中国电力工程顾问集团公司火力发电厂脱硝技术设计导则(送审稿)

中 国 电 力 工 程 顾 问 集 团 公 司 企 业 标 准 Standard of China Power Engineering Consulting Group Corporation Q/DG 2-J01-2006 火力发电厂脱硝技术设计导则 Design Guide of DeNOx Technology for Thermal Power Plant (送审稿) 2008- 发布 2008 - 实施 中国电力工程顾问集团公司 发 布 G2008J05 - 01 - 目 录 前 言 1 1 范围 2 2 规范性引用文件 3 3 术语和定义 5 4 总则 8 5 SCR 系统设计 9 6 SNCR 系统及 SNCR/SCR 混和系统设计 20 7 还原剂储存及制备系统 27 8 自动控制系统 56 9 性能考核及验收 65 附录 A（规范性附录）导则的用词说明 69 附录 B（资料性附录）还原剂的物理及化学参数 70 附录 C（资料性附录）催化剂 73 附录 D（规范性附录）计算符号及公式 82 火力发电厂脱硝技术设计导则编制说明 89 前 言 根据中国电力工程顾问集团公司电顾科技200651 号文关于下达 2006 年度中国电力工 程顾问集团公司新开科技项目计划的通知的安排,华东电力设计院承担了项目编号为 DG2- J01-2006脱硝技术设计研究及导则的编制工作,西南电力设计院为参加单位。 本导则的编制符合电力企业标准编制规则（DL/T8002001）的规定。 本导则的附录 A、D 为规范性附录。 本导则的附录 B、C 为资料性附录。 本导则由中国电力工程顾问集团公司提出并归口管理。 本导则主要起草单位：华东电力设计院。 本导则参加起草单位：西南电力设计院。 本导则主要起草人：袁果、马爱萍、叶勇健、蔡冠萍、吴东梅、马杰、张睿、缪震昆、潘 炎根、郑培钢、施建昌、黄平、金强、刘明辉。 本导则由中国电力工程顾问集团华东电力设计院负责解释。 1 范围 - 3 - 本导则规定了火力发电厂燃煤、燃气、燃油锅炉的烟气脱硝技术设计应遵循的原则和设计 要求。燃用其它燃料的锅炉烟气脱硝技术设计可参考使用本导则。 本导则适用于容量为 400t/h 及以上新建、扩建和改建的火力发电厂锅炉的烟气脱硝技术设 计。 2 规范性引用文件 下列文件中的条款通过本导则的引用而成为本导则的条款。凡是注日期的引用文件，其随 后所有的修改(不包括勘误的内容)或修订版均不适用于本标准。然而，鼓励根据本导则达成协 议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注明日期的引用文件，其最新版本适用 于本导则。 中华人民共和国环境保护法 中华人民共和国大气污染防治法 中华人民共和国安全生产法 中华人民共和国劳动法 中华人民共和国电力法 危险化学品安全管理条例(国务院令第 344 号) 安全生产许可证条例(国务院令第 397 号) GB 150-1998 钢制压力容器 GB 536-1988 液体无水氨 GB 2440-2001 尿素 GB 4272-1992 设备及管道保温技术通则 GB 8978-1996 污水综合排放标准 GB 10184-88 电站锅炉性能试验规程 GB 13223-2003 火电厂大气污染物排放标准 GB 16591-1996 输送无水氨用橡胶软管和软管组合件规范 GB 18218-2000 重大危险源辨识 GB 50016-2006 建筑设计防火规范 GB 50057-94 建筑物防雷设计规范（2000 年版） GB 50058-1992 爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范 GB 50160-1992 石油化工企业设计防火规范(1999 版) GB 50187-1993 工业企业总平面设计规范 GB 50219-1995 水喷雾灭火系统设计规范 GB 50229-2006 火力发电厂和变电站设计防火规范 GBJ 87-1985 工业企业噪声控制设计规范 GB/T 8163-1999 流体输送用无缝钢管 GB/T 14926-2002 流体输送用不锈钢无缝钢管 GBZ 1-2002 工业企业设计卫生标准 GBZ 2-2002 工作场所有害因素职业接触限值 DL 5000-2000 火力发电厂设计技术规程 DL/T 620-1997 交流电气装置的过电压保护和绝缘配合 DL/T 621-1997 交流电气装置的接地 DL/T 960-2005 燃煤电厂烟气排放连续监测系统订货技术条件 DL/T 5072-2007 火力发电厂保温油漆设计规程 DL/T 5121-2000 火力发电厂烟风煤粉管道设计技术规程 DL/T 5136-2001 火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程 DL/T 5153-2002 火力发电厂厂用电设计技术规定 DL/T 5390-2007 火力发电厂和变电站照明设计技术规定 HG 20581-1998 钢制化工容器材料选用规定 HG 20585-1998 钢制低温压力容器技术规定 HG 20660-2000 压力容器中化学介质毒性危害和爆炸危害程度分类 HG/T 20570.2-1995 安全阀的设置和选用 HG/T 20570.6-1995 管径选择 HG/T 20570.14-1995人身防护应急系统的设置 JB/T 4735-1997 钢制焊接常压容器 SH 3007-1999 石油化工储运系统罐区设计规范 SH 3063-1999 石油化工企业可燃气体和有毒气体检测报警设计规范 国家质量技术监督局 质技监局锅发1999154 号压力容器安全技术监察规程 国家安全监管总局第 8 号令危险化学品建设项目安全许可实施办法 3 术语和定义 下列术语和定义适用于本导则。 3.1 选择性催化还原法 Selective catalytic reduction (SCR) - 5 - 在有催化剂存在的条件下，将还原剂（氨气）喷入温度为 300420的 烟气内，使氮氧化物（NOx）还原成氮气（N 2）和水（H 2O）的方法。 3.2 选择性非催化还原法 Selective non-catalytic reduction (SNCR) 在没有催化剂存在的条件下，将还原剂（尿素）喷入温度为 8501250 的烟气内，使氮氧化物（NOx）还原成氮气（N 2）和水（H 2O）的方法。 3.3 SNCR/SCR 混合法 Hybrid SNCR/SCR 这是选择性非催化还原法与选择性催化还原法的组合。先将还原剂（尿 素）喷入温度为 8501250的烟气内进行脱硝，再让烟气通过布置在温度 为 300420的烟道内的催化剂层进一步脱硝的方法。 3.4 催化剂 Catalyst 本身不参加脱硝反应，却能提高脱硝反应速度的物质。 3.5 还原剂 Reducing agent 本身参加脱硝反应，将氮氧化物（NOx）还原成氮气（N 2）和水（H 2O）的化学试剂。 3.6 氨逃逸率 Ammonia slip rate 经过脱硝反应后，烟气中残余的未参加反应的微量氨占烟气的体积份额， 以百万分率表示。 3.7 高含尘布置 High dust arrangement scheme SCR 装置布置在锅炉省煤器和空气预热器之间的方式。 3.8 低含尘布置 Low dust arrangement scheme SCR 装置布置在烟气除尘器或脱硫装置之后的方式。 3.9 催化剂初装层数 Catalyst initialize install layer 初始安装的催化剂层数。 3.10 比表面积 Catalyst geometry surface area 单位体积催化剂的几何表面积，以 m2/m3表示。 3.11 催化剂模块 Catalyst model 催化剂模块是将催化剂单元组装在一个框架之内，以便装卸及在 SCR 反应 器中的安装。 3.12 催化剂节距 Catalyst pitch 催化剂节距(pitch)是用于蜂窝式和板式催化剂的几何参数。如图所示，节距 p 是催化剂 孔的宽度加上催化剂孔壁壁厚 a。 3.13 催化剂失活 Catalyst active lose 即为催化剂失去催化性能。通常分为两类，化学失活和物理失活。化学失活被称为中毒，催 化剂中毒的原因主要是反应物、反应产物或杂质占据了催化剂的活性位而不能进行催化反应；物 理失活是指催化剂的微孔被堵塞，NOx 与催化剂的接触被阻断，不能进行催化反应。 3.14 脱硝效率 Denitration efficiency 脱硝系统未投入时，锅炉出口烟气中 NOX 的浓度与脱硝系统投入时，锅炉出口烟气中 NOX 的浓度之差除以脱硝系统未投入时，锅炉出口烟气中 NOX 的浓度，通常用百分数表示。 计算公式见附录 D（公式 5.1）。 3.15 烟气脱硝 Flue-gas denitration 从锅炉燃烧产生的烟气中连续脱出所含的大部分氮氧化物（NOx） 以达到排放的烟气中NOx含量满足环保排放标准的要求。 3.16 烟气氮氧化物（NOx）Flue-gas nitrogen oxides 锅炉燃烧过程中生成的各类氮氧化物（NOx）的总称，主要包括一氧化氮（NO）和二氧 化氮（NO 2）等。 3.17 NOx排放浓度（mg/Nm 3） NOx emission concentration 每标立方米烟气中所携带的NOx的毫克含量。 - 7 - 3.18 喷氨格栅 Ammonia injection grid (AIG) 是在 SCR 反应器进口烟道中设置的均匀混合装置，该装置布置有多个 喷嘴以保证喷出的氨气与烟气充分有效的混合。 3.19 SO2向 SO3的转换率 Conversion rate of SO 2 to SO3 锅炉燃烧过程中产生了 SO2和 SO3，在一定条件下烟气中的部分 SO2转 化成 SO3的比例。 3.20 反应器空塔设计流速 SCR reactor section design velocity 反应器中未安装催化剂时的烟气流速，通常指反应器入口截面的烟气 流速。 4 总则 4.1 脱硝技术设计是火力发电工程项目设计内容之一。凡是火力发电工程项目设计应执行的法 律、法规、规程及导则，本导则亦应执行。 4.2 本导则规定了选择性催化还原法(SCR) 脱硝工艺、选择性非催化还原法 (SNCR)脱硝工艺和 SNCR/SCR 混合脱硝工艺技术设计应遵循的原则和方法。 4.3 脱硝系统的设计应能适应锅炉最大连续运行工况范围内的任何负荷变化。还原剂的喷入量 应与烟气中的 NOx 浓度、烟气温度和机组负荷相匹配。 4.4 对于脱硝效率要求 80及以上的机组，应采用 SCR 脱硝工艺； 4.5 对于机组容量为 600MW 等级及以下的机组，若要求脱硝效率不大于 40，宜采用 SNCR 脱硝工艺。 4.6 对于脱硝效率要求在 6080范围内的机组，视还原剂的运输、储存、制备、初投资及运 行费用并考虑短期内脱硝效率是否要求提高的因素，综合比较后确定采用 SCR 脱硝工艺或 SNCR/SCR 混合脱硝工艺。 4.7 对于脱硝效率要求在 4060范围内的机组，宜采用 SNCR/SCR 混合脱硝工艺，SCR 装 置宜布置在烟道内，不单独设置构架，但应考虑荷重增加的影响。 4.8 还原剂可采用液氨或尿素。还原剂的选用应根据厂址周围的环境、脱硝工艺、脱硝系统的 投资、系统的年运行费用及药品来源的安全性及可靠性因素，经技术经济综合比较及安全评价 后确定。 4.9 对于 SCR 烟气脱硝工艺，若电厂地处城镇边缘，而液氨产地距电厂较近，在能保证药品 安全、可靠供应的情况下，宜选择液氨作为还原剂；若电厂位于人口密度高的中心城市、港口、 河流位置，宜选择尿素作为还原剂。 4.10 对于 SNCR 烟气脱硝工艺，宜选择尿素作为还原剂。若电厂已有液氨或可利用管道输送 液氨的情况下，可选择液氨作为还原剂。 4.11 脱硝工艺采用液氨作为还原剂时，液氨储存区应设置消防喷淋水系统；采用尿素作为还 原剂时，尿素储存和氨制备系统的消防设计按 GB50229。锅炉房脱硝系统的设备和管道的消防 设计按 GB50229。 5 SCR 系统设计 5.1 系统设计 5.1.1 设计范围及内容 SCR 的烟气反应系统，设计分界从省煤器灰斗出口至空预器入口挡板前。 5.1.2 系统功能描述 SCR 脱硝工艺是使用氨气(NH 3)作为还原剂，将体积浓度为 5的氨气通过氨注入装置(AIG) 喷入温度为 300420的烟气中，在催化剂作用下，氨气(NH 3)将烟气中的 NO 和 NO2还原成 无公害的氮气(N 2)和水(H 2O)，其化学反应式如下： 4 NO + 4 NH3 + O2 4 N 2 + 6 H2O 2 NO2 + 4 NH3 + O2 3 N 2 + 6 H2O 上述脱硝反应是在反应器内进行的，反应器内装有催化剂层，还原剂氨气（NH 3）可以通 过液氨、氨水及尿素制得。反应器布置在省煤器和空气预热器之间。 5.1.3 主要性能指标 5.1.3.1 SCR 烟气脱硝系统主要性能指标如下： 脱硝效率； NH3的逃逸率； SO2向 SO3的转换率； 脱硝系统的阻力； 催化剂寿命。 5.1.3.2 催化剂的主要性能参数应当满足下列要求： NH3的逃逸率应不高于 3ppmv； - 9 - 燃煤含硫量小于 2.5%时，SO 2向 SO3的转换率应不高于 1； 燃煤含硫量大于等于 2.5%时，SO 2向 SO3的转换率应不高于 0.75。 5.1.3.3 催化剂的机械寿命应不小于 10 年。 5.1.3.4 催化剂化学寿命按照下列要求确定： 催化剂化学寿命的确定宜征求 SCR 承包厂商或催化剂厂商的意见； 对于燃煤机组，一般可以达到 1600024000 小时； 对于燃油和燃气电厂，催化剂运行寿命更长，超过 32000 小时。 5.1.4 设计原则 5.1.4.1 SCR 的烟气反应系统应按单元制设计，还原剂（氨、尿素）储存和制备系统宜按公 用制设计。 5.1.4.2 催化剂是专利产品，本导则对催化剂的设计选型仅设计到催化剂选型条件书的深 度。 5.1.4.3 液氨属易燃、易爆危险品，其建设实施应遵循危险化学品建设项目安全许可实施 办法，其设计施工必须由有资质的单位承担。 5.1.4.4 SCR 烟气脱硝系统的设计煤种应当与锅炉设计煤种相同，对于改造项目应与锅炉燃 用概率较高的煤种作为脱硝系统的设计煤种。燃用锅炉校核煤种时，SCR 烟气脱硝系统能长期 稳定连续运行，且必须满足排放要求。 5.1.4.5 SCR 烟气脱硝系统，在布置情况允许，烟气条件能够满足系统要求的情况下，应采 用高含尘布置方案，否则可以采用低含尘布置方案。 5.1.4.6 SCR 烟气脱硝系统的设计应能适应烟温 300420（通常对应锅炉 40%- 100%BMCR 工况）之间的任何负荷，当烟气温度低于最低喷氨温度时，喷氨系统能够自动解除运 行；并能适应机组的负荷变化和机组启停次数的要求。SCR 催化剂应当能承受运行温度 420 （烟煤）/450（无烟煤、贫煤、高硫煤、高水分褐煤），每次不大于 5 小时，1 年不超过 3 次的考验，而不产生任何损坏。 5.1.4.7 SCR 脱硝装置必须能在烟气粉尘和 NOX排放浓度为最小值和最大值之间任何点运行。 5.1.4.8 对于新建机组，脱硝反应器和烟道的支撑结构应当同时兼顾附近布置的其他设备、 管道系统，支撑结构宜统一计算，统一设计。 5.1.4.9 脱硝装置在闭合状态，不允许烟气泄露到大气中。 5.1.5 设计输入数据 SCR 工艺招标时,需要向卖方提供原始数据，供卖方对催化剂选型设计。具体如下： 烟气中 NOx 含量 (mg/Nm3) (标准状态，干态，6含氧量)； 烟气体积流量 (Nm3/h) (标准状态，湿态/ 干态)； 烟气温度范围 () ； 烟气含尘量 (mg/Nm3) (标准状态，干态，6含氧量)； 煤种的工业分析，元素分析； 灰份分析； 飞灰粒径分布； 烟气组份分析： O2 含量 (%) (标准状态，干态)； CO2 含量 (%) (标准状态，干态)； N2 含量 (%) (标准状态，干态)； H2O 含量 (%) (标准状态)； SO2 含量 (mg/Nm3) (标准状态，干态，6含氧量)； SO3 含量 (mg/Nm3) (标准状态，干态，6含氧量)； HCl 含量 (mg/Nm3) (标准状态，干态，6含氧量)； HF 含量 (mg/Nm3) (标准状态，干态，6含氧量)； CO 含量 (mg/Nm3) (标准状态，干态，6含氧量)； 硅(Si)含量 (mg/Nm3) (标准状态，干态，6含氧量)； 硒(Se)含量 (mg/Nm3) (标准状态，干态，6含氧量)； 砷(As)含量 (mg/Nm3) (标准状态，干态，6含氧量)； 汞(Hg)含量 (mg/Nm3) (标准状态，干态，6含氧量)； 铅(Pb)含量 (mg/Nm3) (标准状态，干态，6含氧量)； 磷(P)含量 (mg/Nm3) (标准状态，干态，6含氧量)； 有机烷烃(CH)含量 (mg/Nm3) (标准状态，干态，6含氧量)； 多氯代二苯并呋喃(PCDF)含量(mg/Nm 3) (标准状态，干态， 6含氧量)； 脱硝效率（）； 氨逃逸率（ppmV）。 其中，烟气参数及组分由锅炉厂提供。 - 11 - 5.1.6 系统方案设计 5.1.6.1 SCR 装置不宜装设省煤器旁路系统。只有当烟气温度过低仍然需要维持 SCR 运行时， 为实现 SCR 装置正常运行的烟气条件，系统可以装设省煤器烟气侧旁路系统，也可以装设省煤 器给水侧旁路来提高 SCR 运行温度,但因涉及到锅炉性能，具体设置位置需锅炉供货单位确认。 5.1.6.2 SCR 装置不宜装设 100%烟气旁路系统。 5.1.6.3 合理设计系统，选择合理结构的催化剂，以避免等离子点火带来的碳的沉积以及相 关事故的发生。机组启动运行时应严格按照脱硝公司运行手册进行操作，控制合适的启动速度。 SCR 装置一般不设 SCR 启动烟气旁路系统，如果机组年冷态启动次数超过 10 次，SCR 装置可装 设 30%-50%容量启动烟气旁路系统，以保护催化剂。 5.1.6.4 初装时催化剂层数应当留有 1-2 层备用层，基本安装层数跟煤质条件、脱硝效率等 因素有关，应当由承包厂商和催化剂厂家协商确定。 5.1.6.5 催化剂模块必须设计有效防止烟气短路的密封系统，密封装置的寿命不低于催化剂 的寿命。 5.1.6.6 催化剂各层模块应规格统一、具有互换性。 5.1.6.7 每层催化剂应设计有至少 1 套可拆卸的催化剂测试部件。 5.1.6.8 催化剂模块应采用钢结构框架，并便于运输、安装、起吊。 5.1.6.9 每层催化剂均应设置吹灰器，备用层催化剂的吹灰器可暂时不安装。根据煤质条件 及运行维护等方面确定采用蒸汽吹灰系统或者声波吹灰系统。 5.1.6.10 还原剂采用液氨系统时，应当装设氨气稀释系统。喷入反应器内氨气混合气浓度不 得大于 5（体积比）,氨气与空气混合浓度报警值为 7%，氨气与空气混合浓度高于 12%时切断 氨气供给系统。 5.1.6.11 每台锅炉需配置稀释风机，稀释风机可以采用 350%或 2100%方案。稀释风机采 用离心式风机。稀释风机风量一般不需要调节，风量裕量为 10%，压头裕量为 20%。 5.1.6.12 由于波纹板式催化剂重量较轻，只有蜂窝式或板式的 4050，燃煤机组 SCR 烟气脱硝系统反应器结构设计时，应充分考虑不同的催化剂型式的重量对 SCR 钢结构影响，不 宜按照波纹板式催化剂来进行钢结构设计，以方便今后对催化剂型式的更换。 5.1.6.13 SCR 反应器的设计应满足多厂家催化剂的互换能力和裕量。 5.1.7 系统设计应注意的问题 5.1.7.1 SCR 系统设计应注意的问题 5.1.7.1.1 合理的催化剂选型是影响脱硝性能的最重要因素。 5.1.7.1.2 控制合适的烟气温度。催化剂一般适用温度为 300-420。对于排烟温度较高的 机组，如燃烧贫煤的锅炉和燃气轮机，催化剂中需添加耐高温成分以增加热力稳定性。 5.1.7.1.3 设计上应充分考虑飞灰磨损、腐蚀。 5.1.7.1.4 为了达到合适的布置方式，设计合适的反应器形状，应进行烟气流态模型测试。 5.1.7.1.5 为了防止飞灰堵塞，脱硝装置入口应设置灰斗。 5.1.7.1.6 催化剂活性降低到不能满足脱硝性能要求时，需添加备用层或对催化剂进行更换。 5.1.7.1.7 失活的催化剂可以通过再生方式回用，如确定不采用再生的方法回用的失活催化剂， 应在当地环保局指导下对其进行废弃处理，如可将催化剂压碎后填埋。板式催化剂内含不锈钢 基材，可送至金属冶炼厂回用。 5.1.7.2 对锅炉性能的影响 SCR 高含尘脱硝工艺，如不加装省煤器旁路，对锅炉的燃烧基本无影响；如加装省煤器旁 路，需对锅炉尾部包覆开孔，对锅炉烟温、烟量都提出新的要求，对锅炉性能、热平衡有一定 影响。 5.1.7.3 对锅炉钢结构的影响 装设 SCR 装置的新建锅炉，支撑 SCR 装置的钢架通常是与锅炉钢架为同一联合体系，以利 于钢架的稳定并可以节约钢材。因此，锅炉钢架的最后一排柱通常要设在 SCR 装置外侧。 5.1.7.4 对空预器设计及其性能影响 装设 SCR 设备的空预器在防止堵塞和冷端清洗方面需作特殊设计。主要包括： （1）换热元件采用高吹灰通透性的波形,保证吹灰和清洗效果,增加 15的换热面积。 （2）合并传统的冷段和中温段。 （3）冷端层采用搪瓷表面传热元件。 （4）空预器吹灰器用双介质吹灰器。 （5）空预器转子等结构需作一些局部修改。 5.1.7.5 对引风机的影响 - 13 - 引风机应考虑加装 SCR 系统阻力增加的影响。对于动、静叶可调轴流风机，分别按照装设 SCR 前后两种工况确定两组风机叶片和转速，风机的外形尺寸可不变。 5.1.7.6 对除尘器的影响 电气除尘器设计应考虑由于装设 SCR 脱硝装置引风机风压的提高的影响，设备采购时应按 照装设 SCR 脱硝装置时的各种工况条件签订合同。 5.2 设备配置与选择 5.2.1 1 台锅炉宜设 2 台反应器，特殊情况下可以设 1 台反应器。当 2 台反应器分别与空预器 连接时，宜在空预器入口的烟道上设置平衡管，以平衡 2 台空预器入口的烟气流量。当双出口 锅炉选用 1 台反应器时，必须注意两侧通道内烟气温度偏差，必要时应当装设温度混合装置。 5.2.2 SCR 催化剂应当能承受运行温度 420（烟煤）/450（无烟煤、贫煤、高硫煤、高水 分褐煤）（此温度选取应结合省煤器出口烟温并考虑省煤器积灰、温度偏差等因素），每次不 大于 5 小时，1 年不超过 3 次的考验，而不产生任何损坏。 5.2.3 SCR 工艺的催化剂的可以按照下列要求进行选择： 催化剂形式的选择： 蜂窝状催化剂； 板式催化剂； 波纹板式催化剂。 主要选型依据为烟气含尘量、灰尘的特性以及脱硝效率。波纹板式催化剂的适用含尘量不 宜过高（通常要求含尘浓度 2mmolH+/L），应在过滤器上游设阻垢剂添加点。 7.4.3 设备布置与安装设计 7.4.3.1 总平面布置原则 (1) 尿素无毒、无害，无爆炸可能性，也无危险性，在运输、储存和处理中不需要特殊的 安全消防防护措施。 (2) 尿素储存、尿素溶液制备区宜相对靠近锅炉房集中布置，以缩短管线长度，并便于运 输。 (3) 因尿素溶液的温度高于 130时会分解为氨和二氧化碳，故在厂区易燃易爆类建（构） 筑物、堆场的周边一定间距范围内布置尿素溶液储罐时，应考虑其火灾危险性对尿素 溶液储罐的影响。 (4) 尿素溶液管道应考虑伴热。 7.4.3.2 设备布置与安装设计的具体要求 尿素储存及尿素溶液配制和储存、稀释装置应遵循节约用地的原则布置，一般来说，该系 统分成两部分布置： (1) 尿素储存、尿素溶液制备和储存、高流量和循环装置（HFD）为一部分。要求同 7.3.3.2 之 (1）。 (2) 稀释水压力控制模块和后续计量与分配模块为另一部分，稀释水压力控制模块应尽可能紧 靠锅炉布置，一般以地脚螺栓的形式固定在紧邻锅炉的零米空地上；计量与分配模块布置 在喷枪附近的锅炉平台处，以焊接或螺栓的形式固定。 (3) 室 外 设 备 及 40%尿 素 溶 液 管 道 应 采 用 伴 热 方 式 并 进 行 保 温 。 管 道 及 附 件 的 布 置 应 满 足 尿 素 溶 液 制 备 装 置 施 工 、 操作和维护的 要 求 ， 并 应 避 免 与 其 它 设 施 发 生 碰 撞 。 7.4.3.3 工业用水和消防用水设备安装设计 见 7.3.3.3 7.4.3.4 安全防护设备安装设计 见 7.3.3.4 7.4.3.5 电气设备与安装设计 见 5.3.5 7.4.3.6 布置与安装应注意的问题。 见 7.3.3.6 的(1)(3) 7.4.4 运行及控制说明 - 51 - (1) 尿素的溶解过程中，应严格控制水温低于 100，以防止尿素溶液的分解。 (2) 尿素溶液储存罐内、再循环管线及尿素输送管道均应设伴热装置。当 40%尿素溶液温度过 低时（10），在线加热器启动并提高尿素溶液的温度。 7.4.5 尿素消耗、溶液制备及稀释系统工艺设计计算 (1) 尿素的溶解、溶液贮存量计算 见附录 D(公式 12)( 公式 14) (2) 稀释水量计算 见附录 D（公式 15） 8 自动控制系统 8.1 系统设计 8.1.1 设计范围及内容 8.1.1.1 脱硝系统的热工自动控制系统设计范围包括烟气脱硝吸收反应(分为 SCR 和 SNCR，以 下简称脱硝装置)控制系统、还原剂储存及制备控制系统。 8.1.1.2 脱硝系统的热工自动控制系统与其它控制系统的设计分界在脱硝控制系统的信号端子 排和通讯端口上。 8.1.2 系统功能描述 8.1.2.1 总的要求 8.1.2.1.1 热工检测 8.1.2.1.1.1 脱硝系统热工检测包括: 脱硝工艺系统主要运行参数; 辅机的运行状态; 仪表和控制用电源、气源及其他必要条件的供给状态和运行参数; 必要的环境参数; 脱硝电源系统及电气系统和设备的参数与状态检测。 8.1.2.1.1.2 脱硝装置进、出口烟道上设置 NOX/O2 取样分析仪, 脱硝装置出口烟道上设置 NH3 逃逸取样分析仪,信号全部进入控制系统中进行监视并计算排放量。有条件时，脱硝装置出口 NOX/ O2 取样分析仪可考虑与脱硫装置进口的 NOX/O2 分析取样装置合并设置。NO X/ O2 及氨逃 逸率在线检测仪表的测量方法及精度要求必须满足 DL/T 960-2005燃煤电厂烟气排放连续监 测系统订货技术条件。 8.1.2.1.1.3 液氨储存及制备系统周边应设有氨气检测器，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，在控制室发出警报，同时送出信号到火灾报警系 统，由火灾报警系统启动相应的消防设备。 8.1.2.1.1.4 为了便于对现场运行环境的监视，脱硝系统宜设置必要的视频监视探头，并接入全 厂闭路电视监视系统。 8.1.2.1.2 热工保护 8.1.2.1.2.1 脱硝装置的热工保护宜纳入机组 DCS，并由 DCS 软逻辑实现。 8.1.2.1.2.2 热工保护系统的设计应有防止误动和拒动的措施，保护系统电源中断和恢复不会误 发动作指令。 8.1.2.1.2.3 热工保护系统应遵守独立性原则: 重要的保护系统的逻辑控制单独设置; 重要的保护系统应有独立的 I/O 通道，并有电隔离措施; 冗余的 I/O 信号应通过不同的 I/O 模件引入; 触发脱硝装置解列的保护信号宜单独设置检测仪表; 脱硝装置与机组间用于保护的信号应采用硬接线方式。 8.1.2.1.2.4 控制器应采取冗余措施。 8.1.2.1.2.5 热工保护系统输出的操作指令应优先于其它任何指令。 8.1.2.1.3 热工顺序控制及联锁 8.1.2.1.3.1 顺序控制的功能应满足脱硝系统的启动、停止及正常运行工况的控制要求，并能实 现脱硝系统在事故和异常工况下的控制操作，保证脱硝系统安全。具体功能如下： 实现脱硝系统主要工艺系统的自启停; 实现各个辅机、阀门、挡板的顺序控制、控制操作及试验操作; 辅机与其相关的冷却系统、润滑系统、密封系统的联锁控制; 在发生局部设备故障跳闸时，联锁启停相关设备; 脱硝厂用电系统联锁控制。 8.1.2.1.3.2 需要经常进行有规律性操作的辅机系统宜采用顺序控制。 8.1.2.1.3.3 当脱硝局部顺序控制功能不纳入 DCS 时，可采用 PLC 实现其功能，并应与 DCS 有硬接线和通讯接口。还原剂的储存及制备系统的顺序控制可由 PLC 实现。 8.1.2.1.4 热工模拟量控制 8.1.2.1.4.1 脱硝系统应有较完善的热工模拟量控制系统，以满足不同负荷阶段中脱硝系统安全 经济运行的需要，还应考虑在系统事故及异常工况下与相应的联锁保护协调控制的措施。 8.1.2.1.4.2 脱硝系统模拟量控制系统中的各控制方式间，应设切换逻辑并能双向无扰动的切换。 - 53 - 8.1.2.1.4.3 重要热工模拟量控制项目的变送器应双重(或三重)化设置。 8.1.2.1.5 热工报警 8.1.2.1.5.1 热工报警可由常规报警和脱硝控制系统中的报警功能组成，热工报警应包括下列内 容： 工艺系统主要热工参数和电气参数偏离正常运行范围; 热工保护动作及主要辅助设备故障; 热工监控系统故障; 热工电源、气源故障; 辅助系统故障; 主要电气设备故障。 8.1.2.1.5.2 脱硝控制宜不设常规报警，当必须设少量常规报警时，按照 DL5000-2000 的有关 的规定执行。 8.1.2.1.5.3 脱硝控制系统的所有模拟量输入、数字量输入、模拟量输出、数字量输出和中间变 量的计算值，都可作为报警源。 8.1.2.1.5.4 脱硝控制系统功能范围内的全部报警项目应能在显示器上显示和在打印机上打印。 在启停过程中应抑制虚假报警信号。 8.1.2.2 SCR 系统 8.1.2.2.1 控制原理 SCR 烟气脱硝控制系统利用反应器进口 NOX 浓度和烟气流量乘积产生 NOX 流量信号,此 信号乘上所需 NH3/NOX 摩尔比就是基本氨气流量信号。摩尔比在现场调试期间确定并设置在 氨气流量控制程序中。SCR 控制系统根据计算出的氨气流量需求信号调节氨气流量控制阀,实 现脱硝喷氨量的自动控制。当 SCR 入口温度低于系统规定的连续运行温度之下时，控制系统 应自动切断喷氨系统，氨气控制阀自动关闭。 8.1.2.2.2 SCR 装置的控制与联锁保护 8.1.2.2.2.1 氨喷射系统 氨喷射系统的控制包括喷射氨流量控制阀和截止阀的控制。系统根据锅炉负荷、烟气温度、 SCR 反应器出入口 NOX 浓度以及氨氮(NH 3/ NOX)摩尔比要求自动调节氨喷射量。 8.1.2.2.2.2 旁路系统 如脱硝装置设置省煤器旁路和 SCR 反应器旁路，为了保证脱硝效率，当省煤器出口烟温 低于催化剂最低运行温度时开启省煤器旁路，通过调节烟气挡板来控制进入 SCR 的烟温在合 适的温度范围内。SCR 反应器旁路设在省煤器出口，用于锅炉启停时保护 SCR 装置内催化剂， 使烟气不经过 SCR 直接进入空预器。如果 SCR 不设旁路系统，上述工况下应停止喷氨。 8.1.2.2.2.3 吹灰系统 吹灰有声波吹灰和蒸汽吹灰两种。吹灰的频率根据催化剂层压差决定。通过测量催化剂层 压差，当差压超过设定值时顺序控制吹灰器进行吹灰。当采用蒸汽吹灰时，吹灰器控制宜纳入 单元机组的脱硝控制部分。 8.1.2.2.3 SCR 还原剂储存及制备系统的控制与联锁保护 SCR 脱硝反应所需要的还原剂为氨气，其可以通过液氨或尿素来获取。鉴于当前国内外 SCR 还原剂使用最多的为液氨，本设计导则中还原剂以目前主流使用的液氨进行描述。液氨储 存及制备系统所有设备的起停、顺控、联锁保护等都实现自动控制,设备及有关阀门启、停开关 还可在就地手操。液氨储存及制备系统故障信号应在集控室报警显示。 8.1.2.2.3.1 液氨储罐 液氨储罐的温度、压力、液位等信号送到控制系统，当储罐内温度或压力高时报警。当储 罐罐体温度过高时自动淋水装置起动，对罐体自动喷淋减温。 8.1.2.2.3.2 液氨蒸发器 液氨蒸发的流量受到蒸发器加热装置的控制，一般加热装置的温度控制在 40。液氨蒸发 器进口有压力控制阀将氨气压力控制在一定范围，当出口压力过高时，则切断液氨进料。在氨 气出口管道上还装有温度检测仪表，当温度低于 10时，关闭蒸发器液氨进料阀，保证送至氨 气缓冲罐的氨气温度和压力的稳定。 8.1.2.2.3.3 氨气缓冲罐 氨气缓冲罐出口的氨气通过压力控制阀调整压力后送至锅炉侧的氨气稀释系统。 8.1.2.2.3.4 氨气稀释供应系统 缓冲罐中的氨气通过稀释风机将氨气与空气混合稀释到 5体积浓度，然后喷入反应器内。 氨气流量可根据温度和压力修正系数进行修正。 8.1.2.3 SNCR 系统 8.1.2.3.1 控制原理 SNCR 脱硝工艺在炉内喷射尿素或氨等还原剂，使之与烟气中的氮氧化物反应，将其转化 为氮气及水。脱硝效率受炉内温度窗、停留时间、NO X 浓度、混合程度的影响，因此控制系统 应具有良好的负荷响应能力，保证还原剂喷在最佳温度区域。本设计导则中还原剂以目前主流 使用的尿素进行描述。 8.1.2.3.2 SNCR 装置的控制与联锁保护 8.1.2.3.2.1 还原剂供给和循环控制 - 55 - 该控制为喷射区的计量系统提供适当的还原剂流量和压力，对管路压力进行压力控制回路 调节，为计量模块提供适当的还原剂流量。 8.1.2.3.2.2 稀释水压力控制 当采用尿素做还原剂时，应装设尿素溶液稀释系统。尿素与稀释水混合稀释后喷射入锅炉 内，控制喷入炉膛内的尿素溶液浓度不大于 10。通过压力控制阀、压力/流量测量仪表来控 制合适压力的稀释水供还原剂稀释。 8.1.2.3.2.3 还原剂计量控制 计量模块将从循环管上抽出一定浓度的尿素溶液通过计量泵计量与经压力调整后的稀释水 进行混合，进混合器混合均匀配置成 10%的尿素溶液送至分配模块。 8.1.2.3.2.4 喷射区测量控制 分配模块根据锅炉负荷信号以及 CEMS 检测的 NOX 和 O2 信号，控制分配到各个喷枪的尿 素溶液流量，达到最佳脱硝效果和最低的氨逃逸率。每个喷射区域根据出口 NOX 浓度、锅炉 负荷、燃料量，通过电磁流量计、控制阀来控制和调节还原剂的流量。 8.1.2.3.2.5 还原剂喷射控制 一般在不同的锅炉区域设置多个喷射器来控制还原剂的喷入量和喷入位置，从而保持 SNCR 跟踪锅炉运行状况的灵活性和保持氨逃逸率水平。控制系统应具有锅炉满负荷或部分负 荷的脱硝控制模式，以对应不同锅炉负荷下烟气量及温度变化。锅炉在不同负荷的反应剂喷射 量由流体力学模型、动力学模型及物料平衡计算获得，并通过前馈变量(锅炉负荷、炉内温度) 以及反馈变量( 烟囱出口 NOX)进行连续调节，以达到要求的 NOX 控制值。 8.1.2.3.3 尿素储存及制备系统的控制与联锁保护 8.1.2.3.3.1 尿素储存及尿素溶液配制 对 SNCR 系统，将袋装尿素倒入溶解箱内加水搅拌溶解，配制成 40的尿素溶液；对 SCR 系统，采用尿素制氨时，宜配制成 5070的尿素溶液。为加快溶解，需将水加热。 溶解后的尿素溶液送至室外的储存罐储存。经过循环泵在供应/循环和计量模块之间循环，连续 向计量模块提供尿素溶液。 8.1.2.3.3.2 尿素溶液稀释 稀释水将浓度为 40的尿素溶液稀释成 10的溶液。为保持稀释后尿素溶液浓度的稳定， 稀释水压力要控制在所需范围内并维持稳定。控制系统的功能就是控制稀释水压力。 8.1.3 设计原则 8.1.3.1 热工自动化设计着重以保证装置安全、可靠、经济适用的原则出发，在切实可行的基 础上采用已经在同类系统中证明可靠的新设备和新技术，以满足各种运行工况的要求，确保脱 硝系统安全、高效运行。 8.1.3.2 脱硝系统的热工自动化水平宜与机组的自动化控制水平相一致。 8.1.3.3 脱硝系统宜采用集中监控,实现脱硝系统的启动，正常运行工况的监视和调整，停机和 事故处理。 8.1.3.4 随脱硝设备本体成套提供及装设的检测仪表和执行装置，应满足脱硝装置运行和热控 整体自动化水平与接口要求。 8.1.3.5 脱硝系统在启、停、运行及事故处理情况下均不应影响机组的正常运行。脱硝系统与 机组间用于保护的信号均应采用硬接线方式。当锅炉发生主燃料跳闸(MFT) 时，自动切除脱硝 系统的运行。 8.1.3.6 脱硝系统不单独设置热工试验室，但设置少量专用的实验室分析设备。例如，便携式 NOx 分析仪、便携式 NH3 检测仪。 8.1.4 系统方案设计 8.1.4.1 脱硝装置(SCR 和 SNCR) 8.1.4.1.1 新建机组的脱硝装置宜纳入单元机组 DCS 控制，其功能包括数据采集和处理(DAS) 、 模拟量控制(MCS)、顺序控制(SCS) 及联锁保护和脱硝厂用电源系统 (交流 380V、6000V)监控。 8.1.4.1.2 改造机组的脱硝装置可采用独立配置的可编程控制器(PLC)来进行控制。 8.1.4.1.3 脱硝装置蒸汽吹灰宜纳入单元机组 DCS 控制，声波吹灰可采用独立的 PLC 控制。 8.1.4.2 还原剂的储存及制备系统 8.1.4.2.1 当 SCR 还原剂的储存及制备系统归属机组运行人员管理时，其控制宜采用机组 DCS 远程 I/O 站或 DCS 远程控制站(带独立控制处理器)，接入 DCS 公用网络。系统建成后，在机 组 DCS 操作员站上实现还原剂储存及制备系统的启/停控制、正常运行的监视和调整、以及异 常与事故工况的处理和故障诊断。 8.1.4.2.2 当 SCR 还原剂的储存及制备系统归属化学部门管理时，其控制宜采用独立配置的 PLC，在就地设有控制室，最终 PLC 控制系统接入全厂水处理控制网络。系统建成后，在水处 理操作员站上实现还原剂储存及制备系统的启/停控制、正常运行的监视和调整、以及异常与事 故工况的处理和故障诊断。 8.1.4.2.3 SNCR 还原剂的储存及制备系统控制宜纳入机组公用 DCS。系统建成后，在机组 DCS 操作员站上实现还原剂储存及制备系统的启/停控制、正常运行的监视和调整、以及异常 与事故工况的处理和故障诊断。 8.1.4.3 电源 8.1.4.3.1 脱硝热工控制柜(盘)进线电源的电压等级不得超过 220V，进入控制装置柜( 盘)的交、 直流电源除故障不影响安全外，应各有两路，互为备用。工作电源故障需及时切换至另一路电 - 57 - 源，应设自动切换装置。 8.1.4.3.2 脱硝装置 DCS 机柜及保护装置采用两路供电，由机组 DCS 系统提供。 8.1.4.3.3 当 SCR 脱硝还原剂采用 PLC 控制时，控制系统电源则由电气不同厂用电母线段来的 两路 220V AC 交流电源供电。当 SCR 脱硝还原剂采用 DCS 控制时，则由机组公用 DCS 系统 供电。 8.1.4.3.4 SNCR 脱硝还原剂 DCS 由机组公用 DCS 供电。 8.1.4.3.5 当脱硝系统整岛招标时，挡板和吹灰器等执行机构的交流动力电源宜由脱硝装置的 MCC 提供。否则，挡板和吹灰器等执行机构的交流动力电源由热控配电柜供电。 8.1.4.4 气源 8.1.4.4.1 炉后脱硝区域的仪用气源由主厂房压缩空气站引接，还原剂储存及制备系统的仪用 气源由附近区域压缩空气站引接。 8.1.4.4.2 仪用压缩空气气源压力为 0.86MPa(a)，含油量小于 1mg/m