XX发电有限责任公司脱硝可行性研究报告

1 脱硝可研报告 1、 概述 目概况 某 发电有限责任公司一期工程 2组分别于 1991 年 12 月和 1992 年 10 月投产发电，二期工程 2组分别于 2000 年 7 月和 2000 年 12 月投产发电。 1 号、 2 号为 2组锅炉，采用 220t/h 固态排渣煤粉锅炉， 3 号、 4 号为 2组锅炉，锅炉由武汉锅炉厂生产，型号为 产日期为 1994 年 8 月，为单锅筒、自然循环、固体排渣、悬浮燃烧的煤粉炉。四台锅炉合用一个烟囱。 本项目是老厂技术改造。 硝工程建设的必要性 我国是世界上主要的煤炭生产和消费国，也是以煤炭为主要一次能源的国家。据统计， 2002 年，原煤在我国一次能源构成中所占比例为 而用于发电的煤炭约占煤炭消费量的 排放是酸雨的形成和对大气中臭氧层破坏的重要原因之一，据有关部门估算： 1990 年我国的 放量约为 910 万吨，到 2000 年和 2010 年，我国的 放量将分别达到 1561 万吨和 2194 万吨，其中近 70%来自于煤炭的直接燃烧，以燃煤为主的电力生产是 放的主要来源 。鉴于我国的能源消耗量今后将随经济的发展不断增长， 放量也将持续增加，如不加强控制 排放量， 对我国大气环境造成严重的污染。 以燃煤为主的电力生产所造成的环境污染是我国电力工业发展的一个制约因素，煤炭燃烧产生的烟气中含有烟尘、硫氧化物（ 氮氧化物（ 污染物，已经造成了严重的环境问题，是我国经济可持续发展急待解决的重要问题。 随着我国经济和生活水平的日益提高，将会对环境给予越来越大的关注。改革开放后，我国在燃煤电站烟尘排放的控制方面，通过近三十多年的发展，除尘设备和技 术均达到国际先进水平，烟尘排放已得到有效控制。 在燃煤电站 放的控制方面，我国采用引进技术和设备建立了一批烟气脱硫工程，不断加大 放的控制力度， 放的增长势头已基本得到了控制， 放总量将不断降低。 因此， 控制将是继粉尘和 后燃煤电站环保治理的重点。在燃煤电站 放的控制方面，目前我国还没有掌握脱硝的先进技术，也没有建立起我们的脱硝工程。因此吸收和引进国外成熟的烟气脱硝技术并研究出适合我国国情的烟气脱硝工艺设备是一项十分紧迫的工作。 2004 年国家新的大气排放标准已实 施，对火电厂 放标准要求有了大幅度的提高。因此， 某 发电有限责任公司脱硝工程实施与国家环保政策的方向是完全一致的。 2 本工程 4 个机组脱硝工程实施后，电厂 污总量将明显降低，具有显著的环保效益，有利于 某 发电有限责任公司以环保型电厂的面貌树立自己的企业形象。 硝工程建设的可行性 术及合作方式方面 本工程 4 个机组拟通过国际合作进行烟气脱硝工程。具体合作方式为： 4 个机组烟气脱硝系统由外国脱硝环保公司负责系统总体设计，其余由国内公司负责系统初步设计、详细设计、施工和调试服务；关键设备如催 化剂、喷氨格栅、烟气分析仪、控制系统进口，其它配套设备和装置材料国内提供。 程实施背景方面 某 发电有限责任公司燃煤发电机组烟气脱硝工程实施存在以下有利条件： 国家各级政府重视国民经济的可持续发展和环境保护的关系、加大了环境保护和治理工作的力度，烟气脱硝工程具备良好的政策支持条件； 控制燃煤电厂所造成的大气污染工作得到发电公司重视，这是实施烟气脱硝工程的有利内部条件； 国内发电企业、环保公司积极学习、引进、掌握烟气脱硝先进技术，形成了实施烟气脱硝工程的外部条件。 究范围及深度 本可行性研究 范围、内容和深度参考火力发电厂可行性研究内容深度规定 参照火力发电厂可研报告内容深度规定烟气脱硫部分暂行规定 规定执行。 可行性研究主要按规定的深度要求研究工程实施的必要性、脱硝剂的供应和运输、工程背景条件、环境保护以及厂址的地形地貌、地震、地质和水文气象等主要工程建设条件，提出脱硝工艺系统的设想，并进行投资估算与投资经分析。 主要设计范围及内容 ： 1）选择适用的烟气脱硝工艺系统。 2）配套脱硝的来源及供应工艺系统，按 4 台机组脱硝系统消耗氨量设计氨站 。 3）烟气脱硝系统实施后的环境影响评估。 4）机组后烟道系统和吸风机的调整。 5）机组锅炉本体的烟道、钢结构和省煤器的调整部分内容由武汉锅炉厂协助完成。 要设计原则 1）进行多种烟气脱硝方案论证，选择最适合的烟气脱硝工艺方案；烟气脱硝不能影响机组正常运行，一旦影响应有保证措施。 3 2）烟气脱硝工程尽可能按现有设备状况及场地条件进行布置，力求工艺流程和设施布置合理、操作安全、简便，对原机组设施的影响最少。 3）对脱硝副产物的处理应符合环境保护的长远要求，尽量避免脱硝副产物的二次污染，脱硝工艺应尽可能减 少噪音对环境的影响。 4）脱硝系统控制采用 统。 5）采用烟气在线自动监测，对烟气脱硝前后的 量进行连续监测，并对 放量进行累积，对脱硝系统氨逃逸量进行在线监测。 6）脱硝工程应尽量节约能源和水源，降低脱硝系统的投资和运行费用。 7）脱硝系统运行小时数按 5500 小时计，脱硝系统可利用率 95%以上。 8）脱硝系统脱硝效率 80%，反应器入口 量 1 号、 2 号机组按 937 3 号、 4 号机组按 1054 9）地震烈度：建（构）物按 7 度设防。 2、工程概况 址概述 阳泉市位于山西省中部东侧，东与河北省交界，北、西、南三面与忻州、太原、晋中三个地市毗邻，地理位置介于北纬 3737 3831，东经 11255 11403之间，全市面积 4578 平方公里，全市下辖两县四区：平定县、盂县、城区、矿区、郊区、开发区。 本项目建设地点为山西 某 发电有限责任公司内， 某 发电有限责任公司位于阳泉市东南边沿，桃河与义井河交汇前的一块三角谷地，距市中心 3-4 房零米海拔高度 636 米。厂区东至白羊墅车站铁路环行线，南临阳泉市南大街和义井河，西靠义白路，北部为石太 铁路和桃河，该处属于桃河及其支流义井河汇合前的交叉口，地势相对平缓开阔的河谷地带。 炉主机 工程 50组用 锅炉，系燃用山西阳泉无烟煤的固态排渣锅炉，属燃用无烟煤的基本型锅炉与 5 万千瓦的汽轮机组成单元机组。 形式：锅炉为单锅筒自然循环高压煤粉锅炉，锅炉整体呈 “”型布置，炉膛四周由膜式水冷壁组成，炉膛出口处布置有屏式过热器，在水平烟道内，依次布置高温过热器，低温过热器。尾部布置有省煤器及管式空气预热器。 锅炉采用集中下降管，过热汽温采用两级喷水调节方式， 固态排渣，四角布置切圆燃烧，配有钢球磨中间储仓式热风送粉系统。 4 锅炉采用露天布置，独立抗震钢构架，炉膛，水平烟道，尾部上级上省煤器以上烟道全部负荷通过吊杆挂在顶板上，空气预热器及下级省煤器负荷作用于尾部构架上。 锅炉的主要技术参数如下表 250要设备设计参数 表 2备名称 参数名称 单 位 数 据 锅 炉 型 式 14 最大连续蒸发量 t/h 220 过热器出口蒸汽压力 热器出口蒸汽温度 540 空预器出口烟气量 h 220000（单炉） 排烟温度 140（进风温度 20 ） 除尘器 型 式 单室三电场除尘器 除尘效率 % 98 制造厂家 河北宣化电除尘厂 引风机 型 号 73 020 311/2 数 量 台 /炉 2 出 力 压 489 工程 100组用 锅炉，燃用山西阳泉地方小窑煤（无烟煤） 形式：采用自然循环、单锅筒、悬浮燃烧、固态排渣、 “”型布置、双 排柱全钢构架、悬吊结构、管式空气预热器、膜式水冷壁。 锅炉主要技术特性 2100要设备设计参数 表 2备名称 参数名称 单 位 数 据 锅 炉 型 号 7 最大连续蒸发量 t/h 410 过热器出口蒸汽压力 5 设备名称 参数名称 单 位 数 据 过热器出口蒸汽温度 540 空预器出口烟气量 h 488500（单炉） 排烟温度 140（进风温度 20 ） 除尘器 型 式 双室四电场除尘器 除尘效率 % 99 制造厂家 浙江电除尘器总厂 引风机 型 号 73 0128 数 量 台 /炉 2 出 力 压 529 烟 囱 高 度 m 180 出口内径 m 5 料来源 某 发电有限责任公司设计煤种和校核煤种均为阳泉无烟煤。 设计煤种和校核煤质分析结果如下表： 煤质资料 表 2目 设计煤种 校核煤种 1 全水份 空气干燥基水份 低位发热量 502 大卡 /千克 5680 大卡 /千克 灰分 挥发分 全硫 碳 氢 氧 6 氮 二氧化硅 氧化二铝 氧 化二铁 化钙 化镁 化钠 化钾 氧化硫 氧化钛 氧化二磷 程气象 水文气象： （ 1） 气温 多年平均气温： 历年极端最高气温： 历年极端最低气温： （ 2） 湿度 多年平均相对湿度： 54 % （ 3）气压 多年平均气压： 93366a （ 4）风速 多年平均风速： 2.0 m/s 多年最大风速： 28 m/s （ 5） 降雨量 多年平均降雨量： 537 6）历年最大积雪厚度： 23 7 （ 7）历年最大冻土深度： 68 程地质 场地平整，海拔高度：约 填土层（ 素填土为主，局部为杂填土，岩性很杂，厚度 厚为 色为主，以粘性土为主，局部为砂土，厚度 1m 左右。 粉土、粉质粘土层（ 分两个亚层）：第一亚层以粉土为主，第二亚层以粉质粘土为主，其岩性基本一致，颁多到互层出现，褐色、褐黄，湿 很湿，局部受地表粉煤灰中水渗漏影响基本饱和状态，可塑、中压缩性，局部夹砂石及砂土透镜体，土质不均，含钙质菌丝，厚度一般 3R=180 粗砾砂层（ 卵石及圆砾，夹粉细砂、中砂及粘性土透镜体、级配良好、卵石成份多为砾岩 、浅褐色、灰褐色、稍湿 很湿、稍密 中密状态，厚度 4R=160细砂） R=230 粉质粘土层（ 色、褐、浅黄色、夹粉土、砂土、卵石透镜体。含少量有机质和钙质菌丝、质地较均一，稍湿至很湿、可塑，中等压缩性。厚度差异较大，在 2间，一般厚度 4R=200 砂卵石层（ 层土分为砂土、卵石两个亚层，以卵石层为主，砂土多分部在该层顶部，呈中密至密实状态，卵石层中填充物多为砂土、局部为粘性土填充、级配较好。 R=250土）， R=400石）。 基岩（ 上部为泥质灰岩，下部为石灰岩。浅灰色，强风化至中等风化， R500 主厂房地段未见有湿陷性黄土，地质钻孔中 30m 未见有地下水。 厂址区域无不良地质构造存在。根据中国地震动参数区划图（ 1/400 万）厂区抗震设防烈度为七度。 厂用水水源 某 发电有限责任公司用水来自娘子关供水工程，供水通过猫脑山水厂供至厂内，可满足本工程用水要求。 可供脱硝工程使用的水质分析结果如下： 水质分析结果表 表 2 目 工业水 项 目 工业水 K+ l l l l l 8 项 目 工业水 项 目 工业水 l l 总硬度 l 酸盐硬度 l l 非碳酸盐硬度 l 化学耗氧量 mg/l 甲基橙碱度 l 溶解性固体 mg/l 酚酞碱度 l 悬浮性固体 mg/l 活性硅 mg/l 全固形物 mg/l 电导率（ 25 ） 2925 us/l 样品外观 无色透明 通运输 交通运输：电厂所有进出入厂区的运输均为公路运输。 目前 某 发电有限责任公司周边有三条干线公路，南大街、义平路、义白路 筑状况 厂区布置分为主厂房区、输煤区、变电区、油库、生产附属建筑区。 主厂房区包括主厂房、锅炉、电气主控楼、电 除尘器、烟囱和烟道等 厂废水排放及治理情况 （ 1）本工程工业废水考虑集中与分散相结合处理方式，按经常性废水、非经常性废水分类 ，选择其最佳处理方案。 （ 2）本工程经处理后的中水应达到或优于 18920市污水再生利用，城市杂用水水质 （ 3）本工程废水经处理后排放标准应符合 水综合排放标准中的一级标准。 全厂的工业废水全部回收处理综合利用，电厂排放的是循环排污水和达标处理后的生活废水。 废水处理 某 发电有限责任公司废水的排放主要来自化验室、循环冷却塔排 污水、含油废水等，各废水源排放特征及治理措施见全厂废水排放一览表。 全厂废水排放一览表 表 2水名称 组成及特性数据() 治理措施 排放去向 9 废水名称 组成及特性数据() 治理措施 排放去向 化学车间排水 酸、碱、 中和池 阳泉市污水处理厂 循环冷却塔排污水 盐类、 回用于煤场洒水、除尘 含油废水 石油类 隔油池 阳泉市污水处理厂 输煤系统冲洗水 油类 沉降池 循环使用 生活污水 氮、油类 一级沉淀 阳泉市污水处理厂 冲渣水 水仓高效浓缩机 循环使用 厂总排 氮、油类 义井河 根据近期 某 电厂的工业污染源达标排放验收监测和污染源年检的监测统计数据表明，该厂废水总排口的 8 项（包括 油类、硫化物、 化物、氯化物）污染指标，以污水综合排放标准（ 96）表 2 中一级标准值评价，除 标率为 ，其余的达标率均为 100%。 3 建设条件 化剂、还原剂的供应 条件 催化剂是烟气脱硝工程（采用 术）的关键设备，本工程脱硝催化剂采用进口，成熟技术的催化剂。催化剂类型和成份在下一阶段设备招标过程中确定。 脱硝还原剂有三种：无水氨、氨水以及尿素 硝系统还原剂类型比较 表 3原剂类型 优点 缺点 液氨 1、反应剂成本最低 2、蒸发成本最低 3、投资较小 4、储存体积最小 1、氨站设计、运行考虑安全问题 氨水 1、较安全 1、 23 倍的反应剂成本 2、大约 10 倍高的蒸发能量 3、较高的储存设备成本 4、投资较大 10 尿素 1、没有危险 1、相对无水氨反应剂成本高 35倍 2、更高的蒸发能量 3、更高的储存设备成本 4、投资较大 综上所述，本可研采用液氨作为还原剂。 通过市场调查，液氨来源较多，市场上货源供应非常丰富，完全可以满足本工程的需要。 还原剂采用汽车运输，厂家送货至电厂的方式。 化剂 催化剂的型式分为平板式和蜂窝式两种。在全世界范围内，目前生产平板式催化剂厂家只有日立和西门子公司，做蜂窝式催化剂的厂家约有 7。 对于催化剂的两种形式，两者各有优 缺点：一般认为在燃煤电厂脱硝装置布置在省煤器和空预器之间，采用平板式催化剂和大孔径的蜂窝式催化剂都可以的，对于燃气电厂和脱硝装置布置在低含尘浓度的时候，会采用蜂窝式催化剂。从国外应用情况来看，推荐平板式和蜂窝式的厂商数量基本持平，另外，从目前世界范围内的使用情况来看，两种形式的催化剂数量也基本相当。 平板式与蜂窝式催化剂比较 表 3目 平板式 蜂窝式 压降 小 大 活性 相当 相当 阻塞问题 不易阻塞 易阻塞 催化剂组成 有不锈钢骨架 基材全 是 化剂体积（同等条件下） 大 小 价格 低 高 可靠性 着火 不会着火 反应器体积 小 大 本工程脱硝催化剂采用进口、成熟技术的催化剂。 硝副产物的处理及综合利用条件 脱硝过程是利用氨将氮氧化物还原，反应产物为无害的水和氮气，因此脱硝过程不产生直接的副产物。可能造成二次污染的物质有逃逸的氨和达到寿命周期的废催化剂。 11 逃逸的氨随烟气排向大气，当逃逸氨的浓度超过一定限值时，会对环境造成污染，因此氨逃逸水平是脱硝装置主要的设计性能指标，也是脱硝装置运行过程中必须监视和控制的指标，脱 硝装置的氨逃逸水平典型的设计值为 5氨逃逸量超过此限值时，应更换催化剂。 在中国对于氨的排放适用的法规是恶臭污染物排放标准（ 。 失效的催化剂可以返还给催化剂销售商，由其负责处理失效催化剂。返还和处理手续及费用在销售时或洽谈更换催化剂的合同条款时进行协商。废催化剂可能的再利用方法包括：用作水泥原料或混凝土及其它筑路材料的原料；从中回收金属；再生等。 催化剂销售商和用户之间协议的普遍规则是要求销售商承担失效催化剂的所有权和处理责任。 本工程可采用失效的催化剂返还给催化剂销售商 ，由其负责处理失效催化剂的方式，在条件成熟后由国内厂家处理。 硝场地条件 根据烟气脱硝工艺的要求，脱硝装置布置在锅炉与除尘器之间场地，采用钢结构支架形式将脱硝装置支撑在锅炉与除尘器之间烟道上；液态氨的贮存和供应布置在 1735 平米地场地上，地面布置；管道采用管道支架。 硝用电、水、汽、气条件 本脱硝工程是在原有老厂的基础上进行技术改造，脱硝工程用电、水量、蒸汽和压缩空气量均较少，不需要新建单独的水源、电源、气源等。 本工程中工业用水由电厂循环水提供，生活用水由厂区生活用水管网供给。 4 烟气脱硝工艺方案 计基础参数 炉燃煤量 锅炉燃煤量按锅炉最大连续出力计算，见下表 表 燃煤量计算表 项目 单位 设计煤种 校核煤种 1炉小时燃煤量 t/h 炉小时燃煤量 t/h 时燃煤量（共 4 台炉） 燃煤量 t/d 燃煤量 t/a 840730 899910 12 注： a)锅炉的年运行利用小时数按 5500 小时计算； b)锅炉日 平均运行小时数按 22 小时计算。 c)锅炉热效率按 90%计算。 硝装置设计参数 表 硝装置设计参数。 项目 单位 设计煤种 校核煤种 煤的含硫量 % 炉标态湿烟气量 （ h） 306297（ 206363） 369906（ 227000） 1炉标态干烟气量 （ h） 287613（ 193775） 347342（ 213153） 3炉标态湿烟气量 （ h） 703228（ 431550） 796030（ 488500） 3炉 标态干烟气量 （ h） 660331（ 405225） 747472（ 458701） 口 （ 282 317 口 （ 937（ 70%） 1054（ 70%） 脱硝效率 （ %） 75 75 硝工艺方案的选择 硝工艺的简介 有关 燃烧前、燃烧中和燃烧后。当前，燃烧前脱硝的研究很少，几乎所有的形容都集中在燃烧中和燃烧后的 以在国际上把燃烧中 制措施统称为一次措施，把燃烧后的 称为烟气脱硝技术。 目前普遍采用的燃烧中 要有低 气分级燃烧和燃料分级燃烧。 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催化还原技术（ 称 选择性非催化还原技术（ 称 及 合烟气脱硝技术。 气脱硝技术 近几年来选择性催化还原烟气脱硝技术 (展较快 ,在欧洲和日本得到了广泛的应用 ,目前氨催化还原烟气脱硝技术是应用最多的技术。 1） 硝反应 13 硝系统是向催化剂上游的烟气中喷入氨气或其它合适的还原剂、利用催化剂将烟气中的 通常的设计中，使用液态无水氨或氨水（氨的水溶液），无论以何种形式使用氨，首先使氨蒸发，然后氨和稀释空气或烟气混合，最后利用喷氨格栅将其喷入 应器上游的烟气中。图为应原理示意图。 在 应器内， 过以下反应被还原： 423N 2+6N 2+6烟气中有氧气时，反应第一式优先进行，因此，氨消耗量与 原量有一对一的关系。 在锅炉的烟气中， %， 223N 2+6N 2+12面两个反应表明还原 O 需要更多的氨。 在绝大多数锅炉的烟气中， 此 统 高，喷入到烟气中的氨几乎完全和 一小部分氨不反应而是作为氨逃逸离开了反应器。一般来说，对于新的催化剂，氨逃逸量很低。但是，随着催化剂失活或者表面被飞灰覆盖或堵塞，氨逃逸量就会增加，为了维持需要的 必须增加反应器中 不能保证预先设定的脱硝效率和（或）氨逃逸量的性能标准时，就必须在反应器内添加或更换新的催化剂以恢复催化剂的活性和反应器性能。从新催化剂开始使用到被更换这段时间称为催化剂寿命。 2） 统组成及反应器布置 下图为典型 气脱硝工艺系统简图， 统一般由氨的储存系统、氨与空气混合系统、氨气喷入系统、反应器系统、省煤器旁路、 路、检测控制系统等组成。 14 应器在锅炉烟道中一般有三种不同的安装位置，即热段 /高灰布置、热段 /低灰和冷段布置。 （ 1）热段 /高灰布置：反应器布置在空气预热器前温度为 350 左右的位置，此时烟气中所含有的全部飞灰和 应器的工作条件是在 “不干净 ”的高尘烟气中。由于这种布置方案的烟气温度在 300 400 的范围内，适合于多数催化剂的反应温度，因而它被广泛采用。但是由于催化剂是在 “不 干净 ”的烟气中工作，因此催化剂的寿命会受下列因素的影响： 烟气所携带的飞灰中含有 a,s 等成分时，会使催化剂 “中毒 ”或受污染，从而降低催化剂的效能。 飞灰对催化剂反应器的磨损。 飞灰将催化剂反应器蜂窝状通道堵塞。 如烟气温度升高，会将催化剂烧结，或使之再结晶而失效，如烟气温度降低， 而会堵塞催化反应器通道和污染空气预热器。 高活性的催化剂会促使烟气中的 此应避免采用高活性的催化剂用于这种布置。 为了尽可能地延长催化剂的使用寿命，除 了应选择合适的催化剂之外，要使反应器通道有足够的空间以防堵塞，同时还要有防腐措施。 （ 2）热段 /低灰布置：反应器布置在静电除尘器和空气预热器之间，这时，温度为 300 400 的烟气先经过电除尘器以后再进入催化剂反应器，这样可以防止烟气中的飞灰对催化剂的污染和将反应器磨损或堵塞，但烟气中的 用这一方案的最大问题是，静电除尘器无法在 300 400 的温度下正常运行，因此很少采用。 （ 3）冷段布置：反应器布置在烟气脱硫装置（ 后，这样催化剂将完全工作在无尘、无 干净 ”烟气中，由于不 存在飞灰对反应器的堵塞及腐蚀问题，也不存在催化剂的污染和中毒问题，因此可以采用高活性的催化剂，减少了反应器的体积并使反应器布置紧凑。当催化剂在 “干净 ”烟气中工作时，其工作寿命可达 3 5 年（在 “不干净 ”的烟气中的工作寿命为 2 3 年）。这一布置方式的主要问题是，当将反应器布置在湿式 硫装置后，其排烟温度仅为 50 60 ，因此，为使烟气在进入催化剂反应器 15 之前达到所需要的反应温度，需要在烟道内加装燃油或燃烧天然气的燃烧器，或蒸汽加热的换热器以加热烟气，从而增加了能源消耗和运行费用。 对于一般燃油或燃煤锅炉，其 应器多选择安装于锅炉省煤器与空气预热器之间，因为此区间的烟气温度刚好适合 硝还原反应，氨被喷射于省煤器与 应器间烟道内的适当位置，使其与烟气充分混合后在反应器内与氮氧化物反应， 统商业运行业绩的脱硝效率约为 70% 90%。 气脱硝技术 选择性催化还原脱除 种不需要催化剂的选择性还原过程或许更加诱人，这就是选择性非催化还原技术。该技术是用 素等还原剂喷入炉内与 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 850 1100 的区域，该还原剂（尿素）迅速热分解成 应生成 方法是以炉膛为反应器。 研究发现，在炉膛 850 1100 这一狭窄的温度范围内、在无催化剂作用下， 本上不与烟气中的 此发展了 。在 850 1100范围内， 424N 2+6素为还原剂 O( +1/2N 2+2O 当温度高于 1100 时 , 4H 2O 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。 850 110O 。当反应温度过高时，由于氨的分解会使 一方面，反应温度过低时，氨的逃逸增加，也会使 的逃逸会造成新的环境污染。 引起 统氨逃逸的原因有两种，一是由于喷入点烟气温度低影响了氨与 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 果喷入控制点太少或喷到炉内某个断面上的氨分布不均匀，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 须设法使喷入的 喷入的 逃逸的 且烟气中 03会产生 (有腐蚀的危险。 16 气脱硝技术的脱硝效率一般为 25%受锅炉结构尺寸影响很大，多用作低 用 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， 2O， 破坏大气平流层中的臭氧，除此之外， 被认为会产生温室效应，因此产生 题己引起人们的重视。 统烟气脱硝过程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。 合烟气脱硝技术 一步脱除 是把 艺的低费用特点同 艺的高效率及低的氨逃逸率进行有效结合。该联合工艺于 20 世纪 70 年代首次在日本的一座燃油装置上进行试验，试 验表明了该技术的可行性。理论上， 艺在脱除部分 系可向 化剂提供充足的氨，但是控制好氨的分布以适应 了克服这一难点，混合工艺需要在 应器中安装一个辅助氨喷射系统。通过试验和调节辅助氨喷射可以改善氨气在反应器中的分布效果。资料介绍 合工艺的运行特性参数可以达到 40%脱硝效率，氨的逃逸小于 5 气脱硝技术的选择 根据以上对脱硝工艺的简单介绍，控制火电厂 种脱硝工艺工程投资和脱硝效率各不相同，选择何种脱硝工艺一般可根据以下几个万面综合考虑 : l) 2)脱硝工艺要适用于工程己确定的煤种条件，并考虑燃煤来源的变化可能性 ; 3)脱硝工艺要做到技术成熟、设备运行可靠，并有较多成功的运行业绩 ; 4)根据工程的实际情况尽量减少脱硝装置的建设投资 ; 5)脱硝装置应布置合理 ; 6)脱硝剂要有稳定可靠的来源 ; 7)脱硝工艺脱硝吸收剂、水和能源等消耗少，尽量减少运行费用。 表 气脱硝技术设计参数比较。 17 项目 合型 原剂 以 可使用 用 反应温度 320 一 400 前段 :850， 后段 :320 850 一 110O 催化剂 成份主要为 段加装少量催化剂 (成份主要为不使用催化剂 脱硝效率 70 90 40 70 25% 60% 还原剂喷射位置 多选择于省煤器与 锅炉负荷不同喷射位置也不同，通常位于 一次过热器或二次过热器后端 通常在炉膛内喷射，但需与锅炉厂家配合 会导致 03氧化较 不导致 03氧化 3 5 0 15空气预 热器影响 03易形成化率较 ，造成堵塞或腐蚀的机会较 不导致 成堵塞或腐蚀的机会为三者最低 系统压力损失 催化剂会造成压力损失 催化剂用量较 ，产生的压力损失相对较低 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 影响与 同 无影响 锅炉的影响 受省煤器出口烟气温度的影响 受炉膛内烟气流速及温度分布的影响 与 合系统影响相同 综合上述，根据技术先进，工艺成熟，经济合理，有工业业绩，脱硝效率高的原则，本烟气脱硝工程可行性研究推荐采用 气脱硝技术。 5 脱硝工程设想 硝系统由三个子系统所组成， 应器及附属系统、氨储存处理系统和氨注入系统。 硝装置总体布置 本烟气脱硝工程主要构筑物有脱硝装置 、液态氨的贮存和供应系统的构筑物。 根据烟气脱硝工艺的要求， 1 号、 2 号机组脱硝装置布置在每一台锅炉与除尘器之间场地，由于该处场地已设计布置烟道，采用钢结构的支架形式将脱硝装置支撑在锅炉与除尘器之间烟道上。 3 号、 4 号机组脱 18 硝装置布置在每两台锅炉与灰渣泵房之间场地，由于该处场地零平面布置有沟道，采用钢结构的支架形式将脱硝装置支撑在锅炉与灰渣泵房之间场地。 液态氨的贮存和供应布置在 1735 平米的场地上，布置位置考虑位于 4 号锅炉脱硫区域与煤场之间。 全厂脱硝装置的控制系统布置在 还原剂采用输送管道方式。 道路 :在 液态氨的贮存和供应的建筑构筑物形成消防环路，采剧混凝土路面与厂区道路相连接。 （还原剂 ）的储存系统及设备 统描述 还原剂（氨）用罐车运输并在储罐储存。在高压下，氨被液化以减小运输和储存的体积。 市场购买的还原剂（液态氨浓度 ,供应商用罐装车运输（以液体形态储存在压力容器内），送往 某 发电有限责任公司的氨贮存场地，通过氨卸载压缩机卸载，进入氨贮罐贮存。使用时，储存罐中的氨借助自压输送到蒸发器中，蒸发器是氨注入系统的组件。 系统设置二台卸载压缩机，一台运行，一台备用，全厂设置两台氨贮罐，总容积满足全厂 4 台炉 10天的用氨量。 14 号锅炉 气脱硝系统物料平衡计算，计算结果如下表所示。 表计算结果 参数 数值 还原剂类型 无水氨 纯度（ %） 硝效率（ %） 逃逸（ 5 催化剂寿命（小时） 24000 日耗 t/d） 耗 t/a） 4117 高压力下储存的无水液氨意外泄露到大气中是危险的，因此需要严格的安全和环保规定。当系统在很长时间不使用或进行定期检查时 ，用氮气清洗系统，将氨从氨容器和设备中清洗干净 (氨储罐除外 )。 统设备及布置 共用系统：氨储存及处理系统设备 19 本系统布置场地，氨储罐布置在半露天雨棚中的零米地面；氨卸载压缩机等转动的机械设备以及电气设备布置在氨储罐旁边的建筑物内。 （还原剂 ）注入系统及设备 统描述 储罐里的液态氨靠自压输送到蒸发器，在蒸发器内（通过蒸汽加热）将氨蒸发，在缓冲贮罐贮存，通过管道送至每一台炉的 应装置旁。再用空气稀释高浓度无水氨，这样氨 /空气混合物安全且不易燃。通过装在 口烟道内的 氨注入格栅，将氨 /空气混合物注入到 统内。 全厂设置两台蒸发器和两个缓冲贮罐（公用，只有容量备用，无数量备用） 每一台锅炉设置二台稀释风机，一台运行，一台备用。 每一台锅炉设置二台氨 /空气混合器。 统设备及布置 表系统设备 系统名称 设备名称 数量 氨注入系统 氨加热器 2 氨缓冲罐 2 稀释空气风机 8 氨 /空气混合器 8 蒸发器、缓冲贮罐均布置在储罐旁边的建筑物内；每一台锅炉的稀释空气风机、氨 /空气混合器均相应布置在每一台锅炉的零米附近。 硝工艺系统及设备 统描述 统 应器和附属系统由挡板门、氨注入格栅、氨 /烟气混合器、 应器、催化剂、吹灰系统和烟道等组成。 通过注入格栅的多个喷嘴，将氨喷入烟气中。注入格栅后的烟气混合装置促进烟气和氨的混合，保证烟气中氨浓度的均匀分布。 来自锅炉省煤器出口的烟气通过 应器， 应器包含催化剂层，在催化剂作用下， 化剂促进氨和 应器最上面有整流栅格，使流动烟气分布均匀。催化剂装在模块组件中，便于搬运、安装和更换。 20 应器催化剂层间安装吹灰器用来吹除沉积在催化剂上的灰尘和 应副产物，以减少反应器压力降。 烟气系统中的进、出口挡板门、旁路安装挡板门用来在锅炉启动和停止期间或紧急状况下隔离 应器。 艺主要性能指标有：脱硝效率、氨量、反应器的压力降等。 艺主要设计参数有催化剂总量、催化剂高度、催化剂空隙率和烟气速度等。 燃煤锅炉 气脱硝装置催化剂设计参数见下表。 表燃煤锅炉 气脱硝装置催化剂设计参数 项目 蜂窝型催化剂 板型催化剂 某 发电有限责任公司 蜂窝催化剂 高灰煤 低灰煤 单块催化剂孔数 400 441 529 400 间距（ 表面积（ / 427 444 470 500 285 451 空隙率（ %） 64 69 71 67 82 74 压力降（ m） 系统设备及布置 应器的布置方式： 在热段 /高灰布置中， 应器位于省煤器和空气预热器之间，因为该区域烟气温度在 300的范围内。 某 发电有限责 任公司锅炉省煤器和空气预热器之间的烟气温度在该范围内。世界上绝大多数燃煤火电厂的 置采用这种布置万式。 这种布置方式的主要优点是投资和运行费用低，因为该段的烟气温度与催化剂要求的运行范围相符合。这种布置的其主要缺点是催化剂暴露于含有全部灰尘和硫分的烟气中。采用这种布置方式主要是含硫量低于 2%的烟煤发电锅炉。 有设备的迁移 某 发电有限责任公司的 置采用热段 /高灰布置方式，适合于催化剂性能的烟气温度区域在高温空气预热器和低温省煤器之间。锅炉现有的部分设备需要迁移。 可考虑现有设备的三 种移位方案： 21 高温空气预热器移位； 低温省煤器移位； 低温省煤器和低温空气预热器移位。 在采用 置时，延长烟道和安装催化剂会使系统的压力降增加， 统需要更换更大压头的引风机，否则锅炉负荷将降低。延长锅炉烟道会使空气和烟气侧的热损失的增加，从而使锅炉效率降低，因此烟道需保温。 高温空气预热器移位方案 ：空气侧的压力降将增大，与已有设备的冲突比低温省煤器移位方案严重，因为需要移动从低温空气预热器出来的空气管道。 低温省煤器移位方案：将低温省煤器移位至进入 应器的烟道中，保持原烟道的截面积 和尺寸，低温省煤器按原布置方式布置，因此水侧压力降没有变化。 低温省煤器和低温空气预期热器移位方案 ：工程投资和锅炉效率的降低都是最大的，因为许多设备都要移位。此外，在这种方案中，催化剂被放置在高温省煤器下面，如果发生高温省煤器漏水，催化剂寿命和脱硝效率将降低。 下表总结了上述三种设备移位方案的优点和缺点及建议。 表锅炉辅助设备移位方案概要 移位设备方案 优点 缺点 建议 高温空气预热器移位 中等设备投资 与已有设备严重冲突，增加烟气和空气侧压力降。 调查已有设备的位置；调查送风机和引风机可用余量；管道 保温。 低温省煤器移位 设备投资最低 烟气和水的热损失增加烟气侧的压力降增大。空气侧压力降不变 管道保温；更换高效低温省煤器；调查送风机和引风机的余量。 低温省煤器和低温空预热器移位 设备投资最高 与已有设备冲突最严重 避免采用。 综上所述，选择低温省煤器移位方案 。 锅炉附近的地面被送风机和一次风机占用，大型的风道悬挂在一层楼板下，如果将 应器安放在锅炉房内（锅炉附近），用于锅炉维护的空间将更小，而且安装周期会更长。 下表总结了 应器两种安装方案的优缺点及建议。 22 表 应器安装位置 概要 要点 优点 缺点 建议 靠近锅炉 管道短 与已有设备严重冲突；锅炉维护空间小 不可行 靠近 易进出 烟道长；静电除尘器维护空间小；投资高。 尽可能的减小烟道长度