电厂脱硝工程投资可行性报告

电厂脱硝工程可行性研究报告-PAGE97-目录TOC\o"1-2"\h\z\u1概述 11.1项目背景 11.2研究范围 21.3报告编制依据 21.4主要编制原则 21.5简要的工作过程 32.1厂址条件及自然条件 42.2燃料及供水 62.3电厂机组状况 72.4厂区总平面布置 112.5电厂主要控制方式及控制水平 112.6除灰渣方式 123脱硝工程建设条件 133.1脱硝还原剂供应 133.2脱硝建设场地 184脱硝工艺方案选择 194.1设计基础参数 194.2几种脱硝工艺简介 204.3脱硝工艺方案选择 234.4选择性催化还原烟气脱氮法(SCR) 265脱硝工程设想 305.1工艺系统及设备 305.2水工与消防 465.3电气系统 465.4仪表及控制 475.5灰输送系统 495.6土建建筑与结构 505.7脱硝装置的总体布置 515.8主要设备材料清单 535.9供货与服务范围 586环境保护与环境效益 636.1环境保护标准 636.2脱硝系统主要排放源及治理措施 636.3脱硝工程的环境与社会经济效益 647节约和合理利用能源 667.1工艺系统设计中考虑节能的措施 667.2主辅机设备选择中考虑节能的措施 667.3在材料选择时考虑节能的措施 667.4节约用水的措施 667.5节约原材料的措施 668安全与劳动保护 688.1安全 688.2职业卫生 699生产管理与人员编制 709.1生产管理 709.2人员编制 7010项目实施及轮廓进度 7110.1项目实施条件 7110.2项目实施办法 7210.3项目实施过程问题 7210.4项目实施轮廓进度 7211投资估算与财务评价 7411.1投资估算 7411.2财务评价 7612主要结论与建议 8012.1结论 8012.2建议 8013附件及附图 8013.1投资估算附表 8113.2附图 811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(3×660MW)，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[2008]166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[2008]102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3×660MW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3×660MW，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（2×350MW燃煤机组）和沙角A电厂（3×200MW+2×300MW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+2×0.5m，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5～7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Wy％9.2312.00灰份Ay％12.4613.00挥发份Vr％25.0627.33固定碳％53.2547.67碳份Cy％64.3660.51氢份Hy％4.153.62氧份Oy％8.289.94氮份Ny％0.890.70含硫量Sy％0.630.43低位发热量Qdwkcal/kg59805445kJ/kg2503722797高位发热量Qgwkcal/kg62615715kJ/kg2621323927灰变形温度T1℃12001130灰软化温度t2℃12901160灰熔化温度T3℃13101210可磨度（哈氏）4954灰特性分析符号单位设计煤种校核煤种SiO2％64.0336.71Al2O3％20.5013.99Fe2O3％5.9711.36CaO％5.7522.92TiO2％0.900.00MgO％0.351.28SO3％1.209.30Na2O％0.201.23K2O％0.430.73P2O5％0.67-2.3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(3×660MW)，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MPa再热器进口温度℃再热蒸汽压力损失MPa再热器出口压力MPa再热器出口温度℃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R90＝18.4％，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ABBENVIRONMENTSYSTEMS/FLAKT公司产品，四室四电场，主要参数如下：数量1台型号 3P2CH2C35D4F/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DenmarkHOWDEN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VariaxANN-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1＃－3＃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73.27t/h，现在设计输送灰量约60t/h~70t/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+O2—4N2+6H2O6NO2+8NH3—7N2+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%)1×660MW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450mg／Nm3(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4×200MW机组脱硝系统，还有华能玉环电厂4×1000MW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300～300～650°C300～650°CCO(NH2)2──→ NH300～650°CHNCO+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(40～60%)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1／4，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2.4-3.6×104t，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3×104t。本工程SCR系统需要3×304kg／h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21.4×32=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。N－P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1×660MW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+O2←→2NONO+1/2O2←→NO2(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+O←→NCO+HNCO+O←→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+H←→N+H2NH+NO←→N2+OH如NH在氧化性环境中：NH+O2←→NO+OHNH+OH←→NO+H2NH3氧化生成NO：NH3+OH←→NH2+H2ONH3+O←→NH2+OHNH2+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(ThermalDe-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+O2→4N2+6H2O(1)4NH3+5O2→4NO+6H2O(2)反应式(1)发生的反应温度在1070～1270°K；而反应式(2)则发生在1370°K以上的温度。所以SNCR法的温度控制必須在1200～1400°K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2～5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50~70%的脱硝效率，氨的逃逸小于5-10ppm。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)2→Ca(NO3)2+2H2OSO3+H2O+Ca(OH)2→CaSO4．2H2O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、H2O800－1250℃30～40%选择性催化剂脱氮法(SCR)NH3CO(NH)2N2、H2O300～400℃,催化剂50～95%SNCR+SCR混合法CO(NH)2N2、H2O800～1250℃和300～400℃催化剂50～70%电子束法NH3(NH4)2SO450%吸附法NH3NaOHCaOHN2、H2OCaSO4、活性炭在120℃下吸附50%氧化吸收法NH3(NH4)2SO450－60℃～50%4.3脱硝工艺方案选择4.3.1SCR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：⑴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；⑵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；⑶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；⑷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,SelectiveCatalyticReduction)，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80－95%；到目前，日本大约有170套SCR装置，接近100000MW容量的电厂安装了这种设备；美国政府也将SCR技术作为主要的电厂控制NOX技术。因此，SCR方法成为目前国内外电站脱硝成熟的主流技术。4.3.2常规SCR系统和其它低NOX技术的经济比较在众多的控制的NOX技术中，燃煤电站用的比较多的有：低NOX燃烧器、空气分级燃烧、燃料分级燃烧(再燃烧)、SCR、SNCR及各种技术的混合。其中低NOX燃烧器可以取得30—50%的脱硝率，是一种有效的NOX控制技术，虽其脱硝率较低，但投资和运行费用也较低。空气分级燃烧脱硝率较低，一般为20－40%，费用最低；但它通常与低NOX燃烧器或再燃烧技术联合使用，可以达到30－70%的脱硝率，总费用比单独使用要高。再燃烧技术可以取得40－70%的脱硝率，费用中等，但比使用低NOX燃烧器和分级燃烧要高。SCR技术能够提供高达70－90%的脱硝率，但其总费用也是最高的，是上述技术费用的3－10倍，费用在$30－50/KW。SNCR的脱硝率有30－40%，总费用大约为SCR的65%。对于目前燃煤电站安装SCR系统，主要的投资费用有：①SCR反应器，②SCR催化剂，③氨的成本与喷射量；主要的运行费用是烟气的再热及催化剂的更换。其中，昂贵的催化剂和烟气的再热是SCR高额费用的主要因素。4.3.3烟气脱硝SCR、SNCR和SNCR+SCR混合技术综合比较项目SCR技术SNCR技术SNCR+SCR混合技术反应剂可使用NH3或尿素可使用NH3或尿素可使用NH3或尿素反应温度300～400℃800～1250℃前段：800～1250℃，后段：300～400℃催化剂成份主要为TiO2,V2O5WO3的全尺寸催化剂不使用催化剂后段加装少量催化剂(成份主要为TiO2,V2O5WO3)脱硝效率50～95%25～50%50～70%还原剂喷射位置多选择于省煤器与SCR反应器间烟道内通常在炉膛内喷射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SO2/SO3氧化会导致SO2/SO3氧化，一般要求控制氧化率在1%不导致SO2/SO3氧化，SO3浓度不增加SO2/SO3氧化较SCR低，SO3浓度的增加与催化剂体积成正比NH3逃逸一般要求控制＜3ppm10～15ppm5～10ppm对空气预热器影响低温时NH3与SO3易形成NH4HSO4造成堵塞或腐蚀不导致SO2/SO3的氧化，造成堵塞或腐蚀的机会为三者最低SO2/SO3氧化率较SCR低，造成堵塞或腐蚀的机会较SCR低系统压力损失催化剂会造成压力损失没有压力损失催化剂用量较SCR小，产生的压力损失相对较低燃料的影响灰份会磨耗催化剂，碱金属氧化物会使催化剂钝化。AS，S等会使催化剂失活。煤的灰份越高，催化剂的寿命越短，将显著影响运行费用。无影响影响与SCR相同。由于催化剂的体积较小，更换催化剂的总成本较全尺寸SCR低锅炉的影响受省煤器出口烟气温度的影响影响与SNCR/SCR混合相同受炉膛内烟气流速及温度分布的影响燃料变化的影响对灰份增加和灰份成分变化敏感无影响与SCR一样4.3.4结论在现有的众多的NOX控制技术中，SCR是最成功应用的方法，其技术成熟，脱硝效率高，因而得到广泛的应用。SNCR烟气脱硝技术的脱硝效率一般为30%~40%，受锅炉结构尺寸影响很大，仅可用作低NOx燃烧技术的补充。沙角C电厂采用低NOx燃烧技术，能使锅炉炉膛出口NOx平均排放水平在400mg/Nm3以下,已处于一个相对比较低的水平，如再采用SNCR则意义不大，选用SNCR+SCR混合技术没有更多的优势。本电厂的脱硝改造项目要立足于国家对环保要求的不断提高，特别是由于本电厂位于珠三角的中心地带，因此在脱硝指标上要有前瞻性。因此，本工程选用脱硝效率高、技术成熟的SCR脱硝工艺技术。4.4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)是国际上应用最多，技术最成熟的一种烟气脱氮技术。SCR原理图见图4.4-1，主要反应式如下：4NO+4NH3+O2—4N2+6H2O6NO2+8NH3—7N2+12H2ONO+NO2+2NH3—2N2+3H2O或者2NO2+4NH3+O2＝3N2+6H2O图4.4-1SCR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+1/2O2=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＋SO3＋H2O=(NH4)2SO4NH3＋SO3＋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230℃，因此，反应的温度一定要大于230℃，一般来说，温度取在300℃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400℃，超过该限值，会导致催化剂烧结。因此，SCR最佳的反应温度300～400℃。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4.4-2和4.4-3)。高飞灰：电除尘器之前图4.4-2SCR高飞灰布置方式优点：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350℃以上，消耗额外的能源。图4.4-3SCR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(300～400℃)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。

5脱硝工程设想5.1工艺系统及设备5.1.1NOX脱除效率的确定NOX的脱除效率应综合环保要求、工程技术经济考虑决定。(1)环保排放的要求根据国家标准《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2003)和广东省地方标准《火电厂大气污染物排放标准》(DB44/612-2009)，本工程大气污染物执行第1时段排放控制要求，NOX的排放浓度限值分别为1100和800mg/Nm3以下，而对当地的排放总量控制，我国目前暂未限制。沙角C电厂3台炉采用低NOX燃烧技术后，NOX的排放浓度可达到低于400mg/Nm3左右的水平，本可研阶段和今后工程招投标建议选用450mg/Nm3作为烟气脱硝基本设计条件。沙角C电厂的脱硝改造项目要立足于国家对环保要求的不断提高，特别是由于沙角C电厂位于珠三角的中心地带，结合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)及广东省环保厅《广东省火电厂降氮脱硝工程实施方案》（粤环【2011】3号）文件，在脱硝指标上要有前瞻性。(2)工程技术经济简要分析装设SCR装置应求得最佳的性价比。根据国外公司的建设经验，催化剂可以在SCR装置中分层布置，一般可分1～3层，1层的效率在35%左右，2层总效率在60%～80%左右，3层总效率在80%～90%及90%以上。一台机组SCR装置中催化剂的费用占总投资的1/3左右，太高的效率，导致投资成本增大。因此，本工程可取2层布置，预留第3层布置的空间，将来催化剂的活性降低或者要求更高的效率时，布置第3层催化剂。(3)烟气脱硝效率的确定本工程烟气脱硝效率分别采用80%和90%进行比较，最终NOX排放浓度和排放量见下表5.1-1。表5.1-1不同烟气脱硝效率的比较(设计煤种，单台机组)脱硝效率80%脱硝效率90%1×660MW机组NOX排放浓度(mg/Nm3)9045NOX小时排放量(t/h)0.2020.101NOX年排放量(t/a)1374687注：年利用小时按6800小时计。根据上表可知，当脱硝效率为90%时，每年单台机组相比脱硝效率为80%减排NOX量687t。根据国家有关规定，2004年7月1日起开始征收火电厂NOX排污费,目前收费标准0.6元/0.95kg照此计算，每年可减少排污费单机为43.4万元。当脱硝效率增加到90%，脱硝系统的设备及辅助系统一次性投资费用单机需增加约437.5万元；每年的脱硝吸收剂消耗品等运行费用单机需增加193.4万元。从上述分析看，增加10%的脱硝效率，环境效益不明显，且增加的费用较高。所以本工程的烟气脱硝效率建议采用80%，预留一层扩建到90%的空间。5.1.2SCR工艺说明1)工艺原理本系统设计采用选择性催化还原触媒法,在氮的氧化物(NOX)选择还原的过程中,通过加氨(NH3)作为还原剂和发生在催化剂(底层材料为TiO2,以过渡金属元素如V、W或Mo等作为活性部位)上面的催化反应，可以把NOX转化为空气中天然含有的氮气(N2)和水(H2O)。脱氮反应原理如下所示：4NO+4NH3+O2＝4N2+6H2O6NO2+8NH3＝7N2+12H2O或2NO2+4NH3+O2＝3N2+6H2ONO+NO2+2NH3＝2N2+3H2O其工艺流程为：液氨从液氨槽车由卸料压缩机送入液氨储槽，再经过蒸发槽蒸发为氨气后通过氨缓冲槽和输送管道进入锅炉区，与空气均匀混合后由分布导阀进入SCR反应器内部反应，SCR反应器设置于空气预热器前，氨气在SCR反应器的上方，通过一种特殊的喷雾装置和烟气均匀分布混合，混合后烟气通过反应器内触媒层进行还原反应过程。2)性能设计规范数据表5.1-2脱硝装置性能规范序号项目单位规范(参数)1×660MW机组1型式选择性催化还原(SCR)2燃料烟煤3SCR反应器数量套/炉24触媒类型蜂窝式或平板式、波纹板式5烟气流量Nm3/h21562216烟气温度℃3527脱硝效率%80(预留到90%空间)8氨逃逸浓度mg/Nm3＜2.59SO2/SO3转化率%＜110反应器入口烟气成分（标准状态，干基，实际O2）CO2Vol%11.83SO2Vol%0.0434N2Vol%74.69O2Vol%6.25H2O（标态，湿烟气）Vol%7.1711SCR入口烟气中污染物成分（标准状态，干基，6%O2）烟尘浓度g/Nm314.33SO2mg/Nm3119512反应器出口烟气成分(脱硝效率80%):NOX(干基，6%O2)mg/Nm3＜8013SCR装置压降(脱硝效率80%)Pa＜100014系统可用率%>9815氨消耗量(脱硝效率80%)kg/h30416单个反应器尺寸(长×宽×高)(脱硝效率80%)mm8.4×16000×125005.1.3SCR工艺系统电厂烟气脱硝SCR工艺系统包括氨气制备系统和脱硝反应系统两部分组成。5.1.3.1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SCR反应器位于锅炉省煤器出口烟气管线的下游，氨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FGD系统，经烟囱后排入大气。2)SCR反应器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)SCR触媒(催化剂)催化剂是SCR系统中的主要设备，其成分组成、结构、寿命及相关参数直接影响SCR系统脱硝效率及运行状况。要求SCR的催化剂：(1)具有较高的NOX选择性；(2)在较低的温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NOX还原效果变差，当排烟中氨的浓度升高到一定程度时，表明催化剂需要更换。SCR的催化剂市场上有三种：贵金属催化剂、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SCR系统。这些催化剂对选择性还原NOX很有效，但也容易氧化NH3，且价格昂贵。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SCR系统中，它们在低温时可以有高脱硝率和CO氧化效果。在各种金属氧化物催化剂中，V2O5-W03(MoO3))/TiO2在NO还原和SO2氧化上有很大优势，应用较为广泛。SCR中用钒做活性元素是20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NO还原有很好的活性，但同时带来了SO2氧化。TiO2在氧和SO2存在的情况下，抗硫化效果较好。因此催化剂中钒的含量一般较低，在高SO2浓度时小于1%(重量比)。同时采用WO3(MoO3)(约10%~6%)来增加催化剂的酸性、活性和热稳定性，限制SO2的氧化。而且，当烟气中有砷时MoO3能够阻止催化剂失效。硅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。V2O5-W03(MoO3))/TiO2用于传统SCR，运行温度在300℃~400℃间。高钒催化剂可用于天然气机组的低温SCR。沸石催化剂主要用于燃气复合循环机组的高温SCR系统，酸性沸石携带金属离子在高温时(最高达600℃)还原NOX活性好，而此温度区域金属氧化物催化剂不稳定。在SCR反应器里催化剂分层布置，一般为2~3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SO2带来的危害。这几种催化剂结构型式性能比较见表5.1-3。世界上电站烟气脱硝催化剂的主要类型蜂窝式板式波纹式表5.1-3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50-70%5)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40-50%)。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(长度为0.4-0.6m，达到蜂窝式相同长度需要2个模块。)4)