電廠機(jī)組煙氣脫硝工程可研報(bào)告

目錄1.概述 11.1項(xiàng)目背景 11.2研究范圍 11.3報(bào)告編制依據(jù) 11.4主要編制原則 21.5簡(jiǎn)要的工作過(guò)程 32.電廠工程概況 42.1廠址條件及自然條件 42.1.1廠址概述 42.1.2環(huán)境狀況 52.1.3交通運(yùn)輸 62.1.4供水水源 72.1.5灰場(chǎng)條件 82.1.6巖土工程 82.2工程概況 92.2.1廠區(qū)總平面布置 92.2.2電廠主要設(shè)備參數(shù) 102.2.3煤質(zhì)及耗煤量 102.2.4除灰渣方式及灰渣量 112.2.5臺(tái)山電廠大氣污染物排放狀況 133.脫硝工程建設(shè)條件 143.1脫硝反應(yīng)劑供應(yīng) 143.1.1脫硝反應(yīng)劑用量 143.1.2三種脫硝反應(yīng)劑的選擇與比較 143.1.3 脫硝劑液氨的供應(yīng) 153.2脫硝建設(shè)場(chǎng)地 163.3供水、供電 174脫硝工藝方案選擇 184.1設(shè)計(jì)基礎(chǔ)參數(shù) 184.2幾種脫硝工藝簡(jiǎn)介 194.3脫硝工藝方案選擇 255．脫硝工程設(shè)想 285.1工藝系統(tǒng)及設(shè)備 285.1.1NOX脫除效率的確定 285.1.2工藝說(shuō)明 285.1.3工藝系統(tǒng) 305．2水工與消防 395.3電氣系統(tǒng) 405.4儀表及控制 415．5土建建筑與結(jié)構(gòu) 425．6脫硝裝置的總體布置 435.7供貨與服務(wù)范圍 446．環(huán)境保護(hù)與環(huán)境效益 496.1環(huán)境保護(hù)標(biāo)準(zhǔn) 496.2脫硝系統(tǒng)主要排放源及治理措施 506.3脫硝工程的環(huán)境與社會(huì)經(jīng)濟(jì)效益 506.3.1環(huán)境效益 506.3.2社會(huì)經(jīng)濟(jì)效益 517．節(jié)約和合理利用能源 537.1工藝系統(tǒng)設(shè)計(jì)中考慮節(jié)能的措施 537.2主輔機(jī)設(shè)備選擇中考慮節(jié)能的措施 537.3在材料選擇時(shí)考慮節(jié)能的措施 537.4．節(jié)約用水的措施 537.5．節(jié)約原材料的措施 538．安全與勞動(dòng)保護(hù) 548.1安全 548.1.1煙氣脫硝系統(tǒng)的主要安全問(wèn)題 548.1.2安全防治措施 548.2職業(yè)衛(wèi)生 558.2.1脫硝裝置運(yùn)行中可能造成職業(yè)危害的因素 558.2.2勞動(dòng)保護(hù)措施 569．生產(chǎn)管理與人員編制 569.1生產(chǎn)管理 569.2人員編制 5610．項(xiàng)目實(shí)施及輪廓進(jìn)度 5810.1項(xiàng)目實(shí)施條件 5810.2項(xiàng)目實(shí)施辦法 5910.3項(xiàng)目實(shí)施輪廓進(jìn)度 5911.投資估算與經(jīng)濟(jì)效益分析 6111.1投資估算編制說(shuō)明 6111.2脫硝成本與還貸計(jì)算 6212．主要結(jié)論與建議 7312.1結(jié)論 7312.2建議 73附件：1附圖：工藝（SCR）流程圖F0141E43-P-012脫硝裝置平面布置圖F0141E43-P-023脫硝裝置立面布置圖F0141E43-P-03儲(chǔ)氨設(shè)備布置圖F0141E43-P-045．廠區(qū)總平面及氨區(qū)布置圖F0141E43-P-05臺(tái)山發(fā)電廠位于廣東省臺(tái)山市赤溪鎮(zhèn)田頭圩南部的銅鼓管理區(qū)。電廠規(guī)劃總裝機(jī)容量為5臺(tái)600MW等級(jí)和6臺(tái)1000MW等級(jí)機(jī)組，分二期建設(shè)，一期工程裝機(jī)容量為5臺(tái)600MW等級(jí)機(jī)組。一期1號(hào)、2號(hào)機(jī)組已投產(chǎn)發(fā)電，配套的環(huán)保設(shè)施-脫硫裝置正在安裝中。一期3號(hào)、4號(hào)、5號(hào)機(jī)組正在建設(shè)過(guò)程中。本期脫硝工程是擬在電廠一期5號(hào)機(jī)組上安裝煙氣脫硝裝置。隨著我國(guó)經(jīng)濟(jì)的快速發(fā)展和環(huán)保法規(guī)的實(shí)施和加強(qiáng)，新的火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)GB13223-2003對(duì)NOX的排放濃度做出了明確要求，規(guī)定第三時(shí)段的燃煤電廠燃料揮發(fā)分大于20%時(shí)，NOX的排放濃度不得大于450mg/Nm3,并且要求“第三時(shí)段大氣污染控制單元必須預(yù)留脫氮裝置空間”。臺(tái)山電廠地處我省經(jīng)濟(jì)發(fā)達(dá)的珠江三角洲地區(qū)，燃煤電廠集中，該地區(qū)的火電廠總裝機(jī)容量約占全省70%，造成排污量大，空氣污染嚴(yán)重，所以本底濃度高，環(huán)境容量小，是廣東酸雨控制的重點(diǎn)區(qū)域。北京國(guó)華電力有限責(zé)任公司作為獨(dú)立發(fā)電商，是神華集團(tuán)公司所屬的全資子公司。自1999年成立以來(lái)，依托神華集團(tuán)煤、電、路、港一體化的優(yōu)勢(shì)，在安全生產(chǎn)的同時(shí)，充分考慮對(duì)社會(huì)與公眾的責(zé)任，提出建設(shè)綠色環(huán)保電站的目標(biāo)，公司發(fā)展迅速，并得到行業(yè)與社會(huì)各界的認(rèn)可。北京國(guó)華電力有限責(zé)任公司環(huán)境保護(hù)工作的指導(dǎo)思想是：強(qiáng)調(diào)企業(yè)發(fā)展與環(huán)境的協(xié)調(diào)，在滿足國(guó)家環(huán)境保護(hù)要求的條件下，結(jié)合公司發(fā)展戰(zhàn)略，積極建設(shè)高效大容量、環(huán)保型、節(jié)水型火電機(jī)組，努力實(shí)現(xiàn)“煙囪不冒煙、廠房不漏汽、廢水不外排、噪聲不擾民、灰渣再利用”的環(huán)保型電站建設(shè)目標(biāo)。廣東國(guó)華粵電臺(tái)山發(fā)電有限公司是北京國(guó)華電力有限責(zé)任公司目前擁有的運(yùn)營(yíng)發(fā)電公司之一，目前主營(yíng)臺(tái)山發(fā)電廠1號(hào)至5號(hào)機(jī)組。本項(xiàng)目就是在北京國(guó)華電力有限責(zé)任公司環(huán)境保護(hù)工作的指導(dǎo)思想下，對(duì)5號(hào)機(jī)組實(shí)施脫氮試點(diǎn)，對(duì)國(guó)內(nèi)火電廠降低氮氧化物進(jìn)行有意的探索工作。參照《火力發(fā)電廠可行性研究報(bào)告內(nèi)容深度規(guī)定》(DLGJ-94)和比照《火力發(fā)電廠可行性研究報(bào)告內(nèi)容深度煙氣脫硫部分暫行規(guī)定》(DLGJ138-1997)的要求，本可行性研究的范圍主要包括以下內(nèi)容：脫硝工程的建設(shè)條件煙氣脫硝工藝方案脫硝工程設(shè)想脫硝反應(yīng)劑的來(lái)源及供應(yīng)脫硝工程對(duì)環(huán)境的影響脫硝工程的投資估算及運(yùn)行成本分析1.3報(bào)告編制依據(jù)(1)廣東省環(huán)境保護(hù)局《關(guān)于廣東臺(tái)山電廠(2×660MW+2×600MW)環(huán)境影響報(bào)告書(shū)復(fù)核報(bào)告審查意見(jiàn)的函》(粵環(huán)函[2000]411號(hào))(2)國(guó)家環(huán)?？偩帧蛾P(guān)于臺(tái)山電廠環(huán)境影響報(bào)告書(shū)重新審核意見(jiàn)的復(fù)函》(環(huán)審[2001]94號(hào))(3)《廣東省臺(tái)山發(fā)電廠一期工程3號(hào)、4號(hào)機(jī)組可行性研究報(bào)告》(4)《廣東省臺(tái)山發(fā)電廠一期5號(hào)機(jī)組工程可行性研究報(bào)告》(5)《國(guó)華臺(tái)山#5機(jī)、寧海#4機(jī)實(shí)施脫硝工程啟動(dòng)工作會(huì)議紀(jì)要》(6)相關(guān)的參考文件(1)脫硝機(jī)組規(guī)模本工程脫硝機(jī)組規(guī)模為1×600MW。安裝一套處理100%煙氣量的脫硝裝置。(2)脫硝工藝按選擇性催化還原脫硝法（SCR）考慮。(3)脫硝裝置的設(shè)計(jì)效率，根據(jù)電廠的實(shí)際情況，脫硝系統(tǒng)的設(shè)計(jì)效率暫按≥70%設(shè)計(jì)，考慮80%的方案，并預(yù)留有效率達(dá)到≥90%的空間。(4)脫硝裝置不設(shè)煙氣旁路。(5)脫硝反應(yīng)劑采用外購(gòu)純氨。(6)盡量避免在脫硝過(guò)程中帶來(lái)新的環(huán)境污染。(7)脫硝工程設(shè)備采購(gòu),按關(guān)鍵設(shè)備進(jìn)口、大部分設(shè)備國(guó)內(nèi)配套的方式實(shí)施。主要設(shè)備將通過(guò)招投標(biāo)擇優(yōu)選用。(8)脫硝設(shè)備年運(yùn)行小時(shí)按5000h考慮。(9)裝置設(shè)計(jì)壽命為30a。(11)系統(tǒng)可用率≥95%。(12)工程建設(shè)模式，暫按業(yè)主單位負(fù)責(zé)自籌資金，對(duì)脫硝工程實(shí)現(xiàn)招投標(biāo)，確定具有成熟經(jīng)驗(yàn)和實(shí)力的國(guó)外公司承擔(dān)工程的基本設(shè)計(jì)、核心部分詳細(xì)設(shè)計(jì)和關(guān)鍵設(shè)備供貨，由業(yè)主建設(shè)的模式考慮。1）2004年3月，北京國(guó)華電力有限責(zé)任公司、廣東國(guó)華粵電臺(tái)山發(fā)電有限責(zé)任公司、廣東省電力設(shè)計(jì)研究院、上海鍋爐廠有限公司各方代表就臺(tái)山電廠5號(hào)機(jī)實(shí)施煙氣脫硝工程的技術(shù)可行性進(jìn)行了初步探討，明確達(dá)成了實(shí)施煙氣脫硝工程的共識(shí)。2）2004年4月，由北京國(guó)華電力有限責(zé)任公司主持邀請(qǐng)了國(guó)外著名的脫硝廠商，針對(duì)臺(tái)山電廠5號(hào)機(jī)在上海進(jìn)行了煙氣脫硝技術(shù)交流。3）2004年5月，我院受廣東國(guó)華粵電臺(tái)山發(fā)電有限責(zé)任公司的委托，完成了《臺(tái)山電廠一期5號(hào)機(jī)組（1×600MW）煙氣脫硝工程可行性研究報(bào)告》的編制工作。

2.1廠址條件及自然條件2.1.1.1地理位置臺(tái)山電廠廠址在銅鼓灣口的西側(cè),銅鼓灣平地的西側(cè)臨海地帶。廠址東北面距赤溪鎮(zhèn)約15km(直線距離),東面為大襟島,相距約5km;南面為南海與上川島遙遙相對(duì),相距約10km海域;西北距廣海鎮(zhèn)17km,北距臺(tái)山市約50km。近年來(lái),特別是臺(tái)山市建制改為市后,臺(tái)山市人民政府準(zhǔn)備在東起銅鼓灣,西至廣海港近20余km的沿海地帶規(guī)劃一個(gè)新興的經(jīng)濟(jì)開(kāi)發(fā)區(qū)；目前這一區(qū)域正伴隨著臺(tái)山電廠的建設(shè)得以開(kāi)發(fā)。2.1.1.2水文氣象臺(tái)山電廠位于臺(tái)山市南部濱海地區(qū)，屬亞熱帶海洋性氣候。具有冬暖夏長(zhǎng)，陽(yáng)光充足，雨量豐沛，冬夏季風(fēng)明顯，夏季多臺(tái)風(fēng)影響等特點(diǎn)。根據(jù)上川島氣象站(1958-1998)資料統(tǒng)計(jì)，全年平均氣溫為22.6℃，極端最高氣溫37.0℃，極端最低氣溫3℃。多年平均相對(duì)濕度達(dá)81%，尤其是3-6月在85%以上。年平均降雨量為2181.4mm，歷年最大達(dá)3657.7mm，最少為1028.1mm，降雨量主要集中在每年的5-9月，占全年降雨量的74%，并常有暴雨出現(xiàn)，年平均暴雨日數(shù)為12d，一日最大降雨量達(dá)324.8mm，每年十一月至次年3月為少雨時(shí)段，但此時(shí)常出現(xiàn)大霧天氣，尤以3月最多，全年平均為11.3d。年平均日照時(shí)數(shù)為1977.5h，為可照時(shí)數(shù)的45%，日照時(shí)數(shù)較高出現(xiàn)在7-12月，較低在2-4月。多年平均風(fēng)速為4.6m/s。該區(qū)屬受臺(tái)風(fēng)影響襲擊較多的地區(qū)，據(jù)1987年統(tǒng)計(jì)，年平均6-8級(jí)臺(tái)風(fēng)影響天數(shù)為37.4d，多出現(xiàn)在6-9月，并有12級(jí)臺(tái)風(fēng)出現(xiàn)，臺(tái)風(fēng)襲擊時(shí)常伴有狂風(fēng)暴雨，實(shí)測(cè)最大風(fēng)速達(dá)37.3m/s，是造成該區(qū)自然災(zāi)害的主要因素。1)社會(huì)環(huán)境概況電廠所在的赤溪鎮(zhèn)是臺(tái)山市邊緣的山區(qū)鎮(zhèn)，經(jīng)濟(jì)發(fā)展緩慢，工業(yè)基礎(chǔ)薄弱，主要靠農(nóng)業(yè)經(jīng)濟(jì)收入，兩鎮(zhèn)主要農(nóng)作物有水稻、蔬菜、番薯等，目前無(wú)中型以上的工礦企業(yè)。廣海鎮(zhèn)距電廠直線距離約26km，是臺(tái)山市第二大鎮(zhèn)。該鎮(zhèn)工業(yè)發(fā)展較快，主要有廣海鋼絲繩廠、廣海鑄造廠、石板材廠等。上川鎮(zhèn)距電廠約10km海域，擁有人口約1.3萬(wàn)人，其中農(nóng)業(yè)人口約1萬(wàn)人，該鎮(zhèn)的上川飛沙灘旅游區(qū)是天然的游泳場(chǎng)，每年可接待游客20萬(wàn)人次，是目前電廠附近最大的旅游區(qū)。2)環(huán)境質(zhì)量現(xiàn)狀a.大氣環(huán)境質(zhì)量現(xiàn)狀電廠一期工程環(huán)境影響報(bào)告書(shū)在1994年經(jīng)審查通過(guò)，2000年6月國(guó)家環(huán)保局評(píng)估中心編制了環(huán)境影響報(bào)告書(shū)復(fù)核報(bào)告，并在2001年5月通過(guò)了國(guó)家環(huán)?？偩值膶彶?。根據(jù)復(fù)核報(bào)告書(shū)中的有關(guān)資料，本地區(qū)SO2、飄塵、NOX、TSP的濃度均較低，低于國(guó)家二級(jí)標(biāo)準(zhǔn)，相當(dāng)于一級(jí)標(biāo)準(zhǔn)，且SO2境容量比較大。從電廠廠址地區(qū)過(guò)去及目前的實(shí)際環(huán)境狀況可見(jiàn)，由于電廠廠址所在地區(qū)近五年來(lái)工業(yè)發(fā)展緩慢，產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)仍以農(nóng)業(yè)為主，目前尚無(wú)較大的大氣污染物排放源，所以廠址地區(qū)總體大氣質(zhì)量現(xiàn)狀良好。但是，由于目前臺(tái)山電廠廠址所在區(qū)域?qū)儆趪?guó)家環(huán)保局劃分的“酸雨控制區(qū)和二氧化硫污染控制區(qū)”，需執(zhí)行SO2排放總量控制，對(duì)NOX的排放控制也將在最近的時(shí)間內(nèi)提出。因此，這對(duì)該地區(qū)的環(huán)境容量起到了一定的限制。b.海域水環(huán)境現(xiàn)狀水環(huán)境方面，廠址地區(qū)仍處于未開(kāi)發(fā)階段，人口密度低，基本上無(wú)污染大的工業(yè)，因此工業(yè)廢水和生活污水排放很少。上川地區(qū)近年來(lái)以發(fā)展旅游為主業(yè)，人類活動(dòng)較頻繁，但其對(duì)廠址地區(qū)的影響不大。電廠委托評(píng)價(jià)單位在1988～1989年、1998～1999年分別對(duì)廠址所在海域的扯旗角、烽火角水閘及魚(yú)塘港的海水水質(zhì)進(jìn)行了監(jiān)測(cè)。除部分指標(biāo)為GB3097-1997第三類海水水質(zhì)標(biāo)準(zhǔn)外，其余指標(biāo)均滿足GB3097-1997第二類海水水質(zhì)標(biāo)準(zhǔn)。噪聲環(huán)境現(xiàn)狀廠址區(qū)域目前無(wú)較大的噪聲源，基本處于一種自然環(huán)境狀態(tài)。由于緊臨海邊，海浪聲是構(gòu)成環(huán)境噪聲現(xiàn)狀的主要源強(qiáng)。廠址三面環(huán)山，南臨南海。隨著臺(tái)山電廠一期工程建設(shè)的開(kāi)展，目前進(jìn)廠公路、重件碼頭等一些對(duì)外聯(lián)系交通設(shè)施已交付使用，交通狀況大為改善。根據(jù)廠址的自然條件及現(xiàn)狀，本廠址交通運(yùn)輸全賴于水路和公路。2.1.3.1水路運(yùn)輸廠址南臨南海,靠近外海主航道,廠址的水路運(yùn)輸較為方便，電廠已建成專用煤碼頭和重件碼頭。電廠煤港的建設(shè)規(guī)模為：煤碼頭、港池和航道已建成滿足5萬(wàn)t級(jí)船型的停泊、航行、調(diào)頭需要的泊位1個(gè)，遠(yuǎn)期考慮2個(gè)泊位。并留有發(fā)展為停泊10萬(wàn)t級(jí)船型的條件。電廠的5000t重件碼頭現(xiàn)已建好,可以滿足電廠建設(shè)和安裝期間的材料和設(shè)備運(yùn)輸?shù)男枰?.1.3.2陸路運(yùn)輸1）、外部公路隨著電廠一期工程的建設(shè),廠址附近的交通狀況大為改善,進(jìn)廠公路（雙向四車(chē)道混凝土道路）已建好,汽車(chē)可直達(dá)廠址。從臺(tái)城到電廠廠址可走東、西兩線公路,也可以走新開(kāi)通的新臺(tái)高速公路東線：從臺(tái)城沖蔞浮石進(jìn)廠公路廠區(qū)共59.5km,均為三級(jí)或二級(jí)標(biāo)準(zhǔn)公路（瀝青或混凝土路面；全線橋涵設(shè)計(jì)標(biāo)準(zhǔn)為汽-10）。西線:（稔廣線，省道S274）從臺(tái)城端芬廣海六福進(jìn)廠公路廠區(qū),全長(zhǎng)76.5km,大部分地段為二級(jí)或三級(jí)公路標(biāo)準(zhǔn)；橋涵設(shè)計(jì)標(biāo)準(zhǔn)為汽-15。新臺(tái)高速公路:：從廠區(qū)進(jìn)廠公路新臺(tái)高速臺(tái)城；從廠區(qū)進(jìn)廠公路新臺(tái)高速佛開(kāi)高速?gòu)V佛高速?gòu)V州；從廠區(qū)進(jìn)廠公路西部沿海高速新會(huì)珠海廣州。2）、進(jìn)廠公路廠址地區(qū)地方性的公路已經(jīng)通到了田頭圩，進(jìn)廠公路從田頭圩起到電廠廠址,包括隧道全長(zhǎng)16.6km,標(biāo)準(zhǔn)為二級(jí)公路，是電廠對(duì)外聯(lián)絡(luò)的主要通道,現(xiàn)已建成通車(chē)。電廠進(jìn)廠公路的建成,不但解決了電廠本身的交通運(yùn)輸問(wèn)題,同時(shí)對(duì)該地區(qū)魚(yú)塘灣和銅鼓灣一帶的經(jīng)濟(jì)發(fā)展起到了很大的促進(jìn)作用。臺(tái)山電廠供水水源包括循環(huán)冷卻水水源和淡水供水水源二部分。電廠以海水作循環(huán)冷卻水水源，循環(huán)冷卻水采用直流供水系統(tǒng)。鍋爐補(bǔ)給水、輔機(jī)冷卻水、空調(diào)和生活用水及消防用水等電廠所需淡水則由大坑水庫(kù)供給。大坑水庫(kù)在廠址北面2km處，為多年調(diào)節(jié)的電廠專用水庫(kù)(年供水量783.5萬(wàn)t/a)。電廠一期用水量見(jiàn)表2-1。表2-1電廠一期工程用水量項(xiàng)目規(guī)模(MW)海水循環(huán)冷卻水淡水m3/hm3/h5臺(tái)600MW機(jī)組3957601181.5(包括脫硫用水)電廠灰渣處理考慮以貯存為主，同時(shí)考慮綜合利用。臺(tái)山電廠初期灰場(chǎng)為廠址東北約3km處的“牛欄窩”山谷灰場(chǎng)，該灰場(chǎng)堆灰面標(biāo)高為70m時(shí)，堆灰容積約428萬(wàn)m3，可滿足一期工程5臺(tái)600MW等級(jí)機(jī)組貯灰8a。遠(yuǎn)期灰場(chǎng)則利用電廠煤港池西側(cè)的近岸淺灘圍海建成，面積約330多萬(wàn)m2，灰堤頂面高程10.5m，堆灰容積達(dá)4300萬(wàn)m3。廠區(qū)及附近原地表出露的地層以第四系土層為主，基底巖石為燕山四期花崗巖，場(chǎng)地平整后部分基巖出露地表，區(qū)域地質(zhì)較簡(jiǎn)單，廠區(qū)及周?chē)?0km范圍內(nèi)無(wú)區(qū)域性大斷裂通過(guò)。廠區(qū)及周?chē)?0km范圍內(nèi)小型斷層及節(jié)理較發(fā)育，主要有NE走向及近E—W（NWW）走向的兩組共5條斷層（F1~F5），屬非活動(dòng)性斷層，不影響場(chǎng)地的穩(wěn)定性，斷層破碎帶可按不均勻地基處理。根據(jù)《廣東省地震烈度區(qū)劃圖》（廣東省地震局，廣東省建委1990年）和《廣東省臺(tái)山電廠工程場(chǎng)址設(shè)計(jì)地震動(dòng)參數(shù)報(bào)告》（廣東省地震局，1993年）中的地震危險(xiǎn)性分析結(jié)果，臺(tái)山發(fā)電廠廠址地震基本烈度接近7度，鑒于發(fā)電工程的重要性，設(shè)計(jì)按地震烈度7度考慮。1號(hào)、2號(hào)機(jī)組主廠區(qū)及部分5臺(tái)機(jī)組公用的生產(chǎn)附屬建筑位于F4及F5斷裂之間的開(kāi)挖區(qū)，場(chǎng)地平整后基巖大面積出露，地基下主要為中等風(fēng)化和微風(fēng)化花崗巖，北邊有部分為強(qiáng)風(fēng)化花崗巖，局部為殘積土和全風(fēng)化花崗巖。3號(hào)、4號(hào)、5號(hào)機(jī)組主廠區(qū)位于2號(hào)機(jī)擴(kuò)建端東面開(kāi)挖區(qū)邊緣，現(xiàn)已平整，西南部中等風(fēng)化～微風(fēng)化巖層出露，往東北及東南方向順次出露強(qiáng)風(fēng)化巖層﹑全風(fēng)化巖層及殘積礫質(zhì)粘性土，東北角中等風(fēng)化巖層埋深＞25m。部分附屬建（構(gòu)）筑物位于回填區(qū)。地下水對(duì)混凝土鋼結(jié)構(gòu)均有弱腐蝕性。2.2工程概況本期工程在一期工程1號(hào)、2號(hào)機(jī)組已建成的基礎(chǔ)上建設(shè)，全部公用設(shè)施已按5臺(tái)600MW機(jī)規(guī)劃，且大部分已經(jīng)建成，包括凈水站、鍋爐補(bǔ)給水處理室、污水處理站、點(diǎn)火油罐區(qū)、引水明渠，輸煤系統(tǒng)5臺(tái)機(jī)組公用部分等。根據(jù)全廠規(guī)劃，1號(hào)~5號(hào)機(jī)主廠房從西往東擴(kuò)建（1-2號(hào)機(jī)主廠房與3-5號(hào)機(jī)主廠房脫開(kāi)16m），兩廠房均為汽機(jī)房朝北，A排柱對(duì)齊。主廠區(qū)由北向南依次為汽機(jī)房、除氧間、煤倉(cāng)間、鍋爐房、電除塵、煙囪、脫硫島。脫硫島布置在煙囪后，其他脫硫配套設(shè)施均布置在3號(hào)、4號(hào)、5號(hào)機(jī)組脫硫島以南，1~2號(hào)機(jī)組建設(shè)時(shí)已按5臺(tái)機(jī)組預(yù)留脫硫用地。220kV及550kV配電裝置分別布置在1號(hào)、2號(hào)及3號(hào)、4號(hào)、5號(hào)機(jī)組主廠房以北。一期工程凈水站、鍋爐補(bǔ)給水處理樓布置在1號(hào)機(jī)組主廠房以西。一期工程干除灰場(chǎng)地、污水處理站布置在廠區(qū)中部西側(cè)山腳下。煤場(chǎng)設(shè)在廠區(qū)南部，油灌區(qū)設(shè)在廠區(qū)中部西側(cè)。循環(huán)水泵房設(shè)在廠區(qū)中部，循環(huán)水取水口及排水口分別設(shè)在廠區(qū)南護(hù)岸及東北護(hù)岸上。電廠5號(hào)機(jī)組與脫硝系統(tǒng)有關(guān)的主設(shè)備參數(shù)見(jiàn)表2-2。表2-2臺(tái)山電廠5號(hào)機(jī)組主要設(shè)備參數(shù)設(shè)備名稱參數(shù)名稱單位參數(shù)鍋爐型式亞臨界、中間再熱、控制循環(huán)、四角切圓、固態(tài)排渣、汽包爐MCR工況最大連續(xù)蒸發(fā)量t/h2026過(guò)熱器出口蒸汽壓力MPa17.5過(guò)熱器出口蒸汽溫度℃541省煤器出口煙氣量m3/h4507552省煤器出口煙氣溫度℃366除塵器2臺(tái)型式靜電除塵，雙室四電場(chǎng)除塵效率%99.3除塵器出口最大含塵濃度mg/Nm3150引風(fēng)機(jī)2臺(tái)型式靜葉可調(diào)軸流式流量(B-MCR)m3/s523風(fēng)壓(B-MCR)kPa10.913進(jìn)口煙溫℃126電機(jī)功率kW5400煙囪1座配置高度/形式m240/三筒材質(zhì)鋼內(nèi)筒根據(jù)國(guó)華臺(tái)電提供的資料，5號(hào)機(jī)組工程的設(shè)計(jì)煤種按活雞兔井，校核煤種按烏蘭木倫礦。煤質(zhì)分析數(shù)據(jù)及耗煤量見(jiàn)表2-3、2-4。表2-3煤質(zhì)分析數(shù)據(jù)表項(xiàng)目符號(hào)單位設(shè)計(jì)煤種校核煤種備注全水份Mt%14.516干燥無(wú)灰基揮發(fā)份Vdaf%37.8938.98空氣干燥基水份Mad%8.069.92收到基灰份Aar%7.7012.6收到基碳Car%62.5857.05收到基氫Har%3.703.68收到基氧Oar%10.059.23收到基氮Nar%1.070.95收到基全硫St.ar%0.40.49哈氏可磨度HGI6150原煤沖刷磨損指數(shù)Ke0.941.61收到基高位發(fā)熱量Qgr.arMJ/kg23.56收到基低位發(fā)熱量Qnet.arMJ/kg24.0022.33表2-4一期工程5號(hào)機(jī)組燃煤消耗量機(jī)組機(jī)組容量與煤種項(xiàng)目1×600MW設(shè)計(jì)煤種校核煤種小時(shí)耗煤量t/h235242日耗煤量t/d47004840年耗煤量104t/a117.5121日耗煤量按20h計(jì)年耗煤量按5000h計(jì)本工程采用灰渣分除系統(tǒng)，其中煤灰采用濃相干除灰輸灰方式，煤渣采用刮板撈渣機(jī)機(jī)械除渣方式?；?、渣分別在粗細(xì)灰?guī)?、渣倉(cāng)集中后采用汽車(chē)輸送至灰場(chǎng)堆放或采用汽車(chē)（船）送去綜合利用?；?guī)靺^(qū)域地面沖洗，刮板撈渣機(jī)溢流水（包括石子煤系統(tǒng)輸送來(lái)的混合水），石子煤斗冷卻水、地面沖洗污水等送至除灰專用沉淀池澄清處理后回用?；曳治鲑Y料及灰渣排放設(shè)備見(jiàn)表2-5、2-6。表2-5灰分析資料項(xiàng)目符號(hào)單位設(shè)計(jì)煤種校核煤種飛灰成份分析二氧化硅SiO2%35.4322.64三氧化二鋁Al2O3%11.7211.52三氧化二鐵Fe2O3%9.5925.48氧化鈉Na2O%0.881.3氧化鉀K2O%1.050.4氧化鈣CaO%28.9328.73氧化鎂MgO%2.141.04三氧化硫SO3%6.524.64二氧化鈦TiO2%0.570.28二氧化錳MnO2%0.380.66其他%2.793.31灰熔融性（弱還原性）變形溫度DT0C11001080軟化溫度ST0C11501130熔融溫度FT0C11901190HT0C11701150表2-6 5號(hào)機(jī)組灰渣量機(jī)組容量煤種項(xiàng)目1×600MW設(shè)計(jì)煤種校核煤種小時(shí)排放量（t/h）灰量16.7417.09渣量2.951.80石子煤量1.221.21合計(jì)19.6920.1日排放量（t/d）灰量334.80341.8渣量5960.4石子煤量23.724.2合計(jì)417.5426.2年排放量(104t/a)灰量8.378.55渣量1.481.51石子煤量0.590.61合計(jì)10.4410.66注:1、日利用小時(shí)按20h,年利用按5000h計(jì)；2、灰量按灰渣總量85%計(jì)；3、渣量按灰渣總量15%計(jì)；4、石子煤量按鍋爐耗煤量0.5%計(jì)。燃煤電廠向大氣中排放的主要污染物是SO2、煙塵、NOX等。臺(tái)山電廠一期5臺(tái)600MW等級(jí)機(jī)組建成投產(chǎn)后，將由兩座240m的高煙囪向大氣排放污染物。5機(jī)組大氣污染物排放情況見(jiàn)表2-7。表2-7一期工程5號(hào)機(jī)組大氣污染物排放量裝機(jī)容量與煤種項(xiàng)目1臺(tái)600MW國(guó)產(chǎn)燃煤機(jī)組設(shè)計(jì)煤種校核煤種SO2t/h0.10150835煙塵t/h0.1240.102NOXt/h1.1煙氣中主要通過(guò)以下還原反應(yīng)來(lái)去除其中的NOx：4ＮＯ+4ＮＨ3+Ｏ2—4Ｎ2+6Ｈ2Ｏ6ＮＯ2+8ＮＨ3—7Ｎ2+12Ｈ2Ｏ在以上反應(yīng)中，都需要NH3作為還原劑來(lái)還原煙氣中的氮氧化合物。NH3即為脫硝劑。一般來(lái)說(shuō)，脫硝劑目前主要有三種來(lái)源：液氨，氨水，尿素。針對(duì)本工程而言，三種脫硝劑的耗量分別如下：表3.1脫硝劑消耗量脫硝效率液氨（100％）氨水（25％）尿素60％消耗量（kg/h）200800390儲(chǔ)存量(t)482009570％消耗量（kg/h）230920450儲(chǔ)存量(t)55.222110880％消耗量（kg/h）2651060513儲(chǔ)存量(t)6425512590％消耗量（kg/h）2901160565儲(chǔ)存量(kg)70280136注：脫硝劑的計(jì)算基于以下前提：(1)入口NOx濃度為500mg／Nm3(2)NH3泄漏率為3ppm儲(chǔ)存容量按10d考慮脫硝劑的成本中，運(yùn)輸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，帶來(lái)了額外的運(yùn)輸和儲(chǔ)存成本。所以僅就消耗的費(fèi)用而言，氨水是不經(jīng)濟(jì)的。但是液氨運(yùn)輸和儲(chǔ)存具有一定的危險(xiǎn)性，在國(guó)外，液氨槽車(chē)運(yùn)輸需要提前報(bào)批清場(chǎng)，極為麻煩，所以在歐美很多電廠SCR系統(tǒng)棄用液氨改用氨水或者尿素。采用液氨和氨水作為脫硝劑，其系統(tǒng)基本一致，氨水的儲(chǔ)罐容量要大于液氨儲(chǔ)罐容量（取決于氨水濃度，一般為25％，v/v）。相對(duì)來(lái)說(shuō)，尿素是三種催化劑中最為昂貴的一種。尿素的售價(jià)要高于氨水與液氨，而且尿素需要進(jìn)行復(fù)雜的反應(yīng)才能生成NH3，系統(tǒng)較使用氨水或液氨要復(fù)雜得多。只有當(dāng)電廠附近沒(méi)有氨水或者液氨供應(yīng)商時(shí)，使用槽車(chē)運(yùn)輸氨水因運(yùn)輸成本增加導(dǎo)致其價(jià)格與尿素相當(dāng)時(shí)，才會(huì)考慮使用尿素?；蛘呤钱?dāng)?shù)氐姆顦O為嚴(yán)格，使用槽車(chē)運(yùn)輸液氨或者氨水非常麻煩的時(shí)候，才會(huì)使用尿素。三種脫硝反應(yīng)劑的比較列于表3.2表3.2各種反應(yīng)劑的比較項(xiàng)目液氨氨水尿素反應(yīng)劑費(fèi)用便宜(100%)貴(約150%)最貴約(180%)運(yùn)輸費(fèi)用便宜貴便宜安全性有毒有害無(wú)害儲(chǔ)存條件高壓常規(guī)大氣壓常規(guī)大氣壓干態(tài)(加熱干燥空氣)儲(chǔ)存方式液態(tài)(箱罐)液態(tài)(箱罐)微粒狀(料倉(cāng))初投資費(fèi)用便宜貴貴(水解爐制備)運(yùn)行費(fèi)用便宜，需要熱量蒸發(fā)液氨貴，需要高熱量蒸發(fā)/蒸餾水和氨貴，需要高熱量水解尿素和蒸發(fā)氨設(shè)備安全有法律規(guī)定需要基本上不需要從上分析可以看出，液氨同其他兩種反應(yīng)劑相比經(jīng)濟(jì)上具有較大的優(yōu)勢(shì)，目前國(guó)內(nèi)對(duì)液氨的運(yùn)輸沒(méi)有特殊限制性的條件，所以選擇液氨作為本工程的脫硝劑。液氨作為一種重要的化工原料和化肥，生產(chǎn)廠家繁多，可供選擇的供貨商很多。但是由于近幾年國(guó)有企業(yè)改制，一些大中型化肥廠重組轉(zhuǎn)行。比如原廣東地區(qū)最大的氮肥廠廣氮集團(tuán)已經(jīng)破產(chǎn)清盤(pán)，設(shè)備也已經(jīng)全部拍賣(mài)，這也為液氨供應(yīng)帶來(lái)了一定困難。根據(jù)對(duì)廣東地區(qū)液氨生產(chǎn)廠家的調(diào)查收資，在江門(mén)地區(qū)有江門(mén)化肥總廠可以提供液氨，而且距離臺(tái)山電廠距離較近。在廣州有番禺番氮化工有限公司也可以提供液氨，年生產(chǎn)能力3×104t。由于國(guó)內(nèi)對(duì)液氨輸送的槽車(chē)行駛并沒(méi)有特殊規(guī)定，從番禺至臺(tái)山電廠的高速公路約150km，需行駛2h。液氨生產(chǎn)廠家均可以提供槽車(chē)運(yùn)輸至電廠。以15t槽車(chē)計(jì)，SCR系統(tǒng)每小時(shí)需要300kg／h液氨作為脫硝劑(脫硝效率約90%時(shí))，則每?jī)商?8小時(shí)需要14.4t即一槽車(chē)的耗量。廣州市番禺番氮化工有限公司位于廣州市番禺區(qū)新造鎮(zhèn)北郊，珠江主航道瀝水道東岸，與廣州市黃埔區(qū)長(zhǎng)州島隔江相望。番氮化工有限公司距華南快速干線、迎賓路等連接珠三角地區(qū)的高速公路僅10km，水、陸交通都極為便利。番氮化工有限公司有停泊1300t船舶碼頭一個(gè)、停泊700t船舶碼頭一個(gè)、停泊500t船舶碼頭一個(gè)。若臺(tái)山電廠后期的SCR投運(yùn)之后，液氨需要量增加，也可以考慮采用船運(yùn)的方式，在碼頭設(shè)置大型儲(chǔ)氨罐。因此，本工程脫硝劑液氨的供應(yīng)是有保障的。整個(gè)SCR系統(tǒng)分為兩大部分，即SCR反應(yīng)器和液氨儲(chǔ)存和供應(yīng)系統(tǒng)設(shè)備。SCR反應(yīng)器布置在鍋爐省煤器與空預(yù)器之間。整個(gè)SCR反應(yīng)器和連接煙道平面占地約480m2，因此可利用爐后的送風(fēng)機(jī)和一次風(fēng)機(jī)的土建框架作為SCR裝置布置場(chǎng)地。SCR反應(yīng)器部分包括兩個(gè)反應(yīng)器、連接煙道及工藝管系，為了布置SCR裝置，需要將5號(hào)爐送風(fēng)機(jī)和一次風(fēng)機(jī)的原土建框架作出修改。此框架共兩跨。C1－C2跨：跨度為5650mm，設(shè)9.70、29.9、42.5、46.6m框架層,分別作三層煙道布置及加液層。C2－C3跨度為9000mm，設(shè)18.04、23.24、29.90、37.23m層,分別作煙道、除灰及SCR支承布置層。C1距爐后鋼架B6為3500mm，C3距C2比原設(shè)計(jì)加2000mm,C3與電除塵器D1距離由9000mm改為7000mm。電除塵器中心線仍與3號(hào)、4號(hào)爐電除塵器同一軸線。氨儲(chǔ)存和供應(yīng)系統(tǒng)設(shè)備占地大約800m2（包括安全區(qū)域要求），3號(hào)、4號(hào)、5號(hào)機(jī)組公共設(shè)施區(qū)域，根據(jù)總平面布置的情況在沉灰池附近有場(chǎng)地布置氨儲(chǔ)存和供應(yīng)系統(tǒng)設(shè)備。本工藝系統(tǒng)只需極小量的工藝（冷卻）水，根據(jù)電廠的水源情況，本工藝系統(tǒng)中的用水可取自電廠的工業(yè)水系統(tǒng)。本工藝系統(tǒng)電負(fù)荷大約300Kw,電壓等級(jí)380V，可以考慮從#5機(jī)組的除塵變引接電源（除塵變滿足要求）。4.1設(shè)計(jì)基礎(chǔ)參數(shù)4.1.1煤種及煤質(zhì)設(shè)計(jì)和校核煤種的煤質(zhì)及灰成分分析見(jiàn)第2章表2-3,表2-5。4.1..2主要設(shè)備及參數(shù)脫硝機(jī)組的主要設(shè)備及參數(shù)見(jiàn)第2章表2-2。4.1.3SCR入口煙氣參數(shù)SCR入口煙氣參數(shù)見(jiàn)表4-1，4-2表4.-1SCR入口煙氣參數(shù)：設(shè)計(jì)煤種條件(實(shí)際含氧量,濕態(tài))項(xiàng)目單位機(jī)組運(yùn)行工況B-MCRT-MCR30%MCR煙氣容積流量m3/h450907443043791270387煙氣重量流量kg/s702.106675.516234.924煙氣含塵量g/m34.1754.2065.25煙氣壓力kPa-2-1.92-1.095煙氣溫度0C366361265過(guò)?？諝庀禂?shù)-1.21.21.2表4-2SCR入口煙氣參數(shù)：校核煤種條件(實(shí)際含氧量,濕態(tài))項(xiàng)目單位機(jī)組運(yùn)行工況B-MCRT-MCR30%MCR煙氣流量m3/h45547343996686煙氣流量kg/s708.108633.217煙氣含塵量g/m37.1597.289煙氣壓力kPa煙氣溫度0C367355過(guò)?？諝庀禂?shù)-1.21.2表4-3煤微量元素分析項(xiàng)目單位數(shù)據(jù)Fppm27CI%0.063Asppm6Cuppm10Pbppm10Znppm20Crppm0Cdppm0Nippm30Hgppm0.174.2幾種脫硝工藝簡(jiǎn)介4.2.1氮氧化物（NOx）形成原因4.2.1.1空氣中的氧(O2)和氮(N2)在燃料燃燒時(shí)所形成的高溫環(huán)境下生成的NO和NO2其總反應(yīng)式為：N2+O2←→2NONO+1/2O2←→NO24.2.1.2燃料中的氮化合物在燃燒過(guò)程中氧化反應(yīng)而生成的NOx在燃料進(jìn)入爐膛被加熱后，燃料中的氮有機(jī)化合物首先被熱分解成氰(HCN)、氨(NH4)和CN等中間產(chǎn)物，它們隨揮發(fā)份一起從燃料中析出，它們被稱為揮發(fā)份N。揮發(fā)份N析出后仍殘留在燃料中的氮化合物，被稱為焦炭N。隨著爐膛溫度的升高及煤粉細(xì)度的減小(煤粉變細(xì))，揮發(fā)份N的比例增大，焦炭N的比例減小。揮發(fā)份N中的主要氮化合物是HCN和NH3，它們遇到氧后，HCN首先氧化成NCO，NCO在氧化性環(huán)境中會(huì)進(jìn)一步氧化成NO，如在還原性環(huán)境中，NCO則會(huì)生成NH，NH在氧化性環(huán)境中進(jìn)一步氧化成NO，同時(shí)又能與生成的NO進(jìn)行還原反應(yīng)，使NO還原成N2，成為NO的還原劑。主要反應(yīng)式如下：在氧化性環(huán)境中，HCN直接氧化成NO：HCN+O←→NCO+HNCO+O←→NO+CONCO+OH←→NO+CO+H在還原性環(huán)境中，NCO生成NH：NCO+H←→NH+CO如NH在還原性環(huán)境中：NH+H←→N+H2NH+NO←→N2+OH如NH在氧化性環(huán)境中：NH+O2←→NO+OHNH+OH←→NO+H2NH3氧化生成NO：NH3+OH←→NH2+H2ONH3+O←→NH2+OHNH2+O←→NO+H24.2.2脫除氮氧化合物的方法要降低煙氣中氮氧化合物的濃度，可采用燃燒控制和煙氣脫硝的方式。4.2.2.1燃燒控制由氮氧化物（NOx）形成原因可知對(duì)NOx的形成起決定作用的是燃燒區(qū)域的溫度和過(guò)量空氣量。低NOx燃燒技術(shù)就是通過(guò)控制燃燒區(qū)域的溫度和空氣量，以達(dá)到阻止NOx生成及降低其排放量的目的。對(duì)低NOx燃燒技術(shù)的要求是，在降低NOx的同時(shí)，使鍋爐燃燒穩(wěn)定，且飛灰含碳量不能超標(biāo)。(1)燃燒優(yōu)化燃燒優(yōu)化是通過(guò)調(diào)整鍋爐燃燒配風(fēng)，控制NOx排放的一種實(shí)用方法。它采取的措施是通過(guò)控制燃燒空氣量、保持每只燃燒器的風(fēng)粉(煤粉)比相對(duì)平衡及進(jìn)行燃燒調(diào)整，使燃料型NOx的生成降到最低，從而達(dá)到控制NOx排放的目的。煤種不同，燃燒所需的理論空氣量亦不同。因此，在運(yùn)行調(diào)整中，必須根據(jù)煤種的變化，隨時(shí)進(jìn)行燃燒配風(fēng)調(diào)整，控制一次風(fēng)粉比不超過(guò)1.8:1。調(diào)整各燃燒器的配風(fēng)，保證各燃燒器下粉的均勻性，其偏差不大于5%10%。二次風(fēng)的配給須與各燃燒器的燃料量相匹配，對(duì)停運(yùn)的燃燒器，在不燒火嘴的情況下，盡量關(guān)小該燃燒器的各次配風(fēng)，使燃料處于低氧燃燒，以降低NOx的生成量。(2)空氣分級(jí)燃燒技術(shù)空氣分級(jí)燃燒技術(shù)是目前應(yīng)用較為廣泛的低NOx燃燒技術(shù)，它的主要原理是將燃料的燃燒過(guò)程分段進(jìn)行。該技術(shù)是將燃燒用風(fēng)分為一、二次風(fēng)，減少煤粉燃燒區(qū)域的空氣量(一次風(fēng))，提高燃燒區(qū)域的煤粉濃度，推遲一、二次風(fēng)混合時(shí)間，這樣煤粉進(jìn)入爐膛時(shí)就形成了一個(gè)富燃料區(qū)，使燃料在富燃料區(qū)進(jìn)行缺氧燃燒，以降低燃料型NOx的生成。缺氧燃燒產(chǎn)生的煙氣再與二次風(fēng)混合，使燃料完全燃燒。該技術(shù)主要是通過(guò)減少燃燒高溫區(qū)域的空氣量，以降低NOx的生成技術(shù)。它的關(guān)鍵是風(fēng)的分配，一般情況下，一次風(fēng)占總風(fēng)量的25～35%。對(duì)于部分鍋爐，風(fēng)量分配不當(dāng)，會(huì)增加鍋爐的燃燒損失，同時(shí)造成受熱面的結(jié)渣腐蝕。因此，該技術(shù)較多應(yīng)用于新鍋爐的設(shè)計(jì)及燃燒器的改造中。(3)燃料分級(jí)燃燒技術(shù)該技術(shù)是將鍋爐的燃燒分為兩個(gè)區(qū)域進(jìn)行，將85%左右的燃料送入第一級(jí)燃燒區(qū)進(jìn)行富氧燃燒，生成大量的NOx，在第二級(jí)燃燒區(qū)送入15%的燃料，進(jìn)行缺氧燃燒，將第一區(qū)生成的NOx進(jìn)行還原，同時(shí)抑制NOx的生成，可降低NOx的排放量。(4)煙氣再循環(huán)技術(shù)該技術(shù)是將鍋爐尾部的低溫?zé)煔庵苯铀腿霠t膛或與一次風(fēng)、二次風(fēng)混合后送入爐內(nèi)，降低了燃燒區(qū)域的溫度，同時(shí)降低了燃燒區(qū)域的氧的濃度，所以降低了NOx的生成量。該技術(shù)的關(guān)鍵是煙氣再循環(huán)率的選擇和煤種的變化(5)技術(shù)局限這些低NOx燃燒技術(shù)設(shè)法建立空氣過(guò)量系數(shù)小于１的富燃區(qū)或控制燃燒溫度，抑制NOx的生成，在燃用煙煤、褐煤時(shí)可以達(dá)到國(guó)家的排放標(biāo)準(zhǔn)，但是在燃用低揮發(fā)分的無(wú)煙煤、貧煤和劣質(zhì)煙煤時(shí)還遠(yuǎn)遠(yuǎn)不能達(dá)到國(guó)家的排放標(biāo)準(zhǔn)。需要結(jié)合煙氣凈化技術(shù)來(lái)進(jìn)一步控制氮氧化物（NOx）排放。4.2.2.2煙氣脫氮在煙氣凈化技術(shù)上控制氮氧化物（NOx）排放目前主要方法有選擇性非催化還原SNCR、選擇性催化還原SCR，和電子束照射法(可同時(shí)脫硫)等。選擇性非催化還原SNCR、選擇性催化還原SCR等技術(shù)已商業(yè)化。(1)選擇性非催化還原SNCR法

原理：

SNCR法又稱高熱脫硝(ThermalDe-Nox)法，它是利用注入的NH3與煙氣中的NO反應(yīng)生成N2和H2O；該反應(yīng)必須在高溫下進(jìn)行。其反應(yīng)式如下：4NO+4NH3+O2→4N2+6H2O(1)4NH3+5O2→4NO+6H2O(2)應(yīng)應(yīng)式(1)發(fā)生的反應(yīng)溫度在1070～1270°K；而反應(yīng)式(2)則發(fā)生在1370°K以上的溫度。所以SNCR法的溫度控制必須在1200～1400°K之間。(2)選擇性催化還原SCR法

原理：SCR法除了多一個(gè)催化劑的作用外，其他化學(xué)原理均與SNCR法相同。反應(yīng)溫度對(duì)于不同的催化劑其適宜的溫度也不同，催化劑形狀有圓柱狀、球狀、環(huán)狀、平板狀、或者蜂巢形(Honeycomb)。在SCR反應(yīng)器方面，可分垂直和水平氣流兩種。因?yàn)榇呋瘎┰谑褂靡欢螘r(shí)間后會(huì)老化，所以必須定期更換，更換時(shí)間與操作以及運(yùn)行情況以及煙氣成份有很大關(guān)系，一般在2～5年。催化劑的更換最好采用分階段的更換方式，每一次更換1/3的催化劑。造成催化劑老化的原因可能有以下幾種：(1)燒結(jié)作用，減少空隙度；(2)微小固體顆粒沉積在孔上；(3)被堿金屬(如鉀)或重金屬所毒害；(4)被SO3所毒害；(5)被飛灰侵蝕。系統(tǒng)中還原劑NH3的用量一般需要根據(jù)期望達(dá)到的脫硝效率，通過(guò)設(shè)定NOx與NH3的摩爾比來(lái)控制。催化劑的活性不同，達(dá)到相同的轉(zhuǎn)化率時(shí)，所需要的NOx與NH3的摩爾比不同。各種催化劑都有一定的NOx、NH3摩爾比范圍，當(dāng)摩爾比較小時(shí)，NOx與NH3的反應(yīng)不完全，NOx轉(zhuǎn)化率低。當(dāng)摩爾超過(guò)一定范圍時(shí)，NOx轉(zhuǎn)化率不再增加，造成NH3的浪費(fèi)，并與SO3反應(yīng)而形成硫酸氫銨，容易造成下游設(shè)備的堵塞。(3)電子束照射法（可同時(shí)脫硫）原理：此種方法是利用一電子光束射透煙氣氣流，使電子與氣體分子碰撞產(chǎn)生離子；離子與氣體反應(yīng)產(chǎn)生原子和自由基。這些原子或自由基與煙氣中的污染物反應(yīng)，其方應(yīng)式如下：H20→H+OHO2→2OOH+NO→HNO2O+NO→NOOH+NO2→HNO3SO2+O→SO3上式反應(yīng)過(guò)程中產(chǎn)生的酸可用堿(如Ca(OH)2)進(jìn)行中和，反應(yīng)式如下：2HNO3+Ca(OH)2→Ca(NO3)2+2H2OSO3+H2O+Ca(OH)2→CaSO4．2H2O除了上述3種脫氮方法外,還有“吸附法”，“氧化吸收法”等。主要的煙氣脫氮方式列于表4-1：表4-1主要煙氣脫氮方式名稱凈化劑反應(yīng)產(chǎn)物反應(yīng)條件脫氮效率選擇性非催化劑脫氮法（SNCR）NH3N2、H2O950－1000℃40～50％選擇性催化劑脫氮法（SCR）NH3N2、H2O300～400℃,催化劑50～95％電子束法NH3（NH4）2SO4吸附法NH3NaOHCaOHN2、H2OCaSO4、活性炭在120℃下吸附50％氧化吸收法NH3（NH4）2SO450－60℃～50％4.2.3選擇性催化還原煙氣脫氮法（SCR）選擇性催化還原煙氣脫氮法（SCR）是國(guó)際上應(yīng)用最多，技術(shù)最成熟的一種煙氣脫氮技術(shù)。SCR原理圖見(jiàn)圖4.1，主要反應(yīng)式如下：4ＮＯ+4ＮＨ3+Ｏ2—4Ｎ2+6Ｈ2Ｏ6ＮＯ2+8ＮＨ3—7Ｎ2+12Ｈ2ＯＮＯ+ＮＯ2+2ＮＨ3—2Ｎ2+3Ｈ2Ｏ或者2ＮＯ2+4ＮＨ3+Ｏ2＝3Ｎ2+6Ｈ2Ｏ圖4.1SCR反應(yīng)原理圖圖4.1SCR反應(yīng)原理圖由于在鍋爐煙氣中還有SO2等氣體存在,SCR反應(yīng)的催化劑通常對(duì)SO2等的部分氧化也起到了一定作用,根據(jù)下式：SO2+1/2O2=SO3反應(yīng)生成的SO3在進(jìn)一步同SCR反應(yīng)中未反應(yīng)的氨反應(yīng)，生成硫酸氨和硫酸氫氨。2NH3＋SO3＋H2O=（NH4）2SO4NH3＋SO3＋H2O=NH4HSO4而NH4HSO4是一種粘性很大的一種物質(zhì)，會(huì)附著在催化劑上，隔絕催化劑與煙氣，使得反應(yīng)無(wú)法進(jìn)行。而NH4HSO4的分解溫度為230℃，因此，反應(yīng)的溫度一定要大于230℃，一般來(lái)說(shuō)，溫度取在300℃以上。對(duì)于天然氣等含硫量特別低的燃料，反應(yīng)溫度可稍低。同時(shí)，催化劑能夠長(zhǎng)期承受的溫度不得高于400℃，超過(guò)該限值，會(huì)導(dǎo)致催化劑燒結(jié)。因此，SCR最佳的反應(yīng)溫度300～400℃。按照SCR安裝位置的不同SCR可以分為高飛灰（High－Dust）和低飛灰（Low－Dust）兩種（詳見(jiàn)圖4.2和4.3）。高飛灰：電除塵器之前圖4.2SCR高飛灰布置方式圖4.2SCR高飛灰布置方式優(yōu)點(diǎn)：在機(jī)組正常工作的時(shí)候，可以滿足反應(yīng)需要的溫度，但在低負(fù)荷時(shí)，仍需要額外的熱源（蒸汽/省煤器旁路）來(lái)提高煙氣溫度缺點(diǎn)：飛灰有一定程度的磨損，其中的一些有害物質(zhì)也會(huì)導(dǎo)致催化劑中毒，飛灰含量大，柵格橫截面積大，有效反應(yīng)面積減小，催化劑用量增加。低飛灰方式：布置于除塵器之后或者煙氣脫硫裝置之后。優(yōu)點(diǎn)：可以幾臺(tái)鍋爐共用一套脫硝裝置；飛灰中有害物質(zhì)已除去，延長(zhǎng)了催化劑的使用壽命；飛灰含量低，磨損減小，并且柵格橫截面積可以減小，有效反應(yīng)面積增加，催化劑用量可以減少；缺點(diǎn)：需要加熱器（燃油燃?xì)猓煔鉁囟壬?50℃以上，消耗額外的能源。圖4.3SCR低飛灰布置方式圖4.3SCR低飛灰布置方式高飛灰（High－Dust）方式是燃煤電站中最常用的，因?yàn)槭∶浩髋c空預(yù)器之間的煙氣溫度（300～400℃）很適合催化劑保持高活性，比其他方式能夠節(jié)省煙氣再加熱的費(fèi)用。因此本工程采用火電廠常規(guī)的高飛灰布置方式，即將SCR布置在省煤器與空預(yù)器之間。4.3脫硝工藝方案選擇4.3.1SCR方法是目前主流的火電站煙氣脫硝技術(shù)鍋爐燃燒中對(duì)NOX的生成與排放的控制，始于20世紀(jì)七十年代的日本、美國(guó)和原聯(lián)邦德國(guó)。經(jīng)過(guò)近三十年的發(fā)展，NOX的控制總體上分成低NOX燃燒技術(shù)和煙氣脫硝技術(shù)兩個(gè)方面。低NOX燃燒技術(shù)有：二段燃燒法、濃淡燃燒法、煙氣再循環(huán)燃燒法、燃料分級(jí)燃燒法和各種低NOX燃燒器；它是通過(guò)降低燃燒溫度、減少過(guò)量空氣系數(shù)、縮短煙氣在高溫區(qū)的停留時(shí)間以及選擇低氮燃料來(lái)達(dá)到控制NOX的目的。這些方法的大部分技術(shù)措施均有悖于傳統(tǒng)的強(qiáng)化燃燒的矛盾，在實(shí)施這些技術(shù)時(shí)，會(huì)不同程度地遇到下列問(wèn)題：⑴較低溫度、較低氧量的燃燒環(huán)境勢(shì)必以犧牲燃燒效率為代價(jià)，因此，在不提高煤粉細(xì)度的情況下，飛灰可燃物含量會(huì)增加；⑵由于在燃燒器區(qū)域欠氧燃燒，爐膛壁面附近的CO含量增加，具有引起水冷壁管金屬腐蝕的潛在可能性；⑶為了降低燃燒溫度，推遲燃燒過(guò)程，在某些情況下，可能導(dǎo)致著火穩(wěn)定性下降和鍋爐低負(fù)荷燃燒穩(wěn)定性下降；⑷采取的大部分燃燒調(diào)整措施均可能使沿爐膛高度的溫度分布趨于平坦，使?fàn)t膛吸熱量發(fā)生不同程度的偏移，可能會(huì)使?fàn)t膛出口煙溫偏高。盡管如此，采用這類方法運(yùn)行費(fèi)用低，也能滿足目前環(huán)保要求，但其脫硝效率較低（一般為30％－50％左右）。隨著環(huán)保要求日益嚴(yán)格，研究開(kāi)發(fā)先進(jìn)的煙氣脫硝技術(shù)顯得十分重要。煙氣脫氮方法可分成干法和濕法兩類，干法有選擇性催化還原（SCR,SelectiveCatalyticReduction），選擇性非催化還原（SNCR）、非選擇性催化還原（NSCR）、分子篩、活性炭吸附法、等離子梯法及聯(lián)合脫硫脫氮方法等；濕法有分別采用水、酸、減液吸收法，氧化吸收法和吸收還原法等。在這些方法中使用比較多的是選擇性催化還原（SCR）和非選擇性催化還原（SNCR），SNCR的主要優(yōu)點(diǎn)是技術(shù)含量低和運(yùn)行費(fèi)用低；缺點(diǎn)是對(duì)溫度依賴性強(qiáng)，脫硝率只有30％－50％。實(shí)際工程中應(yīng)用最多的是SCR。在歐洲已有120多臺(tái)大型的SCR裝置得到了成功的應(yīng)用，其NOX的脫除率達(dá)到80－90％；到目前，日本大約有170套SCR裝置，接近100000MW容量的電廠安裝了這種設(shè)備；美國(guó)政府也將SCR技術(shù)作為主要的電廠控制NOX技術(shù)。因此，SCR方法成為目前國(guó)內(nèi)外電站脫硝成熟的主流技術(shù)。4.3.2常規(guī)SCR系統(tǒng)和其它低NOX技術(shù)的經(jīng)濟(jì)比較在眾多的控制的NOX技術(shù)中，燃煤電站用的比較多的有：低NOX燃燒器、空氣分級(jí)燃燒、燃料分級(jí)燃燒（再燃燒）、SCR、SNCR及各種技術(shù)的混合。其中低NOX燃燒器可以取得30—50％的脫硝率，是一種有效的NOX控制技術(shù)，雖其脫硝率較低，但投資和運(yùn)行費(fèi)用也較低。空氣分級(jí)燃燒脫硝率較低，一般為20－40％，費(fèi)用最低；但它通常與低NOX燃燒器或再燃燒技術(shù)聯(lián)合使用，可以達(dá)到30－70％的脫硝率，總費(fèi)用比單獨(dú)使用要高。再燃燒技術(shù)可以取得40－70％的脫硝率，費(fèi)用中等，但比使用低NOX燃燒器和分級(jí)燃燒要高。SCR技術(shù)能夠提供高達(dá)70－90％的脫硝率，但其總費(fèi)用也是最高的，是上述技術(shù)費(fèi)用的3－10倍，費(fèi)用在$30－50/KW。SNCR的脫硝率有30－50％，總費(fèi)用大約為SCR的65％。對(duì)于目前燃煤電站安裝SCR系統(tǒng)，主要的投資費(fèi)用有：①SCR反應(yīng)器，②SCR催化劑，③氨的成本與噴射量；主要的運(yùn)行費(fèi)用是煙氣的再熱及催化劑的更換。其中，昂貴的催化劑和煙氣的再熱是SCR高額費(fèi)用的主要因素。4.3.3結(jié)論在現(xiàn)有的眾多的低NOX控制技術(shù)中，SCR是最成功應(yīng)用的方法，其技術(shù)成熟，脫硝效率高，因而得到廣泛的應(yīng)用。因此，本工程選用SCR脫硝技術(shù)。臺(tái)山電廠一期5號(hào)機(jī)組煙氣脫硝工程可行性研究報(bào)告5.1.1NOX脫除效率的確定NOX的脫除效率應(yīng)綜合環(huán)保要求、工程技術(shù)經(jīng)濟(jì)考慮決定。1）環(huán)保排放的要求根據(jù)《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》（GB13223-2003）的要求，本工程N(yùn)OX的排放濃度限制在450mg/Nm3以下，而對(duì)當(dāng)?shù)氐呐欧趴偭靠刂疲覈?guó)目前暫未限制。臺(tái)山電廠5號(hào)爐采用低NOX燃燒技術(shù)，按現(xiàn)階段的技術(shù)水平，NOX的排放濃度在500-600mg/Nm3左右，因此，單就滿足當(dāng)前環(huán)保要求而言，NOX的脫除效率不小于25%即可。2）工程技術(shù)經(jīng)濟(jì)簡(jiǎn)要分析裝設(shè)SCR裝置應(yīng)求得最佳的性價(jià)比。根據(jù)國(guó)外公司的建設(shè)經(jīng)驗(yàn)，催化劑可以在SCR裝置中分層布置，一般可分1～3層，1層的效率在25%左右，2層總效率在60%～70%左右，3層總效率在80%～90%左右。一臺(tái)600MW機(jī)組SCR裝置中催化劑的費(fèi)用占總投資的1/3左右，太高的效率，導(dǎo)致投資成本增大。因此，本工程可取2層布置，預(yù)留第3層布置的空間，將來(lái)催化劑的活性降低或者要求更高的效率時(shí)，布置第3層催化劑。綜合以上考慮，本工程N(yùn)OX的脫除效率暫取70%，并考慮脫除效率80%的方案。最終的脫硝效率按本工程環(huán)境評(píng)價(jià)補(bǔ)充報(bào)告批復(fù)意見(jiàn)的要求確定。1）工藝原理本系統(tǒng)設(shè)計(jì)采用選擇性催化還原觸媒法,在氮的氧化物(NOX)選擇還原的過(guò)程中,通過(guò)加氨(ＮＨ3)作為還原劑和發(fā)生在催化劑（底層材料為T(mén)iO2,以過(guò)渡金屬元素如V、W或Mo等作為活性部位）上面的催化反應(yīng)，可以把NOX轉(zhuǎn)化為空氣中天然含有的氮?dú)?Ｎ2)和水(Ｈ2Ｏ)。脫氮反應(yīng)原理如下所示：4ＮＯ+4ＮＨ3+Ｏ2＝4Ｎ2+6Ｈ2Ｏ6ＮＯ2+8ＮＨ3＝7Ｎ2+12Ｈ2Ｏ或2ＮＯ2+4ＮＨ3+Ｏ2＝3Ｎ2+6Ｈ2ＯＮＯ+ＮＯ2+2ＮＨ3＝2Ｎ2+3Ｈ2Ｏ其工藝流程為：液氨從液氨槽車(chē)由卸料壓縮機(jī)送入液氨儲(chǔ)槽,再經(jīng)過(guò)蒸發(fā)槽蒸發(fā)為氨氣后通過(guò)氨緩沖槽和輸送管道進(jìn)入鍋爐區(qū),與空氣均勻混合后由分布導(dǎo)閥進(jìn)入ＳＣＲ反應(yīng)器內(nèi)部反應(yīng),ＳＣＲ反應(yīng)器設(shè)置于空氣預(yù)熱器前,氨氣在ＳＣＲ反應(yīng)器的上方,通過(guò)一種特殊的噴霧裝置和煙氣均勻分布混合,混合后煙氣通過(guò)反應(yīng)器內(nèi)觸媒層進(jìn)行還原反應(yīng)過(guò)程。2）性能設(shè)計(jì)規(guī)范數(shù)據(jù)表5-1脫硝裝置性能規(guī)范序號(hào)項(xiàng)目單位規(guī)范（參數(shù)）1型式選擇性催化還原（SCR）2燃料煙煤3SCR反應(yīng)器數(shù)量套/爐24觸媒類型平板式或蜂窩式5煙氣流量Nm3/h/套9628816煙氣溫度℃3667反應(yīng)器入口煙氣成分O2（干基）Vol%3．48H2O（濕基）Vol%9．33SO2Vol%0．12NOX（干基，實(shí)際O2）Volppm273煙塵濃度（干基，實(shí)際O2）g/Nm38．108反應(yīng)器出口煙氣成分NOX（干基，實(shí)際O2）Volppm82ＮＨ3（干基，實(shí)際O2）Volppm＜39SCR裝置壓降Pa＜100010脫硝效率%70，8011氨消耗量kg/h230，26512每個(gè)反應(yīng)器尺寸長(zhǎng)×寬×高mm13000×8000×10000電廠煙氣脫硝SCR工藝系統(tǒng)包括氨氣制備系統(tǒng)和脫硝反應(yīng)系統(tǒng)兩部分組成。5.1.3.1脫硝反應(yīng)系統(tǒng)脫硝反應(yīng)系統(tǒng)由觸媒反應(yīng)器、氨噴霧系統(tǒng)、空氣供應(yīng)系統(tǒng)所組成。煙氣線路SCR反應(yīng)器位于鍋爐省煤器出口煙氣管線的下游，氨氣均勻混合后通過(guò)分布籍導(dǎo)閥和煙氣共同進(jìn)入反應(yīng)器入口。脫硝后的煙氣經(jīng)空氣預(yù)熱器熱回收后進(jìn)入靜電除塵器和FGD系統(tǒng),經(jīng)煙囪后排入大氣。SCR反應(yīng)器反應(yīng)器采用固定床平行通道型式，采用兩層，另外預(yù)留一層作為未來(lái)觸媒，脫硝效率低于需要值時(shí)安裝使用，此作用乃為增強(qiáng)脫硝效率并延長(zhǎng)有效觸媒的壽命。反應(yīng)器為自立鋼結(jié)構(gòu)型式，帶有對(duì)機(jī)殼外部和內(nèi)部觸媒支撐結(jié)構(gòu)，能承受內(nèi)部壓力、地震負(fù)荷、灰塵負(fù)荷、觸媒負(fù)荷和熱應(yīng)力等。機(jī)殼外部施以絕緣包裹，支撐所有荷重，并提供風(fēng)管氣密。觸媒底部安裝氣密裝置，防止未處理過(guò)的煙氣泄漏。觸媒通過(guò)反應(yīng)器外的觸媒籍載器從側(cè)門(mén)放入反應(yīng)器內(nèi)。SCR觸媒(催化劑)催化劑是SCR系統(tǒng)中的主要設(shè)備，其成分組成、結(jié)構(gòu)、壽命及相關(guān)參數(shù)直接影響SCR系統(tǒng)脫硝效率及運(yùn)行狀況。要求SCR的催化劑：(1)具有較高的NOX選擇性；(2)在較低的溫度下和較寬的溫度范圍內(nèi)，具有較高的催化活性；(3)具有較好的抗化學(xué)穩(wěn)定性、熱穩(wěn)定性、機(jī)械穩(wěn)定性；(4)費(fèi)用較低。催化劑在使用過(guò)程中因各種原因而中毒、老化、活性降低、催化NOX還原效果變差，當(dāng)排煙中氨的濃度升高到一定程度時(shí)，表明催化劑需要更換。SCR的催化劑市場(chǎng)上有三種：貴金屬催化劑、金屬氧化物催化劑和沸石催化劑。這三種催化劑各有特點(diǎn)，都有一定程度的應(yīng)用。貴金屬催化劑是20世紀(jì)70年代開(kāi)發(fā)出來(lái)的，最早用于SCR系統(tǒng)。這些催化劑對(duì)選擇性還原NOX很有效，但也容易氧化NH3，且價(jià)格昂貴。于是人們研制出金屬氧化物催化劑，現(xiàn)在貴金屬催化劑主要用于低溫和天然氣煙氣的SCR系統(tǒng)中，它們?cè)诘蜏貢r(shí)可以有高脫硝率和CO氧化效果。在各種金屬氧化物催化劑中，V2O5-W03(MoO3))/TiO2在NO還原和SO2氧化上有很大優(yōu)勢(shì)，應(yīng)用較為廣泛。SCR中用釩做活性元素是20世紀(jì)60年代發(fā)現(xiàn)的，在20世紀(jì)70年代發(fā)現(xiàn)了鈦基支撐的釩穩(wěn)定性和活性有很大提升。釩對(duì)NO還原有很的活性，但同時(shí)帶來(lái)了SO2氧化。TiO2在氧和SO2存在的情況下，抗硫化效果較好。于是釩的含量一般較低，在高SO2濃度時(shí)小于1%(重量比)。采用W03(MoO3)(約10%~6%)來(lái)增加催化劑的酸性、活性和熱穩(wěn)定性，限制SO2的氧化。而且，當(dāng)煙氣中有砷時(shí)MoO3能夠阻止催化劑失效。硅鋁酸鹽和光纖玻璃作為陶瓷添加劑增加催化劑的機(jī)械性能和強(qiáng)度。V2O5-W03(MoO3))/TiO2用于傳統(tǒng)SCR，運(yùn)行溫度在300℃~400℃間。高釩催化劑可用于天然氣機(jī)組的低溫SCR。沸石催化劑主要用于燃?xì)鈴?fù)合循環(huán)機(jī)組的高溫SCR系統(tǒng)，酸性沸石攜帶金屬離子在高溫時(shí)(最高達(dá)600℃)還原NOX活性好，而此溫度區(qū)域金屬氧化物催化劑不穩(wěn)定。在SCR反應(yīng)器里催化劑分層布置，一般為2~3層。當(dāng)催化劑活性降低后，依次逐層更換催化劑。催化劑結(jié)構(gòu)一般有蜂巢型、平板型和波紋板型三種。蜂巢型催化劑有較大的幾何比表面積，防積塵和堵塞性能較差，阻力損失大。板式催化劑比蜂窩型催化劑具有更好的防積塵和堵塞性能，但受到機(jī)械或熱應(yīng)力作用時(shí)，活性層容易脫落。且活性材料容易受到磨損，骨架材料必須有耐酸性，以防達(dá)到露點(diǎn)溫度時(shí)SO2帶來(lái)的危害。這兩種催化劑結(jié)構(gòu)型式性能比較見(jiàn)表5-2。表5-2催化劑型式性能的比較催化劑性能板式蜂窩式活性良好良好耐腐蝕性優(yōu)普通堵塞的可能性優(yōu)普通壓降良好普通`操作性良好普通安裝卸栽催化劑空間普通良好運(yùn)行壽命良好普通在SCR運(yùn)行過(guò)程中催化劑會(huì)因各種物理化學(xué)作用導(dǎo)致活性降低，引起催化劑失效的因素主要有：沉積：煙氣中細(xì)小飛灰顆粒沉積在催化劑表面，導(dǎo)致表面微孔阻塞，降低催化劑反應(yīng)活性，如硫酸鈣、氨化合物(硫酸氫氨或者硫酸二氨)都會(huì)引起催化劑堵孔；堿性金屬中毒：如鉀、鈉等；砷中毒：當(dāng)釩催化劑與氧化砷相互作用時(shí)，形成揮發(fā)性的釩化合物；釩催化活性降低，還可能與形成氧釩—釩酸鹽有關(guān)，或與生成釩青銅類型的化合物有關(guān)；燒結(jié)：局部催化劑因溫度過(guò)高而燒結(jié)，集體化活性降低；沖蝕：高灰煙氣中灰粒游動(dòng)過(guò)程中對(duì)催化劑的撞擊、磨蝕會(huì)造成催化劑的機(jī)械損傷。由于催化劑更新成本昂貴，如何在SCR系統(tǒng)運(yùn)行中延長(zhǎng)催化劑使用壽命和催化劑再生、更好的催化劑的研發(fā)成為研究焦點(diǎn)。為減少催化劑砷中毒，可以在燃料中添加石灰石以降低煙氣中砷濃度水平。但另一方面CaO會(huì)生成CaSO4，堵塞催化劑反應(yīng)孔。為了清除催化劑表面的沉積灰，反應(yīng)器內(nèi)可安裝吹灰器吹掃催化劑表面。對(duì)于因堵塞而失效的催化劑，可采用噴沙清理法再生，將0.1mm的沙粒吹入催化劑活性衰退部位，回收的催化劑接近原催化劑的反應(yīng)性能。本工程采用何種類型的觸媒，建議根據(jù)SCR供貨商提供的整套SCR系統(tǒng)性能和成本綜合比較后決定。催化劑填裝催化劑模塊用卡車(chē)運(yùn)到指定的地點(diǎn)，然后利用催化劑的卸載設(shè)備卸載。在卸載設(shè)備中催化劑模塊被旋轉(zhuǎn)90度呈垂直放置。催化劑模塊被吊到反應(yīng)器的平臺(tái)上，再利用平臺(tái)上的電瓶車(chē)運(yùn)到反應(yīng)器的加料門(mén)里。這些模塊由一個(gè)單軌起重機(jī)提升并運(yùn)送到反應(yīng)器里各自的催化劑排里放置。通過(guò)反應(yīng)器的內(nèi)部軌道系統(tǒng)運(yùn)送到自己的在排中的最終位置。當(dāng)一排催化劑被填滿后，催化劑運(yùn)輸車(chē)被單軌起重機(jī)移到下一個(gè)排，直到所有的催化劑排被填滿。氨/空氣噴霧系統(tǒng)氨和空氣在混合器和管路內(nèi)借流體動(dòng)力原理將兩者充分混合，再將此混合物導(dǎo)入氨氣分配總管內(nèi)。氨/空氣噴霧系統(tǒng)含供應(yīng)函箱、噴霧管格子和噴嘴等。每一供應(yīng)函箱安裝一個(gè)節(jié)流閥及節(jié)流孔板，可使氨/混合物在噴霧管格子達(dá)到均勻分布。手動(dòng)節(jié)流閥的設(shè)定是靠從煙氣風(fēng)管取樣所獲得的NH3/NOX的摩爾比來(lái)調(diào)整。氨噴霧管位于觸媒上游煙氣風(fēng)管內(nèi)。氨噴霧管里含有噴霧管和霧化噴嘴。氨/空氣混合物噴射NOX濃度分布靠霧化噴嘴來(lái)調(diào)整。SCR控制系統(tǒng)煙氣脫硝系統(tǒng)的控制在本機(jī)組的DCS系統(tǒng)上實(shí)現(xiàn)?？刂圃鞸CR煙氣脫硝控制系統(tǒng)利用固定的NH3/NOX摩爾比來(lái)提供所需要的氨氣流量，進(jìn)口NOX濃度和煙氣流量的乘積產(chǎn)生NOX流量信號(hào)，此信號(hào)乘上所需NH3/NOX摩爾比就是基本氨氣流量信號(hào)。根據(jù)煙氣脫硝反應(yīng)的化學(xué)反應(yīng)式，一摩爾氨和一摩爾NOX進(jìn)行反應(yīng)。氨氣流需求信號(hào)送到控制器并和真實(shí)氨氣流的信號(hào)相比較，所產(chǎn)生的誤差信號(hào)經(jīng)比例加積分動(dòng)作處理去定位氨氣流控制閥。若氨氣因?yàn)槟承┻B鎖失效造成噴霧動(dòng)作跳閘，屆時(shí)氨氣流控制閥關(guān)斷。根據(jù)設(shè)計(jì)脫硝70%的效率，依據(jù)ECO入口NOX濃度和設(shè)計(jì)中要求的最大3ppm的氨滑失率計(jì)算出修正的摩爾率并輸入在氨氣流控制系統(tǒng)的程序上。SCR控制系統(tǒng)根據(jù)計(jì)算出的氨氣流需求信號(hào)去定位氨氣流控制閥，實(shí)現(xiàn)對(duì)脫硝的自動(dòng)控制。通過(guò)在不同負(fù)荷下的對(duì)氨氣流的調(diào)整，找到最佳的噴氨量。氨供應(yīng)所測(cè)量的氨氣需進(jìn)行溫度和壓力修正。從煙氣側(cè)所獲得的NOX訊號(hào)饋入控制器，控制器具有計(jì)算所需氨氣流量的功能，并利用氨氣流量控制所需氨氣，使摩爾比維持固定。為確保操作安全及預(yù)防觸媒損害，氨氣供應(yīng)管線上裝設(shè)一個(gè)氨氣緊急關(guān)斷裝置，下列任何一種情況發(fā)生，均會(huì)使關(guān)斷閥動(dòng)作：①、進(jìn)口煙氣溫度低；②、進(jìn)口煙氣溫度高；③、氨氣對(duì)空氣稀釋比高。其動(dòng)作限值見(jiàn)表5-3表5-3氨氣緊急關(guān)斷裝置設(shè)定值序號(hào)項(xiàng)目操作值報(bào)警點(diǎn)關(guān)斷閥動(dòng)作點(diǎn)1SCR反應(yīng)器入口溫度366℃400℃420℃2SCR反應(yīng)器入口溫度366℃290℃280℃3氨氣對(duì)空氣稀釋比4%12%14%稀釋空氣供應(yīng)進(jìn)入氨/空氣混合器的稀釋空氣采用手動(dòng)調(diào)節(jié)，一旦空氣調(diào)整后空氣流就不需隨鍋爐負(fù)荷而調(diào)整。氨氣和空氣流設(shè)計(jì)稀釋比最大為5%，當(dāng)鍋爐低負(fù)荷且NOX濃度低時(shí)，氨濃度將降低至5%，為防止煙氣回流，在氨氣線上且在氨/空氣混合器的上游裝有止回閥。稀釋空氣由送風(fēng)機(jī)出口風(fēng)道引出。煙氣脫硝反應(yīng)系統(tǒng)主要功能是將煙氣系統(tǒng)中的氮氧化物通過(guò)與氨反應(yīng)分解為氮?dú)夂退畠煞N物質(zhì)。此系統(tǒng)是基于以下三種因素考慮而設(shè)計(jì)：觸媒形式和節(jié)距按給定的流程達(dá)到最佳效果進(jìn)行選擇。脫硝系統(tǒng)反應(yīng)器及觸媒塊作緊湊布置，以減小安裝空間并節(jié)省SCR系統(tǒng)反應(yīng)區(qū)域。有效保護(hù)觸媒，防止有毒物質(zhì)損壞觸媒。5.1.3.2液氨儲(chǔ)存及供應(yīng)系統(tǒng)液氨儲(chǔ)存和供應(yīng)系統(tǒng)包括液氨卸料壓縮機(jī)、液氨儲(chǔ)槽、液氨蒸發(fā)槽、氨氣緩沖槽及氨氣稀釋槽、廢水泵、廢水池等。液氨的供應(yīng)由液氨槽車(chē)運(yùn)送，利用液氨卸料壓縮機(jī)將液氨由槽車(chē)輸入液氨儲(chǔ)槽內(nèi)，儲(chǔ)槽輸出的液氨在液氨蒸發(fā)槽內(nèi)蒸發(fā)為氨氣，經(jīng)氨氣緩沖槽送達(dá)脫硝系統(tǒng)。氨氣系統(tǒng)緊急排放的氨氣則排入氨氣稀釋槽中，經(jīng)水的吸收排入廢水池，再經(jīng)由廢水泵送至廢水處理廠處理。液氨儲(chǔ)存和供應(yīng)系統(tǒng)的控制在＃5機(jī)組的DCS上實(shí)現(xiàn)，另外就地安裝MCC手操。卸料壓縮機(jī)卸料壓縮機(jī)為往復(fù)式壓縮機(jī)，壓縮機(jī)抽取液氨儲(chǔ)槽中的氨氣，經(jīng)壓縮后將槽車(chē)的液氨推擠入液氨儲(chǔ)槽中。液氨儲(chǔ)槽5號(hào)機(jī)組脫硝系統(tǒng)共設(shè)計(jì)一個(gè)液氨儲(chǔ)槽、其存儲(chǔ)容量為122m3?？蓾M足一套SCR機(jī)組脫硝反應(yīng)所需氨氣一周。儲(chǔ)槽上安裝有溢流閥、逆止閥、緊急關(guān)斷閥和安全閥。儲(chǔ)槽還裝有溫度計(jì)、壓力表液位計(jì)和相應(yīng)的變送器，變送器發(fā)出信號(hào)送到5號(hào)機(jī)組DCS控制系統(tǒng)，當(dāng)儲(chǔ)槽內(nèi)溫度或壓力高時(shí)報(bào)警。儲(chǔ)槽四周安裝有工業(yè)水噴淋管及噴嘴，當(dāng)儲(chǔ)槽槽體溫度過(guò)高時(shí)自動(dòng)淋水裝置啟動(dòng)，對(duì)槽體自動(dòng)噴淋減溫。液氨蒸發(fā)槽液氨蒸發(fā)槽為螺旋管式。管內(nèi)為液氨管外為溫水浴，以蒸氣直接噴入水中，將水加熱到40℃，再以溫水將液氨汽化，并加熱至常溫。蒸氣流量根據(jù)蒸發(fā)槽本身水浴溫度控制調(diào)節(jié)，當(dāng)水的溫度高過(guò)45℃時(shí)則切斷蒸汽來(lái)源，并在控制室DCS上報(bào)警顯示。蒸發(fā)槽上裝有壓力控制閥，將氨氣壓力控制在2.1kg/cm2，當(dāng)出口壓力達(dá)到3.8kg/cm2時(shí)，則切斷液氨進(jìn)料。在氨氣出口管線上也裝有溫度檢測(cè)器，當(dāng)溫度低于10℃時(shí)切斷液氨，使氨氣至緩沖槽維持適當(dāng)溫度及壓力，蒸發(fā)槽也裝有安全閥，可防止設(shè)備壓力異常過(guò)高。氨氣緩沖槽從蒸發(fā)槽蒸發(fā)的氨氣流進(jìn)入氨氣緩沖槽，通過(guò)調(diào)壓閥減壓至1.8kg/cm2，再通過(guò)氨氣輸送管送到鍋爐側(cè)的脫硝系統(tǒng)。緩沖槽的作用在于穩(wěn)定氨氣的供應(yīng)，避免受蒸發(fā)槽操作不穩(wěn)定所影響。緩沖槽上裝有安全閥。氨氣稀釋槽氨氣稀釋槽為容積6m3的立式水槽，水槽的液位由溢流管維持，稀釋槽設(shè)計(jì)成槽頂淋水和槽側(cè)進(jìn)