SNCR脱硝技术方案--改正8.8.doc

山东光大电力集团公司热电厂5台CFB锅炉烟气脱硝项目初步设计（含可研）说明书煤炭工业济南设计研究院有限公司山东新华能源工程技术有限公司二一四年八月目 录第一章 概述31.1概况31.2 锅炉系统现状31.3锅炉脱硝系统技术改造的要求3第二章 脱硝设计范围及设计原则42.1 设计依据42.2 锅炉燃料参数52.3 水源52.4 现场自然条件52.5 主要设计原则和设计依据6第三章 脱硝工艺93.1 低氮燃烧工艺调整93.3 技术要求15第四章 环境保护与环境效益304.1环保保护30第五章 节能305.1 能源设计依据305.2 能耗因素305.3 项目能源需求量315.4 主要节能技术措施31第六章 劳动安全与工业卫生316.1 设计依据316.2 主要危险源及有害因素分析316.3 采取的安全防范措施316.4 劳动卫生防护措施336.5 劳动安全卫生机构336.6 劳动安全卫生设计预期效果33第五部分 SNCR系统实际运行费用34第一章 概述1.1概况山东光大电力集团公司热电厂始建于1989年，属于国有中型企业，占地220亩，电厂冬季发电、供暖，夏季检修。该电厂现装备循环流化床锅炉5台，总装机容量36MW，装备2台75t/h和1台90t/h中温中压循环流化床锅炉、1台130t/h高温高压循环流化床锅炉、1台116MW热水循环流化床锅炉。山东光大电力集团公司热电厂位于禹城市市区，临青银高速5公里，临京沪铁路200米，交通、运输便利。1.2 锅炉系统现状根据对山东光大电力集团公司热电厂现场调研以及厂方提供的锅炉运行参数，该热电厂存在以下问题：1. 燃煤来源多样，煤质成分不固定，导致锅炉燃烧不稳、炉温调节困难。2. 6#、7#、8#锅炉NOX排量高达450 mg/Nm。9#、10#约为400 mg/Nm。综合热电厂的情况，NOX排放量已经大大超出国家及山东省火电厂锅炉烟气排放标准，必须进行技术改造。1.3锅炉脱硝系统技术改造的要求1.3.1技改后的烟气排放指标按照山东省火电厂大气污染物排放标准DB37/664-2013环保的要求，运行的锅炉烟气排放指标低于：单台炉出力大于65t/h以上、采用煤矸石、油页岩等燃料的循环流化床发电锅炉执行的排放浓度限值表：烟尘（mg/Nm3）二氧化硫（mg/Nm3）氮氧化物（mg/Nm3）汞及其化合物（mg/Nm3）执行日期30200200无2013.9.1302002000.032015.1.1201002000.032017.1.11.3.2按照业主要求：系统技术改造后，NOx小排放浓度限制在100 mg/Nm（6%O2，标态）以下。第二章 脱硝设计范围及设计原则本初步设计适用于山东光大电力集团公司热电厂5台循环流化床锅炉的脱硝工程。脱硝技术要求：(1) 本工程采用选择性非催化还原脱硝（SNCR）+低氮燃烧改造工艺。(2) 使用氨水作为脱硝还原剂。(3) 脱硝装置氨水制备车间与炉区的控制系统使用DCS系统单独控制；并通过光纤将数据接至主控室操作员站；CEMS污染物在线系统监测通过光纤将接至主控室。(4)原烟气氮氧化物排放量折算浓度按照450mg/m3（出口烟气含氧量按6%），脱硝系统建设后烟气中氮氧化物排放量100 mg/Nm3（出口烟气含氧量按6%）设计。脱硝工艺公用系统部分：按照五台炉50110% BMCR负荷运行进行设计，锅炉满负荷运行时的最大烟气量按照工况#6.、#7锅炉162000m3/h， #8锅炉184500 m3/h， #9锅炉270000 m3/h, #10锅炉300000 m3/h设计。(5) NH3逃逸量控制在8 mg/m3以下。(6) 脱硝装置可用率不小于98%，服务寿命为30年。2.1 设计依据序号名称型号容量额定汽压额定汽温备注制造编号1#6炉YG-75/3.82-M175T/h3.82MPa450蒸汽锅炉98-466-52#7炉YG-75/3.82-M175T/h3.82MPa450蒸汽锅炉98-466-33#8炉UG-90/3.82-M390T/h3.82MPa450蒸汽锅炉051164#9炉UG-130/9.8-M6130T/h9.8MPa540蒸汽锅炉5#10炉QXF-116-1.6/130/70116MW1.6MPa130热水锅炉锅炉烟气参数序号名称烟气体积流量烟气温度范围热量输入及变化情况负荷变化范围过剩空气系数1#6炉162000mg3/h238.58GJ/h50%-100%5-82#7炉162000mg3/h238.58GJ/h50%-100%5-83#8炉184500mg3/h327.318GJ/h50%-100%5-84#9炉270000mg3/h375.06 GJ/h60%-100%5-85#10炉300000mg3/h454GJ/h30%-110%5-82.2 锅炉燃料参数名 称符 号单 位设计煤种收到基低位发热量Qnet.arkJ/kg28055干燥无灰基挥发份Vdaf%32.1分析基水分Mad%收到基水份Mar%收到基灰份Aar%17.0收到基碳Car%49.1收到基氢Har%收到基氧Oar%收到基氮Nar%收到基硫Star%1.02.3 水源直接利用锅炉化学除盐水。2.4 现场自然条件历年平均气温 13.5历年极端最高气温 40.5历年极端最低气温 - 22.3历年平均相对湿度 60%历年平均降水量 802.8mm历年一日最大降水量 558.5mm历年最大冻土深度 20-30cm全年主导风向 东南风冬季主导风和向 东风及西北风夏季主导风向 东风及东南风 根据中国地震动参数区划图（GB18306-2001），扩建厂区地震动峰值加速度为0.10g（相应的地震基本烈度为7度），。场地土类型与建筑场地类别厂/场区地震 地震基本烈度为级厂址区建筑场地 建筑场地级别为III类场地 2.5 主要设计原则和设计依据2.5.1 主要设计原则按照国家建设方针、政策，在设计中贯彻技术先进、布局合理、经济适用、安全可靠的原则。按照国家最新标准和业主的要求，选用合理的工艺方案，实用可靠的设备，先进的控制手段，使山东光大电力集团公司热电厂5台循环流化床锅炉的烟气NOX排放达到100mg/m 3的要求。2.5.2 编制原则1）按照国家及山东省排放标准设计、确保达标排放；2）脱硝剂的选择从山东光大电力集团公司热电厂进行综合考虑；3）装置设计充分考虑系统的安全性、可靠性、先进性；4）系统投资省、效率高、节能、运行费用低。5）系统尽量利用现有的场地、设备和公用工程，合理布局，节约用地；6）尽量降低人工劳动负荷，使系统操作简便、易于维护；7）全系统设施布局美观、紧凑；8）优化布置设计，创优良工程原则。2.5.3 设计执行标准和规范1) 火力发电厂设计技术规程 DL5000-20002) 电力工程制图标准 DL5028-933) 继电保护和安全自动装置技术规程 DL400-914) 火力发电厂厂用电设计技术规定 DL/T 5153-20025) 火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程DL/T5136-20016) 发电厂、变电所电缆选择与敷设设计规程 SDJ26-897) 火力发电厂和变电所照明设计技术规定 DLGJ56-958) 3110KV高压配电装置设计规范 GB50060-929) 交流电气装置的过电压保护和绝缘配合 DL/T620-199710) 电测量及电能计量装置设计技术规程 DL/T5137-200111) 电力工程电缆设计规范 GB50217-9412) 火力发电厂厂内通信设计技术规定 DL/T5041-9513) 建筑物防雷设计规范 GB50057-9414) 火力发电厂、变电所直流系统设计技术规定 DL/T5044-9515) 低压配电设计规范 GB50054-9516) 交流电气装置的接地DL/T621-199717) 过程检测和控制流程图用图形符号和文字符号 GB26258118) 火力发电厂电子计算机监视系统技术规定 NDGJ918919) 火力发电厂锅炉炉膛安全监控系统设计技术规定 DLGJ1169320) 分散控制系统设计若干技术问题规定1993年3月能源部电力规划设计管理局21) 工业自动化仪表工程施工及验收规范 GB939622) 火力发电厂锅炉炉膛安全监控系统在线验收测试规程DL/T 655-199823) 火力发电厂模拟量控制系统在线验收测试规程 DL/T 657-199824) 火力发电厂顺序控制系统在线验收测试规程 DL/T 658-199825) 火力发电厂分散控制系统在线验收测试规程 DL/T 659-199826) 火电厂烟气脱硝工程技术规范选择性非催化还原法（征求意见稿）27) GB 12348 工业企业厂界噪声排放标准 28) GB 12801 生产过程安全卫生要求总则 29) GB 14554 恶臭污染物排放标准 30) GB 18218 危险化学品重大危险源辨识 31) GB 50016 建筑设计防火规范 32) GB 50040 动力机器基础设计规范 33) GB 50160 石油化工企业设计防火规范 34) GB 50222 建筑内部装修设计防火规范 35) GB 50229 火力发电厂与变电站设计防火规范 36) GB 50243 通风与空调工程施工质量验收规范 37) GB 50351 储罐区防火堤设计规范 38) GB/T 16157 固定污染源排气中颗粒物测定与气态污染物采样方法 39) GB/T 21509 燃煤烟气脱硝技术装备 40) GB/T 50033 建筑采光设计标准 41) GBZ 1 工业企业设计卫生标准 42) DL 5009.1 电力建设安全工业规程（火力发电厂部分） 43) DL 5053 火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程 44) DL/T 5029 火力发电厂建筑装修设计标准 45) DL/T 5035 火力发电厂采暖通风与空气调节设计技术规程 46) DL/T 5120 小型电力工程直流系统设计规程 47) DL/T 5136 火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程 48) DL/T 5153 火力发电厂厂用电设计技术规定 49) HJ/T 75 固定污染源烟气排放连续监测技术规范（试行） 50) HJ/T 76 固定污染源烟气排放连续监测系统技术要求及检测方法 51) HG/T 20649 化工业企业总图运输设计规范 52) 危险化学品安全管理条例（中华人民共和国国务院令 第344号） 53) 危险化学品生产储存建设项目安全审查办法（国家安全生产监督管理局、国家煤矿安全监察局令 第17号） 54) 建设项目（工程）竣工验收办法（计建设（1990）1215号） 55) 建筑项目竣工环境保护验收管理办法（国家环境保护总局令 第13号）56) HJ 563-2010 火电厂烟气脱硝工程技术规范 选择性非催化还原法第三章 脱硝工艺本工程选用低氮燃烧工艺+SNCR3.1 低氮燃烧工艺调整低氮燃烧工艺是从燃烧过程本身解决问题。对于循环流化床锅炉来说，氮氧化物产生与两个因素有关，即：燃料自身含氮和燃烧产生的氮氧化物。我们只能从燃烧过程本身解决问题，即在不影响锅炉热效率的基础上，改善燃烧工艺条件。低氮燃烧技术只有初期投资，没有运行费用，是一种较经济的控制氮氧化物的方法，与燃烧后的脱硝技术结合，可以降低燃烧后烟气脱硝的难度和成本。低氮燃烧一体化技术，强调高效燃烧前提下的二次风合理低氧分级原则与低一次风率方式下的理想料层流态化构建技术的融合，充分照顾到了高效燃烧与De-NOx的协调统一。是从优化炉内物料流态化状况、改善着火燃尽特性、保证或提高锅炉热效率和优化风烟参数等方面入手，然后做出的精细化二次风布局与一次风优化方案，进而通过设备改造和科学的燃烧调整过程。取得低氧燃烧技术改造最佳效果。 高效低氮燃烧一体化技术1 “总体统一”原则本技术强调的是高效燃烧与De-NOx过程的高度统一。作为CFB锅炉运行的一般原则，务必要遵循“一次风主调料层温度确保床温，二次风补充氧量紧跟负荷”这一基本要领。在可以降低一次风率的情况下，提高二次风率增强分级效果，无论对燃尽率提高、炉内减缓磨损、提高煤质适应性、保证炉效，或者对提高石灰石脱硫效果、增强De-NOx能力、改善循环流化状态，都十分有益。没有高效燃烧做后盾，也不敢擅自降低锅炉运行总氧量，也无法合理分级送风。不统一高效燃烧与De-NOx的利益关系，无法达到本技术的实际效果。2 “两项重点工作”内容大多数CFB锅炉先天存在二次风布局和一次风无法降低的缺陷，有着炉型对煤质的环保不适应性，仅靠人为调整，无法使得NOx排放降低到达标要求。而反过来讲，即使锅炉技改方案正确，没有一个科学严谨的细致调试工作，也无法落实最终技改成果。因此，设备本身的高效低氮燃烧技改方案，可以说是建立了可资利用的基础体系条件和运行优化平台；而由富有经验的CFB专业工程师所进行的燃烧优化调整，则是利用技改方案所构成的优良设施，充分体现De-NOx和高效燃烧的整体统一和NOx终极降氮效果。3 “四个考虑”前提本低氮燃烧一体化技术，是从优化物料流态化、改善燃烧特性、确保热效率和优化其他相关参数等四个方面入手，达到最终技术改造效果的。料层的整体和局部流化效果，以及整体物料的循环过程，是构建基本CFB燃烧过程的最基础条件。通过一系列技术改造，首先解决物料流态化和循环问题，产生基本的分级燃烧颗粒流动过程。没有这一点，不可能实现炉内温度的均衡和二次风分级作用。燃烧特性的改善，颗粒破碎情况是前提，二次风分级的氧化还原分段、床温稳定且适当、灼热物料各处温度尽可能均匀、流态化均匀且氧量分布匀称则是最终达到高效燃烧的根本原因。锅炉热效率的保证除了高效燃烧降低或保持了飞灰大渣可燃物含量以外，更显著的是因炉膛出口氧量的适度降低，而带来的排烟损失明显降低。对于循环飞灰分离器后的汽、水、风、烟系统个别参数的异常偏差，经对设计数据、原始运行数据分析对比、计算，在技改中充分考量。比如说一次风温或高或低、空预漏风增大、分离器效率降低等，需要对这些部件进行整改和完善。4“五方面局部效果”保障低氮燃烧一体化技术，最终要实现CFB物料温度的整体均衡、最佳分区燃烧、局部氧量均匀化、二次风立体化分级和低氧的宽煤种适应等五个方面技术改造效果。温度均衡的目的在于消除局部高温峰值，实现理想的870920最佳低氮温度环境；分区燃烧制造出来的还原氧化分段，强化了已生成NOx的逆向过程CO催化下的N2+O2的还原分解能力；局部氧量均匀解决了石灰石成分在炉内的脱硫效率低下的问题，促成了制造炉内整体低氮环境气氛的可能性，解决了低氮与脱硫之间存在的矛盾；二次风立体分级，节约了实现分级送风时的空间需求，改善了高效燃烧所需要的三维颗粒移动的传热传质，发挥了二次风射流基本穿透能力下的燃料氧量携带作用；低氧环境下，煤种适应性会由于二次风率低、一次风率高而出现问题，而通过我们的技改，可以有效获得理想的有效一次风率和二次风率的比例关系，确保更宽泛的煤质适应能力。CFB高效低氮燃烧一体化技术，低氮效果显著。对于大中型CFB锅炉来言，由于布风板上方燃烧室耐火浇注料高度为8.510m、布风板面积大于24m2，有更多的空间来调整和考虑二次风布局。两台75t/h和一台116MW锅炉是济南锅炉厂生产，高倍率循环，小风帽，燃料调整时，容易造成炉温不均匀，导致氮氧化物生成量高。一台90t/h和一台130t/h锅炉由无锡锅炉厂制造，高倍率循环。本工程采用锅炉改造和调整燃烧工艺，锅炉按照炉型和燃烧工艺，设计调整一次风二次风风量，对风帽和二次风管布置等设备进行更换或调整，在不影响锅炉热效率的前提下降低含氧量，在根本上控制NOx的产生。3.2、SNCR脱硝工艺描述所谓SNCR技术，就是不采用催化剂的情况下，在炉膛（或循环流化床分离器）内烟气适应处均匀喷入氨或尿素等氨基还原剂，还原剂在炉中迅速分解，与烟气中的NOx反应生产N2和H2O而基本不与烟气中的氧气发生作用的技术。2010年，环保部发布了HJ563-2010火电厂烟气脱硝工程技术规范选择性非催化还原法。SNCR法在调试及试运行时段或阶段性运行时期脱硝效率可以高达65%以上，长时间运行脱硝效率可维持在50%。SNCR法在火电大机组上效率提高不明显，但在中小锅炉上效率提高非常显著。SNCR法投资省，在中小锅炉脱硝上具有广泛的应用前景。SNCR脱硝技术具有以下的优点：1）SNCR脱硝系统的建设为一次性投资，运行费用低。在脱硝过程中不使用催化剂，不存在增加系统的压力损失等其他烟气脱硝技术引起的弊端；2）SNCR脱硝系统的占地面积小；3）SNCR工艺的整个还原过程都在锅炉内部进行，不需要另外设立反应器；4）SNCR工艺简单，施工时间短；5）SNCR技术不需要对锅炉燃烧设备和受热面进行大的改动，不需要改变锅炉的常规运行方式，对锅炉的主要运行参数影响很小；（1）脱硝化学反应方程式向温度约8501100的烟气中喷入氨水，在无催化剂的条件下，氨水与烟气充分混合，选择性的将烟气中的NO还原成N2和H2O，从而去除烟气中的NOx。锅炉烟气中NOx组成中，95%为NO， 5%为NO2。在炉膛内，使用氨水总反应为：4NO+4N H3+ O2=4 N2+6H2O（2）SNCR脱硝反应的温度窗口氨水的最佳反应温度区间为8501100。（3）SNCR氨水脱硝工艺流程图（4）脱硝效率的影响因素a) 温度图2 SNCR氨水脱硝工艺流程图烟气脱硝SNCR法，温度适应范围较小。如果反应温度太低，反应速度急剧下降，氨逃逸增加，脱硝效率随之下降，达不到脱硝的效果。如果反应温度太高，NH3分解，生成新的NOx的生成量，系统效率下降。b) 氨氮比NSRSNCR脱硝的NSR（NH3/NOx摩尔比值）一般控制在1.5-2的范围内比较合适，并且应随锅炉负荷的变化而变化。当NSR过小，NH3与NSR的反应不完全，NOx的转化率低，当NSR超过2时，NOx的转化率不再增加，造成还原剂NH3的浪费，泄漏量增大，造成二次污染。c) 合适的停留时间图3 停留时间对SNCR脱硝率的影响还原剂必须和NOx在合适的温度区域内有足够的停留时间，这样才能保证烟气中的NOx还原率。还原剂在最佳温度窗口的停留时间越长，则脱除NOx的效果越好。NH3的停留时间超过1s则可以出现最佳NOx脱除率，尿素和氨水需要0.3s0.4s的停留时间以达到有效的脱除NOx的效果。d）还原剂和烟气的充分混合还原剂与烟气的充分混合是保证充分反应的又一个技术关键，是保证在适当的NH3/NOx摩尔比时得到较高的NOx还原率的基本条件之一。大量研究表明，烟气与还原剂快速而良好混合对于改善NOx还原率是很必要的。 e) SNCR系统烟气脱硝过程由下面四个基本过程完成：接收和储存还原剂；还原剂的计量输出、与水混合稀释；在锅炉合适位置注入稀释后的还原剂；还原剂与烟气混合进行脱硝反应。3.2.2 气/汽源、水源参数进入可供脱硝装置气/汽源、水源的参数厂用气排汽含尘粒度 0.1 um，压力露点-40压力Mpa0.4-0.6仪用气排汽含尘粒度 0.1 um，压力露点-40压力Mpa0.4-0.6温度200-250压力Mpa0.58-0.85工业水压力Mpa0.2-0.3 氨水稀释水要求质量：总硬度 150 ppm；钙硬度 100 ppm；“M” 碱度 100 ppm；铁 0.5 ppm ；导电镀 250 mmhos；3.2.3 还原剂的选择在SNCR的工艺设计中，要根据炉型及燃烧的温度特征选择还原剂。研究表明，以尿素为还原剂时，最佳反应温度约为900-1150摄氏度；以氨水为还原剂时，最佳反应温度约为850-950摄氏度。循环流化床锅炉实际运行温度850-970摄氏度，采用氨水作还原剂更为合理。且运行经济。目前山东境内循环流化床锅炉脱销工程中，90%采用氨水作还原剂。因此，本脱硝工程采用氨水作为还原剂。氨水溶液储存量不小于5台锅炉BMCR工况下5天用量。3.3 技术要求3.3.1 脱硝装置的总体要求3.3.1.1 脱硝系统和设备至少满足以下总的要求： SNCR脱硝不增加烟气阻力； 脱硝装置设计在锅炉负荷50%-110%BMCR范围内有效地运行； 采用SNCR烟气脱硝技术， 采用10%氨水溶液（wt%）作为SNCR烟气脱硝系统的还原剂；原烟气氮氧化物折算浓度按照450mg/m3考虑，脱硝系统出口按100 mg/m3（出口烟气含氧量按6%）进行设计。 脱硝装置的服务寿命为30年。脱硝装置中其他所有设备，在正常检修维护时都能保证30年的使用寿命； 脱硝装置在运行工况下，氨的逃逸率小于8 mg/m3；由于5台锅炉布置位置原因，氨水进厂卸料和储存系统公用部分按两套设计，#6、#7、#8锅炉合用一套公用系统，#9、#10锅炉合用一套公用系统，其它系统按单元锅炉设计； 烟气脱硝工程内电气负荷均为低压负荷，系统内只设低压配电装置； 控制系统：烟气脱硝工程氨水制备车间的控制系统与炉区的控制系统采用新增的DCS控制系统，该系统可以独立运行，并通过光纤通讯，在主控室设置操作员站，实现现场操作及锅炉控制室内DCS监视和操作。控制对象包括：脱硝还原剂浓度控制系统、喷枪混合控制系统、温度监测系统等。使脱硝控制系统可在无需现场就地人员配合的条件下，在控制室内完成对脱硝系统脱硝剂的输送、计量、水泵、喷枪系统等启停控制。 所有设备的制造和设计完全符合安全可靠、连续有效运行的要求，性能验收试验合格后一年质保期内保证装置可用率98%； 脱硝装置应能快速启动投入，在负荷调整时有良好的适应性，在运行条件下能可靠和稳定地连续运行；提供系统设备布置图，布置图中充分考虑了本工程现有场地条件，吸收剂运输，全厂道路（包括消防通道）畅通，以及炉后所有设备安装、检修方便； 脱硝装置的检修时间间隔与锅炉的要求一致，不增加锅炉的维护和检修时间。 在距脱硝装置1米处，噪音不大于85dBA； 脱硝压缩空气系统由新增设的双螺杆压缩机提供，消耗量和技术指标满足设计要求。喷枪的安装位置：275t/h锅炉喷枪布置在燃烧室出口与分离器入口之间的水平烟道截面处和锅炉炉膛高温区；190t/h+1130t/h+1116MW锅炉喷枪布置在燃烧室出口与分离器入口之间的水平烟道截面处。有以下情况时，SNCR系统必须全部停止：1， 锅炉MFT动作2， 锅炉没有烟气量3， 脱硝DCS控制系统故障4， CEMS污染物在线监测系统故障3.3.1.2工程主要组成部分满足如下要求：3.3.1.2.1 氨水溶液储存系统1) 氨水溶液储存系统的总储存容量按照不小于五台锅炉SNCR装置BMCR工况下5天的总消耗量来设计，储存总量 140m3，受区域条件限制，建设两套溶液储存公用系统，一套放置在8#炉输煤栈桥下方，容量 70m3 ，一套布置在9#炉输煤栈桥下方，容量70m3。还原剂氨水由槽罐车运输到厂区，通过卸料泵站向储存罐内注液。罐顶部安装呼吸阀。运行期间，罐压通过呼吸阀实现无压运行。输送泵（一用一备）在一定压力下向SNCR系统提供氨水。因此一定量的氨水循环往复，循环线路的压力由安全阀及背压阀控制。脱硝所要求的氨水量由输送泵的电机频率调整。2) 氨水考虑采用罐车运输。3) 氨水溶液浓度为20（重量比）。4) 氨水储存设备依据就近原则在锅炉附近空地布置。#6、#7、#8锅炉合用一套公用系统，布置在#8锅炉附近；#9、#10锅炉合用一套公用系统，布置在#10锅炉附近，设备间距满足施工、操作和维护的要求，各设备间的连接管道保温。7) 氨水溶液储罐设有梯子、平台、栏杆等安全防护设施。8) 氨水溶液储罐采用磁翻板液位计（带420mA输出）。3.3.1.2.2氨水溶液输送供给系统1) 每台锅炉各设一套氨水溶液输送供给系统。2) 氨水溶液输送泵采用液压隔膜计量泵，由变频器调节控制。3) 输送泵设有备用。4) 氨水溶液输送供给系统设置过滤器，以防止设备堵塞。3.3.1.2.3安全阀、背压控制阀和脉动阻尼器安全阀能保证管路压力，当管路系统压力过大时，氨水从安全阀出口回到泵的进口管路，以释放压力；背压控制能稳定氨水溶液输送泵的出口压力；脉动阻尼器起“消峰填谷”的作用，稳定泵出口管道的压力。3.3.1.2.4稀释水系统当锅炉负荷或炉膛出口的NOx浓度变化时，送入炉膛的氨水溶液量也应随之变化，这将导致送入喷射器的流量发生变化。若喷射器的流量变化太大，将会影响到雾化喷射效果，从而影响脱硝率和氨残余。因此，设计了稀释水系统，用来保证在运行工况变化时喷嘴中流体流量基本不变。稀释水的储量不少于5台锅炉100%BMCR下5小时的用量。3.3.1.2.5计量分配系统1) 每台锅炉配置计量与分配系统。2) 计量分配系统就近布置在喷射系统附近锅炉平台上，以焊接或螺栓的形式固定。不影响锅炉其他部位检修工作。3) 计量分配系统设置过滤器，以防设备堵塞。3.3.1.2.6还原剂喷射系统1) 还原剂喷射系统的设计能适应锅炉50110BMCR之间的任何负荷持续安全运行，并能适应锅炉的负荷变化和锅炉启停次数的要求。2) SNCR脱硝装置能够在NOx排放浓度为最小值和最大值之间任何点运行。3) 喷射系统尽量考虑利用现有锅炉平台进行安装和维修。4) 喷枪有足够的冷却保护措施以使其能承受反应温度窗口的温度，本工程采用锅炉的一次风对喷枪进行冷却。5)采用固定喷嘴，压缩空气雾化的双流体喷枪，在锅炉适当位置布置喷枪，#6、#7、#8锅炉各布置6套喷枪，#9锅炉布置8支喷枪，#10锅炉配置10支喷枪。喷枪设置碳化硅外套管，每只喷枪外均通入锅炉一次风作为冷却风，对喷枪进行冷却保护。6)配制好的氨水溶液将送到各喷枪，各喷枪设有总阀门控制是否投运，喷枪设有气动电磁阀控制喷枪的进退。喷枪喷射所需的雾化介质采用压缩空气。压缩空气总管上设有流量压力测量，分几路通到各喷枪，每个喷枪的雾化压缩空气总管设有流量调节、压力测量，再通往各个喷枪。3.3.1.2.7喷枪分配装置喷枪分配装置放在喷枪前，同时，该装置设有雾化空气和冷却空气管道，为了安装方便，这个装置已组成模块。喷枪是SNCR系统的关键设备，喷枪的材质、设计对脱硝系统的效率和喷枪的寿命有很大的影响。我公司针对脱硝效率和雾化效果，选择高效雾化喷枪。 3.3.1.2.8墙式喷枪组件每一个喷枪组件都具有适合的尺寸和特性，保证达到必须的NOx减排所需的流量和压力。喷枪枪体材质310S，喷嘴为耐高温合金材质。每支喷枪都设有一个流量计量模块，用于监视每支喷枪的氨水流量。计量模块带远传，作为每支喷枪喷氨量的反馈信号。装设在烟囱的NOx测量信号送到DCS系统，经过一定的折算法，通过DCS调节氨水输送泵的频率，从而调节氨水的供应量。喷枪：采用专为脱硝系统设计和生产的气力雾化喷射器，它包括喷枪本体、喷嘴座、雾化头。喷枪本体上的氨水溶液进口和雾化气体进口为螺纹连接，通过两根金属软管分别与氨水溶液管路、压缩空气管路连接。冷却风也用金属软管接入喷枪，对喷枪进行冷却保护。3.3.1.3 给水排水系统及废水处理系统 给水排水系统：SNCR系统，利用满足要求的锅炉除盐水，将氨水稀释成58%的氨水稀溶液，经液压隔膜计量泵输送至喷枪，喷入适当位置进行脱硝反应。溶液稀释水采用锅炉稀释所用水要或除盐水。 废水的处理：氨水溶液储存以及稀释过程中无废水产生，在系统停运期间，氨水管路的冲洗水流到热电厂废水管网或脱硫系统加以利用。3.3.1.4管道3.3.1.4.1设计原则本工程中的工艺材料，根据物性及工艺要求，氨水溶液管道选用不锈钢无缝钢管，氨水溶液相关设备、管道阀门及相关辅材选用不锈钢材质；压缩空气管道进入SNCR系统的部分选用不锈钢材质。氨水储罐到锅炉的氨水溶液管道设置支架，。3.3.1.4.2技术要求(1) 管道系统的布置(包括各种支吊架)能承受各种荷载和应力。 (2) 所有管道的布置和支吊架设计便于检修维护与保温安装。在与设备连接处，提供法兰短管件，以减少维修要求的管道拆卸工作。(3) 管道运输时端口采取金属和塑料盖封闭，以防损坏和污物进入。3.3.1.5阀门3.3.1.5.1概述脱硝系统范围内所有阀门的设计、制造、试验适应于介质特性和使用条件，规格尽量统一，并尽量减少阀门的种类和厂家数量。3.3.1.5.2技术要求(1) 所有与氨水溶液相接触的阀门均选择不锈钢材料。(2) 在打开位置和满负荷工作压力下，所有阀门都是密封的。(3) 布置在户外的阀门，其电动执行机构能适应户外露天布置的要求。(4) 使用的材料符合应用标准，而且与管道材料和运行温度要求一致。供氨水溶液管道的阀门不含铜元件。(5) 所有阀门能在不超过相应平台1.5m高处进行操作。(6)电动阀门配备电动执行器，包括驱动电机、齿轮、限位开关，位置指示器（开、关）等。 (7) 安装在室外的全部阀门尽可能集中布置。3.3.1.6热电厂负责脱硝装置的工艺用水水源、压缩空气气源、电源的接口位置。3.3.1.7消防、通风、空调、除尘及劳动安全卫生设施脱硝装置内的消防、通风、空调、除尘的供货属于热电厂范围。3.3.1.8电气、仪表和控制系统1) 采用的电压等级： AC 380/220V。2) 静态负荷与电动机和杂用负荷由MCC间集中供电。3.3.1.9平面布置根据热电厂“总平面布置图”进行设计，提供脱硝系统平面布置图。3.3.1.10质量控制对脱硝系统的设计、设备和材料的采购、运输和储存等实行质量控制。3.3.2 技术性能3.3.2.1工艺（机械）部分根据自身技术特点对工艺部分（从还原剂厂外来料到还原剂喷入炉膛）的整个系统和设备进行详细的描述并根据热电厂的具体情况优化脱硝装置。3.3.2.2 所有设备的制造和设计完全符合安全可靠、连续有效运行的要求，性能验收试验合格后一年质保期内保证装置可用率98%。3.3.2.3保证锅炉烟气脱硝装置的运行状态不影响锅炉的安全、稳定运行，保证锅炉的连续运行不受脱硝装置运行及停运时的限制。3.3.2.4 SNCR脱硝不增加锅炉部分的烟气阻力。3.3.2.5脱硝装置安全、稳定、可靠，不会出现泄漏等问题。3.3.2.6为保证脱硝装置安全、连续、稳定地运行，提供的脱硝装置中的设备考虑了必要的备用。3.3.2.7脱硝系统中装设连续烟气监测系统（CEMS）和氨逃逸检测系统。3.3.2.8脱硝设备、烟道、部件严密，不向内漏也不向外泄漏。3.3.2.9系统流程图除了表示其范围内详细的设备及系统流程外，还有明确的标示指明与招标方的接口。3.3.2.10在距脱硝装置1米处，噪音不大于85dBA。3.3.2.11在使用寿命期间始终能实现本方案要求的脱硝效果，所有设备、部件保证都是经过运行验证、可靠、质量良好的产品。 3.3.3 仪控系统及设备3.3.3.1总规范提供的腐蚀性介质测量装置（包括一次元件、接管、变送装置）等防腐。提供的控制系统和设备符合现行电厂标准。脱硝控制系统和整个电厂控制系统设计相协调。脱硝装置内所有仪控设备、安装材料的设计、供货、施工。供货范围：就地端子箱、接线盒、仪表保护箱。仪表阀门（一次门、二次门及排污门）。仪表管路、管接头。控制系统及仪表控制设备接地材料。所有仪控设备的排架。 控制电缆及电缆敷设材料。提供一套完整、可靠、符合有关工业标准的脱硝控制系统及设备并进行安装、调试，该系统的设计满足脱硝装置的自动调节要求，保证系统在各种工况下安全稳定地运行，确保脱硝效率达到要求。自动控制系统保证脱硝装置的运行与锅炉负荷变化相匹配。控制系统能够完成脱硝装置内所有的测量、监视、操作、自动控制、报警及保护和联锁、记录等功能。控制系统由DCS、上位机和控制装置等组成。详细提供设计时所有I/O清单及仪表详细清单。所供应的仪表及控制设备选用通用产品，符合国家有关标准，不采用淘汰产品，并考虑最大限度的可用性、可靠性、可控性和可维修性。提供机柜的防护等级，室内为IP42；室外及现场不低于IP56。提供的所有远传仪表和控制设备，都从仪表和控制设备开始设计，直到接入脱硝控制系统。3.3.4 自动化水平1)整个脱硝装置的运行管理集中在控制室内进行。操控界面设在主控室和就地控制箱。2)控制系统采用以微处理器为基础的控制系统DCS，主要功能包括：数据采集处理、模拟量控制、顺序控制、显示、报警等。3)脱硝装置有完善的保护系统，以确保在危险工