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火力发电厂可行性研究报告内容深度规定
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锡林浩特12MW脱硝改造可研报告(收口稿)
合同编号： 报告编号：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西 安 热 工 研 究 院 有 限 公 司 苏 州 分 公 司 苏 州 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西安热工研究院有限公
司苏州分公 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. 无西安热工研究院有限公司苏州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，请与西安热工研究院有限公司苏州 分公司联系（电话：1） 。 5. 西 安 热 工 研 究 院 有 限 公 司 苏 州 分 公 司 投 诉 电 话 / 传 真 ： 0。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报告编号： 合同编号： 项目负责单位：苏州西热节能环保技术有限公司 项目承担部门：烟气脱硝技术部 课题起讫日期：2015 年 1 月~2015 年 3 月 项目负责人：梁俊杰 主要工作人员： 苏州西热节能环保技术有限公司： 梁俊杰 王乐乐锡林郭勒热电公司锡林二电厂： 赵学录 报告编写人：梁俊杰 报告校阅人：金理鹏 审 批 核：宋玉宝 准：赵俊武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摘要锡林浩特二电厂 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，西安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 万元，含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。 关键词：脱硝可研 技术类比 方案论证 经济性分析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目录1. 概述............................................................................................................. 1 2. 工程概况 .................................................................................................... 4 3. 脱硝改造路线 .......................................................................................... 18 4. 脱硝工程设想 .......................................................................................... 30 5. 环境效益和社会效益 .............................................................................. 49 6. 节约和合理利用能源 .............................................................................. 52 7. 劳动安全与职业卫生 .............................................................................. 54 8. 生产管理与人员编制 .............................................................................. 56 9. 项目实施条件和轮廓进度 ...................................................................... 57 10. 投资估算及经济评价 .............................................................................. 59 11. 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 D TPRI 公司资质 ............................................................................... 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. 概述1.1 前言锡林郭勒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，由西安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。 ? 环境保护部办公厅函〔 号《 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。1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? 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。 ? 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。 ? 新版《火电厂大气污染物排放标准》 （GB）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 2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1.2.2 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。 1.2.3 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》 （GB ）要求，3 台机组的 NOx 排放控制目标按 200mg/m3 进行。1.3 研究范围与依据1.3.1 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/T)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： ? 脱硝工程的建设条件 ? 脱硝技术路线论证 ? 脱硝工程对环境的影响 ? 投资估算与运行成本分析 1.3.2 研究依据 ? 中华人民共和国国家标准： 《火电厂大气污染物排放标准》(GB)。? 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》 。3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? 《燃煤发电机组脱硝电价及脱硝设施运行管理办法》 （试行） 。 ? 电厂与西安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。1.4 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： ? 2014 年 8 月，电厂委托西安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。 ? 2014 年 9 月~12 月， 西安热工研究院有限公司派员进行现场踏勘、 收资和摸 底测试。 ? 2015 年 2 月，西安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 电厂概述锡林浩特二厂位于锡林浩特市区东郊，距市区 2.5km 处，厂址东临内蒙古能源 锡林热电厂，南临锡林浩特市工业产业区，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。4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表2-1. 地基土承载力特征值计算方法 fak（kPa） 层序 ②-1 中细砂 ②中细砂 ②-2 中砂 ③中细砂 ④中细砂 按 标 贯 指 标确 定 160 204 364 248 ＞340 250 前期载荷试验确 定 推荐值140～160 230～260 330～360 230～260 340～360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《内蒙古锡林浩特二电厂扩建 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2-2. 设计地震动加速度反应谱参数 超越概率水平 设计地震动参数 50 年 63% Amax（cm/s2） Tg（s） 25 0.35 50 年 10% 70 0.35 50 年 2% 128 0.40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 5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。2.3 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。2.4 气象条件锡林浩特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。6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2.5 交通运输（1）铁路运输 锡林郭勒盟现有铁路 4 条，全长 667km，其中集宁至二连浩特铁路穿越锡林郭 勒盟西部，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，是锡林郭勒盟苏尼特碱 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锡林郭勒盟 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；锡林浩特至桑根达来铁路是集通铁 路的支线，为锡林浩特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 锡林郭勒盟现有国道三条，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。 锡林浩特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。2.6 机组设备概况2.6.1 锅炉概述 锅炉的主要设计参数如表 2-3。 表2-3. 锅炉主要设计参数 项目 过热蒸汽流量 单位 t/h 7 1、2号 65 3号 65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项目 汽包工作压力 过热汽出口压力 过热蒸汽出口温度 给水温度 排烟温度 冷风温度 热风温度 锅炉效率 燃煤量 表2-4. 烟气温度设计值 项目 炉膛出口 一级过热器入口 转向室 二级空预器入口 一级省煤器入口 一级空预器入口 一级空预器出口 2.6.2 燃烧系统单位 MPa MPa ℃ ℃ ℃ ℃ ℃ % t/h1、2号 4.22 3.82 450 150 155 20 340 90 173号 4.22 3.82 450 150 160 30 340 89 17单位 ℃ ℃ ℃ ℃ ℃ ℃ ℃1、2号 996 797 590 423 342 273 1553号 985 662 596 445 368 276 160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2-5. 燃烧系统设计参数 项目 单位 1、2号炉 3号炉8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燃烧室燃烧中心最高温度 炉膛出口设计烟温 过剩空气系数℃ ℃.2.1 22 48 35 56 120 340燃烧器一次风速 二次风速 一次风率 二次风率 一次风温 二次风温m/s m/s % % ℃ ℃25 40 50 40 115 3402.6.3 制粉系统 制粉系统性能见表 2-6。 表2-6. 磨煤机技术性能 项目 工作出力 台数 入口温度 出口温度 进煤颗粒直径 煤粉细度（R90） 2.6.4 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2-7. 省煤器技术参数 9 ℃ ℃ mm % 单位 t/h 1、2号炉 5~7 3+1 536 90~120 ≤30 45 3号炉 6.8~8.2 3+1 628 90~120 ≤40 40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项目 高温段管数 低温段管数 高温段管子规格 低温段管子规格 高温段出口水温 低温段出口水温 设计入口水温 进口烟气流速（B-MCR） 出口烟气流速（B-MCR） 总受热面积 2.6.5 空预器单位 排 排 mm mm ℃ ℃ ℃ m/s m/s m21、2号炉 41 50 φ32×3 φ32×3 269 2123号炉 41 50 φ32×4 φ32×4 255 218 150 8 6636557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2-8. 空预器技术参数 项目 高温段受热面积 低温段受热面积 高温段出口风温 低温段入口风温 管子规格 2.6.6 风机 表2-9. 引风机设计参数 单位 m2 m2 ℃ ℃ mm 1、2号炉 0 20 φ 40×1.5 3号炉 0 20 φ 40×1.510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项目 型式 出力 全压头 转数 风机型号 电机型号 功率 电压 电流单位1、2号炉 离心式3号炉 离心式 1.75×105 2.79 960 Y4-73-12No18-45° Y355-46-6 200 6 25.2m3/h kPa r/min1.75×105 2.75 960 Y4-73-11No18-45° Y400-36-6kW kV A200 6 24.92.7 运行现状2.7.1 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2-10. 电厂煤质统计 检测项目 全水分 空气干燥基水分 收到基灰分 干燥无灰基挥发分 收到基碳 收到基氢 符号 Mt Mad Aar Vdaf Car Har 单位 % % % % % % 乌兰 蒙东 聚能 神华北电 内蒙古大唐国际 图嘎 西二 矿品 胜利能源 锡林浩特矿业 42.3 34.6 29.0 33.9 18.33 21.08 47.38 31.82 2.29 28.9 15.82 24.42 46.23 33.35 2.3717.97 19.15 18.66 8.42 7.51 31.3448.23 40.86 48.94 36.94 44.02 26.29 2.49 2.60 2.1411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收到基氮 收到基氧 全硫 收到基高位发热量 收到基低位发热量 哈氏可磨指数 煤灰中二氧化硅 煤灰中三氧化二铝 煤灰中三氧化二铁 煤灰中氧化钙 煤灰中氧化镁 煤灰中氧化钠 煤灰中氧化钾 煤灰中二氧化钛 煤灰中三氧化硫 煤灰中二氧化锰 煤中氯 煤中砷Nar Oar St,ar% % %0.51 8.20 1.140.63 9.64 1.000.42 9.00 1.810.46 9.75 0.70 12.60 11.35 44 55.23 18.65 11.05 3.87 2.65 1.00 3.08 0.80 3.22 0.018 0.015 90.55 9.87 0.54 13.00 11.85 43 57.95 22.59 6.41 3.82 2.03 0.84 1.72 0.87 3.05 0.023 0.024 12Qgr,v,ar MJ/kg 14.61 17.12 10.70 Qnet,v,ar MJ/kg 13.12 15.79 9.59 HGI SiO2 Al2O3 Fe2O3 CaO MgO Na2O K2O TiO2 SO3 MnO2 Cl ar As ar / % % % % % % % % % % % ?g/g 57 69 5348.25 43.05 56.82 13.25 14.90 22.52 5.12 5.78 9.4812.50 14.58 3.24 2.86 0.42 1.24 0.56 4.08 1.61 0.68 0.51 1.76 0.35 1.68 0.6014.98 14.23 2.82 0.059 0.022 0.021 0.008 0.013 0.016 13 4 162015 年 1 月，由西安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 11.29 MJ/kg。 表2-11. 电厂煤质统计 检测项目 全水分 符号 Mt 单位 % 原煤 36.712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空气干燥基水分 收到基灰分 干燥无灰基挥发分 收到基碳 收到基氢 收到基氮 收到基氧 全硫 收到基高位发热量 收到基低位发热量 2.7.2 NOx 浓度Mad Aar Vdaf Car Har Nar Oar St,ar Qgr,v,ar Qnet,v,ar% % % % % % % % MJ/kg MJ/kg10.20 18.62 46.87 31.89 2.15 0.49 9.33 0.82 12.58 11.29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2-12. 各负荷试验工况下 NOx 测试结果 项 目 单位 mg/m %3100%负荷 282 9.8170%负荷 482 11.99空预器出口烟气NOX浓度 空预器出口烟气O2浓度 2.7.3 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。13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表2-13. 尾部烟道烟温 锅炉设计值 项目 炉膛出口 二级空预器入口 一级省煤器入口 一级空预器入口 一级空预器出口 单位 ℃ ℃ ℃ ℃ ℃ 1、2号 996 423 342 273 155 3号 985 445 368 276 160摸底实测值（1号炉） 项目 空预器出口烟气烟气温度 二级空预器入口烟气温度 2.7.4 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× 104 m3/h，计算结果见表 2-14。 表2-14. 烟气量测试结果 项 目 单位 m3/h m3/h m3/h % 100%负荷 20.12× 104 9.77× 104 7.1× 104 9.81 单位 ℃ ℃ 100%负荷 221 418 374 70%负荷空预器出口烟气流量 实际状态 标态, 湿基，实际O2 标态，干基，6%O2 空预器出口烟气O2浓度 2.7.5 SO2/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 2873 mg/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。 14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表2-15. SO2 测试结果 项 目 单位 mg/m3 % 100%负荷
70%负荷 空预器出口烟气SO2浓度 空预器出口烟气O2浓度 2.7.6 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2-16. 飞灰成分结果 检测项目 飞灰中二氧化硅 飞灰中三氧化二铝 飞灰中三氧化二铁 飞灰中氧化钙 飞灰中氧化镁 飞灰中氧化钠 飞灰中氧化钾 飞灰中二氧化钛 飞灰中三氧化硫 飞灰中二氧化锰 2.7.7 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。 符号 SiO2 Al2O3 Fe2O3 CaO MgO Na2O K2O TiO2 SO3 MnO2 单位 % % % % % % % % % % 灰样 61.64 20.96 8.41 2.61 1.76 0.60 1.44 0.57 1.38 0.04815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表2-17. 主机运行参数（满负荷） 设 备 1号机组 主机侧运行数据 日 单位 t/h ℃ Mpa t/h Mpa ℃ A A 11:00 60 445 3.5 67 5.5 136 100 22 40 % 100 ACD 11:20 60 446 3.5 68 5.5 136 100 22 40 100 ACD 11:40 60 454 3.5 66 5.5 136 100 22 40 100 ACD 12:00 61 443 3.5 66 5.5 136 100 22 40 100 ACD 12:20 60 450 3.5 66 5.5 137 100 21 40 100 ACD 12:40 60 450 3.5 66 5.5 137 100 21 40 100 ACD 13:00 59 450 3.5 66 5.5 137 100 21 40 100 ACD试验名称 日 时 期 间锅炉主蒸汽流量 主蒸汽温度 主蒸汽压力 给水流量 给水压力 给水温度 送风机电流 引风机电流 送风机开度 引风机开度 磨煤机运行方式表2-18. 主机运行参数（中负荷） 设 备 1号机组 主机侧运行数据 日 单位 t/h ℃ 15:00 43 432 15:20 46 436 15:40 44 437 16:00 47 438试验名称 日 时 期 间锅炉主蒸汽流量 主蒸汽温度16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主蒸汽压力 给水流量 给水压力 给水温度 送风机电流 引风机电流 送风机开度 引风机开度 磨煤机运行方式Mpa t/h Mpa ℃ A A3.2 48 5.7 140 90 17 253.3 49 5.7 139 90 17 25 40 AD3.2 45 5.7 141 90 17 25 40 AD3.2 45 5.7 140 90 17 25 40 AD% -40 AD17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. 脱硝改造路线3.1 NOx 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： ? 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%； ? 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； ? 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 3-1 NOx 生成与控制途径示意图 3.1.1 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。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 18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） ： ? LNCFS-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。 ? LNCFS-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。 ? LNCFS-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。 ? TFS2000（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。 ? 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。19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、西安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。20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) 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 容量 MW 50 50 100 燃烧 方式 切圆 切圆 切圆 改前NOx mg/m3电厂名称燃用煤种改后NOx mg/m3承担公 司 烟台龙 源 哈工大 浙大国电西固6-10号 大唐高井 国华一热1-4号烟煤 烟煤 神华烟煤 21 680320~350 400~430 &350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京能热电1号200切圆大同小峪煤 和混合烟煤 大同小峪煤 和混合烟煤 烟煤700~800300~350烟台龙 源 哈工大 烟台龙 源 烟台龙 源 哈工大 哈工大 烟台龙 源 上锅 西门子 阿米那 摩博泰 柯 TPRI ABT 哈工大京能热电2~4号200切圆700~800300~350国电大同1-4号200切圆800~1000380~450国电靖远1-4号200切圆烟煤 扎赉诺尔褐 煤 烟煤 晋北烟煤 神华烟煤 雁北混煤 烟煤 贫煤 贫煤 烟煤 贫混煤 500~700 0 &380~450富拉尔基6号 河南首阳山 深圳妈湾1号 外高桥一厂2号 利港1-2号 宜兴协联7号 浙江钱清 华能南京 江苏利港一期 华电青岛200 220 300 300 350 135 125 320 350 300切圆 切圆 切圆 切圆 前墙 切圆 切圆 前后墙 前墙 切圆360~400 360~400 300 350~450 360~400 300~350 400 &850 &400 &4003.1.2 烟气脱硝 SCR SCR 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 工艺具有如22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） 。23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图 3-6 高灰型 SCR 脱硝系统 3.1.3 SNCR 烟气脱硝图 3-7 SCR 改造案例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： ? 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。 ? 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%。 ? SNCR 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。 24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? 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： ? 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。 ? 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。 ? 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。 25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?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： ? 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。 ? 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%。 ? 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电厂采用了 SNCR 烟气 26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 3-8 表 3-2 序号 1 2 2 3 4 5 6 7 SNCR 业绩统计 项目 机组容量 入口NOx浓度 出口NOx浓度 脱硝效率 氨逃逸浓度 对锅炉效率影响 工程承包商 技术来源 单位 MW mg/m3 mg/m3 % μL/L % -SNCR 系统利港三期 600 400 300 25 5 &0.5 南京龙源 FuelTech万浦热电 600 400 260 35 10 0.5 大唐环境 FuelTech国华北京 100 350 200 43 10 &0.3 浙江大学 浙江大学广州恒运 200 300 195 35 8 &0.3 同方环境 GE27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3.1.4 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 3-9 SNCR/SCR 混合工艺28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3.2 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。3.3 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。3.4 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： ? SNCR 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。 ? 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。29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4. 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，针对锡林浩特二电厂 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。4.1 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 机组负荷 O2 CO2 湿度 一级省煤器入口 烟风参数 N2 湿烟气量 给煤量 干烟气量@6%O2 烟气温度 静压 基准 NOx@6%O2 SO2@6%O2，干基 污染物浓度 SO3@6%O2，干基 飞灰浓度@6%O2 设计性能 方案 μL/L g/Nm3 6 26 混合法 单位 MW % % % % Nm3/h t/h Nm3/h ℃ Pa mg/m3 μL/L 数值 12 6.98 10.37 12.78 69.87 00 340 -800 500 97930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NOx 控制目标 原始 NOx@6%O2 SNCR 改造后 NOx SNCR 脱硝效率 SCR 出口 NOx SCR 脱硝效率 锅炉效率降低mg/m3 mg/m3 mg/m3 % mg/m3 % %200 500 300 40 200 33 &0.34.2 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/T） ， 《火力发电厂烟气脱硝设计技术规程》 （DL/T）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： ? SNCR 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。 ? ? 与 4、5 号炉公用尿素站，位于 5 号炉渣库西北侧空地。 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。 ? 脱硝改造范围内的各种管线布置按全厂规划统一考虑。4.3 SNCR 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。31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4.3.1 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。 4.3.2 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。32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33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4.3.3 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。34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）35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。 4.3.4 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 AC 380/220V 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： ? 380V 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。 ? 380V 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。 ? 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 36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修电源箱和照明配电箱。 表4-2. 脱硝电气设备参数表 设备容量(KW) 名称 单台 稀释水泵 工艺水泵 CEMS 柜 检修电源 照明电源 DCS 电源 电动葫芦 合计 1.1 5.5 5 15 5 10 3 台数 6 2 3 4 2 1 1 运行功率 （kw） 3.3 5.5 15 60 10 10 3 106.8 电流 （A） 6.6 11 30 120 20 20 6 213.6 运行电流 (A) 5.2 8.8 15 48 8 12 2.5 99.5 备注 一运一备 二运一备 二运一备提供两路 250A AC380V 电源至脱硝 MCC 柜 4.3.5 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4-3. 新增 I/O 控制点统计 信号类型 分系统名称 DI 1 号炉稀释计量 20 AI(4~20mA) 15 AI(RTD/TC) 10 DO AO(4~20mA) 15 5 65 信号汇总37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2 号炉稀释计量 3 号炉稀释计量20 2015 1510 1015 155 565 65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。 4.3.6 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&10 m3/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4-4. 脱硝改造可用消耗品参数 项目 除盐水 消防水 生活水 内容 压力 压力 压力 38 单位 MPa MPa MPa 数据 0.2~0.4 0.8 0.5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电源 尿素溶液加热用蒸汽 杂用、仪用压缩空气交流 压力/温度 压力V MPa/℃ MPa380/220 0.5~0.8/280 0.6~0.84.4 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。 4.4.1 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。 ? 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。 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 39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。 ? 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。 ? 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4-5. 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 催化剂活性 氧化率 压力损失 抗腐蚀性 抗堵塞性 模块重量不锈钢金属板 中 高 中 高 高 重整体挤压 中 高 高 中 中 中玻璃纤维板 高 低 低 低 中 轻40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性能参数 耐热性 用量板式 中 大蜂窝式 中 小波纹状蜂窝式 中 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： ? 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 30~50 g/Nm3 时，蜂窝与板式催化剂的经济性接近。 ? 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。 ? 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。 ? 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。41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图 4-9蜂窝式与板式催化剂的制造工艺图 4-10 V2O5 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： ? 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%。 ? 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。 42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?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4-6. 燃料特性对 SCR 的影响 项目 对催化剂的潜在影响 通道堵塞 ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? 解决方法 选择合适的催化剂孔径 设置合适的灰斗除去大颗粒 垂直向下的均匀流场设计 采取抗冲蚀的催化剂 采用蒸汽式及声波式吹灰器 在催化剂上表面设置金属丝网 选择合适的烟气流速 催化剂毛细微孔优化（微孔最大化） 吹灰器 降低催化剂中的 V2O5 含量 添加 WO3 氨逃逸降到最低 安装省煤器旁路 采用尾部型 SCR 向炉后烟气中喷射 MgO 运行湿法脱硫 （只能除去 50%的 SO3）冲蚀 灰 表面覆盖层 表面粘附 表面覆盖 通道堵塞 SO2 向 SO3 的转化 SO3 空预器堵塞，飞灰沾染低负荷低温下，与 NH3 形 ? 成（ NH4 ） 2SO4 ，降低脱 ? 硝效率 棕色烟雾，增加腐蚀 ? ?43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碱金属 Na、 K 减少催化剂的活性反应位? ?设定合适的催化剂余量 改变催化剂的组成（添加钨） 选择合适的催化剂体积 安装吹灰器 选择合适的催化剂体积 优化催化剂的毛细孔结构 采用抗 As 型催化剂 采用尾部型 SCR 工艺 选择合适的催化剂体积 安装吹灰器 设置省煤器旁路以维持合适的烟气 温度碱土金属 Ca催化剂表面形成釉质覆盖 ? 层 ? ?重金属 As催化剂活性成分失去活性? ? ? ?Cl/F催化剂表面结釉? ?表4-7. 催化剂初步设计 项目 脱硝效率 初装催化剂层数 备用催化剂层数 烟气温度 单炉催化剂体积 催化剂横向矩阵 催化剂纵向矩阵 蜂窝催化剂孔数/开孔率 催化剂节距 催化剂壁厚 催化剂比表面积 催化剂通道面积 44 单位 % 层 层 ℃ m3 块/行 块/列 个/% mm mm m2/m3 m2 蜂窝 ≥33 1 0 370 13 3 2 20 7.4 0.8 533 9.46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反应器截面积 空间速度 SV 催化剂通道内烟气速度 LV 面积速度 AV 单体高度 模块高度 初装催化剂层阻力 模块重量 4.4.2 吹灰系统m2 1/h m/s m/h mm mm Pa t12
27.96 2 1.44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。 4.4.3 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。 4.4.4 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： ? ? 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。 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。45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4.4.5 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。 4.4.6 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。46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图 4-12 烟道型 SCR 布置方案示意图 47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。4.5 辅助系统改造4.5.1 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。 4.5.2 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。 4.5.3 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。48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5. 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。5.1 环境效益5.1.1 NOx 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 5-1 序号 1 2 NOx 年减排量（3 台炉） 项目 锅炉 NOx 排放 脱硝改造后 NOx 排放浓度 mg/m3 NOx 年排放量/吨 NOx 年减排量/吨 500 200 671 268 4035.1.2 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。49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图 5-1 逃逸氨的分布 5.1.3 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》 。 5.1.4 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： ? 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 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、50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） 。 ? 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。5.2 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。51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6. 节约和合理利用能源6.1 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( 号]。6.2 原则脱硝改造工艺设计必须遵循如下原则： ? 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。 ? 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。 ? 工程优选技术先进、效率高、经济适用、安全可靠的产品； ? 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； ? 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； ? 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； ? 提高自控、管理水平，加强计量。6.3 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： ? 工程优选技术先进、效率高、经济适用、安全可靠的产品； ? 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；52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? 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； ? 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； ? 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。6.4 节水和节约用地? 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。 ? 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。 ? 施工用地尽可能利用厂内附近现有空地。 ? 脱硝改造工程不会造成水土流失。53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7. 劳动安全与职业卫生7.1 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：?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。?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。?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。7.2 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? ? ? ? ?电气设备应采取必要的机械，电气联锁装置以防止误操作。 电气设备设计严格按照带电部分最小安全净距执行。 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。 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。 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。? ?各元件的控制回路均设有保险，信号，监视，跳闸等保护措施。 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?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。 54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?设备布置，在设计时留有足够的检修场地。(3) 防毒、防化学伤害?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。(4) 其它伤害防止措施? ? ?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。 在楼梯孔平台等处周围设置保护沿和栏杆，以防高处跌伤。 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。7.3 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。55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8. 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。56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9. 项目实施条件和轮廓进度9.1 施工组织9.1.1 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。 9.1.2 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。 9.1.3 材料供应 周围建材市场发达，供应和运输便利。 9.1.4 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。9.2 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。 ? 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。 ? SNCR 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。 ? 尾部受热面改造及催化剂安装工期暂按 40 天考虑。 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 57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。9.3 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。58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10. 投资估算及经济评价10.1 投资估算10.1.1 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。 10.1.2 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%。 10.1.3 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。 10.1.4 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 安装工程（2013 年版） 》 。第三册 电气设备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。59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6) 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 六册 调试工程（2013 年版） 》 。第7) 材料机械价格 ? 安装材料价格：执行中国电力企业联合会发布的 [ 号文《电力 建设工程装置性材料综合预算价格》和[ 号文《电力建设工程 装置性材料预算价格》 （2013 年版） 。 ? 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。 8) 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。 9) 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。 10) 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） 。 10.1.5 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