安阳9、10机组脱硝(空预器和增压风机、引风机合并为一)可研报告(最终版)

大唐安阳发电有限责任公司#9、10（2×320MW）机组脱硝改造可行性研究报告大唐安阳发电有限责任公司#9、10（2×320MW）机组脱硝改造可行性研究报告PAGEIV目录TOC\o"1-2"\h\z1概述 51.1项目概况及建设的必要性 51.2工作依据 51.3可行性研究工作范围 61.4主要设计原则和设计指导思想 61.5工作过程简介 72公司概况 72.1公司规模 72.2安阳公司主要设备参数 82.3厂址概述 102.4工程地质及水文气象 102.5水源 122.6交通运输 132.7主要热力控制方式和水平 133脱硝设计参数及工艺方案的选择 133.1燃煤煤质 133.2烟气参数 193.3SCR脱硝设计参数 203.4系统脱硝效率的确定 203.5脱硝工艺方案的确定 214脱硝建设条件 294.1脱硝反应剂的供应 294.2脱硝场地 334.3供水 334.4供电 334.5用气 344.6用汽 344.7公用系统参数 345脱硝工程设想 355.1脱硝装置总体布置 355.2脱硝工艺系统及设备 355.3电气部分 475.4仪表和控制 505.5土建部分 575.6水工、消防及暖通 606环境效益及社会效益 616.1评价依据的标准 616.2烟气脱硝的环境及社会效益 626.3其他污染防治效果的分析 637节约和合理利用能源 637.1工艺系统设计中考虑节能的措施 637.2主辅机设备选择中考虑节能的措施 647.3在材料选择时考虑节能的措施 647.4节约用水的措施 647.5节约原材料的措施 648劳动安全和职业卫生 648.1概述 648.2催化剂废物处理安全 658.3防电伤、防机械伤害及其它伤害 658.4防暑、防寒、防潮 668.5防噪声、防振动 669生产组织与人员编制 679.1生产运行管理 679.2劳动定员 6710脱硝工程项目实施条件及轮廓进度 6710.1脱硝工程项目实施条件 6710.2工程项目的轮廓进度 6711风险评估 7011.1技术风险 7011.2经济评估 7011.3安全风险 7012投资估算及经济评价 7112.1投资估算 7112.2经济评价 7313结论 7513.1主要结论 7513.2主要技术经济指标 7713.3建议 78附件一：河南省“十二五”主要污染物总量减排目标责任书 86附件二：环境污染限期治理通知书 94附件三：大唐安阳发电有限责任公司#9、#10机组空预器配合脱硝系统改造专题说明 96附件四：大唐安阳发电有限责任公司#9、#10机组引风机改造专题说明 100附件五：尿素供应意向书 105

附件：附件1：河南省“十二五”主要污染物总量减排目标责任书附件2：河南省环保厅《环境污染限期治理通知书》附件3：大唐安阳发电有限责任公司#9、#10机组空预器配合脱硝系统改造专题说明附件4：大唐安阳发电有限责任公司#9、#10机组引风机改造专题说明附件5：尿素供货意向书附图：序号图名1脱硝系统流程图2脱硝装置在全厂平面位置图3脱硝反应器平立面布置图4还原剂制备车间布置图5脱硝供电原则接线图—PAGE70—1概述1.1项目概况及建设的必要性安阳公司位于河南省安阳市区西部，距市中心约7km。公司东面为安阳钢铁集团公司，北面为农村，西侧紧邻107国道绕城公路，安林公路及安李铁路在公司以南lkm处从东向西通过。本可研为#9、#10两台300MW燃煤机组，机组采用单元布置，1993年6月通过环评批复，1998年投入运行，2010年汽轮机进行了通流部分改造，单机容量变为320MW。根据《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011），安阳公司执行NOx允许排放浓度为200mg/Nm3。根据《河南省“十二五”主要污染物总量减排目标责任书》及《中国大唐集团公司“十二五”主要污染物总量减排目标责任书》要求，安阳公司#9、#10机组脱硝设施应于2015年投运，综合脱硝效率达到70%以上。根据河南省于2013年4月下发的《环境污染限期治理通知书》要求，公司#9机组应于2013年11月30日前完成脱硝设施建设，烟囱入口氮氧化物浓度应低于100mg/Nm3。根据河南省发改委《关于做好脱硝电价及脱硝设施运行管理工作的通知》要求，安阳公司需保证烟囱入口氮氧化浓度小时均值小于等于100mg/m3，才能享受脱硝电价。目前本机组的燃煤主要以贫煤和烟煤掺烧，锅炉排放NOx实测浓度为≤900mg/Nm3，排放浓度无法满足国家和地方环保法规以及《"十二五"主要污染物总量减排目标责任书》的要求。因此，为满足国家和地方环保法规要求，改善本地区的大气环境质量，确保电力与环境的可持续协调发展，推进电厂未来发展，建设绿色环保型电厂，安阳公司决定为本期2台320MW燃煤机组建设烟气脱硝装置，并委托国电环境保护研究院（以下简称环保院）对该工程进行可行性研究，为下阶段工作的顺利开展打下坚实的基础。1.2工作依据1）河南省“十二五”主要污染物总量减排目标责任书；2）中国大唐集团公司“十二五”主要污染物总量减排目标责任书；3）河南省环保厅《环境污染限期治理通知书》4）《中国大唐集团公司火力发电厂烟气脱硝技改工程可研报告内容深度暂行规定》；5）《中国大唐集团公司燃煤发电企业氮氧化物排放控制指导意见（试行）》；6）大唐安阳发电有限责任公司#9、10机组脱硝可研技术协议；7）《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）；8）《火力发电厂脱硝系统设计技术导则》（Q/DG-J004-2010）；9）《火力发电厂设计技术规程》（DL5000-2000）；10）《火力发电厂可研报告内容深度规定》（DL/T5375-2008）；11）《燃煤烟气脱硝技术装备》（GB/T21509-2008）；12）《火电厂烟气脱硝工程技术规范选择性催化还原法》（HJ562-2010）；13）与业主单位商定的其它技术原则。1.3可行性研究工作范围参照《火力发电厂可行性研究内容深度规定》（DL/T5375-2008）及《中国大唐集团公司火力发电厂烟气脱硝技改工程可研报告内容深度暂行规定》的要求，本阶段研究工作的主要内容包括：1）根据电厂的燃料特性和环保要求，研究本脱硝项目建设的必要性；2）研究脱硝吸收剂的供应条件，工程建设的场地条件，脱硝用电、用水、用汽（气）的供应条件等，分析是否满足本脱硝项目建设和建成后正常运行的需要；3）选择脱硝工艺系统，提出初步的工程设计方案；4）研究本项目的实施条件，提出工程建设的实施方案和轮廓进度；5）分析本项目实施后的环境效益和社会效益，并提出防止二次污染的有效措施；6）估算本项目的建设投资，分析项目实施后对电厂经济效益的影响。1.4主要设计原则和设计指导思想1）本工程对安阳公司2×320MW机组的全烟气量进行脱硝净化处理。确定合适的脱硝效率，并留有适当余量，改造后锅炉烟气中的NOx排放浓度满足新的火电厂大气污染物排放标准。2）脱硝工艺选择满足性能要求、成熟可靠的工艺。3）脱硝装置不设置旁路烟道。4）设计中积极采取节能、节水措施。5）脱硝副产物的处理考虑长远环保规划要求，尽量避免带来新的环境污染。6）本工程为技改工程，原则上应尽量减少对主机系统、设备的影响。7）合理降低工程造价，除少量关键设备或部件国外采购外，其余设备及材料均由国内采购。8）脱硝装置系统可用率≥99%，年利用小时数5500h。9）脱硝装置设计寿命为20年。10）工程建设模式按EPC总承包方式进行。1.5工作过程简介2013年4月，环保院受大唐安阳发电有限责任公司委托，对该厂#9、#10（2×320MW）机组烟气脱硝项目进行可行性研究。环保院对该项目高度重视，成立了由主要技术人员组成的项目工作组，进行前期收集资料的工作，并就本工程的主要设计原则和方案与安阳公司进行了充分的交流沟通，在仔细计算、分析、研究、论证的基础上编制完成本可行性研究报告。环保院参加本阶段研究工作的主要人员名单见本可研报告的签署页。在本可研报告的编制过程中，大唐安阳发电有限公司的有关领导和技术人员（名单见表1.5）在工作上给予了积极支持和密切配合，在此表示感谢。表1.5可研阶段安阳公司主要参加人员名单序号姓名职务/职称1王明军副厂长（副总经理）2李贵兵总工程师3樊永忠副总工程师兼设备管理部部长4冯彦富设备管理部副部长5张志峰设备管理部副部长6张阿南经营管理部副部长7崔植槐锅炉点检8刘国华锅炉主管9郭杰电气主管10黄振宇热控主管11田希攻土建主管12姚衡土建主管13魏录才经营管理部主管2公司概况2.1公司规模安阳公司规模为一期2×320MW机组、二期2×300MW机组，本可研为一期工程，始建于1994年5月，1998年12月一期2台机组全部投运，并于2001年2月通过了原国家环保总局组织的竣工环保验收；2008年12月二期2台机组全部投运。2.2安阳公司主要设备参数2.2.1锅炉参数锅炉为东方锅炉厂生产的DG1025／18.2-II4亚临界自然循环汽包锅炉，单炉膛，一次中间再热，四角切圆燃烧，平衡通风，钢构架，固态排渣，燃煤锅炉。表2.2.1锅炉主要设计参数型号DG1025/18.2-Ⅱ4型锅炉编号11731，1996年制造制造厂东方锅炉（集团）股份有限公司项目单位B-ECRB-MCR过热蒸汽流量t/h9351025再热蒸汽流量t/h777.5847.8汽包工作压力(表压)MPa18.218.53过热蒸汽出口压力(表压)MPa17.317.4过/再热蒸汽出口温度℃540/540540/540再热蒸汽进口压力(表压)MPa3.423.82再热蒸汽出口压力(表压)MPa3.213.63再热蒸汽进口温度℃316325给水温度℃268273空预器进口风温℃5555空预器出口一/二次风温℃360.8/349.4365/353排烟温度℃1331582.2.2空预器参数型式：每台锅炉配置2台东方锅炉厂配套供货的回转式三分仓容克式空预器型号：LAP10320/883蓄热元件：蓄热元件高度自上而下分别为800mm、800mm、300mm，热端和中温段材料为Q235A/B；冷端材料为考登钢。2.2.3引风机参数每台炉配置两台50%容量的双吸入离心式引风机。表2.2.3引风机参数序号项目技术参数1型号Y4-2×73-3№29F2型式双吸入离心式3容积流量（m³/s）MCR:264.690%MCR:238.1TB:304.24出口全压(Pa)MCR:348090%MCR:2818.8TB:45305介质温度145℃6介质密度0.862kg/m³7调节型式变速（变频）调节8主轴转速740/590rpm9临界转速1030rpm10风机最高效率85.5%11制造厂家沈阳鼓风机厂12电动机额定功率2250kW13电动机额定电压6000V14电动机型号YDKK1000-2-8／1015电动机额定电流265A16风机转子飞轮矩26000kg.m2.2.4增压风机参数每台炉配置1台100%容量的静叶可调轴流式引风机。表2.2.4增压风机参数名称数量类型/型号技术参数生产厂家#9、10机增压风机2风机型号：ANT40e6(V13+4℃)静叶可调电机型号：YKK800-12W功率：2000kW电压：6000V风机流量：Q=587.38m3/s静压头：P=2530Pa（#9）P=2660Pa（#10）转速：480r/min介质温度：131℃额定电流：245A转速：496r/min成都电力机械厂2.2.5除尘器参数每台炉配置2台电除尘器。表2.2.5除尘器主要参数项目#9炉#10炉型号2台2FAA3×45M-2×88-1252台2FAA3×45M-2×88-125型式双室四电场烟气水平进出的卧式双室四电场烟气水平进出的卧式制造厂福建龙净环保股份有限公司改造福建龙净环保股份有限公司改造烟气流通面积2×220m²2×220m²设计除尘效率≥99%≥99%除尘器的阻力≤300Pa≤300Pa处理最大烟气量2×299.25m³／s2×299.25m³／s电场内负压工作负压-5000Pa工作负压-5000Pa烟气温度140℃(正常)155℃(最高)露点温度：80℃140℃(正常)155℃(最高)露点温度：80℃入口最大含尘量15.4～25g/m³15.4～25g/m³2.3厂址概述大唐安阳发电有限公司位于河南省安阳市区西部，华祥路1号，距市区约7km。电厂东面为安阳钢铁集团公司，西侧紧邻华祥路，安林公路及安李铁路在电厂以南1km处从东向西通过。2.4工程地质及水文气象2.4.1工程地质本厂区地基土主要由人工堆积层（Qs）杂填土和第四系全新统冲洪积（Q4al+pl）层黄土状粉质粘土、黄土状粉土、粉质粘土、粉细砂和卵石组成。勘探深度内揭露的岩土地层依据物理及工程特性可分为10层（编号（1）层-（10）层），其包括亚层。（1）层杂填土：色杂，主要成份为煤灰、砖块、混凝土、粘性土等，稍湿，松散。整个厂区均有分布，主要为前期工程场平回填所成，部分地段为素填土，均匀性差。（2）层黄土状粉质粘土：褐黄、黄褐色，见竖向大孔隙、白色网纹。稍湿，可塑，具中压缩性。整个厂区均有分布，层位稳定。（3）层黄土状粉土：褐黄、淡黄色，含少量螺壳，见竖向大孔隙、白色网纹，局部砂质含量较高。稍湿，中密，具中压缩性。整个厂区均有分布，层位稳定。（4）层粉细砂：淡黄、棕黄色，主要成份为石英、长石，局部为中粗砂。稍湿，稍密，具中压缩性。该层在厂区零星分布，多呈透镜体分布在（3）层中、下部。（5-1）层黄土状粉质粘土：褐黄色，含少量姜结石，局部富集，胶结成层，见大孔隙、白色网纹。湿，软塑，具中-高压缩性。该层在厂区零星分布，多呈透镜体分布在（5-2）层上部。（5-2）层黄土状粉质粘土：褐黄色，含较多量姜结石（粒径2-5cm），局部富集，胶结成层，见大孔隙、白色网纹。稍湿，可塑，具中压缩性。整个厂区均有分布，层位稳定。（6）层黄土状粉土：褐黄色，含少量螺壳、姜结石，见竖向大孔隙、白色网纹。局部砂质含量较高。稍湿，中密，具中压缩性。整个厂区均有分布，层位稳定。（7）层粉细砂：桔黄、棕黄色，主要成份为石英、长石，质纯，局部为砾砂、中粗砂。稍湿，中密，具中压缩性。该层在厂区零星分布，多呈透镜体分布在（6）层中、上部。（8-1）层黄土状粉质粘土：褐黄色，含少量螺壳，见大孔隙、白色网纹。湿，软塑，具中-高压缩性。该层在厂区零星分布。（8-2）层黄土状粉质粘土：褐黄色，含少量螺壳，见大孔隙、白色网纹。湿，可塑，具中压缩性。整个厂区均有分布，层位稳定。（9）层粉细砂：淡黄色，主要成份为石英、长石，局部分布有较多量姜结石，一般直径3-8cm，最大超过20cm，多呈不规则状。湿，中密，具中压缩性。该层在厂区零星分布。（10-1）卵石：主要成份为石英砂岩、石灰岩，分选性差，磨圆度一般，多棱角状，少数浑圆状，直经3-7cm，最大达15cm以上，含有多量砾石，中粗砂及少量粘性土。其上部或中部普遍分布有团块状胶结或半胶结层，一般厚度15-30cm，局部达50cm，在水平和垂向上均具不连续性。湿，中密，具低压缩性，为良好桩端持力层。其间分布（10-1）层粉土、（10-2）层粉细砂。（10-2）层粉质粘土：褐黄色，含少量螺壳、姜结石及较多量砂粒。局部呈粉土状。稍湿，中密，具中压缩性。该层分布在（10-1）层的中部，厚度变化大，其埋藏深度变化也大，部分地段呈多层状分布。（10-3）层粉细砂：淡黄色，主要成份为石英、长石，局部分布有团块状胶结或半胶结层。湿，中密，具中压缩性。该层在厂区零星分布，多呈透镜体分布在（10-1）层中部，厚度变化大，其埋藏深度变化也大，部分地段呈多层状分布。2.4.2地震状况厂区区域地质稳定，无大的断裂带通过，地震抗震设防烈度为8度，场地地震水平向动峰值加速度为0.199g。2.4.3水文气象多年平均相对湿度： 65%最小相对湿度： 0%多年平均气温： 14.3最高气温： 41.7最低气温： -21.7多年平均气压： 1007.7hPa最高气压： 1040.3hPa最低气压： 981.2hPa年均降水量： 570.1mm历年最小降水量271.9mm1965年历年最大降水量1182.2mm1963年年最大风速： 22m/s年平均风速： 2.5m/s年最大积雪深度： 23cm年均蒸发量： 2015.6mm主导风向： 年最多风向为南风，频率为18.5%，次多风向为北北东风，频率为11.4%，年平均风速2.5m/s，静风率8.2%。2.5水源脱硝用水为冷却水，对于尿素法需要溶解尿素用的去离子水。冷却水来自电厂工业水管网；去离子水来自电厂水处理系统。表2.5水质参数序号检测项目工业水循环水1全固形物(mg/L)347.80615.602悬浮物(mg/L)5.0020.803PH25℃8.108.686总硬度(mmol/L)5.588.877硫酸盐(mg/L)61.31111.458氯化物(mg/L)17.5031.509溶解固形物(mg/L)342.00594.8010化学耗氧量(mg/L)4.806.242.6交通运输安阳市地处河南省北部，京广铁路、京珠高速公路、107国道等均穿境而过，境内省、县、乡三级公路网络十分发达，整个区域交通条件均较好。2.6.1铁路运输安阳公司所处位置紧邻京广铁路，前期已建有铁路专用线，自安李支线上的安阳西站接轨。铁路专用线自公司南端进入厂区并向北延伸，铁路专用线长度约1.53km。2.6.2公路运输公司的位置紧邻107国道，公司大门正对107国道南侧。公司已建成专用运煤道路，在厂区北部从107国道接入，前期建有汽车衡站。2.7主要热力控制方式和水平大唐安阳发电有限责任公司采用机、炉、电集中控制方式，配以少量的就地操作和巡回检查。能在单元控制室内实现：机组的启动/停止；机组正常运行工况的监视和调整；机组异常工况的报警和紧急事故处理。采用分散控制系统，以大屏幕显示器、操作员站CRT和键盘为监视和控制中心，实现单元机组的机、炉、电的集中监控。3脱硝设计参数及工艺方案的选择3.1燃煤煤质3.1.1原设计煤种及煤质本机组原设计煤质为鹤壁统配煤和安阳地方煤掺烧，掺烧比例为1:1。原设计燃煤煤质分析资料见表3.1.1-1。表3.1.1-1原设计煤质分析资料名称单位设计煤种校核煤种收到基低位发热量kJ/kg2411022190收到基全水份%3.626.51干燥无灰基挥发份%15.8516.8收到基灰份%25.6228.2收到基碳%61.4957.9收到基氢%3.092.54收到基氧%4.073.33收到基氮%1.281.02收到基硫%0.830.68原设计煤种计算燃煤量见表3.1.1-2。表3.1.1-2机组燃煤量列表项目小时耗煤量t/h2×300MW2×120.43.1.2实际燃煤煤质情况目前安阳公司燃煤主要以山西小矿汽运煤和山西火运煤为主，分别约占总燃煤来源的44%和33%；统配煤来源不稳定，鹤壁统配煤2012年约占总来煤的15%，2013年仅占全厂总来煤的2%，各煤源点煤质参数如表3.1.2-1所列。表3.1.2-12013年1~4月各煤源点煤样测试结果所占比例%收到基低位发热量KJ/kg干燥基全硫%干燥无灰基挥发份%收到基灰份%全水份%鹤壁矿务局217838.160.492132.2311.76山西地区火运3319806.782.0618.9328.089.98河南小矿汽运1120007.671.0633.0217.2317.53山西小矿汽运4421554.440.9533.1916.5214.56蒲白火运1016773.52.6924.1437.777.85陕西地区火运22116.910.6137.3614.4213.8安阳小矿汽运20379.280.5837.2517.0816.23郑州小矿汽运19857.011.2631.1917.318.08襄垣西故煤矿22136.980.7136.0914.2514.75河北小矿汽运19003.241.0633.9622.2415.39河南直供13539.330.6523.5631.623.75山西直供21403.793.6116.8421.6811.9公司燃煤采取配煤掺烧等措施，实际近三年来入炉煤质工业分析如表3.1.2-2所列。表3.1.2-2近三年入炉煤质工业分析月份低位发热量KJ/KGMar水份%Aar灰份%Ad灰份%Vdaf挥发份%St,ar%2011年1月份173539.636.8040.6420.730.962月份166059.338.6942.6222.30.953月份1679010.237.2741.6721.270.94月份171699.837.1441.0821.2515月份175861135.3339.6520.811.026月份1746011.335.7540.2921.631.27月份1799312.133.2937.8921.641.098月份1825412.532.1536.6721.41.119月份1742113.332.9337.9821.511.110月份1753314.630.9836.2620.811.2611月份1624513.535.0740.4723.091.1612月份170661333.5938.621.771.2均值1735811.2935.2439.6821.371.062012年1月份1828012.330.4934.7422.281.282月份1920414.026.3130.5824.381.053月份1938214.424.2228.3731.870.954月份1863214.625.8830.3030.021.125月份1901612.826.4730.1028.181.066月份1857114.126.7731.1126.201.317月份1866715.824.1628.6628.290.948月份1879812.4328.0331.9622.700.939月份1835411.8830.8334.9420.611.0510月份1983210.9926.4029.6427.131.1611月份1958511.7026.6630.1525.551.0812月份1845112.8428.6732.8825.230.97均值1893113.4726.5330.6026.901.072013年1月份1894414.324.6328.7026.921.162月份2079313.820.7824.1127.401.063月份1972111.027.0330.3327.661.08均值1955113.2424.5428.2427.241.12入炉煤收到基灰分的变化情况如图3.1.2-1所示，从图中可以看出，入炉煤的收到基灰分最大值为2011年，近两年来逐渐降低，因此脱硝设计煤质灰分按照2011年的平均值选取，为35.25%。图3.1.2-12011.1~2013.4月入炉煤灰分统计入炉煤收到基硫分的变化情况如图3.1.2-2所示，从图中可以看出，入炉煤的收到基硫分基本均在1%以上，2013年5月所做的脱硝摸底测试值硫分为1.37%，本可研脱硝设计煤质硫分取1.37%，基本涵盖电厂的燃煤硫分范围。图3.1.2-22011.1~2013.4月入炉煤硫分统计入炉煤低位发热量的变化情况如图3.1.2-3所示，从图中可以看出，入炉煤的低位发热量均低于原设计值24110kJ/kg，基本在18500kJ/kg左右，本可研脱硝设计煤质低位发热量取18500kJ/kg。图3.1.2-32011.1~2013.4月入炉煤低位发热量统计3.1.3脱硝摸底测试煤质情况2013年5月安阳公司委托相关单位所做的脱硝摸底测试中，测试煤质情况如表3.1.3-1所列。表3.1.3-1摸底测试煤质分析数据项目符号单位320MW工况240MW工况160MW工况工业分析收到基水分Mar%8.09.48.2空干基水分Mad%1.081.361.16收到基灰分Aar%27.7225.2528.62干燥无灰基挥发分Vdaf%23.9828.6725.82收到基固定碳FCar%48.8646.6146.87收到基低位发热量Qnet,arkJ/kg209502105020660元素分析收到基硫St,ar%1.000.821.37收到基碳Car%54.7054.9253.32收到基氢Har%2.823.012.83收到基氧Oar%4.765.704.83收到基氮Nar%1.000.900.833.1.4脱硝设计煤质综合以上煤质数据，分析确定本工程脱硝设计煤质数据如表3.1.4-1所列，飞灰成分如表3.1.4-2所列。表3.1.4-1入炉设计煤质成分分析数据序号项目单位数值1燃煤量t/h1552低位发热量MJ/kg18.53收到基硫份%1.374收到基氧%4.835收到基氢%2.836收到基氮%0.837收到基水份%8.28收到基灰份%35.259收到基碳%46.6910干燥无灰基挥发分%21表3.1.4-2灰成分分析数据项目符号单位数值痕量元素氟Fµg/g124氯Cl%0.030砷Asµg/g9铅Pbµg/g34汞Hgµg/g0.136灰成分分析三氧化二铁Fe2O3%6.22三氧化二铝Al2O3%29.80氧化钙CaO%6.38氧化镁MgO%1.48二氧化钛TiO2%1.56二氧化硅SiO2%48.30三氧化硫SO3%2.70氧化钾K2O%1.21氧化钠Na2O%0.54灰熔融特性变形温度DT℃1390软化温度ST℃1450半球温度HT℃1460流动温度FT℃14703.2烟气参数3.2.1烟气量（1）根据锅炉原设计煤质理论计算烟气量为102万Nm3/h(干基，6%O2)。（2）根据脱硝设计煤质理论计算烟气量为103万Nm3/h(干基，6%O2)。（3）脱硫装置原设计烟气量为110万Nm3/h(干基，6%O2)。（4）2013年脱硝摸底测试时，测试省煤器出口烟气量为112万Nm3/h干基，6%O2)。综合以上数据，分析认为脱硫装置原设计烟气量基本涵盖电厂各种运行工况下的烟气量，因此脱硝设计烟气量确定为110万Nm3/h（干基，6%O2）。3.2.2NOx浓度（1）2013年脱硝摸底测试时，测试省煤器出口NOx排放浓度，负荷240MW时为850mg/Nm3（干基，6%O2），负荷320MW时为810mg/Nm3，需要说明的是，测试中320MW时省煤器出口氧量为2.1%，为非正常燃烧状态，因此该测量数值比实际值偏小。（2）通过调取安阳公司日常运行记录，锅炉NOx排放浓度为≤900mg/Nm3（干基，6%O2）。本期机组锅炉型式为四角切圆，燃煤以贫煤、烟煤为主，根据安阳公司的实际排放情况，且参考《中国大唐集团公司燃煤发电企业氮氧化物排放控制指导意见（试行）》，经安阳公司与相关单位协商确定了本期机组低氮燃烧改造后的NOx排放浓度，为450mg/Nm3（干基，6%O2）。考虑到NOx排放浓度随燃煤煤质及机组负荷波动情况，本工程SCR设计入口NOx浓度留有适当余量，按NOx浓度550mg/Nm3（干基，6%O2）进行设计。3.2.3烟气温度机组设计时BMCR工况省煤器出口烟气温度为403.7°C。机组日常运行最低负荷约为148MW，通过调取日常运行时省煤器出口烟气温度，结合2013年脱硝摸底测试数据，确定了省煤器出口烟气温度，如下表3.2.3-1所列。表3.2.3-1测试省煤器出口烟气温度序号项目单位工况1工况2工况2工况3工况41机组负荷MWBMCR3202401601482省煤器出口烟温°C403.7401375340327.83.2.4飞灰浓度（1）2013年脱硝摸底测试时，省煤器出口烟尘浓度最大值为32g/Nm3（标干，6%O2）；（2）根据脱硝设计煤质收到基灰分35.25%计算烟尘浓度约为46g/Nm3（标干，6%O2）。本次改造烟尘浓度按46g/Nm3（标干，6%O2）设计，基本涵盖所有燃煤灰分情况。3.3SCR脱硝设计参数根据锅炉运行统计数据，结合2013年5月的脱硝摸底测试，确定了SCR脱硝设计参数如表3.3-1所列。表3.3-1脱硝设计烟气参数序号项目单位数值备注1烟气流量Nm3/h，湿基，实际氧1022067BMCR2烟气流量Nm3/h，干基，6%O21100000BMCR烟气流量工况2569249BMCR3省煤器出口处烟气温度℃403.7BMCR4省煤器出口处烟气静态压力kPa-0.96BMCR5烟气灰分g/Nm346BMCR6NOxmg/Nm3550BMCR，干基@6%O27O2%vol.3.5BMCR，湿基8CO2%vol.15.76BMCR，湿基9H2O%vol.7.75BMCR，湿基10N2%vol.74.48BMCR，湿基11SO2mg/Nm33860BMCR，干基@6%O212SO3mg/Nm360BMCR，干基@6%O23.4系统脱硝效率的确定根据《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011），大唐安阳发电有限责任公司#9、#10机组按时间段划分执行的NOx允许排放浓度为200mg/Nm3，根据河南省环保厅下发的《环境污染限期治理通知书》要求，本期机组的出口氮氧化物排放浓度应小于100mg/Nm3；为满足国家和地方环保法规要求，本期机组脱硝改造效率应不小于82%，考虑到我国的环保排放标准日趋严格，通过与安阳公司的充分沟通交流，本次SCR脱硝改造效率设计为不小于84%，排放浓度为不大于88mg/Nm3。3.5脱硝工艺方案的确定3.5.1燃煤锅炉NOx的生成机理煤燃烧过程中产生的氮氧化物主要是一氧化氮（NO）和二氧化氮（NO2），在煤燃烧过程中氮氧化物的生成量和排放量与煤的燃烧方式，特别是燃烧温度和过量空气系数等燃烧条件有关。研究表明，在煤的燃烧过程中生成NOx的主要途径有三个：3.5.1.1热力型NOx热力型NOx是空气中的氧（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的总和，其总反应式为：N2+O2←→2NO2NO+O2←→2NO2当燃烧区域的温度低于1000℃时，NO的生成量很小，而温度在1300℃~1500℃时，NO的浓度大约为500ppm~1000ppm，而且随着温度的升高，NOx的生成速度按指数规律增加。因此，温度对热力型NOx的生成具有决定作用。根据热力型NOx的生成过程，要控制其生成，就需要降低锅炉炉膛中燃烧温度，并避免产生局部高温区，以降低热力型NOx的生成。3.5.1.2快速型NOx快速型NOx主要是指燃料中的碳氢化合物在燃料浓度较高区域燃烧时所产生的烃与燃烧空气中的N2分子发生反应，形成的CN、HCN，继续氧化而生成的NOx。因此，快速型NOx主要产生于碳氢化合物含量较高、氧浓度较低的富燃料区，多发生在内燃机的燃烧过程。而在燃煤锅炉中，其生成量很小。3.5.1.3燃料型NOx燃料型NOx的生成是燃料中的氮化合物在燃烧过程中氧化反应而生成的NOx，称为燃料型NOx。燃煤电厂锅炉中产生的NOx中大约75%～90%是燃料型NOx，因此燃料型NOx是燃煤电厂锅炉产生的NOx的主要途径。研究燃料型NOx的生成和破坏机理，对于控制燃烧过程中NOx的生成和排放，具有重要的意义。燃料型NOx的生成和破坏过程不仅和煤种特性、燃料中的氮化合物受热分解后在挥发份和焦炭中的比例、成分和分布有关，而且其反应过程还和燃烧条件（如温度和氧）及各种成分的浓度等密切相关。研究它的生成机理，大约有以下规律：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，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+H2以上反应生成的NOx燃烧过程中如遇到烃（CHm）或碳（C）时，NO将会被还原成氮分子N2，这一过程被称为NO的再燃烧或燃料分级燃烧。根据这一原理，将进入锅炉炉膛的煤粉分层分级引入燃烧的技术，可以有效的控制NOx的生成排放。在一般情况下，燃料型NOx的主要来源是挥发份N，其占总量的60%~80%，其余为焦炭N所形成。在氧化性环境中生成的NOx遇到还原性气氛时，会还原成N2，因此，锅炉燃烧最初形成的NOx，并不等于其排放浓度，而随着燃烧条件的改变，生成的NOx可能被还原，或称被破坏。煤中的N在燃烧过程中转化为NOx的量与煤的挥发份及燃烧过量空气系数有关，在过量空气系数大于1的氧化性气氛中，煤的挥发份越高，NOx的生成量越多，若过量空气系数小于1，高挥发份燃煤的NOx生成量较低，其主要原因是高挥发份燃料迅速燃烧，使燃烧区域氧量降低，不利于NOx的生成。这三种类型的NOx，其各自的生成量和煤的燃烧温度有关，在电厂锅炉中燃料型NOx是最主要的，其占NOx总量的75%～90%，热力型其次，快速型最少。3.5.2氮氧化物的脱除方法目前控制NOx排放的措施大致分为三类，一类是低NOx燃烧技术，通过各种技术手段，抑制或还原燃烧过程中生成的NOx，来降低NOx排放；另一类是炉膛喷射脱硝技术；第三类是烟气脱硝技术。烟气脱硝技术包括湿法脱硝技术和干法脱硝技术。3.5.2.1低NOx燃烧技术根据NOx的形成条件可知，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。因此，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。目前常用的低NOx燃烧技术有如下几种：（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。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5%～10%。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25%～35%。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。（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）低NOx燃烧器将前述的空气分级及燃料分级的原理应用于燃烧器的设计，尽可能的降低着火区的氧浓度和温度，从而达到控制NOx生成量的目的，这类特殊设计的燃烧器就是低NOx燃烧器，一般可以降低NOx排放浓度的30%～60%。a.空气分级型低NOx燃烧器设计原则类似于炉膛空气分级燃烧，使燃烧器喷口附近着火区形成过量空气系数小于1的富燃料区，设计要点在于燃烧器二次风与一次风粉气流的混合位置，使喷口附近最早的煤粉着火区形成强烈的还原性气氛，以大幅度降低NOx的生成量。其代表性的燃烧器型式有：德国Steinmuller公司的SM型、美国B&W公司的DRB型双调风型、Babcock-Hitachi公司的HT-NR型、美国FosterWheeler公司的CF-SF型、美国RileyStocker公司的CCV型、日本三菱公司的PM型等等。b.燃料分级型低NOx燃烧器该燃烧器基于燃料分级原理，旨在提高着火过程稳定性和进一步降低NOx浓度，由德国Steinmuller公司开发而成，型号为MSM型。c.烟气再循环型低NOx燃烧器其原理是再循环烟气不经过混合直接引入到一次风外面的区域，用以降低火焰温度峰值和冲淡火焰中心的氧浓度，以抑制热力和燃料型NOx的生成。烟气区外的内二次风起着控制空气和燃料的混合以及调节火焰的形状及NOx浓度的作用。其代表性的燃烧器型式有：Babcock-Hitachi公司的DBR型；日本三菱公司的SGR型等等。除上述三类低NOx燃烧器外，还有清华大学开发的WQ型煤粉预燃室低NOx燃烧器和火焰稳定船式低NOx燃烧器等等。3.5.2.2炉膛喷射脱硝技术炉膛喷射脱硝实际上是在炉膛上部喷射某种物质，使其在一定的温度条件下还原以生成的NOx，以降低NOx的排放量。它包括喷水、喷二次燃料和喷氨等。但喷水和二次燃料的方法，尚存在着如何将NO氧化为NO2和解决非选择性反应的问题，因此，目前还不成熟。下面着重介绍喷氨（或尿素）法即选择性非催化脱硝法（SNCR）。它是利用注入的NH3与NO反应生成N2和H2O，该反应必需在高温下进行，反应式如下：4NH3+4NO+O2→6H2O+4N2（1）4NH3+5O2→6H2O+4NO（2）反应式（1）发生的反应温度为900℃～1100℃，反应式（2）发生的反应温度为1100℃以上，因此SNCR法的反应温度必须控制在900℃～1100℃之间。采用该方法要解决好两个问题：一是氨的喷射点选择，要保证在锅炉负荷变动的情况下，喷入的氨均能在900℃～1100℃范围内与烟气反应。因此，一般在炉墙上开设多层氨喷射口。二是喷氨量的选择要适当，少则无法达到预期的脱除NOx的效果，但氨量过大，将在尾部产生硫酸铵，从而堵塞并腐蚀空气预热器，因此要求尾部烟气中允许的氨的泄露量应小于5ppm，在这一条件限制下，非催化烟气喷氨脱硝法的NOx降低率为30%～70%。非催化烟气喷氨脱硝法投资少，运行费用也低，但反应温度范围狭窄，目前在欧洲和美国的300MW燃煤电站锅炉上已有采用该法运行经验，但市场占有率非常低。3.5.2.3烟气脱硝技术由于低NOx燃烧技术降低NOx的排放是比较低的（一般在50%以下），因此，当NOx的排放标准要求比较严格时，就要考虑采用燃烧后的烟气处理技术来降低NOx的排放量。烟气脱硝技术又分为干法、湿法。（1）干法烟气脱硝技术干法烟气脱硝技术包括选择性催化脱硝法（SCR）、电子束照射法和电晕放电等离子体同时脱硫脱硝法。（a）选择性催化脱硝法（SCR）采用该法脱硝的反应温度取决于催化剂的种类，因此，催化剂室应布置在尾部烟道中相应的位置。该方法能达到80%～90%的NOx降低率，因此，对于环保要求日益严格的地区，有相当好的应用前景。选择性催化剂脱硝法的系统主要由催化剂反应器、催化剂和氨储存和喷射系统所组成。催化剂反应器在锅炉烟道中的布置主要有二种可能方案：=1\*GB3①锅炉省煤器后、空气预热器前温度约为350℃左右的位置（以下简称高灰段布置）优点：温度范围适合于大多数催化剂的工作温度。缺点：催化剂易中毒，催化剂反应器易受飞灰磨损，反应器蜂窝状通道易堵塞，催化剂易烧结，不适合于高活性催化剂。②布置在FGD之后（以下简称尾段布置）当锅炉尾部烟道装有湿法脱硫装置（FGD）时，可将催化剂反应器装于FGD之后，使催化剂工作在无尘、无SO2的烟气中，故可采用高活性催化剂，并使反应器布置紧凑，但由于烟气温度低（50℃～60℃），难以达到催化剂的工作温度，因此，须在烟道内加装燃油或燃气的燃烧器，或蒸汽加热器来加热烟气，从而增加了能源消耗和运行费用。目前采用最多的布置方式是高灰段布置。（b）电子束照射同时脱硫脱硝技术当除尘后的烟气，主要含SO2、NOx、N2、H2O。它们在电子束加速器产生的电子束流辐照下，经电离、激发、分解等作用，可生成活性很强的离子、激发态分子。再经化学反应，可生成一系列新物质。H2O→H+OHO2→2OOH+NO→HNO2O+NO→NO2OH+NO2→HNO3SO2+O→SO3为提高脱除率，更好地回收和利用生成物，加入氨、石灰水等添加剂，生成固体化学肥料硫酸氨和硝酸氨。电子束辐照处理烟气技术的优点有：能同时脱硫脱氮，处理过程中不用触媒，不受尘埃影响，没有老化、结集、阻塞、清洗等问题，因是干式处理法，不影响原系统的热效率，烟气可不必在加热即从烟囱排放。添加氨时，生成物可作肥料使用；脱除率高，达80%以上，设备占地面积小，建造费与运行费比常规法处理系统简单，维修保养容易。该技术尚不成熟，国内仅有一个示范工程且已拆除，无有效的使用业绩，在大型锅炉上应用上有一定的困难。（c）电晕放电等离子体同时脱硫脱硝技术电晕放电过程中产生的活化电子（5Ev～20Ev）在与气体分子碰撞的过程中会产生OH、O2H、N、O等自由基和O3。这些活性物种引发的化学反应首先把气态的SO2和NOx转变为高价氧化物，然后形成HNO3和H2SO4。在有氨注入的情况下，进一步生成硫酸氨和硝酸氨等细颗粒气溶胶。产物用常规方法（ESP或布袋）收集，完成从气相中的分离。锅炉排放的烟气首先经过一级除尘，去掉80%左右的粉尘之后将烟气降温到70℃～80℃，目前降温的方法有两种：一是热交换器，二是喷雾增湿降温。干底喷雾技术一般增湿后的烟气含H2O约10%左右。降温后的烟气与化学计量比的氨混合进入等离子体反应器，反应产物由二次除尘设备收集。采用ESP或布袋均可，但选择布袋更优。最后洁净的烟气从烟囱排出。电晕放电法与电子束辐照法是类似的方法，只是获得高能电子的渠道不同，电子束法的高能电子束（500keV～800keV）是由加速器加速得到。后者的活化电子（5Ev～20Ev）则由脉冲流柱电晕的局部强电场加速得到。该方法的NOx脱除率相当可观，其投资和运行费用也相对较低，但目前由于脉冲电源等技术尚不成熟，因此，距离大面积工业应用还有一段距离。（2）湿法烟气同时脱硫脱硝技术传统湿法烟气脱硝有两大类，一类是利用燃煤锅炉已装有烟气洗涤脱硫装置的，只要对脱硫装置进行适当改造，或调整运行条件，就可将烟气中的NOx在洗涤过程中除去。另一类是单纯的湿法洗涤脱硝。由于须加将NO氧化为NO2的设备，因此虽然效率高，但系统复杂，用水量大，并有水的污染，因此燃煤锅炉很少采用。下面简单介绍同时脱硫脱硝的湿式系统：（a）石灰/石膏法采用生石灰、消石灰和微粒碳酸钙制成吸收液，并加入少量硫酸将吸收液的PH值调到4～4.5，则在洗涤反应塔里会发生下面的反应：Ca(OH)2+SO2→CaSO3+H2OCaSO3+SO2+H2O→Ca(HSO3)2NO+2Ca(HSO3)2+H2O→1/2N2+2CaSO4.2H2O+2SO2O2+2Ca(HSO3)2+H2O→1/2N2+2CaSO4.2H2O+2SO2（b）氨/石膏法在洗涤反应器中在加入NH3，则会发生下面的反应：2NH3+SO2+H2O→(NH4)2SO3(NH4)2SO3+SO2+H2O→NH4HSO3NH4HSO3+2Ca(OH)2→CaSO3.1/2H2O+2NH3+7/2H2O+CaSO3NO+2NH4HSO3→1/2N2+(NH4)2SO4+SO2+H2ONO2+4NH4HSO3→1/2N2+2(NH4)2SO4+2SO2+2H2O传统湿式系统的普遍缺点是结构和系统复杂运行成本和初投资较高。但近年来研究的电化学辅助脱硝、生物辅助脱硝技术等，有望在脱硝技术上取得新的突破。应该指出，同时脱硫脱硝技术虽说具有良好的发展前景，但目前还远不如单独脱硫、脱硝技术成熟，且脱硝率也低于单独方式，还有待于进一步的研究。3.5.3几种脱硝工艺的比较分析对上述几种不同的脱硝工艺进行技术比较，比较结果见表3.5.3。名称反应剂反应产物条件及技术成熟度脱硝效率选择性催化脱硝法（SCR）NH3、CO(NH2)2N2、H2O300℃～成熟50％～90％选择性非催化脱硝法（SNCR）NH3、CO(NH2)2N2、H2O950℃～成熟40％～50％电子束NH3(NH4)2SO4不成熟80％电晕放电NH3(NH4)2SO4、NH4NO3不成熟湿法Ca(OH)2、NH3N2、H2O、CaSO4不成熟50％3.5.4氮氧化物治理方案的选择根据国家环保部发布的《火电厂氮氧化物防治技术政策》的要求，低氮燃烧技术应作为燃煤电厂氮氧化物控制的首选技术。当采用低氮燃烧技术后，氮氧化物排放浓度不达标或不满足总量控制要求时，应建设烟气脱硝设施。安阳公司锅炉NOx排放浓度为≤900mg/Nm3，根据目前脱硝改造的研究成果，以及已建脱硝项目的实际运行情况，安阳公司宜首先选用低氮燃烧改造技术。根据安阳公司的实际运行情况，低氮燃烧改造后，NOx排放浓度保证值为450mg/Nm3，烟气脱硝装置的入口浓度按照550mg/Nm3设计，脱硝效率按照84%设计。烟气脱硝工艺方案的选择考虑以下几方面因素：（1）NOx排放浓度和排放量必须满足国家环保要求；（2）脱硝工艺要适用于工程已确定的煤种条件，并考虑燃煤来源的变化可能性；（3）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；（4）根据工程的实际情况尽量减少脱硝装置的建设投资；（5）脱硝装置应布置合理；（6）脱硝还原剂要有稳定可靠的来源；（7）脱硝工艺还原剂、水和能源等消耗少，尽量减少运行费用；（8）检修和维护费用小。根据3.5.3对烟气脱硝技术的分析比较，以及对国家环境保护部颁发的标准《火电厂烟气脱硝工程技术规范选择性非催化还原法》（HJ563-2010）要求，SNCR法适用于脱硝效率要求不高于40%的机组，可见，在本项目上采用SNCR工艺不符合规范要求，不能保证脱硝后的氮氧化物达标排放。而SNCR/SCR混合工艺主要应用在SCR装置布置非常困难的工程，脱硝效率低；电晕放电等离子体和湿法烟气同时脱硫脱硝技术都还在进一步研究中，离大规模的工业应用还有些距离。综合以上分析，本工程推荐采用低氮+SCR烟气脱硝工艺。4脱硝建设条件4.1脱硝反应剂的供应4.1.1脱硝反应剂的性质烟气脱硝SCR工艺的还原剂为氨气，一般来讲氨气可直接来源于液氨，也可通过氨水或者尿素间接制备。氨为无色气体，有刺激性恶臭味。氨气与空气会形成爆炸性混合物，爆炸极限为16-25%，爆炸极限内的氨与空气混合物遇明火会燃烧和爆炸。《建筑设计防火规范—GB50016-2006》“储存物品的火灾危险性分类”表中规定，氨为乙类储存物品。氨是有毒物质，为GB12268-90规定之23003号危险品，会导致人急、慢性中毒，严重时可致人死亡。《重大危险源辨识GB18218-2000》规定，氨作为有毒物质，生产场所超过40吨或者储存量超过100吨，则属于重大危险源。其输送、卸料、贮存和使用必须遵守《危险化学品安全管理条例》、《关于加强化学危险物品管理的通知》和GB15603《常用化学危险品贮存通则》及其他相关的国家标准与法规要求。按照《建筑设计防火规范》GB50016-2006的规定，露天布置液氨储罐与周围主要道路、厂房、建筑等的防火间距最小不少于15米，卫生防护距离不小于500m。氨易溶于水形成氨水（1体积水最高吸收702体积氨），溶液无色透明，有强烈刺激性气味。《危险化学物品名表GB12268-90》规定，含氨10~35%的氨水为82503号危险品，含氨35~50%的氨水为22025号危险品。用于电站锅炉烟气脱硝的氨水浓度常小于29.4%，一般为19~28%。与液氨相比，氨水在储存时的危险性略低，但运输过程中的危险性较大。尿素是白色或浅黄色的结晶体，熔点135℃，吸湿性较强，易溶于水和乙醇，不溶于乙醚，具有酰胺的一般性质。尿素是工业与民用物质，不属于危险产品系列。国标GB2440-81规定工业用二级品的总氮含量（干基）≥46.3%、缩二脲含量≤1.0%、水分含量≤1.0%、粒度（φ0.8-2.5mm）≥90%。加热至200℃时，尿素分解生成三聚氯酸（即氰尿酸），衍生物为三氯异氰尿酸、二氯异氰酸钠、异氰尿酸等。在高温高压（2.0MPa与160~240℃）或者高温常压（350~650℃与0.1MPa）条件下，C-N键断裂分解成NH3与CO2。4.1.2脱硝反应剂的介绍在脱硝反应过程中，是靠氨作为还原剂和NOx反应，来达到脱硝的目的，因此氨就是脱硝反应剂。稳定、可靠的氨系统才能保证脱硝装置的良好运行。氨的制备一般有三种方法：尿素法、液氨法、氨水法。(1)尿素法：根据尿素制氨工艺的不同，分为水解技术和热解技术。尿素热解法对负荷变化响应快，但是分解率不高，伴有中间产物，且使用的是燃油或采用电加热方式，成本较高。尿素水解法使用的是蒸汽，蒸汽成本要相对低一些。但是水解法对负荷的响应比较慢，需要5～15分钟的响应时间，而且水解器为压力容器，需要定期进行检验。典型的尿素水解制氨系统为：尿素颗粒加入到溶解罐，用去离子水将其溶解成质量浓度为40%-60%的尿素溶液，通过溶解泵输送到储罐；之后尿素溶液经给料泵、计量与分配装置进入尿素水解制氨反应器，在反应器中尿素水解生成NH3、H2O和CO2，产物经由氨喷射系统进入SCR脱硝系统。典型的尿素热解制氨系统为：带泵的循环装置将50%wt的尿素溶液提供给热解炉系统的计量分配装置，计量后的尿素溶液被输送至一系列经过专门设计并安装在热解炉入口处的喷嘴。计量分配装置可根据系统的需要自动控制喷入热解炉的尿素量。尿素热解系统可选择采用天然气和柴油加热稀释风，也可采用电加热。此方案是利用电加热器将热空气（锅炉一次风）温度再次提升并达到进入热解炉的温度（约350～650ºC），随后将尿素溶液喷入在温度窗内具有适当停留时间的热解炉，使尿素溶液分解为NH3和CO2，接着包含NH3的气流被导入氨气－烟气混合系统。(2)氨水制氨法：通常是用25%的氨水溶液，将其置于存储罐中，然后通过加热装置使其蒸发，形成氨气和水蒸汽。可以采用接触式蒸发器法和采用喷淋式蒸发器法。(3)液氨法：液氨由槽车运送到液氨贮槽，液氨贮槽输出的液氨在氨气蒸发器内经40℃4.1.3脱硝反应剂的比选液氨和尿素都可用作SCR烟气脱硝的还原剂，液氨供氨系统建设成本较尿素低，且液氨气化系统简单，投运业绩较多，运行方便，但氨为危险性物品，存在爆炸和高毒的可能性，国家和各个行业对危险品的储存和使用都有明确的规定和要求。尿素制氨方式初期投资较高，分为水解法和热解法两种工艺。表4.1.3-1各种制氨工艺的技术与安全性比较项目液氨法氨水法尿素水解法尿素热解法技术工艺成熟成熟成熟成熟成熟系统复杂性简单复杂复杂复杂系统响应性快快慢（5~15分钟）快（5~10秒）产物分解程度完全完全液相含缩二脲等多分子产物，成品其中不含有含约25%的HNCO存在管道堵塞现象无无有无安全性很危险危险安全安全从工艺技术与安全角度看（表4.1.3-1）：液氨工艺最简单，使用最广，但存在储存与运输方面的安全隐患问题，其应用受到限制（尤其对于濒临市区的电厂）。低浓度的氨水危险性略低，部分地区作为液氨的替代品使用，但也存在一定的储存与运输危险。尿素制氨工艺没有安全问题，逐渐在一些地区和国家成为液氨工艺的替代技术。需要说明的是，日本和欧洲在上个世纪九十年代就大规模地安装了SCR，那个时候使用尿素制备还原剂的技术还没有商业化，因此，在这些国家很少见到尿素制氨的设备。尿素制氨的工艺应用最广泛的是在美国，毫无疑问是出于安全考虑。对比以上四种还原剂制备工艺：工艺成熟性：这四种制氨工艺均有成熟的运行业绩，都能满足SCR脱硝技术改造的还原剂制备要求。系统安全性：液氨是危险物品，超过40吨的储存量就需要报安全局审批，在运输与使用过程中存在较高的危险，尿素没有任何安全问题。场地：液氨和氨水系统的占地面积大，尿素系统的用地面积小。固定投资：如不考虑征地费用，那么液氨方案最低，尿素水解制氨工艺最高。年度运行费用：液氨方案最低，尿素热解法最高。运行特性：除尿素水解制氨工艺外，其它工艺的响应速度较快。副产物：液氨不存在化学反应，尿素水解制氨过程中会衍生一定量的大分子产物，存在一定程度的腐蚀或堵塞管道危险，需要每年至少检修一次。目前这几种SCR脱硝还原剂制备工艺均有成熟的运行业绩，都能满足烟气脱硝还原剂供应要求。我国烟气脱硝工程建设初期，液氨法以其简洁的工艺和投资运行费用优势而获得普遍应用，但液氨储存量超过10t即成为重大危险源，其运输和储存均有严格要求，且使用资格证书的审批难度越来越大。近年来随着国家对安全生产的要求愈发严格，为消除液氨储存及运输所带来的危险，尤其对于人口密集的城市电厂，尿素水解或热解制氨工艺由于不存在化学危险，在城市电厂中逐渐取代液氨法而得到推广。4.1.4脱硝反应剂的确定在选择还原剂制备系统时，不仅要考虑初期投资和运行成本，还要综合考虑安全因素、场地因素，以及工艺的复杂性等。液氨作为一种常规的危险品，根据《危险化学品安全管理条例》第二章第十条要求：除运输工具加油站、加气站外，危险化学品的生产装置和储存数量构成重大危险源的储存设施，与下列场所、区域的距离必须符合国家标准或者国家有关规定，其中区域包括“（六）河流、湖泊、风景名胜区和自然保护区；”。第二章第十七条要求：生产、储存、使用其他危险化学品的单位，应当对本单位的生产、储存装置每两年进行一次安全评价。根据《危险化学品生产储存建设项目安全审查办法》（原