环保热电有限公司循环流化床锅炉烟气脱硝改造工程可行性研究报告.docx

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1、环保热电有限公司循环流化床锅炉烟气脱硝改造工程可行性研究报告XX环保热电有限公司 锅炉烟气脱硝改造工程可行性研究报告 XX年12月 1 目录 目录 . 2 1 总论 . 5 1.1 项目名称 . 5 1.2 项目建设单位 . 5 1.3 可研报告编制单位 . 5 1.4 项目建设单位概述 . 5 1.5 项目提出背景和必要性 . 5 1.6 设计依据 . 7 2 脱硝工艺的选择 . 10 2.1 常见脱硝工艺 . 10 2.1.1电子束法 . 10 2.1.2 吸附法 . 11 2.1.3 液体吸收法 . 11 2.1.4 微生物法 . 12 2.1.5 选择性催化还原 . 12 2.1.6

2、选择性非催化还原 . 14 2.2 SNCR技术的优点 . 17 2.3脱硝工艺的确定 . 18 2.4三种脱硝反应剂的选择与比较 . 19 2.5 脱硝布置方式 . 20 2.5.2 SNCR布置方式 . 20 2.5.7供水、供电 . 21 3.脱硝工艺参数 . 21 3.1设计基础参数 . 21 3.1.1煤种及煤质 . 21 3.1.2主要设备及参数 . 22 3.2 脱硝工艺流程 . 23 2 3.2.1 流程设计 . 23 4.脱硝设备选型 . 24 4.1氨区的设备选型 . 24 5.环境保护与社会效益 . 25 5.1 环境保护 . 25 5.1.1总量控制和环境保护标准 .

3、25 5.1.2其他污染物处理效果评估 . 26 5.2 工程实施后的社会效益 . 26 6.消防、劳动安全和工艺卫生 . 26 6.1防火 . 26 6.2劳动安全和工业卫生 . 27 6.2.2 脱硝生产过程中主要职业危险及防护措施 . 27 7生产管理与人员编制 . 29 7.1 脱硝生产管理及人员编制 . 29 7.1.1 生产管理 . 29 7.1.2 人员编制 . 29 8. 节能分析. 30 8.1系统设计节能 . 30 8.2工程设计节能 . 30 9工程施工管理 . 31 9.1 施工职责 . 31 9.2 分包 . 32 9.3 施工管理 . 32 9.4 组织分工计划结构

4、图 . 33 9.5 项目实施进度计划 . 33 10 设备表 . 33 11 土建设施表. 38 11.经济效益分析及投资估算 . 39 11.1 经济分析与评价的原则 . 39 3 11.2脱硝工程投资概算及效益分析 . 39 11.2.1 SNCR部分投资概算 . 39 11.2.2 运行成本计算 . 40 1）计算标准 . 40 12工程招标方案 . 41 13. 结论及建议 . 44 13.1结论 . 44 13.2建议 . 45 4 1 总论 1.1 项目名称 XX环保热电有限公司循环流化床锅炉烟气脱硝改造工程。 1.2 项目建设单位 建设单位：XX环保热电有限公司 1.3 可研报

5、告编制单位 可研报告编制单位：XX环境科技股份有限公司 1.4 项目建设单位概述 XX环保热电有限公司位于江苏省X县，主要经营电力。本项目建设地位于XX环保热电有限公司厂区内。 1.5 项目提出背景和必要性 XX环保热电有限公司2台75t循环流化床锅炉生产时产生大量烟气，烟气含有粉尘、NOx等大量污染物质，现在已配置除尘设备，完全可以满足粉尘排放要求。 火电厂大气污染物排放标准(GB 13223-2011)中对于大气污染排放标准要求如下： 4.1自 2014 年 7 月 1 日起，现有火力发电锅炉及燃气轮机组执行表 1 规定的烟尘、二氧化硫、氮氧化物和烟气黑度排放限值。 4.2自 2012 年

6、 1月 1 日起，新建火力发电锅炉及燃气轮机组执行表 1 规定的烟尘、二氧化硫、氮氧化物和烟气黑度排放限值。 4.3自 2015 年 1 月 1 日起，燃煤锅炉执行表 1 规定的汞及其化合物排放限值。 5 表1 火力发电锅炉及燃气轮机组大气污染物排放浓度限值 ） 序号 燃料和热能转化设施类型 污染物项目 烟尘 污染物使用条件 限值 排放监控位置 全部 新建锅炉 二氧化硫 现有锅炉 1 燃煤锅炉 氮氧化物 汞及其化合物 全部 全部 30 100 200 200 400 100 200 烟囱或烟道 30.03 注：位于广西壮族自治区、重庆市、四川省和贵州省的火力发电锅炉执行该极限值。 采用W型火焰

7、炉膛的火力发电锅炉，现有循环流化床火力发电锅炉，以及XX年x月x日前建成投产或通过建设项目环境影响报告书审批的火力发电锅炉执行该极限值。 4.4 重点地区的火力发电锅炉及燃气轮机组执行表2规定的大气污染物特别排放限值。 执行大气染物特别排放限值的具体地域范围、实施时间，由国务院环境保护行政主管部门规定。 表2 大气染物特别排放限值 单位：mg/m3 污染物项使用条件 目 序号 燃料和热能转化设施类限值 污染物排放监控位6 型 烟尘 全部 新建锅炉 二氧化硫 现有锅炉 1 燃煤锅炉 氮氧化物 汞及其化合物 全部 全部 30 100 200 200 400 100 200 置 烟囱或烟道 0.03

8、 注：位于广西壮族自治区、重庆市、四川省和贵州省的火力发电锅炉执行该极限值。 采用W型火焰炉膛的火力发电锅炉，现有循环流化床火力发电锅炉，以及XX年x月x日前建成投产或通过建设项目环境影响报告书审批的火力发电锅炉执行该极限值。 根据最新的火电厂大气污染物排放标准标准、X县减排要求，需实施锅炉烟气脱硝改造工程，脱除烟气中的NOx，使之达到环保排放要求。并且根据排放标准发展趋势，本项目按100mg/Nm3排放标准建设，以满足今后日益严格的排放要求。 1.6 设计依据 1.6.1 设计参数 1.6.1.1 锅炉参数 项 目 锅炉型式 额定蒸发量 #1 YG/75-5.29-M12 75t/h #3

9、YG/75-5.29-M18 75t/h 备注 7 过热蒸汽压力 烟气量 过热蒸汽温度 排烟温度 锅炉耗煤量 锅炉效率 1.6.1.2 燃煤煤质资料 符号 Car H N O St,ar Aar Mt Vdaf Qnct,at 设计煤种 51.21 4.2 0.92 9.47 0.7 25.5 8 20339.5 校核煤种 32.3 1.50 38.7 12.6 16429.92 5.29MPa 5.29MPa 1.4 1.51 485 135 12.09t/h 89% 485 110140 12.09t/h 86% 名 称 收到基碳 收到基氢 收到基氮 收到基氧 收到基硫 收到基灰分 全水分

10、 干燥无灰挥发份 收到基低位发热值 单位 % % % % % % % % kJ/kg 1.6.1.3 要求排放标准 8 1.6.1.3.1 烟气排放 脱硝效率： NOx： 60% 100 mg/Nm3 1.6.1.3.2 噪声 85dB 1.6.2 设计标准 1）中华人民共和国环境保护法; 2）建设项目环境保护管理条例国务院令253号; 3）开发建设活动环境管理人员行为规范; 4）开发建设项目水土保持方案管理办法; 5）建筑施工场界噪声限制 6）火力发电厂烟气脱硝设计规程DL/T5196-2004 7）火电厂烟气脱硝工程技术规范-烟气循环流化床法HJ/T178-2005 8）工业噪声控制设计标

11、准 9）电力工业技术管理法规 10）火电厂烟气排放连续监测技术规范HJ/T 75-2001 11）火电厂大气污染物排放标准GB13223-2003 12）污水综合排放标准GB 8978-1996 13）工业企业厂界噪声标准GB12348-90 14）建筑抗震设计规范GB50011-2001； 15）电力建设施工及验收技术规范 9 2 脱硝工艺的选择 2.1 常见脱硝工艺 目前，降低火电行业NOx排放量的方法主要有燃烧中控制和烟气脱氮。 燃烧中控制是指通过采用低NOx燃烧器，优化配风，加燃尽风，烟气回燃等手段来减少锅炉燃烧产生的NOx。该控制法的优点是投资少、见效快。但这种方式受炉膛工况影响大，

12、与运行水平有很大关系，而且，会在一定程度上降低燃烧效率，使得不完全燃烧热损失增加。烟气脱氮法主要有电子束法、吸附法、液体吸收法、微生物法、选择性非催化法和选择性催化法。现将其各种方法的原理，优、缺点综述如下： 2.1.1电子束法 电子束照射法脱硫脱氮技术是一种物理与化学相结合的高新技术，是在电子加速器的基础上逐渐发展起来的，已引起了国内外专家的广泛重视。电子束照射法是利用电子加速器产生的高能等离子体氧化烟气中的SO2和NOx等气态污染物。经电子束照射，烟气中的SO2和NOx接受电子束而强烈氧化，在极短时间内(约十万分之一秒)被氧化成硫酸和硝酸，氧化后的酸与加入的氨反应生成(NH4)2SO4和N

13、H4NO3的微细粉粒，粉粒经捕集器回收作农肥，净化气体经烟囱排入大气。 但电子束照射法仍有不少缺点如： (1)能量利用率低，当电子能量降到3eV以下后，将失去分解和电离的功能，剩余的能量将浪费掉； (2)电子束法所采用的电子枪价格昂贵，电子枪及靶窗的寿命短，所需的设备及维修费用高昂； 10 (3)设备结构复杂，占地面积大，X射线的屏蔽与防护问题不容易解决。上述原因限制了电子束法的实际应用和推广。 2.1.2 吸附法 吸附法是利用吸附剂对NOx的吸附量随温度或压力的变化而变化的特点，通过周期性地改变操作温度或压力，控制NOx的吸附和解吸，使NOx从气源中分离出来，属于干法脱硝技术。根据再生方式的

14、不同，吸附法可分为变温吸附法和变压吸附法。常用的吸附剂有杂多酸、分子筛、活性炭、硅胶及含NH3的泥煤等。 吸附法脱氮技术净化效率高，不消耗化学物质，设备简单，操作方便。但是由于吸附剂吸附容量小、需要的吸附剂量大、设备庞大、需要再生处理，而且为间歇操作，投资费用较高，能耗较大。 2.1.3 液体吸收法 液体吸收法是利用碱性溶液等吸收净化废气中的NOx。常见吸收剂有：水、NaOH、Ca(OH)2NH4OH、Mg(OH)2、稀HNO3等。采用氧化吸收法、吸收还原法及络合吸收法等可提高NOx的吸收效率。氧化吸收法是利用氧化剂如O2、O3、Cl2、ClO2、HNO3、KMnO4、NaClO2、NaClO

15、H2O2等先将NO部分氧化为NO2，再用碱液吸收。还原吸收法应用还原剂将NOx还原成N2，常用还原剂有(NH4)2SO4、(NH4)HSO3、Na2SO3等。液相络合吸收法主要利用液相络合剂直接同NO反应，从而将NO从烟气中分离出来。生成的络合物在加热时又重新放出NO，从而使NO能富集回收。目前研究过的NO络合吸收剂有FeSO4、Fe()-EDTA和Fe()-EDTA-Na2SO4等。 吸收法工艺过程简单，投资较少，吸收剂来源广泛，又能以硝酸盐的形式回收利用废气中的NOx。但是NOx去除效率低，能耗高，吸收11 废气后的溶液，易造成二次污染。 2.1.4 微生物法 微生物法处理烟气脱氮就是利用

16、微生物的生命活动将NOx转化为无害的无机物及微生物的细胞质。由于该过程难以在气相中进行，所以气态的污染物先经过从气相转移到液相或固相表面的液膜中的传质过程，可生物降解的可溶性污染物从气相进入滤塔填料表面的生物膜中，并经扩散进入其中的微生物组织。然后，污染物作为微生物代谢所需的营养物，在液相或固相被微生物降解净化。 微生物法目前还处于实验阶段，且存在着明显的缺点，例如填料塔的空塔气速、烟气温度反硝化菌的培养、细菌的生长速度和填料的堵塞等等问题都有待于解决。 2.1.5 选择性催化还原 此法在国外已得到广泛应用。实践证明，应用此法可在较低的温度下取得较高的NO去除效率，去除率可达8090%。SCR

17、法应用最广的是氨选择催化还原法，即利用氨作为还原剂注入含NO的烟道气中，通常是气体热交换器的上游，NO在催化剂的作用下被还原为分子N和水。SCR系统主要由反应器、催化剂、氯贮存罐和氯喷射器等组成。 具体反应式如下： 4NO+4NH3+O24N2+6H2O 6NO2+8NH37N2+12H2O 4NH3+5O24NO+6H2O 4NH3+3O22N2+6H2O6 影响SCR法去除NOx的因素有如下几个方面： (1)烟气的温度：SCR法的适宜温度为300至400，当烟气的温12 8度不在此范围时，处理效率将会大幅度降低。 (2)催化剂的活性：SCR法所用的催化剂是有效元素Pt、Pa系贵金属和V、C

18、r、Mg、Fe、Ctl、Z、Co、Ni等的氧化物、盐及其混合物。催化剂的组成和活性对SCR法的处理效率影响很大。 (3)硫酸铵的生成：由于烟气中存在三氧化硫，未催化反应的NH通过反应器后形成硫酸铵。 图12 SCR反应原理图 图13 SCR系统图 13 图14 SCR反应器实体剖图 2.1.6 选择性非催化还原 选择性非催化还原技术是一种成熟的商业性NOx控制处理技术。SNCR方法主要在8501000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，由于使用了催化剂，因此可以在低得多的温度下脱除NOx。两种方法都是利用氮剂对NOx还原的选择性，以有效的避免还原氮剂与

19、贫燃烟气中大量的氧气反应，因此称之为选择性还原方法。两种方法的化学反应原理相同。 选择性非催化还原法(SNCR)烟气脱硝技术是目前主要的烟气脱硝技术之一。在炉膛8501000这一狭窄的温度范围内、在无催化剂作用下，NH3 或尿素等氨基还原剂可选择性地还原烟气中的NOx，基本上不与烟气中的O2 作用，据此发展了SNCR 法。在8501000范围内，NH3 或尿素还原NOx 的主要反应为： 氨为还原剂 4NH3 + 4NO + O2 4 N2 + 6 H2O 尿素为还原剂 CO (NH2)2 2 HN2 + CO 14 NH2 + NO N2 + H2O NO + CO N2 + CO2 当温度过

20、高时，部分氨还原剂就会被氧化而生成NOx，发生副反应： 4NH3 + 5O2 4NO + 6H2O SNCR工艺是一种成熟的脱硝技术，在国内外均有广泛的应用。尤其在小型的燃煤、燃油、燃气机组或工业锅炉上，SNCR具有其一定的优越性。 SNCR系统较为简单，可以根据机组运行状况灵活处理，不受机组燃料和负荷的变化而受影响，施工周期短，SNCR 对其他系统的运行(如空气预热器和除尘器)都不产生干扰及增加阻力。同SCR烟气脱硝技术相比，SNCR的投资与运行成本相对较低，没有额外的SO2/SO3 转化率，非常适合老厂的脱硝改造。若需进一步降低氮氧化物的浓度，可在尾部加设SCR反应器，形成SNCR-SCR

21、混合技术，只需加装少量的催化剂就可满足进一步的排放要求。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 还原剂 反应温度 催化剂 SCR NH3或尿素 SNCR NH3或尿素 SCR-SNCR NH3或尿素 前段：8501250，后段：250420 后段加装少量TiO2，V2O5，WO3 250420 8501250 不使用催化剂 TiO2，V2O5，WO3 15 脱硝效率 反应剂喷射位置 NH3逃逸 SO2/SO3大型机组7090% 为2540%，小型机组4065% 多选择省煤器与SCR反应器间的烟道内 小于3ppm 会导致SO2/

22、SO3氧化 催化剂中的V、Mn、Fe等多种金属会对不会因催化剂导致SO2/SO3氧化率较SCR低，造成堵塞或腐蚀的概率较SCR低 通常在炉膛内喷射 综合SNCR和SCR 4090% 510ppm 不导致SO2/SO3氧化 小于5ppm SO2/SO3氧化较SCR低 氧化 对空气预热器影响 SO2的氧化起催SO2/SO3的氧化，化作用，SO2/SO3氧化率较高， NH3与SO3易形成NH4HSO4而造成堵塞或腐蚀 造成堵塞或腐蚀的概率低于SCR和混合SNCR-SCR 系统压力损失 催化剂会造成较大的压力损失 高灰分会磨耗催化剂，碱金属氧化物会没有压力损失 催化剂用量较SCR少，产生的压力损失相对

23、较小 燃料的影响 无影响 与SCR相同 16 使催化剂钝化 受省煤器出口烟气温度的影响 大(需增加占地空间 大型催化剂反应器和供氨或尿素系统) 受炉膛内烟气流速、温度分布及NOx分布影响 小(锅炉无需增加催化剂反应器) 较小(需增加小型催化剂反应器) 综合SNCR和SCR 锅炉的影响 SNCR技术的工业应用是在20世纪XX年代中期日本的一些燃油、燃气电厂开始的，在欧盟国家从XX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XX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。 2.2 SNCR技术的优点 与其它脱硝技术相比，SNCR技术具有以下优

24、点： a) 脱硝效果令人满意：SNCR技术应用在大型煤粉锅炉上，长期现场应用一般能够达到3050的NOx脱除率。应用在循环流化床锅炉上可达到5075%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，包括氨、氨水、氰尿酸和各种铵盐。但效果最好，实际应用最广泛的是液氨和氨水。 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。 17 d) 经济性好：由于SNCR的反应是靠锅炉内的高温驱动的，不需要昂贵的催化剂系统，因此投资成本和运行成本较低。 e) 系统简单、施工时间短：SNCR技术最主要的系统就是还原剂的储存系

25、统和喷射系统，主要设备有储罐、泵、喷枪和必要的管路、测控设备。由于设备简单，SNCR技术的安装期短，仅需10天左右停炉时间，小修期间即可完成炉膛施工。 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行方式，对锅炉的主要运行参数也不会有显著影响。图16 SNCR系统流程图 2.3脱硝工艺的确定 在目前脱硝方法中，SCR 与SNCR 技术已日趋成熟，各有各自的优缺点：SCR 具有更高的脱硝速率，但其昂贵的催化剂和一切催化剂相关设备，使得SCR造价很高一般用在大型机组上；SNCR 由于没有了催化剂的作用，它的脱硝效率没有SCR 的高，但也省去了催化剂和某些设备的费用，

26、其性价比很高。在国内外均有广泛的应用。尤其在小 18 型的燃煤、燃油、燃气机组或工业锅炉上，SNCR具有其一定的优越性。所以本脱硝改造工程采用脱硝技术为：SNCR脱硝技术。 2.4三种脱硝反应剂的选择与比较 脱硝剂的成本中，运输成本占到了很大一部分。氨水中有效的部分只有14，其余都是水，带来了额外的运输和储存成本。所以仅就消耗的费用而言，氨水是不经济的。但是液氨运输和储存具有一定的危险性，在国外，液氨槽车运输需要提前报批清场，极为麻烦，所以在欧美很多电厂SCR系统弃用液氨改用氨水或者尿素。采用液氨和氨水作为脱硝剂，其系统基本一致，氨水的储罐容量要大于液氨储罐容量。 相对来说，尿素是三种催化剂中

27、最为昂贵的一种。尿素的售价要高于氨水与液氨，而且尿素需要进行复杂的反应才能生成NH3，系统较使用氨水或液氨要复杂得多。只有当电厂附近没有氨水或者液氨供应商时，使用槽车运输氨水因运输成本增加导致其价格与尿素相当时，才会考虑使用尿素。或者是当地的法令极为严格，使用槽车运输液氨或者氨水非常麻烦的时候，才会使用尿素。三种脱硝反应剂的比较列于表3.2 表3.2 各 种 反 应 剂 的 比 较 项 目 反 应 剂 费 用 运 输 费 用 液 氨 便 宜(100%) 氨 水 贵(约150%) 贵 尿 素 最贵约(180%) 便 宜 便 宜 19 安 全 性 储 存 条 件 储 存 方 式 初投资费用 有 毒

28、 有 害 无 害 常规大气压高 压 常规大气压 干态(加热干燥空气) 液 态(箱 罐) 液 态(箱 罐) 微粒状(料仓) 贵 (水解炉制备) 贵 ，需要高热量水解尿素和蒸发氨 基本上不需要 便 宜 便 宜 ，需贵 贵 ，需要高热量蒸发/蒸馏水和氨 运行费用 要热量蒸发液氨 设备安全 有法律规定 需要 从上分析可以看出，液氨作为脱硝剂危险性高，尿素作为脱硝剂较昂贵，同以上两种反应剂相比氨水作为脱硝剂较为便宜且安全，所以选择20%浓度氨水作为本工程的脱硝剂。 2.5 脱硝布置方式 2.5.2 SNCR布置方式 选择性非催化还原技术SNCR与SCR 技术原理相同，都是利用还原剂还原烟气中的氮氧化物，

29、是目前旧机组脱硝技术改造时主要采用的脱硝技术。一般可获30%65%的NOx 脱除率，所用的还原剂一般为氨、氨水和尿素等。与SCR 技术相比不同的是，SNCR 是利用炉内的高温驱动氨基与NOx 的选择性还原反应，不需要昂贵的催化剂和体积庞大的催化塔。 SNCR 的系统是由还原剂储藏部分、还原剂溶液配置或还原剂蒸发部20 分、系统喷射部分以及自动控制系统等组成的。SNCR 工艺流程由4部分组成：1.反应剂的接收和储存；2.反应剂的计量稀释和混匀；3.稀释的反应剂喷入锅炉合适的部分；4.反应剂与烟气的混合。 图22 SNCR流程布置 由此可见，SNCR就是在锅炉的温度适宜区域，进行喷射还原剂。前置氨

30、或者尿素混合配比及喷射系统，流程简单11。 2.5.7供水、供电 本工艺系统只需极小量的工艺水，根据电厂的水源情况，本工艺系统中的用水可取自电厂的工业水系统。 本工艺系统电负荷大约10Kw,电压等级380V。 3.脱硝工艺参数 3.1设计基础参数 3.1.1煤种及煤质 名 称 收到基碳 收到基氢 符号 Car H 单位 % % 设计煤种 51.21 4.2 校核煤种 32.3 21 收到基氮 收到基氧 收到基硫 收到基灰分 全水分 干燥无灰挥发份 收到基低位发热值 3.1.2主要设备及参数 项 目 锅炉型式 额定蒸发量 过热蒸汽压力 烟气量 过热蒸汽温度 排烟温度 锅炉耗煤量 锅炉效率 N O

31、 St,ar Aar Mt Vdaf Qnct,at % % % % % % kJ/kg 0.92 9.47 0.7 25.5 8 20339.5 1.50 38.7 12.6 16429.92 #1 YG/75-5.29-M12 75t/h 5.29MPa #3 YG/75-5.29-M18 75t/h 5.29MPa 备注 1.4 1.51 485 135 12.09t/h 89% 485 110140 12.09t/h 86% 22 3.2 脱硝工艺流程 锅炉的蒸汽量：75t/h 锅炉的烟气量：170000Nm3/h 锅炉烟气中NOx 的浓度：250mg/Nm3 锅炉排放烟气中NOX的浓

32、度：100mg/m3 3.2.1 流程设计 SNCR系统主要设备都模块化进行设计，主要有尿素溶液储存与制备系统，尿素溶液稀释模块，尿素溶液传输模块，尿素溶液计量模块以及尿素溶液喷射系统组成，如图64所示。 23 4.脱硝设备选型 4.1氨区的设备选型 火电厂烟气脱硝系统一般采用20%浓度氨水为还原剂，系统主要由氨水溶液储存与制备、尿素溶液输送、尿素溶液计量分配以及氨水溶液喷射等设备组成。氨水溶液的总储存容量宜按照不小于2台75t锅炉脱硝系统在BMCR 工况下5d的总消耗量来设计。氨水溶液储存设备宜布置在室内。设备间距应满足施工、操作和维护的要求，结合电厂所在地域条件考虑氨水溶液管道的保温。 氨

33、水罐应设有人孔、氨水或氨水溶液入口、氨水溶液出口、通风孔、液位表、温度表口和排放口等。 氨水溶液储罐宜采用玻璃钢或不低于304 的不锈钢制造。 在喷入锅炉前，氨水溶液应与稀释水混合稀释，稀释后的质量浓度不得大于10%。稀释混合器宜采用静态混合器。稀释用水宜采用除盐水。每台锅炉宜配置一套稀释系统。氨水溶液稀释系统应设置过滤器。每台锅炉应设计两台稀释水泵，一台运行，一台备用。流量设计裕量应不小于10%，压头设计余量应不小于20%。 多台锅炉可共用一套氨水溶液输送系统。氨水溶液输送泵宜采用多级离心泵。每套输送系统应设计两台输送泵，一台运行，一台备用。氨水溶液输送系统应设置过滤器。氨水溶液计量分配系统每台锅炉宜配置一套计量分配系统。 计量分配系统应设置空气过滤器。氨水溶液喷射系统氨水 SNCR 是在锅炉炉膛高温区域喷入尿素溶液。喷射系统应尽量考虑利用现有锅炉平台进行安装和维修。多喷嘴喷射器应有足够的冷却保护措施以使其能承受反应温度窗口区域的最高温度，而不产生任何损坏。每台锅炉应设置一套炉膛温度监测仪。宜结合常用煤种及24 运行工况进行SNCR 计算流体力学和化学动力学模型试验，以确定最优温度区域和最佳还原剂喷射模式。 尿素SNCR