脱硝运行规程.doc

QB宁夏能源铝业临河发电有限公司企业标准 QJ/LHFD-101.02-11-2010350MW火力发电机组脱硝运行规程2010年9月30日 发布 2010年10月30日 实施临河发电有限公司 发布前 言为确保临河发电公司一期2350MW超临界燃煤机组按时投产发电，满足生产调试、机组运行工作的需要，控制氮氧化物排放，改善环境质量，保障人民健康，规范运行操作和设备维护工作，保证人身和设备安全，促进中电投宁夏能源铝业临河发电有限公司持续、健康发展，制定本规程。本规程主要依据中华人民共和国环境保护法、中华人民共和国大气污染防治法、火电厂大气污染物排放标准、火力发电机组烟气脱硝系统运行维护管理标准、防止电力生产重大事故的25项重点要求等相关内容，及临河发电一期设计资料、设备制造/供应方提供的使用、安装、运行维护操作说明书，同时参考其它发电企业脱硝系统的相关资料进行编写。考虑到脱硝系统的特殊性和员工对脱硝系统的认识较浅这两方面实际，本规程在描述脱硝系统运行、维护等规范性内容的同时，对脱硝常识亦进行了详尽阐述。受编者水平限制，加之资料不完整、编写时间紧，规程中存在有不妥或错误，希理解，并希望在实际执行、运行中提出改进、修改意见，以期逐步完善本规程。本规程的附录一、附录二、附录三、附录四、附录五均为资料性附录。下列人员应熟悉本规程：生产副总经理、总工程师、副总工程师；安全监察部、发电运行部、工程管理部、生产技术部主任、副主任；设备维护部、燃化除灰部主任、副主任、专工；发电运行部和燃化除灰部各岗位运行人员。本规程由燃化除灰部提出并归口管理。本规程由燃化除灰部负责起草及修编。本规程由燃化除灰部负责解释。本规程编写人：杨文志 路书亮 蒋海潮 郭海泉 本规程审核人：史铁明 许永红本规程批准人：王亚军目 录第一章 烟气脱硝工艺概述 371.1 脱硝工艺一般性原理 31.2 SCR工艺描述4第二章 临河发电一期工程脱硝系统介绍82.1 脱硝系统设计技术依据 82.2 影响SCR脱硝因素 82.3 煤质、灰份和点火油资料 82.4 装置的工艺流程 9第三章 脱硝系统运行操作与调整 13253.1 系统概述133.2 氨区主要设备介绍133.3 SCR区主要设备 143.4 脱硝装置的启停及正常操作163.5 脱硝装置试运行规定19第四章 日常检查维护 26294.1 警报指示检查264.2 脱硝装置控制台检查264.3 观察记录器264.4 观察化学分析装置264.5 巡检的检查项目264.6 检修时的注意事项274.7 定期检查和维护284.8 氨处置注意事项29第五章 常见故障分析及处理 30附录一：奥利牌VEP-NH3系列氨气气化器操作手册 3133附录二：液氨气化器控制说明3438附录三：稀释空气风机的安装、使用和维护39附录四：附录四：吹灰器及介质参数40附录五：设备规格41第一章 烟气脱硝工艺概述1.1 脱硝工艺一般性原理1.1.1 氮氧化物是造成大气污染的主要污染源之一。通常所说的氮氧化物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。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。 研究表明，煤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。控制NOx排放的技术措施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（如采用低氮燃烧器）；二次措施是将已经生成的NOx通过技术手段从烟气中脱除（如SCR）。 烟气脱硝是目前发达国家普遍采用的减少NOx排放的方法，应用较多的有选择性催化还原法（Selective catalytic reduction，以下简称SCR）和选择性非催化还原法（Selective non-catalytic reduction，以下简称SNCR）。其中，SCR的脱硝率较高。 SCR的发明权属于美国，日本率先于20世纪70年代实现其商业化应用。目前该技术在发达国家已经得到了比较广泛的应用。日本有93%以上的烟气脱硝采用SCR，运行装置超过300套。我国火力发电厂普遍采用SCR技术进行脱硝。烟气中NOx主要含量为NO，有极少量的NO2。环保监测以NO2的排放为重点。1.1.2 选择性非催化还原法（SNCR），是在无催化剂存在条件下向炉内喷入还原剂氨或尿素，将NOx还原为N2和H2O。还原剂喷入锅炉折焰角上方水平烟道（9001000），在NH3/NOx摩尔比23情况下，脱硝效率3050。在950左右温度范围内，反应式为：4NH3+4NOO24N2+6H2O （式11） 当温度过高时，会发生如下的副反应，又会生成NO：4NH3+5O24NO+6H2O （式12） 当温度过低时，又会减慢反应速度，所以温度的控制是至关重要的。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。1.1.3 对于SCR工艺，选择的还原剂有尿素、氨水和纯氨等多种还原剂（CH4、H2、CO和NH3），可以将NOx还原成N2，尤其是NH3可以按下式选择性地和NOx反应：4NH3+4NO+O24N2+6H2O （式13）2NO2+4NH3+O23N2+6H2O （式14）通过使用适当的催化剂，上述反应可以在200450的范围内有效进行。在NH3/NOx为1（摩尔比）的条件下，可以得到80%90%的脱硝率。在反应过程中，NH3有选择性地和NOx反应生成N2和H2O，而不是被O2所氧化。4NH3+5O24NO+6H2O （式15）选择性反应意味着不应发生氨和二氧化硫的氧化反应过程。然而在催化剂的作用下, 烟气中的一小部分SO2会被氧化为SO3, 其氧化程度通常用SO2/SO3转化率表示。在有水的条件下,SCR中未参与反应的氨会与烟气中的SO3反应生成硫酸氢铵(NH4HSO4)与硫酸铵【(NH4)2SO4】等一些不希望产生的副产品。其副反应过程为:2SO2+1/2O22SO3 （式16）2NH3+SO3+H2O(NH4)2SO4 （式17）NH3+SO3+H2ONH4HSO4 （式18）1.2 SCR工艺描述1.2.1 SCR烟气脱硝装置的工艺流程主要由氨区系统、氨喷射系统、催化剂、烟气系统、反应器等组成。核心区域是反应器，内装催化剂。外运来的液氨储存在氨储存罐内，通过氨蒸发槽蒸发为氨气，并将氨气通过喷氨格栅（AIG）的喷嘴喷入烟气中与烟气混合，再经静态混合器充分混合后进入催化反应器。当达到反应温度且与氨气充分混合的烟气气流经SCR反应器的催化层时，氨气与NOx发生催化氧化还原反应，将NOx还原为无害的N2和H2O。1.2.2 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、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；而烟气流速直接影响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；同时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，但氧浓度不能过高；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；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。1.2.3 催化剂催化剂是SCR技术的核心。SCR装置的运行成本在很大程度上取决于催化剂的寿命，其使用寿命又取决于催化剂活性的衰减速度。催化剂的失活分为物理失活和化学失活。典型的SCR催化剂化学失活主要是碱金属（如Na、K、Ca等）和重金属（如As、Pt、Pb等）引起的催化剂中毒。碱金属吸附在催化剂的毛细孔表面，金属氧化物（如MgO、KaO等）中和催化剂表面的SO3生成硫化物而造成催化剂中毒。砷中毒是废气中的三氧化二砷与催化剂结合引起的。催化剂物理失活主要是指高温烧结、磨损和固体颗粒沉积堵塞而引起催化剂活性破坏。1.2.3.1 SCR催化剂类型及其使用温度范围: 催化剂氧化钛基催化剂氧化铁基催化剂沸石催化剂活性碳催化剂温度范围2704003804303004301001501.2.3.2 SCR催化剂的选取是根据锅炉设计与燃用煤种、SCR反应塔的布置、SCR入口的烟气温度、烟气流速与NOx浓度分布以及设计脱硝效率、允许的氨逃逸量、允许的SO2/SO3转化率与催化剂使用寿命保证值等因素确定的。 氧化钛基催化剂的基体成分为活性TiO2,同时添加增强活性的V2O5金属氧化物,在需要进一步增加活性时通常还要添加WO3。此外,还需添加一些其他组分以提高抗断裂和抗磨损性能。根据烟气中SO2的含量,氧化钛基催化剂中V2O5组分的含量通常为1%5%,在燃用高硫煤时,为了控制SO2向SO3的转化率, V2O5的含量通常不超过2%。TiO2具有较高的活性和抗SO2的氧化性。V2O5是重要的活性成分, 催化剂的V2O5含量较高时其活性也高, 因此脱硝效率较高, 但V2O5含量较高时SO2向SO3的转化率也较高。添加WO3则有助于抑制SO2的转化,可将SO2的转化率控制在1%以下。1.2.3.3 燃煤电厂锅炉SCR催化剂的主流结构形式有平板式和蜂窝式2种。平板式催化剂通常采用金属网架或钢板作为基体支撑材料,制作成波纹板或平板结构,以氧化钛(TiO2)为基体,加入氧化钒(V2O5)与氧化钨(WO3)活性组分,均匀分布在整个催化剂表面,将几层波纹板或波纹板与平板相互交错布置在一起。蜂窝式催化剂则是将氧化钛粉(TiO2)与其他活性组分以及陶瓷原料以均相方式结合在整个催化剂结构中,按照一定配比混合、搓揉均匀后形成模压原料,采用模压工艺挤压成型为蜂窝状单元,最后组装成标准规格的催化剂模块。平板式与蜂窝式催化剂通常是制作成独立的催化剂单元,由若干个催化剂单元组装成标准化模块结构,便于运输、安装与处理。平板式催化剂的板间距与蜂窝式催化剂的孔径主要根据飞灰特性确定。与蜂窝式催化剂相比,平板式催化剂不易发生积灰与腐蚀,常用于高飞灰烟气段布置，但平板式催化剂由多层材料构成,涂在其外层的活性材料在受到机械或热应力作用时容易脱落；此外,其活性表层也容易受到磨损。SCR系统所出现的磨损和堵塞可以通过反应器的优化设计（设置烟气整流器）加以缓解。为了扰动烟气中的粉尘，保证催化剂表面的洁净，通常在反应器上面安装声波吹灰器。1.2.3.4 SCR反应塔中的催化剂在运行一段时间后其反应活性会降低,导致氨逃逸量增大。SCR催化剂活性降低主要是由于重金属元素如氧化砷引起的催化剂中毒、飞灰与硫酸铵盐在催化剂表面的沉积引起的催化剂堵塞、飞灰冲刷引起的催化剂磨蚀等3方面的原因。 为了使催化剂得到充分合理利用,一般根据设计脱硝效率在SCR反应塔中布置24层催化剂。工程设计中通常在反应塔底部或顶部预留12层备用层空间,即2+1或3+1方案。采用SCR反应塔预留备用层方案可延长催化剂更换周期,一般节省高达25%的需要更换的催化剂体积用量,但缺点是烟道阻力损失有所增大。SCR反应塔一般初次安装23层催化剂,当催化剂运行23a后,其反应活性将降低到新催化剂的80%左右,氨逃逸也相应增大,这时需要在备用层空间添加一层新的催化剂； 在运行67a后开始更换初次安装的第1层；运行约10a后才开始更换初次安装的第2层催化剂。 更换下来废弃催化剂一般可进行再生处理、回收再利用或作为垃圾堆存填埋。一般对催化剂进行再生处理后得到的催化剂的脱硝效果和使用寿命接近于新催化剂, 再生处理费用约为新催化剂的40%50%。1.2.3.5 不同的催化剂具有不同的适用温度范围。当反应温度低于催化剂的适用温度范围下限时，在催化剂上会发生副反应，NH3与SO3和H2O反应生成（NH4）2SO4或NH4HSO4，减少与NOx的反应，生成物附着在催化剂表面，堵塞催化剂的通道和微孔，降低催化剂的活性。另外，如果反应温度高于催化剂的适用温度，催化剂通道和微孔发生变形，导致有效通道和面积减少，从而使催化剂失活；温度越高催化剂失活越快。1.2.4 还原剂1.2.4.1 还原剂NH3的用量一般根据期望达到的脱硝效率，通过设定NH3和NOx的摩尔比来控制。催化剂的活性不同，达到相同转化率所需要的NH3/NOx摩尔比不同。各种催化剂都有一定的NH3/NOx摩尔比范围，当摩尔比较小时，NH3和NOx的反应不完全，NOx的转化率低；当摩尔比超过一定范围时，NOx的转化率不再增加，造成还原剂NH3的浪费，泄漏量增大，造成二次污染。1.2.4.2 NH3与烟气的混合程度也十分重要，如混合不均，即使输入量大，NH3和NOx也不能充分反应，不仅不能到达有效脱硝的目的，还会增加NOx的泄漏量。当速度分布均匀，流动方向调整得当时，NOx转化率、液氨泄漏量及催化剂的寿命才能得到保证。采用合理的喷嘴格栅，并为NH3和废气提供足够长的混合通道，是使NH3和废气均匀混合的有效措施。1.2.4.3 SCR烟气脱硝系统以氨作为还原介质,供氨系统包括氨的储存、蒸发、输送与喷氨系统。氨的供应有3种方式: 液氨(纯氨NH3,也称无水氨或浓缩氨),氨水(氨的水溶液, 通常为25%32%的氢氧化铵溶液)与尿素( 40%50%的尿素颗粒溶液) 。目前,电厂锅炉SCR装置普遍使用的是液氨。液氨属化学危险物质,对液氨的运输与卸载等处理有非常严格的规程与规定。采用氨水虽可以避开适用于液氨的严格规定（氨水可在常压下运输和储存）,但经济性差,需要额外的设备和能量消耗,并需采用特殊的喷嘴将氨水喷入烟气。1.2.5 喷氨系统采用液氨作为还原剂时, 在喷入烟气管道前需采用热水或蒸汽对液氨进行蒸发。氨被蒸发为氨气后, 通常从送风机出口抽取一小部分冷空气(约占锅炉燃烧总风量的0.5%1.0%) 作为稀释风,对其进行稀释混合,形成浓度均匀的氨与空气的混合物(通常将氨体积含量控制在5%以内) , 通过布置在烟道中的网格状氨喷嘴均匀喷入SCR反应塔前的烟气管道。 大型燃煤电厂锅炉烟气管道尺寸非常庞大,如前所述,SCR喷氨系统设计是运行中的关键技术之一,是如何保证SCR反应塔入口的烟气流速和NOx浓度的分布与喷入氨的浓度分布相一致,以得到较高的脱硝效率并避免氨逃逸的关键。为了提高SCR装置的运行性能,同时防止飞灰腐蚀与堵塞问题,要求烟气均匀进入SCR反应塔。采取的技术措施是采用烟气导流挡板与均流装置尽可能使反应塔入口烟气的温度、速度与NOx浓度均匀分布。SCR反应塔的最佳形状与烟气导向挡板和均流装置的最佳结构,通常是通过烟气冷态流动模型试验并结合三维两相流动数值模拟计算结果来确定的。同时,根据烟气速度分布与NOx的分布,需要采用覆盖整个烟道截面的网格型多组喷嘴设计,把氨与空气的混合物均匀地喷射到烟气中,并采用多组阀门以尽量单独控制各喷嘴的喷氨量。为使氨与烟气在SCR反应塔前有较长的混合区段以保证充分混合,应尽可能使氨从远离反应塔入口处喷入。SCR脱硝效率是通过喷氨量来调整的,因此喷氨部位的选取同NH3/NOx比摩尔比一样重要。加氨部位应在NOx浓度及烟气流速分布均匀的地方。加氨量是根据SCR入口NOx浓度和允许的NOx排放浓度,通过反馈信号来修正喷氨量的。NH3/NOx摩尔比表示需要的喷氨量的多少。脱硝效率一般随NH3/NOx摩尔比的增大而增大, 但当NH3/NOx摩尔比大于1.0时,氨逃逸量会急剧增大。同时,氨氧化等副反应的反应速率也将增大。所以,实际运行中通常将NH3/NOx摩尔比控制在0.501.00。 由于喷氨量及NOx排放浓度均根据NOx在线监测仪表的指示值来控制，因此NOx在线监测仪表的准确性至关重要，直接关系到催化脱硝装置的运行效益、NOx的排放浓度等指标的高低。为此，NOx在线监测仪表需要设置专业人员进行维护、保养、校验与检修。1.2.6 氨逃逸SCR反应塔出口烟气中未参与反应的氨(NH3)称为氨逃逸。氨逃逸量一般随NH3/NOx 摩尔比的增大与催化剂的活性降低而增大。因此,氨逃逸量的多少可反映出SCR系统运行性能的好坏及催化剂活性降低的程度。在很多情况下,可依据氨逃逸量确定是否需要添加或更换SCR反应塔中的催化剂。SCR系统日常运行中监测氨逃逸量的经济实用方法是对飞灰氨含量进行测试分析。氨逃逸会导致:生成硫酸铵盐造成催化剂与空气预热器沾污积灰与堵塞腐蚀,烟气阻力损失增大；飞灰中的氨含量增大,影响飞灰质量；FGD脱硫废水及空气预热器清洗水的氨含量增大。 对于燃煤电厂锅炉,当SCR布置在空气预热器前时,硫酸铵盐会沉积在空气预热器的受热面上而产生堵塞、沾污积灰与腐蚀问题。早期设计的SCR要求逃逸控制在510- 6以下,但目前的设计要求是将氨逃逸控制在310- 6 以内,目的是尽量减少硫酸铵盐的形成,以减少氨逃逸对SCR下游设备的影响。硫酸铵盐的生成取决于NH3/NOx摩尔比、烟气温度与SO3 浓度以及所使用的催化剂成分。烟气中SO3的生成量取决于2个因素:锅炉燃烧形成的SO3以及SCR反应塔中SO2在催化剂的作用下氧化形成的SO3。SCR设计中通常要求SO2/SO3转化率小于1%。对于硫酸铵盐造成的堵塞问题,大多数电厂使用吹灰器进行清洗。经验表明, 硫酸氢铵容易用水清除, 安装SCR后空气预热器的清洗次数要增加,必要时空气预热器低温段受热面采用搪瓷材料以避免酸腐蚀。1.2.7 脱硝效率定义：脱硝率=C1-C2100% (式19) C1式中： C1脱硝系统运行时脱硝入口处烟气中NOx含量（设计煤种，干基，6% O2，mg/Nm3），C2脱硝系统运行时脱硝出口处烟气中NOx含量（设计煤种，干基，6% O2，mg/Nm3）。第二章 临河发电一期工程脱硝系统本章中所涉及到的数据均来自技术协议2.1 脱硝系统设计技术依据2.1.1 技术依据在下列条件下,脱硝装置在性能考核试验时的NOx脱除率不小于 50%，氨的逃逸率不大于3ppm，SO2/SO3转化率小于1%。2.1.2 系统设计脱硝装置在附加层催化剂投运前，NOx脱除率不小于50%，氨的逃逸率不大于3ppm，SO2/SO3转化率小于1%：2.1.2.1 锅炉50%THA100%BMCR负荷；2.1.2.2 烟气中NOx含量450mg/Nm3；2.1.2.3 脱硝系统入口烟气含尘量不大于32.78g/Nm3 (干基、6%O2)； 2.1.2.4 NH3/NOx摩尔比不超过保证值0.516时。2.1.3 脱硝装置生产原理中电投宁夏能源铝业临河发电有限公司一期工程2350MW超临界直接空冷机组脱硝工程采用选择性催化还原法（SCR）脱硝系统，采用的脱硝还原剂液氨有效成份为NH3。脱硝的基本反应方程式：4NO4NH3O24N26H2O（式21）NONO22NH32N23H2O（式22）2.2 影响SCR脱硝因素2.2.1 烟气温度脱硝一般在300420范围内进行，催化剂在此温度范围内才具有活性，所以SCR反应器布置在锅炉省煤器与空预器之间。2.2.2 飞灰特性和颗粒尺寸烟气组成成分对催化剂产生的影响主要是烟气粉尘浓度、颗粒尺寸和重金属含量。粉尘浓度、颗粒尺寸决定催化剂节距选取，浓度高时应选择大节距，以防堵塞，同时粉尘浓度也影响催化剂量和寿命。某些重金属能使催化剂中毒，例如：砷、汞、铅、磷、钾、钠等，尤以砷的含量影响最大。烟气中重金属组成不同，催化剂组成将有所不同。2.2.3 烟气流量NOx的脱除率对催化剂影响是在一定烟气条件下，取决于催化剂组成、比表面积、线速度LV和空速SV。在烟气量一定时，SV值决定催化剂用量，LV决定催化剂反应器的截面和高度，因而也决定系统阻力。2.2.4 中毒反应在脱硝同时也有副反应发生，如SO2氧化生成SO3，氨的分解氧化（450）和在低温条件下（320）SO2与氨反应生成NH4HSO3。而NH4HSO3是一种类似于“鼻涕”的物质会粘附着在催化剂上，隔绝催化剂与烟气之间的接触，使得反应无法进行并造成下游设备（主要是空预器）堵塞。催化剂能够承受的温度不得高于430，超过该限值，会导致催化剂烧结。2.2.5 氨逃逸率氨的过量和逃逸取决于NH3/NOx摩尔比、工况条件和催化剂的活性用量。氨过量会造成逃逸量增加和氨的浪费。氨逃逸率通常控制在3ppm以内。2.2.6 SO3转化率SO2氧化生成SO3的转化率应控制在1以内。2.2.7 防爆SCR脱硝系统采用的还原剂为氨（NH3），其爆炸极限(在空气中体积)15.727.4，为保证氨（NH3）注入烟道的绝对安全以及均匀混合，需要引入稀释风，将氨浓度降低到爆炸极下限以下，一般应控制在5以内。2.3 煤质、灰份和点火油资料2.3.1煤质及灰份成分分析资料序号项 目符号单位设计煤种校核煤种1校核煤种21收到基碳Car%57.0359.1147.692收到基氢Har%3.003.322.783收到基氧Oar%4.215.064.564收到基氮Nar%0.940.990.585收到基硫Sar%0.371.560.786收到基灰分Aar%28.4527.2639.617空气干燥基水分Mad%0.971.430.878收到基水分Mar%6.02.74.09干燥无灰基挥发分Vdaf%26.2233.8428.4210收到基低位发热量Qnet.arKJ/kg209932300218581Kcal/kg50145494443811哈氏可磨性指数HGI67954912冲刷磨损指数Ke13变形温度DT15001500150014软化温度ST15001500150015熔融温度FT150015001500灰分成分分析二氧化硅SiO248.06三氧化二铁Fe2O32.68三氧化二铝Al2O335.41氧化钙CaO4.73氧化镁MgO1.34氧化钛TiO21.27氧化钾K2O0.25氧化钠Na2O0.24五氧化二磷P2O50.04三氧化硫SO32.22其他3.762.3.2油质的特性数据油种0号轻柴油(GB252-2000)十六烷值45运动粘度3.08.0厘托（1厘斯托克斯=110-6m2/s）残碳0.3%灰份0.01%水份痕迹硫份0.2%机械杂质无酸度不大于7mgKOH/100mL比重0.800.83t/m3凝固点0闪点（闭口）55低位发热值41863kJ/kg2.3.3 脱硝系统入口烟气参数及锅炉BMCR工况脱硝系统入口烟气中污染物成分序号BMCR设计煤校核煤1校核煤2(1)体积流量（湿态）Nm3/h10415339879811000642(2)质量流量t/h1389.341320.151351.44(3)温度374374373(4)压力Pa1005985995(5)含水量（H2O）Vol-%7.0396.747.25(6)含氧量（O2）Vol-%3.5873.603.58(7)含氮量（N2）Vol-%74.93675.2374.84(8)NOx(6%O2 dry，以NO2计)mg/Nm3450450450(9)含尘浓度(6%O2 dry)g/Nm332.7830.0354.98(10)二氧化硫(6%O2 dry)mg/Nm31062.584317.002674.64(11)三氧化硫(6%O2 dry)mg/Nm317.8517.8517.852.3.4 纯氨分析资料脱硝系统用的反应剂为纯氨，其品质符合国家标准GB536-88液体无水氨技术指标的要求，如下表：液氨品质参数指标名称单位合格品备 注氨含量%99.6残留物含量%0.4重量法水分%油含量mg/kg重量法铁含量mg/kg密度kg/L25时沸点标准大气压2.3.5 工艺水本期脱硝工程工艺用水为深度处理后的中水。水源参数见下表：工艺水计量单位指标值压力MPa0.20.3消防水MPa0.551.1压力MPa1.0关闭压力MPa1.5生活水MPa0.25压力MPa0.52.4 装置的工艺流程2.4.1 脱硝剂制备区工艺流程2.4.1.1液氨通过卸车管由罐车内进入液氨贮罐,罐车的气相管接口通过卸车管接气相阀门组后，接至液氨贮罐。卸车时，贮罐内的气体经压缩机加压后自卸车管入罐车，使罐车内的液体通过压差压入液氨贮罐。为确保安全，当液氨贮罐液位到达高位时自动报警并与进料阀及压缩机电动机联锁，切断进料阀及停止压缩机运用。2.4.1.2 液氨贮罐内的液氨通过出料管至气化器，液氨蒸发所需要的热量采用电加热器来提供热量。蒸发器上装有压力控制阀将氨气压力控制在一定范围，当出口压力达到过高时，则切断液氨进料。在氨气出口管线上装有温度检测器，当温度过低时切断液氨，使氨气至缓冲罐维持适当温度及压力。蒸发器也装有安全阀，可防止设备压力异常过高。系统设置两台液氨蒸发器，一用一备。液氨的进料阀采用连锁保护：稳压罐温度联锁、稳压罐压力连锁。2.4.1.3 整个站区内的所有安全放空及手动放空气体均进入氨吸收罐，通过氨吸收罐内的水将氨气吸收成氨水，当氨水达到一定浓度后送至工业废水处理站；氨吸收罐的液位与氨水泵相联锁，当液位到达低位时停止氨水泵的运行；而无压力的所有设备排放的液体和罐区场地废水均排放至废水池，经废水泵送至污水水处理站，废水池的液位与废水泵联锁，当废水罐池的液位为高位时开废水泵，而当其为低位时停废水泵。2.4.2 SCR区工艺流程2.4.2.1自脱硝剂制备区域来的氨气与稀释风机来的空气在氨/空气混合器内充分混合。氨的爆炸极限(在空气中体积)15.727.4%，为保证安全和分布均匀，稀释风机流量按100%负荷氨量的1.15倍对空气的混合比为5%设计。氨的注入量控制是由SCR进出口NOx、O2监视分析仪测量值、烟气温度测量值、稀释风机流量、烟气流量（由燃煤流量换算求得）来控制的。混合气体进入位于烟道内的氨注入格栅，在注入格栅前设有手动调节和流量指示，在系统投运初期可根据烟道进出口检测NOx浓度来调节氨的分配量，调节结束后可基本不再调整。混合气体进入烟道通过氨/烟气混合器再与烟气充分混合，然后进入SCR反应器。SCR反应器操作温度可在320420，SCR反应器的位置位于省煤器与空预器之间，温度测量点位于SCR反应器前的进口烟道上，出现320420温度范围以外的情况时，温度信号将自动连锁关闭氨进入氨/空气混合器的快速切断阀。在SCR反应器内氨与氧化氮反应生成氮气和水，反应方程式如下：4NO+4NH3+O26H2O+4N2 （式23）NO+NO2+2NH33H2O+2N2 （式24）反应生成的水和氮气随烟气进人空气预热器。在SCR进口设置NOx与O2浓度监视分析仪、温度监视分析仪，在SCR出口设置NOx,O2、NH3浓度监视分析仪。NH3浓度监视分析仪监视NH3的逃逸浓度小于3ppm，超过则报警。2.4.2.2 在氨气进装置分管阀后设有氮气预留阀及接口，在停用或检修时用于吹扫管内氨气。2.4.2.3 SCR内设置吹灰器，吹扫介质为蒸汽，脱硝装置的吹灰器采用耙式吹灰器。吹扫根据SCR压差以及运行周期决定（推荐周期为2次/星期）。第三章 脱硝系统运行操作与调整本章中所涉及到的数据均来自技术资料3.1 系统概述液氨储存、制备、供应系统包括液氨卸料压缩机、储氨罐、液氨蒸发器、液氨泵、氨气缓冲罐、稀释风机、氨/空气混合器、氨气稀释罐、废水泵、废水池等。此套系统提供氨气供脱硝反应使用。液氨的供应由液氨槽车运送，利用液氨卸料压缩机将液氨由槽车输入储氨罐内，用液氨泵将储槽中的液氨输送到液氨蒸发器内蒸发为氨气，经氨气缓冲罐来控制一定的压力及其流量，然后与稀释空气在混合器中混合均匀，再送达脱硝系统。氨气系统紧急排放的氨气则排入氨气稀释罐中，经水的吸收排入废水池，再经由废水泵送至污水处理站处理。液氨的储罐和氨站的设计满足国家对此类危险品罐区的有关规定。液氨具有一定的腐蚀性，在材料、设备存在一定应力的情况下，可能造成应力腐蚀开裂；液氨容器除按一般压力容器规范和标准设计制造外，同时注意选用合适的材料。氨的供应量能满足锅炉不同负荷的要求，调节方便、灵活、可靠；储氨罐与其他设备、厂房等设有一定的安全防火防爆距离，在适当位置设置室外防火栓，设有防雷、防静电接地装置；氨存储、供应系统相关管道、阀门、法兰、仪表、泵等设备其满足抗腐蚀要求，采用防爆、防腐型户外电气装置。氨液泄漏处及氨罐区域装有氨气泄漏检测报警系统；系统的卸料压缩机、储氨罐、氨气蒸发罐、氨气缓冲罐等都配备有氮气吹扫系统，防止泄漏氨气和空气混合发生爆炸。氨存储和供应系统配有良好的控制系统。3.2 氨区主要设备介绍3.2.1 卸料压缩机卸料压缩机能满足各种条件下的要求。卸料压缩机抽取储氨罐中的氨气，经压缩后将槽车的液氨推挤入液氨储罐中。在选择压缩机排气量时，充分考虑储氨罐内液氨的饱和蒸汽压、液氨卸车流量、液氨管道阻力及卸氨时气候温度等。系统设有卸料压缩机2台，1用1备。3.2.2 储氨罐液氨的储槽容量，按照2台锅炉BMCR工况，在设计条件下，每天运行24小时，连续运行7天的消耗量考虑，设置2台50M3液氨储罐，储槽上安装有超流阀、逆止阀、紧急关断阀和安全阀为储槽液氨泄漏保护所用。储槽还装有温度计、压力表、液位计、高液位报警仪和相应的变送器将信号送到脱硝控制系统，当储槽内温度或压力高时报警。储槽有防太阳辐射措施，四周安装有消防水喷淋管线及喷嘴，当储槽槽体温度过高时自动淋水装置启动，对槽体自动喷淋减温；当有微量氨气泄露时也可启动自动淋水装置，对氨气进行吸收，控制氨气污染。3.2.3 液氨供应泵液氨进入氨蒸发罐，可以利用压差和液氨自身的重力势能实现；也可以采用液氨泵来供应。液氨泵为专门输送液氨的泵。为保证氨的不间断供应，氨泵采用一用一备。3.2.4 液氨蒸发器液氨蒸发所需要的热量采用电加热器来提供热量。蒸发器上装有压力控制阀将氨气压力控制在一定范围，当出口压力达到过高时，则切断液氨进料。在氨气出口管线上装有温度检测器，当温度过低时切断液氨，使氨气至缓冲罐维持适当温度及压力；蒸发器也装有安全阀，可防止设备压力异常过高。系统共设置两台液氨蒸发器，一用一备。液氨蒸发器按照在BMCR工况下2100容量设计，每台液氨蒸发器蒸发能力为330kg/h。3.2.5 氨气缓冲罐从蒸发器蒸发的氨气流进入氨气缓冲罐，通过调压阀减压成一定压力，再通过氨气输送管线送到锅炉侧的脱硝系统。氨气缓冲罐能满足为SCR系统供应稳定的氨气，避免受蒸发器操作不稳定所影响。缓冲罐上设置有安全阀保护设备氨气稀释罐氨气稀释罐为一定容积水槽，水槽的液位由满溢流管线维持，稀释罐设计连结有槽顶淋水和槽侧进水。液氨系统各排放处所排出的氨气由管线汇集后从稀释罐底部进入，通过分散管将氨气分散入稀释罐水中，利用大量水来吸收安全阀排放的氨气。3.2.6 稀释风机喷入反应器烟道的氨气为空气稀释后的含5左右氨气的混合气体。所选择的风机能满足脱除烟气中NOx最大值的要求，并留有一定的余量。每台锅炉设两台稀释风机，一台备用。风机风量为4464Nm3/h，风压8000Pa。3.2.7 氨气泄漏检测器液氨储存及供应系统周边设有氨气检测器，以检测氨气的泄漏，并显示大气中氨的浓度。当检测器测得大气中氨浓度过高时，在机组控制室会发出警报，运行操作人员采取必要的措施，以防止氨气泄漏的异常情况发生。液氨储存及供应系统设在炉后，采取措施与周围系统作适当隔离。3.2.8 排放系统氨制备区设有排放系统，使液氨储存和供应系统的氨排放管路为一个封闭系统，将液氨系统各排放处所排出的氨气经由氨气稀释罐吸收成氨废水后排放至废水池，再经由废水泵送到污水处理站。3.2.9 氮气吹扫系统液氨储存及供应系统保持系统的严密性防止氨气的泄漏和氨气与空气的混合造成爆炸是最关键的安全问题。本系统的卸料压缩机、储氨罐、氨气蒸发器、氨气缓冲罐等都备有氮气吹扫管线。在液氨卸料之前通过氮气吹扫管线对以上设备分别要进行严格的系统严密性检查和氮气吹扫，防止氨气泄漏和系统中残余的空气混合造成危险。3.3 SCR区设备3.3.1 反应器SCR反应器的设计充分考虑与周围设备布置的协调性及美观性。每台锅炉配有两个反应器，其中单个反应器尺寸为12m8.76m12.6m，设计成烟气竖直向下流动，反应器是安装催化剂的容器，为全封闭的钢结构设备。反应器入口设气流均布装置，反应器入口及出口段根据需要设导流板，对于反应器内部易于磨损的部位设计必要的防磨措施。反应器内部各类加强板、支架设计成不易积灰的型式，同时考虑热膨胀的补偿措施。反应器设有足够大小和数量的人孔门。反应器设有内部催化剂维修及更换所必须的起吊装置。反应器能承受运行温度430不少于5小时的考验，而不产生任何损坏。3.3.1.1 反应器本体反应器是脱硝装置最重要的部分，外型为矩形立方体，四壁为侧板，并形成壳体，催化剂分2层布置在壳体内，另外设置了一个预备层。烟气中的氮氧化物(NOx)与在反应器的上游注入的氨气(NH3) 一起通过催化剂层, 并将(NOx)还原为水汽(H2O)和氮气(N2)。.为了使反应器内的烟气均匀流过催化剂层，在烟气进口处设置了导流板, 在催化剂层的上方设整流装置。反应器内的催化剂框架底部，设有烟气密封结构。反应器本体有足够的强度, 可充分地承受催化剂重量、自重和内部压力等负荷。反应器会因烟气温度升高而引起热膨胀，所以在支承反应器的钢支架上, 设有可滑动的支座，以消除膨胀引起的内应力。3.3.1.2 催化剂搬出入装置催化剂预先在催化剂供应商工厂装入框篮内，成组件后运到现场。催化剂框篮用专用吊具搬运。催化剂框篮运到触媒起吊口下部时，先用电动葫芦将催化剂框篮运至反应器出入口所在的平台, 再用临时设置的水平滚道送到壳体出入口的内侧，通过反应器内单轨横行的手动葫芦, 将催化剂框篮送进反应器内指定的位置。3.3.1.3 吹灰系统脱硝装置设置蒸汽吹灰系统。每台锅炉根据SCR反应器本体内设置的催化剂层数及数量设置一套吹灰系统，每一层催化剂设置一层吹灰器，吹灰器数量按50脱硝效率时所需催化剂的层数和数量来配置。每只反应器布置三层催化剂，其中两层为预留层。每层催化剂布置三台吹灰器。催化剂预留层初装时不安装吹灰器，但预留以后安装同样的原配置的吹灰器的位置及蒸汽管道接口，方便增加备用层催化剂时安装吹灰器。每台锅炉共用一路蒸汽管路系统，两路疏水管路系统。吹灰蒸汽汽源接自锅炉吹灰蒸汽管道减压站之后。吹灰器的数量和布置将催化剂中的积灰尽可能多地吹扫干净，尽可能避免因死角而造成催化剂失效导致脱硝效率的下降和反应器烟气阻力的增加。3.3.1.4 催化剂催化剂按1+2层设计，初装1层，预留2层。根据锅炉飞灰的特性选择孔径大小并设有防堵灰措施，以确保催化剂不堵灰，并尽可能的降低压力损失。催化剂配有可拆卸的催化剂测试元件。催化剂模块设有有效防止烟气短路的密封系统，密封装置的寿命不低于催化剂的寿命。催化剂各层模块规格统一、具有互换性。催化剂设计与选型中考虑了燃料中含有的任何微量元素可能导致的催化剂中毒，并采取了防止催化剂中毒的有效措施。在加装新的催化剂之前，催化剂体积满足性能保证中关于脱硝效率和氨的逃逸率等的要求，同时预留两层加装催化剂的空间。催化剂采用模块化设计以减少更换催化剂的时间。催化剂模块采用钢结构框架，并便于运输、安装、起吊。催化剂能满足烟气温度不高于430的情况下长期运行，同时催化剂能承受运行温度430不少于5小时的考验，而不产生任何损坏。3.3.1.5 氨喷射（AIG）系统根据烟道的截面、长度、SCR反应器本体的结构型式等，每台锅炉设有2套完整的氨喷射系统，保证氨气和烟气在进入SCR反应器本体之前混合均匀。喷射系统具有良好的热膨胀性、抗热变形性和抗振性。氨喷射系统将喷入的氨划分为若干个独立的区域，每个区域的喷氨量都由一个手动阀在系统调试时进行精确调整。3.3.1.6 稀释风机 每台锅炉设置两台稀释空气风机，其中备用机一台。稀释风机满足将注入氨稀释到5%以下的要求，风机具体参数如下：Q =4464m3/h，H=8000Pa。3.4 脱硝装置的启停及正常操作3.4.1 工艺流程简介液氨自外部槽车送至本装置，利用液氨卸料压缩机提高槽车罐内压力将液氨通过卸车输送管压入液氨储罐内。储槽还装有温度计、压力表、液位计、高液位报警器和相应的变送器将信号送到脱硝控制系统，当储槽内温度或压力高时报警。靠系统压力差将液氨压入液氨蒸发槽，液氨在蒸发槽内通过电加热后变为氨气。储槽有防太阳辐射措施，罐上安装有喷淋管线及喷嘴，当储槽槽体温度过高时自动淋水装置启动，对槽体自动喷淋减温，当有微量氨气泄漏时也可启动自动淋水装置，对氨气进行吸收，控制氨气污染。氨气经氨气缓冲槽缓冲后通过减压为稳定压力送入脱硝系统。根据脱硝系统操作条件的要求，5的氨气和95的空气在氨/空气混合器中混合均匀后进入反应器。系统中所有紧急排放的氨气都汇集到氨气稀释槽中，经水吸收后排入废水池，再经由废水泵送至污水处理站。3.4.2 控制系统3.4.2.1 液氨自外部槽车送至本装置，液氨卸料压缩机上设有开停信号显示在PLC控制盘上，液氨储罐装有远传液位计显示在PLC控制盘上，可在控制室监控液氨卸料压缩机的工作状态，并能监控液氨储罐的液位。液氨储罐进出料设有自动控制阀，两罐之间设有切换和倒罐控制阀。3.4.2.2 液氨经管道靠液位差进入液氨蒸发槽，液氨在液氨蒸发槽内通过电加热水浴来加热液氨，管内液氨经温水加热后瞬时蒸发气化并过热，输配至氨气缓冲槽。液氨蒸发槽为瞬时蒸发气化的电加热水浴式气化器，该气化器采用管式蒸发器，管内介质为液氨，管外介质为温水，温水的热能由电加热器提供，并通过控制系统将水温自动控制在设定的工作范围内，蒸发槽设置带远传报警功能的液位面计，当气化器出现水位低限报警时，无论水温高低，电加热器均自动停止加热以防止干烧。当水温高于设定的高限时，电加热器也停止加热。氨气缓冲槽内的氨气通过压力调节阀稳压后，进入外管网。3.4.2.3 氨气经管道送入脱硝反应系统。自氨区来的氨气，经计量后，通过由锅炉机组DCS发出指定信号控制的调节阀控制氨气流量，与风机提供的空气，在氨气/空气混合器中混合（根据脱硝反应器的要求5的氨气和95的空气在氨气/空气混合器中混合均匀）后，