发电机组脱硝

　　脱硝，就是燃烧烟气中去除氮氧化物的过程，在高温燃烧条件下，氮氧化物主要以NO的形式存在，起初排放的氮氧化物中NO约占95%，如果能将这95%的NO脱掉，可大大减少氮氧化物的排放。燃料燃烧温度达到华氏900K（482℃）时开始生成氮氧化物，温度越高，生成的氮氧化物浓度越高。NO在没有催化剂的情况下，还原温度为950～1100℃之间，可以与之反应的还原物质有一氧化碳、活性炭、氢气、甲烷、煤气、氨水、尿素等。

　　1.SCR脱硝反应SCR脱硝系统是向催化剂上游的烟气中喷入氨气或其它合适的还原剂、利用催化剂将烟气中的NOX转化为氮气和水。在通常的设计中，使用液态无水氨或氨水（氨的水溶液），无论以何种形式使用氨，首先使氨蒸发，然后氨和稀释空气或烟气混合，利用喷氨格栅将其喷入SCR反应器上游的烟气中。

　　在SCR反应器内，NO通过以下反应被还原：

　　4NO+4NH3+O2→4N2+6H2O

　　2NO2+4NH3+O2→3N2+6H2O

　　当烟气中有氧气时，反应第一式优先进行，因此，氨消耗量与NO还原量有一对一的关系。在锅炉的烟气中，NO2一般约占总的NOX浓度的5%，NO2参与的反应如下：2NO2+4NH3+O2→3N2+6H2O6NO2+8NH3→7N2+12H2O上面两个反应表明还原NO2比还原NO需要更多的氨。在绝大多数锅炉的烟气中，NO2仅占NOX总量的一小部分，因此NO2的影响并不显著。

　　2.本项目采用低温SCR工艺，脱硝工艺要适用于工程已确定的烟气条件，并考虑烟气变化的可能性；

　　使用氨水作为脱硝还原剂；

　　烟气脱硝装置的控制系统可进入主机控制系统，也使用PLC系统单独控制；

　　烟气脱硝率大于95%

　　NH3逃逸量控制在5PPM以下；

　　脱硝装置可用率不小于98%，服务寿命在合同期内；

　　采用成熟的SCR工艺技术，设备运行可靠；

　　根据工程的实际情况尽量减少脱硝装置的建设投资；

　　脱硝工艺脱硝还原剂、水和能源等消耗少，尽量较少运行使用；

　　烟气脱硝不能影响原系统正常运行，同时，脱硝系统应具备单独运行，单独检修的要求；

　　在实际脱硝过程中，催化剂都是为项目量身定制的，即依据项目烟气成分、特性、效率以及客户要求来定。催化剂的性能(包括活性、选择性、稳定性和再生性)无法直接量化，而是综合体现在活性温度、几何特性参数、机械强度参数、化学成分含量以及工艺性能指标等相关参数上。此外，发电机组脱硝还要考虑在整个脱硝系统运行过程中，诸如催化剂模块设计、SO2/SO3转化率以及催化剂寿命等各方面因素。