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脱硝可研报告0622


GEDI

国 家 甲 级 证书号: 190101

台山电厂一期 5 号机组(1× 600MW) 烟气脱硝工程

可行性研究报告
44—F0141E43—A01

广东省电力设计研究院 2004 年 5 月 广州

台山电厂一期 5 号机组烟气脱硝工程

r />可行性研究报告



准: 胡均彦



核:

杨小华 张治忠



核: 张艾登 黄志远 梁石 刘家一



写: 张治忠 黄涛 卞山宝 张春文 虞燕君 伍清宏 张晓燕

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台山电厂一期 5 号机组烟气脱硝工程

可行性研究报告

目 1. 概



述 ................................................................................................. 1

1.1 项目背景...............................................................................................................................................1 1.2 研究范围...............................................................................................................................................2 1.3 报告编制依据......................................................................................................................................2 1.4 主要编制原则........................................................................................................................................2 1.5 简要的工作过程...................................................................................................................................3

2.电厂工程概况 ....................................................................................... 4
2.1 厂址条件及自然条件 ..........................................................................................................................4 2.1.1 厂址概述..................................................................................................................................4 2.1.2 环境状况..................................................................................................................................5 2.1.3 交通运输....................................................................................................................................6 2.1.4 供水水源....................................................................................................................................7 2.1.5 灰场条件....................................................................................................................................8 2.1.6 岩土工程....................................................................................................................................8 2.2 工程概况..............................................................................................................................................9 2.2.1 厂区总平面布置 ........................................................................................................................9 2.2.2 电厂主要设备参数 ..................................................................................................................10 2.2.3 煤质及耗煤量 ..........................................................................................................................10 2.2.4 除灰渣方式及灰渣量 .............................................................................................................. 11 2.2.5 台山电厂大气污染物排放状况 ..............................................................................................13

3. 脱硝工程建设条件 ........................................................................... 14
3.1 脱硝反应剂供应................................................................................................................................14 3.1.1 脱硝反应剂用量 .......................................................................................................................14 3.1.2 三种脱硝反应剂的选择与比较 ...............................................................................................14 3.1.3 脱硝剂液氨的供应 ............................................................................................................15 3.2 脱硝建设场地....................................................................................................................................16 3.3 供水、供电.........................................................................................................................................17

4 脱硝工艺方案选择 ............................................................................. 18
4.1 设计基础参数.....................................................................................................................................18 4.2 几种脱硝工艺简介 ............................................................................................................................19 4.3 脱硝工艺方案选择 .............................................................................................................................25

5.脱硝工程设想 .................................................................................. 28
5.1 工艺系统及设备.................................................................................................................................28 5.1.1 NOX 脱除效率的确定 .............................................................................................................28 5.1.2 工艺说明 ..............................................................................................................................28 5.1.3 工艺系统..................................................................................................................................30 5.2 水工与消防......................................................................................................................................40 5.3 电气系统............................................................................................................................................40 5.4 仪表及控制........................................................................................................................................41 5.5 土建建筑与结构 ..............................................................................................................................42 5.6 脱硝装置的总体布置 ....................................................................................................................43 5.7 供货与服务范围................................................................................................................................44

6.环境保护与环境效益 ...................................................................... 49
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6.1 环境保护标准....................................................................................................................................49 6.2 脱硝系统主要排放源及治理措施 ....................................................................................................50 6.3 脱硝工程的环境与社会经济效益 ....................................................................................................50 6.3.1 环境效益..................................................................................................................................50 6.3.2 社会经济效益 ..........................................................................................................................51

7. 节约和合理利用能源 .................................................................... 53
7.1 工艺系统设计中考虑节能的措施 ..................................................................................................53 7.2 主辅机设备选择中考虑节能的措施 ..............................................................................................53 7.3 在材料选择时考虑节能的措施 ......................................................................................................53 7.4. 节约用水的措施 ............................................................................................................................53 7.5. 节约原材料的措施 ........................................................................................................................53

8.安全与劳动保护 .............................................................................. 54
8.1 安全....................................................................................................................................................54 8.1.1 烟气脱硝系统的主要安全问题 ............................................................................................54 8.1.2 安全防治措施 ........................................................................................................................54 8.2 职业卫生............................................................................................................................................55 8.2.1 脱硝装置运行中可能造成职业危害的因素 ..........................................................................55 8.2.2 劳动保护措施 .......................................................................................................................56

9. 生产管理与人员编制 .................................................................... 56
9.1 生产管理.............................................................................................................................................56 9.2 人员编制.............................................................................................................................................56

10.项目实施及轮廓进度 .................................................................... 58
10.1 项目实施条件..................................................................................................................................58 10.2 项目实施办法..................................................................................................................................59 10.3 项目实施轮廓进度 ..........................................................................................................................59

11. 投资估算与经济效益分析 ............................................................ 61
11.1 投资估算编制说明 ............................................................................................................................61 11.2 脱硝成本与还贷计算 ......................................................................................................................62

12.主要结论与建议 ............................................................................ 73
12.1 结论....................................................................................................................................................73 12.2 建议..................................................................................................................................................73

附件:
1. 广东省环境保护局: 粤环函[2000]411 号 “关于广东台山电厂(2×660MW+2×600MW) 环境影响报告书复核报告审查意见的函” 2. 国家环境保护总局:环审 [2001]94 号“关于广东台山电厂环境影响报告书重新审核

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意见的复函” 3. 广东国华粤电台山发电有限公司台山电厂 5 号机组烟气脱硝工程可研编制委托书。 附图: 1.选择性催化还原脱硝工艺(SCR)流程图 2 脱硝装置平面布置图 3 脱硝装置立面布置图 4.储氨设备布置图 5.厂区总平面及氨区布置图 F0141E43 -P -01 F0141E43 -P -02 F0141E43 -P -03 F0141E43 -P -04 F0141E43 -P -05

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1. 概 述
1.1 项目背景
台山发电厂位于广东省台山市赤溪镇田头圩南部的铜鼓管理区。 电厂规划总装机容量 为 5 台 600MW 等级和 6 台 1000MW 等级机组,分二期建设,一期工程装机容量为 5 台 600MW 等级机组。一期 1 号、2 号机组已投产发电,配套的环保设施-脱硫装置正在安装 中。一期 3 号、4 号、5 号机组正在建设过程中。本期脱硝工程是拟在电厂一期 5 号机组 上安装烟气脱硝装置。 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 GB13223-2003 对 NOX 的排放浓度做出了明确要求,规定第三时段的燃煤电厂燃料挥发分 大于 20%时,NOX 的排放浓度不得大于 450mg/Nm3, 并且要求“第三时段大气污染控制单 元必须预留脱氮装置空间” 。台山电厂地处我省经济发达的珠江三角洲地区,燃煤电厂集 中,该地区的火电厂总装机容量约占全省 70%,造成排污量大,空气污染严重,所以本底 浓度高,环境容量小,是广东酸雨控制的重点区域。 北京国华电力有限责任公司作为独立发电商,是神华集团公司所属的全资子公司。自 1999 年成立以来,依托神华集团煤、电、路、港一体化的优势,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,公司发展迅速,并得到行业 与社会各界的认可。北京国华电力有限责任公司环境保护工作的指导思想是:强调企业发 展与环境的协调,在满足国家环境保护要求的条件下,结合公司发展战略,积极建设高效 大容量、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。 广东国华粤电台山发电有限公司是北京国华电力有限责任公司目前拥有的运营发电 公司之一,目前主营台山发电厂 1 号至 5 号机组。本项目就是在北京国华电力有限责任公 司环境保护工作的指导思想下,对 5 号机组实施脱氮试点,对国内火电厂降低氮氧化物进 行有意的探索工作。

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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》(DLGJ-94)和比照《火力发电厂 可行性研究报告内容深度烟气脱硫部分暂行规定》(DLGJ138-1997)的要求,本可行性研 究的范围主要包括以下内容: (1) 脱硝工程的建设条件 (2) 烟气脱硝工艺方案 (3) 脱硝工程设想 (4) 脱硝反应剂的来源及供应 (5) 脱硝工程对环境的影响 (6) 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) 广东省环境保护局 《关于广东台山电厂(2×660MW+2×600MW)环境影响报告书 复核报告审查意见的函》(粤环函[2000]411 号) (2) 国家环保总局《关于台山电厂环境影响报告书重新审核意见的复函》 (环审

[2001]94 号) (3) 《广东省台山发电厂一期工程 3 号、4 号机组可行性研究报告》 (4) 《广东省台山发电厂一期 5 号机组工程可行性研究报告》 (5) 《 国华台山#5 机、宁海#4 机实施脱硝工程启动工作会议纪要》 (6) 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为 1×600MW。安装一套处理 100%烟气量的脱硝装置。 -2-

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(2) 脱硝工艺按选择性催化还原脱硝法(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暂按≥70%设计, 考虑 80%的方案,并预留有效率达到≥90%的空间。 (4) 脱硝装置不设烟气旁路。 (5) 脱硝反应剂采用外购纯氨。 (6) 尽量避免在脱硝过程中带来新的环境污染。 (7) 脱硝工程设备采购, 按关键设备进口、大部分设备国内配套的方式实施。主要设备将 通过招投标择优选用。 (8) 脱硝设备年运行小时按 5000h 考虑。 (9) 装置设计寿命为 30a。 (11) 系统可用率≥95%。 (12) 工程建设模式,暂按业主单位负责自筹资金, 对脱硝工程实现招投标,确定具有成 熟经验和实力的国外公司承担工程的基本设计、核心部分详细设计和关键设备供货,由业 主建设的模式考虑。

1.5 简要的工作过程
1)2004 年 3 月,北京国华电力有限责任公司、广东国华粤电台山发电有限责任公司、广 东省电力设计研究院、 上海锅炉厂有限公司各方代表就台山电厂 5 号机实施烟气脱硝工程 的技术可行性进行了初步探讨,明确达成了实施烟气脱硝工程的共识。 2)2004 年 4 月,由北京国华电力有限责任公司主持邀请了国外著名的脱硝厂商,针对台 山电厂 5 号机在上海进行了烟气脱硝技术交流。 3)2004 年 5 月,我院受广东国华粤电台山发电有限责任公司的委托,完成了《台山电厂 一期 5 号机组(1×600MW)烟气脱硝工程可行性研究报告》的编制工作。

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2.电厂工程概况
2.1 厂址条件及自然条件
2.1.1 厂址概述 2.1.1.1 地理位置 台山电厂厂址在铜鼓湾口的西侧, 铜鼓湾平地的西侧临海地带。厂址东北面距赤溪镇 约 15km(直线距离), 东面为大襟岛, 相距约 5km; 南面为南海与上川岛遥遥相对, 相距约 10km 海域; 西北距广海镇 17km,北距台山市约 50km。 近年来, 特别是台山市建制改为市 后, 台山市人民政府准备在东起铜鼓湾, 西至广海港近 20 余 km 的沿海地带规划一个新兴 的经济开发区;目前这一区域正伴随着台山电厂的建设得以开发。 2.1.1.2 水文气象 台山电厂位于台山市南部滨海地区,属亚热带海洋性气候。具有冬暖夏长,阳光充 足,雨量丰沛,冬夏季风明显,夏季多台风影响等特点。 根据上川岛气象站(1958-1998)资料统计,全年平均气温为 22.6℃,极端最高气温 37.0℃,极端最低气温 3℃。多年平均相对湿度达 81%,尤其是 3-6 月在 85%以上。年平 均降雨量为 2181.4mm,历年最大达 3657.7mm,最少为 1028.1mm,降雨量主要集中在每年 的 5-9 月,占全年降雨量的 74%,并常有暴雨出现,年平均暴雨日数为 12d,一日最大降 雨量达 324.8mm,每年十一月至次年 3 月为少雨时段,但此时常出现大雾天气,尤以 3 月 最多,全年平均为 11.3d。年平均日照时数为 1977.5h,为可照时数的 45%,日照时数较 高出现在 7-12 月,较低在 2-4 月。多年平均风速为 4.6m/s。 该区属受台风影响袭击较多的地区,据 1987 年统计,年平均 6-8 级台风影响天数为 37.4d,多出现在 6-9 月,并有 12 级台风出现,台风袭击时常伴有狂风暴雨,实测最大风 速达 37.3m/s,是造成该区自然灾害的主要因素。 -4-

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2.1.2 环境状况 1)社会环境概况 电厂所在的赤溪镇是台山市边缘的山区镇,经济发展缓慢,工业基础薄弱,主要靠农 业经济收入,两镇主要农作物有水稻、蔬菜、番薯等,目前无中型以上的工矿企业。 广海镇距电厂直线距离约 26km,是台山市第二大镇。该镇工业发展较快,主要有广 海钢丝绳厂、广海铸造厂、石板材厂等。 上川镇距电厂约 10km 海域,拥有人口约 1.3 万人,其中农业人口约 1 万人,该镇的 上川飞沙滩旅游区是天然的游泳场,每年可接待游客 20 万人次,是目前电厂附近最大的 旅游区。 2) 环境质量现状 a. 大气环境质量现状 电厂一期工程环境影响报告书在 1994 年经审查通过,2000 年 6 月国家环保局评估中 心编制了环境影响报告书复核报告, 并在 2001 年 5 月通过了国家环保总局的审查。根据 复核报告书中的有关资料,本地区 SO2、飘尘、NOX、TSP 的浓度均较低,低于国家二级标 准,相当于一级标准,且 SO2 境容量比较大 。 从电厂厂址地区过去及目前的实际环境状况可见, 由于电厂厂址所在地区近五年来工 业发展缓慢,产业结构仍以农业为主,目前尚无较大的大气污染物排放源,所以厂址地区 总体大气质量现状良好。 但是, 由于目前台山电厂厂址所在区域属于国家环保局划分的 “酸 雨控制区和二氧化硫污染控制区” 需执行 SO2 排放总量控制, NOX 的排放控制也将在最 , 对 近的时间内提出。因此,这对该地区的环境容量起到了一定的限制。 b. 海域水环境现状 水环境方面,厂址地区仍处于未开发阶段,人口密度低,基本上无污染大的工业,因

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此工业废水和生活污水排放很少。上川地区近年来以发展旅游为主业,人类活动较频繁, 但其对厂址地区的影响不大。 电厂委托评价单位在 1988~1989 年、1998~1999 年分别对厂址所在海域的扯旗角、 烽火角水闸及鱼塘港的海水水质进行了监测。 除部分指标为 GB3097-1997 第三类海水水质 标准外,其余指标均满足 GB3097-1997 第二类海水水质标准。 c) 噪声环境现状 厂址区域目前无较大的噪声源,基本处于一种自然环境状态。由于紧临海边,海浪 声是构成环境噪声现状的主要源强。 2.1.3 交通运输 厂址三面环山,南临南海。随着台山电厂一期工程建设的开展,目前进厂公路、重 件码头等一些对外联系交通设施已交付使用,交通状况大为改善。根据厂址的自然条件及 现状,本厂址交通运输全赖于水路和公路。 2.1.3.1 水路运输 厂址南临南海, 靠近外海主航道, 厂址的水路运输较为方便,电厂已建成专用煤码 头和重件码头。 电厂煤港的建设规模为: 煤码头、 港池和航道已建成满足 5 万 t 级船型的停泊、 航行、 调头需要的泊位 1 个,远期考虑 2 个泊位。并留有发展为停泊 10 万 t 级船型的条件。 电厂的 5000t 重件码头现已建好, 可以满足电厂建设和安装期间的材料和设备运输的 需要。 2.1.3.2 陆路运输 1) 、外部公路 随着电厂一期工程的建设, 厂址附近的交通状况大为改善, 进厂公路(双向四车道混

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凝土道路)已建好, 汽车可直达厂址。从台城到电厂厂址可走东、西两线公路, 也可以走 新开通的新台高速公路 东线: 从台城?冲蒌?浮石?进厂公路?厂区共 59.5km, 均为三级或二级标准公路 (沥青或混凝土路面;全线桥涵设计标准为汽-10) 。 西线:(稔广线,省道 S274)从台城?端芬?广海?六福?进厂公路?厂区, 全长 76.5km, 大部分地段为二级或三级公路标准;桥涵设计标准为汽-15。 新台高速公路:: 从厂区?进厂公路?新台高速?台城; 从厂区?进厂公路?新台高速?佛开高速?广佛高速?广州; 从厂区?进厂公路?西部沿海高速?新会?珠海?广州。 2) 、进厂公路 厂址地区地方性的公路已经通到了田头圩,进厂公路从田头圩起到电厂厂址, 包括 隧道全长 16.6km, 标准为二级公路,是电厂对外联络的主要通道, 现已建成通车。电厂 进厂公路的建成, 不但解决了电厂本身的交通运输问题, 同时对该地区鱼塘湾和铜鼓湾一 带的经济发展起到了很大的促进作用。

2.1.4 供水水源 台山电厂供水水源包括循环冷却水水源和淡水供水水源二部分。 电厂以海水作循环冷却水水源,循环冷却水采用直流供水系统。锅炉补给水、辅机冷 却水、空调和生活用水及消防用水等电厂所需淡水则由大坑水库供给。大坑水库在厂址北 面 2km 处,为多年调节的电厂专用水库(年供水量 783.5 万 t/a)。 电厂一期用水量见表 2-1。

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表 2-1 项 目 规 模(MW) 5 台 600MW 机组

电厂一期工程用水量 海水循环冷却水 m3/h 395760 淡水 m3/h 1181.5(包括脱硫用水)

2.1.5 灰场条件 电厂灰渣处理考虑以贮存为主,同时考虑综合利用。台山电厂初期灰场为厂址东北约 3km 处的“牛栏窝”山谷灰场,该灰场堆灰面标高为 70m 时,堆灰容积约 428 万 m3,可 满足一期工程 5 台 600MW 等级机组贮灰 8a。 远期灰场则利用电厂煤港池西侧的近岸浅滩 围海建成,面积约 330 多万 m2,灰堤顶面高程 10.5m,堆灰容积达 4300 万 m3。

2.1.6 岩土工程 厂区及附近原地表出露的地层以第四系土层为主,基底岩石为燕山四期花岗岩,场 地平整后部分基岩出露地表,区域地质较简单,厂区及周围 10km 范围内无区域性大断裂 通过。厂区及周围 10km 范围内小型断层及节理较发育,主要有 NE 走向及近 E—W(NWW) 走向的两组共 5 条断层(F1 ~ F5) ,属非活动性断层,不影响场地的稳定性,断层破碎带可 按不均匀地基处理。 根据《广东省地震烈度区划图》 (广东省地震局,广东省建委 1990 年)和《广东省台 山电厂工程场址设计地震动参数报告》 (广东省地震局,1993 年)中的地震危险性分析结 果,台山发电厂厂址地震基本烈度接近 7 度,鉴于发电工程的重要性,设计按地震烈度 7 度考虑。 1 号、2 号机组主厂区及部分 5 台机组公用的生产附属建筑位于 F4 及 F5 断裂之间的 开挖区,场地平整后基岩大面积出露,地基下主要为中等风化和微风化花岗岩,北边有部 分为强风化花岗岩,局部为残积土和全风化花岗岩。3 号、4 号、5 号机组主厂区位于 2

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号机扩建端东面开挖区边缘,现已平整,西南部中等风化~微风化岩层出露,往东北及东 南方向顺次出露强风化岩层﹑全风化岩层及残积砾质粘性土, 东北角中等风化岩层埋深> 25m。部分附属建(构)筑物位于回填区。 地下水对混凝土钢结构均有弱腐蚀性。

2.2 工程概况
2.2.1 厂区总平面布置 本期工程在一期工程 1 号、2 号机组已建成的基础上建设,全部公用设施已按 5 台 600MW 机规划,且大部分已经建成,包括净水站、锅炉补给水处理室、污水处理站、点 火油罐区、引水明渠,输煤系统 5 台机组公用部分等。 根据全厂规划,1 号 ~ 5 号机主厂房从西往东扩建(1-2 号机主厂房与 3-5 号机主厂 房脱开 16 m) ,两厂房均为汽机房朝北,A 排柱对齐。主厂区由北向南依次为汽机房、除 氧间、煤仓间、锅炉房、电除尘、烟囱、脱硫岛。 脱硫岛布置在烟囱后,其他脱硫配套设施均布置在 3 号、4 号、5 号机组脱硫岛以 南,1~2 号机组建设时已按 5 台机组预留脱硫用地。 220kV 及 550kV 配电装置分别布置在 1 号、2 号及 3 号、4 号、5 号机组主厂房以 北。 一期工程净水站、锅炉补给水处理楼布置在 1 号机组主厂房以西。 一期工程干除灰场地、污水处理站布置在厂区中部西侧山脚下。 煤场设在厂区南部,油灌区设在厂区中部西侧。 循环水泵房设在厂区中部,循环水取水口及排水口分别设在厂区南护岸及东北护 岸上。

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2.2.2 电厂主要设备参数 电厂 5 号机组与脱硝系统有关的主设备参数见表 2-2。 表 2-2 设备名称 锅 炉 型式 台山电厂 5 号机组主要设备参数 参数名称 单位 参数 亚临界、中间再热、控制 循环、四角切圆、固态排 渣、汽包炉 最大连续蒸发量 过热器出口蒸汽压力 MCR 工况 省煤器出口烟气量 省煤器出口烟气温度 除尘器 型式 除尘效率 2台 引风机 除尘器出口最大含尘浓度 型式 流量(B-MCR) 风压(B-MCR) 2台 进口烟温 电机功率 配置 烟 囱 1座 高度/形式 材质 2.2.3 煤质及耗煤量 根据国华台电提供的资料,5 号机组工程的设计煤种按活鸡兔井,校核煤种按乌兰木 -10- m m3/s kPa ℃ kW 10.913 126 5400 3 号、4 号、5 号机共用 一座烟囱 240/三筒 钢内筒 % mg/Nm3 m3/h ℃ 过热器出口蒸汽温度 t/h MPa ℃ 2026 17.5 541 4507552 366 静电除尘,双室四电场 99.3 150 静叶可调轴流式 523

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伦矿。煤质分析数据及耗煤量见表 2-3、2-4。 表 2-3 项目 全水份 干燥无灰基挥发份 空气干燥基水份 收到基灰份 收到基碳 收到基氢 收到基氧 收到基氮 收到基全硫 哈氏可磨度 原煤冲刷磨损指数 收到基高位发热量 收到基低位发热量 煤质分析数据表 符号 Mt Vdaf Mad Aar Car Har Oar Nar St.ar HGI Ke Qgr. ar Qnet. ar 单位 % % % % % % % % % 设计煤种 14.5 37.89 8.06 7.70 62.58 3.70 10.05 1.07 0.4 61 0.94 24.00 校核煤种 16 38.98 9.92 12.6 57.05 3.68 9.23 0.95 0.49 50 1.61 23.56 22.33 备注

MJ/kg MJ/kg

表 2-4 机组 项 目 容量

一期工程 5 号机组燃煤消耗量 与煤 种 设计煤种 t/h t/d 104t/a 235 4700 117.5 1×600MW 校核煤种 242 4840 121

小时耗煤量 日耗煤量 年耗煤量

日耗煤量按 20 h 计 年耗煤量按 5000 h 计 2.2.4 除灰渣方式及灰渣量

本工程采用灰渣分除系统,其中煤灰采用浓相干除灰输灰方式,煤渣采用刮板捞 渣机机械除渣方式。灰、渣分别在粗细灰库、渣仓集中后采用汽车输送至灰场堆放或 采用汽车(船)送去综合利用。 -11-

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灰库区域地面冲洗,刮板捞渣机溢流水(包括石子煤系统输送来的混合水) ,石 子煤斗冷却水、地面冲洗污水等送至除灰专用沉淀池澄清处理后回用。 灰分析资料及灰渣排放设备见表 2-5、2-6。 表 2-5 项 目 飞灰成份分析 二氧化硅 三氧化二铝 三氧化二铁 氧化钠 氧化钾 氧化钙 氧化镁 三氧化硫 二氧化钛 二氧化锰 其他 灰熔融性(弱还原性) 变形温度 软化温度 熔融温度 灰分析资料 符号 SiO2 Al2O3 Fe2O3 Na2O K2O CaO MgO SO3 TiO2 MnO2 单位 % % % % % % % % % % % 设计煤种 校核煤种 35.43 11.72 9.59 0.88 1.05 28.93 2.14 6.52 0.57 0.38 2.79 22.64 11.52 25.48 1.3 0.4 28.73 1.04 4.64 0.28 0.66 3.31

DT ST FT HT 5 号机组灰渣量

0 0

C C 0 C 0 C

1100 1150 1190 1170

1080 1130 1190 1150

表 2-6 机组容量 煤 种 项 目 灰 小时排放 量(t/h) 渣 量 量

1 × 600MW

设计煤种

校核煤种

16.74 2.95 1.22 19.69 334.80 59 -12-

17.09 1.80 1.21 20.1 341.8 60.4

石子煤量 合 计 量 量

日排放量 (t/d)

灰 渣

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石子煤量 合 灰 年排放量 (104t/a) 渣 计 量 量

23.7 417.5 8.37 1.48 0.59 10.44

24.2 426.2 8.55 1.51 0.61 10.66

石子煤量 合 计

注: 1、日利用小时按 20h, 年利用按 5000h 计; 2、灰量按灰渣总量 85%计; 3、渣量按灰渣总量 15%计; 4、石子煤量按锅炉耗煤量 0.5%计。

2.2.5 台山电厂大气污染物排放状况 燃煤电厂向大气中排放的主要污染物是 SO2、烟尘、NOX 等。台山电厂一期 5 台 600MW 等级机组建成投产后,将由两座 240m 的高烟囱向大气排放污染物。5 机组大气污 染物排放情况见表 2-7。 表 2-7 装机 容量与 煤种 设计煤种 项 目 SO2 烟尘 NOX t/h t/h t/h 0.1015 0.124 1.1 0835 0.102 校核煤种 一期工程 5 号机组大气污染物排放量 1 台 600MW 国产燃煤机组

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3. 脱硝工程建设条件
3.1 脱硝反应剂供应
3.1.1 脱硝反应剂用量 烟气中主要通过以下还原反应来去除其中的 NOx: 4NO+4NH3+O2—4N2+6H2O 6NO2+8NH3—7N2+12H2O 在以上反应中, 都需要 NH3 作为还原剂来还原烟气中的氮氧化合物。 3 即为脱硝剂。 NH 一般来说,脱硝剂目前主要有三种来源:液氨,氨水,尿素。 针对本工程而言,三种脱硝剂的耗量分别如下: 表 3.1 脱硝剂消耗量 脱硝效率 60% 液氨(100%) 消耗量(kg/h) 200 储存量 (t) 70% 48 氨水(25%) 800 200 920 221 1060 255 1160 280 尿素 390 95 450 108 513 125 565 136

消耗量(kg/h) 230 储存量 (t) 55.2

80%

消耗量(kg/h) 265 储存量(t ) 64

90%

消耗量(kg/h) 290 储存量(kg) 70

注: 脱硝剂的计算基于以下前提: (1)入口 NOx 浓度为 500mg/Nm3 (2) NH3 泄漏率为 3ppm (3) 储存容量按 10d 考虑 3.1.2 三种脱硝反应剂的选择与比较 脱硝剂的成本中,运输成本占到了很大一部分。氨水中有效的部分只有 1/4,其余 -14-

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都是水,带来了额外的运输和储存成本。所以仅就消耗的费用而言,氨水是不经济的。但 是液氨运输和储存具有一定的危险性,在国外,液氨槽车运输需要提前报批清场,极为麻 烦,所以在欧美很多电厂 SCR 系统弃用液氨改用氨水或者尿素。采用液氨和氨水作为脱 硝剂,其系统基本一致,氨水的储罐容量要大于液氨储罐容量(取决于氨水浓度,一般为 25%,v/v) 。 相对来说,尿素是三种催化剂中最为昂贵的一种。尿素的售价要高于氨水与液氨,而 且尿素需要进行复杂的反应才能生成 NH3,系统较使用氨水或液氨要复杂得多。只有当电 厂附近没有氨水或者液氨供应商时, 使用槽车运输氨水因运输成本增加导致其价格与尿素 相当时,才会考虑使用尿素。或者是当地的法令极为严格,使用槽车运输液氨或者氨水非 常麻烦的时候,才会使用尿素。三种脱硝反应剂的比较列于表 3.2 表 3.2 项 目 液 各 种 反 应 剂 的 比 较 氨 氨 水 尿 素

反 应 剂 费 用 运 输 费 用 安 全 性 储 存 条 件

便 宜(100%) 便 宜 有 毒 高 压

贵(约 150%) 贵 有 害 常规大气压

最贵约(180%) 便 宜 无 害

常规大气压干态(加 热干燥空气)

储 存





液 态(箱 罐) 便 宜

液 态(箱 罐) 贵

微粒状(料仓) 贵 (水解炉制备)

初投资费用 运行费用

便 宜 ,需要热量 贵 , 需要高热量蒸 贵 , 需要高热量水解 蒸发液氨 发/蒸馏水和氨 需要 尿素和蒸发氨 基本上不需要

设备安全

有法律规定

从上分析可以看出,液氨同其他两种反应剂相比经济上具有较大的优势,目前国内 对液氨的运输没有特殊限制性的条件,所以选择液氨作为本工程的脱硝剂。 3.1.3 脱硝剂液氨的供应 液氨作为一种重要的化工原料和化肥,生产厂家繁多,可供选择的供货商很多。但 是由于近几年国有企业改制,一些大中型化肥厂重组转行。比如原广东地区最大的氮肥厂 -15-

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广氮集团已经破产清盘,设备也已经全部拍卖,这也为液氨供应带来了一定困难。根据对 广东地区液氨生产厂家的调查收资,在江门地区有江门化肥总厂可以提供液氨,而且距离 台山电厂距离较近。 在广州有番禺番氮化工有限公司也可以提供液氨, 年生产能力 3×104t。 由于国内对液氨输送的槽车行驶并没有特殊规定,从番禺至台山电厂的高速公路约 150km,需行驶 2h。液氨生产厂家均可以提供槽车运输至电厂。以 15t 槽车计,SCR 系统 每小时需要 300kg/h 液氨作为脱硝剂(脱硝效率约 90%时),则每两天 48 小时需要 14.4t 即一槽车的耗量。 广州市番禺番氮化工有限公司位于广州市番禺区新造镇北郊,珠江主航道沥水道东 岸,与广州市黄埔区长州岛隔江相望。番氮化工有限公司距华南快速干线、迎宾路等连接 珠三角地区的高速公路仅 10km,水、陆交通都极为便利。 番氮化工有限公司有停泊 1300t 船舶码头一个、停泊 700t 船舶码头一个、停泊 500t 船舶码头一个。若台山电厂后期的 SCR 投运之后,液氨需要量增加,也可以考虑采用船 运的方式,在码头设置大型储氨罐。 因此,本工程脱硝剂液氨的供应是有保障的。

3.2 脱硝建设场地
整个 SCR 系统分为两大部分,即 SCR 反应器和液氨储存和供应系统设备。 SCR 反应器布置在锅炉省煤器与空预器之间。整个 SCR 反应器和连接烟道平面占地约 480m2 ,因此可利用炉后的送风机和一次风机的土建框架作为 SCR 装置布置场地。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 5 号炉送 风机和一次风机的原土建框架作出修改。此框架共两跨。C1-C2 跨:跨度为 5650mm,设 9.70、29.9、42.5、46.6m 框架层,分别作三层烟道布置及加液层。C2-C3 跨度为 9000mm, 设 18.04、23.24、29.90、37.23m 层,分别作烟道、除灰及 SCR 支承布置层。C1 距炉后钢 架 B6 为 3500mm, 距 C2 比原设计加 2000mm,C3 与电除尘器 D1 距离由 9000 mm 改为 7000mm。 C3 电除尘器中心线仍与 3 号、4 号炉电除尘器同一轴线。

氨储存和供应系统设备占地大约 800 m2(包括安全区域要求) 3 号、4 号、5 号机 ,
组公共设施区域,根据总平面布置的情况在沉灰池附近有场地布置氨储存和供应系统设 -16-

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备。

3.3 供水、供电
本工艺系统只需极小量的工艺(冷却)水,根据电厂的水源情况,本工艺系统中的 用水可取自电厂的工业水系统。 本工艺系统电负荷大约 300Kw,电压等级 380V,可以考虑从#5 机组的除尘变引接电 源(除尘变满足要求) 。

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4 脱硝工艺方案选择
4.1 设计基础参数 4.1.1 煤种及煤质
设计和校核煤种的煤质及灰成分分析见第 2 章表 2-3, 表 2-5。

4.1..2 主要设备及参数
脱硝机组的主要设备及参数见第 2 章表 2-2。

4.1.3 SCR 入口烟气参数
SCR 入口烟气参数见表 4-1, 4-2 表 4.-1 SCR 入口烟气参数: 设计煤种条件(实际含氧量,湿态) 项 目 单 位 机组运行工况 B-MCR T-MCR 30% MCR 3 m /h 4509074 4304379 1270387 烟气容积流量 kg/s 702.106 675.516 234.924 烟气重量流量 3 g/m 4.175 4.206 5.25 烟气含尘量 kPa -2 -1.92 -1.095 烟气压力 0 366 361 265 烟气温度 C 1.2 1.2 1.2 过剩空气系数 表 4-2 项 目 烟气流量 烟气流量 烟气含尘量 烟气压力 烟气温度 过剩空气系数 表 4-3 项目 F CI As Cu Pb 煤微量元素分析 单位 ppm % ppm ppm ppm -18- 数据 27 0.063 6 10 10 SCR 入口烟气参数:校核煤种条件(实际含氧量,湿态) 单 位 m /h kg/s g/m3 kPa 0 C 3

机组运行工况 B-MCR T-MCR 4554734 3996686 708.108 633.217 7.159 7.289 367 1.2 355 1.2

30% MCR

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Zn Cr Cd Ni Hg

ppm ppm ppm ppm ppm

20 0 0 30 0.17

4.2 几种脱硝工艺简介
4.2.1 氮氧化物(NOx)形成原因

4.2.1.1 空气中的氧(O2)和氮(N2)在燃料燃烧时所形成的高温环境下生成的 NO 和 NO2 其总反应式为: N2+O2←→2NO NO+1/2O2←→NO2

4.2.1.2 燃料中的氮化合物在燃烧过程中氧化反应而生成的 NOx 在燃料进入炉膛被加热后,燃料中的氮有机化合物首先被热分解成氰(HCN)、氨 (NH4)和 CN 等中间产物,它们随挥发份一起从燃料中析出,它们被称为挥发份 N。挥发 份 N 析出后仍残留在燃料中的氮化合物, 被称为焦炭 N。 随着炉膛温度的升高及煤粉细度 的减小(煤粉变细),挥发份 N 的比例增大,焦炭 N 的比例减小。挥发份 N 中的主要氮化 合物是 HCN 和 NH3,它们遇到氧后,HCN 首先氧化成 NCO,NCO 在氧化性环境中会进 一步氧化成 NO,如在还原性环境中,NCO 则会生成 NH,NH 在氧化性环境中进一步氧 化成 NO,同时又能与生成的 NO 进行还原反应,使 NO 还原成 N2,成为 NO 的还原剂。 主要反应式如下: 在氧化性环境中,HCN 直接氧化成 NO: HCN+O←→NCO+H NCO+O←→NO+CO NCO+OH←→NO+CO+H

在还原性环境中,NCO 生成 NH: NCO+H←→NH+CO 如 NH 在还原性环境中: NH+H←→N+H2 如 NH 在氧化性环境中: NH+O2←→NO+OH NH3 氧化生成 NO: NH3+OH←→NH2+H2O NH3+O←→NH2+OH NH2+O←→NO+H2 NH+OH←→NO+H2 NH+NO←→N2+OH

4.2.2 脱除氮氧化合物的方法
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要降低烟气中氮氧化合物的浓度,可采用燃烧控制和烟气脱硝的方式。

4.2.2.1 燃烧控制
由氮氧化物 (NOx) 形成原因可知对 NOx 的形成起决定作用的是燃烧区域的温度和过 量空气量。低 NOx 燃烧技术就是通过控制燃烧区域的温度和空气量,以达到阻止 NOx 生 成及降低其排放量的目的。对低 NOx 燃烧技术的要求是,在降低 NOx 的同时,使锅炉燃 烧稳定,且飞灰含碳量不能超标。 (1) 燃烧优化 燃烧优化是通过调整锅炉燃烧配风,控制 NOx 排放的一种实用方法。它采取的措施 是通过控制燃烧空气量、保持每只燃烧器的风粉(煤粉)比相对平衡及进行燃烧调整,使燃 料型 NOx 的生成降到最低,从而达到控制 NOx 排放的目的。 煤种不同,燃烧所需的理论空气量亦不同。因此,在运行调整中,必须根据煤种的变 化,随时进行燃烧配风调整,控制一次风粉比不超过 1.8:1。调整各燃烧器的配风,保证 各燃烧器下粉的均匀性,其偏差不大于 5%? 10% 。二次风的配给须与各燃烧器的燃料量 相匹配,对停运的燃烧器,在不烧火嘴的情况下,尽量关小该燃烧器的各次配风,使燃料 处于低氧燃烧,以降低 NOx 的生成量。 (2 )空气分级燃烧技术 空气分级燃烧技术是目前应用较为广泛的低 NOx 燃烧技术,它的主要原理是将燃料 的燃烧过程分段进行。该技术是将燃烧用风分为一、二次风,减少煤粉燃烧区域的空气量 (一次风),提高燃烧区域的煤粉浓度,推迟一、二次风混合时间,这样煤粉进入炉膛时就 形成了一个富燃料区,使燃料在富燃料区进行缺氧燃烧,以降低燃料型 NOx 的生成。缺 氧燃烧产生的烟气再与二次风混合,使燃料完全燃烧。 该技术主要是通过减少燃烧高温区域的空气量,以降低 NOx 的生成技术。它的关键 是风的分配,一般情况下,一次风占总风量的 25~35%。对于部分锅炉,风量分配不当, 会增加锅炉的燃烧损失,同时造成受热面的结渣腐蚀。因此,该技术较多应用于新锅炉的 设计及燃烧器的改造中。 (3) 燃料分级燃烧技术 该技术是将锅炉的燃烧分为两个区域进行, 85%左右的燃料送入第一级燃烧区进行 将 富氧燃烧,生成大量的 NOx,在第二级燃烧区送入 15%的燃料,进行缺氧燃烧,将第一 区生成的 NOx 进行还原,同时抑制 NOx 的生成,可降低 NOx 的排放量。 -20-

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(4) 烟气再循环技术 该技术是将锅炉尾部的低温烟气直接送入炉膛或与一次风、二次风混合后送入炉内, 降低了燃烧区域的温度,同时降低了燃烧区域的氧的浓度,所以降低了 NOx 的生成量。 该技术的关键是烟气再循环率的选择和煤种的变化 (5 )技术局限 这些低 NOx 燃烧技术设法建立空气过量系数小于1的富燃区或控制燃烧温度,抑制 NOx 的生成,在燃用烟煤、褐煤时可以达到国家的排放标准,但是在燃用低挥发分的无烟 煤、贫煤和劣质烟煤时还远远不能达到国家的排放标准。需要结合烟气净化技术来进一步 控制氮氧化物(NOx)排放。

4.2.2.2 烟气脱氮
在烟气净化技术上控制氮氧化物(NOx)排放目前主要方法有选择性非催化还原 SNCR、 选择性催化还原 SCR, 和电子束照射法(可同时脱硫)等。 选择性非催化还原 SNCR、 选择性催化还原 SCR 等技术已商业化。 (1) 选择性非催化还原 SNCR 法 原理: SNCR 法又称高热脱硝(Thermal De- Nox)法,它是利用注入的 NH3 与烟气中的 NO 反应生 成 N2 和 H2O;该反应必须在高温下进行。其反应式如下: 4NO+4NH3+O2→4N2+6H2O 4NH3+5O2→4NO+6H2O (1) (2)

应应式 (1)发生的反应温度在 1070~1270° K;而反应式(2)则发生在 1370° 以上的温 K 度。所以 SNCR 法的温度控制必須在 1200~1400° 之间。 K (2 )选择性催化还原 SCR 法 原理: SCR 法除了多一个催化剂的作用外,其他化学原理均与 SNCR 法相同。反应温度对于 不同的催化剂其适宜的温度也不同,催化剂形状有圆柱状、球状、环状、平板状、或者蜂 巢形(Honeycomb)。在 SCR 反应器方面,可分垂直和水平气流两种。因为催化剂在使用一 段時間后会老化,所以必须定期更换,更换时间与操作以及运行情况以及烟气成份有很大 关系,一般在 2~5 年。催化剂的更换最好采用分阶段的更换方式,每一次更换 1/3 的催

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化剂。造成催化剂老化的原因可能有以下几种:(1)烧结作用,减少空隙度;(2)微小固体 颗粒沉积在孔上;(3)被碱金屬(如鉀)或重金属所毒害;(4)被 SO3 所毒害;(5)被飞灰侵蚀。 系统中还原剂 NH3 的用量一般需要根据期望达到的脱硝效率, 通过设定 NOx 与 NH3 的摩 尔比来控制。催化剂的活性不同,达到相同的转化率时,所需要的 NOx 与 NH3 的摩尔比 不同。各种催化剂都有一定的 NOx 、NH3 摩尔比范围,当摩尔比较小时,NOx 与 NH3 的反应不完全,NOx 转化率低。当摩尔超过一定范围时,NOx 转化率不再增加,造成 NH3 的浪费,并与 SO3 反应而形成硫酸氢铵,容易造成下游设备的堵塞。 (3) 电子束照射法(可同时脱硫) 原理: 此种方法是利用一电子光束射透烟气气流,使电子与气体分子碰撞产生离子;离子与 气体反应产生原子和自由基。这些原子或自由基与烟气中的污染物反应,其方应式如下: H20 → H+OH O2 → 2O OH+NO → HNO2 O+NO → NO OH+NO2 → HNO3 SO2+O → SO3 上式反应过程中产生的酸可用碱(如 Ca(OH)2)进行中和,反应式如下: 2HNO3+Ca(OH)2→Ca(NO3)2+2H2O SO3+H2O+Ca(OH)2→CaSO4.2H2O 除了上述 3 种脱氮方法外, 还有“吸附法”“氧化吸收法”等。 , 主要的烟气脱氮方式列于表 4-1 : 表 4-1
名称 选择性非催化剂脱 氮法(SNCR) 选择性催化剂脱氮 法(SCR) 电子束法 吸附法

主要烟气脱氮方式
净化剂 NH3 CO(NH)2 NH3 CO(NH)2 NH3 (NH4)2SO4 N2 、H2O 活性炭在 120℃ N2 、H2O 300~400℃, 催化剂 50~95% 反应产物 N2 、H2O 反应条件 950-1000℃ 脱氮效率 40~50%

NH3

50%

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NaOH CaOH 氧化吸收法 NH3

CaSO4、 (NH4)2SO4

下吸附 ~50%

50-60℃

4.2.3 选择性催化还原烟气脱氮法(SCR)
选择性催化还原烟气脱氮法(SCR)是国际上应用最多,技术最成熟的一种烟 气脱氮技术。 SCR 原理图见图 4.1,主要反应式如下:

4NO+4NH3+O2—4N2+6H2O 6NO2+8NH3—7N2+12H2O NO+NO2+2NH3—2N2+3H2O 或者 2NO2+4NH3+O2=3N2+6H2O

图 4.1 SCR 反应原理图
由于在锅炉烟气中还有 SO2 等气体存在, SCR 反应的催化剂通常对 SO2 等的部分氧化也 起到了一定作用, 根据下式:

SO2 +1/2 O2 = SO3 反应生成的 SO3 在进一步同 SCR 反应中未反应的氨反应, 生成硫酸氨和硫酸氢氨。 2NH3+SO3+H2O =(NH4)2SO4 NH3+SO3+H2O =NH4HSO4 -23-

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而 NH4HSO4 是一种粘性很大的一种物质,会附着在催化剂上,隔绝催化剂与烟 气,使得反应无法进行。而 NH4HSO4 的分解温度为 230℃,因此,反应的温度一定 要大于 230℃, 一般来说, 温度取在 300℃以上。 对于天然气等含硫量特别低的燃料, 反应温度可稍低。同时,催化剂能够长期承受的温度不得高于 400℃,超过该限值, 会导致催化剂烧结。因此,SCR 最佳的反应温度 300~400℃。 按照 SCR 安装位置的不同 SCR 可以分为高飞灰(High-Dust)和低飞灰(Low -Dust)两种(详见图 4.2 和 4.3) 。 高飞灰:电除尘器之前

图 4.2 SCR 高飞灰布置方式

优点:在机组正常工作的时候,可以满足反应需要的温度,但在低负荷时,仍需 要额外的热源(蒸汽/省煤器旁路)来提高烟气温度 缺点:飞灰有一定程度的磨损,其中的一些有害物质也会导致催化剂中毒,飞灰 含量大,栅格横截面积大,有效反应面积减小,催化剂用量增加。 低飞灰方式:布置于除尘器之后或者烟气脱硫装置之后。 优点:可以几台锅炉共用一套脱硝装置; 飞灰中有害物质已除去,延长了催化剂的使用寿命; 飞灰含量低,磨损减小,并且栅格横截面积可以减小,有效反应面积增加,催化 剂用量可以减少; 缺点:需要加热器(燃油燃气)将烟气温度升至 350℃以上,消耗额外的能源。

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图 4.3 SCR 低飞灰布置方式

高飞灰(High-Dust) 方式是燃煤电站中最常用的,因为省煤器与空预器之间 的烟气温度(300~400℃)很适合催化剂保持高活性,比其他方式能够节省烟气再 加热的费用。 因此本工程采用火电厂常规的高飞灰布置方式, 即将 SCR 布置在省煤器与空预 器之间。

4.3 脱硝工艺方案选择 4.3.1 SCR 方法是目前主流的火电站烟气脱硝技术
锅炉燃烧中对 NOX 的生成与排放的控制,始于 20 世纪七十年代的日本、美国 和原联邦德国。经过近三十年的发展,NOX 的控制总体上分成低 NOX 燃烧技术和烟 气脱硝技术两个方面。低 NOX 燃烧技术有:二段燃烧法、浓淡燃烧法、烟气再循环 燃烧法、燃料分级燃烧法和各种低 NOX 燃烧器;它是通过降低燃烧温度、减少过量 空气系数、 缩短烟气在高温区的停留时间以及选择低氮燃料来达到控制 NOX 的目的。 这些方法的大部分技术措施均有悖于传统的强化燃烧的矛盾,在实施这些技术时, 会不同程度地遇到下列问题:⑴较低温度、较低氧量的燃烧环境势必以牺牲燃烧效 率为代价,因此,在不提高煤粉细度的情况下,飞灰可燃物含量会增加;⑵由于在 燃烧器区域欠氧燃烧,炉膛壁面附近的 CO 含量增加,具有引起水冷壁管金属腐蚀 的潜在可能性;⑶为了降低燃烧温度,推迟燃烧过程,在某些情况下,可能导致着 火稳定性下降和锅炉低负荷燃烧稳定性下降;⑷采取的大部分燃烧调整措施均可能 -25-

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使沿炉膛高度的温度分布趋于平坦,使炉膛吸热量发生不同程度的偏移,可能会使 炉膛出口烟温偏高。尽管如此,采用这类方法运行费用低,也能满足目前环保要求, 但其脱硝效率较低(一般为 30%-50%左右) 。随着环保要求日益严格,研究开发 先进的烟气脱硝技术显得十分重要。 烟气脱氮方法可分成干法和湿法两类,干法有选择性催化还原(SCR , Selective Catalytic Reduction) ,选择性非催化还原(SNCR) 、非选择性催化还原(NSCR) 、 分子筛、活性炭吸附法、等离子梯法及联合脱硫脱氮方法等;湿法有分别采用水、 酸、减液吸收法,氧化吸收法和吸收还原法等。在这些方法中使用比较多的是选择 性催化还原(SCR)和非选择性催化还原(SNCR) ,SNCR 的主要优点是技术含量 低和运行费用低;缺点是对温度依赖性强,脱硝率只有 30%-50%。实际工程中应 用最多的是 SCR。 在欧洲已有 120 多台大型的 SCR 装置得到了成功的应用, NOX 其 的脱除率达到 80-90%;到目前,日本大约有 170 套 SCR 装置,接近 100000MW 容量的电厂安装了这种设备;美国政府也将 SCR 技术作为主要的电厂控制 NOX 技 术。因此,SCR 方法成为目前国内外电站脱硝成熟的主流技术。

4.3.2 常规 SCR 系统和其它低 NOX 技术的经济比较
在众多的控制的 NOX 技术中,燃煤电站用的比较多的有:低 NOX 燃烧器、空气分 级燃烧、燃料分级燃烧(再燃烧) 、SCR、SNCR 及各种技术的混合。其中低 NOX 燃烧 器可以取得 30—50%的脱硝率,是一种有效的 NOX 控制技术,虽其脱硝率较低,但投 资和运行费用也较低。空气分级燃烧脱硝率较低,一般为 20-40%,费用最低;但它通 常与低 NOX 燃烧器或再燃烧技术联合使用,可以达到 30-70%的脱硝率,总费用比单 独使用要高。再燃烧技术可以取得 40-70%的脱硝率,费用中等,但比使用低 NOX 燃 烧器和分级燃烧要高。SCR 技术能够提供高达 70-90%的脱硝率,但其总费用也是最高 的,是上述技术费用的 3-10 倍,费用在$30-50/KW。SNCR 的脱硝率有 30-50%,总 费用大约为 SCR 的 65%。 对于目前燃煤电站安装 SCR 系统,主要的投资费用有:①SCR 反应器,②SCR 催 化剂,③氨的成本与喷射量;主要的运行费用是烟气的再热及催化剂的更换。其中,昂 贵的催化剂和烟气的再热是 SCR 高额费用的主要因素。

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4.3.3 结论
在现有的众多的低 NOX 控制技术中,SCR 是最成功应用的方法,其技术成熟,脱硝 效率高,因而得到广泛的应用。 因此,本工程选用 SCR 脱硝技术。

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5.脱硝工程设想
5.1 工艺系统及设备
5.1.1 NOX 脱除效率的确定 NOX 的脱除效率应综合环保要求、工程技术经济考虑决定。 1)环保排放的要求 根据《火电厂大气污染物排放标准》 (GB13223-2003)的要求,本工程 NOX 的排放浓度限制在 450mg/Nm3 以下,而对当地的排放总量控制,我国目前暂未 限制。台山电厂 5 号炉采用低 NOX 燃烧技术,按现阶段的技术水平,NOX 的排 放浓度在 500-600mg/Nm3 左右,因此,单就满足当前环保要求而言,NOX 的脱 除效率不小于 25%即可。 2)工程技术经济简要分析 装设 SCR 装置应求得最佳的性价比。根据国外公司的建设经验,催化剂可以 在 SCR 装置中分层布置,一般可分 1~3 层,1 层的效率在 25%左右,2 层总效 率在 60%~70%左右, 层总效率在 80%~90%左右。 3 一台 600MW 机组 SCR 装 置中催化剂的费用占总投资的 1/3 左右, 太高的效率, 导致投资成本增大。 因此, 本工程可取 2 层布置,预留第 3 层布置的空间,将来催化剂的活性降低或者要求 更高的效率时,布置第 3 层催化剂。 综合以上考虑,本工程 NOX 的脱除效率暂取 70%,并考虑脱除效率 80%的方 案。最终的脱硝效率按本工程环境评价补充报告批复意见的要求确定。

5.1.2

工艺说明

1)工艺原理 本系统设计采用选择性催化还原触媒法, 在氮的氧化物( NOX) 选择还原的过 程中, 通过加氨(NH3)作为还原剂和发生在催化剂(底层材料为 TiO2, 以过渡金 属元素如 V、W 或 Mo 等作为活性部位)上面的催化反应,可以把 NOX 转化为 空气中天然含有的氮气(N2)和水(H2O)。

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脱氮反应原理如下所示: 4NO+4NH3+O2=4N2+6H2O 6NO2+8NH3=7N2+12H2O 或 2NO2+4NH3+O2=3N2+6H2O NO+NO2+2NH3=2N2+3H2O 其工艺流程为: 液氨从液氨槽车由卸料压缩机送入液氨储槽, 再经过蒸发槽蒸发为氨气后 通过氨缓冲槽和输送管道进入锅炉区, 与空气均匀混合后由分布导阀进入SC R反应器内部反应, SCR反应器设置于空气预热器前, 氨气在SCR反应器的 上方, 通过一种特殊的喷雾装置和烟气均匀分布混合, 混合后烟气通过反应器内 触媒层进行还原反应过程。 2)性能设计规范数据 表5-1 序号 1 2 3 4 5 6 7 脱硝装置性能规范 项 型 燃 式 料 套/炉 目 单 位 规 范(参数)

选择性催化还原 (SCR) 烟煤 2 平板式或蜂窝式 Nm3/h/套 ℃ 962881 366

SCR反应器数量 触媒类型 烟气流量 烟气温度 反应器入口烟气成分 O2(干基) H2O(湿基) SO2 NOX(干基,实际O2)
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Vol Vol Vol Vol

% % % ppm

3.48 9.33 0.12 273

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烟尘浓度(干基,实际O2) g/Nm3 8 反应器出口烟气成分 NOX(干基,实际O2) NH3(干基,实际O2) 9 10 11 12 SCR装置压降 脱硝效率 氨消耗量 每个反应器尺寸 Vol ppm

8.10

82 < 3 <1000 70,80 230,265 13000×8000×10000

Vol ppm Pa % kg/h 长×宽×高 mm

5.1.3 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。 5.1.3.1 脱硝反应系统

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,防止未处理过的烟气

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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,抗硫化效果较好。于是钒的含量 一般较低, 在高 SO2 浓度时小于 1%(重量比)。采用 W03(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。 2O5-W03(MoO3))/TiO2 用于传统 SCR, V 运行温度在 300℃~400℃ 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 2~3 层。当催化剂活性降低后, 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

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达到露点温度时 SO2 带来的危害。这两种催化剂结构型式性能比较见表 5-2。

表 5-2

催化剂型式性能的比较 催化剂 板 式 蜂 窝 式

性 能 活 性 耐腐蚀性 堵塞的可能性 压 降 `操作性 安装卸栽催化剂 空间 运行寿命 良 好 普 通 良 好 优 优 良 好 良 好 普 通 良 好 普 通 普 通 普 通 普 通 良 好

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: ① 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 引起催化剂堵孔; ② 碱性金属中毒:如钾、钠等; ③ 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; ④ 烧结:局部催化剂因温度过高而烧结,集体化活性降低; ⑤ 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

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催化剂表面。对于因堵塞而失效的催化剂,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。 ① 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 70%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

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同负荷下的对氨气流的调整,找到最佳的喷氨量。 ② 氨供应 所测量的氨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:①、进口烟气温 度低;②、进口烟气温度高;③、氨气对空气稀释比高。其动作限值见表 5-3 表 5-3 序号 1 2 3 氨气紧急关断装置设定值 项目 SCR 反应器入口温度 SCR 反应器入口温度 氨气对空气稀释比 ③ 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。稀释空气由送风机出口风道引出。 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: (1) 触媒形式和节距按给定的流程达到最佳效果进行选择。 (2) 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。 (3) 有效保护触媒,防止有毒物质损坏触媒。 5.1.3.2 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 供应系统的控制在#5 机组的 DCS 上实现,另外就地安装 MCC 手操。 操作值 366℃ 366℃ 4% 报警点 400℃ 290℃ 12% 关断阀动作点 420℃ 280℃ 14%

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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 5 号机组脱硝系统共设计一个液氨储槽、其存储容量为 122m3。可满足一套 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变送器,变送器发出信号 送到 5 号机组 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)液氨蒸发槽 液氨蒸发槽为螺旋管式。管内为液氨管外为温水浴,以蒸气直接喷入水中, 将水加热到 40℃,再以温水将液氨汽化,并加热至常温。蒸气流量根据蒸发槽 本身水浴温度控制调节,当水的温度高过 45℃时则切断蒸汽来源,并在控制室 DCS 上报警显示。蒸发槽上装有压力控制阀,将氨气压力控制在 2.1kg/cm2,当 出口压力达到 3.8 kg/cm2 时,则切断液氨进料。在氨气出口管线上也装有温度检 测器,当温度低于 10℃时切断液氨,使氨气至缓冲槽维持适当温度及压力,蒸 发槽也装有安全阀,可防止设备压力异常过高。 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 200m 的位置,并采取措施与周围系统隔离。

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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 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。 9)液氨储存和供应控制系统 液氨储存和供应控制由机组的 DCS 实现。所有设备的启停、顺控、连锁保 护等都可以从机组 DCS 上软实现,设备及有关阀门启停开关还可通过 MCC 盘 柜硬手操。对液氨储存和供应系统故障信号实现中控室报警光字牌显示。此系统 所有的监测数据都可以在 CRT 上监视,系统连续采集和处理反映液氨储存和供 应系统运行工况的重要测点信号,如储槽、温水槽、缓冲槽的温度、压力、液位 显示、报警和控制,氨气检测器的检测和报警等。 5.1.3.3 SCR 的吹灰和灰输送系统。 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,部分自然落入灰斗中, SCR设置有吹灰装置,根据 SCR装置的情况,及时进行吹扫,吹扫的积灰落入灰斗中。 由于经过SCR反应后,烟气中的飞灰变得有粘性,因而设置单独的正压气力 输灰系统,将所设置的SCR装置出口灰斗中的灰输送到灰库中。 锅炉省煤器出口的飞灰输灰系统,属主体工程设计范围。 5.1.4 SCR 装置烟气旁路设置分析 国外大多数 SCR 供货商所设计的系统不设置 SCR 旁路,因为: 1) 在锅炉任何运行条件下, 锅炉烟气穿过催化剂是可以接受的, 只是在 SCR 喷 氨运行状态下,需严格遵守 SCR 最高运行温度和 SCR 最低运行温度限制。
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2) 如果不运行脱氮系统, 仅停止喷氨即可。 因此,SCR装置可不设置烟气旁路。本工程按不设置烟气旁路设计。 5.1.5 装设 SCR 装置对常规锅炉空预器设计和运行的影响分析 SCR 加装后, 未耗尽的脱硝反应剂氨和烟气中 SO3 反应, 生成硫酸氢氨和 硫酸氨。 在烟气温度 140℃至 230℃之间, 硫酸氨易分解为硫酸氢氨, 硫酸氢氨 是一种粘附性很强和较强腐蚀性的物质, 在 140℃至 230℃之间的温区位于空预 器常规设计的冷端层上方和中间层下方, 由于硫酸氢氨在此温区为液态向固态 转变阶段,具有极强的吸附性,造成大量灰分沉降在金属表面和卡在层间,引起 堵塞。据国外的经验,在残留 NH3 浓度 3-5ppm 时,3-6 个月就能使预热器阻 力上升一倍,迫使锅炉停机清理预热器堵灰。同时硫酸氢铵或硫酸铵本身对金属 有较强的腐蚀性,由于传统吹灰器不能有效清理中间层,SCR 催化物(V2O5) 也将 SO2 转化为 SO3,硫酸露点温度有所提高,预热器低温腐蚀加剧,因此预热 器需针对此使用条件作下列设计调整: 1) 、传统的冷段层和中温层分层位置不再合适,冷段层需调高到 800- 1000mm,以包容硫酸氢铵沉积区,避免硫酸氢铵或硫酸铵沉积在两层 之间位置而发生边缘灰层厚积效应; 2) 、冷端元件层重量增加,传热元件包重量大,从侧面抽出更换困难,需 改为从上部更换; 3) 、热端换热需强化,弥补冷段换热不足。 4) 、冷端传热元件应用抗堵、换热性能也较好的 DNF 传热元件(和目前 GGH 使用元件基本相同) ,此元件具有和传统预热器冷段 NF 波型相同 的吹灰穿透能力,但换热能力大为提高,可以弥补预热器中温段 DU 波 型高换热元件减少造成的换热损失;使用较大高度(高度受制于钢板宽 度和加工设备) ,换热元件仍不能覆盖全部沉积区,必须提高排烟温度, 但这对锅炉效率是没有好处的。 5) 、经向外方咨询,带 SCR 系统的预热器冷端吹灰器需用多喷嘴集中布置 强力型吹灰器或多介质吹灰器,保证吹灰气流有效到达硫酸氢铵或硫酸 铵沉积区; 6) 、为保证吹灰干净和抵抗硫酸氢铵或硫酸铵对元件金属表面腐蚀,传统

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元件一般需用搪瓷表面元件提高清洗效果; 7) 、由于使用搪瓷表面传热元件,预热器自重增加约 15-20%,预热器支 承轴承将相应放大,预热器支承点载荷也有所上升,预热器传动功耗略 有上升。 8) 、为抵抗腐蚀,转子材料等级可能需作相应提高。 9) 、SCR 运行中应严格将 NH3 残余值控制在 3ppm 以下。通常在此条件下, 预热器流通阻力每 5-6 个月上升 50%左右。 为此,预热器厂建议采取下列措施: 1) 、和国外有经验的公司展开技术合作,更新预热器性能计算版本; 2) 、从国外公司引进 DNF、DUN、UNU 传热元件制造轧辊和流水线数控 程序,或新增元件制造流水线; 3) 、寻找国内搪瓷涂层公司 ; 4) 、和吹灰器公司合作,开发多喷嘴集中布置强力型吹灰器,或进口吹灰 器。 以上对锅炉空预器的影响分析仅供参考,具体详见锅炉厂的专题报告。 5.1.6 主要设备规范 脱硝系统主要设备见表5-4所示。 表5-4 脱硝主要设备表(1×600MW)

设备清单
版本 0 条 目 1 1.1 名称 反应器 反应器外壳 催化剂框架 单轨吊 手推车 催化剂 2个 2个 2个 2个 约 600m 13.3×8.0×10m CS CS 长×宽× 高 放置催化 剂之用 吊运催化 剂 需预留一 层催化剂 数量 技术参数 材料 备注

板式或者蜂巢式

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空间 AIG 20kw 约 400m2(每个平台) 每 SCR 进口 处安装 约 1000

滑动金属板 注氨栅格 阀门站 稀释风机 氨\空气混合器 外部平台 氨流动控制模块(AFCU) 导流板 保温材料

2个 2套 2套 2台 2个 2个 2个 2个 m2

2

氨储存系统 液氨储罐 液氨蒸发器 卸氨压缩机

1个 2个 1台

4.5(D)×10.5(L) 250KW 15KW NH3 accumulat or,用于稳 定胺储罐 压力

储罐稳压机

蓄积器 稀释槽 废水泵 3 烟道及其附件 烟道钢板 5mm 烟道加固型钢及钢管 织物补偿器 织物补偿器 分析仪表和控制设备 热电偶 进口 NOx/O2 取样分析仪 出口 NOx/NH3 取样分析仪 压力传感器等

1个 1个 2台

1.6(D)×2.0(L) 2.0(D)×4.5(L) 7.5KW

80t 60t 8个 2个

Q235A Q235A 8800×3600×350 mm 13277×3200×350 mm

4

8个 2个 2个

测量区间 250-450 度

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5.2 水工与消防
5.2.1 供水方案 5 号机组烟气脱硝工程所需生产、 生活用水及消防用水从电厂的相应管网上引 接。 各项耗水量列于表 5-5 表 5-5 编号 1 2 5 号机组烟气脱硝系统用水量 用水项目 生产用水(冷却水) 生活用水 正常运行用水量(m3/h) 0.5 0.1 备 注

5.2.2 消防 脱硝消防主要包括液氨储存及供应系统中的液氨储槽的消防。在储槽四周安 装有消防水(工业水)喷淋管和喷嘴,当储槽内温度或压力高时报警并启动自动 喷淋装置启动,对槽体自动喷淋减温。 因电厂主体工程已设有完善的消防水系统, 并在液氨储存区域建成环网消防 管网,因此消防喷淋系统水源可在电厂主体工程消防给水管网上接入。

5.3 电气系统 5.3.1 供电原则
本脱硝项目用电量不大, 仅约需电负荷 300kW。 故只设一段 380/220V MCC 段, 对脱硝系统供电。其两路进线电源拟从新建的 5 号机组电除尘 PC 段引来。经核 实,5 号机电除尘器变压器容量满足要求。

5.3.2 供电电压等级及接地方式
供电电压等级为 0.4kV,接地方式与主体工程一致,即中性点直接接地方式。

5.3.3 电气设备布置
脱硝系统 380/220V MCC 段设备布置在脱硝系统操作平台上的配电间内。

5.3.4 电气设备选型

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电气设备的选型与主体工程一致。380V 开关柜采用抽出式开关柜。

5.4 仪表及控制
5 号机组烟气脱硝系统将具有完善的现场仪表与控制系统。

5.4.1 控制方式
5 号机组脱硝系统拟采用在单元控制室集中控制方式。 运行人员在单元控制室 通过 5 号机组的分散控制系统(DCS)操作员站对整个脱硝系统进行启停操作、 正常运行的监控及事故处理。单元控制室设在 3、4 号炉之间的集中控制楼内, 5 号机组的脱硝系统不设单独的脱硝控制室。

5.4.2 自动化水平
5 号机组脱硝系统的控制拟纳入机组的分散控制系统(DCS),在 5 号机组的 分散控制系统实现,完成 5 号机组 SCR 系统及氨区设备的监视和控制。控制系统 将具有较高的可靠性、可维护性与扩展性。控制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 CRT 和键盘作为脱硝系统的主要监视和控制 手段,能实现: ? ? 脱硝系统的启停; 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; ? 机组或脱硝装置异常工况下的停运和事故处理。

5.4.3 分散控制系统的功能
(1)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。 (2) 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。 (3) 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

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级控制,以便在某些系统、设备或元件故障时,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。

5.4.4 分散控制系统的接口
5 号机组脱硝系统的信息将通过 5 号机组 DCS 与全厂 IT 系统的数据通讯接口 送出,实现在全厂 IT 系统进行实时监视的功能。

5.4.5 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。

5.5 土建建筑与结构
5.5.1 建筑物平面布置 SCR 装置安装在送风机、一次风机的土建框架上, 该土建框架考虑布置 SCR 装 置后在原 5 号机组框架上重新设计, 该框架布置于锅炉与除尘器之间,框架顶标 高为 46.60m。 5.5.2 结构 方案一: SCR 装置支撑构架采用现浇钢筋混凝土框架结构。 在设有灰斗、加氨装置、检修平台及水平力较大的标高处设置现浇钢筋混凝 土楼板。 基础采用天然基础。 因锅炉制造厂家不同意将水平力传至炉架,此构架独立受力,基础较大,有 可能造成锅炉基础部分修改。 方案二: SCR 装置支撑构架 19m(暂定)标高以下采用钢筋混凝土框架结构,以上采用 钢结构。 上部钢结构在适当轴位设横向垂直支撑,纵向以各列柱与纵梁、纵向垂直支 撑组成纵横向框架结构体系。各层楼板次梁采用 H 型钢梁,并采用镀锌压型钢板 做永久性底模,上浇钢筋混凝土楼板。

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基础采用天然基础。 与方案一一样,此构架独立受力,基础较大,可能造成锅炉基础部分修改。

5.6 脱硝装置的总体布置
5.6.1 SCR 装置布置

根据工艺设计要求 SCR 反应器的尺寸为(长×宽×高)13000mm×8000mm× 10000 mm, 两个反应器紧密布置在主体工程送风机、一次风机土建框架基础上, 37.23m 层为反应器的结构支撑面, 采用大平台结构, 为反应器内的催化剂装卸、 检修而设置。SCR 装置进出口烟道也布置在送风机、一次风机土建框架内,框架 作为烟道的支撑结构。 SCR 装置进出口烟道与锅炉尾部烟道的分界面在锅炉钢架 B6 柱外 1m。 每个 SCR 装置出口烟道在垂直转向水平处均设置灰斗。输灰设备(仓泵)布置 在 23.24m 层。 5.6.2 液氨储存及供应系统布置

根据液氨储存的消防要求,液氨储存及供应系统布置在 5 号机组沉灰池附近,距 SCR 装置直线距离约 200m。

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5.7 供货与服务范围
为确保脱硝装置的顺利建成投产及稳定运行,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5-6所示。 表5-6 序号 项 目 外 方 SCR供货与服务范围分工设想 : 供货(服务) 国内承包商/ 业 主 1 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 1.6 1.7 1.8 设 计 工艺、控制系统基本设计 催化剂模块详细设计 SCR 壳体及结构详细设计 喷氨格栅详细设计 注氨、 氨储存和供应系统详细设计 SCR 进出口烟道详细设计 土建(建筑\结构) 详细设计 电气、控制系统详细设计 ? ? ? ? ? ? ? ? 第三方

2 2.1 2.2

催化剂 催化剂模块(随机安装部分) 未来所需的催化剂模块 ? ?

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3 3.1 3.2 3.3 3.4 3.5 3.6 3.7 3.8 3.9 3.10 3.11

SCR 壳体及结构 支撑催化剂模块的壳体和框架 未来所需的催化剂预留的空间 起吊催化剂模块的葫芦和单轨 装卸催化剂模块的手推车 起吊催化剂模块的框架 滑动金属板 SCR 入出口转换烟道和导叶片 SCR 入出口测试部件 SCR 外壳和入出口转换烟道保温 支撑 SCR 壳体的刚结构和轨道 装卸和维护催化剂模块的外部平 台 ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ?

3.12

膨胀节

?

4 4.1 4.2

喷氨格栅 喷氨格栅管道和喷嘴 喷氨格栅支撑件和部件 ? ?

5 5.1

氨调节供应函箱 函箱/连接管 ?

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5.2 5.3 5.4 5.5 5.6

流量关断阀 流量调节挡板 流量孔板和压力计/隔离阀 疏水阀 支撑部件

? ? ? ? ?

6 6.1

喷氨系统 稀释空气风机(带过滤器和消声 器) ?

6.2 6.3 6.4 6.5 6.6 6.7 6.8

稀释空气挡板、流量孔板和 孔板和变送器 氨气流量控制阀 氨气压力变送器 氨气热电偶 氨气关断阀 氨/空气混合器

? ? ? ? ? ? ?

7 7.1 7.2 7.3

氨的储存和供应系统 氨储存箱 氨中和箱 氨的输送和发送系统 ? ? ?

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7.4 7.5

氨蒸发器 氨储槽及压力控制阀

? ?

8 8.1

外部管道 稀释空气管道以及从送风机流入 注氨系统的管架支撑 ?

8.2

氨气管道以及从供氨系统到注氨 系统的管架支撑

?

8.3

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

?

8.4

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

?

9 9.1 9.2 9.3 10 10.1

灰输送系统 灰斗 灰输送设备(仓泵和附件) 管道和阀门 其他设备 SCR 进口 NOx/O2 取样分析仪/加热 取样管线 ? ? ? ?

10.2

SCR 出口 NOx/O2 取样分析仪/加热 取样管线

?

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10.3 10.4

SCR 进口热电偶 SCR 进出口压力变送器

? ?

11 11.1 11.2

电气和控制 SCR 控制逻辑的基本概念设计 ? ? ?

DCS 程序的 SCR 控制逻辑的详细 ? 设计

11.3 12 12.1 12.2 12.3 12.4

马达控制中心(MCC) 保温和油漆 所有烟道与 SCR 装置外壳保温 SCR 装置初次和最终油漆 喷氨格栅初次油漆 其他保温和油漆 ?

?

? ?

?

13 13.1 13.2 13.3 13.4 13.5 13.6

现场工作 基础施工 建筑物施工 安装 催化剂模块的装卸 SCR 系统的启动 性能测试 ? ? ? ? ? ?

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14 14.1 14.2 14.3

监管服务 建筑物施工 催化剂模块的装卸 氨的喷射系统和供应系统安装 ? ? ?

6.环境保护与环境效益
6.1 环境保护标准
1)厂址地区执行的环境质量标准有: a)大气执行《环境空气质量标准》(GB3095-96)二级标准。 b)水体执行《地面水环境质量标准》(GHZB1-1999)二类标准。 c)海水执行《海水水质标准》(GB3097-1997)三类标准 d)渔业水域执行《渔业水质标准》(GB11607-89) 2)电厂污染物排放执行以下标准: a)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 b)噪声执行《工业企业厂界噪声标准》(GB12348-90) c) 《广东省近岸海域环境功能区划》 d)大气污染物排放执行《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2003) NOx执行GB13223-2003《火力发电厂大气污染物排放标准》第Ⅲ时段标准,

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最高允许排放浓度450mg/m3。

6.2 脱硝系统主要排放源及治理措施
6.2.1 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。 6.2.2 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。 6.2.3 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 泵 <85dB(A) <85dB(A)

6.3 脱硝工程的环境与社会经济效益
6.3.1 环境效益 5号机组实施烟气脱硝后,氮氧化物NOX排放量大为降低,脱氮前后烟气污染 物的排放量比较列于表6-1。 表6-1 5号机组脱氮前后烟气污染物排放状况

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污染物名称 排放量 t/h NOX (设计煤种) 排放浓度 mg/Nm3 排放量 t/h NOX (校核煤种) 排放浓度 mg/Nm3

脱氮前 1.098 570 1.088 560

脱氮后 0.329 170 0.3264 168

当脱氮效率70%时,每年减少氮氧化物NOX排放量 3845t (设计煤) ,3808 t(校 核煤) 。 当脱氮效率80%时,每年减少氮氧化物NOX排放量 4392t (设计煤) ,4352 t(校核 煤) 。 当脱氮效率90%时,每年减少氮氧化物NOX排放量 4941t (设计煤) 4896 t(校 , 核煤) 。 (年利用小时按5000h) 6.3.2 社会经济效益 台山电厂地处经济发达的珠江三角洲地区,台山电厂一期1号~5号机组的建成发电 将积极带动当地经济的发展, 改善当地人民的生活。 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

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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,台山电厂5号机组实施脱氮工程,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 。 根据国家有关规定, 2004年7月1日起开始征收火电厂NOX排污费, 目前收费标准 0.6元/0.95kg 照此计算, 台山电厂5号机组在实施脱硝工程后, 按设计煤计算,减少NOX排 放量约3845t/a(70%效率时)和4392 t/a(80%效率时) ,每年可减少交纳排污费约243 万 元(70%效率时)和278万元(80%效率时) 。 综上所述,台山电厂5号机组脱硝工程的实施, 其社会、 经济及环境效益是明显的。

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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
7.1.1 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 。 7.1.2 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 能降低 NOX 的排放。 7.1.3 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
7.2.1 选用使用寿命长、再生性能好、压降低的催化剂。 7.2.2 选用电耗低,运行经济性好的泵与风机。 7.2.3 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
7.3.1 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
7.5.1 节约液氨的措施 由于采用成熟可靠的 SCR 工艺技术, NH3/NOX 比可以选择一个合理的值, 使氨消耗量不会浪费。 7.5.2 节约钢材、木材和水泥的措施 7.5.2.1 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。 7.5.2.2 大量采用钢模板,可节约木材,加速施工进度。 7.5.2.3 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。

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8.安全与劳动保护
8.1 安全
8.1.1 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。 8.1.2 安全防治措施 (1) 防电伤措施 (a) 电气设备应采取必要的机械、电气联锁装置以防止误操作; (b) 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;

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(c) 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; (d) 在高压电气设备的周围按规程规定设置栅栏, 遮拦或屏蔽装置; (e) 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; (f) 各元件的控制回路均设有保险。信号、监视、跳闸等保护措施; (g) 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 (a) 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; (b) 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

(a) 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; (b) 在楼梯孔平台等处周围设置保护沿和栏杆, 以防高处跌伤; (c) 在粉尘含量高的场所安装通风机以达到防尘防爆效果。 (5)防氨的泄露和爆炸 (a) 严格选用质量过硬的液氨产品和设备。 (b) 作业时严禁违反操作规程。 (C)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
8.2.1 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。

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(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、头痛、乏力, 少数 严重病例有烦躁或嗜睡等, 使人产生急性中毒。 8.2.2 劳动保护措施 (1)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。 (2)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。 (3)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。 (4)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, 脱氮设备的运 行、日常维护、修理和脱硝反应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:

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本工程脱硝系统运行人员由电厂主机运行人员兼任, 故不单设脱硫系统运行人 员。 脱氮反应剂(液氨)的运输和供应系统管理3人 维修人员:2人,负责脱氮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 5 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。

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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、与国外设备制造厂的协调等方面。 10.1.1 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 施工生产区位于 5 号机主厂房及进厂南北主干道的东面,占地共 25.1 hm2,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 利用 1~2 号机建设时的施工生活区,占地约 4.5hm2。 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 2.1.3“交通运输” 章节。

10.1.2.力能供应 1) 施工用水 施工用水量主要由鹅尾尖防洪蓄水水库和大坑水库提供。 供水管道利用主体工 程施工时所装设的母管,施工单位自行负责铺设由母管至用水点的输水管道。 2)施工用电 施工单位可利用主体工程施工时从鱼塘湾 110kV 变电站引接的 4 回 10kV 线路 作为施工电源,自行装备线路和变压器。或配备柴油发电机,以确保施工用电。 3)施工通讯 电厂目前已开通程控电话、微波通讯,移动通讯的信号也已经覆盖了该区域。
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施工期间的通讯可以得到满足。 4)施工用气 施工用气现场采用集中、散瓶相结合的供气方式。 压缩空气由移动式空压机分散供给。

10.2 项目实施办法
由于我国目前尚不具备设计制造成套脱氮装置的能力,因此脱硫工程的实施一 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和性能保证,关键设 备从国外引进,其他由国内配套考虑。

10.3 项目实施轮廓进度
本工程实施的轮廓进度见表10-1所示。自脱氮工程合同签订至脱氮装置试运转 约需18个月。

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台山电厂#5机烟气脱硝工程实施进度

序 号 1 2 2.1 2.2 2.3 2.4 2.5 3 4

工作描述 SCR 设计 设备和材料供货 催化剂 风机、泵、容器等 烟道和反应器 仪控设备 散装材料 建筑与安装 调试和性能测试

年 月 1 2 3 4 5 6 7

2004-2005-2006 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18

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11. 投资估算与经济效益分析
11.1 投资估算编制说明
11.1.1 编制范围 广东国华台山电厂一期 5 号机组为国产 600MW 亚临界机组,本项目为一期 5 号机 组烟气脱硝工程。 投资估算按脱硝工艺 SCR 方式编制。范围包括:1、工艺系统,包括 SCR 反应器 系统(不设旁路) 、氨储存系统(氨的供应采用外购纯氨方式) 、废水处理、管道及 保温油漆等;包括由于增加脱硝引起 5 号机组锅炉、引风机及烟道增加的相关费用。 2、电气系统。3、热工控制系统。4、相关建筑工程。 11.1.2 编制依据 国华粤电台山发电有限公司委托我院编制的 5 号机组脱硝可研报告《委托书》 。 11.1.3 编制原则 11.1.3.1 工程量 11.1.3.2 定额指标 《电力建设工程概算定额》 (2001 年修订本) 《电力建设工程预算定额》 (2001 年修订本) 《电力工业基本建设预算管理制度及规定》 (2002 年版) 11.1.3.3 人工工资 执行粤电定(2002)21 号文。其中:建筑工程 20.92 元/工 日;安装工程 22.57 元/ 工日。 人工费价差执行中电联技经[2002]74 号文,即: 建筑工程增加 3 元/工日、安装工程增加 4 元/工日,只计取税金,列入编制年价差。 11.1.3.4 材料价格 建筑工程材料价格按台山市 2003 年 4 季度信息价格计算。 安装工程主要材料价格按粤电基(2001)94 号文“关于印发 2000 年 《电力建设安装工程装置性材料综合预算 价格》及《发电工程装材综合预算价》的 通知”中的广东省装置性材料综合价计算。 设备价格 基本预备费 询价及参考同类型机组设备价格。 费率按 8%计算。 (进口设备部分按 2%计算) 11.1.3.6 预备费 以设计专业提供的图纸、资料等为计算依据。

价差预备费 根据国家计委计投资[1999]1340 号文规定,投资价格指

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数按零计算。 11.1.3.7 建设期贷款利息 按利息率 5.76% ,建设期 18 个月计算。 11.1.3.8 本工程静态投资为 2003 年价格水平。 11.1.3.9 汇率按美元:人民币 = 1:8.29 计算。 11.1.4 工程投资 工程静态投资 16885 万元,单位造价 281 元/kW。建筑工程费 1252 万元、安装 工程费 3650 万元、设备购置费 8874 万元、其他费用 2247 万元、基本预备费 862 万元。 工程动态投资 17704 万元,单位造价 295 元/kW,建设期贷款利息 819 万元。

11.2

脱硝成本与还贷计算

11.2.1.计算原则及主要参数 (1) (2) 脱硝成本按经营成本和还贷费用计算。 主要计算参数 电厂年发电时间: 吸收剂(液氨)用量 液氨价格: 脱硝厂用电率: 脱硝装置用电价格 定员: 人均工资: 福利费系数: 大修理费率: 还贷费用: 还贷年限: 贷款年利率: 贷款偿还方式: 年脱硝效率 年脱硝总量 5000 h 0.230 t/h 3000 元/t 0.05% 290 元/MWh 5 人 50000 元/人年 50% 2.5 %(以固定资产原值为基数) 贷款的本金及利息 15 年 5.76% 本息等额 70% 3845 t

催化剂按每 5 年更换 1/3 计算,折合每年催化剂费用约 254 万元。

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11.2.2.脱硝运行成本计算 序 项 目 名 称 号 一 1 2 3 4 5 6 脱硝运行费 吸收剂(液氨)消耗费用 用电费 人工费 大修理费 催化剂 单 位 元 t kWh 元 % 元 2.5 0.23 300 3000 0.29 每小时脱硝成本(元) 单 位 成 数 量 单 价 合 价 6176 690 87 72 851 3820 488 年成本 (万元) 3211 345 45 38 443 1986 254 本 ( /MWh) 10.29 1.15 0.14 0.12 1.42 6.37 0.81 元 备注

还贷费用 (本金及利息) 元

11.2.3. 贷款偿还计算(详见附表) 11.2.4. 计算结果 脱硝年运行成本 3211 万元,折合每兆瓦时脱硝成本 10.29 元;当年脱硝效率为 70%时, 每吨 NOx 脱除成本 8351 元。

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表 11.1-1 建 序号 工 程 或 费 用 名 称


筑 设


备 安 装


1 × 600 其 费 MW 他 用 合 计 金额单位: 各项占 总 计 万元 单 位 投 资 (元/kW) 217 2 7 41 37 4 3 1 14 281

设计容量

工程费 1119

购置费 8463 60 351

工程费 3445 83 43 79

(%) 13027 143 394 77.15 0.85 2.33 14.57 13.31 1.26 1.00 0.25 5.10 100

一 二 三 四 1 2

工艺系统 电气系统 热工控制系统 其他 其他费用 编制年价差 材料价差 人工价差

133

2247 2247

2459 2247 212 169 43

133 105 28

79 64 15 862



基本预备费 工程静态投资 各类项目单位投资 (元/kW) 1252 21 7.41 8874 148 52.56 3650 60 21.62

862 16885 281 100 0 819 17704

3109 52 18.41 0 819

各类项目占静态投资的 ( % ) 六 七 价差预备费 建设期贷款利息 发电工程动态投资

14 295

1252

8874

3650

3928

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建筑部分汇总估算表
表 11.1-2 安装工程费 序号 工程或费用名称 脱硝土建工程 1 2
3

金额单位: 建筑工程费 11194547 10495767 48780 500000 150000 设备购置费 安 装 小 计 其他费用 合计 11194547 10495767 48780 500000 150000 单 位 kW

元 指 标 19

技术经济指标 数量 600000

装置性材料

脱硝反应器构架 配电间 卸氨区构筑物 消防系统

4

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安装部分汇总估算表
表 11.1-3 序 号 建筑工程 费 设备购置 费 88748355 84630000 70000000 2130000 安装工程费 装置性材 料 24855480 24138350 20000000 1879150 1525700 12500000 603855 596400 458130 7455 3514500 9000 250000 733500 467130 安装 小计 其他费 用 金额单 位: 技术经济指标 合计 124451085 119080328 98000000 5011723 2221775 13846830 1429973 636493 722060 71420 3940784 元 /kW 600000 6.6 元 /kW 600000 2.4 单 位 元 /kW 元 /kW 数量 指标 工程或费用名称 脱硝安装工程
1 1.1 1.2 1.3 1.4 2 2.1 2.2 2.3 3



10847250 35702730 10311978 34450328 8000000 1002573 696075 613330 358988 40093 263930 54965 176284 28000000 2881723 2221775 1346830 826118 40093 722060 63965 426284

600000 207.4 600000 198.5

工艺系统 SCR 反应器系统 氨储存系统 管道及支吊架 原设备(含烟道)改造增加 费 电气系统 厂用电系统 电缆 设备及构筑物照明 热工控制系统

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其他费用部分汇总估算表
表 11.1-4 建筑工程 费 设备购置 费 安装工程费 装置性材 料 安 装 小 计 其他费用 0 2648686 492548 823648 443742 88748 800000 9620128 300000 8257477 258921 661733 141997 2919446 159747 107838 656832 合 0 2648686 492548 823648 443742 88748 800000 9620128 300000 8257477 258921 661733 141997 2919446 159747 107838 656832 计 金额单 位 元 技术经济指标 单 位 数量 指 标 工程或费用名称 建设场地征用及清理费 项目建设管理费

序号 一 二

(一) 建设项目法人管理费 (二) 前期工程费 (三) 设备成套服务费 (四) 备品备件购置费 (五) 工程保险费 二 项目建设技术服务费 (一) 研究试验费 (二) 勘察设计费 (三) 设计文件评审费 (四) 工程监理费 (五) 设备监造费 三 生产准备费 (一) 管理车辆购置费 (二) 工器具、办公、生产及生活家具购置费 (三) 生产职工培训及提前进厂费

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(四) 整套启动试运费及分系统调试费 四 其他 (一) 施工安全措施补助费 (二) 工程质量监督检测费 (三) 预算定额编制管理费 (四) 引进设备相关费用

1995029 7283330 200000 24509 58821 7000000

1995029 7283330 200000 24509 58821 7000000





22471590 22471590

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表 11.1-5 顺序号 一 1 二 1 2 工程或费用名称 建设场地征用及清理费 场地清理费 项目建设管理费 建设项目法人基本管理费 标书编制费












金额单位:元

编 制 依 据 及 计 算 说 明

总 价 0 0 2648686 492548

(一) 建设项目法人管理费 (建筑工程费+安装工程费) × 0.78% ( ( (二) 前期工程费 1、按勘测设计费的 10%计列 2、电力建设标准化编制管理费(按勘测设计费的 1.5%计列) (三) 设备成套服务费 (四) 备品备件购置费 (五) 工程保险费 二 项目建设技术服务费 估列
69

382335 110213 ) × 0.08% 823648 699786 123862 443742 88748 800000 9620128 300000

12524547 12524547

+

36492730 36492730

) × 0.78%

(建筑工程费+安装工程费+设备购置费) × 0.08% + + 88748355

设备购置费 × 0.5 % 88748355 88748355 × 0.5% × 0.1% 设备购置费× 0.1 % 进口设备部分(估列)

(一) 研究试验费

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(二) 勘察设计费及服务费 设计费 设计费 施工图预算编制费 竣工图文件编制费 (三) 设计文件评审费 初步设计评审费 施工图文件审查费 (四) 工程监理费 (五) 设备监造费 三 生产准备费 设备购置费 × 0.18 % 88748355 (二) 工器具、办公、生产及生活家具购置费 (三) 生产职工培训及提前进厂费 (四) 整套启动试运费及分系统调试费 液氨 用电 调试费
70

8257477 8257477 6997862 699786 559829 258921 设计费 × 2.20% 设计费 × 1.50% (建筑工程费+安装工程费) × 1.35% ( 12524547 88748355 + 36492730 ) × 1.35% 141997 2919446 159747 107838 656832 1995029 720h × 0.230t/h × 3000 元/t 600000kW × 720h × 0.25 元/kWh × 0.05% 617760 54000 × 0.18% 36492730 36492730 ) × 0.22% ) × 1.34% 设备购置费 × 0.16 % × 0.16% 153953 104968 661733

(一) 管理车辆购置费

(建筑工程费+安装工程费) × 0.22 % ( ( 12524547 12524547 + (建筑工程费+安装工程费) × 1.34% +

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270 元/工日 × 1000 工日(估列) 施工单位参加整套启动试运转费 分系统调试费 250 元/工日 × 800 工日(估列) 特殊调试费 其他 四 其他 估列 (建筑工程费+安装工程费) × 0.05% ( (三) 预算定额编制管理费、劳动定额测定费 (四) 引进设备相关费用 ( 12524547 12524547 + 36492730 36492730 ) × 0.05% (建筑工程费+安装工程费) × 0.12% + ) × 0.12% 专利、烟气物性实体仿真、烟气流态计算机仿真、人员出差等 合 计 (一) 施工安全措施补助费 (二) 工程质量监督检测费 安装工程费 × 0.42 % 36492730 × 0.42%

270000 153269

200000 200000 500000 7283330 200000 24509 58821 7000000 22471590

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贷款偿还计算表 借入资金 本年应还 其中本金 其中利息 其中本金 其中利息 第1年 12664 373 第2年 4221 446 第3年 1043 944 1043 第4年 987 999 987 第5年 928 1058 928 第6年 866 1120 866 第7年 800 1186 800 第8年 730 1256 730 第9年 656 1330 656 第 10 年 578 1408 578 第 11 年 495 1491 495 第 12 年 407 1579 407 第 13 年 314 1672 314 第 14 年 216 1770 216 第 15 年 111 1875 111 注:贷款年利率:5.76%,按季计息实际利率为 5.89%。 年度 计划 (%) 75% 25% 年末 余额 13037 17704 16760 15762 14704 13584 12398 11142 9813 8405 6914 5335 3663 1893 18 单位:万元 年还 贷款 备注

1986 1986 1986 1986 1986 1986 1986 1986 1986 1986 1986 1986 1986

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12.主要结论与建议
12.1 结论
1)台山电厂一期 5 号机组安装脱氮装置后,其氮氧化物排放量及地面浓度将明显降低, 对台山地区乃至珠江三角洲地区大气环境的改善是有利的。 2) SCR 烟气脱硝工艺技术成熟、效率高,在吸收剂供应、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的。 3)台山电厂一期 5 号机组安装脱氮装置对启动我国火电厂脱硝市场将起到带头和示范作 用 。

12.2 建议
1)、 我国目前采用了烟气脱氮技术的电厂只有福建漳州后石电厂,还处于刚刚起步阶段, 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外公司为主承建。 2)、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。

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13 附件及附图

附 图:

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附件:

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