【精品】發(fā)電公司脫硝工程建設項目可行性研究報告

1、1、 概述1.1 項目概況河坡發(fā)電有限責任公司一期工程2x50mw機組分別于1991年12月和1992年10月投產(chǎn)發(fā)電，二期工程2x100mw機組分別于2000年7月和2000年12月投產(chǎn)發(fā)電。1號、2號為2x50mw機組鍋爐，采用wgz220/9.8-14型220t/h固態(tài)排渣煤粉鍋爐，3號、4號為2x100mw機組鍋爐，鍋爐由武漢鍋爐廠生產(chǎn)，型號為wgz410/9.8-7，生產(chǎn)日期為1994年8月，為單鍋筒、自然循環(huán)、固體排渣、懸浮燃燒的煤粉爐。四臺鍋爐合用一個煙囪。本項目是老廠技術改造。1.2 脫硝工程建設的必要性我國是世界上主要的煤炭生產(chǎn)和消費國，也是以煤炭為主要一次能源的國家。據(jù)統(tǒng)計

2、，2002年，原煤在我國一次能源構成中所占比例為70.7%，而用于發(fā)電的煤炭約占煤炭消費量的49.1%。nox的排放是酸雨的形成和對大氣中臭氧層破壞的重要原因之一，據(jù)有關部門估算：1990年我國的nox排放量約為910萬噸，到2000年和2010年，我國的nox排放量將分別達到1561萬噸和2194萬噸，其中近70%來自于煤炭的直接燃燒，以燃煤為主的電力生產(chǎn)是nox排放的主要來源。鑒于我國的能源消耗量今后將隨經(jīng)濟的發(fā)展不斷增長，nox排放量也將持續(xù)增加，如不加強控制nox的排放量，nox將對我國大氣環(huán)境造成嚴重的污染。以燃煤為主的電力生產(chǎn)所造成的環(huán)境污染是我國電力工業(yè)發(fā)展的一個制約因素，煤炭燃

3、燒產(chǎn)生的煙氣中含有煙塵、硫氧化物（sox）、氮氧化物（nox）和co2等污染物，已經(jīng)造成了嚴重的環(huán)境問題，是我國經(jīng)濟可持續(xù)發(fā)展急待解決的重要問題。隨著我國經(jīng)濟和生活水平的日益提高，將會對環(huán)境給予越來越大的關注。改革開放后，我國在燃煤電站煙塵排放的控制方面，通過近三十多年的發(fā)展，除塵設備和技術均達到國際先進水平，煙塵排放已得到有效控制。在燃煤電站sox排放的控制方面，我國采用引進技術和設備建立了一批煙氣脫硫工程，不斷加大sox排放的控制力度，sox排放的增長勢頭已基本得到了控制，sox排放總量將不斷降低。因此，nox的控制將是繼粉塵和sox之后燃煤電站環(huán)保治理的重點。在燃煤電站nox排放的控制方

4、面，目前我國還沒有掌握脫硝的先進技術，也沒有建立起我們的脫硝工程。因此吸收和引進國外成熟的煙氣脫硝技術并研究出適合我國國情的煙氣脫硝工藝設備是一項十分緊迫的工作。2004年國家新的大氣排放標準已實施，對火電廠nox排放標準要求有了大幅度的提高。因此，河坡發(fā)電有限責任公司脫硝工程實施與國家環(huán)保政策的方向是完全一致的。本工程4個機組脫硝工程實施后，電廠nox排污總量將明顯降低，具有顯著的環(huán)保效益，有利于河坡發(fā)電有限責任公司以環(huán)保型電廠的面貌樹立自己的企業(yè)形象。1.3 脫硝工程建設的可行性1.3.1技術及合作方式方面本工程4個機組擬通過國際合作進行煙氣脫硝工程。具體合作方式為：4個機組煙氣脫硝系統(tǒng)由

5、外國脫硝環(huán)保公司負責系統(tǒng)總體設計，其余由國內(nèi)公司負責系統(tǒng)初步設計、詳細設計、施工和調(diào)試服務；關鍵設備如催化劑、噴氨格柵、煙氣分析儀、控制系統(tǒng)進口，其它配套設備和裝置材料國內(nèi)提供。1.3.2工程實施背景方面河坡發(fā)電有限責任公司燃煤發(fā)電機組煙氣脫硝工程實施存在以下有利條件：國家各級政府重視國民經(jīng)濟的可持續(xù)發(fā)展和環(huán)境保護的關系、加大了環(huán)境保護和治理工作的力度，煙氣脫硝工程具備良好的政策支持條件；控制燃煤電廠所造成的大氣污染工作得到發(fā)電公司重視，這是實施煙氣脫硝工程的有利內(nèi)部條件；國內(nèi)發(fā)電企業(yè)、環(huán)保公司積極學習、引進、掌握煙氣脫硝先進技術，形成了實施煙氣脫硝工程的外部條件。1.4研究范圍及深度本可行性

6、研究范圍、內(nèi)容和深度參考火力發(fā)電廠可行性研究內(nèi)容深度規(guī)定dlgj118-1997及參照火力發(fā)電廠可研報告內(nèi)容深度規(guī)定煙氣脫硫部分暫行規(guī)定dlgj138-1997的規(guī)定執(zhí)行。可行性研究主要按規(guī)定的深度要求研究工程實施的必要性、脫硝劑的供應和運輸、工程背景條件、環(huán)境保護以及廠址的地形地貌、地震、地質和水文氣象等主要工程建設條件，提出脫硝工藝系統(tǒng)的設想，并進行投資估算與投資經(jīng)分析。主要設計范圍及內(nèi)容 ：1）選擇適用的煙氣脫硝工藝系統(tǒng)。2）配套脫硝的來源及供應工藝系統(tǒng)，按4臺機組脫硝系統(tǒng)消耗氨量設計氨站。3）煙氣脫硝系統(tǒng)實施后的環(huán)境影響評估。4）機組后煙道系統(tǒng)和吸風機的調(diào)整。5）機組鍋爐本體的煙道、鋼

7、結構和省煤器的調(diào)整部分內(nèi)容由武漢鍋爐廠協(xié)助完成。1.5主要設計原則1）進行多種煙氣脫硝方案論證，選擇最適合的煙氣脫硝工藝方案；煙氣脫硝不能影響機組正常運行，一旦影響應有保證措施。2）煙氣脫硝工程盡可能按現(xiàn)有設備狀況及場地條件進行布置，力求工藝流程和設施布置合理、操作安全、簡便，對原機組設施的影響最少。3）對脫硝副產(chǎn)物的處理應符合環(huán)境保護的長遠要求，盡量避免脫硝副產(chǎn)物的二次污染，脫硝工藝應盡可能減少噪音對環(huán)境的影響。4）脫硝系統(tǒng)控制采用plc系統(tǒng)。5）采用煙氣在線自動監(jiān)測，對煙氣脫硝前后的nox含量進行連續(xù)監(jiān)測，并對nox排放量進行累積，對脫硝系統(tǒng)氨逃逸量進行在線監(jiān)測。6）脫硝工程應盡量節(jié)約能源

8、和水源，降低脫硝系統(tǒng)的投資和運行費用。7）脫硝系統(tǒng)運行小時數(shù)按5500小時計，脫硝系統(tǒng)可利用率95%以上。8）脫硝系統(tǒng)脫硝效率80%，反應器入口nox含量1號、2號機組按937mg/n m3；3號、4號機組按1054mg/n m3考慮設計。9）地震烈度：建（構）物按7度設防。2、工程概況2.1 廠址概述陽泉市位于山西省中部東側，東與河北省交界，北、西、南三面與忻州、太原、晉中三個地市毗鄰，地理位置介于北緯37373831，東經(jīng)1125511403之間，全市面積4578平方公里，全市下轄兩縣四區(qū)：平定縣、盂縣、城區(qū)、礦區(qū)、郊區(qū)、開發(fā)區(qū)。本項目建設地點為山西河坡發(fā)電有限責任公司內(nèi)，河坡發(fā)電有限責任

9、公司位于陽泉市東南邊沿，桃河與義井河交匯前的一塊三角谷地，距市中心3-4 km。廠房零米海拔高度636米。廠區(qū)東至白羊墅車站鐵路環(huán)行線，南臨陽泉市南大街和義井河，西靠義白路，北部為石太鐵路和桃河，該處屬于桃河及其支流義井河匯合前的交叉口，地勢相對平緩開闊的河谷地帶。2.2 鍋爐主機2.2.1 本工程50mw機組用wgz220/9.8-14型鍋爐，系燃用山西陽泉無煙煤的固態(tài)排渣鍋爐，屬燃用無煙煤的基本型鍋爐與5萬千瓦的汽輪機組成單元機組。形式：鍋爐為單鍋筒自然循環(huán)高壓煤粉鍋爐，鍋爐整體呈“”型布置，爐膛四周由膜式水冷壁組成，爐膛出口處布置有屏式過熱器，在水平煙道內(nèi)，依次布置高溫過熱器，低溫過熱器

10、。尾部布置有省煤器及管式空氣預熱器。鍋爐采用集中下降管，過熱汽溫采用兩級噴水調(diào)節(jié)方式，固態(tài)排渣，四角布置切圓燃燒，配有鋼球磨中間儲倉式熱風送粉系統(tǒng)。鍋爐采用露天布置，獨立抗震鋼構架，爐膛，水平煙道，尾部上級上省煤器以上煙道全部負荷通過吊桿掛在頂板上，空氣預熱器及下級省煤器負荷作用于尾部構架上。鍋爐的主要技術參數(shù)如下表250mw主要設備設計參數(shù) 表2-1設備名稱參數(shù)名稱單 位數(shù) 據(jù)鍋 爐型 式wgz220/9.814 最大連續(xù)蒸發(fā)量t/h220過熱器出口蒸汽壓力mpa9.8過熱器出口蒸汽溫度540空預器出口煙氣量nm3/h220000（單爐）排煙溫度140（進風溫度20）除塵器型 式單室三電場除

11、塵器除塵效率%98制造廠家河北宣化電除塵廠引風機型 號73020311/2數(shù) 量臺/爐2出力m3/s63.89風 壓pa24892.2.2本工程100mw機組用wgz410/9.8-7型鍋爐，燃用山西陽泉地方小窯煤（無煙煤）形式：采用自然循環(huán)、單鍋筒、懸浮燃燒、固態(tài)排渣、“”型布置、雙排柱全鋼構架、懸吊結構、管式空氣預熱器、膜式水冷壁。鍋爐主要技術特性 2100mw主要設備設計參數(shù) 表2-2設備名稱參數(shù)名稱單 位數(shù) 據(jù)鍋 爐型 號wgz410/9.87最大連續(xù)蒸發(fā)量t/h410過熱器出口蒸汽壓力mpa9.8過熱器出口蒸汽溫度540空預器出口煙氣量nm3/h488500（單爐）排煙溫度140（進

12、風溫度20）除塵器型 式雙室四電場除塵器除塵效率%99制造廠家浙江電除塵器總廠引風機型 號730128數(shù) 量臺/爐2出力m3/s108.33風 壓pa3529煙 囪高 度m180出口內(nèi)徑m52.3 燃料來源河坡發(fā)電有限責任公司設計煤種和校核煤種均為陽泉無煙煤。設計煤種和校核煤質分析結果如下表： 煤質資料 表2-3項目設計煤種校核煤種1全水份 mt4.0%5.0%空氣干燥基水份 mad1.02%1.06%低位發(fā)熱量qnel.ar5502大卡/千克5680大卡/千克灰分 aar26.88%24.17%揮發(fā)分 vdaf7.88%8.26%全硫 st.ar1.54%1.36%碳cy65.35%59.9

13、%氫hy1.96%1.99%氧oy4.19%2.14%氮ny1.02%0.91%二氧化硅sio50.1750.20三氧化二鋁al2o3%36.5036.24三氧化二鐵fe2o3%5.765.80氧化鈣cao%1.691.80氧化鎂mgo%0.490.41氧化鈉na2o%0.450.45氧化鉀k2o%1.170.96三氧化硫so3%0.360.35二氧化鈦tio2%1.001.20五氧化二磷p2o5%0.860.882.4 工程氣象水文氣象：（1） 氣溫多年平均氣溫： 10.9 歷年極端最高氣溫： 40.2 歷年極端最低氣溫： -19.1 （2） 濕度多年平均相對濕度： 54 %（3）氣壓多年平

14、均氣壓： 93366-102277 pa（4）風速多年平均風速： 2.0 m/s多年最大風速： 28 m/s（5） 降雨量多年平均降雨量： 537-557.1 mm（6）歷年最大積雪厚度： 23 cm（7）歷年最大凍土深度： 68 cm2.5 工程地質場地平整，海拔高度：約640.5m。填土層（q4）：素填土為主，局部為雜填土，巖性很雜，厚度0.3-1.3m，最厚為2.6m，褐色為主，以粘性土為主，局部為砂土，厚度1m左右。粉土、粉質粘土層（q4）（分兩個亞層）：第一亞層以粉土為主，第二亞層以粉質粘土為主，其巖性基本一致，頒多到互層出現(xiàn)，褐色、褐黃，濕很濕，局部受地表粉煤灰中水滲漏影響基本飽和

15、狀態(tài)，可塑、中壓縮性，局部夾砂石及砂土透鏡體，土質不均，含鈣質菌絲，厚度一般3-7m，r=180kpa。粗礫砂層（q4）含卵石及圓礫，夾粉細砂、中砂及粘性土透鏡體、級配良好、卵石成份多為礫巖、淺褐色、灰褐色、稍濕很濕、稍密中密狀態(tài)，厚度4-7m，r=160kpa（粉細砂）r=230kpa。粉質粘土層（q4）褐色、褐、淺黃色、夾粉土、砂土、卵石透鏡體。含少量有機質和鈣質菌絲、質地較均一，稍濕至很濕、可塑，中等壓縮性。厚度差異較大，在29.7m之間，一般厚度4-9m，r=200kpa。砂卵石層（q4）此層土分為砂土、卵石兩個亞層，以卵石層為主，砂土多分部在該層頂部，呈中密至密實狀態(tài)，卵石層中填充物

16、多為砂土、局部為粘性土填充、級配較好。r=250kpa（砂土），r=400kpa（卵石）?；鶐r（q3），上部為泥質灰?guī)r，下部為石灰?guī)r。淺灰色，強風化至中等風化，r500kpa。主廠房地段未見有濕陷性黃土，地質鉆孔中30m未見有地下水。廠址區(qū)域無不良地質構造存在。根據(jù)中國地震動參數(shù)區(qū)劃圖（1/400萬）廠區(qū)抗震設防烈度為七度。2.6電廠用水水源河坡發(fā)電有限責任公司用水來自娘子關供水工程，供水通過貓腦山水廠供至廠內(nèi)，可滿足本工程用水要求。可供脫硝工程使用的水質分析結果如下：水質分析結果表 表2-4項 目工業(yè)水項 目工業(yè)水k+ na+2.60 mmol/lhco3-5.45 mmol/lca2+21

17、.89 mmol/lso42-23.94 mmol/lmg2+9.89oh-0.53 mmol/lnh4+0.004 mmol/lcl5.22 mmol/l總硬度30.51 mmol/lph8.52碳酸鹽硬度5.45 mmol/lno21.92 mmol/l非碳酸鹽硬度25.06 mmol/l化學耗氧量3.05 mg/l甲基橙堿度5.45 mmol/l溶解性固體2461.48 mg/l酚酞堿度0.53 mmol/l懸浮性固體77.68 mg/l活性硅20.19 mg/l全固形物2539.15 mg/l電導率（25）2925 us/l樣品外觀無色透明2.7交通運輸交通運輸：電廠所有進出入廠區(qū)的運

18、輸均為公路運輸。目前河坡發(fā)電有限責任公司周邊有三條干線公路，南大街、義平路、義白路2.8建筑狀況廠區(qū)布置分為主廠房區(qū)、輸煤區(qū)、變電區(qū)、油庫、生產(chǎn)附屬建筑區(qū)。主廠房區(qū)包括主廠房、鍋爐、電氣主控樓、電除塵器、煙囪和煙道等2.9 電廠廢水排放及治理情況（1）本工程工業(yè)廢水考慮集中與分散相結合處理方式，按經(jīng)常性廢水、非經(jīng)常性廢水分類 ，選擇其最佳處理方案。（2）本工程經(jīng)處理后的中水應達到或優(yōu)于gb/t18920-2002城市污水再生利用，城市雜用水水質（3）本工程廢水經(jīng)處理后排放標準應符合gb8978-1996污水綜合排放標準中的一級標準。全廠的工業(yè)廢水全部回收處理綜合利用，電廠排放的是循環(huán)排污水和達

19、標處理后的生活廢水。廢水處理河坡發(fā)電有限責任公司廢水的排放主要來自化驗室、循環(huán)冷卻塔排污水、含油廢水等，各廢水源排放特征及治理措施見全廠廢水排放一覽表。 全廠廢水排放一覽表 表2-5廢水名稱組成及特性數(shù)據(jù)(mg/l)治理措施排放去向化學車間排水酸、堿、ca2+、mg2+中和池陽泉市污水處理廠循環(huán)冷卻塔排污水鹽類、ss回用于煤場灑水、除塵含油廢水石油類隔油池陽泉市污水處理廠輸煤系統(tǒng)沖洗水ss、石油類沉降池循環(huán)使用生活污水cod、bod5、氨氮、ss、石油類一級沉淀陽泉市污水處理廠沖渣水ss脫水倉高效濃縮機循環(huán)使用廠總排cod、bod5、氨氮、ss、石油類義井河根據(jù)近期河坡電廠的工業(yè)污染源達標排放

20、驗收監(jiān)測和污染源年檢的監(jiān)測統(tǒng)計數(shù)據(jù)表明，該廠廢水總排口的8項（包括ph、ss、codcr、石油類、硫化物、bod5、氟化物、氯化物）污染指標，以污水綜合排放標準（gb897896）表2中一級標準值評價，除codcr達標率為83.3%外，其余的達標率均為100%。3 建設條件3.1 催化劑、還原劑的供應條件催化劑是煙氣脫硝工程（采用scr技術）的關鍵設備，本工程脫硝催化劑采用進口，成熟技術的催化劑。催化劑類型和成份在下一階段設備招標過程中確定。 脫硝還原劑有三種：無水氨、氨水以及尿素 scr脫硝系統(tǒng)還原劑類型比較 表3-1還原劑類型優(yōu)點缺點液氨1、反應劑成本最低2、蒸發(fā)成本最低3、投資較小4、儲

21、存體積最小1、氨站設計、運行考慮安全問題氨水1、較安全1、23倍的反應劑成本2、大約10倍高的蒸發(fā)能量3、較高的儲存設備成本4、投資較大尿素1、沒有危險1、相對無水氨反應劑成本高35倍2、更高的蒸發(fā)能量3、更高的儲存設備成本4、投資較大綜上所述，本可研采用液氨作為還原劑。通過市場調(diào)查，液氨來源較多，市場上貨源供應非常豐富，完全可以滿足本工程的需要。還原劑采用汽車運輸，廠家送貨至電廠的方式。3.1.1 催化劑 催化劑的型式分為平板式和蜂窩式兩種。在全世界范圍內(nèi)，目前生產(chǎn)平板式催化劑廠家只有日立和西門子公司，做蜂窩式催化劑的廠家約有7-8家。對于催化劑的兩種形式，兩者各有優(yōu)缺點：一般認為在燃煤電廠

22、脫硝裝置布置在省煤器和空預器之間，采用平板式催化劑和大孔徑的蜂窩式催化劑都可以的，對于燃氣電廠和脫硝裝置布置在低含塵濃度的時候，會采用蜂窩式催化劑。從國外應用情況來看，推薦平板式和蜂窩式的廠商數(shù)量基本持平，另外，從目前世界范圍內(nèi)的使用情況來看，兩種形式的催化劑數(shù)量也基本相當。平板式與蜂窩式催化劑比較 表3-2項目平板式蜂窩式壓降小大活性相當相當阻塞問題不易阻塞易阻塞催化劑組成ti02里有不銹鋼骨架基材全是ti02催化劑體積（同等條件下）大小價格低高可靠性著火不會著火反應器體積小大本工程脫硝催化劑采用進口、成熟技術的催化劑。3.2 脫硝副產(chǎn)物的處理及綜合利用條件脫硝過程是利用氨將氮氧化物還原，反

23、應產(chǎn)物為無害的水和氮氣，因此脫硝過程不產(chǎn)生直接的副產(chǎn)物?？赡茉斐啥挝廴镜奈镔|有逃逸的氨和達到壽命周期的廢催化劑。逃逸的氨隨煙氣排向大氣，當逃逸氨的濃度超過一定限值時，會對環(huán)境造成污染，因此氨逃逸水平是脫硝裝置主要的設計性能指標，也是脫硝裝置運行過程中必須監(jiān)視和控制的指標，脫硝裝置的氨逃逸水平典型的設計值為5ppm。當氨逃逸量超過此限值時，應更換催化劑。在中國對于氨的排放適用的法規(guī)是惡臭污染物排放標準（gb14554-93）。失效的催化劑可以返還給催化劑銷售商，由其負責處理失效催化劑。返還和處理手續(xù)及費用在銷售時或洽談更換催化劑的合同條款時進行協(xié)商。廢催化劑可能的再利用方法包括：用作水泥原料或

24、混凝土及其它筑路材料的原料；從中回收金屬；再生等。催化劑銷售商和用戶之間協(xié)議的普遍規(guī)則是要求銷售商承擔失效催化劑的所有權和處理責任。本工程可采用失效的催化劑返還給催化劑銷售商，由其負責處理失效催化劑的方式，在條件成熟后由國內(nèi)廠家處理。3.3 脫硝場地條件根據(jù)煙氣脫硝工藝的要求，脫硝裝置布置在鍋爐與除塵器之間場地，采用鋼結構支架形式將脫硝裝置支撐在鍋爐與除塵器之間煙道上；液態(tài)氨的貯存和供應布置在1735平米地場地上，地面布置；管道采用管道支架。3.4 脫硝用電、水、汽、氣條件本脫硝工程是在原有老廠的基礎上進行技術改造，脫硝工程用電、水量、蒸汽和壓縮空氣量均較少，不需要新建單獨的水源、電源、氣源等

25、。本工程中工業(yè)用水由電廠循環(huán)水提供，生活用水由廠區(qū)生活用水管網(wǎng)供給。4 煙氣脫硝工藝方案4.1 設計基礎參數(shù)4.1.1 鍋爐燃煤量鍋爐燃煤量按鍋爐最大連續(xù)出力計算，見下表表4.1-1 燃煤量計算表項目單位設計煤種校核煤種1-2號爐小時燃煤量t/h27.33/25.9628.923-4號爐小時燃煤量t/h49.152.89小時燃煤量（共4臺爐）152.86163.62日燃煤量t/d3362.923599.64年燃煤量t/a840730899910注：a)鍋爐的年運行利用小時數(shù)按5500小時計算；b)鍋爐日平均運行小時數(shù)按22小時計算。c)鍋爐熱效率按90%計算。4.1.2 脫硝裝置設計參數(shù)表4.

26、1-2脫硝裝置設計參數(shù)。項目單位設計煤種校核煤種煤的含硫量%1.541.361-2號爐標態(tài)濕煙氣量（nm3/h）306297（206363）369906（227000）1-2號爐標態(tài)干煙氣量（nm3/h）287613（193775）347342（213153）3-4號爐標態(tài)濕煙氣量（nm3/h）703228（431550）796030（488500）3-4號爐標態(tài)干煙氣量（nm3/h）660331（405225）747472（458701）scr出口nox濃度（mg/nm3）282317scr入口nox濃度（mg/nm3）937（70%）1054（70%）脫硝效率（%）75754.2 脫硝工藝

27、方案的選擇4.2.1 脫硝工藝的簡介有關nox的控制方法從燃料的生命周期的三個階段入手，限燃燒前、燃燒中和燃燒后。當前，燃燒前脫硝的研究很少，幾乎所有的形容都集中在燃燒中和燃燒后的nox的控制。所以在國際上把燃燒中nox的所有控制措施統(tǒng)稱為一次措施，把燃燒后的nox控制措施統(tǒng)稱為二次措施，又稱為煙氣脫硝技術。目前普遍采用的燃燒中nox控制技術即為低nox燃燒技術，主要有低nox燃燒器、空氣分級燃燒和燃料分級燃燒。應用在燃煤電站鍋爐上的成熟煙氣脫硝技術主要有選擇性催化還原技術（selective catalytic reduction，簡稱scr）、選擇性非催化還原技術（selective no

28、n-catalytic reduction，簡稱sncr）以及sncr/scr混合煙氣脫硝技術。4.2.1.1 scr煙氣脫硝技術近幾年來選擇性催化還原煙氣脫硝技術(scr)發(fā)展較快,在歐洲和日本得到了廣泛的應用,目前氨催化還原煙氣脫硝技術是應用最多的技術。1）scr脫硝反應scr脫硝系統(tǒng)是向催化劑上游的煙氣中噴入氨氣或其它合適的還原劑、利用催化劑將煙氣中的nox轉化為氮氣和水。在通常的設計中，使用液態(tài)無水氨或氨水（氨的水溶液），無論以何種形式使用氨，首先使氨蒸發(fā)，然后氨和稀釋空氣或煙氣混合，最后利用噴氨格柵將其噴入scr反應器上游的煙氣中。圖為scr反應原理示意圖。在scr反應器內(nèi)，no通過

29、以下反應被還原： 4no+4nh3+o23n2+6h2o 6no+4nh35n2+6h2o當煙氣中有氧氣時，反應第一式優(yōu)先進行，因此，氨消耗量與no還原量有一對一的關系。在鍋爐的煙氣中，no2一般約占總的nox濃度的5%，no2參與的反應如下： 2no2+4nh3+o23n2+6h2o 6no2+8nh37n2+12h2o上面兩個反應表明還原no2比還原no需要更多的氨。在絕大多數(shù)鍋爐的煙氣中，no2僅占nox總量的一小部分，因此no2的影響并不顯著。scr系統(tǒng)nox脫除效率通常很高，噴入到煙氣中的氨幾乎完全和nox反應。有一小部分氨不反應而是作為氨逃逸離開了反應器。一般來說，對于新的催化劑，

30、氨逃逸量很低。但是，隨著催化劑失活或者表面被飛灰覆蓋或堵塞，氨逃逸量就會增加，為了維持需要的nox脫除率，就必須增加反應器中nh3/nox摩爾比。當不能保證預先設定的脫硝效率和（或）氨逃逸量的性能標準時，就必須在反應器內(nèi)添加或更換新的催化劑以恢復催化劑的活性和反應器性能。從新催化劑開始使用到被更換這段時間稱為催化劑壽命。2）scr系統(tǒng)組成及反應器布置下圖為典型scr煙氣脫硝工藝系統(tǒng)簡圖，scr系統(tǒng)一般由氨的儲存系統(tǒng)、氨與空氣混合系統(tǒng)、氨氣噴入系統(tǒng)、反應器系統(tǒng)、省煤器旁路、scr旁路、檢測控制系統(tǒng)等組成。scr反應器在鍋爐煙道中一般有三種不同的安裝位置，即熱段/高灰布置、熱段/低灰和冷段布置。（

31、1）熱段/高灰布置：反應器布置在空氣預熱器前溫度為350左右的位置，此時煙氣中所含有的全部飛灰和so2均通過催化劑反應器，反應器的工作條件是在“不干凈”的高塵煙氣中。由于這種布置方案的煙氣溫度在300400的范圍內(nèi)，適合于多數(shù)催化劑的反應溫度，因而它被廣泛采用。但是由于催化劑是在“不干凈”的煙氣中工作，因此催化劑的壽命會受下列因素的影響：煙氣所攜帶的飛灰中含有na,ca,si,as等成分時，會使催化劑“中毒”或受污染，從而降低催化劑的效能。飛灰對催化劑反應器的磨損。飛灰將催化劑反應器蜂窩狀通道堵塞。如煙氣溫度升高，會將催化劑燒結，或使之再結晶而失效，如煙氣溫度降低，nh3會和so3反應生成酸性

32、硫酸銨，從而會堵塞催化反應器通道和污染空氣預熱器。高活性的催化劑會促使煙氣中的so2氧化so3，因此應避免采用高活性的催化劑用于這種布置。為了盡可能地延長催化劑的使用壽命，除了應選擇合適的催化劑之外，要使反應器通道有足夠的空間以防堵塞，同時還要有防腐措施。（2）熱段/低灰布置：反應器布置在靜電除塵器和空氣預熱器之間，這時，溫度為300400的煙氣先經(jīng)過電除塵器以后再進入催化劑反應器，這樣可以防止煙氣中的飛灰對催化劑的污染和將反應器磨損或堵塞，但煙氣中的so3始終存在。采用這一方案的最大問題是，靜電除塵器無法在300400的溫度下正常運行，因此很少采用。（3）冷段布置：反應器布置在煙氣脫硫裝置（

33、fgd）之后，這樣催化劑將完全工作在無塵、無so2的“干凈”煙氣中，由于不存在飛灰對反應器的堵塞及腐蝕問題，也不存在催化劑的污染和中毒問題，因此可以采用高活性的催化劑，減少了反應器的體積并使反應器布置緊湊。當催化劑在“干凈”煙氣中工作時，其工作壽命可達35年（在“不干凈”的煙氣中的工作壽命為23年）。這一布置方式的主要問題是，當將反應器布置在濕式fgd脫硫裝置后，其排煙溫度僅為5060，因此，為使煙氣在進入催化劑反應器之前達到所需要的反應溫度，需要在煙道內(nèi)加裝燃油或燃燒天然氣的燃燒器，或蒸汽加熱的換熱器以加熱煙氣，從而增加了能源消耗和運行費用。對于一般燃油或燃煤鍋爐，其scr反應器多選擇安裝于

34、鍋爐省煤器與空氣預熱器之間，因為此區(qū)間的煙氣溫度剛好適合scr脫硝還原反應，氨被噴射于省煤器與scr反應器間煙道內(nèi)的適當位置，使其與煙氣充分混合后在反應器內(nèi)與氮氧化物反應，scr系統(tǒng)商業(yè)運行業(yè)績的脫硝效率約為70%90%。4.2.1.2 sncr煙氣脫硝技術選擇性催化還原脫除nox的運行成本主要受催化劑壽命的影響，一種不需要催化劑的選擇性還原過程或許更加誘人，這就是選擇性非催化還原技術。該技術是用nh3、尿素等還原劑噴入爐內(nèi)與nox進行選擇性反應，不用催化劑，因此必須在高溫區(qū)加入還原劑。還原劑噴入爐膛溫度為8501100的區(qū)域，該還原劑（尿素）迅速熱分解成nh3并與煙氣中的nox進行sncr反

35、應生成n2，該方法是以爐膛為反應器。研究發(fā)現(xiàn)，在爐膛8501100這一狹窄的溫度范圍內(nèi)、在無催化劑作用下，nh3或尿素等氨基還原劑可選擇性地還原煙氣中的nox，基本上不與煙氣中的o2作用，據(jù)此發(fā)展了sncr法。在8501100范圍內(nèi)，nh3或尿素還原nox的主要反應為：nh3為還原劑 4nh3+4no+o24n2+6h2o尿素為還原劑 no+co(nh2)2 +1/2o22n2+co2+h2o當溫度高于1100時, nh3則會被氧化為 4nh3+5o24no+6h2o不同還原劑有不同的反應溫度范圍，此溫度范圍稱為溫度窗。nh3的反應最佳溫度區(qū)為 850110o。當反應溫度過高時，由于氨的分解會

36、使nox還原率降低，另一方面，反應溫度過低時，氨的逃逸增加，也會使nox還原率降低。nh3是高揮發(fā)性和有毒物質，氨的逃逸會造成新的環(huán)境污染。引起sncr系統(tǒng)氨逃逸的原因有兩種，一是由于噴入點煙氣溫度低影響了氨與nox的反應;另一種可能是噴入的還原劑過量或還原劑分布不均勻。還原劑噴入系統(tǒng)必須能將還原劑噴入到爐內(nèi)最有效的部位，因為nox在爐膛內(nèi)的分布經(jīng)常變化，如果噴入控制點太少或噴到爐內(nèi)某個斷面上的氨分布不均勻，則會出現(xiàn)分布較高的氨逃逸量。在較大的燃煤鍋爐中，還原劑的均勻分布則更困難，因為較長的噴入距離需要覆蓋相當大的爐內(nèi)截面。為保證脫硝反應能充分地進行，以最少的噴入nh3量達到最好的還原效果，必

37、須設法使噴入的nh3與煙氣良好地混合。若噴入的nh3不充分反應，則逃逸的nh3不僅會使煙氣中的飛灰容易沉積在鍋爐尾部的受熱面上，而且煙氣中nh3遇到s03會產(chǎn)生(nh4)2s04易造成空氣預熱器堵塞，并有腐蝕的危險。sncr煙氣脫硝技術的脫硝效率一般為25%-50%，受鍋爐結構尺寸影響很大，多用作低nox燃燒技術的補充處理手段。采用sncr技術，目前的趨勢是用尿素代替氨作為還原劑，值得注意的是，近年的研究表明，用尿素作為還原劑時，nox會轉化為n2o，n2o會破壞大氣平流層中的臭氧，除此之外，n2o還被認為會產(chǎn)生溫室效應，因此產(chǎn)生n2o問題己引起人們的重視。sncr系統(tǒng)煙氣脫硝過程由下面四個基

38、本過程完成:接收和儲存還原劑; 還原劑的計量輸出、與水混合稀釋;在鍋爐合適位置注入稀釋后的還原劑;還原劑與煙氣混合進行脫硝反應。4.2.1.3 sncr/scr混合煙氣脫硝技術sncr/scr混合煙氣脫硝技術是把sncr工藝的還原劑噴入爐膛技術同scr工藝利用逃逸氨進行催化反應的技術結合起來，進一步脫除nox。它是把sncr工藝的低費用特點同scr工藝的高效率及低的氨逃逸率進行有效結合。該聯(lián)合工藝于20世紀70年代首次在日本的一座燃油裝置上進行試驗，試驗表明了該技術的可行性。理論上，sncr工藝在脫除部分nox的同時也為后面的催化法脫硝提供所需要的氨。sncr體系可向scr催化劑提供充足的氨，

39、但是控制好氨的分布以適應nox的分布的改變卻是非常困難的。為了克服這一難點，混合工藝需要在scr反應器中安裝一個輔助氨噴射系統(tǒng)。通過試驗和調(diào)節(jié)輔助氨噴射可以改善氨氣在反應器中的分布效果。資料介紹sncr/scr混合工藝的運行特性參數(shù)可以達到40%-80%的脫硝效率，氨的逃逸小于5loppm。4.2.3 煙氣脫硝技術的選擇根據(jù)以上對脫硝工藝的簡單介紹，控制火電廠nox排放有很多種方法，各種脫硝工藝工程投資和脫硝效率各不相同，選擇何種脫硝工藝一般可根據(jù)以下幾個萬面綜合考慮:l)nox排放濃度和排放量必須滿足國家和當?shù)卣h(huán)保要求;2)脫硝工藝要適用于工程己確定的煤種條件，并考慮燃煤來源的變化可能性

40、;3)脫硝工藝要做到技術成熟、設備運行可靠，并有較多成功的運行業(yè)績;4)根據(jù)工程的實際情況盡量減少脫硝裝置的建設投資;5)脫硝裝置應布置合理;6)脫硝劑要有穩(wěn)定可靠的來源;7)脫硝工藝脫硝吸收劑、水和能源等消耗少，盡量減少運行費用。表4.2-7煙氣脫硝技術設計參數(shù)比較。項目scrsncr/scr混合型sncr還原劑以nh3為主可使用nh3或尿素用nh3或尿紊反應溫度320一400前段:850-1100，后段:320-400850一110o催化劑成份主要為tio2， v2o5 wo3后段加裝少量催化劑(成份主要為tio2，v2o5 wo3)不使用催化劑脫硝效率7090407025%60%還原劑噴

41、射位置多選擇于省煤器與scr反應器間煙道內(nèi)鍋爐負荷不同噴射位置也不同，通常位于一次過熱器或二次過熱器后端通常在爐膛內(nèi)噴射，但需與鍋爐廠家配合so2/so3氧化會導致so2/so3氧化s02/s03氧化較scr低不導致s02/s03氧化nh3逃逸35ppm5loppm1015ppm對空氣預熱器影響nh3與s03易形成nh4hso4造成堵塞或腐蝕so2/so氧化率較scr低，造成堵塞或腐蝕的機會較scr低不導致so2/so3的氧化，造成堵塞或腐蝕的機會為三者最低系統(tǒng)壓力損失催化劑會造成壓力損失催化劑用量較scr小，產(chǎn)生的壓力損失相對較低沒有壓力損失燃料的影響高灰分會磨耗催化劑，堿金屬氧化物會使催化

42、劑鈍化影響與scr相同無影響鍋爐的影響受省煤器出口煙氣溫度的影響受爐膛內(nèi)煙氣流速及溫度分布的影響與sncr/scr混合系統(tǒng)影響相同綜合上述，根據(jù)技術先進，工藝成熟，經(jīng)濟合理，有工業(yè)業(yè)績，脫硝效率高的原則，本煙氣脫硝工程可行性研究推薦采用scr煙氣脫硝技術。5 脫硝工程設想scr脫硝系統(tǒng)由三個子系統(tǒng)所組成，scr反應器及附屬系統(tǒng)、氨儲存處理系統(tǒng)和氨注入系統(tǒng)。5.1 脫硝裝置總體布置本煙氣脫硝工程主要構筑物有脫硝裝置、液態(tài)氨的貯存和供應系統(tǒng)的構筑物。根據(jù)煙氣脫硝工藝的要求，1號、2號機組脫硝裝置布置在每一臺鍋爐與除塵器之間場地，由于該處場地已設計布置煙道，采用鋼結構的支架形式將脫硝裝置支撐在鍋爐與

43、除塵器之間煙道上。3號、4號機組脫硝裝置布置在每兩臺鍋爐與灰渣泵房之間場地，由于該處場地零平面布置有溝道，采用鋼結構的支架形式將脫硝裝置支撐在鍋爐與灰渣泵房之間場地。液態(tài)氨的貯存和供應布置在1735平米的場地上，布置位置考慮位于4號鍋爐脫硫區(qū)域與煤場之間。全廠脫硝裝置的控制系統(tǒng)布置在還原劑采用輸送管道方式。道路:在液態(tài)氨的貯存和供應的建筑構筑物形成消防環(huán)路，采劇混凝土路面與廠區(qū)道路相連接。5.2 氨（還原劑 ）的儲存系統(tǒng)及設備5.2.1 系統(tǒng)描述還原劑（氨）用罐車運輸并在儲罐儲存。在高壓下，氨被液化以減小運輸和儲存的體積。市場購買的還原劑（液態(tài)氨濃度99.5%）,供應商用罐裝車運輸（以液體形態(tài)

44、儲存在壓力容器內(nèi)），送往河坡發(fā)電有限責任公司的氨貯存場地，通過氨卸載壓縮機卸載，進入氨貯罐貯存。使用時，儲存罐中的氨借助自壓輸送到蒸發(fā)器中，蒸發(fā)器是氨注入系統(tǒng)的組件。系統(tǒng)設置二臺卸載壓縮機，一臺運行，一臺備用，全廠設置兩臺氨貯罐，總容積滿足全廠4臺爐10天的用氨量。14號鍋爐scr煙氣脫硝系統(tǒng)物料平衡計算，計算結果如下表所示。表計算結果參數(shù)數(shù)值還原劑類型無水氨純度（%）99.5脫硝效率（%）81.8氨逃逸（ppm）5催化劑壽命（小時）24000日耗nh3（t/d）16.47年耗nh3（t/a）4117高壓力下儲存的無水液氨意外泄露到大氣中是危險的，因此需要嚴格的安全和環(huán)保規(guī)定。當系統(tǒng)在很長時間

45、不使用或進行定期檢查時，用氮氣清洗系統(tǒng)，將氨從氨容器和設備中清洗干凈 (氨儲罐除外)。5.2.2系統(tǒng)設備及布置共用系統(tǒng)：氨儲存及處理系統(tǒng)設備本系統(tǒng)布置場地，氨儲罐布置在半露天雨棚中的零米地面；氨卸載壓縮機等轉動的機械設備以及電氣設備布置在氨儲罐旁邊的建筑物內(nèi)。5.3氨（還原劑 ）注入系統(tǒng)及設備5.3.1系統(tǒng)描述儲罐里的液態(tài)氨靠自壓輸送到蒸發(fā)器，在蒸發(fā)器內(nèi)（通過蒸汽加熱）將氨蒸發(fā)，在緩沖貯罐貯存，通過管道送至每一臺爐的scr反應裝置旁。再用空氣稀釋高濃度無水氨，這樣氨/空氣混合物安全且不易燃。通過裝在scr入口煙道內(nèi)的氨注入格柵，將氨/空氣混合物注入到scr系統(tǒng)內(nèi)。全廠設置兩臺蒸發(fā)器和兩個緩沖貯

46、罐（公用，只有容量備用，無數(shù)量備用）每一臺鍋爐設置二臺稀釋風機，一臺運行，一臺備用。每一臺鍋爐設置二臺氨/空氣混合器。5.3.2系統(tǒng)設備及布置表系統(tǒng)設備系統(tǒng)名稱設備名稱數(shù)量氨注入系統(tǒng)氨加熱器2氨緩沖罐2稀釋空氣風機8氨/空氣混合器8蒸發(fā)器、緩沖貯罐均布置在儲罐旁邊的建筑物內(nèi)；每一臺鍋爐的稀釋空氣風機、氨/空氣混合器均相應布置在每一臺鍋爐的零米附近。5.4脫硝工藝系統(tǒng)及設備5.4.1系統(tǒng)描述5.4.1.1scr系統(tǒng)scr反應器和附屬系統(tǒng)由擋板門、氨注入格柵、氨/煙氣混合器、scr反應器、催化劑、吹灰系統(tǒng)和煙道等組成。通過注入格柵的多個噴嘴，將氨噴入煙氣中。注入格柵后的煙氣混合裝置促進煙氣和氨的混

47、合，保證煙氣中氨濃度的均勻分布。來自鍋爐省煤器出口的煙氣通過scr反應器，scr反應器包含催化劑層，在催化劑作用下，nh3與nox反應從而脫除nox，催化劑促進氨和nox的反應。在scr反應器最上面有整流柵格，使流動煙氣分布均勻。催化劑裝在模塊組件中，便于搬運、安裝和更換。scr反應器催化劑層間安裝吹灰器用來吹除沉積在催化劑上的灰塵和scr反應副產(chǎn)物，以減少反應器壓力降。煙氣系統(tǒng)中的進、出口擋板門、旁路安裝擋板門用來在鍋爐啟動和停止期間或緊急狀況下隔離scr反應器。scr工藝主要性能指標有：脫硝效率、氨量、反應器的壓力降等。scr工藝主要設計參數(shù)有催化劑總量、催化劑高度、催化劑空隙率和煙氣速度

48、等。燃煤鍋爐scr煙氣脫硝裝置催化劑設計參數(shù)見下表。表燃煤鍋爐scr煙氣脫硝裝置催化劑設計參數(shù)項目蜂窩型催化劑板型催化劑河坡發(fā)電有限責任公司蜂窩催化劑高灰煤低灰煤單塊催化劑孔數(shù)400441529400間距（mm）7.47.47.06.46.97.45比表面積（/ m3）427444470500285451空隙率（%）646971678274壓力降（kpa/m）0.230.20.210.270.10.25.4.2系統(tǒng)設備及布置5.4.2.1scr反應器的布置方式：在熱段/高灰布置中，scr反應器位于省煤器和空氣預熱器之間，因為該區(qū)域煙氣溫度在300-400的范圍內(nèi)。河坡發(fā)電有限責任公司鍋爐省煤器

49、和空氣預熱器之間的煙氣溫度在該范圍內(nèi)。世界上絕大多數(shù)燃煤火電廠的scr裝置采用這種布置萬式。這種布置方式的主要優(yōu)點是投資和運行費用低，因為該段的煙氣溫度與催化劑要求的運行范圍相符合。這種布置的其主要缺點是催化劑暴露于含有全部灰塵和硫分的煙氣中。采用這種布置方式主要是含硫量低于2%的煙煤發(fā)電鍋爐。5.4.2.2現(xiàn)有設備的遷移河坡發(fā)電有限責任公司的scr裝置采用熱段/高灰布置方式，適合于催化劑性能的煙氣溫度區(qū)域在高溫空氣預熱器和低溫省煤器之間。鍋爐現(xiàn)有的部分設備需要遷移?？煽紤]現(xiàn)有設備的三種移位方案：高溫空氣預熱器移位；低溫省煤器移位；低溫省煤器和低溫空氣預熱器移位。在采用scr裝置時，延長煙道和

50、安裝催化劑會使系統(tǒng)的壓力降增加，scr系統(tǒng)需要更換更大壓頭的引風機，否則鍋爐負荷將降低。延長鍋爐煙道會使空氣和煙氣側的熱損失的增加，從而使鍋爐效率降低，因此煙道需保溫。高溫空氣預熱器移位方案 ：空氣側的壓力降將增大，與已有設備的沖突比低溫省煤器移位方案嚴重，因為需要移動從低溫空氣預熱器出來的空氣管道。低溫省煤器移位方案：將低溫省煤器移位至進入scr反應器的煙道中，保持原煙道的截面積和尺寸，低溫省煤器按原布置方式布置，因此水側壓力降沒有變化。低溫省煤器和低溫空氣預期熱器移位方案 ：工程投資和鍋爐效率的降低都是最大的，因為許多設備都要移位。此外，在這種方案中，催化劑被放置在高溫省煤器下面，如果發(fā)生

51、高溫省煤器漏水，催化劑壽命和脫硝效率將降低。下表總結了上述三種設備移位方案的優(yōu)點和缺點及建議。表鍋爐輔助設備移位方案概要移位設備方案 優(yōu)點缺點建議高溫空氣預熱器移位中等設備投資與已有設備嚴重沖突，增加煙氣和空氣側壓力降。調(diào)查已有設備的位置；調(diào)查送風機和引風機可用余量；管道保溫。低溫省煤器移位設備投資最低煙氣和水的熱損失增加煙氣側的壓力降增大?？諝鈧葔毫挡蛔児艿辣?；更換高效低溫省煤器；調(diào)查送風機和引風機的余量。低溫省煤器和低溫空預熱器移位設備投資最高與已有設備沖突最嚴重避免采用。綜上所述，選擇低溫省煤器移位方案 。鍋爐附近的地面被送風機和一次風機占用，大型的風道懸掛在一層樓板下，如果將scr

52、反應器安放在鍋爐房內(nèi)（鍋爐附近），用于鍋爐維護的空間將更小，而且安裝周期會更長。下表總結了scr反應器兩種安裝方案的優(yōu)缺點及建議。表scr反應器安裝位置概要要點優(yōu)點缺點建議靠近鍋爐管道短與已有設備嚴重沖突；鍋爐維護空間小不可行靠近esp容易進出煙道長；靜電除塵器維護空間??；投資高。盡可能的減小煙道長度 ；確保最大的靜電除塵器維護空間綜合比較現(xiàn)有設備的三種移位方案 和scr反應器的位置，建議采用低溫省煤器移位方案 ，scr反應器靠近靜電除塵器布置。5.4.2.3脫硝裝置的布置在制定河坡發(fā)電有限責任公司脫硝裝置布置方案時，應考慮下面設備: scr反應器; 煙氣管道; 與鍋爐省煤器和空氣預熱器的聯(lián)接

53、; 輔助設備; 擴建設施 (考慮將來在其它鍋爐上安裝脫硝裝置)。(1)布置原則 在規(guī)劃基本的現(xiàn)場布置方案時，建筑和設備的位置應該按照需要的功能來布置，并考慮進出方便、建造難易、操作、維護和安全性。scr反應器布置方案 應該考慮將來在其它鍋爐上安裝脫硝裝置的要求，脫硝系統(tǒng)的布置不能影響將來的裝置布置和施工。一臺鍋爐可以有一個或兩個scr反應器，根據(jù)現(xiàn)場空間和現(xiàn)有設備系統(tǒng)的條件來決定。為scr反應器留有適當?shù)目臻g，用來設置過道，便于催化劑模塊的安裝和操作。為催化劑模塊的抬升預留足夠的空間。通道應該盡可能連續(xù)，所有的主要通道能允許叉式升降機（鏟車）通行，并考慮其轉動半徑。(2)scr裝置布置方案根據(jù)河坡發(fā)電有限責任公司現(xiàn)場條件，提出2種scr反應器布置方案:方