滨州东力热电有限公司2×130t/h CFB燃煤锅炉烟气脱硝项目标书方案项目编号：HYHABZ2013-0790招标方：滨州东力热电有限公司投标方：煤炭工业设计研究院有限公司2013年08月目录一、技术规 (3)1.1总则 (3)1.2工程概况 (3)1.3设计与运行条件 (5)1.4技术要求 (11)1.5标准与规 (33)1.6性能保证值 (34)二、供货围 (36)2.1一般要求 (36)2.2供货围 (38)三、设计围和设计联络会 (50)3.1概述 (50)3.2设计部分 (51)3.3设计接口界限 (54)3.4设计联络 (54)四、技术资料容和交付进度 (56)4.1项目实施阶段的资料 (56)4.2调试后资料 (57)4.3投标方提供的资料份数 (57)五、项目交付进度 (59)5.1交货进度 (59)六、检验、试验和验收 (60)6.1概述 (60)6.2工厂检验及试验 (61)6.3现场检验和试验 (62)6.4验收试验（性能考核测试） (62)七、技术培训 (64)7.1培训要求 (64)7.2培训容 (64)7.3培训计划 (64)八、现场技术服务与调试 (67)8.1技术服务 (67)8.2调试 (68)九、运行费用计算 (70)十、施工组织设计 ............................................................................................... 错误!未定义书签。
一、技术规1.1 总则本技术方案适用于滨州东力热电有限公司2×130t/h循环流化床锅炉的脱硝装置（SNCR）项目。
采用EPC总承包模式，提出了该系统的功能设计、结构、性能、安装和调试等方面的技术要求。
脱硝（SNCR）技术要求：(1) 本工程采用选择性非催化还原脱硝（SNCR）工艺。
(2) 使用氨水作为脱硝还原剂。
(3) 氨水输送和喷射控制系统使用DCS系统单独控制；CEMS污染物在线系统监测通过光纤将接至主控室。
(4) 系统脱硝效率达到75%，原烟气氮氧化物折算浓度按照350mg/m3考虑（出口烟气含氧量按10.5%），系统脱硝效率最低保证值按照不小于71.43%进行设计。
当原烟气折算浓度小于设计值350mg/m3时，亦应达到上述脱硝效率要求。
脱硝工艺公用系统部分：按照两台炉50~110% BMCR负荷运行进行设计，一台炉满负荷运行时的最大烟气量按照工况315000m3/h考虑。
(5) NH3逃逸量应控制在8 mg/m3以下。
(6) 脱硝装置可用率不小于98%，服务寿命为30年。
本技术方案提出的是最低限度的技术要求，并未对一切技术要求做出详细规定，也未充分引述有关标准及规的条文。
投标方保证提供符合本技术方案和相关的国际、国工业标准的优质产品。
1.2 工程概况1.2.1 概述锅炉为锅炉厂生产的循环流化床锅炉CG-130/9.81-MX2，锅炉额定蒸发量为2x130t/h、半露天布置，全钢架结构、平衡通风，采用静电除尘器，炉外石灰—石膏脱硫工艺。
根据锅炉形式合理选取喷枪布置位置和数量，并考虑水冷壁管子鳍片空间不够时的水冷壁让管设计和施工，做让管改造时，不得影响原水冷壁管的水循环。
1.2.2 厂址位于省滨州市滨城区小营镇工业园1.2.3 厂区的岩土工程条件该区域的工程地质条件中等，未受新活动的影响。
根据静力触探曲线资料分析及山地踏勘，拟建线路在垂深15.0米围场地岩土可划分成8个工程地质层。
1.2.4 地震烈度根据《中国地震动参数区划图》（GB18306-2001），扩建厂区地震动峰值加速度为0.10g（相应的地震基本烈度为7度）。
场地土类型与建筑场地类别厂/场区地震地震基本烈度为Ⅷ级厂址区建筑场地建筑场地级别为I~II类场地1.2.5脱硝系统入口烟气参数表2-2 脱硝系统入口烟气参数表2-3 锅炉BMCR工况SNCR脱硝系统入口烟气中污染物成分（标准状态，湿基，实际含氧量）1.2.6 水源表2-3水质全分析1.2.7 水文气象条件气象：年平均气温15.5℃1.3 设计与运行条件1.3.1 SNCR脱硝工艺描述:我院公司与美国斯普瑞公司合作，独家引进吸收该公司的SNCR烟气脱硝技术及喷雾技术，进行了技术的自主转化。
针对国生中、小型循环流化床锅炉的炉脱硝技术，进一步完善了工艺系统设计，形成了技术成熟、适应国需要的SNCR系统，可广泛适用于循环流化床锅炉、焚烧炉、水泥窑等各类系统的烟气脱硝处理。
采用美国ANSYS公司的CFD计算流体力学仿真分析软件，目前比较流行的是采用CFD技术，对本脱硝工程SNCR系统的布置进行了数值模拟计算流体力学技术（CFD）进行分析、预测。
由于SNCR反应需要在特定的温度区间和停留时间下进行，所以还原剂喷射位置的确定对SNCR系统十分关键。
错误的喷射位置会造成氨逃逸增加，还原剂用量增加和达不到要求的脱硝效率。
还原剂喷射位置的确定需要通过流场模拟以确定喷射位置，流场模拟会模拟锅炉温度、气体流动和烟气混合情况，以确定合适的喷射位置。
SNCR的效率取决于以下几点：烟气温度，还原剂和烟气混合、反应的停留时间，还原剂的喷射量，还原剂的和烟气的混合效果，未控制时的NOx 含量，以及氧气和二氧化碳的含量。
设计和运行良好的SNCR系统，在达到一定的脱硝效率同时，不会有过量的未反应的氨气（氨逃逸）或其他的污染物质排放到空气中。
当温度高于适合NOx脱除反应的温度围，NOx脱除效率也将降低。
在曲线的右边，还原剂的氧化反应将增强，其将和还原剂与NOx的反应进行竞争。
尽管脱除效率低于最优，但运行的时候一般温度是高于最优温度的，这样能减少副反应的发生。
在曲线的左端的温度下，尽管一定的脱硝效率和有较长的停留时间情况下，仍然会有较高氨逃逸的可能性。
NH3作为还原剂时，SNCR的最佳反应温度是950℃。
SNCR的原理是以氨水、尿素[CO(NH2)2]等作为还原剂，雾化后注入锅炉。
在一定的温度围，氨水或尿素等氨基还原剂可以在无催化剂的作用下选择性地把烟气中的NOx 还原为N2 和H2O ，故是一种选择性化学过程。
其原理如图所示。
2、SNCR技术简介SNCR技术是以PETRO SNCR系统为核心，并在此基础上进行设计转化和国配套而发展起来的。
SNCR系统采用模块化设计，处理工艺由下图所示。
国外已经投入商业运行的比较成熟的烟气脱硝技术, 它建设周期短、投资少、脱硝效率中等, 适合于对中小型电厂锅炉的改造, 以降低其NOx 排放量，在一定温度围，在无催化剂的作用下，氨或尿素等氨基还原剂可选择性地把烟气中的NOx还原为N2和H2O，基本上不与烟气中的氧气作用，据此发展了SNCR 法。
其主要反应为：氨（NH3）为还原剂时：4NH3＋6NO 5N2＋6H2O尿素为还原剂NO+CO(NH2)2+1/2O2→2N2+CO2+H2O该反应主要发生在950℃的温度围。
当温度超过1100 ℃时，NH3会被氧化成NO，反而造成NOx排放浓度增大。
其反应为：4NH3＋5O2 4NO＋6H2O而温度低于850 ℃时，反应不完全，氨逃逸率高，造成新的污染。
可见温度过高或过低都不利于对污染物排放的控制。
由于最佳反应温度围窄，随负荷变化，最佳温度位置变化，为适应这种变化，必须在炉中安置大量的喷嘴，且随负荷的变化，改变喷入点的位置和数量。
此外反应物的驻留时间很短，很难与烟气充分混合，造成脱硝效率低。
选择性非催化还原技术就是用NH3、尿素等还原剂喷入炉与NOX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，而且还需要一定的停留时间。
还原剂喷入炉膛合适的温度区域，该还原剂（尿素）迅速热分解成NH3并与烟气中的NOX进行SNCR反应生成N2，该方法是以炉膛为反应器。
不同还原剂有不同的反应温度围，此温度围称为温度窗。
NH3的反应最佳温度区为850～1100℃。
当反应温度过高时，由于氨的分解会使NOx 还原率降低，另一方面，反应温度过低时，氨的逃逸增加，也会使NOx还原率降低。
NH3是高挥发性和有毒物质，氨的逃逸会造成新的环境污染。
引起SNCR系统氨逃逸的原因有两种，一是由于喷入点烟气温度低影响了氨与NOx的反应；另一种可能是喷入的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最有效的部位，因为NOx在炉膛的分布经常变化，如果喷入控制点太少或喷到炉某个断面上的氨分布不均匀，则会出现分布较高的氨逃逸量。
在较大的燃煤锅炉中，还原剂的均匀分布则更困难，因为较长的喷入距离需要覆盖相当大的炉截面。
为保证脱硝反应能充分地进行，以最少的喷入NH3量达到最好的还原效果，必须设法使喷入的NH3与烟气良好地混合。
若喷入的NH3不充分反应，则逃逸的NH3不仅会使烟气中的飞灰容易沉积在锅炉尾部的受热面上，而且烟气中NH3遇到S03会产生(NH4)2S04易造成空气预热器堵塞，并有腐蚀的危险。
SNCR系统烟气脱硝过程由下面四个基本过程完成：·接收和储存还原剂；·还原剂的计量输出、与水混合稀释；·在锅炉合适位置注入稀释后的还原剂；·还原剂与烟气混合进行脱硝反应。
1.3.2 燃料本期工程采用的煤质资料如下表：（按实际煤种作为设计煤种）表2-4设计和校核煤种的煤质及灰成分分析表1.3.3 气/汽源、水源参数进入可供脱硝装置气/汽源、水源的参数氨水稀释水要求质量：总硬度< 150 ppm；钙硬度< 100 ppm；“M”碱度< 100 ppm；铁< 0.5 ppm ；导电镀< 250 mhos；没有明显的混浊和悬浮固态物。
当电厂工业水质能满足以上条件时可代替除盐水。
1.3.4 电厂控制系统发电锅炉采用炉、机、电集中控制方式。
控制系统采用分散控制系统（DCS），其功能包括数据采集系统（DAS）、模拟量控制系统（MCS）、锅炉炉膛安全监控系统（FSSS）、机炉辅机及发电机-变压器组的顺序控制系统（SCS）。
两台锅炉合设一个集中控制室，集中控制室与电子设备室集中布置。
两台锅炉的分散控制系统之间设置一公用网络，分别与两台锅炉的DCS通过网桥开关联接。
1.3.5 电厂供电现状电动机电源电压：低压380 V1.3.6 还原剂本脱硝工程采用氨水作为还原剂，采用浓度为20%的氨水水溶液。
氨水溶液储存量不小于2台锅炉BMCR工况下5~7天的用量，满足招标方的要求。
1.4 技术要求1.4.1 本项目围锅炉脱硝装置改造项目的设计、设备供货、安装、系统调试和试运行、考核验收、培训等。
1.4.2 脱硝装置的总体要求1.4.2.1脱硝系统和设备至少满足以下总的要求：● SNCR脱硝不增加烟气阻力；●脱硝装置设计在两台锅炉负荷50%-110%BMCR负荷围有效地运行；●采用SNCR烟气脱硝技术，采用20%氨水溶液（wt%）作为SNCR烟气脱硝系统的还原剂；●设计系统脱硝效率达到71.43%，原烟气氮氧化物折算浓度按照350mg/m3考虑（出口烟气含氧量按10.5%），系统脱硝效率最低保证值按照不小于71.43%进行设计。