xx机组烟气脱硝改造工程
质量检验及评定规程
（电气安装）
xx年xx月xx日编制
审批页
烟气脱硝改造工程
工程质量验评范围项目划分表
( 电气安装)
编制：
审核：
批准：
xx项目部
第一章总则
第一条为了提高机务安装工程的质量管理并适应质量监督的需要，规范和统一脱硝装置（电气安装）的质量验收及评定的范围、内容和标准，特制定本验评规程。
第二条本验评规程适用于脱硝装置选择性催化还原脱销工艺机务安装工程的质量验评。第三条本验评规程主要编制依据：
1、建标[2006]102号《工程建设标准强制性条文》（电力工程部分）
2、《火电施工质量检验及评定标准》电气篇DLT-5161.1~17-2002
第四条本验评规程是按分项工程、分部工程和单位工程编制的。质量检验及评定应按分项工程、分部工程、单位工程的顺序逐级进行。
第五条单位工程、分部工程、分项工程和分项工程中检验项目的质量标准均分为“合格”和“优良”两个等级。质量评定按照相应验评标准的规定执行。
施工质量检验项目划分表
工程编号
工程项目名称性质检验单
位
质量
控制点
质量验评及签证表
标准编号
单位工程分
部
工
程
分
项
工
程
分
段
工
程
位
单
验
检监
理
单
位
建
设
单
位
见
证
点
W
停
检
点
H
旁
站
点
S
（电气装置安装工程质量
检验及评定规程：
DL/T5161.1~~DL/T5161.1
7-2002）
班
组
工
地
质
检
部
01 3号炉脱硝电气装置安装√√√√ DL/T5161.1-表4.0.3
01 就地电气设备安装√√√√ DL/T5161.1-表4.0.2
01 MCC盘安装√√DL／T 5161.8-表1.0.2 DL／T 5161.8-表3.0.3 DL／T 5161.12-表1.0.2 DL／T 5161.4-表3.0.2
02 就地动力控制设备安装√√DL/T5161.8-表 1.0.2；
4.0.2 ；
DL/T5161.12表5.0.2；
03 电动机检查√√√√DL/T5161.7-表2.2.2
04 二次回路检查及接线√√ DL/T5161.8-表7.0.2
02 电动机带电试运√√√√DL/T5161.8-表3.0.11；DL/T5161.8-表3.0.13
03 设备及构筑物照明安装√√√√ DL/T5161.1-表4.0.2
01 电源及控制设备安装√√DL/T5161.17-表 1.0.2 DL/T5161.17-表3.0.2
02 管路敷设√√√√DL/T5161.16-表1.0.2
03 管内配线及接线√√DL/T5161.16-表2.0.2
04 照明灯具安装√√√√ DL/T5161.17-表2.0.2 10.3 照明回路通电检查主要√√√√√ DL/T5161.17-表4.0.2 04 电缆线路施工√√√√ DL/T5161.1-表4.0.2
01 电缆管配置及敷设√√ DL/T5161.5-表1.0.2
02 电缆架安装√√ DL/T5161.5-表1.0.3
03 电缆敷设√√ DL/T5161.5-表2.0.2
04 电力电缆终端制作及安
装
√√ DL/T5161.5-表3.0.2
05 控制电缆终端制作及安
装
√√ DL/T5161.5-表3.0.3
06 电缆防火与阻燃主要√√√√√ DL/T5161.5-表5.0.2 05 接地装置安装√√√√ DL/T5161.1-表4.0.2
01 脱硝系统屋外接地装置
安装
主要√√√√ DL/T5161.6-表1.0.2
02 脱硝系统屋内接地装置
安装
DL/T5161.6-表2.0.2
03 避雷针接地装置安装DL/T5161.6-表3.0.2
工程编号
工程项目名称性质检验单
位
质量
控制点
质量验评及签证表
标准编号
单位工程分
部
工
程
分
项
工
程
分
段
工
程
位
单
验
检监
理
单
位
建
设
单
位
见
证
点
W
停
检
点
H
旁
站
点
S
（电气装置安装工程质量
检验及评定规程：
DL/T5161.1~~DL/T5161.1
7-2002）
班
组
工
地
质
检
部
06 脱硝装置带电试运主要√√√√ DL/T5161.1表5.0.5-3
07 脱硝低压厂用电气调试
01 MCC段
01 380V电流互感器试验√√
02
380V母线PT电压互感器
试验
√√
03 380V断路器试验√√
04 380V母线试验√√
05 MCC段仪表校验√√
06
380V交流电动机试转试
验
√√
工程编号：表号：DL/T5161.1-表4.0.3单位工程名称
序号分部工程名称质量等级备注
1 合格
2 合格
3 合格
应有资料实有资料
资料核查结论
有未因施工的原因造成设备严重损坏
有未发生过因接地及短路事故造成设备严重损坏
有未发生过电动机烧毁事故
分部试运中，有未因电气的原因造成设备严重损坏
验收结论：
质检机构质量检验评定意见签名
工地年月日质检部年月日监理年月日建设单位年月日
工程编号：表号：DL/T 5161.1 表4.0.2 序号分项工程名称性质质量等级备注
验收结论：
质检机构质量验收评定意见签名
工地年月日质检部年月日监理年月日建设单位年月日
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
( 安全管理 ) 单位：_________________________ 姓名：_________________________ 日期：_________________________ 精品文档 / Word文档 / 文字可改 机组烟气脱硝改造工程协调会 管理办法(新版) Safety management is an important part of production management. Safety and production are in the implementation process
机组烟气脱硝改造工程协调会管理办法 (新版) 1.总则 1.1为协调施工现场工程计划安排，保障施工秩序，促进现场施工进度，控制工程质量，创造较好的文明施工环境，及时解决施工中的难点、存在的问题和矛盾，特制定本办法。 1.2脱硝工程管理通过召开工程协调会协调施工现场各项工作，各参建单位必须服从工程协调会发布的指令。 2.协调会主持及职责 工程协调会的组织者为苏州天河中电监理公司，主持人为监理公司信阳项目部总监（总监不在时可委托副总监主持），工程协调会的主持人负责协调会的材料汇总、会议组织、安排和考核，向大唐信阳发电有限责任公司设备管理部负责。
3.协调会时间 3.1日协调会： 为保证该项目有序开展，及时解决出现的问题，项目开工前每天下午17：00在办公楼四楼会议室召开周。项目开工后每天午17：00在二期集控室旁会议室召开。 3.2周协调会： 每周二下午与日协调会同时召开。 3.3月度协调会 与每月的最后一次周协调会同时召开。 4.工程协调会参加人员 4.1监理人员：总监、专业监理、安全员、会议记录员； 4.2信阳电厂生产副总、总工； 4.3信阳电厂总经部、设备管理部、发电部、财务部、经营管理部、安监部、物资管理部等相关部门负责人及脱硝项目专项组成员； 4.4承包/分包单位：项目部经理（现场经理）、安全员； 4.5设计院：驻厂代表（工代）；
烟气脱硝装置( SCR)技术 一、SCR装置运行原理如下: 氨气作为脱硝剂被喷入高温烟气脱硝装置中,在催化剂的作用下将烟气中NOx 分解成为N2和H2O,其反应公式如下: 4NO + 4NH3 +O2 →4N2 + 6H2O NO +NO2 + 2NH3 →2N2 + 3H2O 一般通过使用适当的催化剂,上述反应可以在200 ℃～450 ℃的温度范围内有效进行, 在NH3 /NO = 1的情况下,可以达到80～90%的脱硝效率。 烟气中的NOx 浓度通常是低的,但是烟气的体积相对很大,因此用在SCR装置的催化剂一定是高性能。因此用在这种条件下的催化剂一定满足燃煤锅炉高可靠性运行的要求。 二、烟气脱硝技术特点 SCR脱硝技术以其脱除效率高,适应当前环保要求而得到电力行业高度重视和广泛的应用。在环保要求严格的发达国家例如德国,日本,美国,加拿大,荷兰,奥地利,瑞典,丹麦等国SCR脱硝技术已经是应用最多、最成熟的技术之一。根据发达国家的经验, SCR脱硝技术必然会成为我国火力电站燃煤锅炉主要的脱硝技术并得到越来越广泛的应用。 图1为SCR烟气脱硝系统典型工艺流程简图。
三、SCR脱硝系统一般组成 图1为SCR烟气脱硝系统典型工艺流程简图, SCR系统一般由氨的储存系统、氨与空气混合系统、氨气喷入系统、反应器系统、省煤器旁路、SCR旁路、检测控制系统等组成。 液氨从液氨槽车由卸料压缩机送人液氨储槽,再经过蒸发槽蒸发为氨气后通过氨缓冲槽和 输送管道进人锅炉区,通过与空气均匀混合后由分布导阀进入SCR反应器内部反应, SCR反应器设置于空气预热器前,氨气在SCR 反应器的上方,通过一种特殊的喷雾装置和烟气均匀分布混合,混合后烟气通过反应器内催化剂层进行还原反应。
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
建设项目基本情况 项目名称 建设单位 法人代表 通讯地址 联系电话 建设地点 立项审批部门 建设性质 占地面积 (平方米) 总投资 (万元) 评价经费 预期投产日期 (万元) 工程内容及规模： 1、项目由来 dddd生物科技股份有限公司坐落在dd回族自治区dd市dd县杨和工业园内，是一家以生物发酵工程技术为主，生产调味品、饲料添加剂、肥料、玉米副产品等多种产品的高新技术企业，是国内主要氨基酸生产企业之一。 dddd生物科技股份有限公司现有工程自备电厂规模为6×75t/h中温中压循环流化床锅炉(1~6#4用2备)及3×220t/h高温高压循环流化床锅炉(7~9#2用1备)，分别于2007年4月、2008年5月、2011年11月投入运行，机组建设时已预留脱硫脱硝空间。其中1~3#锅炉为二部一车间赖氨酸生产线、三部一车间味精生产线、四部一车间淀粉生产线提供动力及蒸汽；4~6#锅炉为锅炉供二部二车间赖氨酸生产线，五部复混肥生产线，硫酸铵生产线提供动力及蒸汽；7~9#锅炉为四部二车间淀粉生产线，一部一车间苏氨酸生产线，二部三车间过瘤胃生产线，三部二车间味精生产线提供动力及蒸汽。 公司污水处理站现有工程拥有日处理废水5000m3和10000m3的污水处理线各1条，分别于2007年、2010年投入运行。
根据《dd自治区人民政府关于加强“十二五”主要污染物总量减排工作的意见》(宁政发[2011]93号)，要求⑴提高燃煤电厂脱硫效率。采用循环流化床燃烧工艺的燃煤机组，全部进行炉内喷钙改造，实现自动添加脱硫剂，必要时进行炉外脱硫，提高脱硫效率。⑵全面开展火电厂脱硝工程建设。燃气机组和采用循环流化床燃烧工艺的燃煤机组，NOx排放浓度要低于100mg/m3，达不到要求的进行低氮燃烧改造或者加装脱硝设施。⑶排放COD、氨氮工业废水深度治理工程。加大造纸、印染、化工、农副食品等重点工艺技术改造和废水深度治理。 依据国家及地方环境保护政策要求，dddd生物科技股份有限公司计划实施锅炉烟气脱硫、脱硝改造及废水资源综合利用项目。 项目内容主要为：⑴新建6×75t/h循环流化床锅炉双碱法炉外脱硫系统替代原有炉内石灰石脱硫，对2011年建成并进行试运行的3×220t/h循环流化床锅炉双碱法脱硫工艺进行技术升级改造；⑵对现有9台锅炉新建SNCR脱硝设施，减少锅炉烟气中的NOx；⑶改良原有10000m3/d污水处理线增加芬顿工艺进一步解决原有排入中干沟出水色度和COD偏高问题；⑷新建10000m3/d中水回用工段深度处理dd县污水处理站出水，处理后作为公司循环水池补水使用，节约水资源。 为科学客观地评价项目建设过程中以及建成后对周围环境造成的影响，根据《中华人民共和国环境影响评价法》和《建设项目环境保护管理条例》中有关规定，受dddd生物科技股份有限公司委托，我公司(以下简称评价单位)承担了锅炉烟气脱硫脱硝改造及废水资源综合利用项目的环境影响评价工作。在现场踏勘和资料收集的基础上，评价单位根据环评技术导则及其它有关文件，在征求环保主管部门意见的基础上，编制了该项目的环境影响报告表。 2、项目建设必要性 2.1 国家及地方环境保护政策的要求 2012年1月正式实施《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)，明确规定现有燃煤锅炉中的循环流化床锅炉SO2允许排放浓度标准为200mg/Nm3，
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
烟气烟尘、脱硫、脱硝项目调查表 为了更好的依据厂方现状进行最经济、合理的烟气除尘、脱硫、脱硝工艺设计，请贵方尽量详 尽的提供相关资料，以供本公司设计人员设计参考。请在填写下表之后以EmaiI信件，或传真的形式发给我们。 一、机组状况 1锅炉参数 型号： 最大连续蒸发量：t/h 主烝汽压力：MPa 工作压力：MPa 过热蒸汽温度：C 给水温度：C 热空气：C 热效率：% 工况：（运行周期、运行负荷）全年单炉 负何运行时间小时左右 锅炉生产厂家： 2、风系统参数 （1）烟气参数 烟气流量：m /h 温度：C 烟道截面积：m2 （2）烟气成分 粉尘含量：mg/Nm 3 二氧化硫含量：mg/Nm 3 （3）锅炉引风机参数 引风机型号： 流量：m /h 压力：kPa 配备电机功率：kW 生产厂家： （4）锅炉鼓风机参数 鼓风机型号： 流量：m /h 压力：kPa 配备电机功率：kW 生产厂家：二、原有（或新建）主要脱硫、除尘设备参数 1、除尘器型式 除尘效率：%本体阻力：kPa 2、脱硫塔（塔体结构——，塔内防腐-------- ） 3、烟囱咼度m 4、燃料情况 （a）燃料种类：烟煤含硫量：% （b）燃料耗量（单台）：t/h （c）燃料兀素分析报告 应用基C：% 应用基H：% 应用基0: % 应用基N：% 应用基S：% 应用基灰分A : % 应用基全水分Mat: % 可燃基挥发分V % 低位发热量：MJ/kg 燃料价格元/t 5、现有水系统状况 系统水利循环图： 循环水量：t/h 允许用水量：（供水量、补充水量）t/h 原有灰池容积：m 水质（CI - mg/L ;硬度：mg/L 6、周边脱硫剂资源状况 脱硫剂种类：（填与生石灰或石灰石或氧化镁等） 规格： 价格：元/t 可利用废碱： 7、厂区锅炉平面布置图： 除尘器、风机房（局部）平面布置图： 8、现有环保监测数据 9、厂方治理意见：（选用脱硫、脱硝工艺、治理目标、工 Email:商务总监: 技术答疑:
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
燃油、燃气锅炉烟气脱硝方案 研 究 报 告 长沙奥邦环保实业有限公司二零一二年十月
燃油、燃气锅炉烟气脱硝技术研究 1 国内外脱氮技术介绍 目前脱氮技术有两种，一是低氮燃烧技术，在燃烧过程中控制NOx的产生．分为低氮燃烧器技术、空气分级燃烧技术、燃料分段燃烧技术；工艺相对简单、经济，但不能满足较高的NOx排放标准。另一种是烟气脱硝技术，使NOx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)、电子束法等；排放标准严格时，必须采用烟气脱硝。1．1低氮燃烧技术 由氮氧化物（NOx）形成原因可知对NOx的形成起决定作用的是燃烧区域的温度和过量空气量。低NOx燃烧技术就是通过控制燃烧区域的温度和空气量，以达到阻止NOx生成及降低其排放量的目的。对低NOx燃烧技术的要求是，在降低NOx的同时，使锅炉燃烧稳定，且飞灰含碳量不能超标。 1.1.1 燃烧优化 燃烧优化是通过调整锅炉燃烧配风，控制NOx排放的一种实用方法。它采取的措施是通过控制燃烧空气量、保持每只燃烧器的风粉(煤粉)比相对平衡及进行燃烧调整，使燃料型NOx的生成降到最低，从而达到控制NOx排放的目的。 煤种不同，燃烧所需的理论空气量亦不同。因此，在运行调整中，必须根据煤种的变化，随时进行燃烧配风调整，控制一次风粉比不超过1.8:1。调整各燃烧器的配风，保证各燃烧器下粉的均匀性，其偏差不大于5% 10%。二次风的配给须与各燃烧器的燃料量相匹配，对停运的燃烧器，在不烧火嘴的情况下，尽量关小该燃烧器的各次配风，使燃料处于低氧燃烧，以降低NOx的生成量。
1.1.2空气分级燃烧技术 空气分级燃烧技术是目前应用较为广泛的低NOx燃烧技术，它的主要原理是将燃料的燃烧过程分段进行。该技术是将燃烧用风分为一、二次风，减少煤粉燃烧区域的空气量(一次风)，提高燃烧区域的煤粉浓度，推迟一、二次风混合时间，这样煤粉进入炉膛时就形成了一个富燃料区，使燃料在富燃料区进行缺氧燃烧，以降低燃料型NOx的生成。缺氧燃烧产生的烟气再与二次风混合，使燃料完全燃烧。 该技术主要是通过减少燃烧高温区域的空气量，以降低NOx的生成技术。它的关键是风的分配，一般情况下，一次风占总风量的25～35%。对于部分锅炉，风量分配不当，会增加锅炉的燃烧损失，同时造成受热面的结渣腐蚀。因此，该技术较多应用于新锅炉的设计及燃烧器的改造中。1.1.3 燃料分级燃烧技术 该技术是将锅炉的燃烧分为两个区域进行，将85%左右的燃料送入第一级燃烧区进行富氧燃烧，生成大量的NOx，在第二级燃烧区送入15%的燃料，进行缺氧燃烧，将第一区生成的NOx进行还原，同时抑制NOx的生成，可降低NOx的排放量。 1.1.4 烟气再循环技术 该技术是将锅炉尾部的低温烟气直接送入炉膛或与一次风、二次风混合后送入炉内，降低了燃烧区域的温度，同时降低了燃烧区域的氧的浓度，所以降低了NOx的生成量。该技术的关键是烟气再循环率的选择和煤种的变化 1.1.5技术局限 这些低NOx燃烧技术设法建立空气过量系数小于１的富燃区或控制燃烧温度，抑制NOx的生成，在燃用烟煤、褐煤时可以达到国家的排放标准，
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
目录 1.(A-001) 工程达标报验单………………………………………………………………………………… 2. (A-002)开工申请报告…………………………………………………………………………………… 4. (A-003)设计变更申请核定单…………………………………………………………………………… 5. (A-004)设计变更执行情况反馈单……………………………………………………………………… 6. (A-005)分包工程报审表………………………………………………………………………………… 7. (A-006)承包商资质报审表…………………………………………………………………………… 8. (A-007)分包商资质报审表……………………………………………………………………………… 9. (A-008)施工进度计划报审表………………………………………………………………………… 10. (A-009)施工进度计划变更报审表…………………………………………………………………… 11. (A-010)三级施工进度计划报审表…………………………………………………………………… 12. (A-011)工期变更申报表…………………………………………………………………………… 13. (A-012)工程平行检验记录…………………………………………………………………………… 14.见证取样和送检见证人备案书………………………………………………………………………… 15. (A-013)见证记录……………………………………………………………………………………… 16. (A-014)工程定位测量记录…………………………………………………………………………… 17. (A-015)沉降观测记录………………………………………………………………………………… 18. (A-016)地基处理记录………………………………………………………………………………… 19. (A-017)混凝土搅拌测温记录………………………………………………………………………… 20. (A-018)混凝土养护测温记录………………………………………………………………………… 21. (A-019)大体积混凝土养护测温记录………………………………………………………………… 22.(A-020).会议签到记录表…………………………………………………………………………… 23. (A-021)会议纪要……………………………………………………………………………………… 24. (A-022)工程联系单(施工)…………………………………………………………………………… 25. (A-023)施工图纸会检记录…………………………………………………………………………… 26. (A-024)作业指导书报审表…………………………………………………………………………… 27. (A-025)重大施工作业指导书/技术方案报审表……………………………………………………… 28. (A-026)施工方案报审表………………………………………………………………………………
编订：__________________ 单位：__________________ 时间：__________________ SNCR烟气脱硝系统安全操作规程(正式) Standardize The Management Mechanism To Make The Personnel In The Organization Operate According To The Established Standards And Reach The Expected Level. Word格式 / 完整 / 可编辑
文件编号：KG-AO-7753-36 SNCR烟气脱硝系统安全操作规程(正 式) 使用备注：本文档可用在日常工作场景，通过对管理机制、管理原则、管理方法以及管理机构进行设置固定的规范，从而使得组织内人员按照既定标准、规范的要求进行操作，使日常工作或活动达到预期的水平。下载后就可自由编辑。 一、氨水的特性 SNCR 脱硝系统通常使用浓度质量比17-25%氨水作为脱硝还原剂。氨水又称氢氧化铵，是氨气溶于水的水溶液, 为无色透明的液体, 具有特殊的强烈刺激性气味。 1、刺激性：因水溶液中存在着游离的氨分子； 2、挥发性：氨水易挥发出氨气，随温度升高和放臵时间延长而增加挥发率，且浓度增大挥发量增加； 3、不稳定性：见光受热易分解而生成氨和水； 4、弱碱性：氨水中水和氨能电离出OH-，所以氨水显弱碱性； 5、腐蚀性：氨水有一定的腐蚀作用，对铜的腐蚀比较强，钢铁比较差。
二、还原剂氨水的危险性 SNCR 烟气脱硝系统工艺中的还原剂采用17-25%的氨水，由于氨水中氨气挥发体积浓度极限16-28%的因素，对氨水系统需考虑防爆、防腐蚀、事故应急救援预案。 1、氨水或氨气对人体健康的危害：当人体吸入低浓度氨对粘膜有刺激作用, 吸入高浓度氨可造成组织溶解坏死。 氨水泄漏后，从中分离的氨气具有强烈的气味，有毒、有燃烧和爆炸危险，能损伤皮肤、眼睛等。吸入后对鼻、喉和肺有刺激性，引起咳嗽、气短和哮喘等；可因喉头水肿而窒息死亡；可发生肺水肿，引起死亡。氨水溅入眼内，可造成严重损害，甚至导致失明，皮肤接触可致灼伤。慢性影响：反复低浓度接触，可引起支气管炎。皮肤反复接触，可致皮炎，表现为皮肤干燥、痒、发红。如果身体皮肤有伤口一定要避免接触伤口以防感染；压力过大造成设备损坏，在未经授权允许及专业人员检查确认后任何人不得随意启
目录 1概述 (1) 1.1安全预评价目的 (1) 1.2安全预评价范围 (1) 1.3安全预评价的主要依据 (1) 1.3.1国家法律、法规 (1) 1.3.2政府规章、规范性文件 (3) 1.3.3地方法规、规范性文件 (5) 1.3.4标准、规范 (6) 1.3.5其他资料 (10) 1.4安全预评价程序 (10) 2新建项目概况 (12) 2.1建设单位基本情况 (12) 2.2建设项目概况 (13) 2.3建设项目所在地自然条件 (13) 2.3.1气象条件 (13) 2.3.2地质、水文条件 (14) 2.4建设项目周边情况及总平面布置 (14) 2.4.1周边情况及总平面布置 (14) 2.4.2建（构）筑物 (16) 2.5公用工程 (16) 2.5.1给排水 (16) 2.5.2供暖与通风 (16) 2.5.3供配电系统 (16) 2.5.4防雷与接地 (17) 2.5.5照明 (18) 2.6消防系统 (18) 2.6.1消防用水量核算 (18) 2.6.2消防水设施 (18) 2.6.3灭火器配置 (18) 2.6.4消防站 (18)
2.6.5消防用电负荷 (19) 2.6.6消防通道 (19) 2.7脱硫脱硝工艺流程概述 (19) 2.7.1原有锅炉运行情况介绍 (19) 2.7.2脱硫脱硝工艺反应原理 (19) 2.7.3脱硫脱硝工艺简述 (20) 2.8脱硫脱硝控制系统 (21) 2.9原、辅材料及产品情况 (21) 2.10设备配置情况 (22) 2.11劳动定员情况 (25) 3主要危险、有害因素辨识和分析 (26) 3.1危险、有害因素分类 (26) 3.1.1危险因素分类 (26) 3.1.2有害因素分类 (26) 3.2危险、有害物质 (26) 3.2.1氢氧化钠 (27) 3.2.2亚硫酸钠 (28) 3.2.3二氧化硫 (29) 3.2.4一氧化氮 (30) 3.2.5二氧化氮 (31) 3.3生产过程危险因素分析 (32) 3.3.1火灾、爆炸 (33) 3.3.2腐蚀、灼伤 (35) 3.3.3电伤害 (35) 3.3.4机械伤害 (37) 3.3.5高处坠落 (38) 3.3.6车辆伤害 (38) 3.3.7物体打击 (39) 3.3.8灼烫 (39) 3.3.9淹溺 (39) 3.3.10自然灾害 (39)
烟气脱硝系统概述 1.1 烟气脱硝系统概述 本烟气脱硝系统是珠江电厂的扩建工程，由上海龙净环保科技工程有限公司总承包设计安装，采用选择性催化还原法（SCR）脱硝装置，设计脱硝处理能力锅炉最大工况下脱硝效率不小于80％，氨逃逸<3ppm，SO2氧化率<1.0%；系统可用率大于98%。 SCR反应器布置于省煤器和回转式空预器之间，烟气由锅炉省煤器出口引出进入反应区，再经过回转式空预器后进入电除尘器。气氨在催化剂的作用下与烟气中NO X反应生成N2和H2O从而达到降低排烟中NO X含量的目的。 1.2 脱硝工艺系统简介 脱硝工艺系统由为液氨储存系统、氨气制备和供应系统、氨/空气混合系统、氨喷射系统、SCR反应器系统和废水吸收处理等系统组成。 其中由液氨槽车运送液氨，利用卸料压缩机，液氨由槽车输入储氨罐内，并依靠自身重力和压差将储氨罐中的液氨输送到液氨蒸发槽内蒸发为氨气，后经与稀释风机鼓入的稀释空气在氨/空气混合器中混合后，送达氨喷射系统。在SCR 入口烟道处，喷射出的氨气和来自锅炉省煤器出口的烟气混合后进入SCR反应器，通过催化剂进行脱硝反应，最终通过
出口烟道回至锅炉空预器，达到脱硝的目的。氨气系统紧急排放的氨气则排入废水池，经吸收后再经由废水泵送至电厂化水处理。 （1）液氨储存系统 液氨储运系统为公用系统，系统设计能力为4×300MW+1×1000MW机组脱硝7天以上的液氨用量，设有3个150m3的液氨储罐，配有3台卸氨压缩机， 3台液氨蒸发槽和3台氨气缓冲罐，均为两用一备，稀释槽、废水池、控制室各1个，消防喷淋、氨泄漏报警系统各1套。 液氨由槽车运送，经卸料压缩机，输入储氨罐内。储氨罐上安装有安全阀为液氨泄漏保护所用。储氨罐还装有温度计、压力表、液位计和相应的变送器，将信号送到脱硝控制系统。储氨罐四周安装有消防水喷淋管线及喷嘴，当储氨罐内温度或压力高报警时自动淋水装置启动，对罐体自动喷淋减温；当有微量氨气泄露时也可启动自动淋水装置，对氨气进行吸收，控制氨气污染。 （2）氨气制备和供应系统 氨气制备和供应系统为公用系统，主要包括液氨蒸发槽和氨气缓冲罐。液氨蒸发槽是利用蒸汽将储氨罐输送来的液氨加热蒸发为氨气。在氨气出口管线上装有压力仪表和温度检测器，当出口温度过低或压力过高时应当切断液氨，使氨气缓冲罐维持适当的温度和压力。由液氨蒸发槽蒸发的氨气
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。
2 干法烟气脱硝净化技术 字体[大][中][小]干法脱硝技术反应温度高(与湿法脱硝相比)，因而净化后烟气不需再加热，而且反应系统中不采用水洗工艺，省去后续废水处理问题。因此，干法是目前烟气脱硝应用较多的技术。 2.1 干法脱硝基本原理 干法脱硝目前主要包括催化还原法和无催化还原法两种。所谓催化还原法是利用不同的还原剂，在一定温度和催化剂作用下，NO x还原成N2和水。催化还原法的效果如何，关键是选用有效的还原剂，一般多采用甲烷、氨等作还原剂。它们与NO分别反应如下： CH4+4NO→2N2+CO2+2H2O 4NH3+6NO→5N2+6H2O 无催化还原法不用催化剂，但需在高温区进行。 2.2 选择性催化还原法 (SCR) 选择性催化还原法 (selective catalytic reduction) 简称SCR法。 2.2.1 化学原理 所谓选择性是指在催化剂存在条件下，NH3优先与NO发生还原脱除作用，而不与烟气中的氧进行氧化作用，其目的为了降低氨的消耗量。其反应式为 4NH3+4NO+3O2→4N2+6H2O 4NH3+2NO2+O2→3N2+6H2O 同时还发生一些副反应，其反应式如下： NH3的氧化反应 4NH3+5O2→4NO+6H2O NH3热分解反应 4NH3+3O2→2N2+6H2O 在没有催化剂条件下，上述反应只能在980℃左右进行。而采用催化剂时，其反应温度可控制在300～400℃之间。这一温度范围相当于将氨喷入省煤器区域和空气预热器区域的烟道中烟气温度的范围。此法脱硝率可达80%～90%。 2.2.2 工艺及工艺流程
图18-2为氨选择性催化还原法工艺流程示意图。本工艺采用的反应器为平行通道型(类似于平板和管状反应器)，以防止磨损和堵塞。图18-3为SCR反应器结构图。 在反应器中，空间速度SV (space velocicy) 是关键参数。在燃煤电厂中，空间速度一般取1 000～3 000m/h。 NH3的输入量应适当，如输入量太少，难以满足脱硝反应需求; NH3输入量过大，造成NH3损失，易产生氨泄漏(带出) 问题。工业上常采用NH3/NO x摩尔比衡量，一般控制在1.4～1.5为宜。氨的泄漏量(带出) 以反应出口处NH3的浓度来控制，一般控制在 5mg/m3以下。 图18-2 选择性催化还原工艺流程 1—锅炉; 2—省煤器; 3—SCR; 4—空气预热器; 5—静电除尘器;6—脱硫系统; 7—烟囱; 8—SCAH;9—液氧储藏箱; 10—氨蒸发器;11 —氮—空气混合用装置
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]。
河南兴邦环保科技有限公司 烟气脱硝系统 设 计 方 案 一、烟气脱硝设备企业 二、烟气脱硝技术优点 三、烟气脱硝的方法 四、湿法烟气脱硝技术 河南兴邦环保科技有限公司针对耐材厂烟气、粉尘治理，陶粒砂厂烟气治理，石油压裂支撑剂烟气治理，石灰窑治理....做了详细的研究，切实解决了一厂一策环保深度治理方面的问题。在基准氧18%的情况下达到颗粒物10mg/立方米、二氧化硫35 mg/立方米、氮氧化物50 mg/立方米。实施环保深度治理，是落实中
央决策部署、践行绿色发展理念、经济社会转型升级高质量发展的必然选择；政府结构调整、综合治理坚定不移，耐材企业要积极响应，认真研究生产工序上治什么，怎么治。如何既要坚持发展又要做好环保的深度治理，需要政府、行业、企业共同探讨。 烟气脱硝技术主要有干法（选择性催化还原烟气脱硝、选择性非催化还原法脱硝）和湿法两种。与湿法烟气脱硝技术相比，干法烟气脱硝技术的主要优点是：基本投资低，设备及工艺过程简单，脱除NOX的效率也较高，无废水和废弃物处理，不易造成二次污染。 烟气脱硝，是指把已生成的NOX还原为N2，从而脱除烟气中的NOX，按治理工艺可分为湿法脱硝和干法脱硝。国内外一些科研人员还开发了用微生物来处理NOX废气的方法。由于从燃烧系统排放的烟气中的NOx，90%以上是NO，而NO难溶于水，因此对NOx的湿法处理不能用简单的洗涤法。烟气脱硝的原理是用氧化剂将NO氧化成NO2，生成的NO2再用水或碱性溶液吸收，从而实现脱硝。O3氧化吸收法用O3将NO氧化成NO2，然后用水吸收。该法的生成物HNO3液体需经浓缩处理，而且O3需要高电压制取，初投资及运行费用高。ClO2氧化还原法ClO2将NO氧化成NO2，然后用Na2SO3水溶液将NO2还原成N2。该法可以和采用NaOH作为脱硫剂的湿法脱硫技术结合使用，脱硫的反应产物Na2SO3又可作为NO2的还原剂。ClO2法的脱硝率可达95%，且可同时脱硫，但ClO2和NaOH的价格较高，运