发电分公司#1、#2锅炉脱硝技术改造可行性研究报告

IXX电力XX发电分公司1、2锅炉脱硝技术改造可行性研究报告XX环境保护研究院XX电力XX发电分公司二一一年十一月II目录1前言111NOX减排背景112电厂概况213工程建设必要性214研究范围215研究依据216主要设计原则32项目概况421建设条件422锅炉基本情况523系统相关设备163脱硝工程技术方案的选择2031建设规模2032脱硝技术介绍2033烟气脱硝技术的选择原则2834针对XX电厂的脱硝改造方案2935脱硝还原剂方案的选择414技术改造对其他系统的影响4841钢架与基础改造方案4842脱硝系统对空预器的影响4843引风机的影响5444除灰系统的影响5545控制系统的影响5546对电气系统的影响5647对全厂公用系统的影响5648对劳动安全、环境保护的影响575节能环保与社会效益58III51能耗分析5852节能措施综述5853环境与社会效益5854改造工程环境保护596劳动安全与职业卫生6061系统存在的安全问题6062安全防治措施6063劳动与保护617项目实施及轮廓进度6271项目实施条件6272项目实施办法6273项目实施轮廓进度628改造、运行和维护费用方案一6381投资估算及成本6382财务评价679改造、运行和维护费用方案二6791投资估算及成本6792财务评价6710结论6711可研报告附件67附件一脱硝工程可研附图6711前言11NOX减排背景近年来，我国经济快速发展，电力需求和供应持续增长。截至2010年底，全国火电装机容量为707亿千瓦，占全国总装机容量的73，火电发电量约占全部发电量的80以上，消耗燃煤16亿吨。每燃烧一吨煤炭，约产生530KG氮氧化物。据中国环保产业协会组织的中国火电厂氮氧化物排放控制技术方案研究报告的统计显示，2007年火电厂排放的NOX总量已增至840万吨，约占全国NOX排放总量的3540。在普遍安装高效率脱硫装置后，电站锅炉排放的NOX已成为主要的大气污染固定排放源之一。为了贯彻中华人民共和国大气污染防治法，改善大气环境质量，保护生态环境，建设可持续发展经济，实现十一五规划目标，对于氮氧化物排放巨大的火电行业，采取节能减排措施进行污染控制已是迫在眉睫1国家与部分地方政府针对火电行业制定了日趋严厉的大气污染物排放标准，要求采取措施进行污染治理。为更好地适应“十二五”环境保护工作的新要求，环境保护部在总结实践经验的基础上，对火电厂大气污染物排放标准（GB132232003）进行了修订，新标准将自2012年1月1日起实施。新版火电厂大气污染物排放标准（二次征求稿）要求2003年12月31日前投产的燃煤锅炉必须达到200MG/M3的NOX排放标准。同时根据XX电厂更加严格的排放要求，锅炉NOX排放浓度须达到100MG/M3以下。2污染排放费已成为补偿治理成本的重要手段。现行排污费征收标准管理办法国务院令字第369号执行NOX“零排放”收费政策，按063元/污染当量收费。相比于美国约11元人民币/KG的NOX收费标准，国内NOX排放收费标准可能还会大幅度提高。12电厂概况XX电力XX发电分公司（简称XX电厂）1、2锅炉容量为2350MW。锅2炉为1205T/H三菱MBFRR亚临界、一次中间再热、单炉膛、平衡通风、固态排渣、辐射、强制循环汽包型燃煤露天锅炉，该炉为倒“U”型布置。锅炉最高NOX排放浓度约为6984MG/M3（标态、干基、6O2）。13工程建设必要性为满足国家火电厂大气污染排放标准（GB132232011）排放标准的要求实现达标排放，为完成国家和公司“十二五”环保减排任务，根据XX电厂脱硝建设指导意见的要求，XX电厂2350MW机组进行脱硝工程改造是十分必要的。14研究范围141研究范围参照火力发电厂可行性研究报告内容深度规定（DLGJ97）和比照火力发电厂可行性研究报告内容深度烟气脱硫部分暂行规定（DLGJ1381997）的要求，本脱硝工程可行性研究的范围主要包括1脱硝工程的建设条件；2脱硝工程烟气脱硝工艺方案的选择；3脱硝工程改造对其他系统的影响4劳动安全与职业卫生5安装与施工计划6节能环保与社会效益7脱硫工程投资估算及运行成本分析；8脱硫工程技术与技术经济分析；15研究依据1火电厂大气污染物排放标准GB13223（二次征求意见稿）。2XX电厂提供的1、2锅炉设计资料和相关测试试验报告。3现行的国家及部颁行业有关规程，规定和规范。316主要设计原则脱硝工程的设计原则如下（1）按照安全、可靠、经济、适用的原则，进行多方案的选择、比较，选用技术先进、工艺成熟、运行可靠的烟气脱硝工艺技术；（2）烟气脱硝系统布置满足系统整体布置要求；确保脱硝系统工作时不影响锅炉的正常运行；（3）脱硝工艺的选择及设备布置充分考虑现场条件，公用工程考虑其它机组脱硝改造的发展；（4）脱硝工艺应尽可能节约能源，尽可能降低脱硝系统的投资与运行费用，减少占地；（5）采用成熟、可靠的控制系统，逐步实现科学化、自动化管理，尽量减轻劳动强度。（6）本次脱硝改造工程，包括1、2炉的脱硝系统及装置，4台炉的公共液氨区系统及装置（以下简称脱硝系统），并预留3、4炉脱硝改造公用系统接口。（7）1、2机组烟气脱硝改造按照总体脱硝效率86进行设计，催化剂按“21”模式布置，初装两层。使用“低氮燃烧器SCR”工艺或者“SCR”工艺将NOX排放浓度控制到100MG/M3以下。（8）脱硝装置设置进、出口挡板门及烟道旁路。（9）SCR系统机组侧SCR_DCS采用与机组DCS相同的硬件设备作为过程控制站，每台机组设置一套独立控制站，新增操作员台、工程师站等。氨区采用与化学水网公用PLC系统相同的硬件设备作为过程控制站，作为机组公用系统PLC的功能控制站，作为一个独立控制站与相应机组公用系统的PLC联网。新增操作员台、工程师站等，放置于化学水网中心。（10）本项目工艺水、仪表空气、杂用空气和加热蒸汽从锅炉系统现有管线就近接入。（11）还原剂储存与制备单元涉及到消防、暖通等的可研（消防可研现在同步完成，请追加），而SCR区域暂认为在锅炉消防控制范围内，不做消防的设计考虑。42项目概况21建设条件211地理位置XX电厂位于山西省运城地区XX市西北约5KM的西辛封村以北，西北距禹门口约5KM，厂址东临侯（马）西（安）铁路及晋（城）禹（门）公路（108国道），南面侯（马）禹（门口）高速离厂仅1KM，西靠河滩纱丘区防护林带，北为农田。厂址位于山西运城地区XX市境内汾河与黄河交汇处附近的黄河东岸三级阶地上，厂区地势开阔平坦，地势东西低，中间高，南北平缓，自然坡度12，局部坡度5，地面标高39204140（黄海高程）。212工程地质厂址西距黄河堤约1KM，场地标高高于黄河百年一遇洪水位21512568M，不受山洪及黄河洪水威胁。整个厂区地处同一地貌单元，但稍有差异，东部大多为冲洪积黄土状亚粘土，而西部边缘则为现代风成半固定砂丘区。厂区地下水属第四系孔隙潜水型。含水层厚度一般大于30M，主要由粉细砂、中砂和卵石构成。勘探结果表明，地下水静止水位埋深一般为2532M之间，其标高在3720037400M之间，年变化幅度仅12M。厂区地下水对混凝土和钢筋无侵蚀性。建筑场地类别为II类。厂址地震基本烈度为7度；50年超越概率10、地震动峰加速度017G，地震动反应特征周期为04S。213交通运输情况电厂东临侯（马）西（安）铁路及晋（城）禹（门）公路（108国道），南面侯（马）禹（门口）高速离厂仅1KM，交通比较便利。214气象条件电厂所属地区属晋陕黄土高原，属暖温带大陆性气候，受季风影响，一年四季分明，夏季炎热多雨，冬季寒冷多风，春季干旱，秋季阴湿，春温高于秋温。5电厂厂址多年主要气象要素如下多年平均相对湿度60实测最大风速24M/S50年一遇10分钟平均最大风速距地面10米高32M/S多年平均大气压9648HPA多年平均气温135多年极端最高气温425多年极端最低气温199多年平均年降雨量4895MM多年平均风速20M/S最大风速定时最大24M/S最大积雪深度150MM最大冻土深度610MM最高风速（30年一遇，十分钟）30M/S主导风向E215公用工程状况烟气脱硝工程所需的工业水、电、压缩空气等公用工程设施和辅助生产设施（消防、分析化验、环保、安全急救等），依托XX电厂现有设施的富余能力，不新增设施。本装置区工业水、仪表空气与操作空气均从锅炉系统就近接入。所需蒸汽就近在蒸汽管网接入。22锅炉基本情况221简介XX2X350MW配套锅炉为1205T/H三菱MBFRR亚临界、一次中间再热、单炉膛、平衡通风、固态排渣、辐射、强制循环汽包型燃煤露天锅炉，该炉为倒“U”型布置，设计燃用山西临汾洗中煤与牢寨原煤以32比例混合的煤种。炉膛出口烟温986燃烧器布置于炉膛四角，采用四角切圆燃烧方式，假想切圆直径为1470MM、1327MM，整组燃烧器为一、二次风间隔布置。为降低NOX的生成，采用了三菱PMPOLLUTIONMINIMUM煤粉燃烧器，对煤粉进行浓淡分离，在燃6烧器顶部分别布置了一层OFA喷咀和两层AAADDITIONALAIR风喷咀。整组燃烧器可上下摆动25。锅炉自下而上设有A、B、C、D四层共16只煤粉燃烧器及AB、CD两层共八只油枪，每只燃烧器油和煤均装有独立的火焰检测器。油枪采用蒸汽雾化，最大出力为30BMCR，供锅炉启动及稳定燃烧的使用，每只油枪均配有高能电子点火器。锅炉水循环的设计采用了强制循环锅炉技术，在炉膛的高热负荷区使用了抑制膜态沸腾性能优异的内螺纹管。三台炉水泵由日本TORISHIMA酉岛公司采用KSB技术制造，泵的流量2050M3/H，两台泵运行可带100BMCR。蒸发受热面采用膜式水冷壁结构，以保证炉膛严密性。采用无缝钢管和内螺纹管，炉膛四壁的管子外径均为450MM。水包代替全部下联箱，前后水冷壁下部组成内80度的V型炉底。水冷壁上联箱有40根1683MM的导汽管与汽包相联，4根4064MM的集中下降管汇集于508MM的炉水泵入口联箱。为了控制每根水冷壁管的流量以及相应的出口含汽率和膜态沸腾的裕度，确保水冷壁的安全，每根水冷壁管均装有不同孔径的节流孔板。汽包筒体长1584M，总长度1804M，上半部分内径为1669MM，下半部内径为1675MM。由于采用炉水泵后循环系统各部分允许有较高的阻力，汽包内设有夹层结构并使用高效旋风分离器，这样，汽包长度大大缩短且汽包上下壁温一致，金属耗量减少，启停速度加快。为提高主蒸汽、再热蒸汽温度对燃烧器摆角变化的敏感性，大部分过热器和再热器布置在高烟温区，在炉膛上部前墙和上部侧墙布置了壁式再热器。这样使锅炉结构简化、汽温特性平坦。设有三级过热器，一级过热器位于尾部烟道省煤器的上方，二、三级过热器布置于炉膛顶部高烟温区。过热汽温采用二级喷水减温控制，减温器分别布置于二级过入口及出口，二级过出口至三级过入口进行一次交叉，以减少左右侧汽温偏差。设有三级再热器，一级再热器为壁式再热器布置在炉膛上部，二级再热器布置于炉膛折焰角上方，三级再热器置于水平烟道，位于后墙悬吊管与后墙屏之间。为减小再热蒸汽的流动阻力和压降，二、三级再热器之间无联箱。再热7蒸汽温度通过改变燃烧器摆角来调节，再热器入口设有喷水减温器作为事故备用。炉顶及尾部烟道敷设了轻型炉墙，采用悬吊结构，设置了包覆过热器，所有包覆过热器均采用了膜式结构，以提高锅炉密封性能。所有受热面采用顺列布置，为防止结渣和积灰，前后屏过热器分别采用了2088MM和522MM的特宽节距，烟气温度较高的二、三级再热器和过热器也采用了较宽的节距。整个对流受热面还布置了20台吹灰器。省煤器为顺列逆流非沸腾式，布置于尾部烟道内，由水平蛇形管和垂直悬吊管组成。垂直悬吊管用于承受省煤器及一级过热器的全部重量。蛇形管采用45MM的螺旋鳍片管共330根，悬吊管采用165根571MM和165根508MM的钢管。锅炉配有两台50BMCR容量，三分仓受热面转子转动的空气预热器。转子直径108M，高度26M，整个转子用径向隔板分成48个扇形框架。空气预热器冷端采用耐腐蚀的考登钢制成的双波纹板，可进行更换，热端采用炭素钢，空预器的二次风入口还装有暖风器，以防止空预器冷端腐蚀。为减少空气预热器泄漏造成压力下降、效率降低，采用了豪登公司的最新防止泄漏措施1采用增加密封条数；2采用单叶密封条。每台空预器的低温烟气侧装有一台摆动式吹灰器。两台炉还配备了一套固定式水洗装置，可实施冲洗水的升压、加热和加药处理，对预热器及其它受热面进行彻底的水冲洗，提高运行经济性。空预器配有一台电动马达，作为正常时驱动马达，一台气动马达作为事故备用。电动、气动马达均装于空预器上轴承顶部。空预器二次风侧还装有火警探头。空预器烟、风侧均配有消防水管，供空预器发生火灾时使用。采用正压冷一次风直吹式制粉系统，一次风机采用两台60容量高效离心式风机，接于送风机出口。原煤仓采用钢制结构的圆筒仓，内衬不锈钢板，出口漏斗为圆锥形。给煤机为美国STOCK公司制造的EG2690型电子称重式皮带给煤机，实现高精度煤量称量05级，采用正压密封式、无级变速，同时给煤机还设有断煤信号和自校验装置。8每台锅炉配有四台美国福斯特惠勒公司生产的FWD11D型的双进双出钢球磨，磨制设计煤种时，四台磨煤机运行可带120BMCR。风烟系统按平衡通风设计，送风机与一次风机采用串接系统，每台炉配250容量动叶可调轴流式送风机和250容量变频离心式引风机。送风机设有独立的控制/润滑油系统。最低稳燃负荷无油助燃40BMCR/482T/H锅炉燃用设计煤种时，四台磨煤机总出力能满足锅炉BMCR工况燃煤量的120，当燃用低值校核煤种时，四台磨煤机总出力能满足锅炉BMCR工况的燃煤量。222性能参数2221锅炉额定参数控制负荷名称40MCR50MCR70MCR100MCR100ECR汽轮机主汽门前压力表压MPA12851285166716671667过热器出口蒸汽压力表压MPA13001308170117361722过热器出口蒸汽温度541541541541541汽轮机主汽门蒸汽温度538538538538538主汽流量T/H48251887905120510768再热器出口蒸汽流量T/H39924935647594308485再热器出口蒸汽温度541541541541541再热器出口蒸汽压力表压MPA177218299417375机中压联合汽门蒸汽压力表压MPA172212291406366机中压联合汽门蒸汽温度5385385385385389省煤器出口过剩空气系数44403525252222计算空气、烟气量KG/S控制负荷名称40MCR50MCR70MCR100MCR100ECR空预器进口一次风量404470534640617空预器出口二次风量15681784257631222796空预器出口一次风量222288352456434空预器进口二次风量15801800226130812761一次空气混合空气量294461489634628二次空气到烟气4347546762一次空气到烟气151151153157156一次空气到二次空气3131292627总漏风量194198207224218燃烧器风箱入口空气量158180226130812761炉膛出口烟气量20952499324540733722省煤器进口烟气量20952499324540733722预热器出口烟气量2289269734524297394预热器进口烟气量20952499324540733722燃煤量T/H697855114315351404预热器出口烟气含尘量G/H3204211218228228过热器减温水量T/H93110611074172760再热器减温水量T/H000002223蒸汽和水的压力/压降MPA表压/MPA控制负荷名称40MCR50MCR70MCR100MCR100ECR过热器总压降01702604209107410一级过热器总压降002003005008008二级过热器总压降005007011023019三级过热器总压降004006010018015汽包压力132133174183180省煤器压降不含静压002003006015012省煤器入口至汽包静压表014013013012012再热器入口压力184227311434391一级再热器压降002002003004004二级再热器压降001002003004004三级再热器压降004004006009008再热器总压降007009012017016再热器出口压力1772182994173752224给水温度控制负荷名称40MCR50MCR70MCR100MCR100ECR省煤器入口237250270292285省煤器出口2812883003123082225烟气温度控制负荷名称40MCR50MCR70MCR100MCR100ECR炉膛出口835868941986983二级再热器进/出口835/704868/734941/790986/841983/832三级再热器进/出口696/636727/661788/710834/750825/740一级过热器入口609635684721711一级过热器出口387391406412410省煤器入口/出口387/287391/298406/321412/349410/341预热器进口未修正287298321349341预热器出口未修正10610711012111911名称控制负荷40MCR50MCR70MCR100MCR100ECR预热器出口对漏风修正981001041151142226烟气流速M/S控制负荷名称40MCR50MCR70MCR100MCR100ECR三级过热器4251698982二级再热器4657771091三级再热器48587910393一级过热器52638410797省煤器3948638072预热器44536988802227空气温度控制负荷名称40MCR50MCR70MCR100MCR100ECR送风机进口空气131131131131131送风机出口空气1717171717暖风器出口空气3424211717预热器出口二次风241257270290286一次风机进口风131131131131131预热器出口一次风2352512612752732228空气压降PA控制负荷名称40MCR50MCR70MCR100MCR100ECR送风机入口消音器压降149169244294264送风机到予热器压降含暖风器19822130836533312名称控制负荷40MCR50MCR70MCR100MCR100ECR预热器二次风侧压降230276506736644二次风挡板和通道压降99117180223194空气测量装置不可逆损失燃烧器风箱到炉膛压降981981981981981送风机进口到炉膛进口16571764221925992416一次风机到予热器进口含消音器438521544647645预热器一次风侧压降143186227294280一次风挡板和通道压降672727736785783一次风机进口到磨煤机12531434150717261708磨煤机压降37273727372737273727磨煤机出口到燃烧器压降37763687431545904423一次风机进口到炉膛压降875688489549100439858空气测量装置压降一次风测量装置不可逆损失2229烟气压降PA控制负荷名称40MCR50MCR70MCR100MCR100ECR炉膛压力9898989898二级过热器管束二级/三级再热器管束一级过热器管束147196304451383一级再热器管束末级过热器管束省煤器预热器烟气侧含挡板26234952378565413燃烧器到预热器出口536820123919321645空预器出口至除尘器进口2737588875静电除尘器90123195294248除尘器出口到烟囱206284471700628混合流量测量装置压降22210损失与效率控制负荷名称40MCR50MCR70MCR100MCR100ECR干烟气损失363407422458449空气中水分损失131时,湿度为60003004004005005未完全燃烧热损失145145145145145辐射损失041034025019020不可计损失035035035035035制造裕量损失050050050050050总损失637675681712704效率93639325931992889296预计锅炉散热损失60106KJ/H包括锅炉、热空气和烟道的辐射及对流损失。22211热量KJ/S控制负荷名称40MCR50MCR70MCR100MCR100ECR主蒸汽热量324,000395,000520,700704,000640,900再热蒸汽热量55,80068,80098,700125,900118,700锅炉热输出379,800463,800619,400829,900759,700燃料输入热401,400492,400658,200885,300809,100炉膛容积热负荷KJ/M3H190,800234,100313,000421,000384,700投影面热负荷KJ/M2H569,100698,100933,2001,255,2001,147,20014炉膛断面热负荷KJ/M2H8,028,0009,486,40013,164,00017,706,00016,182,000燃烧区热强度KJ/M2H1,784,0002,188,4002,925,3003,934,6003,596,000最大连续蒸发量1205T/H过热器出口压力1736MPA过热器出口温度541再热器蒸汽流量943T/H再热器进/出口压力434/417MPA再热器进/出口温度338/541给水温度292排烟温度115锅炉效率以低值发热量为准9296223燃料特性2231锅炉燃煤煤质每台炉耗煤量约1535T/H，两炉共约307T/H。名称及符号单位设计煤种试验煤质1试验煤质2试验煤质3收到基水分WAR574750580800工业分析收到基灰分AAR3088330434953103收到基低位发热量QNET,ARKJ/KG20941190601907019580元素收到基碳CAR544450334992505615名称及符号单位设计煤种试验煤质1试验煤质2试验煤质3收到基氢HAR296279254278收到基氧OAR447262317364收到基氮NAR096070069070分析收到基硫SAR055299296327锅炉设计耗煤量T/H153516562232灰成分分析项目符号单位设计煤种试验和实际煤种试验和实际煤种的灰灰成份分析二氧化硅SIO2527144865345三氧化二铝AL2O3344132193024三氧化二铁FE2O3409726750氧化钙CAO235322320氧化镁MGO065059064氧化钠NA2O047028026氧化钾K2O105136137二氧化钛TIO2116129115三氧化硫SO31002940181623系统相关设备231原空预器参数锅炉机组每炉原设计均配备两台HOWDEN公司生产的285VNT1480型三分仓受热面回转式空气预热器。项目SCR改造前空预器类型三分仓回转式热端278DU/06MM/1150MM中温端无换热元件规格参数冷端278DU/08MM/330MM名称单位设计值设计值试验值推荐值负荷MW380350330380空预器入口烟气体积流量湿态KNM3/H109099711381138空预器入口烟气质量流量湿态T/H1463133815281528空预器出口烟气体积流量湿态KNM3/H1144104611991199空预器出口烟气质量流量湿态T/H1535140416091609空预器入口烟气体积流KNM3/H10509601094109417量干态空预器入口烟气质量流量干态T/H1409128814691469空预器出口烟气体积流量干态KNM3/H1103100911551155空预器出口烟气质量流量干态T/H1480135415501550空预器出口烟气温度1211191352121空预器烟气侧阻力PA1932164515001932空预器入口一次风温度13131313空预器出口一次风温度275273252275空预器入口一次风质量流量T/H230422212空预器出口一次风质量流量T/H1641615624空预器一次风侧阻力PA29428016801680空预器入口二次风温度13131313空预器出口29028627229018二次风温度空预器入口二次风质量流量T/H11091699396空预器出口二次风质量流量T/H112392100656空预器二次风侧阻力PA736644980980232原引风机参数型式及配置BMCR风量M3/S26418风压PA3515入口烟气负压PA2700入口烟气温度133原引风机电动机功率KW107451924脱硝装置入口参数1）脱硝系统入口烟气参数见下表锅炉BMCR工况项目单位设计煤种实际煤种干烟气量（实际最大工况）KNM3/H109261135湿烟气量（实际最大工况）KNM3/H10071180烟气组成（折合成6O2）CO2VOL146146O2VOL4242N2VOL77667766H2OVOL354354NOX（以NO2计）MG/NM3900（低氮燃烧器前）698NOX（以NO2计）MG/NM3400（低氮燃烧器后）SO2MG/NM325008247污染物（标准状态，干基，6含氧量）烟尘G/NM3304024SCR入口烟气温度（实际）367360203脱硝工程技术方案的选择31建设规模表311、2炉脱硝工程处理总量表序号项目名称单位数据备注处理烟气量NM3/H1180000单台，标态、湿基、实际含氧氮氧化物KG/H8241机组SCR入口NOX浓度698MG/NM31脱硝前氮氧化物KG/H8242机组SCR入口NOX浓度698MG/NM3氮氧化物KG/H1181机组SCR出口NOX浓度100MG/NM32脱硝后氮氧化物KG/H1182机组SCR出口NOX浓度100MG/NM33年操作时间H8000本工程针对1、2炉设置两套SCR反应器系统，包含四台SCR反应器。还原剂储存与制备单元作为14锅炉的公用系统，按照电厂2350MW2300MW燃煤发电机组脱硝改造规模进行公用系统征地。平面布置按照总的规划进行布置。32脱硝技术介绍321低NOX燃烧技术燃煤锅炉排放的NOX来源主要有两类燃料中的氮在燃烧初期生成燃料型NOX，助燃空气中的氮气在超过1500条件下生成热力型NOX。燃料型NOX所占比例超过7080，这是通过组织还原性燃烧气氛来降低NOX生成的主要控制对21象。低NOX燃烧技术包括低NOX燃烧器、炉内空气分级、烟气再循环、以及再燃等，其中A低NOX燃烧器与炉内空气分级技术最成熟，是目前应用最广的NOX控制技术，二者相结合，NOX降低率可达到3050。B烟气再循环低NOX燃烧是从空预器前抽取部分低温烟气，掺入燃烧用空气（一次风或二次风、燃烧器或其他设备）中，降低炉内局部区域的氧浓度和燃烧温度峰值，适用于液态排渣炉的热力型NOX控制。利用该技术进行低NOX燃烧改造时，会增加烟气流量，引起炉内传热过程的变化，烟温和阻力增加。目前，该技术在燃煤锅炉上的应用较少。C再燃是把炉内燃料分级与空气分级结合在一起，将炉内燃烧过程分为三个区域主燃区、再燃区和燃尽区。约8085的一次燃料喷入主燃区，在氧化气氛（A110115）下剧烈燃烧，生成大量NOX的同时提高煤粉的早期燃尽；约1520的二次燃料（含N量低的天然气、油或者高挥发分的超细煤粉）在主燃区上方喷入炉膛，在强还原气氛（A0709）条件下燃烧，二次燃料产生大量碳氢原子团（HCN），将来自主燃区的NOX还原成N2；剩余的二次风由OFA喷口送入燃尽区，富氧（A115）强化焦炭的燃烧。再燃技术将低NOX燃烧器、燃料与空气的分级燃烧、以及锅炉性能等作为一个整体来考虑，是目前最先进的低NOX燃烧技术，NOX降低率约为5070，但其系统结构与运行相对复杂。322选择性非催化还原反应（SNCR）应用在燃煤电站锅炉上的成熟烟气脱硝技术主要有选择性非催化还原技术（SELECTIVENONCATALYTICREDUCTION，简称SNCR）、选择性催化还原技术（SELECTIVECATALYTICREDUCTION，简称SCR）。选择性非催化还原技术是用NH3、尿素等还原剂喷入炉内与NOX进行选择性反应，不用催化剂，因此必须在高温区加入还原剂。还原剂喷入炉膛温度为8501100的区域，该还原剂（尿素）迅速热分解成NH3并与烟气中的NOX进行SNCR反应生成N2，该方法是以炉膛为反应器。研究发现，在炉膛8501100这一狭窄的温度范围内、在无催化剂作用下，NH3或尿素等氨基还原剂可选择性地还原烟气中的NOX，基本上不与烟气中22的O2作用，据此发展了SNCR法。在8501100范围内，NH3或尿素还原NOX的主要反应为NH3为还原剂4NH34NOO24N26H2O尿素为还原剂4NO2CO（NH2）2O24N22CO24H2O不同还原剂有不同的反应温度范围，此温度范围称为温度窗。NH3的反应最佳温度区为8501100。当反应温度过高时，由于氨的分解会使NOX还原率降低，另一方面，反应温度过低时，氨的逃逸增加，也会使NOX还原率降低。NH3是高挥发性和有毒的物质，氨的逃逸会造成新的环境污染。从SNCR系统逃逸的氨可能来自两种情况，一是由于喷入点烟气温度低影响了氨与NOX的反应；另一种可能是喷入的还原剂过量或还原剂分布不均匀。还原剂喷入系统必须能将还原剂喷入到炉内最有效的部位，因为NOX的分布在炉膛对流断面上是经常变化的，如果喷入控制点太少或喷到炉内某个断面上的氨不均匀，则会出现分布较高的氨逃逸量。在较大的燃煤锅炉中，还原剂的均匀分布则更困难，因为较长的喷入距离需要覆盖相当大的炉内截面。为保证脱硝反应能充分地进行，以最少的喷入NH3量达到最好的还原效果，必须设法使喷入的NH3与烟气良好地混合。若喷入的NH3不充分反应，则逃逸的NH3不仅会使烟气中的飞灰容易沉积在锅炉尾部的受热面上，而且烟气中NH3遇到SO3会产生NH42SO4易造成空气预热器堵塞，并有腐蚀的危险。SNCR烟气脱硝技术的脱硝效率一般为3040，受锅炉结构尺寸影响很大，多用作低NOX燃烧技术的补充处理手段。SNCR技术目前的趋势是用尿素代替氨作为还原剂，值得注意的是，近年的研究表明，用尿素作为还原剂时，NOX会转化为N2O，N2O会破坏大气平流层中的臭氧，除此之外，N2O还被认为会产生温室效应，因此产生N2O问题已引起人们的重视。SNCR技术的工业应用是在20世纪70年代中期日本的一些燃油、燃气电厂开始的，欧盟国家从80年代末一些燃煤电厂也开始SNCR技术的工业应用。美国的SNCR技术在燃煤电厂的工业应用是在90年代初开始的，目前世界上燃煤电厂SNCR工艺的总装机容量在5GW以上。图31为一个典型的SNCR工艺布置图，它由还原储槽、多层还原剂喷入装23置和与之相匹配的控制仪表等组成。SNCR系统烟气脱硝过程是由下面四个基本过程完成接收和储存还原剂；还原剂的计量输出、与水混合稀释；在锅炉合适位置注入稀释后的还原剂；还原剂与烟气混合进行脱硝反应。图31典型的SNCR工艺布置图323选择性催化还原反应（SCR）3231SCR技术概述在SCR工艺中，氨喷入烟气中进行反应。喷氨量与NOX入口浓度及NOX的脱除效率有关。设计的工艺一定要令喷氨量满足脱除NOX的需要同时不会产生大量的氨气泄漏。主要的化学反应方程式如下4NO4NH3O24N26H2O（1）6NO28NH37N212H2O（2）烟气中的NOX主要由NO和NO2组成，其中NO约占NOX总量的95，NO2约占NOX总量的5。因此，化学反应方程式（1）被认为是脱硝反应的主要反应24方程式，它的反应特性如下1）NH3和NO的反应摩尔比为1；2）脱硝反应中需要O2参与反应；3）典型的反应温度窗口为300400。图32SCR反应原理图除了以上提到的化学反应外，脱硝反应中还存在着一些如下的有害反应1）SO2被氧化成SO3的反应2SO2O22SO32）NH3的氧化反应4NH35O24NO6H2O4NH33O22N26H2O因为催化剂中含有选择性成分，因此催化剂对NOX的还原反应具有很高的催化活性。脱硝反应的产物是氮气和水。为了使脱硝反应得以进行，需要持续不断的氧气供应，而氧气可以来自电厂的烟气。SCR技术需要的反应温度窗口为300400。在反应温度较高时，催化剂会产生烧结及（或）结晶现象；在反应温度较低时，催化剂的活性会因为硫酸铵在催化剂表面凝结堵塞催化剂的微孔而降低。253232SCR装置布置方式SCR工艺布置方式主要有三类高灰高温型、低灰高温型、低灰低温型。对于新建或现役改造机组，应根据现场实际情况、SCR反应器的布置方式、所使用催化剂的种类等选择合适的工艺。低灰高温型SCR（图34）是将反应器布置在空预器与省煤器之间，且在反应器上游布置高温静电除尘器，该工艺主要适用于新建机组，且炉膛出口烟气中飞灰浓度很高的情况。通过高温静电除尘器预先将飞灰从烟气中除去后，SCR入口的烟气比较清洁，对SCR的运行十分有利。图33低灰高温型SCR低灰低温型SCR是将反应器布置在低温静电除尘器或者湿法烟气脱硫岛之后，应用相对较多的是布置在脱硫岛之后的尾部型SCR。采用该工艺主要有两个原因烟气中可使催化剂活性快速惰化的成分含量过高（如气态砷、F、CL等），或者由于现场空间过于狭小使得布置高温型SCR反应器极端困难和昂贵。尾部型SCR入口的烟气经过除尘与水洗之后非常清洁，因此催化剂的使用寿命能延长到45年。但脱硫岛出来的烟气温度只有60左右，需要安装额外的加热系统，使烟气温度达到SCR工艺运行所需要的温度（图35）。工艺运行成本异常昂贵，不适合本工程。图34低灰低温型SCR高灰高温型SCR将反应器布置在省煤器与空预器之间（图36），烟气温度约为300400，能满足多数催化剂所要求的工作温度。该工艺技术成熟，投资和运行费用相对较低，在新建及改造工程中应用最广。缺点是入口烟气中的26飞灰与化学物质含量高，不仅易磨损顶层催化剂的迎灰表面与堵塞催化剂，而且会使催化剂因化学中毒而失去活性。合理的烟气流速分布、适当的吹灰器布置、以及恰当的催化剂材料与节距选择，是克服这些缺点的有效措施。图35高灰高温型SCR目前国内外采用最多的布置方式就是高灰高温型。下图是典型的SCR烟气脱硝系统布置方式高温高灰布置方式。但在进行具体的工艺选型与设计时，必须综合考虑如下因素燃料、烟气参数、脱硝性能要求、烟气流动、负荷特性、催化剂寿命、系统可靠性、以及飞灰的可售性等。图36典型的SCR烟气脱硝系统布置方式高温高灰273233SCR和SNCR技术比较表32SCR和SNCR技术比较项目SCR技术SNCR技术反应剂可使用液氨，氨水和尿素可使用液氨或尿素温度窗口3004008501,100催化剂成份主要为TIO2,V2O5WO3不使用催化剂脱硝效率8090以上2540反应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，但需与锅炉厂家配合SO2/SO3氧化会导致SO2/SO3氧化不导致SO2/SO3氧化NH3逃逸35PPM1015PPM系统压力损失催化剂会造成压力损失没有压力损失燃料的影响高灰分会磨耗催化剂，碱金属氧化物会使催化剂钝化无影响锅炉的影响对锅炉影响小约降低锅炉效率1系统的稳定性运行稳定性好运行稳定性差由于SNCR脱硝效率低，运行稳定性差，并且会降低锅炉的效率，因此，在大型电站锅炉市场上应用的份额较低。2833烟气脱硝技术的选择原则烟气脱硝方法各有特点，根据国家环保政策和电厂实际情况的不同，包括烟气污染物排放要求、电厂地理位置、燃用煤种、脱硝场地布置、吸收剂来源等，脱硝工艺的选择也各不相同。根据我国的基本国情、XX电厂烟气脱硝改造工程的具体情况，提出以下几点脱硝工艺选择的基本原则1）达到国家污染物排放标准的要求目前，氮氧化物的排放控制日益严格，根据不同时段的排放限值，脱硝后净烟气中的NOX污染物排放应符合国家排放标准的规定和建设机组环境评价的要求。SCR烟气脱硝技术最高脱硝效率可以达到90以上，完全可以满足现在以及可见未来更加严格的NOX排放标准。2）脱硝装置运行必须稳定可靠脱硝装置应能稳定运行，具体要求如下脱硝装置可靠性要求大98，脱硝装置的运行应确保不影响主机的正常运行。脱硝装置的脱硝率应保持稳定。当燃煤和主机运行参数在一定范围内变化时，能通过调整脱硝设施的运行参数，控制脱硝后净烟气中的NOX污染物排放在环保允许范围内。（小于100MG/NM3）脱硝设施的检修和维护工作量小。3）优先选用国产化率高和技术成熟的脱硝工艺脱硝工艺的高国产化率不仅有利于降低工程初投资，节省工期，而且对今后脱硝装置运行的调试、技术指导和备品备件的供应也十分有利。4）具有良好的技术经济指标随着目前脱硝核心技术的引进、自主知识产权化和关键设备的生产已大部分实现国产化，因此，脱硝工程的单位造价会下降较多。5）满足企业的使用条件由于火电站作为生产性热电站，其年运行时间均较长，机组运行稳定性、适应性和可靠性要求较高，因此，其相应配套的脱硝装置要求技术成熟，适应性强、稳定可靠，脱硝效率高，同时充分考虑工艺和设备的成熟程度，还要考虑装置占地的大小以及其它对锅炉、机组运行状况和烟气处理系统的影响。2934针对XX电厂的脱硝改造方案综上所述，基于国内外成熟的NOX控制技术，针对本工程特点，通过可行性研究的认证，基于锅炉目前的氮氧化物排放情况，XX电厂现役锅炉的NOX减排可采取下述改造方案方案一“低氮燃烧器SCR”工艺鉴于SCR脱硝技术的运行费用约占总成本的6070，在采用SCR技术改造的同时，可进行加装低氮燃烧器改造，将SCR的入口NOX浓度由6984MG/NM3降低到约400MG/NM3，减少液氨用量，降低运行成本。配套改造空预器与引风机。总体脱硝效率86。方案二“SCR”工艺经过SCR反应器，将烟气中NOX浓度由6984MG/NM3降低到100MG/NM3，脱硝效率86。配套改造空预器与引风机。341XX电厂低NOX燃烧技术改造方案XX电厂的氮氧化物排放处于较高的水平，根据近期进行的脱硝参数摸底试验数据，在210MW至330MW负荷时NOX排放值在650MG/NM3至700MG/NM3，因此，需要进行炉内脱硝改造，根据环境保护部火电厂氮氧化物防治技术政策的规定，火电厂氮氧化物控制技术的选择原则是1）燃煤电厂氮氧化物技术的选择应因地制宜、因煤制宜、因炉制宜，依据技术上的成熟、经济上可行及便于操作来确定。2）低氮燃烧技术应作为燃煤电厂氮氧化物控制的首选技术。3）当采用低氮燃烧技术后，氮氧化物排放浓度不达标或不满足总量要求时，应建设烟气脱硝设施。基于XX电厂1、2锅炉特点和燃料燃烧特性，采用以空气垂直分级水平浓淡煤粉燃烧技术为基础的立体分级低氮燃烧技术对其燃烧系统进行改造，具体目标和改造方案如下1）采用分级送入的高位分离燃尽风系统，燃尽风喷口能够垂直和水平方向双向摆动，有效控制汽温及其偏差；2采用先进的水平浓淡风煤粉燃烧技术，并采用喷口强化燃烧措施，有效30降低NOX排放，强化劣质煤的燃烧稳定性，保证高效燃烧，并拓宽燃料适应性；3高浓缩比、低阻力新一代煤粉浓缩技术，确保煤粉及时着火，NOX大幅度减排，燃料适应性变宽；4采用延迟混合型一、二次风以及带侧二次风的周界风喷口设计，确保NOX大幅度减排。5）对角部风箱内原浓淡一次风之间挡板进行改造。针对1、2炉现在NOX排放情况和燃煤情况，首先可通过低氮燃烧技术降低NOX排放值，达到较低NOX排放水平。如果电厂要达到更低的排放值（100MG/NM3以下），可采用选择性催化还原技术（SCR）措施进一步降低NOX排放。采取低氮燃烧技术与SCR结合比单独采取SCR技术脱硝而言，将节省大量设备建设和运行费用。342XX电厂SCR烟气脱硝工艺技术改造方案3421燃料因素表33燃料特性对SCR的影响项目对催化剂的潜在影响解决方法通道堵塞选择合适的催化剂孔径设置合适的灰斗除去大颗粒冲蚀垂直向下的均匀流场设计采取抗冲蚀的催化剂（板式或者顶端固化的蜂窝式）表面覆盖层采用蒸汽式或声波式吹灰器在催化剂上表面设置金属丝网灰分表面粘附选择合适的烟气流速冲蚀表面覆盖催化剂毛细微孔优化（微孔最大化）31项目对催化剂的潜在影响解决方法通道堵塞吹灰器SO2向SO3的转化降低催化剂中的V2O5含量添加WO3空预器堵塞飞灰沾染氨逃逸降到最低低负荷低温下，与NH3形成NH42SO4，降低脱硝效率安装省煤器旁路采用尾部型SCR棕色烟雾，增加腐蚀向炉后烟气中喷射MGO运行湿法脱硫系统（只能除去50的SO3）碱金属NA、K减少催化剂的活性反应位设定合适的催化剂余量改变催化剂的组成（添加钨）碱土金属CA催化剂表面形成釉质覆盖层选择合适的催化剂体积安装吹灰器重金属AS催化剂活性成分失去活性选择合适的催化剂体积优化催化剂的毛细孔结构采用抗AS型催化剂CL/F催化剂表面结釉选择合适的催化剂体积安装吹灰器设置省煤器旁路以维持合适的烟气温度323422烟温因素高灰高温型SCR工艺的入口烟温约300400，当锅炉低负荷运行或者运行异常时，会导致烟气温度超出运行范围，这会对催化剂性能产生不同程度的影响。当反应器入口烟温超过450时，催化剂活性物质易发生热力烧结，导致金属微晶增长和基材物质收缩，减小催化剂活性颗粒的表面积，从而降低催化剂的活性。根据所处温度不同，往催化剂中添加不同含量的钨，可最大限度地维持催化剂的热稳定性。在正常的SCR运行温度下，烧结的影响可以忽略。当反应器入口烟温低于400时，催化剂活性决定于V2O5的含量，并受到运行温度的影响（图37）。对于活性成分含量较高的催化剂，在300350易发挥其最佳活性；对于活性成分含量适中的催化剂，其最佳使用温度为350400；对于活性成分含量较低的催化剂，其最佳使用温度为375420。对于不同配方的催化剂，在其最佳的使用温度范围之外，活性均降低。锅炉冷态启动时，催化剂温度很低，烟气中的水分易在催化剂表面结露。烟气中的细小飞灰颗粒遇湿会粘结在催化剂表面，且飞灰中的水溶性碱金属会渗透到催化剂内部与活性颗粒反应，从物理与化学两方面导致催化剂的活性降低。因此，在冷态启炉前，应该采取措施将催化剂缓慢预热，并最终干燥。催化剂温度低于150时，加热速率应控制在10/MIN以内；当催化剂温度超过150时，加热速率可提高到60/MIN。在低负荷运行时，如果SCR入口烟气温度低于290，烟气中高浓度的NH3会与SO3反应生成粉末状NH42SO4（图38）。这不仅会降低氨的有效利用率，且NH42SO4在低温下易分解成粘性较高的NH4HSO4，造成空预器的灰堵。因此，催化剂的设计运行温度通常不低于290。33图37运行温度对催化剂活性的影响图38NH3与SO3的化学反应3423烟气流动的考虑SCR反