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
研究开始于上世纪90 年代。早在1995年台湾台中电厂5～8号4x550MW机组就安装了SCR脱硝装置，大陆第一台脱硝装置是福建后石电厂的1～6号
6x600MWSCR脱硝装置，自1999年起陆续投运。典型的燃煤电厂SCR烟气脱硝系统采用氨（NH3）作为还原介质，主要由供氨与喷氨系统、催化剂（反应塔）、烟气管道与控制系统等组成[4]。SCR控制系统的启停由喷入的氨来控制,即依据固定的NH3/NO x摩尔比来确定所需的氨气流量。进口NO x浓度和烟气流量的乘积产生NO x 流量信号,此信号乘以NH3 / NO x摩尔比就是基本氨气流量信号，SCR控制系统根据计算出的氨气流量需求信号去定位氨气流控制阀,实现对脱硝的自动控制[5] 。针对SCR烟气脱硝领域的难点之一——NO
x与NH3的混合，江苏苏源环保工程股份有限公司提出了“主动利用不均”的理念，在该理念的指导下开发了专利技术“喷氨格栅”，其功能是：在实际工况下，针对NO x的不均匀特性，有计划、有步骤地控制不同区域的喷氨量，实现不同区域不同的NO x/NH3配比。对于SCR 脱硝技术，文献[6][7][8]中都有介绍，文献[9]则举了大唐阳城电厂的实例来介绍SCR脱硝技术在电厂的应用。另外，文献[10]中提到了SO3在SCR反应器中的生成及其危害，需要采取一定的措施脱除烟气中的SO3。
SNCR技术是已投入商业运行的比较成熟的烟气脱硝技术，其建设周期短、投资少、脱硝效率中等，比较适合于中小型电厂改造项目。20世纪70年代，SNCR 技术首先在日本投入商业应用，目前全世界大约有300套SNCR装置，其中30
个为电站锅炉，容量约为7100MW。由于SNCR法脱硝率只有30％～50％，一般采用低NO x燃烧技术/SNCR或SNCR/SCR联合使用[11]。
SNCR/SCR混合技术在20世纪90年代后期研发成功，与SNCR和SCR工艺相比而言，这种混合技术特点主要是：系统脱硝效率相对较高；设备相对简单，建设周期短，占地面积小；催化剂用量较少，系统压损小等[12]。
对于脱硝系统的控制，文献[13]提出了一个指数ARMAX(ExpARMAX)模型，仿真研究表明，此模型可以在一个大的经营范围内提供令人满意的脱硝进程的建模精度。其控制算法能显著提高系统的控制性能。文献[14]对一个60万千瓦的火电厂热力系统进行了模拟和优化，主要研究了氨的流场及分布对原设计的改善。文献[15]重点介绍了烟气循环流化床（CFB）系统，使用新型吸附剂同时脱硝脱硫。
三、设计（论文）的主要研究内容及预期目标
本毕业设计的主要内容是深入探讨并分析电站脱硝系统及其控制技术。在熟
悉了解电站脱硝系统的工艺流程及结构组成的基础上，总结电站脱硝系统的特点
及控制难点，侧重分析电站脱硝系统的主要控制策略、控制系统组成。
预期目标为：
1、了解电站脱硝系统的工艺流程及组成结构；
2、熟悉电站脱硝系统的主要设备特性及控制难点；
3、掌握文献检索方法，在查阅大量文献资料的基础上，分析电站脱硝系统
的主要控制策略、系统组成；
4、完成外文文献的阅读和翻译（5000字）；
5、完成毕业论文的撰写。
四、工作进度安排
1、文件检索、外文阅读 2010.3.22-4.4 2周
2、熟悉电站脱硝系统的工作原理及工艺流程 2010.4.5-4.18 2周
3、研究电站脱硝系统的主要控制策略 2010.4.19-5.9 3周
4、构建并分析电站脱硝控制系统 2010.5.10-5.23 2周
5、撰写论文 2010.5.24-6.13 3周
6、修改论文、答辩准备 2010.6.14-6.20 1周
五、参考资料及文献
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六、指导教师意见
指导教师签名:
年月日
18 中国环保产业 2007.1 研究进展 Research Progress 王方群1，杜云贵1，刘 艺1，王小敏2 （1.中电投远达环保工程有限公司，重庆 400060；2.河北农业大学 资源与环境科学学院，河北 保定 071001） 摘要:本文介绍了国内燃煤电厂氮氧化物的排放现状和氮氧化物的控制法规，以及国内燃煤电厂脱硝技术的研究和工程应用现状，并对我国烟气脱硝技术的发展提出了建议。 关键词:燃煤电厂;烟气脱硝;氮氧化物 中图分类号:X701 文献标志码:A 文章编号:1006-5377（2007）01-0018-05 国内燃煤电厂烟气脱硝 1 我国燃煤电厂氮氧化物污染现状 我国煤炭资源丰富，是世界上以煤炭为主要能源的国家之一，2005年煤炭消耗量为21.4亿吨，占国内能源消费总量的68.9%，这种以煤炭为主的能源结构决定了我国的电站建设必然以煤电机组为主，也决定了我国大气污染的主要特征为煤烟型污染。据估算，全国烟尘排放量的70%、二氧化硫排放量的90%、氮氧化物排放量的67%、二氧化碳排放量的70%都来自于煤炭燃烧。 20世纪80年代中期以后，随着我国电力建设的迅速发展，大气和酸雨污染日益严重。特别是近年来，大城市NO x 污染严重，区域性NO x 污染逐渐加剧；同时，酸雨污染呈现出新的特征：NO 3-的相对贡献在增加，由以硫型为主向硫酸和硝酸复合型转变。其主要原因在于，我国在控制SO 2排放的同时并没有有效地控制NO x 的排放。2000年国家对《环境空气质量标准》进行了修改，取消了NO x 指标，NO 2二级标准的年平均浓度限值由0.04mg/m 3改为0.08mg/m 3；日平均浓度限值由0.08mg/m 3改为0.12mg/m 3；小时平均浓度限值由0.12mg/m 3改为0.24mg/m 3，即NO x 的二级标准在原有基础上几乎放宽了100%。这次修改淡化了NO x 的污染状 况，导致放松和忽视了对NO x 排放的控制。 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CO 2的200～300倍，其污染产生的经济损失和防治所需价值量比SO 2约高出33.3％；NO x 还可转化成为硝酸盐颗粒，形成PM 2.5，增加颗粒物的污染浓度、毒性和酸性。 在1999-2004年的六年中，我国火电NO x 排放总量增加235.7万吨，近乎是1987-1998年共12年间NO x 增长量的总和。 2004年底，我国发电装机规模已达4.4亿千瓦，其中火电机组3.2亿千瓦，约占73.7％，而火电装机中约95％为煤电机组。2005年底，全国电力总装机规模达5.0亿千瓦。根据我国“十一五”电力规划，“十一五”期间规划开工火电项目1.41亿千瓦，2010年发电装机容量达6.5亿千瓦左右，到2020年发电装机达9.5亿千瓦左右，其中煤电约6.05亿千瓦。 专家预测，如果按目前的排放情况，只控制SO 2排放，而不采取有效措施控制NO x 的排放，预计到2010年NO x 排放量将达850万吨左右，2015-2020年，火电NO x 排放总量将会超过SO 2，成为电力行业的第一大酸 发展现状及建议
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。
燃煤电厂SCR烟气脱硝技术的研究 来源：电力环境保护更新时间：09-8-20 18:01 作者: 赵毅,朱洪涛,安晓玲,苏蓬 0引言 燃煤电厂在生产过程中产生大量的粉尘、SOx 、NOx和有害金属元素等[ 1 ] 。目前,我国对于燃烧产生的NOx控制方法主要有燃烧前控制、燃烧中控制和燃烧后控制三类[ 2 - 3 ] 。燃烧前控制是指选用低氮燃料,但成本很高,工程应用较少。燃烧中控制是指改进燃烧方式和生产工艺,采用低NOx 燃烧技术, 降低炉内NOx 生成量,该方法费用较低, 但由于炉内低氮燃烧技术的局限性,使得NOx的控制效果不能令人满意。燃烧后控制是指在烟道尾部加装脱硝装置,将烟气中的NOx 转变为无害的N2 或有用的肥料。由于烟气脱硝的NOx 脱除率高,运行简单, 因此,探求技术上先进,经济上合理的烟气脱硝技术 将成为我国控制NOx排放工作的重点。 烟气脱硝技术主要有选择性催化还原法( SCR)、非选择性催化还原法(NSCR)、选择性非催化还原法( SNCR)、臭氧氧化吸收法、活性炭联合脱硫、脱硝法等。由于SCR 法脱硝效率高达90%以上,运行可靠,是目前国内外应用最多且最为成熟的烟气脱硝技术之一。 SCR烟气脱硝技术的发明权属于美国,而日本率先于20世纪70年代将其实现了商业化[ 5 ] 。目前,这一技术在欧洲、日本、美国等发达国家和地区已得到了广泛的应用。据资料统计,到2004年为止,全世界应用SCR烟气处理技术的电站燃煤锅炉容量超过 178 . 1G W。我国SCR技术的研究始于20世纪90年代。据统计,目前我国在建的脱硝项目超过14个,脱硝机组容量在11 400MW以上, 其中采用SCR技术的项目约占在建脱硝项目总容量的70%。可见,我国正处于SCR烟气脱硝的示范阶段,因此,对SCR工艺进行深入研究,对我国脱硝技术的发展有着重要意义。 1SCR反应原理 SCR是指将氨、烃类等还原剂喷入烟气中,利用催化剂将烟气中的NOx转化为N2和H2O。在氨选择催化反应过程中,NH3可以选择性地与NOx发生反应,而不是被O2 氧化,因此,反应被称为“选择性” 。主要反应式如下:
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
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
火力发电厂脱硝专业上岗试题 一、填空题（每空2分，共40分） 1.2013年高考（新课标Ⅰ）语文试题，要求就中国 环境标志的组成和寓意简要说明。由此可见环保意 识已经深入到社会的各个阶层，为全社会所关注。 作为火电厂烟气治理采取的三大措施分别是（除 尘）、（脱硝）和脱硫。目前火电厂采用最广泛的脱硝技术有低氮燃烧器、布置在省煤器前的（ SNCR ）法脱硝和布置省煤器与空预器之间的（ SCR ）法脱硝。 2．烟气中的氮氧化物90%-95%的是（ NO ），国家新标准中对达标排放浓度要明确的定义，如某区域氮氧化物排放浓度100mg/m3，是指压力（ 1.013×105）Pa、温度（ 0 ）℃、折算到（ 6 ）%氧量下浓度。 3.稀释风机的主要作用是（将氨气稀释到5%以下，喷入烟道保证安全），同时还有避免喷氨格栅堵塞、将氨气均匀喷入反应器的作用。 4.催化剂压差是一个重要运行参数，除与催化剂的堵塞情况有关外，还与机组负荷有直接关系，当其他条件不变时，负荷升高催化剂的压差（增大），负荷降低催化剂压差（降低）。因此记录刚投运时不同负荷下的压差，对今后运行具有重要参考价值。 5.根据《危险化学品重大危险源辨识 GB18218-2009》的规定，液氨储罐的容量超过（ 10 ）吨即构成重大危险源的，因此电厂氨区被列为重大危险源管理。
6.液氨储罐充装量不得超过储罐总容积的（ 85 ）%。 7应急处置以（生命安全）为首要任务，当出现危及人身安全的情形时，应迅速组织人员撤离。 8 氨区发生泄漏后，应当向（上风口或上风向或逆风）方向撤离。 9.卸氨压缩机是氨区重要设备，当卸液氨时抽取（液氨储罐）的氨气，经压缩机打到（液氨槽车），在压力作用下，液氨从槽车流到液氨储罐。 10 首次进氨，除进行气密性试验外还要进行氮气置换，规程规定当氨罐及管路内气体含氧量小于（ 3 ）%【注：2%也对，一些企业标准为2%】时，才可以进氨。 11氨气是一种有刺激性气温有毒气体，因此安全阀动作后，氨气汇集到（氨气稀释罐）被吸收，避免污染环境。 12为了避免催化剂堵塞，普遍采用（声波）吹灰器或蒸汽吹灰器。 二、单项选择（请选择一个最恰当的选项，每题2分，共20分） 1.在液氨卸车过程中，下列那一项说法是正确的？（ A ） A卸氨操作时应经常观察风向标，操作人员应保持在上风向位置。 B 卸氨过程中，驾驶员可不离开驾驶室，但必须熄火。 C 卸氨完毕后，可立即拆除静电接地线。 D 卸氨时应时刻注意储罐和槽车的液位变化，液氨罐最高液位不超过容积的95%。 2.火电厂烟气中氮氧化物有多种形式，其中所占比例最大的NOx是指
火电厂脱硫脱硝及烟气除尘的技术分析 发表时间：2019-01-08T15:23:57.747Z 来源：《电力设备》2018年第24期作者：步晓波 [导读] 摘要：在改革开放的新时期，我国的社会经济有了突飞猛进的进步，经济的高速发展与煤炭资源有着密切关系，但是由于煤炭资源利用率在不断增加，这样煤炭资源在燃烧的过程中，污染物就在不断增加，这样就给我国的环境带来了严重的影响。 （国家能源集团大武口热电有限公司宁夏石嘴山 753000） 摘要：在改革开放的新时期，我国的社会经济有了突飞猛进的进步，经济的高速发展与煤炭资源有着密切关系，但是由于煤炭资源利用率在不断增加，这样煤炭资源在燃烧的过程中，污染物就在不断增加，这样就给我国的环境带来了严重的影响。针对这样的情况，就必须要不断对火电厂锅炉的排放进行合理设置，这样就可以很大程度上提高煤炭燃烧的效率。基于此，本文主要对火电厂锅炉脱硫脱硝及烟气除尘技术进行了详细分析，希望能够给有关人士提供参考意见。 关键词：火电厂锅炉；脱硫脱硝；烟气除尘；技术 引言 我国既是煤炭的重要生产国，也是最大的煤炭消费国，伴随着我国工业的快速发展，污染问题愈加突出，环境污染会威胁人们的生命健康。在火电厂发电过程中，会排放出大量的NOx和SO2，火电厂发电已然成为工业污染的重要来源之一，合理应用火电厂锅炉脱硫脱硝及烟气除尘技术，可以减少其工业污染，对我国社会经济的可持续发展具有重要意义。 1研究火电厂锅炉脱硫脱硝及烟气除尘技术的现实意义 科学技术水平的提升，使得各行各业的发展对煤炭能源的需求量越来越大。据统计，平均每天直接用于燃烧的煤炭量高达12t。其中火电厂对煤炭的燃耗量，在当前节能减排的发展背景下，仍呈现出递增趋势。这种情况下，火电厂大量排放的污染物就会对周边的生态环境建设造成严重的污染影响，严重的甚至会形成酸雨。基于此，我国采用脱硫方式，来降低污染物的排放量，截止到2014年，市场环境中的火电厂脱硫容量达到了3600万kW。虽然处于运行状态的燃煤机组的脱硫设备安装基本完成，但其脱硝以及除尘设备的应用，仍有很大的提升改造空间。为此，相关建设人员应在明确脱硫脱硝及烟气除尘技术应用现状的情况下，找出优化控制的方法策略。这是实现工业发展可持续目标的重要课题内容，相关人员应将其充分重视起来，以用于实践。 2脱硫脱硝技术发展 2.1脱硫技术 在脱硫技术当中主流是以石灰石-石膏湿法进行处理，然而在火力发电厂进行脱硫处理之时其重点为吸收塔，吸收塔的形制不同，所达到的效果也会产生明显的差异性，一般情况下吸收塔可分成三类：⑴填料塔。这一种类型是应用内部固体填料，来促使浆液从填料层表层流入，和炉膛当中的烟气相融合，从而便可达到脱硫效果，然而其缺点也十分明显即较易造成堵塞；⑵液柱塔。采用烟气和气、液互相融合的方式，来达到脱硝效果，尽管其脱硝率较高，然而在芦荡当中没有阻塞，烟气所导致的阻力会造成较大脱硫损失；⑶喷淋吸收塔。这一技术是当前应用较为普遍的一种脱硫技术手段，一般炉膛当中的烟气是由上到下运动的，喷淋吸收塔形制为喇叭状，或是通过特定角度来向下喷射，可较为充分的吸收烟气。 2.2脱硫技术的发展 我们都知道，脱硫技术主要是采用石灰石或者石膏湿的方法，但是对于火电厂来说，脱硫技术重点的部分主要在吸收塔。但是由于吸收塔的型号和样式有很大不同，这样就使得其产生的效果也有很大区别。一般通常下，吸收塔可以分为四种类型，第一种就是填料塔，这种类型的塔主要是通过利用结构内部的填料将其固定，然后将浆液填料在表面层，这样浆液就会从表面顺流而下，从而就与锅炉内部的烟气进行有效融合和反应，即完成了脱硫。但是这种方式非常容易出现堵塞情况，并且实际操作相对比较少。第二种就是液柱塔，这种类型主要是将烟气与气、液体相融合，这样就从充分进行质的传递，从而就完成了脱硝。尽管这种类型的脱硝使用效率非常大，但是由于锅炉内部没有出现堵塞的情况，这样产生的大量烟气就会导致比较多的脱硫损失。第三种就是喷淋吸收塔，从目前的现状来看，这种技术是应用最多的一种脱硫技术，一般情况下，锅炉内部的烟气在运动的时候，采用的形式是自上而下的，同时这种类型的吸收塔主要是喇叭垂直的，并且是以一种角度直接向下喷射，从而就使得其能够更加充分进行烟气吸收。尽管从结构和价格上比之前的两种类型要更好，但是烟气的分布非常不均匀。第四种就是鼓泡塔，这种类型主要是通过利用石灰石将烟气压在下面，但是由于烟气与浆液融合在一起之后，会产生很多鼓泡，这样就会有非常好的脱硫效果，并且效率很高，此外，其也有很多缺陷，例如：阻碍压力比较大，以及结构比较复杂。 2.3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。 2.4创新研究 由当前的实际情况来分析，在火电常锅炉生产阶段，将脱硫脱硝以及烟气除尘这三项技术予以综合应用之时，仍然会存在着不少的问题情况，这也会在一定程度上导致火力发电厂的未来的发展将面临着巨大的挑战。有经济性角度来看，火力发电厂采取脱硫、脱销与烟气除尘技术所需花费的改造成本较大，由此也就会造成在火力发电企业的经营阶段，会产生出一笔不斐的运营成本，进而也便会导致火力发电厂在较长的一段时期内都无法开展相关的技术改造与运行。在火力发电厂当中，应用脱硫技术之时，可将煤炭燃烧技术和锅炉在生产后的烟气脱硝技术相结合，从而便可达到一定的资金节约目的。并且，锅炉在处于较低的运行负荷之时，如果温度达到要求，同时和催化剂发生了反应，则便可在该温度区域内增设脱销设备。在火电厂锅炉运行时若应用脱硝技术，应尽可能选用液柱和喷淋配合使用的双塔技术，在前塔位置应选用液柱塔，同时将烟气内绝大多数的二氧化硫彻底清除，所清除的二氧化硫一般需达到整体烟气的70%以上；之后便应直接进到逆流喷淋塔内，从而便可由本质上将残存的二氧化硫基本脱除，采取这一方式所能够达到的脱硫率最大可达到98%以上。在应
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
火电厂脱硝技术综述 王文选、肖志均、夏怀祥 （大唐环境科技工程有限公司，北京，100089） 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NO x有多种不同形式：N2O、NO、NO2、N2O3、N2O4和N2O5，其中NO和NO2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，氮氧化物的生成途径有三种：（1）热力型NOx，指空气中的氮气在高温下氧化而生成NOx；（2）燃料型NOx，指燃料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；（3）快速型NOx，指燃烧时空气中的氮和燃料中的碳氢离子团如CH等反应生成NOx。在这三种形式中，快速型NOx所占比例不到5％；在温度低于1300℃时，几乎没有热力型NOx。对常规燃煤锅炉而言，NOx主要通过燃料型生成途径而产生。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。 1. 脱硝技术介绍 降低NOx排放主要有两种措施。一是控制燃烧过程中NOx的生成，即低NOx燃烧技术；二是对生成的NOx进行处理，即烟气脱硝技术。 1.1 低NOx燃烧技术 为了控制燃烧过程中NOx的生成量所采取的措施原则为：（1）降低过量空气系数和氧气浓度，使煤粉在缺氧条件下燃烧；（2）降低燃烧温度，防止产生局部高温区；（3）缩短烟气在高温区的停留时间等。低NOx燃烧技术主要包括如下方法。 1.1.1 空气分级燃烧 燃烧区的氧浓度对各种类型的NOx生成都有很大影响。当过量空气系数a<1，燃烧区处于“贫氧燃烧”状态时，对于抑制在该区中NOx的生成量有明显效果。根据这一原理，把供给燃烧区的空气量减少到全部燃烧所需用空气量的70％左右，从而即降低了燃烧区的氧浓度也降低了燃烧区的温度水平。因此，第一级燃烧区的主要作用就是抑制NOx的生成并将燃烧过程推迟。燃烧所需的其余空气则通过燃烧器上面的燃尽风喷口送入炉膛与第一级所产生的烟气混合，完成整个燃烧过程。 炉内空气分级燃烧分轴向空气分级燃烧（OFA方式）和径向空气分级。轴向空气分
燃煤电厂烟气治理方法及脱硫脱硝技术探讨 发表时间：2018-08-13T15:54:21.587Z 来源：《电力设备》2018年第8期作者：杨英凯[导读] 摘要：进入新时期后，化工生产的整体水准正在获得突显的提升。（国家电投集团江西电力工程有限公司景德镇分公司脱硫项目部）摘要：进入新时期后，化工生产的整体水准正在获得突显的提升。对于燃煤电厂来讲，其应当能够全面关注于治理烟气涉及到的技术举措。在当前现状下，各地燃煤电厂仍然倾向于排放相对较多的烟气污染，因而带来了显著的当地污染。但是实质上，燃煤电厂现阶段运用的脱硫脱硝手段以及烟气治理措施都体现为复杂性，对此如果要综合予以运用那么将会耗费较高比例的烟气治理资金与其他成本。因此 可见，燃煤电厂应当将关注点全面转向脱硫脱硝以及妥善治理烟气，通过运用上述举措来显著优化整个电厂能够达到综合性治污水准。关键词：燃煤电厂；烟气治理方法；脱硫脱硝技术在目前阶段中，工业化已经获得了显著的提升与优化，其中涉及到与之密切相关的化工环保举措。作为燃煤电厂而言，其如果要实现日常性的发电操作，那么必须依赖于化石燃料。针对化石燃料具体在燃烧时，存在较大可能将会排出较高比例的氮氧化物、二氧化硫以及其他物质。在严重情形下，上述污染物就会引发程度较重的光化学烟雾或者带来酸雨效应。因此，燃煤电厂在目前阶段中有必要运用综合性的举措来妥善处理上述的污染物，因地制宜运用脱硝与脱硫的手段与方式来显著优化电厂烟气整治能够达到的实效性。 一、全面治理燃煤电厂烟气的重要意义燃煤电厂如果要产生电能，则必须借助燃烧锅炉予以实现。然而与此同时，锅炉燃烧附带的污染物包含了较多种类，其中典型为二氧化硫、一氧化碳、氮化物以及其他物质。从目前来看，化工行业仍需依赖于上述的锅炉运行，因而亟待探求可行性较强的烟尘治理举措，确保从根源上全面消除烟气给燃煤电厂日常运行带来的干扰或者影响。然而截至目前，仍有某些燃煤电厂过多关注了自身能够获取的经济实效，但却忽视了最根本的环保举措。电厂排出来的烟气如果飘散至周边区域，那么将会引发程度显著的人身健康伤害以及植被生长威胁。由此可见，当前有关部门亟待借助脱硫脱硝的手段来全面处理烟气污染，进而全面优化当地现有的整体生态。 二、选择合适的烟气治理策略从现状来看，有关部门已经真正意识到了燃煤电厂涉及到的烟气排放威胁性，在此前提下也在着眼于妥善处理上述的烟气污染。具体在涉及到治理电厂烟气时，基本宗旨应当落实于保障健康并且实现全方位的生态保护，确保将烟气治理全面纳入综合性与发展性的视角下。具体来讲，针对长期以来的烟气污染应当着眼于侧重进行治理，同时也要密切监控新近出现的烟气污染。通过运用上述的综合性举措，对于治理烟气消耗的各类资源就能予以全方位的节约，在此前提下显著优化了治理烟气能够达到的实效性。例如近些年以来，有关部门正在着眼于推广新型的电厂除尘设施，其中典型性的除尘设施应当包含旋转式的电除尘器。相比于传统除尘设施，新型除尘设施本身体现为相对更低的设施运行成本，此项举措在客观上有助于杜绝高能耗。因此在现阶段，电除尘器已经受到了相对更多的关注与认可。具体在涉及到全方位的整治污染性烟气时，应当更多关注潜在性的污染防治，而并非停留于浅层次的烟气整治或者污染监控。除此以外，有关部门针对现有的各类烟气治理举措以及治理手段也要致力于全面加以转型，运用上述举措来服务于烟气脱硫水准的全面优化。作为燃煤电厂来讲，其有必要侧重于滞后技术的转型，同时也要引进新型的废气治理举措以及洁净煤措施。在全面实现此项节能改进的前提下，燃煤电厂就能够创设最大化的电厂节能实效性，进而从根源入手来突显最优的电厂节能整体效果。 三、脱硫脱硝技术的具体运用从烟气本身具备的各项成分来看，燃煤电厂涉及到的典型污染应当包含二氧化硫以及其他各类污染。由此可见，电厂在着眼于全面治污的具体举措中，关键点就在于妥善处理氮氧化物与二氧化硫引发的某些典型污染。具体在涉及到燃烧脱硫或者烟气脱硫时，电厂通常都会选择适用碘活性炭法、亚纳循环法、石膏与石灰石相结合的方法或者磷肥处理法。早在上世纪末，脱硫脱硝技术就已诞生，截至目前其已经获得了相对较高的完善度。具体来讲，脱硫脱硝方式适用于整治燃煤烟气污染应当包含如下举措：（一）烟气脱硫以及燃烧脱硫在目前阶段中，针对燃煤烟气如果要着手予以妥善处理，那么通常来讲都会用到烟气脱硫或者燃煤脱硫。因此可见，上述两类脱硫手段共同构成了实效性较强的烟气治理方式。具体而言，燃烧脱硫针对整个燃烧进程能够适度予以改变，其中结合了分段送风、循环与重复性的燃气运行、温度降低等处理举措，在此前提下针对硫化物现有的总量能够显著加以降低。此外在涉及到烟气脱硫时，针对此类脱硫方法应当能够将其分成干法与湿法的不同脱硫方式。从现状来看，湿法脱硫装置在当前的电厂脱硫中占据了核心性的位置。相比来讲，湿法脱硫突显了自身具备的独特优势。但是与此同时，湿法脱硫存在较大可能将会耗费较高的资金与其他成本，同时还将会呈现显著的设备腐蚀以及泄露污染等不良状态。与之相比，干法脱硫设有相对较高的脱硫技术指标，但是其却有助于杜绝全方位的脱硫污染。通过运用全方位的烟气净化举措，针对后续性的重复加热就能全面加以避免。（二）石膏法与石灰石法相结合湿法脱硫本身包含了石膏法与石灰石脱硫相融合的典型脱硫方法。具体在实践中，运用上述脱硫方法在客观上有助于显著改善现有的脱硫实效性。这是由于，上述脱硫方法涉及到的吸收剂应当为二氧化硫，在某些情形下也可能涉及到石灰石作为其中的脱硫浆液。因此可见，石灰石与石膏共同运用于脱硫处理的举措在客观上有助于减低综合性的脱硫成本，其中涉及到更小比例的脱硫二次污染。近些年以来，技术人员针对烟气脱硫必需的脱硫装置着眼于进行改造，在此前提下研发了联合引风机的全新脱硫方式。除此以外，针对催化法、生物法以及活性焦炭共同运用于烟气脱硫的相关措施也致力于全面予以优化。（三）运用SCR技术来处理燃煤烟气非催化还原的选择性技术，对此也可以称之为SCR技术。从基本特征来讲，SCR运用于烟气治理指的是将还原剂沿着窗口进行喷入处理，据此就可以实现脱硝反应的全面产生。与此同时，运用上述技术有助于尽快实现相应产物的还原处理，同时也能够借助氮氧化物等还原剂予以全方位的烟气处理。因此可见，SCR技术在根源上节省了催化剂，其有助于全面减低处理烟气消耗的总成本。结束语
火电厂脱硝技术及脱硫脱硝发展的浅述 发表时间：2017-07-19T11:49:47.743Z 来源：《电力设备》2017年第8期作者：郭鹏志[导读] 摘要：近年来，人们的生活水平在现代工业技术不断发展和进步的影响下而不断提升，同时对各种能源量也提出了更高的要求（山西京玉发电有限责任公司 037200）摘要：近年来，人们的生活水平在现代工业技术不断发展和进步的影响下而不断提升，同时对各种能源量也提出了更高的要求，火电厂作为区域电力主要供应场所，要能够选择正确的发展方式。但是，因为化石燃料这种能源较为重要，所以，实际生产时会有较多的废气产生，很多都会危害到人类的健康和自然环境。所以，将脱硫脱硝工作做好显得较为重要。 关键词：火电厂；脱硝技术；脱硫脱硝；发展引文：我国火电厂使用的能源主要为煤，煤炭在燃烧的过程中会产生大量的硫化物及氮氧化物，这些有害气体的排放会造成我国空气质量下降，严重时还会形成酸雨等环境问题。目前脱硫脱硝技术被广泛的应用于火电厂中，这在一定程度上减轻了环境的压力，其中脱硝技术主要有烟气脱硝及炉内脱硝两种，而在脱硫脱硝一体化上，受技术水平的影响还需要进一步的研究优化。 1脱硝技术及应用 1.1脱硝技术的应用 在煤炭脱硝过程中，可以在其燃烧的3个阶段进行氮氧化物（NOx）的处理，根据脱硝效果及脱硝成本等因素的影响，在火电厂主要使用的脱硝技术为烟气脱硝，此过程主要应用在煤炭燃烧中及燃烧后。在燃烧的过程中利用低氮氧化物燃烧技术使炉内空气温度处于一个相对较低的温度，并降低炉内的空气系数，通过烟气循环的原理来减少NOx的生成。而在煤炭燃烧之后需要利用脱硝技术对烟气中NOx的进行脱氮处理，在烟气脱硝技术发展中主要是利用催化还原技术来分解烟气中的氮氧化物，而如何进行具有选择性的氮氧化物催化还原是目前在脱硝技术重点关注的部分。 1.2脱硝技术的分类 （1）低NOx燃烧技术。低NOx燃烧技术是通过将燃烧条件和方式进行改变来限定NOx产生以及降低燃料中N向NOx的转化率。改变燃烧条件的方法有3种，可降低空气比、缩短空气预热、减少燃烧室热负荷，来限定NOx的生成。改变燃烧方式的方法也包括3种，即低NOx 燃烧器、二段燃烧法以及烟气再循环法，减少低NOx的生成。（2）烟气脱硝技术。烟气脱硝技术可分为湿法脱硝和干法脱硝，目前主要使用的技术有气相反应法、液体吸收法、吸附法、液膜法等。 2国内外脱硝技术的应用目前SCR是发达国家主要使用的脱硝技术，这种技术可以对烟气中的NOx进行有效的脱氮处理，同时这种技术在使用中由于催化剂活性较短及技术应用等因素使其成本较高，不过SCR仍然是现今最成熟的脱硝技术。 2.1国外脱硝技术应用 以美国为例，国内发电所用能源依旧以煤炭为主，氮氧化物的排放量居高不下，根据美国使用的燃烧设备及燃烧技术来看，其通过低公害燃烧及三段燃烧技术来减少NOx的含量，并应用SCR对烟气进行脱氮，利用氨作为选择催化还原剂，在还原氮氧化物后不会产生其他化学反应生成其他化合物，是一种高效、简便、成熟的烟气脱硝技术。 2.2我国脱硝技术应用 我国在脱硝技术领域的研究上起步较晚，现今并没有形成特别完善的脱硝技术，并且在烟气脱硝中需要使用的技术难度较大，并且成本较高，受多方面条件的制约我国脱硝技术仍需要进一步的完善。目前我国主脱硝技术主要应用SCR，根据环境发展的理念，脱硝技术虽然成本较高，但相关机构及环保组织依旧将其作为重点科研项目。 3脱硫脱硝技术应用及发展趋势在原有的脱硫脱硝技术中，因两种技术无法联用，因此需要在锅炉房内装置两种处理烟气用的设施，因此成本及占地成了烟气处理中不可忽视的缺点，而两种技术一体化则弥补了这部分存在的不足。在技术一体化中可以分为技术联合使用及同时使用两种，对于两种技术的使用研究成果较多，以下主要选取具有代表性及针对性的几种技术进行介绍。 3.1联合脱硫脱硝技术和应用 （1）SNOX技术。在现今市场中这种技术覆盖范围较为广泛，因其在脱硫脱硝过程不会受锅炉型号及使用特点的影响，并且非常高的脱硫、脱硝率使其成为非常受欢迎的一种技术，同时，其设备运行及技术使用中只需要氨气，技术使用效果较为稳定，除去前期购买设备、能源消耗、设备储运等产生的成本等因素，是使用效率较高的一种技术。（2）烟气脱硫脱硝一体化技术。利用氨气将NOx转化为N2和水，烟气经脱硝、除尘后脱硫，与石灰结合转化为石膏，经过分离得到的粉煤灰混合还能够综合利用。此技术的脱硫脱硝率高，有效的解决了二次污染问题。 3.2同时脱硫脱硝技术和应用 （1）干式同时脱硫脱硝工艺。第一种，电子束照射法，此种方法是我国火电厂中主要使用的同时脱硫脱硝工艺技术，其操作简单、方便，不会产生多余的废弃物，较为安全；第二种，NOx/SO技术，该技术是一种再生技术，对烟气中的SO2的净化率可达到90%以上，不过此项技术需要大量的吸附剂，而且设备的成本、消耗相对较大；第三种，活性炭脱硫脱氮法，其主要是应用活性炭的吸附能力来进行脱硫脱硝处理，其使用非常稳定且效率较高，并且活性炭可以进行回收利用。（2）湿式同时脱硫脱硝工艺。第一种，氯酸氧化工艺，其包括氧化吸收塔和碱式吸收塔两部分，其脱氮率可以高达95%以上，目前此种工艺处于研发阶段；第二种，湿式配合吸收工艺，采用湿式洗涤系统联合脱硫工艺，可以脱除60%以上的NOx和90%的SO2，目前此种工艺在研发的过程中存在的能源损耗造成的成本过高影响此种工艺的研发及普及，因此还需进一步研究鏊合物的再生使用。 4结束语综上所述，火电厂在运行的过程中需要依据生产需要及生产条件来选择适当的脱硝技术，这种技术的应用在处理氮氧化物上有一定的成效，同时在上文中也表明了通过脱硫脱硝一体化技术可以对煤炭烟气中产生的NOx更好提取及处理。我国在脱硫脱硝联用及一体化上的研究较多，技术一体化在使用效率、成本等方面要优于分类进行处理的技术，从此角度来看，其有良好市场价值及推广意义，值得深入研发。
电厂脱硝技术 第一节概述 一、NOx生成机理 本节简要分析燃煤过程中NOx生成机理和影响因素，大量研究认为，燃烧过程中生成的NOx有三种类型：热力型、快速型和燃料型。影响燃烧中NOx生成的因素有燃料特性如煤种、含氮量、含氮物质结构颗粒粒径等；运行条件如燃烧方式、负荷、温度、氧量、反应（停留）时间等。 1．热力型NOx 热力型NOx主要源于燃烧过程中温度高于1800K时氮气被氧化成NO，反应机理如下： N2+O = NO+N (11-1) N+O2 = NO+O (11-2) N+OH = NO+H (11-3) 前两个式子称为捷里德维奇(Zeldovieh)模型，这三个式子一起称为扩大的捷里德维奇模型。其生成过程是一个不分支连锁反应。氮原子只能从（11-1）式子中产生，而不能通过氮分子分解得到。空气中氮分子N=N键能为946kJ/(g·mol)比一般有机化合物中的C-N键能（一般为252-630(g·mol)）大的多，故第一个式子反应的活化能大，控制着反应速度，是整个连锁反应的关键反应。 在富燃料的火焰中，N和OH生成的NO的反应也很重要，即第3个式子。热力型NOx的反应时间很短暂，通常只需要微秒的十分之一，但是生成量取决温度水平、停留时间和氧原子浓度。 图11-1 热力型NOx生成量与温度的关系 上图可以看出热力型NOx主要影响因素为温度，另外在高温区的停留时间和氧浓度也是影响的因素。当温度小于1800K时，NOx生成量很少，而当温度高于1800K时，温度增100K，反应速率增加6-7倍。另外，反应对O原子敏感。试验结果表明，化学当量比1.0的时候，热力NOx为0，在化学当量比1.2条件下，热力NOx少于总NOx的15%。在煤粉燃烧过程中，热力型NOx占总NOx排放量的15%-25%。在工程实践中采用烟气再循环、浓淡燃烧、水蒸气喷射以及高温空气燃烧技术都是利用机理抑制热力型NOx生成的措施。 2．快速性NOx 快速型NOx是碳氢燃料在过量空气系数 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 )与硫酸铵火力发电厂脱硝运行规程(2017年修订)
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