大唐安陽發電有限責任公司#9、10（2×320MW）機組脫硝改造可行性研究報告大唐安陽發電有限責任公司#9、10（2×320MW）機組脫硝改造可行性研究報告PAGEIV目錄TOC\o"1-2"\h\z1概述 51.1項目概況及建設的必要性 51.2工作依據 51.3可行性研究工作范圍 61.4主要設計原則和設計指導思想 61.5工作過程簡介 72公司概況 72.1公司規模 72.2安陽公司主要設備參數 82.3廠址概述 102.4工程地質及水文氣象 102.5水源 122.6交通運輸 132.7主要熱力控制方式和水平 133脫硝設計參數及工藝方案的選擇 133.1燃煤煤質 133.2煙氣參數 193.3SCR脫硝設計參數 203.4系統脫硝效率的確定 203.5脫硝工藝方案的確定 214脫硝建設條件 294.1脫硝反應劑的供應 294.2脫硝場地 334.3供水 334.4供電 334.5用氣 344.6用汽 344.7公用系統參數 345脫硝工程設想 355.1脫硝裝置總體布置 355.2脫硝工藝系統及設備 355.3電氣部分 475.4儀表和控制 505.5土建部分 575.6水工、消防及暖通 606環境效益及社會效益 616.1評價依據的標準 616.2煙氣脫硝的環境及社會效益 626.3其他污染防治效果的分析 637節約和合理利用能源 637.1工藝系統設計中考慮節能的措施 637.2主輔機設備選擇中考慮節能的措施 647.3在材料選擇時考慮節能的措施 647.4節約用水的措施 647.5節約原材料的措施 648勞動安全和職業衛生 648.1概述 648.2催化劑廢物處理安全 658.3防電傷、防機械傷害及其它傷害 658.4防暑、防寒、防潮 668.5防噪聲、防振動 669生產組織與人員編制 679.1生產運行管理 679.2勞動定員 6710脫硝工程項目實施條件及輪廓進度 6710.1脫硝工程項目實施條件 6710.2工程項目的輪廓進度 6711風險評估 7011.1技術風險 7011.2經濟評估 7011.3安全風險 7012投資估算及經濟評價 7112.1投資估算 7112.2經濟評價 7313結論 7513.1主要結論 7513.2主要技術經濟指標 7713.3建議 78附件一：河南省“十二五”主要污染物總量減排目標責任書 86附件二：環境污染限期治理通知書 94附件三：大唐安陽發電有限責任公司#9、#10機組空預器配合脫硝系統改造專題說明 96附件四：大唐安陽發電有限責任公司#9、#10機組引風機改造專題說明 100附件五：尿素供應意向書 105

附件：附件1：河南省“十二五”主要污染物總量減排目標責任書附件2：河南省環保廳《環境污染限期治理通知書》附件3：大唐安陽發電有限責任公司#9、#10機組空預器配合脫硝系統改造專題說明附件4：大唐安陽發電有限責任公司#9、#10機組引風機改造專題說明附件5：尿素供貨意向書附圖：序號圖名1脫硝系統流程圖2脫硝裝置在全廠平面位置圖3脫硝反應器平立面布置圖4還原劑制備車間布置圖5脫硝供電原則接線圖—PAGE70—1概述1.1項目概況及建設的必要性安陽公司位于河南省安陽市區西部，距市中心約7km。公司東面為安陽鋼鐵集團公司，北面為農村，西側緊鄰107國道繞城公路，安林公路及安李鐵路在公司以南lkm處從東向西通過。本可研為#9、#10兩臺300MW燃煤機組，機組采用單元布置，1993年6月通過環評批復，1998年投入運行，2010年汽輪機進行了通流部分改造，單機容量變為320MW。根據《火電廠大氣污染物排放標準》（GB13223-2011），安陽公司執行NOx允許排放濃度為200mg/Nm3。根據《河南省“十二五”主要污染物總量減排目標責任書》及《中國大唐集團公司“十二五”主要污染物總量減排目標責任書》要求，安陽公司#9、#10機組脫硝設施應于2015年投運，綜合脫硝效率達到70%以上。根據河南省于2013年4月下發的《環境污染限期治理通知書》要求，公司#9機組應于2013年11月30日前完成脫硝設施建設，煙囪入口氮氧化物濃度應低于100mg/Nm3。根據河南省發改委《關于做好脫硝電價及脫硝設施運行管理工作的通知》要求，安陽公司需保證煙囪入口氮氧化濃度小時均值小于等于100mg/m3，才能享受脫硝電價。目前本機組的燃煤主要以貧煤和煙煤摻燒，鍋爐排放NOx實測濃度為≤900mg/Nm3，排放濃度無法滿足國家和地方環保法規以及《"十二五"主要污染物總量減排目標責任書》的要求。因此，為滿足國家和地方環保法規要求，改善本地區的大氣環境質量，確保電力與環境的可持續協調發展，推進電廠未來發展，建設綠色環保型電廠，安陽公司決定為本期2臺320MW燃煤機組建設煙氣脫硝裝置，并委托國電環境保護研究院（以下簡稱環保院）對該工程進行可行性研究，為下階段工作的順利開展打下堅實的基礎。1.2工作依據1）河南省“十二五”主要污染物總量減排目標責任書；2）中國大唐集團公司“十二五”主要污染物總量減排目標責任書；3）河南省環保廳《環境污染限期治理通知書》4）《中國大唐集團公司火力發電廠煙氣脫硝技改工程可研報告內容深度暫行規定》；5）《中國大唐集團公司燃煤發電企業氮氧化物排放控制指導意見（試行）》；6）大唐安陽發電有限責任公司#9、10機組脫硝可研技術協議；7）《火電廠大氣污染物排放標準》（GB13223-2011）；8）《火力發電廠脫硝系統設計技術導則》（Q/DG-J004-2010）；9）《火力發電廠設計技術規程》（DL5000-2000）；10）《火力發電廠可研報告內容深度規定》（DL/T5375-2008）；11）《燃煤煙氣脫硝技術裝備》（GB/T21509-2008）；12）《火電廠煙氣脫硝工程技術規范選擇性催化還原法》（HJ562-2010）；13）與業主單位商定的其它技術原則。1.3可行性研究工作范圍參照《火力發電廠可行性研究內容深度規定》（DL/T5375-2008）及《中國大唐集團公司火力發電廠煙氣脫硝技改工程可研報告內容深度暫行規定》的要求，本階段研究工作的主要內容包括：1）根據電廠的燃料特性和環保要求，研究本脫硝項目建設的必要性；2）研究脫硝吸收劑的供應條件，工程建設的場地條件，脫硝用電、用水、用汽（氣）的供應條件等，分析是否滿足本脫硝項目建設和建成后正常運行的需要；3）選擇脫硝工藝系統，提出初步的工程設計方案；4）研究本項目的實施條件，提出工程建設的實施方案和輪廓進度；5）分析本項目實施后的環境效益和社會效益，并提出防止二次污染的有效措施；6）估算本項目的建設投資，分析項目實施后對電廠經濟效益的影響。1.4主要設計原則和設計指導思想1）本工程對安陽公司2×320MW機組的全煙氣量進行脫硝凈化處理。確定合適的脫硝效率，并留有適當余量，改造后鍋爐煙氣中的NOx排放濃度滿足新的火電廠大氣污染物排放標準。2）脫硝工藝選擇滿足性能要求、成熟可靠的工藝。3）脫硝裝置不設置旁路煙道。4）設計中積極采取節能、節水措施。5）脫硝副產物的處理考慮長遠環保規劃要求，盡量避免帶來新的環境污染。6）本工程為技改工程，原則上應盡量減少對主機系統、設備的影響。7）合理降低工程造價，除少量關鍵設備或部件國外采購外，其余設備及材料均由國內采購。8）脫硝裝置系統可用率≥99%，年利用小時數5500h。9）脫硝裝置設計壽命為20年。10）工程建設模式按EPC總承包方式進行。1.5工作過程簡介2013年4月，環保院受大唐安陽發電有限責任公司委托，對該廠#9、#10（2×320MW）機組煙氣脫硝項目進行可行性研究。環保院對該項目高度重視，成立了由主要技術人員組成的項目工作組，進行前期收集資料的工作，并就本工程的主要設計原則和方案與安陽公司進行了充分的交流溝通，在仔細計算、分析、研究、論證的基礎上編制完成本可行性研究報告。環保院參加本階段研究工作的主要人員名單見本可研報告的簽署頁。在本可研報告的編制過程中，大唐安陽發電有限公司的有關領導和技術人員（名單見表1.5）在工作上給予了積極支持和密切配合，在此表示感謝。表1.5可研階段安陽公司主要參加人員名單序號姓名職務/職稱1王明軍副廠長（副總經理）2李貴兵總工程師3樊永忠副總工程師兼設備管理部部長4馮彥富設備管理部副部長5張志峰設備管理部副部長6張阿南經營管理部副部長7崔植槐鍋爐點檢8劉國華鍋爐主管9郭杰電氣主管10黃振宇熱控主管11田希攻土建主管12姚衡土建主管13魏錄才經營管理部主管2公司概況2.1公司規模安陽公司規模為一期2×320MW機組、二期2×300MW機組，本可研為一期工程，始建于1994年5月，1998年12月一期2臺機組全部投運，并于2001年2月通過了原國家環保總局組織的竣工環保驗收；2008年12月二期2臺機組全部投運。2.2安陽公司主要設備參數2.2.1鍋爐參數鍋爐為東方鍋爐廠生產的DG1025／18.2-II4亞臨界自然循環汽包鍋爐，單爐膛，一次中間再熱，四角切圓燃燒，平衡通風，鋼構架，固態排渣，燃煤鍋爐。表2.2.1鍋爐主要設計參數型號DG1025/18.2-Ⅱ4型鍋爐編號11731，1996年制造制造廠東方鍋爐（集團）股份有限公司項目單位B-ECRB-MCR過熱蒸汽流量t/h9351025再熱蒸汽流量t/h777.5847.8汽包工作壓力(表壓)MPa18.218.53過熱蒸汽出口壓力(表壓)MPa17.317.4過/再熱蒸汽出口溫度℃540/540540/540再熱蒸汽進口壓力(表壓)MPa3.423.82再熱蒸汽出口壓力(表壓)MPa3.213.63再熱蒸汽進口溫度℃316325給水溫度℃268273空預器進口風溫℃5555空預器出口一/二次風溫℃360.8/349.4365/353排煙溫度℃1331582.2.2空預器參數型式：每臺鍋爐配置2臺東方鍋爐廠配套供貨的回轉式三分倉容克式空預器型號：LAP10320/883蓄熱元件：蓄熱元件高度自上而下分別為800mm、800mm、300mm，熱端和中溫段材料為Q235A/B；冷端材料為考登鋼。2.2.3引風機參數每臺爐配置兩臺50%容量的雙吸入離心式引風機。表2.2.3引風機參數序號項目技術參數1型號Y4-2×73-3№29F2型式雙吸入離心式3容積流量（m3/s）MCR:264.690%MCR:238.1TB:304.24出口全壓(Pa)MCR:348090%MCR:2818.8TB:45305介質溫度145℃6介質密度0.862kg/m37調節型式變速（變頻）調節8主軸轉速740/590rpm9臨界轉速1030rpm10風機最高效率85.5%11制造廠家沈陽鼓風機廠12電動機額定功率2250kW13電動機額定電壓6000V14電動機型號YDKK1000-2-8／1015電動機額定電流265A16風機轉子飛輪矩26000kg.m2.2.4增壓風機參數每臺爐配置1臺100%容量的靜葉可調軸流式引風機。表2.2.4增壓風機參數名稱數量類型/型號技術參數生產廠家#9、10機增壓風機2風機型號：ANT40e6(V13+4℃)靜葉可調電機型號：YKK800-12W功率：2000kW電壓：6000V風機流量：Q=587.38m3/s靜壓頭：P=2530Pa（#9）P=2660Pa（#10）轉速：480r/min介質溫度：131℃額定電流：245A轉速：496r/min成都電力機械廠2.2.5除塵器參數每臺爐配置2臺電除塵器。表2.2.5除塵器主要參數項目#9爐#10爐型號2臺2FAA3×45M-2×88-1252臺2FAA3×45M-2×88-125型式雙室四電場煙氣水平進出的臥式雙室四電場煙氣水平進出的臥式制造廠福建龍凈環保股份有限公司改造福建龍凈環保股份有限公司改造煙氣流通面積2×220m22×220m2設計除塵效率≥99%≥99%除塵器的阻力≤300Pa≤300Pa處理最大煙氣量2×299.25m3／s2×299.25m3／s電場內負壓工作負壓-5000Pa工作負壓-5000Pa煙氣溫度140℃(正常)155℃(最高)露點溫度：80℃140℃(正常)155℃(最高)露點溫度：80℃入口最大含塵量15.4～25g/m315.4～25g/m32.3廠址概述大唐安陽發電有限公司位于河南省安陽市區西部，華祥路1號，距市區約7km。電廠東面為安陽鋼鐵集團公司，西側緊鄰華祥路，安林公路及安李鐵路在電廠以南1km處從東向西通過。2.4工程地質及水文氣象2.4.1工程地質本廠區地基土主要由人工堆積層（Qs）雜填土和第四系全新統沖洪積（Q4al+pl）層黃土狀粉質粘土、黃土狀粉土、粉質粘土、粉細砂和卵石組成。勘探深度內揭露的巖土地層依據物理及工程特性可分為10層（編號（1）層-（10）層），其包括亞層。（1）層雜填土：色雜，主要成份為煤灰、磚塊、混凝土、粘性土等，稍濕，松散。整個廠區均有分布，主要為前期工程場平回填所成，部分地段為素填土，均勻性差。（2）層黃土狀粉質粘土：褐黃、黃褐色，見豎向大孔隙、白色網紋。稍濕，可塑，具中壓縮性。整個廠區均有分布，層位穩定。（3）層黃土狀粉土：褐黃、淡黃色，含少量螺殼，見豎向大孔隙、白色網紋，局部砂質含量較高。稍濕，中密，具中壓縮性。整個廠區均有分布，層位穩定。（4）層粉細砂：淡黃、棕黃色，主要成份為石英、長石，局部為中粗砂。稍濕，稍密，具中壓縮性。該層在廠區零星分布，多呈透鏡體分布在（3）層中、下部。（5-1）層黃土狀粉質粘土：褐黃色，含少量姜結石，局部富集，膠結成層，見大孔隙、白色網紋。濕，軟塑，具中-高壓縮性。該層在廠區零星分布，多呈透鏡體分布在（5-2）層上部。（5-2）層黃土狀粉質粘土：褐黃色，含較多量姜結石（粒徑2-5cm），局部富集，膠結成層，見大孔隙、白色網紋。稍濕，可塑，具中壓縮性。整個廠區均有分布，層位穩定。（6）層黃土狀粉土：褐黃色，含少量螺殼、姜結石，見豎向大孔隙、白色網紋。局部砂質含量較高。稍濕，中密，具中壓縮性。整個廠區均有分布，層位穩定。（7）層粉細砂：桔黃、棕黃色，主要成份為石英、長石，質純，局部為礫砂、中粗砂。稍濕，中密，具中壓縮性。該層在廠區零星分布，多呈透鏡體分布在（6）層中、上部。（8-1）層黃土狀粉質粘土：褐黃色，含少量螺殼，見大孔隙、白色網紋。濕，軟塑，具中-高壓縮性。該層在廠區零星分布。（8-2）層黃土狀粉質粘土：褐黃色，含少量螺殼，見大孔隙、白色網紋。濕，可塑，具中壓縮性。整個廠區均有分布，層位穩定。（9）層粉細砂：淡黃色，主要成份為石英、長石，局部分布有較多量姜結石，一般直徑3-8cm，最大超過20cm，多呈不規則狀。濕，中密，具中壓縮性。該層在廠區零星分布。（10-1）卵石：主要成份為石英砂巖、石灰巖，分選性差，磨圓度一般，多棱角狀，少數渾圓狀，直經3-7cm，最大達15cm以上，含有多量礫石，中粗砂及少量粘性土。其上部或中部普遍分布有團塊狀膠結或半膠結層，一般厚度15-30cm，局部達50cm，在水平和垂向上均具不連續性。濕，中密，具低壓縮性，為良好樁端持力層。其間分布（10-1）層粉土、（10-2）層粉細砂。（10-2）層粉質粘土：褐黃色，含少量螺殼、姜結石及較多量砂粒。局部呈粉土狀。稍濕，中密，具中壓縮性。該層分布在（10-1）層的中部，厚度變化大，其埋藏深度變化也大，部分地段呈多層狀分布。（10-3）層粉細砂：淡黃色，主要成份為石英、長石，局部分布有團塊狀膠結或半膠結層。濕，中密，具中壓縮性。該層在廠區零星分布，多呈透鏡體分布在（10-1）層中部，厚度變化大，其埋藏深度變化也大，部分地段呈多層狀分布。2.4.2地震狀況廠區區域地質穩定，無大的斷裂帶通過，地震抗震設防烈度為8度，場地地震水平向動峰值加速度為0.199g。2.4.3水文氣象多年平均相對濕度： 65%最小相對濕度： 0%多年平均氣溫： 14.3最高氣溫： 41.7最低氣溫： -21.7多年平均氣壓： 1007.7hPa最高氣壓： 1040.3hPa最低氣壓： 981.2hPa年均降水量： 570.1mm歷年最小降水量271.9mm1965年歷年最大降水量1182.2mm1963年年最大風速： 22m/s年平均風速： 2.5m/s年最大積雪深度： 23cm年均蒸發量： 2015.6mm主導風向： 年最多風向為南風，頻率為18.5%，次多風向為北北東風，頻率為11.4%，年平均風速2.5m/s，靜風率8.2%。2.5水源脫硝用水為冷卻水，對于尿素法需要溶解尿素用的去離子水。冷卻水來自電廠工業水管網；去離子水來自電廠水處理系統。表2.5水質參數序號檢測項目工業水循環水1全固形物(mg/L)347.80615.602懸浮物(mg/L)5.0020.803PH25℃8.108.686總硬度(mmol/L)5.588.877硫酸鹽(mg/L)61.31111.458氯化物(mg/L)17.5031.509溶解固形物(mg/L)342.00594.8010化學耗氧量(mg/L)4.806.242.6交通運輸安陽市地處河南省北部，京廣鐵路、京珠高速公路、107國道等均穿境而過，境內省、縣、鄉三級公路網絡十分發達，整個區域交通條件均較好。2.6.1鐵路運輸安陽公司所處位置緊鄰京廣鐵路，前期已建有鐵路專用線，自安李支線上的安陽西站接軌。鐵路專用線自公司南端進入廠區并向北延伸，鐵路專用線長度約1.53km。2.6.2公路運輸公司的位置緊鄰107國道，公司大門正對107國道南側。公司已建成專用運煤道路，在廠區北部從107國道接入，前期建有汽車衡站。2.7主要熱力控制方式和水平大唐安陽發電有限責任公司采用機、爐、電集中控制方式，配以少量的就地操作和巡回檢查。能在單元控制室內實現：機組的啟動/停止；機組正常運行工況的監視和調整；機組異常工況的報警和緊急事故處理。采用分散控制系統，以大屏幕顯示器、操作員站CRT和鍵盤為監視和控制中心，實現單元機組的機、爐、電的集中監控。3脫硝設計參數及工藝方案的選擇3.1燃煤煤質3.1.1原設計煤種及煤質本機組原設計煤質為鶴壁統配煤和安陽地方煤摻燒，摻燒比例為1:1。原設計燃煤煤質分析資料見表3.1.1-1。表3.1.1-1原設計煤質分析資料名稱單位設計煤種校核煤種收到基低位發熱量kJ/kg2411022190收到基全水份%3.626.51干燥無灰基揮發份%15.8516.8收到基灰份%25.6228.2收到基碳%61.4957.9收到基氫%3.092.54收到基氧%4.073.33收到基氮%1.281.02收到基硫%0.830.68原設計煤種計算燃煤量見表3.1.1-2。表3.1.1-2機組燃煤量列表項目小時耗煤量t/h2×300MW2×120.43.1.2實際燃煤煤質情況目前安陽公司燃煤主要以山西小礦汽運煤和山西火運煤為主，分別約占總燃煤來源的44%和33%；統配煤來源不穩定，鶴壁統配煤2012年約占總來煤的15%，2013年僅占全廠總來煤的2%，各煤源點煤質參數如表3.1.2-1所列。表3.1.2-12013年1~4月各煤源點煤樣測試結果所占比例%收到基低位發熱量KJ/kg干燥基全硫%干燥無灰基揮發份%收到基灰份%全水份%鶴壁礦務局217838.160.492132.2311.76山西地區火運3319806.782.0618.9328.089.98河南小礦汽運1120007.671.0633.0217.2317.53山西小礦汽運4421554.440.9533.1916.5214.56蒲白火運1016773.52.6924.1437.777.85陜西地區火運22116.910.6137.3614.4213.8安陽小礦汽運20379.280.5837.2517.0816.23鄭州小礦汽運19857.011.2631.1917.318.08襄垣西故煤礦22136.980.7136.0914.2514.75河北小礦汽運19003.241.0633.9622.2415.39河南直供13539.330.6523.5631.623.75山西直供21403.793.6116.8421.6811.9公司燃煤采取配煤摻燒等措施，實際近三年來入爐煤質工業分析如表3.1.2-2所列。表3.1.2-2近三年入爐煤質工業分析月份低位發熱量KJ/KGMar水份%Aar灰份%Ad灰份%Vdaf揮發份%St,ar%2011年1月份173539.636.8040.6420.730.962月份166059.338.6942.6222.30.953月份1679010.237.2741.6721.270.94月份171699.837.1441.0821.2515月份175861135.3339.6520.811.026月份1746011.335.7540.2921.631.27月份1799312.133.2937.8921.641.098月份1825412.532.1536.6721.41.119月份1742113.332.9337.9821.511.110月份1753314.630.9836.2620.811.2611月份1624513.535.0740.4723.091.1612月份170661333.5938.621.771.2均值1735811.2935.2439.6821.371.062012年1月份1828012.330.4934.7422.281.282月份1920414.026.3130.5824.381.053月份1938214.424.2228.3731.870.954月份1863214.625.8830.3030.021.125月份1901612.826.4730.1028.181.066月份1857114.126.7731.1126.201.317月份1866715.824.1628.6628.290.948月份1879812.4328.0331.9622.700.939月份1835411.8830.8334.9420.611.0510月份1983210.9926.4029.6427.131.1611月份1958511.7026.6630.1525.551.0812月份1845112.8428.6732.8825.230.97均值1893113.4726.5330.6026.901.072013年1月份1894414.324.6328.7026.921.162月份2079313.820.7824.1127.401.063月份1972111.027.0330.3327.661.08均值1955113.2424.5428.2427.241.12入爐煤收到基灰分的變化情況如圖3.1.2-1所示，從圖中可以看出，入爐煤的收到基灰分最大值為2011年，近兩年來逐漸降低，因此脫硝設計煤質灰分按照2011年的平均值選取，為35.25%。圖3.1.2-12011.1~2013.4月入爐煤灰分統計入爐煤收到基硫分的變化情況如圖3.1.2-2所示，從圖中可以看出，入爐煤的收到基硫分基本均在1%以上，2013年5月所做的脫硝摸底測試值硫分為1.37%，本可研脫硝設計煤質硫分取1.37%，基本涵蓋電廠的燃煤硫分范圍。圖3.1.2-22011.1~2013.4月入爐煤硫分統計入爐煤低位發熱量的變化情況如圖3.1.2-3所示，從圖中可以看出，入爐煤的低位發熱量均低于原設計值24110kJ/kg，基本在18500kJ/kg左右，本可研脫硝設計煤質低位發熱量取18500kJ/kg。圖3.1.2-32011.1~2013.4月入爐煤低位發熱量統計3.1.3脫硝摸底測試煤質情況2013年5月安陽公司委托相關單位所做的脫硝摸底測試中，測試煤質情況如表3.1.3-1所列。表3.1.3-1摸底測試煤質分析數據項目符號單位320MW工況240MW工況160MW工況工業分析收到基水分Mar%8.09.48.2空干基水分Mad%1.081.361.16收到基灰分Aar%27.7225.2528.62干燥無灰基揮發分Vdaf%23.9828.6725.82收到基固定碳FCar%48.8646.6146.87收到基低位發熱量Qnet,arkJ/kg209502105020660元素分析收到基硫St,ar%1.000.821.37收到基碳Car%54.7054.9253.32收到基氫Har%2.823.012.83收到基氧Oar%4.765.704.83收到基氮Nar%1.000.900.833.1.4脫硝設計煤質綜合以上煤質數據，分析確定本工程脫硝設計煤質數據如表3.1.4-1所列，飛灰成分如表3.1.4-2所列。表3.1.4-1入爐設計煤質成分分析數據序號項目單位數值1燃煤量t/h1552低位發熱量MJ/kg18.53收到基硫份%1.374收到基氧%4.835收到基氫%2.836收到基氮%0.837收到基水份%8.28收到基灰份%35.259收到基碳%46.6910干燥無灰基揮發分%21表3.1.4-2灰成分分析數據項目符號單位數值痕量元素氟Fμg/g124氯Cl%0.030砷Asμg/g9鉛Pbμg/g34汞Hgμg/g0.136灰成分分析三氧化二鐵Fe2O3%6.22三氧化二鋁Al2O3%29.80氧化鈣CaO%6.38氧化鎂MgO%1.48二氧化鈦TiO2%1.56二氧化硅SiO2%48.30三氧化硫SO3%2.70氧化鉀K2O%1.21氧化鈉Na2O%0.54灰熔融特性變形溫度DT℃1390軟化溫度ST℃1450半球溫度HT℃1460流動溫度FT℃14703.2煙氣參數3.2.1煙氣量（1）根據鍋爐原設計煤質理論計算煙氣量為102萬Nm3/h(干基，6%O2)。（2）根據脫硝設計煤質理論計算煙氣量為103萬Nm3/h(干基，6%O2)。（3）脫硫裝置原設計煙氣量為110萬Nm3/h(干基，6%O2)。（4）2013年脫硝摸底測試時，測試省煤器出口煙氣量為112萬Nm3/h干基，6%O2)。綜合以上數據，分析認為脫硫裝置原設計煙氣量基本涵蓋電廠各種運行工況下的煙氣量，因此脫硝設計煙氣量確定為110萬Nm3/h（干基，6%O2）。3.2.2NOx濃度（1）2013年脫硝摸底測試時，測試省煤器出口NOx排放濃度，負荷240MW時為850mg/Nm3（干基，6%O2），負荷320MW時為810mg/Nm3，需要說明的是，測試中320MW時省煤器出口氧量為2.1%，為非正常燃燒狀態，因此該測量數值比實際值偏小。（2）通過調取安陽公司日常運行記錄，鍋爐NOx排放濃度為≤900mg/Nm3（干基，6%O2）。本期機組鍋爐型式為四角切圓，燃煤以貧煤、煙煤為主，根據安陽公司的實際排放情況，且參考《中國大唐集團公司燃煤發電企業氮氧化物排放控制指導意見（試行）》，經安陽公司與相關單位協商確定了本期機組低氮燃燒改造后的NOx排放濃度，為450mg/Nm3（干基，6%O2）。考慮到NOx排放濃度隨燃煤煤質及機組負荷波動情況，本工程SCR設計入口NOx濃度留有適當余量，按NOx濃度550mg/Nm3（干基，6%O2）進行設計。3.2.3煙氣溫度機組設計時BMCR工況省煤器出口煙氣溫度為403.7°C。機組日常運行最低負荷約為148MW，通過調取日常運行時省煤器出口煙氣溫度，結合2013年脫硝摸底測試數據，確定了省煤器出口煙氣溫度，如下表3.2.3-1所列。表3.2.3-1測試省煤器出口煙氣溫度序號項目單位工況1工況2工況2工況3工況41機組負荷MWBMCR3202401601482省煤器出口煙溫°C403.7401375340327.83.2.4飛灰濃度（1）2013年脫硝摸底測試時，省煤器出口煙塵濃度最大值為32g/Nm3（標干，6%O2）；（2）根據脫硝設計煤質收到基灰分35.25%計算煙塵濃度約為46g/Nm3（標干，6%O2）。本次改造煙塵濃度按46g/Nm3（標干，6%O2）設計，基本涵蓋所有燃煤灰分情況。3.3SCR脫硝設計參數根據鍋爐運行統計數據，結合2013年5月的脫硝摸底測試，確定了SCR脫硝設計參數如表3.3-1所列。表3.3-1脫硝設計煙氣參數序號項目單位數值備注1煙氣流量Nm3/h，濕基，實際氧1022067BMCR2煙氣流量Nm3/h，干基，6%O21100000BMCR煙氣流量工況2569249BMCR3省煤器出口處煙氣溫度℃403.7BMCR4省煤器出口處煙氣靜態壓力kPa-0.96BMCR5煙氣灰分g/Nm346BMCR6NOxmg/Nm3550BMCR，干基@6%O27O2%vol.3.5BMCR，濕基8CO2%vol.15.76BMCR，濕基9H2O%vol.7.75BMCR，濕基10N2%vol.74.48BMCR，濕基11SO2mg/Nm33860BMCR，干基@6%O212SO3mg/Nm360BMCR，干基@6%O23.4系統脫硝效率的確定根據《火電廠大氣污染物排放標準》（GB13223-2011），大唐安陽發電有限責任公司#9、#10機組按時間段劃分執行的NOx允許排放濃度為200mg/Nm3，根據河南省環保廳下發的《環境污染限期治理通知書》要求，本期機組的出口氮氧化物排放濃度應小于100mg/Nm3；為滿足國家和地方環保法規要求，本期機組脫硝改造效率應不小于82%，考慮到我國的環保排放標準日趨嚴格，通過與安陽公司的充分溝通交流，本次SCR脫硝改造效率設計為不小于84%，排放濃度為不大于88mg/Nm3。3.5脫硝工藝方案的確定3.5.1燃煤鍋爐NOx的生成機理煤燃燒過程中產生的氮氧化物主要是一氧化氮（NO）和二氧化氮（NO2），在煤燃燒過程中氮氧化物的生成量和排放量與煤的燃燒方式，特別是燃燒溫度和過量空氣系數等燃燒條件有關。研究表明，在煤的燃燒過程中生成NOx的主要途徑有三個：3.5.1.1熱力型NOx熱力型NOx是空氣中的氧（O2）和氮（N2）在燃料燃燒時所形成的高溫環境下生成的NO和NO2的總和，其總反應式為：N2+O2←→2NO2NO+O2←→2NO2當燃燒區域的溫度低于1000℃時，NO的生成量很小，而溫度在1300℃~1500℃時，NO的濃度大約為500ppm~1000ppm，而且隨著溫度的升高，NOx的生成速度按指數規律增加。因此，溫度對熱力型NOx的生成具有決定作用。根據熱力型NOx的生成過程，要控制其生成，就需要降低鍋爐爐膛中燃燒溫度，并避免產生局部高溫區，以降低熱力型NOx的生成。3.5.1.2快速型NOx快速型NOx主要是指燃料中的碳氫化合物在燃料濃度較高區域燃燒時所產生的烴與燃燒空氣中的N2分子發生反應，形成的CN、HCN，繼續氧化而生成的NOx。因此，快速型NOx主要產生于碳氫化合物含量較高、氧濃度較低的富燃料區，多發生在內燃機的燃燒過程。而在燃煤鍋爐中，其生成量很小。3.5.1.3燃料型NOx燃料型NOx的生成是燃料中的氮化合物在燃燒過程中氧化反應而生成的NOx，稱為燃料型NOx。燃煤電廠鍋爐中產生的NOx中大約75%～90%是燃料型NOx，因此燃料型NOx是燃煤電廠鍋爐產生的NOx的主要途徑。研究燃料型NOx的生成和破壞機理，對于控制燃燒過程中NOx的生成和排放，具有重要的意義。燃料型NOx的生成和破壞過程不僅和煤種特性、燃料中的氮化合物受熱分解后在揮發份和焦炭中的比例、成分和分布有關，而且其反應過程還和燃燒條件（如溫度和氧）及各種成分的濃度等密切相關。研究它的生成機理，大約有以下規律：在燃料進入爐膛被加熱后，燃料中的氮有機化合物首先被熱分解成氰（HCN）、氨（NH4）和CN等中間產物，它們隨揮發份一起從燃料中析出，被稱為揮發份N。揮發份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度的減小（煤粉變細），揮發份N的比例增大，焦炭N的比例減小。揮發份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在氧化性環境中會進一步氧化成NO，如在還原性環境中，NCO則會生成NH，NH在氧化性環境中進一步氧化成NO，同時又能與生成的NO進行還原反應，使NO還原成N2，成為NO的還原劑。主要反應式如下：在氧化性環境中，HCN直接氧化成NO：HCN+O←→NCO+HNCO+O←→NO+CONCO+OH←→NO+CO+H在還原性環境中，NCO生成NH：NCO+H←→NH+CO如NH在還原性環境中：NH+H←→N+H2NH+NO←→N2+OH如NH在氧化性環境中：NH+O2←→NO+OHNH+OH←→NO+H2NH3氧化生成NO：NH3+OH←→NH2+H2ONH3+O←→NH2+OHNH2+O←→NO+H2以上反應生成的NOx燃燒過程中如遇到烴（CHm）或碳（C）時，NO將會被還原成氮分子N2，這一過程被稱為NO的再燃燒或燃料分級燃燒。根據這一原理，將進入鍋爐爐膛的煤粉分層分級引入燃燒的技術，可以有效的控制NOx的生成排放。在一般情況下，燃料型NOx的主要來源是揮發份N，其占總量的60%~80%，其余為焦炭N所形成。在氧化性環境中生成的NOx遇到還原性氣氛時，會還原成N2，因此，鍋爐燃燒最初形成的NOx，并不等于其排放濃度，而隨著燃燒條件的改變，生成的NOx可能被還原，或稱被破壞。煤中的N在燃燒過程中轉化為NOx的量與煤的揮發份及燃燒過量空氣系數有關，在過量空氣系數大于1的氧化性氣氛中，煤的揮發份越高，NOx的生成量越多，若過量空氣系數小于1，高揮發份燃煤的NOx生成量較低，其主要原因是高揮發份燃料迅速燃燒，使燃燒區域氧量降低，不利于NOx的生成。這三種類型的NOx，其各自的生成量和煤的燃燒溫度有關，在電廠鍋爐中燃料型NOx是最主要的，其占NOx總量的75%～90%，熱力型其次，快速型最少。3.5.2氮氧化物的脫除方法目前控制NOx排放的措施大致分為三類，一類是低NOx燃燒技術，通過各種技術手段，抑制或還原燃燒過程中生成的NOx，來降低NOx排放；另一類是爐膛噴射脫硝技術；第三類是煙氣脫硝技術。煙氣脫硝技術包括濕法脫硝技術和干法脫硝技術。3.5.2.1低NOx燃燒技術根據NOx的形成條件可知，對NOx的形成起決定作用的是燃燒區域的溫度和過量空氣量。因此，低NOx燃燒技術就是通過控制燃燒區域的溫度和空氣量，以達到阻止NOx生成及降低其排放的目的。對低NOx燃燒技術的要求是，在降低NOx的同時，使鍋爐燃燒穩定，且飛灰含碳量不能超標。目前常用的低NOx燃燒技術有如下幾種：（1）燃燒優化燃燒優化是通過調整鍋爐燃燒配風，控制NOx排放的一種實用方法。它采取的措施是通過控制燃燒空氣量、保持每只燃燒器的風粉（煤粉）比相對平衡及進行燃燒調整，使燃料型NOx的生成降到最低，從而達到控制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，在運行調整中，必須根據煤種的變化，隨時進行燃燒配風調整，控制一次風粉比。調整各燃燒器的配風，保證各燃燒器下粉的均勻性，其偏差不大于5%～10%。二次風的配給須與各燃燒器的燃料量相匹配，對停運的燃燒器，在不燒火嘴的情況下，盡量關小該燃燒器的各次配風，使燃料處于低氧燃燒，以降低NOx的生成量。（2）空氣分級燃燒技術空氣分級燃燒技術是目前應用較為廣泛的低NOx燃燒技術，它的主要原理是將燃料的燃燒過程分段進行。該技術是將燃燒用風分為一、二次風，減少煤粉燃燒區域的空氣量(一次風)，提高燃燒區域的煤粉濃度，推遲一、二次風混合時間，這樣煤粉進入爐膛時就形成了一個富燃料區，使燃料在富燃料區進行缺氧燃燒，以降低燃料型NOx的生成。缺氧燃燒產生的煙氣再與二次風混合，使燃料完全燃燒。該技術主要是通過減少燃燒高溫區域的空氣量，以降低NOx的生成技術。它的關鍵是風的分配，一般情況下，一次風占總風量的25%～35%。對于部分鍋爐，風量分配不當，會增加鍋爐的燃燒損失，同時造成受熱面的結渣腐蝕。因此，該技術較多應用于新鍋爐的設計及燃燒器的改造中。（3）燃料分級燃燒技術該技術是將鍋爐的燃燒分為兩個區域進行，將85%左右的燃料送入第一級燃燒區進行富氧燃燒，生成大量的NOx，在第二級燃燒區送入15%的燃料，進行缺氧燃燒，將第一區生成的NOx進行還原，同時抑制NOx的生成，可降低NOx的排放。（4）煙氣再循環技術該技術是將鍋爐尾部的低溫煙氣直接送入爐膛或與一次風、二次風混合后送入爐內，降低了燃燒區域的溫度，同時降低了燃燒區域的氧的濃度，所以降低了NOx的生成量。該技術的關鍵是煙氣再循環率的選擇和煤種的變化。（5）低NOx燃燒器將前述的空氣分級及燃料分級的原理應用于燃燒器的設計，盡可能的降低著火區的氧濃度和溫度，從而達到控制NOx生成量的目的，這類特殊設計的燃燒器就是低NOx燃燒器，一般可以降低NOx排放濃度的30%～60%。a.空氣分級型低NOx燃燒器設計原則類似于爐膛空氣分級燃燒，使燃燒器噴口附近著火區形成過量空氣系數小于1的富燃料區，設計要點在于燃燒器二次風與一次風粉氣流的混合位置，使噴口附近最早的煤粉著火區形成強烈的還原性氣氛，以大幅度降低NOx的生成量。其代表性的燃燒器型式有：德國Steinmuller公司的SM型、美國B&W公司的DRB型雙調風型、Babcock-Hitachi公司的HT-NR型、美國FosterWheeler公司的CF-SF型、美國RileyStocker公司的CCV型、日本三菱公司的PM型等等。b.燃料分級型低NOx燃燒器該燃燒器基于燃料分級原理，旨在提高著火過程穩定性和進一步降低NOx濃度，由德國Steinmuller公司開發而成，型號為MSM型。c.煙氣再循環型低NOx燃燒器其原理是再循環煙氣不經過混合直接引入到一次風外面的區域，用以降低火焰溫度峰值和沖淡火焰中心的氧濃度，以抑制熱力和燃料型NOx的生成。煙氣區外的內二次風起著控制空氣和燃料的混合以及調節火焰的形狀及NOx濃度的作用。其代表性的燃燒器型式有：Babcock-Hitachi公司的DBR型；日本三菱公司的SGR型等等。除上述三類低NOx燃燒器外，還有清華大學開發的WQ型煤粉預燃室低NOx燃燒器和火焰穩定船式低NOx燃燒器等等。3.5.2.2爐膛噴射脫硝技術爐膛噴射脫硝實際上是在爐膛上部噴射某種物質，使其在一定的溫度條件下還原以生成的NOx，以降低NOx的排放量。它包括噴水、噴二次燃料和噴氨等。但噴水和二次燃料的方法，尚存在著如何將NO氧化為NO2和解決非選擇性反應的問題，因此，目前還不成熟。下面著重介紹噴氨（或尿素）法即選擇性非催化脫硝法（SNCR）。它是利用注入的NH3與NO反應生成N2和H2O，該反應必需在高溫下進行，反應式如下：4NH3+4NO+O2→6H2O+4N2（1）4NH3+5O2→6H2O+4NO（2）反應式（1）發生的反應溫度為900℃～1100℃，反應式（2）發生的反應溫度為1100℃以上，因此SNCR法的反應溫度必須控制在900℃～1100℃之間。采用該方法要解決好兩個問題：一是氨的噴射點選擇，要保證在鍋爐負荷變動的情況下，噴入的氨均能在900℃～1100℃范圍內與煙氣反應。因此，一般在爐墻上開設多層氨噴射口。二是噴氨量的選擇要適當，少則無法達到預期的脫除NOx的效果，但氨量過大，將在尾部產生硫酸銨，從而堵塞并腐蝕空氣預熱器，因此要求尾部煙氣中允許的氨的泄露量應小于5ppm，在這一條件限制下，非催化煙氣噴氨脫硝法的NOx降低率為30%～70%。非催化煙氣噴氨脫硝法投資少，運行費用也低，但反應溫度范圍狹窄，目前在歐洲和美國的300MW燃煤電站鍋爐上已有采用該法運行經驗，但市場占有率非常低。3.5.2.3煙氣脫硝技術由于低NOx燃燒技術降低NOx的排放是比較低的（一般在50%以下），因此，當NOx的排放標準要求比較嚴格時，就要考慮采用燃燒后的煙氣處理技術來降低NOx的排放量。煙氣脫硝技術又分為干法、濕法。（1）干法煙氣脫硝技術干法煙氣脫硝技術包括選擇性催化脫硝法（SCR）、電子束照射法和電暈放電等離子體同時脫硫脫硝法。（a）選擇性催化脫硝法（SCR）采用該法脫硝的反應溫度取決于催化劑的種類，因此，催化劑室應布置在尾部煙道中相應的位置。該方法能達到80%～90%的NOx降低率，因此，對于環保要求日益嚴格的地區，有相當好的應用前景。選擇性催化劑脫硝法的系統主要由催化劑反應器、催化劑和氨儲存和噴射系統所組成。催化劑反應器在鍋爐煙道中的布置主要有二種可能方案：=1\*GB3①鍋爐省煤器后、空氣預熱器前溫度約為350℃左右的位置（以下簡稱高灰段布置）優點：溫度范圍適合于大多數催化劑的工作溫度。缺點：催化劑易中毒，催化劑反應器易受飛灰磨損，反應器蜂窩狀通道易堵塞，催化劑易燒結，不適合于高活性催化劑。②布置在FGD之后（以下簡稱尾段布置）當鍋爐尾部煙道裝有濕法脫硫裝置（FGD）時，可將催化劑反應器裝于FGD之后，使催化劑工作在無塵、無SO2的煙氣中，故可采用高活性催化劑，并使反應器布置緊湊，但由于煙氣溫度低（50℃～60℃），難以達到催化劑的工作溫度，因此，須在煙道內加裝燃油或燃氣的燃燒器，或蒸汽加熱器來加熱煙氣，從而增加了能源消耗和運行費用。目前采用最多的布置方式是高灰段布置。（b）電子束照射同時脫硫脫硝技術當除塵后的煙氣，主要含SO2、NOx、N2、H2O。它們在電子束加速器產生的電子束流輻照下，經電離、激發、分解等作用，可生成活性很強的離子、激發態分子。再經化學反應，可生成一系列新物質。H2O→H+OHO2→2OOH+NO→HNO2O+NO→NO2OH+NO2→HNO3SO2+O→SO3為提高脫除率，更好地回收和利用生成物，加入氨、石灰水等添加劑，生成固體化學肥料硫酸氨和硝酸氨。電子束輻照處理煙氣技術的優點有：能同時脫硫脫氮，處理過程中不用觸媒，不受塵埃影響，沒有老化、結集、阻塞、清洗等問題，因是干式處理法，不影響原系統的熱效率，煙氣可不必在加熱即從煙囪排放。添加氨時，生成物可作肥料使用；脫除率高，達80%以上，設備占地面積小，建造費與運行費比常規法處理系統簡單，維修保養容易。該技術尚不成熟，國內僅有一個示范工程且已拆除，無有效的使用業績，在大型鍋爐上應用上有一定的困難。（c）電暈放電等離子體同時脫硫脫硝技術電暈放電過程中產生的活化電子（5Ev～20Ev）在與氣體分子碰撞的過程中會產生OH、O2H、N、O等自由基和O3。這些活性物種引發的化學反應首先把氣態的SO2和NOx轉變為高價氧化物，然后形成HNO3和H2SO4。在有氨注入的情況下，進一步生成硫酸氨和硝酸氨等細顆粒氣溶膠。產物用常規方法（ESP或布袋）收集，完成從氣相中的分離。鍋爐排放的煙氣首先經過一級除塵，去掉80%左右的粉塵之后將煙氣降溫到70℃～80℃，目前降溫的方法有兩種：一是熱交換器，二是噴霧增濕降溫。干底噴霧技術一般增濕后的煙氣含H2O約10%左右。降溫后的煙氣與化學計量比的氨混合進入等離子體反應器，反應產物由二次除塵設備收集。采用ESP或布袋均可，但選擇布袋更優。最后潔凈的煙氣從煙囪排出。電暈放電法與電子束輻照法是類似的方法，只是獲得高能電子的渠道不同，電子束法的高能電子束（500keV～800keV）是由加速器加速得到。后者的活化電子（5Ev～20Ev）則由脈沖流柱電暈的局部強電場加速得到。該方法的NOx脫除率相當可觀，其投資和運行費用也相對較低，但目前由于脈沖電源等技術尚不成熟，因此，距離大面積工業應用還有一段距離。（2）濕法煙氣同時脫硫脫硝技術傳統濕法煙氣脫硝有兩大類，一類是利用燃煤鍋爐已裝有煙氣洗滌脫硫裝置的，只要對脫硫裝置進行適當改造，或調整運行條件，就可將煙氣中的NOx在洗滌過程中除去。另一類是單純的濕法洗滌脫硝。由于須加將NO氧化為NO2的設備，因此雖然效率高，但系統復雜，用水量大，并有水的污染，因此燃煤鍋爐很少采用。下面簡單介紹同時脫硫脫硝的濕式系統：（a）石灰/石膏法采用生石灰、消石灰和微粒碳酸鈣制成吸收液，并加入少量硫酸將吸收液的PH值調到4～4.5，則在洗滌反應塔里會發生下面的反應：Ca(OH)2+SO2→CaSO3+H2OCaSO3+SO2+H2O→Ca(HSO3)2NO+2Ca(HSO3)2+H2O→1/2N2+2CaSO4.2H2O+2SO2O2+2Ca(HSO3)2+H2O→1/2N2+2CaSO4.2H2O+2SO2（b）氨/石膏法在洗滌反應器中在加入NH3，則會發生下面的反應：2NH3+SO2+H2O→(NH4)2SO3(NH4)2SO3+SO2+H2O→NH4HSO3NH4HSO3+2Ca(OH)2→CaSO3.1/2H2O+2NH3+7/2H2O+CaSO3NO+2NH4HSO3→1/2N2+(NH4)2SO4+SO2+H2ONO2+4NH4HSO3→1/2N2+2(NH4)2SO4+2SO2+2H2O傳統濕式系統的普遍缺點是結構和系統復雜運行成本和初投資較高。但近年來研究的電化學輔助脫硝、生物輔助脫硝技術等，有望在脫硝技術上取得新的突破。應該指出，同時脫硫脫硝技術雖說具有良好的發展前景，但目前還遠不如單獨脫硫、脫硝技術成熟，且脫硝率也低于單獨方式，還有待于進一步的研究。3.5.3幾種脫硝工藝的比較分析對上述幾種不同的脫硝工藝進行技術比較，比較結果見表3.5.3。名稱反應劑反應產物條件及技術成熟度脫硝效率選擇性催化脫硝法（SCR）NH3、CO(NH2)2N2、H2O300℃～成熟50％～90％選擇性非催化脫硝法（SNCR）NH3、CO(NH2)2N2、H2O950℃～成熟40％～50％電子束NH3(NH4)2SO4不成熟80％電暈放電NH3(NH4)2SO4、NH4NO3不成熟濕法Ca(OH)2、NH3N2、H2O、CaSO4不成熟50％3.5.4氮氧化物治理方案的選擇根據國家環保部發布的《火電廠氮氧化物防治技術政策》的要求，低氮燃燒技術應作為燃煤電廠氮氧化物控制的首選技術。當采用低氮燃燒技術后，氮氧化物排放濃度不達標或不滿足總量控制要求時，應建設煙氣脫硝設施。安陽公司鍋爐NOx排放濃度為≤900mg/Nm3，根據目前脫硝改造的研究成果，以及已建脫硝項目的實際運行情況，安陽公司宜首先選用低氮燃燒改造技術。根據安陽公司的實際運行情況，低氮燃燒改造后，NOx排放濃度保證值為450mg/Nm3，煙氣脫硝裝置的入口濃度按照550mg/Nm3設計，脫硝效率按照84%設計。煙氣脫硝工藝方案的選擇考慮以下幾方面因素：（1）NOx排放濃度和排放量必須滿足國家環保要求；（2）脫硝工藝要適用于工程已確定的煤種條件，并考慮燃煤來源的變化可能性；（3）脫硝工藝要做到技術成熟、設備運行可靠，并有較多成功的運行業績；（4）根據工程的實際情況盡量減少脫硝裝置的建設投資；（5）脫硝裝置應布置合理；（6）脫硝還原劑要有穩定可靠的來源；（7）脫硝工藝還原劑、水和能源等消耗少，盡量減少運行費用；（8）檢修和維護費用小。根據3.5.3對煙氣脫硝技術的分析比較，以及對國家環境保護部頒發的標準《火電廠煙氣脫硝工程技術規范選擇性非催化還原法》（HJ563-2010）要求，SNCR法適用于脫硝效率要求不高于40%的機組，可見，在本項目上采用SNCR工藝不符合規范要求，不能保證脫硝后的氮氧化物達標排放。而SNCR/SCR混合工藝主要應用在SCR裝置布置非常困難的工程，脫硝效率低；電暈放電等離子體和濕法煙氣同時脫硫脫硝技術都還在進一步研究中，離大規模的工業應用還有些距離。綜合以上分析，本工程推薦采用低氮+SCR煙氣脫硝工藝。4脫硝建設條件4.1脫硝反應劑的供應4.1.1脫硝反應劑的性質煙氣脫硝SCR工藝的還原劑為氨氣，一般來講氨氣可直接來源于液氨，也可通過氨水或者尿素間接制備。氨為無色氣體，有刺激性惡臭味。氨氣與空氣會形成爆炸性混合物，爆炸極限為16-25%，爆炸極限內的氨與空氣混合物遇明火會燃燒和爆炸。《建筑設計防火規范—GB50016-2006》“儲存物品的火災危險性分類”表中規定，氨為乙類儲存物品。氨是有毒物質，為GB12268-90規定之23003號危險品，會導致人急、慢性中毒，嚴重時可致人死亡。《重大危險源辨識GB18218-2000》規定，氨作為有毒物質，生產場所超過40噸或者儲存量超過100噸，則屬于重大危險源。其輸送、卸料、貯存和使用必須遵守《危險化學品安全管理條例》、《關于加強化學危險物品管理的通知》和GB15603《常用化學危險品貯存通則》及其他相關的國家標準與法規要求。按照《建筑設計防火規范》GB50016-2006的規定，露天布置液氨儲罐與周圍主要道路、廠房、建筑等的防火間距最小不少于15米，衛生防護距離不小于500m。氨易溶于水形成氨水（1體積水最高吸收702體積氨），溶液無色透明，有強烈刺激性氣味。《危險化學物品名表GB12268-90》規定，含氨10~35%的氨水為82503號危險品，含氨35~50%的氨水為22025號危險品。用于電站鍋爐煙氣脫硝的氨水濃度常小于29.4%，一般為19~28%。與液氨相比，氨水在儲存時的危險性略低，但運輸過程中的危險性較大。尿素是白色或淺黃色的結晶體，熔點135℃，吸濕性較強，易溶于水和乙醇，不溶于乙醚，具有酰胺的一般性質。尿素是工業與民用物質，不屬于危險產品系列。國標GB2440-81規定工業用二級品的總氮含量（干基）≥46.3%、縮二脲含量≤1.0%、水分含量≤1.0%、粒度（φ0.8-2.5mm）≥90%。加熱至200℃時，尿素分解生成三聚氯酸（即氰尿酸），衍生物為三氯異氰尿酸、二氯異氰酸鈉、異氰尿酸等。在高溫高壓（2.0MPa與160~240℃）或者高溫常壓（350~650℃與0.1MPa）條件下，C-N鍵斷裂分解成NH3與CO2。4.1.2脫硝反應劑的介紹在脫硝反應過程中，是靠氨作為還原劑和NOx反應，來達到脫硝的目的，因此氨就是脫硝反應劑。穩定、可靠的氨系統才能保證脫硝裝置的良好運行。氨的制備一般有三種方法：尿素法、液氨法、氨水法。(1)尿素法：根據尿素制氨工藝的不同，分為水解技術和熱解技術。尿素熱解法對負荷變化響應快，但是分解率不高，伴有中間產物，且使用的是燃油或采用電加熱方式，成本較高。尿素水解法使用的是蒸汽，蒸汽成本要相對低一些。但是水解法對負荷的響應比較慢，需要5～15分鐘的響應時間，而且水解器為壓力容器，需要定期進行檢驗。典型的尿素水解制氨系統為：尿素顆粒加入到溶解罐，用去離子水將其溶解成質量濃度為40%-60%的尿素溶液，通過溶解泵輸送到儲罐；之后尿素溶液經給料泵、計量與分配裝置進入尿素水解制氨反應器，在反應器中尿素水解生成NH3、H2O和CO2，產物經由氨噴射系統進入SCR脫硝系統。典型的尿素熱解制氨系統為：帶泵的循環裝置將50%wt的尿素溶液提供給熱解爐系統的計量分配裝置，計量后的尿素溶液被輸送至一系列經過專門設計并安裝在熱解爐入口處的噴嘴。計量分配裝置可根據系統的需要自動控制噴入熱解爐的尿素量。尿素熱解系統可選擇采用天然氣和柴油加熱稀釋風，也可采用電加熱。此方案是利用電加熱器將熱空氣（鍋爐一次風）溫度再次提升并達到進入熱解爐的溫度（約350～650oC），隨后將尿素溶液噴入在溫度窗內具有適當停留時間的熱解爐，使尿素溶液分解為NH3和CO2，接著包含NH3的氣流被導入氨氣－煙氣混合系統。(2)氨水制氨法：通常是用25%的氨水溶液，將其置于存儲罐中，然后通過加熱裝置使其蒸發，形成氨氣和水蒸汽。可以采用接觸式蒸發器法和采用噴淋式蒸發器法。(3)液氨法：液氨由槽車運送到液氨貯槽，液氨貯槽輸出的液氨在氨氣蒸發器內經40℃4.1.3脫硝反應劑的比選液氨和尿素都可用作SCR煙氣脫硝的還原劑，液氨供氨系統建設成本較尿素低，且液氨氣化系統簡單，投運業績較多，運行方便，但氨為危險性物品，存在爆炸和高毒的可能性，國家和各個行業對危險品的儲存和使用都有明確的規定和要求。尿素制氨方式初期投資較高，分為水解法和熱解法兩種工藝。表4.1.3-1各種制氨工藝的技術與安全性比較項目液氨法氨水法尿素水解法尿素熱解法技術工藝成熟成熟成熟成熟成熟系統復雜性簡單復雜復雜復雜系統響應性快快慢（5~15分鐘）快（5~10秒）產物分解程度完全完全液相含縮二脲等多分子產物，成品其中不含有含約25%的HNCO存在管道堵塞現象無無有無安全性很危險危險安全安全從工藝技術與安全角度看（表4.1.3-1）：液氨工藝最簡單，使用最廣，但存在儲存與運輸方面的安全隱患問題，其應用受到限制（尤其對于瀕臨市區的電廠）。低濃度的氨水危險性略低，部分地區作為液氨的替代品使用，但也存在一定的儲存與運輸危險。尿素制氨工藝沒有安全問題，逐漸在一些地區和國家成為液氨工藝的替代技術。需要說明的是，日本和歐洲在上個世紀九十年代就大規模地安裝了SCR，那個時候使用尿素制備還原劑的技術還沒有商業化，因此，在這些國家很少見到尿素制氨的設備。尿素制氨的工藝應用最廣泛的是在美國，毫無疑問是出于安全考慮。對比以上四種還原劑制備工藝：工藝成熟性：這四種制氨工藝均有成熟的運行業績，都能滿足SCR脫硝技術改造的還原劑制備要求。系統安全性：液氨是危險物品，超過40噸的儲存量就需要報安全局審批，在運輸與使用過程中存在較高的危險，尿素沒有任何安全問題。場地：液氨和氨水系統的占地面積大，尿素系統的用地面積小。固定投資：如不考慮征地費用，那么液氨方案最低，尿素水解制氨工藝最高。年度運行費用：液氨方案最低，尿素熱解法最高。運行特性：除尿素水解制氨工藝外，其它工藝的響應速度較快。副產物：液氨不存在化學反應，尿素水解制氨過程中會衍生一定量的大分子產物，存在一定程度的腐蝕或堵塞管道危險，需要每年至少檢修一次。目前這幾種SCR脫硝還原劑制備工藝均有成熟的運行業績，都能滿足煙氣脫硝還原劑供應要求。我國煙氣脫硝工程建設初期，液氨法以其簡潔的工藝和投資運行費用優勢而獲得普遍應用，但液氨儲存量超過10t即成為重大危險源，其運輸和儲存均有嚴格要求，且使用資格證書的審批難度越來越大。近年來隨著國家對安全生產的要求愈發嚴格，為消除液氨儲存及運輸所帶來的危險，尤其對于人口密集的城市電廠，尿素水解或熱解制氨工藝由于不存在化學危險，在城市電廠中逐漸取代液氨法而得到推廣。4.1.4脫硝反應劑的確定在選擇還原劑制備系統時，不僅要考慮初期投資和運行成本，還要綜合考慮安全因素、場地因素，以及工藝的復雜性等。液氨作為一種常規的危險品，根據《危險化學品安全管理條例》第二章第十條要求：除運輸工具加油站、加氣站外，危險化學品的生產裝置和儲存數量構成重大危險源的儲存設施，與下列場所、區域的距離必須符合國家標準或者國家有關規定，其中區域包括“（六）河流、湖泊、風景名勝區和自然保護區；”。第二章第十七條要求：生產、儲存、使用其他危險化學品的單位，應當對本單位的生產、儲存裝置每兩年進行一次安全評價。根據《危險化學品生產儲存建設項目安全審查辦法》（原