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发电运维Power Operation660兆瓦机组在不改造情况下达到全负荷 投运脱硝系统的措施华能延安发电有限公司 王小涛 华能陕西秦岭发电有限公司 邓北平1 引言华能陕西秦岭发电有限公司#7、8机组脱硝系统采用选择性催化还原（SCR）烟气脱硝技术，催化剂布置在省煤器与空预器之间。
该技术要求催化剂处烟温必须在300~420℃范围内才能喷入氨气进行化学反应，若催化剂处烟温＜300℃，脱硝率很低，喷入的氨气会在预热器处形成氨盐积存；若催化剂处烟温＞420℃，脱硝率降低且催化剂有烧结风险。
在机组启动中过程中，由于初期锅炉燃料量小，炉内温度低，在负荷达到270兆瓦以前，SCR催化剂处烟温低于300℃，按照规程不能投入脱硝系统运行，造成每次机组启动会有4小时左右净烟NOx值不达标情况发生。
另外随着电力市场不断发展和扩大，对火电机组的调峰深度要求越来越高，在机组负荷低至某个阶段时，催化剂处的烟温就成为机组调峰工作的瓶颈。
虽然秦岭电厂#7、8机组启动中因为客观原因不能全程投入脱销系统保证净烟NOx值一直合格，而且全国同类技术厂家大都存在此情况，但是随着环保形式的日趋重要和深入人心，秦岭发电有限公司领导一直对此非常重视，积极组织调研、多次组织分析、研究，最终确定在不进行设备改造的情况下，进行#7、8机组全负荷投运脱硝试验。
2 在不改造情况下达到全负荷投运脱硝系统的可行性研究秦岭电厂自2016年超净排放改造后，环保参数一直执行超净排放标准：NOx<50毫克/标准立方米。
正常运行中环保平稳，没有出现超标现象。
但是在每次启动机组过程中，由于前期炉膛温度低，脱硝系统催化剂处的烟温不能达到化学反应温度（＞300℃），导致在机组负荷小于270兆瓦以前不能投入脱硝系统，自并网后大约4小时净烟NOx值一直未经处理超标排放。
以上情况属客观情况，全国同类发电厂均存在此类问题，因此环保部门对此情况不予通报。
但是由于环保问题已经深入人心，发电企业也承担起了自身的社会责任，陆续有发电厂进行加装烟气加热器、旁路烟道等设备改造达到全负荷投运脱硝的目的。
浅析660MW燃煤机组SCR脱硝工程的设计特点进入到新世纪以来，随着我国市场经济水平的迅速提升，我国的各行各业都取得了非常快速的发展，烟气脱硝工程作为我国发电企业的重点工程之一，其在2004年时就已经正式起步了，并且近些年来，我国的烟气脱硝工作也已经取得了飞速的进步，在2010年时已有超过200个电厂完成了烟气脱硝工程的招标工作。
文章便以我国某电厂最早的一批660MW燃煤机组SCR脱硝工程为例，简要的介绍了660MW燃煤机组SCR脱硝工程的设计特点，同时结合多年来的实践经验，对脱硝工程的设计优化以及技术研发提出了几点看法和建议。
标签：烟气脱硝工程；设计特点；优化设计；技术研发1 660MW燃煤机组SCR脱硝工程的设计特点1.1反应器本体的设计通常情况下，一台锅炉应配置两个脱硝反应器，其长度为15.3m，宽度为12.85m，高度为12m，进行设计时，我们在充分的参考媒质的特点和性能要求的前提下，才能最终确定反应器的横截面积以及内部烟气的流动速度。
在综合的考虑催化剂的生产工艺特点、催化剂的用量以及防堵灰的要求等因素后，才能确定每一层催化剂的高度。
而组成反应器的构件主要有排气罩、进气罩、流场整流器、催化剂层支撑装置以及密封装置等。
在设计过程中，其设计的关键就是要保证烟气和氨气的充分混合，保证它们的流速均匀、分布均匀并且温度偏差时很小的，这样烟气就可以垂直射入催化剂了。
如果想要保证第一层催化剂的完全進入，那么烟气就应满足以下四个条件：（1）温度的最大偏差为正负10摄氏度；（2）入射催化剂的最大角度为正负10度；（3）摩尔比的最大偏差为正负5%；（4）速度的最大偏差为正负15%。
为了保证这些条件的满足，我们所采取的对策为优化设计烟气和氨气的喷射系统，同时还应合理布置烟道内的整流装置。
在SCR入口烟道的垂直段应先设置一套由喷射管、喷嘴、分配管、集合管以及连接管所组成的氨喷射系统，每根喷射管上装有14个喷嘴，混合气体通过喷嘴就可以注入烟道了。
660MW燃煤机组脱硝系统优化改造摘要：燃煤发电机组脱硝系统烟气流场均匀性对脱硝效能和催化剂寿命有重要影响，烟气流场由烟气中颗粒浓度场和速度场组成，因此，脱硝系统烟气流场优化时，应将二者作为一个整体。
文章主要对660W超超临界燃煤电厂SCR烟气脱氮流程处理优化流程进行说明，以燃煤煤种为基础，催化剂容量为依据、在燃烧方式和其他影响机组正常平稳运行工况因素未发生大范围变化的情况下，在不考虑反应器内催化剂发生大范围区域性堵塞和磨损的基础上，提出了如何处理催化剂问题、烟道规律性积灰导致脱硝效率降低，喷氨量升高，氨逃逸加剧等问题；及流程优化之后，如何解决脱硝喷氨不均匀，催化剂积灰等问题所采取措施。
关键词：660MW燃煤机组；脱硝系统；优化改造前言：随着我国环保法律越来越严，对于火电厂脱氮系统的可靠性和连续性要求越来越高。
火电厂SCR反应器出口NOx质量浓度分布不均，容易导致仪表显示反应器出口NOx质量浓度偏离烟囱排放NOx质量浓度。
此时，通常通过增加喷氨量来满足NOx排放标准，然而这必然带来氨逃逸量较大等问题。
为了在保证脱硝效率前提下减少氨气逃逸量需满足如下3点，第一，脱硝系统烟气流场均匀；第二，氨气在脱氮系统中喷射均匀且与烟气充分混合；第三，根据催化剂的效率对喷氨的各个支管阀门的开度进行有理有据的调节。
一、机组概况锅炉由哈尔滨锅炉制造有限公司设计制造的超超临界参数变压运行直流炉，采用Π型布置，单炉膛、一次再热、平衡通风、固态排渣、紧身封闭布置、联合侧煤仓、全钢构架、全悬吊结构、低NOx主燃烧器、四角切圆燃烧方式。
型号为HG-2000/28.25-HM15。
脱硝系统采用选择性催化还原法(SCR)技术，还原剂采用尿素，催化剂层数按2+1设置，设计脱硝效率≥83％，出口NOx浓度≤35mg/Nm³。
SCR反应器布置在省煤器之后空预器之前的烟道上。
催化剂最低连续运行烟温300℃、最高连续运行烟温420℃,脱硝投入条件：300-420℃。
660MW机组降低NOx的分析研究摘要: 分析NOx生成机理，研究脱硝技术，论述锅炉SCR脱硝技术和低NOx燃烧技术。
用试验的方法通过设定SCR脱硝效率值、调整OFA挡板、燃烧器摆角、磨煤机出力、过量空气系数研究对NOx的排的影响。
通过提高SCR脱硝效率值以及开大OFA风门挡板、减少磨煤机运行数量、降低氧量等低NOx排放控制技术,能够在保证锅炉效率的前提下,显著降低NOx排放浓度。
关键词: Nox；SCR脱硝；OFA；燃烧器摆角；氧量1. 前言目前，世界上降低燃煤锅炉燃烧产生NOx的措施分为两类,即烟气净化技术和低NOx燃烧技术。
在我国,烟气净化技术的投资虽然相对较高,但脱除NOx的效率很高,面对日益严格的环保排放标准,增加烟气净化装置是势在必行;低NOx燃烧技术则能在不显著增加成本的情况下降低NOx浓度,达到降低净化装置运行费用的目的,值得大力推广应用。
烟气净化技术一般不直接改变锅炉的燃烧条件, 是一种有效的燃烧后脱除氮氧化物的方法,主要包括干法脱硝和湿法脱硝。
烟气SCR脱硝法是目前最为高效可靠的脱硝技术,被广泛应用。
但是随着SCR脱硝系统的投入，催化剂使用时间增长，催化效果下降，为了提高脱硝效率，需进一步提高尿素用量。
随着尿素用量的增加，部分氨气未能从分反应，逃逸至尾部烟道，生成硫酸氢氨，吸附在预热器上，造成预热器轻微堵塞现象，引、送、一次风机电耗增大，预热器前后差压增大。
在保证锅炉燃烧效率的同时，通过锅炉燃烧调整、配煤掺烧等手段降低其NOx排放的燃烧优化技术也成为热能工程的一个重要研究方向。
2. 概况介绍某公司#1锅炉为上海锅炉厂有限公司生产的超临界参数变压运行直流炉，为单炉膛、一次中间再热、四角切向燃烧、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉。
该锅炉制粉系统采用中速磨正压冷一次风机直吹式系统，6台磨煤机，5台磨运行可满足锅炉BMCR工况。
装配低NOx 同轴燃烧系统（LNCFSTM），24只直流式燃烧器分6层布置于炉膛下部四角，煤粉和空气从四角送入，在炉膛中呈四角切圆方式燃烧。
基于660MW火力发电机组的烟气脱硝技术研究摘要：社会经济的发展促进着人们生活水平的提高，同时也带来了资源紧张的问题。
随着我国可持续发展和国际环保理念的推动，作为我国的能源消耗最多及污染物排放量位列前茅的燃料电厂，需要对生产系统进行脱硝改造，对生产过程的烟气除尘技术进行优化，确保电厂生产过程的污染量得以降低，从而提高能源的利用效率。
本文首先分析了当前烟气脱硝技术的应用现状，并就其主要技术形式进行了探讨，进而研究了一体化脱硝技术在火电厂烟气处理工作中应用的节能环保价值，最后探讨了优化烟气脱硝环保功效的策略。
关键词：火电厂；烟气脱硝技术；节能环保问题根据有关调查，我国目前应用脱硝和烟气除尘技术的电厂已占据国内总数的90%，国内建设已初具规模，逐渐改善了部分区域的大气污染情况。
脱硝技术应用于电厂锅炉中，一般采用石灰石—石膏湿法，控制煤炭燃烧量，由于吸收塔的作用形式各有不同，导致实际的效果也有所差异。
当前环境下，吸收塔一般分为填料塔、液柱塔、喷淋塔和鼓泡塔四种，根据有关试验表明，液柱塔在脱硫设备的应用效果较好。
通过对这两项技术的研究分析可得，SCR技术是其主要利用的，可以很好地实现脱硫、脱硝和除尘效果，并有效控制污染物排放的重要技术。
这两项技术一般应用于电厂锅炉中，大部分电厂锅炉技术人员通过调试系统设计完成基本的操作，从而实现脱硝的相关需求。
目前，我国这两项技术仍处于探索阶段，但是，可以参考国外的有关经验，结合我国的相关科研成果，从而实现对这两项技术的创新发展。
1 烟气脱硝技术的情况分析当前我国火电厂生产中采用烟气脱硝技术的主要目的就是实现烟气污染问题处理及节能降耗，通常脱硫技术所用脱硫剂类型可以将其分为钙基脱硫技术、氨基脱硫技术以及钠基脱硫技术、镁基脱硫技术等类别，而根据脱硝操作的产物可以将这些技术分为干法烟气处理技术、湿法烟气处理技术以及半干法烟气处理技术。
国际上进行火电烟气脱硝应用的技术类型有十多种，而我国较常用的湿法处理技术有钠碱法以及石膏法等，干法技术有活性炭技术以及电子束技术等，而半干法则包括喷雾干燥技术以及循环流化床技术等等。
660MW锅炉脱硝系统异常原因分析及防范措施电厂脱硝系统热解炉尿素结晶会导致整个脱硝系统无法正常运行，存在环保指标超标排放的风险。
本文根据锅炉烟气脱硝系统运行过程中遇到的实际问题，从运行角度分析了脱销系统异常原因，提出防范措施，以期对以后再出现类似情况作出正确的处理，确保环保指标达标排放。
标签：脱硝系统；热解炉；尿素结晶；原因分析与防范措施1 #8机脱销系统简介华电国际十里泉发电厂#8机组为东方电气集团公司最新生产的28MPa/600℃/620℃高效型超超临界燃煤抽凝供热发电机组，锅炉型号为DG2002/29.3-Ⅱ13 型，为东方锅炉厂的高效超超临界变压运行直流炉，一次再热、单炉膛、前后墙对冲燃烧方式，尾部双烟道结构，平衡通风、半露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型锅炉。
采用三分仓容克式空气预热器，制粉系統采用ZGM95G-Ⅱ型中速辊式磨煤机正压直吹冷一次风机系统。
2 尿素热解技术简介尿素制取氨通常有两种方法：热解和水解。
水解法是将尿素以水溶液的方式进行分解。
热解法是指通过快速加热使雾化后的尿素溶液分解而获得NH3的技术。
热解法在合适的条件内，反应完全，不易产生中间聚合物堵塞管道，喷入烟道的氨气混合物温度约为300度，对SCR入口烟气温度的影响很小。
相比水解法，热解法更具有在工程应用中的优势，比如抗腐蚀性更好、不易发生堵塞等。
3 事件经过2017年5月6日15：50，#8机组运行人员发现脱硝出口NOx含量由40mg/Nm?开始升高，热解炉出口温度降至350℃以下，辅助加热器间断性跳闸，脱硝稀释风量由7400Nm?/h逐渐下降，风压由8.9kPa逐步升高。
为防止脱硝NOx排放不超标，继续增加尿素溶液投入量，脱硝NOx出口含量仍继续升高，热解炉出口温度继续下降。
立即通知检修检查。
同时降低负荷运行，停止D磨煤机，增大上部燃尽风挡板开度，脱硝入口NOx含量由400mg/Nm?下降至243mg/Nm?，脱硝出口NOx含量由173mg/Nm?逐步下降至46mg/Nm?。
2x660MW新建机组脱硝项目热解方案电气厂用电接线优化方案发表时间：2019-06-06T09:00:18.417Z 来源：《电力设备》2019年第2期作者：王梅菊[导读] 摘要：贵州省某脱硝投标项目为两台660MW的新建机组的热解方案，由于SCR区有热解炉电加热器，其功率较大，需设干式变压器供电。
（大唐环境产业集团股份有限公司大唐电力设计研究院北京市）摘要：贵州省某脱硝投标项目为两台660MW的新建机组的热解方案，由于SCR区有热解炉电加热器，其功率较大，需设干式变压器供电。
在投标过程中经与业主沟通，业主方电气专业未确定采用何种接线方案，在设计过程中我方前后作了四个厂用接线方案，并对其进行了技术经济比较，选择了方案一作为应标推荐方案。
之后并将方案一征询业主意见，得到了业主方的肯定和同意，详见附图一。
我们认为此推荐方案对于660MW机组的新建工程脱硝厂用电接线是一个优化的设计方案，方案一与以往设计方案二相比，脱硝厂用接线方式更为简化清晰，布置合理紧凑、节约占地，使后期运行维护方便，同时为工程节约可观的投资，以下针对可能的四个方案进行分析论述，并做技术经济比较。
关键词：2x660MW新建机组；热解方案；脱硝；布置形式；优化；占地面积；工程造价；经济比较方案论述及技术经济比较：一、方案描述1.方案一：主厂6kV段提供2路电源，经6kV电缆引来，经过2台变比为6.3/0.4kV容量为2000kV A干式变压器将电压降至0.4kV，0.4kV段每单元设1段工作段，单母线，共2个脱硝PC段。
设计中考虑在每段上增加一面低压柜，其电源引自主厂，专为除热解炉电加热器之外的重要负荷供电。
此开关柜手动切换。
新设的两个配电间，分别布置在每台炉SCR区框架下的零米层。
2.方案二：主厂6kV段提供2路电源，经6kV电缆引来，经过2台变比为6.3/0.4kV容量为2000kV A干式变压器将电压降至0.4kV，0.4kV段每单元设1段工作段，单母线，共2个脱硝PC段。
浅谈脱硝技术在660MW机组中的应用文章主要介绍了脱硝技术的系统原理并在660MW机组中的应用，主要对脱硝技术的工艺流程以及控制方案进行阐述，提出具有建设性的方案。
标签：脱硝技术；600MW机组；应用1 脱硝技术的系统原理脱硝技术的系统原理主要采用的方法是催化还原，待发生反应之后应立即装在具有催化剂的反应器里面，在催化剂作用下能使烟气与喷入的氨发生变化，产生脱出氮氧化合物。
烟气中的氮氧化合物普遍都是由绝大多数NO和少部分的NO2组成，它们通过以下化学式来产生变化从而变成水和氮气。
4NO+4NH3+O2-4N2+6H2O4NH3+2NO2+O2-3N2+6H2O1NO2+1NO+2NH3-2N2+3H2ONOX的转化率由如下公式表示：ηNox-脱硝效率%；NOxin-反应器进口NOx浓度；NOxout-反应器出口NOx 浓度2 脱硝技术在660MW机组中的工艺流程介绍2.1 SCR系统锅炉出口处是烟气必须经过的地方，烟气在到达此处的时候会分成两路但是不管是烟气走到哪路都会并行进入到一个锤子状态下的SCR反应器里，换言之就是每台锅炉都会配备两个反应器最终往下方的催化剂层流去，最后利用烟囱使之进入大气层。
SCR主要包括以下两个系统：2.1.1 烟气系统烟气系统包括了稀释风机、氨和空气混合器，氨流量控制阀，喷氨关断阀，喷氨格栅等。
其中其氨主要来自于公共系统中的氨制备区域并且与按照稀释风机显示的空气体积以及相应的比例经过由氨和空气混合器组成的部分到达喷氨格栅之后再注入，最后就会为脱硝系统提供有效的还原剂。
稀释风机主要采用两种方法和一个设备，喷氨格栅包括喷氨母管、喷氨支管，每根支管上都装有手动得流量调节装置，这样做的主要原因是为了更好的保障粗调进口烟道截面上的喷氨浓度能够均匀的进行分布。
每个反应器都有一套喷氨检测装置，其中配有一个喷氨流量控制阀和一个喷氨关断阀，主要用途是更好的对喷氨量进行系统的控制工作。
2.1.2 触媒吹扫系统触媒吹扫系统主要包括了触媒和蒸汽吹灰器两种。
某2×660MW机组烟气脱硫工程系统设计及配置摘要：本文简要介绍了某2×660MW机组烟气脱硫工程系统设计和配置情况，并对该工程上出现的设计难点和方案创新进行了阐述，以便为国内同类型脱硫工程提供借鉴作用。
关键词：烟气脱硫、系统设计、创新1. 工程概况某发电厂一期工程建设4×600MW等级机组(即2×600+2×660MW)，一期工程1、2号机组，装设2×600MW国产超临界燃煤机组。
本设计为一期3、4号2×660MW超超临界燃煤机组脱硫工程，3号机组已于2011年1月8日通过168试运行，4号机组于2011年5月31日通过168试运行。
2. 脱硫系统设计及配置2.1 脱硫系统设计原则脱硫工艺采用石灰石—石膏湿法。
每套脱硫装置的烟气处理能力为相应锅炉BMCR工况时的100%烟气量，当燃煤含硫量为1.8%时，脱硫效率≥96%。
脱硫设备年利用小时按7500小时考虑。
FGD系统可用率≥ 98%。
FGD装置服务寿命为30年。
2.2 脱硫系统主要工艺设计参数表1脱硫系统主要工艺设计参数2.3 主要系统介绍本工程脱硫系统主要由石灰石浆液制备系统、烟气系统、SO2吸收系统、石膏脱水系统等组成。
（1）石灰石浆液制备系统本期2×660MW机组脱硫系统两套脱硫装置设一套公用的吸收剂制备系统。
采用外购石灰石湿磨制浆方案。
本系统包括石灰石贮运系统和石灰石浆液制备系统：石灰石贮运系统主要由石灰石卸料斗、振动给料机、金属分离器、石灰石储仓、石灰石储仓除尘器等组成；石灰石浆液制备系统主要由湿式球磨机、石灰石浆液箱、石灰石浆液箱搅拌器、石灰石浆液泵组成。
石灰石储仓设置2个，2个储仓总有效容积按2台机组设计工况下至少3天的石灰石总耗量设计。
本工程配置2台湿式球磨机及浆液分离系统，每台磨机磨制石灰石的能力能满足2台炉在BMCR工况运行时FGD装置所需的吸收剂总量，每台机设计工况下石灰石耗量为：14t/h。
111科技资讯 S CI EN CE & T EC HNO LO GY I NF OR MA TI ON动力与电气工程带内波动:不大于1dB。
带外抑制:不小于30d B (偏移带边200MHz)。
同样我们采用HFSS软件和Ansoft De-signer软件进行电磁场及电路联合仿真。
其图4 7850～8150MH z 测试结果图仿真模型如图3所示,测试结果如图4所示。
从以上滤波器设计实例可以看出。
通过电磁场电路仿真结合,将电路整体模型进行仿真。
仿真结果与实测结果基本吻合。
实际测试结果表明,通过该方式设计出的腔体滤波器完全可以满足工程实用要求。
3 结论本文从工程实用性角度出发,通过改进腔体滤波器输出耦合方式,使其更易于安装在P C B 电路上。
测试结果表明这种设计方式具有较高的准确性,易于调试,可生产性强。
通过改进后的腔体滤波器,在保证了其高性能的前提下,提高了其在PC B电路上使用的可生产性和可靠性,减少了电缆焊接及载板安装,提高了微波多层印制电路板电磁兼容特性。
参考文献[1]甘本拔,吴万春.现代滤波器结构与设计[M].北京科学出版社,1973.[2]A N O V EL A PP R O CH F OR I NT E -G R A T I N GH I G H -Q B A N D -P A S SFI LT ER S IN TO M IC RO WA VE I N-T E GR A T E D C I R CU I T AS S E M BL E S [M].Gerald E.Johnson and Michael D.Medley IEEE,1993.稿件要求1.稿件应具有科学性、先进性和实用性，论点明确、论据可靠、数据准确、逻辑严谨、文字通顺。
2.计量单位以国家法定计量单位为准；统计学符号按国家标准《统计学名词及符号》的规定书写。
3.所有文章标题字数在20字以内。
4.参考文献应引自正式出版物，在稿件的正文中依其出现的先后顺序用阿拉伯数字加方括号在段末上角标出。
宁东SCR法脱硝设计方案说明
1.1 工艺原理
宁东二期工程尾部脱硝采用选择性催化还原法（即SCR法）进行脱硝。
SCR 烟气脱硝技术是指在310-400℃的烟气温度范围内喷入氨气作为还原剂，在催化剂的作用下与烟气中的NOx发生选择性催化反应生成N2和H2O。
SCR烟气脱硝技术具有脱硝效率高、成熟可靠、经济合理、应用广泛，特别适合于机组负荷变动频繁以及对空气质量要求较敏感的燃煤机组。
本项目SCR为全负荷脱硝，脱硝效率为85%，在锅炉省煤器出口NOx浓度不超过250mg/Nm3的情况下脱硝出口氮氧化物排放浓度降至40mg/Nm3（干基，6%O2）、
（签订技术协议时已要求省煤器出口NOx浓度不超过180mg/Nm3，。
按小于200mg/Nm3考核）。
SCR法脱硝的主反应如下：
4NO+ 4NH3+ O2→4N2+ 6H2O
2NO2+ 4NH3+ O2→ 3N2+ 6H2O
NO2 + NO+2NH3→2N2+ 3H2O
1.2 系统设计方案
1.2.1烟道布置
本工程SCR采用高尘布置方式，布置在省煤器出口与空预器入口烟道之间。
来自尿素制备系统的氨气，为系统提供稳定的氨气源，按5%的体积浓度进入阀门站组（MVS），最后经氨喷射格栅（AIG）喷射到烟道内。
省煤器出来的烟气通过SCR进口烟道，与氨喷射格栅（AIG）注入的稀释氨气经过静态混合器后进行充分混合后进入反应器，最后在催化剂的作用下发生还原反应，反应后的烟气经SCR出口烟道到达空气预热器。
考虑到全负荷脱硝的要求，本项目设置了省煤器旁路。
北京巴威公司采用先进的计算机数值模拟设计烟道及其内部导流部件，保证在反应器入口达到SCR反应所需要的氨/硝摩尔比分布偏差、温度偏差、速度偏差等的基础上，尽可能减少SCR装置的烟气阻力，降低电厂运行成本。
同时，烟道的设计充分考虑烟气磨损和堵灰问题。
1.2.2挡板、膨胀节和结构支撑等
在烟道上设置合适的膨胀节吸收烟道膨胀，其设置综合考虑烟道走向、膨胀大小以及支撑位置等因素。
1.2.3氨喷射格栅
氨气/空气的混合气体输送到分配站（MVS）,然后混合气体通过供氨管线进入氨喷射格栅（AIG）。
分配站与分区集箱通过供氨管线相连，每个供氨管线对应烟道中一个分区和一组喷嘴。
供氨管线上设有手动调节阀和流量孔板，用于控制所在分区的混合气流量。
通常，只需在调试阶段调整手动调节阀就可优化混合气与NOx流量匹配，运行阶段不需要再进行调整。
根据本工程的烟道尺寸并结合B&W的技术特点设置24个分区（单烟道），每炉共48个分区。
氨喷射格栅（AIG）的布置与烟气流动方向相垂直，其设计综合考虑烟道的几何结构距催化剂层之间的混合距离。
1.2.4静态混合器
为了提高混合的均匀性以及增加SCR脱硝系统的稳定性，本工程在氨喷射格栅（AIG）后设置了一个巴威公司专利的静态混合器。
1.2.5 催化剂
世界范围内，有很多厂商能够为SCR系统提供多种型式和规格的催化剂。
本项目可选用蜂窝式和板式催化剂。
1.2.6 反应器
结合催化剂选型方案，反应器断面尺寸初步设计为14m×13m（比常规尺寸大10-15%），反应器内为2+1层布置，初装下面2层催化剂，最上面1层为备用层。
针对不同的催化剂模块型式，反应器尺寸和结构采用通用化设计。
在设计中，综合考虑世界主流催化剂供货商的尺寸和荷载，可安装不同厂家的催化剂。
反应器采用沿烟气垂直向下的流动方向上装设固定式催化床，并布置足够的催化剂来满足NOx的还原要求。
反应器采用标准的板箱式结构，辅以各种加强筋、支撑构件和加强型外壳并支撑在钢结构上以满足防震、承载催化剂、密封、承受其它荷载和抵抗热应力的要求，并且保证与外界隔热。
催化剂各模块间和模块与反应器内壁间装设的密封系统可保证烟气流经催化反应床，避免烟气短路。
1.2.7 直流格栅
为保证进入催化剂的进口速度偏差小于期望值，防止烟气积灰和磨损，我公司在反应器入口设置了直流格栅。
1.2.8 催化剂吹灰系统
本工程燃煤中的灰分中等，为保证催化剂长期在高飞灰工况下安全可靠运行，本工程在每层催化剂上均设耙式蒸汽吹灰器，初装2层吹灰器、每层4只，布置于反应器后墙。
吹灰器吹扫顺序为自上而下吹扫。
在运行初期，吹灰器的吹灰频率采用每天一次。
根据实际运行情况，如果催化剂的积灰轻微，可以延长两次吹灰时间间隔。
2 脱硝装置稳定运行的措施
脱硝装置稳定高效运行的关键是反应器入口烟气流场较好的分布（主要是氨硝摩尔分布偏差）和催化剂的合理选型。
2.1设计参数及措施
为保证脱硝装置出口氮氧化物浓度低于40mg/Nm3（干基，6%O2）和脱硝效率不低于85%的要求，本项目反应器入口流场设计指标：氨硝摩尔分布偏差≤5%、烟气速度分布偏差≤±15%、烟气温度偏差≤±15℃。
为达到上述设计指标，我公司通过以下措施来保证上述设计指标。
1）采用了分区控制的氨喷射格栅技术
本项目单炉采用48个氨喷射格栅分区，可有效实现烟气中氮氧化物浓度与还原剂氨的匹配。
2）装设了巴威公司专利的静态混合器
该型混合器结合了涡流式混合器和导流式混合器的优点，采用先进的数值模拟技术和成熟可靠的物理模型开发出来的。
该混合器性能参数优良，可以在较小的混合距离和较小的压力损失下，满足氨/硝摩尔比分布的要求。
静态混合器和氨喷射格栅配合应用，可以更好地实现氨与氮氧化物的混合，比较容易达到反应器入口流场设计指标，具有较好的脱硝性能。
我公司的氨喷射格栅和静态混合器均是根据项目的设计条件和设计要求进行定制。
3）通过先进的计算机数值模拟软件设计烟道内导流部件
4）反应器入口设置了直流格栅
通过以上措施完全可保证本项目反应器入口流场设计指标的要求。
2.2选择合适的蜂窝式或板式催化剂
根据本项目的煤质情况和烟气成分，本工程选择投标方推荐的节距8.2mm、18孔的蜂窝式催化剂或节距7mm的板式催化剂，催化剂体积约为589～602m3/炉。
满负荷时，反应器内的空塔流速为4.1m/s（规程要求为4-6m/s，在宁东项目上取较低值）,催化剂孔内流速为6.5～6.7m/s。
2.3过程控制
2.3.1安装过程中
在催化剂各模块间和模块与反应器内壁间装设密封系统。
安装完成后认真检查密封情况，保证烟气流经催化反应床，以避免烟气短路造成烟气脱硝效率不达标和产生漏氨。
2.3.2脱硝过程中氨喷射量的控制
利用SCR反应器进口NOx的测量值作为前馈，以SCR反应器出口NOx的测量值作为后馈，通过控制系统计算出实际所需要的氨耗量，并根据氨耗量通过氨流量调节阀自动调节喷氨量。
初步喷氨量计算公式如下：
喷氨量＝F×N×M×10-6(Nm3/h)
F：烟气流量（Nm3/h，干基）
量，干基，ppmvd）
N：入口NOx浓度（实际O
2
M：氨硝摩尔比
信号无效时喷氨量的控制
当进口NOx信号故障时，保持其最后有效值，用后馈来控制喷氨量
当出口NOx信号故障时，保持其最后有效值，用前馈来控制喷氨量。
2.3.3运行时催化剂的添加
在催化剂与烟气接触过程中，受到高温、碱金属及碱土金属、气态化学物质毒害、飞灰堵塞与冲蚀磨损等因素的影响，造成活性逐渐降低。
运行时要定期检查催化剂活性的变化情况，在催化剂活性满足不了性能要求时，需要进行添加或更换催化剂。
通常，3年添加或更换一层催化剂。
3 同类业绩
目前，我公司有众多业绩脱硝效率在85%及以上，且运行可靠稳定。
如河北西柏坡电厂#3、#4机组脱硝工程采用2+1层催化剂，设计脱硝效率为88%，入口氮氧化物浓度为700mg/Nm3，运行效果可靠稳定。
综上所述，采取以上措施后，在锅炉省煤器出口氮氧化物浓度在250mg/Nm3以下时，可以保证脱硝效率不低于85%、脱硝出口氮氧化物排放稳定低于40mg/Nm3。
备注：1、涂黄部分是贵司之前提的环评要求。
2、如果贵司需要考虑未来脱硝更进一步的要求，可以采用2（初装）+2（预留）方案。
