脱硝调试方案.docx

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脱硝调试方案

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

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

项目

锅炉参数

额定蒸发量

180t/h

额定蒸汽温度

485℃

额定蒸汽压力

5.3Mpa

给水温度

104℃

排烟温度

137℃

过剩空气系数

1.4

总燃料消耗量

36.9t/h

锅炉热效率

90.5%

1#、2#、3#锅炉热力数据表（锅炉厂数据）

　　名称

项目

烟气温度

工质温度

工质压力

烟气速度

工质速度

进口

出口

进口

出口

进口

出口

W

W

℃

℃

℃

℃

Mpa

Mpa

m/s

m/s

炉膛

883

275

275

5.3

5.3

4.86

分离器

918.2

482

485

9.08

对流管束

包墙过热器

高温过热器

738.9

351

482

12.3

23.06

低温过热器

517.1

274.6

405

8.84

16.04

高温省煤器

353.7

138.5

201.3

8.26

0.59

低温过热器

268.6

104

138.5

6.82

0.56

空预器

137

20

175

11.07

6.48

2.2厂区的岩土工程条件

项目所处场地地质条件满足项目建设要求。

2.3脱硝系统入口烟气参数

表1-2脱硝系统入口烟气参数

项目

名称

烟气量

目前NOx排放浓度

炉膛出口温度

1#、2#、3#锅炉

226000Nm3/h.台

≤200mg/Nm3

883oC

脱硝系统入口烟气参数（根据煤质资料计算）

项目

单位

数据（湿基）

CO2

Vol%

12.57

O2

Vol%

5.73

N2

Vol%

74.5

SO2

Vol%

0.091

H2O

Vol%

7.1

省煤器出口烟气成分（过量空气系数为1.4）

3.主要设计数据

3.1燃料及其飞灰分析

本工程锅炉无炉内脱硫装置，粉尘浓度为48.9g/Nm3，本工程采用的燃煤煤质及飞灰成分如表1-3所列：

锅炉燃料特性

燃料特性

碳

Car

%

44.72

氢

Har

%

2.72

氧

Oar

%

5.95

氮

Nar

%

0.82

硫

Sar

%

0.86

水

Mar

%

5.2

灰

Aar

%

41.9

低位发热量

LHV

KJ/Kg

15710

燃料耗量

B

t/h

36.9

锅炉计算效率

η

%

90．5

煤的入炉粒度：

dmax=10

灰熔点

名称

符号

单位

设计煤种

灰变形温度

DT（t1）

℃

﹥1500

灰软化温度

ST（t2）

℃

﹥1500

灰熔化温度

FT（t3）

℃

﹥1500

校核煤种特性

碳

Car

氢

Har

氧

Oar

氮

Nar

硫

Sar

水

Mar

灰

Aar

挥发份

Vdaf

低位发热量

LHV

3.2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

0.7

仪用气

排汽含尘粒度0.1um，压力露点≤-40℃

压力

Mpa

0.6-0.8

辅助蒸汽

温度

℃

205-340

压力

Mpa

0.49-0.98

工业水

压力

Mpa

0.5

稀释水（若需要）质量要求如下：

——总硬度：

＜150ppm作为CaCO3；

——钙硬度：

＜100ppm作为CaCO3；

——“M”碱度：

＜100ppm作为CaCO3；

——铁：

＜0.5ppm；

——导电度：

＜250μmhos；

——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。

3.3电厂供电

电动机电源电压低压AC380V50HZ，所有电动机采用新型高效节能产品。

3.4还原剂

本脱硝工程采用氨水作为还原剂，浓度为20%（wt%）。

（设计允许的波动范围为15%~25%）

氨水储罐的储存量不小于3台180t/h锅炉BMCR工况下5天用量设计。

4.技术原理及工艺流程

4.1技术原理

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。

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。

要达到高效的NOx的脱除率和氨的逸出浓度在3ppm以下的要求，采用联合工艺在技术上是可行的。

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

三台锅炉选用SNCR+SCR技术方案，采用氨水作为还原剂。

20%的氨水经槽车运输到厂区内，通过氨水加注泵将氨水送至氨水储罐，氨水输送泵将20%的氨水从氨水储罐中抽出输送到炉前，在静态混合器中和工艺水混合稀释成8%的氨水（浓度可在线调节）后进入SNCR喷枪。

氨水在输送泵的压力以及压缩空气的作用下，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，去除部分氮氧化物，过量的还原剂随烟气一起进入SCR反应器，在催化剂的作用下将氮氧化物还原成氮气，从而达到脱硝目的。

单台锅炉分别设置3台声波吹灰器对催化剂进行吹扫，防止催化剂孔道阻塞。

4.3系统描述

SNCR系统主要由还原剂制备和储存系统、氨水溶液输送系统、稀释水系统、炉前喷射等系统组成。

（1）还原剂制备和储存系统

主要设备说明：

还原剂储存系统

氨水储罐

设置1个氨水储罐，单个氨水储罐参数为：

52m3，Φ3.2×6.5m，立式，304不锈钢。

氨水加注泵1台，单台氨水加注泵参数为：

Q=30m3/h，H=30m。

（2）氨水输送系统

氨水输送泵将储罐中的氨水输送至静态稀释器，与工艺水混合稀释为~8%的氨水后，输送至炉前喷射系统进行脱硝反应。

氨水输送泵

三台锅炉共用2台氨水输送泵，一开一备，单台氨水输送泵的参数为：

Q=0.7m3/h，1.2MPa。

（3）稀释水储存和输送系统

工艺水从业主除盐水管路接入稀释水箱，通过稀释水泵打入静态混合器中，将20%的氨水稀释为~8%的氨水溶液。

主要设备说明：

稀释水箱

1个，用来储存工艺水，稀释水箱参数为2.5m3，碳钢，立式，Φ1.5×1.5m。

稀释水泵

本工程为3台锅炉采用母管制，设置2台稀释水泵（一用一备）。

单台稀释水泵的参数为：

流量1.5m3/h，扬程120m。

（4）炉前喷射系统

单台锅炉分离器出口布置6只；竖井烟道9米方向布置3只，单台锅炉总共9只喷枪。

采用气力雾化喷枪。

调节氨水输送泵和稀释水管路上的调节阀，可以控制喷枪的流量和压力。

每台炉的喷枪入口设有就地压力表。

喷枪上的氨水进口和压缩空气进口为快速接头连接，通过金属软管与氨水溶液管路、压缩空气管路连接。

（5）排水系统

氨水输送泵出口管路、稀释水泵出口管路及各个储罐设置放净阀门，废液通过排水沟排至集水坑后，通过潜水泵将废液输送至厂区其他系统综合利用。

（6）SCR反应器

3台锅炉分别设置1个SCR反应器，每台炉设置3声波吹灰器。

每台炉设置催化剂为蜂窝式，布置1层催化剂，单台炉催化剂使用量为20.7m3。

5.准备工作

5.1系统准备

1）系统设备运行正常，调节设备显示正常，及测量设备测量数据准确；

2）锅炉负荷、主汽压力及温度等运行参数波动范围符合锅炉运行规范的规定；

锅炉负荷变动范围ΔD/Do≤±3%

主蒸汽压力变动范围ΔP/Po≤±1.5%

主蒸汽温度变动范围Δt/to≤±1.5%

炉膛出口氧量变动范围ΔO2≤±0.5%

3）调试开始前，所有参与调试人员到位，现场仪器设备正常，便携式设备到位；

4）调试开始前，调试人员认真阅读调试大纲，熟悉现场情况，对调试和测试记录项目明晰；

5）调试仪器要预先标定并符合计量标准要求；

6）预先准备好记录表格，对讲机，安全帽等。

5.2调试人员及分工

1）调试时间：

10~15天。

2）为保证调试的顺利进行，应成立热态调试调试领导小组，由秦皇岛骊骅淀粉股份有限公司委派一人担任调试组负责人。

其成员由热电厂、浙江菲达环保科技股份有限公司组成，具体名单在调试前确定；

3）电厂运行人员负责SNCR系统的主要设备启停和调整；

4）调试人员组织

调试负责：

电厂1人

技术负责：

菲达公司1人

运行操作人员：

电厂1~2人

可视实际情况增加人员。

5.3参与试运行单位职责

5.3.1热电厂

1）全面负责试运期间的组织，协调管理工作；

2）参与试运期间的检查，设备、系统的验收移交，性能考核试验的验收；

3）审核电气、热控等设备的运行值；

4）负责锅炉与脱硝系统之间的协调工作；

5）在试运人员指导下进行设备检查、操作；

6）配合试运人员进行试运的性能试验工作；

7）负责连续运行期间的氨水（20%）、除盐水等消耗品的供应；

8）负责运行期间的数据记录和详细操作记录。

5.3.2菲达公司

1）履行脱硝系统启动试运全过程中的组织管理职责；

2）参加试运各阶段的工作检查协调、交接验收和竣工验收；