電廠脫硝工程投資可行性報(bào)告

電廠脫硝工程可行性研究報(bào)告-PAGE97-目錄TOC\o"1-2"\h\z\u1概述 11.1項(xiàng)目背景 11.2研究范圍 21.3報(bào)告編制依據(jù) 21.4主要編制原則 21.5簡要的工作過程 32.1廠址條件及自然條件 42.2燃料及供水 62.3電廠機(jī)組狀況 72.4廠區(qū)總平面布置 112.5電廠主要控制方式及控制水平 112.6除灰渣方式 123脫硝工程建設(shè)條件 133.1脫硝還原劑供應(yīng) 133.2脫硝建設(shè)場地 184脫硝工藝方案選擇 194.1設(shè)計(jì)基礎(chǔ)參數(shù) 194.2幾種脫硝工藝簡介 204.3脫硝工藝方案選擇 234.4選擇性催化還原煙氣脫氮法(SCR) 265脫硝工程設(shè)想 305.1工藝系統(tǒng)及設(shè)備 305.2水工與消防 465.3電氣系統(tǒng) 465.4儀表及控制 475.5灰輸送系統(tǒng) 495.6土建建筑與結(jié)構(gòu) 505.7脫硝裝置的總體布置 515.8主要設(shè)備材料清單 535.9供貨與服務(wù)范圍 586環(huán)境保護(hù)與環(huán)境效益 636.1環(huán)境保護(hù)標(biāo)準(zhǔn) 636.2脫硝系統(tǒng)主要排放源及治理措施 636.3脫硝工程的環(huán)境與社會經(jīng)濟(jì)效益 647節(jié)約和合理利用能源 667.1工藝系統(tǒng)設(shè)計(jì)中考慮節(jié)能的措施 667.2主輔機(jī)設(shè)備選擇中考慮節(jié)能的措施 667.3在材料選擇時(shí)考慮節(jié)能的措施 667.4節(jié)約用水的措施 667.5節(jié)約原材料的措施 668安全與勞動保護(hù) 688.1安全 688.2職業(yè)衛(wèi)生 699生產(chǎn)管理與人員編制 709.1生產(chǎn)管理 709.2人員編制 7010項(xiàng)目實(shí)施及輪廓進(jìn)度 7110.1項(xiàng)目實(shí)施條件 7110.2項(xiàng)目實(shí)施辦法 7210.3項(xiàng)目實(shí)施過程問題 7210.4項(xiàng)目實(shí)施輪廓進(jìn)度 7211投資估算與財(cái)務(wù)評價(jià) 7411.1投資估算 7411.2財(cái)務(wù)評價(jià) 7612主要結(jié)論與建議 8012.1結(jié)論 8012.2建議 8013附件及附圖 8013.1投資估算附表 8113.2附圖 811概述1.1項(xiàng)目背景沙角C電廠位于廣東省東莞市虎門鎮(zhèn)，為廣東省主力發(fā)電廠之一。沙角發(fā)電廠C廠總裝機(jī)容量為1980MW(3×660MW)，電廠全套發(fā)電設(shè)備由國外進(jìn)口，年發(fā)電能力可達(dá)130億千瓦時(shí)，電廠于1992年正式動工，由GEC-ALSTHOM公司采用交鑰匙的方式承包興建，1996年6月三臺機(jī)組正式移交商業(yè)運(yùn)行。沙角C電廠積極履行社會責(zé)任，全面推進(jìn)節(jié)能減排工作，為建設(shè)資源節(jié)約型、環(huán)境友好型社會作出貢獻(xiàn)。2004年建設(shè)了工業(yè)廢水“零排放”工程，每年可節(jié)約淡水170萬噸，減少工業(yè)廢水排放170萬噸。2009年，實(shí)施“工業(yè)廢水處理廠中水作為煤場噴淋水源”項(xiàng)目改造，進(jìn)一步提高了工業(yè)廢水的利用率。沙角C電廠采用高效靜電除塵器，除塵效率達(dá)99.3%；2006年建設(shè)投運(yùn)了三臺機(jī)組煙氣脫硫工程，脫硫投運(yùn)率達(dá)95%以上，脫硫效率達(dá)90%以上，每年可減少二氧化硫排放約4萬噸，減少煙塵排放約36萬噸，對改善珠三角的大氣環(huán)境質(zhì)量，促進(jìn)社會可持續(xù)發(fā)展發(fā)揮了積極的作用。本次脫硝系統(tǒng)改造項(xiàng)目是擬在電廠3臺機(jī)組上進(jìn)行安裝煙氣脫硝裝置。隨著我國經(jīng)濟(jì)的快速發(fā)展和環(huán)保法規(guī)的實(shí)施和加強(qiáng)，新的火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)更加嚴(yán)格。沙角C電廠處于珠江三角洲地區(qū)，珠江三角洲地區(qū)的污染屬于復(fù)合型大氣污染，隨著煙氣脫硫設(shè)備的安裝和運(yùn)行，二氧化硫的排放量將逐步得到控制，并導(dǎo)致氮氧化物污染問題凸現(xiàn)出來。近年來我省氮氧化物排放對酸雨形成的貢獻(xiàn)呈上升趨勢，酸雨中硝酸根離子與硫酸根離子的比值上升趨勢明顯，加強(qiáng)氮氧化物的污染控制已提到了議事日程。國外發(fā)達(dá)國家早已經(jīng)把對NOx的控制放到防治酸雨的首位，紛紛制定嚴(yán)格的燃煤電廠NOx排放濃度標(biāo)準(zhǔn)，我省是一個(gè)燃煤大省，隨著電力工業(yè)的持續(xù)發(fā)展，用于發(fā)電的煤量必將逐年增加，NOx排放量也必將逐年增加，從嚴(yán)控制燃煤電廠NOx排放已成為必要。2008年2月，廣東省環(huán)境保護(hù)局轉(zhuǎn)發(fā)省發(fā)展改革委《關(guān)于做好全省火電機(jī)組脫硝工程建設(shè)的通知》(粵環(huán)含【2008】166號)，通知強(qiáng)調(diào)：“目前已經(jīng)建成投運(yùn)未安裝脫硝裝置的省內(nèi)火電機(jī)組(不包括計(jì)劃關(guān)停的小火電機(jī)組)業(yè)主單位應(yīng)根據(jù)機(jī)組運(yùn)行壽命、場地建設(shè)條件等實(shí)際情況，抓緊組織研究脫硝工程建設(shè)方案，因地制宜采用合適的脫硝技術(shù)”。2011年1月13日，廣東省環(huán)保廳《廣東省火電廠降氮脫硝工程實(shí)施方案》（粵環(huán)【2011】3號）文件，進(jìn)一步明確要求了廣東省火電廠降氮脫硝工程實(shí)施方案。廣東省粵電集團(tuán)有限公司沙角C電廠在安全生產(chǎn)的同時(shí)，充分考慮對社會與公眾的責(zé)任，提出建設(shè)綠色環(huán)保電站的目標(biāo)，公司環(huán)境保護(hù)工作的指導(dǎo)思想是：強(qiáng)調(diào)企業(yè)發(fā)展與環(huán)境的協(xié)調(diào)，在滿足國家環(huán)境保護(hù)要求的條件下，結(jié)合公司發(fā)展戰(zhàn)略，積極建設(shè)高效環(huán)保型、節(jié)水型火電機(jī)組，努力實(shí)現(xiàn)“煙囪不冒煙、廠房不漏汽、廢水不外排、噪聲不擾民、灰渣再利用”的環(huán)保型電站建設(shè)目標(biāo)。本項(xiàng)目就是在公司環(huán)境保護(hù)工作的指導(dǎo)思想下，對3臺機(jī)組實(shí)施脫氮，對國內(nèi)火電廠降低氮氧化物排放具有積極的意義。1.2研究范圍參照《火力發(fā)電廠可行性研究報(bào)告內(nèi)容深度規(guī)定》(DL/T5375-2008)的要求，本可行性研究的范圍主要包括以下內(nèi)容：脫硝工程的建設(shè)條件煙氣脫硝工藝方案脫硝工程設(shè)想脫硝還原劑的來源及供應(yīng)脫硝工程對環(huán)境的影響脫硝工程的投資估算及運(yùn)行成本分析1.3報(bào)告編制依據(jù)(1)省環(huán)保局《轉(zhuǎn)發(fā)省發(fā)改委〈關(guān)于做好全省火電機(jī)組脫硝工程建設(shè)的通知〉的通知》(粵環(huán)函[2008]166號)；(2)省發(fā)改委《關(guān)于做好全省火電機(jī)組脫硝工程建設(shè)的通知》(粵發(fā)改能[2008]102號)；(3)廣東省環(huán)保廳《廣東省火電廠降氮脫硝工程實(shí)施方案》（粵環(huán)【2011】3號）文件。(4)相關(guān)的參考文件。1.4主要編制原則(1)脫硝機(jī)組規(guī)模本工程脫硝機(jī)組規(guī)模按3×660MW考慮，安裝3套處理100%煙氣量的脫硝裝置。(2)煙氣脫硝工藝按選擇性催化還原法(SCR)考慮。(3)脫硝裝置的設(shè)計(jì)效率，根據(jù)電廠的實(shí)際情況，脫硝系統(tǒng)的設(shè)計(jì)效率按≥80%設(shè)計(jì)和90%設(shè)計(jì)進(jìn)行比選。(4)脫硝裝置不設(shè)煙氣旁路，為保證建設(shè)期間不影響鍋爐機(jī)組運(yùn)行，設(shè)臨時(shí)旁路。(5)脫硝還原劑采用外購液氨，尿素作為備選。(6)盡量避免在脫硝過程中帶來新的環(huán)境污染。(7)脫硝工程設(shè)備采購,按關(guān)鍵設(shè)備進(jìn)口、大部分設(shè)備國內(nèi)配套的方式實(shí)施。主要設(shè)備將通過招投標(biāo)擇優(yōu)選用。(8)脫硝設(shè)備年利用小時(shí)按6800h考慮。(9)裝置設(shè)計(jì)壽命大于25年。(10)系統(tǒng)可用率≥98%。(11)工程建設(shè)模式，暫按業(yè)主單位負(fù)責(zé)自籌部分資金，政府貼息貸款，對脫硝工程實(shí)現(xiàn)招投標(biāo)，確定具有成熟經(jīng)驗(yàn)和實(shí)力的國內(nèi)公司承擔(dān)工程的基本設(shè)計(jì)(核心部分設(shè)計(jì)由國內(nèi)公司的國外技術(shù)支持方完成)、詳細(xì)設(shè)計(jì)和設(shè)備供貨，工程建設(shè)(施工、安裝)、調(diào)試、試運(yùn)行、消缺等工作由業(yè)主方完成，即按EP+C建設(shè)模式考慮。1.5簡要的工作過程(1)2010年12月中旬，我院接到沙角C電廠關(guān)于委托開展脫硝工程可行性研究的委托函。(2)2011年1月10日，我院各專業(yè)人員對沙角C電廠現(xiàn)場進(jìn)行了實(shí)地考查，并與業(yè)主單位技術(shù)交流。(3)2011年2月下旬，我院完成《沙角C電廠脫硝工程可行性研究報(bào)告》初稿。

2電廠工程概況2.1廠址條件及自然條件2.1.1廠址概況沙角C電廠位于廣州市東南約99km的珠江口東岸，裝機(jī)容量為3×660MW，屬廣東省東莞市虎門鎮(zhèn)轄區(qū)。廠址北距虎門鎮(zhèn)約9km，距東莞市約24km，東南距深圳市約70km，廠址南側(cè)瀕臨伶仃洋交椅灣，西南側(cè)珠江口對岸為廣州市南沙經(jīng)濟(jì)技術(shù)開發(fā)區(qū)，是廣州市遠(yuǎn)洋航道的出入口、必經(jīng)之地。在沙角C電廠的西側(cè)是已經(jīng)建成的沙角B電廠（2×350MW燃煤機(jī)組）和沙角A電廠（3×200MW+2×300MW燃煤機(jī)組），至目前為止，該廠址總裝機(jī)容量已達(dá)3880MW。2.1.2交通運(yùn)輸2.1.2.1水路電廠面臨珠江口內(nèi)伶仃洋，建港條件良好，C廠岸墻距主航道約1300m左右，建有一座5萬t級泊位的煤碼頭，運(yùn)煤船可直接停靠已建成的煤碼頭，電廠由水路至廣州57km，至深圳82km，出珠江口可直通南海海域。此外，電廠沿岸還設(shè)有點(diǎn)火油碼頭和順岸式安裝設(shè)備碼頭（即重件碼頭）各一個(gè)，安裝設(shè)備碼頭長100m，前沿水深4m，本工程可利用該碼頭運(yùn)輸大型設(shè)備及土建施工材料、安裝材料等。2.1.2.2陸路電廠至太平鎮(zhèn)建有太沙公路，屬國標(biāo)三級公路、混凝土路面，路面寬14m，橋面寬14+2×0.5m，最小曲率半徑15m，最大坡度4.6%，設(shè)計(jì)荷載為汽-20，掛-100。太沙公路在虎門鎮(zhèn)附近與廣深高速公路、107國道連接，廣深高速公路、107國道目前是連接廣州與深圳的主干公路，本工程使用的部分設(shè)備及材料也可通過汽車運(yùn)輸解決。2.1.3水文氣象電廠所在地區(qū)屬南亞熱帶季風(fēng)氣候區(qū)，氣候條件復(fù)雜多變，具有氣候溫和，雨量充沛，陽光充足，受臺風(fēng)影響大且季節(jié)長，暴雨特多，季風(fēng)交替，海陸風(fēng)長年影響等特點(diǎn)。氣象特征如下：歷年最高高潮位：2.10m(珠江基面)歷年最低低潮位：-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)歷年最大漲潮潮差：2.90m歷年最大落潮潮差：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最大時(shí)降雨量：83.90mm歷年平均氣壓：101.070kPa歷年最高氣溫：37.90℃歷年最低氣溫：-0.5℃歷年平均氣溫：22.8℃歷年平均相對濕度：79%歷年最低相對濕度：50%全年主導(dǎo)風(fēng)向?yàn)槟夏蠔|(SSE)，次主導(dǎo)風(fēng)向?yàn)楸蔽?NW)，每年臺風(fēng)次數(shù)5～7次不等，其中強(qiáng)臺風(fēng)占66%，最大風(fēng)速30m/s。2.1.4工程地質(zhì)根據(jù)本工程地質(zhì)勘測報(bào)告，場地為濱海回填區(qū)，填土之下為海相松散沉積物、坡、殘積土。下伏下古生界變質(zhì)巖系。各地層分述如下：(1)素填土；(2)淤質(zhì)土；(3)細(xì)砂；(4)沖積粉質(zhì)粘土；(5)粉土；(6)坡積粉質(zhì)粘土；(7)殘積粉質(zhì)粘土；(8)強(qiáng)風(fēng)化石英片麻巖；(9)經(jīng)風(fēng)化石英巖；(10)中風(fēng)化石英片麻巖；(11)中風(fēng)化石英巖。2.2燃料及供水2.2.1煤種及煤質(zhì)2.2.1煤種及煤質(zhì)本工程設(shè)計(jì)煤種為澳大利亞煙煤，校核煤種為神府東勝煤。煤質(zhì)資料如下表2.2-1所示。表2.2-1煤質(zhì)資料名稱符號單位設(shè)計(jì)煤種校核煤種煤質(zhì)（應(yīng)用基）水份Wy％9.2312.00灰份Ay％12.4613.00揮發(fā)份Vr％25.0627.33固定碳％53.2547.67碳份Cy％64.3660.51氫份Hy％4.153.62氧份Oy％8.289.94氮份Ny％0.890.70含硫量Sy％0.630.43低位發(fā)熱量Qdwkcal/kg59805445kJ/kg2503722797高位發(fā)熱量Qgwkcal/kg62615715kJ/kg2621323927灰變形溫度T1℃12001130灰軟化溫度t2℃12901160灰熔化溫度T3℃13101210可磨度（哈氏）4954灰特性分析符號單位設(shè)計(jì)煤種校核煤種SiO2％64.0336.71Al2O3％20.5013.99Fe2O3％5.9711.36CaO％5.7522.92TiO2％0.900.00MgO％0.351.28SO3％1.209.30Na2O％0.201.23K2O％0.430.73P2O5％0.67-2.3電廠機(jī)組狀況2.3.1電廠規(guī)模沙角發(fā)電廠C廠總裝機(jī)容量為1980MW(3×660MW)，電廠全套發(fā)電設(shè)備由國外進(jìn)口，電廠于1992年正式動工，由GEC-ALSTHOM公司采用交鑰匙的方式承包興建，1996年6月三臺機(jī)組正式移交商業(yè)運(yùn)行。2.3.2電廠主要設(shè)備及參數(shù)2.3.2.1鍋爐鍋爐為引進(jìn)美國CE公司的亞臨界壓力中間再熱強(qiáng)制循環(huán)汽包爐CC+RR-70。鍋爐本體采用一次中間再熱，過熱蒸汽采用一級噴水減溫調(diào)溫，采用燃燒器擺角及一級噴水減溫調(diào)節(jié)再熱汽溫。四角偏置同心圓燃燒方式，平衡通風(fēng)，最低穩(wěn)燃負(fù)荷為30%BMCR。鍋爐主要參數(shù)如下：項(xiàng)目單位設(shè)計(jì)煤（國產(chǎn)煤）校核煤（進(jìn)口煤）BMCRTMCRECR50%MCRBMCRTMCRECR50%MCR汽包壓力MPa19.519.419.2710.6519.519.419.2710.65主蒸汽流量t/h2100.12038.91969.71050.02100.12038.91969.71050.0主蒸汽壓力MPa18.218.1618.1010.518.218.1618.1010.5主蒸汽溫度℃540540540540540540540540主蒸汽壓力損失MPa1.311.241.170.941.311.241.170.94再熱蒸汽流量t/h1836.71788.41733.4955.11836.71788.41733.4955.1再熱器進(jìn)口壓力MPa再熱器進(jìn)口溫度℃再熱蒸汽壓力損失MPa再熱器出口壓力MPa再熱器出口溫度℃給水溫度℃275273.2271234275273.2271234省煤器壓力損失MPa0.400.390.380.260.400.390.380.26省煤器出口水溫℃325324323288325324323288爐膛出口過?？諝庀禂?shù)1.201.201.201.201.201.201.201.20鍋爐效率（高位熱值）%87.7887.8287.9788.8587.9888.0188.0088.95燃料消耗量（高位熱值）t/h262255248142238232226130環(huán)境溫度℃2222222222222222空預(yù)器進(jìn)口風(fēng)溫℃25.325.325.331.425.225.225.230.2空預(yù)器出口二次風(fēng)溫℃319317308268316314312267空預(yù)器出口一次風(fēng)溫℃309307298264308307305264空預(yù)器進(jìn)口風(fēng)壓，二次風(fēng)Pa2.852.732.651.522.792.672.581.52空預(yù)器進(jìn)口煙溫℃357355351290352350347287空預(yù)器出口煙溫（未修正）℃132131127112133132131113空預(yù)器出口煙溫（已修正）℃126126122106127126125107爐膛至省煤器出口煙氣阻力kPa1.171.111.080.331.101.050.980.31省煤器出口到空預(yù)器出口煙氣阻力kPa1.371.191.170.421.321.161.100.422.3.2.2空氣預(yù)熱器本工程配備ABB公司設(shè)計(jì)制造的回轉(zhuǎn)空氣預(yù)熱器?？疹A(yù)器的相關(guān)參數(shù)如下：序號項(xiàng)目單位技術(shù)規(guī)范1型號31-1/2-VI（T）802數(shù)量臺22轉(zhuǎn)子速度主傳動（電動）r/min1輔傳動（氣動）r/min1/153傳熱元件熱段（高度/）mm914中間熱段（高度）mm813冷段（高度）mm305備用層（高度）mm3054設(shè)計(jì)漏風(fēng)率<8%2.3.2.3中速磨煤機(jī)原磨煤機(jī)采用的是ABB-CE磨煤機(jī)制造廠的碗式磨煤機(jī)（HP983），設(shè)計(jì)煤種煤粉細(xì)度R90＝18.4％，其相關(guān)參數(shù)如下：額定出力 65.455t/h設(shè)計(jì)煤種出力 53.084t/h校核煤種出力 47.677t/h數(shù)量 6臺額定一次風(fēng)量 98.182t/h電動機(jī)電源 3kV/3ph/50Hz電動機(jī)功率 448kW轉(zhuǎn)速 975r/min2.3.2.4一次風(fēng)機(jī)原一次風(fēng)機(jī)采用美國NOVENCO風(fēng)機(jī)制造廠生產(chǎn)的雙級動葉可調(diào)軸流風(fēng)機(jī)，相關(guān)參數(shù)如下：型號AST-1928/1250型型式雙級動葉可調(diào)軸流風(fēng)機(jī)數(shù)量2臺TB工況流量243720m3/h風(fēng)壓 7.5-9.5kPa電動機(jī)電壓等級 10kV電動機(jī)功率 1679kW轉(zhuǎn)速 1490r/min2.3.2.5送風(fēng)機(jī)原送風(fēng)機(jī)采用美國NOVENCO風(fēng)機(jī)制造廠生產(chǎn)的動葉可調(diào)軸流式風(fēng)機(jī)，相關(guān)參數(shù)如下：型號ASN-2800/1400N型型式單級動葉可調(diào)軸流式數(shù)量2臺流量 806400m3/h風(fēng)壓 <3.0kPa電動機(jī)電壓等級 10kV電機(jī)額定功率 1679kW轉(zhuǎn)速 992r/min2.3.2.6引風(fēng)機(jī)原引風(fēng)機(jī)采用美國NOVENCO風(fēng)機(jī)制造廠生產(chǎn)的離心式風(fēng)機(jī)，相關(guān)參數(shù)如下：型號CSDC-3550/2248型型式雙速雙吸離心風(fēng)機(jī)數(shù)量2臺流量 1937088/1717503m3/h風(fēng)壓 進(jìn)口：-5.254/-4.076kPa出口：0.6474/0.5129kPa電動機(jī)電壓等級 10kV低速電機(jī)額定功率 2313kW高速電機(jī)額定功率 3357kW轉(zhuǎn)速 740/590r/min2.3.2.7靜電除塵器除塵器為ABBENVIRONMENTSYSTEMS/FLAKT公司產(chǎn)品，四室四電場，主要參數(shù)如下：數(shù)量1臺型號 3P2CH2C35D4F/15.75x49.215x59.058滿負(fù)荷煙溫 128℃除塵效率 ≥99.3%集塵總面積 151200m22.3.2.8脫硫增壓風(fēng)機(jī)原脫硫增壓風(fēng)機(jī)采用DenmarkHOWDEN風(fēng)機(jī)制造廠生產(chǎn)的動葉可調(diào)軸流式風(fēng)機(jī)，相關(guān)參數(shù)如下：型號VariaxANN-5150/2500B型型式動葉可調(diào)軸流式風(fēng)機(jī)數(shù)量1臺BMCR工況流量 3490560m3/hBMCR工況全壓升 2900PaTB工況流量 3933720m3/hTB工況全壓升 3900Pa電動機(jī)電壓等級 10kV電機(jī)額定功率 4800Kw(#1、3爐)、5500Kw（#2爐）轉(zhuǎn)速 596r/min2.4廠區(qū)總平面布置沙角C電廠現(xiàn)已經(jīng)建設(shè)了3臺660MW機(jī)組。主廠房區(qū)布置在廠區(qū)中心地段，固定端朝東，擴(kuò)建端朝西，由東向西依次為電廠1＃－3＃機(jī)組，鍋爐朝南，面向伶仃洋，電廠向北出線。在主廠區(qū)的東側(cè)和西側(cè)均有電廠的附屬設(shè)施，東南是煤場和碼頭。2.5電廠主要控制方式及控制水平2.5.1廠級自動化系統(tǒng)沙角C電廠設(shè)置有廠級監(jiān)控信息系統(tǒng)，系統(tǒng)設(shè)有與各單元機(jī)組的分散控制系統(tǒng)(DCS)、各輔助系統(tǒng)控制系統(tǒng)及電網(wǎng)監(jiān)控系統(tǒng)(NCS)的網(wǎng)絡(luò)通訊接口，收集和處理工藝系統(tǒng)生產(chǎn)過程數(shù)據(jù)，為廠級監(jiān)控信息系統(tǒng)提供所需的全廠生產(chǎn)過程信息。從而實(shí)現(xiàn)全廠生產(chǎn)過程的統(tǒng)一管理，優(yōu)化管理，提高全廠安全、經(jīng)濟(jì)運(yùn)行的水平。2.5.2機(jī)組熱工自動化水平沙角C電廠#1～#3機(jī)組在同一集控室機(jī)、爐、電集中控制。與機(jī)組運(yùn)行密切相關(guān)的各輔助系統(tǒng)（空壓機(jī)、廠用電公用部分）接至公用DCS系統(tǒng)，實(shí)現(xiàn)在集控室集中監(jiān)控。單元機(jī)組以分散控制系統(tǒng)(DCS)作為機(jī)組監(jiān)視和控制的核心，由分散控制系統(tǒng)(DCS)實(shí)現(xiàn)機(jī)組的數(shù)據(jù)采集(DAS)、模擬量控制(MCS)、順序控制(SCS)、鍋爐爐膛安全監(jiān)控(FSSS)、發(fā)電機(jī)—變壓器組保護(hù)及廠用電系統(tǒng)等功能，并配汽機(jī)電液控制系統(tǒng)(DEH)、汽機(jī)緊急跳閘系統(tǒng)(ETS)、汽機(jī)監(jiān)視儀表系統(tǒng)(TSI)、鍋爐吹灰控制、自動電壓調(diào)節(jié)裝置(AVR)和自動準(zhǔn)同期裝置(ASS)等自動化設(shè)備，對鍋爐、汽機(jī)、發(fā)電機(jī)—變壓器組保護(hù)及廠用電系統(tǒng)等進(jìn)行控制與監(jiān)視。機(jī)組運(yùn)行人員在單元控制室內(nèi)以LCD操作員站為主，對機(jī)組進(jìn)行運(yùn)行管理。2.5.3輔助車間熱工自動化控制沙角C電廠各輔助車間為獨(dú)立的控制系統(tǒng)，設(shè)有除鹽補(bǔ)充水控制室、循環(huán)水控制室、燃料控制室、燃油控制室等，采用可編程控制器(PLC)與就地上位機(jī)工業(yè)控制機(jī)(PC)構(gòu)成的計(jì)算機(jī)控制系統(tǒng)，就地設(shè)置控制室及巡檢、調(diào)試維護(hù)站等。電廠的各輔助車間與公用DCS系統(tǒng)連接，系統(tǒng)運(yùn)行信息實(shí)現(xiàn)在集控室集中監(jiān)視。2.6除灰渣方式沙角C電廠原除灰系統(tǒng)采用正壓氣力輸送系統(tǒng)，將省煤器及除塵器排灰經(jīng)氣力輸送管道輸送到灰?guī)臁８鶕?jù)資料，除灰系統(tǒng)設(shè)計(jì)出力為73.27t/h，現(xiàn)在設(shè)計(jì)輸送灰量約60t/h~70t/h，除灰系統(tǒng)目前運(yùn)行正常。省煤器輸送單元因灰量較少，每2小時(shí)輸送1次。

3脫硝工程建設(shè)條件3.1脫硝還原劑供應(yīng)3.1.1脫硝還原劑用量煙氣中主要通過以下還原反應(yīng)來去除其中的NOx：4NO+4NH3+O2—4N2+6H2O6NO2+8NH3—7N2+12H2O在以上反應(yīng)中，都需要NH3作為還原劑來還原煙氣中的氮氧化合物。NH3即為脫硝還原劑。一般來說，脫硝劑目前主要有三種來源：液氨，氨水和尿素。針對本工程而言，三種脫硝還原劑的耗量分別如下表3.1-1：表3.1-1脫硝還原劑消耗量脫硝效率液氨(99.6%)氨水(Wt25%)尿素(N：Wt46.1%)1×660MW機(jī)組80%消耗量(kg/h)3041216537儲存量(t)46.8187.382.790%消耗量(kg/h)3411364601.8儲存量(kg)52.5210.192.7注：脫硝還原劑的計(jì)算基于以下前提：(1)入口NOx濃度為450mg／Nm3(干態(tài)，6%O2)(2)NH3泄漏率為3ppm(3)儲存容量按7d，每天22h考慮3.1.2液氨法制氨3.1.2.1工藝流程液氨法制氨工藝簡單,脫硝系統(tǒng)所需的氣氨由液氨蒸發(fā)槽制得。液氨蒸發(fā)槽為螺旋管式，管內(nèi)為液氨管外為溫水浴。以蒸氣通過管道加熱溫水，或者直接用電將水加熱，再以溫水將液氨汽化，蒸氣流量根據(jù)蒸發(fā)槽本身水浴溫度控制調(diào)節(jié)。生成氨氣被稀釋風(fēng)機(jī)的空氣稀釋成氨氣體積含量為5%的混合氣體后送入煙氣系統(tǒng)。液氨法工藝流程圖如圖3.1-1所示：圖3.1-1液氨法制氨工藝流程圖3.1.2.2工藝系統(tǒng)組成液氨儲存、制備、供應(yīng)系統(tǒng)包括液氨卸料壓縮機(jī)、儲氨罐、液氨蒸發(fā)槽、氨氣緩沖槽、稀釋風(fēng)機(jī)、混合器、氨氣稀釋槽、廢水泵、廢水池等。此套系統(tǒng)提供氨氣供脫硝反應(yīng)使用。液氨的供應(yīng)由液氨槽車運(yùn)送，利用液氨卸料壓縮機(jī)將液氨由槽車輸入儲氨罐內(nèi)，儲槽中的液氨輸送到液氨蒸發(fā)槽內(nèi)蒸發(fā)為氨氣，經(jīng)氨氣緩沖槽來控制一定的壓力及其流量，然后與稀釋空氣在混合器中混合均勻，再送達(dá)脫硝系統(tǒng)。氨氣系統(tǒng)緊急排放的氨氣則排入氨氣稀釋槽中，經(jīng)水的吸收排入廢水池，再經(jīng)由廢水泵送至廢水處理廠處理。3.1.2.3方案技術(shù)特點(diǎn)液氨法制氨方案技術(shù)特點(diǎn)如下：(1)此方案技術(shù)成熟，運(yùn)行業(yè)績最多。目前廣東省內(nèi)實(shí)施脫硝的新、擴(kuò)建工程都是采用液氨法制氨方案；(2)系統(tǒng)初投資少，運(yùn)行費(fèi)用低；(3)此方案是采用液氨做還原劑，根據(jù)我國《危險(xiǎn)化學(xué)物品名表》(GB12268-90)和《重大危險(xiǎn)源辨識》(GB18218-2009)的有關(guān)規(guī)定，液氨、氨水構(gòu)成危險(xiǎn)貨物，液氨在生產(chǎn)、儲存場所超過10t時(shí)構(gòu)成重大危險(xiǎn)源。因此，在液氨儲存和制備系統(tǒng)設(shè)計(jì)、建造和運(yùn)行等方面必須要遵循各種安全規(guī)范要求。此外，采用液氨法工藝還需通過嚴(yán)格的安全評價(jià)審批手續(xù)。(4)方案占地大約1000m2（未考慮安全間距）。3.1.3尿素法制氨方案(備選)尿素制氨工藝有水解法和熱解法兩種。采用水解工藝方法在市場上的趨勢是所占份額越來越少，因此目前熱解工藝發(fā)展迅速。在中國，華能北京熱電廠4臺機(jī)組和石景山京能熱電廠4×200MW機(jī)組脫硝系統(tǒng)，還有華能玉環(huán)電廠4×1000MW機(jī)組、香港青山電廠等還原劑制備均采用尿素?zé)峤夤に嚒?.1.3.1尿素水解尿素水解制氨工藝原料為干態(tài)顆粒尿素，使用高溫高壓蒸汽對尿素溶液進(jìn)行水解，水解終產(chǎn)物為氣氨、二氧化碳和水蒸氣的混合物，減壓稀釋后進(jìn)入SCR噴氨格柵系統(tǒng)。(1)工藝原理(NH2)2CO+H2O+Heat→2NH3+CO2.尿素水溶液與水在加熱條件下進(jìn)行分解反應(yīng)，生成氣態(tài)的氨、二氧化碳和水蒸汽的混合物，與空氣稀釋混合后作為煙氣脫硝系統(tǒng)的還原劑使用。(2)工藝流程首先將顆粒尿素送入尿素溶解槽，用水解器出來的液體進(jìn)行溶解，不足時(shí)用除鹽水補(bǔ)充，配制成一定濃度的尿素水溶液(40%wt)，然后用泵送入尿素水解器，尿素水解器采用2.5MPa(A)的蒸汽進(jìn)行直接加熱，尿素在水解器內(nèi)水解為氨和二氧化碳。水解器出口含氨氣體送脫硝系統(tǒng)使用，水解器出來的液體返回尿素溶解槽作溶解液使用。3.1.3.2尿素?zé)峤?1)工藝原理300～300～650°C300～650°CCO(NH2)2──→ NH300～650°CHNCO+H2O──→ NH3+CO2該工藝將首先將尿素溶于水制成水溶液，然后進(jìn)入熱解室分解為氨(NH3)并通過SCR系統(tǒng)中氨氣噴射格柵(AIG)提供脫硝系統(tǒng)所需的還原劑(NH3)。(2)工藝流程尿素顆粒與去離子水配制成指定濃度(40～60%)溶液后輸送至尿素溶液儲罐儲存，配制好的尿素溶液通過高流量循環(huán)模塊(HFD)輸送到計(jì)量分配模塊(MDM)，該計(jì)量模塊能根據(jù)系統(tǒng)氨需量自動控制尿素溶液進(jìn)入流量，并利用壓縮空氣將尿素溶液霧化并通過噴頭噴入熱解室(DC)內(nèi)，與經(jīng)由稀釋風(fēng)機(jī)、換熱器和電加熱器輸送過來的高溫空氣混合熱解，生成NH3、H2O和CO2，分解產(chǎn)物與稀釋空氣混合均勻并噴入脫硝系統(tǒng)。尿素?zé)峤夤に嚵鞒倘鐖D3.1-2所示，圖3.1-2尿素?zé)峤饬鞒淌疽鈭D3.1.3.3兩種尿素法制氨方案比較尿素法該制氨工藝的主要優(yōu)點(diǎn)是安全、可靠，避免了SCR系統(tǒng)直接使用液氨或氨水帶來的運(yùn)輸、儲存和運(yùn)行中所面臨的相關(guān)人身安全和環(huán)境污染問題；但方案初投資較大，運(yùn)行費(fèi)用較高。熱解法雖然需消耗少量的熱煙氣，但對鍋爐熱效率影響較小，系統(tǒng)簡單，調(diào)節(jié)能力強(qiáng)，氨逃逸控制好，易于操作；水解法系統(tǒng)復(fù)雜，負(fù)荷變化時(shí)易生成高分子固態(tài)物，氨腐蝕容器管線材質(zhì)不安全，調(diào)節(jié)性能差，電耗相對較大。3.1.4三種脫硝還原劑的選擇與比較脫硝劑的成本中，運(yùn)輸成本占到了很大一部分。氨水中有效的部分只有1／4，其余都是水，帶來了額外的運(yùn)輸和儲存成本。所以僅就消耗的費(fèi)用而言，氨水是不經(jīng)濟(jì)的。但是液氨運(yùn)輸和儲存具有一定的危險(xiǎn)性。采用液氨和氨水作為脫硝劑，其系統(tǒng)基本一致，氨水的儲罐容量要大于液氨儲罐容量(取決于氨水濃度，一般為25%，v/v)。相對來說，尿素是三種催化劑中單價(jià)最貴的一種。尿素的售價(jià)要高于氨水與液氨，而且尿素需要進(jìn)行復(fù)雜的反應(yīng)才能生成NH3，系統(tǒng)較使用氨水或液氨要復(fù)雜得多。只有當(dāng)電廠附近沒有氨水或者液氨供應(yīng)商、使用槽車運(yùn)輸氨水因運(yùn)輸成本增加導(dǎo)致其價(jià)格與尿素相當(dāng)時(shí)，才會考慮使用尿素?；蛘呤钱?dāng)?shù)氐姆顦O為嚴(yán)格，使用槽車運(yùn)輸液氨或者氨水不允許的時(shí)候，才會使用尿素。三種脫硝還原劑的比較列于表3.1-4。表3.1-4各種還原劑的比較項(xiàng)目液氨氨水尿素還原劑費(fèi)用便宜(100%)貴(約150%)最貴(約180%)運(yùn)輸費(fèi)用便宜貴便宜安全性要求很高，有法律規(guī)定要求高無特殊要求儲存條件高壓常規(guī)大氣壓常規(guī)大氣壓干態(tài)(加熱干燥空氣)儲存方式液態(tài)(箱罐)液態(tài)(箱罐)微粒狀(料倉)初投資費(fèi)用便宜貴貴(熱解爐制備)運(yùn)行費(fèi)用便宜，需要熱量蒸發(fā)液氨貴，需要高熱量蒸發(fā)/蒸餾水和氨貴，需要高熱量熱解尿素和蒸發(fā)氨從上分析可以看出，液氨同其他兩種還原劑相比系統(tǒng)簡單、經(jīng)濟(jì)上具有較大的優(yōu)勢，目前國內(nèi)對液氨的運(yùn)輸沒有特殊限制性的條件，且初次投資尿素法比液氨法需增加約3500萬元人民幣，所以選擇液氨作為本工程的脫硝還原劑。3.1.5脫硝劑液氨的供應(yīng)液氨作為一種重要的化工原料和化肥，生產(chǎn)廠家繁多，可供選擇的供貨商很多。但是由于近幾年國有企業(yè)改制，一些大中型化肥廠重組轉(zhuǎn)行。比如原廣東地區(qū)最大的氮肥廠廣氮集團(tuán)已經(jīng)破產(chǎn)清盤，設(shè)備也已經(jīng)全部拍賣，這也為液氨供應(yīng)帶來了一定困難。根據(jù)對廣東地區(qū)液氨生產(chǎn)廠家的調(diào)查收資，在三水市有廣東省三水市三水氮肥廠；在江門地區(qū)有江門化肥總廠可以提供液氨，該廠年生產(chǎn)能力在2.4-3.6×104t，配有10t和18t的運(yùn)輸槽車；在廣州有番禺番氮化工有限公司也可以提供液氨，年生產(chǎn)能力3×104t。本工程SCR系統(tǒng)需要3×304kg／h液氨作為脫硝劑(脫硝效率80%時(shí))，則每天需要20.1t液氨；液氨生產(chǎn)廠家均可以提供槽車運(yùn)輸至電廠，以18t槽車計(jì)，即每天約需1槽車的運(yùn)輸量。廣州市番禺番氮化工有限公司位于廣州市番禺區(qū)新造鎮(zhèn)北郊，珠江主航道瀝水道東岸，與廣州市黃埔區(qū)長州島隔江相望。番氮化工有限公司距華南快速干線、迎賓路等連接珠三角地區(qū)的高速公路僅10km，陸運(yùn)交通極為便利。江門化肥總廠地處江門市，周邊有廣佛和佛開等高速路經(jīng)過，交通也十分方便。因此，本工程脫硝還原劑液氨的供應(yīng)在目前是有保障的。當(dāng)液氨的供應(yīng)緊張時(shí)，可考慮從鄰省(如福建省有較多的生產(chǎn)液氨的企業(yè))采購。3.2脫硝建設(shè)場地整個(gè)SCR系統(tǒng)分為兩大部分，即SCR反應(yīng)器和液氨儲存供應(yīng)系統(tǒng)設(shè)備。SCR反應(yīng)器布置在鍋爐省煤器與空預(yù)器之間。整個(gè)SCR反應(yīng)器和連接煙道平面占地約21.4×32=684.8m2，因此可利用爐后與除塵器之間的框架作為SCR裝置布置場地。每臺機(jī)組SCR反應(yīng)器部分包括兩個(gè)反應(yīng)器、連接煙道及工藝管系，為了布置SCR裝置，需要將框架作出修改。N－P跨，跨度為13000mm，設(shè)21.00m框架層，做為煙道布置支撐層和輸灰設(shè)備層；設(shè)30.775m層，作SCR反應(yīng)器支撐層。對電廠原豎向、道路不進(jìn)行改動。另新增加氨區(qū)布置在電廠煤場的南側(cè)，靠近脫硫碼頭位置，該場地標(biāo)高在4.6m-5.4m之間，現(xiàn)狀為綠化用地。具體布置見F01371E37K-Z-01圖。

4脫硝工藝方案選擇4.1設(shè)計(jì)基礎(chǔ)參數(shù)4.1.1煤種及煤質(zhì)設(shè)計(jì)和校核煤種的煤質(zhì)及灰成分分析見第2章表2.2-1。4.1.2主要設(shè)備及參數(shù)脫硝機(jī)組的主要設(shè)備及參數(shù)見第2章2.3.2節(jié)。4.1.3煙氣脫硝裝置入口煙氣參數(shù)煙氣參數(shù)見表4.1-1。

表4.1-1煙氣脫硝裝置入口煙氣參數(shù)(鍋爐B-MCR工況，標(biāo)態(tài)、干基、6%含氧量)項(xiàng)目單位設(shè)計(jì)煤種校核煤種1×660MW煙氣容積流量Nm3/h2156221-煙氣含塵量g/Nm314.3316.20煙氣溫度℃352352NOx(以NO2計(jì))mg/Nm34504504.2幾種脫硝工藝簡介4.2.1氮氧化物(NOx)形成原因(1)空氣中的氧(O2)和氮(N2)在燃料燃燒時(shí)所形成的高溫環(huán)境下生成的NO和NO2其總反應(yīng)式為：N2+O2←→2NONO+1/2O2←→NO2(2)燃料中的氮化合物在燃燒過程中氧化反應(yīng)而生成的NOx在燃料進(jìn)入爐膛被加熱后，燃料中的氮有機(jī)化合物首先被熱分解成氰(HCN)、氨和CN等中間產(chǎn)物，它們隨揮發(fā)份一起從燃料中析出，它們被稱為揮發(fā)份N。揮發(fā)份N析出后仍殘留在燃料中的氮化合物，被稱為焦炭N。隨著爐膛溫度的升高及煤粉細(xì)度的減小(煤粉變細(xì))，揮發(fā)份N的比例增大，焦炭N的比例減小。揮發(fā)份N中的主要氮化合物是HCN和NH3，它們遇到氧后，HCN首先氧化成NCO，NCO在氧化性環(huán)境中會進(jìn)一步氧化成NO，如在還原性環(huán)境中，NCO則會生成NH，NH在氧化性環(huán)境中進(jìn)一步氧化成NO，同時(shí)又能與生成的NO進(jìn)行還原反應(yīng)，使NO還原成N2，成為NO的還原劑。主要反應(yīng)式如下：在氧化性環(huán)境中，HCN直接氧化成NO：HCN+O←→NCO+HNCO+O←→NO+CONCO+OH←→NO+CO+H在還原性環(huán)境中，NCO生成NH：NCO+H←→NH+CO如NH在還原性環(huán)境中：NH+H←→N+H2NH+NO←→N2+OH如NH在氧化性環(huán)境中：NH+O2←→NO+OHNH+OH←→NO+H2NH3氧化生成NO：NH3+OH←→NH2+H2ONH3+O←→NH2+OHNH2+O←→NO+H24.2.2脫除氮氧化合物的方法要降低煙氣中氮氧化合物的濃度，可采用燃燒控制和煙氣脫硝的方式。4.2.2.1燃燒控制由氮氧化物(NOx)形成原因可知對NOx的形成起決定作用的是燃燒區(qū)域的溫度和過量空氣量。低NOx燃燒技術(shù)就是通過控制燃燒區(qū)域的溫度和空氣量，以達(dá)到阻止NOx生成及降低其排放量的目的。對低NOx燃燒技術(shù)的要求是，在降低NOx的同時(shí)，使鍋爐燃燒穩(wěn)定，且飛灰含碳量不能超標(biāo)。關(guān)于鍋爐的低NOx燃燒改造請見本章4.1節(jié)4.2.2.2煙氣脫氮在煙氣凈化技術(shù)上控制氮氧化物(NOx)排放目前主要方法有選擇性非催化還原SNCR、選擇性催化還原SCR、SNCR+SCR混合法和電子束照射法(可同時(shí)脫硫)等。選擇性非催化還原SNCR、選擇性催化還原SCR等技術(shù)已商業(yè)化。(1)選擇性非催化還原SNCRSNCR法又稱高熱脫硝(ThermalDe-Nox)法，它是利用注入的NH3與煙氣中的NO反應(yīng)生成N2和H2O；該反應(yīng)必須在高溫下進(jìn)行。其反應(yīng)式如下：4NO+4NH3+O2→4N2+6H2O(1)4NH3+5O2→4NO+6H2O(2)反應(yīng)式(1)發(fā)生的反應(yīng)溫度在1070～1270°K；而反應(yīng)式(2)則發(fā)生在1370°K以上的溫度。所以SNCR法的溫度控制必須在1200～1400°K之間。(2)選擇性催化還原SCR法SCR法除了多一個(gè)催化劑的作用外，其他化學(xué)原理均與SNCR法相同。反應(yīng)溫度對于不同的催化劑其適宜的溫度也不同，催化劑形狀有圓柱狀、球狀、環(huán)狀、平板狀、或者蜂巢形(Honeycomb)。在SCR反應(yīng)器方面，可分垂直和水平氣流兩種。因?yàn)榇呋瘎┰谑褂靡欢螘r(shí)間后會老化，所以必須定期更換，更換時(shí)間與操作以及運(yùn)行情況以及煙氣成份有很大關(guān)系，一般在2～5年。催化劑的更換最好采用分階段的更換方式，每一次更換1/3的催化劑。造成催化劑老化的原因可能有以下幾種：(1)燒結(jié)作用，減少空隙度；(2)微小固體顆粒沉積在孔上；(3)被堿金屬(如鉀)或重金屬所毒害；(4)被SO3所毒害；(5)被飛灰侵蝕。系統(tǒng)中還原劑NH3的用量一般需要根據(jù)期望達(dá)到的脫硝效率，通過設(shè)定NOx與NH3的摩爾比來控制。催化劑的活性不同，達(dá)到相同的轉(zhuǎn)化率時(shí)，所需要的NOx與NH3的摩爾比不同。各種催化劑都有一定的NOx、NH3摩爾比范圍，當(dāng)摩爾比較小時(shí)，NOx與NH3的反應(yīng)不完全，NOx轉(zhuǎn)化率低。當(dāng)摩爾超過一定范圍時(shí)，NOx轉(zhuǎn)化率不再增加，造成NH3的浪費(fèi)，并與SO3反應(yīng)而形成硫酸氫銨，容易造成下游設(shè)備的堵塞。(3)SNCR+SCR混合法SNCR+SCR混合技術(shù)是SNCR工藝的還原劑噴入爐膛技術(shù)同SCR工藝?yán)锰右莅边M(jìn)行催化反應(yīng)結(jié)合起來，進(jìn)一步脫除NOx，它是把SNCR工藝的低費(fèi)用特點(diǎn)同SCR工藝的高脫硝率進(jìn)行有效結(jié)合的一種揚(yáng)長避短的混合工藝。有關(guān)資料介紹SNCR+SCR混合工藝的運(yùn)行特性參數(shù)可以達(dá)到50~70%的脫硝效率，氨的逃逸小于5-10ppm。但這種工藝不太經(jīng)濟(jì)，只是適合分部實(shí)施，即先安裝SNCR工藝運(yùn)行一段時(shí)間后，隨著環(huán)保要求越來越嚴(yán)格，再安裝SCR裝置；或者是鍋爐尾部煙道布置非常緊張，常規(guī)的SCR反應(yīng)器或者噴氨柵格無法布置。(4)電子束照射法(可同時(shí)脫硫)此種方法是利用一電子光束射透煙氣氣流，使電子與氣體分子碰撞產(chǎn)生離子；離子與氣體反應(yīng)產(chǎn)生原子和自由基。這些原子或自由基與煙氣中的污染物反應(yīng)，其方應(yīng)式如下：H20→H+OHO2→2OOH+NO→HNO2O+NO→NOOH+NO2→HNO3SO2+O→SO3上式反應(yīng)過程中產(chǎn)生的酸可用堿(如Ca(OH)2)進(jìn)行中和，反應(yīng)式如下：2HNO3+Ca(OH)2→Ca(NO3)2+2H2OSO3+H2O+Ca(OH)2→CaSO4．2H2O除了上述3種脫氮方法外,還有“吸附法”，“氧化吸收法”等。(5)煙氣脫氮主要方式統(tǒng)計(jì)煙氣脫氮主要方式列于表4.2-1。表4.2-1主要煙氣脫氮方式名稱還原劑反應(yīng)產(chǎn)物反應(yīng)條件脫氮效率選擇性非催化劑脫氮法(SNCR)NH3CO(NH)2N2、H2O800－1250℃30～40%選擇性催化劑脫氮法(SCR)NH3CO(NH)2N2、H2O300～400℃,催化劑50～95%SNCR+SCR混合法CO(NH)2N2、H2O800～1250℃和300～400℃催化劑50～70%電子束法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脫硝工藝方案選擇4.3.1SCR方法是目前主流的火電站煙氣脫硝技術(shù)鍋爐燃燒中對NOX的生成與排放的控制，始于20世紀(jì)七十年代的日本、美國和原聯(lián)邦德國。經(jīng)過近三十年的發(fā)展，NOX的控制總體上分成低NOX燃燒技術(shù)和煙氣脫硝技術(shù)兩個(gè)方面。低NOX燃燒技術(shù)有：二段燃燒法、濃淡燃燒法、煙氣再循環(huán)燃燒法、燃料分級燃燒法和各種低NOX燃燒器；它是通過降低燃燒溫度、減少過量空氣系數(shù)、縮短煙氣在高溫區(qū)的停留時(shí)間以及選擇低氮燃料來達(dá)到控制NOX的目的。這些方法的大部分技術(shù)措施均有悖于傳統(tǒng)的強(qiáng)化燃燒的矛盾，在實(shí)施這些技術(shù)時(shí)，會不同程度地遇到下列問題：⑴較低溫度、較低氧量的燃燒環(huán)境勢必以犧牲燃燒效率為代價(jià)，因此，在不提高煤粉細(xì)度的情況下，飛灰可燃物含量會增加；⑵由于在燃燒器區(qū)域欠氧燃燒，爐膛壁面附近的CO含量增加，具有引起水冷壁管金屬腐蝕的潛在可能性；⑶為了降低燃燒溫度，推遲燃燒過程，在某些情況下，可能導(dǎo)致著火穩(wěn)定性下降和鍋爐低負(fù)荷燃燒穩(wěn)定性下降；⑷采取的大部分燃燒調(diào)整措施均可能使沿爐膛高度的溫度分布趨于平坦，使?fàn)t膛吸熱量發(fā)生不同程度的偏移，可能會使?fàn)t膛出口煙溫偏高。盡管如此，采用這類方法運(yùn)行費(fèi)用低，也能滿足目前環(huán)保要求，但其脫硝效率較低(一般為30%－50%左右)。隨著環(huán)保要求日益嚴(yán)格，研究開發(fā)先進(jìn)的煙氣脫硝技術(shù)顯得十分重要。煙氣脫氮方法可分成干法和濕法兩類，干法有選擇性催化還原(SCR,SelectiveCatalyticReduction)，選擇性非催化還原(SNCR)、非選擇性催化還原(NSCR)、分子篩、活性炭吸附法、等離子梯法及聯(lián)合脫硫脫氮方法等；濕法有分別采用水、酸、減液吸收法，氧化吸收法和吸收還原法等。在這些方法中使用比較多的是選擇性催化還原(SCR)和非選擇性催化還原(SNCR)，SNCR的主要優(yōu)點(diǎn)是技術(shù)含量低和運(yùn)行費(fèi)用低；缺點(diǎn)是對溫度依賴性強(qiáng)，脫硝率只有30%－40%。實(shí)際工程中應(yīng)用最多的是SCR。在歐洲已有120多臺大型的SCR裝置得到了成功的應(yīng)用，其NOX的脫除率達(dá)到80－95%；到目前，日本大約有170套SCR裝置，接近100000MW容量的電廠安裝了這種設(shè)備；美國政府也將SCR技術(shù)作為主要的電廠控制NOX技術(shù)。因此，SCR方法成為目前國內(nèi)外電站脫硝成熟的主流技術(shù)。4.3.2常規(guī)SCR系統(tǒng)和其它低NOX技術(shù)的經(jīng)濟(jì)比較在眾多的控制的NOX技術(shù)中，燃煤電站用的比較多的有：低NOX燃燒器、空氣分級燃燒、燃料分級燃燒(再燃燒)、SCR、SNCR及各種技術(shù)的混合。其中低NOX燃燒器可以取得30—50%的脫硝率，是一種有效的NOX控制技術(shù)，雖其脫硝率較低，但投資和運(yùn)行費(fèi)用也較低。空氣分級燃燒脫硝率較低，一般為20－40%，費(fèi)用最低；但它通常與低NOX燃燒器或再燃燒技術(shù)聯(lián)合使用，可以達(dá)到30－70%的脫硝率，總費(fèi)用比單獨(dú)使用要高。再燃燒技術(shù)可以取得40－70%的脫硝率，費(fèi)用中等，但比使用低NOX燃燒器和分級燃燒要高。SCR技術(shù)能夠提供高達(dá)70－90%的脫硝率，但其總費(fèi)用也是最高的，是上述技術(shù)費(fèi)用的3－10倍，費(fèi)用在$30－50/KW。SNCR的脫硝率有30－40%，總費(fèi)用大約為SCR的65%。對于目前燃煤電站安裝SCR系統(tǒng)，主要的投資費(fèi)用有：①SCR反應(yīng)器，②SCR催化劑，③氨的成本與噴射量；主要的運(yùn)行費(fèi)用是煙氣的再熱及催化劑的更換。其中，昂貴的催化劑和煙氣的再熱是SCR高額費(fèi)用的主要因素。4.3.3煙氣脫硝SCR、SNCR和SNCR+SCR混合技術(shù)綜合比較項(xiàng)目SCR技術(shù)SNCR技術(shù)SNCR+SCR混合技術(shù)反應(yīng)劑可使用NH3或尿素可使用NH3或尿素可使用NH3或尿素反應(yīng)溫度300～400℃800～1250℃前段：800～1250℃，后段：300～400℃催化劑成份主要為TiO2,V2O5WO3的全尺寸催化劑不使用催化劑后段加裝少量催化劑(成份主要為TiO2,V2O5WO3)脫硝效率50～95%25～50%50～70%還原劑噴射位置多選擇于省煤器與SCR反應(yīng)器間煙道內(nèi)通常在爐膛內(nèi)噴射鍋爐負(fù)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SO2/SO3氧化會導(dǎo)致SO2/SO3氧化，一般要求控制氧化率在1%不導(dǎo)致SO2/SO3氧化，SO3濃度不增加SO2/SO3氧化較SCR低，SO3濃度的增加與催化劑體積成正比NH3逃逸一般要求控制＜3ppm10～15ppm5～10ppm對空氣預(yù)熱器影響低溫時(shí)NH3與SO3易形成NH4HSO4造成堵塞或腐蝕不導(dǎo)致SO2/SO3的氧化，造成堵塞或腐蝕的機(jī)會為三者最低SO2/SO3氧化率較SCR低，造成堵塞或腐蝕的機(jī)會較SCR低系統(tǒng)壓力損失催化劑會造成壓力損失沒有壓力損失催化劑用量較SCR小，產(chǎn)生的壓力損失相對較低燃料的影響灰份會磨耗催化劑，堿金屬氧化物會使催化劑鈍化。AS，S等會使催化劑失活。煤的灰份越高，催化劑的壽命越短，將顯著影響運(yùn)行費(fèi)用。無影響影響與SCR相同。由于催化劑的體積較小，更換催化劑的總成本較全尺寸SCR低鍋爐的影響受省煤器出口煙氣溫度的影響影響與SNCR/SCR混合相同受爐膛內(nèi)煙氣流速及溫度分布的影響燃料變化的影響對灰份增加和灰份成分變化敏感無影響與SCR一樣4.3.4結(jié)論在現(xiàn)有的眾多的NOX控制技術(shù)中，SCR是最成功應(yīng)用的方法，其技術(shù)成熟，脫硝效率高，因而得到廣泛的應(yīng)用。SNCR煙氣脫硝技術(shù)的脫硝效率一般為30%~40%，受鍋爐結(jié)構(gòu)尺寸影響很大，僅可用作低NOx燃燒技術(shù)的補(bǔ)充。沙角C電廠采用低NOx燃燒技術(shù)，能使鍋爐爐膛出口NOx平均排放水平在400mg/Nm3以下,已處于一個(gè)相對比較低的水平，如再采用SNCR則意義不大，選用SNCR+SCR混合技術(shù)沒有更多的優(yōu)勢。本電廠的脫硝改造項(xiàng)目要立足于國家對環(huán)保要求的不斷提高，特別是由于本電廠位于珠三角的中心地帶，因此在脫硝指標(biāo)上要有前瞻性。因此，本工程選用脫硝效率高、技術(shù)成熟的SCR脫硝工藝技術(shù)。4.4選擇性催化還原煙氣脫氮法(SCR)選擇性催化還原煙氣脫氮法(SCR)是國際上應(yīng)用最多，技術(shù)最成熟的一種煙氣脫氮技術(shù)。SCR原理圖見圖4.4-1，主要反應(yīng)式如下：4NO+4NH3+O2—4N2+6H2O6NO2+8NH3—7N2+12H2ONO+NO2+2NH3—2N2+3H2O或者2NO2+4NH3+O2＝3N2+6H2O圖4.4-1SCR反應(yīng)原理圖由于在鍋爐煙氣中還有SO2等氣體存在,SCR反應(yīng)的催化劑通常對SO2等的部分氧化也起到了一定作用,根據(jù)下式：SO2+1/2O2=SO3反應(yīng)生成的SO3在進(jìn)一步同SCR反應(yīng)中未反應(yīng)的氨反應(yīng)，生成硫酸氨和硫酸氫氨。2NH3＋SO3＋H2O=(NH4)2SO4NH3＋SO3＋H2O=NH4HSO4而NH4HSO4是一種粘性很大的一種物質(zhì)，會附著在催化劑上，隔絕催化劑與煙氣，使得反應(yīng)無法進(jìn)行。而NH4HSO4的分解溫度為230℃，因此，反應(yīng)的溫度一定要大于230℃，一般來說，溫度取在300℃以上。對于天然氣等含硫量特別低的燃料，反應(yīng)溫度可稍低。同時(shí)，催化劑能夠長期承受的溫度不得高于400℃，超過該限值，會導(dǎo)致催化劑燒結(jié)。因此，SCR最佳的反應(yīng)溫度300～400℃。按照SCR安裝位置的不同SCR可以分為高飛灰(High－Dust)和低飛灰(Low－Dust)兩種(詳見圖4.4-2和4.4-3)。高飛灰：電除塵器之前圖4.4-2SCR高飛灰布置方式優(yōu)點(diǎn)：在機(jī)組正常工作的時(shí)候，可以滿足反應(yīng)需要的溫度，但在低負(fù)荷時(shí)，仍需要額外的熱源(蒸汽/省煤器旁路)來提高煙氣溫度缺點(diǎn)：飛灰有一定程度的磨損，其中的一些有害物質(zhì)也會導(dǎo)致催化劑中毒，飛灰含量大，柵格橫截面積大，有效反應(yīng)面積減小，催化劑用量增加。低飛灰方式：布置于除塵器之后或者煙氣脫硫裝置之后。優(yōu)點(diǎn)：可以幾臺鍋爐共用一套脫硝裝置；飛灰中有害物質(zhì)已除去，延長了催化劑的使用壽命；飛灰含量低，磨損減小，并且柵格橫截面積可以減小，有效反應(yīng)面積增加，催化劑用量可以減少；缺點(diǎn)：需要加熱器(燃油燃?xì)?將煙氣溫度升至350℃以上，消耗額外的能源。圖4.4-3SCR低飛灰布置方式高飛灰(High－Dust)方式是燃煤電站中最常用的，因?yàn)槭∶浩髋c空預(yù)器之間的煙氣溫度(300～400℃)很適合催化劑保持高活性，比其他方式能夠節(jié)省煙氣再加熱的費(fèi)用。因此本工程采用火電廠常規(guī)的高飛灰布置方式，即將SCR布置在省煤器與空預(yù)器之間。

5脫硝工程設(shè)想5.1工藝系統(tǒng)及設(shè)備5.1.1NOX脫除效率的確定NOX的脫除效率應(yīng)綜合環(huán)保要求、工程技術(shù)經(jīng)濟(jì)考慮決定。(1)環(huán)保排放的要求根據(jù)國家標(biāo)準(zhǔn)《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》(GB13223-2003)和廣東省地方標(biāo)準(zhǔn)《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》(DB44/612-2009)，本工程大氣污染物執(zhí)行第1時(shí)段排放控制要求，NOX的排放濃度限值分別為1100和800mg/Nm3以下，而對當(dāng)?shù)氐呐欧趴偭靠刂?，我國目前暫未限制。沙角C電廠3臺爐采用低NOX燃燒技術(shù)后，NOX的排放濃度可達(dá)到低于400mg/Nm3左右的水平，本可研階段和今后工程招投標(biāo)建議選用450mg/Nm3作為煙氣脫硝基本設(shè)計(jì)條件。沙角C電廠的脫硝改造項(xiàng)目要立足于國家對環(huán)保要求的不斷提高，特別是由于沙角C電廠位于珠三角的中心地帶，結(jié)合廣東省環(huán)境保護(hù)局轉(zhuǎn)發(fā)省發(fā)展改革委《關(guān)于做好全省火電機(jī)組脫硝工程建設(shè)的通知》(粵環(huán)含【2008】166號)及廣東省環(huán)保廳《廣東省火電廠降氮脫硝工程實(shí)施方案》（粵環(huán)【2011】3號）文件，在脫硝指標(biāo)上要有前瞻性。(2)工程技術(shù)經(jīng)濟(jì)簡要分析裝設(shè)SCR裝置應(yīng)求得最佳的性價(jià)比。根據(jù)國外公司的建設(shè)經(jīng)驗(yàn)，催化劑可以在SCR裝置中分層布置，一般可分1～3層，1層的效率在35%左右，2層總效率在60%～80%左右，3層總效率在80%～90%及90%以上。一臺機(jī)組SCR裝置中催化劑的費(fèi)用占總投資的1/3左右，太高的效率，導(dǎo)致投資成本增大。因此，本工程可取2層布置，預(yù)留第3層布置的空間，將來催化劑的活性降低或者要求更高的效率時(shí)，布置第3層催化劑。(3)煙氣脫硝效率的確定本工程煙氣脫硝效率分別采用80%和90%進(jìn)行比較，最終NOX排放濃度和排放量見下表5.1-1。表5.1-1不同煙氣脫硝效率的比較(設(shè)計(jì)煤種，單臺機(jī)組)脫硝效率80%脫硝效率90%1×660MW機(jī)組NOX排放濃度(mg/Nm3)9045NOX小時(shí)排放量(t/h)0.2020.101NOX年排放量(t/a)1374687注：年利用小時(shí)按6800小時(shí)計(jì)。根據(jù)上表可知，當(dāng)脫硝效率為90%時(shí)，每年單臺機(jī)組相比脫硝效率為80%減排NOX量687t。根據(jù)國家有關(guān)規(guī)定，2004年7月1日起開始征收火電廠NOX排污費(fèi),目前收費(fèi)標(biāo)準(zhǔn)0.6元/0.95kg照此計(jì)算，每年可減少排污費(fèi)單機(jī)為43.4萬元。當(dāng)脫硝效率增加到90%，脫硝系統(tǒng)的設(shè)備及輔助系統(tǒng)一次性投資費(fèi)用單機(jī)需增加約437.5萬元；每年的脫硝吸收劑消耗品等運(yùn)行費(fèi)用單機(jī)需增加193.4萬元。從上述分析看，增加10%的脫硝效率，環(huán)境效益不明顯，且增加的費(fèi)用較高。所以本工程的煙氣脫硝效率建議采用80%，預(yù)留一層擴(kuò)建到90%的空間。5.1.2SCR工藝說明1)工藝原理本系統(tǒng)設(shè)計(jì)采用選擇性催化還原觸媒法,在氮的氧化物(NOX)選擇還原的過程中,通過加氨(NH3)作為還原劑和發(fā)生在催化劑(底層材料為TiO2,以過渡金屬元素如V、W或Mo等作為活性部位)上面的催化反應(yīng)，可以把NOX轉(zhuǎn)化為空氣中天然含有的氮?dú)?N2)和水(H2O)。脫氮反應(yīng)原理如下所示：4NO+4NH3+O2＝4N2+6H2O6NO2+8NH3＝7N2+12H2O或2NO2+4NH3+O2＝3N2+6H2ONO+NO2+2NH3＝2N2+3H2O其工藝流程為：液氨從液氨槽車由卸料壓縮機(jī)送入液氨儲槽，再經(jīng)過蒸發(fā)槽蒸發(fā)為氨氣后通過氨緩沖槽和輸送管道進(jìn)入鍋爐區(qū)，與空氣均勻混合后由分布導(dǎo)閥進(jìn)入SCR反應(yīng)器內(nèi)部反應(yīng)，SCR反應(yīng)器設(shè)置于空氣預(yù)熱器前，氨氣在SCR反應(yīng)器的上方，通過一種特殊的噴霧裝置和煙氣均勻分布混合，混合后煙氣通過反應(yīng)器內(nèi)觸媒層進(jìn)行還原反應(yīng)過程。2)性能設(shè)計(jì)規(guī)范數(shù)據(jù)表5.1-2脫硝裝置性能規(guī)范序號項(xiàng)目單位規(guī)范(參數(shù))1×660MW機(jī)組1型式選擇性催化還原(SCR)2燃料煙煤3SCR反應(yīng)器數(shù)量套/爐24觸媒類型蜂窩式或平板式、波紋板式5煙氣流量Nm3/h21562216煙氣溫度℃3527脫硝效率%80(預(yù)留到90%空間)8氨逃逸濃度mg/Nm3＜2.59SO2/SO3轉(zhuǎn)化率%＜110反應(yīng)器入口煙氣成分（標(biāo)準(zhǔn)狀態(tài)，干基，實(shí)際O2）CO2Vol%11.83SO2Vol%0.0434N2Vol%74.69O2Vol%6.25H2O（標(biāo)態(tài)，濕煙氣）Vol%7.1711SCR入口煙氣中污染物成分（標(biāo)準(zhǔn)狀態(tài)，干基，6%O2）煙塵濃度g/Nm314.33SO2mg/Nm3119512反應(yīng)器出口煙氣成分(脫硝效率80%):NOX(干基，6%O2)mg/Nm3＜8013SCR裝置壓降(脫硝效率80%)Pa＜100014系統(tǒng)可用率%>9815氨消耗量(脫硝效率80%)kg/h30416單個(gè)反應(yīng)器尺寸(長×寬×高)(脫硝效率80%)mm8.4×16000×125005.1.3SCR工藝系統(tǒng)電廠煙氣脫硝SCR工藝系統(tǒng)包括氨氣制備系統(tǒng)和脫硝反應(yīng)系統(tǒng)兩部分組成。5.1.3.1脫硝反應(yīng)系統(tǒng)脫硝反應(yīng)系統(tǒng)由觸媒反應(yīng)器、氨噴霧系統(tǒng)、空氣供應(yīng)系統(tǒng)所組成。1)煙氣線路SCR反應(yīng)器位于鍋爐省煤器出口煙氣管線的下游，氨氣均勻混合后通過分布籍導(dǎo)閥和煙氣共同進(jìn)入反應(yīng)器入口。脫硝后的煙氣經(jīng)空氣預(yù)熱器熱回收后進(jìn)入靜電除塵器和FGD系統(tǒng)，經(jīng)煙囪后排入大氣。2)SCR反應(yīng)器反應(yīng)器采用固定床平行通道型式，采用兩層，另外預(yù)留一層作為未來觸媒，脫硝效率低于需要值時(shí)安裝使用，此作用乃為增強(qiáng)脫硝效率并延長有效觸媒的壽命。反應(yīng)器為自立鋼結(jié)構(gòu)型式，帶有對機(jī)殼外部和內(nèi)部觸媒支撐結(jié)構(gòu)，能承受內(nèi)部壓力、地震負(fù)荷、灰塵負(fù)荷、觸媒負(fù)荷和熱應(yīng)力等。機(jī)殼外部施以絕緣包裹，支撐所有荷重，并提供風(fēng)管氣密。觸媒底部安裝氣密裝置，防止未處理過的煙氣泄漏。觸媒通過反應(yīng)器外的觸媒籍載器從側(cè)門放入反應(yīng)器內(nèi)。3)SCR觸媒(催化劑)催化劑是SCR系統(tǒng)中的主要設(shè)備，其成分組成、結(jié)構(gòu)、壽命及相關(guān)參數(shù)直接影響SCR系統(tǒng)脫硝效率及運(yùn)行狀況。要求SCR的催化劑：(1)具有較高的NOX選擇性；(2)在較低的溫度下和較寬的溫度范圍內(nèi)，具有較高的催化活性；(3)具有較好的抗化學(xué)穩(wěn)定性、熱穩(wěn)定性、機(jī)械穩(wěn)定性；(4)費(fèi)用較低。催化劑在使用過程中因各種原因而中毒、老化、活性降低、催化NOX還原效果變差，當(dāng)排煙中氨的濃度升高到一定程度時(shí)，表明催化劑需要更換。SCR的催化劑市場上有三種：貴金屬催化劑、金屬氧化物催化劑和沸石催化劑。這三種催化劑各有特點(diǎn)，都有一定程度的應(yīng)用。貴金屬催化劑是20世紀(jì)70年代開發(fā)出來的，最早用于SCR系統(tǒng)。這些催化劑對選擇性還原NOX很有效，但也容易氧化NH3，且價(jià)格昂貴。于是人們研制出金屬氧化物催化劑，現(xiàn)在貴金屬催化劑主要用于低溫和天然氣煙氣的SCR系統(tǒng)中，它們在低溫時(shí)可以有高脫硝率和CO氧化效果。在各種金屬氧化物催化劑中，V2O5-W03(MoO3))/TiO2在NO還原和SO2氧化上有很大優(yōu)勢，應(yīng)用較為廣泛。SCR中用釩做活性元素是20世紀(jì)60年代發(fā)現(xiàn)的，在20世紀(jì)70年代發(fā)現(xiàn)了鈦基支撐的釩穩(wěn)定性和活性有很大提升。釩對NO還原有很好的活性，但同時(shí)帶來了SO2氧化。TiO2在氧和SO2存在的情況下，抗硫化效果較好。因此催化劑中釩的含量一般較低，在高SO2濃度時(shí)小于1%(重量比)。同時(shí)采用WO3(MoO3)(約10%~6%)來增加催化劑的酸性、活性和熱穩(wěn)定性，限制SO2的氧化。而且，當(dāng)煙氣中有砷時(shí)MoO3能夠阻止催化劑失效。硅鋁酸鹽和光纖玻璃作為陶瓷添加劑增加催化劑的機(jī)械性能和強(qiáng)度。V2O5-W03(MoO3))/TiO2用于傳統(tǒng)SCR，運(yùn)行溫度在300℃~400℃間。高釩催化劑可用于天然氣機(jī)組的低溫SCR。沸石催化劑主要用于燃?xì)鈴?fù)合循環(huán)機(jī)組的高溫SCR系統(tǒng)，酸性沸石攜帶金屬離子在高溫時(shí)(最高達(dá)600℃)還原NOX活性好，而此溫度區(qū)域金屬氧化物催化劑不穩(wěn)定。在SCR反應(yīng)器里催化劑分層布置，一般為2~3層。當(dāng)催化劑活性降低后，依次逐層更換催化劑。催化劑結(jié)構(gòu)一般有蜂巢型、平板型和波紋板型三種。蜂巢型催化劑有較大的幾何比表面積，防積塵和堵塞性能較差，阻力損失大。板式催化劑比蜂窩型催化劑具有更好的防積塵和堵塞性能，但受到機(jī)械或熱應(yīng)力作用時(shí)，活性層容易脫落。且活性材料容易受到磨損，骨架材料必須有耐酸性，以防達(dá)到露點(diǎn)溫度時(shí)SO2帶來的危害。這幾種催化劑結(jié)構(gòu)型式性能比較見表5.1-3。世界上電站煙氣脫硝催化劑的主要類型蜂窩式板式波紋式表5.1-3催化劑型式性能的比較類型蜂窩式板式波紋式成型陶制擠壓，成型均勻，整體均是活性成分金屬作為載體，表面涂層為活性成分波紋狀纖維作載體，表面涂層為活性成分優(yōu)點(diǎn)1)比表面積大、活性高2)所需催化劑體積小3)高度自動化生產(chǎn)4)催化活性物質(zhì)比其他類型多50-70%5)催化劑可以再生1)煙氣通過性好(不易產(chǎn)生堵塞)。2)高度自動化生產(chǎn)1)比表面積比板式大2)重量輕(只有其他類的40-50%)。3)高度自動化生產(chǎn)缺點(diǎn)1)煙氣流動條件不好時(shí)，表面可能產(chǎn)生一定堵塞，但可以通過流態(tài)模型試驗(yàn)來改善。2)主要不用于高塵煙氣1)比表面積小，催化劑體積大。2)實(shí)際活性物質(zhì)比蜂窩式少50%。3)上下子模塊之間占據(jù)一定空間(長度為0.4-0.6m，達(dá)到蜂窩式相同長度需要2個(gè)模塊。)4)