脱硫催化剂说明
目前，我国用于焦炉煤气的湿法脱硫工艺主要有湿式氧化和湿式吸收工艺两种，而用于湿式氧化工艺的脱硫催化剂有十余种，概括起来可分为两大类：第一类是酚－醌转化（活性基团转化），用变价离子催化，如ADA、对苯二酚、栲胶、F/R法中的苦味酸（PIA）和TAKAHAX 法中的1，4-萘醌2-磺酸钠等。上述脱硫催化剂虽能满足某些工艺要求，但也存在一些缺点，如不能脱除有机硫，总脱硫效率低，硫泡沫不易分离，堵塞设备，适应H2S范围小，脱硫成本较高等。第二类是近年来发展起来的磺化酞菁钴复合金属离子类脱硫催化剂，这类脱硫催化剂与第一类不同的是脱硫催化剂本身是载氧体，通过本身携带的原子氧完成氧化再生作用。
Z L脱硫催化剂属于第二类催化剂，但它吸收了第一类催化剂的优点，是一种新型的复合型脱硫催化剂，已成功用于多家焦炉煤气的湿式氧化脱硫工艺，特别是在氨法HPF脱硫工艺中的应用，显示了其优异的性能特点，取得了显著的社会效益。
１.Z L催化剂的性能特点和催化氧化原理
1.1性能特点
理论和生产实践都表明，Z L脱硫催化剂用于HPF脱硫工艺具有以下性能特点。
1）该产品适合高、中、低含硫量的焦炉煤气，并且脱硫脱氰速度快、效率高，脱硫效率可达98%以上；脱氰效率可达90%以上。
2）在脱除无机硫的同时，可同时脱除有机硫。
3）在同等工艺条件下，ZL催化剂和其他催化剂相比具有硫泡沫颗粒大，易分离、不堵塞设备的特点，且用量少、运行成本低。
4） ZL催化剂对于硫磺的生成具有较好的选择性，所以付盐生长速度慢，废液排量小，处理费用低，环境污染小。
1.2催化氧化反应原理
1）吸收反应
硫化氢（H2S）、硫醇（RHS）、羰基硫（COS）、二硫化碳（CS2）等与碱性溶液反应生成相应的化合物：
由上述吸收反应可知，在一定的工艺条件下，若使吸收反应进行彻底，需使体系中的S2－被氧化成单质硫而分离。
2）脱硫反应
由于ZL催化剂的特殊分子结构具有携氧能力，在脱硫过程中，其不断释放出具有较高氧化活性的原子氧，能迅速将体系中的S2－氧化成单质硫，大大强化了脱硫效果，主要反应过程为：
3）再生反应
脱硫反应中，催化剂所携带的氧被消耗，鼓入空气使其再生：
研究表明，ＺＬ催化剂的作用机理如下。
ａ：ＺＬ脱硫催化剂在碱性溶液中将溶解的Ｏ２吸附活化，形成高活性大离子；
ｂ：当遇到Ｈ2S等含硫化合物时，将其吸附到高活性的大离子微观表面，在生产条件下，使Ｈ2S等含硫化合物中的硫氧化成单质硫或多硫化物；
ｃ：单质硫或多硫化物从ＺＬ脱硫催化剂表面解吸而离去；
ｄ：ＺＬ脱硫催化剂经重新获得氧而再生．反应过程如下：
4）副反应
1.3 ZL脱硫催化剂的性能指标
外观：蓝黑色粉末，粒度小于20目；水不溶物（﹪）≦3.00；催化活性≧0.06min－1。
２．ZL催化剂在焦炉煤气HPF脱硫工艺中的应用
从全国多家焦化厂对ZL脱硫催化剂的应用情况看，其应用范围十分广泛，既可单独用于以Na2CO3为碱源的改良ADA工艺，也可与对苯二酚混合使用脱硫，还可用于以氨为碱源的HPF焦炉煤气脱硫工艺。下面以HPF脱硫工艺为例对ZL脱硫催化剂的应用情况给以介绍。
2.1 ZL脱硫催化剂的工艺参数
根据脱硫生产工艺和设计要求不同，ZL脱硫催化剂的工艺参数有所差别，但基本工艺参数如表1所示。
2.2 ZL脱硫催化剂的使用方法
ZL脱硫催化剂的使用，可采用冲击性投加或连续滴加方式。将ZL脱硫催化剂用容器溶解直接加入反应槽或贫液槽中即可。一般来讲，开工初期，第一次投放量为每百立方米脱硫液加入ＺＬ脱硫催化剂３～５kg，系统运行稳定后，每天定时补加，使脱硫液中催化剂浓度保持在30～50ppm。根据各厂使用经验，我们总结出每脱除一吨H2S大约消耗ZL催化剂0.8～
1.2kg。
2.3 在氨法HPF脱硫工艺中的应用结果
工艺简介
某厂焦炉煤气采用氨法HPF脱硫工艺，设计处理煤气量57000m3/h，入口煤气H2S含量5～6g/m3，脱硫后煤气H2S含量≦0.5g/m3。目前效果更好脱硫焦炉煤气硫化氢小于100 mg/m3该厂选用ZL脱硫催化剂，达到了预期的处理效果。工艺流程为：风机后煤气经预冷塔予冷后，分别进入两台并联的脱硫塔，富液经循环泵进入各自的再生系统，再生后的贫液自流入脱硫塔循环喷洒。再生空气从再生塔底部鼓入；为增加煤气中的氨含量，提高煤气的氨硫比，把蒸氨塔顶的氨气经冷凝成氨水进入反应槽。
3．副盐的增长与控制
众所周知，湿式氧化脱硫工艺的主要问题之一是废液的增长速度和废液的处理问题，HPF 脱硫工艺的含硫铵盐废液处理采取回兑配煤的方法，而对焦碳质量和煤气成分无显著影响，可认为是一种简单经济的方法，较好地解决了废液的处理问题。但生产实践表明，该方法对配煤环境、配煤设施的污染和腐蚀较重，因此如何最大限度地减少和控制付盐的增长，应成为我们研究讨论的问题之一。
从1.2.4中的副反应（1）可以看出，该反应的发生主要和下列因素有关，一是脱硫液温度，二是脱硫液的碱度，三是再生塔的鼓风强度（即氧密度）。控制好上述几个因素，可使脱硫液中的（NH4）2S2O3含量几乎保持不变。
3.1 脱硫液温度
温度的控制主要考虑脱硫和再生两过程。前者是放热反应，较低的温度不仅利于脱硫操作，也可减少副反应（1）的发生，温度太低不利于再生操作。综合考虑反应热及设备保温情况，煤气温度控制为35℃，脱硫液温度38℃。
3.2脱硫液的碱度
1.2.1中的吸收反应要求，ZL脱硫催化剂必须在碱性（氨或纯碱）溶液中进行，要使吸收反应完全，脱硫溶液的PH值必须控制得高一些。碱度的大小视煤气中的硫含量而有所波动，实践证明：常压下的焦炉煤气脱硫，对于氨法，PH值控制在8.2～8.7为宜，脱硫液中游离氨含量5.0～7.5；用碳酸钠做碱源时，PH在8.2～8.7之间，碱度0.2～0.3N。因而在一定的硫氢化物的浓度下，副产物硫代硫酸盐的生成速度较快，在生产实践中，为减少副反应的发生，根据生产中的进、出口煤气的H2S含量和实际的脱硫效率，应保持脱硫液的碱度适当而不能过高。
3.3鼓风强度
足够高的氧密度是ZL催化剂再生的必要条件，同时也使副反应得以进行，因此，鼓风强度的大小应根据脱硫液的实际再生效果来确定，在满足再生要求的前提下，适当低的鼓风强度对减少副反应的发生和节约动力消耗都是有利的。再生塔的鼓风强度一般控制在95～100m3/m2·h。
值得注意得是，1.2.4中的副反应（2）主要和煤气中的HCN的含量有关，也与单质硫能否及时分离有关。使用ZL催化剂，及时地把单质硫分离出去，可减慢NH4SCN的增长速度；另外，在ZL催化剂的作用下，NH4SCN还可以发生如下转化反应：
在氧化再生时,ZL将HS－催化氧化:
ZL
HS－+1/2O2→ OH－+S
由以上分析可以看出,在HPF脱硫工艺中应用ZL脱硫催化剂，副反应能够得到比较有效地控制，因而副盐增长缓慢．最大限度地减少了废液处理量．
４结论
ＺＬ脱硫催化剂具有良好的性能特点，可用于焦炉煤气湿式氧化脱硫工艺，其在氨法ＨＰＦ脱硫工艺中应用，各项指标完全可以达到设计要求，具有脱硫效率高、硫磺颗粒大、硫泡沫易分离和运行费用低等特点，而且副反应能得到较好地控制，废液量少。
烟气同时脱硫脱硝的六种方法 脱硫脱硝的六种方法： 1）活性炭法 该工艺主体设备是一个类似于超吸附塔的活性炭流化床吸附器，在吸附器内，烟气中的SO2被氧化成SO3并溶于水中，产生稀硫酸气溶胶，随后由活性炭吸附。向吸附塔内注入氨，氨与NOx在活性炭催化还原作用下生成N2，吸附有SO2的活性炭可进入脱附器中加热再生。 2）SNOx（WSA-SNOx）法 WSA-SNOx法是湿式洗涤并脱除NOx技术。在该工艺中烟气首先经过SCR 反应器，NOx在催化剂作用下被氨气还原为N2，随后烟气进入改质器中，SO2在此被固相催化剂氧化为SO3，SO3经过烟气再热器GGH后进入WSA冷凝器被水吸收转化为硫酸。 采用SNOx技术，SO2和NOx的脱除率可达95%。SNOx技术除消耗氨气外，不消耗其他的化学品，不产生其他湿法脱硫产生的废水、废弃物等二次污染，不产生石灰石脱硫产生的CO2，不足之处是能耗较大，投资费用较高，而且浓硫酸的储存及运输较困难。 3）NOxSO法 在电除尘器（EP）下游设置流化床吸收塔（FB），用硫酸钠浸渍过的γ
－Al2O3圆球作为吸收剂，吸收剂吸收NOx、SO2后，在高温下用还原性气体（CO、CH4等）进行还原，生成H2S和N2。 4）高能粒子射线法 高能粒子射线法包括电子束（EBA）工艺和等离子体工艺，原理是利用高能粒子（离子）将烟气中的部分分子电离，形成活性自由基和自由电子等，氧化烟气中的NOx。这种技术不仅能去除烟气中的NOx和SO2，还能同时去除重金属等物质。 典型工艺过程依次包括:游离基的产生，脱硫脱硝反应，硫酸铵、硝酸铵的产生。主要有电子束照射技术和脉冲电晕等离子体技术。电子束照射技术脱硝率可达到75%以上，不产生废水和废渣。脉冲电晕等离子体技术可同时脱硫、脱硝和除尘，但是耗能较大，目前对其反应机理还缺乏全面的认识。 5）湿式FGD加金属螯合物法 仲兆平等发明了喷射鼓泡法用烟气脱硫脱硝吸收液，包括石灰或石灰石浆液、占石灰或石灰石浆液%～%（质量分数）的水溶性有机酸和占石灰或石灰石浆液%～%（质量分数）的铁系或铜系金属螯合物。金属螯合物工艺的缺点是螯合物的循环利用比较困难，因为在反应中螯合物有损失，造成运行费用很高。 6）氯酸氧化法
低温条件下烟气脱硫脱硝技术的研究与应用 李虎曾毅夫周益辉胡雍巍 (凯天环保科技股份有限公司湖南长沙 410100) 摘要：分析了我国工业锅炉、水泥玻璃窑炉、化工厂和酸洗设备面临的烟气脱硫脱硝难题，针对低温SCR催化剂开发情况和应用实例介绍了我国低温SCR技术的发展。对活性焦法低温烟气脱硫脱硝工艺和湿法有机催化氧化烟气脱硫脱硝技术的工艺原理、流程和技术特点进行了综述，并通过工程案例进行经济运行评估。 关键词：低温SCR技术；活性焦；脱硫脱硝；催化氧化 Study and application of desulfurization and denitrification technology of flue gas under low temperature Hu Li, Yifu Zeng, Yihui Zhou,Yongwei Hu (Kaitian Environmental Technology Co., Ltd Changsha Hunan 410100) Abstract：This review focused on analyzing technical problems of desulfurization and denitrification occurring in industrial furnace, cement and glass furnace, chemical plant and boiler acid cleaning equipment. It also described the development of SCR technology under low temperature in our country by illustrating practical examples of development and application of SCR catalyst under low temperature. Finally, both activated coke and catalytic wet oxidation methods were introduced in terms of technical principle, process, and characteristics respectively and evaluated on economic operation. Key Words: SCR technology under low temperature; activated carbon; desulfurization and denitrification; catalytic oxidation 1前言 我国烟气脱硝市场中，选择性催化还原(SCR)技术是我国电站锅炉NO x排放控制的主要技术。但是，除电站锅炉外，我国分布广泛而数量众多的工业锅炉、水泥玻璃窑炉、冶金钢铁烧结炉、化工厂和酸洗设备等对NO X排放总量的贡献与电站锅炉相当。由于其烟气温度处于120—300℃范围内，远低于SCR催化剂活性温度区间，由于我国没有成熟的低温SCR治理技术，需要使用复杂的换热器系统才能应用SCR技术，增加了能耗和设备投资，面临着艰巨的NO x减排困难。
脱硫催化剂说明 目前，我国用于焦炉煤气的湿法脱硫工艺主要有湿式氧化和湿式吸收工艺两种，而用于湿式氧化工艺的脱硫催化剂有十余种，概括起来可分为两大类：第一类是酚－醌转化（活性基团转化），用变价离子催化，如ADA、对苯二酚、栲胶、F/R法中的苦味酸（PIA）和TAKAHAX 法中的1，4-萘醌2-磺酸钠等。上述脱硫催化剂虽能满足某些工艺要求，但也存在一些缺点，如不能脱除有机硫，总脱硫效率低，硫泡沫不易分离，堵塞设备，适应H2S范围小，脱硫成本较高等。第二类是近年来发展起来的磺化酞菁钴复合金属离子类脱硫催化剂，这类脱硫催化剂与第一类不同的是脱硫催化剂本身是载氧体，通过本身携带的原子氧完成氧化再生作用。 Z L脱硫催化剂属于第二类催化剂，但它吸收了第一类催化剂的优点，是一种新型的复合型脱硫催化剂，已成功用于多家焦炉煤气的湿式氧化脱硫工艺，特别是在氨法HPF脱硫工艺中的应用，显示了其优异的性能特点，取得了显著的社会效益。 １.Z L催化剂的性能特点和催化氧化原理 1.1性能特点 理论和生产实践都表明，Z L脱硫催化剂用于HPF脱硫工艺具有以下性能特点。 1）该产品适合高、中、低含硫量的焦炉煤气，并且脱硫脱氰速度快、效率高，脱硫效率可达98%以上；脱氰效率可达90%以上。 2）在脱除无机硫的同时，可同时脱除有机硫。 3）在同等工艺条件下，ZL催化剂和其他催化剂相比具有硫泡沫颗粒大，易分离、不堵塞设备的特点，且用量少、运行成本低。 4） ZL催化剂对于硫磺的生成具有较好的选择性，所以付盐生长速度慢，废液排量小，处理费用低，环境污染小。 1.2催化氧化反应原理 1）吸收反应
硫化氢（H2S）、硫醇（RHS）、羰基硫（COS）、二硫化碳（CS2）等与碱性溶液反应生成相应的化合物： 由上述吸收反应可知，在一定的工艺条件下，若使吸收反应进行彻底，需使体系中的S2－被氧化成单质硫而分离。 2）脱硫反应 由于ZL催化剂的特殊分子结构具有携氧能力，在脱硫过程中，其不断释放出具有较高氧化活性的原子氧，能迅速将体系中的S2－氧化成单质硫，大大强化了脱硫效果，主要反应过程为： 3）再生反应 脱硫反应中，催化剂所携带的氧被消耗，鼓入空气使其再生： 研究表明，ＺＬ催化剂的作用机理如下。 ａ：ＺＬ脱硫催化剂在碱性溶液中将溶解的Ｏ２吸附活化，形成高活性大离子； ｂ：当遇到Ｈ2S等含硫化合物时，将其吸附到高活性的大离子微观表面，在生产条件下，使Ｈ2S等含硫化合物中的硫氧化成单质硫或多硫化物； ｃ：单质硫或多硫化物从ＺＬ脱硫催化剂表面解吸而离去； ｄ：ＺＬ脱硫催化剂经重新获得氧而再生．反应过程如下：
锅炉烟气脱硫脱硝工艺比选 一、烟气脱硫： 根据吸收剂及脱硫产物在脱硫过程中的干湿状态，火力发电行业一般将脱硫技术分为湿法、干法和半干（半湿）法。 （1）湿法烟气脱硫技术是用含有吸收剂的浆液在湿态下脱硫和处理脱硫产物，该方法具有脱硫反应速度快、脱硫效率高、吸收剂利用率高、技术成熟可靠等优点，但也存在初投资大、运行维护费用高、需要处理二次污染等问题。应用最多的湿法烟气脱硫技术为石灰石湿法，如果将脱硫产物处理为石膏并加以回收利用，则为石灰石-石膏湿法，否则为抛弃法。 其他湿法烟气脱硫技术还有氨洗涤脱硫和海水脱硫等。 （2）干法烟气脱硫工艺均在干态下完成，无污水排放，烟气无明显温降，设备腐蚀较轻，但存在脱硫效率低、反应速度慢、石灰石利用率较低等问题，有些方法在设备大型化的进程中困难很大，技术尚不成熟（主要有炉内喷钙等技术）。 半干法通常具有在湿态下进行脱硫反应，在干态下处理脱硫产物的特点，可以兼备干法和湿法的优点。主要包括喷雾干燥法、炉内喷钙尾部增湿活化法、烟气循环流化床脱硫法、电子束辐照烟气脱硫脱氮法等。下表为几种主要脱硫工艺的比较。
目前，在众多的脱硫工艺中，石灰石—石膏湿法烟气脱硫工艺（简称FGD）应用最广。据统计,80%的脱硫装置采用石灰石(石灰)—石膏湿法,10%采用喷雾干燥法(半干法),10%采用其它方法。湿法脱硫工艺是目前世界上应用最多、最为成熟的技术,吸收剂价廉易得、副产物便于利用、煤种适应范围宽,并有较大幅度降低工程造价的可能性。 安徽电力设计院建议采用炉内与炉外湿法脱硫相结合的方法进行脱硫，脱硫效率可达98%。 二、脱硝： 烟气脱硝工艺可以分为湿法和干法两大类。 （1）湿法，是指反应剂为液态的工艺技术。通过氧化剂O2、ClO2、KMnO2把NO x氧化成NO2，然后用水或碱性溶液吸收脱硝。包括臭氧氧化吸收法和ClO2气相氧化吸收法。 （2）干法，是指反应剂为气态的工艺技术。包括氨催化还原法和非催化还原法。 无论是干法还是湿法，依据脱硝反应的化学机理，又可以分为还原法、分解法、吸附法、等离子体活化法和生化法等。 目前，世界上较多使用的湿法有气相氧化液相吸收法和液相氧化吸收法，较多使用的干法有选择性催化还原法（SCR）。 SCR脱硝：
一第23卷第4期 洁净煤技术 Vol．23一No．4一一2017年 7月 Clean Coal Technology July一 2017一 有机亚砜类催化剂催化氧化脱硫脱硝研究 熊英莹,杨一阳,白一涛 (山西大学动力工程系,山西太原一030006) 摘一要:为了开发简易二有效和成本低的燃煤烟气污染物控制方法,搭建模化试验系统,对有机亚砜类催化剂催化氧化脱硫脱硝一体化技术进行了研究三结果表明,在烟气温度150?左右,有机亚砜类催化剂可以高效脱除单质汞和硫氧化物,并且可以脱除合成烟气中的大量氮氧化物;通过添加氢氧化铵控制系统pH 值,汞脱除效率可达95%;溶液pH>6．3,SO 2脱除率99．5%以上,pH<4时,SO 2脱除率低于60%;NO x 的脱除取决于烟气中的NO 和NO 2的相对形态,实际操作中烟气入口处通入强氧化剂O 3,将NO 氧化为N 2O 3和NO 2,再进行后续的脱除,可以保证烟气中氮氧化物的脱除效率不低于 80%三结果表明采用有机亚砜类催化剂是在低温条件下处理燃煤烟气多种污染物的可行选择三关键词:有机亚砜;催化氧化;脱硫脱硝 中图分类号:X701一一一文献标志码:A一一一文章编号:1006-6772(2017)04-0084-05 Catalytic oxidative desulfurization and denitration of organic sulfoxide catalysts Xiong Yingying,Yang Yang,Bai Tao (Department of Power Engineering ,Shanxi University ,Taiyuan 一030006,China ) Abstract :In order to develop a simple,effective and low -cost control method for coal -fired flue gas,the integrated technology of catalytic oxidative desulfurization and denitration of organic sulfoxide is based on the modeling test system.Results indicate that while the flue gas temperature is about 150?,sulfoxide organic catalyst can remove elemental mercury and sulfur dioxide efficiently,and can remove a large number of nitrogen oxide in flue gas.Controlling system pH by adding ammonium hydroxide,the efficiency of mercury removal can reach 95%.When the pH value is greater than 6.3,the removal rate of sulfur dioxide is above 99.5%,and when the pH value is less than 4,the removal rate of sulfur dioxide is less than 60%.The removal of NO x depends on the form of NO and NO 2relatively in flue gas.In actual op-eration,the flue gas inlet is connected to the powerful oxidant O 3to oxidize NO to be N 2O 3and NO 2,then followed by subsequent removal.The removal efficiency of nitrogen oxide in flue gas can guarantee to 80%or higher.Results indicate that the use of organic sulfone cata-lysts is a feasible option for the treatment of various pollutants in coal combustion under low temperature.Key words :organic sulfoxide;catalytic oxidative;desulfurization;denitration 收稿日期:2017-06-01;责任编辑:孙淑君一一DOI :10.13226/j.issn.1006-6772.2017.04.013基金项目:山西省科技重大专项资助项目(MD2015-04) 作者简介:熊英莹(1979 ),女,山西太原人,讲师,博士,从事火电厂高效燃烧及污染物排放治理研究工作三E -mail :xiongyy@https://www.doczj.com/doc/a017352587.html, 引用格式:熊英莹,杨阳,白涛.有机亚砜类催化剂催化氧化脱硫脱硝研究[J].洁净煤技术,2017,23(4):84-88. Xiong Yingying,Yang Yang,Bai Tao.Catalytic oxidative desulfurization and denitration of organic sulfoxide catalysts[J].Clean Coal Technology, 2017,23(4):84-88. 0一引一一言 目前,燃煤机组广泛采用的烟气脱硫脱硝技术是传统的脱硫技术(FGD)与选择性催化还原技术(SCR),该技术能够脱除95%以上的SO 2和80%以上的NO x ,但仍然是单独使用脱硫二脱硝技术,没有摆脱设备复杂二占地面积大二运行和投资费用较高二易造成二次污染二需要处理废水和废渣等问题[1-3]三 由于SO 2和NO x 都是酸性气体,具备酸性气体的共性,使得烟气同步脱硫脱硝成为可能[4]三国际上把开发技术简单二运行成本低二具有良好运行性能的脱硫脱硝一体化技术作为工业烟气治理技术发展的方向之一[5-6]三脱硫脱硝一体化技术经过多年的发展,有多种技术方法,目前被认为有价值的方法包括干法二湿法二生物法3类[7-10]三Rau J Y 等[11]研究了炭材料的吸附催化技术,试验中脱硝二脱硫二除尘率 4 8
脱硫催化剂 曲万山 一、背景 国内已建的燃煤锅炉烟气脱硫装置，在建设脱硫装置时，设计煤的含硫量较低（0.5-1.0%），近年来，工业发展速度快，煤资源紧张，煤种变化大，含硫量大（高硫煤1%-4%）的产量逐年增多，原设计煤的含硫量在（1%-4%）的脱硫装置，已不能满足高硫煤（1%-4%）的脱硫的需要，SO2不能达标排放。现脱硫装置必须加大投资，进行扩容改造。才能满足高硫煤脱硫达标排放的需要。目前的烟气脱硫装置，存在的最大问题是：技术复杂，造价高，运行费用大，脱硫设施的运行费用一年的耗电量费用，脱硫剂费用，用电和人工等运行费用，摊到每度电的脱硫费用约0.03元，而上网电的脱硫补贴只有0.015元。现几十吨的锅炉多数用双碱法脱硫，近年来由于用碱作脱硫剂的销售价格成倍提高，脱硫运行费用随之升高，在煤价升幅50%多和竞价上网的双重压力下，加上脱硫补贴缺口大，高成本的脱硫设施能否坚持正常运行面临严峻的考验。我国脱硫行业常常面临脱硫运行成本高，国家补贴的脱硫电价无法使脱硫装置保本运行，采用本技术后，能使目前的脱硫系统因运行成本过高而停用的SO2净化设备进行运转，大幅度降低运行费用。并可使含硫量（1%-4%）的高硫煤达标排放，不需对现有脱硫设备进行改造，大量节约资金。 二、脱硫催化剂的主要成分 烟气脱硫催化剂，主要有高分子物质为主要原料，经物化加工，激化或物化改性，应用高新技术强化改性后与其它无机高分子材料充分混合，具有稳定结构和性能的新型催化氧化烟气脱硫催化剂，其主要成份大部分为高分子催化剂，与有很强的反应活性，由于烟气脱硫催化剂的稳定性很好，完全符合脱硫过程SO 2 的要求。 三、脱硫催化剂的反应机理 （1）石灰石法脱硫原理
《CO、(NH4)2SO3还原及NO催化氧化脱硝技术研发》项目 总结报告 一、项目概况 项目名称：CO、(NH4)2SO3还原及NO催化氧化脱硝技术研发 立项时间：2016年7月 项目编号：BY2016004-09 项目负责人：王娟 合作企业：江苏新世纪江南环保股份有限公司 经费预算：110万元，其中省拨经费55万，自筹经费55万 主要研究内容： （1）CO-SCR催化剂配方及催化剂制备工艺优化 （2）工业锅炉烟气CO-SCR脱硝反应器设计、研制与催化剂评价 （3）液相催化氧化NO技术与(NH4)2SO3还原NO脱硝研发 （4）氨法同时脱硫脱硝多功能吸收塔优化设计 （5）成套装置设计、制造及成套脱硝工艺集成与运行 二、项目实施情况 2.1 校企联合研发团队的组织 本项目依托项目主持单位所在的江苏省电厂废气污染治理工程技术研究中心以及全国排名第八的化工学科，以中青年具有脱硫脱硝研发工作经验的教师为骨干，并结合合作企业江苏新世纪江南环保股份有限公司项目研发团队，围绕CO、(NH4)2SO3还原及NO催 - 1 -
化氧化脱硝技术研发，成立了校企联合研发团队，该团队包括南京理工大学教师10人，江苏新世纪江南环保股份有限公司25人，其中，具有博士学位的项目研发人员8人，具有高级职称的项目研发人员12人，团队水平高，攻坚能力强。团队围绕项目任务分工明确，采用定期集中汇报与研讨的方式推进项目按时进行。同时，围绕工程上存在的问题，采用了工程问题转化为科学问题，再将工程科学原理用于工程实施，挖掘了更多更有意义的数据、工艺和技术，保证了项目的高水平完成。 2.2实施计划的制定与落实 本项目以合同和申报书计划为基础，按照合同规定的研发内容和任务，实施项目。同时，以项目主持人和国家万人计划钟秦教授为负责人，成立了由6人组成的项目专家组，负责协调团队各方向的研发方向。并且，在分项任务团队中，设立负责人，团队整体定期汇报与研讨，不断推进项目，和相关计划的落实。 2.3 研发人员的培养培训 通过本项目的实施，培养了博士毕业生2名，硕士毕业生2名，项目执行期，团队中2名研究人员晋升教授。具体人才培养如表1所列。同时项目主持单位与合作企业江苏新世纪江南环保股份有限公司，秉承从基本原理出发，进而解决工程问题的思路，开展产学研合作，在项目的研究与成果应用的过程，逐步打造了一支校企结合的CO、(NH4)2SO3还原及NO催化氧化脱硝技术研发团队。 - 2 -
scr脱硝催化剂介绍[整理版] SCR脱硝催化剂介绍 1(催化剂的化学组成 商业SCR催化剂活性组分为VO，载体为锐钛矿型的TiO，252WO或MoO作助催剂。SCR催化剂成分及比例，根据烟气中成分含33 量以及脱硝性能保证值的不同而不同。表2-2列出了典型催化剂的成分及比例。 表2-2 典型催化剂的成分及比例催化剂成分比例(,) TiO 78 2 主要原材料 WO 9 3 MoO 0.5,1 3 活性剂 VO 0,3 25 SiO7.5 2 AlO1.5 23 纤维(机械稳定性) CaO 1 NaO，KO 0.1 22 活性组分是多元催化剂的主体，是必备的组分，没有它就缺乏所需的催化作用。助催化剂本身没有活性或活性很小，但却能显著地改善催化剂性能。研究发现WO与MoO均可提高催化剂的热稳定性，33 并能改善VO与TiO之间的电子作用，提高催化剂的活性、选择性252 和机械强度。除此以外，MoO还可以增强催化剂的抗AsO中毒能323 力。
载体主要起到支撑、分散、稳定催化活性物质的作用，同时TiO2本身也有微弱的催化能力。选用锐钛矿型的TiO作为SCR催化剂的2 载体，与其他氧化物(如AlO、ZrO)载体相比，TiO抑制SO氧化23222的能力强，能很好的分散表面的钒物种和TiO的半导体本质。2 2(对SCR催化剂的要求 理想的燃煤烟气脱硝催化剂需要满足以下条件: (1) 活性高为满足国家严格的排放标准，需要达到80%,90%的脱硝率，即要求催化剂有很高的SCR活性; (2) 选择性强还原剂NH主要是被NO氧化成N和HO，而3x22不是被O氧化。催化剂的高选择性有助于提高还原剂的利用率，降2 低运行成本; (3) 机械性能好燃煤电厂大多采用高灰布置方式，SCR催化剂需长期受大气流和粉尘的冲刷磨损，并且安装过程对催化剂的机械强度也有一定的要求; (4) 抗毒性强烟气和飞灰中含有较多的毒物，催化剂需要耐毒物的长期侵蚀，长久保持理想的活性; (5) 其他 SCR催化剂对SO的氧化率低，良好的化学、机械和2 热稳定性，较大的比表面积和良好的孔结构，压降低、价格低、寿命长。此外，还要求SCR催化剂结构简单、占地省、易于拆卸或装填。 3(催化剂类型 电厂烟气脱硝催化剂的主要类型有蜂窝式、板式和波纹式，结构如图2-23所示。蜂窝式催化剂表面积大、活性高、体积小，目前占据了80,的市场份额，平板式催化剂比例其次，波纹板最少。
PDS脱硫脱氰催化剂的简介 PDS法焦炉煤气脱硫脱氰技术自1982年问世以来的20年中，虽经历了多次失败，但最终获得了成功，现就PDS的合成和助催化剂的发现简介如下。 1 PDS的合成 最初，发现PDS(双核酞菁钴六磺酸铵）并不是单一的化合物，而是含有单环酞菁钴磺酸铵和多环酞菁钴磺酸铵的混合物。另外，还含有无活性物质氯化铵和ADA、对苯二酚、硫酸亚铁、硫酸锰、水杨酸等助催化剂。再经进一步的研究，取得了较大的进展。一是发现双核酞菁钴砜十磺酸铵结构的摩尔吸氧量是双核酞菁钴六磺酸铵结构的2倍，单核酞菁钴六磺酸铵的结构也有类似的性质；二是加入导向催化剂后，可合成不含氯化铵的双核酞菁钴六磺酸铵和双核酞菁钴砜十磺酸铵，使PDS的合成技术有了长足进步。即可合成具有砜结构和活性更高的PDS，且纯PDS 中不含氯化铵。 2 PDS的助催化剂及性质 最初，我们选择了吡啶或磺化吡啶作助催化剂，取得了很好的效果，但考虑到助催化剂有较大毒性和PDS的催化活性比一般催化剂高103～104倍，故初期就没有使用助催化剂，而使用了氯化铵含量为13％的纯PDS。 最初，因刘家峡化肥厂的煤气脱硫装置是由ADA法改为PDS法的，投产后的40天内，脱硫效果一天比一天好，但40
天后脱硫效率降至70%～75%。主要原因是脱硫循环液中的ADA已消耗完，再次将脱硫液的ADA浓度调整到0.3～0. 4g/L 后，脱硫效率又恢复到99％以上，净煤气中的残硫量仅为3 mg/m3。此后，在上海杨树浦煤气厂的试用中也再次证明，只要脱硫液中的ADA含量保持在30 mg/L, PDS法的脱硫就能正常运行。从而证明，PDS法脱硫时，若没有助催化剂，就难以使脱硫效率稳定在较高的水平。若助催化剂的浓度过高，又易使PDS 中毒。根据我们的生产实践，PDS法循环脱硫液中的ADA含量应控制在30 mg/L以下。若ADA含量≥3.0 g/L，就会使PDS中毒。还应特别强调指出，当用PDS法取代ADA法时，脱硫液必须保持NaVO3/ADA ≥2，直至取代完成。否则，极易因生成Na2SO4难以使脱硫液保持碱性。实践表明，ADA、对苯二酚、拷胶、水杨酸和硫酸锰等凡是能提供双羟基的化合物或某些过渡金属盐类都可作为PDS的助催化剂。虽然从理论上可求出最低加入量，但最佳添加量仍有待进一步研究。 除助催化剂外，还存在硫容问题。虽然高硫容是高效率脱硫的必要条件，但液相催化氧化法的硫容一般都不高，如ADA 法和拷胶法的硫容在0.3 g/L以下，PDS法虽可大于0. 5g/L，但如何提高PDS法的硫容仍然是重要的研究课题。新开发的PDS －600型的硫容可大于0.6g/L，可用于变换气和半水煤气的脱硫。 PDS法煤气脱硫的最大特点是不会发生填料的堵塞问题，也就是说，将PDS法用于煤气脱硫时，永远不必清洗塔。PDS
SCR脱硝催化剂介绍 1．催化剂的化学组成 商业SCR催化剂活性组分为VO，载体为锐钛矿型的TiO，WO3252或MoO作助催剂。SCR催化剂成分及比例，根据烟气中成分含量以及3脱硝性能保证值的不同而不同。表2-2列出了典型催化剂的成分及比例。 表2-2 典型催化剂的成分及比例
)1 活性组分是多元催化剂的主体，是必备的组分，没有它就缺乏所需的催化作用。助催化剂本身没有活性或活性很小，但却能显著地改善催化剂性能。研究发现WO与MoO均可提高催化剂的热稳定性，并 33能改善VO与TiO之间的电子作用，提高催化剂的活性、选择性和机225械强度。除此以外，MoO还可以增强催化剂的抗AsO 中毒能力。323． 载体主要起到支撑、分散、稳定催化活性物质的作用，同时TiO2本 身也有微弱的催化能力。选用锐钛矿型的TiO作为SCR催化剂的载 2体，与其他氧化物(如AlO、ZrO)载体相比，TiO抑制SO氧化的能22322力强，能很好的分散表面的钒物种和TiO的半导体本质。22．对SCR催化剂的要求 理想的燃煤烟气脱硝催化剂需要满足以下条件： (1) 活性高为满足国家严格的排放标准，需要达到80%～90%的脱硝率，即要求催化剂有很高的SCR活性；
(2) 选择性强还原剂NH主要是被NO氧化成N和HO，而不是2x23被O氧化。催化剂的高选择性有助于提高还原剂的利用率，降低运行 2成本； (3) 机械性能好燃煤电厂大多采用高灰布置方式，SCR催化剂需 长期受大气流和粉尘的冲刷磨损，并且安装过程对催化剂的机械强度 也有一定的要求； (4) 抗毒性强烟气和飞灰中含有较多的毒物，催化剂需要耐毒物 的长期侵蚀，长久保持理想的活性； (5) 其他 SCR催化剂对SO的氧化率低，良好的化学、机械和热2 稳定性，较大的比表面积和良好的孔结构，压降低、价格低、寿命长。 此外，还要求SCR催化剂结构简单、占地省、易于拆卸或装填。 3．催化剂类型 电厂烟气脱硝催化剂的主要类型有蜂窝式、板式和波纹式，结构所示。 蜂窝式催化剂表面积大、活性高、体积小，目前占2-23如图 80％的市场份额，平板式催化剂比例其次，波纹板最少。据了 波纹式板式蜂窝式催化剂结 构图2-23 列出了蜂窝式与板式、波纹式催化剂主要性能对比。表2-3催化剂 的性能比较不同类型SCR表2-3 波纹式催化波纹状纤维作成分表面积介 于蜂窝催化剂表面积小、活性比表面积大、式与平板式之间，质体积大；生产简便，高、所需催化剂体积量轻；生产自动化程自动化程度高；烟气小；催化活性
焦炉烟道气脱硫脱硝技术研究 1、焦炉烟道气脱硫脱硝面临的严峻形势 S02、NO X是空气中PM2.5的前驱体，由其转变而来的PM2.5占空气在PM2.5总量的40-50%，同时S02、NO X也是形成酸雨的主要前物质。 2、焦炉烟道气产生数量 炼焦过程中，生产每吨焦炭要燃烧970Nm3的混合煤气或者205Nm3的焦炉煤气对煤料进行间接加热，分别产生1897Nm3或者1326Nm3的烟道废气，释放大量的硫化物、氮氧化物和烟尘等。 3、焦炉烟道气SO2含量及控制 一般焦化厂的HPF法一级脱硫后煤气中H2S含量达到300mg/Nm3以下，如果二级串联脱硫可降低到20mg/Nm3左右，或者采用焦炉煤气两级脱硫的技术措施，使焦炉煤气中的H2S含量降低到20mg/Nm3以下，这样烟道气SO2含量在100-300mg/m3范围。 4、焦炉烟道气NO X含量及控制 NO X含量不仅与煤中的氮、氧含量有关，而且与使用的装炉煤种、装炉煤堆密度、空气过剩系数、结焦时间、炭化室的尺寸、焦炉结构（单段、多段加热）有关。特别是减少烟道气NO X含量最有效的方法是降低炭化室火焰温度（低温燃烧）。 （1）、废气循环。可拉长火焰，降低燃烧火焰的温度。 （2）、多段加热。如果空气分段供给形成多段加热，善燃烧情况，减少NO X 的产生。 （3）、降低炉墙厚度：使用高导热性的硅砖，提高炉墙传热效率，通过减少炉墙砖厚度，可有效降低燃烧室温度。如果原先采用1320℃燃烧室温度会使炭化室温度达到1180℃，现在减少炉墙厚度炭化室与燃烧室达到相同的
1200℃的温度满足炼焦要求。 （4）、调整加热燃气结构：尽量采用CO或者氮含量低的煤气作为加热燃料。减少氮氧化物的生成。 （5）、降低炼焦温度：在保证焦炭成熟的条件下，调整焦炉加热制度，降低空气过剩系数，降低燃烧温度。 5、焦炉烟道气污染物排放限值标准 为此国家于2012年颁布的GB16171-2012《炼焦化学工业污染物排放标准》规定2015年1月1日起现有企业执行限值标准，即焦炉烟道气排放限值执行：S02≤50mg/m3,NO X≤500mg/m3。 依据国家环境保护部2013年第14号文件”关于执行大气污染物特别批复限值的公告”：按照国务院批复实施的《重点区域大气污染物防治“十三五”规划》的相关要求，重点地区：京津冀、长三角、珠三角、三区十群19个省（区、市）47个地级及以上城市，十三五期间焦炉烟道气排放限值执行：S02≤30mg/m3,NO X≤150mg/m3。 重点控制区范围
高效脱硫催化剂使用方法 一、物理特性：蓝黑色粉末 水不溶物小于3% 堆密度0.96左右 二、功能和特点： 脱硫效率高。气体脱硫中脱硫效率达到99.5%。 脱除无机硫的同时，还能脱除部分有机硫。 脱硫压差稳定。再生时浮选出来的硫颗粒大，溶液黏度低，硫颗粒易分离；该脱硫液自清洗能力强，在PTS系列脱硫催化剂的作用下，存在多硫化的反应，在脱硫同时有洗塔作用。 综合费用低。在同样负荷的工况条件下，用PTS系列脱硫催化剂取代其它催化剂后，脱硫成本均有较大的降低。 使用时不加其它助催化剂，预活化工艺简单，时间短，无论以氨水或纯碱为吸收剂，均能保持稳定的脱硫效率。 PTS系列脱硫剂脱硫液对H2S的选择性催化效果好，当气体中的CO2/H2S较高时，也能很好的把H2S脱除到规定的控制指标。 脱硫催化剂的活性高、用量少、运行经济，使用方便。原系统改用PTS系列脱硫催化剂时，不用停车和排放原脱硫液。
三、脱硫液的组成与工艺条件 3.1半水煤气、沼气、窑炉煤气脱硫： 以纯碱或氨水为碱源均可使用，吸收与再生温度35-45℃，最好控制范围36-42℃（氨法脱硫25-35℃）。 溶液PH值8-9，最好8.2-8.8。 溶液总碱度（Na2CO3计）：18-30g/L或0.35-0.6N，Na2CO33-6g/L。 再生氧化槽停留时间大于12分钟，吹风强度60-100m3/m2.h。 PTS系列脱硫剂脱硫催化剂浓度20mg/L-40mg/L。 3.2加压脱硫 溶液总碱度：17g/L-32g/L Na2CO3含量：1-5g/L 溶液PH值：8.0-8.7 催化剂浓度：15-25mg/L 四、使用方法 4.1脱硫液的制备
SDS干法脱硫+SCR低温脱硝项目 技术方案
山东XX环保科技有限公司 2018年7月
目录 第一章项目概况............................................. 错误!未定义书签。项目概况.................................................... 错误!未定义书签。第二章设计依据、原则、范围和要求........................... 错误!未定义书签。设计依据.................................................... 错误!未定义书签。设计原则.................................................... 错误!未定义书签。设计范围.................................................... 错误!未定义书签。厂址自然条件................................................ 错误!未定义书签。工程模式.................................................... 错误!未定义书签。第三章设计参数............................................. 错误!未定义书签。烟气主要参数................................................ 错误!未定义书签。第四章工艺方案设计......................................... 错误!未定义书签。工艺选择.................................................... 错误!未定义书签。钠基干法脱硫(SDS)系统....................................... 错误!未定义书签。布袋除尘器................................................. 错误!未定义书签。SCR脱硝系统............................................... 错误!未定义书签。第五章钠基干法脱硫（SDS）工艺单元设计 ...................... 错误!未定义书签。烟气系统.................................................... 错误!未定义书签。储粉及输送系统.............................................. 错误!未定义书签。脱硫反应系统................................................ 错误!未定义书签。第六章布袋除尘系统单元设计................................. 错误!未定义书签。布袋除尘系统................................................ 错误!未定义书签。
SCR脱硝催化剂介绍 i ?催化剂的化学组成 商业SCR催化剂活性组分为MQ,载体为锐钛矿型的TiO2, WO或MoO乍助催剂。SCR 催化剂成分及比例，根据烟气中成分含量以及脱硝性能保证值的不同而不同。表2-2列出了典型催化剂的成分及比例。 表2-2典型催化剂的成分及比例 活性组分是多元催化剂的主体，是必备的组分，没有它就缺乏所需的催化作用。助催 化剂本身没有活性或活性很小，但却能显着地改善催化剂性能。研究发现WO与MoO均可
提高催化剂的热稳定性，并能改善MQ与TiO2之间的电子作用，提高催化剂的活性、选择 性和机械强度。除此以外，MoQ还可以增强催化剂的抗A&Q中毒能力 载体主要起到支撑、分散、稳定催化活性物质的作用，同时TiO2本身也有微弱的催化能力。选用锐钛矿型的TiO2作为SCR催化剂的载体，与其他氧化物(如AI2O、ZrO)载体相比，TiO2抑制SQ氧化的能力强，能很好的分散表面的钒物种和TiO2的半导体本质。 2?对SCR催化剂的要求 理想的燃煤烟气脱硝催化剂需要满足以下条件： (1)活性高为满足国家严格的排放标准，需要达到80%- 90%勺脱硝率，即要求催化剂有很高的SCR 舌性； (2)选择性强还原剂NH主要是被NQ氧化成N和HQ,而不是被Q氧化。催化剂的高选择性有助于提高还原剂的利用率，降低运行成本； (3)机械性能好燃煤电厂大多采用高灰布置方式，SCR催化剂需长期受大气流和粉尘的冲刷磨损，并且安装过程对催化剂的机械强度也有一定的要求； (4)抗毒性强烟气和飞灰中含有较多的毒物，催化剂需要耐毒物的长期侵蚀，长久保持理想的活性； (5)其他SCR催化剂对SO的氧化率低，良好的化学、机械和热稳定性，较大的比表 面积和良好的孔结构，压降低、价格低、寿命长。此外，还要求SCR催化剂结构简单、占 地省、易于拆卸或装填。 3．催化剂类型 电厂烟气脱硝催化剂的主要类型有蜂窝式、板式和波纹式，结构如图2-23 所示。蜂窝
烟气脱硫脱硝技术大汇总 第一部分 脱硫技术 目前烟气脱硫技术种类达几十种，按脱硫过程是否加水和脱硫产物的干湿形态，烟气脱硫分为：湿法、半干法、干法三大类脱硫工艺。湿法脱硫技术较为成熟，效率高，操作简单。 1湿法烟气脱硫技术 优点：湿法烟气脱硫技术为气液反应，反应速度快，脱硫效率高，一般均高于90％，技术成熟，适用面广。湿法脱硫技术比较成熟，生产运行安全可靠，在众多的脱硫技术中，始终占据主导地位，占脱硫总装机容量的80％以上。 缺点：生成物是液体或淤渣，较难处理，设备腐蚀性严重，洗涤后烟气需再热，能耗高，占地面积大，投资和运行费用高。系统复杂、设备庞大、耗水量大、一次性投资高，一般适用于大型电厂。 分类：常用的湿法烟气脱硫技术有石灰石-石膏法、间接的石灰石-石膏法、柠檬吸收法等。 A石灰石／石灰-石膏法： 原理：是利用石灰石或石灰浆液吸收烟气中的SO2，生成亚硫酸钙，经分离的亚硫酸钙（CaSO3）可以抛弃，也可以氧化为硫酸钙 （CaSO4），以石膏形式回收。是目前世界上技术最成熟、运行状况最稳定的脱硫工艺，脱硫效率达到90％以上。 目前传统的石灰石/石灰—石膏法烟气脱硫工艺在现在的中国市场应用是比较广泛的，其采用钙基脱硫剂吸收二氧化硫后生成的亚硫酸钙、硫酸钙，由于其溶解度较小，极易在脱硫塔内及管道内形成结垢、堵塞现象。对比石灰石法脱硫技术，双碱法烟气脱硫技术则克服了石灰石—石
灰法容易结垢的缺点。 B 间接石灰石-石膏法: 常见的间接石灰石-石膏法有：钠碱双碱法、碱性硫酸铝法和稀硫酸吸收法等。原理：钠碱、碱性氧化铝(Al2O3·nH2O)或稀硫酸（H2SO4）吸收SO2，生成的吸收液与石灰石反应而得以再生，并生成石膏。该法操作简单，二次污染少，无结垢和堵塞问题，脱硫效率高，但是生成的石膏产品质量较差。 C 柠檬吸收法： 原理：柠檬酸(H3C6H5O7·H2O)溶液具有较好的缓冲性能，当SO2气体通过柠檬酸盐液体时，烟气中的SO2与水中H发生反应生成H2SO3络合物,SO2吸收率在99％以上。这种方法仅适于低浓度SO2烟气，而不适于高浓度SO2气体吸收，应用范围比较窄。 另外，还有海水脱硫法、磷铵复肥法、液相催化法等湿法烟气脱硫技术。 2干法烟气脱硫技术 优点：干法烟气脱硫技术为气同反应，相对于湿法脱硫系统来说，设备简单，占地面积小、投资和运行费用较低、操作方便、能耗低、生成物便于处置、无污水处理系统等。 缺点：但反应速度慢，脱硫率低，先进的可达60-80％。但目前此种方法脱硫效率较低，吸收剂利用率低，磨损、结垢现象比较严重，在设备维护方面难度较大，设备运行的稳定性、可靠性不高，且寿命较短，限制了此种方法的应用。 分类：常用的干法烟气脱硫技术有活性碳吸附法、电子束辐射法、荷电干式吸收剂喷射法、金属氧化物脱硫法等。 典型的干法脱硫系统是将脱硫剂(如石灰石、白云石或消石灰)直接喷入炉内。以石灰石为例，在高温下煅烧时，脱硫剂煅烧后形成多孔的氧化
中国大唐集团公司 关于脱硫脱硝安全稳定运行的重点要求 为规范集团公司火电厂烟气脱硫脱硝系统的设计、运行和维护管理，防止脱硫脱硝设备运行异常导致的二氧化硫、氮氧化物排放超标，确保脱硫脱硝系统安全、经济、高效运行，在严格执行国家和行业相关标准、规定的同时，提出以下重点要求。 1．总则 1.1 本要求适用于燃煤机组湿法脱硫装臵、SCR（选择性催化还原法）烟气脱硝装臵。 1.2脱硫脱硝系统的设计、运行、维护应符合以下标准、规定和管理要求： DL/T 5196-2004 火力发电厂烟气脱硫设计技术规程 DL/T 5480-2013火力发电厂烟气脱硝设计技术规程 DL/T 1149-2010 火电厂石灰石∕石灰-石膏湿法烟气脱硫系统运行导则 DL/T 335-2010火电厂烟气脱硝(SCR)系统运行技术规范 DL/T 1286-2013火电厂烟气脱硝催化剂检测技术规范 DL/T 341-2010 火电厂石灰石、石灰-石膏湿法烟气脱硫装臵检修导则 DL/T 322-2010火电厂烟气脱硝（SCR）装臵检修规程 《中国大唐集团公司脱硫设施建设与生产管理指导意见》
（大唐集团生…2008?749号） 《中国大唐集团公司脱硝改造工程安全质量管理指导意见（试行）》（大唐集团生…2012?476号） 《中国大唐集团公司防止烟气脱硝系统液氨泄漏的重点要求》（大唐集团生…2013?854号） 1.3 发电企业应根据脱硫脱硝相关标准、设计资料等技术文件并结合企业实际，制定脱硫脱硝运行、检修规程，建立和完善运行、检修管理制度。 2．污染物排放要求 2.1要牢固树立环保工作远离“红线”、不越“底线”的意识，确保环保无条件达标排放。远离“红线”就是将三项污染物严格控制在80%排放标准线以下范围运行。 2.2除发电机组启机导致脱硫除尘设施退出、机组负荷低导致脱硝设施退出，以及其他不可抗拒的客观原因导致环保设施不正常运行等情况外，二氧化硫、氮氧化物、烟尘浓度超过限值时，应立即采取降负荷、启动备用设备等措施进行调整，如1小时内仍不能达标应立即向相关部门申请停机，并将上述措施细化写入运行规程中。 2.3污染物达标排放应实行综合治理，要确保燃煤品质满足环保设施设计要求，要确保脱硫、脱硝还原剂品质满足设计要求。运行人员应提前掌控燃烧煤质情况，及时调整运行方式，保证污染物达标排放。 2.4要将环保设施等同于主设备进行管理，认真开展点检定修，