循环流化床喷氨脱硝专项方案.doc

催化剂法（SCR）几种在空预器前布置位置管式空预器回转式空预器一、 前言氮氧化物是燃煤电站排放重要污染物之一，12月颁布新火电厂大气污染物排放原则（GB13223），对国内火电厂机组NOx排放原则作出了规定，对新旧机组NOx最高容许排放浓度都作出了详细规定。随着环保制度严格，对电站锅炉NOx控制日益严格。国家环保部即将实行颁布新火电厂大气污染物排放原则调节了大气污染物浓度排放限值，另一方面，针对NOx排污收费已经开始，电厂需按排放量每年支付大量NOx排污费用。6月，国家环保部制定了火电厂氮氧化物防治技术政策（征求意见稿），其中明确规定了NOX控制技术选取原则：“燃煤电厂氮氧化物控制技术选取应因地制宜、因煤制宜、因炉制宜，根据技术上成熟、经济上可行及便于操作来拟定；低氮燃烧技术应作为燃煤电厂氮氧化物控制首选技术；当采用低氮燃烧技术后，氮氧化物排放浓度不达标或不满足总量规定期，应建设烟气脱硝设施。” 低氮燃烧+SNCR脱硝技术路线不但符合环保部技术政策规定，也是当前各种脱硝技术组合中投资运营费用最省、改造工期最短、对锅炉既有燃烧系统改动至少方案；更为重要是，该工艺路线和重要设备已在国内和省内拥有大量可靠业绩，可以完全满足安全可靠、系统优化、功能完整、不减少锅炉效率和不影响锅炉正常运营规定。二、 SNCR工程设计方案1、 SNCR和SCR两种技术方案选取1.1. 工艺描述选取性非催化还原（Selective Non-Catalytic Reduction，如下简写为SNCR）技术是一种成熟商业性NOx控制解决技术。SNCR办法重要在9001050下，将含氮化学剂喷入贫燃烟气中，将NO还原，生成氮气和水。而选取性催化还原（Selective Catalytic Reduction，SCR），由于使用了催化剂，因而可以在低得多温度下脱除NOx。两种办法都是运用氮剂对NOx还原选取性，以有效避免还原氮剂与贫燃烟气中大量氧气反映，因而称之为选取性还原办法。两种办法化学反映原理相似。SNCR在实验室内实验中可以达到90以上NOx脱除率。应用在大型锅炉上，短期示范期间能达到75脱硝率，长期现场应用普通能达到3050NOx脱除率。SNCR技术工业应用是在20世纪70年代中期日本某些燃油、燃气电厂开始，在欧盟国家从80年代末某些燃煤电厂也开始SNCR技术工业应用。美国SNCR技术应用是在90年代初开始，当前世界上燃煤电厂SNCR工艺总装机容量在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，工艺上不同重要体当前两个方面：其一，SCR需要布置昂贵金属催化剂，SNCR不需要催化剂；其二，SNCR存在所谓反映温度窗口，普通文献简介，其最佳反映温度窗口为8501100，但是当采用氨做还原剂且和烟气在良好混合条件下，并且保证一定停留时间，则在更低760950范畴内也可以进行有效限度脱硝反映。采用SCR技术脱硝反映，由于催化剂存在，则可以在尾部烟道低温区域进行。SNCR、SCR和SNCR-SCR三种技术性能比较见表2-1。表2-1 选取性还原脱硝技术性能比较项目SCRSNCRSCR-SNCR还原剂NH3或尿素NH3或尿素NH3或尿素反映温度2504208501250前段：250420，后段：8501250催化剂TiO2，V2O5，WO3不使用催化剂后段加装少量TiO2，V2O5，WO3脱硝效率7090%大型机组为2540%，小型机组配合LNB、OFA技术可达80%4090%反映剂喷射位置多选取省煤器与SCR反映器间烟道内普通在炉膛内喷射综合SNCR和SCRNH3逃逸不大于3ppm510ppm不大于5ppmSO2/SO3氧化会导致SO2/SO3氧化不导致SO2/SO3氧化SO2/SO3氧化较SCR低对空气预热器影响催化剂中V、Mn、Fe等各种金属会对SO2氧化起催化作用，SO2/SO3氧化率较高， NH3与SO3易形成NH4HSO4而导致堵塞或腐蚀不会因催化剂导致SO2/SO3氧化，导致堵塞或腐蚀概率低于SCR和混合SNCR-SCRSO2/SO3氧化率较SCR低，导致堵塞或腐蚀概率较SCR低系统压力损失催化剂会导致较大压力损失没有压力损失催化剂用量较SCR少，产生压力损失相对较小燃料影响高灰分会磨耗催化剂，碱金属氧化物会使催化剂钝化无影响与SCR相似锅炉影响受省煤器出口烟气温度影响受炉膛内烟气流速、温度分布及NOx分布影响综合SNCR和SCR占地空间大（需增长大型催化剂反映器和供氨或尿素系统）小（锅炉无需增长催化剂反映器）较小（需增长小型催化剂反映器）近年来由于环保需要，中华人民共和国规定电厂锅炉除了使用低氮燃烧器(LNB)外，还需进一步安装烟气脱硝装置，当前采用最佳成效工艺重要有SNCR、SCR 和SNCR/SCR 混合法技术。参照国外整体能源分派和运用比重以及电厂实际状况来看，和国内较相似是美国，但是国内燃煤质量及灰分量依然是要特别考虑因素。由于SNCR在小型机组上呈现出优越性，因此在小型机组上首选SNCR脱硝技术，且进行SNCR改造后，若需再进一步脱硝，具备很大灵活性，如图2-1所示。图2-1 SNCR技术所具备灵活性SNCR 系统较简朴，可以依照机组运营状况灵活解决，不受机组燃料和负荷变化而受影响。施工周期短，SNCR 对其她系统维护运营(如空气预热器和集尘器) ，都不产生干扰及增长阻力。使用尿素作还原剂，不但可以并且减少SCR 系统采用“液氨”在使用和运送上所带来安全风险。并且，氨区设计占地远远不不大于尿素区设计占地。非常合用于老厂脱硝改造，若需进一步脱硝，可加装一层SCR催化剂，形成混合SNCR-SCR技术，达到NOx减排规定。由于国内脱硝技术仍属起步阶段，当前关于SNCR、SCR 和SNCR-SCR 混合法运营资料不甚多，因此需要借鉴国外经验来参照。图2-2所示为SNCR，SCR 和SNCR-SCR 混合法工艺经济比较，表2-2美国NOx工艺选取经济型分析计算值。图2-2 普通SNCR，SCR 和SNCR-SCR 混合法工艺经济比较表2-2 美国NOx工艺选取经济型分析计算值工艺%脱硝率%最经济脱硝率区*平均美国总投资美元/KW美国总投资US$/KWSNCR25402035151020SCR508570808060140Hybrid SNCR-SCR559550703070（24倍）（视脱硝率而定）SNCRHybridSCR(注*：在此区域之外并不是不能达到，而是运营成本会不成比例大幅度增长。工艺自身某些弱点会不成比例放大。涉及负面影响锅炉下游系统，让整体能耗及经济效益减低许多。)从经济和性能综合分析： SCR 脱硝装置成本重要在装置成本，运营成本重要在于还原剂和催化剂消耗和电耗。SNCR 方案其运营费用仅为SCR 工艺1530%，是在满足国家排放原则基本上最经济方案。 SCR 潜在产能问题最多又大。 SCR-SNCR 混合型是一种综合方案，它最大长处在于可以依照排放规定，分期实行。并比SCR 便宜。产能问题大幅减少。由于CFB锅炉炉膛出口及旋风分离器进口和出口烟气温度位于SNCR反映温度窗口内，且分离器中烟气流场状况正好有助于喷入还原剂和烟气良好混合，故在循环流化床锅炉上宜采用SNCR技术，可达到50%以上脱硝效率。1.2. SNCR长处与其他脱硝技术相比，SNCR技术具备如下长处：a) 脱硝效果令人满意：SNCR技术应用在大型煤粉锅炉上，长期现场应用普通可以达到3050NOx脱除率，循环流化床SNCR技术可获得50%以上脱硝效率。b) 还原剂多样易得：SNCR技术中脱除NOx还原剂普通都是含氮物质，涉及氨、尿素、氰尿酸和各种铵盐（醋酸铵、碳酸氢铵、氯化铵、草酸铵、柠檬酸铵等）。但效果最佳，实际应用最广泛是氨和尿素。c) 无二次污染：SNCR技术是一项清洁技术，没有任何固体或液体污染物或副产物生成，无二次污染。d) 经济性好：由于SNCR反映是靠锅炉内高温驱动，不需要昂贵催化剂系统，因而投资成本和运营成本较低。e) 系统简朴、施工时间短：SNCR技术最重要系统就是还原剂储存系统和喷射系统，重要设备有储罐、泵、喷枪和必要管路、测控设备。由于设备简朴，SNCR技术安装期短，仅需10天左右停炉时间，小修期间即可完毕炉膛施工。f) SNCR技术不需要对锅炉燃烧设备和受热面进行大改动，也不需要变化锅炉常规运营方式，对锅炉重要运营参数也不会有明显影响。1.3. 脱硝效果重要影响因素SNCR 办法重要使用含氮药剂在温度区域8701200C 喷入含NO燃烧产物中，发生还原反映，脱除NO，生成氮气和水，煤粉炉SNCR其概念见图2-3，循环流化床锅炉SNCR其概念图见图2-4。由于在一定温度范畴，有氧气状况下，氮剂对NOx还原，在所有其她化学反映中占主导，体现出选取性，因而称之为选取性非催化还原。SNCR在实验室内实验中可以达到90以上NO脱除率。SNCR 应用在大型锅炉上，选取短期示范期间能达到75脱硝效率，典型长期现场应用能达到3060NOx脱除率。在大型锅炉（不不大于300MW 发电功率）上运营，普通由于混合限制，脱硝率不大于40。SNCR 技术工业应用是在20世纪70年代中期日本某些燃油、燃气电厂开始，在欧盟国家从80 年代末某些燃煤电厂也开始SNCR 技术工业应用。图2-3 煤粉炉SNCR过程还原NOx概念图2-4 循环流化床SNCR过程还原NOx概念SNCR 相对SCR初投资低，停工安装期短，原理简朴，硬件工艺成熟。在SNCR 技术设计和应用中，影响脱硝效果重要因素涉及：a) 温度范畴；b) 适当温度范畴内可以停留时间；c) 反映剂和烟气混合限度；d) 未控制NOx浓度水平；e) 喷入反映剂与未控制NOx摩尔比NSR；f) 氛围（氧量、一氧化碳浓度）影响；g) 氮剂类型和状态；h) 添加剂作用；1.3.1 温度范畴选取实验表白，SNCR还原NO反映对于温度条件非常敏感，温度窗口选取是SNCR还原NO效率高低核心，图2-5给出了NOx残留浓度与反映温度关系曲线。温度窗口取决于烟气构成、烟气速度梯度、炉型构造等系统参数。文献中报道温度窗口差别很大，下限最低有427，上限最高达1150，最佳温度差别也很大。普通以为抱负温度范畴为7001000，温度高，还原剂被氧化成NOx，烟气中NOx含量不减少反而增长；温度低，反映不充分，导致还原剂流失，对下游设备产生不利影响甚至导致新污染。由于炉内温度分布受到负荷、煤种等各种因素影响，温度窗口随着锅炉负荷变化而变动。依照锅炉特性和运营经验，最佳温度窗口普通出当前折焰角附近屏式过、再热器处及水平烟道末级过、再热器所在区域。研究发现加入其她有些添加剂可以使NH3/NO反映温度窗口向低温方向移动，如图2-6所示。当前报道添加剂涉及氢气，引入氢气变成OH使得温度窗口朝低温方向移动；过氧化氢；一氧化碳；碳氢化合物如甲烷、甲醇、乙醇、苯酚；钠盐如NaOH、HCOONa、CH3COONa、NaNO3、Na2CO3。 图2-5 NOx残留浓度与反映温度关系曲线 图2-6 氨中CH4添加量对温度窗口影响1.3.2 适当停留时间图2-7 停留时间对SNCR脱硝率影响还原剂必要和NOx在适当温度区域内有足够停留时间，这样才干保证烟气中NOx还原率。还原剂在最佳温度窗口停留时间越长，则脱除NOx效果越好。NH3停留时间超过1s则可以浮现最佳NOx脱除率。尿素和氨水需要0.3s-0.4s停留时间以达到有效脱除NOx效果。图2-7阐明了停留时间对SNCR脱硝率影响。1.3.3还原剂用于SNCR脱硝工艺中常使用还原剂有尿素、液氨和氨水。若还原剂使用液氨，则长处是脱硝系统储罐容积可以较小，还原剂价格也最便宜；缺陷是氨气有毒、可燃、可爆，储存安全防护规定高，需要经有关消防安所有门审批才干大量储存、使用；此外，输送管道也需特别解决；需要配合能量很高输送气才干获得一定穿透效果，普通应用在尺寸较小锅炉和焚烧炉。若还原剂使用氨水，氨水有恶臭，挥发性和腐蚀性强，有一定操作安全规定，但储存、解决比液氨简朴；由于具有大量稀释水，储存、输送系统比氨系统要复杂；喷射刚性，穿透能力比氨气喷射好，但挥发性依然比尿素溶液大，应用在墙式喷射器时候依然难以进一步到大型炉膛深部，因而普通应用在中小型锅炉上，但在CFB锅炉上多使用氨水作为还原剂；若还原剂使用尿素，尿素不易燃烧和爆炸，无色无味，运送、储存、使用比较简朴安全；挥发性比氨水小，在炉膛中穿透性好；效果相对较好，脱硝效率高，适合于大型锅炉设备SNCR 脱硝工艺。从图2-8可以看出不同温度下尿素和氨对NOx还原率影响，温度区间位于730950之间时，选用氨作还原剂脱硝效率要高于选用尿素脱硝率。当反映区域温度在950以上时，尿素脱硝效率则可以保持在氨脱硝系统之上。因此在CFB锅炉SNCR系统，如果不是出于安全考虑，普通采用氨系统。但是在煤粉炉高温炉膛喷射，选取尿素更为有利。液氨是易燃易爆有毒化学危险品，氨水挥发性强且输运不便；氨水解决较液氨简朴，因而在CFB锅炉SNCR技术中多选取氨水作为还原剂。图2-8 不同温度下尿素和氨对NOx还原率影响1.3.4 恰当NH3/NO摩尔比NSR依照化学反映方程，NH3/NOx摩尔比应当为1，但事实上都要比1大才干达到较抱负NOx还原率，已有运营经验显示，NH3/NO摩尔比普通控制在1.02.0之间，超过2.5对NOx还原率已无大影响（见图2-9），NH3/NO摩尔比过大，虽然有助于NOx还原率增大，但氨逃逸加大又会导致新问题，同步还增长了运营费用。但是如何更有效地控制NH3泄漏，依然有待于更进一步研究。随着氨水喷入量增长，氨水与烟气混合状况有所好转，因而在高NH3/NO摩尔比值状况下获得了好效果。在实际应用中考虑到NH3泄漏问题，应选尽量小NH3/NO摩尔比值，同步为了保证NO还原率，规定必要采用办法强化氨水与烟气混合过程。图2-9 NH3/NO摩尔比NSR对NOx还原率影响1.3.5 还原剂和烟气充分混合还原剂和烟气充分混合是保证充分反映又一种技术核心，是保证在恰当NH3/NO摩尔比是得到较高NOx还原率基本条件之一。大量研究表白，烟气与还原剂迅速而良好混合对于改进NOx还原率是很必要。1.3.6 氛围影响适当氧量也是保证NH3与NO还原反映正常进行制约因素。随着氧量增长NO还原率不断下降。这是由于存在大量O2使NH3与O2接触机会增多，从而增进了NH3氧化反映进行。烟气中O2在数量级上远不不大于NO，在还原反映中微量氧可大大满足反映需求，因而从氧量对于NO还原率影响来看，氧量越小越有助于NO还原，见图2-10。图2-10 NOx还原率随烟气中氧气浓度变化为了提高SNCR对NOx还原效率，减少氨泄漏量，必要在设计阶段重点考虑如下几种核心工艺参数：燃料类型、锅炉负荷、炉膛构造、受热面布置、过量空气量、NO浓度、炉膛温度分布、炉膛气流分布以及CO浓度等。1.4. SNCR系统设计1.4.1设计根据我方设计根据至少遵循下列文献和原则，但不限于此：1) 本项目招标文献2) 火力发电厂设计技术规程 DL5000-3) 电力工程制图原则 DL5028-934) 继电保护和安全自动装置技术规程 DL400-915) 火力发电厂厂用电设计技术规定 DL/T 5153-6) 火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程DL/T5136-7) 发电厂、变电所电缆选取与敷设设计规程 SDJ26-898) 火力发电厂和变电所照明设计技术规定 DLGJ56-959) 3110KV高压配电装置设计规范 GB50060-9210) 交流电气装置过电压保护和绝缘配合 DL/T620-199711) 电测量及电能计量装置设计技术规程 DL/T5137-12) 电力工程电缆设计规范 GB50217-9413) 火力发电厂厂内通信设计技术规定 DL/T5041-9514) 建筑物防雷设计规范 GB50057-9415) 火力发电厂、变电所直流系统设计技术规定 DL/T5044-9516) 低压配电设计规范 GB50054-9517) 交流电气装置接地DL/T621-199718) 过程检测和控制流程图用图形符号和文字符号 GB26258119) 火力发电厂电子计算机监视系统技术规定 NDGJ918920) 火力发电厂锅炉炉膛安全监控系统设计技术规定 DLGJ1169321) 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22) 工业自动化仪表工程施工及验收规范 GB939623) 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 655-199824) 火力发电厂模仿量控制系统在线验收测试规程 DL/T 657-199825) 火力发电厂顺序控制系统在线验收测试规程 DL/T 658-199826) 火力发电厂分散控制系统在线验收测试规程 DL/T 659-199827) 火电厂烟气脱硝工程技术规范选取性非催化还原法（征求意见稿）1.4.2 SNCR系统重要设计根据220t/h单汽包、自然循环、汽冷后段有水平式过热器及省煤器、平衡通风系统循环流化床锅炉，重要参数见表2-3。表2-3某300t/h自然循环流化床锅炉重要设计参数 （BMCR）名称数据额定蒸发量300t/h过热蒸汽温度5405过热蒸汽压力9.8 MPa (表压)省煤器入口给水温度215空预器出口平均燃气温度140（依设计煤种定）通风系统平衡通风蒸汽温度控制范畴60100%BMCR该炉设计用烟煤，其煤质特性见下表2-4。表2-4 燃煤分析序号名称符号单 位设 计校核1碳Car%62.4260.422氢 Har%3.083.383氧 Oar%3.422.424氮 Nar%1.202.305硫 Sar%0.990.906灰分 Aar%24.1227.127水分Mar%4.785.809发热量 Qnet,ar,pkJ/kg232302233010挥发份 Vdaf%12.8511.8511灰变形温度DT1450140012灰软化温度ST1500145013灰熔融温度FT150015001.4.3 总体工艺1）总体工艺简介SNCR系统重要涉及氨水储存系统、吹扫风系统、氨水缓冲系统和喷射系统四某些。氨水储存系统提供溶液储存功能，然后依照锅炉运营状况和NOx排放状况加入稀释水配备成所需浓度，送入喷射系统。喷射系统实现各喷射层氨水溶液分派、雾化喷射和计量。还原剂供应量能满足锅炉不同负荷规定，调节以便、灵活、可靠；氨水储存区与其她设备、厂房等要有一定安全防火距离，并在恰当位置设立室外防火栓，设有防雷、防静电接地装置；氨水喷射系统应配有良好控制系统，其重要系统流程图见图2-8。 图2-8 喷射氨水SNCR系统流程图2）喷枪位置布置由于CFB锅炉炉膛出口及旋风分离器进口和出口烟气温度位于SNCR反映温度窗口内，且分离器中烟气流场状况正好有助于喷入还原剂和烟气良好混合，布置3组共6根氨水喷枪，2根布置于旋风筒入口烟道上，单侧墙上下布置，2根布置在旋风筒出口管内，按原设计开孔插入，另2根为低负荷下投用，在流化床炉膛内较分离器入口烟道标高如下设计，其示意图如图2-9所示。考虑炉膛内负压和颗粒浓度，其中位于炉膛和旋风分离器入口处喷枪不加气动推动装置，采用高温耐热钢和陶瓷防磨套管保护，分离器出口处位置喷枪装设气动推动装置，不投用时或压缩空气压力低时退出。图2-9 循环流化床SNCR喷枪位置布置示意图3）BRL工况下消耗还原剂氨水量计算按BRL工况下NOx炉膛出口浓度为370mg/Nm3，经SNCR脱硝后排放浓度为222mg/Nm3计算，烟气量为280000 Nm3/h，按氨氮摩尔比为1.25为设计值，经计算，BRL工况下单台锅炉每小时所需20%浓度氨水量设计为0.23 t/h。氨水浓度在1525%之类波动，若按照氨水浓度20%，且锅炉负荷为40%BRL工况下，若将20%浓度氨水配备成10%浓度氨水溶液需加入稀释水量为0.23t/h。喷枪具备1.52倍流量调节能力。1.4.4 系统简介和重要设备1 ) 氨水储存系统采用氨水系统时，可选取氨水浓度在1930%之间。普通氨水选取三种浓度一种，即19%，25%，29%。在美国原则控制体系内，采用浓度不同氨水，合用布置和安全原则也有一定差别。相似锅炉工况下，采用氨水浓度不同，氨罐容积以及注射泵，管线，阀门等参数都会有差别。普通氨水浓度应当由工程公司和业主协商，依照业主采购状况来详细拟定。氨水喷射系统需要一种可以远程控制卸载管线，将罐车运来氨水卸载到存储罐内，存储罐容积普通要比纯氨系统大诸多，但是考虑到制造、运送方面限制，普通要限制在100m3以内。考虑工程所在地气象因素，也就是由于台风、飓风、暴风雨、暴雪等灾害天气也许导致厂外氨水供应中断时间，再拟定存储罐合理尺寸。当一种罐子极限尺寸也不能满足合理储量规定期，可以采用两个或各种罐子布置形式。固然，综合考虑制作运送成本，也也许在单罐容量足够使用状况下，采用2个以上小罐子布置，但是普通不推荐这样设计。普通状况下，氨罐存储量要保证锅炉满负荷脱硝运营714天量，特殊状况下可以取不少于5天量。2) 氨水缓冲系统当锅炉负荷或炉膛出口NOx浓度变化时，送入炉膛氨水量也应随之变化，这将导致送入喷射器流量发生变化。若喷射器流量变化太大，将会影响到雾化喷射效果，从而影响脱硝率和氨残存。因而，设计了氨水缓冲罐，用来保证在运营工况变化时喷嘴中流体流量基本不变。特定浓度氨水溶液从储罐输出后，进入缓冲罐并加入稀释水，通过监测稀释水流量和氨水溶液流量来调节最后氨水浓度以满足锅炉不同负荷规定。稀释水输送通过稀释水泵来实现。稀释水泵设有2台，一用一备。流量余量不不大于10%，压头不不大于20%。4) 背压控制背压控制回路用于调节到各台炉氨水溶液和稀释水稳定流量和压力，以保证脱硝效果。因而，每台炉氨水溶液管路和稀释水管路均有背压控制回路，背压控制通过气动流量调节阀来实现。5) 喷射计量和分派装置喷射区计量分派模块是一级模块，每个模块由若干个流量测量设备和气动阀门设备构成。用于精准计量和独立控制到锅炉每个喷射区反映剂流量和浓度。该模块连接并响应来自机组控制信号，自动调节反映剂流量，对NOx水平、锅炉负荷、燃料或燃烧方式变化做出响应，打开或关闭喷射区或控制其质量流量。7) 喷射系统 在线配制稀释好氨水溶液将送到各层喷射层，各喷射层设有总阀门控制本喷射层与否投运，投运喷射层则由电动/气动推动装置驱动推动。各喷射层设有流量调节阀门和流量计量设备。喷枪喷射所需雾化介质采用压缩空气。每个喷射层雾化压缩空气总管设有压力调节、压力测量、流量测量，再通往各个喷射器。每只喷射器都配有电动/气动推动器，实现自动推动和推出SNCR喷射器动作。推动器位置信号接到SNCR控制系统上，与开/停压缩空气和开/停氨水溶液阀门动作联动，实现整个SNCR系统喷射器自动运营。电动/气动推动器配备就地控制柜，可以直接就地操作控制推动器进行检修和维护，同步实现SNCR自控系统远方程控操作，并显示设备实际工作状态信号。一种就地控制柜可以控制各种推动器，每层设有一种或者各种控制柜，用以分别控制该喷射层推动器。在正常运营时，每个喷射层每面炉墙上所有喷射器同进同退。8）压缩空气站1.5. 重要设备 1.5.1 SNCR系统重要设备1）氨水储罐设计氨水罐作用是存储反映剂，规定容量足够，运营安全。氨水罐介质入口为罐车卸载管线，出口为氨水泵吸入管线。为了保证氨水罐内有足量氨水，并且压力恰当，氨水罐需要配备液位计、真空阀、安全阀等附属设施。图2-10为某项目SNCR系统氨水罐简图。图2-10 氨罐总图氨罐底部有6个管座，分别接放水管、泵回流管、泵吸水管、氨水卸载管、卸氨平衡管、备用管线。罐顶部设立一种人孔门，罐内设立直达罐底斜爬梯，以便维护人员进入罐体内部检修。罐顶部也有六个管座，分别用于连接压力表、压力变送器、压力释放阀、真空阀、液位计、放空阀。罐体封头管座用于连接玻璃液位计、热电偶。氨罐安全阀，普通为弹簧式自启式安全阀，至少2只。一只真空安全阀，防止氨水卸载过程中发生罐体内负压过高状况发生。一只是正压安全阀，当罐子内压达到设计压力值时，自动启动释放氨气，当内压逐渐减少到回座压力时关闭。氨罐顶部设立液位计，可选用雷达液位计，安装在氨水罐顶部，通过发射波束从液面发生反射来拟定液面位置。氨罐材质方面并无特殊规定，普通碳钢即可。为了便于维护、巡视和操作，氨水罐外需要配备检修操作平台，设立相应楼梯、爬梯走道等。2）氨水泵选型SNCR系统氨水泵特点是小流量和高压头，因而选型有一定难度。可以选立式或卧式，都应当采用户外设计防护级别规定。北美市场普通规定按照NEMA原则设计，防护级别为Class V，相称于IP65防护。泵通过DCS控制启停，也配备现场电源按钮，用于水泵现场维修后试运转。喷射氨水SNCR系统，氨泵惯用选取有两种，一种是离心泵，一种是隔膜泵。对于本项目拟采用离心泵。3）氨水喷枪氨水喷枪好坏，直接决定了氨水雾化效果。好雾化对氨和烟气迅速均匀地混合是至关重要。使用机械或空气雾化喷枪，使氨水在进入炉膛前得到良好雾化，加强氨水与烟气混合均匀性，可以加快氨水和NOx之间反映速度，提高脱硝率。不同雾化方式各有优缺陷，机械雾化方式不需要雾化空气管线，运营中也不消耗雾化空气，因此系统相对简朴，运营费用低。空气雾化方式，可以较好地防止喷嘴堵塞，在很低负荷下，能保证较好雾化效果，喷枪价格相对较低。 喷枪核心部件是喷嘴，不同型式喷嘴会产生不同形状氨水雾。平面扇形喷雾液滴则可以保持在同一水平面上，平面布满度好。因而在适当反映温度下，使用平面扇形喷嘴喷氨水脱硝效果比实心圆锥喷嘴效果要好。此外，平面扇形喷雾液滴集中在与烟气流向垂直平面上，有助于液滴穿透到烟气流更深地方，增进氨水液滴与烟气混合、反映。氨喷枪是氨喷射系统中核心设备，氨喷嘴尺寸决定，要考虑喷入氨气流有足够穿透能力。选取适当出口初速度是射流穿透力保证。实际工程中，可以给出几组不同工况下控制阀出口压力和流量，控制阀厂商可以依照流体特性参数和工况数据，计算出控制阀在不同负荷下压降数据，控制阀选型要尽量满足这些数据规定。最大流量工况下数据被用于管路尺寸设计。喷枪安装方式典型方式是将喷枪通过插入预装在固体分离器上套管就位，喷枪头普通位于分离器耐火涂料内边沿，喷枪固定法兰和套管端部法兰配对连接。采用氨水系统，原则喷枪使用空气雾化方式。在大容量循环流化床锅炉上，氨喷嘴数量较多，因此会将喷嘴提成几组，普通34个喷嘴一组，每组喷嘴共用一套氨水分派管路和控制阀，这样可以减少管线和控制阀数量，节约工程费用，也使系统控制简朴化。4台锅炉共用一种氨水罐和注射泵模块，见图2-12。其中氨罐区涉及氨水卸载管线和氨水存储罐以及氨水罐各种附属设施。如果氨或尿素储存罐，泵，管线等设备布置在接近车道区域，设备区必要设立栅栏，锅炉房内管线和设备，需要在设计阶段进行防碰撞检查。在全厂总体设计时候，要考虑尽量避免在氨或尿素喷射设备周边运送大件物品和设备。氨水通过罐车运送，罐车运用车载泵向氨罐卸载氨水。图2-12 喷氨系统流程图注射泵模块由两个泵并联构成，两个泵可供应三台锅炉100%负荷所需氨水供应量，两台氨水泵互为备用。泵入口通过吸入管线和氨水罐连接，出口通过三通连接通往分离器氨水供应管线和回流管线。回流管和吸入管在泵和氨水罐之间建立一种回路，氨水注射管线在三通下游设立一种气动开关球阀控制氨水向锅炉供应和切断。运营时，氨水泵为定负荷运营，通过设定氨水回流量来拟定喷氨量。整个氨水供应系统运营时，压力平衡点在总管三通处，回流管流量变化通过回流管线上调压阀调节。氨水供应总管分为并联三个支线，分别送往三台锅炉。每台锅炉都设有一种流量计量模块，涉及一种布置在开关阀和流量调节阀之间流量计构成。计量模块管线上设立现场压力表和压力开关，压力开关压力信号送往DCS系统，作为每台锅炉喷氨量反馈信号。装设在烟囱NOx测量信号送到DCS系统，通过一定算法，通过DCS向调节阀发送指令信号。氨水在计量管线调节阀之后提成两路，分别送往两个分离器。每个分离器均设立了8支氨水喷枪，每个分离器有一种氨水流量分派模块，在分离器前氨水流量分派模块中，每支喷枪前都设立了差压流量计，用于监视每支喷枪了氨水流量。通过差压流量计后阀门开度调节，而实现每支喷枪之间流量均匀分派。氨水喷枪炉外设立两路接口，一路为氨水，一路接雾化空气。雾化空气在喷枪前压力通过空气总管调压阀实现，以满足最佳雾化效果。重要设备罗列如下：1）氨水溶液储罐：2个，用于储存20%浓度氨水溶液；满足4台炉BRL工况下3天用量。2）氨水溶液缓冲罐：2个，配备不同浓度氨水溶液，满足负荷变化喷氨需要；2）输送氨水离心泵：2台，一备一用，用于将储罐氨水溶液送至炉前喷射系统；3）稀释水泵：2台，一备一用，由于氨水缓冲罐中加入稀释水；4）背压控制阀：4套，背压控制回路用于氨水溶液输送泵稀释水泵为计量装置供应氨水所需稳定流量和压力；5）短喷枪：每台锅炉8套。采用转为脱硝系统设计和生产气力雾化喷射器，它涉及喷枪本体、喷嘴座、雾化头、喷嘴罩四某些。喷枪本体上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。喷射器见图2-13。图2-13SNCR喷射氨水短喷枪示意图6）氨水站自动控制：1套。采用DCS控制系统，重要控制氨水溶解、配备和输送。7）氨水喷射控制：每台锅炉1套。用于控制每台锅炉还原剂用量，喷射器投运数量，以及与喷射器配套压缩空气流量、压力等。8）流量调节阀：若干。用于调节氨水溶液用量等。9）传感器：若干。用于系统压力、温度、流量监测和传播。10）螺杆压缩机：3台，二用一备。用于制备压缩空气来供应喷枪雾化用。1.5.2 管道及阀门材料本工程中工艺物料，依照物性及工艺规定，氨水溶液管道选用管材重要为不锈钢304无缝钢管，氨水溶液管道阀门及有关辅材为不锈钢304材质。工艺水、压缩空气选用普通锅炉用碳钢管，压缩空气管道阀门及有关辅材选用普通锅炉用钢。1.5.3电气和控制1）控制系统总体规定SNCR公用系统某些采用独立DCS控制系统，能实现炉内喷射还原剂及SNCR供用系统配料自动控制，并保证脱硝系统能跟随锅炉运营负荷变化而变化。使锅炉脱硝系统长期、可靠安全运营。为了保证系统可靠性和提高性价比，每台锅炉SNCR喷射系统纳入锅炉DCS控制系统中，因而每台锅炉SNCR喷射系统采用一种远程I/O站，DCS系统CPU仍采用原有DCSCPU，工作站及系统软件也采用原有设备。氨水站采用一套DCS控制系统分别对氨水溶液储存系统进行集中监视和控制。在辅助系统控制室内以彩色CRT/键盘作为重要监视和控制手段，同步预留与DCS控制系统通讯接口，以便在中央控制室进行监视和操作。在正常工作时，每隔一种时间段记录燃烧系统及SNCR运营工况数据，涉及热工实时运营参数、设备运营状况等。当故障发生时系统将及时记录故障信息。现场操作员终端可存储大量信息，自动生成工作报表及故障记录，存储信息可通过查询键查询。2）方案特点咱们对锅炉脱硝系统自动控制工程设计将遵循如下技术目的和原则： 原则化。本工程设计及其实行将按照国家、地方关于原则进行。咱们所选用系统，设备，产品和软件符合工业原则或主流模式。 先进性。工程整体方案将保证具备明显先进特性。考虑到电子信息技术迅速发展，本设计在技术上将适度超前，所采用设备，产品和软件不但成熟并且能代表当今世界技术水平。 实用性。本工程设计将以顾客需求分析着手，并以得到顾客承认需求为目的来开展工作，保证满足当前及将来各种需要。 合理性和经济性。在保证先进性同步，以提高工作效率，节约人力和各种资源为目的进行工程设计，充分考虑系统实用和效益，争取获得最大投资回报率。 安全性和可靠性。安全和可靠是对动力能源基本规定，是本集成管理系统工程设计所追求重要目的。 模块化和可扩充性。集成管理系统总体构造将是构造化和模块化，具备较好兼容性和可扩充性，既可使不同厂商设备产品综合在一种系统中，又可使系统能在日后得以以便地扩充，并扩展此外厂商设备产品。 以便性和舒服性。咱们提供热水DCS在使用和操作上将是十分以便和舒服，将为DCS拥有者、管理者及其客户提供最有效信息服务，提供高效、舒服、便利和安全工作环境。 灵活性。系统提供管理人员和顾客灵活移动和变更设备也许。3）组网设计网络构造分为操作层、IO层、控制层、仪表层。 仪表传感器层：设有各类传感器、变送器、执行器、电磁阀、电动阀等构成，用于数据采集和执行控制层指令，变送器提供4-20MADC信号,其她传感器按行业规约提供信号。 控制层：控制层采用现场总线；由分布I/O装置C基座（装有组装I/O板卡）互联构成，分别对各自系统I/O点进行监控、信号调理、整定、变换等，并有一定逻辑分析、数值运算能力。 IO层:由控制器本体构成，重要通过自适应专家系统实现锅炉燃烧控制。锅炉燃料调节，送风量调节，烟道氧量修正，等锅炉常规控制。4）控制系统普通描述系统中面向顾客是操作员站层工程师站和操作站，对系统监控管理可以在这些工程师站上进行组态。公司信息管理层网络中客户机（设在控制中心）数量由WEB服务器授权， DCS系统中不同类型、层次顾客通过授权都可建立自己操作站。它们和各应用子系统互换数据，将系统输入输出数据转换成网络操作站能选址，辨认和运用统一格式；并按一定期间间隔刷新数据库服务器中数据；同步它是响应各操作站业务祈求，实现业务应用中点对点通讯服务管理装置机电设备运营和检测数据汇集与积累DCS集成系统与操作员站相连，通过系统提供接口汇集各种设备运营和检测参数，并对各类数据进行积