电厂SCR反应器系统调试方案.docVIP

编 号： NEPRI-GJZ-FA-TXGY-002 密 级： 大连甘井子热电厂新建2×300MW机组脱硝 SCR反应器系统调试方案 辽宁东科电力有限公司 2011年5月 编 制 审 核 批 准 1 系统与设备概述 1.1 系统描述 选择性催化还原脱硝工艺（SCR）是一种以还原剂（液氨）为介质，在310－425℃的温度范围内将烟气中的NOx还原为N2和水来减少NOx排放的技术。反应的基本原理是： 4NO + 4NH3 + O2 4N2+ 6H2O 6NO2 + 8NH3 ? —— 7N2 + 12H2O NO + NO2 + 2NH3 ——2N2 + 3H2O 脱硝反应器位于锅炉省煤器后空预器前，氨喷射格栅放置在SCR反应器上游的位置。烟气在锅炉出口处被平均分成两路，每路烟气并行进入一个垂直布置的SCR反应器里，即每台锅炉配有两个反应器，在反应器里烟气向下流过均流板、催化剂层，随后进入回转式空气预热器、静电除尘器、引风机和，最后通过烟囱排入大气。 SCR脱硝系统主要包括：SCR反应器、氨气栅格喷雾系统、氨气混合器、吹灰器、稀释风机几个部分组成。 1.2 脱硝系统设备表1 设计数据表 目 单位 数 据（湿基） 设计煤种 校核煤种 省煤器出口烟气成分（过量空气系数为 1.2 ） CO2 Vol% 13.41 O2 Vol% 3.0 N2 Vol% 68.12 SO2 Vol% 0.05 H2O Vol% 15.42 锅炉不同负荷时的省煤器出口烟气量和温度 项 目 BMCR 省煤器出口湿烟气量 （设计煤种）Nm3/h （（设计（设计煤种）m3/h 1068330 省煤器出口湿烟气量 （校核煤种）Nm3/h 1074079 省煤器出口烟气温度 （设计煤种）℃ 410 省煤器出口烟气温度 （校核煤种）℃ 410 表2 锅炉BMCR工况脱硝系统入口烟气中污染物成分（标准状态，湿基，实际含氧量） 烟尘浓度 g/Nm3 27.1/34 （标态，湿基，实际O2） NOx mg/Nm3 350 （标态，干基，6%O2） 1.3 性能保证值 在下列条件下，脱硝装置在附加层催化剂投运前，NOx脱除率不小于75%氨的逃逸率不大于3ppmSO2/SO3转化率小于1%锅炉50%THA100%BMCR负荷。 脱硝系统入口烟气中NOx含量mg/Nm3。 2 编制依据 《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程(1996年版)》电建[1996]159号, 《火电工程启动调试工作规定》建质[1996]40号 《火电工程调整试运质量检验及评定标准》电力部建质[1996]111号《电力生产安全工作规定》 《电力安全工作规程（热力和机械部分）》 《电力行业环境监测技术规范》DL/T799.1～799.7-2002 《固体污染物源排汽中颗粒物测定与气态污染物采样方法》GB/T 16157-1996 《固定污染源烟气排放连续监测技术规范》HJ T 75-2007 《固定污染源烟气排放连续监测技术要求及检测方法》HJ T 76-2007 《火电厂大气污染物排放标准》GB13223-2003 《石油化工企业设计防火规范》GB50160-1992 《石油化工企业可燃气体和有毒气体检测报警技术规范》SH3063-1999 《压力容器安全设计监察规程》ZBFGH23-1999 《可燃气体检测报警器使用规范》SY6503-2000 《燃煤烟气脱硝技术装备》 GB(T)21509-2008 《大连甘井子热电厂新建2×300MW机组脱硝装置初步设计说明书》《大连甘井子热电厂新建2×300MW机组锅炉设备烟气脱硝装置技术规范书》 3 冷态调试前应具备的条件 3.1 脱硝辅助系统应具备的条件 仪用压缩空气系统具备投入条件，压力大于0.5MPa。 辅助蒸汽系统具备投入条件，满足汽压0.81.1MPa，汽温0℃。 准备充足的工艺水作为冲洗管路及启动时充满各个箱、罐等用水。 脱硫系统所需照明、通讯设施齐全，步道平台安全可靠，符合《电业安全工作规程》中有关规定。 脱硝系统各个箱、罐内部安装及防腐施工完毕，经检验合格，内部杂物清理干净。所有管道安装完毕，经检验合格，内部杂物清理干净。 脱硝系统废水排放系统的地沟道防腐施工完毕，经检验合格，清理干净无杂物。 脱硝系统所