溧阳锅炉烟气脱硝sncr工程招标文件

溧阳锅炉烟气脱硝sncr工程招标文件
溧阳锅炉烟气脱硝sncr工程招标文件

溧阳锅炉烟气脱硝

s n c r工程招标文件 Document serial number【KK89K-LLS98YT-SS8CB-SSUT-SST108】

溧阳热电有限公司

2×130t/h锅炉烟气脱硝工程

招标文件

溧阳市热电有限公司

2012年07月25日

2×130t/hCFB锅炉烟气SNCR脱硝装置技术文件

目录

一、工程概况

二、项目说明

1、总则

2、设计原则、技术要求

3、招标、供货范围

三、设计条件

四、投标保证达到的主要技术指标要求

五、重要设备选型原则

六、设备报价原则

一、工程概况

本次招标项目是热电有限公司现有2×130t/hCFB锅炉烟气SNCR脱硝装置。公用糸统按三台炉配置.

脱硝还原是、尿素,脱硝效率≥55%。

二、项目说明

1、总则

1.1本期脱硝工程采用总承包建造方式。包括但不限于:正常运行所必需的工艺系统设计、设备选择、采购、运输及储存、制造及安装、土建建(构)筑物的施工、调试、试验及检查、试运行、考核验收、消缺、培训和最终交付投产等。

1.2整套脱硝装置的调试和性能保证工作均由投标方负责。

1.3本招标文件所提的要求和供货范围都是最低限度的要求,并未对一切技术细节作出规定,也未充分地详述有关标准和规范的条文。投标方应保证提供符合本招标文件和最新相关工业标准的功能齐全的优质产品及其相应服务,并对国家有关安全、环保等强制性标准必须满足其要求。

1.4如果投标方没有以书面方式对本招标书的条文提出异议,那么招标方将认为投标方能够提供完全符合本招标文件的产品。

1.5在签订合同之后,到投标方开始制造之日的这段时间内,招标方有权提出规范、标准和工程实际需要而产生的一些补充或修改要求,投标方应无条件执行。

1.6本招标文件所使用的标准,如遇与投标方所执行的标准不一致时,按高标准执行。

1.7如对本招标文件中的技术规范有异议,应以书面形式明确提出,在征得招标方同意后,可对有关条文进行修改。如招标方不同意修改,仍以招标方意见为准。如投标文件与招标文件有差别,投标方应在偏差表中列出并说明原因。

1.8投标文件应用中文编写,所有数据的单位均采用法定计量单位。

1.9本招标文件内容是按每台锅炉设置一套脱硝装置,三台炉共用一套公用系统要求编制,公用系统应满足三台锅炉同时使用的容量设计考虑。

1.10投标人应保证提供符合本招标文件和有关最新工业标准要求的一套优质的烟气脱硝装置设备。

1.11投标方应提供与本工程相同的烟气脱硝工程业绩若干家。

1.12投标方提供本项目全厂脱硝系统的全部初步设计、施工图设计(含防腐、保温油漆等设计)、竣工图等文件。以及初步设计概算、设备材料的招标文件、施工的招标文件(提供招标图及相关资料)、现场服务、系统调试等有关工程设计的全部内容和根据招标方需要提供本工程设计、安装、调试、验收需要的相关国家标准。

1.13投标方提供设计技术交底、解决施工中的设计技术问题、负责脱硝系统调试和参加工程竣工验收;参加设计联络会。

1.14投标方保证整套系统的性能指标达到本标书的要求。

1.15在合同签订后15天内投标方应提出合同设备的设计、制造、装配、安装、调试、试运、验收、运行维护等标准结果给招标方,由招标方确认。

1.16本招标文件为订货合同的附件,与合同正文具有同等法律效力。

2、设计原则、技术要求

2.1脱硝工艺采用SNCR选择性非还原催化法。参考执行《火力发电厂烟气脱硝设计规程》和《火力发电厂烟气脱硝工程技术规范选择性非催化还原法》等国家有关规范和标准。脱硝系统的设计脱硝效率应满足当前国家排放标准(GB13223-2011)中的重点地区标准.环保局的要求,并考虑满足今后15~20年内不断趋于严格的NOx排放标准。

2.2脱硝工程的设计应结合现场的场地条件,2#.3#炉之间0米层.力求使工艺流程和设备布置紧凑、合理。

2.3脱硝装置的烟气处理能力应能适应单台130t/h锅炉工况时的烟气量变化。

2.4每台锅炉设置一套脱硝装置,二台炉共用一套公用系统应满足三台锅炉同时运行的容量设计考虑。

2.5压缩空气电厂供给,脱硝岛内设置储气罐。

2.6脱硝系统控制采用DCS系统,新增容量在现有机炉DCS系统上扩容,所有电器仪控设备集中布置。

2.7采用烟气在线自动监测系统,对脱硝前后的烟气NOx含量进行连续实时监控。(我方投资).不在投报价范围。

2.8脱硝工艺应尽可能节约能源和水源,尽可能降低脱硝系统的投资与运行费用。2.10运行时间按8000小时考虑,脱硝系统可利用率98%以上。

2.11在设备及管道运行中溢流、冲洗和清扫过程中产生的废水应收集在地坑内,不能将废水直接排放。

2.12噪声控制要求:离地坪、楼面以及设备所安装的平面以上1.5m高,离设备外壳

1.0m远处,测得噪声不得大于85dB(A)。

2.13投标方在投标时应提供尽可能多的投标附图(如流程图、仪表测点控制图、平面布置图)等。

2.14投标方应有具体措施保证烟气脱硝装置的运行不影响机组的安全、稳定运行,保证锅炉的连续运行不受脱硝装置运行及停运的限制,对锅炉的热效率影响提出具体设计计算的结果。

3、招标、供货范围

3.1供货和工作范围

3.1.1.投标方负责提供满足本工程2×130t/h锅炉脱硝要求的一套完整的SNCR选择性非催化还原法,烟气脱硝工作范围内的设备、系统及公用系统(土建设计、施工由用户自理)

3.1.2.供货范围包括:整套脱硝装置、公用系统和辅属系统等全部脱硝工程的设计、供货、安装、调试性能考核、环保厅验收.人员培训、技术服务等工作,包括但不限于以下部分:

(1)尿素储存及供应系统(不包括运输车)

(2)稀释水系统

(3)计量混合系统

(4)喷射系统

(5)电气系统

(6)控制系统

(7)系统与本脱硝工程有关的其它部分

3.1.3.投标方应列出主要设备厂家名单。投标方主要配供设备及材料均推荐三家以上有资质和业绩的厂家作为备选名单,招标方有权在备选名单中进行挑选(部分设备招标方已明确供应厂家范围,投标方按要求执行,有异议可书面提出,最终需招标方认可)。

3.1.

4.土建工程(用户自理).设备安装位置2井与3井炉中间0米层。

3.1.5.安装、调试

投标方负责完成。

3.1.6.投标方参与其他与脱硝有关的工作,并配合招标方完成脱硝岛的环保验收工作。

3.1.7凡属于SNCR脱硝系统安装和运行所必需的部件或附件,即使投标方在签订的合同中未详细列出或列出数量不多,执行合同时仍需补足,且不再为此提出增加费用的要求。

3.2供货和工作界限

3.2.1.本招标文件中供货和工作界限不是最终的。在合同确定之前由招标方提供接口位置,投标方应承诺对接口位置的改变不提出追加费用。供货和工作界限暂定如下:3.2.2.工艺水:

(1)接口:—脱硝岛外1米。

3.2.3.废水排放:

(1)进口:—脱硝岛内部。

(2)出口:—脱硝岛外1米。

3.2.

4.压缩空气(投标方提供最大连续用气量):

接口:—脱硝岛外1米。

出口:—FGD岛内部。

3.2.5.电源:

进口:—交流厂用电脱硝变高压侧,直流220V电源系统馈线柜。

3.2.6.DCS控制,所有信号接入DCS控制柜。

出口:—脱硝岛内部。

3.3投标方的报价范围

在给出的供货和工作界限之内,任何供货范围都是完整的,在供货界限之内的所有设备都是投标方供货的一部分,要求投标方按此供货界限计入投标报价之中。

4、法规和法律

4.1.本期工程烟气脱硝系统所有设备、工具、配件的设计、制造、试验和材料原则上应满足中国国家标准(GB系列)和电力行业标准(DL系列)及其它行业标准的要求。对于进口设备,应采用国际标准,经招标方确认也可采用所在国标准,并不低于国家标准。

4.2.投标方在投标书中应列举各部件所采用的标准和规范名称,并能应招标方要求提供标准和规范全文供审查确认,当采用国际标准,应提供转换资料。

4.3.涉及到的所有规范、标准都应是最新版本。

三、设计条件

1、厂址概述

1.1本工程厂址位于.溧阳市芜申路

2、设计参数

2.1锅炉主要参数:

2.2煤质资料煤质分析见表

2.3地质报告参照附近建筑物,见附件。

四,投标方设计参数指标

五、投标方保证达到的技术指标要求(空格由投标方填写,按单台锅炉计算)

六、重要设备选型原则

(1)本工程所采用的设备、阀门(国产)、电气元件(施耐德)、仪表和控制(国产)设备具有当今实践证明先进的技术,且为2010年后的产品、即具有高的可用性、可靠性、可操作性、可维修性和可扩展性。

(2)投标方提供的设备、阀门、电气元件、仪表和控制设备应为生产厂商最新的主流设备,不允许提供已经过时或淘汰的产品。

(3)所有提供的设备、阀门、电气元件、仪表和控制设备必须有三年同类型机组三套及以上在脱硝装置中使用的成功业绩,本工程不使用试验性的组件及装置。

(4)所有设备、仪表、控制(DCS控制系统不在报价范围,但所选用的仪表信号必须与现有的DCS系统相匹配)必须推荐2-3家制造商及联系办法、使用业绩。

(5)投标方所提供设备、阀门、电气元件、仪表及安装材料品牌和厂家最终由招标方确定。

七、设备报价原则

(1)设备报价无论是进口还是国产,统一以人民币报价,价格表中报价为固定不变价。

(2)由于设备选型及厂家不同,可能导致总报价变更,在第一轮评标后,招标方将统一规定设备厂家及选型,允许优选投标方进行价格调整,并在总报价中说明变动部分。

(3)运输方案自行选择,但统一计算到厂价,不含卸货费用,投标单位配合卸货。

(4)设备报价应分系统报价,系统至少应分如下部分:

附表1.投标报价汇总表

投标总报价金额人民币(大写)万元。

法定代表人或投标方授权代表签字:

投标方公章:

日期:

附表2.设备购置报价表

表中的设备为主要设备,实际工程中包括但不限于表中内容,投标方可自行填于表后。

单位:万元(人民币)

注:1、表中各系统项下应分表逐项填写设备名称、规格、数量、产地、生产厂家及价格。

附表3建筑工程报价表

投标方按设计内容填表。(应有详细的工程量计算及主要材料消耗)

单位:万元(人民币)

附表4安装工程报价表

1、以下表中的工程项目为主要工程项目,实际工程中包括但不限于表中内容,投标方可自行填于表后。

2、表中各系统的具体内容及范围详见《技术规范》的相关章节。

单位:万元(人民币)

附表5备品备件报价表

1、投标方应按随机备品备件和三年备品备件分别列表,其中随机备品备件计入投

标总价。

附表5.1随机备品备件

单位:万元(人民币)

注:1、合价为到交货地点价。

3、此表中的价格均已经包含在附表2.4中。

附表5.2三年备品备件

单位:万元(人民币)

附表6专用工具报价表

单位:万元(人民币)

注:1、合价为到交货地点价。

2、此表中的价格均已经包含在附表2.4中。

附表7调试报价表

单位:万元(人民币)

附表8技术服务总费用报价表

附表9进口设备(部套)价格表

注:1、此表中的进口设备(部套)各项应与投标方在招标文件中进口设备清单的内容相一致(包括序号)。

2、此表中的进口设备价格均已经包含在附表2.2中。

3.喷枪(国产).喷咀(进口)

附表10进口材料价格表

注:1、此表中的进口材料价格均已经包含在附表2.2中。

锅炉SNCR烟气脱硝方案

×××公司 3×10t/h+1×20 t/h水煤浆锅炉及3×5 t/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

目录 1 概述............................................................... 1.1 项目概况......................................................... 1.2 主要设计原则..................................................... 1.3 推荐设计方案..................................................... 2 锅炉基本特性....................................................... 3 本项目脱硝方案的选择............................................... 4 工程设想........................................................... 4.1 系统概述......................................................... 4.2 工艺装备......................................................... 4.3 电气部分 (5) 4.4 系统控制......................................................... 4.5 供货范围清单..................................................... 4.6 脱硝系统水、气、电等消耗......................................... 4.7 脱硝系统占地情况................................................. 5 工程实施条件和轮廓进度.............................................

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。

机组烟气脱硝改造工程协调会管理办法(新版)

( 安全管理 ) 单位:_________________________ 姓名:_________________________ 日期:_________________________ 精品文档 / Word文档 / 文字可改 机组烟气脱硝改造工程协调会 管理办法(新版) Safety management is an important part of production management. Safety and production are in the implementation process

机组烟气脱硝改造工程协调会管理办法 (新版) 1.总则 1.1为协调施工现场工程计划安排,保障施工秩序,促进现场施工进度,控制工程质量,创造较好的文明施工环境,及时解决施工中的难点、存在的问题和矛盾,特制定本办法。 1.2脱硝工程管理通过召开工程协调会协调施工现场各项工作,各参建单位必须服从工程协调会发布的指令。 2.协调会主持及职责 工程协调会的组织者为苏州天河中电监理公司,主持人为监理公司信阳项目部总监(总监不在时可委托副总监主持),工程协调会的主持人负责协调会的材料汇总、会议组织、安排和考核,向大唐信阳发电有限责任公司设备管理部负责。

3.协调会时间 3.1日协调会: 为保证该项目有序开展,及时解决出现的问题,项目开工前每天下午17:00在办公楼四楼会议室召开周。项目开工后每天午17:00在二期集控室旁会议室召开。 3.2周协调会: 每周二下午与日协调会同时召开。 3.3月度协调会 与每月的最后一次周协调会同时召开。 4.工程协调会参加人员 4.1监理人员:总监、专业监理、安全员、会议记录员; 4.2信阳电厂生产副总、总工; 4.3信阳电厂总经部、设备管理部、发电部、财务部、经营管理部、安监部、物资管理部等相关部门负责人及脱硝项目专项组成员; 4.4承包/分包单位:项目部经理(现场经理)、安全员; 4.5设计院:驻厂代表(工代);

脱硝技术协议

1、技术规范 1.1 总则 本脱硝工程设计为3台循环流化床锅炉SNCR脱硝工艺,本工程为包工包料,固定总价的承包方式,含脱硝系统的设计、制造、土建设计、施工、设备安装、质量管理、环保验收及技术培训等,供应商对设计、制造、施工、安装的质量全权负责。 1.2 技术要求 1.2.1 设计范围 本项目为新汶热电有限公司3×75T/H循环流化床锅炉烟气脱硝(SNCR)总承包项目,本项目含3台的脱硝系统公共区域,脱硝装置含氨水溶液循环输送模块1个(3炉共用);工艺(稀释)水输送模块1个(3炉共用);稀释模块、计量模块、分配模块每台炉1个;喷射(喷枪)单元每台炉设置4个;控制系统模块1套(3炉共用);电气供配电模块(配电柜)1套(3炉共用)。 供方设计范围包括脱硝装置及相关系统的定义、设备和组件选型、电气、热控、设备设施的布置和保温、油漆、结构及与脱硝装置外部的机械、热控和电气设备的接口。 供方设计如下: (1)还原剂站构筑物、设备基础及建筑(含检修平台、栏杆等)。 (2)还原剂站内的照明等设计。 (3)还原剂站内所有设备及管道布置。 (4)还原剂站至炉区的厂区管道的布置,管道及管件、支吊架、连接件等。 (5)雾化风及相应管道布置。 (6)锅炉上的开孔及套管及密封箱等。 1.2.2设计原则 本脱硝工程采用SNCR工艺,在锅炉旋风分离器位置加装氨水喷射装置,向烟气中喷入氨水,在无催化剂的条件下,氨水与烟气充分混合,选择性的将烟气中的NOx还原成N2和H2O,从而去除烟气中的NOx。烟气脱硝后无二次污染产生。 脱硝效率达到50%。烟气处理装置的出力在锅炉额定工况110%的基础上设计,最小可调能力40%额定工况,与燃用设计煤种的烟气流量相适应;烟气处理装置应能在锅炉额定工况下进烟温度加20℃裕量条件下安全连续运行。 1.2.2.1本项目包括脱硝系统,且能满足锅炉脱硝系统正常运行所必需具备的工艺系统

生物质锅炉脱硫脱硝技术(新编版)

Safety is the goal, prevention is the means, and achieving or realizing the goal of safety is the basic connotation of safety prevention. (安全管理) 单位:___________________ 姓名:___________________ 日期:___________________ 生物质锅炉脱硫脱硝技术(新编 版)

生物质锅炉脱硫脱硝技术(新编版)导语:做好准备和保护,以应付攻击或者避免受害,从而使被保护对象处于没有危险、不受侵害、不出现事故的安全状态。显而易见,安全是目的,防范是手段,通过防范的手段达到或实现安全的目的,就是安全防范的基本内涵。 1.生物质直燃锅炉概述 生物质直燃锅炉是以生物质能源作为燃料的新型锅炉,农业生产过程中的废弃物,如农作物秸秆、农林业加工业的废弃物等都可作为锅炉的燃料。生物质直燃锅炉排放烟气中的二氧化硫、氮氧化物含量较低,且不产生废渣。因此与燃煤锅炉相比,更加节能环保。现行的生物质锅炉烟气的排放标准按《锅炉大气污染物排放标准》 (GB13271-2014)执行。即尘、二氧化硫、氮氧化物的排放限值为30,200,200mg/m3,其中重点地区按20,50,100mg/m3执行。但随着国家对锅炉烟气环保标准的提高,加上锅炉烟气超低排放的推广实行,大气污染物排放要求将会更严格。目前很多生物质锅炉企业已经按照10,35,50mg/m3的排放限值对锅炉进行整改。 经对生物质直燃锅炉烟气调研、测试、分析,生物质锅炉烟气有如下特点:①炉膛温度差别大,生物质锅炉主要有炉排炉和循环流化床炉,每种炉型又分为中温中压炉、次高温次高压炉、高温高压炉,

CFB锅炉SNCR脱硝技术常见问题及对策

C F B锅炉S N C R脱硝技 术常见问题及对策 Company Document number:WTUT-WT88Y-W8BBGB-BWYTT-19998

CFB锅炉SNCR脱硝技术常见问题及对策 我国是世界上主要的煤炭生产和消费国,NOx是煤炭燃烧产生的主要大气污染物之一,NOx对人体动植物有损害作用,是形成酸雨酸雾的主要原因之一,与碳氢化合物形成光化学烟雾;同时亦参与臭氧层的破坏据国家统计局数据,2013年全国NOx排放总量已经达到2227万t,火电厂锅炉在燃烧过程中产生的NOx占大气中总排放量的35%~40%可见火电燃煤产生的NOx对大气污染严重为应对环境问题,2011年9月中旬我国发布了新的《火电厂大气污染物排放标准》,严格控制火电厂燃煤污染物排放,其中在役CFB机组NOx排放低于200mg/m3(6%O),新建CFB机组执行100mg/m3(6%O)的标准目前,对火电燃煤机组烟气NOx排放控制技术主要有选择性催化还原法(SCR法)选择性非催化还原法(SNCR法)和SCR+SNCR联合脱硝法本文主要介绍SNCR法SNCR脱硝法是一种不使用催化剂,在850~1150℃烟气中直接还原NO的工艺SNCR法中将还原剂如氨气氨水尿素稀溶液等喷入炉膛温度为850~1150℃的区域,还原剂迅速热分解出N H3并与烟气中的NOx反应生成N2和H2O在无催化剂作用下,氨或尿素等氨基还原剂可选择性地还原烟气中NO该方法是以炉膛或尾部烟道为反应器,应用于CFB锅炉时通常以分离器入口水平烟道为反应器,并对反应条件有较高的要求?由于SNCR脱硝技术具有投资少改造工程量小运行维护成本低容易联合其他脱硝技术同时使用等特点,因而在火电厂脱硝改造中得到了一定程度的应用SNCR 脱硝技术应用于煤粉炉时,受炉膛尺寸反应温度条件停留时间等因素影响,还原剂利用率低,SNCR的脱硝效率一般低于40%但是当SNCR脱硝技术应用于CFB 锅炉时,由于该锅炉独特的燃烧方式和低NOx燃烧特性,可取得令人满意的效果,满足环保要求实际工程应用也表明,当SNCR脱硝技术应用于CFB锅炉时,其脱硝效率可达到75%以上笔者以国内某330MWCFB锅炉SNCR实际应用工程为例,针对该系统常见的问题进行分析并提出解决方案? 1 某330MWCFB锅炉脱硝系统介绍 国内某工程330MWCFB锅炉SNCR脱硝系统还原剂采用20%浓度氨水,该锅炉基本特点和脱硝系统特点简述如下 1)锅炉特点及脱硝喷枪安装位置该锅炉系国内首台具有完全自主知识产权的33 0MW级CFB锅炉,锅炉为“H”型结构,4个分离器布置于锅炉两侧,每个分离器带一个外置床;单汽包自然循环,露天布置锅炉设计燃用当地贫煤,低位发热量kg,该锅炉于2014年安装了SNCR脱硝系统,脱硝系统喷枪布置于4个分离器入口水

锅炉烟气脱硫脱硝工艺比选

锅炉烟气脱硫脱硝工艺比选 一、烟气脱硫: 根据吸收剂及脱硫产物在脱硫过程中的干湿状态,火力发电行业一般将脱硫技术分为湿法、干法和半干(半湿)法。 (1)湿法烟气脱硫技术是用含有吸收剂的浆液在湿态下脱硫和处理脱硫产物,该方法具有脱硫反应速度快、脱硫效率高、吸收剂利用率高、技术成熟可靠等优点,但也存在初投资大、运行维护费用高、需要处理二次污染等问题。应用最多的湿法烟气脱硫技术为石灰石湿法,如果将脱硫产物处理为石膏并加以回收利用,则为石灰石-石膏湿法,否则为抛弃法。 其他湿法烟气脱硫技术还有氨洗涤脱硫和海水脱硫等。 (2)干法烟气脱硫工艺均在干态下完成,无污水排放,烟气无明显温降,设备腐蚀较轻,但存在脱硫效率低、反应速度慢、石灰石利用率较低等问题,有些方法在设备大型化的进程中困难很大,技术尚不成熟(主要有炉内喷钙等技术)。 半干法通常具有在湿态下进行脱硫反应,在干态下处理脱硫产物的特点,可以兼备干法和湿法的优点。主要包括喷雾干燥法、炉内喷钙尾部增湿活化法、烟气循环流化床脱硫法、电子束辐照烟气脱硫脱氮法等。下表为几种主要脱硫工艺的比较。

目前,在众多的脱硫工艺中,石灰石—石膏湿法烟气脱硫工艺(简称FGD)应用最广。据统计,80%的脱硫装置采用石灰石(石灰)—石膏湿法,10%采用喷雾干燥法(半干法),10%采用其它方法。湿法脱硫工艺是目前世界上应用最多、最为成熟的技术,吸收剂价廉易得、副产物便于利用、煤种适应范围宽,并有较大幅度降低工程造价的可能性。 安徽电力设计院建议采用炉内与炉外湿法脱硫相结合的方法进行脱硫,脱硫效率可达98%。 二、脱硝: 烟气脱硝工艺可以分为湿法和干法两大类。 (1)湿法,是指反应剂为液态的工艺技术。通过氧化剂O2、ClO2、KMnO2把NO x氧化成NO2,然后用水或碱性溶液吸收脱硝。包括臭氧氧化吸收法和ClO2气相氧化吸收法。 (2)干法,是指反应剂为气态的工艺技术。包括氨催化还原法和非催化还原法。 无论是干法还是湿法,依据脱硝反应的化学机理,又可以分为还原法、分解法、吸附法、等离子体活化法和生化法等。 目前,世界上较多使用的湿法有气相氧化液相吸收法和液相氧化吸收法,较多使用的干法有选择性催化还原法(SCR)。 SCR脱硝:

济宁某SCR烟气脱硝改造工程初步设计+概算

#5、6号锅炉SCR烟气脱硝改造工程 概算书

编制说明 1 概述 1.1地理位置 位于济宁市以北约11km的长沟镇。厂址东为天宝寺沟,西为南田村,北邻南薛村,梁济公路在厂址南面400m处由西北-东南方向通过。二期工程厂址位于一期工程的东侧,新建主厂房与一期续建主厂房脱开80m布置。运河电厂紧邻曲阜-荷泽高速公路、327国道及105国道、梁济公路,地理位置优越,交通运输便捷,是一座现代化大型火力发电厂。 1.2 系统概述 #5、6号炉SCR烟气脱硝公用系统及5、6号机组烟气脱硝改造工程,采用选择性触媒脱硝(SCR)工艺、脱硝还原剂采用液氨。在设计条件下,处理100%烟气量、2层催化剂条件下脱硝效率不小于77.5%,100%烟气脱硝,脱硝设备年平均利用小时按不小于6000小时考虑,装置可用率不小于99%。 2 设计概算 2.1 编制依据及原则 2.1.1 工程量 根据设计人员提供的设备材料清册和建安工程量。 2.1.2 项目划分及取费标准 依据中华人民共和国国家发展和改革委员会(2007-07-26发布)《火力发电工程建设预算编制与预算标准》及有关文件规定进行项目划分、计取各项费用。 2.1.3定额套用

执行中国电力企业联合会2007-11-09发布的《电力建设工程概算定额第一册建筑工程(2006年版)》、《电力建设工程概算定额第二册热力设备安装工程(2006年版)》、《电力建设工程概算定额第三册电气设备安装工程(2006年版)》,不足部分参考《电力建设工程预算定额第一册建筑工程(2006年版)》、《电力建设工程预算定额第二册热力设备安装工程(2006年版)》、《电力建设工程预算定额第三册电气设备安装工程(2006年版)》。定额的材料价格以北京地区2006年预算价格为基础综合取定,安装工程执行电定总造〔2012〕2号文关于发布发电安装工程概预算定额价格水平调整系数,建筑工程的机械价差执行电定总造〔2012〕6 号机械调差文件,列入编制年价差。 2.1.4 设备价格 设备价格,已签订合同的,按照合同价格计入;未签订合同的,按询价或参考类似工程的设备价格。因合同价为到厂价,故不再计取运杂费。 2.1.5 材料价格: 安装工程装置性材料参考2013年济宁市第一季度建设工程材料市场价,不足部分按照市场询价计入。 建筑工程主要材料价格参考2013年济宁市第一季度建设工程材料市场价计列价差,列入编制年价差中。 2.1.6 人工费: 建筑工程26.00元/工日,安装工程31.00元/工日。根据电力工程造价与定额管理总站文件定额【2011】39号,定额人工费调整按照建筑工程14.23元/工日,安装工程按照15.2元/工日计入编制年价差。 2.1.7 其他费用: 其他费用中,签订合同的,按合同价计入;尚未签订合同的,根据中华人民共和国国家发展和改革委员会(2007-07-26发布)《火力发电工程建设预算编制与计算标准》计列。 2.2 其他说明:

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,

循环流化床锅炉烟气SNCR脱硝工程(氨水)

循环流化床锅炉 烟气SNCR脱硝 设 计 方 案 设计单位:广州纳捷环保科技有限公司设计时间:2019年06月07日

目录 一、公司简介 (1) 二、项目简介 (2) 三、脱硝方案设计 (2) 3.1设计方案及设计原则 (2) 3.2 SNCR技术介绍 (4) 3.3工艺路线 (6) 3.4SNCR脱硝工艺简述 (6) 四、SNCR脱硝系统配置 (7) 4.1储存系统 (8) 4.2加压系统 (8) 4.3还原剂稀释计量分配系统 (8) 4.4 控制系统 (9) 4.5还原剂喷射系统 (10) 五、设备性能指标 (10) 六、运行成本分析 (11) 6.1 SNCR脱硝系统投资成本 (11) 6.2 SNCR脱硝设备运行成本(理论计算值) (11) 七、部分工程案例 (12) 7.1部分脱硝工程业绩汇总表 (12) 7.2脱硝设备现场 (13)

一、公司简介 广州纳捷环保科技有限公司位于广州市黄埔区,主要业务范围包括:节能环保与新能源领域的技术研究、开发、咨询及推广服务;工业脱硫、模块化脱硝等节能环保工程项目承接;并为企业及公共机构提供节能诊断、能源审计、节能规划、节能评估及合同能源管理技术咨询服务等。公司聘请科技人员10余人,包括教授、博士2人,本科、中高级以上技术人员5余人,并与各行各业的知名学者、专家及相关机构建立了密切的合作关系。 公司的创始专家团队有近二十年锅炉设计运行经验,先后主持或参与了一批国家、省部级重大科研课题项目,为一大批重点耗能企业开展了节能环保诊断、节能环保改造工程,公司创始人先后取得11项软件著作权,且已申请6项实用新型专利并获得国家知识产权局受理,自主研发的SNCR 模块化脱硝技术已列入广州市节能减排技术及成果推广目录。 公司紧紧跟随国家产业政策,立足“诚信、务实、专业、高效”的服务准则,积累了丰富的客户资源、人才资源、技术资源和社会服务资源,逐步发展形成为特色鲜明的,融节能环保技术开发推广、节能环保工程总承包于一体的现代环保科技公司。

SNCR+SCR脱硝方案

100t/h循环流化床锅炉烟气脱硝工程 技 术 方 案 (SNCR+SCR)

目录 1 项目概况 (3) 2 技术要求 (3) 2.1设计原则 (3) 2.2设计依据 (3) 2.3设计规范 (4) 3 工作范围 (8) 3.1设计范围 (8) 3.2供货范围 (8) 4 技术方案 (8) 4.1技术原理 (8) 4.2工艺流程 (11) 4.3平面布置 (15) 4.4控制系统 (15) 7 技术培训及售后服务 (16) 7.1技术服务中心 (16) 7.2售前技术服务 (17) 7.3合同签订后的技术服务 (17) 7.4技术培训 (17) 7.5售后服务承诺 (18)

1 项目概况 现有100t/h循环流化床锅炉2台。据《GB13223-2011火电厂大气污染物排放国家标准》,NOx排放浓度必须满足当地环保要求,拟采用SNCR+SCR脱硝技术实施脱硝。 本脱硝系统设计脱硝处理能力锅炉最大工况下脱硝效率不小于80%,脱硝装置可用率不小于98%。 本项目工程范围包括脱硝系统的设计、设备供货、安装、系统调试和试运行、考核验收、培训等。 2 技术要求 2.1 设计原则 本项目的主要设计原则: (1)本项目脱硝工艺采用“SNCR+SCR”法。 (2)本项目还原剂采用氨水。 (3)烟气脱硝装置的控制系统使用PLC系统集中控制。 (4)锅炉初始排放量均在400mg/Nm3(干基、标态、6%O2)的情况下,脱硝系统效率不低于80%。 (5)NH3逃逸量控制在8ppm以下。 (6)脱硝设备年利用按3000小时考虑。 (7)脱硝装置可用率不小于98%。 (8)装置服务寿命为30年。 2.2 设计依据 锅炉参数: 锅炉类型:流化床 锅炉出口热水压力:1.6MPa 烟气量:100t/h锅炉烟气量:260000m3/h NOx含量:400mg/Nm3

烟气的脱硫脱硝以及除尘技术

烟气的脱硫脱硝以及除尘技术 指导教师:安恩科 专业:热能与动力 姓名:张露 学号:1151903

烟气的脱硫脱硝以及除尘技术 摘要:脱硫(Desulfurization)、脱硝(Denitrifica-tion)(亦称脱硫脱氮)是除去或减少燃煤过程中的SO2和NOx,如何经济有效地控制燃煤中SO X和NOx的排放量是我国乃至世界节能减排领域中急需解决的关键问题。本文主要阐述火电厂脱硫、脱硝技术和脱硫脱硝一体化技术以及烟气除尘技术,并且分析了每种技术的原理及优缺点。 关键词:脱硫脱硝一体化除尘 引言:煤炭是一种重要的能源资源,当今世界上电力产量的60%是利用煤炭资源生产的。中国又是一个燃煤大国,一次能源能源76%是煤炭,到2005年我国煤年产量达20亿t,其中一半用于燃煤电厂,燃煤发电量约占全国总发电量的70%左右。煤燃烧排放烟气中含有硫氧化物SO X(主要包括:SO2、SO3)和氮氧化物NOx(主要包括:NO、NO2、N2O3、N2O4、N2O5),其中SO2、NO和NO2是大气污染的主要成分,也是形成酸雨的主要物质。 脱硫(Desulfurization)、脱硝(Denitrifica-tion)(亦称脱硫脱氮)是除去或减少燃煤过程中的SO2和NOx,如何经济有效地控制燃煤中SO X和NOx的排放量是我国乃至世界节能减排领域中急需解决的关键问题。本文主要阐述火电厂脱硝技术和脱硫脱硝一体化的发展趋势,有助于推动我国火电厂脱硝和脱硫脱硝一体化技术的应用,以减少燃煤电厂氮氧化物NOx的排放。氮氧化物排放量NOx排放量近70%来自于煤炭的直接燃烧,火力发电厂是NOx排放的主要来源之一,其中污染大气的主要是NO和NO2。降低NOx的污染主要有二种措施:一是控制燃烧过程中NOx的生成,即低NOx燃烧技术,亦称一级脱氮技术;二是对生成的NOx进行处理,即烟气脱硝技术,亦称二级脱氮技术。 正文: 一、烟气脱硫技术 目前针对燃煤中硫的脱除,国内外早已进行了大量的研究。从脱硫环节上可分为:燃烧前脱硫、燃烧中脱硫、燃烧后的烟气脱硫。脱硫方法有上百种,但工业化应用的只有十几种,目前世界上大规模商业化应用的脱硫技术是燃烧后烟气脱硫。烟气脱硫按其所采用吸收剂介质是固态还是液态可以分为干法、半干法、湿法。下面介绍几种典型的烟气脱硫工艺: 1.石灰石—石膏法 (Wet-FGD) 石灰石—石膏法是以 石灰石浆液作为吸收剂,在 吸收塔内通过石灰石浆液 对烟气进行洗涤,并发生反 应,去除烟气中的 SO2,反 应产生的亚硫酸钙通过强 制氧化,能够生成含两个结 晶水的硫酸钙,脱硫后的烟 气从烟囱排放。该工艺是目 前世界上技术最成熟、应用 最广泛的脱硫工艺,已有三 十年的运行经验,其脱硫效 率在 90%以上,副产品石膏

《田东电厂2×135MW机组烟气脱硝装置总承包建筑工程施工组织设计》

《田东电厂2×135MW机组烟气脱硝装置总承包建筑工程施工组织设计》

目录 目录 (2) 第一章施工组织设计书总说明 (5) 一. 施工组织设计书综合说明 (5) 二. 编制范围 (5) 三. 工程特点与分析 (6) 四. 工程施工管理目标 (7) 第二章工程概述 (11) 一. 工程概况 (11) 二. 建筑位置和设计标高 (11) 第三章施工总体部署 (12) 一. 工作目标 (12) 二. 施工总程序............................... 错误!未定义书签。 三. 施工管理重点 (12) 四. 施工工艺选择 (12) 第四章人力动员计划 (15) 一. 项目管理人员配备 (15) 二. 劳动力组织计划 (16) 三. 人力部署 (16) 第六章施工计划 (17) 一. ±0.000以下基础施工 (17) 第七章时程计划 (26) 一. 施工进度计划 (26)

二. 确保进度计划实施的措施 (27) 三. 对关键节点工期的保证措施 (28) 第八章安全施工计划 (29) 一. 安全工作指导思想 (29) 二. 安全生产管理目标 (29) 三. 安全生产管理体系图 (31) 四. 安全生产管理措施 (31) 五. 安全生产管理网络及职责 (35) 六. 施工保卫、消防工作措施 (36) 七. 安全生产技术保证措施 (37) 第九章文明施工计划 (51) 一. 文明施工管理目标 (51) 二. 总体管理措施 (51) 三. 文明施工管理体系图 (53) 四. 文明施工管理措施 (55) 五. 环境保护及文明施工保证措施 (61) 第十章质量保证措施 (63) 一. 质量保证的指导思想 (63) 二. 工程质量管理目标 (63) 三. 质量管理组织体系图 (64) 四. 质量体系要素与职能分配表 (66) 五. 质量控制 (67) 六. 质量通病的预防措施 (74) 七. 建设工程保修措施 (76)

XX公司2×130th锅炉脱硫SCR+SNCR联合脱硝技术协议

XX有限公司2×130t/h锅炉 石灰石石膏湿法脱硫+ SCR+SNCR联合脱硝 烟气脱硫、脱硝投资建设及运营项目(BOT) 技 术 协 议 甲方:XX有限公司 乙方:XX有限公司

二〇一五年十一月六日

目录 第一部分总则 (1) 1 总述 (1) 2 相关规范标准 (7) 3 总的文件 (9) 第二部分脱硫部分 (10) 1 总的技术要求 (10) 2 工艺系统技术要求 (11) 第三部分脱硝部分 (21) 1 总的技术要求 (21) 2 工艺系统技术要求 (21) 第四部分公辅系统及其他 (32) 1 烟气系统 (32) 2 防腐内衬 (35) 3 结构、平台和扶梯 (38) 4 工艺水、除盐水系统 (39) 5 管道和阀门 (39) 6 保温和油漆 (40) 7 通风、空调系统 (40) 8 检修、起吊设施 (40) 9 仪表和检修空气系统 (40) 10 仪表及控制系统 (41) 11 烟气污染物连续监测仪 (46) 12 电气部分 (47) 13 土建部分 (54) 14 安全与防火要求 (56) 第五部分工艺消耗数据 (57) 1 计算依据 (57) 2 工艺消耗数据 (57)

第六部分供货范围和服务范围 (58) 1 总述 (58) 2 供货范围 (58) 3 供货设备表 (63) 4 建设及服务 (78) 第七部分设计范围和设计联络会 (81) 1 总述 (81) 2 设计范围 (82) 第八部分施工与安装 (82) 1 工作范围及安装内容 (82) 2 规范和标准 (83) 3 机械设备安装的一般要求 (83) 4 电气装置安装范围及安装要求 (84) 5 仪表及控制设备安装的一般规定 (85) 第九部分检验、试验和验收 (85) 1 检验和试验 (85) 2 设备及系统最终验收试验前必须检验、试验及通过的项目 (85) 3 设备发货前的试验和记录 (86) 4 施工及安装过程中的检验和试验 (86) 5 检验、试验用仪表 (86) 6 责任 (87) 7 检验、验收试验报告签字 (87) 第十部分工程进度 (87) 1 施工计划 (87) 2 工期保证措施 (88) 第十一部分技术资料内容和交付进度 (89) 1 图纸资料 (89) 2 配合甲方设计提供以下资料与图纸 (90) 3 乙方应向甲方提供的其它技术文件和图纸 (90)

SNCR氨水脱硝方案

SNCR氨水脱硝方案

山东阿斯德化工有限公司75T/h流化床锅炉SNCR-EE 氨水脱硝系统 项 目 方 案 2013年 12月

目录 第1章脱硝背景及意义 0 第2章SNCR脱硝工艺技术简介 (1) 2.1SNCR脱硝原理 (1) 2.2SNCR脱硝技术的优点 (1) 2.3SNCR脱硝效率的影响因素 (2) 第3章SNCR—EE脱硝系统方案 (4) 3.1SNCR脱硝工艺参数表 (4) 3.2工艺过程 (5) 3.3系统组成 (5) 3.4SNCR-EE系统主要设备清单 (9) 3.5SNCR-EE系统运行成本分析 (10) 3.6系统安全运行保障 (11) 3.7SNCR-SE脱硝喷枪特点 (11) 第4章施工组织计划 (14) 4.1工程概况 (14) 4.2施工准备工作 (14) 4.3项目实施工作 (14) 第5章公司承诺 (17) 第6章公司简介 (19) 第7章工程业绩表 (21)

第1章脱硝背景及意义 硝泛指含氮氧化物,主要有N2O、NO、NO2、N2O3等,多以NO、NO2形式存在,简称为NOx。NOx主要来源于生产、生活中所用的煤、石油等燃料的燃烧。NOx的危害主要有以下几个方面: (1)严重影响人类身体健康,NO能与血液中血红蛋白发生反应,降低血红蛋白的输氧能力,严重时可引起组织缺氧,损害中枢神经组织; (2)形成光化学烟雾,NOx与碳氢化合物在阳光照射下会产生有毒的烟雾,称之为光化学烟雾; (3)是形成酸雨的重要组成成分,我国酸雨主要成分为硫酸,其次是硝酸,硝酸主要来源就是空气中的氮氧化合物; (4)容易演变成PM10和PM2.5,对人体产生危害。据研究,近来受民众关注的PM2.5,其中10%为氮氧化物氧化为硝酸根所致; (5)造成臭氧层耗损。 煤炭资源在我国一次能源构成中占据主要地位,约占目前已探明矿物质能源资源的90%。从中国历年能源消费总量及构成上看,我国以煤为主的能源生产和消费结构在今后相当长的时间内都不会有根本性的变化。因此,煤燃烧产生的污染物排放是我国大气污染的一个重要组成部分。2009年全国电力行业氮氧化物排放量达829.42万吨,占全国氮氧化物排放总量的49%。“十一五”以来,“节能减排”在我国国民经济和社会发展“五年规划纲要”中被赋予了特定的内涵,成为国家规划中的约束性指标。2012年,国务院首次印发的《节能减排“十二五”规划》明确提出:氮氧化物排放量则由1055万吨下降到750万吨,下降29%。脱硝作为电力行业的一个重要指标引起了国家高度重视,随着国家对环保要求的不断严格,我国电力行业迎来了史上最严格的环保标准。因此,NOx的控制和减排已经是电力行业的必然选择。

循环流化床锅炉脱硝技术方案(详)

循环流化床锅炉SNCR脱硝技术方案 一、SNCR工程设计方案 1、SNCR和SCR两种技术方案的选择 1.1.工艺描述 选择性非催化还原(Selective Non-Catalytic Reduction,以下简写为SNCR)技术是一种成熟的商业性NOx控制处理技术。SNCR方法主要在900~1050℃下,将含氮的化学剂喷入贫燃烟气中,将NO还原,生成氮气和水。而选择性催化还原(Selective Catalytic Reduction,SCR),由于使用了催化剂,因此可以在低得多的温度下脱除NOx。两种方法都是利用氮剂对NOx还原的选择性,以有效的避免还原氮剂与贫燃烟气中大量的氧气反应,因此称之为选择性还原方法。两种方法的化学反应原理相同。 SNCR在实验室内的试验中可以达到90%以上的NOx脱除率。应用在大型锅炉上,短期示范期间能达到75%的脱硝率,长期现场应用一般能达到30%~50%的NOx脱除率。SNCR技术的工业应用是在20世纪70年代中期日本的一些燃油、燃气电厂开始的,在欧盟国家从80年代末一些燃煤电厂也开始SNCR技术的工业应用。美国的SNCR技术应用是在90年代初开始的,目前世界上燃煤电厂SNCR 工艺的总装机容量在2GW以上。 两种烟气脱硝技术都可以采用氨水、纯氨、或者尿素作为还原剂,工艺上的不同主要体现在两个方面:其一,SCR需要布置昂贵的金属催化剂,SNCR不需要催化剂;其二,SNCR存在所谓的反应温度窗口,一般文献介绍,其最佳反应温度窗口为850~1100℃,但是当采用氨做还原剂且和烟气在良好混合条件下,并且保证一定的停留时间,则在更低的760~950℃范围内也可以进行有效程度的脱硝反应。采用SCR技术的脱硝反应,由于催化剂的存在,则可以在尾部烟道低温区域进行。

华能岳阳电厂三期扩建工程2215;600MW机组烟气脱硝装置SCR系统调试方案

百度文库 - 让每个人平等地提升自我 1 甲级调试证书单位(证书号:第1012号) 通过GB/T19001质量体系认证(证书号:00505Q10478R2M ) 调试方案 日期 XTS/ 项目名称 湖南省湘电试验研究院有限公司 投诉电话:华能岳阳电厂三期扩建工程2×600MW 机组 烟气脱硝装置SCR 系统调试方案

编写初审复审技术部批准

华能岳阳电厂三期扩建工程2×600MW机组 烟气脱硝装置SCR系统调试方案 1.调试目的 作为烟气中氮氧化物污染物与氨气反应的重要系统,SCR系统调试的目的是确认系统的完整性及合理性,设备系统运行性能良好,控制系统工作正常,联锁保护动作准确,能满足进入脱硝装置整套启动的需要。为了确保以上工作的顺利开展,特编制本方案。 2.编制依据 2.1.《电力建设安全工作规程》 2.2.《质量管理体系要求》(GB/T 19001-2008) 2.3.《环境管理体系要求及使用指南》(GB/T 24001-2004) 2.4.《职业健康安全管理体系规范》(GB/T 28001-2001) 2.5.《火力发电建设工程启动试运及验收规程》(DL/T 5437-2009) 2.6.《电力建设施工及验收技术规范(锅炉机组篇)》(DL/T 5047-95) 2.7.《电力建设施工质量验收及评价规程第2部分:锅炉机组》 (DL/T 2.8.《液化气体汽车罐车安全监察规程》(1994) 2.9.《钢制低温压力容器技术规定》(HG 20585-1998) 2.10.《石油化工剧毒、可燃介质管道工程施工及验收规范》(SH 3501-2001) 2.11.《钢制压力容器》(GB150-1998) 2.12.设备制造厂的技术标准及相关资料 3.系统概述 SCR 系统包括:氨注射系统、SCR反应器。 氨注射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,每根支管上由手动流量调节装置,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

锅炉脱硝改造工程技术要求

腾龙特种树脂(厦门)有限公司3×220 t/h锅炉烟气脱硝工程 技术要求 腾龙特种树脂(厦门)有限公司 2013年10月

一、概述 项目概况 腾龙特种树脂(厦门)有限公司成立于2002年4月,已建成3台220 t/h循环流化床锅炉,一台100MW抽汽式汽轮发电机组。根据福建省及厦门市十二五期间对氮氧化物减排的整体部署和要求,拟对上述3台锅炉进行脱硝改造。 本脱硝工程采用EPC总承包方式建造,本工程包括烟气脱硝装置从设计开始到质保期结束为止所涉及到的所有工作,包括但不仅仅限于工程的工艺系统设计、设备选择、采购、运输及储存、制造及安装、土建建(构)筑物的设计、施工、调试、试验及检查、试运行、考核验收、消缺、培训和最终交付投产,并能满足锅炉正常连续运行需要,通过环保部门验收合格后提供一年内设备易损易耗备件。 在签订总承包合同之后,发包方保留对本技术要求提出补充要求和修改权利,承包方应允诺予以配合。如提出修改,具体项目和条件由双方商定。 主要设备及参数 表1锅炉设计参数

脱硝技术指标要求: 1.3.1 锅炉50%~100%BMCR负荷范围内,脱硝后NOx排放浓度:﹤200mg/Nm3; 1.3.2 氨逃逸量:﹤8mg/Nm3; 1.3.3 锅炉脱硝验收期间将按NOx初始浓度为480毫克/立方米进行排放达标核算验收; 1.3.4脱硝设施投运后锅炉热效率影响:﹤%; 1.3.5 脱硝装置投运后烟气阻力增加﹤300Pa; 说明:

1)脱硝效率定义为 脱硝率=C1-C2 ×100% C1 式中: C1——脱硝系统运行时脱硝入口处烟气中NO X 含量(mg/Nm3)。 C2——脱硝系统运行时脱硝出口处烟气中NO X 含量(mg/Nm3)。 2)氨的逃逸率是指在脱硝装置出口的氨的浓度。 标准与规范 1.4.1 设计规范及要求 投标方提供规范、规程和标准为下列规范、规程和标准的最新版本,但不仅限于此: GB8978-1996 《污水综合排放标准》 GB50187-93 《工业企业总平面设计规范》 DL5028-93 《电力工程制图标准》 SDGJ34-83 《电力勘测设计制图统一规定:综合部分(试行)》 DL5000-2000 《火力发电厂设计技术规程》 DL/T5121-2000 《火力发电厂烟风煤粉管道设计技术规程》 YB9070-92 《压力容器技术管理规定》 GBl50-98 《钢制压力容器》 DL5022-93 《火力发电厂土建结构设计技术规定》 GB4272-92 《设备及管道保温技术通则》 DL/T776-2001 《火力发电厂保温材料技术条件》 DL/T5072-2007 《火力发电厂保温油漆设计规程》 GBZ1-2002 《工业企业设计卫生标准》 DL/T5054-96 《火力发电厂汽水管道设计技术规定》 SDGJ6-90 《火力发电厂汽水管道应力计算技术规定》 GBJ16-1987(2002)《建筑设计防火规范》

锅炉SNCR烟气脱硝方案

XXX公司 3X 10t/h+1 X 20 t/h 水煤浆锅炉及3X 5 t/h 链条导热油炉+1X 10t/h 蒸汽链条炉 烟气脱硝工程 (SNCF法) xxx 有限公司 年月

目录 1 概述....................................... 1.1项目概况 .... 1.2主要设计原则 1.3推荐设计方案 2 锅炉基本特性.................................. 3 本项目脱硝方案的选择............................... 4 工程设想..................................... 4.1 系统概述................................... 4.2 工艺装备................................... 4.3 电气部分 (5) 4.4 系统控制................................... 4.5 供货范围清单................................. 4.6 脱硝系统水、气、电等消耗............................ 4.7 脱硝系统占地情况................................ 5 工程实施条件和轮廓进度...............................

1 概述 1.1 项目概况 现有3x10t/h+1 x 20 t/h水煤浆锅炉及3X 5 t/h链条导热油炉+1X 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》(GB 13271-2014),现拟对锅炉增设一套SNCR0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900~1000 mg/Nm要求采用SNCR兑硝后NOx排放浓度小于400 mg/Nn3,脱硝效率需大于55%,采用20履水溶液作为还原剂。 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 ⑴采用SNCR fe烟气脱硝技术; (2) 20%氨水溶液作为SNCR fe烟气脱硝还原剂; (3) 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) NH 3逃逸量控制在8mg/Nm以下。

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