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内喷入还原剂氨或

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℃左右温度范围内，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℃的范围内有效进行。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