1、主力发电厂烟气脱硝工程建设项目可行性研究报告XX工程咨询有限公司二零XX年XX月主力发电厂烟气脱硝工程建设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97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2、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3、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699 生产管理与人员编制709.1 生产管理709.2 人员编制7010 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7210.3 项目实施过程问题7210.4 项目实施轮廓进度724、11 投资估算与财务评价7411.1 投资估算7411.2 财务评价7612 主要结论与建议8012.1 结论8012.2 建议8013 附件及附图8013.1 投资估算附表8113.2 附图811 概 述1.1 项目背景XXC电厂位于广东省东莞市XX镇，为广东省主力发电厂之一。XX发电厂C厂总装机容量为1980MW(3660MW)，电厂全套发电设备由国外进口，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。XXC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5、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。XXC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。6、XXC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，NOx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7、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”。2011年1月13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【2011】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XXC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8、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(DL/T5375-2008)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2009、8166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2008102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【2011】3号）文件。(4) 相关的参考文件。1.4 主要编制原则(1) 脱硝机组规模本工程脱硝机组规模按3660MW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80%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。(610、) 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98%。(11) 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11、院接到XXC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XXC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XXC电厂脱硝工程可行性研究报告初稿。2 电厂工程概况2.1 厂址条件及自然条件 厂址概况XXC电厂位于广州市东南约99km的珠江口东岸，装机容量为3660MW，属广东省东莞市XX镇辖区。厂址北距XX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XXC电厂的西侧是已经建成的XXB电厂（23512、0MW燃煤机组）和XXA电厂（3200MW+2300MW燃煤机组），至目前为止，该厂址总装机容量已达3880MW。 交通运输.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4m，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 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+20.513、m，最小曲率半径15m，最大坡度4.6%，设计荷载为汽-20，挂-100。太沙公路在XX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料也可通过汽车运输解决。 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：-1.84m(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14、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最大日降雨量：443.40mm最大时降雨量：83.90mm历年平均气压：101.070kPa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57次不等，其中强台风占66%，最大风速30m/s。 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、15、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；(2)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 煤种及煤质 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Wy9.2312.00灰份Ay12.4613.00挥发份Vr25.0627.33固定碳53.2547.67碳份Cy64.3660.51氢份Hy4.15316、.62氧份Oy8.289.94氮份Ny0.890.70含硫量Sy0.630.43低位发热量Qdwkcal/kg59805445kJ/kg2503722797高位发热量Qgwkcal/kg62615715kJ/kg2621323927灰变形温度T112001130灰软化温度t212901160灰熔化温度T313101210可磨度（哈氏）4954灰特性分析符号单位设计煤种校核煤种SiO264.0336.71Al2O320.5013.99Fe2O35.9711.36CaO5.7522.92TiO20.900.00MgO0.351.28SO31.209.30Na2O0.201.23K2O0.430.717、3P2O50.67-2.3 电厂机组状况 电厂规模XX发电厂C厂总装机容量为1980MW(3660MW)，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。 电厂主要设备及参数.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%BMCR。锅炉主要参数如下：项 目 单 位设计煤（国产煤）校核煤（进口煤）BMCRTMCR18、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325324320、23288325324323288炉膛出口过剩空气系数1.201.201.201.201.201.201.201.20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kPa1.371.191.170.421.321.161.100.42.2 空气预热器本工程配备ABB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-VI（T）802数量台22转子速度主传动22、（电动）r/min1辅传动（气动）r/min1/153传热元件热段（高度/）mm914中间热段（高度）mm813冷段（高度）mm305备用层（高度）mm3054设计漏风率8%.3 中速磨煤机原磨煤机采用的是ABB-CE磨煤机制造厂的碗式磨煤机（HP983），设计煤种煤粉细度R9018.4，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/min.4 一次风机原一次风机采用美国NOVENCO风机制造厂生产的双级动叶可调轴流风机，相关参数如23、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 电动机电压等级 10kV电动机功率 1679kW转速 1490r/min.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 9815氨消耗量(脱硝效率80%)kg/h30416单个反应器尺寸(长宽高)(脱硝效率80%)mm8.41600012500 SCR工艺系统电厂烟气脱硝SCR工艺系统包括氨气制备系统和脱硝反应系统两部分组成。.1 脱硝反24、应系统脱硝反应系统由触媒反应器、氨喷雾系统、空气供应系统所组成。1) 烟气线路SCR反应器位于锅炉省煤器出口烟气管线的下游，氨气均匀混合后通过分布籍导阀和烟气共同进入反应器入口。脱硝后的烟气经空气预热器热回收后进入静电除尘器和FGD系统，经烟囱后排入大气。2) SCR反应器反应器采用固定床平行通道型式，采用两层，另外预留一层作为未来触媒，脱硝效率低于需要值时安装使用，此作用乃为增强脱硝效率并延长有效触媒的寿命。反应器为自立钢结构型式，带有对机壳外部和内部触媒支撑结构，能承受内部压力、地震负荷、灰尘负荷、触媒负荷和热应力等。机壳外部施以绝缘包裹，支撑所有荷重，并提供风管气密。触媒底部安装气密装置25、，防止未处理过的烟气泄漏。触媒通过反应器外的触媒籍载器从侧门放入反应器内。3) SCR触媒(催化剂)催化剂是SCR系统中的主要设备，其成分组成、结构、寿命及相关参数直接影响SCR系统脱硝效率及运行状况。要求SCR的催化剂：(1)具有较高的NOX选择性；(2)在较低的温度下和较宽的温度范围内，具有较高的催化活性；(3)具有较好的抗化学稳定性、热稳定性、机械稳定性；(4)费用较低。催化剂在使用过程中因各种原因而中毒、老化、活性降低、催化NOX还原效果变差，当排烟中氨的浓度升高到一定程度时，表明催化剂需要更换。SCR的催化剂市场上有三种：贵金属催化剂、金属氧化物催化剂和沸石催化剂。这三种催化剂各有特26、点，都有一定程度的应用。贵金属催化剂是20世纪70年代开发出来的，最早用于SCR系统。这些催化剂对选择性还原NOX 很有效，但也容易氧化NH3，且价格昂贵。于是人们研制出金属氧化物催化剂，现在贵金属催化剂主要用于低温和天然气烟气的SCR系统中，它们在低温时可以有高脱硝率和CO氧化效果。在各种金属氧化物催化剂中，V2O5-W03(MoO3)/TiO2在NO还原和SO2氧化上有很大优势，应用较为广泛。SCR中用钒做活性元素是20世纪60年代发现的，在20世纪70年代发现了钛基支撑的钒稳定性和活性有很大提升。钒对NO还原有很好的活性，但同时带来了SO2氧化。TiO2在氧和SO2存在的情况下，抗硫化效27、果较好。因此催化剂中钒的含量一般较低，在高SO2浓度时小于1%(重量比)。同时采用WO3(MoO3)(约10%6%)来增加催化剂的酸性、活性和热稳定性，限制SO2的氧化。而且，当烟气中有砷时MoO3能够阻止催化剂失效。硅铝酸盐和光纤玻璃作为陶瓷添加剂增加催化剂的机械性能和强度。V2O5-W03(MoO3)/TiO2用于传统SCR，运行温度在300400间。高钒催化剂可用于天然气机组的低温SCR。沸石催化剂主要用于燃气复合循环机组的高温SCR系统，酸性沸石携带金属离子在高温时(最高达600)还原NOX活性好，而此温度区域金属氧化物催化剂不稳定。在SCR反应器里催化剂分层布置，一般为23层。当催化28、剂活性降低后，依次逐层更换催化剂。催化剂结构一般有蜂巢型、平板型和波纹板型三种。蜂巢型催化剂有较大的几何比表面积，防积尘和堵塞性能较差，阻力损失大。板式催化剂比蜂窝型催化剂具有更好的防积尘和堵塞性能，但受到机械或热应力作用时，活性层容易脱落。且活性材料容易受到磨损，骨架材料必须有耐酸性，以防达到露点温度时SO2带来的危害。这几种催化剂结构型式性能比较见表5.1-3。世界上电站烟气脱硝催化剂的主要类型 蜂窝式 板式 波纹式表5.1-3 催化剂型式性能的比较类 型蜂 窝 式板 式波 纹 式成型陶制挤压，成型均匀，整体均是活性成分金属作为载体，表面涂层为活性成分波纹状纤维作载体，表面涂层为活性成分优29、点1) 比表面积大、活性高2) 所需催化剂体积小3) 高度自动化生产4) 催化活性物质比其他类型多50-70%5) 催化剂可以再生1) 烟气通过性好(不易产生堵塞)。2) 高度自动化生产1) 比表面积比板式大2) 重量轻(只有其他类的40-50%)。3) 高度自动化生产缺点1) 烟气流动条件不好时，表面可能产生一定堵塞，但可以通过流态模型试验来改善。2) 主要不用于高尘烟气1) 比表面积小，催化剂体积大。2) 实际活性物质比蜂窝式少50%。3) 上下子模块之间占据一定空间(长度为0.4-0.6m，达到蜂窝式相同长度需要2个模块。)4) 再生时SO2/SO3转化率高。1) 对烟气流动性很敏感，主30、要用于低尘。2) 活性物质比蜂窝式少70%。3) 模块结构与板式接近，有同样的问题。4) 兼有蜂窝式、板式的缺点。蜂窝式催化剂以其比表面积大、活性高、体积小等突出优点市场份额日益扩大，目前占据了80%催化剂市场份额，而板式和波纹式市场份额却逐渐减少分别降到了15%和5%。特别是最近几年，蜂窝式催化剂以其高的比表面积、低体积、可再生和回收处理而被越来越多地应用于烟气脱硝工程中。在SCR运行过程中催化剂会因各种物理化学作用导致活性降低，引起催化剂失效的因素主要有：沉积：烟气中细小飞灰颗粒沉积在催化剂表面，导致表面微孔阻塞，降低催化剂反应活性，如硫酸钙、氨化合物(硫酸氢氨或者硫酸二氨)都会引起催化剂31、堵孔；碱性金属中毒：如钾、钠等；砷中毒：当钒催化剂与氧化砷相互作用时，形成挥发性的钒化合物；钒 催化活性降低，还可能与形成氧钒钒酸盐有关，或与生成钒青铜类型的化合物有关；烧结：局部催化剂因温度过高而烧结，集体化活性降低；冲蚀：高灰烟气中灰粒游动过程中对催化剂的撞击、磨蚀会造成催化剂的机械损伤。由于催化剂更新成本昂贵，如何在SCR系统运行中延长催化剂使用寿命和催化剂再生、更好的催化剂的研发成为研究焦点。为减少催化剂砷中毒，可以在燃料中添加石灰石以降低烟气中砷浓度水平。但另一方面CaO会生成CaSO4，堵塞催化剂反应孔。为了清除催化剂表面的沉积灰，反应器内可安装吹灰器吹扫催化剂表面。对于因堵塞而失32、效的催化剂，可采用喷沙清理法再生，将0.1mm的沙粒吹入催化剂活性衰退部位，回收的催化剂接近原催化剂的反应性能。本工程采用何种类型的触媒，建议根据SCR供货商提供的整套SCR系统性能和成本综合比较后决定。4) 催化剂填装催化剂模块用卡车运到指定的地点，然后利用催化剂的卸载设备卸载。在卸载设备中催化剂模块被旋转90度呈垂直放置。催化剂模块被吊到反应器的平台上，再利用平台上的电瓶车运到反应器的加料门里。这些模块由一个单轨起重机提升并运送到反应器里各自的催化剂排里放置。通过反应器的内部轨道系统运送到自己的在排中的最终位置。当一排催化剂被填满后，催化剂运输车被单轨起重机移到下一个排，直到所有的催化剂排33、被填满。5) 氨/空气喷雾系统氨和空气在混合器和管路内借流体动力原理将两者充分混合，再将此混合物导入氨气分配总管内。氨/空气喷雾系统含供应函箱、喷雾管格子和喷嘴等。每一供应函箱安装一个节流阀及节流孔板，可使氨/混合物在喷雾管格子达到均匀分布。手动节流阀的设定是靠从烟气风管取样所获得的NH3/NOX的摩尔比来调整。氨喷雾管位于触媒上游烟气风管内。氨喷雾管里含有喷雾管和雾化喷嘴。氨/空气混合物喷射NOX浓度分布靠雾化喷嘴来调整。6)SCR控制系统烟气脱硝系统的控制在本机组的DCS系统上实现。控制原理SCR烟气脱硝控制系统利用固定的NH3/NOX摩尔比来提供所需要的氨气流量，进口NOX浓度和烟气流量34、的乘积产生NOX流量信号，此信号乘上所需NH3/NOX摩尔比就是基本氨气流量信号。根据烟气脱硝反应的化学反应式，一摩尔氨和一摩尔NOX进行反应。氨气流需求信号送到控制器并和真实氨气流的信号相比较，所产生的误差信号经比例加积分动作处理去定位氨气流控制阀。若氨气因为某些连锁失效造成喷雾动作跳闸，届时氨气流控制阀关断。根据设计脱硝80%的效率，依据ECO入口NOX浓度和设计中要求的最大3ppm的氨滑失率计算出修正的摩尔率并输入在氨气流控制系统的程序上。SCR控制系统根据计算出的氨气流需求信号去定位氨气流控制阀，实现对脱硝的自动控制。通过在不同负荷下的对氨气流的调整，找到最佳的喷氨量。氨供应所测量的氨35、气需进行温度和压力修正。从烟气侧所获得的NOX讯号馈入控制器，控制器具有计算所需氨气流量的功能，并利用氨气流量控制所需氨气，使摩尔比维持固定。为确保操作安全及预防触媒损害，氨气供应管线上装设一个氨气紧急关断装置，下列任何一种情况发生，均会使关断阀动作：、进口烟气温度低；、进口烟气温度高；、氨气对空气稀释比高。其动作限值见表5.1-4表5.1-4 氨气紧急关断装置设定值序号项 目操作值报警点关断阀动作点1SCR反应器入口温度(高位)3524004202SCR反应器入口温度(低位)3522902803氨气对空气稀释比4%12%14%稀释空气供应进入氨/空气混合器的稀释空气采用手动调节，一旦空气调整36、后空气流就不需随锅炉负荷而调整。氨气和空气流设计稀释比最大为5%，当锅炉低负荷且NOX浓度低时，氨浓度将降低至5%，为防止烟气回流，在氨气线上且在氨/空气混合器的上游装有止回阀。稀释空气由稀释风机供给。烟气脱硝反应系统主要功能是将烟气系统中的氮氧化物通过与氨反应分解为氮气和水两种物质。此系统是基于以下三种因素考虑而设计：触媒形式和节距按给定的流程达到最佳效果进行选择。脱硝系统反应器及触媒块作紧凑布置，以减小安装空间并节省SCR系统反应区域。有效保护触媒，防止有毒物质损坏触媒。.2 液氨储存及供应系统液氨储存和供应系统包括液氨卸料压缩机、液氨储槽、液氨蒸发槽、氨气缓冲槽及氨气稀释槽、废水泵、废水37、池等。液氨的供应由液氨槽车运送，利用液氨卸料压缩机将液氨由槽车输入液氨储槽内，储槽输出的液氨在液氨蒸发槽内蒸发为氨气，经氨气缓冲槽送达脱硝系统。氨气系统紧急排放的氨气则排入氨气稀释槽中，经水的吸收排入废水池，再经由废水泵送至废水处理厂处理。液氨储存和供应系统的控制由就地PLC实现 。1) 卸料压缩机卸料压缩机为往复式压缩机，压缩机抽取液氨储槽中的氨气，经压缩后将槽车的液氨推挤入液氨储槽中。2) 液氨储槽3台机组脱硝系统共设计3个液氨储槽、单个存储有效容量为110m3。可满足3套SCR机组脱硝反应所需氨气一周。储槽上安装有溢流阀、逆止阀、紧急关断阀和安全阀。储槽还装有温度计、压力表液位计和相应的38、变送器，变送器发出信号送到机组DCS控制系统，当储槽内温度或压力高时报警。储槽四周安装有工业水喷淋管及喷嘴，当储槽槽体温度过高时自动淋水装置启动，对槽体自动喷淋减温。3) 电加热蒸发槽蒸发槽采用电加热方式，蒸发槽按照在BMCR工况下3100容量设计。4) 氨气缓冲槽从蒸发槽蒸发的氨气流进入氨气缓冲槽，通过调压阀减压至1.8 kg/cm2，再通过氨气输送管送到锅炉侧的脱硝系统。缓冲槽的作用在于稳定氨气的供应，避免受蒸发槽操作不稳定所影响。缓冲槽上装有安全阀。5) 氨气稀释槽氨气稀释槽为容积6m3的立式水槽，水槽的液位由溢流管维持，稀释槽设计成槽顶淋水和槽侧进水。液氨系统各排放点排出的氨气汇集后从39、稀释槽底部进入，通过分配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。6) 氨气泄漏检测器液氨储存及供应系统周边设有6只氨气检测器，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，提醒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远离机组大约200-400m的位置，并采取措施与周围系统隔离。7) 排放系统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废水池，再经由废水泵送到废水处理站。8) 氨气吹扫液氨储存及供应系统必须保持系统的严密性，防止氨气泄漏，氨气与空气混40、合造成爆炸，这是最关键的安全问题。基于此方面的考虑，本系统的卸料压缩机、液氨储槽、氨气温水槽、氨气缓冲槽等都装有氮气吹扫管。在液氨卸料之前通过氮气吹扫管线对以上设备分别进行严格的系统严密性检查和氮气吹扫，防止氨气泄漏和系统中残余的空气与氨混合造成危险。.3 SCR装置灰的吹扫为了防止飞灰造成催化剂堵塞，必须去除锅炉燃烧而产生的融化、硬而大直径飞灰颗粒。在SCR装置之前设置灰斗，当锅炉低负荷和锅炉检修吹灰时，收集烟道中的飞灰，始终保持烟道中的清洁状态。 在每个SCR装置之后的出口烟道上也设置灰斗，由于烟气经过SCR装置，流速降低，烟气中的飞灰会在SCR装置内和SCR装置出口处沉积下来，部分自然落41、入灰斗中。SCR设置有吹灰装置，采用声波吹灰器和蒸汽吹灰器相结合，根据SCR装置的情况，及时进行吹扫，吹扫的积灰落入灰斗中。 SCR装置烟气旁路设置分析（1）设置旁路烟道的原因SCR脱硝装置一般在以下情况时考虑设置旁路烟道：锅炉低负荷工况下省煤器出口烟温低，烟温低于脱硝反应所需的温度下限时。锅炉启动和运行采用重油，可能造成催化剂表面积油和积灰，导致催化剂过热，降低催化剂活性时。当SCR需要长期关闭时或长期低负荷运行时，烟气旁路延长催化剂寿命 。当SCR出现故障或检修而需要主机系统继续运行时。（2）设置旁路烟道的影响1）设置旁路烟道将增加投资成本和运行成本，主要体现在以下几方面：设置旁路烟道，会42、增加旁路烟道部分的烟道本体及支撑装置投资成本；设置旁路烟道需在SCR反应器的进出口烟道和旁路烟道设置烟道挡板，每台锅炉机组增加6个烟道挡板，并增加相应的控制系统。烟道挡板通过充入密封空气密封，且要求达到零泄漏，为了防止腐蚀发生，密封空气充入挡板前需利用电加热器加热到酸露点温度以上，并增加相应的密封风管道系统，这将增加电厂的运行成本。2）设置SCR旁路烟道对系统运行带来不利影响旁路挡板只有在SCR停运时才打开，大多数情况下是关闭的。由于脱硝装置是高含尘布置方式，时间长了容易在此处积灰，最后可能会导致挡板因积灰而不能正常开启，影响系统运行。3）设置SCR旁路烟道会影响脱硝效率脱硝装置运行时，旁路烟43、道挡板关闭，挡板密封装置保证零泄漏。如果密封装置有泄漏，则原烟气可能通过旁路烟道直接进入到SCR出口烟道的净烟气中，使净烟气中的NOx浓度无法达到保证值，影响脱硝效率。4）设置SCR旁路烟道会增加系统压降设置旁路烟道后，需在SCR进出口烟道和旁路烟道中增加烟道挡板，会增加烟气阻力，使系统压降比不设旁路烟道时高。5）设置SCR旁路烟道不能保证SCR反应器检修安全性人们通常设想如果烟气走旁路时可以在需要时进入SCR反应器进行检修，但在实际操作中需要考虑的因素太多，操作起来比较困难。进入SCR反应器进行检修必须保证反应器内的环境对进入的工作人员没有危险，系统安全保障必须考虑周全：确保SCR入口烟道挡44、板烟气零泄漏，没有烟气进入SCR反应器内；确保氨喷入装置完全关闭，没有氨空气混合气泄漏到反应器中；彻底清除反应器内的残余烟气；确保反应器内的温度和有害物质被控制在安全范围内，同时反应器内有足够的氧含量等。而这一切实际上无法做到万无一失，即在烟气旁路状态下，即使设计和操作上考虑很周到，进入SCR反应器内检修也是不安全的。只要脱硝系统的检修与锅炉机组检修一致则可以很好的解决此类问题。（3）结论综上所述，并根据本工程实际情况：SCR装置最低喷氨无论从技术上、从运行的经济性和安全性考虑，本工程推荐不设置SCR旁路系统。另外考虑到SCR装置建设期间不影响锅炉机组的正常运行，设SCR装置临时烟气旁路，待S45、CR装置安装完毕后拆除。 装设SCR装置对锅炉空预器设计和运行的影响及改造方案.1 SCR脱硝装置对空预器的影响设置SCR脱硝装置后，对原有空气预热器会产生诸多不良影响，主要有以下几点：1） 由于脱硝催化剂的作用，烟气SO2向SO3的转化率增加，烟气酸露点升高，由此加剧空气预热器的酸腐蚀和积灰。2）SCR脱硝装置中的逸出氨（NH3）与烟气中的SO3和水蒸汽生成硫酸氢铵凝结物：NH3SO3H2ONH4HSO4对于燃煤电厂，在灰的作用下，硫酸氢铵在146207（这个区域被称为ABS区域）间凝结成粘性很强的状态，易粘附在空气预热器的换热元件表面上，增加空预器阻力，长期运行会堵塞空预器的通流区。ABS46、区域正好处于空气预热器的中温和低温段。吹灰器无法有效吹扫至中温段，尤其是中低温段接合处。3）增设SCR后，空气预热器的热端压差要增加约1000Pa左右，空气预热器的漏风率随之增加。.2 空预器改造方案由于原有空气预热器设计未考虑SCR脱硝装置运行带来的不良影响，因此需要对空预器进行改造，以适应新的运行工况。改造空预器有两类方案：整体更换方案：即按照脱硝工况设计空预器并重新安装。该方案的优点是能使锅炉的热力性能基本保持不变，并且能满足制粉、燃烧对热风温度的要求，降低排烟温度。缺点是改造费用相对较高，并且受原有锅炉框架影响，拆卸旧空预器和安装新空预器的工作量大，作业时间长。由于空预器的重量可能会增47、加，故需要对原有承载梁及柱基础进行核算，并采取适当的加固措施。另外，受空预器整体更换的影响，与空预器相连接的烟风道可能也需要更改。改造方案：为了避免铵盐在两段换热元件间沉积，低温段要有一定的高度。经验估计，燃煤电厂的ABS区域为距预热器传热元件底部381mm900mm位置之间，一般低温段应有8001050mm以上高度。故为尽量减少改造工作量，可将空预器冷段蓄热元件高度更改为900950mm，取消中温段，使得在任何负荷下将硫酸氢氨易沉积的温度区域设计在单层的冷段传热元件区域，这样可以有效的降低硫酸氢氨对预热器的影响。同时低温段采用易吹扫易清洗的大波纹板型，使得可以有效的达到预热器的防结露，抗腐蚀48、以及防堵灰的目的，并且采用搪瓷工艺。本工程原空预器换热元件总高度约2337mm，假定低温段调整为950mm，则相应高温段的高度可以调整为1387mm。按照经验初步估计高温段高度可以满足维持原空预器换热性能的要求，即保持原空预器的壳体和接口不变，空预器的换热性能维持原值，故对锅炉效率无影响。空预器的重量可能会有少许变动，估计对锅炉的基础影响不大，相应的支撑梁是否需要加固最终根据厂家的修改方案来定。与空预器直接连接的烟风道可以不必进行调整。由于脱硝改造后，空预器热端压差增加，对空预器的漏风率控制有不利影响。故需要同时对空预器的密封系统进行改造。原设计空预器的保证漏风率8%，经咨询生产厂家，认为脱硝49、改造后，空预器的完全可以达到原设计值的要求。具体密封系统的改造可以考虑以下方面：a、扇形板改造b、轴向密封改造c、热端扇形板支撑方式改造d、冷端扇形板调节装置改造e、静密封(包括扇形板与梁之间的固定密封结构、中心筒密封、上轴密封、下轴密封)f、密封片g、密封折板h、固定密封间隙设定另外，无论采用哪种方案，空预器都需设置双介质吹灰装置(含高压水系统)，从而预防堵塞及腐蚀的发生。针对烟气脱硝后预热器易产生硫酸氢铵堵塞及低温腐蚀，在预热器冷端设置半伸缩式双介质吹灰器，采用300、压力1.58MPa的蒸汽为吹灰汽源及15MPa高压冲洗水在线清洗，热端设置蒸汽吹灰器。考虑到改造方案可以达到与整体更换空预50、器方案相同的效果，故从节约成本，压缩工期的角度考虑，不推荐整体更换空预器方案。在下阶段工作中，需要重点考虑空预器各段元件高度的优化，减少对锅炉效率的影响。本阶段按改造方案考虑。5.1.6 增设脱硝装置对风机的影响分析空预器的改造方案基本不会引起烟风道阻力和漏风量的变化，不会对一次风机、送风机有影响，无需核算。但因为增加SCR脱硝装置，故引风机的参数需要重新选择计算。分析过程如下：原风机BMCR工况的参数如下：风量：1717503m3/h风压：4588.9Pa原风机TB工况的参数如下：风量：1937088m3/h风压：5901.4Pa增设SCR脱硝装置后，脱硝装置相应烟气阻力将增加1000Pa，51、应业主要求风机压头需预留除尘器改造为袋式所增加的阻力1200Pa，因此引风机入口前压头按增加2200Pa考虑。同时本工程如要考虑取消脱硫增压风机，采用引风机克服整个烟气系统的阻力的可能性。原脱硫系统阻力约为3000Pa，并且根据现场调研情况，脱硫系统的阻力在运行过程中可以达到3400Pa左右，故对此部分阻力按照大火规的要求选取裕量系数。初步计算各工况下引风机的选型参数如下表：参数列表增设SCR后的参数（不取消脱硫增压风机）增设SCR后的参数（取消脱硫增压风机）BMCR工况风量(m3/h)17175031717503风压(Pa)6588.99588.9TB工况风量(m3/h)193708819352、7088风压(Pa)848612236电动机功率(kW)56008000若取消脱硫增压风机，则根据引风机的参数可以采用离心式或动叶可调轴流式。修编大火规第条规定“如采用引风机和增压风机合并方案，当环境温度下风机的 T.B 点压头高于炉膛瞬态防爆设计压力时，不应选用离心式引风机。”就本工程而言，环境温度下TB点的压头已经超过12000Pa，远超过炉膛瞬态防爆设计压力8700Pa，故合并后的引风机不能采用离心式，只能选择动叶可调轴流式。经与本工程的原除尘器后烟道框架比对，若采用动叶可调轴流式，则引风机进出口烟道及相应的烟道框架需要进行整体修改，才可以满足引风机的安装要求，对工期及投资的影响均较大。53、另外，本工程属于改造工程，增压风机已经安装运行，若采用引风机与增压风机合并的方案，反而会增加初投资，并且风机运行经济性差别不大，仅运行维护会相对简单，故不推荐本工程取消脱硫增压风机。结合上表可以看出，增加SCR后，若不取消脱硫增压风机，则原引风机仍可以满足BMCR工况的正常运行，但风压裕量不足，不能满足规程的要求。另外根据现场调研，因为实际燃用煤种水分偏高及机组老化等原因，满负荷工况下引风机的实际运行开度已经达到80%，并且夏天存在引风机满负荷运行仍旧出力不足的情况。考虑这些原因，本阶段推荐对原引风机或脱硫增压风机进行改造，以满足增加的脱硝压损克服要求。以下对原引风机或脱硫增压风机的两种改造方54、案进行比较论述。若对脱硫增压风机进行改造，虽只需要更换叶片，联轴器，平衡臂等，可以保留风机机壳和轮毂等部件，成本较低，周期较短，但每台增压风机电机运行功率将增加近3000kW，电机启动电流将大大增加，根据现场核实，脱硫区域的启动变压器容量已经接近饱和，若增大增压风机启动电流，需重新更换该启动变压器及配套系统，造价将比对引风机进行整体更换高得多，工期也长些，此外，此方案由于引风机出力不足，需由增压风机来控制锅炉运行参数，需调整控制系统，运行可靠性也大大降低。因此，本工程推荐按引风机整体更换进行改造。由于受本工程引风机前后烟道布置限制，为减少改造工作量及缩短改造工期，引风机型式仍按原离心式进行改造55、。因此，本阶段推荐引风机仍按离心式进行改造，以克服新增的SCR装置及除尘器今后改造的阻力。改造后的引风机选型参数如下：BMCR工况的参数如下（1台引风机参数）：风量：1717503m3/h风压：6588.9PaTB工况的参数如下：风量：1937088m3/h风压：8486Pa电动机功率：5600kW5.1.7 存在问题：1) 本次增设脱硝装置，不推荐对一次风机和送风机的型号进行调整。故在招投标过程中需要充分考虑空预器改造可能对风机带来的影响，包括烟风道阻力及漏风量等，并加以限制，以保证原有风机仍可以在原设计的经济工况运行。2) 脱硝改造后，建议仍旧保留原脱硫系统增压风机。因改造增压风机，需增大56、脱硫区域变压器容量且降低了机组运行的可靠性，因此不推荐改造增压风机。虽然改造引风机方案投资较大，但对其它系统及设备基本没有影响，故本阶段推荐新增加的脱硝装置的阻力及预留除尘器改造的阻力通过改引风机来实现。原引风机基础是否需要进一步加固，需在下一阶段和厂家进一步配合，对动、静荷载进行核算。5.2 水工与消防氨区喷淋冷却水源拟接自厂区消防管网，工艺用水取自电厂工业给水管网。冷却水排水拟接至电厂工业废水站废水储存池。在液氨储罐上方布置固定喷水冷却喷头，以供储罐着火时所需。5.3 电气系统 电气供电方案根据工艺设计方案，XXC电厂#1#3机组(3660MW机组)脱硝工程每台机组各设一个SCR反应区，S57、CR烟气脱硝装置布置在炉后送风机及一次风机构架位置。3台机组共设一个氨区，布置电厂东南角煤场南侧，码头附近。供电方案：1) 每台炉 SCR反应区的380/220V负荷约120kW，考虑将负荷分别接入相应锅炉PC工作段和MCC工作段，不单独设置脱硝MCC。2) 氨区按3台机组共用来考虑，氨区就地设置一套380/220V低压配电装置(氨区MCC)，氨区MCC 所需的工作电源容量约350kW，由于氨区布置在码头附近，距离厂区较远（距输煤6kV工作段约700米），考虑扩容附近脱硫变压器；氨区容量较大的负荷直接从脱硫PC段引接，其余从容量较大的负荷从氨区MCC引接，MCC 2回工作电源分别从脱硫工作电源58、引接。3) 脱硝系统不考虑保安电源。4) 脱硝工程引起的锅炉辅机设备变化，#1#3机(3660MW机组)改造原引风机，电机容量由3357kW增加到5600kW；脱硫增压风机不做改造。经核算，原有主厂房10kV开关柜内断路器可以满足要求，不需要更换，但10kV电缆载流量不够，需要更换。 电气设备布置SCR控制、电气配电装置按就近布置在SCR反应区内为原则。根据现场情况，电气配电室统一考虑布置在原锅炉配电室内。氨区的PLC控制系统和电气配电装置集中布置在氨区电控室内。 控制SCR反应区电气控制系统尽可能纳入主机控制系统，氨区采用PLC控制系统。 保护脱硝装置不设专用直流控制电源。由于距离主厂区较远59、，因此氨区MCC及SCR反应区专用MCC采用交流控制电源控制。根据负荷性质，本工程增加相应的380V馈线保护或电动机保护，保护采用微机型，在380V开关柜上安装。 自动消防本期增加对脱硝区域的消防报警，具体如下：MCC配电间采用智能感烟报警探测器；电缆桥架采用感温电缆。本工程新增的消防报警设备，将通过总线方式与老厂原有的脱硫消防报警系统相连。5.4 仪表及控制 脱硝改造控制系统的自动化水平本工程为XXC电厂脱硝工程新增烟气脱硝系统，系统应具有相应完善的现场仪表与控制系统。机组部分SCR反应区系统的控制拟纳入单元机组的分散控制系统(DCS)，由单元机组的分散控制系统实现，完成机组SCR反应区系统60、的监视和控制。控制系统将具有较高的自动化水平，运行人员在单元控制室以分散控制系统的LCD和键盘作为SCR反应区系统的主要监视和控制手段，能实现：l SCR反应区系统的启停；l 正常运行工况下对各工艺系统设备的控制及运行状态的监视，并依据工艺系统的运行参数的变化进行调整和操作；l 机组或脱硝装置异常工况下的停运和事故处理。贮氨系统采用增加与脱硫系统一致的ABB公司SYMPHONY远程控制站，采用光纤接入脱硫系统DCS，实现在脱硫控制室的操作员站对氨的储存和处理系统的监控。控制系统将具有较高的可靠性、可维护性与扩展性。脱硝控制系统将实现自动对有关参数进行扫描和数据处理；定时制表；参数越限时自动报警61、和打印；根据人工指令自动完成各局部工艺系统或辅机的程序启停。当系统发生异常或事故时，通过保护、联锁或人工干预，使系统能在安全工况下运行或停机。 脱硝改造控制方式对于本工程烟气脱硝系统改造，已有的控制方式有两种方案：1) 第一种方案：机组部分SCR反应区系统拟采用原有DCS系统品牌增加处理器和IO机柜的方式接入原有的单元机组DCS控制系统，运行人员在集中控制室通过分散控制系统(DCS)操作员站对脱硝SCR反应区系统进行启停操作、正常运行的监控及事故处理，不设单独的脱硝控制室和电子设备间。公用部分的贮氨系统（包括3台机组脱硝贮氨公共部分）采用远程控制站接入机组公用系统（值长台），实现在一期工程脱硫62、控制室对氨的储存和处理系统的监控。此方案先进，便于系统的运行管理，利于设备的维护，利于备品备件的统一。2) 第二种方案：机组部分SCR反应区系统拟采用原有DCS系统品牌增加处理器和IO机柜的方式接入原有的单元机组DCS控制系统，运行人员在集中控制室通过机组的分散控制系统(DCS)操作员站对脱硝SCR反应区系统进行启停操作、正常运行的监控及事故处理，不设单独的脱硝控制室和电子设备间。公用部分的贮氨系统拟采用由可编程控制器(PLC)与工业控制机(PC)构成的相对独立的计算机控制系统，在脱硫控制室设独立操作站，实现在脱硫控制室对氨的储存和处理系统的监控。此方案较先进，对于原有的分散控制系统(DCS)63、的影响也较小，公用部分的贮氨系统采用独立控制系统，对原有脱硫控制系统没有影响，方便施工。综合两个方案的优缺点，方案一在改造后的系统运行和维护方面带来很大的优越性。因此，推荐方案一为本次改造的方案。 脱硝改造控制系统的功能数据采集系统(DAS)：该系统连续采集和处理脱硝系统的运行参数和设备运行状态信号，及时向运行人员提供有关的实时运行信息，实现对脱硝系统的监视。模拟量控制系统(MCS)：该系统根据脱硝系统工艺特点和运行要求，自动调整设备运行工况，控制被调量在设定值。顺序控制系统功能(SCS)：顺序控制系统将按分级设计的原则，设有功能组级、子功能组级和驱动级三级控制，以便在某些系统、设备或元件故障64、时，操作员能选择较低级别的控制方式，而不丧失对整个过程的控制。 脱硝改造控制系统的接口SCR反应区系统的信息将通过原单元机组DCS与厂级监控信息系统的数据通讯接口送出，实现在厂级监控信息系统进行实时监视的功能。贮氨系统将通过脱硫控制系统与厂级监控信息系统的数据通讯。 脱硝改造现场仪表根据监视及控制要求及有关规程规定，设计脱硝系统的现场测量仪表，并根据脱硝系统的特点考虑防腐蚀要求，采取适当的防堵与冲洗措施；贮氨区的现场仪表考虑相应的防爆要求和满足泄露检测要求。布置在现场的机柜应满足防水、防尘和防腐蚀等“三防”要求。 设计编码由于#1#3机组DCS改造后设计编码统一采用了KKS编码，因此，机组SC65、R部分设计编码拟采用KKS编码，贮氨系统部分设计编码也统一采用了KKS编码。5.5 灰输送系统 改造后脱销装置排灰量每台炉设置2个SCR反应器，每个SCR 反应器出口烟道在垂直转向水平处均设置灰斗，排灰量为每个反应器约160kg/h(设计煤种)。 设计原则本工程改造3660MW机组脱销系统，除灰系统以每台炉为设计单元；采用正压气力输送系统；考虑到原省煤器输送单元还有很大富裕时间，拟定本次改造的脱销除灰系统与原省煤器除灰系统共有输灰管道及输送气母管和仪用气母管 脱硝除灰系统（1）脱硝灰正压气力输送系统，每台炉设置2个灰斗，每个灰斗下设1台输灰发送器，因脱硝灰颗粒较大，系统出力考虑应有足够的裕量，66、按不小于2倍的灰量设计，取系统出力0.65t/h。 （2）发送器设备布置在脱硝灰斗下，脱硝灰斗下应设置除灰设备安装及运行维护平台，发送器暂定按采用吊装方式考虑。每台炉设2台发送器设1根输灰管，输灰管将在合适的位置接入省煤器灰管。本除灰系统的输送气及仪用气均就近从省煤器的输送气母管和仪用气母管引入。 5.6 土建建筑与结构建筑物布置SCR反应器装置布置在锅炉与电除尘之间的送风机及一次风机构架上，原构架为钢框支架结构，P轴钢柱距为10.3m、12.2m、12.2m、10.3m,共4跨（单台机尺寸），N轴为锅炉房的钢筋混凝土墙，与原构架铰接连接，原构架开间为13m,高14m；加装SCR反应器后，P轴67、钢柱距改为5m、5.3m、12.2m、12.2m、5.3m、5m,共6跨（单台机尺寸），在P与N轴之间新增N1轴，N1轴与P轴相距10m,N1轴柱距为9.5m、8m、8m、9.5m（单台机尺寸）,共4跨，形成新的柱网结构，新建的SCR反应器装置构架总高约30.8m。结构本SCR烟气脱硝装置为每台锅炉配置2个反应器，每个反应器荷重约1200t，加上新增的烟道荷重，每台炉的SCR反应器装置构架荷载约为（1200+111+118）2t，由于脱硝装置的荷载重，体积大，位置高（放置在30.8米上），原构架已远远不能满足要求，故需加固扩建，根据本工程现有条件，对SCR脱硝装置构架拟用钢框架结构支承，新增立68、柱7根，对原有的3根钢柱加高、截面加大，另加设钢梁并按SCR烟气脱硝装置的支承要求，设置支承梁。本工程新增的柱网及横梁将会有多处位置与原有结构相碰，故梁柱截面在其相碰处均需作相应的特殊处理，这对后续的施工图设计提出了较高要求，同时现场施工的难度也相应较大。另新的柱网结构可能对送风机及一次风机的检修起吊设备造成一定的影响，故在建设新柱网后，需对送风机及一次风机的检修起吊设备进行改造。地基与基础根据XX电厂C厂施工图设计阶段工程地质勘测报告（锅炉及除尘器场地）F017S-G02，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。各地层从上至下分别为：素填土层；淤泥质土层69、；细沙层，仅见于B32钻孔，厚0.80米；冲积粉质粘土层；粉土层；坡积粉质粘土层；残积粉质粘土层；强风化石英片麻岩或强风化石英岩层；中风化石英岩层。由地质勘测报告及5-5、6-6工程地质剖面可见，本场地范围内，残积粉质粘土层广泛分布，且由北向南，从东到西，层厚逐渐变大，其层厚约331米，层底标高最高约为-5.09米，最低约为-40.4米。此土层为石英片麻岩、石英岩风化土，呈稍湿、硬塑坚硬状态，为端承摩擦桩的良好持力层。参照以往工程经验，结合本工程现场的实际情况及施工条件，考虑到SCR反应器装置构架的柱脚荷载较大等因素，构架基础拟采用大直径的人工挖孔桩，持力层为残积粉质粘土层。鉴于本工程原地下设70、施众多，如汽机循环水压力涵管、一次风机基础、送风机基础、电缆沟及原构架基础、地梁等，将给桩基施工带来很多的困难，故施工前，须充分做好准备，采取切实可行的措施，保护原有结构基础及设备基础，对需凿除的原地梁及需改造的原管桩基础，均须采取防震措施，以免对原结构造成影响，个别离电缆沟较近的桩基，施工前需对电缆沟采取有效的保护措施，确保电厂安全运行生产，确保施工安全。上述方案需待下阶段设计深化及现场条件落实后最终确定。对于新建的管道支架基础、氨区配电室基础、氨区设备基础及围护墙等，拟采用天然地基，钢筋砼独立或条基。5.7 脱硝装置的总体布置 SCR装置布置整个SCR反应器和连接烟道平面占地约21.43271、=684.8m2，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，采用大平台结构, 为反应器内的催化剂装卸、检修而设置。反应器布置位置5.7.2 液氨储存及供应系统布置氨区布置在电厂煤场的南侧，靠近脱硫码头位置。脱硝系统氨区布置场地5.8 主要设备材料清单脱硝系统主要设备材料清单见表5.8-1所示。表5.8-1 脱硝主要设备表序号项 目 名 称单 位数 据一环保专72、业部分（一）氨区（3台机组）（1）卸料压缩机型号往复式无油润滑数量台2排气压力MPa2.41卸料能力m3/h29功率kw11介质氨气（2）储氨罐型号卧式数量台3有效容积m3/罐125设计压力MPa2.2设计温度50外形尺寸（内径筒体长度）mm320014500介质液氨材料16MnR设备质量/设备最大质量吨约37/84（3）液氨蒸发槽型号电加热数量台3外形尺寸（内径筒体长度）mm20002500蒸发能力kg/hr约456(每台)电耗kW250(每台)设备质量/设备最大质量吨约3（4）氨气稀释槽型号数量台1设计温度80设计压力MPa常压介质稀氨水有效容积m36外形尺寸（内径筒体长度）mm2000273、500材料Q235-B设备质量/设备最大质量吨约2/10（5）氨气缓冲槽型号数量台3（2用1备）介质氨气设计压力MPa1设计温度55有效容积m35外形尺寸（内径筒体长度）mm18002200材料16MnR设备质量/设备最大质量吨约1.5/5（6）废水泵型号立式自吸数量台2（1运1备）扬程MPa0.5功率kw22流量m3/h 40介质稀氨水（7）洗眼器型号复合式数量台1材料不锈钢（8）阀门总共约179个（9）管道m2000(二)SCR区（每台机组）（1）氨气/空气混合器型号数量台2材料Q235-A/20（2）稀释风机型号高压离心数量台2出口静压Pa6500流量m3/hr3619功率kw25（3）74、氨喷射器型号网格式数量台2材料Q235-A/20（4）阀门总共约27个（5）进出口烟道t 约93（每台机组两个）设计压力Pa6000瞬时承受压力9980最大运行温度420数量台6材料碳钢（6）反应器t220（每台机组两个）设计压力Pa6000瞬时承受压力9980最大运行温度400数量台6材料碳钢（7）催化剂型式板式体积m3/炉约600（8）电动葫芦（含滑触线及安装辅材）套6（9）手动葫芦套6（10）吹灰系统型式蒸汽/声波数量只24（11）反应器入口烟气监测系统（测量参数：流量、湿度、氧量、温度、NOx、SO2）套6反应器出口烟气监测系统（测量参数：流量、湿度、氧量、温度、NOx、SO2、NH375、）套6二热机专业部分（3台机组）1空气预热器，三分仓回转式（改造,壳体不变，更换内部换热元件，并增加吹灰系统等）台232引风机，离心式，TB：Q=1937088m3/h ，H=8486Pa（整体改换）台23引风机双速电动机，10kv，5600kW（换电动机）台23三电气专业部分（3台机组）1380V低压开关柜(包含保护装置)面10210kV阻燃电力电缆ZR-8.7/15-YJV22-10-3240米20003380V低压动力电缆km104低压控制电缆项15低压控制柜项16火灾探测装置项17火灾探测相关电缆项1四控制专业部分（3台机组）(一)SCR系统1控制系统套32热控仪表套33电源柜及配电箱76、套34安装材料套3(二)氨区系统5PLC系统套16就地仪表套17电源柜及配电箱套18安装材料套1五除灰专业（3台机组）1手动灰闸阀，DN300(耐温380OC以上)个62进料阀(气动)，DN200(耐温380OC以上)个63输灰发送器，0.25 m3套 64出料阀(气动)，DN80 PN1.0个 35平衡阀(气动)，DN50 PN1.0个 6六水工消防专业部分(3台机组)1D2196无缝钢管(20#)m302D593无缝钢管(20#)m1003弹性座封闸阀ZSZF-0200DN200 PN16个14雨淋阀组ZSFM-200DN200 PN16个15Y型过滤器GL41H DN200 PN16个177、6弹性座封闸阀ZSZF-050DN50 PN16个27冷却喷头ZSTWB16-90 DN15个108信号蝶阀ZSFX-80-DDN200 PN16个39截止阀J41W-16TDN25 PN16个110弹性座封闸阀ZSZF-0050DN50 PN16个55.9 供货与服务范围为确保脱硝工程的顺利建成投产及稳定运行，低氮燃烧器改造部分可采用国内招标成套实施方式，即采用项目总包方式；烟气脱硝装置关键设备从国外进口，其它设备国内配套，供货与服务范围分工初步设想如表5.9-1所示。表5.9-1 SCR供货与服务范围分工设想序号项 目供货(服务)外 方国内承包商第三方1设 计1.1工艺、控制系统基本设计l78、1.2催化剂模块详细设计l1.3SCR壳体及结构详细设计l1.4喷氨格栅详细设计l1.5注氨系统详细设计l1.6氨储存和供应系统详细设计l1.7SCR进出口烟道详细设计l1.8土建(建筑结构) 详细设计l电气、控制系统详细设计l2催化剂2.1催化剂模块(随机安装部分)l2.2未来所需的催化剂模块l3SCR壳体及结构3.1支撑催化剂模块的壳体和框架l3.2未来所需的催化剂预留的空间l3.3起吊催化剂模块的葫芦和单轨l3.4装卸催化剂模块的手推车l3.5起吊催化剂模块的框架l3.6滑动金属板l3.7SCR入出口转换烟道和导叶片l3.8SCR入出口测试部件l3.9SCR外壳和入出口转换烟道保温l3.79、10支撑SCR壳体的刚结构和轨道l3.11装卸和维护催化剂模块的外部平台l3.12膨胀节l4喷氨格栅4.1喷氨格栅管道和喷嘴l4.2喷氨格栅支撑件和部件l5氨调节供应函箱5.1函箱/连接管l5.2流量关断阀l5.3流量调节挡板l5.4流量孔板和压力计/隔离阀l5.5疏水阀l5.6支撑部件l6喷氨系统6.1稀释空气风机(带过滤器和消声器)l6.2稀释空气挡板、流量孔板和l6.3孔板和变送器l6.4氨气流量控制阀l6.5氨气压力变送器l6.6氨气热电偶l6.7氨气关断阀l6.8氨/空气混合器l7氨的储存和供应系统7.1氨储存箱l7.2氨中和箱l7.3氨的输送和发送系统l7.4氨蒸发器l7.5压力控80、制阀l8外部管道8.1稀释空气管道以及从送风机流入注氨系统的管架支撑l8.2氨气管道以及从供氨系统到注氨系统的管架支撑l8.3氨/空气混合管道以及注氨系统到氨供应调节函箱的管架支撑l8.4氨/空气混合管道、软管以及氨供应调节函箱到喷氨格栅的 支撑l9灰输送系统9.1灰斗l9.2灰输送设备(仓泵和附件)l9.3管道和阀门l10其他设备10.1SCR进口NOx/O2取样分析仪/加热取样管线l10.2SCR出口NOx/O2取样分析仪/加热取样管线l10.3SCR进口热电偶l10.4SCR进出口压力变送器l11电气和控制11.1SCR控制逻辑的基本概念设计l11.2DCS程序的SCR控制逻辑的详细设计81、l11.3马达控制中心(MCC)l12保温和油漆12.1所有烟道与SCR装置外壳保温l12.2SCR装置初次和最终油漆l12.3喷氨格栅初次油漆l12.4其他保温和油漆l13现场工作13.1基础施工l13.2建筑物施工l13.3安装l13.4催化剂模块的装卸l13.5SCR系统的启动l13.6性能测试l 14监管服务14.1建筑物施工l14.2催化剂模块的装卸l14.3氨的喷射系统和供应系统安装l6 环境保护与环境效益6.1 环境保护标准 厂址地区执行的环境质量标准大气执行环境空气质量标准(GB3095-96)二级标准。水体执行地面水环境质量标准(GHZB1-1999)二类标准。海水执行海水水82、质标准(GB3097-1997)三类标准渔业水域执行渔业水质标准(GB11607-89) 电厂污染物排放执行以下标准电厂废水排放执行污水综合排放标准(GB8978-1996)一级标准。广东省水污染物排放极限 DB44/26-2001一级标准噪声执行工业企业厂界环境噪声排放标准(GB12348-2008)广东省近岸海域环境功能区划大气污染物排放执行火电厂大气污染物排放标准(GB13223-2003)广东省地方标准火电厂大气污染物排放标准(DB44/612-2009)6.2 脱硝系统主要排放源及治理措施 脱硝废水SCR脱硝系统产生的废水来源于液氨储存及供应系统，液氨蒸发为氨气，氨气系统紧急排放的氨83、气排入氨气稀释槽中，经稀释槽的水吸收后排入废水池，再经废水泵送入废水处理厂处理。正常运行并不产生废水。 粉尘SCR脱硝系统反应器和触媒采用压缩空气或蒸汽吹扫, 以及在灰的输送和储存过程中可能会产生泄漏和飞扬, 为预防粉尘对环境的影响 ，在粉尘含量高的场所安装通风机或除尘器。灰斗加装锁气器和除尘系统。 噪声系统设备在运行过程中产生较小的噪声, 对周围环境和工作人员不会造成影响, 产生噪声的主要设备及其噪声级为:风机 85dB(A)泵 85dB(A)6.3 脱硝工程的环境与社会经济效益 环境效益电厂3台机组进行锅炉低氮燃烧改造和加装SCR后，氮氧化物NOX排放量大为降低，脱硝前后烟气污染物的排放量84、比较列于表6.3-1。表6.3-1 脱氮前后烟气污染物排放状况(单台机组)污染物名称加装SCR改造前改造后减排量660MW机组：NOX (设计煤种)排放浓度 mg/Nm345090360小时排放量 t/h1.010.2020.808日排放量 t/d22.224.417.82年排放量 t/a555911124447注：按照设计煤种，脱氮效率80%，日利用小时22h、年利用小时6800h计。 社会经济效益XXC电厂地处经济发达的珠江三角洲地区，XXC电厂1号3号机组的建成发电对积极带动当地经济的发展, 改善当地人民的生活有十分重要的作用。但同时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85、量恶化不利于经济的可持续发展, 也会给公众的身心健康造成危害。由二氧化硫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, 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。氮氧化物的排放也与酸雨的污染以及温室气体的增加紧密相关。目前我国氮氧化物NOX排放控制仅局限在机动车上，对其它重要污染源，如火电厂这样的排放大户则基本没有进行控制。由于NOX对空气环境质量的影响会引发和加剧光化学污染、酸沉降污染和颗粒物污染，从而对人类健康和生态系统等造成危害，国家环保总局计划在“十一五”制订有关NOX排放的总量控制方案，并开始对NOX的排放进行逐步的和有效的控制。因此，X86、XC电厂3660MW机组实施脱氮工程，不仅对改善当地环境空气质量，提高人民群众的生活质量水平有重要意义，在我国火电厂开展脱氮方面必将起到示范作用。XXC电厂3660MW机组在实施脱硝工程后，按设计煤种计算，减少NOX排放量约13341t/a(80%效率时)，每年可减少交纳排污费约842.6万元 。综上所述，XXC电厂3660MW机组脱硝工程的实施，其社会、经济及环境效益是明显的。7 节约和合理利用能源7.1 工艺系统设计中考虑节能的措施脱氮系统采用目前世界上最先进和可靠的SCR工艺技术， 工艺系统简单，并有较高的脱氮效率 。在系统设计中采用第一级技术如低NOX燃烧和第二级技术SCR的结合，尽可87、能降低NOX的排放。采用无烟气旁路设计，减少旁路烟道、烟道风门、触媒(催化剂)保护系统等设备。7.2 主辅机设备选择中考虑节能的措施选用使用寿命长、再生性能好、压降低的催化剂。选用电耗低，运行经济性好的泵与风机。本工程辅机电动机均优先采用高效节能的Y型电机。7.3 在材料选择时考虑节能的措施烟道、SCR反应器及辅助设备主保温层的厚度按年最小费用法计算确定经济厚度，并择优选取优质保温材料，既保证设备和运行人员的安全，又达到经济合理。7.4 节约用水的措施脱氮系统消耗水极少，且废水送入电厂工业废水处理站处理后回收使用。7.5 节约原材料的措施 节约液氨的措施由于采用成熟可靠的SCR 工艺技术， N88、H3/NOX比可以选择一个合理的值，使氨消耗量不会浪费。 节约钢材、木材和水泥的措施根据现场具体情况，在进行土建结构设计时，充分考虑自然地基承载力，可以缩短工期，同时节约大量水泥和钢筋。大量采用钢模板，可节约木材，加速施工进度。优化液氨储存和供应系统的布置，使管道的用量尽可能达到最少。8 安全与劳动保护8.1 安全 烟气脱硝系统的主要安全问题脱硝系统在运行时是一套相对比较安全的装置, 其潜在的安全方面的问题主要有:(1) 电伤电伤是指脱硝系统设备由于雷击或接地不良所造成的损坏并由此给工作人员带来的伤害, 电器设备由于人员的误操作及保护不当而给人员带来的伤害。(2) 机械伤害系统中有风机、水泵等89、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均有可能给工作人员造成伤害。(3) 氨水/液氨氨水属于强腐蚀性物质，不能用钢、铁、铜等容器盛放、装运，它对人的眼、鼻、及皮肤有敏感性刺激，使用时必须注意安全。液氨蒸发为氨气，与空气混合易产生爆炸，危及人生安全。(4) 其它伤害其它伤害包括: 粉尘浓度过高引起的爆炸, 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等。 安全防治措施(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不低于最小安全净距执行;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90、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;设备布置在设计时留有足够的检修场地。(3) 防氨腐蚀伤害措施在氨的储存、装运和输送过程中，与氨系统工作人员应穿戴防护工作服、穿戴口罩和眼罩。(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;在粉尘含量高的场所安装通风91、机以达到防尘防爆效果。(5) 防氨的泄露和爆炸严格选用质量过硬的液氨产品和设备。作业时严禁违反操作规程。液氨的储存、供应系统和设备布置应有安全距离。8.2 职业卫生 脱硝装置运行中可能造成职业危害的因素(1) 粉尘脱硝系统中SCR反应器需经常进行吹灰或系统设备检修， 在设备检修过程中可能造成粉尘飞扬, 对运行、维护工人的健康有一定的危害。(2) 催化剂重金属中毒催化剂主要是由V2O5-W03(MoO3)/TiO2组成，其中V2O5 理化性质是黄至铁锈色结晶粉末。人吸入过量V2O5后可出现鼻痒, 随之可出现鼻塞与流清鼻涕, 经数小时至1天后, 开始出现咽部、肺部和眼粘膜的刺激症状, 可有头晕、头92、痛、乏力, 少数严重病例有烦躁或嗜睡等, 使人产生急性中毒。 劳动保护措施在易发生粉尘飞扬的区域设置必要的喷水防尘设施、降低由于系统粉尘飞扬对运行人员身体健康带来的危害。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的要求, 将设备噪声控制在允许范围之内。对工作场所采取必要的噪声防治措施, 如隔声玻璃门, 吸声顶棚等, 以保护工作人员的身体健康。在对氨作业的工作场所，工作人员必须穿戴防护工作服。9 生产管理与人员编制9.1 生产管理根据脱硝系统在电厂发电机组中与锅炉机组紧密联系的特点，脱硝设备的运行、日常维护、修理和脱硝反应93、剂的运输和供应等工作，纳入电厂日常的统一管理。9.2 人员编制根据脱硝系统的运行管理工作内容，结合工程的具体情况，所需的人员编制如下：本工程脱硝系统运行人员由电厂主机运行人员兼任，故不单设脱硝系统运行人员。脱氮反应剂(液氨)的运输和供应系统管理3人维修人员：3人，负责脱硝系统及设备的日常巡视、维护与修理。脱硝系统的人员编制为6人。本系统的组织机构及定员最终由电厂根据实际情况自行调整。10 项目实施及轮廓进度10.1 项目实施条件本项目的实施条件应包括工艺技术、工程方案、场地、与电厂主体工程相关接口、施工进度配合、资金准备、试验准备以及与各有关管理部门、与各有关试验研究机构、与提供技术的国外公司94、与国内外设备制造厂的协调等方面。 施工场地主体工程的施工安装场地布置如下：1) 施工生产区施工生产区利用氨区附近场地 ，包括土建和安装材料堆场、设备组装场地、土建搅拌站等，本工程可就近利用现有场地。2) 施工生活区施工单位自行租用厂外用地。3) 交通运输施工过程中的交通运输主要为公路和水路运输相结合，详见2.1.2“交通运输”章节。10.1.2 力能供应1) 施工用水施工用水来自电厂的淡水系统，管网系统已形成，施工单位可根据具体情况由供水母管敷设支管引至各用水点。2) 施工用电机组建设时可充分利用电厂现有设施，根据功能分区的需要调整、引接至新的电源点。3) 施工通讯施工现场通讯由施工单位自行95、解决，应按永临结合的方式架设。移动通讯在该地区也已开通业务。4) 施工用气施工期间不设专用的制氧站或乙炔站, 依靠外购等方式解决。施工用的压缩空气由移动式空压机供应，以满足施工期间用气。10.2 项目实施办法目前烟气脱硝工程的实施一般按引进国外先进的脱氮技术和设备考虑，有两种不同的实施方式：1) 全套引进国外脱氮设备；2) 关键设备从国外引进，其他由国内配套。全套引进国外设备，在设备的质量和总体技术水平上可靠性更高，施工进度有保证，但是国外设备价格高，加上进口设备所需支付的“两税”、“三费”，设备投资较大。关键设备从国外引进，在满足脱氮工艺性能要求的前提下，在国内配套其他设备，可以节省部分脱氮96、设备投资，降低整个装置的造价，有助于发展和提高国内制造脱氮设备的能力和水平，促进脱氮设备国产化和产业化的早日实现。根据我国目前的实际情况，从既要保证脱氮装置质量，又要尽可能降低工程造价的原则出发，本工程实施方式建议按由国外公司作技术支持，关键设备从国外引进，其他由国内配套考虑。10.3 项目实施过程问题由于项目施工过程，各台机组都处于正常运行状态，所以项目施工过程必须充分做好安全措施，保证机组的安全运行，也需保证施工人员的人身安全问题。各机组脱硝系统反应区域施工完成后，可利用机组的大修或小修时间，将反应区域的烟道与机组连接。10.4 项目实施轮廓进度660MW机组自脱硝工程合同签订至脱氮装置试97、运转约需8个月，具体请见下表10.4-1。表10.4-1 XXC电厂660MW机组烟气脱硝工程实施进度序号工作项目2011年2345678910111211可研报告通过审查及项目招标2SCR设计3设备和材料供货3.1催化剂3.2风机、空预器3.3烟道和反应器3.4泵、容器等3.5仪控设备3.6散装材料4建筑与安装5调试和168试运行11 投资估算与财务评价11.1 投资估算工程概况XXC电厂脱硝系统改造项目可研投资估算范围包括3660MW机组的脱硝工程。 系统特征本工程3660MW机组采用SCR工艺。脱硝效率按80%考虑，每台机组设置两个SCR反应器，氨的供应采用外购纯液氨方式，每台炉的脱硝系98、统采用原有DCS系统增加处理器和IO机柜的方式控制，液氨储存和供应系统采用就地PLC实现控制。锅炉部分需对原有空气预热器和引风机进行改造。其中，空预器壳体不变，更换内部换热元件，并增加吹灰系统等；引风机整体更换，同时更换风机电机。 编制依据及编制原则.1 编制依据1) 中华人民共和国国家发展和改革委员会发改办能源20071808号文批准发布的火力发电工程建设预算编制与计算标准；2) 原国家发展计划委员会计投资19991340号文国家计委关于加强对基本建设大中型项目概算中“价差预备费”管理有关问题的通知；3) 粤电定额20112号文转发关于颁发2010年广东地区发电工程材料机械价格水平调整系数的99、通知；4) 电力工程造价与定额管理总站文件电定总造200714号文关于颁布电力建设工程概预算定额价格水平调整办法的通知；5) 电力规划设计总院文件电规技经20085号文关于当前火电工程估概算中有关问题的处理意见的通知；6) 电力工程造价与定额管理总站文件电定总造20093号文关于调整电力工程建设预算费用项目及计算标准的通知；7) 电力工程造价与定额管理总站文件定额20116号关于颁布2010年电力建设建筑工程施工机械价差的通知；8) 其他与本工程有关的规程规范及文件。.2 编制原则1）项目划分 执行国家发展和改革委员会发改办能源20071808号文发布的火力发电工程建设预算编制与计算标准；2）100、工程量 根据各设计专业提供的资料及同类型机组有关资料进行计算；3）定额 执行中国电力企业联合会中电联技经2007138号文颁布的电力建设工程概算定额（2006年版）第一册建筑工程、第二册热力设备安装工程、第三册电气设备安装工程；4）设备价格及设备运杂费（1） 设备价格参考同类型机组现行设备价格或询价及火电工程限额设计参考造价指标（2009年水平）以下简称“造价指标”。主要价格材料价格如下：空预器改造 1600万元/台机，引风机400万元/台，催化剂4万元/m3；液氨3500元/t（2） 设备运杂费a 参考“造价指标”设备价格的或询价的设备运杂费，只考虑设备到达施工现场后的卸车费及保管费，按设备101、费的 0.7% 计算。b 其他设备运杂费率按铁路、水路运杂费率3.8%+公路段运杂费率0.5%4.3%计算。5）人工工资定额的综合工日单价为电力行业基准人工单价， 其中建筑工程综合工日单价为26元/工日，安装工程综合工日单价为 31元/工日。工资性补贴按电力工程造价与定额管理总站电定总造200712号文的规定，广东地区工资性补贴为2.4元/工日，与定额中所含的工资性补贴2.4元/工日相同，因此工资性补贴不作调整。6）材料及机械费 建筑工程材料预算价格按定额计算，定额预算价与编制年价格的价差按电力工程造价与定额管理总站电定总造200714号文“关于颁布电力建设工程概预算定额价格水平调整办法的通知102、”附表4建筑工程材料价差调整表中的材料品种和材料预算单价，并按东莞市2010年第三季度材料市场价格计算价差，价差只计取税金列入表一编制年价差。安装工程装置性材料，执行中国电力企业联合会中电联技经2007141号文“关于颁布发电工程装置性材料综合预算价格（2006年版）的通知”，其中发电工程装置性材料综合预算价格（2006年版）中的装置性材料综合预算价格作为计取各项费用的基数，安装材料不足部分采用电力建设工程装置性材料预算价格 上下册（2006年版） ，参考火电工程限额设计参考造价指标（2009年水平）中相应的装置性材料品种及价格，作为计算编制年价差的依据，计取税金列入表一编制年价差。安装工程消103、耗性材料及机械费调整，执行电力工程造价与定额管理总站电定总造201012号文”关于批准发布广东地区发电建设工程概预算定额价格水平调整系数的通知”中的消耗性材料及机械费用调整表计算，并计取税金列入表一编制年价差。建筑工程施工机械的调整，执行电力工程造价与定额管理总站文件电定总造201014号文 关于颁布2009年电力建设建筑工程施工机械价差的通知”的规定，计取税金列入表一编制年价差。7）取费标准及其他费用参考火电发电工程建设预算编制与计算标准中600MW机组的有关费率标准计算。8）基本预备费按 5% 计列。9）建设期贷款年利率按6.6%计算。 工程投资工程静态投资31560万元，建设期贷款利息7104、20万元，工程动态投资32280万元。11.2 财务评价 资金需求及资金筹措工程动态投资32280万元，其中静态投资31560万元，建设期贷款利息720万元。资本金占工程动态投资的20%，资本金以外的资金由贷款解决，贷款年利率为6.6%，按季计息。项目投资各方内部收益率期望值7.5%。 财务评价依据根据国家发展计划委员会计价格2001701号文国家计委关于规范电价管理有关问题的通知、国家发展改革委和建设部发布的建设项目经济评价方法与参数（第三版）、计办投资200215号文发布的投资项目可行研究指南(试行版)和国家能源局发布的中华人民共和国电力行业标准 DL/T5435-2009火力发电厂工程经105、济评价导则等有关规定，并结合本工程的实际情况进行财务评价。 财务评价主要计算参数 装机容量 3660 MW 开工期 2011年6月 投产期 2012年2月 设备年利用小时数 6800 h 厂用电率 5.5 % 折旧年限 10 年 预提修理费率 2.5 % 定员 6人 年人均工资 60000元 福利费系数（含养老金、医疗保险、失业保险、住房公积金等） 60 %水量 5.94万t/年 水价 1.5 元/t 年耗电量 1540MWh 催化剂费用 2400万元/年 液氨年耗量 0.62万t 液氨单价 3500元/t 保险费率 0.25 % 所得税率 25 % 增值税率 17 % 基准收益率 7 .5 106、% 公积金提取率 10 % 电厂经营期 15年 贷款年利率 6.6% 流动资金贷款利率 6.06 % 贷款偿还年限(投产后) 10 a 财务评价主要经济指标主要技术经济指标汇总表序号项 目数据1机组总容量（MW）19802设备年利用小时数（h）68003工程静态投资（万元）315604工程动态投资（万元）322805上网电价增加额(不含税) (元/ MWh)8.066上网电价增加额(含税) (元/ MWh)9.42 敏感性分析鉴于现阶段财务评价所依据的各项技术经济参数可能会发生变化，对工程经济效益有所影响，本报告对总投资、设备年利用小时数数、媒价等参数进行单因素变化敏感性分析计算。变化因素上网107、电价(不含增值税)元/MWh上网电价(含增值税)元/MWh含税电价相应增减(元/MWh)基本方案8.069.420投资减少10%7.628.91-0.51投资增加10%8.519.940.52设备年利用小时数减少10%8.7110.180.76设备年利用小时数增加10%7.548.81-0.61煤价减少10%8.079.420煤价增加10%8.079.420通过以上敏感性分析可知，设备年利用小时数对上网电价的影响高于其它因素，设备年利用小时数变化将对项目的经济效益产生一定影响。 分析结论从本项目的财务评价来看，根据以上主要计算参数及投资各方内部收益率达到10%的前提，测算出含增值税上网电价增加108、额为9.42元/ MWh(含税)。 12 主要结论与建议12.1 结论1) XXC电厂3660MW机组锅炉采用低NOx燃烧技术，NOx排放浓度平均值控制在400mg/Nm3以下，满足目前火电厂的大气污染物排放的国家和地方标准。2) 参考目前国内部分地区NOx排放标准和前詹性的考虑，以及XXC电厂的实际情况，烟气脱硝改造采取一步到位的措施(直接安装SCR装置)，将NOx排放浓度最终控制在100mg/Nm3以下。3) XXC电厂3660MW机组安装烟气脱硝装置后，每年可减少氮氧化物排放量13341t, 其氮氧化物地面浓度也将明显降低，对珠江三角洲地区大气环境的改善是有利的。4) 脱硝还原剂的三种方109、法中，使用尿素的方法最安全，但是投资和运行费用最高，液氨的投资和运行费用最低，系统简单，但安全性要求较高，氨水介于两者之间，考虑到电厂的实际情况，采用液氨较为合理。5) SCR烟气脱硝工艺技术成熟、效率高，在还原剂供应、场地布置、水电供应等方面均具备工程实施条件。 因此，本工程选择SCR烟气脱硝工艺是可行也是合理的。在进行脱硝改造时，同时改造锅炉空预器和引风机。6) XXC电厂3660MW机组安装脱硝装置对启动我国已建电厂脱硝改造市场将起到积极的带头和示范作用。12.2 建议1) 加快启动本工程的环境影响评价和安全预评价工作，并尽早进行脱硝系统的招投标，利用机组大修期间,完成脱硝装置与锅炉烟道110、的对接,尽量不影响机组正常安全运行。2) 我国目前实施SCR烟气脱氮技术的电厂时间还不长，项目实施应按立足于引进国外技术，以具有成熟经验和实力的国内公司为EP设计供应商。3) 由于脱氮装置一次投资较高, 在保证可靠性运行的同时, 适当增加设备国产化率, 以降低工程造价。13 附件及附图13.1 投资估算附表（1）表一甲：工程总估算表（2）表二甲：安装工程专业汇总表（3）表二乙：建筑工程专业汇总表（4）表四：其他费用计算表（5）装置性材料价差汇总表（6）消材价差汇总表（7）机械价差汇总表（8）安装工程辅材、机械价差调整表13.2 附图（1）脱硝系统平面布置图 F0171E37K-Z-01（2）脱111、硝工艺系统流程图 F0171E37K-P-01（3）脱硝装置平面布置图 F0171E37K-P-02（4）脱硝装置立面布置图 F0171E37K-P-03（5）液氨储存和氨气供应系统流程图 F0171E37K-P-04（6）氨区平面布置图 F0171E37K-P-05（7）脱硝除灰系统图 F0171E37K-C-01（8）脱硝系统供电原则接线图 F0171E37K-D-01（9）脱硝系统改造后的控制系统配置图 F0171E37K-K-01工 程 总 概 算 表表一甲建设规模： 3660MW单位：万元序 号工程或费用名称建筑工程费设备购置费安装工程费其他费用合 计各项占静态投资比例(%)单位投资112、元/kW 一改造工程78822927085772743二脱硝系统2409124323817186595993二编制年价差73713987734小计32252066142272811389142三其他费用（一）项目建设管理费34634612（二）项目建设技术服务费1170117046（三）整套启动调试运费42942912（四）基本预备费1503150358小计344834481117四工程静态投资3225206614227344831560100158各项占静态投资的比例（%）10651311100各项静态单位投资（元/kW）161042117159五动态费用（一）建设期贷款利息7207204工113、程动态投资3225206614227417332280161各项占动态投资的比例（%）10641313100各项动态单位投资（元/kW）161042121163 安装工程专业汇总表表二甲金额单位:元序号工程项目名称设备购置费安装工程费合计经济技术指标装置性材料费安装费其中人工费小计单位数量指标安装工程2066131891625281424624487390303940877301247490490一主辅生产工程2066131891625281424624487390303940877301247490490(一)改造工程内容82292700270326334481727032638499596114、31热力系统8135400023765182677042376518837305181.1锅炉空预器及风机改造8135400023765182677042376518837305182除灰系统9387003267457711332674512654452.1气力除灰938700326745771133267451265445(二)脱硝装置系统12432048916252814219212243558222381740381624945271工艺系统11069813812372412180448082796429304172201411153581.1SCR反应器1019880452631912115、108656751642570134975871154856321.2烟道系统52200002168196239794738819673881961.3氨制备供应系统8710093174600013979372371753143937118540301.4保温、防腐、油漆27745003613000676890638750063875002电气系统74140585632238137458212123769619791012.1厂用电系统741405307836132307837721882.2电缆、接地及其他85632235059152080120691312069133热工控制系统12880116、946302408034950427035816519122194000683.1SCR1159670024301842735832548765516601616762716热工控制系统1159670050004410045150004412096744热控电缆及其他24301842235788448314466597246659723.2氨区128424659389675921015481613531062637352热工控制系统12842468453518393845351368781热控电缆及其他59389667467513642312685711268571合计：20661318916117、25281424624487390303940877301247490490建筑工程专业汇总表表二乙金额单位:元序号工程项目名称设备费建筑费合计技术经济指标金额其中:人工费单位数量指标建筑工程46280024410886339629924873686一主辅生产工程46280024410886339629924873686(一)改造工程7787005787007787001风机基础拆除5087003087005087002管线迁移270000270000270000元/m180.00 1500.00 (二)脱硝装置系统462800236321862817599240949861风机基础11227118、282475721122728元/m1800.00 623.74 2SCR烟气脱硝装置改造 1#3#机12800206743062362997206871062.1SCR烟气脱硝装置183344711915406183344712.2地基处理22575294364432257529元/m2227.00 1013.71 2.3脱硝电气、氨区配电室12800823061114895106元/m164.00 579.91 一般土建803931088780393元/m164.00 490.20 给排水、通风空调、照明12800191326114713元/m164.00 89.71 3氨区1270780119、1496101270780元/m779.00 1631.30 4火灾报警装置4500009154349695415435厂区性建筑472829524514728295.1厂区道路及广场14428234514428元/m100.00 144.28 5.2围墙及大门11431412001114314元/m105.00 1088.70 5.3氨区管道支架34408738105344087元/m280.00 1228.88 合计：46280024410886339629924873686其 他 费 用 计 算 表表四单位：元序号工程或费用项目名称编制依据及计算说明合价一项目建设管理费根据火电发电工程建120、设预算编制与计算标准3455521 1项目法人管理费（建筑工程费+安装工程费）2.16%（32246832+42269412）2.16%=16095512招标费（建筑工程费+安装工程费+设备购置费）0.32%（32246832+42269412+206613189）0.32%8996143工程监理费（建筑工程费+安装工程费）1.27%（32246832+42269412）1.27%=946356二项目建设技术服务费11702656 1项目前期工作费（勘察费+基本设计费）13.4%（+8525000）13.4%=11423502勘察设计费100595002.1设计费10059500基本设计费按国121、家计委、建设部关于发布（工程勘测设计收费管理规定）的通知（计价格200210号执行8525000施工图预算编制费基本设计费10%852500010%852500竣工图文件编制费基本设计费8%85250008%6820003设计文件评审费（含可行性研究和初步设计）：2400004工程建设监督检测费根据火电发电工程建设预算编制与计算标准1117744.1电力工程质量检测费（建筑工程费+安装工程费）0.15%（32246832+42269412）0.15%=1117745电力工程技术经济标准编制管理费（建筑工程费+安装工程费）0.20%（32246832+42269412）0.20%149032 三122、分系统调试及整套启动试运费4288077 1脱硝装置整套启动试运费4068276 1）氨液材料费氨液材料费=每小时氨液耗量(t/h)脱硝装置整套启动试运小时(h)氨液单价(元/t)0.912t/h168h3500元/t=5362562）其他材料费装机容量(MW)200元/MW1980MW200元/MW=3960003）厂用电费厂用电费=发电机容量(kW)脱硝装置用电率(%)脱硝装置整套启动试运小时(h)成本电价(元/kWh)1980000kW0.016%1680.301 元/kWh16020 4）脱硝整套启动调试费电力建设工程预算定额 第六册 调试工程（2006年版）3120000脱硝系统调试123、1740000脱硝控制系统调试13800002施工企业配合调试费根据火电发电工程建设预算编制与计算标准安装工程费0.52%=422694120.52%=219801五基本预备费（建筑工程费+安装工程费+设备购置费+其他费用）5%（32246832+42269412+206613189+19446254）5%15028784合计34475038装置性材料价差汇总表金额单位:元编号材料名称单位数量单价合价预算价市场价价差预算价市场价价差1电力电缆 6kV以下km2.00 194246.00 228000.00 33754.00 388492.00 456000.00 67508.00 2600MW124、 电力电缆 6kV以下km10.00 36493.00 103000.00 66507.00 364930.00 1030000.00 665070.00 3电气控制电缆km6.00 16080.00 11000.00 -5080.00 96480.00 66000.00 -30480.00 4阻燃补偿电缆km6.00 20450.00 40000.00 19550.00 122700.00 240000.00 117300.00 5电缆桥架t38.00 8020.00 8300.00 280.00 304760.00 315400.00 10640.00 6电缆支架t14.05 5399.0125、0 7600.00 2201.00 75855.95 106780.00 30924.05 7保温制品 岩棉制品m4240.00 325.00 420.00 95.00 1378000.00 1780800.00 402800.00 小计：2731217.95 3994980.00 1263762.05 税率：%3.41 43094.29 合计：1306856.34 消材价差汇总表金额单位:元编号材料名称单位数量单价合价预算价市场价价差预算价市场价价差C3102101工字钢 16号以下kg276.21 3.30 5.30 2.00 911.49 1463.91 552.42 C3103101槽126、钢 16号以下kg841386.00 3.30 5.20 1.90 2776573.80 4375207.20 1598633.40 C3104103等边角钢 边长63mm以下kg832282.08 3.25 5.30 2.05 2704916.77 4411095.04 1706178.27 C3105101扁钢 综合kg312.63 3.30 5.15 1.85 1031.66 1610.02 578.36 C3107101圆钢 10以下kg98665.70 2.66 5.33 2.67 262450.76 525888.18 263437.42 C3107102圆钢 10以上kg3673127、35.99 2.71 5.30 2.59 995480.53 1946880.73 951400.21 C3110001型钢 综合kg2475.55 3.35 5.20 1.85 8293.08 12872.85 4579.76 C3112105薄钢板 4mm以下kg724.03 4.35 5.80 1.45 3149.52 4199.36 1049.84 C3112302中厚钢板 20mm以下kg290191.61 3.23 5.30 2.07 937318.89 1538015.52 600696.63 C3202105焊接钢管 DN50kg2437.05 3.50 4.90 1.40 8128、529.67 11941.55 3411.87 C3802501铁件 综合kg5256.95 3.50 5.20 1.70 18399.32 27336.14 8936.81 C3802501预埋铁件 综合kg11967.51 3.50 5.20 1.70 41886.27 62231.04 20344.76 C3802601加工铁件 综合kg2500.01 3.50 5.20 1.70 8750.04 13000.07 4250.02 C4102102方材 红白松 二等m0.43 930.00 1150.00 220.00 404.20 499.82 95.62 C4102201板材 红白松129、 一等m0.02 1160.00 1650.00 490.00 28.38 40.37 11.99 C4102202板材 红白松 二等m126.93 990.00 1650.00 660.00 125658.23 209430.39 83772.16 C4201103硅酸盐水泥 42.5t201.43 278.00 630.00 352.00 55998.08 126902.12 70904.04 C4301101中砂m4325.40 28.08 87.00 58.92 121457.27 376309.90 254852.64 C4302105碎石 30mmm2.94 48.21 120.0130、0 71.79 141.71 352.73 211.02 C4302107碎石 50mmm13.25 48.21 120.00 71.79 639.02 1590.59 951.57 C4302125碎石 3050mmm49.21 39.00 120.00 81.00 1919.34 5905.66 3986.32 C4302213砾石 2040mmm31.14 31.00 85.00 54.00 965.27 2646.70 1681.43 C4302301毛石 70190mmm2.02 30.00 80.00 50.00 60.59 161.57 100.98 C4302402块石m29.131、41 48.17 85.00 36.83 1416.57 2499.66 1083.09 C4307101机制砖 24011553千块15.71 170.00 450.00 280.00 2671.24 7070.93 4399.69 C4412201铝合金窗 固定式m7.00 130.00 230.00 100.00 910.47 1610.82 700.36 C4412202铝合金窗 推拉式m7.15 140.00 210.00 70.00 1001.67 1502.50 500.83 C4412203铝合金窗 平开式m3.59 160.00 200.00 40.00 574.80 718132、.50 143.70 C6301101汽油 70号以下kg5667.55 4.10 9.32 5.22 23236.94 52821.52 29584.59 C8103101通用钢模板kg30599.17 4.10 5.20 1.10 125456.61 159115.70 33659.09 C8320101水t6445.20 2.00 2.95 0.95 12890.40 19013.33 6122.94 C4201102硅酸盐水泥 32.5t2550.62 263.00 550.00 287.00 670812.30 1402839.42 732027.12 C4302103碎石 20mm133、m2500.81 39.00 120.00 81.00 97531.50 300096.92 202565.42 C4302106碎石 40mmm3927.30 39.00 120.00 81.00 153164.58 471275.63 318111.05 C4302102碎石 15mmm7.36 39.00 120.00 81.00 286.88 882.70 595.82 小计：9164917.87 16075029.11 6910111.24 税率：%3.41 235634.79 合计：7145746.03 机械价差汇总表编号机械名称单位数量单价合价预算价市场价价差预算价市场价价差J1134、101102履带式推土机 75kw台班1.40 514.55 672.20 157.65 718.65 938.83 220.18 J1103103轮胎式装载机 2m台班8.07 545.35 735.79 190.44 4398.95 5935.10 1536.14 J1107102光轮压路机(内燃) 12t台班0.49 330.25 423.95 93.70 161.79 207.69 45.90 J1301003履带式起重机 15t台班0.02 553.51 647.68 94.17 10.61 12.42 1.81 J1301008履带式起重机 50t台班34.00 1630.57 1135、887.85 257.28 55445.88 64194.42 8748.55 J1302101汽车式起重机 5t台班38.97 299.19 385.40 86.21 11660.77 15020.76 3359.99 J1302102汽车式起重机 8t台班101.33 443.23 526.25 83.02 44911.54 53323.78 8412.24 J1302104汽车式起重机 16t台班76.42 764.27 868.95 104.68 58405.83 66405.52 7999.69 J1303003龙门式起重机 20t台班18.84 487.86 539.45 51.5136、9 9191.62 10163.62 971.99 J1303005龙门式起重机 40t台班34.00 828.56 907.15 78.59 28174.34 30846.71 2672.37 J1306101塔式起重机 6t台班81.06 499.45 513.14 13.69 40484.09 41593.77 1109.68 J1401104载重汽车 8t台班0.06 310.71 414.34 103.63 18.64 24.86 6.22 J1402106自卸汽车 12t台班42.13 549.28 685.32 136.04 23142.27 28873.91 5731.64 J137、1403006平板拖车组 40t台班68.01 1078.25 1245.77 167.52 73329.59 84722.29 11392.69 J1404001机动翻斗车 1t台班684.26 90.99 108.60 17.61 62259.03 74310.95 12051.92 J1409001洒水车 4000L台班0.64 311.36 422.21 110.85 198.99 269.83 70.84 J1502001皮带运输机 10m台班172.54 121.71 126.32 4.61 20999.64 21795.05 795.40 J1601401灰浆搅拌机 200L台班138、12.22 61.80 63.94 2.14 755.23 781.43 26.20 J1606101混凝土振捣器 插入式台班622.94 11.80 12.80 1.00 7350.73 7973.68 622.94 J1705101钢筋切断机 40mm台班124.22 36.64 44.64 8.00 4551.49 5545.26 993.77 J1705201钢筋调直机 14mm台班111.75 42.60 45.56 2.96 4760.66 5091.45 330.79 J1705301钢筋弯曲机 40mm台班139.81 22.31 25.50 3.19 3119.12 3565139、.11 445.99 J1901001交流电焊机 21kVA台班10099.05 48.30 63.31 15.01 487783.90 639370.57 151586.67 J1903104对焊机 100kVA台班18.82 129.05 169.86 40.81 2428.50 3196.48 767.98 小计：944261.89 1164163.49 219901.60 税率：%3.41 7498.64 合计：227400.25 安装工程辅材、机械价差调整表 金额单位:元序号项目名称单位调整系数材机调整基数调整额一材料费系数调整(一)热力系统%9.26 223487 20695 (三)除灰系统%16.32 36263 5918 小计元 26613 税金%3.41 908 合计元 27521 二机械费系数调整(一)热力系统%9.26 532564 49315 (三)除灰系统%16.32 39918 6515 小计元 55830 税金%3.41 1904 合计元 57734 材料费、机械费调整合计元 85254