脫硝系統(tǒng)工藝介紹1

福建后石電廠600MW機組煙氣脫硝系統(tǒng)及工藝特點介紹

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福建漳州后石電廠由臺塑美國公司(PlasticsCorpUSA)投資興建,由華陽電業(yè)有限公司建設和運行。電廠設計裝機容量為6×600MW。三大主機采用三菱公司產品,鍋爐設備選用為三菱重工神戶造船廠(MHI.KOBE)設計制造的MO-SSRR型超臨界直流鍋爐。為滿足環(huán)保要求,鍋爐島設置兩臺除塵效率達99.85%的雙室五電場靜電除塵器、煙氣脫硝和煙氣海水脫硫裝置。其中脫硫裝置是目前國內電力系統(tǒng)內安裝的最大的海水脫硫設施。煙氣脫硝裝置是我國大陸600MW機組安裝的第一臺煙氣脫硝處理裝置。

后石電廠煙氣脫硝流程及設計參數(shù)

1、

脫硝方法及工藝流程后石電廠600MW機組脫硝采用爐內脫硝和煙氣脫硝相結合的方法。爐內脫硝的方式采用PM型低NOX燃燒器加分級燃燒(三菱MACT爐內低NOX燃燒系統(tǒng))脫硝法,脫硝效率可達65%以上,排放NOX濃度在180ppm左右。煙氣脫硝方式采用日立公司的選擇性觸媒還原煙氣脫硝系統(tǒng)(SCR法)。這套脫硝系統(tǒng)主要用來將鍋爐排放煙氣中的氮氧化物分解成無害的氮氣和水,化學反應式如下:4NO+4NH3+O2—4N2+6H2O6NO2+8NH3—7N2+12H2ONO+NO2+2NH3—2N2+3H2O

液氨從液氨槽車由卸料壓縮機送入液氨儲槽,再經過蒸發(fā)槽蒸發(fā)為氨氣后通過氨緩沖槽和輸送管道進入鍋爐區(qū),通過與空氣均勻混合后由分布導閥進入SCR反應器內部反應,SCR反應器設置于空氣預熱器前,氨氣在SCR反應器的上方,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器內觸媒層進行還原反應過程。脫硝后煙氣經過空氣預熱器熱回收后進入靜電除塵器。每套鍋爐配有一套SCR反應器,每兩臺鍋爐公用一套液氨儲存和供應系統(tǒng)。該系統(tǒng)工藝流程如下:

2、

煙氣脫硝(SCR)系統(tǒng)設計規(guī)范

煙氣脫硝系統(tǒng)及工藝特點

后石電廠煙氣脫硝SCR系統(tǒng)包括氨氣制備系統(tǒng)和脫硝反應系統(tǒng)兩部分組成。1、脫硝反應系統(tǒng)脫硝反應系統(tǒng)由觸媒反應器、氨噴霧系統(tǒng)、空氣供應系統(tǒng)所組成。

煙氣線路SCR反應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導閥和煙氣共同進入反應器入口。煙氣經過煙氣脫硝過程后經空氣預熱器熱回收后進入靜電除塵器。

SCR反應器反應器采用固定床平行通道型式,反應器為自立鋼結構型。觸媒底部安裝氣密裝置,防止未處理過的煙氣泄漏。

SCR觸媒SCR系統(tǒng)所采用的觸媒型式為平板式,其特點如下:高活化性及壽命長;低壓力降、緊密性、剛性且容易處理。觸媒元件主要是不銹鋼板為主體,再鍍上一層二氧化鈦(TiO2)作為觸媒活化元素。不銹鋼板在鍍二氧化鈦前需進行處理成為多孔性材料,煙氣平行流過觸媒元件使壓力降到最低。后石電廠煙氣脫硝觸媒由三層觸媒單位所組成觸媒區(qū)塊,反應器內觸媒容積380m3。

氨P空氣噴霧系統(tǒng)

氨和空氣在混合器和管路內充分混合,再將此混合物導入氨氣分配總管內。氨P空氣噴霧系統(tǒng)含供應函箱、噴霧管格子和噴嘴等。每一供應函箱安裝一個節(jié)流閥及節(jié)流孔板,可使氨P空氣混合物在噴霧管格子達到均勻分布。氨P空氣混合物噴射配合NOX濃度分布靠霧化噴嘴來調整。

SCR控制系統(tǒng)每臺機組的煙氣脫硝反應系統(tǒng)的控制都在本機組的DCS系統(tǒng)上實現(xiàn)。

控制原理SCR煙氣脫硝控制系統(tǒng)利用固定的NH3/NOX摩爾比來提供所需要的氨氣流量,進口NOX濃度和煙氣流量和乘積產生NOX流量信號,此信號乘上所需NH3/NOX摩爾比就是基本氨氣流量信號,摩爾比的決定是在現(xiàn)場測試操作期間來決定并記錄在氨氣流控制系統(tǒng)的程序上。若氨氣因為某些連鎖失效造成噴霧動作跳閘,屆時氨氣流控制閥關斷。SCR控制系統(tǒng)根據計算出的氨氣流需求信號去定位氨氣流控制閥,實現(xiàn)對脫硝的自動控制。通過在不同負荷下的對氨氣流的調整,找到最佳的噴氨量。

氨供應氨氣流量可依溫度和壓力修正系數(shù)進行修正。從煙氣側所獲得的NOX訊號饋入具能計算所需氨氣流量的功能。控制器利用氨氣流量控制所需氨氣,使摩爾比維持固定。操作溫度最初設定點如下表所示:

稀釋空氣供應稀釋空氣利用風門來手動操作,一旦空氣流調整后則空氣流就不需隨鍋爐負荷而調整。氨氣和空氣流設計稀釋比最大為5%。稀釋空氣由送風機出口管路引出。2、液氨儲存及供應系統(tǒng)液氨儲存和供應系統(tǒng)包括液氨卸料壓縮機、液氨儲槽、液氨蒸發(fā)槽、氨氣緩沖槽及氨氣稀釋槽、廢水泵、廢水池等。液氨的供應由液氨槽車運送,利用液氨卸料壓縮機將液氨由槽車輸入液氨儲槽內,儲槽輸出的液氨于液氨蒸發(fā)槽內蒸發(fā)為氨氣,經氨氣緩沖槽送達脫硝系統(tǒng)。氨氣系統(tǒng)緊急排放的氨氣則排放氨氣稀釋槽中,經水的吸收排入廢水池,再經由廢水泵送至廢水處理廠處理。液氨儲存和供應系統(tǒng)的控制在1號機組的DCS上實現(xiàn),就地也同時安裝了MCC手操。

卸料壓縮機卸料壓縮機為往復式壓縮機,壓縮機抽取液氨儲槽中的氨氣,經壓縮后將槽車的液氨推擠入液氨槽車中。

液氨儲槽六臺機組脫硝共設計三個儲槽,一個液氨儲槽的存儲容量為122m3。一個液氨槽可供應一套SCR機組脫硝反應所需氨氣一周。儲槽上安裝有超流閥、逆止閥、緊急關斷閥和安全閥做為儲槽液氨泄漏保護所用。儲槽四周安裝有工業(yè)水噴淋管線及噴嘴,當儲槽槽體溫度過高時自動淋水裝置啟動,對槽體自動噴淋減溫。

液氨蒸發(fā)槽液氨蒸發(fā)槽為螺旋管式。管內為液氨管外為溫水浴,以蒸氣直接噴入水中加熱至40℃,再以溫水將液氨汽化,并加熱至常溫。蒸氣流量受蒸發(fā)槽本身水浴溫度控制調節(jié)。在氨氣出口管線上裝有溫度檢測器,當溫度低于10℃時切斷液氨進料,使氨氣至緩沖槽維持適當溫度及壓力。蒸發(fā)槽也裝有安全閥,可防止設備壓力異常過高。

氨氣緩沖槽從蒸發(fā)槽蒸發(fā)的氨氣流進入氨氣緩沖槽,通過調壓閥減壓成1.8kgPcm2,再通過氨氣輸送管線送到鍋爐側的脫硝系統(tǒng)。

氨氣稀釋槽氨氣稀釋槽為容積6m3的立式水槽。液氨系統(tǒng)各排放處所排出的氨氣由管線匯集后從稀釋槽低部進入,通過分散管將氨氣分散入稀釋槽水中,利用大量水來吸收安全閥排放的氨氣。

氨氣泄漏檢測器液氨儲存及供應系統(tǒng)周邊設有六只氨氣檢測器,以檢測氨氣的泄漏,并顯示大氣中氨的濃度。當檢測器測得大氣中氨濃度過高時,在機組控制室會發(fā)出警報,操作人員采取必要的措施,以防止氨氣泄漏的異常情況發(fā)生。

系統(tǒng)排放液氨儲存和供應系統(tǒng)的氨排放管路為一個封閉系統(tǒng),將經由氨氣稀釋槽吸收成氨廢水后排放至廢水池,再經由廢水泵送至廢水處理站。

氮氣吹掃液氨儲存及供應系統(tǒng)保持系統(tǒng)的嚴密性防止氨氣的泄漏和氨氣與空氣的混合造成爆炸是最關鍵的安全問題?；诖朔矫娴目紤]本系統(tǒng)的卸料壓縮機、液氨儲槽、氨氣溫水槽、氨氣緩沖槽等都備有氮氣吹掃管線。在液氨卸料之前通過氮氣吹掃管線對以上設備分別要進行嚴格的系統(tǒng)嚴密性檢查和氮氣吹掃,防止氨氣泄漏和與系統(tǒng)中殘余的空氣混合造成危險。

液氨儲存和供應控制系統(tǒng)液氨儲存和供應控制由1號機組的DCS上實現(xiàn)。所有設備的啟停、順控、連鎖保護等都可從機組DCS上軟實現(xiàn),設備及有關閥門啟停開關還可通過MCC盤柜硬手操。對液氨儲存和供應系統(tǒng)故障信號實現(xiàn)中控室報警光字牌顯示。煙氣脫硫（硝）核心技術OI2-WFGD(SCR)研發(fā)及其在太倉發(fā)電工程的應用孫克勤張東平周長城徐海濤江蘇蘇源環(huán)保工程股份有限公司摘要：本文介紹了我國NOx的污染現(xiàn)狀，對目前主流的煙氣脫硝技術即選擇性催化氧化還原法(SCR)的工藝特點和設計要求進行了較為詳細的論述。同時介紹了蘇源環(huán)保公司煙氣脫硝SCR核心技術研發(fā)及工程應用規(guī)劃情況，對煙氣脫硝(DeNOx)技術自主化、裝備國產化提出了若干建議。關鍵詞：氮氧化物，煙氣脫硝，選擇性催化氧化還原法，國產化統(tǒng)計表明，到2000年，全國氮氧化物排放總量已達1200萬噸左右，其中火電廠的氮氧化物排放比例超過40%以上。如果不進一步采取有效的氮氧化物污染排放控制措施，中國氮氧化物排放量將繼續(xù)增長，2020年將達到2900萬噸左右?；痣姀S排放的氮氧化物一直未進行控制，其排放量隨著火電機組裝機容量增長而逐年增加。氮氧化物是大氣主要污染物之一，是造成酸雨和光化學煙霧的主要原因。20世紀40年代美國洛杉磯市發(fā)生的光化學煙霧事件促使了相關氮氧化物控制法規(guī)的誕生。從1947年California的第一個“空氣污染控制區(qū)”的提案到1969年美國第一個關于NOx排放法規(guī)的制定，從20世紀70年代美國清潔空氣法案的通過到1990年的清潔空氣修正案的制定，從德國的“大型燃燒設備規(guī)定”到日本六易其稿(分別為1973~1975年、1977年、1983年和1987年)制定的世界上最低的NOx排放標準，世界各國尤其是發(fā)達國家對氮氧化物的控制作了不懈的努力。與二氧化硫相比，我國燃煤電廠在氮氧化物排放控制方面起步相對較晚，以致氮氧化物排放總量的快速增長抵消了對二氧化硫的控制效果。未來十年內，我國不僅要加大對二氧化硫排放量的控制力度，而且隨著我國環(huán)境保護法律、法規(guī)和標準的日趨嚴格及執(zhí)法力度的加大，逐漸開始控制電站鍋爐氮氧化物排放量勢在必行。因此對現(xiàn)有各種脫硝工藝進行調研研究，從而尋求一種適合我國國情的火電廠煙氣脫硝解決方案，最終實現(xiàn)煙氣脫硝裝置的國產化顯得尤為重要。目前，新建火電機組已廣泛采取低氮燃燒技術，以適應新排放標準的要求。煙氣脫硝技術也開始進行示范工程，待技術商業(yè)化后，氮氧化物排放要求將進一步加嚴。因此，為了避免重走煙氣脫硫治理過程中全面依賴國外的技術與設備的教訓，盡早開發(fā)整套煙氣脫硝解決方案，實現(xiàn)技術自主、低投資、低消耗的煙氣脫硝技術意義重大。1.燃煤電廠煙氣脫硝的主要工藝迄今為止，世界各國開發(fā)的燃煤煙氣氮氧化物治理技術種類比較多，從低氧燃燒、煙氣循環(huán)燃燒、二級燃燒、濃淡燃燒、分段燃燒、低氮燃燒器等各種爐內燃燒過程的改進到現(xiàn)今形式各異的脫硝工藝，其中SCR法和SNCR法在大型燃煤電廠獲得商業(yè)應用。其中SCR法在全球范圍內有數(shù)百臺的成功應用業(yè)績和十幾年的運行經驗，日本和德國95%的煙氣脫硝裝置采用SCR技術，由于該方法技術成熟、脫硝率高、幾乎無二次污染，應是國內煙氣脫硝引進、消化的重點。除此之外，還有液體吸收法、微生物吸收法、非選擇性催化還原法、熾熱炭還原法、催化分解法、液膜法、SNRB工藝脫硝技術、反饋式氧化吸收脫硝技術等，這些方法或已被淘汰，或處于實驗室研究階段，或效率不高，難以投入大規(guī)模工業(yè)應用。目前，一些聯(lián)合脫硫脫硝工藝亦在興起，如活性炭吸附法，等離子體法，電子束法、脈沖電暈放電等離子體法、CuO法、NOxSO工藝、SNAP法等。同時脫除SOx/NOx的工藝都是以尋求比FGD和SCR工藝分開治理有更高的經濟效率為目標。至今，還很少有這樣的裝置在大規(guī)模地工業(yè)化應用。工業(yè)化SOx/NOx聯(lián)合脫除工藝是采用高性能石灰/石灰石煙氣脫硫FGD系統(tǒng)來脫除SOx和用SCR工藝脫除NOx，該聯(lián)合工藝能脫除90%以上的二氧化硫和80%以上的氮氧化物。FGD系統(tǒng)采用濕式工藝，SCR體系屬干式工藝，F(xiàn)GD和SCR工藝采用不同技術各自獨立工作。其優(yōu)點是不管入口處SOx/NOx的濃度比為多少，它都能達到各自理想的脫除率。世界燃煤電廠脫硫脫硝一體化技術仍然以傳統(tǒng)FGD和SCR組合工藝為主，在日本、德國、瑞典、丹麥等國家有大量工業(yè)應用。選擇性催化還原法選擇性催化還原法(SelectiveCatalyticReduction，SCR)是指在催化劑的作用下，以NH3作為還原劑，“有選擇性”地與煙氣中的NOx反應并生成無毒無污染的N2和H2O。其原理首先由Engelhard公司發(fā)現(xiàn)并于1957年申請專利，后來日本在該國環(huán)保政策的驅動下，成功研制出了現(xiàn)今被廣泛使用的V2O5/TiO2催化劑，并分別在1977年和1979年在燃油和燃煤鍋爐上成功投入商業(yè)運用。SCR目前已成為世界上應用最多、最為成熟且最有成效的一種煙氣脫硝技術，其主要反應方程式為：4NH3+4NO+O2=4N2+6H2O(1)8NH3+6NO2=7N2+12H2O(2)或4NH3+2NO2+O2=3N2+6H2O(2a)選擇適當?shù)拇呋瘎┛梢允狗磻?1)及(2)在200-400℃的溫度范圍內進行，并能有效地抑制副反應的發(fā)生。在NH3與NO化學計量比為1的情況下，可以得到高達80-90%的NOx脫除率。目前，世界上采用SCR的裝置有數(shù)百套之多，技術成熟且運行可靠。我國電力系統(tǒng)目前最大的煙氣脫硝裝置—福建后石電廠600MW機組配套煙氣脫硝系統(tǒng)采用的就是PM型低NOx燃燒器加分級燃燒結合SCR裝置的工藝，主要由氨氣及空氣供應系統(tǒng)、氨氣/空氣噴霧系統(tǒng)、催化反應器等組成。液氨由槽車運送到液氨貯槽，輸出的液氨經氨氣蒸發(fā)器后變成氨氣，將之加熱到常溫后送氨氣緩沖槽備用。緩沖槽的氨氣經減壓后送入氨氣/空氣混合器中，與來自送風機的空氣混合后，通過噴氨隔柵之噴嘴噴入煙氣中并與之充分混合，繼而進入催化反應器。當煙氣流經催化反應器的催化層時，氨氣和NOx在催化劑的作用下將NO及NO2還原成N2和H2O。NOx的脫除效率主要取決于反應溫度、NH3與NOx的化學計量比、煙氣中氧氣的濃度、催化劑的性質和數(shù)量等。SCR系統(tǒng)的布置方式有三種，上述后石電廠的布置方式稱為高溫高塵布置方式，此外還有高溫低塵及低溫低塵的布置形式。高溫高塵布置方式是目前應用最為廣泛的一種，其優(yōu)點是催化反應器處于300-400℃的溫度范圍內，有利于反應的進行，然而由于催化劑處于高塵煙氣中，條件惡劣，磨刷嚴重，壽命將會受到影響。高溫低塵布置方式是指SCR反應器布置在省煤器后的高溫電除塵器和空氣預熱器之間，該布置方式可防止煙氣中飛灰對催化劑的污染和對反應器的磨損與堵塞，其缺點是電除塵器在300~400℃的高溫下運行條件差。低溫低塵布置(或稱尾部布置)方式是將SCR反應器布置在除塵器和煙氣脫硫系統(tǒng)之后，催化劑不受飛灰和SO2的影響，但由于煙氣溫度較低，一般需要氣氣換熱器或采用加設燃油或天然氣的燃燒器將煙溫提高到催化劑的活性溫度，勢必增加能源消耗和運行費用。SCR可能產生的問題主要有：（1）氨泄漏，是指未反應的氨排出系統(tǒng)，造成二次污染，采用合理的設計通常可以將氨的泄漏量控制在5ppm以內；（2）當燃用高硫煤時，煙氣中部分SO2將被氧化生成SO3，這部分SO3以及煙氣中原有的SO3將與NH3進一步反應生成氨鹽，從而造成催化劑中毒或堵塞。其發(fā)生的主要副反應有：2SO2+O2=2SO3(3)2NH3+SO3+H2O=(NH4)2SO4(4)NH3+SO3+H2O=NH4HSO4(5)這主要通過燃用低硫煤、降低氨泄漏量或將SCR反應器置于FGD系統(tǒng)后來控制或減少氨鹽的生成。（3）飛灰中的重金屬(主要是As)或堿性氧化物(主要有MgO，CaO，Na2O，K2O等)的存在會使催化劑中毒或活性顯著降低。（4）過量的NH3可能和O2反應生成N2O，盡管N2O對人體沒有危害，但近來的研究成果表明，N2O是造成溫室效應的氣體之一。其可能發(fā)生的反應為：2NH3+2O2=N2O+3H2O(6)然而所有這些問題都可以通過選擇合適的催化劑、控制合理的反應溫度、調節(jié)理想的化學計量比等方法使其危害降到最低。SCR技術對鍋爐煙氣NOx的控制效果十分顯著，具有占地面積小、技術成熟可靠、易于操作等優(yōu)點，是目前唯一大規(guī)模投入商業(yè)應用并能滿足任何苛刻環(huán)保政策的控制措施，可作為我國燃煤電廠控制NOx污染的主要手段之一。然而由于SCR需要消耗大量的催化劑，因此也存在運行費用高，設備投資大的缺點，同時對改造機組亦有場地限制，對設計水平提出了更高的要求。2.公司SCR煙氣脫硝研發(fā)情況蘇源環(huán)保工程股份有限公司自成立伊始就把大中型燃煤電廠的環(huán)境工程總承包作為其主營業(yè)務，并積極推動煙氣脫硫裝備國產化的進程，在設計個性化、工藝自主化、設備國產化等方面做出了不懈的努力，自主開發(fā)的煙氣脫硫核心技術OI2-WFGD已通過江蘇省經貿委和科技廳的鑒定，并成功用于600MW級機組的煙氣脫硫工程中。在煙氣脫硝研發(fā)方面，積極提出適合新建、擴建以及老電廠的SCR工藝。研發(fā)進程以響應國家相應政策配合其需求為目標，及其為企業(yè)介入煙氣脫硝產業(yè)的戰(zhàn)略計劃提供技術保證，力爭在最短的時間內建立企業(yè)承接煙氣脫硝項目的技術能力為目標。2.1SCR工藝研發(fā)內容目前國際上煙氣脫硝系統(tǒng)正向更高的脫硝效率、更低的運行消耗、更大可靠性、更小的維護需求、更有針對性等方向發(fā)展。火電行業(yè)SCR需處理的煙氣量極大，相應地造成SCR反應器體積龐大、構造復雜，又要求嚴格的防腐，故一般造價都很高，系統(tǒng)的運行費用也很高。但是脫硝按目前國內政策還不能為企業(yè)直接產生經濟效益，對SCR的投資和運行費的承受能力有限?？梢妼崿F(xiàn)煙氣脫硝的難點是怎樣根據每個項目的具體條件對其大而復雜的系統(tǒng)及眾多的設計參數(shù)進行集約化、精確的綜合分析，實現(xiàn)以最低的初投資和運行費用達到脫硝目的。傳統(tǒng)設計技術建立在經驗基礎上的以系列化、典型化為特點，依據長期積累的經驗，通過在系統(tǒng)的各個環(huán)節(jié)設置裕量系數(shù)和備用設施來統(tǒng)籌考慮各種不確定因素和計算誤差，較為粗放，其結果準確程度依賴于經驗的長期積累調整，系統(tǒng)的整體經濟性并非最佳。SCR技術在我國火電廠工程應用業(yè)績較少，可供借鑒的經驗成果較少。因此，為了更好地適應SCR技術研發(fā)需求，必須在系統(tǒng)配置、系統(tǒng)參數(shù)優(yōu)化和關鍵點理化特性分析三個層次利用價值工程、可靠性設計、優(yōu)化設計、CAE、CFD等現(xiàn)代設計方法進行整體優(yōu)化。2.2SCR工藝研究總體目標l實現(xiàn)SCR技術工程化（太倉港環(huán)保電廠四期7#600MW鍋爐）；l實現(xiàn)絕大多數(shù)SCR核心設備國產化；l以中國化、專業(yè)化和商用化為目標推進產業(yè)化；l建立SCR相關標準體系。2.3經濟效益與社會作用SCR具有占地面積小、脫硝效率高、技術成熟、運轉可靠性好、技術進步快等優(yōu)點，在與眾多的脫硝技術比較中脫穎而出，獲得了業(yè)主們的廣泛青睞。相信隨著SCR核心技術及成套裝置的研發(fā)成功，每kW的脫硝投資費用將大大降低，其未來的市場占有率將更高。因此，研發(fā)和推廣具有自主知識產權的SCR核心技術及成套裝置不僅極大地推動了我國環(huán)保事業(yè)，而且大大提升了我國燃煤電廠的煙氣脫硝技術與設備國產化水平，節(jié)約大量資金。本項目依托一個引進國外先進技術建設的煙氣脫硝工程項目（太倉港電廠4期工程7#鍋爐），運用現(xiàn)代設計技術對引進的SCR煙氣脫硝工藝進行分析研究，同時積極利用江蘇蘇源環(huán)保工程股份有限公司在煙氣脫硫核心技術開發(fā)中所積累的大型工藝開發(fā)經驗，以實現(xiàn)絕大部分煙氣脫硝裝備的國產化，從而降低煙氣脫硝設備的成本，推動我國電力環(huán)保事業(yè)的發(fā)展；對于暫時不能完全國產化的設備（比如催化劑），擬先采用國外的產品，同時開展催化劑的研發(fā)工作，待技術成熟后替代國外成品。目前，已初步完成國內煙氣脫硝市場前景的分析及預測，儲備和積累了相應的煙氣脫硝技術，選定了SCR工藝作為首選煙氣脫硝方案，與國內外先行者建立了合作關系，掌握了國際煙氣脫硝技術資源信息。氨貯槽及噴射系統(tǒng)設計、SCR反應器的設計、SCR反應器的強度設計、SCR流場分析等相關研發(fā)設計工作已經初步完成。在此基礎上。太倉港環(huán)保電廠四期7#600MW鍋爐的煙氣脫硝概念設計也已基本完成。3.OI2-SCR核心技術工程應用規(guī)劃太倉四期機組燃用設計煤質為脫硫工程的設計煤質收到基硫分為0.7，收到基氮分為0.7，校核煤質收到基硫分為1.1，收到基氮分為0.98，如不采取脫硫脫硝措施，設計煤質二氧化硫和氮氧化物的排放量分別約為2000mg/DNm3和600mg/DNm3，校核煤質二氧化硫和氮氧化物的排放量分別約為3100mg/DNm3和800mg/DNm3，高于第Ⅲ時段火電廠鍋爐二氧化硫和氮氧化物最高允許排放濃度，而且隨著以后火電廠二氧化硫和氮氧化物排放標準的日趨嚴格，其濃度超限情況將更加嚴重。太倉港環(huán)保發(fā)電有限公司自成立之初就非常重視環(huán)保工作，先后委托江蘇蘇源環(huán)保工程股份有限公司負責一、二期(2×135MW+2×300MW)脫硫島總承包，預計FGD系統(tǒng)于2004年6月至8月投入運行，并計劃在三期2×300MW冷凝發(fā)電機組上首次同時實現(xiàn)脫硫脫硝。4.煙氣脫硝裝備國產化的幾點建議隨著SO2污染治理的深入，我國已逐步開始加強對氮氧化物治理的力度，針對工業(yè)鍋爐和燃煤電廠氮氧化物排放的濃度提出了新的限制規(guī)定，相應的排放收費條例將于2004年7月開始正式實施，屆時將對氮氧化物實行與SO2相同的排污費征收標準?？梢娒撓醍a業(yè)的市場需求即將形成規(guī)模，煙氣脫硝市場也將成為目前以煙氣脫硫業(yè)務為主的環(huán)保公司拓展業(yè)務的戰(zhàn)場。而國內科研院校對煙氣脫硝的研究還處于起步階段，由于煙氣脫硝系統(tǒng)復雜、技術含量高、投資大，短期內很難形成有我國自主知識產權的煙氣脫硝技術。然而煙氣脫硝不能再走FGD只引進不吸收的老路，脫硝工藝的選擇和裝置的設計與鍋爐型式和負荷、煙氣條件和NOx濃度、需要達到的效率、還原劑供給條件、場地條件、預熱器和電除塵器情況、FGD裝置特點等因素都有一定的關系，照搬國外的技術不一定完全適合中國的國情。中國釩資源豐富，在已探明的釩儲量中占11.6%，居世界第四位，位于南非(46%)、獨聯(lián)體(23.6%)和美國(13.1%)之后，并且在磷肥和尼龍行業(yè)所用的V2O5催化劑的國產化開發(fā)方面具有一定的經驗，應充分利用這些優(yōu)勢，突破行業(yè)壁壘，實現(xiàn)優(yōu)勢資源組合，開發(fā)適合中國國情的SCR催化劑。現(xiàn)代力學及計算機技術的發(fā)展使得復雜