省煤器及脱硝系统的除灰改造设计
火力发电厂宽负荷脱硝方案探讨
火力发电厂宽负荷脱硝方案探讨发布时间：2022-06-21T08:37:37.629Z 来源：《中国电业与能源》2022年4期作者：陈宇驰[导读] 为减少火力发电厂锅炉运行中氮氧化物的排放，满足国家的环保要求，陈宇驰京能十堰热电有限公司湖北十堰 442000摘要：为减少火力发电厂锅炉运行中氮氧化物的排放，满足国家的环保要求，锅炉脱硝装置在运行的各负荷下均需投运，以减少烟气中氮氧化物的排放量达标。
文章主要基于现阶段国内主要用于脱硝宽负荷脱硝方案进行探讨。
关键词：火电厂、锅炉、脱硝、负荷为保证火电厂锅炉脱硝效率和设备的安全可靠运行，脱硝催化剂的投如对催化剂进口烟温有一定的要求，通常要求脱硝进口烟温不低于300℃。
在（超）低负荷工况下，脱硝装置进口烟气温度可能会低于300℃，为达到环保要求，需对锅炉进行宽负荷脱硝改造，主要方法有：省煤器分级、零号高加、烟气旁路、省煤器水旁路、蒸汽换热器、复合热水再循环等。
1）省煤器分级布置方案将省煤器分为上、下两级，SCR反应器布置在上、下级省煤器之间。
部分省煤器受热面布置在脱硝催化剂后的烟道中，脱硝装置前布置了比原设计相对较少的省煤器面积，从高负荷到低负荷，进入脱硝装置的温度都有一定幅度的提高，通过合理的选择省煤器面积，可以使宽负荷的温度都在脱硝投入要求范围内。
移至脱硝催化剂后的省煤器可以继续降低排出的烟气温度，从而保证空预器出口烟温不抬高，锅炉效率不会降低。
图1锅炉脱硝省煤器分级布置方案本方案兼顾了提温效果和安全可靠性，并且不需额外控制调节，也不影响锅炉效率，低负荷条件下经济性较好，但投资相对较大，一次汽阻力略增加。
2）烟气旁路方案设置旁路烟道将省煤器上游的烟气引入到省煤器进口（即SCR脱硝反应器进口），以提高低负荷下SCR脱硝反应器进口烟气温度的一种旁路烟道系统。
锅炉在低负荷运行时，从省煤器上游抽取烟气，通过烟气旁路在省煤器口处与主路烟气混合，从而提高SCR脱硝反应器的进口烟气温度。
省煤器烟气旁路对SCR脱硝系统及空预器的作用
省煤器烟气旁路对SCR脱硝系统及空预器的作用由于机组低负荷运行时，SCR烟气脱硝系统的入口烟气温度低于最低喷氨温度，造成SCR 烟气脱硝系统无法正常运行.。
因此，我公司在烟气脱硝改造时设置省煤器烟气旁路.。
在日常低负荷工况下，省煤器烟气旁路为SCR脱硝系统催化剂提供最佳的工作温度，取得了良好的效益.。
关键词：省煤器;烟气旁路;SCR;低负荷;硫酸氢铵1.概述因SCR催化剂一般为TiO2+V2O5，其工作温度范围为310～400℃，最佳反应温度约为370℃，最低工作温度约为300℃.。
脱硝系统入口烟温对SCR催化剂有较大影响，脱硝入口烟气温度较低时，一是催化剂活性会降低;另外，还原剂氨与烟气中的SO3反应生成的硫酸氢铵会沉积在催化剂上，进一步降低催化剂的活性，甚至造成催化剂不可逆的活性降低;而且，硫酸氢铵在温度低于147～204℃时会液化成粘性极强的胶状，与灰结合粘结在空预器传热元件上，造成堵塞和腐蚀.。
在锅炉低负荷时，SCR烟气脱硝系统的入口烟气温度低于最低喷氨温度.。
如果此时喷氨，会造成脱硝效率降低，氨逃逸升高，甚至会造成催化剂中毒等后果.。
在此种情况下，传统的做法为：在锅炉低负荷时入口烟气温度低于喷氨温度时，停止喷氨.。
但是，面对国家越来越严格的环保要求，此种做法已经无法满足环保要求，只适用于短时间的锅炉低负荷，如长时间处于低负荷的情况，此种方法则不适用.。
2.本工程的实际状况根据锅炉厂原设计的热力计算表数据，本工程机组在不同负荷下省煤器出口烟温设计值分别为：262℃（40%THA）、308℃（75%THA）、333℃（THA）、336℃（TRL）和342℃（100%BMCR）.。
机组日常运行负荷范围约为150～300MW，根据改造前摸底性能试验发现，在不同负荷下省煤器出口烟温实际测量值分别为：288℃（160MW）、311.4℃（225MW）、340℃（300MW）.。
机组在低负荷时省煤器出口烟温低于SCR催化剂能适应的运行温度310～400℃，无法满足SCR脱硝催化剂的运行要求.。
生活垃圾焚烧发电项目烟气净化系统设计说明书
生活垃圾焚烧发电项目烟气净化系统设计说明书烟气净化流程为：SNCR炉内脱硝+半干反应塔+干法+活性炭喷射+布袋除尘技术组合工艺。
烟气从炉膛出口经过热器、省煤器，然后通过烟气净化系统，再由引风机经烟囱排至大气。
SNCR炉内脱硝工艺，还原剂采用尿素。
1.1 脱酸半干法反应塔余热锅炉排出的烟气首先进入烟气净化系统的脱酸反应塔，以除去大部分烟气中的酸性气体和粉尘。
每条焚烧炉配一套反应塔，本期共两条焚烧线。
1) 脱酸反应塔由旋转喷雾器和塔体组成，Ca(OH)2溶液在反应塔内和烟气接触产生化学反应。
每条生产线1套。
2) 旋转喷雾器旋转喷雾器本身位于吸收塔上方的中央位置。
它的控制装置及其控制，振动探测器、温度保护及油冷却装置均安装在吸收塔的顶部。
半干反应的有效性，是通过以下措施来得到保证的：对消石灰浆/冷却水液体有良好的、均匀的雾化，平均雾化粒度30～50µm；在蜗形入口通道及导流板的作用下，烟气在流经反应塔的过程中，得到了均匀的分配；由于入口末端气旋的高速作用、烟气的逆向运动以及冷却水的喷射，使得烟气和雾液得到高度有效的混合；烟气在反应塔内有充足的停留时间；喷雾器上装有快速联接件。
反应塔平台也装有一套吊装运输装置，可在15-30分钟内完成备用喷雾器的更换。
对喷雾器的维护和清洁工作，可在吸收塔的平台上很容易地进行、无需拆下再搬到维修车间。
3) 在更换喷雾器进行期间，烟气净化系统保持运行，烟道中喷入消石灰干粉，确保喷雾器更换无法喷浆时，保证一定的脱酸效率。
4) 为了提高消石灰浆同烟气接触面积，提高消石灰的利用率，消石灰浆以极细的雾状(30-50μm)喷入烟气中去进行高速旋转喷雾。
同时向烟气喷水，控制烟气的出口温度在合适的范围内。
5) 中和反应的产物和烟气中原有的颗粒绝大部分(95%)随烟气排出，只有极少一部分(5%)沉降到反应塔底部排出。
6) 预先配制好浓度约13%的消石灰浆，和水一起分别输入旋转喷雾器，从喷嘴喷出。
脱硝催化剂积灰和磨损解决方案
脱硝催化剂积灰和磨损解决方案脱硝催化剂对于流场的敏感程度非常高，这是因为流场将伴随着局部灰分浓度高于催化剂选型时使用的设计值，导致催化剂局部积灰如牛皮癣一样难以根除。
脱硝催化剂节距小，本身又比较脆，如果有大颗粒物聚集在催化剂表面，容易形成大面积堆灰和磨损。
另外我们也有这样的经验教训，省煤器灰斗输灰效果不好，将形成催化剂的堆灰，严重者甚至压弯催化剂支撑梁。
对于催化剂来说，积灰和磨损是“孪生兄弟”，有积灰必然导致局部区域流速偏大，从而导致磨损。
图1.蜂窝式催化剂磨损图2.平板式催化剂磨损图3.波纹板式催化剂磨损图4.催化剂积灰导致催化剂积灰、磨损的因素1.大颗粒灰来自SCR反应器上游的大颗粒灰，包括爆米花灰（硬颗粒）、饼干灰（灰块）、绣皮、杂物等，催化剂的节距有限，这些大颗粒灰往往比催化剂的孔道要大，无法通过催化剂，会在催化剂表面日积月累，最终形成积灰。
图5.催化剂表面大颗粒物2.灰量大催化剂类型和节距选型时一个重要的参考因素是烟气中的灰分含量，当灰分含量高于设计值，催化剂孔道过灰能力有限，将迅速形成堆灰。
这种堆灰特点是整个催化剂层堆灰较为均匀。
图6.灰量过大导致积灰3.流场不均导致堆灰在检查催化剂时，我们往往会发现靠反应器四周的位置经常形成局部堆灰，特别是靠近锅炉侧的位置往往会较为明显。
这种现象多数是由于流场不均匀，局部区域流速太低、灰分过大而形成积灰。
图7.脱硝催化剂局部积灰4.机组负荷波动过大，如白天黑夜负荷波动、调峰波动、运行控制的波动、煤质的波动、上游吹灰系统的波动等，会引起烟气流场的波动，瞬时灰分过大而引起积灰，这也是不容忽视的。
三、解决方案1.优化吹灰系统通过安装蒸汽吹灰器或声波吹灰器，也可以同时配备两种吹灰器，对催化剂表面进行定期吹扫，可有效解决催化剂积灰问题。
运行过程中需不断优化调整吹灰器吹灰频率和强度，保持催化剂压差控制在一定范围内，确保催化剂不积灰。
同时，有些机组运行几年后，根据自身的运行工况、使用的煤种、催化剂损坏情况等，可适当调整吹灰方案。
scr脱硝工程省煤器改造方案
SCR脱硝工程省煤器改造方案一、背景SCR脱硝工程是指利用选择性催化还原技术将烟气中的氮氧化物（NOx）转化为氮气和水，从而实现烟气的脱硝。
此技术具有高效、可靠、适用范围广、排放物无害等特点，因此被广泛应用于火电厂、钢铁厂、化工厂等行业。
然而，在SCR脱硝工程中，常会遇到NOx的氧化剂SO2对SCR催化剂的不利影响。
因为在烟气中SO2会与氧和NOx发生反应，生成SO3和NO2，进而导致SCR催化剂失活。
因此，为了保证SCR脱硝工程的稳定性和可靠性，通常需要烟气预处理装置，如省煤器。
省煤器是对烟气进行预处理，在降低过热器入口烟气温度的同时，减少烟气中的水分和灰分含量，以降低对SCR催化剂的污染和损害。
由于省煤器的工作状态对SCR脱硝工程的影响极大，在部分锅炉的设计中，省煤器甚至是工作系统中的关键设备之一。
因此，省煤器的改造在提高SCR脱硝工程效率和稳定性方面具有重要意义。
二、方案由于省煤器的作用主要是在烟气中清除水分和灰分，以降低对SCR催化剂的污染和损害，因此改造方案需要从这一角度出发，考虑以下几个方面：1. 更换材质省煤器内部的材质决定了其对烟气中水分和灰分的清除效果。
通常情况下，使用不锈钢材料可以提高省煤器的抗腐蚀性和耐高温性能，从而延长其使用寿命。
另外，氨纤维材料也是一种常用的省煤器材料，因为它具有良好的耐腐蚀性和可定制性，可以根据不同的需要进行加工和适配。
2. 提高安装密度烟气在省煤器中得到充分的降温和干湿分离，从而减小了烟气中水分和灰分的含量。
因此，在给定的空间内，提高省煤器的安装密度可以让烟气更加充分地接触到省煤器，从而提高省煤器的清除效果。
采用紧凑排列的方式，可以将省煤器的安装密度提高至原来的 1.5~2倍，从而使烟气在通过省煤器前得到更加充分的净化。
3. 优化结构设计省煤器的结构设计对其清除效果也有一定的影响。
在现有结构的基础上，可以采用一些优化措施来提高其清除效率。
例如，加装分拣板可以让烟气在经过省煤器之前得到进一步的混合和分离，从而提高清除效果；加装虫洞孔可以改善通风条件，降低烟气的阻力和温度波动，提高省煤器的捕集效率。
脱硝运行投入及退出、吹灰
关于脱硝系统投运及退出条件及吹灰说明一、脱硝系统投运及退出条件：1、脱硝系统投运条件是SCR的入口（省煤器出口）温度在摄氏320度－420度之间运行；2、烟气温度低于摄氏320度氨气会形成亚硫酸氢氨或者叫酸式亚硫酸铵（H5NO3S），而亚硫酸氢氨在摄氏320度以下是以液态形式存在（2NH4HSO3 +2NaOH====(NH4)2SO3 + 2H2O），从而影响脱硝效率、会对催化剂形成腐蚀，影响催化剂的使用寿命；3、烟气温度高于摄氏420度，长时间会直接对催化剂形成损坏；脱硝系统是否能安全、高效、持久的运行对烟气温度的要求比较高；所以烟气温度应在摄氏320度—420度之间运行，低于或高于都会对脱硝效率、催化剂形成不良后果，不满足上诉条件脱硝系统都应退出运行，或在短时间内联系值长调整SCR入口温度，达到烟温条件后再投入脱硝系统运行（喷氨）；二、声波吹灰1、声波吹灰在一般条件下分上下两层分别进行吹扫，程控如下：1.1.1.1打开#2机组SCR反应器A上层声波吹灰器●#2机组SCR反应器A上层声波吹灰器1、2、运行，延时10-30秒；1.1.2关闭#2机组SCR反应器A上层声波吹灰器●关闭#2机组SCR反应器A上层声波吹灰器，延时140秒；1.1.2.1打开#2机组SCR反应器A中层声波吹灰器#2机组SCR反应器A中层声波吹灰器1、2、运行，延时10-30秒；1.1.3关闭#2机组SCR反应器A中层声波吹灰器关闭#2机组SCR反应器A中层声波吹灰器，延时140秒；依次类推；至16个声波吹灰器依次吹扫完毕；1.1.3.1吹灰器系统吹扫程序结束（适用于1#机组）以上程序为24小时循环不间断（大连锁），运行值班员可以根据反应器压差，适当调整大连锁的投运间隔时间；（但上述打开和关闭时间也可以做适当调整，间隔时间是指大连锁之间的相应投运时间；也可根据电厂压缩空气的运行压力进行间隔调整），每小时（根据压差适当调整）运行一次吹扫；吹扫时间可根据厂家要求或设备实际运行状况进行适当调整；二、蒸汽吹灰：1、蒸汽吹灰一般按每班吹扫一次进行操作；（也可根据反应器压差进行适当调整）；北京博奇电力科技有限公司河津BOT项目部。
脱硫题库题库(430道)
脱硫题库1、对二氧化硫的吸收速率随PH值的降低而下降，当PH值降到（），几乎不能吸收二氧化硫了。
——[单选题]A 3B 4C 5D 6正确答案：B2、旋流器运行当中发生“溢流跑粗”现象，可能是以下（）原因造成的。
——[单选题]A 旋流器入口压力过低B 底流口过大C 旋流器入口浓度过低D 底流口堵塞正确答案：D3、吸收塔内水的消耗主要是（）。
——[单选题]A 由于吸收塔内向地沟排水B 饱和烟气带水C 石膏含有结晶水D 排放石膏浆液正确答案：B4、吸收塔喷淋层喷嘴的作用是将（）均匀地喷出，以使烟气和它充分的接触。
——[单选题]A 工艺水B 石灰石浆液C 循环浆液D 石膏浆液正确答案：C5、为防止脱硫后烟气携带水滴对系统下游设备造成不良影响，必须在吸收塔出口处加装（）。
——[单选题]A 水力旋流器B 除雾器C 布风托盘D 再热器6、石灰石-石膏湿法脱硫系统在运行中，一般讲吸收塔内浆液密度保持在（）kg/m³左右。
——[单选题]A 1020~1050B 1050~1080C 1080~1150D 1150~1250正确答案：C7、废水箱和废旋给料箱的溢流及放空进入（）。
——[单选题]A 滤液水箱B 石膏脱水区排水坑C 出水箱D 石膏浆液箱正确答案：B8、滤布滤饼冲洗水箱的溢流及放空进入（）。
——[单选题]A 滤液水箱B 石膏脱水区排水坑C 出水箱D 石膏浆液箱正确答案：A9、脱硫系统中基本无有毒、高温及高压位置，只是石灰石浆液对人眼睛和皮肤有刺激性，如果在生产中被浆液溅入眼睛，应（）。
——[单选题]A 用清水冲洗B 马上送医院C 不必处理D 用干净的手帕擦拭正确答案：A10、废水系统出水箱内需要加入的药品是（）——[单选题]A 石灰乳B 絮凝剂C 次氯酸钠D 有机硫11、运行中如听到水泵内有撞击声，应（）。
——[单选题]A 立即停泵检查B 观察后再决定C 立即请示值长或主值D 继续运行正确答案：A12、脱硫系统浆液泵在运行过程中，通常出口阀门是（）。
专业SCR脱硝系统案例
SCR脱硝系统主要由SCR催化反应器、氨气注入系统、烟气旁路系统、氨的储存和制备系统等组成。
SCR催化反应器的布置方式，目前国内外一般采用高尘布置方式，即布置在省煤器和空预器之间的高温烟道内。
在该位置，烟气温度能够达到反应的最佳温度。
因此本期工程脱硝装置拟采用高尘布置方式。
烟气在锅炉省煤器出口处被平均分为两路，每路烟气并行进入一个垂直布置的SCR 反应器里，即每台锅炉配有二个反应器，烟气经过均流器后进入催化剂层。
在烟气进入催化剂层前设有氨气注入系统，烟气与氨气充分混合后进行催化剂反应，脱去NOX。
反应后的烟气进入空预器、电除尘器、引风机和脱硫装置后，排入烟囱。
SCR反应器布置在空预器上方。
SCR脱硝系统流程图：
整个系统配置可分为两层:
第一层:集中监控层。
由一台电脑所组成。
集中监控层完成对生产工艺个部分的运行监视、数据采集和控制调度功能。
该层是整个监控系统的核心。
第二层：现场设备层。
现场温度、流量压力等仪表实时监测并将采集的数据传送给监控层显示记录（该系统所用仪表均为我公司品牌）。
现场照片：
SCR脱硝系统监控软件
PLC控制柜
设备以及仪表。
火力发电厂脱硝系统设计技术导则
中国电力工程顾问集团公司企业标准
I
本文件的知识产权为中国电力工程顾问集团公司所有，任何单 位或个人未经许可不得复制和使用，违者将被追究法律责任！
火力发电厂脱硝系统设计技术导则
Q/DG 1-J004-2010
前
言
本导则是根据中国电力工程顾问集团公司“关于下达 2006 年度中国电力工程顾问集团公司新开 科技项目计划的通知”（电顾科技[2006]51 号）的安排编制的。 烟气脱硝是控制锅炉氮氧化物排放的一种污染防治工艺。在对国内外火力发电厂烟气脱硝系统 设计和运行调研的基础上编制完成本导则。 本导则的附录 A 和附录 B 为资料性附录。 本导则由中国电力工程顾问集团公司标准化工作技术标准委员会提出并归口。 本导则由中国电力工程顾问集团华东电力设计院起草并负责解释。 本导则参加单位：中国电力工程顾问集团西南电力设计院。 本导则主要起草人：袁果、马爱萍、叶勇健、蔡冠萍、吴东梅、马杰、张睿、缪震昆、潘炎根、 郑培钢、施建昌、黄平。
X M S 2 S 3o S 3i 100 M S3 S 2i
（3.10）
式中： X－SO2/SO3 转化率，%； Ms2－SO2 的摩尔质量，单位为克每摩尔（g/mol） ； Ms3―SO3 的摩尔质量，单位为克每摩尔（g/mol） ； SO3O 一 SCR 反应器出口的 SO3 浓度（标准状态，干基，过剩空气系数 1.4） ，单位为毫克每立 方米（mg/m3） ； SO3i－SCR 反应器入口的 SO3 浓度（标准状态，干基，过剩空气系数 1.4） ，单位为毫克每立方 米（mg/m3） ； SO2i—SCR 反应器入口的 SO2 浓度（标准状态，于基，过剩空气系数 1.4） ，单位为毫克每立方 米（mg/m3） 。 3.11 脱硝效率 denitration efficiency 脱硝装备脱除的 NOx 量与未经脱硝前烟气中所含 NOx 量的百分比，按公式（3.11）计算：
焚烧厂烟气除尘改造及脱硫脱硝工程技术方案
焚烧厂烟气除尘改造及脱硫脱硝工程技术
方案
背景介绍
随着环境保护意识的提高，焚烧厂的排放标准也越来越高。
为
了保护环境，需要对焚烧厂进行烟气除尘改造，同时实施脱硫脱硝，以达到国家标准。
改造措施
1. 烟气除尘改造
采用静电除尘器和布袋除尘器相结合的方法进行烟气除尘。
静
电除尘器适用于去除细颗粒物，而布袋除尘器则适用于去除粗颗粒
物和微粒。
2. 脱硫
采用湿法脱硫技术进行脱硫处理。
将烟气和石灰石浆液进行反应，产生硫酸钙沉淀物，将烟气中的二氧化硫去除。
3. 脱硝
采用选择性催化还原（SCR）技术进行脱硝。
将氨水和烟气进
行接触，通过反应将氮氧化物（NOx）转化为氮气和水，以达到脱
硝的目的。
改造效果
改造后的焚烧厂排放的烟气浓度满足国家标准，减少了对环境
的污染。
实施脱硝脱硫措施，也降低了氮氧化物和硫化物的排放量，保护了环境。
总结
焚烧厂是一个重要的废弃物处理单位，为了保护环境，必须加
强对其排放的烟气的治理。
烟气除尘改造和脱硫脱硝技术是目前较
为成熟的治理方法，将其结合使用可以达到更好的治理效果。
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。
SCR脱硝-技术方案设计2-采用低温板式催化剂
SCR烟气脱硝技术方案（采用低温催化剂）2016年9月12日一设计概述1.1 设计背景本设计方案为****玻璃科技玻璃窑烟气SCR脱硝处理项目。
1.1.1烟气参数（1）烟气流量：73000Nm3/h（工况）；37000m3/h（标况）（2）烟气温度：248~260℃；（3）氮氧化物含量：2769~2948 mg/m³（4）SO2含量：226~738 mg/m3（5）O2浓度：10~11.7%1.1.2烟气排放指标：氮氧化物含量：50 mg/Nm³（《省工业窑炉大气污染物排放标准》DB37/2375-2013）1.2 SCR烟气脱硝技术介绍1.2.1SCR工艺原理：选择性催化还原法（SCR）是指在催化剂的作用下，在锅炉排放的烟气中均匀地喷入氨气，从而将烟气中的NO*还原生成N2和H2O。
SCR 是一个连续的化学工艺过程，其中含氮还原剂例（如氨气）加入到含NO*的烟气中。
主要的化学反应如下：4NH3+4NO+O2→4N2+6H2O (1.2-1)4NH3+ 2NO2+O2→3N2+6H2O (1.2-2)4NH3+ 6NO→5N2+6H2O(1.2-3)8NH3+ 6NO2→7N2+ 12H2O(1.2-4)烟气中的NO *主要是由NO 和NO 2组成的，其中NO *总量的95％为NO ，其余的5％基本上为NO 2。
所以脱硝反应的主要化学反应方程式是（1.2-1），它的反应特性如下：① NH 3和NO 的反应摩尔比为1左右；② 脱硝反应中离不开O 2的参与；③ 最为典型的反应温度窗口：300℃～400℃；除了以上提及的化学反应方程式，其实脱硝反应中还存在着有害反应，具体如下：SO 2被氧化成SO 3的反应：32222SO O SO →+（1.2-5）NH 3的氧化反应：O H NO O NH 2236454+−→−+ （1.2-6）O H N O NH 22236234+−→−+ （1.2-7）催化剂的选择性成分为NO*的还原反应提供了很高的催化活性。
舟山石化自备电厂锅炉脱硝脱硫除尘系统改造
工艺与设备化 工 设 计 通 讯Technology and EquipmentChemical Engineering Design Communications·75·第46卷第12期2020年12月当前，很多燃煤电厂脱硝脱硫和除尘设施的效率都不理想，需要通过科技创新来促进电厂的持续健康发展，降低污染物排放是热电厂发展的方向。
国家也出台了一些煤电减排的规定，对超低排放达标企业给予上网电价补贴，政府部门加大了环保力度，因此对燃煤电厂烟气污染物治理的要求变得越来越高，做好烟气脱硫脱硝除尘优化改造，对改善环境质量，提高人们生活水平具有现实意义。
1 锅炉设备现状中海油舟山石化有限公司自备电厂生产运行五部的1#、2#锅炉型号为NG-130/9.8-M3，主蒸汽流量为130t/h ，过热蒸汽出口压力为 9.8MPa ，过热蒸汽出口温度值为540℃，省煤器给水温度可达到150℃，冷风温度设定值为 20℃。
由杭州锅炉厂设计制造，采取循环流化床单炉膛∏型布置方式，采取固态排渣、气力出灰处理方式。
3#锅炉型号为UG-130/9.8-M ，由无锡光华锅炉股份有限公司制造，采用电袋除尘器除尘，2015年投入使用。
原1#、2#锅炉除尘器采用四电场电除尘方式，需要增加脱硫脱硝系统、臭氧系统和湿电除尘，为提高自备电厂锅炉脱硝脱硫除尘效果，需要对原处理系统进行改造，使二氧化硫、氮氧化物和烟尘达到排放标准。
2 电厂锅炉脱硫脱硝及除尘技术改造设计2.1 烟气脱硝依现场技术改造要求采用SNCR 脱硝工艺，还原剂采用氨水，浓度为20%。
SNCR 将燃煤电厂锅炉燃气中氮氧化物进行消除，是将具有氨基成分的还原剂置于温度为870~1 100℃反应区域内，通过还原剂则被分解为氨气、副产物等，形成的氨气会与氮氧化物产生氧化还原反应，从而释放出氮气和水分，化学反应方程式如下：4NH 3+4NO+O 2→4N 2+6H 2O 4NH 3+2NO+2O 2→3N 2+6H 2O 8NH 3+6NO 2→7N 2+12H 2O该脱硝工艺对氮氧化物进行还原会对温度参数有着较高的要求，温度会影响着氮氧化物的还原效率。
脱硝施工设计方案
施工组织设计批准：时间：审核：时间：编制：时间：项目名称：安徽淮化股份有限公司3×130t/h锅炉SCR脱硝及低氮燃烧器改造工程施工单位：北京正实同创环境工程科技有限公司日期：2015年07 月06日安徽淮化股份有限公司3×130t/h锅炉SCR脱硝及低氮燃烧器改造工程施工组织设计目录第一章工程概况 (4)1.工程简介 (4)2.系统简介 (4)第二章编制依据 (5)1.1 执行标准说明 (5)1.2 主要执行标准 (5)第三章施工方案 (7)1．SCR及钢结构安装方案 (9)3. PLC系统及电气盘柜安装方案 (14)4. 电缆敷设及接地施工方案 (17)5. 保温、防腐（油漆）施工方案 (22)第四章施工配置 (42)1.主要机械设备进场计划 (42)2.材料物资供应计划 (46)3.劳动力需用计划 (47)第五章工程质量及保证措施 (49)1.质量管理目标 (49)2.质量保证体系 (50)3.质量管理措施 (56)4.安装工艺质量控制措施 (58)第六章工程项目安全、文件文明施工管理措施 (70)1．职业健康、安全施工管理 (70)2.职业健康安全施工保证体系及管理、培训制度 (72)3.本工程安全管理规划 (73)4.各种意外情况应急预案与响应 (76)5、安全设施标准化建设措施 (78)6、安全设施 (79)第七章文明施工目标及措施 (80)1.健康环保与文明施工的方针及目标 (80)2.文明管理组织机构及职责 (81)3.文明施工管理制度 (81)4.劳动保护与职工健康保证措施 (82)5.保护环境措施 (82)6．消防管理 (82)第八章工程验收、交接、培训及保修 (86)1.工程验收与交接 (86)2.工程验收交接程序 (86)3.工程培训 (88)4.工程保修承诺及保修措施 (88)第九章项目沟通协调管理 (88)1.项目沟通协调管理机构 (88)2.现场配合协调管理措施 (89)第十章成本控制措施 (90)1.项目成本控制管理 (90)2.主要成本控制点 (90)3.控制成本的管理措施 (91)第一章工程概况1.工程简介工程名称：安徽淮化股份有限公司3×130t/h锅炉烟气SCR脱硝及低氮燃烧器改造工程。
火电厂SCR烟气脱硝反应器前设置灰斗及增加烟道截面的探讨 范薇薇
火电厂SCR烟气脱硝反应器前设置灰斗及增加烟道截面的探讨范薇薇摘要：随着国家节能减排政策的落实，对火电厂排放标准要求也逐渐提高，SCR烟气脱硝技术被广泛应用，但其中也存在一定的问题。
本文首先简单分析了火电厂SCR烟气脱硝反应器前需要设置灰斗的原因，随后深入了解了设置灰斗的作用和原理，并且针对灰斗除灰进行了试验分析，有效降低火电厂氮氧化物的排放，增强SCR烟气脱硝技术的作用，延长催化剂可使用的寿命。
关键词：灰斗；烟气流速；飞灰堵塞现阶段国家大部分火电厂在烟气脱硝环节采用的都是选择性催化还原烟气脱硝工艺，简称为SCR烟气脱硝工艺，这其中使用的脱硝催化剂是整个SCR烟气脱硝工艺中的核心设备，利用这种催化剂能够让脱硝还原反应在锅炉尾部处顺利完成，但是在实际应用的过程中，催化剂的寿命可能会受到多重因素的影响，而在这其中飞灰对催化剂的磨损和堵塞尤为严重。
一、SCR烟气脱硝反应器前设置灰斗的原因（一）飞灰磨损火电厂使用锅炉或者发电机组的过程中，产生的烟气内包含大量的飞灰颗粒，这些颗粒随着烟气的流动高速撞击着催化剂壁，进而对催化剂壁造成磨损，而随着烟气中大颗粒飞灰的增加，如果不定期进行清洁，就会造成催化剂堵塞情况的发生。
其中飞灰对催化剂的磨损尤为严重，根据烟气中灰粒的大小、形状、软硬等多种因素，产生轻重不同的磨损情况，而磨损情况和这些因素成正比，因此去除大颗粒飞灰能够有效降低飞灰对催化剂的磨损。
（二）飞灰堵塞此外，在大颗粒飞灰的表面较为粗糙，随着烟气流动的过程中，可能会附着在催化剂表面，长期下来，灰飞颗粒不断的积累搭桥，一旦飞灰粒径大于4毫米的时候，就会造成催化剂的严重堵塞。
以美国某电站为例，就曾经出现过大于10毫米的飞灰堵塞情况。
（三）烟气流速由上可知，飞灰产生于烟气之中，受到烟气流速的影响，如果烟气流速越大，那么飞灰颗粒的流速也就相对提高，对催化剂的磨损也越严重。
因此，在采用SCR烟气脱硝工艺中，要让脱硝反应器内的烟气流速小于5.2m/s。
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针对本工程，基本排除以上 3 种可能，经过充 分观测和分析认为，造成空预器积灰堵塞的根本原 因，是省煤器出口烟道未设置灰斗且无出灰装置， 部分粗灰粒进入空预器后，由于空预器的热段和中 间层为斜波纹，造成 2 mm 以上的粗灰粒不能随烟 气带走，堵塞在传热元件上，日积月累造成了空预 器堵灰现象，继而造成空预器阻力偏大。同时，在 省煤器出口烟道内也发现大量积灰，积灰高度最大 达 0.5 m，省煤器出口烟道的焊缝也已出现裂纹， 烟道变形漏灰，在每次停炉检修期间，需对省煤器 出口烟道内的积灰进行人工清理，不仅耗费人力物 力，而且对生产环境也造成了污染。因此必须采取 切实有效措施来消除空预器积灰堵塞和省煤器出口 烟道积灰的问题，保障机组的安全稳定运行。
（4）系统膨胀节的设计。由于省煤器、脱硝灰 斗热态时会产生较大的热位移，径向、轴向可达 150 mm 和 280 mm，因此下料管上的伸缩节，不 能采用普通形式的膨胀节，只能采用集伸缩和扭曲 为一体、具备吸收三维方向热位移的组合式膨胀 节，以充分吸收灰斗热位移的膨胀量。
（5）输送器料满判断。通常情况下一般采用射 频导纳式料位计，但在实际使用中，料位计并不可 靠，易误发信号，尤其在温度高达 400 ℃省煤器、 脱硝灰斗中。故在本工程中，在每只灰斗、落灰管 上各设置 1 只 分度耐磨型热电偶，用以取代料位 计判断灰斗料位情况，使用效果很好。
第 26 卷第 1 期 2010 年 1 月
电力科学与工程 Electric Power Science and Engineering来自Vol.26, No.1
Jan., 2010
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省煤器及脱硝系统的除灰改造设计
刘富宏
（扬州电力设备修造厂，江苏 扬州 225003）
摘要：由于电厂省煤器飞灰输送系统在实际运行中的弊端，有些电厂要求锅炉厂不设置省煤器灰斗，不单 设省煤器飞灰输送系统。但在实际运行中，却带来了一系列问题，影响了机组的安全运行。大多数电厂都 加设脱硝系统，将省煤器和脱硝系统的飞灰一并考虑，对不同的输灰方式进行了比较，提出了一种新型的 气力出灰方式，该方式经设计调试已在电厂成功应用。
（1） 输灰系统设计出力。目前燃煤供不应求， 煤质多变，系统的设计出力应适当加大，留有足够 的余量。防止出现灰量加大而系统的出力不够，继 而出现灰斗满灰被灰压塌的安全事故。本工程 BMCR 工况下，单台锅炉燃煤量 260 t/h，灰份 15％， 小时灰渣量：39 t/h，省煤器、脱硝灰量 (各按总 灰渣量 5％考虑) 各为 1.95 t/h，充分考虑输灰系 统的裕量，输灰系统设计出力为：5 t/h。
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电力科学与工程
2010 年
全运行提出了新观点，采用新的智能监控系统以及 深度集成的环境安全监控系统和自动化系统地有机 融合，较好地解决变电站的安全防护工作。目前， 该方案已经获得了部分路局、客运专线公司的认 可，下一步将在部分铁路线试用推广。
参考文献：
[1] 李子青. 国内智能视频监控技术的发展 [J]. 智能建筑， 2008，(1)：38-40. Li Ziqing. Development of intelligent video surveillance in China [J]. Intelligent Buildings, 2008, (1): 38-40.
方案 1 虽然可以使颗粒较大的省煤器飞灰与电 除尘飞灰充分混合，有利于输送并减少管道磨损， 但考虑到省煤器灰斗输灰管的垂直落差很大，达 22 m 左右，重力作用下的飞灰在下降管段易导致 大量灰堵塞在水平管与垂直管连接处。更重要的是 一旦省煤器飞灰输送出现故障，不可避免的会对电 除尘一电场的正常输灰造成不利影响；方案 2 输送 距离过长，最长达 500 m，同时加上省煤器飞灰本 身不易输送的特性，如采用方案 2，不仅需要沿输 灰管道布置补气装置，而且势必增大输送的耗气 量，增加另外的输送气源设备 （空压机、干燥机
参考文献：
[1] 张泰岩，王志伟，张营，等. 电站锅炉省煤器出口水温 变化对过热器温度影响的计算方法研究 [J]. 电力科学与 工程，2006，22（2）：14-16. Zhang Taiyan, Wang Zhiwei, Zhang Ying, et al. Effects of outlet water temperature variation of economizer on superheater temperature in utility boilers [J]. Electric Power Science and Engineering, 2006,22 (2): 14-16. （下转第 78 页）
（3）进料阀、出料阀的选用。由于省煤器、脱 硝灰的理论温度达 400 ℃左右，进料阀、出料阀 如采用气囊密封式圆顶阀，必须采用冷却水系统， 以冷却密封气囊，这样不仅系统复杂、投资较大。 更重要的一点，一旦密封气囊损坏，冷却水会渗入 发送器内，造成飞灰板结堵塞管道，给维护带来困 难。本工程中采用了复合浇铸的双金属耐磨闸板 门，这种闸板门不仅能保证系统的密封性能，同时 具备耐高温、高压的特性。
等），加上管道设备，整体投资较大；在方案 3 中， 省煤器灰斗的飞灰被直接输送至电除尘入口烟道。 这种布置方式，输灰管道短，输灰垂直距离小，而 且由于电除尘入口烟道运行工况下，为负压状态， 输送极为容易。系统的耗气量也少，无需增加额外 的气源设备，整体投资较低，最终选定第 3 种作为 最终施工的改造方案。
5 结束语
测试显示，在机组加装了省煤器脱硝输灰系统 后，引风机电流与改造前相比平均下降 25 A, 按 照锅炉年运行 6 000 h 计算，1 台机组每年可节约 用电 2 650 038 kW h。按照每 kW h 0.35 元计 算，全年可节约 1 007 014 元（约 101 万元），经 济效益极其显著；系统改造后，空预器、引风机的 安全经济水平有了很大提高，自系统投运以来，空 预器的烟气阻力没有明显增大现象，引风机电流正 常，脱硝输灰系统未发生堵塞现象，电除尘入口烟 道内的积灰现象也得到了有效消除，说明本次改造 达到了预期的目的。
至电除尘入口烟道
省煤器 A 侧灰斗
省煤器 B 侧灰斗
脱硝 A 侧灰斗
脱硝 B 侧灰斗
输送气流
图 输送系统工艺流程图
3 系统设计要点分析
相对于电除尘的飞灰输灰系统，本系统并不复 杂，可控设备较少，控制部分相对简单，但由于省 煤器飞灰和脱硝飞灰的特殊性，在进行系统设计和 输送控制参数选择时，几个关键点必须引起重视， 否则改造的系统不仅不能解决机组的固有问题，而 且给新系统的安全运行留下隐患，具体在系统设计 时，必须注意以下几点：
1 空预器积灰堵塞的原因分析
一般空预器积灰堵塞的原因有：（1） 烟道内
排烟温度过底时，造成烟气中露点升高，在空预器 低温段烟气中水份部分析出，造成粉尘受潮积灰堵 塞；（2） 空预器蒸汽吹灰效果不明显，蒸汽过热 量不够，蒸汽带水，致使飞灰黏结成块而堵灰；（3） 省煤器泄漏而未能及时停炉处理，造成空预器积灰 严重。
（6）输送系统耗气量的控制。主要考虑避免气 力 除 灰 系 统 的 气 量 对 引 风 机 出 力 造 成 影 响，在 BMCR 下，省煤器出口烟气量：1 460 885 Nm3/h， 引风机能力通风量：1 750 680 Nm3/h，本工程的 气力出灰系统运行最大耗气量约为 210 Nm3/h，引 风机通风量仅增加万分之 1.4，在引风机正常运行 工况范围内，对于引风机的运行几乎没有影响。
关键词：空预器；省煤器及脱硝系统；输灰系统；改造设计
中图分类号：TK284 文献标识码：A
0 引言
江苏常熟电厂 600 MW 机组锅炉设备，采用的 是哈尔滨锅炉厂有限公司生产的 HG1952/25.4YM1 型、超临界参数变压运行直流炉、一次再热、单 炉膛、平衡通风、固态排渣 型锅炉，4 台 BBD4360 双进双出磨煤机正压直吹式制粉系统，型号为 31VI(T)-SMR 的容克式空预器，传热元件板型：热端 和中间层为 FNC 型(斜波纹)，冷端为 NF6(直波纹)。 燃烧煤种为神府东胜煤、 混煤及大同煤， 32 只低 NOX 轴向旋流燃烧器采用前后墙布置、对冲燃烧。 省煤器出口烟道未设置灰斗，机组投产后，发现空预 器传热元件经常积灰堵塞，造成烟气阻力严重偏高， 在负荷为 600 MW 时，空预器烟气阻力最大可达 3.6 kPa，造成引风机电流偏大，炉膛压力大范围波 动，影响了机组满负荷运行，对机组运行的经济性和 安全性造成了一定的危害。在空预器高压清洗后不 到 1 周的时间内,烟道的烟气阻力就快速升高，因此 急需找到空预器积灰堵塞的原因，以便采取针对性 的措施加以解决，从而保证机组安全经济运行。
（2）发送器的容积确定。发送器应具有足够的 容积，以尽量减少阀门动作时间，但也不宜过大，
第1期
刘富宏 省煤器及脱硝系统的除灰改造设计
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省煤器灰斗一般不大于 0.5 m3，如果发送器容积过 大，装料时间稍有增加会造成瞬间物料输送量过 大，造成运行中堵管。系统的运行模式宜采用“少 量多次”的发送方式进行，以尽量减少系统对电除 尘系统和引风机的影响，同时每次输送的相对少量 的飞灰，能够被烟气顺利带到电除尘区，避免沉积 在电除尘入口烟道处。本工程采用的发送器容积为 0.3 m3。
在安装省煤器输灰系统的 1 号炉的空预器清洗 后，在机组负荷 600 MW 情况下，测定空预器烟 气阻力为 1.5 kPa，在连续运行 40 d 后，经测定压 差无明显增大现象；而未安装省煤器输灰系统的 3 号炉在空预器清洗后，空预器烟气阻力在不到 1 周 的时间内即升高到 2.7 kPa (设计烟气阻力为 1 kPa)。说明在 1 号炉在安装省煤器输灰系统后，粗 灰粒大部分从省煤器灰斗排出，减轻了空预器传热 元件的粗灰堵塞现象，从而有效降低了空预器的烟 气阻力。安装有省煤器飞灰输送系统机组的空预器 的烟气阻力和引风机电流，都回归到了正常值，电 除尘入口烟道的飞灰沉降淤积问题，也得到了有效 解决。