发电一厂烟气脱硝工程可研

页共36页1总论1.1编制依据（1）《中国石化西北油田分公司关于落实加快脱硝设施建设情况的报告》，西北油田分公司，2014年2月11日。（2）《西北油田分公司发电一厂烟气脱硝工程》可行性研究委托书，西北油田分公司电管中心，2014年12月17日。（3）《油田电管中心发电一厂烟气监测结果汇报》，西北油田分公司环境监测站，2014年2月24日。（4）《关于对加快脱硝实施建设的督办通知》，新疆维吾尔自治区环境保护厅，新环办函[2014]60号。（5）大力神130燃气发电机组升级改造工程项目建议书，索拉透平（北京）国际贸易公司。（6）新疆塔河油田发电一厂燃机烟气脱硝工程设计说明书，北京龙源环保工程有限公司，2014年6月。1.2项目背景及建设必要性1.2.1项目背景国家“十二五”发展规划明确指出加大环境保护力度，促进生态保护和修复，加强资源节约和管理，提倡绿色发展，建设资源节约型、环境友好型社会;同时国家将生态文明建设作为一项基本国策。中石化作为能源化工企业，确定了建设世界一流能源化工企业的发展目标，同时将绿色低碳战略作为企业发展六大战略之一。发电一厂于1999年后分期建成投产的，到目前共安装了3台13MW美国索拉公司生产的大力神130燃气发电机组（其中发电机是美国ABB公司生产的AMS900LE型无刷励磁同步发电机），总安装容量为39MW。正常情况下，两台电机组运行，一台处于热备状态。在现场工况下，单台索拉机组发电能力约为9MW。由于燃气排烟中含氮氧化物（NOx）较高，年初实测数据达到217mg/m3，超过国家环保排放标准50mg/m3的指标，根据自治区环境保护厅《关于加快脱硝实施建设的督办通知》（新环办函[2014]60号）的精神（附件1），决定开展烟气脱硝工程可行性研究。1.2.2建设必要性（1）满足环境保护，节能减排的需要目前发电一厂承担着全油田50%以上的用电任务，正常发电量每天消耗天然气40万方/天，燃烧排放大量的烟气，其中氮氧化物对人类及环境污染危害较大。通常所说的氮氧化物(NOx)主要包括NO、NO2、N2O、N2O3、N2O4、N2O5等几种。这些氮氧化物的危害主要包括：①NOX对人体及动物的致毒作用；②对植物的损害作用；③NOX是形成酸雨、酸雾的主要原因之一；④NOX与碳氢化合物形成光化学烟雾；⑤NOX亦参与臭氧层的破坏等等。（2）实现塔河油田绿色低碳发展的需要西北油田分公司是中国石化上游特大型油气企业。在环境保护，绿色低碳方面积极响应国家政策要求，对提升企业形象，树立负责任的国企是有重要意义的。1.3研究范围即西北油田分公司发电一厂3台大力神130燃气发电机组烟气脱硝的技术方案，以及配套工程和投资估算。1.4编制原则（1）严格遵循国家、行业有关法律、法规、现行标准、规范和规定要求。（2）分析对比采用先进、适用和工艺技术，在满足生产前提下，充分利用站内已建设施及站内剩余空间，最大限度降低工程投资，降低运行成本。（3）在工艺设备的选型上，考虑工艺设备的可靠性，满足可靠性运行；在装置及设施上对抗震要求设防。1.5遵循的标准规范（1）《火电厂大气污染物排放标准》GB13223-2011（2）《往复式内燃燃气电站设计规范第3部分燃气发电机组》NB/T42029.3-2014（3）《往复式内燃燃气发电机组气体燃料分类、组分及处理技术要求》NB/T42011-2013（4）《往复式内燃燃气发电机组功率和燃料消耗换算方法》NB/T42017-2013（5）《往复式内燃燃气发电机组安全要求》NB/T42009-2013（6）《火电站烟气脱硝技术导则》DL/T296-2011（7）《火电站烟气脱硝工程技术规范选择性催化还原法》HJ562-2010（8）《火电站烟气脱硝（SCR）运行技术规范》DL/T335-2010（9）《建筑设计防火规范》GB50016—2006（10）《石油化工企业设计防火规范》GB50160-2008（11）《低压配电设计规范》GB50054-2010（12）《自动化仪表选型设计规定》HG/T20507-2000（13）《石油化工可燃气体和有毒气体检测报警设计规范》GB50493-2009（14）《石油化工自动化仪表选型设计规范》SH3005-1999（15）《采暖通风与空气调节设计规范》GB50019-20031.6研究结论通过对低氮预混燃烧工艺（soloNOx），选择性催化还原工艺（SCR）从技术、经济性、安全环保风险、改造方式等方面进行综合分析对比，推荐发电一厂三套燃机烟气脱硝改造采用低氮预混燃烧工艺。改造方式采用燃机返厂大修时或机组交换大修方式进行，工程总投资3150万元。2自然条件2.1地理位置西北油田分公司发电一厂位于塔河油田采油一厂中部。而采油一厂位于新疆维吾尔自治区轮台县境内，行政归属于轮台县轮南镇。距轮台县城西南方向70km。通过油田主干公路和沙漠公路、西环路可直达轮台县城；通过油田主干公路到达雅克拉-大涝坝气田，经314国道进入库车县。南疆铁路从轮台及库车县城经过。交通十分便利。发电一厂区域位置见图2.1-1所示。图2.1-1：发电一厂地理位置图2.2地形地貌塔河油田位于天山南麓，塔克拉玛干沙漠北部边缘，距塔里木河北约15km，为塔里木河冲积平原，地势较为平坦。地表为小草丘地和波状沙丘，海拔高度930~940m左右，地表上覆有20多米厚的松散沉积层，下卧有巨厚的第三纪泥岩、粉砂岩和细砂岩，地下水位为自然地面以下3~5m。2.3气象条件塔河油田属温暖带大陆性干燥气候，降水稀少，夏季炎热，冬季干冷，年温差和日温差较大，光照充足，热量丰富，蒸发强烈，风沙活动频繁。主要气象资料如下：年平均气温10.6℃夏季最高气温40.5℃冬季最低气温-25.5℃年平均降水量51.9mm年平均总蒸发量2070mm年最多沙暴天数13d年最多雷暴天数28-31d主导风向N瞬间最大风速34m/s一般冻土深度0.8m最大冻土深度1.2m2.4水文地质塔河油田位于库车县称之为“草湖区”内，距渭干河总龙口约135km，塔里木河在主力油区以南约15km处自西向东流过。该油田地处渭干河、英大雅河、木日河、恰阳河、库车河及塔里木河等流域内，地势低洼，成为天山南麓河系及克孜尔水库的天然承洪区。纵贯塔河油田的木日河是该区域生产、生活、生态用水的主要水源。该区地下水埋藏较浅，深度为自然地面以下3~5m，地下水对普通混凝土及金属有较强腐蚀性。2.5工程特征塔河油田地表覆有20多米厚的松散沉积层，下卧有巨厚的第三纪泥岩、粉砂岩和细砂岩，地震基本烈度为6～7度，承载力为110～140kPa左右。3工程现状及存在问题3.1发电一厂现状发电一厂位于塔河油田一号联合站南侧，建成投产于1999年。经过多次改扩建，到目前共安装了3台13MW索拉大力神130燃气发电机组，总安装容量为39MW，并预留一台13MW索拉发电机组位置。正常情况下，两台13MW索拉发电机组运行，一台处于热备状态，索拉发电机组为撬装式结构，燃气轮机为单轴轴流式发动机。索拉大力神130发电机组的性能见表3.1-1。表3.1-1发电一厂大力神130燃气轮机发电机组的性能表工作条件ISO状况现场状况环境温度01540海拔m0930进气风道损失毫米/水柱0100排气烟道损失毫米/水柱0100相对湿度%6050发电机终端kW142649561机组效率%36.1%30.33发电机额定电压kV10.510.5发电机额定功率kW11000110003.2问题分析发电一厂烟气氮氧化物（NOx）含量超过国家行业标准要求，造成了一定的环境污染现象。氮氧化物包括多种化合物，如N2O、、NO、NO2、N2O3、N2O4、N2O5等。除NO2以外，其他氮氧化物均极不稳定，遇光、湿或热变成NO2。在高温燃烧条件下，NOx主要以NO的形式存在，最初排放的NOx中NO约占95%。但是，NO在大气中极易与空气中的氧发生反应，生成NO2，故大气中NOx普遍以NO2的形式存在。空气中的NO和NO2通过光化学反应，相互转化而达到平衡。在温度较大或有云雾存在时，NO2进一步与水分子作用形成酸雨中的第二重要酸分——硝酸(HNO3）。在有催化剂存在时，如加上合适的气象条件，N02转变成硝酸的速度加快。故一般在职业环境中接触的是几种气体混合物常称为硝烟，工程上以脱除这些气体为目的的工艺统称为脱硝。3.2.1监测结果2014年2月24日环境监测站对油田供电管理中心发电一厂2号索拉发电机组进行烟气监测。（1）监测采样点发电一厂2号索拉发电机组（型号：PG5361燃气轮机），具体位置见图3.2-1（a/b）。图3.2-1a：2号索拉发电机组采样点位置图图3.2-1b：采样点近图（2）监测工况频率发电一厂2号索拉发电机组，设备运转正常，周围工况正常，共进行5次监测。发电功率分别为：0Kw,1000kW，4000kW，8000kW,9500kW时，各监测一次。（3）监测依据及项目根据中华人民共和国环保部标准《固定源废气监测技术规范》（HJ/T397-2007），确定以下监测指标：烟气温度、一氧化碳、二氧化硫、氮氧化物。（4）测试结果监测结果如表3.2-1所示。表3.2-1：发电一厂2#燃机烟气监测结果统计表监监测时间监测项目0kw1000kw4000kw8000kw9500kw11:0011:1011:2011:3011:40烟气温度（℃）235269307384417一氧化碳（mg/m3）20911836215166二氧化硫（mg/m3）0285000氮氧化物（mg/m3）3763113191217注：（1）烟气温度，一氧化碳无标准要求。（2）随着烟气温度的升高，氮氧化物的含量增大。3.2.2问题分析（1）烟气中氮氧化物含量超过国家标准要求根据国家标准《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）的规定，对于燃气发电厂，排放烟气中氮氧化物含量执行标准如表3.2-2所示。表3.2-2：燃气发电烟气污染物排放标准（GB13223）设施类型污染物项目适用条件限制（单位mg/m3）以气体为燃料的锅炉或燃气轮机组二氧化硫天然气为燃料的锅炉或燃气轮机组35氮氧化物（以二氧化氮计）天然气燃气轮机组50对照表3.2-2的指标，发电一厂烟气中氮氧化物含量超过国家标准规定的最大排放值要求。（2）地方政府加大了环境治理力度的要求发电一厂所在区域主要有西北油田分公司采油一厂、消保中心、联合地基等生产单位指挥所在地，同时也是多家协作单位、地方城镇居民所在地。因此需要满足对居住区人民生活环境的保护要求，自治区环境保护厅在年初下达了《关于对加快脱硝实施建设的督办通知》（新环办函[2014]60号）。要求加快对发电一厂烟气脱硝工作的重视。4工程技术方案4.1设计思路经广泛的调研论证，目前对于烟气降低氮氧化物含量或脱硝处理工艺，主要有两种技术方案：方案一：低氮预混燃烧工艺。即对燃机燃烧系统本身进行技术改造，从而实现燃烧后排出烟气中氮氧化物含量降低，达到国家外排标准的要求。方案二：选择性催化还原工艺。即通过化学还原的方法，使燃烧后的烟气在排出系统前经处理达到氮氧化物含量达标的要求。4.2方案规模根据发电一厂的正常运行情况，对两个技术方案确定相应的改造规模。方案一考虑两台燃机同时运行，另一台燃机处于热备用状态，因此方案一改造规模为3台燃机同时改造。方案二考虑三台燃机运行时排烟规模的处理。即分别对三台燃机的烟气系统进行改造，而公用设施（如氨水储供系统）按两台燃机的烟气处理规模考虑。4.3方案一：低氮预混燃烧工艺低氮预混燃烧工艺是美国索拉公司开发的一项新技术，英文缩写为“soloNOx”技术。采用该技术对燃机进行改造后，所排放烟气可以满足《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）规定的指标要求，即烟气氮氧化物排放浓度低于50mg/m3，同时一氧化碳、未燃烧的碳氢化合物的排放浓度不会升高。该技术是通过控制空气、燃料比、火焰温度，抑制热力型NOx的生成，实现降低燃机排气中NOX含量的目的。本方案是将目前的3台机组均进行改造。通过升级索拉大力神130燃气轮机发电组的核心动力设备，使用低氮排放型索拉Titan130SoloNox燃机及配套进行机组撬内升级，以满足新环保标准的要求。发电一厂3台索拉大力神130燃气轮机发电机组，其引擎自2001年投入运行以来已分别累计运行62000小时。按索拉公司推荐的30000小时大修周期时间，机组已进行过1--2次大修。现有大力神130燃机达到索拉公司推荐的大修周期，需要进行返厂大修，可利用该返厂大修机会，对燃气轮机进行低氮排放燃机的升级改造。4.3.1低氮燃烧原理由索拉燃气轮发电机组制造商提供，将索拉燃机主体燃烧室部分改为SoloNox配置，升级为低氮氧化物排放的环保型燃机，在低氮模式运行时，机组烟气氮氧化物排放量控制在50mg/m3以下。其原理是改造燃烧室机构和升级燃料喷嘴、以及降低空燃比来降低火焰峰值温度，从而控制尾气当中NOx、CO、HC含量。与之匹配的还要进行燃料系统改造（主要是为了满足燃料程序控制），新增BAM模块（主要是为了监控燃烧室压力波动值，防止由此引起的振动而造成机组损坏）。该技术与传统型相比就是降低了空燃比，而降低空燃比实际上就是降低火焰温度，从而降低排放物。机组氮氧化物的排放是随着火焰温度的降低而不断减少，因此控制火焰温度就能控制氮氧化物的排放。空燃比与火焰温度的关系见图4.3-1所示，火焰温度与NOx的排放关系见图4.3-2所示。图4.3-1：空燃比与火焰温度关系示意图图4.3-2：火焰温度与NOX排放的关系另外，改造后的新技术的燃烧室比传统型的体积大，燃料喷嘴采用先让空气和天然气混合均匀后才进行燃烧，而且空燃比也明显降低，所以火焰温度大大降低。（升级改造燃烧室和燃料喷嘴是本方案的核心部分）。改造前后的燃烧情况对比如图4.3-3所示。图4.3-3：改造前后火焰燃烧情况对比示意图4.3.2升级改造内容（1）燃机SoLoNox升级燃机soloNOx技术升级，其主要升级部件有两个方面。一是燃烧室内衬更换，升级后的对比样件如图4.1-4所示。图4.3-4：燃烧室内衬部件对比图二是燃气喷嘴更换，升级后的对比样件如图4.1-5所示。图4.3-5：燃气喷嘴部件对比图通过上述部件的升级改造，可实现氮氧化物排放达到规定要求。（2）天然气燃料模块升级撬内SoLoNox天然气燃料模块升级，主要内容是升级燃料控制阀PECC。为了满足机组程序对燃料的配比，需要对原来的天然气系统进行改造（撬体内部分），在原来的基础上增加了二次切断阀，采用了双燃料控制阀，并增加了相关的监控变送器，采用了双燃料汇管进行供给天然气。索拉供货时采用的是模块化，也就是如图4.3-6中的所有元件和管线连接在出厂时已经整体预装好，到现场安装时可以整体代替。包括以下内容：一次关断阀二次关断阀燃料点火调节及关断阀，保证燃机稳定点火熄火保护系统差压变送器，辅助燃料控制控制启动及负载变化时的燃料量其他变送器，用于燃机保护燃料模块结构示意如图4.3-7所示，实体安装如图4.3-8所示。图4.3-6：改造后的燃料系统流程示意图图4.3-7：燃料系统模块结构示意图图4.3-8：燃料系统模块实体安装图(3）燃烧器声学模块改造BurnerAcousticModule(BAM，燃烧器声学模块)是SoloNox型燃机的燃烧保护装置，本次改造的主要内容如下：BAM线圈动态压力传感器引压管双通道信号整定器BAM结构示意图如图4.3-9所示，实体安装图如图4.3-10所。图4.3-9：BAM结构示意图图4.3-10：BAM实体安装图4.3.3效果预测（1）烟气中主要污染物指标根据美国索拉公司提供的数据，采用SoloNox技术，对燃机进行升级改造，升级后燃机烟气排放指标如表4.3-1所示。表4.3-1：改造后燃机烟气主要污染物排放指标预测排放指标NOxCOUHC温度范围,F(C)0-120(-20to49)0-120(-20to49)0-120(-20to49)功率范围%50-10050-10050-100天然气燃料(ppm)255025从上表可以看出，改造后的燃机烟气排放，其中氮氧化物达到了国家环保部行业标准的规定。（2）项目实施后燃机预计的工况条件改造后的大力神130燃机预测的运行工况条件如表4.3-2所示，燃料气组分情况如表4.3-3所示。表4.3-2：项目实施后燃机预计的工况条件序号指标名称单位数值（注1）备注1海拔高度m10002进口损失mmH2O1003排气损失mmH2O1004进气温度℃-151530455相对温度%606060606海拔损失kW17771536138311587入口损失kW2362101941708排气损失kW858077729变速箱效率0.9850.9850.9850.98510发电机效率0.970.970.970.97注（2）11规定负荷kW满负荷满负荷满负荷满负荷12输出功率kW136451178510600886313燃料流量GJ/hr144.99128.77119.79108.6814耗热率kJ/kW-hr1062610927113011226215热效率%33.87432.94131.8529.35316进空气流量kg/hr16810915489714567213277617烟气排量kg/hr17062715711314772813463918PCDkPaG1522.51395.11309.71192.719补偿PTIT℃76076076076020PT出口温度℃47549050352421排气温度℃475490503524注（1）：标准状态下的气体，最低性能数据。注（2）基于功率因素为1.0时。表4.3-3：燃料气组分结构表序号组分名称数量mol%备注1C194.03052C21.95983C30.264iC40.045nC40.066iC50.027nC50.028C60.019CO20.469910N23.009711O20.1212SO20.000113LHV(kJ/m3)33495.914相对密度0.5864.3.4改造方式及工期预计（1）机组返厂改造①机组撬内燃料模块改造及BAM模块的工厂交货期约为180天。②升级SoloNox燃机的工作周期为工厂收到燃机后60天内可完成出厂备货。③现场安装工作，3台机组共需约30天。（2）交换大修方式对燃机进行升级改造①机组撬内燃料模块改造及BAM模块的工厂交货期约为180天。②升级SoloNox燃机的工作周期为工厂收到燃机后60天内可完成出厂备货。如果条件允许，可采取机组交换大修方式对燃机进行升级改造，其交货期为收到订单后60天内完成出厂备货。以最大限度减少现场停机时间，保证电力生产。需要考虑机组交换费约美元171630。③现场安装工作，3台机组共需约30天。（3）燃机升级SoloNox后续工作①运行维护工作与当前燃机运行维护工作类似。②机组带载大于50%负荷时，机组可运行于SoloNox模式。③预计TBO=30000小时大修费用将增加约35至40万美元。（4）其他说明截止2013年年底，索拉共出售Titan130型燃机机组770台套，其中约50%为SoloNox机型，发电站应用的约为220台套。中国目前仅在中海油涯城作业公司运行两台Titan130型天然气压缩机组。尚无其他用户使用SoloNox机型。4.3.5主要工作量及投资根据索拉透平（北京）国际贸易公司的报价，不考虑三套机组大修的费用，单套机组相关的升级改造内容和费用见表4.3-4。表4.3-4：低氮预混烧技术改造工程量及投资估算表序号改造项目单位数量估算金额1SoloNox升级套11003459美元2燃料模块改造套1171559美元3BAM模块升级套126322美元4合计120.1万美元人民币外汇牌价6.14计，升级改造费用737.6万元三套机组soloNOx升级改造总费用2212.9万元。4.4方案二：选择性催化还原工艺选择性催化还原工艺（简称为SCR工艺），是利用还原剂在催化剂的作用下，有选择性地与烟气中的氮氧化物（主要是NO和NO2）发生化学反应，生成氮气和水的一种脱硝工艺。4.4.1工艺原理及技术指标脱硝机理由第三方专业化公司提供，在燃机尾部烟气通道喷还原剂（氨水或尿素水溶液）在催化剂作用下,选择性地与NOx反应生成N2和H2O，除去尾部烟气中的氮氧化合物，即选择性催化还原法（SCR）。其反应原理如图4.4-1所示。4NO+4NH3+O2→4N2+6H2O2NO2+4NH3+O2→3N2+6H2O图4.4-1：SCR反应原理示意图还原剂的选择目前可供选择的还原剂有液氨（NH3）、尿素[CO（NH2）2]、氨水（NH3.H2O或NH4.OH），三种还原剂从使用成本、投资等方面分析比较如下：（1）液氨仅消耗很少的热量即可蒸发产生氨气，因此其能耗在三者之中最低。由于液氨的安全性要求高，系统中存在压力容器，会增加氨站的维护工作，并需具备完善的防火、防爆措施。塔河油田地处偏远，液氨的运输需遵守危险化学品的有关规定。综合考虑以上因素，本案不推荐采用液氨制氨的方案。（2）尿素不属于危险化学品，其本身无毒，但价格较高。尿素制氨需消耗大量的热量进行热解后产生氨气，因此能耗最高。尿素运行对环境温度较为严格，否则易产生尿素结晶的问题，在具体使用时需对箱罐进行保温，并用蒸汽进行伴热，系统较为复杂。尿素制氨必须每套SCR装置配置一套尿素热解装置，增加了设备的占地。（3）氨水的安全性处于液氨与尿素之间，其对防火、防爆的要求大大降低，运行维护工作量小，系统中没有压力容器。虽然氨水也需要蒸发消耗热量，但属于物理蒸发，其能耗远低于尿素热解的能耗。本方案脱硝氨水消耗量很小，氨水可以简单地通过直接喷入烟道进行直接蒸发后利用，喷氨系统大大简化。由于本案氨水使用量不大，可以一次运输后储存较长时间，有利于降低运输成本。综上所述，推荐制氨系统采用氨水。主要技术指标由于本项目燃机排烟NOx浓度水平较高，考虑采用单独的SCR脱硝装置，有利于保证烟气NOx的达标排放。结合上述论述，即采用高温催化剂，氨水制氨方案，按照每台燃机配置一套SCR脱硝处理装置设计，规划三台机组统一的氨水储存站，氨水用泵输送至各台机组脱硝反应区利用，系统简单灵活。因此本项目方案的可行性主要在于脱硝装置SCR反应器及烟道的合理布置。脱硝装置布置主要由两部分组成，一是脱硝SCR反应器区，二是氨站制氨区。以满足单台机组处理规模，确定的技术指标如表4.4-1所示。表4.4-1：SCR工艺烟气脱硝装置主要技术指标表（单台机组）项目单位设计性能处理烟气流量（标湿）Nm³/h~11500~147000/h烟气温度℃480-500采用高温催化剂反应器数量个1灰尘浓度(标干，15%O2)mg/Nm³/烟气NOx(标干，15%O2)mg/Nm3250反应器出口NOx(标干，15%O2)mg/Nm3≤50氨逃逸率ppm≤3脱硝效率%≥80催化剂型式蜂窝式氨水溶液浓度%30至SCR的供氨水管输送出力kg/h~304.4.2工艺设计主要工艺方案本脱硝方案采用SCR工艺。工艺布置方案主要考虑以下几点：（1）SCR装置需要单独设置支架进行独立支撑，并且应尽量避免与现有装置的冲突，减少改造工作量。（2）SCR入口烟道的引出位置在燃机出口烟道。（3）为适应燃机出口烟气温度，脱硝催化剂采用高温催化剂。（4）脱硝之后的烟气，在烟道上设置三通阀和旁通烟囱。因此整个脱硝反应区烟气流程如下：①脱硝烟气从燃机出口烟道引出，与氨气（氨水）混合后进入SCR反应器。②SCR反应器出口烟气最终接回余热锅炉入口。③在SCR反应器出口烟道上设置三通阀和旁通烟囱。现场改造部分工艺布置方案如图4.4-2所示。图4.4-2：现场工艺布置示意图影响SCR脱硝成功的关键因素SCR烟气脱硝工艺系统主要包括脱硝反应系统氨制备及储运系统和其他辅助设备组成。其中脱硝反应系统由SCR反应器、催化剂、烟气系统、喷氨系统等组成；SCR其他辅助设备和装置主要包括SCR反应器的相关管路系统等。SCR烟气脱硝成功的关键因素有：（1）按照烟气条件合理选择合格的催化剂脱硝装置应有高的脱硝效率和低的投资成本。而催化剂成本是脱硝装置投资成本的重要组成部分。相同条件下，催化剂体积越大，NOx的脱除效率越高，同时氨的溢出量也越少，但催化剂的初投资成本将会更高，催化剂的阻力和寿命也决定着SCR系统的运行成本。因此，催化剂的选择应以烟气条件为依据，综合性能和经济因素合理选择。（2）保证氨与氮氧化物的混合质量烟气在烟道和反应器内的流场不佳，就不可避免地会影响NH3、NOx的混合效果，带来的不利影响是一方面氨的逃逸率增加，尤其在要求较高的脱硝效率时；另一方面会影响催化剂表面NH3、NOx的混合效果，直接影响脱硝效率。（3）优化反应器内气流分布状态同样原理反应器进出口烟道外形的设计尤其是反应器入口段烟道配合反应器本体的设计，决定了反应器内部烟气流场的分布、氨与烟气的混合均匀性等重要运行参数。其会影响到脱硝效率、氨逃逸率、积灰程度以致催化剂寿命，成为影响脱硝成功的关键因素，必须予以足够重视。催化剂的选择催化剂形式的选择需要根据脱硝效率烟气温度烟气含尘量烟气灰成分、氨逃逸率、SO2/SO3转化率等条件综合分析确定。本案燃机燃料采用天然气燃烧后烟气特点为低硫低尘较高水分高氧量高温由于基本不含硫和尘及其他重金属催化剂的使用工况要远好于燃煤烟气催化剂的活性可以做得比较高因此本案可以将催化剂最高使用温度提高到500℃但其高温的性质决定了催化剂寿命会有所降低。由于采用高温催化剂催化剂体积使用量会有所增加因此推荐活性高比表面积大，体积相对小的蜂窝式催化剂。催化剂的安装方式和寿命管理催化剂的布置方式主要是指催化剂在反应器内的安装层数目的是在催化剂的化学寿命期内最大程度地利用催化剂的活性。要有效地利用催化剂的活性需要尽量减少催化剂的过载量以及使废弃的催化剂活性尽可能低催化剂的安装按照分层布置总共设计有三层催化剂安装空间初装催化剂一层备用两层在初装催化剂运行10000小时后由于催化剂活性降低脱硝效率下降但催化剂仍有剩余活性仍可利用以降低催化剂使用成本此时可以加入一层新的催化剂形成两层催化剂的运行方式催化剂整体活性得以提高脱硝效率得到保证同时仍可利用初装催化剂的剩余活性催化剂的安装可按此轮替程序进行。SCR反应器的设计SCR反应器是烟气脱硝系统的核心设备其主要功能是承载催化剂为脱硝反应提供空间同时保证烟气流场的顺畅与气流分布的均匀为脱硝反应的顺利进行创造条件。反应器为钢结构内部布置催化剂模块支撑钢梁共三层反应器截面尺寸配合催化剂的选择，设计合理的烟气流速和流场。为达到优良的烟气流场条件，反应器及入口烟道可进行物理模型模拟，以对流场设计提供充分的保障。本项目脱硝烟气温度远高于一般脱硝烟气温度，反应器设计时许用应力大大降低必须采取可靠措施对反应器和烟道进行合理的隔热设计才能满足烟气运行温度的要求考虑采取反应器内保温方式来提高外部钢板的需用应力但其使用及安装方式较复杂并会增加烟道及反应器体积另一种方法是采用高科技的耐热隔热涂料其使用方便涂刷在烟道内壁后可起到内保温隔热的作用本案暂按烟道内保温方式设计。4.4.3工艺系统描述及主要设备选型由于考虑燃机出口烟道只有一路因此从流场分布和场地布置方面考虑每台机组设置一座SCR反应器是合理的。由于含尘量很低，反应器内烟气为由上至下或由下至上流动都是可以的。含尘量低，本案可以不设置反应器声波吹灰器。主要工艺系统有：——烟气系统——氨水喷氨系统烟气系统烟气系统是指从燃机出口烟道接出至SCR反应器入口、SCR反应器出口至余热锅炉入口的连接烟道及设备。烟气系统设备主要有烟道、SCR反应器、催化剂、氨水喷氨格栅组成。其原理流程见图4.4-3所示。图4.4-3：烟气系统流程示意图（1）烟道烟道将根据可能发生的最差运行条件进行设计。烟道设计能够承受如下负荷烟道自重风荷载雪载荷地震荷载灰尘积累内衬和保温的重量等烟道加固肋布置在烟道外部烟道设计承压能力不小于燃机排烟最大工作压力。烟道内烟气流速不超过15m/s。所有烟道在适当位置配有足够数量和大小的人孔门和清灰孔以便于烟道维修和检查以及清除积灰。另外，人孔门与烟道壁分开保温，以便于开启。在外削角急转弯头和变截面收缩急转弯头等处，设置导流板或整流板。为了使与烟道连接的设备受力在允许范围内，特别要注意考虑烟道系统的热膨胀，热膨胀应通过膨胀节进行补偿。烟道将在适当位置配有足够数量测试孔以及操作平台。（2）SCR反应器SCR反应器的设计将充分考虑与周围设备布置的协调性及美观性。反应器设计成烟气竖直向下或向上流动反应器入口设气流均布装置和整流装置反应器入口及出口段将根据需要设导流板，并通过模型试验，确保气流流场均匀。反应器采用内保温，设置足够大小和数量的人孔门，有可拆卸的催化剂测试元件。反应器设计还将考虑内部催化剂维修及更换所将的起吊装置和平台。（3）催化剂催化剂设置方式为“2＋1”，即2层运行、1层备用，满足脱硝效率不低于80%的设计，烟气垂直向下或向上通过催化剂层。催化剂的型式采用蜂窝式。选用钒钛钨催化剂，主要成分有二氧化钛TiO2、五氧化二钒V2O5、三氧化钨WO3等。催化剂内外活性均匀。其性能满足以下指标：催化剂能满足烟气温度不高于500℃的情况下长期运行。催化剂化学寿命大于10000小时。安装两层催化剂时，氨逃逸率控制在3ppm，脱硝效率为80%。（4）催化剂的模块化设计催化剂采用模块化、标准化设计。催化剂各层模块一般应规格统一、具有互换性以减少更换催化剂的时间。①催化剂模块设计有效防止烟气短路的密封系统，密封装置的寿命不低于催化剂的寿命。②模块采用碳钢结构框架，焊接、密封完好，便于运输、安装、起吊。③提供必要的催化剂模块安装的专用设备或工具。④每层催化剂层都安装可拆卸测试块。⑤设计中充分考虑各种形式的催化剂可以互换。（5）氨水蒸发混合均布及氨喷射系统采用喷氨格栅技术进行喷氨设计。喷氨格栅将烟道截面划分为不同的区域并配置喷嘴，保证氨水可以均匀的分布于整个烟道截面。来自氨站的氨水采用管道及雾化喷嘴喷入烟道，雾化后的氨水与高温烟气混合后立即蒸发，产生氨气，并与烟气迅速混合均匀。由于采用氨水直接喷射，系统中可以不设置氨稀释风机。氨水在进入喷氨格栅前设置氨水流量调节阀，在系统投运时可根据烟道进出口检测出的NOx浓度来调节氨水量的大小，调节结束后可基本不再调整。氨水储存及供应系统（1）概述氨水一般为20%的氨水溶液，氨水中大部分为水，其制备氨气必须将氨水中的水分蒸发，使氨气溢出，然后进入氨喷射和混合系统。因此，氨水的能耗要大于液氨制备工艺。当然，氨水制氨消耗的能源可以来自烟气、空气、燃料和蒸汽。针对本项目，考虑氨水经流量调节后直接进入烟道内的喷氨格栅，采用热烟气本身的热量来直接蒸发氨水，这样并不需要额外的燃料或空气、蒸汽消耗，同时可以使蒸发后的氨气与烟气混合均匀。（2）供应流程氨水由氨水槽车运至厂内，由氨水卸氨泵卸入氨水储罐，氨水储罐为常压设备。储罐中的氨水由供氨泵送入每台机组的氨水计量站，调整流量后供至喷氨格栅。氨水经雾化喷嘴喷射入烟道，氨水迅速蒸发，使氨气从氨水中溢出。蒸发后的蒸汽、氨气与烟气混合均匀后进入SCR反应器。氨水供应流程如图4.4-4所示。详细见附图1：氨水卸料储存及供应系统流程图。图4.4-4：氨水供应流程示意图（3）氨水系统主要设备及选型氨水制氨系统可分为氨水卸料、储存系统和氨水供应系统。氨水卸料、储存系统可以做为三台燃机机组的公用系统。氨水计量和供应系统需就近布置在脱硝SCR反应器区域。氨区设置一个氨水储罐，氨水储罐的容量满足三台燃机机组5-7天的使用量。从上图可以看出，氨水供应流程，以配合机组氮氧化物的还原反应。其系统设备多，投资大，且需要专门的场地，运行过程的维护和监控都需要配置人员，人工成本较高。辅助设施（1）检修和起吊设施对于催化剂的更换及其它需要的部位为检修和维护提供全部的起吊设施并设置必要的轨道使起吊设备能将需检修的设备等从安装地点移到卡车上或检修场地，而不需更换起吊设备。起重设施有电动葫芦和/或手动链式葫芦，装于工字轨道或桥式轨道上。电动葫芦是永久安装，提升能力为2t及以上。可移动手动链式葫芦仅用于2t重量以内和提升高度最大为5m的情况在所有使用可移动手动链式葫芦的地方提供永久性固定的轨道。在特殊情况下，相关组件的安全提升不能保证时，配备特殊装置。电动起吊设施的操作电源均采用低压安全电源。（2）保温及油漆保温油漆的设计满《火力发电厂保温油漆设计规程（DL/T5072-2007）要求，并满足买方要求之标准规范。烟道、管道，SCR反应器的外护板采用≥0.75mm厚的彩钢板。保温金属构件采用防腐蚀的构件。钢结构和设备、材料采用防腐要求的优质油漆，具体方案由业主方认可。脱硝系统色彩与主体工程一致最终建筑设计及建筑材料装修标准提交业主方确认。烟道采用预制保温板保温。保温层采用相邻保温板水平和垂直搭接的方式，搭接紧密不需要单独的填充带提供保温层和外装板的支撑支撑与镀锌铁丝网焊在一起形成网状构造物，以固定保温层。对不保温的设备管道及其附件支吊架平台扶梯进行油漆以防止腐蚀。机械电气设备及部件的油漆工作在制造厂内完成对于钢构件底漆层和保护（中间）层在制造厂内完成。面漆在现场完成。（3）防腐及露天防护所有设备管道根据工艺布置的要求采取相应的防腐措施设备箱罐管道的外表面按常规电站设计有关要求涂刷油漆。脱硝装置露天布置的设备采取防雨、防风措施，如设置防雨、防风罩。物料消耗表SCR工艺的主要物料消耗见表4.4-2所示。表4.4-2：SCR工艺主要物料消耗表（单台设备）序号名称单位数据备注1氨水消耗量kg/h~30每台机组2最大电耗KW~30每台机组3工艺用水氨气稀释罐补水等短时消耗量m3/h1最大消耗量m3/h24氨站区域仪用压缩空气Nm3/min1.255SCR区域仪用压缩空气Nm3/min1.56生活给水m3/h17消防水m3/h~100厂内共用4.4.4公用工程总平面布置脱硝装置布置应满足工艺的需要，有利施工安装、运行维护，并考虑交通运输和电厂整体美观和谐的需求。脱硝装置布置主要由两部分组成，一是脱硝SCR反应器区，二是氨水储存区。（1）脱硝SCR反应器区布置根据目前燃机出口烟道及余热锅炉布置情况，为节省占地，将SCR反应器布置在原旁通烟囱所在区域。由于这一区域也处在燃机出口烟道和旁通烟囱之间，因此符合脱硝反应区设置原则，并与原有烟道处在同一轴线上，整体流程布置流畅，设备衔接紧凑。按此布置改造后旁通烟囱的位置需有所调整，并保留三通阀，保证燃机运行安全和负荷调节要求。喷氨格栅位置需有一定的要求，宜布置在燃机出口烟道或反应器出口烟道适当高度。脱硝SCR反应器区的布置设计了三个方案，方案比较情况见表4.4-3所示。表4.4-3：SCR反应器区布置方案比较表项目方案一方案二方案三备注反应器内烟气流向由下至上由下至上由上至下旁通烟囱及三通阀布置在反应器顶部布置在反应器出口烟道侧布置在反应器侧布置在烟道和反应器侧需占用额外的场地反应器高度较高适中适中反应器入口烟道流畅流畅较流畅方案三烟道制作难度较大燃机出口烟道需改造需改造需改造余热锅炉入口烟道需改造需改造不需改造占地最小旁通烟囱占地较大旁通烟囱占地较大从比较结果来看，推荐方案一为改造项目的平面布置方案。详见附图2：SCR反应区布置图（方案一）。（2）氨液储存区布置氨站宜单独布置于厂内用地氨站本身占地约15m×19m氨站设置独立的电控室。见图4.4-5所示。图4.4-5：氨液储存区平面布置示意图仪表和控制方案控制内容包括仪表、阀门和控制系统。脱硝控制系统由两部分组成：单元机组脱硝SCR区控制站和公用氨站远程控制站。（1）脱硝控制系统脱硝控制系统纳入机组控制系统。仪表、阀门等的I/O点接入脱硝DCS控制系统。通过机组主控室实现对脱硝系统SCR区的集中监控，并完成对工艺系统的程序启/停、中断控制及单个设备的操作。SCR用一面配电柜，脱硝SCR仪表、阀门的电源取自此配电柜。在SCR反应器上游和下游的烟道上各装设一套烟气在线监测分析仪表，监测项目包括：SCR入口烟道：NOX、O2；SCR出口烟道：NOX、O2。以上信号通过硬接线全部进入DCS中进行监视、计算。在SCR反应器下游的烟道上各装设一套氨逃逸率分析仪表，监测SCR出口烟道NH3泄漏量。（2）氨站控制系统配合工艺系统设计，控制系统采用一套DCS远程I/O站，直接纳入机组脱硝控制系统，脱硝机组与氨站远程I/O站的信号交换通过网络通讯实现，重要信号采用硬接线。就地不设置单独的操作员站。氨站远程I/O站的电源取自脱硝DCS控制系统的电源柜。配置一面配电柜（带小型UPS），用于氨站仪表、气动执行机构的供电，配电柜的电源进线由氨站MCC柜提供。氨站配电柜、远程I/O柜等布置在氨站就地电子设备间内。电气方案脱硝SCR反应区设一段MCC，为SCR反应区的动力、照明及检修提供电源。每段MCC采用单母线接线方式，由主体PC段提供两路电源，互为备用。重要负荷如CEMS等，由机组保安MCC提供电源。公用氨站设置一段MCC为就地负荷供电，MCC采用单母线接线方式，由主体PC段引来两路电源，两路进线互为备用，自动切换。建筑结构主要设计内容包括：（1）脱硝反应器支架。（2）氨站，包括配电室、储罐、卸料泵等设备基础、废水池及输送泵基础、氨站站棚。（3）地基及基础（4）上部结构脱硝反应器支架为钢框架结构，用于支撑脱硝反应器及烟道。氨区配电室为钢筋混凝土框架结构，加气混凝土砌块为填充墙，丙级防火门，铝合金窗。氨站站棚为敞开式钢结构，屋面板为彩色压型钢板。4.4.5工程内容及投资估算根据上述的脱硝基本方案，拟采用EPC方式对三台燃机的烟气进行脱硝改造，其工程范围和EPC报价如下：报价范围：脱硝范围内设计、设备及材料、建筑及安装、调试及服务。设备材料报价范围：每台燃机排气设一套SCR装置共三套SCR装置；三台燃机设一座公用氨站设施，氨站设施布置在氨区。工艺设备材料主要包括：烟道、SCR反应器、催化剂、喷氨格栅、管道、阀门及氨站相关泵及设备管道材料等。土建设备材料主要包括：反应器钢支架、烟道支架、基础或桩基等，包括氨站相应的土建建构筑物等。其它电气及控制仪表设备和材料每套SCR装置一套，氨站一套。控制系统按DCS提供。单台燃机SCR改造投资及运行成本构成如表4.4-4所示。表4.4-4：单台燃机SCR改造投资及运行成本构成表序号项目名称单位数量投资费用（万元）备注1三通挡板阀台套11002高温催化剂方391955万/m33喷氨格栅套110254SCR反应器台套15旁通烟道套6管道、阀门、机泵套7氨站（3台可公用1套）座18DCS控制系统台套19运费及其它10合计13204.5方案比选4.5.1比选内容方案一低氮预混燃烧（soloNOx）工艺，俗称为“前置低氮燃烧方案”，实际就是通过对燃机进行技术改造，实现排出烟气NOx降低的途径。方案二选择性催化还原（SCR）工艺，俗称为“后置脱硝净化方案”。实际是通过新建设备装置对拟排出烟气进行还原处理后，实现排出烟气NOx降低的途径。按照上述对方案一、方案二工艺技术的设计，主要从技术、经济、安全等级方面对两个方案进行比较分析。分别见表4.5-1、表4.5-2、表4.5-3、表4.5-4、表4.5-5。表4.5-1：两个方案技术分析对比方案项目soloNOx工艺（前置方案）SCR工艺（后置方案）治理后NOX含量25~50mg/m350mg/m3应用业绩1、全球220台发电设备已应用2、中国范围内2台（带压缩机，海上平台）1、主要应用于火电燃煤机组排气脱硝2、暂无在燃气轮机方面应用实例燃机运行限制1、机组必须运行在50%负荷以上（目前机组基本维持在9000kW以上负荷运行）2、环境温度在-20~49℃1、燃机排气温度在280~430℃之间，否则影响催化剂使用寿命3、高温催化剂（耐温500℃）处于研发阶段对燃机出力影响1、索拉公司承诺不影响机组出力2、不增加机组背压，不影响CO2捕集设备1、增加机组背压、影响机组出力2、增加机组背压，影响CO2捕集系统设计说明：后置脱硝方案中使用430℃催化剂，受环境温度影响，每年有月7个月时间排烟温度会超过430℃，对催化剂使用造成影响；而高温催化剂（耐温500℃）目前处于研发阶段，存在一定的不可预期性。表4.5-2：两个方案经济性分析对比方案项目soloNOx工艺（前置方案）SCR工艺（后置方案）建设成本机组交换改造:1050脱销：1260万元/台.年（或1327万元/台.年）运行成本材料消耗无材料消耗1、430℃催化剂：75.5万元/台.年；2、500℃催化剂：153万元/台.年。氨水：31.5万元/台.年（30%浓度氨水按照1000元/吨计算，氨水用量按照厂家回复3台机组每天消耗2.59吨计算）。人工成本不需新增人员需新增专、兼职运行维护人员维护成本1、66万/台.年（每3.4年一次大修，每次大修较普通机型增加35万美元2、一定的材料储备1、430℃催化剂：75.5万元/台.年；2、500℃催化剂：153万元/台.年；3、一定的材料储备。运维成本（汇总）66万元/台.年107万元/台.年（或184万元/台.年）注：1、后置脱硝净化方案所用催化剂包括430℃催化剂、500℃催化剂两种。2、使用430℃催化剂，每年约有6个月时间机组排烟温度会超过430℃，催化剂使用寿命会最高降低35%（厂家回复）。3、如通过机组降负荷运行的方式保证排烟温度低于430℃，机组负荷需降至7500kW以下，外购电成本会增加216万左右。4、使用500℃催化剂，因在研发中，尚无应用实例，同时研发工作存在不可预期性。表4.5-3：两个方案安全、环保分析对比方案项目soloNOx工艺（前置方案）SCR工艺（后置方案）危化品使用无1、30%氨水属于第八类危化品（危规号82503）；2、氨水分解后产生氨气，属第二类危化品（23003），有毒气体（危化品名录2002版）。火灾、爆炸无1、氨水易挥发，分解产生氨气，与空气形成混合物，遇明火或高热产生爆炸，爆炸极限15.7%~27.4%；2、遇高热容器内压增大，有开裂和爆炸危险。职业健康风险无1、氨水被吸入后对鼻、喉和肺有刺激性，引起咳嗽、气短和哮喘等，可因喉头水肿而窒息死亡；2、可发生肺水肿，引起死亡；3、氨水溅入眼内，可造成严重损害，甚至导致失明；4、皮肤接触可致灼伤；5、若采用后置脱硝发电一厂氨区可能会影响周边空气质量；6、7-10天需拉运一次30%浓度的氨水，氨水的长距离运输存在交通安全次生事故的风险。环保方面风险无氨水泄漏可造成环境污染风险(GB14554-93恶臭污染物排放标准)。表4.5-4：两个方案改造方式和内容分析对比方案项目soloNOx工艺（前置方案）SCR工艺（后置方案）改造方式1、1#、2#索拉机组利用燃机交换大修机会完成改造。2、#3索拉机组可选择直接返厂改造或利用机组交换大修机会改造。需一次性对三台机组进行脱硝改造，同时配套建设氨区等。改造工作量如采用机组交换方式，现场改造工作主要集中在燃机撬体内部分及控制系统进行改造1、燃料模块改造；2、新增BAM模块；3、控制程序修改。1、现有三通挡板阀需报废，更换新三通档板阀；2、余热锅炉三通挡板阀前过渡烟道需改造或更换；3、余热锅炉旁通烟囱需较大改造；4、新建SCR反应器；5、新建氨水控制流程；6、新增与脱硝装置相配套的控制系统。表4.5-5：两个方案综合分析对比方案项目soloNOx工艺（前置方案）SCR工艺（后置方案）优点1、现有的余热锅炉完全不需要改造；2、建设、运维成本低；2、技术成熟；3、无新增安全、环保方面风险；4、现有余热锅炉不需改动；5、现场改造工期短（6个月）；6、不影响燃机排气背压，不影响机组出力。可在现场改造。缺点1、燃机需运行在50%负荷以上工况。1、现有三通挡板阀需报废，更换新三通档板阀；三通挡板阀前过渡烟道需改造或更换；余热锅炉旁通烟囱需较大改造2、建设成本、运维复杂成本高，需增加运维人员；3