发电厂脱硝项目建设可行性研究报告

1、脱硝可研报告1、概述项目概况*发电有限责任公司一期工程 2X50MV机组分别于1991年12 月和1992年10月投产发电，二期工程 2X100MW机组分别于200 0年7月和2000年12月投产发电。1号、2号为2x50MW机组锅 炉，采用 WGZ220/9.8-14型220t/h固态排渣煤粉锅炉，3号、4 号为2X100MW机组锅炉，锅炉由武汉锅炉厂生产，型号为 WGZ41 0/9.8-7 ，生产日期为 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。脱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

2、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 70.7%，而用于发电的煤炭约占煤炭消费量的49.1%。NOx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NOx排放量约为910万 吨，至U 2000年和2010年，我国的NOx排放量将分别达到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 NOx排放的主要来源。鉴于我国的能源消耗量 今后将随经济的发展不断增长， NOX排放量也将持续增加，如不 加强控制NOx的排放量，NOx将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

3、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(SOX、氮氧化物(NOX和CO2等污染物，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SOx排放的控制方面，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 SOx排放的控制力度，SOx 排放的增长势头已基本得到了控制，SOx排放总量将不断降低。因此，NOx的控制将

4、是继粉尘和 SOx之后燃煤电站环保治理的 重点。在燃煤电站NOx排放的控制方面，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NOx排放标准要求有了大幅度的提高。 因此， * 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。本工程4个机组脱硝工程实施后，电厂 NOX排污总量将明显 降低，具有显著的环保效益， 有利于 * 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。脱硝工程建设的可行性1.3.1 技术及

5、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。1.3.2 工程实施背景方面* 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

6、；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。1.4 研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DLGJ118-1997及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DLGJ138-1997的规定执行。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

7、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。1.5 主要设计原则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。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

8、采用 PLC系统。5） 采用烟气在线自动监测，对烟气脱硝前后的NOx含量进行 连续监测，并对NOx排放量进行累积，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 9 5%以上。8）脱硝系统脱硝效率80%反应器入口 NOx含量1号、2号机组按 937mg/N m3；3 号、 4 号机组按 1054mg/N m3 考虑设计。9）地震烈度：建（构）物按 7 度设防。2、工程概况厂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

9、于北纬 37 3738 31,东经112 55114 03之间，全市面积4 578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 * 发电有限责任公司内， * 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 km 。厂房零米海拔高度 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。锅炉主机221 本工程50MV机组用 WGZ220/9.8-14型锅炉，系燃用山 西阳泉无烟

10、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“n”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。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表 2-12X 50

11、MW主要设备设计参数设备名称参数名称单位数据锅炉型式WGZ220/9.8- 14最大连续烝发量t/h220过热器出口蒸汽压力MPa9.8过热器出口蒸汽温度C540空预器出口烟气量NriVh220000 （单炉）排烟温度C140 （进风温度20C）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Y4 - 73N 020311/2 F数量台/炉2出力m/s63.89风压Pa2489222 本工程100MV机组用 WGZ410/9.8-型锅炉，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、

12、膜式水 冷壁。锅炉主要技术特性2 X 100MV主要设备设计参数表2-2设备名称参数名称单位数据锅炉型号WGZ410/9.8- 7最大连续烝发量t/h410过热器出口蒸汽压力MPa9.8过热器出口蒸汽温度C540空预器出口烟气量Nrv/h488500 （单炉）排烟温度C140 （进风温度20C）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Y4 - 73N0128F数 量台/炉2出力m/s108.33设备名称参数名称单位数据风 压Pa3529烟 囱高 度m180出口内径m52.3燃料来源*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

13、如下表：煤质资料表2-3项目设计煤种校核煤种1全水份 Mt4.0%5.0%空气干燥基水份Mad1.02%1.06%低位发热量Qnel.ar5502大卡/千克5680大卡/千克灰分 Aar26.88%24.17%挥发分 Vdaf7.88%8.26%全硫 St.ar1.54%1.36%碳Cy65.35%59.9%氢Hy1.96%1.99%氧Oy4.19%2.14%氮Ny1.02%0.91%二氧化硅SiO50.1750.20三氧化二铝Al 203%36.5036.24三氧化二铁FQ%5.765.80氧化钙CaO%1.691.80氧化镁MgO%0.490.41氧化钠NqO%0.450.45氧化钾K2O

14、%1.170.96三氧化硫SO%0.360.35二氧化钛TiO2%1.001.20五氧化二磷P2Q%0.860.88rI2.4工程气象水文气象：10.9 C40.2 C-19.1 C54 %气温多年平均气温：历年极端最高气温:历年极端最低气温:湿度多年平均相对湿度:（3）气压多年平均气压：93366-102277 P4）风速多年平均风速：2.0 m/s多年最大风速：28 m/s5） 降雨量多年平均降雨量：537-557.1 mm6）历年最大积雪厚度：23 cm7）历年最大冻土深度：68 cm2.5 工程地质场地平整，海拔高度：约 640.5m。填土层（Q）:素填土为主，局部为杂填土，岩性很杂，

15、厚度 0.3-1.3m，最厚为2.6m，褐色为主，以粘性土为主，局部为砂 土，厚度1m左右。粉土、粉质粘土层（Q）（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 3-7m， R=180kPa 。粗砾砂层（Q4）含卵石及圆砾，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 4-7m，R=160kPa （粉细砂） R=2 30kPa。粉质粘土层（Q）褐色、

16、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 9.7m 之间，一般厚度 4 -9m，R=200kPa 。砂卵石层（Q4）此层土分为砂土、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=250kPa （砂土）， R=400kPa （卵石） 。基岩（Q），上部为泥质灰岩，下部为石灰岩。浅灰色，强风 化至中等风化， R500kPa 。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

17、划 图（ 1/400 万）厂区抗震设防烈度为七度。2.6 电厂用水水源* 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 2-4项目工业水项目工业水K+ Na+2.60 mmol/lHCO5.45 mmol/lcf21.89 mmol/lSQ2-23.94 mmol/lMg+9.89OH0.53 mmol/lNH+0.004 mmol/lCl5.22 mmol/l总硬度30.51 mmol/lPH8.52碳酸盐硬度5.45 mmol/lN(O1.92 mmol/l非碳酸盐硬度25.06 mmol/l

18、化学耗氧量3.05 mg/l甲基橙碱度5.45 mmol/l溶解性固体2461.48 mg/l酚酞碱度0.53 mmol/l悬浮性固体77.68 mg/l活性硅20.19 mg/l全固形物2539.15 mg/l电导率(25C)2925 us/l样品外观无色透明2.7交通运输交通运输：电厂所有进出入厂区的运输均为公路运输。目前*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2.8建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2.9电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

19、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GB/T18920-2002 城市污水再生利用，城市杂用水水质（3） 本工程废水经处理后排放标准应符合GB8978-1996污 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*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2-5废水名称组成及特性数治理措施排放去向据(mg/L)化学车间排水酸、碱、Ca2+Mg2+中和池阳泉市污水

20、处理厂循环冷却塔排污水盐类、SS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SS石油类沉降池循环使用生活污水COD BOD5 氨氮、SS石油类一级沉淀阳泉市污水处理厂冲渣水SS脱水仓咼效浓缩机循环使用厂总排COD BOD5 氨氮、SS石油类义井河根据近期*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PH SSCODCr石油类、硫化物、BOD5氟化物、氯化物)污染指标，以污水综合排放标准(GB8978- 96)表2中一级标准值评价， 除CODC达标率为83.3%外，其余的达标率均为 100%3 建设条件3.1催化剂、还原剂的

21、供应条件催化剂是烟气脱硝工程（采用 SCF技术）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SCR兑硝系统还原剂类型比较表3-1还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z/亠厶匕曰.发冃匕量3、较高的储存设备成本4、投资较大尿素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

22、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。3.1.1催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 7-8家。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

23、相当。平板式与蜂窝式催化剂比较表3-2项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Ti02里有不锈钢骨架基材全是Ti02催化剂体积(冋等条件下)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。3.2脱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。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

24、指标，脱硝装置的氨逃逸水平典型的设计值为w 5ppm当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(GB14554-93 )。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。3.3 脱硝场

25、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17X 35平米地场地上，地面布置；管道采用管道支架。脱硝用电、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4.1 设计基础参数锅炉燃煤量锅炉燃煤量按锅炉最大连续出力计算，见下表表 4.1-1 燃煤量计算表项目单位设计煤种校核煤种1-2号炉小时燃煤t/h27.

26、33/25.9628.92旦 量3-4号炉小时燃煤t/h49.152.89旦 量小时燃煤量（共4152.86163.62台炉）日燃煤量t/d3362.923599.64年燃煤量t/a840730899910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%+算。4.1.2脱硝装置设计参数表4.1-2脱硝装置设计参数项目单位设计煤种校核煤种煤的含硫量%1.541.361-2号炉标态湿烟气量(Nm/h)306297 (206363)369906(227000)1-2号炉标态干烟气量(Nm/h)287613 (193775)34734

27、2(213153)3-4号炉标态湿(Nm/h)703228 (431550)796030(488500)烟气量3-4号炉标态干烟气量（Nnr/h）660331 （405225）747472（458701）SCF出 口 NO浓度（mg/Nnn）w 282w 317SCR入 口 NQ浓度（mg/Nnn）937 （70%1054 （70%脱硝效率(%75754.2脱硝工艺方案的选择421脱硝工艺的简介有关NO的控制方法从燃料的生命周期的三个阶段入手，限燃烧前、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NGX的控制。所以在国际上把燃烧中NQ的所有控制措施统称为

28、一次措施，把燃烧后的NQ控制措施统称为二次措施，又称为烟气脱硝技术。目前普遍采用的燃烧中 NQ控制技术即为低NQ燃烧技术，主 要有低NQ燃烧器、空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(Selective Catalytic Reduction，简称 SCR、选择性非催化还原技术 (Selective Non-Catalytic Reductio n，简称SNCR以及SNCR/SCR!合烟气脱硝技术。421.1 SCR烟气脱硝技术近几年来选择性催化还原烟气脱硝技术 （SCR）发展较快，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

29、术是应 用最多的技术。1）SCR脱硝反应SCR脱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 NOX 转化为氮气和水。在通常 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 SCF反应器上游的烟气中。图为SCF反 应原理示意图。在SCR反应器内，NO通过以下反应被还原：4NO+4NH+Q 3N2+6HO6NO+4NHR 52+6140当烟气中有氧气时，反应第一式优先进行，因此，氨消耗量与NO还原量有一对一的关系。在锅炉的烟气中，NO般约占总的NO浓度的5% NO参与的

30、反应如下：2NCb+4NH+Qf 3N2+6H2O 6NC2+8NHH 72+120上面两个反应表明还原 NO比还原NO需要更多的氨。在绝大多数锅炉的烟气中，NO仅占NO总量的一小部分，因此 NO2 的影响并不显著。SCF系统NO脱除效率通常很高，喷入到烟气中的氨几乎完全 和 NOX 反应。有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NO脱除率，就必须增加反应器中NH/NOX摩尔比。当不能 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

31、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）SCR系统组成及反应器布置下图为典型SCR气脱硝工艺系统简图，SCF系统一般由氨的 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、SCF旁路、检测控制系统等组成。SCR反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350C左右的位置，此时烟气中所含有的全部飞灰和 SQ均通过催化 剂反应器，反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

32、400 C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 Na,Ca,Si,As 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，NH会和SQ反应生成酸性硫酸铵，从而会堵塞 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SQ氧化SQ,因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

33、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 300400C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SO3 始终存在。采用这一方案的最大问题是，静电除尘器无法在 300400C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（ FGD之后， 这样催化剂将完全工作在无尘、无 SQ的“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

34、， 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 F GD脱硫装置后，其排烟温度仅为 5060 C,因此，为使烟气在 进入催化剂反应器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 SCF反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 SCR 脱硝还原反应，氨被喷射于省煤

35、器与 SCR反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， SCR 系统商业运行业绩的脱硝效率约为70%- 90%4.2.1.2 SNCR 烟气脱硝技术选择性催化还原脱除NQ的运行成本主要受催化剂寿命的影 响，一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NH、尿素等还原剂喷入炉内与NO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 C的区域，该还原剂（尿素）迅速热分解成 NH并与烟气中的NO进行SNCR反应生成 2,该方法是以炉膛为反应器。研究发现，在炉膛8501100C这一狭

36、窄的温度范围内、 在无 催化剂作用下，NH或尿素等氨基还原剂可选择性地还原烟气中 的NQ,基本上不与烟气中的 Q作用，据此发展了 SNCF法。在8 501100C范围内，NH或尿素还原NO的主要反应为：NH为还原剂4NH3+4NO+2 4N2+6HO尿素为还原剂NO+CO（NH2 +1/2O 2N2+CO+H2O当温度高于1100C时，NH3则会被氧化为4NH3+5Q4NO+62O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。NH的反应最佳温度区为 850110OC。当反应温度过高时，由 于氨的分解会使NQ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NQ还原率降低。NH

37、是高挥发性和有毒物 质，氨的逃逸会造成新的环境污染。引起SNCRK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NQ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 NQ在炉膛内的分布经常变化，如果喷入控 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 NH量达到最好的还原效 果，必须设法使喷入的 NH与烟气良好地混合。若喷入的 NH不 充分反

38、应，则逃逸的NH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NH遇到SQ会产生(NH4) 2SO4易造成 空气预热器堵塞，并有腐蚀的危险。SNCR因气脱硝技术的脱硝效率一般为 25%-50%受锅炉结构 尺寸影响很大，多用作低 NQ燃烧技术的补充处理手段。采用 SN CR 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，NQ会转化为NzQ20会破坏大气平流层中的臭氧， 除此之外，NO还被认为会产生 温室效应，因此产生 N20问题己引起人们的重视。SNC療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

39、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。4.2.1.3 SNCR/SCR 混合烟气脱硝技术SNCR/SCI混合烟气脱硝技术是把SNCRC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的技术结合起来，进一步脱除N0。它是把SNCRX艺的低费用特点同SCRX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，SNCRT艺在脱除部分NO的同时也为后面的催化法 脱硝提供所需要的氨。SNCR体系可向SCR崔化剂提供充足的氨， 但是控制好氨的分布以适应 N

40、O的分布的改变却是非常困难的。 为了克服这一难点， 混合工艺需要在 SCI 反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 SNCR/SCI混合工艺的运行特性参数可 以达到40%-80%勺脱硝效率，氨的逃逸小于 510ppm。4.2.3 烟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NO排放有很多 种方法， 各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 :NOx排放浓度和排放量必须满足国家和当地政府环保要求；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 ;

41、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 ;根据工程的实际情况尽量减少脱硝装置的建设投资 ;脱硝装置应布置合理 ;脱硝剂要有稳定可靠的来源 ;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 4.2-7 烟气脱硝技术设计参数比较。项目SCRSNCR/SC混合型SNCR还原剂以NH为主可使用NH或尿素用NH或尿紊反应温度320 400C前段:850-1100 C,850 一 110OC后段:320-400 C催化剂成份主要为后段加装少量催化剂不使用催化剂TiO2， V2O5 WO3( 成份主要为 TiO2， V2O5WO3)脱硝效率70% 90%40% 70%2

42、5% 60%还原剂喷射多选择于省煤锅炉负荷不同喷射位置通常在炉膛内位置器与SCF反应也不同，通常位于一次喷射，但需与器间烟道内过热器或二次过热器后端锅炉厂家配合SQ/SQ氧化会导致SO2/SO3 氧化SC2/S03氧化较SCR氐不导致 S02/S03氧化NH逃逸3 5ppm5 lOppm10 15ppm对空气预NH与S03易形SQ/SO3氧化率较SCR不导致 SQ2/SQ3热器影响成 NH4HSO4 造氐，造成堵塞或腐蚀的的氧化，造成成堵塞或腐蚀机会较SCR低堵塞或腐蚀的机会为三者最氐系统压力损催化剂会造成催化剂用量较SCF小、，没有压力损失失压力损失产生的压力损失相对较氐燃料的影响高灰分会磨

43、耗 催化剂，碱金 属氧化物会使 催化剂钝化影响与SCR相同无影响锅炉的影响受省煤器出口受炉膛内烟气流速及温与 SNCR/SC混烟气温度的影度分布的影响合系统影响相综合上述，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 S CR烟气脱硝技术。5 脱硝工程设想SCF脱硝系统由三个子系统所组成，SCF反应器及附属系统、氨储存处理系统和氨注入系统。脱硝装置总体布置 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

44、， 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 17X 35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。5.2氨（还原剂）的储存系统及设备521系统描述还原剂（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。

45、市场购买的还原剂（液态氨浓度 99.5%）,供应商用罐装车运 输（以液体形态储存在压力容器内），送往 *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SCR因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（%99.5脱硝效率（%81.8氨逃逸（ppm5催化剂寿命（小时）24000日耗 NH3(t/d)16.47年耗 NH3(t/a)4117高压力下储

46、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）。522系统设备及布置共用系统：氨储存及处理系统设备本系统布置场地，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。5.3氨（还原剂）注入系统及设备5.3.1系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 SCR反应装置旁。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SCF

47、入口烟道内的氨注入格栅， 将 氨/空气混合物注入到SCF系统内。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。5.3.2系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。5.4脱硝工艺系统及设备541系统描述5.4.1.1SCR 系统SCF反应器和附属系统由挡板门、氨注入格栅、氨 /烟气混合 器、SCR反应器、催化剂、

48、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 SCR反应器，SCF反应器包含 催化剂层，在催化剂作用下，NH与NO反应从而脱除NQ,催化剂促进氨和NQ的反应。在SCR反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。SCR反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SCR反应副产物，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 SCR反应器。SCR工艺主要性能指

49、标有：脱硝效率、氨量、反应器的压力降 等。SCRX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SCR烟气脱硝装置催化剂设计参数见下表。表燃煤锅炉SCR烟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*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400441529400间距（mm7.47.47.06.46.97.45比表面积（m，/m）427444470500285451空隙率（%646971678274压力降（kpa/m）0.230.20.210.270.10.25.4.2 系统设备及布置5.4.2.1SCR 反应器的布置方式：在热段/高灰布置

50、中，SCF反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 300-400 C的范围内。*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 SCR装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。现有设备的迁移*发电有限责任公司的SCR装置采用热段/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

51、移。可考虑现有设备的三种移位方案：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SCR装置时，延长烟道和安装催化剂会使系统的压力 降增加，SCF系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 SCR反应器 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

52、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。F表总结了上述二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；调杳送 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管道保温；更换咼效低温省煤侧的压力降增 大。空气侧压力降不变器；调查送风机和引风机的余量。低温省煤器和低温空预热器

53、移位设备投资最咼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SCR反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。F表总结了 SCR反应器两种安装方案的优缺点及建议。表SCF反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ESP容易进出烟道长；静电除 尘器维护空间 小；投资高。尽可能的减小 烟道长度；确 保最大的静电 除尘器维护空 间综合比较现有设备的三种移位方案和SCF反应器的位置，建议采用低温省煤器移位方案，SCR反应器靠

54、近静电除尘器布置脱硝装置的布置在制定* 发电有限责任公司脱硝装置布置方案时，应考虑下面设备 :SCR 反应器 ;烟气管道 ;与锅炉省煤器和空气预热器的联接 ;辅助设备 ;扩建设施 ( 考虑将来在其它锅炉上安装脱硝装置 ) 。布置原则在规划基本的现场布置方案时，建筑和设备的位置应该按 照需要的功能来布置，并考虑进出方便、建造难易、操作、维护 和安全性。SCF反应器布置方案应该考虑将来在其它锅炉上安装脱硝 装置的要求，脱硝系统的布置不能影响将来的装置布置和施工。一台锅炉可以有一个或两个 SCR反应器，根据现场空间和 现有设备系统的条件来决定。为SCR反应器留有适当的空间，用来设置过道，便于催化 剂

55、模块的安装和操作。为催化剂模块的抬升预留足够的空间通道应该尽可能连续，所有的主要通道能允许叉式升降机 （铲车）通行，并考虑其转动半径。（2）SCR 装置布置方案根据*发电有限责任公司现场条件，提出 2种SCR反应器布置方案 :方案1:1号、2号机组采用1个SCR反应器，反应器布置在 锅炉与电除尘器之间的通道上改变电除尘器入口烟道的布置方式，将 SCF反应器布置在此 烟道的上部， 完成改造后在地面有足够的空间来检修、 更换催化 剂模块。本方案的优缺点:在SCF反应器和锅炉之间的距离最近，烟道的长度最短。建设工期最短，工程投资最经济。 设备数量（风门、烟气分析仪等）最少 占地最少，在除尘器场地有足

56、够的空间供除尘器、 SCR反 应器的检修、维护每一台锅炉的烟气脱硝装置互不影响，都有足够的空间， 有利于脱硝装置的分步实施施工时，不影响相邻锅炉的正常运行方案2： 3号、4号机组采用2个SCR反应器，反应器布置在 锅炉与电除尘器之间的通道上因此通道宽度不能满足SCR反应器的布置要求，所以需拆除 电除尘器的第一电场，改变电除尘器入口烟道的布置方式，将 2 个SCR反应器布置在此烟道的上部，完成改造后在地面有足够的 空间来检修、更换催化剂模块。本方案的优缺点：在SCF反应器和锅炉之间的距离最近，烟道的长度最短。 建设工期较长，拆除电除尘器电厂影响烟气的烟尘含量。 设备数量（风门、烟气分析仪等）最少

57、每一台锅炉的烟气脱硝装置互不影响，都有足够的空间， 有利于脱硝装置的分步实施施工时，不影响相邻锅炉的正常运行方案3： 3号、4号机组采用1个SCR反应器，反应器布置在 锅炉与灰渣泵房之间，需要重新建立钢支架。本方案的优缺点：烟道的长度较长，烟气侧压力降最大。SCF和辅助设备的保温费用增加设备数量（风门、烟气分析仪等）最少施工时，不影响相邻锅炉的正常运行综合比较 3 种布置方案，方案 1 和方案 3 为合理可行的布置 方案，不需要对 4 台机组现有的总体布置设计进行改变， 机组和 脱硝系统的占地面积最小，SCR反应器内流场更为合理，为此本 工程可研推荐方案 1 和方案 2。5.4.2.4SCR

58、装置总体布置说明总体布置依据了电厂现有状况，重点考虑了项目改造所涉及范围内的主要建筑、地上、地下设施。具体详细的有关土建、结 构等细节在施工图设计时进一步进行核算和处理布置主要设计原则：在布置方案中，新建设施尽可能减少对除尘场院地原有地下及地上设施的影响。减少施工工程量，同时要尽量便于施工。供氨管路、电缆等尽量利用原有管路支架、及电缆桥架542.5新建SCF系统的钢结构布置方案说明：根据在电厂现场测量及提供 的资料，在布置基础、立柱等时 主要考虑尽量避开原有基础和沟道；为了保证除尘器的检修空间。供氨、供水、压缩空气、电缆等管路尽量利用现有管网支架和沟道SCF装置的钢结构整体形成一个框架氨站布置

59、在电厂场院地上，满足与办公区载隔离的安全要求，稀释风机布置在SCF装置旁。5.4.2.6 锅炉现有设备改造采用低温省煤器移位布置，低温省煤器安装在新加装的脱硝反应器进、出口烟道内，为了方便布置和静电除尘器的检修，新 位置的烟道尺寸与原来位置有很大不同， 新的低温省煤器的尺寸 应符合新烟道尺寸和烟气条件，原来的低温省煤器管件难以利 用，需要重新设计低温省煤器管件，因此需要更换低温省煤器。脱硝装置每层催化剂约产生 200Pa 的压降，烟道较长且弯道 较多，整套脱硝装置烟气阻力增加约 lOOOPa,造成了较大额外 的压降，因此需要更换引风机。5.4.2.7 催化剂的更换在催化剂保证寿命期后，催化剂的

60、活性不会降低到零，一般 催化剂都能维持使用一段时间。 如果将反应器内的催化剂全部替 换，催化剂残余的活性将被浪费，增加催化剂运行费用。在设计 反应器时应考虑利用催化剂残余活性的催化剂更换方案， 催化剂 更换方案将催化剂更换成本降到最低， 并且能有效延长催化剂寿 命。有几种催化剂更换方案 。最优的方法依赖于现场条件，取决 于反应器的尺寸， 压降限制、 系统的性能要求以及预期的催化剂 寿命，通常，通过两种方法制定催化剂更换（1）反应器预留安装额外催化剂的空间。 当氨达到限定值时， 安装额外的催化剂层。 例如：在设计成可以容纳三层催化剂的反应器内开始装两层催化 剂，当氨达到限值时，在预留层安装催化剂