脱硝使用说明书

烟气脱硝系统氨区安全操作规程

烟气脱硝系统氨区安全操作规程 1.氨区内严禁明火，氨储存区半径15米范围内需动火操作时，应执行相应的动火管理规定。 2.脱硝氨区正常运行期间为无人值守岗位，运行值班人员通过接入中控室的控制系统对氨区的设备运行参数进行远程监控，并辅助值班人员定期巡回检查。 3.运行值班人员负责氨区的日常运行和机组的供氨运行操作。按指定路线对氨水储罐系统进行巡回检查，完成巡检记录，及时发现缺陷并按公司缺陷流程正确处理。 4.运行人员进入氨区前须确认无漏氨报警，如有报警应立即停运相关运行设备，靠近氨区前明确上风位，进入氨区必须穿戴好全身防护用品，如发生氨泄漏，应及时汇报部门领导。 5.运行操作人员须熟悉并掌握漏氨应急处置各项规定。在氨区内进行设备操作时，操作人和监护人必须穿戴好个人防护用品，严格按脱硝系统停运启停操作票进行操作。 6.运行值班人员每周检查一次洗眼器，操作及检查结果记录在运行日志上，当该系统不能正常工作时立即报修并汇报上级。 7.氨泄漏监测装置必须在有效检定期内，运行值班人员发现仪器超过检定周期时，应及时通知仪器检定部门进行校验，并汇报上级。 8.氨水的接卸工作由运行操作人员和氨水运输人员共同完成。 9.进行卸氨操作时，运行操作人员和运输人员需穿好防护服，戴防护手套，护目眼镜，带有氨气过滤功能的口罩或防毒面具。 10.氨水槽车到现场时，运行操作人员负责审核氨水出厂单据、质量证书，并确

认

运输人员是否携带《危险品运输操作证》，如有缺项应拒绝接卸。 11.氨水卸车时，运行操作人员应对作业区域内大气中的氨浓度测试，并控制作业区域内大气中的氨浓度低于30mg/Nm3，否则应立即停止卸氨，查找漏氨点，处理后才能继续卸氨。属于槽车运输方问题且无法处理正常时，现场操作人员有权拒绝接卸。 12.运行值班操作人员陪同氨水运输人员到现场进行确认，口头交代好注意事项。先由卸氨人员连接好槽车的进出管道。接卸人员开启相关阀门，并严格按照《卸氨规程》进行卸氨操作。氨水接卸时应注意控制流速不能过快，防止因静电摩擦起火。 13.接卸人员根据接卸前后氨水储罐的液位差，估算所来氨水的数量，并做好相关台帐。当氨水数量与出厂单据所列值有较大出入时，及时向上级汇报。 14.氨区内配置如下的安全防护用品，由部门安全员负责其有效性和完整性。正压式呼吸器、防毒面具、防化服、防酸碱橡胶手套、防酸碱橡胶雨靴、防酸碱口罩、防护眼镜各2套，2%稀硼酸溶液1瓶。 15.急救措施： a.皮肤接触：立即脱去污染的衣服，用大量流动清水冲洗至少15分钟。 b.溅入眼部：立即提起眼睑，用大量流动清水或生理盐水彻底冲洗15-30分钟，立即就医。 c.吸入：迅速脱离现场至空气新鲜处。保持呼吸道通畅。用2%硼酸水洗鼻腔, 让其咳嗽。如呼吸困难，给输氧。如呼吸停止，立即进行人工呼吸并就医。

脱硝运行规程(版本1)

2×600MW机组脱硝运行规程（试行）批准：审核：编制：

6.28排烟脱硝（SCR）系统 6.28.1设备概述 6.28.1.1脱硝系统是由苏源环保设计制造，采取选择性催化还原（SCR）法来达到去除烟气中NO X 的目的。SCR反应器采用高灰型工艺布置（即反应器布置在锅炉省煤器与空预器之间），催化剂购自日立造船公司。 6.28.1.2化学反应式如下： 4NO+4NH 3+O 2 → 4N 2 +6H 2 O 6NO 2+8NH 3 → 7N 2 +12H 2 O 6NO+4NH 3→ 6H 2 O+5N 2 6.28.1.3脱硝系统主要由两部分组成 1）7、8号机组共用一套液氨储存与供应系统，外购液氨通过液氨槽车运至液氨储存区，通过往复式卸氨压缩机将液氨储罐（2个）中的气氨压缩后送入液氨槽车，利用压差将液氨槽车中的液氨输送到液氨储罐中；液氨经氨蒸发器（3个）蒸发成气氨后进入气氨储罐（3个），气氨通过稀释风机（每台锅炉2台）稀释后，分别经过两台机组的喷氨格栅送入SCR反应器（每台锅炉2个）。 2）按（NO X /NH 3 ）1:1的比例喷入锅炉烟气中的NH 3 在SCR反应器中催化剂的作用下与烟气中NO X 按上述化学反应式进行反应，从而达到降低排烟中NO X 含量的目的。 6.28.2脱硝系统设备规范

6.28.3脱硝系统启动和停止 6.28.3.1启动前的检查和准备 1)SCR系统正常启动前的检查与准备工作除按《辅机通则》进行外还应注意下

列事项。对氨管路进行吹扫置换，A）长时间停运的氨蒸发器，在每次启动前必须用N 2 吹扫压力为4kg/cm2。排放、加压重复二至三次即可。 B）确认炉前氨气分配蝶阀在固定开度。 6.28.3.2SCR系统启动 1）氨蒸发器的启动 A)氨蒸发器暖机 a）打开工业水进水隔离阀，液氨蒸发器内注水液位至溢流后关闭。 b）打开液氨蒸发器温度调节阀，待系统稳定后投自动，设定值为40℃。 B)液氨注入 a）开启液氨储罐出口截止阀和液氨蒸发器入口压力控制阀，使液氨进入液氨蒸发器，蒸发后的气氨进入气氨储罐。 b）待系统稳定后，压力控制阀设定压力为0.2MPa，液氨蒸发器入口压力控制阀投自动。 2）SCR的启动 A)开启稀释风机，确认稀释空气总流量超过9175Nm3/h。 B)开启液氨蒸发器温度控制阀，并投自动。 C)打开液氨储罐出口气动截止阀，缓慢调节液氨蒸发器入口压力控制阀，使气氨储罐压力达到0.2MPa。 D)开启炉前SCR喷氨进口截止阀，然后开启气氨储罐出口截止阀。 E)根据SCR入口烟气中的NOx含量及负荷情况、以SCR出口NOx含量≤ 含量≤3ppm为标准手动缓慢调节炉前气氨流量调节阀。 100mg/Nm3和NH 3 F)喷氨时，若SCR出口NOx显示值无变化或明显不准，则应及时联系处理，暂停喷氨。 6.28.3.3SCR系统停止 1)关闭液氨储罐出口截止阀和液氨蒸发器入口压力调节阀，停止液氨供应。 2)继续加热氨蒸发器数分钟，然后手动逐渐关小温度调节阀，减少蒸汽进入量，至完全关闭。

scr脱硝催化剂介绍[整理版]

scr脱硝催化剂介绍[整理版] 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VO，载体为锐钛矿型的TiO，252WO或MoO作助催剂。SCR催化剂成分及比例，根据烟气中成分含33 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催化剂成分比例(,) TiO 78 2 主要原材料 WO 9 3 MoO 0.5,1 3 活性剂 VO 0,3 25 SiO7.5 2 AlO1.5 23 纤维(机械稳定性) CaO 1 NaO，KO 0.1 22 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，但却能显著地改善催化剂性能。研究发现WO与MoO均可提高催化剂的热稳定性，33 并能改善VO与TiO之间的电子作用，提高催化剂的活性、选择性252 和机械强度。除此以外，MoO还可以增强催化剂的抗AsO中毒能323 力。

载体主要起到支撑、分散、稳定催化活性物质的作用，同时TiO2本身也有微弱的催化能力。选用锐钛矿型的TiO作为SCR催化剂的2 载体，与其他氧化物(如AlO、ZrO)载体相比，TiO抑制SO氧化23222的能力强，能很好的分散表面的钒物种和TiO的半导体本质。2 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主要是被NO氧化成N和HO，而3x22不是被O氧化。催化剂的高选择性有助于提高还原剂的利用率，降2 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的氧化率低，良好的化学、机械和2 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。蜂窝式催化剂表面积大、活性高、体积小，目前占据了80,的市场份额，平板式催化剂比例其次，波纹板最少。

脱硝操作规程

操作规程

一、岗位职责本岗位职责：将购买回浓度为20%的氨水通过氨水卸料泵输送到氨水储罐中，从而为SNCR脱硝区提供满足工艺要求的还原剂产品；同时对SNCR脱硝区的设备运行进行操作和监控，保证SNCR脱硝的正常运行。二、工艺流程 1、SNCR脱硝区操作规程 1.1设备名称及规格性能表： 1.2S NCR脱硝系统操作工艺流程 1.2.1开启控制柜电源，启动工控机，检查控制界面上的仪表显示状态是否正常； 1.2.2开启稀释水总管手动阀，开启稀释水泵进口手动阀； 1.2.3启动稀释水泵，调节变频器转速由0到35Hz，观察5分钟，等到稀释水泵运行正常； 1.2.4开启稀释模块氨水管道上的电动阀； 1.2.5启动高倍流量循环模块氨水溶液循环泵，调节变频器转速由0到35Hz，观察5分钟，等到循环泵运行正常； 1.2.6开启稀释模块氨水管道上的电动调节阀，通过稀释水管道电磁流量计和氨水溶液管道玻璃流量计显示的数值，调节电动调节阀的开度大小； 1.2.7调节分配模块至各个喷枪稀氨水溶液的流量，根据CEMS显示的NOx值的变化确定各个喷枪最合理的还原剂喷射量； 1

至此，SNCR脱硝投入自动运行状态。 1.3SNCR脱硝系统的停止 SNCR脱硝系统的停止的操作步骤与1.2项相反。 1.4SNCR脱硝系统运行与停止的注意事项 1.4.1厂区雾化压缩空气无论是在SNCR运行或停止时，均不能停止供应，除已将喷枪从分解炉中抽出；三、单体设备的开停车 1、氨水卸料泵的开车 1.1启动前的安全检查与准备工作 1.1.1确认泵地基、地脚螺栓、护罩等牢固可靠； 1.1.2确认氨水储罐内液位正常，检查泵的出入口阀是否正常； 1.1.3确认压力表根部阀打开； 1.1.4检查泵体及轴承密封有无泄露现象； 1.1.5点动使泵短时间运转，检验泵的转向是否正常。 1.2开启 1.2.1设备处于远控位置； 1.2.2启动泵，观察电机有无异常情况； 1.2.3运行5分钟，若无异常现象方准离开，并记录开泵时间。 1.3停机 1.3.1自动停机或者现场按下停泵按钮； 1.3.2关闭进口阀。四、SNCR脱硝系统长期停运时需采取的措施脱硝系统停运较长时间时，原则上尽量将系统中的氨水溶液用完对整个系统进行清洗后再停机。 1、氨水储罐、高倍流量循环模块清洗氨水储罐需要清洗时，先将氨水储罐的排污阀打开，把残存的氨水排放掉，然后关闭排污阀，由稀释水泵将工艺水打入氨水储罐。关闭氨水循环管道进、出稀释模块阀门，打开旁路阀，打开高倍流量模块进口冲洗水阀门，开启循环泵几分钟，冲洗氨水循环管道。开启高倍流量模块的排污阀，排净管道中的积水，关闭排污阀。打开氨水储罐排污阀，将储罐中的冲洗水排净。 2、稀释模块、分配模块和喷枪组件的清洗 2

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VO，载体为锐钛矿型的TiO，WO3252或MoO作助催剂。SCR催化剂成分及比例，根据烟气中成分含量以及3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

)1 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，但却能显著地改善催化剂性能。研究发现WO与MoO均可提高催化剂的热稳定性，并 33能改善VO与TiO之间的电子作用，提高催化剂的活性、选择性和机225械强度。除此以外，MoO还可以增强催化剂的抗AsO 中毒能力。323．载体主要起到支撑、分散、稳定催化活性物质的作用，同时TiO2本身也有微弱的催化能力。选用锐钛矿型的TiO作为SCR催化剂的载 2体，与其他氧化物(如AlO、ZrO)载体相比，TiO抑制SO氧化的能22322力强，能很好的分散表面的钒物种和TiO的半导体本质。22．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主要是被NO氧化成N和HO，而不是2x23被O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 2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的氧化率低，良好的化学、机械和热2 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，结构所示。蜂窝式催化剂表面积大、活性高、体积小，目前占2-23如图 80％的市场份额，平板式催化剂比例其次，波纹板最少。据了波纹式板式蜂窝式催化剂结构图2-23 列出了蜂窝式与板式、波纹式催化剂主要性能对比。表2-3催化剂的性能比较不同类型SCR表2-3 波纹式催化波纹状纤维作成分表面积介于蜂窝催化剂表面积小、活性比表面积大、式与平板式之间，质体积大；生产简便，高、所需催化剂体积量轻；生产自动化程自动化程度高；烟气小；催化活性

SNCR脱硝系统运行操作规程

SNCR脱硝系统运行操作规程一、SNCR脱硝技术选择性非催化还原SNCR是指无催化剂的作用下，在适合脱硝反应的“温度窗口”内喷入还原剂将烟气中的氮氧化物还原为无害的氮气和水。该技术一般采用炉内喷氨、尿素或氢氨酸作为还原剂还原NOx 。还原剂只和烟气中的NOx 反应，一般不与氧反应，该技术不采用催化剂，所以这种方法被称为选择性非催化还原法（SNCR）。由于该工艺不用催化剂，因此必须在高温区加入还原剂。还原剂喷入炉膛温度为850 ~ 950℃的区域，迅速热分解成NH3，与烟气中的NOx 反应生成N2和水。我公司SNCR脱硝技术，采用20%的氨水作为还原剂。氨水槽车将氨水送至厂区内氨水储罐后，由氨水加注泵打入氨水储罐内。氨水储罐存放按3台炉5天脱硝的量，以保证整个脱硝系统连续平稳运行。在进行SNCR脱硝时，氨水输送泵将20%的氨水直接从氨水储罐中抽出，并输送到静态混合器与稀释水泵输送过来的稀释水混合形成浓度5%-10%（以5%设计）的氨水，5%氨水继续输送至炉前SNCR喷枪处。氨水在压力作用下，通过喷枪时，与同时喷入喷枪的雾化空气剧烈混合而雾化后，以雾状喷入炉内，与烟气中的氮氧化物发生还原反应，生成氮气，去除氮氧化物，从而达到脱硝目的。喷枪外层通雾化风，一方面将氨水进一步雾化，另一方面在检修时起吹扫作用，还有起到保护喷枪不受磨损和冷却喷枪的效果。

烟气脱硝技术工艺流程图：二、脱硝系统工艺原理选择性非催化还原技术是用NH3为还原剂喷入炉内与NOx进行选择性反应，不用催化剂，因此必须在高温区加入还原剂。还原剂喷入炉膛温度为850～950℃的区域，该还原剂迅速热分解成NH3并与烟气中的NOx进行SNCR反应生成N2，该方法是以炉内为反应器。研究发现，在炉膛850～950℃这一温度范围内，在无催化剂作用下，NH3作为还原剂可选择性地还原烟气中的NOx，基本上不与烟气中的O2作用。在850～950℃范围内，NH3还原NOx的主要反应为： 4NH 3+4NO+O 2 → 4N 2 +6H 2 O 不同还原剂有不同的反应温度范围，此温度范围称为温度窗。NH 3 的反应最佳温度区为 850～950℃。当反应温度过高时，由于氨的分解会使NOx还原率降低，另一方面，反应温度过低时，氨逃逸增加，也会使NOx还原率降低。NH 3 是高挥发性和有毒物质，氨的逃逸会造成新的环境污染。三、脱硝系统主要模块 SNCR脱硝主要工艺包括以下几个模块：（1）氨水储存模块；（2）氨水输送模块；（3）稀释水输送模块；（4）计量混合模块；（5）还原剂喷射模块；（6）控制系统模块。

SCR脱硝催化剂介绍

SCR脱硝催化剂介绍 i ?催化剂的化学组成商业SCR催化剂活性组分为MQ,载体为锐钛矿型的TiO2, WO或MoO乍助催剂。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与MoO均可

提高催化剂的热稳定性，并能改善MQ与TiO2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，MoQ还可以增强催化剂的抗A&Q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TiO2本身也有微弱的催化能力。选用锐钛矿型的TiO2作为SCR催化剂的载体，与其他氧化物(如AI2O、ZrO)载体相比，TiO2抑制SQ氧化的能力强，能很好的分散表面的钒物种和TiO2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%勺脱硝率，即要求催化剂有很高的SCR 舌性； (2)选择性强还原剂NH主要是被NQ氧化成N和HQ,而不是被Q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

脱硝系统安全操作规程(新编版)

( 操作规程 ) 单位：_________________________ 姓名：_________________________ 日期：_________________________ 精品文档 / Word文档 / 文字可改脱硝系统安全操作规程(新编版) Safety operating procedures refer to documents describing all aspects of work steps and operating procedures that comply with production safety laws and regulations.

脱硝系统安全操作规程(新编版) 操作流程风险分析安全注意事项严禁事项应急措施作业前 1、联系现场检查管道、阀门有无渗漏； 2、现场打开A储罐或B储罐的出液口阀门； 3、确认5层6支、6层4支喷枪已经安装进分解炉并开启压缩空气，压缩空气压力大于0.4MPa（0.4-0.5）； 4、确认中控控制界面上各信号正常；若出现通讯异常退出重启系统，还不正常联系有关人员检查处理。

1、灼烫； 2、物体打击； 3、爆炸； 4、高空坠落； 5、辐射； 6、触电 1、认真填写交接班记录，字迹工整、清晰，内容详实、明了； 2、中控员将各项指标（NOX）控制在合格范围内,出现异常的要及时对窑况进行调整； 3、氨水喷枪每条窑必须保证10只喷枪的完好使用（包括正常使用和备用）； 4、为了使整个分解炉截面积被雾状氨水覆盖喷枪使用支数最少不能低于5支,减少增加喷枪时以中控通知现场为主。 1、严禁使用不合格劳保用品； 2、严禁使用带有接头线路； 3、严禁不断电进入设备； 4、严禁违章操作及指挥；5，不准疲劳作业、脱岗、睡岗、酒后上岗；

SCR催化剂简介

SCR催化剂简介泛指应用在电厂SCR（selective catalytic reduction）脱硝系统上的催化剂（Catalyst），在SCR反应中，促使还原剂选择性地与烟气中的氮氧化物在一定温度下发生化学反应的物质。目前最常用的催化剂为V2O5-WO3(MoO3)/TiO2系列（TiO2作为主要载体、V2O5为主要活性成分）。组成介绍目前SCR商用催化剂基本都是以TiO2为基材，以V2O5为主要活性成份，以WO3、MoO3为抗氧化、抗毒化辅助成份。化剂型式可分为三种：板式、蜂窝式和波纹板式。板式催化剂以不锈钢金属板压成的金属网为基材，将TiO2、V2O5等的混合物黏附在不锈钢网上，经过压制、锻烧后，将催化剂板组装成催化剂模块。蜂窝式催化剂一般为均质催化剂。将TiO2、V2O5、WO3等混合物通过一种陶瓷挤出设备，制成截面为150mmX150mm，长度不等的催化剂元件，然后组装成为截面约为2m´1m的标准模块。波纹板式催化剂的制造工艺一般以用玻璃纤维加强的TiO2为基材，将WO3、V2O5等活性成份浸渍到催化剂的表面，以达到提高催化剂活性、降低SO2氧化率的目的。发展简史催化剂是SCR技术的核心部分，决定了SCR系统的脱硝效率和经济性，其建设成本占烟气脱硝工程成本的20%以上，运行成本占30%以上。近年来，美、日、德等发达国家不断投入大量人力、物力和资金，研究开发高效率、低成本的烟气脱硝催化剂，重视在催化剂专利技术、技术转让、生产许可过程中的知识产权保护工作。最初的催化剂是Pt-Rh和Pt等金属类催化剂，以氧化铝等整体式陶瓷做载体，具有活性较高和反应温度较低的特点，但是昂贵的价格限制了其在发电厂中的应用。因此，从20世纪60年代末期开始，日本日立、三菱、武田化工三家公司通过不断的研发，研制了TiO2基材的催化剂，并逐渐取代了Pt-Rh和Pt系列催化剂。该类催化剂的成分主要由V2O5(WO3)、Fe2O3、CuO、CrOx、MnOx、MgO、MoO3、NiO等金属氧化物或起联合作用的混和物构成，通常以TiO2、Al2O3、ZrO2、SiO2、活性炭（AC）等作为载体，与SCR系统中的液氨或尿素等还原剂发生还原反应，目前成为了电厂SCR脱硝工程应用

SNCR脱硝系统操作规程-朱连才

质量技术安全环保部安全环保室安全专管员岗位操作规程第1版编审批制：朱连才核：准：文件编号：年月日发布年月日实施

SNCR脱硝系统操作规程 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。内蒙古蒙西水泥股份有限公司脱硝工程采用的是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内喷入还原剂（氨水），将炉内燃烧生成烟气中的NOx 还原为N 2 和 H 2 O，降低 NOx排放，制造还原区，从而在燃烧过程中降低NOx生成量。 2 工艺描述 2.1氨水储罐和加注系统，系统设有两个50m3卧室式氨水储罐，顶部设有满溢保护开关和呼吸阀，顶部设有液位计、氨水直排门。氨水由专用槽罐车送来，用车辆自带软管经快速接口接驳加注泵进口管道和循环管道。氨水一般为17%-20%的氨水。氨水加注泵是两台离心泵，出口阀和循环阀手柄上设有开关。送上加注泵电源，出口阀和循环阀开启，而且氨罐未满溢时，可以开启加注泵向氨罐补液。为安全起见，氨水储罐边设有自来水紧急喷淋装置，紧急时用于冲洗眼睛、皮肤，作防护预处理。 SNCR氨水供应泵系统在氨罐旁，设有一组氨水加压泵组，从氨水储罐底部抽取氨水，加压后，由喷射加压泵送至预热器4层处分解炉内的SNCR处理单元。每组喷射加压泵组有2台不锈钢多级离心泵，一用一备。每个泵组进口除设有手动隔离阀外，还设有电控气动隔离阀可实现远控开关，压缩空气气源取自厂内压缩空气站；出口设有远传压力表。每台加压泵设有进出口手动隔离阀和出口逆止阀。在现场还设有氨气泄漏检测仪，防止氨水泄漏过大，进行喷淋降低浓度。氨水储罐设有液位计，低液位时停运氨水加压泵。来自SNCR系统喷射加压泵的氨水，分别经各自的电控气动阀、过滤器、流量计和调节阀送入喷射环管，满足水泥线NOx的控制要求。各管线设有单向阀防止氨水、自来水回流，尤其防止氨水泄露。另设有自来水冲洗氨水管路，SNCR系统停机和检修时可以冲洗氨水管路，保证管路中无氨水残留。

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

脱硝(尿素)操作规程

SNCR尿素脱硝设备操作规程一、脱硝原理脱硝通俗的讲就是将用氨水或者尿素溶液雾化后喷到炉膛里，将硝（即氮氧化合物，主要是一氧化氮、二氧化氮）从烟气中除去，变成对空气无害的氮气。 SNCR脱硝工艺介绍 SNCR技术，即选择性非催化还原技术，它是目前主要的烟气脱硝技术之或尿素一。在炉膛800~1050℃这一狭窄的温度范围内、无催化剂作用下，NH 3 作用，等氨基还原剂可选择性地还原烟气中的NOx，基本上不与烟气中的O 2据此发展了SNCR烟气脱硝技术。在800~1250℃范围内，NH3或尿素还原NOx 的主要反应为：尿素为还原剂不同还原剂有不同的反应温度范围，此温度范围称为温度窗。当反应温度过高时，由于氨的分解会使NOx还原率降低，另一方面，反应温度过低时，氨的逃逸增加，也会使NOx还原率降低。SNCR工艺技术的关键就在于，还原剂喷入系统必须尽可能地将还原剂喷入到炉内最有效温度窗区域内，即尽可能的保证所喷入的还原剂在合适的温度下与烟气进行良好的混合，这样一方面可以提高还原剂利用率，另外一方面可以控制获得较小的氨逃逸。二、脱硝设备组成本套脱硝设备包括尿素溶液制备系统（搅拌罐、转运泵、储存罐）、脱硝计量泵站系统（计量泵、压力表、管件阀门、底座、电控箱）、分配模块（压力表、压缩空气调节阀）、脱硝喷枪（喷嘴、枪杆、保护套管、混合器、快速接头、快拆卡子等）、管道（尿素溶液管道、压缩空气管道）。三、尿素溶液制备系统 1.尿素溶液作为脱硝还原剂的优点是干净卫生安全。 2.在冬季通常配制成10%的浓度，本项目中搅拌罐的容积为2立方，放4 袋50公斤的尿素即可。在夏季可以配制的浓一些（15-20%），并相应减少计量泵的流量。在锅炉负荷比较大的情况下可以配的浓度大一些。

脱硫脱硝运行规程

精心整理宁夏天元发电有限公司发电一厂脱硫脱硝运行规程编制：审核：批准：2016年12月20日发布2017年1月1日实施

精心整理前言 1、本规程是在参照厂家设备说明书和技术协议、借鉴同类机组的经验及引用《燃煤电厂脱硫运行维护管理导则》的基础上编写而成，本规程为脱硫、脱硝设备运行管理工作而制定，规范了宁夏天元发电有限公司发电一厂脱硫、脱硝系统的生产运行、维护等工作。 2、本规程致力于规范脱硫、脱硝系统的运行操作，方便运行人员更有效的管理，力求做到简明实用、重点突出、层次分明、概念清楚，并充分注重必要的系统性和完整性，以期达到资源的最大利用。 3、脱硫、脱硝专业运行人员及相关专业人员和有关领导必须认真学习，严格执行本规程。发电一厂2016年 6 月编写：审核：批准：

精心整理目录第一章脱硫系统概述............................. 错误... !未指定书签。 1.1石灰石湿法烟气脱硫系统概述................. 错误! 未指定书签。 1.2石灰石-石膏脱硫法工作原理及工艺简介............. 错误!未指定书签。 1.3设计条件及主要经济技术指标................. 错误! 未指定书签。 1.4脱硫设备规范 ....................... 错误! 未指定书签。第二章脱硫系统启动.............................. 错误... !未指定书签。 2.1脱硫系统启动前的检查和试验................. 错误! 未指定书签。 2.2.1转动设备试转前的检查 ................. 错误! 未指定书签。 2.1.2脱硫系统启动前的检查 ................. 错误! 未指定书签。 2.1.3脱硫系统投运前的试验 ................. 错误! 未指定书签。 2.2脱硫系统启动 ....................... 错误! 未指定书签。 2.2.1脱硫系统启动方式和顺序 ................ 错误! 未指定书签。 2.2.2工艺水系统的启动 ................... 错误! 未指定书签。 2.2.3搅拌器的启动 ..................... 错误! 未指定书签。 2.2.4石灰石浆液制备系统的启动 .............. 错误! 未指定书签。 2.2.5脱硫塔浆液循环泵启动 ................. 错误! 未指定书签。 2.2.6氧化风机启动 ..................... 错误! 未指定书签。 2.2.7烟气系统的启动 ................... 错误! 未指定书签。 2.2.8石膏脱水系统启动 ................... 错误! 未指定书签。第三章脱硫系统运行调整及维护.................... 错误. !未指定书签。 3.1脱硫系统维护运行通则.................... 错误! 未指定书签。 3.2脱硫系统运行注意事项.................... 错误! 未指定书签。 3.3石膏脱水系统运行中的维护.................. 错误! 未指定书签。第四章脱硫系统停运.............................. 错误... !未指定书签。 4.1脱硫系统的停运方式和步骤.................. 错误! 未指定书签。 4.2脱硫塔系统的停运 ..................... 错误! 未指定书签。 4.3石灰石浆液输送系统的停运.................. 错误! 未指定书签。 4.4工艺水泵、冲洗水泵的停运.................. 错误! 未指定书签。 4.5真空皮带脱水机的停运.................... 错误! 未指定书签。第五章脱硫系统事故处理 ......................... 错误.. !未指定书签。 5.1脱硫系统事故处理的一般原则................. 错误! 未指定书签。 5.2380V电源中断的处理. ...................... 错误! 未指定书签。 5.3发生火灾时的处理 ..................... 错误! 未指定书签。 5.4转动机械轴承温度高的处理.................. 错误! 未指定书签。 5.5 转动机械振动大的处理................... 错误! 未指定书签。

脱硝简介

选择性催化还原选择性催化还原方法（SCR）是对下游工质的一项处理工艺。其原理就是在含有N Ox的尾气中喷入氨，尿素或者其它含氮化合物，使其中的NOx还原成N2和水。还原反应在较高的温度范围（870—1100℃）内进行，不需要催化剂，称为选择性非催化还原（SNR）；还原反应在较低的温度范围（315—400℃）内进行，需要催化剂，称之为选择性催化还原（SCR）。 SCR成功的关键因素有二：一是排气与NH3充分混合；二是按进入反应区的NOx浓度及去除率严格控制NH3的喷入量。在反应过程中，还原反应并不完全，不参加反应的部分NH3会随排气从烟道逸出。若逸出量过高时，会出现若干有害的副反应，如在有O2存在的条件下，催化剂会将SO2转化为SO3，SO3和多余的NH3和水反应生成硫酸铵或者硫酸氢铵。这种固态物质会污染和堵塞下游部件，沉积在锅炉表面或者在烟囱出口处形成蓝色的有害烟雾。露点腐蚀也被认为与此物有关。因此不得不设置水洗装置以清除有害的副反应生成物，从而使结构复杂化。催化剂也会随时间的增加而丧失活性，因此必须定期更换，一般规定一至五年更换一次，需根据用途而定。但由于催化剂价格昂贵，频繁更换必然会增加运营成本。常规的SCR技术，有一些值得注意之处：（1）必须精确控制NH3的喷入量，以便最大限度的去除NOx，而无未反应的NH3通过烟囱逸出。因为除可能产生有害的副产物以外，NH3本身也是一种大气污染物。（2）当前使用的大多数催化剂都是有毒的，这种材料的管制和处理仍然是问题。（3）由于NH3的喷入位置及催化剂位置的影响，余热锅炉的补燃可能会受到限制。（4）如果SCR组件在余热锅炉中部，因为部分气体不再沿锅炉表面流向烟囱，则余热锅炉的产气量可能很难控制。（5）SCR组件对燃料中的硫十分敏感，影响了燃料品种的多样性。虽然如此，SCR仍然是一项很有前途的技术。催化剂成本近年来已经有所降低，而使用寿命却在增加。另外，一种新的低温催化剂沸石的研制正在取得进展，并结合分子筛技术，其催化活性、对污染的敏感性、维护和处理性能都较其它催化剂有所改善。 1.吴忠标, 大气污染控制技术. 2002, 北京: 化学工业出版社. 244. 2.刘瑞同, 国外降低燃气轮机NOx排放物的途径. 燃气轮机技术, 1991.

脱硝运行规程

**电厂脱硝系统运行规程批准: 审核: 编写: 电厂运行部 2014-6-29

本规程是根据宁鲁煤电有限公司**电厂运行管理标准化的要求，由运行部人员根据工程设计技术资料、设备制造厂说明书、技术协议及部颁规程和标准，结合集团公司有关反措和本工程实际情况编写而成。是运行人员进行操作、调整、检查、试验和处理事故异常的技术标准。在执行本规程的过程中，若出现与生产实际不相符的情况时，所有生产人员都有权利和义务及时提出修改意见，并经生产副厂长、总工程师批准后执行。本规程共分五章，其中第一章为《烟气脱硝（SNCR工艺概述》，第二章为《脱硝工艺流程及分系统》，第三章为《设备规范》，第四章为《脱硝装置运行》，第五章为《脱硝设备联锁保护》。本规程规定**电厂135MV循环流化床锅炉脱硝系统所属辅助设备的启动、试验、正常运行及维护、停运、事故处理及预防措施和技术规范等主要内容。由于时间仓促,且缺乏相应操作说明和操作经验，该规程中尚有不妥之处，需在生产实践中不断总结经验，使之逐步完善。引用标准《电力工业技术管理法规》水力电力部《电业安全工作规程》电力工业部《安全规程制度汇编》中国国电集团公司《防止电力生产重大事故的二十五项预防措施》电力工业部《制造厂家运行说明书》各脱硝设备生产厂家《有关图纸、资料》华能清洁能源研究院下列人员应熟悉本规程：厂长、副厂长、（副）总工程师、生产部门负责人、专业技术人员。下列人员应掌握并执行本规程：运行部经理、副经理、值长、运行专工、值班员。批准：审定：审核：初审：编写：本规程由宁鲁煤电有限公司 **电厂运行部负责解释。 2014年5月

SCR脱硝技术简介

S C R脱硝技术简介-标准化文件发布号：（9456-EUATWK-MWUB-WUNN-INNUL-DDQTY-KII

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：4NO+4NH3+O2→4N2+6H2O（1） 2NO2+4NH3 +O2→ 3N2+6H2O（2）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NOX 还原成N2 和H2O。

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。

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