脱硝运行培训教材(共84页).doc

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1、精选优质文档-倾情为你奉上脱硝运行培训教材（#1炉部分）河北西柏坡发电有限责任公司 发电部2013年7月前 言为确保我公司#1锅炉脱硝改造项目按时投产，满足生产调试、环保项目运行工作的需要，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，促进我公司#1锅炉脱硝改造项目持续、健康发展，发电部锅炉专业特编写了本运行维护手册。本教材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，及河北西柏坡发电有限责任公司#1锅炉脱硝改造项

2、目设计资料、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脱硝系统正在全国范围大面积普及这两方面实际，本教材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。本手册的编写得到了博奇有关技术人员的支持，提供了部分设计资料，在此表示感谢！受编者水平限制，加之资料不完整、编写时间紧，手册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，以期逐步完善本手册。本运行维护手册仅作为发电部各岗位培训使用。本手册解释权在发电部。编写人：韩国志 高立涛审核人：郭 强 2013.07专心-专

3、注-专业目 录第一章 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NO

4、x通过技术手段从烟气中脱除（如SCR）。从NOX的生成机理来讲，其可以分为三类，即 燃料型、热力型、快速型。燃料型NOx（Fuel NOx）产生位置在火焰锋面，由燃料中氮化合物在燃烧中氧化而成。由于燃料中氮的热分解温度低于煤粉燃烧温度，在600800时就会生成燃料型，它在煤粉燃烧NOx产物中占6080。在生成燃料型NOx过程中，首先是含有氮的有机化合物热裂解产生N，CN，HCN和等中间产物基团，然后再氧化成NOx 。由于煤的燃烧过程由挥发份燃烧和焦炭燃烧两个阶段组成，故燃料型的形成也由气相氮的氧化（挥发份）和焦炭中剩余氮的氧化两部分组成。其生成主要取决于空燃比，温度影响较小。生成和还原机理非常

5、复杂，至今不完全清楚。煤中氮化合物存在形式，挥发分氮，是一种不稳定的杂环氮化合物，燃烧受热易分解，当煤种的挥发分析出一部分后，挥发分氮才开始析出，随煤热解温度和加热速率的增加而增加。焦炭氮，相对稳定的氮化合物，是在挥发分氮析出后残存于焦炭中的燃料氮，以氮原子状态与各种碳氢化合物结合成氮的环状化合物或链状化合物。对于高挥发分的煤种，挥发分氮多；对于低挥发分的煤种，焦炭氮多。热力型 （Themal NOx）产生位置在燃烧后期，燃烧时空气中氮在高温下氧化产生。随着反应温度T的升高，其反应速率按指数规律增加。当T1500时,T每增加100,反应速率增大6-7倍。热力NO占15-25%另一种说法是135

6、0 以下时，很少，当温度达到1600 时可占炉内总量的25-30%。控制方法：降低燃烧温度，降低氧气浓度。换句话说就是避免产生高温区域，降低高温区域的氧浓度，使燃烧在远离理论空气量的条件下进行，还有一条是缩短在高温区的停留时间。瞬时反应型(快速型)（Prompt NOx）产生位置在燃烧火焰，在碳氢化合物燃料燃烧在燃料过浓时，在反应区附近会快速生成NOx。由于燃料挥发物中碳氢化合物高温分解生成的CH自由基可以和空气中氮气反应生成HCN和N，再进一步与氧气作用以极快的速度生成，其形成时间只需要60ms，与炉膛压力0.5次方成正比,与温度的关系不大。氮氧化物都不占NOx的主要部分，不是主要来源。烟气

7、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

8、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

9、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+5O2

10、4NO+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、

11、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

12、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

13、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

14、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V2

15、O5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

16、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。为了保证催化剂表面的洁净，本工程在反应器上面安装蒸汽吹灰器。1.2.3.4 S

17、CR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

18、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

19、，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

20、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

21、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

22、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

23、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.

24、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

25、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3ppm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

26、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 脱硝系统介绍2.1 脱硝系统设计技术依据

27、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 86%，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86%，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700mg/Nm3；2.1.2.3 脱硝系统入口烟气含尘量不大于45g/Nm3 (干基、6%O2)； 2.1.2.4 NH3耗量不大于297kg/h（1台炉）。2.1.3 脱硝装置生产原理河北西柏坡发电有限责任公司#1锅炉脱硝改造项目采用

28、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：4NO4NH3O24N26H2ONONO22NH32N23H2O2.2 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

29、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

30、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 脱硝系统设计参数2.3.1煤质及灰份成分分析资料项 目符号单位设计煤种(晋中贫煤)校核煤种(晋北烟煤)试验煤种试验灰样全水分Mt%6.0

31、03.268.1*收到基灰分Aar%21.8237.0032.44*收到基挥发份Var%11.3523.4911.66收到基碳Car%64.8947.4950.08*收到基氢Har%2.833.252.58*收到基氧Oar%2.406.974.85*收到基氮Nar%0.981.020.75*收到基硫Sar%1.081.011.21*收到基低位发热量Qnet,arMJ/kg238741819318730*变形温度DT13001350混煤约1300左右软化温度ST15001500半球温度HT流动温度FT15001500哈氏可磨指数HGI7444二氧化硅SiO2%49.0048.7455.47三氧化

32、二铝Al2O3%35.8842.4732.82二氧化钛TiO2%1.461.461.251三氧化二铁Fe2O3%6.832.857.817氧化钙CaO%2.412.282.618氧化镁MgO%0.420.60.339氧化钾K2O%000.899氧化钠Na2O%2.5600.078三氧化硫SO3%1.081.62.3.2脱硝系统主要性能指标序号项 目 名 称单 位数 据1性能数据1)1.1SCR入口烟气参数设计煤/实际煤(BMCR工况和适应330MW电负荷时的锅炉负荷工况)2)烟气量m3/h烟气量（标态 湿基 实际氧（约5%）Nm3/h温度4101.2入口处烟气成份设计煤种CO2Vol%12.2

33、9O2Vol%6.28N2Vol%75.77H2OVol%5.51NOxVol.ppm341.5SOxVol.ppm14.3SO2Vol.ppm1605粉尘浓度g/Nm3421.3入口处污染物浓度（6%，标态，干基）1.4一般数据总压损催化剂压损Pa380全部烟道压损Pa420NH3/ NOxmol/mol0.877NOx脱除率，性能验收期间%86NOx脱除率，加装附加催化剂前%86装置可用率981.5消耗品液氨（规定品质）t/h0.297工艺水（规定水质）m3/h电耗（所有连续运行设备轴功率）kW94压缩空气m3/h120（检修时）蒸汽t/h1.1吹灰蒸汽t/h0.9蒸发槽蒸发用蒸汽（如果有

34、）t/h0.2仪用空气Nm3/h120检修用压缩空气（AIG吹扫）Nm3/h150声波吹灰用气Nm3/min7.2热一次风温度320（预热器原设计值）热二次风温度308（预热器原设计值）其它1.6SCR出口污染物浓度（6O2，标态，干基）NOxmg/Nm398SO2mg/Nm34540SO3mg/Nm3109HCl 以Cl表示mg/Nm3HF 以F表示mg/Nm3烟尘mg/Nm345000NH3ppm31.7噪音等级（最大值）设备（距声源1米远处测量）dB(A)851.8SCR进出口烟气温降22.3.3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

35、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2.3.4 脱硝设备清册2脱硝设备2.1烟道系统(1)烟道总壁厚mm6腐蚀余量mm1烟道材质Q345+碳钢设计压力Pa6500运行温度390最大允许温度430烟气流速m/s15保温厚度mm200保温材料岩棉+硅酸铝复合保护层材料压型钢板膨胀节材料非金属灰尘积累的附加面荷载kN/m215烟气阻力Pa420烟气流速m/s15系统漏风率%0.3(2)反应器数量2大小（长宽高）m8.659.6510.19总壁厚mm6腐蚀余量mm1材质Q3

36、45+碳钢设计压力Pa9000运行温度390最大允许温度430烟气流速m/s4.5保温厚度mm200保温材料岩棉+硅酸铝复合保护层材料压型钢板膨胀节材料非金属(3)氨加入系统型式喷氨格栅喷嘴数量（如有）270管道材质20#(4)催化剂制造商江苏万德型式蜂窝式型号WD-SCR-18基材TiO2活性化学成份V2O5-WO3反应器内催化剂层数（初始/将来）2/1每层催化剂模块数量45模块类型标准模块每个模块的尺寸（长宽高）mmmmmm19089681315每个模块的重量kg430每个模块+催化剂总重量kg1200节距（pitch）mm8.2壁厚mm1.05催化剂比表面积m2/m3411.8催化剂体积

37、密度g/cm30.43催化剂空隙率%73.6模块外壳材料Q235每个模块包含小块数量72单元尺寸mmmmmm1501501080设计使用温度395允许使用温度范围（min/max）/310/430运行温度变化速率/min25在设计最低、最高使用温度范围内时，催化剂化学使用寿命小时24000催化剂机械寿命小时50000初始催化剂体积（单个反应器/单机组）m3/m3157.464备用层催化剂体积（单个反应器/单机组）m3/m378.7321号锅炉催化剂体积总用量m3314.928烟气空间速度1/hour3272.6烟气线速度催化剂内m/s6.51测试块类型1401401080数量（每层/单反应器/

38、机组）12初始脱硝效率%86.5寿命保质期内脱硝效率%865还原剂制备及供应系统(液氨方案,按4台机组)5.1卸料压缩机数量台3排气压力MPa2.4排气量m3/h60功率kw155.2储氨罐数量台4有效容积m3/罐180设计压力MPa2.16设计温度50工作温度40工作压力MPa1.6材料Q345R5.3液氨供应泵型号HR22D-A3数量台4出口压力MPa0.5功率kw2.2流量m3/h/台35.4液氨蒸发槽型号VSWP-NH3-1000P数量台三用三备外形尺寸（直径X高）mm10002239热量消耗kJ/hr/台耗汽量（蒸汽）Kg/h650蒸发能力（液氨）kg/hr/台700材料碳钢+不锈钢

39、5.5氨气稀释罐设备直径/高度mm2000/2700数量台2设计温度50设计压力MPa常压容积m37.5材料碳钢5.6氨气缓冲槽设备直径/壁厚/高度mm2000 /10/3000数量台4容积m310运行压力MPa0.3运行温度-18.842.45.7氨稀释风机数量台2风量裕量10压头裕量20设计流量m3/s12400出口静压升Pa8000轴功率及电动机功率kW555.8混合器型号数量台2设计容积m30.5材料碳钢运行压力Kpa105.9氨气泄漏检测器数量175.10废水泵型号卧式自吸数量台一用一备扬程MPa0.3功率kw11流量m3/h/台505.11仪表气缓冲槽数量台1容积m33运行压力MP

40、a0.35-0.4运行温度常温材质不锈钢6脱硝烟道重量t231脱硝反应器重量t240脱硝钢支架重量t960平台扶梯重量t15其它钢结构重量(SCR区)t脱硝SCR区钢结构总重量t9757吹灰除灰系统吹灰器型式耙式吹灰器吹灰器型号IK-525SL吹灰器的行走速度m/s0.015单台吹灰器的行走周期s293吹灰器电机功率Kw1.5蒸汽压力Mpa1-2蒸汽温度300外形尺寸mm3200x800x6302.4 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蒸汽加热来提供热量。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