脱硫脱硝培训课件

脱硫脱硝技术培训课件欢迎参加湿法脱硫与SCR脱硝工艺详解培训课程本课件专为火电厂运行人员设计，旨在全面介绍最新的脱硫脱硝技术，帮助您掌握环保设备的运行与维护知识作为2025年最新版培训材料，本课件融合了当前行业最新标准和实践经验，将理论与实际操作紧密结合，为您提供全面的技术支持和实用指导课程目标掌握基本原理深入理解脱硫脱硝的化学反应机理和工艺流程，建立系统性的技术认知，为实际操作提供理论基础通过案例分析，掌握工艺参数变化对系统效率的影响规律熟悉设备结构详细了解吸收塔、SCR反应器等核心设备的结构特点和运行参数，掌握各系统组成部件的功能与相互关系，提高设备操作的精准性和安全性系统运维能力系统学习设备日常维护、故障诊断与处理方法，提高系统运行的可靠性和设备使用寿命建立预防性维护思维，减少非计划停机时间提升管理水平课程大纲基础理论介绍大气污染物基本知识，NOx和SOx的生成机理，脱硫脱硝的化学反应原理和影响因素，建立系统的理论框架，为后续专业知识学习打下基础脱硫技术与工艺详细讲解湿法脱硫技术特点，石灰石-石膏法工艺流程，主要设备结构与功能，关键参数控制策略，为实际操作提供指导脱硝技术与工艺系统介绍SCR选择性催化还原工艺原理，催化剂特性，反应器结构，氨喷射系统，运行参数控制方法，帮助学员掌握脱硝系统运行要点系统运行与维护讲解脱硫脱硝系统的启停程序，日常运行管理，设备维护保养，性能监测与评估方法，提高系统可靠性和运行效率故障分析与处理第一部分基础理论理论基础掌握污染物生成和控制的基本理论，建立科学的认知体系数据分析了解关键参数的变化规律及其对系统性能的影响原理应用将理论知识转化为实际操作指导，提高问题解决能力基础理论部分是本课程的核心基石，将详细介绍燃煤电厂污染物的基本特性、生成机理和控制原理，帮助学员建立系统的理论框架通过深入理解反应原理和影响因素，为后续工艺和设备操作提供理论支持，使学员能够从本质上把握脱硫脱硝技术大气污染概述主要污染物燃煤电厂排放的主要污染物包括二氧化硫SO

2、氮氧化物NOx和颗粒物这些污染物不仅直接危害人体健康，还会通过大气传输造成区域性污染，影响范围可达数百公里环境影响SO2和NOx在大气中氧化形成酸性物质，随降水形成酸雨，破坏建筑物、森林和水体生态系统NOx还是形成光化学烟雾的前体物，可引发严重的大气污染事件排放标准我国大气污染物排放标准不断严格，从早期的GB13223-1996到现行的超低排放标准，SO2从400mg/m³降至35mg/m³，NOx从450mg/m³降至50mg/m³，对控制技术提出了更高要求时间节点的生成机理NOx热力型NOx1300℃以上高温下氮气分子被活化参与反应燃料型NOx煤中含氮化合物在燃烧过程中转化为NOx快速型NOx燃料碳氢基团与N2快速反应形成HCN再转化为NOx在燃煤电厂锅炉中，NOx的生成主要以热力型和燃料型为主热力型NOx的生成量随温度呈指数增长，当燃烧温度超过1300℃时，空气中的氮气和氧气会发生反应生成NO这一反应遵循Zeldovich机理，在高温区域尤为显著燃料型NOx则源于煤中含氮化合物（如吡啶、吡咯等）在燃烧过程中的转化，这部分NOx占总量的60-80%快速型NOx在燃料富集区通过碳氢基团与N2反应生成，占比较小影响NOx生成的主要因素包括燃烧温度、过量空气系数、燃料中氮含量、燃烧方式等通过低氮燃烧技术可以有效降低NOx的生成量的生成机理SOx燃料中的硫燃烧氧化煤中含硫量一般为

0.5-3%，主要以有机硫、黄铁矿燃烧过程中硫化物氧化为SO2，少部分进一步氧化硫等形式存在为SO3影响因素SO2转化为SO3燃烧温度、过量空气系数、燃料特性等因素影响约有1-5%的SO2在催化作用下进一步氧化为SO3SOx生成燃煤锅炉中的SOx主要来源于煤中的硫元素燃烧过程中，煤中的有机硫和无机硫（主要是黄铁矿FeS2）在高温下迅速氧化生成SO2燃煤电厂锅炉出口的SO2浓度通常在500-3000mg/Nm³范围内，具体浓度与煤种、锅炉负荷等因素有关SO2的一部分（约1-5%）会在飞灰表面Fe2O

3、V2O5等成分的催化作用下进一步氧化为SO3SO3与水蒸气结合形成硫酸雾，是造成低温腐蚀的主要原因影响SOx生成的因素主要包括煤中硫含量、燃烧温度、过量空气系数等通过选择低硫煤种或添加固硫剂可以在源头减少SOx的生成烟气脱硫的理论基础化学反应原理气液传质过程湿法脱硫基于酸碱中和原理，主要是SO2等酸性气体与钙基吸收SO2从气相向液相的传质是脱硫过程的关键步骤，其速率由气液剂反应形成可溶性亚硫酸盐，再经氧化生成硫酸盐（石膏）的过界面传质系数、界面面积和浓度梯度决定影响气液传质的因素程主要反应方程式如下包括•SO2+H2O H2SO3•液气比与喷淋密度⟷•CaCO3+H2SO3→CaSO3+CO2+H2O•气液接触时间•CaSO3+1/2O2+2H2O→CaSO4·2H2O•气液流动方式（逆流、并流）•液滴粒径与分布pH值是影响脱硫效率的关键参数当pH值在

5.0-

6.0范围内时，脱硫效率最高pH值过低会降低SO2的溶解度和反应速率，pH值过高则容易造成石膏结垢温度也是重要影响因素，较低的温度有利于SO2的溶解，但会增加水蒸气冷凝风险；较高的温度虽然减少了冷凝风险，但会降低脱硫效率烟气脱硝的理论基础SCR反应原理选择性催化还原SCR技术利用NH3作为还原剂，在催化剂作用下，与烟气中的NOx发生还原反应生成N2和H2O这一过程具有高效、选择性好的特点反应机理SCR主要反应方程式为4NO+4NH3+O2→4N2+6H2O（标准反应）和6NO2+8NH3→7N2+12H2O（快速反应）反应通过催化剂表面的活性位点进行，遵循Eley-Rideal机理催化剂作用催化剂提供反应的活性位点，降低反应活化能，提高反应速率典型SCR催化剂由TiO2作为载体，V2O5为活性组分，WO3和MoO3为助剂组成温度窗口SCR反应的最佳温度范围为320-400℃，这一温度窗口由催化剂特性决定低于此范围反应活性不足，高于此范围NH3会被氧化，降低脱硝效率第二部分脱硫技术与工艺工艺流程设备结构参数控制掌握脱硫系统主要深入了解吸收塔、掌握pH值、液气工艺流程和设备布浆液制备、石膏脱比、氧化风量等关置，了解各子系统水等核心设备的结键工艺参数的控制的功能和相互关系构原理和操作要点策略和优化方法运行调试学习系统启停、负荷调整、异常处理等实际操作技能，提高运行水平本部分将详细介绍燃煤电厂常用的烟气脱硫技术，重点讲解湿法石灰石-石膏脱硫工艺的原理、设备和运行控制通过系统学习，学员将能够全面了解脱硫系统的构成和运行特点，为实际操作提供理论指导和实践依据常规脱硫技术比较脱硫技术类型主要特点适用条件脱硫效率湿法脱硫投资大，占地面积大型机组，对脱硫95-99%大，脱硫效率高，效率要求高副产物可利用干法脱硫投资小，占地小，中小型机组，对脱70-85%无废水排放，脱硫硫效率要求不高效率较低半干法脱硫投资中等，无废水，中型机组，水资源85-93%效率介于湿法与干缺乏地区法之间湿法脱硫以石灰石/石灰-石膏法为代表，是目前应用最广泛的技术，其脱硫效率可达95%以上，能够满足超低排放要求但其投资和运行成本较高，系统复杂，占地面积大，需要处理大量废水干法脱硫包括喷射干燥法和炉内喷钙法，系统简单，投资少，无废水产生，但脱硫效率较低，通常不超过85%，难以满足超低排放要求半干法脱硫如循环流化床技术，综合了湿法和干法的优点，适用于中等规模机组和水资源缺乏地区综合考虑，大型燃煤电厂通常选择湿法脱硫技术以满足严格的环保要求湿法石灰石石膏脱硫工艺-WFGD烟气进入吸收塔烟气经增压风机进入吸收塔底部喷淋吸收SO2浆液喷淋与烟气接触，SO2被吸收中和氧化生成石膏通入氧化空气将亚硫酸钙氧化为石膏石膏脱水处理石膏浆液脱水后得到商品石膏湿法石灰石-石膏脱硫工艺WFGD是目前燃煤电厂应用最广泛的脱硫技术其核心原理是利用石灰石浆液吸收烟气中的SO2，经氧化后生成石膏主要化学反应包括石灰石溶解（CaCO3+2H+→Ca2++CO2↑+H2O）、SO2吸收（SO2+H2O→H2SO3→H++HSO3-→2H++SO32-）、中和反应（Ca2++SO32-+1/2H2O→CaSO3·1/2H2O↓）和氧化结晶（CaSO3·1/2H2O+1/2O2+3/2H2O→CaSO4·2H2O↓）WFGD系统主要由烟气系统、吸收塔系统、石灰石浆液制备系统、石膏脱水系统和公用辅助系统组成工艺过程中，烟气自下而上通过吸收塔，与自上而下喷淋的石灰石浆液逆流接触，SO2被吸收后生成亚硫酸钙，在氧化空气的作用下进一步氧化为硫酸钙（石膏），最终经脱水处理成为商品石膏外售影响脱硫效率的主要因素包括pH值、液气比、石灰石浆液浓度、氧化空气量等工艺流程详解WFGD烟气系统•增压风机提供动力•GGH进行热量回收•挡板门控制烟气流向吸收塔系统•喷淋层吸收SO2•搅拌器维持浆液悬浮•除雾器去除烟气中水滴石灰石浆液制备•石灰石粉碎研磨•浆液制备与储存•浆液浓度控制石膏脱水系统•旋流器进行初级脱水•真空皮带脱水机脱水•石膏品质控制湿法脱硫工艺流程是一个完整的系统工程，各子系统相互配合，协同工作烟气系统负责输送烟气并回收热量；吸收塔系统是核心反应区，完成SO2的吸收和氧化；石灰石浆液制备系统提供吸收剂；石膏脱水系统处理副产物；公用辅助系统则为整个脱硫装置提供水、电、气等必要条件工艺流程的设计需要考虑烟气特性、运行负荷变化、设备可靠性等多方面因素合理的工艺参数设计和控制策略是确保脱硫系统高效稳定运行的关键在实际运行中，需要根据煤种变化、负荷波动等情况，及时调整工艺参数，保持系统最佳运行状态烟气系统WFGD1烟气特性分析电厂锅炉排放的烟气温度一般在120-140℃，SO2浓度在500-3000mg/Nm³范围内，含尘量经除尘后低于50mg/Nm³烟气流量随机组负荷变化，通常在数百万m³/h量级，是设计脱硫系统的基础参数2增压风机功能增压风机是脱硫系统的心脏，提供克服系统阻力所需的动力通常采用离心式风机，风压在2000-3000Pa范围，功率可达数兆瓦风机配有变频调速装置，可根据机组负荷变化调整风量，降低能耗3GGH换热原理烟气换热器GGH采用回转式设计，通过旋转的金属蓄热体将净烟气热量传递给处理后的饱和湿烟气，提高烟囱出口温度，防止白烟现象，同时回收热量降低能耗GGH的热效率通常在60-70%4烟道与挡板门烟道系统采用玻璃钢、碳钢衬胶等防腐材料制造，设计流速一般控制在15-20m/s挡板门设置于脱硫系统入口和出口，可实现系统隔离和烟气旁路，便于设备检修和应急处理吸收塔系统结构吸收塔工作原理气液接触传质pH值控制吸收塔内的气液接触是一个复杂的传质过程SO2从气相扩散到pH值是影响脱硫效率的关键参数，通常控制在

5.0-

6.0之间气液界面，溶解到液相中，然后与碱性物质反应这一过程受多•pH过低SO2溶解度下降，脱硫效率降低种因素影响•pH过高结垢风险增加，影响传质效果•气液界面面积（决定于喷淋密度和液滴大小）•pH控制方式调节石灰石浆液添加量•传质系数（与流体物性和流动状态有关）氧化空气的作用是将亚硫酸钙氧化为硫酸钙（石膏），通常需要•驱动力（浓度差，与SO2浓度和pH值有关）120-150%的理论风量液气比是指循环浆液流量与烟气流量的比值，通常控制在10-15L/m³范围较高的液气比有利于提高脱硫效率，但会增加能耗和设备磨损浆液在塔内的停留时间通常为6-8小时，足以完成亚硫酸钙的氧化转化温度控制也是重要参数，吸收塔内温度通常在45-55℃范围温度过高会降低SO2溶解度，温度过低则增加能耗和结垢风险为防止结垢，需控制浆液中的氯离子浓度低于20000mg/L，并维持适当的石膏晶体浓度吸收塔关键设备层3-4喷淋层设计现代脱硫塔通常设置3-4层喷淋层，每层设计覆盖率超过300%，确保气液接触充分

99.5%除雾效率双级除雾器系统脱除液滴的效率，防止浆液夹带造成下游设备腐蚀和石膏雨150%氧化风量相对于理论需求的氧化空气过量率，确保亚硫酸钙完全氧化为石膏15-20rpm搅拌器转速吸收塔底部搅拌器典型转速，用于防止石膏沉降和保持浆液均匀搅拌器是吸收塔底部的关键设备，通常采用桨叶式设计，材质为双相不锈钢或橡胶覆盖，主要功能是防止石膏沉降、保持浆液悬浮均匀和促进氧化反应根据塔径大小，一般设置2-4台搅拌器，功率在20-50kW范围喷淋系统的设计需要考虑喷嘴类型、布置和压力等因素常用的空心锥喷嘴在

0.5-

0.8bar压力下工作，产生80-100μm的液滴氧化空气系统通过管道将空气引入塔底，经过散气器形成细小气泡，提高氧气利用率除雾器的清洗系统采用间歇冲洗方式，每隔数小时清洗一次，防止堵塞石灰石浆液制备系统石灰石运输与储存石灰石粉碎研磨石灰石通过卡车或皮带机运输至电厂，储存在石石灰石经破碎机初步粉碎后，由球磨机研磨至灰石仓库中，容量通常为7-15天的消耗量90%通过250目筛，提高反应活性浆液输送与控制浆液制备与储存浆液通过泵输送至吸收塔，流量根据烟气SO2研磨后的石灰石粉与水混合制成20-25%浓度的浓度和系统pH值自动调节浆液，储存在浆液箱中待用球磨机是石灰石浆液制备系统的核心设备，通常采用湿法球磨工艺，球磨机内装填不同直径的钢球，通过研磨作用使石灰石粉碎至所需粒度球磨机的产量一般为5-20t/h，能耗在15-25kWh/t范围球磨机出口浆液浓度通常控制在50-60%，经分级旋流器分级后，合格浆液进入浆液储存箱浆液浓度的测量采用密度计或核密度计，通过测量浆液密度换算浓度浆液添加系统根据吸收塔pH值自动控制浆液流量，确保系统稳定运行石灰石品质对脱硫效率有重要影响，一般要求CaCO3含量≥90%，MgO含量≤2%，硬度≤

3.0，石灰石纯度和细度越高，反应活性越好，脱硫效率越高石膏脱水系统石膏脱水系统的目的是将吸收塔排出的含水率约95%的石膏浆液脱水至含水率低于10%的商品石膏系统主要由旋流器组、真空皮带脱水机、石膏输送装置和石膏储存设施组成旋流器组是初级脱水设备，利用离心力将石膏浆液中的固液分离，使石膏浓度从8-10%提高到45-55%真空皮带脱水机是二级脱水设备，通过真空吸滤作用，将石膏浆液进一步脱水至含水率8-10%的商品石膏脱水机一般采用橡胶传动带，过滤面积在50-150m²范围，真空度为

0.06-

0.08MPa商品石膏的品质控制指标包括二水石膏含量≥90%，含水率≤10%，氯离子含量≤100mg/kg，粒度分布合理高品质石膏可用于水泥添加剂、石膏板生产等领域，实现资源化利用公用及辅助系统工艺水系统工艺水系统为脱硫装置提供生产用水，包括工业水、除盐水和回用水主要用途包括石灰石浆液制备、浆液稀释、设备冲洗、密封水和除雾器清洗等系统设计需考虑水质要求、用水量峰值和水压平衡压缩空气系统压缩空气系统提供仪表空气和工艺空气，仪表空气压力通常为

0.6-

0.8MPa，用于气动阀门和仪表；工艺空气用于设备吹扫和维护系统包括空压机、干燥器、过滤器和储气罐，需保证供气可靠性和空气质量废水处理系统脱硫废水主要来源于工艺排水和设备冲洗水，特点是pH值低、悬浮物高、含重金属离子处理工艺通常采用中和、混凝、沉淀和过滤等步骤，确保出水达到排放标准或回用要求电气与仪表系统电气系统负责脱硫装置的电力供应和控制，采用双电源供电方式确保可靠性仪表系统包括各类传感器、变送器、控制阀和分析仪器，通过DCS系统实现自动控制和数据采集脱硫工艺参数设计流量与温度计算吸收剂需求量石膏产量计算脱硫系统设计首先需要确定烟气量和温度条件石灰石用量计算基于烟气中SO2浓度、脱硫效率石膏产量与SO2去除量直接相关，每去除1吨烟气量根据锅炉容量、过量空气系数和煤种计和石灰石纯度计算公式为石灰石用量t/h=SO2约产生

1.7吨二水石膏计算公式为石膏产算，典型的600MW机组烟气量约为200万烟气量Nm³/h×SO2浓度mg/Nm³×脱硫量t/h=烟气量Nm³/h×SO2浓度m³/h入口温度一般为120-140℃，出口温度效率%×

1.05×100/CaCO3含量%×10^-mg/Nm³×脱硫效率%×

1.7×10^-9产则为45-55℃设计需考虑最大工况和典型工9×100其中

1.05为化学计量比，考虑反应不量计算需考虑石膏纯度和含水率等因素况完全因素工艺用水量计算包括直接用水和间接用水直接用水主要用于石灰石浆液制备、设备冲洗和除雾器清洗等；间接用水主要是蒸发损失，随烟气带走典型的脱硫系统水耗约为

0.1-

0.2m³/MWh此外，还需要计算循环泵流量、氧化空气量和电耗等参数，为设备选型和经济性评价提供依据脱硫系统控制DCS系统架构脱硫DCS系统通常采用分层分布式结构，包括现场层、控制层和管理层现场层包括各类传感器和执行机构；控制层包括控制器和I/O模块；管理层包括操作员站、工程师站和历史站系统采用冗余设计确保可靠性模拟量控制模拟量控制主要用于pH值、液位、压力、流量等参数的调节如pH值控制采用级联PID算法，主环为pH值，副环为石灰石浆液流量；液位控制采用单回路PID算法，控制排浆泵启停或调速顺序控制顺序控制主要用于设备启停、联锁保护和切换操作如吸收塔启动顺序包括循环泵启动→搅拌器启动→氧化风机启动→浆液添加系统启动→挡板门开启→增压风机启动采用图形化编程方式实现操作界面操作员站界面采用图形化设计，包括系统总貌、子系统画面、设备详图、趋势曲线、报警画面等界面设计注重人机交互友好性，关键参数显示醒目，操作简便直观脱硫工艺关键参数监测pH值控制策略浆液密度监测pH值是影响脱硫效率的关键参数，控制目标通常为

5.0-

6.0控制浆液密度反映系统中固体含量，直接影响反应效率和设备运行状态策略主要包括•多点测量在吸收塔不同位置设置pH计，避免单点失效•吸收塔浆液密度控制在

1.05-

1.12g/cm³•中值选择采用中值选择算法，滤除异常值•石灰石浆液密度控制在

1.18-

1.22g/cm³•级联控制pH值作为主回路，石灰石浆液流量作为副回路•石膏浆液密度控制在

1.10-

1.15g/cm³•前馈控制根据SO2浓度变化提前调整浆液流量密度测量通常采用核密度计或差压式密度计，需定期校准异常密度可能指示结垢、沉淀或稀释过度等问题pH电极需定期校准和维护，通常采用玻璃电极和参比电极组合，需防止浆液污染石膏品质监测是保证副产物可利用性的关键主要指标包括二水石膏含量≥90%、含水率≤10%、氯离子含量≤100mg/kg和粒度分布监测方法包括实验室分析和在线监测相结合，通常每班取样分析一次，确保石膏品质稳定烟气参数监测包括SO2浓度、烟气流量、温度和压力等脱硫效率计算基于入口和出口SO2浓度，要求准确测量两点浓度常用的SO2分析方法包括紫外荧光法和红外吸收法，分析仪需定期校准和维护此外，还需监测烟气含湿量、氧含量等参数，全面评估系统性能第三部分脱硝技术与工艺脱硝原理工艺流程掌握SCR反应机理和化学反应过程，理解催化剂作用原理和温度窗口的重熟悉SCR系统组成和各子系统功能，了解设备布置和工艺流程的特点要性催化剂特性运行控制深入了解催化剂类型、结构和性能特点，掌握催化剂选择和维护的关键因学习SCR系统运行参数控制、氨逃逸管理和性能优化方法，提高系统效率素脱硝技术部分将重点介绍燃煤电厂应用最广泛的选择性催化还原SCR脱硝技术我们将系统讲解SCR的反应原理、工艺流程、设备结构和运行控制，帮助学员全面了解脱硝系统的构成和运行特点，为实际操作提供理论指导和实践依据通过本部分的学习，学员将能够理解NOx控制的科学原理，掌握SCR系统的关键参数和控制策略，提高脱硝装置的运行水平和管理能力，确保系统稳定高效运行，满足超低排放要求常规脱硝技术比较技术类型工作原理脱硝效率温度窗口优缺点SCR选择性催NH3在催化剂80-95%320-400℃效率高，投资化还原作用下与NOx大，催化剂寿命反应有限SNCR选择性非NH3直接与30-50%850-1050℃投资小，效率催化还原NOx高温反应低，NH3逃逸高低氮燃烧技术通过控制燃烧条30-60%燃烧区成本低，不需添件减少NOx生加剂，效率有限成SCR技术是目前燃煤电厂应用最广泛的脱硝技术，能够满足超低排放要求其主要优点是脱硝效率高、运行稳定，能适应负荷变化；缺点是投资成本高、催化剂需要定期更换、系统复杂需要专业维护SCR系统布置在省煤器与空气预热器之间，利用这一区域320-400℃的温度窗口，是高效利用催化剂活性的关键SNCR技术投资低、占地小，但脱硝效率有限，难以满足超低排放要求，且氨逃逸问题严重低氮燃烧技术包括低氮燃烧器、空气分级、燃料分级等，可作为源头减排措施，通常与SCR或SNCR组合使用对于新建大型燃煤电厂，SCR技术结合低氮燃烧是主流选择；而对于小型或老旧机组，SNCR或低氮燃烧可能是更经济的选择脱硝工艺原理SCR选择性催化还原原理利用NH3作为还原剂，在催化剂作用下有选择性地将NOx还原为N2和H2O主要反应方程式4NO+4NH3+O2→4N2+6H2O（标准SCR反应）最佳温度窗口3320-400℃是最佳反应温度范围，平衡催化活性和NH3氧化速率SCR脱硝技术的核心是选择性催化还原反应，即NH3在催化剂存在的条件下，选择性地与NOx反应生成无害的N2和H2O，而不与O2大量反应这种选择性是催化剂的关键特性，使得NH3优先与NOx反应而不是被氧化除了标准反应外，还有快速SCR反应（NO+NO2+2NH3→2N2+3H2O）和慢速SCR反应（6NO2+8NH3→7N2+12H2O）SCR反应的温度窗口非常重要，温度过低会导致催化活性不足，反应速率慢，甚至可能在催化剂表面形成硫酸铵沉积；温度过高则会促使NH3被氧化，降低利用效率，并可能导致催化剂烧结失活催化剂类型不同，其最佳温度窗口也有差异，钒钛系催化剂适合320-400℃范围，而分子筛类催化剂可能在更宽的温度范围内有效脱硝工艺流程SCR℃层320-4003-4最佳反应温度催化剂层数SCR系统布置在省煤器出口与空气预热器入口之间，利用这一温度窗口典型SCR反应器设置3-4层催化剂，分别承担不同脱硝负荷

1.0-

1.180-95%NH3/NOx摩尔比脱硝效率喷氨控制在略微过量状态，平衡脱硝效率和氨逃逸正常运行条件下SCR系统可实现的NOx去除率范围SCR脱硝系统主要由反应器、催化剂、氨水/液氨供应系统和AIG喷氨格栅系统组成烟气首先通过SCR入口挡板门进入反应器，经过催化剂层与喷入的NH3反应去除NOx，净化后的烟气通过出口挡板门流向空气预热器氨源（氨水或液氨）在蒸发器中气化，经过混合稀释后通过AIG喷氨格栅均匀喷入烟道SCR反应器通常布置在高空，需要考虑支撑结构和保温措施系统设计需根据机组容量、煤种特性、NOx浓度和排放要求确定催化剂体积和氨用量为保证烟气流场均匀性，在反应器入口设置导流板和整流格栅，使流速分布变异系数小于20%完整的SCR系统还包括旁路系统、灰斗加热系统、吹灰系统和在线监测系统等辅助装置，确保系统安全可靠运行反应器结构SCR催化剂层反应器核心部分，分层布置催化剂模块气流控制装置导流板和整流格栅确保气流均匀分布喷氨系统AIG喷氨格栅实现氨气均匀喷射反应器壳体钢结构外壳提供支撑和密封SCR反应器是脱硝系统的核心设备，通常采用立式结构，烟气自上而下或自下而上流过催化剂层反应器外壳由碳钢制成，内部设置保温层减少热损失典型的600MW机组SCR反应器尺寸约为12m×12m×15m，催化剂层截面积约为144m²反应器内部布置3-4层催化剂，通常预留1层备用位置用于后期更换或增加催化剂为保证催化剂性能，反应器内设有完善的支撑和密封结构，防止烟气短路每层催化剂由多个模块组成，模块之间采用膨胀密封，防止漏气反应器入口设置导流板和整流格栅，使催化剂层前的流场均匀性RMS值小于15%为防止飞灰堵塞，反应器配备声波或蒸汽吹灰系统，定期清除催化剂表面积灰灰斗部分设置电加热系统，防止低温结露和飞灰结块烟道系统设计考虑热膨胀和支撑，设置补偿器和挡板门，便于系统隔离和维护催化剂特性与选择蜂窝式催化剂板式催化剂波纹式催化剂蜂窝式催化剂由多个平行通道组成，截面形状为正板式催化剂由平行排列的催化剂板构成，板间距一波纹式催化剂结合了蜂窝式和板式的特点，由波纹方形，通道尺寸一般为6-8mm这种结构提供了般为6-10mm板式结构具有较好的抗堵塞能力，状催化剂片交替叠加形成这种结构既有较大的几较大的几何表面积和较低的压力损失，是目前应用适用于高灰分烟气催化剂活性组分涂覆在金属或何表面积，又有较好的抗堵塞性能波纹式催化剂最广泛的催化剂类型蜂窝体通常由钛基载体、钒陶瓷基板上，制造工艺相对复杂，但更换方便，可在高灰分和高硫煤种条件下有一定优势，但制造成活性组分和钨促进剂组成，整体挤压成型单板更换而不需更换整个模块本较高，在国内应用较少催化剂的主要成分包括载体（TiO

2、Al2O3等）、活性组分（V2O5）和助剂（WO

3、MoO3等）V2O5提供脱硝活性，WO3和MoO3增强催化剂的热稳定性和抗硫中毒能力催化剂失活的主要机理包括热失活（高温导致活性组分烧结）、化学中毒（碱金属和砷等杂质覆盖活性位点）、机械磨损（飞灰冲刷导致活性组分流失）和灰分堵塞（飞灰积累阻碍气体扩散）氨水液氨系统/储存系统氨源可选择液氨或氨水（20-25%浓度）液氨系统采用压力储罐，设计压力约

1.6MPa，储量为7-15天用量；氨水系统采用常压储罐，设计温度低于35℃防止氨气挥发储存系统需符合《氨站设计规范》GB50030要求，设置安全防护措施蒸发系统液氨蒸发系统将液态氨转化为气态氨，通常采用热水蒸发器或电加热蒸发器蒸发温度控制在15-25℃，压力约

0.6-

0.8MPa蒸发器配置双路系统，确保一路检修时另一路能满足系统需求蒸发量根据脱硝负荷自动调节稀释与分配气态氨需与空气混合稀释至5%以下浓度（低于爆炸下限），通过稀释风机提供稀释空气稀释后的氨气通过分配系统均匀分配至各AIG喷嘴，分配系统采用流量控制阀和流量计实现精确控制，确保氨气分布均匀安全联锁氨系统设置完善的安全联锁保护，包括氨泄漏检测与报警系统、紧急切断系统、喷淋冷却系统、通风排放系统和中和系统联锁条件包括烟气温度低于280℃时禁止喷氨、SCR入口挡板门关闭时禁止喷氨、氨泄漏时自动切断供应等喷氨格栅系统AIGAIG结构与布置氨气分布均匀性AIG（氨气喷射格栅）是SCR系统的关键组件，负责将稀释后的氨气均氨气分布均匀性直接影响脱硝效率和氨逃逸水平为确保均匀性，AIG匀喷入烟道典型的AIG系统由以下部分组成系统采取以下措施•主管道输送稀释氨气的总管•多点喷射每2-4m²烟道截面设置一个喷射点•分配管垂直或水平排列的分配管道•流量平衡通过孔径设计和调节阀平衡各点流量•喷嘴均匀分布的喷射孔或专用喷嘴•压力均衡主管道设计保证各分配管压力均衡•支撑结构固定和支撑整个格栅系统•多层控制大型系统分为多个控制区域独立调节AIG通常布置在SCR反应器入口处的整流格栅前，与烟气方向垂直主氨气分布不均匀度RMS值控制在10%以内，确保催化剂各部分氨负荷管道直径通常为150-250mm，分配管直径为50-100mm，材质为不均衡，避免局部氨过量或不足锈钢以抵抗腐蚀喷嘴设计是AIG系统的关键常用的喷嘴类型包括简单孔式（直接在管道上开孔）、喇叭口式（改善喷射形态）和雾化式（提高混合效果）喷嘴直径通常为3-8mm，设计压差为3000-5000Pa喷嘴朝向与烟气流向成一定角度，促进氨气与烟气充分混合为控制氨逃逸，AIG系统采用多级控制策略全局控制（根据NOx浓度和脱硝效率调整总氨量）、区域控制（根据催化剂各区域活性调整区域氨量）和动态调整（根据负荷变化和催化剂老化情况动态优化氨分配）同时，AIG系统配备清灰装置，定期清除喷嘴积灰，保持喷射性能运行工况控制SCR氨逃逸与控制氨逃逸机理影响因素未反应的NH3穿过催化剂层逃逸到下游设备和环境催化剂活性、温度窗口、NH3/NOx比、烟气分布均中，形成二次污染匀性和催化剂堵塞等控制措施在线监测优化NH3/NOx比、改善氨气分布、维护催化剂性能采用FTIR或NDIR技术实时监测SCR出口氨浓度，控和调整运行参数制在3ppm以下氨逃逸是SCR系统运行中的重要问题，不仅造成氨资源浪费，还会导致下游设备腐蚀和环境污染当氨逃逸超过5ppm时，会与烟气中的SO3反应生成硫酸氢铵和硫酸铵盐，这些物质会在空气预热器等低温设备表面沉积，造成堵塞和腐蚀此外，氨逃逸也会导致烟气中PM

2.5排放增加，形成二次气溶胶氨逃逸的主要影响因素包括喷氨过量（NH3/NOx比过高）、催化剂活性不足（老化或中毒）、温度偏低（反应速率下降）、气流分布不均（局部氨过量）和催化剂孔道堵塞（有效面积减少）控制措施主要包括精确控制NH3/NOx比，通常在

1.0-

1.05范围；优化AIG系统设计，提高氨气分布均匀性；定期检查和维护催化剂，清除积灰和恢复活性；安装在线氨逃逸监测系统，实时调整喷氨量；采用先进控制算法，如前馈-反馈组合控制，根据入口NOx浓度变化提前调整喷氨量脱硝分析系统CEMSCEMS系统组成采样与处理分析仪原理连续排放监测系统CEMS由采样系统通过探头从烟道抽取ABB AO2000系列分析仪是采样系统、样品处理系统、分样气，经过滤器去除颗粒物，常用的NOx分析设备，采用析仪器、数据采集系统和校准冷凝器去除水分，样品泵输送紫外荧光法原理NO在O3作系统组成，实时监测烟气中至分析仪采样点应选择在烟用下被氧化为激发态的NO2，NOx、SO

2、O2等参数，是道气流均匀、无湍流区域，通释放特征荧光，荧光强度与评估脱硝效率的重要工具常在SCR入口和出口各设一NO浓度成正比NO2需先转个采样点化为NO再测量，通过转化器实现校准与维护CEMS需定期校准，包括零点和量程校准校准气体通常为标准NO气体，浓度约为测量范围的80%维护工作包括清洗采样探头和滤器、检查冷凝器效果、更换泵膜和检查管路密封性，确保测量准确性脱硝工艺设计参数空速计算空速SV是衡量催化剂负荷的重要参数，定义为单位时间内通过单位体积催化剂的烟气量，单位为h⁻¹计算公式为SV=Q/V，其中Q为烟气量m³/h，V为催化剂体积m³典型SCR系统的空速范围为3000-5000h⁻¹，空速过高会降低脱硝效率，过低则增加催化剂投资NH3/NOx摩尔比NH3/NOx摩尔比是指喷入的NH3摩尔量与烟气中NOx摩尔量的比值，直接影响脱硝效率和氨逃逸从化学计量比看，理论值为

1.0，但考虑到反应不完全和分布不均匀因素，实际设计值通常为

1.0-

1.1随着摩尔比增加，脱硝效率先增加后趋于平稳，而氨逃逸则呈指数增长NOx去除率计算NOx去除率计算基于活性模型η=1-exp-K·SV⁻¹，其中K为催化剂活性系数，与温度、NH3/NOx比等因素有关实际工程中，初始设计脱硝效率通常为90%，随着催化剂老化，效率逐渐下降，当效率低于设计值15%时需更换催化剂催化剂体积计算是脱硝系统设计的关键步骤计算公式为V=Q/SV，其中Q为设计工况下的烟气量，SV为设计空速对于600MW机组，催化剂体积通常在200-300m³范围催化剂布置通常采用3-4层，每层厚度

0.5-

1.0m，层间距

1.0-

1.5m，预留1层用于后期更换催化剂的寿命与运行条件、煤种、灰分特性等因素有关，通常为16000-24000小时（约2-3年）第四部分系统运行与维护系统启停规范的启动与停止程序运行管理参数监控与调整优化设备维护定期检查与保养维修性能评估系统效率与运行状况分析系统运行与维护是确保脱硫脱硝装置长期稳定高效运行的关键环节本部分将详细介绍脱硫脱硝系统的启动与停止程序、运行参数控制、设备维护保养和性能评估方法，帮助学员掌握系统运行与维护的实用技能和管理方法通过系统的运行维护培训，学员将能够正确操作设备，及时发现和处理异常情况，确保系统安全稳定运行，延长设备使用寿命，提高系统效率，降低运行成本良好的运行维护水平是实现环保达标排放和经济效益的基础保障脱硫系统启动与停止启动前准备脱硫系统启动前需要进行全面检查，确保各子系统处于正常状态主要检查项目包括设备机械状态检查、电气系统检查、仪表系统检查、阀门状态检查、吸收剂准备情况和辅助系统就绪状态特别需要检查循环泵、搅拌器、增压风机等关键设备的润滑、冷却和密封系统冷态启动程序冷态启动是指设备长时间停运后的启动过程程序包括启动工艺水系统→启动石灰石浆液制备系统→向吸收塔注入清水至正常液位→启动搅拌器→启动氧化风机→加入石灰石浆液调节pH值→确认各系统正常后开启增压风机→烟气逐步导入吸收塔→调整工艺参数至正常值3热态启动程序热态启动是指设备短时间停运后的启动过程，浆液系统仍保持正常状态程序包括检查吸收塔液位和pH值→启动搅拌器和氧化风机→确认循环泵正常运行→启动增压风机→开启入口挡板门导入烟气→调整工艺参数至正常值热态启动时间较短，通常在1-2小时内完成停止程序正常停止程序包括降低负荷→关闭入口挡板门→停止石灰石浆液添加→关闭增压风机→保持搅拌器和氧化风机运行一段时间→停止氧化风机→停止搅拌器→关闭循环泵→密封系统紧急停止时，直接关闭入口挡板门和增压风机，迅速隔离系统，事后进行评估和检查脱硝系统启动与停止1启动前准备与检查SCR系统启动前需检查反应器及催化剂状态、氨水/液氨系统、喷氨格栅系统、挡板门及执行机构、电气和仪表系统确认锅炉稳定运行，烟气温度已达到正常范围，氨系统储量充足，分析仪表校准正常检查完成后填写启动前检查表，确认具备启动条件2催化剂预热过程催化剂预热是启动的关键步骤，目的是将催化剂温度升至反应温度窗口≥280℃预热方式包括开启SCR入口挡板门，利用锅炉烟气逐步加热催化剂；必要时可通过旁路调节控制预热速率，防止温度冲击预热速率通常控制在50℃/小时以内，避免催化剂热应力损伤3喷氨启动程序当催化剂温度稳定在280℃以上，且入口NOx浓度正常时，可以启动喷氨系统程序包括启动氨系统→打开主管道阀门→启动稀释风机→打开分配阀门→逐步增加喷氨量，从设计值的30%开始，每15-30分钟增加10-20%，直至达到目标值→监测出口NOx浓度和氨逃逸，根据需要微调喷氨量4正常与紧急停止正常停止程序为逐步减少喷氨量→停止喷氨→关闭氨气管道阀门→停止稀释风机→关闭SCR入口挡板门→锁定系统紧急停止时，直接切断喷氨并关闭入口挡板门，隔离系统在锅炉紧急停机、SCR温度低于280℃、氨泄漏或发生火灾时，必须执行紧急停止程序脱硫系统运行管理脱硝系统运行管理温度控制SCR系统运行的关键参数是反应器入口温度，正常范围为320-400℃温度过低会导致催化剂活性不足和硫酸铵沉积；温度过高会加速催化剂老化和NH3氧化温度控制主要依靠锅炉负荷调整和旁路挡板门开度调节在低负荷运行时，需特别关注温度是否满足要求喷氨控制喷氨量调整是脱硝系统运行的核心控制策略通常采用前馈-反馈组合方式前馈控制根据入口NOx浓度和烟气流量预设喷氨量；反馈控制根据出口NOx浓度和氨逃逸实时微调NH3/NOx摩尔比一般控制在

0.9-

1.05范围，负荷变化时需相应调整喷氨量催化剂监测催化剂性能是决定脱硝效率的关键因素运行中需通过以下指标跟踪催化剂状态脱硝效率变化趋势、压力损失增长率、氨逃逸水平变化和催化剂取样分析结果当效率下降15%以上或压力损失增加50%以上时，需考虑催化剂再生或更换定期检查SCR系统定期检查项目包括反应器和烟道的漏风情况、催化剂外观和积灰状态、喷氨格栅的堵塞和腐蚀情况、氨系统的密封性、分析仪表的准确性和稳定性检查频率根据设备重要性不同，从每班一次到每月一次不等设备日常维护泵与风机是脱硫脱硝系统的关键动力设备，日常维护重点包括轴承温度和振动监测（正常温度≤75℃，振动≤

4.5mm/s）、机械密封或填料函检查（滴漏应≤60滴/分钟）、联轴器和传动部件检查、润滑系统维护（定期更换润滑油，检查油位和油质）对于浆液泵，还需特别注意叶轮和泵体的磨损状况，必要时进行硬面堆焊修复阀门与管道维护主要包括检查阀门开关状态和密封性能、清理阀杆和填料、紧固松动螺栓、检查管道保温和防腐层状态、监测易磨损点壁厚仪表与传感器维护包括校准pH计、流量计和分析仪表、清洗传感器探头、检查信号传输线路和接口、更换故障元件电气设备维护包括检查电机绝缘电阻（不低于

0.5MΩ）、清洁电气柜和散热器、紧固接线端子、检查变频器运行状态良好的日常维护能有效减少故障发生，延长设备使用寿命，确保系统稳定运行催化剂维护与更换催化剂定期检测催化剂堵塞清理催化剂性能检测是评估SCR系统状态的重要手段，包括以下方法催化剂堵塞是影响性能的主要因素，清理方法包括•在线性能监测通过监测脱硝效率和氨逃逸评估整体性能•声波吹灰利用声波共振使积灰松动脱落，适用于轻微堵塞•定期取样分析每6-12个月取样进行实验室分析，测试活性、比表面积•空气吹扫使用压缩空气从反方向吹扫催化剂，去除松散积灰和化学成分•水洗对严重堵塞的催化剂进行水洗，需在停机检修期间进行•压差监测记录并分析压差变化趋势，判断堵塞程度•机械清灰使用专用工具清除硬质沉积物，需小心操作避免损伤•内窥镜检查利用内窥镜观察催化剂表面积灰和通道堵塞情况清理频率根据煤种和积灰情况确定，一般为3-6个月一次性能下降的主要指标包括脱硝效率降低15%以上、氨逃逸增加50%以上、压差增加超过初始值的50%催化剂更换流程是一项复杂的工作，通常在年度检修期间进行流程包括制定详细计划→停机冷却反应器→搭建工作平台→吊装设备就位→逐层拆除旧催化剂→检查支撑结构→安装新催化剂→密封处理→功能测试→启动验证更换时需注意催化剂的方向性，确保气流通道正确对齐，并做好防尘和个人防护废催化剂处置方法包括再生利用（通过物理清洗和化学再活化恢复部分活性）、金属回收（提取催化剂中的钒、钨等有价金属）和安全填埋（对于无法利用的部分）由于催化剂含有重金属，属于危险废物，必须按照环保要求进行管理和处置，委托有资质的单位进行处理，并保存完整的转移记录脱硫设备防腐与检修材质选择与防腐措施设备腐蚀机理与位置腐蚀检查与修复脱硫系统工作在强腐蚀环境中，材质选择和防脱硫系统的主要腐蚀机理包括酸腐蚀（SO2腐蚀检查采用目视检查、超声波测厚、涂层检腐措施至关重要常用的防腐材料包括碳钢溶解形成硫酸）、氯离子腐蚀（氯离子穿透保测和渗透探伤等方法，定期评估设备状态修衬橡胶（适用于吸收塔壁、管道）、玻璃鳞片护层造成点蚀）、磨损-腐蚀协同作用（浆液流复方法包括橡胶衬里修补（使用特殊胶料和涂层（适用于吸收塔内壁、烟道）、FRP材料动加速腐蚀）和疲劳腐蚀（应力与腐蚀共同作硫化工艺）、涂层修复（表面处理后重新涂（适用于除雾器、管道）、双相不锈钢（适用用）易腐蚀部位包括吸收塔液位波动区、装）、金属堆焊（对磨损部位进行硬面堆焊）于搅拌器、泵轴）和哈氏合金（适用于关键部浆液喷嘴区域、气液界面、搅拌器叶片、泵体和部件更换（严重损坏时更换整个部件）修件）防腐设计要考虑工作温度、PH值范围、内壁和除雾器支撑结构等复质量控制包括表面清洁度检查、涂层厚度氯离子浓度和磨损情况等因素测量、粘结强度测试和气密性检验第五部分故障分析与处理故障识别原因分析通过系统表现和参数变化识别故障类型与严系统性分析故障可能原因，找出根本问题重程度预防策略处理措施总结经验教训，完善预防机制避免再次发生制定针对性解决方案，及时有效排除故障故障分析与处理是脱硫脱硝系统运行管理中不可或缺的重要环节本部分将系统介绍常见故障类型、故障分析方法、处理技巧和预防措施，帮助学员提高故障诊断和处理能力，确保系统安全稳定运行通过真实案例分析，学员将学习如何运用系统思维和科学方法分析复杂故障，从现象到本质，找出根本原因并制定有效解决方案同时，掌握故障预防的基本原则和方法，建立预防性维护体系，减少故障发生频率，提高设备可靠性和系统运行效率脱硫系统常见故障故障类型主要表现可能原因处理方法浆液循环系统故障流量不稳、压力波气蚀、叶轮磨损、管清理管道、更换叶动、泵振动大道堵塞轮、调整操作参数除雾器堵塞压差增大、石膏雨现清洗不及时、喷淋不增加清洗频率、检查象均匀喷嘴分布石膏脱水系统故障石膏含水率高、产量真空度不足、滤布堵检修真空系统、清洗下降塞或更换滤布GGH漏风脱硫效率下降、能耗密封磨损、转子变形更换密封件、校正转增加子浆液循环系统故障是脱硫装置最常见的问题之一当循环泵出现气蚀时，表现为流量不稳、噪音增大和振动加剧，可能是由于吸收塔液位过低或入口管道漏气导致处理方法包括检查并调整液位、排除管道气体、必要时更换密封件叶轮磨损通常表现为流量逐渐降低，压力不足，解决方法是进行硬面堆焊修复或更换叶轮，同时优化浆液密度控制除雾器堵塞是影响脱硫效率的重要因素主要表现为系统压差增大，出口烟气中夹带液滴形成石膏雨造成堵塞的原因包括清洗系统故障、喷淋液分布不均和浆液中固体含量过高处理方法包括增加清洗频率和强度、检查并修复喷嘴、控制浆液密度和pH值严重堵塞时需停机进行人工清洗GGH漏风会导致未处理烟气绕过脱硫系统，降低整体脱硫效率漏风率超过10%时需要安排检修，更换密封件或校正转子脱硝系统常见故障催化剂堵塞与中毒催化剂堵塞表现为系统压差逐渐增大，通常每年增加200-300Pa严重堵塞会导致SCR反应器阻力超过设计值，影响锅炉引风机运行堵塞原因主要是飞灰积累和硫酸铵沉积中毒则表现为脱硝效率下降，主要由碱金属（Na、K）、碱土金属（Ca、Mg）和砷等元素占据活性位点导致处理方法包括安装或优化声波吹灰系统、定期进行空气或水力清洗、控制燃煤中毒元素含量氨逃逸超标处理氨逃逸超标（3ppm）会导致空气预热器堵塞和下游设备腐蚀主要原因包括喷氨量过大、催化剂活性不足、喷氨分布不均和温度过低处理方法包括检查并校准氨流量计、优化NH3/NOx比控制策略、检查和清洁AIG喷嘴、确保反应器温度在适当范围对于因催化剂老化导致的氨逃逸，需评估是否需要更换部分催化剂喷氨系统故障喷氨系统故障表现为喷氨量不稳定或喷氨分布不均匀，直接影响脱硝效率常见故障包括蒸发器结冰、流量计故障、调节阀卡滞和喷嘴堵塞处理方法包括检查蒸发器加热系统、校准或更换流量计、维修或更换调节阀、清洗喷嘴对于喷氨分布不均问题，需检查各区域流量是否平衡，必要时调整孔板或调节阀开度系统保护与联锁脱硫系统联锁保护脱硫系统联锁保护主要包括以下几个方面增压风机与挡板门联锁（挡板门未开启时禁止启动风机）；循环泵与液位联锁（液位低于安全值时泵自动停止）；搅拌器与浆液联锁（无浆液时禁止运行搅拌器）；pH值异常联锁（pH值超出范围时报警并调整石灰石添加量）；GGH差压过高联锁（差压超限时启动清洗或报警）脱硝系统联锁保护脱硝系统联锁保护主要包括以下几个方面温度联锁（烟温低于280℃时禁止喷氨）；SCR入口挡板门联锁（挡板门关闭时禁止喷氨）；氨气泄漏联锁（检测到泄漏时自动切断供应）；氨逃逸超限联锁（氨逃逸超过5ppm时自动降低喷氨量）；催化剂层差压超限联锁（差压超高时报警并检查）紧急停机流程脱硫系统紧急停机流程关闭入口挡板门→停止增压风机→停止石灰石浆液添加→保持搅拌器和氧化风机运行→待系统稳定后停止其他设备脱硝系统紧急停机流程立即停止喷氨→关闭SCR入口挡板门→隔离氨系统→切断相关电源→确认系统安全事故处理程序事故处理程序包括现场确认和初步评估→报告值长和相关负责人→采取紧急措施控制事态发展→组织力量进行处理→事后分析原因并制定防范措施对于危险化学品泄漏等重大事故，需按照应急预案进行处理，确保人员安全，控制环境影响故障案例分析一故障现象某600MW机组脱硫系统运行中，吸收塔浆液pH值出现周期性波动，幅度在

4.8-

6.5之间，波动周期约30分钟同时观察到脱硫效率波动，最低时降至85%，远低于设计值95%操作人员多次手动调整石灰石浆液添加量，但无法稳定pH值影响分析pH值波动直接导致SO2吸收效率不稳定，影响脱硫效率；pH值过高时易形成结垢，pH值过低时会加剧设备腐蚀；频繁波动还会导致控制系统频繁动作，增加设备磨损和能耗长期运行在这种状态下，将缩短设备使用寿命，增加运行成本原因排查经过系统排查，发现主要原因有石灰石浆液密度计读数不准确，导致浆液浓度波动；pH计电极污染严重，响应迟缓；PID控制参数设置不合理，比例系数过大导致调节过度；浆液添加系统的调节阀存在机械间隙，响应不灵敏处理措施清洗并校准pH电极；检修石灰石浆液密度计；重新整定PID参数，降低比例系数，增加积分时间；检修浆液添加系统调节阀，消除机械间隙；增加浆液缓冲罐容积，提高系统惯性实施措施后，pH值波动幅度控制在

5.2-

5.8范围内，脱硫效率稳定在95%以上故障案例分析二故障现象某电厂SCR系统在运行约18个月后，出现氨逃逸浓度持续升高的情况，从正常的1-2ppm上升至7-8ppm，同时观察到空气预热器压差明显增加，每月增长率高于正常值系统脱硝效率基本保持正常，但出口NOx浓度开始轻微上升影响分析氨逃逸超标会导致空气预热器结垢，增加系统压降和能耗；逃逸的氨会与SO3反应形成硫酸铵盐，造成下游设备腐蚀；氨排放超标还会引起环保问题；若不处理，将导致设备效率下降，最终可能需要停机大修，造成重大经济损失原因分析经过全面排查，发现以下原因部分催化剂出现中毒现象，活性明显下降；入口NOx浓度高于设计值，系统自动增加喷氨量导致过量；AIG系统部分喷嘴堵塞，造成氨气分布不均；入口烟气流场分布不均匀，部分区域氨气利用率低处理方法短期措施降低NH3/NOx比至

0.9，牺牲一定脱硝效率；增加吹灰频率，清除催化剂表面积灰；清洗AIG喷嘴，恢复均匀喷射长期措施安排停机检修，对第一层催化剂进行更换；优化入口导流板，改善烟气流场分布；增加在线氨逃逸监测点，实现精细化控制预防措施加强煤质管理，控制煤中有害元素含量；优化SCR运行参数，建立动态控制模型；增加催化剂活性定期检测频率；建立预测性维护体系，根据趋势分析提前安排维护实施以上措施后，系统氨逃逸控制在3ppm以下，运行稳定总结与展望智能化发展人工智能与大数据技术应用于系统优化控制协同治理多污染物一体化脱除技术成为主流技术突破催化剂性能提升与脱硫新工艺研发基础理论深入理解化学反应机理与传质规律通过本次培训，我们系统学习了脱硫脱硝技术的基础理论、工艺流程、设备结构、运行维护与故障处理等关键内容湿法石灰石-石膏脱硫技术和SCR选择性催化还原脱硝技术作为主流技术，其高效稳定的性能已经得到广泛验证在实际运行中，关键在于掌握核心参数控制策略，建立科学的运维体系，及时发现并处理各类故障未来脱硫脱硝技术发展趋势主要体现在一体化协同治理技术，如湿式电除尘与脱硫一体化、低温SCR技术等，实现多污染物同时脱除；催化剂技术突破，如开发耐高硫、宽温域催化剂，延长使用寿命；智能化运行与管理，利用大数据分析和人工智能技术，实现预测性维护和自适应优化控制；资源化利用技术，如脱硫石膏高值化利用、废催化剂再生技术等通过持续技术创新和管理提升，燃煤电厂环保设施将更加高效、经济、可靠，为实现碳达峰碳中和目标提供坚实支撑。