XX发电有限责任公司脱硝可行性研究报告

'脱硝可研报告1、         概述1.1项目概况某发电有限责任公司一期工程2x50MW机组分别于1991年12月和1992年10月投产发电，二期工程2x100MW机组分别于2000年7月和2000年12月投产发电。1号、2号为2x50MW机组锅炉，采用WGZ220/9.8-14型220t/h固态排渣煤粉锅炉，3号、4号为2x100MW机组锅炉，锅炉由武汉锅炉厂生产，型号为WGZ410/9.8-7，生产日期为1994年8月，为单锅筒、自然循环、固体排渣、悬浮燃烧的煤粉炉。四台锅炉合用一个烟囱。本项目是老厂技术改造。1.2脱硝工程建设的必要性我国是世界上主要的煤炭生产和消费国，也是以煤炭为主要一次能源的国家。据统计，2002年，原煤在我国一次能源构成中所占比例为70.7%，而用于发电的煤炭约占煤炭消费量的49.1%。NOx的排放是酸雨的形成和对大气中臭氧层破坏的重要原因之一，据有关部门估算：1990年我国的NOx排放量约为910万吨，到2000年和2010年，我国的NOx排放量将分别达到1561万吨和2194万吨，其中近70%来自于煤炭的直接燃烧，以燃煤为主的电力生产是NOx排放的主要来源。鉴于我国的能源消耗量今后将随经济的发展不断增长，NOx排放量也将持续增加，如不加强控制NOx的排放量，NOx将对我国大气环境造成严重的污染。以燃煤为主的电力生产所造成的环境污染是我国电力工业发展的一个制约因素，煤炭燃烧产生的烟气中含有烟尘、硫氧化物（SOx）、氮氧化物（NOx）和CO2等污染物，已经造成了严重的环境问题，是我国经济可持续发展急待解决的重要问题。随着我国经济和生活水平的日益提高，将会对环境给予越来越大的关注。改革开放后，我国在燃煤电站烟尘排放的控制方面，通过近三十多年的发展，除尘设备和技术均达到国际先进水平，烟尘排放已得到有效控制。在燃煤电站SOx排放的控制方面，我国采用引进技术和设备建立了一批烟气脱硫工程，不断加大SOx排放的控制力度，SOx排放的增长势头已基本得到了控制，SOx排放总量将不断降低。因此，NOx的控制将是继粉尘和SOx之后燃煤电站环保治理的重点。在燃煤电站NOx排放的控制方面，目前我国还没有掌握脱硝的先进技术，也没有建立起我们的脱硝工程。因此吸收和引进国外成熟的烟气脱硝技术并研究出适合我国国情的烟气脱硝工艺设备是一项十分紧迫的工作。2004年国家新的大气排放标准已实施，对火电厂NOx排放标准要求有了大幅度的提高。因此，某发电有限责任公司脱硝工程实施与国家环保政策的方向是完全一致的。36 本工程4个机组脱硝工程实施后，电厂NOx排污总量将明显降低，具有显著的环保效益，有利于某发电有限责任公司以环保型电厂的面貌树立自己的企业形象。1.3脱硝工程建设的可行性1.3.1技术及合作方式方面本工程4个机组拟通过国际合作进行烟气脱硝工程。具体合作方式为：4个机组烟气脱硝系统由外国脱硝环保公司负责系统总体设计，其余由国内公司负责系统初步设计、详细设计、施工和调试服务；关键设备如催化剂、喷氨格栅、烟气分析仪、控制系统进口，其它配套设备和装置材料国内提供。1.3.2工程实施背景方面某发电有限责任公司燃煤发电机组烟气脱硝工程实施存在以下有利条件：国家各级政府重视国民经济的可持续发展和环境保护的关系、加大了环境保护和治理工作的力度，烟气脱硝工程具备良好的政策支持条件；控制燃煤电厂所造成的大气污染工作得到发电公司重视，这是实施烟气脱硝工程的有利内部条件；国内发电企业、环保公司积极学习、引进、掌握烟气脱硝先进技术，形成了实施烟气脱硝工程的外部条件。1.4研究范围及深度本可行性研究范围、内容和深度参考《火力发电厂可行性研究内容深度规定》DLGJ118-1997及参照《火力发电厂可研报告内容深度规定烟气脱硫部分暂行规定》DLGJ138-1997的规定执行。可行性研究主要按规定的深度要求研究工程实施的必要性、脱硝剂的供应和运输、工程背景条件、环境保护以及厂址的地形地貌、地震、地质和水文气象等主要工程建设条件，提出脱硝工艺系统的设想，并进行投资估算与投资经分析。主要设计范围及内容：1）选择适用的烟气脱硝工艺系统。2）配套脱硝的来源及供应工艺系统，按4台机组脱硝系统消耗氨量设计氨站。3）烟气脱硝系统实施后的环境影响评估。4）机组后烟道系统和吸风机的调整。5）机组锅炉本体的烟道、钢结构和省煤器的调整部分内容由武汉锅炉厂协助完成。1.5主要设计原则1）进行多种烟气脱硝方案论证，选择最适合的烟气脱硝工艺方案；烟气脱硝不能影响机组正常运行，一旦影响应有保证措施。36 2）烟气脱硝工程尽可能按现有设备状况及场地条件进行布置，力求工艺流程和设施布置合理、操作安全、简便，对原机组设施的影响最少。3）对脱硝副产物的处理应符合环境保护的长远要求，尽量避免脱硝副产物的二次污染，脱硝工艺应尽可能减少噪音对环境的影响。4）脱硝系统控制采用PLC系统。5）采用烟气在线自动监测，对烟气脱硝前后的NOx含量进行连续监测，并对NOx排放量进行累积，对脱硝系统氨逃逸量进行在线监测。6）脱硝工程应尽量节约能源和水源，降低脱硝系统的投资和运行费用。7）脱硝系统运行小时数按5500小时计，脱硝系统可利用率95%以上。8）脱硝系统脱硝效率≥80%，反应器入口NOx含量1号、2号机组按937mg/Nm3；3号、4号机组按1054mg/Nm3考虑设计。9）地震烈度：建（构）物按7度设防。2、工程概况2.1厂址概述阳泉市位于山西省中部东侧，东与河北省交界，北、西、南三面与忻州、太原、晋中三个地市毗邻，地理位置介于北纬37°37′～38°31′，东经112°55′～114°03′之间，全市面积4578平方公里，全市下辖两县四区：平定县、盂县、城区、矿区、郊区、开发区。本项目建设地点为山西某发电有限责任公司内，某发电有限责任公司位于阳泉市东南边沿，桃河与义井河交汇前的一块三角谷地，距市中心3-4km。厂房零米海拔高度636米。厂区东至白羊墅车站铁路环行线，南临阳泉市南大街和义井河，西靠义白路，北部为石太铁路和桃河，该处属于桃河及其支流义井河汇合前的交叉口，地势相对平缓开阔的河谷地带。2.2锅炉主机2.2.1本工程50MW机组用WGZ220/9.8-14型锅炉，系燃用山西阳泉无烟煤的固态排渣锅炉，属燃用无烟煤的基本型锅炉与5万千瓦的汽轮机组成单元机组。形式：锅炉为单锅筒自然循环高压煤粉锅炉，锅炉整体呈“п”型布置，炉膛四周由膜式水冷壁组成，炉膛出口处布置有屏式过热器，在水平烟道内，依次布置高温过热器，低温过热器。尾部布置有省煤器及管式空气预热器。锅炉采用集中下降管，过热汽温采用两级喷水调节方式，固态排渣，四角布置切圆燃烧，配有钢球磨中间储仓式热风送粉系统。36 锅炉采用露天布置，独立抗震钢构架，炉膛，水平烟道，尾部上级上省煤器以上烟道全部负荷通过吊杆挂在顶板上，空气预热器及下级省煤器负荷作用于尾部构架上。锅炉的主要技术参数如下表2×50MW主要设备设计参数          表2-1设备名称参数名称单位数 据锅 炉型 式 WGZ220/9.8－14最大连续蒸发量t/h220过热器出口蒸汽压力MPa9.8过热器出口蒸汽温度℃540空预器出口烟气量Nm3/h220000（单炉）排烟温度℃140（进风温度20℃）除尘器型 式 单室三电场除尘器除尘效率%98制造厂家 河北宣化电除尘厂引风机型 号 Ｙ４－73Ｎ020－311/2Ｆ数 量台/炉2出　力m3/S63.89风 压Pa24892.2.2本工程100MW机组用WGZ410/9.8-7型锅炉，燃用山西阳泉地方小窑煤（无烟煤）形式：采用自然循环、单锅筒、悬浮燃烧、固态排渣、“п”型布置、双排柱全钢构架、悬吊结构、管式空气预热器、膜式水冷壁。锅炉主要技术特性             2×100MW主要设备设计参数           表2-2设备名称参数名称单位数 据锅 炉型 号 WGZ410/9.8－7最大连续蒸发量t/h410过热器出口蒸汽压力MPa9.8过热器出口蒸汽温度℃54036 空预器出口烟气量Nm3/h488500（单炉）排烟温度℃140（进风温度20℃）除尘器型 式 双室四电场除尘器除尘效率%99制造厂家 浙江电除尘器总厂引风机型 号 Ｙ４－73Ｎ0128Ｆ数 量台/炉2出　力m3/S108.33风 压Pa3529烟 囱高 度m180出口内径m52.3燃料来源某发电有限责任公司设计煤种和校核煤种均为阳泉无烟煤。设计煤种和校核煤质分析结果如下表：               煤质资料                      表2-3项目设计煤种校核煤种1全水份 Mt4.0%5.0%空气干燥基水份Mad1.02%1.06%低位发热量Qnel.ar5502大卡/千克5680大卡/千克灰分 Aar26.88%24.17%挥发分 Vdaf7.88%8.26%全硫 St.ar1.54%1.36%碳Cy65.35%59.9%氢Hy1.96%1.99%氧Oy4.19%2.14%氮Ny1.02%0.91%36 二氧化硅SiO50.1750.20三氧化二铝Al2O3%36.5036.24三氧化二铁Fe2O3%5.765.80氧化钙CaO%1.691.80氧化镁MgO%0.490.41氧化钠Na2O%0.450.45氧化钾K2O%1.170.96三氧化硫SO3%0.360.35二氧化钛TiO2%1.001.20五氧化二磷P2O5%0.860.88  2.4工程气象水文气象：（1）气温多年平均气温：            10.9℃历年极端最高气温：        40.2℃历年极端最低气温：       -19.1℃（2）湿度多年平均相对湿度：        54%（3）气压多年平均气压：            93366-102277Pa（4）风速多年平均风速：            2.0m/s多年最大风速：            28m/s（5）降雨量多年平均降雨量：          537-557.1mm（6）历年最大积雪厚度：   23cm（7）历年最大冻土深度：   68cm36 2.5工程地质场地平整，海拔高度：约640.5m。填土层（Q4）：素填土为主，局部为杂填土，岩性很杂，厚度0.3-1.3m，最厚为2.6m，褐色为主，以粘性土为主，局部为砂土，厚度1m左右。粉土、粉质粘土层（Q4）（分两个亚层）：第一亚层以粉土为主，第二亚层以粉质粘土为主，其岩性基本一致，颁多到互层出现，褐色、褐黄，湿—很湿，局部受地表粉煤灰中水渗漏影响基本饱和状态，可塑、中压缩性，局部夹砂石及砂土透镜体，土质不均，含钙质菌丝，厚度一般3-7m，[R]=180kPa。粗砾砂层（Q4）含卵石及圆砾，夹粉细砂、中砂及粘性土透镜体、级配良好、卵石成份多为砾岩、浅褐色、灰褐色、稍湿—很湿、稍密—中密状态，厚度4-7m，[R]=160kPa（粉细砂）[R]=230kPa。粉质粘土层（Q4）褐色、褐、浅黄色、夹粉土、砂土、卵石透镜体。含少量有机质和钙质菌丝、质地较均一，稍湿至很湿、可塑，中等压缩性。厚度差异较大，在2—9.7m之间，一般厚度4-9m，[R]=200kPa。砂卵石层（Q4）此层土分为砂土、卵石两个亚层，以卵石层为主，砂土多分部在该层顶部，呈中密至密实状态，卵石层中填充物多为砂土、局部为粘性土填充、级配较好。[R]=250kPa（砂土），[R]=400kPa（卵石）。基岩（Q3），上部为泥质灰岩，下部为石灰岩。浅灰色，强风化至中等风化，[R]>500kPa。主厂房地段未见有湿陷性黄土，地质钻孔中30m未见有地下水。厂址区域无不良地质构造存在。根据《中国地震动参数区划图》（1/400万）厂区抗震设防烈度为七度。2.6电厂用水水源某发电有限责任公司用水来自娘子关供水工程，供水通过猫脑山水厂供至厂内，可满足本工程用水要求。可供脱硝工程使用的水质分析结果如下：水质分析结果表                      表2-4项  目工业水项 目工业水K++Na+2.60mmol/lHCO3-5.45mmol/lCa2+21.89mmol/lSO42-23.94mmol/lMg2+9.89OH-0.53mmol/lNH4+0.004mmol/lCl－5.22mmol/l36 总硬度30.51mmol/lPH8.52碳酸盐硬度5.45mmol/lNO2－1.92mmol/l非碳酸盐硬度25.06mmol/l化学耗氧量3.05mg/l甲基橙碱度5.45mmol/l溶解性固体2461.48mg/l酚酞碱度0.53mmol/l悬浮性固体77.68mg/l活性硅20.19mg/l全固形物2539.15mg/l电导率（25℃）2925us/l样品外观无色透明2.7交通运输交通运输：电厂所有进出入厂区的运输均为公路运输。目前某发电有限责任公司周边有三条干线公路，南大街、义平路、义白路2.8建筑状况厂区布置分为主厂房区、输煤区、变电区、油库、生产附属建筑区。主厂房区包括主厂房、锅炉、电气主控楼、电除尘器、烟囱和烟道等2.9电厂废水排放及治理情况（1）本工程工业废水考虑集中与分散相结合处理方式，按经常性废水、非经常性废水分类，选择其最佳处理方案。（2）本工程经处理后的中水应达到或优于GB/T18920-2002《城市污水再生利用，城市杂用水水质》（3）本工程废水经处理后排放标准应符合GB8978-1996《污水综合排放标准》中的一级标准。全厂的工业废水全部回收处理综合利用，电厂排放的是循环排污水和达标处理后的生活废水。废水处理某发电有限责任公司废水的排放主要来自化验室、循环冷却塔排污水、含油废水等，各废水源排放特征及治理措施见全厂废水排放一览表。                      全厂废水排放一览表                     表2-5废水名称组成及特性数据(mg/L)治理措施排放去向化学车间排水酸、碱、Ca2+、Mg2+中和池阳泉市污水处理厂36 循环冷却塔排污水盐类、SS回用于煤场洒水、除尘含油废水石油类隔油池阳泉市污水处理厂输煤系统冲洗水SS、石油类沉降池循环使用生活污水COD、BOD5、氨氮、SS、石油类一级沉淀阳泉市污水处理厂冲渣水SS脱水仓高效浓缩机循环使用厂总排COD、BOD5、氨氮、SS、石油类义井河根据近期某电厂的工业污染源达标排放验收监测和污染源年检的监测统计数据表明，该厂废水总排口的8项（包括PH、SS、CODCr、石油类、硫化物、BOD5、氟化物、氯化物）污染指标，以《污水综合排放标准》（GB8978－96）表2中一级标准值评价，除CODCr达标率为83.3%外，其余的达标率均为100%。3 建设条件3.1催化剂、还原剂的供应条件催化剂是烟气脱硝工程（采用SCR技术）的关键设备，本工程脱硝催化剂采用进口，成熟技术的催化剂。催化剂类型和成份在下一阶段设备招标过程中确定。  脱硝还原剂有三种：无水氨、氨水以及尿素                SCR脱硝系统还原剂类型比较                  表3-1还原剂类型优点缺点液氨1、反应剂成本最低2、蒸发成本最低3、投资较小4、储存体积最小1、氨站设计、运行考虑安全问题氨水1、较安全1、2~3倍的反应剂成本2、大约10倍高的蒸发能量3、较高的储存设备成本4、投资较大尿素1、没有危险1、相对无水氨反应剂成本高3~5倍36 2、更高的蒸发能量3、更高的储存设备成本4、投资较大综上所述，本可研采用液氨作为还原剂。通过市场调查，液氨来源较多，市场上货源供应非常丰富，完全可以满足本工程的需要。还原剂采用汽车运输，厂家送货至电厂的方式。3.1.1催化剂   催化剂的型式分为平板式和蜂窝式两种。在全世界范围内，目前生产平板式催化剂厂家只有日立和西门子公司，做蜂窝式催化剂的厂家约有7-8家。对于催化剂的两种形式，两者各有优缺点：一般认为在燃煤电厂脱硝装置布置在省煤器和空预器之间，采用平板式催化剂和大孔径的蜂窝式催化剂都可以的，对于燃气电厂和脱硝装置布置在低含尘浓度的时候，会采用蜂窝式催化剂。从国外应用情况来看，推荐平板式和蜂窝式的厂商数量基本持平，另外，从目前世界范围内的使用情况来看，两种形式的催化剂数量也基本相当。平板式与蜂窝式催化剂比较                     表3-2项目平板式蜂窝式压降小大活性相当相当阻塞问题不易阻塞易阻塞催化剂组成Ti02里有不锈钢骨架基材全是Ti02催化剂体积（同等条件下）大小价格低高可靠性着火不会着火反应器体积小大本工程脱硝催化剂采用进口、成熟技术的催化剂。3.2脱硝副产物的处理及综合利用条件脱硝过程是利用氨将氮氧化物还原，反应产物为无害的水和氮气，因此脱硝过程不产生直接的副产物。可能造成二次污染的物质有逃逸的氨和达到寿命周期的废催化剂。36 逃逸的氨随烟气排向大气，当逃逸氨的浓度超过一定限值时，会对环境造成污染，因此氨逃逸水平是脱硝装置主要的设计性能指标，也是脱硝装置运行过程中必须监视和控制的指标，脱硝装置的氨逃逸水平典型的设计值为≤5ppm。当氨逃逸量超过此限值时，应更换催化剂。在中国对于氨的排放适用的法规是《恶臭污染物排放标准（GB14554-93）》。失效的催化剂可以返还给催化剂销售商，由其负责处理失效催化剂。返还和处理手续及费用在销售时或洽谈更换催化剂的合同条款时进行协商。废催化剂可能的再利用方法包括：用作水泥原料或混凝土及其它筑路材料的原料；从中回收金属；再生等。催化剂销售商和用户之间协议的普遍规则是要求销售商承担失效催化剂的所有权和处理责任。本工程可采用失效的催化剂返还给催化剂销售商，由其负责处理失效催化剂的方式，在条件成熟后由国内厂家处理。3.3脱硝场地条件根据烟气脱硝工艺的要求，脱硝装置布置在锅炉与除尘器之间场地，采用钢结构支架形式将脱硝装置支撑在锅炉与除尘器之间烟道上；液态氨的贮存和供应布置在17×35平米地场地上，地面布置；管道采用管道支架。3.4脱硝用电、水、汽、气条件本脱硝工程是在原有老厂的基础上进行技术改造，脱硝工程用电、水量、蒸汽和压缩空气量均较少，不需要新建单独的水源、电源、气源等。本工程中工业用水由电厂循环水提供，生活用水由厂区生活用水管网供给。4 烟气脱硝工艺方案4.1设计基础参数4.1.1锅炉燃煤量锅炉燃煤量按锅炉最大连续出力计算，见下表表4.1-1 燃煤量计算表项目单位设计煤种校核煤种1-2号炉小时燃煤量t/h27.33/25.9628.923-4号炉小时燃煤量t/h49.152.89小时燃煤量（共4台炉）152.86163.62日燃煤量t/d3362.923599.64年燃煤量t/a84073089991036 注：a)锅炉的年运行利用小时数按5500小时计算；b)锅炉日平均运行小时数按22小时计算。c)锅炉热效率按90%计算。4.1.2脱硝装置设计参数表4.1-2脱硝装置设计参数。项目单位设计煤种校核煤种煤的含硫量%1.541.361-2号炉标态湿烟气量（Nm3/h）306297（206363）369906（227000）1-2号炉标态干烟气量（Nm3/h）287613（193775）347342（213153）3-4号炉标态湿烟气量（Nm3/h）703228（431550）796030（488500）3-4号炉标态干烟气量（Nm3/h）660331（405225）747472（458701）SCR出口NOX浓度（mg/Nm3）≤282≤317SCR入口NOX浓度（mg/Nm3）937（70%）1054（70%）脱硝效率（%）75754.2脱硝工艺方案的选择4.2.1脱硝工艺的简介有关NOX的控制方法从燃料的生命周期的三个阶段入手，限燃烧前、燃烧中和燃烧后。当前，燃烧前脱硝的研究很少，几乎所有的形容都集中在燃烧中和燃烧后的NOX的控制。所以在国际上把燃烧中NOX的所有控制措施统称为一次措施，把燃烧后的NOX控制措施统称为二次措施，又称为烟气脱硝技术。目前普遍采用的燃烧中NOX控制技术即为低NOX燃烧技术，主要有低NOX燃烧器、空气分级燃烧和燃料分级燃烧。应用在燃煤电站锅炉上的成熟烟气脱硝技术主要有选择性催化还原技术（SelectiveCatalyticReduction，简称SCR）、选择性非催化还原技术（SelectiveNon-CatalyticReduction，简称SNCR）以及SNCR/SCR混合烟气脱硝技术。4.2.1.1SCR烟气脱硝技术近几年来选择性催化还原烟气脱硝技术(SCR)发展较快,在欧洲和日本得到了广泛的应用,目前氨催化还原烟气脱硝技术是应用最多的技术。1）SCR脱硝反应36 SCR脱硝系统是向催化剂上游的烟气中喷入氨气或其它合适的还原剂、利用催化剂将烟气中的NOX转化为氮气和水。在通常的设计中，使用液态无水氨或氨水（氨的水溶液），无论以何种形式使用氨，首先使氨蒸发，然后氨和稀释空气或烟气混合，最后利用喷氨格栅将其喷入SCR反应器上游的烟气中。图为SCR反应原理示意图。在SCR反应器内，NO通过以下反应被还原：   4NO+4NH3+O2→3N2+6H2O   6NO+4NH3→5N2+6H2O当烟气中有氧气时，反应第一式优先进行，因此，氨消耗量与NO还原量有一对一的关系。在锅炉的烟气中，NO2一般约占总的NOX浓度的5%，NO2参与的反应如下：   2NO2+4NH3+O2→3N2+6H2O   6NO2+8NH3→7N2+12H2O上面两个反应表明还原NO2比还原NO需要更多的氨。在绝大多数锅炉的烟气中，NO2仅占NOX总量的一小部分，因此NO2的影响并不显著。SCR系统NOX脱除效率通常很高，喷入到烟气中的氨几乎完全和NOX反应。有一小部分氨不反应而是作为氨逃逸离开了反应器。一般来说，对于新的催化剂，氨逃逸量很低。但是，随着催化剂失活或者表面被飞灰覆盖或堵塞，氨逃逸量就会增加，为了维持需要的NOX脱除率，就必须增加反应器中NH3/NOX摩尔比。当不能保证预先设定的脱硝效率和（或）氨逃逸量的性能标准时，就必须在反应器内添加或更换新的催化剂以恢复催化剂的活性和反应器性能。从新催化剂开始使用到被更换这段时间称为催化剂寿命。2）SCR系统组成及反应器布置下图为典型SCR烟气脱硝工艺系统简图，SCR系统一般由氨的储存系统、氨与空气混合系统、氨气喷入系统、反应器系统、省煤器旁路、SCR旁路、检测控制系统等组成。36 SCR反应器在锅炉烟道中一般有三种不同的安装位置，即热段/高灰布置、热段/低灰和冷段布置。（1）热段/高灰布置：反应器布置在空气预热器前温度为350℃左右的位置，此时烟气中所含有的全部飞灰和SO2均通过催化剂反应器，反应器的工作条件是在“不干净”的高尘烟气中。由于这种布置方案的烟气温度在300～400℃的范围内，适合于多数催化剂的反应温度，因而它被广泛采用。但是由于催化剂是在“不干净”的烟气中工作，因此催化剂的寿命会受下列因素的影响：①烟气所携带的飞灰中含有Na,Ca,Si,As等成分时，会使催化剂“中毒”或受污染，从而降低催化剂的效能。②飞灰对催化剂反应器的磨损。③飞灰将催化剂反应器蜂窝状通道堵塞。④如烟气温度升高，会将催化剂烧结，或使之再结晶而失效，如烟气温度降低，NH3会和SO3反应生成酸性硫酸铵，从而会堵塞催化反应器通道和污染空气预热器。⑤高活性的催化剂会促使烟气中的SO2氧化SO3，因此应避免采用高活性的催化剂用于这种布置。为了尽可能地延长催化剂的使用寿命，除了应选择合适的催化剂之外，要使反应器通道有足够的空间以防堵塞，同时还要有防腐措施。（2）热段/低灰布置：反应器布置在静电除尘器和空气预热器之间，这时，温度为300～400℃的烟气先经过电除尘器以后再进入催化剂反应器，这样可以防止烟气中的飞灰对催化剂的污染和将反应器磨损或堵塞，但烟气中的SO3始终存在。采用这一方案的最大问题是，静电除尘器无法在300～400℃的温度下正常运行，因此很少采用。（3）冷段布置：反应器布置在烟气脱硫装置（FGD）之后，这样催化剂将完全工作在无尘、无SO2的“干净”烟气中，由于不存在飞灰对反应器的堵塞及腐蚀问题，也不存在催化剂的污染和中毒问题，因此可以采用高活性的催化剂，减少了反应器的体积并使反应器布置紧凑。当催化剂在“干净”烟气中工作时，其工作寿命可达3～5年（在“不干净”的烟气中的工作寿命为2～3年）。这一布置方式的主要问题是，当将反应器布置在湿式FGD脱硫装置后，其排烟温度仅为50～60℃36 ，因此，为使烟气在进入催化剂反应器之前达到所需要的反应温度，需要在烟道内加装燃油或燃烧天然气的燃烧器，或蒸汽加热的换热器以加热烟气，从而增加了能源消耗和运行费用。对于一般燃油或燃煤锅炉，其SCR反应器多选择安装于锅炉省煤器与空气预热器之间，因为此区间的烟气温度刚好适合SCR脱硝还原反应，氨被喷射于省煤器与SCR反应器间烟道内的适当位置，使其与烟气充分混合后在反应器内与氮氧化物反应，SCR系统商业运行业绩的脱硝效率约为70%～90%。4.2.1.2SNCR烟气脱硝技术选择性催化还原脱除NOX的运行成本主要受催化剂寿命的影响，一种不需要催化剂的选择性还原过程或许更加诱人，这就是选择性非催化还原技术。该技术是用NH3、尿素等还原剂喷入炉内与NOX进行选择性反应，不用催化剂，因此必须在高温区加入还原剂。还原剂喷入炉膛温度为850～1100℃的区域，该还原剂（尿素）迅速热分解成NH3并与烟气中的NOX进行SNCR反应生成N2，该方法是以炉膛为反应器。研究发现，在炉膛850～1100℃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850～1100℃范围内，NH3或尿素还原NOX的主要反应为：NH3为还原剂     4NH3+4NO+O2→4N2+6H2O尿素为还原剂         NO+CO(NH2)2+1/2O2→2N2+CO2+H2O当温度高于1100℃时,NH3则会被氧化为         4NH3+5O2→4NO+6H2O不同还原剂有不同的反应温度范围，此温度范围称为温度窗。NH3的反应最佳温度区为850～110O℃。当反应温度过高时，由于氨的分解会使NOx还原率降低，另一方面，反应温度过低时，氨的逃逸增加，也会使NOx还原率降低。NH3是高挥发性和有毒物质，氨的逃逸会造成新的环境污染。引起SNCR系统氨逃逸的原因有两种，一是由于喷入点烟气温度低影响了氨与NOx的反应;另一种可能是喷入的还原剂过量或还原剂分布不均匀。还原剂喷入系统必须能将还原剂喷入到炉内最有效的部位，因为NOx在炉膛内的分布经常变化，如果喷入控制点太少或喷到炉内某个断面上的氨分布不均匀，则会出现分布较高的氨逃逸量。在较大的燃煤锅炉中，还原剂的均匀分布则更困难，因为较长的喷入距离需要覆盖相当大的炉内截面。为保证脱硝反应能充分地进行，以最少的喷入NH3量达到最好的还原效果，必须设法使喷入的NH3与烟气良好地混合。若喷入的NH3不充分反应，则逃逸的NH3不仅会使烟气中的飞灰容易沉积在锅炉尾部的受热面上，而且烟气中NH3遇到S03会产生(NH4)2S04易造成空气预热器堵塞，并有腐蚀的危险。36 SNCR烟气脱硝技术的脱硝效率一般为25%-50%，受锅炉结构尺寸影响很大，多用作低NOX燃烧技术的补充处理手段。采用SNCR技术，目前的趋势是用尿素代替氨作为还原剂，值得注意的是，近年的研究表明，用尿素作为还原剂时，NOX会转化为N2O，N2O会破坏大气平流层中的臭氧，除此之外，N2O还被认为会产生温室效应，因此产生N2O问题己引起人们的重视。SNCR系统烟气脱硝过程由下面四个基本过程完成:·接收和储存还原剂;                                     ·还原剂的计量输出、与水混合稀释;·在锅炉合适位置注入稀释后的还原剂;·还原剂与烟气混合进行脱硝反应。4.2.1.3SNCR/SCR混合烟气脱硝技术SNCR/SCR混合烟气脱硝技术是把SNCR工艺的还原剂喷入炉膛技术同SCR工艺利用逃逸氨进行催化反应的技术结合起来，进一步脱除NOX。它是把SNCR工艺的低费用特点同SCR工艺的高效率及低的氨逃逸率进行有效结合。该联合工艺于20世纪70年代首次在日本的一座燃油装置上进行试验，试验表明了该技术的可行性。理论上，SNCR工艺在脱除部分NOX的同时也为后面的催化法脱硝提供所需要的氨。SNCR体系可向SCR催化剂提供充足的氨，但是控制好氨的分布以适应NOX的分布的改变却是非常困难的。为了克服这一难点，混合工艺需要在SCR反应器中安装一个辅助氨喷射系统。通过试验和调节辅助氨喷射可以改善氨气在反应器中的分布效果。资料介绍SNCR/SCR混合工艺的运行特性参数可以达到40%-80%的脱硝效率，氨的逃逸小于5～lOppm。4.2.3烟气脱硝技术的选择根据以上对脱硝工艺的简单介绍，控制火电厂NOX排放有很多种方法，各种脱硝工艺工程投资和脱硝效率各不相同，选择何种脱硝工艺一般可根据以下几个万面综合考虑:l)NOX排放浓度和排放量必须满足国家和当地政府环保要求; 2)脱硝工艺要适用于工程己确定的煤种条件，并考虑燃煤来源的变化可能性; 3)脱硝工艺要做到技术成熟、设备运行可靠，并有较多成功的运行业绩; 4)根据工程的实际情况尽量减少脱硝装置的建设投资; 5)脱硝装置应布置合理; 6)脱硝剂要有稳定可靠的来源; 7)脱硝工艺脱硝吸收剂、水和能源等消耗少，尽量减少运行费用。表4.2-7烟气脱硝技术设计参数比较。36 项目SCRSNCR/SCR混合型SNCR还原剂以NH3为主可使用NH3或尿素用NH3或尿紊反应温度320一400℃前段:850-1100℃，后段:320-400℃850一110O℃催化剂成份主要为TiO2，V2O5WO3后段加装少量催化剂(成份主要为TiO2，V2O5WO3)不使用催化剂脱硝效率70％～90％40％～70％25%～60%还原剂喷射位置多选择于省煤器与SCR反应器间烟道内锅炉负荷不同喷射位置也不同，通常位于一次过热器或二次过热器后端通常在炉膛内喷射，但需与锅炉厂家配合SO2/SO3氧化会导致SO2/SO3氧化S02/S03氧化较SCR低不导致S02/S03氧化NH3逃逸3～5ppm5～lOppm10～15ppm对空气预热器影响NH3与S03易形成NH4HSO4造成堵塞或腐蚀SO2/SO３氧化率较SCR低，造成堵塞或腐蚀的机会较SCR低不导致SO2/SO3的氧化，造成堵塞或腐蚀的机会为三者最低系统压力损失催化剂会造成压力损失催化剂用量较SCR小，产生的压力损失相对较低没有压力损失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影响与SCR相同无影响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及温度分布的影响与SNCR/SCR混合系统影响相同综合上述，根据技术先进，工艺成熟，经济合理，有工业业绩，脱硝效率高的原则，本烟气脱硝工程可行性研究推荐采用SCR烟气脱硝技术。5 脱硝工程设想SCR脱硝系统由三个子系统所组成，SCR反应器及附属系统、氨储存处理系统和氨注入系统。5.1脱硝装置总体布置本烟气脱硝工程主要构筑物有脱硝装置、液态氨的贮存和供应系统的构筑物。36 根据烟气脱硝工艺的要求，1号、2号机组脱硝装置布置在每一台锅炉与除尘器之间场地，由于该处场地已设计布置烟道，采用钢结构的支架形式将脱硝装置支撑在锅炉与除尘器之间烟道上。3号、4号机组脱硝装置布置在每两台锅炉与灰渣泵房之间场地，由于该处场地零平面布置有沟道，采用钢结构的支架形式将脱硝装置支撑在锅炉与灰渣泵房之间场地。液态氨的贮存和供应布置在17×35平米的场地上，布置位置考虑位于4号锅炉脱硫区域与煤场之间。全厂脱硝装置的控制系统布置在还原剂采用输送管道方式。道路:在液态氨的贮存和供应的建筑构筑物形成消防环路，采剧混凝土路面与厂区道路相连接。5.2氨（还原剂）的储存系统及设备5.2.1系统描述还原剂（氨）用罐车运输并在储罐储存。在高压下，氨被液化以减小运输和储存的体积。市场购买的还原剂（液态氨浓度99.5%）,供应商用罐装车运输（以液体形态储存在压力容器内），送往某发电有限责任公司的氨贮存场地，通过氨卸载压缩机卸载，进入氨贮罐贮存。使用时，储存罐中的氨借助自压输送到蒸发器中，蒸发器是氨注入系统的组件。系统设置二台卸载压缩机，一台运行，一台备用，全厂设置两台氨贮罐，总容积满足全厂4台炉10天的用氨量。1~4号锅炉SCR烟气脱硝系统物料平衡计算，计算结果如下表所示。表计算结果参数数值还原剂类型无水氨纯度（%）99.5脱硝效率（%）81.8氨逃逸（ppm）5催化剂寿命（小时）24000日耗NH3（t/d）16.47年耗NH3（t/a）4117高压力下储存的无水液氨意外泄露到大气中是危险的，因此需要严格的安全和环保规定。当系统在很长时间不使用或进行定期检查时，用氮气清洗系统，将氨从氨容器和设备中清洗干净(氨储罐除外)。5.2.2系统设备及布置共用系统：氨储存及处理系统设备36 本系统布置场地，氨储罐布置在半露天雨棚中的零米地面；氨卸载压缩机等转动的机械设备以及电气设备布置在氨储罐旁边的建筑物内。5.3氨（还原剂）注入系统及设备5.3.1系统描述储罐里的液态氨靠自压输送到蒸发器，在蒸发器内（通过蒸汽加热）将氨蒸发，在缓冲贮罐贮存，通过管道送至每一台炉的SCR反应装置旁。再用空气稀释高浓度无水氨，这样氨/空气混合物安全且不易燃。通过装在SCR入口烟道内的氨注入格栅，将氨/空气混合物注入到SCR系统内。全厂设置两台蒸发器和两个缓冲贮罐（公用，只有容量备用，无数量备用）每一台锅炉设置二台稀释风机，一台运行，一台备用。每一台锅炉设置二台氨/空气混合器。5.3.2系统设备及布置表系统设备系统名称设备名称数量氨注入系统氨加热器2氨缓冲罐2稀释空气风机8氨/空气混合器8蒸发器、缓冲贮罐均布置在储罐旁边的建筑物内；每一台锅炉的稀释空气风机、氨/空气混合器均相应布置在每一台锅炉的零米附近。5.4脱硝工艺系统及设备5.4.1系统描述5.4.1.1SCR系统SCR反应器和附属系统由挡板门、氨注入格栅、氨/烟气混合器、SCR反应器、催化剂、吹灰系统和烟道等组成。通过注入格栅的多个喷嘴，将氨喷入烟气中。注入格栅后的烟气混合装置促进烟气和氨的混合，保证烟气中氨浓度的均匀分布。来自锅炉省煤器出口的烟气通过SCR反应器，SCR反应器包含催化剂层，在催化剂作用下，NH3与NOX反应从而脱除NOX，催化剂促进氨和NOX的反应。在SCR反应器最上面有整流栅格，使流动烟气分布均匀。催化剂装在模块组件中，便于搬运、安装和更换。36 SCR反应器催化剂层间安装吹灰器用来吹除沉积在催化剂上的灰尘和SCR反应副产物，以减少反应器压力降。烟气系统中的进、出口挡板门、旁路安装挡板门用来在锅炉启动和停止期间或紧急状况下隔离SCR反应器。SCR工艺主要性能指标有：脱硝效率、氨量、反应器的压力降等。SCR工艺主要设计参数有催化剂总量、催化剂高度、催化剂空隙率和烟气速度等。燃煤锅炉SCR烟气脱硝装置催化剂设计参数见下表。表燃煤锅炉SCR烟气脱硝装置催化剂设计参数项目蜂窝型催化剂板型催化剂某发电有限责任公司蜂窝催化剂高灰煤低灰煤单块催化剂孔数400441529400间距（mm）7.47.47.06.46.97.45比表面积（㎡/m3）427444470500285451空隙率（%）646971678274压力降（kpa/m）0.230.20.210.270.10.25.4.2系统设备及布置5.4.2.1SCR反应器的布置方式：在热段/高灰布置中，SCR反应器位于省煤器和空气预热器之间，因为该区域烟气温度在300-400℃的范围内。某发电有限责任公司锅炉省煤器和空气预热器之间的烟气温度在该范围内。世界上绝大多数燃煤火电厂的SCR装置采用这种布置万式。这种布置方式的主要优点是投资和运行费用低，因为该段的烟气温度与催化剂要求的运行范围相符合。这种布置的其主要缺点是催化剂暴露于含有全部灰尘和硫分的烟气中。采用这种布置方式主要是含硫量低于2%的烟煤发电锅炉。5.4.2.2现有设备的迁移某发电有限责任公司的SCR装置采用热段/高灰布置方式，适合于催化剂性能的烟气温度区域在高温空气预热器和低温省煤器之间。锅炉现有的部分设备需要迁移。可考虑现有设备的三种移位方案：36 —高温空气预热器移位；—低温省煤器移位；—低温省煤器和低温空气预热器移位。在采用SCR装置时，延长烟道和安装催化剂会使系统的压力降增加，SCR系统需要更换更大压头的引风机，否则锅炉负荷将降低。延长锅炉烟道会使空气和烟气侧的热损失的增加，从而使锅炉效率降低，因此烟道需保温。高温空气预热器移位方案：空气侧的压力降将增大，与已有设备的冲突比低温省煤器移位方案严重，因为需要移动从低温空气预热器出来的空气管道。低温省煤器移位方案：将低温省煤器移位至进入SCR反应器的烟道中，保持原烟道的截面积和尺寸，低温省煤器按原布置方式布置，因此水侧压力降没有变化。低温省煤器和低温空气预期热器移位方案：工程投资和锅炉效率的降低都是最大的，因为许多设备都要移位。此外，在这种方案中，催化剂被放置在高温省煤器下面，如果发生高温省煤器漏水，催化剂寿命和脱硝效率将降低。下表总结了上述三种设备移位方案的优点和缺点及建议。表锅炉辅助设备移位方案概要移位设备方案优点缺点建议高温空气预热器移位中等设备投资与已有设备严重冲突，增加烟气和空气侧压力降。调查已有设备的位置；调查送风机和引风机可用余量；管道保温。低温省煤器移位设备投资最低烟气和水的热损失增加烟气侧的压力降增大。空气侧压力降不变管道保温；更换高效低温省煤器；调查送风机和引风机的余量。低温省煤器和低温空预热器移位设备投资最高与已有设备冲突最严重避免采用。综上所述，选择低温省煤器移位方案。锅炉附近的地面被送风机和一次风机占用，大型的风道悬挂在一层楼板下，如果将SCR反应器安放在锅炉房内（锅炉附近），用于锅炉维护的空间将更小，而且安装周期会更长。下表总结了SCR反应器两种安装方案的优缺点及建议。36 表SCR反应器安装位置概要要点优点缺点建议靠近锅炉管道短与已有设备严重冲突；锅炉维护空间小不可行靠近ESP容易进出烟道长；静电除尘器维护空间小；投资高。尽可能的减小烟道长度；确保最大的静电除尘器维护空间综合比较现有设备的三种移位方案和SCR反应器的位置，建议采用低温省煤器移位方案，SCR反应器靠近静电除尘器布置。5.4.2.3脱硝装置的布置在制定某发电有限责任公司脱硝装置布置方案时，应考虑下面设备:—SCR反应器;—烟气管道;—与锅炉省煤器和空气预热器的联接;—辅助设备;—扩建设施(考虑将来在其它锅炉上安装脱硝装置)。(1)布置原则—在规划基本的现场布置方案时，建筑和设备的位置应该按照需要的功能来布置，并考虑进出方便、建造难易、操作、维护和安全性。—SCR反应器布置方案应该考虑将来在其它锅炉上安装脱硝装置的要求，脱硝系统的布置不能影响将来的装置布置和施工。—一台锅炉可以有一个或两个SCR反应器，根据现场空间和现有设备系统的条件来决定。—为SCR反应器留有适当的空间，用来设置过道，便于催化剂模块的安装和操作。—为催化剂模块的抬升预留足够的空间。—通道应该尽可能连续，所有的主要通道能允许叉式升降机（铲车）通行，并考虑其转动半径。 (2)SCR装置布置方案根据某发电有限责任公司现场条件，提出2种SCR反应器布置方案:方案1：1号、2号机组采用1个SCR反应器，反应器布置在锅炉与电除尘器之间的通道上36 改变电除尘器入口烟道的布置方式，将SCR反应器布置在此烟道的上部，完成改造后在地面有足够的空间来检修、更换催化剂模块。本方案的优缺点：——在SCR反应器和锅炉之间的距离最近，烟道的长度最短。——建设工期最短，工程投资最经济。——设备数量（风门、烟气分析仪等）最少——占地最少，在除尘器场地有足够的空间供除尘器、SCR反应器的检修、维护——每一台锅炉的烟气脱硝装置互不影响，都有足够的空间，有利于脱硝装置的分步实施——施工时，不影响相邻锅炉的正常运行方案2：3号、4号机组采用2个SCR反应器，反应器布置在锅炉与电除尘器之间的通道上因此通道宽度不能满足SCR反应器的布置要求，所以需拆除电除尘器的第一电场，改变电除尘器入口烟道的布置方式，将2个SCR反应器布置在此烟道的上部，完成改造后在地面有足够的空间来检修、更换催化剂模块。本方案的优缺点：——在SCR反应器和锅炉之间的距离最近，烟道的长度最短。——建设工期较长，拆除电除尘器电厂影响烟气的烟尘含量。——设备数量（风门、烟气分析仪等）最少——每一台锅炉的烟气脱硝装置互不影响，都有足够的空间，有利于脱硝装置的分步实施——施工时，不影响相邻锅炉的正常运行方案3：3号、4号机组采用1个SCR反应器，反应器布置在锅炉与灰渣泵房之间，需要重新建立钢支架。本方案的优缺点：——烟道的长度较长，烟气侧压力降最大。——SCR和辅助设备的保温费用增加——设备数量（风门、烟气分析仪等）最少——施工时，不影响相邻锅炉的正常运行综合比较3种布置方案，方案1和方案3为合理可行的布置方案，不需要对4台机组现有的总体布置设计进行改变，机组和脱硝系统的占地面积最小，SCR反应器内流场更为合理，为此本工程可研推荐方案1和方案2。5.4.2.4SCR装置总体布置说明36 总体布置依据了电厂现有状况，重点考虑了项目改造所涉及范围内的主要建筑、地上、地下设施。具体详细的有关土建、结构等细节在施工图设计时进一步进行核算和处理布置主要设计原则：在布置方案中，新建设施尽可能减少对除尘场院地原有地下及地上设施的影响。减少施工工程量，同时要尽量便于施工。供氨管路、电缆等尽量利用原有管路支架、及电缆桥架5.4.2.5新建SCR系统的钢结构布置方案说明：根据在电厂现场测量及提供的资料，在布置基础、立柱等时主要考虑尽量避开原有基础和沟道；为了保证除尘器的检修空间。供氨、供水、压缩空气、电缆等管路尽量利用现有管网支架和沟道SCR装置的钢结构整体形成一个框架氨站布置在电厂场院地上，满足与办公区载隔离的安全要求，稀释风机布置在SCR装置旁。5.4.2.6锅炉现有设备改造采用低温省煤器移位布置，低温省煤器安装在新加装的脱硝反应器进、出口烟道内，为了方便布置和静电除尘器的检修，新位置的烟道尺寸与原来位置有很大不同，新的低温省煤器的尺寸应符合新烟道尺寸和烟气条件，原来的低温省煤器管件难以利用，需要重新设计低温省煤器管件，因此需要更换低温省煤器。脱硝装置每层催化剂约产生200Pa的压降，烟道较长且弯道较多，整套脱硝装置烟气阻力增加约1000Pa，造成了较大额外的压降，因此需要更换引风机。5.4.2.7催化剂的更换在催化剂保证寿命期后，催化剂的活性不会降低到零，一般催化剂都能维持使用一段时间。如果将反应器内的催化剂全部替换，催化剂残余的活性将被浪费，增加催化剂运行费用。在设计反应器时应考虑利用催化剂残余活性的催化剂更换方案，催化剂更换方案将催化剂更换成本降到最低，并且能有效延长催化剂寿命。有几种催化剂更换方案。最优的方法依赖于现场条件，取决于反应器的尺寸，压降限制、系统的性能要求以及预期的催化剂寿命，通常，通过两种方法制定催化剂更换（1）反应器预留安装额外催化剂的空间。当氨达到限定值时，安装额外的催化剂层。例如：在设计成可以容纳三层催化剂的反应器内开始装两层催化剂，当氨达到限值时，在预留层安装催化剂，这种方法将氨控制在设定的最大值以下，并可利用催化剂的残余活性。36 （1）   在装有多层催化剂的反应器中，一次更换一层催化剂，而不是将填充的催化剂一次全部更换，这种方法最大程度地利用了原始催化剂中的残余活性。（2）   电厂脱硝反应器最好方案是将其反应器设计成可容纳三层催化剂，先装入两层催化剂，当氨达到极限值时在备用层安装催化剂。（3）   反应器的设计应当便于对每一层催化剂进行检查和装载。催化剂模块件的尺寸和重量既要便于搬运，又要考虑减轻更换工作量，最后，催化剂的搬运设备的安装应便于将催化剂从地面运送到反应器催化剂每一安装层。催化剂供应厂商将在SCR脱硝反应器内方置用于分析的样品，电厂定期将样品寄回厂家，一般每年对催化剂进行两次分析，分析催化剂的活性和剩余寿命。5.5脱硝工艺用水、汽、气系统耗水:SCR脱硝装置工艺过程本身不需要水的消耗。由于还原剂氨气是危险气体，排放和漏泄的氨气要用水来吸收，防止其排向大气，保护环境、人员和设备。在SCR脱硝系统中，水的使用是间歇的，由于氨溶解性高，水的消耗量非常小。氨系统喷淋消防水量要求是3.3吨/分钟，压力大于3bar。其余为地面冲洗水、生活用水等系统耗汽:SCR脱硝装置反应器催化剂需要少量蒸汽清灰。系统耗汽接入全厂厂用蒸汽母管。系统耗气:系统有各类操作机构，当选用气动操作机构时需要用压缩空气。主体工程设计有空气压缩机房，可以满足脱硝工程的使用。5.6脱硝装置运行及对锅炉的影响5.6.1催化剂除灰当烟气飞灰粘附在催化剂的表面时，会将催化剂表面覆盖，影响还原剂和反应产物在催化剂活性部位和烟气之间的传质。更主要的是这些固体颗粒会与烟气中的硫分发生化学反应，将覆盖的固体颗粒永久地粘附在催化剂表面上。烟气中灰尘的另一个负面影响是对催化剂孔道的堵塞，孔道堵塞的催化剂不能有效促进NOX还原反应，而且使其它部位的催化剂的空速和面速显著增加，这样烟气在催化剂里的分布就会混乱。清理催化剂可以防止或者减轻运行期间灰尘的影响，在锅炉停机期间除去沉积在催化剂表面的灰尘，在锅炉运行过程中，用压缩空气和蒸汽来清理催化剂。在长时间的停机期内，可以采用真空吸尘器清扫催化剂表面。5.6.2对下游设备腐蚀和沾污36 SCR催化剂的氧化特性能把S02氧化成S03，SCR反应器产生的S03将会导致烟气中S03浓度的增加。S03能和逃逸的氨反应形成硫酸氢铵和硫酸铵，这些物质能从烟气中凝结并沉积，影响空气预热器传热性能，但在设计条件下，基本不会影响下游设备的运行特性。防止低温空气预热器的冷端腐蚀和沾污的一个措施是低温空气预热器冷端采用防腐蚀材料并采用吹灰装置。建议将低温空气预热器冷端材料更换为防腐材料并采用吹灰装置。5.6.3锅炉烟气侧阻力的增加锅炉加装烟气脱硝装置会使锅炉烟气系统的阻力增加，脱硝装置的阻力包括三部分:烟道的沿程阻力、弯道或变截面处的局部阻力、反应器本体(主要为催化剂)产生的阻力。5.6.4对机组热效率的影响5.6.4.1还原剂的影响喷入烟气中的还原剂会吸收一部份烟气的热量，并且混有还原剂的烟气在通过反应器后，由于化学反应会降低烟气的体积，从而影响下游受热面的换热。但由于喷入的还原剂的流量与烟气流量相比很小，对于本工程1-2号机组脱硝装置来说，还原剂(氨)的设计流量为313kg/h,而烟气流量约为2413044kg/h，烟气流量是还原剂流量的8000倍，3-4号机组脱硝装置来说，还原剂(氨)的设计流量为313kg/h,而烟气流量约为2413044kg/h，烟气流量是还原剂流量的8000倍，因此，还原剂的影响可以忽略。5.6.4.2锅炉烟气散热损失的增加烟气脱硝装置的安装，使锅炉尾部烟道增加，使从锅炉主烟道到空气预热器入口的烟道增加。同时，SCR反应器及其烟道部分安装在温度较低的锅炉厂房外，因此使烟气的散热损失略有增加。5.6.4.3机组煤耗的增加锅炉烟气散热损失的增加，导致锅炉煤耗的增加。5.6.5对低温省煤器换热的影响   采用脱硝装置后，低温省煤器入口烟道的散热损失使低温省煤器入口烟气温度降低，因此影响低温省煤器换热。当入口烟温降低太多时，如采用原来的低温省煤器换热面积，有可能使低温省煤器出口的水温降低过多，影响锅炉正常运行。6 环境效益、社会效益6.1脱硝工程实施前后主要污染物排放情况6.1.1脱硝前烟气中NOX，排放状况表6.1.1-1某发电有限责任公司大气污染物排放现状一览表锅炉号1234合计36 耗煤量18.0118.4425.2531.92烟囱号NOx排放浓度（mg/m3）657-802534-937821-1015864-1054年排放量(t/a)10011170272728327730SO2排放浓度（mg/m3）370370370370年排放量(t/a)4624629949942912烟尘排放浓度（mg/m3）40404040年排放量(t/a)5050108108316从上表结果，二氧化硫、氮氧化物排放浓度与三时标准进行比较，均存在一定的差距，未能达到三时标准要求6.1.2脱硝后烟气中NOX排放状况本工程烟气脱硝技术采用选择性催化还原脱硝SCR技术，拟对某发电有限责任公司4台燃煤发电机组锅炉进行烟气脱硝，设计脱硝效率为80~90%。本工程脱硝后烟气污染物排放状况见下表。由表可见，脱硝后满足DB11/139-2002《锅炉污染物综合排放标准》三时排放限值要求。表某发电有限责任公司脱硝后大气污染物中NOx排放量（按70%）锅炉号1234合计耗煤量18.0118.4425.2531.92烟囱号NOx排放浓度（mg/m3）241281305316年排放量(t/a)30035181885023196.2设计采用的环境保护标准 (1)环境质量标准①环境空气:执行GB3095-1996《环境空气质量标准》(2000年)中二级标准;②地表水:执行GB3838-2002《地表水环境质量标准》中Ⅲ类标准;③噪声:执行GB3096-93《城市区域环境噪声标准》中2类标准。 (2)污染物排放标准执行GBl3223-2003《火电厂大气污染物排放标准》。①   废气:S0240Omg/m3;NOX450mg/m3;烟尘5Omg/m3。36 ②   废水:执行国家GR8978-1996《污水综合排放标准》，冲灰、渣水回用。③噪声:执行GBl2348-90《工业企业厂界噪声标准》中类Ⅲ标准，交通干线道路两侧区域执行Ⅳ标准。6.3烟气污染物排放达标分析脱硝前1号、2号机组NOX排放浓度为55Omg/m3，3号、4号机组NOX排放浓度为55Omg/m3，脱硝后1号、2号机组NO2排放浓度为138mg/m3，3号、4号机组NOX排放浓度为55Omg/m3 ，脱硝效率可达75%。4台机组锅炉脱硝前NOX年排放量为7730t/a，而脱硝后NOX的年排放量为2319t/a，消减量为5411t/a，对改善某发电有限责任公司地区环境空气质量起到了良好的作用。6.4环境监测根据水力电力部(87)水电计宇第299号文件《火电厂环境监测条例》的通知和DL414-91《火电厂环境监测技术规范》，本工程对脱硝工程中的氨的制备及氨氧化物进出口浓度进行监测。6.5烟气脱硝工程实施后的环境效益和社会效益NOX的排放在酸雨的形成和对臭氧层的破坏中所起的作用己经得到科学的证明。据有关研究:1990年我国NOX的排放量约为9lO×lO4t，到2000年和2010年，我国的NOX排放量将分别达到1561万吨和2194万吨，其中近70%来自于煤炭的直接燃烧，固定源是NOX排放的主要来源。鉴于我国的能源消耗量今后将随经济的发展不断增长，NOX排放量也将持续增加，如不加强控制NOX的排放量，NOX将对我国大气环境造成严重的污染。为满足现在和未来的环保标准，需要采取进一步的措施，大幅度消减NOX排放，因此必须采用烟气脱硝技术。采用选择性催化还原技术(SCR)是技术成熟、应用最多的烟气脱硝技术，其脱硝效率可达90%。有助于推动电厂烟气脱硝装置、技术的国产化，逐步掌握烟气脱硝工程的设计、设备制造、施工、运行等一系列技术。本工程采用SCR脱除烟气中氮氧化物。除氮氧化物可获得大幅度削减外，氨的逃逸量最大值可控制在3ppm以下，对环境不会造成影响。而使用后的触媒则可送回原触媒制造厂家处置，故对环境不会造成任何二次污染。脱氮过程中不产生其他废污水及固体废弃物，设备噪声也不影响厂界现有噪声水平。综上所述，本工程对环境有较好的改善效果。7 节约和合理利用能源7.1节约用水脱硝装置本体正常运行是不需要用水的，但是人员生活、场地的清洁、液氨的贮存和供应场地的消防等均需要水。地面冲洗水澄清处理后作其它用水，以减少水耗。7.2合理利用能源充分考虑电厂的经济效益、合理利用能源:36  (1)选择脱硝效率高、NOX/NH3摩尔比较低的脱硝系统，减少液氨量的需求，减少运行费。(2)对脱硝装置系统设备、烟道、管道进行优化配置，降低能耗。 (3)选择效率高的风机、泵类。(4)选用Y型电机、安全省电。 (5)选用电气性能好，损耗低的变压器。 (6)选用发光效率高的荧光灯，高压汞灯和高压钠灯为主的光源，照明灯具选用反射率高，光效高的节能灯具。 (7)选用合适的保温材料，控制表面温度，优化保温设计。7.3节约用地、节约原材料根据电厂场地设计条件和特点，优化脱硝装置系统设备、烟道、管道的布置，减少占地，减少工程量。一方面可以节约用地、节约原材料、降低工程造价，另一方面尽可能降低对机组锅炉系统的影响。功能类似的设施或机构并入集中联合建筑物，液氨贮存系统全厂统一考虑等等。厂区脱硝工程生产联络管线采用公用管架集中布置。8 劳动安全和工业卫生8.1劳动安全脱硝系统在运行时是一套相对比较安全的装置，其潜在的安全方面的问题主要有:8.1.1还原剂安全由于氨气在狭窄浓度范围内的可燃性和剧烈的毒性，氨被认为是危险物质。对于电站SCR系统，氨的危险性需要特殊的安全性惜施。氨气侵入人体的途径是主要经呼吸道吸入。眼接触液氨或高浓度氨气可引起灼伤，严重者可发生角膜穿孔。皮肤接触液氨可致灼伤。SCR脱硝系统加装水喷淋系统、氮气清洗系统、废氨稀释系统、眼睛冲洗器/淋浴器等作为安全保护措施。如果氨意外泄露进入大气，氨泄露检测器自动开启水喷淋系统。所有未使用的氨采用废氨稀释系统稀释、氮气清洗系统进行清洗。眼睛冲洗器/淋浴器系统能够用手脚分别地操作。现场应备有附加的防护用具，例如面具和滤毒罐、手套、长靴等。当脱硝装置较长时间不运行或者进行定期检查时，用氮气清洗系统将未使用的氨从所有氨容器和设备(氨储罐除外)中清洗干净。氨系统的操作人员必须穿戴防护用具。36 在氨系统发生火灾时，消防人员必须穿戴全身防护服，首先切断气源，用水喷淋保护切断气源的人员，用水保持火场中容器冷却。8.1.2催化剂废物处理安全SCR催化剂包含许多被美国联邦法规和韩国法规定义为危险物质的成分。尽管存在危险物质，由EPRI(美国电力研究所)主持的测试表明:一个新的和两个旧的催化剂样品并不符合美国联邦法规的危险废物定义。不过，在美国的一些州，由于失效的催化剂含有危险成分(包括五氧化二矾)，催化剂必须在获得许可的危险废物填埋处埋厂进行处理。失效的催化剂可以返还给催化剂销售商，由其负责处埋失效催化剂。返还和处埋手续及费用在销售时或洽谈更换催化剂的合同条款时进行协商。在美国和韩国，一些用户自己负责保管失效催化剂，定期到获得许可的危险废物填埋处理厂进行处理。废催化剂可能的再利用方法包括用作水泥原料或混凝土及其它筑路材料的混凝料、从中回收金属、再生等。催化剂销售商和用户之间协议的普遍规则是要求销售商承担失效催化剂的所有权和处理责任。本工程采用的方案是失效的催化剂返还给催化剂销售商。8.1.3电伤是指脱硝系统设备由于雷击或设备接地不良所造成的损坏并由此给工作人员带来的伤害，高压电器设备由于人员的误操作及保护不当而给人员带来的伤害。8.1.4机械伤害脱硝系统中有风机、泵类等转动机械设备。在运行和检修过程中如果操作不当或设备布置不当均有可能给工作人员造成伤害。8.1.5其它伤害其它伤害包括:钢平台及钢楼梯踏板造成人员滑倒;人员在高处作业时的跌倒等。8.1.6安全防治措施8.1.6.1防电伤措施(1)电气设备应采取必要的机械，电气联锁装置以防止误操作;(2)电气设备设计严格按照带电部分最小安全净距执行;(3)电气设备选用有"五防"设施的设备，对配电室加锁，严格执行工作票制度;(4)在高压电气设备的周围按规程规定设置栅栏，遮拦或屏蔽装置;(5)紧急事故采取声光显示及必要的其它指示信号，设置自动联锁装置以给出处理事故的方法;(6)各元件的控制回路均设有保险，信号，监视，跳闸等保护措施;36 (7)所有电气设备应有防雷击设施并有接地设施。8.1.6.2防机械伤害措施(1)所有转动机械外露部分均应加装防护罩或采取其它防护措施;(2)设备布置，在设计时留有足够的检修场地。8.1.6.3其它伤害防止措施(1)所有钢平台及钢楼梯踏板采用花纹钢板或格栅板以防人员滑倒;(2)在楼梯孔平台等处周围设置保护沿和栏杆，以防高处跌伤;(3)在粉尘含量高的场所安装通风机以达到除尘防爆效果。8.2消防根据《石油化工企业设计防火规范》(GB50160-92)关于乙类液体储罐防火间距的要求:氨站应该距离生产厂房、生产设备20m，距离明火和散发火花地点25m，距离全厂重要设施30m，距离运输道路、厂围墙lOm。新建氨站所选的位置、面积要满足上述规定。本工程将充分利用电厂设计的消防设施。某发电有限责任公司设计有消防给水系统，消防水源为循环水排污水。本工程消防用水接入电厂设计的消防管网。氨系统喷淋消防水量要求是3.3吨/分钟，压力大于3kg/cm2。8.3劳动与保护8.3.1烟气脱硝系统运行中可能造成职业危害的因素(1)氨的逃逸在烟气脱硝反应过程中，还原剂与锅炉中烟气中NOX反应生成对环境无害的水和氮气，不产生任何副产物。但氨的逃逸过大会造成二次污染，在工艺设计时应取尽可能低的氨逃逸。(2)噪声脱硝系统的主设备在运行过程中产生噪声，特别是风机、泵等产生的机械噪声较大，如不采取措施对人员的健康将带来一定的影响。8.3.2劳动保护措施烟气脱硝系统的劳动保护主要考虑防腐蚀、防机械伤害、防噪音等。(1)在脱硝中使用的化学药品应妥善保管，以防对人身造成伤害。(2)在设备订货时，根据《工业企业噪声卫生标准》提出限制设备噪声要求，将设备噪声控制在允许范围之内。(3)脱硝控制室的建筑物应采取隔声、吸声处理、防止设备运行噪声的影响。36 9 生产组织与劳动定员9.1生产运行管理锅炉脱硝系统的运行、维护、管理由发电厂相关部门负责，充分利发电厂工程技术人员、管理人员和生产人员，保证项目建成后正常运行。9.2劳动定员根据国家电力公司1998年颁发的国电人劳[1998]94号《火力发电厂劳动定员标准(试行)》的要求，结合业主减人增效的指导思想，提出电厂定员的设想，电厂实际定员由业主自行确定。电厂脱硝人员工作范围为:脱硝设备的监控、巡回操作、表计记录、事故处理等。岗位包括:值班员、巡检操作员。电厂可以根据本厂的具体情况调整运行及巡检人员，如:巡检操作人员锅炉或除灰巡检员代替;检修、管理与厂内锅炉或除灰车间合并等。10       脱硝工程项目实施条件和轮廓进度           脱硝工程项目实施条件            运输方式脱硝设备无大重件设备，运输不存在超极限问题，因此所有设备及建筑材料，采用铁路、公路直接运输到施工现场。主体工程进厂道路均可投入使用，完全可以满足机组脱硝工程设备等运输的需要。            材料供应由于厂址所处位置为经济水平和物资供应发达的地区，施工用建筑材料设备和物资均可以方便通过外购的方式解决。所有材料汽车和水陆运输。            施工水源、电源、通讯等脱硝工程项目实施，完全可以依靠主体工程的场地、道路、水源、施工电源、施工通讯、施工生活临建等现有施工条件。施工单位的生产及生活用水，均由电厂施工供水系统接引。           工程轮廓进度由于脱硝装置所用场地小，并且有部分与电厂正常生产运营有关的设施，同时在施工中交叉较多，因此应给施工留有适当的富裕时间。工程式建设工期从合同正式生效日起第一脱硝装置为16个月，16个月时由业主临进接收，开设半年商业运行，并完成性能试验和性能保证值的测试，22个月时验收合格后正式移交生产管理。第二脱硝装置建设投产工期与第一相隔3个月。第三脱硝装置建设投产工期与第二相隔3个月。36 第四脱硝装置建设投产工期与第三相隔3个月。本项目采取通过与国外环保公司合作，引进和采用国外成熟的烟气脱硝技术，为工程的顺利实施提供了技术和选题的保证条件。烟气脱硝改造工程主要工作内容和工作周期如表10-1。表10-1主要工作内容和工作周期内容时间（月）备注设计-初步设计-详细设计 36 采购1～2 制造和加工-催化剂-SCR反映器-控制（PLC）-分析仪表 4344包括制造商的详细设计，运输不包括在内安装-SCR反映器-催化剂-设备 311～3 启动和试运行试验-调试-可靠性测试１１ 总工期-从合同签订到完工16可靠性试验不包括在内12结论12.1脱硝装置运行对锅炉的影响12.1.1对下游设备腐蚀和沾污36 SCR催化剂的氧化特性能把S02氧化成S03，SCR反应器产生的S03将会导致烟气中S03浓度的增加。S03能和逃逸的氨反应形成硫酸氢铵和硫酸铵，这些物质能从烟气中凝结并沉积，影响空气预热器传热性能，但在设计条件下，基本不会影响下游设备的运行特性。12.1.2锅炉烟气侧阻力的增加锅炉加装烟气脱硝装置会使锅炉烟气系统的阻力增加，脱硝装置的阻力包括三部分:烟道的沿程阻力、弯道或变截面处的局部阻力、反应器本体(主要为催化剂)产生的阻力。所以锅炉原有引风机需要更换。12.1.3对机组热效率的影响（1）还原剂的影响喷入烟气中的还原剂会吸收一部份烟气的热量，并且混有还原剂的烟气在通过反应器后，由于化学反应会降低烟气的体积，从而影响下游受热面的换热。（2）锅炉烟气散热损失的增加烟气脱硝装置的安装，使锅炉尾部烟道增加，使从锅炉主烟道到空气预热器入口的烟道增加。同时，SCR反应器及其烟道部分安装在温度较低的锅炉厂房外，因此使烟气的散热损失略有增加。锅炉烟气散热损失的增加，导致锅炉煤耗的增加12.1.4对低温省煤器换热的影响   采用脱硝装置后，低温省煤器入口烟道的散热损失使低温省煤器入口烟气温度降低，因此影响低温省煤器换热。当入口烟温降低太多时，如采用原来的低温省煤器换热面积，有可能使用权低温省煤器出口的水温降低过多，影响锅炉正常运行。12.2结论与建议12.2.1建议（1）由于本可研阶段没有对4台锅炉省煤器、空气预热器的烟道中烟气量、温度、压力、烟气组份等参数进行测试，建议下一阶段请有关单位进行测试，以便于在设备招标中选择适当的脱硝装置。（2）目前我国尚不掌握燃煤电站SCR烟气脱硝装置的设计、制造技术，没有SCR技术关键材料-催化剂的生产能力，因此国内SCR烟气脱硝技术应用的起步阶段，建议引进和采用国外成熟的SCR烟气脱硝技术及催化剂，通过与国外环保公司合件，在某发电有限责任公司进行锅炉SCR烟气脱硝工程。（3）安装烟气脱硝装置，使锅炉烟气侧的阻力增加较多，现有引风机没有裕量，建议改造或更换锅炉引风机。采用低温省煤器移位方案，原来的低温省煤器部件难以利用，建议更换低温省煤器36 防止低温空气预期热器的冷端腐蚀和沾污的措施是更换低温空气预热器冷端材料并采用吹灰装置，建议将低温空气预热器冷端材料更换为防腐材料并用吹灰装置。12.2.2结论（1）某发电有限责任公司烟气污染物NOx排放浓度不满足GB13223-2003《火电厂大气污染物排放标准》Ⅲ时段排放限值。某发电有限责任公司1-4号锅炉烟气脱硝项目发建设必须采用脱硝效率大于80%的技术先进、成熟可靠的烟气脱硝装置。选择性催化还原技术（SCR）是目前发达国家首先开发和应用的烟气脱硝技术，与其它技术相比，其脱硝效率高，技术成熟，在工程上应用最多，应是某发电有限责任公司环保改造首选的烟气脱硝技术。（2）脱硝过程一般不会造成对环境的二次污染，可能产生二次污染的因素有：逃逸的氨和废催化剂。在脱硝装置设计时，采用严格的逃逸氨限值，在运行中对逃逸氨进行严密监视，及时采取措施加以控制，对于废催化剂进行妥善管理和处理，不会造成二次污染。（3）本可行性研究报告以某发电有限责任公司燃煤发电机组1-4号锅炉为应用对象，以SCR烟气脱硝技术为应用技术，初步制定了脱硝装置的系统和工程方案，进行了初步的经济分析。（4）建议脱硝反应器采用热/高灰布置，针对某发电有限责任公司的实际情况，烟气脱硝装置的安装需要锅炉现有部分设备的移位，建议采用低温省煤器移位方案，考虑到现场有效空间，除尘器的维修及锅炉的运行，建议采用1个脱硝反应器。（5）经过各种工程方案的比较和经济技术分析，借鉴国外公司烟气脱硝成熟的工程实例经验，为我国中心城市电厂建设是有意义的，建议项目实施。12.3主要技术经济指标1-4号锅炉SCR烟气脱硝装置主要技术经济指标见表表1-4号锅炉SCR烟气脱硝装置主要技术经济指标序号名称数量单位1脱硝工程静态总投资万元2单位千瓦投资元/千瓦3年利用小时数小时4处理烟气量（4台炉，湿烟气）Nm3/h5脱硝效率%6Kg36 脱除公NOx还原剂量（99.5%纯度）7年脱除NOx量吨/年8脱硝厂用电率%9脱硝区域占地面积㎡10生产运行人员数有11脱硝成本元/公（NOx）12售电单位成本平均增加费用元/度电36'