1、锅炉烟气超低排放工程技术协议*有限公司锅炉烟气超低排放工程技术协议需方：*供方：*签订日期：二零一五年八月十六日锅炉烟气超低排放工程技术协议简 述现有 1 台 150t/h 和 1 台 90t/h 循环流化床锅炉装置，1 台 150t/h 循环流化床锅炉待建，燃烧介质为烟煤、造气炉灰的混合煤种，混合比例为：烟煤：造气炉灰70：3。随着国家环保要求标准的不断提高，原有脱硫装置已无法满足国家规定的烟气排放要求，为了NOX、 SO2 排放达到区域标准及符合 NOX、SO 2 排放总量控制的要求，以及国家有关法规、规范和排放的要求，需对现有的 1 台 150t/h 和 1 台 90t/h 以及待建的
2、1 台 150t/h 循环流化床锅炉装置配套建设相应的烟气脱硫脱硝装置。一期建设一套氨法脱硫装置（包括脱硫、硫酸铵后处理、氨区）和两套 SNCR 脱硝装置（现有锅炉），二期预留一套氨法脱硫装置（硫酸铵后处理和氨区共用一期装置）以及一套 SNCR 脱硝系统（待建锅炉），单套氨法脱硫装置烟气负荷按照 3 台锅炉满负荷同时运行烟气量进行设计，即按照三炉两塔方式进行配置，锅炉考虑三台同时运行，脱硫塔为一用一备运行；本工程范围内为三炉一塔。根据国家发改委煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020）的要求，东部地区 11 省市新建燃煤发电机组大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机组排放限值（即在基准氧
3、含量 6%条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于 10、35 、50 mg/m 3）。江苏、浙江等沿海发达省份，当地政府已发文要求燃煤发电机组达到超低排放。超低排放就是燃煤发电机组（燃煤锅炉）的排放达到天然气锅炉及燃气轮机组排放限值（即在基准氧含量 6%条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于 5、35、50 mg/m3）。同时，为做好河北省大气污染防治技术支撑，根据河北省大气污染防治工作领导小组办公室印发的河北省燃煤发电机组超低排放升级改造专项行动实施方案的要求，相关单位开展编制并发布了河北省关于征求燃煤电厂大气污染物排放标准（征求意见稿）（全文），同时该标准已申报省质
4、量技术监督局立项，不日实施。为适应环保新形势的需要，解决当前脱硫脱硝后尾气夹带雾滴及细微颗粒等问题，达到超低排放要求，在对湿式电除雾器除雾机理论证其可行性的基础上，借鉴国内外湿式电除雾器应用于燃煤锅炉尾气进行深度净化的成功案例，本项目确定采用高效湿式电除雾器对本项目燃煤锅炉脱硫脱硝净化后烟气进行深度净化治理。本项目烟气脱硫脱硝后烟气进行深度净化处理采用“一塔一器”流程，即 1 台脱硫吸收塔配套 1 台湿式电除雾器。湿式电除雾器安装于脱硫吸收塔顶部，钢结构操作平台方式。本次锅炉烟气超低排放工程的基本流程为：3 台循环流化床锅炉经 SNCR 脱硝装置处理后出来的烟气进入汇总烟道，再通过汇总烟道挡板
5、门切换进入单套氨法脱硫装置，经脱硫后锅炉烟气超低排放工程技术协议的净烟气再通过塔顶湿式电除雾器进行深度净化后，经顶部直排烟囱超低排放。其中，氨法脱硫装置同时配套建设一套硫酸铵处理系统，本工程生产合格品固体硫酸铵，生产能力按照设计工况下硫酸铵产能的 150%进行设计。氨法脱硫和 SNCR 脱硝共用一套吸收剂储存系统，吸收剂原料采用 20%氨水，由厂区管道接入。本工程三台锅炉总烟气量为 810000m3/h，折合标况烟气量约 556049Nm3/h，其中SO2 浓度为 5500mg/Nm3，SNCR 入口 NOX 浓度150mg/Nm 3，水含量为 6.1%，氧含量6.8%，烟气温度130。本工程
6、经氨法脱硫、SNCR 脱硝、湿式电除雾深度净化后的烟气出口 SO235 mg/m3，烟尘含量 5 mg/m3，NO X50mg/m 3，NH 3 逃逸量7.6 mg/Nm3，达到超低排放的要求。此项目建成后能够对集团公司的发展产生良好的社会效益及环境效益，对企业的可持续发展具有重大的意义。本工程建设期分为两个阶段：一期工程包括现有锅炉对应的两套 SNCR 脱硝装置、一套氨法脱硫装置（包括脱硫、硫酸铵后处理、氨区）、一套湿式电除雾装置；二期工程包括待建 150t/h 锅炉对应的一套 SNCR 脱硝装置、一套氨法脱硫装置（包括脱硫，硫酸铵后处理及氨区共用一期工程）、一套湿式电除雾装置。其中单套氨法
7、脱硫装置及湿式电除雾装置烟气负荷考虑三台锅炉满负荷运行时的最大烟气量进行设计，本装置为一期工程。锅炉烟气超低排放工程技术协议第 0 页 共 66 页目 录一、概述 .41.1 工程范围 .41.2 设计范围 .4二、技术总则 .4三、设计条件和环境条件 .6四、技术要求 .94.1 脱硫部分 .94.1.1 技术要求 .94.1.2 脱硫装置的设计、制造和安装应遵循的标准原则 .94.1.3 工艺技术 .104.1.4 技术要求 .104.2 脱硝部分 .144.2.1 技术要求 .144.2.2 性能保证值 .174.3 湿式电除雾部分 .184.3.1 工艺流程简介 .184.3.2 主要
8、设计参数、标准规范、设计内容及设计原则 .184.3.3 湿式电除尘器设备主要结构 .194.3.4 设备性能参数表 .214.3.5 电气系统 .224.3.6 责任范围 .234.3.7 湿式电除尘器设备制造标准、技术及质量要求 .234.4 脱硫塔、储罐内防腐玻璃鳞片 .244.4.1 设计、施工、检验和验收规范和标准 .244.4.2 性能保证 .244.4.3 防腐分段设计要求 .254.4.4 防腐材料要求 .264.4.5 施工工序要求 .27锅炉烟气超低排放工程技术协议第 1 页 共 66 页4.5 第三方供货设备选择 .254.6 电气 .264.6.1 设计原则 .264.
9、6.2 设计范围 .264.6.3 装置供电电压规定 .264.6.4 允许电压降 .274.6.5 电气设备的的基本要求 .274.6.6 电气设备要求 .284.6.7 设备材料选型要求 .294.6.8 照明 .314.6.9 检修系统 .324.6.10 接地 .324.6.11 滑线 .334.7 测量、调节、保护和控制 .334.7.1 适用范围 .334.7.2 目的 .334.7.3 一般要求 .344.7.4 控制系统 .344.7.5 仪表选型要求 .364.7.6 仪表选型 .384.7.7 控制系统的要求 .384.7.8 I/O 卡件、系统接口要求 .404.7.9
10、火灾报警系统 .404.7.10 技术服务 .404.7.11 设计、供货范围 .424.7.12 标准规范 .444.7.13 计量单位 .454.7.14 仪表安装 .454.8 供方的质保期限 .45五、供货范围 .455.1 一般要求 .45锅炉烟气超低排放工程技术协议第 2 页 共 66 页5.2 供方工程范围 .465.3 设备制造及供货 .475.4 设备及系统安装 .485.5 土建工程 .485.6 设备清单 .48六、技术资料和交付进度 .53七、交货进度 .54八、监造、检验和性能验收试验 .55九、技术服务和设计联络 .57十、现场施工基本要求 .61十一.其它 .66
11、锅炉烟气超低排放工程技术协议第 3 页 共 66 页一、概述1.1 工程范围本协议为 锅炉烟气超低排放工程，设计原则必须满足烟气出口 SO235 mg/m3，烟尘含量5 mg/m3，NO X50mg/m 3，NH 3 逃逸量7.6 mg/Nm3 的排放要求。工程范围包括本工程的氨法脱硫装置、SNCR 脱硝装置、湿式电除雾装置以及所属的工艺、设备、土建（设计及施工由需方负责）、电气、控制、防腐保温、消防、照明、采暖通风、给排水（除工艺系统部分其余设计及施工由需方负责）等设计、设备制造及供货、施工安装及调试、人员培训等。1.2 设计范围设计范围包括本工程的氨法脱硫装置、SNCR 脱硝装置、湿式电除
12、雾装置以及所属的工艺、设备、土建（设计需方负责）、电气、控制、防腐保温、消防、照明、采暖通风、给排水（除工艺系统部分其余设计由需方负责）、通讯工程、消防及火灾报警等设计。装置设计范围包括：（1）SNCR 脱硝装置设计范围：从脱硝还原剂输送至锅炉炉膛喷枪；（2）氨法脱硫装置设计范围：从锅炉引风机出口旁路烟道预埋件至直排烟囱烟气排放；（3）湿式电除雾装置设计范围：从吸收塔出口界面至直排烟囱界面；供方提出所需公用工程消耗量（包括生活水、工艺水、除盐水、低压饱和蒸汽、消防水、仪表空气、压缩空气、采暖等）及接口尺寸要求；用电负荷（装机容量、备用容量、最高负荷等）；以及清净下水、生产废水、生活污水、废渣、
13、废气等排放量及去向。本次工程的电源、汽/气源、水源等由需方接入装置界区外 1m。二、技术总则2.1 本协议适用于 锅炉烟气超低排放工程，采用氨法脱硫、SNCR 脱硝、湿式电除雾深层净化工艺，保证系统出口 SO235 mg/m3，烟尘含量 5 mg/m3，NO X50mg/m3（在 SNCR入口 NOX150mg/Nm3 时），NH 3 逃逸量7.6 mg/Nm3。脱硫效率的计算界面为脱硫塔入口及出口。工程内容包括：氨法脱硫装置、SNCR 脱硝装置、湿式电除雾装置以及所属的工艺、设备、土建、电气、控制、防腐保温、消防、照明、采暖通风、给排水等系统。2.2 脱硫系统与锅炉房相对独立，自成体系。为了
14、便于脱硫与不脱硫运行两种工况之间的切换、以及脱硫塔的检修，在吸收塔进口烟道和旁路烟道分别设置挡板门。本工程采用总承包方式，即整个脱硫系统的设备、电气、控制、设备及材料供货、施工、安装、调试、性能试锅炉烟气超低排放工程技术协议第 4 页 共 66 页验、培训等全部由供方负责（土建设计、施工由需方负责，供方提供详细设计条件）。2.3 脱硫装置应能保证在锅炉负荷变动较大时（包括负荷变化速度、最小负荷）稳定、可靠运行。2.4 脱硫系统须保证脱硫后排入烟囱的烟气温度不小于 50。2.5 本规范提出的是最低限度的技术要求，并未对一切技术细节做出规定，也未充分引述有关标准和规范的条文，供方应保证设计、制造、
15、安装符合本规范和相关的工业标准。2.6 在签订合同之后，需方有权提出因规范标准和规程发生变化而产生的一些补充要求，具体项目由双方共同商定。2.7 本规范所使用的标准如与供方所执行的标准发生矛盾时，按较高标准执行。2.8 设备技术规范1）本工程采用氨法烟气脱硫工艺，其脱硫装置技术规范如下：处理标况烟气量 556049 Nm3/h处理工况烟气量 810000 m3/h入脱硫塔烟气含尘量 50 mg/Nm3入脱硫塔烟气温度 130 系统总阻力 2800 Pa脱硫塔出口烟气硫含量 35 mg/Nm3脱硫塔出口烟气含尘量 5 mg/Nm3NH3 排放浓度 7.6 mg/Nm3硫酸铵品质 符合 DL/T8
16、08-2002 硫酸铵产品要求脱硫塔顶部增设湿电除雾器及直排烟囱，烟囱顶部标高 90 米。2）现场布置 2x150t+90t 锅炉脱硫脱硝平面布置，预留备用脱硫系统位置。2.9 公用工程工艺水、氨水、蒸汽、循环冷却水、电气、仪表空气、消防等系统及土建安装设计等相关共同工程余量考虑。2.10 脱硝系统和设备至少满足以下总的要求： SNCR 脱硝不增加烟气阻力； 脱硝装置设计在锅炉负荷 30%-110%BMCR 负荷范围内有效地运行； 采用 SNCR 烟气脱硝技术，采用 20%质量浓度稀氨水作为 SNCR 烟气脱硝系统的还原剂；在锅炉 30%110%BMCR 负荷范围内，SNCR 入口浓度不高于
17、150mg/Nm3 时，锅炉烟气超低排放工程技术协议第 5 页 共 66 页出口 NOX 浓度不高于 50mg/Nm3。 脱硝装置的服务寿命为 30 年。脱硝装置中除易损件外其他所有设备，在正常检修维护时都能保证 30 年的使用寿命； 氨水储存系统、混合稀释系统、加压模块、控制系统按 3 台锅炉公用设计，分流系统与雾化喷射系统按单元锅炉设计；分流模块采用恒压调节，保证各个支路在各自调解时不干预另一台锅炉流量。 控制系统：烟气脱硝工程控制系统与脱硫系统共用一套 DCS 控制系统，安装OPC 软件，预留接口。三、设计条件和环境条件3.1 锅炉主要技术参数本期工程建设 2*150t/h+1*90T/
18、h 循环流化床锅炉，采用自然循环、平衡通风、半露天布置，全钢架悬吊结构。锅炉主要技术参数：额定蒸发量： 2x150+90 t/h过热蒸汽压力： 9.8MPa（2x150T/h） 4.7 MPa（90T/h）过热蒸汽温度： 540 给水温度： 215 排烟温度： 130 锅炉热效率： 89 3.2 电袋除尘器除尘效率 99 3.3 燃料入炉煤质资料如下：烟煤、造气炉灰的混合煤种，低位发热量约 4700-5000Kcal/kg；混合比例：烟煤：造气炉灰70：3；煤质粒度 0-13mm，其中 0-1mm 不大于 50。造气炉灰工业分析Wad0.58 Car20 Aar71 Vdaf1.53 Sar0
19、.08 Qar， net7881KJkg烟煤煤质分析Mar9 Aad18 Vad28 Fad48Sad 0.8 Qnet，ar23000KJkg3.4 烟气参数名 称 单 位 参 数进入脱硫装置的正常烟气量 Nm3/h 556049锅炉烟气超低排放工程技术协议第 6 页 共 66 页进入脱硫装置的最大烟气量 Nm3/h 611654进入脱硫装置的最小烟气量 Nm3/h 166815脱硫装置正常运行温度 130脱硫装置最大冲击温度 180脱硫装置进口二氧化硫含量(干态) mg/Nm3 5500脱硫装置出口二氧化硫含量最高允许排放浓度（O 26） mg/Nm3 35脱硫装置入口最大含尘量 mg/N
20、m3 50NOX 进口浓度 mg/Nm3 150NOX 出口浓度 mg/Nm3 50脱硫装置出口最大含尘量 mg/Nm3 5(湿电后)3.5 脱硫吸收剂来自合成氨工段纯度为 20的氨水。3.6 一次水压力：0.30.4MPa，温度： 常温3.7 电力提供 2 路 6kV 电源3.8 仪用空气压力：0.60.8 MPa，无油无水无尘，温度：403.9 蒸汽压力：0.30.8MPa 温度：1753.10、除盐水压力：0.4 MPa，温度： 常温3.11、工厂空气压力：0.4 -0.6MPa，排汽含尘粒度 0.1 um。3.12 接口条件（1）烟道脱硫装置工程范围为从原烟道旁路预埋件至脱硫塔出口直排烟囱。（2）氨水管道输送至脱硫装置界区外 1m；(3) 水、仪表空气管道输送至脱硫装置界区外 1m；
