电厂机组烟气脱硝工程可研报告

目录1.概述 11.1项目背景 11.2研究范围 11.3报告编制依据 11.4主要编制原则 21.5简要的工作过程 32.电厂工程概况 42.1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 82.2工程概况 92.2.1厂区总平面布置 92.2.2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.脱硝工程建设条件 143.1脱硝反应剂供应 143.1.1脱硝反应剂用量 143.1.2三种脱硝反应剂的选择与比较 143.1.3 脱硝剂液氨的供应 153.2脱硝建设场地 163.3供水、供电 174脱硝工艺方案选择 184.1设计基础参数 184.2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 285.1工艺系统及设备 285.1.1NOX脱除效率的确定 285.1.2工艺说明 285.1.3工艺系统 305．2水工与消防 395.3电气系统 405.4仪表及控制 415．5土建建筑与结构 425．6脱硝装置的总体布置 435.7供货与服务范围 446．环境保护与环境效益 496.1环境保护标准 496.2脱硝系统主要排放源及治理措施 506.3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 537.1工艺系统设计中考虑节能的措施 537.2主辅机设备选择中考虑节能的措施 537.3在材料选择时考虑节能的措施 537.4．节约用水的措施 537.5．节约原材料的措施 538．安全与劳动保护 548.1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 548.2职业卫生 558.2.1脱硝装置运行中可能造成职业危害的因素 558.2.2劳动保护措施 569．生产管理与人员编制 569.1生产管理 569.2人员编制 5610．项目实施及轮廓进度 5810.1项目实施条件 5810.2项目实施办法 5910.3项目实施轮廓进度 5911.投资估算与经济效益分析 6111.1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：1附图：工艺（SCR）流程图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-03储氨设备布置图F0141E43-P-045．厂区总平面及氨区布置图F0141E43-P-05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1999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。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(1)广东省环境保护局《关于广东台山电厂(2×660MW+2×600MW)环境影响报告书复核报告审查意见的函》(粤环函[2000]411号)(2)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[2001]94号)(3)《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》(4)《广东省台山发电厂一期5号机组工程可行性研究报告》(5)《国华台山#5机、宁海#4机实施脱硝工程启动工作会议纪要》(6)相关的参考文件(1)脱硝机组规模本工程脱硝机组规模为1×600MW。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。(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暂按≥70%设计，考虑80%的方案，并预留有效率达到≥90%的空间。(4)脱硝装置不设烟气旁路。(5)脱硝反应剂采用外购纯氨。(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)脱硝设备年运行小时按5000h考虑。(9)装置设计寿命为30a。(11)系统可用率≥95%。(12)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）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。2）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。3）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（1×600MW）烟气脱硝工程可行性研究报告》的编制工作。

2.1厂址条件及自然条件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℃，极端最高气温37.0℃，极端最低气温3℃。多年平均相对湿度达81%，尤其是3-6月在85%以上。年平均降雨量为2181.4mm，历年最大达3657.7mm，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，是造成该区自然灾害的主要因素。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a.大气环境质量现状电厂一期工程环境影响报告书在1994年经审查通过，2000年6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SO2、飘尘、NOX、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SO2排放总量控制，对NOX的排放控制也将在最近的时间内提出。因此，这对该地区的环境容量起到了一定的限制。b.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1988～1989年、1998～1999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。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强。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。2.1.3.2陆路运输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。新台高速公路:：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。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(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项目规模(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)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。厂区及附近原地表出露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（F1~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。2.2工程概况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，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16m），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。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型式亚临界、中间再热、控制循环、四角切圆、固态排渣、汽包炉MCR工况最大连续蒸发量t/h2026过热器出口蒸汽压力MPa17.5过热器出口蒸汽温度℃541省煤器出口烟气量m3/h4507552省煤器出口烟气温度℃366除尘器2台型式静电除尘，双室四电场除尘效率%99.3除尘器出口最大含尘浓度mg/Nm3150引风机2台型式静叶可调轴流式流量(B-MCR)m3/s523风压(B-MCR)kPa10.913进口烟温℃126电机功率kW5400烟囱1座配置高度/形式m240/三筒材质钢内筒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Mt%14.516干燥无灰基挥发份Vdaf%37.8938.98空气干燥基水份Mad%8.069.92收到基灰份Aar%7.7012.6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HGI6150原煤冲刷磨损指数Ke0.941.61收到基高位发热量Qgr.arMJ/kg23.56收到基低位发热量Qnet.arMJ/kg24.0022.33表2-4一期工程5号机组燃煤消耗量机组机组容量与煤种项目1×600MW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104t/a117.5121日耗煤量按20h计年耗煤量按5000h计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。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），石子煤斗冷却水、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Al2O3%11.7211.52三氧化二铁Fe2O3%9.5925.48氧化钠Na2O%0.881.3氧化钾K2O%1.050.4氧化钙CaO%28.9328.73氧化镁MgO%2.141.04三氧化硫SO3%6.524.64二氧化钛TiO2%0.570.28二氧化锰MnO2%0.380.66其他%2.793.31灰熔融性（弱还原性）变形温度DT0C11001080软化温度ST0C11501130熔融温度FT0C11901190HT0C11701150表2-6 5号机组灰渣量机组容量煤种项目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年排放量(104t/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。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煤种项目1台600MW国产燃煤机组设计煤种校核煤种SO2t/h0.10150835烟尘t/h0.1240.102NOXt/h1.1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即为脱硝剂。一般来说，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(t)482009570％消耗量（kg/h）230920450储存量(t)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：(1)入口NOx浓度为500mg／Nm3(2)NH3泄漏率为3ppm储存容量按10d考虑脱硝剂的成本中，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，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(水解炉制备)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。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3×104t。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300kg／h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。整个SCR系统分为两大部分，即SCR反应器和液氨储存和供应系统设备。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480m2，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3500mm，C3距C2比原设计加2000mm,C3与电除尘器D1距离由9000mm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800m2（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备。本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）。4.1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2-5。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章表2-2。4.1.3SCR入口烟气参数SCR入口烟气参数见表4-1，4-2表4.-1SCR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/h450907443043791270387烟气重量流量kg/s702.106675.516234.924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4-2SCR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/s708.108633.217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Fppm27CI%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(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←→NO24.2.1.2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。(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，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(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)应应式(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

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+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。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）NH3N2、H2O950－1000℃40～50％选择性催化剂脱氮法（SCR）NH3N2、H2O300～400℃,催化剂50～95％电子束法NH3（NH4）2SO4吸附法NH3NaOHCaOHN2、H2OCaSO4、活性炭在120℃下吸附50％氧化吸收法NH3（NH4）2SO450－60℃～50％4.2.3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+4ＮＨ3+Ｏ2—4Ｎ2+6Ｈ2Ｏ6ＮＯ2+8ＮＨ3—7Ｎ2+12Ｈ2ＯＮＯ+ＮＯ2+2ＮＨ3—2Ｎ2+3Ｈ2Ｏ或者2ＮＯ2+4ＮＨ3+Ｏ2＝3Ｎ2+6Ｈ2Ｏ图4.1SCR反应原理图图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4.2和4.3）。高飞灰：电除尘器之前图4.2SCR高飞灰布置方式图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4.3SCR低飞灰布置方式图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。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％－50％。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80－90％；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30－50％，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结论在现有的众多的低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。因此，本工程选用SCR脱硝技术。台山电厂一期5号机组烟气脱硝工程可行性研究报告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《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2003）的要求，本工程NOX的排放浓度限制在450mg/Nm3以下，而对当地的排放总量控制，我国目前暂未限制。台山电厂5号炉采用低NOX燃烧技术，按现阶段的技术水平，NOX的排放浓度在500-600mg/Nm3左右，因此，单就满足当前环保要求而言，NOX的脱除效率不小于25%即可。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25%左右，2层总效率在60%～70%左右，3层总效率在80%～90%左右。一台600MW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。综合以上考虑，本工程NOX的脱除效率暂取70%，并考虑脱除效率80%的方案。最终的脱硝效率按本工程环境评价补充报告批复意见的要求确定。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脱硝装置性能规范序号项目单位规范（参数）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触媒类型平板式或蜂窝式5烟气流量Nm3/h/套9628816烟气温度℃3667反应器入口烟气成分O2（干基）Vol%3．48H2O（湿基）Vol%9．33SO2Vol%0．12NOX（干基，实际O2）Volppm273烟尘浓度（干基，实际O2）g/Nm38．108反应器出口烟气成分NOX（干基，实际O2）Volppm82ＮＨ3（干基，实际O2）Volppm＜39SCR装置压降Pa＜100010脱硝效率%70，8011氨消耗量kg/h230，26512每个反应器尺寸长×宽×高mm13000×8000×10000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。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。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。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。于是钒的含量一般较低，在高SO2浓度时小于1%(重量比)。采用W03(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。这两种催化剂结构型式性能比较见表5-2。表5-2催化剂型式性能的比较催化剂性能板式蜂窝式活性良好良好耐腐蚀性优普通堵塞的可能性优普通压降良好普通`操作性良好普通安装卸栽催化剂空间普通良好运行寿命良好普通在SCR运行过程中催化剂会因各种物理化学作用导致活性降低，引起催化剂失效的因素主要有：沉积：烟气中细小飞灰颗粒沉积在催化剂表面，导致表面微孔阻塞，降低催化剂反应活性，如硫酸钙、氨化合物(硫酸氢氨或者硫酸二氨)都会引起催化剂堵孔；碱性金属中毒：如钾、钠等；砷中毒：当钒催化剂与氧化砷相互作用时，形成挥发性的钒化合物；钒催化活性降低，还可能与形成氧钒—钒酸盐有关，或与生成钒青铜类型的化合物有关；烧结：局部催化剂因温度过高而烧结，集体化活性降低；冲蚀：高灰烟气中灰粒游动过程中对催化剂的撞击、磨蚀会造成催化剂的机械损伤。由于催化剂更新成本昂贵，如何在SCR系统运行中延长催化剂使用寿命和催化剂再生、更好的催化剂的研发成为研究焦点。为减少催化剂砷中毒，可以在燃料中添加石灰石以降低烟气中砷浓度水平。但另一方面CaO会生成CaSO4，堵塞催化剂反应孔。为了清除催化剂表面的沉积灰，反应器内可安装吹灰器吹扫催化剂表面。对于因堵塞而失效的催化剂，可采用喷沙清理法再生，将0.1mm的沙粒吹入催化剂活性衰退部位，回收的催化剂接近原催化剂的反应性能。本工程采用何种类型的触媒，建议根据SCR供货商提供的整套SCR系统性能和成本综合比较后决定。催化剂填装催化剂模块用卡车运到指定的地点，然后利用催化剂的卸载设备卸载。在卸载设备中催化剂模块被旋转90度呈垂直放置。催化剂模块被吊到反应器的平台上，再利用平台上的电瓶车运到反应器的加料门里。这些模块由一个单轨起重机提升并运送到反应器里各自的催化剂排里放置。通过反应器的内部轨道系统运送到自己的在排中的最终位置。当一排催化剂被填满后，催化剂运输车被单轨起重机移到下一个排，直到所有的催化剂排被填满。氨/空气喷雾系统氨和空气在混合器和管路内借流体动力原理将两者充分混合，再将此混合物导入氨气分配总管内。氨/空气喷雾系统含供应函箱、喷雾管格子和喷嘴等。每一供应函箱安装一个节流阀及节流孔板，可使氨/混合物在喷雾管格子达到均匀分布。手动节流阀的设定是靠从烟气风管取样所获得的NH3/NOX的摩尔比来调整。氨喷雾管位于触媒上游烟气风管内。氨喷雾管里含有喷雾管和雾化喷嘴。氨/空气混合物喷射NOX浓度分布靠雾化喷嘴来调整。SCR控制系统烟气脱硝系统的控制在本机组的DCS系统上实现。控制原理SCR烟气脱硝控制系统利用固定的NH3/NOX摩尔比来提供所需要的氨气流量，进口NOX浓度和烟气流量的乘积产生NOX流量信号，此信号乘上所需NH3/NOX摩尔比就是基本氨气流量信号。根据烟气脱硝反应的化学反应式，一摩尔氨和一摩尔NOX进行反应。氨气流需求信号送到控制器并和真实氨气流的信号相比较，所产生的误差信号经比例加积分动作处理去定位氨气流控制阀。若氨气因为某些连锁失效造成喷雾动作跳闸，届时氨气流控制阀关断。根据设计脱硝70%的效率，依据ECO入口NOX浓度和设计中要求的最大3ppm的氨滑失率计算出修正的摩尔率并输入在氨气流控制系统的程序上。SCR控制系统根据计算出的氨气流需求信号去定位氨气流控制阀，实现对脱硝的自动控制。通过在不同负荷下的对氨气流的调整，找到最佳的喷氨量。氨供应所测量的氨气需进行温度和压力修正。从烟气侧所获得的NOX讯号馈入控制器，控制器具有计算所需氨气流量的功能，并利用氨气流量控制所需氨气，使摩尔比维持固定。为确保操作安全及预防触媒损害，氨气供应管线上装设一个氨气紧急关断装置，下列任何一种情况发生，均会使关断阀动作：①、进口烟气温度低；②、进口烟气温度高；③、氨气对空气稀释比高。其动作限值见表5-3表5-3氨气紧急关断装置设定值序号项目操作值报警点关断阀动作点1SCR反应器入口温度366℃400℃420℃2SCR反应器入口温度366℃290℃280℃3氨气对空气稀释比4%12%14%稀释空气供应进入氨/空气混合器的稀释空气采用手动调节，一旦空气调整后空气流就不需随锅炉负荷而调整。氨气和空气流设计稀释比最大为5%，当锅炉低负荷且NOX浓度低时，氨浓度将降低至5%，为防止烟气回流，在氨气线上且在氨/空气混合器的上游装有止回阀。稀释空气由送风机出口风道引出。烟气脱硝反应系统主要功能是将烟气系统中的氮氧化物通过与氨反应分解为氮气和水两种物质。此系统是基于以下三种因素考虑而设计：触媒形式和节距按给定的流程达到最佳效果进行选择。脱硝系统反应器及触媒块作紧凑布置，以减小安装空间并节省SCR系统反应区域。有效保护触媒，防止有毒物质损坏触媒。5.1.3.2液氨储存及供应系统液氨储存和供应系统包括液氨卸料压缩机、液氨储槽、液氨蒸发槽、氨气缓冲槽及氨气稀释槽、废水泵、废水池等。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液氨储槽内，储槽输出的液氨在液氨蒸发槽内蒸发为氨气，经氨气缓冲槽送达脱硝系统。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。液氨储存和供应系统的控制在＃5机组的DCS上实现，另外就地安装MCC手操。卸料压缩机卸料压缩机为往复式压缩机，压缩机抽取液氨储槽中的氨气，经压缩后将槽车的液氨推挤入液氨储槽中。液氨储槽5号机组脱硝系统共设计一个液氨储槽、其存储容量为122m3。可满足一套SCR机组脱硝反应所需氨气一周。储槽上安装有溢流阀、逆止阀、紧急关断阀和安全阀。储槽还装有温度计、压力表液位计和相应的变送器，变送器发出信号送到5号机组DCS控制系统，当储槽内温度或压力高时报警。储槽四周安装有工业水喷淋管及喷嘴，当储槽槽体温度过高时自动淋水装置启动，对槽体自动喷淋减温。液氨蒸发槽液氨蒸发槽为螺旋管式。管内为液氨管外为温水浴，以蒸气直接喷入水中，将水加热到40℃，再以温水将液氨汽化，并加热至常温。蒸气流量根据蒸发槽本身水浴温度控制调节，当水的温度高过45℃时则切断蒸汽来源，并在控制室DCS上报警显示。蒸发槽上装有压力控制阀，将氨气压力控制在2.1kg/cm2，当出口压力达到3.8kg/cm2时，则切断液氨进料。在氨气出口管线上也装有温度检测器，当温度低于10℃时切断液氨，使氨气至缓冲槽维持适当温度及压力，蒸发槽也装有安全阀，可防止设备压力异常过高。氨气缓冲槽从蒸发槽蒸发的氨气流进入氨气缓冲槽，通过调压阀减压至1.8kg/cm2，再通过氨气输送管送到锅炉侧的脱硝系统。缓冲槽的作用在于稳定氨气的供应，避免受蒸发槽操作不稳定所影响。缓冲槽上装有安全阀。氨气稀释槽氨气稀释槽为容积6m3的立式水槽，水槽的液位由溢流管维持，稀释槽设计成槽顶淋水和槽侧进