红豆热电有限公司UG-753.82-M17锅炉混合法脱硝工程初步方案.doc

红豆热电有限公司红豆热电有限公司 UG-75/3.82-M17UG-75/3.82-M17 锅炉混合法脱硝工程锅炉混合法脱硝工程 初步方案初步方案 无锡华光新动力环保科技股份有限公司 2012 年 9 月 红豆热电 2X75t/h CFB 锅炉 SNCR/SCR 混合法脱硝工程 初步方案 i 目 录 概述 1 1 项目背景1 主要设计原则2 工程实施条件 3 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 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 1111 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 1717 投资费用 1818 华光环保公司简介及业绩 1919 公司简介19 业绩情况19 红豆热电 2X75t/h CFB 锅炉 SNCR/SCR 混合法脱硝工程 初步方案 0 概述 项目项目背景背景 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。 红豆热电 2X75t/h CFB 锅炉 SNCR/SCR 混合法脱硝工程 初步方案 1 表表 1.11.1 火力发电锅炉及燃气轮机组大气污染物排放限值火力发电锅炉及燃气轮机组大气污染物排放限值 序号 燃料和热能 转化设施类型 污染物项目适用条件 限值 （mg/Nm3 ） 污染物排放监 控位置 烟尘全部 20 二氧化硫全部 50 氮氧化物（以 NO2计）全部 100 1 燃煤锅炉 汞及其化合物全部 0.03 烟尘全部 20 二氧化硫全部 50 燃油锅炉 1002 以油为燃料的锅 炉或燃气轮机组氮氧化物（以 NO2计） 燃气轮机组 120 烟尘全部 5 二氧化硫全部 35 燃气锅炉 100 3 以气体为燃料的 锅炉或燃气轮机 组 氮氧化物（以 NO2计） 燃气轮机组 50 烟囱或烟道 4 燃煤锅炉，以油、 气体为燃料的锅 炉或燃气轮机组 烟气黑度（林格曼黑 度，级） 全部 1 烟囱排放口 红豆热电有限公司现已配置 2 台 75t/h 链条炉。锅炉烟气原始氮氧化物（NOx）排 放浓度约 400mg/Nm3 左右，为满足国家和地方的环保要求，拟对 75t/h 锅炉实施低 NOx 燃烧技术和烟气脱硝技术改造，要求脱硝后烟气 NOx 排放浓度不超过 100mg/Nm3，实现 达标排放。 主要设计原则主要设计原则 (1)脱硝设计效率应满足目前国家最新的排放标准和地方环保局的排放要求。 (2)采用的脱硝技术先进、成熟，设备可靠，性价比高，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，且脱硝系统的启停和运行不影响锅炉的正常安全 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。 (5)脱硝装置设计寿命 20 年。 红豆热电 2X75t/h CFB 锅炉 SNCR/SCR 混合法脱硝工程 初步方案 2 (6)脱硝工艺的选择应利于电厂的管理和降低运行管理费用。 红豆热电 2X75t/h CFB 锅炉 SNCR/SCR 混合法脱硝工程 初步方案 3 工程实施条件 厂区条件厂区条件 项目位于无锡红豆工业园区内。 主要工作参数主要工作参数 额定蒸发量 75 t/h 额定蒸汽温度 450 额定蒸汽压力（表压） 3.82 MPa 给水温度 150 锅炉排烟温度 156 排污率 2 % 空气预热器进风温度 20 锅炉计算热效率 81.8 % 燃料消耗量 11.199 t/h 一次热风温度 121 二次热风温度 121 一、二次风量比 50：50 锅炉飞灰份额 77 % 设计燃料设计燃料 表 1 烟煤主燃料成分分析： 表表 1 1 烟煤主燃料成分（设计煤种）烟煤主燃料成分（设计煤种） 燃料特性 项 目符 号单 位 原料煤 碳 Car%56.12 氢 Har%2.97 氧 Oar%10 氮 Nar%2.1 硫 Sar%0.38 收 到 基 灰 Aar%7.93 红豆热电 2X75t/h CFB 锅炉 SNCR/SCR 混合法脱硝工程 初步方案 4 项 目符 号单 位 燃料特性 原料煤 水 Mar%20.54 干燥基挥发分 Vd%36.88 干燥基灰分 Ad% 收到基低位发热量 Qnet.arMJ/kg20.169 灰变形温度 DT 灰软化温度 ST 灰流动温度 FT 可磨系数 HGI96 主燃料烟煤的入炉粒度要求：粒度范围 040mm，55%粒径 06mm；30%粒径 03mm 红豆热电 2X75t/h CFB 锅炉 SNCR/SCR 混合法脱硝工程 初步方案 5 烟气脱硝技术方案 目前主流的烟气脱硝技术有选择性催化还原技术（SCR） 、选择性非催化还原技术 （SNCR）和 SNCR/SCR 联合脱硝技术。 SNCRSNCR 技术技术 研究发现，在 8001250这一温度范围内、无催化剂作用下，尿素、氨水等还原 剂可选择性地还原烟气中的 NOx 生成 N2和 H2O，基本上不与烟气中的 O2作用，据此发展 了 SNCR 脱硝技术。 SNCR 烟气脱硝的主要反应为： NH3为还原剂 4NH3 + 4NO + O2 4N2 + 6H2O 尿素为还原剂 2NO + CO(NH2)2 + O2 2N2 + CO2 + 2H2O 2 1 SNCR 通常采用的还原剂有尿素、氨水和液氨，不同还原剂的比较如表 3.1 所列。 表表 3.13.1 不同还原剂特点不同还原剂特点 还还原原剂剂特特点点 尿素 安全原料 (化肥) 便于运输 脱硝有效温度窗口较宽 尿素溶解要消耗一定热量 氨水 运输成本较大 需要较大的储存罐 脱硝有效温度窗口窄 液氨 高危险性原料 运输和存储安全性低 从 SNCR 系统逃逸的氨可能来自两种情况，一是喷入的还原剂过量或还原剂分布不 均匀，一是由于喷入点烟气温度低影响了氨与 NOx 的反应。还原剂喷入系统必须能将还 原剂喷入到炉内最有效的部位，如果喷入控制点太少或喷到炉内某个断面上的氨不均匀， 则会出现分布较高的氨逃逸量。在较大尺寸的锅炉中，因为需要覆盖相当大的炉内截面， 还原剂的均匀分布则更困难。为保证脱硝反应能充分地进行，以最少喷入 NH3 的量达到 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， 红豆热电 2X75t/h CFB 锅炉 SNCR/SCR 混合法脱硝工程 初步方案 6 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 SO3会产生 NH4HSO4易造成空气预热器堵塞，并有腐蚀的危险。因此，SNCR 工艺的 氨逃逸要求控制在 8mg/Nm3以下。图 3.1 为典型 SNCR 脱硝工艺流程图。 图图 3.13.1 SNCRSNCR 工艺系统流程图工艺系统流程图 SNCR 烟气脱硝过程是由下面四个基本过程组成： 还原剂的接收和溶液制备； 还原剂的计量输出； 在锅炉适当位置注入还原剂； 还原剂与烟气混合进行脱硝反应。 SCRSCR 技术技术 选择性催化剂还原（SCR）技术是在烟气中加入还原剂（最常用的是氨和尿素，本 项目采用氨水，与 130 吨煤粉锅炉公用一套还原剂储备与供应系统），在催化剂和合适 的温度等条件下，还原剂与烟气中的氮氧 红豆热电 2X75t/h CFB 锅炉 SNCR/SCR 混合法脱硝工程 初步方案 7 化物（NOx）反应，而不与烟气中的氧进行氧化反应，生成无害的氮气和水。主要反应 如下： 4NO + 4NH3 + O2 4N2 + 6H2O NO + NO2 + 2NH3 2N2 + 3H2O 6NO2 + 8NH3 7N2 + 12H2O 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（8001250） 进行。SCR 技术采用催化剂，催化作用使反应活化能降低，反应可在更低的温度条件 （320400）下进行。 对 SCR 系统的制约因素随运行环境和工艺过程而变化。制约因素包括系统压降、烟 道尺寸、空间、烟气微粒含量、逃逸氨浓度限制、SO2氧化率、温度和 NOx 浓度，都影 响催化剂寿命和系统的设计。除温度外，NOx、NH3浓度、过量氧和停留时间也对反应过 程有一定影响。 SCR 系统一般由氨储存系统、氨与空气混合系统、氨气喷入系统、反应器系统、省 煤器旁路、SCR 旁路、检测控制系统等组成。SCR 脱硝反应器在锅炉尾部一般有三种不 同的布置方式，高尘布置、低尘布置和尾部布置，图 3.2 为目前广泛采用的高尘布置 SCR 烟气脱硝系统工艺流程图。 图图 3.23.2 SCRSCR 工艺系统流程工艺系统流程( (高尘布置高尘布置) ) 对于一般燃煤或燃油锅炉，SCR 反应器多选择安装于锅炉省煤器与空气预热器之间， 因为此区间的烟气温度刚好适合 SCR 脱硝还原反应，氨被喷射于省煤器与 SCR 反应器间 烟道内的适当位置，使其与烟气充分混合后在反应器内与氮氧化物反应，SCR 系统商业 运行的脱硝效率约为 80%90%。 SNCR/SCRSNCR/SCR 混合烟气脱硝技术混合烟气脱硝技术 SNCR/SCR 混合技术是 SNCR 工艺的还原剂喷入炉膛技术同 SCR 工艺利用逃逸氨进行 催化反应结合起来，进一步脱除 NOx，它是把 SNCR 工艺的低费用特点同 SCR 工艺的高 脱硝率进行有效结合的一种扬长避短的混合工艺。SNCR/SCR 混合工艺的脱硝效率可达 到 5080%，氨的逃逸小于 4mg/m3。图 3.3 为典型的 SNCR/SCR 混合烟气脱硝工艺流程。 红豆热电 2X75t/h CFB 锅炉 SNCR/SCR 混合法脱硝工程 初步方案 8 图图 3.33.3 SNCR+SCRSNCR+SCR 联合工艺脱硝流程图联合工艺脱硝流程图 主要烟气脱硝技术的比较主要烟气脱硝技术的比较 几种主要烟气脱硝技术综合比较情况如表 3.2 所列。 表表 3.23.2 SCRSCR、SNCRSNCR、SNCR/SCRSNCR/SCR 技术综合比较技术综合比较 项目SCR 技术SNCR 技术SNCR/SCR 技术 反应剂NH3 或尿素氨水或尿素NH3 或尿素 反应温度3204008001250 前段：8001000， 后段：320400 催化剂 V2O5-WO3/TiO2 不使用催化剂后段加少量催化剂 脱硝效率8090%3060%5080% 反应剂喷 射位置 SCR 反应器入口烟道炉膛内喷射 锅炉负荷不同喷射位 置也不同 SO2/SO3 氧化 SO2氧化成 SO3的氧化 率1% 不会导致 SO2氧化， SO3浓度不增加 SO2氧化较 SCR 低 NH3 逃逸 2.5 mg/m38 mg/m34 mg/m3 对空气预 热器影响 NH3与 SO3易形成硫酸 氢铵，需控制 NH3泄漏 量和 SO2氧化率，并对 SO3浓度低，造成堵塞 或腐蚀的机率低 硫酸氢铵的产生较 SCR 低，造成堵塞或 腐蚀的机率比 SCR 低 红豆热电 2X75t/h CFB 锅炉 SNCR/SCR 混合法脱硝工程 初步方案 9 空预器低温段进行防 腐防堵改造。 系统压力 损失 新增烟道部件及催化 剂层造成压力损失 没有压力损失 催化剂用量较 SCR 小， 产生的压力损失较低 燃料及其 变化的影 响 燃料显著地影响运行 费用，对灰份增加和 灰份成分变化敏感， 灰份磨耗催化剂，碱 金属氧化物劣化催化 剂，AS、S 等使催化剂 失活。 基本无影响 影响与 SCR 相同。由 于催化剂较少，更换 催化剂的总成本较 SCR 低 锅炉负荷 变化的影 响 SCR 反应器布置需优化， 当锅炉负荷在一定范 围变化时，进入反应 器的烟气温度处于催 化剂活性温度区间。 多层布置时，跟随负荷 变化容易 跟随负荷变化中等 工程造价高低较高 本项目脱硝方案本项目脱硝方案的选择的选择 本项目为 2 台 75t/h 链条炉，经过实施低 NOx 燃烧技术改造后原始 NOx 排放浓度 约为 400mg/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/SCR 混合法脱硝工艺，脱硝后 NOx 排放浓度低于 100mg/Nm3，实现达标排放。 SNCR/SCR 混合法脱硝工艺优点如下： (1) 脱硝效率可达 60%80%以上，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/SCR 烟气脱硝工艺方案设计参数如表 3.3 所列： 表表 3.33.3 SNCR/SCRSNCR/SCR 烟气脱硝方案工程设计参数烟气脱硝方案工程设计参数 脱硝系统主要设计参数数值 设计负荷范围，%30%100%BMCR NOx 原始排放浓度（干基，6%O2） ，mg/Nm3 小于 400 烟气流量，Nm3/h 83251 红豆热电 2X75t/h CFB 锅炉 SNCR/SCR 混合法脱硝工程 初步方案 10 总设计脱硝效率，% 72 其中：SNCR 脱硝效率，% 30 SCR 脱硝效率，% 60 纯尿素耗量，kg/h 26 设计脱硝装置出口 NOx 排放浓度，mg/Nm3 90 在烟囱处测得的最大 NH3 逃逸量，mg/Nm34 红豆热电 2X75t/h CFB 锅炉 SNCR/SCR 混合法脱硝工程 初步方案 11 工程设想 系统概述系统概述 因锅炉尾部受热面已安装结束，为了安装 SCR 反应器，需对尾部受热面进行调整。 省煤器改为高低温段，高低温段省煤器之间有 2.8 米的距离，布置 SCR 反应器，在设计 煤种、BMCR 工况下，SCR 反应器进口烟气温度设计为 380左右。SCR 反应器内布置 1 层催化剂，体积为 14m3。要求锅炉改造后在满足脱硝要求的同时，不影响锅炉的整体 性能。 锅炉概况以及省煤器改造要求： 锅炉为链条锅炉，配置有一级省煤器。拟将省煤器分作两级，中间拉开一个空档， 将设置脱硝装置。对于省煤器改造的主要要求： 1） 两级省煤器之间的空档尺寸大于等于 2800mm； 2）上级省煤器出口的烟气温度应在 370-380之间。 省煤器改造方案简要说明及附图 1） 为腾出空间，采用空位空间可以容纳更多受热面的 H 型鳍片管； 2） 原有的进口和出口集箱位置适当调整； 3） 两级之间的空间净空为 2800mm 左右； 4） 针对链条锅炉特点，选取的烟气流速兼顾防止磨损和堵灰因素。 (1) 省煤器改为高低温段，高低温段省煤器之间有 2.5 米的距离，增加两只中间 集箱，中间集箱用连接管连接。 (2)低温段省煤器下部空预器整体原位不动。 (3)平台扶梯移位、制作安装。 SNCR/SCR 混合法脱硝工艺中，还原剂喷入炉膛后首先发生 SNCR 反应，脱除掉一部 分的 NOx，未反应的部分还原剂随烟气流经下游的催化反应系统，在 SCR 脱硝催化剂的 作用下发生 SCR 反应，进一步脱除烟气中的 NOx。 当本项目锅炉 NOx 原始排放浓度在一定浓度之下时，只通过 SNCR 脱硝即可实现 NOx 达标排放；当锅炉 NOx 原始排放浓度超出单独 SNCR 控制的有效范围时，则调整还 原剂的投加方式，通过 SNCR 与 SCR 联合脱硝，最终实现 NOx 达标排放。 考虑到消防安全因素和招标方单位实际的场地情况，本项目脱硝系统采用 1020% 氨水（与 130 吨锅炉公用一套氨水系统）作为还原剂。 氨水溶液储存系统的尿素储罐按三台 红豆热电 2X75t/h CFB 锅炉 SNCR/SCR 混合法脱硝工程 初步方案 12 锅炉用量设计，体积为 60m3。还原剂计量系统 1 炉 1 套，还原剂分配系统 1 炉 1 套。 因锅炉尾部受热面已安装结束，为了安装 SCR 反应器，需对尾部受热面进行调整。 省煤器改为高低温段，高低温段省煤器之间有 3.5 米的距离，布置 SCR 反应器，要求在 设计煤种、BMCR 工况下，SCR 反应器进口烟气温度设计为 380左右。SCR 反应器内布 置 1 层催化剂，体积为 14 m3。本项目 SNCR/SCR 联合脱硝工艺系统如图 4.1 所示。 图图 4.1 SNCR/SCR 联合脱硝工艺系统图联合脱硝工艺系统图 工艺装备工艺装备 1.1 氨水溶液储存系统 本系统共设有 1 个氨水溶液储存罐（与 130 锅炉公用） 。通过采购工业级 20%氨水 溶液，储存在储罐内，通过高流量循环装置输送供应至 3 台锅炉还原剂喷射装置。 1.2 氨水溶液计量、分配系统 1.2.1 炉区氨水溶液计量、分配系统用来将氨水溶液注入锅炉的炉膛。该系统布置 在炉区，主要由下面的部件/装置组成： 1）压力控制装置 2）计量分配装置 3）分配装置 4）氨水喷射器 5）温度监测装置 1.2.1.1 压力控制装置 压力控制装置是一个独立的压力控制系统。这个装置向计量分配装置提供设定压力 下的氨水溶液供应。 红豆热电 2X75t/h CFB 锅炉 SNCR/SCR 混合法脱硝工程 初步方案 13 1.2.1.2 计量装置 氨水喷射区的计量装置用于精确计量和控制到锅炉内每个喷射区的脱硝还原剂浓度。 该装置连接并响应来自于机组燃烧控制系统、NOx 和温度监视器的控制信号，自动调节 氨水溶液流量，对 NOx 水平、锅炉负荷、燃料或燃烧方式的变化做出响应，打开或关 闭喷射区或控制其质量流量。每一喷射区均可独立地运行和控制，该特性允许隔离每个 子装置进行维修且不会严重影响工艺性能及总体 NOx 还原效果。 1.2.1.3 分配装置 分配装置将还原剂分送给每个喷枪。该装置包括流量和压力显示、压缩空气和脱硝 还原剂流量调节阀。为了安装方便，所有分配装置出厂前均已组装好成模块，并做好相 关测试。 1.2.1.4 还原剂喷射器 氨水喷射器用于雾化尿素溶液并将其喷入炉膛。在追求高脱硝效率的同时将氨逃逸 降至最低，还原剂的喷入意味着 SNCR 脱硝反应的开始。喷射器采用空气雾化，低动力 型，采用厂杂用压缩空气将雾滴带入锅炉。 每套喷射器包括喷枪和相关附件（连接软管及快速接头等） 。 每台锅炉喷射器喷枪数量初步设计为 6 只（二侧各 3 只） ，加设位置待详细设计时 确定。 1.3 催化反应系统 该系统置于高温省煤器与低温省煤器之间烟道内，SCR 脱硝催化剂安装 1 层，体积 为 14 m3。该系统主要由以下部件/装置组成： 1）催化剂模块 2）支撑结构 3）配套组件（含补充喷氨格栅） 4）吹灰装置 电气部分电气部分 本部分主要包括供配电系统和控制与保护两部分。 4.3.1 供配电系统 1）380/220V 供电系统 2）检修照明系统 3）脱硝 380/220V 系统按照设备布置区域设置尿素溶液供应区 MCC 4）锅炉脱硝尿素溶液储存区域的正常照明电源取自尿素溶液储存区 MCC，炉区正 常照明由现有炉区动力箱供电；SNCR+SCR 区域和尿素溶液区域的检修电源取自 MCC。 红豆热电 2X75t/h CFB 锅炉 SNCR/SCR 混合法脱硝工程 初步方案 14 4.3.2 控制与保护 1）控制方式 脱硝系统的电气设备纳入单独的脱硝 PLC 控制系统，不设常规控制屏。所有低压空 气断路器控制电压采用 220V AC。 2）信号与测量 380V 低压所有开关的合闸、跳闸状态、事故跳闸、控制电源消失信号送仪表 PLC/DCS 系统。 3）电气量送入脱硝 PLC/DCS 实现数据自动采集、定期打印制表、实时调阅、显示 电气主接线、亊故自动记录及故障追忆等功能。 系统控制系统控制 4.4.14.4.1 控制系统概述控制系统概述 本烟气脱硝系统还原剂的喷射通过前馈控制参数（锅炉负荷、温度）和反馈控制参 数（出口 NOx 浓度、氨逃逸量）来进行连续不断的调整。在保持 NOx 排放浓度（或脱硝 效率）及 NH3逃逸率小于设定值的条件下，根据前馈控制参数确定不同负荷时还原剂的 喷射量，再以反馈控制参数来调整还原剂的喷射量。当锅炉负荷、原始烟气中 NOx 浓度 低于设定值等情况下，停止投加还原剂。 4.4.24.4.2 控制方式和水平控制方式和水平 本烟气脱硝装置的控制包括氨水站公用系统、还原剂计量和分配等几部分，控制系 统能够完成整个脱硝装置内所有的测量、监视、操作、自动控制、报警及保护和联锁、 记录等功能。 4.4.34.4.3 尿素供应系统尿素供应系统 PLCPLC 控制系统要求控制系统要求 PLC 控制系统的可利用率达到 99.9%。其技术规范满足电力行业要求。 烟气脱硝控制系统如图 4.2 所示。 红豆热电 2X75t/h CFB 锅炉 SNCR/SCR 混合法脱硝工程 初步方案 15 图图 4.24.2 SNCR+SCRSNCR+SCR 烟气脱硝控制系统烟气脱硝控制系统 供货范围供货范围 本项目烟气混合法脱硝系统主要设备供货范围如表 4.1 所列。 表表 4.14.1 SNCR/SCRSNCR/SCR 烟气脱硝系统主要供货范围一览表烟气脱硝系统主要供货范围一览表 序号序号名称名称单位单位数量数量 备注备注 一还原剂制备储存系统 氨水溶液储罐只 1 60M3，S304 尿素溶液循环泵台 2 S304，一用一备 尿素溶液输送泵台 2 S304，一用一备 二计量系统套 2 三分配系统套 2 四氨水溶液喷枪只 12S316 五 催化剂系统 M328 蜂窝型催化剂 六 声波吹灰器套 4 七仪控系统 NOx/O2烟气分析仪 台 2 德国SICK 红豆热电 2X75t/h CFB 锅炉 SNCR/SCR 混合法脱硝工程 初步方案 16 氨逃逸仪 台 0 德国SICK 八 电气与仪控系统 套 1 九其他 占地情况占地情况 本项目（氨水区域）总占地面积约80m2。 红豆热电 2X75t/h CFB 锅炉 SNCR/SCR 混合法脱硝工程 初步方案 17 工程实施轮廓进度 一般来说，整个工程完成时间是在合同签订后 3 个月左右（具体协商），工程实施 日程见下表： 事件事件责任责任自定单起星期数自定单起星期数 接受定单客户 0 开始设备设计无锡华光新动力环保科技股份有限公司 1 提交设备图纸无锡华光新动力环保科技股份有限公司 4 收到客户对图纸的意见客户 5 开始设备制造无锡华光新动力环保科技股份有限公司 7 设备装运无锡华光新动力环保科技股份有限公司 9 设备交付无锡华光新动力环保科技股份有限公司 10 完成设备安装无锡华光新动力环保科技股份有限公司 13 开始启动和测试无锡华光新动力环保科技股份有限公司 14 开始优化无锡华光新动力环保科技股份有限公司 15 符合性测试客户 16 红豆热电 2X75t/h CFB 锅炉 SNCR/SCR 混合法脱硝工程 初步方案 18 投资费用 锅炉脱硝工程静态投资费用主要包括以下几个部分： （1） 锅炉改造费用； 因锅炉尾部受热面已安装结束，为了安装 SCR 反应器，需对尾部受热面进行调整。 省煤器改为高低温段，高低温段省煤器之间有 3.5 米的距离，布置 SCR 反应器，在设计 煤种、BMCR 工况下，SCR 反应器进口烟气温度设计为 380左右。SCR 反应器内布置 1 层催化剂，体积为 14m3。要求锅炉改造后在满足脱硝要求的同时，不影响锅炉的整体 性能。 锅炉改造主要工作： a.省煤器改为高低温段，高低温段省煤器之间有 3.5 米的距离，增加两只中间集箱， 中间集箱用连接管连接。 b.空预器风道连通箱及空预器出口转弯烟道制作、安装。 c.平台扶梯移位、制作安装。 （2）SNCR/SCR 设备购置费； （3）设计及技术服务费，包括数值模拟及搭建物模费用； （4）安装、调试费； （5）税费等其它费用。 （具体见报价表）（具体见报价表） 红豆热电 2X75t/h CFB 锅炉 SNCR/SCR 混合法脱硝工程 初步方案 19 华光环保公司简介及业绩 公司简介公司简介 无锡华光新动力环保科技股份有限公司由无锡华光锅炉股份有限公司控股的子公司， 坐落在无锡国家高新技术产业开发区。科技人员中多名具有高级职称，形成了一支从教 授级高工、博士、硕士到本科，人员结构合理、研发实力雄厚的科研队伍。 包括锅炉、环 境工程、化工机械、流体、结构、电气、土建设计等专业结构合理、实力雄厚的科研队 伍。利用自有的THINKSATION 高性能图形工作站用于流场模拟仿真计算等高科技装备， 开发脱硝催化剂选型软件包以及烟气处理系统设计工艺软件，拥有国内领先的 环保（烟气 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