沙角C电厂项目可行性研究报告

1 沙角 目 1 概 述 项目背景 沙角 为广东省主力发电厂之一。 沙角发电厂 980 660电厂全套发电设备由国外进口，年发电能力可达 130亿千瓦时，电厂于 1992年正式动工，由 1996年 6月三台机组正式移交商业运行。 沙角 极履行社会责任，全面推进节能减排工作，为建设资源节约型、环境友好型社会作出贡献。 2004年建设了工业废水“零排放”工程， 每年可节 约淡 水 170万吨，减 少工业废水排放 170万吨 。 2009年，实施“工业废水处理厂中水作为煤场喷淋水源”项目改造，进一步提高了工业废水的利用率。 沙角 用高效静电除尘器，除尘效率达 2006年建设投运了三台机组烟气脱硫工程， 脱硫投运率达 95%以上，脱硫效率达 90%以上， 每年可减少二氧化硫排放约 4万吨，减少烟尘排放约 36万吨，对 改善 珠三角的 大气环境质量，促进社会可持续发展发挥了积极的作用。 本次脱硝 系统改造项目 是拟在电厂 3台 机组上 进行 安装烟气脱硝装置。 随着我国经济的快速发展和环保法规的实施和加强，新的火电厂大气污染 物排放标准更加严格 。 沙角 于珠江三角洲地区，珠江三角洲地区的污染属于复合型大气污染，随着烟气脱硫设备的安装和运行，二氧化硫的排放量将逐步得到控制，并导致氮氧化物污染问题凸现出来。近年来我省氮氧化物排放对酸雨形成的贡献呈上升趋势，酸雨中硝酸根离子与硫酸根离子的比值上升趋势明显，加强氮氧化物的污染控制已提到了议事日程。国外发达国家早已经把对 纷制定严格的燃煤电厂 省是一个燃煤大省，随着电力工业的持续发展，用于发电的煤量必将逐年增加，增加，从严控制燃煤电厂 2008年 2月，广东省环境保护局转发省发展改革委关于做好全省火电机组脱硝工程建设的通知 (粤环含【 2008】 166号 )，通知强调： “目前已经建成投运未安装脱硝装置的 2 省内火电机组 (不包括计划关停的小火电机组 )业主单位应根据机组运行寿命、场地建设条件等实际情况，抓紧组织研究脱硝工程建设方案，因地制宜采用合适的脱硝技术 ”。 2011年 1月 13日，广东省环保厅广东省火电厂降氮脱硝工程实施方案（粤环【 2011】3号）文件，进一步明确要求了广东省火电厂降氮脱硝工程实 施 方 案。 广东省粤电集团有限公司 沙角 安全生产的同时，充分考虑对社会与公众的责任，提出建设绿色环保电站的目标，公司环境保护工作的指导思想是：强调企业发展与环境的协调，在满足国家环境保护要求的条件下，结合公司发展战略，积极建设高效环保型、节水型火电机组，努力实现 “烟囱不冒烟、厂房不漏汽、废水不外排、噪声不扰民、灰渣再利用 ”的环保型电站建设目标。本项目就是在公司环境保护工作的指导思想下，对 3台 机组实施脱氮 ，对国内火电厂降低氮氧化物 排放具有积极的 意 义 。 研究范围 参照火力发电厂可行性研究报告内 容深度规定 (5375要求，本可行性研究的范围主要包括以下内容： 脱硝工程的建设条件 烟气脱硝工艺方案 脱硝工程设想 脱硝还原剂的来源及供应 脱硝工程对环境的影响 脱硝工程的投资估算及运行成本分析 报告编制依据 (1) 省环保局转发省发改委关于做好全省火电机组脱硝工程建设的通知的通知(粤环函 2008166号 )； (2) 省发改委关于做好全省火电机组脱硝工程建设的通知 (粤发改能 2008102号 )； (3) 广东省环保厅广东省火电厂降氮脱硝工程实施方案（ 粤环【 2011】 3号）文件。 (4) 相关的参考文件。 3 主要编制原则 (1) 脱硝机组规模 本工程脱硝机组规模 按 3660 安装 3套处理 100%烟气量的脱硝装置。 (2) 烟气 脱硝工艺按选择性催化还原 法 (虑。 (3) 脱硝装置的设计效率，根据电厂的实际情况， 脱硝系统的设计效率按 80%设计和90%设计进行比选。 (4) 脱硝装置不设烟气旁路 ，为保证建设期间不影响锅炉机组运行，设临时旁路 。 (5) 脱硝还原剂采用外购液氨，尿素作为备选。 (6) 尽量避免在脱硝过程中带来新的环境污 染。 (7) 脱硝工程设备采购 , 按关键设备进口、大部分设备国内配套的方式实施。主要设备将通过招投标择优选用。 (8) 脱硝设备年 利用 小时按 6800 (9) 装置设计寿命 大于 25年 。 (10) 系统可用率 98%。 (11) 工程建设模式，暂按业主单位负责自筹 部分 资金， 政府贴息贷款， 对脱硝工程实现招投标，确定具有成熟经验和实力的国内公司承担工程的基本设计 (核心部分设计由国内公司的国外技术支持方完成 )、详细设计和设备供货， 工程 建设 (施工、安装 )、调试、试运行 、消缺等工作 由业主方完成，即按 建设模 式考虑。 简要的工作过程 (1) 2010年 12月 中旬 ， 我院接到沙角 于委托开展脱硝工程可行性研究 的委托函 。 (2) 2011年 1月 10日 ，我院各专业人员对 沙角 场进行了实地考查 ，并与业主单位技术交流 。 (3) 2011年 2月 下 旬 ，我院 完成 沙角 程 可行性研究报告 初稿 。 4 2 电厂工程概况 厂址条件及自然条件 址概况 沙角 9机容量为 3 660广东省东莞市虎门镇辖区。厂址北距虎门镇约 9东莞市约 24南距深圳市约 70址南侧濒临伶仃洋交椅湾，西南侧珠江口对岸为广州市南沙经济技术开发区，是广州市远洋航道的出入口、必经之地。 在沙角 电厂（ 2 350沙角 3 200 300至目前为止，该厂址总装机容量已达 3880 通运输 路 电厂面临珠江口内伶仃洋，建港条件良好， 300有一座5万 煤船可直接停靠已建成的煤码头，电厂由水路 至广州 57深圳 82珠江口可直通南海海域。 此外，电厂沿岸还设有点火油码头和顺岸式安装设备码头（即重件码头）各一个，安装设备码头长 100m，前沿水深 4m，本工程可利用该码头运输大型设备及土建施工材料、安装材料等。 路 电厂至太平镇建有太沙公路，属国标三级公路、混凝土路面，路面宽 14m，桥面宽 14+2 小曲率半径 15m，最大坡度 设计荷载为汽 太沙公路在虎门镇附近与广深高速公路、 107国道连接，广深高速公路、 107国道目前是连接广州与深圳 的主干公路，本工程使用的部分设备及材料也可通过汽车运输解决。 水文气象 电厂所在地区属南亚热带季风气候区，气候条件复杂多变，具有气候温和，雨量充沛，阳光充足，受台风影响大且季节长，暴雨特多，季风交替，海陆风长年影响等特点。气象特征如下： 历年最高高潮位： 江基面 ) 5 历年最低低潮位： 江基面 ) 多年平均高潮位： 江基面 ) 多年平均低潮位： 江基面 ) 多年平均潮差： 江基面 ) 历年最大涨潮潮差： 年最大落潮潮差： 十年一遇高潮位： 年一遇高潮位： 年一遇最低潮位： 大年降雨量： 2326小年降雨量： 大日降雨量： 大时降雨量： 年平均气压： 年最高气温： 历年最低气温： 历年平均气温： 历年平均相对湿度： 79% 历年最低相对湿度： 50% 全年主导风向为南南东 (次主导风向为北西 (每年台风次数 5 7次不等，其中强台风占 66%，最大风速 30m/s。 工程地质 根据本工程地质勘测报告 ，场地为滨海回填区，填土之下为海相松散沉积物、坡、残积土。下伏下古生界变质岩系。各地层分述如下： (1)素填土 ； (2)淤质土； (3)细砂 ； (4)冲积 粉质 粘土； (5)粉 土； (6)坡积 粉质 粘土； (7)残积 粉质 粘土； (8)强风化石英片麻 岩 ； (9)经风化石英岩； (10)中风化石英片麻岩； (11)中风化石英岩。 6 燃料及供水 煤种及煤质 种及煤质 本工程设计煤种 为澳大利亚 烟煤 ， 校核煤种 为神府东胜煤 。煤质资料如下表 表 煤质资料 名称 符号 单位 设计煤种 校核煤种 煤质（应用基） 水份 份 发份 定碳 份 份 份 份 硫量 位发热量 980 5445 kJ/5037 22797 高位发热量 261 5715 kJ/6213 23927 灰变形温度 1200 1130 灰软化温度 1290 1160 灰熔化温度 1310 1210 可磨度（哈氏） 49 54 灰特性分析 符号 单位 设计煤种 校核煤种 7 电厂机组状况 电厂规模 沙角发电厂 980 660电厂全套发电设备由国外进口，电厂于 1992年正式动工，由 方式承包兴建， 1996年 6月三台机组正式移交商业运行。 厂主要设备及参数 炉 锅炉为引进美国 C+ 锅炉本体采用一次中间再热，过热蒸汽采用一级喷水减温调温，采用燃烧器摆角及一级喷水减温调节再热汽温。四角偏置同心圆燃烧方式，平衡通风，最低稳燃负荷为30% 锅炉主要参数如下： 项 目 单 位 设计煤 （国产煤） 校核煤 （进口煤） 0%0%包压力 蒸汽流量 t/h 蒸汽 压力 蒸汽 温度 540 540 540 540 540 540 540 540 主蒸汽压力损失 热蒸汽流量 t/h 热器进口压力 热器进口温度 34 34 再热蒸汽压力损失 热器出口压力 热器出口温度 水温度 275 71 234 275 71 234 省煤器压力损失 煤器出口水温 325 324 323 288 325 324 323 288 炉膛出口 8 过剩空气系数 锅炉 效率 （高位热值） % 料消耗量 （高位热值） t/h 262 255 248 142 238 232 226 130 环境温度 22 22 22 22 22 22 22 22 空预器进口风温 预器 出口二次风温 319 317 308 268 316 314 312 267 空预器 出口一次风温 309 307 298 264 308 307 305 264 空预器进口风压，二次风 预器进 口烟温 357 355 351 290 352 350 347 287 空预器出口烟温（未修正） 132 131 127 112 133 132 131 113 空预器出口烟温（已修正） 126 126 122 106 127 126 125 107 炉膛至省煤器出口烟气阻力 煤器出口到空预器出口烟气阻力 气预热器 本工程配备 预器的相关参数如下： 序号 项目 单位 技术规范 1 型号 31T） 80 2 数量 台 2 2 转子速度 主传动（电动 ） r/ 辅传动（气动） r/（高度 /） 14 中间热段（高度） 13 冷段（高度） 05 备用层（高度） 05 4 设计漏风率 98 15 氨消耗量 ( 脱 硝 效 率80%) kg/h 304 16 单个反应器尺寸 (长 宽 高 )(脱硝效率 80%) 600012500 电厂烟气脱硝 脱硝反应系统 脱硝反应系统由触媒反应器、氨喷雾系统、空气供应系统所组成。 1) 烟气线路 气均匀混合后通过分布籍导阀和烟气共同进入反应器入口。脱硝后的烟气经空气预热器热回收后进入静电除尘器和 经烟囱后排入大气。 2) 反应器采用固定床平行通道型式，采用两层，另外预留一层作为未来触媒，脱硝效率低于需要值时安装使用，此作用乃为增强脱硝效率并延长有效触媒的寿命。 反应器为自立钢结构型式，带有对机壳外部和内部触媒支撑结构，能承受内部压力、地震负荷、灰尘负荷、触媒负荷和热应力等。机壳外部施以绝缘包裹，支撑所有荷重，并提供风管气密。触媒底部安装气密装置，防止未处理过的烟气泄漏。触媒通过反应器外的触媒籍载器从侧门放入反应器内。 3) 催化剂 ) 催化剂是 成分组成、结构、寿命及相关 参数直接影响 求 (1)具有较高的 (2)在较低的温 34 度下和较宽的温度范围内，具有较高的催化活性； (3)具有较好的抗化学稳定性、热稳定性、机械稳定性； (4)费用较低。催化剂在使用过程中因各种原因而中毒、老化、活性降低、催化 排烟中氨的浓度升高到一定程度时，表明催化剂需要更换。 金属催化剂、金属氧化物催化剂和沸石催化剂。这三种催化剂各有特点，都有一定程度的应用。 贵金属催化剂是 20世纪 70年代开发出来的，最早 用于 些催化剂对选择性还原 有效，但也容易氧化 价格昂贵。于是人们研制出金属氧化物催化剂，现在贵金属催化剂主要用于低温和天然气烟气的 们在低温时可以有高脱硝率和 各种金属氧化物催化剂中， ，应用较为广泛。 0世纪 60年代发现的，在 20世纪 70年代发现了钛基支撑的钒稳定性和活性有很大提升。钒对 同时带来了 的情况下，抗硫化效果较好。因此催化剂中钒的含量一般较低，在高 %(重量比 )。同时采用 约 10%6%)来增加催化剂的酸性、活性和热稳定性，限制 且，当烟气中有砷时 铝酸盐和光纤玻璃作为陶瓷添加剂增加催化剂的机械性能和强度。，运行温度在 300 400 间。高钒催化剂可用于天然气机组的低温 石催化剂主要用于燃气复合循环机组的高温 性沸石携带金属离子在高温时 (最 高达 600 )还原 此温度区域金属氧化物催化剂不稳定。 在 般为 23层。当催化剂活性降低后，依次逐层更换催化剂。催化剂结构一般有蜂巢型、平板型和波纹板型三种。蜂巢型催化剂有较大的几何比表面积，防积尘和堵塞性能较差，阻力损失大。板式催化剂比蜂窝型催化剂具有更好的防积尘和堵塞性能，但受到机械或热应力作用时，活性层容易脱落。且活性材料容易受到磨损，骨架材料必须有耐酸性，以防达到露点温度时 几种催化剂结构型式性能比较见表 世界上电站烟气脱硝 催化剂的主要类型 35 蜂窝式 板式 波纹式 表 催化剂型式性能的比较 类 型 蜂 窝 式 板 式 波 纹 式 成型 陶制挤压，成型均匀，整体均是活性成分 金属作为载体，表面涂层为活性成分 波纹状纤维作载体，表面涂层为活性成分 优点 1) 比表面积大、活性高 2) 所需催化剂体积小 3) 高度自动化生产 4) 催化活性物质比其他类型多 505) 催化剂可以再生 1) 烟气通过性好 (不易产生堵塞 )。 2) 高度自动化生产 1) 比表面积比板式大 2) 重量轻 (只有其他类的 40。 3) 高度自动化生产 缺点 1) 烟气流动条件不好时，表面可能产生一定堵塞，但 可以通过流态模型试验来改善。 2) 主要 不 用于高尘烟气 1) 比表面积小，催化剂体积大。 2) 实际活性物质比蜂窝式少 50%。 3) 上下子模块之间占据一 定 空 间 ( 到蜂窝式相同长度需要 2 个模块。 ) 4) 再生时 化率高。 1) 对烟气流动性很敏感，主要用于低尘。 2) 活性物质比蜂窝式少70%。 3) 模块结构与板式接近，有同样的问题。 4) 兼有蜂窝式、板式的缺点。 蜂窝式催化剂以其比表面积大、活性高、体积小等突出优点市场份额日益扩大，目前 36 占据了 80%催化剂市场份额，而板式和波纹式市场份额却逐渐减少分别降到了 15%和 5%。特别是最近几年，蜂窝式催化剂以其高的比表面积、低体积、可再生和回收处理而被越来越多地应用于烟气脱硝工程中。 在 起催化剂失效的因素主要有： 沉积 ：烟气中细小飞灰颗粒沉积在催化剂表面，导致表面微孔阻塞，降低催化剂反应活性，如硫酸钙、氨化合物 (硫酸氢氨或者硫酸二氨 )都会引起催化剂堵孔； 碱性金属中毒：如钾、钠等； 砷中毒：当钒催化剂与氧化砷相互作用时，形成挥发性的钒化合物；钒 催化活性降低，还可能与形成氧钒 钒酸盐有关，或与生成钒青铜类型的化合物有关； 烧结：局部催化剂因温度过高而烧结，集体化活性降低； 冲蚀：高灰烟气中灰粒游动过程中对催化剂的撞击、磨蚀会造成催化剂的机械损伤。 由于催化剂更新成本昂贵，如何在 寿命和催化剂再生、更好的催化剂的研发成为研究焦点。为减少催化剂砷中毒，可以在燃料中添加石灰石以降低烟气中砷浓度水平。但另一方面 塞催化剂反应孔。为了清除催化剂表面的沉积灰，反应器内可安装吹灰器吹扫催化剂表面。对于因堵塞而失效的催化剂，可采用喷沙清理法再生，将 收的催化剂接近原催化剂的反应性能。 本工程采用何种类型的触媒，建议根据 4) 催化剂填装 催化剂模块用卡车运到指定的地点，然后利 用催化剂的卸载设备卸载。在卸载设备中催化剂模块被旋转 90度呈垂直放置。催化剂模块被吊到反应器的平台上，再利用平台上的电瓶车运到反应器的加料门里。这些模块由一个单轨起重机提升并运送到反应器里各自的催化剂排里放置。通过反应器的内部轨道系统运送到自己的在排中的最终位置。 当一排催化剂被填满后，催化剂运输车被单轨起重机移到下一个排，直到所有的催化剂排被填满。 37 5) 氨 /空气喷雾系统 氨和空气在混合器和管路内借流体动力原理将两者充分混合，再将此混合物导入氨气分配总管内。氨 /空气喷雾系统含供应函箱、喷雾管格子和喷嘴等。 每一供应函箱安装一个节流阀及节流孔板，可使氨 /混合物在喷雾管格子达到均匀分布。手动节流阀的设定是靠从烟气风管取样所获得的 喷雾管位于触媒上游烟气风管内。氨喷雾管里含有喷雾管和雾化喷嘴。氨 /空气混合物喷射 6) 烟气脱硝系统的控制在本机组的 控制原理 口信号乘上所需 基本氨气流量信号。根据烟气脱硝反应的化学反应式，一摩尔氨和一摩尔 气流需求信号送到控制器并和真实氨气流的信号相比较，所产生的误差信号经比例加积分动作处理去定位氨气流控制阀。若氨气因为某些连锁失效造成喷雾动作跳闸，届时氨气流控制阀关断。根据设计脱硝 80%的效率，依据 现对脱硝的自动控制。通过在不同负荷下的对氨气流的调整，找到最佳 的喷氨量。 氨供应 所测量的氨气需进行温度和压力修正。从烟气侧所获得的 制器具有计算所需氨气流量的功能，并利用氨气流量控制所需氨气，使摩尔比维持固定。为确保操作安全及预防触媒损害，氨气供应管线上装设一个氨气紧急关断装置，下列任何一种情况发生，均会使关断阀动作： 、进口烟气温度低； 、进口烟气温度高； 、氨气对空气稀释比高。其动作限值见表 氨气紧急关断装置设定值 序号 项 目 操作值 报警点 关断阀动作点 38 1 高位 ) 352 400 420 2 低位 ) 352 290 280 3 氨气对空气稀释比 4% 12% 14% 稀释空气供应 进入氨 /空气混合器的稀释空气采用手动调节，一旦空气调整后空气流就不需随锅炉负荷而调整 。 氨气和空气流设计稀释比最大为 5%， 当锅炉低负荷且 浓度将降低至 5%，为防止烟气回流，在氨气线上且在氨 /空气混合器的上游装有止回阀。稀释空气由 稀释 风机 供给 。 烟气脱硝反应系统主要功能是将烟气系统中的氮氧化物通过与氨反应 分解为氮气和水两种物质。此系统是基于以下三种因素考虑而设计： 触媒形式和节距按给定的流程达到最佳效果进行选择。 脱硝系统反应器及触媒块作紧凑布置，以减小安装空间并节省 有效保护触媒，防止有毒物质损坏触媒。 液氨储存及供应系统 液氨储存和供应系统包括液氨卸料压缩机、液氨储槽、液氨蒸发槽、氨气缓冲槽及氨气稀释槽、废水泵、废水池等。液氨的供应由液氨槽车运送，利用液氨卸料压缩机将液氨由槽车输入液氨储槽内，储槽输出的液氨在液氨蒸发槽内蒸发为氨气，经氨气缓冲槽送达脱硝系统。氨气系统 紧急排放的氨气则排入氨气稀释槽中，经水的吸收排入废水池，再经由废水泵送至废水处理厂处理。液氨储存和供应系统的控制由就地 。 1) 卸料压缩机 卸料压缩机为往复式压缩机，压缩机抽取液氨储槽中的氨气，经压缩后将槽车的液氨推挤入液氨储槽中。 2) 液氨储槽 3台机组脱硝系统共设计 3个液氨储槽、单个存储有效容量为 110满足 3套 槽上安装有溢流阀、逆止阀、紧急关断阀和安全阀。储槽还装有温度计、压力表液位计和相应的变送器，变送器发出信号送到机组 储槽内温 度或压力高时报警。储槽四周安装有工业水喷淋管及喷嘴，当储槽槽体温度过高 39 时自动淋水装置启动，对槽体自动喷淋减温。 3) 电加热 蒸发槽 蒸发槽 采用电加热方式， 蒸发槽按照在 100容量设计 。 4) 氨气缓冲槽 从蒸发槽蒸发的氨气流进入氨气缓冲槽，通过调压阀减压至 1.8 kg/通过氨气输送管送到锅炉侧的脱硝系统。缓冲槽的作用在于稳定氨气的供应，避免受蒸发槽操作不稳定所影响。缓冲槽上装有安全阀。 5) 氨气稀释槽 氨气稀释槽为容积 6槽的液位由溢流管维持，稀释槽设计成槽顶淋水和槽侧进水。液氨系统各排放点排出的氨气汇集后从稀释槽底部进入，通过分配管将氨气分散入稀释槽水中，利用大量水来吸收安全阀排放的氨气。 6) 氨气泄漏检测器 液氨储存及供应系统周边设有 6只氨气检测器，以检测氨气的泄漏，并显示大气中氨的浓度。当检测器测得大气中氨浓度过高时，在机组控制室会发出警报，提醒操作人员采取必要的措施，以防止氨气泄漏的异常情况发生。电厂液氨储存及供应系统设在远离机组大约 200采取措施与周围系统隔离。 7) 排放系统 液氨储存和供应系统的氨排放管路为一个封闭系统，将经由氨 气稀释槽吸收成氨废水后排放至废水池，再经由废水泵送到废水处理站。 8) 氨气吹扫 液氨储存及供应系统必须保持系统的严密性，防止氨气泄漏，氨气与空气混合造成爆炸，这是最关键的安全问题。基于此方面的考虑，本系统的卸料压缩机、液氨储槽、氨气温水槽、氨气缓冲槽等都装有氮气吹扫管。在液氨卸料之前通过氮气吹扫管线对以上设备分别进行严格的系统严密性检查和氮气吹扫，防止氨气泄漏和系统中残余的空气与氨混合造成危险。 置灰的吹扫 为了防止飞灰造成催化剂堵塞，必须去除锅炉燃烧而产生的融化、硬而大直径飞灰 颗粒。在 锅炉低负荷和锅炉检修吹灰时，收集烟道中的飞灰，始 40 终保持烟道中的清洁状态。 在每个 于烟气经过 速降低，烟气中的飞灰会在 分自然落入灰斗中 。 采用声波吹灰器和蒸汽吹灰器相结合， 根据 时进行吹扫，吹扫的积灰落入灰斗中。 （ 1）设置旁路烟道的原因 锅炉低负荷工况 下省煤器出口烟温低，烟温低于脱硝反应所需的温度下限时。 锅炉启动和运行采用重油，可能造成催化剂表面积油和积灰，导致催化剂过热，降低催化剂活性时。 当 气旁路延长催化剂寿命 。 当 （ 2）设置旁路烟道的影响 1）设置旁路烟道将增加投资成本和运行成本，主要体现在以下几方面： 设置旁路烟道，会增加旁路烟道部分的烟道本体及支撑装置投资成本； 设置旁路烟道需在 台锅炉机组增加 6个烟道挡 板，并增加相应的控制系统。 烟道挡板通过充入密封空气密封，且要求达到零泄漏，为了防止腐蚀发生，密封空气充入挡板前需利用电加热器加热到酸露点温度以上，并增加相应的密封风管道系统，这将增加电厂的运行成本。 2）设置 旁路挡板只有在 多数情况下是关闭的。由于脱硝装置是高含尘布置方式，时间长了容易在此处积灰，最后可能会导致挡板因积灰而不能正常开启，影响系统运行。 3）设置 脱硝装置运行时，旁路烟道挡板关闭，挡板密封装置保证零泄漏。如 果密封装置有泄漏，则原烟气可能通过旁路烟道直接进入到 净烟气中的 1 浓度无法达到保证值，影响脱硝效率。 4）设置 设置旁路烟道后，需在 增加烟气阻力，使系统压降比不设旁路烟道时高。 5） 设置 人们通常设想如果烟气走旁路时可以在需要时进入 在实际操作中需要考虑的因素太多，操作起来比较困难。 进入 员没有危险，系统安全保障必须考虑周全： 确保 有烟气进入 确保氨喷入装置完全关闭，没有氨空气混合气泄漏到反应器中； 彻底清除反应器内的残余烟气； 确保反应器内的温度和有害物质被控制在安全范围内，同时反应器内有足够的氧含量等。 而这一切实际上无法做到万无一失，即在烟气旁路状态下，即使设计和操作上考虑很周到，进入 要脱硝系统的检修与锅炉机组检修一致则可以很好的解决此类问题。 （ 3）结论 综上所述，并根据本工程实际情况： 氨无论从技术上、从运行的经济性和安全性考虑，本工程 推荐不 设置 统 。 另外考虑到 装设 硝装置对空预器的影响 设置 硝装置后，对原有空气预热器会产生诸多不良影响，主要有以下几点： 1） 由于脱硝催化剂的作用， 烟气 气酸露点 升高，由此加剧空气预热器的酸腐蚀和积 灰。 42 2） 硝 装 置 中的逸出氨（ 烟气中的 水蒸汽生成硫酸氢铵凝结物： 于燃煤电厂，在灰的作用下， 硫酸氢铵 在 146 207 （这个区域被称为 域） 间凝结成粘性很强的状态 ，易粘附在空气预热器的换热元件表面上， 增加空预器阻力，长期运行会堵塞空预器的通流区 。 域 正好 处于 空气预热器的中 温和 低温段。 吹灰器无法有效吹扫至中温段，尤其是中低温段接合处。 3） 增设 ，空气预热器的热端压差要增加约 1000右，空气预热器的漏风率随之增加。 预器改 造方案 由于原有空气预热器设计未考虑 硝装置运行带来的不良影响，因此需要对空预器进行改造，以适应新的运行工况。 改造空预器有两类方案： 整体更换方案：即按照脱硝工况设计空预器并重新安装。该方案的优点是能使锅炉的热力性能基本保持不变，并且能满足制粉、燃烧对热风温度的要求，降低排烟温度。缺点是改造费用相对较高，并且受原有锅炉框架影响，拆卸旧空预器和安装新空预器的工作量大，作业时间长。由于空预器的重量可能会增加，故需要对原有承载梁及柱基础进行核算，并采取适当的加固措施。另外，受空预器整体更换的影响，与空预器 相连接的烟风道可能也需要更改。 改造方案：为了避免铵盐在两段换热元件间沉积，低温段要有一定的高度。经验估计，燃煤电厂的 81900般低温段应有800 1050为尽量减少改造工作量，可将空预器冷段蓄热元件高度更改为900 950消中温段，使得在任何负荷下将硫酸氢氨易沉积的温度区域设计在单层的冷段传热元件区域，这样可以有效的降低硫酸氢氨对预热器的影响。同时低温段采用易吹扫易清洗的大波纹板型，使得可以有效的达到预热器的防结露，抗腐蚀以及 防堵灰的目的，并且采用搪瓷工艺。 本工程 原空预器换热元件总高度约 2337定低温段调整为 950相应高温段的高度 可以调整 为 1387按照经验 初步 估计 高温段高度 可以满足维持原空预器换热性能的要求 ， 即保持原空预器的壳体和接口不变， 空预器的换热性能 维持原值，故对锅炉 43 效率无影响 。 空预器的重量 可能会 有 少许变动 ， 估计 对锅炉的基础影响不大，相应的支撑梁 是否 需要加固 最终根据厂家的修改方案来定 。与空预器直接连接的烟风道 可以不必 进行调整。 由于脱硝改造后，空预器热端压差增加，对空预器的漏风率控制有不利影响。 故需 要同时对空预器的密封系统进行改造。原设计空预器的保证漏风率 8%， 经咨询 生产厂家 ，认为脱硝改造后，空预器的完全可以达到原设计值的要求。具体密封系统的改造可以考虑以下方面： a、扇形板改造 b、轴向密封改造 c、热端扇形板支撑方式改造 d、冷端扇形板调节装置改造 e、静密封 (包括扇形板与梁之间的固定密封结构、中心筒密封、上轴密封、下轴密封 ) f、密封片 g、密封折板 h、固定密封间隙设定 另外，无论采用哪种方案，空预器都需设置双介质吹灰装置 (含高压水系统 )，从而预防堵塞及腐蚀的发生。针对烟气脱硝后预热器易产生 硫酸氢铵堵塞及低温腐蚀，在预热器冷端设置半伸缩式双介质吹灰器，采用 300 、压力 5端设置蒸汽吹灰器。 考虑到改造方案可以达到与整体更换空预器方案相同的效果 ， 故从节约成本，压缩工期的角度考虑，不推荐整体更换空预器方案。在下 阶段工作中，需要 重点考虑空预器各段元件高度的优化，减少对锅炉效率的影响。本阶段 按改造方案考虑。 设脱硝装置对风机的影响分析 空预器的 改造 方案 基本不会引起 烟风道 阻力 和漏风量的变化，不会对一次风机、送风机有影响，无需核算 。但因为增加 硝装置，故引风机的参数需要重新选择计算。分析过程如下： 原 风机 况的参数如下： 风量： 1717503m3/h 44 风压： 风机 况的参数如下： 风量： 1937088m3/h 风压： 设 硝装置后，脱硝装置相应烟气阻力将增加 1000应业主要求风机压头 需 预留除尘器改造为袋式 所 增加的阻力 1200此引风机入口前压头按增加2200虑 。同时本工程 如 要考虑取消脱硫增压风机，采用引风机 克服整个烟气系统的阻力的可能性。原脱硫系统阻 力约为 3000且 根据现场调研情况，脱硫系统的阻力在运行过程中可以达到 3400右，故对此部分阻力按照大火规的要求选取裕量系数。初步计算各工况下 引风机 的选型 参数如下 表 ： 参数列表 增设 的参数（不取消脱硫增压风机） 增设 的参数（取消脱硫增压风机） 况 风量 (m3/h) 1717503 1717503 风压 (B 工况 风量 (m3/h) 1937088 1937088 风压 (8486 12236 电动机功率 (5600 8000 若取消脱硫增压风机，则根据 引风机 的参数 可以 采用离心式或 动叶可调轴流式 。修编大火规第 规定 “如采用引风机和增压风机合并方案，当环境温度下风机的 压头高于炉膛瞬态防爆设计压力时，不应选用离心式引风机。” 就本工程而言，环境温度下 的压头已经超 过 12000远超过炉膛瞬态防爆设计压力 8700合并后的引风机不能采用离心式，只能选择动叶可调轴流式。经与本工程的原除尘器后烟道框架比对，若采用动叶可调轴流式，则引风机进出口烟道及相应的烟道框架需要进行整体修改，才 可以满足引风机的安装要求，对工期及投资的影响均较大。另外，本工程属于改造工程，增压风机已经安装运行，若采用引风机与增压风机合并的方案，反而会增加初投资，并且风机运行经济性差别不大，仅运行维护会相对简单，故不推荐本工程取消脱硫增压风机。 45 结合上表可以看出，增加 ，若不取消脱硫增压风机，则原引风机仍可以满足况的正常运行，但风压裕量不足，不能满足规程的要求。另外根据现场调研，因为实际燃用煤种水分偏高及机组老化等原因，满负荷工况下引风机的实际运行开度已经达到 80%，并且夏天存在引风机满负荷运行仍旧出 力不足的情况。考虑这些原因，本阶段推荐对原引风机或脱硫增压风机进行改造，以满足增加的脱硝压损克服要求。 以下对原引风机或脱硫增压风机的两种改造方案进行比较论述。 若对脱硫增压风机进行改造， 虽只需要更换叶片，联轴器，平衡臂等，可以保留风机机壳和轮毂等部件 ， 成本较低，周期较短，但每台 增压风机电机 运行 功率将增 加近 3000机启动电流将大大增加，根据 现场 核实， 脱硫区域的启动变压器容量已经接近饱和 ， 若增大增压风机启动电流，需重新更换该启动变压器及配套系统，造价将比对引风机进行整体更换高得多，工期也长些 ，此外，此方 案由于引风机出力不足，需由增压风机来控制锅炉运行参数，需调整控制系统，运行可靠性也大大降低 。 因此，本工程推荐按引风机整体 更 换进行改造。 由于受本工程引风机前后烟道布置限制， 为减少改造工作量及 缩 短改造工期，引风机型式仍按原离心式 进行改造。 因此， 本阶段推荐 引风机 仍按离心式 进行改造，以克服新增的 置 及除尘器今后改造 的阻力。改造后的 引 风机选型参数如下： 况的参数如下 （ 1 台引风机参数） ： 风量： 1717503m3/h 风压： B 工况的参数如下： 风量： 1937088m3/h 风压： 8486动机功率： 5600 存在问题： 1) 本次增设脱硝装置，不推荐对一次风机和送风机的型号进行调整。故在招投标过程中需要充分考虑空预器改造可能对风机带来的影响，包括烟风道阻力及漏风量等，并加以限制，以保证原有风机仍可以在原设计的经济工况运行 。 2) 脱硝改造后 ，建议仍旧保留原脱硫系统增压风机。 因 改造增压风机 ， 需增大脱硫区域变压器容量且 降低了机组 运行 的可靠性 ， 因此不推荐改造增压风机。虽然改造引风机方 46 案 投资 较 大， 但对其它系统及设备基本没有影响， 故本阶段推荐新增加的脱硝装置的阻力及预留除 尘器改造的阻力 通过改 引 风机来实现。 原 引 风机基础是否 需要进一步加固 ，需在下一阶段和厂家进一步配合，对动、静荷载进行核算。 水工与消防 氨区喷淋冷却水源拟接自厂区消防管网，工艺用水取自电厂工业给水管网。冷却水排水拟接至电厂工业废水站废水储存池。 在液氨储罐上方布置固定喷水冷却喷头，以供储