发电厂脱硝项目建设可研报告

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，原煤在我国一次据有关部门估算：1990年我国的NOx排放量约为910万吨，到2000其中近70%来自于煤炭的直接燃烧，以燃煤为主的电力生产是NOx排放的主要来源。鉴于我国的能源消耗量今后将随经济的发展不断增随着我国经济和生活水平的日益提高，将会对环境给予越来越大的关注。改革开放后，我国在燃煤电站烟尘排放的控制方面，通过近脱硝技术并研究出适合我国国情的烟气脱硝工艺设备是一项十分紧本工程4个机组拟通过国际合作进行烟气脱硝其余由国内公司负责系统初步设计、详细设计、施工和调试服务；关键设备如催化剂、喷氨格栅、烟气分析仪、控制系统进口，其它配套**发电有限责任公司燃煤发电机组烟气脱硝工程实施存在以下有国家各级政府重视国民经济的可持续发展和控制燃煤电厂所造成的大气污染工作得到发电公司重视，这是实国内发电企业、环保公司积极学习、引进、本可行性研究范围、内容和深度参考《火力发电厂可行性研究内容深度规定》DLGJ118-1997及参照《火力发电厂可研报告内容深度可行性研究主要按规定的深度要求研究工程实施的必要性、脱硝剂的供应和运输、工程背景条件、环境保护以及厂址的地形地貌、地2）配套脱硝的来源及供应工艺系统，按4台机组脱硝系统消耗氨5）机组锅炉本体的烟道、钢结构和省煤器的调整部分内容由武汉求工艺流程和设施布置合理、操作安全、简便，对原机组设施的影响3）对脱硝副产物的处理应符合环境保护的长远要求，尽量避免脱5）采用烟气在线自动监测，对烟气脱硝前后的NOx含量进行连续6）脱硝工程应尽量节约能源和水源，降低脱硝系统的投资和运行阳泉市位于山西省中部东侧，东与河北省交与忻州、太原、晋中三个地市毗邻，地理位置介于北纬37°37′～3路环行线，南临阳泉市南大街和义井河，西靠义白路，北部为石太铁形式：锅炉为单锅筒自然循环高压煤粉锅炉，锅炉整体呈“п”在水平烟道内，依次布置高温过热器，低温过热器。尾部布置有省煤锅炉采用集中下降管，过热汽温采用两级喷水调节方式，固态排锅炉采用露天布置，独立抗震钢构架，炉膛，水平烟道，尾部上锅炉的主要技术参数如下表力度℃WGZ220/9.8－14℃%Y4-73N020-311/2F22.2.2本工程100MW机组用WGZ410/9.8-7型锅炉，燃用山西阳泉形式：采用自然循环、单锅筒、悬浮燃烧、固态排渣、“п”型力度℃℃%m3/SmmY4-73N0128F25三氧化二铝AlO%氧化钠NaO%2氧化钾KO%232五氧化二磷PO%4.0%4.19%5.0%24.17%2.14%历年极端最高气温：40.2℃历年极端最低气温：-19.1℃多年平均气压：填土层（Q4）：素填土为主，局部为杂填土，岩性很杂，厚度0.3塑、中压缩性，局部夹砂石及砂土透镜体，土质不均，含钙质菌丝，级配良好、卵石成份多为砾岩、浅褐色、灰褐色、稍湿—很湿、稍密—中密状态，厚度4-7m，[R]=160kPa（粉细砂）[R]=230kPa。），），厂址区域无不良地质构造存在。根据《中国地震动参数区划图》**发电有限责任公司用水来自娘子关供水工程，供水通过猫脑山4度5.45mmol/l20.19mg/l34Cl-NO-25.45mmol/l5.22mmol/l厂区布置分为主厂房区、输煤区、变电区、油库、生产附属建筑主厂房区包括主厂房、锅炉、电气主控楼、电除尘器、烟囱和烟2.9电厂废水排放及治理情况全厂的工业废水全部回收处理综合利用，电厂排放的是循环排污**发电有限责任公司废水的排放主要来自化验室、循环冷却塔排水厂类厂类根据近期**电厂的工业污染源达标排放验收监测和污染源年检的监测统计数据表明，该厂废水总排口的8项（包括PH、SS、CODCr、排放标准》（GB8978－96）表2中一级标准值评价，除CODCr达标率脱硝还原剂有三种：无水氨、氨水以及尿素本本通过市场调查，液氨来源较多，市场上货源供应非常丰富，完全催化剂的型式分为平板式和蜂窝式两种。在全世界范围对于催化剂的两种形式，两者各有优缺点：一般认为在燃煤电厂的时候，会采用蜂窝式催化剂。从国外应用情况来看，推大小小低小大3.2脱硝副产物的处理及综合利用条件逃逸的氨随烟气排向大气，当逃逸氨的浓度超过一定限值时，会失效的催化剂可以返还给催化剂销售商，由其负责处理失效催化催化剂销售商和用户之间协议的普遍规则是要求销售商承担失效本工程可采用失效的催化剂返还给催化剂销售商，由其负责处理根据烟气脱硝工艺的要求，脱硝装置布置在锅炉与除尘器之间场地，采用钢结构支架形式将脱硝装置支撑在锅炉与除尘器之间烟道水量、蒸汽和压缩空气量均较少，不需要新建单独的水源、电源、气本工程中工业用水由电厂循环水提供，生活用水由厂区生活用水4.1设计基础参数4.1.1锅炉燃煤量锅炉燃煤量按锅炉最大连续出力计算，见下表量量b)锅炉日平均运行小时数按22小时计算。4.1.2脱硝装置设计参数X%4.2脱硝工艺方案的选择4.2.1脱硝工艺的简介前、燃烧中和燃烧后。当前，燃烧前脱硝的研究很少，几乎所有的形XX应用在燃煤电站锅炉上的成熟烟气脱硝技术主要有选择性催化还日本得到了广泛的应用,目前氨催化还原烟气脱硝技术是应用最多的SCR脱硝系统是向催化剂上游的烟气中喷入氨气或其它合适的还使用液态无水氨或氨水（氨的水溶液），无论以何种形式使用氨，首4NO+4NH3+O2→3N2+6H2O2NO2+4NH3+O2→3N2+6H2O6NO2+8NH3→7N2+12H2O反应。有一小部分氨不反应而是作为氨逃逸离开了反应器。一般来X说，对于新的催化剂，氨逃逸量很低。但是，随着催化剂失活或者表面被飞灰覆盖或堵塞，氨逃逸量就会增加，为了维持率，就必须增加反应器中NH3/NOX摩尔比。当不能保证反应器的工作条件是在“不干净”的高尘烟气中。由于这种布置方案因而它被广泛采用。但是由于催化剂是在“不干净”的烟气中工作，①烟气所携带的飞灰中含有Na,Ca,S④如烟气温度升高，会将催化剂烧结，或使之再结晶而失效，如为了尽可能地延长催化剂的使用寿命，除了应选择合适的催化剂间，这时，温度为300～400℃的烟气先经过为50～60℃,因此，为使烟气在进入催化剂反应器之前达到所需要性反应，不用催化剂，因此必须在高温区加入还原剂。还原剂喷入炉膛温度为850～1100℃的区域，该还原剂（尿素）迅速热分解成NH34NH3+4NO+O2→4N2+6H2ONO+CO(NH2)2+1/2O2→2N2+CO2+H2O4NH3+5O2→4NO+6H2O布不均匀。还原剂喷入系统必须能将还原剂喷入到炉内最有效的部位，因为NOx在炉膛内的分布经常变化，如果喷入层中的臭氧，除此之外，N2O还被认为会产生温室效应，因此产生N2剂;4.2.1.3SNCR/SCR混合烟气脱硝技术SNCR/SCR混合烟气脱硝技术是把SNCR工艺的还原剂喷入炉膛技术同SCR工艺利用逃逸氨进行催化反应的技术结合起来，进一步脱除NOX。它是把SNCR工艺的低费用特点同SCR工艺的高效率及低的氨逃燃油装置上进行试验，试验表明了该技术的可行性。NCR体系可向SCR催化剂提供充足的氨，但是控制好氨的分布以适应喷射可以改善氨气在反应器中的分布效果。资料介绍SNCR工艺的运行特性参数可以达到40%-80%的脱硝效率，氨的逃逸小于4.2.3烟气脱硝技术的选择一般可根据以下几个万面综合考虑:X2)脱硝工艺要适用于工程己确定的煤种条件，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;7)脱硝工艺脱硝吸收剂、水和能源等消耗少，尽量减少运行费成份主要为后段加装少量催化剂(成不使用催化剂还原剂喷射多选择于省煤锅炉负荷不同喷射位置通常在炉膛内器间烟道内热器或二次过热器后端炉厂家配合失压力损失生的压力损失相对较低响同5脱硝工程设想本烟气脱硝工程主要构筑物有脱硝装置、液态氨的贮存和供应系道路:在液态氨的贮存和供应的建筑构筑物形成消防环路，采剧混5.2.1系统描述还原剂（氨）用罐车运输并在储罐储存。在高压下，氨被液化以地，通过氨卸载压缩机卸载，进入氨贮罐贮存。使用时，储存罐中的系统设置二台卸载压缩机，一台运行，一台备用，全厂设置两台5高压力下储存的无水液氨意外泄露到大气中是危险的，因此需要严格的安全和环保规定。当系统在很长时间不使用或进行定期检查本系统布置场地，氨储罐布置在半露天雨棚中的零米地面；氨卸载压缩机等转动的机械设备以及电气设备布置在氨储罐旁边的建筑储罐里的液态氨靠自压输送到蒸发器，在蒸发器内（通过蒸汽加装置旁。再用空气稀释高浓度无水氨，这样氨/空气混合物安全厂设置两台蒸发器和两个缓冲贮罐（公用，只有容量备用，无蒸发器、缓冲贮罐均布置在储罐旁边的建筑物内；每一台锅炉的通过注入格栅的多个喷嘴，将氨喷入烟气中。注入格栅后的烟气SCR反应器催化剂层间安装吹灰器用来吹除沉积在催化剂烟气系统中的进、出口挡板门、旁路安装挡板门用来在锅炉启动司剂在热段/高灰布置中，SCR反应器位于省煤器这种布置方式的主要优点是投资和运行费用低，因为该段的烟气长锅炉烟道会使空气和烟气侧的热损失的增加，从而使锅炉效率降锅炉附近的地面被送风机和一次风机占用，大型的风道悬挂在一层楼板下，如果将SCR反应器安放在锅炉房内（锅炉附近），用于锅在制定**发电有限责任公司脱硝装置布置方案时，应考虑下面设备:—烟气管道;—与锅炉省煤器和空气预热器的联接;—辅助设备;—SCR反应器布置方案应该考虑将来在其它锅炉上安装脱硝装置—一台锅炉可以有一个或两个SCR反应器，根据现场空间—为SCR反应器留有适当的空间，用来设置过道，便于催—通道应该尽可能连续，所有的主要通道能允许叉式升降机（铲案:——设备数量（风门、烟气分析仪等）最少——每一台锅炉的烟气脱硝装置互不影响，都有足够的空间，有——施工时，不影响相邻锅炉的正常运行方案2：3号、4号机组采用2个SCR反应器，反应器——设备数量（风门、烟气分析仪等）最少——每一台锅炉的烟气脱硝装置互不影响，都有足够的空间，有——施工时，不影响相邻锅炉的正常运行——SCR和辅助设备的保温费用增加——设备数量（风门、烟气分析仪等）最少——施工时，不影响相邻锅炉的正常运行综合比较3种布置方案，方案1和方案3为合理可行的总体布置依据了电厂现有状况，重点考虑了项目改造所涉及范围内的主要建筑、地上、地下设施。具体详细的有关土建、结构等细节在施工图设计时进一步进行核算和处理在布置方案中，新建设施尽可能减少对除尘场院地原有地下及地供氨管路、电缆等尽量利用原有管路支架、及电缆桥架根据在电厂现场测量及提供的资料，在布置基础、立柱等时主要供氨、供水、压缩空气、电缆等管路尽量利用现有管网支架和沟道氨站布置在电厂场院地上，满足与办公区载隔离的安全要求，稀采用低温省煤器移位布置，低温省煤器安装在新加装的脱硝反应器进、出口烟道内，为了方便布置和静电除尘器的检修，新位置的烟在催化剂保证寿命期后，催化剂的活性不会降低到零，一般催化应器的尺寸，压降限制、系统的性能要求以及预期的催化剂寿命，通的空间。当氨达到限定值时，安装额外的催化剂层。例如：在设计成可以容纳三层催化剂的反应器内开始装两层催化剂，当氨达到限值装载。催化剂模块件的尺寸和重量既要便于搬运，又要考虑减轻更催化剂供应厂商将在SCR脱硝反应器内方置用5.5脱硝工艺用水、汽、气系统耗水:SCR脱硝装置工艺过程本身不需要水的消系统耗汽:SCR脱硝装置反应器催化剂需要少量蒸汽系统耗气:系统有各类操作机构，当选用气动操作机构时需要用压5.6脱硝装置运行及对锅炉的影响5.6.1催化剂除灰烟气中灰尘的另一个负面影响是对催化剂孔道的堵塞，孔道堵塞X清理催化剂可以防止或者减轻运行期间灰尘的影响，在锅炉停机5.6.2对下游设备腐蚀和沾污防止低温空气预热器的冷端腐蚀和沾污的一个措施5.6.3锅炉烟气侧阻力的增加锅炉加装烟气脱硝装置会使锅炉烟气系统的阻力增加，脱硝装置5.6.4对机组热效率的影响5.6.4.1还原剂的影响喷入烟气中的还原剂会吸收一部份烟气的热量，并且混有还原剂下游受热面的换热。但由于喷入的还原剂的流量与烟气流量相比很000倍，3-4号机组脱硝装置来说，还原5.6.4.2锅炉烟气散热损失的增加烟气脱硝装置的安装，使锅炉尾部烟道增加，使从锅炉主烟道到5.6.4.3机组煤耗的增加采用脱硝装置后，低温省煤器入口烟道的散热损失使低温6.1脱硝工程实施前后主要污染物排放情况NOx排放浓度（mg/657-802534-937821-1015864-1054m3）4231m3）均存在一定的差距，未能达到三时标准要求表**发电有限责任公司脱硝后大气污染物中NOx排放量（按70%）m3）4231二级标准;6.5烟气脱硝工程实施后的环境效益和社会效益为满足现在和未来的环保标准，需要采取进一步的措施，大幅度消减NOX排放，因此必须采用烟气脱硝技术。采用有助于推动电厂烟气脱硝装置、技术的国产化，逐步掌握烟气脱脱硝装置本体正常运行是不需要用水的，但是人员生活、场地的充分考虑电厂的经济效益、合理利用能源:管道的布置，减少占地，减少工程量。一方面可以节约用地、节约原功能类似的设施或机构并入集中联合建筑物，液氨贮存系统全厂脱硝系统在运行时是一套相对比较安全的装置，其潜在的安全方面的问题主要有:氨气侵入人体的途径是主要经呼吸道吸入。眼接触液氨或高浓度在氨系统发生火灾时，消防人员必须穿戴全身防护服，首先切断SCR催化剂包含许多被美国联邦法规和韩国法规定义为危险物质表明:一个新的和两个旧的催化剂样品并不符合美国联邦法规的危险失效的催化剂可以返还给催化剂销售商，由其负责处埋失效催化废催化剂可能的再利用方法包括用作水泥原料或混凝土及其它筑催化剂销售商和用户之间协议的普遍规则是要求销售商承担失效是指脱硝系统设备由于雷击或设备接地不良所造成的损坏并由此脱硝系统中有风机、泵类等转动机械设备。在运行和检修过程中8.1.6安全防治措施工作票制度;置;装置以给出处理事故的方法;8.1.6.2防机械伤害措施8.1.6.3其它伤害防止措施倒;**发电有限责任公司设计有消防给水系统，消防水源为循环水排8.3.1烟气脱硝系统运行中可能造成职业危害的因素脱硝系统的主设备在运行过程中产生噪声，特别是风机、泵等产8.3.2劳动保护措施烟气脱硝系统的劳动保护主要考虑防腐蚀、防机械伤害、防噪音9.1生产运行管理锅炉脱硝系统的运