红豆热电有限公司UG-75382-M17锅炉混合法脱工程初步方案

红豆热电UG-75/3.82-M17锅炉混合法脱硝工程初步方案无锡华光新动力环保科技股份2021年9月

目录TOC概述 1工程背景 1主要设计原那么 2工程实施条件 3厂区条件 3主要工作参数 3设计燃料 3烟气脱硝技术方案 5SNCR技术 5SCR技术 6SNCR/SCR混合烟气脱硝技术 8主要烟气脱硝技术的比拟 8本工程脱硝方案的选择 9工程设想 11系统概述 11工艺装备 12电气局部 13系统控制 14供货范围 15占地情况 16工程实施轮廓进度 17投资费用 18华光环保公司简介及业绩 19公司简介 19业绩情况 19概述工程背景近年来，随着我国火电装机容量的急速增长，火电NOx排放量逐年增加，NOx已成为目前我国最主要的大气污染物之一。专家预测，随着我国对SOx排放控制的加强，NOx对酸雨的影响将逐步赶上甚至超过SOx。为控制锅炉尤其是电站锅炉NOx等大气污染物的排放，我国相继颁发了?中华人民共和国大气污染保护法?〔2000年9月实施〕、?火电厂大气污染物排放标准?〔GB13223-2003〕等法律和标准，要求火电厂采取措施，控制NOx排放。2021年7月，国家环境保护部等联合印发了?火电厂大气污染物排放标准?〔GB13223-2021〕，与老标准相比，新标准对假设干重要内容进行了修订，具体如下：——调整了大气污染物排放浓度限值；——规定了现有火电锅炉到达更加严格的排放浓度限值的时限；——取消了按燃煤挥发分执行不同氮氧化物排放浓度限值的规定；——增设了燃气锅炉大气污染物排放浓度限值；——增设了大气污染物特别排放限值等。根据?火电厂大气污染排放标准?的要求，自2021年1月1日起，新建火力发电锅炉及燃气轮机组执行表1.1规定的大气污染物排放限值〔重点地区〕。要求从2021年1月1日开始，所有新建火电机组氮氧化物排放标准为100mg/Nm3；从2021年7月1日开始，现有火电机组氮氧化物排放标准为100mg/Nm3〔采用W型火焰炉膛、现有循环流化床、以及2003年12月31日前建成投产或通过工程环境影响报告书审批的火力发电锅炉执行200mg/Nm3标准〕。重点区域火电机组的氮氧化物污染物排放标准那么统一为100mg/Nm3。

表1.1火力发电锅炉及燃气轮机组大气污染物排放限值序号燃料和热能

转化设施类型污染物工程适用条件限值〔mg/Nm3〕污染物排放监控位置1燃煤锅炉烟尘全部20烟囱或烟道二氧化硫全部50氮氧化物〔以NO2计〕全部100汞及其化合物全部0.032以油为燃料的锅炉或燃气轮机组烟尘全部20二氧化硫全部50氮氧化物〔以NO2计〕燃油锅炉100燃气轮机组1203以气体为燃料的锅炉或燃气轮机组烟尘全部5二氧化硫全部35氮氧化物〔以NO2计〕燃气锅炉100燃气轮机组504燃煤锅炉，以油、气体为燃料的锅炉或燃气轮机组烟气黑度〔林格曼黑度，级〕全部1烟囱排放口红豆热电现已配置2台75t/h链条炉。锅炉烟气原始氮氧化物〔NOx〕排放浓度约400mg/Nm3左右，为满足国家和地方的环保要求，拟对75t/h锅炉实施低NOx燃烧技术和烟气脱硝技术改造，要求脱硝后烟气NOx排放浓度不超过100mg/Nm3，实现达标排放。主要设计原那么(1)脱硝设计效率应满足目前国家最新的排放标准和地方环保局的排放要求。(2)采用的脱硝技术先进、成熟，设备可靠，性价比高，有处理燃煤锅炉烟气的商业运行业绩，且对锅炉工况有较好的适用性。(3)脱硝系统应能持续稳定运行，且脱硝系统的启停和运行不影响锅炉的正常平安运行。(4)脱硝装置的可用率应≥98%，且维护工作量小，不影响电厂的文明生产。(5)脱硝装置设计寿命20年。(6)脱硝工艺的选择应利于电厂的管理和降低运行管理费用。工程实施条件厂区条件工程位于无锡红豆工业园区内。主要工作参数额定蒸发量75t/h额定蒸汽温度450℃额定蒸汽压力〔表压〕3.82MPa给水温度150℃锅炉排烟温度156℃排污率≤2%空气预热器进风温度20℃锅炉计算热效率81.8%燃料消耗量11.199t/h一次热风温度121℃二次热风温度121℃一、二次风量比50：50锅炉飞灰份额77%设计燃料表1烟煤主燃料成分分析：表1烟煤主燃料成分〔设计煤种〕项目符号单位燃料特性原料煤收到基碳Car%56.12氢Har%2.97氧Oar%10氮Nar%2.1硫Sar%0.38灰Aar%7.93水Mar%20.54枯燥基挥发分Vd%36.88枯燥基灰分Ad%收到基低位发热量Qnet.arMJ/kg20.169灰变形温度DT℃灰软化温度ST℃灰流动温度FT℃可磨系数HGI96主燃料烟煤的入炉粒度要求：粒度范围0~40mm，55%粒径0~6mm；30%粒径0~3mm烟气脱硝技术方案目前主流的烟气脱硝技术有选择性催化复原技术〔SCR〕、选择性非催化复原技术〔SNCR〕和SNCR/SCR联合脱硝技术。SNCR技术研究发现，在800～1250℃这一温度范围内、无催化剂作用下，尿素、氨水等复原剂可选择性地复原烟气中的NOx生成N2和H2O，根本上不与烟气中的O2作用，据此开展了SNCR脱硝技术。SNCR烟气脱硝的主要反响为：NH3为复原剂4NH3+4NO+O2→4N2+6H2O尿素为复原剂2NO+CO(NH2)2+O2→2N2+CO2+2H2OSNCR通常采用的复原剂有尿素、氨水和液氨，不同复原剂的比拟如表3.1所列表3.1不同复原剂特点尿素溶解要消耗一定热量从SNCR系统逃逸的氨可能来自两种情况，一是喷入的复原剂过量或复原剂分布不均匀，一是由于喷入点烟气温度低影响了氨与NOx的反响。复原剂喷入系统必须能将复原剂喷入到炉内最有效的部位，如果喷入控制点太少或喷到炉内某个断面上的氨不均匀，那么会出现分布较高的氨逃逸量。在较大尺寸的锅炉中，因为需要覆盖相当大的炉内截面，复原剂的均匀分布那么更困难。为保证脱硝反响能充分地进行，以最少喷入NH3的量到达最好的复原效果，必须设法使喷入的NH3与烟气良好地混合。假设喷入的NH3不充分反响，那么逃逸的NH3不仅会使烟气中的飞灰容易沉积在锅炉尾部的受热面上，而且烟气中NH3遇到SO3会产生NH4HSO4易造成空气预热器堵塞，并有腐蚀的危险。因此，SNCR工艺的氨逃逸要求控制在8mg/Nm3以下。图3.1为典型SNCR脱硝工艺流程图。图3.1SNCR工艺系统流程图SNCR烟气脱硝过程是由下面四个根本过程组成：复原剂的接收和溶液制备；复原剂的计量输出；在锅炉适当位置注入复原剂；复原剂与烟气混合进行脱硝反响。SCR技术选择性催化剂复原〔SCR〕技术是在烟气中参加复原剂〔最常用的是氨和尿素，本工程采用氨水，与130吨煤粉锅炉公用一套复原剂储藏与供给系统〕，在催化剂和适宜的温度等条件下，复原剂与烟气中的氮氧化物〔NOx〕反响，而不与烟气中的氧进行氧化反响，生成无害的氮气和水。主要反响如下：4NO+4NH3+O2→4N2+6H2ONO+NO2+2NH3→2N2+3H2O6NO2+8NH3→7N2+12H2O在没有催化剂的情况下，上述化学反响只是在很窄的温度范围内〔800～1250℃〕进行。SCR技术采用催化剂，催化作用使反响活化能降低，反响可在更低的温度条件〔320～400℃〕下进行。对SCR系统的制约因素随运行环境和工艺过程而变化。制约因素包括系统压降、烟道尺寸、空间、烟气微粒含量、逃逸氨浓度限制、SO2氧化率、温度和NOx浓度，都影响催化剂寿命和系统的设计。除温度外，NOx、NH3浓度、过量氧和停留时间也对反响过程有一定影响。SCR系统一般由氨储存系统、氨与空气混合系统、氨气喷入系统、反响器系统、省煤器旁路、SCR旁路、检测控制系统等组成。SCR脱硝反响器在锅炉尾部一般有三种不同的布置方式，高尘布置、低尘布置和尾部布置，图3.2为目前广泛采用的高尘布置SCR烟气脱硝系统工艺流程图。图3.2SCR工艺系统流程(高尘布置)对于一般燃煤或燃油锅炉，SCR反响器多项选择择安装于锅炉省煤器与空气预热器之间，因为此区间的烟气温度刚好适合SCR脱硝复原反响，氨被喷射于省煤器与SCR反响器间烟道内的适当位置，使其与烟气充分混合后在反响器内与氮氧化物反响，SCR系统商业运行的脱硝效率约为80%～90%。SNCR/SCR混合烟气脱硝技术SNCR/SCR混合技术是SNCR工艺的复原剂喷入炉膛技术同SCR工艺利用逃逸氨进行催化反响结合起来，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。SNCR/SCR混合工艺的脱硝效率可到达50～80%，氨的逃逸小于4mg/m3。图3.3为典型的SNCR/SCR混合烟气脱硝工艺流程。图3.3SNCR+SCR联合工艺脱硝流程图主要烟气脱硝技术的比拟几种主要烟气脱硝技术综合比拟情况如表3.2所列。表3.2SCR、SNCR、SNCR/SCR技术综合比拟工程SCR技术SNCR技术SNCR/SCR技术反响剂NH3或尿素氨水或尿素NH3或尿素反响温度320～400℃800～1250℃前段：800～1000℃，后段：320～400℃催化剂V2O5-WO3/TiO2不使用催化剂后段加少量催化剂脱硝效率80～90%30～60%50～80%反响剂喷射位置SCR反响器入口烟道炉膛内喷射锅炉负荷不同喷射位置也不同SO2/SO3氧化SO2氧化成SO3的氧化率<1%不会导致SO2氧化，SO3浓度不增加SO2氧化较SCR低NH3逃逸<2.5mg/m3<8mg/m3<4mg/m3对空气预热器影响NH3与SO3易形成硫酸氢铵，需控制NH3泄漏量和SO2氧化率，并对空预器低温段进行防腐防堵改造。SO3浓度低，造成堵塞或腐蚀的机率低硫酸氢铵的产生较SCR低，造成堵塞或腐蚀的机率比SCR低系统压力损失新增烟道部件及催化剂层造成压力损失没有压力损失催化剂用量较SCR小，产生的压力损失较低燃料及其变化的影响燃料显著地影响运行费用，对灰份增加和灰份成分变化敏感，灰份磨耗催化剂，碱金属氧化物劣化催化剂，AS、S等使催化剂失活。根本无影响影响与SCR相同。由于催化剂较少，更换催化剂的总本钱较SCR低锅炉负荷变化的影响SCR反响器布置需优化，当锅炉负荷在一定范围变化时，进入反响器的烟气温度处于催化剂活性温度区间。多层布置时，跟随负荷变化容易跟随负荷变化中等工程造价高低较高本工程脱硝方案的选择本工程为2台75t/h链条炉，经过实施低NOx燃烧技术改造后原始NOx排放浓度约为400mg/Nm3，为满足最新实施的NOx排放要求，同时考虑到脱硝的经济性，推荐采用SNCR/SCR混合法脱硝工艺，脱硝后NOx排放浓度低于100mg/Nm3，实现达标排放。SNCR/SCR混合法脱硝工艺优点如下：脱硝效率可达60%～80%以上，确保NOx达标排放。脱硝系统运行灵活，调整余地大。投资省。占地小对锅炉的运行影响较小。运行维护方便。本工程SNCR/SCR烟气脱硝工艺方案设计参数如表3.3所列：表3.3SNCR/SCR烟气脱硝方案工程设计参数脱硝系统主要设计参数数值设计负荷范围，%30%～100%BMCRNOx原始排放浓度〔干基，6%O2〕，mg/Nm3小于400烟气流量，Nm3/h83251总设计脱硝效率，%≥72其中：SNCR脱硝效率，%30SCR脱硝效率，%60纯尿素耗量，kg/h26设计脱硝装置出口NOx排放浓度，mg/Nm3<90在烟囱处测得的最大NH3逃逸量，mg/Nm3＜4工程设想系统概述因锅炉尾部受热面已安装结束，为了安装SCR反响器，需对尾部受热面进行调整。省煤器改为上下温段，上下温段省煤器之间有2.8米的距离，布置SCR反响器，在设计煤种、BMCR工况下，SCR反响器进口烟气温度设计为380℃左右。SCR反响器内布置1层催化剂，体积为14m3。要求锅炉改造后在满足脱硝要求的同时，不影响锅炉的整体性能。锅炉概况以及省煤器改造要求：锅炉为链条锅炉，配置有一级省煤器。拟将省煤器分作两级，中间拉开一个空档，将设置脱硝装置。对于省煤器改造的主要要求：两级省煤器之间的空档尺寸大于等于2800mm；2〕上级省煤器出口的烟气温度应在370-380℃之间。省煤器改造方案简要说明及附图为腾出空间，采用空位空间可以容纳更多受热面的H型鳍片管；原有的进口和出口集箱位置适当调整；两级之间的空间净空为2800mm左右；针对链条锅炉特点，选取的烟气流速兼顾防止磨损和堵灰因素。(1)省煤器改为上下温段，上下温段省煤器之间有2.5米的距离，增加两只中间集箱，中间集箱用连接管连接。(2)低温段省煤器下部空预器整体原位不动。(3)平台扶梯移位、制作安装。SNCR/SCR混合法脱硝工艺中，复原剂喷入炉膛后首先发生SNCR反响，脱除掉一局部的NOx，未反响的局部复原剂随烟气流经下游的催化反响系统，在SCR脱硝催化剂的作用下发生SCR反响，进一步脱除烟气中的NOx。当本工程锅炉NOx原始排放浓度在一定浓度之下时，只通过SNCR脱硝即可实现NOx达标排放；当锅炉NOx原始排放浓度超出单独SNCR控制的有效范围时，那么调整复原剂的投加方式，通过SNCR与SCR联合脱硝，最终实现NOx达标排放。考虑到消防平安因素和招标方单位实际的场地情况，本工程脱硝系统采用10~20%氨水〔与130吨锅炉公用一套氨水系统〕作为复原剂。氨水溶液储存系统的尿素储罐按三台锅炉用量设计，体积为60m3。复原剂计量系统1炉1套，复原剂分配系统1炉1套。因锅炉尾部受热面已安装结束，为了安装SCR反响器，需对尾部受热面进行调整。省煤器改为上下温段，上下温段省煤器之间有3.5米的距离，布置SCR反响器，要求在设计煤种、BMCR工况下，SCR反响器进口烟气温度设计为380℃左右。SCR反响器内布置1层催化剂，体积为14m3。本工程SNCR/SCR联合脱硝工艺系统如图4.1所示。图4.1SNCR/SCR联合脱硝工艺系统图工艺装备1.1氨水溶液储存系统本系统共设有1个氨水溶液储存罐〔与130锅炉公用〕。通过采购工业级20%氨水溶液，储存在储罐内，通过高流量循环装置输送供给至3台锅炉复原剂喷射装置。1.2氨水溶液计量、分配系统1.2.1炉区氨水溶液计量、分配系统用来将氨水溶液注入锅炉的炉膛。该系统布置在炉区，主要由下面的部件/装置组成：1〕压力控制装置2〕计量分配装置3〕分配装置4〕氨水喷射器5〕温度监测装置1.2.1.1压力控制装置压力控制装置是一个独立的压力控制系统。这个装置向计量分配装置提供设定压力下的氨水溶液供给。1.2.1.2计量装置氨水喷射区的计量装置用于精确计量和控制到锅炉内每个喷射区的脱硝复原剂浓度。该装置连接并响应来自于机组燃烧控制系统、NOx和温度监视器的控制信号，自动调节氨水溶液流量，对NOx水平、锅炉负荷、燃料或燃烧方式的变化做出响应，翻开或关闭喷射区或控制其质量流量。每一喷射区均可独立地运行和控制，该特性允许隔离每个子装置进行维修且不会严重影响工艺性能及总体NOx复原效果。1.2.1.3分配装置分配装置将复原剂分送给每个喷枪。该装置包括流量和压力显示、压缩空气和脱硝复原剂流量调节阀。为了安装方便，所有分配装置出厂前均已组装好成模块，并做好相关测试。1.2.1.4复原剂喷射器氨水喷射器用于雾化尿素溶液并将其喷入炉膛。在追求高脱硝效率的同时将氨逃逸降至最低，复原剂的喷入意味着SNCR脱硝反响的开始。喷射器采用空气雾化，低动力型，采用厂杂用压缩空气将雾滴带入锅炉。每套喷射器包括喷枪和相关附件〔连接软管及快速接头等〕。每台锅炉喷射器喷枪数量初步设计为6只〔二侧各3只〕，加设位置待详细设计时确定。1.3催化反响系统该系统置于高温省煤器与低温省煤器之间烟道内，SCR脱硝催化剂安装1层，体积为14m3。该系统主要由以下部件/装置组成：1〕催化剂模块2〕支撑结构3〕配套组件〔含补充喷氨格栅〕4〕吹灰装置电气局部本局部主要包括供配电系统和控制与保护两局部。4.3.1供配电系统1〕380/220V供电系统2〕检修照明系统3〕脱硝380/220V系统按照设备布置区域设置尿素溶液供给区MCC4〕锅炉脱硝尿素溶液储存区域的正常照明电源取自尿素溶液储存区MCC，炉区正常照明由现有炉区动力箱供电；SNCR+SCR区域和尿素溶液区域的检修电源取自MCC。4.3.2控制与保护1〕控制方式脱硝系统的电气设备纳入单独的脱硝PLC控制系统，不设常规控制屏。所有低压空气断路器控制电压采用220VAC。2〕信号与测量380V低压所有开关的合闸、跳闸状态、事故跳闸、控制电源消失信号送仪表PLC/DCS系统。3〕电气量送入脱硝PLC/DCS实现数据自动采集、定期打印制表、实时调阅、显示电气主接线、亊故自动记录及故障追忆等功能。系统控制4.4.1控制系统概述本烟气脱硝系统复原剂的喷射通过前馈控制参数〔锅炉负荷、温度〕和反响控制参数〔出口NOx浓度、氨逃逸量〕来进行连续不断的调整。在保持NOx排放浓度〔或脱硝效率〕及NH3逃逸率小于设定值的条件下，根据前馈控制参数确定不同负荷时复原剂的喷射量，再以反响控制参数来调整复原剂的喷射量。当锅炉负荷、原始烟气中NOx浓度低于设定值等情况下，停止投加复原剂。4.4.2控制方式和水平本烟气脱硝装置的控制包括氨水站公用系统、复原剂计量和分配等几局部，控制系统能够完成整个脱硝装置内所有的测量、监视、操作、自动控制、报警及保护和联锁、记录等功能。4.4.3尿素供给系统PLC控制系统要求PLC控制系统的可利用率到达99.9%。其技术标准满足电力行业要求。烟气脱硝控制系统