电厂2×135MW机组烟气脱硫工程废水调试方案 本文关键词：烟气，脱硫，废水，电厂，机组
电厂2×135MW机组烟气脱硫工程废水调试方案 本文简介：新疆阜康热电厂2×135MW机组烟气脱硫工程废水处理系统调试措施航天环境工程有限公司AerospaceEnvironmentalEngineeringCO.，LTD新疆阜康热电厂2×135MW机组烟气脱硫工程废水系统系统调试方案编号：HTHJ-TS-FKTL-TSFA-FS名称：废水系统调试方案批准
电厂2×135MW机组烟气脱硫工程废水调试方案 本文内容：
新疆阜康热电厂2×135MW机组烟气脱硫工程废水处理系统
调试措施
航
天
环
境
工
程
有
限
公
司
Aerospace
Environmental
Engineering
CO.，LTD
新疆阜康热电厂2×135MW机组
烟气脱硫工程
废水系统系统调试方案
编
号：HTHJ-TS-FKTL-TSFA-FS
名
称：废水系统调试方案
批
准：
审
核：
编
制：
航天环境工程有限公司阜康废水调试项目部
二○一五年三月〇六日
脱硫废水处理系统试运措施审批页
措
施
编
号：HTHJ-TS-FTTL-TSFA-FS
项目负责人
：
王鹏
调
试
人
员：高伟力
、魏士奇、秦少鹏、温康、郑效阳等
措
施
审
核：
措
施
批
准：
批
准
时
间：
目
录
第一部分
系统简介…………………………………………………………………………3
1.1
概述11
1.2
脱硫废水基本参数1
1.3
废水处理原理2
1.4
使用介质及化学品消耗3
1.5
工艺流程3
1.6
系统连接及控制方式4
1.7主要工艺设备5
1.8仪表清单7
1.9手动阀门位置清单8
第二部分
废水处理系统手动调试………………………………………………………9
2.1废水处理系统启动前的检查9
2.2废水处理系统启动前的准备9
2.3废水处理系统的启动10
2.4废水处理系统的停运10
2.5设备的运行与维护11
2.6设备故障的处理14
第三部分
脱硫废水DCS控制系统调试……………
…………………………………16
3.1
DCS控制准备16
3.2泵类设备连锁及功能组逻辑顺控.
21
14
航天环境工程有限公司阜康项目部
第一部分
系统简介
1.1
概述
脱硫过程产生的废水来源于旋流器排放水。脱硫废水的杂质来源于烟气和脱硫用的石灰石；由于燃煤中富含多种重金属元素，这些元素在炉内高温下进行了一系列的化学反应，生成了多种不同的化合物，一部分随炉渣排出炉膛，另外一部分随烟气进入脱硫塔，被石灰石浆液吸收溶于浆液中。煤中含有的元素包括F、Cd、Hg、Pb、Ni、As、Se、Cr等，这些元素都能够随烟气溶解进入脱硫浆液中，在浆液反复循环使用中富集，最终形成浓度超过排放标准的废水。
脱硫废水中含有的杂质主要是悬浮物、过饱和的亚硫酸盐、硫酸盐以及重金属；其中很多是国家环保标准中要求控制的一类污染物。由于脱硫废水的水质不同于其它的工业废水，处理难度较大，因此，必须对脱硫废水进行单独处理。
1.2
脱硫废水基本参数
脱硫废水来基本水质参数:
Stream
–
Number
44
Name
of
Stream
Waste
Water
------------------------------
----------
Mass
flow
–
total
kg/h
20000
Volume
flow
-
total
m3/h
19.5
Density
kg/m3
1034
Temperature
Cel
57.4
------------------------------
----------
Cl(-)
–
Content
mg/l
20349.6
Cl(-)
–
Content
Ppm
19999.9
SO4(2-)
-
Content
mg/l
1522.6
SO3(2-)
-
Content
mg/l
150.2
Ca(2+)
-
Content
mg/l
8294.0
Mg(2+)
-
Content
mg/l
2314.9
Na(+)
–
Content
mg/l
120.8
------------------------------
----------
Solid
–
Content
g/l
30.19
Solid
–
Content
weight%_wet
2.88
Gypsum
–
Content
weight%_dry
10.53
CaCO3
–
Content
weight%_dry
2.79
Inert
–
Content
weight%_dry
85.61
CaSO3
–
Content
weight%_dry
1.07
MgCO3
-
Content
weight%_dry
0
Cl(-)
-
Cont.
mg/kg
abs.dry
673980.1
Ca(OH)2
-
Cont.
weight%_dry
0
Mg(OH)2
-
Cont.
weight%_dry
0
CaO
–
Content
weight%_dry
0
MgO
–
Content
weight%_dry
0
处理后的水质要求达到：
表2
脱硫废水出水水质
出水水质达标
单位
数据
出水量
t/h
8
悬浮物
mg/l
70
pH
－
6~9
化学耗氧量(COD)
mg/l
150
总汞
mg/l
0.05
总镉
mg/l
0.1
总铬
mg/l
1.5
总锌
mg/l
5.0
总铜
mg/l
1.0
硫化物
mg/l
1.0
1.3
废水处理原理
Ca2+
+
SO42-
=
CaSO4↓
1-1
Ca2+
+
F-
=
CaF2↓
1-2
Hg2+
+
2TMT2-
=
HgTMT2↓
1-3
Pb2+
+
2OH_
=Pb(OH)2↓
1-4
Cr3+
+
3OH_
=
Cr(OH)3↓
1-5
Cd2+
+
2OH_
=
Cd(OH)2↓
1-6
通过向废水中投加石灰、有机硫、絮凝剂、助凝剂，在一定的pH范围内，水中的过饱和盐类和重金属离子，会沉淀出来，通过澄清器将沉淀与水分离开，出水达标外排，污泥送入污泥处理装置进行处理。
向废水中投加石灰浆，将废水的pH调整至9.5±0.3，水中的过饱和CaSO4由于沉淀平衡向右移动开始结晶析出；同时，重金属离子水解形成氢氧化物沉淀；F_与Ca2+
离子反应生成CaF2沉淀；加入絮凝剂后，絮凝剂与水中的悬浮物进行絮凝反应生成大量的絮凝体沉淀，使水中大部分悬浮物脱稳沉淀；同时，这些絮体具有较强的吸附能力，在沉淀的过程中，又可以吸附重金属氢氧化物沉淀和CaSO4沉淀；为了增加汞和镉去除率，投加有机硫溶液，在水中形成镉和汞的硫化物沉淀。投加助凝剂，增大絮凝体的体积，加快沉淀速度，降低细小絮体的残留。
1.4
使用介质及化学品消耗
1.4.1使用介质
序号
介质名称
介质特性
介质说明
1
FGD废水
待处理的介质
2
补充水
辅助介质。配制药剂及清洗用
3
消石灰Ca(OH)2
百分含量>80%熟石灰粉
添加介质。供中和及重金属沉淀
4
有机硫化物
TMT15,15%wt.，r=1.12kg/dm3
添加介质。用于重金属沉淀
5
硫酸氯化铁
40%wt.，r=1.56kg/dm3
添加介质。絮凝剂
6
助凝剂(阴离子型)
固态
添加介质。加速沉降
7
盐酸
30%wt.，r=1.15kg/dm3
添加介质。用于调节pH值
1.4.2化学品消耗
序号
化学品名称
化学品特性
用途
调试期消耗量
1
Ca(OH)2
80%工业级，200目，固体粉末
供中和及重金属沉淀
1.5-3Kg/m3废水
2
有机硫化物
TMT15,15%wt.，r=1.12kg/dm3
用于部分重金属沉淀
45-75ml/m3废水
3
硫酸氯化铁
40%wt.，r=1.56kg/dm3
絮凝剂
0.6L/m3废水
4
聚丙烯酰胺
固体粉末，分子量大于1300万。配置浓度0.1%wt.，r=1.1kg/dm3
加速沉降
8-10g/m3废水
5
盐酸
30%wt.，r=1.15kg/dm3
用于调节pH值
根据出水PH值适量添加
1.5
工艺流程
1.5.1
主系统流程
Ca(OH)2
有机硫
FeClSO4
助凝剂
盐酸
ò
ò
ò
ò
ò
脱硫废水_
废水缓冲池_
中和箱_
沉降箱_
絮凝箱_
澄清池_出水箱_排放
ò
压滤机
_泥饼外运处置
1.5.2
化学加药系统
1）
消石灰投加系统
运输车来消石灰→消石灰料仓→给料机→去中和箱。
2）
絮凝剂加药系统
絮凝剂计量箱（1台）→计量泵（2台）→去絮凝箱。
3）
助凝剂加药装置
助凝剂计量箱（1台）→计量泵（2台）→去絮凝箱出水管道。
槽车来酸
→
酸贮存箱（1台）→酸计量泵（2台）→
出水箱
4）
加酸系统
5）
有机硫加药系统
有机硫计量箱（1台）→计量泵（2台）→去沉降箱。
1.5.3
污泥处理系统
泥饼排放
澄清池
污泥输送泵
排泥
板框压滤机
1.6
系统连接及控制方式
整个系统的控制方式为DCS程序控制或就地MCC柜手操，DCS程序控制说明详见第四部分。受控设备见下表。
表2
受控设备清单
序号
设备名称
单位
数量
设备控制状态
1
中和箱搅拌机
台
1
运行时开启、停运时关闭；
2
沉降箱搅拌机
台
1
运行时开启、停运时关闭；
3
絮凝箱搅拌机
台
1
运行时开启、停运时关闭；
4
污泥输送泵
台
2
根据刮泥机力矩启停；
5
澄清池刮泥机
台
1
系统运行时启动；系统停运时关闭；
7
消石灰给料机
台
1
系统运行时启动，系统停运时关闭；
10
有机硫加药泵
台
2
运行时启动；1运1备
11
絮凝剂加药泵
台
2
运行时启动；1运1备
12
助凝剂溶解箱搅拌电机
台
1
13
助凝剂加药泵
台
2
运行时启动；1运1备
14
出水箱搅拌电机
台
1
根据液位启动
15
出水输送泵
台
2
运行时启动；1运1备
17
消石灰给料机
台
1
运行时启动
18
板框压滤机
台
1
出泥时开启
19
压滤水泵
台
2
根据液位联锁启停,1运1备
20
压滤水池搅拌器
台
1
运行时启动，停运时关闭。
21
盐酸计量泵
台
2
根据出水箱PH值联锁启停,1运1备。
第二部分
废水处理系统手动调试
调试工作的基本任务是使新安装的脱硫废水设施安全顺利地完成整套启动并移交生产，使设备投产后在设计规定的年限内长期安全可靠运行，形成稳定的生产能力，使处理后的废水达到设计指标，发挥最佳的经济、环保社会效益。
调试工作的方针是：以安全文明生产为基础；以提高调试质量为核心；严格控制调试工期；坚持团结协作、统一指挥的原则，确保试运安全、优质、按期完成。
调试的任务：通过调试使设备、系统达到设计最优运行状态，装置各参数、指标达到设计保证值，使整套废水设施顺利移交生产。
2.1废水处理系统启动前的检查
1）废水反应箱、澄清池、出水箱、缓冲池、加药装置内应清洁无杂物；
2）污泥循环输送泵、出水送水泵、缓冲池提升泵等转动灵活，各泵地脚螺栓完好牢固，电机电源装置安全可靠；盘车无卡涩；
3）系统内所有搅拌机部件完整，油位正常；盘车无卡涩；
4）药剂充足，加药系统经过水冲洗并经清水试验，单体试车正常；
5）各阀门开关灵活、严密。
6）确认压缩空气和工业水系统压力满足运行要求。
7）确认系统所有阀门处于关闭状态。
2.2废水处理系统调试前的准备
1)
消石灰粉的准备。
启动前需购入足量的合格消石灰粉，以备系统启动投用后的投加。
2)絮凝剂药液的配置
絮凝剂可以直接使用原液。
3）助凝剂的配置
助凝剂为固体PAM，配制方法是首先在药液箱中加约1m3水，然后启动搅拌机，再加入0.
5kg
PAM，加水至满刻度，搅拌2
hr左右备用。助凝剂计量箱低液位时打开制备箱放料阀门，药剂自流进入计量箱。
自动投加头通过助凝剂制备箱液位和进水电磁阀的连锁自动控制投加量，保持药剂浓度为1%。
4）有机硫的配置
有机硫可以直接使用原液，不用稀释。但是因为有机硫的加药量比较小，也可以用工艺水稀释十倍，再投加，相应的有机硫计量泵的开度调整到原来的10倍。
5）盐酸的准备
浓盐酸箱车来酸直接卸入盐酸计量箱，打开盐酸酸雾吸收器进水阀门。
注意：卸酸时应该严格按照电厂的相关操作规程进行，监视酸计量箱的液位并控制卸酸的速度，以免发生危险。
2.3废水处理系统的启动
1）开启废水泵（脱硫系统）出口阀门，启动废水泵，调整阀门开度，使废水流量达到要求值。
2）启动消石灰给料机，开始加药；加药量可以根据中和箱pH计指示的pH值进行控制，使pH值维持在9.5±0.5。
3）启动絮凝剂加药泵，开始加药。通过改变计量泵开度调整加药量。加药量根据调试结果进行控制。
5）启动有机硫加药泵，开始加药。通过改变计量泵开度调整加药量。加药量根据调试结果进行控制。
6）当反应箱的水位超过1/2满水位左右后，依次启动中和箱搅拌机、沉降箱搅拌机、絮凝箱搅拌机。
7）当中和沉降絮凝反应箱出水后，启动助凝剂加药泵，开始加药。通过改变计量泵开度调整加药量。加药量根据调试结果进行控制。
8）当澄清器内水位达到一定高度时，启动澄清器刮泥机；初次启动刮泥机时要严格监视电机和减速机的转动情况，发现异常振动或杂音，应该立即停车并查明原因。刮泥机一旦启动必须保持运行状态。
9）澄清器出水后，当出水箱液位超过1/2液位时，启动搅拌机，同时根据出水箱PH值启动加酸泵，开始加酸。通过改变计量泵开度调整加酸量。加酸量根据出水的pH值进行调整，应该将pH值控制在6~9的范围内。
10）当出水箱水位达到高液位时，启动1台出水泵，并打开出水管上的手动排放门，将出水送往排放点。如果发现系统出水不合格时，停止出水泵，关闭出水管的手动排放门，打开出水箱底部排空阀门，将水返回至压滤水地坑、由压滤水地坑泵打回三联反应箱进行循环处理。
10）澄清器刮泥机力矩过大时启动污泥处理系统，将污泥送入板框压滤机进行脱水，泥饼由业主外运处置。
2.4废水处理系统的停运
废水系统短期停运时，反应箱搅拌机（3台）、澄清池刮泥机继续维持运行，其它设备可以停运。
长期停运时，必须先排空污泥系统的污泥，并冲洗管路，以防止系统结垢。排空澄清器内污泥，并将刮泥机通过提耙装置提升到高位（运行前再恢复到原位）。用工业水置换系统内所有废水，pH计用盐酸清洗后卸下电极进行保护。
2.5设备的运行与维护
2.5.1废水输送泵
废水泵在运行过程中，应注意以下问题：
（1）废水泵要保证密封水的压力稳定；
（2）定期检查润滑油油位；
（3）定期更换密封密封件；
2.5.2
出水输送泵
1）泵的型式与特点
卧式离心浆液泵，该型泵过流部件为耐磨材料，适用于输送腐蚀性渣浆。
为双泵壳结构，泵体泵盖带有可更换的耐磨、耐腐蚀橡胶内衬（包括叶轮、前护套、后护套等）。轴封部分：轴封采用机械轴封，结构简单，维修方便。
2）泵的运转
定期检查轴承运行的情况，开始运转时若轴承发热，则可停泵待轴承冷却后，再次进行运行。若轴承仍严重发热，温度持续上升，则需拆检轴承组件，检查原因。一般轴承发热多是由于润滑油过量或者油中有杂质引起的，轴承润滑脂数量要适当，清洁、要定期添加润滑脂。
泵性能随着叶轮与护板间隙的增大而变坏，效率降低，故应及时将叶轮向前调整，以保持一定间隙，使泵高效率运转。当泵磨损到不能满足系统运行条件时。应该更换易损件。
2.5.3中和絮凝综合反应箱
1）启动前的检查
盘车，确认搅拌机转动无阻碍；
减速机润滑油位正常；
相关系统具备启动条件
2）启动步骤
（1）
进水；
（2）当水位超过满水位的1/2时，依次启动中和箱、沉降箱和絮凝箱3台搅拌机；
（3）当装置开始出水后，启动助凝剂加药系统；向澄清池送水；
3）停运步骤
（1）停止进水；同时石灰乳加药泵向中和箱加药、絮凝剂加药泵、助凝剂加药泵、有机硫加药泵；
4）设备维护
定期检查电机的绝缘、减速机的状态；具体参见减速机的设备说明书；
5）要注意的问题
（1）搅拌机不得空载启动；
（2）巡检中，要注意检查润滑油油位、轴承温度、振动状态，如有异常，立即停机检查；
（3）衬胶设备，严禁焊接，以免破坏衬胶层；
（4）运行时，水温较高，注意安全；
2.5.4澄清池刮泥机
1)启动前的检查
（1）
先要手动盘车，确认刮泥机转动无阻碍；
（2）
减速机润滑油位正常；
（3）
相关系统具备启动条件
2)启动步骤
（1）
启动前级设备，进水；
（2）
当水位达到设定时，启动刮泥机；
（3）
当污泥达到设定值时，开启污泥循环输送泵，外排污泥；
（4）
运行时，尽量避免水量和水温的剧烈波动，以免造成“翻池”。
3)停运步骤
（1）
停止进水；
（2）
停污泥输送泵，并冲洗泵前污泥管路；
（3）
停搅拌刮泥机；
（4）
开水冲洗泵后污泥管路；
（5）
必要时，排空澄清池存水，用工业水冲洗；
4)设备维护
（1）
定期检查电机的绝缘、减速机的状态；具体参见减速机的设备说明书；
（2）
底部轴承的维护：连续运行1年~2年后，需要拆下底部轴承，检查轴套、轴头的情况，如发现严重磨损，需要更换。重装前，更换润滑脂。在拆装底部轴承前，必须排光澄清池内的水。
5)要注意的问题
（1）搅拌机不得空载启动；
（2）巡检中，要注意检查润滑油油位、轴承温度、振动状态，如有异常，立即停机检查；
（3）衬里设备，严禁焊接，以免破坏衬层；
（4）运行时，水温较高，注意安全；
2.5.5絮凝剂加药装置启停步骤
1)絮凝剂的配制（直接使用原液）
2)絮凝剂的投加
絮凝剂采用隔膜计量泵投加，计量泵流量通过行程开度调整。加药量根据调试的结果进行调整。
计量泵的启动操作步骤为：
1）根据废水流量、絮凝剂加药量，将计量泵的行程开度置于相应位置。
2）按下计量泵启动按钮，启动絮凝剂计量泵；
3）确认计量泵工作正常。
絮凝剂的停止步骤为：
按下絮凝剂计量泵停止开关，停止絮凝剂计量泵。
注意事项：要定期排出计量箱底部的沉渣。
2.5.6助凝剂加药装置启停步骤
1)助凝剂的配制
助凝剂为粉剂，自动配制溶解。
2）助凝剂的投加
助凝剂采用机械隔膜式计量泵投加，计量泵流量通过行程开度调整。加药量根据调试的结果进行调整。
2.5.7有机硫加药装置启停步骤
1）有机硫的配制（有机硫直接使用原液）
因有机硫加药量较小，为了使加药量更加准确，可以将TMT15原液稀释十倍，再添加，这样有机硫计量泵的开度就不会过小而造成计量不准确。当然有机硫也可以直接添加原液。
2）有机硫的投加
有机硫为TMT15，采用隔膜计量泵投加，计量泵流量通过行程开度调整。加药量根据调试定。
2.5.8
消石灰加药
设立消石灰粉仓，由人工将消石灰粉加入消石灰料仓，当中和箱PH值低时，打开粉仓手动插板门，启动消石灰给料机，
往中和箱内加消石灰调整废水的PH值到9.5±0.5。
2.5.9板框机
详见设备说明书。此部分由设备厂家指导调试。
2.5.10
仪表
1)电磁流量计
精密仪器，安装无震动、无腐蚀性气体的场所；
2)液位计
浆液废水部分的测量采用压力变送器，输出信号为4-20mA，具体操作参见仪表说明书。
加药系统采用磁性浮子液位计，液位计上的高低位值设定可以通过磁翻板后的磁性电极的位置调节。
3)pH
计
长期停运时，需卸下电极，并浸泡于KCL缓冲溶液中。否则，电极将失去测量功能。
2.6设备故障的处理
序号
故障现象
原因分析
处理措施
1
水泵
1）
水泵发生振动及杂音
1．泵内或吸入管内留有空气
2．转动部分失去平衡
3．填料压盖过紧或过松
1．重新灌液、排除空气
2．检察原因、设法消除
3．适当调整之
2）
电机声音异常
1．缺相运行
2．转动部分摩擦或不平衡
3．填料压盖过紧或过松，电机过负荷
立即停车，联系电气、检修人员检修
2废水地坑泵
1）
水泵不吸水
1）进水管路及填料处漏气
2）水泵反转
3）叶轮损坏
5）吸入管堵塞
1）检查进水管路，调整或者更换密封；
2）检查接线并改正；
3）调整
4）降低吸程
2）
杂声和振动较大
1）吸程太高
2）基础不稳
3）轴承损坏
4）泵轴弯曲
1）降低吸程
2）加固基础
3）更换轴承
4）校正或更换
3）
轴承发热
1）黄油太多或者不足
2）泵轴弯曲
3）皮带太紧
1）调整
2）校正或更换
3）调整
4）
出水量不足
1）滤网或叶轮堵塞
2）转速太低
3）扬程太高
4）叶轮口环处漏水严重
5）进水管漏气
1）清除堵塞物
2）调整
3）降低扬程
4）加强口环
5）修补
5）
防震垫易损
水泵和电机轴不同心
调整
1)
3计量泵
1）
计量泵不出药
1)
1）吸入管漏气
2)
2）逆止球脏
3)
3）进口滤网堵塞
1）修理吸入管，堵塞漏气点；
2）清洗逆止球；
3）清洗进口滤网；
2.7
电气及控制系统
本工程电气系统采用单电源单母线供电，为中性点直接接地系统。进线开关的控制电源采用220VAC。380V/220V配电装置内元器件及电动机保护器与整个脱硫岛选型一致，框架断路器、塑壳断路器、接触器选用国产名优品牌。低压电器的组合应保证在发生短路故障时，各级保护电器有选择性的正确动作。每个抽屉单元包括下列元件，但不限于此：
(1)塑壳式断路器，包括热、磁和电子脱扣器。
(2)接触器
(3)AT（根据需要）
(4)控制变压器
(5)断路器跳、合闸机构
(6)具有断相保护和温度补偿热元件的过负荷继电器。
(7)二次设备，包括复合启动元件，保护继电器、辅助继电器、熔断器、指示灯、按钮、表计、端子排、二次线插头和插座。对于一类电动机(即重要电动机)的电流和400V
MCC母线电压监测量，将配置电量变送器（输出为4~20mA）。
脱硫废水控制系统接入脱硫DCS控制系统，通讯方式接入DCS系统，所有操作、控制均利用脱硫操作站进行，不设置独立的操作站和工程师站。
第三部分
脱硫废水DCS控制系统调试
3.1
DCS控制准备
投运前检查：
1
所有接入DCS控制的设备（泵、搅拌机等）应在DCS正常单独启停；
2
所有接入DCS的仪表应显示正常，包括模拟量仪表显示数值与就地一致；
3
所有接入DCS控制的阀门应在DCS正常单独打开和关闭；
3.2泵类设备联锁及功能组逻辑顺控
3.1.1消石灰给料机
3.1.1.1
消石灰给料机联锁启动条件：（and）
a
中和箱PH值＜8.5(调试确认)
3.1.1.2消石灰给料机联锁停止条件：(or)
a
中和箱PH值＞9.5
（调试确认）
3.1.1.3消石灰给料机故障(保护跳闸条件)
3.1.2
出水输送泵（互为备用）
（1）允许启动条件：
a
出水输送泵无综合故障。
b
出水箱液位大于1200mm
（调试确认）
（2）联锁启动条件：
a
出水箱液位大于2000mm（调试确认）
（3）联锁停条件：
a
出水箱液位小于1000mm。（调试确认）
（4）保护跳闸停止条件：
a
出水箱液位小于800mm（调试确认）
3.1.3
出水箱搅拌器
(1)
允许启动条件：
a
出水箱搅拌器无综合故障
b
出水箱液位大于800mm
（调试确认）
（3）保护跳闸停止条件：
a
液位小于700mm,（调试确认）
3.1.4
助凝剂计量泵（A/B互为备用）
（1）允许启动条件：
a助凝聚剂贮存箱液位非低
b助凝聚剂计量泵无综合故障
（2）保护停条件：
a
助凝聚剂贮存箱液位低
3.1.5
有机硫化物计量泵（互为备用）
（1）允许启动条件：
a
有机硫化物贮存箱液位非低；
b
有机硫计量泵无综合故障
(2)保护跳闸停止条件：
a
有机硫化物贮存箱液位低
3.1.6
絮凝剂计量泵（互为备用）
(1)允许启动条件：
a
硫酸氯化铁贮存箱液位非低；(开关量)
b絮凝剂计量泵无综合故障
(2)保护跳闸停止条件：
a
硫酸氯化铁贮存箱液位低。
3.1.7
盐酸计量泵（互为备用）
（1）启动允许条件：
a
盐酸储存箱液位非低
（1）联锁启动条件：
a
出水箱PH值＞8.5
；（调试确认）
（2）联锁停止条件：
a
出水箱PH值＜7.8。（调试确认）
（3）保护跳闸停止条件：
a
盐酸贮存箱液位低
3.1.8
澄清器刮泥机
（1）允许启动条件：
a
刮泥机无综合故障
注意：以上所有具体参数如发现与实际情况不符的，可以根据现场情况适当调整。
4、
调试计划
3月6日
开始对絮凝剂、铁盐、有机硫配药箱进行清理；
3月9日
三联箱加清水清理冲洗、配药箱加水冲洗、石灰乳制药箱加水冲洗，校
验热工仪表；
3月9日至10日
计量泵试转
3月10日
刮泥机试运转
3月10日
板框压滤机试运转
3月10日
污泥泵试运转
3月11日
清水泵试运转
3月12日
配制药剂
3月12日
启动废水泵和加药装置
3月12日至16日
调整水质并取样化验
3月17日
压泥饼
篇2：烟气系统(脱硫调试方案)
烟气系统(脱硫调试方案) 本文关键词：烟气，脱硫，调试，方案，系统
烟气系统(脱硫调试方案) 本文简介：烟气系统启动调试方案批准：审核：编制：重庆渝电烟气脱硫技术咨询有限公司二00四年月日目录1.工艺系统名称及描述…………………………………22.系统调试前应达到的条件……………………………33.分步试运程序…………………………………………44.安全注意事项…………………………………………191.工艺系
烟气系统(脱硫调试方案) 本文内容：
烟气系统启动调试方案
批准：
审核：
编制：
重庆渝电烟气脱硫技术咨询有限公司
二00四年
月
日
目
录
1.工艺系统名称及描述…………………………………2
2.系统调试前应达到的条件……………………………3
3.分步试运程序…………………………………………4
4.安全注意事项…………………………………………19
1.工艺系统名称及描述
烟气系统主要包括增压风机、GGH及其吹灰器、导流板、烟气挡板、膨胀节、密封系统烟道等。烟道设有适当的取样接口、试验接口和人孔。
从#1、#2炉来的原烟气分别通过各自的入口原烟气挡板、增压风机、增压风机出口原烟气挡板后汇成一路，经GGH由146°C降温至109°C后进入吸收塔。除去SO2的净烟气从吸收塔顶部引出又由GGH加热至80°C以上分成两路，分别通过各自的出口净烟气挡板进入烟囱，排至大气。
烟道上还装设有旁路挡板以保证FGD解列时主机能正常运行。为保证两台增压风机在锅炉负荷不等时能并列运行，在升压风机前设置平衡联络烟道并装有联络挡板，以平衡两台增压风机的流量。所有挡板均采用双百叶窗式。在FGD运行过程中，入口原烟气挡板、增压风机出口原烟气挡板、出口净烟气挡板开启，旁路挡板关闭；当FGD系统或锅炉发生事故时，旁路挡板完全开启，原烟气挡板、升压风机出口挡板、净烟气挡板关闭，吸收塔排烟挡板开启，烟气通过旁路挡板进入烟囱排至大气。
为了防止烟气在挡板中的泄漏，设有密封空气系统。其中入口原烟气挡板、旁路挡板、出口净烟气挡板和烟道联络挡板共用一套密封空气系统包括2台密封空气鼓风机（1用1备），2台电加热器。增压风机出口挡板由于压力较高单独设置一套密封空气系统，包括2台密封空气鼓风机（1用1备），2台电加热器。所有密封气压力至少比烟气压力高0.5kpa。
增压风机位于GGH的上流，处于干态条件。增压风机为电动静叶可调控制器的轴流式风机。增压风机包括静叶执行器、电机（含电机油系统及冷却系统）等冷却风机等。风机产生的流量和压力是由可变静叶来控制的。
GGH选用回转再生式烟气换热器，采取主轴垂直布置。在原烟气冷端设有吹灰器，FGD运行时为防止GGH传热面结垢吹灰器可通过压缩空气或高压水进行定时清洗，当FGD停运时可用低压水离线冲洗。GGH由低泄漏密封风机送来的密封空气进行密封，保证泄漏率＜1%。
2.系统调试前应达到的条件
2.1所有热工测点位置安装正确，布置合理，信号传输正常；
2.2所有挡板、电动门、气动门、手动门等进行了开、关试验，并有记录可查；
2.3所有烟道、管道系统已联结、安装完毕；
2.4所有箱、罐设备及系统等完成了冲洗、冲管和试压工作；
2.5所有就地控制盘已实现就地/远方控制；
2.6电气系统各设备、系统调试试验工作结束，能保证正常供电；
2.7仪控系统安装完毕，接线正确，各项报警值、保护跳闸值已设定；
2.8各设备单机试运转工作结束，川电二公司已提供出单体调试即以下设备、系统的调试质量检验及评定验收签证：
2.8.1升压风机试转正常；
2.8.2
GGH试转正常；
2.8.3密封风机试转正常；
2.8.4
低泄漏密封风机试转正常；
2.8.5吹灰器试转正常；
2.8.6吹灰器高压水泵试转正常；
2.8.7各挡板开关试验正常；
2.8.8其余需单体试转的设备均试转正常；
2.9川电二公司已提供未完项目清单,并确定未完项目不影响本系统的分部调试工作。
2.10确保足够的照明（如果需要，安装现场照明设备）。
2.11消施设施备妥待用。
2.12公用系统及辅助系统调试完毕，随时可用。
3
分部试运的程序
3.1系统检查
3.1.1烟道的检查
(1)各烟道完好保温齐全。
(2)内部已清扫干净无遗留物，各人孔门检查后应严密关闭。
(3)烟道内防腐层应完好无脱落。
3.1.2增压风机的检查
(1)风机的入口集气箱和出口扩压管连接牢固，膨胀自由；
(2)润滑油系统无异常，并启动油泵试转正常，冷油器完好；
(3)冷却风机及加热器完好无异常；
(4)静叶叶片角度在最小，手摇静叶就地操作机构动作灵活，检查风机实际开度与指示相符后，将手动切换为自动；
3.1.3挡板及密封系统的检查
(1)各挡板的电动执行装置应完好,连杆、拐臂连接牢固，就地用手摇各挡板应开关灵活，无卡涩现象，挡板开关位置指示正确，并
处于自动位置。
(2)挡板的密封风机外形完好，靠背轮连接牢固，旋转灵活，无卡涩现象，地脚螺丝牢固，保护罩完整牢固。
(3)密封风机的进、出口管道应安装牢固，密封空气进气电动门和净烟气进气门应关闭，其电加热装置完好并处于停运状态。
(4)各挡板密封装置完好，密封管道畅通。
3.2增压风机试验
3.2.1增压风机各项试验结束，即：
3.2.1.1增压风机运行中的保护跳闸:
增压风机电机轴承温度>100℃，延时10s
机壳振动>7.1mm/s-0.283mm
风机启动一分钟后入口原烟气挡板未开启
增压风机润滑油压低（如0.015Mpa）系统发出“整个供油装置断油”声光报警。
3.2.1.2增压风机的允许启动条件
吸收塔循环泵运行1台及以上
GGH已投入运行及
至少一台冷却风机正常运转及
电机外循环供油装置正常运转及
前导叶关闭至最小位置—75°及
入口原烟气挡板关闭及出口原烟气挡板开启及
增压风机主轴承温度<=70℃。
3.2.2
旁路挡板的各种试验已结束，即：
3.2.2.1旁路挡板允许关闭的条件
SGC气气换热器运行及
FGD入口烟温<170℃及
FGD入口原烟气挡板、增压风机出口原烟气挡板和FGD出口净烟气挡板开启及
SGC增压风机运行60秒后及
吸收塔排烟挡板关闭及
至少一台吸收塔循环浆液泵运行。
3.2.2.2
旁路挡板保护开启的条件
a.烟道系统程序命令开。
b.烟气路径故障。
c.锅炉未运行。
d.吸收塔再循环泵小于１台运行(全停)。
e.净烟气压力高于L。
f.原烟气压力大于
mbar，延时
S
g.电气系统失电。
3.2.3
原烟气挡板各种试验已结束，即：
3.2.3.1原烟气挡板允许开启条件
FGD出口净烟气挡板开启及
SGC气气换热器运行及
吸收塔排烟挡板和联络烟道挡板关闭及
增压风机出口原烟气挡板开启及
SGC增压风机运行10秒钟后。
3.2.3.2原烟气挡板保护开启条件：
a.电气系统失电。
b.原烟气温度大于170℃。
c.锅炉故障未运行。
d.旁路挡板关闭。
3.2.4
净烟气挡板各种试验已结束，即
3.2.4.1净烟气挡板允许开启条件
SGC气气换热器运行
3.2.4.2净烟气挡板允许关条件：
a.增压风机停止运行，且静叶角度小于最小值。
b.旁路挡板已开启。
3.2.5
增压风机出口挡板各种试验已结束，即
3.2.5.1增压风机出口挡板允许开启条件
SGC气气换热器运行及
FGD出口净烟气挡板开启及
吸收塔排烟挡板和联络烟道挡板关闭。
3.2.5.2升压风机出口挡板允许关条件：
a.增压风机停止运行，且静叶角度小于最小值。
b.密封风机系统运行。
3.3功能组试验
3.3.1将试验设备的电源开关送到“试验位置”
a.烟气系统(挡板)
将＃1原烟气挡板380V开关送到试验位置
将＃1净烟气挡板380V开关送到试验位置
将＃1升压风机出口挡板380V开关送到试验位置
将#1旁路挡板380V开关送到试验位置
将挡板密封风机380V开关送到试验位置
b.增压风机系统
将增压风机6KV开关送到试验位置
将增压风机冷却风机380V开关送到试验位置
将增压风机电机的润滑油泵380V开关送到试验位置
3.3.2
进行联动试验。
a.烟气系统
合上#1密封风机开关
投入联动
断开#1密封风机开关
检查备用开关应合上
同样方法做另一台风机连锁
b.增压风机系统
合上增压风机#1冷却风机开关
投入联动
断开增压风机#1冷却风机开关
检查备用开关应合上。
同样做另一台冷却风机连锁
合上增压风机电机一台润滑油泵开关
投入联动
断开增压风机电机润滑油泵开关
检查备用开关应合上。
3.3.3
工艺系统联动试验
a输入工艺联动信号
b.检查备用开关是否合上
3.3.4顺序启动/停止试验
a.检查程序正常并做好相应模拟
b.
启动程序
c.检查开关是否正确动作。
d.停止程序
e.检查开关是否正确动作。
3.4烟气系统冷态试运行
3.4.1
FGD冷态启动条件试运前应具备的条件：
FGD冷态启动试运前除应具备分部试运的条件外，还应具备以下条件：
a.锅炉侧与FGD信号交换系统投入。
b.
烟气系统内保持清洁,烟道、增压风机、气－气热交换器（GGH）、设备清理干净。水平烟道内积灰已清理干净。
c.烟气系统及相关的热工测点安装、调试完毕，具备投入条件。
d.烟气系统各阀门、挡板安装完毕,单体调试完毕投入运行。（除旁路挡板外）
e.烟风通道打通，沿程各系统各设备的人孔门、检修孔等封闭，系统严密。
f.挡板密封风机分部试运合格,联锁保护正确，具备投入条件。
g.增压风机冷却器分步试运合格，联锁保护正确,具备投入条件。
h.增压风机润滑系统分步试运合格,具备投入条件。
i.增压风机电机分部试运合格，具备投入条件。
j.GGH及其附属系统分部试运结束，具备投入条件。
k.烟风系统DCS控制、保护调试完毕，投入运行。
l.通道畅通，现场清洁。
m.照明投入，符合试运行要求。
n.进入整套启动试运阶段，与FGD接口的公用系统：工艺水源、厂用电系统处于稳定并能满足FGD调试要求。
o.对应锅炉达到FGD冷态启动需要条件。
3.4.2冷态启动前的试验检查
a.FGD
烟风系统挡板门（原烟气、净烟气、旁路挡板门）投入、联锁保护投入。
b.静态试验增压风机与挡板门的联锁、保护。
c.增压风机联锁、保护试验检查。
d.FGD与锅炉联锁、控制和保护试验模拟检查。
e.检查锅炉与FGD装置之间的交换信号。
f.锅炉信号联锁保护试验。
g.FGD装置设备故障跳闸及FGD装置逻辑联锁保护试验
·增压风机故障
·四台吸收塔浆液循环泵同时出故障
·两台除雾器冲洗水泵同时出故障
·正常运行时FGD入口原烟气挡板1&2均未开启
·正常运行时FGD出口净烟气挡板1&2均未开启
·FGD系统失电
·气气换热器故障
·FGD入口烟气温度＞最高温度170
℃
·FGD入口灰含量＞最高浓度300
mg/Nm3
·FGD出口烟气温度未达到低限（76℃）后一小时
·两台炉的负荷均高于105%、1台炉的负荷高于110%或只有1台炉运行且负荷低于50%
·锅炉未达到稳燃状态或投油助燃
·3个以上（含3个）吸收塔搅拌器同时故障
h.检查烟道已封闭。
i.检查监测信号已投入。
j.增压风机及其附属设备联锁保护静态试验。
k.检查关闭原烟气挡板.净烟气挡板，FGD装置烟气系统畅通。
l.检查旁路挡板门开启。
m.检查锅炉烟风系统投入运行。
n.脱硫6KV电源用备用电源供电，其备用电源对应的厂用电源6KV0Ⅰ段或6KV0Ⅱ段电源尽量不带重要负荷，防止厂用电中断。
3.4.3
#2炉冷态通烟操作方案
3.4.3.1
#2锅炉停运，联系主机启动锅炉引、送风机运行。锅炉烟风系统参数接近正常运行工况。#1炉旁路挡板开启并停电。
3.4.3.2启动工艺水及压缩空气系统。确证投入烟道密封气系统。
3.4.3.3排浆抛浆系统随时准备待用。
3.4.3.4制浆系统在逻辑上满足启动条件。
3.4.3.5启动石灰石浆液泵，投入给浆程序。
3.4.3.6启动吸收塔系统。
3.4.3.7
联系主机后按以下顺序启动烟道系统。
a.启动GGH。
b.调整#2静叶开度到启动位置。
c.关闭#2原烟气挡板。
d.全部打开#2净烟气及增压风机出口挡板。
e.启动#2增压风机。
f.开启#2原烟气挡板。
g.手动关闭#2旁路挡板，手动开启风机导叶，调至所需工况。
h.检查运行的平稳性。
i.检查各监视仪表的显示状态，各个参数正常。
j.调整各个设备运行参数。
k.增压风机冷态8小时试运。
l.记录各参数。
3.4.3.8
烟气系统功能试验
A.FGD冷态变负荷试验
l
改变锅炉风量，在两台机组总负荷100%、75%、50%、及25%条件下运行，观察记录FGD性能参数变化
l
优化
B.FGD保护对锅炉扰动冷态试验(满负荷关断试验)
a.试验条件
锅炉稳定达到FGD设计满负荷空气量
锅炉各个记录仪表正常投入
FGD满负荷运行
旁路挡板关闭
FGD保护投入
FGD记录仪表投入
试验人员分工完毕、并就位
旁路挡板保护联锁正确
b.试验方案
故障停止FGD或手动停止增压风机
检查挡板动作情况
记录锅炉和FGD侧参数特别是锅炉炉膛负压波动情况。
3.4.4
#1炉冷态通烟操作方案（#1增压风机单体调试）
3.4.4.1
打开联络烟道挡板，#2锅炉停运，联系主机启动锅炉引、送风机运行。锅炉烟风系统参数为BMCR的30%烟量工况。#1、#2炉旁路挡板开启并停电，#1炉原烟气、净烟气挡板关闭并停电。
3.4.4.2确证投入烟道密封气系统。启动工艺水及压缩空气系统。
3.4.4.3排浆抛浆系统随时准备待用。
3.4.4.4启动石灰石浆液泵，投入给浆程序。
3.4.4.5启动吸收塔系统。
3.4.4.6
联系主机后按以下顺序启动烟道系统。
a.启动GGH。
b.调整#1静叶开度到启动位置。
c.关闭#2原烟气挡板。
d.全部打开#2净烟气及#1增压风机出口挡板。
e.启动#1增压风机。
f.开启#2原烟气挡板。
g.
检查运行的平稳性。
h.
检查各监视仪表的显示状态，各个参数正常。
i.
调整各个设备运行参数。
j.
增压风机冷态8小时试运。
k.
记录各参数。
3.5烟气系统热态通烟调试。
3.5.1热态通烟条件
3.5.1.1烟气系统冷态试验合格。
3.5.1.2制浆系统已准备好足够的合格浆液。
3.5.1.3吸收塔内已配好石膏晶种。
3.5.1.4
对应锅炉正常运行，达到FGD投运条件，带250MW左右稳定负荷，制粉系统无启停操作。
3.5.2
#1炉热态通烟操作方案
3.5.2.1
检查确证#1炉及FGD装置达到启动状态，#1炉旁路挡板开启并停电。
3.5.2.2启动工艺水及压缩空气系统。确证投入烟道密封气系统。
3.5.2.3排浆抛浆系统随时准备待用。
3.5.2.4制浆系统已准备好足够的合格浆液。
3.5.2.5启动石灰石浆液泵，投入给浆程序。
3.5.2.6启动吸收塔系统。
3.5.2.7
联系主机后按以下顺序启动烟道系统。
a.启动GGH。
b.调整#1静叶开度到启动位置。
c.关闭#1原烟气挡板。
d.全部打开#1净烟气及增压风机出口挡板。
e.启动#1增压风机。
f.开启#1原烟气挡板。
g.手动开启风机导叶，调至所需工况。
h.检查运行的平稳性。
i.检查各监视仪表的显示状态，各个参数正常。
j.调整各个设备运行参数。
k.记录各参数。
注：#1炉旁路挡板待有机会补做冷态关闭试验后再做热态关闭试验。
3.5.3
#2炉热态通烟操作方案
3.5.3.1
检查确证#2炉及FGD装置达到启动状态。
3.5.3.2启动工艺水及压缩空气系统。确证投入烟道密封气系统。
3.5.3.3排浆抛浆系统随时准备待用。
3.5.3.4制浆系统已准备好足够的合格浆液。
3.5.4.5启动石灰石浆液泵，投入给浆程序。
3.5.3.6启动吸收塔系统。
3.5.3.7
联系主机后按以下顺序启动烟道系统。
a.启动GGH。
b.调整#2静叶开度到启动位置。
c.关闭#2原烟气挡板。
d.全部打开#2净烟气及增压风机出口挡板。
e.启动#2增压风机。
f.开启#2原烟气挡板。
g.手动开启风机导叶，同时关闭#2旁路挡板，维持炉膛正常负压。
h.检查运行的平稳性。
i.检查各监视仪表的显示状态，各个参数正常。
j.调整各个设备运行参数。
3.5.4
双炉热态通烟操作方案
3.5.4.1
检查确证双炉及FGD装置达到启动状态。
3.5.4.2启动工艺水及压缩空气系统。确证投入烟道密封气系统。
3.5.4.3排浆抛浆系统随时准备待用。
3.5.4.4制浆系统已准备好足够的合格浆液。
3.5.4.5启动石灰石浆液泵，投入给浆程序。
3.5.4.6启动吸收塔系统。
3.5.4.7
联系主机后按以下顺序启动烟道系统。
a.启动GGH。
b.调整#1静叶开度到启动位置。
c.关闭#1原烟气挡板。
d.全部打开#1净烟气及增压风机出口挡板。
e.启动#1增压风机。
f.开启#1原烟气挡板。
g.调整#2静叶开度到启动位置。
h.关闭#2原烟气挡板。
i.全部打开#2净烟气及增压风机出口挡板。
j.启动#2增压风机。
k.开启#2原烟气挡板。
l.根据需要，手动开启风机导叶并关闭双炉旁路挡板。
h.检查运行的平稳性。
i.检查各监视仪表的显示状态，各个参数正常。
j.调整各个设备运行参数。
k.记录各参数。
3.6通烟操作中的注意事项
3.6.1为了保证锅炉运行的安全，初次通烟调试试验可不关闭旁路挡板，只有在烟气系统的各项整定值和保护值调试完毕，且运行值班员对通烟操作比较熟练以后，根据调试的需要方可关闭旁路挡板。
3.6.2通烟调试过程中，应与主厂密切联系，得到主厂停止通烟命令时，应立即停止通烟操作，待系统稳定后方可继续进行。
3.6.3为了保证机组负荷稳定，锅炉负压正常波动，在通烟操作期间，建议锅炉切除燃烧自动，机组解除协调控制。
3.6.4通烟调试期间如果遇到事故，运行人员应按《运行规程》进行事故处理，果断操作，同时终止调试试验。处理事故时，首先应立即开启通烟炉的旁路挡板，保证锅炉烟气排放通道畅通。
3.7调试过程中的一般注意事项：
3.7.1参与调试的人员，必须熟悉和严格遵守，《电业安全工作规程》（热力和机械部分）和《电业安全工作规程》（发电厂和变电所电气部分）的有关规定以及有关的现场安全措施。
3.7.2调试试验前，应制定相应的联系制度。规定送水、送电、送气等具体方法，制定送水、送电、送气联系通知单。
3.7.3送水、送电、送气联系通知单等，应由现场调试负责人签发。
3.7.4设备的启动、停止、切换等操作命令必须由现场调试负责人发出，其他任何人发出的命令无效。
3.7.5调试人员应与负责现场巡视的运行人员保持密切联系，遇到不安全情况，运行人员应立即汇报调试人员，调试人员得到汇报后，应立即做出准确判断，适时终止调试工作。
3.7.6在调试过程中，参与调试的人员发现有危及人身和设备安全的危险时，可不经汇报调试负责人，立即停止设备运行。
3.7.7运行人员如果对调试负责人发出的命令有怀疑时，应向调试负责人询问清楚后方可执行。
4.安全注意事项
4.1启动操作过程应遵守各项安全规定，避免人身伤亡、设备损坏的事件发生。
4.2启动增压风机系统，应通知现场所有有关人员，并做好安全措施。
4.3在首次启动前，必须确保所有的防护罩安装正确。
4.4在进行维护工作前，必须切断电源，并依照所颁布的相关地方现场安全和工作许可规程及必须的安全规程确保所有的带电电路都正确断开。
4.5所有的维修工作都由有资格的人员执行。
4.6在设备的操作和维护方面，要保证所有的设备操作人员都经过良好培训。
4.7测量发出启动命令到完成启动所用的时间，确认计时器的设置正确。
4.8测量发出停止命令到完成停止所用的时间，确认计时器的设置正确。并测量到旋转完全停止所用的时间。
4.9确认机械试运结果中的数据不超过正常值范围。
4.10机械试运中如有异常声音，应加入润滑脂，但小心轴承的升温，不要一次加注在量的脂。（加脂时，每次不超过10g，并在加入后观察温度的变化。如果脂的注入量不足，则下次加注应在15分钟后。）
4.11发现异常后立即停止机械运转。
以下为机械运转停止的判断标准：
a.
但运行中温度的升高达到每30分钟1℃时。
b.
确认机械运转没有问题时。
c.
机械运转在原则上达到3小时。
如果认为有必要继续时，调试负责人可决定是否继续进行运转。
d.
当认为机械运转继续进行会损坏设备时，调试负责人做出停止运转的决定。
4.12遵守启动次数的限制。
4.13避免身体或工具接触旋转的部件。
21
篇3：锅炉燃煤烟气脱硝处理初步设计方案
锅炉燃煤烟气脱硝处理初步设计方案 本文关键词：烟气，设计方案，锅炉，燃煤
锅炉燃煤烟气脱硝处理初步设计方案 本文简介：锅炉燃煤烟气脱硝处理初步设计方案目录1、项目概况42、脱硝工艺简述42.1脱硝工艺介绍42.2选择性催化还原法（SCR）技术介绍42.2.1SCR工作原理42.2.2SCR系统组成52.2.3SCR工艺流程52.3.4SCR反应过程62.3.5SCR技术特点62.4选择性非催化还原法（SNCR）技术
锅炉燃煤烟气脱硝处理初步设计方案 本文内容：
锅炉燃煤烟气脱硝处理初步设计
方案
目
录
1、项目概况4
2、脱硝工艺简述4
2.1
脱硝工艺介绍4
2.2
选择性催化还原法（SCR）技术介绍4
2.2.1
SCR工作原理4
2.2.2
SCR系统组成5
2.2.3
SCR工艺流程5
2.3.4
SCR反应过程6
2.3.5
SCR技术特点6
2.4
选择性非催化还原法（SNCR）技术介绍6
2.4.1
SNCR工作原理6
2.4.2
SNCR系统组成6
2.4.3
SNCR工艺流程6
2.4.4
SNCR反应过程7
2.4.5
SNCR技术特点8
2.5
SNCR+SCR联合工艺介绍8
2.5.1
SNCR+SCR联合工艺工作原理8
2.5.2
SNCR+SCR联合工艺的系统组成9
2.5.3
SNCR+SCR联合工艺流程9
2.5.4
SNCR+SCR联合工艺反应过程9
2.5.5
SNCR+SCR联合工艺特点9
3、本方案采用的SNCR系统12
3.1
系统组成12
3.2
系统简述13
3.2.1
尿素溶液输送系统13
3.2.2
喷射器布置13
3.2.3
炉前喷射设备14
3.3
其工艺流程简图如下：14
3.4
SNCR工艺的经济性分析15
4、后续的SCR工艺16
5、工艺计算16
5.1设计基础参数(单台)16
5.2物料衡计算17
5.2.1
影响脱硝率的因素17
5.2.2
设计参数取值17
5.2.3
计算过程17
6、SNCR－SCR联合工艺脱硝预期效果17
1、项目概况
有两台200t/h燃煤锅炉，已建成除尘脱硫装置，但随着国家对烟气排放标准要求的日益提高，锅炉的脱硝工作也被提到了议事日程，在这个背景下，受该公司委托，我公司特编报此脱硝初步方案，供业主参考。
2、脱硝工艺简述
2.1
脱硝工艺介绍
氮氧化物（NOx）是在燃烧工艺过程中由于氮的氧化而产生的气体，它不仅刺激人的呼吸系统，损害动植物，破坏臭氧层，而且也是引起温室效应、酸雨和光化学反应的主要物质之一
。世界各地对NOx的排放限制要求都趋于严格，而火电厂、垃圾焚烧厂和水泥厂等作为NOx气体排放的最主要来源，其减排更是受到格外的重视。
目前全世界降低电厂锅炉NOX排放行之有效的主要方法大致可分为以下四种：
（1）低氮燃烧技术，即在燃烧过程中控制氮氧化物的生成，主要适用于大型燃煤锅炉等；低NOX燃烧技术只能降低
NOX
排放值
的30～50%，要进一步降低NOX
的排放,必须采用烟气脱硝技术。
（2）选择性催化还原技术（Selective
Catalytic
Reduction
，SCR），主要用于大型燃煤锅炉，是目前我国烟气脱硝技术中应用最多的；
（3）选择性非催化还原技术（SNCR，Selective
Non-Catalytic
Reduction），主要用于垃圾焚烧厂等中、小型锅炉，技术成熟，但其效率低于SCR法；投资小，建设周期短。
（4）选择性催化还原技术（SCR）+选择性非催化还原技术（SNCR），主要用于大型燃煤锅炉低NOx排放和场地受限情况，也比较适合于旧锅炉改造项目。
2.2
选择性催化还原法（SCR）技术介绍
2.2.1
SCR工作原理
选择性催化剂还原法（Selective
Catalytic
Reduction）简称SCR，指在一定的温度和催化剂的作用下，以液氨或尿素作为还原剂，有选择性地与烟气中的氮氧化物反应并生成无毒无污染的氮气和水。该技术可使用液氨或尿素为脱硝还原剂。
SCR脱硝工艺采用催化剂使氮氧化物发生还原反应，反应温度较低（300～450℃）。其方法是，将还原剂喷入装有催化剂的反应器内，烟气通过催化剂与之产生化学反应进行脱硝。此工艺的脱硝效率可达90%以上，是国内外电厂应用最多，技术最成熟的一种烟气脱硝技术
2.2.2
SCR系统组成
SCR脱硝系统主要由烟气系统、脱硝反应器、还原剂制备系统、电气控制系统等几部分组成。
2.2.3
SCR工艺流程
1、燃煤锅炉烟气脱硝：锅炉—>省煤器—>脱硝反应器—>空预器—>除尘脱硫装置—>引风机—>烟囱
2、工业窑炉烟气脱硝：窑炉—>余热锅炉前段—>脱硝反应器—>余热锅炉后段—>除尘脱硫装置—>引风机—>烟囱
脱硝反应器通常设置在锅炉省煤器和空气预热器之间。脱硝反应器入口与锅炉省煤器出口通过烟道连接，出口与空气预热器通过烟道连接，烟气由上至下垂直通过脱硝反应器催化剂层。如下图所示：
2.3.4
SCR反应过程
1、主反应
NO+NO2+2NH3—>2N2+3H2O
4NO+4NH3+O2—>4N2+6H2O
2NO2+4NH3+O2—>3N2+6H2O
2、副反应
2SO2+O2—>2SO3
2.3.5
SCR技术特点
l
SCR的技术指标如下：
脱硝效率≥85%
氨逃逸率≤3ppm
SO2/SO3的转换率≤1%
l
SCR的技术特点：
SCR技术具有脱硝率高、氨逃逸低等显著特点，因此目前锅炉烟气脱硝措施中，由于SCR是最为成熟的商业性NOx控制处理技术，国内更多是采用SCR脱硝技术。但该技术也有着明显的缺点，就是投资巨大、运行费用高昂。此外，SCR技术需要的反应温度为300℃～450℃，在反应温度较高时，催化剂会产生烧结及（或）结晶现象；在反应温度较低时，催化剂的活性会因为硫酸铵在催化剂表面凝结堵塞催化剂的微孔而降低。
2.4
选择性非催化还原法（SNCR）技术介绍
2.4.1
SNCR工作原理
选择性非催化还原(SNCR)脱硝工艺是将含有
NHx
基的还原剂(如氨气、
氨水或者尿素等)喷入炉膛温度为900℃-1100℃的区域，还原剂通过安装在屏式过热器区域的喷枪喷入，该还原剂迅速热分解成
NH3和其它副产物，随后
NH3
与烟气中的
NOx
进行
SNCR
反应而生成
N2和H2O。
2.4.2
SNCR系统组成
SNCR脱硝系统主要由还原剂存储与制备、输送、计量分配、喷射系统和电气控制系统等几部分组成。
2.4.3
SNCR工艺流程
SNCR的典型工艺流程为：还原剂—>锅炉/窑炉（反应器）—>除尘脱硫装置—>引风机—>烟囱。还原剂一般以尿素为主，尿素被溶解制备成浓度为50%的尿素溶液，经输送泵送至计量分配模块，与稀释水模块送过来的水混合，尿素溶液被稀释至10%，通过计量分配装置精确分配到每个喷枪，然后经过喷枪喷入炉膛，实现脱硝反应。如下图所示：
2.4.4
SNCR反应过程
1、NH3
作为还原剂：
4NO+4NH3+O2—>4N2+6H2O
2NO+4NH3+2O2—>3N2+6H2O
6NO2+8NH3—>7N2+12H2O
2、尿素作为还原剂：
CO(NH2)2+
2NO→
2N2+CO2+2H2O
CO（NH2）2+
H2O—>2NH3+CO2
4NO+4NH3+O2—>4N2+6H2O
2NO+4NH3+2O2—>3N2+6H2O
6NO2+8NH3—>7N2+12H2O
2.4.5
SNCR技术特点
l
SNCR技术特点：
1、脱硝效率可达30~40%
2、氨逃逸较高8~12ppm
3、系统简单，投资省
4、无催化剂，运行费用省
5、占地面积小
l
SNCR技术投资成本低，建设周期短，脱硝效率中等，比较适用于缺少资金的发展中国家和适用于对现有中小型锅炉的改造。这种技术的不足之处就是
NOx的脱除效率不高，氨逃逸比较高。所以单独使用
SNCR技术受到了一些限制。但对于中小型机组或老机组改造，由于它在经济性能方面的优势，仍不失其吸引力。
l
SNCR法不使用催化剂，采用炉膛喷射脱硝，氨还原NO在900-1100℃这一狭窄温度范围内进行。喷入的氨与烟气良好混合是保证脱硝还原反应充分进行、使用最少量氨达到最好效果的重要条件。若喷入的氨未充分反应，则泄漏的氨会影响锅炉炉尾部受热面，不仅使烟气飞灰容易沉积在受热面，且烟气中氨遇到三氧化硫会生成硫酸氨，易堵塞空气预热器，并有腐蚀危险。
l
目前，国外对
SNCR的研究除了进一步提高其效率和安全性之外，另一个重点是对
SNCR和其它脱硝技术的联合应用的研究。
2.5
SNCR+SCR联合工艺介绍
2.5.1
SNCR+SCR联合工艺工作原理
联合SNCR
-
SCR烟气脱硝技术不是选择性催化还原法(以下简称SCR)工艺与选择性非催化还原法(以下简称SNCR)工艺的简单组合,它是结合了SCR技术高效、SNCR技术投资省的特点而发展起来的一种新型工艺。该工艺将SNCR工艺的还原剂喷入炉膛技术与SCR工艺利用逃逸氨进行催化反应结合起来，进一步脱除NOx。混合脱硝工艺以尿素作为吸收剂，是炉内一种特殊的SNCR工艺与一种简洁的后端SCR脱硝反应器有效结合，充分发挥了SNCR工艺投资省、SCR工艺脱硝效率高的优势。
2.5.2
SNCR+SCR联合工艺的系统组成
脱硝系统主要由还原剂存储与制备、输送、计量分配、喷射系统、烟气系统、脱硝反应器、电气控制系统等几部分组成。
2.5.3
SNCR+SCR联合工艺流程
烟气
锅炉/窑炉
还原剂
SCR反应器
除尘脱硫塔
引风机
烟囱
排放
SNCR反应器
混合SNCR
-
SCR
工艺具有2
个反应区，还原剂一般以尿素为主，尿素被溶解制备成浓度为50%的尿素溶液，经输送泵送至计量分配模块，与稀释水模块送过来的水混合，尿素溶液被稀释至10%，通过计量分配装置精确分配到每个喷枪，然后经过喷枪喷入第1个反应区——炉膛，在高温下,还原剂与烟气中NOx
在没有催化参与的情况下发生还原反应,实现初步脱氮。过量逃逸的氨随烟气进入第2个反应区——炉后的脱硝反应器，在催化剂作用下，氨与氮氧化物发生化学反应，实现进一步的脱硝，同时也将氨逃逸率降到可接受的范围。混合SNCR
-
SCR工艺最主要的改进就是省去了SCR工艺设置在烟道里的复杂的氨喷射格栅(Ammonia
Injection
Grid,简称A
IG)系统,并大幅度减少了催化剂的用量。
2.5.4
SNCR+SCR联合工艺反应过程
CO(NH2)2+
2NO→
2N2+CO2+2H2O
CO（NH2）2+
H2O—>2NH3+CO2
NO+NO2+2NH3—>2N2+3H2O
4NO+4NH3+O2—>4N2+6H2O
2NO2+4NH3+O2—>3N2+6H2O
2.5.5
SNCR+SCR联合工艺特点
l
脱硝效率高
单一的SNCR工艺脱硝效率低(一般在40%以下),而混合SNCR
-
SCR工艺可获得与SCR工艺一样高的脱硝率(80%以上)
。
l
催化剂用量小
SCR工艺由于脱硝催化剂的使用,大大降低了反应温度并提高了脱硝效率,但是,由于催化剂非常昂贵,一般占整个SCR工艺总投资的1
/3左右,并且由于需要定期更换,运行费用也很高。混合法工艺由于首先采用了SNCR工艺初步脱硝,降低了对催化剂的依赖。与SCR
工艺相比,混合工艺的催化剂用量可以大大减少。混合脱硝工艺中,当SNCR阶段脱硝效率为55%,而要求总脱硝效率为75%时,混合法工艺与SCR工艺相比可节省50%的催化剂;当要求总脱硝效率为65%时,SCR阶段催化剂的用量可以节省70%。
l
SCR反应塔体积小,空间适应性强
由于混合法工艺催化剂用量少,通过对锅炉烟道、扩展烟道、省煤器或空气预热器等进行改造来布置SCR反应器,大大缩短了反应器上游烟道长度。它与单一的SCR工艺相比,不需复杂的钢结构,节省了投资且不受场地的限制。
l
脱硝系统阻力小
由于混合法工艺的催化剂用量少,SCR反应器体积小,其前部烟道较短,因此,与传统SCR工艺相比,系统压降将大大减小,减少了引风机改造的工作量,降低了运行费用。
l
减少SO2
向SO3
的转化,降低腐蚀危害
催化剂的使用虽然有助于提高脱硝效率,但也存在增强SO2
向SO3
转化的副作用,而烟气中SO3含量的增加,将生成更多的NH4HSO4。
NH4HSO4
的黏结性很强,在烟气温度较低时,会堵塞催化剂并对下游设备造成腐蚀。混合法由于减少了催化剂的用量,将使这一问题得到一定程度的遏制。
l
省去SCR旁路的建造
机组频繁启、停且长期低负荷运行或超负荷运行时,都可能由于排烟温度的不适宜而缩短催化剂的寿命。为此,SCR工艺一般需要设置旁路系统,以避免烟温过高或过低对催化剂造成的损害。而旁路的设置又增加了初期投资,并对系统控制和场地面积等也提出了更高的要求。混合SNCR
-
SCR工艺由于催化剂用量大大减少,因此,可以不再设置旁路系统,从而降低了控制系统的复杂程度和对场地的要求,减少了初期投资,简化了控制。
l
催化剂的回收处理量减少
脱硝系统目前所用催化剂寿命一般为2～3年。催化剂所用材料中的V2O5
有剧毒,大量废弃的催化剂会造成二次污染,必须进行无害化处理。混合法工艺催化剂用量小,可大大减少废弃催化剂的处理量。
l
简化还原剂喷射系统
为了获得高效脱硝反应,要求喷入的氨与烟气中的NOx有良好的接触并要求在催化反应器前形成分布均匀的流场、浓度场和温度场,为此,单一的SCR工艺除必须设置复杂的氨喷射格栅(A
IG)及其控制系统外,还往往需要在多处安放掺混设施、加长烟道以保证A
IG与催化剂之间有足够远的距离等措施,以达到上述要求。而混合工艺的还原剂喷射系统布置在锅炉炉墙上,与下游的SCR反应器距离很远,因此,无需再加装混合设施,也无需加长烟道,就可以在催化剂反应器入口获得良好还原剂与NOX的混合及分布。
l
加大了炉膛内还原剂的喷入区间,提高了SNCR阶段的脱硝效率
单纯的SNCR
工艺为了满足对氨逃逸量的限制,要求该工艺还原剂的喷入点必须严格选择在适宜反应的温度区域内。而在混合SNCR
-
SCR技术中,SNCR过程中形成的氨泄漏是作为SCR反应的还原剂来设计的,因此,对SNCR阶段氨逃逸的问题的考虑可以大大放宽。相对于独立的SNCR工艺,混合工艺氨喷射系统可布置在适宜的反应温度区域稍前的位置,从而延长还原剂的停留时间。在SNCR过程中未完全反应的氨将在位于下游的SCR反应器被进一步利用。混合工艺的这种安排,有助于提高SNCR阶段的脱硝效率。目前,混合工艺的SNCR阶段的脱硝效率已经可以达到55%以上。
l
可以方便地使用尿素作为脱硝还原剂
由于液氨在运输和使用过程中存在诸多不安全因素,更多的SCR
开始寻求其他安全的替代还原剂。尿素制氨系统成为SCR工艺一个主要的发展方向,如北京高碑店电厂以及石景山电厂都采用尿素热解制氨系统,然而由于该系统需要复杂和庞大的尿素热解装置,投资费用大。而混合法工艺通过直接将尿素溶液喷入炉膛,直接利用锅炉的高温,将尿素溶液分解为氨,从而省去了热解装置,既方便又安全。SCR催化剂吹灰需布置多层吹灰器，占地面积较大。SNCR－SCR吹灰器最多布置一层占地面积较小。
2.6
本方案选择的脱硝工艺***公司2×200t/h锅炉系统设计中没有考虑脱硝，造成场地受限，如果完全采用SCR法，由于前期没有考虑脱硝措施，锅炉省煤器和空预器之间不可能有足够的空间安装催化剂，一旦催化剂的安装空间受到场地条件的限制，则实施的难度将非常大，并且改造锅炉风烟系统的工程量会非常大，同时也会造成整个系统的阻力等问题，有可能造成引风机压头不够等情况。
为此，本方案考虑采用实施比较简单可行SNCR法，先进行炉内脱硝处理。再考虑在锅炉风烟系统空间允许的条件下，在省煤器和空预器之间增加SCR脱硝部分（或在空预器后利用低温催化剂增加SCR脱硝部分，低温催化剂为贵金属催化剂价格高），形成SNCR+SCR的混合型烟气脱硝技术，即利用原有炉内
SNCR
系统的还原剂制备、稀释、喷射、控制系统的基础上，加装烟气尾部脱硝装置（SCR），组成
SNCR/SCR
联合脱硝工艺。
3、本方案采用的SNCR系统
3.1
系统组成
本方案采用典型的SNCR脱硝工艺，其系统主要由尿素仓储系统、尿素溶液制备与储存系统、尿素溶液计量分配及喷射系统和电气控制系统等几部分组成。具体分为以下几个单元：
1）还原剂和软化水储存及配送单元
l
还原剂储罐
l
还原剂泵送单元
l
稀释水泵送单元
2）还原剂和软化水混合及配送单元
l
包括混合模块和喷射模块的工艺单元盘柜
3）喷射系统
l
喷射器
4）工艺控制和调整单元
l
控制和调整单元
如下图所示：
3.2
系统简述
SNCR
脱硝技术是一种较为成熟的商业性
NOx控制处理技术。SNCR
脱硝方法主要是将含氮的药剂在870～1200
℃
温度区域喷入含
NOx
的燃烧产物中,发生还原反应,脱除
NO,生成氮气和水。SNCR
脱硝在实验室试验中可达到
90%以上的
NOx脱除率。在大型锅炉应用上,短期示范期间能达到75%的脱硝效率,典型的长期现场应用能达到30%～50%的
NOx
脱除率。SNCR
脱硝技术是
20世纪
70
年代中期在日本的一些燃油、燃气电厂开始应用的,80
年代末欧盟国家一些燃煤电厂也开始了SNCR
脱硝技术的工业应用,美国
90
年代初开始应用
SNCR
脱硝技术,目前世界上燃煤电厂SNCR
脱硝工艺的总装机容量在
2
GW
以上。
本工程SNCR
脱硝系统选用的脱硝剂是尿素。固体尿素经加水溶解为尿素溶液,再用输送泵送至炉前喷枪。
3.2.1
尿素溶液输送系统
尿素溶液储罐里的尿素溶液由供液泵输送,供液泵出口处设有稀释水路,根据运行要求将尿素溶液稀释,稀释后的尿素溶液再经不锈钢伴热管送至炉前喷射器(以下简称喷枪),通过不锈钢软管与喷枪连接。
3.2.2
喷射器布置
锅炉共布置
42
只喷枪,分
3
层布置在炉膛燃烧区域上部和炉膛出口处。前墙和侧墙喷枪分别布置在
28.5m、26
m、23.5
m
标高处,后墙喷枪布置在
27.3
m、25.4
m
和
23.5
m
标高处。锅炉高负荷运行时,投运上两层喷枪,低负荷运行时,投运下两层喷枪。在
SNCR
脱硝系统投运时,一般投运一层或两层喷枪即可,其余停运喷枪由控制系统控制退出炉膛,以避免喷枪受热损坏。
3.2.3
炉前喷射设备
喷枪(含喷嘴)
采用不锈钢制造,包括喷枪本体、喷嘴座、雾化头、喷嘴罩等四部分。喷枪本体上的尿素溶液进口和雾化蒸汽进口为螺纹连接,通过两根金属软管分别与尿素溶液管路、蒸汽管路连接。软管后面的尿素溶液管路、蒸汽管路上就近各布置一个球阀。每只喷枪都配有电动推进器,实现自动推进和推出喷枪的动作。推进器的位置信号接到
SNCR脱硝控制系统上,与开(停)雾化蒸汽和开(停)尿素溶液的阀门动作联动,实现整个
SNCR
脱硝系统喷枪自动运行。
3.3
其工艺流程简图如下：
3.4
SNCR工艺的经济性分析
SNCR工艺以锅炉炉膛为反应器，可通过对锅炉外围的改造来实现对烟气的脱硝，工程建设周期短，其投资成本和运行成本与其它脱硝技术相比都是比较低的，因此非常适合对现有锅炉进行改造，特别适合于中小型锅炉的脱硝改造。如果再辅以炉后尾部烟气SCR脱硝技术联合使用，将是非常好的选择。一方面在较低投资条件下有效提高了脱硝的效率，另一方面，也很好的控制了氨逃逸。
国外SNCR脱硝系统的运行情况如下表所示：
国外电厂已经行的SNCR脱硝技术经济指标
锅炉功率
/MW
未脱硝前NOx含量/(×10-6)
NOx脱除率/(%)
单位投资/(美元/kw)
均化成本/(mills/(kwh))
成本/(美元/吨NOx脱除)
氨逃逸量/(×10-6)
100
660
50
18
2.03
1140
300
660
50
10
1.65
928
500
660
50
8
1.57
881
200
300
30
22
1806
<5
200
300
50
22
1648
<20
140
780
31
15
1033
<10
320
960
37
10.6
773
<5
110
370
47
15~16
1.1~1.3
770~979
<10
4、后续的SCR工艺
SNCR－SCR联合脱硝工艺的核心为SNCR部分，SCR脱硝反应器只是辅助设备。在SNCR反应器内NOx已经被脱除了40%左右，并且由于较高的氨逃逸，到达SCR反应器的还剂还有相当的含量，因此在SCR反应器内不再喷射还原剂，因而不用再安装复杂的氨喷射格栅，而是在催化剂的作用利用残余的还原剂脱除烟气中的NOx。这样一来可以将烟气中最终氨逃逸控制在很小的范围内。
另外，复合工艺中SCR反应器所需催化剂的数量也比常规SCR反应器大为减少，只需后者的一半至三分之一左右即可满足工艺要求，一般催化剂层只需布置一层即可。并且蒸汽吹灰系统也被简化为一层。
在保证将NOx的脱除率提高到80%左右的前提下，还降低了运行费用和工程投资。
自SCR反应器出来的烟气再进入后续的除尘、脱硫系统继续处理，最后由引风机排入烟囱。
SNCR－SCR联合脱硝工艺流程图如下：
5、工艺计算
5.1设计基础参数(单台)
烟气量：24.0万m3/h（折算为标况为15.0万Nm3/h）
NOX含量：小于550mg/Nm3
5.2物料衡计算
5.2.1
影响脱硝率的因素
影响脱硝效率的主要因素有：温度、摩尔比、反应时间，如果控制好脱硝剂的喷入位置，即可控制好反应温度和反应时间。
NH3/
NOx摩尔比对
NOx还原率的影响很大，尽管从化学反应式来看，反应摩尔比为1，但是实际上都要比
1大才能达到较理想的
NOx还原率，NOx摩尔比过大虽然有利于
NOx还原率增大，但是氨的逃逸加大又会造成新的问题，同时还增加了运行费用。
5.2.2
设计参数取值
已有的运行经验显示，NH3/
NOx摩尔比一般1.1～2，超过2以后增加氨的喷入量对脱硝的效率影响已经很小。为此，本设计取NH3/
NOx摩尔比为1.5进行设计计算。固体尿素纯度按80%计。最佳温度区间为900~1150℃，在此区间内的停留时间设计为0.5s以上。计算按全部生成NO计。
5.2.3
计算过程
l
设计燃烧产生NOx值为550mg/Nm3，设计排放值按200mg/Nm3计，锅炉炉出口最大烟气排放量为150000Nm3/h。
l
生成NO量：
150000Nm3/h×350
mg/Nm3=52500000
mg/h=52.5kg/h
化学反应式：
2NO+CO(NH2)2+1/2O2
2N2+CO2+2H2O
l
每小时消耗80%纯度固体尿素的量为：
52.5×68÷60×1.5÷80%=111.56kg
l
每小时消耗水量为：
111.56÷10%-111.56=1004.04kg
6、SNCR－SCR联合工艺脱硝预期效果
本系统采用炉内脱硝SNCR和烟气尾部脱硝SCR工艺混合型技术，将体现以下优点：
1、远远小于传统SCR系统成本即可达到85%的脱硝效率；
2、改造工期短、改造工程量小；
3、对锅炉系统影响小，不需对锅炉、烟风道、引风机等进行改造；
4、减少SCR催化剂的使用量从而减少SO2到SO3的转换；
5、SO2/SO3转化所引起的腐蚀和空预器阻塞问题小；
6、较SCR反应器小，具有更好的空间适用性
；
7、脱硝系统阻力低，催化剂用量少，运行费用低；
8、无需尿素热解系统，简化了工艺，节省了投资；
9、安装灵活，可先安装SNCR，满足现行的脱硝要求，SCR部分可留待以后环保要求提高时再安装，脱硝工程分步实施，降低初始投资。