电厂脱硝改造总结

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1、电厂脱硝改造总结总结甘谷发电厂脱硝改造工程项目监理部工作总结大唐甘谷发电厂2×330M2.5，增加颗粒物的污染浓度、毒性和酸性。氮氧化物对环境的危害极其严重，所以改善大气环境首要任务就是对氮氧化物的排放进行控制，因此电厂改造加装脱硝装置有重要的意义。2（SCR）技术的脱硝原理我公司烟气脱硝采用选择性催化还原法（SCR），催化剂层数按2层运行I层备用设计。SCR系统在设计工况、按入口NOx浓度400mg/Nm2、处理100%烟气量，2层催化剂运行条件下脱硝装置脱硝效率均不小于80%，满足出口NOx浓度稳定控制在80mg/Nm2以下。脱硝主要设备布置于省煤器出口与空预器入口之间烟道，每

2、台炉加装两台SCR反应器，每台SCR反应器安装2层声波吹灰器，每层3台声波吹灰器，每台机组共12台声波吹灰器。气态氨由空气稀释到安全浓度（5%体积浓度）以下后，被注入省煤器出口（脱硝反应器入口）的烟道中，与一定温度下的锅炉烟气充分混合。充分混合后的烟气、空气及氨的混合物流经SCR反应器中的催化剂层。在催化剂的作用下，烟气中的NOx和氨在催化剂表面发生充分的化学还原反应生成氮气和水，达到脱除烟气中NOx的目的。脱硝还原反应（主反应）：4NO+4NH3+O2→4N2+6H2O6NO2+8NH3→7N2+12H2O6NO+4NH3→6H2O+5N2发生的副反应：2SO2+O2→2SO32

3、NH3+SO3+H2O→（NH4）2SO4还原反应中，没有参加反应的NH3称作氨逃逸逃逸的氨随净烟气进入下游的空气预热器中，在预热器的低温段与烟气中的SO3，反应生成硫酸氢铵。硫酸氢铵是一种粘性物质，将沉积在空气预热器的换热元件表面，存在对空预器造成堵塞和腐蚀的危险，因此必须控制氨的逃逸量。3系统组成3.1SCR反应器SCR反应器布置在炉后与除尘器之间的空间，反应器被固定在中心并向外膨胀，产生最小的水平膨胀位移。反应器外壁一侧在催化剂层没有检修门，用于将催化剂模块装入催化剂层。每个催化剂层都设有入孔门，便于停运时检修。SCR反应器烟气竖直向下流动，反应器入口设气流均布装置，反应器入

4、口及出口段设导流板，对于反应器内部易于磨损的部位设计必要的防磨措施反应器内部各类加强板、支架设计成不易积灰的型式，同时考虑了热膨胀的补偿措施。SCR反应器能承受运行温度420℃（每次不小于5小时，一年不超过三次）的考验，而不产生任何损坏。3.2催化剂催化剂按照2+1模式布置。催化剂型式采用北京迪诺斯平板式催化剂，根据锅炉飞灰的特性合理选择孔径大小并设计有防堵灰措施，以确保催化剂不堵灰，同时催化剂尽可能的降低压力损失。催化剂模块设计有效防止烟气短路的密封系统，密封装置的寿命不低于催化剂的寿命。催化剂各层模块规格统一、具有互换性。催化剂能满足在烟气温度不高于400℃的情况下长期运行，同

5、时催化剂能承受运行温度420℃（每次不小于5小时，一年不超过三次）的考验，而不产生任何损坏，催化剂的运行温度范围为300～420℃。3.3氨喷射系统根据SCR反应器进、出口NOx、O2浓度、烟气温度及烟气流量等计算氨的注入量，通过喷氨流量阀调节，并通过相应计算实时监测混合器内的氨浓度。此外，根据脱硝效率或者反应器出口浓度作为反馈参数，对喷氨量进行调整，实现喷氨量闭环控制。3.4省煤器灰斗灰斗满足储存各工况下8小时排灰量。灰斗设置在省煤器出口烟道低位转折处。进口灰斗的除灰效率不小于总灰量的5%。灰斗内的灰输送至锅炉对应的干式排渣机的渣仓，输灰控制系统纳入相应机组的除灰DCS控制系统。

6、省煤器灰斗输灰采用正压浓相气力输灰，并有良好的保温措施。3.5稀释风机喷入SCR反应器烟道的氨气为空气稀释后的含5%左右氨气的混合气体。所选择的风机应该满足脱除烟气中NOx最大值的要求，并留有一定的余量。稀释风机按两台l00%容量（一运一备）设置。3.6氨气泄漏检测器SCR区域及液氨储存和供应系统周边设有氨气检测器，以检测氨气的泄漏，并显示大气中氨的浓度。当检测器测得大气中氨浓度过高时，在机组控制室会发出警报，操作人员采取必要的措施，以防止氨气泄漏的异常情况发生。SCR区一台机组设置2套。3.7排放系统氨制备区设有排放系统，使液氨储存和供应系统的氮排放管路为一个封闭系统，经由氨气稀

7、释槽吸收成氨废水后排放至脱硝废水池，再经由脱硝废水泵送到工业废水处理站处理。3.8氮气吹扫系统SCR反应器区的氨气管道设有氮气吹扫的接门和阀门，防止氨气泄漏和系统中残余的空气混合造成危险。4工艺流程、设备布置本工程设计NOx浓度确定为400mg/Nm3，脱硝效率选择80%，出口NOx排放浓度为80mg/Nm3，氨逃逸控制在3ppm以下，烟气脱硝系统SO2/SO3转化率小于1%（保证条件包括负荷范围、人口烟气NOx浓度变化范围、入口烟气含尘量、NH4/NOx摩尔比等）。