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600MW机组脱硝系统及其控制方案介绍

600MW机组脱硝系统及其控制方案介绍
600MW机组脱硝系统及其控制方案介绍

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600MW 机组脱硝系统及其控制方案介绍

1 系统原理

脱硝原理采用选择性催化还原方法,该反应发生在装有催化剂的反应器里,烟气与喷入的氨在催化剂的作用下反应,实现脱出氮氧化合物。烟气中的氮氧化合物通常由95%的NO 和5%的NO 2组成,它们通过以下反应转化成水和氮气。

4 NO+4 NH 3+ O 2 ->4 N 2+6 H 2O

4NH3+2NO2+O2->3N 2+6H 2O

1 NO 2+1 NO +

2 NH 3->2 N 2+

3 H 2O

NO X 的转化率由如下公式表示:

%100 = NOx ?-Xin Xout Xin NO NO

NO η

ηNox —— 脱硝效率%

NO xin —— 反应器进口NOx 浓度

NO xout —— 反应器出口NOx 浓度

2 工艺流程简单介绍

本工程脱销装置主要由两个系统组成,一个是SCR 系统,另一个是还原剂供应系统,即氨供应系统。SCR 子系统的主要设备位于SCR 区域,即锅炉尾部区域。氨供应系统主要设备位于电厂东北部位还原剂制备区域。氨供应系统制备的气态氨经沿厂区管架的气态氨管道送入位于SCR 区域的氨/空气混合器与稀释空气混合后,由AIG 系统注入到SCR 入口烟道中。

2.1 SCR 系统

烟气在锅炉出口处被平均分成两路,每路烟气并行进入一个垂直布置的SCR 反应器里,即每台锅炉配有两个反应器,在反应器里烟气向下流过均流器、催化剂层,随后进入回转式空气预热器、静电除尘器、引风机和FGD ,最后通过烟囱排入大气。

SCR 系统包括:烟气系统、触媒吹扫系统。烟气系统主要包括稀释风机、氨/空气混合器,氨流量控制阀,喷氨关断阀,喷氨格栅等。气态氨来自公用系统氨制备区,与稀释风机提供的空气按照一定的体积比例通过氨/空气混合器混合后经过喷氨格栅注入反应器,为脱硝工艺系统提供还原剂。稀释风机为两用一备;喷氨格栅包括喷氨母管、喷氨支管,每根支管上装有手动流量调节装置,其作用为粗调进口烟道截面上的喷氨浓度分布。喷氨检测装置为每个反应器一套,主要有1 个喷氨流量控制阀和1 个喷氨关断阀组成,用于控制系统的喷氨量。触媒吹扫系统主要包括触媒、蒸汽吹灰器。触媒采用蜂窝式催化剂,主要活性成分为TiO 2和V 2O5,少量的WO 3。本工程催化剂层按2+1层,即2层催化剂设计层加1层催化剂预留层,每层设置3 台吹灰器。

耙式吹灰器装在每个催化剂层的上方,采用过热蒸汽吹灰,吹掉催化剂上的积灰。吹灰器的启动根据反应器催化剂层的阻力由脱销DCS 进行控制,设计为一台机组两台吹灰器(每台反应器配置一台吹灰器)同时吹灰。

气态氨与被加热后的稀释空气在混合器AIG 系统稀释后,经氨注射栅格注入SCR 反应器入口前的烟道中。完整的氨喷射系统,保证氨气和烟气混合均匀,喷射系统设置手动阀和孔板流量系统

用于在调试运行期间进行调节,使每个喷嘴的氨流量达到运行要求,一旦调好则固定不变。

2.2 氨供应系统

液氨用罐车运到现场,通过氨卸载装置卸载到液氨贮罐中。贮罐中的液氨送到蒸发器中蒸发产生气态氨。氨卸载压缩机抽取氨贮罐中的氨气,经压缩后将槽车的液氨推挤入液氨贮罐中。本工程初装两个卧式液氨贮罐,每个有效容积153m3。两个贮罐互为备用设计。氨罐设计有防太阳辐射措施,四周安装有工业水喷淋管线及喷嘴,当贮罐罐体温度过高时自动淋水装置启动,对罐体自动喷淋减温;当有微量氨气泄露时也可启动自动淋水装置,对氨气进行吸收,控制氨气污染。

液氨进入蒸发槽,使用压差和液氨自身的重力势能实现。本工程有两个液氨泵,仅用于当冬天室外气温极低时作为液氨罐向蒸发器供氨液用。氨泵设计为一用一备。

本工程液氨蒸发采用电加热器来提供热量,加热介质为乙二醇。蒸发器出口氨气管道上装有压力控制阀和流量调节阀,使进入烟道的氨气压力控制在一定范围内。蒸发器上装有压力和温度测量装置,并将测量信号反馈到控制系统以控制电加热器,使加热介质的温度维持在一定范围,确保液氨转变为气态。当蒸发器内被加热的液氨超过最高液位时,系统报警并切断液氨进料。蒸发器装有通风阀。液氨储存及供应系统周边设有氨气检测器,以检测氨气的泄漏,并显示大气中氨的浓度。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,操作人员采取必要的措施,以防止氨气泄漏的异常情况发生。在氨供应区的储罐区域、蒸发区域和卸载区域均布置有氨气泄漏检测器。

在氨制备区设有排放系统,使液氨储存和供应系统的氨排放管路为一个封闭系统,将经由氨气稀释槽吸收成氨废水后排放至废水池,再经由废水泵送到废水处理站。

氨罐冷却喷淋水的排放与事故状态下废氨水等排入采用合流排入,共用一个排放系统。

氨流程简图如下:

3 仪表和控制系统

3.1 总体控制方案

脱硝控制系统的硬件和软件与单元机组DCS系统的硬件和软件保持一致,均采用上海FOXBORO公司的I/A series 控制系统。脱硝工艺系统即SCR系统作为单元机组DCS系统的一个子站分别纳入到单元机组DCS系统进行控制,还原剂存储、制备、供应系统(即#1、#2号机组脱硝系统的公用系统)则作为公用DCS系统的一个远程I/O站纳入到公用DCS系统进行控制。公用DCS和单元机组DCS之间通过冗余的光纤通讯连接。整个脱销不设单独操作员站和工程师站,

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运行人员直接通过集控室中单元机组DCS操作员站完成对脱硝系统参数和设备的监控,氨制备区的监控在公用DCS上实现。

脱销控制系统主要实现两部分功能,一部分为氨系统的控制,由公用DCS中的一对用于氨制备区的CP负责实现,这部分主要实现氨的卸载,贮罐的转运,提供反应器所需氨蒸汽以及贮罐各工艺参数的监视及事故状况下的应急处理。其主要的控制对象为氨压缩机系统、贮罐、污水坑泵、氨蒸发器、氨卸载控制盘。另一部分为反应器区的控制,由SCR_DCS负责,每台炉两个反应器设一对CP,由这部分主要实现NOX脱出浓度的控制及反应器各工况的监视、吹灰控制,其主要控制对象包括稀释空气风机、吹灰器、氨流量控制阀等。

控制系统的主要测点数量:

3.2 仪表和控制逻辑

3.2.1 氨供应系统仪表和控制逻辑

每一贮罐配有一个磁翻板液位计,在就地显示和单元机组控制室DCS 显示控制屏上显示氨罐液位参数,当贮罐液位达到2300 mm,DCS 显示贮罐液位高位报警,当贮罐液位达到2450mm ,DCS 显示贮罐液位超高位报警.1个液位开关,当DCS 检测到液位达到2270mm,若正在进行液氨卸载,将关闭气氨关断阀,并停止液氨卸载。

液氨贮罐区域安装有两个氨泄漏检测仪以探测空气中的氨系统所泄漏的氨。若检测仪控测到游离氨,氨浓度为高位(25ppmv)时,将发送DI 信号给DCS 系统并触发声光报警并自动打开贮罐水喷淋系统。氨浓度为超高位(35ppmv)报警时,DCS 将关闭整个氨系统,停止贮罐向蒸发器供应液氨,关闭贮罐1#出口阀门和对贮罐2#出口阀门。

系统运行中当安装在贮罐上的测温热电阻检测到贮罐温度达到38℃时,DCS 将自动打开贮罐水喷淋系统,打开水喷淋关断阀以冷却贮罐,当DCS 监视到贮罐温度降到35℃时,操作人员应关闭贮罐水喷淋系统。当贮罐温度达到40℃时,DCS 终端屏上将显示报警。当安装在贮罐上的压力变送器检测到贮罐压力达到1.8MPa 时,DCS 终端屏上将显示报警,贮罐压力达到2MPa时,DCS 终端屏上将显示报警,操作人员应打开贮罐水喷淋系统,打开水喷淋关断阀以冷却贮罐,降低贮罐压力。

蒸发器配有检测热媒(乙二醇水溶液)液位计,当液位低于300mm(顶部为0 液位)时,DCS 控制终端屏上将报警,并自动关闭蒸发器,关闭相应的电加热器;当液位高于100mm(顶部为0 液位)时,DCS 控制终端屏上将报警,需要操作人员手动处理,排出多余的热媒溶液。每个蒸发器出口装有液氨液位计,当液位低于50mm 时,DCS 控制终端屏上将报警;当液位高于500mm 时,DCS 控制终端屏上将报警,并自动关闭蒸发器。蒸发器配有检测热媒(乙二醇水溶液)热电阻用于温度的控制,DCS 通过PID 调节自动控制热媒温度为60℃。蒸发器配有热媒(乙二醇水溶液)温度开关,用于蒸发器热媒的超温度保护,当温度高于65℃时,DCS 控制终端屏上将报警,并自动关闭蒸发器,关闭相应的电加热器。蒸发器出口氨管道上安装有检测氨气温度的热电阻,当温度低于0℃或高

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于48℃,DCS 控制终端屏上将报警。操作人员需要检查蒸发器热媒液位和温度是否正常,并排除故障。蒸发器出口氨管道上安装有检测氨气压力的压力变送器,当压力分别低于低位(0.3MPaG)、超低位(0.25MPaG)或高于高位(1.4MPaG),DCS 控制终端屏上将报警。每个蒸发器出口安装有自力式压力调节阀,以确保供应SCR 的气态氨具有恒定的压力。当蒸发器投入运行,准备好向SCR 供应气态氨后,压力调节管线同时亦准备好向SCR供应氨气。自力式压力调节阀出口设有压力表就地显示蒸发器蒸发压力;压力调节阀出口亦设有压力开关,当检测到压力分别低于低位(0.09MPaG)、或高于高位(0.12MPaG),DCS 控制终端屏上将报警,并自动关闭蒸发器的气态氨供应即关闭出口阀。

蒸发器区域安装有两个氨泄漏检测仪以探测空气中的氨系统所泄漏的氨。若检测仪控测到游离氨,氨浓度为高位(25ppmv)时,将发送DI 信号给DCS 系统并触发声光报警并可自动打开贮罐水喷淋系统,打开水喷淋关断阀。氨浓度为超高位(35ppmv)报警时,DCS 将关闭所在蒸发器,停止向SCR 供应氨蒸汽和关闭整个氨系统,关闭贮罐出口阀门

稀释空气风机向氨/空气混合器供给空气,使气态氨的浓度低于LEL 值,由于氨气流量较小,经稀释后也有利于氨注入后在烟道中的均匀分布。本项目氨气的浓度设定为5%(V/V)进行控制。当氨与空气的比列上升到8%时,控制室DCS HMI 显示屏发出警报,达到10%时,DCS 自动关闭氨流量调节阀入口的关断阀。氨/空气混合器入口稀释空气管道上的流量计检测到的空气流量低于设定的低值3200 m3/h(远期85%脱硝效率时为5400 m3/h),DCS 终端控制屏上报警,三分种后启动备用风机,如果释空气流量降到了设定的超低值2850 m3/h( 远期85% 脱硝效率时为4780 m3/h) ,则关闭氨供应阀门,停止向SCR 供应气态氨。DCS 比较稀释空气流量和氨的流量,如果氨的浓度超过8%就报警,如果氨的浓度超过10%,则关闭氨供应阀门,停止向SCR 供应气态氨。

从蒸发器出口压力调节阀流出的气态氨经管线分别进入氨流量监测段,入口氨气压力由分别由压力表就地指示,流量、温度和压力分别由孔板流量计、热电阻、压力变送器检测,这些数据由AI 信号输入DCS。压力变送器测得的压力低于70KPaG 时,在DCS HMI 终端的脱硝供氨公用系统屏上产生氨低压报警,提醒操作人员供氨压力过低,DCS 亦通过计算模块对流量计测得的流量提供压力补偿。热电阻测得的温度低于-10℃时,在DCS HMI 终端的脱硝供氨公用系统屏上产生氨低温报警,提醒操作人员需要启动液氨泵,DCS 亦通过计算模块对流量计测得的流量提供温度补偿。

进入氨注射栅格氨/空气混合物中氨浓度设计为不超过5%(体积百分比)。氨气流量由闭环控制系统控制,流量计测得的流量经温度和压力修正。作为工艺控制数据进入DCS 的氨气PI 流量控制器。DCS 根据SCR 反应器出口的NOX检测值和设定值间的差值计算需要增加的气氨流量,再加上流量计测得的流量与稀释空气流量比较和计算氨的浓度,确保没有超过准许最大氨的浓度设计值(10%)。

如果比较结果合格,PI 控制器计算阀门控制变量并控制流量调节阀的开度。

出现以下条件,氨流量关断阀将自动联锁关闭:

反应器入口温度>430°C 或<310°C。

反应器出口温度>430°C 或<310°C。

注入烟道的氨/空气混合物中的氨浓度超过10%的时间达到5 秒钟。

氨/空气混合器入口的稀释空气流量小于2850m3/h(远期85%效率为4780m3/h)超过5 秒钟SCR 反应器出口NOX 浓度在30 秒或更长的时间内低于100 ppm(远期脱硝效率85%为10 ppm)

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DCS 收到锅炉燃料停止投运。

SCR 反应器入口挡板未开启。

氨系统未准备好供应气态氨。

任何氨系统事故报警发生。

如果氨流量关断阀自动联锁关闭,DCS 将关闭信号传给氨流量开断阀,维持关闭状

3.2.2 SCR 反应器仪表和控制逻辑

烟道上设置必要测点用于SCR 反应的监测和控制,主要如下:

SCR 入口NOX:每个反应器入口烟道(AIG 前)设置一个NOX测点,用于监测SCR 入口NOX 浓度。

反应器入口温度:每个反应器入口烟道设置有温度监测点,用于监测SCR 入口温烟气温度。

反应器出口温度:每个反应器出口烟道设置有温度监测点,用于监测SCR 出口温烟气温度。

SCR 出口NOX:每个反应器出口烟道(AIG 前)设置一个NOX测点,用于监测SCR 出口NOX 浓度。

反应器进出口(催化剂)差压:每个反应器安装有催化剂进出口的差压计。

反应器出口O2 浓度:每个反应器出口设置一个O2 测点以测量烟气中的O2 浓度,用于NOX 测量值的修正。

每个反应器进口NOX.

出口NOX 和出口O2 的测量采用一套ULTRAMAT 23 多组份分析仪。NOX 的测量采用多组份红外分析法;O2 组分的测量采用电化学分析法。

当SCR 入口烟气温度大于400℃或小于315℃时,DCS 将在终端屏发出警报信息;当入口烟气温度大于430℃或小于310℃时,DCS 将在终端屏发出警报信息的同时,自动关闭SCR 的氨供应,即关闭相应的气氨关断阀。反应器出口NOX 浓度<130 ppm (远期脱硝效率85%为20 ppm)超过15 分钟的时间,DCS 将在终端屏发出警报信息;当NOX 浓度< 100 ppm(远期脱硝效率85%为10 ppm)超过30 秒,DCS 将在终端屏发出警报信息的同时,自动关闭SCR 的氨供应,即关闭相应的气氨关断阀。当催化剂进出口差压达到253Pa(当装入备用层催化剂后为380 Pa;系统远期85%脱硝效率未装入备用层催化剂时为350 Pa,装入备用层催化剂后为525 Pa。),DCS 将在终端屏发出警报信息,提醒操作员催化剂需要及时吹灰(启动吹灰器)。每台机组两个反应器催化剂吹灰器共用一套蒸汽管道系统,吹灰蒸汽汽源引自从锅炉吹灰蒸汽管道减压站出口。每一吹灰器带有一个入口控制阀用于控制蒸汽压力。每台机组SCR吹灰系统有一个用于低压报警的压力开关和一个用于高压报警的压力开关,用于监视到吹灰器的蒸汽压力,持续(10 秒)低压条件将导致当前运行的吹灰器停车和缩回;每台机组SCR 包括一个温度计和一个温度传感器用于监视到吹灰器的蒸汽温度,低温条件将导致当前运行的吹灰器停车和缩回;脱硝吹灰系统由SCR DCS 直接进行控制。控制室操作员可以通过DCS 的脱硝辅助系。统控制屏启动和停止吹灰系统或由DCS 自动控制吹灰器的启停。每天对脱硝催化剂进行3 次吹灰或根据催化剂进出口差压的设定值联锁自动启动吹灰器进行吹灰。

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文章来自:

雷蒙磨粉机的融化系统https://www.wendangku.net/doc/1c15069821.html,/Files/LX_Article829.htm 矿用烘干机https://www.wendangku.net/doc/1c15069821.html,/cp_show.asp?id=98

振动筛https://www.wendangku.net/doc/1c15069821.html,

鸡粪烘干机https://www.wendangku.net/doc/1c15069821.html,/00040013/article705.htm

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锅炉脱硝方案(20181213)

合川盐化公司锅炉烟气脱硝方案 1. 设计条件 1.1 项目概况 现有82t/h循环流化床锅炉,目前锅炉NOx排放浓度约为≦400mg/Nm3,为节能减排,现对该机组进行脱硝改造,将NOx排放浓度降低到<100mg/Nm3。 本方案为82t/h循环流化床锅炉SNCR烟气脱硝技术方案。本方案对SNCR系统的工艺流程,电气及控制方案,平面布置、设备配置、运行费用等内容都进行简要介绍。 1.2 工程地点 公司热电厂房锅炉旁区域。 1.3 设计原则 本项目的主要设计原则: (1)脱硝技术采用SNCR工艺。 (2)还原剂采用尿素水解方案。 (3)控制系统使用PLC单独控制。

(4)SNCR入口NOx浓度为≦400mg/Nm3,SNCR出口NOx浓度≦100mg/Nm3,脱硝效率75/90%。 (5)SNCR工艺NH3逃逸量≤6ppm。 1.4 设计条件 1.4.1锅炉烟气参数 1.4.2 设备安装条件:主厂房室外安装; 1)还原剂:以尿素水解为10%浓度的氨水和高分子剂作为SNCR 烟气脱硝系统的还原剂; 2)主燃料:煤; 3)运行方式:每天24小时连续运行; 4)年累计工作时间:不小于7200小时;

2.还原剂、工艺水、电源及压缩空气参数 2.1还原剂 本方案采用10%浓度的尿素溶液。 2.2工艺水 作为尿素稀释剂的水应是具有除盐水质量的软化水,并且满足下列条件,详见下表。 2.3电源 用于脱硝系统的电源,为AC 380V和AC 220±2%V、50±0.2Hz、波形失真率<5%的电源至设计界区。

2.4压缩空气 雾化使用的压缩空气由空压站提供至锅炉附近,应满足如下要求: 3. 技术要求 3.1 工程范围 3.1.1 设计范围 本次烟气脱硝系统设计范围是SNCR系统内的所有设备、管道、电控设备等全部内容。系统所需的还原剂、水、冷却空气和电源等由业主方输送至本次脱硝系统内。 3.1.2 供货范围 本项目工程范围为EPC交钥匙工程,包括一台机组SNCR脱硝系统的设计、设备供货、土建工程、安装、系统调试和试运行、配合考核验收、培训等。

SCR脱硝技术简介

SCR 兑硝技术 SCR ( Selective Catalytic Reduction )即为选择性催化还原技术, 近几年来发展较快, 在西欧和日本得到了广泛的应用,目前氨催化还原法是应用得最多的技术。它没有副产物, 不形成二次污染,装置结构简单,并且脱除效率高(可达 90鳩上),运行可靠,便于维护等 优点。 选择性是指在催化剂的作用和在氧气存在条件下, NH 犹先和NOx 发生还原脱除反应, 生成氮气和水,而不和烟气中的氧进行氧化反应,其主要反应式为: 4NO 4NH 3 O 2 > 4N 2 6H 2O 2NO 2 4NH 3 O 2 > 3N 2 6H 2O 在没有催化剂的情况下,上述化学反应只是在很窄的温度范围内( 980C 左右)进行, 采用催化剂时其反应温度可控制在 300- 400C 下进行,相当于锅炉省煤器与空气预热器之间 的烟气温度,上述反应为放热反应,由于 NOx 在烟气中的浓度较低, 故反应引起催化剂温 度的升高可以忽略。 下图是SCR 法烟气脱硝工艺流程示意图 SCR 脱硝原理 SCR 技术脱硝原理为:在催化剂作用下,向温度约280?420 C 的烟气中喷入氨,将NO X 还原成N 2和H 20。 吿毓恤翔

且主要反应如卩: ANO +4NH2 + 6 T 4 恥 + 6M? +4AW3 ->5^2 + 6 円2。 6N6 +8A7/3 T INCh +12血0 2NO2 + 42^3 + 6 T 咖 + 6H10 反应原理如图所示; 惟化剂 - - - - - —— - J - 1 e *NO.烟 气"L NO. 幺X*** N H) € . ?NO. Q X-* N % N0( $ K ? NH31 ? —> () ? > Nj ?” Hi 0 》N; ? 脱硝催化剂: 催化剂作为SCR脱硝反应的核心,其质量和性能直接关系到脱硝效率的高低,所以,在火电厂脱硝工程中,除了反应器及烟道的设计不容忽视外,催化剂的参数设计同样至关重要。 一般来说,脱硝催化剂都是为项目量身定制的,即依据项目烟气成分、特性,效率以及客户要求来定的。催化剂的性能(包括活性、选择性、稳定性和再生性)无法直接量化,而是综合体现在一些参数上,主要有:活性温度、几何特性参数、机械强度参数、化学成分含量、工艺性能指标等。 催化剂的形式有:波纹板式,蜂窝式,板式 脱硝原理

燃油燃气锅炉烟气脱硝

燃油、燃气锅炉烟气脱硝方案研究报告 长沙奥邦环保实业有限公司二零一二年十月

燃油、燃气锅炉烟气脱硝技术研究 1国内外脱氮技术介绍 目前脱氮技术有两种,一是低氮燃烧技术,在燃烧过程中控制NOx的产生.分为低氮燃烧器技术、空气分级燃烧技术、燃料分段燃烧技术;工艺相对简单、经济,但不能满足较高的NOx排放标准。另一种是烟气脱硝技术,使NOx在形成后被净化,主要有选择性催化还原(SCR)、选择性非催化还原(SNCR)、电子束法等;排放标准严格时,必须采用烟气脱硝。 1.1低氮燃烧技术 由氮氧化物(NOx)形成原因可知对NOx的形成起决定作用的是燃烧区域的温度和过量空气量。低NOx燃烧技术就是通过控制燃烧区域的温度和空气量,以达到阻止NOx生成及降低其排放量的目的。对低NOx燃烧技术的要求是,在降低NOx的同时,使锅炉燃烧稳定,且飞灰含碳量不能超标。 1.1.1燃烧优化 燃烧优化是通过调整锅炉燃烧配风,控制NOx排放的一种实用方法。它采取的措施是通过控制燃烧空气量、保持每只燃烧器的风粉(煤粉)比相对平衡及进行燃烧调整,使燃料型NOx的生成降到最低,从而达到控制NOx排放的目的。 煤种不同,燃烧所需的理论空气量亦不同。因此,在运行调整中,必须根据煤种的变化,随时进行燃烧配风调整,控制一次风粉比不超过 1.8:1。调整各燃烧器的配风,保证各燃烧器下粉的均匀性,其偏差不大于5% 10%。二次风的配给须与各燃烧器的燃料量相匹配,对停运的燃烧器,在不烧火嘴的情况下,尽量关小该燃烧器的各次配风,使燃料处于低氧燃烧,以降低NOx的生成量。1.1.2空气分级燃烧技术 空气分级燃烧技术是目前应用较为广泛的低NOx燃烧技术,它的主要原理是将燃料的燃烧过程分段进行。该技术是将燃烧用风分为一、二次风,减少煤粉燃烧区域的空气量(一次风),提高燃烧区域的煤粉浓度,推迟一、二次风混合时间,这样煤粉进入炉膛时就形成了一个富燃料区,使燃料在富燃料区进行缺氧燃烧,

冷冻脱硝工艺简介

1、技术原理 冷冻法是物理方法,将含硫酸根的盐水冷冻降温,硫酸根将以芒硝的形式结晶析出。当盐水中硫酸根质量浓度小于25g/L时,该法受到成本限制。硝分离单元是通过冷冻结晶使富硝盐水中 的硫酸根以芒硝(Na 2SO 4 ·10H 2 O)的形式从淡盐水中分离出来。 利用冷冻法将富硝盐水中的硫酸根结晶分离是目前国内较为先进的脱硝方法,但该法的应用逐渐暴露出冷冻设备易堵塞等问题。我公司针对上述问题进行了一系列的自主研发和工艺改进,已研发出一套新型脱硝技术方案,并已向国家专利局提出了国家发明专利申请。 2、工艺流程简介 图冷冻脱硝工艺流程框图 富硝盐水首先进入预冷换热器进行预冷,预冷后温度可降至15~20℃。预冷后的富硝盐水进入兑卤槽,与兑卤槽循环液均匀混合,稳定降温至-5℃左右。兑卤槽循环液是通过兑卤循环泵泵至冷冻换热器获取冷量,冷冻换热器的冷源为冷冻机组的制冷剂。 兑卤槽在循环换热过程中因温度下降会有芒硝晶体析出并沉降,根据晶体析出情况定期泵至沉硝槽,在沉硝槽中晶体进一步长大。含大量芒硝晶体的浆料随后送至离心机进行离心分离,得到产品芒硝。沉硝槽的上清液只含少量的硫酸根离子(出槽淡盐水硫酸钠浓度为6~10 g/L,出槽淡盐水脱硝后返回前端),溢流收集于冷盐水储槽,经预冷换热器回收冷量后回流至淡盐水储槽进一步处理。 冷冻脱硝的吨水直接运行成本(电以元计)约为30~40元。

3、技术特点 本系统工艺设计的主要技术特点如下: (1)采用逐级降温、三段沉硝,能很好地解决硝分离单元芒硝结晶堵塞严重的问题,冷冻效率高。富硝盐水在浓缩液储罐进行一次沉硝,并根据氯化钠和硫酸钠在水中的互溶度合理设定预冷温度,从而避免预冷换热器的堵塞。二次沉硝发生在兑卤槽,温度降至-(5~7)℃左右,冷冻换热器换热温差小,兑卤循环液流速大,从而有效避免了冷冻换热器的堵塞。三次沉硝发生在沉硝槽,温度在-(7~8)℃左右,沉降的晶体固液比高,有利于离心分离。 (2)换热网络合理,有利于节省能耗。沉硝槽溢流冷盐水用作预冷换热器的热源,既回收了热量(或冷量),同时也减轻了返回化盐工序后对系统工艺温度的影响。 (3)运行管理方便,工艺运转自动化程度高,设备维护简单。

脱硝工艺介绍

图6-1 典型火电厂SCR法烟气脱硝工艺流程图 脱硝工艺介绍 1脱硝工艺 图1 LNB、SNCR和SCR在锅炉系统中的位置 目前成熟的燃煤电厂氮氧化物控制技术主要包括燃烧中脱硝技术和烟气脱硝技术,其中燃烧中脱硝技术是指低氮燃烧技术(LNB),烟气脱硝技术包括SCR、SNCR和SNCR/SCR 1.1 联 80~90% 气在SCR催化剂的作用下将烟气中的NOx还原成N 2和H 2 O。SNCR/SCR联用工艺系统复杂,而 且脱硝效率一般只有50~70%。 三种烟气脱硝技术的综合比较见表1。 表1 烟气脱硝技术比较

烟气中,与烟气中的NOx混合后,扩散到催化剂表面,在催化剂作用下,氨气(NH 3 )将烟气 中的NO和NO 2还原成无公害的氮气(N 2 )和水(H 2 O)(图3-6)。这里“选择性”是指氨有选 择的与烟气中的NOx进行还原反应,而不与烟气中大量的O 2 作用。整个反应的控制环节是烟气在催化剂表面层流区和催化剂微孔内的扩散。 图2 SCR反应示意图 SCR反应化学方程式如下: 4NO + 4NH 3 + O 2 → 4N 2 + 6H 2 O (3-1)

2NO 2 + 4NH 3 + O 2 → 3N 2 + 6H 2 O (3-2) 在燃煤烟气的NOx中,NO约占95%,NO 2 约占5%,所以化学反应式(3-1)为主要反应,实际氨氮比接近1:1。 SCR技术通常采用V 2O 5 /TiO 2 基催化剂来促进脱硝还原反应。脱硝催化剂使用高比表面积 专用锐钛型TiO 2作为载体,(钒)V 2 O 5 作为主要活性成分,为了提高脱硝催化剂的热稳定性、 机械强度和抗中毒性能,往往还在其中添加适量的WO 3、(钼)MoO 3 、玻璃纤维等作为助添 加剂。 催化剂活性成分V 2O 5 在催化还原NOx 的同时,还会催化氧化烟气中SO 2 转化成SO 3 (反 应 NH 4 。 后处理 2 )以 ?会增加锅炉烟道系统阻力900~1200Pa; ?系统运行会增加空预器入口烟气中SO3浓度,并残留部分未反应的逃逸氨气,两者 在空预器低温换热面上易发生反应形成NH 4HSO 4 ,进而恶化空预器冷端的堵塞和腐蚀,因此 需要对空预器采取抗NH 4HSO 4 堵塞的措施。 2.2S CR技术分类 烟气脱硝SCR工艺根据反应器在烟气系统中的位置主要分为三种类型(图3):高灰型、低灰型和尾部型等。

红豆热电有限公司75吨链条炉混合法脱硝工程初步方案

红豆热电有限公司 UG-75/3.82-M17锅炉混合法脱硝工程 初步方案 无锡华光新动力环保科技股份有限公司

目录 概述1 项目背景 (1) 主要设计原则 (2) 工程实施条件 (3) 厂区条件 (3) 主要工作参数 (3) 设计燃料 (3) 烟气脱硝技术方案 (5) SNCR技术 (5) SCR技术 (6) SNCR/SCR混合烟气脱硝技术 (8) 主要烟气脱硝技术的比较 (8) 本项目脱硝方案的选择 (9) 工程设想 (11) 系统概述 (11) 工艺装备 (12) 电气部分 (13) 系统控制 (14) 供货范围 (15) 占地情况 (16) 工程实施轮廓进度 (17) 投资费用 (18) 华光环保公司简介及业绩 (19) 公司简介 (19) 业绩情况 (19)

概述 项目背景 近年来,随着我国火电装机容量的急速增长,火电NOx排放量逐年增加,NOx已成为目前我国最主要的大气污染物之一。专家预测,随着我国对SOx排放控制的加强,NOx 对酸雨的影响将逐步赶上甚至超过SOx。 为控制锅炉尤其是电站锅炉NOx等大气污染物的排放,我国相继颁发了《中华人民共和国大气污染保护法》(2000年9月实施)、《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2003)等法律和标准,要求火电厂采取措施,控制NOx排放。 2011年7月,国家环境保护部等联合印发了《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011),与老标准相比,新标准对若干重要内容进行了修订,具体如下:——调整了大气污染物排放浓度限值; ——规定了现有火电锅炉达到更加严格的排放浓度限值的时限; ——取消了按燃煤挥发分执行不同氮氧化物排放浓度限值的规定; ——增设了燃气锅炉大气污染物排放浓度限值; ——增设了大气污染物特别排放限值等。 根据《火电厂大气污染排放标准》的要求,自2012年1月1日起,新建火力发电锅炉及燃气轮机组执行表1.1规定的大气污染物排放限值(重点地区)。要求从2012年1月1日开始,所有新建火电机组氮氧化物排放标准为100mg/Nm3;从2014年7月1日开始,现有火电机组氮氧化物排放标准为100 mg/Nm3(采用W型火焰炉膛、现有循环流化床、以及2003年12月31日前建成投产或通过项目环境影响报告书审批的火力发电锅炉执行200 mg/Nm3标准)。重点区域火电机组的氮氧化物污染物排放标准则统一为100 mg/Nm3。

脱硝系统整体调试方案.doc

xx热电有限公司 #1、2炉脱硝超低排放EPC总承包工程 调试方案 编制: 校核: 审核: XX工程设计院 二零一六年十月

目录 概述 (3) 一、尿素水解制氨系统的调试 (3) 1.调试目的 (3) 2.调试应具备的条件 (3) 3.调试项目及调试工艺 (3) 4系统的相关报警和联锁保护 (6) 5.质量标准 (6) 6.危险点分析和预控措施 (6) 7.调试仪器、仪表 (7) 8.调试组织分工 (7) 9.质量控制点 (8) 二、SCR系统的冷态调试 (8) 1.调试目的 (8) 2.调试应具备的条件 (8) 3.调试项目及调试工艺 (8) 4.质量标准 (9) 5.危险点分析和预控措施 (9) 6.调试仪器、仪表 (9) 7.调试组织分工 (10) 8.质量控制点 (10) 三、烟气脱硝系统的整套启动调试 (10) 1.调试目的 (10) 2.调试应具备的条件 (10) 3.调试项目及调试工艺 (11) 4.系统的相关报警和联锁保护 (17) 5.质量标准 (17) 6.危险点分析和预控措施 (17) 7.调试仪器、仪表 (20) 8.调试组织分工 (20) 9.质量控制点 (20)

概述 XX热电有限公司#1、2炉脱硝超低排放EPC总承包工程调试工作由三部分组成,分别为尿素水解制氨系统的调试、SCR系统的冷态调试、整套系统启动调试 一、尿素水解制氨系统的调试 1.调试目的 通过调试,使尿素水解制氨系统工作正常,能够提供SCR反应系统稳定的产品气。 2.调试应具备的条件 2.1系统设备、管道均已安装完毕; 2.2 水解系统内各热工测量仪表装完毕; 2.3 水解系统内各电气设备安装完毕; 2.4 现场设备系统命名、挂牌、编号工作结束; 2.5水解系统所需除盐水、电、蒸汽、循环水等已与主厂接通,且已引入界区; 2.6步道、通道畅通,地面平整,满足试运行要求; 2.7照明、通讯系统投入运行,满足试运行要求; 2.8泵类设备、压缩机、稀释风机单体试运已结束,并经监理验收合格。 3.调试项目及调试工艺 3.1系统设备

SCR燃气机组脱硝说明

燃气机组脱硝说明 按照目前的国内应用场景区分,燃气机组主要分以下四大类:天然气机组、沼气机组、煤层气机组及垃圾填埋气机组。我司就这几种应用场景给予贵司进行尾气脱硝去除NOx选型的以下建议参考: 1、天然气机组脱硝,目前国内的管道天然气甲烷占比94%以上,含硫量低于1PPM,气体成分和流量稳定,进入机组燃烧后产生的氮氧化合物排放稳定在500mg/m3左右,目前国内最严格的北京地标是75mg/m3,而上海地标是150mg/m3,脱硝效率目前要求是≥85%,即可满足现行主要法规。 2、沼气机组脱硝,沼气发电机组采用厌氧发酵工艺,甲烷含量在55-70%,不同沼气的其他成分较为复杂。对于发电机组尾气后处理最大的困难是发电机组前端的沼气脱硫工艺,含硫量过高会导致后端的SCR反应器中的催化剂中毒,脱硝效率急剧下降。传统的生物脱硫和传统的干-湿法脱硫,受制于天气气温,都无法将硫含量控制稳定和降低到天然气同等水平。我司过往的经验,同等功率1000kW的沼气机组脱硝反应器设计体积上要比1000kW 的天然气机组大一倍,成本更高。 3、煤层气机组,煤层气甲烷(CH4)含量一般大于96.5%,热值高。我们常用的SCR中温催化剂,最佳反应温度是280-450℃,超过这个温度就会脱硝效率降低,同时过高温度影响催化剂寿命。煤层气机组脱硝的难度在于发电机组的排温远高于普通机组,满载排气温度通常在550℃,最高可以到达600多。因此在承接该类型机组脱硝时,需采用价格高一点的高温催化剂,保证在高温情况下的脱硝效率。 4、垃圾填埋气机组,甲烷(CH4)含量在30 %~55 % 体积比的甲烷。因为使用工况的影响,类似于沼气机组脱硝,在脱硫方面无法处理的较为稳定和低数值,催化剂中毒比较普遍,寿命收到了极大影响。建议在承接类似项目时,无法承诺具体的质保期,或按照新发电机组质保期1年或1000小时执行。 同时,目前脱硝产品还属于定制阶段,不同项目的发动机不同,现场的布置条件不同,

脱硝(SCR)系统控制说明

脱硝系统控制说明 一烟气系统 1、SCR投入允许条件: 无“SCR保护条件1”, 无“锅炉吹扫”(通讯), 入口烟温>min1 ( 三取二) (每台锅炉设有2台引风机,2台SCR。其中,A侧引风机对应A反应器,B侧引风机对应B反应器) 2、SCR保护条件1(与挡板门相关) “锅炉MFT”(硬接线), “A/B引风机跳闸”信号(硬接线), “锅炉油枪投入数量过多”(通讯),null 入口烟温>max2(三取二) 入口烟温max2(三取二) 出口烟温

5、旁路挡板门 关允许:入口挡板门已开and出口挡板门已开 保护开:“SCR保护条件1” 入口挡板门非开 入口挡板门关 出口挡板门非开 出口挡板门关 保护关:空预器跳闸 另注:旁路挡板,均为慢开、慢关,手动操作时每一次点动开、关3%-5% 6、挡板门启动步序: (1)开旁路挡板 (2)关入、出口挡板 SCR投入允许条件满足 (3)开出口烟气挡板 (4)开入口烟气挡板 (5)此时手动慢关旁路挡板 7、挡板门停止步序: 正常停运时启动此步序 (1)手动慢开旁路挡板 (2)延时5s,关入口挡板 (3)关出口挡板 8、灰斗电动锁气器(1 、2、3、4) 电动锁气器启、停允许条件:电动锁气器DCS控制 电动锁气器保护停:电动锁气器故障 电动锁气器启动步序: (1)启动电动锁气器1、2、3、4 (2)延时,60 min (3)停止电动锁气器1、2、3、4 以上步序每6小时循环一次,步序执行过程中若遇某锁气器故障,则跳过,继续执行下一步。

脱硝改造工程施工方案

目录 一、编制依据 二、工程概述 三、工程组织机构 四、施工机具计划 五、施工现场布置 六、施工技术措施 七、施工进度计划及保证措施 八、工程质量保证措施 九、安全技术及文明施工保证措施

一、编制依据 1、相关施工图纸; 2、现行的结构规范标准和标准图集; 3、我公司有关施工经验; 4、项目现场实际情况; 二、工程概述 一、工程概述 1.工程名称:北京京丰燃气发电有限责任公司1号机组余热锅炉脱硝改造工程 2.建设地点:北京市丰台区京丰电厂。 3.抗震设防烈度:8度,设计基本地震加速度值0.2g。 4. 场地土类别:Ⅱ类,环境类别:二类B 5. 建筑高度:8.2m. 6.基础部分为钢筋混凝土结构,上部主体部分为单层轻型门式钢结构。 三、工程组织机构 根据本工程的特点,特成立一个相对稳定的专业施工队用于本工程的施工,确保工程顺利施工,专业施工队设施工队队长、施工技术员、质检员、材料员、安全员;下设木工班、钢筋班、砼班、电焊工班、水电工班。具体组织机构图如下: 施工组织机构图 四、施工机具计划 根据本工程的特点,为满足工程施工要求,加快施工进度,特制定本工程项目施工机具计划,同时必须加强对施工机具使用和维护保养工作,确保工程顺利施工,具体施工机具计划见附表。 机械设备表

五、施工现场布置 本工程项目地势平整开阔,且工程量不大,框架也较简单,生产设施基本都设在现场附近。钢筋、木模、埋铁等均利用原有临建布置加工好之后搬运到现场,砼由商品混凝土搅拌站站供应,用混凝土罐车拉至施工现场,施工用水用电已按施工总设计要求接至现场附近,施工时直接接至施工工作面。施工材料、钢结构组装采用汽车吊吊运。 六、施工技术措施 6.1、基础施工顺序 测量放样→土石方开挖→人工清基→基坑验槽→垫层→承台及水池底板(绑扎钢筋、模板安装、浇筑混凝土)→基础模板拆除→土方回填 6.1.1测量放样:根据平面控制线及高程控制点,以及相关资料设置控制点,放置开挖边线并实时测控开挖深度; 6.1.2基础开挖: 测量放样经复核无误后即可进行土方开挖。在开挖过程中,坑壁按1:0.67的坡度放坡,严禁出现亏坡或胀坡现象。 6.1.2.1施工机械设备的配置 根据施工技术的需要主要仪器配置表: ⑴实行操作制度,专机的专门操作人员必须经过培训和统一考试,必须持证上岗。 ⑵现场环境夜间施工安排好照明。 6.1.2.2 开挖方案的确定 (1)本工程基坑,采用人工辅助机械开挖,人工清理、平整基底,本工程土方开挖因设计要求,开挖深度为-2.5米,因工期要求,为保证开土方开挖和基础施工安全,本次开挖采用增加工作面和放坡作业进行土方开挖。因混凝土垫层、承台需支模浇筑、设临时排水沟等,增加作业面宽度根据规范要求为支模面外增宽500㎜,放坡系数为1:0.67。 (2)弃土方案:按指定地点,堆放在场地附近。 6.1.2.3 施工进度计划及保证措施 为保证工期的完成,机械必须实行无故障作业,进场的所有机械必须经过维修检查,确保运行状态良好。 6.1.2.4 测量放线 施工测量的准备工作 (1)、熟悉、校核施工图轴线尺寸、结构尺寸和各层各部位的标高变化及其相互间的关

脱硝工程DCS控制系统设计说明

2.3 1#热解反应器稀释风机及电加热器系统 1#热解系统的稀释空气由2台稀释风机提供,通过1台电加器加热到450℃的高温后进入尿素分解室。 2.3.1稀释风机 打开1#锅炉二次风控制阀01HSG10 AA001或2#锅炉二次风控制阀03HSG10 AA001(画面由操作员选择),打开1#尿素热解反应器出口去1#炉SCR反应器控制阀01HSJ81 AA001和打开1#尿素热解反应器出口去2#炉SCR反应器控制阀02HSJ81 AA001,打开1#尿素热解反应器喷枪冷却风控制阀12QFB50AA002,启动1#尿素热解反应器高温稀释风机A或1#尿素热解反应器高温稀释风机B(1#尿素热解反应器高温稀释风机变频器速度控制12HSG10GH002AO设为50HZ)。A与B互为备用。1#尿素热解反应器出口温度12HSJ81CT101达到250℃,启动1#尿素热解反应器稀释风电加热器12HSG10AH001。 ●稀释风机 手动开:运行人员开指令 自动开(OR): ?来自热解系统顺控启动开指令 开允许条件(AND): ?无电气故障信号 ?风机开关off状态 ?风机无操作失败故障 手动关:运行人员关指令 自动关:无 关允许条件:加热器停运 2.3.2 电加热器 电加热器12HSG10 AH001与DCS系统的接口信号有:DI信号(过热报警12HSG10AH001ZF1、介质超温报警12HSG10AH001ZF2、电热管超温报警12HSG10AH001ZF3、就地/远程转换12HSG10AH001PE、运行/停止状态03HSG10AH001ZSZD),DO信号(电加热器启动12HSG10AH001MS、电加热器停止12HSG10AH001MD),AI信号1个(电加热器出口介质温度信号12HSG10CT101(0~800℃)),AO信号2个(分解室出口温度控制信号12HSG10AH001AO1、电加热器出口介质温度设定信号12HSG10AH001AO2(500℃))。 电加热器可以有两种控制方式:就地控制和远方DCS自动控制方式。在远方自动控制方式下,DCS只是发送启动或停止指令给电加热器控制系统,由电加热器就地控制系统控制电加热器内部各个设备(温度调节装置等)。 ●热解室出口温度PID调节控制 热解室温度控制是通过控制电加热器来控制通入热解室的空气温度实现的,该电加热器通过自带的就地控制装置,根据电加热器出口的温度传感器与PID温度调节仪组成的调节回路实现电加热器出口空气温度控制,DCS则根据热解室出口温度与电加热器的PID温度调节回路组成一个串级调节回路,即根据热解室出口设定的温度与实际温度的偏差修正电加热器的PID温度调节仪设定值(12HSG10AH001AO1 0~800℃),从而使热解室出口介质温度达到设计要求。

燃气发电项目研究报告刚要完整版

燃气发电项目研究报告 刚要 HEN system office room 【HEN16H-HENS2AHENS8Q8-HENH1688】

燃气发电项目研究报告大纲 目录 前言概述 第一章热电负荷 电力需求预测及电力平衡 当地电力负荷预测 装机方案及区外受电安排 热负荷需求预测及市政未来规划 第二章天然气供应 天然气整体规划 天然气最大供应量 第三章国家及省市相关政策 气价政策 热价政策 电价政策 其他相关优惠政策 国内已运行项目情况 第四章经济技术分析 燃气机组概况 燃气蒸汽联合循环发电典型机组比较 燃气-蒸汽联合循环供热机组配置方案及对比 经济效益分析 影响盈利的主要问题(投资风险预测) 天然气价格影响分析 电价影响分析 热价影响分析 燃机联合循环性能 第五章结论和建议 项目可行性

关注天然气价格供热亏损问题机组选型建议机组配置建议

前言概述 我国已经步入能源结构调整的新时期,以清洁能源建设利用为中心,优化能源机构,保障能源安全,保护生态环境,提高能源使用效率和效益,确保国民经济可持续发展。随着天然气开发利用程度的不断加大以及日益严格的环保保护要求,天然气综合利用项目以其高效率、低污染等诸多优势为国内外所亲睐,必将迎来一个高速发展时期。 近20年来最适用于燃用天然气的燃气轮机及其联合循环发电技术得到了快速发展。目前世界上最先进的单机燃气轮机的最大功率可达334MW(三菱M701G),净效率最高达%(GE的PG9001H和三菱M701G),联合循环机组的最大功率可达972 MW (三菱MPCP2),效率最高达60%(GE的S109H)。 燃气蒸汽联合循环机组具有功率大、热电效率高、厂用电率低、重量轻、尺寸小占地少、启停快调峰能力强、安装周期短、工程总投资少、可燃用多种燃料、污染排放低(无固体排放物和烟尘排放物,极低的二氧化硫排放)及少用水、自动化程度高、人员定编少等优点,逐渐在发电供热领域取得优势地位;单位造价可控制在3200元/千瓦,低于煤电机组的4000/千瓦。 在国际燃机技术上处于垄断地位的主要有四家,即美国GE、日本三菱、法国阿尔斯通、德国西门子。国内合作主要有GE-哈尔滨电气集团、SIEMENS-上海电气集团、MHI-东方电气集团、Alstom-北重集团。 截止2010年底我国燃气发电装机约2800万千瓦,占装机总量的3%,机型以9F 为主,占比93%,其次是9E。燃机的主要设备全部需要进口,购臵费较高,国内组装。 第一章热电负荷 电力需求预测及电力平衡(电网公司关于未来三年的电力需求预测以及电源点规划,河南省郑州市)待查 河南郑州市电网电力负荷预测 待查 河南郑州市电网装机方案及区外受电安排装机方案。 待查 退役计划:待查 区外受电:待查

脱硝系统

脱硝系统 一、装置介绍 每台锅炉采用一套选择性非催化还原SNCR脱硝+一套选择性催化还原SCR脱硝工艺,脱硝率≥80%。三台锅炉烟气脱硝系统采用同一套液氨储存、稀释、卸料及防护系统。每台锅炉由一台氨水泵供应氨水,由氨水喷枪喷入锅炉指定区域;每台锅炉共设置11支氨水喷枪,根据锅炉运行情况调节氨水喷射情况,实现·旋风分离器进口处(属一区),安装8只喷枪;选择性催化还原SCR脱硝布置在高低温省煤器之间(属二区),安装3只喷枪。 本脱硝工程主要由还原剂输送系统、稀释计量系统、分配模块系统、喷射系统、压缩空气系统、SCR系统、工艺水系统、电气系统以及仪表控制系统九个系统组成。 二、系统介绍 1、还原剂输送系统 还原剂系统采用浓度为18-25%氨水,来自脱硫装置的氨水储罐。本系统为3台炉共用1套氨水溶液输送系统,由两台全流量的多级SS离心泵、过滤器、1只可调节的背压控制阀及用于远程控制和监测循环系统的压力等仪表。操作人员通过对变频器输出频率与背压控制阀(PVC-2001)的开度保证氨水母管压力维持在1.0MPa左右。

氨水泵投入要求:氨水罐液位≥0.35米;无设备故障。 循环泵出口压力(PIT0-2001)正常0.7—1MPa,<0.7MPa低压报警。 主要仪表及设备 设备 1、PMP 0-2001a/b 氨水输送泵A/B 2、SC 0-2001A/B 输送泵变频器 3、STR 0-2001A/B 输送泵入口过滤器 4、CV 0-2001A/B 输送泵出口止回阀 仪表 1、TI 0-2001 总管测温仪就地 2、PI 0-2001 循环泵出口压力表就地 3、PIT 0-2001 循环泵出口压力变送器就地远传 2、稀释计量系统、分配模块系统、喷射系统 a、稀释计量系统能实时响应锅炉负荷变化,精确计量和控制还原剂流量,包括两台变频稀释水泵(PMP 1-3001a/b),流量调节阀(FCV 1-3101/2),流量计(FIT 1-3101/3201),压力仪表等设备。每台炉子一套。 b、本装置共设置两个区,1区为SNCR系统精确提供稀释后的还原剂,2区为SCR系统精确提供稀释后的还原剂。 c、系统为SNCR、SCR脱硝控制的核心装置,用于精确计量和独立控制还原剂流量。该模块采用独立的还原剂流量控制方式,通过流

SCR脱硝技术简介

SCR 脱硝技术 SCR (Selective Catalytic Reduction )即为选择性催化还原技术,近几年来发展较快,在西欧和日本得到了广泛的应用,目前氨催化还原法是应用得最多的技术。它没有副产物,不形成二次污染,装置结构简单,并且脱除效率高(可达90%以上),运行可靠,便于维护等优点。 选择性是指在催化剂的作用和在氧气存在条件下,NH3优先和NOx 发生还原脱除反应,生成氮气和水,而不和烟气中的氧进行氧化反应,其主要反应式为: O H N O NH NO 22236444+→++ O H N O NH NO 222326342+→++ 在没有催化剂的情况下,上述化学反应只是在很窄的温度范围内(980℃左右)进行,采用催化剂时其反应温度可控制在300-400℃下进行,相当于锅炉省煤器与空气预热器之间的烟气温度,上述反应为放热反应,由于NOx 在烟气中的浓度较低, 故反应引起催化剂温度的升高可以忽略。 下图是SCR 法烟气脱硝工艺流程示意图 SCR 脱硝原理 SCR 技术脱硝原理为:在催化剂作用下,向温度约280~420 ℃的烟气中喷入氨,将X NO 还原成2N 和O H 2。

SCR脱硝催化剂: 催化剂作为SCR脱硝反应的核心,其质量和性能直接关系到脱硝效率的高低,所以,在火电厂脱硝工程中, 除了反应器及烟道的设计不容忽视外,催化剂的参数设计同样至关重要。 一般来说,脱硝催化剂都是为项目量身定制的,即依据项目烟气成分、特性,效率以及客户要求来定的。催化剂的性能(包括活性、选择性、稳定性和再生性)无法直接量化,而是综合体现在一些参数上,主要有:活性温度、几何特性参数、机械强度参数、化学成分含量、工艺性能指标等。 催化剂的形式有:波纹板式,蜂窝式,板式

2#机组脱硝改建工程SCR反应器、进出口烟道制作及安装作业施工方案

专业施工组织设计/重大施工技术方案报审表 表号:DJH-A-07(98版) 本表一式三份,由承包商填报,项目法人、项目监理部、承包商各存一份。

工程名称:**电有限公司2#机组脱硝改造 作业名称:SCR反应器及进出口烟道制作安装编制单位:**工程公司 编制人: 审查/审核: 批准: **工程公司 编制时间 2013 年 6 月 28 日

目录 1 编制依据------------------------------------------------------ 1 2 概况及特点---------------------------------------------------- 1-2 3 范围---------------------------------------------------------- 2 4 施工进度计划-------------------------------------------------- 2 5 作业条件------------------------------------------------------ 2-3 6 劳动力计划---------------------------------------------------- 3 7 机工具配置---------------------------------------------------- 3-4 8 材料、设备要求------------------------------------------------ 4 9 操作工艺流程图------------------------------------------------ 5-6 10 作业程序、方法------------------------------------------------ 7-9 11 质量标准------------------------------------------------------ 9-14 12 职业健康安全与环境措施---------------------------------------- 14-17 13 安全专项措施-------------------------------------------------- 18-19

SCR烟气脱硝技术原理介绍

脱硝技术 一、SCR烟气脱硝技术原理介绍 选择性催化还原系统(Selective Catalytic Reduction,SCR)是指在催化剂的作用下,"有选择性"的与烟气中的NOX反应,将锅炉烟气中的氮氧化物还原成氮气和水。 SCR催化剂最佳的活性范围在300~400 ℃,一般被安排在锅炉的省煤器与空气预热器之间,因此对于燃煤锅炉的烟气脱硝系统,SCR催化剂是运行在较高灰尘环境下。 SCR烟气脱硝技术最高可达到90%以上的脱硝效率,是最为成熟可靠的脱硝方法。在保证SCR脱硝效率的同时还有控制NH3的逃逸率和SO2的转化率,以保证SCR系统的安全连续运行。烟气流动的均匀性、烟气中NOX和NH3混合的均匀以及烟气温度场的均匀性是保证脱硝性能的关键,是设计中需要考虑的因素。 二、SCR烟气脱硝工艺流程 三SCR烟气脱硝的技术特点 ?深入了解催化剂特性,针对不同的工程选择合适的催化剂,包括蜂窝、板式和波纹板式,不拘泥于某个种类或某个厂家的催化剂,并能通过优化催化剂参数,降低催化剂积灰风险,保持较低的烟气压降,可以联合催化剂厂商给业主提供催化剂管理经验,方便业主对催化剂进行管理; ?与国外最专业的流场模拟厂家合作,使用物模与数模技术,精心设计SCR系统的烟道布置、烟道内导流板布置、喷氨格栅、静态混合器等,使催化剂内烟气的温度、速度分布均匀,烟气中NOX与NH3混合均匀,可以最有效的利用催化剂,最大程度的降低氨的消耗量,减少SCR系统积灰,并保持SCR系统较低的烟气压降;

?反应器的设计合理,方便安装催化剂,并可适应多个主要催化剂提供商生产的催化剂,方便催化剂厂商的更换; ?过程参数采用自动控制,根据锅炉的负荷、烟气参数、NOX含量以及出口NH3的逃逸率自动控制喷氨量,优先保证氨逃逸率的情况下,满足系统脱硝效率。 ?针对脱硝还原剂,可以提供多种系统:液氨系统和尿素系统,博奇所提供的尿素催化水解系统具有安全、响应快、起停迅速以及能耗低等特点,可以为重视安全的业主提供最佳的脱硝解决方案。

低氮燃烧炉内脱硝技术介绍

低氮燃烧炉内脱硝技术介绍 低NOx燃烧方案 NO系列低NOx燃烬风系统是LPAmina公司的核心技术,主要由NO30、NO50、NO70三大方案组成。低NOx系统基于空气分级原理,通过增加燃烬风系统降低NOx排放量,同时兼顾强化燃烧、进步燃烧效率,防止结渣、高温腐蚀,优化机组性能等。我们针对不同客户情况,使用相应的燃烧布置方案。尽可能的保存原结构,保持锅炉运行参数不发生变化,实现改造的有效性和经济性。 低NOx方案的制定以对机组的全面了解和正确分析为条件,它涉及对机组设计、运行的数据的广泛采集和对比验证,方案设计基于公道有效的机组信息,采用计算流体力学模拟软件,并结合综合模拟试验,对机组改造前后的情况进行比对,保证改造的有效性,经济性和可靠性。 针对不同锅炉的低NOx解决方案 LPAmina根据客户需求提供一系列的低NOx解决方案。在美国有25%的电厂采用了我们的技术,应用在四角切圆、墙式燃炉和W火焰等形式的锅炉项目上,机组大小从50MW到1000MW。我们的方案基于对整个燃烧系统的评估,通常会包括燃烧器改造、增加OFA或SOFA等,达到降低NOx,减少结渣,进步锅炉效率的目的。 四角切圆炉解决方案 LPAmina提供三种方案帮助客户降低NOx。NO30方案保持原有风箱高度,压缩主燃烧区,尽可能利用原有OFA喷口。如锅炉没有OFA喷口,就需要改造现有风箱,转移一部分空气到顶部喷口。主风箱的顶二次风及上层煤粉喷口位置通常被用来安装新的OFA喷口。在这种情况下,主要是通过减少主燃烧区的氧气量达到减少燃料型NOx的目的。

NO50方案采用了火上风(SOFA)技术。在实验室和实际应用中均已证实:SOFA喷口与主燃烧区域间隔较远,能够很大程度上减少NOx的天生。NO30方案相对简单,由于它的OFA流量小,间隔主燃烧区近,降低NOx的能力有限,而NO50方案,间隔增加,风量增加,减少NOx 的能力也有较大的进步。由于SOFA风与主燃烧区域分离,使得主燃烧区处于富燃料状态,这将有利于燃料型NOx转化成N2成分。同时,分级燃烧避免了炉内局部温度过高,这样也有利于减少热力型NOx的天生。 NO70方案综合了NO30和NO50,NO70能够最大程度上进行空气分级,是降低NOx最有效的方法。 墙式锅炉解决方案 No70R低氮燃烧器应用于燃煤或煤油混燃的墙式燃炉。在全世界安装使用超过2000支。同四角切圆锅炉解决方案相同,No70R燃烧器在垂直和水平方向产生分级燃烧效果。通过使用专利的文丘里喷口和低旋分配器,可以有效降低NOx。在喷口中心一次风聚集,形成富燃料区域,当通过分配器后,煤粉流被叶片分成四股,这些煤粉流螺旋状进进炉膛,产生煤粉与二次风的逐步混合。二次风依次通过挡板、燃烧器筒身及导流板进进炉膛,在燃烧器出口形成富燃料区,能有效降低燃料型NOx,同时降低了火焰的峰值温度,使得热力型NOx减少。 产品特性: 降低NOx:单独使用NO70R低氮燃烧器最高可降低50%的NOx排放,配合使用SOFA系统,效果可达70%; 对UBC的影响:基本不会对UBC和锅炉效率产生影响; 两个独立通道控制气流,低旋分配器产生的分股气流能很好的保持风/粉比。 能有效降低燃料型NOx,同时降低了火焰的峰值温度,使得热力型NOx减少。

红豆热电有限公司75吨链条炉混合法脱硝工程初步方案

红豆热电有限公司 UG-75/锅炉混合法脱硝工程初步方案 无锡华光新动力环保科技股份有限公司2012年9月

概述错误!未定义书签。 项目背景....................................................... 错误!未定义书签。主要设计原则................................................... 错误!未定义书签。工程实施条件.......................................... 错误!未定义书签。 厂区条件....................................................... 错误!未定义书签。 主要工作参数................................................... 错误!未定义书签。 设计燃料....................................................... 错误!未定义书签。烟气脱硝技术方案...................................... 错误!未定义书签。 SNCR技术 ...................................................... 错误!未定义书签。 SCR技术 ....................................................... 错误!未定义书签。 SNCR/SCR混合烟气脱硝技术....................................... 错误!未定义书签。 主要烟气脱硝技术的比较......................................... 错误!未定义书签。 本项目脱硝方案的选择........................................... 错误!未定义书签。工程设想.............................................. 错误!未定义书签。 系统概述....................................................... 错误!未定义书签。 工艺装备....................................................... 错误!未定义书签。 电气部分....................................................... 错误!未定义书签。 系统控制....................................................... 错误!未定义书签。 供货范围....................................................... 错误!未定义书签。 占地情况....................................................... 错误!未定义书签。工程实施轮廓进度...................................... 错误!未定义书签。投资费用.............................................. 错误!未定义书签。华光环保公司简介及业绩................................ 错误!未定义书签。 公司简介....................................................... 错误!未定义书签。 无锡华光环保脱硝业绩........................................... 错误!未定义书签。

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