1、化学集团火电厂脱硝改造工程项目可行性研究报告XX工程咨询有限公司二零XX年XX月化学集团火电厂脱硝改造工程项目可行性研究报告建设单位：XX建筑工程有限公司建设地点：XX省XX市编制单位：XX工程咨询有限公司20XX年XX月64可行性研究报告编制单位及编制人员名单项目编制单位：XX工程咨询有限公司资格等级： 级证书编号：（发证机关：中华人民共和国住房和城乡建设部制）编制人员： XXX高级工程师XXX高级工程师XXX高级工程师XXXX有限公司二XX年XX月XX日目 录1. 概述71.1 编制依据及项目概况71.2 项目建设的必要性81.3 研究范围81.4主要设计原则82. 电厂概况102.1 电2、厂规模102.2 机组状况102.3 燃料122.4 厂址概述1450年一遇十分钟平均最大风速为30.0米/秒；152.5 交通运输162.6 电厂用水172.7电厂总体布置172.8 电厂主要热力系统控制方式和控制水平183. 脱硝工程建设条件193.1 氮氧化物控制水平193.2 脱硝场地条件193.3 还原剂供应193.4供电条件203.5 供水条件203.6 供汽条件213.7 供气条件213.8 交通运输条件214. 烟气脱硝工艺方案选择224.1 NOx生成机理简介224.2 脱硝技术简介224.3 本工程采用的脱硝技术254.4 SCR反应器布置方式264.5 旁路烟道设置2743、.6 还原剂选择284.7催化剂方式选择294.8失效催化剂的处理措施314.9脱硝工艺方案选择结论325. 脱硝工程设想345.1 脱硝工艺系统及设备342SO2+O22SO3345.1.1.3 系统描述345.1.1.4 催化剂355.1.1.5 SCR区用气365.1.2.1 对空气预热器的影响365.1.2.6对连接管道影响405.1.2.7对除尘器前道路影响405.1.2.7对土建结构的影响405.1.3.1 液氨卸料、储存及氨气制备系统工艺方案405.1.3.2主要设备415.1.3.3 液氨区工艺用水、气435.1.3.4 废水处理445.1.5.1 SCR区455.1.5.2 4、还原剂储存及制备区455.1.5.3 道路及通道455.7.3.1 液氨制氨方案506. 环境保护与水土保持526.1 概述526.2 环境空气影响分析526.3 水环境影响分析536.4 声环境影响分析536.5 水土保持546.6 结论547. 劳动安全与职业卫生557.1 防火、防爆557.2 防尘、防毒、防化学伤害557.3 防电伤、防机械伤害和其它伤害567.4 防暑、防潮577.5 防噪声、防振动577.6建议578. 节约与合理利用资源589. 环境、社会、经济效益599.1 环境效益599.2 社会效益599.3 经济效益6010. 结论与建议6110.1 主要结论意见61105、.2存在的问题和建议621. 概述1.1 编制依据及项目概况1.1.1 编制依据新疆XX化学（集团）股份有限公司的脱硝改造工程委托函。1.1.2 项目概况本工程目前装机容量为2135MW机组配3410t/h燃煤锅炉已于2010年11月投入运行，同步建设电石渣-石膏湿法脱硫系统并随主体工程一同投产，未预留脱硝条件。本期为已建成投产的3410t/h燃煤锅炉配备SCR脱硝装置，还原剂制备区按3410t/h规模配备。1.2 项目建设的必要性根据火电厂大气污染物排放标准（GB 13223-2011）的相关规定，自2014年7月1日起，现有火力发电燃煤锅炉NOx排放浓度限值为100mg/Nm3（以NO2计6、干烟气、6%含氧量），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发电燃煤锅炉NOx排放浓度限值为200mg/Nm3（以NO2计、干烟气、6%含氧量）。根据目前XX化学华泰重化工有限责任公司（XX）热电厂机组的运行现状，脱硝装置入口烟气NOx浓度一般在380450mg/Nm3（按NO2计、干烟气、6%含氧量），已不能满足火电厂大气污染物排放标准（GB 13223-2011）的要求。为满足排放标准的要求，需要进行增加脱硝系统的改造。根据初步计算，为满足脱硝效率的要求，本次脱硝改造技术拟采用选择性催化还原法（即SCR），改造后锅炉NOx排放浓度按不大于100mg/Nm3考虑7、，满足国家排放标准要求。1.3 研究范围本次的工作范围包括：脱硝工程需要的工艺、电气、控制、消防、建筑结构、给排水、暖通、环保等。1.4主要设计原则1.4.1 每台锅炉各上一套脱硝装置，采用SCR脱硝工艺，设计脱硝效率保证烟囱出口烟气NOx排放不大于100mg/Nm3（以NO2计、干烟气、6%含氧量），脱硝装置入口NOx浓度按450mg/Nm3、脱硝效率按不小于80%设计。1.4.2 SCR脱硝装置不设省煤器旁路和SCR旁路。1.4.3 还原剂采用液氨，通过汽车运输到厂。还原剂存储及制备区的设备及管道选型应考虑3台锅炉脱硝使用。1.4.4严格遵守有关法规、技术规程和规定，参照火电工程限额设计参8、考造价指标（2010年水平）控制工程造价。1.4.5充分利用现有场地条件，节约用地。1.4.6厂区地震基本烈度为8度，地震动峰值加速度为0.2。1.4.7本工程用煤为乌鲁木齐地区周边煤源，以准东煤矿为主，大洪沟煤矿、黑山煤矿为辅。1.4.8脱硝设备年利用小时数不小于6500小时考虑，年可用小时数按7600小时考虑。1.4.9 脱硝装置可用率不小于90%。2. 电厂概况2.1 电厂规模本工程目前装机容量为2135MW机组配3410t/h燃煤锅炉，并于2010年11月投入运行，同步建设电石渣-石膏湿法脱硫系统并随主体工程一同投产，未预留脱硝条件（管式空预器未拉出布置）。本脱硝改造工程为已建成投产的9、3410t/h燃煤锅炉配备SCR脱硝装置，还原剂制备区按3410t/h规模配备。2.2 机组状况本工程锅炉装设3台华西能源工业股份有限公司生产的DGJ410/9.8型高压、自然循环单炉膛四角切圆燃烧、平衡通风、固态排渣、紧身封闭、全钢构架、全悬吊结构、煤粉锅炉， 3台南京汽轮机(集团)有限公司生产的C135-8.33/1.3型汽轮机，3台南京汽轮机(集团)有限公司生产的QFL-150-2型空冷发电机。根据电厂运行的实测数据，3台锅炉负荷在50%100%条件下，脱硝装置入口烟气NOx浓度一般在380450mg/Nm3（按NO2计、干烟气、6%含氧量），根据锅炉厂的热力计算数据，锅炉主要性能与设计10、参数、省煤器出口烟气参数见表2.2-1所示。表2.2-1 锅炉主要性能与设计参数（省煤器改造后参数）名称单位设计煤种50%THA设计煤种70%THA设计煤种BRL工况设计煤种BMCR工况过热蒸汽流量t/h205287369410过热蒸汽出口压力MPa（g）9.89.89.89.8过热蒸汽出口温度540540540540给水温度230230230238锅炉效率（按低发热量）%91.1392.2691.9291.75总燃煤量（按低发热值)t/h28.2739.1350.4955.61排烟温度（修正前）117128138142排烟温度（修正后)省煤器出口过剩空气系数/1.4571.2481.241.11、24空气预热器入口烟气温度337350371381空气预热器出口一次风温304318334342空气预热器出口二次风温304318334342表2.2-2 SCR入口烟气组分（省煤器改造后参数）名称单位设计煤种50%THA设计煤种70%THA设计煤种BRL工况设计煤种BMCR工况烟气量（干态）Nm3/h206366246216315717347644烟气量（湿态）Nm3/h225717272529349644385002烟气温度337350371381飞灰含量（干态、6%含氧量）mg/Nm35395.765395.765395.765395.76O2含量（标态、干态）%6.62764.203312、4.09414.0941CO2含量（标态、干态）%13.793416.120116.224816.2248N2含量（标态、干态）%79.542479.633979.638179.6381H2O含量（标态）%8.57399.65629.70439.7043NOx含量（干态、6%含氧量）mg/Nm3450450450450SO2含量（干态、6%含氧量）mg/Nm31087.5171087.5171087.5171087.517表2.2-3 空气预热器及引风机设备参数设备名称参数名称单位参数（BMCR）空气预热器数量（每台炉）台2型式/立式管式空预器（两分仓）漏风率运行一年内6、一年后8制造厂家华西13、能源锅炉厂配供引风机数量（每台炉）/2型式/离心式 Y4-73No27.5D风机风量m3/h465003（TB）风压Pa3832.5（TB）风机制造厂家/重庆通用工业（集团）有限责任公司电动机型号/YKK560-8电动机功率kW710电动机制造厂家/长沙电机厂2.3 燃料2.3.1 煤源及煤质本工程用煤为乌鲁木齐地区周边煤源，以准东煤矿为主，大洪沟煤矿、黑山煤矿为辅。锅炉设计及校核煤种的煤质分析数据见表2.3-1所示。表2.3-1 煤质资料项目符号单位西安热工所检验结果设计煤种校核煤种1校核煤种2工业分析（收到基）全水分Mt%15.59.18.0空气干燥基水份Mad%4.912.903.75收14、到基固定碳FCar%57.4161.4874.36干燥无灰基挥发分Vdaf%35.1638.4933.97收到基灰分Aar%11.8215.602.00收到基全硫St,ar%0.440.410.26收到基低位发热量Qnet.arMJ/kg21.7524.2428.57收到基高位发热量Qgr. adMJ/kg22.7625.3029.66哈氏可磨性指数HGI895454元素分析（收到基）收到基碳Car%56.9161.4874.07收到基氢Har%3.154.134.40收到基氧Oar %11.188.4810.27收到基氮Nar%10.800.71灰熔融性（弱还原性气氛）变形温度DT1031.15、141.251.27软化温度ST1031.141.281.29半球温度HT1031.161.291.30流动温度FT1031.191.301.31灰成分二氧化硅SiO2%50.5958.5740.45三氧化二铁Fe2O3%5.386.1312.38三氧化二铝Al2O3%16.2223.3224.73氧化钙CaO%10.304.248.13氧化镁MgO%2.801.162.25三氧化硫SO3%4.612.937.45氧化钠Na2O%2.820.511.22氧化钾K2O%1.571.231.46氧化钛TiO2%1.541.191.18氧化锰MnO2%0.0080.011其他%4.172.3.2 锅16、炉点火及助燃用燃料锅炉点火、启动及助燃采用等离子点火装置，以达到节省燃油的目的，同时设有燃油系统作为备用，燃油为-20号轻柴油。2.4 厂址概述2.4.1 厂址地理位置厂址位于乌鲁木齐市北郊，属乌鲁木齐东山区金河工业园范围。厂址地处东经8740，北纬4356.5。厂址以西为乌市七道湾路，以东为神华新疆公司下属部分企业，以南紧邻XX化工园，以北紧邻米泉市南郊。厂址以南约1.3公里为至乌市北郊各大型厂矿企业铁路专用线共用段，西距乌市文光站7.2公里。该厂址位于城市规划范围内，四周均有城市道路通过。2.4.2 厂址自然条件.1 水文气象条件新疆华泰重化工责任有限公司2135MW热电联产电厂位于乌鲁木17、齐市XX新区，地处天山北麓，准葛尔盆地南缘，位于中纬度中温带的欧亚大陆中心，海洋影响不易到达，气候具有强烈的大陆性，属大陆性中温带干旱气候，与米泉气象台同在一个气候区。特点为：夏季炎热、冬季寒冷，降水量少，蒸发旺盛，光照充足，气温年、日变化大。主要气象特征参数：(资料年代19612004年)年平均气温： 7.8年极端最高气温： 43.7年极端最低气温： -32.9年极端最高地表气温： 69.2年极端最低地表气温: -37.5年平均降水量： 238.2mm年最大一日降水量： 45.4mm年平均蒸发量： 2251.7mm年最大积雪厚度： 43cm年平均气压： 950.2mba年平均相对湿度： 6018、%年最小相对湿度： 0.3mb年最大冻土厚度： 141cm年日照时数： 2803.0小时年平均雷暴日数： 7天年最多雷暴日数： 12天年平均沙尘暴日数： 1天年最多沙尘暴日数： 9天年平均风速： 2.0米/秒年主导风向： SSE年最多大风日数： 5天年平均雾日数： 23天年最多雾日数： 59天50年一遇十分钟平均最大风速为30.0米/秒；100年一遇十分钟平均最大风速为32.0米/秒.2 工程地质条件a、地形地貌厂址北高南低，范围内有一约5米高土质山丘。根据新疆机场(集团)有限责任公司机场净空新建障碍物意见表，厂址内允许建筑物高度150米。b、厂区地层厂区主要以卵石层为主，其地基承载力fk3019、0KPa，压缩性较低，力学强度较高，是良好的天然地基。厂址土地类别为2级。c、厂区地下水厂区地下水埋深在20米以下，对建筑物基础没有影响。d、厂区不良地质现象根据热电厂一期岩土工程施设勘测报告厂区地表-1.5米范围内为硫酸盐渍土，具有中等腐蚀性。e、厂址地震基本烈度为8度，地震动峰值加速度为0.2。2.5 交通运输2.5.1 铁路乌鲁木齐作为欧亚大陆桥在新疆境内最大交通枢纽，为一级铁路兰新线终点，同时又是北疆铁路起点。辖区内有乌鲁木齐北站、西站及乌鲁木齐火车站（火车南站）三个大型站点，其中乌鲁木齐火车站为客运站。同时有数条铁路专运线通往周边工矿企业，拟建场地东侧石化铁路专用线是乌鲁木齐火车站至20、文光站，从文光站接入石化铁路专用线。以上铁路已经初步形成环绕乌鲁木齐市的环形铁路网。2.5.2 航空乌鲁木齐辖区内有乌鲁木齐国际机场，与甘肃中川国际机场、咸阳国际机场一起作为西北地区最大的三个航空港共同承担西北地区航空枢纽的作用，现已开通多条国际国内航线。乌鲁木齐国际机场位于本工程厂址西南侧，距厂址约为17公里。2.5.3 公路乌鲁木齐公路交通四通八达，314国道在市区西侧东西向穿过将东疆与北疆重要的工农业城市通过乌鲁木齐连成一线。216国道南北向在市郊穿过。S303省道以乌鲁木齐为起点向东通过昌吉回族自治州下辖的各个县政府所在地到达东疆重镇哈密与314国道共同形成东疆地区的公路干网。新疆境内21、第一条高速公路土乌大高速公路从乌鲁木齐市穿过。乌奎高速以乌鲁木齐为起点平行与312国道向西向北现已延伸至赛里木湖畔，进一步加深了北疆地区与首府的交通联系。312国道、216国道为一级道路，S303省道为二级道路。2.6 电厂用水电厂采用带自然通风冷却塔的二次循环供水系统，冷却塔的补水来自于城市中水；工业消防水补给水为水库地表水，由市政管网接入，电厂设有一套工业水供水系统。2.7电厂总体布置厂区总平面采用三列式布置，由东北至西南依次为：屋外配电装置区主厂房区煤场区。主厂房固定端朝东，向南扩建，电气向西南出线。辅助设施区及冷却塔布置在主厂房固定端，呈单列布置，由南到北依次冷却塔、供水设施区、化学水22、设施区、油库区，厂前区布置在辅助生产区东侧。厂区竖向采用台阶式布置，分区排水，有组织地将地表水通过城市型道路排入下水系统，通过下水管道集中，自流排出厂外。主厂房室内地坪标高为644.20米，煤场区域室内地坪标高为643.45米，冷却塔水面标高为645.00米。厂内道路均为城市型道路，采用水泥混凝土路面，主要道路宽7.0m，次要道路宽4.0m，检修道路宽约3.0m，人行道宽1.8m。道路转弯半径主要道路为18.0m，次要道路不小于9.0m。2.8 电厂主要热力系统控制方式和控制水平2.8.1 控制方式采用炉、机、电及主要辅助系统（车间）分类集中控制方式。单元机组采用DCS控制网络，3台机组合设一23、个控制室；辅助车间水、煤、采用独立的PLC控制网络，就地设置电子设备间及控制室。2.8.2 控制水平机组采用分散控制系统（DCS），运行人员以DCS操作员站及彩色CRT/LCD显示器作为全厂的监控中心，同时在DCS操作台上配置必要的锅炉、汽机、发电机的硬接线紧急停止按钮及重要辅机和硬接线操作按钮，以确保机组在紧急情况下安全停机。辅助车间在就地控制室内对辅助车间设备的启停和监控。3. 脱硝工程建设条件3.1 氮氧化物控制水平根据火电厂大气污染物排放标准（GB 13223-2011）的相关规定，自2014年7月1日起，现有火力发电燃煤锅炉NOx排放浓度限值为100mg/Nm3（以NO2计、干烟气、24、6%含氧量），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发电燃煤锅炉NOx排放浓度限值为200mg/Nm3（以NO2计、干烟气、6%含氧量）。根据目前XX化学华泰重化工有限责任公司（XX）热电厂机组的运行的实测数据，锅炉负荷在50%100%条件下，脱硝装置入口烟气NOx浓度一般为380450mg/Nm3（按NO2计、干烟气、6%含氧量），已不能满足火电厂大气污染物排放标准（GB 13223-2011）的要求。为满足排放标准的要求，需要进行增加脱硝系统的改造。本次脱硝改造采用的脱硝技术为选择性催化还原法（即SCR），改造后锅炉NOx排放浓度按不大于100mg/Nm3考虑，25、满足国家排放标准要求。3.2 脱硝场地条件脱硝预留场地在除灰车库东南侧、油罐区的西北侧，分别由厂区道路相隔，目前场地已平整，可用面积约2500m2。脱硝区域总平面规划布置图详见F06731C -Z01。3.3 还原剂供应3.3.1 液氨本工程还原剂拟采用纯度为99.6%的液氨，液氨由汽车运输到厂，液氨消耗量见下表3.3-1所示：表3.3-1 液氨耗量表（设计院计算值）项目名称1台炉（BMCR工况）3台炉（BMCR工况）小时耗量日耗量(24h)年耗量(6500h)小时耗量日耗量(24h)年耗量(5500h)单位kghkgdtakghkgdta设计煤种551320357.516539601072.26、5目前XX电厂正在与相关化工厂进行协商，办理液氨供应协议。3.4供电条件根据工艺专业提供负荷资料，本工程脱硝改造所需电源均可从原厂低压配单装置的备用回路引接。各炉脱硝负荷的电源可从就近的机组工作PC或脱硫PC提供，不需要再增加新的低压干变和配电装置。3.5 供水条件烟气脱硝系统所需用水量较小，主要用于氨稀释罐进行液氨稀释和液氨蒸发槽少量补水，瞬时最大用水量为20 m3/h，可以从电厂现有的工业水系统管网就近引接。新增的生活用水设施由电厂已有的厂区生活水管网上引接。本工程最大消防冷却水量为100m3/h，因电厂有完善的消防系统，消防最大水量为288m3/h，扬程为90m，可满足本工程要求。3.627、 供汽条件烟气脱硝系统所需的蒸汽主要用于还原剂制备（液氨蒸发）。还原剂制备蒸汽消耗量约130kg/h，参数为0.8MPa、370。经核算，此蒸汽可从电厂原有辅助蒸汽系统引接。3.7 供气条件脱硝系统所需的压缩空气三台炉共1.28Nm3/min，供给声波吹灰（暂定采用声波吹灰器）及热控设备用气。经核算，脱硝所需压缩空气可从通过厂区的压缩空气母管就近引接。3.8 交通运输条件3.8.1 厂外运输脱硝用液氨可用槽车从厂外由汽车运输至电厂。陆路的运输能力能满足液氨脱硝剂的运输。脱硝剂采用液氨，液氨的运输需要取得当地安全、交通、运输等主管部门批准。3.8.2 厂内运输本工程为技改工程，现有电厂交通网络完28、善，道路平坦，本期工程各建（构）筑物的平面布置仅利用原预留脱硝场地位置，厂内现有运输道路能够满足本项目的要求，不需改建。4. 烟气脱硝工艺方案选择4.1 NOx生成机理简介燃煤锅炉排放的NOx主要由NO、NO2及微量N2O组成，其中NO含量超过90%，NO2约占510%，N2O量只有1%左右。NOx的生产理论有三条途径：热力型NOx，是空气中的氮气在高温下氧化而生成的NOx。燃烧型NOx，是燃料中含有氮化合物在燃烧过程中燃烧分解，接着氧化而生成的NOx。瞬态型NOx，是燃烧时空气中氮和燃料中的氢氧化物反应生成的NOx。对于燃煤电站锅炉，一般热力型NOx占总NOx的25%，燃烧型NOx占74%左29、右，瞬态型所占份额很小。燃烧型NOx所占比例最高，是燃煤锅炉NOx减排的主要控制对象。4.2 脱硝技术简介燃煤锅炉的NOx控制主要分为炉内一次低NOx燃烧技术和炉后二次烟气脱硝技术两大类。前者由于投资省、运行费用低，得到了最为广泛的采用，也是各主要工业国下大力气不断完善的措施。后者可控制NOx排放浓度至100mg/Nm3以下，但其初投资昂贵、运行费用高。炉内低NOx燃烧技术主要通过控制炉内燃烧气氛，利用欠氧燃烧生成的HCN与NH3等中间性产物来抑制与还原已生成的NOx。炉后烟气脱硝可在适当温度条件或催化剂的作用下，通过往烟气中喷射氨基还原剂，将烟气中的NOx还原成N2和H2O。4.2.1 炉内30、低NOx燃烧技术适宜于燃煤锅炉的炉内低NOx燃烧技术主要有：低NOx燃烧器、空气分级、燃料再燃及烟气再循环。本工程已投产，为避免锅炉本体改造，不考虑采用炉内低NOx燃烧技术，此处不再赘述。炉后烟气脱硝技术炉后烟气脱硝技术分为干法脱硝和湿法脱硝，干法脱硝分为选择性选择性催化还原SCR和非催化还原SNCR，湿法脱硝分为氧化吸收法和氧化还原法。4.2.2.1 选择性非催化还原SNCR选择性非催化还原法采用NH3或尿素（CO(NH2)2）为还原剂，其原理与选择性催化还原法相同，所不同的是该方法不使用催化剂。由于无催化剂时该反应的最佳温度为9001000，因此必须在烟气的高温区域加入还原剂。该方法的还原31、剂使用量大，同时必须控制好反应温度并保证还原剂有足够的停留时间。选择性非催化还原法的脱硝效率较低，约为3050。工艺特点：以炉膛为反应器，不使用催化剂；SNCR法的还原反应温度范围比较小(9001000)，对于大容量锅炉的炉膛温度场控制要求比较高；脱硝率低，一般为3050；氨逃逸率较高，一般为1020PPm；对下游设备（除尘器和空气预热器等）的影响较大；NH3/NOx摩尔比较高，一般为23；受热面可能发生腐蚀；不导致SO2/SO3的氧化；4.2.2.2 选择性催化还原SCR这种方法是采用NH3作为还原剂，将NOx还原成氮气（N2）。NH3有选择性，它只和NOx发生作用，而不与烟气中的氧（O2）32、发生反应。如果采用其他还原剂，如CH4、CO、H2等，它们还要和O2发生反应，因而会消耗更多的还原剂，并使烟气温度升高，因此具有选择性的还原剂比无选择性的还原剂要好。通常上述还原反应在低温下的反应速度很慢，为了加快其反应速度，可以加入催化剂。通常可采用以二氧化钛（TiO2）和五氧化二钒（V2O5）为基体的碱金属为催化剂，其最佳反应温度为300400，相当于锅炉省煤器出口至空气预热器入口处的烟温。选择性催化还原法的脱硝效率可达95以上。SCR工艺特点：脱硝装置布置在锅炉尾部，对炉膛影响小;脱硝率高，一般可达5095；氨逃逸率低，一般可低于3PPm；NH3/NOx摩尔比低，一般1；SO2/SO3转33、化率1；费用较高，一般在130160元/kW。在大容量机组上应用最多的烟气脱硝技术。SCR工艺系统主要包括：SCR催化反应器及催化组件，氨制备、存储系统，氨喷射系统、脱硝公用系统等。选择性催化还原烟气脱硝技术（SCR）是大容量机组上最成功应用的方法，其技术成熟，脱氮效率高，国际上应用最多。所以，目前国内正在实施和预留的烟气脱硝装置均采用选择性催化还原烟气脱硝技术（SCR）。4.2.2.3 湿法脱硝由于烟气中NOx的90以上都是NO，而NO很难溶于水，因此对NOx的湿法处理不能用简单的洗涤法加以吸收。湿法脱硝的原理是用臭氧（O3）、二氧化氯（ClO2）或高锰酸钾（KMnO4）等氧化剂使NO氧化成34、NO2，NO2然后被水或碱性溶液吸收，从而实现脱硝。O3氧化吸收法，虽然用水作吸收剂，但生成物硝酸（HNO3）液体需经浓缩处理，而且O3需用高电压制取，运行时耗电量大，初投资及运行费用高。ClO2氧化还原法，该方法可以和采用氢氧化钠（NaOH）作为脱硫剂的湿法脱硫技术结合使用，脱硫的反应产物Na2SO3又可作为还原NO2的吸收剂。该方法的脱硝率可达95，且可同时脱硫，但ClO2和NaOH的价格较高，使运行成本增高。KMnO4氧化吸收法，该方法用KMnO4将NO氧化成NO2，然后将NO2固相生成硝酸盐，该方法也可同时进行脱硫，KMnO4与SO2反应生成K2SO4和MnO2。上述反应中的二氧化锰（35、MnO2）可从沉淀中分离再生，副产品硝酸钾（KNO3）可作化肥，脱硝效率可达9095，而且可以同时脱硫。但是KMnO4价格较高，会使运行成本增高，而且存在水污染的问题，需增加废水处理系统。4.3 本工程采用的脱硝技术根据实际运行情况来看，本工程3台410t/h煤粉锅炉排放烟气中NOx含量为380450mg/Nm3（按NO2计、干烟气、6%含氧量）。从原理上说，干法脱硝和湿法脱硝都能达到脱硝的目的。湿法脱硝的效率相对比较高，但是系统复杂，而且用水量大，同时伴有水污染的问题，因此目前在燃煤锅炉上很少被采用。而在干法脱硝的选择性催化还原法和选择性非催化还原法两种方法中，前者可以说是目前世界上烟气脱硝36、工艺的主流。目前世界上已采取了烟气脱硝措施的锅炉中，大部分采用选择性催化还原法（SCR），较少采用选择性非催化还原法（SNCR）。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8090。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大型电站脱氮成熟的主流技术。鉴于以上原因，本工程电厂烟气脱硝装置推荐采用选择性催化还原法（SCR），脱硝效率及氮氧化物的排放浓度应满足火电厂大气污染物排放标准（GB 13223-2011）的相关规定。4.4 SCR反应器布置方式37、按照SCR反应器相对于电除尘器安装位置的不同，选择性催化还原法反应器的布置方式有高含尘和低含尘两种布置方式。高含尘布置，反应器安装在省煤器与空气预热器之间，其优点是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。缺点是飞灰有一定程度的磨损和堵塞，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。低含尘布置是布置于除尘器之后或者烟气脱硫装置之后。优点是可以几台锅炉共用一套脱氮装置；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，磨损和堵塞减小，并且栅格横截面积可以减小，有效38、反应面积增加，催化剂用量可以减少。但缺点是需要消耗额外的能源，需用加热器（燃油燃气）将烟气温度升至300400以上。综合技术经济方面因素，SCR反应器高含尘布置比较经济合理，因为省煤器与空气预热器之间的烟气温度（280400）很适合催化剂保持高活性。SCR反应器在高含尘区域布置是目前国内外电厂中最常用的选择。本工程可以利用炉后烟道支架的位置布置空气预热器及SCR脱硝反应器，因此高含尘布置方式场地条件是可行的。低含尘布置方式现场场地比较苛刻，改造后还需额外消耗能量来加热烟气，从节能角度上不经济也不合理。从以上分析可知，本工程 SCR烟气脱硝装置反应器按照高含尘布置方案考虑。4.5 旁路烟道设置S39、CR旁路烟道有两种，一种是烟气调温旁路，另一种是SCR旁路。所谓烟气调温旁路，指的是从省煤器入口至SCR反应器入口的旁路；所谓SCR旁路，指的是从SCR入口至空气预热器入口的旁路。烟气调温旁路的作用是在低负荷时（通常指低于50%MCR，烟气温度低于反应所需温度时的工况。）打开旁路，将烟气从省煤器前部分直接引入SCR装置，保证SCR装置内的烟气温度保持在适合投氨的温度300左右，以确保脱硝效率。设置调温旁路，相应的要增加烟道及烟气挡板。锅炉如设置烟气调温旁路，须在省煤器入口处开孔，将影响低过及省煤器的布置，减少省煤器吸热，影响锅炉主汽温度，对锅炉性能、热平衡有一定影响。实际上，锅炉在低负荷时NO40、x浓度相应较低，并且电厂带基本负荷，低负荷的年运行小时数也很低，可以考虑在低负荷时不投氨。另外，本工程锅炉本体已经建造完毕，如果设置此旁路，将涉及锅炉本体改造及锅炉钢架改造，需要与锅炉厂进行协商配合，且改造成本高，改造工期较长。因此本工程按不设置烟气调温旁路考虑。SCR旁路主要用于锅炉启停时保护SCR装置内的催化剂不受损坏，并且方便检修SCR。因此，安装SCR旁路主要是用在锅炉需要经常启停或长时间不用的情况下。SCR旁路需要增加挡板，由于挡板常关，因此积灰比较严重，为使积灰不结块该旁路还需要一套加热系统使之加热至100左右，投资、维护费用和要求都比较高。根据国外电厂的资料介绍以及电厂的实际情况41、，本工程按不设置SCR烟气旁路考虑。4.6 还原剂选择CR脱硝技术可以选择液氨（NH3）、尿素【CO(NH2)2】、氨水（NH3H20或NH4OH）进行氨气的制备，表4.6-1为上述三种还原剂的比较。表4.6-1 还原剂选择的比较项目液氨氨水尿素品质要求GB536，纯度99.5%及以上合格品GB12268，浓度一般为18%30%GB2440，纯度应保证总氮含量在46.3%及以上合格品还原剂费用低较高高运输费用低高较高安全性有毒有害无害存储条件高压常压常压，干态存储方式液态液态微粒状制备方法蒸发蒸发热解，水解初投资费用低较高高运行费用低较高高设备安全要求应符合GB150、等相关规定应符合GB1542、0、等相关规定无若电厂地处城市远郊或远离城区，且液氨产地距离电厂较近，在能保证运输安全、正常供应的情况下，宜选择液氨做为还原剂；位于大中城市及其近郊区的电厂，宜选用尿素做为还原剂；采用氨水采用还原剂时，由于其运输量大、蒸发过程能耗大，在我国很少采用。根据以上分析及本工程的实际情况，采用液氨作为脱硝还原剂。4.7催化剂方式选择选择性催化还原法脱硝工艺系统其核心装置是SCR反应器。SCR反应器一般为矩形截面，内部填充催化剂。通常先将催化剂制成板状或蜂窝状催化剂元件，然后再将这些元件制成催化剂组块，最后将这些催化剂组块构成反应器内的催化剂层。目前应用最广的是氧化钛基催化剂，载体TiO2含量约为80%43、-90%，主要活性物质为V2O5含量约为1-2%，其他化学成分（WO3/MoO3）约占3-7%。一般V2O5含量越高，催化剂的活性越强，而且需要的反应温度越低。但V2O5含量高，SO2/SO3的转化率也相对较高。根据催化剂的形状，可分为平板型、蜂窝型与波纹型等三种。蜂窝型：是目前市场占有份额最高的一种催化剂。催化剂采取整体挤压成型，适用于燃煤锅炉的催化剂节距为6.9-9.2mm，壁厚大于0.9mm，比表面积约410-539m2/m3，单位体积的催化剂活性高，相同脱硝效率下所用的催化剂体积较小，适合于灰含量低且粘性小的环境。其开孔率仅有70%左右，飞灰堵塞会较严重，抗冲蚀性能弱，不利于运行在灰含44、量较高或灰粘性较强的环境。平板型：也是广泛被使用的一种催化剂。催化剂以金属板网为骨架，以Ti-Mo-V为主要活性材料，采取双侧挤压的方式将活性材料与金属板结合成型。其结构形状与空气预热器的受热面相似，节距为6-7mm，开孔率约80-90%，具有较强的抗冲蚀和防堵灰特性，适用于灰含量及粘性较强的工作环境。但因其比表面积小（280-350 m2/m3），单位体积的催化剂活性低，要达到相同的脱硝效率，需要安装较多体积的催化剂。波纹型：这是目前市场占有份额最低的一种催化剂。它以玻璃纤维或陶瓷纤维作为骨架，非常坚硬。其壁厚小，重量最轻，比表面积最大，内部微孔多，单位体积的活性最高，相同脱硝效率下的催化剂45、体积较小，但适用催化剂的反应器体积小，支撑机构荷载低，导致与其他形式催化剂的互换性差，且不适合于飞灰浓度较高的运行环境。本工程的SCR反应器采用高含尘布置方案，催化剂型式采用蜂窝式或板式均是可行的。考虑到本工程实际燃煤的灰含量不高，蜂窝式催化剂的比表面积较大，其市场占有份额最高、生产厂家最多，便于业主选择采购，因此，本工程催化剂型式暂按蜂窝式考虑，最终型式可通过招标综合比选。催化剂活性随运行时间的增加逐渐降低。在运行初期，活性惰化速率最快，超过5000小时后，惰化速率趋缓。为充分发挥催化剂的残余活性，通常预留一层催化剂层，在SCR装置运行一段时间后，催化剂的活性降低，可根据性能要求增加预留层或46、更换已装催化剂，不同层的催化剂活性降低程度不同，而何时增加或更换哪一层，不仅要看催化剂表面冲蚀磨损程度，还要对各层催化剂测试块进行活性分析，以最大限度地利用现有催化剂。4.8失效催化剂的处理措施在SCR脱硝过程中，由于烟气中存在灰分和其他的杂质以及有毒的化学成分等，从而降低了催化剂的活性，当催化剂的活性降低到一定程度而不能满足脱硝性能要求时，就必须对催化剂进行分析后处理。根据失效的原因和程度，催化剂的处理方式主要有：（1）清洗回用对于保持完整、仍有较高活性的催化剂，为节约成本，一般由催化剂厂家采用专用设备进行清洗。在清洗过程中，部分催化剂的活性物质会溶解在水中，造成部分催化剂的流失，因此，催化47、剂清洗后，需经检验合格后可继续使用。催化剂的清洗需要将其移出反应器，一般放置在电厂合适位置由专业化公司来完成。催化剂清洗过程中污水排放也是难以解决的一个问题。催化剂失效的原因往往不是单一的物理原因，还有诸多化学原因，物理原因可以在脱硝过程中用吹灰器进行冲洗以尽量延长催化剂寿命，因此催化剂清洗回用在实际工程较少应用。（2）再生已经残破但仍有较高活性的催化剂可以由催化剂原料提供商回收，经粉碎提炼出催化剂制造所需原料，再提供给催化剂厂家制造新催化剂。催化剂的再生成本比较昂贵，再生后其活性相当于原始催化剂的80%，同时催化剂的寿命也有所下降，因此在实际工程很少应用。（3）废弃催化剂的成分有TiO2，V48、2O5,WO3,MoO3等，其中TiO2属于无毒物质，V2O5是微毒物质，属于吸入有害；MoO3也是微毒物质，长期吸入或吞服有严重危害，对眼睛和呼吸系统有刺激。在催化剂使用和飞起处理过程中，如果措施得当，则不会造成任何伤害。虽然催化剂自身属于微毒物质，但其在使用过程中烟气中的重金属可能在催化剂内积聚。因此，使用失效的催化剂应作为危险物品来处理。对于失效后的催化剂，一般处理方式有：A：把催化剂压碎后进行填埋，填埋按照微毒化学物质的处理要求，在填埋底部做好防渗透处理；B：将催化剂研磨后与燃煤混合，经高温煅烧，热解后的催化剂材料与粉煤灰一起进行处理。C：交由有危险固废处理资格和经验的处理厂处理。对于49、板式催化剂，由于催化剂内含有不锈钢基材，可进行分离后回收部分金属材料。鉴于电厂现有可用场地紧缺，以及失效催化剂的清洗或再生带来的各种不利因素，建议通过在脱硝过程中用吹灰器进行在线冲洗以尽量延长催化剂寿命，对于活性低于一定程度（催化剂供应商建议）的催化剂采用交由有危险固废处理资格和经验的处理厂处理方式。一般来说，催化剂的使用寿命为3-5年或更长。电厂可在这段运行时间中进一步探索失效催化剂处理方式，应用最新研究成果处理失效催化剂。4.9脱硝工艺方案选择结论本工程电厂烟气脱硝装置采用选择性催化还原法（SCR），还原剂采用液氨，采用蜂窝式催化剂，不设置烟气调温旁路及SCR烟气旁路。保证烟囱出口烟气NO50、x排放低于100mg/Nm3（以NO2计、干烟气、6%含氧量），脱硝效率按80设计，反应器催化剂配置按21层设计，每层考虑一定的高度裕量，便于以后可通过提高催化剂模块高度进一步降低NOx浓度。5. 脱硝工程设想5.1 脱硝工艺系统及设备5.1.1 SCR设置及脱硝反应机理5.1.1.1 SCR设计原则本工程拟对XX化学华泰重化工有限责任公司（XX）热电厂现有3台410t锅炉进行烟气脱硝改造，采用选择性催化还原反应SCR技术，脱硝系统主要分为SCR反应器系统、还原剂贮存及制备系统。每台炉设2台SCR反应器，还原剂制备储存系统为3炉共用。SCR装置采用高含尘布置方式，不设置SCR旁路装置和省煤器烟51、气旁路装置。烟气脱硝装置脱硝效率按80%设计，反应器配置按21层设计，每层考虑一定的高度裕量，便于以后可通过提高催化剂模块高度进一步降低NOx浓度。5.1.1.2 脱硝反应机理SCR的反应原理是以氨为还原剂，在一定温度和催化剂的作用下，有选择地将烟气中的NOx还原为N2和H2O，主要的反应方程式为：4NO4NH3O24N26H2O6NO2+8NH37N2+12H20NONO22NH32N23H2O副反应主要有：2SO2+O22SO35.1.1.3 系统描述烟气从锅炉省煤器出口接出，向上引接至SCR反应器，经过SCR反应器后净烟气引接至空气预热器。自氨供应区来的氨气与稀释风机来的空气在氨/空气混52、合器内充分混合。稀释风机流量按100%负荷时氨量对空气的混合比为5%设计。氨的注入量由SCR反应器进、出口NOx、O2在线监视分析仪测量值来联锁控制。氨和空气混合气体进入位于烟道内的氨喷射格栅，喷入烟道后，通过静态混合器再与烟气充分混合，然后进入SCR反应器，SCR反应器操作温度一般可在320420范围内（根据催化剂最终确定温度范围），SCR反应器安装在省煤器与空气预热器之间。温度测量点位于SCR反应器进口，当烟气温度在320420范围以外时，温度信号将自动关闭氨进入氨/空气混合器的快速切断阀。氨与NOx在反应器内，在催化剂的作用下反应生成N2和H2O，N2和H2O随烟气进入空气预热器，并最后53、通过烟囱排出。在SCR进、出口设置NOx、O2在线分析仪及压力、温度测量仪表，自动调节NH3注入量。每台炉设置两台脱硝反应器，催化剂采用2+1布置方式，即初装2层催化剂，预留一层催化剂安装位置。每层催化剂均设置吹灰器，采用声波吹灰器（暂定采用声波吹灰），压缩空气可从通过厂区的压缩空气母管就近引接。SCR反应区系统流程图见F06731C-J-02。5.1.1.4 催化剂本工程催化剂暂按蜂窝式催化剂考虑。本工程催化剂暂按蜂窝式催化剂考虑。初步估算参数如下：蜂窝式催化剂节距7.0mm，壁厚1.0mm，每台锅炉反应器催化剂体积约120m3（蜂窝式，估算数据）。催化剂的活性成分V2O5在还原NOx反应时54、，还会将烟气中的SO2氧化成SO3，一般要求SO2/SO3转化率低于1%进行活性物质配比选型。5.1.1.5 SCR区用气脱硝系统所需的压缩空气3台炉共1.28Nm3/min，供给声波吹灰器（暂定采用声波吹灰）及热控设备用气。经核算，所需压缩空气可从通过厂区的压缩空气母管就近引接。5.1.2 脱硝改造对电厂现有设施的影响及改造方案脱硝改造后主要对空气预热器运行有影响，需对空气预热器进行必要改造。5.1.2.1 对空气预热器的影响脱硝装置运行后促使SO2向SO3的转换率增加。SO2在催化剂和一定温度下能被空气中的O2所氧化，即在催化剂活性成分V2O5的作用下，SO2向SO3的转换率会相应增加，在55、脱硝过程中，由于NH3的逃逸是客观存在的，它在空气预热器中下层处与SO3形成硫酸氢铵铵，其反应式如下：NH3 + SO3 + H2O NH4HSO4SO3与烟气中的水份生成硫酸。NH3与硫酸在酸性环境下主要形成NH4HSO4。在形成硫酸氢铵的同时，也会产生部分硫酸氨。硫酸氢铵在不同的温度下分别呈现气态、液态、颗粒状。对于燃煤机组，烟气中飞灰含量较高，硫酸氢铵在150230温度范围内为液态，这个区域被称为ABS区域。气态或固态硫酸氢铵会随着烟气流经空气预热器，不会对空气预热器产生影响。相反，液态硫酸氢铵捕捉飞灰能力极强，会与烟气中的飞灰粒子相结合，附着于空气预热器传热元件上形成融盐状的积灰，造成56、空气预热器的腐蚀、堵灰等，进而影响空气预热器的换热及机组的正常运行。硫酸氢铵的反应速率主要与温度、烟气中的NH3、SO3及H2O浓度有关。为此，在工艺设计中，应严格控制SO2SO3的转化率及SCR出口的NH3的逃逸率。同时，重新调整空气预热器的设计结构配置，消除硫酸氢铵对空气预热器运行性能的影响。采用SCR脱硝工艺后的空气预热器应优先考虑回转式空气预热器，低温段换热元件采用镀搪瓷工艺，并可以通过高压水在线冲洗系统有效地清除粘附在换热元件上的硫酸氢铵，如必须采用管式空气预热器，预热器的低温段钢管（或者低温段及中温段预热器，根据投氨负荷下的预热器的管壁温度确定。）也应采用镀搪瓷管制作，镀搪瓷以后的57、管束表面光滑，污物不易粘结，且具有优良的耐磨损、抗腐蚀能力。根据XX年2月22日联络会纪要，本次SCR脱硝改造，空预器管箱暂不更换，仅考虑空预器具备更换为内镀搪瓷管的条件（两级空预器管箱之间的净空高度除了满足吹灰器及运行人员检修维护要求外，还应考虑未来更换镀搪瓷管空预器管箱增高的要求。）。针对管式空气预热器在同步脱硝，硫酸氢铵粘结灰尘易造成空气预热器堵塞状况将在“10.2 存在的问题和建议”章节中做进一步论述。对引风机的影响SCR改造后，SCR和烟道的阻力约增加1000Pa左右。根据电厂提供的引风机运行数据分析：引风机正常运行情况下全压约为2800Pa，当增加脱硝阻力1000Pa后，以引风机全58、压3800计，小于引风机最大设计风压4407 Pa。这样在增加脱硝后，引风机和电动机基本能满足运行要求。 对锅炉本体及钢架影响原有锅炉本身并未预留SCR改造条件，空预器布置在锅炉钢架内、锅炉尾部竖井的正下方。目前电厂炉后受热面布置顺序为：尾部竖井包墙过热器-高温段省煤器-高温段空气预热器-低温段省煤器-中温段空气预热器-低温段空气预热器。为保证SCR反应器入口烟温维持在合适的温度范围内（本工程现阶段，BMCR工况SCR反应器入口烟温按照380考虑。），保证空预器出口热风温度不发生大的变化，并尽可能保证锅炉原有的设计效率，就需要对省煤器进行改造。省煤器的改造可以将高温段及低温段省煤器合并布置在现59、有高温段省煤器的位置，也可通过重新分配两级省煤器的分配比例，以达到SCR反应器入口烟温维持在合适的温度范围内的目的，具体方案下阶段再行确定。采用管式空预器时，管式空预器必须拉出布置在现有除尘器前烟道支架的位置，SCR脱硝反应器布置在管式空预器的顶部（SCR反应器外置式）或者现有管式空预器的位置（SCR反应器内置式），当采用SCR反应器内置式时，锅炉本体钢架需要进行较大的改造，反应器两侧布置的冷风道、热风道、送风机及其它设施，将阻碍催化剂的吊装及更换空间，运行维护不方便，投资费用不小于SCR反应器外置式方案，且施工难度及施工工期更长，因此本工程推荐采用SCR反应器外置式布置方案。本次脱硝改造工程60、应对锅炉现有高温段省煤器之后的部件进行改造，拆除现有的管式空预器及低温段省煤器，将管式空预器布置在现有的除尘器前烟道支架位置，脱硝反应器布置在空气预热器的顶部。应业主要求，本次脱硝改造，空预器管箱暂不更换，空预器管箱之间的联通风罩、护板、过渡烟道尽量考虑回用，考虑硫酸氢铵对原空预器的腐蚀影响，空预器的布置应具备更换为内镀搪瓷管的条件。为满足SCR改造要求，还需要改造部分锅炉平台扶梯走向以及现有的局部构架和紧身封闭。根据与锅炉厂的配合结果，目前所采用的脱硝布置方案是可行的，但在下阶段需由锅炉厂根据设备及烟道的具体布置，对锅炉本体及构架进行必要的核算和改造。空预器下级管箱（或者低温段及中温段预热器61、，根据投氨负荷下的预热器的管壁温度确定。）修改成为镀搪瓷管后，荷载会有所增加，新制的脱硝钢结构应考虑搪瓷管空预器增加的荷载；修改成为镀搪瓷管空预器后，搪瓷的导热系数较低，空预器管箱预计需要增高，以达到增设脱硝装置前时的锅炉排烟温度。下阶段锅炉厂应进行锅炉整体热力计算的核算，并评估对锅炉、制粉系统的影响，提出应对措施。对锅炉效率效率的影响本次SCR脱硝改造，空预器管箱暂不更换，采用镀搪瓷管道空预器后，搪瓷的导热系数较低，空预器管箱预计需要增高，以达到增设脱硝装置前时的锅炉排烟温度。因此从理论分析，增设脱硝装置、并采用镀搪瓷管道后对于锅炉效率基本没有影响。SCR脱硝装置在BMCR工况下氨的喷入量与62、烟气量之比，仅为万分之一，此外由于氨在喷入以前都必须经过加热，因此这部分的热损失是可以忽略不计的。SCR脱硝装置中催化剂内可能积灰堵塞也是影响锅炉安全运行的一个方面，需要设置专门的吹灰装置进行定期吹灰。安装SCR脱硝装置后的阻力将增加约1000Pa左右，虽然增加引风机的运行压头，但仍小于引风机设计最大压力。对于锅炉炉膛的瞬态防爆设计压力9.98kPa ,安装脱硝后，炉膛瞬态防爆设计压力满足要求。对除尘器的影响只要合理控制氨的逃逸率（一般控制在3ppm以下），SCR脱硝装置对静电除尘器性能和运行影响不大。由于装设SCR脱硝装置对静电除尘器的影响主要是来源于引风机风压的提高，因此，下阶段应核算现有63、除尘器壳体设计承压能力。因空预器采用拉出布置，空预器烟道出口与除尘器入口距离缩短，除尘器入口喇叭口进气方向需改造为下进式，需要除尘器厂家对烟气进口喇叭口进行改造设计。5.1.2.6对连接管道影响由于空预器拉出锅炉钢架外布置到现有除尘器前烟道支架位置，空预器冷、热风、烟道接口向后移动，空预器出口与锅炉冷、热风道接口距离拉长。送风机及其入口冷风道维持原设计不变，送风机出口风道需要引至空预器改造后的冷风接口位置。除尘器入口的烟道，也需根据改造后空预器布置位置进行调整。详见冷风道,热风道,除尘器前烟道改造布置图F06731C-J04。5.1.2.7对除尘器前道路影响根据目前电厂运行情况，除尘器前环形道64、路主要作用为：送风机及除尘器检修通道，消防通道。烟道重新布置后，炉后消防通道上方仍留有5.5m净空，满足道路通行要求，因此脱硝改造后除尘器前道路仍可维持原状，不受影响。5.1.2.7对土建结构的影响现阶段，空预器及脱硝反应器的支撑钢架、烟道支架，所有的桩基、基础、地脚螺栓、0m以上的钢结构，均按照重新制作考虑。5.1.3 液氨卸料、储存及氨气制备系统5.1.3.1 液氨卸料、储存及氨气制备系统工艺方案在液氨存储和制备区，液氨通过卸料软管由槽车内进入液氨储罐。卸车时，卸料压缩机抽取液氨储罐内的氨气经加压后进入槽车，槽车内的液氨被压入液氨贮罐。液氨贮罐液位到达高位时自动报警并与进料阀及卸料压缩机电65、动机联锁，切断进料阀及停止卸料压缩机运转。储罐内的液氨通过出料管由储罐内的压力送至液氨蒸发槽，液氨在蒸发槽内气化，气化后的氨气进入氨气缓冲槽，缓冲槽可以提供稳定压力的氨气。氨气被送往SCR反应器区以供使用。氨储存和供应系统流程图见F06731C-J01。5.1.3.2主要设备1）卸氨压缩机卸料压缩机抽取储氨罐中的氨气，经压缩后将槽车的液氨推挤入液氨储罐中。在选择压缩机排气量时，要考虑储氨罐内液氨的饱和气压、液氨卸车流量、液氨管道阻力及卸氨时气候温度等。卸氨压缩机设置两台，一用一备。2）储氨罐本工程建设2个液氨储罐，液氨的储罐总容量，按照三台锅炉BMCR工况、在设计条件下每天运行24小时，连续运66、行7天的消耗量考虑。储罐上安装有超流阀、逆止阀、紧急关断阀和安全阀为储罐液氨泄漏保护所用。储罐还装有温度计、压力表、液位计、高液位报警仪和相应的变送器将信号送到脱硝控制系统，当储罐内温度或压力高时报警。储罐有防太阳辐射措施，四周安装有消防水喷淋管线及喷嘴，当储罐槽体温度过高时自动淋水装置启动，对槽体自动喷淋减温；当有微量氨气泄露时也可启动自动淋水装置，对氨气进行吸收，控制氨气污染。3）液氨供应泵液氨进入蒸发槽，可以使用压差和液氨自身的重力势能实现；也可以采用液氨泵来供应。根据本工程地理位置和环境气候特点，采用液氨泵方案。为保证氨的不间断供应，氨泵采用一用一备。4）液氨蒸发槽液氨蒸发所需要的热量67、采用蒸汽来提供热量，本工程氨区共需130kg/h蒸汽用于氨蒸发加热。蒸发槽上装有压力控制阀将氨气压力控制在一定范围，当出口压力达到过高时，则切断液氨进料。在氨气出口管线上装有温度检测器，当温度过低时切断液氨，使氨气至缓冲槽维持适当温度及压力，蒸发槽也应装有安全阀，可防止设备压力异常过高。液氨蒸发槽按照3台锅炉BMCR工况下液氨消耗量考虑，全厂设置2100容量液氨蒸发槽，一用一备。5）氨气缓冲槽(氨气积压器)从蒸发槽蒸发的氨气流进入氨气缓冲槽，通过调压阀减压成一定压力，再通过氨气输送管线送到锅炉侧的脱硝系统。氨气缓冲槽能满足为SCR系统供应稳定的氨气，避免受蒸发槽操作不稳定所影响。缓冲槽上也设置68、有安全阀保护设备。本系统设置两台氨气缓冲槽，一用一备。6）氨气稀释槽氨气稀释槽为一定容积水槽，水槽的液位由满溢流管线维持，稀释槽设计连结由槽顶淋水和槽侧进水。液氨系统各排放处所排出的氨气由管线汇集后从稀释槽低部进入，通过分散管将氨气分散入稀释槽水中，利用大量水来吸收安全阀排放的氨气。氨气稀释槽和废水池、废水泵等设备均按两台机组公用设置。本系统设置一台氨气稀释槽，一个废水池，两台废水泵，一用一备。7）稀释风机喷入锅炉烟道的氨气为空气稀释后的含氨量小于5的混合气体。所选择的风机满足脱除烟气中NOx最大值的要求，每台炉共设置2台稀释风机，一运一备。8）氨气泄漏检测器液氨区、SCR区注氨处设有氨气检测69、器，以检测氨气的泄漏，并显示大气中氨的浓度。当检测器测得大气中氨浓度过高时，在机组控制室会发出警报，操作人员采取必要的措施，以防止氨气泄漏的异常情况发生。电厂液氨储存及供应系统设在炉后，采取措施与周围系统作适当隔离。9）排放系统在氨制备区设有排放系统，使液氨储存和供应系统的氨排放管路为一个封闭系统，将经由氨气稀释槽吸收成氨废水后排放至氨区废水池储存，再经由废水泵排至厂内污水处理设施集中处理。10）氮气吹扫系统液氨储存及供应系统保持系统的严密性，防止氨气的泄漏和氨气与空气的混合造成爆炸是最关键的安全问题。基于此方面的考虑，在卸料压缩机、储氨罐、氨气蒸发槽、氨气缓冲槽、SCR区注氨处等位置均设有氮70、气吹扫管线。在液氨卸料之前通过氮气吹扫管线对以上设备分别要进行严格的系统严密性检查和氮气吹扫，防止氨气泄漏与系统中残余的空气混合造成爆炸危险。5.1.3.3 液氨区工艺用水、气烟气脱硝系统需要从厂区引接消防水、生活水，消防水用于氨气泄漏时的稀释喷淋水，瞬时最大水量按100m3/h考虑，生活水主要用于氨区的淋浴及洗眼站，此外氨区周围设置消防水环形管网及消防栓用于氨区的消防。氨区所需的仪用压缩空气耗量约为0.1Nm3/min，仪用压缩空气考虑在氨区附近综合管架上的压缩空气母管就近引接，并设置压缩空气储罐。设置工业水作为氨稀释罐用水和液氨蒸发槽少量补水，水耗量为最大15m3/h，间断使用，从附近水管71、网就近引接。氨区吹扫用氮气由氨区的氮气系统供应（氮气瓶），具体数量待下阶段与厂家进行配合。5.1.3.4 废水处理烟气脱硝系统不单独设置废水处理装置。来自氨压缩机、液氨贮罐、氨缓冲罐及相应封闭液氨、氨气管道的超压紧急排放的氨气经管道收集集中送至氨吸收罐用水吸收稀释，稀释到一定浓度后排至氨区废水池储存，再经由废水泵排至厂内污水处理设施集中处理。主要设备选型如下：表5.1-1 主要设备选型表序号名称规格型号单位数量1卸氨压缩机36m3，防爆等级为dIIAT1，电机15kW台22液氨存储罐卧式，30m3台23液氨蒸发槽蒸发能力， 200kg/h台24氨气缓冲槽3m3台25氨气稀释罐10m3台16稀释72、风机1650 m3/h，全压8000Pa，电机7.5kW台67废水泵台28液氨供应泵台2注：1.由于XX工程位于严寒地区，在低于-20情况下液氨不能靠自身压差将液氨存储罐中液氨输送到液氨蒸发槽，需要增设2台液氨供应泵。5.1.5脱硝装置总体布置5.1.5.1 SCR区脱硝SCR区的布置场地为锅炉K4轴至除尘器前烟道支架最后一排柱之间的场地，管式空预器拉出布置，SCR反应器采用外置式布置方案，SCR反应器及其进出口烟道均布置在拉出后的空气预热器框架顶部，SCR区CEMS小间布置在脱硝钢架内。本次SCR脱硝改造，空预器管箱暂不更换，仅考虑空预器具备更换为内镀搪瓷管的条件（两级空预器管箱之间的净空高73、度除了满足吹灰器及运行人员检修维护要求外，还应考虑未来更换镀搪瓷管空预器管箱增高的要求。）。脱硝改造后，为保证省煤器出口烟温满足锅炉不同负荷下满足SCR催化剂工作温度的要求，保证空预器出口热风温度不发生较大变化，并尽可能保证锅炉原有的设计效率，锅炉厂需要根据热力计算核算调整炉内省煤器布置方式。SCR区具体布置见图F06731C-J03。5.1.5.2 还原剂储存及制备区氨区布置在点火油库和除灰车库之间预留的脱硝氨区空地上，东边为厂外公路，西边是2号地下廊道和煤场。具体布置见图F06731C-Z01。5.1.5.3 道路及通道SCR反应器因布置在主厂房区域，同主厂房区域共用道路及通道。在氨区周围74、设置环行道路供卸载、消防和设备维修用。5.2电气部分5.2.1 电厂现有可用供电容量根据电厂方面提供的资料，每台机低压工作变压器都能满足脱硝负荷的增加，无需增容。5.2.2 液氨制氨方案根据脱硝工艺方案，新增主要负荷情况如下：每台炉低压负荷容量约80kW。可就近接入机组工作PC及锅炉MCC。5.2.3 火灾报警系统在氨区设置一套区域火灾报警系统。本系统由智能型火灾报警控制器、探测器、手动报警按钮及声光报警器组成。火灾报警控制器设有工作电源和直流备用电源，正常情况下由交流220V电源供电，当交流电故障时自动转换由直流备用电源供电。建筑物内的电话配线、火灾报警配线全部采用穿镀锌钢管暗敷设方式。建筑75、物外及装置区内的电缆沿仪表桥架敷设。5.3仪表和控制根据电厂现有控制系统条件，拟定本项目脱硝控制方案为：SCR区控制纳入机组DCS，I/O点暂按每台机组增加250点考虑，在原DCS系统内增设控制模件柜（含控制、通讯、I/O模件，配套直流电源等）和端子柜（含I/O端子板、继电器组件等，视情况确定是否另设继电器柜），与机组现有的DCS系统一体化配置。仪表及执行机构供电拟利用原有配电柜备用回路供电，备用回路不够时增加相应的配电柜，新增的DCS机柜、配电柜等布置在原有单元机组电子设备间内。脱硝公用氨区及其它公用系统（约150点）采用PLC控制，按照有就地值班点设计，PLC控制柜布置在就地电子设备间或控76、制室内。脱硝控制系统仪表选型遵循以下原则：DCS控制系统、温度、压力等仪表的品牌原则上与主体工程保持一致，最终由业主确定。脱硝NOx,O2,NH3分析装置拟采用进口有相应应用业绩的产品。对于氨区等有防爆要求区域内的仪表采用防爆产品。脱硝控制设备（含：控制系统、就地仪表及设备、电缆、安装材料等）均随主设备供货。5.4 消防部分采用液氨制备氨气方案，则液氨储存罐区需考虑消防措施。液氨储罐区（两座液氨贮罐）设置室外消火栓灭火系统，室外消火栓布置在防护堤外，消火栓间距不超过60m，布置在储罐区的两侧，每只室外消火栓2个DN65内扣式接口。液氨储存罐设置水喷雾系统，兼有喷淋冷却和灭火的功能。喷淋冷却水系77、统水源可采用电厂的消防水，当夏季液氨储存罐内温度升高超过限值时，由罐内温度检测系统联锁控制进水电动阀，自动开启喷淋冷却水降温系统冷却液氨储存罐，将罐内压力控制在安全范围内。喷淋冷却水或喷雾强度不小于5L/min.m2(设计按照9L/min.m2考虑)。当氨气泄漏检测器监测到液氨储罐区大气中氨含量高、有氨气泄漏时可启动水喷雾灭火系统，吸收外泄的氨气；水喷雾灭火系统的喷雾强度着火罐不小于9L/min.m2，距泄漏罐1.5 倍泄漏罐直径范围内的邻近罐喷雾强度不小于4.5L/min.m2；液氨蒸发区设备及管道上也应设水喷雾灭火系统，喷雾强度不小于9L/min.m2（设计按照9L/min.m2考虑）。因78、电厂有完善的消防系统，故本工程不另外设置增压系统，沿用老厂的设备，消防管道由电厂的消防主干管上面引接。水雾喷头的工作压力为0.35MPa。本项目附带的配电室和其他建筑内配置灭火器等移动式灭火设备，无需设置室内消火栓。5.5采暖、通风与空气调节5.5.1 采暖本工程设集中采暖，采暖供回水温度为110/70。液氨蒸发设备间冬季采暖室内设计温度为5。控制室冬季采暖室内设计温度为18。5.5.2 通风配电室采用自然进风，机械排风的通风方式来排除室内余热，其通风量按有效排除室内余热量和通风换气量不少于12次时计算并取最大值，排热通风机兼作事故排风用，排风采用轴流风机。火灾时，风机电源自动切断，以防止火灾79、蔓延。5.5.3 空气调节控制室设置分体空调来满足电控设备和人员对环境温度的要求。5.6土建部分5.6.1 SCR区本次拟对三台机组进行脱硝改造。根据已有厂区条件及工艺布置，脱硝钢架拟建在锅炉与电除尘之间。因拟建位置与原有烟道支架位置冲突，原有烟道支架须整体拆除。空预器及脱硝反应器支撑钢架上部结构拟采用独立的钢框架结构，辅以竖向及水平支撑承受水平力。在锅炉与电除尘之间设置3排钢柱共15根，跨度分别为5.3m，6.5m，柱距均为7m，总长为28m，高度约40m。脱硝钢架基础拟采用原用电石渣整体换填过的地基做独立基础。5.6.2液氨区根据工艺布置，液氨区设置在厂区南角。液氨区设置的建构筑物有：液氨80、储罐区，液氨蒸发区，废水池及配电控制间。液氨储罐区长约20m，宽约14m。四周设置砖砌防火堤，高度0.6m；液氨储罐上设轻钢结构遮阳棚，高度约为6.9m。遮阳棚基础暂按天然地基做独立基础考虑。液氨蒸发区长约11m，宽约7.5m。四周设置砖砌防火堤，高度0.6m；液氨蒸发区上设轻钢结构遮阳棚，高度约为6.9m。遮阳棚基础暂按天然地基做独立基础考虑。废水池为带顶板的混凝土箱型结构，顶部设废水泵。在液氨区设置液氨控制室，建筑面积42m2，建筑高度5.5m。370厚多孔砖墙体围护。外墙采用丙烯酸涂料+80厚聚苯板保温层，内墙采用乳胶漆涂料，轻钢龙骨石膏板吊顶，复合钢板门，铝合金双层窗,地砖地面,屋面采81、用80厚聚苯板保温层+合成高分子卷材防水，上部结构为混凝土框架结构，基础暂按天然地基做独立基础考虑。5.7脱硝装置总平面布置5.7.1 总平面布置原则脱硝工程的总体布置以满足工艺要求和尽可能降低工程费用及运行费用为原则，在满足火力发电厂总图运输设计规程、建筑设计防火规范、火力发电厂与变电所设计防火规范的要求的前提下，在多次考察现场的可用场地后，提出了如下的布置方案。5.7.2 SCR区总平面布置方案脱硝SCR区的布置场地为锅炉K4轴至除尘器前烟道支架最后一排柱之间的场地。脱硝改造将空预器拉出布置，SCR反应器和反应器入口及出口烟道均布置在空预器框架上方。5.7.3氨区总平面布置方案5.7.3.82、1 液氨制氨方案本工程拟采用场地可用面积约2500m2，能够满足布置氨区的相关建（构）筑物。氨区布置由西向东依次有液氨储罐，液氨卸载及蒸发区，配电控制室。在氨区四周已有4-6m宽环形道路以满足消防要求。其中配电、控制室与液氨卸载区之间道路采用7m，以便液氨卸载。液氨区道路与附近冷却塔区道路相接。道路转弯半径采用9m。氨区用地面积约2000m2，需新增道路及广场约500m2，新增氨区围墙长150m。氨区与周边建（构）筑物的主要距离见下表。表5.7-1 氨区与周边建（构）筑物的主要距离一览表项目氨罐（2台液氨储罐容量共60m3）安全距离要求（m）设计距离（m）道路1523.45油罐区2543.9083、除灰车库1536.20脱硝区域总平面规划布置图详见F06731C-Z01。5.8 脱硝灰处理拟不设脱硝灰斗及其单独输送系统，脱硝灰拟考虑沿烟道直接吹送到除尘器灰斗。5.9标书编制原则本工程涉及到锅炉本体接口、锅炉钢架、空气预热器、省煤器改造，以上涉及到的改造范围均为电厂的重要设备，改造效果好坏对机组安全性均有重大影响。建设过程可单独分包招标，也可采用EPC建设模式，先选定总的EPC厂家，再由EPC厂家进行分包、业主认可。6. 环境保护与水土保持6.1 概述新疆华泰重化工责任有限公司2135MW热电联产电厂位于乌鲁木齐市XX新区，属乌鲁木齐东山区金河工业园范围。厂址以西为乌市七道湾路，以东为神华84、新疆公司下属部分企业，以南紧邻XX化工园，以北紧邻米泉市南郊。该厂址位于城市规划范围内，四周均有城市道路通过。电厂目前装机容量为2135MW高温高压、燃煤、湿冷、供热式汽轮发电机组及3410t/h高温高压煤粉锅炉，2010年11月机组投入运行。根据火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2011），自2014年7月1日起，现有火力发电燃煤锅炉NOx排放浓度限值为100mg/Nm3（以NO2计、干烟气、6%含氧量）。为此，新疆华泰重化工责任有限公司3410t/h锅炉需要进行脱硝改造，以满足氮氧化物排放浓度100mg/Nm3的环保排放要求。6.2 环境空气影响分析本工程为技改项目，对现有电厂进行85、烟气脱硝，本项目属环保治理项目，其目标是保护和改善乌鲁木齐市环境空气质量、改善电厂周边人民的生活环境、促进乌市经济可持续发展，并满足将来日益严格的国家环保排放标准。本工程的实施本身不新增环境空气污染物的排放，不会对环境空气构成污染影响。同时，本工程实施后将对电厂的环境空气污染物的排放产生削减作用，从而对本区域的环境空气质量产生正面影响。根据目前XX化学华泰重化工有限责任公司（XX）热电厂机组的运行的实测数据，锅炉负荷在50%100%条件下，脱硝装置入口烟气NOx浓度一般在380450mg/Nm3（按NO2计、干烟气、6%含氧量），本次脱硝技改工程，脱硝装置入口NOx浓度按照450 mg/Nm386、（按NO2计、干烟气、6%含氧量）计算。本工程烟气脱硝采用选择性催化还原法（SCR），脱硝效率为80%，脱硝后氮氧化物排放浓度可满足火力发电厂大气污染物排放标准（GB 13223-2011）中氮氧化物排放浓度100 mg/Nm3的限值要求。经烟气脱硝后NOx排放量及排放浓度较脱硝前大为降低，按脱硝装置进口烟气NOx浓度450mg/Nm3计，3台锅炉的NOx总排放量可从0.469t/h减少到0.094t/h，年排放量从3051t/a减少到610t/a，极大减少了电厂对环境的污染。6.3 水环境影响分析烟气脱硝系统不单独设置废水处理装置，氨气喷淋稀释后的间断废水排入氨区废水池储存，再经由废水泵排至87、厂内工业废水处理站处理。6.4 声环境影响分析本烟气脱硝工程噪声主要由氨压缩机、风机及各种泵产生，噪声值为5065dB（A），这些设备布置在厂内噪声源集中区，对厂内有一定的影响。本工程厂址位于新疆维吾尔族自治区乌鲁木齐东山区金河工业园范围，厂址周围均为工矿企业和交通干道，无特殊的噪声敏感点，本工程设备产生的噪声对周围环境影响较小。6.5 水土保持本工程为SCR脱硝改造工程，场地为电厂建设时预留的SCR脱硝改造工程用地，不需新增土地。本工程施工区域相对集中，工程开挖面将视工程需要采取不同治理措施。技改区域内的开挖面及时平整，少量弃土清运到当地有关部门指定地点。6.6 结论本工程属环保治理项目，实88、施后电厂3台锅炉的氮氧化物排放量可削减约2441t/a，能对改善厂址区域大气环境质量起到积极作用。依据相关法规，本工程应向主管部门报批环境影响评价文件及水土保持方案报告。有关本工程对环境的影响程度和环境保护及水土保持治理措施，应以批复的环境影响评价文件和水土保持方案报告为准。7. 劳动安全与职业卫生7.1 防火、防爆(1) 按建筑设计防火规范和火力发电厂及变电所防火设计规范设置各建（构）筑物的防火间距和消防通道；(2) 建（构）筑物的耐火等级和火灾危险性确定应满足火力发电厂设计技术规程和建筑设计防火规范的要求。安装在有爆炸危险场所的电气设备，其防护等级必须达到国家标准规定的要求；(3) 附属建89、筑物设置安全出入口和安全通道；(4) 各类控制室与电缆夹层、电缆井之间的各围护构件上的孔洞，其空隙采用非燃烧材料堵塞严密；(5) 为了保证良好的工作环境和防止烫伤工作人员，对于高温热源和外表面温度高于50的管道和设备，均作保温和隔热防护；(6) 装置和设备的布置不应形成难以检查和清洗的死角和坑，以防其中聚集可燃性物质；(7) 配电室设防火门。配电装置采用成套设备，电气设备有“五防”措施；(8) 按规程设置消防报警系统。7.2 防尘、防毒、防化学伤害(1) 在有易发生粉尘飞扬的区域，首先是做好设备系统的密封，其次设置必要的除尘设施；(2) 液氨车间及压缩机室设计自然进风、机械排风装置，以满足人员90、和工艺设备的要求； (3) 氨区设置一套的淋浴及洗眼站，以便工作人员可及时进行清洗和处理，确保劳动安全；（4）液氨储罐区（两座液氨贮罐）设置有自动水喷雾系统，当储罐槽体温度过高时自动淋水装置启动，对槽体自动喷淋减温。当氨气泄漏检测器监测到液氨储罐区大气中氨含量高、有氨气泄漏时可启动水喷雾灭火系统，吸收外泄的氨气，以控制氨气浓度超标时对人员造成伤害。7.3 防电伤、防机械伤害和其它伤害防电伤措施：(1) 电气设备应采取必要的机械，电气联锁装置以防止误操作；(2) 电气设备设计严格按照带电部分最小安全净距执行；(3) 电气设备选用有五防设施的设备；(4) 在高压电气设备的周围按规程规定设置栅栏，遮91、拦或屏蔽装置；(5) 对于可能直接接触的带电装置和设备，应采取对带电部分进行隔离或加保护罩（保护网）的方式进行防护；(6) 对于可能间接接触的带电装置和设备，也应有相应的保护措施；(7) 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；(8) 各元件的控制回路均设有保险、信号、监视、跳闸等保护措施；(9) 所有电气设备应有防雷击设施并有接地设施。7.3.2 防机械伤害措施：(1) 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；(2) 设备布置，设计时留有足够的检修场地。7.3.3 其它伤害防止措施(1) 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92、滑倒；(2) 在楼梯孔平台等处周围设置保护沿和栏杆，以防高处跌伤。7.4 防暑、防潮脱硝电控室设置排风机、空调机等通风降温设备。7.5 防噪声、防振动(1) 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) 对高噪音设备加装隔声罩；(3) 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；(4) 主设备及辅助设备的基础和平台作防振处理。对可能产生振动的管道作防振加固处理。7.6建议电厂应委托有安全预评价资质（甲级）的技术服务机构编制本工程安全预评价报告，以便指导下一阶段设计工作。8. 节约与合理利用资93、源本项目节能、节水、节地的主要措施有：(1) 采用高效烟气SCR脱硝工艺，采取分区优化布置，灵活、充分、有效的利用现有场地，减少总占地面积。同时该工艺消耗淡水很少，可以节约宝贵的水资源。(2) 采用高性能设备，保证设备在各种工况下高效、经济运行。(3) 对工艺系统及布置进行优化，减少热损失，降低系统压力损失，可以减少设备能量消耗，降低厂用电。(4) 采用新型节能电气设备，可以节约电能。(5) 合理规划电缆走向，优化布置，减少供电损失。9. 环境、社会、经济效益9.1 环境效益本项目选用的脱硝工艺脱硝效率达80%以上，处理后的烟气NOx排放浓度可以满足火电厂大气污染物排放标准（GB 13223-94、2011）的要求，并预留了进一步提高脱硝效率的条件。经烟气脱硝后NOx排放浓度及排放量较脱硝前大为降低，按脱硝装置进口烟气NOx浓度450mg/Nm3计，3台锅炉的NOx总排放量可从0.469t/h减少到0.094t/h，年排放量从3051t/a减少到610t/a，极大减少了电厂对环境的污染。本脱硝工程投运后，将减排大量NOx，为乌鲁木齐市乃至新疆维吾尔族自治区NOx总量控制作出贡献。9.2 社会效益电厂排放的污染物对环境质量的影响也是不可忽视的。环境质量的恶化势必阻碍当地经济的可持续发展，影响公众的生活质量和生活水平。由NOx导致的酸雨不仅使土壤酸化，还造成有毒金属的溶解流动，损伤植物根系，95、影响农作物的光合作用和抗病害能力，造成农产品的质量和产量下降。电厂脱硝工程的实施，可使NOx排放量将减少80，对节能减排起到积极作用。配置烟气脱硝装置后，使得电厂在提供本地区经济发展所需的电力和热能的同时，环境污染也能得到有效的控制，是可持续发展战略的具体体现。由于电厂建设而推动的经济发展，也必将进一步提高本地区的环境治理水平，提高建厂地区的环境质量。本工程采用煤种适应性广的高脱硝效率和高可用率的脱硝装置，能有效的留出较大的环境容量，从而更加有利于乌鲁木齐市社会经济发展。9.3 经济效益按照脱硝装置进口烟气NOx的浓度按450 mg/Nm3要求。按此计算，本工程脱硝装置投入运行后，本工程脱硝装96、置投入运行后，三台机组每年可节省排污费约139万元。根据国家产业政策、区域环境质量状况和污染物排放总量控制要求，本次脱硝工程实施后可为其它工程腾出环境空间，为促进地区经济发展创造有力条件。因此本项目的实施所取得的其它经济效益应视为本项目的间接效益。从这点看，本项目的间接经济效益是十分巨大的。综上所述，本烟气脱硝工程实施后，具有较好环境效益、社会效益和经济效益。10. 结论与建议10.1 主要结论意见10.1.1根据火电厂大气污染物排放标准（GB 13223-2011）的相关规定，自2014年7月1日起，现有火力发电燃煤锅炉NOx排放浓度限值为100mg/Nm3（以NO2计、干烟气、6%含氧量）97、。根据目前XX化学华泰重化工有限责任公司（XX）热电厂机组的运行的实测数据，锅炉负荷在50%100%条件下，脱硝装置入口烟气NOx浓度一般在380450mg/Nm3（按NO2计、干烟气、6%含氧量），已不能满足火电厂大气污染物排放标准（GB 13223-2011）的要求，本工程的建设是必要的。10.1.2XX化学华泰重化工有限责任公司（XX）热电厂3台锅炉出口烟气中NOx含量按450mg/Nm3计算，采用SCR脱硝改造后，出口烟气NOx浓度100mg/Nm3（脱硝装置入口浓度按450mg/Nm3、脱硝效率按80%设计），并预留进一步降低NOx浓度的空间。10.1.3烟气SCR脱硝工艺技术成熟、98、系统简单、脱硝效率高，已有较多的成熟运行实绩，符合XX电厂的实情和国家、地方有关脱硝产业技术政策。本次脱硝改造工程具有较好的环境效益和社会效益。10.1.4本项目每台锅炉尾部增加一套SCR脱硝装置，采用高尘布置方案（省煤器和空气预热器之间），不设省煤器旁路和SCR旁路，空气预热器采用拉出布置方案，SCR反应器布置在空气预热器的顶部。本次SCR脱硝改造，空预器管箱暂不更换，仅考虑空预器具备更换为内镀搪瓷管的条件（两级空预器管箱之间的净空高度除了满足吹灰器及运行人员检修维护要求外，还应考虑未来更换镀搪瓷管空预器管箱增高的要求。）。脱硝改造时需拆除并改造现有锅炉高温段省煤器出口至除尘器入口的所有部件99、，并对省煤器、冷风道、热风道、烟道、空预器及脱硝反应器支撑钢架、烟道支架、平台扶梯、紧身封闭进行改造或者新建。10.1.5还原剂制备采用液氨由于液氨属于危险化学品，其储存、运输均需要取得当地安全、交通、运输等主管部门批准。10.1.6脱硝工程的场地、用电、用水及其它建设条件均能满足改造要求。10.1.7XX化学华泰重化工有限责任公司（XX）热电厂三台锅炉采用烟气SCR脱硝工艺在技术和经济上是可行的，也是合理的。10.2存在的问题和建议10.2.1 本工程是改造项目，建议实施过程中根据锅炉实测烟气参数确定烟气脱硝装置的设计工况和校核工况，并充分考虑煤源煤质变化带来的影响。10.2.2现阶段只是提100、出了锅炉本体需要改造的内容，下阶段需要与锅炉厂详细核实改造方案，配合完成相关改造配合工作。10.2.3由于增设脱硝装置属于技改工程，实施过程中要注意和锅炉构架、原有锅炉房管道、厂区地下设施的配合，减少碰撞。10.2.4建议项目业主尽快落实液氨的来源并取得供货协议、确定运输路径。采用液氨制氨工艺，并取得政府有关主管部门许可。锅炉加装脱硝装置后，锅炉尾部烟气约有1%的SO2转换为SO3。在脱硝过程中由于氨的不完全反应，必然存在氨的逃逸现象，一般控制在3ppm以内。因此加装SCR脱硝后生成的SO3会和烟气中逃逸的氨反应，生成硫酸氢铵和硫酸铵。硫酸氢铵在高温时处于气态，但在低温时变为固态，在15023101、0温度范围内为液态。液态硫酸氢铵是一种粘性很强的物质，在烟气中会粘附飞灰，造成堵塞。与此同时，烟气中的SO2经过催化剂时，部分SO2将被氧化为SO3，SO3的增加使尾部烟气露点提高，加剧了预热器的低温腐蚀。经多方与国内各大锅炉厂和脱硝厂家沟通，配置管式空预器的锅炉加装SCR脱硝装置，在国内基本还没有投入运行的实例。由于管式空预器无法象回转式空预器安装高压水冲洗装置对冷端受热面进行冲洗，因此逃逸的氨和SO3生成硫酸氢铵在管式空预器内凝结而造成的堵灰，仅仅依靠声波或者蒸汽吹灰的方式能否达到理想的清理效果，是否会造成严重的腐蚀，目前还缺少运行的实例判定。鉴于本工程锅炉刚运行不久即面临改造脱硝情况，经102、过多方沟通交流，提出如下思路解决硫酸氢铵堵灰的问题：1） 在锅炉正常运行的情况下尽可能提高烟气流速来延缓堵塞。由于不能从源头降低硫酸氢铵生成，且对锅炉运行有较高要求，这一方法控制硫酸氢铵堵灰的能力有限。2） 控制氨的逃逸率及SO2氧化为SO3的转化率，从而降低硫酸氢铵的生成。3） 选择合适的管式空预器吹灰器，加强空预器的吹灰。4） 将管式空预器修改为回转式空气预热器，每台锅炉设置1台两分仓回转式空气预热器，回转式空预器防止堵灰和腐蚀的措施有：回转式空预器烟气与空气不是同时与受热面接触，烟气与受热面接触时温度高，这种工艺结构本身可以降低低温腐蚀的风险；带有高压冲洗水系统，采用双介质吹灰器（高压水103、+蒸汽），对换热元件进行在线蒸汽吹扫和高压水冲洗，及时清除换热元件上的硫酸氢铵及其他杂质，减少空预器腐蚀和堵塞的风险。管式空预器由于管箱高度较高，清洗效果不如回转式空预器效果好。采用镀搪瓷表面冷端元件，既保证抗腐蚀，又保证表面清洗干净。采用搪瓷表面传热元件可以隔断腐蚀物（硫酸氢铵和由SO3吸收水分产生的H2SO4）和金属接触，而且表面光洁，易于清洗干净。搪瓷层稳定性好，耐磨损，使用寿命长，一般不低于5万小时。采用管式空预器时建议采用镀搪瓷工艺（镀搪瓷的范围是低温段空预器还是中温段及低温段空预器，招投标及施工图阶段配合确定）。10.2.6设备招投标阶段，建议请投标厂家，按照采用管式空气预热器（本期暂不更换管箱，并预留镀搪瓷管空预器的布置空间和荷载。）、每台锅炉配置1台回转式空预器两个方案来进行方案比较并进行单独报价。本工程锅炉刚运行不久即面临改造脱硝情况，如果修改为回转式空气预热器，投资成本预计将会有所增加。根据“十二五”规划纲要，今后5年，氮氧化物排放量要削减10。在环保日益严格要求条件下，新建和已建电厂面临脱硝改造的局面，脱硝改造中管式空预器硫酸氢铵堵塞如何解决问题将日渐突出。据了解，广东某电厂实施了管式空预器并增设了SCR脱硝，下阶段将根据工程进展情况，了解其实际运行情况，对系统进行总结、完善，使管式空预器硫酸氢铵堵塞问题得到合理有效的解决。