220t循环流化床锅炉脱硝SCR
2台160吨1台220吨油气锅炉低温SCR脱硝方案资料
石化烯烃装置锅炉烟气处理低温SCR脱硝项目技术方案中石化宁波设计院2015年6月10日1、项目概况3台油气锅炉烟气脱硝装置，根据目前脱硝技术的发展现状及我公司成熟的技术、设计和实际工程经验，针对本项目的具体情况，采用低温SCR脱硝工艺，SCR反应器布置在空气预热器之前。
考虑到厂内具体情况、还原剂的储运方便、安全，拟采用20%左右的氨水为还原剂。
本方案为初步技术方案，供业主参考。
2、烟气基本参数3、烟气排放标准及设计要求排放标准执行最新超低排放；二氧化硫50mg/Nm3；氮氧化物50mg/Nm3；粉尘30mg/Nm3；（1）本项目采用低温SCR工艺，脱硝工艺要适用于工程己确定的烟气条件，并考虑烟气变化的可能性；（2）使用20%氨水作为脱硝还原剂；（3）烟气脱硝装置的控制系统可进入主机控制系统，也使用PLC系统单独控制；（4）烟气脱硝效率≥88%；（5）NH3逃逸量控制在5ppm以下；（6）脱硝装置可用率不小于98%，服务寿命为20年；（7）采用成熟的SCR工艺技术，设备运行可靠；（8）根据工程的实际情况尽量减少脱硝装置的建设投资；（9）脱硝工艺脱硝还原剂、水和能源等消耗少，尽量减少运行费用；（10）烟气脱硝不能影响原系统出力及正常运行，同时，脱硝系统应具备单独运行、单独检修的要求。
4、烟气处理流程5、SCR脱硝工艺SCR工艺系统主要包括烟道系统、SCR反应器、氨喷射系统、氨储存制备供应系统、声波吹灰系统等，下面将分别进行描述。
5.1 SCR脱硝系统5.1.1 SCR脱硝原理SCR的全称为选择性催化还原法(Selective Catalytic Reducation)。
催化还原法是用氨或尿素之类的还原剂，在一定的温度下通过催化剂的作用，还原废气中的NO x(NO、NO2)，将NO x转化非污染元素分子氮(N2)，NO x与氨气的反应如下：4NO + 4NH3 + O2→ 4N2 + 6H2O6NO2+8NH3→7N2+12H2OSCR系统包括催化剂反应器、还原剂制备系统、氨喷射系统及相关的测试控制系统。
SNCR+SCR联合脱硝技术在循环流化床锅炉超低排放改造中的运用
SNCR+SCR联合脱硝技术在循环流化床锅炉超低排放改造中的运用循环流化床锅炉是一种高效节能的锅炉设备，但在使用过程中也会产生大量的氮氧化物排放，对环境造成严重污染。
为了满足环保要求，提高锅炉热效率，减少大气污染物排放，人们逐渐意识到了采用SNCR+SCR联合脱硝技术的重要性。
联合使用SNCR和SCR技术可以更好地降低氮氧化物的排放，实现锅炉超低排放改造。
本文将重点介绍SNCR+SCR联合脱硝技术在循环流化床锅炉超低排放改造中的运用。
一、循环流化床锅炉的特点循环流化床锅炉是一种利用颗粒物料在气流作用下产生流化状态的工作原理，因此具有燃烧效率高、烟气特性好、燃烧过程稳定等优点。
循环流化床锅炉广泛应用于热电厂、化工厂、钢铁厂等行业，但其氮氧化物排放一直是制约其发展的重要因素。
二、SNCR+SCR联合脱硝技术的原理1. SNCR技术选择性催化还原（Selective Non-Catalytic Reduction，SNCR）技术是一种通过喷射氨水或尿素溶液来还原烟气中NOx的技术。
通过在一定温度下将氨水或尿素溶液喷射到锅炉炉膛或尾部燃烧区，使其中的氨与NOx进行化学反应，生成氮气和水，从而将NOx还原为无害物质。
3. 联合脱硝技术的优势SNCR+SCR联合脱硝技术能够充分发挥两者各自的优势，有效降低氮氧化物排放。
SNCR 技术适用于低温NOx的还原，而SCR技术适用于高温NOx的还原。
因此通过联合脱硝技术可以在不同温度下对NOx进行高效脱硝，实现循环流化床锅炉超低排放。
三、联合脱硝技术在循环流化床锅炉中的应用1. 应用概况2. 改造效果通过在循环流化床锅炉上应用SNCR+SCR联合脱硝技术，锅炉烟气中的NOx排放得到大幅度降低，达到超低排放的要求，实现环保标准。
联合脱硝技术还可以提高锅炉的热效率，降低能耗，节约运行成本。
3. 市场前景随着环保政策不断加强，对锅炉排放标准的要求也越来越高。
采用SNCR+SCR联合脱硝技术进行循环流化床锅炉改造具有广阔的市场前景。
220th循环流化床锅炉SNCR脱硝区低温去扩展技术改造
220T/h循环流化床锅炉SNCR脱硝区低温去扩展技术改造材料汇报汇报单位：中煤集团山西华昱能源山西永皓煤矸石发电有限公司SNCR脱硝向低温区扩展技改陈果汇报目录一、永皓发电厂简述二、SNCR脱硝运行情况情况三、SNCR超标原因分析四、SNCR脱硝技改依据五、改造前需要支持性技术参数六、改造方案不成功性评估七、改造具体方案改造后效果一、山西永皓煤矸石发电公司简述中煤华昱能源永皓煤矸石发电有限公司装机容量为2×50MW燃煤机组，两台锅炉均是四川锅炉厂生产的CG220/9.81-MXI型循环流化床锅炉。
两台锅炉于2005年初开始基建工作，于2007年底投产。
锅炉均为单锅筒、自然循环、集中下降管、采用水冷异形旋风分离器、点火方式为床下轻柴油点火、高温回灰、固态排渣、平衡通风、全钢结构、紧身封闭布置循环流化床锅炉。
二、SNCR脱硝运行情况情况2014年中煤华昱集团公司积极响应国家环保要求，现有的炉内脱硫系统已无法满足环保GB13223-2003要求，针对山西永皓煤矸石发电有限公司（以下简称永皓）两台2X50MW循环流化床锅炉环保数据不达标情况，委托南京中电环保科技有限公司进行脱硫脱硝改造工程。
永皓公司2014年脱硫、脱硝工艺采用国内技术方案成熟、能耗较低、脱除率最高的工艺，脱硫采用FGD系统、脱硝采用了SNCR工艺，还原剂采用尿素，SNCR脱硝效率不小于64%。
本文主要叙述脱硝系统，我厂因旋风分离器采用了水冷异型分离器，采用炉膛水冷壁后墙即为分离器前墙（双面水冷壁）分离器加速端为炉膛后墙扩充，无法布置喷枪，脱硝喷枪布置图如下：SNCR脱硝喷枪布置图三、在SNCR脱硝系统投运后，负荷≤70%BMCR，锅炉启动NOX超标等分析超标原因为:1、机组启动后，低负荷时段较长，最低负荷2.6万，低负荷时炉膛中部温度在790度，炉膛出口在600度及以下，脱硝系统中的尿素溶液在此温度下无法反应，造成此次超标的主要原因。
循环流化床锅炉烟气脱硝工艺
４ Ｎ Ｈ ３ ＋ ４ Ｎ Ｏ＋０ ２ ４ Ｎ ２ ＋ ６ Ｈ ２ ０
①
６ Ｎ Ｏ ２ ＋８ Ｎ Ｈ ３ ７ Ｎ ２ ＋１ ２ Ｈ ２ ０ ４ Ｎ Ｈ ３ ＋２ Ｎ Ｏ ２ ＋０ ２ ＿３ Ｎ ２ ＋ ６ Ｈ ２ ０ 在反应条件改变时 ，还可能发生 以下副反应 ：
４ ＮＨ３ ＋３ ０ ２ ２ Ｎ ２ ＋６ Ｈ２ ０ ＋１ ２ ６ ７ ． １ ｋ Ｊ
系统主要 由脱硝反应系统 、氨制备及氨储运系统和其他
随着 国家对 大气 污染物排放标准 的修改 ，对氮氧化 辅 助设备组成 。其 中脱 硝反应系统 由Ｓ Ｃ Ｒ 反应 器 、烟气 物 （ Ｎ Ｏ ）的减 排要求 趋严 ，现在必须 借助脱 硝设备来 系统 、喷氨系统 、静态混合器 、催化剂等组成 。 减排达标 。按 照 目前循环流化 床锅 炉的市场存有量及其
未来市场发展 预期 ，其脱硝任务 量很大 。本文结合工 程 度在 １ ５ ０ ％ ～１ １ ０ ％的范 围 ，在其 锅炉尾 部段 省煤 器与
３ 工业烟气脱 硝方式及其在循环流化 床锅 炉上的 到３ ０ ０ ℃ ～４ ２ ０ ％后将烟气引 出，通过烟道送进脱硝反应
应 用
３ ． １ 脱硝技 术
器 ，当烟气进入Ｓ Ｃ Ｒ 反 应器进 口烟道 时 ，与设 置在进 口 烟道上的喷氨格栅喷人的氨 （ 经空气稀释后的氨 ，一般
工业 窑炉烟气 Ｎ Ｏ 的脱 除方 法有 多种 ，主要 分湿 法 浓度为５ ％ ）混合 ，其通过氨气／ 空气 混合器 的辅 助作用 和干法两 大类 ，湿法脱硝 主要有稀 硝酸吸收法 、碱性 溶 达到充分混合均匀 的 目的 ，再通过烟道 中的静态混合器
流化床锅炉机组也 已达５ ０ 余 台，超过 了世界上其他 国家
SNCR+SCR联合脱硝技术在循环流化床锅炉超低排放改造中的运用
SNCR+SCR联合脱硝技术在循环流化床锅炉超低排放改造中的运用循环流化床锅炉是一种高效、节能的锅炉设备，广泛应用于热电厂、化工厂和钢铁厂等行业。
由于废气中含有大量的氮氧化物（NOx）和二氧化硫（SO2）等有害物质，使得循环流化床锅炉排放的氮氧化物和硫化物含量较高，加剧了大气污染问题。
循环流化床锅炉超低排放改造已成为当前热电行业的一个重要课题。
在循环流化床锅炉超低排放改造中，SNCR+SCR联合脱硝技术被广泛应用。
SNCR是选择性非催化还原技术，主要应用于燃煤锅炉和燃气锅炉的NOx减排工程，通过向锅炉燃烧室内喷洒氨水或尿素溶液，利用氨与NOx在一定温度下进行化学反应，将NOx还原成N2和H2O。
而SCR是选择性催化还原技术，主要应用于燃油锅炉和燃气锅炉的NOx减排工程，通过在烟气中进一步添加氨水溶液，并经过SCR催化剂层，将NOx还原成N2和H2O。
联合使用SNCR和SCR技术，可以充分发挥两者的优势，最大限度地降低NOx排放。
一、工艺设计在进行SNCR+SCR联合脱硝技术改造前，需要进行详细的工艺设计。
首先要确定脱硝设备的选型和布置方案，包括SNCR喷射器的设置位置、氨水喷洒装置的设计参数以及SCR催化剂的选择和布置等。
同时还要充分考虑循环流化床锅炉的特点，合理地安排脱硝设备与锅炉的连接和配套，确保改造后的系统能够稳定运行。
二、设备安装在完成工艺设计后，需要对脱硝设备进行安装调试。
这包括SNCR和SCR设备的安装、管道连接、电气接线等工作。
还需对氨水喷洒系统和废气处理系统进行调试，确保各项设备与锅炉的配合运行正常。
三、系统调试在设备安装完成后，需要对整个SNCR+SCR联合脱硝系统进行调试。
通过调节氨水喷洒量、催化剂温度和催化剂层布置等参数，对系统进行优化，保证系统运行稳定、效率高。
同时还要进行脱硝效率、氨逸量、废气温度等各项指标的监测和测试，确保改造后的系统符合超低排放要求。
四、运行维护完成系统调试后，就需要进行运行维护工作。
循环流化床锅炉SNCR反应机理与脱硝特性数值模拟
循环流化床锅炉SNCR反应机理与脱硝特性数值模拟为验证SNCR反应简化机理的准确性，将SNCR反应的复杂机理与两步简化机理进行化学动力学对比计算分析，结果表明，在920~ 1040℃，2种机理对反应器出口NO和NH3体积分数的计算结果比较接近。
利用Fluent软件结合两步简化机理进行数值模拟，结果表明，随着温度的升高，脱硝效率先增加后降低，在925℃左右达到最大值，而氨逃逸量持续降低;增加还原剂用量，最佳反应温度保持在925℃左右，脱硝效率和氨逃逸量都会提高，但脱硝效率的涨幅会逐渐降低，而氨逃逸的涨幅逐渐升高;提高烟气氧含量能使反应的温度窗口向低温方向移动，使氨逃逸量和脱硝效率同时降低。
循环流化床(CFB)是一种新型的清洁燃烧技术，CFB锅炉具有燃料适应性好、负荷调节范围宽、燃烧温度低、空气分级送入等特性。
CFB锅炉较低的燃烧温度能有效抑制NOx的生成，但随着国家最新标准的实施，绝大部分现有或新建的循环流化床锅炉的NOx排放浓度己经不能满足排放标准要求，因此需要额外采取有效措施控制NOx的生成CFB锅炉的燃烧温度在SNCR温度窗口范围内，而且整个循环回路内温度相对稳定，NOx初始生成浓度低，不需要较高的脱硝效率就能达到排放要求。
而且其特有的旋风分离器结构，为SNCR反应提供了合适的反应空间和足够的反应时间。
因此，CFB锅炉非常适合采用SNCR技术控制NOx排放浓度。
计算流体力学软件(CFD)是数值模拟研究SNCR脱硝系统的一种重要方法。
Shin 等对某台40t/h燃烧重油的工业锅炉进行CFD模拟，主要研究喷射液滴直径，喷射位置和还原剂用量对SNCR反应的影响，结果表明对于小尺寸的工业锅炉，提高喷射速度和喷射粒径可以提高脱硝效率。
李竞岌等利用Fluent软件对某185t/h CFB锅炉分离器及尾部烟道流场进行性能优化模拟，并根据结果设计了相应的SNCR烟气脱硝系统。
目前，对于循环流化床SNCR的数值模拟主要集中在对脱硝效率影响因素的研究，对于脱硝反应机理的模拟较少，由于反应机理是影响模拟结果精确度的决定性因素，本文利用Chemkin软件对复杂机理与两步简化机理进行了模拟，并利用Fluent软件，对某台130t/h循环流化床锅炉脱硝特性进行了研究。
220t h 循环流化床锅炉说明书
220t/h循环流化床锅炉说明书目录一、锅炉基本特性 (3)1、主要工作参数 (3)2、设计燃料 (3)3、安装和运行条件 (4)4、锅炉基本尺寸 (4)二、锅炉结构简述 (5)1. 炉膛水冷壁 (5)2. 高效蜗壳式汽冷旋风分离器 (7)3. 锅筒及锅筒内部设备 (7)4. 燃烧设备 (8)5. 过热器系统及其调温装置 (11)6. 省煤器 (11)7. 空气预热器 (12)8. 锅炉范围内管道 (12)9. 吹灰装置 (12)10. 密封装置 (12)11. 炉墙 (13)12. 构架 (13)13．膨胀系统 (14)14．锅炉水压试验 (14)15．锅炉过程监控 (14)三、性能说明 (16)一、锅炉基本特性1、主要工作参数额定蒸发量 220 t/h额定蒸汽温度 540 ℃额定蒸汽压力（表压） 9.8 MPa给水温度 215 ℃锅炉排烟温度 ~140 ℃排污率≤2 %空气预热器进风温度 20 ℃锅炉计算热效率 90.5 %锅炉保证热效率 90%燃料消耗量 41.7 t/h 石灰石消耗量 585 kg/h 一次热风温度 200 ℃二次热风温度210 ℃一、二次风量比 55：45循环倍率 25～30脱硫效率（钙硫摩尔比为2.5时）≥ 70 % 2、设计燃料（1）煤种及煤质煤的入炉粒度要求：粒度范围0~10mm，50%切割粒径d50=2mm，详见附图。
（2）点火及助燃用油锅炉点火用油:甲醇和甲醇油（3）石灰石特性颗粒度0-1mm.d50=0.25mm.3、安装和运行条件地震烈度里氏6度，按7度设防。
锅炉给水满足GB/T12145《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》标准。
4、锅炉基本尺寸炉膛宽度（两侧水冷壁中心线间距离） 8770mm炉膛深度（前后水冷壁中心线间距离） 6610mm炉膛顶棚管标高 37600mm锅筒中心线标高 41000mm锅炉最高点标高 45000mm运转层标高 8000mm操作层标高 5400mm锅炉宽度（两侧柱间中心距离） 23000mm锅炉深度（柱Z1与柱Z4之间距离） 27600mm二、锅炉结构简述锅炉为高温高压，单锅筒横置式，单炉膛，自然循环，全悬吊结构，全钢架π型布置。
220t锅炉脱硝设计
220t/h锅炉SCR脱硝系统设计1.反应器布置本项目锅炉烟气NO X含量达650mg/Nm3，要求排放100 mg/Nm3，脱硝效率85%。
SNCR脱硝工艺达不到环保要求，建议采用SCR脱硝工艺，推荐采用20孔蜂窝式催化剂，每台锅炉配置2台脱硝反应器，每台反应器内催化剂布置方式采用2+1布置，即安装2层催化剂，预留1层。
每层催化剂体积初步预估21m3，三台锅炉总量约252m3。
另本项目锅炉尾部竖井交叉布置两级省煤器和三级管式空气预热器，省煤器、空气预热器交叉布置分别支承在尾部构架上，这种省煤器及空预器布置方式不便于SCR脱硝装置的设置。
鉴于锅炉已开始进行安装工程，不便进行大的改动，脱硝反应器的布置及脱硝烟气的引出将结合目前锅炉的实际情况配置。
1.1脱硝烟气将由高温省煤器出口双烟道引出（此处烟气温度380℃，最佳反应温度），向上约10米分别进入两台脱硝反应器（，经反应器后回到一级空预器入口，这样尾部竖井烟道高温省煤器和高温空预器之间需预留出烟气的进出空间约5.6米（烟道截面按4.04x1.6，烟气流速14m/s估算），需锅炉厂调整空预器和低温省煤器的安装位置，来保证脱硝烟气的进出空间。
且此种反应器布置方式烟气脱硝后在空预器低温区易生成亚硫酸铵造成低温腐蚀及堵塞，建议在三级空预器上方设置蒸汽吹灰器。
1.2如锅炉低负荷运行时，高温空预器出口温度能在290℃以上，可采取将脱硝烟气由高温空预器出口引出（如必要，也可从高温省煤器上方引出部分高温烟气来加热脱硝烟气），向上约10米分别进入两台脱硝反应器，同时将剩余省煤器、空预器安装位置平移调整到反应器出口烟道，并在三级空预器上方设置蒸汽吹灰器。
SCR烟气系统设计参数2．主要设计原则（1）采用选择性催化还原（SCR）工艺全烟气脱硝系统。
烟气中的NOX 在300~380度环境下，经催化剂作用，由NH3将NOX还原成无害的N2和H2O。
（2）采用液氨做为脱硝系统的还原剂。
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XX有限公司自备电厂脱硝工程2×220t/h循环流化床锅炉烟气SCR脱硝工程技术方案编制单位：XX有限公司2017年10月目录1、概述 (2)2、设计条件 (3)3、脱硝原理及工艺流程 (9)4、设计数据 (14)5、主要设备清单 (15)6、设计安装说明 (17)7、其他 (24)1、概述1.1 总体原则1.1.1本方案适用于XX股份有限公司自备电厂脱硝工程2×220t/h循环流化床锅炉脱硝装置锅炉烟气超低排放工程。
1.1.2本方案提出的为最低限度的技术要求，并未对一切技术细节作出规定。
也未充分引述有关的标准和规范的条文，我方方应提供符合本技术条件和有关工业标准的优质产品。
1.1.3 本方案所使用的标准如遇与我方所执行的标准发生矛盾时，按较高标准执行。
1.1.4本方案包括超低排放工程以内所必需具备的工艺系统设计、设备和材料供货、运输、安装工程、指导监督、技术服务、人员培训、调试、试验及整套系统的性能保证和售后服务等，并能满足锅炉正常运行的需要。
1.1.5我方按照方案所述系统及布置编制我方案。
我方承诺对系统的拟定、设备的选择和布置负责。
1.2 项目概况XX股份有限公司自备电厂脱硝工程2×220t/h循环流化床锅炉，根据环保政策，要新建2套锅炉烟气超低排放装置。
烟气超低排放采用“SNCR+SCR”耦合脱硝工艺脱除NOx。
确保经处理后的烟气NOx排放浓度≤50 mg/Nm3。
目前本项目SNCR脱硝工艺采用20~25%氨水作为还原剂，SNCR系统初始NOx浓度300 mg/Nm3， 100%设计烟气量工况下。
额定工况条件下出口NOx的浓度不超过180mg/Nm3（标准状态，干基，6％含氧量，以二氧化氮计）。
本工程利用原有SNCR脱硝系统对锅炉烟气净化装置升级、改造、提效。
采用“SNCR+SCR”耦合脱硝工艺脱除NOx。
改造的范围为2台220t/h循环流化床锅炉相关的脱硝装置新增SCR脱硝系统，以及与之配套的土建、电气、自控、给排水和暖通等公用工程。
SCR系统初始NOx浓度180mg/Nm3， 100%设计烟气量工况下，脱硝效率不小于72.2%设计。
额定工况条件下SCR出口NOx的浓度不超过50 mg/Nm3（标准状态，干基，6％含氧量，以二氧化氮计）。
2、设计条件2.1场地条件和自然条件2.1.1 厂址所在地XX股份有限公司自备电厂脱硝工程项目厂址位于位于XX市。
2.1.2基本条件1）基本风压： kN/m22）最大冻土深度： cm3）抗震设防烈度：度4）海拔高度： m2.1.3气象条件年平均气温： 11.7℃夏季（6、7、8月）平均最高气温： 29.6℃冬季（12、1、2月）平均最低气温：－6.7℃极端最高气温： 39.6℃极端最低气温：－20.7℃最热（7月）月平均气温： 26.2℃最冷（1月）月平均气温：－4.7℃常年主导风向：西南夏季主导风向：东南冬季主导风向：北、西南年平均风速： 3.4m/s30年一遇最大风向： 23.7m/s 年平均降水量： 583.2mm 年最大降水量： 932.5mm 年最小降水量： 196.7mm 一昼夜最大降水量： 200.0mm 最大积雪厚度： 20.0cm 土壤最大冻土深度： 0.6m夏季6、7、8月日平均频率为10％的湿球温度为25.2℃，相应的日平均干球温度为28.4℃，相对湿度为76％，大气压力为1005.1hPa。
地震烈度7度。
2.2工程设计条件2.2.1煤质资料炉燃料煤的元素分析（质量百分比），见1-1。
表1-1 燃料煤的元素分析2.2.2 SCR脱硝系统入口烟气参数（BMCR工况下）表3 设计基础数据(单台炉)SCR 入口NOx浓度mg/Nm3＜100 6%O2 SO2 mg/Nm 3SO3 mg/Nm3CO2省煤器出口湿烟气Vol%O2 Vol%N2 Vol%SO2 Vol%H2O Vol%2.2.3还原剂分析还原剂可采用尿素或者氨水。
考虑到循环流化床锅炉温度比较低，且脱硝效率要求比较高，NOX排放浓度要小于50 mg/Nm3，故本方案采用氨水作为还原剂。
需方提供的氨水质量应满足或超过下列规格：颜色：无色，透明氨水浓度：20~25% (重量比)温度：环境温度2.2.4水源参数表作为氨水稀释水应是具有软化水质量的纯水，需方提供的软化水应满足下列规格要求：pH值：8～10；氨含量：0.017 kg/t水全硬度 <3 mmol/kg；钙硬度 <2 mmol/kg （CaCO3），最好 <0.2 mmol/kg；全碱度 <2 mmol/kg，最好<0.2 mmol/kg；铁<0.5 mg/kg；电导率<250 µmhos；没有明显的浑浊和悬浮固态物。
2.3 脱硝系统设计参数此处，脱硝率定义如下:此处：A: 反应器入口NOx值B: 反应器出口NOx值(A和B是转换到基准氧量下的NOx浓度)2.4超低排放工程遵循的标准（1）工艺《火力发电厂设计技术规程》 DL5000-2000 《火力发电厂初步设计文件内容深度规定》 DLGJ9-92《火力发电厂汽水管道设计技术规定》 DL/T5054—1996 《火力发电厂烟气煤粉管道设计技术规程》 DL/T5054—1996 《火力发电厂保温油漆设计规程》 DL/T5072-1997 《工业设备、管道防腐蚀工程施工及验收规范》 HGJ229-91《工业设备及管道绝热工程设计规范》 GB50264-97 《工业金属管道设计设计规范》 GB50136-2000 《工业管路的基本识别色和识别符号》 GB7231-87《玻璃钢化工设备设计规定》 HG/T20696-1999 《橡胶衬里化工设备》 HG/T20677-90《衬里钢壳设计技术规定》 HG/T20678—2000 《钢制焊接常压容器》 JB/T4735-1997 《火电厂大气污染物排放标准》 GB13223-2011 《大气污染物综合排放标准》 GB16297-96《火电厂烟气排放连续监测技术规范》 HJ/T75-2001 《电力建设施工及验收技术规范》 DL5007-92（2）电气《火力发电厂设计技术规程》 DL5000《电力工程制图标准》 DL502《继电保护和安全自动装置技术规程》 DL400《火力发电厂厂用电设计技术规定》 DL/T 5153《火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程》 DL/T5136《发电厂、变电所电缆选择与敷设设计规程》 SDJ26《火力发电厂和变电站照明设计技术规定》 DL/T5390《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》 DL/T620《交流电气装置的接地》DL/T621《电测量及电能计量装置设计技术规程》 DL/T5137《电力工程电缆设计规范》 GB50217《火力发电厂厂内通信设计技术规定》 DL/T5041《建筑物防雷设计规范》 GB50057《电力工程直流电源系统设计技术规程》 DL/T5044《低压配电设计规范》 GB50054《爆炸火灾危险环境电力装置设计规范》 GB50058（3）仪控《火力发电厂初步设计文件内容深度规定》 DL/T5427《火力发电厂设计技术规程》 DL5000《火力发电厂热工自动化设计技术规定DL/T5175《发电厂、变电所电缆选择与敷设设计技术规程》SDJ26《电力工程电缆设计规范》GB50217《电力建设施工及验收规范》热工仪表及控制装置篇 DL/T5190.5 《火力发电厂分散控制系统在线验收测试规程>> DL/T659《火力发电厂顺序控制系统在线验收测试规程>> DL/T658《火力发电厂模拟量控制系统在线验收测试规程>> DL/T657《过程检测和控制系统用文字代号和图形符号>> HG/T20505《爆炸和火灾危险环境电力设计规范>> GB50058《自动化仪表选型规定>> HG/T20507《仪表供电设计规定>> HG/T20509（4）水工暖通消防《火力发电厂水工设计规范》 DL5339－2006《火力发电厂与变电站设计防火规范》 GB50229-2006《火力发电厂设计技术规程》 DL5000-2000《电力设备典型消防规程》 DL5027-93《建筑给水排水设计规范》 GB50015-2003《室外给水设计规范》 GB50013-2006《室外排水设计规范》 GB50014-2006《建筑给水排水设计规范》 GB50015-2003《建筑设计防火规范》 GB50016-2006《建筑灭火器配置设计规范》 GB50140-2005《火力发电厂采暖通风与空气调节设计规范》 DLT5035-2004 《采暖通风与空气调节设计规范》 GBJ50019-2003 《火力发电厂设计技术规程》 DL5000-2004 《火力发电厂与变电所设计防火规范》 GB50229-2006 《通风与空调工程施工质量验收规范》 GB50243-2002 《建筑设计防火规范》 GB50016-2006《建筑灭火器配置设计规范》 GB50140-2005《火力发电厂与变电所设计防火规范》 GB50229－2006《火力发电厂设计技术规程》 DL5000-2000《火力发电厂总图运输设计技术规程》 DL/T5032-2005《电力工程电缆设计规范》 GB50217-2007《电力设备典型消防规程》 DL5027-19933、脱硝原理及工艺流程3.1 SNCR+SCR耦合脱硝原理SNCR+SCR耦合脱硝技术是指一种以氨水作为脱硝还原剂，将2%浓度的氨水溶液喷射至炉膛内，首先尿素热解后生成NH3与烟气中的NOx发生选择性非催化还原法（SNCR）反应，反应的基本原理是：(NH2 )2CO→2NH2+ CONH2 + NO→N2+ H2OCO + NO→N2 + CO2当氨水热解生成的NH3超过SNCR反应所需NH3时，剩余的NH3进入脱硝反应器，在催化剂的作下，反生选择性催化还原法（SCR）反应与烟气中的NOx反应生成无害的N2和H2O。
SCR反应的基本原理是：4NO + 4NH3 + O24N2+ 6H2O6NO2 + 8NH3 7N2+ 12H2ONO + NO2 + 2NH32N2+ 3H2O3.2工艺系统及主要设备脱硝工艺系统主要包括：喷射系统、烟气系统、催化剂、吹灰系统、空压机系统等。
3.2.1工艺描述目前烟气处理流程：炉膛→SNCR→旋风分离器→高温过热器→低温过热器→省煤器→空气预热器→引风机→烟囱。
环保改造后的烟气处理流程：炉膛→SNCR→旋风分离器→高温过热器→低温过热器→省煤器→SCR→空气预热器→引风机→烟囱。