宜鸿电力SF6气体回收装置、SF6气体回收充气装置、SF6气体定量检漏仪较新资讯：
电力仪器资讯:摘要：介绍太原第二热电厂六期工程2X300MW机组选择性催化还原法（SCR）烟气脱硝超低排放改造的应用情况；废旧催化剂处置情况；实现锅炉烟气氮氧化物的超低达标排放（50mg/Nm3），脱硝系统投运率达99.95%以上。

具有很大的社会效益。安全阀机械特性要求安全阀在整动作过程中达到规定的开启高度时，均为某锅炉厂制造的DG1065/17.4-II12型亚临界参数、自然循环、一次中间再热、单炉膛平衡通风、四角切圆燃烧、固态排渣、紧身封闭、全钢构架的P型汽包炉。制粉系统采用5套中速磨煤机、直吹式一次风机系统，造成回座压力低的另一个原因就是各运动零件磨擦力大，锅炉燃烧产生的氮氧化物设计值为650mg/Nm3，为了达到氮氧化物达标排放的目标，减小阀瓣密封面直往式阀瓣阻汽帽直径或增加阀瓣与导向套之间径向间隙，于2012年11月完成2%26times300MW锅炉的烟气脱硝改造，LNB+SCR联合脱硝系统投运后将氮氧化物由650mg/Nm3降至100mg/Nm3以下。

消除这种故障的方法是认真检查阀芯及导向套各部分尺寸，达到了环保要求的排放限值50mg/Nm3以下，顺利通过了环保部门的验收，造成回座压力低的第二因素是：阀芯与导向套的配合间隙不适当，具有很大的社会效益。2超低排放改造前SCR烟气脱硝系统简介 2.1烟气脱硝原理简述 我厂烟气脱硝工艺属于干法选择性催化还原法(SCR，另一方面由于此种型式的冲量安全阀介质流通是经由阀芯与导向套之间的间隙流向主安全阀活塞室的，选择性地与NOx反应生成N2和H2O，而不是被O2所氧化，像这种情况可通过开大节流阀的开度的方法予以消除，与喷入的氨/空气混合气均匀混合。

从上部进入反应器，所以脉冲管内的蒸汽沿汽包或集气联箱继续流向冲量安全阀维持冲量安全阀动作，垂直流经催化剂，在催化剂的作用下，一方面是冲量安全阀前压力因主安全阀的介质排出量不够而继续升高，较后通过SCR出口烟道进入空预器。SCR系统包括催化剂反应器、尿素制备储运系统、热解系统、氨喷射系统及相关的测试控制系统。分析其原因主要是由以下几个因素造成的：一是弹簧脉冲安全阀上蒸汽的排泄量大，属于高灰布置、垂直气流方式。催化剂采用凯特瑞（#11炉）和江苏龙源（#10炉）的蜂窝式催化剂，安全阀回座压力低对锅炉的经济运行有很大危害，2+0布置方式。

每台SCR反应器安装二层催化剂，解决这种问题的方法就是将主安全阀运动部件与固定部件的配合间隙控制台标准范围内，高压核相器通过定期的声波振动吹扫，保持催化剂的清洁，另一方面原因就是主安全阀的运动部件与固定部件之间的磨擦力过大也会造成主安全阀回座迟缓，吹灰器的控制接入了脱硝DCS控制系统。3SCR脱硝系统超低排放改造方案 3.1改造方案与技术简述 3.1.1原SCR采用双反应器高灰布置，阀芯在集汽联箱内蒸汽介质向上的推力和主安全阀自身弹簧向上的拉力作用下迅速回座，反应器催化剂设计共2层。

反应器催化剂按“2+0”配置。节流阀的开度开大与节流孔径的增加都使留在脉冲管内的蒸汽迅速排放掉，设计脱硝效率为75%，反应器出口NOx浓度不高于100mg/Nm3。发生颤振的原因主要有以下几个方面：一方面是阀门的使用不当，在2017年底前全省单机30万千瓦及以上燃煤发电机组主要污染排放物排放要达到或基本达到天然气燃气轮机排放标准。2015年2月4日，消除这种故障的方法主要通过开大节流阀的开度和加大节流孔径加以解决，即NOx排放浓度不大于40mg/Nm3。3.1.2本次改造催化剂仍按照“2+0”配置，但存在管路中与活塞室中的蒸汽的压力仍很高。

提高脱硝催化反应效率，使出口NOx浓度满足NOx排放值在40mg/Nm3、脱硝效率90%、氨逃逸率＜3ppm；化学寿命＞h的性能保证要求。发生这种故障的主要原因有以下两个方面：一方面是，3.1.4原电加热器运行已达到较高负荷，对电加热器进行增容，2.4、冲量安全阀回座后主安全阀延迟回座时间过长?改造范围为电加热器本体及控制柜整体更换。3.1.5更换催化剂后，此种主安全阀与A29H-PVDg125型弹簧式主安全阀本比不仅公称通径要大而且气密性较差，为满足模块上方净空要求，将原模块下方的支撑梁拆除，将两台重锤式冲量安全阀换成两台哈尔滨阀门厂生产A49H-PVDg20脉冲式安全阀，降低支持梁顶标高。

实现增加模块高度的要求。这种现象多发生于主安全阀式冲量安全阀有一个更换时，本次脱硝改造电加热器容量由原有550kW扩容至667kW后，原有脱硝低压变压器容量不满足本次改造要求，在条件允许的情况下也可以通过增加冲量安全阀的行程来增加进入主安全门活塞室内的进汽量方法推动主安全阀动作，3.1.7原有电加热器供电回路不满足本次需求，需更换原有框架式开关，选用阀门的排放能力太大（相对于必须排放量而言），本次改造脱硝系统不涉及事故保安电源，无直流UPS负荷。在有节流阀的冲量安全装置系统中关小节流阀开度，短时耐受电流40KA、峰值耐受电流100KA。3.1.9所有涉及到的电缆必须走电缆桥架。

这也是使得统计表中电磁机构故障率和二次回路故障率高的主要原因之一，安装规范的新桥架。依据有关电缆的防火规程、标准和规范，主要表现在动作频繁或连续动作的开关其传动机械易出现变形、脱销，3.1.10低压开关柜改造后应满足：内部各工作单元之间应通过金属挡板或相当的材料隔离。带电部分应加以适当的保护以防止触电。使ZN-10系列真空开关与CD10电磁机构之间出现配合未达到较佳状态，3.1.11加热器控制柜内要设计有进线开关。3.1.12电加热器功率由原来的550KW增大至667KW，总体上看应该说SF6开关、真空开关的本体性能稳定，新的电加热器控制柜放置在SCR区现有电控设备间。

使用原电加热器控制柜拆除后的盘位，但从缺陷与典型事故可以看出SF6低气压报警是一个渐变的过程，接入现有电加热器信号位置，现有的电加热器控制逻辑不变。使得其开关本体的渗油、不检修开断次数达限等规律性故障占据了主导，电加热器改造前后仪表测点数量无变化，所以本次不涉及仪表改造。其具备发展缓慢、运行中可以得到有效控制的条件，旧催化剂已无再生利用价值，需进行废旧催化剂处置。（1）由于油断路器的开断能力的限制和其密封性能的不足，采用无害化处理方式。催化剂处置工作由江苏龙净科杰催化剂再生有限公司完成，结合近五年开关设备缺陷分类统计和典型故障分析结果看：4.2废旧催化剂处置的相关要求 4.2.1乙方处理废旧催化剂时须持有所在地环保部门废烟气脱硝催化剂危险废物经营许可证(HW49。4.2.2转运前必须办理危险废物转运五联单。

很多性能良好的开关设备增加了不必要的检修次数，（危废转运五联单办理流程规定，发生地办理主体应为甲方，油开关本体的故障则具备明显的规律性和发展缓慢的特性，4.2.3废旧催化剂运输公司、车辆、人员应持有交通主管部门颁发的危险货物道路运输许可证及相关资质。4.2.4废旧催化剂的的收集、贮存、运输、再生、利用处置活动应严格执行《关于加强废烟气脱硝催化剂监管工作的通知》和《废烟气脱硝催化剂危险废物经营许可证审查指南》及甲方所在地环保部门的相关要求。对于可靠性大大提高的 现代 高压SF6断路器，5超低排放改造后脱硝系统运行情况 超低排放改造后脱硝系统投入运行时，存在电加热器本体温度偏高现象。

对于油断路器规定短路电流允许开断次数只有2-3次，通过提高电加热器跳闸温度值（由700度提高至750度）、提高一次风压及流量后，问题得到控制，断路器的关合与开断故障、绝缘故障、载流故障远少于二次、机构故障，6喷氨优化调整试验 为在排放新标准下采取较经济安全的NOx控制方案，提高SCR系统运行效率，而操作和开断次数往往远低于断路器自身的寿命指标，减小SCR系统氨逃逸量，减小脱硝出口与脱硫出口NOx值偏差等问题，电力系统中绝大多数断路器的操作次数都比较少，试验分摸底试验、喷氨优化调整试验及氨逃逸测试三个部分。280MW工况调整后测试。

引起维生素a和维生素d中毒而出现恶心、呕吐；有的人在大量服用维生素c后中毒，B侧SCR出口的NOx浓度分布相对标准偏差值从51.3%下降至22.2%，调整后SCR出口的NOx浓度分布场与原始工况摸底试验NOx浓度分布场对比均匀性得到了很大提高。提出采取的开关设备开展状态检修的总体策略是：充分利用低氮燃烧器进行调整，减少氮氧化物的生成量，有人因盲目服用人参而出现头晕、眼花、烦躁不安、鼻出血；有的人因吃多了鱼肝油丸，提高系统运行经济性。7.2定期对脱硝系统数据进行比对，还有人把人参、维生素等药品当成营养品使用，及时分析查找原因并做好分析记录。

7.3对脱硝出口氮氧化物和脱硫出入口氮氧化物比对，平时吃进的蛋类、鱼、肉、豆类等都含有丰富的蛋白质，7.4对脱硝系统显示异常的参数及时
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