电厂机组烟气脱硝工程可研报告

1、 目录 TOC o 1-5 h z HYPERLINK l bookmark0 o Current Document 1. 概 述 1 HYPERLINK l bookmark2 o Current Document 项目背景 1 HYPERLINK l bookmark4 o Current Document 研究范围 2 HYPERLINK l bookmark6 o Current Document 1.3 报告编制依据 2 HYPERLINK l bookmark8 o Current Document 1.4 主要编制原则 2 HYPERLINK l bookmark10 o Cur

2、rent Document 1.5 简要的工作过程 32.电厂工程概况 4 HYPERLINK l bookmark12 o Current Document 2.1 厂址条件及自然条件 42.1.1 厂址概述 42.1.2 环境状况 52.1.3 交通运输 62.1.4 供水水源 72.1.5 灰场条件 82.1.6 岩土工程 8 HYPERLINK l bookmark14 o Current Document 工程概况 9厂区总平面布置 9电厂主要设备参数 102.2.3 煤质及耗煤量 102.2.4 除灰渣方式及灰渣量 112.2.5 台山电厂大气污染物排放状况 133. 脱硝工程建设

3、条件 14 HYPERLINK l bookmark16 o Current Document 3.1 脱硝反应剂供应 14脱硝反应剂用量 143.1.2 三种脱硝反应剂的选择与比较 14脱硝剂液氨的供应 15 HYPERLINK l bookmark18 o Current Document 脱硝建设场地 16 HYPERLINK l bookmark20 o Current Document 供水、供电 17 HYPERLINK l bookmark26 o Current Document 4 脱硝工艺方案选择 18设计基础参数 18 HYPERLINK l bookmark22 o C

4、urrent Document 4.2 几种脱硝工艺简介 194.3 脱硝工艺方案选择 255脱硝工程设想 28 HYPERLINK l bookmark32 o Current Document 5.1 工艺系统及设备 285.1.1 NOX 脱除效率的确定 285.1.2 工艺说明 285.1.3 工艺系统 30 HYPERLINK l bookmark34 o Current Document 5 2 水工与消防 40 HYPERLINK l bookmark36 o Current Document 5.3 电气系统 40 HYPERLINK l bookmark46 o Curren

5、t Document 仪表及控制 41 HYPERLINK l bookmark58 o Current Document 5 5 土建建筑与结构 42 HYPERLINK l bookmark60 o Current Document 5 6 脱硝装置的总体布置 43 HYPERLINK l bookmark62 o Current Document 5.7 供货与服务范围 446环境保护与环境效益 49 HYPERLINK l bookmark64 o Current Document 环境保护标准 49 HYPERLINK l bookmark66 o Current Document

6、脱硝系统主要排放源及治理措施 50 HYPERLINK l bookmark68 o Current Document 脱硝工程的环境与社会经济效益 506.3.1 环境效益 506.3.2 社会经济效益 517 节约和合理利用能源 53 HYPERLINK l bookmark70 o Current Document 工艺系统设计中考虑节能的措施 53 HYPERLINK l bookmark72 o Current Document 主辅机设备选择中考虑节能的措施 53 HYPERLINK l bookmark74 o Current Document 在材料选择时考虑节能的措施 53

7、HYPERLINK l bookmark76 o Current Document 7.4 节约用水的措施 53 HYPERLINK l bookmark78 o Current Document 7.5 节约原材料的措施 538安全与劳动保护 54 HYPERLINK l bookmark80 o Current Document 8.1 安全 548.1.1 烟气脱硝系统的主要安全问题 548.1.2 安全防治措施 54 HYPERLINK l bookmark82 o Current Document 8.2 职业卫生 55脱硝装置运行中可能造成职业危害的因素 558.2.2 劳动保护措

8、施 569 生产管理与人员编制 56 HYPERLINK l bookmark84 o Current Document 9.1 生产管理 56 HYPERLINK l bookmark86 o Current Document 9.2 人员编制 56 HYPERLINK l bookmark92 o Current Document 10项目实施及轮廓进度 58 HYPERLINK l bookmark88 o Current Document 项目实施条件 58 HYPERLINK l bookmark90 o Current Document 项目实施办法 5910.3 项目实施轮廓进度

9、 5911. 投资估算与经济效益分析 61 HYPERLINK l bookmark94 o Current Document 11.1 投资估算编制说明 6111.2 脱硝成本与还贷计算 6212主要结论与建议 7312.1 结论 7312.2 建议 73附件：广东省环境保护局：粤环函2000411号“关于广东台山电厂(2X660MW+2X600MW)环境影响报告书复核报告审查意见的函”国家环境保护总局：环审 2001 94号“关于广东台山电厂环境影响报告书重新审核意见的复函”广东国华粤电台山发电有限公司台山电厂 5 号机组烟气脱硝工程可研编制委托书附图：1选择性催化还原脱硝工艺（SCR）流

10、程图F0141E43 -P -012 脱硝装置平面布置图F0141E43 -P -023 脱硝装置立面布置图F0141E43 -P -034储氨设备布置图F0141E43 -P -045厂区总平面及氨区布置图F0141E43 -P -05 1. 概 述项目背景台山发电厂位于广东省台山市赤溪镇田头圩南部的铜鼓管理区。 电厂规划总装机容量 为 5 台 600MW 等级和 6 台 1000MW 等级机组，分二期建设，一期工程装机容量为 5 台 600MW 等级机组。一期 1 号、2 号机组已投产发电，配套的环保设施 -脱硫装置正在安装 中。一期 3 号、4号、5 号机组正在建设过程中。本期脱硝工程是

11、拟在电厂一期5 号机组上安装烟气脱硝装置。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GB13223-2003对NOx的排放浓度做出了明确要求，规定第三时段的燃煤电厂燃料挥发分 大于20%时，NOx的排放浓度不得大于450mg/Nm3,并且要求“第三时段大气污染控制单 元必须预留脱氮装置空间” 。台山电厂地处我省经济发达的珠江三角洲地区，燃煤电厂集 中，该地区的火电厂总装机容量约占全省 70%，造成排污量大，空气污染严重，所以本底 浓度高，环境容量小，是广东酸雨控制的重点区域。北京国华电力有限责任公司作为独立发电商， 是神华集团公司所属的全资子公司。 自 199

12、9 年成立以来，依托神华集团煤、电、路、港一体化的优势，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，公司发展迅速，并得到行业 与社会各界的认可。 北京国华电力有限责任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 大容量、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。广东国华粤电台山发电有限公司是北京国华电力有限责任公司目前拥有的运营发电 公司之一， 目前主营台山发电厂 1 号至 5号机组。本项目就是在北京国华电力有

13、限责任公 司环境保护工作的指导思想下， 对 5号机组实施脱氮试点， 对国内火电厂降低氮氧化物进 行有意的探索工作。研究范围参照火力发电厂可行性研究报告内容深度规定 (DLGJ-94) 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 (DLGJ138-1997) 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(3) 脱硝工程设想脱硝反应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 报告编制依据广东省环境保护局关于广东台山电厂(2 X 660MW+2 X 600MW)环境影响报告书 复核报告审查意见的函 (粤环函20004

14、11 号)国家环保总局关于台山电厂环境影响报告书重新审核意见的复函(环审200194 号 )广东省台山发电厂一期工程 3 号、4号机组可行性研究报告广东省台山发电厂一期 5 号机组工程可行性研究报告 国华台山 #5 机、宁海#4 机实施脱硝工程启动工作会议纪要相关的参考文件1.4主要编制原则(1) 脱硝机组规模本工程脱硝机组规模为1X 600MW。安装一套处理100%烟气量的脱硝装置(2)脱硝工艺按选择性催化还原脱硝法(SCR)考虑。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暂按70%设计，考虑80%的方案，并预留有效率达到90%的空间。脱硝装置不设烟气旁路。脱硝反应剂采用外购

15、纯氨。尽量避免在脱硝过程中带来新的环境污染。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。脱硝设备年运行小时按 5000h 考虑。(9) 装置设计寿命为 30a。系统可用率95%。工程建设模式， 暂按业主单位负责自筹资金， 对脱硝工程实现招投标， 确定具有成 熟经验和实力的国外公司承担工程的基本设计、 核心部分详细设计和关键设备供货， 由业 主建设的模式考虑。1.5 简要的工作过程2004年 3月，北京国华电力有限责任公司、广东国华粤电台山发电有限责任公司、广 东省电力设计研究院、 上海锅炉厂有限公司各方代表就台山电厂 5号机实施烟气脱硝工

16、程 的技术可行性进行了初步探讨，明确达成了实施烟气脱硝工程的共识。2004年 4 月，由北京国华电力有限责任公司主持邀请了国外著名的脱硝厂商，针对台 山电厂 5号机在上海进行了烟气脱硝技术交流。2004年 5月，我院受广东国华粤电台山发电有限责任公司的委托，完成了台山电厂 一期5号机组(1X 600MW)烟气脱硝工程可行性研究报告的编制工作。电厂工程概况2.1 厂址条件及自然条件2.1.1 厂址概述2.1.1.1 地理位置台山电厂厂址在铜鼓湾口的西侧 , 铜鼓湾平地的西侧临海地带。厂址东北面距赤溪镇 约15km直线距离),东面为大襟岛,相距约5km;南面为南海与上川岛遥遥相对，相距约 10km

17、海域；西北距广海镇17km,北距台山市约50km 近年来,特别是台山市建制改为市 后，台山市人民政府准备在东起铜鼓湾，西至广海港近20余km的沿海地带规划一个新兴 的经济开发区；目前这一区域正伴随着台山电厂的建设得以开发。2.1.1.2 水文气象台山电厂位于台山市南部滨海地区，属亚热带海洋性气候。具有冬暖夏长，阳光充 足，雨量丰沛，冬夏季风明显，夏季多台风影响等特点。根据上川岛气象站(1958-1998)资料统计，全年平均气温为22.6 C,极端最高气温37.0 C,极端最低气温3C。多年平均相对湿度达 81%尤其是3-6月在85%上。年平 均降雨量为2181.4mm历年最大达3657.7mm

18、最少为1028.1mm降雨量主要集中在每年 的 5-9 月 占全年降雨量的 74% 并常有暴雨出现 年平均暴雨日数为 12d 一日最大降 雨量达 324.8mm 每年十一月至次年 3月为少雨时段 但此时常出现大雾天气 尤以 3月 最多,全年平均为11.3d。年平均日照时数为1977.5h ,为可照时数的45%日照时数较 高出现在 7-12 月 较低在 2-4 月。多年平均风速为 4.6m/s。该区属受台风影响袭击较多的地区 据1987年统计 年平均 6-8级台风影响天数为 37.4d 多出现在 6-9 月 并有 12级台风出现 台风袭击时常伴有狂风暴雨 实测最大风 速达 37.3m/s 是造成

19、该区自然灾害的主要因素。 2.1.2 环境状况1)社会环境概况电厂所在的赤溪镇是台山市边缘的山区镇，经济发展缓慢，工业基础薄弱，主要靠农 业经济收入，两镇主要农作物有水稻、蔬菜、番薯等，目前无中型以上的工矿企业。广海镇距电厂直线距离约26km是台山市第二大镇。该镇工业发展较快，主要有广 海钢丝绳厂、广海铸造厂、石板材厂等。上川镇距电厂约10km海域，拥有人口约1.3万人，其中农业人口约1万人，该镇的 上川飞沙滩旅游区是天然的游泳场，每年可接待游客 20 万人次，是目前电厂附近最大的 旅游区。2) 环境质量现状大气环境质量现状电厂一期工程环境影响报告书在 1 994年经审查通过， 2000年 6

20、月国家环保局评估中 心编制了环境影响报告书复核报告，并在 2001 年 5 月通过了国家环保总局的审查。 根据复核报告书中的有关资料，本地区 SQ、飘尘、NQ TSP的浓度均较低，低于国家二级标 准，相当于一级标准，且 SO2 境容量比较大 。从电厂厂址地区过去及目前的实际环境状况可见， 由于电厂厂址所在地区近五年来工 业发展缓慢，产业结构仍以农业为主，目前尚无较大的大气污染物排放源，所以厂址地区 总体大气质量现状良好。 但是，由于目前台山电厂厂址所在区域属于国家环保局划分的 “酸 雨控制区和二氧化硫污染控制区”，需执行SQ2排放总量控制，对NQ的排放控制也将在最 近的时间内提出。因此，这对该

21、地区的环境容量起到了一定的限制。海域水环境现状 水环境方面，厂址地区仍处于未开发阶段，人口密度低，基本上无污染大的工业，因 此工业废水和生活污水排放很少。上川地区近年来以发展旅游为主业，人类活动较频繁， 但其对厂址地区的影响不大。电厂委托评价单位在19881989年、19981999年分别对厂址所在海域的扯旗角、 烽火角水闸及鱼塘港的海水水质进行了监测。 除部分指标为 GB3097-1997 第三类海水水质 标准外，其余指标均满足 GB3097-1997 第二类海水水质标准。c） 噪声环境现状厂址区域目前无较大的噪声源，基本处于一种自然环境状态。由于紧临海边，海浪 声是构成环境噪声现状的主要源

22、强。2.1.3 交通运输厂址三面环山，南临南海。随着台山电厂一期工程建设的开展，目前进厂公路、重 件码头等一些对外联系交通设施已交付使用， 交通状况大为改善。 根据厂址的自然条件及 现状，本厂址交通运输全赖于水路和公路。2.1.3.1 水路运输厂址南临南海 , 靠近外海主航道 , 厂址的水路运输较为方便，电厂已建成专用煤码 头和重件码头。电厂煤港的建设规模为： 煤码头、港池和航道已建成满足 5 万 t 级船型的停泊、 航行、调头需要的泊位1个，远期考虑2个泊位。并留有发展为停泊10万t级船型的条件。电厂的 5000t 重件码头现已建好 , 可以满足电厂建设和安装期间的材料和设备运输的 需要。2

23、.1.3.2 陆路运输1 ）、外部公路随着电厂一期工程的建设 , 厂址附近的交通状况大为改善 , 进厂公路（双向四车道混凝土道路）已建好，汽车可直达厂址。从台城到电厂厂址可走东、西两线公路，也可以走新开通的新台高速公路东线：从台城 冲蒌 浮石 进厂公路 厂区共59.5km,均为三级或二级标准公路 （沥青或混凝土路面；全线桥涵设计标准为汽 -10 ）。西线：（稔广线，省道 S274）从台城 端芬 广海 六福，进厂公路 厂区,全长 76.5km,大部分地段为二级或三级公路标准；桥涵设计标准为汽-15。新台咼速公路：从厂区，进厂公路，新台高速、台城；从厂区 进厂公路 新台高速 佛开高速 广佛高速 广

24、州；从厂区，进厂公路，西部沿海高速、新会、珠海、广州。2）、进厂公路厂址地区地方性的公路已经通到了田头圩，进厂公路从田头圩起到电厂厂址，包括隧道全长16.6km,标准为二级公路，是电厂对外联络的主要通道，现已建成通车。电厂进厂公路的建成，不但解决了电厂本身的交通运输问题，同时对该地区鱼塘湾和铜鼓湾一 带的经济发展起到了很大的促进作用。2.1.4供水水源台山电厂供水水源包括循环冷却水水源和淡水供水水源二部分。电厂以海水作循环冷却水水源，循环冷却水采用直流供水系统。锅炉补给水、辅机冷却水、空调和生活用水及消防用水等电厂所需淡水则由大坑水库供给。大坑水库在厂址北面2km处，为多年调节的电厂专用水库（

25、年供水量783.5万t/a）。电厂一期用水量见表2-1。表2-1电厂一期工程用水量 #表2-1电厂一期工程用水量 规 模(MW)海水循环冷却水淡水m3/hm3/h5台600MW机组3957601181.5（包括脱硫用水）2.1.5灰场条件电厂灰渣处理考虑以贮存为主，同时考虑综合利用。台山电厂初期灰场为厂址东北约3km处的“牛栏窝”山谷灰场，该灰场堆灰面标高为70m时，堆灰容积约428万m3，可满足一期工程5台600MW等级机组贮灰8a。远期灰场则利用电厂煤港池西侧的近岸浅滩 围海建成，面积约330多万m2，灰堤顶面高程10.5m，堆灰容积达4300万m3。2.1.6岩土工程厂区及附近原地表出露

26、的地层以第四系土层为主，基底岩石为燕山四期花岗岩，场 地平整后部分基岩出露地表，区域地质较简单，厂区及周围10km范围内无区域性大断裂通过。厂区及周围10km范围内小型断层及节理较发育，主要有 NE走向及近E-W（ NWW 走向的两组共5条断层（F-F5）,属非活动性断层，不影响场地的稳定性，断层破碎带可 按不均匀地基处理。根据广东省地震烈度区划图（广东省地震局，广东省建委1990年）和广东省台 山电厂工程场址设计地震动参数报告（广东省地震局，1993年）中的地震危险性分析结 果，台山发电厂厂址地震基本烈度接近 7度，鉴于发电工程的重要性，设计按地震烈度 7 度考虑。1号、2号机组主厂区及部分

27、5台机组公用的生产附属建筑位于 F4及F5断裂之间的 开挖区，场地平整后基岩大面积出露，地基下主要为中等风化和微风化花岗岩，北边有部 分为强风化花岗岩，局部为残积土和全风化花岗岩。3号、4号、5号机组主厂区位于2 # 号机扩建端东面开挖区边缘，现已平整，西南部中等风化微风化岩层出露，往东北及东南方向顺次出露强风化岩层、全风化岩层及残积砾质粘性土，东北角中等风化岩层埋深25m。部分附属建（构）筑物位于回填区。地下水对混凝土钢结构均有弱腐蚀性。工程概况2.2.1 厂区总平面布置本期工程在一期工程 1 号、2 号机组已建成的基础上建设，全部公用设施已按 5 台 600MW 机规划，且大部分已经建成，

28、包括净水站、锅炉补给水处理室、污水处理站、点 火油罐区、引水明渠，输煤系统 5台机组公用部分等。根据全厂规划， 1 号 5 号机主厂房从西往东扩建（ 1-2 号机主厂房与 3-5 号机主厂 房脱开16 m），两厂房均为汽机房朝北，A排柱对齐。主厂区由北向南依次为汽机房、除 氧间、煤仓间、锅炉房、电除尘、烟囱、脱硫岛。脱硫岛布置在烟囱后，其他脱硫配套设施均布置在 3号、 4号、 5号机组脱硫岛以 南， 1 2号机组建设时已按 5台机组预留脱硫用地。220kV 及 550kV 配电装置分别布置在 1 号、 2 号及 3 号、 4 号、 5 号机组主厂房以 北。一期工程净水站、锅炉补给水处理楼布置在

29、 1 号机组主厂房以西。一期工程干除灰场地、污水处理站布置在厂区中部西侧山脚下。 煤场设在厂区南部，油灌区设在厂区中部西侧。循环水泵房设在厂区中部，循环水取水口及排水口分别设在厂区南护岸及东北护岸上。222电厂主要设备参数电厂5号机组与脱硝系统有关的主设备参数见表2-2表2-2台山电厂5号机组主要设备参数设备名称参数名称单位参数锅炉亚临界、中间再热、控制型式循环、四角切圆、固态排渣、汽包炉最大连续蒸发量t/h2026过热器出口蒸汽压力MPa17.5MCR过热器出口蒸汽温度C541工况省煤器出口烟气量m3/h4507552省煤器出口烟气温度C366除尘器型式静电除尘，双室四电场除尘效率%99.3

30、2台除尘器出口最大含尘浓度mg/Nm3150型式静叶可调轴流式引风机流量(B-MCR)m3/s523风压(B-MCR)kPa10.9132台进口烟温C126电机功率kW5400配置3号、4号、5号机共用烟囱一座烟囱1座高度/形式m240/三 筒材质钢内筒2.2.3煤质及耗煤量根据国华台电提供的资料，5号机组工程的设计煤种按活鸡兔井，校核煤种按乌兰木 伦矿。煤质分析数据及耗煤量见表 2-3、2-4表2-3煤质分析数据表项目符号单位设计煤种校核煤种备注全水份r MtP % ：14.516 :干燥无灰基扌车发份Vdaf%37.8938.98空气干燥基水份Mad%8.069.92收到基灰份Aar%7.

31、7012.6收到基碳Car%62.5857.05收到基氢Har%3.703.68收到基氧Oar%10.059.23收到基氮Nar%1.070.95收到基全硫St.ar%0.40.49哈氏可磨度r hgi6150 丁原煤冲刷磨损指数Ke0.941.61收到基咼位发热量Qgr. arMJ/kg23.56收到基低位发热量Qn et. arMJ/kg24.0022.33表2-4一期工程5号机组燃煤消耗量7-机组承匚1 x 600MW项目设计煤种校核煤种小时耗煤量t/h235242日耗煤量t/d47004840年耗煤量4104t/a117.5121日耗煤量按20 h计 年耗煤量按5000 h计224除灰

32、渣方式及灰渣量本工程采用灰渣分除系统， 其中煤灰采用浓相干除灰输灰方式，煤渣采用刮板捞渣机机械除渣方式。灰、渣分别在粗细灰库、渣仓集中后采用汽车输送至灰场堆放或采用汽车（船）送去综合利用。，石灰库区域地面冲洗，刮板捞渣机溢流水（包括石子煤系统输送来的混合水）子煤斗冷却水、地面冲洗污水等送至除灰专用沉淀池澄清处理后回用 灰分析资料及灰渣排放设备见表2-5、2-6。表2-5灰分析资料项目符号单位设计煤种校核煤种飞灰成份分析二氧化硅SiO2%35.4322.64三氧化二铝AI2Q%11.7211.52三氧化二铁FqQ%9.5925.48氧化钠NqO%r 0.881.3氧化钾kq%1.050.4氧化钙

33、CaO%28.9328.73氧化镁MgO%P 2.141.04:三氧化硫SO%6.524.64二氧化钛TiO2%0.570.28二氧化锰MnO%0.380.66其他%2.793.31灰熔融性（弱还原性）变形温度DTC11001080软化温度STC11501130熔融温度ftC11901190HTC11701150表2-65号机组灰渣量机组容量项目、1 600MW设计煤种校核煤种小时排放量（t/h）灰量16.7417.09渣量2.951.80石子煤量1.221.21合计19.6920.1日排放量（t/d）灰量334.80341.8渣量5960.4石子煤量23.724.2合计417.5426.2年

34、排放量4(10 t/a)灰量8.378.55渣量1.481.51石子煤量0.590.61合计10.4410.66注：1、日利用小时按20h,年利用按5000h计;2、灰量按灰渣总量 85%计；3、渣量按灰渣总量15%计；4、石子煤量按锅炉耗煤量 0.5%计。2.2.5台山电厂大气污染物排放状况燃煤电厂向大气中排放的主要污染物是 SO2、烟尘、NOx等。台山电厂一期 5台 600MW等级机组建成投产后，将由两座240m的高烟囱向大气排放污染物。5机组大气污 染物排放情况见表2-7。表2-7一期工程5号机组大气污染物排放量装机容量与1台600MW国产燃煤机组项目煤种设计煤种校核煤种SO2t/h0.

35、10150835烟尘t/h0.1240.102NOxt/h1.1脱硝工程建设条件3.1脱硝反应剂供应3.1.1脱硝反应剂用量烟气中主要通过以下还原反应来去除其中的NOx :4NO +4NH 3+024N2+6H2。6NO 2+8NH 3 7N2+12H20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即为脱硝剂般来说，脱硝剂目前主要有三种来源：液氨，氨水，尿素 针对本工程而言，三种脱硝剂的耗量分别如下：表3.1脱硝剂消耗量脱硝效率液氨（100%）氨水（25%）尿素60%消耗量（kg/h）200800390储存量482009570%消耗量（kg/h）230920450储存量

36、55.222110880%消耗量（kg/h）2651060513储存量（t ）6425512590%消耗量（kg/h）2901160565储存量（kg）70280136注：脱硝剂的计算基于以下前提：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，在国外，液氨槽车运输需要提前报批清场，极为麻 烦，所以在欧美很多电厂 SCR系统弃用液氨改用氨水或者尿素。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最为昂贵的一种。尿素的售价要高

37、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时，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非 常麻烦的时候，才会使用尿素。三种脱硝反应剂的比较列于表3.2表3.2各种反应剂的比较项目液 氨氨水尿素反应剂费用便宜(100%)贵(约150%)最贵约（180%）运输费用便宜贵便宜安全性有毒有害无害储存条件咼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（水解炉制备）运行费用

38、便且，需要热量蒸发液氨贵，需要咼热量蒸发/蒸馏水和氨贵，需要咼热量水解尿素和蒸发氨设备安全有法律规定需要基本上不需要从上分析可以看出，液氨同其他两种反应剂相比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，所以选择液氨作为本工程的脱硝剂。3.1.3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， 在江门地区有江门化肥总厂可以提供液氨， 而

39、且距离 台山电厂距离较近。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3X10=。由于国内对液氨输送的槽车行驶并没有特殊规定，从番禺至台山电厂的高速公路约150km，需行驶2h。液氨生产厂家均可以提供槽车运输至电厂。以 15t槽车计，SCR系统 每小时需要 300kgh 液氨作为脱硝剂 （脱硝效率约 90%时），则每两天 48 小时需要 14.4t 即一槽车的耗量。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，水、陆交通都极为便利。番氮化工有限公

40、司有停泊1300t船舶码头一个、停泊700t船舶码头一个、停泊500t 船舶码头一个。若台山电厂后期的 SCR投运之后，液氨需要量增加，也可以考虑采用船 运的方式，在码头设置大型储氨罐。因此，本工程脱硝剂液氨的供应是有保障的。3.2 脱硝建设场地整个SCR系统分为两大部分，即SCF反应器和液氨储存和供应系统设备。SCF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 480吊，因此可利用炉后的送风机和一次风机的土建框架作为SCR装置布置场地。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5号炉送风机和一次风机的原土建框架作出修改。此框架

41、共两跨。C1- C2跨：跨度为5650mm设9.70、29.9、42.5、46.6m框架层,分别作三层烟道布置及加液层。 C2- C3跨度为9000mm 设18.04、23.24、29.90、37.23m层,分别作烟道、除灰及SCR支承布置层。C1距炉后钢 架B6为3500mmC3距C2比原设计加2000mm,C与电除尘器D1距离由9000 mr改为7000mm 电除尘器中心线仍与 3号、 4号炉电除尘器同一轴线。氨储存和供应系统设备占地大约800 m （包括安全区域要求），3号、4号、5号机 组公共设施区域，根据总平面布置的情况在沉灰池附近有场地布 置氨 储存和供应系统设3.3 供水、供电本

42、工艺系统只需极小量的工艺（冷却）水，根据电厂的水源情况，本工艺系统中的 用水可取自电厂的工业水系统。本工艺系统电负荷大约 300Kw,电压等级380V,可以考虑从#5机组的除尘变引接电 源（除尘变满足要求） 。 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2-3,表2-54.1.2主要设备及参数脱硝机组的主要设备及参数见第2章表2-2。4.1.3 SCR入口烟气参数SCR入口烟气参数见表 4-1，4-2表4.-1 SCR入口烟气参数：设计煤种条件（实际含氧量，湿态）项目单位机组运行工况B-MCRT-MCR30% MCR烟气容积流量m3/h4

43、50907443043791270387烟气重量流量kg/s702.106 V675.516234.924烟气含尘量g/m34.1754.2065.25烟气压力kPa-2-1.92-1.095烟气温度0C366361265过剩空气系数-1.21.21.2表4-2 SCR入口烟气参数：校核煤种条件（实际含氧量，湿态）项目单位机组运行工况B-MCRT-MCR30% MCR烟气流量m3/h45547343996686烟气流量kg/s708.108 V633.217烟气含尘量g/m37.1597.289烟气压力kPa烟气温度0C367355过剩空气系数-1.21.2表4-3煤微量元素分析项目单位数据F

44、ppm27CI%0.063Asppm6Cuppm10Pbppm10Znppm20Crppm0Cdppm0Nippm30Hgppm0.174.2几种脱硝工艺简介4.2.1 氮氧化物(NOx)形成原因4.2.1.1空气中的氧(02)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+O2 - 2N0NO+1/2O2 - N024.2.1.2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(NH4)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

45、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+& NCO+HNCO+& NO+CONCO+OH NO+CO+H在还原性环境中，NCO生成NH :NCO+H NH+CO如NH在还原性环境中：NH

46、+H- N+H 2NH+NHN 2+OH如NH在氧化性环境中：NH+O2- NO+OHNH+OH NO+H 2NH3氧化生成NO:NH3+OH- NH 2+H2O NH3+ - NH2+OH NH 2+O- NO+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

47、超标。(1)燃烧优化燃烧优化是通过调整锅炉燃烧配风，控制 NOx排放的一种实用方法。它采取的措施 是通过控制燃烧空气量、保持每只燃烧器的风粉 (煤粉)比相对平衡及进行燃烧调整，使燃 料型NOx的生成降到最低，从而达到控制 NOx排放的目的。煤种不同，燃烧所需的理论空气量亦不同。因此，在运行调整中，必须根据煤种的变 化，随时进行燃烧配风调整，控制一次风粉比不超过1.8:1。调整各燃烧器的配风，保证各燃烧器下粉的均匀性，其偏差不大于10%o二次风的配给须与各燃烧器的燃料量相匹配，对停运的燃烧器，在不烧火嘴的情况下，尽量关小该燃烧器的各次配风，使燃料 处于低氧燃烧，以降低NOx的生成量。(2 )空气

48、分级燃烧技术空气分级燃烧技术是目前应用较为广泛的低 NOx燃烧技术，它的主要原理是将燃料 的燃烧过程分段进行。该技术是将燃烧用风分为一、二次风，减少煤粉燃烧区域的空气量 (一次风)，提高燃烧区域的煤粉浓度，推迟一、二次风混合时间，这样煤粉进入炉膛时就 形成了一个富燃料区，使燃料在富燃料区进行缺氧燃烧，以降低燃料型NOx的生成。缺氧燃烧产生的烟气再与二次风混合，使燃料完全燃烧。该技术主要是通过减少燃烧高温区域的空气量，以降低NOx的生成技术。它的关键是风的分配，一般情况下，一次风占总风量的2535%。对于部分锅炉，风量分配不当，会增加锅炉的燃烧损失，同时造成受热面的结渣腐蚀。因此，该技术较多应用

49、于新锅炉的 设计及燃烧器的改造中。(3)燃料分级燃烧技术该技术是将锅炉的燃烧分为两个区域进行， 将85%左右的燃料送入第一级燃烧区进行 富氧燃烧，生成大量的 NOx，在第二级燃烧区送入15%的燃料，进行缺氧燃烧，将第一 区生成的NOx进行还原，同时抑制NOx的生成，可降低NOx的排放量。 (4) 烟气再循环技术该技术是将锅炉尾部的低温烟气直接送入炉膛或与一次风、二次风混合后送入炉内， 降低了燃烧区域的温度，同时降低了燃烧区域的氧的浓度，所以降低了 NOx 的生成量。 该技术的关键是烟气再循环率的选择和煤种的变化(5 )技术局限这些低NOx燃烧技术设法建立空气过量系数小于1的富燃区或控制燃烧温度

50、，抑制NOx 的生成，在燃用烟煤、褐煤时可以达到国家的排放标准， 但是在燃用低挥发分的无烟 煤、贫煤和劣质烟煤时还远远不能达到国家的排放标准。 需要结合烟气净化技术来进一步 控制氮氧化物(NOx)排放。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,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 SNCR 法原理：SNCR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

51、在高温下进行。其反应式如下：4NO+4NH3+O24N2+6H2O(1)4NH3+5O2 4NO+6H2O(2)应应式(1)发生的反应温度在10701270K;而反应式 则发生在1370*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法原理：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

52、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）被碱金屬（如鉀）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

53、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）电子束照射法（可同时脱硫）原理：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+NC HNO 2O+NO NOOH+NO2 HNO3SO2+O SQ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）2 Ca（NO3）2+2H2OSO3+H2O+Ca（OH）2 CaSO4. 2H2O除了上述3种脱氮方法外，还

54、有“吸附法”，“氧化吸收法”等。主要的烟气脱氮方式列于表4-1 :表4-1主要烟气脱氮方式名称净化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 、 H2O9501000C40 50%选择性催化剂脱氮法（SCR）NH3CO (NH) 2N2 、 H2O300 400 C ,催化剂50 95%电子束法NH3(NH4) 2SO4吸附法NH3N2 、 H2O活性炭在 120 C50%NaOHCaOHCaSO4、下吸附氧化吸收法NH3(NH4) 2SO450 60 C50%4.2.3选择性催化还原烟气脱氮法（SCR）选择性催化还原烟气脱氮法（SCR）是国际上应用

55、最多，技术最成熟的一种烟 气脱氮技术。SCR原理图见图4.1,主要反应式如下：4NO +4NH 3+ O 2 4N2+6H2O6NO 2+8NH 37N2+12H 2ONO + NO 2+2NH 32N2+3H2O或者 2NO 2+4NH 3+ O2 = 3N2+6H2O掘-空lift*图4.1 SCR反应原理图由于在锅炉烟气中还有SO2等气体存在,SCR反应的催化剂通常对SO2等的部分氧化也 起到了一定作用，根据下式：SO2+1/2 02 = SO3反应生成的SO3在进一步同SCR反应中未反应的氨反应， 生成硫酸氨和硫酸氢氨。2NH3+ S03+ H2O = （ NH4）2SO4NH3+ S

56、03+ H2O =NH4HSO4而NH4HSO4是一种粘性很大的一种物质， 会附着在催化剂上，隔绝催化剂与烟 气，使得反应无法进行。而 NH4HSO4的分解温度为230C，因此，反应的温度一定 要大于230C, 般来说，温度取在300T以上。对于天然气等含硫量特别低的燃料， 反应温度可稍低。同时，催化剂能够长期承受的温度不得高于400C，超过该限值，会导致催化剂烧结。因此，SCR最佳的反应温度300400C。按照SCR安装位置的不同SCR可以分为高飞灰（High Dust）和低飞灰（Low Dust）两种（详见图4.2和4.3）。高飞灰：电除尘器之前NH,空吒命图4.2 SCR咼飞灰布置方式优

57、点：在机组正常工作的时候，可以满足反应需要的温度，但在低负荷时，仍需 要额外的热源（蒸汽/省煤器旁路）来提高烟气温度缺点：飞灰有一定程度的磨损，其中的一些有害物质也会导致催化剂中毒，飞灰 含量大，栅格横截面积大，有效反应面积减小，催化剂用量增加。低飞灰方式：布置于除尘器之后或者烟气脱硫装置之后。优点：可以几台锅炉共用一套脱硝装置；飞灰中有害物质已除去，延长了催化剂的使用寿命；飞灰含量低，磨损减小，并且栅格横截面积可以减小，有效反应面积增加，催化 剂用量可以减少；缺点：需要加热器（燃油燃气）将烟气温度升至350C以上，消耗额外的能源。- - # - 怔飞蕨方式$AftMljAnxsinff逐1?

58、一.r卑图4.3 SCR低飞灰布置方式高飞灰(High - Dust)方式是燃煤电站中最常用的，因为省煤器与空预器之间 的烟气温度(300400C)很适合催化剂保持高活性，比其他方式能够节省烟气再 加热的费用。因此本工程采用火电厂常规的高飞灰布置方式，即将SCR布置在省煤器与空预器之间。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、

59、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

60、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 , SelectiveCatalytic 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