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电厂脱硝规程

电厂脱硝规程
电厂脱硝规程

台州临港热电有限公司

脱销系统运行规程

(试用版)

批准:

审核:

编写:

前言

本规程规定了临港热电有限公司脱硝专业技术标准,适用于所有脱硝除尘运行人员,是锅炉脱硝运行人员正确操作、维护及事故处理的规范指导。下列人员应熟知本规程:生产副总经理、总工程师、副总工程师、值长、管理人员、运行人员。

本规程依据设备制造厂家设备使用说明书、部颁规程和标准,结合上级有关部门规定及设计院设计图纸资料和公司具体情况编写而成。

由于时间仓促和编者水平有限,本规程尚有不妥之处,待日后补充完善。请大家在生产实践中不断总结经验,使之逐步完善,以适应脱硝运行的需要。

目录

第一章脱硝系统概况————————————————————— 3 1.1 设计参数—————————————————————————3 1.2 性能保证值————————————————————————3 1.3 物耗条件—————————————————————————4 第二章脱销生产工艺与设备—————————————————— 5 2.1 脱销工艺原理———————————————————————5 2.2脱硝系统介绍和主要设备———————————————————5第二章脱销系统的操作————————————————————8 3.1脱销系统的启动与调节————————————————————8 3.2脱硝系统运行监视及设备的维护保———————————————11 3.3脱销系统的停运———————————————————————12 3.4脱销系统的故障处理及预防——————————————————13 附:氨的性质及氨水伤害应急处置——————————————————14

第一章脱硝系统概况

氮氧化物(NOx)是造成大气污染的主要污染源之一。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。

本系统采用的是SNCR(选择性非催化还原法)/SCR(选择性催化还原法)联合法。SNCR选择性非催化还原法在锅炉旋风分离器入口段喷入还原剂(氨水)(需要较高的反应温度850—1150℃),将炉内燃烧生成烟气中的NOx 还原为N2和H2O,降低NOx 排放;SCR选择性催化还原法在锅炉上下两级省煤器间布置SCR反应器(反应温度305—430℃),所需的氨气由SNCR系统喷入过量的氨水产生,在催化剂作用下,与氧化氮发生反应生成氮气和水,降低NOx的排放。SNCR+SCR脱销工艺效率不低于80%,其NOx排放小于50mg/Nm3,氨逃逸小于2.5 mg/ N m3。

1.1 设计参数

有关设备的技术参数

项目参数备注

1 锅炉型号循环流化床锅炉

2 锅炉蒸发量150t/h

3 烟气量(标况,实际氧)235000Nm3/h 单台锅炉满负荷

4 旋风分离器进口温度850~950℃

5 烟气含氧量6%

6 N0X初始排放浓度(标况,6%

氧)

250mg/Nm3最高

1.2 性能保证值

项目150t/h

燃料设计煤种处理前NOx基础浓度mg/Nm3≤250(标况、干态、6%O2)SNCR处理后NOx控制浓度mg/Nm3≤50(标况、干态、6%O2)SNCR+SCR设计脱硝效率≥80%

氨逃逸率mg/Nm3<2.5

旋风分离器入口温度℃850~950

1.3 物耗条件

1)物耗表(单套,实际耗量将根据实际的烟气成份、运行状况和物料品质而变化)序号消耗品单位数值

1 -氨水(20%)m3/h 0.2

2 -稀释水(除盐水)m3/h 0.6

3 -电耗(所有连续运行设备轴功率)kW 10

4 -仪用压缩空气Nm3/min 2

2)物耗性能要求

水、气、电源的要求

消耗品品质

仪用气0.5~0.7MPa

稀释水0.2~0.3MPa;

电源AC 380V

A.还原剂品质要求

本项目选择氨水作为的还原剂。分子式NH4OH,分子量35.045,纯工业氨水为无色透明或带微黄色的液体。纯度:20%。

B、稀释水品质

作为氨水溶液稀释水应是具有软化水质量的纯水,满足下列规格:

供应量不小于0.66m3/h。作为氨水溶液稀释水应是具有软化水质量的纯水,满足下列规格:

除盐水

名称条件

pH值6~9

全硬度<3 mmol/kg

钙硬度<2 mmol/kg,作为CaCO3,最好<0.2 mmol/kg

全碱度<2 mmol/kg,最好<0.2 mmol/kg;

铁<0.5 mg/kg

导电度<250μmhos

没有明显的浑浊和悬浮固态物

给水压力:0.2 MPa~0.3MPa。

第二章 脱硝生产工艺与设备

2.1脱硝工艺原理

选择性非催化还原(SNCR )脱除NOx 技术是把含有氨基的还原剂(氨水)喷入炉膛温度为850~1150℃的区域,还原剂迅速热分解成NH 3和其它副产物,随后NH 3与烟气中的NOx 进行还原反应而生成N 2。还原NOx 的主要方程式为:

4NH 3+4NO+O 2→4N 2+6H 2O (3-1)

4NH 3+2NO+2O 2→3N 2+6H 2O (3-2) 8NH 3+6NO 2→7N 2+12H 2O (3-3)

SNCR 还原NOx 的反应对于温度条件非常敏感,炉膛上喷入点的选择,也就是所谓的温度窗口的选择,是SNCR 还原NOx 效率高低的关键。一般认为理想的温度范围为1000~1100℃,并随反应器类型的变化而有所不同。当反应温度低于温度窗口时,由于停留时间的限制,往往使化学反应进行的程度较低,反应不够彻底,从而造成NOx 的还原率较低,同时未参与反应的NH 3增加也会造成氨气逃逸。而当反应温度高于温度窗口时,NH 3的氧化反应开始起主导作用:

4NH 3+502→ 4NO+6H 2 (3-4)

从而,NH 3的作用成为氧化并生成NOx ,而不是还原NOx 为N 2。总之,SNCR 还原NOx 的过程是上述两类可逆反应相互竞争、共同作用的结果。如何选取合适的温度条件同时兼顾减少还原剂的泄漏成为SNCR 技术成功应用的关键。

选择性脱硝还原(SCR )烟气脱硝技术在一定条件下以氨气为还原剂,通过催化剂催化作用将NOx 还原为N 2 和H 2O 。还原剂氨气的来源有液氨、氨水和尿素等。催化剂材料一般为V 2O 5-WO 3(MoO 3)/TiO 2,适合的温度范围一般在305℃~430℃。 选择性催化还原(SCR )脱硝主要反应如下:

O H N O NH NO 22236444+→++催化剂

(1) O H N NH NO 223212786+→+催化剂

(2) O H N NH NO NO 2232322+→++催化剂

(3)

2.2脱硝系统介绍和主要设备

本系统采用氨水为还原剂,浓度为20%,本脱硝系统公用部分(按3台炉设计):氨水储罐1个80m 3;除盐水罐1个4m 3;氨水卸载泵2台,氨水输送泵2台,稀释水(除盐水)输送泵2台。

设备名称内容参数

卸氨水泵型号CDLF32-20-2

流量32m3/h

扬程20米

功率3KW

转速2900 r/min

厂家南京泵业股份有限公司配套

电机

型号YE2-100L-2

电压/电流380V/6.2A

功率3KW

转速2890r/min

厂家南京泵业股份有限公司

氨水泵型号CDLF2-20

流量2m3/h

扬程150米

功率 2.2KW

转速2900 r/min

厂家南京泵业股份有限公司配套

电机

型号YX3-90L-2

电压/电流380V/4.6A

功率 2.2KW

转速2880r/min

厂家杭州江潮电机有限公司

稀释水泵型号CDLF8-15

流量8m3/h

扬程139米

功率 5.5KW

转速2900 r/min

厂家南京泵业股份有限公司配套

电机

型号YX3-132S1-2

电压/电流380V/10.6A

功率 5.5KW

转速2920r/min

厂家杭州江潮电机有限公司

2.2 .1SNCR脱硝系统介绍

SNCR系统主要包括氨水储存系统、在线稀释系统、喷射系统三部分。在线稀释系统根据锅炉运行情况和NOx排放情况在线稀释成所需的浓度,送入喷射系统。喷射系统实现各喷射层的氨水溶液分配、雾化喷射和计量。还原剂的供应量能满足锅炉不同负荷的要求,调节方便、灵活、可靠。

2.2.1.1氨水储存系统

本系统选择纯度为20%的氨水作为的还原剂。分子式NH4OH,分子量35.045,纯工业氨水为无色透明或带微黄色的液体。

2.2.1.2在线稀释系统

在线稀释系统,用来保证在运行工况变化时喷嘴中流体流量基本不变,氨水溶液从储罐输出后,增加了一路稀释水混入输送管路,来稀释溶液,通过监测在线稀释水流量和氨水溶液流量来调节最终的氨水浓度以满足锅炉不同负荷的要求。稀释水的输送通过稀释水泵来实现。氨水溶液稀释系统设置有过滤器。每条生产线,稀释水泵设有2台,一用一备。流量余量大于100%,压头大于20%。

2.2.1.3 背压控制

背压控制回路用于调节到各台炉的氨水溶液和稀释水的稳定流量和压力,以保证脱硝效果。因此,每台炉氨水溶液管路和稀释水管路均有背压控制回路,背压控制通过电动流量调节阀来实现。

2.2.1.4喷射计量和分配装置

根据锅炉炉内温度场,初步设置两个喷射区计量分配模块。喷射区计量分配模块是一级模块,每个模块由若干个流量测量设备和阀门设备组成。用于精确计量和独立控制到锅炉每个喷射区的反应剂流量和浓度。该模块连接并响应来自机组的控制信号,自动调节反应剂流量,对NOx水平、锅炉负荷、燃料或燃烧方式的变化做出响应,打开或关闭喷射区或控制其质量流量。

2.2.1.5喷枪设置

旋风分离器进口和出口的烟气温度位于SNCR反应温度窗口内,且分离器中的烟气流场的情况正好有利于喷入的还原剂和烟气的良好混合。每台锅炉布置2组共8根氨水喷枪,每个旋风分离器的入口侧面烟道配置3根,旋风分离器出口布置1根。

2.2.1.6 喷射系统

在线配制稀释好的氨水溶液将送到各层喷射层,各喷射层设有总阀门控制本喷射层是否投运。各喷射层设有流量调节阀门和流量计量设备。短喷枪喷射所需的雾化介质采用压缩空气。

炉前压缩空气总管上设有压力测量,分路通到各喷射层,每个喷射层的压缩空气总管设有压力调节、压力测量,再通往各个喷射器。

2.2.2SCR系统介绍

本项目采用SNCR-SCR联合工艺,SCR脱硝所需的氨气由SNCR系统喷入过量的氨水产生,因此本工程SCR脱硝系统仅有反应器系统及检测控制系统等组成。

在SCR反应器内,通过催化剂在合适的温度范围内使烟气中的NOx与NH3产生反应生成N2与H2O,从而达到除去烟气中的NOx的目的。

SCR反应器采用固定床形式,催化剂为模块放置。本工程锅炉高温省煤器尾部烟道预留了2850mm高度的布置空间,高温省煤器出口烟气温度为348℃,该处烟道温度满足布置SCR反应器的要求。根据本工程特点,采用SNCR-SCR联合脱硝布置方式,SCR反应器仅布置一层催化剂,且直接布置在高温省煤器出口尾部烟道内。

在反应器催化剂上设置吹灰装置,定时吹灰,可使用声波吹灰器。如有必要,还应进行反应器内部的定期清理。

催化剂采用蜂窝式催化剂。

催化剂模块设计有效防止烟气短路的密封系统,密封装置的寿命不低于催化剂的寿命。催化剂模块一般规格统一、具有互换性。

催化剂能满足烟气温度不高于450℃的情况下长期运行,同时催化剂能承受运行温度450℃不少于5小时的考验,而不产生任何损坏。

催化剂保证化学寿命为24000运行小时。反应器内催化剂机械寿命为3年(按年运行小时数大于8000小时计)。并有防止催化剂中毒和碎裂的措施。

第二章脱销系统的操作

3.1脱销系统的启动与调节

操作流程可简化为:启动前检查——喷枪通气——通溶液——调节;

3.1.1启动前检查

3.1.1.1氨水储罐内液位大于0.8米。氨水液位偏低应进氨水,氨水卸载操作

3.1.1.1 .1当氨水液位低于0.8m时必须进氨水。

3.1.1.1.2 确认氨水车与氨水罐连接后,检查对接到位,开启卸氨泵前后阀门,打开卸氨泵放空气阀,启动氨水氨水卸载泵。

3.1.1.1.3 检查氨水泵应运行正常,空气排尽后关闭放空气阀,观察氨罐液位应上升。

3.1.1.1 .4当液位达到

4.6m时必须停止卸载泵运行。

3.1.1.2稀释水箱内液位小于0.8米且除盐水进水电动阀自动投入(除盐水泵运行中)。

3.1.1.3检查氨水管路、稀释水管路、压缩空气管路畅通,无泄漏,阀门开关正确。

3.1.1.4 检查各转动设备地脚螺栓紧固,转动无卡涩,润滑良好;检查各电机绝缘接线正常,转动方向正确,指示灯显示正常。

3.1.1.5喷枪投运前的准备工作:

●喷枪软管完好无外漏,能够在300mm行程内正常移动无阻碍;

●喷枪前氨水溶液和压缩空气的手动针型阀门正常调节,处于开启状态;

●喷枪内部流道无堵塞;

●喷射层的就地压力表无损坏,电动调节阀门能够正常调节,电动球阀能够

正常开启。

必要时对喷枪进行雾化试验(试验时拆出喷枪用稀释水对外喷神)。

3.1.1.6 检查开启保护风。

3.1.1.7 阀门开关状态如下:

名称状态名称状态

卸氨泵进口阀关稀释水箱出口阀开

卸氨泵出口阀关稀释水泵进口阀开

回流阀关稀释水泵出口阀开

氨罐紧急排放阀关稀释水泵稳压(回流)阀开

氨水出口总阀开稀释水泵放空阀关

氨泵进口阀开喷淋水前后隔离阀开

氨泵出口阀开喷淋水旁路阀关

氨泵稳压(回流)阀开喷淋水电动阀关

氨泵放空阀关氨水流量计进口阀开

除盐水进水电动阀前隔开稀释水流量计进口阀开

除盐水进水旁路阀关保护风阀总阀开

除盐水进水电动阀关各压力表隔离阀开

3.1.2喷枪通气

确认厂用压缩空气系统正常运行,打开待喷射层压缩空气主路前后手动阀及枪前手动阀,打开待喷射层压缩空气电动阀,确认压缩空气母管压力正常,并确保枪前压缩空气0.6MPa。

3.1.3通溶液

启动稀释水泵及氨水泵,检查泵运行正常。打开稀释水管道主路手动阀门,通

过回流调节阀调整稀释水压力与氨水溶液管路压力相近,开启待喷射层氨水溶液电动球阀,调整待喷射层氨水溶液调节阀开度控制喷入炉膛的氨水溶液量。

●在通溶液前,要保证喷枪中压缩空气管路畅通,且压力正常;

3.1.4调节

3.1.

4.1调节目的

运行调节SNCR系统的投运状态以设备安全和NO排放浓度达到标准为最终目的,同时运行成本最低。NO排放浓度标准要求如下:

●旋风分离器进口烟道温度达到850°以上且锅炉负荷稳定后,经过SCR反应器之后,NOx排放浓度<50mg/Nm3

3.1.

4.2主要调节手段:

●喷射层氨水溶液电动调整阀喷射层稀溶液流量

●氨水溶液母管电动调整阀浓氨水溶液流量

●稀释水电动调整阀稀释水流量

3.1.

4.3辅助调节手段:

●稀释水稳压回路电动调整阀稀释水母管压力

●氨水母管稳压回路电动调整阀氨水溶液母管压力

●使稀释水管路/氨水管路压力相近,接近1.0MPa;

●混合后氨水补氨喷枪支管手动调节SCR入口氨量

3.1.

4.4调节原理及方法

在明确运行目的后,通过喷射层氨水溶液电动调整阀、氨水溶液母管电动调整阀和稀释水母管电动调整阀的开度,根据氮氧化物的浓度波动,通过喷射层氨水溶液的浓度的大小来达到NO X排放浓度达标的目的。在正常运行时,锅炉负荷和NO X 排放浓度会在小范围内波动,这是正常的,无需因参数波动而进行投运调整,只有当NO X浓度变化幅度较大时才进行调整。

3.1.

4.4.1氨逃逸检测值在设定值以下,NO排放超标时,可依次采用如下调整方法调整运行:

●开大氨水溶液母管电动调整阀,增加浓氨水溶液流量。

●关小稀释水母管电动调整阀,减小稀释水流量。

●同时维持进炉溶液总流量不变。

3.1.

4.4.2氨逃逸检测值在设定值以下,NO排放低于设定值时,可依次采用如下调

整方法调整运行:

●关小氨水溶液母管电动调整阀,减小浓氨水溶液流量。

●开大稀释水母管电动调整阀,增加稀释水流量。

●同时维持进炉溶液总流量不变。

3.1.

4.4.3氨逃逸检测值在设定值以上,可依次采用如下调整方法调整运行:

●关小氨水溶液母管电动调整阀,减小浓氨水溶液流量。

●开大各炉稀释水母管电动调整阀,增加稀释水流量。

●同时维持进炉溶液总流量不变。

3.2脱硝系统运行监视及设备的维护保养

3.2.1 调节主要参数控制范围表

序号项目单位范围

1 氨水泵出口压力MPa ~1.0

2 稀释水泵出口压力MPa ~1.0

3 压缩空气压力MPa 0.6-0.7

4 混合液出口压力MPa >0.45

5 喷枪出口压力MPa >0.35

6 氨跳逸值mg/Nm3<2.5

7 氨区氨泄漏量PPm <20

8 NOx排放量mg/Nm3<50

3.2.2调节主要参数报警设定值及联锁动作值

序号项目单位正常值报警值联锁动作值

1 NO排放mg/Nm3<50

2 氨逃逸mg/Nm3<2.5

3 氨罐温度℃<30

20高报警

4 氨区泄漏量PPm <20

<40

40高高报

5 氨罐液位mm 800-4600

3.2.3设备的维护保养

3.2.3.1 正常运行时运行人员应加强设备管理,防止跑、冒、滴、漏现象发生。

3.2.3.2 运行人员每4小时对主要设备巡回检查一次,发现问题及时处理、汇报。3.2.3.3 运行人员每小时对主要运行参数记录一次。

1.5.6 每个月对主要参数报警设定值校验一次,车间技术员、设备员、安全员、热工仪表人员到场监督,并对试验作好记录,对不符合规定的参数报警值重新设定。1.5.7 氨水泵及稀释水泵为一用一备,每月做好定切切换试验工作,并做好切换试验记录。

1.5.8氨水罐需每年检查一次泄漏情况;顶部的呼吸口需每年检查一次;顶部的加注口需每年检查一次;

3.3脱销系统的停运

3.3.1临时停运

3.3.1.1 临时停运情况

a、短时停水、停压缩空气;

b、配合前、后工段的临时停运;

c、其他情况。

3.1.1.2 临时停运的处理

a、各自动仪表由自动切换至手动;

b、必要时可停水泵;

c、视情况,停其他动力设备和系统。

3.3.2 紧急停运

3.3.2.1 紧急停运情况

a、烟气停送;

b、停水、停电、停压缩空气;

c、配合前工段的紧急停运;

d、其他需要紧急停运的情况。;

3.3.2.2 紧急停运的处理

a、撤出氨水泵及稀释水泵的联锁。

b、停止氨水泵、稀释水泵运行。

c、关闭稀释水调节阀、氨水调节阀、混合液气动阀。

d、保持压缩空气循环运行

3.3.3 长期停运

3.3.3.1长期停运情况

a、整个系统(包括前工段)计划大修;

b、系统长期停止使用;

c、其他情况。

3.3.3.2长期停运的处理

a、停运脱销系统前应对催化剂进行吹灰

b、撤出氨水泵及稀释水泵的联锁,停止氨水泵、稀释水泵运行。

c、关闭稀释水调节阀、氨水调节阀、混合液气动阀。

d、定期开压缩空气对喷枪进行喷吹,防止喷嘴堵塞。

e、按正常停运步骤停止系统运行;

f、清空所有设备内的残留水、灰及其他杂质;

g、按照设备的使用保养说明对设备进行必要保养、检修;

h、停止电器仪表的运转;

i、需要检修时应对设备进行自然通风或强制通风置换

3.4脱销系统的故障处理及预防

序号不正常情况产生原因处理方法

1 喷嘴喷雾效果

○1水压不足;

○2空气过量或压力不足;

○3喷嘴堵塞;

○1调节水泵回水阀,调节水

压;

○2调节空气量或压力;

○3疏通;

2 脱硝效率下降○1喷嘴喷雾效果差

○2温度下降

○3催化剂积灰

4.催化剂失效

○1见1

○2检查测温仪

○3加强吹灰

4.催化剂再生或更换

3 水泵出口压力

○1双流体喷嘴堵塞

○2调节阀故障

○1疏通喷嘴

○2检修调节阀

4 水泵出口压力

○1水箱水位低

○2过滤器堵塞

○1查看供水系统和浮球阀

○2疏通过滤器

5 其他生产故

障:

○1调节失误

○2仪表、设备故障

○1按生产指标调节

○2修复仪表设备

附:氨的性质及氨水伤害应急处置

1 物理性质

状态:气体( 常温,常压),颜色:无色

气味:使呼吸阻塞样的刺激味

比重:0.5692 ( 气体,空气重度= 1 时) ;

沸点:-33.4 ℃

融点:-77.7 ℃

燃点:651 ℃

爆炸限:与空气混合15 ~28 % (体积)

与氧气混合14.8 ~79 % (体积)

蒸气压:4.379 atm(437.9kpa)( 在0 ℃时)

临界温度:132.4 ℃

临界压力:115.5 atm

2 化学性质

引火性:虽然引火的危险性较少,但要注意对火慎重。

燃烧性:氨的燃点是651 ℃。通常不易燃烧。但在空气中,即使没有火源,当加热到该温度以上时也会立刻燃烧。

爆炸性:氨按一定的比例在与空气或氧气混合的状态下,遇火源即刻爆炸。与其它可燃性气体相比较,虽然氨爆炸的范围比较窄,因此以认为爆炸的危险性较低。但一旦进入爆炸范围,那是极其危险的。故而对氨的处置必须十分慬慎。

腐蚀性:对铜、铜合金等有强烈的腐蚀性,氨系统中不宜使用铜质另件。

3处置措施

引发各种症状的氨的浓度(值)如下:

空气中的浓度单位症状

5~10 ppm 可感到臭味

50 ppm 可工作达8 小时,不会引起问题

400~700 ppm 刺激眼,鼻,喉的粘膜,引起损害。

0.5~1 % 短时间的暴露其中,即会引起死亡

2.0 % 即使使用防毒面罩,但皮肤暴露也不能超过几秒

钟,超过时引起严重伤害

5~10.0 % 即刻死亡

皮肤接触:一旦氨水沾污皮肤,先用清水或2%的食醋液冲洗;若皮肤局部出现红肿、水泡,可用2%的食醋液冲洗;若皮肤局部出现红肿、水泡,可用2%的硼酸液湿敷。鼻粘膜受到强烈的刺激,可滴入1%的麻黄素溶液,重者应吸入糜蛋白酶。

眼睛接触:氨水溅入眼内,应立即用生理盐水反复冲洗,再滴入氯霉素眼药水,仍感不适时须请医生急诊和治疗。

吸入:发现氨水吸入中毒者(出现呼吸道、眼、鼻、皮肤粘膜的严重刺激感,并伴随咳嗽、流涕、发痒、气促、紫绀、烦躁等症状),应迅速离开现场,并脱去被氨水污染的衣、裤;口服食醋50-100毫升,同时服用维生素c50毫克,每日3次;若出现咽喉梗塞,肺气肿等症状,应请医生急诊治疗,以免发生意外。

SNCR烟气脱硝系统安全操作规程

SNCR烟气脱硝系统 安 全 操 作 规 程 安徽海螺水泥股份有限公司 二〇一四年四月

氨水安全基本知识介绍 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,随温度升高和放置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;

2、氨气的易燃易爆性:氨气在空气中可燃,连续接触火源,且温度要在651℃以上才可燃烧。当氨气与空气混合物的浓度在15%~28%时,遇到明火会有燃烧和爆炸的危险;如果有油脂或其他可燃性物质,则更容易着火。氨与强酸、卤族元素(溴、碘)接触发生强烈反应,有爆炸、飞溅的危险;氨与氧化银、汞、钙、氰化汞及次氯酸钙接触,会产生爆炸物质。氨对铜、铟、锌及合金有强烈侵蚀作用,氨区需严格杜绝上述物质; 3、液氨或高浓度氨可致眼灼伤、皮肤灼伤;氨在泄漏汽化时将吸收大量热,使温度降低,在抢修过程中易使人冻伤。 三、氨水或氨气的中毒症状及急救措施 1、中毒症状 (1)轻度中毒:眼、口有辛辣感,流涕、咳嗽,声音嘶哑、吐咽困难,头昏、头痛,眼结膜充血、水肿,口唇和口腔、眼部充血,胸闷和胸骨区疼痛等。 (2)重度中毒:中度中毒症状时上述症状加剧,可引起喉头水肿、喉痉挛,出现呼吸困难或有呼吸窘迫综合征,患者剧烈咳嗽、咯大量粉红色泡沫痰、呼吸窘迫、昏迷、休克等;外露皮肤可出现II 度化学灼伤,眼脸、口唇、鼻腔、咽部及喉头水肿,粘膜糜烂、可能出现溃疡。 2、急救措施 (1)皮肤接触:立即脱去被污染的衣着,立即用水冲洗至少15分钟或用2%的硼酸液冲洗;若有灼伤,就医治疗。 (2)眼睛接触:立即提起眼脸,用大量流动清水或生理盐水彻底冲洗至少15分钟,或用2%硼酸溶液冲洗,立即就医; (3)吸入:迅速脱离现场至空气新鲜处。保持呼吸道通畅。如呼吸困难,给输氧。如呼吸停止,立即进行人工呼吸,就医,如果

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。

各种脱硝技术工艺流程图大集合

通过对国内外脱硫技术以及国内电力行业引进脱硫工艺试点厂情况的分析研究,目前脱硫方法一般可划分为燃烧前脱硫、燃烧中脱硫和燃烧后脱硫等3类。 其中燃烧后脱硫,又称烟气脱硫(Flue gas desulfurization,简称FGD),在FGD技术中,按脱硫剂的种类划分,可分为以下五种方法:以CaCO3(石灰石)为基础的钙法,以MgO为基础的镁法,以Na2SO3为基础的钠法,以NH3为基础的氨法,以有机碱为基础的有机碱法。世界上普遍使用的商业化技术是钙法,所占比例在90%以上。 按吸收剂及脱硫产物在脱硫过程中的干湿状态又可将脱硫技术分为湿法、干法和半干(半湿)法。湿法FGD技术是用含有吸收剂的溶液或浆液在湿状态下脱硫和处理脱硫产物,该法具有脱硫反应速度快、设备简单、脱硫效率高等优点,但普遍存在腐蚀严重、运行维护费用高及易造成二次污染等问题。 干法FGD技术的脱硫吸收和产物处理均在干状态下进行,该法具有无污水废酸排出、设备腐蚀程度较轻,烟气在净化过程中无明显降温、净化后烟温高、利于烟囱排气扩散、二次污染少等优点,但存在脱硫效率低,反应速度较慢、设备庞大等问题。 半干法FGD技术是指脱硫剂在干燥状态下脱硫、在湿状态下再生(如水洗活性炭再生流程),或者在湿状态下脱硫、在干状态下处理脱硫产物(如喷雾干燥法)的烟气脱硫技术。特别是在湿状态下脱硫、在干状态下处理脱硫产物的半干法,以其既有湿法脱硫反应速度快、脱硫效率高的优点,又有干法无污水废酸排出、脱硫后产物易于处理的优势而受到人们广泛的关注。按脱硫产物的用途,可分为抛弃法和回收法两种。 高粉尘布置SCR系统工艺流程图

选择性非催化还原脱硝技术(SNCR)工艺流程图 SCR烟气脱硝工艺流程图

火电厂脱硝CEMS系统

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

火电厂脱硫的几种方法

火电厂脱硫的几种方法(总12 页) -CAL-FENGHAI.-(YICAI)-Company One1 -CAL-本页仅作为文档封面,使用请直接删除

火电厂脱硫的几种方法(1) 通过对国内外脱硫技术以及国内电力行业引进脱硫工艺试点厂情况的分析研究,目前脱硫方法一般可划分为燃烧前脱硫、燃烧中脱硫和燃烧后脱硫等3类。 其中燃烧后脱硫,又称烟气脱硫(Flue gas desulfurization,简称FGD),在FGD 技术中,按脱硫剂的种类划分,可分为以下五种方法:1、以CaCO3(石灰石)为基础的钙法,2、以MgO为基础的镁法,3、以Na2SO3为基础的钠法,4、以NH3为基础的氨法,5、以有机碱为基础的有机碱法。世界上普遍使用的商业化技术是钙法,所占比例在90%以上。按吸收剂及脱硫产物在脱硫过程中的干湿状态又可将脱硫技术分为湿法、干法和半干(半湿)法。A、湿法FGD技术是用含有吸收剂的溶液或浆液在湿状态下脱硫和处理脱硫产物,该法具有脱硫反应速度快、设备简单、脱硫效率高等优点,但普遍存在腐蚀严重、运行维护费用高及易造成二次污染等问题。B、干法FGD技术的脱硫吸收和产物处理均在干状态下进行,该法具有无污水废酸排出、设备腐蚀程度较轻,烟气在净化过程中无明显降温、净化后烟温高、利于烟囱排气扩散、二次污染少等优点,但存在脱硫效率低,反应速度较慢、设备庞大等问题。C、半干法FGD技术是指脱硫剂在干燥状态下脱硫、在湿状态下再生(如水洗活性炭再生流程),或者在湿状态下脱硫、在干状态下处理脱硫产物(如喷雾干燥法)的烟气脱硫技术。特别是在湿状态下脱硫、在干状态下处理脱硫产物的半干法,以其既有湿法脱硫反应速度快、脱硫效率高的优点,又有干法无污水废酸排出、脱硫后产物易于处理的优势而受到人们广泛的关注。按脱硫产物的用途,可分为抛弃法和回收法两种。 1脱硫的几种工艺 (1)石灰石——石膏法烟气脱硫工艺

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。

电厂脱硫脱硝工艺流程介绍

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。

电厂脱硝技术--开题报告

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

SCR脱硝系统运行操作规程

HDQJ/1202-105-2009 第一章SCR 脱硝系统 第一节脱硝原理及设备概况 1. 脱硝系统的组成 1.1锅炉烟气脱硝装置布置在炉外,呈露天布置。采用选择性催化还原(SCR)工艺烟气 脱硝系统,SCR 反应器布置在省煤器与空预器之间的高含尘区域。运行方式为连续运行, 系统具有很高的可靠性和可用率,不会因为该系统的故障而导致停机。因此脱硝系统不设 置烟气旁路系统。锅炉配置2台SCR 反应器,采用纯度为99. 6%的液氨做为脱硝系统的 反应剂。采用模块化设计的蜂窝式催化剂,在设计煤种、锅炉最大工况(BMCR)、处理100% 烟气量条件下脱硝效率大于60%。 1.2在氨站系统,纯氨通过压缩机卸装到储罐,将液氨通过加热器进行气化,转换成气氨 后通过自压送入SCR 系统。 2. SCR 脱硝化学原理 4N0+4NH 3+02—4N2+6H 20 6N0+4NH 3—5N 2+6H 20 6N02+8NH 3 —7N 2+12H 20 2N02+4NH 3 +02 — 3N 2+66H 20 3. 脱硝系统参数 2009-08-10 发布 ________________________________________________________ 2009-08-10 实施 项目名称 单位 数据 项目名称 单位 数据 烟气量 Nm3/h 4629201 催化剂阻力损失 Pa 450 温度 °C 389 全部烟道阻力损失 Pa 480 02 Vol% 3. 43 NH3/ NOx mol/mol 0. 62 N2 Vol% 74.3 装置可用率 % 98 H20 Vol% 8.19 纯氨消耗量(规定品质) t/h 0.5 烟道入口烟尘浓度 g/Nm3 33.7 工艺水耗量(规定水质) m3/h 0.5 NOx (以N02计)浓度 mg/Nm3 500 电耗(所有运行设备轴功率) kW 139 S02浓度 Vol. ppm 885.6 仪用气(CEMS,气动阀等) Nm3/h 40 检修用气 Nm3/h 6

烟气脱硫脱硝行业介绍.docx

1.烟气脱硫技术 由于我国的大部分煤炭、铁矿资源中含硫量较高,因此在火力发电、钢铁、建材生产过程中由于高温、富氧的环境而产生了含有大量二氧化硫的烟气,从而给我国大气污染治理带来了极大的环保压力。 据国家环保部统计,2012年全国二氧化硫排放总量为2117.6万吨,其中工业二氧化硫排放量1911.7万吨,而分解到三个重点行业分别如下:电力和热力生产业为797.0万吨、钢铁为240.6万吨、建材为199.8万吨,三个行业共计1237.4万吨达到整个工业二氧化硫排的64.7%。“十一五”期间,我国全面推行烟气脱硫技术以后,我国烟气脱硫通过近十年的发展,积累了大量的工程实践经验,其中最常用的为湿法、干法以及半干法烟气三种脱硫技术。

1.1湿法脱硫技术 1.1.1石灰石-石膏法 这是一种成熟的烟气脱硫技术,在大型火电厂中,90%以上采用湿式石灰石—石膏法烟气脱硫工艺流程。该工艺采用石灰石(即氧化钙)浆液作为脱硫剂,与烟气中的二氧化硫发生反应生产亚硫酸钙,亚硫酸钙与氧气进一步反应生产硫酸钙。硫酸钙经过过滤、干燥后形成脱硫副产品石膏。 这项工艺的关键在于控制烟气流量和浆液的pH值,在合适的工艺条件下,即使在低钙硫比的情况下,也能保持较高的脱硫效率,通常可以达到95%以上。但是该工艺流程复杂且需要设置废水处理系统,因而工程造价高、占地面积大。同时,由于石灰石浆液的溶解性较低,即使通过调节了浆液pH值提高了石灰石的溶解度,但是在使用喷嘴时由于压力的变化,仍然容易发生堵塞喷嘴的情况并且易磨损设备,因而大幅度增加了脱硫设施后期的运营维修费用。 同时由于脱硫烟气中的粉尘成分复杂,在采用石灰石-石膏法时生成的脱硫石膏的杂质含量较多,在石灰石资源丰富的我国,这种品质有限的脱硫石膏很难具有利用价值,通常只能采用填埋进行处理。为了解决这一问题,有企业采用白云石(即氧化镁)作为脱硫剂来替代石灰石,从而使脱硫副产品由石膏变为了七水硫酸镁,而七水硫酸镁由于其水溶性高易于提纯,因而可以制成为合格品质的化学添加剂或化肥使用,其经济价值要远高于脱硫石膏。但是与其相关对的是脱硫剂白云石的成本也远高于石灰石,给企业后期运营成本也带来较大的压力。

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;

脱硝系统安全操作规程(标准版)

The prerequisite for vigorously developing our productivity is that we must be responsible for the safety of our company and our own lives. (安全管理) 单位:___________________ 姓名:___________________ 日期:___________________ 脱硝系统安全操作规程(标准版)

脱硝系统安全操作规程(标准版)导语:建立和健全我们的现代企业制度,是指引我们生产劳动的方向。而大力发展我们生产力的前提,是我们必须对我们企业和我们自己的生命安全负责。可用于实体印刷或电子存档(使用前请详细阅读条款)。 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; 6、严禁长时间占用通讯频道; 7、操作台禁止摆放水杯等物品,防止触电事故。。 1、发生高空坠物事故:发生事故首先检查抢救区是否仍存在隐患,需排除后方能进行抢救,检查受伤部位,采取止血、包扎等急救手段,

电厂脱硫脱硝培训试题

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

SNCR脱硝系统操作规程(电厂)

中国铝业河南分公司热电厂 锅炉烟气综合治理(脱硝、除尘)项目SNCR系统操作规程 (试行版) 编制:(签字) 审核:(签字) 审批:(签字) 河南华慧有色工程设计有限公司 中国铝业河南分公司热电厂

二零一四年十二月 目录 1概述 (1) 2工艺描述 (1) 2.1输送系统 (1) 2.2 SNCR计量分配模块 (3) 2.3其他 (4) 3.运行巡检管理 (6) 3.1管理内容 (6) 3.2脱硝氨站的出入管理方法 (7) 3.3日常运行规定 (8) 3.4日常操作控制 (9) 3.5氨水接卸规定 (12) 3.6其它安全措施 (13) 4.设备维护 (14) 4.1氨水罐的维护 (14) 4.2 SNCR氨水和除盐水输送系统的维护 (14) 4.3 SNCR计量分配模块的维护 (15)

4.4 SNCR喷射器的维护 (15) 5.安全操作规程 (16) 6.紧急事故的预案处理 (18) 6.1浓氨水溅射的处理 (18) 6.2进入浓氨区工作要求 (18)

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。中铝河南分公司热电厂脱硝工程采用的是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出口喷入还原剂(氨水),将炉内燃烧生成烟气中的NOx还原为N2和H2O,降低NOx排放,从而在燃烧过程中降低NOx生成量。 2工艺描述 2.1输送系统 2.1.1 氨水输送系统 本系统设有两个45m3卧室式氨水储罐,储罐顶部设有溢流口和呼吸阀,罐体设有液位计。 氨水由专用槽罐车送来,用车辆自带软管经快速接口接至氨水卸载泵进口管道。氨水一般为20%左右的氨水。氨水卸载泵是一台立式泵,进、出口阀为手动阀。送上氨水卸载泵电源,泵出口阀开启,而

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。

脱硝电除尘脱硫简介

脱硝、电除尘、脱硫简介 一、脱硝系统: (一)#5、6机组: 1、主要设备简介: 1)低氮燃烧器:低氮燃烧器是国内外燃煤锅炉控制NOx排放的优先选用技术。现代低NOx燃烧技术将煤质、制粉系统、燃烧器、二次风及燃尽风等技术作为一个整体考虑,以低NOx 燃烧器和空气分级为核心,在炉内组织燃烧温度、气氛和停留时间,形成早期的、强烈的、煤粉快速着火欠氧燃烧,利用燃烧过程产生的氨基中间产物来抑制或还原已经生成的NOx。低NOx直流燃烧器:燃烧器首要任务是燃烧,浓淡偏差稳燃措施也有助于控制NOx。在煤粉喷嘴前,通过偏流装置(弯头、百叶窗、挡块)使煤粉浓缩分离成浓淡两股。喷嘴设扰流钝体,一方面可卷吸高温烟气回流,另一方面使浓相煤粉在绕流时偏离空气,射入高温回流烟气区域。这样,在燃烧器钝体下游,可形成高浓度煤粉在高温烟气中的浓淡偏差欠氧燃烧,从而有效控制燃烧初期的NOx生成量。 2)脱硝SCR:SCR是一种成熟的深度烟气氮氧化物后处理技术,无论是新建机组还是在役机组改造,绝大部分煤粉锅炉都可以安装SCR装置。典型的烟气脱硝SCR工艺流程见图,具有如下特点:

●脱硝效率可以高达95%,NOx排放浓度可控制到 50mg/m3以下,是其他任何一项脱硝技术都无法单独达到的。 ●催化剂是工艺关键设备。催化剂在和烟气接触过程中, 受到气态化学物质毒害、飞灰堵塞和冲蚀磨损等因素的影响,其活性逐渐降低,通常3~4年增加或更换一层催化剂。对于废弃的催化剂,由于富集了大量痕量重金属元素,需要谨慎处理。 ●反应器内烟气垂直向下流速约4~4.5m/s,催化剂通道 内烟气速度约5~7m/s。300MW、600MW及1000MW机组对应的每台SCR反应器截面积分别约80~90m2、150~180m2、230~250m2。 ●脱硝系统会增加锅炉烟道系统阻力约约700~1000Pa, 需提高引风机压头。 ●SCR系统的运行会增加空预器入口烟气中SO3浓度,并 残留部分未反应的逃逸氨气,二者在空预器低温换热面上反应形成硫酸氢铵,易恶化空预器冷端的堵塞和腐蚀,需要对空预器采取抗硫酸氢铵堵塞措施。 ●受制于锅炉烟气参数、飞灰特性及空间布置等因素的 影响,根据反应器的布置位置,SCR工艺分为高灰型、低灰型和尾部型等三种:高灰型SCR是主流布置,工作环境相对恶劣,催化剂活性惰化较快,但烟气温度合适(300~400℃),经济性最高;低灰型SCR和尾部型SCR的选择,主要是为了净化催化剂运行的烟气条件或者是受到布置空间的限制,由于需将烟气加热到300℃以上,只适合于特定环境。

脱硝设施运行安全操作规程通用版

操作规程编号:YTO-FS-PD951 脱硝设施运行安全操作规程通用版 In Order T o Standardize The Management Of Daily Behavior, The Activities And T asks Are Controlled By The Determined Terms, So As T o Achieve The Effect Of Safe Production And Reduce Hidden Dangers. 标准/ 权威/ 规范/ 实用 Authoritative And Practical Standards

脱硝设施运行安全操作规程通用版 使用提示:本操作规程文件可用于工作中为规范日常行为与作业运行过程的管理,通过对确定的条款对活动和任务实施控制,使活动和任务在受控状态,从而达到安全生产和减少隐患的效果。文件下载后可定制修改,请根据实际需要进行调整和使用。 1、进入脱硝设施区域前必须正确佩戴防护用具(工作服、劳保口罩、护目眼镜、橡胶手套)等,在任何操作时,不得用皮肤直接接触氨水腐蚀液体。 2、氨水泄漏的应急处理原则是“救人第一、救物第 二、防止扩散第一、减少损失第二”。 3、每班要检查现场安全淋浴和洗眼设备处于完好备用状态。受氨水损伤的皮肤要立即用清水进行冲洗。 4、氨水运输车辆进厂后必须在车辆彻底停车的情况下卸氨水,严禁在雷雨和附近发生火灾、爆炸等情况时卸氨水。 5、任何设施发现有跑、冒、滴、漏等隐患要及时进行处理。氨水区域内必须配置灭火器,现场要悬挂严禁烟火等警示牌。 6、氨站内严禁明火,氨储存区半径25米范围内需动火操作时,应执行相应的动火管理规定。 7、正常运行时任何人不得关闭系统运行,且不得随意取出喷枪。

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

最新脱硫脱硝工艺概述资料

石灰石-石膏湿法脱硫工艺概述 烟气脱硫采用技术为石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺。脱硫剂采用石灰石粉(CaCO3), 石灰石由于其良好的化学活性及低廉的价格因素而成为目前世界上湿法脱硫广泛采用的脱硫剂制备原料。SO2与石灰石浆液反应后生成的亚硫酸钙, 就地强制氧化为石膏,石膏经二级脱水处理可作为副产品外售。 本设计方案采用传统的单回路喷淋塔工艺,将含有氧化空气管道的浆池直接布置在吸收塔底部, 塔内上部设置三层喷淋层和二级除雾器。从锅炉来的原烟气中所含的SO2与塔顶喷淋下来的石灰石浆液进行充分的逆流接触反应,从而将烟气中所含的SO2去除,生成亚硫酸钙悬浮。在浆液池中通过鼓入氧化空气,并在搅拌器的不断搅动下,将亚硫酸钙强制氧化生成石膏颗粒。脱硫效率按照不小于90%设计。其他同样有害的物质如飞灰,SO3,HCI 和HF也大部分得到去除。该脱硫工艺技术经广泛应用证明是十分成熟可靠的。 工艺布置采用一炉一塔方案,石灰石制浆、石膏脱水、工艺水、事故浆液系统等两塔公用。#1锅炉来的原烟气由烟道引出,经升压风机(两台静叶可调轴流风机) 增压后, 送至吸收塔,进行脱硫。脱硫后的净烟气经塔顶除雾器除雾后通过烟囱排放至大气。#2炉的烟道系统流程与#1炉相同,布置上与#1炉为对称布置。 脱硫剂采用外购石灰石粉,用滤液水制成30%的浆液后在石灰石浆液箱中贮存,通过石灰石浆液泵不断地补充到吸收塔内。脱硫副产品石膏通过石膏排出泵,从吸收塔浆液池抽出,输送至石膏旋流站(一级脱水系统),经过一级脱水后的底流石膏浆液其含水率约为50%左右,直接送至真空皮带过滤机进行二级过滤脱水。石膏被脱水后含水量降到10%以下。石膏产品的产量为20.42t/h(#1、#2炉设计煤种,石膏含≤10%的水分)。脱硫装置产生的废水经脱硫岛设置的废水处理装置处理后达标排放或回收利用。 脱硝工艺系统描述 3.1 脱硝工艺的原理和流程 本工程采用选择性催化还原法(SCR)脱硝技术。SCR脱硝技术是指在催化剂的作用下,还原剂(液氨)与烟气中的氮氧化物反应生成无害的氮和水,从而去除烟气中的NOx。选择性是指还原剂NH3和烟气中的NOx发生还原反应,而不与烟气中的氧气发生反应。 化学反应原理 4 NO + 4 NH3 + O2 --> 4 N2 + 6 H2O 6 NO2 + 8 NH3 + O2 --> 7 N2 + 12 H2O

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

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