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设计原则 (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工艺流程 (11)
4.3平面布置 (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合同签订后的技术服务 (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《GB13223-2011火电厂大气污染物排放国家标准》，NOx排放浓度必须满足当地环保要求，拟采用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不小于80％，脱硝装置可用率不小于98%。
本项目工程范围包括脱硝系统的设计、设备供货、安装、系统调试和试运行、考核验收、培训等。
2 技术要求
2.1 设计原则
本项目的主要设计原则：
（1）本项目脱硝工艺采用“SNCR+SCR”法。
（2）本项目还原剂采用氨水。
（3）烟气脱硝装置的控制系统使用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）的情况下，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）脱硝装置可用率不小于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
国家和地方现行的标准、规范及其他技术文件见下表：
3 工作范围
3.1 设计范围
烟气脱硝系统成套设备与界区外交接的公用工程设施（如水、电、气等），由业主提供，设备及系统所需的公用工程设施（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起的锅炉相关设备的改造需由锅炉厂家配合设计和核算外，其他所有设备、管道、电控设备等全部由卖方设计并供货。
3.2 供货范围
本项目工程范围包括脱硝系统的设计、设备供货、安装、系统调试和试运行、考核验收、培训等。
卖方负责提供一套完整的脱硝系统，供货范围包括所有工艺（机械）、电气、仪控的设备和材料。
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）技术是一种成熟的商业性NOx控制处理技术。SNCR方法主要在850～1050℃下，将含氮的药剂喷入烟气中，将NO还原，生成氮气和水，如下图所示。
NH3/
尿素
还
原
反
应
图4-1SNCR反应示意图
SNCR在实验室内的试验中可以达到90％以上的NOx脱除率。应用在大型煤粉锅炉上，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％～70％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。
SNCR技术有如下优点：
（1）脱硝效果满足要求：SNCR技术应用在大型煤粉锅炉上，长期现场应用一般能够达到50％以上的NOx脱除率。
（2）还原剂多样易得：SNCR技术中使用的脱除NOx的还原剂一般均为含氮化合物，包括氨、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）。其中，实际工程应用最广泛，效果最好的是氨和尿素。
（3）无二次污染：SNCR技术是一项清洁的脱硝技术，没有任何固体或液体的污染物或副产物生成。
（4）经济性好：由于SNCR的反应热源由炉内高温提供，不需要昂贵的催化剂系统，因此投资和运行成本较低。
（5）系统简单、施工时间短：SNCR技术最主要的系统就是还原剂的储存系统和喷射系统，主要设备包括储罐、泵、喷枪及其管路、测控设备。由于设备相对简单，SNCR 技术的安装期短，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，也不需要改变锅炉的常规运行方式，对锅炉的主要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）技术是目前降低NOx排放量最为高效，且是国内外应用最多最成熟的技术，脱硝率可达80％以上。SCR 烟气脱硝系统采用氨气作为还原介质。SCR DeNOx装置的主要组成部分包括一个装催化剂的反应器，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。其基本原理是把符合要求的氨气喷入到烟道中，与原烟气充分混合后进入反应塔，在催化剂的作用下，并在有氧气的条件下，氨气选择性地与烟气中的NOx（主要是NO、NO2）发生化学反应，生成无害的氮气（N2）和水（H2O）。主要反应化学方程式为：
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与SO2的反应，但在催化剂的作用下，烟气中的少量SO2会被氧化成SO3，其氧化程度通常用SO2/SO3转化率表示。在有水的条件下，SCR 中未反应的的氨与烟气中的SO3反应生成硫酸氢氨(NH4HSO4) 与硫酸氨(NH4)2SO4等一些对反应有害的物质。
SCR技术有如下优点及缺点:
（1）脱硝效率高，一般可达80%以上，最大脱硝率可大于90%。
（2）工艺设备紧凑，运行可靠。
（3）还原后的氮气放空，无二次污染。
（4）烟气成分复杂，某些污染物可使催化剂中毒。
（5）烟气中的粉尘微粒可覆盖催化剂的表面，使其活性下降；
（6）系统中存在一些未反应的NH3和烟气中的SO2作用，生成易腐蚀和堵塞设备的(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工艺的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，从而进一步脱除NOx，它是把SNCR工艺的低费用特点同SCR工艺的高效脱硝率及低的氨逸出率有效结合。理论上，SNCR工艺在脱除部分
NOx的同时也为后面的催化法脱除更多的NOx提供了所需的氨，见图4-2。
图4-2 SNCR/SCR联合技术示意图
SNCR/SCR联合工艺NOx的脱除率是SNCR工艺特性、氨的喷入量及扩散速率、催化剂提供的函数。要达到75%以上NOx的脱除率和氨的逸出浓度在8ppm以下的要求，采用联合工艺在技术上是可行的。然而，NOx的脱除率还必须同还原剂的消耗量和所需催化剂体积保持均衡。
在联合工艺的运行中，SNCR系统是在SNCR的温度窗口下喷入还原剂以逸出氨的产生模式运行的，还要求能调节这些逸出氨的量从而满足NOx总脱除率和氨的最低逸出浓度要求。根据以上所述，联合工艺的特性直接取决于进入催化剂体内的氨与NOx 分布情况，偏差较大的分布可能影响催化剂对整个运行的适应能力。
4.2 工艺流程
4.2.1 工艺描述
锅炉选用SNCR+SCR联合脱硝技术方案，采用氨水作为还原剂。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。以便及时观察氨水液位状态。
在进行SNCR脱硝时，氨水输送泵将20%的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%的氨水溶液，输送到炉前SNCR喷枪处。氨水溶液在输送泵的压力作用下，通过喷枪时，经过空气雾化后，以雾状喷入炉内，与烟气中的氮氧化物发生氧化还原反应，生成氮气，去除氮氧化物，从而达到脱硝目的。
SNCR脱硝系统喷入过量的氨水经反应后溢出的氨气，进入SCR脱硝系统，在催化剂的催化还原下，过量的氨气与NOx进一步反应，从而达到进一步脱硝的效果，使
NOx的排放达到100mg/Nm3以下，并使得氨逃逸低于8ppm。
本项目SNCR技术方案，选取最佳的温度窗口将氨水溶液喷入锅炉入口进行反应，并保证足够的穿透深度和覆盖面。因后续还有SCR系统，故SNCR系统氨水用量考虑到SCR的用量，将SCR氨水用量一并计算在内，输送泵输送的氨水包括了SCR系统的氨水用量。
烟气脱硝系统构成包括：
●氨水溶液存储；
●氨水溶液输送系统；
●在线稀释系统；
●计量分配系统
●炉内喷射系统
●SCR反应器系统（反应器本体、吹灰系统、烟道接口）；
●催化剂；
●烟道及其附属系统；
●脱硝系统仪表；
●电气系统；
●附属系统（检修起吊设施、防腐、保温和油漆等）；
●其它（设备标识、安全标识、照明等）。
4.2.2 SNCR系统组成
SNCR主要由氨水溶液存储系统，氨水溶液输送系统、稀释水系统、炉前喷射系统组成。
（1）氨水存储系统
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储系统。
主要设备说明：
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，采用不锈钢离心泵，Q=2m3/h，H=130m。
3）稀释水泵
稀释水输送泵3台，2用1备，采用不锈钢离心泵，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工况下至少3天需求量。储罐采用碳钢防腐材料制造。
5）静态混合器
采用不锈钢材料。
6）稀释水箱
15m3，采用不锈钢材料。
（3）炉前计量分配及喷射系统（单元制）
本项目根据现有条件，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，布置在锅炉二次风上方2米处，喷枪8只。项目进行时，再根据条件进行CFD模拟计算，进一步优化设计。经静态混合器混合稀释后的稀尿素与雾化介质混合后送到炉前喷射系统。每台炉的喷射系统设有就地压力表和调节阀，用来控制喷枪的流量。
根据本项目的实际需要，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系统一般由氨的储存和输送系统、氨与空气混合系统、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脱硝所需的氨气由SNCR系统喷入过量的尿素产生，因此本工程SCR脱硝系统仅有反应器系统及检测控制系统等组成。
SCR系统设计原则：
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与省煤器之间的高含尘段；
3)反应器内部易磨损的部位采取必要的防磨措施；
4)通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的型式；
6)反应器采取保温，使经过反应器的烟气温度变化小于5℃；
7)反应器设置足够大小和数量的人孔门；
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的吊装方式及起吊装置；
10)SCR反应器能承受运行温度450℃不少于5小时的考验，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，通过催化剂在合适的温度范围内使烟气中的NOx与NH3产生反应生成N2与H2O，从而达到除去烟气中的NOx的目的。
SCR反应器采用固定床形式，催化剂为模块放置。反应器内的催化剂层数取决于所需的催化剂反应表面积。典型的布置方式是布置三层催化剂层。在最上一层催化剂层的上面，是一层无催化剂的整流层，其作用是保证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，以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的温度区间，SCR 反应器布置方案需从满足该温度区间要求的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，并且进、出SCR反应器烟道之间需增加旁路挡板门及旁路烟道，以便SCR反应器旁路运行。该布置需空预器尾部烟道有宽裕的高度空间，且SCR反应器需设置土建钢结构支撑，需要有较宽阔的地面空间。
本反应器采用二层催化剂，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的设计效率60%。
反应器的尺寸和布置采用催化剂模块的通用设计，在设计中综合考虑世界所有催化剂供货商的尺寸和荷载；可适用于不同种类，不同厂家的催化剂。
催化剂采用蜂窝式催化剂。
设计根据锅炉飞灰的特性合理选择孔径大小并设计有防堵灰措施，以确保催化剂不堵灰。同时，催化剂设计将尽可能的降低压力损失。
催化剂模块设计有效防止烟气短路的密封系统，密封装置的寿命不低于催化剂的寿命。各层模块规格统一、具有互换性。催化剂模块采用钢结构框架，并便于运输、安装、起吊，同时考虑钢结构框架的腐蚀。
催化剂能满足烟气温度不高于450℃的情况下长期运行，同时催化剂能承受运行温度450℃不少于5小时的考验，而不产生任何损坏。
催化剂保证化学寿命为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）。并有防止催化剂中毒和碎裂的措施。
（2）吹灰系统
吹灰器的数量和布置将催化剂中的积灰尽可能多地吹扫干净，尽可能避免因死角而造成催化剂失效导致脱硝效率的下降和反应器烟气阻力的增加。
声波吹灰器在烟道内部部分器件采用不锈钢材料，能在450℃高温环境中长期使用和工作。吹灰介质采用主机提供的厂用空气。
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系统测量控制部分主要是出口NOx浓度测量控制，出口NH3浓度测量控制以及反应器的运行压差，温度监测等。
随NH3/NOx摩尔比增加，脱硝效率提高明显；NH3投入量超过需要量，NH3会造成二次污染。NH3的流量控制系统根据锅炉负荷、反应器出口NOx浓度测量的反馈信号，控制氨的喷入量，通过SNCR尿素喷射量控制。
4.3 平面布置
考虑工艺生产要求，管线短捷，合理利用场地，生产安全和厂区规划的要求等。
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，氨水溶液泵等设备的场地。氨水站布置需考虑场地排水畅通，与周边区域合理衔接，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的自动监测与控制采用PLC系统，放在脱硫控制室内。PLC 系统实现对脱硝系统的顺序自动启停，运行参数自动检测和储存，并对关键参数实行自动调节，使脱硝系统实现自动控制。为保证烟气脱硝设备的安全经济的运行，将设置完整的热工测量、自动调节、控制、保护及热工信号报警装置。
操作人员通过键盘、鼠标就能完成整个脱硝系统的启停操作。控制系统能监控脱硝SNCR的设备运行状态，可以对脱硝进行启停等操作。脱硝系统软件设计能实现系统的手/自动控制、工况监控、数据记录、实时趋势等一般的监控要求，及故障报警、故障处理等功能，最大限度的保证了系统的安全可靠运行。
PLC系统主要功能包括：数据采集处理、模拟量控制、顺序控制、显示、报警等。控制系统在正常工作时，每隔一个时间段记录系统运行工况数据，包括热工实时运行参数、设备运行状况等。当故障发生时系统将及时记录故障信息，自动生成报表及故障记录，存储的信息可查询。
控制系统软硬件采用面向对象的模块化设计，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执行机器
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) 控制功能说明
溶液流量控制：
通过尾部烟道的NOx检测值作为反馈值，与设定的NOx值进行比较，进而控制氨水输送泵的流量来达到控制喷入炉内氨水量。
故障报警及保护
控制系统具有联锁保护功能，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的灵活性。如系统某一部分必须具备的条件不满足时，联锁逻辑将阻止该部分投“自动”方式；同时，在条件不具备或系统故障时，系统受影响部分不再继续自动运行，或将控制方式转换为另一种自动控制方式控制系统任何部分运行方式的切换，不论是人为的，还是出联锁系统自动的，均平滑进行，不引起过程变量的扰动。
7 技术培训及售后服务
7.1 技术服务中心
我公司设有专门的技术服务中心，负责向客户提供技术咨询、技术指导、技术培训等服务。技术服务中心拥有一批具有丰富经验的资深专业技术人员，能够解决客户关于
袋脱硫器领域的各种问题，并提供最完善的技术服务。
7.2 售前技术服务
11.2.1技术咨询
我公司技术服务中心免费回答客户关于所涉及项目的技术问题，并推荐适合于客户情况的解决方案，并尽可能为客户提供有利于客户问题解决的多种技术信息。技术服务中心还会根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
我公司根据用户的要求及相关工程设计的需要提供设备的技术参数、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详细的解释。
7.2.3技术考察
我公司邀请客户及相关单位到公司及设备制造厂进行技术考察，并就所涉及到的设备提供使用单位名单，建议客户到设备使用现场进行考察。在考察过程中，我公司将应客户要求，派遣专业人员随同，负责所有技术问题的解释。
7.3 合同签订后的技术服务
7.3.1详细技术文件的提供
合同签订后，供方向用户及相关设计单位提供所需的详细技术参数和资料图纸，土建设计所需的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，设备的安装图纸，操作维修的文字说明，所有设备的制造检验证明以及其它合同所规定的内容。
7.3.2现场技术服务
在设备安装期间，我公司将根据技术需要或客户的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。在设备的安装、调试、验收阶段，我公司将派遣专门技术人员到工程现场进行技术指导，并详细解释操作说明、系统维护方法及注意事项，并热忱回答客户所关心的技术问题。对于使用中应注意的问题，供方技术人员会及时指出并提出解决方案。
7.3.3设计联络会议
我公司将积极参加各方技术人员召开的所有技术会议。
7.4 技术培训
承包方负责提出培训内容和培训计划，由业主方确认。
承包方将选派有经验和有能力的指导人员对业主技术人员进行培训。
培训将采用对实物进行系统的解释、作专题报告、现场参观、实际操作和阅读相关的技术资料和图纸等手段。在培训期间，我方将免费提供必要的技术资料和图纸、设施、工具、仪表等。承包方对被培训人员在培训期间的表现将作出评价。
技术人员的培训内容包括：
设备运行
维护
FGD工艺（基础理论的介绍）
提供FGD的实践与理论的训练包括介绍维护和预防措施。
7.5 售后服务承诺
7.5.1保修期
我公司所提供设备的保修期为一年，在保修期内，供方技术人员定期寻访用户，并在接到报修通知后24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，由于设备本身或零部件出现的质量问题，由供方免费负责解决，由于买方人为原因造成的问题，供方将负责予以排除，材料和零部件费用由买方承担。
7.5.2长期技术服务
为了保证供方所提供的设备始终处于良好的工作状态，我公司在保修期后将为用户提供长期的技术服务。所有用户及所使用的设备名单都将编入我公司档案，进入我公司长期技术服务体系。供方技术人员将在接到用户报修通知后24小时内出发前往设备使用现场，进行设备的维修工作，供方还将定期回访用户和定期巡检设备运行情况，听取用户的意见和要求。在设备运行期间，供方将积极协助用户解决有关设备使用可能遇到的所有技术问题，并及时向用户提供有关设备使用的最新技术信息，帮助用户进行技术改造。
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。
C F B锅炉S N C R脱硝技 术常见问题及对策 Company Document number：WTUT-WT88Y-W8BBGB-BWYTT-19998
CFB锅炉SNCR脱硝技术常见问题及对策 我国是世界上主要的煤炭生产和消费国,NOx是煤炭燃烧产生的主要大气污染物之一,NOx对人体动植物有损害作用,是形成酸雨酸雾的主要原因之一,与碳氢化合物形成光化学烟雾;同时亦参与臭氧层的破坏据国家统计局数据,2013年全国NOx排放总量已经达到2227万t,火电厂锅炉在燃烧过程中产生的NOx占大气中总排放量的35%~40%可见火电燃煤产生的NOx对大气污染严重为应对环境问题,2011年9月中旬我国发布了新的《火电厂大气污染物排放标准》,严格控制火电厂燃煤污染物排放,其中在役CFB机组NOx排放低于200mg/m3(6%O),新建CFB机组执行100mg/m3(6%O)的标准目前,对火电燃煤机组烟气NOx排放控制技术主要有选择性催化还原法(SCR法)选择性非催化还原法(SNCR法)和SCR+SNCR联合脱硝法本文主要介绍SNCR法SNCR脱硝法是一种不使用催化剂,在850~1150℃烟气中直接还原NO的工艺SNCR法中将还原剂如氨气氨水尿素稀溶液等喷入炉膛温度为850~1150℃的区域,还原剂迅速热分解出N H3并与烟气中的NOx反应生成N2和H2O在无催化剂作用下,氨或尿素等氨基还原剂可选择性地还原烟气中NO该方法是以炉膛或尾部烟道为反应器,应用于CFB锅炉时通常以分离器入口水平烟道为反应器,并对反应条件有较高的要求？由于SNCR脱硝技术具有投资少改造工程量小运行维护成本低容易联合其他脱硝技术同时使用等特点,因而在火电厂脱硝改造中得到了一定程度的应用SNCR 脱硝技术应用于煤粉炉时,受炉膛尺寸反应温度条件停留时间等因素影响,还原剂利用率低,SNCR的脱硝效率一般低于40%但是当SNCR脱硝技术应用于CFB 锅炉时,由于该锅炉独特的燃烧方式和低NOx燃烧特性,可取得令人满意的效果,满足环保要求实际工程应用也表明,当SNCR脱硝技术应用于CFB锅炉时,其脱硝效率可达到75%以上笔者以国内某330MWCFB锅炉SNCR实际应用工程为例,针对该系统常见的问题进行分析并提出解决方案？ 1 某330MWCFB锅炉脱硝系统介绍 国内某工程330MWCFB锅炉SNCR脱硝系统还原剂采用20%浓度氨水,该锅炉基本特点和脱硝系统特点简述如下 1)锅炉特点及脱硝喷枪安装位置该锅炉系国内首台具有完全自主知识产权的33 0MW级CFB锅炉,锅炉为“H”型结构,4个分离器布置于锅炉两侧,每个分离器带一个外置床;单汽包自然循环,露天布置锅炉设计燃用当地贫煤,低位发热量kg,该锅炉于2014年安装了SNCR脱硝系统,脱硝系统喷枪布置于4个分离器入口水
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设计原则 (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工艺流程 (11) 4.3平面布置 (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合同签订后的技术服务 (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《GB13223-2011火电厂大气污染物排放国家标准》，NOx排放浓度必须满足当地环保要求，拟采用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不小于80％，脱硝装置可用率不小于98%。 本项目工程范围包括脱硝系统的设计、设备供货、安装、系统调试和试运行、考核验收、培训等。 2 技术要求 2.1 设计原则 本项目的主要设计原则： （1）本项目脱硝工艺采用“SNCR+SCR”法。 （2）本项目还原剂采用氨水。 （3）烟气脱硝装置的控制系统使用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）的情况下，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）脱硝装置可用率不小于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
. . 新疆国信准东2×660MW煤电机组 烟气脱硝工程 调试案 三融环保工程有限公司 2017年12月 新疆国信准东2×660MW煤电脱硝整体调试案
1、系统概述 新疆国信准东2×660MW煤电有限公司二期（2×630MW）机组烟气脱硝装置选择性催化还原法（SCR）脱硝装置，脱硝装置在设计煤种、锅炉最大工况（BMCR）、处理100%烟气量条件下设计脱硝保证效率不小于80％，催化剂层数按2层运行1层备用设计。 本工程每台机组设置两套烟气脱硝装置（SCR），SCR工艺系统主要由氨区系统和SCR反应区系统组成，其中氨区系统为两台机组共用。 脱硝工艺采用选择性催化还原法，脱硝系统（塔式炉）按双SCR 反应器形式设计。烟道、反应器截面尺寸按锅炉100％BMCR工况下烟气量设计，保证满足锅炉各种负荷工况烟气量的要求。每台锅炉设置1套氨稀释系统，2套氨喷射系统，保证最大氨浓度小于5%，并使氨气和烟气混合均匀。从氨站送到脱硝区来的氨气，在混合器中与稀释风机送出的空气均匀混合后，变成含氨浓度小于5%的氨气混合气体，再通过喷射系统喷入SCR反应器入口烟道，与烟气在进入SCR反应器本体之前充分混合，使催化剂均匀发挥效用。每台炉设两台100%容量的稀释风机，一台运行，一台备用，一套空气/氨气混合器。每台炉设一套喷射系统，喷射系统设置有手动流量调节阀，能根据烟气不同的工况进行微调节，保证NH3/NOX沿烟道截面均匀的分布。氨区系统液氨由液氨槽车送来，利用液氨槽车自身压力及氨卸料压缩机增压的式将液氨由槽车输入至液氨储罐贮存，并利用液氨储罐与液氨蒸发器之间的压差，将液氨储罐中的液氨输送到液氨蒸发器蒸发为气氨，并通过气氨缓冲罐来稳定其压力后经管道送至脱硝系统。液氨储槽及气氨蒸发系统紧急排放的气氨则排入氨气稀释槽中，经水吸收后排入废水池，再经由废水泵送至废水处理系统处理，本系统经业主改造输送至脱硫系统。 本装置脱硝系统采用分散控制系统（SCR-DCS）进行监测和控制。脱硝工艺系统按采用与机组DCS一体化配置的远程I/O，并由机组DCS 操作员站实现对SCR的监控。运行人员直接通过机组控制室中单元机组DCS操作员站完成对脱硝系统与机组有关部分的参数和设备的监控。直接实现自动对脱硝系统上有关参数进行扫描和数据处理；监测和控制；参数越限时自动报警；根据人工指令自动完成各局部工艺系统的程序启停。当系统发生异常或事故时，通过保护、联锁或人工干预，使系统能在安全工况下运行或停机。通过单元机组DCS系统对脱硝系统进行监测
SNCR氨水脱硝方案
山东阿斯德化工有限公司75T/h流化床锅炉SNCR-EE 氨水脱硝系统 项 目 方 案 2013年 12月
目录 第1章脱硝背景及意义 0 第2章SNCR脱硝工艺技术简介 (1) 2.1SNCR脱硝原理 (1) 2.2SNCR脱硝技术的优点 (1) 2.3SNCR脱硝效率的影响因素 (2) 第3章SNCR—EE脱硝系统方案 (4) 3.1SNCR脱硝工艺参数表 (4) 3.2工艺过程 (5) 3.3系统组成 (5) 3.4SNCR-EE系统主要设备清单 (9) 3.5SNCR-EE系统运行成本分析 (10) 3.6系统安全运行保障 (11) 3.7SNCR-SE脱硝喷枪特点 (11) 第4章施工组织计划 (14) 4.1工程概况 (14) 4.2施工准备工作 (14) 4.3项目实施工作 (14) 第5章公司承诺 (17) 第6章公司简介 (19) 第7章工程业绩表 (21)
第1章脱硝背景及意义 硝泛指含氮氧化物，主要有N2O、NO、NO2、N2O3等，多以NO、NO2形式存在，简称为NOx。NOx主要来源于生产、生活中所用的煤、石油等燃料的燃烧。NOx的危害主要有以下几个方面： （1）严重影响人类身体健康，NO能与血液中血红蛋白发生反应，降低血红蛋白的输氧能力，严重时可引起组织缺氧，损害中枢神经组织； （2）形成光化学烟雾，NOx与碳氢化合物在阳光照射下会产生有毒的烟雾，称之为光化学烟雾； （3）是形成酸雨的重要组成成分，我国酸雨主要成分为硫酸，其次是硝酸，硝酸主要来源就是空气中的氮氧化合物； （4）容易演变成PM10和PM2.5，对人体产生危害。据研究，近来受民众关注的PM2.5，其中10%为氮氧化物氧化为硝酸根所致； （5）造成臭氧层耗损。 煤炭资源在我国一次能源构成中占据主要地位，约占目前已探明矿物质能源资源的90%。从中国历年能源消费总量及构成上看，我国以煤为主的能源生产和消费结构在今后相当长的时间内都不会有根本性的变化。因此，煤燃烧产生的污染物排放是我国大气污染的一个重要组成部分。2009年全国电力行业氮氧化物排放量达829.42万吨，占全国氮氧化物排放总量的49%。“十一五”以来，“节能减排”在我国国民经济和社会发展“五年规划纲要”中被赋予了特定的内涵，成为国家规划中的约束性指标。2012年，国务院首次印发的《节能减排“十二五”规划》明确提出：氮氧化物排放量则由1055万吨下降到750万吨，下降29%。脱硝作为电力行业的一个重要指标引起了国家高度重视，随着国家对环保要求的不断严格，我国电力行业迎来了史上最严格的环保标准。因此，NOx的控制和减排已经是电力行业的必然选择。
乳山绿色动力 ＳＮCR脱硝系统调试方案 目录
1 调试目的?错误!未定义书签。 ２调试组织机构和分工 ..................................................................................................... 错误!未定义书签。３调试前必须具备条件 ................................................................................................... 错误!未定义书签。４调试阶段 ........................................................................................................................ 错误!未定义书签。 ４．1冷态调试阶段 ............................................................................................................ 错误!未定义书签。 4.２热态调试阶段?错误!未定义书签。 ４.3试运行阶段?错误!未定义书签。 5 调试项目?错误!未定义书签。 5.1上电测试?错误!未定义书签。 5.2氨罐测试......................................................................................................................... 错误!未定义书签。 ５.3氨水单元,软水单元调试 .............................................................................................. 错误!未定义书签。 5.4工艺单元测试................................................................................................................. 错误!未定义书签。 5.5通信调试......................................................................................................................... 错误!未定义书签。 5.6喷枪单元调试?错误!未定义书签。 5.7控制柜及控制程序调试?错误!未定义书签。 6 调试验收标准?错误!未定义书签。 7 安全、环境抭控制措施?错误!未定义书签。 ＳNCR脱硝系统调试方案
XXX公司 3X 10t/h+1 X 20 t/h 水煤浆锅炉及3X 5 t/h 链条导热油炉+1X 10t/h 蒸汽链条炉 烟气脱硝工程 （SNCF法） xxx 有限公司 年月
目录 1 概述....................................... 1.1项目概况 .... 1.2主要设计原则 1.3推荐设计方案 2 锅炉基本特性.................................. 3 本项目脱硝方案的选择............................... 4 工程设想..................................... 4.1 系统概述................................... 4.2 工艺装备................................... 4.3 电气部分 (5) 4.4 系统控制................................... 4.5 供货范围清单................................. 4.6 脱硝系统水、气、电等消耗............................ 4.7 脱硝系统占地情况................................ 5 工程实施条件和轮廓进度...............................
1 概述 1.1 项目概况 现有3x10t/h+1 x 20 t/h水煤浆锅炉及3X 5 t/h链条导热油炉+1X 10t/h蒸汽链 条炉，根据国家十二五期间对污染物减排的整体部署和要求，以及新的《锅炉大气污染物排放标准》(GB 13271-2014)，现拟对锅炉增设一套SNCR0气脱硝装置，初步考虑氨区系统公用，硝区系统每炉各一套。 8台锅炉原始NOx排放浓度约900~1000 mg/Nm要求采用SNCR兑硝后NOx排放浓度小于400 mg/Nn3，脱硝效率需大于55%，采用20履水溶液作为还原剂。 1.2 主要设计原则 (1) 脱硝设计效率应满足用户要求，并适用于目前国家排放标准和地方环保局的排放要求。 (2) 采用的脱硝工艺应具有技术先进、成熟，设备可靠，性能价格比高，有处理燃煤锅炉烟气的商业运行业绩，且对锅炉工况有较好的适用性。 (3) 脱硝系统应能持续稳定运行, 系统的启停和正常运行应不影响主机组的安全运 行。 (4) 脱硝装置的可用率应》98%,且维护工作量小，不影响电厂的文明生产；脱硝装置 设计寿命按30 年。 (5) 脱硝工艺的选择应利于电厂的管理和降低运行管理费用。 1.3 推荐设计方案 ⑴采用SNCR fe烟气脱硝技术； (2) 20%氨水溶液作为SNCR fe烟气脱硝还原剂； (3) SNCR 系统脱硝效率设计值不小于55%； (4) 充分考虑脱硝系统对送、引风机等设备性能的影响； (5) SNCR 法脱硝装置的布置(包括平台、附属设备、支撑)不影响除尘器,但对有 影响的相关设备布置适当调整； (6) 充分考虑现有空间和基础给脱硝装置； (7) NH 3逃逸量控制在8mg/Nm以下。
xx热电有限公司 #1、2炉脱硝超低排放EPC总承包工程 调试方案 编制： 校核： 审核： XX工程设计院
二零一六年十月 目录 概述 (3) 一、尿素水解制氨系统的调试 (3) 1.调试目的 (3) 2.调试应具备的条件 (3) 3.调试项目及调试工艺 (3) 4系统的相关报警和联锁保护 (6) 5.质量标准 (6) 6.危险点分析和预控措施 (6) 7.调试仪器、仪表 (8) 8.调试组织分工 (8) 9.质量控制点 (8) 二、SCR系统的冷态调试 (8) 1.调试目的 (8) 2.调试应具备的条件 (8) 3.调试项目及调试工艺 (9) 4.质量标准 (9) 5.危险点分析和预控措施 (9) 6.调试仪器、仪表 (10) 7.调试组织分工 (10) 8.质量控制点 (10) 三、烟气脱硝系统的整套启动调试 (11) 1.调试目的 (11) 2.调试应具备的条件 (11) 3.调试项目及调试工艺 (12) 4.系统的相关报警和联锁保护 (18) 5.质量标准 (18) 6.危险点分析和预控措施 (18) 7.调试仪器、仪表 (21) 8.调试组织分工 (21)
9.质量控制点 (21) 概述 XX热电有限公司#1、2炉脱硝超低排放EPC总承包工程调试工作由三部分 组成，分别为尿素水解制氨系统的调试、SCR系统的冷态调试、整套系统启动 调试 一、尿素水解制氨系统的调试 1.调试目的 通过调试，使尿素水解制氨系统工作正常，能够提供SCR反应系统稳定的 产品气。 2.调试应具备的条件 2.1 系统设备、管道均已安装完毕； 2.2 水解系统内各热工测量仪表装完毕； 2.3 水解系统内各电气设备安装完毕； 2.4 现场设备系统命名、挂牌、编号工作结束； 2.5水解系统所需除盐水、电、蒸汽、循环水等已与主厂接通，且已引入界区; 2.6步道、通道畅通，地面平整，满足试运行要求； 2.7照明、通讯系统投入运行，满足试运行要求； 2.8 泵类设备、压缩机、稀释风机单体试运已结束，并经监理验收合格。 3.调试项目及调试工艺 3.1系统设备 序号位号名称规格数量 1 J0HSX11 AN001 1#空压机排气量：21Nm3/h，出口压力1.2MPa 1 2 J0HSX12 AN001 2#空压机排气量：21Nm3/h，出口压力1.2MPa 1 3 J0HSJ61 AP001 1#尿素溶液输送 泵 流量：0.5m3/h,扬程：130m 1 4 J0HSJ62 2#尿素溶液输送流量：0.5m3/h,扬程：130m 1
●脱硝方案 1. 设计条件 1.1 项目概况 现有10t/h煤粉炉锅炉，目前锅炉NOx排放浓度约为≦mg/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＜mg/Nm3。 本方案为10t/h煤粉炉锅炉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 有限公司指定厂区内。 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）还原剂采用尿素或氨水方案。 （3）控制系统使用PLC单独控制。 （4）SNCR入口NOx浓度为≦mg/Nm3，SNCR出口NOx浓
度≦mg/Nm3，脱硝效率70/80%。 （5）SNCR工艺NH3逃逸量≤10ppm。 1.4 设计条件 1.4.2 设备安装条件：主厂房室外安装； 1)还原剂：以20%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8000小时；
2.还原剂、工艺水、电源及压缩空气参数 2.1还原剂 本采用以稀释水为溶剂的氨水+高分子剂为脱硝还原剂，氨水浓度为20%。 2.2工艺水 作为氨水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甲方提供至锅炉附近，应满足如下要求： 仪用压缩空气，干燥、无油；压力露点：-20℃；运行压力：0.5~0.7MPa； 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。
XXXXXXXXX电厂 XX机组脱硝装置调试报告 编制： 审核： 批准:
目录 一、前言 (1) 二、调试依据 (2) 三、工程概况 (2) 3.1. 脱硝工程简介 (2) 3.2 脱硝装置介绍 (3) 四、前期准备 (5) 4.1调试策划 (5) 4.2调试指导文件 (5) 五、试运过程 (5) 5.1 技术交底情况 (5) 5.2 设备单体试运情况 (5) 5.3 分系统试运 (6) 5.4 整套启动试运 (6) 5.5 喷枪调试步骤 (6) 5.6. 脱硝装置整套启动调试步骤 (6) 5.7 脱硝装置热态调试 (7) 5.8 #7脱硝装置调试数据 (8) 六、质量控制 (12) 6.1 调试技术质量目标 (12)
6.2 调试过程控制质量目标 (12) 6.3 安全、文明生产实施目标 (12) 6.4 系统优化指标达到合同要求（当原烟气处于设计条件下时） (12) 七、试运中出现的主要问题及处理结果 (13) 八. #7机组脱硝装置整套启动运行结论和建议 (13)
一、前言 为控制中国燃煤火电厂的NOx污染物排放水平，相继颁发《火电厂大气污染物排放标准-GB13223-1996》、《中华人民共和国大气污染保护法》（2000年9月实施）、《火电厂大气污染物排放标准GB13223-2011》等标准和法规，要求火电厂采取措施控制NOx排放。 本工程采用选择性非催化还原反应（SNCR）脱硝工艺，还原剂为20%氨水，按照2台炉公用储存与制备系统原则设计，锅炉NOx原始浓度按380mg/Nm3，出口浓度小于200mg/Nm3设计。 本工程脱硝装置由两个部分组成，即氨水区和炉区。 本期工程在以XXXXXXX的努力下，克服工程进度中遇到的问题，严把工程质量关，确保了本期脱硝装置投产后稳定、经济、可靠地运行。脱硝装置整套启动调试工作是脱硝工程建设过程中的最后一道工序，也是脱硝装置投产的第一道工序，在整个调试过程中，我们以调试大纲和调试方案为指导，全面保证工程的整体质量，最终于XXXX年XX月XX日XX机组具备正常投运条件。 该项目由工艺调试人员负责进行，从XXXX年XX月进厂，到XXXX年XX月XX 日完成XX脱硝装置调试运行工作，圆满完成了调试任务。其进度为： 1)2016年1月08日，完成MCC段上电。 2)2016年1月12日，完成氨水区设备调试工作。 3)2016年1月09日，完成#7机组DCS上电。 4)2016年1月15日，完成脱硝装置系统的单体调试工作。 5)2016年1月18日，完成#7机组脱硝装置系统的分系统调试工作。 6)2016年2月16日，完成#7机组脱硝装置系统的整套启动调试工作。 本调试报告是在调试大纲、单体调试、分系统调试和整套启动调试的基础上，综合了其他各专业的调试结果和试验数据，进行了大量的分析和总结而写成。本报告力求全面、客观、科学、详细地描绘脱硝装置的性能特点和实际运行状态，以更加优化的操作方案和数据，为该脱硝装置能够安全、稳定地运行打下基础。 脱硝装置的调试是一个全新的调试过程，是一个融合多种专业、多种技术进行的调试，本报告正是在总结这些技术的基础上编制而成，若有不足之处，敬请
xx热电 #1、2炉脱硝超低排放EPC总承包工程 调试方案 编制： 校核： 审核： XX工程
二零一六年十月 目录 概述 (3) 一、尿素水解制氨系统的调试 (3) 1.调试目的 (3) 2.调试应具备的条件 (3) 3.调试项目及调试工艺 (3) 4系统的相关报警和联锁保护 (7) 5.质量标准 (7) 6.危险点分析和预控措施 (7) 7.调试仪器、仪表 (9) 8.调试组织分工 (9) 9.质量控制点 (9) 二、SCR系统的冷态调试 (10) 1.调试目的 (10) 2.调试应具备的条件 (10) 3.调试项目及调试工艺 (10) 4.质量标准 (11) 5.危险点分析和预控措施 (11) 6.调试仪器、仪表 (12) 7.调试组织分工 (12) 8.质量控制点 (12) 三、烟气脱硝系统的整套启动调试 (12) 1.调试目的 (12) 2.调试应具备的条件 (13) 3.调试项目及调试工艺 (14) 4.系统的相关报警和联锁保护 (21) 5.质量标准 (22) 6.危险点分析和预控措施 (22) 7.调试仪器、仪表 (25) 8.调试组织分工 (26) 9.质量控制点 (26)
概述 XX热电#1、2炉脱硝超低排放EPC总承包工程调试工作由三部分组成，分别为尿素水解制氨系统的调试、SCR系统的冷态调试、整套系统启动调试 一、尿素水解制氨系统的调试 1.调试目的 通过调试，使尿素水解制氨系统工作正常，能够提供SCR反应系统稳定的产品气。 2.调试应具备的条件 2.1 系统设备、管道均已安装完毕； 2.2 水解系统各热工测量仪表装完毕； 2.3 水解系统各电气设备安装完毕； 2.4 现场设备系统命名、挂牌、编号工作结束； 2.5水解系统所需除盐水、电、蒸汽、循环水等已与主厂接通，且已引入界区; 2.6步道、通道畅通，地面平整，满足试运行要求； 2.7照明、通讯系统投入运行，满足试运行要求； 2.8 泵类设备、压缩机、稀释风机单体试运已结束，并经监理验收合格。 3.调试项目及调试工艺 3.1系统设备
脱硝系统调试方案 LG GROUP system office room 【LGA16H-LGYY-LGUA8Q8-LGA162】
东莞玖龙纸业有限公司 6#炉SCR脱硝改造工程 脱硝系统调试方案 无锡华光新动力环保科技股份有限公司 东莞玖龙纸业有限公司 无锡华光新动力环保科技股份有限公司 2014年1月
目录 1调试目的................................................. 2设备及系统概述........................................... 3标准及文件............................................... 4调试条件................................................. 5调试内容及步骤........................................... 6人员资格要求............................................. 7质量控制点............................................... 8调试质量检验标准......................................... 9风险点分析及措施......................................... 10组织和分工............................................... 附件：脱硝系统调试注意事项及预防措施.........................
12t/h蒸汽锅炉SNCR脱硝方案 编制：史伟明 审核： 日期： 2017年9月 江苏国强环保工程有限公司
目录 1概述 (1) 1.1项目概况 (1) 1.2主要设计原则 (2) 1.3推荐设计方案 (2) 2锅炉基本特性 (4) 3本项目脱硝方案的选择 (5) 4工程设想 (6) 4.1系统概述 (6) 4.2工艺装备 (6) 4.3电气部分 (7) 4.4系统控制 (8) 4.5供货范围清单 (9) 4.6脱硝系统水、气、电等消耗 (12) 4.7脱硝系统占地情况 (12) 4.8还原剂供应 (12) 5工程实施条件和轮廓进度 (12)
1概述 1.1项目概况 现有12t/h燃煤蒸汽锅炉一台，根据国家十二五期间对污染物减排的整体部署和要求，以及环保部发布的新的《火电厂大气污染物排放标准》 (GB 13223-2011)，现拟对锅炉增设一套SNCR烟气脱硝装置。 采用SNCR脱硝后NOx排放浓度小于200 mg/Nm3，脱硝效率需大于60％，采用20%氨水溶液作为还原剂。 近年来，随着我国火电装机容量的急速增长，火电NOx排放量逐年增加，NOx已成为目前我国最主要的大气污染物之一。专家预测，随着我国对SOx排放控制的加强，NOx 对酸雨的影响将逐步赶上甚至超过SOx。 为控制火电厂的NOx排放，2011年7月29日，环境保护部、国家质量监督检验检疫总局发布了《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011），代替GB13223-2003，对主要排放指标进行了以下修订： ——调整了大气污染物排放浓度限值； ——规定了现有火电锅炉达到更加严格的排放浓度限值的时限； ——取消了按燃煤挥发分执行不同氮氧化物排放浓度限值的规定； ——增设了燃气锅炉大气污染物排放浓度限值； ——增设了大气污染物特别排放限值等。
锅炉S N C R烟气脱硝方案 The pony was revised in January 2021
×××公司 3×10t/h+1×20 t/h水煤浆锅炉及3×5 t/h链条导热油炉+1×10t/h蒸汽链条炉 烟气脱硝工程 （SNCR法） xxx有限公司 年月
目录 1 概述.............................................. 错误!未定义书签。 项目概况........................................ 错误!未定义书签。 主要设计原则.................................... 错误!未定义书签。 推荐设计方案.................................... 错误!未定义书签。 2 锅炉基本特性...................................... 错误!未定义书签。 3 本项目脱硝方案的选择.............................. 错误!未定义书签。 4 工程设想.......................................... 错误!未定义书签。 系统概述........................................ 错误!未定义书签。 工艺装备........................................ 错误!未定义书签。 电气部分........................................ 错误!未定义书签。 系统控制........................................ 错误!未定义书签。 供货范围清单.................................... 错误!未定义书签。 脱硝系统水、气、电等消耗........................ 错误!未定义书签。 脱硝系统占地情况................................ 错误!未定义书签。 5 工程实施条件和轮廓进度............................ 错误!未定义书签。
秦皇岛骊骅淀粉股份有限公司3×180t/h脱硝工程 调试方案 浙江菲达环保科技股份有限公司 2016.5.23
目录 1.前言 (3) 2.工程概况 (3) 3.主要设计数据 (4) 4.技术原理及工艺流程 (6) 5.准备工作 (8) 6.调试工作程序和管理 (10) 7.调试范围 (12) 8.脱硝系统调整试运行的原则方案 (14) 9.性能试验及数据记录 (17) 10.连续试运行 (18) 11.调试注意事项 (18) 12.运行异常分析及处理 (19) 13.氨水安全措施 (20) 14.附件一性能保证 (20)
1.前言 为确保“秦皇岛骊骅淀粉股份有限公司3×180t/h锅炉SNCR+SCR脱硝工程”项目热态调试及试运行工作能优质、有序、准点、安全、文明、高效地进行，并使参加运行工作的各方对运行过程及要求有较全面的了解，特制定本调试方案。 锅炉烟气脱硝系统在安装完毕并完成单体、分系统试运后，将通过热态调试及连续试运行工作，对设计、施工和设备质量进行全面考核。 通过调试调整SNCR+SCR系统及各设备的运行状态，为制定运行规程提供调试依据，使得系统以最经济的状态满足脱硝要求，检验SNCR+SCR系统是否达到设计和合 同规定的技术指标。通过调整调试后能获得： 1) 脱硝系统设计是否合理； 2)SNCR+SCR系统的脱硝率、热态投运及停运方法： 3) 各个运行参数对SNCR+SCR脱硝效果的影响； 4) 摸索SNCR+SCR系统最佳运行方式； 连续试运行要保证整套脱硝系统能安全顺利地启动并移交生产，发现并解决系统可能存在的问题，使之投产后能安全稳定运行，尽快发挥投资效益，为环保作贡献。 2.工程概况 2.1 概述 秦皇岛骊骅淀粉股份有限公司热电厂新建3台180t/h次高压次高温循环流化床锅炉。配套新建SNCR-烟道型SCR联合烟气脱硝，还原剂为氨水，本设计的还原剂储备及供 应公用系统按3台180t/h循环流化床锅炉用量设计。 本工程3台180t/h循环流化床锅炉参数如表1-1所列。 表1-1锅炉主要参数
GXDF-20 沸腾炉SNCR 脱硝系统项目 SNCR 技术方案 2020 年04 月
一、总论 1.1工程概况 GXDF-20 沸腾炉脱硝改造工程。本工程采用选择性非催化还原法（SNCR）脱硝工艺，还原剂为尿素。 1.2 厂址所在地 项目位于鄂尔多斯市伊金霍洛旗札萨克镇内蒙古伊泰广联煤化有限责任公司红庆河矿井及选煤厂工业广场内。 1.3主要设计参数 （1）GXDF-20 沸腾炉 （2）锅炉最大连续蒸发量：20t/h （3）锅炉(B-MCR)燃煤量：3.5 t/h(设计煤种) （4）锅炉运行方式：锅炉在50-100%负荷下能长期安全稳定运行 1.4术语定义 1.4.1 SNCR 工艺 SNCR（Selective Non-Catalytic Reduction，简称SNCR）脱硝工艺，是利用还原剂在不需要催化剂的情况下有选择性地与烟气中的氮氧化物（NOx）发生化学反应，生成氮气和水的一种脱硝技术。 1.4.2脱硝效率 脱硝效率也称NO X（以NO2计，标态，6%O2含量）脱除率，其计算方法如下: 脱硝率= C1 ?C2 × 100% C1 式中：C1——脱硝系统投运前锅炉排放烟气中NOx 含量（mg/Nm3）。C2——脱硝系统运行时锅炉排放烟气中NOx 含量（mg/Nm3）。
1.4.3氨逃逸率 氨的逃逸率是指在锅炉尾部烟道（空气预热器入口装设测点）处检测到的氨的浓度。系指脱硝系统运行时，空气预热器入口烟气中氨的质量与烟气体积（标态，干基，6%O2）之比，单位为mg/Nm3。 1.4.4脱硝系统可用率 从首次喷射尿素水溶液（20%溶液）开始直到最后的性能验收为止的质保期 内，脱硝整套装置的运转率在最终验收前不低于98%。系统可用率定义： A ?B 可用率= A：锅炉每年总运行时间，h； B：脱硝系统每年总停运时间，h。 1.5性能保证A × 100% 1.5.1主要性能指标保证 在下列边界条件下，脱硝装置在投运后： （1）在NOx 初始浓度为350mg/Nm3（标态，干基，6%O2）时，NOx 脱除率不小于79% ，氨逃逸率小于5mg/Nm3；在锅炉排烟烟气NO X浓度低于350mg/Nm3（标态，干基，6%O2）时，SNCR 脱硝将锅炉排烟烟气NOx 浓度降低至150mg/Nm3（标态，干基，6%O2）及以下。 （2）脱硝系统设计和制造应符合安全可靠、连续有效运行的要求，服务年限应在30 年以上，整个寿命期内系统可用率应不小于98%； （3）脱硝系统应能在锅炉最低稳燃负荷工况和BMCR 工况之间的任何负荷持续安全运行；脱硝系统负荷响应能力应满足锅炉负荷变化率要求，（4）锅炉排烟烟气NO X浓度不高于350mg/Nm3（标态，干基，6%O2），对锅炉效率的影响不大于0.15%；脱硝系统具备将锅炉排烟烟气NOX 浓度低于150mg/Nm3（标态，干基，6%O2）的能力。 （5）加装烟气脱硝系统后，供货方应根据自己经验，在投标阶段提出脱硝装置对锅炉运行的影响分析以及应采取处理措施并做专题说明。 （6）供货方首先对工艺系统做性能计算，完善下列空白内容：
.. 新疆国信准东2×660MW煤电机组 烟气脱硝工程 调试案 三融环保工程有限公司 2017年12月
新疆国信准东2×660MW煤电脱硝整体调试案 1、系统概述 新疆国信准东2×660MW煤电有限公司二期（2×630MW）机组烟气脱硝装置选择性催化还原法（SCR）脱硝装置，脱硝装置在设计煤种、锅炉最大工况（BMCR）、处理100%烟气量条件下设计脱硝保证效率不小于80％，催化剂层数按2层运行1层备用设计。 本工程每台机组设置两套烟气脱硝装置（SCR），SCR工艺系统主要由氨区系统和SCR反应区系统组成，其中氨区系统为两台机组共用。 脱硝工艺采用选择性催化还原法，脱硝系统（塔式炉）按双SCR 反应器形式设计。烟道、反应器截面尺寸按锅炉100％BMCR工况下烟气量设计，保证满足锅炉各种负荷工况烟气量的要求。每台锅炉设置1套氨稀释系统，2套氨喷射系统，保证最大氨浓度小于5%，并使氨气和烟气混合均匀。从氨站送到脱硝区来的氨气，在混合器中与稀释风机送出的空气均匀混合后，变成含氨浓度小于5%的氨气混合气体，再通过喷射系统喷入SCR反应器入口烟道，与烟气在进入SCR反应器本体之前充分混合，使催化剂均匀发挥效用。每台炉设两台100%容量的稀释风机，一台运行，一台备用，一套空气/氨气混合器。每台炉设一套喷射系统，喷射系统设置有手动流量调节阀，能根据烟气不同的工况进行微调节，保证NH3/NOX沿烟道截面均匀的分布。氨区系统液氨由液氨槽车送来，利用液氨槽车自身压力及氨卸料压缩机增压的式将液氨由槽车输入至液氨储罐贮存，并利用液氨储罐与液氨蒸发器之间的压差，将液氨储罐中的液氨输送到液氨蒸发器蒸发为气氨，并通过气氨缓冲罐来稳定其压力后经管道送至脱硝系统。液氨储槽及气氨蒸发系统紧急排放的气氨则排入氨气稀释槽中，经水吸收后排入废水池，再经由废水泵送至废水处理系统处理，本系统经业主改造输送至脱硫系统。 本装置脱硝系统采用分散控制系统（SCR-DCS）进行监测和控制。脱硝工艺系统按采用与机组DCS一体化配置的远程I/O，并由机组DCS 操作员站实现对SCR的监控。运行人员直接通过机组控制室中单元机组DCS操作员站完成对脱硝系统与机组有关部分的参数和设备的监控。
1×10t/d锅炉烟气SNCR脱硝项目 设 计 方 案 建设单位： 报价单位： 二〇一五年八月十日
一、前言 二、项目概述，厂家提供锅炉相关技术参数 三、SNCR脱硝工艺技术介绍 四、SNCR脱硝设计标准 五、本项目锅炉SNCR脱硝设计方案 六、材料表及报价 一、前言 氮氧化物（NOx）是在燃烧工艺过程中由于氮的氧化而产生的气体，它不仅刺激人的呼吸系统，损害动植物，破坏臭氧层，而且也是引起温室效应、酸雨和光化学反应的主要物质之一。世界各地对NOx的排放限制要求都趋于严格，而火电厂、垃圾焚烧厂和水泥厂等作为NOx气体排放的最主要来源，其减排更是受到格外的重视。 二、项目概况 贵公司，1×10t/d锅炉脱硝，每台锅炉烟气量约为300000m3/小时；对现有锅炉烟气进行除尘脱销整改，以满足
国家环保排放要求,相关参数如下： 序号名称单位参数 1 烟气量Nm3/h 300000 2 NO X入口浓度mg/Nm3 3 NO X要求排放浓度mg/Nm3 根据厂家提供的相关数据，NO X原始排放浓度mg/Nm3及要求NO X排放浓度在200mg/Nm3以下。脱硝工艺选用SNCR 脱硝工艺，我公司结合国外对SNCR脱硝工艺的特点。自主研发的新一代SNCR脱硝模块化设备，在脱硝率上根据不同炉型达到50-75％之间。设备特点是，高度集成，占地面积小，预先在厂调试完毕，现场只需连接相应的管道和电缆，缩短施工时间。一般施工时间只在10天左右。 三、SNCR脱硝工艺介绍 SNCR技术，即选择性非催化还原技术，它是目前主要的烟气脱硝技术之一。在炉膛800~1250℃这一狭窄的温度围、无催化剂作用下，NH3或尿素等氨基还原剂可选择性地还原烟气中的NOx，基本上不与烟气中的O2作用，据此发展了SNCR 烟气脱硝技术。在800~1250℃围，NH3或尿素还原NOx的主要反应为： NH3为还原剂 尿素为还原剂