兴隆鹏生热力脱硝技改项目可行性研究报告 0页

'承德兴隆鹏生热力有限公司热电联产项目SNCR脱硝技术改造可行性研究报告2014年2月51 1总论1.1项目及建设单位基本情况1.1.1项目基本情况(1)项目名称河北承德兴隆县鹏生热电有限公司热电联产项目130t/h，2*75t/h烟气脱硝技改项目。(2)项目建设性质本项目属技改项目。(3)项目建设地点本项目建设地点位于兴隆县兴隆镇北区工业园。(4)建设规模电厂现有容量为75t/h两台和130t/h一台的循环流化床锅炉，本项目为1号～3号锅炉烟气脱硝改造。(5)建设进度本项目烟气脱硝改造计划利用机组大、小修进行，工期一般按60天控制。3台锅炉的改造工作计划在2014年3月～2014年6月1日前完成。1.1.2建设单位基本情况(1)建设单位：河北承德兴隆县鹏生热电有限公司单位性质：股份制企业建设单位负责人：刘伟(2)建设单位基本概况兴隆县鹏生热力有限公司位于承德兴隆县城东部北区食品工业园区内，始建于2010年8月，主营范围：热电联产，兼营煤炭批发。目前主要为园区内40余家食品加工企业及麦芽糖厂供汽和华北电网输送电。为保证生产安全稳定，公司在原有一炉一机（一台130t/h循环流化床锅炉及一台25MW汽轮发动机组）基础上于2011年投资3500万元再建一台75t/h流化床锅炉（现已投入生产），有效地保证了生产稳定运行，为企业取得良好的经济效益和社会奠定了基础。51 为保证供热需求和稳定，公司拟再建一台75t/h循环流化床锅炉配一台12MW抽背式汽轮发电机组，该项目总投资约9600万元，另外重新架设供热管线、新建换热站同时对原有供热管线进行改造需投资2000多万元，两项总计投资1.16亿元。项目建成后企业将形成三炉两机生产运行规模，有效的满足和保证供热的需求与稳定，促进县域经济和环保的快速发展。1.1.3项目编制单位资质新疆电力设计院具有《质量管理体系认证证书》、《环境管理体系认证证书》、《职业健康安全管理体系认证证书》、电力行业设计甲级、勘察综合甲级、建筑设计甲级、工程总承包甲级、工程咨询甲级、测绘甲级、水土保持方案编制甲级、环境影响评价甲级、工程监理甲级、劳动安全卫生预评价乙级，以及市政(热力)设计乙级、环境污染防治乙级、消防设计乙级等资质。1.2编制依据及原则1.2.1编制依据(1)兴隆鹏生热电有限公司《兴隆县鹏生热力有限公司热电联产脱硝技改项目可行性研究报告的委托》(见附件一)；(2)环境保护部文件环发[2010]10号关于发布《火电厂氮氧化物防治技术政策》的通知；(3)《兴隆县兴隆热力有限公司北区供热厂建设项目环境影响报告书》(4)《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)(2012年1月1日起实施)；(5)《火力发电厂可行性研究报告内容深度规定》(DL/T5375-2008)；(6)《小型火力发电厂设计规范》(GB50049-2011)(2011年12月1日起实施)；(7)《火力发电厂燃烧系统设计计算技术规程》(DL/T5240-2010)；(8)《火电厂烟气脱硝工程技术规范选择性非催化还原法》(HJ563-2010)；(9)《火电厂烟气脱硝技术导则》(DL/T296-2011)；(10)火力发电厂设计技术规程，以及各专业有关技术规程规定；51 (11)中华人民共和国的有关法律、法规、部门规章及工程所在地的地方法规；(12)现行有关的国家标准、规范，行业标准、规范及自治区级有关标准、规范；1.2.2编制原则根据热电厂现有工艺系统及设备现状，以及有关设计参数，结合烟气脱硝改造后应满足的安全、经济运行的要求，提出改造方案。改造后NOx排放浓度达到《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)中的要求，1～3号进行锅炉氮氧化物排放浓度应小于100mg/m3。(1)立足本项目NOx排放现状，结合国家最新环境法规及标准的要求，提出本次烟气脱硝改造技术上可行、经济性良好合理的NOx排放浓度。(2)结合机组的现状，包括机组容量、剩余寿命等，充分考虑当地的资源条件和建设条件，包括现场施工条件、允许的施工周期等，对脱硝改造方案进行有针对性的研究。(3)在优化方案的基础上，推荐脱硝工艺，亦即在技术上先进适用、经济适宜、操作可行、进度合理，且本项目实施后，能达到预期的技术目标，最终实现环境、社会和经济效益的提高。(4)脱硝工艺具有技术先进、成熟，设备可靠，性能价格比高，有处理同容量燃煤锅炉烟气的商业运行业绩，且对锅炉机组有较好的适用性。(5)低氮燃烧系统及脱硝系统能持续稳定运行，装置使用寿命不低于20年，系统可用率与主体工程一致，且它的启停和正常运行均不影响主体工程的安全运行和热电厂的文明生产。(6)机组年利用小时均按8000小时考虑，其中一台75t/h的为备用炉，整体运行数据及经济指标按照一台130t/h和一台75t/h计算。(7)与本技改项目研究有关的基础数据，采用兴隆热电有限公司提供的资料及数据。1.3研究范围及编制分工51 本项目可行性研究的范围和深度按照《火力发电厂可行性研究报告内容深度规定》(DL/T5375-2008)的要求进行工作和编制。锅炉烟气脱硝改造可行性研究主要包括：(1)锅炉烟气脱硝改造项目的建设条件；(2)锅炉烟气脱硝改造项目的工艺方案论证；(3)锅炉烟气脱硝改造项目工程的设想；(4)锅炉烟气脱硝还原剂来源及制备；(5)提出本项目改造对环境的影响及防治措施原则；(6)提出项目改造的有关职业安全、职业卫生、节约能源及定员方案；(7)锅炉低烟气脱硝改造项目投资估算及技术经济评估。综合以上各方面的研究成果，对本项目改造的可行性提出主要结论意见，并对下一步工作提出建议。本项目由河北诚誉喷雾技术有限公司负责相应工艺系统、公用系统改造的可行性研究同时进行相应的项目投资估算、环保效益分析、改造最终目标的评价。1.4项目背景及建设理由1.4.1项目背景2011年7月29日，环境环护部和国家质量监督检验检疫局联合颁布了《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)，要求脱硝改造项目必须于2014年7月1日前完成改造并投入试运行。现有热电厂装机容量为37MW机组，配1台1300t/h和2台75t/h次高压循环流化床锅炉。全厂氮氧化物排放浓度在387.45mg/m3，已超出最新颁布的《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2013)中100mg/Nm3的要求。为满足国家排放标准的要求，承德兴隆鹏生热电有限公司于2013年1月委托河北诚誉喷雾技术有限公司进行兴隆鹏生热电联产项目烟气脱硝技改项目的可行性研究，推荐可行的脱硝方案和工艺，确保热电厂锅炉烟气脱硝技改项目能及时、正确地实施，为下阶段工作顺利开展打下坚实基础。51 1.4.2项目改造理由(1)项目改造目的及意义我国一次能源结构中70～80%由煤炭提供，每燃烧1吨煤产生5～30kg氮氧化物。据统计显示，2011年全国氮氧化物排放总量为2404.3万吨。在普遍安装高效率脱硫装置后，火电厂锅炉排放的氮氧化物已成为主要的大气污染固定排放源之一。2011年火电行业排放的氮氧化物总量已增至1073万吨，约占全国氮氧化物排放总量的45%。在普遍安装高效率脱硫装置后，火电厂锅炉排放的氮氧化物已成为主要的大气污染固定排放源之一。氮氧化物是造成大气污染的主要污染源之一。通常所说的氮氧化物NOx有多种不同形式：N2O、NO、NO2、N2O3、N2O4和N2O5，其中氮氧化物(NOX)主要是NO和NO2，吸入人体可引起肺损害，甚至造成肺水肿，并对中枢神经产生影响。大气中的NOX和挥发性有机物达到一定浓度后，在太阳光照射下经过一系列复杂的光化学反应，产生光化学烟雾，导致生态系统遭受损害，农作物减产。光化学烟雾会使大气能见度降低，对人眼睛、喉咙有强烈的刺激作用，并会产生头痛、呼吸道疾病恶化，甚至会造成死亡。NOX在大气中可形成硝酸和细颗粒硝酸盐，同硫酸和细颗粒硫酸盐一起发生远距离输送，从而加速了区域性酸雨的形成。燃煤电厂是对大气污染物贡献量较大的行业之一，为改善大气环境质量，保护生态环境，对实现火电行业可持续发展，加快循环经济发展，实现总量控制目标和污染物消减目标，消除和减轻环境污染局面都具有重要意义。(2)项目改造目标根据最新颁布的《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)要求，自2014年7月1日起，现有燃煤火力发电锅炉NOx排放浓度，应控制在100mg/Nm3以下的要求，同结合现有热电厂锅炉NOx排放浓度、锅炉投运时间，热电厂1、2、3号锅炉际氮氧化物排放监测浓度在387.45mg/Nm3，确定本次脱硝改造目标为：1、2、3号锅炉氮氧化物排放浓度小于100mg/Nm3。1.5工作简要过程2013年12月24日，受兴隆鹏生有限公司委托，由河北诚誉喷雾技术有限公司开展51 兴隆鹏生热电有限公司锅炉烟气脱硝技改项目的可行性研究。2013年12月25日，河北诚誉喷雾技术有限公司脱硝专业人员到热电厂进行实地考察，并听取公司相关人员的调研汇报，同时与公司、热电厂相关技术人员进行了充分沟通。并根据建设单位要求，对国内脱硝工程进行全面的调研和收集资料；2013年12月27日～2013年12月29日，项目组进行有针对性的分析和研究，完成了本项目烟气脱硝改造可行性研究报告初稿的编写并向建设单位征求意见；2013年1月21～25日，与电厂相关人员进行技术交流，补充收集资料。2014年4月20日，完成低氮燃烧系统改造及脱硝改造工程可行性研究报告的编制工作。在编制可行性研究报告的工作过程中，我院得到了兴隆鹏生热力有限公司热电厂、以及相关单位的大力支持和帮助，在此一并感谢大家的支持。兴隆鹏生热力有限公司热电厂参加人员名单姓名职务/专业职称姓名职务/专业职称本项目可研编制阶段河北诚誉喷雾技术有限公司参加人员名单姓名职务/专业职称姓名职务/专业职称郭娟宝工艺设计助工张立刚电气主工工程师51 2热电厂概况2.1厂址与电厂建设概况2.1.1厂址位置兴隆县地处河北省东北部，承德市南部，长城北侧。北纬40度12分至40度43分，东经117度12分至118度18分。全县疆界为3000多平方公里。东与迁西、宽城两县交界，西与北京平谷、密云两县接壤，北与承德县相邻，南隔长城蓟县、遵化毗连，是京、津唐、承四市的近邻。县政府驻地兴隆镇距首都北京140公里，距省会石家庄373公里，距承德市110公里。2.1.2工程地质与水文气象全县年平均气温在6.5~10.3℃之间。县境多山，气温垂直变化明显。冬季盛吹西北季风，寒冷一月平均气温为-7.5℃，夏季吹东南季风,天气炎热多雨，七月平均气温在22℃以上，无霜期约为135天。年际变化大，地区差异大，降水由北向南递增，东西走向的山脉迎风坡降水较多，背风坡降水少。由此可见，全县降水丰沛，雨热同期，对农林牧各业生产较为有利。兴隆河流较多，多源于县内中部山地，呈辐射状向邻县分流。主要河流有滦河、柳河、撒河、黑河等。其中柳河最长，源于兴隆县西南六里坪山东叶品，在本县柳河口注入滦河。2.1.3交通运输(1)铁路运输条件兴隆县交通十分便利，京承铁路纵贯兴隆全境。(2)公路运输条件是京建、津围公路的必经之路，距离京、津、唐、承均在两小时车程之内。51 2.2电厂建设概况现有热电厂装机容量为37MW机组，建设规模为1台130t/h和2台75t/h次高压循环流化床锅炉，配1台25MW背压式汽轮发电机和一台12MW背压式汽轮发电机。本工程环评于2013年8月，由河北省环保厅批复。3.2脱硝还原剂选择3.2.1还原剂特性火电厂脱硝还原剂选择是整个脱硝系统中很重要的一个环节。目前，世界上脱硝系统最常用的还原剂有三种：液氨、氨水和尿素。无水氨的特性：亦名液氨，为GB12268-90规定之危险品，危险物编号23003。无色气体,有刺激性恶臭味。液态氨变气态氨时会膨胀850倍，并形成氨云。氨蒸气与空气混合物爆炸极限16～25%(最易引燃浓度17%)和遇高温(93C以上)时有爆炸的危险，氨和空气混合物达到上述浓度范围遇明火会燃烧和爆炸，如有油类或其它可燃性物质存在，则危险性更高。氨水的特性：氨水与无水氨都属于危险化学品。氨溶液：含氨＞50%的氨溶液，危险货物编号为23003。35%＜含氨＜50%为《危险货物品名表》、《危险化学品名录》(2012版)规定之危险品，危险物编号为22025。10%＜含氨≤35%的氨溶液，危险货物编号为82503；用于脱硝的还原剂通常采用20%～25%浓度的氨水。无色透明液体，易分解放出氨气，温度越高，分解速度越快，可形成爆炸性气氛。若遇高热，容器内压增大，有开裂和爆炸的危险。与强氧化剂和酸剧烈反应。与卤素、氧化汞、氧化银接触会形成对震动敏感的化合物。接触下列物质能引发燃烧和爆炸：三甲胺、氨基化合物、1-氯-2，4-二硝基苯、邻—氯代硝基苯、铂、二氟化三氧、二氧二氟化铯、卤代硼、汞、碘、溴、次氯酸盐、氯漂、氨基化合物、塑料和橡胶。腐蚀铜、黄铜、青铜、铝、钢、锡、锌及其合金等等。尿素的特性：尿素是白色或浅黄色的结晶体，易溶于水，水溶液呈中性反应。不同尿素浓度的水溶液有不同结晶温度，40%(重量)尿素水溶液结晶温度约2℃、50%(重量)尿素水溶液结晶温度约18℃。固体的尿素，吸湿性较强，因在尿素生产中加入石蜡等疏水物质、或用防湿薄膜形成Methylene51 Diurea(MDU)，其吸湿性大大下降。与无水氨及有水氨相比，尿素是无毒、无害的化学品，是农业常用的肥料，无爆炸可能性，完全没有危险性。尿素在运输、储存中无需安全及危险性的考量，更不须任何的紧急程序来确保安全。3.2.2还原剂特点在燃煤电厂脱硝工艺中直接参加化学反应的是还原剂氨气。氨气有二种制备方法，即直接法和间接法。直接法通过液氨或氨水汽化制取氨气；间接法即为水解或热解尿素法制取氨气。因此，选择还原剂原料主要有三类：液氨、氨水、尿素。主要特点如下：(1)液氨的投资、运输和使用成本为三者最低，但液氨属于易燃易爆物品，必须符合国家有关的法规和劳动安全卫生标准的要求，其运输、存储涉及应有严格的安全保证和防火措施。(2)脱硝所用氨水的质量百分比一般在20～30%，较液氨安全，但运输体积大，运输成本相对液氨高。(3)尿素是一种颗粒状的农业肥料，安全无害，但用其制氨的系统复杂、设备多，初投资大，大量尿素的存储还存在潮解的问题。在这三种还原剂原料中，最早的SNCR系统是采用液氨作为还原剂的，不管是液氨还是氨水都可以使用。液氨为高压储存，氨水浓度达到28%时，也有相当大的储存压力，使得氨水的储存系统变得复杂和昂贵。如果使用氨水，一般也是用20%浓度的氨水，然而随着浓度的减小，所需的储存容积会增加，从而提高了投资费用。3.2.3还原剂选择本项目1～3号炉若采用的是SNCR脱硝工艺，还原剂氨水和尿素比较，见表3.2-1。表3.2-1SNCR脱硝还原剂液氨和尿素比较项目氨水尿素品质要求质量分数≥20/25%，残渣含量≤0.3g/l，色度/号≤80号纯度应保证总氮含量在46.3%以上合格品技术工艺成熟成熟成熟51 占地较大小系统复杂性较简单简单还原剂的消耗高低还原剂的费用低高运输费用低较高安全性有毒无害存储条件阴凉通风处常压、干态存储方式储罐(液态)料仓(微粒状)制备方法20-25%浓度的氨水溶液10%浓度的还原剂系统响应性快慢最佳反应温度850～1050℃900～1100℃管道堵塞现象无有初投资费用低低运行费用低低设备安全要求应符合GB150《危险化学品安全管理条例》等相关规定由表3.2-1可以看出，采用SNCR喷入炉膛的还原剂应在最佳烟气温度区间内与烟气中的NOx反应，并通过喷枪的布置获得最佳的烟气－还原剂混合程度以达到最高的脱硝效率。如采用氨水作为还原剂，最佳反应温度是850℃～1050℃。如采用尿素作为还原剂，最佳反应温度是900℃～1100℃，而现热电厂炉膛温度在830℃～900℃,可以满足要求。国内采用SNCR脱硝还原剂多采用尿素，尿素运输、储存、输送都无需特别的安全防护措施,只需用普通的聚丙烯编织袋内衬塑料薄膜包装运输即可，但受温度影响很大，温度低会因热量不足而反应缓慢，造成还原剂不能完全反应，其后果是一方面使得脱硝效率降低，另一方面使大量未完全反应的氨随烟气逃逸进入大气。本项目考虑到所处区域及场地限制，SNCR脱硝如采用液氨，对安全要求较高，所以建议采用氨水和尿素共用的脱硝系统。3.3公用工程系统及配套设施现状51 3.3.1供水热电厂现有1条供水管线，供水管管径为DN400，供水能力可达1400m3/h，供水能力能满足热电厂全厂最大耗水量。3.3.2供电经现场调查，现有热电厂厂用电系统设计时未考虑脱硝装置的用电负荷，但因为脱硝系统用电负荷很小，所以无需重设脱硝电源。本项目烟气脱硝供电为低压负荷，可从附近区域引接。3.3.3气源公司原有的螺杆式空压机，排气压力0.8MPa，主要用于锅炉微油点火系统、锅炉吹灰调节阀控制气源及检修使用，用气量很小，但是如采用SNCR脱硝，用气量较大，在8m3/min左右，原产气量不能满足烟气脱硝改造工程压缩空气的使用。3.3.4蒸汽脱硝系统的蒸汽主要供尿素溶解用，而锅炉自用蒸汽压力为0.8～1.3MPa，可满足脱硝工艺用汽要求。因此，脱硝工艺用汽可就近从热电厂辅汽联箱引接。4脱硝工艺方案的选择4.1燃煤锅炉NOx的生成机理通常所说的氮氧化物NOx有多种不同形式：N2O、NO、NO2、N2O3、N2O4和N2O5，其中NO含量超过90%，NO2占5～10%，N2O只有1%左右。煤燃烧过程中产生的氮氧化物主要是一氧化氮(NO)和二氧化氮(NO2)，这二种统称为氮氧化物(NOx)，在煤燃烧过程中氮氧化物的生成量和排放量与煤的燃烧方式，特别是燃烧温度和过量空气系数等燃烧条件有关。研究表明，在煤的燃烧过程中生成NOx的主要途径有三个：(1)热力型NOx，它是空气中的氮气在高温下氧化而生成的NOx。(2)快速型NOx，它是燃烧时空气中的氮和燃料中的碳氢离子团如HC等反应生成的NOx。(3)燃料型NOx，它是燃料中含有的氮化合物在燃烧过程中热分解而又接着氧化而生成的NOx。这三种类型的51 NOx，其各自的生成量和煤的燃烧温度有关，在电厂锅炉中燃料型NOx是最主要的，其占NOx总量的60～80%，热力型其次，快速型最少。4.1.1热力型NOx的生成机理热力型NOx是空气中的氧(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的总和，其总反应式为：N2+O2←→2NONO+O2←→NO2热力型氮氧化物的生成与燃烧温度、氧分解后的氧原子浓度、停留反应时间的关系很大，当燃烧区域温度低于1000℃时，NO生成量很小；当温度在1300～1500℃时，NO的浓度在500～1000ppm，而且随着温度的升高，氮氧化物生成速度按指数规律增加。因此，温度对热力型氮氧化物的生成具有决定作用。一般煤粉炉热力氮氧化物占10～20%。根据热力型NOx的生成过程，要控制其生成，就需要降低锅炉炉膛中燃烧温度，并避免产生局部高温区，以降低热力型NOx的生成。4.1.2燃料型NOx的生成机理燃料型NOx的生成是燃料中的氮化合物在燃烧过程中进行热分解，继而进一步氧化反应而生成的NOx，称为燃料型NOx。在600～800℃时就会生成燃料型NOx。燃煤电厂锅炉中产生的NOx中有75～90%是燃料型NOx。因此，燃料型NOx是燃煤电厂锅炉产生的NOx的主要途径。研究燃料型NOx的生成和破坏机理，对于控制燃烧过程中NOx的生成和排放，具有重要的意义。燃料型NOx的生成和破坏过程不仅和煤种特性、燃料中的氮化合物受热分解后在挥分和焦炭中的比例、成分和分布有关，而且其反应过程还和燃烧条件(如：温度和氧)及各种成分的浓度等密切相关。研究它的生成机理，大约有以下规律：燃料在进入炉膛被加热后，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，它们随挥发分一起从燃料中析出，它们被称为挥发分N。挥发分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)，挥发分N的比例增大，焦炭N的比例减小。挥发分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51 NO，如在还原性环境中，NCO则会生成NH，NH在氧化性环境中会进一步氧化成NO，同时又能与生成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+H2以上反应生成的NOx燃烧过程中如遇到烃(CHm)或碳(C)时，NO将会被还原成氮分子N2，这一过程被称为NO的再燃烧或燃料分级燃烧。根据这一原理，将进入锅炉炉膛的煤粉分层分级引入燃烧的技术，可以有效的控制NOx的生成排放。在一般情况下，燃料型NOx的主要来源是挥发分N，其占总量的60～80%，其余为焦炭N所形成，占到20～40%。在氧化性环境中生成的NOx遇到还原性气氛时，还会还原成N2。因此，锅炉燃烧最初形成的NOx，并不等于其排放浓度，而随着燃烧条件的改变，生成的NOx可能被还原或称被破坏。煤中的N在燃烧过程中转化为NOx51 的量与煤的挥发份及燃烧过量空气系数有关，在过量空气系数大于1的氧化性气氛中，煤的挥发分越高，NOx的生成量越多，若过量空气系数小于1，高挥发分燃煤的NOx生成量较低，其主要原因是高挥发分燃料迅速燃烧，使燃烧区域氧量降低，不利于NOx的生成。4.1.3快速型NOx的生成机理快速型NOx主要是指燃料中的碳氢化合物在燃料浓度较高区域燃烧时所产生的烃与燃烧空气中的N2分子发生反应，形成的CN、HCN，继续氧化而生成的NOx。因此，快速型NOx主要产生于碳氢化合物含量较高、氧浓度较低的富燃料区，多发生在内燃机的燃烧过程。而在燃煤锅炉中，其生成量很小。4.2脱硝工艺简介目前，控制NOX排放的措施大致分为三类，第一类是低氮燃烧技术，通过各种技术手段，抑制或还原燃烧过程中生成的NOX，来降低氮氧化物排放；第二类是炉膛喷射脱硝技术；第三类是烟气净化技术，包括湿法脱硝技术和干法脱硝技术。这些技术可单独或组合使用。4.2.1低氮燃烧技术(简称LNB)由NOx的形成条件可知，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。因此，低氮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生成及降低其排放的目的。现代低氮燃烧技术将煤质、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，以低氮燃烧器与空气分级为核心，在炉内组织适宜的燃烧温度，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氮基中间产物来抑制或还原已经生成的NOx。目前，对低氮燃烧技术的要求是，在降低NOx的同时，使锅炉燃烧稳定，且飞灰含碳量不能超标，并兼顾锅炉防结渣与腐蚀等问题。常用的低NOx燃烧技术有如下几种：(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。循环流化床锅炉在这一点上已经做到了改进，可以有效的抑制氮氧化物的产生。煤种不同燃烧所需的理论空气量也不同。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。51 (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，充分利用燃烧初期产生的氮基中间产物，提高燃烧过程中的NOx自还原能力，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，该是技术多应用于新锅炉的设计及燃烧器的改造中。(3)燃烧分级燃烧技术该技术是将锅炉的燃烧分为二个区域进行，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(天然气为主)，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。(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)低NOx燃烧器将空气分级及燃料分级的原理应用于燃烧器的设计，尽可能的降低着火区的氧浓度和温度，从而达到控制NOx生成量的目的，这类特殊设计的燃烧器就是低NOx燃烧器，一般可以降低NOx排放浓度的30～60%。4.2.2炉膛喷射脱硝技术炉膛喷射脱硝实际上是在炉膛上部喷射某种物质，使其在一定的温度条件下还原以生成的NOx，以降低NOx的排放量。它包括喷水、喷二次燃料和喷氨等。但喷水和二次燃料的方法，尚存在着如何将NO氧化为NO251 和解决选择性非反应的问题，因此，目前还不成熟。下面着重介绍喷氨(或尿素)法。喷氨法是一种选择性降低NOx排放量的方法(因喷入的氨只与烟气中的NOx发生反应，而不与烟气中的其他成分反应)，当不采用催化剂时，NH3还原NOx的反应只能在850～1050℃(或900～1100℃)这一狭窄的温度范围内进行。因此，这种方法又称为选择性非催化脱硝法(SNCR)。氨的喷入地点一般在炉膛上部烟气温度在850～1050℃(或900～1100℃)范围内的区域。当氨和烟气中NOx接触时，会发生下面的还原反应：4NH3+4NO+O2→6H2O+4N24NH3+2NO2+O2→6H2O+3N24NH3+6NO→6H2O+5N28NH3+6NO2→12H2O+7N2采用该方法要解决好两个问题：一是氨的喷射点选择，要保证在锅炉负荷变动的情况下，喷入的氨均能在850～1050℃(或900～1100℃)范围内与烟气反应。一般在炉墙上开设多层氨喷射口。二是喷氨量的选择要适当，少则无法达到预期的脱除NOx的效果，但氨量过大，将在尾部受热产生硫酸铵，从而堵塞并腐蚀空气预热器，因此，要求尾部烟气中允许的氨的泄露量应小于10ppm，在这一条件限制下，非催化烟气喷氨脱硝法的NOx降低率为30～50%。非催化烟气喷氨脱硝法投资少，运行费用也低，但反应温度范围狭窄，目前在欧洲和美国的300MW燃煤电站锅炉上已有采用该法运行经验，但市场占有率较低。4.2.3烟气脱硝技术由于低NOx燃烧技术降低NOx的排放是比较低的(一般在50%以下)，因此，当NOx的排放标准要求比较严格时，就要考虑采用燃烧后的烟气处理技术来降低NOx的排放量。烟气脱硝分为干法、湿法。(1)干法烟气脱硝技术干法烟气脱硝技术包括采用催化剂来促进NOx的还原反应的选择性催化还原脱硝法、电子束照射法和电晕放电等离子体同时脱硫脱硝法。1)选择性催化还原脱硝法(SCR)51 采用该法脱硝的反应温度取决于催化剂的种类，催化剂室应布置在尾部烟道中相应的位置。该方法能达到60～90%的NOx降低率。选择性催化剂脱硝法的系统主要由催化剂反应器、催化剂和氨储存和喷射系统所组成。催化剂反应器在锅炉烟道中的布置有三种可能方案：①锅炉省煤器后、空气预热器前温度在320～420℃的位置(以下简称前置式布置)。优点：温度范围适合于大多数催化剂的工作温度。缺点：催化剂宜中毒，催化剂反应器宜受飞灰磨损，反应器蜂窝状通道宜堵塞，催化剂宜烧结，不适合于高活性催化剂。②布置在静电除尘器和空气预热器之间该法由于静电除尘器无法在300～400℃温度下正常工作，因此很少采用。③布置在FGD之后(以下简称后置式布置)当锅炉尾部烟道装有湿法脱硫装置(FGD)时，可将催化剂反应器装于FGD之后，使催化剂工作在无尘、无SO2的烟气中，故可采用高活性催化剂，并使反应器布置紧凑，但由于烟气温度低(50～60℃)，难以达到催化剂的工作温度，因此，须在烟道内加装燃油或燃气的燃烧器，或蒸汽加热器来加热烟气，从而增加了能源消耗和运行费用。目前采用最多的布置方式是前置式布置。2)电子束照射同时脱硫脱硝技术电子束氨法烟气脱硫脱硝技术(简称EA—FGD技术)是一种以氨作为脱硫脱硝剂，燃煤锅炉(机组)产生的烟气经除尘后，主要含SO2、NOX、N2、H2O。它们在电子加速器产生的电子束流辐照下，经电离、激发、分解等作用，可生成活性很强的离子、激发态分子。在电子束的作用下，与氨反应生成硫酸铵和硝酸铵微粒，通过除尘器(副产物收集器)予以除去，从而达到净化烟气的目的。主要反应如下：H2SO4+2NH3=(NH4)2SO4HNO3+NH3=NH4NO3SO2+2NH3+H2O+1/2O2=(NH4)2SO451 为提高脱除率，更好地回收和利用生成物，加入氨、石灰水等添加剂，生成固体化学肥料硫酸铵和硝酸铵。电子束辐射处理烟气技术地优点有：能同时脱硫脱硝，处理过程中不用触媒，不产生二次污染，不受尘埃影响，因是干式处理法，不影响原系统地热效率，烟气可不必再加热即从烟囱排放。添加氨时，副产品可作为肥料使用。EA—FGD技术国外自l970年开始研究，先后有10余个国家从事该技术的研究，现已建成的各类装置有30余座，其中工业化装置有5座，最大装置的处理量为200MW机组产生的烟气。EA—FGD技术存在着系统可用率不高、氨损较大、能耗大、脱硫脱硝效率较低、固硫固氮反应后生成的化肥能否有效捕集和设备容易阻塞的问题，加上氨法起步晚、业绩少，主要设备如大功率的电子束加速器和脉冲电晕发生装置还在研制阶段。这些都是制约氨法在烟气脱硫上推广的因素，一直没有被企业和环保部门完全接受。由于部分相关技术的限制，目前在大型锅炉上应用尚有一定困难。国内目前的应用有：成都热电厂3.0105m3/h的电子束氨法示范装置，杭州协联热电有限公司建成了3.054105m3/h的商业化装置；北京京丰热电有限责任公司150MW燃煤发电机组排放烟气的高技术产业化示范工程。由于该项技术存在明显的缺点(系统可用率不高、氨损较大、能耗大、脱硫脱硝效率较低)，因此不作推荐。3)电晕放电等离子体同时脱硫脱硝技术电晕放电过程中产生的活化电子(5～20Ev)在与气体分子碰撞的过程中会产生OH、O2H、N、O等自由基和O3。这些活性物种引发的化学反应首先把气态的S02和N0x转变为高价氧化物，然后形成HNO3和H2SO4。在有氨注入的情况下，进一步生成硫酸氨和硝酸氨等细颗粒气溶胶。产物用常规方法(ESP或布袋)收集，完成从气相中的分离。锅炉排放的烟气首先经过一级除尘，去掉80%左右的粉尘。之后将烟气降温到70～80℃目前降温的方法有两种：一是热交换器，二是喷雾增湿降温。INCT在Kawecyn电厂采用了一种干底喷雾技术。一般增湿后的烟气含H20在51 10%左右。降温后的烟气与化学计量比的氨混合进入等离子体反应器，反应产物由二次除尘设备收集。采用ESP或布袋均可，但选择布袋更优。最后洁净的烟气从烟囱排出。电晕放电法与电子束辐照法是类似的方法，只是获得高能电子的渠道不同，电子束法的高能电子束(500～800keV)是由加速器加速得到。后者的活化电子(5～20Ev)则由脉冲流柱电晕的局部强电场加速得到。该方法的NOx脱除率相当可观，其投资和运行费用也相对较低，但目前由于脉冲电源等技术尚不成熟，因此，距离大面积工业应用还有一段距离。(2)湿法烟气同时脱硫脱硝技术传统湿法烟气脱硝有两大类，一类是利用燃煤锅炉已装有烟气洗涤脱硫装置的，只要对脱硫装置进行适当改造，或调整运行条件，就可将烟气中的NOx在洗涤过程中除去。另一类是单纯的湿法洗涤脱硝。由于须加将NO氧化为NO2的设备，虽然效率高，但系统复杂，用水量大，并有水的污染，因此燃煤锅炉很少采用。下面简单介绍同时脱硫脱硝的湿式系统：1)石灰/石膏法采用生石灰、消石灰和微粒碳酸钙制成吸收液，并加入少量硫酸将吸收液的pH值调到4～4.5，则在洗涤反应塔里会发生下面的反应：Ca(OH)2+SO2→CaSO3+H2OCaSO3+SO2+H2O→Ca(HSO3)2NO+2Ca(HSO3)2+H2O→1/2N2+2CaSO4.2H2O+2SO2O2+2Ca(HSO3)2+H2O→1/2N2+2CaSO4.2H2O+2SO22）氨/石膏法在洗涤反应器中在加入NH3，则会发生下面的反应：2NH3+SO2+H2O→(NH4)2SO3(NH4)2SO3+SO2+H2O→NH4HSO3NH4HSO3+2Ca(OH)2→CaSO3.1/2H2O+2NH3+7/2H2O+CaSO3NO+2NH4HSO3→1/2N2+(NH4)2SO4+SO2+H2ONO2+4NH4HSO3→1/2N2+2(NH4)2SO4+2SO2+2H2O51 传统湿式系统的普遍缺点是结构和系统复杂运行成本和初投资较高。但近年来研究的电化学辅助脱硝、生物辅助脱硝技术等，有望在脱硝技术上取得新的突破。应该指出，同时脱硫脱硝技术虽说具有良好的发展前景，但目前还远不如单独脱硫、脱硝技术成熟，且脱硝率也低于单独方式，还有待于进一步的研究。4.3脱硝工艺选择的原则根据以上对脱硝工艺的简要介绍，本项目控制NOx排放有很多种方法，各种脱硝工艺项目投资和脱硝效率各不相同，选择何种脱硝工艺一般可根据以下几个方面综合考虑：(1)NOx排放浓度必须满足国家最新排放标准和当地政府对环保的要求。(2)脱硝工艺要适用于项目已经确定的煤质条件、并考虑燃煤来源变化的可能性。(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)根据项目的实际情况，尽量减少脱硝装置的建设投资、运行费用。(5)脱硝装置应布置合理。(6)脱硝还原剂有稳定可靠的来源。(7)脱硝工艺还原剂、水和能源等消耗少，尽量减少运行费用。(8)检修和维护费用小。(9)脱硝装置对电厂锅炉运行的影响最小。4.4脱硝工艺的选择4.4.1主要技术路线根据热电厂提供资料，热电厂1～3号锅炉实际氮氧化物排放监测浓度在387.45mg/Nm3之间，由以上数据可以看出：NOx排放浓度1～3号锅炉均不满足《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223－2011)中200mg/Nm3的要求。根据2010年1月27日实施的《火电厂氮氧化物防治技术政策》(环发[2010]10号)规定，加强电源结构调整力度，加速淘汰100MW及以下燃煤凝汽机组，继续实施“上大压小”51 政策，积极发展大容量、高参数的大型燃煤机组和以热定电的热电联产项目，以提高能源利用率。在役燃煤机组氮氧化物排放浓度不达标或不满足总量控制要求的电厂，应进行低氮燃烧技术改造。对在役燃煤机组进行低氮燃烧技术改造后，其氮氧化物排放浓度仍不达标或不满足总量控制要求时，应配置烟气脱硝设施。烟气脱硝技术主要有：选择性催化还原技术(SCR)、选择性非催化还原技术(SNCR)、SNCR－SCR联合脱硝技术及其他烟气脱硝技术。热电厂现有1～3号锅炉投运日期均在2003年以后。根据《火电厂氮氧化物防治技术政策》规定，燃用烟煤或褐煤且投运时间不足20年的在役机组，宜选用选择性非催化还原技术(SNCR)或其他烟气脱硝技术。本项目从国家脱硝技术路线看，需要采用选择性非催化还原技术(SNCR)或SNCR－SCR联合脱硝技术。4.4.3主要技术特点4.4.3.1烟气脱硝技术特点(1)选择性非催化还原技术(SNCR)1)反应机理选择性非催化还原技术(SNCR)是当前NOx治理中采用且具有一定前途的炉内脱硝技术之一。在没有催化剂，温度在850～1050℃范围内，氨为还原剂时，发生反应：4NH3+4NO+O2=4N2+6H2O当温度过高时会发生反应：4NH3+5O2=4NO+6H2O当温度低于800℃时，反应不完全，氨的逃逸率高，造成二次污染，导致脱硝效率降低。SNCR也可以采用尿素或者氨水为还原剂，加水配成一定浓度的溶液，直接喷入800～1100℃的烟气中，达到与喷氨一样的效果。2)影响SNCR反应的因素①还原剂喷入点的选择喷入点必须保证使还原剂进入炉膛内适宜反应的温度区间(850～1050℃)，这个温度范围存在与锅炉燃烧室和省煤室的过热器区域。温度高，还原剂被氧化成NOx，烟气中的NOx含量不减少反而增加；温度低，反应不充分，造成还原剂流失，对下游设备产生不利的影响甚至造成新的污染。需要利用计算机模拟和流体力学的知识来模拟锅炉内烟气的流场分布和温度分布，以此为设计依据来合理选择喷射点和喷射方式。51 ②停留时间因为任何反应都需要时间，所以还原剂必须和NOx在合适的温度区域内有足够的停留时间，这样才能保证烟气中的NOx还原率。实验研究表明：停留时间从100ms增加到500ms，NOx最大还原率从70%上升到了93%左右。图4.4-5SNCR工艺示意图③适当的NH3/NOx摩尔比NH3/NOx摩尔比对NOx脱除率影响也很大。根据化学反应方程，NH3/NOx摩尔比应该为1，但实际上都要比1大才能达到较理想的NOx还原率，已有的运行经验显示，NH3/NOx摩尔比一般控制在1.0～2.0之间，最大不要超过2.5。NH3/NOx摩尔比过大，虽然有利于NOx脱除率增大，但氨逃逸加大又会造成新问题，同时还增加了运行费用。根据美国环保署DanielC.Mussatti等人做的NOx还原率与反应温度和停留时间的关系的实验结果，图4.4-6为NOx脱除率与NH3/NOx摩尔比的关系图，从中可以看出，当NH3/NOx摩尔比小于2，随NH3/NOx摩尔比增加，NOx脱除率显著增加，但NH3/NOx摩尔比大于2后，增加就很少。④还原剂和烟气的混合51 两者的充分混合是保证充分反应的又一个技术关键，是保证在适当的NH3/NOx摩尔比下得到较高的NOx还原率的基本条件之一。只有在以上四方面的要求都满足的条件下，NOx脱除才会有令人满意的效果。大型电站锅炉由于炉膛尺寸大、锅炉负荷变化范围大，从而增加了对这四个因素控制的难度。国外的实际运行结果表明，应用于大型电站锅炉的SNCR的NOx还原率只有40%。根据美国环保署所做的NOx还原率与锅炉容量之间关系的统计结果，随着锅炉容量的增大，SNCR的NOx还原率呈下降的趋势。以上四个方面的因素都涉及到了SNCR还原剂的喷射系统，所以在SNCR中还原剂的喷射系统的设计是一个非常重要的环节。SNCR工艺以炉膛为反应器，可通过对锅炉的改造实现，建设周期短，投资成本和运行成本与其它烟气脱硝技术相比都是比较低的，适合于对中小型锅炉的改造。对于电站锅炉，投资成本和运行成本依据NOx排放浓度的不同二有所差异，特别是运行成本与烟气原始NOx浓度关系十分巨大，因为在SNCR工艺中,还原剂成本所占的份额达到50%以上。3)SNCR技术的特点由于SNCR技术的方案需要确定炉膛氮氧化物浓度数据，依此来确定合适的脱硝效率，并进行还原剂供应系统和炉区喷射系统的设计。理论上SNCR技术可以达到70%以上的NOX脱除率，由于还原剂与烟气混合情况、烟气温度范围、氨逃逸等问题，使得大型锅炉一般NOX脱除率都远低于70%。氮是循环流化床锅炉由于特殊的结构及燃烧细形式，使用SNCR可以达到最高85%的脱硝小轮车。根据规范要求，本项目锅炉采用SNCR工艺所能达到的目标脱硝效率定为80%左右为宜。SNCR技术是将氨基还原剂(如液氨、氨水、尿素)溶解稀释到10%以下，利用机械式喷枪将还原剂溶液雾化成液滴喷入炉膛，热解生成气态NH3，在800℃～1100℃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溶液。SNCR工艺比较简洁，具有如下特点：①投资费用较低；②现代SNCR技术可控制NOx排放降低51 20～50%，脱硝效率随机组容量增加而降低；③SNCR装置不增加烟气阻力，也不产生新的SO3，氨逃逸浓度控制通常在5～10ppm以内；④合适的反应温度窗口狭窄，为适应锅炉负荷的波动、提高氨在反应区的混合程度与利用率，通常在炉膛出口屏式过热器下方设置多层喷枪；⑤建设周期短，场地要求少，适用于对现有中小型锅炉的改造；⑥喷尿素量的选择要适当，少则无法达到预期脱除NOx效果，但氨量过大，将在尾部受热产生硫酸铵，从而堵塞并腐蚀空气预热器。因此，要求尾部烟气中允许的氨泄漏量小于10ppm，在这一条件限制下，NOx降低率为50～85%；⑦有副反应，生成N2O；⑧运行费用比较低，为SCR的40～80%。SNCR脱硝是在现有的锅炉上增加一套系统。因此，对于锅炉烟气系统的影响相对比较小。但主要问题有：①较高的氨逃逸和铵盐影响SNCR的氨逃逸率比较高，一般都是以1.5左右的摩尔比喷入氨的，而在循环流化床锅炉使用脱硝率只有80%左右，因此会有10ppm的氨逃逸。尾部形成一些硫酸铵、硫酸氢铵等铵盐，有增加堵塞和腐蚀空气预热器等尾部烟道设备的倾向。另外，较高的氨逃逸还可能使飞灰中的氨浓度超过使用限制。②还原剂的消耗量比较大由于氨/NOx摩尔比高达1.5以上，相比SCR工艺80%的效率而言，氨的消耗量几乎高一倍，而脱硝率却低一半，物料消耗费用极高，因此，当原始氮氧化物浓度较高时，运行经济性很差。③对锅炉效率的影响向炉膛喷液氨雾化液滴蒸发与热解过程需要吸收热量，这会造成锅炉效率降低0.1～0.3个百分点。总体而言，由于SNCR技术的低投资和低运行成本，特别适合小容量锅炉的使用。目前在欧洲和美国的300MW51 燃煤电站锅炉上已有采用该法运行经验，但市场占有率较低。5脱硝改造工程设想5.1脱硝场地布置5.1.1脱硝装置的布置原则根据现有电厂总平面布置的具体要求：重视外部条件，完善总体规划；满足使用要求，工艺流程合理；远近规划结合；布置紧凑，注意节约用地；结合地形地质，因地制宜布置；符合防火规定，确保安全生产；注意风向朝向；交通运输方便，避免迂回重复；建筑群体组合，整齐美观协调；有利检修活动。依据上述要求，因地制宜，结合本期工程具体情况，厂区总平面布置有如下原则：(1)遵循“安全可靠、高效环保、以人为本、经济适用”的指导思想，在保证工艺合理，建设有序的前提下，需新建的辅助、附属生产设施尽可能集中布置，尽量减小占地，使得厂区总平面布置规整、美观。(2)本期工程采用SNCR(尿素/氨水)脱硝工艺，这个还原过程在内部进行，还原剂通过安装在锅炉墙壁上的喷嘴喷入烟气中。喷嘴布置在炉膛和旋风分离器之间的烟道。(3)储存区为三台锅炉共用一套系统，布置在电厂全年最小频率风向的上风侧。5.1.2主要设备和设施的布置本期工程改造采用SNCR脱硝工艺，无脱硝反应器，在锅炉墙壁上开孔，设喷嘴，喷嘴布置在炉膛和分离器之间的烟道上。脱硝装置设一套共用还原剂储存系统区，占地面积约200m2。5.2设计基础参数本期工程脱硝装置设计采用的基础参数，见表5.2-1。表5.2-1脱硝装置工艺基础参数序号参数名称单位参数值51 130t/h75t/h1烟气量Nm3/h3500002入口烟温℃830-9003入口实际NOX浓度mg/Nm3874脱除NOX效率%≥755年利用小时h80005.4选择性非催化还原法(SNCR)5.4.1系统描述SNCR系统主要包括还原剂制备、储存及供应系统、稀释水系统、计量混合系统、还原剂喷射系统及控制系统五部分。还原剂制备、储存及供应系统实现还原剂的制备、还原剂和氨水溶液储存和供应。稀释水系统实现稀释水储存和供应。根据锅炉运行情况和NOx排放情况，还原剂溶液和稀释水在剂量混合系统中在线配制成所需的喷射浓度，然后该系统实现各喷射点的还原剂分配。还原剂喷射系统将还原剂溶液雾化后喷射入炉内。还原剂的供应量能满足锅炉不同负荷的要求，调节方便、灵活、可靠；还原剂计量分配系统配有良好的控制系统。5.4.2主要工艺系统5.4.2.1还原剂制备、储存及供应系统使用尿素作为还原剂尿素为固体颗粒。袋装尿素由汽车运输到厂区，通过卸料放在尿素储存站。储罐及泵站模块可安装于混凝土围堰内。为避免罐内过压或真空，罐顶部安装安全阀及真空阀。运行期间，罐压通过压力变送器可实现就地及远程连续监测。输送泵(一用一备)在14bar压力下由尿素溶解罐向还原剂储罐输送配置好的还原剂。使用氨水作为还原剂氨水与尿素使用相同的储罐，储罐设计满足储存氨水的条件。51 5.4.2.2稀释水系统当锅炉负荷或炉膛出口的NOx浓度变化时，送入炉膛的还原剂溶液量也应随之变化，这将导致送入喷枪的流量发生变化。若喷枪的流量变化太大，将会影响到雾化喷射效果，从而影响脱硝效率和氨逃逸。因此，设计了稀释水系统，用来保证在运行工况变化时喷枪中流体流量基本不变。稀释水储存在不锈钢罐内，用于稀释还原剂。水通过多级泵传输至计量混合模块。稀释水泵设有2台，一用一备。流量余量大于10%，压头大于20%。5.4.2.3计量混合系统NOx控制仪所要求的必要数量的还原剂由管线供应。所需还原剂的数量由流量计控制、电动调节阀调节。所需数量的稀释水在与还原剂混合前由流量计控制，电动调节阀调节。每个喷射点均由流量计控制，确保适当的分配。还原剂混合液的压力由安装的压力计控制。5.4.2.4还原剂喷射系统在线配制稀释好的还原剂将送到各喷射点，喷射采用自动喷枪方式，不采用推进器系统。喷枪喷射所需的雾化介质采用压缩空气。炉前压缩空气总管上设有流量压力测量，分几路通到各喷射点，每个喷射点的雾化压缩空气总管设有压力调节、压力测量、流量测量，再通往各个喷枪。本工程每台锅炉拟配制一定数量的喷枪，喷枪布置在合适温度区间的炉膛，用于分配稀释后的还原剂，孔径尺寸根据实际选择喷枪尺寸确定。进行详细施工设计时，通过数学模型计算(CFD)了解炉膛NOx浓度分布、炉膛温度分布、炉膛气流分布以及烟气组分分布情况，再最终确定喷枪(喷嘴)的布置方式和安装位置。各阀组及附属设备就近布置在喷射点的附近。5.4.2.5控制系统脱硝装置采用DCS控制系统，单独控制或者与脱硫系统一同控制，控制系统将具有较高的可靠性、可维护性与扩展性、具有较高的自动化水平。操作人员依据DCS51 系统，实现对尿素溶液制备、储存模块、稀释水模块、计量混合模块、喷射模块的系统设备的控制及运行状态的监视。并依据各子系统的运行参数的变化进行调整和操作。具备先进性、使用性、安全和可靠性、可扩展性等特点。5.4.3主要设备表SNCR系统主要设备表，见表5.4-1表5.4-1SNCR系统主要设备表序号设备名称规格型号单位数量一、尿素溶解系统1尿素溶解罐5m3套12化工输送泵DN65-503.0kw台13压力表0-0.16MPa防爆台14搅拌机HB-A-2.2-136/600-14002.2KW台15温度变送器0~100℃法兰耐磨台16液位计压力式，带信号输出台17加热装置——套18配套管路、阀门多种型号套1二、还原剂储存系统1还原剂储存罐30m³套22液位计磁翻板式，带信号输出，带保温台43温度变送器0~100℃法兰耐磨台251 4电加热器HR-10/380-CG-250/2/2.5/C，6kw台25喷淋降温装置HBCY-A套16压力变送器0-0.1MPa，防爆，24v台27安全阀DN250.1Mpa台28配套管件、阀门多种型号，1.6Mpa套1三、清水储存系统1清水罐5m3套12吸收水罐5m3套13浮球阀DN321.6MPa台14配套管件、阀门多种型号，1.6Mpa套1四、加压计量系统1还原剂输送泵DN25，PN25，2.2KW套22清水输送泵DN25，PN25，2.2KW套23备用泵DN25，PN25，2.2KW套24混合器DN252.5Mpa台25电动阀220VDN25法兰台66金转流量计24V法兰防腐型0.2-2m³DN25台47压力变送器0-2.5MPa，防爆，24v台28压力表0-2.5MPa，防爆台89配套管件、阀门多种型号，2.5Mpa套251 五、喷射雾化系统1喷枪SNCR-SE-Z支102喷头SE-60-2.2只103高压胶管总成DN15L1200套304电磁阀常闭220V，DN321.0Mpa台25减压阀DN32法兰出口0.2~0.7Mpa台26压力表0-2.5MPa，防爆台47配套管件、阀门多种型号套2六、自动控制系统1控制柜SNCR-EE5000台12控制软件HBCY-EE套13PLCS7-200台14变频器ACS510台25触摸屏EVIEW台16以太网模块——_组17光纤收发器——组18其他控制元件——套15.4.4SNCR脱硝技术布置SNCR51 工艺整个还原过程在锅炉内部进行，不需要另外设立反应器。还原剂通过安装在锅炉墙壁上的喷嘴喷入烟气中。喷嘴布置在炉膛出口和分离器之间的烟道上，锅炉的热量为反应提供了热量，使NOx在这里被还原。5.5电气系统5.5.1用电负荷本期工程所有脱硝负荷均为380/220V低压负荷。每台炉SNCR反应区负荷约为1kVA；CEMS控制系统电源约25kVA，氨区（尿素)负荷约为10kVA。5.5.2配电方式及布置氨区(尿素)内设置一段氨区(尿素)MCC，为氨区(尿素)内低压电负荷提供电源，电源采用双电源进线方式(采用自动切换），分别引自氨区(尿素)附近的除灰PCI(5-1)；PCⅡ(8-2)，MCC布置在制氨区(尿素)配电室内。SCNR反应区内每台锅炉各设置一段MCC，为SNCR反应区内低压负荷提供电源，电源采用双电源进线方式(采用自动切换)。热控仪表及其它220V控制电源由主厂房UPS(5kVA)供给一路工作电源，另从脱硝MCC段供给一路备用电源。脱硝部分的低压辅助电机均由相应区的电动机控制中心(MCC)供电。电动机控制中心(MCC)开关柜选用MNS型抽屉柜，进线方式为上进上出(下进下出)线；开关柜内断路器、接触器、热继电器均采用优质产品；电动机控制中心(MCC)内电动机回路(除暖通轴流风机回路)均需装设智能马达保护器。5.5.3检修、照明及电缆本期工程采用照明与动力合并的供电方式。照明采用380/220V三相四线制中性点直接接地系统；照明分为正常照明及事故照明。反应区正常照明箱电源由脱硝SNCR区MCC段提供，事故照明采用应急灯方式。制氨区正常照明电源由制氨区MCC提供，事故照明采用应急灯方式。电缆设施采用架空桥架敷设和地下沟道敷设相结合的方式，电缆选用阻燃型电缆。电缆构筑物的孔洞，用耐火材料封堵，电缆桥架底层设阻火隔板，所有桥架按规定在适当位置设耐火槽盒，封堵采用阻火包、有机耐火堵料、无机耐火堵料、槽盒、阻火隔板、防火涂料等。5.5.4过电压保护及接地51 本期工程建筑物防直击雷设施按《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》(DL/T620-1997)规定，制氨区域内视情况设置独立的避雷针。本期工程的接地装置采用水平接地体为主、垂直接地体为辅的复合接地网，并最终与主体工程主接地网相连接，接地要求满足全厂接地电阻要求。5.6仪表与控制系统5.6.1主厂房脱硝控制系统1号、2号、3号锅炉脱硝改造拟单独控制或者纳入脱硫DCS系统进行控制，三台锅炉合并设置控制机柜，机柜数量暂按一面考虑(配一对DPU控制器)。1号、2号、3号锅炉脱硝系统控制柜采用与原中控系统控制系统(DCS)相同的产品，脱硝系统控制柜布置在电子设备间内。脱硝系统新增一台操作员站，设置在脱硫控制室或单独设置。在各脱硫操作员站也需增加脱硝画面进行监控。5.6.3还原剂控制系统本项目1号、2号、3号炉采用还原剂脱硝，设一套还原剂控制系统。还原剂系统拟纳入DCS系统进行控制。在尿素区电子设备间设置一套DCS系统，采用与原脱硫分散控制系统(DCS)相同的产品，机柜数量暂按一面考虑(配一对DPU控制器)。还原剂系统的操作拟设置在脱硫综合楼控制室，还原剂系统和脱硝系统合并设置一台操作员站。5.6.4主要检测控制方案5.6.4.1尿素稀释液流量控制系统当锅炉负荷或炉膛出口的NOx浓度变化时，送入炉膛的还原剂量也应随之变化，这将导致送入喷枪的流量发生变化。若喷枪的流量变化太大，将会影响到雾化喷射效果，从而影响脱硝效率和氨逃逸。因此，需要加入稀释水用来保证在运行工况变化时喷枪中流体流量基本不变。为保证SNCR脱硝效率，安全经济运行，还原剂稀释液流量闭环控制系统的功能是通过调整还原剂和稀释水的比例，使得喷枪中流体流量基本不变，而同时反应器后烟气中NOx的浓度水平不超过容许值。这个限值水平可以预先选定作为主控制器的设定点。反应器后烟气中NOx51 的浓度水平通过烟气分析仪测定并作为实际测量值反馈给主控制器。5.6.4.2DCS顺序控制系统本工程脱硝系统顺序控制系统的控制水平按功能组级，子功能组级和驱动级三级控制方式考虑：(1)驱动控制：包括所有单个的电动机和执行器、电磁阀等被控设备，作为自动控制的最低程度。(2)子组级控制：一个辅机为主及其相应辅助设备的顺序控制。例如：取样风机子功能组等。(3)功能组控制：一个工艺系统流程为主及其相关辅助设备的顺序控制，并将对子组级发出控制命令。例如：还原剂储存及供应系统功能组、稀释水系统功能组等。5.6.4.3烟气连续排放检测系统(CEMS)锅炉出口烟道上装设一套烟气分析仪表，监测项目包括：锅炉出口净烟道：NOX、O2、NH3、以上信号通过硬接线全部进入DCS中进行进行监视、计算，并在DCS内实现自动控制加氨量。5.6.4.4脱硝与外部系统的数据接口本期工程脱硝至电网中调的数据通过主厂房DCS以通讯的形式传至电气网继系统，通过电气网继系统传至电网中调。5.6.5供电、气源及其他5.6.5.1供电本项目所配供的脱硝系统DCS控制机柜的电源拟考虑取自每台锅炉DCS各自的配电柜，每面机柜需要两路电源，其中一路为UPS电源。本项目储存区DCS控制机柜的电源就近引自电气尿素区MCC柜。设置二路AC220V电源，并配供一套UPS装置。5.6.5.2气源锅炉SNCR、SCR反应装置区域，气动执行机构和CEMS51 吹扫用气量很少，脱硝岛不单独设仪用空压站，压缩气源将从锅炉主厂房区域机组用气母管就近就地引接；尿素区气动执行机构，仪用压缩气源将就近引接。5.6.5.3其他因主厂房内原有电缆桥架不能满足本期改造的需要，主厂房内需新增电缆桥架，用于锅炉脱硝改造，桥架走向与原桥架走向相同。5.6.6仪表及自控系统选型根据脱硝工艺的具体要求配置相应的温度、压差、压力、流量，氨浓度等检测仪表。仪表的选型以成熟、可靠为原则。控制系统要求安全可靠、技术先进，有良好的使用经验，满足工艺过程的操作要求，实现工艺装置、储运系统等控制、管理、经营一体化，并实现集中操作管理，为企业实现信息化管理和优化生产调度建立基础。实施控制系统全厂一体化策略。自动控制达到国内先进水平。常规仪表(压力、压差、流量及温度)，可按目前电厂所使用仪表进行选型，但需要考虑防腐措施；用于爆炸场所的仪表必须符合相应的防爆标准，并取得国家有关防爆检验机构的相应防爆等级的防爆许可证。对锅炉出口安装烟气成分监测设备，其要求为采用进口或引进技术生产的产品。所有的信号可以以通讯方式或4～20mA信号进入DCS，脱硝系统的CEMS还应配置数据采集及处理系统，并按当地环保部门的要求上传相关CEMS数据。电动调节装置选用智能型一体化的设备。气动调节装置选用进口设备。脱硝系统主要设计技术数据序号项目单位数值1脱硝装置规模t/h1*1302*752耗煤量t/h302*173处理烟气量Nm3/h1900002*1600004脱硝效率≥%75755脱硝入口烟气温度℃830～90051 6出口NOx排放浓度mg/Nm≤1007氨逃逸率mg/Nm≤88NH3/NOx的摩尔比/≤1.59还原剂溶液浓度%尿素40氨水20-2510还原剂喷射浓度%尿素10-20氨水8-1511还原剂溶液耗量kg/h尿素0.42氨水0.4712耗水量t/h尿素0.65氨水0.4713压缩空气M3/min尿素3-5氨水3-514电耗kW/y500006环境保护6.1设计依据及采用的环境保护标准6.1.1设计依据(1)《火力发电厂环境保护设计规定》(DLGJ102-91)；(2)《火力发电厂可行性研究报告内容深度规定》(DL/T5375-2008)；(3)《小型火力发电厂设计规范》(GB50049-2011)；(4)《火电厂烟气脱硝工程技术规范选择性非非催化还原法》(HJ563-2010)；(5)《火电厂烟气脱硝技术导则》(DL/T296-2011)。6.1.2环境保护标准本期工程采用的大气、水体、噪声标准如下：(1)环境质量标准1)《环境空气质量标准》(GB3095－96)及修改单的通知中二级标准；51 2)《地表水环境质量标准》(GB3838-2002)中的Ⅲ标准；3)《地下水质量标准》(GB/T14848－93)中的Ⅲ类标准；4)《城市区域环境噪声标准》(GB3096－2008)中3类标准；5)《一般工业固体废弃物贮存、处置场污染控制标准》(GB18599－2001)中Ⅱ类场的要求。(2)污染物排放标准1)《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)中NO2排放浓度≤200mg/m3；2)《大气污染物综合排放标准》(GB16297-1996)新污染源；3)《污水综合排放标准》(GB8978－1996)中的二类一级标准；4)《工业企业厂界噪声标准》(GB12348－2008)中的3类标准；5)《建筑施工场界环境噪声排放标准》(GB12523－2011)标准。6.2电厂主要污染源和主要污染物6.2.1大气污染源及其污染物本期工程采用选择性非催化还原技术(SNCR)脱除烟气中的氮氧化物，脱硝效率可达到80%以上。本期工程锅炉出口氮氧化物排放浓度为387.45mg/Nm3，通过脱硝装置处理后，排放的NOX浓度100mg/Nm3以下，满足最新排放标准的100mg/Nm3的要求。6.2.2其他污染源及污染物本期工程在制氨脱硝过程中有一些设备噪声，主要是泵等的噪声。相比较电厂主要设备的噪声，本期工程的设备噪声水平较低。6.3环境影响分析6.3.1大气环境影响分析及其防治措施由于该脱硝工艺产生的气体为N2。N2无毒、无害，对环境没有任何影响。炉膛中喷入氨水或尿素，本期工程烟气脱硝装置的出口氨逃逸浓度常控制在8ppm以下，未反应的氨气主要与烟气中的S0351 及飞灰在低温下发生固化反应，根据德国运行经验，约20%的氨以硫酸盐形式粘附在空预器表面，少于2%的氨进入脱硫系统，少于1%的氨以气态形式随烟气排放，本期工程利用一座高烟囱排放烟气，以提高烟气的热释放率，有利于烟气抬升，充分利用大气的扩散稀释能力，降低烟气污染物的落地浓度，对比《恶臭污染物排放标准》(GB14554-93)，脱硝装置出口的少量氨逃逸不会对大气造成氨污染。综上所述，本脱硝改造工程的实施，不仅能大幅度削减NOx排放量，而且不会对环境造成新的二次污染。6.3.2脱硝废水影响分析本期工程采用尿素和氨水为还原剂的选择性非催化还原法技术(SNCR)时，在制氨区域排放废水量很少，还原剂区设有地下废水泵，通过废水泵输送到全厂的废水处理系统进行净化处理后重复使用。6.3.3噪声环境影响分析、防治措施及绿化本期工程的设备噪声水平较低。设备产生的噪声，由于能量较小，在较短距离内衰减很快。而后随距离的增加，噪声级呈递减趋势。运行时的噪声对现有厂界噪声没有影响。本期工程拟采用的噪声防治措施如下：在主要设备订货时向制造厂家提出噪声控制要求，以及在设计安装时对噪声源较强的设备采用减振、防振等措施从声源上控制噪声水平。脱硝工程控制室、值班室均须采用密闭门窗结构。本期工程绿化结合全厂统一考虑。6.4环境监测本脱硝系统不单独设置环保专职人员，环保管理工作由全厂统一管理，厂内不设环境监测站，相应环保监测工作由当地环保部门承担。根据《火电厂环境监测管理规定》和《火电厂烟气排放连续监测技术规范》(HJ/T75-2001)的要求，在脱硝装置后加装烟气连续监测系统对氮氧化物进出口浓度进行监测，并在脱硝装置出口处设氨逃逸监测装置。6.5环境影响分析主要结论51 本期工程采用选择性非催化还原法技术(SNCR)脱除烟气中氮氧化物。除氮氧化物可获得大幅度削减外，氨的逃逸量最大值可控制在8ppm以下，对环境不致造成影响。脱硝过程中不产生其他固体废弃物，设备噪声也不影响厂界现有噪声水平。总体而言，本期工程的实施对区域环境有较好的改善效果。6.6社会效益分析6.6.1环境效益改扩建完成后采暖期全厂采锅炉烟气产生量为397000m3/h、烟尘产生浓度为20100mg/m3、SO2产生浓度为890mg/m3、NOx产生浓度为387.45mg/m3；改扩建工程脱硫效率90%，除尘效率99.9%，脱氮效率80%。处理后的烟气烟尘排放浓度为20.1mg/m3、排放速率为7.99kg/h；SO2排放浓度为89mg/m3、排放速率为35.33kg/h；NOx排放浓度为77.49mg/m3、排放速率为30.76kg/h；考虑联合脱除率ηHg=70%计算，汞排放浓度为0.007mg/m3、排放速率为0.0028kg/h；烟气黑度（格林曼黑度）小于1级。各污染物排放浓度满足《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）要求。改扩建完成后非采暖期全厂采锅炉烟气产生量为255000m3/h、烟尘产生浓度为20100mg/m3、SO2产生浓度为890mg/m3、NOx产生浓度为387.45mg/m3；改扩建工程脱硫效率90%，除尘效率99.9%，脱氮效率80%。处理后的烟气烟尘排放浓度为20.1mg/m3、排放速率为5.1kg/h；SO2排放浓度为89mg/m3、排放速率为22.7kg/h；NOx排放浓度为77.49mg/m3、排放速率为19.76kg/h；考虑联合脱除率ηHg=70%计算，汞排放浓度为0.007mg/m3、排放速率为0.0018kg/h；烟气黑度（格林曼黑度）小于1级。各污染物排放浓度满足《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）要求。6.6.2社会经济效益NOx的排放是酸雨的形成和对大气中臭氧层破坏的重要原因之一，据有关部门统计：2011年，我国的NOx排放量将达到2404万吨，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将对我国大气环境造成严重的污染。(1)对动物和人体的危害NO对血红蛋白的亲和力非常强，是氧的数十万倍。一旦NO进入血液中，就从氧化血红蛋白中将氧驱赶出来，与血红蛋白牢固地结合在一起。例如，将老鼠暴露在含有少量NO的环境中，在其血液中就能够查出51 NO血红蛋白。现在规定环境中NO的容许量为25mg/L。NO2对生物的毒性是NO的五倍，且相比于SO2，NO2更容易侵入到肺部组织，SO2只在有微尘的场合下才能到达肺部中，而NO2即使是单独存在的情况下也很容易进入肺的深部。长时间暴露在1～1.5mg/L的NO2环境中较易引起支气管炎和肺气肿等病变，这些毒害作用还会促使早衰、支气管上皮细胞发生淋巴组织增生，甚至是肺癌等症状的产生。(2)形成化学烟雾NOx排放到大气后有助于形成O3，导致光化学烟雾的形成：NO+HC+O2+阳光→NO2+O3(光化学烟雾)这是一系列反应的总反应。光化学烟雾对生物有严重的危害，如1952年发生在美国洛杉矶的光化学烟雾事件致使大批居民发生眼睛红肿、咳嗽、喉痛、皮肤潮红等症状，严重者心肺衰竭，有几百名老人因此死亡。该事件被列为世界十大环境污染事故之一。(3)导致酸雨的产生高温燃烧生成的NO排入大气后大部分转化成NO2，遇水生成HNO3、HNO2，并随雨水到达地面，形成酸雨。(4)破坏臭氧层N2O能转化为NO，破坏臭氧层，其过程可以用以下几个反应表示：N2O+O→N2+O2，N2+O2→2NONO+O3→NO2+O2，NO2+O→NO+O2O3+O→2O2上述反应不断循环，使O3分解，臭氧层遭到破坏。本期工种实施脱硝工程后，每年可减少氮氧化物排放约1008t/a。2003年2月28日，国家计委、财政部、国家环保总局和国家经委根据国务院令第369号《排污费征收使用管理条例》制定了《排污费征收标准管理办法》，从2003年7月1日起实施。根据国务院2007年6月3日印发的发展改革委会同有关部门制定的《节能减排综合性工作方案》，按照补偿治理成本原则，二氧化氮排污单位排污费征收标准为0.6元/污染当量。大气污染物的污染当量计算：51 氮氧化物污染当量值，见表6.6-2。表6.6-2大气污染物污染当量值序号污染物减排量（t/a）收费标准（元/千克）少交排污费（万元）本期工程氮氧化物7950.63250.2由表6.6-2可知：本期工程脱硝改造后，每年就排污费可节约50.2万元，既达到环保要求，大大改善了环境，又产生了良好的社会效益，也有利于该地区人民身体健康及企业外部形象的建立，为自治区工业企业发展树立典范。本期工程脱硝的成功实施，可为本厂、本地区的环保改造提供一种适合国情的污染减排新技术，对加快我国脱硝技术应用步伐、发展适合国情的烟气净化产业、扭转NO2失控局面、保护环境及国民经济可持续发展战略的实施具有积极意义。7节约和合理利用能源为认真贯彻节约能源、合理利用能源的精神，应首先从设计上保证工艺系统流程及工艺参数、指标的合理性，使各个环节所采用的工艺和设备均能体现出高效率、低能耗。7.1工艺系统设计中考虑节能的措施(1)脱硝系统采用目前先进、成熟可靠的SNCR技术，工艺系统简单，占地小。(2)优化系统设计，对脱硝装置的系统设备、管道进行优化配置，管道走向合理，以降低压损、降低能耗。(3)在系统设计中SNCR技术，尽可能降低NOX的排放7.2主辅机设备选择中考虑节能的措施(1)51 对于消耗厂用电较大的设备，采用调整性能好、效率高、运行经济、能耗低的设备。其它辅助、附属设备也根据双节原则，尽量采用安全可靠、技术先进、效率高、性能好的设备，以节约能源。(2)选用电耗低，运行经济性好的泵与其他设备。(3)优化辅机选型,选择高效率的泵类及发光效率高的荧光灯、高压汞灯或钠灯。(4)完善脱硝系统的计量、监测仪表，采用先进的控制系统。完善的测量系统和控制系统是脱硝系统安全、经济运行的基础。7.3在材料选择时考虑节能的措施选用合适的保温材料及经济厚度，控制表面温度，优化保温设计。7.4节约用水的措施脱硝系统投运后，应加强脱硝系统的水务管理，与全厂用水统一调度、综合平衡、统一规划设计，达到一水多用、综合利用、重复利用、降低电厂耗水指标。7.5节约原材料的措施(1)节约还原剂的措施由于采用成熟可靠的选择性非催化还原法技术(SNCR)，NH3/NOX比可以选择一个合理的值，控制好氨的逃逸，使尿素不致浪费。提高系统配置的可靠性。(2)节约钢材、木材和水泥的措施1)根据现场具体情况，在进行土建结构设计时，充分考虑自然地基承载力，可以缩短工期，同时节约大量水泥和钢筋。2)大量采用钢模板，可节约木材，加速施工进度。3)优化还原剂储存和供应系统的布置，使管道的用量尽可能达到最少。8职业安全卫生根据中华人民共和国劳动部令第3号文《建设项目(工程)劳动安全卫生监察规定》(1996.10.17)及国务院令393号《建设工程安全生产管理条例》的要求，以及劳动部针对火力发电厂薄弱环节所制定和颁发的一系列预防事故的措施，本期工程设计严格按照《火力发电厂职业安全设计规程》(DL5053－2012)、《火力发电厂职业卫生设计规程》(DL5454－2012)中的要求作相应考虑，以保证本期工程的安全生产和维护职工的身心健康。51 本期工程主要为低氮燃烧及脱硝改造，在主体电厂设计中已经遵照《电业安全工作规程》的要求，对电气设备爆炸，各种转动机械，各类建筑物的火灾，平台楼梯，吊装孔洞的坠落伤害等均考虑采取了安全措施，以保障职工的生命安全。本期工程在职业安全卫生方面主要考虑的是存在有化学伤害物质的场所及本期工程投入运行时制氨过程中的风机、泵及压缩机的噪声。根据《工业企业设计卫生标准》(GBZ1－2010)和《工业企业噪声卫生标准》(试行)的要求，对本期工程存在有化学伤害物质以及噪声和振动均将采取保护措施；对高温区域采取降温通风措施，对一些封闭式的建筑物注意防暑、降温和通风；对各类重点防火建筑物应考虑重点消防措施，以保障安全和文明生产。8.1防火、防爆本期工程的生产车间、作业场所和易爆、易燃的危险场所，以及地下建筑物的防火分区、防火间距、安全疏散和消防通道的设计，均按《石油化工企业防火规范》(GB50160－2008)《建筑设计防火规范》(GB50016－2006)、《建筑内部装修设计防火规范(2001年局部修订)》(GB50222T-95)和《火力发电厂与变电所设计防火规范》(GB50299－2006)等有关规定设计。严格按照《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》(GB50058－92)等有关规程规范的规定，对有爆炸危险的设备及有关电气设施、工艺系统和厂房的工艺设计及土建设计，按照不同类型的爆炸源和危险因素采取相应的防爆防护措施。本期工程消防设计遵循“预防为主，防消结合”的方针，结合本期工程消防系统统一考虑。在电厂范围内设置消防系统，考虑以水消防为主，辅之以必要的泡沫灭火器材、移动式灭火装置等，并按照氨区和反应区发生火灾的性质及特点选择相应的消防措施，对脱硝系统中易引起火灾的重点部位的电气设施等进行重点考虑，防止火灾危害。所有选用的压力容器除按规范要求合理选型外，均考虑相应的防爆泄压措施。8.2防电伤及防机械伤害为确保电气设备以及运行、维护、检修人员的人身安全，电气设备的选用和设计应符合现行国家标准《电气设备安全设计导则》(GB25295－2010)等有关规程、规定、导则。本期工程所有电力设备的外壳均考虑接地。51 本期工程的转动机械伤害主要发生在检修作业中的重物起吊和运行中的转动设备脱挂等。工程设计中将严格按照规程规范的要求，采取一定的防护措施，对转动机械设置保护罩壳。严禁以运行的管道、设备或平台等作为起吊重物的承力点，以防损坏、降低其强度造成不测。8.3防噪声及防振动本期工程的设备噪声相对于电厂主体来说较低。但仍需采取控制噪声的措施。根据工业企业噪声卫生标准用脱硝工艺系统各地点的噪声标准的要求，在设备定货时，向供货商提出设备运行的噪声限制要求；对噪声级较高的设备将考虑采用消声、隔声等措施；在总平面布置时考虑生产、辅助建筑物的合理布局。本期工程设计严格按照规程规范的要求，对设备的基础及平台考虑减振措施，所有穿墙管道采用柔性接触，动载大的机械设备基础采用砂垫层，以降低振幅达到减振目的。8.4防暑本期工程设计中严格遵照《工业企业设计卫生标准》(GBZ1－2010)、《火力发电厂采暖通风与空气调节设计技术规程》(DL5035－2004)等规程规范。在工艺流程设计中，使运行操作人员远离热源并根据具体条件采取隔热、通风和空调等措施，以保证运行和检修生产人员的良好工作环境。除采取保温隔热措施外，在厂房建筑物内还应采取加强通风的措施。8.5其他安全与职业卫生措施根据《火力发电厂职业安全设计规程》(DL5053－2012)、《火力发电厂职业卫生设计规程》(DL5454－2012)，电厂统一考虑设置安全及职业卫生基层监测站及安全教育室，本期工程不另设。工业卫生设施的设计按《工业企业设计卫生标准》(GBZ1－2010)中的要求进行。本期工程利用电厂设置的生产卫生用室、生活卫生用室等各种辅助卫生设施。9生产管理与人员编制本期工程组织机构及人员编制参考国家电力公司国电人劳[1998]94号“关于颁发《火力发电厂劳动定员标准》(试行)的通知”及《火力发电厂劳动定员标准(试行)》(国家电力公司1998年4月)的要求，结合企业减人增效的指导思想，提出本期脱硝定员的设想，脱硝实际定员由业主自行确定。脱硝系统改造纳入单元主体工程机组DCS51 中控制；尿素区纳入脱硫或除灰系统联网，就地不设操作员站。由于脱硝系统采用自动化控制，且脱硝本体部分反应器和喷氨装置等巡检和维护工作很小。因此，烟气脱硝改造工程定员建议不再增加专人，可由锅炉或脱硫系统运行和检修人员兼顾，主要负责脱硝系统的运行和维护工作，临时和事故处理工作。10工程实施及轮廓进度10.1工程实施条件(1)施工场地条件：本期工程施工生产和生活用地相对紧张，可根据需要在扩建端选择场地建立一些临时设施，施工场地相对平整。(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。(3)材料供应：由周围建材市场采购，供应和运输便利。(4)施工水源：施工单位生产和生活用水均由现有工程供水系统引接。(5)施工电源：施工单位生产和生活用电均由现有工程就近引接。(6)施工通讯：可从现有工程总机放号给施工单位，作为施工通讯联络。10.2工程轮廓进度为节约投资，降低项目造价，可考虑采用脱硝项目总承包，并由业主工程师进行技术服务的方式。根据本期工程烟气脱硝改造工程的实际情况，初步估算本期工程的建设周期在2014年3月至2014年6月1日前完成脱硝改造并通过168小时的试运工作，改造安排在电厂各台机组的大修或小修期间进行。10.3工程招标书编制原则10.3.1主要技术原则本期工程采用选择性非催化还原法技术(SNCR)。烟气脱硝改造工程利用工程大修分期实施。10.3.2招标范围锅炉低氮燃烧系统改造及选择性非催化还原法技术(SNCR)改造采用总承包方式，分别负责整个锅炉低氮燃烧系统改造及烟气脱硝工程的全部改造设计、设备成套、安装、调试及人员培训，直至168h试运行移交，即按EPC方式。10.3.3进口设备范围51 为确保选择性非催化还原法技术(SNCR)改造的实施及今后锅炉烟气脱硝工艺的可靠、安全、长久运行，并尽可能降低工程造价，工艺系统中关键设备(主要是重要测量仪表等)考虑进口。11投资估算及经济评价11.1编制说明11.1.1项目概况(1)本工程为承德兴隆鹏生热电有限公司烟气脱硝改造项目。(2)工艺：采用国内成熟工艺系统，主要设备为国内生产，关键设备国外进口。11.1.2主要工艺系统特征本工程采用选择性非催化还原脱硝技术(SNCR)，处理烟气量为锅炉烟气量的100%。11.1.3编制原则及依据(1)发电工程静态投资水平为2013年12月。(2)工程量工程量由设计人员根据各工艺系统方案计算并提供，不足部分参照同类型、同规模工程脱硝体系的工程量。(3)定额及项目划分执行国家发改委发改办能源[2007]1808号文及中电联技经[2007]139号文颁布的2006年版《火力发电工程建设预算编制与计算标准》。定额、文件:新电定额[2008]3号：关于发布“新疆自治区《电力建设工程预算定额(2006年版)》及《电力建设工程概算定额(2006年版)》定额体系使用说明”的通知中国电力企业联合会中电联技经[2007]138号文发布实施的《电力建设工程概算定额(2006年版)》：第一册《建筑工程》、第二册《热力设备安装工程》、第三册《电气设备安装工程》。不足部分套用中国电力企业联合会中电联技经[2007]15号文发布实施的《电力建设工程预算定额(2006年版)》。中国电力企业联合会发布的《电力建51 设工程预算定额》第六册《调试工程》(2006年版)。根据国家计委、建设部计价格[2002]10号文关于发布《工程勘察设计收费管理规定》的通知，计算勘察设计费。(4)设备价格及运杂费主设备价格采用询价，其他设备参考同类工程设备价格及技经中心颁布的信息价计列(调整至2011年价格水平)；设备运杂费按2006年版《电力工业基本建设预算管理制度及规定》计算计列。(5)人工费2006年版《电力建设工程概算定额》各册定额中电力行业基准工日单价标准为：建筑工程26元/工日，安装工程31元/工日。2006年版《火力发电工程建设预算编制与计算标准》规定：关于人工费调整各地区只调整工资性补贴，基准工日单价中包括工资性补贴2.4元/工日。(6)材料费及材差安装工程装置性材料调整：装置性材料执行中电联技经[2007]141号文颁发的《发电工程装置性材料综合预算价格(2006年版)》作为取费价格，综合预算价与市场信息价的差按价差处理，只计取税金。汇总计入编制年价差。安装工程定额材料、机械台班费调整：定额中的计价材料与机械费调整执行电力工程造价与定额管理总站文件“定额（2013）2号”文，《关于发布发电安装工程概预算定额价格水平调整系数的通知》，对定额材料及机械调整系数，按价差处理，只计取税金。安装工程调整系数按12.13%调整。建筑材料：执行《电力建设工程概算定额》第一册《建筑工程》(2006年版)、不足部分执行《电力建设工程预算定额》第一册《建筑工程》(2006年版)，建筑工程定额中主要材料价格的调整执行由新疆电力定额站发布的材料调整办法，调整部分的材料价差(包括正、负差)只计取税金。超过规定范围的材料不调整。在编制概预算时,汇总计入编制年价差。地产材料执行承德地区2012年四季度信息价。建筑机械：定额中的机械台班费调整执行电力工程造价与定额管理总站文件“定额（2013）5号”51 文，《关于发布电力建设建筑工程概预算定额2012年施工机械价差调整的通知》，对定额材料及机械价格进行调整，汇总计入编制年价差,只计取税金。(7)其他费用根据国家发改委发改办能源[2007]1808号文及中电联技经[2007]139号文颁布的2006年版《火力发电工程建设预算编制与计算标准》计算。基本预备费：按《火力发电工程建设预算编制与计算标准》规定计算，以建筑工程费、安装工程费、设备购置费及其他费用(不包括基本预备费)之和为取费基数，可研估算基本预备费费率按5%计取。(8)其他价差预备费执行国家发展计划委员会计投资(1999)1340号文，物价上涨指数为0。11.2投资概算成果本项目工程静态投资为2804万元；价差预备费为0；建设期贷款利息为66万元；工程动态投资为2870万元。本项目脱硝投资估算及经济效益评价，见表11.2-1表112-1脱硝投资分项费用及所占比例序号名称单位数量所占比例1设计勘察万元2土建万元3设备万元4材料万元5人工万元6工具万元51 7运输成本万元8其他万元9合计万元12结论和建议12.1结论通过对热电厂1号～3号炉脱硝改造工程实施的必要性，脱硝工艺技术，脱硝还原剂供应、贮存和制备，交通运输，地震地质，环境保护和建厂场地等主要项目建设因素的调查、分析和研究，得出如下主要结论：(1)本项目1号～3号炉脱硝项目的实施符合国家环保政策的要求，有利于热电厂NOx排放浓度满足国家最新排放标准，实现节能减排，具有显著的社会效益，有利于鹏生热电厂以环保型电厂的面貌树立自身的企业形象。因此，本项目脱硝工程的实施是十分必要的。(2)通过对国内外烟气脱硝技术的分析和比较，本项目三台锅炉采用应用广泛、技术成熟、附加影响小、装置结构简单、脱除效率高、运行可靠的SNCR脱硝技术工艺是合理的。(3)氨系统的三种方法中，液氨的运行、投资费用最低。但是，液氨的存储需要较高的安全性，制氨区占地较大；使用尿素制氨的方法最安全，虽然其投资、运行总费用较高，但其占地面积很小。考虑锅炉实际运行情况和电厂现有面积的局限性，推荐采用尿素、氨水共用系统。(4)鹏生热电厂实施烟气脱硝工艺后，烟气中二氧化氮浓度1号～3号炉小于100mg/Nm3，能够满足国家最新排放标准《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)中NO2排放浓度≤100mg/m3的要求。(5)鹏生热电厂实施烟气脱硝改造工程后，每年可削减二氧化氮排放量795吨，对该地区大气环境质量的改善非常有利。工程实施后可节省二氧化氮排污费约50.2万元，将产生良好的社会经济效益。12.2主要经济指标51 本项目现有锅炉实施脱硝改造后主要经济指标，见表12.2-1。新疆天富热电股份有限公司3220t锅炉低氮及烟气脱硝技改项目可行性研究报告表20.2-1脱硝改造后主要经济指标序号项目单位数量1脱硝装置规模T/h2*751302工程投资万元3单位投资元/kw4年利用小时数h80005锅炉原始排放浓度mg/Nm3387.456锅炉实际排放浓度%758还原剂用量T/a氨水：3840尿素：13449氨逃逸率