ 1的规定。10.5 应尽可能采用噪声低的设备，对于噪声较高的设备，应采取减震消声措施，并尽量将噪声源和操作人员隔开。
11 施工与验收
11.1 施工
11.1.1 脱硝工程的施工应符合国家和行业施工程序及管理文件的要求。
11.1.2 脱硝工程应按设计文件进行施工，对工程的变更应取得设计单位的设计变更文件后再进行施工。
11.1.3 脱硝工程施工中使用的设备、材料、器件等应符合相关的国家标准，并应取得供货商的产品合格证后方可使用。
11.1.4 施工单位应遵守国家有关部门颁布的劳动安全及卫生、消防等国家强制性标准，及相关的施工技术规范。
11.1.5 稀释系统、计量系统、分配系统等，设计、施工时应充分考虑冬季防寒、防冻的措施，防止各输液管道冰冻。
11.2 验收
11.2.1 竣工验收
11.2.1.1脱硝工程验收应按《建设项目（工程）竣工验收办法》、相应专业现行验收规范和本标准的有关规定进行组织。工程竣工验收前，严禁投入生产性使用。
11.2.1.2 脱硝工程中选用国外引进的设备、材料、器件应具有供货商提供的技术规范、合同规定及商检文件执行，并应符合我国现行国家或行业标准的有关要求。
11.2.1.3 工程安装、施工完成后应进行调试前的启动验收，启动验收合格和对在线仪表进行校验后方可进行调试。
11.2.1.4 通过脱硝系统整体调试，各系统运转正常，技术指标达到设计和合同要求后，方可进行启动试运行。
11.2.2 竣工环境保护验收
HJ 563—2010
11.2.2.1脱硝工程竣工环境保护验收按《建设项目竣工环境保护验收管理办法》的规定进行。
11.2.2.2 脱硝工程在生产试运行期间还应对脱硝系统进行性能试验，性能试验报告可作为竣工环境保护验收的技术支持文件。
11.2.2.3脱硝系统性能试验包括：功能试验、技术性能试验、设备和材料试验，各试验要求如下：
a）功能试验：在脱硝系统设备运转之前，应先进行启动运行试验，应确认装置的可靠性；
b）技术性能试验参数应包括：脱硝效率、氨逃逸浓度、还原剂消耗量、NH3/NO x比、脱硝系统电、水、压缩空气、蒸汽等消耗量、控制系统的负荷跟踪能力及噪音；
c）设备试验和材料试验：确认在锅炉额定负荷下以及在实际运行负荷下的性能（根据需要）。
12 运行与维护
12.1 一般规定
12.1.1 脱硝系统的运行、维护及安全管理除应执行本标准外，还应符合国家现行有关强制性标准的规定。
12.1.2 未经当地环境保护行政主管部门批准，不得停止运行脱硝系统。由于紧急事故及故障造成脱硝系统停止运行时，应立即报告当地环境保护行政主管部门。
12.1.3 脱硝系统应根据工艺要求定期对各类设备、电气、自控仪表及建（构）筑物进行检查维护，确保装置稳定可靠地运行。
12.1.4 脱硝系统在正常运行条件下，各项污染物排放应满足国家或地方排放标准的规定。
12.1.5 应建立健全与脱硝系统运行维护相关的各项管理制度，以及运行、操作和维护规程；建立脱硝系统、主要设备运行状况的记录制度。
12.1.6 劳动安全和职业卫生设施应与脱硝系统同时建成运行，脱硝系统的安全管理应符合GB12801中的有关规定。
12.1.7 若采用液氨作为还原剂，应根据《危险化学品安全管理条例》的规定建立本单位事故应急救援预案，配备应急救援人员和必要应急救援器材、设备，并定期组织演练。
12.2 人员与运行管理
12.2.1脱硝系统的运行管理既可成为独立的脱硝车间也可纳入锅炉或除灰车间的管理范畴。
12.2.2脱硝系统的运行人员宜单独配置。当需要整体管理时，也可以与机组合并配置运行人员。但至少应设置1名专职的脱硝技术管理人员。
12.2.3 应对脱硝系统的管理和运行人员进行定期培训，使管理和运行人员系统掌握脱硝设备及其它附属设施正常运行的具体操作和应急情况的处理措施。运行操作人员，上岗前还应进行以下内容的专业培训：
a）启动前的检查和启动要求的条件；
b）脱硝设备的正常运行，包括设备的启动和关闭；
c）控制、报警和指示系统的运行和检查，以及必要时的纠正操作；
HJ 563-2010 d）最佳的运行温度、压力、脱硝效率的控制和调节，以及保持设备良好运行的条件；
e）设备运行故障的发现、检查和排除；
f）事故或紧急状态下操作和事故处理；
g）设备日常和定期维护；
h）设备运行及维护记录，以及其他事件的报告的编写。
12.2.4脱硝系统运行状况、设施维护和生产活动等的内容包括：
a）系统启动、停止时间；
b）还原剂进厂质量分析数据，进厂数量，进厂时间；
c）系统运行工艺控制参数记录，至少应包括：氨区各设备的压力、温度、氨的泄漏值，脱硝反应区烟气温度、烟气流量、烟气压力、湿度、NO x和氧气浓度，出口NH3浓度等；
d）主要设备的运行和维修情况的记录；
e）烟气连续监测数据的记录；
f）生产事故及处置情况的记录；
g）定期检测、评价及评估情况的记录等。
12.2.5 运行人员应按照规定坚持做好交接班制度和巡视制度，特别是采用液氨作为还原剂时，应对液氨卸车储存和液氨蒸发过程进行监督与配合，防止和纠正装卸过程中产生泄漏对环境造成的污染。12.2.6 在设备冲洗和清扫过程中如果产生废水，应收集在脱硝系统排水坑内，不得将废水直接排放。
12.3 维护保养
12.3.1 脱硝系统的维护保养应纳入全厂的维护保养计划中，检修时间间隔宜与锅炉同步进行。
12.3.2 应根据脱硝系统技术提供方提供的系统、设备等资料制定详细的维护保养规定。
12.3.3 维修人员应根据维护保养规定定期检查、更换或维修必要的部件。
12.3.4 维修人员应做好维护保养记录。
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附录A
（资料性附录）
SNCR工艺设计所需的原始参数
参数名称备注
烟气体积流量（101.325kPa、0℃，湿基/干基）烟气温度范围
锅炉相关图纸
热量输入及其变化情况
水、电、蒸汽等消耗品的介质参数
炉膛出口过剩空气系数
负荷变化范围
炉内温度和温度断面
飞灰粒径分布
可允许的用于反应剂喷射空间
煤种的工业分析
煤的元素分析
烟气组份全分析（包括NO x、SO2、SO3等）
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附录B
（资料性附录）
SNCR烟气脱硝工艺布置及典型流程
以尿素为还原剂的SNCR装置在工程中有较多的应用，因此，以尿素做还原剂为例介绍SNCR工艺系统，如下图B1所示，
图B1 尿素SNCR系统工艺
SNCR系统主要设备都模块化进行设计，主要有尿素溶液储存与制备系统，尿素溶液稀释模块，尿素溶液传输模块，尿素溶液计量模块以及尿素溶液喷射系统组成，如图B2所示。
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图B2 模块的供给系统
作为还原剂的固体尿素，被溶解制备成质量浓度为50％的尿素溶液，尿素溶液经尿素溶液输送泵输送至计量分配模块之前，与稀释水模块输送过来的水混合，尿素溶液被稀释为10%的尿素溶液，然后在喷入炉膛之前，再经过计量分配装置的精确计量分配至每个喷枪，然后经喷枪喷入炉膛，进行脱氮反应。
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附录C
（资料性附录）
液氨SNCR工艺及氨水SNCR工艺
C.1 液氨SNCR
C.1.1 一般规定
液氨SNCR工艺和尿素SNCR工艺相似，不同点主要表现在还原剂储存和制备、还原剂喷射和主要设备，除此之外均执行本标准正文的规定。
C.1.2 液氨储存和氨气制备
C.1.2.1 液氨的储罐和氨站的设计应满足国家对此类危险品罐区的有关规定。
C.1.2.2 液氨容器除按一般压力容器规范和标准设计制造外，要特别注意选用合适的材料。
C.1.2.3 氨的供应量能满足锅炉不同负荷的要求，调节方便灵活，可靠。
C.1.2.4 存氨罐与其他设备、厂房等要有一定的安全防火防爆距离，并在适当位置设置室外消火栓，设有防雷、防静电接地装置。
C.1.2.5 氨存储、供应系统相关管道、阀门、法兰、仪表、泵等设备选择时，应满足抗腐蚀要求，采用防爆、防腐型户外电气装置。
C.1.2.6 氨液泄漏处及氨罐区域应装有氨气泄漏检测报警系统。
C.1.2.7 系统的卸料压缩机、储氨罐、氨气蒸发槽、氨气缓冲槽及氨输送管道等都应备有氮气吹扫系统，防止泄漏氨气和空气混合发生爆炸。
C.1.2.8 氨存储和供应系统应配有良好的控制系统。
C.1.2.9 氨气系统紧急排放的氨气排入氨气稀释槽中，经水吸收排入废水池，再经由废水泵送至废水处理厂处理。
C.1.2.10 在地上、半地下储罐或储罐组，应设置非燃烧、耐腐蚀的材料防火堤。
C.1.2.11 氨区应安装相应的气体浓度检测报警装置，防雷防静电装置，相应的消防设施等，储罐安全附件、急救设施设备和泄漏应急处理设备。
C.1.3 氨喷射系统
C.1.3.1 应根据炉膛截面、高度等几何尺寸进行氨（氨水）喷射系统的设计，使进入炉膛的氨能与烟气达到充分均匀混合。
C.1.3.2 喷射系统的设计应充分考虑其处于炉膛高温、高灰的区域，所选材料应为耐磨、抗高温及防腐特性。
C.1.3.3 喷射系统应避免堵塞，具有清扫功能。
C.1.4 主要设备
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C.1.4.1 卸料压缩机
设计两套卸料压缩机，一运一备。卸料压缩机抽取液氨储罐中的氨气，经压缩后将槽车的液氨推挤入液氨储罐中。在选择压缩机排气量时，要考虑液氨储罐内液氨的饱和气压，液氨卸车流量，液氨管道阻力及卸氨时气候温度等参数。
C.1.4.2 液氨储罐
C.1.4.2.1 液氨储罐采用卧式，并符合危险品压力容器的规定。一运一备，满足5d（每天按24h计）还原剂用量的容量，设计温度、压力满足工作温度及压力，材质采用16MnR。C.1.4.2.2 储罐上应安装有流量阀、逆止阀、紧急关断阀和安全阀等，并装有温度计、压力表、液位计、高液位报警仪和相应的变送器等。储罐应有防太阳辐射措施，四周安装有工业水喷淋管线及喷嘴，当储罐本体温度过高时，自动启动淋水装置降温。储罐排风孔经密闭系统通到稀释槽，对氨气进行吸收以降低氨气味的发散。
C.1.4.3 液氨供应泵
液氨进入蒸发槽，可以使用压差和液氨自身的重力势能实现，也可以采用液氨泵来供应。如选择液氨泵应选择专门输送液氨的泵，氨泵应采用一运一备。
C.1.4.4 液氨蒸发槽
液氨蒸发槽采用卧式，设计温度及压力能满足工作要求，壳体采用16MnR材质，盘管采用1Cr18Ni9Ti材质。蒸发能力应按照锅炉在BMCR工况下2×100%容量设计。
C.1.4.5 氨气泄漏检测器
液氨储存及供应系统周边应设有氨气检测器，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，在机组控制室发出警报，提醒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。氨气泄漏检测器的数量及其布置位置合适，并将氨泄漏及火灾报警和消防控制系统纳入全厂消防报警系统。
C.2 氨水SNCR
C.2.1 氨水SNCR还原剂使用质量浓度为20%左右浓度的氨水。
C.2.2 氨水SNCR艺其它部分与尿素SNCR基本相同，可执行本标准正文的规定。
选择性非催化还原法(SNCR)烟气脱硝 简介
《选择性非催化还原法(SNCR)烟气脱硝》简介《选择性非催化还原法(SNCR)烟气脱硝》的特点是突出“工程”，材料的编写与组织紧紧围绕“工程”展开，对SNCR烟气脱硝的基本知识进行了阐述。重点对工程设计、安装、调试和工程的运行维护进行了说明。全书内容从实用性出发，密切联系工程实际，图文并茂，有助于SNCR系统设计、建设、安装、调试、运行、维护等各方面的工程技术人员和管理人员在实践中获得更多的信息。 目录 前言 第一章概论 第一节氮氧化物的来源及其污染与危害 第二节我国燃煤电站NOx的排放现状及控制标准 第三节燃煤电站NOx的产生机理及其影响因素 第四节燃煤电站NOx排放的控制技术 第二章选择性非催化还原法（SNCR）烟气脱硝技术基本知识 第一节 SNCR脱硝技术原理 第二节燃煤电站常用SNCR工艺系统 第三节 SNCR工艺系统还原剂的选择 第四节 SNCR技术的几个基本概念 第五节燃煤电站SNCR设计需要的技术数据 第六节燃煤电站SNCR烟气脱硝系统的物料平衡
第七节影响SNCR脱硝性能的几个因素 第八节加装SNCR系统对锅炉和辅机的影响 第九节 CFD模拟技术在燃煤电站SNCR系统的应用第三章以尿素为还原剂的SNCR工艺系统 第一节尿素 第二节尿素溶液的腐蚀性 第三节尿素的脱硝特性 第四节以尿素为还原剂的SNCR系统设计规范 第五节以尿素为还原剂的SNCR喷射装置 第六节 SNCR工艺系统设计 第七节主要工艺设备和材料 第八节 SNCR装置的布置 第九节选择SNCR需注意的问题 第四章以液氨为吸收剂的SNCR工艺系统 第一节氨的基本特性 第二节与燃煤电站工程相关的氨知识简介 第三节氨系统的规范及基本要求 第四节液氨SNCR与尿素SNCR工艺系统的主要区别第五节液氨SNCR工艺系统组成 第六节氨区工艺系统及主要设备 第七节氨气/空气气体系统 第八节氨区的布置
(完整版)非选择性催化脱硝技术
第二节选择性非催化还原烟气脱硝技术 选择性催化还原脱除NO X的运行成本主要受催化刑寿命的影响，一种不需要催化剂的选择性还原过程或许更加诱人，这就是选择性非催化还原(Selective non-catalytic reduction, SNCR) 脱除NO X技术。该技术是把含有NH X基的还原剂，喷入炉膛温度为800-1100℃的区域，该还原剂迅速热分解成NH3并与烟气中的NO X进行SNCR反应生成N 2。该方法以炉膛为反应器，可通过对锅炉进行改造实现，具有诱人的工业前景。SNCR技术的工业应用是在20世纪70年代中期日本的一些燃油、燃气电厂开始的，在欧盟国家从80年代末一些燃煤电厂也开始SNCR技术的工业应用。美国的SNCR技术在燃煤电厂的工业应用是在90年代初开始的、目前世界上燃煤电厂SNCR工艺的总装机容量在2GW以上。 一、SNCR脱NO x工艺流程和过程化学 (一)、工艺流程 图5-36示出了一个典型的SNCR工艺布置图，它由还原剂贮槽、多层还原剂喷入装置和与之相匹配的控制仪表等组成。SNCR反应物贮存和操作系统同SCR系统是相似的，但它所需的氨和尿素的量比SCR工艺要高一些。 从SNCR系统逸出的氨可能来自两种情况。一是由于喷入的温度低影响了氨与NO X的反应；另一种可能是喷入的还原剂过量，从而导致还原剂不均匀分布。由于不可能得到有效的喷入还原剂的反馈信息，所以控制SNCR体系中氨的逸出是相当困难的，但通过在出口烟管
中加装一个能连续准确测量氨的逸出量的装置，可改进现行的SNCR系统。 还原剂喷入系统必须能将还原剂喷入到锅炉内最有效的部位，因为NO X分布在炉膛对流断面上是经常变化的，如果喷入控制点太少或喷到锅炉中整个断面上的氨不均匀，则一定会出现分布率较差和较高的氨逸出量。在较大的燃煤锅炉中，还原剂的分布则更困难，因为较长的喷入距离需要覆盖相当大的炉内截面。多层投料同单层投料一样在每个喷入的水平切面上通常都要遵循锅炉负荷改变引起温度变化的原则。然而，由于这些喷入量和区域是非常复杂的，因此要做到很好的调节也是很困难的。为保证脱硝反应能充分地进行，以最少的喷入NH3量达到最好的还原效果，必须设法使喷入的NH3与烟气良好地混合。若喷入的NH3不充分反应，则泄漏的NH3不仅会使烟气中的飞灰容易沉积在锅炉尾部的受热面上，而且烟气中NH3遇到SO3会生成(NH4)2SO4，易造成空气预热器堵塞，并有腐蚀的危险。 SNCR法的喷氨点应选择在锅炉炉膛上部相应的位置，并保证与烟气良好混合。若喷入的为尿素溶液，其含量应为50％左右。 (二)、过程化学 研究发现，在炉膛900-1100℃这一狭窄的温度范围内、在无催化剂作用下，NH3或尿素等氨基还原剂可选择性地还原烟气中的NO x ，基本上不与烟气中的O2作用，据此发展了SNCR法。在900-1100℃范围内，NH3或尿索还原NO X的主要反应为： 当温度更高时，NH3则会被氧化为NO，即 实验证明，低于900℃时．NH3的反应不完全，会造成所谓的“氨穿透”；而温度过高NH3氧化为NO的量增加，导致NOx排放浓度增大．所以，SNCR法的温度控制是至关重要的。 二、温度窗口的选择 在SNCR工艺中，最主要的是炉膛上喷入点的选取，即温度窗口(temperature window）的选择。依据还原剂类型和，SNCR工艺运行的条件，一个有效的温度窗口常发生在
SCR选择性催化还原技术概述
GDI发动机的技术特点与现状 上海内燃机研究所，夏天雷，0921180079 摘要：讨论了缸内直喷（GDI）发动机的优缺点，主要就燃油喷射系统、燃烧系统以及控制策略探讨了GDI技术的优势，对比分析了GDI发动机与气门口喷射(PFI)发动机的性能特点，GDI发动机相对于成熟的PFI发动机仍具有较多优势。分析了GDI发动机技术发展面临的主要问题。 关键词：汽油机，缸内直喷，排放 The Technology Trait and Status Quo of GDI Engine Shanghai Internal Combustion Engine Research Institute, XIA Tian-lei, 0921180079 Abstract:The advantages and disadvantages of GDI engine were discussed, especially the advantage of GDI technology from the aspect of fuel injection system, burning system and control strategy. The performance of GDI engine was contrasted to the PFI engine. The GDI engine has more advantages than that of PFI engine. The main problems in the development of GDI engine were analyzed. Key W ords: gasoline engine, GDI, emission 1．引言 随着社会生产力的发展，人民生活水平的提高，汽车的普及率越来越高。汽车在给人们的生活带来巨大便利的同时，也产生了许多负面效应，其中汽车尾气排放已成了我们环境中的最大污染源之一。为了降低空气污染和防止全球变暖，目前汽车工业应发展的技术为：降低发动机有害物的排放，解决局部环境问题；提高燃油经济性，降低CO2排放，解决全球环境问题，使用替代清洁能源，解决环境污染和能源短缺问题。美国、日本和欧洲经济委员会从60年代就开展了汽车排放污染物的研究和控制。由最初仅限制CO扩大到不仅限制CO，HC+NO X以及微粒(PM)，而且对蒸发排放也作了限制。排放限制逐年严格，同未做排放规定时相比，汽车废气的排放降低了97%以上，而且这个趋势在今后的很长时间内将保持下去。
火电厂烟气脱硝SCR装置运行技术规范
ICS 号 中国标准文献分类号 P DL/T ××××—201× 火力发电厂锅炉烟气袋式除尘器 滤料滤袋技术条件 Technical Requirement of Fabric and Filter Bag of Deduster for Coal-fired Power Plants （征求意见稿） ICS 号： 文献分类号： 备案号： 中华人民共和国电力行业标准 2011-××-××发布 2011-××-××实施
DL/T ×××—201× 目次 目次................................................................................ I 前言............................................................................. II 1范围.. (3) 2规范性引用文件 (3) 3术语和定义 (3) 4一般规定 (5) 5基础参数 (6) 6材料选用的技术要求 (10) 7滤袋的运行、更换及处置 (10) 8试验方法 (11) 9抽样检验 (11) 10包装、标志、贮存和运输 (13) I
DL/T ××××—×××× II 前言 本标准由中国电力企业联合会提出。 本标准由中国电力行业环境保护标准化技术委员会归口。 本标准起草单位： 本标准主要起草人员： 本标准为首次发布。 本标准在执行过程中的意见或建议反馈至中国电力企业联合会标准化中心（北京市宣武区白广路二 条一号，100761）。
DL/T ×××—201× 3 火力发电厂锅炉烟气袋式除尘器滤料滤袋技术条件 1 范围 本标准规定了火力发电厂锅炉烟气袋式除尘器用滤料、滤袋的技术条件。 本标准适用于火力发电厂锅炉烟气袋式除尘器用滤料、滤袋的选用、检查、维护、测试、管理。 2 规范性引用文件 下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注明日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。 GB 12625 袋式除尘器用滤料及滤袋技术条件 GB 13223 火电厂大气污染物排放标准 GB/T 6719 袋式除尘器技术条件 GB/T 14334 化学纤维 短纤维取样方法 GB/T 14335 化学纤维 短纤维线密度试验方法 GB/T 14337 化学纤维 短纤维拉伸性能试验方法 GB/T 14336 化学纤维 短纤维长度试验方法 GB/T 14338 化学纤维 短纤维卷曲性能试验方法 GB/T 14342 合成短纤维比电阻试验方法 GB/T 6505 化学纤维热收缩率试验方法 GB/T2828.1 计数抽样检验程序 第一部分：按接受质量限（AQL ）检索的逐批检验抽样计划 GB/T 3820 纺织品和纺织制品厚度的测定 GB/T 24218.1 纺织品 非织造布试验方法 第一部分：单位面积质量的测定 GB/T 5453 纺织品 织物透气性的测定 GB/T 3923 纺织品 织物拉伸性能 HJ/T 324 袋式除尘器用滤料 HJ/T 326 袋式除尘器用覆膜滤料 HJ/T 327 袋式除尘器 滤袋 3 术语和定义 下列术语和定义适用于本标准。 3.1 袋式除尘器 Bag filter 利用滤袋拦截阻留及烟尘的惯性碰撞、扩散作用，捕集烟气中粉尘的设备。 3.2 电-袋组合式除尘器Electrostatic-fabric filter dust collector 将静电除尘与袋式除尘组合为一体的除尘设备。 3.3 聚苯硫醚 Polyphenylene sulfide （PPS ）
火电厂烟气脱硝工程技术规范选择性非催化还原法 HJ 563-2010
HJ 中华人民共和国国家环境保护标准 HJ 563－2010 火电厂烟气脱硝工程技术规范 选择性非催化还原法 Engineering technical specification of flue gas selective non-catalytic reduction denitration for thermal power plant 本电子版为发布稿。请以中国环境科学出版社出版的正式标准文本为准。 2010—02—03发布 2010—04—01实施 环境保护部发布
HJ 563-2010 目次 前言 (Ⅱ) 1 适用范围 (1) 2 规范性引用文件 (1) 3 术语和定义 (2) 4 污染物与污染负荷 (3) 5 总体要求 (3) 6 工艺设计 (4) 7 主要工艺设备和材料 (7) 8 检测与过程控制 (7) 9 辅助系统 (8) 10劳动安全与职业卫生 (10) 11 施工与验收 (10) 12 运行与维护 (11) 附录A（资料性附录）SNCR工艺设计所需的原始参数 (12) 附录B（资料性附录）SNCR烟气脱硝工艺布置及典型流程 (13) 附录C（资料性附录）液氨SNCR工艺及氨水SNCR工艺 (15)
前言 为贯彻执行《中华人民共和国环境保护法》、《中华人民共和国大气污染防治法》和《火电厂大气污染物排放标准》，规范火电厂烟气脱硝工程建设，改善大气环境质量，制定本标准。 本标准规定了火电厂选择性非催化还原法烟气脱硝工程的设计、施工、验收、运行和维护等技术要求。 本标准由环境保护部科技标准司组织制订。 本标准为首次发布。 本标准主要起草单位：中国环境保护产业协会、西安热工研究院有限公司、北京市环境保护科学研究院、东南大学、国网电力技术公司、北京博奇电力科技有限公司、北京国电龙源环保工程有限公司、清华同方环境有限责任公司、浙江天地环保工程有限公司。 本标准环境保护部2010年2月3日批准。 本标准自2010年4月1日起实施。 本标准由环境保护部解释。
【免费下载】 选择性催化还原法SCR(汇总)
选择性催化还原法（SCR ）一、定义： 选择性催化还原法（Selective Catalytic Reduction ，SCR ）是指在300—420°C 下，将还原剂（如NH3、液氨、尿素）与窑炉烟气在烟道内混合，在催化剂的催化作用下，将NOx 反应并生成无毒无污染的氮气N2和水H2O 。该工艺脱硝率可达90%以上，NH3逃逸低于5ppm,设备使用效率高，基本上无二次污染， 是目前世界上先进的电站烟气脱硝技术，在全球烟气脱硝领域市场占有率高达98%。ppm:part per million ，百万分之几的意思。是百分数含量的一种表示。5ppm 就是氨的逃逸量是气体总量的百万分之5SCR 法的基本化学原理在SCR 脱硝过程中，氨可以把NOx 转化为空气中天然含有的氮气(N2)和水(H2O) 氨水为还原剂时：4NO + 4NH 3 + O2 → 4N 2 + 6H 2O （主要公式：烟气中的氮氧化物90%是NO ）6NO + 4NH 3 → 5N 2 + 6H 2O 6NO 2 + 8NH 3 → 7N 2 + 12H 2O 2NO 2 + 4NH 3 + O 2 → 3N 2 + 6H 2O 尿素为还原剂时：（尿素通过热解或电解转化为氨）H 2NCONH 2+2NO 2+1/2O 2——2N 2+CO 2+2H 2O 二、SCR 烟气脱硝技术工艺流程在没有催化剂的情况下，上述化学反应只在很窄的温度范围内（850～1250℃）进行，采用催化剂后使反应活化能降低，可在较低温度（300～400℃）条件下进行。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。而选择性是指在催化剂的作用和氧气存在的条件下，NH3优先与NOx 发生还原反应，而不和烟气中的氧进行氧化反应。目前国内外SCR 系统多采用高温催化剂，反应温度在315~400℃。电回路须同时切断习题电源，线缆敷设完毕，要进行检查和检测处理。对全部高中资料试卷电气设备，在安装过程中以及安装结束后进行高中资料试卷调整试验；通电检查、设备制造厂家出具高中资料试卷试验报告与相关技术资料，并且了解现场设备高中资料试卷布置情况与有关高中资料试卷电气系统接线等情况，然后根据规范与规程规定，制定设备调试高中资料试卷方案。时，需要进行外部电源高中资料试卷切除从而采用高中资料试卷主要保护装置。
氨法选择性催化还原
氨法选择性催化还原（SCR）氮氧化物的研究 烟气脱氮在中国刚刚起步，而在国外已经发展了很长时间。为了借鉴国外先进经验，需对国外氨法选择性催化还原（SCR）氮氧化物的现状进行研究。烟气脱氮技术包括燃烧中脱氮和烟气脱氮两大类。虽然各种燃烧改进技术可以降低NO X的排放，但在国外为了满足严格的排放标准，烟气脱氮必不可少。而目前使用烟气脱氮技术最广泛的分为两类：选择性催化还原（SCR）和选择性非催化还原（SNCR），它们的反应机理都是以氨气为还原剂将烟气中NO X还原成无害的氮气和水，两者的主要差别在于SCR使用催化剂，反应温度较低，SNCR不使用催化剂反应温度较高。表1详细比较了这两种烟气脱氮技术。由于SCR具有成熟可靠、效率高、选择性好和良好的性价比，在世界各地固定源NO X控制中得到了更为普遍的应用，其中目前使用的SCR数量是SNCR的两倍左右。SCR除了用于通常的燃煤、燃油、燃气电站外，还应用于垃圾焚烧厂、化工厂、玻璃厂、钢铁厂和水泥厂等。 表1 SCR 和SNCR 的比较 1、SCR 反应的化学机理 1.1 主反应 选择性催化还原脱氮（SCR-DeNOX）是指有氧情况下且合适的温度范围内还原剂NH3在催化剂的作用下将NOX有选择地还原为氮气和水，反应式如下：4NH3+4NO+O2→4N2+6H2O （1-1） 4NH3+2NO2+O2→3N2+6H2O （1-2） 8NH3+6NO→7N2+12H2O （1-3） 反应（1-1)在催化剂作用下、250-450℃、过量氧存在、氨氮比（NH3/NOX）
为1情况下反应进行得非常快。由于典型烟气中NO占NOX的95％以上，所以NOx脱除主要是以反应(1-1)式为主。 催化剂选择性主要是在有O2的条件下NH3是被NOx氧化，而不是被O2氧化（反应（1-4））。有时候选择性还指反应产物，SCR反应是选择性反应生成N2，而非其他的含氮氧化物，如N2O、NO和NO2。SCR过程中不希望生成N2O，一方面它的生成会降低反应的选择性，更主要还是因为它是臭氧层破坏气体和温室气体。 1.2 副反应 在SCR反应过程中还可能发生以下副反应： 4NH3+3O2→2N2+6H2O+1267.1KJ （1-4） 2NH3→2N2+3H2-91.9KJ （1-5） 4NH3+5O2→4NO+6H2O+907.3KJ （1-6） NH3分解反应 (1-5)和NH3氧化为NO的反应（1-6）均在温度高于350℃才开始，高于450℃才比较明显。通常的SCR工艺中，反应温度在400℃下，仅会发生少量NH3氧化为N2的副反应（1-4）。 烟气中通常含有SO2，在V2O5基催化剂的作用下SO2会被氧化成SO3，而生成的SO3会与H2O和泄漏的NH3生成(NH4)2SO4和NH4HSO4。在SCR工艺中，不希望发生SO2的氧化，因为反应生成硫酸铵盐会在催化剂表面沉积，引起催化剂表面和活性下降；另外它还会在反应器下游的空气预热器（APH）表面沉积，引起设备的腐蚀和堵塞，使系统的压降上升。 选择SCR催化剂的基本要求是NOX的脱除率较高，而SO2的氧化率较小。减少硫酸铵盐在催化剂表面沉积的一个方法是将反应温度保持在硫酸铵盐分解温度300℃以上，但这种方法只可以避免硫酸铵盐在催化剂表面的沉积而不能避免其在下游的空预器和管道上的重新凝结沉积。 2、商用工业催化剂 有三种用于 SCR 反应的催化剂类型：贵金属催化剂，分子筛催化剂和金属氧化物催化剂。 贵金属催化剂是上世纪70年代开发的并首先用于NOX还原的催化剂。目前它主要用于低温SCR及燃气发电的情况。某些贵金属催化剂具有较高的低温NOX还原
氨选择性非催化还原烟气脱硝研究进展
2008年第27卷第9期CHEMICAL INDUSTRY AND ENGINEERING PROGRESS ·1323· 化工进展 氨选择性非催化还原烟气脱硝研究进展 沈伯雄，韩永富，刘亭 （南开大学环境科学与工程学院，天津 300071） 摘 要：针对以氨为还原剂的选择性非催化还原（SNCR）系统进行综述，分析了SNCR工艺基本原理，总结了SNCR脱硝过程的各影响因素，指出了SNCR运行中的一些问题，最后对SNCR系统的应用给予建议。 关键词：选择性非催化还原；脱硝；氮氧化物 中图分类号：X 701.1 文献标识码：A 文章编号：1000–6613（2008）09–1323–05 Development of flue gas denitrification using NH3 selective non-catalytic reduction SHEN Boxiong，HAN Yongfu，LIU Ting （School of Environmental Science & Engineering，Nankai University，Tianjin 300071，China）Abstract：Selective non-catalytic reduction (SNCR) is a cost-effective technology for flue gas denitrification. The use of ammonia as a reducing agent for the SNCR system is reviewed. The reaction mechanisms and performance parameters are presented for SNCR. Additionally，the problems that may be encountered in the operation of SNCR are also discussed. In the end，some advices are given for the application of the SNCR system. Key words：selective non-catalytic reduction；denitrification；NO x 氮氧化物（NO x）是造成大气污染的主要污染物之一，从燃煤系统中排放的NO x 95%以上是NO，其余的主要为NO2。为了有效控制NO x的排放，国家环境保护总局和国家质量监督检验检疫总局发布，于2004年1月1日起实施的《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223—2003）对火电厂NO x排放浓度作了更为严格的要求。标准规定，第3时段新建、扩建、改建的燃煤锅炉，NO x最高允许排放浓度为450 mg/m3（V daf≥20%）。除此以外，还规定需预留烟气脱硝装置空间[1]。 在众多烟气脱硝技术中，选择性催化还原（selective catalytic reduction，SCR）和选择性非催化还原（selective non-catalytic reduction，SNCR）是运用较为广泛的两种技术。SCR技术脱硝率可达90%以上，但是由于其初期投资费用高，而且催化剂容易中毒，增加了运行费用。SNCR技术的脱硝率中等，但SNCR法不需要催化剂，运行费用较低，建设周期短，适合于中小型锅炉的改造。SNCR系统中，尿素和氨通常被用做还原剂。本文作者主要针对以NH3为还原剂的SNCR系统进行综述。1 SNCR工艺原理 选择性非催化还原技术是指在不使用催化剂的情况下，在炉膛烟气温度适宜处（850～1050 ℃）喷入氨或尿素等含氨基的还原剂，将烟气中的NO x 还原为N2和H2O。NH3做还原剂时，SNCR的总反应方程式如下。 3222 4NH4NO O4N6H O +++ ??→（1）3222 4NH2NO2O3N6H O +++ ??→（2） 3222 8NH6NO7N12H O ++ ??→（3）关于SNCR的详细反应机理，国外的研究者做了很多的研究工作，但是由于SNCR由很多复杂的基元反应组成，虽然研究者对一部分主要基元反应的速率常数已达成共识，但还有不少瞬态基元反应还处于探讨中。下面针对目前主要基元反应机理进行讨论。收稿日期：2008–03–05；修改稿日期：2008–04–18。 基金项目：国家高技术研究发展计划（863计划）（2006AA06A306）及国家自然科学基金（90610018）资助项目。 第一作者简介：沈伯雄（1971—），男，教授，从事烟气净化与固体废物热处理。电话 022–23503219；E–mail shenbx@https://www.360docs.net/doc/2f4766624.html,。
火电厂烟气脱硝工艺特点及工作原理概述
火电厂烟气脱硝工艺特点及工作原理概述 一、工作原理 电厂脱硫设备采用石灰石或石灰作为脱硫吸收剂，石灰石经破碎磨细成粉状与水混合搅拌成吸收浆液，当采用石灰为吸收剂时，石灰粉经消化处理后加水制成吸收剂浆液。脱硫处理技术在吸收塔内，吸收浆液与烟气触混合，烟气中的二氧化硫与浆液中的碳酸钙以及鼓入的氧化空气进行化学反应从而被脱除，最终反应产物为石膏。 二、系统组成 脱硫系统主要由烟气系统、吸收氧化系统、石灰石/石灰浆液制备系统、副产品处理系统、废水处理系统、公用系统(工艺水、压缩空气、事故浆液罐系统等)、电气控制系统等几部分成。 三、工艺流程 锅炉/窑炉—>除尘器—>引风机—>吸收塔—>烟囱 来自于锅炉或窑炉的烟气经过除尘后在引风机作用下进入吸收塔，吸收塔为逆流喷淋空塔结构，集吸收、氧化功能于一体，上部为吸收区，下部为氧化区，经过除尘后的烟气与吸收塔内的循环浆液逆向接触。系统一般装3-5台浆液循环泵，每台循环泵对应一层雾化喷淋层。当只有一台机组运行时或负荷较小时，可以停运1-2层喷淋层，此时系统仍保持较高的液气比，从而可达到所需的脱硫效果。吸收区上部装二级除雾器，除雾器出口烟气中的游离水份不超过75mg/Nm3。吸收SO2后的浆液进入循环氧化区，在循环氧化区中，亚硫酸钙被鼓入的空气氧化成石膏晶体。同时，由吸收剂制备系统向吸收氧化系统供给新鲜的石灰石浆液，用于补充被消耗掉的石灰石，使吸收浆液保持一定的pH值。反应生成物浆液达到一定密度时排至脱硫副产品系统，经过脱水形成石膏。 四、工艺特点 1、脱硫效率高，可保证95%以上; 2、技术成熟、运行可靠性好; 3、对煤种变化、负荷变化的适应性强，适用于高硫煤; 4、脱硫剂资源丰富，价格便宜。
(完整版)选择性催化还原法(SCR)烟气脱硝技术概述
选择性催化还原法（SCR）烟气脱硝技术概述 王清栋 （能源与动力工程1302班1306030217） 摘要：对选择性催化还原脱硝技术进行概述，分析了其机理，并简要介绍催化剂的种类及钝化与中毒机理.最后，对SCR技术进行总结与展望. 关键词:选择性催化还原；烟气脱硝；氮氧化物 Overview of Selective catalytic reduction (SCR) flue gas denitration Wang Qingdong (Power and Energy Engineering, class 1302 1306030217) Abstract: selective catalyst reduction flue gas denitration is reviewed. Its mechanism is analysed and catalyst is given a brief introduction. Catalyst passivation and poisoning mechanism is analysed. Finally, the summary and prospect of the technology are given. Keywords: SCR; NO x; flue gas denitration. 1.前言 氮氧化物是造成酸雨的主要酸性物质之一，是形成区域微细颗粒物污染和灰霾的主要原因，也是形成光化学烟雾的主要污染物，会引起多种呼吸道疾病，是“十二五”期间重点控制的空气污染物之一.2011年初通过的“十二五”规划纲要，要求NO x减少 10%，从而使NO x成为我国下一阶段污染减排的重点.烟气脱硝技术与NO的氧化、还原及吸附特性有关.根据反应介质状态的不同，分为干法脱硝和湿法脱硝.目前，已经在火力发电厂采用的烟气脱氮技术主要是选择性催化还原（SCR）和选择性非催化还原 （SNCR），其中采用最多的主流工艺是选择性催化还原法. 2.SCR反应原理 选择性催化还原脱氮是在一定温度和有催化剂存在的情况下，利用还原剂把烟气中的NO x还原为无毒无污染的N2和H2O.这一原理与1957年在美国发现，该工艺最早却在20世纪70年代的日本发展起来的. SCR 原理图如图一所示 氨气被稀释到空气或者蒸汽中，然后注入到烟气中脱硝，在催化剂表面，氨与NO x 生成氨气和水.SCR过程中的主要反应如下： 4NO+4NH3+O24N2+6H2O 基于V2O5的催化剂在有氧的条件下还对NO2的减少有催化作用，其反应式为 2NO2+4NH3+O23N2+6H2O
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
选择性催化还原(SCR)技术
选择性催化还原（SCR）技术降低柴油机 NOX 排放研究 本篇文章主要讲述了scr技术主要的影响因素以及存在的问题 影响因素：1。水的影响，低温时 H2O 的存在降低催化剂的活性，而在较高温度时 H2O 基本不影响 NOX 转化率，研究水蒸气对 V2O5-WO3／ TiO2 催化剂的 SCR 活 性的影响情况发现，低温时 H2O 的存在降低了催化剂的脱硝活性，反应温度在 360℃以下时H2O 对催化剂 SCR 活性具有一定抑制作用，而在较高温度时 H2O 的存在减弱了 NH3 被 O2 直接氧化为 NOX 的能力，从而间接提高了 NOX 转化率。（在车用尿 素的配制中要充分考虑其水的比例，保证最佳脱销活性） 2.温度的影响：，随着温度的升高，催化器的活性逐步升高，当温度升高到某个值附 近时，催化器活性迅速升到某一高峰，在这一温度之上 200℃左右的范围内，随着温 度的升高催化器的活性基本不变，当温度进一步升高，催化器的活性开始下降，这是 因为 NH3 氧化反应开始发生。（在催化剂选材的过程中要充分考虑汽车尾气的温度范围） 3. N O 2 和 N O 比例浓度的影响，增加 NO2 的比例可以提高 NOX 转化效率。其措 施是在尿素喷嘴上游加装预氧化转化器。转化率提高程度与温度有关，温度低于200℃时，NOX 转化效率随 NO2 量的增加而线性增加，当 NO 和 NO2 为 1:1 时，NOx 的转化效率最高；温度为 300℃左右时，随着 NO2量的增加，NOX 转化效率只是稍微有 所增加，当NO2 物质的量超过 NO 时，NOX 转化效率受到很大负面影响，在这个温度下 NO2 与 NH3 发生慢SCR 反应，速度比较慢，另外还会有 NH3 泄漏，造成二次污染；当温度高于 350℃时，NOx 转化效率将不受 NO2 影响。 4.尿素的影响，由于氨气来源于尿素的热解和水解，因此喷入尿素的数量和质量直接 影响氨气的生成，从而最终影响 NOX 转化效率。随着喷入尿素数量的增加，生成的氨气增多，从而产生更多的 NOX 还原剂，NOX 转化效率提高。但尿素的喷入量过多， 会造成氨气过剩，过多的氨气从排气管排出，造成二次污染。 S C R 存在的问题 2.1 催化剂的高温稳定性 目前，车用 SCR 系统常用 TiO2-WO3-V2O 作为催化剂。这种催化剂抗硫中毒性好， 不过在高温时容易老化，使得氨泄漏会增加，所以催化剂的高温稳定性很重要。一般 催化剂可以接受的最高温度能达到 600℃，一旦超过这个温度催化剂很容易老化。这可能由于锐钛矿型的 TiO2转化成了金红石型的 TiO2，结果造成活性表面积减少。提 高催化剂高温稳定性仍然是催化剂发展的一个方向。 改进方向：
火力电厂锅炉脱硫脱硝及烟气除尘的技术分析 汪心宇
火力电厂锅炉脱硫脱硝及烟气除尘的技术分析汪心宇 发表时间：2019-03-14T14:47:09.383Z 来源：《电力设备》2018年第27期作者：汪心宇 [导读] 摘要：在城市化进程不断加快的信息时代下，人们对电力的需求日益增多。 （合肥热电集团有限公司天源分公司安徽合肥 230088） 摘要：在城市化进程不断加快的信息时代下，人们对电力的需求日益增多。在此基础上，我国工业化得到了迅猛的发展。虽然工业化的发展，在一定程度上促进了社会经济的繁荣，但是也导致我国环境污染受到了严重破坏。因此，现阶段，人们逐渐加强对生态环境和空气质量的重视。为了满足人们的生活需求，工业化电厂企业逐渐开始重视脱硫脱硝和烟气除尘技术。 关键词：火力电厂；锅炉脱硫脱硝；烟气除尘；技术 1电厂锅炉脱硫脱硝及烟气除尘技术特点 近年来，较多的电厂锅炉企业在发展中，均加强对脱硫脱硝及烟气除尘技术的使用。分析脱硫脱硝及烟气除尘技术的特点，能够发现其具有较多的优势。第一，脱硫脱硝及烟气除尘技术工艺简单，耗费的人工劳动力较少。我国现有的脱硫脱硝及烟气除尘技术，其工艺流程较为简单，能够实现全程自动化控制。在此基础上，需要电厂锅炉工作人员所做的工作不断减少。其只需要在脱硫脱硝及烟气除尘技术应用期间，对脱硫脱硝环境的酸碱值和温度等进行观测。第二，脱硫脱硝及烟气除尘技术的运行成本相对较低。由于该技术具有工艺简单的特点，在工作过程中其所耗费的人工劳动力较少，因此能够减少在此环节中的人工劳动力，从而节省人力资源和人力成本。第三，脱硫脱硝及烟气除尘技术适应性较强。该技术能够适用于规模不一的电厂或是锅炉，不会对燃烧装置产生不良的影响，也不会造成对环境的二次污染。 2火电厂锅炉脱硫脱硝技术 2.1火电厂锅炉脱硫技术 利用石灰石粉的投入可以对SO2排放进行控制，WFGD（湿式石灰石-石膏法）、烟道流化床脱硫、炉内脱硫+燃烧优化工艺已经成为现阶段火电厂主要脱硫技术。烟道流化床脱硫技术需要空间较为庞大，其改造工程量相对较大。因此，在火电厂中的锅炉脱硫技术主要是采用石灰石-石膏湿法，在具体脱硫过程中，吸收塔占有关键地位。根据不同的脱硫方法，可以将吸收塔划分为3种类型：（1）喷淋吸收塔。喷淋吸收塔脱硫技术的应用较为广泛，通常情况下，炉膛烟气为自上到下运动，外形为喇叭形状，或是利用特定角度可以向下喷射，对烟气进行充分吸收。（2）液柱塔。利用烟气、液、气相融合方法，可以实现脱硫目的，这种方法的脱硝率相对较高，但是可能会因为烟气造成阻力，进而形成脱硫损失。（3）填料塔。填料塔利用了内部固体填料，可以让浆液从填料层表层流入其中，和炉膛内烟气融合，可以实现脱硫目的，但在应用这种方法时，可能会形成堵塞现象。 2.2火电厂锅炉脱硝技术 火电厂锅炉脱硝技术主要可分为2种类型，一是SCR烟气脱硝，二是低氮脱硝。这2种方式可以保证火电厂发电过程中的煤炭燃烧充分，可以让锅炉内部压力大幅提升。采用SCR烟气脱硝技术时，需要在烟气内放入还原剂，通过化学反应可以产生水和氮气，其温度可达350℃，可以达到90%的脱硝率，具体反应如以下化学方程式。 利用此种脱硝方式，催化剂类型、品种对脱硝反应温度起到决定作用。 采用SNCR烟气脱硝技术时，反应器为炉膛，在温度达到850℃之后，炉膛中NOX与脱硝还原剂分解的NH3会产生化学反应，进而出现N2。除此之外，还有部分火电厂采用SCR+SNCR混合法，这种工艺技术可以结合二者优点，但是所需投资相对较大。 3火电厂锅炉除尘技术 在火电厂中，除尘技术在锅炉生产阶段的稳定性相对较高，具有较高的除尘效率，就目前来看，利用旋转电极形式进行除尘处理是未来发展的主要方向。在火电厂中，旋转清灰刷、回转阳极板共同组成了旋转电极阳极部分，灰尘积累到一定厚度时，需要对其予以彻底清除，防止出现二次烟尘，此种方法具有较为合理的除尘效果。在实际除尘过程中，如果具有较高的粉尘排放标准，那么需要将湿式静电除尘设备予以适当增设。与干式电除尘器进行比较，利用这种除尘设备可以避免二次灰尘的出现，除尘较为高效。通常情况下，其除尘率约在70%。就目前来看，在火电厂锅炉生产过程中，利用脱硫脱硝技术和除尘技术依然存在一定局限，对此，可以选择一体化作用模式，将煤炭燃烧技术与烟气脱硝技术结合，将脱硫技术与除尘技术相结合，如在脱硫工作开始之前利用干式先转电极除尘器，在脱硫完成之后利用湿式除尘器，可以让热量增加，完成装置回收工作，进而有效提升除尘效率。 4火电厂锅炉脱硫脱硝系统优化 4.1工程概况 该火电厂为国家电投大连泰山电厂，其厂区占地约为8.57km2。 4.2脱硫工艺优化 4.2.1方案选择 如前文所说，利用石灰石粉的投入可以对SO2排放进行控制，CaCO3会分解为CaO与CO2，CaO与SO2会反应生成CaSO3，之后会再次发生固硫反应。 也就是说，石灰石反应活性、石灰石粒度、含硫量以及锅炉运行参数、入炉煤发热量与锅炉分离器工作效率会对脱硫效率造成影响。考虑到湿式石灰石-石膏法在现有场地中无法完成布置，且受到资金、运营费用等方面的限制，在本工程中主要采用炉内脱硫+燃烧优化工艺。 4.2.2机械改造 首先，将一层高压力ROFA风系统喷口设置在锅炉稀相区部位，出口风速为110m/s。共有喷射口数量为12个。利用ROFA风，可以保证此层面物料颗粒共同形成旋转对流。其次，需要改造原有锅炉机壳与叶轮，让当前风机出力增加。然后，需要改造锅炉原有二次喷口与喷射角度，让二次风功能得到保持。之后，需要将压力监测装置加入到原有二次风喷口挡板控制模式中。接着，需要对锅炉石灰石入炉部位进行改变，改为炉后锅炉返料腿部位，并优化改造石灰石系统的管系。最后，需要改造石灰石主粉仓及其输送管路，原主粉仓容量改为
选择性非催化还原法(SNCR)
选择性非催化还原法（SNCR） SNCR技术的催化剂费用通常占到SCR系统初始投资的40%左右，其运行成本很大程度上受催化剂寿命的影响，选择性非催化还原法脱硝技术应运而生。选择性非催化还原法（Selective Non-Catalytic Reduction，SNCR）技术是一种不用催化剂，在850℃～1100℃范围内还原NOx的方法，还原剂常用氨或尿素，最初由美国的Exxon公司发明并于1974在日本成功投入工业应用，后经美国Fuel Tech公司推广，目前美国是世界上应用实例最多的国家。 该方法是把含有NHx基的还原剂喷入炉膛温度为850℃～1100℃的区域后，迅速热分解成NH3和其它副产物，随后NH3与烟气中的NOx进行SNCR反应而生成N2。其反应方程式主要为： 4NH3＋4NO＋O2→4N2＋6H2O （5-6） 4NH3＋2NO＋2O2→3N2＋6H2O （5-7） 8NH3＋6NO2→7N2＋12H2O （5-8）而采用尿素作为还原剂还原NOx的主要化学反应为： (NH2)2CO→2NH2＋CO （5-9） NH2＋NO→N2＋H2O （5-10） CO＋NO→N2＋CO2 （5-11）SNCR还原NO的反应对于温度条件非常敏感，炉膛上喷入点的选择，也就是所谓的温度窗口的选择，是SNCR还原NO效率高低的关键。一般认为理想的温度范围为850℃～1100℃，并随反应器类型的变化而有所不同。当反应温度低于温度窗口时，由于停留时间的限制，往往使化学反应进行不够充分，从而造成NO的还原率较低，同时未参与反应的NH3增加也会造成氨气的逃逸，遇到SO2会产生NH4HSO4和（NH4）2SO4，易造成空气预热器堵塞，并有腐蚀的危险。而当反应温度高于温度窗口时，NH3的氧化反应开始起主导作用： 4NH3＋5O2→4NO＋6H2O （5-12）从而，NH3的作用成为氧化并生成NO，而不是还原NO为N2。如何选取合适的温度条件同时兼顾减少还原剂的泄漏成为SNCR技术成功应用的关键。