电厂脱硝废水

㈠ 1000mw火电厂脱硫脱硝方法

火电厂发电使燃烧的煤中会产生大量含有硫和硝废气，这些废气排入大气会产生污染回形成酸雨。答火电厂脱硫脱硝设备则是用来处理这些含有大量硫和硝废气的装置。

SDA脱硫工艺以Ca(OH)2浆液作脱硫吸收剂，通过离心转盘式雾化器或气流式雾化喷嘴使吸收剂在喷雾干燥吸收器内雾化。热烟气进入吸收器与雾化剂吸收接触后，同时发生三种传热传质过程。
① 酸性气体从气相进入液滴的传质过程;
② 被吸收酸性气体与溶解的Ca(OH)2发生化学反应;
③ 液滴内水分的蒸发。吸收干燥后的产物(主要是CaSO3.1/2H2O)与飞灰一起收集在吸收器的底部或集尘器中。
SDA工艺在理想的工况条件下，脱硫效率可达80%-90%。其特点是副产物为固态，没有废水产生。但吸收剂Ca(OH)2价格较高，运行成本不低。

㈡ 火电厂脱硫脱硝的脱硫工艺

工艺以石灰石浆作为洗涤吸收剂，整个脱硫过程分为两个阶段进行，即上回路与下回路。两个阶段合成在一个吸收塔内。石灰石浆可单独引入上下回路，烟气沿切线方向进入吸收塔下回路，被冷却到烟气饱和温度，同时部分SO2被石灰石吸收生成石膏(CaSO4·2H2O)。冷却的烟气进入吸收塔上回路的喷雾区，经充分洗涤，达到SO2的最大吸收率，SO2转化为亚硫酸钙，经空气氧化后最终吸收产物为硫酸钙晶体(石膏)浆液，含固量为15%。经脱水后，可根据应用要求形成商用石膏或抛弃型石膏。
DLWS工艺的特点是上下回路的PH值分别控制，上回路PH值(5.8-6.5)较高使SO2的去除率达到最大，下回路的PH值(4-5)较低，使石灰石易于溶解，吸收剂利用率提高，成本降低。系统脱硫效率可达95%。 SDA脱硫工艺以Ca(OH)2浆液作脱硫吸收剂，通过离心转盘式雾化器或气流式雾化喷嘴使吸收剂在喷雾干燥吸收器内雾化。热烟气进入吸收器与雾化剂吸收接触后，同时发生三种传热传质过程;
① 酸性气体从气相进入液滴的传质过程;
② 被吸收酸性气体与溶解的Ca(OH)2发生化学反应;
③ 液滴内水分的蒸发。
吸收干燥后的产物(主要是CaSO3.1/2H2O)与飞灰一起收集在吸收器的底部或集尘器中。SDA工艺在理想的工况条件下，脱硫效率可达80%-90%。其特点是副产物为固态，没有废水产生。但吸收剂Ca(OH)2价格较高，运行成本不低。 LIFAC干法烟气脱硫工艺采用石灰石粉作为SO2吸收剂。其脱硫过程分为两个阶段：
第一阶段是炉内脱硫，石灰石粉由气力喷入炉膛内850-1150℃区域，石灰石粉分解成CaO和CO2，部分CaO和烟气中的部分SO2反应生产CaSO4;
第二阶段活化器内脱硫，热烟气进入活化器雾化增湿，使烟气中未反应的CaO水合生成Ca(OH)2。同时，部分CaSO3氧化为CaSO4。脱硫灰中未完全反应的CaO，可通过部分脱硫灰返回活化器再循环加以利用，以提高吸收剂的利用率。LIFAC的脱硫效率为60%-85%。
LIFAC工艺的特点是综合了炉内脱硫和喷雾干燥脱硫的优点，工艺较为简单，维护方便。但石灰石需加工成40μm以下的粉体，运行费用较高。

㈢ 电厂脱硫脱硝处理步骤是什么

电厂发电燃烧煤当抄中会产生废气，其中有硫和硝。大量排入大气会产生污染形成酸雨。所以需要对电厂烟气进行脱硫脱硝处理。电厂烟气处理脱硫脱硝是火力发电厂工程中的一个重要工程程序，指的是处理含硫化合物的一个工程，基本上以处理二氧化硫为主。
二氧化硫的治理可分为燃烧前、燃烧中和燃烧后进行三大类。
燃烧前是指对燃料进行处理，如洗煤、气化、液化等；
燃烧中是指炉内脱硫，如流化床燃烧脱硫、炉内喷钙脱硫、型煤固硫和利用脱硫添加剂等；
燃烧后脱硫即指烟气脱硫，目前国内外采用的脱硫技术中，主要采用的方法仍然是烟气脱硫。

㈣ 求一份电厂脱硝工程投标书，要技术部分的

招标编号：CDT--JZSTPKJⅡ--C--001大唐华银金竹山发电厂扩建工程二期2×600MW机组烟气脱硝EPC总承包 招 标 文 件 大唐华银金竹山发电厂扩建工程二期 2×600MW超临界机组 烟气脱硝EPC总承包 招标文件 第三卷 技术文件及附件 （第三卷）大唐华银金竹山发电厂扩建工程二期筹建处湖 南 省 电 力 勘 测 设 计 院 2 0 0 7 年 4 月 中国湖南长沙 大唐华银金竹山发电厂扩建工程二期2×600MW超临界机组烟气脱硝EPC总承包招标文件 系统第 三 卷 招 标 技 术 文 件 及 附 件 目 录 附件1 技术规范 附件2 供货范围 附件3 技术资料及交付进度 附件4 交货进度 附件5 技术服务和设计联络 附件6 监造，、检验和性能验收试验 附件7 项目组织与管理 附件8 招标文件附图 附件9 投标文件附图 附件10 差异表 附件11 分包与外购 附件12 大件部件情况 附件13 价格表 附件14 履约保函格式 附件15 投标保函 附件16 投标方资格审查文件 附件17 投标方需要说明的其他问题 附件18 投标方承诺函格式 附件19 投标方法定代表人授权书格式 附件20 投标方关于资格的声明函格式 附件21 其 他 大唐华银金竹山发电厂扩建工程二期2×600MW超临界机组烟气脱硝EPC总承包招标文件 系统第 三 卷 招 标 技 术 文 件 及 附 件 附件1 技术规范1 总 则 本招标文件适用于大唐华银金竹山发电厂扩建工程二期2×600MW，采用选择性催化还原法SCR脱硝装置，在设计煤种及校核煤种、锅炉最大工况BMCR、处理100烟气量条件下，脱硝效率不小于87，脱硝层数按n1设置。 本工程烟气脱硝系统采用EPC总包模式。 本招标文件包括脱硝系统以内所必需具备的工艺系统设计、设备选择、采购、运输及储存、制造、土建建构筑物的设计、建设全过程的技术指导、安装、调试、试验及检查、试运行、考核验收、消缺、培训和最终交付投产等；并能满足锅炉正常运行的需要。 本招标文件中提出了最低的技术要求，并未规定所有的技术要求和适用标准，投标方应提供满足本招标文件和所列标准要求的高质量的设计、设备及其相应的服务。对国家有关安全、消防、环保、劳动卫生等强制性标准，必须满足其要求。 本招标文件所述系统和所附图纸仅供参考，投标方应提出更优化的布置方案，经招标方确认后采用。投标方应对系统的拟定、设备的选择和布置负责，招标方的要求并不解除投标方的责任。 如未对本招标文件提出偏差，将视为能全面满足本招标文件所提出的各种要求。偏差无论多少都必须清楚地表示在投标文件的“差异表”中。 如果本招标文件前后出现有不一致的描述，投标方应在投标前提出澄清，未提出澄清的则以招标方的解释为准。 本工程全面采用KKS标识系统，要求投标方提供的所有技术文件包括图纸和设备均采用KKS标识系统投标方承诺采用招标方提供的企业标准。标识原则、方法和内容在第一次设计联络会上讨论。1.1 招标原则及招标1.1.1 招标原则1.1.1.1 本工程烟气脱硝EPC总承包招标采取设计、制造、设备及材料供货、运输、土建施工、安装、调试、试验及检验直至环保验收合格、服务、培训等总承包交钥匙的方式。 1 大唐华银金竹山发电厂扩建工程二期2×600MW超临界机组烟气脱硝EPC总承包招标文件 系统第 三 卷 招 标 技 术 文 件 及 附 件1.1.1.2 投标方负责整个烟气脱硝系统的设计、制造、安装、调试、性能和质量，并在所有要求的指标达到要求后移交给招标方。1.1.1.3 投标方在完成烟气脱硝系统初步设计工作接口应与主体工程设计单位和分包单位配合后，将其呈报招标方审查批准。经审查后的初步设计将作为合同的补充文件，同时也将作为施工图设计的依据。1.1.1.4 投标方可采用1家外商作为技术合作伙伴，投标方的技术支持方如果有必须是国际上业绩良好，并具有先进、成熟技术，该国外脱硝技术必须具有在600MW及以上机组运行的成功业绩，并提供外方对本投标项目的正式授权书或已签订的技术转让、共享或类似形式的协议及技术支持方对本项目建设及运行过程中提供核心技术提供的书面承诺函。投标方的技术支持方应对投标方承诺的设备性能保证提供担保。 外商的担保书对投标方负责，投标方对招标方负责。外商所做的技术担保或提供的技术在经过投标方同意后，由招标方作最终确认。当双方招标方、投标方对外商所提供的技术担保等方面发生异议时，由招标方确定。 投标人在国内具有600MW及以上机组的脱硝工程建设业绩； 投标方在选择各种项目的分包商时，在投标文件中推荐3家及以上备选厂家，在合同签订时或合同执行过程中经招标方最终确定。1.1.1.5 投标方根据招标方所提供和要求的现场实际条件详见附件8招标文件附图提供整套选择性催化还原法SCR烟气脱硝系统和设备及辅助设备，并负责相应的建筑结构、安装、调试等烟气脱硝系统工程总承包工作。 整个烟气脱硝系统的所有建构筑物布置应与主体工程协调。投标方按照招标文件所规划布置范围附件8 招标文件附图进行烟气脱硝系统的拟定、设备的选择和布置，投标方可根据其工程设计的需要和布置要求在所给定的区域范围内进行适当调整，以使其工艺流程和布置合理、安全和经济。1.1.1.6 投标方提出烟气脱硝系统所需工业水工艺水、各转动设备的冷却水的水质、水量要求，蒸汽、仪用及杂用压缩空气用量和相关参数要求。 招标方将负责提供烟气脱硝系统所需用的工业水以及仪用、杂用压缩空气接口，接口的具体位置由招标方指定，投标方到指定地点接入，不再发生任何费用的增加，该条款适用于本招标文件的任何接口；烟气脱硝系统所需的仪用、检修及杂用压缩空气的储罐或稳压罐由投标方自身负责。 2 大唐华银金竹山发电厂扩建工程二期2×600MW超临界机组烟气脱硝EPC总承包招标文件 系统第 三 卷 招 标 技 术 文 件 及 附 件 烟气脱硝系统在移交之前所需的调试用的工业水、汽、气等将由招标方提供接口，施工用电由招标方提供两回交流380V电源接口，接口以后由投标方负责，施工用水、用电等按照招标方有关规定收费，投标方负责提出其相应的技术要求给招标方。1.1.1.7 烟气脱硝系统分部调试和整套试运行期间指从单体试运开始到烟气脱硝系统完成168h满负荷试运行所需用电将由招标方有偿提供，其电费原则上按湖南省电力公司收费标准向投标方收取；烟气脱硝系统调试期间所需的消耗性用品由投标方自行承担费用，并计入总承包报价中。1.1.1.8 烟气脱硝系统内消防及火灾报警系统属脱硝工程总承包范围，其设计和施工、安装需通过消防主管部门的审查和竣工验收。1.1.1.9 为确保对脱硝系统中所有分包系统设备的质量和分包施工单位的选定把关，招标方参与分包设备和分包施工单位的招、评标工作及技术协议的签定、设备订货、验收等全过程。具体流程按招标方有关规定执行1.2 招标范围1.2.1 招标范围为大唐华银金竹山发电厂扩建工程二期2×600MW烟气脱硝EPC总承包。 投标方应提供烟气脱硝系统范围内所有的设计、设备及材料供应含现场制作、运输、建筑及安装工程施工、指导、监督、技术服务、人员培训、调试、试验和检查、试运行、考核验收、整套系统的性能保证、全部工程技术服务和售后服务，资料完整移交等，并负责环保验收直至合格。1.2.2 本招标文件各部分所规定的技术要求、供货和服务范围、安装和调试、试验和验收等内容构成一个完整的技术规范体系，投标方所提供的烟气脱硝系统EPC总承包工程应涵盖这些内容但不只限于此。1.2.3 接口界限 本设计界限为投标方界限。1.2.3.1 脱硝还原剂 入口：液氨尿素罐车出口。 出口：1 喷氨喷嘴脱硝系统SCR装置内。 2 紧急排放的氨气经由氨气稀释槽吸收成氨废水后经废水泵排放至3、4 机组之间的机组排水槽或化学废水处理站处理，其与招标方厂区管架的分 3 大唐华银金竹山发电厂扩建工程二期2×600MW超临界机组烟气脱硝EPC总承包招标文件 系统第 三 卷 招 标 技 术 文 件 及 附 件 界在脱硝剂氨制备区外1m处，包括废水泵。1.2.3.2 氮气吹扫系统 入口：氮气瓶出口。 出口：脱硝系统内。1.2.3.3 烟 气 入口：从锅炉省煤器出口烟道后的锅炉钢柱K5柱外1m不包括此接口处膨胀节、法兰及反法兰。 出口：空预器进口烟道（具体位置在第一次联络会上确定）。1.2.3.4 蒸 汽 吹灰蒸汽入口：锅炉本体脱硝吹灰汽源接口。 吹灰蒸汽出口：吹灰系统疏水接至锅炉13.7m运行层指定位置。 其余蒸汽入、出口：氨储存、制备、供应系统区域和SCR反应器本体区域外1m。1.2.3.4 5 脱硝装置灰斗如需 出口：灰斗下法兰。1.2.3.5 6 工艺水如需 入口：氨储存、制备、供应系统区域和SCR反应器本体区域外1m。 出口：脱硝系统内。1.2.3.6 7 冷却水如需 入口：氨储存、制备、供应系统区域和SCR反应器本体区域外1m。 出口：脱硝系统内。1.2.3.7 8 压缩空气 氨储存、制备、供应系统区域和SCR反应器本体区域外1m脱硝系统所需储罐或稳压罐自供。对采用声波吹灰器和压缩空气吹灰器方案，投标人应自供压缩空气储罐和加压装置（如需）。1.2.3.8 9 沟道、管架、支架 氨储存、制备、供应系统区域和SCR反应器本体区域外1m，并包括厂区氨气管道氨区至SCR反应器系统。1.2.3.9 10 平台、扶梯 SCR反应器本体区域必须的平台和扶梯以及与锅炉之间的联络平台；脱硝剂氨存 4 大唐华银金竹山发电厂扩建工程二期2×600MW超临界机组烟气脱硝EPC总承包招标文件 系统第 三 卷 招 标 技 术 文 件 及 附 件储、制备和供应区域的检修和维护平台。1.2.3.10 11 检修起吊设施 脱硝系统的设备和部件检修和维护用的全部固定式和移动式起吊设施及其生根结构、轨道梁。1.2.3.11 12 保温、油漆 氨储存、制备、供应系统区域和SCR反应器本体区域外1m以内除SCR主体钢支架外所有设备和管道的保温油漆设计。1.2.3.12 13 电气、热控 氨储存、制备、供应系统区域和SCR反应器本体区域外1m以内。另外，SCR反应器本体区域与脱硝剂氨制备区域之间的连接电缆由投标方供货并负责敷设 电缆桥架由投标方提供；脱硝系统区域部分电缆如有一端连接发电厂主体工程设备，则该部分所涉及的电缆由主体工程负责供货（但DCS的预制电缆由投标方提供），该部分电缆规格、型号、根数由投标方开列，脱硝区域内的该部分电缆敷设的设计和施工由投标方完成，分界为脱硝装置区域外1m以内。1.2.3.13 14 消 防 氨储存、制备、供应系统区域和SCR反应器本体区域外1m以内。1.2.3.14 15 暖通、给排水、通讯 氨储存、制备、供应系统区域和SCR反应器本体区域外1m以内。1.2.3.15 16 土 建 氨储存、制备、供应系统区域和SCR反应器本体区域外1m以内除SCR主体钢支架及其混凝土基础外。1.2.3.16 17 脱硝系统全部设备及连接件例如：法兰、配套法兰、垫圈、螺栓、螺钉、焊接、埋件等都在供货和服务范围之内。凡为完成合同目的导致接口的改变，投标方不得提出追加补偿费用。投标方负责供货、配合和实施，并不增加任何费用。1.3 工程基本设计条件1.3.1 概 述 大唐华银金竹山发电厂扩建工程一期为2×600MW超临界燃煤机组，现已投产发电；二期工程建设规模为2×600MW超临界燃煤机组，并同时设置烟气脱硝装置、烟气脱硫装置。 5 大唐华银金竹山发电厂扩建工程二期2×600MW超临界机组烟气脱硝EPC总承包招标文件 系统第 三 卷 招 标 技 术 文 件 及 附 件1.3.2 场地条件和自然条件1.3.2.1 厂址概述 电厂厂址位于位于冷水江市金竹山乡太坪村、坪塘村和振新村，西北距冷水江市8.0km、距金竹山老电厂5.0km。厂址东临湘黔铁路，东南面2.0km处为金竹山车站，从该站接轨专用线全长约1.7km；南面有原1808省道，电厂运煤道路从该道路引接进厂；电厂西靠S312省道和沙塘湾镇，电厂进厂主干道从S312省道引接，在厂区西面进厂，长度约140m；西面0.9km处为资水；厂址处于湘黔铁路和S312省道之间的狭长梭形地带。 主厂房由汽机房、除氧间、煤仓间、锅炉房组成，每两台机组设一集中控制楼。除锅炉为露天布置外，其余均为屋内布置，锅炉炉前设低封。主厂房采用钢筋混凝土结构。 脱硝设备布置包括二部分。脱硝设施本体布置在锅炉空气预热器支架上方；制氨车间布置在远离锅炉房的二期脱硫场地扩建端，占地约700m2。 锅炉区域以及制氨车间外部道路以及绿化设计由总体工程统一考虑。 坐标系统采用电厂建筑坐标A，B系统。1.3.2.2 气象条件 冷水江市位于湖南省的中部、资江中游，属亚热带季风湿润性气候，雨量充沛、四季分明。冷水江气象站观测资料所反映的该地区各项气象特征参数为： 平均大气压力：986.9hPa； 多年平均气温：16.8℃； 极端最高气温：39.9℃； 平均最高气温：28.0℃7月； 极端最低气温：-10.9℃； 平均最低气温：5.1℃1月； 平均相对湿度：79； 平均年降水量：1430.0mm； 日最大降水量：156.8mm7月； 年蒸发量：1278.1mm； 最大风速：20.3m/s8月； 离地10m高50年一遇10min平均最大风速：24.9m/s； 6 大唐华银金竹山发电厂扩建工程二期2×600MW超临界机组烟气脱硝EPC总承包招标文件 系统第 三 卷 招 标 技 术 文 件 及 附 件 离地10m高100年一遇10min平均最大风速：27.5m/s； 多年平均风速：1.6m/s； 风向频率：全年、最热季主导风向为NNE风，最冷季冬季，12月～次年2月主导风向为N、NNE、WNW风。1.3.2.3 根据《中国地震动参数区划图》GB 18306—2001，场地地震动峰值加速度为0.05g相当于地震基本烈度Ⅵ度，地震动反应谱特征周期为0.35s。1.3.2.4 建筑物地类型为II类。1.3.2.5 水 源 本工程位于资水中游的湖南省冷水江市境内，取水水源为资水，取水口位于在建的浪石滩水电站库区。1.3.2.6 交通运输条件及限制 电厂一期工程铁路专用线从湘黔铁路金竹山车站接轨，专用线全长约1.7km。在金竹山车站站房对侧设有三股道，有效长850m。二期工程拟在金竹山站新增设2股道，并改造相应的配套设施，满足新增运量的要求，而在厂内企业站东侧增设已预留有效长450m的一重一空一机车走行线共3股道。S312省道贯穿冷水江市，东至涟源，西去新化。厂址靠近S312省道，公路交通运输十分方便。资水是湖南省的四大河流之一，其流经冷水江市境内24km，常年可通航35t级船只，上至邵阳，下达柘溪，可承担电厂施工期间部分地材的运输。1.3.3 电厂主要设备情况 1 大唐华银金竹山发电厂扩建工程二期工程2×600MW超临界机组与脱硝装置有关的主要设备参数见表1.3—1。 7 大唐华银金竹山发电厂扩建工程二期2×600MW超临界机组烟气脱硝EPC总承包招标文件 系统第 三 卷 招 标 技 术 文 件 及 附 件 表1.3—1 主要设备参数表 设备名称 参 数 名 称 单 位 参 数 超临界参数、一次中间再热、单炉 膛、平衡通风、固态排渣、露天布 型 式 置、全钢架结构、W型火焰燃烧、 垂直内螺纹管水冷壁、П型变压直 流锅炉 过热器蒸发量BMCR t/h 1900 过热器出口蒸汽压力BMCR MPa.g 25.4锅 炉 过热器出口蒸汽温度BMCR ℃ 571 3 省煤器出口烟气量BMCR Nm /h 1824669 省煤器出口烟气温度BMCR ℃ 414 锅炉排烟温度修正前/修正后BMCR ℃ 124/118 锅炉计算耗煤量BMCR t/h 291.4 数量每台炉 台 2空预器 型 式 容克式 漏风率一年内 6 数量每台炉 2除尘器 型 式 双室五电场 除尘效率 99.82 型式及配置 2台引风机加 风 量 3 m /s装脱硝装置前 风 压 Pa 电动机功率 kW烟囱二炉 高 度 m 210一座 材 质 钢筋混凝土砖套筒烟囱 2 本工程除灰系统采用正压浓相气力除灰系统。每台机组的省煤器灰斗和电除 8 大唐华银金竹山发电厂扩建工程二期2×600MW超临界机组烟气脱硝EPC总承包招标文件 系统第 三 卷 招 标 技 术 文 件 及 附 件尘器灰斗的飞灰通过输灰器送往干灰库。 3 机组控制系统采用分散控制系统。 4 辅助蒸汽参数为 1.0～1.27MPa、320～350℃。1.3.4 电厂永久性服务设施 1 本工程循环水为二次循环，冷却塔出口水温夏季33℃，开式循环冷却水系统的冷却水设计温度22℃，夏季最高33℃，闭式循环冷却水系统的冷却水设计温度33℃，最高温度为38℃。 2 检修和仪表用压缩空气系统供气压力为0.4～0.8MPa，最高温度为50℃。 3 厂用电系统电压 高压系统为6.3kV三相50Hz，额定容量≥200kW电动机的额定电压为6kV。 .

㈤ 电厂脱硝系统

目前电厂脱硝方法主要有选择性催化还原法（SCR）和非选择性催化还原法（SNCR）以及在二者回基础上发展起来的答SNCR/SCR联合烟气脱硝技术。这三种烟气脱硝技术均有各自的优缺点。
SNCR技术的原理是在锅炉内适当温度（一般为900～1100℃）的烟气中喷入尿素或氨等还原剂，将NOX（氮氧化物）还原为无害的N2（氮气）、H2O（水）。根据国外的工程经验，该技术的脱硝效率约为25%-50%，在大型锅炉上运行业绩较少。
SCR技术是将SCR反应器布置在火电机组锅炉省煤器和空气预热器之间，烟气垂直进入SCR反应器，经过各层催化剂模块将NOX还原为无害的N2、H2O。上述反应温度可以在300℃-400℃之间进行，脱硝效率约为70%-90%，在大型锅炉上具有相当成熟的运行业绩。
SNCR/SCR混合烟气脱硝技术是集合了SCR与SNCR技术的优势而发展起来的，该技术降低了SCR系统的装置成本，但技术工艺系统相对比较复杂。该技术更适合含灰量高、脱硝效率要求较高的情况。

㈥ 电厂的烟气脱硝技术原理及工艺图

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。

1、选择性催化还原法SCR原理：

在催化剂存在的条件下，采用氨、CO或碳氢化合物等作为还原剂，在氧气存在的条件下将烟气中的NO还原为N2。

(6)电厂脱硝废水扩展阅读

火力发电厂烟气中含有大量氮氧化物，如不处理，这些废气排入大气会产生污染形成酸雨，为了进一步降低氮氧化物的排放，必须对燃烧后的烟气进行脱硝处理。火力发电厂烟气脱硝设备是用来处理氮氧化物的装置。

由于技术的成熟和高的脱硝率，SCR法现已在世界范围内成为大型工业锅炉烟气脱硝的主流工艺。截至2010年底，我国已投运的烟气脱硝机组容量超过2亿kW，约占煤电机组容量的28%，其中SCR机组占95% 。

SCR技术的优点：

1、增加升功率。

2、降低热损耗(Low heat rejection)。

3、对比欧三产品，发动机结构没有改变。

4、对比欧三产品，燃油经济性得到改善。

5、机油更换周期更长（Low soot)。

6、尿素的成本低。

㈦ 电厂脱硝现状

新标准规定，到2015年，所有火电机组都将执行氮氧化物排放浓度在重点地区不高于/m3、非重点地区不高于400mg/m3的限值.2011年1月，国家环保部此次公布的《火电厂大气污染物排放标准(二次征求意见稿)》，要求从2012年1月1日开始，所有新建火电机组氮氧化物排放量不得超过100毫克/立方米。从2014年1月1日起，重点地区所有火电投运机组氮氧化物排放量达到100毫克/立方米，非重点地区2003年以前投产的机组达到200毫克/立方米。环保部还提出，到2015年年底前，现役机组全部完成脱硝改造。目前火电厂应用的脱硝手段有三种：低氮燃烧脱硝、选择性催化还原法(SCR)脱硝和非选择性催化还原法(SNCR)脱硝。低氮燃烧脱硝是在燃烧过程中控制氮氧化物的产生，也称前端脱硝;SCR和SNCR是对燃烧锅炉排放的尾气脱硝，净化尾气中的氮氧化物，也称后端脱硝。国内的脱硝机组70%采用了SCR 尾气脱硝技术;低氮燃烧脱硝目前在300MW以上新建机组都有应用，但由于脱除效率低，需要跟SCR系统联合使用;SNCR脱硝效率低，对温度窗口要求严格，更适合老机组改造，目前国内应用案例不多。未来脱硝将预计以低氮燃烧技术和SCR为主。

㈧ 电厂脱硝是什么意思

电厂锅炉在燃烧煤的同时，不仅排出二氧化碳气体，还要排出氮氧化物气体（简称“硝”），给大气造成污染。为了减少氮氧化物气体排放量，就在锅炉内设置了脱硝系统，利用中介介质将氮氧化物分离出来

㈨ 热电厂的脱硝剂是什么

目前国抄内大部分热电厂袭采用的脱硝方法为scr法脱硝法，采用氨基溶液脱硝，催化剂吸收，脱硝效率可达90%左右，SCR脱硝工艺基础投资大，运行费用高，不适合中小型锅炉窑炉，中小型锅炉窑炉可以采用翔佳胜高效脱硝剂，由于这家公司通过优化脱硝工艺，兼顾了SNCR,氧化还原法的优势，脱硝效果可以达到SCR的效果，基层投资不及SCR法的十分之一，但脱硝效率相同，达到90~95%.运行费用低廉。希望回答可以帮到你。

㈩ 电厂脱硝的原理是什么

目前电厂脱硝方法主要有选择性催化还原法（SCR）和非选择性催化还原法（专SNCR）以及在二者基础属上发展起来的SNCR/SCR联合烟气脱硝技术。这三种烟气脱硝技术均有各自的优缺点。
SNCR技术的原理是在锅炉内适当温度（一般为900～1100℃）的烟气中喷入尿素或氨等还原剂，将NOX（氮氧化物）还原为无害的N2（氮气）、H2O（水）。根据国外的工程经验，该技术的脱硝效率约为25%-50%，在大型锅炉上运行业绩较少。
SCR技术是将SCR反应器布置在火电机组锅炉省煤器和空气预热器之间，烟气垂直进入SCR反应器，经过各层催化剂模块将NOX还原为无害的N2、H2O。上述反应温度可以在300℃-400℃之间进行，脱硝效率约为70%-90%，在大型锅炉上具有相当成熟的运行业绩。
SNCR/SCR混合烟气脱硝技术是集合了SCR与SNCR技术的优势而发展起来的，该技术降低了SCR系统的装置成本，但技术工艺系统相对比较复杂。该技术更适合含灰量高、脱硝效率要求较高的情况。