锅炉sncr烟气脱硝方案

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1、锅炉SNCR脱硝方案×××公司3×10t/h+1×20t/h水煤浆锅炉及3×5t/h链条导热油炉+1×10t/h蒸汽链条炉烟气脱硝工程（SNCR法）xxx有限公司年月ii锅炉SNCR脱硝方案目录1概述11.1项目概况11.2主要设计原则11.3推荐设计方案12锅炉基本特性23本项目脱硝方案的选择34工程设想44.1系统概述44.2工艺装备54.3电气部分54.4系统控制64.5供货范围清单74.6脱硝系统水、气、电等消耗114.7脱硝系统占地情况115工程实施条件和轮廓进度12ii锅炉SNCR脱硝方案1概述1.1

2、项目概况现有3×10t/h+1×20t/h水煤浆锅炉及3×5t/h链条导热油炉+1×10t/h蒸汽链条炉，根据国家十二五期间对污染物减排的整体部署和要求，以及新的《锅炉大气污染物排放标准》(GB13271-2014)，现拟对锅炉增设一套SNCR烟气脱硝装置，初步考虑氨区系统公用，硝区系统每炉各一套。8台锅炉原始NOx排放浓度约900~1000mg/Nm3,要求采用SNCR脱硝后NOx排放浓度小于400mg/Nm3，脱硝效率需大于55％，采用20%氨水溶液作为还原剂。1.2主要设计原则(1)脱硝设计效率应满足用户要

3、求，并适用于目前国家排放标准和地方环保局的排放要求。(2)采用的脱硝工艺应具有技术先进、成熟，设备可靠，性能价格比高，有处理燃煤锅炉烟气的商业运行业绩，且对锅炉工况有较好的适用性。(3)脱硝系统应能持续稳定运行,系统的启停和正常运行应不影响主机组的安全运行。(4)脱硝装置的可用率应≥98%,且维护工作量小,不影响电厂的文明生产；脱硝装置设计寿命按30年。(5)脱硝工艺的选择应利于电厂的管理和降低运行管理费用。1.3推荐设计方案(1)采用SNCR法烟气脱硝技术；(2)20%氨水溶液作为SNCR法烟气脱硝还原剂；(3

4、)SNCR系统脱硝效率设计值不小于55%；(4)充分考虑脱硝系统对送、引风机等设备性能的影响；(5)SNCR法脱硝装置的布置（包括平台、附属设备、支撑）不影响除尘器,但对有影响的相关设备布置适当调整；(6)充分考虑现有空间和基础给脱硝装置；(7)NH3逃逸量控制在8mg/Nm3以下。12锅炉SNCR脱硝方案1锅炉基本特性详见锅炉说明书12锅炉SNCR脱硝方案1本项目脱硝方案的选择本项目为3×10t/h+1×20t/h水煤浆锅炉及3×5t/h链条导热油炉+1×10t/h蒸汽链条炉脱硝项目，原始NOx排放浓度约为10

5、00mg/Nm3。为满足最新实施的NOx排放要求，同时考虑到脱硝的经济性，推荐采用SNCR法脱硝工艺，脱硝后NOx排放浓度低于400mg/Nm3，实现达标排放。SNCR脱硝工艺优点如下：(1)采用我公司专利技术，脱硝效率可达55%，确保NOx达标排放。(2)脱硝系统运行灵活，调整余地大。(3)投资省。(4)占地小。(5)对锅炉的运行影响较小。(6)运行维护方便。本项目SNCR烟气脱硝工艺方案设计参数如表3.1所列：表3.1锅炉SNCR烟气脱硝方案工程设计参数脱硝系统主要设计参数3×10t/h1×20t/h3×5t

6、/h1×10t/h锅炉类型水煤浆炉水煤浆炉链条炉导热油链条炉蒸汽规模10t/h20t/h5t/h10t/h数量3台1台3台1台烟气流量，Nm3/h20000（暂估）25000（暂估）13000（暂估）20000（暂估）设计负荷范围，%50%～100%BMCR50%～100%BMCR50%～100%BMCR50%～100%BMCRNOx原始排放浓度（干基，9%O2），mg/Nm3≤1000≤1000≤1000≤1000设计脱硝效率，%≥60≥60≥60≥60保证脱硝效率，%5555555520%氨水耗量，kg/h<

7、75(单台)<94(单台)<39(单台)<75(单台)设计脱硝装置出口NOx排放浓度≤400≤400≤400≤40012锅炉SNCR脱硝方案，mg/Nm3NH3逃逸量，ppm<10<10<10<10对锅炉的影响率<0.5%<0.5%<0.5%<0.5%1工程设想1.1系统概述以20%氨水溶液为还原剂进行SNCR工程方案设计时，整个SNCR系统包括还原剂溶液存储输送系统（氨区部分）及氨水溶液喷射系统（硝区部分）。还原剂溶液存储输送系统包括氨水溶液储存系统、高流量循环装置及其电气/控制系统等；氨水溶液喷射系统包括计量

8、与分配装置、氨水溶液喷枪及电气/控制系统等。4.1.1以氨水为还原剂的存储系统氨水溶液储罐系统包括氨水溶液储罐及其附属设施。氨水溶液储罐。氨水溶液储罐设置1座，满足8台锅炉5天的用量。储罐304制造。溶液储罐规格为Φ3.8mx4.5m，V=50m3。高流量循环装置。装置内设置有过滤器、2台氨水循环泵（1用1备）等。氨水泵采用多级离心泵与背压控制阀相结合，以稳定循环回路内的