紅豆熱電有限公司UG-75382-M17鍋爐混合法脫工程初步方案

紅豆熱電UG-75/3.82-M17鍋爐混合法脫硝工程初步方案無錫華光新動力環(huán)保科技股份2021年9月

目錄TOC概述 1工程背景 1主要設(shè)計原那么 2工程實施條件 3廠區(qū)條件 3主要工作參數(shù) 3設(shè)計燃料 3煙氣脫硝技術(shù)方案 5SNCR技術(shù) 5SCR技術(shù) 6SNCR/SCR混合煙氣脫硝技術(shù) 8主要煙氣脫硝技術(shù)的比擬 8本工程脫硝方案的選擇 9工程設(shè)想 11系統(tǒng)概述 11工藝裝備 12電氣局部 13系統(tǒng)控制 14供貨范圍 15占地情況 16工程實施輪廓進度 17投資費用 18華光環(huán)保公司簡介及業(yè)績 19公司簡介 19業(yè)績情況 19概述工程背景近年來，隨著我國火電裝機容量的急速增長，火電NOx排放量逐年增加，NOx已成為目前我國最主要的大氣污染物之一。專家預(yù)測，隨著我國對SOx排放控制的加強，NOx對酸雨的影響將逐步趕上甚至超過SOx。為控制鍋爐尤其是電站鍋爐NOx等大氣污染物的排放，我國相繼頒發(fā)了?中華人民共和國大氣污染保護法?〔2000年9月實施〕、?火電廠大氣污染物排放標準?〔GB13223-2003〕等法律和標準，要求火電廠采取措施，控制NOx排放。2021年7月，國家環(huán)境保護部等聯(lián)合印發(fā)了?火電廠大氣污染物排放標準?〔GB13223-2021〕，與老標準相比，新標準對假設(shè)干重要內(nèi)容進行了修訂，具體如下：——調(diào)整了大氣污染物排放濃度限值；——規(guī)定了現(xiàn)有火電鍋爐到達更加嚴格的排放濃度限值的時限；——取消了按燃煤揮發(fā)分執(zhí)行不同氮氧化物排放濃度限值的規(guī)定；——增設(shè)了燃氣鍋爐大氣污染物排放濃度限值；——增設(shè)了大氣污染物特別排放限值等。根據(jù)?火電廠大氣污染排放標準?的要求，自2021年1月1日起，新建火力發(fā)電鍋爐及燃氣輪機組執(zhí)行表1.1規(guī)定的大氣污染物排放限值〔重點地區(qū)〕。要求從2021年1月1日開始，所有新建火電機組氮氧化物排放標準為100mg/Nm3；從2021年7月1日開始，現(xiàn)有火電機組氮氧化物排放標準為100mg/Nm3〔采用W型火焰爐膛、現(xiàn)有循環(huán)流化床、以及2003年12月31日前建成投產(chǎn)或通過工程環(huán)境影響報告書審批的火力發(fā)電鍋爐執(zhí)行200mg/Nm3標準〕。重點區(qū)域火電機組的氮氧化物污染物排放標準那么統(tǒng)一為100mg/Nm3。

表1.1火力發(fā)電鍋爐及燃氣輪機組大氣污染物排放限值序號燃料和熱能

轉(zhuǎn)化設(shè)施類型污染物工程適用條件限值〔mg/Nm3〕污染物排放監(jiān)控位置1燃煤鍋爐煙塵全部20煙囪或煙道二氧化硫全部50氮氧化物〔以NO2計〕全部100汞及其化合物全部0.032以油為燃料的鍋爐或燃氣輪機組煙塵全部20二氧化硫全部50氮氧化物〔以NO2計〕燃油鍋爐100燃氣輪機組1203以氣體為燃料的鍋爐或燃氣輪機組煙塵全部5二氧化硫全部35氮氧化物〔以NO2計〕燃氣鍋爐100燃氣輪機組504燃煤鍋爐，以油、氣體為燃料的鍋爐或燃氣輪機組煙氣黑度〔林格曼黑度，級〕全部1煙囪排放口紅豆熱電現(xiàn)已配置2臺75t/h鏈條爐。鍋爐煙氣原始氮氧化物〔NOx〕排放濃度約400mg/Nm3左右，為滿足國家和地方的環(huán)保要求，擬對75t/h鍋爐實施低NOx燃燒技術(shù)和煙氣脫硝技術(shù)改造，要求脫硝后煙氣NOx排放濃度不超過100mg/Nm3，實現(xiàn)達標排放。主要設(shè)計原那么(1)脫硝設(shè)計效率應(yīng)滿足目前國家最新的排放標準和地方環(huán)保局的排放要求。(2)采用的脫硝技術(shù)先進、成熟，設(shè)備可靠，性價比高，有處理燃煤鍋爐煙氣的商業(yè)運行業(yè)績，且對鍋爐工況有較好的適用性。(3)脫硝系統(tǒng)應(yīng)能持續(xù)穩(wěn)定運行，且脫硝系統(tǒng)的啟停和運行不影響鍋爐的正常平安運行。(4)脫硝裝置的可用率應(yīng)≥98%，且維護工作量小，不影響電廠的文明生產(chǎn)。(5)脫硝裝置設(shè)計壽命20年。(6)脫硝工藝的選擇應(yīng)利于電廠的管理和降低運行管理費用。工程實施條件廠區(qū)條件工程位于無錫紅豆工業(yè)園區(qū)內(nèi)。主要工作參數(shù)額定蒸發(fā)量75t/h額定蒸汽溫度450℃額定蒸汽壓力〔表壓〕3.82MPa給水溫度150℃鍋爐排煙溫度156℃排污率≤2%空氣預(yù)熱器進風溫度20℃鍋爐計算熱效率81.8%燃料消耗量11.199t/h一次熱風溫度121℃二次熱風溫度121℃一、二次風量比50：50鍋爐飛灰份額77%設(shè)計燃料表1煙煤主燃料成分分析：表1煙煤主燃料成分〔設(shè)計煤種〕項目符號單位燃料特性原料煤收到基碳Car%56.12氫Har%2.97氧Oar%10氮Nar%2.1硫Sar%0.38灰Aar%7.93水Mar%20.54枯燥基揮發(fā)分Vd%36.88枯燥基灰分Ad%收到基低位發(fā)熱量Qnet.arMJ/kg20.169灰變形溫度DT℃灰軟化溫度ST℃灰流動溫度FT℃可磨系數(shù)HGI96主燃料煙煤的入爐粒度要求：粒度范圍0~40mm，55%粒徑0~6mm；30%粒徑0~3mm煙氣脫硝技術(shù)方案目前主流的煙氣脫硝技術(shù)有選擇性催化復(fù)原技術(shù)〔SCR〕、選擇性非催化復(fù)原技術(shù)〔SNCR〕和SNCR/SCR聯(lián)合脫硝技術(shù)。SNCR技術(shù)研究發(fā)現(xiàn)，在800～1250℃這一溫度范圍內(nèi)、無催化劑作用下，尿素、氨水等復(fù)原劑可選擇性地復(fù)原煙氣中的NOx生成N2和H2O，根本上不與煙氣中的O2作用，據(jù)此開展了SNCR脫硝技術(shù)。SNCR煙氣脫硝的主要反響為：NH3為復(fù)原劑4NH3+4NO+O2→4N2+6H2O尿素為復(fù)原劑2NO+CO(NH2)2+O2→2N2+CO2+2H2OSNCR通常采用的復(fù)原劑有尿素、氨水和液氨，不同復(fù)原劑的比擬如表3.1所列表3.1不同復(fù)原劑特點尿素溶解要消耗一定熱量從SNCR系統(tǒng)逃逸的氨可能來自兩種情況，一是噴入的復(fù)原劑過量或復(fù)原劑分布不均勻，一是由于噴入點煙氣溫度低影響了氨與NOx的反響。復(fù)原劑噴入系統(tǒng)必須能將復(fù)原劑噴入到爐內(nèi)最有效的部位，如果噴入控制點太少或噴到爐內(nèi)某個斷面上的氨不均勻，那么會出現(xiàn)分布較高的氨逃逸量。在較大尺寸的鍋爐中，因為需要覆蓋相當大的爐內(nèi)截面，復(fù)原劑的均勻分布那么更困難。為保證脫硝反響能充分地進行，以最少噴入NH3的量到達最好的復(fù)原效果，必須設(shè)法使噴入的NH3與煙氣良好地混合。假設(shè)噴入的NH3不充分反響，那么逃逸的NH3不僅會使煙氣中的飛灰容易沉積在鍋爐尾部的受熱面上，而且煙氣中NH3遇到SO3會產(chǎn)生NH4HSO4易造成空氣預(yù)熱器堵塞，并有腐蝕的危險。因此，SNCR工藝的氨逃逸要求控制在8mg/Nm3以下。圖3.1為典型SNCR脫硝工藝流程圖。圖3.1SNCR工藝系統(tǒng)流程圖SNCR煙氣脫硝過程是由下面四個根本過程組成：復(fù)原劑的接收和溶液制備；復(fù)原劑的計量輸出；在鍋爐適當位置注入復(fù)原劑；復(fù)原劑與煙氣混合進行脫硝反響。SCR技術(shù)選擇性催化劑復(fù)原〔SCR〕技術(shù)是在煙氣中參加復(fù)原劑〔最常用的是氨和尿素，本工程采用氨水，與130噸煤粉鍋爐公用一套復(fù)原劑儲藏與供給系統(tǒng)〕，在催化劑和適宜的溫度等條件下，復(fù)原劑與煙氣中的氮氧化物〔NOx〕反響，而不與煙氣中的氧進行氧化反響，生成無害的氮氣和水。主要反響如下：4NO+4NH3+O2→4N2+6H2ONO+NO2+2NH3→2N2+3H2O6NO2+8NH3→7N2+12H2O在沒有催化劑的情況下，上述化學反響只是在很窄的溫度范圍內(nèi)〔800～1250℃〕進行。SCR技術(shù)采用催化劑，催化作用使反響活化能降低，反響可在更低的溫度條件〔320～400℃〕下進行。對SCR系統(tǒng)的制約因素隨運行環(huán)境和工藝過程而變化。制約因素包括系統(tǒng)壓降、煙道尺寸、空間、煙氣微粒含量、逃逸氨濃度限制、SO2氧化率、溫度和NOx濃度，都影響催化劑壽命和系統(tǒng)的設(shè)計。除溫度外，NOx、NH3濃度、過量氧和停留時間也對反響過程有一定影響。SCR系統(tǒng)一般由氨儲存系統(tǒng)、氨與空氣混合系統(tǒng)、氨氣噴入系統(tǒng)、反響器系統(tǒng)、省煤器旁路、SCR旁路、檢測控制系統(tǒng)等組成。SCR脫硝反響器在鍋爐尾部一般有三種不同的布置方式，高塵布置、低塵布置和尾部布置，圖3.2為目前廣泛采用的高塵布置SCR煙氣脫硝系統(tǒng)工藝流程圖。圖3.2SCR工藝系統(tǒng)流程(高塵布置)對于一般燃煤或燃油鍋爐，SCR反響器多項選擇擇安裝于鍋爐省煤器與空氣預(yù)熱器之間，因為此區(qū)間的煙氣溫度剛好適合SCR脫硝復(fù)原反響，氨被噴射于省煤器與SCR反響器間煙道內(nèi)的適當位置，使其與煙氣充分混合后在反響器內(nèi)與氮氧化物反響，SCR系統(tǒng)商業(yè)運行的脫硝效率約為80%～90%。SNCR/SCR混合煙氣脫硝技術(shù)SNCR/SCR混合技術(shù)是SNCR工藝的復(fù)原劑噴入爐膛技術(shù)同SCR工藝利用逃逸氨進行催化反響結(jié)合起來，進一步脫除NOx，它是把SNCR工藝的低費用特點同SCR工藝的高脫硝率進行有效結(jié)合的一種揚長避短的混合工藝。SNCR/SCR混合工藝的脫硝效率可到達50～80%，氨的逃逸小于4mg/m3。圖3.3為典型的SNCR/SCR混合煙氣脫硝工藝流程。圖3.3SNCR+SCR聯(lián)合工藝脫硝流程圖主要煙氣脫硝技術(shù)的比擬幾種主要煙氣脫硝技術(shù)綜合比擬情況如表3.2所列。表3.2SCR、SNCR、SNCR/SCR技術(shù)綜合比擬工程SCR技術(shù)SNCR技術(shù)SNCR/SCR技術(shù)反響劑NH3或尿素氨水或尿素NH3或尿素反響溫度320～400℃800～1250℃前段：800～1000℃，后段：320～400℃催化劑V2O5-WO3/TiO2不使用催化劑后段加少量催化劑脫硝效率80～90%30～60%50～80%反響劑噴射位置SCR反響器入口煙道爐膛內(nèi)噴射鍋爐負荷不同噴射位置也不同SO2/SO3氧化SO2氧化成SO3的氧化率<1%不會導致SO2氧化，SO3濃度不增加SO2氧化較SCR低NH3逃逸<2.5mg/m3<8mg/m3<4mg/m3對空氣預(yù)熱器影響NH3與SO3易形成硫酸氫銨，需控制NH3泄漏量和SO2氧化率，并對空預(yù)器低溫段進行防腐防堵改造。SO3濃度低，造成堵塞或腐蝕的機率低硫酸氫銨的產(chǎn)生較SCR低，造成堵塞或腐蝕的機率比SCR低系統(tǒng)壓力損失新增煙道部件及催化劑層造成壓力損失沒有壓力損失催化劑用量較SCR小，產(chǎn)生的壓力損失較低燃料及其變化的影響燃料顯著地影響運行費用，對灰份增加和灰份成分變化敏感，灰份磨耗催化劑，堿金屬氧化物劣化催化劑，AS、S等使催化劑失活。根本無影響影響與SCR相同。由于催化劑較少，更換催化劑的總本錢較SCR低鍋爐負荷變化的影響SCR反響器布置需優(yōu)化，當鍋爐負荷在一定范圍變化時，進入反響器的煙氣溫度處于催化劑活性溫度區(qū)間。多層布置時，跟隨負荷變化容易跟隨負荷變化中等工程造價高低較高本工程脫硝方案的選擇本工程為2臺75t/h鏈條爐，經(jīng)過實施低NOx燃燒技術(shù)改造后原始NOx排放濃度約為400mg/Nm3，為滿足最新實施的NOx排放要求，同時考慮到脫硝的經(jīng)濟性，推薦采用SNCR/SCR混合法脫硝工藝，脫硝后NOx排放濃度低于100mg/Nm3，實現(xiàn)達標排放。SNCR/SCR混合法脫硝工藝優(yōu)點如下：脫硝效率可達60%～80%以上，確保NOx達標排放。脫硝系統(tǒng)運行靈活，調(diào)整余地大。投資省。占地小對鍋爐的運行影響較小。運行維護方便。本工程SNCR/SCR煙氣脫硝工藝方案設(shè)計參數(shù)如表3.3所列：表3.3SNCR/SCR煙氣脫硝方案工程設(shè)計參數(shù)脫硝系統(tǒng)主要設(shè)計參數(shù)數(shù)值設(shè)計負荷范圍，%30%～100%BMCRNOx原始排放濃度〔干基，6%O2〕，mg/Nm3小于400煙氣流量，Nm3/h83251總設(shè)計脫硝效率，%≥72其中：SNCR脫硝效率，%30SCR脫硝效率，%60純尿素耗量，kg/h26設(shè)計脫硝裝置出口NOx排放濃度，mg/Nm3<90在煙囪處測得的最大NH3逃逸量，mg/Nm3＜4工程設(shè)想系統(tǒng)概述因鍋爐尾部受熱面已安裝結(jié)束，為了安裝SCR反響器，需對尾部受熱面進行調(diào)整。省煤器改為上下溫段，上下溫段省煤器之間有2.8米的距離，布置SCR反響器，在設(shè)計煤種、BMCR工況下，SCR反響器進口煙氣溫度設(shè)計為380℃左右。SCR反響器內(nèi)布置1層催化劑，體積為14m3。要求鍋爐改造后在滿足脫硝要求的同時，不影響鍋爐的整體性能。鍋爐概況以及省煤器改造要求：鍋爐為鏈條鍋爐，配置有一級省煤器。擬將省煤器分作兩級，中間拉開一個空檔，將設(shè)置脫硝裝置。對于省煤器改造的主要要求：兩級省煤器之間的空檔尺寸大于等于2800mm；2〕上級省煤器出口的煙氣溫度應(yīng)在370-380℃之間。省煤器改造方案簡要說明及附圖為騰出空間，采用空位空間可以容納更多受熱面的H型鰭片管；原有的進口和出口集箱位置適當調(diào)整；兩級之間的空間凈空為2800mm左右；針對鏈條鍋爐特點，選取的煙氣流速兼顧防止磨損和堵灰因素。(1)省煤器改為上下溫段，上下溫段省煤器之間有2.5米的距離，增加兩只中間集箱，中間集箱用連接管連接。(2)低溫段省煤器下部空預(yù)器整體原位不動。(3)平臺扶梯移位、制作安裝。SNCR/SCR混合法脫硝工藝中，復(fù)原劑噴入爐膛后首先發(fā)生SNCR反響，脫除掉一局部的NOx，未反響的局部復(fù)原劑隨煙氣流經(jīng)下游的催化反響系統(tǒng)，在SCR脫硝催化劑的作用下發(fā)生SCR反響，進一步脫除煙氣中的NOx。當本工程鍋爐NOx原始排放濃度在一定濃度之下時，只通過SNCR脫硝即可實現(xiàn)NOx達標排放；當鍋爐NOx原始排放濃度超出單獨SNCR控制的有效范圍時，那么調(diào)整復(fù)原劑的投加方式，通過SNCR與SCR聯(lián)合脫硝，最終實現(xiàn)NOx達標排放?？紤]到消防平安因素和招標方單位實際的場地情況，本工程脫硝系統(tǒng)采用10~20%氨水〔與130噸鍋爐公用一套氨水系統(tǒng)〕作為復(fù)原劑。氨水溶液儲存系統(tǒng)的尿素儲罐按三臺鍋爐用量設(shè)計，體積為60m3。復(fù)原劑計量系統(tǒng)1爐1套，復(fù)原劑分配系統(tǒng)1爐1套。因鍋爐尾部受熱面已安裝結(jié)束，為了安裝SCR反響器，需對尾部受熱面進行調(diào)整。省煤器改為上下溫段，上下溫段省煤器之間有3.5米的距離，布置SCR反響器，要求在設(shè)計煤種、BMCR工況下，SCR反響器進口煙氣溫度設(shè)計為380℃左右。SCR反響器內(nèi)布置1層催化劑，體積為14m3。本工程SNCR/SCR聯(lián)合脫硝工藝系統(tǒng)如圖4.1所示。圖4.1SNCR/SCR聯(lián)合脫硝工藝系統(tǒng)圖工藝裝備1.1氨水溶液儲存系統(tǒng)本系統(tǒng)共設(shè)有1個氨水溶液儲存罐〔與130鍋爐公用〕。通過采購工業(yè)級20%氨水溶液，儲存在儲罐內(nèi)，通過高流量循環(huán)裝置輸送供給至3臺鍋爐復(fù)原劑噴射裝置。1.2氨水溶液計量、分配系統(tǒng)1.2.1爐區(qū)氨水溶液計量、分配系統(tǒng)用來將氨水溶液注入鍋爐的爐膛。該系統(tǒng)布置在爐區(qū)，主要由下面的部件/裝置組成：1〕壓力控制裝置2〕計量分配裝置3〕分配裝置4〕氨水噴射器5〕溫度監(jiān)測裝置1.2.1.1壓力控制裝置壓力控制裝置是一個獨立的壓力控制系統(tǒng)。這個裝置向計量分配裝置提供設(shè)定壓力下的氨水溶液供給。1.2.1.2計量裝置氨水噴射區(qū)的計量裝置用于精確計量和控制到鍋爐內(nèi)每個噴射區(qū)的脫硝復(fù)原劑濃度。該裝置連接并響應(yīng)來自于機組燃燒控制系統(tǒng)、NOx和溫度監(jiān)視器的控制信號，自動調(diào)節(jié)氨水溶液流量，對NOx水平、鍋爐負荷、燃料或燃燒方式的變化做出響應(yīng)，翻開或關(guān)閉噴射區(qū)或控制其質(zhì)量流量。每一噴射區(qū)均可獨立地運行和控制，該特性允許隔離每個子裝置進行維修且不會嚴重影響工藝性能及總體NOx復(fù)原效果。1.2.1.3分配裝置分配裝置將復(fù)原劑分送給每個噴槍。該裝置包括流量和壓力顯示、壓縮空氣和脫硝復(fù)原劑流量調(diào)節(jié)閥。為了安裝方便，所有分配裝置出廠前均已組裝好成模塊，并做好相關(guān)測試。1.2.1.4復(fù)原劑噴射器氨水噴射器用于霧化尿素溶液并將其噴入爐膛。在追求高脫硝效率的同時將氨逃逸降至最低，復(fù)原劑的噴入意味著SNCR脫硝反響的開始。噴射器采用空氣霧化，低動力型，采用廠雜用壓縮空氣將霧滴帶入鍋爐。每套噴射器包括噴槍和相關(guān)附件〔連接軟管及快速接頭等〕。每臺鍋爐噴射器噴槍數(shù)量初步設(shè)計為6只〔二側(cè)各3只〕，加設(shè)位置待詳細設(shè)計時確定。1.3催化反響系統(tǒng)該系統(tǒng)置于高溫省煤器與低溫省煤器之間煙道內(nèi)，SCR脫硝催化劑安裝1層，體積為14m3。該系統(tǒng)主要由以下部件/裝置組成：1〕催化劑模塊2〕支撐結(jié)構(gòu)3〕配套組件〔含補充噴氨格柵〕4〕吹灰裝置電氣局部本局部主要包括供配電系統(tǒng)和控制與保護兩局部。4.3.1供配電系統(tǒng)1〕380/220V供電系統(tǒng)2〕檢修照明系統(tǒng)3〕脫硝380/220V系統(tǒng)按照設(shè)備布置區(qū)域設(shè)置尿素溶液供給區(qū)MCC4〕鍋爐脫硝尿素溶液儲存區(qū)域的正常照明電源取自尿素溶液儲存區(qū)MCC，爐區(qū)正常照明由現(xiàn)有爐區(qū)動力箱供電；SNCR+SCR區(qū)域和尿素溶液區(qū)域的檢修電源取自MCC。4.3.2控制與保護1〕控制方式脫硝系統(tǒng)的電氣設(shè)備納入單獨的脫硝PLC控制系統(tǒng)，不設(shè)常規(guī)控制屏。所有低壓空氣斷路器控制電壓采用220VAC。2〕信號與測量380V低壓所有開關(guān)的合閘、跳閘狀態(tài)、事故跳閘、控制電源消失信號送儀表PLC/DCS系統(tǒng)。3〕電氣量送入脫硝PLC/DCS實現(xiàn)數(shù)據(jù)自動采集、定期打印制表、實時調(diào)閱、顯示電氣主接線、亊故自動記錄及故障追憶等功能。系統(tǒng)控制4.4.1控制系統(tǒng)概述本煙氣脫硝系統(tǒng)復(fù)原劑的噴射通過前饋控制參數(shù)〔鍋爐負荷、溫度〕和反響控制參數(shù)〔出口NOx濃度、氨逃逸量〕來進行連續(xù)不斷的調(diào)整。在保持NOx排放濃度〔或脫硝效率〕及NH3逃逸率小于設(shè)定值的條件下，根據(jù)前饋控制參數(shù)確定不同負荷時復(fù)原劑的噴射量，再以反響控制參數(shù)來調(diào)整復(fù)原劑的噴射量。當鍋爐負荷、原始煙氣中NOx濃度低于設(shè)定值等情況下，停止投加復(fù)原劑。4.4.2控制方式和水平本煙氣脫硝裝置的控制包括氨水站公用系統(tǒng)、復(fù)原劑計量和分配等幾局部，控制系統(tǒng)能夠完成整個脫硝裝置內(nèi)所有的測量、監(jiān)視、操作、自動控制、報警及保護和聯(lián)鎖、記錄等功能。4.4.3尿素供給系統(tǒng)PLC控制系統(tǒng)要求PLC控制系統(tǒng)的可利用率到達99.9%。其技術(shù)標準滿足電力行業(yè)要求。煙氣脫硝控制系統(tǒng)