沙角C电厂项目可行性研究报告.doc

沙角C电厂项目1 概 述1.1 项目背景沙角C电厂位于广东省东莞市虎门镇，为广东省主力发电厂之一。沙角发电厂C厂总装机容量为1980MW(3660MW)，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GEC-ALSTHOM公司采用交钥匙的方式承包兴建，1996年6月三台机组正式移交商业运行。沙角C电厂积极履行社会责任，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C电厂采用高效静电除尘器，除尘效率达99.3%；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C电厂处于珠江三角洲地区，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NOx的控制放到防治酸雨的首位，纷纷制定严格的燃煤电厂NOx排放浓度标准，我省是一个燃煤大省，随着电力工业的持续发展，用于发电的煤量必将逐年增加，NOx排放量也必将逐年增加，从严控制燃煤电厂NOx排放已成为必要。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C电厂在安全生产的同时，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。1.2 研究范围参照火力发电厂可行性研究报告内容深度规定(DL/T5375-2008)的要求，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1.3 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。1.4 主要编制原则(1) 脱硝机组规模本工程脱硝机组规模按3660MW考虑，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(SCR)考虑。(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6800h考虑。(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EP+C建设模式考虑。1.5 简要的工作过程(1) 2010年12月中旬，我院接到沙角C电厂关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C电厂现场进行了实地考查，并与业主单位技术交流。(3) 2011年2月下旬，我院完成沙角C电厂脱硝工程可行性研究报告初稿。2 电厂工程概况2.1 厂址条件及自然条件2.1.1 厂址概况沙角C电厂位于广州市东南约99km的珠江口东岸，装机容量为3660MW，属广东省东莞市虎门镇辖区。厂址北距虎门镇约9km，距东莞市约24km，东南距深圳市约70km，厂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C电厂的西侧是已经建成的沙角B电厂（2350MW燃煤机组）和沙角A电厂（3200MW+2300MW燃煤机组），至目前为止，该厂址总装机容量已达3880MW。2.1.2 交通运输2.1.2.1 水路电厂面临珠江口内伶仃洋，建港条件良好，C厂岸墙距主航道约1300m左右，建有一座5万t级泊位的煤码头，运煤船可直接停靠已建成的煤码头，电厂由水路至广州57km，至深圳82km，出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。2.1.2.2 陆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+20.5m，最小曲率半径15m，最大坡度4.6%，设计荷载为汽-20，挂-100。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。2.1.3 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：2.10m(珠江基面)历年最低低潮位：-1.84m(珠江基面)多年平均高潮位：0.63m(珠江基面)多年平均低潮位：-0.97m(珠江基面)多年平均潮差：1.60m(珠江基面)历年最大涨潮潮差：2.90m历年最大落潮潮差：3.36m五十年一遇高潮位：2.34m百年一遇高潮位：2.46m百年一遇最低潮位：-2.24m最大年降雨量：2326mm最小年降雨量：972.20mm最大日降雨量：443.40mm最大时降雨量：83.90mm历年平均气压：101.070kPa历年最高气温：37.90历年最低气温：-0.5历年平均气温：22.8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(SSE)，次主导风向为北西(NW)，每年台风次数57次不等，其中强台风占66%，最大风速30m/s。2.1.4 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。2.2 燃料及供水2.2.1 煤种及煤质2.2.1 煤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2.2-1所示。表2.2-1 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Wy9.2312.00灰份Ay12.4613.00挥发份Vr25.0627.33固定碳53.2547.67碳份Cy64.3660.51氢份Hy4.153.62氧份Oy8.289.94氮份Ny0.890.70含硫量Sy0.630.43低位发热量Qdwkcal/kg59805445kJ/kg2503722797高位发热量Qgwkcal/kg62615715kJ/kg2621323927灰变形温度T112001130灰软化温度t212901160灰熔化温度T313101210可磨度（哈氏）4954灰特性分析符号单位设计煤种校核煤种SiO264.0336.71Al2O320.5013.99Fe2O35.9711.36CaO5.7522.92TiO20.900.00MgO0.351.28SO31.209.30Na2O0.201.23K2O0.430.73P2O50.67-2.3 电厂机组状况2.3.1 电厂规模沙角发电厂C厂总装机容量为1980MW(3660MW)，电厂全套发电设备由国外进口，电厂于1992年正式动工，由GEC-ALSTHOM公司采用交钥匙的方式承包兴建，1996年6月三台机组正式移交商业运行。2.3.2 电厂主要设备及参数2.3.2.1 锅炉锅炉为引进美国CE公司的亚临界压力中间再热强制循环汽包炉CC+RR-70。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%BMCR。锅炉主要参数如下：项 目 单 位设计煤（国产煤）校核煤（进口煤）BMCRTMCRECR50%MCRBMCRTMCRECR50%MCR汽包压力MPa19.519.419.2710.6519.519.419.2710.65主蒸汽流量t/h2100.12038.91969.71050.02100.12038.91969.71050.0主蒸汽压力MPa18.218.1618.1010.518.218.1618.1010.5主蒸汽温度540540540540540540540540主蒸汽压力损失MPa1.311.241.170.941.311.241.170.94再热蒸汽流量t/h1836.71788.41733.4955.11836.71788.41733.4955.1再热器进口压力MPa4.364.254.122.204.364.254.122.20再热器进口温度332.6330.9328.2334332.6330.9328.2334再热蒸汽压力损失MPa0.200.200.190.110.200.200.190.11再热器出口压力MPa4.164.053.932.934.164.053.932.93再热器出口温度542.7542.7542.7542.7542.7542.7542.7542.7给水温度275273.2271234275273.2271234省煤器压力损失MPa0.400.390.380.260.400.390.380.26省煤器出口水温325324323288325324323288炉膛出口过剩空气系数1.201.201.201.201.201.201.201.20锅炉效率（高位热值）%87.7887.8287.9788.8587.9888.0188.0088.95燃料消耗量（高位热值）t/h262255248142238232226130环境温度2222222222222222空预器进口风温25.325.325.331.425.225.225.230.2空预器出口二次风温319317308268316314312267空预器出口一次风温309307298264308307305264空预器进口风压，二次风Pa2.852.732.651.522.792.672.581.52空预器进口烟温357355351290352350347287空预器出口烟温（未修正）132131127112133132131113空预器出口烟温（已修正）126126122106127126125107炉膛至省煤器出口烟气阻力kPa1.171.111.080.331.101.050.980.31省煤器出口到空预器出口烟气阻力kPa1.371.191.170.421.321.161.100.422.3.2.2 空气预热器本工程配备ABB公司设计制造的回转空气预热器。空预器的相关参数如下：序号项目单位技术规范1型号31-1/2-VI（T）802数量台22转子速度主传动（电动）r/min1辅传动（气动）r/min1/153传热元件热段（高度/）mm914中间热段（高度）mm813冷段（高度）mm305备用层（高度）mm3054设计漏风率8%2.3.2.3 中速磨煤机原磨煤机采用的是ABB-CE磨煤机制造厂的碗式磨煤机（HP983），设计煤种煤粉细度R9018.4，其相关参数如下：额定出力65.455t/h设计煤种出力53.084t/h校核煤种出力47.677t/h数量6台额定一次风量 98.182t/h电动机电源3kV/3ph/50Hz电动机功率448kW转速975r/min2.3.2.4 一次风机原一次风机采用美国NOVENCO风机制造厂生产的双级动叶可调轴流风机，相关参数如下：型号 AST-1928/1250型型式 双级动叶可调轴流风机数量 2台TB工况流量 243720m3/h风压 7.5-9.5kPa电动机电压等级 10kV电动机功率 1679kW转速 1490r/min2.3.2.5 送风机原送风机采用美国NOVENCO风机制造厂生产的动叶可调轴流式风机，相关参数如下：型号 ASN-2800/1400N型型式 单级动叶可调轴流式数量 2台流量 806400m3/h风压 3.0kPa电动机电压等级 10kV电机额定功率 1679kW转速 992r/min2.3.2.6 引风机原引风机采用美国NOVENCO风机制造厂生产的离心式风机，相关参数如下：型号 CSDC-3550/2248型型式 双速双吸离心风机数量 2台流量 1937088/1717503m3/h风压 进口：-5.254/-4.076kPa 出口：0.6474/0.5129kPa电动机电压等级 10kV低速电机额定功率 2313kW高速电机额定功率 3357kW转速 740/590r/min2.3.2.7 静电除尘器除尘器为ABB ENVIRONMENT SYSTEMS/FLAKT公司产品，四室四电场，主要参数如下：数量 1台型号 3P2CH 2C 35D 4F/15.75x49.215x59.058满负荷烟温 128除尘效率 99.3%集尘总面积 151200m22.3.2.8 脱硫增压风机原脱硫增压风机采用Denmark HOWDEN风机制造厂生产的动叶可调轴流式风机，相关参数如下：型号 Variax ANN-5150/2500B型型式 动叶可调轴流式风机数量 1台BMCR工况流量 3490560m3/hBMCR工况全压升 2900PaTB工况流量 3933720m3/hTB工况全压升 3900Pa电动机电压等级 10kV电机额定功率 4800Kw(#1、3炉)、5500Kw（#2炉）转速 596r/min2.4 厂区总平面布置沙角C电厂现已经建设了3台660MW机组。主厂房区布置在厂区中心地段，固定端朝东，扩建端朝西，由东向西依次为电厂13机组，锅炉朝南，面向伶仃洋，电厂向北出线。在主厂区的东侧和西侧均有电厂的附属设施，东南是煤场和码头。2.5 电厂主要控制方式及控制水平2.5.1 厂级自动化系统沙角C电厂设置有厂级监控信息系统，系统设有与各单元机组的分散控制系统(DCS)、各辅助系统控制系统及电网监控系统(NCS) 的网络通讯接口，收集和处理工艺系统生产过程数据，为厂级监控信息系统提供所需的全厂生产过程信息。从而实现全厂生产过程的统一管理，优化管理，提高全厂安全、经济运行的水平。2.5.2 机组热工自动化水平沙角C电厂#1#3机组在同一集控室机、炉、电集中控制。与机组运行密切相关的各辅助系统（空压机、厂用电公用部分）接至公用DCS系统，实现在集控室集中监控。单元机组以分散控制系统(DCS) 作为机组监视和控制的核心，由分散控制系统(DCS) 实现机组的数据采集(DAS)、模拟量控制(MCS)、顺序控制(SCS)、锅炉炉膛安全监控(FSSS)、发电机变压器组保护及厂用电系统等功能，并配汽机电液控制系统(DEH)、汽机紧急跳闸系统(ETS)、汽机监视仪表系统(TSI)、锅炉吹灰控制、自动电压调节装置(AVR) 和自动准同期装置(ASS) 等自动化设备，对锅炉、汽机、发电机变压器组保护及厂用电系统等进行控制与监视。机组运行人员在单元控制室内以LCD操作员站为主，对机组进行运行管理。2.5.3 辅助车间热工自动化控制沙角C电厂各辅助车间为独立的控制系统，设有除盐补充水控制室、循环水控制室、燃料控制室、燃油控制室等，采用可编程控制器(PLC)与就地上位机工业控制机(PC)构成的计算机控制系统，就地设置控制室及巡检、调试维护站等。电厂的各辅助车间与公用DCS系统连接，系统运行信息实现在集控室集中监视。2.6 除灰渣方式沙角C电厂原除灰系统采用正压气力输送系统，将省煤器及除尘器排灰经气力输送管道输送到灰库。根据资料，除灰系统设计出力为73.27 t/h，现在设计输送灰量约60t/h70t/h，除灰系统目前运行正常。省煤器输送单元因灰量较少，每2小时输送1次。3 脱硝工程建设条件3.1 脱硝还原剂供应3.1.1 脱硝还原剂用量烟气中主要通过以下还原反应来去除其中的NOx：4NO+4NH3+O24N2+6H2O6NO2+8NH37N2+12H2O在以上反应中，都需要NH3作为还原剂来还原烟气中的氮氧化合物。NH3即为脱硝还原剂。一般来说，脱硝剂目前主要有三种来源：液氨，氨水和尿素。针对本工程而言，三种脱硝还原剂的耗量分别如下表3.1-1：表3.1-1 脱硝还原剂消耗量脱硝效率液氨(99.6%)氨水(Wt25%)尿素(N：Wt46.1%)1660MW机组80%消耗量(kg/h)3041216537储存量(t )46.8187.382.790%消耗量(kg/h)3411364601.8储存量(kg)52.5210.192.7注：脱硝还原剂的计算基于以下前提：(1) 入口NOx浓度为450mgNm3(干态，6%O2)(2) NH3泄漏率为3ppm(3) 储存容量按7d，每天22h考虑3.1.2 液氨法制氨3.1.2.1 工艺流程液氨法制氨工艺简单, 脱硝系统所需的气氨由液氨蒸发槽制得。 液氨蒸发槽为螺旋管式，管内为液氨管外为温水浴。以蒸气通过管道加热温水，或者直接用电将水加热，再以温水将液氨汽化，蒸气流量根据蒸发槽本身水浴温度控制调节。生成氨气被稀释风机的空气稀释成氨气体积含量为5%的混合气体后送入烟气系统。液氨法工艺流程图如图3.1-1所示：图3.1-1 液氨法制氨工艺流程图3.1.2.2 工艺系统组成液氨储存、制备、供应系统包括液氨卸料压缩机、储氨罐、液氨蒸发槽、氨气缓冲槽、稀释风机、混合器、氨气稀释槽、废水泵、废水池等。此套系统提供氨气供脱硝反应使用。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储氨罐内，储槽中的液氨输送到液氨蒸发槽内蒸发为氨气，经氨气缓冲槽来控制一定的压力及其流量，然后与稀释空气在混合器中混合均匀，再送达脱硝系统。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。3.1.2.3 方案技术特点液氨法制氨方案技术特点如下：(1) 此方案技术成熟，运行业绩最多。目前广东省内实施脱硝的新、扩建工程都是采用液氨法制氨方案；(2) 系统初投资少，运行费用低；(3) 此方案是采用液氨做还原剂，根据我国危险化学物品名表(GB12268-90)和重大危险源辨识(GB18218-2009)的有关规定，液氨、氨水构成危险货物，液氨在生产、储存场所超过10t时构成重大危险源。因此，在液氨储存和制备系统设计、建造和运行等方面必须要遵循各种安全规范要求。此外，采用液氨法工艺还需通过严格的安全评价审批手续。(4) 方案占地大约1000m2（未考虑安全间距）。3.1.3 尿素法制氨方案(备选)尿素制氨工艺有水解法和热解法两种。采用水解工艺方法在市场上的趋势是所占份额越来越少，因此目前热解工艺发展迅速。在中国，华能北京热电厂4台机组和石景山京能热电厂4200MW机组脱硝系统，还有华能玉环电厂41000MW机组、香港青山电厂等还原剂制备均采用尿素热解工艺。3.1.3.1 尿素水解尿素水解制氨工艺原料为干态颗粒尿素，使用高温高压蒸汽对尿素溶液进行水解，水解终产物为气氨、二氧化碳和水蒸气的混合物，减压稀释后进入SCR喷氨格栅系统。(1) 工艺原理(NH2)2CO + H2O + Heat 2NH3 + CO2.尿素水溶液与水在加热条件下进行分解反应，生成气态的氨、二氧化碳和水蒸汽的混合物，与空气稀释混合后作为烟气脱硝系统的还原剂使用。(2) 工艺流程首先将颗粒尿素送入尿素溶解槽，用水解器出来的液体进行溶解，不足时用除盐水补充，配制成一定浓度的尿素水溶液(40%wt)，然后用泵送入尿素水解器，尿素水解器采用2.5MPa(A)的蒸汽进行直接加热，尿素在水解器内水解为氨和二氧化碳。水解器出口含氨气体送脱硝系统使用，水解器出来的液体返回尿素溶解槽作溶解液使用。3.1.3.2 尿素热解(1) 工艺原理300650C尿素热解反应方程式如下：300650CCO(NH2)2 NH3 + HNCOHNCO + H2O NH3 + CO2该工艺将首先将尿素溶于水制成水溶液，然后进入热解室分解为氨(NH3)并通过SCR系统中氨气喷射格栅(AIG)提供脱硝系统所需的还原剂(NH3)。(2) 工艺流程尿素颗粒与去离子水配制成指定浓度(4060%)溶液后输送至尿素溶液储罐储存，配制好的尿素溶液通过高流量循环模块(HFD)输送到计量分配模块(MDM)，该计量模块能根据系统氨需量自动控制尿素溶液进入流量，并利用压缩空气将尿素溶液雾化并通过喷头喷入热解室(DC)内，与经由稀释风机、换热器和电加热器输送过来的高温空气混合热解，生成NH3、H2O和CO2，分解产物与稀释空气混合均匀并喷入脱硝系统。尿素热解工艺流程如图3.1-2所示，图3.1-2 尿素热解流程示意图3.1.3.3 两种尿素法制氨方案比较尿素法该制氨工艺的主要优点是安全、可靠，避免了SCR系统直接使用液氨或氨水带来的运输、储存和运行中所面临的相关人身安全和环境污染问题；但方案初投资较大，运行费用较高。热解法虽然需消耗少量的热烟气，但对锅炉热效率影响较小，系统简单，调节能力强，氨逃逸控制好，易于操作；水解法系统复杂，负荷变化时易生成高分子固态物，氨腐蚀容器管线材质不安全，调节性能差，电耗相对较大。3.1.4 三种脱硝还原剂的选择与比较脱硝剂的成本中，运输成本占到了很大一部分。氨水中有效的部分只有14，其余都是水，带来了额外的运输和储存成本。所以仅就消耗的费用而言，氨水是不经济的。但是液氨运输和储存具有一定的危险性。采用液氨和氨水作为脱硝剂，其系统基本一致，氨水的储罐容量要大于液氨储罐容量(取决于氨水浓度，一般为25%，v/v)。相对来说，尿素是三种催化剂中单价最贵的一种。尿素的售价要高于氨水与液氨，而且尿素需要进行复杂的反应才能生成NH3，系统较使用氨水或液氨要复杂得多。只有当电厂附近没有氨水或者液氨供应商、使用槽车运输氨水因运输成本增加导致其价格与尿素相当时，才会考虑使用尿素。或者是当地的法令极为严格，使用槽车运输液氨或者氨水不允许的时候，才会使用尿素。三种脱硝还原剂的比较列于表3.1-4。表3.1-4 各种还原剂的比较项目液氨氨水尿素还原剂费用便宜(100%)贵(约150%)最贵 (约180%)运输费用便宜贵便宜安全性要求很高，有法律规定要求高无特殊要求储存条件高压常规大气压常规大气压干态(加热干燥空气)储存方式液态(箱罐)液态(箱罐)微粒状(料仓)初投资费用便宜贵贵 (热解炉制备)运行费用便宜，需要热量蒸发液氨贵，需要高热量蒸发/蒸馏水和氨贵，需要高热量热解尿素和蒸发氨从上分析可以看出，液氨同其他两种还原剂相比系统简单、经济上具有较大的优势，目前国内对液氨的运输没有特殊限制性的条件，且初次投资尿素法比液氨法需增加约3500万元人民币，所以选择液氨作为本工程的脱硝还原剂。3.1.5 脱硝剂液氨的供应液氨作为一种重要的化工原料和化肥，生产厂家繁多，可供选择的供货商很多。但是由于近几年国有企业改制，一些大中型化肥厂重组转行。比如原广东地区最大的氮肥厂广氮集团已经破产清盘，设备也已经全部拍卖，这也为液氨供应带来了一定困难。根据对广东地区液氨生产厂家的调查收资，在三水市有广东省三水市三水氮肥厂；在江门地区有江门化肥总厂可以提供液氨，该厂年生产能力在2.4-3.6104t，配有10t和18t的运输槽车；在广州有番禺番氮化工有限公司也可以提供液氨，年生产能力3104t。本工程SCR系统需要3304kgh液氨作为脱硝剂(脱硝效率80%时)，则每天需要20.1t液氨；液氨生产厂家均可以提供槽车运输至电厂，以18t槽车计，即每天约需1槽车的运输量。广州市番禺番氮化工有限公司位于广州市番禺区新造镇北郊，珠江主航道沥水道东岸，与广州市黄埔区长州岛隔江相望。番氮化工有限公司距华南快速干线、迎宾路等连接珠三角地区的高速公路仅10km，陆运交通极为便利。江门化肥总厂地处江门市，周边有广佛和佛开等高速路经过，交通也十分方便。因此，本工程脱硝还原剂液氨的供应在目前是有保障的。当液氨的供应紧张时，可考虑从邻省(如福建省有较多的生产液氨的企业)采购。3.2 脱硝建设场地整个SCR系统分为两大部分，即SCR反应器和液氨储存供应系统设备。SCR反应器布置在锅炉省煤器与空预器之间。整个SCR反应器和连接烟道平面占地约21.432=684.8m2，因此可利用炉后与除尘器之间的框架作为SCR装置布置场地。每台机组SCR反应器部分包括两个反应器、连接烟道及工艺管系，为了布置SCR装置，需要将框架作出修改。NP跨，跨度为13000mm，设21.00m框架层，做为烟道布置支撑层和输灰设备层；设30.775m层，作SCR反应器支撑层。对电厂原竖向、道路不进行改动。另新增加氨区布置在电厂煤场的南侧，靠近脱硫码头位置，该场地标高在4.6m-5.4m之间，现状为绿化用地。具体布置见F01371E37K-Z-01图。4 脱硝工艺方案选择4.1 设计基础参数4.1.1 煤种及煤质设计和校核煤种的煤质及灰成分分析见第2章表2.2-1。4.1.2 主要设备及参数脱硝机组的主要设备及参数见第2章2.3.2节。4.1.3 烟气脱硝装置入口烟气参数烟气参数见表4.1-1。表4.1-1 烟气脱硝装置入口烟气参数(锅炉B-MCR工况，标态、干基、6%含氧量)项 目单 位设计煤种校核煤种1660MW烟气容积流量Nm3/h2156221-烟气含尘量g/Nm314.3316.20烟气温度352352NOx(以NO2计)mg/Nm34504504.2 几种脱硝工艺简介4.2.1 氮氧化物(NOx)形成原因(1) 空气中的氧(O2)和氮(N2)在燃料燃烧时所形成的高温环境下生成的NO和NO2其总反应式为：N2+O22NO NO+1/2O2NO2(2) 燃料中的氮化合物在燃烧过程中氧化反应而生成的NOx在燃料进入炉膛被加热后，燃料中的氮有机化合物首先被热分解成氰(HCN)、氨和CN等中间产物，它们随挥发份一起从燃料中析出，它们被称为挥发份N。挥发份N析出后仍残留在燃料中的氮化合物，被称为焦炭N。随着炉膛温度的升高及煤粉细度的减小(煤粉变细)，挥发份N的比例增大，焦炭N的比例减小。挥发份N中的主要氮化合物是HCN和NH3，它们遇到氧后，HCN首先氧化成NCO，NCO在氧化性环境中会进一步氧化成NO，如在还原性环境中，NCO则会生成NH，NH在氧化性环境中进一步氧化成NO，同时又能与生成的NO进行还原反应，使NO还原成N2，成为NO的还原剂。主要反应式如下：在氧化性环境中，HCN直接氧化成NO：HCN+ONCO+H NCO+ONO+CO NCO+OHNO+CO+H在还原性环境中，NCO生成NH：NCO+HNH+CO如NH在还原性环境中：NH+HN+H2 NH+NON2+OH如NH在氧化性环境中：NH+O2NO+OH NH+OHNO+H2NH3氧化生成NO：NH3+OHNH2+H2O NH3+ONH2+OH NH2+ONO+H24.2.2 脱除氮氧化合物的方法要降低烟气中氮氧化合物的浓度，可采用燃烧控制和烟气脱硝的方式。4.2.2.1 燃烧控制由氮氧化物(NOx)形成原因可知对NOx的形成起决定作用的是燃烧区域的温度和过量空气量。低NOx燃烧技术就是通过控制燃烧区域的温度和空气量，以达到阻止NOx生成及降低其排放量的目的。对低NOx燃烧技术的要求是，在降低NOx的同时，使锅炉燃烧稳定，且飞灰含碳量不能超标。关于锅炉的低NOx燃烧改造请见本章4.1节4.2.2.2 烟气脱氮在烟气净化技术上控制氮氧化物(NOx)排放目前主要方法有选择性非催化还原SNCR、选择性催化还原SCR、SNCR+SCR混合法和电子束照射法(可同时脱硫)等。选择性非催化还原SNCR、选择性催化还原SCR等技术已商业化。(1) 选择性非催化还原SNCRSNCR法又称高热脱硝(Thermal De- Nox)法，它是利用注入的NH3与烟气中的NO反应生成N2和H2O；该反应必须在高温下进行。其反应式如下：4NO+4NH3+O24N2+6H2O (1)4NH3+5O24NO+6H2O (2)反应式 (1)发生的反应温度在10701270K；而反应式(2)则发生在1370K以上的温度。所以SNCR法的温度控制必須在12001400K之间。(2) 选择性催化还原SCR法SCR法除了多一个催化剂的作用外，其他化学原理均与SNCR法相同。反应温度对于不同的催化剂其适宜的温度也不同，催化剂形状有圆柱状、球状、环状、平板状、或者蜂巢形(Honeycomb)。在SCR反应器方面，可分垂直和水平气流两种。因为催化剂在使用一段時間后会老化，所以必须定期更换，更换时间与操作以及运行情况以及烟气成份有很大关系，一般在25年。催化剂的更换最好采用分阶段的更换方式，每一次更换1/3的催化剂。造成催化剂老化的原因可能有以下几种：(1)烧结作用，减少空隙度；(2)微小固体颗粒沉积在孔上；(3)被碱金属(如钾)或重金属所毒害；(4)被SO3所毒害；(5)被飞灰侵蚀。系统中还原剂NH3的用量一般需要根据期望达到的脱硝效率，通过设定NOx与 NH3的摩尔比来控制。催化剂的活性不同，达到相同的转化率时，所需要的NOx与 NH3的摩尔比不同。各种催化剂都有一定的NOx 、NH3摩尔比范围，当摩尔比较小时，NOx与 NH3的反应不完全，NOx转化率低。当摩尔超过一定范围时，NOx转化率不再增加，造成NH3的浪费，并与SO3反应而形成硫酸氢铵，容易造成下游设备的堵塞。(3) SNCR+SCR混合法SNCR+SCR混合技术是SNCR工艺的还原剂喷入炉膛技术同SCR工艺利用逃逸氨进行催化反应结合起来，进一步脱除NOx，它是把SNCR工艺的低费用特点同SCR工艺的高脱硝率进行有效结合的一种扬长避短的混合工艺。有关资料介绍SNCR+SCR混合工艺的运行特性参数可以达到5070%的脱硝效率，氨的逃逸小于5-10 ppm。但这种工艺不太经济，只是适合分部实施，即先安装SNCR工艺运行一段时间后，随着环保要求越来越严格，再安装SCR装置；或者是锅炉尾部烟道布置非常紧张，常规的SCR反应器或者喷氨栅格无法布置。(4) 电子束照射法(可同时脱硫)此种方法是利用一电子光束射透烟气气流，使电子与气体分子碰撞产生离子；离子与气体反应产生原子和自由基。这些原子或自由基与烟气中的污染物反应，其方应式如下：H20 H+OHO2 2OOH+NO HNO2O+NO NOOH+NO2 HNO3SO2+O SO3上式反应过程中产生的酸可用碱(如Ca(OH)2)进行中和，反应式如下：2HNO3+Ca(OH)2Ca(NO3)2+2H2OSO3+H2O+Ca(OH)2CaSO42H2O除了上述3种脱氮方法外, 还有“吸附法”，“氧化吸收法”等。(5) 烟气脱氮主要方式统计烟气脱氮主要方式列于表4.2-1。表4.2-1 主要烟气脱氮方式名 称还原剂反应产物反应条件脱氮效率选择性非催化剂脱氮法(SNCR)NH3CO(NH)2N2 、H2O80012503040%选择性催化剂脱氮法(SCR)NH3CO(NH)2N2 、H2O300400,催化剂5095%SNCR+ SCR混合法CO(NH)2N2 、H2O8001250和300400催化剂5070%电子束法NH3(NH4)2SO450%吸附法NH3NaOH CaOHN2 、H2OCaSO4、活性炭在120下吸附50%氧化吸收法NH3(NH4)2SO4506050%4.3 脱硝工艺方案选择4.3.1 SCR方法是目前主流的火电站烟气脱硝技术锅炉燃烧中对NOX的生成与排放的控制，始于20世纪七十年代的日本、美国和原联邦德国。经过近三十年的发展，NOX的控制总体上分成低NOX燃烧技术和烟气脱硝技术两个方面。低NOX燃烧技术有：二段燃烧法、浓淡燃烧法、烟气再循环燃烧法、燃料分级燃烧法和各种低NOX燃烧器；它是通过降低燃烧温度、减少过量空气系数、缩短烟气在高温区的停留时间以及选择低氮燃料来达到控制NOX的目的。这些方法的大部分技术措施均有悖于传统的强化燃烧的矛盾，在实施这些技术时，会不同程度地遇到下列问题：较低温度、较低氧量的燃烧环境势必以牺牲燃烧效率为代价，因此，在不提高煤粉细度的情况下，飞灰可燃物含量会增加；由于在燃烧器区域欠氧燃烧，炉膛壁面附近的CO含量增加，具有引起水冷壁管金属腐蚀的潜在可能性；为了降低燃烧温度，推迟燃烧过程，在某些情况下，可能导致着火稳定性下降和锅炉低负荷燃烧稳定性下降；采取的大部分燃烧调整措施均可能使沿炉膛高度的温度分布趋于平坦，使炉膛吸热量发生不同程度的偏移，可能会使炉膛出口烟温偏高。尽管如此，采用这类方法运行费用低，也能满足目前环保要求，但其脱硝效率较低(一般为30%50%左右)。随着环保要求日益严格，研究开发先进的烟气脱硝技术显得十分重要。烟气脱氮方法可分成干法和湿法两类，干法有选择性催化还原(SCR , Selective Catalytic Reduction)，选择性非催化还原(SNCR)、非选择性催化还原(NSCR)、分子筛、活性炭吸附法、等离子梯法及联合脱硫脱氮方法等；湿法有分别采用水、酸、减液吸收法，氧化吸收法和吸收还原法等。在这些方法中使用比较多的是选择性催化还原(SCR)和非选择性催化还原(SNCR)，SNCR的主要优点是技术含量低和运行费用低；缺点是对温度依赖性强，脱硝率只有30%40%。实际工程中应用最多的是SCR。在欧洲已有120多台大型的SCR装置得到了成功的应用，其NOX的脱除率达到8095%；到目前，日本大约有170套