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3×130t/h +1×240t/h循环流化床锅炉
烟气脱硝工程 工艺说明书
编制： 审核： 批准：
2013年8月
1概述
1.1项目概况
1.2排出烟气成分指标分析 2工艺方案选定 2.1概述
2.3 氮氧化物减排技术
2.2 NOx产生的机理 2.4 各工艺的技术方法分析
3 SNCR工艺技术方案设计指导思想和原则 4设计依据标准、政策和规范 5 SNCR脱硝技术系统设计 5.1 概述 5.2工艺原理 5.3设计说明 5.3.1工艺部分 5.3.2电气部分 5.3.3控制部分 6 性能计算说明 6.2脱硝效率 6.3脱硝装置可用率 7 SNCR技术方案 7.1 系统概述
7.2脱硝装置对锅炉的影响
6.1 NOx浓度计算方法
1概述 1.1项目概况
根据2011年发布的《GB13223-2011火电厂大气污染物排放国家标准》，NOx排放浓度必须小于100 mg/Nm3 。
本项目工程范围为EPC交钥匙工程，包括3×130t/h+1×240t/h循环流化床锅炉SNCR脱硝工程系统的设计、土建（不含施工）、供货（不含4#NOx在线检测）、运输、安装、
调试、性能考核、人员培训、技术服务等内容，保证该工程的安全实施以及在施工过程中不对环境构成不良影响。工程完工后，由业主方委托相关环保局组织性能验收。
1.2排出烟气成分指标分析
治理前烟气NOx浓度：最高240mg/m3，脱硝效率在67%以上，脱硝系统正常运行时烟气NOx浓度小于100mg/m3。
2工艺方案选定 2.1概述
目前，该锅炉烟气排放的污染物主要是氮氧化物指标超标，氮氧化物主要包括一氧化氮（NO）、二氧化氮（NO2）、 一氧化二氮（N2O）、三氧化二氮(N2O3)、四氧化二氮（N2O4）、五氧化二氮（N2O5）等几种化合物，氮氧化物中污染大气的主要是NO和NO2，这两者一般统一表示为NOx。
2.2 NOx产生的机理
NOx按其生成起源和用途，可分为热力型、快速性、燃料性三大类。
a）热力型——热力型NOx是指空气中N2和O2在高温下反应生成的，他的生成量和生成速度随着温度的升高呈指数增长。
热力型NOx主要是指在燃烧过程中参与燃烧的空气中的氮气被氧化生成的NOx，
其中的生产过程是一个不分支连锁反应。其生成机理是前苏联科学家捷里多维奇（Zeldovich）于1946年提出的。总反应式如下：
N2O22NO (1) NO1202NO2 (2)
图1 燃烧中NOx生成和脱除的反应途径
图2 热力型NO与温度的关系
根据Zeldovich实验结果，通过推导计算可以得到Zeldovich机理的NO生成速率的简化表达式：
由式（2）和图2可以看出，热力型NOx的生成速率受到有效反应成分浓度以及温度的影响。在燃烧温度低于1773K（1500℃）时，几乎观察不到NOx的生成，只有当温度高于1773K（1500℃）时才变得明显，能占到NOx生成总量的20%以上，而且温度每增加100K（100℃）时，反应速率增大6~7倍。因此热力型NOx的控制原理就是降低高温火焰区的氧浓度、降低燃烧温度以及缩短在高温区的停留时间，在工程实践中体现为利用低NOx燃烧器、贫氧强化扩散燃烧、浓淡燃烧、水蒸气喷射以及高温空气燃烧等措施来有效控制热力型NOx的生成。
（b）快速性——快速性NOx，即瞬时反应型，其生成的速度极快，多发生在内燃机的燃烧过程，燃煤锅炉中快速性的NOx生成量要少得多，不列为主要控制目标。
其生成机理是根据碳氢燃料预混火焰轴向NO分布的实验结果得出，碳氢自由基（CHi）在燃烧过程中撞击空气中的N2分子生成HCN、NH、CN和N等中间产物，这些中间产物再进一步氧化生成NOx，称为快速型NOx。快速型NOx中的氮虽然也是来自空气中的氮气，但是同热力型NOx的生成机理却不相同，其主要生成路径如图3所示。快速型NOx的生成对温度的依赖性很低，然而过量空气系数对快速型NOx的影响较大。燃烧过程中快速型NOx的生成量很少，一般不作为NOx控制的主要考虑对象。
（c）燃料性——燃料性NOx是指燃料中的氮在燃烧过程中经过一系列复杂的反应而生成的，由于燃料中氮的热分解温度低于煤燃烧温度，在600—800℃时就会产生，所以对煤、重油和其他高氮燃料而言，燃料性NOX是其主要控制的目标。
燃料型NOx是指燃料中的氮化合物在燃烧过程中热分解后又氧化而的NOx，其主要生成路径如图4所示。由于N-H键和N-C键的远比N≡N键要小得多，燃料型NOx的生成要比热力型NOx容易得多，是其生成NOx的最主要来源，约占NOx生成总量的60-80%
图4 燃料型NOx生成机理
煤中的燃料氮一部分在高温下转变成挥发分氮，另一部分留在焦炭中焦炭氮。从图4可见，挥发分氮和焦炭氮在一定的条件下又生成NO2。燃料氮转化成挥发分氮的比例、挥发分氮以及焦炭氮转化生成NO都和燃烧温度、过量空气系数、空气与燃料的混合情况等燃烧特性有关。
2.3 氮氧化物减排技术
工业锅炉燃煤烟气中氮氧化物的治理主要分为燃料脱氮技术、燃烧中脱氮技术和燃烧后脱氮技术三种途径，目前燃烧中脱氮技术和燃烧后脱氮技术在燃煤锅炉上应用的较多，燃烧后脱氮技术主要应用到烟气脱硝净化技术更适合旧锅炉设备的改造。
燃料脱氮技术、燃烧中脱氮技术和燃烧后脱氮技术的工艺机理即把已生成的NOx还原为N2从而脱除烟气中的NOx，按其治理工艺又分为湿法和干法。
湿法烟气脱硝，即利用液体吸收剂将NOx溶解的原理来净化燃煤烟气，实现烟气脱硝，其最大的障碍是NO很难溶于水，该工艺应用复杂。
干法烟气脱硝，与湿法烟气脱硝技术相比，干法烟气脱硝技术的优点是：基本投资低，设备及工艺过程简单，脱出NOx的效率也较高，无废水和废弃物处理，
目前有多种NOx控制技术应用于燃煤锅炉。 ① 选择性催化还原技术（SCR）
SCR技术使用SCR催化剂，NOx脱除效率最高（超过90%），是当前NOx控制技术中最广泛应用的技术，但是SCR技术需要使用昂贵的SCR催化剂和建设单独的SCR反应器，其投资成本在各种NOx控制技术中也最高。其昂贵的成本以及占地较大的SCR反应器限制了SCR技术在场地已经较为紧张的中小锅炉上的应用。
② 再燃技术
再燃技术通过改变炉内燃烧方式，可以进一步降低燃烧生成的NOx。在电站锅炉上的经验表明，燃烧方式的改变会引起炉膛热负荷分布的变化，从而影响过热器、再热器以及尾部受热面的热负荷，同时受再燃燃料燃烧特性的限制，不完全燃烧损失增大。再燃成本不高，以炉膛烟道为反应器，改造相对于SCR较为容易，不完全燃烧损失对中小锅炉影响不大，但是中小锅炉尤其是链条锅炉燃烧方式和电站锅炉差别较大，此外炉膛尺寸较小，常规再燃并不适用，需要开发新的再燃方式，难度较大。 ③ 先进再燃技术
先进再燃在利用再燃燃料还原NOx的基础上，在再燃区后部引入氨基还原剂继续还原NOx，使NOx脱除效率大大提高，但再燃技术中存在的改变锅炉热负荷和降低锅炉效率的问题依然存在，同时由于加入氨基还原剂，还容易造成氨泄漏形成二次污染。先进再燃在应用于中小锅炉改造上，存在与再燃类似的问题。 ④选择性非催化还原技术（SNCR）
选择性非催化还原法（SNCR）。SNCR技术是一种较为成熟的商业性NOx控制处理技术。SNCR方法主要使用含氮的药剂（氨水、尿素或液氨等）在温度区域850～1250℃喷入含NO的气体中，发生还原反应，脱除NO，生成氮气和水，如下图所示。
图4-1 SNCR反应原理示意图 SNCR技术有如下优点：
（1）脱硝效果满足要求：SNCR技术应用在煤粉锅炉上，长期现场应用一般能够达到50％以上的NOx脱除率。循环流化床锅炉的温度、停留时间、混合度均比煤粉锅炉好，脱硝效率完全能达到70％以上。
（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，效果最好的是氨水。
（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。
（6）对电厂生产无影响：SNCR技术不需要对循环流化床锅炉的结构进行改动，仅需在合适的位置开孔即可。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着影响。
⑤ 层燃锅炉低NOx燃烧系列集成技术
针对燃煤工业锅炉的燃烧特性和NOx生成规律，山东大学国家工程实验室开发了层燃锅炉低NOx燃烧系列集成技术。根据不同煤种、不同炉型、不同运行方式、不同控制指标，选择单元方案，协同实现煤层燃过程的NOx经济高效控制。单元技术包括如下内容：
Ⅰ）煤层燃过程N元素前移途径改变技术
研究表明，煤中的含氮结构相对比较稳定，对于高挥发分煤，主要的氮析出一般在温度高于950℃时才会发生，此时煤己失重10%。在温度低于700℃时，基本没有HCN和NH3等前驱产物析出，焦油氮是主要的氮析出物。在高温下脱除挥发分时，氮的释放速率大于其余挥发分，导致焦炭中的N/C比小于原煤中的N/C比。
在挥发分热解过程中，燃料中的氮一部分随挥发分析出，这部分氮被称为挥发分氮；而另一部分留在焦炭中，被称为焦炭氮。燃料中的氮在挥发分和焦炭中的分配比例受多种因素的影响，主要包括：煤种、温度、加热速率、停留时间、压力和氧气水平。
对于低阶煤，氮组分的析出远慢于挥发分的析出，这主要是由于在低阶煤热解早期水分和小分子热解产物的迅速析出。对于中等煤阶的煤种，氮析出速率基本与挥发分析出速率相同；而对于高阶煤如低挥发分的贫煤和无烟煤，氮的析出速率反而要快于煤的失重速率。由于煤脱除挥发分的程度随温度升高不断增大，初级脱挥发分放出的焦油等物质，其含氮量与原煤接近；次级脱挥发分放出甲烷、氢气等气体，导致半焦N/C比升高；而随热解温度进一步升高，挥发分氮大量析出，导致煤焦N/C比趋于下降。
基于上述理论研究，提出了与关键参数：煤种、温度、加热速率、停留时间、压力和氧气水平等关联的N元素前移途径改变技术。通过匹配调整上述关键参数，实现煤层燃过程的自主低NOx排放过程。
Ⅱ）低过量空气系数与贫氧燃烧结合的低NOx燃烧技术
针对燃料型NOx控制机理的研究已开展了近半个世纪，有试验表明，HCN是热解首先析出的物质，而NH3则在焦炭氧化及低阶煤的高温热解过程中析出。煤热解过程中释放的HCN量很少，但其余含N组分在高化学当量比气氛下会迅速转化为HCN。因此可以认为煤在高温主燃烧区域燃烧过程中，HCN是最稳定的含N产物。具体过程如下：
N2 + O O2 + N N + OH
NO + N NO + O
NO + H
NO
O2
燃料N
HCN NH3
NO
N2
可以看出，燃料N首先以HCN和NH3的形式析出，在氧化性气氛下被氧化成NO；如果在还原性气氛下，HCN和NH3起到还原作用而将NO还原成N2；同时NO也可以在焦炭的表面被还原成N2。HCN是进一步反应生成NO还是N2主要取决于反应气氛下的化学当量比。如果在富燃料气氛下，且保证充足的反应时间，燃料N会生成少量的NO和大量的N2。
基于上述理论研究，提出了协同考虑煤层燃过程燃尽与低NOx生成的“低过量空气系数与贫氧燃烧结合的低NOx燃烧技术”。
Ⅲ）气固异相催化还原NOx技术
图5为煤燃烧或气化过程中N组分的反应机理示意图。煤在热解的过程中，挥发分N会生成中间产物HCN和NHi(R1)，然后中间产物会被氧化为NOx (R2)或把NOx还原为N2(R3)，而焦炭N在燃烧或者气化过程中则会被氧化为NOx (R4)。值得一提的是，NOx (高温下主要是NO)在焦炭表面又会被还原为N2(R5)。
+CHi
灰
挥发分
R6 +Ox (OH)
热解 R1
XN (HCN, NHi) +O2,CO2,H2O
焦炭
R4
R2 +NOx R3
N2 NOx
+焦炭 R5
1-η η
R9
图5 煤燃烧/气化过程中NOx生成和还原的反应示意图
基于上述理论研究，采用固定床催化反应与气固流态化催化反应耦合实现的“气固异相催化还原NOx技术”，利用层燃炉内丰富的焦炭颗粒催化表面，在适宜的条件下，实现对已经生成的NOx的还原控制。
Ⅳ）空气分级与再燃结合技术
针对不同技术选择，可以将空气分级与再燃技术相结合，共同实现高低NOX排放控制指标。
2.4 各工艺的技术方法分析
根据以上对脱硝工艺的简单介绍，控制燃煤锅炉NOx排放有很多种方法，各种脱硝工艺工程投资和脱硝效率各不相同，脱硝工艺的技术路线的选择可根据以下几个方面综合考虑：
（1）NOx排放浓度和排放量必须满足国家和当地政府环保要求。 （2）脱硝工艺要做到技术成熟、设备运行可靠。
（3）根据工程的实际情况，尽量减少脱硝装置建设的初投资、将来的维护费用。 （4）脱硝剂要有稳定可靠的来源。 （5）脱硝装置占地，布置应合理。 （6）脱硝装置的国产化率。
（7）脱硝工艺脱硝还原剂、水、能源等消耗少，尽量减少运行费用。
常用的烟气脱硝法是SNCR和SCR。SNCR法系统简单，不需要催化剂，投资和运行费用较低，NOx脱除效率中等（30%~70%），改造方便，系统占地面积小，但是对温度和流动有一定的要求。SCR法需要使用昂贵的SCR催化剂和建设单独的SCR反应器，投资成本较高，催化剂容易老化或中毒，所以要定期更换，一般三年左右就要更换，运行成本高，而且形成的硫酸氢铵容易对设备造成腐蚀和堵塞。
烟气脱硝技术及经济比较
技术名称 还原剂 反应温度 反应器 催化剂 脱硝效率 还原剂喷射位
置 SO2/SO3转化 NH3逃逸 对空气预热器
影响 系统压损 燃料影响 锅炉影响 占地面积 投资 运行费用
SCR
液氨、尿素溶液、氨水
300~400 需要建设
需要，且定期更换，价格贵
80~90%
多选择于省煤器与SCR反应器
之间的烟道内
会 3~5ppm
SNCR
液氨、尿素溶液、氨水
850~1100 不需要 不需要 30~70% 炉膛或锅炉出口
无 5~10ppm
NH3与SO3易形成NH4HSO4，无促进的氧化，造成堵塞或腐蚀的几
造成堵塞或腐蚀 率小
1000pa左右
高灰分会磨耗催化剂，碱金属氧化物会钝化催化剂 受省煤器出口烟气温度影响
大 高 高
无 无
受炉膛内烟流及温度分布情形影响
小 低 低
从上表可以看出，SCR法无论从初投资还是运行费用上，都将远高于SNCR法。 根据上述分析，我公司根据用户设备的实际情况、工作现场及运行成本分析和操作的情况建议在本项目中采用选择性非催化还原法(SNCR)作为主要脱硝工艺进行实施，保证脱硝效率在67%以上。
3 SNCR工艺技术方案设计指导思想和原则
① 工艺符合环保部门减排核算要求； ② 选择氨水溶液做脱硝剂；
③ 根据企业现场情况采取切实可行的工艺流程和装备结构，以最小的改造费用和运行费用投入、确保烟气脱硝达标；
④ 建成后的脱硝系统应能以最优化的工艺实现最大的社会效益和经济效益； ⑤ 选用先进、可靠的SNCR脱硝工艺方法，在确保脱硝效率的同时有效的保障系统运行的经济性与安全性；
⑥ 充分结合用户的客观条件和要求，因地制宜，最大程度利用现有资源和有限场地空间，优化结合，制定具有针对性，切合实际的技术方案；
⑦ 在重视设备使用寿命长、高效性的同时，在设备的整个系统布置上紧凑、合理、美观，工艺流程简捷。
4设计依据标准、政策和规范
设计中采用的主要规范、标准及相关政策文件
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HJ 563-2010 火电厂烟气脱硝工程技术规范 选择性非催化还原法 GB8978-2002 《污水综合排放标准》
GBZ2-2007 《作业环境空气中有害物职业接触标准》 DL5022-93 《火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程》 DLGJ158-2001 《火力发电厂钢制平台扶梯设计技术规定》 DL5027-1993 《电力设备典型消防规程》 YB9070-92 《压力容器技术管理规定》 GBl50-2011 《压力容器》
YSJ212-92 《灌注桩基础技术规程》 GB50009-2012 《建筑结构荷载规范》 GB50010-2010 《混凝土结构设计规范》 GB50017-2011 《钢结构设计规范》 GB50003-2011 《砌体结构设计规范》 GB50011-2010《建筑抗震设计规范》 GB50191-2012 《构筑物抗震设计规范》 GB50007-2002《建筑地基基础设计规范》 GB50040-1996《动力基础设计规范》
GB/T11263-1998《热轧H型钢和部分T型钢》
DL5002-93 《火力发电厂土建结构设计技术规定》 DL/T5029-94 《火力发电厂建筑装修设计标准》 DL/T5094-1999《火力发电厂建筑设计规程》 GB50222-95 《建筑内部装修设计防火规范》 GB50207-2002《屋面工程质量验收规范》
《中华人民共和国工程建设标准强制性条文-房屋建筑部分》 GB/T50001-2010《房屋建筑制图统一标准》 GB/T50105-2010《建筑结构制图标准》
DL400-91《继电保护和安全自动装置技术规程》 GB50057-2010《建筑物防雷设计规范》 DL/T5044-95《低压配电设计规范》 GB755-2000 《旋转电机定额和性能》
GB997-1981 《电机结构及安装型式代号》 GB1971-1980《电机线端标志与旋转方向》 GB/T1993-1993《旋转电机冷却方法》 GB1032-85《三相异步电机试验方法》 GB50217-94《电力工程电缆设计规范》
DL/T 5190.5-2004《电力建设施工及验收技术规范》热工自动化篇 DL/T659-2006《火力发电厂分散控制系统验收测试规程》 其他标准和规范
GB50229-2006 火力发电厂与变电所设计防火规范
GBJ46-88《施工现场临时用电安全技术规范》
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》 GBJ201-83《土方及爆破工程施工验收规范》 GB50221-2001《钢结构工程质量检验评定标准》 GBJ205-95《钢结构施工及验收规范》
GB50212-2002《建筑防腐蚀工程施工及验收规范及条文说明》 HGJ229-91《工业设备、管道防腐蚀工程施工及验收规范》 SD30-87《发电厂检修规程》
GB0198-97《热工仪表及控制装置施工及验收规范》 GB50268-2008《给水排水管道工程施工及验收规范》 GB50205-2001 《钢结构工程施工及验收规范》
DL5007-92《电力建设施工及验收技术规范》(火力发电厂焊接篇) SDJ69-87《电力建设施工及验收技术规范》(建筑施工篇) SDJ280-90《电力建设施工及验收技术规范》(水工工程篇)
DL/T 5190.5-2004《电力建设施工及验收技术规范》(热工自动化篇) DL5031-94《电力建设施工及验收技术规范》(管道篇)
GB50168-2006《电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范》 GB50169-2006《电气装置安装工程接地线路施工及验收规范》 GB50170-2006《电气装置安装工程旋转电机施工及验收规范》 GB50171-2006《电气安装工程盘柜二次接线施工及验收规范》 GB50149-2010《电气装置安装工程母线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》 GB50231-2009《机械设备安装工程施工及验收通用规范》 GB50235-2010《工业金属管道工程施工及验收规范》
DL5017-2007《水电水利工程压力钢管制造安装及验收规范》 GB50231-2009《机械设备安装工程施工及验收通用规范》 GB50235-2010《工业金属管道工程施工及验收规范》
GB50236-2011《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》
GB50275-2010《GB50275-2010 风机、压缩机、泵安装工程施工及验收规范》 HJ/T75-2001《火电厂烟气排放连续监测技术规范》 GB2440-2001《尿素》
GB14554-93《恶臭污染物排放标准》
5 SNCR脱硝技术系统设计 5.1 概述
SNCR技术是在锅炉炉膛适当的位置喷入含氮还原剂，将烟气中的NO选择性的还原为N2和水，其主要优点投资成本较低，NOx脱除效率中等，不需要催化剂，改造方便，因工业燃煤锅炉的尺寸比较小，混合相对比较容易，用SNCR技术改造简便，所以在工业燃煤锅炉的NOx脱除改造上具有优势，但是对其运行控制水平要求较高。
工业锅炉脱硝使用的还原剂目前使用最多是氨与尿素，以氨作为还原剂时，既可以用液氨也可以用氨水，液氨必须在压力容器中运输和储存，需要获得许可证，有较高的安全要求，且必须考虑由于氨泄漏或运输问题导致的SNCR系统的停运。以尿素作为一种无毒无害的还原剂，在运输和储存过程中更加安全，但尿素溶解和保温需要大量蒸汽伴热，投资和运行成本较高，通常工业燃煤锅炉优先考虑的脱硝技术方案是采用氨水溶液作为还原剂的脱硝系统。
以氨水为还原剂其主要化学反应式为： 4NH3+4NO+O2→4N2+6H2O 4NH3+2NO+2O2→3N2+6H2O 8NH3+6NO2→7N2+12H2O
以氨水为还原剂的SNCR系统在烟气脱硝中主要分为SNCR主要由氨水储存系统、稀释混合系统、氨水输送系统、氨水溶液喷射系统，压缩空气系统以及在线监测系统。
5.2工艺原理
选择性非催化还原技术是用NH3、尿素等还原剂喷入炉内与NOx进行选择性反应，不用催化剂，因此必须在高温区加入还原剂。还原剂喷入炉膛温度为850～1150℃的区域，该还原剂（尿素）迅速热分解成NH3并与烟气中的NOx进行SNCR反应生成N2，该方法是以炉膛为反应器。
研究发现，在炉膛850～1150℃这一温度范围内，在无催化剂作用下，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。在850～1150℃范围内，NH3或尿素还原NOx的主要反应为：
NH3为还原剂（NH3的最佳反应温度范围是850～950℃）： 4NH3+4NO+O2 → 4N2+6H2O
尿素为还原剂（尿素的最佳反应温度范围是900～1050℃）： 2NO+2CO(NH2)2 +O2 → 3N2+2CO2+2H2O
不同还原剂有不同的反应温度范围，此温度范围称为温度窗。NH3的反应最佳温度区为 850～950℃。当反应温度过高时，由于氨的分解会使NOx还原率降低，另一方面，反应温度过低时，氨逃逸增加，也会使NOx还原率降低。NH3是高挥发性和有毒物质，氨的逃逸会造成新的环境污染。
SNCR烟气脱硝技术的脱硝效率一般为30%～80%（实验室数据）。实际锅炉应用中，由于混合等因素的影响，脱硝率为30%～70%。还原剂主要采用氨和尿素，值得注意的是，近年的研究表明，用尿素作为还原剂时，NOx会转化为少量的N2O，N2O会破坏大气平流层中的臭氧，除此之外，N2O还被认为会产生温室效应，因此产生N2O问题己引起人们的重视。但是采用尿素作为还原剂时，可以通过控制方式，使得N2O的排放几乎为零。
本项目采用氨水溶液作为还原剂。
SNCR系统烟气脱硝过程由下面六个基本过程完成：
① 氨水溶液储存系统 ② 稀释混合系统 ③ 氨水输送系统 ④ 炉前喷射系统 ⑤ 压缩空气系统 ⑥ 在线监测系统
5.3设计说明 5.3.1工艺部分
SNCR主要由氨水储存系统、稀释混合系统、氨水输送系统、氨水溶液喷射系统，压缩空气系统等。
① 氨水溶液储存系统
罐车运来的20%左右的氨水溶液经罐车通过系统配置的卸载泵送入氨水溶液储罐中储存（设有必要的防护栏和人孔等）。在储罐上配有高低液位测量装置、安全阀排气口等；为防止氨气溢出污染周边环境，氨水储罐呼吸阀上外接管线连接到稀释水箱，使逃逸的氨由稀释水吸收。
氨水溶液储存系统的总储存容量通过计算四台锅炉在BMCR工况下10天的用量设定。
主要设备参数： 1）卸氨泵 ：流量：50m3/h，扬程：32m，材质：304SS 数量 1台
2）20%氨水储罐A：外形尺寸φ8.5，H=4.8；材质：碳钢；数量 1个（原有储罐改造）
② 稀释混合系统
稀释水用于将氨水溶液稀释，以满足脱硝还原剂浓度要求。稀释水储存在稀释水储罐中，从氨水溶液储罐中来的氨水与从稀释水罐来的稀释水在出口母管上混合，为了提高混合效果，在混合处配置有静态混合器，保证稀释水与氨水溶液能充分、均匀混合。通过各流量的数据，来控制混合液达到所需要的质量浓度要求。为了对氨水浓度进行连续可调，氨水输送管线和稀释水输送管线上都设置了电动调节阀，配合氨水中间储罐上的氨水浓度计，当外购氨水的浓度变化时，可保证进入炉膛的氨水浓度基本不发生变化。氨水溶液稀释混合系统设置过滤器，以防喷枪堵塞。
稀释水罐按照四台炉BMCR工况下连续6小时的用量设计。 主要设备参数：
1）稀释水输送泵：流量：4m3/h，扬程：32m，材质：304SS，数量 2台,一用一备 2）稀释水罐：V=6m3；材质：碳钢防腐 ；数量 1个
3）氨水中间输送泵：流量：4m3/h；扬程：32m；材质：304SS；数量 2台,一用一备
4）氨水中间储罐：V=6m3；材质：碳钢防腐；数量 1个 5）氨水浓度计：数量 1个；用来调节控制氨水的浓度
6）电动调节阀：数量 2个；用来调节稀释水、氨水中间管路的流量 ③ 氨水输送系统
氨水溶液输送泵采用双母管制，每两台炉对应一台泵，4台炉两用一备，氨水溶液输送泵流量为Q=3m3/h，扬程H=131m，氨水溶液输送泵采用立式离心泵，采用不锈钢材料制造。
1）氨水溶液输送泵
3台，Q=3m3/h，H=131m ，用来将氨水储罐中的氨水输送到炉前喷射系统。 2）背压控制阀
2个，当氨水输送管线上的压力≥1.6MPa时，背压阀打开，氨水回流到氨水储罐。 ④ 炉前喷射系统
本项目根据现有条件，炉前喷射系统设计为1层，喷枪布置的位置在旋风分离器的入口，在此处温度为850℃~910℃左右，满足氨水溶液和NOx 发生反应的温度条件，喷射进入旋风分离器的氨水溶液可在旋风分离器和锅炉内充分的混合，与烟气中NOx发生还原反应。根据计算，1#、2#、3#炉每个旋风分离器入口布置三支喷枪，单侧布置，两个旋风分离器入口共布置六支喷枪/台炉；4#炉每个旋风分离器入口布置五个喷枪，单侧布置，两个旋风分离器入口共布置十支喷枪。
调节每台锅炉氨水输送支管上的电动调节阀，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和流量指示表。
喷枪上的氨水溶液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。压缩空气来自电厂空压站。
主要设备说明： 1）喷枪
流量Q=90L/h 数量：28支；扇形喷嘴。 2）电动调节阀
4个，用来调节每台锅炉的氨水喷射量。 ⑤ 压缩空气系统
压缩空气由用户提供，要求喷枪用压缩空气压头不小于3bar,通过设置电动调节阀来调节每台锅炉的压缩空气使用量，压缩空气接引自锅炉用压缩空气管道，具体位置可与用户协商解决，管道布置根据现场情况布置。
主要设备说明： 1）电动调节阀
4个，用来调节每台锅炉的压缩空气使用量。 ⑥ 在线监测系统
1#~3#锅炉NOx在线监测及氨逃逸表各设置一套，通过连续监测锅炉NOx排放量来控制氨水喷枪的喷射量，氨逃逸表的设置是为了在脱硝后NOx排放达到国家标准的情况下，减少氨水的喷射量，以免造成二次污染，增加运行成本；4#锅炉不再设置NOx在线监测，利用原有脱硫塔出口监测数据控制氨水喷枪的喷射量。氨逃逸表新设一套，控制原理与1#~3#锅炉相同。
5.3.2电气部分
① 电源
脱硫改造项目提供脱硝系统电源至脱硝配电柜进线端，设一主一备两路电源，进线开关采用断路器，经SNCR区电源柜分配给就地设备、仪表、就地操作箱等设备供电。
二、电缆及电缆敷设
脱硝SNCR区电缆桥架尽可能利用现有锅炉主电缆桥架，具体位置现场定。
电缆采用桥架方式敷设，桥架至现场设备的电缆采用穿管方式布置。电缆采用电缆沟和桥架方式敷设，桥架至现场设备的电缆采用穿管方式布置。
施工电缆埋管时,电气施工人员应与土建施工人员紧密配合,在施工电缆沟,设备基础及抹地面前应将电缆管埋入,埋设的瓦斯管管间接口处的内部及两端管口应光滑无毛刺。
电缆明敷时应加以固定的部位如下： 1.垂直敷设时,电缆与每个支架接触处。
2.水平敷设时，在电缆的首末端，拐角处及接头的两侧，如果电缆的水平距离过长，在适当的部位固定一,二处。
3.楼板下架空敷设的电缆管，其两端，拐角处，水平距离每隔3米处应加以固定。 4. 电缆敷设完后，电缆管两端的管口应封堵。
5.电缆在桥架各层从高到低的排列顺序是高压，低压，控制。
5.3.3控制部分
① 简介
脱硝DCS系统与脱硫系统共用。 ② 脱硝控制系统结构
1）控制系统结构及分层、分组的原则
软硬件采用面向对象的模块化设计，安全可靠。层次设计为现场数据采集层、集中控制层和过程监视优化层；
2）各系统之间的通信方式、信息共享范围
通讯系统采用开放性的通讯协议，符合国际标准的网络协议。 ③ 脱硝控制系统水平
脱硝自动控制系统仪表及设备选型满足国家和国际相关规范，选用安全、先进、完整的仪表。所有控制仪表及设备具有高的可用性、稳定性、可操性和可维护性，并满足系统控制功能的要求。
脱硝系统从锅炉控制子站调用锅炉实际负荷、炉膛温度等数据，采用硬接线方式。 脱硝控制系统能实现以操作员站显示器为中心对脱硝系统进行监视和控制。脱硝控制系统的监视和控制所有显示器画面(包括模拟图、棒状图、趋势图、操作画面、报警画面及操作指导等)，集成在监控操作员站上，实现对脱硝系统进行远方监视和控制的功能。监控系统具有良好的安全管理功能，并可通过密码登录工程师站。
液晶显示器画面应能分别显示各系统的工艺流程及测量参数、控制方式、顺序运行状况、控制对象状态，也应能显示成组参数。当参数越限报警、控制对象故障或状态变化时，应以不同颜色进行显示。按照系统各工艺流程图设计显示器画面，设有足够的幅数以保证各工艺系统和控制对象的完整性及所控系统的运行和控制状况。实现自动对有关参数进行扫描和数据处理；定时制表；参数越限时自动报警和打印；根据人工指令自动完成各局部工艺系统或辅机的程序启停。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。
完成系统的整体管理及监控，是系统的核心。对外与工作人员交互信息，对内完成监控及管理任务。按照“指令”和“数据”适时管理及控制脱销系统的运行。
四、控制系统硬件配置
1）最忙时，控制器CPU负荷率不大于50%，操作员站CPU负荷率不大于35%；控制器CPU平均负荷率不大于25%；
2）内部存储器占用容量不大于45%，外部存储器占有容量不大于35%； 3）I/O点裕量不小于15%； 4）I/O插件槽裕量不小于15%；
5）通信总线的负荷率：以太网不大于20%；令牌网不大于30%。 6）系统允许的最大标签量至少为系统过程I/O的300%。
7）控制器CPU负荷率、操作员站CPU负荷率、内/外部存储器占用容量等可在线检查。
6 性能计算说明
6.1 NOx浓度计算方法
修正到标准状态、6%O2，干基烟气中NOx的浓度计算方法为： 式中：
NOx（mg/Nm3） —标态、干基、11%O2时的烟气中NOx排放浓度，mg/Nm3； O2 — 实测干烟气中氧含量，%。
NO（ppm） — 实测干烟气中NO体积含量，ppm；
0.95 — 按照经验数据选取的NO占NOx总量的百分数（即NO占95%）； 2.05 — NO2由体积含量ppm转换为mg/m3的转换系数。
6.2脱硝效率
为了较好地比较各工况的SNCR脱硝效果，以脱硝率为指标进行分析论述，脱硝率的计算公式如下，NO浓度由锅炉尾部烟道CEMS在线实时测量。下面计算公式中的NO浓度均是经过氧量修正，折算到6％氧量的数据。试验时，在锅炉负荷稳定后SNCR工况开始前，先记录未投SNCR喷枪的NO浓度，再在SNCR所有工况结束后第二次记录SNCR喷枪停运时的NO浓度。以SNCR投运前后的两次记录的NO浓度平均值作为SNCR未运行时的NO浓度，进行脱硝率计算。
6.3脱硝装置可用率
A：锅炉每年的总运行时间（小时）。
B：每年因脱硝装置故障导致的停运时间（小时）。
7 SNCR技术方案 7.1 系统概述
在现有锅炉上进行SNCR改造，不需要改变现有锅炉的设备设置，只需增加氨水储罐、稀释水储罐、氨水喷射装置及压缩空气系统，系统结构比较简单。但温度对SNCR还原反应的影响明显，严格选择最佳温度窗口是本工艺的关键，而且要达到有效的脱硝效果，还必须在温度窗口达到足够的停留时间。
本案锅炉的燃烧方式本身就是一种低氮燃烧的方式，其烟气出口温度在800℃
-1000℃之间，正好在SNCR的最佳温度窗口区间；另外本案锅炉的烟气在这一温度区间的停留时间较长，非常适合SNCR脱销工艺。已有的SNCR改造工程证实：在循环流化床锅炉上采用SNCR脱销工艺可以获得比较高的、稳定的脱销效果，一般脱销效率能达到70%。因此对本方案锅炉脱销的改造采用SNCR工艺是合理的。
氨站系统如图7-1所示
1、2、3号炉炉前喷射系统如图2-2所示
4号炉炉前喷射系统如图2-3所示
作为还原剂的氨水溶液，首先用槽车运输至氨水溶液储罐，来自此储罐的氨水溶液和来自稀释水箱的除盐水经静态混合器混合后被输送到中间氨水溶液储存罐，通过氨水中间储存罐的密度计控制浓度约为10%左右氨水溶液，再由氨水输送泵输送至炉前，经过计量分配装置的精确计量分配至每个喷枪，经喷枪喷入炉膛，在锅炉烟气出口窗（该区烟气温度在850℃—1100℃之间）与烟气充分混合，将烟气中的NOx还原为氮气分子（N2）和水蒸气，反应后的烟气流出锅炉，随烟气排入大气，达到脱除NOx的目的。
整个系统由氨水储存罐、稀释水罐、中间氨水储存罐、稀释水泵、氨水稀释泵、氨水溶液输送泵、喷射装置、调节阀、控制阀、逆止阀、电磁阀，管道、电气设备和控制仪表及DCS等系统组成。
氨水溶液以液态喷入，氨水溶液相对于尿素溶液的脱硝效率较高，锅炉热效率影响较小，运行费用低等优点；相对于液氨来说系统更安全稳定。
7.2脱硝装置对锅炉的影响
① SNCR系统对于循环流化床锅炉的影响风险存在于以下几个方面： 1）锅炉热效率下降；
2）氨逃逸量大，造成对锅炉，后面的除尘设备的堵塞和腐蚀； 3）损坏锅炉耐火砖，造成锅炉本体受到影响。? ② 解决措施
1）减少热效率的下降
SNCR系统需要将氨水、软水喷射入炉膛，这会造成锅炉热效率的下降。所以，喷射入炉膛的氨水、稀释水量越少，对锅炉热效率的的影响越小。如何减少氨水、稀释水喷射量，有以下办法：采用高效喷枪，性能优良、喷射力强的喷枪在较小的喷射量条件下依然能保证溶液需要的射程、雾化效果。在保证脱硝效率的条件下减少喷量（注：喷枪的射程、雾化均需要一定喷射量作为保证）；设计合适的喷射位置和喷枪数量，我方拥有自有的流场模拟实验室，能完成CFD锅炉的流场模拟。 通过CFD流场模拟，确定最合适的喷枪数量和喷枪布排，能保证在达到脱硝效率条件下喷射最少的氨水和稀释水，这样能有效减少热效率的下降，以及减少对于锅炉本体的损坏。
2）减少氨逃逸
氨逃逸是由喷入锅炉内氨水的量，氨水与烟气混合程度，及氨与烟气内的NOx进行的还原反应效率决定的。综合来说：喷射入锅炉的氨水量越“合适”，氨水与烟气的混合程度越高，氨和烟气的NOx反应速度越快，氨逃逸率越低。我们公司依据实时监测的烟气中NOx的浓度，及烟气中氨逃逸量作为控制参数，对还原剂喷射量进行相应调节，并根据锅炉的不同运行负荷运行相应的喷枪，满足不同负荷下还原剂与烟气中的NOx在最佳的反应温度窗范围内进行还原反应，同时我们公司根据实际的锅炉截面及烟气状况在每个喷射截面达到最佳的覆盖率，这些设计都在保证高脱硝效率的同时保证了小的氨逃逸率。而在氨逃逸低于8mg/Nm3的情况下，逃逸对锅炉基本是没有影响的。只有较高的氨逃逸对于锅炉尾部的受热面才有一定的影响，这是在烟气温度处于200~250℃之间时过量的氨与烟气中的SO3发生反应，产生少量的硫酸氢胺黏附在锅炉尾部的换热面上造成的。
3）减少脱硝系统对锅炉本体的影响
减少对锅炉本体的影响，需要考虑以下方面：一是尽可能少开喷射口，这样对锅炉本体的损坏降至最小程度。这需要采用CFD流场模拟和丰富的SNCR设计经验，在保证脱硝效率的条件下，少开设喷射口；二是采用合适的喷枪，因为锅炉容量大小不一样，
锅炉的结构也不一样，所以，采用针对锅炉特性设计的喷枪，能保证喷射出的溶液的射程、雾化和角度都是合适的，避免喷射到对面炉壁、滴漏等风险，减少对锅炉本体的影响。
本文来源：https://www.wddqxz.cn/a0ddd7fb75a20029bd64783e0912a21614797fd7.html
2022-10-07
