烟气脱硝氨区管道安装方案设计
目录
一、工程概况 (1)
二、编制依据 (1)
三、施工工艺流程 (1)
四、材料检验及管理 (1)
五、施工工艺及方法 (3)
六、管道焊接 (4)
七、管道预制及安装 (8)
八、管线系统试验吹扫 (10)
九、强制性条文 (12)
十、危险因素的辨识、评价及控制 (13)
脱硝氨区管道安装施工方案
一、工程概况
本工程为国电东北电力有限公司双辽发电厂#1、#2机组烟气脱硝氨区管道安装工程，管道介质为液氨、气氨、氮气，管道压力较大，介质有毒，管道材质为16Mn、20#钢，压力管道总长约660m。施工时间为10月20日-11月8日，本工程有施工工期紧张，安装焊接质量要求高等特点。
二、编制依据
1 施工图蓝图
2 《工业金属管道工程施工及验收规范》GB50235-2010
3 《压力管道安全管理与监察规定》
4 《现场设备、工业管道焊接工程施工及验收规范》GB50236-2011
5 《石油化工有毒、可燃介质管道工程施工及验收规范》SH3501-2011
6 《工业金属管道工程施工质量验收规范》GB50184-2010
7 《石油化工仪表工程施工技术规程》SH3521-2007
三、施工工艺流程
四、材料检验及管理
4.1 一般规定
4.1.1 管道组成件及管道支承件在安装前必须进行检验，其产品必须具有制造厂的质量证明书，并应按设计要求核对其规格、型号、材质，并进行外观检查。管道组成件表面应无裂纹、缩孔、夹渣、折迭、重皮等缺陷，表面不得有超过壁厚负偏差的锈蚀和凹陷。螺纹密封面应良好，精度及光洁度达到设计要求。
4.1.2 各种材料都需具有出厂合格证。其质量应符合相应的管材及管件标准。
4.1.3 焊接时焊接材料要符合设计规定，如没有明确要求时须选择金属性能、化学成分与母材相应且工艺性能良好的焊接材料。对口焊接时环境温度应在5℃以上，焊接时管子及管道内不得有穿堂风。氩弧或电焊焊接电流控制在90-120A为宜。焊条选用应根据管道材质的化学成分和机械性能，按照相应的标准GB/T5117-1995碳钢焊条、GB/T5118-1995低合金钢焊条、GB/T983-1995不锈钢焊条，选用对应牌号的焊条和焊丝。对于Q345（16Mn）材质和不锈钢材质，按照GB/T5118-1995低合金钢焊条和GB/T983-1995不锈钢焊条标准，选用低氢型焊条，使用前应进行烘干260-350℃保温1h以上。
4.2 阀门的检验
4.2.1 低压阀门应从每批?(同制造厂、同规格、同型号、同时到货)中抽查10％，且不得少于1个，进行壳体压力试验和密封试验。当有不合格时，应加倍抽查，如仍有不合格者，则该批阀门不得使用。中压及有毒、剧毒及甲、乙类火灾危险物质的阀门应100%进行壳体压力和密封试验。
4.2.2 以焊接方式与管道连接的阀门的密封试验应在安装前进行。壳体强度试验宜在安装前进行，也可在系统试验时一起进行。
4.2.3 安全阀经有资质单位调校合格后打好铅封，不得安装时擅自调校。
4.2.4 安全阀经调校后，在工作压力下不得有泄漏。安全阀必须经四平市技术监督局检验合格，方可使用。
4.3 其它管道组成件的检验
4.3.1 弯头、异径管、三通、管帽、半管接头、管座、活接头、法兰、盲板、膨胀节、补偿器及紧固件等应对其材质及尺寸进行检查，尺寸偏差应符合技术条件规定。
4.3.2 螺栓及螺母的螺纹应完整，无伤痕、毛刺等缺陷。螺栓与螺母配合应良好，无松动或卡涩现象。
4.3.3 支吊架安装符合图纸要求。
五、施工工艺及方法
5.1施工前必须进行相关图纸会审，明确施工要求、施工范围。
5.2管道施工前应进行必要的测量，以确认实际尺寸与施工图纸的符合程度。
5.3管线切割
公称直径小于2寸的碳钢管，采用无齿锯（管子割刀）切割；其它碳钢管可采用半自动氧—乙炔切割，用坡口机或角向磨光机加工坡口。
切割后其表面不得有裂纹、缩口等缺陷。不锈钢管使用砂轮切割或修磨时，应使用专用砂轮片。
5.4管线组对
管线组对前必须开设坡口，组对时坡口及其管端内外表面20mm范围内的油污、毛刺等杂物清理干净。
管线预制前，按工艺管道设计图绘制或加工单线图，在单线图中标明管线规格、材质、管内介质、介质流向及焊口号。预制应按单线图进行，并按单线图标明管道系统号和按预制顺序标明各组成件的顺序号。
5.5管线安装
预制管道应按管道系统号和预制顺序号进行安装。
管线安装前应检查管内是否有杂物，如有杂物应用压缩空气等方法进行清除，确保管内清洁。
管道连接时，不得用强力对口，加偏垫等方法来消除管子端口的空隙，偏斜、错口或不同心等缺陷。
管道安装的允许偏差应符合下表要求。
表3管道安装允许偏差 (mm)
注: L为管子的有效长度.
5.6 阀门安装
阀门安装前应检查其传动装置和操作机构的灵活性，并逐个进行强度和严密性试验，强度试验压力为公称压力的1.5倍，壳体和填料无渗漏为合格，严密性试验以公称压力进行，阀芯密封面不漏为合格。
阀门安装时，应尽量避免外力作用在手轮上，且阀门应处于关闭状态，对流向有要求的阀门，安装时应注意流向与工艺要求一致，阀门安装前应将壳体清理干净，手轮安装方向在无特殊说明时，以方便操作为准，但手轮不应朝下。
5.7法兰安装
法兰安装时，应保证其密封面及垫片密封面无擦伤，划痕等影响密封性能的缺陷存在。
法兰连接时应保持平行，并保证连接螺栓能自由穿入，使用的螺栓应同一规格，安装方向一致，紧固螺栓时，应对称均匀，松紧适度。
连接螺栓在安装前应涂二硫化钼进行保护，以便日常检修。
5.8支、吊架安装
支、吊架应在管道安装前就位，位置应正确，安装平整牢固，与管子接触良好。支、吊架应满焊，不得有漏焊、欠焊等缺陷。
六、管道焊接
6.1焊接工艺及焊工
6.1.1所有焊接工序（包括直接生根于压力管道的所有支架焊接）都应该按照《焊接工艺规程》进行。
6.1.2开始焊接工作之前，根据《焊接工艺评定规程》编制焊接作业指导书。焊工应按照指定的焊接作业指导书施焊。
6.1.3参加施工的焊工都必须通过《焊工考试规程》所要求的管道焊接焊工资格考试，持合格证上岗。
6.1.4 参与施工的焊工编制相对应的编号。对整体管线安装进行区域划分，每处管线焊口均做相关记录，将责任制落实在每个人。在焊口位置刻印相关施工人员的编号，以便查对。
6.2焊接环境
6.2.1焊接环境温度低于下列要求时，应采取提高焊接环境温度的措施。
非合金钢焊接 -20℃
低合金钢焊接 -10℃
其他合金钢焊接 0℃
6.2.2管道的施焊环境若出现下列情况之一，而未采取防护措施时，应停止焊接工作。
电弧焊焊接时，风速等于或大于8m/s。
相对湿度大于90%。
下雨或下雪不能施工。
6.3焊前准备与接头组对
管道焊缝的设置，应便于焊接及检验，并应符合下列要求：
6.3.1除采用无直管段的定型弯头外，管道焊缝的中心与弯管起弯点的距离不应小于管子外径，且不小于100mm。
6.3.2焊缝与支、吊架边缘的净距离不应小于50mm。
6.3.4直管段两环缝间距不小于100mm，且不小于管子外径；
6.3.5除定型管件外，其他任意两焊缝间的距离不小于50mm。
6.3.6在焊接接头及其边缘上不宜开孔，否则被开孔周围一倍孔径范围内的焊接接头，应100%进行射线检测。
6.3.7管道上被补强圈或支座垫板覆盖的焊接接头，应进行100%射线检测，合格后方可覆盖。
6.3.8焊接接头的坡口形式、尺寸及组对要求，设计未规定时，按《现场设备、工业管道焊接工程施工及验收规范》。
6.3.9管子坡口均采用机械方法加工；
6.3.10壁厚相同的管道组成件组对时，应使内壁平齐，其错边量不应超过壁厚的10% 6.3.11施工过程中焊件应放置稳固，防止去焊接时发生变形，除设计要求进行冷拉伸或冷压缩外，不得用强力方法组对焊接接头。
6.4焊接工艺要求：
6.4.1不得在焊件表面引弧或试验电流。焊件表面不得有电弧擦伤等缺陷。
6.4.2在焊接中确保起弧与收弧的质量。收弧时应将弧坑填满，多层焊的层间接头应相互错开。
6.4.3除焊接工艺有特殊要求外，每条焊缝应一次连续焊完。如因故被迫中断，应采取防裂措施。
6.4.4在保证焊透及熔合良好的条件下，应选用小的焊接工艺参数，采用短电弧和多层多道焊接工艺，层间温度应按焊接作业指导书予以控制。
6.4.5焊接完成后，及时将焊缝表面的溶渣及附近的飞溅物清理干净。
6.5焊缝检查
6.5.1焊接质检员应具备全面的知识和丰富的焊接及配管经验，熟悉本规程和所有相关的文件。
6.5.2焊接质检员负责建议和监督焊工按照本规程和所有相关的文件要求进行施工。
6.5.3焊接质检员负责记录每日的焊接工作情况，在单线图上详细标明完成焊接工作的焊缝号、焊工代号、无损探伤结果等，焊缝的无损探伤日委托工作也由焊接质检员负责。
6.5.4管道焊缝应有管道焊接工作记录和单线图。其内容应包括焊缝位置、焊缝编号、焊工代号、无损检测方法及结果，焊缝返修位置等。
6.6焊缝外观质量检查：
6.6.1焊缝表面不得有裂纹、未熔合、夹渣、气孔等缺陷。
6.6.2焊缝咬边深度不得大于0.5mm，长度小于焊缝全长10%，且小于100mm。
6.6.3焊缝余高应不大于3mm。
6.6.4焊缝表面不得低于母材(咬边除外)。
6.6.5焊缝表面不得有飞溅。
6.7焊缝内部质量检查：
焊缝内部质量的检查办法应遵照设计要求或有关标准的规定。
6.7.1无损检测一般要求
6.7.1.1从事无损检测工作的人员应有安全监察机构颁发的资格证书，各种技术等级人员只能从事相应的检测工作，并负相应的技术责任。
6.7.1.2无损检测责任工程师，应由具有中级以上资格的人员担任。
6.7.1.3被检工件表面应由质检部门检验合格后方可委托进行无损检测。
6.7.1.4底片、原始记录及检验报告必须妥善保管七年以上。
6.7.1.5 RT检验人员应有射线操作证及剂量仪和射线报警器等防护用品。作业时应有作业票。
6.7.2注意事项
6.7.2.1射线探伤时应做好警戒标记，夜间应设红灯，以防无关人员进入。
6.7.2.2射线探伤防护应符合GB4792-84《放射卫生防护基本标准》的规定。
6.7.2.3渗透探伤的材料应防日晒、烘烤。
6.8焊缝返修
6.8.1凡质量检查不合格的焊缝必须进行返修，返修完毕后按原规定进行质量检查。
6.8.2同一管线的焊接接头抽样检验，若有不合格时，应按该焊工的不合格数加倍检验，若仍有不合格，则应全部检验。
6.8.3不合格焊缝同一部位的返修次数，非合金钢管道不得超过三次，其余钢种管道不得超过二次。
6.9 《GB50235-2010工业金属管道工程施工规范》中一般规定：对有延迟裂纹倾向的材料，无损检测应至少在焊接完成24h后进行；抽样检验发现不合格时，应按原规定的检验方法进行扩大检验；管道焊缝的射线检测和超声波检测应符合国家标准《承压设备无损检测》JB/T4730的规定。
七、管道预制及安装
7.1管道预制
7.1.1管道预制加工应按现场审查确认的单线图（轴侧图）进行，预制加工单线图
（轴侧图）上应标注管道编号、现场组焊位置和调节余量。
7.1.2管道预制过程中应核对并保留管道组成件的标志，并做好标志的移植。低温
钢管道和不锈钢管道组成件进行标志移植时，不得使用钢印作标志。
7.1.3除设计另有规定外，斜接弯头的焊接接头应采用全焊透型式
7.1.4检查合格后的管道预制组件应有管道编号、管段号、焊缝号、焊工号、无损
检测标识和材料标识等标志，且与单线图（轴侧图）一致。其内部不得有砂土、铁屑、熔渣及其他杂物，并封闭。存放时应防止损伤和污染。
7.1.5现场制作的管道支吊架应有材料质量证明书。
7.2管道安装
7.2.1管道安装前，应逐件清除管道组成件内部的杂物。清除合格后，应及时封闭。
7.2.2管道上的开孔应在管段安装前完成。当在已安装的管道上开孔时，管内因切
割而产生的异物应清除干净。
7.2.3采用金属环垫或透镜垫密封的法兰连接装配前，法兰环槽（或管端面）密封
面与金属环垫或透镜垫应作接触线检查。当金属环垫或透镜垫在密封面上转动45°后，检查接触线不得有间断现象，否则应进行研磨修理。
7.2.4法兰连接装配时，应检查法兰密封面及垫片，不得有影响密封性能的划痕、
锈斑等缺陷存在
7.2.5连接法兰的螺柱应能在螺柱孔中顺利通过。螺柱与螺母装配时宜涂二硫化钼
油脂、石墨机油或石墨粉。紧固后的螺柱与螺母宜齐平。
7.2.6法兰连接螺柱应对称顺序拧紧。设计文件规定有预紧力或力矩的法兰连接螺
柱应拧紧到预定值。使用测力扳手时应预先经过校验，允许偏差为±5%。
7.2.7与转动机器（以下简称机器）连接的管道安装应符合下列要求：
7.2.7.1管道的重量和其他外力不得作用在机器上；
7.2.7.2管道的水平度或垂直度小于1mm/m。气体压缩机入口管道因水平偏差造成的坡度，应坡向分液罐一侧；
7.2.7.3与机器连接的管道及其支、吊架安装完毕后，应卸下接管上的法兰螺柱，在自由状态下所有螺柱应能在螺栓孔中顺利通过。
7.2.7.4法兰密封面间的平行度及同心度，当设计文件或制造厂文件未规定时，应符合下表的规定。
与机器连接法兰密封面平行度和同心度
7.2.8机器试车前，应对管道与机器的连接法兰进行最终连接检查。检查时，在联
轴器上架设百分表监视其位移，然后松开和拧紧法兰连接螺柱进行观测。当转速大于6000r/min时，其位移值应小于0.02mm；当转速为3000r/min至6000r/min时，其位移值应小于0.05mm。
7.2.9对于孔板、喷嘴、文丘里喷嘴和文丘里管等测流体流量的差压装置，上、下
游直管段的长度应符合设计文件要求，且在此范围内的焊缝内表面应与管道内表面平齐。
7.2.10管道上仪表取源部件的安装应符合国家现行标准SH/T 3521的有关规定
7.2.11设计文件有静电接地要求的管道，各段间应导电良好，对地电阻值及接地
位置应符合设计文件要求，并进行电阻值测定。当每对法兰或螺纹接头间电阻值大于
0.03Ω时，应有导线跨接，并应符合国家现行标准SH 3097 和设计文件的有关规定。
7.2.12阀门安装前，应按设计文件核对其型号，并应按介质流向确定其安装方向。
对安装有特殊要求的阀门应按设计文件要求或产品技术文件安装。
7.2.13安全阀安装应符合下列规定：
7.2.13.1调校合格的安全阀，在搬运和安装过程中应保护好铅封；
7.2.13.2安全阀应垂直安装；
7.2.13.3安全阀入口加设的盲板或安全阀上的压紧装置在系统运行前的所有工序
完成后方可拆除。
7.2.14支吊架位置及形式符合设计文件的规定。管道安装时，应及时进行支、吊
架的固定和调整工作。支吊架安装应牢固，管子和支承面应接触良好。固定支架的安装位置应作好记录。
7.2.15支架与管道焊接时，管子表面不得有咬边现象。
7.2.16管道安装完毕后，支吊架的形式和位置应按设计文件逐个核对。
八、管线系统试验吹扫
利用清水总管作为试压输水主管，采用临时管线连接，使整个工艺管道系统组成若干个试压包。
8.1压力试验程序
8.1.1管道系统压力试验，应在管道系统安装完毕、热处理和无损检测合格后进行。
8.1.2管道系统试压前，应由建设/监理单位、施工单位和有关部门对下列资料进行审查确认：
8.1.2.1管道组成件、支承件、焊材的制造厂质量证明书；
8.1.2.2管道组成件、焊材的验证性和补充性检查试验记录；
8.1.2.3无损检测报告；
8.1.2.4设计变更及材料代用文件；
8.1.3 管道系统试压前，应由施工单位、建设/监理单位和有关部联合检查确认下列条件：
8.1.3.1管道系统全部按设计文件安装完毕；
8.1.3.2管道支吊架的型式、材质、安装位置正确，数量齐全，螺栓紧固，焊接质量合格；
8.1.3.3金属波纹管膨胀节两端临时固定牢固；
8.1.3.4焊接及热处理工作已全部完成；
8.1.3.5焊缝及其他应检查的部位，除涂刷底漆外不得进行隔热等隐蔽工程施工；
8.1.3.6试压用的临时加固措施安全可靠；
8.1.3.7管道系统内的阀门开关状态正确；
8.1.3.8管道组成件的材质标志明显清楚；
8.1.3.9试压用的压力表不应少于2 块，压力表的量程应为最大试验压力的1.5 倍～2.0 倍，精度等级不得低于1.6 级，并在有效检定（校准）期内；
8.1.3.10试压方案已经进行技术交底；
8.1.3.11根据试压方案应予拆除或隔离的设备、仪表、安全阀、爆破片等均已处理完毕，临时盲板加置正确，标志明显，记录完整。
8.1.4 除设计文件规定进行气压试验的管道外，管道系统的压力试验介质应以液体进行。液压试验确有困难时，经设计单位和建设单位同意，可用气压试验代替，但试验压力不宜大于1.6MPa，并应符合下列条件：
8.1.4.1管道系统内现场施工焊接接头已按本规范7.5 条规定检测合格；
8.1.4.2脆性材料管道组成件经液压试验合格；
8.2管道的压力试验
8.2.1液体压力试验时液体的温度，当设计未规定时，非合金钢和低合金钢的管道，
液体温度不得低于5℃;合金钢的管道，液体温度不得低于15℃，且应高于相应的金属材料的脆性转变温度。
8.2.2液体压力试验时，必须排尺管道内空气。管线在高位处，设放空阀，往管线
注水，将管内的空气放尽，当放空阀平稳出水时，再安上试验压力表。升压应分级缓慢，达到试验压力后停压10min，然后降至设计压力，停压30min，不降压，无泄漏和无变形为合格。
8.2.3试压过程中若有泄漏，不得带压修理。缺陷消除后应重新试验。
8.2.4管道试压合格后，应缓慢降压，试验介质在室外合适地点排净，排放时应考
虑反冲力作用于及安全环保要求。
8.2.5管道试压完毕，应及时拆除所用的临时盲板，核对记录，并填写管道试压记
录，现场有关检查人员签字、盖章。
8.3压力试验后的检查
8.3.1试验介质应排放干净；
8.3.2临时管道应全部拆除，并核对临时管道清单；
8.3.3临时盲板应全部拆除，并核对临时盲板清单；
8.3.4临时加固支架应全部拆除，并核对临时加固支架清单；
8.4管线系统冲洗吹扫
8.4.1对于那些由于工艺设计或管道布置因素预计难以采用水冲洗的管道（气压试
验已完成），应采用空气吹扫的办法，或用刷子，圆盘磨光机，尽可能在管道安装前处理。
8.4.2冲洗和吹扫的流程应在冲洗流程图中标明。
8.4.3管线系统的吹扫，分冲洗和压缩空气吹扫两步进行。
8.4.3.1管线水压试验合格后，利用原管线内试压水进行水冲洗，宜以紧大流量进
行，流速不得小于1.5m/s。水冲洗后的管道系统，可用目测排出口的水色和透明度，应以出入口的水色和透明度一致为合格。
8.4.3.2工艺管线在水冲洗后，应进行压缩空气吹扫，将管内的余留积水铁锈等吹
扫干净。吹扫时应有足够的气流量，不得小于20m/s，用6／8空压机鼓风吹扫或用仪表空气。在排气口用白布检查，在5分钟内，无铁锈及其他杂物为合格。
8.4.4吹扫合格的管道系统，应及时恢复，并填写管道系统吹扫记录。
九、强制性条文
（1） 11.3.5.1 碳素钢和合金钢焊缝的射线照相检验应符合现行国家标准《钢熔化焊对接接头射线照相和质量分级》GB3323的规定；超声波检验应符合现行国家标准《钢焊缝手工超声波探伤方法和探伤结果分级》GB11345的规定；
（2） 11.3.6 对焊缝无损检验时发现的不允许缺陷，应消除后进行补焊，并对补焊处用原规定的方法进行检验，直至合格。对规定进行局部无损检验的焊缝，当发现不允许缺陷时，应进一步用原对顶的方法进行扩大检验，扩大检验的数量应执行设计文件及相关标准；
（3） 11.3.9 当必须在焊缝上开孔或开孔补强时，应对开孔直径1.5倍或开孔补强板直径范围内的焊缝进行无损检验，确认焊缝合格后，方可进行开孔。补强板覆盖的焊缝应磨平。
（4） 11.3.11.2 对炉内进行整体热处理的焊缝，其测温点位置应布置合理，热处理参数应符合设计文件、相关标准或焊接作业指导书；
（5） 11.4.1 对有无损检验要求的焊缝，竣工图上应标明焊缝编号、无损检验方法、局部无损检验焊缝的位置、片底编号、热处理焊缝位置及编号、焊缝补焊位置及施焊韩工代号。
十、危险因素的辨识、评价及控制
烟气脱硝工艺管道安装方案
北京国电龙源环保工程有限公司 BEI JIN GUO DIAN LONGYUAN ENVIRONMENTAL PROTECTION ENGINEERING CO., LTD 国电克拉玛依2×350MW热电联产工程氨区设备及管道安装施工方案 编号：KD-LYHB－JS01-GL-006 名称：氨区设备及管道安装施工方案 编制： 审核： 安全： 批准： 北京国电龙源环保工程有限公司克拉玛依项目部 二零一二年七月一十三日
目录 一、工程概况 (1) 二、编制依据 (1) 三、施工必备条件 (2) 四、作业程序、方法 (3) 五、质量通病及预防措施 (12) 六、精细化施工管理 (14) 七、洁净化施工管理 (15) 八、安全文明施工 (15) ☆九、工程建设标准强制性条文 (16) 十、附表 (17)
一、工程概况 国电克拉玛依2×350MW热电联产工程锅炉为超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉，单炉膛、一次再热、采用前后墙对冲燃烧方式、平衡通风、紧身封闭、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Ⅱ型锅炉。锅炉尾部烟气采用选择性催化还原脱硝处理工艺（SCR），每台机组设一套SCR脱硝装置，SCR反应器直接布置在省煤器之后空预器之前的烟道上。 本液氨储存及蒸发系统即是为国电克拉玛依2×350MW热电联产工程烟气脱线EPC 总承包工程提供符合要求的气氨而建立。 本次安装的氨区设备及管道系统主要由液氨储存系统、液氨蒸发系统两部分组成。主要工程量如下： 二、编制依据 2.1 《北京国电龙源环保工程有限公司及四川省化工设计院氨区施工图纸》 2.2 《工业金属管道工程施工规范》GB50235-2010 2.3 《工业金属管道工程施工质量验收规范》GB50184-2011 2.4 《现场设备，工业管道焊接工程施工及验收规范》GB50236-2011 2.5 《阀门检验及管理规程》SH3518-2000 2.6 《工业设备及管道绝热工程施工规范》GB50126-2008
脱硝设计
电厂锅炉烟气脱除NO 的选择性催化还原法 x （SCR）的计算与应用 摘要 我国是世界上主要的煤炭生产和消费国，也是以煤炭为主要一次能源的国家。据统计，原煤在我国一次能源构成中所占比例约为70%，而用于发电的煤炭约占煤炭消费量的50%。NOx的排放是形成酸雨和破坏大气中臭氧层的重要原因之一。据估算:1990年我国NOx的排放量约为910万吨，2007年我国的NOx排放量为1643.4万吨，其中近70%来自于煤炭的直接燃烧，而以燃煤为主的电力生产是NOx排放的主要来源。鉴于随着我国经济的发展，能源消耗量将继续增加，导致NOx排放量也将不断增加，如不加强控制NOx的排放量，将对我国大气环境造成严重的污染。 所谓NO x，是对烟气中的有害氮氧化物的总称，包括NO，NO2和少量的N2O，其中主要是NO，大约占NO x的95%以上。烟气脱硝脱硝方法主要有选择性催化还原法（SCR）、选择性非催化还原法（SNCR）、低氮燃烧技术，其中最成熟、应用最广泛的选择性催化还原法（SCR）通常用氨做为还原剂，喷入到从锅炉出来的烟气中，并加入特定的催化剂，使之在一定的环境温度下与烟气中的NO x进行反应，而不发生与氧气的反应，最后将NO x还原为无害的氮气和水排出。 本文主要是对脱硝系统工艺的选择,并对脱硝的几个关键问题进行分析。脱硝系统的研究包括NOx的生成机理,口前电厂的主流脱硝技术比较及SCR反应器的布置，对其进行SCR物质平衡计算等。关键问题主要是脱硝工艺的选择,脱硝催化剂的选择,脱硝还原剂的制各方法及主要设计参数的选取。本文在充分研究脱硝工艺各环节之后,通过技术和经济性比较,形成一整套可实施的工程方案,并应用于某发电厂600MW机组烟气脱硝工程中,即达到了脱硝效率,减少了氮氧化物排放,又节约投资,并保证了机组的安全可靠运行,具有 良好的经济效益和社会效益。 关键词: 电站锅炉，烟气，选择性催化还原(SCR)，NO x
烟气同时脱硫脱硝的六种方法
烟气同时脱硫脱硝的六种方法 脱硫脱硝的六种方法： 1）活性炭法 该工艺主体设备是一个类似于超吸附塔的活性炭流化床吸附器，在吸附器内，烟气中的SO2被氧化成SO3并溶于水中，产生稀硫酸气溶胶，随后由活性炭吸附。向吸附塔内注入氨，氨与NOx在活性炭催化还原作用下生成N2，吸附有SO2的活性炭可进入脱附器中加热再生。 2）SNOx（WSA-SNOx）法 WSA-SNOx法是湿式洗涤并脱除NOx技术。在该工艺中烟气首先经过SCR 反应器，NOx在催化剂作用下被氨气还原为N2，随后烟气进入改质器中，SO2在此被固相催化剂氧化为SO3，SO3经过烟气再热器GGH后进入WSA冷凝器被水吸收转化为硫酸。 采用SNOx技术，SO2和NOx的脱除率可达95%。SNOx技术除消耗氨气外，不消耗其他的化学品，不产生其他湿法脱硫产生的废水、废弃物等二次污染，不产生石灰石脱硫产生的CO2，不足之处是能耗较大，投资费用较高，而且浓硫酸的储存及运输较困难。 3）NOxSO法 在电除尘器（EP）下游设置流化床吸收塔（FB），用硫酸钠浸渍过的γ
－Al2O3圆球作为吸收剂，吸收剂吸收NOx、SO2后，在高温下用还原性气体（CO、CH4等）进行还原，生成H2S和N2。 4）高能粒子射线法 高能粒子射线法包括电子束（EBA）工艺和等离子体工艺，原理是利用高能粒子（离子）将烟气中的部分分子电离，形成活性自由基和自由电子等，氧化烟气中的NOx。这种技术不仅能去除烟气中的NOx和SO2，还能同时去除重金属等物质。 典型工艺过程依次包括:游离基的产生，脱硫脱硝反应，硫酸铵、硝酸铵的产生。主要有电子束照射技术和脉冲电晕等离子体技术。电子束照射技术脱硝率可达到75%以上，不产生废水和废渣。脉冲电晕等离子体技术可同时脱硫、脱硝和除尘，但是耗能较大，目前对其反应机理还缺乏全面的认识。 5）湿式FGD加金属螯合物法 仲兆平等发明了喷射鼓泡法用烟气脱硫脱硝吸收液，包括石灰或石灰石浆液、占石灰或石灰石浆液%～%（质量分数）的水溶性有机酸和占石灰或石灰石浆液%～%（质量分数）的铁系或铜系金属螯合物。金属螯合物工艺的缺点是螯合物的循环利用比较困难，因为在反应中螯合物有损失，造成运行费用很高。 6）氯酸氧化法
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
烟气脱硝方案
20t/h链条锅炉SNCR脱硝工程技术方案 1 概述 1.1 项目概况 近年来，随着我国火电装机容量的急速增长，火电NOx排放量逐年增加，NOx已成为目前我国最主要的大气污染物之一。随着我国对SOx排放控制的加强，NOx对酸雨的影响将逐步赶上甚至超过SOx。 14年5月16日，环境保护部、国家质量监督检验检疫总局联合发布《锅炉大气污染物排放标准》（GB13271-2014），据此标准为控制火电厂的NOx排放，此锅炉执行重点地区燃煤锅炉NOx排放浓度限值，即最终烟气NOx排放浓度<200 mg/Nm3（标态，干基，9%氧）。 本工程为1台20t/h以煤为燃料的链条锅炉，原始NOx排放浓度按450 mg/Nm3，为了满足排放要求，本工程考虑对其进行SNCR脱硝改造。还原剂用20%浓度的氨水设计，脱硝后NOx 排放浓度小于200 mg/Nm3，锅炉脱硝效率为56％。 1.2 主要设计原则 (1) 脱硝设计效率满足用户要求。 (2) 采用的脱硝工艺具有技术先进、成熟，设备可靠，性能价格比高，对锅炉工况有较好的适用性。 (3) 脱硝系统能持续稳定运行,系统的启停和正常运行不影响主机组的安全运行。 (4) 脱硝装置的可用率应≥98%,且维护工作量小,不影响电厂的文明生产；脱硝装置设计寿命按30年。 (5) 脱硝工艺的选择应利于电厂的管理和降低运行管理费用。 1.3 推荐设计方案 （1）由于本锅炉炉膛温度较高，拟采用SNCR烟气脱硝技术，锅炉脱硝设计效率为56％。 （2）还原剂为20%氨水。 （3）NH3逃逸量（烟囱出口处测量）控制在8ppm以下。 如有更高的排放要求可在烟道尾部增加催化剂，采用混合法脱硝技术。 2、SNCR法NOx控制机理 在高温没有催化剂的条件下，氨基还原剂（如氨气、氨水、尿素）喷入炉膛，热解生成 NH 3与其它副产物，在800~1100℃温度窗口，NH 3 与烟气中的NOx进行选择性非催化还原反 应，将NOx还原成N 2与H 2 O。
锅炉脱硝改造工程技术要求
腾龙特种树脂（厦门）有限公司3×220 t/h锅炉烟气脱硝工程 技术要求 腾龙特种树脂（厦门）有限公司 2013年10月
一、概述 项目概况 腾龙特种树脂（厦门）有限公司成立于2002年4月，已建成3台220 t/h循环流化床锅炉，一台100MW抽汽式汽轮发电机组。根据福建省及厦门市十二五期间对氮氧化物减排的整体部署和要求，拟对上述3台锅炉进行脱硝改造。 本脱硝工程采用EPC总承包方式建造，本工程包括烟气脱硝装置从设计开始到质保期结束为止所涉及到的所有工作，包括但不仅仅限于工程的工艺系统设计、设备选择、采购、运输及储存、制造及安装、土建建（构）筑物的设计、施工、调试、试验及检查、试运行、考核验收、消缺、培训和最终交付投产，并能满足锅炉正常连续运行需要，通过环保部门验收合格后提供一年内设备易损易耗备件。 在签订总承包合同之后，发包方保留对本技术要求提出补充要求和修改权利，承包方应允诺予以配合。如提出修改，具体项目和条件由双方商定。 主要设备及参数 表1锅炉设计参数
脱硝技术指标要求： 1.3.1 锅炉50%～100%BMCR负荷范围内，脱硝后NOx排放浓度：﹤200mg/Nm3； 1.3.2 氨逃逸量：﹤8mg/Nm3； 1.3.3 锅炉脱硝验收期间将按NOx初始浓度为480毫克/立方米进行排放达标核算验收； 1.3.4脱硝设施投运后锅炉热效率影响：﹤%； 1.3.5 脱硝装置投运后烟气阻力增加﹤300Pa; 说明：
1)脱硝效率定义为 脱硝率=C1-C2 ×100% C1 式中： C1——脱硝系统运行时脱硝入口处烟气中NO X 含量(mg/Nm3)。 C2——脱硝系统运行时脱硝出口处烟气中NO X 含量(mg/Nm3)。 2)氨的逃逸率是指在脱硝装置出口的氨的浓度。 标准与规范 1.4.1 设计规范及要求 投标方提供规范、规程和标准为下列规范、规程和标准的最新版本，但不仅限于此： GB8978－1996 《污水综合排放标准》 GB50187－93 《工业企业总平面设计规范》 DL5028－93 《电力工程制图标准》 SDGJ34－83 《电力勘测设计制图统一规定：综合部分（试行）》 DL5000－2000 《火力发电厂设计技术规程》 DL/T5121－2000 《火力发电厂烟风煤粉管道设计技术规程》 YB9070－92 《压力容器技术管理规定》 GBl50－98 《钢制压力容器》 DL5022－93 《火力发电厂土建结构设计技术规定》 GB4272-92 《设备及管道保温技术通则》 DL/T776－2001 《火力发电厂保温材料技术条件》 DL/T5072－2007 《火力发电厂保温油漆设计规程》 GBZ1-2002 《工业企业设计卫生标准》 DL/T5054－96 《火力发电厂汽水管道设计技术规定》 SDGJ6－90 《火力发电厂汽水管道应力计算技术规定》 GBJ16－1987（2002）《建筑设计防火规范》
高活性氨基还原剂烟气脱硝技术
高活性氨基还原剂烟气脱硝技术 山东淄博傅山企业集团有限公司 山东大学 【摘要】 山东淄博傅山企业集团有限公司下属企业淄博双山环保科技工程有限公司作为淄博市地方骨企业，在脱硝技术等方面积累了丰富的经验，多年致力于脱硝技术工作，采用高活性氨基还原剂烟气脱硝技术，克服了现有脱硝工程中SCR技术在催化剂条件下反应和SNCR 技术在高温条件下反应等缺点。 关键词：高活性氨基；脱硝 一、前言 当前我国大气污染形势非常严峻，以细颗粒物（PM2.5）为特征污染物的区域性大气污染问题日益突出，尤其是今年1月以来，全国部分地区持续出现大范围雾霾天气，受影响国土面积达230万平方公里，受影响人口达6亿，对人们身体健康产生严重危害，影响社会和谐稳定，成为社会的焦点和重大民生问题。 雾霾形成的原因除气象因素外，其根本原因是污染物排放量巨大。二氧化硫、氮氧化物、烟粉尘、挥发性有机物等是影响空气中PM2.5浓度的主要污染物。 2012年，上述四项污染物的排放总量分别为2218万吨、2404万吨、1500万吨和3000万吨，其中，燃煤电厂排放量占总排放量近50%。因此，加快火电等重点行业脱硝除尘改造、大幅减少污染排放是实现环境空气质量明显改善的首要任务和重点措施。 二、设备工艺
高活性固体氨基还原剂烟气脱硝技术是利用高活性固体氨基还原剂（一种尿素衍生物）作为脱硝还原剂，该技术既具有SCR脱硝率高的优点，又具有SNCR投资和运行费用低的优势。它不用催化剂，以高反应活性的固体氨基还原剂（NR3）为原料，在800-1000℃范围内，迅速（1-2s）与NOx发生还原反应而达到脱硝目的。该技术已经申请国家专利【专利公开号CN 102553412 A】。 高活性氨基还原剂脱硝系统包含活性氨储罐模块、活性氨气化发生器模块、计量模块、分配模块、喷射模块、自动控制模块。 图1. 高活性氨脱硝工艺流程示意图 三、方案实施 高活性氨基还原剂烟气脱硝技术已经在水泥窑炉进行了中试，中试脱硝数据稳定，脱硝后NOx排放浓度低于目前国家对水泥窑炉NOx的排放标准。随着工艺技术的优化，完全能够建立一套新的更低的水泥窑炉NOx排放标准体系，减轻我国大气污染及雾霾等环保压力。
锅炉SNCR烟气脱硝方案
×××公司 3×10t/h+1×20 t/h水煤浆锅炉及3×5 t/h链条导热油炉+1×10t/h蒸汽链条炉 烟气脱硝工程 （SNCR法） xxx有限公司 年月
目录 1 概述............................................................... 1.1 项目概况......................................................... 1.2 主要设计原则..................................................... 1.3 推荐设计方案..................................................... 2 锅炉基本特性....................................................... 3 本项目脱硝方案的选择............................................... 4 工程设想........................................................... 4.1 系统概述......................................................... 4.2 工艺装备......................................................... 4.3 电气部分 (5) 4.4 系统控制......................................................... 4.5 供货范围清单..................................................... 4.6 脱硝系统水、气、电等消耗......................................... 4.7 脱硝系统占地情况................................................. 5 工程实施条件和轮廓进度.............................................
各种烟气脱硝工艺的比较.
各种烟气脱硝工艺的比较 更新时间：09-4-28 15:32 我国地域大，各地情况不同，对于某一具体的工程采用何种烟气脱硝工艺，必须因地制宜，进行技术、经济比较。在选取烟气脱硝工艺的过程中，应遵循以下原则： 1、NO x的排放浓度和排放量满足有关环保标准； 2、技术成熟，运行可靠，有较多业绩，可用率达到90％以上； 3、对煤种适应性强，并能够适应燃煤含氮量在一定范围内变化； 4、尽可能节省建设投资； 5、布置合理，占地面积较小； 6、吸收剂和、水和能源消耗少，运行费用低； 7、吸收剂来源可靠，质优价廉； 8、副产物、废水均能得到合理的利用或处置。主要烟气脱硝工艺比较如下表： 脱硝工艺适应性特点优缺点脱硝率投资 SCR 适合排气量大，连 续排放源 二次污染小，净化效率高，技术成熟；设备 投资高，关键技术难度大 80％～90％较高 SNCR 适合排气量大，连 续排放源 不用催化剂，设备和运行费用少；NH3用量大， 二次污染，难以保证反应温度和停留时间 30％～60％较低 液体吸收法处理烟气量很小 的情况下可取 工艺设备简单、投资少，收效显著，有些方 法能够回收NO x；效率低，副产物不易处理， 目前常用的方法不适于处理燃煤电厂烟气 效率低较低 微生物法适应范围较大工艺设备简单、能耗及处理费用低、效率高、 无二次污染；微生物环境条件难以控制，仍 处于研究阶段 80%低 活性炭吸附法排气量不大同时脱硫脱硝，回收NOx和SO2，运行费用低； 吸收剂用量多，设备庞大，一次脱硫脱硝效 率低，再生频繁 80％～ 90％ 高 电子束法适应范围较大同时脱硫脱硝，无二次污染；运行费用高， 关键设备技术含量高，不易掌握 85%高 只有SCR和SNCR法在大型燃煤电厂获得了较好的商业应用，其中SCR在全球范围内有数百台的成功应用业绩和十几年的运行经验，日本和德国95％的烟气脱硝装置采用
烟气脱硝方案
烟气脱硝方案 1
20t/h链条锅炉SNCR脱硝工程技术方案 1 概述 1.1 项目概况 近年来，随着中国火电装机容量的急速增长，火电NOx排放量逐年增加，NOx已成为当前中国最主要的大气污染物之一。随着中国对SOx排放控制的加强，NOx对酸雨的影响将逐步赶上甚至超过SOx。 5月16日，环境保护部、国家质量监督检验检疫总局联合发布《锅炉大气污染物排放标准》（GB13271- ），据此标准为控制火电厂的NOx排放，此锅炉执行重点地区燃煤锅炉NOx排放浓度限值，即最终烟气NOx排放浓度<200 mg/Nm3（标态，干基，9%氧）。 本工程为1台20t/h以煤为燃料的链条锅炉，原始NOx排放浓度按450 mg/Nm3，为了满足排放要求，本工程考虑对其进行SNCR脱硝改造。还原剂用20%浓度的氨水设计，脱硝后NOx排放浓度小于200 mg/Nm3，锅炉脱硝效率为56％。 1.2 主要设计原则 (1) 脱硝设计效率满足用户要求。 (2) 采用的脱硝工艺具有技术先进、成熟，设备可靠，性能价格比高，对锅炉工况有较好的适用性。 (3) 脱硝系统能持续稳定运行,系统的启停和正常运行不影响主机组的安全运行。 (4) 脱硝装置的可用率应≥98%,且维护工作量小,不影响电厂的文明生产；脱硝装置设计寿命按30年。
(5) 脱硝工艺的选择应利于电厂的管理和降低运行管理费用。 1.3 推荐设计方案 （1）由于本锅炉炉膛温度较高，拟采用SNCR烟气脱硝技术，锅炉脱硝设计效率为56％。 （2）还原剂为20%氨水。 （3）NH3逃逸量（烟囱出口处测量）控制在8ppm以下。 如有更高的排放要求可在烟道尾部增加催化剂，采用混合法脱硝技术。 2、SNCR法NOx控制机理 在高温没有催化剂的条件下，氨基还原剂（如氨气、氨水、尿素）喷入炉膛，热解生成NH3与其它副产物，在800~1100℃温度窗口，NH3与烟气中的NOx进行选择性非催化还原反应，将NOx还原成N2与H2O。 SNCR脱硝反应对温度条件非常敏感，受制于停留时间、NH3/NO摩尔比（NSR）、混合程度等因素，并对锅炉效率造成一定的影响（一般在 0.2~0.5%）。 （1）反应温度 NH3与NOx反应过程受温度的影响较大：反应温度超过1100℃时，NH3被氧化成NOx，氧化反应起主导；反应温度低于1000℃时，NH3与NOx的还原反应为主，但反应速率降低，易造成未反应的NH3逃逸过高。选择性非催化还原烟气脱硝过程是上述两类反应相互竞争、共同作用的结果，如何选取合适的温度条件是该技术成功应用的关键。 4NH3 + 5O2→ 4NO + 6H2O
SCR烟气脱硝工艺设计方案
SCR烟气脱硝工艺方案 1. 脱硝工艺的简介 有关NO X的控制方法从燃料的生命周期的三个阶段入手，限燃烧前、燃烧中和燃烧后。当前，燃烧前脱硝的研究很少，几乎所有的脱硝都集中在燃烧中和燃烧后的NO X的控制。所以在国际上把燃烧中NO X的所有控制措施统称为一次措施，把燃烧后的NO X控制措施统称为二次措施，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 .SCR烟气脱硝技术 近几年来选择性催化还原烟气脱硝技术(SCR)发展较快,在欧洲和日本得到了广泛的应用,目前催化还原烟气脱硝技术是应用***多的技术。 1）SCR脱硝反应 目前世界上流行的SCR工艺主要分为氨法SCR和尿素法SCR两种。此两种法都是利用氨对NO X的还原功能，在催化剂的作用下将NO X(主要是NO)还原为对大气没有多少影响的N2和水。还原剂为NH3，其不同点则是在尿素法SCR中，先利用一种设备将尿素转化为氨之后输送至SCR触媒反应器，它转换的方法为将尿素注入一分解室中，此分解室提供尿素分解所需之混合时间，驻留时间及温度，由此室分解出来之氨基产物即成为SCR的还原剂通过触媒实施化学反应后生成氨及水。尿素分解室中分解成氨的方法有热解法和水解法，主要化学反应方程式为：
SCR烟气脱硝技术原理介绍
脱硝技术 一、SCR烟气脱硝技术原理介绍 选择性催化还原系统（Selective Catalytic Reduction,SCR）是指在催化剂的作用下，"有选择性"的与烟气中的NOX反应，将锅炉烟气中的氮氧化物还原成氮气和水。 SCR催化剂最佳的活性范围在300~400 ℃，一般被安排在锅炉的省煤器与空气预热器之间，因此对于燃煤锅炉的烟气脱硝系统，SCR催化剂是运行在较高灰尘环境下。 SCR烟气脱硝技术最高可达到90%以上的脱硝效率，是最为成熟可靠的脱硝方法。在保证SCR脱硝效率的同时还有控制NH3的逃逸率和SO2的转化率，以保证SCR系统的安全连续运行。烟气流动的均匀性、烟气中NOX和NH3混合的均匀以及烟气温度场的均匀性是保证脱硝性能的关键，是设计中需要考虑的因素。 二、SCR烟气脱硝工艺流程 三SCR烟气脱硝的技术特点 ?深入了解催化剂特性，针对不同的工程选择合适的催化剂，包括蜂窝、板式和波纹板式，不拘泥于某个种类或某个厂家的催化剂，并能通过优化催化剂参数，降低催化剂积灰风险，保持较低的烟气压降,可以联合催化剂厂商给业主提供催化剂管理经验，方便业主对催化剂进行管理； ?与国外最专业的流场模拟厂家合作，使用物模与数模技术，精心设计SCR系统的烟道布置、烟道内导流板布置、喷氨格栅、静态混合器等，使催化剂内烟气的温度、速度分布均匀，烟气中NOX与NH3混合均匀，可以最有效的利用催化剂，最大程度的降低氨的消耗量，减少SCR系统积灰，并保持SCR系统较低的烟气压降；
?反应器的设计合理，方便安装催化剂，并可适应多个主要催化剂提供商生产的催化剂,方便催化剂厂商的更换； ?过程参数采用自动控制，根据锅炉的负荷、烟气参数、NOX含量以及出口NH3的逃逸率自动控制喷氨量，优先保证氨逃逸率的情况下，满足系统脱硝效率。 ?针对脱硝还原剂，可以提供多种系统：液氨系统和尿素系统，博奇所提供的尿素催化水解系统具有安全、响应快、起停迅速以及能耗低等特点，可以为重视安全的业主提供最佳的脱硝解决方案。
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
烟气脱硝工艺管道安装方案(审)详解
北京国电龙源环保工程有限公司BEI JIN GUO DIAN LONGYUAN ENVIRONMENTAL PROTECTION ENGINEERING CO., LTD 国电克拉玛依2×350MW热电联产工程 氨区设备及管道安装施工方案 编号：KD-LYHB－JS01-GL-006 名称：氨区设备及管道安装施工方案 编制： 审核： 安全： 批准：
北京国电龙源环保工程有限公司克拉玛依项目部 二零一二年七月一十三日 目录 一、工程概况............................................... 错误!未定义书签。 二、编制依据............................................... 错误!未定义书签。 三、施工必备条件 (2) 四、作业程序、方法 (3) 五、质量通病及预防措施 (12) 六、精细化施工管理 (14) 七、洁净化施工管理 (15) 八、安全文明施工 (15) ☆九、工程建设标准强制性条文 (16) 十、附表 (17)
一、工程概况 国电克拉玛依2×350MW热电联产工程锅炉为超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉，单炉膛、一次再热、采用前后墙对冲燃烧方式、平衡通风、紧身封闭、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Ⅱ型锅炉。锅炉尾部烟气采用选择性催化还原脱硝处理工艺（SCR），每台机组设一套SCR脱硝装置，SCR反应器直接布置在省煤器之后空预器之前的烟道上。 本液氨储存及蒸发系统即是为国电克拉玛依2×350MW热电联产工程烟气脱线EPC 总承包工程提供符合要求的气氨而建立。 本次安装的氨区设备与管道系统主要由液氨储存系统、液氨蒸发系统两部分组成。主要工程量如下：
电厂锅炉SCR烟气脱硝系统设计
电厂锅炉SCR烟气脱硝系统设计 发表时间：2016-12-15T16:24:15.933Z 来源：《电力设备》2016年第20期作者：张军 [导读] 随着火电站的发展，所带来环境问题也日益严重，特别是有色雾气的产生。 （兰州西固热电有限责任公司发电部） 摘要：随着环境污染日益加重，我国对环境保护的重视度不断增加，并拟定了一系列的法规。我国的电厂以火电站为主，电厂废气排放是空气环境污染的重要因素，特别是控制氮氧化物的排放是电厂废气治理重要环节。目前主要的控制手段是通过安装烟气脱硝系统，采用选择性催化还原（SCR）来控制烟气中的氮氧化物的含量，本文主要论述了脱硝系统的设计和各种辅助设备的选型。 关键词：脱硝系统；选择性催化还原；系统设计； 0引言 随着火电站的发展，所带来环境问题也日益严重，特别是有色雾气的产生，给人们敲响了警钟。有色雾气产生的主要原因是氮氧化物的超标排放，并与空气发生化学反应所产生的，其中氮氧化物其主要来源是煤炭燃烧。我国电厂70%是火电厂，是主要的氮氧化物的主要排放点，为规范氮氧化物的排放，现国家出台一系列的氮氧化物控制政策，要求所有火电站必须安装脱硝系统。根据脱硝阶段划分脱硝技术可以分为两类：燃烧过程控制和燃烧后烟气脱硝，但大部分脱硝系统都是选择燃烧后烟气脱硝。 1 SCR烟气脱硝系统的原理 SCR烟气脱硝系统是采用选择性催化剂跟烟气中的氮氧化物发生还原反应，将氮氧化物还原成氮气和水。其主要由还原剂喷撒系统、还原反应器、排放管道和管理控制系统等组成。脱硝系统流程如图1所示。脱硝系统一般紧跟锅炉省煤器出口安装，在进入SCR反应器前，先跟催化剂充分混合，然后在一定的温度下在反应器充分发生化学反应。反应温度一般控制在280-390℃为宜，在此温度下主要有以下几种还原反应： 4NO+4NH 3+O 2→4N 2+6H 2O NO+NO 2+2NH 3→2N 2+3H 2O 6NO 2+8NH 3→7N 2+12H 2O 脱硝系统的是选用氨气作为还原剂，氨气的供给方式主要有三种分别是液氨、氨水、尿素，三种方式各有优缺点，其有确定对比如表1。 图1 SCR脱硝系统结构流程图 2 烟道及旁路的设计 烟道是烟气进出脱硝系统的通道，在烟道进出口或弯处通常需要增加导流叶片，辅助烟气流通。烟道材料选择应考虑烟气的温度、酸碱性、材料强度、材料热变形。烟气在整个系统的温度一般在200-600℃，一般选用5-6mm的钢板，在整个系统中必须增加充足的固定和支撑板，防止震动。由于反应器使用催化剂不同，所需的反应温度也不相同，且锅炉在不同功率负荷下产生的烟气温度也不稳定。为保证烟气在进入反应器是的温度，需要在烟气入口前增加旁路设置，用于控制烟气进入系统的温度。还可以更具需求是否增加反应器旁路，来降低能耗提升系统使用寿命，但需要增加先期投资。 3 还原剂混合器设计 烟气脱硝的效果是由烟气是否与还原剂的充分混合成都是决定的，保证该过程的是部件还原剂混合器。目前使用最多的混合器是格栅喷氨，将整个区域分格，在每格内都有催化剂喷射枪，将还原剂与烟气均匀混合。另外为是烟气与还原剂充分混合，需要足够的混合空间。该空间的大小根据整个脱硝系统的大小来设计，太小混合不充分，太大会增加系统能耗和投资，增加成本。烟气脱硝率的控制是通过控制还原剂喷撒量来控制的，一般来说检测烟气中氮氧化物的含量，根据氮氧化物的总量来确定还原剂的使用量。一般还原剂/氮氧化物的比值控制在0.7-1.0之间。 4SCR反应器的设计 SCR反应器是整个脱硝系统的核心，催化剂和氮氧化物在反应器中发生还原反应，其机构由钢制壳体、烟气入口、催化剂布置架、导流装置等。 4.1反应器壳体 SCR反应器的壳体需要考虑到烟气和催化剂混合气体的通过速度、壳体强度、放震动性、隔热性能等，通常采用箱式结构。 4.2催化剂的设计
烟气脱硝工艺
综述燃煤电厂烟气脱硝技术 摘要：人们对空气质量的要求越来越高，氮氧化物污染引起了人们的广泛注意。废气脱硝工艺一直是研究重点。本文通过对比燃煤电厂的脱硝的各种工艺，选出了最优工艺——SCR技术，本文综述了SCR的原理、国内外研究状况、应用情况及运行费用。通过本文可以使人们更好的了解燃煤电厂脱硝工艺。 关键字：烟气脱硝；低NO X燃烧技术；SCR技术 Summary of coal-fired power plant flue gas denitrification technology Abstract: People on air quality have become increasingly demanding, nitrogen oxide pollution has aroused extensive attention. Exhaust gas denitration process has been a research priority. By contrast coal-fired power plant denitration various processes, optimum process --SCR elected technology, this paper reviews the SCR principle, research status, applications and operating costs. Through this allows people to better understand the coal-fired power plant denitrification process. Key words: Flue gas denitrification ; Low NO X Combustion Technology ;SCR 氮氧化物是大气主要污染物之一。通常所说的氮氧化物有多种不同形式，如N2O、NO、NO2、N2O3和N2O5等，其中NO和NO2所占比例最大，是最重要的大气污染物[1]。NO X排入大气后，通过物理、化学作用，引发一系列的环境问题。对人体健康和生态环境造成威胁[2]。 氮氧化物的产生途径主要有一下几个方面：1.机动车辆排放的尾气2.工业生产过程中产生了氮氧化物3. 燃烧过程产生的氮氧化物。其中燃烧过程产生的氮氧化物包括热力型、瞬时型和燃料型[3]。 机动车排气量较小，排放源流动分散。主要采用机内净化的方法去除氮氧化物[4]。某些工业生产过程也会排出NO X废气，一般来说，它具有成分相对比较单一和气量小的特点，此类废气在治理中多采用湿法，并且尽量将分离出来的NO返回原生产系统，或者形成新的副产品，或者加以无害化处理[5]。在燃烧过程中，控制NO X的排放有两种途径：一种是在锅炉燃烧中控制燃料的燃烧，减少氮氧化物的生成；另一种是对烟气进行处理，消除烟气中的氮氧化物[6]。 交通运输、电力和火电厂排放的NO X占全部排放量的90%以上[7]。电力工业又是燃煤大户。具预测，到2020年，原煤消耗将达到20.5亿~29.0亿吨，燃煤产生的NO X将急剧增加[8]。由于火电厂燃烧所产生的NO X所生成的含量最多且成分较复杂，所以引起了人们的广泛重视。所以本文主要介绍燃煤电站烟气脱硝技术。 1 烟气脱硝工艺比选 烟气脱硝是指从烟气中去除氮氧化物，是世界各国控制氮氧化物污染、防治酸雨危害的主要措施[9]。据火电厂燃煤锅炉调查，一般采用低氮氧化合物燃烧技术（包括低负荷稳燃改造）的锅炉排烟中氮氧化物的浓度为500~900mg/m3，而未采用低氮氧化合物燃烧技术的锅炉排烟中NO X的质量浓度定700~1300mg/m3之间，平均1000g/m3左右。所以在烟气脱硝之前先采用低NO X燃烧技术，减少氮氧化物的产生，为后续处理减轻负担[10]。
烟气脱硫脱硝技术简介
烟气脱硫脱硝技术简介 :烟气脱硫脱硝技术是应用于多氮氧化物、硫氧化物生成化工工业的一项锅炉烟气净化技术。氮氧化物、硫氧化物是空气污染的主要来源之一。故应用此项技术对环境空气净化益处颇多。目前已知的烟气脱硫脱硝技术有PAFP、ACFP、软锰矿法、电子束氨法、脉冲电晕法、石膏湿法、催化氧化法、微生物降解法等技术。 一、磷铵肥法(PAFP)烟气脱硫技术 磷铵肥法(Phosphate Ammoniate Fertilizer Process，简称PAFP)，是我校和四川省环科院、西安热工所、大连物化所等单位共同研究开发的烟气脱硫新工艺(国家“七五”(214)项目新技术083号)。其脱硫率≥95%，脱硫副产品为氮硫复合肥料。此技术的特点是将烟气中的SO2脱除并针对我国硫资源短缺的现状，回收SO2取代硫酸生产肥料，在解决污染的同时，又综合利用硫资源，是一项化害为利的烟气脱硫新方法。而且该技术已于1991年通过国家环保局组织的正式鉴定，获国家“七五”攻关重大成果奖，四川省科技进步二等奖等多项奖励。 二、烟气脱硫脱硝技术活性炭纤维法(ACFP)烟气脱硫技术 活性炭纤维法(Activated Carbon FiberProcess，简称ACFP)烟气脱硫技术是采用新材料脱硫活性炭纤维催化剂(DSACF)脱除烟气中SO2并回收利用硫资源生产硫酸或硫酸盐的一项新型脱硫技术。 该技术脱硫率可达95%以上，单位脱硫剂处理能力会高于活性炭脱硫一个数量级以上(一般GAC处理能力为102Nm3/h.t，而ACF可达104Nm3/h.t)。由于工艺过程简单，设备少，操作简单。投资和运行成本低，且能在消除SO2污染同时回收利用硫资源,因而可在电厂锅炉烟气、有色冶炼烟气、钢铁厂烧结烟气及各种大中型工业锅炉的烟气SO2污染控制中采用,改善目前烟气脱硫技术装置“勉强上得起，但运行不起”的状况。该烟气脱硫技术按10万KW机组锅炉机组烟气计，装置投资费用3500万，年产硫酸3万～4万吨。仅用于全国高硫煤电厂脱硫每年约可减少SO2排放240万吨，副产硫酸360万吨，产值可达数十亿元。该技术已获国家发明专利，并已列入国家高新技术产业化项目指南。 三、烟气脱硫脱硝技术软锰矿法烟气脱硫资源化技术 MnO2是一种良好的脱硫剂。在水溶液中，MnO2与SO2发生氧化还原发应,生成了MnSO4。软锰矿法烟气脱硫正是利用这一原理，采用软锰矿浆作为吸收剂，气液固湍动剧烈,矿浆与含SO2烟气充分接触吸收，生成副产品工业硫酸锰。该工艺的脱硫率可达90%，锰矿浸出率为80%，产品硫酸锰达到工业硫酸锰要求(GB1622-86)。 常规生产工业硫酸锰方法是：软锰矿粉与硫酸和硫精沙混合反应，产品净化得到工业硫酸锰。由于我国软锰矿品位不高，硫酸耗量增大，成本上升。该法与常规生产工业硫酸锰相比是，不用硫酸和硫精沙，溶液杂质也降低，原料成本和工艺成本都有降低，比常规生产工业硫酸锰方法节约成本25%以上，加之国家对环保产品在税收上的优惠，竞争力将大大提高。
大型火电厂锅炉脱硫脱硝及烟气除尘方案探究
大型火电厂锅炉脱硫脱硝及烟气除尘方案探究 大气污染排放标准有日益苛刻的趋势，给火电厂烟气处理技术带来了新的挑战，通过简要分析，提出了烟气脱硝、脱硫、除尘工艺的新技术路线，对大型电厂的设计有显著的借鉴意义。 标签：大型火电厂；脱硫脱硝；烟气除尘 当今社会生态环境日趋恶化，为了实现可持续发展目标，将节能减排落实到工作中是必然的。而大型火电厂的锅炉脱硫脱硝及烟气除尘技术可以降低污染物的排放量。该技术是我国科学技术进步的重要标志，不仅处理技术较为先进，对系统的优化功能更是传统技术无法比拟的，可以解决以往处理技术对设备的高腐蚀性问题。 1 脱硝技术的发展过程 脱硝技术从技术途径上可分为低氮燃烧技术和SCR烟气脱硝技术。低氮燃烧技术主要是采用复合式的空气分级低NOx燃烧技术，SOFA风的比例從25%提高到35%，该燃烧技术在获得较高的燃烧效率、确保煤粉安全稳定燃烧的同时能有效降低NOx的排放，缓解炉后脱硝的压力。 1.1 SCR的烟气脱硝 SCR的烟气脱硝是指在烟气内部投入化学剂，在发生化学反应后会产生相应的气体以及水分。在进行催化后，温度可以上升空间较大，最高可以达到400℃，如此高温可以与锅炉与预热器设备之间的温度相比拟，这种技术的脱硝水平已经达到成功率的一半以上。 1.2 SNCR的烟气脱硝原理 SNCR的脱硝技术对温度具有一定的要求，在进行处理使需要将还原剂导入锅炉内部温度较高的位置，一旦发生化学反应就会随之产生气体，并与烟气物质进行混合，最终形成氮气，这种技术需要依赖锅炉进行反应，并完成气体的消耗。但是这种技术的处理水平并不高，也不能达到处理技术的高标准要求。根据可靠数据的研究不难发现，以尿素做化学反应剂由于其结构组成特点，在进行脱硝处理时，会释放大量的二氧化碳，而该气体可以直接影响空气质量，使大气污染程度加剧。 1.3 SNCR与SCR的结合烟气脱硝原理 这种技术是对SNCR与SCR两种技术的有机结合，弥补两者之间存在的不足并使其功效的发挥可以达到预期效果，并且稳定性高，但是将两者进行结合后的SCR的脱硝效率不能过高。由于该技术是融合性技术，因此对技术的应用性