電廠脫硝廢水

㈠ 1000mw火電廠脫硫脫硝方法

火電廠發電使燃燒的煤中會產生大量含有硫和硝廢氣，這些廢氣排入大氣會產生污染回形成酸雨。答火電廠脫硫脫硝設備則是用來處理這些含有大量硫和硝廢氣的裝置。

SDA脫硫工藝以Ca(OH)2漿液作脫硫吸收劑，通過離心轉盤式霧化器或氣流式霧化噴嘴使吸收劑在噴霧乾燥吸收器內霧化。熱煙氣進入吸收器與霧化劑吸收接觸後，同時發生三種傳熱傳質過程。
① 酸性氣體從氣相進入液滴的傳質過程;
② 被吸收酸性氣體與溶解的Ca(OH)2發生化學反應;
③ 液滴內水分的蒸發。吸收乾燥後的產物(主要是CaSO3.1/2H2O)與飛灰一起收集在吸收器的底部或集塵器中。
SDA工藝在理想的工況條件下，脫硫效率可達80%-90%。其特點是副產物為固態，沒有廢水產生。但吸收劑Ca(OH)2價格較高，運行成本不低。

㈡ 火電廠脫硫脫硝的脫硫工藝

工藝以石灰石漿作為洗滌吸收劑，整個脫硫過程分為兩個階段進行，即上迴路與下迴路。兩個階段合成在一個吸收塔內。石灰石漿可單獨引入上下迴路，煙氣沿切線方向進入吸收塔下迴路，被冷卻到煙氣飽和溫度，同時部分SO2被石灰石吸收生成石膏(CaSO4·2H2O)。冷卻的煙氣進入吸收塔上迴路的噴霧區，經充分洗滌，達到SO2的最大吸收率，SO2轉化為亞硫酸鈣，經空氣氧化後最終吸收產物為硫酸鈣晶體(石膏)漿液，含固量為15%。經脫水後，可根據應用要求形成商用石膏或拋棄型石膏。
DLWS工藝的特點是上下迴路的PH值分別控制，上迴路PH值(5.8-6.5)較高使SO2的去除率達到最大，下迴路的PH值(4-5)較低，使石灰石易於溶解，吸收劑利用率提高，成本降低。系統脫硫效率可達95%。 SDA脫硫工藝以Ca(OH)2漿液作脫硫吸收劑，通過離心轉盤式霧化器或氣流式霧化噴嘴使吸收劑在噴霧乾燥吸收器內霧化。熱煙氣進入吸收器與霧化劑吸收接觸後，同時發生三種傳熱傳質過程;
① 酸性氣體從氣相進入液滴的傳質過程;
② 被吸收酸性氣體與溶解的Ca(OH)2發生化學反應;
③ 液滴內水分的蒸發。
吸收乾燥後的產物(主要是CaSO3.1/2H2O)與飛灰一起收集在吸收器的底部或集塵器中。SDA工藝在理想的工況條件下，脫硫效率可達80%-90%。其特點是副產物為固態，沒有廢水產生。但吸收劑Ca(OH)2價格較高，運行成本不低。 LIFAC干法煙氣脫硫工藝採用石灰石粉作為SO2吸收劑。其脫硫過程分為兩個階段：
第一階段是爐內脫硫，石灰石粉由氣力噴入爐膛內850-1150℃區域，石灰石粉分解成CaO和CO2，部分CaO和煙氣中的部分SO2反應生產CaSO4;
第二階段活化器內脫硫，熱煙氣進入活化器霧化增濕，使煙氣中未反應的CaO水合生成Ca(OH)2。同時，部分CaSO3氧化為CaSO4。脫硫灰中未完全反應的CaO，可通過部分脫硫灰返回活化器再循環加以利用，以提高吸收劑的利用率。LIFAC的脫硫效率為60%-85%。
LIFAC工藝的特點是綜合了爐內脫硫和噴霧乾燥脫硫的優點，工藝較為簡單，維護方便。但石灰石需加工成40μm以下的粉體，運行費用較高。

㈢ 電廠脫硫脫硝處理步驟是什麼

電廠發電燃燒煤當抄中會產生廢氣，其中有硫和硝。大量排入大氣會產生污染形成酸雨。所以需要對電廠煙氣進行脫硫脫硝處理。電廠煙氣處理脫硫脫硝是火力發電廠工程中的一個重要工程程序，指的是處理含硫化合物的一個工程，基本上以處理二氧化硫為主。
二氧化硫的治理可分為燃燒前、燃燒中和燃燒後進行三大類。
燃燒前是指對燃料進行處理，如洗煤、氣化、液化等；
燃燒中是指爐內脫硫，如流化床燃燒脫硫、爐內噴鈣脫硫、型煤固硫和利用脫硫添加劑等；
燃燒後脫硫即指煙氣脫硫，目前國內外採用的脫硫技術中，主要採用的方法仍然是煙氣脫硫。

㈣ 求一份電廠脫硝工程投標書，要技術部分的

招標編號：CDT--JZSTPKJⅡ--C--001大唐華銀金竹山發電廠擴建工程二期2×600MW機組煙氣脫硝EPC總承包 招 標 文 件 大唐華銀金竹山發電廠擴建工程二期 2×600MW超臨界機組 煙氣脫硝EPC總承包 招標文件 第三卷 技術文件及附件 （第三卷）大唐華銀金竹山發電廠擴建工程二期籌建處湖 南 省 電 力 勘 測 設 計 院 2 0 0 7 年 4 月 中國湖南長沙 大唐華銀金竹山發電廠擴建工程二期2×600MW超臨界機組煙氣脫硝EPC總承包招標文件 系統第 三 卷 招 標 技 術 文 件 及 附 件 目 錄 附件1 技術規范 附件2 供貨范圍 附件3 技術資料及交付進度 附件4 交貨進度 附件5 技術服務和設計聯絡 附件6 監造，、檢驗和性能驗收試驗 附件7 項目組織與管理 附件8 招標文件附圖 附件9 投標文件附圖 附件10 差異表 附件11 分包與外購 附件12 大件部件情況 附件13 價格表 附件14 履約保函格式 附件15 投標保函 附件16 投標方資格審查文件 附件17 投標方需要說明的其他問題 附件18 投標方承諾函格式 附件19 投標方法定代表人授權書格式 附件20 投標方關於資格的聲明函格式 附件21 其 他 大唐華銀金竹山發電廠擴建工程二期2×600MW超臨界機組煙氣脫硝EPC總承包招標文件 系統第 三 卷 招 標 技 術 文 件 及 附 件 附件1 技術規范1 總 則 本招標文件適用於大唐華銀金竹山發電廠擴建工程二期2×600MW，採用選擇性催化還原法SCR脫硝裝置，在設計煤種及校核煤種、鍋爐最大工況BMCR、處理100煙氣量條件下，脫硝效率不小於87，脫硝層數按n1設置。 本工程煙氣脫硝系統採用EPC總包模式。 本招標文件包括脫硝系統以內所必需具備的工藝系統設計、設備選擇、采購、運輸及儲存、製造、土建建構築物的設計、建設全過程的技術指導、安裝、調試、試驗及檢查、試運行、考核驗收、消缺、培訓和最終交付投產等；並能滿足鍋爐正常運行的需要。 本招標文件中提出了最低的技術要求，並未規定所有的技術要求和適用標准，投標方應提供滿足本招標文件和所列標准要求的高質量的設計、設備及其相應的服務。對國家有關安全、消防、環保、勞動衛生等強制性標准，必須滿足其要求。 本招標文件所述系統和所附圖紙僅供參考，投標方應提出更優化的布置方案，經招標方確認後採用。投標方應對系統的擬定、設備的選擇和布置負責，招標方的要求並不解除投標方的責任。 如未對本招標文件提出偏差，將視為能全面滿足本招標文件所提出的各種要求。偏差無論多少都必須清楚地表示在投標文件的「差異表」中。 如果本招標文件前後出現有不一致的描述，投標方應在投標前提出澄清，未提出澄清的則以招標方的解釋為准。 本工程全面採用KKS標識系統，要求投標方提供的所有技術文件包括圖紙和設備均採用KKS標識系統投標方承諾採用招標方提供的企業標准。標識原則、方法和內容在第一次設計聯絡會上討論。1.1 招標原則及招標1.1.1 招標原則1.1.1.1 本工程煙氣脫硝EPC總承包招標採取設計、製造、設備及材料供貨、運輸、土建施工、安裝、調試、試驗及檢驗直至環保驗收合格、服務、培訓等總承包交鑰匙的方式。 1 大唐華銀金竹山發電廠擴建工程二期2×600MW超臨界機組煙氣脫硝EPC總承包招標文件 系統第 三 卷 招 標 技 術 文 件 及 附 件1.1.1.2 投標方負責整個煙氣脫硝系統的設計、製造、安裝、調試、性能和質量，並在所有要求的指標達到要求後移交給招標方。1.1.1.3 投標方在完成煙氣脫硝系統初步設計工作介面應與主體工程設計單位和分包單位配合後，將其呈報招標方審查批准。經審查後的初步設計將作為合同的補充文件，同時也將作為施工圖設計的依據。1.1.1.4 投標方可採用1家外商作為技術合作夥伴，投標方的技術支持方如果有必須是國際上業績良好，並具有先進、成熟技術，該國外脫硝技術必須具有在600MW及以上機組運行的成功業績，並提供外方對本投標項目的正式授權書或已簽訂的技術轉讓、共享或類似形式的協議及技術支持方對本項目建設及運行過程中提供核心技術提供的書面承諾函。投標方的技術支持方應對投標方承諾的設備性能保證提供擔保。 外商的擔保書對投標方負責，投標方對招標方負責。外商所做的技術擔保或提供的技術在經過投標方同意後，由招標方作最終確認。當雙方招標方、投標方對外商所提供的技術擔保等方面發生異議時，由招標方確定。 投標人在國內具有600MW及以上機組的脫硝工程建設業績； 投標方在選擇各種項目的分包商時，在投標文件中推薦3家及以上備選廠家，在合同簽訂時或合同執行過程中經招標方最終確定。1.1.1.5 投標方根據招標方所提供和要求的現場實際條件詳見附件8招標文件附圖提供整套選擇性催化還原法SCR煙氣脫硝系統和設備及輔助設備，並負責相應的建築結構、安裝、調試等煙氣脫硝系統工程總承包工作。 整個煙氣脫硝系統的所有建構築物布置應與主體工程協調。投標方按照招標文件所規劃布置范圍附件8 招標文件附圖進行煙氣脫硝系統的擬定、設備的選擇和布置，投標方可根據其工程設計的需要和布置要求在所給定的區域范圍內進行適當調整，以使其工藝流程和布置合理、安全和經濟。1.1.1.6 投標方提出煙氣脫硝系統所需工業水工藝水、各轉動設備的冷卻水的水質、水量要求，蒸汽、儀用及雜用壓縮空氣用量和相關參數要求。 招標方將負責提供煙氣脫硝系統所需用的工業水以及儀用、雜用壓縮空氣介面，介面的具體位置由招標方指定，投標方到指定地點接入，不再發生任何費用的增加，該條款適用於本招標文件的任何介面；煙氣脫硝系統所需的儀用、檢修及雜用壓縮空氣的儲罐或穩壓罐由投標方自身負責。 2 大唐華銀金竹山發電廠擴建工程二期2×600MW超臨界機組煙氣脫硝EPC總承包招標文件 系統第 三 卷 招 標 技 術 文 件 及 附 件 煙氣脫硝系統在移交之前所需的調試用的工業水、汽、氣等將由招標方提供介面，施工用電由招標方提供兩回交流380V電源介面，介面以後由投標方負責，施工用水、用電等按照招標方有關規定收費，投標方負責提出其相應的技術要求給招標方。1.1.1.7 煙氣脫硝系統分部調試和整套試運行期間指從單體試運開始到煙氣脫硝系統完成168h滿負荷試運行所需用電將由招標方有償提供，其電費原則上按湖南省電力公司收費標准向投標方收取；煙氣脫硝系統調試期間所需的消耗性用品由投標方自行承擔費用，並計入總承包報價中。1.1.1.8 煙氣脫硝系統內消防及火災報警系統屬脫硝工程總承包范圍，其設計和施工、安裝需通過消防主管部門的審查和竣工驗收。1.1.1.9 為確保對脫硝系統中所有分包系統設備的質量和分包施工單位的選定把關，招標方參與分包設備和分包施工單位的招、評標工作及技術協議的簽定、設備訂貨、驗收等全過程。具體流程按招標方有關規定執行1.2 招標范圍1.2.1 招標范圍為大唐華銀金竹山發電廠擴建工程二期2×600MW煙氣脫硝EPC總承包。 投標方應提供煙氣脫硝系統范圍內所有的設計、設備及材料供應含現場製作、運輸、建築及安裝工程施工、指導、監督、技術服務、人員培訓、調試、試驗和檢查、試運行、考核驗收、整套系統的性能保證、全部工程技術服務和售後服務，資料完整移交等，並負責環保驗收直至合格。1.2.2 本招標文件各部分所規定的技術要求、供貨和服務范圍、安裝和調試、試驗和驗收等內容構成一個完整的技術規范體系，投標方所提供的煙氣脫硝系統EPC總承包工程應涵蓋這些內容但不只限於此。1.2.3 介面界限 本設計界限為投標方界限。1.2.3.1 脫硝還原劑 入口：液氨尿素罐車出口。 出口：1 噴氨噴嘴脫硝系統SCR裝置內。 2 緊急排放的氨氣經由氨氣稀釋槽吸收成氨廢水後經廢水泵排放至3、4 機組之間的機組排水槽或化學廢水處理站處理，其與招標方廠區管架的分 3 大唐華銀金竹山發電廠擴建工程二期2×600MW超臨界機組煙氣脫硝EPC總承包招標文件 系統第 三 卷 招 標 技 術 文 件 及 附 件 界在脫硝劑氨制備區外1m處，包括廢水泵。1.2.3.2 氮氣吹掃系統 入口：氮氣瓶出口。 出口：脫硝系統內。1.2.3.3 煙 氣 入口：從鍋爐省煤器出口煙道後的鍋爐鋼柱K5柱外1m不包括此介面處膨脹節、法蘭及反法蘭。 出口：空預器進口煙道（具體位置在第一次聯絡會上確定）。1.2.3.4 蒸 汽 吹灰蒸汽入口：鍋爐本體脫硝吹灰汽源介面。 吹灰蒸汽出口：吹灰系統疏水接至鍋爐13.7m運行層指定位置。 其餘蒸汽入、出口：氨儲存、制備、供應系統區域和SCR反應器本體區域外1m。1.2.3.4 5 脫硝裝置灰斗如需 出口：灰斗下法蘭。1.2.3.5 6 工藝水如需 入口：氨儲存、制備、供應系統區域和SCR反應器本體區域外1m。 出口：脫硝系統內。1.2.3.6 7 冷卻水如需 入口：氨儲存、制備、供應系統區域和SCR反應器本體區域外1m。 出口：脫硝系統內。1.2.3.7 8 壓縮空氣 氨儲存、制備、供應系統區域和SCR反應器本體區域外1m脫硝系統所需儲罐或穩壓罐自供。對採用聲波吹灰器和壓縮空氣吹灰器方案，投標人應自供壓縮空氣儲罐和加壓裝置（如需）。1.2.3.8 9 溝道、管架、支架 氨儲存、制備、供應系統區域和SCR反應器本體區域外1m，並包括廠區氨氣管道氨區至SCR反應器系統。1.2.3.9 10 平台、扶梯 SCR反應器本體區域必須的平台和扶梯以及與鍋爐之間的聯絡平台；脫硝劑氨存 4 大唐華銀金竹山發電廠擴建工程二期2×600MW超臨界機組煙氣脫硝EPC總承包招標文件 系統第 三 卷 招 標 技 術 文 件 及 附 件儲、制備和供應區域的檢修和維護平台。1.2.3.10 11 檢修起吊設施 脫硝系統的設備和部件檢修和維護用的全部固定式和移動式起吊設施及其生根結構、軌道梁。1.2.3.11 12 保溫、油漆 氨儲存、制備、供應系統區域和SCR反應器本體區域外1m以內除SCR主體鋼支架外所有設備和管道的保溫油漆設計。1.2.3.12 13 電氣、熱控 氨儲存、制備、供應系統區域和SCR反應器本體區域外1m以內。另外，SCR反應器本體區域與脫硝劑氨制備區域之間的連接電纜由投標方供貨並負責敷設 電纜橋架由投標方提供；脫硝系統區域部分電纜如有一端連接發電廠主體工程設備，則該部分所涉及的電纜由主體工程負責供貨（但DCS的預制電纜由投標方提供），該部分電纜規格、型號、根數由投標方開列，脫硝區域內的該部分電纜敷設的設計和施工由投標方完成，分界為脫硝裝置區域外1m以內。1.2.3.13 14 消 防 氨儲存、制備、供應系統區域和SCR反應器本體區域外1m以內。1.2.3.14 15 暖通、給排水、通訊 氨儲存、制備、供應系統區域和SCR反應器本體區域外1m以內。1.2.3.15 16 土 建 氨儲存、制備、供應系統區域和SCR反應器本體區域外1m以內除SCR主體鋼支架及其混凝土基礎外。1.2.3.16 17 脫硝系統全部設備及連接件例如：法蘭、配套法蘭、墊圈、螺栓、螺釘、焊接、埋件等都在供貨和服務范圍之內。凡為完成合同目的導致介面的改變，投標方不得提出追加補償費用。投標方負責供貨、配合和實施，並不增加任何費用。1.3 工程基本設計條件1.3.1 概 述 大唐華銀金竹山發電廠擴建工程一期為2×600MW超臨界燃煤機組，現已投產發電；二期工程建設規模為2×600MW超臨界燃煤機組，並同時設置煙氣脫硝裝置、煙氣脫硫裝置。 5 大唐華銀金竹山發電廠擴建工程二期2×600MW超臨界機組煙氣脫硝EPC總承包招標文件 系統第 三 卷 招 標 技 術 文 件 及 附 件1.3.2 場地條件和自然條件1.3.2.1 廠址概述 電廠廠址位於位於冷水江市金竹山鄉太坪村、坪塘村和振新村，西北距冷水江市8.0km、距金竹山老電廠5.0km。廠址東臨湘黔鐵路，東南面2.0km處為金竹山車站，從該站接軌專用線全長約1.7km；南面有原1808省道，電廠運煤道路從該道路引接進廠；電廠西靠S312省道和沙塘灣鎮，電廠進廠主幹道從S312省道引接，在廠區西面進廠，長度約140m；西面0.9km處為資水；廠址處於湘黔鐵路和S312省道之間的狹長梭形地帶。 主廠房由汽機房、除氧間、煤倉間、鍋爐房組成，每兩台機組設一集中控制樓。除鍋爐為露天布置外，其餘均為屋內布置，鍋爐爐前設低封。主廠房採用鋼筋混凝土結構。 脫硝設備布置包括二部分。脫硝設施本體布置在鍋爐空氣預熱器支架上方；制氨車間布置在遠離鍋爐房的二期脫硫場地擴建端，佔地約700m2。 鍋爐區域以及制氨車間外部道路以及綠化設計由總體工程統一考慮。 坐標系統採用電廠建築坐標A，B系統。1.3.2.2 氣象條件 冷水江市位於湖南省的中部、資江中游，屬亞熱帶季風濕潤性氣候，雨量充沛、四季分明。冷水江氣象站觀測資料所反映的該地區各項氣象特徵參數為： 平均大氣壓力：986.9hPa； 多年平均氣溫：16.8℃； 極端最高氣溫：39.9℃； 平均最高氣溫：28.0℃7月； 極端最低氣溫：-10.9℃； 平均最低氣溫：5.1℃1月； 平均相對濕度：79； 平均年降水量：1430.0mm； 日最大降水量：156.8mm7月； 年蒸發量：1278.1mm； 最大風速：20.3m/s8月； 離地10m高50年一遇10min平均最大風速：24.9m/s； 6 大唐華銀金竹山發電廠擴建工程二期2×600MW超臨界機組煙氣脫硝EPC總承包招標文件 系統第 三 卷 招 標 技 術 文 件 及 附 件 離地10m高100年一遇10min平均最大風速：27.5m/s； 多年平均風速：1.6m/s； 風向頻率：全年、最熱季主導風向為NNE風，最冷季冬季，12月～次年2月主導風向為N、NNE、WNW風。1.3.2.3 根據《中國地震動參數區劃圖》GB 18306—2001，場地地震動峰值加速度為0.05g相當於地震基本烈度Ⅵ度，地震動反應譜特徵周期為0.35s。1.3.2.4 建築物地類型為II類。1.3.2.5 水 源 本工程位於資水中游的湖南省冷水江市境內，取水水源為資水，取水口位於在建的浪石灘水電站庫區。1.3.2.6 交通運輸條件及限制 電廠一期工程鐵路專用線從湘黔鐵路金竹山車站接軌，專用線全長約1.7km。在金竹山車站站房對側設有三股道，有效長850m。二期工程擬在金竹山站新增設2股道，並改造相應的配套設施，滿足新增運量的要求，而在廠內企業站東側增設已預留有效長450m的一重一空一機車走行線共3股道。S312省道貫穿冷水江市，東至漣源，西去新化。廠址靠近S312省道，公路交通運輸十分方便。資水是湖南省的四大河流之一，其流經冷水江市境內24km，常年可通航35t級船隻，上至邵陽，下達柘溪，可承擔電廠施工期間部分地材的運輸。1.3.3 電廠主要設備情況 1 大唐華銀金竹山發電廠擴建工程二期工程2×600MW超臨界機組與脫硝裝置有關的主要設備參數見表1.3—1。 7 大唐華銀金竹山發電廠擴建工程二期2×600MW超臨界機組煙氣脫硝EPC總承包招標文件 系統第 三 卷 招 標 技 術 文 件 及 附 件 表1.3—1 主要設備參數表 設備名稱 參 數 名 稱 單 位 參 數 超臨界參數、一次中間再熱、單爐 膛、平衡通風、固態排渣、露天布 型 式 置、全鋼架結構、W型火焰燃燒、 垂直內螺紋管水冷壁、П型變壓直 流鍋爐 過熱器蒸發量BMCR t/h 1900 過熱器出口蒸汽壓力BMCR MPa.g 25.4鍋 爐 過熱器出口蒸汽溫度BMCR ℃ 571 3 省煤器出口煙氣量BMCR Nm /h 1824669 省煤器出口煙氣溫度BMCR ℃ 414 鍋爐排煙溫度修正前/修正後BMCR ℃ 124/118 鍋爐計算耗煤量BMCR t/h 291.4 數量每台爐 台 2空預器 型 式 容克式 漏風率一年內 6 數量每台爐 2除塵器 型 式 雙室五電場 除塵效率 99.82 型式及配置 2台引風機加 風 量 3 m /s裝脫硝裝置前 風 壓 Pa 電動機功率 kW煙囪二爐 高 度 m 210一座 材 質 鋼筋混凝土磚套筒煙囪 2 本工程除灰系統採用正壓濃相氣力除灰系統。每台機組的省煤器灰斗和電除 8 大唐華銀金竹山發電廠擴建工程二期2×600MW超臨界機組煙氣脫硝EPC總承包招標文件 系統第 三 卷 招 標 技 術 文 件 及 附 件塵器灰斗的飛灰通過輸灰器送往干灰庫。 3 機組控制系統採用分散控制系統。 4 輔助蒸汽參數為 1.0～1.27MPa、320～350℃。1.3.4 電廠永久性服務設施 1 本工程循環水為二次循環，冷卻塔出口水溫夏季33℃，開式循環冷卻水系統的冷卻水設計溫度22℃，夏季最高33℃，閉式循環冷卻水系統的冷卻水設計溫度33℃，最高溫度為38℃。 2 檢修和儀表用壓縮空氣系統供氣壓力為0.4～0.8MPa，最高溫度為50℃。 3 廠用電系統電壓 高壓系統為6.3kV三相50Hz，額定容量≥200kW電動機的額定電壓為6kV。 .

㈤ 電廠脫硝系統

目前電廠脫硝方法主要有選擇性催化還原法（SCR）和非選擇性催化還原法（SNCR）以及在二者回基礎上發展起來的答SNCR/SCR聯合煙氣脫硝技術。這三種煙氣脫硝技術均有各自的優缺點。
SNCR技術的原理是在鍋爐內適當溫度（一般為900～1100℃）的煙氣中噴入尿素或氨等還原劑，將NOX（氮氧化物）還原為無害的N2（氮氣）、H2O（水）。根據國外的工程經驗，該技術的脫硝效率約為25%-50%，在大型鍋爐上運行業績較少。
SCR技術是將SCR反應器布置在火電機組鍋爐省煤器和空氣預熱器之間，煙氣垂直進入SCR反應器，經過各層催化劑模塊將NOX還原為無害的N2、H2O。上述反應溫度可以在300℃-400℃之間進行，脫硝效率約為70%-90%，在大型鍋爐上具有相當成熟的運行業績。
SNCR/SCR混合煙氣脫硝技術是集合了SCR與SNCR技術的優勢而發展起來的，該技術降低了SCR系統的裝置成本，但技術工藝系統相對比較復雜。該技術更適合含灰量高、脫硝效率要求較高的情況。

㈥ 電廠的煙氣脫硝技術原理及工藝圖

煙氣脫硝技術主要有干法（選擇性催化還原煙氣脫硝、選擇性非催化還原法脫硝）和濕法。

1、選擇性催化還原法SCR原理：

在催化劑存在的條件下，採用氨、CO或碳氫化合物等作為還原劑，在氧氣存在的條件下將煙氣中的NO還原為N2。

(6)電廠脫硝廢水擴展閱讀

火力發電廠煙氣中含有大量氮氧化物，如不處理，這些廢氣排入大氣會產生污染形成酸雨，為了進一步降低氮氧化物的排放，必須對燃燒後的煙氣進行脫硝處理。火力發電廠煙氣脫硝設備是用來處理氮氧化物的裝置。

由於技術的成熟和高的脫硝率，SCR法現已在世界范圍內成為大型工業鍋爐煙氣脫硝的主流工藝。截至2010年底，我國已投運的煙氣脫硝機組容量超過2億kW，約占煤電機組容量的28%，其中SCR機組佔95% 。

SCR技術的優點：

1、增加升功率。

2、降低熱損耗(Low heat rejection)。

3、對比歐三產品，發動機結構沒有改變。

4、對比歐三產品，燃油經濟性得到改善。

5、機油更換周期更長（Low soot)。

6、尿素的成本低。

㈦ 電廠脫硝現狀

新標准規定，到2015年，所有火電機組都將執行氮氧化物排放濃度在重點地區不高於/m3、非重點地區不高於400mg/m3的限值.2011年1月，國家環保部此次公布的《火電廠大氣污染物排放標准(二次徵求意見稿)》，要求從2012年1月1日開始，所有新建火電機組氮氧化物排放量不得超過100毫克/立方米。從2014年1月1日起，重點地區所有火電投運機組氮氧化物排放量達到100毫克/立方米，非重點地區2003年以前投產的機組達到200毫克/立方米。環保部還提出，到2015年年底前，現役機組全部完成脫硝改造。目前火電廠應用的脫硝手段有三種：低氮燃燒脫硝、選擇性催化還原法(SCR)脫硝和非選擇性催化還原法(SNCR)脫硝。低氮燃燒脫硝是在燃燒過程中控制氮氧化物的產生，也稱前端脫硝;SCR和SNCR是對燃燒鍋爐排放的尾氣脫硝，凈化尾氣中的氮氧化物，也稱後端脫硝。國內的脫硝機組70%採用了SCR 尾氣脫硝技術;低氮燃燒脫硝目前在300MW以上新建機組都有應用，但由於脫除效率低，需要跟SCR系統聯合使用;SNCR脫硝效率低，對溫度窗口要求嚴格，更適合老機組改造，目前國內應用案例不多。未來脫硝將預計以低氮燃燒技術和SCR為主。

㈧ 電廠脫硝是什麼意思

電廠鍋爐在燃燒煤的同時，不僅排出二氧化碳氣體，還要排出氮氧化物氣體（簡稱「硝」），給大氣造成污染。為了減少氮氧化物氣體排放量，就在鍋爐內設置了脫硝系統，利用中介介質將氮氧化物分離出來

㈨ 熱電廠的脫硝劑是什麼

目前國抄內大部分熱電廠襲採用的脫硝方法為scr法脫硝法，採用氨基溶液脫硝，催化劑吸收，脫硝效率可達90%左右，SCR脫硝工藝基礎投資大，運行費用高，不適合中小型鍋爐窯爐，中小型鍋爐窯爐可以採用翔佳勝高效脫硝劑，由於這家公司通過優化脫硝工藝，兼顧了SNCR,氧化還原法的優勢，脫硝效果可以達到SCR的效果，基層投資不及SCR法的十分之一，但脫硝效率相同，達到90~95%.運行費用低廉。希望回答可以幫到你。

㈩ 電廠脫硝的原理是什麼

目前電廠脫硝方法主要有選擇性催化還原法（SCR）和非選擇性催化還原法（專SNCR）以及在二者基礎屬上發展起來的SNCR/SCR聯合煙氣脫硝技術。這三種煙氣脫硝技術均有各自的優缺點。
SNCR技術的原理是在鍋爐內適當溫度（一般為900～1100℃）的煙氣中噴入尿素或氨等還原劑，將NOX（氮氧化物）還原為無害的N2（氮氣）、H2O（水）。根據國外的工程經驗，該技術的脫硝效率約為25%-50%，在大型鍋爐上運行業績較少。
SCR技術是將SCR反應器布置在火電機組鍋爐省煤器和空氣預熱器之間，煙氣垂直進入SCR反應器，經過各層催化劑模塊將NOX還原為無害的N2、H2O。上述反應溫度可以在300℃-400℃之間進行，脫硝效率約為70%-90%，在大型鍋爐上具有相當成熟的運行業績。
SNCR/SCR混合煙氣脫硝技術是集合了SCR與SNCR技術的優勢而發展起來的，該技術降低了SCR系統的裝置成本，但技術工藝系統相對比較復雜。該技術更適合含灰量高、脫硝效率要求較高的情況。