電廠機組煙氣脫硝工程可研報告

目錄1.概述 11.1項目背景 11.2研究范圍 11.3報告編制依據(jù) 11.4主要編制原則 21.5簡要的工作過程 32.電廠工程概況 42.1廠址條件及自然條件 42.1.1廠址概述 42.1.2環(huán)境狀況 52.1.3交通運輸 62.1.4供水水源 72.1.5灰場條件 82.1.6巖土工程 82.2工程概況 92.2.1廠區(qū)總平面布置 92.2.2電廠主要設備參數(shù) 102.2.3煤質及耗煤量 102.2.4除灰渣方式及灰渣量 112.2.5臺山電廠大氣污染物排放狀況 133.脫硝工程建設條件 143.1脫硝反應劑供應 143.1.1脫硝反應劑用量 143.1.2三種脫硝反應劑的選擇與比較 143.1.3 脫硝劑液氨的供應 153.2脫硝建設場地 163.3供水、供電 174脫硝工藝方案選擇 184.1設計基礎參數(shù) 184.2幾種脫硝工藝簡介 194.3脫硝工藝方案選擇 255．脫硝工程設想 285.1工藝系統(tǒng)及設備 285.1.1NOX脫除效率的確定 285.1.2工藝說明 285.1.3工藝系統(tǒng) 305．2水工與消防 395.3電氣系統(tǒng) 405.4儀表及控制 415．5土建建筑與結構 425．6脫硝裝置的總體布置 435.7供貨與服務范圍 446．環(huán)境保護與環(huán)境效益 496.1環(huán)境保護標準 496.2脫硝系統(tǒng)主要排放源及治理措施 506.3脫硝工程的環(huán)境與社會經濟效益 506.3.1環(huán)境效益 506.3.2社會經濟效益 517．節(jié)約和合理利用能源 537.1工藝系統(tǒng)設計中考慮節(jié)能的措施 537.2主輔機設備選擇中考慮節(jié)能的措施 537.3在材料選擇時考慮節(jié)能的措施 537.4．節(jié)約用水的措施 537.5．節(jié)約原材料的措施 538．安全與勞動保護 548.1安全 548.1.1煙氣脫硝系統(tǒng)的主要安全問題 548.1.2安全防治措施 548.2職業(yè)衛(wèi)生 558.2.1脫硝裝置運行中可能造成職業(yè)危害的因素 558.2.2勞動保護措施 569．生產管理與人員編制 569.1生產管理 569.2人員編制 5610．項目實施及輪廓進度 5810.1項目實施條件 5810.2項目實施辦法 5910.3項目實施輪廓進度 5911.投資估算與經濟效益分析 6111.1投資估算編制說明 6111.2脫硝成本與還貸計算 6212．主要結論與建議 7312.1結論 7312.2建議 73附件：1附圖：工藝（SCR）流程圖F0141E43-P-012脫硝裝置平面布置圖F0141E43-P-023脫硝裝置立面布置圖F0141E43-P-03儲氨設備布置圖F0141E43-P-045．廠區(qū)總平面及氨區(qū)布置圖F0141E43-P-05臺山發(fā)電廠位于廣東省臺山市赤溪鎮(zhèn)田頭圩南部的銅鼓管理區(qū)。電廠規(guī)劃總裝機容量為5臺600MW等級和6臺1000MW等級機組，分二期建設，一期工程裝機容量為5臺600MW等級機組。一期1號、2號機組已投產發(fā)電，配套的環(huán)保設施-脫硫裝置正在安裝中。一期3號、4號、5號機組正在建設過程中。本期脫硝工程是擬在電廠一期5號機組上安裝煙氣脫硝裝置。隨著我國經濟的快速發(fā)展和環(huán)保法規(guī)的實施和加強，新的火電廠大氣污染物排放標準GB13223-2003對NOX的排放濃度做出了明確要求，規(guī)定第三時段的燃煤電廠燃料揮發(fā)分大于20%時，NOX的排放濃度不得大于450mg/Nm3,并且要求“第三時段大氣污染控制單元必須預留脫氮裝置空間”。臺山電廠地處我省經濟發(fā)達的珠江三角洲地區(qū)，燃煤電廠集中，該地區(qū)的火電廠總裝機容量約占全省70%，造成排污量大，空氣污染嚴重，所以本底濃度高，環(huán)境容量小，是廣東酸雨控制的重點區(qū)域。北京國華電力有限責任公司作為獨立發(fā)電商，是神華集團公司所屬的全資子公司。自1999年成立以來，依托神華集團煤、電、路、港一體化的優(yōu)勢，在安全生產的同時，充分考慮對社會與公眾的責任，提出建設綠色環(huán)保電站的目標，公司發(fā)展迅速，并得到行業(yè)與社會各界的認可。北京國華電力有限責任公司環(huán)境保護工作的指導思想是：強調企業(yè)發(fā)展與環(huán)境的協(xié)調，在滿足國家環(huán)境保護要求的條件下，結合公司發(fā)展戰(zhàn)略，積極建設高效大容量、環(huán)保型、節(jié)水型火電機組，努力實現(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)保型電站建設目標。廣東國華粵電臺山發(fā)電有限公司是北京國華電力有限責任公司目前擁有的運營發(fā)電公司之一，目前主營臺山發(fā)電廠1號至5號機組。本項目就是在北京國華電力有限責任公司環(huán)境保護工作的指導思想下，對5號機組實施脫氮試點，對國內火電廠降低氮氧化物進行有意的探索工作。參照《火力發(fā)電廠可行性研究報告內容深度規(guī)定》(DLGJ-94)和比照《火力發(fā)電廠可行性研究報告內容深度煙氣脫硫部分暫行規(guī)定》(DLGJ138-1997)的要求，本可行性研究的范圍主要包括以下內容：脫硝工程的建設條件煙氣脫硝工藝方案脫硝工程設想脫硝反應劑的來源及供應脫硝工程對環(huán)境的影響脫硝工程的投資估算及運行成本分析1.3報告編制依據(jù)(1)廣東省環(huán)境保護局《關于廣東臺山電廠(2×660MW+2×600MW)環(huán)境影響報告書復核報告審查意見的函》(粵環(huán)函[2000]411號)(2)國家環(huán)?？偩帧蛾P于臺山電廠環(huán)境影響報告書重新審核意見的復函》(環(huán)審[2001]94號)(3)《廣東省臺山發(fā)電廠一期工程3號、4號機組可行性研究報告》(4)《廣東省臺山發(fā)電廠一期5號機組工程可行性研究報告》(5)《國華臺山#5機、寧海#4機實施脫硝工程啟動工作會議紀要》(6)相關的參考文件(1)脫硝機組規(guī)模本工程脫硝機組規(guī)模為1×600MW。安裝一套處理100%煙氣量的脫硝裝置。(2)脫硝工藝按選擇性催化還原脫硝法（SCR）考慮。(3)脫硝裝置的設計效率，根據(jù)電廠的實際情況，脫硝系統(tǒng)的設計效率暫按≥70%設計，考慮80%的方案，并預留有效率達到≥90%的空間。(4)脫硝裝置不設煙氣旁路。(5)脫硝反應劑采用外購純氨。(6)盡量避免在脫硝過程中帶來新的環(huán)境污染。(7)脫硝工程設備采購,按關鍵設備進口、大部分設備國內配套的方式實施。主要設備將通過招投標擇優(yōu)選用。(8)脫硝設備年運行小時按5000h考慮。(9)裝置設計壽命為30a。(11)系統(tǒng)可用率≥95%。(12)工程建設模式，暫按業(yè)主單位負責自籌資金，對脫硝工程實現(xiàn)招投標，確定具有成熟經驗和實力的國外公司承擔工程的基本設計、核心部分詳細設計和關鍵設備供貨，由業(yè)主建設的模式考慮。1）2004年3月，北京國華電力有限責任公司、廣東國華粵電臺山發(fā)電有限責任公司、廣東省電力設計研究院、上海鍋爐廠有限公司各方代表就臺山電廠5號機實施煙氣脫硝工程的技術可行性進行了初步探討，明確達成了實施煙氣脫硝工程的共識。2）2004年4月，由北京國華電力有限責任公司主持邀請了國外著名的脫硝廠商，針對臺山電廠5號機在上海進行了煙氣脫硝技術交流。3）2004年5月，我院受廣東國華粵電臺山發(fā)電有限責任公司的委托，完成了《臺山電廠一期5號機組（1×600MW）煙氣脫硝工程可行性研究報告》的編制工作。

2.1廠址條件及自然條件2.1.1.1地理位置臺山電廠廠址在銅鼓灣口的西側,銅鼓灣平地的西側臨海地帶。廠址東北面距赤溪鎮(zhèn)約15km(直線距離),東面為大襟島,相距約5km;南面為南海與上川島遙遙相對,相距約10km海域;西北距廣海鎮(zhèn)17km,北距臺山市約50km。近年來,特別是臺山市建制改為市后,臺山市人民政府準備在東起銅鼓灣,西至廣海港近20余km的沿海地帶規(guī)劃一個新興的經濟開發(fā)區(qū)；目前這一區(qū)域正伴隨著臺山電廠的建設得以開發(fā)。2.1.1.2水文氣象臺山電廠位于臺山市南部濱海地區(qū)，屬亞熱帶海洋性氣候。具有冬暖夏長，陽光充足，雨量豐沛，冬夏季風明顯，夏季多臺風影響等特點。根據(jù)上川島氣象站(1958-1998)資料統(tǒng)計，全年平均氣溫為22.6℃，極端最高氣溫37.0℃，極端最低氣溫3℃。多年平均相對濕度達81%，尤其是3-6月在85%以上。年平均降雨量為2181.4mm，歷年最大達3657.7mm，最少為1028.1mm，降雨量主要集中在每年的5-9月，占全年降雨量的74%，并常有暴雨出現(xiàn)，年平均暴雨日數(shù)為12d，一日最大降雨量達324.8mm，每年十一月至次年3月為少雨時段，但此時常出現(xiàn)大霧天氣，尤以3月最多，全年平均為11.3d。年平均日照時數(shù)為1977.5h，為可照時數(shù)的45%，日照時數(shù)較高出現(xiàn)在7-12月，較低在2-4月。多年平均風速為4.6m/s。該區(qū)屬受臺風影響襲擊較多的地區(qū)，據(jù)1987年統(tǒng)計，年平均6-8級臺風影響天數(shù)為37.4d，多出現(xiàn)在6-9月，并有12級臺風出現(xiàn)，臺風襲擊時常伴有狂風暴雨，實測最大風速達37.3m/s，是造成該區(qū)自然災害的主要因素。1)社會環(huán)境概況電廠所在的赤溪鎮(zhèn)是臺山市邊緣的山區(qū)鎮(zhèn)，經濟發(fā)展緩慢，工業(yè)基礎薄弱，主要靠農業(yè)經濟收入，兩鎮(zhèn)主要農作物有水稻、蔬菜、番薯等，目前無中型以上的工礦企業(yè)。廣海鎮(zhèn)距電廠直線距離約26km，是臺山市第二大鎮(zhèn)。該鎮(zhèn)工業(yè)發(fā)展較快，主要有廣海鋼絲繩廠、廣海鑄造廠、石板材廠等。上川鎮(zhèn)距電廠約10km海域，擁有人口約1.3萬人，其中農業(yè)人口約1萬人，該鎮(zhèn)的上川飛沙灘旅游區(qū)是天然的游泳場，每年可接待游客20萬人次，是目前電廠附近最大的旅游區(qū)。2)環(huán)境質量現(xiàn)狀a.大氣環(huán)境質量現(xiàn)狀電廠一期工程環(huán)境影響報告書在1994年經審查通過，2000年6月國家環(huán)保局評估中心編制了環(huán)境影響報告書復核報告，并在2001年5月通過了國家環(huán)?？偩值膶彶?。根據(jù)復核報告書中的有關資料，本地區(qū)SO2、飄塵、NOX、TSP的濃度均較低，低于國家二級標準，相當于一級標準，且SO2境容量比較大。從電廠廠址地區(qū)過去及目前的實際環(huán)境狀況可見，由于電廠廠址所在地區(qū)近五年來工業(yè)發(fā)展緩慢，產業(yè)結構仍以農業(yè)為主，目前尚無較大的大氣污染物排放源，所以廠址地區(qū)總體大氣質量現(xiàn)狀良好。但是，由于目前臺山電廠廠址所在區(qū)域屬于國家環(huán)保局劃分的“酸雨控制區(qū)和二氧化硫污染控制區(qū)”，需執(zhí)行SO2排放總量控制，對NOX的排放控制也將在最近的時間內提出。因此，這對該地區(qū)的環(huán)境容量起到了一定的限制。b.海域水環(huán)境現(xiàn)狀水環(huán)境方面，廠址地區(qū)仍處于未開發(fā)階段，人口密度低，基本上無污染大的工業(yè)，因此工業(yè)廢水和生活污水排放很少。上川地區(qū)近年來以發(fā)展旅游為主業(yè)，人類活動較頻繁，但其對廠址地區(qū)的影響不大。電廠委托評價單位在1988～1989年、1998～1999年分別對廠址所在海域的扯旗角、烽火角水閘及魚塘港的海水水質進行了監(jiān)測。除部分指標為GB3097-1997第三類海水水質標準外，其余指標均滿足GB3097-1997第二類海水水質標準。噪聲環(huán)境現(xiàn)狀廠址區(qū)域目前無較大的噪聲源，基本處于一種自然環(huán)境狀態(tài)。由于緊臨海邊，海浪聲是構成環(huán)境噪聲現(xiàn)狀的主要源強。廠址三面環(huán)山，南臨南海。隨著臺山電廠一期工程建設的開展，目前進廠公路、重件碼頭等一些對外聯(lián)系交通設施已交付使用，交通狀況大為改善。根據(jù)廠址的自然條件及現(xiàn)狀，本廠址交通運輸全賴于水路和公路。2.1.3.1水路運輸廠址南臨南海,靠近外海主航道,廠址的水路運輸較為方便，電廠已建成專用煤碼頭和重件碼頭。電廠煤港的建設規(guī)模為：煤碼頭、港池和航道已建成滿足5萬t級船型的停泊、航行、調頭需要的泊位1個，遠期考慮2個泊位。并留有發(fā)展為停泊10萬t級船型的條件。電廠的5000t重件碼頭現(xiàn)已建好,可以滿足電廠建設和安裝期間的材料和設備運輸?shù)男枰?.1.3.2陸路運輸1）、外部公路隨著電廠一期工程的建設,廠址附近的交通狀況大為改善,進廠公路（雙向四車道混凝土道路）已建好,汽車可直達廠址。從臺城到電廠廠址可走東、西兩線公路,也可以走新開通的新臺高速公路東線：從臺城沖蔞浮石進廠公路廠區(qū)共59.5km,均為三級或二級標準公路（瀝青或混凝土路面；全線橋涵設計標準為汽-10）。西線:（稔廣線，省道S274）從臺城端芬廣海六福進廠公路廠區(qū),全長76.5km,大部分地段為二級或三級公路標準；橋涵設計標準為汽-15。新臺高速公路:：從廠區(qū)進廠公路新臺高速臺城；從廠區(qū)進廠公路新臺高速佛開高速廣佛高速廣州；從廠區(qū)進廠公路西部沿海高速新會珠海廣州。2）、進廠公路廠址地區(qū)地方性的公路已經通到了田頭圩，進廠公路從田頭圩起到電廠廠址,包括隧道全長16.6km,標準為二級公路，是電廠對外聯(lián)絡的主要通道,現(xiàn)已建成通車。電廠進廠公路的建成,不但解決了電廠本身的交通運輸問題,同時對該地區(qū)魚塘灣和銅鼓灣一帶的經濟發(fā)展起到了很大的促進作用。臺山電廠供水水源包括循環(huán)冷卻水水源和淡水供水水源二部分。電廠以海水作循環(huán)冷卻水水源，循環(huán)冷卻水采用直流供水系統(tǒng)。鍋爐補給水、輔機冷卻水、空調和生活用水及消防用水等電廠所需淡水則由大坑水庫供給。大坑水庫在廠址北面2km處，為多年調節(jié)的電廠專用水庫(年供水量783.5萬t/a)。電廠一期用水量見表2-1。表2-1電廠一期工程用水量項目規(guī)模(MW)海水循環(huán)冷卻水淡水m3/hm3/h5臺600MW機組3957601181.5(包括脫硫用水)電廠灰渣處理考慮以貯存為主，同時考慮綜合利用。臺山電廠初期灰場為廠址東北約3km處的“牛欄窩”山谷灰場，該灰場堆灰面標高為70m時，堆灰容積約428萬m3，可滿足一期工程5臺600MW等級機組貯灰8a。遠期灰場則利用電廠煤港池西側的近岸淺灘圍海建成，面積約330多萬m2，灰堤頂面高程10.5m，堆灰容積達4300萬m3。廠區(qū)及附近原地表出露的地層以第四系土層為主，基底巖石為燕山四期花崗巖，場地平整后部分基巖出露地表，區(qū)域地質較簡單，廠區(qū)及周圍10km范圍內無區(qū)域性大斷裂通過。廠區(qū)及周圍10km范圍內小型斷層及節(jié)理較發(fā)育，主要有NE走向及近E—W（NWW）走向的兩組共5條斷層（F1~F5），屬非活動性斷層，不影響場地的穩(wěn)定性，斷層破碎帶可按不均勻地基處理。根據(jù)《廣東省地震烈度區(qū)劃圖》（廣東省地震局，廣東省建委1990年）和《廣東省臺山電廠工程場址設計地震動參數(shù)報告》（廣東省地震局，1993年）中的地震危險性分析結果，臺山發(fā)電廠廠址地震基本烈度接近7度，鑒于發(fā)電工程的重要性，設計按地震烈度7度考慮。1號、2號機組主廠區(qū)及部分5臺機組公用的生產附屬建筑位于F4及F5斷裂之間的開挖區(qū)，場地平整后基巖大面積出露，地基下主要為中等風化和微風化花崗巖，北邊有部分為強風化花崗巖，局部為殘積土和全風化花崗巖。3號、4號、5號機組主廠區(qū)位于2號機擴建端東面開挖區(qū)邊緣，現(xiàn)已平整，西南部中等風化～微風化巖層出露，往東北及東南方向順次出露強風化巖層﹑全風化巖層及殘積礫質粘性土，東北角中等風化巖層埋深＞25m。部分附屬建（構）筑物位于回填區(qū)。地下水對混凝土鋼結構均有弱腐蝕性。2.2工程概況本期工程在一期工程1號、2號機組已建成的基礎上建設，全部公用設施已按5臺600MW機規(guī)劃，且大部分已經建成，包括凈水站、鍋爐補給水處理室、污水處理站、點火油罐區(qū)、引水明渠，輸煤系統(tǒng)5臺機組公用部分等。根據(jù)全廠規(guī)劃，1號~5號機主廠房從西往東擴建（1-2號機主廠房與3-5號機主廠房脫開16m），兩廠房均為汽機房朝北，A排柱對齊。主廠區(qū)由北向南依次為汽機房、除氧間、煤倉間、鍋爐房、電除塵、煙囪、脫硫島。脫硫島布置在煙囪后，其他脫硫配套設施均布置在3號、4號、5號機組脫硫島以南，1~2號機組建設時已按5臺機組預留脫硫用地。220kV及550kV配電裝置分別布置在1號、2號及3號、4號、5號機組主廠房以北。一期工程凈水站、鍋爐補給水處理樓布置在1號機組主廠房以西。一期工程干除灰場地、污水處理站布置在廠區(qū)中部西側山腳下。煤場設在廠區(qū)南部，油灌區(qū)設在廠區(qū)中部西側。循環(huán)水泵房設在廠區(qū)中部，循環(huán)水取水口及排水口分別設在廠區(qū)南護岸及東北護岸上。電廠5號機組與脫硝系統(tǒng)有關的主設備參數(shù)見表2-2。表2-2臺山電廠5號機組主要設備參數(shù)設備名稱參數(shù)名稱單位參數(shù)鍋爐型式亞臨界、中間再熱、控制循環(huán)、四角切圓、固態(tài)排渣、汽包爐MCR工況最大連續(xù)蒸發(fā)量t/h2026過熱器出口蒸汽壓力MPa17.5過熱器出口蒸汽溫度℃541省煤器出口煙氣量m3/h4507552省煤器出口煙氣溫度℃366除塵器2臺型式靜電除塵，雙室四電場除塵效率%99.3除塵器出口最大含塵濃度mg/Nm3150引風機2臺型式靜葉可調軸流式流量(B-MCR)m3/s523風壓(B-MCR)kPa10.913進口煙溫℃126電機功率kW5400煙囪1座配置高度/形式m240/三筒材質鋼內筒根據(jù)國華臺電提供的資料，5號機組工程的設計煤種按活雞兔井，校核煤種按烏蘭木倫礦。煤質分析數(shù)據(jù)及耗煤量見表2-3、2-4。表2-3煤質分析數(shù)據(jù)表項目符號單位設計煤種校核煤種備注全水份Mt%14.516干燥無灰基揮發(fā)份Vdaf%37.8938.98空氣干燥基水份Mad%8.069.92收到基灰份Aar%7.7012.6收到基碳Car%62.5857.05收到基氫Har%3.703.68收到基氧Oar%10.059.23收到基氮Nar%1.070.95收到基全硫St.ar%0.40.49哈氏可磨度HGI6150原煤沖刷磨損指數(shù)Ke0.941.61收到基高位發(fā)熱量Qgr.arMJ/kg23.56收到基低位發(fā)熱量Qnet.arMJ/kg24.0022.33表2-4一期工程5號機組燃煤消耗量機組機組容量與煤種項目1×600MW設計煤種校核煤種小時耗煤量t/h235242日耗煤量t/d47004840年耗煤量104t/a117.5121日耗煤量按20h計年耗煤量按5000h計本工程采用灰渣分除系統(tǒng)，其中煤灰采用濃相干除灰輸灰方式，煤渣采用刮板撈渣機機械除渣方式?；?、渣分別在粗細灰?guī)臁⒃鼈}集中后采用汽車輸送至灰場堆放或采用汽車（船）送去綜合利用。灰?guī)靺^(qū)域地面沖洗，刮板撈渣機溢流水（包括石子煤系統(tǒng)輸送來的混合水），石子煤斗冷卻水、地面沖洗污水等送至除灰專用沉淀池澄清處理后回用?；曳治鲑Y料及灰渣排放設備見表2-5、2-6。表2-5灰分析資料項目符號單位設計煤種校核煤種飛灰成份分析二氧化硅SiO2%35.4322.64三氧化二鋁Al2O3%11.7211.52三氧化二鐵Fe2O3%9.5925.48氧化鈉Na2O%0.881.3氧化鉀K2O%1.050.4氧化鈣CaO%28.9328.73氧化鎂MgO%2.141.04三氧化硫SO3%6.524.64二氧化鈦TiO2%0.570.28二氧化錳MnO2%0.380.66其他%2.793.31灰熔融性（弱還原性）變形溫度DT0C11001080軟化溫度ST0C11501130熔融溫度FT0C11901190HT0C11701150表2-6 5號機組灰渣量機組容量煤種項目1×600MW設計煤種校核煤種小時排放量（t/h）灰量16.7417.09渣量2.951.80石子煤量1.221.21合計19.6920.1日排放量（t/d）灰量334.80341.8渣量5960.4石子煤量23.724.2合計417.5426.2年排放量(104t/a)灰量8.378.55渣量1.481.51石子煤量0.590.61合計10.4410.66注:1、日利用小時按20h,年利用按5000h計；2、灰量按灰渣總量85%計；3、渣量按灰渣總量15%計；4、石子煤量按鍋爐耗煤量0.5%計。燃煤電廠向大氣中排放的主要污染物是SO2、煙塵、NOX等。臺山電廠一期5臺600MW等級機組建成投產后，將由兩座240m的高煙囪向大氣排放污染物。5機組大氣污染物排放情況見表2-7。表2-7一期工程5號機組大氣污染物排放量裝機容量與煤種項目1臺600MW國產燃煤機組設計煤種校核煤種SO2t/h0.10150835煙塵t/h0.1240.102NOXt/h1.1煙氣中主要通過以下還原反應來去除其中的NOx：4ＮＯ+4ＮＨ3+Ｏ2—4Ｎ2+6Ｈ2Ｏ6ＮＯ2+8ＮＨ3—7Ｎ2+12Ｈ2Ｏ在以上反應中，都需要NH3作為還原劑來還原煙氣中的氮氧化合物。NH3即為脫硝劑。一般來說，脫硝劑目前主要有三種來源：液氨，氨水，尿素。針對本工程而言，三種脫硝劑的耗量分別如下：表3.1脫硝劑消耗量脫硝效率液氨（100％）氨水（25％）尿素60％消耗量（kg/h）200800390儲存量(t)482009570％消耗量（kg/h）230920450儲存量(t)55.222110880％消耗量（kg/h）2651060513儲存量(t)6425512590％消耗量（kg/h）2901160565儲存量(kg)70280136注：脫硝劑的計算基于以下前提：(1)入口NOx濃度為500mg／Nm3(2)NH3泄漏率為3ppm儲存容量按10d考慮脫硝劑的成本中，運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，帶來了額外的運輸和儲存成本。所以僅就消耗的費用而言，氨水是不經濟的。但是液氨運輸和儲存具有一定的危險性，在國外，液氨槽車運輸需要提前報批清場，極為麻煩，所以在歐美很多電廠SCR系統(tǒng)棄用液氨改用氨水或者尿素。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最為昂貴的一種。尿素的售價要高于氨水與液氨，而且尿素需要進行復雜的反應才能生成NH3，系統(tǒng)較使用氨水或液氨要復雜得多。只有當電廠附近沒有氨水或者液氨供應商時，使用槽車運輸氨水因運輸成本增加導致其價格與尿素相當時，才會考慮使用尿素?；蛘呤钱?shù)氐姆顦O為嚴格，使用槽車運輸液氨或者氨水非常麻煩的時候，才會使用尿素。三種脫硝反應劑的比較列于表3.2表3.2各種反應劑的比較項目液氨氨水尿素反應劑費用便宜(100%)貴(約150%)最貴約(180%)運輸費用便宜貴便宜安全性有毒有害無害儲存條件高壓常規(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)初投資費用便宜貴貴(水解爐制備)運行費用便宜，需要熱量蒸發(fā)液氨貴，需要高熱量蒸發(fā)/蒸餾水和氨貴，需要高熱量水解尿素和蒸發(fā)氨設備安全有法律規(guī)定需要基本上不需要從上分析可以看出，液氨同其他兩種反應劑相比經濟上具有較大的優(yōu)勢，目前國內對液氨的運輸沒有特殊限制性的條件，所以選擇液氨作為本工程的脫硝劑。液氨作為一種重要的化工原料和化肥，生產廠家繁多，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行。比如原廣東地區(qū)最大的氮肥廠廣氮集團已經破產清盤，設備也已經全部拍賣，這也為液氨供應帶來了一定困難。根據(jù)對廣東地區(qū)液氨生產廠家的調查收資，在江門地區(qū)有江門化肥總廠可以提供液氨，而且距離臺山電廠距離較近。在廣州有番禺番氮化工有限公司也可以提供液氨，年生產能力3×104t。由于國內對液氨輸送的槽車行駛并沒有特殊規(guī)定，從番禺至臺山電廠的高速公路約150km，需行駛2h。液氨生產廠家均可以提供槽車運輸至電廠。以15t槽車計，SCR系統(tǒng)每小時需要300kg／h液氨作為脫硝劑(脫硝效率約90%時)，則每兩天48小時需要14.4t即一槽車的耗量。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，水、陸交通都極為便利。番氮化工有限公司有停泊1300t船舶碼頭一個、停泊700t船舶碼頭一個、停泊500t船舶碼頭一個。若臺山電廠后期的SCR投運之后，液氨需要量增加，也可以考慮采用船運的方式，在碼頭設置大型儲氨罐。因此，本工程脫硝劑液氨的供應是有保障的。整個SCR系統(tǒng)分為兩大部分，即SCR反應器和液氨儲存和供應系統(tǒng)設備。SCR反應器布置在鍋爐省煤器與空預器之間。整個SCR反應器和連接煙道平面占地約480m2，因此可利用爐后的送風機和一次風機的土建框架作為SCR裝置布置場地。SCR反應器部分包括兩個反應器、連接煙道及工藝管系，為了布置SCR裝置，需要將5號爐送風機和一次風機的原土建框架作出修改。此框架共兩跨。C1－C2跨：跨度為5650mm，設9.70、29.9、42.5、46.6m框架層,分別作三層煙道布置及加液層。C2－C3跨度為9000mm，設18.04、23.24、29.90、37.23m層,分別作煙道、除灰及SCR支承布置層。C1距爐后鋼架B6為3500mm，C3距C2比原設計加2000mm,C3與電除塵器D1距離由9000mm改為7000mm。電除塵器中心線仍與3號、4號爐電除塵器同一軸線。氨儲存和供應系統(tǒng)設備占地大約800m2（包括安全區(qū)域要求），3號、4號、5號機組公共設施區(qū)域，根據(jù)總平面布置的情況在沉灰池附近有場地布置氨儲存和供應系統(tǒng)設備。本工藝系統(tǒng)只需極小量的工藝（冷卻）水，根據(jù)電廠的水源情況，本工藝系統(tǒng)中的用水可取自電廠的工業(yè)水系統(tǒng)。本工藝系統(tǒng)電負荷大約300Kw,電壓等級380V，可以考慮從#5機組的除塵變引接電源（除塵變滿足要求）。4.1設計基礎參數(shù)4.1.1煤種及煤質設計和校核煤種的煤質及灰成分分析見第2章表2-3,表2-5。4.1..2主要設備及參數(shù)脫硝機組的主要設備及參數(shù)見第2章表2-2。4.1.3SCR入口煙氣參數(shù)SCR入口煙氣參數(shù)見表4-1，4-2表4.-1SCR入口煙氣參數(shù)：設計煤種條件(實際含氧量,濕態(tài))項目單位機組運行工況B-MCRT-MCR30%MCR煙氣容積流量m3/h450907443043791270387煙氣重量流量kg/s702.106675.516234.924煙氣含塵量g/m34.1754.2065.25煙氣壓力kPa-2-1.92-1.095煙氣溫度0C366361265過?？諝庀禂?shù)-1.21.21.2表4-2SCR入口煙氣參數(shù)：校核煤種條件(實際含氧量,濕態(tài))項目單位機組運行工況B-MCRT-MCR30%MCR煙氣流量m3/h45547343996686煙氣流量kg/s708.108633.217煙氣含塵量g/m37.1597.289煙氣壓力kPa煙氣溫度0C367355過?？諝庀禂?shù)-1.21.2表4-3煤微量元素分析項目單位數(shù)據(jù)Fppm27CI%0.063Asppm6Cuppm10Pbppm10Znppm20Crppm0Cdppm0Nippm30Hgppm0.174.2幾種脫硝工藝簡介4.2.1氮氧化物（NOx）形成原因4.2.1.1空氣中的氧(O2)和氮(N2)在燃料燃燒時所形成的高溫環(huán)境下生成的NO和NO2其總反應式為：N2+O2←→2NONO+1/2O2←→NO24.2.1.2燃料中的氮化合物在燃燒過程中氧化反應而生成的NOx在燃料進入爐膛被加熱后，燃料中的氮有機化合物首先被熱分解成氰(HCN)、氨(NH4)和CN等中間產物，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度的減小(煤粉變細)，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)境中進一步氧化成NO，同時又能與生成的NO進行還原反應，使NO還原成N2，成為NO的還原劑。主要反應式如下：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燃燒技術就是通過控制燃燒區(qū)域的溫度和空氣量，以達到阻止NOx生成及降低其排放量的目的。對低NOx燃燒技術的要求是，在降低NOx的同時，使鍋爐燃燒穩(wěn)定，且飛灰含碳量不能超標。(1)燃燒優(yōu)化燃燒優(yōu)化是通過調整鍋爐燃燒配風，控制NOx排放的一種實用方法。它采取的措施是通過控制燃燒空氣量、保持每只燃燒器的風粉(煤粉)比相對平衡及進行燃燒調整，使燃料型NOx的生成降到最低，從而達到控制NOx排放的目的。煤種不同，燃燒所需的理論空氣量亦不同。因此，在運行調整中，必須根據(jù)煤種的變化，隨時進行燃燒配風調整，控制一次風粉比不超過1.8:1。調整各燃燒器的配風，保證各燃燒器下粉的均勻性，其偏差不大于5%10%。二次風的配給須與各燃燒器的燃料量相匹配，對停運的燃燒器，在不燒火嘴的情況下，盡量關小該燃燒器的各次配風，使燃料處于低氧燃燒，以降低NOx的生成量。(2)空氣分級燃燒技術空氣分級燃燒技術是目前應用較為廣泛的低NOx燃燒技術，它的主要原理是將燃料的燃燒過程分段進行。該技術是將燃燒用風分為一、二次風，減少煤粉燃燒區(qū)域的空氣量(一次風)，提高燃燒區(qū)域的煤粉濃度，推遲一、二次風混合時間，這樣煤粉進入爐膛時就形成了一個富燃料區(qū)，使燃料在富燃料區(qū)進行缺氧燃燒，以降低燃料型NOx的生成。缺氧燃燒產生的煙氣再與二次風混合，使燃料完全燃燒。該技術主要是通過減少燃燒高溫區(qū)域的空氣量，以降低NOx的生成技術。它的關鍵是風的分配，一般情況下，一次風占總風量的25～35%。對于部分鍋爐，風量分配不當，會增加鍋爐的燃燒損失，同時造成受熱面的結渣腐蝕。因此，該技術較多應用于新鍋爐的設計及燃燒器的改造中。(3)燃料分級燃燒技術該技術是將鍋爐的燃燒分為兩個區(qū)域進行，將85%左右的燃料送入第一級燃燒區(qū)進行富氧燃燒，生成大量的NOx，在第二級燃燒區(qū)送入15%的燃料，進行缺氧燃燒，將第一區(qū)生成的NOx進行還原，同時抑制NOx的生成，可降低NOx的排放量。(4)煙氣再循環(huán)技術該技術是將鍋爐尾部的低溫煙氣直接送入爐膛或與一次風、二次風混合后送入爐內，降低了燃燒區(qū)域的溫度，同時降低了燃燒區(qū)域的氧的濃度，所以降低了NOx的生成量。該技術的關鍵是煙氣再循環(huán)率的選擇和煤種的變化(5)技術局限這些低NOx燃燒技術設法建立空氣過量系數(shù)小于１的富燃區(qū)或控制燃燒溫度，抑制NOx的生成，在燃用煙煤、褐煤時可以達到國家的排放標準，但是在燃用低揮發(fā)分的無煙煤、貧煤和劣質煙煤時還遠遠不能達到國家的排放標準。需要結合煙氣凈化技術來進一步控制氮氧化物（NOx）排放。4.2.2.2煙氣脫氮在煙氣凈化技術上控制氮氧化物（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，和電子束照射法(可同時脫硫)等。選擇性非催化還原SNCR、選擇性催化還原SCR等技術已商業(yè)化。(1)選擇性非催化還原SNCR法

原理：

SNCR法又稱高熱脫硝(ThermalDe-Nox)法，它是利用注入的NH3與煙氣中的NO反應生成N2和H2O；該反應必須在高溫下進行。其反應式如下：4NO+4NH3+O2→4N2+6H2O(1)4NH3+5O2→4NO+6H2O(2)應應式(1)發(fā)生的反應溫度在1070～1270°K；而反應式(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

原理：SCR法除了多一個催化劑的作用外，其他化學原理均與SNCR法相同。反應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反應器方面，可分垂直和水平氣流兩種。因為催化劑在使用一段時間后會老化，所以必須定期更換，更換時間與操作以及運行情況以及煙氣成份有很大關系，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)期望達到的脫硝效率，通過設定NOx與NH3的摩爾比來控制。催化劑的活性不同，達到相同的轉化率時，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，當摩爾比較小時，NOx與NH3的反應不完全，NOx轉化率低。當摩爾超過一定范圍時，NOx轉化率不再增加，造成NH3的浪費，并與SO3反應而形成硫酸氫銨，容易造成下游設備的堵塞。(3)電子束照射法（可同時脫硫）原理：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生離子；離子與氣體反應產生原子和自由基。這些原子或自由基與煙氣中的污染物反應，其方應式如下：H20→H+OHO2→2OOH+NO→HNO2O+NO→NOOH+NO2→HNO3SO2+O→SO3上式反應過程中產生的酸可用堿(如Ca(OH)2)進行中和，反應式如下：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。主要的煙氣脫氮方式列于表4-1：表4-1主要煙氣脫氮方式名稱凈化劑反應產物反應條件脫氮效率選擇性非催化劑脫氮法（SNCR）NH3N2、H2O950－1000℃40～50％選擇性催化劑脫氮法（SCR）NH3N2、H2O300～400℃,催化劑50～95％電子束法NH3（NH4）2SO4吸附法NH3NaOHCaOHN2、H2OCaSO4、活性炭在120℃下吸附50％氧化吸收法NH3（NH4）2SO450－60℃～50％4.2.3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）是國際上應用最多，技術最成熟的一種煙氣脫氮技術。SCR原理圖見圖4.1，主要反應式如下：4ＮＯ+4ＮＨ3+Ｏ2—4Ｎ2+6Ｈ2Ｏ6ＮＯ2+8ＮＨ3—7Ｎ2+12Ｈ2ＯＮＯ+ＮＯ2+2ＮＨ3—2Ｎ2+3Ｈ2Ｏ或者2ＮＯ2+4ＮＨ3+Ｏ2＝3Ｎ2+6Ｈ2Ｏ圖4.1SCR反應原理圖圖4.1SCR反應原理圖由于在鍋爐煙氣中還有SO2等氣體存在,SCR反應的催化劑通常對SO2等的部分氧化也起到了一定作用,根據(jù)下式：SO2+1/2O2=SO3反應生成的SO3在進一步同SCR反應中未反應的氨反應，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，會附著在催化劑上，隔絕催化劑與煙氣，使得反應無法進行。而NH4HSO4的分解溫度為230℃，因此，反應的溫度一定要大于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，反應溫度可稍低。同時，催化劑能夠長期承受的溫度不得高于400℃，超過該限值，會導致催化劑燒結。因此，SCR最佳的反應溫度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4.2和4.3）。高飛灰：電除塵器之前圖4.2SCR高飛灰布置方式圖4.2SCR高飛灰布置方式優(yōu)點：在機組正常工作的時候，可以滿足反應需要的溫度，但在低負荷時，仍需要額外的熱源（蒸汽/省煤器旁路）來提高煙氣溫度缺點：飛灰有一定程度的磨損，其中的一些有害物質也會導致催化劑中毒，飛灰含量大，柵格橫截面積大，有效反應面積減小，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：可以幾臺鍋爐共用一套脫硝裝置；飛灰中有害物質已除去，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，有效反應面積增加，催化劑用量可以減少；缺點：需要加熱器（燃油燃氣）將煙氣溫度升至350℃以上，消耗額外的能源。圖4.3SCR低飛灰布置方式圖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，因為省煤器與空預器之間的煙氣溫度（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器之間。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鍋爐燃燒中對NOX的生成與排放的控制，始于20世紀七十年代的日本、美國和原聯(lián)邦德國。經過近三十年的發(fā)展，NOX的控制總體上分成低NOX燃燒技術和煙氣脫硝技術兩個方面。低NOX燃燒技術有：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)的停留時間以及選擇低氮燃料來達到控制NOX的目的。這些方法的大部分技術措施均有悖于傳統(tǒng)的強化燃燒的矛盾，在實施這些技術時，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，因此，在不提高煤粉細度的情況下，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，可能導致著火穩(wěn)定性下降和鍋爐低負荷燃燒穩(wěn)定性下降；⑷采取的大部分燃燒調整措施均可能使沿爐膛高度的溫度分布趨于平坦，使爐膛吸熱量發(fā)生不同程度的偏移，可能會使爐膛出口煙溫偏高。盡管如此，采用這類方法運行費用低，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)保要求日益嚴格，研究開發(fā)先進的煙氣脫硝技術顯得十分重要。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)點是技術含量低和運行費用低；缺點是對溫度依賴性強，脫硝率只有30％－50％。實際工程中應用最多的是SCR。在歐洲已有120多臺大型的SCR裝置得到了成功的應用，其NOX的脫除率達到80－90％；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備；美國政府也將SCR技術作為主要的電廠控制NOX技術。因此，SCR方法成為目前國內外電站脫硝成熟的主流技術。4.3.2常規(guī)SCR系統(tǒng)和其它低NOX技術的經濟比較在眾多的控制的NOX技術中，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，雖其脫硝率較低，但投資和運行費用也較低。空氣分級燃燒脫硝率較低，一般為20－40％，費用最低；但它通常與低NOX燃燒器或再燃燒技術聯(lián)合使用，可以達到30－70％的脫硝率，總費用比單獨使用要高。再燃燒技術可以取得40－70％的脫硝率，費用中等，但比使用低NOX燃燒器和分級燃燒要高。SCR技術能夠提供高達70－90％的脫硝率，但其總費用也是最高的，是上述技術費用的3－10倍，費用在$30－50/KW。SNCR的脫硝率有30－50％，總費用大約為SCR的65％。對于目前燃煤電站安裝SCR系統(tǒng)，主要的投資費用有：①SCR反應器，②SCR催化劑，③氨的成本與噴射量；主要的運行費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高額費用的主要因素。4.3.3結論在現(xiàn)有的眾多的低NOX控制技術中，SCR是最成功應用的方法，其技術成熟，脫硝效率高，因而得到廣泛的應用。因此，本工程選用SCR脫硝技術。臺山電廠一期5號機組煙氣脫硝工程可行性研究報告5.1.1NOX脫除效率的確定NOX的脫除效率應綜合環(huán)保要求、工程技術經濟考慮決定。1）環(huán)保排放的要求根據(jù)《火電廠大氣污染物排放標準》（GB13223-2003）的要求，本工程NOX的排放濃度限制在450mg/Nm3以下，而對當?shù)氐呐欧趴偭靠刂?，我國目前暫未限制。臺山電廠5號爐采用低NOX燃燒技術，按現(xiàn)階段的技術水平，NOX的排放濃度在500-600mg/Nm3左右，因此，單就滿足當前環(huán)保要求而言，NOX的脫除效率不小于25%即可。2）工程技術經濟簡要分析裝設SCR裝置應求得最佳的性價比。根據(jù)國外公司的建設經驗，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25%左右，2層總效率在60%～70%左右，3層總效率在80%～90%左右。一臺600MW機組SCR裝置中催化劑的費用占總投資的1/3左右，太高的效率，導致投資成本增大。因此，本工程可取2層布置，預留第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，布置第3層催化劑。綜合以上考慮，本工程NOX的脫除效率暫取70%，并考慮脫除效率80%的方案。最終的脫硝效率按本工程環(huán)境評價補充報告批復意見的要求確定。1）工藝原理本系統(tǒng)設計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，可以把NOX轉化為空氣中天然含有的氮氣(Ｎ2)和水(Ｈ2Ｏ)。脫氮反應原理如下所示：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),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。2）性能設計規(guī)范數(shù)據(jù)表5-1脫硝裝置性能規(guī)范序號項目單位規(guī)范（參數(shù)）1型式選擇性催化還原（SCR）2燃料煙煤3SCR反應器數(shù)量套/爐24觸媒類型平板式或蜂窩式5煙氣流量Nm3/h/套9628816煙氣溫度℃3667反應器入口煙氣成分O2（干基）Vol%3．48H2O（濕基）Vol%9．33SO2Vol%0．12NOX（干基，實際O2）Volppm273煙塵濃度（干基，實際O2）g/Nm38．108反應器出口煙氣成分NOX（干基，實際O2）Volppm82ＮＨ3（干基，實際O2）Volppm＜39SCR裝置壓降Pa＜100010脫硝效率%70，8011氨消耗量kg/h230，26512每個反應器尺寸長×寬×高mm13000×8000×10000電廠煙氣脫硝SCR工藝系統(tǒng)包括氨氣制備系統(tǒng)和脫硝反應系統(tǒng)兩部分組成。5.1.3.1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籍導閥和煙氣共同進入反應器入口。脫硝后的煙氣經空氣預熱器熱回收后進入靜電除塵器和FGD系統(tǒng),經煙囪后排入大氣。SCR反應器反應器采用固定床平行通道型式，采用兩層，另外預留一層作為未來觸媒，脫硝效率低于需要值時安裝使用，此作用乃為增強脫硝效率并延長有效觸媒的壽命。反應器為自立鋼結構型式，帶有對機殼外部和內部觸媒支撐結構，能承受內部壓力、地震負荷、灰塵負荷、觸媒負荷和熱應力等。機殼外部施以絕緣包裹，支撐所有荷重，并提供風管氣密。觸媒底部安裝氣密裝置，防止未處理過的煙氣泄漏。觸媒通過反應器外的觸媒籍載器從側門放入反應器內。SCR觸媒(催化劑)催化劑是SCR系統(tǒng)中的主要設備，其成分組成、結構、壽命及相關參數(shù)直接影響SCR系統(tǒng)脫硝效率及運行狀況。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，具有較高的催化活性；(3)具有較好的抗化學穩(wěn)定性、熱穩(wěn)定性、機械穩(wěn)定性；(4)費用較低。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，當排煙中氨的濃度升高到一定程度時，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，都有一定程度的應用。貴金屬催化劑是20世紀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，應用較為廣泛。SCR中用釩做活性元素是20世紀60年代發(fā)現(xiàn)的，在20世紀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還原有很的活性，但同時帶來了SO2氧化。TiO2在氧和SO2存在的情況下，抗硫化效果較好。于是釩的含量一般較低，在高SO2濃度時小于1%(重量比)。采用W03(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，當煙氣中有砷時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械性能和強度。V2O5-W03(MoO3))/TiO2用于傳統(tǒng)SCR，運行溫度在300℃~400℃間。高釩催化劑可用于天然氣機組的低溫SCR。沸石催化劑主要用于燃氣復合循環(huán)機組的高溫SCR系統(tǒng)，酸性沸石攜帶金屬離子在高溫時(最高達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反應器里催化劑分層布置，一般為2~3層。當催化劑活性降低后，依次逐層更換催化劑。催化劑結構一般有蜂巢型、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，但受到機械或熱應力作用時，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，以防達到露點溫度時SO2帶來的危害。這兩種催化劑結構型式性能比較見表5-2。表5-2催化劑型式性能的比較催化劑性能板式蜂窩式活性良好良好耐腐蝕性優(yōu)普通堵塞的可能性優(yōu)普通壓降良好普通`操作性良好普通安裝卸栽催化劑空間普通良好運行壽命良好普通在SCR運行過程中催化劑會因各種物理化學作用導致活性降低，引起催化劑失效的因素主要有：沉積：煙氣中細小飛灰顆粒沉積在催化劑表面，導致表面微孔阻塞，降低催化劑反應活性，如硫酸鈣、氨化合物(硫酸氫氨或者硫酸二氨)都會引起催化劑堵孔；堿性金屬中毒：如鉀、鈉等；砷中毒：當釩催化劑與氧化砷相互作用時，形成揮發(fā)性的釩化合物；釩催化活性降低，還可能與形成氧釩—釩酸鹽有關，或與生成釩青銅類型的化合物有關；燒結：局部催化劑因溫度過高而燒結，集體化活性降低；沖蝕：高灰煙氣中灰粒游動過程中對催化劑的撞擊、磨蝕會造成催化劑的機械損傷。由于催化劑更新成本昂貴，如何在SCR系統(tǒng)運行中延長催化劑使用壽命和催化劑再生、更好的催化劑的研發(fā)成為研究焦點。為減少催化劑砷中毒，可以在燃料中添加石灰石以降低煙氣中砷濃度水平。但另一方面CaO會生成CaSO4，堵塞催化劑反應孔。為了清除催化劑表面的沉積灰，反應器內可安裝吹灰器吹掃催化劑表面。對于因堵塞而失效的催化劑，可采用噴沙清理法再生，將0.1mm的沙粒吹入催化劑活性衰退部位，回收的催化劑接近原催化劑的反應性能。本工程采用何種類型的觸媒，建議根據(jù)SCR供貨商提供的整套SCR系統(tǒng)性能和成本綜合比較后決定。催化劑填裝催化劑模塊用卡車運到指定的地點，然后利用催化劑的卸載設備卸載。在卸載設備中催化劑模塊被旋轉90度呈垂直放置。催化劑模塊被吊到反應器的平臺上，再利用平臺上的電瓶車運到反應器的加料門里。這些模塊由一個單軌起重機提升并運送到反應器里各自的催化劑排里放置。通過反應器的內部軌道系統(tǒng)運送到自己的在排中的最終位置。當一排催化劑被填滿后，催化劑運輸車被單軌起重機移到下一個排，直到所有的催化劑排被填滿。氨/空氣噴霧系統(tǒng)氨和空氣在混合器和管路內借流體動力原理將兩者充分混合，再將此混合物導入氨氣分配總管內。氨/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/混合物在噴霧管格子達到均勻分布。手動節(jié)流閥的設定是靠從煙氣風管取樣所獲得的NH3/NOX的摩爾比來調整。氨噴霧管位于觸媒上游煙氣風管內。氨噴霧管里含有噴霧管和霧化噴嘴。氨/空氣混合物噴射NOX濃度分布靠霧化噴嘴來調整。SCR控制系統(tǒng)煙氣脫硝系統(tǒng)的控制在本機組的DCS系統(tǒng)上實現(xiàn)?？刂圃鞸CR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濃度和煙氣流量的乘積產生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。根據(jù)煙氣脫硝反應的化學反應式，一摩爾氨和一摩爾NOX進行反應。氨氣流需求信號送到控制器并和真實氨氣流的信號相比較，所產生的誤差信號經比例加積分動作處理去定位氨氣流控制閥。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。根據(jù)設計脫硝70%的效率，依據(jù)ECO入口NOX濃度和設計中要求的最大3ppm的氨滑失率計算出修正的摩爾率并輸入在氨氣流控制系統(tǒng)的程序上。SCR控制系統(tǒng)根據(jù)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。氨供應所測量的氨氣需進行溫度和壓力修正。從煙氣側所獲得的NOX訊號饋入控制器，控制器具有計算所需氨氣流量的功能，并利用氨氣流量控制所需氨氣，使摩爾比維持固定。為確保操作安全及預防觸媒損害，氨氣供應管線上裝設一個氨氣緊急關斷裝置，下列任何一種情況發(fā)生，均會使關斷閥動作：①、進口煙氣溫度低；②、進口煙氣溫度高；③、氨氣對空氣稀釋比高。其動作限值見表5-3表5-3氨氣緊急關斷裝置設定值序號項目操作值報警點關斷閥動作點1SCR反應器入口溫度366℃400℃420℃2SCR反應器入口溫度366℃290℃280℃3氨氣對空氣稀釋比4%12%14%稀釋空氣供應進入氨/空氣混合器的稀釋空氣采用手動調節(jié)，一旦空氣調整后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%，當鍋爐低負荷且NOX濃度低時，氨濃度將降低至5%，為防止煙氣回流，在氨氣線上且在氨/空氣混合器的上游裝有止回閥。稀釋空氣由送風機出口風道引出。煙氣脫硝反應系統(tǒng)主要功能是將煙氣系統(tǒng)中的氮氧化物通過與氨反應分解為氮氣和水兩種物質。此系統(tǒng)是基于以下三種因素考慮而設計：觸媒形式和節(jié)距按給定的流程達到最佳效果進行選擇。脫硝系統(tǒng)反應器及觸媒塊作緊湊布置，以減小安裝空間并節(jié)省SCR系統(tǒng)反應區(qū)域。有效保護觸媒，防止有毒物質損壞觸媒。5.1.3.2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，儲槽輸出的液氨在液氨蒸發(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入氨氣稀釋槽中，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＃5機組的DCS上實現(xiàn)，另外就地安裝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儲槽中。液氨儲槽5號機組脫硝系統(tǒng)共設計一個液氨儲槽、其存儲容量為122m3?？蓾M足一套SCR機組脫硝反應所需氨氣一周。儲槽上安裝有溢流閥、逆止閥、緊急關斷閥和安全閥。儲槽還裝有溫度計、壓力表液位計和相應的變送器，變送器發(fā)出信號送到5號機組DCS控制系統(tǒng)，當儲槽內溫度或壓力高時報警。儲槽四周安裝有工業(yè)水噴淋管及噴嘴，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，將水加熱到40℃，再以溫水將液氨汽化，并加熱至常溫。蒸氣流量根據(jù)蒸發(fā)槽本身水浴溫度控制調節(jié)，當水的溫度高過45℃時則切斷蒸汽來源，并在控制室DCS上報警顯示。蒸發(fā)槽上裝有壓力控制閥，將氨氣壓力控制在2.1kg/cm2，當出口壓力達到3.8kg/cm2時，則切斷液氨進料。在氨氣出口管線上也裝有溫度檢測器，當溫度低于10℃時切斷液氨，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，通過調壓閥減壓至1.8kg/cm2，再通過氨氣輸送管送到鍋爐側的脫硝系統(tǒng)。緩沖槽的作用在于穩(wěn)定氨氣的供應，避免受蒸發(fā)槽操作不穩(wěn)定所影響。緩沖槽上裝有安全閥。氨氣稀釋槽氨氣稀釋槽為容積6m3的立式水槽，水槽的液位由溢流管維持，稀釋槽設計成槽頂淋水和槽側進