电厂一期5号机组烟气脱硝工程项目建设可行性研究报告

－－1－目 录\l“_TOC_250004“概述 1工程背景 1争论范围 2报告编制依据 2主要编制原则 3简要的工作过程 3\l“_TOC_250003“电厂工程概况 5厂址条件及自然条件 5厂址概述 5环境状况 6交通运输 7供水水源 9灰场条件 9岩土工程 9工程概况 10厂区总平面布置 10电厂主要设备参数 11煤质及耗煤量 12除灰渣方式及灰渣量 13台山电厂大气污染物排放状况 15\l“_TOC_250002“脱硝工程建设条件 16脱硝反响剂供给 16脱硝反响剂用量 16三种脱硝反响剂的选择与比较 17脱硝剂液氨的供给 18脱硝建设场地 19供水、供电 19\l“_TOC_250001“脱硝工艺方案选择 21设计根底参数 21几种脱硝工艺简介 22脱硝工艺方案选择 30\l“_TOC_250000“脱硝工程设想 33工艺系统及设备 33NOX脱除效率确实定 33工艺说明 34工艺系统 36水工与消防 47电气系统 48仪表及掌握 49土建建筑与构造 50脱硝装置的总体布置 52供货与效劳范围 53环境保护与环境效益 59环境保护标准 59脱硝系统主要排放源及治理措施 59脱硝工程的环境与社会经济效益 60环境效益 60社会经济效益 61节约和合理利用能源 63工艺系统设计中考虑节能的措施 63主辅机设备选择中考虑节能的措施 63在材料选择时考虑节能的措施 63节约用水的措施 63节约原材料的措施 63安全与劳动保护 648.1安全 64烟气脱硝系统的主要安全问题 64安全防治措施 65职业卫生 66脱硝装置运行中可能造成职业危害的因素 66劳动保护措施 67生产治理与人员编制 67生产治理 67人员编制 67工程实施及轮廓进度 69工程实施条件 69工程实施方法 70工程实施轮廓进度 71投资估算与经济效益分析 74投资估算编制说明 74脱硝本钱与还贷计算 75主要结论与建议 8812.1结论 8812.2建议 88附件：广东省环境保护局：粤环函[2000]411号“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”国家环境保护总局：环审[2001]94号“关于广东台山电厂环境影响报告书重审核意见的复函”5号机组烟气脱硝工程可研编制托付书。附图：选择性催化复原脱硝工艺〔SCR〕流程图 F0141E43-P-01脱硝装置平面布置图 F0141E43-P-02脱硝装置立面布置图 F0141E43-P-03储氨设备布置图 F0141E43-P-04厂区总平面及氨区布置图 F0141E43-P-05－－10－概述工程背景台山发电厂位于广东省台山市赤溪镇田头圩南部的铜鼓治理区。电厂规5600MW61000MW等级机组，分二期建设，5600MW12号机组已投产发电，配套的环保设施-3号、4号、5号机组正在建设5号机组上安装烟气脱硝装置。随着我国经济的快速进展和环保法规的实施和加强，的火电厂大气污GB13223-2003NOX

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%NOX的排放浓度不得大于450mg/Nm3,台山电厂地处我省经济兴旺的珠江三角洲地区，燃煤电厂集中，该地区的火70%，造成排污量大，空气污染严峻，所以本底浓度高，环境容量小，是广东酸雨掌握的重点区域。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1999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，公司进展快速，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：强调企业进展与环境的协调，在满足国家环境保护要求的条件下，结合公司进展战略，乐观建设高效大容量、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是北京国华电力有限责任公司目前拥有15号机组。本工程就是在5号机组实施脱氮试点，对国内火电厂降低氮氧化物进展有意的探究工作。争论范围(DLGJ-94)力发电厂可行性争论报告内容深度烟气脱硫局部暂行规定》(DLGJ138-1997)的要求，本可行性争论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响剂的来源及供给脱硝工程对环境的影响脱硝工程的投资估算及运行本钱分析报告编制依据广东省环境保护局《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)(环审[2001]94号)3号、4号机组可行性争论报告》5号机组工程可行性争论报告》《国华台山#5机、宁海#4机实施脱硝工程启开工作会议纪要》相关的参考文件主要编制原则脱硝机组规模1×600MW100%烟气量的脱硝装置。脱硝工艺按选择性催化复原脱硝法〔SCR〕考虑。70%80%的方案，并预留有效率到达≥90%的空间。脱硝装置不设烟气旁路。脱硝反响剂承受外购纯氨。尽量避开在脱硝过程中带来的环境污染。主要设备将通过招投标择优选用。5000h考虑。30a。系统可用率≥95%。确定具有成熟阅历和实力的国外公司担当工程的根本设计、核心局部具体设计和关键设备供货，由业主建设的模式考虑。简要的工作过程1〕20043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、广东省电力设计争论院、上海锅炉厂各方代表就台山电5号机实施烟气脱硝工程的技术可行性进展了初步探讨，明确达成了实施烟气脱硝工程的共识。2〕20044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5号机在上海进展了烟气脱硝技术沟通。3〕20045月，我院受广东国华粤电台山发电有限责任公司的托付，完成了《台山电厂一期5号机组〔1×600MW〕烟气脱硝工程可行性争论报告》的编制工作。电厂工程概况厂址条件及自然条件厂址概述地理位置15km5km;南面为南海与10km17km,北距台山市约50km。近年来,特别是台山市建制改为市后,台山市人民政府预备在东起铜鼓湾,20km域正伴随着台山电厂的建设得以开发。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，阳光充分，雨量丰沛，冬夏季风明显，夏季多台风影响等特点。依据上川岛气象站(1958-199822.6℃，极37.0381%，尤其是3-6852181.4mm，3657.7mm，最少1028.1mm5-974%，并常有暴雨消灭，年平均暴雨日数为12d，一日最大降雨量达324.8mm，每年十一3311.3d1977.5h45%，日照时数较高7-122-44.6m/s。19876-837.4d6-91237.3m/s，是造成该区自然灾难的主要因素。环境状况社会环境概况电厂所在的赤溪镇是台山市边缘的山区镇，经济进展缓慢，工业根底薄弱，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。主要有广海钢丝绳厂、广海铸造厂、石板材厂等。10km1.31人，该镇的上川飞沙滩旅游区是自然的游泳场，每年可接待游客20是目前电厂四周最大的旅游区。环境质量现状大气环境质量现状20015家环保总局的审查。依据复核报告书中的有关资料，本地区SONO2 XSO2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进展缓慢，产业构造仍以农业为主，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“酸雨掌握区和二氧化硫污染掌握SO2

NOX

的排放掌握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肯定的限制。海疆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，根本上无污染大的工业，因此工业废水和生活污水排放很少。上川地区近年来以进展旅游为主业，人类活动较频繁，但其对厂址地区的影响不大。1988～19891998～1999年分别对厂址所在海疆的扯旗角、烽火角水闸及鱼塘港的海水水质进展了监测。除局部指标为GB3097-1997第三类海水水质标准外，其余指标均满足GB3097-1997其次类海水水质标准。c)噪声环境现状厂址区域目前无较大的噪声源，根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。交通运输厂址三面环山，南临南海。随着台山电厂一期工程建设的开展，目前进依据厂址的自然条件及现状，本厂址交通运输全赖于水路和大路。水路运输成专用煤码头和重件码头。5t1210t5000t和设备运输的需要。陆路运输1、外部大路〔双〕西两线大路,也可以走开通的台高速大路冲蒌浮石进厂大路59.5km,级标准大路〔-1。西线:〔稔广线，省道S274〕从台城端芬广海六福进厂大路厂76.5km,-15。台高速大路:：从厂区进厂大路台高速台城；从厂区进厂大路台高速佛开高速广佛高速广州；从厂区进厂大路西部沿海高速会珠海广州。2、进厂大路16.6km,同时对该地区鱼塘湾和铜鼓湾一带的经济进展起到了很大的促进作用。供水水源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局部。电厂以海水作循环冷却水水源，循环冷却水承受直流供水系统。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2km处，为多年调整的电厂专用水库(年供水783.5万t/a)。2-1。(MW)5(MW)5600MW机组m3/h395760淡水m3/h灰场条件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3km处的“牛栏窝”山谷灰场，该灰场堆灰面标高为70m时，堆428万m3，可满足一期工程5600MW8a。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10.5m4300万m3。岩土工程花岗岩，场地平坦后局部基岩出露地表，区域地质较简洁，厂区及四周10km范围内无区域性大断裂通过。厂区及四周10km范围内小型断层及节理较发育，主要有NE走向及近—〔NW〕走向的两组共5条断层FF，属非1~ 5活动性断层，不影响场地的稳定性，断层裂开带可按不均匀地基处理。依据《广东省地震烈度区划图〔1990〕〔1993年〕77125台机组公用的生产附属建筑位于F及F4 5断裂之间的开挖区，场地平坦后基岩大面积出露，地基下主要为中等风化和3452号机扩建端东面开挖区边缘，现已平坦，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。局部附属建〔构〕筑物位于回填区。地下水对混凝土钢构造均有弱腐蚀性。工程概况厂区总平面布置本期工程在一期工程12按5台600MW机规划，且大局部已经建成，包括净水站、锅炉补给水处5台机组公用局部等。号~5〔1-23-5号机主厂房脱开16A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1~2号机组建设时已按5台机组预留脱硫用地。220kV550kV配电装置分别布置在1号、23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。电厂主要设备参数MCR工况除尘器型式设备名称参数名称单位参数型式态排渣、汽包炉最大连续蒸发量t/h2026MCR工况除尘器型式设备名称参数名称单位参数型式态排渣、汽包炉最大连续蒸发量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除尘效率%99.32台 除尘器出口最大含尘浓度mg/Nm3150型式静叶可调轴流式风机流量(B-MCR) m3/s 523风压(B-MCR)kPa10.9132台进口烟温配置℃kW12654003451座高度/形式m240/三筒材质钢内筒设备名称参数名称设备名称参数名称单位参数引依据国华台电供给的资料，5号机组工程的设计煤种按活鸡兔井，校核2-3、2-4。2-3煤质分析数据表工程全水份符号Mt单位%设计煤种14.5校核煤种16备注枯燥无灰基挥发份Vdaf%37.8938.98空气枯燥基水份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工程工程收到基低位发热量符号Qnet.ar单位MJ/kg设计煤种校核煤种备注24.0022.33表2-4 一期工程5号机组燃煤消耗量小时耗煤量t/h235242日耗煤量t/d47004840年耗煤量104t/a117.5121项机组容量目与煤种1×600MW设计煤种项机组容量目与煤种1×600MW设计煤种校核煤种除灰渣方式及灰渣量本工程承受灰渣分除系统，其中煤灰承受浓相干除灰输灰方式，煤渣承受刮板捞渣机机械除渣方式。灰、渣分别在粗细灰库、渣仓集中后承受汽车输送至灰场堆放或承受汽车〔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 灰分析资料项目飞灰成份分析

符号 单位 设计煤校核煤种种二氧化硅

SiO2

% 35.43 22.64机组容量煤机组容量煤种1×600MW项目设计煤种校核煤种小时排放量〔t/h〕日排放量〔t/d〕量三氧化二铝AlO%11.7211.5223三氧化二铁FeO%9.5925.48氧化钠23NaO%0.881.3氧化钾2KO%1.050.42氧化钙CaO%28.9328.73氧化镁MgO%2.141.04三氧化硫SO%6.524.643二氧化钛TiO%0.570.282二氧化锰MnO%0.380.66其他2%2.793.31灰熔融性〔弱复原性〕变形温度DT0C11001080软化温度ST0C11501130熔融温度FT0C11901190HT0C117011502-65号机组灰渣量灰量16.7417.09渣量2.951.80石子煤量1.221.21合 计19.6920.1灰 量334.80341.8渣 量5960.4石子煤量23.724.2合计417.5426.2灰量8.378.55渣量1.481.51(10(104t/a)石子煤量合计0.5910.440.6110.66注:120h,5000h计；285%计；315%计；40.5%计。台山电厂大气污染物排放状况SO2

、烟尘、NOX

等。台山电厂5600MW240m的高烟囱向大气排放污染物。52-7。装机容量1600MW国产燃煤机组与煤装机容量1600MW国产燃煤机组与煤设计煤种校核煤种种项目SO2t/h0.10150835烟尘NOXt/ht/h0.1241.10.102脱硝工程建设条件脱硝反响剂供给脱硝反响剂用量烟气中主要通过以下复原反响来去除其中的NOx：4ＮＯ+4ＮＨ+Ｏ—4Ｎ+6ＨＯ3 2 2 26ＮＯ+8ＮＨ—7Ｎ+12ＨＯ2 3 2 2NHNH3 3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：3.1脱硝剂消耗量60％消耗量〔kg/h〕200800390储存量(t)482009570％消耗量230920450〔kg/h〕储存量(t)55.222110880％消耗量2651060513〔kg/h〕储存量(t) 64 25512590％消耗量2901160565〔kg/h〕储存量(kg)70280136脱硝效率液氨〔脱硝效率液氨〔100％〕〔25％〕入口NOx500mg／Nm3NH3ppm310d考虑三种脱硝反响剂的选择与比较1／4，其余都是水，带来了额外的运输和储存本钱。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肯定的危急性，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。承受液氨和氨水作为脱硝剂，其系统根本全都，氨水的储罐容量要大于液氨储罐容量〔25v/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NH，系统较使用氨水或3液氨要简单得多。只有当电厂四周没有氨水或者液氨供给商时，使用槽车运输氨水因运输本钱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格外麻烦的时候，才会3.2表3.2 各种反应剂的比较项 目反应剂费用安全性储

液氨(100%)

氨水贵贵常规大气压

尿 素最贵约(180%)无害常规大气压干态(加热枯燥空气)储存方式初投资费用运行费用

液态(箱罐) 液态(箱罐) 微粒状(料仓)便宜 贵 贵(水解炉制备)量蒸发液氨 氨设备安全 有法律规定 需要

水解尿素和蒸发氨根本上不需要从上分析可以看出，液氨同其他两种反响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别限制性的条件，所以选择液氨作为本工程的脱硝剂。脱硝剂液氨的供给商很多。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。比方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，这也为液氨供给带来了肯定困难。依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供给液氨，而且距离台山电厂距离较近。在广州有番禺番氮化工也可以供给液氨，年生产力量3×104t。由于国内对液氨输送的槽车行驶并没有特别规定，从番禺至台山电厂的高速大路约150km2h15t槽车时)，则4814.4t即一槽车的耗量。广州市番禺番氮化工位于广州市番禺区造镇北郊，珠江主航道沥水道东岸，与广州市黄埔区长州岛隔江相望。番氮化工距华南快速干线、迎宾路等连接珠三角地区的高速大路仅10km，水、陆交通都极为便利。1300t船舶码头一个、停靠700t船舶码头一个、500tSCR也可以考虑承受船运的方式，在码头设置大型储氨罐。因此，本工程脱硝剂液氨的供给是有保障的。脱硝建设场地整个SCRSCRSCRSCR480m2，因此可利用炉后的送风机和一次风机的土建框架作为SCRSCR为了布置SCR5C2－C3跨度为9000m18.023.2、29.90、37.23mSCRC1B63500mm，C3C22000mm,C3D19000mm7000mm34氨储存和供给系统设备占地大约8002〔包括安全区域要求，345置氨储存和供给系统设备。供水、供电本工艺系统只需微小量的工艺〔冷却〕水，依据电厂的水源状况，本工艺系统中的用水可取自电厂的工业水系统。300Kw380V，可以考虑从#5尘变引接电源〔除尘变满足要求。4脱硝工艺方案选择设计根底参数煤种及煤质22-3,2-5。4.1..2主要设备及参数22-2。4.1.3SCR入口烟气参数SCR4-14-2表4.-1 SCR入口烟气参数：设计煤种条件(实际含氧量,湿态)单机组运行工况烟气容积流量位m3/hB-MCR4509074T-MCR430437930%MCR1270387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4-2 SCR入口烟气参数：校核煤种条件(实际含氧量,湿态)位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项目单机组运行工况表项目单机组运行工况工程工程单位数据Fppm27CI%0.063Asppm6Cuppm10Pbppm10Znppm20Crppm0Cdppm0Nippm30Hgppm0.17几种脱硝工艺简介氮氧化物〔NOx〕形成缘由

)在燃料燃烧时所形成的高温环境下生成的NO和NO2

2 2其总反响式为：N2+O2←→2NO NO+1/2O2←→NO2燃料中的氮化合物在燃烧过程中氧化反响而生成的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NN析出后仍残留在燃料中的氮化合物，被称为焦炭N。随着炉膛温度的上升及煤粉细度的减小(煤粉变细)NNNHCNNH3，它们遇到氧后，HCNNCO，NCONO，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进展复原反响，使NON2NO的复原剂。主要反响式如下：在氧化性环境中，HCN直接氧化成NO：HCN+O←→NCO+H NCO+O←→NO+CO NCO+OH←→NO+CO+H在复原性环境中，NCO生成NH：NCO+H←→NH+CO如NH在复原性环境中：NH+H←→N+H2如NH在氧化性环境中：

NH+NO←→N2

+OHNH+O2

←→NO+OH NH+OH←→NO+H2NH氧化生成NO：3NH+OH←→NH+H3 2

ONH3

+O←→NH2+OHNH2

+O←→NO+H2脱除氮氧化合物的方法要降低烟气中氮氧化合物的浓度，可承受燃烧掌握和烟气脱硝的方式。燃烧掌握由氮氧化物〔NOx〕NOx的形成起打算作用的是燃烧区NOx燃烧技术就是通过掌握燃烧区域的温度和空NOxNOx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，掌握NOx(煤粉)比相对平衡NOxNOx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，必需依据煤种的变化，随时进展燃烧配风调整，掌握一次风粉比不超过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理是将燃料的燃烧过程分段进展。该技术是将燃烧用风分为一、二次风，削减风混合时间，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NOx风混合，使燃料完全燃烧。该技术主要是通过削减燃烧高温区域的空气量NOx的生成技术。它的关键是风的安排，一般状况下，一次风占总风量的25～35%。对于局部锅炉，风量安排不当，会增加锅炉的燃烧损失，同时造成受热面的结渣腐蚀。因此，该技术较多应用于锅炉的设计及燃烧器的改造中。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展，将85%左右的燃料送入第一级NOxNOx的生成，可降低NOx的排放量。烟气再循环技术送入炉内，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NOx燃烧技术设法建立空气过量系数小于１的富燃区或掌握燃烧温度，抑制NOx的生成，在燃用烟煤、褐煤时可以到达国家的排放标准，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到达国家的排放标准。需要结合烟气净化技术来进一步掌握氮氧化物〔NOx〕排放。烟气脱氮化复原SNCRSCR，和电子束照耀法(可同时脱硫)性非催化复原SNCR、选择性催化复原SCR等技术已商业化。(1)选择性非催化复原SNCR法原理：SNCR法又称高热脱硝(ThermalDe-Nox)法，它是利用注入的NH与烟气中3的NO反响生成N和HO；该反响必需在高温下进展。其反响式如下：2 24NO+4NH+O3 2

→4N2

+6H2

O (1)4NH3

+5O2

→4NO+6H2

O (2)应应式(1)发生的反响温度在1070～1270°K(2)则发生在1370°K以上的温度。所以SNCR1200～1400°K之间。(2)选择性催化复原SCR法原理：SCRSNCR法一样。反响温度对于不同的催化剂其适宜的温度也不同，催化剂外形有圆柱状、球状、环状、平板状、或者蜂巢形(Honeycomb)SCR反响器方面，可分垂直和水平气流两种。由于催化剂在使用一段時間后会老化，所以必需定期更2～5年。1/3的催化剂。造成催化剂老化的缘由可能有以下几种：(1)烧结作用，削减空隙度；(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SO所毒害；(5)3NH3

的用量一般需要依据期望到达的脱硝效率，NOx与NH的摩尔比来掌握。催化剂的活性不同，到达一样的转3NOx与NHNOx、3NH摩尔比范围，当摩尔比较小时，NOx与NH的反响不完全，NOx转化3 3率低。当摩尔超过肯定范围时，NOx转化率不再增加，造成NH的铺张，并3与SO反响而形成硫酸氢铵，简洁造成下游设备的堵塞。3 电子束照耀法〔可同时脱硫〕原理：子；离子与气体反响产生原子和自由基。这些原子或自由基与烟气中的污染物反响，其方应式如下：H0→H+OH2O →2O2OH+NO→HNO2O+NO→NOOH+NO2

→HNO3SO+O→SO2 3上式反响过程中产生的酸可用碱(如Ca(OH)2

)进展中和，反响式如下：2HNO+Ca(OH)→Ca(NO3)+2HO3 2 2 2SO3+H2O+Ca(OH)2→CaSO4．2H2O除了上述3,4-1：表4-1 主要烟气脱氮方式名称名称净化剂反响产物反响条件率率选择性非催化NH3N2、HO2950—40～剂脱氮法1000℃50％〔SNCR〕2选择性催化剂NH3N2、HO2300～400℃,50～脱氮法〔SCR〕CO〔NH〕催化剂95％2电子束法NH3〔NH 〕4SO2 4吸附法NH3N 、HO22活性炭在50％NaOHCaOHCaSO、4附氧化吸取法NH3〔NH 〕450－60℃～50％SO2 4选择性催化复原烟气脱氮法〔SCR〕选择性催化复原烟气脱氮法〔SCR〕是国际上应用最多，技术最成熟的一种烟气脱氮技术。SCR4.1，主要反响式如下：4ＮＯ+4ＮＨ3+Ｏ2—4Ｎ2+6Ｈ2Ｏ6ＮＯ2+8ＮＨ3—7Ｎ2+12Ｈ2ＯＮＯ+ＮＯ2+2ＮＨ3—2Ｎ2+3Ｈ2Ｏ2ＮＯ2+4ＮＨ3+Ｏ2＝3Ｎ2+6Ｈ2Ｏ4.1SCR反响原理图由于在锅炉烟气中还有SO 等气体存在,SCR反响的催化剂通常对SO 等2 2的局部氧化也起到了肯定作用, 依据下式：SO+1/2O2 2

=SO3

SO3

SCR反响中未反响的氨反响，生成硫酸氨和硫酸氢氨。2NH

＋SO＋H

=〔NH〕SO3 3NH＋SO＋H3 3 2

2O=NH4

4 2 4HSO4NH4HSO4催化剂与烟气，使得反响无法进展。而NH4HSO4的分解温度为230℃，230300℃以上。对于自然气等含硫量特别低的燃料，反响温度可稍低。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，SCR300～400℃。SCRSCR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，可以满足反响需要的温度，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：飞灰有肯定程度的磨损，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，有效反响面积减小，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；增加，催化剂用量可以削减；缺点：需要加热器〔燃油燃气〕350℃以上，消耗额外的能源。－－30－图4.3 SCR低飞灰布置方式高飞灰〔High－Dust〕空预器之间的烟气温度〔300～400℃〕很适合催化剂保持高活性，比其他方式能够节约烟气再加热的费用。SCR布置在省煤器与空预器之间。脱硝工艺方案选择SCR方法是目前主流的火电站烟气脱硝技术NOX20世纪七十年月的NOX的掌握总体上分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、削减过量空气系数、缩短烟气在高温区的停留时间以及选择低氮燃料来到达掌握NOX会不同程度地遇到以下问题：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状况下，飞灰可燃物含量会增加；⑵由于在燃烧器区域欠氧燃烧，炉膛壁面四周的CO含量推迟燃烧过程，在某些状况下，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实行的大局部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，承受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，争论开发先进的烟气脱硝技术显得格外重要。烟气脱氮方法可分成干法和湿法两类，干法有选择性催化复原〔SCR,SelectiveCatalyticReduction，选择性非催化复原〔SNCR选择性催化复原〔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；湿法有分别承受水、酸、减液吸取法，氧化吸取法和吸取复原法等。在这些方法中使用比较多的是选择性催化复原〔SCR〕和非选择性催化复原〔SNCR，SNCR的主要优点是技术含量低和运行30％－50％。实际工程中SCR120SCR装置得到了成功的应用其NO X100000MWSCR技术作为主要的电厂掌握NO 内外电X站脱硝成熟的主流技术。SCRNOX技术的经济比较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NOX30—50NOX掌握技术，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NO 燃烧器或再燃烧X技术联合使用，可以到达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NO 燃烧器X和分级燃烧要高。SCR技术能够供给高达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30－50SCR65％。SCR反响器，②SCR催化剂，③氨的本钱与喷射量；主要的运行费用是烟气的再热及催化SCR高额费用的主要因素。结论在现有的众多的低NOX掌握技术中，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。SCR脱硝技术。脱硝工程设想工艺系统及设备NOX

脱除效率确实定NO 的脱除效率应综合环保要求、工程技术经济考虑打算。X环保排放的要求依据《火电厂大气污染物排放标准〔GB13223-2003〕的要求，本NOX

450mg/Nm3以下，而对当地的排放总量5NOX

燃烧技术，按现阶段的技术水平，NO 的排放浓度在500-600mg/Nm3左右，因X此，单就满足当前环保要求而言，NOX

25%即可。工程技术经济简要分析SCR装置应求得最正确的性价比。依据国外公司的建设阅历，催化剂可以在SCR1～3层，1层的效率在252层总效率在60703层总效率在80%90%600MW机组SCR1/3左右，太高的效率，导致投资本钱增大。因此，本工程可取2层布置，33层催化剂。NOX70%，并考虑脱除效80%的要求确定。台山电厂一期5台山电厂一期5号机组烟气脱硝工程可行性争论报告34工艺说明1〕工艺原理本系统设计承受选择性催化复原触媒法,在氮的氧化物(NO)选X择复原的过程中,通过加氨()作为复原剂和发生在催化剂〔底层3材料为TiO2

,以过渡金属元素如VW或Mo等作为活性部位上面的催化反响可以把NO 化为空气中自然含有的氮气(Ｎ)和水(ＨX 2 2Ｏ)。脱氮反响原理如下所示：4ＮＯ+4ＮＨ+Ｏ＝4Ｎ+6ＨＯ3 2 2 26ＮＯ+8ＮＨ＝7Ｎ+12ＨＯ2 3 2 22+4+＝3+62 3 2 2 2ＮＯ+ＮＯ+2ＮＨ＝2Ｎ+3ＨＯ2 3 2 2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反响器内部反响,ＳＣＲ反响器设置于空气预热器前,氨气在ＳＣＲ反响器的上方,通过一种特别的喷雾装置,混合后烟气通过反响器内触媒层进展复原反响过程。2〕性能设计标准数据表5-1 脱硝装置性能标准序号 项 型 式燃 料

单位 规范〔参数〕择性催化复原〔SCR〕烟煤3SCR反响器数量套/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反响器入口烟气成分O〔干基〕2Vol %3．48HO〔湿基〕2Vol %9．33SO Vol 2

0．12NO〔干基，实际OX 2

〕Vol ppm 273〔干基，实际g/Nm3O〕28 反响器出口烟气成分

8．10NO〔干基，实际OX 2

〕Vol pp m

＜33SCR装置压降脱硝效率氨消耗量

2Pa%kg/h

＜100070，80230，2651212每个反响器尺寸长×宽×13000×8000×1000高mm0工艺系统SCR工艺系统包括氨气制备系统和脱硝反响系统两局部组成。脱硝反响系统烟气线路SCR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反响器率并延长有效触媒的寿命。反响器为独立钢构造型式，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，支撑全部荷重，并供给风管气密。触媒底部籍载器从侧门放入反响器内。SCR触媒(催化剂)SCR系统中的主要设备，其成分组成、构造、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NO 选择性；(2)在较低的温度下和较宽的温度范X机械稳定性；(4)费用较低。催化剂在使用过程中因各种缘由而中毒、老化、活性降低、催化NO 复原效果变差，当排烟中氨的浓度上升X到肯定程度时，说明催化剂需要更换。SCR的催化剂市场上有三种：特点，都有肯定程度的应用。2070SCR系统。这些催化剂对选择性复原NO 很有效，但也简洁氧化NH，且X 3SCR系统中，它们在低温时可以有高脱COVO-W02 5

(MoO3

))/TiO2

在NOSO2

为广泛。SCR206020世70NOSO2

TiO2

在氧和SO2

存在的情SO2

浓度时小1%(重量比)。承受W0(MoO)(10%~6%)来增加催化剂的酸性、3 3活性和热稳定性，限制SO的氧化。而且，当烟气中有砷时MoO能2 3VO2 5

-W03

(MoO3

))/TiO2

用于传统SCR，运行温度300℃~400SCR。沸石SCR系统，酸性沸石携带金属离子在高温时(600℃)复原NOX活性好，而此温度区域金属氧化物催化剂不稳定。SCR2~3层。当催化剂活性降低后，依次逐层更换催化剂。催化剂构造一般有蜂巢型、平板型积尘和堵塞性能，但受到机械或热应力作用时，活性层简洁脱落。且时SO5-2。2催化剂板式蜂窝式催化剂板式蜂窝式活性良好良好运行寿命良好普通耐腐蚀性优普通堵塞的可能性优普通良好普通`操作性良好普通安装卸栽催化剂空间普通良好在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：①沉积：烟气中细小飞灰颗粒沉积在催化剂外表，导致外表微孔堵塞，降低催化剂反响活性，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；②碱性金属中毒：如钾、钠等；③砷中毒：当钒催化剂与氧化砷相互作用时，形成挥发性的钒—钒酸盐有关，或与生成钒青铜类型的化合物有关；④烧结：局部催化剂因温度过高而烧结，集体化活性降低；⑤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。SCR系统运行中延长催化剂使CaOCaSO，堵塞催化剂反响孔。为了去除催化剂40.1mm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响性能。SCR供货商供给的整套SCR系统性能和本钱综合比较后打算。催化剂填装90度呈垂直放置。催化剂模位置。排，直到全部的催化剂排被填满。氨/空气喷雾系统将此混合物导入氨气安排总管内。氨/空气喷雾系统含供给函箱、喷氨/混合物在喷雾管格子到达均匀分布。手动节流阀的设定是靠从烟NH/NO的摩尔比来调整。氨喷雾管位于触媒3 X/空气混合物喷射NO浓度分布靠雾化喷嘴来调整。XSCR掌握系统烟气脱硝系统的掌握在本机组的DCS系统上实现。SCRNH3

/NOX

摩尔比来供给所需NOX

浓度和烟气流量的乘积产生NOX

流量信号，NH3

/NOX

摩尔比就是根本氨气流量信号。依据烟气NOX

进展反响。氨气流70%ECONOX

3ppm的氨滑失率计算出修正的摩尔率并输入在氨气流掌握系统的程序上SCR控氨量。所测量的氨气需进展温度和压力修正。从烟气侧所获得的NOX发生，均会使关断阀动作：①、进口烟气温度低；②、进口烟气温5-3表5-3 氨气紧急关断装置设定值序号工程操作值报警点关断阀动作点1SCR反响器入口温度366℃400℃420℃2SCR反响器入口温度366℃290℃280℃3氨气对空气稀释比4%12%14%进入氨/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。烟气脱硝反响系统主要功能是将烟气系统中的氮氧化物通过与设计：触媒形式和节距按给定的流程到达最正确效果进展选择。脱硝系统反响器及触媒块作紧凑布置，以减小安装空间并节约SCR系统反响区域。有效保护触媒，防止有毒物质损坏触媒。液氨储存及供给系统液氨储存和供给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。液氨的供给由液掌握在＃5机组的DCS上实现，另外就地安装MCC手操。卸料压缩机压缩后将槽车的液氨推挤入液氨储槽中。液氨储槽5122m3。可满足一套SCR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5DCS掌握系统，当储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40℃，再以温水将液氨汽化，并加热至常温。蒸气流量依据蒸发槽本身水浴温度掌握调整，当水的温度高过45℃DCS上报警显示。蒸发槽上装有压力掌握阀，将氨气压力掌握在2.1kg/cm2，当出口压力到达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，可防止设备压力特别过高。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。缓冲槽的作用在安全阀。氨气稀释槽6m3的立式水槽，水槽的液位由溢流管维持，大量水来吸取安全阀排放的氨气。氨气泄漏检测器6漏，并显示大气中氨的浓度。当检测器测得大气中氨浓度过高时，在泄漏的特别状况发生。电厂液氨储存及供给系统设在远离机组大约200m的位置，并实行措施与四周系统隔离。排放系统稀释槽吸取成氨废水后排放至废水池，再经由废水泵送到废水处理站。氨气吹扫液氨储存及供给系统必需保持系统的严密性，防止氨气泄漏，氨本系统的卸料压缩机、液氨储槽、氨气温水槽、氨气缓冲槽等都装有气与氨混合造成危急。液氨储存和供给掌握系统液氨储存和供给掌握由机组的DCSDCS上软实现，设备及有关阀门启停开关还可通过MCC盘柜硬手操。对液氨储存和供给系统故障信号实现中CRT上监视，系统连续采集和处理反映液氨储存和供给系统运行工况的重要测点信号，如储槽、温水槽、缓冲槽的温度、压力、液位显示、报警和掌握，氨气检测器的检测和报警等。SCR为了防止飞灰造成催化剂堵塞，必需去除锅炉燃烧而产生的融化、硬而大直径飞灰颗粒。在SCR装置之前设置灰斗，当锅炉低负荷在每个SCR装置之后的出口烟道上也设置灰斗，由于烟气经过SCR装SCR装置内和SCR装置出口处沉积下来，局部自然落入灰斗中，SCR设置有吹灰装置，依据SCR装置的状况，准时进展吹扫，吹扫的积灰落入灰斗中。由于经过SCR反响后，烟气中的飞灰变得有粘性，因而设置单独的正压气力输灰系统，将所设置的SCR装置出口灰斗中的灰输送到灰库中。锅炉省煤器出口的飞灰输灰系统，属主体工程设计范围。SCR国外大多数SCRSCRSCRSCRSCR最低运行温度限制。假设不运行脱氮系统,仅停顿喷氨即可。装设SCR装置对常规锅炉空预器设计和运行的影响分析SCR加装后,SO3

反响,生成140230℃之间,硫酸氨易分解为硫酸氢氨,硫酸氢氨是一种粘附性很强和较强腐蚀性的物质,在140℃至230℃之间的温区位于空预器常规设计的冷端层上方和中间层下方,由于硫酸氢氨在此温区为液态向固态转变阶段，具有极强的吸附性，造成大量灰分沉降在金属外表和卡在层间，引起堵塞。据国外的阅历，在残留NH33－5ppm时，3－6个月就能使预热器阻本身对金属有较强的腐蚀性，由于传统吹灰器不能有效清理中间层，SCR催化物〔V2O5〕也将SO2转化为SO3，硫酸露点温度有所提高，预热器低温腐蚀加剧，因此预热器需针对此使用条件作以下设计调整：800－1000mm，以包涵硫酸氢铵沉积区，避开硫酸氢铵或硫酸铵沉积在两层之间位置而发生边缘灰层厚积效应；、冷端元件层重量增加，传热元件包重量大，从侧面抽出更换困难，需改为从上部更换；、热端换热需强化，弥补冷段换热缺乏。DNF传热元件〔和目前GGH使用元件根本一样，此元件具有和传统预热器冷段NF波型一样的吹灰穿透力量，但换热力量大为提高，DU波型高换热元件削减造成的换热损失；使用较大高度〔高度受制于钢板宽度和加工设备，换热元件仍不能掩盖全部沉积区，必需提高排烟温度，但这对锅炉效率是没有好处的。SCR系统的预热器冷端吹灰器需用多喷嘴集中布置强力型吹灰器或多介质吹灰器，保证吹灰气流有效到达硫酸氢铵或硫酸铵沉积区；腐蚀，传统元件一般需用搪瓷外表元件提高清洗效果；、由于使用搪瓷外表传热元件，预热器自重增加约15－20有所上升，预热器传动功耗略有上升。、为抵抗腐蚀，转子材料等级可能需作相应提高。SCR运行中应严格将NH3ppm35－650％左右。为此，预热器厂建议实行以下措施：版本；、从国外公司引进DNF、DUN、UNU传热元件制造轧辊和流水线数控程序，或增元件制造流水线；、查找国内搪瓷涂层公司；、和吹灰器公司合作，开发多喷嘴集中布置强力型吹灰器，或进口吹灰器。以上对锅炉空预器的影响分析仅供参考，具体详见锅炉厂的专题报告。主要设备标准脱硝系统主要设备见表5-4所示。表5-4 脱硝主要设备表(1×600MW)设备清单设备清单0条目名称数量技术参数材料备注1反响器1.1反响器外壳1反响器1.1反响器外壳213.3×8.0×10mCS催化剂框架2CS单轨吊2手推车2约催化剂600m3板式或者蜂巢式滑动金属板2注氨栅格2阀门站2稀释风机220kw氨\空气混合器2外部平台2400m2(每个平台)放置催化剂之用吊运催化剂需预留一层催化剂空间AIG(AFCU)导流板

22m2

每SCR口处安装2 氨储存系统液氨储罐14.5(D)×10.5〔L〕液氨蒸发器2250KW卸氨压缩机115KWNH3储罐稳压机accumulator,用于稳定胺储罐压力蓄积器11.6(D)×2.0〔L〕稀释槽12.0(D)×4.5〔L〕废水泵27.5KW33烟道及其附件烟道钢板5mm80t烟道加固型钢及钢管60tQ235AQ235A织物补偿器8织物补偿器8800×3600×350mm2个132773200350mm4表和掌握设备热电偶8250-450度NOx/O仪22出口NOx/NH取样分析仪32压力传感器等水工与消防供水方案5号机组烟气脱硝工程所需生产、生活用水及消防用水从电厂的5-5表5-5 5号机组烟气脱硝系统用水量编号编号用水工程0.51〔冷却水〕22生活用水0.1消防脱硝消防主要包括液氨储存及供给系统中的液氨储槽的消防。在储槽四周安装有消防水〔工业水〕喷淋管和喷嘴，当储槽内温度或压力高时报警并启动自动喷淋装置启动，对槽体自动喷淋减温。因电厂主体工程已设有完善的消防水系统成环网消防管网，因此消防喷淋系统水源可在电厂主体工程消防给水管网上接入。电气系统供电原则本脱硝工程用电量不大，仅约需电负荷 300kW。故只设一段380/220VMCC段，对脱硝系统供电。其两路进线电源拟从建的5号机组电除尘PC段引来经核实号机电除尘器变压器容量满足要求。供电电压等级及接地方式0.4kV，接地方式与主体工程全都，即中性点直接接地方式。电气设备布置脱硝系统380/220VMCC段设备布置在脱硝系统操作平台上的配电间内。电气设备选型380V开关柜承受抽出式开关柜。仪表及掌握5号机组烟气脱硝系统将具有完善的现场仪表与掌握系统。掌握方式5号机组脱硝系统拟承受在单元掌握室集中掌握方式。运行人员脱硝系统进展启停操作、正常运行的监控及事故处理。单元掌握室设3、45号机组的脱硝系统不设单独的脱硝掌握室。自动化水平5号机组脱硝系统的掌握拟纳入机组的分散掌握系统〔DCS〕，55号机组SCR系统及氨区设备的监视和掌握。掌握系统将具有较高的牢靠性、可维护性与扩展性。掌握将具有较高的自动化水平，运行人员在单元掌握室以分散掌握系统的CRT和键盘作为脱硝系统的主要监视和掌握手段，能实现：脱硝系统的启停；正常运行工况下对各工艺系统设备的掌握及运行状态的监视，并依据工艺系统的运行参数的变化进展调整和操作；机组或脱硝装置特别工况下的停运和事故处理。分散掌握系统的功能〔1〕数据采集系统〔DAS〕：该系统连续采集和处理脱硝系统的运行参数和设备运行状态信号，准时向运行人员供给有关的实时运行信息，实现对脱硝系统的监视。该系统依据脱硝系统工艺特点和运行要求，自动调整设备运行工况，掌握被调量在设定值。挨次掌握系统将按分级设计的原则，设有功能组级、子功能组级和驱动级三级掌握，以便在某些系统、设备或元件故障时，操作员能选择较低级别的掌握方式，而不丧失对整个过程的掌握。分散掌握系统的接口5号机组脱硝系统的信息将通过5号机组DCS与全厂IT系统的数据通讯接口送出，实现在全厂IT系统进展实时监视的功能。现场仪表依据监视及掌握要求及有关规程规定，设计脱硝系统的现场测量仪表，并依据脱硝系统的特点考虑防腐蚀要求，实行适当的防堵与冲洗措施。土建建筑与构造建筑物平面布置SCRSCR5与除尘器之间，框架顶标高为46.60m。构造方案一：SCR装置支撑构架承受现浇钢筋混凝土框架构造。在设有灰斗、加氨装置、检修平台及水平力较大的标高处设置现浇钢筋混凝土楼板。根底承受自然根底。因锅炉制造厂家不同意将水平力传至炉架，此构架独立受力，根底较大，有可能造成锅炉根底局部修改。方案二：SCR19m〔暂定〕标高以下承受钢筋混凝土框架构造，以上承受钢构造。上部钢构造在适当轴位设横向垂直支撑，纵向以各列柱与纵梁、纵向垂直支撑组成纵横向框架构造体系H型钢梁，并承受镀锌压型钢板做永久性底模，上浇钢筋混凝土楼板。根底承受自然根底。与方案一一样，此构架独立受力，根底较大，可能造成锅炉根底局部修改。脱硝装置的总体布置SCR装置布置依据工艺设计要求SCR反响器的尺寸为(长×宽×高)13000mm×8000mm×10000mm,两个反响器严密布置在主体工程送风机、一次,37.23m,承受大平台构造,SCR装置进出口烟道也布置在送风机、一次风机土建框架内，框架作为烟道的支撑构造。SCR装置进出口烟道与锅炉尾部烟道的分界面在锅炉钢架B6柱外1m。每个SCR装置出口烟道在垂直转向水平处均设置灰斗。输灰设备〔仓泵〕布置在23.24m层。液氨储存及供给系统布置依据液氨储存的消防要求5号机组沉灰池四周，距SCR装置直线距离约200m。台山电厂一期5台山电厂一期5号机组烟气脱硝工程可行性争论报告53供货与效劳范围为确保脱硝装置的顺当建成投产及稳定运行，关键设备从国外进口，其它设备国内配套。供货与效劳范围分工初步设想如表5-6所示。序号供货〔效劳〕项目外方国内承包商第三方序号供货〔效劳〕项目外方国内承包商第三方/业主11.1工艺、掌握系统根本设计1.2催化剂模块具体设计1.3SCR壳体及构造具体设计1.4喷氨格栅具体设计1.5注氨、氨储存和供给系统详细设计1.6SCR进出口烟道具体设计1.7土建(建筑\构造)具体设计1.8电气、掌握系统具体设计2催化剂2．1催化剂模块〔随机安装局部〕2．2将来所需的催化剂模块3SCR壳体及构造3．1支撑催化剂模块的壳体和 框架3．2将来所需的催化剂预留的空间3．3起吊催化剂模块的葫芦和单轨3．4装卸催化剂模块的手推车3．5起吊催化剂模块的框架3．6滑动金属板3．7SCR入出口转换烟道和导叶片3．8SCR入出口测试部件3．9SCR外壳和入出口转换烟道保温3．10SCR壳体的刚构造和轨道3．11装卸和维护催化剂模块的外部平台3．12膨胀节456

喷氨格栅喷氨格栅管道和喷嘴 喷氨格栅支撑件和部件 氨调整供给函箱函箱/连接收 流量关断阀 流量调整挡板 流量孔板和压力计/隔离阀 疏水阀 支撑部件 喷氨系统稀释空气风机〔带过滤器和 消声器〕稀释空气挡板、流量孔板和孔板和变送器 氨气流量掌握阀 氨气压力变送器 氨气热电偶 77.47.588.1

氨气关断阀 氨/空气混合器 氨的储存和供给系统氨储存箱 氨中和箱 氨的输送和发送系统 氨蒸发器 氨储槽及压力掌握阀 外部管道稀释空气管道以及从送风机 流入注氨系统的管架支撑氨气管道以及从供氨系统到 注氨系统的管架支撑氨/空气混合管道以及注氨系 统到氨供给调整函箱的管架支撑氨/空气混合管道、软管以及 氨供给调整函箱到喷氨格栅99．19．29．310

灰输送系统灰斗 灰输送设备〔仓泵和附件〕 管道和阀门 其他设备SCRNOx/O/2加热取样管线SCRNOx/O/2加热取样管线SCR进口热电偶 SCR进出口压力变送器 电气和掌握SCR掌握规律的根本概念设 计DCS程序的SCR掌握规律的 具体设计马达掌握中心〔MCC〕 保温顺油漆全部烟道与SCR装置外壳保 温1212．2SCR装置初次和最终油漆12．3喷氨格栅初次油漆12．4其他保温顺油漆13现场工作13．1根底施工13．2建筑物施工13．3安装13．4催化剂模块的装卸13．5SCR系统的启动13．6性能测试14监管效劳14．1建筑物施工14．2催化剂模块的装卸14．3氨的喷射系统和供给系统安装环境保护与环境效益环境保护标准1〕厂址地区执行的环境质量标准有：a〕大气执行《环境空气质量标准》(GB3095-96)二级标准。b〕水体执行《地面水环境质量标准》(GHZB1-1999)二类标准。c〕海水执行《海水水质标准》(GB3097-1997)三类标准d〕渔业水域执行《渔业水质标准》(GB11607-89)2〕电厂污染物排放执行以下标准：a〕〔GB8978-1996〕一级DB44/26-2001》一级标准b〕噪声执行《工业企业厂界噪声标准》(GB12348-90)c《广东省近岸海疆环境功能区划》d〕(GB13223-2003)时段标准，最高允许排放浓度450mg/m3。脱硝系统主要排放源及治理措施脱硝废水SCR脱硝系统产生的废水来源于液氨储存及供给系统氨气，氨气系统紧急排放的氨气排入氨气稀释槽中，经稀释槽的水吸取后排入废水池，再经废水泵送入废水处理厂处理。正常运行并不产生废水。粉尘SCR脱硝系统反响器和触媒承受压缩空气或蒸汽吹扫,以及在灰的输送和储存过程中可能会产生泄漏和飞扬,为预防粉尘对环境的影响，在粉尘含量高的场所安装通风机或除尘器。灰斗加装锁气器和除尘系统。噪声,对四周环境和工作人员不会造成影响,产生噪声的主要设备及其噪声级为:泵

＜85dB(A)＜85dB(A)环境效益5号机组实施烟气脱硝后，氮氧化物NOX排放量大为降低，脱氮前后烟气污染物的排放量比较列于表6-1。污染物名称脱氮前脱氮后排放量污染物名称脱氮前脱氮后排放量t/h1.0980.329NO (设计煤X排放浓度mg/N种)570170m3污染物名称污染物名称脱氮前脱氮后排放量t/h1.0880.3264NO (校核煤X排放浓度mg/N种)560168m370NO排放量3845t〔设计煤，X3808t〔校核煤。80NO排放量4392t〔设计煤4X352t〔校核煤。90NO排放量4941t〔设计煤，X4896t〔校核煤。〔年利用小时按5000h〕社会经济效益1号～5号机组的建成发电将乐观带动当地经济的进展,改善当地人民的生活。同时电厂排放的污染物对环境质量的影响也是不行无视的,也会给公众的身心安康造成危害。由二氧化硫,,损伤植物根系,,造成农产品的质量和产量下降。国氮氧化物NOX排放掌握仅局限在机动车上，对其它重要污染源，如火电厂这样的排放大户则根本没有进展掌握。由于NOX对空气环境质量的影响会引发和加剧光化学污染、酸沉降污染和颗粒物污染，从而对人类安康和生态系统等造成危害，国家环保总局打算在“十一五”制订有关NO排放X的总量掌握方案，并开头对NO的排放进展逐步的和有效的掌握。因此，X台山电厂5号机组实施脱氮工程，不仅对改善当地环境空气质量，提高人民群众的生活质量水平有重要意义，在我国火电厂开展脱氮方面必将起到目X0.6元/0.95kg照此计算,台山电厂5,NO3845t/a〔70%效率时〕4392t/a〔80%效X率时243万元70效率时〕27万元效率时。综上所述，台山电5号机组脱硝工程的实, 其社会、经济及环境效益是明显的。节约和合理利用能源工艺系统设计中考虑节能的措施脱氮系统承受目前世界上最先进和牢靠的SCR在系统设计中承受第一级技术如低NOX

燃烧和其次级技术SCR的结合，尽可能降低NOX的排放。〔催化剂〕保护系统等设备。主辅机设备选择中考虑节能的措施选用使用寿命长、再生性能好、压降低的催化剂。选用电耗低，运行经济性好的泵与风机。本工程辅机电动机均优先承受高效节能的Y型电机。在材料选择时考虑节能的措施烟道、SCR反响器及关心设备主保温层的厚度按年最小费用法计算确定经济厚度，并择优选取优质保温材料，既保证设备和运行人员的安全，又到达经济合理。节约用水的措施脱氮系统消耗水极少，且废水送入电厂工业废水处理站处理后回收使用。节约原材料的措施节约液氨的措施由于承受成熟牢靠的SCRNH3/NOX比可以选择一个合理的值，使氨消耗量不会铺张。节约钢材、木材和水泥的措施承载力，可以缩短工期，同季节约大量水泥和钢筋。大量承受钢模板，可节约木材，加速施工进度。优化液氨储存和供给系统的布置，使管道的用量尽可能到达最少。安全与劳动保护安全烟气脱硝系统的主要安全问题脱硝全方面的问题主要有:电伤电伤是指脱硝系统设备由于雷击或接地不良所造成的损坏并由此给工作人员带来的损害,电器设备由于人员的误操作及保护不当而给人员带来的损害。机械损害系统中有风机、水泵等机械设备。在运行和检修过程中假设操作不当或设备布置不当均有可能给工作人员造成损害。氨水/液氨它对人的眼、鼻、及皮肤有敏感性刺激，使用时必需留意安全。液氨蒸发为氨气，与空气混合易产生爆炸，危及人生安全。其它损害踏板造成人员滑倒,人员在高处作业时的跌倒等。安全防治措施防电伤措施电气设备应实行必要的机械、电气联锁装置以防止误操作;电气设备设计严格依据带电局部不低于最小安全净距执行;工作票制度;置;各元件的掌握回路均设有保险。信号、监视、跳闸等保护措施;全部电气设备应有防雷击设施并有接地设施。防机械损害措施全部转动机械外露局部均应加装防护罩或实行其它防护措施;设备布置在设计时留有足够的检修场地。〔3)防氨腐蚀损害措施在氨的储存、装运和输送过程中，与氨系统工作人员应穿戴防护工作服、穿戴口罩和眼罩。其它损害防止措施全部钢平台及钢楼梯踏板承受花纹钢板或格栅板以防人员滑倒;在粉尘含量高的场所安装通风机以到达防尘防爆效果。防氨的泄露和爆炸严格选用质量过硬的液氨产品和设备。作业时严禁违反操作规程。〔C〕液氨的储存、供给系统和设备布置应有安全距离。职业卫生脱硝装置运行中可能造成职业危害的因素粉尘脱硝系统中SCR备检修过程中可能造成粉尘飞扬,对运行、维护工人的安康有肯定的危害。催化剂重金属中毒

O-W0(MoO))/TiOVO25 3 3 2 25

理化性质是黄VO251急性中毒。劳动保护措施在易发生粉尘飞扬的区域设置必要的喷水防尘设施、降低由于系统粉尘飞扬对运行人员身体安康带来的危害。为了减轻噪声对运行人员的身体安康造成的影响,在设备订货时,依据《工业企业噪声卫生标准》向设备制造厂家提出限制设备噪声的要求,将设备噪声掌握在允许范围之内。棚等,以保护工作人员的身体安康。〔4〕在对氨作业的工作场所，工作人员必需穿戴防护工作服。生产治理与人员编制生产治理依据脱硝系统在电厂发电机组中与锅炉机组严密联系的特点，脱氮设备的运行、日常维护、修理和脱硝反响剂的运输和供给等工作，纳入电厂日常的统一治理。人员编制依据脱硝系统的运行治理工作内容，结合工程的具体状况，所需的人员编制如下：系统运行人员。脱氮反响剂〔液氨〕的运输和供给系统治理3人人，负责脱氮系统及设备的日常巡察、维护与修理。5人。本系统的组织机构及定员最终由电厂依据实际状况自行调整。工程实施及轮廓进度工程实施条件本工程的实施条件应包括工艺技术、工程方案、场地、与电厂主体工程相关接口、施工进度协作、资金预备、试验预备以及与各有关治理部门、与各有关试验争论机构、与供给技术的国外公司、与国外设备制造厂的协调等方面。施工场地主体工程的施工安装场地布置如下：施工生产区施工生产区位于5号机主厂房及进厂南北主干道的东面，占地共本工程可就近利用现有场地。施工生活区利用1~24.5hm2。交通运输施工过程中的交通运输主要为大路和水路运输相结合，详见2.1.3“交通运输”章节。力能供给施工用水水点的输水管道。施工用电施工单位可利用主体工程施工时从鱼塘湾110kV变电站引接的4回10kV以确保施工用电。施工通讯电厂目前已开通程控、微波通讯，移动通讯的信号也已经掩盖了该区域。施工期间的通讯可以得到满足。施工用气施工用气现场承受集中、散瓶相结合的供气方式。压缩空气由移动式空压机分散供给。工程实施方法由于我国目前尚不具备设计制造成套脱氮装置的力量，因此脱硫工施方式：全套引进国外脱氮设备；关键设备从国外引进，其他由国内配套。全套引进国外设备，在设备的质量和总体技术水平上牢靠性更高，施工进度有保证，但是国外设备价格高，加上进口设备所需支付的“两关键设备从国外引进，在满足脱氮工艺性能要求的前提下，在国内配套其他设备，可以节约局部脱氮设备投资，降低整个装置的造价，有助于进展和提高国内制造脱氮设备的力量和水平，促进脱氮设备国产化和产业化的早日实现。依据我国目前的实际状况，从既要保证脱氮装置质量，又要尽可能持和性能保证，关键设备从国外引进，其他由国内配套考虑。工程实施轮廓进度本工程实施的轮廓进度见表10-1所示。自脱氮工程合同签订至脱氮装置试运转约需18个月。55号机组烟气脱硝工程可行性争论报告台山电厂#5机烟气脱硝工程实施进序号序号工作描述年月2004-2005-20061234567891011121SCR2设备和材料供货催化剂风机、泵、容器等烟道和反响器2.4仪控设备2.5散装材料3建筑与安装4调试和性能测试7255号机组烟气脱硝工程可行性争论报告7355号机组烟气脱硝工程可行性争论报告74投资估算与经济效益分析投资估算编制说明编制范围5600MW5投资估算按脱硝工艺SCR1、工艺系统，包括SCR〔不设旁路〔氨的供给承受外购纯氨方式、5引风机及烟道增加的相关费用。2、电气系统。3、热工掌握系统。4、相关建筑工程。编制依据5编制原则工程量以设计专业供给的图纸、资料等为计算依据。定额指标〔2001〕〔2001〕《电力工业根本建设预算治理制度及规定〔2002〕人工工资〔2002120.92元/工日；安装工程22.57元/工日。人工费价差执行中电联技经[2002]743/4/工日，只计取税金，列入编制年价差。材料价格20034安装工程主要材料价格按粤电基〔2001〕94号文“关于印发2000年预算价》的通知”中的广东省装置性材料综合价计算。设备价格询价及参考同类型机组设备价格。预备费根本预备费费率按8%〔2%计算〕价差预备费依据国家计委计投资[1999]1340数按零计算。建设期贷款利息按利息率5.76%1820031：8.29工程投资16885281/kW1252365088742247862工程动态投资17704295元/k819万元。脱硝本钱与还贷计算计算原则及主要参数脱硝本钱按经营本钱和还贷费用计算。主要计算参数电厂年发电时间： 5000h吸取剂(液氨)用量 0.230t/h液氨价格： 3000元/t脱硝厂用电率： 0.05%脱硝装置用电价格 290元/MWh定员： 5人人均工资： 50000元/人年福利费系数: 50%大修理费率： 2.5%〔以固定资产原值为基数〕还贷费用： 贷款的本金及利息还贷年限： 15年贷款年利率： 5.76%式： 本息等额催化剂按每51/3254万元。年脱硝效率70%年脱硝总量3845t序序(元)单数单合年本(成万单位成本〔 元备注号位量价价元)/MWh)一脱硝运行费元6176321110.291费用t0.2330006903451.152用电费kWh3000.2987450.143人工费元72380.124大修理费%2.58514431.425〔本金及利息〕元382019866.376催化剂元4882540.81表)计算结果321110.2970%时,每吨NOx835155号机组烟气脱硝工程可行性争论报告总 估 算 表表11.1-1 设计容量1×600MW建筑设备安装其他序号工程或费用名称工程费购置费工程费费用合计一工艺系统11198463344513027二电气系统6083143三热工掌握系统35143394四其他13379224724591其他费用224722472编制年价差13379212材料价差10564169人工价差281543五根本预备费862862工程静态投资125288743650310916885各类工程单位投资〔元/kW〕211486052281〔%〕7.4