【正文】 g/g 144 153 煤中氯 Cl ar % 煤中砷 As ar % 煤中鉛 Pb ar 181。 2 設(shè)計(jì)條件 機(jī)組運(yùn)行負(fù)荷范圍為 60~100%ECR，鍋爐額定負(fù)荷運(yùn)行時(shí)， 3 號(hào)機(jī)組的省煤器出口煙氣參數(shù)分別見(jiàn)表 21。鍋爐主要設(shè)計(jì)性能參數(shù)見(jiàn)表 11。 蒸汽耗量 每臺(tái)反應(yīng)器每層催化劑的蒸汽吹灰器吹掃一次所用蒸汽耗量 t，時(shí)間 20 min。 10 ℃ 氨氮摩爾比的最大偏差： 177。L/L。 脫硝裝置可用率 A：發(fā)電機(jī)組每年的總運(yùn)行時(shí)間（小時(shí)）。 脫硝效率 脫硝效率計(jì)算方法如下： 脫硝效率 = C1C2 100% C1 式中： C1：脫硝系統(tǒng)運(yùn)行時(shí)脫硝反應(yīng)器入口處煙氣中 NOx 含量（ mg/Nm3）； C2：脫硝系統(tǒng)運(yùn)行時(shí)脫硝反應(yīng)器出口處煙氣中 NOx 含量（ mg/Nm3）。 7 主要設(shè)計(jì)原則 脫硝系統(tǒng)設(shè)計(jì)必須充分考慮安全、可靠、經(jīng)濟(jì)、適用。煙氣中 SO3的生成量取決于 2個(gè)因素 ： 鍋爐燃燒形成的 SO3 以及 SCR反應(yīng)塔中 SO2 在催化劑的作用下氧化形成的 SO3。在很多情況下 , 可依據(jù)氨逃逸量確定是否需要添加或更換 SCR 反應(yīng)塔中的催化劑 。同時(shí) , 氨氧化等副反應(yīng)的反應(yīng)速率也將增大。 SCR 反應(yīng)塔的最佳形狀與煙氣導(dǎo)向擋板和均流裝置的最佳結(jié)構(gòu) , 通常是通過(guò)煙氣冷態(tài)流動(dòng)模型試驗(yàn)并結(jié)合三維兩相流動(dòng)數(shù)值模擬計(jì) 算結(jié)果來(lái)確定的。雖然氨水可在常壓下運(yùn)輸和儲(chǔ)存 , 但經(jīng)濟(jì)性差 , 需要額外的設(shè)備和能量消耗 , 并需采用特殊的噴嘴 將氨水噴入煙氣。 NH3與煙氣的混合程度也十分重要，如混合不均，即使輸入量不大， NH3和 NOx也不能充分反應(yīng)，不僅不能到達(dá)有效脫硝的目的，還會(huì)增加 NOx 的泄漏量。當(dāng)反應(yīng)溫度低于催化劑的適用溫度范圍下限***電廠 4 300 MW機(jī)組 3號(hào) 鍋爐煙氣脫硝 SCR 及公用系統(tǒng)改造工程操作維護(hù) 手冊(cè) 10 時(shí)，在催化劑上會(huì)發(fā)生副反應(yīng) ， NH3與 SO3和 H2O反應(yīng)生成 (NH4)2SO4或 NH4HSO4，減少與 NOx 的反應(yīng)，生成物附著在催化劑表面，堵塞催化劑的通道和微孔，降低催化劑的活性。 SCR 催化劑活性降低主要是由于重金屬元素如氧化砷引起的催化劑中毒、飛灰與硫酸銨鹽在催化劑表面的沉積引起的催化劑堵塞、飛灰沖刷引起的催化劑磨蝕等 3方面的原因。 目前采用日本技術(shù)生產(chǎn)的以 TiO V2O WO3作為活性成分的蜂窩式催化劑 , 約占德國(guó)與日本火電廠 SCR 煙氣脫硝市場(chǎng)的 70%。此外 , 還需添加一些其他組分以提高抗斷裂和抗磨損性能 。催化劑的失活分為物理失活和化學(xué)失活。核心區(qū)域是反應(yīng)器，內(nèi)裝催化劑。在同等脫硝率的情況下，該工藝的 NH3耗量要高于 SCR工藝，從而使 NH3的逃逸量增加。 由于 NO 極易與 O2發(fā)生氧化反應(yīng)生成 NO2，因此 環(huán)保監(jiān)測(cè)以 NO2的排放為重點(diǎn)?？刂?NOx排放的技術(shù)指標(biāo)可分為一次措施和二次措施兩類，一次措施是通過(guò)各種技術(shù)手段降低燃燒 過(guò)程中的 NOx生成量（如采用低氮燃燒器）；二次措施是將已經(jīng)生成的 NOx通過(guò)技術(shù)手段從煙氣中脫除（如 SCR）。賣方保留對(duì) 操作 手冊(cè)修改和增加內(nèi)容的權(quán)利。本技術(shù)協(xié)議為 3 機(jī)組 煙氣脫硝 SCR 部分 以及全廠 4臺(tái)機(jī)組公用氨站 ，采用 EPC 模式。 本操作 維護(hù) 說(shuō)明包含的內(nèi)容以 同方環(huán)境技術(shù)部 提供的脫硝設(shè)計(jì)及技術(shù)為藍(lán)本。為了保證系統(tǒng)能正常運(yùn)行，必須監(jiān)視整個(gè)電廠運(yùn)行狀況，操作人員必須持證上崗。 煙 氣脫硝是目前發(fā)達(dá)國(guó)家普遍采用的減少 NOx 排放的方法，應(yīng)用較多的有選擇性催化還原法（ Selective catalytic reduction，簡(jiǎn)稱 SCR）、 選擇性 非 催化還原法（ Selective noncatalytic reduction，以下簡(jiǎn)稱 SNCR）。 對(duì)于 SCR 工藝，選擇的還原劑有尿素、氨水和純氨。 SCR（ 選擇性催化還原法） 技術(shù)原理 有多種還原劑（ CH H CO和 NH3）可以將 NOx還原成 N2，尤其是 NH3可以按下式選擇性地和 NOx反應(yīng)： 4NH3+4NO+O2→ 4N2+6H2O （ 1） 2NO2+4NH3+O2→ 3N2+6H2O （ 2） 通過(guò)使用適當(dāng)?shù)拇呋瘎?，上述反?yīng)可以在 200～ 450℃的范圍內(nèi)有效進(jìn)行。外運(yùn)來(lái)的液氨儲(chǔ)存在氨儲(chǔ)存罐內(nèi)，通過(guò)氨蒸發(fā)槽蒸發(fā)為氨氣，并將氨氣通過(guò) 稀釋風(fēng)機(jī)稀釋，再通過(guò) 噴氨格柵（ AIG） 的噴嘴噴入煙氣中與煙氣混合，再經(jīng)靜態(tài)混合器充分混合后進(jìn)入催化反應(yīng)器。典型的 SCR 催化劑化學(xué)失活主要是堿金屬（如 Na、 K、 Ca等）和重金屬（如 As、 Pt、 Pb 等）引起的催化劑中毒。 根據(jù)煙氣中 SO2的含量 , 氧化鈦基催化劑中 V2O5組分的含量通常為 1%～ 5%, 在燃用高硫煤時(shí) , 為了控制 SO2向 SO3的轉(zhuǎn)化率 , V2O5的含量通常不超過(guò) 2%。 平板式與蜂窩式催化劑通常是制作成獨(dú)立的催化劑單元 ， 由若干個(gè)催化劑單元組裝成標(biāo)準(zhǔn)化模塊結(jié)構(gòu) , 便于運(yùn)輸、安裝與處理。 為了使催化劑得到充分合理利用 , 一般根據(jù)設(shè)計(jì)脫硝效率在 SCR反應(yīng)塔中布置 2～ 4 層催化劑。另外，如果反應(yīng)溫度高于催化劑的適用溫度，催化 劑通道和微孔發(fā)生變形，導(dǎo)致有效通道和面積減少，從而使催化劑失活。當(dāng)速度分布均勻，流動(dòng)方向調(diào)整得當(dāng)時(shí)， NOx轉(zhuǎn)化率、液氨泄漏量及催化劑的壽命才能得到保證。德國(guó)僅有個(gè)別電廠使用氨水作為 SCR 的還原劑。 同時(shí) , 根據(jù)煙氣速度分布與 NOx 的分布 , 需要采用覆蓋整個(gè)煙道截面的網(wǎng)格型多組噴嘴設(shè)計(jì) , 把氨與空氣的混合物均勻地噴射到煙氣中 , 并采用多組閥門以盡量單獨(dú)控制各噴嘴的噴氨量。所以 ， 實(shí)際運(yùn)行中通常將 NH3/NOx摩爾比控制在 ～ 。 SCR系統(tǒng)日常運(yùn)行中監(jiān)測(cè)氨逃逸量的經(jīng)濟(jì)實(shí)用方法是對(duì)飛灰氨含量進(jìn)行測(cè)試分析。 SCR設(shè)計(jì)中通常要求 SO2/SO3 轉(zhuǎn)化率小于 %。 嚴(yán)格按照 山西陽(yáng)光發(fā)電有限責(zé)任公司 3 號(hào) 機(jī)組煙氣脫硝 SCR 及公用系統(tǒng)工程 合同及附件、設(shè)計(jì)聯(lián)絡(luò)會(huì)紀(jì)要等 設(shè)計(jì)依據(jù)進(jìn)行工作。 氨逃逸濃度 氨逃逸濃度是指在脫硝反應(yīng)器出口的氣態(tài)氨濃度（標(biāo)態(tài)，干基、 6%O2）。 %100??? A BA可用率100SO SOSO/ S OSO23332 ???，入口，入口，出口轉(zhuǎn)化率***電廠 4 300 MW機(jī)組 3號(hào) 鍋爐煙氣脫硝 SCR 及公用系統(tǒng)改造工程操作維護(hù) 手冊(cè) 14 B：每年因脫硝裝置故障導(dǎo)致的停運(yùn)時(shí)間（小時(shí)）。 SO2/SO3轉(zhuǎn)化率 在正常投運(yùn) SCR 時(shí)， SO2/SO3轉(zhuǎn)化率小于 %。 5 % 煙氣入射催化劑角度（與垂直方向的夾角）： 177。 每臺(tái)爐兩層催化劑的聲波吹灰器吹掃一次所用壓縮空氣耗量 30 Nm3，時(shí)間 2 min。 表 11 鍋爐設(shè)計(jì)規(guī)范 序號(hào) 項(xiàng)目 單位 最大負(fù)荷 額定負(fù)荷 1 蒸發(fā)量 t/h 1025 956 2 汽包工 作壓力 MPa 3 過(guò)熱器出口蒸汽壓力 MPa 4 再熱器進(jìn)口蒸汽壓力 MPa 5 再熱器出口蒸汽壓力 MPa 6 再熱蒸汽流量 t/h 7 過(guò)熱蒸汽溫度 ℃ 8 再熱蒸汽進(jìn)口溫度 ℃ 327 318 9 再熱蒸汽出口溫度 ℃ 10 給水溫度 ℃ 11 給水壓力 MPa 21 20 12 熱一次風(fēng)溫度 ℃ 355 351 13 熱二次風(fēng)溫度 ℃ 355 351 14 排煙溫度 ℃ 130 15 爐膛容積熱負(fù)荷 kJ/m3h 10 3 10 3 16 爐膛斷面熱負(fù)荷 kJ/m2h 10 6 10 6 17 省煤器出口空氣過(guò)剩系數(shù) 18 爐膛允許壓力 Pa +4900/7470 +4900/7470 19 鍋爐煙氣阻力 mmH2O 210 189 20 空預(yù)器空氣一次風(fēng)阻力 mmH2O 39 39 21 空預(yù)器空氣二次風(fēng)阻 力 mmH2O 105 91 22 燃燒器一次風(fēng)阻力 mmH2O 74 70 23 風(fēng)箱和燃燒器二次風(fēng)阻力 mmH2O 188 164 24 干煙氣熱損失 % 25 燃料中 H2和 H2O熱損失 % 26 空氣中 H2O熱損失 % 27 不完全燃燒損失 % 28 散熱損失 % 29 制造裕度（未計(jì)損失） % 30 鍋爐效率 % 31 理論空氣量 Nm3/kg ***電廠 4 300 MW機(jī)組 3號(hào) 鍋爐煙氣脫硝 SCR 及公用系統(tǒng)改造工程操作維護(hù) 手冊(cè) 23 32 二次總風(fēng)量 Nm3/h 614090 33 計(jì)算燃料消耗量 t/h 燃料 3 號(hào)鍋爐的設(shè)計(jì)煤種均為陽(yáng)泉五礦洗末煤與地方原煤的混煤（表 12），目前主要燃用陽(yáng)泉礦務(wù)局的統(tǒng)配煤與和順、昔陽(yáng)的地方煤（表 13）。 3 機(jī)組 SCR 系統(tǒng)按入口 NOx 濃度 1000mg/Nm3 進(jìn)行設(shè)計(jì)， SCR 系統(tǒng)需滿足機(jī)組全負(fù)荷范圍內(nèi)的脫硝性能要求。g/g 22 13 煤中汞 Hg ar 181。 表 22 煤中痕量元素 序號(hào) 項(xiàng)目 單位 高熱值煤 低熱值煤 備注 煤中氟 F ar 181。高壓廠用電系統(tǒng)中性點(diǎn)不接地，低壓廠用電系統(tǒng)為中性點(diǎn)直接接地。WB1025/，具有亞臨界壓力、一次中間再熱、自然循環(huán)、雙拱單爐膛 W 火焰、平衡通風(fēng)、固態(tài)排渣、全鋼構(gòu)架懸吊特點(diǎn)。 電耗 3 號(hào)鍋爐 SCR 系統(tǒng)的電耗合計(jì)不大于 40 kW； 4 臺(tái)機(jī)組還原劑制備系統(tǒng)的電耗合計(jì)不大于 15 kW。 15 % 溫度最大絕對(duì)偏差： 177。 氨逃逸 在正常投運(yùn) SCR 時(shí)，脫硝裝置的氨逃逸濃度不大于 3181。 催化劑壽命 催化劑壽命是指其活性能夠滿足脫硝效率、氨逃逸等性能指標(biāo)時(shí)的連續(xù)使