烟气脱硝技术关键参数与工程实例演示文稿

烟气脱硝技术关键参数与工程实例演示文稿1本文档共60页；当前第1页；编辑于星期日\18点44分2本文档共60页；当前第2页；编辑于星期日\18点44分过程化学SCR的化学反应机理比较复杂，但主要的反应是NH3在一定的温度和催化剂的作用下，有选择地把烟气中的NOx还原为N2。

4NH3+4NO+O2→4N2+6H204NH3+2NO2+O2→3N2+6H20

通过选择合适的催化剂，反应温度可以降低，并且可以扩展到适合电厂实际使用的290～430℃范围。催化剂有贵金属催化剂和普通金属催化剂之分。贵金属催化剂由于它们和硫反应，并且昂贵，实际上不予采用，而普通催化剂效率不是太高，也比较贵，并且要较高的温度(300-400℃)。最常用的金属基含有氧化矾、氧化钛。3本文档共60页；当前第3页；编辑于星期日\18点44分4本文档共60页；当前第4页；编辑于星期日\18点44分在贵金属、碱金属氧化物或沸石等催化剂的作用下，利用氨还原剂在285～400℃下，将NOx还原为无害的N2放空。也可能发生NH3的氧化反应：

5本文档共60页；当前第5页；编辑于星期日\18点44分6本文档共60页；当前第6页；编辑于星期日\18点44分催化剂SCR脱硝工艺的核心是催化剂，喷入的氨与烟气中的NOx在催化剂表面上反应生成氮气和水蒸汽。通常采用的催化剂全是以多孔二氧化钛作为载体，起催化作用的活性成份五氧化二钒和三氧化钨分布在其表面。脱硝催化剂具有不同的型号、不同的通道尺寸（通常叫节距）、壁厚和化学成份，根据实际运行工况进行选型。节距和壁厚受烟气中灰量的影响，燃煤锅炉脱硝系统一般采用大通道、最小壁厚0.8mm的催化剂。7本文档共60页；当前第7页；编辑于星期日\18点44分8本文档共60页；当前第8页；编辑于星期日\18点44分9本文档共60页；当前第9页；编辑于星期日\18点44分1、反应温度：当采用催化剂来促进NH3和NOx的还原反应时，其反应温度取决于所选用催化剂的种类：金属氧化物如氧化钛为支撑材料（载体），

V2O5为催化剂：最佳反应温度为260～450℃；活性焦炭为催化剂，反应温度为100～150℃；贵金属Pt或Pd为催化剂，反应温度为175～290℃根据所采用催化剂的不同，催化剂室应布置在烟道中相应温度的位置。SCR关键参数10本文档共60页；当前第10页；编辑于星期日\18点44分反应温度：用Pt做催化剂，温度控制在225-255℃之间。温度过高，会产生NO的副反应，温度低于220℃，尾气会有未反应的氨。11本文档共60页；当前第11页；编辑于星期日\18点44分2、空间速度（SV）在反应器设计中，空间速度（SV）是关键参数。空间速度是指单位催化剂容积单位时间内通过的烟气量，单位为h-1。即：

SV=Q/V式中Q—烟气流量，m3/h；

V—催化剂体积，m3

。空间速度表示烟气混合物在催化剂容积内的停留时间。其速度大小与以下因素有关：脱硝效果、烟温、允许氨泄漏量和烟气及烟尘成分等。空间速度大，则NOx脱除率下降。燃煤电厂中，空间速度一般取为2000~3000h-1。空间流速越低，烟气在催化床内停留时间越长，则脱硝率越高。12本文档共60页；当前第12页；编辑于星期日\18点44分3、面积流速：面积流速等于烟气流量与催化剂几何表面积的比值。

AV=Q/Acat

式中Q—烟气流量，m3/s；

Acat—催化剂几何表面积，m2

。典型烟气脱硝的AV值在5~7m/s。13本文档共60页；当前第13页；编辑于星期日\18点44分4、催化剂活性SCR中，催化剂活性经常描述为AV的函数，用K表示：K=-AV*ln(1-η)η:脱硝率；对于已知几何表面积的催化剂，其活性可以通过测量烟气流量和脱除率来计算得到。催化剂活性降低将导致脱硝率下降，同时导致氨逃逸量增大。14本文档共60页；当前第14页；编辑于星期日\18点44分催化剂的活性不同来源于催化剂设计,比如催化剂中的V含量,V含量大,活性肯定高.催化剂活性一般以脱硝效率来衡量，其实它是同时考虑到催化剂比表面积、催化剂结构、成分等因素，在一定工况下（也就是说一定ASR值、空速、温度等）催化剂表现出来的脱硝活性。工程中一般催化剂体积通过经验公式来确定，进而利用烟气流量和催化剂体积来确定空速。

15本文档共60页；当前第15页；编辑于星期日\18点44分5、允许氨泄漏量：氨泄漏量即是未反应的NH3的量，要求未反应的NH3尽量小。否则未反应的NH3在有水参与下，与烟气中SO3反应生成粘性液体NH4HSO4，会引起烟气下游装置（如空预器）的腐蚀、玷污与堵塞。NH3的用量应适当，如NH3的量太少，不能满足脱硝的需要；NH3的量太大，造成NH3损失，而且产生氨泄漏问题。工业上采用NH3/NOx摩尔比来衡量，一般控制在1.1~1.5。目前，NH3泄漏量（反应器出口处NH3的浓度）控制在5ppm以下，建议小于3ppm。16本文档共60页；当前第16页；编辑于星期日\18点44分6、SO2/SO3转化率SO2/SO3转化率高，对下游设备有害，应控制在1%以内。影响因素主要有：反应温度、催化剂成分、氨的加入量等。加入三氧化钨可以减少SO2/SO3转化率。17本文档共60页；当前第17页；编辑于星期日\18点44分7催化剂的运行寿命催化剂的运行寿命是指催化剂的活性自系统系统投运开始能够满足脱硝设计性能的时间。也就是从开始运行到需要更换的累积运行时间。通常催化剂的运行寿命为24000h左右.18本文档共60页；当前第18页；编辑于星期日\18点44分19本文档共60页；当前第19页；编辑于星期日\18点44分工程实例20本文档共60页；当前第20页；编辑于星期日\18点44分21本文档共60页；当前第21页；编辑于星期日\18点44分台山电厂目前有5×600MW燃煤机组，托普索公司为其5号机组设计了SCR脱硝系统，预期在2006年启动运行。托普索公司为其脱硝系统提供催化剂、系统关键设备和系统设计，包括实体模型试验。基本设计数据如下：600MWe烟气流量1,900,000Nm3/hr两层DNX催化剂

550mg/Nm3NOx灰量14g/Nm3高达94的脱硝率氨逃逸<3ppmSO2氧化率<0.75该项目在选用催化剂时特别考虑了灰中高钙成分(28.9CaO)的影响，美国PRB煤项目中遇到过类似的高含钙量的设计情况。氧化钙会与烟气中SO3反应生成石膏CaSO4而覆盖催化剂表面，由于托普索脱硝催化剂具有三种孔径分布，具有非常高的抵抗“中毒”的能力，包括由灰中高含钙量所引起的“中毒”，即使表面有大量的石膏覆盖，还会有到达活性位的可用通道。22本文档共60页；当前第22页；编辑于星期日\18点44分该系统设计保证脱硝效率为94%，氨逃逸只有3ppm，实现这一设计需要催化剂具有高性能且对氨/NOx混合的要求更高。当要求高脱硝效率和低氨逃逸时，系统设计要素达到适宜平衡是非常关键的。对脱硝效率和氨逃逸量的要求越严格，对氨和烟气（NOx）混合的要求越高。托普索公司开发了专有混合装置----星形混合器，由一些形状为带四角星的圆盘组成。星形混合器按照一定的角度安装在烟气中，使盘后气流形成涡流。该装置实现了短距离内的最佳混合效果，且压损很小。星形混合器，并结合认真地流场模拟，可以使系统在达到94%脱硝效率、3ppm氨逃逸量所需的理想混合效果的同时，系统压损小于339Pa（不包括催化剂层压降）。23本文档共60页；当前第23页；编辑于星期日\18点44分24本文档共60页；当前第24页；编辑于星期日\18点44分台山项目推荐的催化剂型号是DNX-864，适用于烟尘含量高的环境。特别是对燃煤锅炉的SCR系统。DNX-864催化剂的水力直径为6.4mm(圆形的水力半径相当于几何半径的1/2），相当于孔径7.2mm。催化剂将以VE422EE和VE422EES模块的形式提供，包括16个催化盒。模块的尺寸大约为L×W×H=1.88m×0.95m×1.45m，重量大约为900kg。模块包括一个顶部钢丝网栅格，此栅格由足够的强度支撑。烟气吹扫系统以过热蒸汽为吹扫介质（吹灰器），用来防止催化剂表面堵塞。过热蒸汽源布置在SCR脱硝设备附近。25本文档共60页；当前第25页；编辑于星期日\18点44分氨的存储和处理系统用于卸载并存储无水氨（纯度为99.6%或更高），作为SCR的反应剂。此系统由两台卸料压缩机、两个储氨罐、一个废氨稀释槽、氨气泄漏检测器和报警系统、水喷淋系统、安全系统及相应的管道、管件、支架、阀门，附件及附件组成。每个储氨罐的实际储存容量为79㎥(22.2kg/㎠,55℃)，并且锅炉BMCR锅炉最大连续负荷工况下纯氨的消耗量可以满足10天(20小时/天)的用量。储氨罐的上部至少留有全部容量的15%的汽化空间。26本文档共60页；当前第26页；编辑于星期日\18点44分氨注入系统的设计方法是蒸发、稀释和注入作为脱硝剂的无水液氨。此系统包括液氨蒸发槽和氨气积压器、稀释风机、氨控制阀、氨/空气混合器，注氨格栅，以及相应阀门、管道及其附件、支撑组成。液氨靠自身的压力从储氨罐输送到蒸发槽，液氨在蒸发槽中被辅助蒸汽加热蒸发。浓缩的氨气被空气稀释后，确保安全操作并且不具有可燃性。稀释后的氨气通过安装在SCR反应器入口烟道的注氨格栅注入。

27本文档共60页；当前第27页；编辑于星期日\18点44分蒸发槽装置设计安装在正常的氨靠自身压力流动的传输回路，从储罐的底部获得液氨并把蒸汽氨输送到缓冲槽。所有的管道联接应该是满焊。螺栓联接是不允许的。在这个回路中所有的管道焊接应该消除应力。

蒸发槽提供汽水分离器、温度控制器、带附件的蒸汽控制阀和氨温度控制所必需的低-高温度报警器、温度计、压力指示器、料位计等。28本文档共60页；当前第28页；编辑于星期日\18点44分氮气吹扫系统

当存有氨的设备或管道在一段时期内不使用时氮气吹扫系统可以将氨清除。根据设计要求，氮气储存在专用的氮气存储装置中。29本文档共60页；当前第29页；编辑于星期日\18点44分SCR反应器和催化剂运行在冷启动的时候，脱硝装置应该先由暖空气预热。催化剂应被预热至烟气露点以上，以避免启动时催化剂出现结露。燃料油的不完全燃烧会导致催化剂底部的沉积，产生阻塞孔隙的危害，从而降低活性。催化剂上的未完全燃烧成分的氧化，会导致局部过热的现象。30本文档共60页；当前第30页；编辑于星期日\18点44分重新启动

在反应器停机后，如果反应器的温度仍然在烟气露点以上，则无需预热催化剂就可进行重新启动。否则，按照冷启动的步骤进行启动。氨气喷注系统的启动

当催化剂反应器出口温度高于硫酸氢氨露点温度10℃时，氨气注入系统可以启动(参照以下运行温度的限制)。

31本文档共60页；当前第31页；编辑于星期日\18点44分正常操作

催化剂运行温度

DNX催化剂有良好的抗热冲击的性能，并且可以承受锅炉正常温度的变化，催化剂的运行不会受到锅炉启动，负荷变化，以及停转的影响。烟气中不含有硫的情况下，DNX催化剂的正常运行温度为220-450℃。温度低的条件下，活化性能就低，但低温一般发生在低的锅炉负荷情况下，此时将不会降低脱硝效率。在高温的情况下，将出现催化剂的烧结现象。当温度大于450℃时，将导致催化剂的损毁，从而降低脱硝效率。

设计运行温度

持续运行最低温度：317℃持续运行最高温度：420℃

32本文档共60页；当前第32页；编辑于星期日\18点44分运行温度的限制

为了避免由于硫酸氢氨（ABS）沉积引起的催化剂暂时失活，连续运行时入口处温度应高于硫酸氢氨的露点温度。露点温度由氨气和SO3的浓度决定，以及入口处NOx的浓度和脱硝效率。

33本文档共60页；当前第33页；编辑于星期日\18点44分ABS的沉积将首先发生在催化剂的空隙里。沉积的过程是可逆的，当运行温度提升到露点以上ABS将蒸发，催化剂活性将恢复。

只有当长期在低于露点的温度下运行时，催化剂活性会被永久地改变。硫酸氢氨的沉积会产生粘性，粘住飞灰。当长时间在露点以下运行时，建议增加吹灰的频率。

由于催化剂包含有不同大小的孔隙，以及三氧化硫和氨气的存在比例，硫酸氢氨的凝聚实际发生在一定的温度范围内。催化剂中氨气和三氧化硫的浓度取决于催化剂的活性。硫酸氢氨的凝聚，浓度比例，催化剂的稳定活性的平衡的建立需要一段较长的时间。当运行温度在分散凝聚温度以下时，稳定状态的活性为零。运行温度长期低于硫酸氢氨凝聚温度时将导致催化剂活性的明显降低。这种情况下，即使将温度升至露点以上也不能完全恢复活性。在低于ABS露点温度的条件下连续运行的时间必须控制在300小时以内，同时每层催化剂各点的温度必须在270℃以上。

34本文档共60页；当前第34页；编辑于星期日\18点44分150160170180190200210220230240110100二氧化硫浓度/ppmNH3=1ppmNH3=2ppmNH3=5ppmNH3=10ppm硫酸氢铵的凝固点/℃NH4HSO4的凝固温度及与烟气中氨和二氧化硫的关系图35本文档共60页；当前第35页；编辑于星期日\18点44分反应器潜值是表征反应器脱硝能力的参量，其定义为催化剂活性与单位体积烟气中催化剂表面积的乘积。锅炉运行负荷变化，由于导致通过催化床的烟气量、温度、烟气流速等发生变化，从而对ABS的形成产生影响。机组运行负荷对ABS形成的影响具体过程如下：（1）在锅炉最大连续运行负荷（MCR）运行时，反应器潜值高于要求达到目标脱硝率和最小溢氨量的最低潜值。（2）随着锅炉运行负荷的降低，由于烟气流量降低，所以反应器的潜值增大；（3）由于机组持续在低负荷条件下运行，反应器运行温度低于最低运行温度，ABS形成并沉积在催化剂上，这将降低反应器的潜值；（4）当机组重新以满负荷运行时，随着烟气流量的增加反应器的潜值降低；（5）在满负荷更高的烟气温度条件下，ABS升华并且反应器潜值恢复为满负荷时初始值。36本文档共60页；当前第36页；编辑于星期日\18点44分负荷变化

催化剂可以抵抗温度变化，以及由各种原因引起的锅炉负荷变化。DNX催化剂可以承受每分钟100℃的变化。37本文档共60页；当前第37页；编辑于星期日\18点44分吹灰器的运行吹灰设备有两种；一种是除去沉积在反应器入口导向板灰尘的手动用吹灰器，另一种是防止和除掉SCR反应器的粉尘等异物的4套往复运动形式的吹灰器。吹灰器的加热介质为最少温度250℃和5kg/cm2以上的过热蒸汽，只有满足这两个条件时才能进行吹灰。

吹灰器蒸汽的最低条件:

蒸汽压力:最小5kg/cm2

蒸汽温度:最小250℃

用于吹灰的蒸汽只有符合以上的最低条件时，才能进行吹灰。38本文档共60页；当前第38页；编辑于星期日\18点44分嵩屿电厂一期SCR烟气脱硝工艺M锅炉氨槽车储氨罐压缩机稳压罐气化器NOx反应器稀释风机空预器混合器注氨格栅省煤器调节阀至除尘器39本文档共60页；当前第39页；编辑于星期日\18点44分锅炉氨槽车储氨罐压缩机稳压罐气化器NOx反应器稀释风机空预器混合器注氨格栅省煤器调节阀至除尘器

嵩屿电厂SCR本体的技改工艺由催化反应区和氨区两大部分组成。其中催化反应区由反应器壳体、催化剂、稀释风机、注氨格栅（AIG）及吹灰器等设备组成。氨区则包括储氨罐、气化器、压缩机及稳压罐等设备。40本文档共60页；当前第40页；编辑于星期日\18点44分工艺流程为：槽车运来的液氨由压缩机输送到储氨罐，液氨在气化器内经45℃左右的水浴蒸发成氨气，送到氨气稳压罐。氨气经减压后送入氨气/空气混合器中，与来自稀释风机的空气混合，通过喷氨格栅（AIG）的喷嘴喷入烟道中，与烟气均匀混合后进入催化反应器。NH3与NOx在催化剂的作用下发生催化还原反应，NOx还原为无害的N2和H2O。考虑到该工程每年正常启停次数在10次以下，借鉴国外的经验，取消旁路设置，避免了旁路挡板的密封和积灰问题，减少了投资和运行维护费用。另外，SCR反应器也未设灰斗，SCR吹灰器吹出的积灰，直接由空预器的灰斗来承担。41本文档共60页；当前第41页；编辑于星期日\18点44分嵩屿电厂一期增设SCR烟气脱硝系统主要的工艺参数项目设计值项目设计值烟气量（干标）/Nm3/h918639脱硝效率/%≥60入口NOx浓度（干标）/mg/Nm3450~707氨逃逸量/ppm≤3SCR运行温度/℃280~380SO2转化为SO3/%≤1AV值/Nm/s3.0SCR的压降/Pa≤1000注：设计煤种含硫量Sar＝0.63%42本文档共60页；当前第42页；编辑于星期日\18点44分导流板10500导流板省煤器整流层运行层备用层膨胀节灰斗空预器一次风机FL39650mmFL34550mmFL26500mmFL18690mmFL13990mmKLMOPN图例新增的设备原有的设备改造的立柱原有的立柱混合器注氨格栅嵩屿电厂一期工程增设SCR反应器的布置图43本文档共60页；当前第43页；编辑于星期日\18点44分某1000MW机组SCR反应器44本文档共60页；当前第44页；编辑于星期日\18点44分某电厂SCR装置概要数据如表所列。序号设备项目规范单位1SCR烟气来源锅炉燃气催化剂数量6套/炉燃料煤（或煤：油=50：50）烟气流量1779000m3/h(标)烟气温度370～420℃反应区入口烟气O23.3%（干基体积）H208.5%（湿基体积）NOx150mg/kg(干基)SOx700mg/kg(干基)SO35mg/kg(干基)烟尘19g/m3(标)反应区出口烟气NOx＜50mg/kg(干基)本文档共60页；当前第45页；编辑于星期日\18点44分序号设备项目规范单位反应区出口烟气NH35mg/kg(干基)脱硝效率66.7%形式日立干式催化剂脱NOx2卸氨压缩机数量1台出口压力4kg/cm2流量215m3/h(标)功率15kW型号非润滑式3液氨储罐数量3↑温度（设计）55℃压力（设计）22.2kg/cm2容量122m34氨气蓄压器数量3个容积6.3m3运行温度40℃运行压力2kg/cm25液氨气化器数量3个热耗1532220kcal/(h·个)蒸汽压力8kg/cm2气化量470kg/(h·个)6稀释槽数量1个温度（设计）75℃压力（设计）0.3kg/cm2流量6m3喷水压力3.5kg/cm2型号垂直圆柱式本文档共60页；当前第46页；编辑于星期日\18点44分SCR装置对锅炉设备的影响1、氨逃逸及其对下游设备的影响

由于氨与NOx的不完全反应,会有少量的氨与烟气一道逃逸出反应器,这种情况称之为氨逃逸。氨逃逸可导致:

a)生成硫酸氨沉积在催化剂和空预器上,造成催化剂中毒和空预器的腐蚀;

b)造成FGD废水及空预器清洗水中含NH3;

c)增加飞灰中的NH3化合物,改变飞灰的品质。47本文档共60页；当前第47页；编辑于星期日\18点44分2、SO2转换成SO3对尾部烟道设备的影响

由于在催化反应器中SO2将转化成SO3,反应器下游的SO3会明显的增加,特别是在高含尘烟气段布置系统中,除了可生成硫酸氨以外,在露点温度下FGD再热系统中会凝结过量的硫酸,从而对受热面造成腐蚀。硫酸铵和硫酸氢铵会堵塞催化剂,造成脱硝效率下降和阻力增加。硫酸、硫酸铵、硫酸氢铵的混合物附着在空气预热器上，会造成空气预热器的腐蚀及堵塞，严重时必须停炉清理，否则影响锅炉的正常运行。此外，SO2氧化为SO3后会引起的烟气酸露点升高，使排烟温度及空气预热器出口的温度升高，降低锅炉热效率。同时SO3造成的蓝羽使排烟的不透明度增加，而且SO3在排烟时已经转化成硫酸，直接造成酸雨污染。48本文档共60页；当前第48页；编辑于星期日\18点44分49本文档共60页；当前第49页；编辑于星期日\18点44分控制SO2的氧化SCR过程使用的钒基催化剂会对烟气中SO2的氧化产生催化作用而形成SO3，SO3在省煤器段形成硫酸蒸汽，在空气预热器冷端177~232℃浓缩成酸雾，腐蚀受热面。在SO2氧化率的控制方面，对于V2O5类商用催化剂，钒的担载量不能太高，通常控制在1%左右可减少SO2氧化。另外，催化剂的形状会对SO2氧化产生影响，丹麦Topsøe公司开发了系列波纹状脱硝催化剂，由于其V2O5组分含量低，可有效减少SO2氧化率。同时，SCR反应非常迅速，NO和NH3的浓度在催化剂的表面附近迅速下降。因此，增大催化剂的孔道密度来增加表面积能提高SCR的活性。同时，减少孔道的壁厚可降低SO2氧化。因为由于对方面可以采用提高催化剂活性组分（如WO3）含量的方法,抑制SO2氧化。50本文档共60页；当前第50页；编辑于星期日\18点44分51本文档共60页；当前第51页；编辑于星期日\18点44分3、SCR反应器的运行灵活性及可用率

对经常起停的电站来说,有一点对催化反应器的运行十分关键,即要确保加氨所需的最低温度300℃。为此省煤器和反应器均应设计有旁路。机组起动时,打开省煤器和反应器的旁路,当烟温达到约300℃时,可关闭反应器旁路并打开反应器挡板。随着省煤器前温度的升高,可逐渐关闭省煤器旁路。带部分负荷运行特性。当机组带部分负荷运行时,反应器有可能达不到所要求的加氨温度。这样便给反应器投用带来了问题,特别是高含尘烟气段布置方式。为此,对省煤器,用单独的给水循环泵加旁路调节系统;对烟气再热器,采用催化剂旁路,利用单独的风机进行烟气再循环。

52本文档共60页；当前第52页；编辑于星期日\18点44分4、SCR引起压头损失分析烟气经过催化剂层后产生的沿程阻力主要有两方面的原因：一是催化剂模块上的气流孔磨擦阻力；二是与催化剂孔隙率相关的阻力。影响沿程阻力的因素有：催化剂的型式、高度、气流孔径尺寸以及烟气的流速等。可以用公式(1)来估算催化剂层所引起的压头损失。

式中ΔP为压降；fm为摩擦系统，在方型孔中一般按fm=14.227/Re计算；n是与催化剂孔隙率相关的因子，在整体式催化剂中，n通常根据经验取值1.5；dh为催化剂气流孔径尺寸；L为催化剂层高；ρ为烟气的密度；u为烟气的线速度，即AV。一般情况下，燃煤烟气的催化剂气流孔径尺寸dh约为6~8mm，设计的线速度在3~5m/s以上，如果按二层催化剂来设计，脱硝效率可达60%，增加的阻力为680Pa左右；如果按三层催化剂来设计，脱硝效率可达90%，增加的阻力为870Pa。催化剂运行一段时间后，受积灰、积盐及烟气冲刷磨损等因素的影响，烟气通过催化剂层的阻力还会继续增大，因此，还应考虑一定的压头损失裕度。这样，引风机大约需增加1000Pa的压头来弥补增设脱硝装置后所引起的风压损失。53本文档共60页；当前第53页；编辑于星期日\18点44分压降(Pa)2468101000750500烟气线速度(m/s)250125015001750dh=2mmdh=4mmdh=6mm不同气流孔径烟气线速度与压降的关系图技术对策：该工程改造后的引风机仍采用动叶可调轴流式风机，其BMCR工况下的出力由原来的211.8m3/s变为230.8m3/s，风压则由原来的3100Pa左右上升为4090Pa，电机功率由1600kW改为1800kW。54本文档共60页；当前第54页；编辑于星期日\18点44分5、经济性影响

SCR的主要特点是工艺流程复杂,改造和运行费用高,如台山电厂600MW机组的投资预算为工程静态投资单位造价281元/kW,工程动态投资单位造价295元/kW,约占电厂基建投资的6～8;脱硝年运行成本为10129元/MWh,当年脱硝效率为70%时,每吨NOx脱除成本8351元。优点是脱硝效率高,通常脱硝效率可达90%以上,可以和其它炉内脱硝技术联合使用。

55本文档共60页；当前第55页；编辑于星期日\18点44分56本文档共60页；当前第56页；编辑于星期日\18点44分6、对烟道的影响与对策原锅炉烟气是从省煤器直接进入空预器，而加装脱硝装置后，增加了烟道和SCR反应器，烟气的走向和负压产生了变化，因此，该工程对省煤器与空预器之间的烟道进行改造。考虑到省煤器出口处三向膨胀量均很大，施工时，在SCR进出口烟道等4个部位采用织物膨胀节吸收膨胀量。7、对锅炉钢结构和基础的的影响与对策整个脱硝装置的荷载约为1000多吨，同时涉及到SCR进口烟道与原有锅炉钢架的空间布置冲突问题。因此，需对炉后