电厂机组脱硝改造可研报告 80页

'X热电公司锡林二电厂1、2、3号机组脱硝改造可研报告X热工研究院有限公司X分公司X西热节能环保技术有限公司二○一五年三月 注意事项1.本技术报告的著作权属X热工研究院有限公司X分公司，未经我公司的书面许可，任何单位与人员不得部分复制本报告或擅自公开发表。2.凡注明了密级的技术报告，任何部门与人员均不得私自对外提供，不得复制。3.无X热工研究院有限公司X分公司技术报告专用章的技术报告，不属我公司的正式技术报告。4.对本技术报告有异议者，请与X热工研究院有限公司X分公司联系（电话：）。5.X热工研究院有限公司X分公司投诉电话/传真：。 X热电公司锡林二电厂1、2、3号机组脱硝改造可研报告摘要X二电厂1、2号锅炉分别于1989年11月、1990年12月投产，型号为B&WB-65/3.82-M型，3号锅炉于1993年12月投产，型号UG-65/3.82-M12型，均采用四角切园燃烧方式，设计燃用褐煤，目前NOx最高排放浓度约在500mg/m3，高于当前的环保排放要求，为满足新的火电厂大气污染物排放标准，电厂拟采取措施将NOx排放浓度控制到200mg/m3以内。为此，特设立专题，就三台机组的脱硝改造工程进行可行性研究。为找到一种合适的NOx控制技术，既能使氮氧化物达标排放，又能降低污染治理费用，X热工研究院有限公司通过资料收集、摸底测试、现场踏勘、案例类比、路线论证、方案设计、投资和运行费用估算等对可行的改造方案进行了论证与设计：1.机组原始NOx排放浓度为500mg/m3，为最终NOx排放浓度稳定控制在200mg/m3以下，推荐采用投资、运行费用较省，施工工期短、安全性高的尿素法SNCR+SCR混合法脱硝技术，与4、5号炉公用尿素站。2.SNCR按照入口NOx浓度500mg/m3，脱硝效率不低于40%进行设计，烟道型SCR采用蜂窝式催化剂，布置于一级省煤器入口烟道，脱硝效率按33%设计，最终将NOx浓度控制在200mg/m3以内。对省煤器进行换热元件改造，同时对高温段空预器进行移位改造，留出催化剂布置空间。新增一套空压机系统，纳入4、5号空压机系统。3.SNCR工艺在折焰角区域增加尿素溶液喷枪，在尾部烟道增设一层催化剂，烟道系统阻力仅增加约150Pa，引风机改造需结合脱硫、除尘等改造综合考虑。4.SNCR改造工程投资为713万元，烟道型SCR改造工程投资为382万元，配套省煤器改造380万元，空预器改造144万元，空压机改造46万元，其他费用207万元，改造工程静态投资为1931万元，单位投资约536元/kW，按蒸发量计算单位投资为99014元/（t/h）。脱硝年运行成本为733 X热电公司锡林二电厂1、2、3号机组脱硝改造可研报告万元，含税供电成本增加0.0343元/kW.h。1.脱硝改造的NOx减排成本为18.22元/kg，但通过脱硝改造，可年减排NOx约403吨，具有良好的节能减排和社会效益。关键词：脱硝可研技术类比方案论证经济性分析 X热电公司锡林二电厂1、2、3号机组脱硝改造可研报告目录1.概述12.工程概况43.脱硝改造路线184.脱硝工程设想305.环境效益和社会效益496.节约和合理利用能源527.劳动安全与职业卫生548.生产管理与人员编制569.项目实施条件和轮廓进度5710.投资估算及经济评价5911.结论64附录A投资与运行估算(混合法)65附录B脱硝改造布置图69附录C尿素供货意向73附录DTPRI公司资质74 X热电公司锡林二电厂1、2、3号机组脱硝改造可研报告1.概述1.1前言X热电有限责任公司现有3×12MW+2×25MW机组，本次对3台12MW机组（厂内编号1、2、3号）脱硝改造进行可行性分析，1、2号锅炉分别于1989年11月、1990年12月投产，型号为B&WB-65/3.82-M型，3号锅炉于1993年12月投产，型号UG-65/3.82-M12型，采用四角切园燃烧方式。锅炉设计燃用褐煤，目前NOx排放浓度约在420mg/m3，高于当前的环保排放要求。受电厂委托，由X热工研究院有限公司进行1、2、3号机组脱硝改造工程的可行性研究。通过资料收集、摸底测试、现场踏勘、技术交流和分析等，对改造工程的可行方案进行了综合论证。1.2项目必要性1.2.1环保政策我国一次能源结构中约70~80%由煤炭提供，2009年全国耗煤30.2亿吨，每燃烧一吨煤炭，约产生5~30kg氮氧化物。据中国环保产业协会组织的《中国火电厂氮氧化物排放控制技术方案研究报告》的统计显示，2007年火电厂排放的NOx总量已增至840万吨，约占全国氮氧化物排放总量的35~40%，电站锅炉已成为主要的大气污染固定排放源之一。为了改善大气环境质量，国家与部分地方政府针对火电行业制定了日趋严厉的氮氧化物排放标准（图1-1），要求采取措施进行降氮脱硝改造。l环境保护部办公厅函〔2009〕247号《2009-2010年全国污染防治工作要点》第三部分第（九）条要求：全面开展氮氧化物污染防治。以火电行业为重点，开展工业氮氧化物污染防治。做好京津冀地区大气污染防治，推动长三角、珠三角地区建立大气污染联防联控机制，并以火电行业为重点，开展工业氮氧化物污染防治。在京津冀、长三角和珠三角地区，新建火电厂必须同步建设脱硝装置，2015年年底前，现役机组全部完成脱硝改造。74 X热电公司锡林二电厂1、2、3号机组脱硝改造可研报告l国务院办公厅转发环境保护部等部门函：国办发[2010]33号《关于推进大气污染联防联控工作改善区域空气质量指导意见的通知》提出积极推进重点区域（京津冀、长三角和珠三角地区；在辽宁中部、山东半岛、武汉及其周边、长株潭、成渝、台湾海峡西岸等）的大气污染联防联控工作，建立氮氧化物排放总量控制制度。新建、扩建、改建火电厂应根据排放标准和建设项目环境影响报告书批复要求建设烟气脱硝设施,重点区域内的火电厂应在“十二五”期间全部安装脱硝设施，其他区域的火电厂应预留烟气脱硝设施空间。l十一届人大四次会议决定，我国将把氮氧化物和氨氮列入约束性指标，十二五期间削减10%。为此：第一，严格控制“两高一资”的项目，对千万人口以上的城市，实行机动车总量控制，对电力和水泥行业实行氮氧化物的总量控制，对长三角、珠三角、京津冀地区，建议探索实行煤炭总量控制。第二，大规模地推行现役电厂和干发水泥生产线的脱硝改造工程。第三，加大淘汰落后产能的力度。第四，加强环保监管，继续安装自动在线监测装置，同时加大检查的力度，确保企业治污设施能够稳定达标运行。l新版《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）要求，2003年12月31日前建成投产或通过建设项目环境影响报告书审批的火电厂锅炉自2014年7月1日起执行200mg/m3的NOx排放限值；2003年12月31日后建成投产或通过建设项目环境影响报告书审批及重点区域的火电厂锅炉自2014年7月1日起执行100mg/m3的NOx排放限值；新建火力发电锅炉自2012年1月1日起执行100mg/m3的NOx排放限值。图1-1燃煤锅炉NOx排放标准74 X热电公司锡林二电厂1、2、3号机组脱硝改造可研报告1.1.1技术现状目前，适用于燃煤电站锅炉的成熟的氮氧化物控制技术主要有低氮燃烧技术（LNB）、选择性非催化还原脱硝技术（SNCR）、选择性催化还原脱硝技术（SCR）等。这些技术可单独使用，也可组合使用，以达到不同水平的氮氧化物控制要求。这些成熟的氮氧化物控制技术为电站锅炉的脱硝改造奠定了坚实的技术基础，但由于各种控制技术的适用范围、工艺简洁性、减排力度、占地空间、施工周期、投资和运行费用、潜在的二次污染等差异较大，在针对具体的工程对象时，还需因地制宜从工艺技术、工程实施及投资运行费用等多方面进行综合考虑和特定选择。1.1.2控制目标电厂1、2、3号机组于2003年前投产，根据新版《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）要求，3台机组的NOx排放控制目标按200mg/m3进行。1.2研究范围与依据1.2.1研究范围参照《火力发电厂可行性研究报告内容深度规定》(DL/T5375-2008)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，脱硝改造工程可行性研究的范围主要包括：l脱硝工程的建设条件l脱硝技术路线论证l脱硝工程对环境的影响l投资估算与运行成本分析1.2.2研究依据l中华人民共和国国家标准：《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)。l国务院办公厅转发环境保护部等部门函：国办发[2010]33号《关于推进大气污染联防联控工作改善区域空气质量指导意见的通知》。74 X热电公司锡林二电厂1、2、3号机组脱硝改造可研报告l《燃煤发电机组脱硝电价及脱硝设施运行管理办法》（试行）。l电厂与X热工研究院签署的脱硝技术改造可行性研究技术服务合同。1.1可研程序脱硝改造工程的可行性研究工作包括了现场勘查、资料收集、摸底测试、报告编制（技术论证、概念设计、工程投资与运行费用估算）、可研审查等环节：l2014年8月，电厂委托X热工研究院有限公司启动1、2、3号机组脱硝改造工程的可行性研究工作。l2014年9月~12月，X热工研究院有限公司派员进行现场踏勘、收资和摸底测试。l2015年2月，X热工研究院有限公司编制完成可研报告初稿，并与电厂技术人员就可研报告初稿进行了技术讨论，准备可行性研究报告的审查。2.工程概况2.1电厂概述X二厂位于X市区东郊，距市区2.5km处，厂址东临内蒙古能源锡林热电厂，南临X市工业产业区，南距锡林东大街650m，西距朝克路约310m。厂址区地势开阔，地形较为平坦，呈东高西低之势。地貌成因类型主要为冲洪积平原，地貌类型为平地。地面高程994～1001.80m，厂区东北-西南长约540m，西北-东南宽约470m。2.2工程地质厂址均处于相对稳定地段，适宜项目建设。场地土岩性主要为中细砂、中砂，下部为第四系湖积层（Q4l），岩性主要为中细砂。厂区各层地基土的地基承载力特征值见下表。表2-1.地基土承载力特征值74 X热电公司锡林二电厂1、2、3号机组脱硝改造可研报告计算方法fak（kPa）层序按标贯指标确定前期载荷试验确定推荐值②-1中细砂160140～160②中细砂204250230～260②-2中砂364330～360③中细砂248230～260④中细砂＞340340～360场地土类型为中硬，建筑场地类别为Ⅱ类。拟建工程场地属对建筑抗震有利地段。①素填土：未经处理不得作为天然地基持力层。②-1中细砂：可以作为荷载较小的拟建建（构）筑物的天然地基持力层。②中细砂、②-2中砂：两层土的强度及其变形能够满足设计要求，可以作为重要和荷重较大的附属、辅助拟建建（构）筑物的地基持力层。③中细砂：可以作为重要和荷重较大的附属、辅助拟建建（构）筑物地基持力层。厂址不压矿及文物。厂址附近既无发震构造、全新世活动断裂，也无危及厂址安全的其它潜在地质、地震灾害产生的条件，拟选各厂址均处于相对稳定地段，适宜项目建设。根据《内蒙古X二电厂扩建4×80MW背压供热机组工程场地地震安全性评价报告》，选厂址工程场区50年超越概率63%、10%、2%的地震动加速度峰值和地震动反应谱特征周期列于下表。表2-1.设计地震动加速度反应谱参数设计地震动参数超越概率水平50年63%50年10%50年2%Amax（cm/s2）2570128Tg（s）0.350.350.4074 X热电公司锡林二电厂1、2、3号机组脱硝改造可研报告厂址及厂址区附近无象泥石流、大面积地表塌陷等危及厂址安全的潜在地质灾害产生的条件。同时，工程建设也不会引起次生地质、地震灾害。综合分析，厂址处于相对稳定区。1.1水文地质建场地内地下水类型主要为第四系孔隙潜水，赋存于场地内砂土地层中。地下水的补给来源主要为大气降水和地下水侧向径流，以地面蒸发和人工取水为其主要排泄方式。据调查，场地内地下水年平均最高水位埋深约为20m，可不考虑地下水对施工及建筑物基础的影响。场地地基土对混凝土结构、钢筋混凝土结构中的钢筋及钢结构均具微腐蚀性。1.2气象条件X市属于内蒙古干旱高寒地区，无霜期短，降雨量少，冬季寒冷而漫长，夏季酷热而短暂，是典型的大陆型气候。主要气象要素特征值如下：累年平均气温：1.7℃；累年平均最高气温：9.3℃；累年平均相对湿度：58%；累年平均降水量：289.2mm；累年年最大降水量：481.0mm；累年平均蒸发量：1805.1mm；冬季主导风向为SW，相应频率为21%；夏季主导风向为SW，相应频率为9%；全年主导风向为SW，相应频率为13%；累年最大冻土深度2.89m。74 X热电公司锡林二电厂1、2、3号机组脱硝改造可研报告1.1交通运输（1）铁路运输X盟现有铁路4条，全长667km，其中集宁至二连浩特铁路穿越X盟西部，与蒙古国铁路接轨，全长330km，运输能力为1000万t/a，其中锡盟境内为221km；郭尔本至查干淖尔铁路是集二铁路的支线铁路，是X盟苏尼特碱业有限公司产品外运的主要运输通道，全长52km；集宁至通辽铁路穿越X盟南部，途经南部黄、白、蓝三个旗，是连通自治区东西部的主要交通枢纽，全长943km，运输能力为1500万t/a，其中锡盟境内为194km；X至桑根达来铁路是集通铁路的支线，为X等地区通往自治区首府提供了极大的便利，全长154km；正蓝旗至桑根达来铁路是锡桑铁路的延长线，全长56km。（2）公路运输X盟现有国道三条，省道八条。全盟公路总里程8005km，等级公路5860km，晴雨通车里程3423km，公路网密度达到3.94公里/百平方公里，苏木乡镇通油路率达到59.83%，行政嘎查村通公路率达到77.45%。基本形成以国省道为主骨架，以盟旗市所在地为中心，辐射苏木乡边防哨所及农林牧场的公路交通网络。X市公路交通四通八达，207国道、303国道、101省道横贯市境，与毗邻地区紧紧相连。本期工程进厂道路引接自厂区南侧宝格达街，运煤及货运道路引接自厂区北侧及东侧现有道路。1.2机组设备概况1.2.1锅炉概述锅炉的主要设计参数如表2-3。表2-1.锅炉主要设计参数项目单位1、2号3号过热蒸汽流量t/h656574 X热电公司锡林二电厂1、2、3号机组脱硝改造可研报告汽包工作压力MPa4.224.22过热汽出口压力MPa3.823.82过热蒸汽出口温度℃450450给水温度℃150150排烟温度℃155160冷风温度℃2030热风温度℃340340锅炉效率%9089燃煤量t/h1717表2-1.烟气温度设计值项目单位1、2号3号炉膛出口℃996985一级过热器入口℃797662转向室℃590596二级空预器入口℃423445一级省煤器入口℃342368一级空预器入口℃273276一级空预器出口℃1551601.1.1燃烧系统锅炉采用直流缝隙式燃烧器，布置在炉膛侧墙四角，假想切园直径300mm，燃烧系统主要设计参数见表2-5。表2-2.燃烧系统设计参数项目单位1、2号炉3号炉74 X热电公司锡林二电厂1、2、3号机组脱硝改造可研报告燃烧室燃烧中心最高温度℃15941694炉膛出口设计烟温℃996985过剩空气系数1.21.1燃烧器一次风速m/s2522二次风速m/s4048一次风率%5035二次风率%4056一次风温℃115120二次风温℃3403401.1.1制粉系统制粉系统性能见表2-6。表2-1.磨煤机技术性能项目单位1、2号炉3号炉工作出力t/h5~76.8~8.2台数3+13+1入口温度℃536628出口温度℃90~12090~120进煤颗粒直径mm≤30≤40煤粉细度（R90）%45401.1.2省煤器锅炉的省煤器共分为两级，91组，目前1号炉的省煤器已经封堵15组，2号炉的省煤器已经封堵13组，3号炉的省煤器已经封堵17组，每台炉省煤器的总重约为25t。省煤器设计参数见表2-7。表2-2.省煤器技术参数74 X热电公司锡林二电厂1、2、3号机组脱硝改造可研报告项目单位1、2号炉3号炉高温段管数排4141低温段管数排5050高温段管子规格mmφ32×3φ32×4低温段管子规格mmφ32×3φ32×4高温段出口水温℃269255低温段出口水温℃212218设计入口水温℃150进口烟气流速（B-MCR）m/s8出口烟气流速（B-MCR）m/s6总受热面积m26365571.1.1空预器空预器共分为3级，空预器管道规格为φ40×1.5，材质均为Q235-AF，每台炉空预器的总重约为66.35t。空预器设计参数见表2-8。表2-1.空预器技术参数项目单位1、2号炉3号炉高温段受热面积m213881500低温段受热面积m225202698高温段出口风温℃340340低温段入口风温℃2020管子规格mmφ40×1.5φ40×1.51.1.2风机表2-2.引风机设计参数74 X热电公司锡林二电厂1、2、3号机组脱硝改造可研报告项目单位1、2号炉3号炉型式离心式离心式出力m3/h1.75×1051.75×105全压头kPa2.752.79转数r/min960960风机型号Y4-73-11No18-45°Y4-73-12No18-45°电机型号Y400-36-6Y355-46-6功率kW200200电压kV66电流A24.925.21.1运行现状1.1.1煤质情况电厂近年统计煤质情况见表2-10，燃煤灰含量基本在30%以下，硫含量在1.8%以下，干燥无灰基挥发分在40%~48%之间。表2-1.电厂煤质统计检测项目符号单位乌兰图嘎蒙东西二聚能矿品神华北电胜利能源内蒙古大唐国际X矿业全水分Mt%42.334.629.033.928.9空气干燥基水分Mad%17.9719.1518.6618.3315.82收到基灰分Aar%8.427.5131.3421.0824.42干燥无灰基挥发分Vdaf%48.2340.8648.9447.3846.23收到基碳Car%36.9444.0226.2931.8233.35收到基氢Har%2.492.602.142.292.3774 X热电公司锡林二电厂1、2、3号机组脱硝改造可研报告收到基氮Nar%0.510.630.420.460.55收到基氧Oar%8.209.649.009.759.87全硫St,ar%1.141.001.810.700.54收到基高位发热量Qgr,v,arMJ/kg14.6117.1210.7012.6013.00收到基低位发热量Qnet,v,arMJ/kg13.1215.799.5911.3511.85哈氏可磨指数HGI/5769534443煤灰中二氧化硅SiO2%48.2543.0556.8255.2357.95煤灰中三氧化二铝Al2O3%13.2514.9022.5218.6522.59煤灰中三氧化二铁Fe2O3%5.125.789.4811.056.41煤灰中氧化钙CaO%12.5014.583.243.873.82煤灰中氧化镁MgO%2.864.081.762.652.03煤灰中氧化钠Na2O%0.421.610.351.000.84煤灰中氧化钾K2O%1.240.681.683.081.72煤灰中二氧化钛TiO2%0.560.510.600.800.87煤灰中三氧化硫SO3%14.9814.232.823.223.05煤灰中二氧化锰MnO2%0.0590.0220.0210.0180.023煤中氯Clar%0.0080.0130.0160.0150.024煤中砷Asarµg/g134169122015年1月，由X热工研究院有限公司对1号机组进行了全面的摸底测试，测试期间入炉煤质见表2-10，入炉煤全水含量为36.7%，收到基灰分为18.62%，全硫含量为0.82%，低位热值为11.29MJ/kg。表2-1.电厂煤质统计检测项目符号单位原煤全水分Mt%36.774 X热电公司锡林二电厂1、2、3号机组脱硝改造可研报告空气干燥基水分Mad%10.20收到基灰分Aar%18.62干燥无灰基挥发分Vdaf%46.87收到基碳Car%31.89收到基氢Har%2.15收到基氮Nar%0.49收到基氧Oar%9.33全硫St,ar%0.82收到基高位发热量Qgr,v,arMJ/kg12.58收到基低位发热量Qnet,v,arMJ/kg11.291.1.1NOx浓度摸底测试期间，对1号炉NOx排放浓度进行测试（均折算至6%O2下），锅炉负荷不同，NOx浓度差异较大，在锅炉100%负荷下，NOx浓度约为282mg/m3，在锅炉70%负荷下，NOx浓度约为482mg/m3。表2-1.各负荷试验工况下NOx测试结果项　　目单位100%负荷70%负荷空预器出口烟气NOX浓度mg/m3282482空预器出口烟气O2浓度%9.8111.991.1.2烟气温度若采用SNCR脱硝技术，喷入还原剂的最佳反应温度区间为850~1100℃，根据前述锅炉设计的热力计算表，锅炉额定负荷下，1、2号炉炉膛出口设计烟温为996℃3号炉为985℃。因此炉膛出口处为SNCR还原剂适宜喷入区域。SCR脱硝工艺正常反应温度区间为300~420℃，烟气温度是影响SCR催化剂的脱硝效果的重要因素。1、2号炉一级省煤器入口烟气温度设计值为342℃，3号炉为368℃，一级省煤器入口区域能够满足催化剂反应温度要求。74 X热电公司锡林二电厂1、2、3号机组脱硝改造可研报告表2-1.尾部烟道烟温锅炉设计值项目单位1、2号3号炉膛出口℃996985二级空预器入口℃423445一级省煤器入口℃342368一级空预器入口℃273276一级空预器出口℃155160摸底实测值（1号炉）项目单位100%负荷70%负荷空预器出口烟气烟气温度℃221二级空预器入口烟气温度℃4183741.1.1烟气量摸底测试期间，在锅炉满负荷下，测得空预器出口实际湿烟气量为9.77×104m3/h，计算结果见表2-14。表2-2.烟气量测试结果项　　目单位100%负荷空预器出口烟气流量　实际状态m3/h20.12×104标态,湿基，实际O2m3/h9.77×104标态，干基，6%O2m3/h7.1×104空预器出口烟气O2浓度%9.811.1.2SO2/SO3浓度设计煤硫含量约0.8%，摸底测试期间，入炉煤中硫含量为0.82%。实测空预器出口SO2浓度为2873mg/m3（均折算至6%O2下），按SO2在炉膛内约有0.8%被氧化成SO3计，烟气中SO3浓度约为23mg/m3。74 X热电公司锡林二电厂1、2、3号机组脱硝改造可研报告表2-1.SO2测试结果项　　目单位100%负荷70%负荷空预器出口烟气SO2浓度mg/m328732833空预器出口烟气O2浓度%9.8111.991.1.1飞灰特性设计煤中灰含量13.22%，摸底测试期间，入炉煤中硫含量为18.62%，根据实际入炉煤质，估算实际湿烟气中的灰含量约26g/m3。灰中SiO2+Al2O3含量约82%，CaO含量约2.6%。表2-2.飞灰成分结果检测项目符号单位灰样飞灰中二氧化硅SiO2%61.64飞灰中三氧化二铝Al2O3%20.96飞灰中三氧化二铁Fe2O3%8.41飞灰中氧化钙CaO%2.61飞灰中氧化镁MgO%1.76飞灰中氧化钠Na2O%0.60飞灰中氧化钾K2O%1.44飞灰中二氧化钛TiO2%0.57飞灰中三氧化硫SO3%1.38飞灰中二氧化锰MnO2%0.0481.1.2主机参数摸底测试期间，对主机其他运行参数进行了记录，具体见表2-17及表2-18。74 X热电公司锡林二电厂1、2、3号机组脱硝改造可研报告表2-1.主机运行参数（满负荷）设备1号机组试验名称主机侧运行数据日期2015年1月10日时间单位11:0011:2011:4012:0012:2012:4013:00锅炉主蒸汽流量t/h60606061606059主蒸汽温度℃445446454443450450450主蒸汽压力Mpa3.53.53.53.53.53.53.5给水流量t/h67686666666666给水压力Mpa5.55.55.55.55.55.55.5给水温度℃136136136136137137137送风机电流A100100100100100100100引风机电流A22222222212121送风机开度　40404040404040引风机开度%100100100100100100100磨煤机运行方式-ACDACDACDACDACDACDACD表2-2.主机运行参数（中负荷）设备1号机组试验名称主机侧运行数据日期2015年1月10日时间单位15:0015:2015:4016:00锅炉主蒸汽流量t/h43464447主蒸汽温度℃43243643743874 X热电公司锡林二电厂1、2、3号机组脱硝改造可研报告主蒸汽压力Mpa3.23.33.23.2给水流量t/h48494545给水压力Mpa5.75.75.75.7给水温度℃140139141140送风机电流A90909090引风机电流A17171717送风机开度　25252525引风机开度%40404040磨煤机运行方式-ADADADAD74 X热电公司锡林二电厂1、2、3号机组脱硝改造可研报告1.脱硝改造路线1.1NOx控制技术燃煤锅炉生成的NOx主要由NO、NO2及微量N2O组成，其中NO含量超过90%，NO2约占5~10%，N2O只有1%左右。NOx理论上有三条生成途径：l燃料型NOx，燃料中的氮化物在煤粉火焰前端被氧化而成，所占NOx比例超过80~90%；l热力型NOx，助燃空气中的N2在燃烧后期1300℃以上的温度下被氧化而成；l瞬态型NOx，由分子氮在火焰前沿的早期阶段生成，所占NOx比例很小。利用煤粉燃烧过程产生的氮基中间产物或者往烟道中喷射氨气，在合适的温度、气氛或催化剂条件下将NOx还原，这是燃煤锅炉控制NOx排放的主要机理（图3-2）。由此衍生出炉内低NOx燃烧（简称LNB）、炉膛喷射还原剂的选择性非催化还原烟气脱硝（简称SNCR）和炉后烟道喷射还原剂的选择性催化还原烟气脱硝（简称SCR）等三类技术，这些技术成熟可靠，可单独或组合使用。图3-1NOx生成与控制途径示意图1.1.1低NOx燃烧低氮燃烧是国内外燃煤锅炉控制NOx排放的优先选用技术。74 X热电公司锡林二电厂1、2、3号机组脱硝改造可研报告现代低NOx燃烧技术将煤质、制粉系统、燃烧器、二次风及燃尽风等技术作为一个整体考虑，以低NOx燃烧器与空气分级为核心，在炉内组织燃烧温度、气氛与停留时间，形成早期的、强烈的、煤粉快速着火欠氧燃烧，利用燃烧过程产生的氨基中间产物来抑制或还原已经生成的NOx。国内切圆燃烧技术源自美国CE公司，从早期的集中送风高温富氧燃烧到目前的多级空气深度分级燃烧，在不同时期已发生了四次重大变化（图3-2）：lLNCFS-I（图3-2b），将二次风喷嘴气流射向较大直径“假想”切圆，并在顶层燃烧器上部设紧凑型燃尽风CCOFA。lLNCFS-II（图3-2c），在保留二次风大偏斜的基础上，采用分离的燃尽风SOFA实施炉内高度方向的分级燃烧。lLNCFS-III（图3-2d），将二次风大偏斜贴近水冷壁，并设置一层紧凑型燃尽风CCOFA与一层分离的燃尽风SOFA。lTFS2000（图3-2），早期的WR型燃烧器升级为P2型湍流燃烧器，在保留二次风大偏斜与一层紧凑型燃尽风CCOFA基础上，增设两组多层分离燃尽风SOFA。l与TFS2000处于同一水平的最新型低氮燃烧技术是MACT（图3-2），将浓淡分离的PM型燃烧器与紧凑型燃尽风CCOFA与分离的多层燃尽风SOFA相结合。74 X热电公司锡林二电厂1、2、3号机组脱硝改造可研报告图3-2切圆低NOx燃烧技术演变过程目前，国内三大锅炉厂都拥有了低NOx燃烧技术，除此之外，哈尔滨工业大学、国电科环、X热工研究院等公司也研发了具有自主知识产权的低NOx燃烧技术。这些技术具有一定的共性：1)低NOx直流燃烧器：燃烧器首要任务是燃烧，浓淡偏差稳燃措施也有助于控制NOx。在煤粉喷嘴前，通过偏流装置（弯头、百叶窗、挡块，如图3-3）使煤粉浓缩分离成浓淡两股。喷嘴设扰流钝体，一方面可卷吸高温烟气回流，另一方面使浓相煤粉在绕流时偏离空气，射入高温回流烟气区域。这样，在燃烧器钝体下游，可形成高浓度煤粉在高温烟气中的浓淡偏差欠氧燃烧，从而有效控制燃烧初期的NOx生成量。2)炉内径向空气分级：一次风粉射流切圆相对较小或者将水平浓淡燃烧器的浓相煤粉小角度反切，二次风射流角度偏离一次风或者设置贴壁风（图3-4）。一、二次风的这种射流方式，可使煤粉集中到炉膛中央，绝大部分的煤粉在炉膛中央欠氧燃烧，极少量的煤粉在大切圆附近燃烧，水冷壁表面附近为氧化气氛，形成炉内径向空气分级浓淡偏差燃烧。即，在控制NOx的同时，有效防止水冷壁结渣或高温烟气腐蚀。74 X热电公司锡林二电厂1、2、3号机组脱硝改造可研报告1)炉内轴向空气分级：为增加浓相煤粉在欠氧气氛区域的停留时间，提高燃烧过程中的NOx自还原能力，部分二次风通过顶层燃烧器上部的一层或多层高位燃尽风喷口送入炉膛（图3-5），在炉内轴向形成大范围的空气分级燃烧。即，燃烧器区域过剩空气系数小于0.8~0.9，并通过燃尽风完成焦炭、CO及其它中间产物的燃尽。图3-3低NOx直流燃烧器图3-4炉内径向空气分级图3-5炉内轴向空气分级对于燃用烟煤老机组，国内已有部分切圆燃烧锅炉进行了以控制燃尽、结渣与NOx排放为核心的燃烧改造（表3-1），取得了200~350mg/m3的NOx控制效果。切圆低氮燃烧改造典型案例有京能热电4×200MW、深圳妈湾2×300MW、华能铜川2×600MW（图3-6）、安徽马鞍山万能达2号炉等，这些改造工程基本燃用高挥发分烟煤，能控制炉膛出口NOx浓度小于300mg/m3。表3-1国内低氮燃烧锅炉案例统计电厂名称容量MW燃烧方式燃用煤种改前NOxmg/m3改后NOxmg/m3承担公司国电西固6-10号50切圆烟煤320~350烟台龙源大唐高井50切圆烟煤680400~430哈工大国华一热1-4号100切圆神华烟煤<350浙大74 X热电公司锡林二电厂1、2、3号机组脱硝改造可研报告京能热电1号200切圆大同小峪煤和混合烟煤700~800300~350烟台龙源京能热电2~4号200切圆大同小峪煤和混合烟煤700~800300~350哈工大国电大同1-4号200切圆烟煤800~1000380~450烟台龙源国电靖远1-4号200切圆烟煤380~450烟台龙源富拉尔基6号200切圆扎赉诺尔褐煤360~400哈工大河南首阳山220切圆烟煤360~400哈工大深圳妈湾1号300切圆晋北烟煤600300烟台龙源外高桥一厂2号300切圆神华烟煤350~450上锅利港1-2号350前墙雁北混煤>1200360~400西门子宜兴协联7号135切圆烟煤300~350阿米那浙江钱清125切圆贫煤500~700400摩博泰柯华能南京320前后墙贫煤1320<850TPRI江苏利港一期350前墙烟煤1250<400ABT华电青岛300切圆贫混煤700<400哈工大1.1.1烟气脱硝SCRSCR技术最早于上世纪70年代用于日本电站锅炉的NOx控制，其原理是把氨基还原剂气喷入锅炉下游300~400℃的烟道内，在催化剂作用下，利用氨基还原剂的选择性将烟气中NOx还原成无害的N2和H2O。SCR是一种成熟的深度烟气氮氧化物后处理技术，无论是新建机组还是在役机组改造，绝大部分煤粉锅炉都可以安装SCR装置。典型的烟气脱硝SCR工艺74 X热电公司锡林二电厂1、2、3号机组脱硝改造可研报告具有如下特点：1)脱硝效率可以高达95%，NOx排放浓度可控制到50mg/m3以下，是其他任何一项脱硝技术都无法单独达到的。2)催化剂是工艺关键设备。催化剂在与烟气接触过程中，受到气态化学物质毒害、飞灰堵塞与冲蚀磨损等因素的影响，其活性逐渐降低，通常3~4年增加或更换一层催化剂。对于废弃的催化剂，由于富集了大量痕量重金属元素，需要谨慎处理。3)反应器内烟气垂直向下流速约4~4.5m/s，催化剂通道内烟气速度约5~7m/s。4)脱硝系统会增加锅炉烟道系统阻力约700~1000Pa，需提高引风机压头。5)SCR系统的运行会增加空预器入口烟气中SO3浓度，并残留部分未反应的逃逸氨气，二者在空预器低温换热面上反应形成硫酸氢铵，易恶化空预器冷端的堵塞和腐蚀，需要对空预器采取抗硫酸氢铵堵塞措施（对回转式空预器有影响）。6)受制于锅炉烟气参数、飞灰特性及空间布置等因素的影响，根据反应器的布置位置，SCR工艺分为高灰型、低灰型和尾部型等三种：高灰型SCR是主流布置，工作环境相对恶劣，催化剂活性惰化较快，但烟气温度合适（300~400℃），经济性最高；低灰型SCR与尾部型SCR的选择，主要是为了净化催化剂运行的烟气条件或者是受到布置空间的限制，由于需将烟气加热到300℃以上，只适合于特定环境。国内自福建漳州后石电厂建成第一台SCR装置，从2005年期大规模用于电站锅炉的NOx控制，这些机组均采用高灰型SCR布置工艺，脱硝效率约60~90%。与新建机组相比，老机组脱硝改造时，面临布置空间、锅炉基础和钢架的加固等工作，改造难度较大（图3-7是典型改造案例之一）。74 X热电公司锡林二电厂1、2、3号机组脱硝改造可研报告图3-6高灰型SCR脱硝系统图3-7SCR改造案例1.1.1SNCR烟气脱硝SNCR技术是利用机械式喷枪将氨基还原剂（如氨气、氨水、尿素）溶液雾化成液滴喷入炉膛，热解生成气态NH3，在850~1050℃温度区域（通常为锅炉对流换热区）和没有催化剂的条件下，NH3与NOx进行选择性非催化还原反应，将NOx还原成N2与H2O（图3-9）。喷入炉膛的气态NH3同时参与还原和氧化两个竞争反应：温度超过1050℃时，NH3被氧化成NOx，氧化反应起主导；温度低于850℃时，NH3与NOx的还原反应为主，但反应速率降低。这是一项十分成熟的脱硝技术，但相对SCR而言，脱硝效率有限制。但是，由于它的低投资和低运行成本，特别适合小容量锅炉的使用；小容量锅炉可以做到比较高的效率，因而综合性价比较好。SNCR整体工艺比较简洁，具有如下特点：l随机组容量增加，炉膛尺寸增大、机组负荷变化范围扩大，增加了SNCR反应温度窗口与还原剂均匀混合的控制难度，致使脱硝效率降低。对于600MW煤粉锅炉，在控制氨逃逸浓度小于10μL/L条件下，SNCR脱硝效率仅有30%左右。l还原剂雾化液滴在大于1100℃温度下分解时，部分被氧化成NOx，增加了NOx原始控制难度，导致还原剂的有效利用率较低。脱硝效率为30~40%时，化学反应当量比NSR约为1.2~1.5，甚至更高，还原剂利用率仅为20~30%。lSNCR装置不增加烟气系统阻力，也不产生新的SO3，氨逃逸浓度通常控制在10μL/L以内。74 X热电公司锡林二电厂1、2、3号机组脱硝改造可研报告l还原剂喷入炉膛前，需要稀释到10%以下，而雾化液滴蒸发热解过程需要吸收一定的热量，这会造成锅炉效率降低约0.1%~0.3%。SNCR脱硝装置的NOx去除效果受到有效停留时间、投送窗口、混合程度、及化学当量比等多个因素的影响：l有效停留时间：是指还原剂在炉内完成与烟气的混合、液滴蒸发、热解析出NH3、NH3转化成游离基NH2、还原反应等全部过程所需要的时间。通常要求停留时间超过1s，在850~1050℃对流区间的停留时间不小于0.5秒，以使NH3与NOx充分扩散与反应，最大限度减少氨逃逸。此外，如果尿素雾化液滴在离开850~1050℃对流区间时，仍旧没有完全热解完毕，则后期析出的残余NH3因低温无法反应也会造成大量氨逃逸，因此，应保证有足够的时间使液滴刚进入反应区就能够完成蒸发热解析氨过程。l投送窗口：尿素溶液喷射点至脱硝还原反应区间的时间越长，越有利于雾化液滴蒸发析氨，为还原反应提供足够的气态氨，但由于液滴蒸发过程所处温度较高，这会造成大量NH3被氧化成NOx，不仅降低了还原剂的利用率，且加重了后期的还原反应。因此，在保证提供适量气态氨进入反应区域的前提下，应最大化减少液滴蒸发期间的NH3氧化量，通常尿素溶液的喷射温度窗口约为850~1050℃，即，折焰角附近的屏过、再热器及水平烟道的末级过、再热器所在的对流区域。为适应负荷与煤种等因素对炉内烟气温度分布的影响，SNCR系统通常采取如下两种措施：在线调整雾化液滴的粒径大小与含水量，缩短或延长液滴的蒸发与热解时间，使热解产物NH3投送到合适的脱硝还原反应区域；在炉膛高度上多层布置尿素喷射器，高负荷时投运上层喷射器，低负荷时投运下层喷射器。l充分混合：在给定还原剂喷射量下，如果进入反应区间内的NH3分布不均匀，不仅会降低脱硝效率，还会造成局部过高的氨逃逸。为提高反应区间内的NH3/NO分布均匀性，尿素溶液喷射系统需要具备高的穿透能力和强的混合性：优化墙式雾化喷射器的喷嘴，控制雾化液滴的粒径、喷射角度、穿透深度及覆盖范围；采取高速射流气体或多喷嘴长枪式喷射器，增强雾化液滴的投送准确性。74 X热电公司锡林二电厂1、2、3号机组脱硝改造可研报告l化学当量比（NSR）：NH3-NO理论化学反应当量比为1:1，但由于部分NH3被氧化、反应区间较短的停留时间以及喷射混合均匀性的限制，需要喷入比理论化学当量更多的还原剂。运行经验显示，脱硝效率在50%以内时，NH3/NOx化学当量比NSR一般控制在1.0~2.0之间。SNCR脱硝系统通常采用尿素作为还原剂，如何将尿素溶液雾化液滴投送到炉膛的合适温度区间，并使之与烟气充分混合，是决定SNCR装置脱硝效率的关键。根据雾化喷枪的结构特点，可将SNCR技术分为三种：l墙式SNCR。大量长度较短的墙式尿素喷射器分多层布置在炉膛折焰角高度附近的水冷壁四周，喷嘴伸入炉膛的距离小于5cm，依靠非常多的喷射点来提高还原剂的投送范围与混合均匀性，主要适用于150MW等级以下小容量锅炉。国内某100MW机组，在炉膛折焰角附近的水冷壁四周分四层布置了49支墙式蒸汽雾化双流体喷射器，通常投运一层或两层喷射器就能满足40%的脱硝效率要求。l多喷嘴式SNCR。对于容积约200~300MW等级的锅炉，为提高尿素雾化液滴的投送和混合效果，可采用多喷嘴长枪式尿素喷射器。喷射器类似锅炉长杆蒸汽吹灰器，杆体布置大量喷嘴，采用压缩空气雾化尿素溶液。喷射器长度可以改变，插入炉膛的深度超过3m，主要布置在侧墙折焰角上方墙式喷射器难以有效投送的区域。当喷射器不使用、冷却水流量不足、冷却水温度高或雾化空气流量不足时，可自动退出。韩国某厂250MW机组配前后墙对冲方式燃烧，NOx排放浓度约700~950mg/m3。在折焰角上下方布置了三层尿素喷枪，其中22只墙式喷枪，4只多喷嘴喷枪，脱硝效率达到40%。l雾化增湿喷射器。除从喷射器角度考虑脱硝还原剂的准确投送外，还可采用增湿高速射流空气投送尿素雾化液滴技术。在折焰角附近侧墙，布置多个尿素溶液控制盒，每个控制盒里有尿素溶液喷嘴、稀释水喷嘴、增湿水喷嘴及高压空气（压力约10kPa，配单独的高压罗茨风机）喷口，增湿后的高速空气射流能够多角度多层次地携带尿素液滴到合适的地方。这种投送方式可获得50%以上的脱硝效率，并有效减少还原剂耗量20~30%。SNCR技术在美国应用相对较广，在国内目前已有较多74 X热电公司锡林二电厂1、2、3号机组脱硝改造可研报告电厂采用了SNCR烟气脱硝技术（表3-2）。这些机组基本燃用烟煤，均采用了先进的低氮燃烧技术，炉膛出口NOx浓度约300~400mg/m3，配合SNCR装置，可达到200~260mg/m3的NOx控制水平，能够满足未来一段时期内部分老机组的NOx控制要求。图3-8SNCR系统表3-2SNCR业绩统计序号项目单位利港三期万浦热电国华北京广州恒运1机组容量MW6006001002002入口NOx浓度mg/m34004003503002出口NOx浓度mg/m33002602001953脱硝效率%253543354氨逃逸浓度μL/L5101085对锅炉效率影响%<0.50.5<0.3<0.36工程承包商-南京龙源大唐环境浙江大学同方环境7技术来源-FuelTechFuelTech浙江大学GE74 X热电公司锡林二电厂1、2、3号机组脱硝改造可研报告1.1.1混合型烟气脱硝（SNCR/SCR）混合型SNCR/SCR技术是将SNCR与烟道型SCR结合，SNCR承担脱硝和提供还原剂NH3的双重功能，利用烟道型SCR将上游来的NH3与NOx反应完全，从而提高整体脱硝效率，弥补SNCR装置脱硝效率有限的缺陷。技术特点如下：1)适应于场地空间有限的特定环境，脱硝效率可达到75%左右。2)烟道阻力约增加小于150~500Pa，主要取决于催化剂的用量和烟道形式。3)整体脱硝效率低于70%时，烟道型SCR不需另设喷氨AIG装置，但需要提高烟道型SCR的脱硝效率时，还得增设单独的氨喷射系统。4)早期的烟道型SCR反应器布置在水平烟道上，烟气水平流动，流速较高。改进后的烟道型SCR垂直布置，流速降低，以提高催化剂使用寿命。5)烟道型SCR没有喷氨混合装置，依靠上游来的NH3与NOx反应，因此NH3在烟道截面的分布情况将严重影响SCR的脱硝效果。SNCR/SCR混合型脱硝技术是近年来发展起来的技术，有其特定的应用范围。图3-9SNCR/SCR混合工艺74 X热电公司锡林二电厂1、2、3号机组脱硝改造可研报告1.1脱硝路线选择对于本工程，脱硝改造时按NOx基准为500mg/m3进行设计，脱硝改造有以下2种方案可供选择：方案一：SNCR+烟道型SCR混合法工艺，按原始NOx浓度500mg/m3，首先对锅炉进行SNCR改造，脱硝效率按40%设计，将炉膛出口NOx浓度控制在300mg/m3，然后在锅炉尾部烟道增设烟道型SCR装置，脱硝效率按33%设计，最终将NOx浓度控制在200mg/m3以内。方案二：单独SCR工艺，按原始NOx浓度500mg/m3，在锅炉尾部烟道增设SCR脱硝装置，脱硝效率按60%设计，最终将NOx浓度控制在200mg/m3以内。上述两种方案均能将NOx稳定控制在200mg/m3以内，但方案二与方案一相比，其初投资偏高，同时现场空间紧凑，如采用SCR工艺，其进出口烟道接口难以布置，综合考虑，推荐方案一作为本工程脱硝改造方案。1.2还原剂选择电厂现有4、5号循环流化床锅炉脱硝改造采用尿素制取还原剂，本期1、2、3号锅炉脱硝改造选用尿素作为还原剂，与4、5号炉公用尿素区域。1.3改造工程风险分析对于本工程，通过SNCR+烟道型SCR脱硝技术可将NOx控制在200mg/m3以内，满足环保排放要求，但改造过程也存在一些难点及风险：lSNCR的布置应考虑脱硝反应温度窗口的要求，对喷枪应合理布置，在锅炉正常负荷运行范围内保证相应的脱硝效率。l增设烟道型SCR装置，需对受热面进行改造。另外，SCR依靠上游SNCR逃逸的NH3作为还原剂，本工程不增设喷氨格栅等设备，要求上游逃逸的NH3在烟气中均匀分布，保证烟道型SCR的脱硝效率及最终的氨逃逸均能满足要求。74 X热电公司锡林二电厂1、2、3号机组脱硝改造可研报告1.脱硝工程设想借助以往工作经验及国内同类机组改造案例，针对X二电厂1、2、3号锅炉可行的SNCR+SCR的混合法脱硝技术路线，进行了工程设想。1.1设计参数与性能要求脱硝装置设计须满足机组正常运行负荷要求，能适应锅炉全负荷范围。脱硝设计烟气参数见表4-1。表4-1.脱硝设计基准参数项目内容单位数值一级省煤器入口烟风参数机组负荷MW12O2%6.98CO2%10.37湿度%12.78N2%69.87湿烟气量Nm3/h86321给煤量t/h17干烟气量@6%O2Nm3/h71000烟气温度℃340静压Pa-800污染物浓度基准NOx@6%O2mg/m3500SO2@6%O2，干基μL/L979SO3@6%O2，干基μL/L6飞灰浓度@6%O2g/Nm326设计性能方案混合法74 X热电公司锡林二电厂1、2、3号机组脱硝改造可研报告NOx控制目标mg/m3200原始NOx@6%O2mg/m3500SNCR改造后NOxmg/m3300SNCR脱硝效率%40SCR出口NOxmg/m3200SCR脱硝效率%33锅炉效率降低%<0.31.1脱硝工程总体布置脱硝改造工程的总体布置应力求对主机的影响最小，因地制宜，充分利用地形条件考虑施工条件，并满足《火力发电厂总图运输设计技术规程》（DL/T5032-2007），《火力发电厂烟气脱硝设计技术规程》（DL/T5196-2006）等规范及劳动安全和工业卫生防范的有关要求。脱硝改造工程的红线图见附录B：lSNCR系统采用尿素作为脱硝还原剂，尿素溶液喷射系统位于锅炉本体，尿素溶液喷枪的设置尽量布置在现场有利空间，本工程布置在折焰角区域水冷壁处。l与4、5号炉公用尿素站，位于5号炉渣库西北侧空地。l供还原剂、稀释水、压缩空气管路及电缆等尽量利用原有管路支架、及电缆桥架，如无法满足，则新建管架，采用双层200×150桥架。l脱硝改造范围内的各种管线布置按全厂规划统一考虑。1.2SNCR方案设计首先对锅炉进行SNCR改造，按原始NOx浓度500mg/m3，脱硝效率按40%设计，SNCR出口NOx浓度控制在300mg/m3，对可行的脱硝改造路线所涉及到的SNCR喷射系统等进行了初步工程设计。74 X热电公司锡林二电厂1、2、3号机组脱硝改造可研报告1.1.1尿素制备与储存系统与4、5号循环流化床机组公用尿素区，增设必要的设备，如储罐、循环泵等。本期3台炉脱硝采用SNCR+SCR混合法工艺，单台炉尿素耗量为37kg/h，3台炉一周尿素耗量为19t，按年利用小时6300h计算，3台炉一年尿素耗量为700t。1.1.2稀释和计量分配系统储罐里的尿素溶液用高压头耐蚀多级离心泵通过管道输送至锅炉SNCR喷射系统，在泵出口布置有缓冲器以保护离心泵并使系统压力稳定。再用稀释水泵引来的稀释水将高浓度尿素溶液稀释至10%浓度。尿素溶液的浓度根据喷入点的流速、烟温、NOX浓度等参数试验确定，在确保高脱硝效率的前提下尽可能的减少稀释水的用量。稀释比例和喷射量调整由控制系统来完成，溶液在混合器混合均匀后进入流量分配模块。喷射区计量模块用于精确计量和独立控制到锅炉每个喷射区的反应剂（尿素溶液）流量（如图4-5）。该模块采用独立的化学剂流量控制，通过区域控制阀与就地DCS控制器的结合，为复杂的应用情况提供所需的高水平的控制。该模块连接并响应来自机组燃烧控制系统、在线NOx、O2、逃逸氨的控制信号，自动调节反应剂流量，对NOx水平、锅炉负荷、逃逸氨浓度、燃料或燃烧方式的变化做出响应，打开或关闭喷射区或控制其质量流量。每一个区子模块可相互独立地进行运行和控制，该特性允许隔离每个子模块进行维修且不会严重影响工艺性能或总体的NOx还原效果。通过计量分配系统，可以实现流量自动控制。系统启动前现根据模拟数据预设每个喷嘴流量（开关调门），投运后在现场根据测试结果进一步优化调整，系统投运后用调试数据修正自控参数以确保高效脱硝和低氨逃逸量。雾化吹扫风量的调节与控制与喷嘴流量调节控制方式相同。冷却空气的量保证喷嘴的冷却需要即可。SNCR工艺主要性能指标有：脱硝效率、氨氮比NSR、氨逃逸量等，运行中这些指标的调整主要通过计量分配模块来实现。74 X热电公司锡林二电厂1、2、3号机组脱硝改造可研报告每台锅炉设置一套溶液稀释模块，主要设备包括流量传感器、混合器、减压装置等。3台锅炉共用一套溶液输送设备。输送装置就近布置在储罐旁边，电气控制设备布置在的建筑物内。喷射区计量模块设计单元包括一个不锈钢自由基座、主连锁跳闸盘、仪表和雾化空气压力开关及仪表空气调节器。计量分配设备就近布置在喷射系统附近锅炉平台上，以焊接或螺栓的形式固定。采用SNCR脱硝技术时，尿素溶液供应到每台锅炉本体后，需要首先与稀释水在线混合，将尿素溶液由50%稀释到约10%以下，再经过计量与分配装置为每只喷射器确定尿素溶液供应量，最后与雾化空气混合一起进入双流体雾化喷射器，雾化成液滴喷入炉膛。每台锅炉设尿素计量与分配装置，能对尿素溶液及稀释水流量按区进行控制（A、B、C区）。稀释水及溶解水耗量约1.1t/h，雾化空气（包括声波吹灰及仪表吹扫用压缩空气）耗量<10Nm3/min。稀释水取自尿素站稀释水箱，新增一套空压机系统为脱硝系统提供压缩空气，空压机流量为21Nm3/min，功率约120kW。图4-5尿素溶液计量分配装置74 X热电公司锡林二电厂1、2、3号机组脱硝改造可研报告1.1.1喷射系统对于尿素为还原剂的SNCR脱硝系统，由于喷入的尿素必须与烟气中的NOx充分混合才能发挥较好的选择性还原NOx的效果，但如果混合时间太长，或者混合不充分，就会降低反应的选择性。尿素与NOx发生反应的有效温度窗口较窄，通常在800～1050℃之间，同时延长还原剂在反应区域内的停留时间，有助于反应物质扩散传递和化学反应，提高脱硝效率，停留时间至少应超过0.3秒。本工程炉膛折焰角处烟气温度约在1000℃（设计值），满足SNCR工程需要。根据本工程特点，初步选择在折焰角附近区域布置喷枪，其中在A区布置8只墙式喷射器，每面墙布置2只，在B区前墙布置2只墙式喷射器，在C区左右墙分别布置1只带伸缩机构的多喷嘴枪喷射器。多喷嘴枪喷射器需配套设置冷却水系统，在负荷较高时投入使用。喷枪初步布置方案见图4-6~图4-8，以上仅为喷枪初步布置方案，具体需在工程实施时进一步优化设计。74 X热电公司锡林二电厂1、2、3号机组脱硝改造可研报告图4-6炉膛喷枪初步布置图图4-7短喷枪初步布置图（A、B区）74 X热电公司锡林二电厂1、2、3号机组脱硝改造可研报告图4-8长喷枪初步布置图（C区）喷射系统主要设备为喷射器，其设计满足耐高温、耐磨、可靠性高、雾化良好、喷射距离可调等特点。喷枪的设计经过大量的现场试验，可保证满足使用要求。本期脱硝工程喷枪要采取防堵塞措施。锅炉本体设备基本不需要迁移或较大的改动，可利用停炉检修的机会完成水冷壁开孔，这样也减少了需要停炉施工工期。1.1.1电气系统烟气脱硝SNCR工程低压厂用电电压等级与现有的厂内主题工程一致。采用的电压等级AC380/220V三相四线制。3台锅炉SNCR反应器区最大所需总功率约100kW，新增的空压机功率约120kW。使用的380/220V电源均可由锅炉主机配电室引出，不再设独立的脱硝配电装置。脱硝电气系统和整个电厂的电气系统设计项协调。脱硝改造电气部分主要布置方式为：l380V用电设备包括：稀释水泵、照明及热工等，需要2面MCC电源柜，由电厂提供脱硝系统电源（双路AC380V）接入点，所有相关电气系统采用防火防爆型。l380V低压电缆和控制电缆采用聚乙烯绝缘铜芯电缆，直埋电缆采用铠装。根据现场情况采用电缆沟、架空或直埋的方式进行电缆敷设，电缆桥架采用梯级式，所有贯穿电缆的各种孔洞均进行防火封堵。l74 X热电公司锡林二电厂1、2、3号机组脱硝改造可研报告脱硝系统配置一般照明和事故照明系统，采用防爆应急照明灯具，单独设检修电源箱和照明配电箱。表4-1.脱硝电气设备参数表名称设备容量(KW)运行功率（kw）电流（A）运行电流(A)备注单台台数一运一备稀释水泵1.163.36.65.2二运一备工艺水泵5.525.5118.8二运一备CEMS柜53153015检修电源1546012048照明电源5210208DCS电源101102012电动葫芦31362.5合计　　106.8213.699.5提供两路250AAC380V电源至脱硝MCC柜1.1.1热工控制涉及的控制主要为锅炉反应器区域，根据机组负荷、在线检测的NOx浓度及脱硝效率要求等，对尿素溶液及稀释水流量进行自动控制，并对关键参数进行监测和调节。炉侧调节控制系统采用DCS控制，控制部分可与脱硫改造统一考虑，脱硝新增点数见表4-3。表4-2.新增I/O控制点统计分系统名称信号类型信号汇总DIAI(4~20mA)AI(RTD/TC)DOAO(4~20mA)1号炉稀释计量2015101556574 X热电公司锡林二电厂1、2、3号机组脱硝改造可研报告2号炉稀释计量201510155653号炉稀释计量20151015565本工程考虑在烟道型SCR出口设置NOx/O2在线监测系统，并单独设置炉侧CEMS小室，新增CEMS系统应满足当地环保部分在线监测系统的接入要求。CEMS小间可设置在运转平台（或0m平台），采用彩钢板形式。1.1.1厂区水、电、气、汽改造脱硝系统改造尽量利用电厂现有的设施，厂区内部已有可用的水、电、汽、气等耗品(参数见表4-4)，考虑到改造用电、水量、蒸汽均较少，不需要新建单独的水源、电源等。1)尿素溶液输送管线有伴热和保温，以防止尿素溶液结晶，设计通过辅汽联箱引接蒸汽管道。2)3台炉新增SNCR系统，消耗仪用压缩空气系统约1m3/min，杂用气（雾化风、冷却风）耗量<10m3/min。本期脱硝改造需新增1套空压机系统，纳入4、5号炉空压机系统。3)溶解罐工艺水以及稀释水引自除盐水系统，通过自力式减压阀和调门确保入口压力、流量与离心泵出口尿素溶液参数相匹配。3台锅炉总用量约1.1t/h。4)SNCR脱硝改造新增电耗较少，最大增加功耗约100kW，均为380V低压电源，炉区电源就近接自锅炉房MCC。新增的空压机功率约120kW。5)混合法方案单台锅炉尿素耗量约37kg/h，3台锅炉的烟气脱硝SNCR系统年耗尿素700吨，周边货源市场充足，采购方便，可方便地为本工程提供脱硝还原剂。表4-1.脱硝改造可用消耗品参数项目内容单位数据除盐水压力MPa0.2~0.4消防水压力MPa0.8生活水压力MPa0.574 X热电公司锡林二电厂1、2、3号机组脱硝改造可研报告电源交流V380/220尿素溶液加热用蒸汽压力/温度MPa/℃0.5~0.8/280杂用、仪用压缩空气压力MPa0.6~0.81.1烟道型SCR改造为将NOx浓度由300mg/m3进一步控制在200mg/m3，需要在尾部烟道中布置一层催化剂，按脱硝效率33%，氨逃逸为3μL/L进行设计，对可行的脱硝改造路线等进行合理设计。利用烟道型SCR将上游来的NH3与NOx反应完全，SNCR承担脱硝和提供还原剂NH3的双重功能，本工程SNCR+SCR混合法整体脱硝效率在60%，要求的脱硝效率不高，另一方面受限于现场条件，对本工程不再设置喷氨格栅。因此，烟道型SCR仅涉及催化剂系统及吹灰系统等。1.1.1催化剂系统SCR普遍采用钒钛基催化剂，按外观形状分为蜂窝式、板式与波纹式三种。这三种催化剂的矿物组成接近，都是以TiO2（含量约80~90%）为载体，以V2O5（含量约1~2%）为活性材料，以WO3或MoO3（含量约占3~7%）为辅助活性材料，具有相同的化学特性，但外观形状的不同导致物理特性存在较大差异。l蜂窝式：世界范围内有许多家公司在生产这种催化剂。采取整体挤压成型，适用于燃煤锅炉的催化剂节距范围为6.9~9.2mm，比表面积约410~539m2/m3，比表面积比板式催化剂和波纹状催化剂都要大，即相同脱硝效率所需催化剂体积量较少，反应器尺寸和相应的钢结构也较小。74 X热电公司锡林二电厂1、2、3号机组脱硝改造可研报告由于蜂窝催化剂与烟气接触的边界较多，因而比板式催化剂更容易堵塞。蜂窝式催化剂的相邻蜂窝孔隙的中心距（节距）的大小取决于烟气中的含尘量。高粉尘含量时选择大节距的结构，以减少催化剂被粉尘堵塞的可能。由于制造工艺的原因，蜂窝式催化剂可以在不改变催化剂外部尺寸的情况下，较容易地改变节距，适应不同的应用场合。对于蜂窝催化剂，在催化剂入口后半区段内，烟气形成层流，磨损较小。同时越接近催化剂的壁面，烟气的速度越低，磨损也越轻。所以，可以在催化剂入口部分进行硬化处理，但会提高工程造价。l板式：由德国亚吉隆、日本日立、奥地利Ceram、迪诺斯等公司生产。以金属板网为骨架，采取双侧挤压的方式将活性材料与金属板结合成型。板型与空预器的受热面相似，节距6.0~7.0mm，开孔率较高80~90%，防灰堵能力较强，适合于灰含量高或粘性灰的工作环境。但其比表面积小（280~350m2/m3），要达到相同的脱硝效率，所需体积较大。采用板式催化剂设计的SCR反应器装置，相对荷载较大，单系统阻力相对较低。l波纹式：由丹麦托普索、韩国电力及日立造船公司生产。它以玻璃纤维或者陶瓷纤维作为骨架，孔径相对较小，比表面积最高，适用于低灰含量环境。在脱硝效率相同的情况下，波纹式催化剂的所需体积最小，且由于比重较小，SCR反应器体积与支撑荷载普遍较小。表4-1.不同催化剂形式比较性能参数板式蜂窝式波纹状蜂窝式形状基材不锈钢金属板整体挤压玻璃纤维板催化剂活性中中高氧化率高高低压力损失中高低抗腐蚀性高中低抗堵塞性高中中模块重量重中轻74 X热电公司锡林二电厂1、2、3号机组脱硝改造可研报告耐热性中中中用量大小小这三种类型催化剂尽管制造工艺不同，但均可组合成标准化模块（每个模块截面约1.9m×0.96m），都能够满足不同水平的脱硝效率要求。在SCR布置工艺确定时，催化剂的设计和选型主要受到烟尘浓度、温度及SO2浓度的影响：l波纹式催化剂的应用灰量条件不宜大于10g/Nm3；蜂窝式催化剂的最经济应用条件是灰含量低于30g/Nm3；板式催化剂的最经济应用条件是灰含量大于50g/Nm3；在30~50g/Nm3时，蜂窝与板式催化剂的经济性接近。l催化剂中的活性成分V2O5含量通常小于1.5%，在这个范围内，V2O5含量越大活性越高，但最佳运行温度相差较大（图4-10）。对于平均温度较高的工程，尤其超过420℃以上的运行环境，需要增加催化剂中的WO3含来提高催化剂的抗烧结能力，延缓催化剂因局部超高温（如大于450℃）烧结所引起的活性惰化。l烟气中的SO2在SCR催化剂中的V2O5催化作用下，会被氧化成SO3，且所处温度越高催化氧化效果越明显。为控制SO3/SO2转化率，对于高温条件下的SCR装置，只能将减少V2O5含量，并添加大量WO3，而催化剂初始设计活性的降低，将增加体积用量。l在最低连续喷氨温度下，喷入烟气中的氨气会与SO3反应生成硫酸铵和硫酸氢铵，堵塞催化剂微孔，因此，当低负荷下省煤器出口烟温较低时，需要停止喷氨（或者短期喷氨，尽快提高运行负荷，利用高温烟气将铵盐气化），或者采取省煤器旁路方式调节SCR入口烟温。74 X热电公司锡林二电厂1、2、3号机组脱硝改造可研报告图4-9蜂窝式与板式催化剂的制造工艺图4-10V2O5含量与温度对活性的影响催化剂是一种陶制品，具有表面粗糙、微孔多及易碎特点。受烟气及飞灰的影响，催化剂活性随运行时间逐渐降低：运行初期，惰化速率最快；超过2000小时后，惰化速率趋缓。为了充分发挥每层催化剂的残余活性，最大限度利用现有催化剂的活性，通常采用“X＋1”模式布置催化剂，初装X层，预留一层。图4-11是某“2＋2”布置模式的催化剂寿命管理曲线，国内目前大多采用“2＋1”布置模式。需要强调指出，为了SCR运行的经济性，在催化剂选型时宜考虑选择壁厚不小于0.8mm的催化剂，以便将来采用再生技术，延长催化剂的使用寿命。图4-11催化剂管理模式示例本工程一级省煤器入口烟气参数有如下特点：l锅炉满负荷下一级省煤器入口实际湿烟气量为86321m3/h，烟气湿度约为12%。l锅炉额定负荷下，炉膛出口烟温为996℃（3号炉为985℃），一级省煤器入口烟气温度设计值为342℃（3号炉为368℃），满足脱硝温度要求。74 X热电公司锡林二电厂1、2、3号机组脱硝改造可研报告l估算烟气中的SO2浓度为979μL/L，烟气中SO3浓度为6μL/L。参考国外经验（表4-6），板式和蜂窝式催化剂均能满足工程要求，但由于尾部烟道空间紧凑，建议采用蜂窝式催化剂，以减少催化剂用量。根据烟气参数，按化学寿命24000h时33%脱硝效率考虑，催化剂设计参数见表4-7：采用蜂窝催化剂，可选择节距7.4mm以上的规格，每台炉在一级省煤器入口烟道区域内布置1层催化剂。单台炉催化剂用量为13m3，单层布置6个模块，催化剂总重量约9t。表4-1.燃料特性对SCR的影响项目对催化剂的潜在影响解决方法灰通道堵塞l选择合适的催化剂孔径l设置合适的灰斗除去大颗粒冲蚀l垂直向下的均匀流场设计l采取抗冲蚀的催化剂表面覆盖层l采用蒸汽式及声波式吹灰器l在催化剂上表面设置金属丝网表面粘附l选择合适的烟气流速SO3表面覆盖l催化剂毛细微孔优化（微孔最大化）通道堵塞l吹灰器SO2向SO3的转化l降低催化剂中的V2O5含量l添加WO3空预器堵塞，飞灰沾染l氨逃逸降到最低低负荷低温下，与NH3形成（NH4）2SO4，降低脱硝效率l安装省煤器旁路l采用尾部型SCR棕色烟雾，增加腐蚀l向炉后烟气中喷射MgOl运行湿法脱硫（只能除去50%的SO3）74 X热电公司锡林二电厂1、2、3号机组脱硝改造可研报告碱金属Na、K减少催化剂的活性反应位l设定合适的催化剂余量l改变催化剂的组成（添加钨）碱土金属Ca催化剂表面形成釉质覆盖层l选择合适的催化剂体积l安装吹灰器重金属As催化剂活性成分失去活性l选择合适的催化剂体积l优化催化剂的毛细孔结构l采用抗As型催化剂l采用尾部型SCR工艺Cl/F催化剂表面结釉l选择合适的催化剂体积l安装吹灰器l设置省煤器旁路以维持合适的烟气温度表4-1.催化剂初步设计项目单位蜂窝脱硝效率%≥33初装催化剂层数层1备用催化剂层数层0烟气温度℃370单炉催化剂体积m313催化剂横向矩阵块/行3催化剂纵向矩阵块/列2蜂窝催化剂孔数/开孔率个/%20催化剂节距mm7.4催化剂壁厚mm0.8催化剂比表面积m2/m3533催化剂通道面积m29.4674 X热电公司锡林二电厂1、2、3号机组脱硝改造可研报告反应器截面积m212空间速度SV1/h14910催化剂通道内烟气速度LVm/s6.27面积速度AVm/h27.96单体高度mm1337模块高度mm1537初装催化剂层阻力Pa122模块重量t1.441.1.1吹灰系统本工程吹灰系统采用声波吹灰器，声波吹灰器使用介质为杂用压缩空气，压力为0.5~0.7MPa，耗量约2m3/min。在SCR反应器区设杂用压缩空气储罐，并设置除水、除油设备，供声波吹灰用气。声波吹灰器建议选用进口优质产品。1.1.2电气系统SCR工程仅声波吹灰系统增加部分用电负荷，可就近接入锅炉MCC段。增加一层催化剂后，烟气阻力仅约增加不超过150Pa，引风机电耗略有增加。1.1.3控制系统SCR系统依靠上游逃逸的NH3与NOx在催化剂表面发生反应，涉及的控制主要为声波吹灰器及喷氨控制，根据机组负荷、在线检测的NOx浓度及脱硝效率要求等，对气氨的制备及供应进行自动控制，并对关键参数进行监测和调节：l吹灰控制：声波吹灰系统（程控），可纳入新增加的SNCR控制系统中。l喷氨控制：在SCR出口烟道布置NO、O2测量仪表。根据烟气流量、反应器进出口NOx与O2测量浓度、脱硝效率要求及氨逃逸浓度等计算与调节上游SNCR喷尿素量，并对反应器运行参数和吹灰系统进行监视。74 X热电公司锡林二电厂1、2、3号机组脱硝改造可研报告1.1.1水、电、气、汽改造烟道型SCR改造利用上游尿素分解的NH3，脱硝改造不需要增设氨区系统。1)烟道型SCR采用声波吹灰，增加的压缩空气耗量约2m3/min。2)改造后烟气阻力约增加150Pa，引风机电耗略有增加。1.1.2省煤器改造在一级省煤器入口烟道区域布置一层催化剂及声波吹灰装置，催化剂模块高度约1500mm，布置空间约需要2m，本工程高温段省煤器高度约为1.5m，低温段省煤器高度约为1.5m，每台炉省煤器总重约25t。为留出催化剂的布置空间，需要对省煤器元件进行改造，即将原有的光管省煤器更换为换热效率更高的H形肋片管排，基管直径不变，在不改变原有汽水换热效果下，减少省煤器的布置空间。H型肋片省煤器与传统鳍片式省煤器相比具有换热面积大、耐磨损、防积灰、不易爆管、对流换热效果好等优点，H型肋片省煤器热工效率比光管省煤器热工效率高约20%，因此可节省钢材使用量约15~20%。另一方面H型肋片省煤器仅需要原有光管省煤器2/3的布置空间，为催化剂的布置创造了有利条件。通过对省煤器改造，在不改变原有汽水换热特性的情况下，可减少省煤器换热高度约1/3，可为催化剂布置留出约1000mm的布置高度。同时，对高温段空预器进行移位改造，整体上移约500mm，由于催化剂模块高度约1500mm，通过对尾部受热面的改造，可以为催化剂留出相应的布置空间。具体见图4-12。根据锅炉设计参数，一级省煤器入口烟温为342℃（3号炉为368℃），尾部烟道换热元件改造后，应不降低一级省煤器入口处烟温，保证此区域最低烟温能在300℃以上，以满足烟道型SCR的正常运行。74 X热电公司锡林二电厂1、2、3号机组脱硝改造可研报告图4-12烟道型SCR布置方案示意图74 X热电公司锡林二电厂1、2、3号机组脱硝改造可研报告本方案增加催化剂总重约9t，但通过省煤器改造可以节省15~20%的钢材使用量，原有钢支架基本能满足要求。以上仅为烟道型SCR布置的初步方案，脱硝改造工程实施时，需由脱硝工程公司根据现场条件进一步优化设计，提出烟道支架及基础设计方案，并委托原设计院对改造方案进行校核确认；锅炉末排钢架荷载情况需委托原锅炉厂进行校核验证，在工程实施阶段建议对原砼支架进行取样检测，以确保工程实施安全。1.1辅助系统改造1.1.1空预器本工程采用管式空预器，且煤中硫含量较低，脱硝改造对空预器影响较小，空预器可不进行改造。但考虑到机组运行时间较长，空预器腐蚀、磨损严重，空预器堵管率约在20~25（取自电厂所做《#1～#3锅炉治理、改造工程可行性研究报告》），空预器的换热效果变差，结合本次环保改造，电厂欲对空预器进行整体更换，改造费用约为144万。1.1.2湿法脱硫FGD根据德国烟气脱硝装置的运行经验，SCR装置逃逸的氨气主要被灰尘吸附，大部分被静电除尘器清除，仅约2.0%的逃逸氨进入脱硫系统。如假设氨逃逸浓度为3μL/L，单位时间内满负荷下进入脱硫系统的氨不超过0.05kg/h。进入FGD系统的大部分氨溶解于循环浆液中，长时间运行后，吸收塔循环浆池内氨的含量会逐渐提高，这对废水系统存在一定的影响，在脱硫系统物料平衡计算时应当考虑。通常，增设SCR装置后，会导致脱硫系统废水量略有提高，以使废液中的氨含量达标排放。1.1.3引风机采用混合法进行脱硝改造，风烟系统阻力略有增加（布置一层催化剂约增加150Pa阻力），风机改造方案需结合脱硫、除尘改造等综合考虑，脱硝可研中暂不对风机改造进行论述。74 X热电公司锡林二电厂1、2、3号机组脱硝改造可研报告1.环境效益和社会效益锅炉采取改造措施治理NOx污染排放，属于国家发改委《产业结构调整指导目录（2005年本）》第一类鼓励类，第二十六项环境保护与资源节约综合利用，第18款“三废”综合利用及治理工程产业条目。1.1环境效益1.1.1NOx排放控制按锅炉当前NOx浓度基准为500mg/m3，通过脱硝改造，最终NOx排放浓度控制在200mg/m3，3台机组年减排NOx总量达到403吨（年利用6300小时），对改善当地的大气环境质量有着重要作用，环境与社会效益显著。表5-1NOx年减排量（3台炉）序号项目NOx排放浓度mg/m3NOx年排放量/吨NOx年减排量/吨1锅炉NOx排放5006712脱硝改造后2002684031.1.2氨逃逸脱硝系统出口的氨逃逸浓度通常控制在3μL/L以下，未反应的氨气主要与烟气中的SO3及飞灰在低温下发生固化反应，根据德国运行经验（图5-1）：约20%的氨以硫酸盐形式粘附在空预器表面，约80%的氨进入电除尘器飞灰，少于2%的氨进入湿法脱硫溶液，少于1%的氨以气态形式随烟气排放。对比《恶臭污染物排放标准GB-14554-93》，脱硝装置出口的少量氨逃逸不会对大气造成氨污染。逃逸氨固化在飞灰中的比例与飞灰的矿物组成有关，当灰中氨含量超过80~100μg/g时，会散发出氨的气味而影响销售。对于本工程，在SCR反应器出口氨逃逸浓度小于3μL/L情况下，飞灰中的氨含量约为40μg/g。综上所述，脱硝改造工程的实施，不仅能较大幅度削减NOx排放量，而且不会对环境造成新的二次污染。74 X热电公司锡林二电厂1、2、3号机组脱硝改造可研报告图5-1逃逸氨的分布1.1.1脱硝废水、粉尘、噪声采用尿素法制备脱硝还原剂，所产生的少量冲洗水，可排放至厂区现有工业废水处理系统。烟气脱硝SNCR工程实施后，将有助于提高静电除尘器的除尘效果，不会产生粉尘污染现象。烟气脱硝SNCR系统的转动设备（如泵、风机等）数量较少，容量很小，不会产生较大的噪声污染，且能满足国家规定的GBZ1-2002《工业企业设计卫生标准》。1.1.2废弃催化剂烟道型SCR催化剂受到飞灰堵塞、冲蚀及化学毒化等因素的影响，活性会逐渐下降甚至失效。部分催化剂可通过各种方式的再生重新投入使用，但对于那些破损严重或无法再恢复活性的催化剂则只能作为废弃物处理。催化剂运行期间富集了大量重金属，尽管废弃催化剂不符合美国联邦法规的危险废物定义，但因其所含的部分成分属于美国联邦法规和韩国法规定义的危险物质，因此，废弃催化剂需要进行无害化处理或回收再利用。根据国外废弃催化剂处理经验，蜂窝式与板式催化剂的处理略有不同：l对于蜂窝式催化剂，可采用直接填埋、混凝土封装后填埋、固废焚烧厂焚烧74 X热电公司锡林二电厂1、2、3号机组脱硝改造可研报告处理或或者研磨后与燃煤掺烧及循环再利用（作为生产水泥或制砖的原料、混凝土或者筑路材料的混凝料、在冶炼厂回收Ti、Mo、V等金属物质）。l对于板式催化剂，可将废弃催化剂拆分分解，把金属框架作为钢材回收，去除钢架后的废弃催化剂处理方式与蜂窝式催化剂基本相同。国外针对脱硝废弃催化剂主要采取填埋处理方式，并采取许可证制度。国内目前还没有建立专门的废弃催化剂处理标准，业主可在采购催化剂时，可参考国内危险废弃物的处理标准，商定由具备资质的供货商回购废弃催化剂。1.1社会效益烟气脱硝改造工程实施后，电厂的NOx排污费将减少，此外，火电厂排放的NOx除形成酸雨外，还会与碳氢化合物反应生成致癌物质，对人体造成严重影响。因此，通过脱硝工程的实施大幅度减少NOx排放，将有助于改善当地大气环境，具有良好的宏观社会效益。74 X热电公司锡林二电厂1、2、3号机组脱硝改造可研报告1.节约和合理利用能源1.1相关规定相关法规主要有：《中华人民共和国节约能源法》(主席令第90号1997年11月1日发布)；《关于固定资产投资工程项目可行性研究报告节能篇(章)编制及评估的规定》[国家计委、国家经贸委、建设部计交能(1997)2542号]。1.2原则脱硝改造工艺设计必须遵循如下原则：l认真贯彻国家产业政策和行业设计规范，严格执行节能规定，努力做到合理利用能源和节约能源。l采用先进的节能新工艺、新设备、新技术，严禁使用国家已公布淘汰的机电产品。l工程优选技术先进、效率高、经济适用、安全可靠的产品；l附属设备所有电机、凡有配套产品的一律选用高效节能电机，以节约厂用电。照明设备选用节能型灯具和高效光源；l选用质量好的阀门及管线零部件，杜绝泄漏，减少工质和热源损失；l保温设计采用经济厚度设计法，做到投资省、热耗低、综合效益好；l提高自控、管理水平，加强计量。1.3节约能源脱硝工程将采用成熟可靠的脱硝技术，在治理NOx污染的同时，努力贯彻节约和合理利用能源要求：l工程优选技术先进、效率高、经济适用、安全可靠的产品；l附属设备所有电机、凡有配套产品的一律选用高效节能电机，以节约厂用电。照明设备选用节能型灯具和高效光源；74 X热电公司锡林二电厂1、2、3号机组脱硝改造可研报告l选用质量好的阀门及管线零部件，杜绝泄漏，减少工质和热源损失；l保温设计采用经济厚度设计法，做到投资省、热耗低、综合效益好；l锅炉SNCR改造可有效降低炉内NOx生成浓度，且减少改造工程的投资和运行费用。1.1节水和节约用地l在工艺系统设计中采取了各种有效措施，尽量消除“跑、冒、滴、漏”现象，减少工质损失。l在总平面布置上已采取优化设计，在工艺顺畅、设备布置合理的前提下，做到精细安排，少占土地。l施工用地尽可能利用厂内附近现有空地。l脱硝改造工程不会造成水土流失。74 X热电公司锡林二电厂1、2、3号机组脱硝改造可研报告1.劳动安全与职业卫生1.1劳动安全相对发电装置而言，烟气脱硝系统是一套相对比较安全的装置，但仍潜在下列不安全因素：l电伤：脱硝系统设备由于雷击或设备接地不合理会造成损坏，并由此给工作人员带来伤害。高压电器设备由于人员的误操作及保护不当时，也会给人员带来伤害。l机械伤害：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如果操作不当或设备布置不当时，均有可能给工作人员造成伤害。l其它伤害：包括：钢平台及钢楼梯踏板造成人员滑倒、人员在高处作业时的跌倒、及蒸汽烫伤等。1.2安全措施针对脱硝系统存在的安全问题，在工艺设计与运行检修时，必须做到如下防护：(1)防电伤措施l电气设备应采取必要的机械，电气联锁装置以防止误操作。l电气设备设计严格按照带电部分最小安全净距执行。l电气设备选用有五防设施的设备，对配电室加锁，严格执行工作票制度。l在高压电气设备的周围按规程规定设置栅栏，遮拦或屏蔽装置。l紧急事故采取声光显示及必要的其它指示信号，设置自动联锁装置以给出处理事故的方法。l各元件的控制回路均设有保险，信号，监视，跳闸等保护措施。l所有电气设备应有防雷击设施并有接地设施。(2)防机械伤害措施l所有转动机械外露部分均应加装防护罩或采取其它防护措施。74 X热电公司锡林二电厂1、2、3号机组脱硝改造可研报告l设备布置，在设计时留有足够的检修场地。(1)防毒、防化学伤害l脱硝系统若采用液氨制备氨气，氨气是一种危险品，氨气管道内是正压，需防止氨泄露异常情况发生。(2)其它伤害防止措施l所有钢平台及钢楼梯踏板采用花纹钢板或格栅板以防人员滑倒。l在楼梯孔平台等处周围设置保护沿和栏杆，以防高处跌伤。l对高温管道采取良好保温隔热措施，控制管道外表面温度在安全范围内。1.1工业卫生烟气脱硝系统运行中可能造成职业危害的因素主要是噪声，如不采取措施对人员的健康将带来一定的影响。因此，必须采取相应的预防措施：(1)为了减轻噪声对运行人员的身体健康造成的影响，在设备订货时根据《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要求，将设备噪声控制在允许范围之内。(2)对工作场所采取必要的噪声防治措施，如隔音玻璃门、吸音顶棚等，以保护工作人员的身体健康。74 X热电公司锡林二电厂1、2、3号机组脱硝改造可研报告1.生产管理与人员编制SNCR脱硝改造工程，在工艺方面需优化设计，依托主体工程，减少不必要的设施，提高管理及自动化水平，为脱硝系统的运行、维护及管理创造条件。参照原国家电力公司《发供电企业劳动定员标准及使用说明汇编（2002版）》中B类电厂有关脱硫部分的定员标准，并充分利用现有的工程运行、检修及管理人员，劳动定员只需增加3人，电厂可根据现有人力资源情况进行适当调整。74 X热电公司锡林二电厂1、2、3号机组脱硝改造可研报告1.项目实施条件和轮廓进度1.1施工组织1.1.1施工场地条件脱硝工程的现场用地比较紧张，需要拆除、改造或建立一些临时构筑物。施工总平面宜按“有利生产、布置紧凑、文明施工、安全生产”的原则，充分利用现代化的施工管理手段进行规划布置。1.1.2运输方式脱硝设备无特大设备，所有设备可采用公路直接运输到现场。1.1.3材料供应周围建材市场发达，供应和运输便利。1.1.4大型施工机械脱硝改造工程没有大型设备，采用履带吊和汽车吊等工具，就能满足吊装需要。1.2工程轮廓进度脱硝改造工程涉锅炉SNCR区及尿素溶液制备区，电气热控等部分，详细施工方案需由中标单位根据现场需要规划。三台机组的脱硝改造计划在2015年9月完成。l采用尿素SNCR时，炉侧SNCR外围设施改造均可在在机组运行期间进行，SNCR系统炉侧开孔及尿素喷枪布置安装需在机组检修期间进行，每台炉工期约需20天。lSNCR系统涉及钢结构、管路系统等可直接在现场组装。脱硝工程的施工没有大件设备，可采取汽车吊、履带吊及轨道吊相结合的多种方式进行吊装施工。l尾部受热面改造及催化剂安装工期暂按40天考虑。74 X热电公司锡林二电厂1、2、3号机组脱硝改造可研报告参考国内其它改造案例，整个脱硝改造工程将包括前期（可研报告编制、可研审查、环评、招标文件编制与审查、招评标、技术协议谈判等）、中期（设计、制造、安装）及后期（调试及考核）等工作。其中：前期工作通常需2~3个月；自签订技术协议起，初设、详设、施工图设计等约需3个月；后期调试至通过168h试运行，约需1个月。1.1工程招标根据国家发展计划委员会发布的《工程建设项目招标范围和规定》及《建设项目可行性研究报告增加招标内容和核准招标事项暂行规定》，对本项目所涉及的工程设计、工程监理、工程土建施工、设备安装和设备采购等相关工作均采取招投标制，在招标过程中严格遵守《中华人民共和国招投标法》。本期工程可采取EPC建设模式，按照EPC建设模式编写招标书，进行公开招标。工程招标范围包括：工艺设计、设备采购、装置加工、土建施工、工程安装、调试等。74 锡林郭勒热电公司锡林二电厂1、2、3号机组脱硝改造可研报告1.投资估算及经济评价1.1投资估算1.1.1建设规模本项目是针对老机组的氮氧化物控制，工程建设规模为3×12MW燃煤机组的降氮脱硝改造工程。1.1.2资金来源本工程改造资金相对较少，项目资金由电厂出资20%，银行贷款80%。1.1.3投资估算计列范围脱硝工程的投资估算包括：SNCR脱硝改造、烟道型SCR改造、省煤器改造、空压机改造、空预器改造等。1.1.4编制原则1)价格水平年为2013年年底。2)费用和标准：执行中华人民共和国国家发展和改革委员会2013年发布的《火力发电工程建设预算编制与计算标准》。3)工程量：根据各设计专业提供的设备材料清册及工程量清单为依据计列，不足部分参照类似工程计列。4)指标与定额：执行中国电力企业联合会2013年发布的《电力建设工程概算定额第一册建筑工程（2013年版）》、《电力建设工程概算定额第二册热力设备安装工程（2013年版）》、《电力建设工程概算定额第三册电气设备安装工程（2013年版）》。5)电力工程造价与定额管理：地区工资性津贴执行电定总造[2014]1号文根据电力工程造价与定额管理总站文件定额[2014]1号文发布的关于发布2013版电力建设工程概预算定额价格水平调整的通知进行调整人工费，计入编制年价差。74 锡林郭勒热电公司锡林二电厂1、2、3号机组脱硝改造可研报告1)调试：执行中国电力企业联合会2013年发布的《电力建设工程概算定额第六册调试工程（2013年版）》。2)材料机械价格n安装材料价格：执行中国电力企业联合会发布的[2013]470号文《电力建设工程装置性材料综合预算价格》和[2013]469号文《电力建设工程装置性材料预算价格》（2013年版）。n装置性材料价格及建筑工程机械费调整：按编制期当地最新建材市场信息价计算编制年价差。3)设备购置费用：工程设施设备大部分国产化，部分关键设备选择进口。设备购置费按到厂价计，主要设备价格采取厂商询价，部分设备价格采用近期同类型工程合同价。4)铺底生产流动资金：只适用于新建项目，有老企业作依托进行改建或扩建的项目所需铺底流动资金由老企业自筹解决，原则上不得计列此项费用。5)设计费参考计价格[2002]10号文：《工程勘察设计收费管理规定》（2002年修订版）。1.1.1投资估算结果针对本工程可行的脱硝改造路线，进行了工程投资估算（附录A），结果汇总于表10-1：SNCR改造工程投资为712万元，烟道型SCR改造工程投资为382万元，配套省煤器改造380万元，空预器改造144万元，空压机改造46万元，其他费用207万元，改造工程静态投资为1931万元，单位投资约536元/kW，按蒸发量计算单位投资为99014元/（t/h）。表10-1各脱硝方案的投资估算项目单位SNCR+SCRSNCR系统（不含尿素区）万元71274 锡林郭勒热电公司锡林二电厂1、2、3号机组脱硝改造可研报告烟道型SCR万元382SCR改造万元—省煤器改造万元380空预器改造万元144空压机改造万元46编制年价差万元3其他费用万元207基本预备费万元56工程静态总投资万元1931工程静态单位投资元/kW536工程静态单位投资元/（t/h）990141.1经济评价1.1.1经济效益分析编制原则1)经济效益分析依据：国家发改委、建设部颁发的《建设项目经济评价方法与参数》第三版。2)工程建设与经营模式：按照国内投资建设与生产模式进行经济效益测算。3)资金使用计划：第一年占70%，第二年占30%。1.1.2经济效益分析基础数据脱硝改造工程的运行成本主要包括变动成本、固定成本、财务费用等，其中变动成本和固定成本主要包括：l变动成本包括还原剂还原剂、厂用电、吹灰及尿素溶液加热用蒸汽等。l固定成本包括资产折旧、运行管理人员工资、设备检修预备费等。主要基础数据如下：74 锡林郭勒热电公司锡林二电厂1、2、3号机组脱硝改造可研报告1)机组年利用时间按6300小时计。2)年运行维护及材料费按照设备费用的2.0%计算。3)增加定员：3人，职工年薪含其它各项税收10万元/年.人。4)耗品价格：蜂窝催化剂单价为25000元/m3、成本电价340元/MW、液氨4000元/吨、尿素2500元/吨、低压蒸汽120元/吨、NOx排污费1.26元/kg。5)近期年减排NOx约403吨，年耗尿素700吨。6)3台炉SCR用蜂窝催化剂39m3。7)资产折旧年限为5年，残值率5%，采用等额直线折旧法计算。8)5年以上银行贷款利率为6.55%。1.1.1运行成本分析根据以上主要计算参数，测算出烟气脱硝系统的年运行成本（表10-2）：采用混合法按出口NOx目标为200mg/m3时，脱硝年运行成本为733万元，单位NOx减排成本为18.22元/kg，含税供电成本增加0.0343元/kW.h。表10-2经济效益分析汇总表序号内容单位混合法1项目总投资万元19312变动成本万元244还原剂－尿素万元175电耗万元41蒸汽万元6催化剂万元5煤耗万元173固定成本万元42374 锡林郭勒热电公司锡林二电厂1、2、3号机组脱硝改造可研报告折旧费（5年折旧，残余5%）万元367设备修理费（设备费的2.0%）万元26人工万元304财务费用万元665年运行总成本万元7336单位NOx减排成本元/kg18.22单位供电增加成本（含税）元/kW.h0.03431.1.1敏感性分析为分析项目抗风险能力，将年利用小时数和工程静态投资作为敏感性因素，对改造方案进行分析：l随着机组年利用小时数增加，年减排NOx总量增加，脱硝装置的年运行成本增加，单位NOx减排成本和单位发电增加成本均降低。但无论怎么提高机组年利用小时数，都无法改变治理成本高于排污成本的现状。l当工程静态投资变化±10%时，年运行成本、单位NOx减排成本及发电增加成本的变化较小。表10-3SNCR敏感性分析投资费用敏感性分析年利用小时数敏感性分析项目单位数值数值变化--10%100%+10%5800h6300h6800h年运行总成本万元/年690733777714733752单位NOx减排成本元/kg17.1418.2219.2919.2718.2217.31单位发电增加成本元/kW.h0.03230.03430.03630.03630.03430.03262.74 锡林郭勒热电公司锡林二电厂1、2、3号机组脱硝改造可研报告1.结论根据摸底测试和现场踏勘，对X二电厂的脱硝改造工程进行了综合分析，就可行的改造路线进行了论证与设计，并对工程投资和运行成本进行了估算。工程具备改造实施条件：1.机组原始NOx排放浓度为500mg/m3，为最终NOx排放浓度稳定控制在200mg/m3以下，推荐采用投资、运行费用较省，施工工期短、安全性高的尿素法SNCR+SCR混合法脱硝技术，与4、5号炉公用尿素站。2.SNCR按照入口NOx浓度500mg/m3，脱硝效率不低于40%进行设计，烟道型SCR采用蜂窝式催化剂，布置于一级省煤器入口烟道，脱硝效率按33%设计，最终将NOx浓度控制在200mg/m3以内。对省煤器进行换热元件改造，同时对高温段空预器进行移位改造，留出催化剂布置空间。新增一套空压机系统，纳入4、5号空压机系统。3.SNCR工艺在折焰角区域增加尿素溶液喷枪，在尾部烟道增设一层催化剂，烟道系统阻力仅增加约150Pa，引风机改造需结合脱硫、除尘等改造综合考虑。4.SNCR改造工程投资为713万元，烟道型SCR改造工程投资为382万元，配套省煤器改造380万元，空预器改造144万元，空压机改造46万元，其他费用207万元，改造工程静态投资为1931万元，单位投资约536元/kW，按蒸发量计算单位投资为99014元/（t/h）。脱硝年运行成本为733万元，含税供电成本增加0.0343元/kW.h。5.脱硝改造的NOx减排成本为18.22元/kg，但通过脱硝改造，可年减排NOx约403吨，具有良好的节能减排和社会效益。74 锡林郭勒热电公司锡林二电厂1、2、3号机组脱硝改造可研报告附录A投资与运行估算(混合法)总估算表表一X1、2、3号机组脱硝改造工程(尿素法SNCR+烟道型SCR)　金额单位:万元序号项目名称建筑工程费设备购置费安装工程费其它费用合计各项占总计的百分比%单位投资元/kW一主辅生产过程131,2953571,66486.214621SNCR脱硝工程1353716371236.891982烟道型SCR03018138219.791063省煤器改造03206038019.681064空预器改造100441447.465空压机系统0379462.3813二编制年价差330.170.9三其它费用20720710.7257.51建设场地划拨及清理费880.412.22项目建设管理费21211.075.73项目建设技术使用与服务费1721728.9247.84整套启动试运费330.170.95生产准备费330.140.86大件运输特殊措施费000.000.0四基本预备费（3%）56562.9115.6五特殊项目　工程静态投资161,2953572631,931100.00536　各类费用占静态投资的(%)1671814100　各类费用单位投资(元/kW)4.42359.6599.1873.08536.33六动态费用1价差预备费02建设期贷款利息(2年期)4924923工程动态投资161,2953577552,423673　各类费用占静态投资的(%)153153110074 锡林郭勒热电公司锡林二电厂1、2、3号机组脱硝改造可研报告　各类费用单位投资(元/kW)4.42359.6599.18209.74672.99表二甲安装工程专业汇总估算表序号工程项目名称设备购置费安装工程费合计装置性材料费安装费其中：工资小计一主辅生产过程1,195182952441,5081SNCR工艺系统537181451637001.11.尿素储存与供应系统60228　2.稀释计量系统108055113　3.计量分配及喷射系统14403030174　4保温、油漆、管道、阀门、支吊架23182038601.2控制系统203014142171.3电气系统5301515681.4调试工程006060602烟道型SCR301081813823省煤器改造32060603804空预器改造10044441445空压机系统379946表二乙建筑工程部分汇总估算表序号工程项目名称建筑费合计技术经济指标金额其中：人工费单位数量指标一主辅生产过程126,45612,688126,456kW3600000.351管路桥架基础126,45612,688126,456kW3600000.35其他费用部分汇总概算表表四　　金额单位:元74 锡林郭勒热电公司锡林二电厂1、2、3号机组脱硝改造可研报告序号工程或费用名称编制依据及计算说明总价三其它费用（扣除第八项）2,069,302（一）建设场地划拨及清理费　80,000（二）项目建设管理费　206,7261建设项目法人基本管理费（建筑工程费+安装工程费）*3.08%*0.52招标费（含标书编制与招标）（建筑工程费＋安装工程费+设备购置费）×0.46%76,5643工程监理费（建筑工程费+安装工程费）×2.26%83,5514设备监造费设备购置费×0.36%46,611（三）项目建设技术服务费　1,722,0291项目前期工作费（建筑工程费+安装工程费）×2.1%77,6362设备成套技术服务费　3勘察与设计费　216,0003.1勘察费不发生03.2设计费含竣工图编制、施工图预算编制费216,0003.2.1基本设计费　200,0003.2.2其它设计费　16,0003.2.2.1竣工图编制费基本设计费×8%16,0004可研及性能试验费用　700,0005设计文件评审费　271,000　可研评审　108,000　初设评审　160,000　施工图审查　3,0006项目后评估费用　50,0007工程建设监督检测费　407,3947.1工程质量监督检测费（建筑工程费＋安装工程费）×0.2%7,3947.2特种设备安全监测费　7.3环评能评等　400,000（四）整套启动试运费　32,8201分系统调试费　2整套启动调试费（15天）　32,820　1.还原剂168h×0.037t/h.台×2500元/t台*1台，尿素2500元/吨；15,540　2.用电168h×200×0.3元/Kw.h10,08074 锡林郭勒热电公司锡林二电厂1、2、3号机组脱硝改造可研报告　3.其它材料费装机容量（MW）×200元/MW7,2003电网配合调试费　（五）生产准备费　27,7271管理车辆购置费　2工器具及办公家具购置费　03生产职工培训（建筑工程费＋安装工程费）×1.5%×0.527,727（六）大件运输特殊措施费　0还本付息表1年2年3年4年5年6年7年8年9年10年1931合计2013年（70%）2014年（30%）2015201620172018201920202021202220232024贷款本金1,5451,081463借款利息80445951101029384746453412814本年偿还本金1,685125133141151161171182194207220本年支付利息6641101029384746453412814年流出额235235235235235235235235235235年余额1,6851,5601,4271,2861,1359758046224272200平均年支付利息66工程动态经营成本核算表2013201420152016201720182019202020212022项目单位12345678910年脱硝量吨403403403403403403403403403403变动成本万元244244244244244244244244244244固定成本万元423423423423423423423423423423财务费用万元1101029384746453412814总成本费用万元777769760751741731720708695681总单位NOx成本元/kg19.3119.1118.8918.6618.4118.1517.8717.5817.2616.93单位发电增加成本元/kW.h0.03430.03390.03350.03310.03270.03220.03170.03120.03060.0300平均发电成本0.0323平均NOx减排成本18.2274 锡林郭勒热电公司锡林二电厂1、2、3号机组脱硝改造可研报告附录B脱硝改造布置图厂区总图（4、5号）74 锡林郭勒热电公司锡林二电厂1、2、3号机组脱硝改造可研报告SNCR工艺流程74 锡林郭勒热电公司锡林二电厂1、2、3号机组脱硝改造可研报告尿素储存与溶液制备系统平面布置74 锡林郭勒热电公司锡林二电厂1、2、3号机组脱硝改造可研报告混合法脱硝工艺方案布置图74 锡林郭勒热电公司锡林二电厂1、2、3号机组脱硝改造可研报告附录C尿素供货意向74 锡林郭勒热电公司锡林二电厂1、2、3号机组脱硝改造可研报告附录DTPRI公司资质74 X热工研究院有限公司X分公司X西热节能环保技术有限公司地址：苏州市新区科技城培源街8号邮编：215163传真：(0512)68098680网址：www.tpri.com.cn'