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1、目 录1概 述.11.1 项目背景.11.2 研究范围.21.3 报告编制依据.21.4 主要编制原则.21.5 简要的工作过程.32.1 厂址条件及自然条件.42.2 燃料及供水.62.3 电厂机组状况.72.4 厂区总平面布置.112.5 电厂主要控制方式及控制水平.112.6 除灰渣方式.123脱硝工程建设条件.133.1 脱硝还原剂供应.133.2 脱硝建设场地.184脱硝工艺方案选择.194.1 设计基础参数.194.2 几种脱硝工艺简介.204.3 脱硝工艺方案选择.234.4 选择性催化还原烟气脱氮法(SCR).265脱硝工程设想.305.1 工艺系统及设备.305.2 水工与消
2、防.465.3 电气系统.465.4 仪表及控制.475.5 灰输送系统.495.6 土建建筑与结构.505.7 脱硝装置的总体布置.515.8 主要设备材料清单.535.9 供货与服务范围.586环境保护与环境效益.636.1 环境保护标准.636.2 脱硝系统主要排放源及治理措施.636.3 脱硝工程的环境与社会经济效益.647节约和合理利用能源.667.1 工艺系统设计中考虑节能的措施.667.2 主辅机设备选择中考虑节能的措施.667.3 在材料选择时考虑节能的措施.667.4 节约用水的措施.667.5 节约原材料的措施.668安全与劳动保护.688.1 安全.688.2 职业卫生.
3、699生产管理与人员编制.709.1 生产管理.709.2 人员编制.701 0 项目实施及轮廓进度.7110.1 项目实施条件.7110.2 项目实施办法.721 0.3 项目实施过程问题.7210.4 项目实施轮廓进度.721 1 投资估算与财务评价.7411.1 投资估算.7411.2 财务评价.761 2 主要结论与建议.8012.1 结论.8012.2 建议.801 3 附件及附图.801 3.1 投资估算附表.8113.2 附图.811概 述1.1 项目背景沙角C电厂位于广东省东莞市虎门镇，为广东省主力发电厂之一。沙角发电厂C厂总装机容量为1980MW（3X660MW）,电厂全套发
4、电设备由国外进口，年发电能力可达130亿千瓦时，电厂于1992年正式动工，由GEC-ALSTHOM公司采用交钥匙的方式承包兴建，1996年6月三台机组正式移交商业运行。沙角C电厂积极履行社会责任，全面推进节能减排工作，为建设资源节约型、环境友好型社会作出贡献。2004年建设了工业废水“零排放”工程，每年可节约淡水170万吨，减少工业废水排放170万吨。2009年，实 施“工业废水处理厂中水作为煤场喷淋水源”项目改造，进一步提高了工业废水的利用率。沙角C电厂采用高效静电除尘器，除尘效率达99.3%；2006年建设投运了三台机组烟气脱硫工程，脱硫投运率达95%以上，脱硫效率达90%以上，每年可减少
5、二氧化硫排放约4万吨，减少烟尘排放约36万吨，对改善珠三角的大气环境质量，促进社会可持续发展发挥了积极的作用。本次脱硝系统改造项目是拟在电厂3台机组上进行安装烟气脱硝装置。随着我国经济的快速发展和环保法规的实施和加强，新的火电厂大气污染物排放标准更加严格。沙角C电厂处于珠江三角洲地区，珠江三角洲地区的污染属于复合型大气污染，随着烟气脱硫设备的安装和运行，二氧化硫的排放量将逐步得到控制，并导致氮氧化物污染问题凸现出来。近年来我省氮氧化物排放对酸雨形成的贡献呈上升趋势，酸雨中硝酸根离子与硫酸根离子的比值上升趋势明显，加强氮氧化物的污染控制已提到了议事日程。国外发达国家早已经把对NOx的控制放到防治
6、酸雨的首位，纷纷制定严格的燃煤电厂NOx排放浓度标准，我省是一个燃煤大省，随着电力工业的持续发展，用于发电的煤量必将逐年增加，NO、排放量也必将逐年增加，从严控制燃煤电厂NOx排放已成为必要。2008年2月，广东省环境保护局转发省发展改革委 关于做好全省火电机组脱硝工程建设的通知（粤 环 含2008 166号），通知强调：“目前已经建成投运未安装脱硝装置的省内火电机组（不包括计划关停的小火电机组）业主单位应根据机组运行寿命、场地建设条件等实际情况，抓紧组织研究脱硝工程建设方案，因地制宜采用合适的脱硝技术”。2 0 1 1 年1 月1 3 日，广东省环保厅 广东省火电厂降氮脱硝工程实施方案(粤环
7、【2 0 1 1】3 号)文 件，进一步明确要求了广东省火电厂降氮脱硝工程实施方案。广东省粤电集团有限公司沙角C电厂在安全生产的同时，充分考虑对社会与公众的责任，提出建设绿色环保电站的目标，公司环境保护工作的指导思想是：强调企业发展与环境的协调，在满足国家环境保护要求的条件下，结合公司发展战略，积极建设高效环保型、节水型火电机组，努力实现“烟囱不冒烟、厂房不漏汽、废水不外排、噪声不扰民、灰渣再利用”的环保型电站建设目标。本项目就是在公司环境保护工作的指导思想下，对3 台机组实施脱氮，对国内火电厂降低氮氧化物排放具有积极的意义。1.2研 究范围参 照 火力发电厂可行性研究报告内容深度规定(D L
8、/T 5 3 7 5-2 0 0 8)的要求，本可行性研究的范围主要包括以下内容：脱硝工程的建设条件烟气脱硝工艺方案脱硝工程设想脱硝还原剂的来源及供应脱硝工程对环境的影响脱硝工程的投资估算及运行成本分析1.3 报 告编制依据(1)省环保局 转发省发改委 关于做好全省火电机组脱硝工程建设的通知的通知(粤环函 2 0 0 8 1 6 6 号);(2)省 发 改 委 关于做好全省火电机组脱硝工程建设的通知(粤发改能 2 0 0 8 1 0 2 号);(3)广东省环保厅 广东省火电厂降氮脱硝工程实施方案(粤 环【2 0 1 1】3 号)文 件。(4)相关的参考文件。1.4 主要编制原则(1)脱硝机组规
9、模本工程脱硝机组规模按3X660MW考虑，安装3套处理100%烟气量的脱硝装置。(2)烟气脱硝工艺按选择性催化还原法(SCR)考虑。(3)脱硝装置的设计效率，根据电厂的实际情况，脱硝系统的设计效率按*0%设计和90%设计进行比选。(4)脱硝装置不设烟气旁路，为保证建设期间不影响锅炉机组运行，设临时旁路。(5)脱硝还原剂采用外购液氨，尿素作为备选。(6)尽量避免在脱硝过程中带来新的环境污染。(7)脱硝工程设备采购，按关键设备进口、大部分设备国内配套的方式实施。主要设备将通过招投标择优选用。(8)脱硝设备年利用小时按6800h考虑。(9)装置设计寿命大于25年。(10)系统可用率298%。(11)
10、工程建设模式，暂按业主单位负责自筹部分资金，政府贴息贷款，对脱硝工程实现招投标，确定具有成熟经验和实力的国内公司承担工程的基本设计(核心部分设计由国内公司的国外技术支持方完成)、详细设计和设备供货，工程建设(施工、安装)、调试、试运行、消缺等工作由业主方完成，即按EP+C建设模式考虑。1.5 简要的工作过程(1)2010年12月中旬，我院接到沙角C电厂关于委托开展脱硝工程可行性研究的委托函。(2)2011年1月10日，我院各专业人员对沙角C电厂现场进行了实地考查，并与业主单位技术交流。(3)2011年2月下旬，我院完成 沙角C电厂脱硝工程可行性研究报告初稿。2电厂工程概况2.1 厂址条件及自然
11、条件2.1.1 厂址概况沙角C电厂位于广州市东南约99km的珠江口东岸，装机容量为3X660MW,属广东省东莞市虎门镇辖区。厂址北距虎门镇约9km,距东莞市约24km,东南距深圳市约70km,厂址南侧濒临伶仃洋交椅湾，西南侧珠江口对岸为广州市南沙经济技术开发区，是广州市远洋航道的出入口、必经之地。在沙角C电厂的西侧是已经建成的沙角B电 厂（2X350MW燃煤机组）和沙角A电 厂（3X200MW+2X300MW燃煤机组），至目前为止，该厂址总装机容量已达3880MW。2.1.2 交通运输2.1.2.1 水路电厂面临珠江口内伶仃洋，建港条件良好，C厂岸墙距主航道约1300m左右，建有一座5万t级泊
12、位的煤码头，运煤船可直接停靠已建成的煤码头，电厂由水路至广州57km,至深圳82km,出珠江口可直通南海海域。此外，电厂沿岸还设有点火油码头和顺岸式安装设备码头（即重件码头）各一个，安装设备码头长100m,前沿水深4 m,本工程可利用该码头运输大型设备及土建施工材料、安装材料等。2.1.2.2 陆路电厂至太平镇建有太沙公路，属国标三级公路、混凝土路面，路面宽14m,桥面宽14+2X 0.5m,最小曲率半径15m,最大坡度4.6%,设计荷载为汽-2 0,挂-100。太沙公路在虎门镇附近与广深高速公路、107国道连接，广深高速公路、107国道目前是连接广州与深圳的主干公路，本工程使用的部分设备及材
13、料也可通过汽车运输解决。2.1.3水 文气象电厂所在地区属南亚热带季风气候区，气候条件复杂多变，具有气候温和，雨量充沛,阳光充足，受台风影响大且季节长，暴雨特多，季风交替，海陆风长年影响等特点。气象特征如下：历年最高高潮位：2.10m（珠江基面）历年最低低潮位：-L84m（珠江基面）多年平均高潮位：0.63m（珠江基面）多年平均低潮位：-0.97m（珠江基面）多年平均潮差：1.60m（珠江基面）历年最大涨潮潮差：2.90m历年最大落潮潮差：3.36m五十年一遇高潮位：2.34m百年一遇高潮位：2.46m百年一遇最低潮位：-2.24m最大年降雨量：2326mm最小年降雨量：972.20mm最大日
14、降雨量：443.40mm最大时降雨量：83.90mm历年平均气压：10L070kPa历年最高气温：37.90历年最低气温：-0.5历年平均气温：22.8历年平均相对湿度：79%历年最低相对湿度：50%全年主导风向为南南东（SSE）,次主导风向为北西（NW）,每年台风次数5 7次不等，其中强台风占66%,最大风速30m/s。2.1.4 工程地质根据本工程地质勘测报告，场地为滨海回填区，填土之下为海相松散沉积物、坡、残积土。下伏下古生界变质岩系。各地层分述如下：（1）素填土；淤质土；（3）细砂；（4）冲积粉质粘土;（5）粉土;（6）坡积粉质粘土;（7）残积粉质粘土；（8）强风化石英片麻岩；（9）经
15、风化石英岩；（10）中风化石英片麻岩；（11）中风化石英岩。2.2燃料及供水2.2.1 煤种及煤质2.2.1 煤种及煤质本工程设计煤种为澳大利亚烟煤，校核煤种为神府东胜煤。煤质资料如下表2.2-1所示。表2.2-1 煤质资料名称符号单位设计煤种校核煤种煤 质（应用基）水份wy%9.231 2.00灰份A%1 2.461 3.00挥发份Vr%25.0627.33固定碳%53.2547.6 7碳份cy%6 4.366 0.51氢份Hy%4.1 53.6 2氧份0y%8.289.94氮份Ny%0.890.7 0含硫量Sy%0.6 30.43低位发热量Qdwk c a l/k g59805445k J
16、/k g25037227 97高位发热量Qgwk c a l/k g6 26 157 1 5k J/k g26 21 323927灰变形温度T 11 2001 1 30灰软化温度t 21 2901 1 6 0灰熔化温度T 31 31 01 21 0可 磨 度（哈氏）4954灰特性分析符号单位设计煤种校核煤种Si02%6 4.0336.7 1A12O3%20.501 3.99Fe2O:i%5.971 1.36CaO%5.7 522.92Ti02%0.900.00M gO%0.351.28s o：,%1.209.30Na20%0.201.23K20%0.430.73P2O5%0.672.3 电厂机
17、组状况2.3.1 电厂规模沙角发电厂,C厂总装机容量为1980MW（3X660MW）,电厂全套发电设备由国外进口，电厂于1992年正式动工，由GEC-ALSTHOM公司采用交钥匙的方式承包兴建，1996年6月三台机组正式移交商业运行。2.3.2 电厂主要设备及参数2.3.2.1 锅炉锅炉为引进美国CE公司的亚临界压力中间再热强制循环汽包炉CC+RR-70。锅炉本体采用一次中间再热，过热蒸汽采用一级喷水减温调温，采用燃烧器摆角及一级喷水减温调节再热汽温。四角偏置同心圆燃烧方式，平衡通风，最低稳燃负荷为30%BMCRo锅炉主要参数如下:项 目设 计 煤（国产煤）校 核 煤（进口煤）BMCRTMCR
18、ECR50%MCRBMCRTMCRECR50%MCR汽包压力MPa19.519.419.2710.6519.519.419.2710.65主蒸汽流量t/h2100.12038.91969.71050.02100.12038.91969.71050.0主蒸汽压力MPa18.218.1618.1010.518.218.1618.1010.5主蒸汽温度540540540540540540540540主蒸汽压力损失MPa1.311.241.170.941.311.241.170.94再热蒸汽流量t/h1836.71788.41733.4955.11836.71788.41733.4955.1再热器进口
19、压力MPa4.364.254.122.204.364.254.122.20再热器进口温度332.6330.9328.2334332.6330.9328.2334再热蒸汽压力损失MPa0.200.200.190.110.200.200.190.11再热器出口压力MPa4.164.053.932.934.164.053.932.93再热器出口温度542.7542.7542.7542.7542.7542.7542.7542.7给水温度275273.2271234275273.2271234省煤器压力损失MPa0.400.390.380.260.400.390.380.26省煤器出口水温C325324
20、323288325324323288炉膛出口1.201.201.201.201.201.201.201.20过剩空气系数锅炉效率（高位热值）%87.7887.8287.9788.8587.9888.0188.0088.95燃料消耗量（高位热值）t/h262255248142238232226130环境温度2222222222222222空预器进口风温25.325.325.331.425.225.225.230.2空预器出口二次风温319317308268316314312267空预器出口一次风温309307298264308307305264空预器进口风压，二次风Pa2.852.732.651
21、.522.792.672.581.52空预器进口烟温357355351290352350347287空预器出口烟温（未修正）132131127112133132131113空预器出口烟温（已修正）126126122106127126125107炉膛至省煤器出口烟气阻力kPa1.171.111.080.331.101.050.980.31省煤器出口到空预器出口烟气阻力kPa1.371.191.170.421.321.161.100.4223.2.2空气预热器本工程配备AB B 公司设计制造的回转空气预热器。空预器的相关参数如下:序号项目单位技术规范1型号31-1/2-V I(T)802数量台22
22、转子速度主传动（电动）r/m in1辅传动（气动）r/m in1/1 53传热元件热 段（高度/）mm91 1中间热段（高度）m m81 3冷 段（高度）mm305备用层（高度）m m3054设计漏风率 8%2.3 2 3 中速磨煤机原磨煤机采用的是A B B-C E 磨煤机制造厂的碗式磨煤机（H P 9 8 3）,设计煤种煤粉细度 R90=18.4%,其相关参数如下：额定出力65.455t/h设计煤种出力53.084t/h校核煤种出力47.677t/h数量6 台额定一次风量98.182t/h电动机电源3kV/3ph/50Hz电动机功率448kW转速975r/min2.3.2.4 一次风机原一
23、次风机采用美国NOVENCO风机制造厂生产的双级动叶可调轴流风机，相关参数如下：型号AST-1928/1250 型型式双级动叶可调轴流风机数量2 台TB工况流量243720m3/h风压7.5-9.5kPa电动机电压等级10kV电动机功率1679kW转速1490r/min2.3.2.5送风机原送风机采用美国NOVENCO风机制造厂生产的动叶可调轴流式风机，相关参数如下：型号ASN-2800/1400N 型型式单级动叶可调轴流式数量2 台流量806400m3/h风压 NH3+HNCO300650HNCO+H2O-NH3+CO,该工艺将首先将尿素溶于水制成水溶液，然后进入热解室分解为氨(NH3)并通
24、过SCR系统中氨气喷射格栅(AIG)提供脱硝系统所需的还原剂(NH3)。(2)工艺流程尿素颗粒与去离子水配制成指定浓度(40 60%)溶液后输送至尿素溶液储罐储存，配制好的尿素溶液通过高流量循环模块(HFD)输送到计量分配模块(M D M),该计量模块能根据系统氨需量自动控制尿素溶液进入流量，并利用压缩空气将尿素溶液雾化并通过喷头喷入热解室(DC)内，与经由稀释风机、换热器和电加热器输送过来的高温空气混合热解，生成NH3、&0 和C O 2,分解产物与稀释空气混合均匀并喷入脱硝系统。尿素热解工艺流程如图3.1-2所示，3.1.3.3 两种尿素法制氨方案比较尿素法该制氨工艺的主要优点是安全、可靠
25、，避免了SCR系统直接使用液氨或氨水带来的运输、储存和运行中所面临的相关人身安全和环境污染问题；但方案初投资较大，运行费用较高。热解法虽然需消耗少量的热烟气，但对锅炉热效率影响较小，系统简单，调节能力强,氨逃逸控制好，易于操作；水解法系统复杂，负荷变化时易生成高分子固态物，氨腐蚀容器管线材质不安全，调节性能差，电耗相对较大。3.1.4 三种脱硝还原剂的选择与比较脱硝剂的成本中，运输成本占到了很大一部分。氨水中有效的部分只有1/4,其余都是水，带来了额外的运输和储存成本。所以仅就消耗的费用而言，氨水是不经济的。但是液氨运输和储存具有一定的危险性。采用液氨和氨水作为脱硝剂，其系统基本一致，氨水的储
26、罐容量要大于液氨储罐容量（取决于氨水浓度，一般为25%,v/v）0相对来说，尿素是三种催化剂中单价最贵的一种。尿素的售价要高于氨水与液氨，而且尿素需要进行复杂的反应才能生成N H 3,系统较使用氨水或液氨要复杂得多。只有当电厂附近没有氨水或者液氨供应商、使用槽车运输氨水因运输成本增加导致其价格与尿素相当时，才会考虑使用尿素。或者是当地的法令极为严格，使用槽车运输液氨或者氨水不允许的时候，才会使用尿素。三种脱硝还原剂的比较列于表3.1-4。表3.1-4 各种还原剂的比较项目液氨氨水尿素还原剂费用便宜(100%)贵(约150%)最 贵（约180%）运输费用便宜贵便宜安全性要求很高，有法律规定要求高
27、无特殊要求储存条件高压常规大气压常规大气压干态（加热干燥空气）储存方式液态（箱罐）液态（箱罐）微粒状（料仓）初投资费用便宜贵贵（热解炉制备）运行费用便宜，需要热量蒸发液氨贵，需要高热量蒸发/蒸储水和氨贵，需要高热量热解尿素和蒸发氨从上分析可以看出，液氨同其他两种还原剂相比系统简单、经济上具有较大的优势，目前国内对液氨的运输没有特殊限制性的条件，且初次投资尿素法比液氨法需增加约3500万元人民币，所以选择液氨作为本工程的脱硝还原剂。3.1.5脱硝剂液氨的供应液氨作为一种重要的化工原料和化肥，生产厂家繁多，可供选择的供货商很多。但是由于近几年国有企业改制，一些大中型化肥厂重组转行。比如原广东地区最
28、大的氮肥厂广氮集团已经破产清盘，设备也已经全部拍卖，这也为液氨供应带来了一定困难。根据对广东地区液氨生产厂家的调查收资，在三水市有广东省三水市三水氮肥厂；在江门地区有江门化肥总厂可以提供液氨，该厂年生产能力在2.4-3.6xl（）4 t,配有lot和18t的运输槽车；在广州有番禺番氮化工有限公司也可以提供液氨，年生产能力3x10%本工程SCR系统需要3x304kg/h液氨作为脱硝剂（脱硝效率80%时），则每天需要20.lt液氨；液氨生产厂家均可以提供槽车运输至电厂，以18t槽车计，即每天约需1槽车的运输量。广州市番禺番氮化工有限公司位于广州市番禺区新造镇北郊，珠江主航道沥水道东岸，与广州市黄埔
29、区长州岛隔江相望。番氮化工有限公司距华南快速干线、迎宾路等连接珠三角地区的高速公路仅10km,陆运交通极为便利。江门化肥总厂地处江门市，周边有广佛和佛开等高速路经过，交通也十分方便。因此，本工程脱硝还原剂液氨的供应在目前是有保障的。当液氨的供应紧张时，可考虑从邻省（如福建省有较多的生产液氨的企业）采购。3.2脱硝建设场地整个SCR系统分为两大部分,即SCR反应器和液氨储存供应系统设备。SCR反应器布置在锅炉省煤器与空预器之间。整个SCR反应器和连接烟道平面占地约21.4x32=684.8!?,因此可利用炉后与除尘器之间的框架作为SCR装置布置场地。每台机组SCR反应器部分包括两个反应器、连接烟
30、道及工艺管系，为了布置SCR装置，需要将框架作出修改。NP跨，跨度为13000mm,设21.00m框架层，做为烟道布置支撑层和输灰设备层；设30.775m层，作SCR反应器支撑层。对电厂原竖向、道路不进行改动。另新增加氨区布置在电厂煤场的南侧，靠近脱硫码头位置，该场地标高在4.6m-5.4m之间，现状为绿化用地。具体布置见F01371E37K-Z-01图。4脱硝工艺方案选择4.1 设计基础参数4.1.1 煤种及煤质设计和校核煤种的煤质及灰成分分析见第2章表2.2-1。4.1.2 主要设备及参数脱硝机组的主要设备及参数见第2章2.3.2节。4.1.3 烟气脱硝装置入口烟气参数烟气参数见表4.1-
31、1。表4.1-1烟气脱硝装置入口烟气参数(锅炉B-MCR工况，标态、干基、6%含氧量)项目单位设计煤种校核煤种1X660M W烟气容积流量Nm3/h2156221-烟气含尘量g/Nm314.3316.20烟气温度352352NOx（以 NO2 计）mg/Nm34504504.2 几种脱硝工艺简介4.2.1 氮氧化物(NOx)形成原因(1)空气中的氧(。2)和氮(N2)在燃料燃烧时所形成的高温环境下生成的NO和NO?其总反应式为：N2+O22NO NO+1/2O2NO2(2)燃料中的氮化合物在燃烧过程中氧化反应而生成的NOx在燃料进入炉膛被加热后，燃料中的氮有机化合物首先被热分解成鼠(HCN)、
32、氨和CN等中间产物，它们随挥发份一起从燃料中析出，它们被称为挥发份N。挥发份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)，挥发份N的比例增大，焦炭N的比例减小。挥发份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N O,如在还原性环境中，NCO则会生成NH,NH在氧化性环境中进一步氧化成N O,同时又能与生成的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+ONCO+H NCO+ONO+CO NCO+OHNO+CO+
33、H在还原性环境中，NCO生成NH：NCO+HNH+CO如NH在还原性环境中：NH+HN+H2 NH+NON2+OH如NH在氧化性环境中：NH+O2NO+OHNH+OH-NO+H2NH3氧化生成NO：NH3+OHNH2+H2O NH3+0-NH2+OH NH2+ONO+H24.2.2 脱除氮氧化合物的方法要降低烟气中氮氧化合物的浓度，可采用燃烧控制和烟气脱硝的方式。4.2.2.1 燃烧控制由氮氧化物(NOx)形成原因可知对NOx的形成起决定作用的是燃烧区域的温度和过量空气量。低NOx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生成及降低其排放量的目的。对低NOx燃烧技术的要求是，
34、在降低NOx的同时，使锅炉燃烧稳定,且飞灰含碳量不能超标。关于锅炉的低NOx燃烧改造请见本章4.1节4.2.2.2 烟气脱氮在烟气净化技术上控制氮氧化物(NOJ排放目前主要方法有选择性非催化还原SNCR、选择性催化还原SCR、SNCR+SCR混合法和电子束照射法(可同时脱硫)等。选择性非催化还原SNCR、选择性催化还原SCR等技术已商业化。(1)选择性非催化还原SNCRSNCR法又称高热脱硝(Thermal De-No*)法，它是利用注入的N%与烟气中的NO反应生成N2和H2。；该反应必须在高温下进行。其反应式如下：4NO+4NH3+O2-4N2+6H2。(1)4NH3+5O2-4NO+6H2
35、。(2)反应式(1)发生的反应温度在1070 1270%；而反应式(2)则发生在137(TK以上的温度。所以SNCR法的温度控制必须在1200 1400级之间。(2)选择性催化还原SCR法SCR法除了多一个催化剂的作用外，其他化学原理均与SNCR法相同。反应温度对于不同的催化剂其适宜的温度也不同，催化剂形状有圆柱状、球状、环状、平板状、或者蜂巢形(Honeycomb)。在SCR反应器方面，可分垂直和水平气流两种。因为催化剂在使用一段畤惜J后会老化，所以必须定期更换，更换时间与操作以及运行情况以及烟气成份有很大关系，一般在2 5年。催化剂的更换最好采用分阶段的更换方式，每一次更换1/3的催化剂。
36、造成催化剂老化的原因可能有以下几种：(1)烧结作用，减少空隙度；(2)微小固体颗粒沉积在孔上；(3)被碱金属(如钾)或重金属所毒害；(4)被S03所毒害；(5)被飞灰侵蚀。系统中还原剂NH3的用量一般需要根据期望达到的脱硝效率，通过设定NOx与 NH3的摩尔比来控制。催化剂的活性不同，达到相同的转化率时，所需要的NO、与 NH3的摩尔比不同。各种催化剂都有一定的N O x、NH3摩尔比范围，当摩尔比较小时，NOx与 N%的反应不完全，NOx转化率低。当摩尔超过一定范围时，NOx转化率不再增加，造成NH3的浪费，并与S03反应而形成硫酸氢镂，容易造成下游设备的堵塞。(3)SNCR+SCR混合法S
37、NCR+SCR混合技术是SNCR工艺的还原剂喷入炉膛技术同SCR工艺利用逃逸氨进行催化反应结合起来，进一步脱除NOx，它是把SNCR工艺的低费用特点同SCR工艺的高脱硝率进行有效结合的利扬长避短的混合工艺。有关资料介绍SNCR+SCR混合工艺的运行特性参数可以达至U50 70%的脱硝效率，氨的逃逸小于5-10 ppm。但这种工艺不太经济，只是适合分部实施，即先安装SNCR工艺运行一段时间后，随着环保要求越来越严格，再安装SCR装置；或者是锅炉尾部烟道布置非常紧张，常规的SCR反应器或者喷氨栅格无法布置。(4)电子束照射法(可同时脱硫)此种方法是利用一电子光束射透烟气气流，使电子与气体分子碰撞产
38、生离子；离子与气体反应产生原子和自由基。这些原子或自由基与烟气中的污染物反应，其方应式如下：H20-H+OH。2-20OH+NO HNO2O+NO NOOH+NO2-HNO3SO2+。一SO3上式反应过程中产生的酸可用碱(如Ca(OH)2)进行中和，反应式如下：2HNO3+Ca(OH)2Ca(NO3)2+2H2OSO3+H2O+Ca(OH)2CaSO4.2H2O除了上述3种脱氮方法外，还有“吸附法”，“氧化吸收法”等。(5)烟气脱氮主要方式统计烟气脱氮主要方式列于表4.2-1。表421 主要烟气脱氮方式名 称还原剂反应产物反应条件脱氮效率选择性非催化剂脱氮法(SNCR)N H3C O（N H）
39、2N2、H2O800-1250 30-40%选择性催化剂脱氮法(SCR)N H3C O（N H）2N2、H2O300400,催化剂5095%SNCR+SCR混合法C O（N H）2N2、H2O8001250c 和300400c催化剂50-70%电子束法N H3（N H4）2S O450%吸附法N H3NaOH CaOHN2、H2OCaSC）4、活性炭在120c下吸附50%氧化吸收法N H3（N H4）2S O450-6050%4.3 脱硝工艺方案选择4.3.1 SCR方法是目前主流的火电站烟气脱硝技术锅炉燃烧中对NOx的生成与排放的控制，始于20世纪七十年代的日本、美国和原联邦德国。经过近三十
40、年的发展，NOx的控制总体上分成低NOx燃烧技术和烟气脱硝技术两个方面。低NOx燃烧技术有：二段燃烧法、浓淡燃烧法、烟气再循环燃烧法、燃料分级燃烧法和各种低NOx燃烧器；它是通过降低燃烧温度、减少过量空气系数、缩短烟气在高温区的停留时间以及选择低氮燃料来达到控制NOx的目的。这些方法的大部分技术措施均有悖于传统的强化燃烧的矛盾，在实施这些技术时，会不同程度地遇到下列问题：较低温度、较低氧量的燃烧环境势必以牺牲燃烧效率为代价，因此，在不提高煤粉细度的情况下，飞灰可燃物含量会增加；由于在燃烧器区域欠氧燃烧，炉膛壁面附近的CO含量增加，具有引起水冷壁管金属腐蚀的潜在可能性；为了降低燃烧温度，推迟燃烧
41、过程，在某些情况下，可能导致着火稳定性下降和锅炉低负荷燃烧稳定性下降；采取的大部分燃烧调整措施均可能使沿炉膛高度的温度分布趋于平坦，使炉膛吸热量发生不同程度的偏移，可能会使炉膛出口烟温偏高。尽管如此，采用这类方法运行费用低，也能满足目前环保要求，但其脱硝效率较低(一般为30%50%左右)。随着环保要求日益严格，研究开发先进的烟气脱硝技术显得十分重要。烟气脱氮方法可分成干法和湿法两类，干法有选择性催化还原(SCR,SelectiveCatalytic Reduction),选择性非催化还原(SNCR)、非选择性催化还原(NSCR)、分子筛、活性炭吸附法、等离子梯法及联合脱硫脱氮方法等；湿法有分别
42、采用水、酸、减液吸收法，氧化吸收法和吸收还原法等。在这些方法中使用比较多的是选择性催化还原(SCR)和非选择性催化还原(SNCR),SNCR的主要优点是技术含量低和运行费用低；缺点是对温度依赖性强，脱硝率只有30%40%。实际工程中应用最多的是SCR。在欧洲已有120多台大型的SCR装置得到了成功的应用，其NOx的脱除率达到80 95%；到目前，日本大约有170套SCR装置，接近100000MW容量的电厂安装了这种设备；美国政府也将SCR技术作为主要的电厂控制NOx技术。因此，SCR方法成为目前国内外电站脱硝成熟的主流技术。4.3.2 常规SCR系统和其它低NOx技术的经济比较在众多的控制的N
43、Ox技术中，燃煤电站用的比较多的有：低NOx燃烧器、空气分级燃烧、燃料分级燃烧(再燃烧)、SCR、SNCR及各种技术的混合。其中低NOx燃烧器可以取得3050%的脱硝率，是一种有效的NOx控制技术，虽其脱硝率较低，但投资和运行费用也较低。空气分级燃烧脱硝率较低，般为2040%,费用最低；但它通常与低NOx燃烧器或再燃烧技术联合使用，可以达到3070%的脱硝率，总费用比单独使用要高。再燃烧技术可以取得4070%的脱硝率，费用中等，但比使用低NOx燃烧器和分级燃烧要高。SCR技术能够提供高达7090%的脱硝率，但其总费用也是最高的，是上述技术费用的310倍，费用在$30 50/KW。SNCR的脱硝
44、率有3040%,总费用大约为SCR的65%。对于目前燃煤电站安装SCR系统，主要的投资费用有：SCR反应器，SCR催化剂，氨的成本与喷射量；主要的运行费用是烟气的再热及催化剂的更换。其中，昂贵的催化剂和烟气的再热是SCR高额费用的主要因素。4.3.3 烟气脱硝SCR、SNCR和SNCR+SCR混合技术综合比较项目SCR技术SNCR技术SNCR+SCR混合技术项目SCR技术SNCR技术SNCR+SCR混合技术反应剂可使用NH3或尿素可使用NH3或尿素可使用NH3或尿素反应温度300400800 1250C前段：800 1250C,后段:300 400催化剂成 份 主 要 为TiC）2,V2O5W
45、O3的全尺寸催化剂不使用催化剂后段加装少量催化剂（成份 主 要 为TiCh,V2O5WO3）脱硝效率50-95%25 50%50-70%还 原 剂 喷 射位置多选择于省煤器与SCR反应器间烟道内通常在炉膛内喷射锅炉负荷不同喷射位置也不同，通常位于一次过热器或二次过热器后端so2/so3 氧化会导致SO2/SO3氧化，-般要求控制氧化率在1%不导致SO2/SO3氧化，SO3浓度不增加SO2/SO3氧化较SCR低，SO3浓度的增加与催化剂体积成正比NH3逃逸一般要求控制3ppm1015ppm5 lOppm对 空 气 预 热器影响低 温 时NH3与SO3易形成NH4HSO4造成堵塞或腐蚀不 导 致S
46、O2/SO3的氧化，造成堵塞或腐蚀的机会为三者最低SO2/SO3氧 化 率 较SCR低，造成堵塞或腐蚀的机会较SCR低系统压力损失催化剂会造成压力损失没有压力损失催化剂用量较SCR小，产生的压力损失相对较低燃料的影响灰份会磨耗催化剂,碱金属氧化物会使催化剂钝化。As，S等会使催化剂失活。煤的灰份越高，催化剂的寿命越短，将显著影响运行费用。无影响影响与SCR相同。由于催化剂的体积较小，更换催化 剂的总成本较全尺寸SCR低锅炉的影响受省煤器出口烟气温度的影响影 响 与SNCR/SCR混合相同受炉膛内烟气流速及温度分布的影响项目SCR技术SNCR技术SNCR+SCR混合技术燃料变化的影响对灰份增加和
47、灰份成分变化敏感无影响与SCR 一样4.3.4结论在现有的众多的NOx控制技术中，SCR是最成功应用的方法，其技术成熟，脱硝效率高，因而得到广泛的应用。SNCR烟气脱硝技术的脱硝效率一般为30%4 0%,受锅炉结构尺寸影响很大，仅可用作低NOx燃烧技术的补充。沙角C电厂采用低NOx燃烧技术，能使锅炉炉膛出DNOx平均排放水平在400mg/Nm3以下，已处于一个相对比较低的水平，如再采用SNCR则意义不大，选用SNCR+SCR混合技术没有更多的优势。本电厂的脱硝改造项目要立足于国家对环保要求的不断提高，特别是由于本电厂位于珠三角的中心地带，因此在脱硝指标上要有前瞻性。因此，本工程选用脱硝效率高、
48、技术成熟的SCR脱硝工艺技术。4.4选择性催化还原烟气脱氮法(SCR)选择性催化还原烟气脱氮法(SCR)是国际上应用最多，技术最成熟的种烟气脱氮技术。SCR原理图见图4.4-1,主要反应式如下：4NO+4NH3+O2-N2+6H2O6NO2+8NH37N2+12H2ONO+NO2+2NH32、+3出0或者 2NO2+4NH3+O2=3N2+6H2。NII*.6图4.4-1 SCR反应原理图由于在锅炉烟气中还有SO2等气体存在，SCR反应的催化剂通常对S02等的部分氧化也起到了一定作用，根据下式：SO2+l/2 02=SO3反应生成的SO3在进一步同SCR反应中未反应的氨反应，生成硫酸氨和硫酸氢
49、氨。2NH3+SO3+H2O=(NH4)2S O4NH3+SO3+H20=NH4H S O4而NH4HSO4是一种粘性很大的一种物质，会附着在催化剂上，隔绝催化剂与烟气，使得反应无法进行。而NH4HSO4的分解温度为230,因此，反应的温度一定要大于230,一般来说，温度取在300以上。对于天然气等含硫量特别低的燃料，反应温度可稍低。同时，催化剂能够长期承受的温度不得高于400,超过该限值，会导致催化剂烧结。因此，SCR最佳的反应温度300 400。按照SCR安装位置的不同SCR可以分为高飞灰(HighDust)和低飞灰(LowDust)两种(详见图 4.4-2 和 4.4-3)。高飞灰：电除
50、尘器之前图4.4-2 SCR高飞灰布置方式优点：在机组正常工作的时候，可以满足反应需要的温度，但在低负荷时，仍需要额外的热源（蒸汽/省煤器旁路）来提高烟气温度缺点：飞灰有一定程度的磨损，其中的一些有害物质也会导致催化剂中毒，飞灰含量大，栅格横截面积大，有效反应面积减小，催化剂用量增加。低飞灰方式：布置于除尘器之后或者烟气脱硫装置之后。优点：可以几台锅炉共用一套脱硝装置；飞灰中有害物质已除去，延长了催化剂的使用寿命；飞灰含量低，磨损减小，并且栅格横截面积可以减小，有效反应面积增加，催化剂用量可以减少；缺点：需要加热器（燃油燃气）将烟气温度升至350以上，消耗额外的能源。图4.4-3 SCR低飞灰