100万吨焦炉烟气脱硫脱硝关键技术专项方案.doc

100万吨焦化2×60 孔焦炉
烟气脱硫脱硝工程技 术 方 案

目 录
第一章 总 论 5
1.1项目简介 5
1.2总则 5
1.2.1工程范围 5
1.2.1采用的规范和标准 5
1.3设计基础参数（业主提供） 8
1.3.1基础数据 8
1.3.2工程条件 9
1.4脱硫脱硝方案的选择 10
1.4.1 脱硫脱硝工程建设要求和原则 10
1.4.2 脱硫脱硝工艺的选择 10
1.5脱硫脱硝和余热回收整体工艺说明 11
第二章 脱硫工程技术方案 13
2.1氨法脱硫工艺简介 13
2.1.1氨法脱硫工艺特点 13
2.1.2氨法脱硫吸收原理 13
2.2本项目系统流程设计 14
2.2.1设计原则 14
2.2.3设计范围 15
2.2.4系统流程设计 15
2.3 本项目工艺系统组成及分系统描述 16
2.3.1 烟气系统 16
2.3.2 SO2吸收系统 16
2.3.3 脱硫剂制备及供应系统 18
2.3.4脱硫废液过滤 18
2.3.5 公用系统 18
2.3.6 电气控制系统 18
2.3.7 仪表控制系统 19
第三章 脱硝工程技术方案 21
3.1 脱硝工艺简介 21
3.1.1 SCR工艺原理 21
3.2 SCR系统工艺设计 22
3.2.1 设计范围 22
3.2.3 设计原则 22
3.2.2 设计基础参数 22
3.2.3 还原剂选择 23
3.2.4 SCR工艺计算 23
3.2.5 SCR脱硝工艺流程描述 24
3.3分系统描述 25
3.3.1氨气接卸储存系统 25
3.3.2氨气供应及稀释系统 25
3.3.3烟气系统 25
3.3.4 SCR反应器 25
3.3.5吹灰系统 26
3.3.6氨喷射系统 26
3.3.7压缩空气系统 26
3.3.8配电及计算机控制系统 26
第四章 性能保证 28
4.1脱硫脱硝设计技术指标 28
4.3.1 脱硫脱硝效率 28
4.3.2 SCR及FGD装置出口净烟气温度保证 29
4.3.3 脱硫脱硝装置可用率保证 29
4.1.4 催化剂寿命 29
4.1.5 系统连续运行温度和温度降 29
4.1.6 氨耗量 29
4.1.7 脱硫脱硝装置氨逃逸 30
4.1.8 脱硫脱硝装置压力损失保证 30
第五章 相关质量要求及技术措施 31
5.1 相关质量要求 31
5.1.1 对管道、阀门的要求 31
5.1.2 对平台、扶梯的要求 31
5.2 防腐措施 32
5.3 电气控制及自动化 32
5.3.1供配电系统 32
5.3.2控制、仪表系统 34
第六章 经济效益分析及投资报价 37
6.1运行成本 37
6.1.1 脱硝运行成本（年运行时间8760h） 37
6.1.2 脱硫运行成本（含增加风机及热备，年运行时间8760h） 37
6.2建设投资成本 38
第七章 设计、供货、施工范围 39
7.1 乙方设计范围 39
7.2 乙方施工范围 39
7.3 乙方供货范围 39
附件1：脱硝系统设备清单 39
附件2：脱硫系统设备清单 39
附件3：余热回收及热备系统的技术方案另附 42

第一章 总 论
1.1项目简介
河北某100万吨焦化2×60 孔5.5m捣固焦炉，年产能108万吨。由于烟气中 SO2、NOx 原始含量较高，焦炉烟气未经解决排放，不能达到大气污染物排放原则。现拟新建一套脱硫脱硝和余热回收装置（脱硫脱硝余热运用一体设计），使焦炉烟气实现达标排放。此脱硫脱硝工程采用总承包（EPC）方式，经解决后使 SO2 排放浓度不大于 30mg/m3、颗粒物排放浓度不大于 15mg/m3，NOx 排放浓度不大于 150mg/m3（NOx 按此指标设计），基准氧含量按 9%计。项目竣工后，按照项目所在地环保部门规定委托具备资质监测机构对 SO2、NOx、颗粒物等指标进行检测，出具正式检测报告，作为验收重要技术根据。
1.2总则
1.2.1工程范畴
河北焦化焦炉脱硫脱硝工程总承包（EPC）所有工作，涉及但不限于设计（涉及脱硫脱硝初步设计、脱硫某些施工图设计）、供货、施工、调试、试运营、竣工验收、人员培训直至最后交付使用及售后服务等方面工作。
工程所需水源、气源、电源、汽源等公用工程由业主拟定接口 ，我方负责接口施工。
1.2.1采用规范和原则
GB50187
《工业公司总平面设计规范》
GB50160
《石油化工公司设计防火规范》
GB6222
《工业公司煤气安全规程》
GB12710
《焦化安全规程》
GB2893
《安全色》
GB12710
《化工公司安全卫生设计规定》
GB12710
《焦化安全规程》
GB14554
《恶臭污染物排放原则》
GB4272
《设备及管道保温技术通则》
GB50184
《工业金属管道工程质量检查评估原则》
GB50185
《工业设备及管道绝热工程质量检查评估原则》
DLGJ158
《火力发电厂钢制平台扶梯设计技术规定》
YB9070
《压力容器技术管理规定》
GBl50
《钢制压力容器》
GBZ2
《作业环境空气中有害物职业接触原则》
GB8978
《污水综合排放原则》
GB12348
《工业公司厂界噪声原则》
GBJ87
《工业公司噪声控制设计规范》
DL5027
《电力设备典型消防规程》
GB50016
《建筑设计防火规范》
GB50116
《火灾自动报警系统设计规范》
GB50034
《工业公司照明设计原则》
GB9089.4
《户外严酷条件下电气装置装置规定》
GB7450
《电子设备雷击保护导则》
GB50057
《建筑物防雷设计规范》
GB12158
《防止静电事故通用导则》
GB50052
《供配电系统设计规范》
GB50054
《低压配电设计规范》
GB50055
《通用用电设备配电设计规范》
GB50056
《电热设备电力装置设计规范》
GB50058
《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》
DL/T620
《交流电气装置过电压保护和绝缘配合》
DL/T5137
《电测量及电能计量装置设计技术规程》
GBJ63
《电力装置电测量仪表装置设计规范》
GB50217
《电力工程电缆设计规范》
CECS31
《钢制电缆桥架工程设计规范》
DL/T621
《交流电气装置接地》
GB997
《电机构造及安装型式代号》
GB4942.1
《电机外壳分级》
GB1032
《三相异步电机实验办法》
GBJ42
《工业公司通讯技术规定》
GB50260
《电力设施抗震设计规范》
GB50011
《建筑抗震设计规范》
GBJ68
《建筑构造设计统一原则》
GB50017
《钢构造设计规范》
GB50040
《动力机器基本设计规范》
JGJ107
《钢筋机械连接通用技术规程》
YB3301
《焊接H型钢》
YB4001
《压焊钢格栅板》
GB50219
《水喷雾灭火系统设计规范》
GB50140
《建筑灭火器配备设计规范》
1.3设计基本参数（业主提供）
1.3.1基本数据
表1 焦炉及烟道气原始参数
项目名称
单位
数值
备注
焦炉型号
JT55-550D

顶装/捣固焦炉
捣固

焦炉座数
座
2

焦炭年产量/座焦炉
万t/a.座
54万

焦炉炭化室高度
m
5.5

炭化室数量
孔
60
2x60孔
焦炉烟囱
座
2

烟囱高度
m
90

焦炉烟道气废气量
Nm3/h
130000

温度
℃
285

NOx(浓度)
mg/Nm3
1000

SO2(浓度)
mg/Nm3
350

颗粒物
mg/m3
20

H2O
%

焦炉煤气加热核算值

表2 烟道气净化后排放指标
项目名称
单位
数值
备注
NOx(浓度)
mg/Nm3
≤150
当前是
SO2(浓度)
mg/Nm3
≤30
当前是
颗粒物
mg/m3
≤15
当前是
运营时间
h
8760

1.3.2工程条件
（1）工程地质及水文条件
略。
（1） 气象条件
略
（2）抗震设防
按现行《建筑抗震设计规范》、《构筑物抗震设计规范》、《建筑工程抗震设防分类原则》等国家 及行业规范、规程及原则进行设计。该厂区地震烈度为 7 度，地震加速度为 0.15g
（3）工程位置
依照现场实际条件拟定。
（4）总平面布置
平面设计在满足生产工艺同步，充分考虑到运送、消防、安全、卫生、职业健康、节约土地等因素。按工艺生产、功能特点、结合场地自然条件，进行总平面布置。充分运用既有空余场地，尽量少占地，特别是不得影响焦炉正常生产运营。
（5）公用工程
提供原料：水、电、气、汽等。工程所需水源、气源、电源、汽源等公用工程由业主拟定接口位置，投标方负责接口施工。投标人在投标时提供有关公用工程负荷。
1.4脱硫脱硝方案选取
1.4.1 脱硫脱硝工程建设规定和原则
本工程重要目是：依照先进可靠脱硫脱硝技术，结合焦化厂实际状况，拟定合理脱硫脱硝技术方案、选取最佳投资方案，以满足日益严格环保规定。 同步，通过对拟建设项目技术可行性、经济合理性和项目可实行性等进行论证，明确投资总费用和运营成本，基本原则是：
（1）脱硫脱硝系统设计脱除率应能满足当前合用国家排放原则和地方环保局排放规定。
（2）所采用技术可以充分运用原有资源，从而达到综合运用目；
（3）采用脱硫脱硝工艺应在技术上先进、成熟、可靠，不影响焦炉安全稳定运营，且污染物脱除率、基建投资、占地面积和运营费用等综合性能最佳。
（4）所采用脱硫脱硝工艺不应导致新污染，如噪声、粉尘、废水、恶臭等，工艺污染防治办法应能满足关于环保规定;
（5）依照工厂总平面布置规划，整体布局紧凑、合理，系统顺畅，节约占地，节约投资。
（6）对于容易损耗、磨损或故障时容易影响装置运营性能所有设备和配件（例如吸取塔喷嘴、泵等），设计时充分考虑其更换和维修以便。
（7）烟道和箱罐等设备配备足够数量人孔门，并考虑开/关以便，设计相应维护平台。
（8）所有设备和管道涉及烟道设计充分考虑最差运营条件（压力、温度、流量、污染物含量）下防冻、保温、浆液管道防堵塞防磨损及事故状况下最大温度热应力、机械应力等安全裕量。
1.4.2 脱硫脱硝工艺选取
1） 脱硫工艺选取

烟气脱硫技术可以分为二类：湿法、干法。湿法烟气脱硫技术是当今脱硫市场主流，约占脱硫总量80%以上。其中氨法、石灰石石膏法、双碱法是湿法脱硫中主流技术。这三类办法各有其合用性，适合不同需求。各种工艺优缺陷归纳如下表：
脱硫
工艺
经济技术指标(以90000Nm³/h解决量为例)
占地
面积
(㎡)
投资
预算
万元
系统
阻力
(Pa)
液气比
脱硫
效率
%
系统
电耗
KW/h
系统
水耗
m³/h
堵塞状况
脱硫剂
消耗
kg/h
脱硫
产物
脱硫产物
解决方式
氨法
～150
550
～900
2～3
≧95
～35
～6
不堵塞
14.4
硫酸铵
送硫铵装置
镁法
～200
420
～700
2～3
≧98
～56
～6
不堵塞
13.8
硫酸镁
提取硫酸镁
双碱法
～300
600
～700
2～3
≧98
～70
～6
存在堵塞
19.6
硫酸钙
固废抛弃
石灰石膏法
～300
500
～1200
8～12
≧95
～162
～6
存在堵塞
19.6
硫酸钙
固废抛弃
半干法
～150
300
～3000
——
≧80
～150
1～2
存在堵塞
25.1
硫酸盐
固废抛弃

依照上述阐述，氧化镁法、石灰石石膏法、双碱法和半干法等都面临二次固体废物解决问题，也无法实现废水零排放目的，同步还存在其他不同问题。
只有氨法脱硫巧妙地运用了厂内丰富剩余氨水、蒸氨塔和硫铵工段等有利条件对脱硫剂和副产物分别进行循环解决，即剩余氨水经蒸氨塔净化解决后可作为焦炉烟气脱硫清洁氨源，脱硫后产生硫酸铵溶液可送至硫铵工段生产成品硫铵，不产生废固二次污染，同步也实现了污水零排放；此外，从投资、运营、占地面积、脱硫效率、功耗、脱硫剂消耗等多方面综合评估，我公司以为采用氨作为吸取剂氨法脱硫具备较好综合性能，故此，本项目推荐采用氨法脱硫工艺。

2） 脱硝工艺选取

脱硝工艺当前有选取性催化还原技术SCR工艺、炉内脱硝SNCR工艺、低温等离子脱硝工艺、臭氧脱硝工艺等。应用较普遍且较成熟可靠是SCR和SNCR两种工艺，但由于伙炉是由大量立火道构成燃烧室构成，SNCR主线不适合焦炉，因而只有SCR比较适合，但鉴于焦炉烟气温度偏低，只能选用低中温催化剂。
使用SCR脱硝工艺，还原剂可就地取材，即选用焦化厂蒸氨系统自产氨水即可，可以节约大量原料运送成本和采购成本等；另一方面，使用本工艺，还可与氨法脱硫工艺更好衔接起来，氨水供应系统可公用，节约基建投资。
综上所述，烟气脱硝最可靠工艺依然是SCR工艺，我公司推荐使用此工艺。

1.5脱硫脱硝和余热回收整体工艺阐明
从焦炉总烟道引出285℃烟气，经分级过滤器过滤掉大某些焦油杂质后，先进行SCR脱硝，然后再进入换热器将脱硫后烟气提温至130℃，同步烟气降温至215，然后再进行脱硫；提温后脱硫烟气直接进入原有烟囱排放。
此外，当增压风机停电或其他故障时，需打开进烟囱旁路挡板将焦炉烟气排入烟囱时，如烟囱内如为常温，则不能在烟囱根部及时形成有效吸力，而影响焦炉安全生产。为此，本项目特设计了热备系统，即从脱硝后热烟气送至烟气-空气再热器，在烟气-空气再热器中将冷空气（经烟囱根部吸力而吸入）升温至130℃左右，送入烟囱进行热备，这样使得烟囱始终具备拔烟功能，从而保证焦炉安全生产。
工艺流程图如下图所示。
215℃
引风机
余热锅炉
换热器
280℃
脱硝反映器
285℃
焦炉烟气

脱硫
烟囱

由于现场两座焦炉相距较远，采用一炉一套脱硫脱硝系统进行建设。

第二章 脱硫工程技术方案
2.1氨法脱硫工艺简介
2.1.1氨法脱硫工艺特点
氨水是氨溶于水得到水溶液，呈碱性，氨离子能与诸多酸根离子进行反映，生成相应盐。氨水是一种良好碱性吸取剂，其碱性强于钙基吸取剂，用氨吸取烟气中SO2是气—液或气—汽反映，反映速率快，吸取剂运用率高，吸取设备体积可以大大减少。脱硫副产物(硫酸铵溶液)通过浓缩后，直接排至焦化硫酸铵制取系统。
因而，氨法脱硫与氧化镁法、石灰石（石灰）石膏法、钠钙双碱法等其他湿法脱硫工艺相比，具备如下特点和优势：
（1） 氨活性高，氨法脱硫脱硫效率比石灰（石）-石膏法更高；
（2） 脱硫、脱硝使用同一种吸取剂，某些设备如氨槽等可以共用，装置占地面积减小，一次投资成本低；
（3） 氨法脱硫液气比很低，只有5～6。当烟气中SO2气体浓度很低时，液气比可以降到更低；
（4） 吸取剂易得（厂内可直接提供吸取用氨水），焦化厂内应用综合运营成本低；
（5） 产生硫酸铵溶液可直接经浓缩后排至厂内硫酸铵制取系统，无需新增副产物解决装置；
（6） 最后副产物硫酸铵作为惯用氮肥，经济价值高。
2.1.2氨法脱硫吸取原理
氨法脱硫技术是以水溶液中NH3和SO2反映为基本，在多功能烟气脱硫塔吸取段氨将锅炉烟气中SO2吸取，得到脱硫中间产品亚硫酸铵（简称硫铵，下同）或亚硫酸氢铵水溶液，见反映方程式（1）；在循环槽内鼓入压缩空气进行亚硫铵氧化反映，将亚硫铵氧化成硫铵溶液，见反映方程式（2）。
SO2+H2O+xNH3=（NH4）xH2-xSO3 (1）
（NH4）xH2-xSO3＋1/2O2+（2-x）NH3=（NH4）2SO4 (2）
在脱硫塔浓缩段，运用高温烟气热量将硫铵溶液浓缩，得到20%以上硫酸铵溶液，再送至硫铵工段饱和器进行解决。
详细如下：
氨法吸取是将氨水通入吸取塔中，使其与含SO2 烟气接触，发生如下反映：
NH3＋H2O＋SO2 《===》NH4HSO3 （1）
2NH3＋H2O＋SO2《===》 (NH4)2SO3 （2）
(NH4)2SO3＋SO2＋H2O《===》2NH4HSO3 （3）
在通入氨量较少时发生(1)反映，在通入氨量较多时发生(2)反映，而(3)式表达才是氨法中真正吸取反映。在吸取过程中所生成酸式盐NH4HSO3对SO2不具备吸取能力。随着吸取过程进行，吸取液中NH4HSO3数量增多，吸取液吸取能力逐渐下降，此时需向吸取液中补充氨，使NH4HSO3转变为(NH4)2SO3 ，以保持吸取液能力。
当加氨调配时：
NH4HSO3 +NH3→(NH4)2SO3 （4）
因而氨法吸取是运用(NH4)2SO3 ——NH4HSO3 不断循环过程来吸取废气中SO2。补充氨并不是直接用来吸取SO2，只是保持吸取液中(NH4)2SO3 一定浓度比例。NH4HSO3 浓度达到一定比例,吸取液要不断从洗涤系统中引出，然后用不同办法对引出吸取液进行解决。
吸取塔内强制鼓入氧化空气后会发生如下氧化反映：
2(NH4)2SO3 +O2→2(NH4)2SO4 （5）
2SO2 +O2→2SO3 　　　 （6）
由以上论述可知，(NH4)2SO3－NH4HSO3 水溶液中(NH4)2SO3 与NH4HSO3 构成状况对吸取影响很大，而控制吸取液构成重要根据是吸取液上SO2 和NH3 分压。在实际洗涤吸取系统中，由于氧存在使某些(NH4)2SO3 氧化为(NH4)2SO4，氧化成果，使氨有效浓度变低，于吸取不利。实际烟气脱硫工业应用中，pH 值是最易直接获得数据，而pH 值又是(NH4)2SO3－NH4HSO3 水溶液构成单值函数。控制吸取液pH 值，就可获得稳定吸取组分，也就决定吸取液对SO2 吸取效率以及相应NH3 消耗。

2.2本项目系统流程设计
2.2.1设计原则
（1） 适应煤种变化，保证烟气（SO2、烟尘）达标排放并达到总量控制规定。
（2） 保证烟气治理系统和焦炉安全、稳定运营。
（3） SO2脱除效率达到环保规定，顾客可依照实际生产负荷，通过调节脱硫剂使用量，达到最佳脱硫效果，并有持续发展空间，适应SO2总量削减规定。
（4） 烟囱出口烟气温度及含湿量达到原则规定。
（5） 选用质量可靠、能耗低机电设备及性能优秀、价格适当专用设备，尽量减少系统运营费用。
（6） 操作容易，管理简朴，维修以便。
（7） 因地制宜，合理布局，系统阻力小，减少占地面积，节约投资。
（8） 脱硫塔出塔净烟气不进行升温，以节约能耗、减少运营成本。
2.2.3设计范畴
本项目详细设计范畴如下：
脱硫塔系统： SO2吸取塔一座；
脱硫剂系统：氨水加注系统、循环液体调配系统及有关计量装置一套；
脱硫剂雾化喷淋系统一套；
DCS+上位机电气控制系统一套；
为节约投资，将某些脱硝设备与脱硫设备进行有效整合。
烟囱热备：鼓风机一台，换热器一台
2.2.4系统流程设计
本系统由引风机、吸取塔、脱硫液制备输送系统、脱硫废液解决系统构成。
脱硝后高温烟气进过换热器后，进入余热锅炉，然后在通过引风机增压后进入脱硫塔，在吸取塔内脱硫，吸取塔内浆液一某些循环喷淋，然后通过板框压滤机直接外排至焦化厂既有硫铵工段，进行脱硫废液综合解决；脱硫后烟气从脱硫塔顶部排出，进入换热器升温至130℃，然后再进入焦化厂原有烟囱排放。
吸取塔顶部采用2层屋脊一层管束除雾器。
2.3 本项目工艺系统构成及分系统描述
脱硫工艺采用湿式氨法脱硫。脱硫装置烟气解决能力为130000Nm³/h（焦炉烟气），脱硫效率按不不大于90%设计。FGD系统由如下子系统构成：
（1）烟气系统
（2）SO2吸取系统（浓缩冷却塔、吸取塔）
（3）脱硫剂制备及供应系统（涉及氨水储存系统、供氨系统、混合脱硫剂制备系统）
（4）脱硫废液过滤及蒸发浓缩系统
（5）公用系统
2.3.1 烟气系统
烟气系统设计将考虑系统正常运营及紧急状况操作。原烟气通过引风机加压后，从吸取塔底部进入吸取塔，向上流动穿过喷淋层，与循环浆液逆流接触。烟气中SO2被浆液吸取。除去SOX及其他污染物（含某些烟尘）。
设立烟道旁路，在脱硫塔入口烟道和旁路烟道设立气动挡板门，当发生停电事故时，旁路烟道和进口烟道自动切换，烟气进入原有烟囱排出。
设立热备烟道，向烟囱中鼓入热空气，使烟囱处在热备状态。
烟气系统设有人孔门和除灰孔。人孔门和除灰孔直径不不大于DN600。
烟气系统膨胀节用于补偿烟道热膨胀引起位移，膨胀节在所有运营和事故条件下都能吸取所有位移。
非金属膨胀节蒙皮主材为耐腐蚀、厚2.0毫米及以上聚四氟乙稀橡胶布。接触湿烟气并位于水平烟道段膨胀节通过膨胀节框架排水，排水孔最小为DN150，排水注意防冻设计，排水返回到FGD区域排水坑。
在膨胀节每边提供1 m净空，涉及平台扶梯和钢构造通道距离。
2.3.2 SO2吸取系统
吸取塔系统涉及吸取塔（含喷淋系统、洗涤除雾系统、吸取液储存系统、吸取液排除系统）、循环泵、各类阀门。
（1） 吸取塔
通过初步计算，设计吸取塔塔高26m（吸取塔本体高28米，其中底部储液区4米、烟气入口段及喷淋吸取区共14米、除雾及二次吸取区8米），塔体直径5m，烟气入口段在储液区上部1米出，入口处采用抗不锈钢内衬，抗热冲击及烟气冲刷。
整个吸取塔设立3层喷淋，每层喷淋设立一台循环泵
吸取塔顶部设立2层屋脊式除雾器+1层管束除雾器，每层除雾器下端设立一层工艺水喷淋系统，作为净烟气洗涤。
整个吸取塔重要分三某些：储液区、吸取反映段（喷淋区）、洗涤除雾区。
脱硫重要参数如下（仅供参照，详细设计时拟定）：
项目
参数
备注
脱硫塔入口烟气量
130000Nm3/h

入口SO2浓度
≤300mg/ Nm3

浆液池直径
Φ5600

入塔烟气温度
180℃

出口烟气温度
55℃

吸取段直径
Φ5000

吸取塔材质
碳钢防腐
内衬玻璃鳞片
厚度
8-14mm

吸取喷淋层数
3层

喷淋层喷嘴
碳化硅

吸取喷淋层管道材质
玻璃钢

除雾器
2层屋脊+1层管束

液气比
5

全塔压降
≤1800Pa

吸取塔脱硫效率
≥90%
设计工况下
循环泵
3台：Q=350m3/h，H=16—20m，45KW

氧化风机
2台，流量：300Nm3/h，P=80KPa

搅拌器
3台
耐腐蚀合金
（3） 洗涤除雾系统
除雾器安装在吸取塔上部，用以分离净烟气夹带雾滴粉尘、氨盐。采用2级优质PP高分子材料屋脊式除雾器和1层管束除雾器，耐温为120度，总压力损失不不不大于600Pa。
除雾器系统设计特别注意到脱硫装置入口飞灰浓度影响。该系统还涉及去除雾器沉积物冲洗系统，运营时依照给定或可变化程序，既可自动冲洗，也可进行人工冲洗。
依照以往工程经验在二级除雾器上部可选取增长一层冲洗喷嘴，该层喷嘴可以提供在异常状况下或检修时对除雾器进行人工冲洗，不存在任何冲洗不到表面。除雾器冲洗水由单独设立工艺水泵提供。
2.3.3 脱硫剂制备及供应系统
脱硫剂储存系统由稀释罐、脱硫剂输送泵、磁性翻板液位计等构成。
来自焦化厂化产工段废氨液送入稀释罐，在稀释罐内稀释成6%氨水，然后定量送入脱硫塔进行脱硫。
2.3.4脱硫废液过滤
脱硫塔底部脱硫液通过过滤后，去除其中粉尘颗粒，然后送入焦化厂硫铵工段，回收硫酸铵化肥。
2.3.5 公用系统
公用系统重要为脱硫塔工艺水系统，水源由业主提供，并输送到脱硫界区内，用于除雾器冲洗。依照业主提供管末端压力为0.5MPa，满足工艺水压力规定。可直接使用。
2.3.6 电气控制系统
（1）电源
甲方提供一路380V，600KVA电源至乙方配电柜，供脱硫脱硝。
乙方提供脱硫脱硝UPS电源。
（2）通信
脱硫岛设立生产管理电话和生产调度电话， 脱硫岛设配线箱，甲方负责。
新建脱硫系统及脱硝系统调度电话以及通信全由甲方负责，并接入原厂调度系统。
（3）电缆
连接买方设备和卖方设备之间电缆由买方供货，其分界点在卖方电气设备电缆端子处。连接卖方设备／装置之间电缆由卖方供货安装。
该某些电缆设计、安装敷设卖方与买方分界点为脱硫岛区域外1米，脱硫岛区域外1米均为买方范畴。连接卖方设备／装置之间电缆由卖方供货安装敷设。
电缆导体采用铜导体。
0.4kV动力电缆最小截面不得不大于2.5mm2。
耐热电缆和移动电缆，其导体应由细铜绞线构成。
电缆敷设设施如桥架、电缆沟、电缆防火设施、照明设施（道路照明）等与买方分界点为脱硫岛区域外1米。
（3） 照明
交流正常照明系统采用380/220 V ，3相4线。
各场合照明电源由脱硫岛内就近或相邻PC或MCC供电。
各场合检修电源由就近或相邻PC或MCC供电。
（4） 接地
乙方负责将脱硫岛接地网，并连接至买方厂区接地网，甲方提供2处接地点。
（5） 信号与测量
脱硫岛控制室运用原有脱硫系统控制室；所有开关状态信号、电气事故信号及预告信号、电流、电压模仿量等均送入脱硫岛DCS。信号输入满足脱硫岛DCS系统需要。脱硫岛内电气开关柜测量量和信号应（不限于）涉及如下内容：
380V低压厂用电源3相电流、有功功率；
380V低压厂用母线3线电压；
220V直流母线电压；
工艺控制联锁规定监视55kW如下低压电动机电流；
380V低压PC所有开关合闸、跳闸状态、事故跳闸、控制电源消失；
干式变压器温度报警；
所有电动机合闸、跳闸状态、事故跳闸、控制电源消失；
电气量送入脱硫岛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、厂用电接线，UPS/直流系统画面，事故自动记录及故障追忆等功能。
2.3.7 仪表控制系统
（1） DCS系统
新建氨法脱硫系统和SCR脱硝系统共用一套DCS系统。
DCS采用国内知名品牌。
乙方负责与FGD_DCS系统供应商进行设计和接口配合，并进行详细设计，FGD_DCS与热电厂机组DCS之间通讯方式由甲方指定。
（2） 火灾报警系统
新建脱硫脱硝岛火灾报警系统属乙方设计和供货范畴，乙方火灾报警系统作为全厂火灾报警系统子系统，并入全厂火灾系统，通讯接口点在脱硫岛火灾报警盘通讯接口上。
（3） 接地
新建脱硫脱硝控制系统接地运用甲方原有控制室内接地系统。
（4） 仪表
乙方负责脱硫岛仪控某些所有控制设备、所有仪表、所有安装材料，并负责安装和调试。
乙方提供重要仪表涉及但不限于：
就地及远传仪表
在PID图所规定有关管道和设备上安装压力表、压力变送器、温度表、温度变送器等仪表。
就地仪表表盘Φ100，仪表材质及形式满足现场检测介质及使用环境规定。
压力变送器和温度变送器可采用整体式或分体式(依照使用环境拟定），信号4—20mA。
压力变送器、温度变送器选用川仪。
在浆液池上安装PH分析仪、液位仪、质量/密度计，均选用川仪。
在脱硫塔入口和出口烟道一套CEMS系统，用于分析脱硫前及脱硫后烟气中SO2含量。
在脱硫塔出口安装一套氨分析仪。
CEMS系统选用青岛佳明、聚光、雪迪龙等品牌。
第三章 脱硝工程技术方案
3.1 脱硝工艺简介
3.1.1 SCR工艺原理
选取性催化剂还原（SCR）技术是在烟气中加入还原剂（最惯用是氨水和液氨），在催化剂和适当温度等条件下，还原剂与烟气中氮氧化物（NOx）反映，生成无害氮气和水。重要反映如下：
4NO + 4NH3 + O2 → 4N2 + 6H2O
NO + NO2 + 2NH3 → 2N2 + 3H2O
当前世界上流行脱硝工艺重要为SCR工艺和SNCR工艺两种。此两种办法都是运用氨对NOX还原功能，在一定条件下将NOX（重要是NO）还原为N2和水，还原剂为NH3。其不同点则是在SCR工艺中，采用了催化剂增进主反映（4NO + 4NH3 + O2 → 4N2 + 6H2O）进行，使反映温度区间降到了300℃~400℃（本方案中，我公司独有低温脱硝催化剂将反映温度区间将至190℃~280℃），同步极大提高了脱硝效率（脱硝效率可达90%以上），为当前大型公司所普遍采用。SNCR工艺则是在没有催化剂状况下，将还原剂喷入锅炉内温度区间为800℃~1100℃之间部位，使之发生脱硝主反映。在SCR反映器内，NO通过如下反映被还原：
4NO+4NH3+O2→4N2+6H2O
6NO+4NH3→5N2+6H2O
当烟气中有氧气时，反映第一式优先进行，因而，氨消耗量与NO还原量有一对一关系。在锅炉烟气中，NO2普通约占总NOX浓度5%，NO2参加反映如下：
2NO2+4NH3+O2→3N2+6H2O
6NO2+8NH3→7N2+12H2O
上面两个反映表白还原NO2比还原NO需要更多氨。
在绝大多数锅炉烟气中，NO2仅占NOX总量一小某些，因而NO2影响并不明显。
SCR系统NOX脱除效率普通很高，喷入到烟气中氨几乎完全和NOX反映，只有一小某些氨不反映而是作为氨逃逸离开了反映器。
对SCR系统制约因素随运营环境和工艺过程而变化。制约因素涉及系统压降、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设计。除温度外，NOx、NH3浓度、过量氧以及较高水含量和停留时间也对反映过程有一定影响。
3.2 SCR系统工艺设计
3.2.1 设计范畴
本项烟气脱硝系统设计范畴为（整套脱硝系统）：氨水接卸储存输送系统、氨水计量分派系统、氨水汽化系统、SCR反映系统（导流板、整流器、预解决器、催化剂、吹灰器、催化剂装载工具、附属钢构造等）、仪电控制系统、脱硝岛界区内消防系统、脱硝岛界区内所有土建工程。
3.2.3 设计原则
（1）脱硝系统可以安全可靠运营，观测、监视、维护简朴，运营过程中可以保证人员和设备安全。
（2）具备足够脱硝效率，保证达标排放：NOx 浓度<150mg/m3，脱硝效率≥85%(烟气工况符合设计条件状况下)。
（3）投资少、运营成本低，采用先进、成熟、可靠技术，造价经济、合理，便于运营维护。
（4）还原剂来源可靠，储运以便，价格经济合理。
（5）脱硝装置在闭合状态，密封装置泄漏率为0，不容许氨气泄漏到大气中。
（6）脱硝装置应能迅速启动投入，在负荷调节时有良好适应性，在运营条件下能可靠和稳定地持续运营。脱硝系统能适应焦炉启动、停机及负荷变动。
（7）脱硝装置调试、启/停和运营应不影响主机正常工作。
（8）脱硝装置检修时间间隔应与机组规定一致，不应增长机组维护和检修时间。
（9）在设计上要留有足够通道，涉及施工、检修需要吊装及运送通道。
依照既有条件考虑合理检修起吊设计和供货。
3.2.2 设计基本参数
依照业主提供资料，可知烟气中最大NOx值按1000mg/m³，规定脱硝后烟气中NOx含量不大于150mg/Nm3。
两座焦炉共用一套脱硝系统。
3.2.3 还原剂选取
通过考虑，采用15—20%氨水作为脱硝剂。
采用一炉一塔形式。
3.2.4 SCR工艺计算（单套）
工艺设计参数一览表
项目
数据
单位
备注
SCR反映器入口
条件
烟气量
130000
Nm³/hr

温度
285
℃

NOx浓度（标态）
≤1000
mg/Nm³

烟尘浓度
≤20
mg/Nm³

SO2
≤300
mg/Nm³

SCR反映器出口
条件
NOx浓度
≤150
mg/m³

反映器设计压力
±6
Kpa

反映器设计温度
300
℃

反映器设计壁厚
6
mm

NOx去除率
≥85
%
考虑最大NOx值
寿命期内SO2/SO3转化率不大于
1
%

寿命期内氨逃逸率
3
ppm

催化剂型式
低温蜂窝式

21孔
催化剂型号
XY-21

催化剂活性物质
TiO2/V2O5/WO3

加金属梯
催化剂基材
陶瓷

节距（孔径距离）
7.05（6.1）
mm（mm）

比表面积
478
m²/m³

催化剂面积
420~450
Kg/m3

开孔率
≥72.9
%

催化剂寿命
化学寿命
24,000
h

机械寿命
8
年

反映器数量/炉
1
个

每反映器催化剂初装层数
3
层

每反映器催化剂备用层数
1
层
（3+1）
催化剂单元尺寸（长×宽×高）
150×150×1200
mm

催化剂模块（单元排列办法）
3×3×8

催化剂模块尺寸（长×宽×高）
970×1880×1305
mm

反映器内尺寸（长×宽）
5000×4200
mm
至少内尺寸
催化剂模块
排列数量
第一层
10
块
5×2=10模块
第二层
10
块
5×2=10模块
第三层
10
块
5×2=10模块
第四层

反映器总模块
数量
共三层催化剂
30
块
原则模块
催化剂总体积
第一层
19.44
m³

第二层
19.44
m³

第三层
19.44
m³

第四层
0
m³

总三层共计
58.32
m³

催化剂模块重量 （正常约）
≈950
kg

催化剂重量
单层
≈9500
kg

催化剂重量
3层
≈9500
kg

催化剂总活性比表面积
27877
m2

工作温度
220～280
℃

最低喷氨温度
200
℃

空速（Sv）
2229
Nm3/h

面速（Av）
4.66
m/h

线速度
反映器速度
4.03
m/s
设计温度300℃
催化剂孔内速度
5.51
m/s
设计温度300℃
单层压降
≤200
Pa
设计温度300℃
催化剂规定最大温升速度
60
℃/min
烟温120℃以上时
催化剂规定入口烟气速度偏差
≤15
％
按此进行催化剂选型
催化剂规定入口烟气温度偏差
≤10
℃
按此进行催化剂选型
催化剂规定入口烟气氨氮混合偏差
≤5
％
按此进行催化剂选型
3.2.5 SCR脱硝工艺流程描述
依照招标文献所提供条件，SCR反映器布置在余热锅炉之前，设计反映温度为300℃，实际运营温度为220℃~280℃（系统有效脱硝反映温度区间为200~320℃），最低喷氨温度为200℃。
原烟气：来自焦炉原烟气→SCR系统入口→喷氨格栅→导流板→整流格栅→催化剂层；
净烟气：催化剂层→SCR反映器出口→换热器→余热锅炉→脱硫系