沙角C电厂项目可行性研究报告

'沙角C电厂项目1概述1.1项目背景沙角C电厂位于广东省东莞市虎门镇，为广东省主力发电厂之一。沙角发电厂C厂总装机容量为1980MW(3×660MW)，电厂全套发电设备由国外进口，年发电能力可达130亿千瓦时，电厂于1992年正式动工，由GEC-ALSTHOM公司采用交钥匙的方式承包兴建，1996年6月三台机组正式移交商业运行。沙角C电厂积极履行社会责任，全面推进节能减排工作，为建设资源节约型、环境友好型社会作出贡献。2004年建设了工业废水“零排放”工程，每年可节约淡水170万吨，减少工业废水排放170万吨。2009年，实施“工业废水处理厂中水作为煤场喷淋水源”项目改造，进一步提高了工业废水的利用率。沙角C电厂采用高效静电除尘器，除尘效率达99.3%；2006年建设投运了三台机组烟气脱硫工程，脱硫投运率达95%以上，脱硫效率达90%以上，每年可减少二氧化硫排放约4万吨，减少烟尘排放约36万吨，对改善珠三角的大气环境质量，促进社会可持续发展发挥了积极的作用。本次脱硝系统改造项目是拟在电厂3台机组上进行安装烟气脱硝装置。随着我国经济的快速发展和环保法规的实施和加强，新的火电厂大气污染物排放标准更加严格。沙角C电厂处于珠江三角洲地区，珠江三角洲地区的污染属于复合型大气污染，随着烟气脱硫设备的安装和运行，二氧化硫的排放量将逐步得到控制，并导致氮氧化物污染问题凸现出来。近年来我省氮氧化物排放对酸雨形成的贡献呈上升趋势，酸雨中硝酸根离子与硫酸根离子的比值上升趋势明显，加强氮氧化物的污染控制已提到了议事日程。国外发达国家早已经把对NOx的控制放到防治酸雨的首位，纷纷制定严格的燃煤电厂NOx排放浓度标准，我省是一个燃煤大省，随着电力工业的持续发展，用于发电的煤量必将逐年增加，NOx排放量也必将逐年增加，从严控制燃煤电厂NOx排放已成为必要。2008年2月，广东省环境保护局转发省发展改革委《关于做好全省火电机组脱硝工程建设的通知》(粤环含【2008】166号)，通知强调：“95 目前已经建成投运未安装脱硝装置的省内火电机组(不包括计划关停的小火电机组)业主单位应根据机组运行寿命、场地建设条件等实际情况，抓紧组织研究脱硝工程建设方案，因地制宜采用合适的脱硝技术”。2011年1月13日，广东省环保厅《广东省火电厂降氮脱硝工程实施方案》（粤环【2011】3号）文件，进一步明确要求了广东省火电厂降氮脱硝工程实施方案。广东省粤电集团有限公司沙角C电厂在安全生产的同时，充分考虑对社会与公众的责任，提出建设绿色环保电站的目标，公司环境保护工作的指导思想是：强调企业发展与环境的协调，在满足国家环境保护要求的条件下，结合公司发展战略，积极建设高效环保型、节水型火电机组，努力实现“烟囱不冒烟、厂房不漏汽、废水不外排、噪声不扰民、灰渣再利用”的环保型电站建设目标。本项目就是在公司环境保护工作的指导思想下，对3台机组实施脱氮，对国内火电厂降低氮氧化物排放具有积极的意义。1.2研究范围参照《火力发电厂可行性研究报告内容深度规定》(DL/T5375-2008)的要求，本可行性研究的范围主要包括以下内容：脱硝工程的建设条件烟气脱硝工艺方案脱硝工程设想脱硝还原剂的来源及供应脱硝工程对环境的影响脱硝工程的投资估算及运行成本分析1.3报告编制依据(1)省环保局《转发省发改委〈关于做好全省火电机组脱硝工程建设的通知〉的通知》(粤环函[2008]166号)；(2)省发改委《关于做好全省火电机组脱硝工程建设的通知》(粤发改能[2008]102号)；(3)广东省环保厅《广东省火电厂降氮脱硝工程实施方案》（粤环【2011】3号）文件。(4)相关的参考文件。95 1.4主要编制原则(1)脱硝机组规模本工程脱硝机组规模按3×660MW考虑，安装3套处理100%烟气量的脱硝装置。(2)烟气脱硝工艺按选择性催化还原法(SCR)考虑。(3)脱硝装置的设计效率，根据电厂的实际情况，脱硝系统的设计效率按≥80%设计和90%设计进行比选。(4)脱硝装置不设烟气旁路，为保证建设期间不影响锅炉机组运行，设临时旁路。(5)脱硝还原剂采用外购液氨，尿素作为备选。(6)尽量避免在脱硝过程中带来新的环境污染。(7)脱硝工程设备采购,按关键设备进口、大部分设备国内配套的方式实施。主要设备将通过招投标择优选用。(8)脱硝设备年利用小时按6800h考虑。(9)装置设计寿命大于25年。(10)系统可用率≥98%。(11)工程建设模式，暂按业主单位负责自筹部分资金，政府贴息贷款，对脱硝工程实现招投标，确定具有成熟经验和实力的国内公司承担工程的基本设计(核心部分设计由国内公司的国外技术支持方完成)、详细设计和设备供货，工程建设(施工、安装)、调试、试运行、消缺等工作由业主方完成，即按EP+C建设模式考虑。1.5简要的工作过程(1)2010年12月中旬，我院接到沙角C电厂关于委托开展脱硝工程可行性研究的委托函。(2)2011年1月10日，我院各专业人员对沙角C电厂现场进行了实地考查，并与业主单位技术交流。(3)2011年2月下旬，我院完成《沙角C电厂脱硝工程可行性研究报告》初稿。95 2电厂工程概况2.1厂址条件及自然条件2.1.1厂址概况沙角C电厂位于广州市东南约99km的珠江口东岸，装机容量为3×660MW，属广东省东莞市虎门镇辖区。厂址北距虎门镇约9km，距东莞市约24km，东南距深圳市约70km，厂址南侧濒临伶仃洋交椅湾，西南侧珠江口对岸为广州市南沙经济技术开发区，是广州市远洋航道的出入口、必经之地。在沙角C电厂的西侧是已经建成的沙角B电厂（2×350MW燃煤机组）和沙角A电厂（3×200MW+2×300MW燃煤机组），至目前为止，该厂址总装机容量已达3880MW。2.1.2交通运输2.1.2.1水路电厂面临珠江口内伶仃洋，建港条件良好，C厂岸墙距主航道约1300m左右，建有一座5万t级泊位的煤码头，运煤船可直接停靠已建成的煤码头，电厂由水路至广州57km，至深圳82km，出珠江口可直通南海海域。此外，电厂沿岸还设有点火油码头和顺岸式安装设备码头（即重件码头）各一个，安装设备码头长100m，前沿水深4m，本工程可利用该码头运输大型设备及土建施工材料、安装材料等。2.1.2.2陆路电厂至太平镇建有太沙公路，属国标三级公路、混凝土路面，路面宽14m，桥面宽14+2×0.5m，最小曲率半径15m，最大坡度4.6%，设计荷载为汽-20，挂-100。太沙公路在虎门镇附近与广深高速公路、107国道连接，广深高速公路、107国道目前是连接广州与深圳的主干公路，本工程使用的部分设备及材料也可通过汽车运输解决。2.1.3水文气象电厂所在地区属南亚热带季风气候区，气候条件复杂多变，具有气候温和，雨量充沛，阳光充足，受台风影响大且季节长，暴雨特多，季风交替，海陆风长年影响等特点。气象特征如下：历年最高高潮位：2.10m(珠江基面)95 历年最低低潮位：-1.84m(珠江基面)多年平均高潮位：0.63m(珠江基面)多年平均低潮位：-0.97m(珠江基面)多年平均潮差：1.60m(珠江基面)历年最大涨潮潮差：2.90m历年最大落潮潮差：3.36m五十年一遇高潮位：2.34m百年一遇高潮位：2.46m百年一遇最低潮位：-2.24m最大年降雨量：2326mm最小年降雨量：972.20mm最大日降雨量：443.40mm最大时降雨量：83.90mm历年平均气压：101.070kPa历年最高气温：37.90℃历年最低气温：-0.5℃历年平均气温：22.8℃历年平均相对湿度：79%历年最低相对湿度：50%全年主导风向为南南东(SSE)，次主导风向为北西(NW)，每年台风次数5～7次不等，其中强台风占66%，最大风速30m/s。2.1.4工程地质根据本工程地质勘测报告，场地为滨海回填区，填土之下为海相松散沉积物、坡、残积土。下伏下古生界变质岩系。各地层分述如下：(1)素填土；(2)淤质土；(3)细砂；(4)冲积粉质粘土；(5)粉土；(6)坡积粉质粘土；(7)残积粉质粘土；(8)强风化石英片麻岩；(9)经风化石英岩；(10)中风化石英片麻岩；(11)中风化石英岩。95 2.2燃料及供水2.2.1煤种及煤质2.2.1煤种及煤质本工程设计煤种为澳大利亚烟煤，校核煤种为神府东胜煤。煤质资料如下表2.2-1所示。表2.2-1煤质资料名称符号单位设计煤种校核煤种煤质（应用基）水份Wy％9.2312.00灰份Ay％12.4613.00挥发份Vr％25.0627.33固定碳％53.2547.67碳份Cy％64.3660.51氢份Hy％4.153.62氧份Oy％8.289.94氮份Ny％0.890.70含硫量Sy％0.630.43低位发热量Qdwkcal/kg59805445kJ/kg2503722797高位发热量Qgwkcal/kg62615715kJ/kg2621323927灰变形温度T1℃12001130灰软化温度t2℃12901160灰熔化温度T3℃13101210可磨度（哈氏）4954灰特性分析符号单位设计煤种校核煤种SiO2％64.0336.71Al2O3％20.5013.99Fe2O3％5.9711.36CaO％5.7522.92TiO2％0.900.00MgO％0.351.2895 SO3％1.209.30Na2O％0.201.23K2O％0.430.73P2O5％0.67-2.3电厂机组状况2.3.1电厂规模沙角发电厂C厂总装机容量为1980MW(3×660MW)，电厂全套发电设备由国外进口，电厂于1992年正式动工，由GEC-ALSTHOM公司采用交钥匙的方式承包兴建，1996年6月三台机组正式移交商业运行。2.3.2电厂主要设备及参数2.3.2.1锅炉锅炉为引进美国CE公司的亚临界压力中间再热强制循环汽包炉CC+RR-70。锅炉本体采用一次中间再热，过热蒸汽采用一级喷水减温调温，采用燃烧器摆角及一级喷水减温调节再热汽温。四角偏置同心圆燃烧方式，平衡通风，最低稳燃负荷为30%BMCR。锅炉主要参数如下：项目单位设计煤（国产煤）校核煤（进口煤）BMCRTMCRECR50%MCRBMCRTMCRECR50%MCR汽包压力MPa19.519.419.2710.6519.519.419.2710.65主蒸汽流量t/h2100.12038.91969.71050.02100.12038.91969.71050.0主蒸汽压力MPa18.218.1618.1010.518.218.1618.1010.5主蒸汽温度℃540540540540540540540540主蒸汽压力损失MPa1.311.241.170.941.311.241.170.94再热蒸汽流量t/h1836.71788.41733.4955.11836.71788.41733.4955.1再热器进口压力MPa4.364.254.122.204.364.254.122.20再热器进口温度℃332.6330.9328.2334332.6330.9328.2334再热蒸汽压力损失MPa0.200.200.190.110.200.200.190.11再热器出口压力MPa4.164.053.932.934.164.053.932.93再热器出口温度℃542.7542.7542.7542.7542.7542.7542.7542.7给水温度℃275273.2271234275273.2271234省煤器压力损失MPa0.400.390.380.260.400.390.380.26省煤器出口水温℃325324323288325324323288炉膛出口1.201.201.201.201.201.201.201.2095 过剩空气系数锅炉效率（高位热值）%87.7887.8287.9788.8587.9888.0188.0088.95燃料消耗量（高位热值）t/h262255248142238232226130环境温度℃2222222222222222空预器进口风温℃25.325.325.331.425.225.225.230.2空预器出口二次风温℃319317308268316314312267空预器出口一次风温℃309307298264308307305264空预器进口风压，二次风Pa2.852.732.651.522.792.672.581.52空预器进口烟温℃357355351290352350347287空预器出口烟温（未修正）℃132131127112133132131113空预器出口烟温（已修正）℃126126122106127126125107炉膛至省煤器出口烟气阻力kPa1.171.111.080.331.101.050.980.31省煤器出口到空预器出口烟气阻力kPa1.371.191.170.421.321.161.100.422.3.2.2空气预热器本工程配备ABB公司设计制造的回转空气预热器。空预器的相关参数如下：序号项目单位技术规范1型号31-1/2-VI（T）802数量台22转子速度主传动（电动）r/min1辅传动（气动）r/min1/153传热元件热段（高度/）mm914中间热段（高度）mm813冷段（高度）mm305备用层（高度）mm3054设计漏风率<8%2.3.2.3中速磨煤机95 原磨煤机采用的是ABB-CE磨煤机制造厂的碗式磨煤机（HP983），设计煤种煤粉细度R90＝18.4％，其相关参数如下：额定出力65.455t/h设计煤种出力53.084t/h校核煤种出力47.677t/h数量6台额定一次风量98.182t/h电动机电源3kV/3ph/50Hz电动机功率448kW转速975r/min2.3.2.4一次风机原一次风机采用美国NOVENCO风机制造厂生产的双级动叶可调轴流风机，相关参数如下：型号AST-1928/1250型型式双级动叶可调轴流风机数量2台TB工况流量243720m3/h风压7.5-9.5kPa电动机电压等级10kV电动机功率1679kW转速1490r/min2.3.2.5送风机原送风机采用美国NOVENCO风机制造厂生产的动叶可调轴流式风机，相关参数如下：型号ASN-2800/1400N型型式单级动叶可调轴流式数量2台流量806400m3/h风压<3.0kPa95 电动机电压等级10kV电机额定功率1679kW转速992r/min2.3.2.6引风机原引风机采用美国NOVENCO风机制造厂生产的离心式风机，相关参数如下：型号CSDC-3550/2248型型式双速双吸离心风机数量2台流量1937088/1717503m3/h风压进口：-5.254/-4.076kPa出口：0.6474/0.5129kPa电动机电压等级10kV低速电机额定功率2313kW高速电机额定功率3357kW转速740/590r/min2.3.2.7静电除尘器除尘器为ABBENVIRONMENTSYSTEMS/FLAKT公司产品，四室四电场，主要参数如下：数量1台型号3P2CH2C35D4F/15.75x49.215x59.058满负荷烟温128℃除尘效率≥99.3%集尘总面积151200m22.3.2.8脱硫增压风机原脱硫增压风机采用DenmarkHOWDEN风机制造厂生产的动叶可调轴流式风机，相关参数如下：型号VariaxANN-5150/2500B型型式动叶可调轴流式风机95 数量1台BMCR工况流量3490560m3/hBMCR工况全压升2900PaTB工况流量3933720m3/hTB工况全压升3900Pa电动机电压等级10kV电机额定功率4800Kw(#1、3炉)、5500Kw（#2炉）转速596r/min2.4厂区总平面布置沙角C电厂现已经建设了3台660MW机组。主厂房区布置在厂区中心地段，固定端朝东，扩建端朝西，由东向西依次为电厂1＃－3＃机组，锅炉朝南，面向伶仃洋，电厂向北出线。在主厂区的东侧和西侧均有电厂的附属设施，东南是煤场和码头。2.5电厂主要控制方式及控制水平2.5.1厂级自动化系统沙角C电厂设置有厂级监控信息系统，系统设有与各单元机组的分散控制系统(DCS)、各辅助系统控制系统及电网监控系统(NCS)的网络通讯接口，收集和处理工艺系统生产过程数据，为厂级监控信息系统提供所需的全厂生产过程信息。从而实现全厂生产过程的统一管理，优化管理，提高全厂安全、经济运行的水平。2.5.2机组热工自动化水平沙角C电厂#1～#3机组在同一集控室机、炉、电集中控制。与机组运行密切相关的各辅助系统（空压机、厂用电公用部分）接至公用DCS系统，实现在集控室集中监控。单元机组以分散控制系统(DCS)作为机组监视和控制的核心，由分散控制系统(DCS)实现机组的数据采集(DAS)、模拟量控制(MCS)、顺序控制(SCS)、锅炉炉膛安全监控(FSSS)、发电机—变压器组保护及厂用电系统等功能，并配汽机电液控制系统(DEH)、汽机紧急跳闸系统(ETS)、汽机监视仪表系统(TSI)、锅炉吹灰控制、自动电压调节装置(AVR)和自动准同期装置(ASS)等自动化设备，对锅炉、汽机、发电机—变压器组保护及厂用电系统等进行控制与监视。95 机组运行人员在单元控制室内以LCD操作员站为主，对机组进行运行管理。2.5.3辅助车间热工自动化控制沙角C电厂各辅助车间为独立的控制系统，设有除盐补充水控制室、循环水控制室、燃料控制室、燃油控制室等，采用可编程控制器(PLC)与就地上位机工业控制机(PC)构成的计算机控制系统，就地设置控制室及巡检、调试维护站等。电厂的各辅助车间与公用DCS系统连接，系统运行信息实现在集控室集中监视。2.6除灰渣方式沙角C电厂原除灰系统采用正压气力输送系统，将省煤器及除尘器排灰经气力输送管道输送到灰库。根据资料，除灰系统设计出力为73.27t/h，现在设计输送灰量约60t/h~70t/h，除灰系统目前运行正常。省煤器输送单元因灰量较少，每2小时输送1次。95 3脱硝工程建设条件3.1脱硝还原剂供应3.1.1脱硝还原剂用量烟气中主要通过以下还原反应来去除其中的NOx：4NO+4NH3+O2—4N2+6H2O6NO2+8NH3—7N2+12H2O在以上反应中，都需要NH3作为还原剂来还原烟气中的氮氧化合物。NH3即为脱硝还原剂。一般来说，脱硝剂目前主要有三种来源：液氨，氨水和尿素。针对本工程而言，三种脱硝还原剂的耗量分别如下表3.1-1：表3.1-1脱硝还原剂消耗量脱硝效率液氨(99.6%)氨水(Wt25%)尿素(N：Wt46.1%)1×660MW机组80%消耗量(kg/h)3041216537储存量(t)46.8187.382.790%消耗量(kg/h)3411364601.8储存量(kg)52.5210.192.7注：脱硝还原剂的计算基于以下前提：(1)入口NOx浓度为450mg／Nm3(干态，6%O2)(2)NH3泄漏率为3ppm(3)储存容量按7d，每天22h考虑3.1.2液氨法制氨3.1.2.1工艺流程液氨法制氨工艺简单,脱硝系统所需的气氨由液氨蒸发槽制得。95 液氨蒸发槽为螺旋管式，管内为液氨管外为温水浴。以蒸气通过管道加热温水，或者直接用电将水加热，再以温水将液氨汽化，蒸气流量根据蒸发槽本身水浴温度控制调节。生成氨气被稀释风机的空气稀释成氨气体积含量为5%的混合气体后送入烟气系统。液氨法工艺流程图如图3.1-1所示：图3.1-1液氨法制氨工艺流程图3.1.2.2工艺系统组成液氨储存、制备、供应系统包括液氨卸料压缩机、储氨罐、液氨蒸发槽、氨气缓冲槽、稀释风机、混合器、氨气稀释槽、废水泵、废水池等。此套系统提供氨气供脱硝反应使用。液氨的供应由液氨槽车运送，利用液氨卸料压缩机将液氨由槽车输入储氨罐内，储槽中的液氨输送到液氨蒸发槽内蒸发为氨气，经氨气缓冲槽来控制一定的压力及其流量，然后与稀释空气在混合器中混合均匀，再送达脱硝系统。氨气系统紧急排放的氨气则排入氨气稀释槽中，经水的吸收排入废水池，再经由废水泵送至废水处理厂处理。3.1.2.3方案技术特点液氨法制氨方案技术特点如下：(1)此方案技术成熟，运行业绩最多。目前广东省内实施脱硝的新、扩建工程都是采用液氨法制氨方案；(2)系统初投资少，运行费用低；(3)此方案是采用液氨做还原剂，根据我国《危险化学物品名表》(GB12268-90)95 和《重大危险源辨识》(GB18218-2009)的有关规定，液氨、氨水构成危险货物，液氨在生产、储存场所超过10t时构成重大危险源。因此，在液氨储存和制备系统设计、建造和运行等方面必须要遵循各种安全规范要求。此外，采用液氨法工艺还需通过严格的安全评价审批手续。(4)方案占地大约1000m2（未考虑安全间距）。3.1.3尿素法制氨方案(备选)尿素制氨工艺有水解法和热解法两种。采用水解工艺方法在市场上的趋势是所占份额越来越少，因此目前热解工艺发展迅速。在中国，华能北京热电厂4台机组和石景山京能热电厂4×200MW机组脱硝系统，还有华能玉环电厂4×1000MW机组、香港青山电厂等还原剂制备均采用尿素热解工艺。3.1.3.1尿素水解尿素水解制氨工艺原料为干态颗粒尿素，使用高温高压蒸汽对尿素溶液进行水解，水解终产物为气氨、二氧化碳和水蒸气的混合物，减压稀释后进入SCR喷氨格栅系统。(1)工艺原理(NH2)2CO+H2O+Heat→2NH3+CO2.尿素水溶液与水在加热条件下进行分解反应，生成气态的氨、二氧化碳和水蒸汽的混合物，与空气稀释混合后作为烟气脱硝系统的还原剂使用。(2)工艺流程首先将颗粒尿素送入尿素溶解槽，用水解器出来的液体进行溶解，不足时用除盐水补充，配制成一定浓度的尿素水溶液(40%wt)，然后用泵送入尿素水解器，尿素水解器采用2.5MPa(A)的蒸汽进行直接加热，尿素在水解器内水解为氨和二氧化碳。水解器出口含氨气体送脱硝系统使用，水解器出来的液体返回尿素溶解槽作溶解液使用。3.1.3.2尿素热解(1)工艺原理300～650°C尿素热解反应方程式如下：300～650°CCO(NH2)2──→NH3+HNCOHNCO+H2O──→NH3+CO2该工艺将首先将尿素溶于水制成水溶液，然后进入热解室分解为氨(NH3)并通过SCR95 系统中氨气喷射格栅(AIG)提供脱硝系统所需的还原剂(NH3)。(2)工艺流程尿素颗粒与去离子水配制成指定浓度(40～60%)溶液后输送至尿素溶液储罐储存，配制好的尿素溶液通过高流量循环模块(HFD)输送到计量分配模块(MDM)，该计量模块能根据系统氨需量自动控制尿素溶液进入流量，并利用压缩空气将尿素溶液雾化并通过喷头喷入热解室(DC)内，与经由稀释风机、换热器和电加热器输送过来的高温空气混合热解，生成NH3、H2O和CO2，分解产物与稀释空气混合均匀并喷入脱硝系统。尿素热解工艺流程如图3.1-2所示，图3.1-2尿素热解流程示意图3.1.3.3两种尿素法制氨方案比较尿素法该制氨工艺的主要优点是安全、可靠，避免了SCR系统直接使用液氨或氨水带来的运输、储存和运行中所面临的相关人身安全和环境污染问题；但方案初投资较大，运行费用较高。热解法虽然需消耗少量的热烟气，但对锅炉热效率影响较小，系统简单，调节能力强，氨逃逸控制好，易于操作；水解法系统复杂，负荷变化时易生成高分子固态物，氨腐蚀容器管线材质不安全，调节性能差，电耗相对较大。3.1.4三种脱硝还原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1／495 ，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。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(取决于氨水浓度，一般为25%，v/v)。相对来说，尿素是三种催化剂中单价最贵的一种。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、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不允许的时候，才会使用尿素。三种脱硝还原剂的比较列于表3.1-4。表3.1-4各种还原剂的比较项目液氨氨水尿素还原剂费用便宜(100%)贵(约150%)最贵(约180%)运输费用便宜贵便宜安全性要求很高，有法律规定要求高无特殊要求储存条件高压常规大气压常规大气压干态(加热干燥空气)储存方式液态(箱罐)液态(箱罐)微粒状(料仓)初投资费用便宜贵贵(热解炉制备)运行费用便宜，需要热量蒸发液氨贵，需要高热量蒸发/蒸馏水和氨贵，需要高热量热解尿素和蒸发氨从上分析可以看出，液氨同其他两种还原剂相比系统简单、经济上具有较大的优势，目前国内对液氨的运输没有特殊限制性的条件，且初次投资尿素法比液氨法需增加约3500万元人民币，所以选择液氨作为本工程的脱硝还原剂。3.1.5脱硝剂液氨的供应液氨作为一种重要的化工原料和化肥，生产厂家繁多，可供选择的供货商很多。但是由于近几年国有企业改制，一些大中型化肥厂重组转行。比如原广东地区最大的氮肥厂广氮集团已经破产清盘，设备也已经全部拍卖，这也为液氨供应带来了一定困难。根据对广东地区液氨生产厂家的调查收资，在三水市有广东省三水市三水氮肥厂；95 在江门地区有江门化肥总厂可以提供液氨，该厂年生产能力在2.4-3.6×104t，配有10t和18t的运输槽车；在广州有番禺番氮化工有限公司也可以提供液氨，年生产能力3×104t。本工程SCR系统需要3×304kg／h液氨作为脱硝剂(脱硝效率80%时)，则每天需要20.1t液氨；液氨生产厂家均可以提供槽车运输至电厂，以18t槽车计，即每天约需1槽车的运输量。广州市番禺番氮化工有限公司位于广州市番禺区新造镇北郊，珠江主航道沥水道东岸，与广州市黄埔区长州岛隔江相望。番氮化工有限公司距华南快速干线、迎宾路等连接珠三角地区的高速公路仅10km，陆运交通极为便利。江门化肥总厂地处江门市，周边有广佛和佛开等高速路经过，交通也十分方便。因此，本工程脱硝还原剂液氨的供应在目前是有保障的。当液氨的供应紧张时，可考虑从邻省(如福建省有较多的生产液氨的企业)采购。3.2脱硝建设场地整个SCR系统分为两大部分，即SCR反应器和液氨储存供应系统设备。SCR反应器布置在锅炉省煤器与空预器之间。整个SCR反应器和连接烟道平面占地约21.4×32=684.8m2，因此可利用炉后与除尘器之间的框架作为SCR装置布置场地。每台机组SCR反应器部分包括两个反应器、连接烟道及工艺管系，为了布置SCR装置，需要将框架作出修改。N－P跨，跨度为13000mm，设21.00m框架层，做为烟道布置支撑层和输灰设备层；设30.775m层，作SCR反应器支撑层。对电厂原竖向、道路不进行改动。另新增加氨区布置在电厂煤场的南侧，靠近脱硫码头位置，该场地标高在4.6m-5.4m之间，现状为绿化用地。具体布置见F01371E37K-Z-01图。95 4脱硝工艺方案选择4.1设计基础参数4.1.1煤种及煤质设计和校核煤种的煤质及灰成分分析见第2章表2.2-1。4.1.2主要设备及参数脱硝机组的主要设备及参数见第2章2.3.2节。4.1.3烟气脱硝装置入口烟气参数烟气参数见表4.1-1。95 表4.1-1烟气脱硝装置入口烟气参数(锅炉B-MCR工况，标态、干基、6%含氧量)项目单位设计煤种校核煤种1×660MW烟气容积流量Nm3/h2156221-烟气含尘量g/Nm314.3316.20烟气温度℃352352NOx(以NO2计)mg/Nm34504504.2几种脱硝工艺简介4.2.1氮氧化物(NOx)形成原因(1)空气中的氧(O2)和氮(N2)在燃料燃烧时所形成的高温环境下生成的NO和NO2其总反应式为：N2+O2←→2NONO+1/2O2←→NO2(2)燃料中的氮化合物在燃烧过程中氧化反应而生成的NOx在燃料进入炉膛被加热后，燃料中的氮有机化合物首先被热分解成氰(HCN)、氨和CN等中间产物，它们随挥发份一起从燃料中析出，它们被称为挥发份N。挥发份N析出后仍残留在燃料中的氮化合物，被称为焦炭N。随着炉膛温度的升高及煤粉细度的减小(煤粉变细)，挥发份N的比例增大，焦炭N的比例减小。挥发份N中的主要氮化合物是HCN和NH3，它们遇到氧后，HCN首先氧化成NCO，NCO在氧化性环境中会进一步氧化成NO，如在还原性环境中，NCO则会生成NH，NH在氧化性环境中进一步氧化成NO，同时又能与生成的NO进行还原反应，使NO还原成N2，成为NO的还原剂。主要反应式如下：在氧化性环境中，HCN直接氧化成NO：HCN+O←→NCO+HNCO+O←→NO+CONCO+OH←→NO+CO+H在还原性环境中，NCO生成NH：NCO+H←→NH+CO如NH在还原性环境中：NH+H←→N+H2NH+NO←→N2+OH如NH在氧化性环境中：95 NH+O2←→NO+OHNH+OH←→NO+H2NH3氧化生成NO：NH3+OH←→NH2+H2ONH3+O←→NH2+OHNH2+O←→NO+H24.2.2脱除氮氧化合物的方法要降低烟气中氮氧化合物的浓度，可采用燃烧控制和烟气脱硝的方式。4.2.2.1燃烧控制由氮氧化物(NOx)形成原因可知对NOx的形成起决定作用的是燃烧区域的温度和过量空气量。低NOx燃烧技术就是通过控制燃烧区域的温度和空气量，以达到阻止NOx生成及降低其排放量的目的。对低NOx燃烧技术的要求是，在降低NOx的同时，使锅炉燃烧稳定，且飞灰含碳量不能超标。关于锅炉的低NOx燃烧改造请见本章4.1节4.2.2.2烟气脱氮在烟气净化技术上控制氮氧化物(NOx)排放目前主要方法有选择性非催化还原SNCR、选择性催化还原SCR、SNCR+SCR混合法和电子束照射法(可同时脱硫)等。选择性非催化还原SNCR、选择性催化还原SCR等技术已商业化。(1)选择性非催化还原SNCRSNCR法又称高热脱硝(ThermalDe-Nox)法，它是利用注入的NH3与烟气中的NO反应生成N2和H2O；该反应必须在高温下进行。其反应式如下：4NO+4NH3+O2→4N2+6H2O(1)4NH3+5O2→4NO+6H2O(2)反应式(1)发生的反应温度在1070～1270°K；而反应式(2)则发生在1370°K以上的温度。所以SNCR法的温度控制必須在1200～1400°K之间。(2)选择性催化还原SCR法SCR法除了多一个催化剂的作用外，其他化学原理均与SNCR法相同。反应温度对于不同的催化剂其适宜的温度也不同，催化剂形状有圆柱状、球状、环状、平板状、或者蜂巢形(Honeycomb)。在SCR反应器方面，可分垂直和水平气流两种。因为催化剂在使用一段時間后会老化，所以必须定期更换，更换时间与操作以及运行情况以及烟气成份有很大关系，一般在2～5年。催化剂的更换最好采用分阶段的更换方式，每一次更换1/3的催化剂。造成催化剂老化的原因可能有以下几种：(1)烧结作用，减少空隙度；(2)95 微小固体颗粒沉积在孔上；(3)被碱金属(如钾)或重金属所毒害；(4)被SO3所毒害；(5)被飞灰侵蚀。系统中还原剂NH3的用量一般需要根据期望达到的脱硝效率，通过设定NOx与NH3的摩尔比来控制。催化剂的活性不同，达到相同的转化率时，所需要的NOx与NH3的摩尔比不同。各种催化剂都有一定的NOx、NH3摩尔比范围，当摩尔比较小时，NOx与NH3的反应不完全，NOx转化率低。当摩尔超过一定范围时，NOx转化率不再增加，造成NH3的浪费，并与SO3反应而形成硫酸氢铵，容易造成下游设备的堵塞。(3)SNCR+SCR混合法SNCR+SCR混合技术是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工艺的高脱硝率进行有效结合的一种扬长避短的混合工艺。有关资料介绍SNCR+SCR混合工艺的运行特性参数可以达到50~70%的脱硝效率，氨的逃逸小于5-10ppm。但这种工艺不太经济，只是适合分部实施，即先安装SNCR工艺运行一段时间后，随着环保要求越来越严格，再安装SCR装置；或者是锅炉尾部烟道布置非常紧张，常规的SCR反应器或者喷氨栅格无法布置。(4)电子束照射法(可同时脱硫)此种方法是利用一电子光束射透烟气气流，使电子与气体分子碰撞产生离子；离子与气体反应产生原子和自由基。这些原子或自由基与烟气中的污染物反应，其方应式如下：H20→H+OHO2→2OOH+NO→HNO2O+NO→NOOH+NO2→HNO3SO2+O→SO3上式反应过程中产生的酸可用碱(如Ca(OH)2)进行中和，反应式如下：2HNO3+Ca(OH)2→Ca(NO3)2+2H2OSO3+H2O+Ca(OH)2→CaSO4．2H2O除了上述3种脱氮方法外,还有“吸附法”，“氧化吸收法”等。(5)烟气脱氮主要方式统计95 烟气脱氮主要方式列于表4.2-1。表4.2-1主要烟气脱氮方式名称还原剂反应产物反应条件脱氮效率选择性非催化剂脱氮法(SNCR)NH3CO(NH)2N2、H2O800－1250℃30～40%选择性催化剂脱氮法(SCR)NH3CO(NH)2N2、H2O300～400℃,催化剂50～95%SNCR+SCR混合法CO(NH)2N2、H2O800～1250℃和300～400℃催化剂50～70%电子束法NH3(NH4)2SO450%吸附法NH3NaOHCaOHN2、H2OCaSO4、活性炭在120℃下吸附50%氧化吸收法NH3(NH4)2SO450－60℃～50%4.3脱硝工艺方案选择4.3.1SCR方法是目前主流的火电站烟气脱硝技术锅炉燃烧中对NOX的生成与排放的控制，始于20世纪七十年代的日本、美国和原联邦德国。经过近三十年的发展，NOX的控制总体上分成低NOX燃烧技术和烟气脱硝技术两个方面。低NOX燃烧技术有：二段燃烧法、浓淡燃烧法、烟气再循环燃烧法、燃料分级燃烧法和各种低NOX燃烧器；它是通过降低燃烧温度、减少过量空气系数、缩短烟气在高温区的停留时间以及选择低氮燃料来达到控制NOX的目的。这些方法的大部分技术措施均有悖于传统的强化燃烧的矛盾，在实施这些技术时，会不同程度地遇到下列问题：⑴较低温度、较低氧量的燃烧环境势必以牺牲燃烧效率为代价，因此，在不提高煤粉细度的情况下，飞灰可燃物含量会增加；⑵由于在燃烧器区域欠氧燃烧，炉膛壁面附近的CO含量增加，具有引起水冷壁管金属腐蚀的潜在可能性；⑶为了降低燃烧温度，推迟燃烧过程，在某些情况下，可能导致着火稳定性下降和锅炉低负荷燃烧稳定性下降；⑷95 采取的大部分燃烧调整措施均可能使沿炉膛高度的温度分布趋于平坦，使炉膛吸热量发生不同程度的偏移，可能会使炉膛出口烟温偏高。尽管如此，采用这类方法运行费用低，也能满足目前环保要求，但其脱硝效率较低(一般为30%－50%左右)。随着环保要求日益严格，研究开发先进的烟气脱硝技术显得十分重要。烟气脱氮方法可分成干法和湿法两类，干法有选择性催化还原(SCR,SelectiveCatalyticReduction)，选择性非催化还原(SNCR)、非选择性催化还原(NSCR)、分子筛、活性炭吸附法、等离子梯法及联合脱硫脱氮方法等；湿法有分别采用水、酸、减液吸收法，氧化吸收法和吸收还原法等。在这些方法中使用比较多的是选择性催化还原(SCR)和非选择性催化还原(SNCR)，SNCR的主要优点是技术含量低和运行费用低；缺点是对温度依赖性强，脱硝率只有30%－40%。实际工程中应用最多的是SCR。在欧洲已有120多台大型的SCR装置得到了成功的应用，其NOX的脱除率达到80－95%；到目前，日本大约有170套SCR装置，接近100000MW容量的电厂安装了这种设备；美国政府也将SCR技术作为主要的电厂控制NOX技术。因此，SCR方法成为目前国内外电站脱硝成熟的主流技术。4.3.2常规SCR系统和其它低NOX技术的经济比较在众多的控制的NOX技术中，燃煤电站用的比较多的有：低NOX燃烧器、空气分级燃烧、燃料分级燃烧(再燃烧)、SCR、SNCR及各种技术的混合。其中低NOX燃烧器可以取得30—50%的脱硝率，是一种有效的NOX控制技术，虽其脱硝率较低，但投资和运行费用也较低。空气分级燃烧脱硝率较低，一般为20－40%，费用最低；但它通常与低NOX燃烧器或再燃烧技术联合使用，可以达到30－70%的脱硝率，总费用比单独使用要高。再燃烧技术可以取得40－70%的脱硝率，费用中等，但比使用低NOX燃烧器和分级燃烧要高。SCR技术能够提供高达70－90%的脱硝率，但其总费用也是最高的，是上述技术费用的3－10倍，费用在$30－50/KW。SNCR的脱硝率有30－40%，总费用大约为SCR的65%。对于目前燃煤电站安装SCR系统，主要的投资费用有：①SCR反应器，②SCR催化剂，③氨的成本与喷射量；主要的运行费用是烟气的再热及催化剂的更换。其中，昂贵的催化剂和烟气的再热是SCR高额费用的主要因素。4.3.3烟气脱硝SCR、SNCR和SNCR+SCR混合技术综合比较项目SCR技术SNCR技术SNCR+SCR混合技术95 反应剂可使用NH3或尿素可使用NH3或尿素可使用NH3或尿素反应温度300～400℃800～1250℃前段：800～1250℃，后段：300～400℃催化剂成份主要为TiO2,V2O5WO3的全尺寸催化剂不使用催化剂后段加装少量催化剂(成份主要为TiO2,V2O5WO3)脱硝效率50～95%25～50%50～70%还原剂喷射位置多选择于省煤器与SCR反应器间烟道内通常在炉膛内喷射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SO2/SO3氧化会导致SO2/SO3氧化，一般要求控制氧化率在1%不导致SO2/SO3氧化，SO3浓度不增加SO2/SO3氧化较SCR低，SO3浓度的增加与催化剂体积成正比NH3逃逸一般要求控制＜3ppm10～15ppm5～10ppm对空气预热器影响低温时NH3与SO3易形成NH4HSO4造成堵塞或腐蚀不导致SO2/SO3的氧化，造成堵塞或腐蚀的机会为三者最低SO2/SO3氧化率较SCR低，造成堵塞或腐蚀的机会较SCR低系统压力损失催化剂会造成压力损失没有压力损失催化剂用量较SCR小，产生的压力损失相对较低燃料的影响灰份会磨耗催化剂，碱金属氧化物会使催化剂钝化。AS，S等会使催化剂失活。煤的灰份越高，催化剂的寿命越短，将显著影响运行费用。无影响影响与SCR相同。由于催化剂的体积较小，更换催化剂的总成本较全尺寸SCR低锅炉的影响受省煤器出口烟气温度的影响影响与SNCR/SCR混合相同受炉膛内烟气流速及温度分布的影响95 燃料变化的影响对灰份增加和灰份成分变化敏感无影响与SCR一样4.3.4结论在现有的众多的NOX控制技术中，SCR是最成功应用的方法，其技术成熟，脱硝效率高，因而得到广泛的应用。SNCR烟气脱硝技术的脱硝效率一般为30%~40%，受锅炉结构尺寸影响很大，仅可用作低NOx燃烧技术的补充。沙角C电厂采用低NOx燃烧技术，能使锅炉炉膛出口NOx平均排放水平在400mg/Nm3以下,已处于一个相对比较低的水平，如再采用SNCR则意义不大，选用SNCR+SCR混合技术没有更多的优势。本电厂的脱硝改造项目要立足于国家对环保要求的不断提高，特别是由于本电厂位于珠三角的中心地带，因此在脱硝指标上要有前瞻性。因此，本工程选用脱硝效率高、技术成熟的SCR脱硝工艺技术。4.4选择性催化还原烟气脱氮法(SCR)选择性催化还原烟气脱氮法(SCR)是国际上应用最多，技术最成熟的一种烟气脱氮技术。SCR原理图见图4.4-1，主要反应式如下：4NO+4NH3+O2—4N2+6H2O6NO2+8NH3—7N2+12H2ONO+NO2+2NH3—2N2+3H2O或者2NO2+4NH3+O2＝3N2+6H2O95 图4.4-1SCR反应原理图由于在锅炉烟气中还有SO2等气体存在,SCR反应的催化剂通常对SO2等的部分氧化也起到了一定作用,根据下式：SO2+1/2O2=SO3反应生成的SO3在进一步同SCR反应中未反应的氨反应，生成硫酸氨和硫酸氢氨。2NH3＋SO3＋H2O=(NH4)2SO4NH3＋SO3＋H2O=NH4HSO4而NH4HSO4是一种粘性很大的一种物质，会附着在催化剂上，隔绝催化剂与烟气，使得反应无法进行。而NH4HSO4的分解温度为230℃，因此，反应的温度一定要大于230℃，一般来说，温度取在300℃以上。对于天然气等含硫量特别低的燃料，反应温度可稍低。同时，催化剂能够长期承受的温度不得高于400℃，超过该限值，会导致催化剂烧结。因此，SCR最佳的反应温度300～400℃。按照SCR安装位置的不同SCR可以分为高飞灰(High－Dust)和低飞灰(Low－Dust)两种(详见图4.4-2和4.4-3)。高飞灰：电除尘器之前95 图4.4-2SCR高飞灰布置方式优点：在机组正常工作的时候，可以满足反应需要的温度，但在低负荷时，仍需要额外的热源(蒸汽/省煤器旁路)来提高烟气温度缺点：飞灰有一定程度的磨损，其中的一些有害物质也会导致催化剂中毒，飞灰含量大，栅格横截面积大，有效反应面积减小，催化剂用量增加。低飞灰方式：布置于除尘器之后或者烟气脱硫装置之后。优点：可以几台锅炉共用一套脱硝装置；飞灰中有害物质已除去，延长了催化剂的使用寿命；飞灰含量低，磨损减小，并且栅格横截面积可以减小，有效反应面积增加，催化剂用量可以减少；缺点：需要加热器(燃油燃气)将烟气温度升至350℃以上，消耗额外的能源。图4.4-3SCR低飞灰布置方式95 高飞灰(High－Dust)方式是燃煤电站中最常用的，因为省煤器与空预器之间的烟气温度(300～400℃)很适合催化剂保持高活性，比其他方式能够节省烟气再加热的费用。因此本工程采用火电厂常规的高飞灰布置方式，即将SCR布置在省煤器与空预器之间。95 5脱硝工程设想5.1工艺系统及设备5.1.1NOX脱除效率的确定NOX的脱除效率应综合环保要求、工程技术经济考虑决定。(1)环保排放的要求根据国家标准《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2003)和广东省地方标准《火电厂大气污染物排放标准》(DB44/612-2009)，本工程大气污染物执行第1时段排放控制要求，NOX的排放浓度限值分别为1100和800mg/Nm3以下，而对当地的排放总量控制，我国目前暂未限制。沙角C电厂3台炉采用低NOX燃烧技术后，NOX的排放浓度可达到低于400mg/Nm3左右的水平，本可研阶段和今后工程招投标建议选用450mg/Nm3作为烟气脱硝基本设计条件。沙角C电厂的脱硝改造项目要立足于国家对环保要求的不断提高，特别是由于沙角C电厂位于珠三角的中心地带，结合广东省环境保护局转发省发展改革委《关于做好全省火电机组脱硝工程建设的通知》(粤环含【2008】166号)及广东省环保厅《广东省火电厂降氮脱硝工程实施方案》（粤环【2011】3号）文件，在脱硝指标上要有前瞻性。(2)工程技术经济简要分析装设SCR装置应求得最佳的性价比。根据国外公司的建设经验，催化剂可以在SCR装置中分层布置，一般可分1～3层，1层的效率在35%左右，2层总效率在60%～80%左右，3层总效率在80%～90%及90%以上。一台机组SCR装置中催化剂的费用占总投资的1/3左右，太高的效率，导致投资成本增大。因此，本工程可取2层布置，预留第3层布置的空间，将来催化剂的活性降低或者要求更高的效率时，布置第3层催化剂。(3)烟气脱硝效率的确定本工程烟气脱硝效率分别采用80%和90%进行比较，最终NOX排放浓度和排放量见下表5.1-1。表5.1-1不同烟气脱硝效率的比较(设计煤种，单台机组)脱硝效率80%脱硝效率90%95 1×660MW机组NOX排放浓度(mg/Nm3)9045NOX小时排放量(t/h)0.2020.101NOX年排放量(t/a)1374687注：年利用小时按6800小时计。根据上表可知，当脱硝效率为90%时，每年单台机组相比脱硝效率为80%减排NOX量687t。根据国家有关规定，2004年7月1日起开始征收火电厂NOX排污费,目前收费标准0.6元/0.95kg照此计算，每年可减少排污费单机为43.4万元。当脱硝效率增加到90%，脱硝系统的设备及辅助系统一次性投资费用单机需增加约437.5万元；每年的脱硝吸收剂消耗品等运行费用单机需增加193.4万元。从上述分析看，增加10%的脱硝效率，环境效益不明显，且增加的费用较高。所以本工程的烟气脱硝效率建议采用80%，预留一层扩建到90%的空间。5.1.2SCR工艺说明1)工艺原理本系统设计采用选择性催化还原触媒法,在氮的氧化物(NOX)选择还原的过程中,通过加氨(NH3)作为还原剂和发生在催化剂(底层材料为TiO2,以过渡金属元素如V、W或Mo等作为活性部位)上面的催化反应，可以把NOX转化为空气中天然含有的氮气(N2)和水(H2O)。脱氮反应原理如下所示：4NO+4NH3+O2＝4N2+6H2O6NO2+8NH3＝7N2+12H2O或2NO2+4NH3+O2＝3N2+6H2ONO+NO2+2NH3＝2N2+3H2O其工艺流程为：液氨从液氨槽车由卸料压缩机送入液氨储槽，再经过蒸发槽蒸发为氨气后通过氨缓冲槽和输送管道进入锅炉区，与空气均匀混合后由分布导阀进入SCR反应器内部反应，SCR95 反应器设置于空气预热器前，氨气在SCR反应器的上方，通过一种特殊的喷雾装置和烟气均匀分布混合，混合后烟气通过反应器内触媒层进行还原反应过程。2)性能设计规范数据表5.1-2脱硝装置性能规范序号项目单位规范(参数)1×660MW机组1型式选择性催化还原(SCR)2燃料烟煤3SCR反应器数量套/炉24触媒类型蜂窝式或平板式、波纹板式5烟气流量Nm3/h21562216烟气温度℃3527脱硝效率%80(预留到90%空间)8氨逃逸浓度mg/Nm3＜2.59SO2/SO3转化率%＜110反应器入口烟气成分（标准状态，干基，实际O2）CO2Vol%11.83SO2Vol%0.0434N2Vol%74.69O2Vol%6.25H2O（标态，湿烟气）Vol%7.1711SCR入口烟气中污染物成分（标准状态，干基，6%O2）烟尘浓度g/Nm314.33SO2mg/Nm3119512反应器出口烟气成分(脱硝效率80%):NOX(干基，6%O2)mg/Nm3＜8095 13SCR装置压降(脱硝效率80%)Pa＜100014系统可用率%>9815氨消耗量(脱硝效率80%)kg/h30416单个反应器尺寸(长×宽×高)(脱硝效率80%)mm8.4×16000×125005.1.3SCR工艺系统电厂烟气脱硝SCR工艺系统包括氨气制备系统和脱硝反应系统两部分组成。5.1.3.1脱硝反应系统脱硝反应系统由触媒反应器、氨喷雾系统、空气供应系统所组成。1)烟气线路SCR反应器位于锅炉省煤器出口烟气管线的下游，氨气均匀混合后通过分布籍导阀和烟气共同进入反应器入口。脱硝后的烟气经空气预热器热回收后进入静电除尘器和FGD系统，经烟囱后排入大气。2)SCR反应器反应器采用固定床平行通道型式，采用两层，另外预留一层作为未来触媒，脱硝效率低于需要值时安装使用，此作用乃为增强脱硝效率并延长有效触媒的寿命。反应器为自立钢结构型式，带有对机壳外部和内部触媒支撑结构，能承受内部压力、地震负荷、灰尘负荷、触媒负荷和热应力等。机壳外部施以绝缘包裹，支撑所有荷重，并提供风管气密。触媒底部安装气密装置，防止未处理过的烟气泄漏。触媒通过反应器外的触媒籍载器从侧门放入反应器内。3)SCR触媒(催化剂)催化剂是SCR系统中的主要设备，其成分组成、结构、寿命及相关参数直接影响SCR系统脱硝效率及运行状况。要求SCR的催化剂：(1)具有较高的NOX选择性；(2)在较低的温度下和较宽的温度范围内，具有较高的催化活性；(3)95 具有较好的抗化学稳定性、热稳定性、机械稳定性；(4)费用较低。催化剂在使用过程中因各种原因而中毒、老化、活性降低、催化NOX还原效果变差，当排烟中氨的浓度升高到一定程度时，表明催化剂需要更换。SCR的催化剂市场上有三种：贵金属催化剂、金属氧化物催化剂和沸石催化剂。这三种催化剂各有特点，都有一定程度的应用。贵金属催化剂是20世纪70年代开发出来的，最早用于SCR系统。这些催化剂对选择性还原NOX很有效，但也容易氧化NH3，且价格昂贵。于是人们研制出金属氧化物催化剂，现在贵金属催化剂主要用于低温和天然气烟气的SCR系统中，它们在低温时可以有高脱硝率和CO氧化效果。在各种金属氧化物催化剂中，V2O5-W03(MoO3))/TiO2在NO还原和SO2氧化上有很大优势，应用较为广泛。SCR中用钒做活性元素是20世纪60年代发现的，在20世纪70年代发现了钛基支撑的钒稳定性和活性有很大提升。钒对NO还原有很好的活性，但同时带来了SO2氧化。TiO2在氧和SO2存在的情况下，抗硫化效果较好。因此催化剂中钒的含量一般较低，在高SO2浓度时小于1%(重量比)。同时采用WO3(MoO3)(约10%~6%)来增加催化剂的酸性、活性和热稳定性，限制SO2的氧化。而且，当烟气中有砷时MoO3能够阻止催化剂失效。硅铝酸盐和光纤玻璃作为陶瓷添加剂增加催化剂的机械性能和强度。V2O5-W03(MoO3))/TiO2用于传统SCR，运行温度在300℃~400℃间。高钒催化剂可用于天然气机组的低温SCR。沸石催化剂主要用于燃气复合循环机组的高温SCR系统，酸性沸石携带金属离子在高温时(最高达600℃)还原NOX活性好，而此温度区域金属氧化物催化剂不稳定。在SCR反应器里催化剂分层布置，一般为2~3层。当催化剂活性降低后，依次逐层更换催化剂。催化剂结构一般有蜂巢型、平板型和波纹板型三种。蜂巢型催化剂有较大的几何比表面积，防积尘和堵塞性能较差，阻力损失大。板式催化剂比蜂窝型催化剂具有更好的防积尘和堵塞性能，但受到机械或热应力作用时，活性层容易脱落。且活性材料容易受到磨损，骨架材料必须有耐酸性，以防达到露点温度时SO2带来的危害。这几种催化剂结构型式性能比较见表5.1-3。世界上电站烟气脱硝催化剂的主要类型95 蜂窝式板式波纹式表5.1-3催化剂型式性能的比较类型蜂窝式板式波纹式成型陶制挤压，成型均匀，整体均是活性成分金属作为载体，表面涂层为活性成分波纹状纤维作载体，表面涂层为活性成分优点1)比表面积大、活性高2)所需催化剂体积小3)高度自动化生产4)催化活性物质比其他类型多50-70%5)催化剂可以再生1)烟气通过性好(不易产生堵塞)。2)高度自动化生产1)比表面积比板式大2)重量轻(只有其他类的40-50%)。3)高度自动化生产缺点1)烟气流动条件不好时，表面可能产生一定堵塞，但可以通过流态模型试验来改善。2)主要不用于高尘烟气1)比表面积小，催化剂体积大。2)实际活性物质比蜂窝式少50%。3)上下子模块之间占据一定空间(长度为0.4-0.6m，达到蜂窝式相同长度需要2个模块。)4)再生时SO2/SO3转化率高。1)对烟气流动性很敏感，主要用于低尘。2)活性物质比蜂窝式少70%。3)模块结构与板式接近，有同样的问题。4)兼有蜂窝式、板式的缺点。95 蜂窝式催化剂以其比表面积大、活性高、体积小等突出优点市场份额日益扩大，目前占据了80%催化剂市场份额，而板式和波纹式市场份额却逐渐减少分别降到了15%和5%。特别是最近几年，蜂窝式催化剂以其高的比表面积、低体积、可再生和回收处理而被越来越多地应用于烟气脱硝工程中。在SCR运行过程中催化剂会因各种物理化学作用导致活性降低，引起催化剂失效的因素主要有：①沉积：烟气中细小飞灰颗粒沉积在催化剂表面，导致表面微孔阻塞，降低催化剂反应活性，如硫酸钙、氨化合物(硫酸氢氨或者硫酸二氨)都会引起催化剂堵孔；②碱性金属中毒：如钾、钠等；③砷中毒：当钒催化剂与氧化砷相互作用时，形成挥发性的钒化合物；钒催化活性降低，还可能与形成氧钒—钒酸盐有关，或与生成钒青铜类型的化合物有关；④烧结：局部催化剂因温度过高而烧结，集体化活性降低；⑤冲蚀：高灰烟气中灰粒游动过程中对催化剂的撞击、磨蚀会造成催化剂的机械损伤。由于催化剂更新成本昂贵，如何在SCR系统运行中延长催化剂使用寿命和催化剂再生、更好的催化剂的研发成为研究焦点。为减少催化剂砷中毒，可以在燃料中添加石灰石以降低烟气中砷浓度水平。但另一方面CaO会生成CaSO4，堵塞催化剂反应孔。为了清除催化剂表面的沉积灰，反应器内可安装吹灰器吹扫催化剂表面。对于因堵塞而失效的催化剂，可采用喷沙清理法再生，将0.1mm的沙粒吹入催化剂活性衰退部位，回收的催化剂接近原催化剂的反应性能。本工程采用何种类型的触媒，建议根据SCR供货商提供的整套SCR系统性能和成本综合比较后决定。4)催化剂填装催化剂模块用卡车运到指定的地点，然后利用催化剂的卸载设备卸载。在卸载设备中催化剂模块被旋转90度呈垂直放置。催化剂模块被吊到反应器的平台上，再利用平台上的电瓶车运到反应器的加料门里。这些模块由一个单轨起重机提升并运送到反应器里各自的催化剂排里放置。通过反应器的内部轨道系统运送到自己的在排中的最终位置。当一排催化剂被填满后，催化剂运输车被单轨起重机移到下一个排，直到所有的催化剂排被填满。95 5)氨/空气喷雾系统氨和空气在混合器和管路内借流体动力原理将两者充分混合，再将此混合物导入氨气分配总管内。氨/空气喷雾系统含供应函箱、喷雾管格子和喷嘴等。每一供应函箱安装一个节流阀及节流孔板，可使氨/混合物在喷雾管格子达到均匀分布。手动节流阀的设定是靠从烟气风管取样所获得的NH3/NOX的摩尔比来调整。氨喷雾管位于触媒上游烟气风管内。氨喷雾管里含有喷雾管和雾化喷嘴。氨/空气混合物喷射NOX浓度分布靠雾化喷嘴来调整。6)SCR控制系统烟气脱硝系统的控制在本机组的DCS系统上实现。①控制原理SCR烟气脱硝控制系统利用固定的NH3/NOX摩尔比来提供所需要的氨气流量，进口NOX浓度和烟气流量的乘积产生NOX流量信号，此信号乘上所需NH3/NOX摩尔比就是基本氨气流量信号。根据烟气脱硝反应的化学反应式，一摩尔氨和一摩尔NOX进行反应。氨气流需求信号送到控制器并和真实氨气流的信号相比较，所产生的误差信号经比例加积分动作处理去定位氨气流控制阀。若氨气因为某些连锁失效造成喷雾动作跳闸，届时氨气流控制阀关断。根据设计脱硝80%的效率，依据ECO入口NOX浓度和设计中要求的最大3ppm的氨滑失率计算出修正的摩尔率并输入在氨气流控制系统的程序上。SCR控制系统根据计算出的氨气流需求信号去定位氨气流控制阀，实现对脱硝的自动控制。通过在不同负荷下的对氨气流的调整，找到最佳的喷氨量。②氨供应所测量的氨气需进行温度和压力修正。从烟气侧所获得的NOX讯号馈入控制器，控制器具有计算所需氨气流量的功能，并利用氨气流量控制所需氨气，使摩尔比维持固定。为确保操作安全及预防触媒损害，氨气供应管线上装设一个氨气紧急关断装置，下列任何一种情况发生，均会使关断阀动作：①、进口烟气温度低；②、进口烟气温度高；③、氨气对空气稀释比高。其动作限值见表5.1-4表5.1-4氨气紧急关断装置设定值序号项目操作值报警点关断阀动作点1SCR反应器入口温度(高位)352℃400℃420℃95 2SCR反应器入口温度(低位)352℃290℃280℃3氨气对空气稀释比4%12%14%③稀释空气供应进入氨/空气混合器的稀释空气采用手动调节，一旦空气调整后空气流就不需随锅炉负荷而调整。氨气和空气流设计稀释比最大为5%，当锅炉低负荷且NOX浓度低时，氨浓度将降低至5%，为防止烟气回流，在氨气线上且在氨/空气混合器的上游装有止回阀。稀释空气由稀释风机供给。烟气脱硝反应系统主要功能是将烟气系统中的氮氧化物通过与氨反应分解为氮气和水两种物质。此系统是基于以下三种因素考虑而设计：触媒形式和节距按给定的流程达到最佳效果进行选择。脱硝系统反应器及触媒块作紧凑布置，以减小安装空间并节省SCR系统反应区域。有效保护触媒，防止有毒物质损坏触媒。5.1.3.2液氨储存及供应系统液氨储存和供应系统包括液氨卸料压缩机、液氨储槽、液氨蒸发槽、氨气缓冲槽及氨气稀释槽、废水泵、废水池等。液氨的供应由液氨槽车运送，利用液氨卸料压缩机将液氨由槽车输入液氨储槽内，储槽输出的液氨在液氨蒸发槽内蒸发为氨气，经氨气缓冲槽送达脱硝系统。氨气系统紧急排放的氨气则排入氨气稀释槽中，经水的吸收排入废水池，再经由废水泵送至废水处理厂处理。液氨储存和供应系统的控制由就地PLC实现。1)卸料压缩机卸料压缩机为往复式压缩机，压缩机抽取液氨储槽中的氨气，经压缩后将槽车的液氨推挤入液氨储槽中。2)液氨储槽3台机组脱硝系统共设计3个液氨储槽、单个存储有效容量为110m3。可满足3套SCR机组脱硝反应所需氨气一周。储槽上安装有溢流阀、逆止阀、紧急关断阀和安全阀。储槽还装有温度计、压力表液位计和相应的变送器，变送器发出信号送到机组DCS控制系统，当储槽内温度或压力高时报警。储槽四周安装有工业水喷淋管及喷嘴，当储槽槽体温度过高时自动淋水装置启动，对槽体自动喷淋减温。95 3)电加热蒸发槽蒸发槽采用电加热方式，蒸发槽按照在BMCR工况下3×100％容量设计。4)氨气缓冲槽从蒸发槽蒸发的氨气流进入氨气缓冲槽，通过调压阀减压至1.8kg/cm2，再通过氨气输送管送到锅炉侧的脱硝系统。缓冲槽的作用在于稳定氨气的供应，避免受蒸发槽操作不稳定所影响。缓冲槽上装有安全阀。5)氨气稀释槽氨气稀释槽为容积6m3的立式水槽，水槽的液位由溢流管维持，稀释槽设计成槽顶淋水和槽侧进水。液氨系统各排放点排出的氨气汇集后从稀释槽底部进入，通过分配管将氨气分散入稀释槽水中，利用大量水来吸收安全阀排放的氨气。6)氨气泄漏检测器液氨储存及供应系统周边设有6只氨气检测器，以检测氨气的泄漏，并显示大气中氨的浓度。当检测器测得大气中氨浓度过高时，在机组控制室会发出警报，提醒操作人员采取必要的措施，以防止氨气泄漏的异常情况发生。电厂液氨储存及供应系统设在远离机组大约200-400m的位置，并采取措施与周围系统隔离。7)排放系统液氨储存和供应系统的氨排放管路为一个封闭系统，将经由氨气稀释槽吸收成氨废水后排放至废水池，再经由废水泵送到废水处理站。8)氨气吹扫液氨储存及供应系统必须保持系统的严密性，防止氨气泄漏，氨气与空气混合造成爆炸，这是最关键的安全问题。基于此方面的考虑，本系统的卸料压缩机、液氨储槽、氨气温水槽、氨气缓冲槽等都装有氮气吹扫管。在液氨卸料之前通过氮气吹扫管线对以上设备分别进行严格的系统严密性检查和氮气吹扫，防止氨气泄漏和系统中残余的空气与氨混合造成危险。5.1.3.3SCR装置灰的吹扫为了防止飞灰造成催化剂堵塞，必须去除锅炉燃烧而产生的融化、硬而大直径飞灰颗粒。在SCR装置之前设置灰斗，当锅炉低负荷和锅炉检修吹灰时，收集烟道中的飞灰，始终保持烟道中的清洁状态。在每个SCR95 装置之后的出口烟道上也设置灰斗，由于烟气经过SCR装置，流速降低，烟气中的飞灰会在SCR装置内和SCR装置出口处沉积下来，部分自然落入灰斗中。SCR设置有吹灰装置，采用声波吹灰器和蒸汽吹灰器相结合，根据SCR装置的情况，及时进行吹扫，吹扫的积灰落入灰斗中。5.1.4SCR装置烟气旁路设置分析（1）设置旁路烟道的原因SCR脱硝装置一般在以下情况时考虑设置旁路烟道：锅炉低负荷工况下省煤器出口烟温低，烟温低于脱硝反应所需的温度下限时。锅炉启动和运行采用重油，可能造成催化剂表面积油和积灰，导致催化剂过热，降低催化剂活性时。当SCR需要长期关闭时或长期低负荷运行时，烟气旁路延长催化剂寿命。当SCR出现故障或检修而需要主机系统继续运行时。（2）设置旁路烟道的影响1）设置旁路烟道将增加投资成本和运行成本，主要体现在以下几方面：设置旁路烟道，会增加旁路烟道部分的烟道本体及支撑装置投资成本；设置旁路烟道需在SCR反应器的进出口烟道和旁路烟道设置烟道挡板，每台锅炉机组增加6个烟道挡板，并增加相应的控制系统。烟道挡板通过充入密封空气密封，且要求达到零泄漏，为了防止腐蚀发生，密封空气充入挡板前需利用电加热器加热到酸露点温度以上，并增加相应的密封风管道系统，这将增加电厂的运行成本。2）设置SCR旁路烟道对系统运行带来不利影响旁路挡板只有在SCR停运时才打开，大多数情况下是关闭的。由于脱硝装置是高含尘布置方式，时间长了容易在此处积灰，最后可能会导致挡板因积灰而不能正常开启，影响系统运行。3）设置SCR旁路烟道会影响脱硝效率脱硝装置运行时，旁路烟道挡板关闭，挡板密封装置保证零泄漏。如果密封装置有泄漏，则原烟气可能通过旁路烟道直接进入到SCR出口烟道的净烟气中，使净烟气中的NOx浓度无法达到保证值，影响脱硝效率。95 4）设置SCR旁路烟道会增加系统压降设置旁路烟道后，需在SCR进出口烟道和旁路烟道中增加烟道挡板，会增加烟气阻力，使系统压降比不设旁路烟道时高。5）设置SCR旁路烟道不能保证SCR反应器检修安全性人们通常设想如果烟气走旁路时可以在需要时进入SCR反应器进行检修，但在实际操作中需要考虑的因素太多，操作起来比较困难。进入SCR反应器进行检修必须保证反应器内的环境对进入的工作人员没有危险，系统安全保障必须考虑周全：确保SCR入口烟道挡板烟气零泄漏，没有烟气进入SCR反应器内；确保氨喷入装置完全关闭，没有氨空气混合气泄漏到反应器中；彻底清除反应器内的残余烟气；确保反应器内的温度和有害物质被控制在安全范围内，同时反应器内有足够的氧含量等。而这一切实际上无法做到万无一失，即在烟气旁路状态下，即使设计和操作上考虑很周到，进入SCR反应器内检修也是不安全的。只要脱硝系统的检修与锅炉机组检修一致则可以很好的解决此类问题。（3）结论综上所述，并根据本工程实际情况：SCR装置最低喷氨无论从技术上、从运行的经济性和安全性考虑，本工程推荐不设置SCR旁路系统。另外考虑到SCR装置建设期间不影响锅炉机组的正常运行，设SCR装置临时烟气旁路，待SCR装置安装完毕后拆除。5.1.5装设SCR装置对锅炉空预器设计和运行的影响及改造方案5.1.5.1SCR脱硝装置对空预器的影响设置SCR脱硝装置后，对原有空气预热器会产生诸多不良影响，主要有以下几点：1）由于脱硝催化剂的作用，烟气SO2向SO3的转化率增加，烟气酸露点升高，由此加剧空气预热器的酸腐蚀和积灰。2）SCR脱硝装置中的逸出氨（NH3）与烟气中的SO3和水蒸汽生成硫酸氢铵凝结物：95 NH3＋SO3＋H2O⇒NH4HSO4对于燃煤电厂，在灰的作用下，硫酸氢铵在146℃～207℃（这个区域被称为ABS区域）间凝结成粘性很强的状态，易粘附在空气预热器的换热元件表面上，增加空预器阻力，长期运行会堵塞空预器的通流区。ABS区域正好处于空气预热器的中温和低温段。吹灰器无法有效吹扫至中温段，尤其是中低温段接合处。3）增设SCR后，空气预热器的热端压差要增加约1000Pa左右，空气预热器的漏风率随之增加。5.1.5.2空预器改造方案由于原有空气预热器设计未考虑SCR脱硝装置运行带来的不良影响，因此需要对空预器进行改造，以适应新的运行工况。改造空预器有两类方案：整体更换方案：即按照脱硝工况设计空预器并重新安装。该方案的优点是能使锅炉的热力性能基本保持不变，并且能满足制粉、燃烧对热风温度的要求，降低排烟温度。缺点是改造费用相对较高，并且受原有锅炉框架影响，拆卸旧空预器和安装新空预器的工作量大，作业时间长。由于空预器的重量可能会增加，故需要对原有承载梁及柱基础进行核算，并采取适当的加固措施。另外，受空预器整体更换的影响，与空预器相连接的烟风道可能也需要更改。改造方案：为了避免铵盐在两段换热元件间沉积，低温段要有一定的高度。经验估计，燃煤电厂的ABS区域为距预热器传热元件底部381mm～900mm位置之间，一般低温段应有800～1050mm以上高度。故为尽量减少改造工作量，可将空预器冷段蓄热元件高度更改为900～950mm，取消中温段，使得在任何负荷下将硫酸氢氨易沉积的温度区域设计在单层的冷段传热元件区域，这样可以有效的降低硫酸氢氨对预热器的影响。同时低温段采用易吹扫易清洗的大波纹板型，使得可以有效的达到预热器的防结露，抗腐蚀以及防堵灰的目的，并且采用搪瓷工艺。本工程原空预器换热元件总高度约2337mm，假定低温段调整为950mm，则相应高温段的高度可以调整为1387mm。按照经验初步估计高温段高度可以满足维持原空预器换热性能的要求，即保持原空预器的壳体和接口不变，空预器的换热性能维持原值，故对锅炉效率无影响。空预器的重量可能会有少许变动，估计95 对锅炉的基础影响不大，相应的支撑梁是否需要加固最终根据厂家的修改方案来定。与空预器直接连接的烟风道可以不必进行调整。由于脱硝改造后，空预器热端压差增加，对空预器的漏风率控制有不利影响。故需要同时对空预器的密封系统进行改造。原设计空预器的保证漏风率<8%，经咨询生产厂家，认为脱硝改造后，空预器的完全可以达到原设计值的要求。具体密封系统的改造可以考虑以下方面：a、扇形板改造b、轴向密封改造c、热端扇形板支撑方式改造d、冷端扇形板调节装置改造e、静密封(包括扇形板与梁之间的固定密封结构、中心筒密封、上轴密封、下轴密封)f、密封片g、密封折板h、固定密封间隙设定另外，无论采用哪种方案，空预器都需设置双介质吹灰装置(含高压水系统)，从而预防堵塞及腐蚀的发生。针对烟气脱硝后预热器易产生硫酸氢铵堵塞及低温腐蚀，在预热器冷端设置半伸缩式双介质吹灰器，采用300℃、压力1.58MPa的蒸汽为吹灰汽源及15MPa高压冲洗水在线清洗，热端设置蒸汽吹灰器。考虑到改造方案可以达到与整体更换空预器方案相同的效果，故从节约成本，压缩工期的角度考虑，不推荐整体更换空预器方案。在下阶段工作中，需要重点考虑空预器各段元件高度的优化，减少对锅炉效率的影响。本阶段按改造方案考虑。5.1.6增设脱硝装置对风机的影响分析空预器的改造方案基本不会引起烟风道阻力和漏风量的变化，不会对一次风机、送风机有影响，无需核算。但因为增加SCR脱硝装置，故引风机的参数需要重新选择计算。分析过程如下：原风机BMCR工况的参数如下：风量：1717503m3/h风压：4588.9Pa95 原风机TB工况的参数如下：风量：1937088m3/h风压：5901.4Pa增设SCR脱硝装置后，脱硝装置相应烟气阻力将增加～1000Pa，应业主要求风机压头需预留除尘器改造为袋式所增加的阻力～1200Pa，因此引风机入口前压头按增加～2200Pa考虑。同时本工程如要考虑取消脱硫增压风机，采用引风机克服整个烟气系统的阻力的可能性。原脱硫系统阻力约为3000Pa，并且根据现场调研情况，脱硫系统的阻力在运行过程中可以达到3400Pa左右，故对此部分阻力按照大火规的要求选取裕量系数。初步计算各工况下引风机的选型参数如下表：参数列表增设SCR后的参数（不取消脱硫增压风机）增设SCR后的参数（取消脱硫增压风机）BMCR工况风量(m3/h)17175031717503风压(Pa)6588.99588.9TB工况风量(m3/h)19370881937088风压(Pa)848612236电动机功率(kW)56008000若取消脱硫增压风机，则根据引风机的参数可以采用离心式或动叶可调轴流式。修编《大火规》第9.3.2条规定“如采用引风机和增压风机合并方案，当环境温度下风机的T.B点压头高于炉膛瞬态防爆设计压力时，不应选用离心式引风机。”就本工程而言，环境温度下TB点的压头已经超过12000Pa，远超过炉膛瞬态防爆设计压力8700Pa，故合并后的引风机不能采用离心式，只能选择动叶可调轴流式。经与本工程的原除尘器后烟道框架比对，若采用动叶可调轴流式，则引风机进出口烟道及相应的烟道框架需要进行整体修改，才可以满足引风机的安装要求，对工期及投资的影响均较大。另外，本工程属于改造工程，增压风机已经安装运行，若采用引风机与增压风机合并的方案，反而会增加初投资，并且风机运行经济性差别不大，仅运行维护会相对简单，故不推荐本工程取消脱硫增压风机。95 结合上表可以看出，增加SCR后，若不取消脱硫增压风机，则原引风机仍可以满足BMCR工况的正常运行，但风压裕量不足，不能满足规程的要求。另外根据现场调研，因为实际燃用煤种水分偏高及机组老化等原因，满负荷工况下引风机的实际运行开度已经达到80%，并且夏天存在引风机满负荷运行仍旧出力不足的情况。考虑这些原因，本阶段推荐对原引风机或脱硫增压风机进行改造，以满足增加的脱硝压损克服要求。以下对原引风机或脱硫增压风机的两种改造方案进行比较论述。若对脱硫增压风机进行改造，虽只需要更换叶片，联轴器，平衡臂等，可以保留风机机壳和轮毂等部件，成本较低，周期较短，但每台增压风机电机运行功率将增加近3000kW，电机启动电流将大大增加，根据现场核实，脱硫区域的启动变压器容量已经接近饱和，若增大增压风机启动电流，需重新更换该启动变压器及配套系统，造价将比对引风机进行整体更换高得多，工期也长些，此外，此方案由于引风机出力不足，需由增压风机来控制锅炉运行参数，需调整控制系统，运行可靠性也大大降低。因此，本工程推荐按引风机整体更换进行改造。由于受本工程引风机前后烟道布置限制，为减少改造工作量及缩短改造工期，引风机型式仍按原离心式进行改造。因此，本阶段推荐引风机仍按离心式进行改造，以克服新增的SCR装置及除尘器今后改造的阻力。改造后的引风机选型参数如下：BMCR工况的参数如下（1台引风机参数）：风量：1717503m3/h风压：6588.9PaTB工况的参数如下：风量：1937088m3/h风压：8486Pa电动机功率：5600kW5.1.7存在问题：1)本次增设脱硝装置，不推荐对一次风机和送风机的型号进行调整。故在招投标过程中需要充分考虑空预器改造可能对风机带来的影响，包括烟风道阻力及漏风量等，并加以限制，以保证原有风机仍可以在原设计的经济工况运行。2)脱硝改造后，建议仍旧保留原脱硫系统增压风机。因改造增压风机，需增大脱硫区域变压器容量且降低了机组运行的可靠性，因此不推荐改造增压风机。虽然改造引风机方案投资较大，但对其它系统及设备基本没有影响，故本阶段推荐新增加的脱硝装置的阻力95 及预留除尘器改造的阻力通过改引风机来实现。原引风机基础是否需要进一步加固，需在下一阶段和厂家进一步配合，对动、静荷载进行核算。5.2水工与消防氨区喷淋冷却水源拟接自厂区消防管网，工艺用水取自电厂工业给水管网。冷却水排水拟接至电厂工业废水站废水储存池。在液氨储罐上方布置固定喷水冷却喷头，以供储罐着火时所需。5.3电气系统5.3.1电气供电方案根据工艺设计方案，沙角C电厂#1～#3机组(3×660MW机组)脱硝工程每台机组各设一个SCR反应区，SCR烟气脱硝装置布置在炉后送风机及一次风机构架位置。3台机组共设一个氨区，布置电厂东南角煤场南侧，码头附近。供电方案：1)每台炉SCR反应区的380/220V负荷约120kW，考虑将负荷分别接入相应锅炉PC工作段和MCC工作段，不单独设置脱硝MCC。2)氨区按3台机组共用来考虑，氨区就地设置一套380/220V低压配电装置(氨区MCC)，氨区MCC所需的工作电源容量约350kW，由于氨区布置在码头附近，距离厂区较远（距输煤6kV工作段约700米），考虑扩容附近脱硫变压器；氨区容量较大的负荷直接从脱硫PC段引接，其余从容量较大的负荷从氨区MCC引接，MCC2回工作电源分别从脱硫工作电源引接。3)脱硝系统不考虑保安电源。4)脱硝工程引起的锅炉辅机设备变化，#1~#3机(3×660MW机组)改造原引风机，电机容量由3357kW增加到5600kW；脱硫增压风机不做改造。经核算，原有主厂房10kV开关柜内断路器可以满足要求，不需要更换，但10kV电缆载流量不够，需要更换。5.3.2电气设备布置SCR控制、电气配电装置按就近布置在SCR反应区内为原则。根据现场情况，电气配电室统一考虑布置在原锅炉配电室内。95 氨区的PLC控制系统和电气配电装置集中布置在氨区电控室内。5.3.3控制SCR反应区电气控制系统尽可能纳入主机控制系统，氨区采用PLC控制系统。5.3.4保护脱硝装置不设专用直流控制电源。由于距离主厂区较远，因此氨区MCC及SCR反应区专用MCC采用交流控制电源控制。根据负荷性质，本工程增加相应的380V馈线保护或电动机保护，保护采用微机型，在380V开关柜上安装。5.3.5自动消防本期增加对脱硝区域的消防报警，具体如下：MCC配电间采用智能感烟报警探测器；电缆桥架采用感温电缆。本工程新增的消防报警设备，将通过总线方式与老厂原有的脱硫消防报警系统相连。5.4仪表及控制5.4.1脱硝改造控制系统的自动化水平本工程为沙角C电厂脱硝工程新增烟气脱硝系统，系统应具有相应完善的现场仪表与控制系统。机组部分SCR反应区系统的控制拟纳入单元机组的分散控制系统(DCS)，由单元机组的分散控制系统实现，完成机组SCR反应区系统的监视和控制。控制系统将具有较高的自动化水平，运行人员在单元控制室以分散控制系统的LCD和键盘作为SCR反应区系统的主要监视和控制手段，能实现：lSCR反应区系统的启停；l正常运行工况下对各工艺系统设备的控制及运行状态的监视，并依据工艺系统的运行参数的变化进行调整和操作；l机组或脱硝装置异常工况下的停运和事故处理。贮氨系统采用增加与脱硫系统一致的ABB公司SYMPHONY远程控制站，采用光纤接入脱硫系统DCS，实现在脱硫控制室的操作员站对氨的储存和处理系统的监控。控制系统将具有较高的可靠性、可维护性与扩展性。95 脱硝控制系统将实现自动对有关参数进行扫描和数据处理；定时制表；参数越限时自动报警和打印；根据人工指令自动完成各局部工艺系统或辅机的程序启停。当系统发生异常或事故时，通过保护、联锁或人工干预，使系统能在安全工况下运行或停机。5.4.2脱硝改造控制方式对于本工程烟气脱硝系统改造，已有的控制方式有两种方案：1)第一种方案：机组部分SCR反应区系统拟采用原有DCS系统品牌增加处理器和IO机柜的方式接入原有的单元机组DCS控制系统，运行人员在集中控制室通过分散控制系统(DCS)操作员站对脱硝SCR反应区系统进行启停操作、正常运行的监控及事故处理，不设单独的脱硝控制室和电子设备间。公用部分的贮氨系统（包括3台机组脱硝贮氨公共部分）采用远程控制站接入机组公用系统（值长台），实现在一期工程脱硫控制室对氨的储存和处理系统的监控。此方案先进，便于系统的运行管理，利于设备的维护，利于备品备件的统一。2)第二种方案：机组部分SCR反应区系统拟采用原有DCS系统品牌增加处理器和IO机柜的方式接入原有的单元机组DCS控制系统，运行人员在集中控制室通过机组的分散控制系统(DCS)操作员站对脱硝SCR反应区系统进行启停操作、正常运行的监控及事故处理，不设单独的脱硝控制室和电子设备间。公用部分的贮氨系统拟采用由可编程控制器(PLC)与工业控制机(PC)构成的相对独立的计算机控制系统，在脱硫控制室设独立操作站，实现在脱硫控制室对氨的储存和处理系统的监控。此方案较先进，对于原有的分散控制系统(DCS)的影响也较小，公用部分的贮氨系统采用独立控制系统，对原有脱硫控制系统没有影响，方便施工。综合两个方案的优缺点，方案一在改造后的系统运行和维护方面带来很大的优越性。因此，推荐方案一为本次改造的方案。5.4.3脱硝改造控制系统的功能数据采集系统(DAS)：该系统连续采集和处理脱硝系统的运行参数和设备运行状态信号，及时向运行人员提供有关的实时运行信息，实现对脱硝系统的监视。模拟量控制系统(MCS)：95 该系统根据脱硝系统工艺特点和运行要求，自动调整设备运行工况，控制被调量在设定值。顺序控制系统功能(SCS)：顺序控制系统将按分级设计的原则，设有功能组级、子功能组级和驱动级三级控制，以便在某些系统、设备或元件故障时，操作员能选择较低级别的控制方式，而不丧失对整个过程的控制。5.4.4脱硝改造控制系统的接口SCR反应区系统的信息将通过原单元机组DCS与厂级监控信息系统的数据通讯接口送出，实现在厂级监控信息系统进行实时监视的功能。贮氨系统将通过脱硫控制系统与厂级监控信息系统的数据通讯。5.4.5脱硝改造现场仪表根据监视及控制要求及有关规程规定，设计脱硝系统的现场测量仪表，并根据脱硝系统的特点考虑防腐蚀要求，采取适当的防堵与冲洗措施；贮氨区的现场仪表考虑相应的防爆要求和满足泄露检测要求。布置在现场的机柜应满足防水、防尘和防腐蚀等“三防”要求。5.4.6设计编码由于#1～#3机组DCS改造后设计编码统一采用了KKS编码，因此，机组SCR部分设计编码拟采用KKS编码，贮氨系统部分设计编码也统一采用了KKS编码。5.5灰输送系统5.5.1改造后脱销装置排灰量每台炉设置2个SCR反应器，每个SCR反应器出口烟道在垂直转向水平处均设置灰斗，排灰量为每个反应器约160kg/h(设计煤种)。5.5.2设计原则本工程改造3×660MW机组脱销系统，除灰系统以每台炉为设计单元；采用正压气力输送系统；考虑到原省煤器输送单元还有很大富裕时间，拟定本次改造的脱销除灰系统与原省煤器除灰系统共有输灰管道及输送气母管和仪用气母管5.5.3脱硝除灰系统95 （1）脱硝灰正压气力输送系统，每台炉设置2个灰斗，每个灰斗下设1台输灰发送器，因脱硝灰颗粒较大，系统出力考虑应有足够的裕量，按不小于2倍的灰量设计，取系统出力0.65t/h。（2）发送器设备布置在脱硝灰斗下，脱硝灰斗下应设置除灰设备安装及运行维护平台，发送器暂定按采用吊装方式考虑。每台炉设2台发送器设1根输灰管，输灰管将在合适的位置接入省煤器灰管。本除灰系统的输送气及仪用气均就近从省煤器的输送气母管和仪用气母管引入。5.6土建建筑与结构5.6.1建筑物布置SCR反应器装置布置在锅炉与电除尘之间的送风机及一次风机构架上，原构架为钢框支架结构，P轴钢柱距为10.3m、12.2m、12.2m、10.3m,共4跨（单台机尺寸），N轴为锅炉房的钢筋混凝土墙，与原构架铰接连接，原构架开间为13m,高~14m；加装SCR反应器后，P轴钢柱距改为5m、5.3m、12.2m、12.2m、5.3m、5m,共6跨（单台机尺寸），在P与N轴之间新增N1轴，N1轴与P轴相距10m,N1轴柱距为9.5m、8m、8m、9.5m（单台机尺寸）,共4跨，形成新的柱网结构，新建的SCR反应器装置构架总高约30.8m。5.6.2结构本SCR烟气脱硝装置为每台锅炉配置2个反应器，每个反应器荷重约1200t，加上新增的烟道荷重，每台炉的SCR反应器装置构架荷载约为（1200+111+118）×2t，由于脱硝装置的荷载重，体积大，位置高（放置在30.8米上），原构架已远远不能满足要求，故需加固扩建，根据本工程现有条件，对SCR脱硝装置构架拟用钢框架结构支承，新增立柱7根，对原有的3根钢柱加高、截面加大，另加设钢梁并按SCR烟气脱硝装置的支承要求，设置支承梁。本工程新增的柱网及横梁将会有多处位置与原有结构相碰，故梁柱截面在其相碰处均需作相应的特殊处理，这对后续的施工图设计提出了较高要求，同时现场施工的难度也相应较大。另新的柱网结构可能对送风机及一次风机的检修起吊设备造成一定的影响，故在建设新柱网后，需对送风机及一次风机的检修起吊设备进行改造。5.6.3地基与基础95 根据《沙角电厂C厂施工图设计阶段工程地质勘测报告》（锅炉及除尘器场地）F017S-G02，场地为滨海回填区，填土之下为海相松散沉积物、坡、残积土。下伏下古生界变质岩系。各地层从上至下分别为：素填土层①；淤泥质土层③；细沙层⑤，仅见于B32钻孔，厚0.80米；冲积粉质粘土层⑥；粉土层⑦；坡积粉质粘土层⑧；残积粉质粘土层⑨；强风化石英片麻岩或强风化石英岩层⑩；中风化石英岩层。由地质勘测报告及5-5、6-6工程地质剖面可见，本场地范围内，残积粉质粘土层⑨广泛分布，且由北向南，从东到西，层厚逐渐变大，其层厚约3~31米，层底标高最高约为-5.09米，最低约为-40.4米。此土层为石英片麻岩、石英岩风化土，呈稍湿、硬塑~坚硬状态，为端承摩擦桩的良好持力层。参照以往工程经验，结合本工程现场的实际情况及施工条件，考虑到SCR反应器装置构架的柱脚荷载较大等因素，构架基础拟采用大直径的人工挖孔桩，持力层为残积粉质粘土层。鉴于本工程原地下设施众多，如汽机循环水压力涵管、一次风机基础、送风机基础、电缆沟及原构架基础、地梁等，将给桩基施工带来很多的困难，故施工前，须充分做好准备，采取切实可行的措施，保护原有结构基础及设备基础，对需凿除的原地梁及需改造的原管桩基础，均须采取防震措施，以免对原结构造成影响，个别离电缆沟较近的桩基，施工前需对电缆沟采取有效的保护措施，确保电厂安全运行生产，确保施工安全。上述方案需待下阶段设计深化及现场条件落实后最终确定。对于新建的管道支架基础、氨区配电室基础、氨区设备基础及围护墙等，拟采用天然地基，钢筋砼独立或条基。5.7脱硝装置的总体布置5.7.1SCR装置布置整个SCR反应器和连接烟道平面占地约21.4×32=684.8m2，因此可利用炉后与除尘器之间的框架作为SCR装置布置场地。每台机组SCR反应器部分包括两个反应器、连接烟道及工艺管系，为了布置SCR装置，需要将框架作出修改。N－P跨，跨度为13000mm，设21.00m框架层，做为烟道布置支撑层和输灰设备层；设30.775m层，作SCR反应器支撑层，采用大平台结构,为反应器内的催化剂装卸、检修而设置。95 反应器布置位置5.7.2液氨储存及供应系统布置氨区布置在电厂煤场的南侧，靠近脱硫码头位置。95 脱硝系统氨区布置场地5.8主要设备材料清单脱硝系统主要设备材料清单见表5.8-1所示。表5.8-1脱硝主要设备表序号项目名称单位数据一环保专业部分（一）氨区（3台机组）（1）卸料压缩机型号往复式无油润滑数量台2排气压力MPa2.41卸料能力m3/h29功率kw11介质氨气95 （2）储氨罐型号卧式数量台3有效容积m3/罐125设计压力MPa2.2设计温度℃50外形尺寸（内径×筒体长度）mmΦ3200×14500介质液氨材料16MnR设备质量/设备最大质量吨约37/84（3）液氨蒸发槽型号电加热数量台3外形尺寸（内径×筒体长度）mmΦ2000×2500蒸发能力kg/hr约456(每台)电耗kW～250(每台)设备质量/设备最大质量吨约3（4）氨气稀释槽型号数量台1设计温度℃80设计压力MPa常压介质稀氨水有效容积m36外形尺寸（内径×筒体长度）mmΦ2000×2500材料Q235-B设备质量/设备最大质量吨约2/10（5）氨气缓冲槽型号数量台3（2用1备）介质氨气设计压力MPa1设计温度℃55有效容积m3595 外形尺寸（内径×筒体长度）mmΦ1800×2200材料16MnR设备质量/设备最大质量吨约1.5/5（6）废水泵型号立式自吸数量台2（1运1备）扬程MPa0.5功率kw22流量m3/h40介质稀氨水（7）洗眼器型号复合式数量台1材料不锈钢（8）阀门总共约179个（9）管道m2000(二)SCR区（每台机组）（1）氨气/空气混合器型号数量台2材料Q235-A/20（2）稀释风机型号高压离心数量台2出口静压Pa6500流量m3/hr3619功率kw25（3）氨喷射器型号网格式数量台2材料Q235-A/20（4）阀门总共约27个（5）进出口烟道t约93（每台机组两个）95 设计压力Pa±6000瞬时承受压力±9980最大运行温度℃420数量台6材料碳钢（6）反应器t220（每台机组两个）设计压力Pa±6000瞬时承受压力±9980最大运行温度℃400数量台6材料碳钢（7）催化剂型式板式体积m3/炉约600（8）电动葫芦（含滑触线及安装辅材）套6（9）手动葫芦套6（10）吹灰系统型式蒸汽/声波数量只24（11）反应器入口烟气监测系统（测量参数：流量、湿度、氧量、温度、NOx、SO2）套6反应器出口烟气监测系统（测量参数：流量、湿度、氧量、温度、NOx、SO2、NH3）套6二热机专业部分（3台机组）1空气预热器，三分仓回转式（改造,壳体不变，更换内部换热元件，并增加吹灰系统等）台2×32引风机，离心式，TB：Q=1937088m3/h，H=8486Pa（整体改换）台2×395 引风机双速电动机，10kv，5600kW（换电动机）台2×3三电气专业部分（3台机组）1380V低压开关柜(包含保护装置)面10210kV阻燃电力电缆ZR-8.7/15-YJV22-10-3×240米20003380V低压动力电缆km104低压控制电缆项15低压控制柜项16火灾探测装置项17火灾探测相关电缆项1四控制专业部分（3台机组）(一)SCR系统1控制系统套32热控仪表套33电源柜及配电箱套34安装材料套3(二)氨区系统5PLC系统套16就地仪表套17电源柜及配电箱套18安装材料套1五除灰专业（3台机组）95 1手动灰闸阀，DN300(耐温380OC以上)个62进料阀(气动)，DN200(耐温380OC以上)个63输灰发送器，0.25m3套64出料阀(气动)，DN80PN1.0个35平衡阀(气动)，DN50PN1.0个6六水工消防专业部分(3台机组)1D219×6无缝钢管(20#)m302D59×3无缝钢管(20#)m1003弹性座封闸阀ZSZF-0200DN200PN16个14雨淋阀组ZSFM-200DN200PN16个15Y型过滤器GL41HDN200PN16个16弹性座封闸阀ZSZF-050DN50PN16个27冷却喷头　ZSTWB16-90DN15个108信号蝶阀ZSFX-80-DDN200PN16个39截止阀J41W-16TDN25PN16个110弹性座封闸阀ZSZF-0050DN50PN16个55.9供货与服务范围95 为确保脱硝工程的顺利建成投产及稳定运行，低氮燃烧器改造部分可采用国内招标成套实施方式，即采用项目总包方式；烟气脱硝装置关键设备从国外进口，其它设备国内配套，供货与服务范围分工初步设想如表5.9-1所示。表5.9-1SCR供货与服务范围分工设想序号项目供货(服务)外方国内承包商第三方1设计1.1工艺、控制系统基本设计l1.2催化剂模块详细设计l1.3SCR壳体及结构详细设计l1.4喷氨格栅详细设计l1.5注氨系统详细设计l1.6氨储存和供应系统详细设计l1.7SCR进出口烟道详细设计l1.8土建(建筑结构)详细设计l电气、控制系统详细设计l2催化剂2.1催化剂模块(随机安装部分)l2.2未来所需的催化剂模块l3SCR壳体及结构3.1支撑催化剂模块的壳体和框架l3.2未来所需的催化剂预留的空间l3.3起吊催化剂模块的葫芦和单轨l3.4装卸催化剂模块的手推车l3.5起吊催化剂模块的框架l3.6滑动金属板l3.7SCR入出口转换烟道和导叶片l95 3.8SCR入出口测试部件l3.9SCR外壳和入出口转换烟道保温l3.10支撑SCR壳体的刚结构和轨道l3.11装卸和维护催化剂模块的外部平台l3.12膨胀节l4喷氨格栅4.1喷氨格栅管道和喷嘴l4.2喷氨格栅支撑件和部件l5氨调节供应函箱5.1函箱/连接管l5.2流量关断阀l5.3流量调节挡板l5.4流量孔板和压力计/隔离阀l5.5疏水阀l5.6支撑部件l6喷氨系统6.1稀释空气风机(带过滤器和消声器)l6.2稀释空气挡板、流量孔板和l6.3孔板和变送器l6.4氨气流量控制阀l6.5氨气压力变送器l6.6氨气热电偶l6.7氨气关断阀l6.8氨/空气混合器l7氨的储存和供应系统95 7.1氨储存箱l7.2氨中和箱l7.3氨的输送和发送系统l7.4氨蒸发器l7.5压力控制阀l8外部管道8.1稀释空气管道以及从送风机流入注氨系统的管架支撑l8.2氨气管道以及从供氨系统到注氨系统的管架支撑l8.3氨/空气混合管道以及注氨系统到氨供应调节函箱的管架支撑l8.4氨/空气混合管道、软管以及氨供应调节函箱到喷氨格栅的支撑l9灰输送系统9.1灰斗l9.2灰输送设备(仓泵和附件)l9.3管道和阀门l10其他设备10.1SCR进口NOx/O2取样分析仪/加热取样管线l10.2SCR出口NOx/O2取样分析仪/加热取样管线l10.3SCR进口热电偶l10.4SCR进出口压力变送器l11电气和控制95 11.1SCR控制逻辑的基本概念设计l11.2DCS程序的SCR控制逻辑的详细设计l11.3马达控制中心(MCC)l12保温和油漆12.1所有烟道与SCR装置外壳保温l12.2SCR装置初次和最终油漆l12.3喷氨格栅初次油漆l12.4其他保温和油漆l13现场工作13.1基础施工l13.2建筑物施工l13.3安装l13.4催化剂模块的装卸l13.5SCR系统的启动l13.6性能测试l14监管服务14.1建筑物施工l14.2催化剂模块的装卸l14.3氨的喷射系统和供应系统安装l95 6环境保护与环境效益6.1环境保护标准6.1.1厂址地区执行的环境质量标准大气执行《环境空气质量标准》(GB3095-96)二级标准。水体执行《地面水环境质量标准》(GHZB1-1999)二类标准。海水执行《海水水质标准》(GB3097-1997)三类标准渔业水域执行《渔业水质标准》(GB11607-89)6.1.2电厂污染物排放执行以下标准电厂废水排放执行《污水综合排放标准》(GB8978-1996)一级标准。广东省《水污染物排放极限DB44/26-2001》一级标准噪声执行《工业企业厂界环境噪声排放标准》(GB12348-2008)《广东省近岸海域环境功能区划》大气污染物排放执行《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2003)广东省地方标准《火电厂大气污染物排放标准》(DB44/612-2009)6.2脱硝系统主要排放源及治理措施6.2.1脱硝废水SCR脱硝系统产生的废水来源于液氨储存及供应系统，液氨蒸发为氨气，氨气系统紧急排放的氨气排入氨气稀释槽中，经稀释槽的水吸收后排入废水池，再经废水泵送入废水处理厂处理。正常运行并不产生废水。6.2.2粉尘SCR脱硝系统反应器和触媒采用压缩空气或蒸汽吹扫,以及在灰的输送和储存过程中可能会产生泄漏和飞扬,为预防粉尘对环境的影响，在粉尘含量高的场所安装通风机或除尘器。灰斗加装锁气器和除尘系统。6.2.3噪声系统设备在运行过程中产生较小的噪声,对周围环境和工作人员不会造成影响,产生噪声的主要设备及其噪声级为:95 风机＜85dB(A)泵＜85dB(A)6.3脱硝工程的环境与社会经济效益6.3.1环境效益电厂3台机组进行锅炉低氮燃烧改造和加装SCR后，氮氧化物NOX排放量大为降低，脱硝前后烟气污染物的排放量比较列于表6.3-1。表6.3-1脱氮前后烟气污染物排放状况(单台机组)污染物名称加装SCR改造前改造后减排量660MW机组：NOX(设计煤种)排放浓度mg/Nm345090360小时排放量t/h1.010.2020.808日排放量t/d22.224.417.82年排放量t/a555911124447注：按照设计煤种，脱氮效率80%，日利用小时22h、年利用小时6800h计。6.3.2社会经济效益沙角C电厂地处经济发达的珠江三角洲地区，沙角C电厂1号～3号机组的建成发电对积极带动当地经济的发展,改善当地人民的生活有十分重要的作用。但同时电厂排放的污染物对环境质量的影响也是不可忽视的。环境质量恶化不利于经济的可持续发展,也会给公众的身心健康造成危害。由二氧化硫导致的酸雨不仅使土壤酸化,还造成有毒金属的溶解流动,损伤植物根系,影响农作物的光合作用和抗病害能力,造成农产品的质量和产量下降。氮氧化物的排放也与酸雨的污染以及温室气体的增加紧密相关。目前我国氮氧化物NOX排放控制仅局限在机动车上，对其它重要污染源，如火电厂这样的排放大户则基本没有进行控制。由于NOX对空气环境质量的影响会引发和加剧光化学污染、酸沉降污染和颗粒物污染，从而对人类健康和生态系统等造成危害，国家环保总局计划在“十一五”95 制订有关NOX排放的总量控制方案，并开始对NOX的排放进行逐步的和有效的控制。因此，沙角C电厂3×660MW机组实施脱氮工程，不仅对改善当地环境空气质量，提高人民群众的生活质量水平有重要意义，在我国火电厂开展脱氮方面必将起到示范作用。沙角C电厂3×660MW机组在实施脱硝工程后，按设计煤种计算，减少NOX排放量约13341t/a(80%效率时)，每年可减少交纳排污费约842.6万元。综上所述，沙角C电厂3×660MW机组脱硝工程的实施，其社会、经济及环境效益是明显的。95 7节约和合理利用能源7.1工艺系统设计中考虑节能的措施脱氮系统采用目前世界上最先进和可靠的SCR工艺技术，工艺系统简单，并有较高的脱氮效率。在系统设计中采用第一级技术如低NOX燃烧和第二级技术SCR的结合，尽可能降低NOX的排放。采用无烟气旁路设计，减少旁路烟道、烟道风门、触媒(催化剂)保护系统等设备。7.2主辅机设备选择中考虑节能的措施选用使用寿命长、再生性能好、压降低的催化剂。选用电耗低，运行经济性好的泵与风机。本工程辅机电动机均优先采用高效节能的Y型电机。7.3在材料选择时考虑节能的措施烟道、SCR反应器及辅助设备主保温层的厚度按年最小费用法计算确定经济厚度，并择优选取优质保温材料，既保证设备和运行人员的安全，又达到经济合理。7.4节约用水的措施脱氮系统消耗水极少，且废水送入电厂工业废水处理站处理后回收使用。7.5节约原材料的措施7.5.1节约液氨的措施由于采用成熟可靠的SCR工艺技术，NH3/NOX比可以选择一个合理的值，使氨消耗量不会浪费。7.5.2节约钢材、木材和水泥的措施根据现场具体情况，在进行土建结构设计时，充分考虑自然地基承载力，可以缩短工期，同时节约大量水泥和钢筋。95 大量采用钢模板，可节约木材，加速施工进度。优化液氨储存和供应系统的布置，使管道的用量尽可能达到最少。95 8安全与劳动保护8.1安全8.1.1烟气脱硝系统的主要安全问题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:(1)电伤电伤是指脱硝系统设备由于雷击或接地不良所造成的损坏并由此给工作人员带来的伤害,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。(2)机械伤害系统中有风机、水泵等机械设备。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。(3)氨水/液氨氨水属于强腐蚀性物质，不能用钢、铁、铜等容器盛放、装运，它对人的眼、鼻、及皮肤有敏感性刺激，使用时必须注意安全。液氨蒸发为氨气，与空气混合易产生爆炸，危及人生安全。(4)其它伤害其它伤害包括:粉尘浓度过高引起的爆炸,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。8.1.2安全防治措施(1)防电伤措施电气设备应采取必要的机械、电气联锁装置以防止误操作;电气设备设计严格按照带电部分不低于最小安全净距执行;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;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;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;各元件的控制回路均设有保险。信号、监视、跳闸等保护措施;所有电气设备应有防雷击设施并有接地设施。95 (2)防机械伤害措施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;设备布置在设计时留有足够的检修场地。(3)防氨腐蚀伤害措施在氨的储存、装运和输送过程中，与氨系统工作人员应穿戴防护工作服、穿戴口罩和眼罩。(4)其它伤害防止措施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;在楼梯孔平台等处周围设置保护沿和栏杆,以防高处跌伤;在粉尘含量高的场所安装通风机以达到防尘防爆效果。(5)防氨的泄露和爆炸严格选用质量过硬的液氨产品和设备。作业时严禁违反操作规程。液氨的储存、供应系统和设备布置应有安全距离。8.2职业卫生8.2.1脱硝装置运行中可能造成职业危害的因素(1)粉尘脱硝系统中SCR反应器需经常进行吹灰或系统设备检修，在设备检修过程中可能造成粉尘飞扬,对运行、维护工人的健康有一定的危害。(2)催化剂重金属中毒催化剂主要是由V2O5-W03(MoO3))/TiO2组成，其中V2O5理化性质是黄至铁锈色结晶粉末。人吸入过量V2O5后可出现鼻痒,随之可出现鼻塞与流清鼻涕,经数小时至1天后,开始出现咽部、肺部和眼粘膜的刺激症状,可有头晕、头痛、乏力,少数严重病例有烦躁或嗜睡等,使人产生急性中毒。8.2.2劳动保护措施在易发生粉尘飞扬的区域设置必要的喷水防尘设施、降低由于系统粉尘飞扬对运行人员身体健康带来的危害。95 为了减轻噪声对运行人员的身体健康造成的影响,在设备订货时,根据《工业企业噪声卫生标准》向设备制造厂家提出限制设备噪声的要求,将设备噪声控制在允许范围之内。对工作场所采取必要的噪声防治措施,如隔声玻璃门,吸声顶棚等,以保护工作人员的身体健康。在对氨作业的工作场所，工作人员必须穿戴防护工作服。9生产管理与人员编制9.1生产管理根据脱硝系统在电厂发电机组中与锅炉机组紧密联系的特点，脱硝设备的运行、日常维护、修理和脱硝反应剂的运输和供应等工作，纳入电厂日常的统一管理。9.2人员编制根据脱硝系统的运行管理工作内容，结合工程的具体情况，所需的人员编制如下：本工程脱硝系统运行人员由电厂主机运行人员兼任，故不单设脱硝系统运行人员。脱氮反应剂(液氨)的运输和供应系统管理3人维修人员：3人，负责脱硝系统及设备的日常巡视、维护与修理。脱硝系统的人员编制为6人。本系统的组织机构及定员最终由电厂根据实际情况自行调整。95 10项目实施及轮廓进度10.1项目实施条件本项目的实施条件应包括工艺技术、工程方案、场地、与电厂主体工程相关接口、施工进度配合、资金准备、试验准备以及与各有关管理部门、与各有关试验研究机构、与提供技术的国外公司、与国内外设备制造厂的协调等方面。10.1.1施工场地主体工程的施工安装场地布置如下：1)施工生产区施工生产区利用氨区附近场地，包括土建和安装材料堆场、设备组装场地、土建搅拌站等，本工程可就近利用现有场地。2)施工生活区施工单位自行租用厂外用地。3)交通运输施工过程中的交通运输主要为公路和水路运输相结合，详见2.1.2“交通运输”章节。10.1.2力能供应1)施工用水施工用水来自电厂的淡水系统，管网系统已形成，施工单位可根据具体情况由供水母管敷设支管引至各用水点。2)施工用电机组建设时可充分利用电厂现有设施，根据功能分区的需要调整、引接至新的电源点。3)施工通讯施工现场通讯由施工单位自行解决，应按永临结合的方式架设。移动通讯在该地区也已开通业务。4)施工用气施工期间不设专用的制氧站或乙炔站,依靠外购等方式解决。施工用的压缩空气由移动式空压机供应，以满足施工期间用气。95 10.2项目实施办法目前烟气脱硝工程的实施一般按引进国外先进的脱氮技术和设备考虑，有两种不同的实施方式：1)全套引进国外脱氮设备；2)关键设备从国外引进，其他由国内配套。全套引进国外设备，在设备的质量和总体技术水平上可靠性更高，施工进度有保证，但是国外设备价格高，加上进口设备所需支付的“两税”、“三费”，设备投资较大。关键设备从国外引进，在满足脱氮工艺性能要求的前提下，在国内配套其他设备，可以节省部分脱氮设备投资，降低整个装置的造价，有助于发展和提高国内制造脱氮设备的能力和水平，促进脱氮设备国产化和产业化的早日实现。根据我国目前的实际情况，从既要保证脱氮装置质量，又要尽可能降低工程造价的原则出发，本工程实施方式建议按由国外公司作技术支持，关键设备从国外引进，其他由国内配套考虑。10.3项目实施过程问题由于项目施工过程，各台机组都处于正常运行状态，所以项目施工过程必须充分做好安全措施，保证机组的安全运行，也需保证施工人员的人身安全问题。各机组脱硝系统反应区域施工完成后，可利用机组的大修或小修时间，将反应区域的烟道与机组连接。10.4项目实施轮廓进度660MW机组自脱硝工程合同签订至脱氮装置试运转约需8个月，具体请见下表10.4-1。95 表10.4-1沙角C电厂660MW机组烟气脱硝工程实施进度序号工作项目2011年2345678910111211可研报告通过审查及项目招标2SCR设计3设备和材料供货3.1催化剂3.2风机、空预器3.3烟道和反应器3.4泵、容器等3.5仪控设备3.6散装材料4建筑与安装5调试和168试运行95 11投资估算与财务评价11.1投资估算11.1.1工程概况沙角C电厂脱硝系统改造项目可研投资估算范围包括3×660MW机组的脱硝工程。11.1.2系统特征本工程3×660MW机组采用SCR工艺。脱硝效率按80%考虑，每台机组设置两个SCR反应器，氨的供应采用外购纯液氨方式，每台炉的脱硝系统采用原有DCS系统增加处理器和IO机柜的方式控制，液氨储存和供应系统采用就地PLC实现控制。锅炉部分需对原有空气预热器和引风机进行改造。其中，空预器壳体不变，更换内部换热元件，并增加吹灰系统等；引风机整体更换，同时更换风机电机。11.1.3编制依据及编制原则11.1.3.1编制依据1)中华人民共和国国家发展和改革委员会发改办能源[2007]1808号文批准发布的《火力发电工程建设预算编制与计算标准》；2)原国家发展计划委员会计投资[1999]1340号文《国家计委关于加强对基本建设大中型项目概算中“价差预备费”管理有关问题的通知》；3)粤电定额[2011]2号文转发关于颁发2010年广东地区发电工程材料机械价格水平调整系数的通知；4)电力工程造价与定额管理总站文件电定总造[2007]14号文关于颁布《电力建设工程概预算定额价格水平调整办法》的通知；5)电力规划设计总院文件电规技经[2008]5号文《关于当前火电工程估概算中有关问题的处理意见》的通知；6)电力工程造价与定额管理总站文件电定总造[2009]3号文《关于调整电力工程建设预算费用项目及计算标准的通知》；7)电力工程造价与定额管理总站文件定额[2011]6号《关于颁布2010年电力建设建筑工程施工机械价差的通知》；8)其他与本工程有关的规程规范及文件。11.1.3.2编制原则1）项目划分执行国家发展和改革委员会发改办能源[2007]1808号文发布的《火力发电工程95 建设预算编制与计算标准》；2）工程量根据各设计专业提供的资料及同类型机组有关资料进行计算；3）定额执行中国电力企业联合会中电联技经[2007]138号文颁布的《电力建设工程概算定额（2006年版）》第一册《建筑工程》、第二册《热力设备安装工程》、第三册《电气设备安装工程》；4）设备价格及设备运杂费（1）设备价格参考同类型机组现行设备价格或询价及《火电工程限额设计参考造价指标（2009年水平）以下简称“造价指标”。主要价格材料价格如下：空预器改造1600万元/台机，引风机400万元/台，催化剂4万元/m3；液氨3500元/t（2）设备运杂费a参考“造价指标”设备价格的或询价的设备运杂费，只考虑设备到达施工现场后的卸车费及保管费，按设备费的0.7%计算。b其他设备运杂费率按铁路、水路运杂费率3.8%+公路段运杂费率0.5%＝4.3%计算。5）人工工资定额的综合工日单价为电力行业基准人工单价，其中建筑工程综合工日单价为26元/工日，安装工程综合工日单价为31元/工日。工资性补贴按电力工程造价与定额管理总站电定总造[2007]12号文的规定，广东地区工资性补贴为2.4元/工日，与定额中所含的工资性补贴2.4元/工日相同，因此工资性补贴不作调整。6）材料及机械费建筑工程材料预算价格按定额计算，定额预算价与编制年价格的价差按电力工程造价与定额管理总站电定总造[2007]14号文“关于颁布《电力建设工程概预算定额价格水平调整办法》的通知”附表4《建筑工程材料价差调整表》中的材料品种和材料预算单价，并按东莞市2010年第三季度材料市场价格计算价差，价差只计取税金列入表一编制年价差。安装工程装置性材料，执行中国电力企业联合会中电联技经[2007]141号文“95 关于颁布《发电工程装置性材料综合预算价格（2006年版）》的通知”，其中《发电工程装置性材料综合预算价格（2006年版）》中的装置性材料综合预算价格作为计取各项费用的基数，安装材料不足部分采用《电力建设工程装置性材料预算价格上下册（2006年版）》，参考《火电工程限额设计参考造价指标》（2009年水平）中相应的装置性材料品种及价格，作为计算编制年价差的依据，计取税金列入表一编制年价差。安装工程消耗性材料及机械费调整，执行电力工程造价与定额管理总站电定总造[2010]12号文”关于批准发布广东地区发电建设工程概预算定额价格水平调整系数的通知”中的消耗性材料及机械费用调整表计算，并计取税金列入表一编制年价差。建筑工程施工机械的调整，执行电力工程造价与定额管理总站文件电定总造［2010］14号文关于颁布2009年电力建设建筑工程施工机械价差的通知”的规定，计取税金列入表一编制年价差。7）取费标准及其他费用参考《火电发电工程建设预算编制与计算标准》中600MW机组的有关费率标准计算。8）基本预备费按5%计列。9）建设期贷款年利率按6.6%计算。11.1.4工程投资工程静态投资31560万元，建设期贷款利息720万元，工程动态投资32280万元。11.2财务评价11.2.1资金需求及资金筹措工程动态投资32280万元，其中静态投资31560万元，建设期贷款利息720万元。资本金占工程动态投资的20%，资本金以外的资金由贷款解决，贷款年利率为6.6%，按季计息。项目投资各方内部收益率期望值7.5%。11.2.2财务评价依据根据国家发展计划委员会计价格[2001]701号文《国家计委关于规范电价管理有关问题的通知》、国家发展改革委和建设部发布的《建设项目经济评价方法与参数》（第三版）、计办投资[2002]15号文发布的《投资项目可行研究指南(试行版)》和国家能源局发布的中华人民共和国电力行业标准DL/T5435-2009《火力发电厂工程经济评价导则》等有关规定，并结合本工程的实际情况进行财务评价。95 11.2.3财务评价主要计算参数装机容量3×660MW开工期2011年6月投产期2012年2月设备年利用小时数6800h厂用电率5.5%折旧年限10年预提修理费率2.5%定员6人年人均工资60000元福利费系数（含养老金、医疗保险、失业保险、住房公积金等）60%水量5.94万t/年水价1.5元/t年耗电量1540MWh催化剂费用2400万元/年液氨年耗量0.62万t液氨单价3500元/t保险费率0.25%所得税率25%增值税率17%基准收益率7.5%公积金提取率10%电厂经营期15年贷款年利率6.6%流动资金贷款利率6.06%贷款偿还年限(投产后)10a11.2.4财务评价主要经济指标95 主要技术经济指标汇总表序号项目数据1机组总容量（MW）19802设备年利用小时数（h）68003工程静态投资（万元）315604工程动态投资（万元）322805上网电价增加额(不含税)(元/MWh)8.066上网电价增加额(含税)(元/MWh)9.4211.2.5敏感性分析鉴于现阶段财务评价所依据的各项技术经济参数可能会发生变化，对工程经济效益有所影响，本报告对总投资、设备年利用小时数数、媒价等参数进行单因素变化敏感性分析计算。变化因素上网电价(不含增值税)元/MWh上网电价(含增值税)元/MWh含税电价相应增减(元/MWh)基本方案8.069.420投资减少10%7.628.91-0.51投资增加10%8.519.940.52设备年利用小时数减少10%8.7110.180.76设备年利用小时数增加10%7.548.81-0.61煤价减少10%8.079.420煤价增加10%8.079.420通过以上敏感性分析可知，设备年利用小时数对上网电价的影响高于其它因素，95 设备年利用小时数变化将对项目的经济效益产生一定影响。11.2.6分析结论从本项目的财务评价来看，根据以上主要计算参数及投资各方内部收益率达到10%的前提，测算出含增值税上网电价增加额为9.42元/MWh(含税)。95 12主要结论与建议12.1结论1)沙角C电厂3×660MW机组锅炉采用低NOx燃烧技术，NOx排放浓度平均值控制在400mg/Nm3以下，满足目前火电厂的大气污染物排放的国家和地方标准。2)参考目前国内部分地区NOx排放标准和前詹性的考虑，以及沙角C电厂的实际情况，烟气脱硝改造采取一步到位的措施(直接安装SCR装置)，将NOx排放浓度最终控制在100mg/Nm3以下。3)沙角C电厂3×660MW机组安装烟气脱硝装置后，每年可减少氮氧化物排放量13341t,其氮氧化物地面浓度也将明显降低，对珠江三角洲地区大气环境的改善是有利的。4)脱硝还原剂的三种方法中，使用尿素的方法最安全，但是投资和运行费用最高，液氨的投资和运行费用最低，系统简单，但安全性要求较高，氨水介于两者之间，考虑到电厂的实际情况，采用液氨较为合理。5)SCR烟气脱硝工艺技术成熟、效率高，在还原剂供应、场地布置、水电供应等方面均具备工程实施条件。因此，本工程选择SCR烟气脱硝工艺是可行也是合理的。在进行脱硝改造时，同时改造锅炉空预器和引风机。6)沙角C电厂3×660MW机组安装脱硝装置对启动我国已建电厂脱硝改造市场将起到积极的带头和示范作用。12.2建议1)加快启动本工程的环境影响评价和安全预评价工作，并尽早进行脱硝系统的招投标，利用机组大修期间,完成脱硝装置与锅炉烟道的对接,尽量不影响机组正常安全运行。2)我国目前实施SCR烟气脱氮技术的电厂时间还不长，项目实施应按立足于引进国外技术，以具有成熟经验和实力的国内公司为EP设计供应商。3)由于脱氮装置一次投资较高,在保证可靠性运行的同时,适当增加设备国产化率,以降低工程造价。13附件及附图95 13.1投资估算附表（1）表一甲：工程总估算表（2）表二甲：安装工程专业汇总表（3）表二乙：建筑工程专业汇总表（4）表四：其他费用计算表（5）装置性材料价差汇总表（6）消材价差汇总表（7）机械价差汇总表（8）安装工程辅材、机械价差调整表13.2附图（1）脱硝系统平面布置图F0171E37K-Z-01（2）脱硝工艺系统流程图F0171E37K-P-01（3）脱硝装置平面布置图F0171E37K-P-02（4）脱硝装置立面布置图F0171E37K-P-03（5）液氨储存和氨气供应系统流程图F0171E37K-P-04（6）氨区平面布置图F0171E37K-P-05（7）脱硝除灰系统图F0171E37K-C-01（8）脱硝系统供电原则接线图F0171E37K-D-01（9）脱硝系统改造后的控制系统配置图F0171E37K-K-0195 工程总概算表表一甲建设规模：3×660MW单位：万元序号工程或费用名称建筑工程费设备购置费安装工程费其他费用合计各项占静态投资比例(%)单位投资元/kW一改造工程788229270　85772743二脱硝系统2409124323817　186595993二编制年价差737　139　87734　小计3225206614227　2811389142三其他费用　　　　　　　（一）项目建设管理费　　　34634612（二）项目建设技术服务费　　　1170117046（三）整套启动调试运费　　　42942912（四）基本预备费　　　1503150358　小计　　　344834481117四工程静态投资3225206614227344831560100158　各项占静态投资的比例（%）10651311100　　　各项静态单位投资（元/kW）161042117159　　五动态费用　　　　　　　（一）建设期贷款利息　　　720720　4　工程动态投资3225206614227417332280　161　各项占动态投资的比例（%）10641313100　　　各项动态单位投资（元/kW）161042121163　　95 安装工程专业汇总表表二甲金额单位:元序号工程项目名称设备购置费安装工程费合计经济技术指标装置性材料费安装费其中人工费小计单位数量指标　安装工程2066131891625281424624487390303940877301247490490　　　一主辅生产工程2066131891625281424624487390303940877301247490490　　　(一)改造工程内容82292700　2703263344817270326384995963　　　1热力系统81354000　2376518267704237651883730518　　　1.1锅炉空预器及风机改造81354000　2376518267704237651883730518　　　2除灰系统938700　326745771133267451265445　　　2.1气力除灰938700　326745771133267451265445　　　(二)脱硝装置系统1243204891625281421921224355822238174038162494527　　　1工艺系统1106981381237241218044808279642930417220141115358　　　1.1SCR反应器101988045263191210865675164257013497587115485632　　　1.2烟道系统　5220000216819623979473881967388196　　　1.3氨制备供应系统871009317460001397937237175314393711854030　　　1.4保温、防腐、油漆　2774500361300067689063875006387500　　　2电气系统7414058563223813745821212376961979101　　　2.1厂用电系统741405　30783613230783772188　　　2.2电缆、接地及其他　8563223505915208012069131206913　　　3热工控制系统1288094630240803495042703581651912219400068　　　3.1SCR1159670024301842735832548765516601616762716　　　3.1.1热工控制系统11596700　50004410045150004412096744　　　3.1.2热控电缆及其他　2430184223578844831446659724665972　　　3.2氨区128424659389675921015481613531062637352　　　3.2.1热工控制系统1284246　8453518393845351368781　　　3.2.2热控电缆及其他　59389667467513642312685711268571　　　95 　　　　　　　　　　　　合计：2066131891625281424624487390303940877301247490490　　　95 建筑工程专业汇总表表二乙金额单位:元序号工程项目名称设备费建筑费合计技术经济指标金额其中:人工费单位数量指标　建筑工程46280024410886339629924873686　　　一主辅生产工程46280024410886339629924873686　　　(一)改造工程　778700578700778700　　　1风机基础拆除　508700308700508700　　　2管线迁移　270000270000270000元/m180.001500.00(二)脱硝装置系统46280023632186281759924094986　　　1风机基础　11227282475721122728元/m³1800.00623.742SCR烟气脱硝装置改造1#~3#机1280020674306236299720687106　　　2.1SCR烟气脱硝装置　18334471191540618334471　　　2.2地基处理　22575294364432257529元/m³2227.001013.712.3脱硝电气、氨区配电室12800823061114895106元/m³164.00579.912.3.1一般土建　803931088780393元/m³164.00490.202.3.2给排水、通风空调、照明12800191326114713元/m³164.0089.713氨区　12707801496101270780元/m²779.001631.304火灾报警装置450000915434969541543　　　5厂区性建筑　47282952451472829　　　5.1厂区道路及广场　14428234514428元/m²100.00144.285.2围墙及大门　11431412001114314元/m105.001088.705.3氨区管道支架　34408738105344087元/m280.001228.88　　　　　　　　　　合计：46280024410886339629924873686　　　95 其他费用计算表表四单位：元序号工程或费用项目名称　编制依据及计算说明　　　合价一项目建设管理费　根据《火电发电工程建设预算编制与计算标准》　　　　　　34555211项目法人管理费　（建筑工程费+安装工程费）×2.16%　　　　　　　　　（32246832+42269412）×2.16%=　　　　16095512招标费　（建筑工程费+安装工程费+设备购置费）×0.32%　　　　　　　　（32246832+42269412+206613189）×0.32%＝　　　8996143工程监理费　（建筑工程费+安装工程费）×1.27%　　　　　　　　　（32246832+42269412）×1.27%=　　　　946356二项目建设技术服务费　　　　　　　　　　　　　117026561项目前期工作费　（勘察费+基本设计费）×13.4%　　　　　　　　　（　+8525000）×13.4%=　　　　11423502勘察设计费　　　　　　　　　　　　　100595002.1设计费　　　　　　　　　　　　　100595002.1.1基本设计费　按《国家计委、建设部关于发布（工程勘测设计收费管理规定）的通知》（计价格[2002]10号执行　　　　852500095 2.1.2施工图预算编制费　基本设计费×10%　　8525000×10%＝　　　8525002.1.3竣工图文件编制费　基本设计费×8%　　　8525000×8%＝　　　6820003设计文件评审费　（含可行性研究和初步设计）：　　　　　　　　2400004工程建设监督检测费　根据《火电发电工程建设预算编制与计算标准》　　　　　　1117744.1电力工程质量检测费　（建筑工程费+安装工程费）×0.15%　　　　　　　　　（32246832+42269412）×0.15%=　　　　1117745电力工程技术经济标准编制管理费　（建筑工程费+安装工程费）×0.20%　　　　　　　　　（32246832+42269412）×0.20%　　　　　149032三分系统调试及整套启动试运费　　　　　　　　　　　　　42880771脱硝装置整套启动试运费　　　　　　　　　　　　　4068276　1）氨液材料费　氨液材料费=每小时氨液耗量(t/h)×脱硝装置整套启动试运小时(h)×氨液单价(元/t)　　　　　　　0.912t/h×168h×3500元/t=　　　　53625695 　2）其他材料费　　装机容量(MW)×200元/MW　　　　　　　　　　　　　1980MW×200元/MW=　　　　　　396000　3）厂用电费　厂用电费=发电机容量(kW)×脱硝装置用电率(%)×脱硝装置整套启动试运小时(h)×成本电价(元/kWh)　　　　　1980000kW×0.016%×168×0.301元/kWh＝　　16020　4）脱硝整套启动调试费　电力建设工程预算定额第六册调试工程（2006年版）　　　　　3120000　　　脱硝系统调试　　　　　　　　　　1740000　　　脱硝控制系统调试　　　　　　　　　13800002施工企业配合调试费　根据《火电发电工程建设预算编制与计算标准》　　　　　　　　　　　安装工程费×0.52%=　　　　　　　　　　　　42269412×0.52%=　　　　　　　219801五基本预备费　（建筑工程费+安装工程费+设备购置费+其他费用）×5%　　　　　　（32246832+42269412+206613189+19446254）×5%＝　15028784　合计　　　　　　　　　　　　　3447503895 装置性材料价差汇总表金额单位:元编号材料名称单位数量单价合价预算价市场价价差预算价市场价价差1电力电缆6kV以下km2.00194246.00228000.0033754.00388492.00456000.0067508.002600MW电力电缆6kV以下km10.0036493.00103000.0066507.00364930.001030000.00665070.003电气控制电缆km6.0016080.0011000.00-5080.0096480.0066000.00-30480.004阻燃补偿电缆km6.0020450.0040000.0019550.00122700.00240000.00117300.005电缆桥架t38.008020.008300.00280.00304760.00315400.0010640.006电缆支架t14.055399.007600.002201.0075855.95106780.0030924.057保温制品岩棉制品m³4240.00325.00420.0095.001378000.001780800.00402800.00　　　　　　　　　　　小计：　　　　　2731217.953994980.001263762.05　　　　　　　　　　　税率：%3.41　　　　　43094.29　合计：　　　　　　　1306856.3495 消材价差汇总表金额单位:元编号材料名称单位数量单价合价预算价市场价价差预算价市场价价差C3102101工字钢16号以下kg276.213.305.302.00911.491463.91552.42C3103101槽钢16号以下kg841386.003.305.201.902776573.804375207.201598633.40C3104103等边角钢边长63mm以下kg832282.083.255.302.052704916.774411095.041706178.27C3105101扁钢综合kg312.633.305.151.851031.661610.02578.36C3107101圆钢φ10以下kg98665.702.665.332.67262450.76525888.18263437.42C3107102圆钢φ10以上kg367335.992.715.302.59995480.531946880.73951400.21C3110001型钢综合kg2475.553.355.201.858293.0812872.854579.76C3112105薄钢板4mm以下kg724.034.355.801.453149.524199.361049.84C3112302中厚钢板20mm以下kg290191.613.235.302.07937318.891538015.52600696.63C3202105焊接钢管DN50kg2437.053.504.901.408529.6711941.553411.87C3802501铁件综合kg5256.953.505.201.7018399.3227336.148936.81C3802501预埋铁件综合kg11967.513.505.201.7041886.2762231.0420344.76C3802601加工铁件综合kg2500.013.505.201.708750.0413000.074250.02C4102102方材红白松二等m³0.43930.001150.00220.00404.20499.8295.62C4102201板材红白松一等m³0.021160.001650.00490.0028.3840.3711.99C4102202板材红白松二等m³126.93990.001650.00660.00125658.23209430.3983772.16C4201103硅酸盐水泥42.5t201.43278.00630.00352.0055998.08126902.1270904.04C4301101中砂m³4325.4028.0887.0058.92121457.27376309.90254852.64C4302105碎石30mmm³2.9448.21120.0071.79141.71352.73211.02C4302107碎石50mmm³13.2548.21120.0071.79639.021590.59951.57C4302125碎石30～50mmm³49.2139.00120.0081.001919.345905.663986.32C4302213砾石20～40mmm³31.1431.0085.0054.00965.272646.701681.43C4302301毛石70～190mmm³2.0230.0080.0050.0060.59161.57100.9895 C4302402块石m³29.4148.1785.0036.831416.572499.661083.09C4307101机制砖240×115×53千块15.71170.00450.00280.002671.247070.934399.69C4412201铝合金窗固定式m²7.00130.00230.00100.00910.471610.82700.36C4412202铝合金窗推拉式m²7.15140.00210.0070.001001.671502.50500.83C4412203铝合金窗平开式m²3.59160.00200.0040.00574.80718.50143.70C6301101汽油70号以下kg5667.554.109.325.2223236.9452821.5229584.59C8103101通用钢模板kg30599.174.105.201.10125456.61159115.7033659.09C8320101水t6445.202.002.950.9512890.4019013.336122.94C4201102硅酸盐水泥32.5t2550.62263.00550.00287.00670812.301402839.42732027.12C4302103碎石20mmm³2500.8139.00120.0081.0097531.50300096.92202565.42C4302106碎石40mmm³3927.3039.00120.0081.00153164.58471275.63318111.05C4302102碎石15mmm³7.3639.00120.0081.00286.88882.70595.82　　　　　　　　　　　小计：　　　　　9164917.8716075029.116910111.24　税率：%3.41　　　　　235634.79　合计：　　　　　　　7145746.0395 机械价差汇总表编号机械名称单位数量单价合价预算价市场价价差预算价市场价价差J1101102履带式推土机75kw台班1.40514.55672.20157.65718.65938.83220.18J1103103轮胎式装载机2m³台班8.07545.35735.79190.444398.955935.101536.14J1107102光轮压路机(内燃)12t台班0.49330.25423.9593.70161.79207.6945.90J1301003履带式起重机15t台班0.02553.51647.6894.1710.6112.421.81J1301008履带式起重机50t台班34.001630.571887.85257.2855445.8864194.428748.55J1302101汽车式起重机5t台班38.97299.19385.4086.2111660.7715020.763359.99J1302102汽车式起重机8t台班101.33443.23526.2583.0244911.5453323.788412.24J1302104汽车式起重机16t台班76.42764.27868.95104.6858405.8366405.527999.69J1303003龙门式起重机20t台班18.84487.86539.4551.599191.6210163.62971.99J1303005龙门式起重机40t台班34.00828.56907.1578.5928174.3430846.712672.37J1306101塔式起重机6t台班81.06499.45513.1413.6940484.0941593.771109.68J1401104载重汽车8t台班0.06310.71414.34103.6318.6424.866.22J1402106自卸汽车12t台班42.13549.28685.32136.0423142.2728873.915731.64J1403006平板拖车组40t台班68.011078.251245.77167.5273329.5984722.2911392.69J1404001机动翻斗车1t台班684.2690.99108.6017.6162259.0374310.9512051.92J1409001洒水车4000L台班0.64311.36422.21110.85198.99269.8370.84J1502001皮带运输机10m台班172.54121.71126.324.6120999.6421795.05795.40J1601401灰浆搅拌机200L台班12.2261.8063.942.14755.23781.4326.20J1606101混凝土振捣器插入式台班622.9411.8012.801.007350.737973.68622.94J1705101钢筋切断机φ40mm台班124.2236.6444.648.004551.495545.26993.77J1705201钢筋调直机φ14mm台班111.7542.6045.562.964760.665091.45330.79J1705301钢筋弯曲机φ40mm台班139.8122.3125.503.193119.123565.11445.99J1901001交流电焊机21kVA台班10099.0548.3063.3115.01487783.90639370.57151586.67J1903104对焊机100kVA台班18.82129.05169.8640.812428.503196.48767.9895 　　　　　　　　　　　小计：　　　　　944261.891164163.49219901.60　税率：%3.41　　　　　7498.64　合计：　　　　　　　227400.2595 安装工程辅材、机械价差调整表金额单位:元序号项目名称单位调整系数材机调整基数调整额一材料费系数调整　　　　(一)热力系统%9.2622348720695(三)除灰系统%16.32362635918　　　　　　　小计元　26613　税金%3.41　908　合计元　27521　　　　　　二机械费系数调整　　　　(一)热力系统%9.2653256449315(三)除灰系统%16.32399186515　　　　　　　小计元　55830　税金%3.41　1904　合计元　57734　　　　　　材料费、机械费调整合计元　8525495 95'