火电厂烟气脱硝技术规范培训

火电厂烟气脱硝技术规范培训勇于跨越追求卓越CONTENTS目录01烟气脱硝技术概述02选择性催化还原（SCR）脱硝技术03选择性非催化还原（SNCR）脱硝技术04联合脱硝及其他脱硝技术CONTENTS目录05脱硝系统设计标准与规范06脱硝系统运行与维护管理07安全与环保要求01烟气脱硝技术概述烟气脱硝技术定义与意义烟气脱硝技术的定义烟气脱硝（Fluegasdenitrification）是指将烟气中氮氧化物（NOx）还原为氮气（N₂）以降低污染的技术，主要应用于火电厂、钢铁企业等工业领域，分为干法和湿法两类。NOx的环境危害与控制必要性NOx在阳光作用下引发光化学烟雾，导致人体健康伤害、高含量硝酸雨、臭氧层破坏等问题。火力发电厂排放的大量NOx若不处理，会加剧大气污染，形成酸雨，因此必须对燃烧后的烟气进行脱硝处理。烟气脱硝的技术核心目标核心目标是通过化学反应将烟气中的NOx转化为无害的N₂和水，从而有效降低NOx排放浓度，使其达到国家及地方环保排放标准，保护大气环境和人类健康。

氮氧化物污染危害与排放标准

氮氧化物的环境危害氮氧化物（NOx）在阳光作用下引发光化学烟雾，形成高含量硝酸雨，破坏臭氧层，对生态环境造成严重影响。

氮氧化物对人体健康的影响低浓度NOx会危害人体健康，可能导致呼吸道疾病等，其危害性远超人们原先设想。

国内外排放标准概况20世纪70年代起，日本和美国率先制定NOx排放标准，日本制定了世界上最严格的相关标准。中国于2010年发布《火电厂烟气脱硝工程技术规范》（HJ562-2010、HJ563—2010），要求新建火电机组同步安装脱硝设施。

火电厂脱硝必要性火力发电厂烟气中含有大量氮氧化物，如不处理，排入大气会产生污染形成酸雨，为进一步降低氮氧化物排放，必须对燃烧后的烟气进行脱硝处理。干法脱硝技术烟气脱硝技术分类与发展历程干法脱硝主要包括选择性催化还原（SCR）和选择性非催化还原（SNCR）。SCR采用NH3作为还原剂，在V2O5/TiO2催化剂作用下脱除NOx，脱硝效率可达90%；SNCR通过高温喷入尿素溶液实现脱硝，效率约80%。湿法脱硝技术湿法脱硝需先将NO氧化为NO2，再用水或碱性溶液吸收。O3氧化吸收法初投资及运行费用高；ClO2氧化还原法可同时脱硫，但ClO2和NaOH价格较高。技术发展历程20世纪70年代起，日本和美国率先制定排放标准并研发脱硝技术。中国于2010年发布《火电厂烟气脱硝工程技术规范》，要求新建火电机组同步安装脱硝设施，2015年火电脱硝市场规模达1950亿元。02选择性催化还原（SCR）脱硝技术SCR脱硝技术基本原理SCR脱硝技术原理与反应方程式

选择性催化还原（SCR）脱硝技术是在催化剂存在的条件下，采用氨（NH₃）等作为还原剂，在氧气存在的条件下将烟气中的NOx（主要是NO）还原为无害的N₂和H₂O。其核心在于催化剂能选择性地促进还原剂与NOx的反应，而较少与烟气中的氧气发生反应。主要化学反应方程式

在SCR脱硝过程中，主要发生以下反应：4NH₃+4NO+O₂=4N₂+6H₂O（标准反应式）；当烟气中存在NO₂时，还会发生2NH₃+NO+NO₂=2N₂+3H₂O等反应。这些反应在催化剂作用下能高效进行，实现NOx的脱除。催化剂在反应中的作用

催化剂（如V₂O₅/TiO₂）通过降低反应活化能，提高反应速率，拓宽反应温度窗口（通常为300-400℃），使还原剂与NOx在较低温度下即可高效反应，从而保证SCR脱硝技术的高脱硝效率（可达90%以上）。

SCR脱硝系统组成与设备配置脱硝反应器核心构成SCR脱硝系统核心设备为脱硝反应器，内部布置催化剂层，通常采用"2+1"或"3+1"模式（运行层+备用层）。设计空塔烟气速度宜为4m/s~6m/s，最大总压降不宜超过1000Pa，以确保烟气与催化剂充分接触反应。

催化剂类型与选型要求催化剂主要有蜂窝式、平板式和波纹板式三类。选用需满足脱硝效率高、选择性好、抗毒抗磨性强的要求，单层催化剂SO₂/SO₃转化率应小于0.5%，且需考虑宽负荷运行及超低排放需求。

还原剂制备与喷射系统还原剂制备系统根据原料不同分为液氨、氨水和尿素路线。喷氨系统宜采用格栅型AIG（喷氨格栅），设计为炉深及炉宽两方向多个分区结构，氨气空气混合器出口氨气（体积）浓度应不高于5%，确保还原剂与烟气均匀混合。

辅助系统关键设备辅助系统包括吹灰装置（防止催化剂积灰堵塞）、烟气换热器（必要时调节反应温度）、稀释风机及监测控制系统。系统需配套完善的氨逃逸监测装置，逃逸氨浓度宜控制在2.3mg/m³（标准状态，干基，6%O₂）以内。

催化剂类型及性能指标要求SCR催化剂主要类型SCR催化剂分为蜂窝式、平板式和波纹板式三大类。其中蜂窝式催化剂因比表面积大、活性高，在火电厂应用广泛；平板式催化剂抗磨损性能优异，适用于高尘烟气；波纹板式催化剂则具有低压降特性。

关键性能指标要求脱硝效率应不小于80%（含备用催化剂层），单层催化剂SO₂/SO₃转化率需小于0.5%，氨逃逸浓度宜控制在2.3mg/m³（标准状态，干基，6%O₂）以内，以避免设备腐蚀和二次污染。

设计选型技术规范催化剂选型需符合GB/T31584（平板式）、GB/T31587（蜂窝式）等标准，设计空塔烟气速度宜为4m/s~6m/s，反应器总压降不宜超过1000Pa，且应考虑宽负荷脱硝及催化剂再生需求。

性能检测与报废标准催化剂性能需通过DL/T1286检测技术规范验证，活性下降至初始值80%以下或出现严重磨损、中毒时，应依据DL/T2090报废判定导则进行更换，确保系统长期稳定运行。SCR反应器设计与布置方式反应器布置的三种典型方式SCR脱硝反应器的布置分为高灰、低灰及尾端三种方式。高灰布置于省煤器和空气预热器之间；低灰布置在除尘器和脱硫装置之间；尾端布置在脱硫装置之后。高灰布置方式的特点高灰工艺布置在省煤器和空气预热器之间，优点是烟气温度高，满足催化剂活性要求；缺点是烟气飞灰含量高，对催化剂的防磨损和防堵塞性能要求较高，是火电厂常用的布置方式。低灰与尾端布置的适用性低灰布置在除尘器和脱硫装置之间，飞灰含量大幅减少，但需安装蒸汽加热器和烟气换热器（GGH）以满足催化剂活性温度要求，系统复杂且投资增加；尾端布置于脱硫装置之后，同样面临烟气温度低需加热的问题，一般较少采用。反应器设计关键参数SCR脱硝反应器设计空塔烟气速度宜为4m/s~6m/s，最大总压降不宜超过1000Pa。催化剂布置宜根据脱硝性能要求采用“2+1”或“3+1”模式，可置于常规SCR反应器或锅炉后竖井烟道、局部扩大的尾部烟道。

SCR脱硝工艺关键参数控制01反应温度窗口控制SCR脱硝反应需控制在280-450℃的最佳温度区间，以保证催化剂活性。温度过低会导致反应不完全，氨逃逸率升高；温度过高则可能引发催化剂烧结及SO₂向SO₃的过度转化，单层催化剂SO₂/SO₃转化率应小于0.5%。

02还原剂喷射与氨逃逸控制喷氨系统宜采用格栅型AIG设计，实现炉深及炉宽方向多分区精准调节。氨气/空气混合器出口氨气浓度应不高于5%（体积比），运行中氨逃逸浓度宜控制在2.3mg/m³（标准状态，干基，6%O₂）以内，以避免下游设备腐蚀和二次污染。

03空塔速度与系统压降控制SCR反应器设计空塔烟气速度宜为4m/s~6m/s，系统最大总压降不宜超过1000Pa。通过优化流场设计（必要时进行数值模拟或物理模型验证）和定期吹灰维护，可有效控制压降，确保锅炉运行经济性。

04脱硝效率与出口浓度控制煤粉锅炉SCR脱硝系统效率一般不小于80%（含备用催化剂层），应满足NOx排放浓度控制在20mg/Nm³以下的超低排放要求。当入口NOx浓度较高（>800mg/m³）时，可结合低氮燃烧或SNCR预处理工艺，确保达标排放。03选择性非催化还原（SNCR）脱硝技术01SNCR脱硝技术原理与反应条件SNCR技术定义与基本原理选择性非催化还原（SNCR）脱硝技术是在无催化剂条件下，将含氨基还原剂（如尿素、氨水）喷入高温烟气中，与氮氧化物（NOx）选择性反应生成氮气（N₂）和水（H₂O）的脱硝方法。02核心化学反应过程以尿素为例，在高温下发生热解反应生成氨气（NH₃），随后NH₃与NOx进行还原反应：NH₃+NOx→N₂+H₂O。还原剂需在特定温度窗口内喷入以确保反应高效进行。03关键反应条件：温度窗口SNCR反应需严格控制温度在930～1090℃区间。温度过低会导致还原剂反应不完全，造成氨逃逸；温度过高则可能将NH₃氧化为NOx，降低脱硝效率甚至产生二次污染。04其他影响因素与效率范围脱硝效率（通常30%～70%）还受还原剂与NOx化学计量比、混合程度及反应时间影响。设计合理的工艺需优化喷氨格栅布置与雾化效果，确保还原剂与烟气均匀混合。

SNCR脱硝系统主要设备与还原剂选择SNCR脱硝系统核心设备组成SNCR脱硝系统主要由还原剂储存与制备系统、计量分配系统、喷射系统及控制监测系统构成，以炉膛或预分解炉为反应器，无需额外反应器。

还原剂储存与制备设备包括还原剂储罐、溶解槽、输送泵等，用于储存和制备尿素溶液或氨水等还原剂，需满足相应的储存安全和输送要求。

喷射系统关键组件主要有喷枪、喷嘴及管路，将还原剂喷入炉膛高温区（930～1090℃），其设计需保证还原剂与烟气充分混合，以提高反应效率。

常用还原剂类型及特性SNCR脱硝常用还原剂为尿素或氨水。尿素运输储存方便、安全性较好，但需热解转化；氨水反应活性较高，但储存需防腐且有挥发风险，应根据实际工况选择。温度窗口控制与混合效果优化SCR脱硝温度窗口要求SCR脱硝反应需在催化剂活性温度区间内进行，常用钒钨钛催化剂最佳反应温度窗口为280-450℃，温度过低会导致催化剂活性下降，过高则可能引发副反应及催化剂烧结。SNCR脱硝温度窗口要求SNCR脱硝需在高温区（850-1100℃）喷入还原剂，温度过低会导致NH3反应不完全造成逃逸，过高则易使NH3氧化为NOx，需严格控制温度波动范围以保证脱硝效率。流场数值模拟优化技术通过CFD数值模拟优化脱硝反应器内流场设计，必要时进行物理模型验证，确保烟气速度分布均匀，还原剂与烟气混合充分，减少死区和涡流，提升整体脱硝效率。喷氨格栅与静态混合器设计SCR喷氨系统宜采用格栅型AIG，设计为炉深及炉宽两方向多个分区结构，配套静态混合器，确保氨气与烟气混合均匀，氨气空气混合器出口的氨气（体积）浓度应不高于5%。

SNCR脱硝效率影响因素分析反应温度窗口的关键作用SNCR工艺需严格控制反应温度在930～1090℃区间。温度过低会导致NH₃反应不完全，造成氨逃逸；温度过高则NH₃易被氧化为NOx，抵消脱硝效果，二者均会降低脱硝效率。

还原剂与NOx的化学计量比还原剂（如尿素、氨基化合物）与NOx的化学计量比直接影响脱硝效率。需根据烟气中NOx浓度精准控制还原剂投加量，以达到理想的还原反应效果。

混合程度与反应时间还原剂与烟气的混合均匀程度及反应时间是重要影响因素。混合不良会导致局部反应不充分，反应时间不足则还原剂未完全参与反应，通常设计合理的SNCR工艺脱硝效率可达30%～50%。04联合脱硝及其他脱硝技术SNCR-SCR联合脱硝技术原理与优势技术原理：两段式脱硝协同机制联合脱硝工艺在炉膛高温区（930～1090℃）喷入氨基还原剂（如尿素）进行SNCR反应，初步脱除30%～50%NOx；未反应的还原剂及剩余NOx进入下游SCR反应器，在催化剂作用下进一步还原，总脱硝效率可达80%以上。核心优势：效率与成本的平衡优化相比单一SCR工艺，联合技术可减少催化剂用量30%～50%，降低初投资；较单独SNCR，脱硝效率提升40%～60%，满足超低排放要求（NOx≤20mg/Nm³），特别适用于高浓度NOx烟气处理。关键参数：温度匹配与还原剂调控SNCR段需精准控制喷氨温度窗口（偏差±50℃将导致效率下降20%），SCR段通过优化空塔速度（4m/s～6m/s）和氨逃逸率（≤2.3mg/m³），实现两段工艺高效衔接，氨耗量降低15%～25%。应用场景：复杂工况的适应性增强适用于循环流化床锅炉、垃圾焚烧炉等烟气波动大的场景，DL/T296-2023明确推荐煤粉锅炉采用SCR，循环流化床锅炉宜用SNCR或联合工艺，某300MW机组应用案例显示，联合工艺运行成本较SCR降低28%。

湿法脱硝技术特点与应用场景01技术核心原理湿法脱硝需先将难溶于水的NO氧化为NO₂，常用氧化剂有O₃、ClO₂等，生成的NO₂再用水或碱性溶液吸收，实现脱硝。

02典型工艺及特点O₃氧化吸收法可生成HNO₃液体，但O₃制取费用高；ClO₂氧化还原法脱硝率可达95%，可与湿法脱硫结合，但ClO₂和NaOH成本较高。

03主要优缺点分析优点是可同时脱除SO₂等污染物；缺点是NO难溶于水需先氧化，设备易腐蚀，运行成本较高，且生成物处理复杂。

04适用场景与选型建议适用于特定工业尾气处理，如与湿法脱硫协同处理的场景。常温操作，对高硫、高尘烟气有一定耐受性，但需权衡氧化剂成本。其他脱硝技术简介与适用性分析湿法脱硝技术湿法脱硝需先将难溶于水的NO氧化为NO₂，再用碱性溶液吸收。如O₃氧化吸收法生成HNO₃，ClO₂氧化还原法可与湿法脱硫结合，脱硝率可达95%，但氧化剂成本较高，适用于特定工业尾气处理。脱硝吸附法利用活性炭、分子筛等材料吸附NOx，低温下运行，适应性强，但吸附容量有限，再生能耗高，多用于低浓度NOx的处理。等离子体脱硝利用高能电子或等离子体激发气体分子分解NOx，无需催化剂，适用范围广，但能耗较高，设备复杂，属于新兴技术，适用于特殊工况或实验研究。PNCR（高分子脱硝）采用高分子活性脱硝剂喷入炉膛，效率60%-80%，无需催化剂或高温处理，设备占地小且能耗低，对高硫、高尘烟气耐受性强，适用于化工厂、陶瓷厂等中小炉型，综合成本较SCR低40%-50%。05脱硝系统设计标准与规范

设计总体要求与基本原则合规性要求烟气脱硝系统设计必须符合国家及地方法律、法规、环保政策要求，满足GB/T21509、DL/T5480等相关标准规范，确保污染物排放达标。

技术适配性原则应综合分析上下游硬件设备、流场条件和运行操作等因素选择脱硝技术。煤粉锅炉宜采用SCR脱硝，循环流化床锅炉宜采用SNCR脱硝，必要时采用SNCR-SCR联合脱硝。

效率与性能要求一般情况下SCR脱硝系统效率应不小于80%（含备用催化剂层），氨逃逸浓度宜控制在2.3mg/m³以内，单层催化剂SO₂/SO₃转化率应小于0.5%，装置可用率保证在95%以上。

安全与兼容性原则脱硝系统建设需充分考虑与锅炉主体系统的兼容性，不得对锅炉安全运行造成重大隐患，对锅炉热效率影响应减小到最低，同时满足GB50016、GB50160等安全防火规范。

还原剂制备与储存系统设计规范01液氨储存及氨气制备系统设计液氨卸料及储存应符合DL/T5480-2022要求，储存设施需考虑防火、防爆设计，满足GB50016、GB50160等规范。氨气制备系统应控制氨气空气混合器出口的氨气（体积）浓度不高于5%，并设置相应的安全泄压装置。

02氨水储存及氨气制备系统设计氨水储存设施应根据其特性采取防泄漏、防腐蚀措施，储存区域需设置围堰及应急收集系统。氨气制备过程中，应优化雾化喷嘴设计，确保氨水雾化效果，以提高氨气生成效率和还原剂利用率。

03尿素溶解储存及氨气制备系统设计尿素溶解及储存系统应设计搅拌装置以保证尿素充分溶解，溶液温度宜控制在适宜范围内，防止尿素结晶。尿素热解系统需合理设计热解炉，确保热解温度稳定，尿素水解系统则应控制反应压力和温度，保障氨气产出稳定。

04还原剂选择与系统适配性要求还原剂选择应综合考虑安全性、经济性及供应稳定性。液氨具有较高的脱硝效率但安全性要求高，尿素储存运输方便但需消耗热能转化，氨水则在特定工况下具有适用性，设计时需根据项目实际情况选择并进行系统适配性优化。流场模拟与优化设计要求

流场模拟的技术要点通过数值模拟优化脱硝流场设计，必要时进行物理模型验证，确保烟气在反应器内均匀分布，提升脱硝效率。

SCR反应器空塔速度设计SCR脱硝反应器设计空塔烟气速度宜为4m/s~6m/s，最大总压降不宜超过1000Pa，保障烟气流通顺畅与系统经济性。

喷氨系统优化配置喷氨系统宜采用格栅型AIG，设计为炉深及炉宽两方向多个分区结构，必要时配套分区静态混合器并考虑防堵灰设计，确保还原剂与烟气均匀混合。

相关行业标准与技术规程解读国家及行业核心标准体系火电厂烟气脱硝领域主要遵循国家能源局发布的DL/T系列标准（如DL/T296-2023、DL/T5480-2022）和生态环境部HJ系列标准（如HJ562-2010、HJ563-2010），涵盖设计、建设、运行、维护全流程技术要求。

SCR脱硝技术核心标准要点DL/T5480-2022《火力发电厂烟气脱硝系统设计规程》规定SCR脱硝效率应不小于80%（含备用催化剂层），氨逃逸浓度宜控制在2.3mg/m³以内，催化剂SO₂/SO₃转化率应小于0.5%，反应器设计空塔烟气速度宜为4m/s~6m/s。

SNCR脱硝技术标准关键指标HJ563-2010《火电厂烟气脱硝工程技术规范选择性非催化还原法》明确SNCR反应温度窗口为850~1100℃，脱硝效率一般为30%~70%，还原剂喷射系统应满足分区控制和混合均匀性要求，氨逃逸率需控制在规定范围内。

标准实施与更新动态DL/T296-2023替代DL/T296-2011，新增低负荷运行要求、运行维护章节及相关资料性附录；DL/T5480-2022扩展适用范围至生物质秸秆电厂和生活垃圾焚烧电厂，强化宽负荷脱硝、催化剂再生及废弃催化剂暂存等设计规定，标准体系持续完善以适应环保新形势。06脱硝系统运行与维护管理启动前基本条件检查系统启动与停运操作规范现场消防、交通需畅通，安全围栏及警示标志齐全合规；防雷、防静电接地经测试合格；消防系统、压力容器、安全阀等均需符合相关标准要求，确保启动环境安全。启动前试验与准备需完成电缆绝缘测试、转动设备开关阀门试验、信号连锁保护及仪器仪表校验；不同还原剂制备区（液氨、氨水、尿素）需根据其特性完成储存、输送设备专项检查与准备。正常启动操作流程按照先启动辅助系统（如风机、加热装置），再投入还原剂制备与供应系统，最后调整喷氨格栅及控制参数的顺序进行；确保反应器入口烟气温度、流速等参数达到设计要求后投入催化剂运行。正常停运操作要点先停止还原剂供应，待反应器内残留还原剂反应完成后，依次停运喷氨系统、还原剂制备系统及辅助设备；注意控制设备降温速率，避免温度骤变对催化剂及反应器造成损坏。紧急停运触发条件与应对当发生设备严重故障、氨气泄漏浓度超标、炉膛熄火等紧急情况时，立即触发紧急停运；迅速切断还原剂气源、电源，启动事故排风系统，人员撤离至安全区域并按应急预案处理。停运后设备维护保养停运后应对反应器内部进行检查与清灰，对催化剂进行活性检测；清理喷氨格栅及混合器内积灰堵塞，检查管道腐蚀情况；对阀门、仪表等进行校验与维护，确保下次启动可靠。运行参数监测与调整策略

关键监测参数体系核心监测指标包括NOx进出口浓度（干基，6%O₂）、氨逃逸率（宜≤2.3mg/m³）、催化剂床层温度（SCR280-450℃/SNCR850-1100℃）、SO₂/SO₃转化率（≤0.5%）及系统压力损失（≤1000Pa），通过CEMS系统实现实时数据采集与超标预警。

脱硝效率优化调整方法当NOx排放浓度超标时，优先通过调节喷氨格栅分区流量（采用格栅型AIG实现炉宽/深双方向分区控制）优化氨氮摩尔比，同步结合数值模拟流场校核结果调整静态混合器，确保还原剂与烟气均匀混合，脱硝效率稳定维持在设计值（SCR≥80%，SNCR30-70%）。

低负荷运行参数控制要点针对机组深度调峰需求，SCR系统需启用低负荷投运方案（附录B），通过调节省煤器旁路烟气量或增设暖风器维持催化剂入口温度≥280℃，同时降低空塔烟气流速至4m/s下限值，避免催化剂局部磨损加剧，保障脱硝装置可用率≥95%。

异常工况应急调整流程发生氨逃逸率超3ppm或压力损失骤增时，立即启动分级响应：一级响应（轻微超标）调整喷氨流量并加强吹灰；二级响应（严重超标）触发还原剂切断保护，切换至旁路运行，同步启用备用催化剂层（采用"2+1"或"3+1"布置模式），确保故障处理期间NOx排放浓度≤20mg/Nm³。

催化剂维护与更换要求催化剂性能监测指标需定期监测脱硝效率（应不小于设计值的90%）、氨逃逸率（宜控制在2.3mg/m³以内）、SO₂/SO₃转化率（单层催化剂应小于0.5%）及压力损失（最大总压降不宜超过1000Pa），确保催化剂活性。

日常维护与保养措施应定期进行吹灰（采用声波或蒸汽吹灰装置），清除催化剂表面积灰；加强流场监测与优化，防止局部磨损或堵塞；运行中控制烟气温度在催化剂适用范围内，避免高温烧结或低温硫酸氢铵堵塞。

催化剂更换判定标准当催化剂脱硝效率低于设计值的80%、氨逃逸率持续超过3ppm、压力损失显著增加且无法通过清洗恢复，或达到DL/T2090《火电厂烟气脱硝催化剂报废判定导则》规定的物理化学指标（如活性降低至初始值50%以下）时，应进行更换。

更换与再生要求催化剂更换应遵循“2+1”或“3+1”布置模式（预留备用层），更换周期一般为24000-36000运行小时；废弃催化剂需按GB/T35209《烟气脱硝催化剂再生技术规范》进行再生或合规处置，鼓励优先采用再生技术以降低成本。常见故障处理与应急预案典型故障类型及成因分析火电厂烟气脱硝系统常见故障包括催化剂失活（如长期运行积灰、中毒）、喷氨格栅堵塞（导致混合不均）、氨逃逸率超标（喷氨量控制不当或催化剂失效）、反应器压力损失异常（催化剂堵塞或烟气流量波动）等。故障处理原则与流程处理原则：安全优先，快速响应，最小化对机组运行影响。处理流程：故障诊断（依据在线监测数据及现场巡检）→故障隔离（如切断还原剂供应、隔离故障区域）→故障排除（清理堵塞、更换损坏部件、调整运行参数）→系统恢复与效果验证。氨气泄漏应急处置立即启动氨气泄漏应急预案，切断氨源，启动通风系统，疏散人员至上风向。穿戴防护用具，使用便携式氨检测仪确定泄漏点，小泄漏可关闭阀门后用雾状水吸收，大泄漏需用大量水稀释并设置警戒区，防止氨气与空气混合形成爆炸性气体。脱硝效率骤降应急措施当脱硝效率骤降时，迅速检查反应器入口烟温、还原剂喷射量、催化剂压差等关键参数。