电站锅炉SCR脱硝系统改造方案
#2炉脱硝SCR改革施工计划
中国石化集团资产经营管理有限公司扬子石化分公司热电厂#2炉脱硝S C R改造施工方案动力公司热电厂编写：审核：审核：会签：批准：批准：南京扬子动力工程有限责任公司二○一一年十月目录一、工程概况二、施工执行规范标准三、工期安排四、施工准备及交底五、施工作业程序六、施工技术措施七、QHSE管理八、作业危害、环境因数分析表九、焊接工艺卡十、检修进度网络表#2炉脱硝S C R改造施工方案1.工程概况1.1 设备概况热电厂#2锅炉为哈尔滨锅炉厂生产的HG-220/100-10型燃煤锅炉，于1987年6月建成投产。
上次大修时间为2009年10月，上次小修时间为2008年9月。
本次由于锅炉尾气达标排放环境治理需要，需要对烟气进行脱硝处理，在锅炉尾部烟道高省出口与高预入口之间设置SCR催化反应装置，用以降低烟气NOx的含量，达到烟气达标排放的目的。
1.2 SCR概况SCR反应器布置在上级高温省煤器与高温空预器之间的炉内烟道空间，其基本构成为框架结构上装设20只催化剂箱，催化剂通过小车进行移位和安装，炉外乙侧23米高处设置催化剂吊装平台，便于检修和安装。
SCR 下部安装在锅炉框架结构钢上，上部通过膨胀节与包墙管过热器联箱连接。
SCR同步在顶部甲乙侧包墙管上各安装1只声波清灰器，用以清除反应器顶部积灰；配套设置氨气检测装置2套，置于电袋入口烟道两侧砼框架上。
2.施工执行规范标准《电力建设施工及验收技术规范》管道篇DL/T5031-2009《电力建设施工及验收技术规范》（锅炉机组篇）DL/T5047-95《火力发电厂焊接技术规程》DL/T869—2004《火电施工质量验收及评定标准》（锅炉篇）96版《电业安全工作规程》（热力和机械部分）电安生[1994]227号《锅炉钢结构技术条件》JB/T1620-1993《SCR改造设计方案》北京中电联环保工程有限公司《#2锅炉、电袋除尘器中修、锅炉提效、脱硝检修方案》3.工期安排3.1计划工期时间：2011年10月27日~ 2011年12月20日3.2网络进度安排见《#2炉中修、提效及脱硝改造计划进度网络图》4.施工准备及交底4.1人员准备4.1.1根据施工项目内容以及计划工期要求，确定参加施工的人员。
燃煤电厂SCR烟气脱硝技术改造实施要点
燃煤电厂SCR烟气脱硝技术改造实施要点目前，工业化学产品生产对大气环境的污染在不断增加，比方燃煤电厂排放出的有毒物质会对环境造成巨大的影响。
因此，就燃煤电厂SCR烟气脱硝技术开展了探讨和分析。
近年来，我国SO2和NOx的排放量不断增加，区域性大气污染日趋明显。
随着电厂污染物排放标准的日趋严格，脱硝技术将成为各大电力企业，尤其是火电厂的新关注点。
我国的能源构造决定了在较长的时间内不会改变以火电为主的格局。
选择性催化复原(SCR)法脱硝技术是我国火电企业目前应用最广泛的锅炉烟气脱硝技术之一，也是国际上火电企业使用的主流技术，我国已经投运和在建的火电厂烟气脱硝装置大多采用的是SCR 脱硝装置。
1 SCR烟气脱硝技术的控制要点1.1 流场设计在烟气脱硝装置的设计中，脱硝反应器是非常重要的技术关口，它主要与催化剂入口处界面气体的反应速度及其匀称性有很大联系。
当前，SCR 脱硝装置在运行中会遇到很多问题，产生这些问题的原因主要是流场的分布极其不均匀。
因此，在设计初期，可利用数值的流场模拟和物理模型试验来解决该问题。
1.2 催化剂选型在SCR烟气脱硝技术的实施过程中，催化剂关系着整个系统的运行效率，处于脱硝工艺的核心位置。
催化剂在脱硝装置中对脱除比率的影响非常大，这与催化剂的类型及其表面构造的特殊性质有很大关系。
其中，催化剂的活性直接影响着脱硝的最终效率。
1.3 反应温度采用钒、铬、钨催化剂，当反应温度改变时，可能发生一些不利于NOx复原的副反应，尤其是当温度较高时。
比方，发生NH3分解为N2和H2或NH3被O2氧化为NO 的反应时，复原剂会减少。
这些反应在温度超过450 ℃时开始变得激烈，温度继续升高后还可能生成NO2，进而使NOx的复原率下降;温度为300～400 ℃时，NH3与NOx 只生成N2和H2O，NOx的复原率随着反应温度的升高而提升。
1.4 空间速度空间速度标志着烟气在反应器内的停留时间。
如果空间速度过慢，则催化剂和设备的利用率会降低;如果空间速度过快，则气体和催化剂的接触时间会变短，导致反应不充分，NOx的脱除率下降。
电厂锅炉脱硫脱硝施工方案
电厂锅炉脱硫脱硝施工方案一、工程概况国电北安热电有限公司1号、2号、3号锅炉烟气脱硝改造EPC项目在原厂区内建设，靠近机组，共36根桩，桩径800mm。
现场有许多未知的地下设施，如地下管道和埋地电缆。
为了减少桩基施工对现有运营设施的影响，根据业主提供的调查报告，该工程桩基包括：杂填土层（1）、粉质黏土层（2）、粉质黏土层（3）、粉质黏土层（4）、（5）层泥岩残积土对于（6）层全风化泥岩，我公司已针对上述情况有效组织措施：针对杂填土层内的电缆线、管道、管线设施，采用小挖机开挖清除障碍物，避免影响运行机组设施。
二、编制依据和编制原则（一）编制依据1、《国电北安热电有限公司1、2、3号炉烟气脱硝改造epc项目--scr支架区岩土工程勘察汇报2、《建筑桩基技术规范》jgj94-2021；3、《建筑地基基础设计规范》gb50007-2021；4、建筑基桩检测技术规范JGJ106—2022和J256—2022；5、建筑地基基础工程施工质量验收规范（GB50202-2002）；6.《混凝土结构设计规范》（gb50010-2022）；7、《混凝土结构工程施工质量验收规范》gb50204-2002；8、《建筑抗震设计规范》gb50011-2021；（二）编制原则1、遵循施工合同各项条款的原则；2.遵循科学施工的原则，正确组织施工，确保质量符合规范要求；3.坚持施工合同中的技术规范原则，确保产品满足业主要求；4、坚持实事求是的原则，根据本单位的能力，确保施工组织的可行性、先进性及合理性；5.贯彻“项目施工法”的原则，充分发挥机械化、专业化施工企业的优势，按ISO9002质量管理体系运行。
3、总体施工部署（一）管理组织网络质检员1.管理体系（1）管理机构选派在类似工程中善打硬仗的施工项目经理组建项目部，从施工技术人员到作业层均具备较丰富的经验，全力以赴，投入本工程的建设。
2、项目主要负责人职责（1）项目总负责职责① 确定项目管理机构的组成和人员配置，根据施工进度适当调整机构，制定规章制度，明确相关人员职责，组织项目经理部开展工作。
SCR脱硝系统低负荷运行技术改造方案探讨
SCR脱硝系统低负荷运行技术改造方案探讨目前国内应用最多也最为成熟的烟气脱硝技术是选择性催化还原(SCR)技术，福建大唐国际宁德发电有限责任公司一期4号600MW超临界直流锅炉就采用了此种技术，在省煤器出口和空预器之间安装SCR烟气脱硝装置，通过将NH3作为还原剂喷入烟气中，使其与烟气中的NOx发生还原反应，生成N2和H2O，从而达到脱除NOx的目的。
但国内燃煤机组都参与调峰，经常低负荷运行，脱硝入口烟气温度随之降低，使催化剂活性降低，NH3逃逸率加大，生成NH4HSO4，导致空预器堵塞，甚至造成催化剂不可逆转的失活。
因此，该厂要求SCR脱硝装置最低喷氨温度要大于302℃，而该厂4号锅炉在380MW以下负荷时，SCR脱硝系统就有可能会退出运行，难以满足国家日益严格的环保要求。
因此，对锅炉进行SCR低负荷运行技术改造非常迫切和必要。
1、SCR脱硝装置低负荷运行改造技术要实现SCR脱硝装置低负荷下的投运，技术改造路线有两个：a)让催化剂适应锅炉烟温，采用低温催化剂替代现有催化剂;b)让锅炉烟温适应催化剂，改造锅炉省煤器及烟风系统等。
然而目前国内烟气低温SCR催化技术尚不成熟，还停留在实验室小试阶段，没有进行工程应用，因此目前只能采用第二种技术路线，提高脱硝装置SCR入口处烟气温度，主要有以下四种改造方案，即：设置省煤器烟气旁路、设置省煤器给水旁路、省煤器分级改造、回热抽汽补充给水加热改造。
2几种技术改造方案对比分析2.1设置省煤器烟气旁路该方案是在锅炉省煤器入口处的烟道上开孔，抽取部分较高温烟气至SCR接口处(为提高混合效果，也可在尾部后烟道低温过热器管屏中、下层之间抽高温烟气)，设置烟气挡板，增加部分钢结构和支吊架。
在低负荷时，通过抽取较高温烟气与省煤器出口的烟气混合[2]，使低负荷时脱硝入口烟温达到302℃以上。
旁路烟道上需要加装膨胀节、电动关断挡板、调节挡板进行调节烟气流量及温度。
优点：系统简单，投资成本相对较低，实施简单，增加设备较少。
SCR脱硝全负荷运行改造技术方案讨论
SCR脱硝全负荷运行改造技术方案讨论摘要：针对国家新环保法及火电厂大气污染物排放新标准的颁布和实施，火电厂环保设施的节能减排升级改造工作势在必行。
本文就火电厂脱硝全负荷运行改造技术路线进行讨论，为脱硝改造提供技术参考。
关键词：脱硝环保节能改造技术方案一、概述2014年7月1日国家新的火电厂大气污染物排放标准的实施；2015年总理工作报告中提出“推进火电厂超低排放改造”；环保部要求在《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）》（发改能源〔2014〕2093号）的基础上，进行“提速扩围”，2020年前完成所有机组的超低排放改造。
短短一年多的时间里，发生了NOX排放限值由450 mg/Nm3降至100 mg/Nm3，再降至50mg/Nm3的巨大变化。
随着国家环保监管政策的日趋严格，2015年6月19日环保部《关于火电厂SCR脱硝系统在锅炉低负荷运行情况下NOX排放超标有关问题的的复函》（环函〔2015〕143号），要求火电厂在任何运行负荷时，都必须达标排放，SCR 脱硝系统全负荷工况运行改造势在必行。
二、主要工艺路线选择1、主要改造工艺方案简介提高SCR入口烟气温度主要是要减少SCR前烟气的放热量，目前在国内应用的方法主要是设置省煤器的烟气旁路、设置省煤器给水旁路、省煤器分级改造、提高机组低负荷给水温度和省煤器热水再循环改造等方法。
（1）加装省煤器烟道旁路省煤器烟道旁路即在省煤器入口前加装烟道将高温烟气引出送入SCR系统入口烟道（图1）。
省煤器旁路烟道上装有挡板，以调节SCR系统入口高温烟气量；在省煤器出口与旁路烟道间设置挡板，以提高省煤器系统烟气阻力，提高低负荷下SCR系统入口高温烟气流量。
在锅炉高负荷工况下，省煤器烟气旁路挡板关闭；锅炉低负荷工况下，烟气温度低于催化剂最低喷氨温度时，打开旁路挡板让锅炉烟气不经省煤器降温而直接进入SCR脱硝装置，以获得充足的高温烟气。
该方法能够解决低负荷下不能投运SCR脱硝装置的难题，但以牺牲省煤器内给水换热量和锅炉效率为代价。
电厂锅炉SCR烟气脱硝系统设计优化
电厂锅炉 SCR烟气脱硝系统设计优化摘要：随着环境压力的逐步加大，垃圾焚烧发电厂增加脱硝装置已势在必行。
文章对火电厂的SCR烟气脱硝系统结构做了简要的介绍，分析了监控系统的结构特点，然后简单讨论了脱硫与脱硝技术的特点，指出为降低设备投资和运行成本，简化工艺，消除二次污染，增加企业效益，适合提出一种火电厂烟气一体化脱硫脱硝系统及方法。
关键字：电厂锅炉；SCR烟气脱硝系统；设计；优化1、火电厂的SCR烟气脱硝系统结构介绍火电厂的SCR烟气脱硝系统，包括锅炉和省煤器，所述锅炉的出口连接有省煤器，所述省煤器的出口连接脱硝器，所述脱硝器连接空预器，所述空预器的出口通过除尘器连接脱硫装置，所述脱硫装置的出口连接烟囱；所述空预器的空冷入口上连接有送风机，所述空预器的空冷出口连接至锅炉；所述省煤器与脱硝器间的管路上连接有液氨存储及卸料系统、以及监控系统[1]。
2 、SCR基本原理SCR法以氨气为还原物，以氨储罐、盛放催化剂的容器以及还原剂为主要的反应装置。
烟气中氮氧化物是重要的大气污染物之一，其主要组成成分是一氧化氮和二氧化氮，其中一氧化氮的比例最大，可达93%，因此脱硝反应通常都是以一氧化氮、氨气还有氧气为反应物，生成氮气和水。
除了以上主要反应以外，还会产生一些有害物质，烟气中的二氧化硫、氨和氧气反应生成硫酸铵等有害物质。
催化剂在这些反应中可以起到提高活性、加快反应速度的作用，尤其是对于一氧化氮的还原反应有着非常明显的作用；来自烟气的氧气在这些反应中起到很大的作用，整个反应都需要有氧气源源不断地供应才能维持反应持续进行。
SCR技术中想要保证反映的顺利进行，就必须要将SCR区域温度控制在290～430 ℃，温度过高过低都不可以，过低会导致反应物硫酸铵产生结晶现象，进而覆盖在催化剂表面，降低催化剂的活性，而温度过高则会造成催化剂高温烧结进而失活，降低脱硝效率[2]。
3、工艺流程SCR工艺系统流程主要由贮氨、混氨、喷氨、反应塔（催化剂）系统、烟道及控制系统等组成。
电厂锅炉SCR烟气脱硝系统设计优化
电厂锅炉SCR烟气脱硝系统设计优化摘要：近年来，我国SO2和NO X的排放量不断增加，区域性大气污染日趋明显。
随着电厂污染物排放标准的日趋严格，脱硝技术将成为各大电力企业，尤其是火电厂的新关注点。
我国的能源结构决定了在较长的时间内不会改变以火电为主的格局。
选择性催化还原（SCR）法脱硝技术是我国火电企业目前应用最广泛的锅炉烟气脱硝技术之一，也是国际上火电企业使用的主流技术，我国已经投运和在建的火电厂烟气脱硝装置大多采用的是SCR脱硝装置。
本文对电厂锅炉SCR烟气脱硝系统设计优化进行了相关探讨。
关键词：SCR；烟气脱硝系统，优化1 SCR烟气脱硝系统技术原理SCR又叫做选择性催化还原技术。
这种技术是当前行业内比较成熟的一种脱硝技术，是一种炉后脱硝技术，最早是在日本兴起的，主要是利用向烟气中喷入氨气（NH3）作为还原剂在金属催化剂存在的条件在，在300～400℃较低的温度条件，将NO X还原为N2和H2O。
SCR法是目前应用最广的脱硝工艺，技术成熟、可靠性高、脱硝效率可在50～90%间灵活设计，因此也叫做选择性还原法，当前世界上使用较多的SCR技术使用的脱硝还原剂通常包括尿素、液氨，氨水三种。
其中使用尿素制氨的方法最安全，其投资、运行总费用最高；纯氨的运行、投资费用最低，液氨属于重大危险源，存储安全要求高。
氨水介于两者之间。
在这种脱硝技术中，最常用的催化剂大多需要载体，载体一般都是TiO2，以V2O5或V2O5-WO3或V2O5-MoO3为活性成分，载体的形式有三种，比如蜂窝式、板式、波纹式。
2 SCR脱硝系统运行典型故障2.1氨气供应不足某电厂2台机组同步安装SCR烟气脱硝装置，间隔约半年相继投运。
首台机组投运时，即出现SCR反应区氨气流量偏低现象，脱硝装置氨耗量增加时，氨气母管压力迅速降低；2台机组全部投运后，氨气流量不足现象更加突出，氨流量调节阀全开，氨气流量不足200m3/h（标准状态，本文凡与体积相关数值均已换算至标准状态），不到设计流量的一半。
scr脱销工程施工方案(2篇)
第1篇一、工程概况本项目为某电厂SCR（选择性催化还原）脱销系统改造工程，旨在提高烟气脱硝效率，降低氮氧化物（NOx）排放，符合国家环保政策要求。
工程内容包括SCR脱销系统设计、设备采购、安装、调试及验收等。
二、工程目标1. 实现烟气脱硝效率达到90%以上；2. 确保脱销系统运行稳定，降低运行成本；3. 保障工程安全、文明施工，符合国家相关法规要求。
三、工程范围1. SCR脱销系统设备安装；2. SCR脱销系统管道及阀门安装；3. SCR脱销系统电气及控制系统安装；4. SCR脱销系统调试及验收。
四、施工准备1. 组织准备- 成立工程指挥部，负责整个工程的组织、协调和管理工作；- 组建施工队伍，明确各岗位职责，确保工程顺利进行。
2. 技术准备- 完成SCR脱销系统设计文件、施工图纸的审核；- 对施工人员进行技术培训，确保其掌握相关施工技能；- 准备施工所需材料、设备、工具等。
3. 物资准备- 采购SCR脱销系统设备、管道、阀门、电气及控制系统等；- 配置必要的施工工具和设备。
4. 现场准备- 清理施工现场，确保施工环境安全；- 设置施工围挡，防止施工区域与周围环境交叉；- 做好临时用电、用水、排水等设施。
五、施工方案1. 设备安装- 安装脱硝反应器、喷枪、氨水储存及输送系统、液氨蒸发器等设备；- 按照设计要求进行设备安装，确保设备安装位置、高度、角度等符合规范；- 对安装好的设备进行试运行，检查设备运行是否正常。
2. 管道及阀门安装- 安装脱硝反应器进出口管道、氨水输送管道、液氨蒸发器进出口管道等；- 按照设计要求进行管道安装，确保管道连接牢固、密封良好；- 对安装好的管道进行试压，检查管道是否存在泄漏现象。
3. 电气及控制系统安装- 安装电气控制系统、传感器、执行器等设备；- 按照设计要求进行电气及控制系统安装，确保设备安装位置、接线正确；- 对安装好的电气及控制系统进行调试，确保其运行正常。
#2炉脱硝SCR改造施工方案
中国石化集团资产经营管理有限公司扬子石化分公司热电厂#2炉脱硝S C R改造施工方案动力公司热电厂编写：审核：审核：会签：批准：批准：南京扬子动力工程有限责任公司二○一一年十月目录一、工程概况二、施工执行规范标准三、工期安排四、施工准备及交底五、施工作业程序六、施工技术措施七、QHSE管理八、作业危害、环境因数分析表九、焊接工艺卡十、检修进度网络表#2炉脱硝S C R改造施工方案1.工程概况1.1 设备概况热电厂#2锅炉为哈尔滨锅炉厂生产的HG-220/100-10型燃煤锅炉，于1987年6月建成投产。
上次大修时间为2009年10月，上次小修时间为2008年9月。
本次由于锅炉尾气达标排放环境治理需要，需要对烟气进行脱硝处理，在锅炉尾部烟道高省出口与高预入口之间设置SCR催化反应装置，用以降低烟气NOx的含量，达到烟气达标排放的目的。
1.2 SCR概况SCR反应器布置在上级高温省煤器与高温空预器之间的炉内烟道空间，其基本构成为框架结构上装设20只催化剂箱，催化剂通过小车进行移位和安装，炉外乙侧23米高处设置催化剂吊装平台，便于检修和安装。
SCR 下部安装在锅炉框架结构钢上，上部通过膨胀节与包墙管过热器联箱连接。
SCR同步在顶部甲乙侧包墙管上各安装1只声波清灰器，用以清除反应器顶部积灰；配套设置氨气检测装置2套，置于电袋入口烟道两侧砼框架上。
2.施工执行规范标准《电力建设施工及验收技术规范》管道篇DL/T5031-2009《电力建设施工及验收技术规范》（锅炉机组篇）DL/T5047-95《火力发电厂焊接技术规程》DL/T869—2004《火电施工质量验收及评定标准》（锅炉篇）96版《电业安全工作规程》（热力和机械部分）电安生[1994]227号《锅炉钢结构技术条件》JB/T1620-1993《SCR改造设计方案》北京中电联环保工程有限公司《#2锅炉、电袋除尘器中修、锅炉提效、脱硝检修方案》3.工期安排3.1计划工期时间：2011年10月27日~ 2011年12月20日3.2网络进度安排见《#2炉中修、提效及脱硝改造计划进度网络图》4.施工准备及交底4.1人员准备4.1.1根据施工项目内容以及计划工期要求，确定参加施工的人员。
火电厂SCR脱硝全负荷运行改造技术方案讨论
火电厂SCR脱硝全负荷运行改造技术方案讨论SCR脱硝技术是当前治理大气污染的重要手段，但在实际运行中，存在一些问题，如运行成本高、脱硝效率低、对电站系统影响大等。
因此，对于现有的火电厂SCR脱硝系统，进行全负荷运行改造，提高脱硝效率和降低运行成本，具有重要的意义。
一、改造方案的设计和选型针对现有SCR脱硝系统存在的问题，进行全负荷运行改造，需要设计出合理的改造方案和选型。
主要包括以下几个方面：1. 选择适当的催化剂催化剂是SCR脱硝系统中的关键因素。
不同催化剂在不同的温度下具有不同的脱硝效率，因此需要根据火电厂的运行情况选择适当的催化剂。
一般来说，钒钛催化剂适用于温度较低的条件，而硅铝催化剂适用于温度较高的条件。
此外，催化剂的压降和活性也是选择催化剂的重要考虑因素。
2. 改进催化剂喷射方式改善SCR脱硝效率，除了催化剂的选择之外，还需考虑催化剂喷射方式。
在全负荷运行中，催化剂的喷射应均匀，避免催化剂在某些部位布局过于密集，而其他区域则过于稀疏。
因此，需要改进喷嘴的布置和喷射控制，提高催化剂的利用率。
3. 加强净化装置的清洁维护净化装置的清洁维护也是提高SCR脱硝效率的重要手段。
在长时间的运行过程中，净化装置会堆积很多灰尘和污垢，不仅会降低脱硝效率，还会导致催化剂的寿命缩短。
因此，需要定期清洗和更换净化装置，加强维护管理。
二、改造方案的实施制定改造方案后，需要进行实施。
这个过程中需要注意以下几个方面：1. 工艺参数及控制逻辑的调整改良SCR脱硝系统需要调整相关的工艺参数及控制逻辑。
不同催化剂的脱硝温度不同，需要根据催化剂的特性进行调整。
此外，在全负荷运行中，尤其需要关注催化剂温度的控制，以保证其作用效果。
2. 更换部分设备改良SCR脱硝系统需要更换部分设备，如喷嘴、催化剂和净化装置等。
这些设备的更换需要保证其质量和性能符合SCR脱硝系统的要求，且更换过程中不能影响火电厂的生产。
3. 耐心地调试和测试改造完成后，需要进行耐心地调试和测试，以保证系统的正常运行。
脱硝改造实施方案
脱硝改造实施方案脱硝是指通过化学和催化技术将燃煤烟气中的氮氧化物（NOx）转化为氮气（N2）的技术，是大气污染防治的关键环节之一。
下面是一个脱硝改造实施方案，从技术、投资和实施等方面进行了详细介绍。
一、目标和要求：1. 资源消耗少、效果明显：通过脱硝改造，使燃煤发电厂的氮氧化物排放浓度达到国家限值标准，其中以低浓度和小排放为目标，减少氮氧化物的排放对环境的污染。
2. 改造投资合理：在改造过程中要尽量控制改造投资，使脱硝设备的投资与其应用效果相匹配。
3. 设备性能稳定可靠：改造后的脱硝设备在长期运行中性能稳定可靠，不影响发电厂的正常生产运行。
二、技术选择和方案设计：针对燃煤发电厂的特点，可以选择以下技术进行脱硝改造：1. 燃烧改造技术：优化燃烧过程，采用低氮燃烧技术，减少燃煤过程中产生的氮氧化物。
2. SCR（Selective Catalytic Reduction）技术：采用催化剂将烟气中的氮氧化物与还原剂（如氨）反应，生成氮气和水蒸气。
3. SNCR（Selective Non-Catalytic Reduction）技术：在燃烧工况下加入尿素等还原剂，通过烟气与还原剂的化学反应将氮氧化物转化为氮气。
在方案设计过程中，需要考虑以下几个方面：1. 设备选型：选择符合发电厂实际情况的脱硝设备，包括SCR和SNCR设备等。
2. 设备布置：合理规划脱硝设备的布置，充分利用发电厂现有场地和设备空间，确保设备的安装和维护方便。
3. 操作维护：设立专门的操作维护团队，负责脱硝设备的操作和维护工作，制定操作规程和检修计划，确保脱硝设备的正常运行。
三、投资估算和经济分析：脱硝改造的投资估算主要包括设备购置费用、工程安装费用、运行维护费用等。
在经济分析中，需要考虑以下几个因素：1. 政策支持：脱硝改造项目可能获得政府的扶持和补贴，从而降低改造的成本。
2. 燃煤成本：脱硝改造会造成一定的燃煤成本增加，需要进行经济分析，确定是否可以与发电价格相匹配。
SCR智能脱硝优化解决方案
实施与应用背景国内某电厂2×1000MW燃煤机组配套锅炉为超超临界变压塔式直流锅炉。
锅炉燃烧系统设计采用分级燃烧和浓淡燃烧等技术，可有效降低NO X排放量和降低锅炉最低稳燃负荷。
SCR脱硝系统催化剂采用蜂窝式，烟气脱硝装置采用高尘型工艺，SCR反应器采用双烟道布置。
单个SCR反应器净空尺寸为14600mm （W）×15000mm（L）×23650mm（H）。
采用尿素热一次风热解法。
在SCR入口烟道截面上的2×9个AIG喷嘴将氨喷入到SCR反应器内。
SCR反应器入口烟道弯头较多，布置非常曲折，同时SCR反应器入口烟道狭长，烟气流场复杂，气流分布难以在各符合段达到均匀，采用均衡喷氨极易引起局部喷氨过量导致氨逃逸率过大，影响空预器等烟道后部设备运行，同时也影响了SCR效率。
AIG每个喷氨支管配有手动调节阀，可在运行调试期间根据烟道中NH3和NOX的分布情况，进行手动调节。
根据第三方试验检测机构对该电厂7号机组进行的SCR装置NOX分布均匀性检测结果显示：7号机组SCR装置本次测试区域的NO X分布C.V值：A侧上层30.5%，A侧下层42.2%。
B侧上层6.80%，B侧下层43.5%。
根据以往经验，当SCR装置NO X分布的C.V值在30%以下时，可认为NOX 分布均匀性正常。
改造前SCR装置喷氨优化调整采用静态调整AIG阀门的方法，该方式仅通过在线实验方法调整，并且在工况改变的情况下无法做到及时调整，也无法实时监测SCR反应器入、出口烟气截面NO X分布情况，所以不能及时根据分布情况调整每个喷氨小室的喷氨量，造成了局部氨逃逸率升高、区域性脱硝效率降低。
氨逃逸对脱销系统的影响：如氨分布稍有不均，会出现局部逃逸峰值和较高的逃逸平均值。
实际上，即使分布不均程度较轻，氨逃逸峰值也足以引发问题。
这是因为脱硝效率较高时，如果系统没有调节氨分布不均的能力，当部分烟气含氨量超过NOX反应量时，多余的氨流经系统时就会逃逸。
火电厂SCR脱硝全负荷运行改造技术方案讨论
火电厂SCR脱硝全负荷运行改造技术方案讨论
火电厂SCR脱硝技术是现代环保工程中应用较广的空气污染控制技术之一。
SCR脱硝技术是利用氨或尿素作为还原剂，与烟气中的NOx反应生成水和氮气，从而达到减少NOx排放的目的。
为了使SCR脱硝系统能够长期稳定运行，需要进行全负荷运行改造。
一、原理和优势
SCR脱硝技术是通过将NH3或尿素溶液喷入脱硝催化剂层，与NOx反应，生成氮气和水蒸气，减少NOx排放。
SCR脱硝技术具有排放效率高、节能、稳定性好等优点。
二、技术方案
1. 清洗催化剂：对SCR催化剂进行清洗，去除催化剂表面的铝硝酸盐，在催化剂表面形成新的活性组分，提高催化剂活性。
2. 更换催化剂：选择合适的SCR催化剂，提高氨气的利用率，减少催化剂失活。
3. 优化喷氨系统：选用高效的氨喷射系统，提高氨气利用率，减少氨逃逸。
优化脱硝催化剂布局，提高催化剂接触率，增加脱硝效率。
4. 排放指标监测：安装在线监测设备，对氧气、NOx、NH3等关键参数进行监测，及时调整脱硝催化剂的喷氨量和时间。
5. 清洗喷嘴和防冻措施：定期清洗氨喷嘴，防止喷嘴堵塞。
在寒冷季节，采取防冻措施，保障运行质量。
三、实施效果
SCR脱硝全负荷运行改造，在提高脱硝效率的同时，减少了氨逃逸和催化剂失活，实现了长期稳定运行。
安装在线监测设备，及时监测排放指标，保障了排放质量。
加强清洗催化剂、喷氨系统和喷嘴，延长了设备寿命。
总体效果较好，符合环保要求。
脱硝系统改造
脱硝系统改造摘要：随着环保指标排放要求日趋严格，电厂脱硝系统的负担越来越大，并且对设备可靠性要求提高，传统SCR和SNCR脱硝系统热解电加热器弊端逐渐暴露出来。
所以急需对脱硝系统稳定性和效率方面进行改造，来适应日益严峻的环保环境。
本文提出了尿素旁路脱硝系统，并进行了可靠性验证，得到了很好的效果。
关键词：SCR；SNCR；尿素旁路；引言：由于传统SCR和SNCR系统运行稳定性差。
受电加热器特性的影响，热解炉出口温度响应速度过慢，滞后时间在30分钟以上，并且系统惯性过大，造成电加热元件过调超温。
且脱硝电加热器运行稳定性差，可造成机组停运的严重后果，所以进行脱硝系统改造迫在眉睫。
1.脱硝系统原理SCR烟气脱硝技术即选择性催化还原技术，是向催化剂上游的烟气中喷入氨气或其它合适的还原剂，利用催化剂在温度为200-450℃时将烟气中的 NOx转化为氮气和水【1】。
由于NH3具有选择性，只与NOx发生反应，基本不与O2反应，故称为选择性催化还原脱硝。
在通常的设计中，使用液态纯氨或氨水，无论以何种形式使用氨，首先使氨蒸发，然后氨和稀释空气或烟气混合，最后利用喷氨格栅将其喷入 SCR反应器上游的烟气中。
1.选择性催化还原法 (SCR)主要反应【3】4NO + 4NH3 + O2 → 4N2 + 6H2O2NO2 + 4NH3 + O2 → 3N2 + 6H2O6NO2 + 8NH3 → 7N2 + 12H2O1.传统SCR的弊端SCR系统不设置旁路，与锅炉同时启动，启动前在锅炉预通风阶段催化剂要被空气先加热。
SCR系统在冷态启动，锅炉处于冷态，烟气的最大升温控制在3-4℃/min。
测量以下两组温度数据：反应器入口、出口；正常运行时温度差在10℃以下。
反应区温度应保持在420℃以下【2】，如果超过此数值应加强监视，反应器出口处测的温度可以作为整个催化剂自身的温度，当催化剂温度升到295℃后，氨气系统开始工作，SCR系统一般与锅炉一起停止。
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电站锅炉SCR脱硝系统改造方案
1锅炉设备情况
3号、4号锅炉为超临界参数、变压运行、螺旋管圈直流燃煤锅炉，本体型式为单炉膛、一次中间再热、四角切圆燃烧方式、平衡通风、固态排渣、全钢悬吊结构Π型、露天布置。
燃烧方式采用低NOx同轴燃烧系统。
表1为锅炉设计参数，表2为锅炉运行煤质的情况。
表1锅炉设计参数
表2运行煤质
省煤器布置于锅炉的后烟井低温再热器下面，有3组采用光管蛇形管，顺列排列，与烟气成逆流布置。
2脱硝全负荷投运存在的技术问题
通过现场测试，锅炉省煤器的出口烟温曲线如图1所示。
图1掺烧石炭煤时各负荷段下省煤器出口烟温
由图1可以看出，该电厂3号锅炉在400MW运行时省煤器出口烟温为298℃，已经低于SCR 装置的最佳反应温度范围。
随着负荷的降低，省煤器出口的烟气温度进一步降低，将不得不退出SCR装置运行。
结合设计数据和运行数据，并考虑实际运行工况可能存在的偏差，大约负荷低于450MW时，SCR入口处的烟气温度达不到SCR装置允许运行最低温度（314℃）的要求。
在210～250MW 负荷区间，SCR入口处的烟气温度甚至只有260～270℃，脱硝系统根本不可能投运。
此原因直接导致2013年度该机组SCR投运率只有45％。
查看锅炉不同负荷时的运行状况，以2012年8月8日部分时段3号炉的运行数据为例，如图2所示。
图2 3号炉省煤器出口烟气温度随负荷变化曲线
由图2可以看出，600MW负荷下，省煤器出口烟气温度在346℃左右，300MW负荷下，省煤器出口烟气温度在297℃左右。
另根据4号炉2013年7月运行画面，在600MW负荷下，省煤器出口烟气温度为357℃。
从3号炉和4号炉运行数据可以看出，在2014年1月之前，省煤器出口烟气温度是较高的。
2011—2013年，机组燃煤以低熔点高水分的神华煤、印尼煤为主，锅炉受热面存在结焦现象，且其氧量运行值较目前的数值大，故排烟温度也偏高。
燃用当前煤种，3号、4号炉均不存在结焦现象，且考虑到低氮燃烧问题，目前运行氧量一般也较低。
因此，按照目前的燃煤及氧量控制，即使在夏季，省煤器出口烟气温度也不会高于2013以前的水平。
GB13223—2011《火电厂大气污染排放标准》要求，2014年7月1日后所有燃煤锅
炉氮氧化物排放须不超过100mg／m3。
为达到这一排放指标，电厂不仅使用了炉内低氮燃烧器，还完成了SCR脱硝改造。
通常SCR装置的最佳反应温度范围为320～400℃，对于特定的装置，催化剂的设计温度范围稍有变化（该电厂催化剂温度范围为314～400℃）。
通常按照锅炉的正常负荷设计省煤器出口烟温，当锅炉低负荷运行时，省煤器出口烟气温度会低于下限值，无法满足SCR装置投运的温度要求。
虽然可通过燃烧调整、燃煤掺烧以及降低催化剂的喷氨温度等措施，来降低各个负荷段的NOx 的排放，但是仍然不能满足要求。
随着NOx排放要求的进一步严格执行，低负荷时无法投运SCR将不能适应国家及地方污染排放标准的要求。
对此，必须对锅炉进行相应改造，以解决这一问题。
3脱硝全负荷投运改造方案
当前全工况脱硝技术主要有：省煤器分级布置、省煤器烟气旁路、省煤器再循环等几种。
综合各脱硝技术的特点，结合电厂的实际情况，主要有如下几种适合该电厂进行全工况脱硝改造的方案。
3.1方案一：省煤器简单水旁路
该方案通过在省煤器进口集箱之前设置调节阀和连接管道，将部分给水旁路直接引至下降管中，减少流经省煤器的给水量，从而减少省煤器从烟气中的吸热量，以达到提高省煤器出口烟温的目的，如图3所示。
图3省煤器简单水旁路的原理图
针对本项目的锅炉受热面的布置情况，通过热力计算得到方案一的改造效果，见表3。
表3省煤器简单水旁路方案计算结果
从表3可以看出，相比改造前，在220MW负荷时，省煤器出口烟温增加了9℃，排烟温度增加了2℃，改造后省煤器出口烟温有一定程度的增加，但是对于排烟温度影响比较小。
方案一的改造范围：需要设置管道旁路，包括冷热水混合器、调节阀、截止阀、止回阀、新增原给水管道至下降管之间的给水管道、管道支吊架、其他疏水设置等。
3.2方案二：省煤器再循环
该方案是在方案一省煤器简单水旁路的基础上进一步发展的方案。
第一部分同样通过在省煤器进口集箱之前设置调节阀和连接管道，将部分给水直接引至省煤器出口集箱，减少流经省煤器的给水量，从而减小省煤器从烟气中吸热量。
第二部分采用热水再循环系统将省煤器出口的热水再循环引至省煤器进口，提高省煤器进口的水温，进一步降低省煤器的吸热量，提高省煤器出口的烟气温度，如图4所示。
改造后热力计算结果见表4。
图4省煤器再循环原理图
表4省煤器再循环方案计算结果项目
相比改造前，在220MW负荷时省煤器出口烟温增加了52℃，排烟温度增加了16.1℃，改造后省煤器出口烟温和排烟温度有较大程度的增加。
方案二需要改造的范围：在方案一的基础上，增加了一套省煤器再循环系统，包括再循环泵、压力容器罐、冷热水混合器、调节阀、截止阀、止回阀，以及相应的疏水系统。
低负荷下，该类锅炉水冷壁存在的问题为下炉膛螺旋管圈易超温。
超温的主要原因为低负荷下给水量少，螺旋管圈流量分配困难，从而导致螺旋管流量偏差较大。
采用热水再循环方案，稳定运行状态下，安全性是提高的。
考虑到直流炉的特性，需要关注的核心问题为变负荷动态运行下，热水循环泵流量和给水至下降管旁路流量的控制匹配问题。
该问题需要从水循环系统设计及逻辑控制方面来解决，结合锅炉本身特性进行有针对性的控制函数修改，可以保证机组安全稳定的运行。
3.3方案三：省煤器分级设置
方案三是部分拆除原有的靠近烟气下游的省煤器受热面，在SCR反应器后增设一定的省煤器受热面。
给水直接引至位于SCR反应器后的省煤器，然后通过连接管道再引至位于SCR反应器前的省煤器。
此方案减少了SCR反应器前省煤器的吸热量，达到提高SCR入口烟气温度的目的，如图5所示。
图5省煤器分级设置原理图
若要实现220～600MW全负荷能投入脱硝，根据锅炉热力计算得到，需分级设置6659m2省煤器受热面积。
热力计算结果见表5至表7。
表5掺烧石炭煤时省煤器分级设置热力计算结果
注：改造后，SCR前省煤器减少受热面积和SCR后省煤器增加受热面积均为6659m2，下同。
表6负荷600MW时燃用校核煤种时省煤器分级设置热力计算表
表7负荷600MW时燃用神府东胜煤混煤时省煤器分级设置热力计算结果
方案三的改造范围：包括锅炉后烟井的拆装、原省煤器的部分受热面的拆除、剩余省煤器与集箱的重新连接与恢复、SCR反应器下方的烟道打开与恢复、新增部分省煤器的安装与支吊、SCR基础钢架的校核与加固、给水管道的安装与支吊、SCR反应器的仪控和测点的移位、吹灰器的增加、平台扶梯的增加等。
3.4三种方案投资成本及锅炉经济性对比表8为上述3种方案投资成本及锅炉经济性对比分析。
针对该电厂的煤种范围，从方案的烟气调节效果、方案的实施难度以及方案的稳定性和经济性上看，可采用方案三，即省煤器分级设置的改造方案。
表8三种方案的投资成本及锅炉经济性对比
4改造效果分析
4.1省煤器分级改造后对SCR入口烟温影响
为了验证该电厂省煤器分级改造效果，对3号锅炉进行了改造后试验。
表9为改造后SCR脱硝系统入口温度变化。
从表9可以得出，在进行省煤器分级改造后，在机组600MW负荷下，脱硝入口A侧和B侧烟气温度分别为378℃和380℃，满足“脱硝入口烟温不高于400℃”的性能保证值的要求。
在机组250MW负荷下，脱硝入口A侧和B侧烟气温度分别为311℃和313℃，满足“脱硝入口烟温不低于309℃”的性能保证值的要求（改造后对SCR入口NOx质量浓度进行了调节，适当降低了最低温度）。
通过省煤器分级改造后，脱硝系统达到了全负荷投运的要求。
表9改造后3号锅炉主要参数
注：SCR入口烟温的保证值为大于310℃但不大于400℃；空气预热器入口烟温的保证值为不大于改造前试验值；SCR出口NOx质量浓度的保证值为50mg／m3。
4.2省煤器分级改造后对锅炉效率影响
表10为各试验工况下锅炉效率。
在600MW负荷工况和250MW负荷工况下，修正后的锅炉效率分别为94.31％和94.00％，满足“锅炉效率不小于93.9％”的性能保证值。
表10各试验工况的锅炉效率
5结论
针对某600MW燃煤火电厂SCR脱硝系统低负荷无法投运的现状，进行了省煤器分级改造，并取得了较好的结果。
主要结论如下：
a）在进行省煤器分级改造后，在机组600MW负荷下，脱硝入口A侧和B侧烟气温度分别为378℃和380℃，满足“脱硝入口烟温不高于400℃”的性能保证值的要求；
b）在机组250MW负荷下，脱硝入口A侧和B侧烟气温度分别为311℃和313℃，满足“脱硝入口烟温不低于309℃”的性能保证值的要求；61广东电力第29卷
c）在600MW负荷工况和250MW负荷工况下，修正后的锅炉效率分别为94畅31％和94畅00％，满足“锅炉效率不小于93畅9％”的性能保证值；
d）通过省煤器分级改造后，实现了脱硝系统全负荷投运，满足了环保排放的要求。
本文的600MW燃煤电厂SCR脱硝系统全负荷投运改造技术研究成果，为国内同类型机组开展SCR脱硝系统全负荷投运改造，提供了一定的参考借鉴，具有较好的学术价值和工程应用价值。