电厂锅炉烟气脱硝操作手册

电厂锅炉烟气脱硝操作手册内容摘要：

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。 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 , 欧洲很多电厂的液氨供应仅允许使用铁路运输。 采用氨水就可以避开适用于液氨的严格规定。 虽然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。 德国仅有个别电厂使用氨水作为 SCR 的还原剂。 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 %～%)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。 （注：稀释风机抽取环境空气与氨气稀释混合后经喷氨格栅流入烟道的做法现在也很***电厂 4 300 MW机组 3号 锅炉烟气脱硝 SCR 及公用系统改造工程操作维护 手册 11 流行。 ） 大型燃煤电 厂锅炉烟气管道尺寸非常庞大 ， 如前所述 ， SCR喷氨系统设计与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。 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。 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 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 ～。 本工程的摩尔比限幅在 ～ 之间。 NOx的在线监测 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。 氨逃逸的危害 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***电厂 4 300 MW机组 3号 锅炉烟气脱硝 SCR 及公用系统改造工程操作维护 手册 12 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 5181。 L/L以下 , 但目前的设计要求是将氨逃逸控制在 3181。 L/L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 %。 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。 6 主要编制依据 6?1 山西阳光发电有限责任公司 3号 机组烟气脱硝 SCR 及公用系统 改造 工程技术协议。 6?2 山西阳光发电 有限责任公司 3号 机组烟气脱硝 SCR 及公用系统工程 合同及附件。 6?3 业主提供的有关设计资料。 6?4 山西阳光发电有限责任公司 3号 机组烟气脱硝 SCR及公用系统 工程 技术设计联络会会议纪要。 7 主要设计原则 脱硝系统设计必须充分考虑安全、可靠、经济、适用。 严格按照 山西阳光发电有限责任公司 3 号 机组烟气脱硝 SCR 及公用系统工程 合同及附件、设计联络会纪要等 设计依据进行工作。 脱硝工艺采用 SCR 法，炉外布置，脱硝系统设置烟气旁路。 8 性能保证 定义 NOx 浓度 计算方法 烟气中 NOx 的浓度（干基、 标态、 6%O2）计算方法为： 式中： 23 21 )/()/( OLLNONmmgNO x ????? ?***电厂 4 300 MW机组 3号 锅炉烟气脱硝 SCR 及公用系统改造工程操作维护 手册 13 NOx（ mg/Nm3）： 标准状态， 6%氧量、干烟气下 NOx 浓度， mg/Nm3； NO（ 181。 L/L）： 实测干烟气中 NO体积含量， 181。 L/L； O2： 实测干烟气中氧含量， %； ： 经验数据（在 NOx中， NO 占 95%， NO2 占 5%）； ： NO2由体积含量 181。 L/L 到质量含量 mg/m3 的转换系数。 本技术协议中提到的 NOx 均指修正到标态、干基、 6%O2时的烟气中 NOx 浓度。 脱硝效率 脱硝效率计算方法如下： 脱硝效率 = C1C2 100% C1 式中： C1：脱硝系统运行时脱硝反应器入口处烟气中 NOx 含量（ mg/Nm3）； C2：脱硝系统运行时脱硝反应器出口处烟气中 NOx 含量（ mg/Nm3）。 氨逃逸浓度 氨逃逸浓度是指在脱硝反应器出口的气态氨浓度（标态，干基、 6%O2）。 SO2/SO3转化率 经过脱硝装置后，烟气中 SO2转化为 SO3的比率。 式中： SO3,出口 ： SCR 反应器出口 6% O2含量、干烟气条件下 SO3体积含量， 181。 L/L； SO3,入口 ： SCR 反应器入口 6% O2含量、干烟气条件下 SO3体积含量， 181。 L/L； SO2,入口 ： SCR 反应器入口 6% O2含量、干烟气条件下 SO2,体积含量， 181。 L/L。 催化剂寿命 催化剂寿命是指其活性能够满足脱硝效率、氨逃逸等性能指标时的连续使用时间。 脱硝装置可用率 A：发电机组每年的总运行时间（小时）。 %100??? A BA可用率100SO SOSO/ S OSO23332 ???，入口，入口，出口转化率***电厂 4 300 MW机组 3号 锅炉烟气脱硝 SCR 及公用系统改造工程操作维护 手册 14 B：每年因脱硝装置故障导致的停运时间（小时）。 性能指标保证 在机组 60~100%ECR 正常运行负荷范围内，初装两层催化 剂时，脱硝装置须同时满足脱硝效率、氨逃逸、 SO2/SO3转化率、烟气温降及系统压降等性能指标。 脱硝效率 在入口 NOx 浓度不高于 1000mg/Nm3，保证氨逃逸浓度不大于 3181。 L/L 条件下，保证脱硝效率和氨逃逸浓度： I、初装时（第一次性能考核试验）最大脱硝效率不低于 86 %， NOx排放浓度不超过 140 mg/Nm3，该指标作为第一次性能考核试验的保证指标。 II、在催化剂化学寿命周期为 16000 小时满之前，最大脱硝效率不低于 84 %。 III、在催化剂化学寿命周期 24000 小时满之前 ，脱硝效率不低于 83 %， NOx排放浓度不超过 170 mg/Nm3。 氨逃逸 在正常投运 SCR 时，脱硝装置的氨逃逸浓度不大于 3181。 L/L。 SO2/SO3转化率 在正常投运 SCR 时， SO2/SO3转化率小于 %。 系统阻力 1）在性能考核试验时，烟气脱硝 SCR 系统（指从锅炉省煤器出口至空预器入口膨胀节之间）的整体阻力不大于 850 Pa，其中两层催化剂设计阻力为 450 Pa。 安装备用层催化。