脱硝改造项目可行性研究报告

脱硝改造项目可行性研究报告目录TOC\o"1-2"\h\z\u1总论 11.1项目及建设单位基本情况 11.2编制依据及原则 31.3研究范围及编制分工 41.4项目背景及建设理由 41.5产业政策 72原料、辅助材料及产品 82.1原料供应 82.2辅助材料供应 92.3产品 103建设规模、产品方案及总工艺流程 113.1原料性质 113.2建设规模 113.3总工艺流程 114工艺装置 194.1工艺技术选择 194.2工艺概述、流程及消耗定额 344.3工艺设备技术方案 424.4工艺装置“三废”排放 444.5占地、建筑面积及定员 454.6工艺及设备风险分析 455自动控制 465.1自动控制水平 465.2自动控制系统方案 465.3主要检测控制方案 465.4控制室 475.5供电、接地、防护措施及其他 475.6仪表选型 475.7主要工程量 485.8设计中采用的主要标准及规范 496厂址选择 506.1选址原则 506.2选址地区概述 506.3厂址选择 516.4相关支撑性文件 527总图运输、土建、全厂工艺及热力管网 537.1总图运输 537.2土建 557.3工艺及供热外管 618公用工程及辅助生产设施 638.1给排水 638.2供电 658.3电信 698.4采暖、通风及空调 708.5维修 738.6分析化验 739节能 759.1概述 759.2能耗指标及分析 759.3节能措施综述 769.4设计中采用的主要标准及规范 7610消防 7710.1编制依据及原则 7710.2火灾危险性分类 7710.3可依托的消防条件 7710.4消防设施 7810.5主要消防工程量 7810.6消防设计采用的主要规范 7911环境保护 8011.1建设地区环境质量现状 8011.2现有污染源及治理达标情况分析 8211.3建设项目污染及治理措施 8411.4环境管理及监测 8611.5环境保护投资 8611.6建设项目环境影响 8611.7执行的主要环境保护法律、法规和环境标准 8612职业安全卫生 8912.1编制依据 8912.2建设项目安全条件论证 9012.3职业安全卫生的危险、有害因素分析 9112.4采用的主要安全对策措施 9412.5安全卫生监督与管理 9712.6结论 9713组织机构及人力资源配置 9813.1生产倒班及人力资源配置 9813.2人员培训 9814项目实施计划 9914.1项目实施计划 9914.2项目实施进度计划 9915投资估算及融资方案 10115.1投资估算 10115.2资金来源及融资方案 10416财务分析 10516.1财务分析的基础 10516.2成本费用估算 10616.3经济效益分析 10716.4财务评价结论 10717结论与建议 10817.1研究结论 10817.2结论与建议 1091总论1.1项目及建设单位基本情况1.1.1项目基本情况1）项目名称脱硝改造项目。2）项目建设性质本项目属于环保改造项目。3）项目建设地点*****热电厂内。1.1.2建设（主办）单位基本情况1）建设（主办）单位名称、性质及负责人建设单位名称：*****企业负责人：*****2）建设（主办）单位概况*****是中国石油天然气股份有限公司的地区分公司，是以*****油田原油、轻烃、天然气为主要原料，从事炼油、化肥、乙烯、塑料、液体化工、橡胶、腈纶生产，并具备工程技术服务、机械制造加工、生产技术服务、矿区综合服务能力的特大型石油化工联合企业。公司始建于888888年，历经半个世纪发展，已************************************。“十二五”期间，*****石化正按照“中国石油全面履行三大责任，切实做到四个保障”的总体要求，紧紧围绕"创建百年企业、实现永续发展"的战略构想，以坚持科学发展和转变发展方式为主线，大力倡导"忠诚、务实、简单"的企业理念，充分发挥炼化一体化优势，以"千万吨炼油、百万吨乙烯"为依托，全力打造主业突出、辅业精干、服务业完善的"一本两翼"战略格局，努力实现生产规模、发展速度与质量效益同步增长，加快跨入国内最具竞争力的优秀炼化企业行列。。1.2编制依据及原则1.2.1编制依据1）*****热电厂7#、8#炉运行现状的基础资料；2）脱硝改造项目可行性研究报告编制委托书；3）《中国石油炼油化工建设项目可行性研究报告编制规定》（2011年版）；4）*****热电厂7#、8#锅炉的基础设计；5)*****热电厂7#、8#锅炉设计说明书、烟风阻力计算书及热力计算书；6）*****提供的基础数据；7）有关技术方提供的改造方案；8）环境法规和标准。《中华人民共和国环境保护法》《中华人民共和国大气污染防治法》《火电厂大气污染物排放标准》GB13223-2011《火电厂氮氧化物防治技术政策》环发[2010]10号《燃煤烟气脱硝技术装备》GB/T21509-20081.2.2编制原则a）选择成熟、可靠、先进的工艺技术，以保证锅炉改造后烟气达标排放。b）总图布置在满足防火防爆的前提下，力求节约用地，在确保工艺流程畅通的同时，考虑装置的完整性和协调性。c）在充分消化专利商工艺技术的基础上，尽量优化设计方案，以确保工程设计能够实现工艺技术先进、节能降耗、装置配套合理的目标。d）项目实施执行国家相关的法律、法规和规范，使安全生产、环境卫生、劳动保护等方面均有可靠保证。项目投入运行后纳入HSE管理体系。1.3研究范围及编制分工本可行性研究报告研究的范围包括*****热电厂7#、8#锅炉改造、烟气脱硝改造的建设规模、脱硝工艺比选及总工艺流程、工艺装置技术及设备方案、自动控制、厂址选择、总图及土建、公用工程及辅助生产设施、节能、环保、消防、职业安全卫生、项目实施计划、投资估算及资金筹措、财务分析、社会效益分析等方面。因本项目没有产品出售，不涉及市场分析，因此对市场预测篇章不再进行论述。可行性研究报告的编制由中国石油集团东北炼化工程有限公司吉林设计院负责。1.4项目背景及建设理由1.4.1项目背景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%。煤炭燃烧产生的烟气中含有烟尘、SO2、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。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SO2排放控制方面，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SO2排放的控制力度，SO2排放的增长势头己基本得到了控制，SO2排放总量不断降低。因此NOx的控制将是继粉尘和SO2之后燃煤电站环保治理的重点。我国67%的NOx排放量来自于煤炭的燃烧。据国家环保总局统计，2005年和2010年我国火电厂煤炭消耗量分别占全国总量的56%和64%，火电厂NOx产生量占全国总量的50%，以燃烧为主的电力生产是NOx排放的主要来源。火电厂NOx排放控制是我国NOx排放总量控制关键所在。在燃煤电站NOx排放的控制方面，我国起步较晚，在上世纪90年代后期开始成套引进国外脱硝技术和设备，成本高昂。我国的脱硝项目逐渐增多，多数是采用消化吸收国外先进技术并进行国产化的SCR脱硝技术，国内的SCR脱硝装置已建成约200台套，为国内NOx的减排做出了巨大的贡献。*****热电厂两台额定出力为240t/h循环流化床锅炉（7#、8#）是上海锅炉厂生产的，炉型****，8#锅炉于2012年4月完成168小时考核，7#锅炉于2012年5月完成168小时考核，该两台锅炉于同年7月投入正式运行，主要负责为化工裂解装置提供12.0MPa的高温蒸汽。设计煤质鹤岗12级原煤，实际燃用的是*****提供烟煤。目前锅炉实际运行中，存在以下几个问题：a）风帽脱落频繁；b）锅炉满负荷运行时床温过高；c）锅炉排烟温度高；d）主蒸汽温度不足；e）锅炉氧量表指标值偏高；f）飞灰和底渣比例偏离设计值；g）锅炉NOx排放浓度过高，锅炉满负荷时床温可控制在950℃以下，此时旋风分离器入口烟温为850-900℃，NOx排放浓度最高达450mg/Nm3。锅炉70%负荷时旋风分离器入口烟温为800-850℃，锅炉50%负荷时旋风分离器入口烟温为750-800℃。1.4.2项目建设必要性NOx的控制是国家经济可持续发展和环境保护的客观需求，NOx治理和减排也得到国家相关政策法规的有力支持。在《国家环境保护“十一五”科技发展规划》中，电力行业脱硝被列入新型工业化过程中重点解决的环境科技问题，NOx的控制技术和对策则被列入区域大气污染物控制重点解决的环境科技问题。中华人民共和国国民经济和社会发展第十二个五年规划（以下简称“十二五”）纲要中将NOx首次列入约束性指标体系，要求减少10%。国家环保部《2009-2010年全国污染防治工作要点》的通知第九款中明确指出，“全面开展氮氧化物污染防治。2015年年底前，现役机组全部完成脱硝改造”。国家环保部2011年最新颁布的《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）中规定，“自2014年7月1日起，现有火力发电锅炉及燃气轮机执行表1规定的氮氧化物排放限值100mg/Nm3。另外采用W型火焰炉膛的火力发电锅炉，现有循环流化床火力发电锅炉，以及2003年12月31日前建成投产或通过建设项目环境影响报告书审批的火力发电锅炉执行氮氧化物排放限值200mg/Nm3。”环境保护部文件关于发布《火电厂氮氧化物防治技术政策》的通知中要求：在以燃煤机组氮氧化物排放浓度不达标或不满足总量控制要求的电厂，应进行低氮燃烧技术改造，对在役燃煤机组进行低氮燃烧技术改造后，其氮氧化物排放浓度仍不达标或不满足总量控制要求时，应配置烟气脱硝设施。因此为了满足国家的要求，对*****石化分公司热电厂7#、8#锅炉进行脱硝改造势在必行，且为达到脱硝改造和锅炉稳定运行的目的，还需对锅炉本体进行改造。只有7#、8#锅炉完成脱硝改造，才能满足国家环保部发布的《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）的要求，使氮氧化物达标排放。1.4.3项目建设目标a）锅炉满负荷运行时，未喷氨时炉膛出口NOx排放浓度低于300mg/Nm3，可以实现锅炉连续喷氨，喷氨后锅炉最终排放NOX浓度低于200mg/Nm3的指标。b）锅炉50%负荷下运行时，锅炉不喷氨的情况下NOx排放浓度低于200mg/Nm3。c）改造后锅炉主汽温度在50%以上负荷运行时，可以稳定控制在525-540℃之间，旋风分离器入口烟气温度可以稳定控制在860-1100℃之间。d）锅炉尾部烟道无积灰死角，锅炉满负荷运行时，排烟温度可以控制在135℃以下。1.4.4主要依托条件a）脱硝装置建在热电厂内，无需征地。b）本装置用锅炉改造用电取自现有锅炉房内，氨区电源取自现有输煤配电间。c）本装置所用液氨引自1#-6#锅炉脱硝配套的氨区液氨储罐后液氨泵出口母管。d）氨水制备所需脱盐水来自氨区附近的厂内脱盐水母管。1.5产业政策国家环保部《2009-2010年全国污染防治工作要点》第九款中明确指出：“2015年年底前，现役机组全部完成脱硝改造”。“十二五”规划纲要中将氮氧化物首次列入约束性指标体系，要求减少10%。国家环保部《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）中规定，自2014年7月1日起，现有火力发电锅炉及燃气轮机执行表1规定的氮氧化物排放限值100mg/Nm3。另外采用W型火焰炉膛的火力发电锅炉，现有循环流化床火力发电锅炉，以及2003年12月31日前建成投产或通过建设项目环境影响报告书审批的火力发电锅炉执行氮氧化物排放限值200mg/Nm3。因此本项目符合国家颁布的最新产业政策。2原料、辅助材料及产品2.1原料供应2.1.1原料构成和规格本脱硝装置处理烟气来源于*****石化分公司热电厂7#、8#锅炉炉膛出口烟气。根据现场实测数据，本工程锅炉炉膛出口NOx浓度为450mg/Nm3，为实现氮氧化物排放浓度控制到≤200mg/Nm³以下的目标，脱硝技术方案采用“锅炉改造+SNCR脱硝装置”两步走方案。通过锅炉本体改造，将NOx含量从450mg/Nm3降低到300mg/Nm3以下，实现流化床锅炉的低氮燃烧，SNCR装置入口NOx设计浓度取为300mg/Nm3，排放烟气NOx浓度降低到200mg/Nm3以下设计。根据建设单位提供数据，7#、8#锅炉目前燃料选择的是俄罗斯高挥发份烟煤，热值5200kcal/kg，可燃基挥发份大于40%，实际NOx排放量高达450mg/Nm3。热值和灰分均大于原设计煤种。经建设单位确认，锅炉脱硝系统运行后，燃料改回原设计煤种，故本项目基础数据采用原设计资料。表2.1-1煤质分析参数表名称符号单位设计校核煤种校核煤种2收到基碳Car%4741.2753.14收到基氢Har%3.22.573.4收到基氧Oar%4.364.995.94收到基氮Nar%0.430.540.60收到基硫Sar%0.180.230.25收到基灰分Aar%37.5745.6030.27收到基水分Mt,ar%7.264.806.4全水分Mt%7.264.838.17干燥无灰基挥发分Vdaf%34.2336.5020.47收到基低位发热量Qnet,atMJ/kg18.21215.88

表2.1-2设计基准与性能要求（设计煤种）序号项目名称单位参数锅炉主要技术参数1锅炉形式循环流化床2锅炉数量台23锅炉额定蒸发量t/h240燃料主要技术参数4燃煤量（单台炉）t/h43.4525发热量MJ/kg18.212烟气主要技术参数6烟气量（湿基）Nm3/h251891（单炉）7脱硝系统入口烟气温度℃>870℃8脱硝后出口NOx浓度mg/Nm3≤200表2.1-3脱硝入口烟气指标项目单位设计值备注烟尘浓度g/Nm336.2SNCR装置入口NOx设计值mg/Nm3300SO2mg/Nm3166氨逃逸mg/Nm37.6本工程SNCR脱硝装置所需水源、气源、电源均由厂区内管道或装置提供。本工程主要水耗、电耗等见下表：表2.1-4消耗指标表编号项目单位参数1氨耗量SNCRkg/h（两台炉）902脱盐水量m3/h0.813伴热热水1.0MPa95℃3t/h4仪用压缩空气耗量Nm3/h205单位电耗kW27.72.2辅助材料供应本脱硝装置主要辅助材料为液氨。其规格数量见表2.2-1。表2.2-1主要辅助材料的规格、数量表序号材料名称规格数量来源备注1液氨纯度99.9wt%90kg/h管网内供还原剂液氨由厂内管道输送，供应稳定可靠。2.3产品该项目产品为脱硝后烟气，烟气量为7#炉251891m3/h（湿基），8#炉251891m3/h（湿基）。脱硝后烟气组成见表2.3-1。表2.3-17、8#炉脱硝后烟气组成表(单炉)项目单位数据备注流量Nm3/h251891BMCR工况温度℃>870℃>50%BMCR工况压力kPa不变烟尘浓度g/Nm332～41NOx(以NO2计)mg/Nm3≤200标、干、6%O2。6%O2SO2mg/Nm3≤200O2Vol%6H2OVol%8NH3mg/Nm3≤7.6脱硝后的烟气经布袋除尘器除尘，烟气粉尘排放浓度小于30mg/Nm3，经炉内喷石灰石法脱硫，锅炉排放烟气中SO2浓度小于200mg/Nm3，均满足《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）的要求。3建设规模、产品方案及总工艺流程3.1原料性质本装置原料为锅炉烟气，7、8#锅炉在BMCR工况下烟气流量为251891Nm3/h。3.2建设规模本装置为热电厂原有7、8#锅炉各提供一套锅炉本体改造(CFB低氮燃烧)+SNCR联合脱硝系统。建设规模按100%BMCR工况下的烟气量设计，7、8#锅炉设计处理烟气量251891Nm3/h，年运行时间为8000小时，当量满负荷运行时间5600小时。3.3总工艺流程3.3.1总工艺流程说明3.3.1.1总工艺流程制定原则a）NOx排放浓度和排放量必须满足国家和当地政府环保要求。b）脱硝工艺要适用于锅炉已确定的煤种条件，并考虑燃煤来源的变化可能性。c）脱硝工艺要做到技术成熟、设备运行可靠，并有成功的运行业绩。d）根据工程的实际情况尽量减少脱硝装置的建设投资。e）脱硝系统应布置合理。f）脱硝还原剂要有稳定可靠的来源。g）尽量减少运行费用。3.3.1.2NOx的控制方法简介NOx的形成是由于氮与氧在非常高的温度时结合，在通常的燃烧温度下，煤燃烧生成的NOx中，NO占90%以上，NO2占5%～10%，而N2O只占1%左右。在大气污染治理领域里，NOx主要指的是NO和NO2。煤燃烧过程中生成的NOx有三种方式：热力型NOx，它是空气中的氮气在高温下氧化而生成的NOx。燃料型NOx，它是燃料中含有的氮化合物在燃烧过程中热分解，接着氧化而生成的NOx。速度型NOx，它是燃烧时空气中氮和燃料中的碳氢化合物反应生成的NOx。对于燃煤电站锅炉，一般热力型NOx占总NOx的25%，燃料型NOx占75%，速度型NOx所占份额很少。有关NOx的控制方法有几十种之多，归纳起来，这些方法不外乎从燃料的生命周期的三个阶段入手，即燃烧前、燃烧中和燃烧后。当前有关燃烧前脱硝的研究很少，几乎所有的研究都集中在燃烧中和燃烧后的NOx控制。所以在国际上把燃烧中NOx的所有控制措施统称为一次措施(primarypollutionprevention)，主要是低NOx燃烧技术；把燃烧后的NOx控制措施称为二次措施(secondarypollutionprevention)，又称为烟气脱硝技术，其中包括选择性非催化还原技术（简称SNCR）、选择性催化还原技术（简称SCR）、固体吸附法、电子束照射法等。a）脱硝一次措施——低NOx燃烧技术所有利用改变燃料燃烧条件和燃烧方法来控制NOx产生及减少燃料中N向NOx转化的方法都统称为低氮燃烧技术。我国煤粉炉大部分采用四角切圆燃烧技术，燃用烟煤锅炉的NOx排放浓度可以达到以往650mg/Nm3的排放标准，而大型贫煤、无烟煤锅炉的NOx排放浓度却严重超标，高达1000mg/Nm3以上，这和煤种特性有关。由于我国新建的大型烟煤锅炉基本上都采用了低氮燃烧器和炉膛分级燃烧技术（设置顶部燃烬风OFA）来降低NOx排放，而且由于烟煤易于燃尽，采用炉膛分级燃烧技术对锅炉热效率的影响很小。b）脱硝二次措施——烟气脱硝技术1）SNCR烟气脱硝技术选择性非催化还原技术（SNCR）是用NH3、尿素等还原剂喷入炉内与NOx进行选择性反应，还原剂喷入炉膛温度为870~1100℃的区域，该还原剂（尿素）迅速热分解成NH3并与烟气中的NOx进行还原反应生成N2。将氨作为还原剂的方法称Exxon法，该法最初由美国的Exxon公司发明并于1974在日本成功投入工业应用，后经美国FuelTech公司推广，目前美国是世界上应用实例最多的国家。使用尿素与增强剂的方法，称为燃烧技术中的脱NOx法，也称NOxOUT法。该法由EPRI于1980年研制并获得专利。SNCR工艺流程如图3.3-1所示。图3.3-1SNCR工艺流程图研究发现，在炉膛870~1100℃这一狭窄的温度范围内、在无催化剂作用下，NH3或尿素等氨基还原剂可选择性地还原烟气中的NOx，基本上不与烟气中的O2作用，据此发展了SNCR法。主要的还原机理见下面化学反应方程(1)所示，如果温度过高，NH3会被氧化成NO，见化学反应方程(2)。(1)(2)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口。NH3的反应最佳温度窗口为850～1100℃。当反应温度过高时，由于氨的分解会使NOx还原率降低，另一方面，反应温度过低时，氨的逃逸会增加，也会使NOx还原率降低。NH3是高挥发性和有毒的物质，氨的逃逸会造成新的环境污染。2）SCR烟气脱硝技术选择性催化剂还原技术（SCR）是由美国Eegelhard公司发明并于1959年申请了专利，而日本率先在20世纪70年代对该方法实现了工业化。SCR脱硝原理是利用NH3和催化剂（铁、钒、铬、钴或钼等碱金属）在温度为300～400℃时将NOx还原为N2。NH3具有选择性，只与NOx发生反应，基本上不与O2反应，所以称为选择性催化还原脱硝法。SCR技术与SNCR技术的化学反应原理相同，都是在烟气中加入还原剂（最常用的是液氨、氨水和尿素），在一定温度下，还原剂与烟气中的NOx反应，生成无害的氮气和水。主要反应如下：4NO+4NH3+O2→4N2+6H2ONO+NO2+2NH3→2N2+3H2O6NO2+8NH3→7N2+12H2O4NH3+3O2→2N2+6H2O4NH3+5O2→4NO+6H2O在没有催化剂的情况下，上述化学反应只是在很窄的温度范围内（850~1100℃）进行。SCR技术采用催化剂，催化作用使反应活化能降低，反应可在较低的温度条件（300~400℃）下进行，相当于锅炉省煤器与空气预热器之间的烟气温度。选择性是指在催化剂的作用和在氧气存在条件下，NH3优先和NOx发生还原脱除反应，生成氮气和水，而不和烟气中的氧进行氧化反应，与SNCR技术相比降低了氨的消耗。图3.3-2为SCR烟气脱硝系统典型工艺流程简图，SCR系统一般由氨的储存和供应系统、氨与空气混合系统、氨气喷入系统、反应器系统、检测控制系统等组成。

图3.3-2SCR工艺典型流程简图SCR烟气脱硝技术的脱硝效率较高，一般为60～90%左右。3）吸附法脱除NOx法。常用的吸附剂有分子筛、活性炭、天然沸石、硅胶及泥煤等，其中有些吸附剂如硅胶、分子筛、活性炭等，兼有催化的性能，能将废气中的NO催化氧化成NO2，然后用水或碱吸收而得以回收。吸附法脱硝效率较高，能达到70~80%，但是因单位体积吸附剂的NOx吸附量小，吸附剂用量多，设备庞大，设备成熟度不高，再生频繁、投资运行费用高昂等原因，国内目前仅有2台75t/h锅炉作为试验装置采用此技术，工业应用不广泛。4）电子束照射法电子束照射法脱硝，其原理是利用电子束照射烟气，使生成强氧化性OH基、O原子，这些强氧化基团氧化烟气中的二氧化硫和NOx、生成硫酸和硝酸，再加入氨气，则生成硫硝铵复合盐。目前，该技术还不成熟，有待进一步开发。在上述的脱硝二次措施当中，选择性催化还原技术（SCR）由于脱硝效率最高、最为成熟，因此世界上大多数国家如美国、日本、欧洲各国等均采用SCR技术作为锅炉烟气脱硝的首选技术，日益成为当今脱硝技术的主流。3.3.1.3方案比选从工艺方案灵活性、工艺技术的先进性和可靠性、主要技术经济指标、节能、环保、安全、投资及经济效益等方面，对各种脱硝工艺方案进行对比，技术性能对比参见表3.3-3。表3.3-3工艺对比表序号项目一次措施二次措施低NOx燃烧技术SNCRSCR吸附法电子束照射法1工艺技术特点优点：技术成熟，炉内脱硝主流技术缺点：效率较低，在环保要求较高时，不能满足排放要求，必须结合其它烟气脱硝技术。脱硝效率受锅炉燃煤煤种限制。优点：不需要催化剂，占地小缺点：对温度窗口要求严格，容易引起炉壁腐蚀，氨逃逸高，对锅炉下游设备产生不利影响，运行中能耗高，脱硝效率较低，控制难度大，对运行要求高。优点：全世界技术最成熟，应用最广泛，对负荷适应性强，脱硝效率最高，可达90%以上，易于控制，灵活可靠。缺点：需要催化剂，占地大，投资较高。优点：脱硝效率高，适宜于小规模的排放源，设备简单，易于再生。缺点：受吸附容量限制，不能用于大容量排放源，再生频繁，投资高优点：可用于同时脱硫脱硝。缺点：耗能大，投资高。2方案灵活性受锅炉炉型和燃煤煤种制约，灵活性较差。受锅炉炉型和燃煤煤种制约，灵活性较差。不受锅炉炉型和燃煤煤种制约，方案灵活可靠。未工业化应用，灵活性尚待考证未工业化应用，灵活性尚待考证3运行可靠性脱硝效率受锅炉负荷及煤种变化影响，当偏离设计值时，脱硝效率会降低。有时不能满足环保排放指标。脱硝效率受锅炉负荷及煤种变化影响，当偏离设计值时，脱硝效率会降低。有时不能满足环保排放指标。脱硝效率不受锅炉负荷及煤种变化影响，可根据排放要求调整运行参数，实现达标排放。未工业化应用，运行可靠性尚待考证未工业化应用，运行可靠性尚待考证4运行可控性脱硝效率依靠运行人员经验进行调整，可控性较差。脱硝效率依靠运行人员经验进行调整，可控性较差。因有在线调整系统，系统可自动调整，运行可控性高。未工业化应用，运行可控性尚待考证未工业化应用，运行可控性尚待考证5应用普遍性普遍采用一般普遍采用未工业化应用未工业化应用6对锅炉本体影响几乎没有影响会对锅炉受热面造成腐蚀几乎没有影响未工业化应用，对锅炉影响尚待考证未工业化应用，对锅炉影响尚待考证根据上述几种主要工艺技术的分析比较，吸附法和电子束照射法，因技术尚不成熟，国内没有工业化应用业绩，不推荐采用。结合*****实际情况，由于热电厂7、8#炉是现有锅炉，其炉型为循环流化床锅炉，经锅炉本体改造后，烟气中NOx的浓度为300mg/Nm3。脱硝效率在33.3%即可达到《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）对NOx的排放限值200mg/Nm3。SNCR适用于CFB机组，首先其炉膛出口温度一般在850~1000℃区间内，在SNCR工艺高效“温度窗”内;其次燃烧后烟气分二部分分别经过分离器，在分离器内剧烈混合且停留时间超过1.5秒，为SNCR工艺提供了天然的优良反应器;最后由于CFB燃烧技术是一种低NOX燃烧技术，CFB锅炉出口NOx浓度较低，再通过SNCR工艺，可确保出口浓度达到环保要求；此外SNCR工艺投资和运行费用都低于SCR工艺，工业试验和国外运行经验均表明SNCR系统用于CFB锅炉，设计合理可达60%以上脱硝效率。因此7、8#锅炉拟采用SNCR工艺进行脱硝改造。针对热电厂7、8#锅炉进行烟气脱硝改造所采取的工艺以及能达到的改造目标见下表：

表3.3-4改造采用的脱硝工艺7、8#炉改造前NOx，mg/Nm3300采用SNCR脱硝效率≥33.3%NOx，mg/Nm3200拟采用的脱硝工艺SNCR综上所述，7、8#炉采用非选择性催化还原（SNCR）脱硝工艺，可将NOx浓度由300mg/Nm3降至200mg/Nm3以下。3.3.2装置构成7、8#炉脱硝装置的构成主要包括：SNCR系统和氨区。表3.3-5主要装置构成表序号装置名称单位数量处理量备注（新建、改造、利旧）1锅炉本体改造套2240t/h7、8#锅炉改造2SNCR反应系统套2251891Nm3/h（7、8#炉）改造3一次风机改造套24氨区套1扩建4工艺装置4.1工艺技术选择4.1.1锅炉现状4.1.1.1锅炉型式锅炉采用2台铭牌220t/h高温超高压循环流化床锅炉设计，锅炉采用上海锅炉厂有限公司产品；锅炉设计燃料、校核燃料为*****省东部；每台锅炉设一次风机1台，二次风机1台，引风机2台，返料风机2台；在环保性能方面，因其是低温燃烧（燃烧温度850~950℃），且有较大的二次风率（40~50%），所以对降低NOx的排放非常有利。本锅炉采用向炉内添加石灰石方式进行炉内脱硫，炉内喷钙法进行脱硫，设计脱硫效率80%，钙硫的摩尔比为2.5，两台锅炉配有一套脱硫储存输送系统，包括一座石灰石料仓，两台螺旋输粉给料机、三台输送风机，每台锅炉分两路由二次风喷口喷入炉内。设计SO2的脱硫效率大于80%,实际SO2排放浓度小于200mg/m3。每台锅炉配置1台布袋除尘器，用来收集烟气中的灰尘，使烟气从烟囱排入大气的最大含尘浓度不大于30mg/Nm3。喷吹型式采用行喷，捕捉下来的灰尘采用气力输灰系统送至灰库，经罐车外运。4.1.1.2锅炉主要技术参数锅炉炉型循环流化床锅炉 铭牌蒸发量 220t/h额定蒸发量 240t/h最大蒸发量 260t/h 锅炉台数 2台 额定蒸汽压力 12MPa（G） 额定蒸汽出口温度 540℃ 给水温度 158排烟温度 1锅炉保证热效率 90.75％ 燃料粒度 0～10mm 布置型式 室内布置表4.1-1煤质分析表燃料类型设计煤种校核煤种（1）校核煤种（2）元素分析(收到基,重量%)碳Car4741.2753.14氢Har3.22.573.40硫Sar0.180.230.25氮Nar0.430.540.60氧Oar4.364.995.94水分Mt7.264.86.4灰Aar37.5745.6030.27干燥无灰基挥发份Vdaf34.2336.5038.17钒V(ppm)低位热值(收到基)MJ/kg18.21215.8820.47灰成分分析（%）SiO265.5665.3160.63Fe2O34.644.004.63Al2O321.2418.3221.83CaO3.831.852.61MgO1.320.660.62SO31.020.651.04灰熔融温度，℃还原气氛开始变形温度11101420＞1500软化温度(H=W)13001495＞1500软化温度(H=½W)1500＞1500流化温度1400＞1500＞1500氧化气氛开始变形温度14001500软化温度(H=W)1475＞1500软化温度(H=½W)1495＞1500

4.1.1.3燃烧系统主要辅助设备的选择1台锅炉燃烧系统主要辅助设备选择如下:一次风机 1台风量 168000Nm3/h（34℃风压 22100Pa电机功率 1600kW（6kV）二次风机 1台风量 113000Nm3/h（34℃风压 15500Pa电机功率 800kW（6kV）引风机 2台风量 150000Nm3/h烟气入口温度 135℃风压 8100Pa电机功率 900kW（6kV）布袋除尘器 1台处理烟气量 47烟气入口温度 135℃烟尘出口浓度 ＜30mg/Nm3全封闭称重式给料机 4台出力 0～25t/h皮带宽 650mm高压密封风机 2台风量 3300Nm3/h风压 60000Pa电机功率 75kW4.1.2锅炉运行方式*****热电厂两台240t/h循环流化床锅炉（7#、8#）是上海锅炉厂生产的，炉型：SG-220/12.0-M692，8#锅炉于2012年4月完成168小时考核，7#锅炉于2012年5月完成168小时考核，该两台锅炉于同年7月投入正式运行，主要负责为化工裂解装置提供12.0MPa的高温蒸汽。设计入炉煤粒度为小于10mm，D50=2.0，实际入炉煤粒度为：10mm通过率为60-80%，2.0mm通过率为10-30%，与设计有一定偏差，因破碎机破碎效果不佳，且堵煤严重，热电厂于2012年冬季对该破碎机进行了更换，更换为齿板式破碎机，更换后堵煤问题已解决，但粒度仍不能实现全部小于10mm的标准，现入炉煤粒度为10mm通过率为60-80%，2.0mm通过率为20-40%。化工装置使用12.0MPa蒸汽负荷情况为：正常生产无烧焦无切换炉时用汽量为170t/h，当化工裂解炉切换时用汽量260t/h，当化工装置开工时用汽量在350t/h,化工裂解炉烧焦时锅炉负荷波动幅度在30-50t/h。用汽压力9.5-10.1MPa，用汽温度为不低于510℃，因化工装置距热电厂较远，热电厂7#、8#锅炉的出口蒸汽压力控制指标为10.0-11.0MPa，温度控制指标为525-540℃。为了保证供化工装置用汽安全稳定，热电厂两台循环流化床同时运行，总负荷约330t/h，除供化工装置用汽外，多余蒸汽经减压后供给热电厂老系统主蒸汽母管，用于机组发电或减为需要等级的蒸汽供化工装置使用。当7#、8#锅炉中有一台停炉检修时，另一台锅炉负荷提升至200t/h以上，保证化工供汽压力稳定可调可控。多余蒸汽供给热电厂老系统主蒸汽母管。4.1.2限制SNCR改造存在的问题*****石化热电厂两台220t/h流化床锅炉是上海锅炉厂生产的，原设计燃料为本省的烟煤，热值4350kcal/kg实际燃煤品质受煤炭市场情况限制,因来煤质量不稳定,其热值、含硫和含氮量均有所有变化，对锅炉SO2和NOx排放浓度均有所影响。。根据脱硝设计导则规定，SNCR脱硝喷按窗口温度在871℃-1100℃之间，循环流化床锅炉喷枪位置一般选择在锅炉旋风分离器入口位置，目前锅炉旋风分离器入口温度如下：表4.1-28#炉运行参数对比表时间2012.4.222012.4.232013.4.82013.5.8项目设计值232t/h251t/h150t/h154t/h炉膛烟温889929931826835旋风分离器出口烟温900799/778795/777转向室出口烟温842788/817809/849679/691678/692高温过热器出口烟温687671/653690/680620/606618/604低温过热器出口烟温486465/464481/478480/483471/453省煤器出口烟温268282/296293/310310/323289/299空预器出口烟温129132/134143/148146/144154/157冷风温度20一次风机出口风温2049.660.227.767.3二次风机出口风温2038.243.238.472.4一次热风温度180221232221222二次热风温度180264273285279转向室出口蒸汽温度344342/344343/344332/334330/332低温过热器出口蒸汽温度410409/414408/412387/395385/394屏过入口蒸汽温度381378/378380/381381/388383/391屏过出口蒸汽温度456464/465465/466473/479474/483高温过热器入口蒸汽温度446459/456457/461473/479474/482高温过热器出口蒸汽温度540530/532533/535531/531531/531床温970970868834由上表看出，目前锅炉运行旋风分离器出口温度在低负荷时温度在790左右，不能满足SNCR喷氨温度窗口的要求。针对SNCR喷氨温度窗口及锅炉本体偏离低氮排放设计值存在的问题，2013年11月份，热电厂委托北京特种设备检测研究所对7#、8#锅炉进行了燃烧调整试验和性能考核，锅炉热效率高于锅炉厂保证值90.75%，从性能考核情况及锅炉平时运行中的优化调整结果来看锅炉目前存在的问题如下：a）通过优化运行调整试验，现在锅炉满负荷时床温可控制在950℃以下，此时旋风分离器入口烟温为850-900℃，NOx排放浓度最高达450mg/Nm3。锅炉70%负荷时旋风分离器入口烟温为800-850℃，但此温度场不满足SNCR脱硝技术要求的最低喷氨要求的870℃以上。此工况下无法采用喷氨的措施降低NOx排放浓度；b）锅炉运行时床压过高，造成一次风量过大，使得锅炉给煤在富氧环境中燃烧，NOx产生量过高，从炉膛床压过高，炉膛稀相区差压过低及锅炉投产初期暴露出来的风帽存在的问题等各运行数据分析，炉内布风板及风帽设计存在问题，阻力过大。这一问题使得运行中无法对锅炉配风进行优化调整，一旦降低一次风压和风量，则会出现床料流化不好，产生局部结焦问题，影响锅炉的安全平稳运行。因此过高的一次量及过高的氧量是造成7#、8#锅炉过高NOx排放浓度的主要原因；c）炉膛内的吸热量过大也是造成旋风分离器入口烟温过低的一个原因。从尾部烟道各级受热面进出口烟温数据及温压值分析，高低温段过热器进出口和省煤器入口在各种负荷工况下烟温均低于设计值，但省煤器出口烟温在各种工况下均高于设计值50-60℃，热风温度过高，高出设计值60℃（空气预热器换热效果较好），说明省煤器的吸热量不足（这也是造成排烟温度高的原因之一），于是水冷壁就需要在炉膛内吸收过量的热量，则造成旋风分离器入口烟温过低，高低温段过热器因烟压过低又造成其吸热量不足，因此两级减温水喷水量过低，主汽温度调节控制空间不足，低负荷时容易低温。如果通过优化锅炉燃烧配风，降低锅炉运行控制氧量值后，这一问题将更加严重。省煤器受热面布置不够及水冷壁吸热量过大是造成锅炉低负荷运行时，旋风分离器入口烟温过低的主要原因；d）从飞灰量过大，底渣量过低及旋风分离器返料腿内风压偏低分析，该旋风分离器的效率较低，不能实现大部物料返回炉内，而直接经尾部受热器，进入布袋除尘器了。同时又因烟气中的飞灰浓度过高，脱硫灰粘性大等原因而加剧了尾部受热面的积灰；e）通过停炉后对尾部受热面积灰情况的检查，发现受热面积灰量非常大，包墙过热器管束之间已被脱硫灰完全堵住。燃气脉冲吹灰器喷吹前后各点烟温变化来看，现使用的燃气脉冲吹灰器不能满足实际需要，特别是尾部高、低温过热器和省煤器处的受热面积灰严重；f）省煤器入口氧量表DCS指标值与实测值偏差过大；一、二次风量测量表DCS指标值不准；一、二次风机依靠出口挡板调整控制风量，且挡板特性不好，存在控制盲区等问题对锅炉燃烧配风优化运行调整影响较大；g）一次风比率过高根据锅炉厂经验，燃用高挥发份的燃料，该容量等级的流化床锅炉一次风比率应控制在45%左右，即额定负荷一次风量应控制在90kNm3/h，额定负荷至50%负荷时风量线性下降，至50%后各风量维持恒定。但*****石化的锅炉161t/h负荷时一次风量为90~100kNm3/h，这也是造成NOx高的原因之一。h）锅炉临界流化风量较高根据现场运行人员反应，锅炉临界流化风量约为60kNm3/h，这数值较常规机组高出较多，怀疑风帽有问题。据了解，锅炉建设时，施工人员将布风板上部的浇注料浇注过厚，使得风帽无法落入风帽内的柱上，且施工人员没有将风帽与内柱进行固定。使得风帽不牢固，锅炉运行不到半月即出现炉膛内单点或多点床温过低问题，每次停炉检查时均会发现大量风帽脱落，风帽内积满床料，采用人工对每个风帽进行检查，将其内部积存的床料清理干净，重新将风帽与中柱进行焊接，但下次停炉检查还会发现大量风帽再次开焊。因运行中床料局部流化不好，导致密相区燃烧效果不好，多次出现床面局部结焦问题。j）主蒸汽温度不足减温水量投加量过低，在锅炉满负荷运行时一级减温水量不到设计值的80%，二级减温水基本不投，锅炉70%负荷运行时，一级减温水量不到设计值的50%、二级减温水基本不投，主汽温度在535℃以下。k）尾部受热面安装的是脉冲吹灰器，高温段吹灰效果不佳锅炉省煤器出口烟气温度较设计值高出50~60℃，高温段吹灰效果不佳（或受热面布置偏少），热风温度较设计值高出50m）锅炉实际运行中锅炉满负荷运行时NOx排放浓度最高达450mg/Nm3，低负荷（70%）运行时NOx排放浓度仍高于300mg/Nm3，远高于设计值，同时也高于其它同类型的循环流化床锅炉排放浓度。锅炉NOx排放值超标，在高负荷时分离器入口温度具备喷氨条件，但在低负荷时锅炉排放值依然超标，此时分离器入口温度不具备喷氨条件。n）一次风机和二次风机挡板特性不好，存在调整盲区较大，另外，在风量小范围调整时，风量无变化，给锅炉燃烧调整带来不利影响。锅炉氧量表指标值偏高，经多次零点校验无问题，但从实际配风调整情况看，该表指标值不准确。一、二次风量测量准确性均较差。4.1.3锅炉本体改造方案a）为了降低锅炉燃烧氧量，需要降低一次风量，若在降低一次风量和风压的情况下，保证锅炉的流化状态不受影响，需要对炉膛内的水冷布风板及风帽进行改造，改造后的布风板及风帽材质为HH。改变风帽结构，降低布风板阻力，重新分配布风板上的风帽分布，布风板内受热面管Φ76×8,材质为20G需要重新布置，实现床层流化无死区，风量分布均匀。图4.1-1改造后的风帽结构b）当锅炉氧量恢复正常值后，由于烟气量的下降，主蒸汽温度会降低到510~520℃。为满足SNCR投运要求，提高炉膛出口烟气温度，需对锅炉本体受热面进行调整，取消部分水冷屏，提高炉膛出口烟温，使旋风分离器入口烟温满足低负荷运行时喷氨要求；为降低热风温度和尾部排烟温度，根据省煤器实际布置空间，增加两组省煤器，如图4.1-2所示，省煤器管束（材质为20G）、固定（材质为20）及散件。增加一组增加一组增加一增加一组图4.1-2省煤器改造图c）对旋风分离器进行相应改造，提高分离效率，主要内容是改变旋风分离器入口处结构，增加进行分离器的物料的离心分离效果。主要材料包括耐磨耐火浇注料、耐火保温浇注料和销钉δ=5mm；1Cr20Ni14Si2。入口烟道改进后的形状入口烟道改进后的形状图4.1-3分离器改造结构示意图d）为了减轻锅炉尾部受热面的积灰，增加尾部受热面的换热效果，降低排烟温度，在高低温段过热器及省煤器入口处增加蒸汽吹灰器。e）为了实现一、二次风量可调可控。1）一次风改造：为保证锅炉能够在适合氧量下运行，避免风机挡板特性不好，挡板控制存在的盲区，从而降低炉膛出口NOx排放浓度，对一次风机进行变频改造。改造后不仅可以实现一次风量的调节精度，同时还可实现节电目的。现有锅炉一次风风量全部靠一次风门挡板调节，根据运行情况，一次风机档板特性不好，48％－72％是盲区，风量、电流在档板开大时表现下降的趋势，锅炉正常运行时无法实现燃烧及时调整。特别是锅炉控制低氮燃烧，需要较精确配风，全部靠风门调节，能耗高，风量无法控制。因此本设计拟通过设置变频器的方式控制一次风机的风量，达到节能并有效控制风量的目的，保证锅炉改造后低氮燃烧效果更好。2）二次风改造：目前每台锅炉配有24个二次风喷口，前墙分两层各6个（标高11.4m和8.4m），后墙分三层共12个(标高11.4m有6个、9.2m有4个、8.4m有2个)，二次风门原设计为就地手动阀门，且无操作平台，运行中无法根据锅炉工况实时调整各层前后墙二次风配风量，无法实现锅炉低氮燃烧二次风风量的远程及时控制。为了能够实现根据不同负荷和燃烧工况及时调整二次风配风量及风量分配，实现锅炉低氮燃烧，降低炉膛出口NOx排放浓度，本设计对每台锅炉24个二次风增加电动调节门，实现锅炉根据不同负荷和工况，通过DCS远程及时调整各层二次风门开度，配合一次风及时精确配风、调风，更好的实现锅炉低氮燃烧。f）为了适应锅炉SNCR脱硝工艺，需要提高炉膛内温度，保证旋风分离器入口烟温达到870℃以上，通过对锅炉本体改造将炉膛温度升高后，在满足脱硝要求的同时，因炉膛温度的升高，又会造成炉内喷钙的脱硫效率降低。为了保证在脱硝的同时，SO2g）为了提高主汽温度，保证锅炉主蒸汽温度可调可控，满足化工用汽品质要求，对现有高温过热器进行部分改造，增加受热面积。h）两台锅炉现有SO2在线分析仪表仅有标准状态的数据，无折算成氧含量为6%的浓度值，本次改造时需要在单炉的CEMS系统中每台锅炉各增加一个SO2在线监测分析仪表。4.1.4锅炉本体改造目标a）锅炉满负荷运行时，未喷氨时炉膛出口NOx排放浓度低于300mg/Nm3，可以实现锅炉连续喷氨，喷氨后锅炉最终排放NOX浓度低于200mg/Nm3的指标。b）锅炉50%负荷下运行时，锅炉不喷氨的情况下NOx排放浓度低于200mg/Nm3。c）改造后锅炉主汽温度在50%以上负荷运行时，可以稳定控制在525-540℃之间，旋风分离器入口烟气温度可以稳定控制在870-1100℃之间。d）锅炉尾部烟道无积灰死角，锅炉满负荷运行时，排烟温度可以控制在135℃以下。4.1.5脱硝技术方案4.1.5.1SNCR技术介绍及应用情况选择性非催化还原法（SelectiveNon-CatalyticReduction，SNCR）技术是一种不用催化剂，在870℃～1100℃范围内还原NOx的方法，还原剂常用氨或尿素。SNCR烟气脱硝技术大多用作低NOx燃烧技术后的二次处置。该方法是把含有NHx基的还原剂喷入炉膛温度为870℃～1100℃的区域后，迅速热分解成NH3和其它副产物，随后NH3与烟气中的NOx进行SNCR反应而生成N2。SNCR还原NO的反应对于温度条件非常敏感，炉膛上喷入点的选择，也就是所谓的温度窗口的选择，是SNCR还原NO效率高低的关键。一般认为理想的温度范围为870℃～1100℃，并随反应器类型的变化而有所不同。当反应温度低于温度窗口时，由于停留时间的限制，往往使化学反应进行不够充分，从而造成NO的还原率较低，同时未参与反应的NH3增加也会造成氨气的逃逸，遇到SO2会产生NH4HSO4和（NH4）2SO4，易造成空气预热器堵塞，并有腐蚀的危险。而当反应温度高于温度窗口时，NH3的氧化反应开始起主导作用：4NH3+5O2→4NO+6H2O从而，NH3的作用成为氧化并生成NO，而不是还原NO为N2。如何选取合适的温度条件同时兼顾减少还原剂的泄漏成为SNCR技术成功应用的关键。典型的SNCR系统由还原剂储槽、多层还原剂喷入装置以及相应的控制系统组成。它的工艺简单，操作便捷，尤其适用于对现役机组的改造。4.1.5.2SNCR技术比选目前常用的SNCR技术主要包括Exxon法和NOxOUT法。将氨作为还原剂的SNCR工艺称为Exxon法，由美国Exxon公司于1975年开发并获得专利，并于19世纪80年代开始应用于锅炉烟气脱硝，使用尿素与添加剂的SNCR工艺称为NOxOUT法，由EPRI于1980年研发并获得专利，美国Fueltech公司在此基础上进行补充并持有几项补充专利。国内自主研发的SNCR技术也是基于这两种工艺进行改进和发展。Exxon法以氨或氨水为还原剂，最佳反应温度窗口为800~1050℃，主要的反应为：4NH3+4NO+O2→4N2+6H2O若采用氨气为还原剂，需要采用空气或蒸汽作为注入载体。若采用氨水作为还原剂，则可直接喷入炉膛进行反应，采用雾化喷嘴将氨水雾化为氨气。NOxOUT法以尿素为还原剂，最佳反应温度窗口为900~1100℃，并可通过在尿素中增加添加剂来扩大反应温度窗口，主要反应为：2NH2CONH2+4NO+O2→4N2+2CO2+4H2O尿素作为还原剂，可直接喷入炉膛，需要采用雾化喷嘴将尿素雾化为氨气。两种SNCR工艺的对比如下：1）脱硝效率和氨逃逸率。与氨气或氨水比较，尿素还原反应链长，分子结构为立体式，大分子反应前需要断链，键能高，反应温度要求高，反应停留时间短，因此同等反应条件下，氨气或氨水的反应效率会高于尿素的反应效率，因此Exxon法比NOxOUT法的脱硝效率高，且氨逃逸相对较低。2）对锅炉热效率的影响。由于在与NOx发生还原反应前，喷入高温炉膛的尿素溶液除了需要先蒸发水分，还需要先热解产生氨，此反应为吸热反应，因此在尿素作为还原剂对锅炉热效率的影响最大，其次是氨水，影响最小的是氨气。因此Exxon法比NOxOUT法对锅炉热效率的影响小。3）系统安全性。由于液氨属于乙类危险品，氨水属于轻微腐蚀化学品，都需要按照危险品管理，因此Exxon的SNCR脱硝系统在还原剂储运和使用过程中需要考虑防火防爆和防止挥发泄露的相关安全措施。而尿素不属于危险品，因此NOxOUT法安全性更高。4）系统经济性及操作性。NOxOUT法一般尿素固体需要配置成30~50%溶液，需要额外配置溶解系统，同时尿素溶液低温下易结晶，所以在配置和输送过程中要考虑加热和伴热，增加了投资运行成本和操作难度。综合以上分析，并结合本项目的实际情况，还原剂依托热电厂1~6#锅炉脱硝系统已建成的氨区，宜采用液氨为还原剂，因此本项目推荐采用Exxon法SNCR工艺，采用氨水作为还原剂。SNCR适用于CFB机组，首先其炉膛出口温度一般在870~1000℃区间内，在SNCR工艺高效“温度窗”内;其次燃烧后烟气分两部分分别经过分离器，在分离器内剧烈混合且停留时间超过1.5秒，为SNCR工艺提供了天然的优良反应器;最后由于CFB燃烧技术是一种低NOX燃烧技术，CFB锅炉出口NOx浓度较低，再通过SNCR工艺，可确保出口浓度达到环保要求;此外SNCR工艺投资和运行费用都低于SCR工艺，工业试验和国外运行经验均表明SNCR系统用于CFB锅炉，设计合理可达70%以上脱硝效率。秦皇岛秦热发电有限责任公司#5机组(300MWCFB)，经由河北省环境保护厅组织的环保验收后，测得在CFB机组中采用SNCR脱硝技术所取得的效果远远超过预期，CFB+SNCR设计综合脱硝效率>85%，实测>90%。4.1.6脱硝改造对锅炉的影响1）对锅炉效率的影响由于SNCR喷射为10%的氨水，根据能量平衡方程，氨水喷入烟气中主要有几个吸热和放热环节：液态水由常温升高到100℃的吸热，水蒸发的潜热，氨气吸热，水蒸汽温度升高吸热，辅助雾化空气温度升高的吸热，以及氨气与氮氧化物反应放热。根据以上所述能量平衡方程如下：其中分别为水的流量，液态水的比热，水的初始温度，氨气的比热，气态水的比热，烟气与氨水混合后的最终温度，辅助雾化空气流量，空气比热，水的蒸发潜热，烟气流量，烟气比热，烟气温度和反应热。20-950℃气氨平均定压比热容2.112kJ/(kg•℃)，100℃一个大气压下饱和水蒸汽焓值2676.3kJ/kg,20℃液态水焓值83.86kJ/kg；100-950℃水蒸汽平均定压比热容2.01kJ/(kg·℃)。将各已知参数代入上式求得热效率损失=0.279%，炉内温度变化不超过3℃。2）对锅炉烟风系统的影响对于煤粉炉来说，采用选择性催化还原法(SCR)脱硝系统，由于增加了系统阻力，必需对引风机进行增容改造。而对于CFB锅炉的选择性非催化还原法(SNCR)脱硝系统来说，直接喷入尿素/氨水溶液，对系统阻力没有影响，不必进行引风机改造。3）对锅炉尾部烟道的影响根据《DL/T296-2011》火电厂烟气脱硝技术导则中规定，SCR技术“应对空气预热器等下游设备采取防腐、吹灰及冲洗等措施”。逃逸氨与SO3及H2O反应生成硫酸氢氨或硫酸氨，其在一定温度范围内呈液态，具有很大的粘性，极易吸附堵灰，造成空预器差压增大。本项目空气预热器在防止堵塞和冷段清洗方面需作特殊设计改造。更换冷段层采用搪瓷表面传热元件。硫酸氢铵是强腐蚀物，它在烟气温度降低到230℃左右时，开始从气态凝结为液态，具有很强的粘结性，通常迅速粘在传热元件表面并进而吸附大量灰分，从而产生堵灰。采用搪瓷表面传热元件可以隔断腐蚀物（硫酸氢铵和由SO3吸收水分产生的H2SO4）和金属接触，而且表面光洁，易于清洗干净。搪瓷层稳定性好，耐磨损，使用寿命长，一般不低于5万小时。b）增加高压水作停机清洗介质（10.5MPa，普通工业水），可以离线检修清洗。预热器的使用寿命不受SNCR影响。冷段元件采用搪瓷表面后，使用寿命也不低于一个大修期。镀搪瓷管式空气预热器对流换热系数为24.8W/m2.℃，钢管的对流换热系数为24.2W/m2.℃，因此更换镀搪瓷管式空气预热器在等换热面积的条件下，换热量基本没有影响。采用SNCR后，预热器通过合理修改设计，不会危及锅炉安全运行，但控制NH3的逃逸量，是保证预热器性能的关键。4.2工艺概述、流程及消耗定额4.2.1SNCR工艺概述本项目的脱硝装置设计和运行能快速响应锅炉负荷变化，因此本项目采用的SNCR脱硝工艺具有以下性能特点：1）脱硝装置性能指标设计处理烟气量251891Nm3/h（单炉）运行负荷范围50%~100%还原剂液氨99.6wt%NH3逃逸率≤7.6mg/Nm3SO2/SO3转化率≤0.05%对锅炉效率影响≤0.5%NH3/NOx摩尔比＜1.434.2.1.1装置规模和年操作时数烟气处理能力：251891×2Nm3/h装置年操作时间：8000小时（装置当量满负荷运行时间5600小时）。4.2.1.2装置组成7、8#炉脱硝装置的构成主要包括：SNCR系统和氨区。SNCR系统为脱硝主反应区，主要包括喷氨喷枪及冷却风系统。氨区包含一套氨水为还原剂的SNCR系统，氨水的配置、输送及储存供两台锅炉连续运行设计，氨水喷射系统按单元设计。氨水的配置、输送及储存由泵房和氨水制备区组成。4.2.2工艺流程说明4.2.2.1工艺流程由脱盐水制备装置来的脱盐水，经管廊送至泵房中脱盐水罐（V-1001），用脱盐水泵打入氨吸收器（V-1002），吸收氨气化区来的液氨，制成20%氨水，送到20%氨水罐（V-1003），再经脱盐水稀释成10%，送入10%氨水罐。10%氨水用10%氨水泵（P-1004A/B/C）分别送往7、8#炉。以氨水为还原剂的SNCR系统，主要由卸氨加注系统、罐区、冲洗水系统、空气供应系统、分配与调节系统、喷雾系统等组成，参见附图1，具体工艺流程如下：氨水供应泵模块按每台炉一台泵并整体备用一台组成，每台泵可供应一台循环流化床锅炉满负荷所需的氨水供应量。泵入口通过吸入管线和氨水罐连接，出口通过三通连接通往锅炉的氨水供应管线和回流管线。回流管和吸入管在泵和氨水罐之间建立一个回路，氨水注射管线在三通下游设置一个气动开关球阀控制氨水向锅炉的供应和切断。运行时，氨水泵为定负荷运行，通过设定氨水回流的量来确定喷氨量。氨水在计量管线后有一个氨水流量分配模块，在锅炉SNCR反应区前的氨水流量分配模块中，每支喷枪前都设置了流量计及相关的调节阀门，用于监视和调节每支喷枪的喷氨水流量。通过流量计后的阀门开度调节，而实现每支喷枪之间流量的均匀分配。氨水喷枪炉外设置两路接口，一路为氨水，一路接雾化空气。雾化空气在喷枪前的压力通过空气总管的调压阀实现，枪前压力为4~6Bar，以满足最佳的雾化效果。雾化空气由压缩空气经过计量和分配模块后进入喷射系统，供喷枪雾化液滴用。喷射器是喷雾系统的核心也是整个SNCR（喷氨）系统的关键部件。整个喷雾系统都有自反馈和远程调节功能，通过在线监测锅炉出口NOx排放值，利用反馈系统远程调节和控制氨水喷射量，在保证脱硝效率前提下减少系统运行成本。喷射器能适应不同的稀氨水的流量，在流量变化幅度较大时也能保持优良的雾化效果。喷枪的布置位置主要通过先进的数值计算分析与实验室试验相结合旋风分离器的热态数值分析计算对锅炉内燃烧过程进行数值进行全尺度数值模拟，得到锅炉不同运行工况条件下的NOx浓度，速度场及温度场的分布规律。对喷射系统的雾化特性进行全方位的分析，合理选取最优性能的喷射系统，可在较低的氨氮比条件下实现较高的脱硝效率，系统脱硝效率最高可达70%左右。本设计喷氨系统拟布置在锅炉旋风分离器入口两侧温度窗口区域，每台锅炉每侧拟布置4台喷枪，共8台喷枪。4.2.2.2SNCR脱硝工艺系统组成a）氨水供应系统配置一套氨水供应系统，2台氨水储罐；每台炉2台氨水供应泵，2用2备，单台泵流量不小于锅炉BMCR工况脱硝用氨水量（氨水浓度按10%考虑）的110%，压头不小于所需压头的120%。另外还设有一套背压控制阀(自力式压力调节阀)，背压控制回路用于调节供料泵为计量装置供应氨水所需的稳定流量和压力。b）氨水计量分配系统喷射区计量模块式一级模块，用于精确计量和独立控制到锅炉每个喷射区的反应剂流量。该模块采用独立的化学剂流量控制，为复杂的应用情况提供所需的高水平的控制。该模块连接燃烧控制系统、NOx和氧监视器的控制信号，调节反应剂流量，对NOx水平、锅炉负荷、燃料或燃烧方式的变化做出响应，打开或关闭喷射区或控制其质量流量。每一个区子模块可相互独立地运行和控制，该特性允许隔离每个子模块进行维修且不会严重影响工艺性能或总体的NOx还原效果。喷射区计量模块是一级模块，根据锅炉负荷、燃料、燃烧方式、NOx水平、脱硝效率的参数的变化，调节每个喷射区的还原剂流量。计量分配系统就近布置在喷射系统附近锅炉平台上，以焊接或螺栓的形式固定。不影响锅炉其他部位检修。计量分配系统设置过滤器，以防设备堵塞。分配装置放在喷枪前，该装置应设雾化空气管道，采用模块化设计、安装。c）氨水喷射系统喷射器是喷雾系统的核心也是整个SNCR（喷氨）系统的关键部件，以数值计算为依据确定喷枪布置数量及位置。整个喷雾系统都有自反馈和调节功能，通过在线监测烟囱出口NOx排放值，利用反馈系统调节和控制氨水喷射量，在保证脱硝效率前提下减少系统运行成本。喷射器能适应不同的稀氨水的流量，在流量变化幅度较大时也能保持优良的雾化效果，同时避免过量喷氨造成的二次污染。氨水喷射系统的设计能适应锅炉50％~100％BMCR之间的任何负荷持续安全运行，并能适应锅炉的负荷变化和锅炉启停次数的要求。4.2.2.3关键控制方案气氨吸收采用成套设备，自带PLC控制系统，对重要的工艺参数进行监视、控制、记录和报警，并接入装置的中心控制室。氨水稀释采用比例调节系统，以保证配制浓度的准确性。氨喷射系统根据对炉内烟气负荷及排放烟气中NOx、氨气的在线监测情况，自动控制调节喷射的氨水流量以及压缩空气量，使脱硝系统能够根据负荷变化自动调节工艺参数，以实现脱硝系统的稳定运行，并保证脱硝效率。整个脱硝系统的控制系统通过操作员在控制室内对所有脱硝系统设备进行控制和监测，通过系统配置的各项分析和测量仪表，自动按程序控制各设备的运行。系统可实现远程自动、手动控制，以及就地手动控制，泵可实现就地启动、停止、紧急停止操作。4.2.3物料平衡装置的物料平衡见表4.2-3。表4.2-1物料平衡表序号进装置出装置名称数量(t/a)备注名称数量(t/a)备注1脱盐水453610%氨水50402氨504合计5040合计5040根据本项目脱硝效率计算，本项目的NH3/NOx为1.43。4.2.4装置消耗定额4.2.4.1原料消耗定额和消耗量装置原料和化学品消耗见表4.2-4。表4.2-2装置原料和化学品消耗表序号原料名称单位消耗定额指标消耗量小时年1原料1.1脱盐水t0.8145364.2.4.2公用工程消耗定额和消耗量各生产装置公用工程消耗见表4.2-5。表4.2-3公用工程消耗表序号公用工程名称单位消耗定额指标消耗量小时年1热水t3168002电kWh27.71551203仪表空气Nm3/h201120004.2.5工艺安装方案4.2.5.1设备布置方案a)满足工艺流程的要求设备布置满足工艺流程顺序，保证水平方向和垂直方向的连续性。对于有压差的设备，充分利用高低位差布置，以节省动力设备及费用。在不影响流程顺序的原则下，将各层设备尽量集中布置，充分利用空间。b)满足设备安装的要求根据设备大小及结构，充分考虑设备安装、检修及拆卸所需要的空间和面积。在装置适当位置设有检修吊车及相应的检修空间，每台设备及同类设备间充分考虑了操作空间及操作通道。c)满足环境保护、防火及其它安全生产的要求装置内的设备根据物料特性和火灾危险性类别进行布置，遵循同类物料设备适当集中布置的原则，以保证生产安全。设备间的防火间距符合《石油化工企业设计防火规范》的要求。用电设备的布置符合《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》的要求。对封闭的厂房采取强制通风、设有可燃气体报警器等安全措施。d)主要设备布置方案泵房中布置脱盐水罐和泵类；氨吸收器、氨水罐布置在室外制备区内；喷枪布置在锅炉36m平台。工艺设备表见表4.2-6。表4.2-4设备一览表序号设备位号设备名称规格或技术参数单位数量材质一泵房1V-1001脱盐水罐φ1600，H=2600，V=6m2台1SS3042P-1001A/B脱盐水泵Q=0.4m3/h，H=30m，N=0.55kW台2SS3043P-1002A/B20%氨水泵Q=0.3m3/h，H=30m，N=0.55kW台2SS3044P-1003A/B/C10%氨水泵Q=0.5m3/h，H=130m，N=1.1kW台3SS3045P-1004A/B吸收塔循环泵Q=3m3/h，H=30m，N=1.1kW台2SS304二氨水制备区1V-1002氨吸收器φ300，H=3000台1SS3042V-100320%氨水罐φ1600，H=2600，V=6m2台1SS3043V-100410%氨水罐φ1600，H=2600，V=6m2台1SS3044T-1001氨吸收塔φ300，H=3000台1SS304SNCR反应区1P-1001氨喷射器台162P-1001耙式蒸汽吹灰器台123二次风电动调节门DN250台484空气预热器改造衬搪瓷台2低温段一次风机改造1一次风机电机改为变频电机N=1600kW台2因改动电机为变频电机4.2.6设计中采用的主要标准及规范《石油化工企业设计防火规范》GB50160-2008《建筑设计防火规范》 GB50016-2006《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》GB50058-2014《石油化工可燃气体和有毒气体检测报警设计规范》B50493-2009《石油化工工艺装置设备布置设计通则》SH3011-2011《火电厂烟气脱硝工程技术规范选择性非催化还原法HJ》563-2010《火电厂烟气脱硝技术导则》DLT296-20114.3工艺设备技术方案4.3.1概述本项目各种类型设备共92台，其中机泵9台；定型设备73台；非定型设备19台（其中塔1台、吸收器1台、喷射器16台、水箱1台）。非定型设备总质量约14.17吨。设备分类汇总见表4.3-1，机泵分类汇总见表4.3-2，非定型设备分类汇总见表4.3-3，工业炉分类汇总表见表4.3-4，其它机械和定型设备分类汇总见表4.3-5。表4.3-1设备分类汇总表序号类型国内订货国外订货合计备注台数金属质量(t)台数金属质量(t)台数金属质量(t)1非定型19192机泵993其它49494合计6464表4.3-2机泵分类汇总表序号类型国内订货国外订货合计备注台数金属质量(t)台数金属质量(t)台数金属质量(t)1泵类992合计99

表4.3-3非定型设备分类汇总表序号类型国内订货国外订货备注台数金属质量台数金属质量总质量(t)其中合金钢总质量(t)其中合金钢材料质量(t)材料质量(t)1塔器1SS3042容器2SS304合计3SS304表4.3-4其它机械和定型设备分类汇总表序号类型国内订货国外订货合计备注台数质量(t)台数质量(t)台数质量(t)1氨喷射器1616合计16164.3.2关键设备方案比选a）氨吸收器氨吸收器是氨水制备的关键设备。吸收器外形尺寸为φ300×3000mm，设计压力为2.2MPa，设计温度为50℃，物料为气氨、脱盐水。设备本体材料拟选用304不锈钢，筒体采用裙座式支承结构。b）氨喷射器喷枪外层设置碳化硅保护套管，可有效的防止高温的生料颗粒磨蚀。喷枪的易磨损部位采用高硬度的耐磨材料，采用特殊的熔铸工艺与浓缩器本体连接，实现了高的耐磨性能的同时具有很强的抗脉动温度应力的能力，保证能够在复杂脉动高温和气固两相流冲刷条件下长时间稳定运行。4.3.3大型超限设备概况脱硝系统中无超限设备。4.3.4进口设备概况本项目的设备中设备原则上均在国内采购，无需进口。4.3.5设计中采用的主要标准及规范工程建设标准强制性条文（石油和化工建设工程部分）《固定式压力