SNCRSCR脱硝专项方案.doc

100t/h循环流化床锅炉
烟气脱硝工程

技
术
方
案
（SNCR+SCR）

目 录
1 项目概况 3
2 技术要求 3
2.1 设计标准 3
2.2 设计依据 3
2.3 设计规范 4
3 工作范围 8
3.1 设计范围 8
3.2 供货范围 8
4 技术方案 8
4.1 技术原理 8
4.2 工艺步骤 11
4.3 平面部署 15
4.4 控制系统 15
7 技术培训及售后服务 16
7.1 技术服务中心 16
7.2 售前技术服务 17
7.3 协议签署后技术服务 17
7.4 技术培训 17
7.5 售后服务承诺 18

1 项目概况
现有100t/h循环流化床锅炉2台。据《GB13223-火电厂大气污染物排放国家标准》，NOx排放浓度必需满足当地环境保护要求，拟采取SNCR+SCR脱硝技术实施脱硝。
本脱硝系统设计脱硝处理能力锅炉最大工况下脱硝效率大于80％，脱硝装置可用率大于98%。
本项目工程范围包含脱硝系统设计、设备供货、安装、系统调试和试运行、考评验收、培训等。
2 技术要求
2.1 设计标准
本项目标关键设计标准：
（1）本项目脱硝工艺采取“SNCR+SCR”法。
（2）本项目还原剂采取氨水。
（3）烟气脱硝装置控制系统使用PLC系统集中控制。
（4）锅炉初始排放量均在400mg/Nm3（干基、标态、6%O2）情况下，脱硝系统效率不低于80%。
（5）NH3逃逸量控制在8ppm以下。
（6）脱硝设备年利用按3000小时考虑。
（7）脱硝装置可用率大于98%。
（8）装置服务寿命为30年。
2.2 设计依据
锅炉参数：
锅炉类型：流化床
锅炉出口热水压力：1.6MPa
烟气量：100t/h锅炉烟气量：260000m3/h
NOx含量：400mg/Nm3
NOx排放要求：小于100mg/Nm3
排烟温度：150℃
烟气中氧含量：8~10%
2.3 设计规范
国家和地方现行标准、规范及其它技术文件见下表：
GB13223－
《火电厂大气污染物排放标准》
YB9070—92
《压力容器技术管理要求》
GB50017－
《钢结构设计规范》
GB50052－95
《供配电系统设计规范》
GB50054－95
《低压配电设计规范》
GB50055－93
《通用用电设备配电设计规范》
GB50056－93
《电热设备电力装置设计规范》
CECS31：91
《钢制电缆桥架工程设计规范》
GB50260－96
《电力设施抗震设计规范》
NDGJ91－89
《火力发电厂计算机监视系统设计技术要求（试行）》
GA/T75－94
《安全防范工程程序和要求》
GB50062－92
《电力装置继电保护和自动装置设计规范》
GB50034－92
《工业企业照明设计标准》
GB7450－87
《电子设备雷击保护导则》
SDGJ6－90
《火力发电厂汽水管道应力计算技术要求》
GB12348－90
《工业企业厂界噪声标准》
GBZ1-
《工业企业设计卫生标准》
HJ/T75-
《固定污染源烟气排放连续监测统技术规范》
GB4272-92
《设备及管道保温技术通则》
GB8175－87
《设备及管道保温设计导则》
GB50185－93
《工业设备及管道绝热工程质量检验评定标准》
GB50009-
《建筑结构荷载规范》
GB5003-
《砌体结构设计规范》
GB50011-
《建筑抗震设计规范》
GB50191-93
《构筑物抗震设计规范》
GB50040-96
《动力机器基础设计规范》
JGJ107-
《钢筋机械连接通用技术规程》
GB50016-
《建筑设计防火规范》
GB50222-95
《建筑内部装修设计防火规范（局部修订条文）》
GB50207-
《屋面工程质量验收规范》
GB/T50105-
《建筑结构制图标准》
GB50013-
《采暖通风和空气调整设计规范》
GB50243-
《通风和空调工程施工质量验收规范》
GB50242-
《建筑给水排水及采暖工程施工质量验收规范》
GB50217-94
《电力工程电缆设计规范》
GB50057-94
《建筑物防雷设计规范》（）
GB14285-93
《继电保护和安全自动装置技术规程》
GB50058-92
《爆炸火灾危险环境电力装置设计规范》
GB997-1981
《电机结构及安装型式代号》
GB1971-1980
《电机线端标志和旋转方向》
GB1032-85
《三相异步电机试验方法》
NDGJ16-89
《火力发电厂热工自动化设计技术要求》(保留部分)
SDJ26-89
《发电厂、变电所电缆选择和敷设设计技术规程》
GB50194—93
《建设工程施工现场供用电安全规范》
GBJ303—88
《建筑电气安装工程质量检验评定标准》
GB50202-
《建筑地基基础工程施工质量验收规范》
GB50221—95
《钢结构工程质量检验评定标准》
GB50209—95
《建筑地面工程施工质量验收规范》
GB50205-
《钢结构工程施工质量验收规范》
JGJ82—91
《钢结构高强螺栓连接设计、施工及验收规范》
GB50204—
《混凝土结构工程施工质量验收规范》
GB50207 —
《屋面工程质量验收规范》
GB50212-91
《建筑防腐蚀工程施工及验收规范》
GBJl41 —90
《给水排水构筑物施工及验收规范》
SD230—87
《发电厂检修规程》
HGJ229—91
《工业设备、管道防腐蚀工程施工及验收规范》
SDJ66—82
《火力发电厂耐火材料技术条件和检验方法》
GB0198—97
《热工仪表及控制装置施工及验收规范》
GB50268-1997
《给水排水管道工程施工及验收规范》
SDJ69—87
《电力建设施工及验收技术规范》(建筑施工篇)
GB50168—92
《电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范》
GB50169—92
《电气装置安装工程接地装置施工及验收规范》
GB50170—92
《电气装置安装工程旋转电机施工及验收规范》
GB50171—92
《电气安装工程盘、柜及二次回路结线施工及验收规范》
GB50172—92
《电气装置安装工程蓄电池施工及验收规范》
GBJ147—90
《电气装置安装工程高压电器施工及验收规范》
GBJl48—90
《电气装置安装工程变压器、互感器、电抗器施工及验收规范》
GBJl49—90
《电气装置安装工程母线装置施工及验收规范》
GB50256—96
《电气装置安装工程起重机电气装置施工及验收规范》
GB50259—96
《电气装置安装工程电气照明施工及验收规范》
GB50231-98
《机械设备安装工程施工及验收通用规范》
GB50235-97
《工业金属管道工程施工及验收规范》
GB50236-1998
《现场设备工业管道焊接工程施工及验收规范》
GB50254~GB50259-96
《电气装置安装工程施工及验收规范》
GB50270-98
《连续输送设备安装工程施工及验收规范》
GB50275-98
《压缩机、风机、泵安装工程施工及验收规范》
GBJ149-90
《电气装置安装工程母线装置施工及验收规范》
HGJ209—83
《钢结构、管道涂装技术规程》
TJ231—78
《机械设备安装工程施工及验收规范》
JGJ8l—91
《建筑钢结构焊接规程》
JBl-3223—96
《焊条质量管理要求》
GB50150—91
《电气装置安装工程电器设备交接试验标准》
JJG617—96
《数字温度指示调整仪检定规程》
JJGl86—97
《动圈式温度指示调整仪表检定规程》
JJ674—92
《自动平衡式显示仪检定规程》
JJG351—96
《工作用廉金属热电偶检定规程》
JJG718—9l
《温度巡回检测仪检定规程》
JJG829—93
《电动温度变送器检定规程》
JJG882—94
《压力变送器检定规程》
行业标准、规范及其它技术文件见下表：
DL5000-
《火力发电厂设计技术规程》
DL5028-93
《电力工程制图标准》
DL/T5121-
《火力发电厂烟风煤粉管道设计技术规程》
DL/T5072-
《火力发电厂保温油漆设计规程》
DLGJ158-
《火力发电厂钢制平台扶梯设计技术要求》
DL5027—93
《电力设备经典消防规程》
DL5002-93
《火力发电厂土建结构设计技术要求》
DL/T5094-1999
《火力发电厂建筑设计规程》
DL/5035-
《火力发电厂采暖通风和空气调整设计技术规程》
DL5053-1996
《火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规范》
DL400-91
《继电保护和安全自动装置技术规程》
DL/T 5153-
《火力发电厂厂用电设计技术要求》
DL/T5136-
《火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程》
DLGJ56-95
《火力发电厂和变电所照明设计技术要求》
DL/T620-1997
《交流电气装置过电压保护和绝缘配合》
DL/T5137-
《电测量及电能计量装置设计技术规程》
DL/T5041-95
《火力发电厂厂内通信设计技术要求》
DL/T8044-
《电力工程直流系统设计技术规程》
DL/T50044-95
《低压配电设计规范》
DL/T5175-
《火力发电厂热工控制系统设计技术要求》
DLl23—88
《火力发电厂热力设备和管道保温材料技术检验方法》
DL/T616—1997
《火力发电厂汽水管道和支吊架维修调整导则》
DL5007—92
《电力建设施工及验收技术规范》(火力发电厂焊接篇)
DL5031—94
《电力建设施工及验收技术规范》(管道篇)
DL5009.1—92
《电力建设安全工作规程》(火力发电厂部分)
DL/T 657-1998
《火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程》
DL/T 658-1998
《火力发电厂次序控制系统在线验收测试规程》
DL/T 659-1998
《火力发电厂分散控制系统在线验收测试规程》
DL5017-93
《压力钢管制造安装及验收规范》
DL5033－1996
《火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程》
DL414－91
《火电厂环境监测技术规范》
DLGJ102－91
《火力发电厂环境保护设计要求（试行）》
电建(1996)671
《电力建设安全施工管理要求》
建质(1996)4.0号
《火电工程开启调试工作要求》
电建(1996)666号
《火力发电厂工程完工图文件编制要求》
电安生(1995)687号
《电力生产安全工作要求》
其它标准和规范

GBJ46—88
《施工现场临时用电安全技术规范》
电建(1995)543号
《电力建设文明施工要求及考评措施》
电建(1995)36号
《电力建设工程质量监督规程》
国务院第279号令
《工程建设质量管理条例》
HJ 563-
火电厂烟气脱硝工程技术规范 选择性非催化还原法
3 工作范围
3.1 设计范围
烟气脱硝系统成套设备和界区外交接公用工程设施（如水、电、气等），由业主提供，设备及系统所需公用工程设施（水、电等）由业主引至界区外1米处，系统内除因增加脱硝系统而引发锅炉相关设备改造需由锅炉厂家配合设计和核实外，其它全部设备、管道、电控设备等全部由卖方设计并供货。
3.2 供货范围
本项目工程范围包含脱硝系统设计、设备供货、安装、系统调试和试运行、考评验收、培训等。
卖方负责提供一套完整脱硝系统，供货范围包含全部工艺（机械）、电气、仪控设备和材料。
脱硝系统分氨水溶液储存系统、溶液输送系统、炉前计量分配及喷射系统、反应器本体系统电气及控制系统。
系统安装、调试、试运行、培训等。
4 技术方案
4.1 技术原理
4.1.1 SNCR技术原理
选择性非催化还原（Selective Non-Catalytic Reduction，以下简称为SNCR）技术是一个成熟商业性NOx控制处理技术。SNCR方法关键在850～1050℃下，将含氮药剂喷入烟气中，将NO还原，生成氮气和水，以下图所表示。

图4-1 SNCR反应示意图
SNCR在试验室内试验中能够达成90％以上NOx脱除率。应用在大型煤粉锅炉上，短期示范期间能达成75％脱硝率，长久现场应用通常能达成30％～70％NOx脱除率。SNCR技术工业应用是在20世纪70年代中期日本部分燃油、燃气电厂开始，在欧盟国家从80年代末部分燃煤电厂也开始SNCR技术工业应用。美国SNCR技术应用是在90年代初开始，现在世界上燃煤电厂SNCR工艺总装机容量在2GW以上。
SNCR技术有以下优点：
（1）脱硝效果满足要求：SNCR技术应用在大型煤粉锅炉上，长久现场应用通常能够达成50％以上NOx脱除率。
（2）还原剂多样易得：SNCR技术中使用脱除NOx还原剂通常均为含氮化合物，包含氨、尿素、氰尿酸和多种铵盐（醋酸铵、碳酸氢铵、氯化铵、草酸铵、柠檬酸铵等）。其中，实际工程应用最广泛，效果最好是氨和尿素。
（3）无二次污染：SNCR技术是一项清洁脱硝技术，没有任何固体或液体污染物或副产物生成。
（4）经济性好：因为SNCR反应热源由炉内高温提供，不需要昂贵催化剂系统，所以投资和运行成本较低。
（5）系统简单、施工时间短：SNCR技术最关键系统就是还原剂储存系统和喷射系统，关键设备包含储罐、泵、喷枪及其管路、测控设备。因为设备相对简单，SNCR技术安装期短，小修停炉期间即可完成炉膛施工。
（6）对锅炉无影响：SNCR技术不需要对锅炉燃烧设备和受热面进行改动，也不需要改变锅炉常规运行方法，对锅炉关键运行参数不会有显著影响。
4.1.2 SCR技术原理
选择性催化还原（Selective Catalytic Reduction，以下简称为SCR）技术是现在降低NOx排放量最为高效，且是中国外应用最多最成熟技术，脱硝率可达80％以上。SCR烟气脱硝系统采取氨气作为还原介质。SCR DeNOx装置关键组成部分包含一个装催化剂反应器，一个氨储罐和一个还原剂注入系统，国外较多使用无水液氨。其基础原理是把符合要求氨气喷入到烟道中，和原烟气充足混合后进入反应塔，在催化剂作用下，并在有氧气条件下，氨气选择性地和烟气中NOx（关键是NO、NO2）发生化学反应，生成无害氮气（N2）和水（H2O）。关键反应化学方程式为：
4NO + 4NH3 + O2 → 4N2 + 6H2O
6NO2 + 8NH3 → 7N2 + 12H2O
NO + NO2 + 2NH3 → 2N2 + 3H2O
选择性反应意味着不发生NH3和SO2反应，但在催化剂作用下，烟气中少许SO2 会被氧化成SO3，其氧化程度通常见SO2/SO3转化率表示。在有水条件下，SCR中未反应氨和烟气中SO3反应生成硫酸氢氨(NH4HSO4) 和硫酸氨(NH4)2SO4等部分对反应有害物质。
SCR技术有以下优点及缺点:
（1） 脱硝效率高，通常可达80%以上，最大脱硝率可大于90%。
（2） 工艺设备紧凑，运行可靠。
（3） 还原后氮气放空，无二次污染。
（4） 烟气成份复杂，一些污染物可使催化剂中毒。
（5） 烟气中粉尘微粒可覆盖催化剂表面，使其活性下降；
（6）系统中存在部分未反应NH3和烟气中SO2作用，生成易腐蚀和堵塞设备(NH4)HSO4或(NH4)2SO4。
（7）投资和运行费用较高。
4.1.3 SNCR/SCR联合脱硝技术
SNCR/SCR联合脱硝技术是SNCR工艺还原剂喷入炉膛技术同SCR工艺利用逸出氨进行催化反应结合起来，从而深入脱除NOx，它是把SNCR工艺低费用特点同SCR工艺高效脱硝率及低氨逸出率有效结合。理论上，SNCR工艺在脱除部分NOx同时也为后面催化法脱除更多NOx提供了所需氨，见图4-2。

图4-2 SNCR/SCR联合技术示意图
SNCR/SCR联合工艺NOx脱除率是SNCR工艺特征、氨喷入量及扩散速率、催化剂提供函数。要达成75%以上NOx脱除率和氨逸出浓度在8ppm以下要求，采取联合工艺在技术上是可行。然而，NOx脱除率还必需同还原剂消耗量和所需催化剂体积保持均衡。
在联合工艺运行中，SNCR系统是在SNCR温度窗口下喷入还原剂以逸出氨产生模式运行，还要求能调整这些逸出氨量从而满足NOx总脱除率和氨最低逸出浓度要求。依据以上所述，联合工艺特征直接取决于进入催化剂体内氨和NOx分布情况，偏差较大分布可能影响催化剂对整个运行适应能力。
4.2 工艺步骤
4.2.1 工艺描述
锅炉选择SNCR+SCR联合脱硝技术方案，采取氨水作为还原剂。设置氨水储罐2台，氨水由氨水罐车运输至厂区氨水储罐，储罐设有不锈钢磁翻板液位计。方便立即观察氨水液位状态。
在进行SNCR脱硝时，氨水输送泵将20%氨水溶液从储罐中抽出，在静态混合器中和工艺水混合稀释成5~10%氨水溶液，输送到炉前SNCR喷枪处。氨水溶液在输送泵压力作用下，经过喷枪时，经过空气雾化后，以雾状喷入炉内，和烟气中氮氧化物发生氧化还原反应，生成氮气，去除氮氧化物，从而达成脱硝目标。
SNCR脱硝系统喷入过量氨水经反应后溢出氨气，进入SCR脱硝系统，在催化剂催化还原下，过量氨气和NOx深入反应，从而达成深入脱硝效果，使NOx排放达成100mg/Nm3以下，并使得氨逃逸低于8ppm。
本项目SNCR技术方案，选择最好温度窗口将氨水溶液喷入锅炉入口进行反应，并确保足够穿透深度和覆盖面。因后续还有SCR系统，故SNCR系统氨水用量考虑到SCR用量，将SCR氨水用量一并计算在内，输送泵输送氨水包含了SCR系统氨水用量。
烟气脱硝系统组成包含：
l 氨水溶液存放；
l 氨水溶液输送系统；
l 在线稀释系统；
l 计量分配系统
l 炉内喷射系统
l SCR反应器系统（反应器本体、吹灰系统、烟道接口）；
l 催化剂；
l 烟道及其隶属系统；
l 脱硝系统仪表；
l 电气系统；
l 隶属系统（检修起吊设施、防腐、保温和油漆等）；
l 其它（设备标识、安全标识、照明等）。
4.2.2 SNCR系统组成
SNCR关键由氨水溶液存放系统，氨水溶液输送系统、稀释水系统、炉前喷射系统组成。
（1）氨水存放系统
氨水由氨水罐车运转至厂区，经由卸氨泵输送到氨水储罐，氨水罐顶部设有呼吸阀，顶部设有安全喷淋阀，氨水罐区设有围堰，以防氨水泄露。本项目2台锅炉公用一套氨水存放系统。
关键设备说明：
1）卸氨泵2台，一用一备，电机功率3kw，304不锈钢材质。
2）氨水输送泵
氨水输送泵3台，2用1备，采取不锈钢离心泵，Q=2m3/h，H=130m。
3） 稀释水泵
稀释水输送泵3台，2用1备，采取不锈钢离心泵，Q=2m3/h，H=130m。
4）氨水溶液储罐
用来储存10%—20%氨水溶液，2个，50m3。储罐容量能够满足锅炉BMCR工况下最少3天需求量。储罐采取碳钢防腐材料制造。
5）静态混合器
采取不锈钢材料。
6）稀释水箱
15m3，采取不锈钢材料。
（3）炉前计量分配及喷射系统（单元制）
本项目依据现有条件，每台炉设计一套计量分配系统；
初步考虑炉前喷射系统设计为2层，部署在锅炉二次风上方2米处，喷枪8只。项目进行时，再依据条件进行CFD模拟计算，深入优化设计。经静态混合器混合稀释后稀尿素和雾化介质混合后送到炉前喷射系统。每台炉喷射系统设有就地压力表和调整阀，用来控制喷枪流量。
依据本项目标实际需要，喷射系统选择压缩空气雾化，法兰套管式安装。
4.2.3 SCR脱硝系统组成
SCR系统通常由氨储存和输送系统、氨和空气混合系统、氨气喷射系统、反应器系统、检测控制系统等组成。而本项目因采取SNCR+SCR联合工艺，SCR脱硝所需氨气由SNCR系统喷入过量尿素产生，所以本工程SCR脱硝系统仅有反应器系统及检测控制系统等组成。
SCR系统设计标准：
1) 每台锅炉配置1套SCR反应器本体设计。
2) 反应器设置在锅炉出口和省煤器之间高含尘段；
3) 反应器内部易磨损部位采取必需防磨方法；
4) 经过方案优化使烟气流经反应器阻力尽可能小；
5) 反应器内部各类加强板、支架设计成不易积灰型式；
6) 反应器采取保温，使经过反应器烟气温度改变小于5℃；
7) 反应器设置足够大小和数量人孔门；
8) 在反应器出口设置一套取样口，用于抽取分析NOx和NH3逃逸情况；
9) 反应器设计考虑内部催化剂维修及更换所必需吊装方法及起吊装置；
10) SCR反应器能承受运行温度450℃不少于5小时考验，不产生任何损坏；
11) 催化剂层数选择蜂窝式催化剂。
SCR系统包含以下系统：
（1）反应器系统
在SCR反应器内，经过催化剂在适宜温度范围内使烟气中NOx和NH3产生反应生成N2和H2O，从而达成除去烟气中NOx目标。
SCR反应器采取固定床形式，催化剂为模块放置。反应器内催化剂层数取决于所需催化剂反应表面积。经典部署方法是部署三层催化剂层。在最上一层催化剂层上面，是一层无催化剂整流层，其作用是确保烟气进入催化剂层时分布均匀。通常，在第二层催化剂下面还有一层备用空间，方便在催化剂活性降低时加入第三层催化剂层。SCR反应理想温度区间为350~450℃，是催化还原反应比较适合温度区间， SCR反应器部署方案需从满足该温度区间要求锅炉上级空预器尾部烟道侧引出烟道至SCR反应器，经SCR反应器进行催化还原反应后返回至空预器尾部烟道，而且进、出SCR反应器烟道之间需增加旁路挡板门及旁路烟道，方便SCR反应器旁路运行。该部署需空预器尾部烟道有宽裕高度空间，且SCR反应器需设置土建钢结构支撑，需要有较宽广地面空间。
本反应器采取二层催化剂，一层备用层，烟气经SNCR脱硝后，NOx排放浓度降至200mg/Nm3，再经SCR单层催化剂后，将NOx排放浓度降至100mg/Nm3，SCR设计效率60%。
反应器尺寸和部署采取催化剂模块通用设计，在设计中综合考虑世界全部催化剂供货商尺寸和荷载；可适适用于不一样种类，不一样厂家催化剂。
催化剂采取蜂窝式催化剂。
设计依据锅炉飞灰特征合理选择孔径大小并设计有防堵灰方法，以确保催化剂不堵灰。同时，催化剂设计将尽可能降低压力损失。
催化剂模块设计有效预防烟气短路密封系统，密封装置寿命不低于催化剂寿命。各层模块规格统一、含有交换性。催化剂模块采取钢结构框架，并便于运输、安装、起吊，同时考虑钢结构框架腐蚀。
催化剂能满足烟气温度不高于450℃情况下长久运行，同时催化剂能承受运行温度450℃不少于5小时考验，而不产生任何损坏。
催化剂确保化学寿命为24000运行小时。反应器内催化剂机械寿命为3年（按年运行小时数大于8000小时计）。并有预防催化剂中毒和碎裂方法。
（2）吹灰系统
吹灰器数量和部署将催化剂中积灰尽可能多地吹扫洁净，尽可能避免因死角而造成催化剂失效造成脱硝效率下降和反应器烟气阻力增加。
声波吹灰器在烟道内部部分器件采取不锈钢材料，能在450℃高温环境中长久使用和工作。吹灰介质采取主机提供厂用空气。
声波吹灰器每30分钟发声10秒。吹灰装置设在催化剂上部。
（3）SCR测量控制系统
SCR系统测量控制部分关键是出口NOx浓度测量控制，出口NH3浓度测量控制和反应器运行压差，温度监测等。
随NH3/NOx摩尔比增加，脱硝效率提升显著；NH3投入量超出需要量，NH3会造成二次污染。NH3流量控制系统依据锅炉负荷、反应器出口NOx浓度测量反馈信号，控制氨喷入量，经过SNCR尿素喷射量控制。
4.3 平面部署
考虑工艺生产要求，管线短捷，合理利用场地，生产安全和厂区计划要求等。
本工程需一场所放置氨水溶液储存罐，稀释水储罐，配料输送泵，氨水溶液泵等设备场地。氨水站部署需考虑场地排水通畅，和周围区域合理衔接，需要靠近路边，便于卸料。
4.4 控制系统
1)技术说明
本项目脱硝控制系统自动监测和控制采取PLC系统，放在脱硫控制室内。PLC系统实现对脱硝系统次序自动启停，运行参数自动检测和储存，并对关键参数实施自动调整，使脱硝系统实现自动控制。为确保烟气脱硝设备安全经济运行，将设置完整热工测量、自动调整、控制、保护及热工信号报警装置。
操作人员经过键盘、鼠标就能完成整个脱硝系统启停操作。控制系统能监控脱硝SNCR设备运行状态，能够对脱硝进行启停等操作。脱硝系统软件设计能实现系统手/自动控制、工况监控、数据统计、实时趋势等通常监控要求，及故障报警、故障处理等功效，最大程度确保了系统安全可靠运行。
PLC系统关键功效包含：数据采集处理、模拟量控制、次序控制、显示、报警等。控制系统在正常工作时，每隔一个时间段统计系统运行工况数据，包含热工实时运行参数、设备运行情况等。当故障发生时系统将立即统计故障信息，自动生成报表及故障统计，存放信息可查询。
控制系统软硬件采取面向对象模块化设计，安全可靠。层次设计，共三层：
一层----现场温度、液位、流量等传感器及阀门实施机器
二层----现场设备控制柜
三层----人机交互界面
整个脱硝系统在就地设置有部分控制箱、按钮盒，方便现场检修、调试时使用。
2) 控制功效说明
溶液流量控制：
经过尾部烟道NOx检测值作为反馈值，和设定NOx值进行比较，进而控制氨水输送泵流量来达成控制喷入炉内氨水量。
故障报警及保护
控制系统含有联锁保护功效，联锁保护系统在机组及机辅安全工况时，为维护、试验和校正提供最大灵活性。如系统某一部分必需含有条件不满足时，联锁逻辑将阻止该部分投“自动”方法；同时，在条件不含有或系统故障时，系统受影响部分不再继续自动运行，或将控制方法转换为另一个自动控制方法控制系统任何部分运行方法切换，不管是人为，还是出联锁系统自动，均平滑进行，不引发过程变量扰动。
7 技术培训及售后服务
7.1 技术服务中心
我企业设有专门技术服务中心，负责向用户提供技术咨询、技术指导、技术培训等服务。技术服务中心拥有一批含有丰富经验资深专业技术人员，能够处理用户相关袋脱硫器领域多种问题，并提供最完善技术服务。
7.2 售前技术服务
11.2.1技术咨询
我企业技术服务中心无偿回复用户相关所包含项目标技术问题，并推荐适合于用户情况处理方案，并尽可能为用户提供有利于用户问题处理多个技术信息。技术服务中心还会依据需要派遣技术人员到工程现场进行技术指导。
7.2.2提供技术文件
我企业依据用户要求及相关工程设计需要提供设备技术参数、技术说明、资料图纸等文件，技术服务中心负责就上述文件提供具体解释。
7.2.3技术考察
我企业邀请用户及相关单位到企业及设备制造厂进行技术考察，并就所包含到设备提供使用单位名单，提议用户到设备使用现场进行考察。在考察过程中，我企业将应用户要求，派遣专业人员随同，负责全部技术问题解释。
7.3 协议签署后技术服务
7.3.1具体技术文件提供
协议签署后，供方向用户及相关设计单位提供所需具体技术参数和资料图纸，土建设计所需设备载荷及基础尺寸技术参数，外购件、易损件及备品备件清单，设备安装图纸，操作维修文字说明，全部设备制造检验证实和其它协议所要求内容。
7.3.2现场技术服务
在设备安装期间，我企业将依据技术需要或用户要求随时派遣技术人员到工程现场或指定单位提供技术服务。在设备安装、调试、验收阶段，我企业将派遣专门技术人员到工程现场进行技术指导，并具体解释操作说明、系统维护方法及注意事项，并热忱回复用户所关心技术问题。对于使用中应注意问题，供方技术人员会立即指出并提出处理方案。
7.3.3设计联络会议
我企业将主动参与各方技术人员召开全部技术会议。
7.4 技术培训
承包方负责提出培训内容和培训计划，由业主方确定。
承包方将选派有经验和有能力指导人员对业主技术人员进行培训。
培训将采取对实物进行系统解释、作专题汇报、现场参观、实际操作和阅读相关技术资料和图纸等手段。在培训期间，我方将无偿提供必需技术资料和图纸、设施、工具、仪表等。承包方对被培训人员在培训期间表现将作出评价。
技术人员培训内容包含：
设备运行
维护
FGD工艺（基础理论介绍）
提供FGD实践和理论训练包含介绍维护和预防方法。
7.5 售后服务承诺
7.5.1保修期
我企业所提供设备保修期为十二个月，在保修期内，供方技术人员定时寻访用户，并在接到报修通知后二十四小时内出发前往使用现场进行设备维修工作。保修期内在正常使用条件下，因为设备本身或零部件出现质量问题，由供方无偿负责处理，因为买方人为原因造成问题，供方将负责给予排除，材料和零部件费用由买方负担。
7.5.2长久技术服务
为了确保供方所提供设备一直处于良好工作状态，我企业在保修期后将为用户提供长久技术服务。全部用户及所使用设备名单全部将编入我企业档案，进入我企业长久技术服务体系。供方技术人员将在接到用户报修通知后二十四小时内出发前往设备使用现场，进行设备维修工作，供方还将定时回访用户和定时巡检设备运行情况，听取用户意见和要求。在设备运行期间，供方将主动帮助用户处理相关设备使用可能碰到全部技术问题，并立即向用户提供相关设备使用最新技术信息，帮助用户进行技术改造。