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简介
这是一个关于烟气脱硫脱硝原理PPT，包括了燃煤产生的污染，烟气排放标准，烟气脱硫技术概况，环境中NOX 来源，NOX 形成机理，NOX 的控制 技术，NOx脱除技术－－SCR，SCR装置的影响，液氨SCR的优缺点，SNCR工艺简介等内容。除雾器 烟气向上穿过喷淋塔带走很多的小液滴。有效率的液滴分离是基本要求，以阻止浆液被带走并且在吸收塔的下游烟沉积。在巴威的吸收塔中，在垂直的或者水平的烟气流动方向雾气被两层V形除雾器脱除。吸收塔--专利的托盘技术 在吸收塔内，喷淋层下方，布置一层多孔合金托盘，使塔风烟气分布均匀，并在托盘上方形成湍液，与液滴充分接触，大大提高传质效果，获得很高的脱硫率。激烈的冲刷使托盘不会结垢，还可作为检修平台。技术特点（1）烟气分布均匀托盘使气流分布均匀，吸收塔直径越大，优势越明显。（2）浆液分布均匀 托盘上保持一层浆液，沿小孔均匀流下，使浆液均匀分布，欢迎点击下载烟气脱硫脱硝原理PPT。
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电厂烟气脱硫脱硝工艺简介 第一部分 烟气脱硫技术 一、燃煤产生的污染二、烟气排放标准三、烟气脱硫技术概况湿法烟气脱硫技术（WFGD技术）半干法烟气脱硫技术（SDFGD技术） 旋转喷雾干燥法 烟气循环流化床法脱硫 增湿灰循环脱硫(NID) 干法烟气脱硫技术（DFGD技术) 炉膛干粉喷射 高能电子活化氧化法(EBA) 荷电干粉喷射(CDSI) 一、燃煤产生的污染燃煤产生的烟气污染物：SO2、NOx、CO2、Hg等 燃煤烟气中SO2的量： 以燃烧10000吨煤为例计算，产生的SO2： 10000吨*1%（煤含硫量）*2（SO2是S重量的2倍）*80%（煤中S转化为SO2的百分率）=160吨 以上是煤燃烧生成烟气中的SO2，现在对烟气脱硫，以脱硫90%计算，则最后排放SO2： 160吨*10%=16吨二、烟气排放标准 GB 13223-2011最新《火电厂大气污染物排放标准》，见附件一 史上最严厉的排放标准: 2012年1月1日之前的锅炉，在2014年7月1日起 SO2 200mg/m3（2012年1月1日锅炉：100mg/m3） NO2 100mg/m3（比美国现行标准低35mg/m3，甚 至只有欧洲现行标准的一半 ） 烟尘 30mg/m3 排放总量控制————产生史上最严厉标准 三、烟气脱硫技术概况 各国已经研究发展了许多燃煤电站锅炉控制SO2技术，并应用于实际电站锅炉。这些技术可分为三大类：燃烧前脱硫、燃烧中脱硫及燃烧后脱硫。 按脱硫的方式和产物的处理形式燃烧后脱硫一般可分为湿法、半干法和干法三大类。 （1）湿法烟气脱硫技术（WFGD技术）（2） 半干法烟气脱硫技术（SDFGD技术）（3）干法烟气脱硫技术（DFGD技术） 燃煤机组烟气脱硫以第一种为主。 1 、湿法烟气脱硫技术 （1）基本原理（2）典型工艺流程（3）常用湿法脱硫技术应用状况 （4）其它湿法烟气脱硫技术 （2）典型工艺流程 石灰石—石膏湿法FGD系统图 典型工艺流程 （３）常用湿法脱硫技术应用情况常用湿法脱硫技术: 1.德国比晓夫公司 2.美国巴威公司 3.美国玛苏莱公司 4.美国杜康公司 5.德国费塞亚巴高克公司 6.奥地利能源及环境集团公司 7.意大利艾德瑞科公司 8.日本石川岛播磨重工业株式会社（IHI） 9.日本千代田公司 10.日本三菱公司的液柱塔 11.日立公司的高速水平流FGD技术 12.日本川崎喷雾塔脱硫技术 13.法国阿尔斯通 E1 德国比晓夫公司 鲁奇·能捷斯·比晓夫公司和鲁奇能源环保公司于2002年12月合并为鲁奇能源环保股份有限公司（LLB）。 技术特点：（1）几乎是化学理论计算值的吸收剂消耗量；（2）适于200-1000MW机组容量、低中高硫燃料的锅炉机组，处理的SO2浓度最高达25000mg/Nm3；（3）独特的吸收池，水平分为上下两部分，上部氧化区在低PH值下运行，提供了很好的氧化条件，下部有新加入的吸收剂，再由泵运到喷淋层，不会产生上下两层混合的问题；（4）LLB公司拥有专利技术的脉冲悬浮系统，冲洗吸收塔的水平池底时，无论多大尺寸的吸收塔都不会发生阻塞和石膏的沉降，吸收塔不需要搅拌器，长期关机后也可无障碍启动； 主要性能： （1）脱硫效率高，≥95％； （2）吸收剂耗量低，钙硫比≤1.03； （3）石膏品位高，含水率≤10%。主要设备 ●吸收塔 上部浆液PH值低，提高氧化效率； 加入氧化空气，增大石灰石溶解度； 石膏排出点合理； 特殊设计的吸收塔喷嘴，不易堵塞； 采用独特的吸收池分隔管件，将氧化区和新鲜浆液区分开，有利于SO2的充分吸收并快速生成石膏，而且生成石膏的晶粒大； 采用专利技术的脉冲悬浮搅拌系统； 净化的烟气可通过冷却塔或安装在吸收塔顶部的烟囱排放。 ● 交错布置的喷淋层 3~5层喷嘴； 设3~5台循环泵。 ● 浆液池脉冲悬浮系统 LLB专利技术； 塔浆池采用扰动搅拌； 防止塔底浆液沉积； 能耗比机械搅拌低； 提高可用率和运行安全性； 提高石灰石浆液利用率； 便于维护。 ● 石膏脱水系统---石膏旋流站 ◇ 石膏进浆浓度8-15％； ◇ 底流浓度45-60％。 E2.美国巴威公司 美国巴威公司（B＆W）成立于1867年。巴威公司已有40000MW以上的脱硫业绩，所有项目都达到性能需要，还成功地改造了多座竞争对手的脱硫塔。 美国B&W公司的吸收塔模块以逆流设计。从喷淋层的喷嘴喷出的浆液用于洗涤逆流向上的烟气。新鲜吸收剂的补充量通过连续监测的pH值加以调节。主要设备 ● 喷嘴 全部采用碳化硅的空心锥喷嘴，浆均匀，防磨防腐。 ● 吸收塔搅拌 吸收塔浆池中的浆液为了保持悬浮状态而加以搅拌，多个侧进式的搅拌器用于保证浆液的均匀混和。 ● 除雾器 烟气向上穿过喷淋塔带走很多的小液滴。有效率的液滴分离是基本要求，以阻止浆液被带走并且在吸收塔的下游烟沉积。在巴威的吸收塔中，在垂直的或者水平的烟气流动方向雾气被两层V形除雾器脱除。吸收塔--专利的托盘技术 在吸收塔内，喷淋层下方，布置一层多孔合金托盘，使塔风烟气分布均匀，并在托盘上方形成湍液，与液滴充分接触，大大提高传质效果，获得很高的脱硫率。激烈的冲刷使托盘不会结垢，还可作为检修平台。 技术特点 （1） 烟气分布均匀 托盘使气流分布均匀，吸收塔直径越大，优势越明显。 （2）浆液分布均匀 托盘上保持一层浆液，沿小孔均匀流下，使浆液均匀分布。 （３） 低吸收塔 良好的传质效果可减少喷淋层，使吸收塔的高度降低。 （４） 节能 液气比的降低，吸收塔高度的降低，使得浆液循环泵的功率大大减少，足以抵消因托盘阻力导致的引风机功率的增加，全系统高效节能。 （５） 检修方便 托盘可作为喷淋层和除雾器的检修平台，无需排空浆液，无需搭脚手架，就可以直接检修。 E3.美国玛苏莱公司 1997年玛苏莱公司收购美国通用电气公司环保部（GEESI）后，即是今天的Marsulex环保集团公司。Marsulex在全球有20个国家拥有 55，974 MＷ（2003年统计数据）脱硫技术应用的经验，在全世界向20家公司转让了技术，部分Marsulex技术受让方都已成为了国际著名的脱硫公司：德国L.C. Steinmueller （BBP ）、日本IHI 、奥地利AEE 、韩国Doosan、荷兰Hoogovens (现在的Corus)。技术特点 （1）系统有吸收剂利用率高和脱硫效率高的“双高”特点，其中石灰石的可利用率超过98%，脱硫率可达95%以上； （2）整个系统的优化设计，降低了能耗。保证了整个脱硫系统的耗电量小于电厂发电量的1.3%； （3）系统采用高气体流速设计，改善了气液传质，降低了成本； （4）吸收塔尺寸的优化平衡了SO2脱除与压力降，使投资和运行成本最优化； （5）采用高速除雾装置，改善并加强了对高速烟气中雾滴的去除率； （6）采用吸收塔液相再分配装置（简称ALRD），提高效率并降低能量消耗； （7）核心工艺设备如吸收塔及塔内部件采用专利技术的高分子材料，浆液循环泵、浆液搅拌器等设备经过特殊防腐耐磨处理，降低成本的同时，提高了设备的防腐耐磨性能。 E4.奥地利能源及环境集团公司 奥地利能源及环境集团公司（以下简称AEE）是奥地利热电厂和环境工程系统供应商。AEE公司在烟气脱硫领域成功运行的装置已有40多套。目前为止，AEE设计和制造的最大FGD系统是在德国NiederauBem Block K单机容量950MW的机组，脱硫率大于95%，该套装置于2002年已投入商业运行。AEE的脱硫塔烟气量最大可达3000000Nm3/h，，SO2入口浓度可达30，000 mg/ Nm3，脱硫率可高达99%。 技术特点（1）以压力损失低，节省电耗为优先（2）检修维护简单（3）优化喷嘴布置，保证高效脱硫率（4）吸收塔搅拌系统确保在任何时候都不会造成塔内石膏浆液的沉淀、结垢或堵塞。（5）吸收塔浆池氧化空气方式（6）AEE计算机模拟设计，控制脱硫塔烟气均匀流动技术 E5.意大利艾德瑞科公司 艾德瑞科公司（Idreco.S.p.A）创立于1976年，是国际上独家同时具备烟气脱硫和烟气脱硝两项技术的知名企业，IDRECO完全拥有一个完整的电厂空气洁净处理线和任一规模的城市废物焚烧炉。 2003年意大利IDRECO公司与浙大网新公司在中国合资成立“浙大网新IDRECO环境工程公司”，其中IDRECO公司为所有与浙大网新在中国境内合作的烟气脱硫项目提供技术和性能担保，承担所有的烟气脱硫项目的基础设计和吸收塔的详细设计以及负责现场安装调试的督导。 E6.日本石川岛播磨重工业株式会社（IHI） 日本石川岛播磨重工业株式会社始建于1853年，发展到现在成为包括环保、船舶、工业机械、成套设备、航空航天等设计、建造的综合性生产厂家，是日本最具影响力的重工业株式会社之一。IHI自1960年开始致力于烟气脱硫技术的研发与引进，目前已拥有5种湿法烟气脱硫技术、两种类型的脱硫塔（喷淋塔和TCA塔）和烟气脱硝技术，共提供脱硫系统100多套，脱硝系统200多套，提出专利申请100多件，拥有专利43项。 E7.日本千代田公司 千代田自行开发的CT-121脱硫工艺，是一种先进的湿式石灰石－石膏脱硫工艺。无论是低硫煤、高硫煤还是重油等燃料，都能达到95%以上的稳定脱硫率和10mg／Nm3以下的除尘性能。 技术特点（1）烟气处理量大，设备大型化无限制(单机单塔最大业绩为1000MW) ；（2）对烟气含硫量变化适应范围广；（3）具有稳定的脱硫率和较高的除尘性能 (≦1μｍ的煤尘捕集率≧60%) ；（4）气液接触面积大，在0.5秒的瞬间内完成反应，因此无副生物，无结垢； （5）石膏品质高，平均粒径70μｍ以上，脱水性能良好； （6）吸收塔高度低，无浆液循环泵，设备布置紧凑，建设、维护成本低； E8.日本川崎喷雾塔脱硫技术 川崎喷雾塔的特点如下：（1）吸收塔的构造为内部设隔板，排烟气顶部反转，出口内包藏型的简洁吸收塔；（2）通过烟气流速的最适中化和布置合理的导向叶片，达到低阻力、节能的效果；（3）吸收塔出口部具有的除水滴作用可省去内藏式除雾器；（4）出口除雾器的布置高度低，便于运行维护、检修、保养；（5）吸收塔内部只布置有喷嘴，构造简单且没有结垢堵塞；（6）通过控制泵运行台数和对喷管的切换，可以针对负荷的变化达到经济运行。 川崎喷嘴为陶瓷的螺旋喷嘴，喷雾模式为三重环状液膜，喷嘴的特点是：（1）低压喷嘴需要泵的动力小，为低压节能型；（2）所喷出的三重环状液膜气液接触效率高，能达到高吸收性能、高除尘性能；（3）单个喷嘴的雾量大，需要布置的数量少；（4）耐磨蚀、耐磨损，具有半永久性的使用寿命（30年以上）；关键设备 其他湿法烟气脱硫技术（1）海水法（2）镁法烟气脱硫（3） 氨法脱硫技术（4）双碱法烟气脱硫技术（5）磷铵肥法烟气脱硫工艺（6）Wellman－lord工艺（7）有机酸钠－石膏工艺（8）石灰－镁烟气脱硫工艺（9）碱式硫酸铝工艺（10）氧化锌法（11）氧化锰法（12）柠檬酸钠法 （12）柠檬酸钠法 2 半干法烟气脱硫技术 2.1 循环流化床烟气脱硫技术 循环流化床烟气脱硫（CFB-FGD）工艺是20世纪80年代德国鲁奇（Lurgi）公司开发的一种新的干法脱硫工艺，该类技术将循环流化床技术引入到烟气脱硫中来。 1 ）循环流化床烟气脱硫工艺(CFB) 2） 回流式烟气循环流化床脱硫工艺(RCFB) 工艺基本原理是，在工艺中首先将Ca(OH)2和水混合后，用喷嘴将石灰乳雾化喷入循环吸收室内，石灰乳在反应器内干燥脱硫，并利用循环流化床技术使未完全反应的Ca(OH)2重新回到反应器内充分利用，提高吸收剂的利用率。GSA采用雾化的石灰浆作为吸收剂，并将大量的脱硫灰渣回送到脱硫塔，新鲜的石灰浆通过双流体喷嘴由吸收塔的底部喷入，与循环灰碰撞并吸附在固体物料的外表面上，调节入口烟气流速稳定在适当的值，就可以保证固体颗粒处于悬浮状态。烟气与悬浮在脱硫塔中的表面覆盖有新鲜石灰浆液的颗粒发生吸收反应。另外，循环的干脱硫产物颗粒还能起到冲刷脱硫塔壁面的作用，从而可以防止结垢。净化后的烟气由吸收器的顶部进入旋风分离器和除尘器除掉大部分的固体颗粒，这些颗粒的大部分要送回脱硫塔进行灰循环。洁净的烟气经烟囱排入大气。 它与CFB-FGD工艺思路相近，其工艺特点是： 1）吸收塔出口装旋风分离器作预除尘，旋风分离器的除尘效率达99%，吸收塔出口固体物浓度为500-2000g/m3，通过预除尘可降到5-20 g/m3。 2）用生石灰消化制成石灰浆液喷入吸收塔底部。 2000年，我国云南小龙潭发电厂在6号炉100MW机组的排烟系统中配置了1套设计处理烟气量为4.87×105m3/h（标准状态下）的GSA脱硫装置。 小龙潭发电厂GSA脱硫装置运行的主要问题有： 1）供浆泵内橡胶管损坏频繁，难以持续喷浆； 2）脱硫副产品输送不畅，由于输送设备选型和管道配置不合理，在仓泵出口45~200m处出现堵灰； 3）脱硫塔出口烟温长时间低于85℃，除尘器底部灰斗下灰管堵灰； 4）脱硫系统压差大于设计值，导致引风机出力不够； 5）喷枪、喷嘴易堵塞。 2.2 影响循环流化床排烟脱硫效率的因素 3 干法脱硫技术 3.1喷雾干燥烟气脱硫技术 喷雾干燥法是20世纪70年代开发的一种FGD技术，80年代开始成功地用于燃用低硫煤的锅炉，由于它由美国Joy公司和丹麦Niro Atomizer公司共同开发，国外多称Joy-Niro法。据不完全统计，在欧洲和美国采用喷雾干燥法脱硫的共有50台机组，其装机容量共11930MW。由于这种方法利用喷雾干燥的原理，在湿态的吸收剂喷入吸收塔之后，一方面吸收剂与烟气中的二氧化硫发生化学反应；另一方面烟气又将热量传递给吸收剂使之不断干燥，所以完成脱硫反应后的废渣以干态形式排出。 喷雾干燥烟气脱硫自运行以来，遇到的主要问题有以下几个方面： 1）容器和管道的堵塞； 2）吸收塔内固体沉积； 3）喷雾器磨损和破裂； 4）烟道和除尘器的腐蚀。这些问题是由石灰浆液或石灰粉末引起的，也是喷雾干燥吸收塔或处理浆液和粉末工业的常见问题。石灰具有容易吸收水气而变成坚硬固体的特性，石灰浆会造成堵塞和磨损。 4.4.2.2.1 LIFAC工艺 炉内喷钙尾部增湿作为一种常见的干法脱硫工艺而被广泛地应用。 LIFAC脱硫技术是芬兰的Tempella公司和IVO公司首先开发成功并投入商业应用的。该技术是将石灰石于锅炉的900~1150℃部位喷入，起到部分固硫作用。在尾部烟道的适当部位装设增湿活化反应器，使炉内未反应的CaO和水反应生成Ca(OH)2，进一步吸收二氧化硫，提高脱硫率。 LIFAC工艺主要包括两步：1）向高温炉膛喷射石灰石粉；2）炉后活化器中用水增湿活化。 第一步，将磨细到325目左右的石灰石粉用气流输送方法喷射到炉膛上部温度为900-1150℃的区域，CaCO3立即分解并与烟气中SO2和少量SO3反应生成亚硫酸钙和硫酸钙。炉内喷钙的脱硫率约为25%-35%，投资占整个脱硫系统投资的10%左右。 第二步，在安装于锅炉与电除尘器之间的增湿活化器中完成，在活化器内，炉膛中未反应的CaO与喷入的水反应生成Ca(OH)2，SO2与生成的新鲜Ca(OH)2快速反应生成亚硫酸钙，然后又部分地被氧化为硫酸钙。 工艺特点 1）适用于含硫量为0.6%~2.0%的煤种，在Ca/S=1.5~2.5时，采用干灰再循环和灰浆再循环系统，脱硫效率可达70~75%。 2）该法已有了一定的运行经验，按照安装在加拿大Shand电站300MW燃煤锅炉上的LIFAC系统与湿法FGD系统的经济分析比较，LIFAC的设备投资费用仅为湿法FGD系统的32%，运行费用为湿法FGD系统的78%。 3）按照LIFAC系统中一台活化反应器能够处理的烟气流量，采用LIFAC脱硫方法的最佳锅炉容量为50~300MW。 4）LIFAC系统占地面积较小，安装活化反应器时对锅炉运行的影响较少，因此它适于场地有限的老电厂改造。 5）由于活化反应器是在高于露点的温度条件下运行，因此其固态反应产物是干粉，没有泥浆或污水排放。反应产物可以用作建筑和筑路材料。 6）有如下缺点：钙喷入炉膛一般不会引起结焦，对尾部受热面磨损不大，但易引起积灰。总的热损失约为0.4%，锅炉效率降低约1.0%。由于钙的喷入及再循环，使粉尘量增大，对除尘器的性能要求更高，能耗增加。 炉内喷钙系统 1）石灰石粉输送系统 2）石灰石粉喷射系统 炉后增湿活化系统 1）活化器 3）增湿水系统 4）烟气加热系统 5）脱硫灰再循环系统 6）旁路烟道 第二部分 烟气脱硝技术提纲一、环境中NOX 来源二、NOX 形成机理三、NOX 的控制 技术四、NOx脱除技术－－SCR 五. SCR装置的影响六、液氨SCR的优缺点七、SNCR工艺简介一、环境中NOX 来源 二、NOX 形成机理 A. 热力型 NOX 主要反应 N2+O→NO+N N+O2→NO+O N+OH→NO+H 相关因素 高温环境 燃料与空气的充分混合 无烟煤燃烧中，热力型NOx可到一半以上 B. 燃料型 NOX 燃料中的有机氮化合物在燃烧过程中氧化生成的氮氧化物相关因素与燃料和空气的混合程度密切相关与燃烧区域的温度关系不大 烟煤燃烧中，约80％的NOx为燃料型 C. 快速型 NOX 在燃烧的早期生成形成过程氮和燃料中的碳氢化合物反应 N2＋CH化合物＝＝》HCN化合物 HCN化合物氧化生成NO HCN化合物＋O2＝＝》NO 对于燃煤锅炉，快速型NOx所占份额一般低于5％。 三、NOX 的控制 技术燃烧过程中控制技术 低NOx燃烧器 空气分级燃烧技术 燃料分级燃烧技术 燃烧后控制技术（烟气脱硝技术） I. 选择性催化还原技术（SCR） II. 选择性非催化还原技术（SNCR） III. SNCR/SCR混合技术四、NOx脱除技术－－SCR 1、选择性催化还原法 (SCR)主要反应 4NO + 4NH3 + O2 → 4N2 + 6H2O 2NO2 + 4NH3 + O2 → 3N2 + 6H2O 6NO2 + 8NH3 → 7N2 + 12H2O 反应温度 230～450 ℃ 一般应用温度：320～400 ℃ 转化效率在70~90%之间。 SCR最早由日本于60-70年代后期完成商业运行，至80年代中期欧洲也成功地实现了SCR的商业运行。原来并非为高脱硝率工艺。 一般高尘设置(High Dust Layout)触媒装置于锅炉省煤器出口与空气预热器入口之间，其作用为使喷入之氨与烟气中之NOx反应实现脱硝。 在此情况时，其有效反应之温度范围较SNCR低的多，约在320oC ~400oC之间。最普遍使用的化学反应剂（还原剂)为氨，但近年来也使用尿素。 2 锅炉脱硝系统装置的基本流程 3.SCR系统 4.SCR系统主要设备反应器/催化剂系统主要设备：反应器 催化剂 吹灰器 4.SCR系统主要设备烟气/氨的混合系统主要设备：稀释风机 静态混合器、 氨喷射格栅（AIG） 空气/氨混合器 5、选择性催化还原（SCR）法工艺系统图 6 .催化剂催化剂型式催化剂主要的供应商板式 Argillon Babcock Hitachi (BHK) 波纹板式 Haldor Topsoe Hitachi Zosen (Hitz) 蜂窝式 Cormetech Argillon Ceram CCIC 东方凯瑞特 板式和蜂窝式催化剂的比较 催化剂选型主要因素烟气中飞灰的含量 烟气中飞灰颗粒尺寸 反应器布置空间 ＳＣＲ烟气阻力要求 SCR 催化剂设计中要考虑其它因素催化剂的寿命 SO2 到 SO3 的转化率使用NH3 的烟气最低温度高温下催化剂的烧结 As的毒化碱土金属（ＣａＯ）碱金属（Na，K）的毒化 卤素（Ｃｌ）的毒化飞灰磨损 五. SCR装置的影响对空预器的影响烟气中部分SO2转化成SO3 由于SO3的增加，由此酸腐蚀和酸沉积堵灰程度增加 NH3+SO3+H2ONH4HSO4/(NH4)2SO4 NH4HSO4 沉积温度150~200℃，粘度较大，加剧对空气预热器换热元件的堵塞和腐蚀空气预热器热端压差增加，空气预热器漏风略有增加 采取的措施采用多介质吹灰器空气预热器由高中低温段改为高低温两段，取消中温段，避免空预器在NH4HSO4沉积温度区域分段。 换热元件选用合适的板型在空预器冷段采用镀搪瓷元件严格控制漏氨率采用较低的SO2到SO3的转化率三氧化硫酸雾烟气排放 六、液氨SCR的优缺点优点: 脱硝率高达80% 缺点: 不安全-----环保工程成了重大危险源建设工程 投资和运行费用较高 重大危险源 A 氨溶液为危险化学品根据中国政府《危险货物品名表》（GB12268）、 《危险化学品名录（2002版）》规定，氨水与无水氨都 属于危险化学品。 含氨＞50%的氨溶液， 危险货物编号为23003； 35%<含氨≤50%的氨溶液，危险货物编号为22025； 10%<含氨≤35%的氨溶液，危险货物编号为82503 。 B. 氨溶液使用量超过40/50吨的为重大危险源 根据《重大危险源辨识》（GB18218-2000）的 规定（表四 有毒物质名称及临界量）: 氨的使用量若超过40吨，则为重大危险源。 一般情况下， 2×600MW机组氨法SCR的氨储存量可在100-200吨的范围。 C. 中国政府对危险品的有关管理法规 主要法规有： 《安全生产法》 国务院第344号《危险化学品安全管理条例》 国家安全生产监督管理局《危险化学品建设项目安全许可实施办法》自2006年10月1日起施行 《重大危险源监督管理规定》 国家针对危险化学品将出台一系列的法规 用液氨的成本将大幅增加！ 《关于危险化学品建设项目安全许可和试生产（使用）方案备案工作的意见》 安监总危化〔2007〕121号《危险化学品建设项目安全评价规范》《危险化学品建设项目安全设施设计专篇编写导则》安监总危化〔2007〕225号《危险化学品生产经营活动安全设施目录》《重大危险源（储罐区、库区和生产场所）安全监控通用技术规范》 《重大危险源（罐区）安全监控装备设置规范》《重大危险源分级标准》 “氨气安全规程” SCR可能的问题： 1.高的SCR工程造价； 2. 由于SCR形成硫酸氢铵使空气预热器性能降低； 3. SCR催化剂寿命； 4. SCR需要对 NH3 逃逸进行严厉控制； 5. SCR要求烟气中 (NH3/NOx)混合和温度均匀 ，(需要AIG和其他混合装置和旁路烟道)； 6. SCR需要对还原剂的储存和处理； 7. 无SCR需要的空间； 8. SCR要求风机(ID/FD Fan)更新或加大； 9. SCR催化剂对中国煤敏感度。 7 SNCR脱硝工艺 选择性非催化还原法(SNCR)工艺：是一种不用催化剂，在900 ~1000度范围内还原Nox的方法。该方法以炉膛为反应器，可通过对锅炉进行改造来实现，具有诱人的工业前景。在工艺技术实施的过程中受到反应温度、停留时间、氨氮比、还原剂与烟气的混合程度等工艺因素的影响。
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