安陽9、10機(jī)組脫硝(空預(yù)器和增壓風(fēng)機(jī)、引風(fēng)機(jī)合并為一)可研報告(最終版)

大唐安陽發(fā)電有限責(zé)任公司#9、10（2×320MW）機(jī)組脫硝改造可行性研究報告大唐安陽發(fā)電有限責(zé)任公司#9、10（2×320MW）機(jī)組脫硝改造可行性研究報告PAGEIV目錄TOC\o"1-2"\h\z1概述 51.1項目概況及建設(shè)的必要性 51.2工作依據(jù) 51.3可行性研究工作范圍 61.4主要設(shè)計原則和設(shè)計指導(dǎo)思想 61.5工作過程簡介 72公司概況 72.1公司規(guī)模 72.2安陽公司主要設(shè)備參數(shù) 82.3廠址概述 102.4工程地質(zhì)及水文氣象 102.5水源 122.6交通運輸 132.7主要熱力控制方式和水平 133脫硝設(shè)計參數(shù)及工藝方案的選擇 133.1燃煤煤質(zhì) 133.2煙氣參數(shù) 193.3SCR脫硝設(shè)計參數(shù) 203.4系統(tǒng)脫硝效率的確定 203.5脫硝工藝方案的確定 214脫硝建設(shè)條件 294.1脫硝反應(yīng)劑的供應(yīng) 294.2脫硝場地 334.3供水 334.4供電 334.5用氣 344.6用汽 344.7公用系統(tǒng)參數(shù) 345脫硝工程設(shè)想 355.1脫硝裝置總體布置 355.2脫硝工藝系統(tǒng)及設(shè)備 355.3電氣部分 475.4儀表和控制 505.5土建部分 575.6水工、消防及暖通 606環(huán)境效益及社會效益 616.1評價依據(jù)的標(biāo)準(zhǔn) 616.2煙氣脫硝的環(huán)境及社會效益 626.3其他污染防治效果的分析 637節(jié)約和合理利用能源 637.1工藝系統(tǒng)設(shè)計中考慮節(jié)能的措施 637.2主輔機(jī)設(shè)備選擇中考慮節(jié)能的措施 647.3在材料選擇時考慮節(jié)能的措施 647.4節(jié)約用水的措施 647.5節(jié)約原材料的措施 648勞動安全和職業(yè)衛(wèi)生 648.1概述 648.2催化劑廢物處理安全 658.3防電傷、防機(jī)械傷害及其它傷害 658.4防暑、防寒、防潮 668.5防噪聲、防振動 669生產(chǎn)組織與人員編制 679.1生產(chǎn)運行管理 679.2勞動定員 6710脫硝工程項目實施條件及輪廓進(jìn)度 6710.1脫硝工程項目實施條件 6710.2工程項目的輪廓進(jìn)度 6711風(fēng)險評估 7011.1技術(shù)風(fēng)險 7011.2經(jīng)濟(jì)評估 7011.3安全風(fēng)險 7012投資估算及經(jīng)濟(jì)評價 7112.1投資估算 7112.2經(jīng)濟(jì)評價 7313結(jié)論 7513.1主要結(jié)論 7513.2主要技術(shù)經(jīng)濟(jì)指標(biāo) 7713.3建議 78附件一：河南省“十二五”主要污染物總量減排目標(biāo)責(zé)任書 86附件二：環(huán)境污染限期治理通知書 94附件三：大唐安陽發(fā)電有限責(zé)任公司#9、#10機(jī)組空預(yù)器配合脫硝系統(tǒng)改造專題說明 96附件四：大唐安陽發(fā)電有限責(zé)任公司#9、#10機(jī)組引風(fēng)機(jī)改造專題說明 100附件五：尿素供應(yīng)意向書 105

附件：附件1：河南省“十二五”主要污染物總量減排目標(biāo)責(zé)任書附件2：河南省環(huán)保廳《環(huán)境污染限期治理通知書》附件3：大唐安陽發(fā)電有限責(zé)任公司#9、#10機(jī)組空預(yù)器配合脫硝系統(tǒng)改造專題說明附件4：大唐安陽發(fā)電有限責(zé)任公司#9、#10機(jī)組引風(fēng)機(jī)改造專題說明附件5：尿素供貨意向書附圖：序號圖名1脫硝系統(tǒng)流程圖2脫硝裝置在全廠平面位置圖3脫硝反應(yīng)器平立面布置圖4還原劑制備車間布置圖5脫硝供電原則接線圖—PAGE70—1概述1.1項目概況及建設(shè)的必要性安陽公司位于河南省安陽市區(qū)西部，距市中心約7km。公司東面為安陽鋼鐵集團(tuán)公司，北面為農(nóng)村，西側(cè)緊鄰107國道繞城公路，安林公路及安李鐵路在公司以南lkm處從東向西通過。本可研為#9、#10兩臺300MW燃煤機(jī)組，機(jī)組采用單元布置，1993年6月通過環(huán)評批復(fù)，1998年投入運行，2010年汽輪機(jī)進(jìn)行了通流部分改造，單機(jī)容量變?yōu)?20MW。根據(jù)《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》（GB13223-2011），安陽公司執(zhí)行NOx允許排放濃度為200mg/Nm3。根據(jù)《河南省“十二五”主要污染物總量減排目標(biāo)責(zé)任書》及《中國大唐集團(tuán)公司“十二五”主要污染物總量減排目標(biāo)責(zé)任書》要求，安陽公司#9、#10機(jī)組脫硝設(shè)施應(yīng)于2015年投運，綜合脫硝效率達(dá)到70%以上。根據(jù)河南省于2013年4月下發(fā)的《環(huán)境污染限期治理通知書》要求，公司#9機(jī)組應(yīng)于2013年11月30日前完成脫硝設(shè)施建設(shè)，煙囪入口氮氧化物濃度應(yīng)低于100mg/Nm3。根據(jù)河南省發(fā)改委《關(guān)于做好脫硝電價及脫硝設(shè)施運行管理工作的通知》要求，安陽公司需保證煙囪入口氮氧化濃度小時均值小于等于100mg/m3，才能享受脫硝電價。目前本機(jī)組的燃煤主要以貧煤和煙煤摻燒，鍋爐排放NOx實測濃度為≤900mg/Nm3，排放濃度無法滿足國家和地方環(huán)保法規(guī)以及《"十二五"主要污染物總量減排目標(biāo)責(zé)任書》的要求。因此，為滿足國家和地方環(huán)保法規(guī)要求，改善本地區(qū)的大氣環(huán)境質(zhì)量，確保電力與環(huán)境的可持續(xù)協(xié)調(diào)發(fā)展，推進(jìn)電廠未來發(fā)展，建設(shè)綠色環(huán)保型電廠，安陽公司決定為本期2臺320MW燃煤機(jī)組建設(shè)煙氣脫硝裝置，并委托國電環(huán)境保護(hù)研究院（以下簡稱環(huán)保院）對該工程進(jìn)行可行性研究，為下階段工作的順利開展打下堅實的基礎(chǔ)。1.2工作依據(jù)1）河南省“十二五”主要污染物總量減排目標(biāo)責(zé)任書；2）中國大唐集團(tuán)公司“十二五”主要污染物總量減排目標(biāo)責(zé)任書；3）河南省環(huán)保廳《環(huán)境污染限期治理通知書》4）《中國大唐集團(tuán)公司火力發(fā)電廠煙氣脫硝技改工程可研報告內(nèi)容深度暫行規(guī)定》；5）《中國大唐集團(tuán)公司燃煤發(fā)電企業(yè)氮氧化物排放控制指導(dǎo)意見（試行）》；6）大唐安陽發(fā)電有限責(zé)任公司#9、10機(jī)組脫硝可研技術(shù)協(xié)議；7）《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》（GB13223-2011）；8）《火力發(fā)電廠脫硝系統(tǒng)設(shè)計技術(shù)導(dǎo)則》（Q/DG-J004-2010）；9）《火力發(fā)電廠設(shè)計技術(shù)規(guī)程》（DL5000-2000）；10）《火力發(fā)電廠可研報告內(nèi)容深度規(guī)定》（DL/T5375-2008）；11）《燃煤煙氣脫硝技術(shù)裝備》（GB/T21509-2008）；12）《火電廠煙氣脫硝工程技術(shù)規(guī)范選擇性催化還原法》（HJ562-2010）；13）與業(yè)主單位商定的其它技術(shù)原則。1.3可行性研究工作范圍參照《火力發(fā)電廠可行性研究內(nèi)容深度規(guī)定》（DL/T5375-2008）及《中國大唐集團(tuán)公司火力發(fā)電廠煙氣脫硝技改工程可研報告內(nèi)容深度暫行規(guī)定》的要求，本階段研究工作的主要內(nèi)容包括：1）根據(jù)電廠的燃料特性和環(huán)保要求，研究本脫硝項目建設(shè)的必要性；2）研究脫硝吸收劑的供應(yīng)條件，工程建設(shè)的場地條件，脫硝用電、用水、用汽（氣）的供應(yīng)條件等，分析是否滿足本脫硝項目建設(shè)和建成后正常運行的需要；3）選擇脫硝工藝系統(tǒng)，提出初步的工程設(shè)計方案；4）研究本項目的實施條件，提出工程建設(shè)的實施方案和輪廓進(jìn)度；5）分析本項目實施后的環(huán)境效益和社會效益，并提出防止二次污染的有效措施；6）估算本項目的建設(shè)投資，分析項目實施后對電廠經(jīng)濟(jì)效益的影響。1.4主要設(shè)計原則和設(shè)計指導(dǎo)思想1）本工程對安陽公司2×320MW機(jī)組的全煙氣量進(jìn)行脫硝凈化處理。確定合適的脫硝效率，并留有適當(dāng)余量，改造后鍋爐煙氣中的NOx排放濃度滿足新的火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)。2）脫硝工藝選擇滿足性能要求、成熟可靠的工藝。3）脫硝裝置不設(shè)置旁路煙道。4）設(shè)計中積極采取節(jié)能、節(jié)水措施。5）脫硝副產(chǎn)物的處理考慮長遠(yuǎn)環(huán)保規(guī)劃要求，盡量避免帶來新的環(huán)境污染。6）本工程為技改工程，原則上應(yīng)盡量減少對主機(jī)系統(tǒng)、設(shè)備的影響。7）合理降低工程造價，除少量關(guān)鍵設(shè)備或部件國外采購?fù)猓溆嘣O(shè)備及材料均由國內(nèi)采購。8）脫硝裝置系統(tǒng)可用率≥99%，年利用小時數(shù)5500h。9）脫硝裝置設(shè)計壽命為20年。10）工程建設(shè)模式按EPC總承包方式進(jìn)行。1.5工作過程簡介2013年4月，環(huán)保院受大唐安陽發(fā)電有限責(zé)任公司委托，對該廠#9、#10（2×320MW）機(jī)組煙氣脫硝項目進(jìn)行可行性研究。環(huán)保院對該項目高度重視，成立了由主要技術(shù)人員組成的項目工作組，進(jìn)行前期收集資料的工作，并就本工程的主要設(shè)計原則和方案與安陽公司進(jìn)行了充分的交流溝通，在仔細(xì)計算、分析、研究、論證的基礎(chǔ)上編制完成本可行性研究報告。環(huán)保院參加本階段研究工作的主要人員名單見本可研報告的簽署頁。在本可研報告的編制過程中，大唐安陽發(fā)電有限公司的有關(guān)領(lǐng)導(dǎo)和技術(shù)人員（名單見表1.5）在工作上給予了積極支持和密切配合，在此表示感謝。表1.5可研階段安陽公司主要參加人員名單序號姓名職務(wù)/職稱1王明軍副廠長（副總經(jīng)理）2李貴兵總工程師3樊永忠副總工程師兼設(shè)備管理部部長4馮彥富設(shè)備管理部副部長5張志峰設(shè)備管理部副部長6張阿南經(jīng)營管理部副部長7崔植槐鍋爐點檢8劉國華鍋爐主管9郭杰電氣主管10黃振宇熱控主管11田希攻土建主管12姚衡土建主管13魏錄才經(jīng)營管理部主管2公司概況2.1公司規(guī)模安陽公司規(guī)模為一期2×320MW機(jī)組、二期2×300MW機(jī)組，本可研為一期工程，始建于1994年5月，1998年12月一期2臺機(jī)組全部投運，并于2001年2月通過了原國家環(huán)?？偩纸M織的竣工環(huán)保驗收；2008年12月二期2臺機(jī)組全部投運。2.2安陽公司主要設(shè)備參數(shù)2.2.1鍋爐參數(shù)鍋爐為東方鍋爐廠生產(chǎn)的DG1025／18.2-II4亞臨界自然循環(huán)汽包鍋爐，單爐膛，一次中間再熱，四角切圓燃燒，平衡通風(fēng)，鋼構(gòu)架，固態(tài)排渣，燃煤鍋爐。表2.2.1鍋爐主要設(shè)計參數(shù)型號DG1025/18.2-Ⅱ4型鍋爐編號11731，1996年制造制造廠東方鍋爐（集團(tuán)）股份有限公司項目單位B-ECRB-MCR過熱蒸汽流量t/h9351025再熱蒸汽流量t/h777.5847.8汽包工作壓力(表壓)MPa18.218.53過熱蒸汽出口壓力(表壓)MPa17.317.4過/再熱蒸汽出口溫度℃540/540540/540再熱蒸汽進(jìn)口壓力(表壓)MPa3.423.82再熱蒸汽出口壓力(表壓)MPa3.213.63再熱蒸汽進(jìn)口溫度℃316325給水溫度℃268273空預(yù)器進(jìn)口風(fēng)溫℃5555空預(yù)器出口一/二次風(fēng)溫℃360.8/349.4365/353排煙溫度℃1331582.2.2空預(yù)器參數(shù)型式：每臺鍋爐配置2臺東方鍋爐廠配套供貨的回轉(zhuǎn)式三分倉容克式空預(yù)器型號：LAP10320/883蓄熱元件：蓄熱元件高度自上而下分別為800mm、800mm、300mm，熱端和中溫段材料為Q235A/B；冷端材料為考登鋼。2.2.3引風(fēng)機(jī)參數(shù)每臺爐配置兩臺50%容量的雙吸入離心式引風(fēng)機(jī)。表2.2.3引風(fēng)機(jī)參數(shù)序號項目技術(shù)參數(shù)1型號Y4-2×73-3№29F2型式雙吸入離心式3容積流量（m3/s）MCR:264.690%MCR:238.1TB:304.24出口全壓(Pa)MCR:348090%MCR:2818.8TB:45305介質(zhì)溫度145℃6介質(zhì)密度0.862kg/m37調(diào)節(jié)型式變速（變頻）調(diào)節(jié)8主軸轉(zhuǎn)速740/590rpm9臨界轉(zhuǎn)速1030rpm10風(fēng)機(jī)最高效率85.5%11制造廠家沈陽鼓風(fēng)機(jī)廠12電動機(jī)額定功率2250kW13電動機(jī)額定電壓6000V14電動機(jī)型號YDKK1000-2-8／1015電動機(jī)額定電流265A16風(fēng)機(jī)轉(zhuǎn)子飛輪矩26000kg.m2.2.4增壓風(fēng)機(jī)參數(shù)每臺爐配置1臺100%容量的靜葉可調(diào)軸流式引風(fēng)機(jī)。表2.2.4增壓風(fēng)機(jī)參數(shù)名稱數(shù)量類型/型號技術(shù)參數(shù)生產(chǎn)廠家#9、10機(jī)增壓風(fēng)機(jī)2風(fēng)機(jī)型號：ANT40e6(V13+4℃)靜葉可調(diào)電機(jī)型號：YKK800-12W功率：2000kW電壓：6000V風(fēng)機(jī)流量：Q=587.38m3/s靜壓頭：P=2530Pa（#9）P=2660Pa（#10）轉(zhuǎn)速：480r/min介質(zhì)溫度：131℃額定電流：245A轉(zhuǎn)速：496r/min成都電力機(jī)械廠2.2.5除塵器參數(shù)每臺爐配置2臺電除塵器。表2.2.5除塵器主要參數(shù)項目#9爐#10爐型號2臺2FAA3×45M-2×88-1252臺2FAA3×45M-2×88-125型式雙室四電場煙氣水平進(jìn)出的臥式雙室四電場煙氣水平進(jìn)出的臥式制造廠福建龍凈環(huán)保股份有限公司改造福建龍凈環(huán)保股份有限公司改造煙氣流通面積2×220m22×220m2設(shè)計除塵效率≥99%≥99%除塵器的阻力≤300Pa≤300Pa處理最大煙氣量2×299.25m3／s2×299.25m3／s電場內(nèi)負(fù)壓工作負(fù)壓-5000Pa工作負(fù)壓-5000Pa煙氣溫度140℃(正常)155℃(最高)露點溫度：80℃140℃(正常)155℃(最高)露點溫度：80℃入口最大含塵量15.4～25g/m315.4～25g/m32.3廠址概述大唐安陽發(fā)電有限公司位于河南省安陽市區(qū)西部，華祥路1號，距市區(qū)約7km。電廠東面為安陽鋼鐵集團(tuán)公司，西側(cè)緊鄰華祥路，安林公路及安李鐵路在電廠以南1km處從東向西通過。2.4工程地質(zhì)及水文氣象2.4.1工程地質(zhì)本廠區(qū)地基土主要由人工堆積層（Qs）雜填土和第四系全新統(tǒng)沖洪積（Q4al+pl）層黃土狀粉質(zhì)粘土、黃土狀粉土、粉質(zhì)粘土、粉細(xì)砂和卵石組成?？碧缴疃葍?nèi)揭露的巖土地層依據(jù)物理及工程特性可分為10層（編號（1）層-（10）層），其包括亞層。（1）層雜填土：色雜，主要成份為煤灰、磚塊、混凝土、粘性土等，稍濕，松散。整個廠區(qū)均有分布，主要為前期工程場平回填所成，部分地段為素填土，均勻性差。（2）層黃土狀粉質(zhì)粘土：褐黃、黃褐色，見豎向大孔隙、白色網(wǎng)紋。稍濕，可塑，具中壓縮性。整個廠區(qū)均有分布，層位穩(wěn)定。（3）層黃土狀粉土：褐黃、淡黃色，含少量螺殼，見豎向大孔隙、白色網(wǎng)紋，局部砂質(zhì)含量較高。稍濕，中密，具中壓縮性。整個廠區(qū)均有分布，層位穩(wěn)定。（4）層粉細(xì)砂：淡黃、棕黃色，主要成份為石英、長石，局部為中粗砂。稍濕，稍密，具中壓縮性。該層在廠區(qū)零星分布，多呈透鏡體分布在（3）層中、下部。（5-1）層黃土狀粉質(zhì)粘土：褐黃色，含少量姜結(jié)石，局部富集，膠結(jié)成層，見大孔隙、白色網(wǎng)紋。濕，軟塑，具中-高壓縮性。該層在廠區(qū)零星分布，多呈透鏡體分布在（5-2）層上部。（5-2）層黃土狀粉質(zhì)粘土：褐黃色，含較多量姜結(jié)石（粒徑2-5cm），局部富集，膠結(jié)成層，見大孔隙、白色網(wǎng)紋。稍濕，可塑，具中壓縮性。整個廠區(qū)均有分布，層位穩(wěn)定。（6）層黃土狀粉土：褐黃色，含少量螺殼、姜結(jié)石，見豎向大孔隙、白色網(wǎng)紋。局部砂質(zhì)含量較高。稍濕，中密，具中壓縮性。整個廠區(qū)均有分布，層位穩(wěn)定。（7）層粉細(xì)砂：桔黃、棕黃色，主要成份為石英、長石，質(zhì)純，局部為礫砂、中粗砂。稍濕，中密，具中壓縮性。該層在廠區(qū)零星分布，多呈透鏡體分布在（6）層中、上部。（8-1）層黃土狀粉質(zhì)粘土：褐黃色，含少量螺殼，見大孔隙、白色網(wǎng)紋。濕，軟塑，具中-高壓縮性。該層在廠區(qū)零星分布。（8-2）層黃土狀粉質(zhì)粘土：褐黃色，含少量螺殼，見大孔隙、白色網(wǎng)紋。濕，可塑，具中壓縮性。整個廠區(qū)均有分布，層位穩(wěn)定。（9）層粉細(xì)砂：淡黃色，主要成份為石英、長石，局部分布有較多量姜結(jié)石，一般直徑3-8cm，最大超過20cm，多呈不規(guī)則狀。濕，中密，具中壓縮性。該層在廠區(qū)零星分布。（10-1）卵石：主要成份為石英砂巖、石灰?guī)r，分選性差，磨圓度一般，多棱角狀，少數(shù)渾圓狀，直經(jīng)3-7cm，最大達(dá)15cm以上，含有多量礫石，中粗砂及少量粘性土。其上部或中部普遍分布有團(tuán)塊狀膠結(jié)或半膠結(jié)層，一般厚度15-30cm，局部達(dá)50cm，在水平和垂向上均具不連續(xù)性。濕，中密，具低壓縮性，為良好樁端持力層。其間分布（10-1）層粉土、（10-2）層粉細(xì)砂。（10-2）層粉質(zhì)粘土：褐黃色，含少量螺殼、姜結(jié)石及較多量砂粒。局部呈粉土狀。稍濕，中密，具中壓縮性。該層分布在（10-1）層的中部，厚度變化大，其埋藏深度變化也大，部分地段呈多層狀分布。（10-3）層粉細(xì)砂：淡黃色，主要成份為石英、長石，局部分布有團(tuán)塊狀膠結(jié)或半膠結(jié)層。濕，中密，具中壓縮性。該層在廠區(qū)零星分布，多呈透鏡體分布在（10-1）層中部，厚度變化大，其埋藏深度變化也大，部分地段呈多層狀分布。2.4.2地震狀況廠區(qū)區(qū)域地質(zhì)穩(wěn)定，無大的斷裂帶通過，地震抗震設(shè)防烈度為8度，場地地震水平向動峰值加速度為0.199g。2.4.3水文氣象多年平均相對濕度： 65%最小相對濕度： 0%多年平均氣溫： 14.3最高氣溫： 41.7最低氣溫： -21.7多年平均氣壓： 1007.7hPa最高氣壓： 1040.3hPa最低氣壓： 981.2hPa年均降水量： 570.1mm歷年最小降水量271.9mm1965年歷年最大降水量1182.2mm1963年年最大風(fēng)速： 22m/s年平均風(fēng)速： 2.5m/s年最大積雪深度： 23cm年均蒸發(fā)量： 2015.6mm主導(dǎo)風(fēng)向： 年最多風(fēng)向為南風(fēng)，頻率為18.5%，次多風(fēng)向為北北東風(fēng)，頻率為11.4%，年平均風(fēng)速2.5m/s，靜風(fēng)率8.2%。2.5水源脫硝用水為冷卻水，對于尿素法需要溶解尿素用的去離子水。冷卻水來自電廠工業(yè)水管網(wǎng)；去離子水來自電廠水處理系統(tǒng)。表2.5水質(zhì)參數(shù)序號檢測項目工業(yè)水循環(huán)水1全固形物(mg/L)347.80615.602懸浮物(mg/L)5.0020.803PH25℃8.108.686總硬度(mmol/L)5.588.877硫酸鹽(mg/L)61.31111.458氯化物(mg/L)17.5031.509溶解固形物(mg/L)342.00594.8010化學(xué)耗氧量(mg/L)4.806.242.6交通運輸安陽市地處河南省北部，京廣鐵路、京珠高速公路、107國道等均穿境而過，境內(nèi)省、縣、鄉(xiāng)三級公路網(wǎng)絡(luò)十分發(fā)達(dá)，整個區(qū)域交通條件均較好。2.6.1鐵路運輸安陽公司所處位置緊鄰京廣鐵路，前期已建有鐵路專用線，自安李支線上的安陽西站接軌。鐵路專用線自公司南端進(jìn)入廠區(qū)并向北延伸，鐵路專用線長度約1.53km。2.6.2公路運輸公司的位置緊鄰107國道，公司大門正對107國道南側(cè)。公司已建成專用運煤道路，在廠區(qū)北部從107國道接入，前期建有汽車衡站。2.7主要熱力控制方式和水平大唐安陽發(fā)電有限責(zé)任公司采用機(jī)、爐、電集中控制方式，配以少量的就地操作和巡回檢查。能在單元控制室內(nèi)實現(xiàn)：機(jī)組的啟動/停止；機(jī)組正常運行工況的監(jiān)視和調(diào)整；機(jī)組異常工況的報警和緊急事故處理。采用分散控制系統(tǒng)，以大屏幕顯示器、操作員站CRT和鍵盤為監(jiān)視和控制中心，實現(xiàn)單元機(jī)組的機(jī)、爐、電的集中監(jiān)控。3脫硝設(shè)計參數(shù)及工藝方案的選擇3.1燃煤煤質(zhì)3.1.1原設(shè)計煤種及煤質(zhì)本機(jī)組原設(shè)計煤質(zhì)為鶴壁統(tǒng)配煤和安陽地方煤摻燒，摻燒比例為1:1。原設(shè)計燃煤煤質(zhì)分析資料見表3.1.1-1。表3.1.1-1原設(shè)計煤質(zhì)分析資料名稱單位設(shè)計煤種校核煤種收到基低位發(fā)熱量kJ/kg2411022190收到基全水份%3.626.51干燥無灰基揮發(fā)份%15.8516.8收到基灰份%25.6228.2收到基碳%61.4957.9收到基氫%3.092.54收到基氧%4.073.33收到基氮%1.281.02收到基硫%0.830.68原設(shè)計煤種計算燃煤量見表3.1.1-2。表3.1.1-2機(jī)組燃煤量列表項目小時耗煤量t/h2×300MW2×120.43.1.2實際燃煤煤質(zhì)情況目前安陽公司燃煤主要以山西小礦汽運煤和山西火運煤為主，分別約占總?cè)济簛碓吹?4%和33%；統(tǒng)配煤來源不穩(wěn)定，鶴壁統(tǒng)配煤2012年約占總來煤的15%，2013年僅占全廠總來煤的2%，各煤源點煤質(zhì)參數(shù)如表3.1.2-1所列。表3.1.2-12013年1~4月各煤源點煤樣測試結(jié)果所占比例%收到基低位發(fā)熱量KJ/kg干燥基全硫%干燥無灰基揮發(fā)份%收到基灰份%全水份%鶴壁礦務(wù)局217838.160.492132.2311.76山西地區(qū)火運3319806.782.0618.9328.089.98河南小礦汽運1120007.671.0633.0217.2317.53山西小礦汽運4421554.440.9533.1916.5214.56蒲白火運1016773.52.6924.1437.777.85陜西地區(qū)火運22116.910.6137.3614.4213.8安陽小礦汽運20379.280.5837.2517.0816.23鄭州小礦汽運19857.011.2631.1917.318.08襄垣西故煤礦22136.980.7136.0914.2514.75河北小礦汽運19003.241.0633.9622.2415.39河南直供13539.330.6523.5631.623.75山西直供21403.793.6116.8421.6811.9公司燃煤采取配煤摻燒等措施，實際近三年來入爐煤質(zhì)工業(yè)分析如表3.1.2-2所列。表3.1.2-2近三年入爐煤質(zhì)工業(yè)分析月份低位發(fā)熱量KJ/KGMar水份%Aar灰份%Ad灰份%Vdaf揮發(fā)份%St,ar%2011年1月份173539.636.8040.6420.730.962月份166059.338.6942.6222.30.953月份1679010.237.2741.6721.270.94月份171699.837.1441.0821.2515月份175861135.3339.6520.811.026月份1746011.335.7540.2921.631.27月份1799312.133.2937.8921.641.098月份1825412.532.1536.6721.41.119月份1742113.332.9337.9821.511.110月份1753314.630.9836.2620.811.2611月份1624513.535.0740.4723.091.1612月份170661333.5938.621.771.2均值1735811.2935.2439.6821.371.062012年1月份1828012.330.4934.7422.281.282月份1920414.026.3130.5824.381.053月份1938214.424.2228.3731.870.954月份1863214.625.8830.3030.021.125月份1901612.826.4730.1028.181.066月份1857114.126.7731.1126.201.317月份1866715.824.1628.6628.290.948月份1879812.4328.0331.9622.700.939月份1835411.8830.8334.9420.611.0510月份1983210.9926.4029.6427.131.1611月份1958511.7026.6630.1525.551.0812月份1845112.8428.6732.8825.230.97均值1893113.4726.5330.6026.901.072013年1月份1894414.324.6328.7026.921.162月份2079313.820.7824.1127.401.063月份1972111.027.0330.3327.661.08均值1955113.2424.5428.2427.241.12入爐煤收到基灰分的變化情況如圖3.1.2-1所示，從圖中可以看出，入爐煤的收到基灰分最大值為2011年，近兩年來逐漸降低，因此脫硝設(shè)計煤質(zhì)灰分按照2011年的平均值選取，為35.25%。圖3.1.2-12011.1~2013.4月入爐煤灰分統(tǒng)計入爐煤收到基硫分的變化情況如圖3.1.2-2所示，從圖中可以看出，入爐煤的收到基硫分基本均在1%以上，2013年5月所做的脫硝摸底測試值硫分為1.37%，本可研脫硝設(shè)計煤質(zhì)硫分取1.37%，基本涵蓋電廠的燃煤硫分范圍。圖3.1.2-22011.1~2013.4月入爐煤硫分統(tǒng)計入爐煤低位發(fā)熱量的變化情況如圖3.1.2-3所示，從圖中可以看出，入爐煤的低位發(fā)熱量均低于原設(shè)計值24110kJ/kg，基本在18500kJ/kg左右，本可研脫硝設(shè)計煤質(zhì)低位發(fā)熱量取18500kJ/kg。圖3.1.2-32011.1~2013.4月入爐煤低位發(fā)熱量統(tǒng)計3.1.3脫硝摸底測試煤質(zhì)情況2013年5月安陽公司委托相關(guān)單位所做的脫硝摸底測試中，測試煤質(zhì)情況如表3.1.3-1所列。表3.1.3-1摸底測試煤質(zhì)分析數(shù)據(jù)項目符號單位320MW工況240MW工況160MW工況工業(yè)分析收到基水分Mar%8.09.48.2空干基水分Mad%1.081.361.16收到基灰分Aar%27.7225.2528.62干燥無灰基揮發(fā)分Vdaf%23.9828.6725.82收到基固定碳FCar%48.8646.6146.87收到基低位發(fā)熱量Qnet,arkJ/kg209502105020660元素分析收到基硫St,ar%1.000.821.37收到基碳Car%54.7054.9253.32收到基氫Har%2.823.012.83收到基氧Oar%4.765.704.83收到基氮Nar%1.000.900.833.1.4脫硝設(shè)計煤質(zhì)綜合以上煤質(zhì)數(shù)據(jù)，分析確定本工程脫硝設(shè)計煤質(zhì)數(shù)據(jù)如表3.1.4-1所列，飛灰成分如表3.1.4-2所列。表3.1.4-1入爐設(shè)計煤質(zhì)成分分析數(shù)據(jù)序號項目單位數(shù)值1燃煤量t/h1552低位發(fā)熱量MJ/kg18.53收到基硫份%1.374收到基氧%4.835收到基氫%2.836收到基氮%0.837收到基水份%8.28收到基灰份%35.259收到基碳%46.6910干燥無灰基揮發(fā)分%21表3.1.4-2灰成分分析數(shù)據(jù)項目符號單位數(shù)值痕量元素氟Fμg/g124氯Cl%0.030砷Asμg/g9鉛Pbμg/g34汞Hgμg/g0.136灰成分分析三氧化二鐵Fe2O3%6.22三氧化二鋁Al2O3%29.80氧化鈣CaO%6.38氧化鎂MgO%1.48二氧化鈦TiO2%1.56二氧化硅SiO2%48.30三氧化硫SO3%2.70氧化鉀K2O%1.21氧化鈉Na2O%0.54灰熔融特性變形溫度DT℃1390軟化溫度ST℃1450半球溫度HT℃1460流動溫度FT℃14703.2煙氣參數(shù)3.2.1煙氣量（1）根據(jù)鍋爐原設(shè)計煤質(zhì)理論計算煙氣量為102萬Nm3/h(干基，6%O2)。（2）根據(jù)脫硝設(shè)計煤質(zhì)理論計算煙氣量為103萬Nm3/h(干基，6%O2)。（3）脫硫裝置原設(shè)計煙氣量為110萬Nm3/h(干基，6%O2)。（4）2013年脫硝摸底測試時，測試省煤器出口煙氣量為112萬Nm3/h干基，6%O2)。綜合以上數(shù)據(jù)，分析認(rèn)為脫硫裝置原設(shè)計煙氣量基本涵蓋電廠各種運行工況下的煙氣量，因此脫硝設(shè)計煙氣量確定為110萬Nm3/h（干基，6%O2）。3.2.2NOx濃度（1）2013年脫硝摸底測試時，測試省煤器出口NOx排放濃度，負(fù)荷240MW時為850mg/Nm3（干基，6%O2），負(fù)荷320MW時為810mg/Nm3，需要說明的是，測試中320MW時省煤器出口氧量為2.1%，為非正常燃燒狀態(tài)，因此該測量數(shù)值比實際值偏小。（2）通過調(diào)取安陽公司日常運行記錄，鍋爐NOx排放濃度為≤900mg/Nm3（干基，6%O2）。本期機(jī)組鍋爐型式為四角切圓，燃煤以貧煤、煙煤為主，根據(jù)安陽公司的實際排放情況，且參考《中國大唐集團(tuán)公司燃煤發(fā)電企業(yè)氮氧化物排放控制指導(dǎo)意見（試行）》，經(jīng)安陽公司與相關(guān)單位協(xié)商確定了本期機(jī)組低氮燃燒改造后的NOx排放濃度，為450mg/Nm3（干基，6%O2）?？紤]到NOx排放濃度隨燃煤煤質(zhì)及機(jī)組負(fù)荷波動情況，本工程SCR設(shè)計入口NOx濃度留有適當(dāng)余量，按NOx濃度550mg/Nm3（干基，6%O2）進(jìn)行設(shè)計。3.2.3煙氣溫度機(jī)組設(shè)計時BMCR工況省煤器出口煙氣溫度為403.7°C。機(jī)組日常運行最低負(fù)荷約為148MW，通過調(diào)取日常運行時省煤器出口煙氣溫度，結(jié)合2013年脫硝摸底測試數(shù)據(jù)，確定了省煤器出口煙氣溫度，如下表3.2.3-1所列。表3.2.3-1測試省煤器出口煙氣溫度序號項目單位工況1工況2工況2工況3工況41機(jī)組負(fù)荷MWBMCR3202401601482省煤器出口煙溫°C403.7401375340327.83.2.4飛灰濃度（1）2013年脫硝摸底測試時，省煤器出口煙塵濃度最大值為32g/Nm3（標(biāo)干，6%O2）；（2）根據(jù)脫硝設(shè)計煤質(zhì)收到基灰分35.25%計算煙塵濃度約為46g/Nm3（標(biāo)干，6%O2）。本次改造煙塵濃度按46g/Nm3（標(biāo)干，6%O2）設(shè)計，基本涵蓋所有燃煤灰分情況。3.3SCR脫硝設(shè)計參數(shù)根據(jù)鍋爐運行統(tǒng)計數(shù)據(jù)，結(jié)合2013年5月的脫硝摸底測試，確定了SCR脫硝設(shè)計參數(shù)如表3.3-1所列。表3.3-1脫硝設(shè)計煙氣參數(shù)序號項目單位數(shù)值備注1煙氣流量Nm3/h，濕基，實際氧1022067BMCR2煙氣流量Nm3/h，干基，6%O21100000BMCR煙氣流量工況2569249BMCR3省煤器出口處煙氣溫度℃403.7BMCR4省煤器出口處煙氣靜態(tài)壓力kPa-0.96BMCR5煙氣灰分g/Nm346BMCR6NOxmg/Nm3550BMCR，干基@6%O27O2%vol.3.5BMCR，濕基8CO2%vol.15.76BMCR，濕基9H2O%vol.7.75BMCR，濕基10N2%vol.74.48BMCR，濕基11SO2mg/Nm33860BMCR，干基@6%O212SO3mg/Nm360BMCR，干基@6%O23.4系統(tǒng)脫硝效率的確定根據(jù)《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》（GB13223-2011），大唐安陽發(fā)電有限責(zé)任公司#9、#10機(jī)組按時間段劃分執(zhí)行的NOx允許排放濃度為200mg/Nm3，根據(jù)河南省環(huán)保廳下發(fā)的《環(huán)境污染限期治理通知書》要求，本期機(jī)組的出口氮氧化物排放濃度應(yīng)小于100mg/Nm3；為滿足國家和地方環(huán)保法規(guī)要求，本期機(jī)組脫硝改造效率應(yīng)不小于82%，考慮到我國的環(huán)保排放標(biāo)準(zhǔn)日趨嚴(yán)格，通過與安陽公司的充分溝通交流，本次SCR脫硝改造效率設(shè)計為不小于84%，排放濃度為不大于88mg/Nm3。3.5脫硝工藝方案的確定3.5.1燃煤鍋爐NOx的生成機(jī)理煤燃燒過程中產(chǎn)生的氮氧化物主要是一氧化氮（NO）和二氧化氮（NO2），在煤燃燒過程中氮氧化物的生成量和排放量與煤的燃燒方式，特別是燃燒溫度和過量空氣系數(shù)等燃燒條件有關(guān)。研究表明，在煤的燃燒過程中生成NOx的主要途徑有三個：3.5.1.1熱力型NOx熱力型NOx是空氣中的氧（O2）和氮（N2）在燃料燃燒時所形成的高溫環(huán)境下生成的NO和NO2的總和，其總反應(yīng)式為：N2+O2←→2NO2NO+O2←→2NO2當(dāng)燃燒區(qū)域的溫度低于1000℃時，NO的生成量很小，而溫度在1300℃~1500℃時，NO的濃度大約為500ppm~1000ppm，而且隨著溫度的升高，NOx的生成速度按指數(shù)規(guī)律增加。因此，溫度對熱力型NOx的生成具有決定作用。根據(jù)熱力型NOx的生成過程，要控制其生成，就需要降低鍋爐爐膛中燃燒溫度，并避免產(chǎn)生局部高溫區(qū)，以降低熱力型NOx的生成。3.5.1.2快速型NOx快速型NOx主要是指燃料中的碳?xì)浠衔镌谌剂蠞舛容^高區(qū)域燃燒時所產(chǎn)生的烴與燃燒空氣中的N2分子發(fā)生反應(yīng)，形成的CN、HCN，繼續(xù)氧化而生成的NOx。因此，快速型NOx主要產(chǎn)生于碳?xì)浠衔锖枯^高、氧濃度較低的富燃料區(qū)，多發(fā)生在內(nèi)燃機(jī)的燃燒過程。而在燃煤鍋爐中，其生成量很小。3.5.1.3燃料型NOx燃料型NOx的生成是燃料中的氮化合物在燃燒過程中氧化反應(yīng)而生成的NOx，稱為燃料型NOx。燃煤電廠鍋爐中產(chǎn)生的NOx中大約75%～90%是燃料型NOx，因此燃料型NOx是燃煤電廠鍋爐產(chǎn)生的NOx的主要途徑。研究燃料型NOx的生成和破壞機(jī)理，對于控制燃燒過程中NOx的生成和排放，具有重要的意義。燃料型NOx的生成和破壞過程不僅和煤種特性、燃料中的氮化合物受熱分解后在揮發(fā)份和焦炭中的比例、成分和分布有關(guān)，而且其反應(yīng)過程還和燃燒條件（如溫度和氧）及各種成分的濃度等密切相關(guān)。研究它的生成機(jī)理，大約有以下規(guī)律：在燃料進(jìn)入爐膛被加熱后，燃料中的氮有機(jī)化合物首先被熱分解成氰（HCN）、氨（NH4）和CN等中間產(chǎn)物，它們隨揮發(fā)份一起從燃料中析出，被稱為揮發(fā)份N。揮發(fā)份N析出后仍殘留在燃料中的氮化合物，被稱為焦炭N。隨著爐膛溫度的升高及煤粉細(xì)度的減?。悍圩兗?xì)），揮發(fā)份N的比例增大，焦炭N的比例減小。揮發(fā)份N中的主要氮化合物是HCN和NH3，它們遇到氧后，HCN首先氧化成NCO，NCO在氧化性環(huán)境中會進(jìn)一步氧化成NO，如在還原性環(huán)境中，NCO則會生成NH，NH在氧化性環(huán)境中進(jìn)一步氧化成NO，同時又能與生成的NO進(jìn)行還原反應(yīng)，使NO還原成N2，成為NO的還原劑。主要反應(yīng)式如下：在氧化性環(huán)境中，HCN直接氧化成NO：HCN+O←→NCO+HNCO+O←→NO+CONCO+OH←→NO+CO+H在還原性環(huán)境中，NCO生成NH：NCO+H←→NH+CO如NH在還原性環(huán)境中：NH+H←→N+H2NH+NO←→N2+OH如NH在氧化性環(huán)境中：NH+O2←→NO+OHNH+OH←→NO+H2NH3氧化生成NO：NH3+OH←→NH2+H2ONH3+O←→NH2+OHNH2+O←→NO+H2以上反應(yīng)生成的NOx燃燒過程中如遇到烴（CHm）或碳（C）時，NO將會被還原成氮分子N2，這一過程被稱為NO的再燃燒或燃料分級燃燒。根據(jù)這一原理，將進(jìn)入鍋爐爐膛的煤粉分層分級引入燃燒的技術(shù)，可以有效的控制NOx的生成排放。在一般情況下，燃料型NOx的主要來源是揮發(fā)份N，其占總量的60%~80%，其余為焦炭N所形成。在氧化性環(huán)境中生成的NOx遇到還原性氣氛時，會還原成N2，因此，鍋爐燃燒最初形成的NOx，并不等于其排放濃度，而隨著燃燒條件的改變，生成的NOx可能被還原，或稱被破壞。煤中的N在燃燒過程中轉(zhuǎn)化為NOx的量與煤的揮發(fā)份及燃燒過量空氣系數(shù)有關(guān)，在過量空氣系數(shù)大于1的氧化性氣氛中，煤的揮發(fā)份越高，NOx的生成量越多，若過量空氣系數(shù)小于1，高揮發(fā)份燃煤的NOx生成量較低，其主要原因是高揮發(fā)份燃料迅速燃燒，使燃燒區(qū)域氧量降低，不利于NOx的生成。這三種類型的NOx，其各自的生成量和煤的燃燒溫度有關(guān)，在電廠鍋爐中燃料型NOx是最主要的，其占NOx總量的75%～90%，熱力型其次，快速型最少。3.5.2氮氧化物的脫除方法目前控制NOx排放的措施大致分為三類，一類是低NOx燃燒技術(shù)，通過各種技術(shù)手段，抑制或還原燃燒過程中生成的NOx，來降低NOx排放；另一類是爐膛噴射脫硝技術(shù)；第三類是煙氣脫硝技術(shù)。煙氣脫硝技術(shù)包括濕法脫硝技術(shù)和干法脫硝技術(shù)。3.5.2.1低NOx燃燒技術(shù)根據(jù)NOx的形成條件可知，對NOx的形成起決定作用的是燃燒區(qū)域的溫度和過量空氣量。因此，低NOx燃燒技術(shù)就是通過控制燃燒區(qū)域的溫度和空氣量，以達(dá)到阻止NOx生成及降低其排放的目的。對低NOx燃燒技術(shù)的要求是，在降低NOx的同時，使鍋爐燃燒穩(wěn)定，且飛灰含碳量不能超標(biāo)。目前常用的低NOx燃燒技術(shù)有如下幾種：（1）燃燒優(yōu)化燃燒優(yōu)化是通過調(diào)整鍋爐燃燒配風(fēng)，控制NOx排放的一種實用方法。它采取的措施是通過控制燃燒空氣量、保持每只燃燒器的風(fēng)粉（煤粉）比相對平衡及進(jìn)行燃燒調(diào)整，使燃料型NOx的生成降到最低，從而達(dá)到控制NOx排放的目的。煤種不同，燃燒所需的理論空氣量亦不同。因此，在運行調(diào)整中，必須根據(jù)煤種的變化，隨時進(jìn)行燃燒配風(fēng)調(diào)整，控制一次風(fēng)粉比。調(diào)整各燃燒器的配風(fēng)，保證各燃燒器下粉的均勻性，其偏差不大于5%～10%。二次風(fēng)的配給須與各燃燒器的燃料量相匹配，對停運的燃燒器，在不燒火嘴的情況下，盡量關(guān)小該燃燒器的各次配風(fēng)，使燃料處于低氧燃燒，以降低NOx的生成量。（2）空氣分級燃燒技術(shù)空氣分級燃燒技術(shù)是目前應(yīng)用較為廣泛的低NOx燃燒技術(shù)，它的主要原理是將燃料的燃燒過程分段進(jìn)行。該技術(shù)是將燃燒用風(fēng)分為一、二次風(fēng)，減少煤粉燃燒區(qū)域的空氣量(一次風(fēng))，提高燃燒區(qū)域的煤粉濃度，推遲一、二次風(fēng)混合時間，這樣煤粉進(jìn)入爐膛時就形成了一個富燃料區(qū)，使燃料在富燃料區(qū)進(jìn)行缺氧燃燒，以降低燃料型NOx的生成。缺氧燃燒產(chǎn)生的煙氣再與二次風(fēng)混合，使燃料完全燃燒。該技術(shù)主要是通過減少燃燒高溫區(qū)域的空氣量，以降低NOx的生成技術(shù)。它的關(guān)鍵是風(fēng)的分配，一般情況下，一次風(fēng)占總風(fēng)量的25%～35%。對于部分鍋爐，風(fēng)量分配不當(dāng)，會增加鍋爐的燃燒損失，同時造成受熱面的結(jié)渣腐蝕。因此，該技術(shù)較多應(yīng)用于新鍋爐的設(shè)計及燃燒器的改造中。（3）燃料分級燃燒技術(shù)該技術(shù)是將鍋爐的燃燒分為兩個區(qū)域進(jìn)行，將85%左右的燃料送入第一級燃燒區(qū)進(jìn)行富氧燃燒，生成大量的NOx，在第二級燃燒區(qū)送入15%的燃料，進(jìn)行缺氧燃燒，將第一區(qū)生成的NOx進(jìn)行還原，同時抑制NOx的生成，可降低NOx的排放。（4）煙氣再循環(huán)技術(shù)該技術(shù)是將鍋爐尾部的低溫?zé)煔庵苯铀腿霠t膛或與一次風(fēng)、二次風(fēng)混合后送入爐內(nèi)，降低了燃燒區(qū)域的溫度，同時降低了燃燒區(qū)域的氧的濃度，所以降低了NOx的生成量。該技術(shù)的關(guān)鍵是煙氣再循環(huán)率的選擇和煤種的變化。（5）低NOx燃燒器將前述的空氣分級及燃料分級的原理應(yīng)用于燃燒器的設(shè)計，盡可能的降低著火區(qū)的氧濃度和溫度，從而達(dá)到控制NOx生成量的目的，這類特殊設(shè)計的燃燒器就是低NOx燃燒器，一般可以降低NOx排放濃度的30%～60%。a.空氣分級型低NOx燃燒器設(shè)計原則類似于爐膛空氣分級燃燒，使燃燒器噴口附近著火區(qū)形成過量空氣系數(shù)小于1的富燃料區(qū)，設(shè)計要點在于燃燒器二次風(fēng)與一次風(fēng)粉氣流的混合位置，使噴口附近最早的煤粉著火區(qū)形成強(qiáng)烈的還原性氣氛，以大幅度降低NOx的生成量。其代表性的燃燒器型式有：德國Steinmuller公司的SM型、美國B&W公司的DRB型雙調(diào)風(fēng)型、Babcock-Hitachi公司的HT-NR型、美國FosterWheeler公司的CF-SF型、美國RileyStocker公司的CCV型、日本三菱公司的PM型等等。b.燃料分級型低NOx燃燒器該燃燒器基于燃料分級原理，旨在提高著火過程穩(wěn)定性和進(jìn)一步降低NOx濃度，由德國Steinmuller公司開發(fā)而成，型號為MSM型。c.煙氣再循環(huán)型低NOx燃燒器其原理是再循環(huán)煙氣不經(jīng)過混合直接引入到一次風(fēng)外面的區(qū)域，用以降低火焰溫度峰值和沖淡火焰中心的氧濃度，以抑制熱力和燃料型NOx的生成。煙氣區(qū)外的內(nèi)二次風(fēng)起著控制空氣和燃料的混合以及調(diào)節(jié)火焰的形狀及NOx濃度的作用。其代表性的燃燒器型式有：Babcock-Hitachi公司的DBR型；日本三菱公司的SGR型等等。除上述三類低NOx燃燒器外，還有清華大學(xué)開發(fā)的WQ型煤粉預(yù)燃室低NOx燃燒器和火焰穩(wěn)定船式低NOx燃燒器等等。3.5.2.2爐膛噴射脫硝技術(shù)爐膛噴射脫硝實際上是在爐膛上部噴射某種物質(zhì)，使其在一定的溫度條件下還原以生成的NOx，以降低NOx的排放量。它包括噴水、噴二次燃料和噴氨等。但噴水和二次燃料的方法，尚存在著如何將NO氧化為NO2和解決非選擇性反應(yīng)的問題，因此，目前還不成熟。下面著重介紹噴氨（或尿素）法即選擇性非催化脫硝法（SNCR）。它是利用注入的NH3與NO反應(yīng)生成N2和H2O，該反應(yīng)必需在高溫下進(jìn)行，反應(yīng)式如下：4NH3+4NO+O2→6H2O+4N2（1）4NH3+5O2→6H2O+4NO（2）反應(yīng)式（1）發(fā)生的反應(yīng)溫度為900℃～1100℃，反應(yīng)式（2）發(fā)生的反應(yīng)溫度為1100℃以上，因此SNCR法的反應(yīng)溫度必須控制在900℃～1100℃之間。采用該方法要解決好兩個問題：一是氨的噴射點選擇，要保證在鍋爐負(fù)荷變動的情況下，噴入的氨均能在900℃～1100℃范圍內(nèi)與煙氣反應(yīng)。因此，一般在爐墻上開設(shè)多層氨噴射口。二是噴氨量的選擇要適當(dāng)，少則無法達(dá)到預(yù)期的脫除NOx的效果，但氨量過大，將在尾部產(chǎn)生硫酸銨，從而堵塞并腐蝕空氣預(yù)熱器，因此要求尾部煙氣中允許的氨的泄露量應(yīng)小于5ppm，在這一條件限制下，非催化煙氣噴氨脫硝法的NOx降低率為30%～70%。非催化煙氣噴氨脫硝法投資少，運行費用也低，但反應(yīng)溫度范圍狹窄，目前在歐洲和美國的300MW燃煤電站鍋爐上已有采用該法運行經(jīng)驗，但市場占有率非常低。3.5.2.3煙氣脫硝技術(shù)由于低NOx燃燒技術(shù)降低NOx的排放是比較低的（一般在50%以下），因此，當(dāng)NOx的排放標(biāo)準(zhǔn)要求比較嚴(yán)格時，就要考慮采用燃燒后的煙氣處理技術(shù)來降低NOx的排放量。煙氣脫硝技術(shù)又分為干法、濕法。（1）干法煙氣脫硝技術(shù)干法煙氣脫硝技術(shù)包括選擇性催化脫硝法（SCR）、電子束照射法和電暈放電等離子體同時脫硫脫硝法。（a）選擇性催化脫硝法（SCR）采用該法脫硝的反應(yīng)溫度取決于催化劑的種類，因此，催化劑室應(yīng)布置在尾部煙道中相應(yīng)的位置。該方法能達(dá)到80%～90%的NOx降低率，因此，對于環(huán)保要求日益嚴(yán)格的地區(qū)，有相當(dāng)好的應(yīng)用前景。選擇性催化劑脫硝法的系統(tǒng)主要由催化劑反應(yīng)器、催化劑和氨儲存和噴射系統(tǒng)所組成。催化劑反應(yīng)器在鍋爐煙道中的布置主要有二種可能方案：=1\*GB3①鍋爐省煤器后、空氣預(yù)熱器前溫度約為350℃左右的位置（以下簡稱高灰段布置）優(yōu)點：溫度范圍適合于大多數(shù)催化劑的工作溫度。缺點：催化劑易中毒，催化劑反應(yīng)器易受飛灰磨損，反應(yīng)器蜂窩狀通道易堵塞，催化劑易燒結(jié)，不適合于高活性催化劑。②布置在FGD之后（以下簡稱尾段布置）當(dāng)鍋爐尾部煙道裝有濕法脫硫裝置（FGD）時，可將催化劑反應(yīng)器裝于FGD之后，使催化劑工作在無塵、無SO2的煙氣中，故可采用高活性催化劑，并使反應(yīng)器布置緊湊，但由于煙氣溫度低（50℃～60℃），難以達(dá)到催化劑的工作溫度，因此，須在煙道內(nèi)加裝燃油或燃?xì)獾娜紵鳎蛘羝訜崞鱽砑訜釤煔?，從而增加了能源消耗和運行費用。目前采用最多的布置方式是高灰段布置。（b）電子束照射同時脫硫脫硝技術(shù)當(dāng)除塵后的煙氣，主要含SO2、NOx、N2、H2O。它們在電子束加速器產(chǎn)生的電子束流輻照下，經(jīng)電離、激發(fā)、分解等作用，可生成活性很強(qiáng)的離子、激發(fā)態(tài)分子。再經(jīng)化學(xué)反應(yīng)，可生成一系列新物質(zhì)。H2O→H+OHO2→2OOH+NO→HNO2O+NO→NO2OH+NO2→HNO3SO2+O→SO3為提高脫除率，更好地回收和利用生成物，加入氨、石灰水等添加劑，生成固體化學(xué)肥料硫酸氨和硝酸氨。電子束輻照處理煙氣技術(shù)的優(yōu)點有：能同時脫硫脫氮，處理過程中不用觸媒，不受塵埃影響，沒有老化、結(jié)集、阻塞、清洗等問題，因是干式處理法，不影響原系統(tǒng)的熱效率，煙氣可不必在加熱即從煙囪排放。添加氨時，生成物可作肥料使用；脫除率高，達(dá)80%以上，設(shè)備占地面積小，建造費與運行費比常規(guī)法處理系統(tǒng)簡單，維修保養(yǎng)容易。該技術(shù)尚不成熟，國內(nèi)僅有一個示范工程且已拆除，無有效的使用業(yè)績，在大型鍋爐上應(yīng)用上有一定的困難。（c）電暈放電等離子體同時脫硫脫硝技術(shù)電暈放電過程中產(chǎn)生的活化電子（5Ev～20Ev）在與氣體分子碰撞的過程中會產(chǎn)生OH、O2H、N、O等自由基和O3。這些活性物種引發(fā)的化學(xué)反應(yīng)首先把氣態(tài)的SO2和NOx轉(zhuǎn)變?yōu)楦邇r氧化物，然后形成HNO3和H2SO4。在有氨注入的情況下，進(jìn)一步生成硫酸氨和硝酸氨等細(xì)顆粒氣溶膠。產(chǎn)物用常規(guī)方法（ESP或布袋）收集，完成從氣相中的分離。鍋爐排放的煙氣首先經(jīng)過一級除塵，去掉80%左右的粉塵之后將煙氣降溫到70℃～80℃，目前降溫的方法有兩種：一是熱交換器，二是噴霧增濕降溫。干底噴霧技術(shù)一般增濕后的煙氣含H2O約10%左右。降溫后的煙氣與化學(xué)計量比的氨混合進(jìn)入等離子體反應(yīng)器，反應(yīng)產(chǎn)物由二次除塵設(shè)備收集。采用ESP或布袋均可，但選擇布袋更優(yōu)。最后潔凈的煙氣從煙囪排出。電暈放電法與電子束輻照法是類似的方法，只是獲得高能電子的渠道不同，電子束法的高能電子束（500keV～800keV）是由加速器加速得到。后者的活化電子（5Ev～20Ev）則由脈沖流柱電暈的局部強(qiáng)電場加速得到。該方法的NOx脫除率相當(dāng)可觀，其投資和運行費用也相對較低，但目前由于脈沖電源等技術(shù)尚不成熟，因此，距離大面積工業(yè)應(yīng)用還有一段距離。（2）濕法煙氣同時脫硫脫硝技術(shù)傳統(tǒng)濕法煙氣脫硝有兩大類，一類是利用燃煤鍋爐已裝有煙氣洗滌脫硫裝置的，只要對脫硫裝置進(jìn)行適當(dāng)改造，或調(diào)整運行條件，就可將煙氣中的NOx在洗滌過程中除去。另一類是單純的濕法洗滌脫硝。由于須加將NO氧化為NO2的設(shè)備，因此雖然效率高，但系統(tǒng)復(fù)雜，用水量大，并有水的污染，因此燃煤鍋爐很少采用。下面簡單介紹同時脫硫脫硝的濕式系統(tǒng)：（a）石灰/石膏法采用生石灰、消石灰和微粒碳酸鈣制成吸收液，并加入少量硫酸將吸收液的PH值調(diào)到4～4.5，則在洗滌反應(yīng)塔里會發(fā)生下面的反應(yīng)：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+2SO2（b）氨/石膏法在洗滌反應(yīng)器中在加入NH3，則會發(fā)生下面的反應(yīng)：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+2H2O傳統(tǒng)濕式系統(tǒng)的普遍缺點是結(jié)構(gòu)和系統(tǒng)復(fù)雜運行成本和初投資較高。但近年來研究的電化學(xué)輔助脫硝、生物輔助脫硝技術(shù)等，有望在脫硝技術(shù)上取得新的突破。應(yīng)該指出，同時脫硫脫硝技術(shù)雖說具有良好的發(fā)展前景，但目前還遠(yuǎn)不如單獨脫硫、脫硝技術(shù)成熟，且脫硝率也低于單獨方式，還有待于進(jìn)一步的研究。3.5.3幾種脫硝工藝的比較分析對上述幾種不同的脫硝工藝進(jìn)行技術(shù)比較，比較結(jié)果見表3.5.3。名稱反應(yīng)劑反應(yīng)產(chǎn)物條件及技術(shù)成熟度脫硝效率選擇性催化脫硝法（SCR）NH3、CO(NH2)2N2、H2O300℃～成熟50％～90％選擇性非催化脫硝法（SNCR）NH3、CO(NH2)2N2、H2O950℃～成熟40％～50％電子束NH3(NH4)2SO4不成熟80％電暈放電NH3(NH4)2SO4、NH4NO3不成熟濕法Ca(OH)2、NH3N2、H2O、CaSO4不成熟50％3.5.4氮氧化物治理方案的選擇根據(jù)國家環(huán)保部發(fā)布的《火電廠氮氧化物防治技術(shù)政策》的要求，低氮燃燒技術(shù)應(yīng)作為燃煤電廠氮氧化物控制的首選技術(shù)。當(dāng)采用低氮燃燒技術(shù)后，氮氧化物排放濃度不達(dá)標(biāo)或不滿足總量控制要求時，應(yīng)建設(shè)煙氣脫硝設(shè)施。安陽公司鍋爐NOx排放濃度為≤900mg/Nm3，根據(jù)目前脫硝改造的研究成果，以及已建脫硝項目的實際運行情況，安陽公司宜首先選用低氮燃燒改造技術(shù)。根據(jù)安陽公司的實際運行情況，低氮燃燒改造后，NOx排放濃度保證值為450mg/Nm3，煙氣脫硝裝置的入口濃度按照550mg/Nm3設(shè)計，脫硝效率按照84%設(shè)計。煙氣脫硝工藝方案的選擇考慮以下幾方面因素：（1）NOx排放濃度和排放量必須滿足國家環(huán)保要求；（2）脫硝工藝要適用于工程已確定的煤種條件，并考慮燃煤來源的變化可能性；（3）脫硝工藝要做到技術(shù)成熟、設(shè)備運行可靠，并有較多成功的運行業(yè)績；（4）根據(jù)工程的實際情況盡量減少脫硝裝置的建設(shè)投資；（5）脫硝裝置應(yīng)布置合理；（6）脫硝還原劑要有穩(wěn)定可靠的來源；（7）脫硝工藝還原劑、水和能源等消耗少，盡量減少運行費用；（8）檢修和維護(hù)費用小。根據(jù)3.5.3對煙氣脫硝技術(shù)的分析比較，以及對國家環(huán)境保護(hù)部頒發(fā)的標(biāo)準(zhǔn)《火電廠煙氣脫硝工程技術(shù)規(guī)范選擇性非催化還原法》（HJ563-2010）要求，SNCR法適用于脫硝效率要求不高于40%的機(jī)組，可見，在本項目上采用SNCR工藝不符合規(guī)范要求，不能保證脫硝后的氮氧化物達(dá)標(biāo)排放。而SNCR/SCR混合工藝主要應(yīng)用在SCR裝置布置非常困難的工程，脫硝效率低；電暈放電等離子體和濕法煙氣同時脫硫脫硝技術(shù)都還在進(jìn)一步研究中，離大規(guī)模的工業(yè)應(yīng)用還有些距離。綜合以上分析，本工程推薦采用低氮+SCR煙氣脫硝工藝。4脫硝建設(shè)條件4.1脫硝反應(yīng)劑的供應(yīng)4.1.1脫硝反應(yīng)劑的性質(zhì)煙氣脫硝SCR工藝的還原劑為氨氣，一般來講氨氣可直接來源于液氨，也可通過氨水或者尿素間接制備。氨為無色氣體，有刺激性惡臭味。氨氣與空氣會形成爆炸性混合物，爆炸極限為16-25%，爆炸極限內(nèi)的氨與空氣混合物遇明火會燃燒和爆炸。《建筑設(shè)計防火規(guī)范—GB50016-2006》“儲存物品的火災(zāi)危險性分類”表中規(guī)定，氨為乙類儲存物品。氨是有毒物質(zhì)，為GB12268-90規(guī)定之23003號危險品，會導(dǎo)致人急、慢性中毒，嚴(yán)重時可致人死亡?！吨卮笪ｋU源辨識GB18218-2000》規(guī)定，氨作為有毒物質(zhì)，生產(chǎn)場所超過40噸或者儲存量超過100噸，則屬于重大危險源。其輸送、卸料、貯存和使用必須遵守《危險化學(xué)品安全管理條例》、《關(guān)于加強(qiáng)化學(xué)危險物品管理的通知》和GB15603《常用化學(xué)危險品貯存通則》及其他相關(guān)的國家標(biāo)準(zhǔn)與法規(guī)要求。按照《建筑設(shè)計防火規(guī)范》GB50016-2006的規(guī)定，露天布置液氨儲罐與周圍主要道路、廠房、建筑等的防火間距最小不少于15米，衛(wèi)生防護(hù)距離不小于500m。氨易溶于水形成氨水（1體積水最高吸收702體積氨），溶液無色透明，有強(qiáng)烈刺激性氣味?！段ｋU化學(xué)物品名表GB12268-90》規(guī)定，含氨10~35%的氨水為82503號危險品，含氨35~50%的氨水為22025號危險品。用于電站鍋爐煙氣脫硝的氨水濃度常小于29.4%，一般為19~28%。與液氨相比，氨水在儲存時的危險性略低，但運輸過程中的危險性較大。尿素是白色或淺黃色的結(jié)晶體，熔點135℃，吸濕性較強(qiáng)，易溶于水和乙醇，不溶于乙醚，具有酰胺的一般性質(zhì)。尿素是工業(yè)與民用物質(zhì)，不屬于危險產(chǎn)品系列。國標(biāo)GB2440-81規(guī)定工業(yè)用二級品的總氮含量（干基）≥46.3%、縮二脲含量≤1.0%、水分含量≤1.0%、粒度（φ0.8-2.5mm）≥90%。加熱至200℃時，尿素分解生成三聚氯酸（即氰尿酸），衍生物為三氯異氰尿酸、二氯異氰酸鈉、異氰尿酸等。在高溫高壓（2.0MPa與160~240℃）或者高溫常壓（350~650℃與0.1MPa）條件下，C-N鍵斷裂分解成NH3與CO2。4.1.2脫硝反應(yīng)劑的介紹在脫硝反應(yīng)過程中，是靠氨作為還原劑和NOx反應(yīng)，來達(dá)到脫硝的目的，因此氨就是脫硝反應(yīng)劑。穩(wěn)定、可靠的氨系統(tǒng)才能保證脫硝裝置的良好運行。氨的制備一般有三種方法：尿素法、液氨法、氨水法。(1)尿素法：根據(jù)尿素制氨工藝的不同，分為水解技術(shù)和熱解技術(shù)。尿素?zé)峤夥▽ω?fù)荷變化響應(yīng)快，但是分解率不高，伴有中間產(chǎn)物，且使用的是燃油或采用電加熱方式，成本較高。尿素水解法使用的是蒸汽，蒸汽成本要相對低一些。但是水解法對負(fù)荷的響應(yīng)比較慢，需要5～15分鐘的響應(yīng)時間，而且水解器為壓力容器，需要定期進(jìn)行檢驗。典型的尿素水解制氨系統(tǒng)為：尿素顆粒加入到溶解罐，用去離子水將其溶解成質(zhì)量濃度為40%-60%的尿素溶液，通過溶解泵輸送到儲罐；之后尿素溶液經(jīng)給料泵、計量與分配裝置進(jìn)入尿素水解制氨反應(yīng)器，在反應(yīng)器中尿素水解生成NH3、H2O和CO2，產(chǎn)物經(jīng)由氨噴射系統(tǒng)進(jìn)入SCR脫硝系統(tǒng)。典型的尿素?zé)峤庵瓢毕到y(tǒng)為：帶泵的循環(huán)裝置將50%wt的尿素溶液提供給熱解爐系統(tǒng)的計量分配裝置，計量后的尿素溶液被輸送至一系列經(jīng)過專門設(shè)計并安裝在熱解爐入口處的噴嘴。計量分配裝置可根據(jù)系統(tǒng)的需要自動控制噴入熱解爐的尿素量。尿素?zé)峤庀到y(tǒng)可選擇采用天然氣和柴油加熱稀釋風(fēng)，也可采用電加熱。此方案是利用電加熱器將熱空氣（鍋爐一次風(fēng)）溫度再次提升并達(dá)到進(jìn)入熱解爐的溫度（約350～650oC），隨后將尿素溶液噴入在溫度窗內(nèi)具有適當(dāng)停留時間的熱解爐，使尿素溶液分解為NH3和CO2，接著包含NH3的氣流被導(dǎo)入氨氣－煙氣混合系統(tǒng)。(2)氨水制氨法：通常是用25%的氨水溶液，將其置于存儲罐中，然后通過加熱裝置使其蒸發(fā)，形成氨氣和水蒸汽?？梢圆捎媒佑|式蒸發(fā)器法和采用噴淋式蒸發(fā)器法。(3)液氨法：液氨由槽車運送到液氨貯槽，液氨貯槽輸出的液氨在氨氣蒸發(fā)器內(nèi)經(jīng)40℃4.1.3脫硝反應(yīng)劑的比選液氨和尿素都可用作SCR煙氣脫硝的還原劑，液氨供氨系統(tǒng)建設(shè)成本較尿素低，且液氨氣化系統(tǒng)簡單，投運業(yè)績較多，運行方便，但氨為危險性物品，存在爆炸和高毒的可能性，國家和各個行業(yè)對危險品的儲存和使用都有明確的規(guī)定和要求。尿素制氨方式初期投資較高，分為水解法和熱解法兩種工藝。表4.1.3-1各種制氨工藝的技術(shù)與安全性比較項目液氨法氨水法尿素水解法尿素?zé)峤夥夹g(shù)工藝成熟成熟成熟成熟成熟系統(tǒng)復(fù)雜性簡單復(fù)雜復(fù)雜復(fù)雜系統(tǒng)響應(yīng)性快快慢（5~15分鐘）快（5~10秒）產(chǎn)物分解程度完全完全液相含縮二脲等多分子產(chǎn)物，成品其中不含有含約25%的HNCO存在管道堵塞現(xiàn)象無無有無安全性很危險危險安全安全從工藝技術(shù)與安全角度看（表4.1.3-1）：液氨工藝最簡單，使用最廣，但存在儲存與運輸方面的安全隱患問題，其應(yīng)用受到限制（尤其對于瀕臨市區(qū)的電廠）。低濃度的氨水危險性略低，部分地區(qū)作為液氨的替代品使用，但也存在一定的儲存與運輸危險。尿素制氨工藝沒有安全問題，逐漸在一些地區(qū)和國家成為液氨工藝的替代技術(shù)。需要說明的是，日本和歐洲在上個世紀(jì)九十年代就大規(guī)模地安裝了SCR，那個時候使用尿素制備還原劑的技術(shù)還沒有商業(yè)化，因此，在這些國家很少見到尿素制氨的設(shè)備。尿素制氨的工藝應(yīng)用最廣泛的是在美國，毫無疑問是出于安全考慮。對比以上四種還原劑制備工藝：工藝成熟性：這四種制氨工藝均有成熟的運行業(yè)績，都能滿足SCR脫硝技術(shù)改造的還原劑制備要求。系統(tǒng)安全性：液氨是危險物品，超過40噸的儲存量就需要報安全局審批，在運輸與使用過程中存在較高的危險，尿素沒有任何安全問題。場地：液氨和氨水系統(tǒng)的占地面積大，尿素系統(tǒng)的用地面積小。固定投資：如不考慮征地費用，那么液氨方案最低，尿素水解制氨工藝最高。年度運行費用：液氨方案最低，尿素?zé)峤夥ㄗ罡?。運行特性：除尿素水解制氨工藝外，其它工藝的響應(yīng)速度較快。副產(chǎn)物：液氨不存在化學(xué)反應(yīng)，尿素水解制氨過程中會衍生一定量的大分子產(chǎn)物，存在一定程度的腐蝕或堵塞管道危險，需要每年至少檢修一次。目前這幾種SCR脫硝還原劑制備工藝均有成熟的運行業(yè)績，都能滿足煙氣脫硝還原劑供應(yīng)要求。我國煙氣脫硝工程建設(shè)初期，液氨法以其簡潔的工藝和投資運行費用優(yōu)勢而獲得普遍應(yīng)用，但液氨儲存量超過10t即成為重大危險源，其運輸和儲存均有嚴(yán)格要求，且使用資格證書的審批難度越來越大。近年來隨著國家對安全生產(chǎn)的要求愈發(fā)嚴(yán)格，為消除液氨儲存及運輸所帶來的危險，尤其對于人口密集的城市電廠，尿素水解或熱解制氨工藝由于不存在化學(xué)危險，在城市電廠中逐漸取代液氨法而得到推廣。4.1.4脫硝反應(yīng)劑的確定在選擇還原劑制備系統(tǒng)時，不僅要考慮初期投資和運行成本，還要綜合考慮安全因素、場地因素，以及工藝的復(fù)雜性等。液氨作為一種常規(guī)的危險品，根據(jù)《危險化學(xué)品安全管理條例》第二章第十條要求：除運輸工具加油站、加氣站外，危險化學(xué)品的生產(chǎn)裝置和儲存數(shù)量構(gòu)成重大危險源的儲存設(shè)施，與下列場所、區(qū)域的距離必須符合國家標(biāo)準(zhǔn)或者國家有關(guān)規(guī)定，其中區(qū)域包括“（六）河流、湖泊、風(fēng)景名勝區(qū)和自然保護(hù)區(qū)；”。第二章第十七條要求：生產(chǎn)、儲存、使用其他危險化學(xué)品的單位，應(yīng)當(dāng)對本單位的生產(chǎn)、儲存裝置每兩年進(jìn)行一次安全評價。根據(jù)《危險化學(xué)品生產(chǎn)儲存建設(shè)項目安全審查辦法》（原