SCR系统工艺系统设备清单

1.1SCR脱硝工艺原理本项目烟气脱硝采用中低温 SCR 脱硝工艺。

采用氨水作为还原剂。

中低温SCR系统工艺流程如下：焦炉烟气中的NOx与氨在SCR催化剂的作用下发生反应，NOx最终以N2的形式排放。

4NO+4NH3+O2→4N2+6H2ONO+NO2+2NH3→3H2O+2N26NO+4NH3→5N2+6H2O其中的SCR催化剂为成熟稳定的中低温催化剂，反应温度为190℃~250℃。

2工艺系统组成2.1烟气系统3#焦炉烟道从现有地下分烟道引出后，在引出的分烟道上分别安装烟道挡板，分烟道汇合成一个烟道再进入脱硫反应器以及后部的除尘器和SCR反应器，经脱硫脱硝后的烟气经引风机引回地下烟道，单侧烟道流通截面能够满足烟气的流通需要，因此引回的烟道仅进入一侧地下烟道。

在脱硫脱硝系统前后设置原烟气烟道挡板和净烟气烟道挡板，以便于在脱硫脱硝系统需要离线维护时能将焦炉烟气切出，同时为了保证脱硫脱硝系统故障时不影响焦炉的正常生产，保留现有地下烟道作为旁路，并设置旁路挡板。

受制于现有地下烟道挡板的密封性能，需要将其更换为密封性能良好的具有密封结构的翻转式烟道挡板。

4#系统与3#系统基本相同，由于其进入烟道的地下烟道已经汇合为一个烟道，因此其因此烟道、原烟气烟道挡板和旁路烟道挡板仅设置1套即可。

烟气系统包括烟道及烟道支架、挡板门、膨胀节和引风机等。

（1）设计原则烟道设计能够承受如下负荷：烟道自重、风雪荷载、地震荷载、灰尘积累、内衬和保温的重量等。

烟道内烟气流速15m/s左右。

所有烟道在适当的位置配有足够数量和大小的人孔门，以便于烟道（包括挡板门和补偿器）的维修检查和清除积灰。

在外削角急转弯头和变截面收缩急转弯头处等，以及根据烟气流动模型研究结果要求的地方，设置导流板。

为了使与烟道连接的设备的受力在允许范围内，特别要注意考虑烟道系统的热膨胀，热膨胀通过膨胀节进行补偿。

在原烟气烟道和净烟气烟道上设置烟气在线监测设备，监测烟气的量以及烟气中主要污染物的浓度。

SCR脱硝系统运行工艺1、SCR工艺描述SCR烟气脱硝装置的工艺流程主要由氨区系统、氨喷射系统、催化剂、烟气系统、反应器等组成。

核心区域是反应器，内装催化剂。

外运来的氨水储存在氨水储存罐内，氨水输送系统将氨水用喷枪喷喷射至氨混合器内蒸发为氨气，并通过稀释风将氨气通过喷氨格栅（AIG）的喷嘴喷入烟气中与烟气混合，充分混合后进入催化反应器。

当达到反应温度且与氨气充分混合的烟气气流经SCR反应器的催化层时，氨气与NOx发生催化氧化还原反应，将NOx还原为无害的N2和H2O。

2、主要设备介绍2.1卸氨泵卸氨泵能满足各种条件下的要求。

卸氨泵抽取氨水罐车中的氨水，将氨水罐车的氨水抽至氨水储罐中。

系统设有卸氨泵1台。

2.2 氨水储罐氨水储罐的容量，按照2台锅炉BMCR工况，在设计条件下，设置2个50M3氨水储罐，储罐上安装有液位计、液位变送器、双金属温度计、进出口关断阀、呼吸阀、压力表，在储罐附近装有氨气泄漏检测器，为氨水储罐氨气泄漏保护所用。

氨水储罐顶部四周安装有消防水喷淋管线及喷嘴，当氨水储罐区域有氨气泄漏时，检测到空气中氨含量达到设定值时自动淋水装置启动，启动自动淋水装置，对氨气进行吸收，控制氨气污染。

2.3 氨水输送泵氨水输送泵主要是将氨水储罐里的氨水输送至氨混合器中。

氨水输送泵为专门输送氨水的泵，为保证氨水的不间断供应，氨水输送泵采用一用一备。

2.4 氨混合器氨水蒸发所需要的热量采用空气加热器来提供热量。

氨混合器上装有喷枪，氨水及压缩空气通过喷枪混合气化后进入氨混合器，气化后的氨水通过加热后的稀释风将氨水蒸发为氨气后带入氨喷射（AIG）系统。

进入喷枪氨水输送管路上装有气动关断阀及气动调节阀，通过气动调节阀来调整氨水流量；进入喷枪的压缩空气管路上装有减压阀，通过减压阀来调整进入喷枪的压缩空气的压力，在氨混合器进出口位置装有温度检测器，通过温度来调整稀释风量及氨水流量；2.5 氨喷射（AIG）系统根据烟道的截面、长度、SCR反应器本体的结构型式等，设有1套完整的氨喷射系统，保证氨气和烟气在进入SCR反应器本体之前混合均匀。

SCR法烟气脱硝的设备及工艺流程摘要:煤、石油、天然气等化石燃料的燃烧会产生二氧化碳（CO2）、二氧化硫（SO2）、氮氧化物（NOx）和颗粒物等污染物，其中燃煤燃烧产生的污染物最为严重，是我国目前大气污染物的主要来源。

目前，我国的发电机组绝大多数为燃煤机组，而以燃煤为主的电力生产所造成的环境污染是制约电力工业发展的一个重要因素。

其中氮氧化物（NOx）是继粉尘和硫氧化物（SOx）之后燃煤电站环保治理的重点，因此根据相关环境法律法规的要求，需要在燃煤锅炉尾部加装脱硝装置。

烟气脱硝应用较多的是选择性催化还原法（SCR）、选择性非催化还原法（SNCR）及SNCR/SCR联合技术，由于高的还原率及技术的广泛使用，选择性催化还原（SCR）已成为目前国内外电站烟气脱硝的主流技术。

本文分析了选择性催化还原（SCR）技术的脱硝原理、工艺流程、设备布置和系统组成。

关键词：氮氧化物，SCR，工艺流程自从20世纪80年代人们开始对燃煤电厂NOx排放控制方法的研究工作以来，目前已经出现了许多烟气脱硝技术，如：选择性催化还原法（SCR）、选择性非催化还原法（SNCR）、液体吸收法、微生物吸收法、活性炭吸附法、电子束法（EBA）、脉冲电晕等离子体法（PPCP）、液膜法、微波法等等，其中应用较多、已实现商业化的是选择性催化还原法（SCR）。

SCR烟气脱硝系统采用氨气（NH3）作为还原介质，国外较多使用无水液氨。

基本原理是把符合要求的氨气喷入到烟道中，与原烟气充分混合后进入反应塔，在催化剂的作用下，并在有氧气存在的条件下，选择性的与烟气中的NOx（主要是NO、NO2）发生化学反应，生成无害的氮气（N2）和水（H2O）。

SCR系统一般由氨的储存系统、氨与空气混合系统、氨气喷入系统、反应器系统和旁路系统（省煤器旁路和SCR旁路）等组成。

图1-1为SCR法烟气脱硝的工艺流程示意图首先，液氨由槽车运送到液氨储罐贮藏，无水液氨的储存压力取决于储罐的温度(例如20℃时压力为lMPa)。

S C R烟气脱硝项目技术方案2016年7月目录技术方案1总则1.1本技术文件仅适用于烟气脱硝技改项目,它包括脱硝系统正常运行所必需具备(de)工艺系统、控制系统(de)设计、设备选型、采购、制造、运输、设备供货、脱硝系统(de)安装施工及全过程(de)技术指导、调试、试运行、人员培训和最终(de)交付投产.土建设计及施工由招标方负责,由投标方提出土建条件资料.1.2本技术文件提出(de)是最低限度(de)技术要求,并未对一切技术细节作出规定,也未充分引述有关标准和规范条文,投标方保证提供符合国家或国际标准和本技术规范书要求(de)优质产品及其相应(de)服务,对国家有关安全、环保、劳卫、消防等强制性标准将满足其要求,同时确保达到招标技术条件书要求(de)指标值.当投标方执行招标技术条件书所列标准（所列标准如有更新版本,以最新版本为准）有矛盾时,按较高标准执行.1.3技术合同谈判将以本技术文件书为蓝本,经修改后最终确定(de)文件将作为技术协议书,并与商务合同文件有相同(de)法律效力.双方工作语言为中文,所有(de)技术条件书、文件资料均为中文.1.4本技术文件未尽事宜,双方协商解决.2工程概况2.1锅炉主要参数2.2脱硝工艺方案锅炉脱硝装置分别采用选择性催化还原法（SCR）工艺做脱硝设计方案.(de)含量不大于600mg/m3时,保性能保证要求：当装置进口烟气中NOX证脱硝装置出口烟气中NO含量不大于200mg/m3.X2.3工程范围2.3.1本工程为设计、供货、安装、培训、调试及交付使用等为一体(de)总承包项目.招标方提供电源、气源、水源、热源至脱硝区域10米范围内.2.3.2投标方提供详细(de)供货清单,但不局限于供货范围内所列设备和系统.对于属于整套设备运行和施工所必需(de)部件,即使本文条款中未列出或数量不足,投标方仍须在执行合同时补足.2.3.3投标方提供检修所需(de)专用工具、随机备品备件.3设计采用(de)标准和规范3.1脱硝装置(de)设计、制造、安装、调试、试验及检查、试运行、考核、最终交付等符合相关(de)中国法律及规范.对于标准(de)采用符合下述原则：(1)与安全、环保、健康、消防等相关(de)事项执行中国国家及地方有关法规、标准；(2)设备和材料执行设备和材料制造商所在国标准；(3)建筑、结构执行中国电力行业标准或中国相应(de)行业标准.3.2脱硝工程设计、制造、安装、调试、试验及检查、试运行、性能考核、最终交付中采用(de)所有标准、规定如下：4烟气脱硝工艺方案4.1脱硝工艺(de)简介有关NO(de)控制方法从燃料(de)生命周期(de)三个阶段入手,限燃烧X前、燃烧中和燃烧后.当前,燃烧前脱硝(de)研究很少,几乎所有(de)形容都集中在燃烧中和燃烧后(de)NO X (de)控制.所以在国际上把燃烧中NO X (de)所有控制措施统称为一次措施,把燃烧后(de)NO X 控制措施统称为二次措施,又称为烟气脱硝技术.目前普遍采用(de)燃烧中NO X 控制技术即为低NO X 燃烧技术,主要有低N O X 燃烧器、空气分级燃烧和燃料分级燃烧.应用在燃煤电站锅炉上(de)成熟烟气脱硝技术主要有选择性催化还原技术（SelectiveCatalyticReduction,简称SCR ）、选择性非催化还原技术（SelectiveNon-CatalyticReduction,简称SNCR ）以及SNCR/SCR 混合烟气脱硝技术. 4.2SCR 烟气脱硝技术近几年来选择性催化还原烟气脱硝技术(SCR)发展较快,在欧洲和日本得到了广泛(de)应用,目前催化还原烟气脱硝技术是应用最多(de)技术.1）SCR 脱硝反应目前世界上流行(de)SCR 工艺主要分为氨法SCR 和尿素法SCR 两种.此两种法都是利用氨对NO X (de)还原功能,在催化剂(de)作用下将NO X (主要是NO)还原为对大气没有多少影响(de)N 2和水.还原剂为NH 3,其不同点则是在尿素法SCR 中,先利用一种设备将尿素转化为氨之后输送至SCR 触媒反应器,它转换(de)方法为将尿素注入一分解室中,此分解室提供尿素分解所需之混合时间,驻留时间及温度,由此室分解出来之氨基产物即成为SCR(de)还原剂通过触媒实施化学反应后生成氨及水.尿素分解室中分解成氨(de)方法有热解法和水解法,主要化学反应方程式为：NH 2CONH 2+H 2O →2NH 3+CO 2在整个工艺(de)设计中,通常是先使氨蒸发,然后和稀释空气或烟气混合,最后通过分配格栅喷入SCR 反应器上游(de)烟气中.典型(de)SCR 反应原理示意图如下：在SCR 反应器内,NO 通过以下反应被还原： 4NO+4NH 3+O 2→3N 2+6H 2O 6NO+4NH 3→5N 2+6H 2O当烟气中有氧气时,反应第一式优先进行,因此,氨消耗量与NO 还原量有一对一(de)关系.在锅炉(de)烟气中,NO 2一般约占总(de)NO X 浓度(de)5%,NO 2参与(de)反应如下：2NO 2+4NH 3+O 2→3N 2+6H 2O 6NO 2+8NH 3→7N 2+12H 2O上面两个反应表明还原NO 2比还原NO 需要更多(de)氨.在绝大多数锅炉烟气中,NO 2仅占NO X 总量(de)一小部分,因此NO 2(de)影响并不显着.SCR 系统NO X 脱除效率通常很高,喷入到烟气中(de)氨几乎完全和NO X反应.有一小部分氨不反应而是作为氨逃逸离开了反应器.一般来说,对于新(de)催化剂,氨逃逸量很低.但是,随着催化剂失活或者表面被飞灰覆盖或堵塞,氨逃逸量就会增加,为了维持需要(de)NO X 脱除率,就必须增加反应器中NH 3/NO X 摩尔比.当不能保证预先设定(de)脱硝效率和（或）氨逃逸量(d e)性能标准时,就必须在反应器内添加或更换新(de)催化剂以恢复催化剂(de)活性和反应器性能.从新催化剂开始使用到被更换这段时间称为催化剂寿命.2）SCR 系统组成及反应器布置在选择催化还原工艺中,NO x 与NH 3在催化剂(de)作用下产生还原.催化剂安放在一个固定(de)反应器内,烟气穿过反应器平行流经催化剂表面.催化剂单元通常垂直布置,烟气自上向下流动.如下图所示：SCR 系统一般由氨(de)储存系统、氨与空气混合系统、氨气喷入系统、反应器系统、省煤器旁路、SCR 旁路、检测控制系统等组成.下图为典型SCR 烟气脱硝工艺系统基本流程简图： 4.3SNCR 烟气脱硝技术选择性催化还原脱除NO X (de)运行成本主要受催化剂寿命(de)影响,一种不需要催化剂(de)选择性还原过程或许更加诱人,这就是选择性非催化还原技术.该技术是用NH 3、尿素等还原剂喷入炉内与NO X 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850～1100℃(de)区域,该还原剂（尿素）迅速热分解成NH 3并与烟气中(de)NO X 进行SNCR 反应生成N 2,该方法是以炉膛为反应器.研究发现,在炉膛850～1100℃这一狭窄(de)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(de)NOX,基本上不与烟气中(de)O2作用,据此发展了SNCR法.在850～1100℃范围内,NH3或尿素还原NOX(de)主要反应为：NH3为还原剂4NH3+4NO+O2→4N2+6H2O尿素为还原剂NO+CO(NH2)2+1/2O2→2N2+CO2+H2O当温度高于1100℃时,NH3则会被氧化为4NH3+5O2→4NO+6H2O不同还原剂有不同(de)反应温度范围,此温度范围称为温度窗.NH3(de)反应最佳温度区为850～110O℃.当反应温度过高时,由于氨(de)分解会使NOx 还原率降低,另一方面,反应温度过低时,氨(de)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(de)逃逸会造成新(de)环境污染.引起SNCR系统氨逃逸(de)原因有两种,一是由于喷入点烟气温度低影响了氨与NOx(de)反应；另一种可能是喷入(de)还原剂过量或还原剂分布不均匀.还原剂喷入系统必须能将还原剂喷入到炉内最有效(de)部位,因为NOx在炉膛内(de)分布经常变化,如果喷入控制点太少或喷到炉内某个断面上(de)氨分布不均匀,则会出现分布较高(de)氨逃逸量.在较大(de)燃煤锅炉中,还原剂(de)均匀分布则更困难,因为较长(de)喷入距离需要覆盖相当大(de)炉内截面.为保证脱硝反应能充分地进行,以最少(de)喷入NH3量达到最好(de)还原效果,必须设法使喷入(de)NH3与烟气良好地混合.若喷入(de)NH3不充分反应,则逃逸(de)NH3不仅会使烟气中(de)飞灰容易沉积在锅炉尾部(de)受热面上,而且烟气中NH3遇到S03会产生(NH4)2S04易造成空气预热器堵塞,并有腐蚀(de)危险.SNCR烟气脱硝技术(de)脱硝效率一般为30%-40%,受锅炉结构尺寸影响很大,多用作低NOX燃烧技术(de)补充处理手段.采用SNCR技术,目前(de)趋势是用尿素代替氨作为还原剂,值得注意(de)是,近年(de)研究表明,用尿素作为还原剂时,NOX 会转化为N2O,N2O会破坏大气平流层中(de)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(de)重视.综上所述,SCR脱硝工艺技术先进,工艺成熟,经济合理,工业业绩居多,脱硝效率高,拟选用目前效率最高(de)SCR技术.5工艺系统说明SCR脱硝系统由三个子系统所组成,SCR反应器及附属系统、氨储存处理系统和氨注入系统.5.1氨(de)储存系统（1）系统组成氨水储存系统包括卸料泵、氨水储罐等.（2）工艺描述还原剂（氨）用罐车运输并在储罐储存.市场购买(de)还原剂（氨水浓度15%）,供应商用罐装车运输,送往氨贮存场地,通过氨卸料泵输送储槽中贮存.使用时,储存罐中(de)氨水由输送泵送到蒸发器中.锅炉SCR烟气脱硝系统物料平衡计算,计算结果如下表所示.表5-1物料平衡计算表（3）主要设备选型·氨水卸料泵氨水卸料泵为离心泵,系统设置二台卸料泵,一台运行,一台备用.·氨水储槽本工程设置1台氨水储罐,供2台炉使用.氨水储罐(de)最大充装量为63m3.储氨罐可供应2台炉设计条件下,每天运行24小时,连续运行10天(de)消耗量.氨水储罐上安装有逆止阀做为储罐安全运行保护所用.储罐还装有温度计、液位计和相应(de)变送器将信号送到主体机组DCS/PLC控制系统.储罐四周安装有工业水喷淋管线及喷嘴,当出现氨泄漏时用来吸收挥发(de)氨气.5.2氨注入系统（1）系统组成氨注入系统包括氨水输送系统、氨蒸发器(成套设备)、离心通风机、（2）工艺描述储罐里(de)氨水靠输送泵输送到蒸发器,在蒸发器内（通过蒸汽加热）将氨蒸发,每个蒸发槽上装有压力控制阀将氨气压力控制在≤2 kg/cm2.当出口压力超过2kg/cm2时,切断节流阀,停止氨水供应.从蒸发槽蒸发(de)氨气通过氨气输送管道送至每一台炉(de)SCR反应装置旁.再用空气稀释高浓度无水氨到5%,这样氨/空气混合物安全且不易燃.通过装在SCR入口烟道内(de)氨注入格栅,将氨/空气混合物注入到SCR系统内.（3）主要设备选型·氨水蒸发槽（成套设备）氨水蒸发所需要(de)热量由低压蒸汽提供.蒸发槽装有安全阀,可防止设备压力异常过高.氨水蒸发槽面积按照在BMCR工况下单台机组100％容量设计.每台蒸发能力：300kg/h.·稀释风机喷入锅炉烟道(de)氨气为空气稀释后(de)含5％左右氨气(de)混合气体.所选择(de)风机满足脱除烟气中NOx最大值(de)要求,并留有一定(de)余量.稀释风机两台按一台100％容量（一用一备）设置.每台风机(de)风量：1000m3/h,风压：7000Pa.·氨/空气混合器为了实现氨和稀释空气(de)充分、均匀(de)混合,本工程共设置一台氨/空气混合器,尺寸：DN200,设计压力：0.16MPa.·氨气泄漏检测器氨水储存及注入系统周边设有1只氨气检测器,以检测氨气(de)泄漏,并显示大气中氨(de)浓度.当检测器测得大气中氨浓度过高时,在机组控制室会发出警报,操作人员采取必要(de)措施,以防止氨气泄漏(de)异常情况发生.·排污系统氨水储存和注入系统(de)氨排放管路为一个封闭系统,经由废水泵送至主厂废水处理站.废水泵流量：20m3/h,扬程50m.5.3SCR反应器及附属系统（1）系统组成SCR反应器和附属系统由挡板门、氨注入格栅、SCR反应器、催化剂、吹灰系统和烟道等组成.（2）工艺描述由氨/空气混合器来(de)稀释氨气通过氨注入格栅(de)多个喷嘴,将氨喷入烟气中.注入格栅后(de)烟气混合装置促进烟气和氨(de)混合,保证烟气中氨浓度(de)均匀分布.来自锅炉省煤器出口(de)烟气通过SCR反应器,SCR反应器包含催化剂层,在催化剂作用下,NH3与NOX反应从而脱除NOX,催化剂促进氨和NOX(de)反应.在SCR反应器最上面有整流栅格,使流动烟气分布均匀.催化剂装在模块组件中,便于搬运、安装和更换.烟气经过烟气脱硝过程后经空气预热器热回收后进入静电除尘器和FGD系统后排入大气.SCR反应器催化剂层间安装吹灰器用来吹除沉积在催化剂上(de)灰尘和SCR反应副产物,以减少反应器压力降.SCR工艺主要性能指标有：脱硝效率、氨量、反应器(de)压力降等.SCR工艺主要设计参数有催化剂总量、催化剂高度、催化剂空隙率和烟气速度等.（3）主要设备选型·SCR反应器反应器(de)水平段安装有烟气导流、优化分布(de)装置以及氨(de)喷射格栅,在反应器(de)竖直段装有催化剂床.反应器采用固定床垂直(或卧式)通道型式,脱硝效率按75%设计, 反应器为直立式焊接钢结构容器,内部设有触媒支撑结构,能承受内部压力,地震负荷、烟尘负荷、触媒负荷和热应力等.反应器壳外部设有加固肋及保温层.触媒通过反应器外(de)触媒填装系统从侧门放入反应器内.·喷氨格栅为了使氨在烟气中均匀分布,并且便于对反应器中第一层催化剂上方烟气(de)NH3/NOx摩尔比(de)调整,所以需在进口烟道上(de)合适位置设置喷氨格栅.包括供应箱、喷射格栅和喷射孔等.喷射系统配有节流阀及节流孔板.在对NOx浓度进行连续分析(de)同时,调节必要(de)氨量从喷氨格栅中喷氨.5.4脱硝装置总体布置本烟气脱硝工程主要构筑物有脱硝装置、液态氨(de)贮存和供应系统(de)构筑物.在制定脱硝装置布置方案时,应考虑下面设备：—SCR反应器；—烟气管道；—与锅炉省煤器和空气预热器(de)联接；—辅助设备.5.4.1布置原则—在规划基本(de)现场布置方案时,建筑和设备(de)位置应该按照需要(de)功能来布置,并考虑进出方便、建造难易、操作、维护和安全性.—SCR反应器布置方案应该考虑将来在其它锅炉上安装脱硝装置(de)要求,脱硝系统(de)布置不能影响将来(de)装置布置和施工. —一台锅炉设置一个SCR反应器.—为SCR反应器留有适当(de)空间,用来设置过道,便于催化剂模块(de)安装和操作.—为催化剂模块(de)抬升预留足够(de)空间.—通道应该尽可能连续,所有(de)主要通道能允许叉式升降机（铲车）通行,并考虑其转动半径.5.4.2总体布置方案选择（1）SCR反应器(de)布置方式：在热段/高灰布置中,SCR反应器位于换热器之后,因为该区域烟气温度在300-400℃(de)范围内.这种布置方式(de)主要优点是投资和运行费用低,因为该段(de)烟气温度与催化剂要求(de)运行范围相符合.这种布置(de)其主要缺点是催化剂暴露于含有全部灰尘和硫分(de)烟气中.采用这种布置方式主要是含硫量低于2%(de)烟煤锅炉.由于SCR系统所要求(de)烟气温度为330～415℃,故本工程SCR 反应器放置在换热器之后.新建SCR系统(de)钢结构,根据在电厂现场测量及提供(de)资料,在布置基立柱等时主要考虑校核原有锅炉钢架基础(de)荷载.（2）氨水(de)贮存和供应布置根据石油化工企业设计防火规范(GB50160-92)关于乙类液体储罐防火间距(de)要求:氨站应该距离生产厂房、生产设备20m,距离明火和散发火花地点25m,距离全厂重要设施30m,距离运输道路、厂围墙lOm.氨储罐布置在半露天防晒雨棚中(de)零米地面；氨卸载压缩机等转动(de)机械设备以及电气设备布置在氨储罐旁边(de)建构筑物内.蒸发器均布置在储罐旁边(de)构筑物内,采用防晒雨棚；稀释空气风机、氨/空气混合器均相应布置在每一台锅炉(de)零米附近.氨水采用输送管道方式.全厂脱硝装置(de)控制系统布置在主厂控制室内.5.5电气部分5.5.0/220V供电系统脱硝380/220V系统分别由锅炉或除尘器PC（动力中心）供电.因此在脱硝负荷区域设置脱硝MCC段,MCC电源分别由本机组锅炉或除尘器380/220VPCA、B段引接,脱硝(de)照明及检修电源取自脱硝M CC.5.5.2直流系统提供110V（控制）或220V（动力）直流电源供脱硝系统使用.5.5.3控制与保护脱硝系统(de)电气、工艺设备(de)监测、控制纳入单元机组(de) DCS系统.控制电压采用110VDC或220VAC.单元机组(de)DCS系统实现数据自动采集、定期打印制表、实时调阅、显示电气接线、亊故自动记录及故障追忆等功能.5.5.4继电保护容量为100KW及以上(de)低压电动机配框架抽出式断路器和智能PC测控装置；100kW以下(de)低压电动机配塑壳式断路器、接触器和智能MCC马达控制保护测量管理装置.继电保护配置按火力发电厂厂用电设计技术规定配置.5.6仪表和控制系统本工程采用炉机电网辅助集中监控方式,2台机组合设1个集中控制室,布置在原有主机组控制楼内.本工程机组总(de)自动化水平：能在就地人员(de)巡回检查和少量操作(de)配合下,在单元控制室内,以操作员站为主要监控中心,实现机组(de)启、停,运行工况(de)监视和调整以及事故处理等.脱硝系统(de)控制方式和控制系统配置方案与电厂整体自动化水平与控制系统设计方案一致.5.6.1技术要求脱硝系统控制方式：SCR和氨制备系统采用与机组DCS/PLC硬、软件一致(de)DCS/PLC进行控制,整个脱硝DCS/PLC系统作为单元机组DCS/PLC系统(de)2个远程站,并设置一套调试操作员站(兼作工程师站),脱硝DCS/PLC最终纳入到机组DCS/PLC系统进行控制.整个脱硝系统内不采用基地式调节装置与其他控制设备.运行人员可直接通过集控室中机组DCS/PLC操作员站完成整个脱硝系统(de)监控.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(d e)程序启、停、模拟量控制.当系统发生异常或事故时,通过保护、联锁或人工干预,系统能在安全工况下运行或停机.氨制备区配置(de)仪表、控制装置、电气设备等符合我国相关(d e)规定,选用防爆型.检测仪表精度选择,主要参数不低于0.5级,一般参数不低于1.5级；变送器精度为0.075级,分析仪表不低于ppb级.脱硝装置进、出口NOx浓度检测采用多通道采样检测仪表.采用与DCS/PLC硬件一体化(de)远程站系统(自带分散处理单元),远程站与机组DCS/PLC间采用冗余通讯光缆连接.远程I/O和处理器之间为冗余(de)通讯连接.5.6.2调试操作员站1)调试操作员站采用先进可靠(de)工控产品(带UPS),具有抗干扰、防辐射能力,不低于PentiumⅣ3.0G,512M内存,160G硬盘(SCSI 总线),＞48倍速光驱,3.5英寸软驱,标准键盘,鼠标器,21英寸液晶显示器(分辨率至少为1280X1024,颜色不低于256位色),多媒体防磁音箱.配置一台彩色激光打印机(A3).2)脱硝系统监视和控制(de)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),将集成在DCS/PLC 监控操作员站上.提供良好(de)软件接口和配合,直至在DCS/PLC监控操作员站上实现对脱硝系统进行远方监视和操作(de)全部功能.3)液晶显示器画面能分别显示各系统(de)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,以不同颜色进行显示,并带有音响提示.按照系统各工艺流程图设计显示器画面,设有足够(de)幅数以保证各工艺系统和控制对象(de)完整性及所控系统(de)运行和控制状况.6供货范围及清单6.1供货范围（不仅限于此）(1)SCR系统液氨储存区内液氨储罐、卸料泵、管路其所需附属设备；(2)SCR系统范围内所有自动控制装置、仪表、测量装置、调节控制设备；(3)SCR系统反应区内(de)钢结构、楼梯、平台；(4)SCR系统范围内(de)防腐、保温和油漆；(5)技术服务；6.2供货清单7施工工期本项目在土建施工完毕具备安装条件后,而且能根据脱硝系统施工需要按计划停炉(de)前提下,保证整体施工在天内完成.8质量保证及售后服务为了提高产品质量和服务,取得用户(de)信赖,我公司向广大用户做出质量保证及售后服务承诺：1.完善管理,确保质量建立和完善企业质量保证体系,严格执行ISO9001标准,加强质量管理,确保优良(de)产品质量.2.保持沟通,深入调查产品设计时,在满足用户工艺要求及国家相关技术标准(de)前提下,多与用户沟通,多深入细致(de)调查,力求设计出技术先进,用户满意(de)产品.3.严格监控、产品贯标产品制作选用优质(de)材料,从材料入库到设备(de)制造,出厂(de)每道工序均实行严格(de)检验,保证产品运行(de)可靠性.4.合同第一、及时交货严格按合同要求,急用户所急,按时交货,保证信誉.5.质量第一,用户至上产品实行“三包”,保证良好(de)售后服务.6.用户投诉,及时处理产品使用过程中,如发现质量问题,在接到用户通知后及时做出答复,并派出技术人员跟踪解决.省内24小时内,省外48小时内赶到现场解决问题.7.提供咨询、热情解答热情对待各种咨询,帮助用户解决选型、操作等方面(de)疑问.8.定期走访、满足用户建立和完善“用户档案”制度,定期走访用户,征求意见,做好用户反馈信息(de)分析处理工作,最大限度(de)满足用户要求.9设计技术指标十、运行成本。

SNCR系统及主要设备说明1. 概述美国燃料技术公司Fuel Tech, Inc.（以下简称为燃料技术公司）是一家大气污染控制技术公司，其主要技术专注于烟气脱氮技术和节能应用。

燃料技术公司通过先进的经营和管理，提供多项专项技术和服务以满足大气污染控制客户的特别需求。

通过从一开始就充分地对机械、化学和控制进行改善，燃料技术公司完善了早期的NOxOUT® 技术。

自1990年以来，已有400多个商业机组成功的安装或即将安装。

燃料技术公司技术的基础是其炉内喷射除氮工艺，NOxOUT 畅销®工艺。

燃料技术公司现拥有或licenses超过45个与NOxOUT 工艺相关的美国专利（见附录1）。

燃料技术公司在纳斯达克NASDAQ上市交易。

美国燃料技术公司致力于经济有效地降低大气污染，很乐意按照贵公司的要求，提供燃料技术公司用于华能呼伦贝尔伊敏2×600MW的NOxOUT®－SNCR（以下简称为SNCR）工艺的初步方案，其中包括设计、供货、制造、装配、运输、调试及培训服务。

燃料技术公司的SNCR技术是取得专利权的技术和专有工艺（美国专利证书见附件1），其商业名称是NOxOUT®(见图1和附件2，以下简称NOxOUT-SNCR)。

图1 Fuel Tech 尿素SNCR（NOxOUT-SNCR）工艺系统示意图NOxOUT系统采用尿素作为还原剂。

与使用氨的脱硝工艺相比，使用尿素的SNCR工艺的优点如下：•与氨相反，本工艺使用的尿素是无毒、无害的化学品；•由于没有氨喷射格栅(AIG)、压缩机、旁路设计、钢支撑等大的系统组件因而投资较低，不需要储存、处理带压和危险的无水氨或氨水和相应的安全设备；•气—汽混合条件导致较低的动力需求；•使用液态而不是气态反应剂，可以更有效地控制反应剂喷射模式和反应剂分布，保证与烟气良好的混合，使化学剂以较低的NH3逃逸得到较充分的利用。

SNCR性能依赖于所谓的“温度窗”，涉及以下参数：•尿素和NOx反应的停留时间；•温度；•基线NOx浓度；•喷射区域CO浓度；•还原剂的分布均匀性；•氨逃逸。

SCR烟气脱硝工艺方案1.脱硝工艺的简介有关NO x的控制方法从燃料的生命周期的三个阶段入手，限燃烧前、燃烧中和燃烧后。

当前，燃烧前脱硝的研究很少，几乎所有的脱硝都集中在燃烧中和燃烧后的NO x的控制。

所以在国际上把燃烧中NO x的所有控制措施统称为一次措施，把燃烧后的N0X控制措施统称为二次措施，又称为烟气脱硝技术。

目前普遍采用的燃烧中NO X控制技术即为低NO x燃烧技术，主要有低NO x燃烧器、空气分级燃烧和燃料分级燃烧。

应用在燃煤电站锅炉上的成熟烟气脱硝技术主要有选择性催化还原技术(Selective Catalytic Reduction 简称SCR)、选择性非催化还原技术(SelectiveNon-Catalytic Reduction，简称SNCR)以及SNCR/SCR 混合烟气脱硝技术。

2 .SCR烟气脱硝技术近几年来选择性催化还原烟气脱硝技术(SCR)发展较快，在欧洲和日本得到了广泛的应用，目前催化还原烟气脱硝技术是应用* †‡多的技术。

1)SCR脱硝反应目前世界上流行的SCR工艺主要分为氨法SCR和尿素法SCR两种。

此两种法都是利用氨对NO x的还原功能，在催化剂的作用下将NO x(主要是NO)还原为对大气没有多少影响的N2和水。

还原剂为NH3,其不同点则是在尿素法SCR中，先利用一种设备将尿素转化为氨之后输送至SCR触媒反应器，它转换的方法为将尿素注入一分解室中，此分解室提供尿素分解所需之混合时间，驻留时间及温度，由此室分解出来之氨基产物即成为SCR的还原剂通过触媒实施化学反应后生成氨及水。

尿素分解室中分解成氨的方法有热解法和水解法，主要化学反应方程式为：NH 2CONH 2+H 2O T2NH 3+CO 2在整个工艺的设计中，通常是先使氨蒸发，然后和稀释空气或烟气混合，‡后通过分配格栅喷入SCR反应器上游的烟气中。

典型的SCR反应原理示意图如下:在SCR反应器内，NO通过以下反应被还原:4NO+4NH 3+O2T3N2+6H2O6NO+4NH 3T5N2+6H 2O当烟气中有氧气时，反应第一式优先进行，因此，氨消耗量与NO还原量有一对一的关系。