完整版SNCR脱硝技术方案改正88.docx

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完整版SNCR脱硝技术方案改正88

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

二〇一四年八月

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450mg/Nm³。

9#、10#约为400mg/Nm³。

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

30

200

200

无

2013.9.1

30

200

200

0.03

2015.1.1

20

100

200

0.03

2017.1.1

1.3.2按照业主要求：

系统技术改造后，NOx小排放浓度限制在100mg/Nm³（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≤100mg/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50~110%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184500m3/h，#9锅炉270000m3/h,#10锅炉300000m3/h设计。

（5）NH3逃逸量控制在8mg/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-M1

75T/h

3.82MPa

450℃

蒸汽锅炉

98-466-5

2

#7炉

YG-75/3.82-M1

75T/h

3.82MPa

450℃

蒸汽锅炉

98-466-3

3

#8炉

UG-90/3.82-M3

90T/h

3.82MPa

450℃

蒸汽锅炉

05116

4

#9炉

UG-130/9.8-M6

130T/h

9.8MPa

540℃

蒸汽锅炉

5

#10炉

QXF-116-1.6/130/70

116MW

1.6MPa

130℃

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/h

238.58GJ/h

50%-100%

5-8

2

#7炉

162000mg3/h

238.58GJ/h

50%-100%

5-8

3

#8炉

184500mg3/h

327.318GJ/h

50%-100%

5-8

4

#9炉

270000mg3/h

375.06GJ/h

60%-100%

5-8

5

#10炉

300000mg3/h

454GJ/h

30%-110%

5-8

2.2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.ar

kJ/kg

28055

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

%

1.0

2.3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Ⅷ级

厂址区建筑场地建筑场地级别为I~II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/m3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》DL5000-2000

2）《电力工程制图标准》DL5028-93

3）《继电保护和安全自动装置技术规程》DL400-91

4）《火力发电厂厂用电设计技术规定》DL/T5153-2002

5）《火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程》DL/T5136-2001

6）《发电厂、变电所电缆选择与敷设设计规程》SDJ26-89

7）《火力发电厂和变电所照明设计技术规定》DLGJ56-95

8）《3~110KV高压配电装置设计规范》GB50060-92

9）《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》DL/T620-1997

10）《电测量及电能计量装置设计技术规程》DL/T5137-2001

11）《电力工程电缆设计规范》GB50217-94

12）《火力发电厂厂内通信设计技术规定》DL/T5041-95

13）《建筑物防雷设计规范》GB50057-94

14）《火力发电厂、变电所直流系统设计技术规定》DL/T5044-95

15）《低压配电设计规范》GB50054-95

16）《交流电气装置的接地》DL/T621-1997

17）《过程检测和控制流程图用图形符号和文字符号》GB2625－81

18）《火力发电厂电子计算机监视系统技术规定》NDGJ91－89

19）《火力发电厂锅炉炉膛安全监控系统设计技术规定》DLGJ116－93

20）《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》GB93－96

22）《火力发电厂锅炉炉膛安全监控系统在线验收测试规程》DL/T655-1998

23）《火力发电厂模拟量控制系统在线验收测试规程》DL/T657-1998

24）《火力发电厂顺序控制系统在线验收测试规程》DL/T658-1998

25）《火力发电厂分散控制系统在线验收测试规程》DL/T659-1998

26）《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）GB12348工业企业厂界噪声排放标准

28）GB12801生产过程安全卫生要求总则

29）GB14554恶臭污染物排放标准

30）GB18218危险化学品重大危险源辨识

31）GB50016建筑设计防火规范

32）GB50040动力机器基础设计规范

33）GB50160石油化工企业设计防火规范

34）GB50222建筑内部装修设计防火规范

35）GB50229火力发电厂与变电站设计防火规范

36）GB50243通风与空调工程施工质量验收规范

37）GB50351储罐区防火堤设计规范

38）GB/T16157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/T21509燃煤烟气脱硝技术装备

40）GB/T50033建筑采光设计标准

41）GBZ1工业企业设计卫生标准

42）DL5009.1电力建设安全工业规程（火力发电厂部分）

43）DL5053火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程

44）DL/T5029火力发电厂建筑装修设计标准

45）DL/T5035火力发电厂采暖通风与空气调节设计技术规程

46）DL/T5120小型电力工程直流系统设计规程

47）DL/T5136火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程

48）DL/T5153火力发电厂厂用电设计技术规定

49）HJ/T75固定污染源烟气排放连续监测技术规范（试行）

50）HJ/T76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/T20649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）HJ563-2010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+SNCR

3.1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870～920℃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8.5～10m、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850℃~1100℃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+4NH3+O2=4N2+6H2O

（2）SNCR脱硝反应的温度窗口

氨水的最佳反应温度区间为850℃~1100℃。

（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2SNCR—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NSR

SNCR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0.3s~0.4s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0.1um，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

温度

℃

200-250

压力

Mpa

0.58-0.85

工业水

压力

Mpa

0.2-0.3

氨水稀释水要求质量：

总硬度<150ppm；

钙硬度<100ppm；

“M”碱度<100ppm；

铁<0.5ppm；

导电镀<250mhos；

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≤100mg/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8mg/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：

2×75t/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；1×90t/h+1×130t/h+1×116MW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