循环流化床喷氨脱硝方案

催化剂法（SCR）的几种在空预器前的布置位置管式空预器回转式空预器前言氮氧化物是燃煤电站排放的重要污染物之一，2023年12月颁布的新的《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223－2023），对我国火电厂机组的NOx排放标准作出了的规定，对新旧机组的NOx最高允许排放浓度都作出了具体的规定。随着环保制度的严格，对电站锅炉NOx的控制日益严格。国家环保部即将实行颁布的新的《火电厂大气污染物排放标准》调整了大气污染物浓度排放限值，另一方面，针对NOx的排污收费已经开始，电厂需按排放量每年支付大量NOx排污费用。2023年6月，国家环保部制订了《火电厂氮氧化物防治技术政策》（征求意见稿），其中明确规定了NOX控制技术的选择原则：“燃煤电厂氮氧化物控制技术的选择应因地制宜、因煤制宜、因炉制宜，依据技术上成熟、经济上可行及便于操作来拟定；低氮燃烧技术应作为燃煤电厂氮氧化物控制的首选技术；当采用低氮燃烧技术后，氮氧化物排放浓度不达标或不满足总量规定期，应建设烟气脱硝设施。”低氮燃烧+SNCR脱硝技术路线不仅符合环保部技术政策的规定，也是目前各种脱硝技术组合中投资运营费用最省、改造工期最短、对锅炉现有燃烧系统改动最少的方案；更为重要的是，该工艺路线和重要设备已在国内和省内拥有大量可靠业绩，可以完全满足安全可靠、系统优化、功能完整、不减少锅炉效率和不影响锅炉正常运营的规定。SNCR工程设计方案SNCR和SCR两种技术方案的选择工艺描述选择性非催化还原（SelectiveNon-CatalyticReduction，以下简写为SNCR）技术是一种成熟的商业性NOx控制解决技术。SNCR方法重要在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（SelectiveCatalyticReduction，SCR），由于使用了催化剂，因此可以在低得多的温度下脱除NOx。两种方法都是运用氮剂对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映，因此称之为选择性还原方法。两种方法的化学反映原理相同。SNCR在实验室内的实验中可以达成90％以上的NOx脱除率。应用在大型锅炉上，短期示范期间能达成75％的脱硝率，长期现场应用一般能达成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，工艺上的不同重要体现在两个方面：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存在所谓的反映温度窗口，一般文献介绍，其最佳反映温度窗口为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限度的脱硝反映。采用SCR技术的脱硝反映，由于催化剂的存在，则可以在尾部烟道低温区域进行。SNCR、SCR和SNCR-SCR三种技术性能比较见表2-1。表2-1选择性还原脱硝技术性能比较项目SCRSNCRSCR-SNCR还原剂NH3或尿素NH3或尿素NH3或尿素反映温度250~420℃850~1250℃前段：250~420℃，后段：850~1250℃催化剂TiO2，V2O5，WO3不使用催化剂后段加装少量TiO2，V2O5，WO3脱硝效率70~90%大型机组为25~40%，小型机组配合LNB、OFA技术可达80%40~90%反映剂喷射位置多选择省煤器与SCR反映器间的烟道内通常在炉膛内喷射综合SNCR和SCRNH3逃逸小于3ppm5~10ppm小于5ppmSO2/SO3氧化会导致SO2/SO3氧化不导致SO2/SO3氧化SO2/SO3氧化较SCR低对空气预热器影响催化剂中的V、Mn、Fe等多种金属会对SO2的氧化起催化作用，SO2/SO3氧化率较高，NH3与SO3易形成NH4HSO4而导致堵塞或腐蚀不会因催化剂导致SO2/SO3的氧化，导致堵塞或腐蚀的概率低于SCR和混合SNCR-SCRSO2/SO3氧化率较SCR低，导致堵塞或腐蚀的概率较SCR低系统压力损失催化剂会导致较大的压力损失没有压力损失催化剂用量较SCR少，产生的压力损失相对较小燃料的影响高灰分会磨耗催化剂，碱金属氧化物会使催化剂钝化无影响与SCR相同锅炉的影响受省煤器出口烟气温度的影响受炉膛内烟气流速、温度分布及NOx分布影响综合SNCR和SCR占地空间大（需增长大型催化剂反映器和供氨或尿素系统）小（锅炉无需增长催化剂反映器）较小（需增长小型催化剂反映器）近年来由于环保需要，中国规定电厂锅炉除了使用低氮燃烧器(LNB)外，还需进一步安装烟气脱硝装置，目前采用的最佳成效工艺重要有SNCR、SCR和SNCR/SCR混合法技术。参照国外整体能源的分派和运用比重以及电厂实际情况来看，和我国较相似的是美国，但是国内的燃煤质量及灰分量仍然是要特别考虑的因素。由于SNCR在小型机组上呈现出的优越性，所以在小型机组上首选SNCR脱硝技术，且进行SNCR改造后，若需再进一步脱硝，具有很大的灵活性，如图2-1所示。图2-1SNCR技术所具有的灵活性SNCR系统较简朴，可以根据机组运营状况灵活解决，不受机组燃料和负荷的变化而受影响。施工周期短，SNCR对其他系统的维护运营(如空气预热器和集尘器)，都不产生干扰及增长阻力。使用尿素作还原剂，不仅可以并且减少SCR系统采用“液氨”在使用和运送上的所带来的安全风险。并且，氨区的设计占地远远大于尿素区的设计占地。非常合用于老厂的脱硝改造，若需进一步脱硝，可加装一层SCR催化剂，形成混合SNCR-SCR技术，达成NOx减排规定。由于国内脱硝技术仍属起步阶段，目前关于SNCR、SCR和SNCR-SCR混合法运营资料不甚多，所以需要借鉴国外经验来参考。图2-2所示为SNCR，SCR和SNCR-SCR混合法工艺的的经济比较，表2-2美国NOx工艺选择的经济型分析计算值。图2-2一般SNCR，SCR和SNCR-SCR混合法工艺的的经济比较表2-2美国NOx工艺选择的经济型分析计算值工艺%脱硝率%最经济脱硝率区*平均美国总投资美元/KW美国总投资US$/KWSNCR25~4020~351510~20SCR50~8570~808060~140HybridSNCR-SCR55~9550~7030~70（2~4倍）（视脱硝率而定）SNCR<Hybrid<SCR(注*:在此区域之外并不是不能达成，而是运营成本会不成比例的大幅度增长。工艺自身的一些弱点会不成比例的放大。涉及负面影响锅炉的下游系统，让整体的能耗及经济效益减低许多。)从经济和性能综合分析：SCR脱硝装置的成本重要在装置的成本,运营成本重要在于还原剂和催化剂的消耗和电耗。SNCR方案其运营费用仅为SCR工艺的15~30%，是在满足国家排放标准基础上最经济的方案。SCR潜在的产能问题最多又大。SCR-SNCR混合型是一个综合的方案，它的最大优点在于可以根据排放规定，分期实行。并比SCR便宜。产能问题大幅减少。由于CFB锅炉的炉膛出口及旋风分离器进口和出口的烟气温度位于SNCR反映温度窗口内，且分离器中的烟气流场的情况正好有助于喷入的还原剂和烟气的良好混合，故在循环流化床锅炉上宜采用SNCR技术，可达成50%以上的脱硝效率。SNCR的优点与其它脱硝技术相比，SNCR技术具有以下优点：脱硝效果令人满意：SNCR技术应用在大型煤粉锅炉上，长期现场应用一般可以达成30～50％的NOx脱除率，循环流化床的的SNCR技术可取得50%以上的脱硝效率。还原剂多样易得：SNCR技术中脱除NOx的还原剂一般都是含氮的物质，涉及氨、尿素、氰尿酸和各种铵盐（醋酸铵、碳酸氢铵、氯化铵、草酸铵、柠檬酸铵等）。但效果最佳，实际应用最广泛的是氨和尿素。无二次污染：SNCR技术是一项清洁的技术，没有任何固体或液体的污染物或副产物生成，无二次污染。经济性好：由于SNCR的反映是靠锅炉内的高温驱动的，不需要昂贵的催化剂系统，因此投资成本和运营成本较低。系统简朴、施工时间短：SNCR技术最重要的系统就是还原剂的储存系统和喷射系统，重要设备有储罐、泵、喷枪和必要的管路、测控设备。由于设备简朴，SNCR技术的安装期短，仅需10天左右停炉时间，小修期间即可完毕炉膛施工。SNCR技术不需要对锅炉燃烧设备和受热面进行大的改动，也不需要改变锅炉的常规运营方式，对锅炉的重要运营参数也不会有显著影响。脱硝效果的重要影响因素SNCR方法重要使用含氮的药剂在温度区域870～1200°C喷入含NO的燃烧产物中，发生还原反映，脱除NO，生成氮气和水，煤粉炉SNCR其概念见图2-3，循环流化床锅炉SNCR其概念图见图2-4。由于在一定温度范围，有氧气的情况下，氮剂对NOx的还原，在所有其他的化学反映中占主导，表现出选择性，因此称之为选择性非催化还原。SNCR在实验室内的实验中可以达成90％以上的NO脱除率。SNCR应用在大型锅炉上，选择短期示范期间能达成75％的脱硝效率，典型的长期现场应用能达成30％～60％的NOx脱除率。在大型的锅炉（大于300MW发电功率）上运营，通常由于混合的限制，脱硝率小于40％。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。图2-3煤粉炉SNCR过程还原NOx的概念图2-4循环流化床SNCR过程还原NOx的概念SNCR相对SCR的初投资低，停工安装期短，原理简朴，硬件工艺成熟。在SNCR技术设计和应用中，影响脱硝效果的重要因素涉及：温度范围；合适的温度范围内可以停留的时间；反映剂和烟气混合的限度；未控制的NOx浓度水平；喷入的反映剂与未控制的NOx的摩尔比－NSR；气氛（氧量、一氧化碳浓度）的影响；氮剂类型和状态；添加剂的作用；1.3.1温度范围的选择实验表白，SNCR还原NO的反映对于温度条件非常敏感，温度窗口的选择是SNCR还原NO效率高低的关键，图2-5给出了NOx残留浓度与反映温度的关系曲线。温度窗口取决于烟气组成、烟气速度梯度、炉型结构等系统参数。文献中报道的温度窗口差别很大，下限最低有427℃，上限最高达1150℃，最佳温度差别也很大。一般认为抱负的温度范围为700℃～1000℃，温度高，还原剂被氧化成NOx，烟气中的NOx含量不减少反而增长；温度低，反映不充足，导致还原剂流失，对下游设备产生不利的影响甚至导致新的污染。由于炉内的温度分布受到负荷、煤种等多种因素的影响，温度窗口随着锅炉负荷的变化而变动。根据锅炉特性和运营经验，最佳的温度窗口通常出现在折焰角附近的屏式过、再热器处及水平烟道的末级过、再热器所在的区域。研究发现加入其他的有些添加剂可以使NH3/NO反映的温度窗口向低温方向移动，如图2-6所示。目前报道的添加剂涉及氢气，引入的氢气变成OH使得温度窗口朝低温方向移动；过氧化氢；一氧化碳；碳氢化合物如甲烷、甲醇、乙醇、苯酚；钠盐如NaOH、HCOONa、CH3COONa、NaNO3、Na2CO3。图2-5NOx残留浓度与反映温度的关系曲线图2-6氨中CH4添加量对温度窗口的影响1.3.2合适的停留时间图2-7停留时间对SNCR脱硝率的影响还原剂必须和NOx在合适的温度区域内有足够的停留时间，这样才干保证烟气中的NOx还原率。还原剂在最佳温度窗口的停留时间越长，则脱除NOx的效果越好。NH3的停留时间超过1s则可以出现最佳NOx脱除率。尿素和氨水需要0.3s-0.4s的停留时间以达成有效的脱除NOx的效果。图2-7说明了停留时间对SNCR脱硝率的影响。1.3.3还原剂用于SNCR脱硝工艺中常使用的还原剂有尿素、液氨和氨水。若还原剂使用液氨，则优点是脱硝系统储罐容积可以较小，还原剂价格也最便宜；缺陷是氨气有毒、可燃、可爆，储存的安全防护规定高，需要经相关消防安所有门审批才干大量储存、使用；此外，输送管道也需特别解决；需要配合能量很高的输送气才干取得一定的穿透效果，一般应用在尺寸较小的锅炉和焚烧炉。若还原剂使用氨水，氨水有恶臭，挥发性和腐蚀性强，有一定的操作安全规定，但储存、解决比液氨简朴；由于具有大量的稀释水，储存、输送系统比氨系统要复杂；喷射刚性，穿透能力比氨气喷射好，但挥发性仍然比尿素溶液大，应用在墙式喷射器的时候仍然难以进一步到大型炉膛的深部，因此一般应用在中小型锅炉上，但在CFB锅炉上多使用氨水作为还原剂；若还原剂使用尿素，尿素不易燃烧和爆炸，无色无味，运送、储存、使用比较简朴安全；挥发性比氨水小，在炉膛中的穿透性好；效果相对较好，脱硝效率高，适合于大型锅炉设备的SNCR脱硝工艺。从图2-8可以看出不同温度下尿素和氨对NOx还原率的影响，温度区间位于730℃~950℃之间时，选用氨作还原剂的脱硝效率要高于选用尿素的脱硝率。当反映区域温度在950℃以上时，尿素的脱硝效率则可以保持在氨脱硝系统之上。所以在CFB锅炉的SNCR系统，假如不是出于安全考虑，一般采用氨系统。但是在煤粉炉高温炉膛喷射，选择尿素更为有利。液氨是易燃易爆有毒的化学危险品，氨水挥发性强且输运不便；氨水的解决较液氨简朴，因此在CFB锅炉的SNCR技术中多选择氨水作为还原剂。图2-8不同温度下尿素和氨对NOx还原率的影响1.3.4适当的NH3/NO摩尔比NSR根据化学反映方程，NH3/NOx摩尔比应当为1，但事实上都要比1大才干达成较抱负的NOx还原率，已有的运营经验显示，NH3/NO摩尔比一般控制在1.0～2.0之间，超过2.5对NOx还原率已无大的影响（见图2-9），NH3/NO摩尔比过大，虽然有助于NOx还原率增大，但氨逃逸加大又会导致新的问题，同时还增长了运营费用。但是如何更有效地控制NH3的泄漏，仍然有待于更进一步的研究。随着氨水喷入量的增长，氨水与烟气的混合情况有所好转，因此在高NH3/NO摩尔比值情况下取得了好的效果。在实际应用中考虑到NH3的泄漏问题，应选尽也许小的NH3/NO摩尔比值，同时为了保证NO还原率，规定必须采用措施强化氨水与烟气的混合过程。图2-9NH3/NO摩尔比NSR对NOx还原率的影响1.3.5还原剂和烟气的充足混合还原剂和烟气的充足混合是保证充足反映的又一个技术关键，是保证在适当的NH3/NO摩尔比是得到较高的NOx还原率的基本条件之一。大量研究表白，烟气与还原剂快速而良好混合对于改善NOx的还原率是很必要的。1.3.6气氛的影响合适的氧量也是保证NH3与NO还原反映正常进行的制约因素。随着氧量的增长NO还原率不断下降ADDINEN.CITE<EndNote><Cite><Author>王智化</Author><Year>2023</Year><RecNum>57</RecNum><record><rec-number>57</rec-number><ref-typename="JournalArticle">17</ref-type><contributors><authors><author><styleface="normal"font="default"charset="134"size="100%">王智化,周俊虎,周昊,樊建人,岑可法</style></author></authors></contributors><titles><title><styleface="normal"font="default"charset="134"size="100%">炉内高温喷射氨水脱除NOx机理及其影响因素的研究</style></title><secondary-title><styleface="normal"font="default"charset="134"size="100%">浙江大学学报（工学版）</style></secondary-title></titles><periodical><full-title>浙江大学学报（工学版）</full-title></periodical><volume>30</volume><number>4</number><dates><year>2023</year></dates><urls></urls></record></Cite><Cite><Author>Chang</Author><Year>1997</Year><RecNum>35</RecNum><record><rec-number>35</rec-number><ref-typename="JournalArticle">17</ref-type><contributors><authors><author>Chang,MooBeen</author><author>Cheng,ChinFong</author></authors></contributors><titles><title>LowtemperatureSNCRprocessforNOxcontrol</title><secondary-title>ScienceofTheTotalEnvironment</secondary-title></titles><periodical><full-title>ScienceofTheTotalEnvironment</full-title></periodical><pages>73-78</pages><volume>198</volume><number>1</number><keywords><keyword>NOxremoval</keyword><keyword>Selectivenoncatalyticreduction(SNCR)</keyword><keyword>Ammoniainjection</keyword><keyword>Plasmageneration</keyword></keywords><dates><year>1997</year></dates><urls><related-urls><url></url></related-urls></urls></record></Cite></EndNote>。这是由于存在大量的O2使NH3与O2的接触机会增多，从而促进了NH3氧化反映的进行。烟气中的O2在数量级上远大于NO，在还原反映中微量的氧可大大满足反映的需求，因此从氧量对于NO还原率的影响来看，氧量越小越有助于NO的还原，见图2-10。图2-10NOx还原率随烟气中的氧气浓度变化为了提高SNCR对NOx的还原效率，减少氨的泄漏量，必须在设计阶段重点考虑以下几个关键的工艺参数：燃料类型、锅炉负荷、炉膛结构、受热面布置、过量空气量、NO浓度、炉膛温度分布、炉膛气流分布以及CO浓度等。SNCR系统设计1.4.1设计依据我方设计依据至少遵循下列文献和标准，但不限于此：本项目招标文献《火力发电厂设计技术规程》 DL5000-2023《电力工程制图标准》 DL5028-93《继电保护和安全自动装置技术规程》 DL400-91《火力发电厂厂用电设计技术规定》 DL/T5153-2023《火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程》 DL/T5136-2023《发电厂、变电所电缆选择与敷设设计规程》 SDJ26-89《火力发电厂和变电所照明设计技术规定》 DLGJ56-95《3~110KV高压配电装置设计规范》 GB50060-92《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》 DL/T620-1997《电测量及电能计量装置设计技术规程》 DL/T5137-2023《电力工程电缆设计规范》 GB50217-94《火力发电厂厂内通信设计技术规定》 DL/T5041-95《建筑物防雷设计规范》 GB50057-94《火力发电厂、变电所直流系统设计技术规定》DL/T5044-95《低压配电设计规范》 GB50054-95《交流电气装置的接地》 DL/T621-1997《过程检测和控制流程图用图形符号和文字符号》GB2625－81《火力发电厂电子计算机监视系统技术规定》NDGJ91－89《火力发电厂锅炉炉膛安全监控系统设计技术规定》DLGJ116－93《分散控制系统设计若干技术问题规定》1993年3月能源部电力规划设计管理局《工业自动化仪表工程施工及验收规范》GB93－96《火力发电厂锅炉炉膛安全监控系统在线验收测试规程》DL/T655-1998《火力发电厂模拟量控制系统在线验收测试规程》DL/T657-1998《火力发电厂顺序控制系统在线验收测试规程》DL/T658-1998《火力发电厂分散控制系统在线验收测试规程》DL/T659-1998《火电厂烟气脱硝工程技术规范选择性非催化还原法（征求意见稿）》1.4.2SNCR系统重要设计依据220t/h单汽包、自然循环、汽冷后段有水平式过热器及省煤器、平衡通风系统的循环流化床锅炉，重要参数见表2-3。表2-3某300t/h自然循环流化床锅炉的重要设计参数（BMCR）名称数据额定蒸发量300t/h过热蒸汽温度540±5℃过热蒸汽压力9.8MPa(表压)省煤器入口给水温度215℃空预器出口平均燃气温度140℃（依设计煤种定）通风系统平衡通风蒸汽温度控制范围60~100%BMCR该炉设计用烟煤，其煤质特性见下表2-4。表2-4燃煤分析序号名称符号单位设计校核1碳Car%62.4260.422氢Har%3.083.383氧Oar%3.422.424氮Nar%1.202.305硫Sar%0.990.906灰分Aar%24.1227.127水分Mar%4.785.809发热量Qnet,ar,pkJ/kg232302233010挥发份Vdaf%12.8511.8511灰变形温度DT℃1450140012灰软化温度ST℃1500145013灰熔融温度FT℃150015001.4.3总体工艺1）总体工艺介绍SNCR系统重要涉及氨水储存系统、吹扫风系统、氨水缓冲系统和喷射系统四部分。氨水储存系统提供溶液储存的功能，然后根据锅炉运营情况和NOx排放情况加入稀释水配置成所需的浓度，送入喷射系统。喷射系统实现各喷射层的氨水溶液分派、雾化喷射和计量。还原剂的供应量能满足锅炉不同负荷的规定，调节方便、灵活、可靠；氨水储存区与其他设备、厂房等要有一定的安全防火距离，并在适当位置设立室外防火栓，设有防雷、防静电接地装置；氨水喷射系统应配有良好的控制系统，其重要系统流程图见图2-8。图2-8喷射氨水的SNCR系统流程图2）喷枪位置布置由于CFB锅炉的炉膛出口及旋风分离器进口和出口的烟气温度位于SNCR反映温度窗口内，且分离器中的烟气流场的情况正好有助于喷入的还原剂和烟气的良好混合，布置3组共6根氨水喷枪，2根布置于旋风筒入口烟道上，单侧墙上下布置，2根布置在旋风筒出口管内，按原设计开孔插入，另2根为低负荷下投用，在流化床炉膛内较分离器入口烟道的标高以下设计，其示意图如图2-9所示。考虑炉膛内负压和颗粒浓度，其中位于炉膛和旋风分离器入口处的喷枪不加气动推动装置，采用高温耐热钢和陶瓷防磨套管保护，分离器出口处位置的喷枪装设气动推动装置，不投用时或压缩空气压力低时退出。图2-9循环流化床SNCR喷枪位置布置示意图3）BRL工况下消耗还原剂氨水量的计算按BRL工况下NOx炉膛出口浓度为370mg/Nm3，经SNCR脱硝后的排放浓度为222mg/Nm3计算，烟气量为280000Nm3/h，按氨氮摩尔比为1.25为设计值，经计算，BRL工况下单台锅炉每小时所需20%浓度的氨水量设计为0.23t/h。氨水浓度在15~25%之类波动，若按照氨水浓度20%，且锅炉负荷为40%BRL工况下，若将20%浓度的氨水配置成10%浓度的氨水溶液需加入稀释水量为0.23t/h。喷枪具有1.5～2倍的流量调节能力。1.4.4系统介绍和重要设备1)氨水储存系统采用氨水系统时，可选择的氨水浓度在19~30%之间。通常氨水选择三种浓度的一种，即19%，25%，29%。在美国标准控制的体系内，采用浓度不同的氨水，合用的布置和安全标准也有一定的差异。相同的锅炉工况下，采用的氨水浓度不同，氨罐的容积以及注射泵，管线，阀门等的参数都会有差异。通常氨水浓度应当由工程公司和业主协商，根据业主采购情况来具体拟定。氨水喷射系统需要一个可以远程控制的卸载管线，将罐车运来的氨水卸载到存储罐内，存储罐的容积一般要比纯氨系统大很多，但是考虑到制造、运送方面的限制，通常要限制在100m3以内。考虑工程所在地的气象因素，也就是由于台风、飓风、暴风雨、暴雪等灾害天气也许导致的厂外氨水供应中断的时间，再拟定存储罐的合理尺寸。当一个罐子的极限尺寸也不能满足合理的储量规定期，可以采用两个或多个罐子的布置形式。当然，综合考虑制作运送成本，也也许在单罐容量足够使用情况下，采用2个以上的小罐子布置，但是通常不推荐这样的设计。一般情况下，氨罐存储量要保证锅炉满负荷脱硝运营7~14天的量，特殊情况下可以取不少于5天的量。2)氨水缓冲系统当锅炉负荷或炉膛出口的NOx浓度变化时，送入炉膛的氨水量也应随之变化，这将导致送入喷射器的流量发生变化。若喷射器的流量变化太大，将会影响到雾化喷射效果，从而影响脱硝率和氨残余。因此，设计了氨水缓冲罐，用来保证在运营工况变化时喷嘴中流体流量基本不变。特定浓度的氨水溶液从储罐输出后，进入缓冲罐并加入稀释水，通过监测稀释水流量和氨水溶液流量来调节最终的氨水浓度以满足锅炉不同负荷的规定。稀释水的输送通过稀释水泵来实现。稀释水泵设有2台，一用一备。流量余量大于10%，压头大于20%。4)背压控制 背压控制回路用于调节到各台炉的氨水溶液和稀释水的稳定流量和压力，以保证脱硝效果。因此，每台炉氨水溶液管路和稀释水管路均有背压控制回路，背压控制通过气动流量调节阀来实现。5)喷射计量和分派装置喷射区计量分派模块是一级模块，每个模块由若干个流量测量设备和气动阀门设备组成。用于精确计量和独立控制到锅炉每个喷射区的反映剂流量和浓度。该模块连接并响应来自机组的控制信号，自动调节反映剂流量，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。喷射系统在线配制稀释好的氨水溶液将送到各层喷射层，各喷射层设有总阀门控制本喷射层是否投运，投运的喷射层则由电动/气动推动装置驱动推动。各喷射层设有流量调节阀门和流量计量设备。喷枪喷射所需的雾化介质采用压缩空气。每个喷射层的雾化压缩空气总管设有压力调节、压力测量、流量测量，再通往各个喷射器。每只喷射器都配有电动/气动推动器，实现自动推动和推出SNCR喷射器的动作。推动器的位置信号接到SNCR控制系统上，与开/停压缩空气和开/停氨水溶液的阀门动作联动，实现整个SNCR系统的喷射器自动运营。电动/气动推动器配置就地控制柜，可以直接就地操作控制推动器进行检修和维护，同时实现SNCR自控系统的远方程控操作，并显示设备实际工作状态信号。一个就地控制柜可以控制多个推动器，每层设有一个或者多个控制柜，用以分别控制该喷射层的推动器。在正常运营时，每个喷射层每面炉墙上的所有喷射器同进同退。8）压缩空气站重要设备1.5.1SNCR系统重要的设备1）氨水储罐的设计氨水罐的作用是存储反映剂，规定容量足够，运营安全。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。图2-10为某项目SNCR系统的氨水罐简图。图2-10氨罐总图氨罐底部有6个管座，分别接放水管、泵回流管、泵吸水管、氨水卸载管、卸氨平衡管、备用管线。罐顶部设立一个人孔门，罐内设立直达罐底的斜爬梯，方便维护人员进入罐体内部检修。罐顶部也有六个管座，分别用于连接压力表、压力变送器、压力释放阀、真空阀、液位计、放空阀。罐体封头管座用于连接玻璃液位计、热电偶。氨罐安全阀，通常为弹簧式自启式安全阀，至少2只。一只真空安全阀，防止氨水卸载过程中发生罐体内负压过高情况的发生。一只是正压安全阀，当罐子内压达成设计压力值时，自动启动释放氨气，当内压逐渐减少到回座压力时关闭。氨罐顶部设立的液位计，可选用雷达液位计，安装在氨水罐的顶部，通过发射的波束从液面发生反射来拟定液面的位置。氨罐的材质方面并无特殊的规定，一般碳钢即可。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，设立相应的楼梯、爬梯走道等。2）氨水泵的选型SNCR系统氨水泵的特点是小流量和高压头，因此选型有一定的难度。可以选立式或卧式，都应当采用户外设计的防护等级规定。北美市场通常规定按照NEMA标准设计，防护等级为ClassV，相称于IP65防护。泵通过DCS控制启停，也配置现场的电源按钮，用于水泵现场维修后的试运转。喷射氨水的SNCR系统，氨泵常用的选择有两种，一种是离心泵，一种是隔阂泵。对于本项目拟采用离心泵。3）氨水喷枪氨水喷枪的好坏，直接决定了氨水雾化的效果。好的雾化对氨和烟气快速均匀地混合是至关重要的。使用机械或空气雾化喷枪，使氨水在进入炉膛前得到良好的雾化，加强氨水与烟气混合的均匀性，可以加快氨水和NOx之间反映的速度，提高脱硝率。不同的雾化方式各有优缺陷，机械雾化方式不需要雾化空气管线，运营中也不消耗雾化空气，所以系统相对简朴，运营费用低。空气雾化方式，可以很好地防止喷嘴的堵塞，在很低的负荷下，能保证较好的雾化效果，喷枪价格相对较低。喷枪的关键部件是喷嘴，不同型式的喷嘴会产生不同形状的氨水雾。平面扇形喷雾液滴则可以保持在同一水平面上，平面充满度好。因此在合适反映温度下，使用平面扇形喷嘴喷氨水的脱硝效果比实心圆锥喷嘴的效果要好。此外，平面扇形喷雾的液滴集中在与烟气流向垂直的平面上，有助于液滴穿透到烟气流更深的地方，促进氨水液滴与烟气的混合、反映。氨喷枪是氨喷射系统中的关键设备，氨喷嘴尺寸的决定，要考虑喷入的氨气流有足够的穿透能力。选择合适的出口初速度是射流穿透力的保证。实际的工程中，可以给出几组不同工况下的控制阀出口压力和流量，控制阀厂商可以根据流体特性参数和工况数据，计算出控制阀在不同负荷下的压降数据，控制阀选型要尽也许满足这些数据规定。最大流量工况下的数据被用于管路的尺寸设计。喷枪安装方式的典型方式是将喷枪通过插入预装在固体分离器上的套管就位，喷枪头通常位于分离器耐火涂料的内边沿，喷枪固定法兰和套管端部法兰配对连接。采用氨水的系统，标准喷枪使用空气雾化的方式。在大容量循环流化床锅炉上，氨喷嘴数量较多，所以会将喷嘴提成几组，通常3~4个喷嘴一组，每组喷嘴共用一套氨水分派管路和控制阀，这样可以减少管线和控制阀的数量，节省工程费用，也使系统控制简朴化。4台锅炉共用一个氨水罐和注射泵模块，见图2-12。其中氨罐区涉及氨水的卸载管线和氨水存储罐以及氨水罐的各种附属设施。假如氨或尿素的储存罐，泵，管线等设备布置在靠近车道的区域，设备区必须设立栅栏，锅炉房内的管线和设备，需要在设计阶段进行防碰撞检查。在全厂总体设计时候，要考虑尽量避免在氨或尿素喷射设备周边运送大件物品和设备。氨水通过罐车运送，罐车运用车载泵向氨罐卸载氨水。图2-12喷氨系统流程图注射泵模块由两个泵并联组成，两个泵可供应三台锅炉100%负荷所需的氨水供应量，两台氨水泵互为备用。泵入口通过吸入管线和氨水罐连接，出口通过三通连接通往分离器的氨水供应管线和回流管线。回流管和吸入管在泵和氨水罐之间建立一个回路，氨水注射管线在三通下游设立一个气动开关球阀控制氨水向锅炉的供应和切断。运营时，氨水泵为定负荷运营，通过设定氨水回流的量来拟定喷氨量。整个氨水供应系统运营时，压力的平衡点在总管的三通处，回流管流量变化通过回流管线上的调压阀调节。氨水供应总管分为并联的三个支线，分别送往三台锅炉。每台锅炉都设有一个流量计量模块，涉及一个布置在开关阀和流量调节阀之间的流量计构成。计量模块管线上设立现场压力表和压力开关，压力开关的压力信号送往DCS系统，作为每台锅炉喷氨量的反馈信号。装设在烟囱的NOx测量信号送到DCS系统，通过一定的算法，通过DCS向调节阀发送指令信号。氨水在计量管线的调节阀之后提成两路，分别送往两个分离器。每个分离器均设立了8支氨水喷枪，每个分离器有一个氨水流量分派模块，在分离器前的氨水流量分派模块中，每支喷枪前都设立了差压流量计，用于监视每支喷枪的了氨水流量。通过差压流量计后的阀门开度调节，而实现每支喷枪之间流量的均匀分派。氨水喷枪炉外设立两路接口，一路为氨水，一路接雾化空气。雾化空气在喷枪前的压力通过空气总管的调压阀实现，以满足最佳的雾化效果。重要设备罗列如下：1）氨水溶液储罐：2个，用于储存20%浓度的氨水溶液；满足4台炉BRL工况下3天用量。2）氨水溶液缓冲罐：2个，配置不同浓度的氨水溶液，满足负荷变化喷氨的需要；2）输送氨水离心泵：2台，一备一用，用于将储罐的氨水溶液送至炉前喷射系统；3）稀释水泵：2台，一备一用，由于氨水缓冲罐中加入稀释水；4）背压控制阀：4套，背压控制回路用于氨水溶液输送泵\稀释水泵为计量装置供应氨水所需的稳定流量和压力；5）短喷枪：每台锅炉8套。采用转为脱硝系统设计和生产的气力雾化喷射器，它涉及喷枪本体、喷嘴座、雾化头、喷嘴罩四部分。喷枪本体上的氨水溶液进口和雾化气体进口为螺纹连接，通过两根金属软管分别与氨水溶液管路、压缩空气管路连接。喷射器见图2-13。图2-13SNCR喷射氨水短喷枪示意图6）氨水站自动控制：1套。采用DCS控制系统，重要控制氨水的溶解、配置和输送。7）氨水喷射控制：每台锅炉1套。用于控制每台锅炉的还原剂的用量，喷射器的投运数量，以及与喷射器配套的压缩空气的流量、压力等。8）流量调节阀：若干。用于调整氨水溶液的用量等。9）传感器：若干。用于系统压力、温度、流量的监测和传输。10）螺杆压缩机：3台，二用一备。用于制备压缩空气来供应喷枪雾化用。1.5.2管道及阀门材料本工程中的工艺物料，根据物性及工艺规定，氨水溶液管道选用管材重要为不锈钢304无缝钢管，氨水溶液管道阀门及相关辅材为不锈钢304材质。工艺水、压缩空气选用普通锅炉用碳钢管，压缩空气管道阀门及相关辅材选用普通锅炉用钢。1.5.3电气和控制1）控制系统总体规定SNCR公用系统部分采用独立的DCS控制系统，能实现炉内喷射还原剂及SNCR供用系统配料的自动控制，并保证脱硝系统能跟随锅炉运营负荷变化而变化。使锅炉脱硝系统长期、可靠的安全运营。为了保证系统的可靠性和提高性价比，每台锅炉的SNCR喷射系统纳入锅炉DCS控制系统中，因此每台锅炉的SNCR喷射系统采用一个远程I/O站，DCS系统CPU仍采用原有DCS的CPU，工作站及系统软件也采用原有设备。氨水站采用一套DCS控制系统分别对氨水溶液的储存系统进行集中监视和控制。在辅助系统控制室内以彩色CRT/键盘作为重要的监视和控制手段，同时预留与DCS控制系统的通讯接口，方便在中央控制室进行监视和操作。在正常工作时，每隔一个时间段记录燃烧系统及SNCR运营工况数据，涉及热工实时运营参数、设备运营状况等。当故障发生时系统将及时记录故障信息。现场操作员终端可存储大量信息，自动生成工作报表及故障记录，存储的信息可通过查询键查询。2）方案特点我们对锅炉脱硝系统自动控制工程设计将遵循以下技术目的和原则：标准化。本工程设计及其实行将按照国家、地方的有关标准进行。我们所选用的系统，设备，产品和软件符合工业标准或主流模式。先进性。工程的整体方案将保证具有明显的先进特性。考虑到电子信息技术的迅速发展，本设计在技术上将适度超前，所采用的设备，产品和软件不仅成熟并且能代表当今世界的技术水平。实用性。本工程设计将以用户需求分析着手，并以得到用户认可的需求为目的来开展工作，保证满足目前及将来的各种需要。合理性和经济性。在保证先进性的同时，以提高工作效率，节省人力和各种资源为目的进行工程设计，充足考虑系统的实用和效益，争取获得最大的投资回报率。安全性和可靠性。安全和可靠是对动力能源的基本规定，是本集成管理系统工程设计所追求的重要目的。模块化和可扩充性。集成管理系统的总体结构将是结构化和模块化的，具有很好的兼容性和可扩充性，既可使不同厂商的设备产品综合在一个系统中，又可使系统能在日后得以方便地扩充，并扩展此外厂商的设备产品。方便性和舒适性。我们提供的热水DCS在使用和操作上将是十分方便和舒适的，将为DCS的拥有者、管理者及其客户提供最有效的信息服务，提供高效、舒适、便利和安全的工作环境。灵活性。系统提供管理人员和用户灵活移动和变更设备的也许。3）组网设计网络结构分为操作层、IO层、控制层、仪表层。仪表传感器层：设有各类传感器、变送器、执行器、电磁阀、电动阀等组成，用于数据采集和执行控制层的指令，变送器提供4-20MADC信号,其他传感器按行业规约提供信号。控制层：控制层采用现场总线；由分布I/O装置C基座（装有组装的I/O板卡）互联组成，分别对各自系统I/O点进行监控、信号调理、整定、变换等，并有一定逻辑分析、数值运算能力。IO层:由控制器本体组成，重要通过自适应专家系统实现锅炉的燃烧控制。锅炉燃料调节，送风量调节，烟道氧量修正，等锅炉常规控制。4）控制系统的一般描述系统中面向用户的是操作员站层的工程师站和操作站，对系统的监控管理可以在这些工程师站上进行组态。公司信息管理层网络中客户机（设在控制中心）的数量由WEB服务器授权，DCS系统中不同类型、层次的用户通过授权都可建立自己的操作站。它们和各应用子系统互换数据，将系统输入输出的数据转换成网络操作站能选址，辨认和运用的统一格式；并按一定的时间间隔刷新数据库服务器中的数据；同时它是响应各操作站业务请求，实现业务应用中点对点通讯的服务管理装置机电设备运营和检测数据的汇集与积累DCS集成系统与操作员站相连，通过系统提供接口汇集各种设备的运营和检测参数，并对各类数据进行积累与总计。各种泵、风机、锅炉运营时间、炉排电机运营时间和配电柜电流、电压等参数进行积累与总计，以便更好地进行管理。机电设备运营状态监视监视机电设备、锅炉组、各种泵、开/关状态，运营正常/非正常状态等数据，通过接口以实时方式与DCS系统连接，DCS系统通过监视工程师站可以进行设备运营状态的集中监视和履历数据的查询。报警显示当系统设备如锅炉组、各种泵出现故障或意外情况时，集成系统将运用其报警功能在监视工程师站上显示相应的报警信息并提醒相应的解决方法，供维修人员参考使用。网络平台以其独特的包容性，将DCS连接到集成系统中，让各种信息跨系统共享并在整个网络上分布。这种多服务器结构和对等通讯的分布式网络环境，可以提供极其强大的应用服务功能，具有足够的实时性、开放性、可扩性和灵活性。并且网络系统软，硬件自身符合当今前瞻的国际工业标准。已成功实行SNCR的广州梅山热电厂3台锅炉控制界面见图2-14、图2-15。图2-14尿素站控制界面图图2-15喷射系统控制界面图5）控制系统功能说明①、数据采集系统（DAS）数据采集系统（DAS）将连续采集和解决所有与机组有关的重要测点信号及设备状态信号，以便及时向操作人员提供有关的运营信息，实现机组安全经济运营。一旦机组发生任何异常工况，将及时报警，提高机组的可运用率。DAS将至少有下列功能：显示：涉及工艺流程显示、工艺状态显示、电气设备运营状态显示等。可成组显示、棒状图显示、趋势显示、报警显示等。制表记录：涉及定期记录、事故顺序（SOE）记录、事故追忆记录、跳闸一览记录、设备连续及累积运营记录等。历史数据存储和检索。（a）显示每个CRT将能综合显示字符和图象信息，机组运营人员通过CRT实现对机组运营过程的操作和监视。每幅画面将能显示过程变量的实时数据和运营设备的状态，这些数据和状态将每秒更新一次，显示的颜色或图形将随过程状态的变化而变化。棒状图和趋势图将能显示在任意一个画面的任何一个部位上，将可显示DCS系统内所有的过程点，涉及模拟量输入、模拟量输出、数字量输入、数字量输出、中间变量和计算值。对显示的每一个过程点，将显示其标志号、文字说明、数值、性质、工程单位、高低限值。将提供对机组运营工况的画面开窗显示、滚动画面显示和图象缩放显示，以便操作人员能全面监视，快速辨认和对的进行操作。将设计机组和设备运营时的操作指导，并由CRT的图象和文字显示出来。操作指导将划分为三个部分，即为启动方式，正常方式和跳闸方式。卖方将根据用户提供的P&ID和运营规定，提供用户画面（通常指机组模拟图）。用户画面的数量，在工程设计阶段按实际规定进行增减，满足现场实际工艺流程规定。运营人员可通过键盘，画面中的任何被控装置进行手动控制。画面上的设备正处在自动程控状态时，模拟图上将反映出运营设备的最新状态及自动顺序目前进行至哪一步。若自动顺序失败，则将有报警并显示故障出现在顺序的哪一步。买方可在工程师站上，使用该站的画面生成程序。自己制作和修改画面。卖方将提供符合ISA过程设备和仪表符合标准的图素。当用户需使用的图素，未涉及在ISA标准符号中时，用户将可使用卖方提供的图素组态器，建立用户自定义的新图素。用户自定义的新图例将能被存储和检索和调用。功能组显示：功能组显示可观测某一指定功能组的所有相关信息，可采用棒状图形式，或采用模拟Ｍ/Ａ（功能块）面板的画面，面板上将有带工程单位的所有相关参数，并用数字量显示出来。功能组显示能将数以百计的常规仪表压缩为一幅幅画面，便于操作人员从熟悉的仪表盘面板操作方式，过渡到以ＣＲＴ为基础的过程接口方式。功能组显示将包含过程输入变量、报警条件、输出值、设定值、回路标号、缩写的文字标题、控制方式、报警值等。DCS系统提供的功能组显示画面将涉及所有调节控制回路和程序控制回路。细节显示：细节显示将可观测以某一回路为基础的所有信息，细节显示画面所包含的每一个回路的有关信息，将足够具体，以便运营人员能据以进行对的的操作。对于调节回路，将至少显示出设定值、过程变量、输出值、以及它们在同一坐标下的趋势曲线显示、运营方式、高/低限值、报警状态、工程单位、回路组态数据等调节参数。对于开关量控制的回路，可显示出回路组态数据和设备状态。对于重要的机电联锁信号发生将自动弹出画面，画面与综合自动化协调一致。对主辅机设备的操作启动采用软关联和硬关联相结合的方式。标准画面显示DCS系统将提供报警显示、趋势显示、成组显示、棒状图显示等标准画面显示，并已预先做好或按本工程的具体规定稍作修改。成组参数显示在技术上相关联的模拟量和数字量信号，将组合成成组显示画面，并保存在存储器内，便于运营人员调用。成组显示将能便于运营人员按需要进行组合，并且根据需要存入存储器或从存储器中删除。任何一点在越过报警限值时，均将变为红色并闪光。棒状图显示运营人员可以调阅动态，棒状图画面即以动态棒状图的外形尺寸反映各种过程变量的变化。棒状图将可在任何一幅画面中进行组态或显示，每一棒状图的标尺可设立成任何比例。若某一棒状图，其数值越过报警限值时，越限部分将用红色显示出来。趋势显示系统将提供至少100点历史数据的趋势和至少100点实时数据的趋势显示。趋势显示可用整幅画面显示，也可在任何其它画面的某一部位，用任意尺寸显示。所有模拟量信号及计算值，均可设立为趋势显示。在同一幅CRT显示画面上，在同一时间轴上，采用不同的显示颜色，将能同时显示16个模拟量数值的趋势。在一幅趋势显示画面中，运营人员可重新设立趋势变量、趋势显示数目、时间标度、时间基准及趋势显示的颜色。每个实时数据趋势曲线的时间分辩力最小可达1秒（存储速率）。每个历史数据趋势曲线的时间标度可由运营人员按1秒(72小时)、5秒(168小时)、20秒(15天)、1分钟(20天)、5分钟(30天)、15分钟(60天)、60分钟(180天)进行选择。趋势显示画面还可用数字显示出标尺制定变量的数值。趋势显示存储在内部存储器中，并应便于运营人员调用，用户也可按规定组态趋势并保存在外部存储器中，以便此后调用。系统可对存储的在历史趋势中的工艺参数的任一时间进行检索，并能对检索内容显示、打印。报警显示报警画面采用全中文显示，报文报警的同时伴有声音报警。系统将能通过接点状态的变化，或者参照预先存储的参考值，对模拟量输入、计算点平均计算点、平均值、变化速率、其他变换值进行扫描比较，分辩出状态的异常、正常或状态的变化。若确认某一点越过预先设立的限值，CRT屏幕将显示报警画面，并发出声响信号。重要报警发生时，报警画面将自动弹出。报警历史记录可提成20组，每组按事件顺序至少可以保存1000条报警记录（可最多组态8000条），每条记录涉及报警名称、性质、级别、状态、时间等信息。报警显示将准时间顺序排列，最新发生的报警将优先显示在报警画面的顶部，每个报警点可有六个不同的优先级，并且六种不同的颜色显示该点的Tag，加以区分报警将可一次击键进行确认。在某一站上对某一点发生的报警进行确认后，则所有其他站上该点发出的报警，也将同时被确认。在某一点发出的报警确认后，该报警点显示的背景颜色有变化并消去音响信号。将采用闪光、颜色变化等手段，区分出未经确认的报警和已经确认的报警。当某一未经确认的报警变量恢复至正常时，将在报警清单中消除该报警变量，并由仍处在报警状态的其他报警点自行填补某一位置空缺。所有出现的报警及报警恢复，均将由报警打印机打印出来。若某一已经确认报警的再一次发出报警时，该报警作为最新报警再一次显示在报警画面顶部。所有带报警限值的模拟量输入信号和计算变量，均将分别设立“报警死区”以减少参数在接近报警限值时产生的频繁报警。在设备停运及设备启动时，提供模拟量和数字量信号的“报警闭锁”功能，以减少不必要的报警。在操作员站上将能实行这一功能，启动结束后，“报警闭锁”功能将处自动解除。“报警闭锁”将不影响对该变量的扫描采集。对所有的输入信号和计算变量均提供可变的报警限值，报警限值可以是过程参数的一个函数。报警信息中将表白与该报警相相应的显示画面的检索名称。在操作员站，通过一次击键将能调用多页的报警一览表。报警一览的信息将以表格形式显示。并将涉及如下内容：点的标志号，点的描述，带工程单位的当前值，带工程单位的报警限值，报警状态（高或低）及报警发生的时间。每一页报警一览表有20个报警点，缺省时，PCS7报警一览表提供1000个报警点。系统状态显示系统状态显示LifeBeating将表达出与工业以太网相连接的各个站的状态。各个站内所有I/O模件的运营状态将均涉及在系统状态显示中，任何一个站或模件发生故障，相应的状态显示画面将改变颜色和亮度以引起运营人员的注意。（b）记录系统记录功能涉及定期记录、操作记录、事件记录、报警记录、跳闸记录及操作员行为记录。记录功能可由程序指令或运营人员指令控制，数据库中所具有的所有过程点将均可以记录。定期记录定期记录涉及交接班记录，日报和月报，由程序指令或运营人员指令控制。对交接班记录和日报，系统将在以每一小时的时间间隔内记录至少50个预选变量数据，提供锅炉，汽机，电气等生产报表。而对月报，则在以每一天的时间间隔内记录至少50个预选变量数据。在每一个交接班后，或每一天结束时，或一个月结束时，系统自动进行打印，或根据运营人员指令召唤打印。运营人员操作记录系统将记录运营人员在集控室进行的所有操作项目及每次操作的精确时间。通过对运营人员操作行为的准确记录，可便于分析运营人员的操作意图，分析机组事故的因素。同时，在每班交接时，系统将规定操作员进行登录，并自动记录。每一条操作员行为记录涉及以下内容：操作点名、操作时间、操作内容、操作员登录用户名、所在操作站。事件顺序记录（SOE）系统提供128点高速顺序记录装置，其时间分辨力将不大于1ms。接入事件顺序记录装置的任何一点的状态变化到特定状态时，立即启动事件顺序记录装置。事件顺序记录将涉及测点状态，文字描述以及三个校正时间即接入该装置的任一测点发生状态改变的继电器动作校正时间，启动测点状态改变的校正时间，毫秒级的扫描第一个测点状态改变与扫描随后发生的测点状态改变之间的时间差校正。所以SOE记录将按通过时间校正的顺序排列，并按小时、分、秒和毫秒打印出来。事件顺序记录完毕后，其报告将自动打印出来。并自动将记录存储在存储器内，以便以后按操作员的指令打印出来。系统存储器将保存最近的6000条事件顺序记录。事故追忆记录（跳闸记录）将提供跳闸后的分析记录。一旦检测到机组某一主设备跳闸，程序将立即打印出表征机组主设备120的变量的完整记录，记录将按跳闸前10分钟和跳闸后5分钟，以1秒时间间隔进行记录。跳闸记录将在当反映机组事故的重要保护动作发生时自动打印或按运营人员指令打印。设备运营记录在天天结束时，将打印或保存重要电气设备及元件的累计运营小时数。历史数据的存储和检索（HSR）为了保存长期的具体的运营资料。DCS系统提供的HSR最小容量为4000MB，至少能存入200个模拟量点及500个开关量点的最近250,000条记录（72小时），以随时记录重要的状态和参数改变。HSR的检索可按指令进行打印或在CRT上显示出来。SNCR系统的控制I/O清单见附件表4-1。1.5.4SNCR系统重要设备表表2-12SNCR重要设备清单（260t/h×4台）序号设备重要规格单位数量1氨水储罐只22氨水输送离心泵只43氨水卸载泵只44雷达液位计只25安全阀只46墙式喷射器（短枪）不锈钢材料定制，空气雾化套247喷射器推动装置L=300,气动套88推动器控制柜不锈钢外壳套49双螺杆式空气压缩机L75D-7.512.2m3/N=75KW套610压缩空气罐C-6/8套211烟气分析CEM装置NO/N2O/NH3/O2套412DCS控制系统套313温度传感器0～300℃套414压力传感器0～2.5Mpa套3215流量传感器0～3t/h套416液位传感器0～10m套617电动截止门DN10～100，PN16套8818电动调节门DN10～100，PN16套3219稀释水泵15t/h,H=150m台420氨水不锈钢管道304批121电缆电力电缆/信号电缆批122手动阀门止回阀、截止阀、球阀等批123就地仪表压力表、流量计等批124其他安装附件法兰、螺栓、弯头、垫片等批1详见供货清单。系统重要消耗品和接口参数1.6.1稀释水喷入炉膛的氨水溶液通过稀释，应是具有软化水质量的纯水，满足下列规格：pH值：6～9；全硬度<3mmol/kg；钙硬度<2mmol/kg（作为CaCO3），最佳<0.2mmol/kg；全碱度<2mmol/kg，最佳<0.2mmol/kg；铁<0.5mg/kg；电导率<250µmhos；没有明显的浑浊和悬浮固态物。厂里提供稀释水水源水质应能满足上述规定，并提供水质报告。1.6.2雾化介质雾化介质的作用是加强氨水溶液颗粒与分离器内烟气混合，充足混合有助于保证脱硝效果、提高氨水运用率减少氨水用量、减少尾部氨残余。雾化介质重要是提高还原剂喷射速度、增长喷射动量，而不规定把氨水溶液所有雾化成很小的液滴，而是一定比例的不同尺寸液滴。小液滴在喷入口炉壁附近的低温区就挥发反映，而大液滴则可以进一步炉膛才析出反映。雾化介质的重要作用是提高氨水液滴的喷射动量。喷射动量取决于喷射速度和喷射物的质量，显然靠增长雾化介质的用量来提高喷射动量是不经济的。为了提高喷射动量，则重要集中在提高喷射速度上。1.6.3系统重要消耗品系统重要消耗品见表2-13。表2-13SNCR系统重要消耗品消耗品单位数值－还原剂t/h0.23(按20%浓度氨水算)－添加剂t/h/－工艺水m3/h0.23－电耗（所有连续运营设备轴功率）kW150－仪用压缩空气m3/h10－厂用压缩空气（填写用气设备名称）m3/h810－蒸汽（假如有要填写蒸汽参数）t/h/－设备冷却水量m3/h/－电耗kWh/h150设计要点总结脱硝效率、氨逃逸浓度通过SNCR技术，可以将锅炉的NOx排放水平由370mg/Nm3左右下降50％以上，最佳工况达成60%，NOx排放浓度可减少到200mg/Nm3以下（折算到6％氧量），氨逃逸浓度为<8ppm（<10ppm）。性能保证值在燃用设计煤种时，BRL工况连续运营7天，脱硝装置按入口NOx浓度370mg/Nm3设计，SNCR脱硝装置出口烟气NOx浓度222mg/Nm3，氨逃逸量10ppm，还原剂消耗量平均值不大于0.092t/h（按单台炉，氨水浓度按50%计算）；工艺用水量消耗量平均值不大于0.23t/h；电量消耗量平均值不超过150kWh/h。蒸汽（假如有）耗量（涉及参数）/t/h；仪用压缩空气耗量0.013t/h；厂用压缩空气耗量：1.05t/h。保证值测量及计算方法如下：在SNCR工程竣工后，在不投运和投运SNCR的同一工况下，在空预器后分别测量烟气的NOx浓度，折算成标况下的NOx浓度加以比较，并可计算出脱硝率。为了互相比较，需要再统一折算为6%O2下的标准值，不同基准氧含量的NOx值换算公式如下：脱硝率计算公式如下：设计数据见表2-14。表2-14SNCR系统重要设计数据表序号项目名称单位数据1性能数据1.1一般数据－NSRmol/mol8:6－NOx脱除率%50－脱硝装置氨逃逸率ppm<10－脱硝装置可用率％95－脱硝装置漏风率％1－脱硝装置对锅炉效率的影响％<0.11.2消耗品－还原剂t/h0.23－添加剂t/h/－工艺水m3/h0.23－电耗（所有连续运营设备轴功率）kW150－仪用压缩空气m3/h10－厂用压缩空气（填写用气设备名称）m3/h810－蒸汽（假如有要填写蒸汽参数）t/h/－设备冷却水量m3/h/－冷却水入口温度℃/－电耗kWh/h150－其他1.3脱硝装置出口污染物浓度（6％O2，标态，干基）－NOX以NO2表达mg/Nm3222－NH3mg/Nm37.6－N2Omg/Nm3601.4噪音等级（最大值）－所有设备（距声源1米远处测量）dB(A)<85可靠性（可用率）SNCR系统脱硝技术路线不仅符合环保部技术政策的规定，也是目前脱硝技术组合中投资运营费用最省、改造工期最短、对锅炉现有燃烧系统改动最少的方案，更为重要的是，该工艺路线和重要设备在国内、省内已有大量成功业绩，可以完全满足安全可靠、系统优化、功能完整、不减少锅炉效率和不影响锅炉正常运营的规定。该系统可用率≥95%，其重要特点如下：（A）脱硝效果令人满意：SNCR技术应用在大型煤粉锅炉上，长期现场应用一般可以达成30～50％的NOx脱除率，在循环流化床上可达成50%以上的脱硝率。（B）还原剂多样易得：SNCR技术中脱除NOx的还原剂一般都是含氮的物质，涉及氨、尿素、氰尿酸和各种铵盐（醋酸铵、碳酸氢铵、氯化铵、草酸铵、柠檬酸铵等）。但效果最佳，实际应用最广泛的是氨和尿素。（C）无二次污染：SNCR技术是一项清洁的技术，没有任何固体或液体的污染物或副产物生成，无二次污染。（D）经济性好：由于SNCR的反映是靠锅炉内的高温驱动的，不需要昂贵的催化剂系统，因此投资成本和运营成本较低。（E）系统简朴、施工时间短：SNCR技术最重要的系统就是还原剂的储存系统和喷射系统，重要设备有储罐、泵、喷枪和必要的管路、测控设备。由于设备简朴，SNCR技术的安装期短，仅需10天左右停炉时间，小修期间即可完毕炉膛施工。（F）SNCR技术不需要对锅炉燃烧设备和受热面进行大的改动，也不需要改变锅炉的常规运营方式，对锅炉的重要运营参数也不会有显著影响。（G）本项目SNCR系统设备设立操作容易，自动化限度高，故障率低，并且留有足够备用的在线泵，阀装置。SNCR可用率不低于95%。总工期、改造所需停机时间本项目SNCR系统脱硝工程总工期约为90天，每台炉的停运时间约为20天。自动化水平本SNCR系统最大也许的达成自动化效果，自动化限度高，保证系统的可靠性和提高性价比，每台锅炉的SNCR喷射系统纳入锅炉DCS控制系统中，因此每台锅炉的SNCR喷射系统采用一个远程I/O站,DCS系统CPU仍采用甲方原DCS的CPU，工作站及系统软件也采用甲方原设备。在氨水站采用一套DCS控制系统分别对氨水溶液的溶解与储存系统进行集中监视和控制。在辅助系统控制室内以