宣城烟气脱硝工程培训教材.doc

1600MW机组脱硝技改工程SCR脱硝系统培训教材审定： 校审： 编制： 目 录前 言11. 概述21.1 脱硝基本技术及概念21.2 本工程SCR脱硝及改造设计条件121.3主要性能指标141.4 工艺流程图161.5总布置图171.6 CFD 模型及实物模型191.7 KKS标识系统212. 分系统介绍242.1 SCR系统242.2脱硝剂存储、制备、供应系统272.3催化剂介绍332.4 蒸汽系统462.5 水系统和压缩空气系统462.6 引风机改造系统462.7 空预器改造472.8 省煤器出口灰斗输灰系统改造472.9 催化剂储存、运行和测试482.10 脱硝系统运行性能曲线552.11 氨的特性和防护592.12. 消防602.13 电气系统612.14脱硝热控自动化部分673. 调试及运行853.1 液氨卸料及存储系统调试853.2 液氨蒸发系统调试873.3 SCR反应系统的调试913.4 脱硝系统的运行953.5 脱硝系统的运行维护983.6 故障检修指导993.7 非正常运行时，催化剂的保护102国投宣城发电有限责任公司一期1600MW机组脱硝技改工程SCR脱硝系统培训教材 前 言中国是一个以煤炭为主要能源的国家，煤在一次能源中占75，其中84以上是通过燃烧方法利用的。煤燃烧所释放出废气中的氮氧化物(NOx)，是造成大气污染的主要污染源之一。氮氧化物(NOx)引起的环境问题和人体健康的危害主要有以下几方面：(1)NOx对人体的致毒作用，危害最大的是NO2，主要影响呼吸系统，可引起支气管炎和肺气肿等疾病；(2)NOx对植物的损害；(3)NOx是形成酸雨、酸雾的主要污染物；(4)NOx与碳氢化合物可形成光化学烟雾；(5)NOx参与臭氧层的破坏。据中国环境状况公报显示，2005年全国氮氧化物的产量已达到1700万吨左右，而未来30年中国NOx排放量将继续呈稳步增长的趋势，如果不采取措施，到2010年、2020年、2030年，全国能源消费导致的NOx排放量将分别达到16771853万吨、23632914万吨和31544296万吨，到2020年前后中国将超过美国成为世界第一大NOx排放国。解决环境保护面临的巨大压力已是刻不容缓。随着国内社会经济的发展、科技的进步，人民们生活水平的日益改善，社会对环境的重视达到了空前的高度。在国家能源环保政策的鼓励下，烟气脱硝装置继脱硫装置后成为了电厂建设的不可或缺的组成部分。这对我国的电力事业的发展包括设计、运行和维护等提出了新的要求。本教材所描述的工艺流程及设备参数，主要针对国投宣城发电有限责任公司一期1600MW机组脱硝技改工程。根据国投宣城发电有限责任公司与中国大唐集团科技工程有限公司签订的合同，大唐科技组织编写了这本培训教材，用于对业主方有关技术人员进行培训，以便使电厂有关人员对电厂烟气脱硝有个比较全面的、系统的认识，保证烟气脱硝系统的安全、稳定而高效的运行，进而保证电厂整体系统的安全、高效的运行。 本手册仅供国投宣城发电有限责任公司一期1600MW机组脱硝技改工程培训使用，属于大唐科技技术保密资料，不得向第三方泄露本手册及部分手册内容。16国投宣城发电有限责任公司一期1600MW机组脱硝技改工程SCR脱硝系统培训教材 1. 概述氮氧化物(NOx)是造成大气污染的主要污染源之一。通常所说的NOx有多种不同形式：N2O、NO、NO2、N2O3、N2O4和 N2O5，其中NO和NO2是重要的大气污染物，另外还有少量N2O。我国氮氧化物的排放量中70来自于煤炭的直接燃烧，电力工业又是我国的燃煤大户，因此火力发电厂是NOx排放的主要来源之一。在煤的燃烧过程中，NOx的生成量和排放量与燃烧方式，特别是燃烧温度和过量空气系数等密切相关。燃烧形成的NOx可分为燃料型、热力型和快速型3种。其中快速型NOx生成量很少,可以忽略不计。(1)热力型NOx，指空气中的氮气在高温下氧化而生成NOx。当炉膛温度在1350以上时，空气中的氮气在高温下被氧化生成NOx ,当温度足够高时,热力型NOx 可达20 %。过量空气系数和烟气停留时间对热力型NOx 的生成有很大影响。(2) 燃料型NOx，指燃料中含氮化合物在燃烧过程中进行热分解，继而进一步氧化而生成NOx。其生成量主要取决于空气燃料的混合比。燃料型NOx约占NOx总生成量的75%90%。过量空气系数越高, NOx的生成和转化率也越高。(3)快速型NOx，指燃烧时空气中的氮和燃料中的碳氢离子团如CH等反应生成NOx。主要是指燃料中碳氢化合物在燃料浓度较高的区域燃烧时所产生的烃,与燃烧空气中的N2 发生反应，形成的CN和HCN继续氧化而生成的NOx。在燃煤锅炉中，其生成量很小，一般在燃用不含氮的碳氢燃料时才予以考虑。在这三种形式中，快速型NOx所占比例不到5；在温度低于1300时，几乎没有热力型NOx。对常规燃煤锅炉而言，NOx主要通过燃料型生成途径而产生。控制NOx排放的技术指标可分为一次措施和二次措施两类，一次措施是通过各种技术手段降低燃烧过程中的NOx生成量；二次措施是将已经生成的NOx通过技术手段从烟气中脱除。1.1 脱硝基本技术及概念降低NOx排放主要有两种措施。 一是控制燃烧过程中NOx的生成，即低NOx燃烧技术；二是对生成的NOx进行处理，即烟气脱硝技术。1.1.1 低NOx燃烧技术为了控制燃烧过程中NOx的生成量所采取的措施原则为：(1)降低过量空气系数和氧气浓度，使煤粉在缺氧条件下燃烧；(2)降低燃烧温度，防止产生局部高温区；(3)缩短烟气在高温区的停留时间等。低NOx燃烧技术主要包括：低过量空气系数、空气分级燃烧、燃料分级燃烧、烟气再循环、低NOx燃烧器。低过量空气系数使燃烧过程尽可能地在接近理论空气量的条件下进行，随着烟气中过量氧的减少，可以抑制NOx的生成，是一种最简单、最基本地降低NOx排放的技术措施，不需要对燃烧设备进行结构上的改进。一般来说，采用低过量空气燃烧可以可以降低NOx排放15%20%，但是采用这种方法有一定的限制条件，如炉内氧的浓度过低，低于3%以下时会造成CO浓度的急剧增加，从而大大增加化学未完全燃烧热损失。同时，也会引起飞灰含碳量的增加，导致机械未完全燃烧损失增加，燃烧效率将会降低。此外，低氧浓度会使得炉膛内某些地区成为还原性气氛，从而会降低灰熔点引起炉壁结渣与腐蚀。因此，在锅炉的设计和运行时，必须全面考虑，选择最合理的过量空气系数，避免出现为降低NOx的排放而产生的其它问题。空气分级燃烧空气分级燃烧法是美国在50年代首先发展起来的，它是目前使用最为普遍的低NOx燃烧技术之一。空气分级技术是通过改进燃烧器的设计或炉膛的配风设计，合理地分配和适时地送入燃烧各阶段所需的空气，在维持锅炉总体过量空气系数较低的基础上，在主燃烧区域进一步造成局部燃烧，创造抑制NOx生成和有利于NOx还原的气氛环境，在主燃烧区后创造富氧燃烧区，以确保燃料的燃尽。但是，空气分级燃烧技术对锅炉的燃烧带来一些不利的影响因素，比如，飞灰可燃物含量有可能增加，使燃烧效率降低；燃烧器区域的富燃料所造成的还原气氛环境有加剧水冷壁结渣和金属高温腐蚀的可能性；由于火焰变长可能使炉膛出口烟温升高，会对过热汽温和再热汽温特性带来影响。因此，空气分级燃烧的设计要在保证锅炉安全经济运行的基础上实现降低NOx的排放。燃料分级燃烧燃料分级（或再燃烧）是一种燃烧改进技术，它用燃料作为还原剂来还原燃烧产物中的NOx。它是将80%85%的燃料送入主燃区，在1的条件下燃烧并生成NOx。其余15%20%的燃料则在主燃烧器的上部送入二级燃烧区，在1的条件下形成很强的还原性气氛，使得在主燃区中生成的NOx在二级燃烧区内被还原成氮分子（N2）。二级燃烧区又称再燃区，送入二级燃烧区的燃料又称二次燃料，或称再燃燃料。在再燃区中不仅使得已生成的NOx得到还原，同时还抑制了新的NOx的生成，可使NOx的排放浓度进一步降低。一般情况下，采用燃料分级的方法可以使NOx的排放浓度降低50%以上。在再燃区的上面还需布置“火上风”喷口以形成第三级燃烧区（燃尽区），以保证在再燃区中生成的未完全燃烧产物的燃尽。这种再燃烧法又称燃料分级燃烧。再燃区的过量空气系数的高低对NOx的排放量有非常大的影响。因为，在再燃区内烃根和NO反应期间生成的需要足够的氧来转换成NCO，因此，再燃区的过剩空气量要尽量得低，无论何种再燃燃料，一般在再燃区内0.8的范围内，可以实现较高的NOx还原率。但同时还需考虑燃料的燃尽，因此，再燃区域的过量空气系数应处于较低的范围，通常为0.70.8。烟气再循环除了空气和燃料分级燃烧法降低NOx的排放值外，目前使用较多的还有烟气再循环法。其过程为通过烟气循环风把锅炉烟气循环到燃烧气流中，由于温度低的烟气可以降低火焰总体温度，并且烟气中的惰性气体能够冲淡氧的浓度，从而导致“热力” NOx生成的减少。烟气再循环法降低NOx排放的效果与燃料品种和烟气再循环率有关。经验表明，当烟气再循环率为15%20%时，煤粉炉的NOx排放浓度可降低25%左右。并且，NOx的降低率随着烟气再循环率的增加而增加，还与燃料种类和炉内燃烧温度有关，燃烧温度越高，烟气再循环率对NOx降低率的影响越大。但是，在采用烟气再循环法时，烟气再循环率的增加是有限度的。当采用更高的再循环率时，由于循环烟气量的增加，燃烧会趋于不稳定，而且未完全燃烧热损失会增加。因此，电站锅炉的烟气再循环率一般控制在10%20%左右。另外，采用烟气再循环时要加装再循环风机、烟道，还需要场地，从而增大了投资，其系统也较复杂。同时，对原有设备进行改装时还会受到场地条件的限制。低氮燃烧技术的脱硝效率仅有2540，单靠这种技术已无法满足日益严格的环保法规标准。对我国脱硝而言，烟气脱硝技术势在必行。1.1.2 烟气脱硝技术由于炉内低氮燃烧技术的局限性, 对于燃煤锅炉，采用改进燃烧技术可以达到一定的除NOx 效果,但脱除率一般不超过60%。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。目前通行的烟气脱硝工艺大致可分为干法、半干法和湿法三类。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。就目前而言，干法脱硝占主流地位。其原因是：NOx与SO2相比，缺乏化学活性，难以被水溶液吸收；NOx 经还原后成为无毒的N2和H2O，脱硝的副产品便于处理；NH3对烟气中的NOx可选择性吸收，是良好的还原剂。湿法与干法相比，主要缺点是装置复杂且庞大；排水要处理，内衬材料腐蚀，副产品处理较难，电耗大(特别是臭氧法)。1.1.2.1 干法脱硝技术1）选择性非催化还原法（SNCR技术）SNCR技术是把含有NHX基的还原剂（如氨、尿素），喷入炉膛温度为8001100的区域，该还原剂迅速热分解成NH3并与烟气中NOX进行SNCR反应生成N2，从而降低NOx的排放量。该方法以炉膛为反应器，可通过对锅炉进行改造而实现。在炉膛9001000这一狭窄的温度范围内，在无催化剂作用下，NH3或尿素等氨基还原剂可选择性地还原烟气中的NOx，基本上不与烟气中的O2作用，主要反应如下：NH3为还原剂：4NH3+4NO+O2 4N2+6H2O尿素为还原剂： （NH2）2CO2NH2+CO NH2+NON2+H2O 2CO+2NON2+2CO2该工艺不需催化剂，但脱硝效率低，高温喷射对锅炉受热面安全有一定影响。存在的问题是由于温度随锅炉负荷和运行周期而变化及锅炉中NOx浓度的不规则性，使该工艺应用时变得较复杂。在同等脱硝率的情况下，该工艺的NH3耗量要高于SCR工艺，从而使NH3的逃逸量增加。此方法建设周期短、投资少、脱硝效率中等，比较适合于对中小型电厂锅炉的改造。下图所示为以尿素为还原剂的SNCR工艺流程，该流程由4部分组成:(1)反应剂的接收和储存；(2)反应剂的计量稀释和混匀；(3)稀释的反应剂喷入锅炉合适的部分；(4)反应剂与烟气的混合。图4、SNCR工艺流程在还原剂的接收和储存系统中，尿素一般采用50%的水溶液,可直接喷入炉膛。与氨系统相比，尿素系统有以下优点:尿素是一种无毒、低挥发的固体，在运输和储存方面比氨更加安全；此外，尿素溶液喷入炉膛后在烟气中扩散较远，可改善锅炉中吸收剂和烟气的混合效果。2）选择性催化还原法(SCR)选择性催化还原法(SCR)在随后的章节中着重介绍本工程所应用的SCR法（详见1.1.3 SCR法脱硝技术特点）。3）电子束法电子束法是用高能电子束(0.81MeV)辐射含NOx和SO2的烟气，产生的自由基氧化生成硫酸和硝酸，再与NH3发生中和反应生成氨的硫酸及硝酸盐类，从而达到净化烟气的目的。该方法可以实现高效脱硝、脱硫，脱硝率可达85%以上，脱硫率在95%以上。但电子束法烟气净化工艺也存在一些问题。高湿、足氨的条件下有利于自由基的生成和化学反应的进行，并可提高脱硫率及脱硝率。但增加氨会导致氨的逃逸，造成二次污染，这在一定程度上限制了脱硫率的提高。副产物在烟气中为气溶胶状态。颗粒小，湿度大，且易结块，干式电除尘器对其收集效率不高。产物收集后需要经过造粒机形成可保存使用的化肥。另外，电子束法由于受到反应条件的限制，主反应路径的选择为辐射化学反应，因此需要较大的辐照剂量，需要大功率加速器而增加了能耗，也提高了工程造价。1.1.2.2 半干法脱硝技术半干法主要是活性炭联合脱硫脱硝法，由于活性炭具有大的表面积、良好的孔结构、丰富的表面基团、高效的原位脱氧能力，同时有负载性能和还原性能，所以既可作载体制得高分散的催化体系，又可作还原剂参与反应，提供一个还原环境，降低反应温度等特点，因此其被广泛应用在脱硫脱硝工业上。1.1.2.3 湿法脱硝技术由于烟气中的NOx90%以上是NO，而NO难溶于水，因此对NOx的湿法处理不能用简单的洗涤法。湿法脱硝的原理是用氧化剂将NO氧化成NO2，生成的NO2再用水或碱性溶液吸收，从而实现脱硝。O3氧化吸收法用O3将NO氧化成NO2，然后用水吸收。该法的生成物HNO3液体需经浓缩处理，而且O3需要高电压制取，初投资及运行费用高。ClO2氧化还原法ClO2将NO氧化成NO2,然后用Na2SO3水溶液将NO2还原成N2。该法可以和采用NaOH作为脱硫剂的湿法脱硫技术结合使用，脱硫的反应产物Na2SO3又可作为NO2的还原剂。ClO2法的脱硝率可达95%,且可同时脱硫，但ClO3和NaOH的价格较高，运行成本增加。在众多烟气处理技术中，液体吸收法的脱硝效率低，净化效果差；吸附法虽然脱硝效率高，但吸附量小，设备过于庞大，再生频繁，应用也不广泛；电子束法技术能耗高，并且有待实际工程应用检验；SNCR法氨的逃逸率高，影响锅炉运行的稳定性和安全性等问题；目前脱硝效率高，最为成熟的技术是SCR技术。表1所示为烟气脱硝技术比较。表1、烟气脱硝技术比较方法原理技术特点选择性催化还原法（SCR技术）在特定催化剂作用下，用氨或其它还原剂选择性地将NOx还原为N2和H2O。脱除率高，被认为是最好的烟气脱硝技术。投资和操作费用大，也存在NH3的泄漏。选择性非催化还原法（SNCR技术）用氨或尿素类物质使NOx还原为N2和H2O。效率较高，操作费用较低，技术已工业化。温度控制较难，氨气泄漏可能造成二次污染。吸附法吸附对于小规模排放源可行，具有耗资少，设备简单，易于再生。但受到吸附容量的限制，不能用于大排放源。电子束法用电子束照射烟气，生成强氧化性HO基、O原子和NO2，这些强氧化基团氧化烟气中的二氧化硫和氮氧化物，生成硫酸和硝酸，加入氨气，则生成硫硝铵复合盐。技术能耗高，并且有待实际工程应用检验。液体吸收法先用氧化剂将难溶的NO氧化为易于被吸收的NO2，再用液体吸收剂吸收。脱除率较高，但要消耗大量的氧化剂和吸收剂，吸收产物造成二次污染。 表2 各种脱硝技术性能价格比较表序号所采用的技术脱硝效率%工程造价运行费用1低氮燃烧技术25-40较低低2SNCR技术25-40低中等3LNB + SNCR技术40-70中等中等4SCR技术80-90高中等5SNCR/SCR 混合技术40-80中等中等1.1.3 SCR法脱硝技术特点在众多的脱硝技术中，选择性催化还原法(SCR)是脱硝效率最高，最为成熟的脱硝技术，目前已成为国内外电站脱硝广泛应用的主流技术。1.1.3.1 原理及流程SCR技术是还原剂(NH3、尿素)在催化剂作用下，选择性地与NOx反应生成N2和H2O，而不是被O2所氧化，故称为“选择性”。主要反应如下：NO+NO22NH32N2+3H2O4NO +4NH3O24N2+6H2OSCRCatalystNOxNOxNOxNH3NH3NH3N2N2N2H2OH2OH2OCleanGasWasteGasNH3SCR系统包括催化剂反应器、氨储运系统、氨喷射系统及相关的测试控制系统。SCR工艺的核心装置是脱硝反应器，有水平和垂直气流两种布置方式，如图1所示。在燃煤锅炉中，烟气中的含尘量很高，一般采用垂直气流方式。(a) 垂直气流 (b) 水平气流 图1、反应器布置方式按照催化剂反应器在烟气除尘器之前或之后安装，可分为“高飞灰”或“低飞灰”脱硝，如图2所示。采用高尘布置时，SCR反应器布置在省煤器和空气预热器之间。优点是烟气温度高，满足了催化剂反应要求。缺点是烟气中飞灰含量高，对催化剂防磨损、堵塞及钝化性能要求更高。对于低尘布置，SCR布置在烟气脱硫系统和烟囱之间。烟气中的飞灰含量大幅降低，但为了满足温度要求，需要安装烟气加热系统，系统复杂，运行费用增加，故一般选择高尘布置方式。 (a) 高尘布置 (b) 低尘布置图2、SCR布置方式1.1.3.2 主要影响因素在SCR系统设计中，最重要的运行参数是烟气温度、烟气流速、氧气浓度、SO3浓度、水蒸汽浓度、钝化影响和氨逃逸等。烟气温度是选择催化剂的重要运行参数，催化反应只能在一定的温度范围内进行，同时存在催化的最佳温度，这是每种催化剂特有的性质，因此烟气温度直接影响反应的进程；如本工程选择的催化剂，可在烟温310420之间运行，低于低限温度或高于高限温度运行，催化剂就都会失活。烟气流速直接影响 NH3与 NOx的混合程度，需要设计合理的流速以保证 NH3与 NOx充分混合使反应充分进行，流速的选择应避免烟灰在催化剂上的积累，并且要避免对催化剂的磨损，对于燃煤机组高尘布置的情况，烟气通过催化剂的流速应低于6m/s。反应需要氧气的参与，当氧浓度增加催化剂性能提高，直到达到渐近值。氨逃逸是影响SCR系统运行的另一个重要参数，实际生产中通常是多于理论量的氨被喷射进入系统，反应后在烟气下游多余的氨称为氨逃逸，NOx脱除效率随着氨逃逸量的增加而增加，在某一个氨逃逸量后达到一个渐进值；一般要求氨逃逸不大于3PPm。另外水蒸气浓度的增加使催化剂性能下降。催化剂钝化失效也不利于 SCR系统的正常运行，必须加以有效控制。1.1.3.3 催化剂的选择SCR 系统中的重要组成部分是催化剂，各种催化剂活性成分均为WO3和V2O5。当前流行的成熟催化剂有蜂窝式、波纹状和平板式等。平板式催化剂一般是以不锈钢金属网格为基材负载上含有活性成份的载体压制而成；蜂窝式催化剂一般是把载体和活性成份混合物整体挤压成型；波纹状催化剂外形如起伏的波纹，从而形成小孔。催化剂的比表面积是单位体积的催化剂的几何表面积。蜂窝式催化剂的比表面积比板式催化剂大。由于脱硝反应是气相反应，需要大量的反应面积。在同样的烟气条件下，比表面积大就表示所需要的催化剂体积量少，反应器尺寸和相应的钢结构也较小。但蜂窝催化剂的单位价格较高，尽管体积数较小，总投资仍然较高。蜂窝式催化剂的相邻蜂窝孔隙的中心距，即节距。节距的大小取决于烟气中的含尘量。高粉尘含量时选择大节距的结构，以减少催化剂被粉尘堵塞的发生。由于制造工艺的原因，蜂窝式催化剂可以在不改变催化剂外部尺寸的情况下，较容易地改变节距，适应不同的应用场合。但由于蜂窝催化剂与烟气接触的边界较多，因而比板式催化剂更容易堵塞。板式催化剂是以不锈钢金属网作为中心支撑体，再在外面覆盖上催化剂活性成分。蜂窝形催化剂是以催化剂活性成分与承载材料混合压制而成的。所以板式催化剂的强度比蜂窝式催化剂高。这样板式催化剂抗烟气中的灰粒子的冲刷能力较强。对于蜂窝催化剂，在催化剂入口后区段内，烟气形成层流，磨损较小，可以忽略。同时越接近催化剂的壁面，烟气的速度越低，磨损越轻。所以，可以在催化剂入口部分加以硬化处理以提供更进一步的保护，抗磨能力可大大提高。但这样处理会提高相当程度的造价。对于本工程而言，入炉煤的品质变化范围较大，SCR入口烟尘浓度按最恶劣工况设计，可能达到53g/Nm3左右。在这种情况下，选择抗堵灰性能最好的催化剂进行设计是可取的。表3为各种催化剂性能比较。序号性能参数板式波纹状蜂窝式蜂窝式1基材不锈钢金属网玻璃纤维板整体挤压2催化剂活性高高中3氧化率中低中4压力损失低低高5抗腐蚀性高低低6抗中毒性(As)中高中7抗堵塞性高中中8模块重量重轻中9耐热性中中中1.1.3.4 还原剂的选择对于SCR工艺，选择的还原剂有尿素、氨水和纯氨。尿素法是先将尿素固体颗粒在容器中完全溶解，然后将溶液泵送到水解槽中，通过热交换器将溶液加热至反应温度后与水反应生成氨气；氨水法，是将25的含氨水溶液通过加热装置使其蒸发，形成氨气和水蒸汽；纯氨法是将液氨在蒸发槽中加热成氨气，然后与稀释风机的空气混合成氨气体积含量为5的混合气体后送入烟气系统。表4为不同还原剂的性能比较。表4、不同还原剂比较项目液氨氨水尿素反应剂费用便宜较贵最贵运输费用便宜贵便宜安全性有毒有害无害存储条件高压常压常压，干态储存方式液态液态微粒状初投资费用便宜贵贵运行费用便宜贵需要高热量水和氨贵需要高热量水解尿素和氨设备安全要求有法律规定需要基本上不需要1.2 本工程SCR脱硝及改造设计条件1.2.1 SCR入口烟气参数项 目单位数 据(湿基)省煤器出口烟气成分(过量空气系数为1.19)N2Vol%73.69O2Vol%3.12SO2Vol%0.04CO2Vol%14.08H2OVol%9.07锅炉不同负荷时的省煤器出口烟气量和温度项 目BMCRTHA75%THA40%THA省煤器出口湿烟气量(设计煤种)Nm3/h1811630省煤器出口烟气温度(设计煤种)3661.2.2 锅炉改造后引风机烟气参数：序号 工况参数TB工况100%BMCR工况75%BMCR50%设计煤种校核煤种设计煤种设计煤种1风机入口体积流量(m3/s)477.26422.98347.792751822风机入口静压(Pa)-5006.76-4172.3-3864.4-3010-21203风机入口烟气温度()125.5115.5111.24风机入口介质密度（kg/m3）0.8860.89680.90290.880.885入口烟气含尘量(mg/Nm3)2002006烟气湿度（）(体积比)7.807.8010.27风机静压升(Pa)530844233960320024001.2.3 锅炉空预器烟气参数：空气预热器进口一次风：357.8X103kg/h；空气预热器进口二次风：1741.2X103kg/h；空气预热器出口一次风：256.6X103kg/h；空气预热器进口二次风：1727.6X103kg/h；一次风旁通风：167.8X103kg/h；空气预热器的漏风：一次风漏到烟气：89.4X103kg/h；一次风漏到二次风：11.8X103kg/h；二次风漏到烟气：25.4X103kg/h；总的空气侧漏到烟气侧：114.8 X103kg/h。烟气流量：空气预热器进口：2383X103kg/h；空气预热器出口：2498X103kg/h以上原空预器数据为两台空预器总量。空预器进口温度367；空预器出口温度（未修正）126.1；空预器出口温度（修正）121.7；空气预热器进口一次风温度：26；空气预热器进口二次风温度：23；空气预热器出口一次风温度：311.1；空气预热器出口二次风温度：331.1；空气预热器一次风压降：0.64Kpa；空气预热器二次风压降：0.92Kpa；空气预热器压降：1.15Kpa；空气预热器润滑剂冷却方式：油浴、水冷；1.2.4 锅炉BMCR工况脱硝系统入口烟气中污染物成分(锅炉BMCR工况，标准状态，湿基，实际含氧量)见下表：项目单位数据烟尘浓度g/Nm353NOx(以NO2计)mg/Nm3450(湿基，折算到6%含氧量)1.2.5纯氨分析资料指标名称单位合格品备 注氨含量%99.6残留物含量%0.4重量法密度kg/L0.6625时1.2.6水源参数电源、压缩空气及蒸汽系统烟气脱硝工程涉及的电源、压缩空气要求如下：各机组脱硝设备的用电引自各机组的厂用电系统，氨区的用电就近引自电厂电气公用系统。杂用压缩空气：经主厂来的杂用空气通过管道送至脱硝系统储气罐，储气罐底部设有排水门，储气罐参数如下表：杂用空压机储气罐参数杂用空气压力0.60.8MPa储气罐安全阀动作压力0.9 MPa压缩空气用量见下表注：主厂内的SCR本体用压缩空气系统由业主方提供。其它主要公用工程参数见下表：介质名称压力(MPa)温度（）流量（t/h）备注蒸汽（氨区）1.33500.2 t/h连续蒸汽（空预器）1.535010 t/h连续工业水0.15常温100 t/h间断消防水1.0常温150 t/h间断生活水0.20.3常温1 t/h间断仪用空气0.6常温20（Nm3/h）反应区和氨区各半杂用压缩空气0.6常温90（Nm3/h）声波吹灰器杂用压缩空气0.615(m3/min)省煤器输灰用1.3主要性能指标序号项 目 名 称单 位数 据1主要性能指标（50%脱硝效率）总压损(含尘运行)Pa1000催化剂Pa600(含备用200)全部烟道Pa400NOx脱除率、性能验收期间%75装置可用率982消耗品纯氨(规定品质75%脱硝效率)t/h0.250工业水m3/h100消防水m3/h150电耗(所有连续运行设备轴功率)kW59仪用压缩空气Nm3/h20杂用压缩空气m3/h见上表蒸汽t/h见上表其他 N2m3/年753SCR出口污染物浓度(6O2，标态，干基)NOx（75%脱硝效率）mg/Nm3112.5NH3L/L3烟尘g/Nm3534噪音等级(最大值)设备(距声源1米远处测量)dB(A)851.4 工艺流程图1.5总布置图1.5.1 SCR区布置图1.5.2氨区布置图1.6 CFD 模型及实物模型为了更好了解烟道及反应器内的烟气流场分布，以便于能够优化的设计烟道及AIG系统，利用CFD数学模拟烟道及反应器内的流场，并按照宣城脱硝烟道及反应器的实际布置情况，通过流场模拟，来研究烟气的流场分布情况。并根据模拟的结果，通过优化设计，达到最优的烟气流动分布、最优的氨/烟气混合性能及最低的压降。通过流体模型的试验及优化设计，达到如下目的：测量AIG上游烟道内烟气的轴流速度分布情况，要求达到：同一烟道截面上相对于80截面上的平均流量的最大流量偏差15；测量进入反应器，在第一层催化剂前0.5m处的轴流速度分布情况，要求达到；最大流量与截面上的平均流量的偏差：15；最大速度标准偏差：10；烟气流向与垂直方向的最大角度：10通过AIG加入跟踪气体，测量反应器进口跟踪气体的浓度分布情况来检验混合的效果，要求达到：烟气中NH3/NOx的摩尔比尽可能均匀，偏差系数：5；检验烟道中可能的积灰情况；测量整个系统和单个部件的压力损失；通过增加导流板，使压力损失最小化。1.7 KKS标识系统热机专业各系统、阀门、设备采用业主提供的KKS编码进行编写的。KKS 编码由三级共12 位字符组成，它们的分级及含义由下表1-1 说明。表1-1 KKS 标识的分段结构解释表分级序号0级1级2级3级分级标题整个电厂系统编码设备单元编码部件编码数据字符标记GF0F1F2F3FNA1A2ANA3B1B2BN数据字符类型A或NNAAANNAANNN（A）AANN1.7.1 对分级表的解释和编码规则1.7.1.1 全厂码属于1号机的系统，在机组分层中可以规定为“1Q”；属于2号机的系统，可以规定为“2Q”，依次类推。对于公用系统在机组分层中可以规定如下：“Y”全厂公用；“J”1、2号机组公用；“K”3、4号机组公用；“L”5、6号机组公用；“M”7、8号机组公用；“S”三台机组公用；1.7.1.2系统码用五位字符标识某一管路系统或装置。系统码分两段，第一段为管路系统或装置代号，第二段为管路分支代号或装置序号。1.7.1.3设备码用五位字符标识某一设备或仪器。系统组分两段，第一段为设备或仪器分类，第二段为设备或仪器的序号1.7.2 脱硝系统主要KKS编码 1.7.2.1 功能类型: 1.7.2.2设备或仪器分类AA 阀门，挡板等。包括执行器和手动 AN 卸料压缩机BB 储罐及混合器AN 风机AT 声波吹灰器及蒸汽吹灰器1.7.2.3图例标识AN编号范围阀门AA管段及测量回路 BR001- 099手动开/关用阀门或挡板主管路101- 189调节阀、挡板主管路191- 199安全或释放阀门安全阀入口管线和泄压管线301- 399测点隔离阀门测量连接管线401- 499疏放水阀和冲洗阀门疏放水和冲洗管线501- 599放气阀门放气管线601- 699取样或加药阀门取样或注入管线701- 799仪表阀门仪表连接管线2. 分系统介绍脱硝工艺系统包括SCR系统和脱硝剂存储、制备、供应系统。2.1 SCR系统SCR系统系统主要包含烟道系统、氨喷射系统、反应器及吹灰系统。省煤器出口烟气经由SCR入口烟道，然后与喷入的氨/空气混合气均匀混合，从上部进入反应器，通过整流装置，垂直流经催化剂，在催化剂的作用下，氨气和和烟气中的NOx反应生成氮气和水，最后通过反应器出口挡板门后进入空预器。系统流程详见SCR反应器及氨喷射系统P&I图和AIG系统P&I图。2.1.1 烟道系统本工程共为1台机组设2套SCR系统。为保持烟气的分布均匀和降低压损，在省煤器出口、SCR入口、烟道90弯头、反应器入口和出口弯头烟道上均设有导流板。为了吸收烟道系统的热膨胀，在SCR入口、反应器入口、反应器出口及SCR出口分别设有非金属膨胀节。2.1.2 氨喷射系统在每台机组的两个入口烟道的倾斜段(15600长2550宽)各设置1套氨喷射系统，包括分配管、连接管、喷射管及喷嘴。5浓度以下的氨气/空气混合气通过喷嘴注入烟道。在每根连接管上安装有流量测量装置和手动阀，用以调整每根连接管中氨/空气混合气的分配量。连接管中氨/空气混合气的分配量取决于其上游的烟气NOx含量。喷射系统具有良好的热膨胀性、抗热变形性、抗振性和耐磨性。2.1.3 SCR反应器本工程共配置两台SCR反应器，每台SCR反应器设计三层催化剂层(12层)，其中上层和中层为预留层。烟气竖直向下流经反应器，反应器入口设置气流整流装置，使烟气均匀流经催化剂。反应器入口设置导流板，以优化流场及降低烟气阻力。反应器内部各种加强板及支架均设计成不易积灰的型式，同时考虑热膨胀的补偿措施。在反应器每层催化剂层分别设置催化剂安装门和检修人孔门，在整流装置的上方也设有检修人孔门。每台反应器的每层催化剂层均可作可拆卸的催化剂测试元件，用于定期的测试以确定加装或更换催化剂层的时间。2.1.4吹灰系统为防止SCR反应器催化剂表面积灰，设置声波吹灰系统。每台反应器配置8台声波吹灰器，上层备用催化剂层预留声波吹灰器接口。在DCS控制下，按照吹扫程序进行吹扫。（吹扫程序详见热控部分）2.1.5 主要设备2.1.5.1 烟道系统烟道系统的设计压力为-6.56.5kPa，设计温度为366，烟道壁厚为6mm。主要设备包括：烟道、导流板、膨胀节等。（1） 膨胀节 在SCR进出口、反应器进出口分别设置膨胀节。膨胀节采用非金属材质，烟道主要材料均为Q235B。主要参数如下：项目参数类型膨胀节安装位置SCR入口烟道反应器入口反应器出口数量222尺寸尺寸：42508000尺寸：255015600尺寸：300012548安装长度(净)550mm350mm350mm单套重量1800 kg2100Kg2100Kg设计压力6.5kPa6.5kPa6.5kPa最高工作温度450450450（2） AIG喷射格栅每套机组共配置2套AIG喷射格栅，喷氨隔栅由喷射管和喷嘴组成，格栅的示意图如下：（4） 反应器1）反应器壳体反应器壳体的主要参数如下：设计压力，kPa 6.5运行压力，kPa （g） -1设计温度， 366运行温度， 366材质 Q345壁厚，mm 6尺寸，长宽高，mm 1010015900126002）整流装置整流装置安装在最上层催化剂层的上方，使进入催化剂层的烟气分布均匀。整流器主要参数如下：孔径, mm60 214高度, mm300厚度, mm3材质Q345设计温度, C366（5）吹灰器为防止催化剂积灰，每层催化剂设置4台声波吹灰器，参数表如下： 声波吹灰器参数：序号设备名称数据1吹灰器本体1.1吹灰器型式声波吹灰器1.2吹灰器型号GE PowerwaveTM，型号：DC-751.3声波频率150 Hz1.4声波强度150 dB1.5每层催化剂吹灰器数41.6吹灰器数（每个机组）81.7一台声波吹灰器的吹灰范围（设计值）轴向方向清灰距离1016 m，两侧清灰距离38 m1.8喇叭材质A、B段-喇叭筒铸铁、C段-不锈钢，发生头-碳钢 1.9膜片材质钛金属1.10声波吹灰器到催化剂表面的距离，mm5007501.11声波吹灰器入口压缩空气压力，bar g462.2脱硝剂存储、制备、供应系统2.2.1系统概述液氨储存、制备、供系统包括氨卸料压缩机、液氨储罐、液氨输送泵液、氨蒸发槽、氨气缓冲槽、稀释风机、氨/空气混合器、氨气稀释槽、废水池、废水泵等。该系统提供氨气供脱硝工艺系统反应使用。液氨的供应由液氨槽车运送，利用氨卸料压缩机将液氨由槽车输入液氨储罐内。液氨储罐中的液氨在气温高时可以通过自身压力，输送到液氨蒸发槽内蒸发为氨气进入氨气缓冲槽控制一定压力。然后通过调节阀来控制一定的压力及其流量与稀释空气在混合器中混合均匀，再送到脱硝系统。氨气系统紧急排放的氨气则排入氨气稀释槽中，经水吸收后排入废水池，再经由废水泵送到电厂废水处理间统一处理。液氨的储罐和氨站的设计满足国家的有关规定。液氨储罐等按压力容器规范和标准设计制造。氨区与电厂其他设备、厂房等有一定的安全防火防爆距离，并在适当位置设置防火栓，及防雷、防静电接地装置。氨区还设有有氨气泄漏检测报警系统和氮气吹扫系统。系统流程详见氨卸料系统P&I图和液氨蒸发系统P&I图。2.2.2 主要设备氨储存制备供应系统主要设备包括氨卸料压缩机、液氨储罐、液氨输送泵液、液氨蒸发槽、氨气缓冲槽、氨气稀释槽、稀释风机、废水泵等。(1)氨卸料压缩机配置两台卸料压缩机(一用一备)。卸料压缩机抽取液氨储罐中的氨气，经压缩后将槽车的液氨推挤入液氨储罐中。项 目单位技 术 参 数备注生产厂家蚌埠市中通压缩机制造厂机组型号ZW-1.1/16-24结构形式立式单作用轴功率KW1516压缩机压缩介质氨气理论输气量m3/h66公称容积流量(m3/min)1.1压缩级数一级压缩气缸数2传动方式皮带传动噪声(声压级)dB(A)85冷却形式风冷转速 (r/min)850吸气压力(MPa表压)1.6排气压力(MPa表压)2.4吸气温度()40排气温度()110润滑方式曲轴、连杆、十字头飞溅润滑气缸、填料无油润滑主电机型号YB2180M-4防爆三相异步电动机电源V380额定功率kW18.5防爆等级dBT4接线盒配电缆密封压盖防护等级IP54绝缘等级F工作制SI转速 (r/min)1440电机厂商无锡锡安达电机有限公司外形尺寸1080680980mm (2)液氨储罐液氨储罐容量，按照锅炉BMCR 工况，在设计条件下，每天运行20小时，连续运行7 天的消耗量考虑。液氨储罐上安装有紧急关断阀和安全阀等为液氨储罐液氨泄漏保护所用。液氨储罐还装有温度计、压力表、液位计、高液位报警仪和相应的变送器