7.1烟气脱硝设施不得随意停止运行。由于紧急事故或故障造成脱硝设施停运，电厂应立即向当地环境保护行政主管部门报告。

7.2各级环境保护行政主管部门应加强对氮氧化物减排设施运行和日常管理制度执行情况的定期检查和监督，电厂应提供烟气脱硝设施的运行和管理情况，包括监测仪器的运行和校验情况等资料。

7.3电厂所在地的环境保护行政主管部门应定期对烟气脱硝设施的排放和投运情况进行监测和监管。2100433B

6.1燃煤电厂应采用低氮燃烧优化运行技术，以充分发挥低氮燃烧装置的功能。

6.2烟气脱硝设施应与发电主设备纳入同步管理，并设置专人维护管理，并对相关人员进行定期培训。

6.3建立、健全烟气脱硝设施的运行检修规程和台账等日常管理制度，并根据工艺要求定期对各类设备、电气、自控仪表等进行检修维护，确保设施稳定可靠地运行。

6.4燃煤电厂应按照《火电厂烟气排放连续监测技术规范》(HJ/T75)装配氮氧化物在线连续监测装置，采取必要的质量保证措施，确保监测数据的完整和准确，并与环保行政主管部门的管理信息系统联网，对运行数据、记录等相关资料至少保存3年。

6.5采用液氨作为还原剂时，应根据《危险化学品安全管理条例》的规定编制本单位事故应急救援预案，配备应急救援人员和必要的应急救援器材、设备，并定期组织演练。

6.6电厂对失效且不可再生的催化剂应严格按照国家危险废物处理处置的相关规定进行管理。

5.1鼓励高效低氮燃烧技术及适合国情的循环流化床锅炉的开发和应用。

5.2鼓励具有自主知识产权的烟气脱硝技术、脱硫脱硝协同控制技术以及氮氧化物资源化利用技术的研发和应用。

5.3鼓励低成本高性能催化剂原料、新型催化剂和失效催化剂的再生与安全处置技术的开发和应用。

5.4鼓励开发具有自主知识产权的在线连续监测装置。

5.5鼓励适合于烟气脱硝的工业尿素的研究和开发。

4.1位于大气污染重点控制区域内的新建、改建、扩建的燃煤发电机组和热电联产机组应配置烟气脱硝设施，并与主机同时设计、施工和投运。非重点控制区域内的新建、改建、扩建的燃煤发电机组和热电联产机组应根据排放标准、总量指标及建设项目环境影响报告书批复要求建设烟气脱硝装置。

4.2对在役燃煤机组进行低氮燃烧技术改造后，其氮氧化物排放浓度仍不达标或不满足总量控制要求时，应配置烟气脱硝设施。

4.3烟气脱硝技术主要有:选择性催化还原技术(SCR)、选择性非催化还原技术(SNCR)、选择性非催化还原与选择性催化还原联合技术(SNCR-SCR)及其他烟气脱硝技术。

4.3.1新建、改建、扩建的燃煤机组，宜选用SCR;小于等于600MW时，也可选用SNCR-SCR。

4.3.2燃用无烟煤或贫煤且投运时间不足20年的在役机组，宜选用SCR或SNCR-SCR。

4.3.3燃用烟煤或褐煤且投运时间不足20年的在役机组，宜选用SNCR或其他烟气脱硝技术。

4.4烟气脱硝还原剂的选择

4.4.1还原剂的选择应综合考虑安全、环保、经济等多方面因素。

4.4.2选用液氨作为还原剂时，应符合《重大危险源辨识》(GB18218)及《建筑设计防火规范》(GB50016)中的有关规定。

4.4.3位于人口稠密区的烟气脱硝设施，宜选用尿素作为还原剂。

4.5烟气脱硝二次污染控制

4.5.1SCR和SNCR-SCR氨逃逸控制在2.5mg/m3(干基，标准状态)以下;SNCR氨逃逸控制在8mg/m3(干基，标准状态)以下。

4.5.2失效催化剂应优先进行再生处理，无法再生的应进行无害化处理。

3.1发电锅炉制造厂及其他单位在设计、生产发电锅炉时，应配置高效的低氮燃烧技术和装置，以减少氮氧化物的产生和排放。

3.2新建、改建、扩建的燃煤电厂，应选用装配有高效低氮燃烧技术和装置的发电锅炉。

3.3在役燃煤机组氮氧化物排放浓度不达标或不满足总量控制要求的电厂，应进行低氮燃烧技术改造。

2.1倡导合理使用燃料与污染控制技术相结合、燃烧控制技术和烟气脱硝技术相结合的综合防治措施，以减少燃煤电厂氮氧化物的排放。

2.2燃煤电厂氮氧化物控制技术的选择应因地制宜、因煤制宜、因炉制宜，依据技术上成熟、经济上合理及便于操作来确定。

2.3低氮燃烧技术应作为燃煤电厂氮氧化物控制的首选技术。当采用低氮燃烧技术后，氮氧化物排放浓度不达标或不满足总量控制要求时，应建设烟气脱硝设施。

1.1为贯彻《中华人民共和国大气污染防治法》，防治火电厂氮氧化物排放造成的污染，改善大气环境质量，保护生态环境，促进火电行业可持续发展和氮氧化物减排及控制技术进步，制定本技术政策。

1.2本技术政策适用于燃煤发电和热电联产机组氮氧化物排放控制。燃用其他燃料的发电和热电联产机组的氮氧化物排放控制，可参照本技术政策执行。

1.3本技术政策控制重点是全国范围内200MW及以上燃煤发电机组和热电联产机组以及大气污染重点控制区域内的所有燃煤发电机组和热电联产机组。

1.4加强电源结构调整力度，加速淘汰100MW及以下燃煤凝汽机组，继续实施“上大压小”政策，积极发展大容量、高参数的大型燃煤机组和以热定电的热电联产项目，以提高能源利用率。

火电脱硝是指火力发电为防止锅炉内煤燃烧后产生过多的NOx污染环境，应对煤进行脱硝处理。

分为燃烧前脱硝、燃烧过程脱硝、燃烧后脱硝。即脱去烟气中的NOx（氮氧化物），这种物质进入大气会形成酸雨，酸雨对人类的危害非常大，所以现在国家一直在提倡环保，以煤炭为燃料的烟气都含有这些物质，特别是火电厂。

随着氮氧化物排放污染的日趋严重，国家于“十二五”期间加大了对火电厂氮氧化物排放的控制力度。而脱硝作为减少氮氧化物排放的主要手段，成为“十二五”期间火电企业面临的首要任务。虽然2011年以来，国家发改委、环境保护部及地方政府均出台了相关促进政策措施，但总体来看，目前，我国脱硝改造进展缓慢，电厂建设运营脱硝设施积极性依旧不高。因此，为有效促进火电脱硝设施建设、改造与运营，在对火电脱硝电价补贴政策逐步进行完善的基础上，还需加强部门协作，并出台相关配套措施。

“十二五”仍以污染物减排为重心，脱硝市场有望重演脱硫市场火爆行情，多项重要政策的出台，均表明污染物减排仍是“十二五”期间环保工作的重心，而火电脱硝取代脱硫成为减排工作的重中之重。随着2014年7月氮氧化物达标“大限”的临近，火电脱硝工程开工量已有明显增加，脱硝市场有望成为继脱硫之后又一千亿环保市场。

火电厂脱硫脱硝烟气脱硝

由于炉内低氮燃烧技术的局限性,使得NOx 的排放不能达到令人满意的程度,为了进一步降低NOx 的

排放,必须对燃烧后的烟气进行脱硝处理。通行的烟气脱硝工艺大致可分为干法、半干法和湿法3 类。其中干法包括选择性非催化还原法( SNCR) 、选择性催化还原法(SCR) 、电子束联合脱硫脱硝法;半干法有活性炭联合脱硫脱硝法;湿法有臭氧氧化吸收法等。

在众多脱硝方法当中,SCR 脱硝工艺以其脱硝装置结构简单、无副产品、运行方便、可靠性高、脱硝效率高、一次投资相对较低等诸多优点,在日本和欧美得到了广泛的商业应用。

火电厂脱硫脱硝SCR脱硝

SCR 装置主要由脱硝反应剂制备系统和反应器本体组成。通过向反应器内喷入脱硝反应剂N H3 ,将NOx 还原为氮气。由于此还原反应对温度较为敏感,故需加入催化剂,以满足反应的温度要求,增强反应活性。

采用高含尘工艺时,SCR 反应器布置在省煤器和空气预热器(空预器) 之间。其优点是烟气温度高,满足了催化剂活性要求;缺点是烟气中的飞灰含量高,对催化剂的防磨损和防堵塞的性能要求较高。对于低含尘工艺,SCR 布置在烟气脱硫系统( FGD) 之后、烟囱之前。此时虽然烟气中的飞灰含量大幅减少,但为了满足催化剂活性对反应温度的要求,需要安装蒸汽加热器和烟气换热器( GGH) ,系统复杂,投资增加,故一般选择高含尘工艺。2100433B

《火电厂烟气脱硝(SCR)装置检修规程(DL\T322-2010)》由中国电力出版出版。

本书为火电厂烟气脱硫与脱硝技术的实用必备工具书，全书共分五篇。第一篇为火电厂烟气脱硫技术，讲述了石灰石—石膏湿法烟气脱硫技术的基本原理、子系统、主要控制环节、方案比较、主要脱硫设备的特点及选型、防腐等内容，对脱硫废水处理及石膏炒制进行了一般介绍，其它脱硫工艺进行了简单介绍；第二篇为火电厂烟气脱硝技术，系统讲述了SCR脱硝工艺原理、工艺流程、催化剂、主要设备，并对目前世界上有应用业绩和实验阶段的脱硝工艺进行了简单介绍；第三篇为火电厂烟气脱硫与脱硝设备；第四篇为火电厂烟气脱硫与脱硝工程典型案例；第五篇为火电厂烟气脱硫与脱硝法规标准。本书可供火力发电厂脱硫、脱硝运行值班员、检修工及脱硫、脱硝的设计、施工技术人员、管理人员阅读，也可作为大专院校环保及热动专业学生的参考书。