山东海科瑞林水煤浆锅炉脱销技术方案

东营市海科瑞林化工有限公司335T/H水煤浆循环流化床锅炉烟气脱硝工程技术方案辽宁瑞丰环保科技集团有限公司2014年12月1概述11项目概况东营市海科瑞林化工有限公司3台35T/H水煤浆循环流化床锅炉；根据山东省十二五期间对污染物减排的整体部署和要求，拟对上述锅炉进行综合治理。应业主邀请，辽宁瑞丰环保科技集团有限公司根据交流情况，对本期烟气处理工程进行了初步方案设计。12设计原则本技术方案适用于东营市海科瑞林化工有限公司3台35T/H水煤浆循环流化床锅炉烟气脱硝治理工程。本期烟气治理工程的设计原则包括1采用选择性催化还原法SCR脱硝工艺。2氨水作为脱硝还原剂。3脱硝装置的控制系统采用DCS。4当NOX入口浓度不高于600MG/NM3干基，6O2时，出口NOX浓度不高于100MG/NM3干基，6O2，NH3逃逸量不大于25MG/NM3干基，6O2。5烟气处理装置整体寿命与主体同步。6烟气处理装置不对锅炉的正常生产造成影响。13设计参数131烟气参数名称单位设计参数备注烟气量NM3/H90000上限110，下限70烟气温度160正常范围130280烟气粉尘浓度MG/NM29970SOX浓度MG/NM2657烟气压力PA2000O2含量V52氮氧化物MG/NM600132电厂供电现状200KW及以上电动机采用6KV电压。电动机电源电压高压6KV；低压380V。14标准与规范烟气处理装置的设计、供货、调试、试验及检查、试运行、考核等满足如下规范由于玻璃行业的脱硫脱硝尚未建立相关的标准体系，在工程设计及执行过程中可部分参照电力行业相关标准国家环境保护部火电厂氮氧化物防治技术政策HJ5622010火电厂烟气脱硝工程技术规范选择性催化还原法HJ5632010火电厂烟气脱硝工程技术规范选择性非催化还原法GBZ22002作业环境空气中有害物职业接触标准GBJ8785工业企业噪声控制设计规范GB500162006建筑设计防火规范GB5011698火灾自动报警系统设计规范GB745087电子设备雷击保护导则GB5005295供配电系统设计规范GB5005593通用用电设备配电设计规范GB5005693电热设备电力装置设计规范CECS3191钢制电缆桥架工程设计规范GBJ6984给水排水工程结构设计规范GB5018793工业企业总平面设计规范GBL5098钢制压力容器GB427292设备及管道保温技术通则GB1234890工业企业厂界噪声标准GBJ1619872002建筑设计防火规范GB5011698火灾自动报警系统设计规范GBJ4281工业企业通讯技术规定GA/T7594安全防范工程程序与要求GB1428593继电保护和安全自动装置技术规程GB5006292电力装置的继电保护和自动装置设计规范GB9089492户外严酷条件下电气装置装置要求GB745087电子设备雷击保护导则GB5005794建筑物防雷设计规范GB1215890防止静电事故通用导则GB5005295供配电系统设计规范GB5005495低压配电设计规范GB5005593通用用电设备配电设计规范GB5005693电热设备电力装置设计规范GB5005892爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范GB5021794电力工程电缆设计规范GB12666590耐火试验耐高温电缆CECS3191钢制电缆桥架工程设计规范GB500172003钢结构设计规范GBJ13590高耸结构设计规范GB500032001砌体结构设计规范GB5004096动力机器基础设计规范JGJ10796钢筋机械连接通用技术规程GB/T112631998热轧H型钢和部分T型钢YB330192焊接H型钢YB400191压焊钢格栅板GBJ14871997版室外排水设计规范GBJ13861997版室外给水设计规范GBJ6984给水排水工程结构设计规范DLGJ2491火力热电厂生活、消防给水和排水设计技术规定EPA环境保护署NEBB国家环保局NEMA国际电气制造联合会AIEE美国电气工程师学会ANSI美国国家标准协会ASME美国机械工程师学会NFPA国际防火联合会NFPA美国防火协会ANSI/NFPA70美国国家防火协会电气规范TCP/IP网络通讯协议ANSI/IEEE488可编程仪表的数字接口EIA美国电子工业协会EIARS485数据终端设备与使用串行二进制数据进行数据交换的数据通信设备之间的接口SAMAPMS221仪表和控制系统的功能图表示法ANSI/NEMAICS4工业控制设备和系统的端子排ANSI/NEMAICS6工业控制设备和系统外壳UL44橡胶导线、电缆的安全标准ICEA绝缘电缆工程师学会AWS美国焊接协会PFI美国管道建造学会AISC美国钢结构学会SSPC美国钢结构油漆委员会MICC16173防化学腐蚀标准15供货范围投标方应提供完善的烟气脱硝、公用及相关改造系统，其构成包括但不限于1氨水站系统（氨水卸料系统、氨水罐、泵、输送管道、给排水、疏水系统等）。2催化剂（催化剂模块、测试模块、密封及催化剂装卸系统等）。3烟气脱硝反应器系统（入口烟道、反应器本体、出口烟道、烟道接口、膨胀节、吹灰器、烟道内的导流与整流装置、压缩空气等）。4热控系统（仪表和控制系统、CEMS、吹灰控制系统、火灾报警和消防控制系统等）。5电气系统（包括照明、通讯、检修电源、MCC系统、配电装置、电缆、电缆桥架和接地等）。6附属系统（钢结构、楼梯和平台、热控及电子设备间、检修起吊设施、防腐、保温和油漆等）。7空调通风系统。8其它（设备标识、安全标识、照明及相关辅助系统的改造与恢复等）。16性能保证值161定义1污染物浓度计算方法烟气中NOX的浓度（干基、标态、6O2）计算方法为式中NOX（MG/NM3）标准状态，6氧量、干烟气下NOX浓度，MG/NM3；NO（L/L）实测干烟气中NO体积含量，L/L；SO2（MG/NM3）标准状态，6氧量、干烟气下SO2浓度，MG/NM3；SO2（L/L）实测干烟气中SO2体积含量，L/L；O2实测干烟气中氧含量，；095经验数据（在NOX中，NO占95，NO2占5）；205NO2由体积含量L/L到质量含量MG/M3的转换系数。本技术方案中提到的污染物NOX、粉尘均指修正到标态、干基、6O2时的烟气中污染物浓度。2脱除效率脱除效率（脱硫效率、脱硝效率、除尘效率）计算方法如下C1C2脱除效率C1100式中C1烟气处理系统运行时烟气处理系统入口处烟气中污染物含量（MG/NM3）；C2烟气处理运行时烟气处理系统出口处烟气中污染物含量（MG/NM3）。3氨逃逸浓度氨逃逸浓度是指在脱硝反应器出口的气态氨浓度（标态，干基、6O2）。4SO2/SO3转化率经过脱硝装置后，烟气中SO2转化为SO3的比率。式中10SO/SO23332，入口，入口，出口转化率231059/LMGXSO3，出口SCR反应器出口6O2含量、干烟气条件下SO3体积含量，L/L；SO3，入口SCR反应器入口6O2含量、干烟气条件下SO3体积含量，L/L；SO2，入口SCR反应器入口6O2含量、干烟气条件下SO2体积含量，L/L。5催化剂寿命催化剂寿命是指其活性能够满足脱硝效率、氨逃逸等性能指标时的连续使用时间。162保证值1脱硝效率初装二层催化剂时，在锅炉正常负荷范围内，入口NOX浓度不超过600MG/NM3，性能考核试验时的脱硝效率不低于833。在催化剂质量保证期期满之前，脱硝效率不小低于833，且NOX排放浓度不超过100MG/NM3。2氨逃逸在锅炉正常负荷范围内，脱硝装置的氨逃逸浓度不大于3PPMVD6O2。3SO2/SO3转化率在锅炉正常负荷范围内，SO2/SO3转化率小于10。4系统阻力在性能考核试验时，烟气系统阻力不大于900PA（含脱硝备用催化剂层）。其中，烟气脱硝反应器装设三层催化剂设计阻力为600PA，连接烟道阻力为300PA。化学寿命期内，对于SCR反应器内的每一层催化剂，压力损失保证增幅不得超过20。5烟气经过导流、混流和整流后，在烟气脱硝反应器顶层催化剂入口处，烟气参数分布均匀性最大偏差速度分布标准偏差15温度分布标准偏差10氨氮摩尔比分布标准偏差5烟气入射催化剂角度与垂直方向的夹角10上述五项性能保证指标的条件为ASCR入口NOX浓度700MG/NM3B烟气入口温度2904206催化剂寿命催化剂的化学寿命不小于24000小时，机械寿命不低于10年。7消耗8吸收剂/还原剂耗量在正常运行工况及烟气中NOX含量为600MG/NM3时，脱硝装置的氨水耗量不大于774KG/H；电耗不大于4206KWH/H。2主要设计原则和参数确定21SCR烟气脱硝系统简介选择性催化还原SCR技术是目前应用最多而且最有成效的烟气脱硝技术。SCR技术是在金属催化剂作用下，以NH3作为还原剂，将NOX还原成N2和H2O。NH3不和烟气中的残余的O2反应，而如果采用H2、CO、CH4等还原剂，它们在还原NOX的同时会与O2作用，因此称这种方法为“选择性”。SCR的工作原理如图35所示，主要反应方程式为4NH34NOO24N26H2O18NH36NO27N212H2O2通过采用合适的催化剂，上述反应可以在290410的温度范围内有效进行，可以获得高达8090的NOX脱除效率。目前，世界各国采用SCR技术建设的脱硝装置有数百套之多。SCR技术对锅炉烟气NOX控制效果十分显著，占地面积小、技术成熟、易于操作，可作为我国燃煤电厂控制NOX污染的主要手段之一。图32SCR工作原理图脱硝系统主要可分成还原剂制备系统及烟气系统。22烟气流程SCR反应系统在烟道中一般有三种不同的安装位置，即热段/高灰布置、热段/低灰和冷段布置，从而对应的烟气治理流程如下A热段/高灰布置热段/高灰布置的流程为锅炉SCR除尘脱硫烟囱。反应器布置在锅炉之后，此时烟气中所含有的全部飞灰和SO2均通过SCR反应器，反应器的工作条件是在“不干净”的高尘烟气中。通过调节锅炉出口温度，可较为容易达到催化剂的理想反应温度，即290410，这种布置改造相对比较简单，对原有的烟气流程无需作很多变动就可以实现。对于余热锅炉，烟气脱硝SCR反应器多选择放置于锅炉省煤器与空气预热器之间，因为该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系统商业运行业绩的脱硝效率约为8090。B热段/低灰布置热段/低灰布置的流程为锅炉高温除尘SCR脱硫WFGD烟囱。反应器布置在静电除尘器和脱硫之间，温度为310410的烟气先经过电除尘器除尘后后再进入SCR反应器，这样可以防止烟气中的飞灰对催化剂造成磨损、堵塞和失活。若入口二氧化硫浓度高，要求脱硫效率高，需采用SCR后的低温段脱硫工艺，烟气中的SO2/SO3始终存在，因此烟气中的NH3和SO3反应生成硫酸铵而发生堵塞的可能性仍然存在。若用此方案应采用能耐受310410的高温静电除尘器，则投资成本较大。C冷段布置冷段布置的流程为锅炉除尘脱硫WFGD，可选再热必须SCR烟囱。反应器布置在除尘、脱硫装置之后，这样催化剂将完全工作在无尘、无SO2的“干净”烟气中，由于不存在飞灰对反应器的堵塞及磨损问题，也不存在催化剂的中毒和失活问题，因此可以采用小孔径的催化剂，减少了催化剂的用量和反应器的尺寸。但是，将反应器布置在湿法FGD脱硫装置后时，由于其排烟温度仅为5060，即便是采用干法/半干法脱硫工艺，其排烟温度也不会超过150。因而为使烟气在进入催化剂反应器之前达到所需要的反应温度，需要在烟道内加装燃油或燃气的燃烧器，或加装换热器以加热烟气，从而增加了能源消耗和运行费用。根据上述介绍及分析，对于三布置方式各有特点，热段/高灰布置尽管就投资和运行费用而言是最低的，也是被燃煤电站锅炉所普遍接受的一种布置方式，。冷段布置由于该段烟气温度达不到现行的工程催化剂要求的温度，若采用，则大量的烟气需要加热，投资大，能耗大，一般在高温段没有空间布置的情况下而采用。因此，我们综合考虑投资经济性及运行可靠性等因素，拟对本项目采用热段/高灰布置的方式，即直接SCR烟气脱硝的布置方案。23脱硝还原剂目前的烟气脱硝还原剂来源主要包括液氨、尿素和氨水。液氨是将有毒气体氨气压缩后形成的液化气。当氨气泄漏时，会滞留在地面，对在现场工作的工人及住在附近社区的居民造成相当程度的危害。按重大危险源辨识GB18218规定，氨作为有毒物质，储存量超过100吨，则属于重大危险源。按照建筑设计防火规范GB50016的规定，液氨储罐与周围的道路、厂房、建筑等的防火间距最小不少于15米。凡用液氨作为脱硝还原剂的电厂，其占地面积就要扩大，故比较适用于新建电厂。尿素是农用肥料，利用尿素作为脱硝还原剂时需要利用专门的设备将尿素转化为氨，但由于尿素在运输、储存中无需考虑安全及危险性，因此，在环境和安全要求比较高的地区，用尿素制氨作为烟气脱硝系统还原剂将是一种适当的选择。氨与水不反应，但易溶于水，并生成氢氧氨NH3H2O或NH4OH，氨水有强烈的刺激性气味。通常脱硝还原剂所用的氨水是25的氨水溶液，按危险化学物品名录GB12268规定，它也是一种危险品。但与液氨相比，氨水在储存时的危险性略低，但其运输过程中的危险性远大于液氨，且由于外购氨水仅25浓度，加热汽化能耗大，运输和贮存的成本较高。还原剂选择、储存及制备系统是烟气脱硝工艺中的一个重要环节，相比三种还原剂虽然液氨已成功地为全世界的烟气脱硝系统使用了20多年，但它具有最大的安全风险，最高的核准费用以及最多的法规限制。在美国要受到美国环保署EPA、美国职业安全和卫生管理局OSHA的严格管理以及当地行政主管部门的附加限制。尤其是自“911”事件以后，出于对安全以及恐怖袭击等的考虑，液氨的管理规定更加严格。鉴于尿素的储存运输及供氨系统不需要特殊的安全防护，被认为是安全的脱硝还原剂。近年来，美国新建的SCR装置优先考虑尿素作为还原剂，欧洲采用尿素的工艺也逐渐增多。还原剂的选择应综合考虑设备投资，占用场地、运行成本、安全管理及风险费用等。三种还原剂的综合成本比较见表21。表21还原剂选择的综合成本比较还原剂选用尿素SCR氨水SCR液氨SCR设备投资高低低占用场地小中大运行还原剂成本中中低运行能耗成本中中低安全管理费用无低高风险费用无低高一般而言，各种还原剂的优缺点和使用建议参见表22。表22还原剂比选还原剂优点缺点选用建议液氨还原剂和蒸发成本低；体积小。为了防止液氨溢出污染，需要较高的安全管理投资；风险较大。新建电厂，若液氨贮存场地满足国家相关的安全标准、规范要求，并取得危险化学品管理许可，可以使用。氨水液体溢出后，扩散范围较液氨小；浓度范围较易控制。安全性、制备能耗、还原剂成本居中。在高尘高硫布置SCR时需氨水蒸发装置，能耗高设备投资高，不建议使用。低尘低硫布置SCR时可使用尿素没有溢出危险。设备占地面积小；对周围环境要求较低；还原剂成本高，还原剂能量消耗较大，系统设备投资和还原剂成本较高。当法规不允许使用液氨，或人口密度高，或特别强调安全的情况下，推荐使用。尤其适用于老厂的改扩建。氨系统的三种方法中，使用尿素制氨的方法最安全，但是，其投资、运行总费用最高；液氨法的运行、投资费用最低，但是，液氨的存储需要较高的压力，安全性要求较高。氨水制氨法介于两者之间。采用尿素投资和运行费用高，因此本期工程考虑拟采用氨水作为还原剂。3工艺部分31工艺描述本工程采用高温高尘的布置方案，即SCR反应器布置在过热器和高温省煤器之间，炉后烟道的上方，经脱硝后返回锅炉的高温省煤器。脱硝系统主要可分成还原剂制备系统及烟气系统。由于烟气粉尘量为29940MG/NM3，采用氨水直喷工艺时，粉尘量太高，喷枪容易磨损，混合效果受粉尘影响，混合效果较差。因此，本方案采用氨水炉外蒸发喷氨格栅方案。311氨水储存及输送系统氨水储存系统的总储存容量应按照不小于3条生产线烟气脱硝装置7天的总消耗量来设计。氨水卸料和存储系统依据就近原则在附近空地布置。主要包括1氨水卸料氨水采用罐车运输至氨水存储区，通过氨水卸料泵输送至氨水储罐。2氨水储罐设置1台氨水储罐，容量满足脱硝装置7天氨水总消耗量。氨水储罐为立式常压容器，304制作。氨水罐介质入口为罐车卸载管线，出口为氨水泵的吸入管线。为了保证氨水罐内有足量的氨水，并且压力适当，氨水罐需要配置液位计、真空阀、安全阀等附属设施。为了便于维护、巡视和操作，氨水罐外需要配置检修操作平台，设置相应的楼梯、爬梯走道等。3氨水输送及循环装置20的氨水由氨水溶液输送及循环装置自储罐输送至计量和分配装置，该装置是一个独立的高流量传输系统，包括2台全流量的多级离心泵，一用一备。内嵌双联式过滤器和用于远程控制和监测氨水输送及循环系统压力、温度仪表等。4背压控制背压控制回路用于调节供料泵为计量分配装置供应氨水所需的稳定流量和压力，背压控制阀设置一套。5计量及分配装置计量及分配装置用于控制脱硝还原剂流量，每套脱硝装置配置3套计量分配系统，通过对锅炉的实时工况如烟气量、NOX及O2浓度等进行分析，调整某层喷枪氨水的流量。6氨水蒸发装置氨水由氨水供给泵分别输送至13SCR计量分配模块，在13SCR计量分配模块氨水由雾化空气雾化后喷入氨水蒸发器内与引自锅炉热一次风的300左右高温空气混合蒸发为5以下浓度的气态氨空气混合器再进入喷氨格栅。312烟气系统1锅炉改造要求13炉采用SCR脱硝工艺，需通过锅炉改造，腾出脱硝反应器进出口烟道连接位置，满足脱硝需求。锅炉本体改造以满足锅炉性能的前提下，充分利用现有设备，降低锅炉改造成本，缩短改造工期为基本原则，对锅炉尾部受热面进行改造，使得改造后满足SCR要求，保证锅炉长期、安全、稳定运行。2炉改造方案改造范围高温省煤器、低温省煤器、高温空气预热器、低温空气预热器、尾部锅炉钢结构和平台扶梯。高温省煤器采用螺旋翅片管，强化传热，减少低温省煤器管束，低温省煤器、高温空气预热器、低温空气预热器整体下移，从而腾出脱硝反应器烟道接入接出空间。由于低温省煤器入口集箱标高的变动，低温省煤器入口集箱至给水集箱连接管重新设计。锅炉进行脱硝改造后，对锅炉设备影响很大，主要体现在低温空气预热器腐蚀加剧。低温空气预热器分上、中、下三级管箱，中、下级管箱处于NH4HSO4沉降温度区，存在堵灰的风险。低温空气预热器上、中、下管箱全部更换，管箱结构，安装位置保持不变，空气预热器管子由普通钢管更换为内涂搪瓷管。低温空气预热器联通箱回用，护板全部更换。根据锅炉改造的需要新增平台、扶梯。省煤器区域炉墙更换，新增风道保温设计、制造以及其他区域由于改造安装过程中损坏的炉墙、保温修复。3SCR反应器脱硝反应系统的原则性流程简图请参见图31。经脱硝后直接排入烟囱。通过对进出口污染物浓度的监测来调节喷氨量，从而满足脱硝效率的要求。图31SCR原则性流程图每台锅炉设置一套脱硝反应系统，每套脱硝反应系统的主要设备包括脱硝反应器采用高尘型布置工艺，每台锅炉设一台反应器，反应器内的烟气垂直向下流动。反应器为直立式焊接钢结构容器，内部设有催化剂支撑结构，能承受内部压力，地震负荷、烟尘负荷、触媒负荷和热应力等。反应器壳外部设有加固肋及保温层，每层催化剂模块之间及催化剂与反应器壁面之间设有密封装置，防止未处理过的烟气短路。每台反应器设计3层催化剂，在SCR设备运行初期，仅安装2层催化剂，在催化剂额定寿命24000小时左右后期，当出现有催化剂活性降低，不能保证排放要求时，安装第3层催化剂，当3层排放也不能保证排放要求时，更换第一层催化剂以保证排放要求，依次类推更换其他催化剂，保证排放符合要求。催化剂通过反应器外的催化剂填装系统从侧门放入反应器内。入口设置一套/NO/O2烟气取样分析系统（配套3点采样系统），采样探头配套自动反吹系统。出口设置一套NH3/NO/O2烟气取样分析系统（配套3点采样系统），采样探头配套自动反吹系统。反应器入口设气流均布装置，反应器入口及出口段应设导流板，SCR反应器入口设有整流装置，接触高温烟气的均采用Q345B制作。供方通过设计合理的均流混合及整流设施，采用数值模拟和现场测试相结合的方法，确保烟气在进入第一层催化剂时满足下列条件速度最大偏差平均值的10温度最大偏差平均值的10烟气入射催化剂最大角度（与垂直方向的夹角）54氨喷射系统氨和空气在氨、空气混合器和管路内借流体动力原理将二者充分混合，再将混合物导人气氨分配总管内。氨喷射系统包括供应箱、喷雾格栅和喷孔等。喷射系统配有手动调节阀来调节氨的合理分布，在对NOX浓度进行连续分析的同时，调节必要的氨量从喷氨格栅中喷出，通过格栅使氨与烟气混合均匀。5催化剂催化剂是SCR系统中的主要设备，其成分组成、结构、寿命及相关参数直接影响到SCR系统脱硝效率和运行状况，脱硝系统的催化剂应具有以下特性1具有较高的NOX选择性；2在较低的温度下和较宽的温度范围内具有较高的催化活性；3具有较高的化学稳定性、热稳定性和机械稳定性；4费用较低。催化剂主要有蜂窝式、板式和波纹板式三种形式，各种形式的催化剂比较参见表31。6表31不同形式催化剂比较项目蜂窝式板式波纹板式结构形式主要生产厂家CORMETECH/AGILLON催化剂化成/江苏龙源/重庆远达/浙江瑞基BHKAGILLONTOPSOEHITZ基材整体挤压成型不锈钢网纤维加工工艺均匀挤出式涂覆式钢架构支撑覆涂式玻璃纤维架构支撑比表面积15181127同等条件下所需体积11412项目蜂窝式板式波纹板式开孔率808775抗堵性中等强中等抗磨性强强中等压损1121148全球业绩6533很少蜂窝式催化剂由于具有较大的比表面积，因而在同等工程设计条件下，需要的体积量较小，从而可以减小反应器尺寸，降低建设SCR脱硝装置的初期投资成本。而板式催化剂由于具有相对大的开孔率，压力损失就相对较小，可以节省一定的运行成本，同时从大开孔率的角度考虑，在高粉尘浓度的工况下，其抗堵塞性能也具有一定的优势。目前，绝大部分SCR脱硝装置都是采用此两种型式的催化剂。而波纹板式催化剂只在一些燃气机组以及少数小容量燃煤机组上有过一些使用业绩。因此，根据本工程的烟气参数及煤质情况，推荐使用蜂窝式催化剂。7吹灰装置为了提高催化剂的使用寿命，建议仍安装吹灰装置。目前常用的吹灰装置有声波吹灰器和蒸汽吹灰器。声波吹灰器的基本原理是通过声波发生器将压缩空气或高压蒸汽调制成声波，将压缩空气的的能量转化为声能声波。声波在弹性介质反应器内空间里传播，声波循环往复的作用在催化剂表面的积灰上，对灰粒之间及灰粒和催化剂壁之间的结合力起到减弱和破坏的作用，声波持续工作，那种结合力必然会减弱，当它减弱到一定程度之后，由于灰粒本身的重量或烟气的冲刷力，灰粒会掉下来或被烟气带走。蒸汽/压缩空气吹灰器则是利用一定压力和一定干度的蒸汽或热压缩空气，从吹灰器喷口高速喷出，对积灰处进行吹扫，以达到清除积灰的目的。蒸汽/压缩空气吹灰和声波吹灰的优缺点比较参见下表32。表32吹灰方式比较吹灰方式蒸汽/压缩空气吹灰声波吹灰优点1吹灰能量大。2对结渣性较强，灰熔点低和较粘的灰有较明显效果。3蒸汽来源受限的地方可用压缩空气。1能量衰减慢。2无死区。3无副作用，对催化剂无损害。4结构紧凑，故障率极低，维护成本低。5价格低廉，安装简单，不需要大型安装平台，节约安装费用。6耗气量小，运行成本低。缺点1有死区。2采用半伸缩结构，活动部件多，故障率高，机械、电气维护和检修量大。3蒸汽/压缩空气耗量大，运行成本高。4对催化剂冲刷损伤明显，蒸汽疏水效果差时损害更大。1仅对松散结灰有效果。2能量较小，对严重堵灰以及坚硬的灰垢无法清除。3作用距离有要求。4所用压缩空气需除油除水。针对本项目的实际情况，灰分含量不算太高，采用声波吹灰器即可满足要求。8压缩空气系统压缩空气主要用于喷枪雾化及仪表等，本期工程所需的压缩空气取自主厂，不再设置压缩空气系统，仅设仪用压缩空气罐1个，压缩空气罐容量2M3。33烟气系统331烟道烟道设计应能够承受如下负荷烟道自重、风荷载、地震荷载、灰尘积累、内衬和保温的重量等。烟道加固肋布置在烟道外部，尽量减少烟道内部支撑以防止磨损后烟道的强度，烟道设计承压能力应与锅炉设计相同。所有烟道应在适当位置配有足够数量和大小的人孔门和清灰孔，以便于烟道（包括膨胀节）的维修和检查以及清除积灰。烟道应在适当位置配有足够数量测试孔。由于锅炉出口烟温为350入口高温烟道采用Q345材料制作，其他部分采用Q235。4电气系统41主要设计原则及工作范围411供配电系统1380/220V供电系统380/220V系统按照设备布置区域设置一面脱硝MCC，业主MCC柜提供交流380/220V三相四线制电源，分界点在脱硝供货方电源进线柜端子处，此端子以后的供配电由供货方负责。由MCC柜到用电设备的电缆敷设由供货方负责设计，供货。检修照明系统ESP/SCR区域的照明由MCC供电。ESP/SCR区域和吸收剂还原剂区的检修电源取自MCC。412控制与保护1控制方式系统的电气设备纳入PLC系统，不设常规控制屏。所有低压空气断路器和电源所有设备的控制电压采用220VAC。2信号与测量系统配电间不设常规音响及光字牌，所有开关状态信号、电气事故信号及预告信号均送入远程I/O。系统配电间不设常规测量表计，采用420MA变送器变送器装于相关开关柜输出送入DCS。测量点按电测量及电能计量装置设计技术规程配置。至少应有如下电气信号及测量量45KW以上低压电动机单相电流；380V低压PC所有开关的合闸、跳闸状态、事故跳闸、控制电源消失；所有电动机的合闸、跳闸状态、事故跳闸、控制电源消失。电气量送入脱硝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。413继电保护380V厂用系统电源及电动机由空气开关脱扣器及马达控制器实现保护。继电保护配置按厂用电设计技术规定配置，基本配置如下电动机电流速断保护、过电流、过负荷、接地保护、低电压、断相、堵转414电缆和电缆构筑物104KV动力电缆04KV动力电缆采用采用06/10KV阻燃型聚乙烯绝缘聚氯乙烯护套铠装电缆。电缆的导体采用铜导体；截面超过6MM2的电缆应为铜绞线电缆；耐热电缆和移动电缆，其导体应由细的铜绞线组成。260V以上的测量和控制电缆对于60V以上电压电缆必须为阻燃型PVC绝缘PVC护套电缆，并且最小导体截面为15MM2。低电平电缆应采用对绞屏蔽电缆，截面不小于10MM2。进入DCS的控制电缆应采用屏蔽电缆，截面不小于15MM2。3仪用变压器电缆这些电缆必须符合“60V以上的测量和控制电缆”的要求通常，一条仪用变压器的电缆应只传输一个变压器的电压或电流值。如果同一个电压信号用于不同的需要如保护、测量、计量应装设分离的小型断路器。变压器电压必须用独立的电缆传输。对于室内的电流互感器，其电缆最小截面为25MM2。通往其他建筑的仪用变压器电缆最小截面为4MM2。最大电压降不应超过2。4电缆连接装置04KV动力电缆及控制电缆不应有中间接头。04KV动力电缆的终端采用终端接头。5电缆构筑物按相关标准和规范的要求在脱硝区域内规划电缆通道。6电缆阻燃措施依据有关标准和规范，电缆有可行的防火阻燃措施。42电负荷统计经计算，电气系统负荷统计如下脱硫脱硝电负荷清单序号用电设备容量KW数量工作系数耗电量KWH1氨水卸料泵3104122多级变频离心泵442/1083523废液泵22105114热控电源2011205CEMS电源4511456检修电源2017高温风机186/3084327照明电源51063合计117025热控部分51控制系统烟气脱硝系统采用一套独立的DCS系统。控制系统采用与锅炉相同品牌DCS系统或由业主另行指定品牌。运行人员直接通过布置在集中控制室中的DCS操作员站完成对脱硝系统有关部分的参数和设备的监控。511脱硝系统控制回路描述SCR烟气脱硝控制系统依据确定的NH3/NOX摩尔比来提供所需要的氨水流量，进口NOX浓度和烟气流量的乘积产生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，根据烟气脱硝反应的化学反应式，一摩尔氨和一摩尔NOX进行反应。摩尔比的数值是试运行时通过测试NOX的进出口浓度来决定并记录在氨水流控制系统的程序上。所计算出的氨水流需求信号送到控制器并和真实氨水流量的信号相比较，得到对应的氨水溶液误差信号，所产生的误差信号经比例加积分动作处理去定位氨水流控制阀，若因为某些连锁失效造成喷雾动作跳闸，届时氨水控制阀关断。根据设计脱硝效率，依据入口NOX浓度和设计中要求的最大3PPM的氨泄漏率计算出修正的摩尔率并输入在氨水流量控制系统的程序上。SCR控制系统根据计算出的流量需求信号算出对应的氨水溶液信号，去定位氨水控制阀，实现对脱硝的自动控制。气氨流量可依温度和压力修正系数进行修正。从烟气侧所获得的NOX讯号馈入，计算所需气氨流量进而得到所需的氨水溶液量。控制器利用氨水溶液流量控制所需气氨，使摩尔比维持固定。52控制方式及控制水平521控制方式及水平运行人员在集中控制室内通过DCS的操作员站对脱硫、脱硝、余热系统与公用氨水站进行启动控制、正常运行的