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1、【精品文档】如有侵权，请联系网站删除，仅供学习与交流王曲电厂2x600mw烟气净化脱硝装置运行维护手册.精品文档. 王曲电厂2x600Mw烟气净化脱硝装置运行维护手册业主：山西鲁晋王曲发电有限责任公司项目名称：王曲电厂一期工程2600MW电厂烟气脱硝系统项目编号：06359版本日期描述起草校核批准A2009-3-30首次发布ZLMTNT目录1导则11.1概况12设计基础32.1锅炉及其辅机参数32.2煤和飞灰的分析32.3 烟气参数53性能指标73.1 定义73.1.1NOx浓度计算方法73.1.2 脱硝效率73.1.3氨的逃逸率73.1.4SO2/SO3转化率83.1.5 反应器压力损失83
2、.2 性能指标83.2.1 脱硝效率83.2.2 氨的逃逸率保证83.2.3 SO2/SO3转化率93.2.4压力损失93.2.5系统连续运行温度94系统描述114.1脱硝过程反应机理114.2工艺流程简述124.2.1还原剂制备区工艺流程124.2.2SCR反应器工艺流程124.2.3SCR的主要控制系统135脱硝设备155.1烟气处理系统155.1.1反应器155.1.2催化剂175.1.3大颗粒灰滤网185.1.4催化剂吊装系统185.1.5声波吹灰器195.1.6喷氨格栅（AIG）205.2氨系统205.2.1 系统介绍205.2.2 氨区主要设备215.2.3氨区系统描述236氨区运
3、行操作276.1氨区运行276.1.1开工前准备工作276.1.2装置全面检查276.1.3流程贯通286.1.4泄漏性试验286.1.5氮气置换306.1.6氨区开/停车操作步骤及紧急处理程序316.2 安全386.2.1氨储存及操作386.2.2内部管理396.2.3安全监察396.2.4系统维修397SCR区运行操作437.1试运行准备437.1.1巡检时的一般注意事项437.1.2反应器及烟道437.1.3管路检查447.1.4泄漏性试验检查447.1.5烟道的人孔447.1.6阀的检查447.1.7电源及操作程序的确认447.1.8分析仪表和控制447.2试运行457.2.1运行时的
4、注意事项457.2.2氨注入的方法及控制装置的调整457.2.3注氨过程的监视项目467.2.4NOx分析计测定仪的确认467.2.5确认烟道, 反应器的热膨胀467.3正常运转467.3.1启动顺序467.4 SCR停工487.4.1短期停工487.4.2长期停工或检修：487.4.3停止顺序487.4.4故障停运498运行注意事项518.1SCR系统运行最低温度518.2脱硝反应器压差518.3氨的稀释空气518.4对空气预热器产生的影响519系统故障及其对策539.1脱硝装置进口温度过高, 过低539.2氨稀释浓度偏高539.3 逃逸的氨浓度过高539.4 SCR出口烟气NH3值异常53
5、9.5氨稀释风机停运539.5锅炉MFT信号539.6催化剂的劣化5310检查保养5510.1 日常运行的监视项目5510.1.1警报指示检查5510.1.2仪表指示观察5510.1.3.脱硝装置的控制台5510.1.4观察操作台5510.1.5观察记录器5510.1.6观察烟气分析装置5610.2巡检的检查项目5610.2.1注氨装置5610.2.2稀释空气配管5710.3定期检修5710.3.1检修时的注意事项5710.3.2定期检修项目5811氨处置注意事项6111.1概要6111.2氨的性质及保护6111.3卫生预防措施6211.3.1呼吸道保护6211.3.2皮肤, 粘膜的保护621
6、1.3.3急救措施6211.3.4对人体的危害性与对策6312脱硝装置常见的异常现象651导则1.1 概况(1) 本运行维护手册描述了山西电厂一期工程2x600MW电厂烟气脱硝系统运行维护的基本操作规程。(2) 本工程采用选择性催化还原法（SCR）脱硝系统，采用的脱硝还原剂的有效成份为液氨（NH3）。(3) 本系统主要用来脱除锅炉烟气中NOx，减轻其对环境的影响。2 设计基础2.1锅炉及其辅机参数表2.1 锅炉及其辅机参数表设备名称参数名称单 位数据锅炉型 式超临界一次中间再热最大连续蒸发量t/h1944台 数台2锅炉排烟温度0C119锅炉实际耗煤量（每台炉）t/h设计煤种: 228.2校核煤
7、种：264除尘器数量(每台炉)个2型 式静电除尘器除尘效率%99.81引风机出口粉尘浓度(O2=6%,干态)mg/Nm3（校核煤种）50引风机型 式动叶可调轴流式数 量（每台炉）个2出口风量（每台炉）Am/s885.6（设计煤种）风 压（静压）Pa3.060电动机功率KW3100烟囱高 度m220出口内径m26内部防腐材料复合钛板钢内筒2.2煤和飞灰的分析表2.2 煤的元素分析和工业分析资料项目符号单位设计煤种校核煤种I校核煤种II全水份Mar%7.965.9310.3空气干燥基水份Mad%0.470.631.2收到基灰份Aar%22.319.5527.3干燥无灰基挥发份Vdaf%14.421
8、5.7412.64收到基碳Car%62.4567.0055.31收到基氢Har%3.093.232.57收到基氧Oar%3.203.063收到基氮Nar%0.650.960.74收到基全硫St.ar%0.350.270.78高位发热量Qgr.v.arkJ/kg246002620021650低位发热量Qnet.v.arkJ/kg236002524020681焦渣特性CRC434哈氏可磨指数HGI828659冲刷磨损指数Ke0.940.361.34原煤粒径mm303030煤中干燥基游离二氧化硅(SiO2)f.d%2.992.952.84收到基固定碳FCar%59.6862.7954.52灰变形温度
9、DT145015001250熔软化温度ST15001300点熔融温度FT1400本工程锅炉启动点火、低负荷助燃用燃油采用0号轻柴油，油枪采用蒸汽雾化方式，锅炉不投油最低稳燃负荷不超过40BMCR。表2.3 灰分的分析项目符号单位设计煤种校核煤种I校核煤种II二氧化硅SiO2%50.4249.5151.28三氧化二铝Al2O3%35.1235.5235.12三氧化二铁Fe2O3%3.423.353.35氧化钙CaO%3.253.333.28氧化镁MgO%0.390.470.49氧化钾K2O%1.010.890.89氧化钠Na2O%0.770.740.72三氧化二硫S2O3%3.343.383.1
10、3二氧化钛TiO2%1.010.971.05五氧化二磷P2O5%0.510.560.47表2.4 焦渣特性焦渣特性CRC443哈氏可磨指数HGI825986冲刷磨损指数Ke0.941.340.36原煤粒径mm303030煤中干燥基游离二氧化硅(SiO2)f.d%2.992.842.95收到基固定碳FCar%59.6854.5262.79灰熔点变形温度DT145012501500软化温度ST150013001500熔融温度FT1500140015002.3 烟气参数烟气参数项目单位数值备注烟气流速kg/s，湿基657.4BMCR省煤器出口处烟气温度399BMCR省煤器出口处烟气静态压力kPa(g
11、auge)-1.286BMCRNOxmg/Nm3干基6%O2800BMCRO2%vol.3.19湿基，BMCR对应空气系数为1.19CO2%vol.14.86湿基，BMCRH2O%vol.6.47湿基，BMCRN2%vol.75.44湿基，BMCRSO2L/L ,干基6%O2 ,L/L381BMCRSO3L/L ,干基6%O2 ,L/L4BMCR气态Asmg/Nm3，干基6%O2mg/Nm3TBABMCRHFmg/Nm3干基6%O2mg/Nm3TBABMCRHClmg/Nm3干基6%O2mg/Nm3TBAPbmg/Nm3干基6%O2mg/Nm3TBAHgmg/Nm3干基6%O2mg/Nm3TB
12、A3性能指标3.1 定义3.1.1NOx浓度计算方法实际干烟气中NOx的浓度计算方法为：式中：NOx（mg/Nm3） 标准状态，实际干烟气氧含量下NOx浓度，mg/Nm3；NO（L/L） 实测干烟气中NO体积含量，L/L；0.95 按照经验数据选取的NO占NOx总量的百分数（即NO占95%，NO2占5%）；2.05 NO2由体积含量L/L转换为mg/m3的转换系数。修正到标准状态下氧含量为6%时的干烟气中NOx的浓度计算方法为：式中：NOx（mg/Nm36%O2） 修正到标准状态下氧含量为6%时的干烟气中NOx排放浓度，mg/Nm3；O2 实测干烟气中氧含量，%。通常本文件中提到的NOx一般是
13、指修正到标准状态下氧含量为6%时的干烟气中NOx浓度。3.1.2 脱硝效率脱硝效率有时也称NOx脱除率，其计算方法如下：脱硝效率=C1-C2100% C1式中：C1脱硝系统运行时脱硝反应器入口处烟气中NOx含量（mg/Nm3）；C2脱硝系统运行时脱硝反应器出口处烟气中NOx含量（mg/Nm3）。3.1.3氨的逃逸率氨的逃逸率是指在脱硝装置反应器出口烟气中氨的浓度。3.1.4SO2/SO3转化率经过脱硝装置后，烟气中SO2转化为SO3的比率。式中：SO3,出口 SCR反应器出口6%O2含量、干烟气条件下SO3体积含量，L/L；SO3,入口 SCR反应器入口6%O2含量、干烟气条件下SO3体积含量
14、，L/L；SO2,入口 SCR反应器入口6%O2含量、干烟气条件下SO2体积含量，L/L。3.1.5 反应器压力损失反应器压力损失是指，从反应器入口到出口的烟气侧压力损失。3.2 性能指标a、设计性能基于以下条件： (A) 锅炉燃用设计煤种并能满足校核煤种。(B) 锅炉正常负荷范围（40%BMCR100%BMCR负荷）, SCR反应器入口烟气温度：300420(C) SCR反应器入口NOx浓度：800mg/Nm3 （氧含量6%，干基）b、SCR系统性能相关的关键设备(如喷氨格栅，整流导流装置，催化剂，氨的流量控制装置，吹灰器等)，符合相应技术要求。3.2.1 脱硝效率在装置正常投运半年内进行的
15、性能考核试验时，在40%BMCR100%BMCR负荷范围内，脱硝装置的脱硝效率大于80%。在保证脱硝效率的同时，也必须保证脱硝装置反应器出口氨的逃逸率、SO2/SO3转化率等均达到性能保证指标。3.2.2 氨的逃逸率保证在锅炉的任何正常负荷范围内，脱硝装置的氨逃逸率不大于3L/L（氧含量6%，干基），该保证指标和脱硝效率同时考核。3.2.3 SO2/SO3转化率在锅炉的任何正常负荷范围内，SO2/SO3转化率小于1%，该保证指标和脱硝效率同时考核。3.2.4压力损失从脱硝系统入口到出口之间的系统压力损失不大于1000Pa（设计煤种，100%BMCR工况，不加备用层催化剂），该指标和脱硝效率同时
16、考核。从脱硝系统入口到出口之间的系统压力损失不大于（1250）Pa（设计煤种，100%BMCR工况，并考虑附加催化剂层投运后增加的阻力）。3.2.5系统连续运行温度在满足Nox脱除率、氨的逃逸率及SO2/SO3转化率的性能保证条件下，卖方保证SCR系统具有正常运行能力。最低连续运行烟温 300C最高连续运行烟温 420C4系统描述4.1脱硝过程反应机理选择性催化还原(SCR)技术是将还原剂氨气喷入烟道中使其与烟气中的NOx在催化剂的作用下反应生成无害的氮气和水。该过程的化学反应如下：4NO + 4NH3 + O24N2 + 6H2O 2NO2 + 4NH3 + O23N2 + 6H2ONO +
17、 NO2 + 2NH3 + O22N2 + 3H2O图4.1 SCR反应示意图图4.2 SCR技术流程示意图该反应过程需要催化剂的参与。4.2工艺流程简述4.2.1还原剂制备区工艺流程液氨的供应由液氨槽车运送，利用液氨卸料压缩机将液氨由槽车送入储氨罐内，储槽中的液氨在温度比较高时自流至液氨蒸发器，温度比较低时通过液氨泵输送到液氨蒸发器，液氨在蒸发器内蒸发为氨气，经氨气缓冲槽后与来自稀释风机的空气在混合器内充分混合后外送脱硝系统。氨系统紧急排放的氨则排入氨气稀释槽中，经水的吸收排入废水池，再经由废水泵送至废水处理厂处理。氨站的开车、停车、检修过程所有有氨介质的管道都必须进行氮气吹扫，氮气气源来自
18、氮气钢瓶，由氮气总管送至各吹扫点。氨是乙类可燃气体，氨区设有可燃气体检测仪。无压力的所有设备排放的液体和罐区场地废水均排放至废水池，经废水泵送至污水处理站，废水池的液位与废水泵联锁，废水罐池的液位为高位时开废水泵，而当其为低位停废水泵。考虑到装置的正常运行，氨站设有一系列的安全保护连锁系统，如压缩机的保护系统、液氨储罐的安全保护系统、液氨蒸发器的安全保护系统等。4.2.2SCR反应器工艺流程王曲电厂1,2锅炉所用燃料为低硫，中灰贫煤。针对该特点，本方案采用高灰端SCR布置，每台机组包括2个反应器，反应器将布置在省煤器和空预器之间，烟气流向竖直往下。自脱硝剂制备区域来的氨气与稀释风机来的空气在氨
19、/空气混合器内充分混合。氨的爆炸极限(在空气中体积) 1528，为保证安全和分布均匀，稀释风机流量按将保证100%负荷氨量时的气氨/空气的混合比小于5%。氨的注入量控制由SCR进出口NOx,O2监视分析仪测量值、烟气温度测量值、烟气流量（由燃煤量和燃烧空气量换算求得）来控制。氨/空气的混合气体进入通过喷氨格栅喷入烟道，在喷氨格栅的每个可控支管上设有手动调节和U形管差压指示。系统投运初期，需根据烟道进出口NOx浓度分布来调节各个反应区域氨的分配量，调节结束后可基本不再调整，但每年应至少校验一次。混合气体进入烟道后和烟气充分混合，然后进入SCR反应器，SCR反应器操作温度可在300420，SCR反
20、应器的位置位于省煤器与空预器之间，温度测量点位于SCR反应器的进出口烟道上，出现300420温度范围以外的情况时，温度信号将自动连锁关闭氨进入氨/空气混合器的快速切断阀。在SCR反应器内氨与氧化氮反应生成氮气和水.反应生成水和氮气随烟气进人空气预热器。在SCR方引起出口设有NH3监视分析仪，当NH3的逃逸浓度大于3ppm时，发出报警信号。在氨气进装置分管阀后设有氮气预留阀及接口，在停工检修时用于吹扫管内氨气。SCR内设置声波吹灰器，吹扫介质为0.41.0MPa的压缩空气。其吹扫周期初步定为每10分钟吹10秒。在调试期间，吹灰频率根据声波吹灰器供应商的建议和SCR实际压降情况进行调整。4.2.3
21、SCR的主要控制系统4.2.3.1主要工艺控制在本系统中，还原剂气氨从锅炉尾部烟道注入烟气中，经催化剂的催化作用和烟气中的NOx反应生成无害的氮气和水。本系统不设旁路烟道，本节主要描述确保系统运行和安全的控制。当反应器入口和出口的温度都大于300 C时，氨流量控制阀将按照设定的程序将气氨喷入锅炉尾部烟道。最小喷氨温度和烟气中SO3的浓度有关。NH3和SO3 反应可以生成NH4HSO4(ABS), ABS 在较低的温度下为胶水一样的粘稠物，沉积在催化剂上后可以引起催化剂活性的剧烈衰减。而且，ABS在较低温度下沉积在空预器上，可引起空预器的堵塞；在反应器入口和出口，都设有温度测量，在SCR启动时，
22、反应器出口的温度用来决定是否可以喷氨。在停炉或降符合的过程中，采用反应器入口的温度来决定是否喷氨。还原剂气氨的流量控制主要基于一个前馈控制回路和反馈修正。在反应器的入口和出口，分别测得NOx的浓度，结合锅炉烟气流速和设定的氨逃逸浓度，前馈回路可以计算出所需的气氨流量。该计算中，锅炉烟气流速可以采用现有系统已有的数据或从系统煤和空气的质量流速计算而得。反馈信号用来修正从前馈中计算所得数据，从而使反应器出口NOx浓度保持在设计值。每个反应器所需氨流量都将分别计算，以使各个反应器出口烟气排放均满足设计要求。气氨流量控制策略如下所述：反应器入口NOx浓度的设计值, CNOx, inlet ppmvd
23、actual O2*反应器出口NOx浓度的设计值, CNOx, outlet ppmvd actual O2*反应器出口NOx浓度的设定值, CNOx, sp ppmvd actual O2*反应器入口NOx浓度的测量值, CNOx, inlet-m ppmvd actual O2反应器出口NOx浓度的测量值, CNOx, outlet-m ppmvd actual O2标况下的烟气流速, Vg Nm3/hr氨逃逸浓度的设计值CNH3, slip ppmvd actual O2*烟气中的水含量, CH20% vol*必要时需从参考氧量下的数值转化为实际氧量下的数值。满足NOx出口排放的脱硝效率
24、定义如下: 因此，反应器入口的喷氨摩尔比为:由上式得出在标况下的喷氨速率如下： Nm3/hr - (1)Nm3/hr - (2)Nm3/hr- (3)因为在烟气中的NOx除了NO外还有NO2，所以设计喷氨速率需另加5%的余量，在标况下的氨气密度取0.77148kg/ Nm3，由此得出 Nm3/hr kg/hr5脱硝设备5.1烟气处理系统烟气处理系统的改造主要着重于达到以下几个目的：1. 改善流场以满足满足其在催化剂表面的分布。2. 确保喷入的氨和烟气的充分混合。3. 监测SCR相关的烟气参数并通过相应的控制达到脱硝的目的。为满足上述目的，本系统对已有锅炉尾部烟道系统进行了相应的改造，具体包括:
25、 膨胀节 大灰网格 灰斗 渐变整流格栅 SCR反应器5.1.1反应器5.1.1.1整流设备从AIG喷出的氨和烟气混合完成后，将进入反应器中和催化剂接触而发生催化反应。综合考虑烟气对催化剂的冲刷腐蚀和减少催化剂的用量，进入反应器的烟气流速将被控制在5.5m/s左右。在该流速下，烟气的流速分布均一而且流速垂直于催化剂模块表观界面可有效延长催化剂使用寿命。由于催化剂占到运行成本的很大比例，该举措将极大降低运行成本。同时，如果流速分布不均，将很容易造成飞灰在催化剂上堆积，影响催化剂的使用效果和使用寿命。本项目将采用独特的渐变整流栅(GSG)设计， 具体如下图所示：图 3.3 渐变整流栅示意图详图参见0
26、6359/H230/AD/83700/X./5000烟气进入反应器前，将通过该倾斜放置的整流栅，该设计使得烟气在到达催化剂模块前，流速和流向都很好的满足设计要求，可以有效提高催化剂的运行效果和使用寿命。通过GSG系统整流后的烟气在进入第一层催化剂时满足下列条件：l 速度最大偏差：平均值的15%l 温度最大偏差：平均值的10l 烟气入射催化剂最大角度（与垂直方向的夹角）：105.1.1.2反应器本体反应器形式气流垂直向下流向固定床数量2 台/锅炉大小（长宽高）（内径）m10.613.414.65壁厚mm6腐蚀余量mm0.5材质Q345B设计压力Pa4.0/+/- 87运行温度399烟气流速m/s
27、5.5保温厚度mm300保温材料硅酸铝板+岩棉毡保护层材料1.0mm压型铝板灰尘积累的附加面荷载kN/m27.5反应器本体是脱硝系统中最重要的部分，外型为矩形立方体，四壁为侧板，并形成壳体，催化剂分2层布置在壳体内。另外设置了一个预备层。烟气中的氮氧化物 ( NOx ) 与在反应器的上游注入的氨气 ( NH3) 一起通过催化剂层, 并将( NOx )分解为水汽( H2O )和氮气 ( N2 )。.为了使反应器内的烟气均匀流过催化剂层，在烟气进口处设置了GSG；反应器内的催化剂间和催化剂和反应器壁间，均设有烟气密封的结构，防止旁路烟气。反应器本体有足够的强度, 可充分地承受催化剂重量、自重和内部
28、压力等负荷。反应器会因烟气温度升高而引起热膨胀。所以在支承反应器的钢支架上, 设有可滑动的支座，以消除膨胀引起的内应力。5.1.2催化剂本项目采用德国Argillon公司的板式催化剂。详细信息参考厂家资料。每台锅炉将配备2个反应器，每个反应器内设65个模块（135），每个反应器尺寸为13.6m10.6m。反应器将设计3层催化剂，在SCR设备运行初期，仅安装2层催化剂，在催化剂额定寿命后期，当现有催化剂活性降低，不能保证排放要求时，安装第三层催化剂以保证排放要求，直到三层排放也不能保证排放要求时，按照管理计划，将更换第一层催化剂以保证排放要求，依次类推更换其他催化剂，保证排放符合要求。项目单位参
29、数壳体设计压力 kPag +/- 9 烟气流向 Down向下 反应器数量 1 催化剂层数（不包括备用层）2 每层的催化剂模块数量（一台反应器）5 x 13 催化剂模块总数量（不包括备用层）130/反应器 催化剂模块尺寸宽x长x高m 1.882x0.954x1.47 总催化剂体积 m3 273.3 /反应器；两台炉共1093.2(=4x273.3)催化剂化学成分 V2O5, TiO2, MoO3 催化剂节距mm 6.0 催化剂壁厚 mm 0.8 总的催化剂表面积（暴露在烟气中的）m2 90200/反应器比表面积 m2/m3 330 催化剂开孔率 % 85.6 5.1.3大颗粒灰滤网锅炉燃烧过程中
30、，可能产生两种大颗粒的飞灰。一种在炉膛里的飞灰集聚而成，也就是所谓“爆米花灰”，这种灰直径可能超过10mm，而且很轻，一般很难被灰斗直接俘获；另外一种是在锅炉传热面上形成的灰渣，它在锅炉吹扫过程中被吹扫到烟气中；这两种大灰颗粒的形成跟煤种，燃烧器，锅炉构造，吹灰，运行都有关系。安装大灰颗粒滤网主要是为了预防催化剂的堵塞，降低锅炉因SCR系统停炉的风险。在本工程中，滤网安装在省煤器出口处，利用省煤器出口的除灰系统清除拦截下来的大颗粒灰。5.1.4催化剂吊装系统催化剂预先在催化剂供应商工厂装入框篮内，成组件后运到现场。用叉车运送催化剂模块到指定位置，用电动葫芦吊至各层反应器入口所在平台，再用反应器
31、内横向单轨上的手动葫芦将催化剂分别吊至各垂向单轨所对应的位置，最后用垂向单轨上的手动葫芦将催化剂掉至各指定位置。详细情况参见：06359/H230/AD/83700/X/.1000催化剂起吊装置的布置.5.1.5声波吹灰器声波吹灰器的基本原理是通过声波发生器将压缩空气调制成声波，将压缩空气的的能量转化为声能（声波）。声波在弹性介质（反应器）里传播，声波循环往复的作用在换热表面的积灰上，对灰粒之间及灰粒和管壁之间的结合力起到减弱和破坏的作用，声波持续工作，那种结合力必然会减弱，当它减弱到一定程度之后，由于灰粒本身的重量或烟气的冲刷力，灰粒会掉下来或被烟气带走。在本系统中，采用北京电规源科技开发有
32、限公司的DXSB-P-10膜片式吹灰器。每层反应器设置8台脱硝吹灰器，反应器前端和后端分别均布4台。其吹扫周期初步定为每10分钟吹10秒。在调试期间，吹灰频率根据声波吹灰器供应商的建议和SCR实际压降情况进行调整。详细情况参看厂家资料。声波清灰器技术参数序号项 目单位数据1声波清灰器型号DXSB-P-102声功率级（声压级）dB1453声源频率（基本频率）Hz1301804轴向方向清灰距离m65两侧清灰距离m46最高使用温度8007等效连续A声级（距声源1米远处测量）dB858每个催化剂层布置数量台89每个SCR反应室布置数量1610每台锅炉布置数量32112台锅炉布置数量6412每个声波清灰
33、器压缩空气耗量（瞬时最大值）Nm3/min声波清灰器213每个声波清灰器压缩空气耗量（每次吹灰用量）Nm30.514每台锅炉压缩空气耗量Nm3/min台锅炉4152台锅炉压缩空气耗量Nm3/min 2台锅炉816压缩空气压力MPa0.3117压缩空气品质初级过滤5.1.6喷氨格栅（AIG）经稀释空气稀释到浓度为5%左右的氨气通过喷氨格栅(AIG)喷入烟道和烟气混合。每个反应器设一个喷氨格栅。每个喷氨格栅安有30个蝶阀，对应反应器催化剂底部的30个可调区域，每个区域有4根喷氨支管，每根支管上有6个均布的直径为10mm的喷嘴。在调试阶段，通过测定催化剂底部Nox浓度来调节蝶阀，最终使整个系统满足性
34、能要求。详图参见06359/H230/DD/82500/X./0050喷氨格栅图。5.2氨系统5.2.1 系统介绍全厂两台锅炉的烟气脱硝装置均采用液氨作为脱硝还原剂，按照共用储存、卸载及供应系统的原则设计。基于反应器入口处NOx浓度 800mg/Nm3, ,还原效率为80%，则还原剂的消耗速率：液氨约500 kg/hr。锅炉的额定年运行时间为6500小时，则液氨年耗量约为2250吨。液氨储存及供应系统包括液氨卸料压缩机、液氨储罐、液氨蒸发器、液氨泵、稀释风机、混合器、氨气稀释槽、废水池及废水泵等。液氨的储存、供应及排放过程如下： 液氨的供应由液氨槽车运送，槽车与氨储存系统之间用挠性软管连接，利
35、用卸料压缩机将液氨由槽车输入液氨储罐内； 在环境温度足够高时，利用液氨自身的压力将储罐中的液氨输送到液氨蒸发器内蒸发为氨气；在冬天环境温度过低时，通过液氨泵将液氨输送到液氨蒸发器内蒸发为氨气，氨气通过稳压阀稳定压力，其流量由炉前喷氨流量控制系统调节；用辅助蒸汽加热后的循环水作为蒸发器的热源，将液氨气化。 氨气与稀释空气在混合器中混合均匀后，再通过氨喷射系统喷入烟道； 氨气系统紧急排放的氨气则排入氨气稀释槽中，经水的吸收排入废水池，再经由废水泵送电厂已有废水处理中心。 氨区给水主要用于洗手池、洗眼器、喷淋降温、氨稀释、消防等： 在氨区设置完善的废水排放系统，雨水排水接入就近的厂区雨水排水管道；氨
36、排放管路为封闭系统，经由氨气稀释槽吸收成氨废水后排放至废水池。洗手池和洗眼器废水、喷淋房排水以及消防水等均排入氨区的地下废水池。氨区废水池里的水用泵排放到电厂废水处理中心。5.2.2 氨区主要设备5.2.2.1卸氨压缩机1.压缩机型号 ZW-0.5/16-24型2.结构形式 立式、风冷、单作用3.压缩介质 氨气4.压缩级数 一级压缩5.公称容积流量 0.5m3/min6.吸气压力 1.6Mpa7.排气压力 2.4Mpa8.吸气温度 509.排气温度 12010.润滑方式 曲轴、连杆、活塞销：压力润滑 气缸、活塞：无油润滑11.传动方式 皮带传动12.压缩机转速 980r/min13.全机重量
37、约500kg14.外形尺寸 123071086515.自动控制 油压低 报警、停机 排气压力高 报警、停机5.2.2.2液氨储存罐1设计压力2.16 MPa2设计温度50 3. 材料 16MnR(正火)4. 容积 129.2m35.2.2.3液氨推进泵1额定流速3 m3/h2扬 程0.3 Mpa3电动机功率 2.2 kw5.2.2.4液氨倒罐泵1额定流速15 m3/h2扬 程0.3 Mpa3电动机功率 5.5 kw5.2.2.5液氨蒸发器液氨蒸发器管程（热水）壳层（液氨）设计压力（Mpa）1.62.16设计温度（）10050运行压力（Mpa）0.20.214运行温度（）65/50-23/405
38、.2.2.6气氨缓冲罐气氨缓冲罐设计压力（Mpa）2设计温度（）50运行压力（Mpa）0.38/0.18运行温度（）40全容积m355.2.2.7热水槽热水槽设计压力（Mpa）常压设计温度（）75运行压力（Mpa）常压运行温度（）6570外形尺寸mD2.25H2.2全容积m38.365.2.2.8气氨稀释槽气氨稀释槽设计压力（Mpa）常压设计温度（）20运行压力（Mpa）常压运行温度（）20全容积m38.365.2.2.9热水泵1额定流速28.4 m3/h2扬 程28m水柱3电动机功率 4 kw5.2.2.10废水泵1额定流速15 m3/h2扬 程30m水柱3电动机功率 7.5 kw5.2.3
39、氨区系统描述(1) 卸料压缩机氨区共设两套卸料压缩机系统，一用一备。将液氨槽车同液氨存储管上的气氨、液氨进出口管道分别联接，开启卸料压缩机，从液氨储罐上部抽取气氨，经压缩后进入槽车上部，从而将槽车中的液氨推挤入液氨储罐中。当视镜（0 HSJ 10 CF001）显示表明，无明显液氨流过时，关闭压缩机和关闭阀门0 HSJ21 AA102和0 HSJ22 AA102。调整四通阀或者压缩机相关的阀组，重新开启压缩机，使得压缩机可以直接抽取槽车中的气氨并压入液氨储罐中，当槽车的压力降到3bar左右时，关闭压缩机和气动阀0 HSJ21 AA101 和0 HSJ22 AA101；同时关上软管借口附近的相关阀
40、门，防止泄漏。开启压缩机前，需满足相关的顺控和联锁。(2) 液氨储罐液氨储罐设置两套，储罐的总容量设计满足2台锅炉BMCR工况、在设计条件下、每天运行24小时、连续运行7天的消耗量。储罐上安装有流量阀、逆止阀、紧急关断阀和安全阀等，并装有温度计、压力表、液位计、高液位报警仪和相应的变送器等。储罐上方设有防太阳辐射的屋顶，四周安装有工业水喷淋管线及喷嘴，当储罐本体温度过高时，自动启动淋水装置降温。(3) 液氨推进泵/液氨倒罐泵在冬天温度较低时，液氨通过液氨推进泵加压后进入蒸发器。液氨倒罐泵除具有和液氨推进泵一样的功能，做为液氨推进泵的备用泵外，输送能力是液氨推进泵的5倍，在液氨储存罐出现危险情况时，可以更快捷的将其导入另外的储罐中。(4) 液氨蒸发器设置2套液氨蒸发器，一备一用。每套液氨蒸发器按照在每台锅炉BMCR工况下100%容量设计。液氨蒸发采用热水加热。蒸发器内气