燃气发电余热锅炉脱硝工艺的选择与优化
DOI:10.16525/https://www.360docs.net/doc/f32878323.html,ki.14-1362/n.2019.03.54
总第177期2019年第3期Total of 177No.3，2019
案例分析
收稿日期：2019-02-06
作者简介：杨文生（1977—），男，毕业于长沙电力学院，工程师，从事电力环保工程相关工作。
燃气发电余热锅炉脱硝工艺的选择与优化
杨文生
（山西驰捷电力科技有限公司，山西
太原
030032）
摘
要：针对燃气余热锅炉脱硝改造中还原剂的选取、制氨工艺的选择及常规尿素热解制氨工艺优化三个方面
进行阐述，最终提出技术上可行、经济上合理的燃气余热锅炉脱硝技术路线。关键词：燃气发电；SCR ；尿素热解中图分类号：X773；TM621.2
文献标识码：A
文章编号：2095-0748（2019）03-0128-02
现代工业经济和信息化
Modern Industrial Economy and Informationization 引言
大型燃气-蒸汽联合发电机组均采用低氮燃烧等技术，在满足目前国家关于大气污染物控制环保排放标准ρ（NO x ）≤50mg/m 3的要求的同时，也解决了城市用电的需求。但是在城市周边及大气污染物控制要求更为严格的地区，在原有排放标准的基础上提出了ρ（NO x ）≤30mg/m 3的要求，这就要求现有燃气机组仍需进一步降低NO x 的排放。
目前，主流的燃气-蒸汽联合循环机组相对于普通燃煤锅炉高SO 2、高粉尘和高NO x 的烟气条件，燃气机组余热锅炉烟气具有超低硫、低尘、低NO x 的特点[1]，这就为选择性催化还原（SCR ）烟气脱硝创造了良好的条件。下面将从还原剂的选择、制氨工艺的选择、工艺系统优化三方面展开论述。1还原剂的选择
目前SCR 脱硝还原剂较多采用尿素、氨水和液氨。从投资及运营成本上分析，尿素较氨水和液氨高。从反应析出的角度分析，尿素除产生氨气外，还会产生水、二氧化碳等副产物，氨水次之，而液氨则不会产生副产物。从还原剂的输送及储存的角度考虑，液氨泄露出的氨气要比尿素水溶液或氨水危险性大得多。由于燃气发电机组大多布置在城市周边、人口密集区域，因此，从安全的角度建议燃气发电机组采用尿素作为脱硝的还原剂。2尿素制氨工艺的选择
尿素制氨的方法主要有尿素水解、尿素催化水解以及尿素热解法
。
尿素水解制氨的原理，先用辅助蒸汽系统对尿
素溶液进行预热，再将尿素溶液送入水解反应器，在辅汽的加热下，尿素溶液水解后的产物为NH 3、CO 2和H 2O 的混合蒸汽，由于水解产物中含有水蒸汽，为避免NH 3与CO 2在低温下发生逆反应，水解产物输送管道需要全程伴热，维持在175℃以上。
水解反应时，尿素溶液并不能完全分解，会有部分残留液，尿素溶液预热器、水解反应器、水解产物输送管道等均需采用316L 不锈钢制造
。
热解法是将尿素直接喷入热解炉，在400~650℃的高温条件下，尿素直接分解成氨气和二氧化碳。由于尿素溶液直接热解，热解炉采用304不锈钢即可满足要求，但是考虑到整个热解过程温度较高，需要从耐温性上考虑热解炉前后管道的材质选取。而且，常规的热解炉稀释风机要求耐温性上较高，无形中增加了工程投资造价[2]
。
从能耗角度分析，采用高温烟气作为热源进行尿素热解对于燃煤电厂由于烟气含尘量大，容易造成喷氨格栅堵塞，同时需要增设电加热装置，才能保证热解能够充分分解，而对于燃气轮机组，由于烟气含尘量极低，不存在喷氨格栅堵塞的问题，且燃气机组余热锅炉烟气温度正好适合尿素热解，较燃煤机组能极大地降低能耗。尿素水解反应器需要辅汽加热，同时尿素水解产物输送管道、阀门均需蒸汽伴热，增大了系统能耗[3-4]。
在初期投资分析，尿素水解制氨工艺由于水解
反应设备及水解产物输送管道均采用不锈钢，投资较大，尿素热解操作属高温常压，尿素水解操作属高温高压，相比之下，尿素水解对系统严密性要求更高，反应器、管道、阀门等制造成本也更高。
尿素热解较尿素水解具有反应完全、不易产生中间聚合物的优点。
锅炉脱硝方案(20181213)
合川盐化公司锅炉烟气脱硝方案 1. 设计条件 1.1 项目概况 现有82t/h循环流化床锅炉，目前锅炉NOx排放浓度约为≦400mg/Nm3，为节能减排，现对该机组进行脱硝改造，将NOx排放浓度降低到＜100mg/Nm3。 本方案为82t/h循环流化床锅炉SNCR烟气脱硝技术方案。本方案对SNCR系统的工艺流程，电气及控制方案，平面布置、设备配置、运行费用等内容都进行简要介绍。 1.2 工程地点 公司热电厂房锅炉旁区域。 1.3 设计原则 本项目的主要设计原则： （1）脱硝技术采用SNCR工艺。 （2）还原剂采用尿素水解方案。 （3）控制系统使用PLC单独控制。
（4）SNCR入口NOx浓度为≦400mg/Nm3，SNCR出口NOx浓度≦100mg/Nm3，脱硝效率75/90%。 （5）SNCR工艺NH3逃逸量≤6ppm。 1.4 设计条件 1.4.1锅炉烟气参数 1.4.2 设备安装条件：主厂房室外安装； 1)还原剂：以尿素水解为10%浓度的氨水和高分子剂作为SNCR 烟气脱硝系统的还原剂； 2)主燃料：煤； 3)运行方式：每天24小时连续运行； 4)年累计工作时间：不小于7200小时；
2.还原剂、工艺水、电源及压缩空气参数 2.1还原剂 本方案采用10%浓度的尿素溶液。 2.2工艺水 作为尿素稀释剂的水应是具有除盐水质量的软化水，并且满足下列条件，详见下表。 2.3电源 用于脱硝系统的电源，为AC 380V和AC 220±2%V、50±0.2Hz、波形失真率<5%的电源至设计界区。
2.4压缩空气 雾化使用的压缩空气由空压站提供至锅炉附近，应满足如下要求： 3. 技术要求 3.1 工程范围 3.1.1 设计范围 本次烟气脱硝系统设计范围是SNCR系统内的所有设备、管道、电控设备等全部内容。系统所需的还原剂、水、冷却空气和电源等由业主方输送至本次脱硝系统内。 3.1.2 供货范围 本项目工程范围为EPC交钥匙工程，包括一台机组SNCR脱硝系统的设计、设备供货、土建工程、安装、系统调试和试运行、配合考核验收、培训等。
燃气锅炉废气脱氮方法研究
燃气锅炉废气脱氮方法研究 【摘要】在具体的燃烧过程中锅炉通常会将大量的氮氧化物排放出来，其会导致十分严重的污染问题。为了能够更好的保护人类的生存和发展环境，我国已经开始严格控制这种物质的排放，同时对氮氧化物的重点控制已经明确的纳入到“十二五”规划中。为此，在燃气锅炉的生产中必须要认真做好废气的脱氮处理工作，积极的改进废气处理的技术手段，不断地提升废气脱氮的效果。 【关键词】燃气锅炉；废气脱氮；技术 0.引言 近年来，我国很多城市的NOx污染变得越来越恶化，甚至出现了大面积的区域性 NOx 污染。与此同时，在酸雨污染中NOx也变得越来越严重，硫酸和硝酸复合型的酸雨已经变成了主要的酸雨类型，其主要原因就是我国在对SO2排放进行严格控制的同时，并没有对NOx的排放量进行有效控制。目前，京津冀地区多数燃煤、燃气锅炉NOx排放不达标，面临淘汰或改造。在这一背景下，针对燃气锅炉的废气进行脱氮处理具有十分重要的意义。 1.锅炉废气脱氮的常用方法 立足于低NOx燃烧技术，当前常用的脱氮方法有选择性催化还原法（又被称为SCR脱硝）和选择性非催化还原法(又被称为SNCR脱硝) ，主要用于燃煤锅炉废气处理。 1.1选择性催化还原法 1.1.1选择性催化还原法的基本原理 当前技术相对成熟、应用有比较广泛的烟气脱硫技术，使选择性催化还原烟气脱硝法。这种技术的基本原理是运用高温烟气脱硝装置来进行脱硝，脱硝剂一般为氨气。通过脱硝剂的作用，烟气中的NOx会被分解成为水和氮气，从而降低整个烟气中的NOx的含量。选择性催化还原法的温度范围是280℃至420℃，在该温度范围内该方法能够发挥较好的作用。假设NH3/NO为1，该方法的脱硝效率达到80%-90%[1]。 事实上，烟气中的NOx浓度并不高，但是烟气往往具有较大的体积，因此选择性催化还原脱硝装置必须配备高性能的催化剂，保障燃气锅炉运行的安全性和可靠性。 选择性催化还原法，具有两种不同的布置方式，为低飞灰和高飞灰，二者各有优缺点。脱硫装置安装于烟气脱硫装置或除尘器之后的是低飞灰方式。其优点在于一套脱硫装置可以供几台锅炉共同使用，而且可以有效地除掉飞灰中的有害物质，使催化剂的使用寿命得以延长，减小磨损量和飞灰的含量，同时可以减少栅格的横截面积，减少催化剂的用量，增加有效反应面。但是低飞灰方式具有较低的烟气温度出口的温度，一般不超过130℃，为了使其能够达到相应的温度范围，必须安装外加热源，因此仅适用于小型工业锅炉。如果锅炉的机组较大，产生的烟气量过多，要将这些烟气全部加热至280℃以上，会造成成本投入的大量增加[2]。 脱硫装置安装于电除尘器之前的是高飞灰方式，如果锅炉机组的运行正常，那么高飞灰方式能够对反应需要的温度进行满足。如果机组运行的负荷较低，也需要运用外热源。高飞灰方式需要较多的催化剂用量，这是由于其有效反应面积较小，而飞灰的含量有较大。由于飞灰的含量较高，因此其磨损量较大，一些有害物质还可能造成催化剂的中毒。相对而言，高飞灰方式是一种较为经济的方式，常用于燃煤电站。 1.1.2选择性催化还原法的工艺流程 选择性催化还原法的工艺流程见图1。卸料压缩机会将液氮槽车中的液氮，输入到液氮储槽之中，液氮会在液氮储槽中被蒸发，成为氨气，输送管道和氨缓冲槽会将氨气输送到燃气锅炉中，氨气会与空气接触并混合，通过分布导阀进入反应器的内部。在空气预热器前放置选择性催化还原反应器，该反应器的上方会被输入氨气，运用喷雾装置，使烟气和氨气均匀地混合在一起，在通过反应器内的触媒层来对烟气产生还原反应。具体见图1。
生物质锅炉脱硫脱硝技术(新编版)
Safety is the goal, prevention is the means, and achieving or realizing the goal of safety is the basic connotation of safety prevention. （安全管理） 单位：___________________ 姓名：___________________ 日期：___________________ 生物质锅炉脱硫脱硝技术(新编 版)
生物质锅炉脱硫脱硝技术(新编版)导语：做好准备和保护，以应付攻击或者避免受害，从而使被保护对象处于没有危险、不受侵害、不出现事故的安全状态。显而易见，安全是目的，防范是手段，通过防范的手段达到或实现安全的目的，就是安全防范的基本内涵。 1.生物质直燃锅炉概述 生物质直燃锅炉是以生物质能源作为燃料的新型锅炉，农业生产过程中的废弃物，如农作物秸秆、农林业加工业的废弃物等都可作为锅炉的燃料。生物质直燃锅炉排放烟气中的二氧化硫、氮氧化物含量较低，且不产生废渣。因此与燃煤锅炉相比，更加节能环保。现行的生物质锅炉烟气的排放标准按《锅炉大气污染物排放标准》 (GB13271-2014)执行。即尘、二氧化硫、氮氧化物的排放限值为30，200，200mg/m3，其中重点地区按20，50，100mg/m3执行。但随着国家对锅炉烟气环保标准的提高，加上锅炉烟气超低排放的推广实行，大气污染物排放要求将会更严格。目前很多生物质锅炉企业已经按照10，35，50mg/m3的排放限值对锅炉进行整改。 经对生物质直燃锅炉烟气调研、测试、分析，生物质锅炉烟气有如下特点：①炉膛温度差别大，生物质锅炉主要有炉排炉和循环流化床炉，每种炉型又分为中温中压炉、次高温次高压炉、高温高压炉，
燃油燃气锅炉烟气脱硝
燃油、燃气锅炉烟气脱硝方案研究报告 长沙奥邦环保实业有限公司二零一二年十月
燃油、燃气锅炉烟气脱硝技术研究 1国内外脱氮技术介绍 目前脱氮技术有两种，一是低氮燃烧技术，在燃烧过程中控制NOx的产生．分为低氮燃烧器技术、空气分级燃烧技术、燃料分段燃烧技术；工艺相对简单、经济，但不能满足较高的NOx排放标准。另一种是烟气脱硝技术，使NOx在形成后被净化，主要有选择性催化还原(SCR)、选择性非催化还原(SNCR)、电子束法等；排放标准严格时，必须采用烟气脱硝。 1．1低氮燃烧技术 由氮氧化物（NOx）形成原因可知对NOx的形成起决定作用的是燃烧区域的温度和过量空气量。低NOx燃烧技术就是通过控制燃烧区域的温度和空气量，以达到阻止NOx生成及降低其排放量的目的。对低NOx燃烧技术的要求是，在降低NOx的同时，使锅炉燃烧稳定，且飞灰含碳量不能超标。 1.1.1燃烧优化 燃烧优化是通过调整锅炉燃烧配风，控制NOx排放的一种实用方法。它采取的措施是通过控制燃烧空气量、保持每只燃烧器的风粉(煤粉)比相对平衡及进行燃烧调整，使燃料型NOx的生成降到最低，从而达到控制NOx排放的目的。 煤种不同，燃烧所需的理论空气量亦不同。因此，在运行调整中，必须根据煤种的变化，随时进行燃烧配风调整，控制一次风粉比不超过 1.8:1。调整各燃烧器的配风，保证各燃烧器下粉的均匀性，其偏差不大于5% 10%。二次风的配给须与各燃烧器的燃料量相匹配，对停运的燃烧器，在不烧火嘴的情况下，尽量关小该燃烧器的各次配风，使燃料处于低氧燃烧，以降低NOx的生成量。1.1.2空气分级燃烧技术 空气分级燃烧技术是目前应用较为广泛的低NOx燃烧技术，它的主要原理是将燃料的燃烧过程分段进行。该技术是将燃烧用风分为一、二次风，减少煤粉燃烧区域的空气量(一次风)，提高燃烧区域的煤粉浓度，推迟一、二次风混合时间，这样煤粉进入炉膛时就形成了一个富燃料区，使燃料在富燃料区进行缺氧燃烧，
余热锅炉设备概述和规范
2. 锅炉概述及规范 2.1 锅炉概述 2.1.1 本锅炉是带烟气旁路系统、带凝结水加热器、自除氧、无补燃、自然循环、三压燃气轮机余热锅炉，与M251S型燃气轮机相匹配，为燃气--—蒸汽联合循环电站的配套主机。 2.1.2 本锅炉露天单层布置，锅炉本体和旁通系统均按七度地震烈度设防，锅炉正常运行时，各区段烟道均能承受燃机正常运行时的排气压力及冲击。 2.1.3 本锅炉严格按照中华人民共和国劳动人事部96年颁发的《蒸汽锅炉安全技术监察规程》和我国现行的锅炉专业制造标准及技术条件进行设计和制造，确保产品的安全可靠性。 2.1.4 本锅炉适用于以高炉煤气+焦炉煤气为燃料的燃气轮机排气条件，亦可作为含尘量低的大流量中低温烟气余热回收设备。 2.1.5 本锅炉整体布置及各部件关键结构参照国际上同类型先进产品，结构设计合理，能适应燃气轮机快速启停的特性，确保联合循环发电机组长期、安全、可靠、高效、经济运行。 2.1.6 本锅炉为三压无补燃自然循环型燃机余热锅炉，带烟气旁通系统，由一台M251S型燃气轮机配一台锅炉。该锅炉主要由进口烟道、烟气调节门、旁通烟囱、过渡烟道、水平烟道、锅炉本体、出口烟道、主烟囱及烟道膨胀节、钢架、平台扶梯等部件组成。 2.1.7 系统单循环时，烟气经进口烟道、烟气调节门及烟气消音器后，从旁通烟囱排出；系统联合循环时，旁通烟囱由调节门关闭，烟气从调节门后依次流经过渡烟道、水平烟道，然后进入锅炉本体的烟道，进入锅炉本体的烟气依次水平横向冲刷高压过热器、高压蒸发器、高压高温省煤器、低压过热器、低压蒸发器、高压低温省煤器与低压省煤器、除氧蒸发器、凝结水加热器，最后经出口烟道由主烟囱排出。 2.1.8 锅炉本体由三个不同压力参数的独立系统组成。受热面采用标准单元模块
锅炉脱硝改造工程技术要求
腾龙特种树脂（厦门）有限公司3×220 t/h锅炉烟气脱硝工程 技术要求 腾龙特种树脂（厦门）有限公司 2013年10月
一、概述 项目概况 腾龙特种树脂（厦门）有限公司成立于2002年4月，已建成3台220 t/h循环流化床锅炉，一台100MW抽汽式汽轮发电机组。根据福建省及厦门市十二五期间对氮氧化物减排的整体部署和要求，拟对上述3台锅炉进行脱硝改造。 本脱硝工程采用EPC总承包方式建造，本工程包括烟气脱硝装置从设计开始到质保期结束为止所涉及到的所有工作，包括但不仅仅限于工程的工艺系统设计、设备选择、采购、运输及储存、制造及安装、土建建（构）筑物的设计、施工、调试、试验及检查、试运行、考核验收、消缺、培训和最终交付投产，并能满足锅炉正常连续运行需要，通过环保部门验收合格后提供一年内设备易损易耗备件。 在签订总承包合同之后，发包方保留对本技术要求提出补充要求和修改权利，承包方应允诺予以配合。如提出修改，具体项目和条件由双方商定。 主要设备及参数 表1锅炉设计参数
脱硝技术指标要求： 1.3.1 锅炉50%～100%BMCR负荷范围内，脱硝后NOx排放浓度：﹤200mg/Nm3； 1.3.2 氨逃逸量：﹤8mg/Nm3； 1.3.3 锅炉脱硝验收期间将按NOx初始浓度为480毫克/立方米进行排放达标核算验收； 1.3.4脱硝设施投运后锅炉热效率影响：﹤%； 1.3.5 脱硝装置投运后烟气阻力增加﹤300Pa; 说明：
1)脱硝效率定义为 脱硝率=C1-C2 ×100% C1 式中： C1——脱硝系统运行时脱硝入口处烟气中NO X 含量(mg/Nm3)。 C2——脱硝系统运行时脱硝出口处烟气中NO X 含量(mg/Nm3)。 2)氨的逃逸率是指在脱硝装置出口的氨的浓度。 标准与规范 1.4.1 设计规范及要求 投标方提供规范、规程和标准为下列规范、规程和标准的最新版本，但不仅限于此： GB8978－1996 《污水综合排放标准》 GB50187－93 《工业企业总平面设计规范》 DL5028－93 《电力工程制图标准》 SDGJ34－83 《电力勘测设计制图统一规定：综合部分（试行）》 DL5000－2000 《火力发电厂设计技术规程》 DL/T5121－2000 《火力发电厂烟风煤粉管道设计技术规程》 YB9070－92 《压力容器技术管理规定》 GBl50－98 《钢制压力容器》 DL5022－93 《火力发电厂土建结构设计技术规定》 GB4272-92 《设备及管道保温技术通则》 DL/T776－2001 《火力发电厂保温材料技术条件》 DL/T5072－2007 《火力发电厂保温油漆设计规程》 GBZ1-2002 《工业企业设计卫生标准》 DL/T5054－96 《火力发电厂汽水管道设计技术规定》 SDGJ6－90 《火力发电厂汽水管道应力计算技术规定》 GBJ16－1987（2002）《建筑设计防火规范》
循环流化床锅炉脱硝技术方案(详)
循环流化床锅炉SNCR脱硝技术方案 一、SNCR工程设计方案 1、SNCR和SCR两种技术方案的选择 1.1.工艺描述 选择性非催化还原（Selective Non-Catalytic Reduction，以下简写为SNCR）技术是一种成熟的商业性NOx控制处理技术。SNCR方法主要在900～1050℃下，将含氮的化学剂喷入贫燃烟气中，将NO还原，生成氮气和水。而选择性催化还原（Selective Catalytic Reduction，SCR），由于使用了催化剂，因此可以在低得多的温度下脱除NOx。两种方法都是利用氮剂对NOx还原的选择性，以有效的避免还原氮剂与贫燃烟气中大量的氧气反应，因此称之为选择性还原方法。两种方法的化学反应原理相同。 SNCR在实验室内的试验中可以达到90％以上的NOx脱除率。应用在大型锅炉上，短期示范期间能达到75％的脱硝率，长期现场应用一般能达到30％～50％的NOx脱除率。SNCR技术的工业应用是在20世纪70年代中期日本的一些燃油、燃气电厂开始的，在欧盟国家从80年代末一些燃煤电厂也开始SNCR技术的工业应用。美国的SNCR技术应用是在90年代初开始的，目前世界上燃煤电厂SNCR 工艺的总装机容量在2GW以上。 两种烟气脱硝技术都可以采用氨水、纯氨、或者尿素作为还原剂，工艺上的不同主要体现在两个方面：其一，SCR需要布置昂贵的金属催化剂，SNCR不需要催化剂；其二，SNCR存在所谓的反应温度窗口，一般文献介绍，其最佳反应温度窗口为850~1100℃，但是当采用氨做还原剂且和烟气在良好混合条件下，并且保证一定的停留时间，则在更低的760~950℃范围内也可以进行有效程度的脱硝反应。采用SCR技术的脱硝反应，由于催化剂的存在，则可以在尾部烟道低温区域进行。
锅炉烟气脱硫脱硝工艺比选
锅炉烟气脱硫脱硝工艺比选 一、烟气脱硫： 根据吸收剂及脱硫产物在脱硫过程中的干湿状态，火力发电行业一般将脱硫技术分为湿法、干法和半干（半湿）法。 （1）湿法烟气脱硫技术是用含有吸收剂的浆液在湿态下脱硫和处理脱硫产物，该方法具有脱硫反应速度快、脱硫效率高、吸收剂利用率高、技术成熟可靠等优点，但也存在初投资大、运行维护费用高、需要处理二次污染等问题。应用最多的湿法烟气脱硫技术为石灰石湿法，如果将脱硫产物处理为石膏并加以回收利用，则为石灰石-石膏湿法，否则为抛弃法。 其他湿法烟气脱硫技术还有氨洗涤脱硫和海水脱硫等。 （2）干法烟气脱硫工艺均在干态下完成，无污水排放，烟气无明显温降，设备腐蚀较轻，但存在脱硫效率低、反应速度慢、石灰石利用率较低等问题，有些方法在设备大型化的进程中困难很大，技术尚不成熟（主要有炉内喷钙等技术）。 半干法通常具有在湿态下进行脱硫反应，在干态下处理脱硫产物的特点，可以兼备干法和湿法的优点。主要包括喷雾干燥法、炉内喷钙尾部增湿活化法、烟气循环流化床脱硫法、电子束辐照烟气脱硫脱氮法等。下表为几种主要脱硫工艺的比较。
目前，在众多的脱硫工艺中，石灰石—石膏湿法烟气脱硫工艺（简称FGD）应用最广。据统计,80%的脱硫装置采用石灰石(石灰)—石膏湿法,10%采用喷雾干燥法(半干法),10%采用其它方法。湿法脱硫工艺是目前世界上应用最多、最为成熟的技术,吸收剂价廉易得、副产物便于利用、煤种适应范围宽,并有较大幅度降低工程造价的可能性。 安徽电力设计院建议采用炉内与炉外湿法脱硫相结合的方法进行脱硫，脱硫效率可达98%。 二、脱硝： 烟气脱硝工艺可以分为湿法和干法两大类。 （1）湿法，是指反应剂为液态的工艺技术。通过氧化剂O2、ClO2、KMnO2把NO x氧化成NO2，然后用水或碱性溶液吸收脱硝。包括臭氧氧化吸收法和ClO2气相氧化吸收法。 （2）干法，是指反应剂为气态的工艺技术。包括氨催化还原法和非催化还原法。 无论是干法还是湿法，依据脱硝反应的化学机理，又可以分为还原法、分解法、吸附法、等离子体活化法和生化法等。 目前，世界上较多使用的湿法有气相氧化液相吸收法和液相氧化吸收法，较多使用的干法有选择性催化还原法（SCR）。 SCR脱硝：
余热锅炉锅炉设计说明书
下载可编辑 .专业.整理. 型号：NG-M701F-R 锅炉设计说明书 编号：03569BSM/03570SM 版本：A版 杭州锅炉集团有限公司 （杭州锅炉厂） 20022005年52月
下载可编辑 一. 前言 二. 锅炉规范 1.燃机排气烟气参数（设计工况） 2.余热锅炉设计参数 3.锅炉给水和补给水品质要求 4.锅炉炉水和蒸汽品质 三. 锅炉结构 1.总体概述 2.锅筒及内部装置 3.过热器、再热器与减温器 4.蒸发器及下降管、上升管 5.省煤器 6.钢架和护板及平台扶梯 7.锅炉岛范围内管道及附件 8.进口烟道、出口烟道及主烟囱 9.膨胀节 10.保温、内护板和护板 11.检查门及测量孔 12.配套辅机 13.附表－受热面数据表 .专业.整理.
下载可编辑 一. 前言 燃气---蒸汽联合循环电站是目前国际上发展最快的发电形式，它具有发电效率高，建设周期短，操作运行方便，调峰能力强等优点，对我国的电力供应具有重大意义。这类发电机组有利于改善电网结构，特别适合用于地区调峰发电。 杭州锅炉集团公司为配合“西气东输”工程及广东液化天然气（LNG）引进工程，在多年自身开发研究制造燃气轮机余热锅炉的基础上，引进美国NOOTER/ERIKSEN公司全套燃气轮机余热锅炉设计技术，设计制造本套燃气轮机余热锅炉。 本余热锅炉为三压、再热、卧式、无补燃、自然循环燃机余热锅炉，它与PG9341FAM701F 型燃气轮机相匹配,是燃气---蒸汽联合循环电站的主机之一。本锅炉适用于以液化天然气等清洁燃料为设计燃料的燃气轮机排气条件，其主要优点有： 1．采用优化的标准设计，模块化结构，布置合理，性能先进，高效节能。 2．适应燃机频繁起停要求，调峰能力强，启动快捷。 3．采用自然循环方式，水循环经过程序计算，安全可靠，系统简洁，运行操作方便可靠。 4．采用高效传热元件——开齿螺旋鳍片管，解决了燃机排气与工质间小温差、大流量、低阻力传热困难的问题。 5．采用全疏水结构，锅炉疏排水方便，彻底。 6．锅炉采用单排框架结构，全悬吊形式，受力均匀，热膨胀自由，密封性能好。 7．采用内保温的冷护板形式，散热小，热膨胀量小。 8．锅炉受热面及烟道、护板在考虑现场安装条件的基础上，尽量加大模块化程度，工艺精良，安装方便，周期短。 9．锅炉受热面采用顺列布置，可以在规定的压降范围内提供最优化的热交换，并提供了有效的清理空间。 10．优化选择各受热面内工质压降，使工质侧阻力降低且沿锅炉宽度方向流速均匀。 本锅炉按室外布置设计，锅炉和烟气通道均按地震烈度七度设防。锅炉为正压运行，各区段烟通道系统均能承受燃机正常运行的排气压力及冲击力。 .专业.整理.
SCR锅炉烟气脱硝
附件二、锅炉烟气S C R脱硝一、SCR工艺原理 利用选择性催化还原（SCR）技术将烟气中的氮氧化物脱除的方法是当前世界上脱氮工艺的主流。选择性催化还原法是利用氨（NH3）对NO X的还原功能，使用氨气（NH3）作为还原剂，将一定浓度的氨气通过氨注入装置（AIG）喷入温度为280℃-420℃的烟气中，在催化剂作用下，氨气（NH3）将烟气中的NO和NO2还原成无公害的氮气（N2）和水（H2O），“选择性”的意思是指氨有选择的进行还原反应，在这里只选择NO X还原。其化学反应式如下： 4NO+4NH3+O2→4N2+6H2O 2NO2+4NH3+O2→3N2+6H2O 6NO2+8NH3→7N2+12H2O 副反应主要有： 2SO2+O2→2SO3 催化剂是整个SCR系统的核心和关键，催化剂的设计和选择是由烟气条件、组分来确定的，影响其设计的三个相互作用的因素是NO X脱除率、NH3的逃逸率和催化剂体积。 脱硝反应是在反应器内进行的，反应器布置在省煤器和空气预热器之间。反应器内装有催化剂层，进口烟道内装有氨注入装置和导流板，为防止催化剂被烟尘堵塞，每层催化剂上方布置了吹灰器。 二、脱硝性能要求及工艺参数 1、性能要求 采用SCR脱硝技术时，脱硝工程应达到下列性能指标： NO X排放浓度控制到200mg/Nm3以下，总体脱硝效率约80%；
氨逃逸浓度不大于3uL/L; SO2/SO3转化率小于1.0%； 2、工艺参数 脱硝工艺的设计参数见表 流程图 3、高灰型 SCR脱硝系 统 采用高
灰型SCR工艺时，250~390℃的烟气自锅炉省煤器出口水平烟道引入，进入SCR脱硝装置入口上升烟道，经氨喷射系统喷入烟道的NH3与烟气混合后，在催化剂作用下，将NO X还原成N2和H2O，脱硝后的干净烟气离开SCR装置，进入空气预热器，回到锅炉尾部烟道。 高灰型SCR脱硝系统包括烟道接口、烟道、挡板、膨胀节、氨气制备与供应、氨喷射器、导流与整流、反应器壳体、催化剂、吹灰器、稀释风机、在线分析仪表及控制系统等部件，归纳起来可分为催化剂系统、反应器系统、氨供应与喷射系统及电气热控系统等几个部分。 燃料特性决定了高灰型SCR催化剂的运行条件，直接影响到相关设备的工艺选型和设计，锅炉烟气中的飞灰含量、飞灰粒度粗、硬度大，堆积角较小，碱土金属氧化物（CaO与MgO）含量等，将是工艺选型的主要考虑因素。 3.1催化剂系统 SCR脱硝普遍采用氧化钛基催化剂，根据外观形状可分为蜂窝式、板式与波纹式三种。这些催化剂的矿物组成比较接近，都是以TiO2（含量约80~90%）作为载体，以V2O5（含量约1~2%）作为活性材料，以WO3或MoO3（含量约占3~7%）作为辅助活性材料，具有相同的化学特性，但外观形状的不同导致物理特性存在较大差异。 三种类型催化剂的加工工艺不同，但其化学特性接近，都能够满足不同级别的脱硝效率要求，并有大量的应用业绩。为了加强不同类型催化剂的互换性及装卸的灵活性，均将催化剂单体组装成标准化模块尺寸。蜂窝式催化剂为了提高飞灰的抗冲蚀能力，通常将约20mm高度的迎风端采取固化措施。 催化剂是一种陶制品，具有表面粗糙、微孔多及易碎特点。受烟气及飞灰的影响，催化剂活性随运行时间逐渐降低：运行初期，惰化速率最快；超过2000小时候，惰化速率趋缓。
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燃油、燃气锅炉烟气脱硝方案 研 究 报 告 长沙奥邦环保实业有限公司二零一二年十月
燃油、燃气锅炉烟气脱硝技术研究 1 国内外脱氮技术介绍 目前脱氮技术有两种，一是低氮燃烧技术，在燃烧过程中控制NOx的产生．分为低氮燃烧器技术、空气分级燃烧技术、燃料分段燃烧技术；工艺相对简单、经济，但不能满足较高的NOx排放标准。另一种是烟气脱硝技术，使NOx在形成后被净化，主要有选择性催化还原(SCR)、选择性非催化还原(SNCR)、电子束法等；排放标准严格时，必须采用烟气脱硝。1．1低氮燃烧技术 由氮氧化物（NOx）形成原因可知对NOx的形成起决定作用的是燃烧区域的温度和过量空气量。低NOx燃烧技术就是通过控制燃烧区域的温度和空气量，以达到阻止NOx生成及降低其排放量的目的。对低NOx燃烧技术的要求是，在降低NOx的同时，使锅炉燃烧稳定，且飞灰含碳量不能超标。 1.1.1 燃烧优化 燃烧优化是通过调整锅炉燃烧配风，控制NOx排放的一种实用方法。它采取的措施是通过控制燃烧空气量、保持每只燃烧器的风粉(煤粉)比相对平衡及进行燃烧调整，使燃料型NOx的生成降到最低，从而达到控制NOx排放的目的。 煤种不同，燃烧所需的理论空气量亦不同。因此，在运行调整中，必须根据煤种的变化，随时进行燃烧配风调整，控制一次风粉比不超过1.8:1。调整各燃烧器的配风，保证各燃烧器下粉的均匀性，其偏差不大于5% 10%。二次风的配给须与各燃烧器的燃料量相匹配，对停运的燃烧器，在不烧火嘴的情况下，尽量关小该燃烧器的各次配风，使燃料处于低氧燃烧，以降低NOx的生成量。
1.1.2空气分级燃烧技术 空气分级燃烧技术是目前应用较为广泛的低NOx燃烧技术，它的主要原理是将燃料的燃烧过程分段进行。该技术是将燃烧用风分为一、二次风，减少煤粉燃烧区域的空气量(一次风)，提高燃烧区域的煤粉浓度，推迟一、二次风混合时间，这样煤粉进入炉膛时就形成了一个富燃料区，使燃料在富燃料区进行缺氧燃烧，以降低燃料型NOx的生成。缺氧燃烧产生的烟气再与二次风混合，使燃料完全燃烧。 该技术主要是通过减少燃烧高温区域的空气量，以降低NOx的生成技术。它的关键是风的分配，一般情况下，一次风占总风量的25～35%。对于部分锅炉，风量分配不当，会增加锅炉的燃烧损失，同时造成受热面的结渣腐蚀。因此，该技术较多应用于新锅炉的设计及燃烧器的改造中。1.1.3 燃料分级燃烧技术 该技术是将锅炉的燃烧分为两个区域进行，将85%左右的燃料送入第一级燃烧区进行富氧燃烧，生成大量的NOx，在第二级燃烧区送入15%的燃料，进行缺氧燃烧，将第一区生成的NOx进行还原，同时抑制NOx的生成，可降低NOx的排放量。 1.1.4 烟气再循环技术 该技术是将锅炉尾部的低温烟气直接送入炉膛或与一次风、二次风混合后送入炉内，降低了燃烧区域的温度，同时降低了燃烧区域的氧的浓度，所以降低了NOx的生成量。该技术的关键是烟气再循环率的选择和煤种的变化 1.1.5技术局限 这些低NOx燃烧技术设法建立空气过量系数小于１的富燃区或控制燃烧温度，抑制NOx的生成，在燃用烟煤、褐煤时可以达到国家的排放标准，
大型火电厂锅炉脱硫脱硝及烟气除尘方案探究 王俊超
大型火电厂锅炉脱硫脱硝及烟气除尘方案探究王俊超 摘要：当今社会生态环境日趋恶化，为了实现可持续发展目标，将节能减排落 实到工作中是必然的。而大型火电厂的锅炉脱硫脱硝及烟气除尘技术可以降低污 染物的排放量。该技术是我国科学技术进步的重要标志，不仅处理技术较为先进，对系统的优化功能更是传统技术无法比拟的，可以解决以往处理技术对设备的高 腐蚀性问题。 关键词：火电厂；锅炉；脱硫脱硝；烟气除尘； 一、脱硫技术 1.1 填料塔的脱硫原理 在利用填料塔进行脱硫处理时，需要在塔内填充质地较硬的固体材料，使液 体浆能够在材料表面完成流动，在烟气与浆液发生直接接触后就会产生化学反应，脱硫也就随之完成。填料塔的脱硫操作简单，结构相对没那么复杂，但是抗压能 力却极弱，在进行填充时常会发生不畅通问题，所以这种脱硫技术通常不会被过 多的使用。 1.2液柱塔的脱硫原理 液柱塔可以不用进行材料填充，该塔的技术方法是由气体带动烟气完成脱硫 作业。液柱是由液体的上下喷射而形成的，烟气可以从塔的两端达到作用塔，一 旦烟气与液体进行接触并发生反应时，就可以完成能量的传递，使二氧化硫被充 分吸收，这种方法在进行脱硫时不会发生堵塞问题，运行效率相对较高，但是烟 气在流转过程中却会受到一定损失。 1.3鼓泡塔的脱硫原理 鼓泡塔通过喷射管将烟气鼓入石灰石浆液面以下的部分，让烟气被浆液充分 洗浴后鼓泡冒出，因此得名。该技术主要特点是脱硫效率高，煤种适应性好，除 尘效果好，烟气流量分配均匀，缺点是阻力较大，结构较复杂。 在目前我国的高硫煤的排放要求具有一定的标准，因此必须将技术进行融合，也就是运用双向脱硫方式，将需要应用的吸收塔内独立安放喷淋层，烟气可以在 塔中进行部分脱硫，并将脱离的二氧化硫与另外的污染物进行二次吸收。将两种 塔进行合并运用可以加大脱硫效率，使脱硫处理能够达到预期标准，并将排放质 量控制在一定范围内，但是这种合并处理通常会占用较大区域，并且形成的技术 系统难以把控，操作起来具有一定的复杂性。我国在长期的实践中，将液柱塔与 喷淋塔进行自主结合。在进行脱硫处理时，首先需要经过液柱塔对烟气中的二氧 化硫进行大范围的吸收，而后再进入喷淋塔对剩余的二氧化硫再次脱离，直到符 合排放标准为止，这种结合型的脱硫技术基本可以达到完全脱离点，而串联吸收 塔的成本投入及运行难度相对之下比较大，而脱硫结果却基本一致，但是后者却 更易掌控，资金投入也比较少，因此在目前的脱硫中大多采用液柱塔与喷淋塔双 向结合的处理技术。 二、脱硝技术 常用的脱硝技术主要有两种： SNCR 烟气脱硝技术、SCR烟气脱硝技术，同时 当前还出现了联合烟气脱硝技术。SNCR 烟气脱硝技术、SCR烟气脱硝技术的优点 在于其能够促使煤碳充分燃烧，并且使锅炉内部的压力提高。 2.1SCR脱硝技术 烟气脱硝技术是一种成熟的NOx控制处理方法.这种方法是指在有氧条件下且 合适的温度范围内，用还原剂NH3在催化剂的作用下将NOx有选择性地还原为
余热锅炉系统工作原理及技术特点
余热锅炉系统工作原理及技术特点 中国锅炉网资讯栏目.glwww./news/5/ §1概论 一、简述 在燃气轮机做功后排出的燃气，仍具有比较高的温度，一般在540℃左右，利用这部分气体的热能，可以提高整个装置的热效率。通常是利用此热量加热水，使水变成蒸汽。蒸汽可以用来推动蒸汽轮机一发电机，也可用于生产过程的加热或供生活取暖用。对于稠油的油田可以用蒸汽直接注入油井中，以提高采油量。根据不同的蒸汽用途，要求有相应的蒸汽压力和蒸汽温度，也就需要不同参数的产汽设备。利用燃气轮机排气的热量来产汽的设备，称为“热回收蒸汽发生器”，表明回收了排气的热量，用英文字母HRSG来表示。我国习惯上称为“余热锅炉，本文也采用“余热锅炉”的名称，并把燃气轮机的排气简称为“烟气”。 “余热锅炉”通常是没有燃烧器的，如果需要高压高温的蒸汽，可以在“余热锅炉”装一个附加燃烧器。通过燃料的燃烧使整个烟气温度升高，能够产生高参数的蒸汽。例如某余热锅炉不装燃烧器时，入口烟气温度为500℃，装设附加燃烧器后，可使入口烟气温度达到756℃。蒸汽的压力可以从4MPa升到10MPa，蒸汽的温度可以从450℃升到510℃，蒸汽可以供高温高压汽轮机用，从而增加了电功率输出。目前我国油田进口的余热锅炉的蒸汽参数有：4MPa配450℃及1.4MPa配195℃（饱和蒸汽）。前者供给中压汽轮机来发电，后者可以供生产或供生活取暖用。 注：关于多种余热锅炉，余热锅炉利用燃气轮机排气的方式，补燃问题。 二、余热锅炉的组成 （一）蒸汽的生产过程 图19－1是一台余热锅炉的结构示意图，从图中可以看出产汽的过程。
图19－1强制循环余热锅炉 （注意蒸发器为顺流布置，即管束流向自下而上，以免上下弯头处积汽。） 从燃气轮机出口的烟气，经烟道到余热锅炉入口，烟气自下而上流动，流经过热器、两组蒸发器和省煤器，最后排入烟囱。排烟温度约为150－180℃，烟气温度从540℃降到排烟温度，所放出的热量用来使水变成蒸汽。进入余热锅炉的给水，其温度约为105℃左右，先进入上部的省煤器，水在省煤器吸收热量使水温上升，水温升到略低于汽包压力下的饱和温度，就离开省煤器进入汽包。进入汽包的水与汽包的饱和水混合后，沿汽包下方的下降管到循环泵，水在循环泵中压力升高，分别进入两组蒸发器，在蒸发器的水吸热开始产汽，通常是只有一部份水变成汽，所以在蒸发器管流动的是汽水混合物。汽水混合物离开蒸发器进入汽包上部。在汽包装有汽水分离设备，可以把汽和水分开，水落到汽包水空间，而蒸汽从汽包顶部出来到过热器。在过热器吸收热量，使饱和蒸汽变成过热蒸汽。根据产汽过程有三个阶段，对应的应该要有三个受热面，即省煤器、蒸发器和过热器。如果不需要过热蒸汽，只需要饱和蒸汽，可以不装过热器。 （二）余热锅炉的型式 1、强制循环余热锅炉 图19－1所示的余热锅炉就是强制循环余热锅炉。从汽包下部出来的水经一台循环泵后，进入蒸发器，是靠循环泵产生的动力使水循环的，称为“强制循环余热锅炉”。其特点是；各受热面组件的管子是水平的，受热面之间是沿高度方向布置，可节省地面的面积，并使出口处的烟囱高度缩短。但在运行中需要循环泵，使运行复杂，增加维修费用。目前油田进口的余热锅炉，多数采用此种型式。 2．自然循环余热锅炉 图19－2是一自然循环余热锅炉，全部受热面组件的管子是垂直的。给水进入省煤器吸热后，进入汽包。汽包有下降管与蒸发部的下联箱相连，下降管位于烟道外面，不吸收烟气的热量。汽包还与蒸发器的上联箱相连。直立管簇吸收烟气的热量。当水吸收烟气热量就有部份水变成蒸汽，由于蒸汽的密度比水的密度要小得多，所以直立管汽和水混合物的平均密度要小于下降管中水的密度，两者密度差形成了水的循环。也就是说：不吸热的下降管的水比较重，向下流动。直立管的汽水混合物向上流动，形成连续产汽过程。此时进入蒸发器的水不是靠循环泵的动力，而是靠流体的密度差而流动，这种余热锅炉称为“自然循环余热锅炉”。其特点是：省去循环泵，使运行和维修简单。但各受热面是沿水平方向布置，占地面积大，在排烟处所需烟囱的高度要高。 图2 自然循环余热锅炉
燃气轮机余热锅炉技术
燃气轮机余热锅炉技术 燃气轮机余热锅炉技术 燃气一蒸汽联合循环发电是当今世界上发展极为迅速的一种高效、低污染发电技术，它己成为发达国家新建热力发电厂的首选系统。 经过近三十年的研究和不断改进，联合循环发电不仅在效率上超过蒸汽发电效率（后者 <=42％），而且在众多方面均体现出明显的优势。它己成为全世界公认的具有发电效率高，调峰能力强，单位功率投资少，建设周期短。占地面积小，污染程度低的新一代发电设备。 1．1原理及应用 燃气一蒸汽联合循环发电系统是由燃气轮机发电系统和锅炉蒸汽轮机发电系统所组成。众所周知，锅炉一蒸汽轮机发电是利用高中压过热蒸汽（通常参数为3.82～16.7MPa， 450～550℃）在汽轮机中作功转换成机械能，完成朗肯循环过程；燃气轮机发电系统是燃气在燃气涡轮机中经绝热膨胀作功的过程，这种热力循环又称布雷顿循环，它是由压气机将空气加压进入燃烧室，燃料燃烧后燃气在透平中膨胀作功，燃机将高温高压燃气的能量（通常参数约0．5～1Mpa 1000～1300℃）转换成机械能。在烟气温度降至500℃左右时排放，人们充分利用这两种热力循环的特点，把它们结合在一起，组成“联合循环”，使其具有较高的吸热平均温度和较低的放热平均温度，为提高电站热效率开辟了一条新途径，这是人类发电事业上继发明蒸汽轮机发电后技术上的又一突破。 目前燃气轮机发电在世界上已广为应用，其发电容量占世界总发电容量的11％。近些年来，世界上发达国家常规联合循环发电得到快速发展；每年新增的联合循环机组总装机容量约占火电总新增容量的的40％～50％。据报道，1981～1990年，世界各燃机制造公司共售出1661台燃机，总容量为54900MW，其中用于联合循环的占37．9％,1992年，这个比例上升为44．7％。美国在1992～1996年中，新增火力发电厂总装机容量的38．5％是采用燃机联合循环的。当今世界上单台燃机最大功率己达250MM，联合循环总功率达350MW。能生产300MW等级联合循环厂家有GE、SIEMENS、ABB和ALSTOM等著名公司，联合循环电站效率高达58％以上。现在燃气轮机正向着大功率、高燃烧温度发展。联合循环采用三压再热循环机组，具有更高的机组效率和可*性。燃气一蒸汽联合循环已经成为世界上火电建设的重要组成部分。 我国早在六十年代就己开始关注这项技术的发展，由于工业技术、经济能力及能源政策等诸多因素的影响，这种高难度的大型设备在我国一直停留在研究状态。近些年来，特别是改革开放以来，随着国民经济的发展和电力供应的需要。燃气轮机发电机组在我国己开始
燃气电厂余热锅炉SCR烟气脱硝系统的喷氨优化调整
燃气电厂余热锅炉SCR烟气脱硝系统的喷氨优化调整 发表时间：2019-07-08T09:58:57.853Z 来源：《电力设备》2019年第5期作者：赵丹[导读] 摘要：SCR脱硝反应器出口NOX质量浓度分布不均匀会造成氨逃逸率高、还原剂消耗量增加等问题。（上海电气电站环保工程有限公司上海 201612）摘要：SCR脱硝反应器出口NOX质量浓度分布不均匀会造成氨逃逸率高、还原剂消耗量增加等问题。某电厂燃气-蒸汽联合循环机组300 MW余热锅炉SCR烟气脱硝系统经优化调整，SCR反应器出口NOX质量浓度分布不均匀度由44.2%降低至14.5％，SCR系统脱硝效率由72.99％提高到75.12％，平均氨逃逸浓度由7.98 ppm降低至3.73 ppm。关键词：SCR烟气脱硝系统；余热锅炉；NOX浓度；氨逃逸；喷氨优化 Optimal Adjustment of Ammonia Injection for Flue Gas SCR-De-NOx Facility of Heat Recovery Steam Generator ZHAO Dan （Shanghai Electric Power Generation Environment Protection Engineering Co.，Ltd.，Shanghai 201612，China） Abstract：The uneven distribution of NOx concentration at the SCR denitration system outlets will cause problems such as high ammonia slip rate and increased consumption of reducing agent.The SCR flue gas De-NOx facility of a 300 MW heat recovery steam generator was optimized.The distribution of NOx concentration at the SCR denitration system outlets was reduced from 44.2% to 14.5%，the denitration efficiency was increased from 72.99% to 75.12%，and the mass concentrations of ammonia slip were declined from 7.98 ppm to 3.73 ppm. Key words：flue gas De-NOx facility；heat recovery steam generator；NOx；ammonia escape；optimal design of ammonia injection 前言 随着经济的发展，每年大气污染物的排放量急剧增加，2014年9月，国家发改委、环保部、国家能源局联合印发《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）》，首次提出了煤电行业的超低排放标准为：6%基准氧条件下，烟气中主要污染物含量：烟尘 < 5mg/Nm3，O2 < 35mg/Nm3，NOx < 50mg/Nm3。近年来，随着环保科技行业的发展，超低排放已经不仅仅是火电行业的标杆，也是包括化工、新能源，钢铁等各个行业的方向和标杆。3月5日李克强总理在2019年政府工作报告中，明确指出今年大气污染治理目标：SO2，NOx排放总量下降3%，化学需氧量，氨氮排放量下降2%，要进一步加强固体废弃物和城市垃圾的分类处置。3月19日，国家生态环境部门发布关 于垃圾电厂超标排放的征求意见表示：对于环保排放不达标的电厂，将被核减电价补贴资金，并限制享受退税政策。 1 SCR烟气脱硝优化改造试验 1.1试验目的 喷氨优化调整是通过手动调节SCR烟气脱硝装置入口每根喷氨支管的喷氨量，使SCR烟气脱硝系统出口NOX和NH3分布更均匀，提高SCR烟气脱硝系统的可用率[1]。根据华北地区某燃气-蒸汽联合循环机组300 MW余热锅炉的实际情况，制定如下试验方案。 1.2试验内容 1.2.1满负荷工况测试 测量机组满负荷运行时反应器出口的NOX浓度分布和氨逃逸浓度分布，初步评估脱硝装置氨喷射流量分配状况。 1.2.2喷氨格栅优化调整 在机组满负荷下，根据SCR反应器出口截面的NOX浓度分布，对反应器入口竖直烟道上喷氨格栅的手动阀门开度进行调节，最大限度提高出口的NOX浓度分布均匀性。 1.2.3性能评估测试 在完成喷氨优化调整之后，在机组满负荷下测量SCR反应器出口NOX浓度分布和氨逃逸浓度，并在50%负荷下进行校核测试。 1.3试验方法 1.3.1测点布置 本试验地点为北京某电厂燃气-蒸汽联合循环机组2号余热锅炉尾部烟道SCR烟气脱硝装置。试验采用网格法分区测量，SCR烟气脱硝装置出口烟道由北到南平均分为7个区域，每一区域6个测点，共计42个点。喷氨管道由北向南均匀分布，共分为七个区域，每个区域有三个喷氨阀门，分别调节区域内的喷氨流量。 1.3.2理论计算 烟气中NOX浓度（标干态，氧量15%）计算公式[2]为： （1） 其中，为标准状态，15 %氧含量，干烟气下NOX质量浓度；为实测干烟气中NOX的体积含量；为实测干烟气中的氧含量；2.05为NO2由体积含量ppm到质量浓度mg/Nm3的转化系数。试验中NOX浓度不均匀度用CV表示，计算公式为如下：（2） （3） （4） 其中，为标准偏差，为平均值，n为测点数，本试验为42。脱硝效率 计算公式为： （5） 其中Cin、Cout分别为SCR入口和出口NOX浓度。烟气氨逃逸浓度测量方法见标准文件DL/T260-2012《燃煤电厂烟气脱硝装置性能验试验规范》[3]。 1.3.3试验仪器 本试验用到的主要仪器如表1所示：表1 试验仪器