玻璃窑炉选择性催化还原法（SCR）烟气脱硝

发明申请号201310427521.5

实用新型申请号201320579960.9

关键词:  烟气脱硝,脱硝 , 烟气脱硝模块, 脱硝模块, SCR烟气脱硝, SNCR烟气脱硝

目   录

1 概述 1

1.1 项目概况 1

1.2 设计原则 1

1.3 设计参数 1

1.4 主要设计原则确定 2

1.5  技术要求 3

1.6 标准与规范 4

1.7 国内标准及规范 5

1.8 性能保证值 6

2 流程描述及技术特点 6

2.1 SCR 工艺概述 6

2.2 SCR 的优点 7

2.3 主要影响因素 7

3 工艺系统和设备 8

3.1  公用系统及设备  8

3.2  锅炉 SCR系统组成 8

3.3  氨水喷射系统 9

4 控制系统 10

4.1  总则 10

4.2 仪表和控制系统配电原则 11

4.3  控制系统方案 11

4.4  检测仪表 12

4.5  电源和气源 13

5 电气系统 13

5.1  主要设计原则及工作范围  13

5.2  电负荷统计 16

6 性能数据表 16

6.1  设计数据 16

6.2  设备及材料清单  21

6.3 投资与运行成本比较分析 24

7 项目实施进度安排 26

8 SCR技术难点及对策 27

8.1 问题一：氨气分布不均匀 27

8.2 问题二：喷射器雾化不良 27

9 各系统工程实例图片 27

10 发明人简介 31

11 方案附图 33

11.1  SCR脱硝流程图 33

11.2  氨站布置图 33

1 概述

1.1 项目概况

玻璃窑炉。其目前的NOx排放不能达到国家小于300mg/Nm3的标准，为响应国家环保部对大气污染治理的整体部署，对玻璃窑炉进行脱硝改造。

1.2 设计原则

本初步技术方案书适用于玻璃窑炉选择性催化还原法（SCR）烟气脱硝装置。烟气脱硝技术总的设计原则包括：

（1）  采用选择性催化还原脱硝（SCR）工艺。

（2）  2套炉还原剂制备系统共用。

（3）  使用外购的20%浓度成品氨水作为脱硝还原剂。

（4）  脱硝装置的控制系统采用 DCS（与现有脱硝系统的 DCS 合用控制室和硬件）。

（5） 在保证还原剂喷射区温度285℃~420℃条件下，SCR入口浓度不高于4950mg/Nm3（干基 ，10%O2）时 ，脱硝效率不低于94% ，出口 NOx 浓度均不高于 300mg/Nm3。

（6） NH3 逃逸量应控制在 10ppm 以下。

（7） 脱硝装置可用率不小于 95%，服务寿命为 30 年。

1.3 设计参数

1.3.1 锅炉设计参数

表 1.1 主要设备及参数

序号 额度蒸发量（t/h） 烟气量（Nm3/h） NOx

浓度（mg/Nm3） 锅炉型式

1   35000 4950

1.3.2 供电现状

200kW 及以上电动机采用 6kV 电压。

电动机电源电压：高压6 kV；低压  380 V

1.4 主要设计原则确定

1.4.1 脱硝效率

在条件优化时，SCR可达到90%左右的脱硝效率，在中小型锅炉上短期示范期间能达到 98%的脱硝效率，典型的*现场应用能达到 90%～95%的NOx 脱除率。

因此，本技术方案按94%的设计效率进行设计。

目前锅炉的排放浓度为4950mg/Nm3左右，按94%的效率设计可以满足火电厂大气污染物排放标准（GB13223－2011）的要求。

1.4.2 氨逃逸浓度

本工程拟采用氨水作为脱硝还原剂。在实际工程应用中，由于NH3与NOx混合不均匀、还原剂喷射点温度偏离*温度窗口温度等的限制，使得NH3与NOx的不能*反应，这样就会有少量的氨未参与反应就与烟气逃逸出反应装置，这种情况称之为氨逃逸。

氨的逃逸是无法*避免，但可以控制。主要原因是逃逸的氨是一种二次污染，另外一个很重要的原因就逃逸的氨会引起锅炉后部设备包括空预器的腐蚀和堵塞。脱硝反应中氨逃逸主要可导致：

  生成硫酸氢铵沉积在空气预热器等下游设备，造成腐蚀和堵塞；

  造成气溶胶二次污染；

  增加飞灰中的 NH3 化合物，对综合利用有影响。

锅炉的燃烧过程中，燃煤中的元素硫绝大多数燃烧生产 SO2，但是不可避免有少量的 SO3 生成，虽然燃烧的过程中SO3的生成量非常有限，但是其所产生的影响不可低估。SCR比SNCR 脱硝工艺的氨逃逸要求严格的原因，就是因为 SCR由于采用了脱硝催化剂，使得SO2/SO3转化率增加。当烟气中的SO3与未参与脱硝反应的逃逸氨产生反应，将会生成铵化合物 NH4HSO4 以及（NH4）2SO4。NH4HSO4 在180~240℃时呈液态，当温度低于180℃时呈固态。硫酸氢铵具有较强的腐蚀性和粘性，可导致锅炉尾部烟道设备包括空预器、电除尘等的腐蚀与损坏。

另外，这种冷凝物部分会沉积在飞灰上，部分粘附在空气预热器表面，因此 80%以上逃逸氨被飞灰吸附进入除尘设备。研究发现，气态NH3在电除尘器中会被吸附在飞灰上。经过除尘器后有少量的氨会被带入其下游的 FGD。

因此无论SCR还是SNCR对氨的逃逸都有严格的限定。通常，当SCR的氨逃逸控制在10ppm 以下时，对锅炉受热面不会产生堵塞、腐蚀影响，对于下游的空预器、引风机、FGD、ESP（FF）等均不会产生明显影响。

因此，本项目方案氨逃逸将严格控制在10ppm以下，不会引起受热面和除尘器压损增加、腐蚀等问题，也不会对飞灰的综合利用造成影响。

1.5  技术要求

1.5.1 本项目范围

玻璃炉窑的脱硝装置（SCR）的设计、设备供货、安装、系统调试和试运行、考核验收、培训等。

1.5.2 脱硝装置的总体要求

脱硝装置（包括所有需要的系统和设备）至少满足以下总的要求：

● 采用 SCR 烟气脱硝技术；

● 锅炉入口烟气 NOx 浓度为 4950mg/Nm3（10%O2，干基）时，采用SCR 技术时锅炉出口烟气NOx 浓度控制在 300mg/Nm3（10%O2，干基）以下。

● 脱硝装置在设计温度285℃~410℃条件运行负荷范围内有效地运行，脱硝效率不低于94%；

● 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；

 ● 在锅炉运行时，脱硝装置和所有辅助设备能投入运行而对锅炉负荷和锅炉运行方式没有任何干扰，SCR 脱硝系统增加烟气阻力不大于600Pa。

● 脱硝装置在运行工况下，氨的逃逸小于 10ppm。

● 使用氨水作为脱硝还原剂，氨水由业主直接外购。氨水正常浓度为20%，但浓度会在15%-25%范围内波动，技术方案能适应氨水浓度的变化。

● 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，低压系统采用 380V 动力中性点不接地电源；

● 烟气脱硝工程的控制系统采用 DCS 控制系统，该系统可以独立运行，实现脱硝系统的自动化控制。控制对象包括：还原剂流量控制系统、喷枪混合控制系统、冷却水控制系统、空气和空气净化控制系统、温度监测系统等。脱硝控制系统可在无需现场就地人员配合的条件下，在脱硝控制室内完成对脱硝系统还原剂的输送、计量、水泵、风机、喷枪等的启停控制，完成对运行参数的监视、记录、打印及事故处理， 完成对运行参数的调节。

● 系统设备布置充分考虑工程现有场地条件，还原剂运输，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；

● 在设备的冲洗和清扫过程中如果产生废水，收集在脱硝装置的排水坑内，废水宜排入电厂废水处理设施，集中处理，达标排放。

● 在距脱硝装置1米处，噪音不大于85dBA；

● 所有设备的制造和设计*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≥95%；

● 脱硝装置的检修时间间隔与机组的要求*，不增加机组的维护和检修时间。机组检修时间为：小修每年1次，中修周期为3年，大修周期为6-7 年；

● 脱硝装置的整体寿命为30年。

● 为了确保工程质量，在使用寿命期间始终能实现本工程要求的脱硝效果，供方所提供的设备、部件保证都是经过运行验证、可靠、质量良好的产品。

1.6 标准与规范

脱硝装置的设计、制造、土建施工、安装、调试、试验及检查、试运行、考核、zui终交付等符合相关的中国法律及规范。

对于标准的采用符合下述原则：

  与安全、环保、健康、消防等相关的事项必须执行中国国家及地方有关法规、标准；

  上述标准中不包含的部分采用技术来源国标准或通用标准，由投标方提供，招标方确认；

  进口设备和材料执行设备和材料制造商所在国标准；

  建筑、结构执行中国电力行业标准或中国相的行业标准。

投标方在投标阶段提交脱硝工程设计、制造、调试、试验及检查、试运行、性能考核、zui终交付中采用的所有标准、规定及相关标准的清单。在合同执行过程中采用的标准需经招标方确认。

工程文件、技术资料、图纸、计算、仪表刻度和文件中的计量单位为计量单位（SI）制。

1.7 国内标准及规范

投标方提供的国内规范、规程和标准必须为下列规范、规程和标准的版本，但不*于此：

HJ562-2010 《火电厂烟气脱硝工程技术规范选择性催化还原法》

GB50054－2011 《低压配电设计规范》

GB50217-2007 《电力工程电缆设计规范》

GB50057-2010 《建筑物防雷设计规范》

DL5000-2000 《火力发电厂设计技术规程》

DL5028-93 《电力工程制图标准》

DL400-91 《继电保护和安全自动装置技术规程》

DL/T5153-2002 《火力发电厂厂用电设计技术规定》

SDJ26-89 《发电厂、变电所电缆选择与敷设设计技术规程》

DLGJ56-95 《火力发电厂和变电所照明设计技术规定》

DL-T620-1997 《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》

GB50034－2004 《工业企业照明设计标准》

GB12348－2008 《工业企业厂界噪声标准》

DL/T5137-2001 《电测量及电能计量装置设计技术规程》

DL/T5041-2012 《火力发电厂厂内通信技术规定》

GB18485-2001 《生活垃圾焚烧污染控制标准》

DL／T5044-2004 《电力工程直流系统设计技术规程》

DL／T621-1997 《交流电气装置的接地》

GB2625-1981 《过程检测和控制流程图用图形符号和文字代号》

NDGJ16-89 《火力发电厂热工自动化设计技术规定》（保留部分）

GBJ93-86 《工业自动化仪表工程施工及验收规范》

1.8 性能保证值

1.8.1 在燃用设计煤种时，BMCR 工况连续运行  3  天，脱硝装置按入口 NOx 浓度 4950mg/Nm3 设计，锅炉SCR 脱硝装置出口烟气NOx浓度均不大于300  mg/Nm3 （干基，10%O2），氨逃逸量  5  ppm 。

还原剂消耗量平均值不大于 360  kg/h（20%氨水）；电量消耗量平均值不超过  20 kWh/h。仪用压缩空气耗量  20   m3/h； （注：以上数据为目前2台炉正常使用的数据）

1.8.2 性能验收试验后一年质保期内保证装置可用率不低于 95% 。

1.8.3 SCR 脱硝装置对锅炉效率的影响小于  0.5%  。

2 流程描述及技术特点

2.1 SCR 工艺概述

选择性催化还原（SCR）技术是目前应用zui多而且zui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”。工作原理如图2.1 所示，主要反应方程式为：

4NH3+4NO+O2─>4N2+6H2O

8NH3+6NO2 ─>7N2+12H2O

图2.1 SCR 工作原理图

2.2 SCR 的优点

与其它脱硝技术相比，SCR 技术具有以下优点：

1）  脱硝效果令人满意：SCR 技术应用在大型煤粉锅炉上，*现场应用一般能够达到 70～90%的脱硝率，在中小型锅炉上增设SCR装置通常可取得80%~ 95%的脱硝效率。

2）  还原剂多样易得：SCR 技术中常用的还原剂，包括液氨、氨水、尿素等。但效果较好、实际应用zui广泛的是氨水和尿素。

3）  无二次污染：SCR 技术是一项清洁的技术，没有任何固体或液体的污染物或副产物生成，无二次污染。

4） SCR 技术不需要对锅炉燃烧设备和受热面进行大的改动，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也不会有显著影响。

2.3 主要影响因素

SCR 工艺使用氨基还原剂，在窗口温度区域285～410°C 把还原剂喷入到烟气中，与烟气中的NOx经催化剂发生还原反应，脱除NOx，生成N2和H2O。由于在一定温度和氧中氛围时，氨气还原反应中占主导，表现出选择性，因此称之为选择性催化还原。在 SCR 技术设计和应用中，影响脱硝效果的主要因素包括：

1）  温度范围；

2）  合适的温度范围内可以停留的时间；

3）  反应剂和烟气混合的程度；

4）  未控制的 NOx 浓度水平；

5）  化学计量比 NSR；

6）  气氛（氧量、一氧化碳浓度）的影响；

7）  还原剂的类型和状态；

8）  催化剂的作用。

3 工艺系统和设备

氨水SCR系统主要由氨卸料与存储系统，氨输送系统、计量系统、氨水喷射系统、催化剂模块等组成。各系统的组成和介绍如下：

3.1  公用系统及设备

本期工程还原剂采用直接外购氨水。氨水存储系统依据就近原则在锅炉附近空地布置。

（1） 氨水罐

本期工程共设置1个氨水罐，容量满足两台炉SCR装置BMCR工况下3天氨水总消耗量。氨水罐为常压容器。

3.2  锅炉 SCR系统组成

锅炉的SCR系统主要由氨水输送系统、喷射系统、催化剂模块。

（1）氨水输送系统

20%氨水由氨水输送泵送至炉前喷射系统。氨水输送泵1用1备。

主要设备说明：

1）氨水输送泵

氨水输送泵2台（1用1备），采用多级离心泵，流量3m3/h，扬程140m，

电机功率2.2kW，采用不锈钢材质。。

初步考虑炉前喷射系统设计为1层，布置在催化剂模块反应器入口烟道前，布置1~2 支SCR喷枪。项目进行时，再根据条件进行CFD模拟计算，进一步优化设计。

氨水送到炉前喷射系统。每台炉的喷射系统设有就地压力表和调节阀，用来控制喷枪的流量。

本方案喷枪采用压缩空气冷却及雾化。压缩空气品质满足：

  喷枪雾化及冷却压缩空气品质要求：压力露点为-20℃，含尘量小于1 mg/m3，粒度1μ；含油量为1 mg/m3。压力：0.6—0.8MPa

  仪用压缩空气品质要求：压力露点为-40℃，含油、尘量小于1mg/m3，粒度1μ。压力：0.6—0.8MPa

我方将选取*的温度窗口喷入还原剂，采用SCR 喷枪将氨水溶液喷入炉内进行还原反应，保证足够的穿透深度和覆盖面。

3.3  氨水喷射系统

氨水喷射系统的设计能适应锅炉zui低稳燃负荷工况和BMCR之间的任何负荷， 持续安全运行，并能适应机组的负荷变化和机组启停次数的要求。喷射区数量和位置由计算流体力学（CFD）和化学动力学（CKM）模型计算结合现场实测结果zui终确定，并尽可能考虑利用现有锅炉平台进行安装和维护。

根据本工程的实际情况（平台及操作空间限制），氨水喷枪初步拟设置在反应器入口前水平段烟道上，共设1层喷枪，每层1~2支，共设1~2支喷枪。喷枪在该段各处的角度根据局部速度场确定，为保证混合的均匀性和停留时间的有效性，氨水喷射的速度方向与烟气局部速度方向*或垂直。喷枪的实际喷射方向根据喷射点的局部速度方向确定，待进一步CFD计算后确定。喷枪采用特制的压缩空气雾化的双流体喷枪，可将氨水溶液雾化成均匀的极细的液滴，喷枪采用316L制作，并设置保护和吹扫套管以防止喷嘴堵塞和飞灰侵蚀，保护套管采用310制作。

喷枪采用空气进行冷却，为使喷射器zui少地暴露于高温烟气中，喷枪也可设计成可伸缩的。当遇到锅炉启动、停运、季节性运行或一些其他原因SCR需停运时，可将喷枪退出运行。或当喷枪不使用、雾化空气流量不足时，将其从炉膛中抽出。当短时间内停运SCR喷枪或局部喷枪短时间不用时，也可继续运行压缩空气系统，利用压缩空气对氨水溶液喷枪进行连续不断的冷却。

对于每一批喷枪，都采用激光粒度测试仪对喷枪的雾化性能进行测试。通常，对于氨水喷枪，D32一般控制在80μm左右，zui大粒径控制在100μm以内，且粒径分布均匀。

水喷射雾化                              双流体雾化

图3.2 特别设计的双流体喷枪实际喷射效果

4 控制系统

4.1  总则

本工程采用 SCR 脱硝工艺， 考虑该装置控制采用独立控制器控制，脱硝DCS 系统软硬件采用与主厂DCS相同的配置，便于业主统一管理和维护。

脱硝装置出口烟道上设置 NOx/O2 及NH3逃逸取样分析仪，信号全部进入 DCS中进行监控用于系统的控制。

控制系统能实现炉内喷射还原剂及 SCR 供用系统配料的自动控制，并保证脱硝系统能跟随锅炉运行负荷变化而变化。使锅炉脱硝系统*、可靠的安全运行。

为了保证系统的可靠性和提高性价比，氨水站以及SCR喷射系统纳入锅炉脱硫DCS控制系统中，DCS系统控制器、卡件采用原有脱硫DCS的硬件设备，工作站及系统软件也采用原有设备。

在正常工作时，每隔一个时间段记录燃烧系统及 SCR 运行工况数据，包括热工实时运行参数、设备运行状况等。当故障发生时系统将及时记录故障信息。操作员终端可存储大量信息，自动生成工作报表及故障记录，存储的信息可通过查询键查询。

4.2 仪表和控制系统配电原则

1） 采用的电压等级：AC 380/220V。

2） 低压厂用电采用 380V 电压，200kW 以下电动机采用 380V 电压。

3） 75kW 以下的电动机和杂用负荷由 380V 电动机控制中心（MCC）供电。

4） I&C 系统采用*控制系统。I&C符合现行电厂标准。脱硝I&C系统和整个电厂I&C系统设计相协调，并无条件满足整个电厂I&C系统的接口要求。

4.3  控制系统方案

4.3.1 脱硝 SCR 区域控制方案

脱硝SCR区域纳入主厂DCS控制系统中，采用操作员站LCD显示器和鼠标（键盘）作为脱硝装置主要监控手段，运行人员通过LCD和鼠标（键盘）可以完成脱硝装置的监视、调整、设备启停等控制操作。

设计功能

1．采用锅炉主体 DCS 相同的硬件进行控制。主要功能包括：数据采集处理、模拟量控制、顺序控制。

2．脱硝控制系统能够以机组为单位独立运行，由机组脱硝控制系统操作员站操作界面监控机组脱硝运行状态。从操作员站上能够通过通讯方式*监视整个脱硝系统所有的信号。

3．脱硝岛有完善的保护系统，以确保在危险工况下自动安全停机或人工进行停机，重要设备设就地事故按钮。

4. 低压电气设备进入脱硝控制系统控制。

5. 脱硝控制系统与机组主体 DCS 间的保护/控制信号采用硬接线和通讯两种连接方式。

4.3.2 脱硝公用区域控制方案

脱硝公用区域采用 DCS 控制。通过网络与 SCR 区域 DCS、厂公用 DCS 系统通讯。操作员站利用脱硫DCS 操作员站。公用系统仪控设备接入主厂IO备用点。采用操作员站LCD显示器和鼠标（键盘）作为脱硝公用区域装置主要监控手段，运行人员通过 LCD 和鼠标（键盘）可以完成脱硝公用装置的监视、调整、设备启停等控制操作。

设计功能：

1．DCS主要功能包括：数据采集处理、模拟量控制、顺序控制。与厂公用 DCS、脱硝 SCR 系统的通讯采用冗余以太网通讯。

2．脱硝控制系统能够以机组为单位独立运行，由机组脱硝控制系统操作员站操作界面监控机组运行状态。从操作员站上能够通过通讯方式*监视脱硝公用系统所有的信号。

3．公用区域有完善的保护系统，以确保在危险工况下自动安全停机或人工进行停机，重要设备设就地事故按钮。

4. 低压电气设备进入控制系统控制。

5. 脱硝公用控制系统与主机 DCS 间的保护/控制信号采用硬接线和通讯两种连接方式。

4.3.3 脱硝控制系统初步 IO 统计

表 4.1 脱硝系统 I/O点数

IO类型  AI  AO  DI  DO  总计

数量 21  7 35  12  75

4.4  检测仪表

4.4.1. 温度测量

集中显示和控制的测温元件采用双支“K”型热电偶及pt100热电阻，耐磨型，选用耐高温不锈钢保护套管，保护套管的外径尺寸和插入深度符合相关行业标准，热电偶选用防水型。

4.4.2 压力/压差变送器

集中压力测量仪表选用进口智能式变送器。变送器是二线制的，输出4～20mA

信号，带HART协议，所有压力/差压变送器均配LCD显示表头。

就地压力表一般采用不锈钢压力表。表盘直径为150，精度不低于1.5级。压力表设置在容易观察的位置，压力表考虑防尘、防腐。

压力取样阀门材质选用 304。

4.4.3 流量测量

流量仪表选用电磁流量计，带有4～20mADC两线制信号输出及HART协议。流量计根据介质特性、安装场合对稀释水、喷枪模块入口氨水等介质流量测量采用电磁流量计；氨水密度测量采用质量流量计；烟气流量测量由烟气在线监测分析系统 CEMS 完成。

4.4.4 液位（物位）仪表

本脱硝工程氨水储罐的液位选用磁翻板液位计。

4.4.5 执行机构

本工程阀门采用气动执行机构。

4.4.6 电缆

所有仪表和控制电缆均采用阻燃型电缆。所有进DCS的电缆采用阻燃型聚氯乙烯绝缘屏蔽电缆，zui小导体截面为 1.0mm2。热电偶采用延长型补偿电缆。

4.4.7 桥架

脱硝仪表电缆桥架采用铝合金材质桥架。

4.5  电源和气源

4.5.1 电源

脱硝区域内仪表及控制设备所需220VAC电源和24VDC电源来自热控电源柜及 DCS 机柜。

4.5.2 气源

脱硝岛仪表、系统（CEMS）、阀门用气源引自脱硝界区外1米仪表用气，连接设计工作由投标方负责。

5 电气系统

5.1  主要设计原则及工作范围

5.1.1 供配电系统

（1） 380/220V 供电系统

脱硝380/220V系统按照设备布置区域分别设置脱硝锅炉区（SCR）MCC和氨水区 MCC，业主为每套MCC柜提供两路交流380/220V三相四线制电源，分界点在脱硝供货方电源进线柜端子处，此端子以后的供配电由脱硝供货方负责。由 MCC柜到用电设备的电缆敷设由脱硝供货方负责设计，业主方供货。两路电源进线间设双电源切换装置。脱硝 SCR 区域分别设置就地配电箱用于喷枪配电。

（2） 检修照明系统

锅炉脱硝SCR区域的照明由脱硝MCC供电，氨水区域的照明电源取自氨水区 MCC。

SCR 区域和氨水区域的检修电源取自各自 MCC。

5.1.2 控制与保护

（1） 控制方式

脱硝系统的电气设备纳入DCS系统，不设常规控制屏。所有低压空气断路器和电源所有设备的控制电压采用 220V AC。

（2） 信号与测量

脱硝系统配电间不设常规音响及光字牌，所有开关状态信号、电气事故信号及预告信号均送入远程 I/O。

脱硝系统配电间不设常规测量表计，采用 4～20mA 变送器（变送器装于相关开关柜）输出送入DCS。测量点按《电测量及电能计量装置设计技术规程》配置。至少应有如下电气信号及测量量：

45kW 以上低压电动机单相电流；

380V低压PC所有开关的合闸、跳闸状态、事故跳闸、控制电源消失； 所有电动机的合闸、跳闸状态、事故跳闸、控制电源消失。

电气量送入脱硝DCS实现数据自动采集、定期打印制表、实时调阅、显示电气主 接线、亊故自动记录及故障追忆等功能。

5.1.3 继电保护

380V 厂用系统电源及电动机由空气开关脱扣器及马达控制器实现保护。继电保护配置按《火力热电厂厂用电设计技术规定》配置，基本配置如下：

电动机 电流速断保护、过电流、过负荷、接地保护、低电压、断相、堵转

5.1.4 安全滑触线（若有）

脱硝系统内所有电动起吊设施均采用安全滑触线供电。滑触线采用三相型。

5.1.5 电缆和电缆构筑物

（1） 0.4kV 动力电缆

0.4kV动力电缆采用采用0.6/1.0kV 阻燃型聚乙烯绝缘聚氯乙烯护套铠装电缆。 电缆的导体采用铜导体；

截面超过 6mm2 的电缆应为铜绞线电缆；

耐热电缆和移动电缆，其导体应由细的铜绞线组成。

（2） 60V 以上的测量和控制电缆

对于 60V 以上电压电缆必须为阻燃型 PVC 绝缘 PVC 护套电缆，并且zui小导体截面为1.5mm2。低电平电缆应采用对绞屏蔽电缆，截面不小于1.0 mm2 。进入DCS 的控制电缆应采用屏蔽电缆，截面不小于1.5 mm2 。

（3） 仪用变压器电缆

这些电缆必须符合“60V 以上的测量和控制电缆”的要求

通常，一条仪用变压器的电缆应只传输一个变压器的电压或电流值。如果同一个电压信号用于不同的需要（如：保护、测量、计量）应装设分离的小型断路器。变压器电压必须用独立的电缆传输。

对于室内的电流互感器，其电缆zui小截面为 2.5mm2。 通往其他建筑的仪用变压器电缆zui小截面为 4mm2。 zui大电压降不应超过 2%。

（4） 电缆连接装置

0.4kV 动力电缆及控制电缆不应有中间接头。

0.4kV 动力电缆的终端采用终端接头。

（5） 电缆构筑物

按相关标准和规范的要求在脱硝区域内规划电缆通道。

（6） 电缆阻燃措施

据有关标准和规范，电缆将有可行的防火阻燃措施。

5.2  电负荷统计

经计算，脱硝电气系统负荷统计如下：

序号 名称 额定容量（KW） 电机电压（V） 连接台数  计算系数 计算负荷KVA 运行方式

        工作台数  

1 氨水供给泵 2.2 380 2/1 0.8 2.75 经常连续

2 氨水卸载泵 5.5 380 1/1 0.8 6.875 短时连续

3 热控电源 15  380 1/1 0.8 18.75 经常连续

4 检修电源 20  380 1/1 0.8 25  不经常

5 照明电源 5 220 1/1 0.8 6.25 短时连续

总计（KVA） 59.625

电耗为20Kw，第2、4项由于不常用，不计入总电耗。

6 性能数据表

6.1  设计数据（略）

6.2  设备及材料清单（略）

（1）工艺设备材料供货清单

（2）仪控清单

（3）电气清单

6.3 投资与运行成本比较分析

6.3.1 投资概算

对于本烟气脱硝工程的投资概算和运行费用进行比较分析。工程总投资包括总承包工程费和建设单位管理费以及税费设计费用等，在此暂按同类工程价格进行分项估算如下，项目法人可根据实际招标价格进行修正。

表 6.3.1  1#~3#烟气脱硝工程投资概算（本投资概算等方案确定后提供）

序号 工程或项目名称 投资费用

1 建筑工程费

2 安装工程费

3 设备费

4 材料费

5 其他费用

6 运费

  总计（万元）

脱硝系统的运行成本主要包括设备维护更换、电耗、水耗、还原剂消耗等。

6.3.2 设备的维护成本

关于设备维护成本，在具体的项目中会因为项目的特性而有所差异，本报告根据已投运机组的项目回访和相关调查的有关资料编写，供业主参考。

本工程主要维护费用构成有：日常巡检和保养维护；设备易损件定期更换和维护修理；间隔五年左右的一次大修。设备维护费用，按照装置检修特点，间隔五年左右需进行一次大修，所以可按 5 年为一个周期循环考虑。

1）日常巡检和保养维护

维修保养项目的材料消耗（如一般用润滑油等）按照统计约在 1.5万元左右。

2） 设备零部件定期更换和大修

在装置投运后每年应对设备（包括泵等）的零部件更换，对管件进行必要维护（更换阀门及修补）；更换损坏的电气仪表及执行机构；更换其他磨损的金属材料。 该费用取决于供货商的供货质量、运行人员对设备的操作水平、日常维护是否到位、运行工况的优劣等。

脱硝系统的设备更换及大修（不含喷枪的更换）据统计可以按工程总投资的 1.5%考虑。

3） 设备维护成本合计（估）

表 6.3.2 设备维护成本

项目 设备维护成本

日常保养 1.5

更换大修 12

喷枪 5

合计（万元） 18.5

6.3.3 设备的运行成本

包括电耗、水耗、还原剂消耗。脱硝系统日常维护及操作量很少，可以由原脱硫或主机人员代管，无需增加额外的人力费用。

1）本工程各种物料消耗量如下：

表6.3.3 SCR 物料消耗（8000h）

项目 单位 消耗

电  kWh 160000

氨水（20%浓度） t 2880

  2） 测算参考价格

本报告暂按如下材料价格测算，项目法人可根据实际情况进行修正。

表6.3.4 物料价格（8000h）

项目 单位 数据 备注

电  元/kWh 1 16万元

氨水（20%） 元/t 800 230.4万元

6.3.4 运行和维护成本测算

根据以上计算条件测算如下：

表6.3.5 运行和维护费用测算表（年运行 8000h）

序号 项目 运行和维护费用

1 维护成本

1.1 日常维护 1.5

1.2 维修更换 12

2 运行成本

2.1 电  16

2.2   氨水（20%） 230.4

3 合计（万元） 259.9

7 项目实施进度安排

项目实施时间安排如下（从签合同之日算起）：

表7.1  项目时间安排表

阶段 完成时间

设计、施工阶段 30~40天

设备制造、运输 50~70天

安装 80~100天

调试完成 115~120天

注：可根据具体项目要求进行调整，满足业主项目要求。

8 SCR技术难点及对策

8.1 问题一：氨气分布不均匀

由于烟道空间所限，存在氨分布不均匀问题。每支喷射器均有一手动氨水溶液流量控制阀，每层喷射器只有1个可远控的氨水溶液流量调节总阀。在SCR装置调试阶段，各氨水溶液喷射器的流量阀门开度均被设定好，在投运期间不再变动，而只调节各层的氨水溶液总流量。当实际运行工况与调试工况存在差异时，这种相对固定的氨水溶液喷射器控制方式可能造成SCR装置区域内的氨水溶液与NOX反应程度不*，并导致装置下游烟气中氨逃逸浓度分布不均匀。

解决方案：

针对氨分布不均的问题，采取了加装蒸汽扰动装置的措施，即在氨喷入点后方锅炉适当位置开孔，安装蒸汽喷嘴，用蒸汽扰动烟气促使氨分布均匀。

8.2 问题二：喷射器雾化不良

喷射器*道管径选型不合理，导致沿程阻力损失较大造成喷射器前雾化压力低，造成喷射器雾化效果不好。

解决方案：

通过合理计算，选择经济合理的管径，保证喷射器前雾化压力，从而保证雾化效果。

9 各系统工程实例图片

1）氨水区

2）喷射区

3）计量控制区

4）喷枪

5）喷射的实际效果

6）控制计量模块

10 发明人简介（130---04488475） 从事大气污染控制等方面的设计、设备制造、工程总承包等方面工作二十多年。拥有国家二十项.主持大中型环保工程项目设计20余项，主持大型环保工程总承包2项，涉及工程投资近5亿元，是（电改袋）施工的主要负责人之一，有丰富的施工组织和管理经验，也是”863“.国内*台电除尘器改袋式除尘器1600000立方/小时烟气量全套设计方案参与。星火热电厂75吨/小时锅炉袋式除尘，脱硫设计方案主要负责人...2005年11月设计日本帝人三原事务所世界*台以煤、旧轮胎及少量料制品为混合燃料65T/H高温高压环流化床锅炉（煤、木屑、旧轮胎混合燃料）袋式除尘器，240T/H电袋复合除尘器及脱硫通过日本专家审核,。出口粉尘浓度≤20 mg/ Nm3 。山西左权鑫兴冶炼厂硅冶炼电炉烟气净化除尘，山西安泰焦化厂4000M2至6000M2的大型阻火防爆型脉冲除尘器在焦炉除尘.重庆太极集团制药厂20t/h-75t/h燃煤锅炉袋式除尘及脱硫系统. 济南钢铁股份有限公司*烧结厂660000 m3/h电袋复合除尘器主设计，山东江泉集团临沂烨华焦化厂6000M2大型阻火防爆型脉冲除尘器整体设计，河南省汝州巨龙实业有限公司75t/h燃煤锅炉烟气电袋复合除尘及脱硫系统工程,河南中孚实业股份有限公司12.5万吨电解烟气净化系统,广西北海高岭科技15平方，25平方电除尘器，黑龙江双鸭山水泥厂100平方和50平方电除尘器，江苏射阳热电有限公司88平方电除尘器,郴州热电130t/h机组脱硝SCR工程,张掖热电2×75t/h机组脱硝SCR工程,华银热电2×75t/h机组脱硝SNCR工程, 毕节热电2×130t/h机组脱硝SNCR，绍兴玻璃制品厂脱硝SCR等。。。。。。

主设计火力发电、供热锅炉、水泥及垃圾焚烧、玻璃炉窑等行业烟气脱硝，拥有用液氨、氨水和尿素三种还原剂进行烟气脱硝的完整解决方案。

10.2 烟气脱硝方简介

丹麦Flow.Vision是脱硝技术合作方，Flow.Vision在烟气脱硝领域具有如下综合优势：

1）丰富的SNCR/SCR脱硝工程经验

弗洛微升的核心人员在SNCR/SCR领域具备丰富的SNCR/SCR脱硝经验，如脱硝子公司的总、化学工程师Claus K. Hjørnet.Hjørnet 有25年的脱硝技术经验，对丹麦重工业领域发展SNCR/SCR做出了突出贡献。Payam B. Salimi 拥有17年脱硝技术经验的型的CFD专家，对燃烧学、锅炉结构、SNCR/SCR脱硝都具备非常丰富的经验。他们在SNCR/SCR领域丰富的经验是SNCR/SCR项目得以良好执行，性能优良的保障。

Flow.Vision在2006年进入中国脱硝市场，在深圳、重庆、大连、浙江有许多SNCR/SCR脱硝业绩，应用领域包括垃圾焚烧、流化床工业锅炉、水泥、火电等行业。

2）流场模拟实验CFD

弗洛微升自有的流场模拟实验室，可以独立完成流动，燃烧计算模拟（CFD），及物理模型实验。

3）*的喷枪设计技术

针对不同的锅炉、炉窑，设计的喷枪，如火电锅炉炉膛大、烟气量大，审计根据项目的耐磨耐高温、穿透力能强的喷枪；针对循环流化床锅炉烟气量大、流速快、粉尘含量高的特性，设计针对具体项目的耐磨耐高温，以及具备使还原剂雾化、混合的喷枪。

4）脱硝的效率保证

弗洛微升的专家们根据流场模拟实验（CFD）、*的喷枪设计和丰富的SNCR/SCR脱硝经验，对不同的炉窑、锅炉采用针对性的设计，保障了SNCR/SCR系统的脱硝效率。

5）选择zui合适还原剂

具备丰富的SNCR/SCR脱硝经验，针对氨水、尿素的特性，结合具体锅炉的实际情况特性，帮助用户选择zui合适的还原剂，帮助达到更好的效率、更低的还原剂耗量，以及减少对锅炉附属设备、除尘脱硫设备的腐蚀和影响。

6）氨逃逸率低

通常氨逃逸率低于10ppm，部分项目提供氨逃逸率低于5ppm的保证；低逃逸保证了低腐蚀，减少了可见烟雾，及在风机和过滤袋上的沉积；同时减少了副反应产物N2O的生成。

7）保障锅炉运行和热效率

弗洛微升的专家们在燃烧技术和锅炉设计方面具有丰富的经验，在设计SNCR系统时兼顾锅炉本身运行的特点，保证高效脱硝的同时保证锅炉的热效率。

8）模块化设计

经过测试的、成熟的模块化设计，选用*品牌的仪器、仪表设备，模块出厂前已通过了测试的设备，使安装过程方便快捷，也保障了调试过程的顺利。

11 方案附图（略）

11.1  SCR脱硝流程图

11.2  氨站布置图