火力发电厂烟气脱硝运行规范流程.docx

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火力发电厂烟气脱硝运行规范流程

火力发电厂脱硝系统运行规程

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：

N2O、NO、NO2、N2O3、N2O4和N2O5，其中NO和NO2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（Selectivecatalyticreduction，以下简称SCR）和选择性非催化还原法（Selectivenon-catalyticreduction，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NO2。

环保监测以NO2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N2和H2O。

还原剂喷入锅炉折焰角上方水平烟道（900℃～1000℃），在NH3/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：

4NH3+4NO＋O2→4N2+6H2O（式1——1）

当温度过高时，会发生如下的副反应，又会生成NO：

4NH3+5O2→4NO+6H2O（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NH3耗量要高于SCR工艺，从而使NH3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（CH4、H2、CO和NH3），可以将NOx还原成N2，尤其是NH3可以按下式选择性地和NOx反应：

4NH3+4NO+O2→4N2+6H2O（式1——3）

2NO2+4NH3+O2→3N2+6H2O（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NH3/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，NH3有选择性地和NOx反应生成N2和H2O，而不是被O2所氧化。

4NH3+5O2→4NO+6H2O（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SO2会被氧化为SO3，其氧化程度通常用SO2/SO3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SO3反应生成硫酸氢铵（NH4HSO4）与硫酸铵【（NH4）2SO4】等一些不希望产生的副产品。

其副反应过程为:

2SO2+1/2O2→2SO3（式1——6）

2NH3+SO3+H2O→（NH4）2SO4（式1——7）

NH3+SO3+H2O→NH4HSO4（式1——8）

1.2SCR工艺描述

1.2.1SCR烟气脱硝装置的工艺流程主要由氨区系统、氨喷射系统、催化剂、烟气系统、反应器等组成。

核心区域是反应器，内装催化剂。

外运来的液氨储存在氨储存罐内，通过氨蒸发槽蒸发为氨气，并将氨气通过喷氨格栅（AIG）的喷嘴喷入烟气中与烟气混合，再经静态混合器充分混合后进入催化反应器。

当达到反应温度且与氨气充分混合的烟气气流经SCR反应器的催化层时，氨气与NOx发生催化氧化还原反应，将NOx还原为无害的N2和H2O。

1.2.2在SCR系统设计中，最重要的运行参数是烟气温度、烟气流速、氧气浓度、水蒸汽浓度、钝化影响和氨逃逸等。

烟气温度是选择催化剂的重要运行参数，催化反应只能在一定的温度范围内进行，同时存在催化的最佳温度，这是每种催化剂特有的性质，因此烟气温度直接影响反应的进程；而烟气流速直接影响NH3与NOx的混合程度，需要设计合理的流速以保证NH3与NOx充分混合使反应充分进行；同时反应需要氧气的参与，当氧浓度增加催化剂性能提高直到达到渐近值，但氧浓度不能过高；氨逃逸是影响SCR系统运行的另一个重要参数，实际生产中通常是多于理论量的氨被喷射进入系统，反应后在烟气下游多余的氨称为氨逃逸，NOx脱除效率随着氨逃逸量的增加而增加，在某一个氨逃逸量后达到一个渐进值；另外水蒸气浓度的增加使催化剂性能下降，催化剂钝化失效也不利于SCR系统的正常运行，必须加以有效控制。

1.2.3催化剂

催化剂是SCR技术的核心。

SCR装置的运行成本在很大程度上取决于催化剂的寿命，其使用寿命又取决于催化剂活性的衰减速度。

催化剂的失活分为物理失活和化学失活。

典型的SCR催化剂化学失活主要是碱金属（如Na、K、Ca等）和重金属（如As、Pt、Pb等）引起的催化剂中毒。

碱金属吸附在催化剂的毛细孔表面，金属氧化物（如MgO、CaO等）中和催化剂表面的SO3生成硫化物而造成催化剂中毒。

砷中毒是废气中的三氧化二砷与催化剂结合引起的。

催化剂物理失活主要是指高温烧结、磨损和固体颗粒沉积堵塞而引起催化剂活性破坏。

1.2.3.1SCR催化剂类型及其使用温度范围:

催化剂

氧化钛基催化剂

氧化铁基催化剂

沸石催化剂

活性碳催化剂

温度范围

270～400℃

380～430℃

300～430℃

100～150℃

1.2.3.2SCR催化剂的选取是根据锅炉设计与燃用煤种、SCR反应塔的布置、SCR入口的烟气温度、烟气流速与NOx浓度分布以及设计脱硝效率、允许的氨逃逸量、允许的SO2/SO3转化率与催化剂使用寿命保证值等因素确定的。

氧化钛基催化剂的基体成分为活性TiO2,同时添加增强活性的V2O5金属氧化物,在需要进一步增加活性时通常还要添加WO3。

此外,还需添加一些其他组分以提高抗断裂和抗磨损性能。

根据烟气中SO2的含量,氧化钛基催化剂中V2O5组分的含量通常为1%～5%,在燃用高硫煤时,为了控制SO2向SO3的转化率,V2O5的含量通常不超过2%。

TiO2具有较高的活性和抗SO2的氧化性。

V2O5是重要的活性成分,催化剂的V2O5含量较高时其活性也高,因此脱硝效率较高,但V2O5含量较高时SO2向SO3的转化率也较高。

添加WO3则有助于抑制SO2的转化,可将SO2的转化率控制在1%以下。

1.2.3.3燃煤电厂锅炉SCR催化剂的主流结构形式有平板式和蜂窝式2种。

平板式催化剂通常采用金属网架或钢板作为基体支撑材料,制作成波纹板或平板结构,以二氧化钛（TiO2）为基体,加入氧化钒（V2O5）与氧化钨（WO3）活性组分,均匀分布在整个催化剂表面,将几层波纹板或波纹板与平板相互交错布置在一起。

蜂窝式催化剂则是将氧化钛粉（TiO2）与其他活性组分以及陶瓷原料以均相方式结合在整个催化剂结构中,按照一定配比混合、搓揉均匀后形成模压原料,采用模压工艺挤压成型为蜂窝状单元,最后组装成标准规格的催化剂模块。

平板式与蜂窝式催化剂通常是制作成独立的催化剂单元,由若干个催化剂单元组装成标准化模块结构,便于运输、安装与处理。

平板式催化剂的板间距与蜂窝式催化剂的孔径主要根据飞灰特性确定。

与蜂窝式催化剂相比,平板式催化剂不易发生积灰与腐蚀,常用于高飞灰烟气段布置，但平板式催化剂由多层材料构成,涂在其外层的活性材料在受到机械或热应力作用时容易脱落；此外,其活性表层也容易受到磨损。

SCR系统所出现的磨损和堵塞可以通过反应器的优化设计（设置烟气整流器）加以缓解。

为了扰动烟气中的粉尘，保证催化剂表面的洁净，通常在反应器上面安装声波吹灰器。

1.2.3.4SCR反应塔中的催化剂在运行一段时间后其反应活性会降低,导致氨逃逸量增大。

SCR催化剂活性降低主要是由于重金属元素如氧化砷引起的催化剂中毒、飞灰与硫酸铵盐在催化剂表面的沉积引起的催化剂堵塞、飞灰冲刷引起的催化剂磨蚀等3方面的原因。

为了使催化剂得到充分合理利用,一般根据设计脱硝效率在SCR反应塔中布置2～4层催化剂。

工程设计中通常在反应塔底部或顶部预留1～2层备用层空间,即2+1或3+1方案。

采用SCR反应塔预留备用层方案可延长催化剂更换周期,一般节省高达25%的需要更换的催化剂体积用量,但缺点是烟道阻力损失有所增大。

SCR反应塔一般初次安装2～3层催化剂,当催化剂运行2～3年后,其反应活性将降低到新催化剂的80%左右,氨逃逸也相应增大,这时需要在备用层空间添加一层新的催化剂；在运行6～7年后开始更换初次安装的第1层；运行约10年后才开始更换初次安装的第2层催化剂。

更换下来废弃催化剂一般可进行再生处理、回收再利用或作为垃圾堆存填埋。

一般对催化剂进行再生处理后得到的催化剂的脱硝效果和使用寿命接近于新催化剂,再生处理费用约为新催化剂的40%～50%。

1.2.3.5不同的催化剂具有不同的适用温度范围。

当反应温度低于催化剂的适用温度范围下限时，在催化剂上会发生副反应，NH3与SO3和H2O反应生成（NH4）2SO4或NH4HSO4，减少与NOx的反应，生成物附着在催化剂表面，堵塞催化剂的通道和微孔，降低催化剂的活性。

另外，如果反应温度高于催化剂的适用温度，催化剂通道和微孔发生变形，导致有效通道和面积减少，从而使催化剂失活；温度越高催化剂失活越快。

1.2.4还原剂

1.2.4.1还原剂NH3的用量一般根据期望达到的脱硝效率，通过设定NH3和NOx的摩尔比来控制。

催化剂的活性不同，达到相同转化率所需要的NH3/NOx摩尔比不同。

各种催化剂都有一定的NH3/NOx摩尔比范围，当摩尔比较小时，NH3和NOx的反应不完全，NOx的转化率低；当摩尔比超过一定范围时，NOx的转化率不再增加，造成还原剂NH3的浪费，泄漏量增大，造成二次污染。

1.2.4.2NH3与烟气的混合程度也十分重要，如混合不均，即使输入量大，NH3和NOx也不能充分反应，不仅不能到达有效脱硝的目的，还会增加NOx的泄漏量。

当速度分布均匀，流动方向调整得当时，NOx转化率、液氨泄漏量及催化剂的寿命才能得到保证。

采用合理的喷嘴格栅，并为NH3和废气提供足够长的混合通道，是使NH3和废气均匀混合的有效措施。

1.2.4.3SCR烟气脱硝系统以氨作为还原介质,供氨系统包括氨的储存、蒸发、输送与喷氨系统。

氨的供应有3种方式:

液氨（纯氨NH3,也称无水氨或浓缩氨）,氨水（氨的水溶液,通常为25%～32%的氢氧化铵溶液）与尿素（40%～50%的尿素颗粒溶液）。

目前,电厂锅炉SCR装置普遍使用的是液氨。

液氨属化学危险物质,对液氨的运输与卸载等处理有非常严格的规程与规定。

采用氨水虽可以避开适用于液氨的严格规定（氨水可在常压下运输和储存）,但经济性差,需要额外的设备和能量消耗,并需采用特殊的喷嘴将氨水喷入烟气。

1.2.5喷氨系统

采用液氨作为还原剂时,在喷入烟气管道前需采用热水或蒸汽对液氨进行蒸发。

氨被蒸发为氨气后,通常从送风机出口抽取一小部分冷空气（约占锅炉燃烧总风量的0.5%～1.0%）作为稀释风,对其进行稀释混合,形成浓度均匀的氨与空气的混合物（通常将氨体积含量控制在5%以内）,通过布置在烟道中的网格状氨喷嘴均匀喷入SCR反应塔前的烟气管道。

大型燃煤电厂锅炉烟气管道尺寸非常庞大,如前所述,SCR喷氨系统设计是运行中的关键技术之一,是如何保证SCR反应塔入口的烟气流速和NOx浓度的分布与喷入氨的浓度分布相一致,以得到较高的脱硝效率并避免氨逃逸的关键。

为了提高SCR装置的运行性能,同时防止飞灰腐蚀与堵塞问题,要求烟气均匀进入SCR反应塔。

采取的技术措施是采用烟气导流挡板与均流装置尽可能使反应塔入口烟气的温度、速度与NOx浓度均匀分布。

SCR反应塔的最佳形状与烟气导向挡板和均流装置的最佳结构,通常是通过烟气冷态流动模型试验并结合三维两相流动数值模拟计算结果来确定的。

同时,根据烟气速度分布与NOx的分布,需要采用覆盖整个烟道截面的网格型多组喷嘴设计,把氨与空气的混合物均匀地喷射到烟气中,并采用多组阀门以尽量单独控制各喷嘴的喷氨量。

为使氨与烟气在SCR反应塔前有较长的混合区段以保证充分混合,应尽可能使氨从远离反应塔入口处喷入。

SCR脱硝效率是通过喷氨量来调整的,因此喷氨部位的选取同NH3/NOx比摩尔比一样重要。

加氨部位应在NOx浓度及烟气流速分布均匀的地方。

加氨量是根据SCR入口NOx浓度和允许的NOx排放浓度,通过反馈信号来修正喷氨量的。

NH3/NOx摩尔比表示需要的喷氨量的多少。

脱硝效率一般随NH3/NOx摩尔比的增大而增大,但当NH3/NOx摩尔比大于1.0时,氨逃逸量会急剧增大。

同时,氨氧化等副反应的反应速率也将增大。

所以,实际运行中通常将NH3/NOx摩尔比控制在0.50～1.00。

由于喷氨量及NOx排放浓度均根据NOx在线监测仪表的指示值来控制，因此NOx在线监测仪表的准确性至关重要，直接关系到催化脱硝装置的运行效益、NOx的排放浓度等指标的高低。

1.2.6氨逃逸

SCR反应塔出口烟气中未参与反应的氨（NH3）称为氨逃逸。

氨逃逸量一般随NH3/NOx摩尔比的增大与催化剂的活性降低而增大。

因此,氨逃逸量的多少可反映出SCR系统运行性能的好坏及催化剂活性降低的程度。

在很多情况下,可依据氨逃逸量确定是否需要添加或更换SCR反应塔中的催化剂。

SCR系统日常运行中监测氨逃逸量的经济实用方法是对飞灰氨含量进行测试分析。

氨逃逸会导致:

生成硫酸铵盐造成催化剂与空气预热器沾污积灰与堵塞腐蚀,烟气阻力损失增大；飞灰中的氨含量增大,影响飞灰质量；FGD脱硫废水及空气预热器清洗水的氨含量增大。

对于燃煤电厂锅炉,当SCR布置在空气预热器前时,硫酸铵盐会沉积在空气预热器的受热面上而产生堵塞、沾污积灰与腐蚀问题。

目前的设计要求是将氨逃逸控制在3×10-6以内,目的是尽量减少硫酸铵盐的形成,以减少氨逃逸对SCR下游设备的影响。

硫酸铵盐的生成取决于NH3/NOx摩尔比、烟气温度与SO3浓度以及所使用的催化剂成分。

烟气中SO3的生成量取决于2个因素:

锅炉燃烧形成的SO3以及SCR反应塔中SO2在催化剂的作用下氧化形成的SO3。

SCR设计中通常要求SO2/SO3转化率小于1%。

对于硫酸铵盐造成的堵塞问题,大多数电厂使用吹灰器进行清洗。

经验表明,硫酸氢铵容易用水清除,安装SCR后空气预热器的清洗次数要增加,必要时空气预热器低温段受热面采用搪瓷材料以避免酸腐蚀。

1.2.7脱硝效率定义：

脱硝率=

C1-C2

×100%（式1——9）

C1

式中：

C1—脱硝系统运行时脱硝入口处烟气中NOx含量（设计煤种，干基，6%O2，mg/Nm3），

C2—脱硝系统运行时脱硝出口处烟气中NOx含量（设计煤种，干基，6%O2，mg/Nm3）。

第二章脱硝系统

2.1脱硝系统设计技术依据

2.1.1技术依据

脱硝装置在性能考核试验时的NOx脱除率不小于85%，氨的逃逸率不大于3ppm，SO2/SO3转化率≤1%。

2.1.2系统设计

2.1.2.1锅炉50%THA～100%BMCR负荷；

2.1.2.2烟气中NOx含量500mg/Nm3；

2.1.2.3脱硝系统入口烟气含尘量不大于33.7g/Nm3（干基、6%O2）；

2.1.2.4NH3/NOx摩尔比相对标准偏差：

<5％。

2.1.3脱硝装置生产原理

4×50MW一期脱硝工程采用选择性催化还原法（SCR）脱硝系统，采用的脱硝还原剂液氨有效成份为NH3。

脱硝的基本反应方程式：

4NO＋4NH3＋O2→4N2＋6H2O（式2——1）

NO＋NO2＋2NH3→2N2＋3H2O（式2——2）

2.2影响SCR脱硝因素

2.2.1烟气温度

脱硝一般在300～420℃范围内进行，催化剂在此温度范围内才具有活性，所以SCR反应器布置在锅炉省煤器与空预器之间。

2.2.2飞灰特性和颗粒尺寸

烟气组成成分对催化剂产生的影响主要是烟气粉尘浓度、颗粒尺寸和重金属含量。

粉尘浓度、颗粒尺寸决定催化剂节距选取，浓度高时应选择大节距，以防堵塞，同时粉尘浓度也影响催化剂量和寿命。

某些重金属能使催化剂中毒，例如：

砷、汞、铅、磷、钾、钠等，尤以砷的含量影响最大。

烟气中重金属组成不同，催化剂组成将有所不同。

2.2.3烟气流量

NOx的脱除率对催化剂影响是在一定烟气条件下，取决于催化剂组成、比表面积、线速度LV和空速SV。

在烟气量一定时，SV值决定催化剂用量，LV决定催化剂反应器的截面和高度，因而也决定系统阻力。

2.2.4中毒反应

在脱硝同时也有副反应发生，如SO2氧化生成SO3，氨的分解氧化（＞450℃）和在低温条件下（＜320℃）SO2与氨反应生成NH4HSO3。

而NH4HSO3是一种类似于“鼻涕”的物质会粘附着在催化剂上，隔绝催化剂与烟气之间的接触，使得反应无法进行并造成下游设备（主要是空预器）堵塞。

催化剂能够承受的温度不得高于430℃，超过该限值，会导致催化剂烧结。

2.2.5氨逃逸率

氨的过量和逃逸取决于NH3/NOx摩尔比、工况条件和催化剂的活性用量。

氨过量会造成逃逸量增加和氨的浪费。

氨逃逸率通常控制在3ppm以内。

2.2.6SO3转化率

SO2氧化生成SO3的转化率应控制在1％以内。

2.2.7防爆

SCR脱硝系统采用的还原剂为氨（NH3），其爆炸极限（在空气中体积％）15.7％～27.4％，为保证氨（NH3）注入烟道的绝对安全以及均匀混合，需要引入稀释风，将氨浓度降低到爆炸极下限以下，一般应控制在5％以内。

2.3煤质、灰份和点火油资料

2.3.1煤质及灰份成分分析资料

燃用煤质数据分析表

设计煤种

单位

设计煤质

现实际煤质变化范围

备注

水分（收到基）

%

7.37

5-10

氢（收到基）

%

2.9

氧（收到基）

%

2.5

氮（收到基）

%

1.04

硫（收到基）

%

1.28

1-3

灰分（收到基）

%

29.65

25―35

碳（收到基）

%

55.26

40―55

低位发热值

kcal/kg

5297

4500―5800

挥发分（收到基）

%

17.48

20―25

煤粉细度R90

%

19.5

10

2.3.2油质的特性数据

油种

0号轻柴油（GB252-2000）

十六烷值

≮45

运动粘度

3.0～8.0厘托（1厘斯托克斯=1×10-6m2/s）

残碳

≯0.3%

灰份

≯0.01%

水份

痕迹

硫份

≯0.2%

机械杂质

无

酸度

不大于7mgKOH/100mL

比重

0.80～0.83t/m3

凝固点

0℃

闪点（闭口）

＞55℃

低位发热值

～41863kJ/kg

2.3.3项目设计参数表

项目

单位

数值

备注

脱硝效率

%

≥85

标态，干态，6%O2，以NO2计

氨的逃逸率

ppm

≤3

标态，干态，6%O2

SO2/SO3转化率

%

≤1

标态，干态，6%O2

NOx出口浓度

mg/m3

≤100

标态，干态，6%O2，以NO2计

SCR系统总压降

Pa

≤1000

催化剂压降

Pa

≤600

两层

全部烟道压降

Pa

≤400

停止喷氨的最低温度

℃

305

催化剂化学使用寿命

h

≥24000

2.3.4纯氨分析资料

脱硝系统用的反应剂为纯氨，其品质符合国家标准GB536-88《液体无水氨》技术指标的要求，如下表：

液氨品质参数

指标名称

单位

合格品

备注

氨含量

%

99.6

——

残留物含量

%

0.4

重量法

水分

%

——

油含量

mg/kg

——

重量法

铁含量

mg/kg

——

——

密度

kg/L

25℃时

——

沸点

℃

标准大气压

——

2.3.5工艺水

本期脱硝工程工艺用水为原水。

2.4装置的工艺流程

2.4.1脱硝剂制备区工艺流程

2.4.1.1液氨通过卸车管由罐车内进入液氨贮罐,罐车的气相管接口通过卸车管接气相阀门组后，接至液氨贮罐。

卸车时，贮罐内的气体经压缩机加压后自卸车管入罐车，使罐车内的液体通过压差压入液氨贮罐。

为确保安全，当液氨贮罐液位到达高位时自动报警并与进料阀及压缩机电动机联锁，切断进料阀及停止压缩机运用。

2.4.1.2液氨贮罐内的液氨通过出料管至气化器，液氨蒸发所需要的热量采用蒸汽加热器来提供热量。

蒸发器上装有压力控制阀将氨气压力控制在一定范围，当出口压力达到过高时，则切断液氨进料。

在氨气出口管线上装有温度检测器，当温度过低时切断液氨，使氨气至缓冲罐维持适当温度及压力。

蒸发器也装有安全阀，可防止设备压力异常过高。

系统设置3台液氨蒸发器，2用1备。

液氨的进料阀采用连锁保护。

2.4.1.3整个氨站区内的所有安全放空及手动放空气体均进入氨吸收罐，通过氨吸收罐内的水将氨气吸收成氨水；而无压力的所有设备排放的液体和罐区场地废水均排放至废水池，经废水泵送至无压回水沟。

2.4.2SCR区工艺流程

2.4.2.1自脱硝剂制备区域来的氨气与稀释风机来的空气在氨/空气混合器内充分混合。

为保证安全和分布均匀，稀释风机流量按100%负荷氨量的1.15倍对空气的混合比为5%设计。

氨的注入量控制是由SCR进出口NOx、O2监视分析仪测量值、烟气温度测量值、稀释风机流量、烟气流量来控制的。

混合气体进入位于烟道内的氨注入格栅，在注入格栅前设有手动调节和流量指示，在系统投运初期可根据烟道进出口检测NOx浓度来调节氨的分配量，调节结束后可基本不再调整。

混合气体进入烟道通过氨/烟气混合器再与烟气充分混合，然后进入SCR反应器。

SCR反应器操作温度可在320℃～420℃，SCR反应器的位置位于低温省煤器与高温空预器之间，温度测量点位于SCR反应器前的进口烟道上，出现320℃～420℃温度范围以外的情况时，温度信号将自动连锁关闭氨进入氨/空气混合器的快速切断阀。

在SCR反应器内氨与氧化氮反应生成氮气和水。

反应生成的水和氮气随烟气进人空气预热器。

在SCR进口设置NOx与O2浓度监视分析仪、温度监视分析仪，在SCR出口设置NOx,O2、NH3浓度监视分析仪。

NH3浓度监视分析仪监视NH3的逃逸浓度小于3ppm，超过则报警。

2.4.2.2在氨气进装置后设有氮气预留阀及接口，在停用或检修时用于吹扫管内氨气。

2.4.2.3SCR内设置声波吹灰器，气源为空压机的高压空气（自动控制）。

第三章脱硝系统运行操作与调整

3.1系统概述

液氨储存、制备、供应系统包括液氨卸料压缩机、储氨罐、液氨蒸发器、氨气缓冲罐、稀释风机、氨/空气混合器、氨气稀释罐、废水泵、废水池等。

此套系统提供氨气供脱硝反应使用。

液氨的供应由液氨槽车运送，利用液氨卸料压缩机将液氨由槽车输入储氨罐内，液氨蒸发器内蒸发为氨气，经氨气缓