SNCR脱硝技术协议.docx

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SNCR脱硝技术协议

循环流化床锅炉

脱硝装置（SNCR）改造项目

EPC技术协议

买方：

卖方：

2011年9月

一、技术规范

1.1总则

本技术协议适用于循环流化床锅炉的脱硝装置（SNCR）改造项目。

采用EPC总承包模式，它提出了该系统的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求。

脱硝（SNCR）技术要求：

（1）本工程采用选择性非催化还原脱硝（SNCR）工艺。

（2）使用尿素作为脱硝还原剂。

（3）脱硝装置尿素制备车间与炉区的控制系统使用PLC系统单独控制；并通过光纤将操作员站接至主控室。

（4）在锅炉50%～100%BMCR负荷范围内，SNCR入口浓度不高于200mg/Nm3（干基，6%O2）时，出口NOx浓度不高于100mg/Nm3；SNCR入口浓度不高于180mg/Nm3（干基，6%O2）时，出口NOx浓度按照不高于90mg/Nm3进行设计。

保证值不高于100mg/Nm3。

（5）NH3逃逸量应控制在10PPm以下。

（6）脱硝装置可用率不小于98%，服务寿命为30年。

本技术协议提出的是最低限度的技术要求，并未对一切技术要求做出详细规定，也未充分引述有关标准及规范的条文。

卖方保证提供符合本技术协议和相关的国际、国内工业标准的优质产品。

本技术协议经买、卖双方共同确认和签字后作为订货合同的技术附件，与订货合同正文具有同等效力。

1.2工程概况

1.2.1概述

锅炉为无锡华光锅炉股份有限公司生产的循环流化床锅炉，锅炉额定蒸发量量为2x100t/h+2x150t/h、半露天布置，全钢架结构、平衡通风，采用布袋除尘器，炉内石灰石脱硫工艺。

1.2.2厂址

。

1.2.3厂区的岩土工程条件

该区域的工程地质条件中等，未受新活动的影响。

根据静力触探曲线资料分析及山地踏勘，拟建线路在垂深15.0米范围内场地岩土可划分成8个工程地质层，现分述评价如下：

（1）层表土：

探坑部位为碎石土，其厚度：

0.30～2.90米，平均1.02米；层底标高：

1.10～11.17米，平均4.19米；层底埋深：

0.30～2.90米，平均1.02米。

该层土沿线均有分布，土质不均，工程性能差。

（2-1）层亚粘土：

据静力触探曲线资料表明，厚度：

0.60～2.20米，平均1.13米；层底标高：

1.63～3.48米，平均2.78米；层底埋深：

1.50～3.00米，平均2.09米。

静力触探比贯入阻力Ps=1.975MPa，地基土容许承载力σ。

=190kPa。

中压缩性土。

（2-1-1）层亚粘土：

据静力触探曲线资料表明，厚度：

0.60～2.70米，平均1.61米；层底标高：

0.43～4.03米，平均1.36米；层底埋深：

1.20～4.70米，平均3.39米。

静力触探比贯入阻力Ps=1.542MPa，地基土容许承载力σ。

=150kPa。

中压缩性土。

（2-2-1）层亚粘土：

据静力触探曲线资料表明，厚度：

1.60～3.00米，平均2.30米；层底标高：

-0.35～2.43米，平均1.04米；层底埋深：

2.80～5.10米，平均3.95米。

静力触探比贯入阻力Ps=1.016MPa，地基土容许承载力σ。

=100kPa。

中压缩性土。

（2-2）层亚粘土：

据静力触探曲线资料表明，厚度：

1.10～7.20米，平均2.75米；层底标高：

-1.76～3.71米，平均-0.83米；层底埋深：

2.60～7.70米，平均5.83米。

静力触探比贯入阻力Ps=2.543MPa，地基土容许承载力σ。

=210kPa。

中压缩性土。

（3）层亚粘土夹亚砂土：

据静力触探曲线资料表明，厚度：

4.20～4.80米，平均4.53米；层底标高：

-5.95～-4.20米，平均-5.35米；层底埋深：

6.80～10.30米，平均8.57米。

静力触探比贯入阻力Ps=3.400MPa，地基土容许承载力σ。

=140kPa。

中压缩性土。

（4）层粉砂夹亚砂土：

据静力触探曲线资料表明，层底埋深大于15.0米，厚度大于3.2米。

静力触探比贯入阻力Ps=7.526MPa，地基土容许承载力σ。

=140kPa。

中压缩性土。

1.2.4地震烈度

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Ⅷ级

厂址区建筑场地建筑场地级别为I~II类场地

1.2.5脱硝系统入口烟气参数

表2-2脱硝系统入口烟气参数

序号

项目

单位

设计煤种

校核煤种

70T/H

100T/H

110T/H

1

省煤器出口烟温

℃

199.8

214.2

219.9

2

省煤器出口烟量

Nm3/h

3

燃料消耗量

t/h

10.7

15.3

16.9

4

过量空气系数

%

1.39

1.39

1.39

5

烟气含灰量

mg/Nm3

6

二氧化硫

mg/Nm3

7

氧

V%wt

8

氮

V%wt

9

二氧化硫

V%wt

10

二氧化碳

V%wt

11

水

V%wt

表2-3锅炉BMCR工况SNCR脱硝系统入口烟气中污染物成分（标准状态，湿基，实际含氧量）

项目

单位

数据

烟尘浓度（暂定）

mg/Nm3

24.3～43.3

NOx（入口）

mg/Nm3

180-200

NOx（出口）

mg/Nm3

设计值90（保证值100）-100

1.2.6水源

表2-3水质全分析

水样名称

取样位置

水温℃

外观

取样时间

2010.6.23

PH值

7.55

电导率

730.75

浊度（FTU）

阳

离

子

单位

mg/L

单位

mg/L

单位

mmol/l

K+

总溶解固体

总硬度

162.06

Na+

悬浮固体

酚酞碱度

0

Mg2+

9.53

全SiO2

12.85

甲基橙碱度

143.13

Ca2+

49.08

COD

8.04

Fe2+

活性硅

Fe3+

溶解固体

Ba2+

Sr2+

Mn2+

NH4+

0.78

AI3+

Cu2+

0.004

阴离子

CI－

31

SO42－

149.04

NO3－

3.0

HCO3－

286.79

CO32－

PO43－

0.24

1.2.7水文气象条件

1.2.1气象

气温：

年平均气温15.5℃

1.3设计与运行条件

锅炉主要蒸汽参数：

锅炉技术特性:

点火方式：

高能电点火器点火、等离子点火

燃油雾化方式：

机械雾化

1.3.2燃料

本期工程采用的煤质资料如下表：

（按实际煤种作为设计煤种）

表2-4设计和校核煤种的煤质及灰成分分析表

项目

单位

原设计煤种

校核煤种

实际煤

收到基低位发热值Qnet.ar

kJ/kg

20025

18422-19050

全水份Mt

%

空干基水份Mad

%

干燥无灰基挥发份Vdaf

%

大于20

大于20

收到基灰份Aar

%

34.8

34.8

收到基碳成份Car

%

50.9

50.9

收到基氢成份Har

%

3.16

3.16

收到基氧成份Oar

%

4.189

4.189

收到基氮成份Nar

%

0.6306

0.6306

收到基硫成份Sar

%

0.7944

0.7944

哈氏可磨性指数（HGI）

灰变形温度t1

℃

灰软化温度t2

℃

灰熔化温度t3

℃

1.3.3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0.1um，压力露点≤-40℃

压力

Mpa

0.4-0.6

仪用气

排汽含尘粒度0.1um，压力露点≤-40℃

压力

Mpa

0.4-0.6

辅助蒸汽

温度

℃

200-250

压力

Mpa

0.58-0.85

工业水

压力

Mpa

0.2-0.3

尿素稀释水要求质量：

总硬度<150ppm作为CaCO3；

钙硬度<100ppm作为CaCO3；

“M”碱度<100ppm作为CaCO3；

铁<0.5ppm；

导电镀<250mmhos；

没有明显的混浊和悬浮固态物。

当电厂工业水质能满足以上条件时刻代替除盐水。

1.3.4电厂控制系统

发电锅炉采用炉、机、电集中控制方式。

控制系统采用分散控制系统（DCS），其功能包括数据采集系统（DAS）、模拟量控制系统（MCS）、锅炉炉膛安全监控系统（FSSS）、机炉辅机及发电机-变压器组的顺序控制系统（SCS）。

两台锅炉合设一个集中控制室，集中控制室与电子设备室集中布置。

两台锅炉的分散控制系统之间设置一公用网络，分别与两台锅炉的DCS通过网桥开关联接。

1.3.5电厂供电现状

200kW及以上电动机采用6kV电压。

电动机电源电压：

低压380V

1.3.6还原剂

本脱硝工程采用尿素作为还原剂，以固体尿素配制成15%（wt%）尿素水溶液。

尿素溶液储存量不小于2台锅炉BMCR工况下3天用量，满足买方的要求。

尿素固体储存量按不小于2台锅炉BMCR工况下5天用量。

1.4技术要求

1.4.1本项目范围

锅炉脱硝装置改造项目的设计、设备供货、安装、系统调试和试运行、考核验收、培训等。

1.4.2脱硝装置的总体要求

1.4.2.1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%-100%BMCR负荷范围内有效地运行；

●采用SNCR烟气脱硝技术，采用15%尿素溶液（wt%）作为SNCR烟气脱硝系统的还原剂；

●在锅炉50%～100%BMCR负荷范围内，SNCR入口浓度不高于200mg/Nm3（干基，6%O2）时，出口NOx浓度不高于100mg/Nm3；SNCR入口浓度不高于180mg/Nm3（干基，6%O2）时，出口NOx浓度按照不高于90mg/Nm3进行设计。

保证值不高于100mg/Nm3。

●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10ppm；

●尿素进厂卸料和储存系统按2台锅炉公用设计（区域规划按四台锅炉考虑），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情况，系统内只设低压配电装置；

●控制系统：

烟气脱硝工程尿素制备车间的控制系统与