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东营市海科瑞林化工有限公司3×35t/h水煤浆循环流化床锅炉烟气脱硝工程技术方案辽宁瑞丰环保科技集团有限公司2014年12月-1-1概述1.1项目概况东营市海科瑞林化工有限公司3台35t/h水煤浆循环流化床锅炉；根据山东省十二五期间对污染物减排的整体部署和要求，拟对上述锅炉进行综合治理。应业主邀请，辽宁瑞丰环保科技集团有限公司根据交流情况，对本期烟气处理工程进行了初步方案设计。1.2设计原则本技术方案适用于东营市海科瑞林化工有限公司3台35t/h水煤浆循环流化床锅炉烟气脱硝治理工程。本期烟气治理工程的设计原则包括：1)采用选择性催化还原法(SCR)脱硝工艺。2)氨水作为脱硝还原剂。3)脱硝装置的控制系统采用DCS。4)当NOx入口浓度不高于600mg/Nm3(干基，6%O2)时，出口NOx浓度不高于100mg/Nm3(干基，6%O2)，NH3逃逸量不大于2.5mg/Nm3(干基，6%O2)。5)烟气处理装置整体寿命与主体同步。6)烟气处理装置不对锅炉的正常生产造成影响。1.3设计参数1.3.1烟气参数名称单位设计参数备注烟气量Nm3/h90000上限110%，下限70%烟气温度℃160正常范围：130～280℃烟气粉尘浓度mg/Nm³29970SOX浓度mg/Nm³2657烟气压力Pa2000O2含量V%5.2氮氧化物mg/Nm³6001.3.2电厂供电现状200kW及以上电动机采用6kV电压。-2-电动机电源电压：高压6kV；低压380V。1.4标准与规范烟气处理装置的设计、供货、调试、试验及检查、试运行、考核等满足如下规范(由于玻璃行业的脱硫脱硝尚未建立相关的标准体系，在工程设计及执行过程中可部分参照电力行业相关标准)：国家环境保护部《火电厂氮氧化物防治技术政策》HJ562-2010《火电厂烟气脱硝工程技术规范选择性催化还原法》HJ563-2010《火电厂烟气脱硝工程技术规范选择性非催化还原法》GBZ2－2002《作业环境空气中有害物职业接触标准》GBJ87－85《工业企业噪声控制设计规范》GB50016-2006《建筑设计防火规范》GB50116－98《火灾自动报警系统设计规范》GB7450－87《电子设备雷击保护导则》GB50052－95《供配电系统设计规范》GB50055－93《通用用电设备配电设计规范》GB50056－93《电热设备电力装置设计规范》CECS31：91《钢制电缆桥架工程设计规范》GBJ69－84《给水排水工程结构设计规范》GB50187－93《工业企业总平面设计规范》GBl50－98《钢制压力容器》GB4272-92《设备及管道保温技术通则》GB12348－90《工业企业厂界噪声标准》GBJ16－1987(2002)《建筑设计防火规范》GB50116－98《火灾自动报警系统设计规范》GBJ42－81《工业企业通讯技术规定》GA/T75－94《安全防范工程程序与要求》GB14285－93《继电保护和安全自动装置技术规程》GB50062－92《电力装置的继电保护和自动装置设计规范》GB9089.4－92《户外严酷条件下电气装置装置要求》-3-GB7450－87《电子设备雷击保护导则》GB50057－94《建筑物防雷设计规范》GB12158－90《防止静电事故通用导则》GB50052－95《供配电系统设计规范》GB50054－95《低压配电设计规范》GB50055－93《通用用电设备配电设计规范》GB50056－93《电热设备电力装置设计规范》GB50058－92《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》GB50217－94《电力工程电缆设计规范》GB12666.5-90《耐火试验(耐高温电缆)》CECS31：91《钢制电缆桥架工程设计规范》GB50017－2003《钢结构设计规范》GBJ135－90《高耸结构设计规范》GB50003－2001《砌体结构设计规范》GB50040－96《动力机器基础设计规范》JGJ107－96《钢筋机械连接通用技术规程》GB/T11263－1998《热轧H型钢和部分T型钢》YB3301－92《焊接H型钢》YB4001－91《压焊钢格栅板》GBJ14－871997版《室外排水设计规范》GBJ13－861997版《室外给水设计规范》GBJ69－84《给水排水工程结构设计规范》DLGJ24－91《火力热电厂生活、消防给水和排水设计技术规定》EPA环境保护署NEBB国家环保局NEMA国际电气制造联合会AIEE美国电气工程师学会ANSI美国国家标准协会ASME美国机械工程师学会NFPA国际防火联合会-4-NFPA美国防火协会ANSI/NFPA70美国国家防火协会电气规范TCP/IP网络通讯协议ANSI/IEEE488可编程仪表的数字接口EIA美国电子工业协会EIARS－485数据终端设备与使用串行二进制数据进行数据交换的数据通信设备之间的接口SAMAPMS22.1仪表和控制系统的功能图表示法ANSI/NEMAICS4工业控制设备和系统的端子排ANSI/NEMAICS6工业控制设备和系统外壳UL44橡胶导线、电缆的安全标准ICEA绝缘电缆工程师学会AWS美国焊接协会PFI美国管道建造学会AISC美国钢结构学会SSPC美国钢结构油漆委员会MIC-C-16173防化学腐蚀标准1.5供货范围投标方应提供完善的烟气脱硝、公用及相关改造系统，其构成包括但不限于：1)氨水站系统（氨水卸料系统、氨水罐、泵、输送管道、给排水、疏水系统等）。2)催化剂（催化剂模块、测试模块、密封及催化剂装卸系统等）。3)烟气脱硝反应器系统（入口烟道、反应器本体、出口烟道、烟道接口、膨胀节、吹灰器、烟道内的导流与整流装置、压缩空气等）。4)热控系统（仪表和控制系统、CEMS、吹灰控制系统、火灾报警和消防控制系统等）。5)电气系统（包括照明、通讯、检修电源、MCC系统、配电装置、电缆、电缆桥架和接地等）。6)附属系统（钢结构、楼梯和平台、热控及电子设备间、检修起吊设施、防腐、保温和油漆等）。7)空调通风系统。-5-8)其它（设备标识、安全标识、照明及相关辅助系统的改造与恢复等）。1.6性能保证值1.6.1定义1)污染物浓度计算方法烟气中NOx的浓度（干基、标态、6%O2）计算方法为：式中：NOx（mg/Nm3）：标准状态，6%氧量、干烟气下NOx浓度，mg/Nm3；NO（µL/L）：实测干烟气中NO体积含量，µL/L；SO2（mg/Nm3）：标准状态，6%氧量、干烟气下SO2浓度，mg/Nm3；SO2（µL/L）：实测干烟气中SO2体积含量，µL/L；O2：实测干烟气中氧含量，%；0.95：经验数据（在NOx中，NO占95%，NO2占5%）；2.05：NO2由体积含量µL/L到质量含量mg/m3的转换系数。本技术方案中提到的污染物(NOx、粉尘)均指修正到标态、干基、6%O2时的烟气中污染物浓度。2)脱除效率脱除效率（脱硫效率、脱硝效率、除尘效率）计算方法如下：脱除效率=C1-C2×100%C1式中：C1：烟气处理系统运行时烟气处理系统入口处烟气中污染物含量（mg/Nm3）；C2：烟气处理运行时烟气处理系统出口处烟气中污染物含量（mg/Nm3）。3)氨逃逸浓度氨逃逸浓度是指在脱硝反应器出口的气态氨浓度（标态，干基、6%O2）。4)SO2/SO3转化率经过脱硝装置后，烟气中SO2转化为SO3的比率。式中：100SOSOSO/SOSO23332，入口，入口，出口转化率232162105.295.0)/()/(OLLNONmmgNOx-6-SO3，出口：SCR反应器出口6%O2含量、干烟气条件下SO3体积含量，µL/L；SO3，入口：SCR反应器入口6%O2含量、干烟气条件下SO3体积含量，µL/L；SO2，入口：SCR反应器入口6%O2含量、干烟气条件下SO2体积含量，µL/L。5)催化剂寿命催化剂寿命是指其活性能够满足脱硝效率、氨逃逸等性能指标时的连续使用时间。1.6.2保证值1)脱硝效率初装二层催化剂时，在锅炉正常负荷范围内，入口NOx浓度不超过600mg/Nm3，性能考核试验时的脱硝效率不低于83.3%。在催化剂质量保证期期满之前，脱硝效率不小低于83.3%，且NOx排放浓度不超过100mg/Nm3。2)氨逃逸在锅炉正常负荷范围内，脱硝装置的氨逃逸浓度不大于3ppmvd@6%O2。3)SO2/SO3转化率在锅炉正常负荷范围内，SO2/SO3转化率小于1.0%。4)系统阻力在性能考核试验时，烟气系统阻力不大于900Pa（含脱硝备用催化剂层）。其中，烟气脱硝反应器装设三层催化剂设计阻力为600Pa，连接烟道阻力为300Pa。化学寿命期内，对于SCR反应器内的每一层催化剂，压力损失保证增幅不得超过20%。5)烟气经过导流、混流和整流后，在烟气脱硝反应器顶层催化剂入口处，烟气参数分布均匀性最大偏差速度分布标准偏差：±15%温度分布标准偏差：±10℃氨氮摩尔比分布标准偏差：±5%烟气入射催化剂角度(与垂直方向的夹角)：±10°上述五项性能保证指标的条件为：(A)SCR入口NOx浓度：≤700mg/Nm3(B)烟气入口温度：290~420℃6)催化剂寿命催化剂的化学寿命不小于24000小时，机械寿命不低于10年。7)消耗-7-8)吸收剂/还原剂耗量在正常运行工况及烟气中NOx含量为600mg/Nm3时，脱硝装置的氨水耗量不大于77.4kg/h；电耗不大于42.06kwh/h。-8-2主要设计原则和参数确定2.1SCR烟气脱硝系统简介选择性催化还原(SCR)技术是目前应用最多而且最有成效的烟气脱硝技术。SCR技术是在金属催化剂作用下，以NH3作为还原剂，将NOx还原成N2和H2O。NH3不和烟气中的残余的O2反应，而如果采用H2、CO、CH4等还原剂，它们在还原NOx的同时会与O2作用，因此称这种方法为“选择性”。SCR的工作原理如图3.5所示，主要反应方程式为：4NH3+4NO+O2─4N2+6H2O(1)8NH3+6NO2─7N2+12H2O(2)通过采用合适的催化剂，上述反应可以在290℃~410℃的温度范围内有效进行，可以获得高达80%～90%的NOx脱除效率。目前，世界各国采用SCR技术建设的脱硝装置有数百套之多。SCR技术对锅炉烟气NOx控制效果十分显著，占地面积小、技术成熟、易于操作，可作为我国燃煤电厂控制NOx污染的主要手段之一。图3.2SCR工作原理图脱硝系统主要可分成还原剂制备系统及烟气系统。2.2烟气流程SCR反应系统在烟道中一般有三种不同的安装位置，即热段/高灰布置、热段/低灰和冷段布置，从而对应的烟气治理流程如下：(a)热段/高灰布置热段/高灰布置的流程为：锅炉——SCR——除尘——脱硫——烟囱。反应器布置在锅炉-9-之后，此时烟气中所含有的全部飞灰和SO2均通过SCR反应器，反应器的工作条件是在“不干净”的高尘烟气中。通过调节锅炉出口温度，可较为容易达到催化剂的理想反应温度，即290~410℃，这种布置改造相对比较简单，对原有的烟气流程无需作很多变动就可以实现。对于余热锅炉，烟气脱硝SCR反应器多选择放置于锅炉省煤器与空气预热器之间，因为该区间的烟气温度刚好适合SCR脱硝还原反应，氨被喷射于省煤器与SCR反应器间烟道内的适当位置，使其与烟气充分混合后在反应器内与氮氧化物反应。SCR系统商业运行业绩的脱硝效率约为80~90%。(b)热段/低灰布置热段/低灰布置的流程为：锅炉——高温除尘——SCR——脱硫(WFGD)——烟囱。反应器布置在静电除尘器和脱硫之间，温度为310~410℃的烟气先经过电除尘器除尘后后再进入SCR反应器，这样可以防止烟气中的飞灰对催化剂造成磨损、堵塞和失活。若入口二氧化硫浓度高，要求脱硫效率高，需采用SCR后的低温段脱硫工艺，烟气中的SO2/SO3始终存在，因此烟气中的NH3和SO3反应生成硫酸铵而发生堵塞的可能性仍然存在。若用此方案应采用能耐受310~410℃的高温静电除尘器，则投资成本较大。(c)冷段布置冷段布置的流程为：锅炉——除尘——脱硫(WF