宣城烟气脱硝工程培训教材

国投宣城发电有限赍任公司一期1X600MW机组脱硝技改工程

SCR脱硝系统培训教材

二C-C年三月

审定:校审:编制:

目录

前

言...................................................................11.

概述...................................................................2

1.1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............................................................17

1.6CFD模型及实物模型..................................................

19

1.7KKS标识系

统.......................................................21

2.分系统介

绍............................................................242.1SCR

系统.............................................................242.2

脱硝剂存储、制备、供应系统...........................................27

2.3催化剂介绍..........................................................

332.4蒸汽系

统.............................................................462.5水

系统和压缩空气系统.................................................46

2.6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...............................................48

2.10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............................................................61

2.14脱硝热控自动化部

分..................................................67

3.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.....................................................87

3.3SCR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13600MW机组脱硝技改工程SCR脱硝系统

培训教材

刖.

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:(INOx对人体的致毒作用,危害最大的是NO

2

，主要影响呼吸系统，可引起支气管炎和肺气肿等疾病;(2NOx对植物的损害；

(3NOx是形成酸雨、酸雾的主要污染物;(4NOx与碳氢化合物可形成光化学烟雾；

(5NOx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20102、2020年、2030年,全国能源消费导致的NOx排放量将

分别达到1677〜1853万吨、2363〜2914万吨和3154〜4296万吨，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l为OOMW机组脱硝技改工程。根据国投宣城发包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13600MW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。

国投宣城发电有限责任公司一期H600MW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NO

x

有多种不同形式：

N2O、NO、NO

2

、N

2

O

3

、N

2

o

4

和N

2

O

5

，其中NO和NO

2

是重要的大气污染物，另外还有少量N20。

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,NO

x

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NOxo当炉膛温度在

1350c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%o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煌,与

燃烧空气中的

N

2

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1300C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,一次措施是通过各和技

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。L1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

国投宣城发电有限赍任公司一期13600MW机组脱硝技改工程SCR脱硝系统

培训教材

烧、燃料分级燃烧、烟气再循环、低NOx燃烧器。

(1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NO

x

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NO

x

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，从而人人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NO

X

的排放而产生的其它问题。

(2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NO

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NO

的排放。

(3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NO

x

它是将80%-85%的燃料送入主燃区,在a>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avi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（N

2

o二级燃烧区又称

国投宣城发电有限责任公司一期13600MW机组脱硝技改工程SCR脱硝系统

培训教材

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NO

x

的生成，可使NO

x

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NO

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NO

x

的排放量有非常大的影响。因为，在再燃区内烧根和NO反应期间生成的HCN

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

NO

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0.7-0.8。

(4烟气再循环

除了空气和燃料分级燃烧法降低NO

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NO

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，NO

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NO

x

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25〜40%,单靠这种技术已无法满足曰益严格的

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

国投宣城发电有限赍任公司一期13600MW机组脱硝技改工程SCR脱硝系统

培训教材

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。X

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H

2

0.脱硝的副产

品便于处理;NH

3

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NH

X

基的还原剂（如氨、尿素，喷入炉膛温度为800~1100C的

区域，该还原剂迅速热分解成NH3并与烟气中NO

X

进行SNCR反应生成N

2

，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900〜1000℃这一狭窄的温度范围内,在无催化剂作用下,NH

3

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O

2

作用，主要反应如下：

NH3为还原剂:4NH

3

+4NO+O

2

-4N

2

+6H2O

尿素为还原剂：（NH2

2

CO-2NH2

+CO

NH2+NO-N2

+H2O

2co+2NO-N2+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NH

3

耗量要高于SCR工艺，从

而使NH

3

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。

国投宣城发电有限责任公司一期13600MW机组脱硝技改工程SCR脱硝系统

培训教材

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1.1.3SCR法脱硝技术特点。

3电子束法

电子束法是用高能电子束（0.8-1MeV辐射含NOx和SO

2

的烟气，产生的自由基氧化生

成硫酸和硝酸.再与NH

3

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，脱硫座在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。

国投宣城发电有限赍任公司一期13600MW机组脱硝技改工程SCR脱硝系统

培训教材

1.122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。

1.123湿法脱硝技术

由于烟气中的NOx90%以上是N。,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NO

2

再用水或碱性溶

液吸收，从而实现脱硝。

O3氧化吸收法用0

3

将NO氧化成NO

2

，然后用水吸收。该法的生成物HNO

3

液体需经浓

缩处理，而且O

3

需要高电压制取.初投资及运行费用高。

CIO2氧化还原法CIO

2

将NO氧化成NO

2

,然后用Na

2

SO

3

水溶液将NO

2

还原成N

2

o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Na2

SO

3

又可作为

NO2的还原剂。CIO

2

法的脱硝率可达95%,且可同时脱硫，但CIO

3

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睑验;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u表1、烟气脱硝技术比较

方法原理技术特点

选择性催化还原法在特定催化剂作用下,用飒或其脱除率高，被认为是最好的烟气脱

（SCR技术）它还原剂选择性地将NOx还原为硝技术「投资和操作费用大，也存

N：和旦0。在限的泄漏。

选择性非催化还原法用氮或尿素类物质使NOx还原为效率较高,操作费用较低，技术已

（SNCR技术）N2和H=0o工业化。温度控制较难，疑气泄漏

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，生成强氧化技术能耗高,并且有待实际工程应

性H0基、0原子和Ni,这咋强氧用检验。

化基团氧化烟气中的内1

氮氧化物，生成硫酸和硝酸，加

入树气,则生成硫硝钱复合盐。

国投宣城发电有限责任公司一期13600MW机组脱硝技改工程SCR脱硝系统

培训教材

序号所采用的技术脱硝效率%匚程造价运行费用

1低氮燃烧技术25-40较低低

O山坐

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25-10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而中等

5SNCR/SCR混合技术40-80中等中等

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N

2和H20,而不是被O2所氧化，故称为“选择性”o主要反应如下：

NO+NO2+2NH3T2N2+3H2O4N0+4NH3+O2T4N2+6H2O

序号所采用的技术脱硝效率％匚程造价运行费用

1低氮燃烧技术25-40较低低

2SNCR技术25-40低中等

3LNB+SNCR技术■10-70中等中等

4SCR技术80-90高中等

5SNCR/SCR混合技术40-80中等中等

SCR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

NH3

国投宣城发电有限责任公司一期13600MW机组脱硝技改工程SCR脱硝系统

培训教材

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0

(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、

SO

3

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

国投宣城发电有限赍任公司一期13600MW机组脱硝技改工程SCR脱硝系统

培训教材

进程;如本工程选择的催化剂,可在烟温310~420C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NH

3

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/so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催化剂的选驿

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V

2

O

5

o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V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。

板式催化剂是以不绣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

国投宣城发电有限责任公司一期13600MW机组脱硝技改工程SCR脱硝系统

培训教材

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。

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

国投宣城发电有限责任公司一期13600MW机组脱硝技改工程SCR脱硝系统

培训教材

叱

行煤器出II烟气成分（过浦空气系数为I.19）

N2Vol%73.69

02Vol%3.12

1.2本工程SCR脱硝及改造设计条件

1.2.1SCR入口烟气参数

项目单位数据（湿目

省煤器出口烟气成分（过量空气系数为1.19）

N2Vol%73.69

02Vol%3.12

SO2Vol%0.04

CO2Vol%14.08

H2OVol%9.07

锅炉不同负荷时的行煤器出口烟气量和温度

J项目BMCRTHA75%THA40%THA

省煤器出口湿烟气量（设计煤种）NmVh1811630

行燃器出口烟气温度（设计煤种）匕366

1.2.2锅炉改造后引风机烟气参数:

J1贝单位

省煤器出口烟气成分（过量空气系数为L19）

N2Vol%73.69

02Vol%3.12

SO2Vol%0.04

CO2Vol%14.08

H2OVol%9.07

锅炉不同负荷时的省煤器出口烟气后和温度

国投宣城发电有限赍任公司一期13600MW机组脱硝技改工程SCR脱硝系统

培训教材

1.2.3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:114.8X103kg/ho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O64Kpa；空气预热器二次风压降:0.92Kpa;

空气预热器压降：L15Kpa;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：

项目甲位：数据

烟尘浓度g/Nin553

NOx（以NO：计）mg/TNXTm3450（湿基，折算到6%含氧小）

1.2.5纯氨分析资料

项目下户数据

烟尘浓度g/Nm'53

NOx（以NO?计）mg/ANTm3450（湿法，折算到6%含辄早二

I――■—j♦:二I—八.IArtI

126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

国投宣城发电有限责任公司一期P600MW机组脱硝技改工程SCR脱硝系统

培训教材

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0.6~0.8MPa

储气罐安全阀动作压力0.9MPa

压缩空气用fit见下表

•其它主要公用工程参数见下表:

杂用空压机储气罐参数

杂用空气压力0.6~0.8MPa

储气罐安全阀动作压力0.9MPa

压缩空气用量见下表

介质名称压力(IPa)温度（C）流流（t/h）备注

蒸汽（氮区）1.33500.2t/h连续

蒸汽（空预器）1.535010t/h连续

1.3

杂用空风机储气罐参数

杂用空气质力0.6%.3IPa

储气提女全阀动作压力0.9MPa

压缩空气用管见卜衣

介质名称尔力(MPa)温度（r）流流(t/h)备注

蒸汽（气区）1.33500.2t/h连续

蒸汽（空ffl器＞1.535010t/h连续

I.业水0.15常温100t/h间断

消防水1.0常温150t/h间断

4：活木0.2〜0.3常温1t/h间断

仪用空气0.6常温20(W/h)反应区和疆区各半

杂用超编空气0.6常温90(Nm'/h)大波吹灰耦

杂用H、缩空气0.615加,/min)行煤熬检灰用

字号项1!名称单位数据

1匕要性能指标（50%脱硝效率）

总很损（含尘运行）Pa1000

•优化剂Pa600(含备用200)

•全部烟道Pa100

NO■脱除率.性能验收期何%75

国投宣城发电有限责任公司一期13600MW机组脱硝技改工程SCR脱硝系统

培训教材

序号项目名称单位数据

-NOx（75%脱硝效率）mg/Nms112.5

《

-NHSML/L3

一烟尘g/Nms53

4噪音等级（最大值）

一设备（距声源1米远处测景）dB(A)W85

国投宣城发电有限赍任公司一期13600MW机组脱硝技改工程SCR脱硝系统

培训教材

1.4工艺流程图

国投宣城发电有限责任公司一期13600MW机组脱硝技改工程SCR脱硝系统

培训教材

1.5总布置图

1.5.1SCR区布置图

国投宣城发电有限责任公司一期13600MW机组脱硝技改工程SCR脱硝系统

培训教材

1.5.2氨区布置图

国投宣城发电有限责任公司一期13600MW机组脱硝技改工程SCR脱硝系统

培训教材

1.6CFD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。

通过流体模型的试脸及优化设计，达到如下目的：

1.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力15;2.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：S±15%;

・最大速度标准偏差:S±10%；

•烟气流向与垂直方向的最大角度：0±10。

3.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%;

4.检验烟道中可能的积灰情况；

5.测量整个系统和堂个部件的压力损失；

6.通过增加导流板,使压力损失最小化。

国投宣城发电有限责任公司一期13600MW机组脱硝技改工程SCR脱硝系统

培训教材

国投宣城发电有限责任公司一期13600MW机组脱硝技改工程SCR脱硝系统

培训教材

1.7KKS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11KKS标识的分段结构解释表

分级序号。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蛇NAAANNAANNN(A)AANN

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”T、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：

国投宣城发电有限责任公司一期13600MW机组脱硝技改工程SCR脱硝系统

培训教材

172.2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

国投宣城发电有限责任公司一期H600MW机组脱硝技改工程SCR脱硝系统

培训教材

1.7.2.3图例标识

AN编号范围阀门AA管段及测量回路BR

001-099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

国投宣城发电有限责任公司一期13600MW机组脱硝技改工程SCR脱硝系统

培训教材

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。

2.1SCR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&【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32550宽各设置I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。

2.1.3SCR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（1+2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匚和检修人孔门，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

国投宣城发电有限责任公司一期13600MW机组脱硝技改工程SCR脱硝系统

培训教材

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65〜6.5kPa,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4250X8000尺寸：2550X15600尺寸：3000X12518

安装长度(净)550mm350mm350mm

单套重最1800kg2100Kg2100Kg

设计压力±6.5kPa±6.5kPa±6.5kPa

最高匚作温度450℃450℃450℃

(2AIG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：

国投宣城发电有限责任公司一期13600MW机组脱硝技改工程SCR脱硝系统

培训教材

(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,C366

运行温度,C366

材质Q345

壁厚,mm6

尺寸，长3宽3高,mm101003159003