脫硝改造項目可行性研究報告目錄TOC\o"1-2"\h\z\u1總論 11.1項目及建設單位基本情況 11.2編制依據及原則 31.3研究范圍及編制分工 41.4項目背景及建設理由 41.5產業政策 72原料、輔助材料及產品 82.1原料供應 82.2輔助材料供應 92.3產品 103建設規模、產品方案及總工藝流程 113.1原料性質 113.2建設規模 113.3總工藝流程 114工藝裝置 194.1工藝技術選擇 194.2工藝概述、流程及消耗定額 344.3工藝設備技術方案 424.4工藝裝置“三廢”排放 444.5占地、建筑面積及定員 454.6工藝及設備風險分析 455自動控制 465.1自動控制水平 465.2自動控制系統方案 465.3主要檢測控制方案 465.4控制室 475.5供電、接地、防護措施及其他 475.6儀表選型 475.7主要工程量 485.8設計中采用的主要標準及規范 496廠址選擇 506.1選址原則 506.2選址地區概述 506.3廠址選擇 516.4相關支撐性文件 527總圖運輸、土建、全廠工藝及熱力管網 537.1總圖運輸 537.2土建 557.3工藝及供熱外管 618公用工程及輔助生產設施 638.1給排水 638.2供電 658.3電信 698.4采暖、通風及空調 708.5維修 738.6分析化驗 739節能 759.1概述 759.2能耗指標及分析 759.3節能措施綜述 769.4設計中采用的主要標準及規范 7610消防 7710.1編制依據及原則 7710.2火災危險性分類 7710.3可依托的消防條件 7710.4消防設施 7810.5主要消防工程量 7810.6消防設計采用的主要規范 7911環境保護 8011.1建設地區環境質量現狀 8011.2現有污染源及治理達標情況分析 8211.3建設項目污染及治理措施 8411.4環境管理及監測 8611.5環境保護投資 8611.6建設項目環境影響 8611.7執行的主要環境保護法律、法規和環境標準 8612職業安全衛生 8912.1編制依據 8912.2建設項目安全條件論證 9012.3職業安全衛生的危險、有害因素分析 9112.4采用的主要安全對策措施 9412.5安全衛生監督與管理 9712.6結論 9713組織機構及人力資源配置 9813.1生產倒班及人力資源配置 9813.2人員培訓 9814項目實施計劃 9914.1項目實施計劃 9914.2項目實施進度計劃 9915投資估算及融資方案 10115.1投資估算 10115.2資金來源及融資方案 10416財務分析 10516.1財務分析的基礎 10516.2成本費用估算 10616.3經濟效益分析 10716.4財務評價結論 10717結論與建議 10817.1研究結論 10817.2結論與建議 1091總論1.1項目及建設單位基本情況1.1.1項目基本情況1）項目名稱脫硝改造項目。2）項目建設性質本項目屬于環保改造項目。3）項目建設地點*****熱電廠內。1.1.2建設（主辦）單位基本情況1）建設（主辦）單位名稱、性質及負責人建設單位名稱：*****企業負責人：*****2）建設（主辦）單位概況*****是中國石油天然氣股份有限公司的地區分公司，是以*****油田原油、輕烴、天然氣為主要原料，從事煉油、化肥、乙烯、塑料、液體化工、橡膠、腈綸生產，并具備工程技術服務、機械制造加工、生產技術服務、礦區綜合服務能力的特大型石油化工聯合企業。公司始建于888888年，歷經半個世紀發展，已************************************。“十二五”期間，*****石化正按照“中國石油全面履行三大責任，切實做到四個保障”的總體要求，緊緊圍繞"創建百年企業、實現永續發展"的戰略構想，以堅持科學發展和轉變發展方式為主線，大力倡導"忠誠、務實、簡單"的企業理念，充分發揮煉化一體化優勢，以"千萬噸煉油、百萬噸乙烯"為依托，全力打造主業突出、輔業精干、服務業完善的"一本兩翼"戰略格局，努力實現生產規模、發展速度與質量效益同步增長，加快跨入國內最具競爭力的優秀煉化企業行列。。1.2編制依據及原則1.2.1編制依據1）*****熱電廠7#、8#爐運行現狀的基礎資料；2）脫硝改造項目可行性研究報告編制委托書；3）《中國石油煉油化工建設項目可行性研究報告編制規定》（2011年版）；4）*****熱電廠7#、8#鍋爐的基礎設計；5)*****熱電廠7#、8#鍋爐設計說明書、煙風阻力計算書及熱力計算書；6）*****提供的基礎數據；7）有關技術方提供的改造方案；8）環境法規和標準?！吨腥A人民共和國環境保護法》《中華人民共和國大氣污染防治法》《火電廠大氣污染物排放標準》GB13223-2011《火電廠氮氧化物防治技術政策》環發[2010]10號《燃煤煙氣脫硝技術裝備》GB/T21509-20081.2.2編制原則a）選擇成熟、可靠、先進的工藝技術，以保證鍋爐改造后煙氣達標排放。b）總圖布置在滿足防火防爆的前提下，力求節約用地，在確保工藝流程暢通的同時，考慮裝置的完整性和協調性。c）在充分消化專利商工藝技術的基礎上，盡量優化設計方案，以確保工程設計能夠實現工藝技術先進、節能降耗、裝置配套合理的目標。d）項目實施執行國家相關的法律、法規和規范，使安全生產、環境衛生、勞動保護等方面均有可靠保證。項目投入運行后納入HSE管理體系。1.3研究范圍及編制分工本可行性研究報告研究的范圍包括*****熱電廠7#、8#鍋爐改造、煙氣脫硝改造的建設規模、脫硝工藝比選及總工藝流程、工藝裝置技術及設備方案、自動控制、廠址選擇、總圖及土建、公用工程及輔助生產設施、節能、環保、消防、職業安全衛生、項目實施計劃、投資估算及資金籌措、財務分析、社會效益分析等方面。因本項目沒有產品出售，不涉及市場分析，因此對市場預測篇章不再進行論述。可行性研究報告的編制由中國石油集團東北煉化工程有限公司吉林設計院負責。1.4項目背景及建設理由1.4.1項目背景我國是世界上主要的煤炭生產和消費國，也是以煤炭為主要一次能源的國家。據統計，2002年原煤在我國一次能源構成中所占比例為70.7%，而用于發電的煤炭約占煤炭消費量的49.1%。煤炭燃燒產生的煙氣中含有煙塵、SO2、NOx和CO2等污染物，已經造成了嚴重的環境問題，是我國經濟可持續發展急待解決的重要問題。我國在燃煤電站煙塵排放的控制方面，通過近三十多年的發展，除塵設備和技術均達到國際先進水平，煙塵排放已得到有效控制。在燃煤電站SO2排放控制方面，我國采用引進技術和設備建立了一批煙氣脫硫工程，不斷加大SO2排放的控制力度，SO2排放的增長勢頭己基本得到了控制，SO2排放總量不斷降低。因此NOx的控制將是繼粉塵和SO2之后燃煤電站環保治理的重點。我國67%的NOx排放量來自于煤炭的燃燒。據國家環?？偩纸y計，2005年和2010年我國火電廠煤炭消耗量分別占全國總量的56%和64%，火電廠NOx產生量占全國總量的50%，以燃燒為主的電力生產是NOx排放的主要來源?；痣姀SNOx排放控制是我國NOx排放總量控制關鍵所在。在燃煤電站NOx排放的控制方面，我國起步較晚，在上世紀90年代后期開始成套引進國外脫硝技術和設備，成本高昂。我國的脫硝項目逐漸增多，多數是采用消化吸收國外先進技術并進行國產化的SCR脫硝技術，國內的SCR脫硝裝置已建成約200臺套，為國內NOx的減排做出了巨大的貢獻。*****熱電廠兩臺額定出力為240t/h循環流化床鍋爐（7#、8#）是上海鍋爐廠生產的，爐型****，8#鍋爐于2012年4月完成168小時考核，7#鍋爐于2012年5月完成168小時考核，該兩臺鍋爐于同年7月投入正式運行，主要負責為化工裂解裝置提供12.0MPa的高溫蒸汽。設計煤質鶴崗12級原煤，實際燃用的是*****提供煙煤。目前鍋爐實際運行中，存在以下幾個問題：a）風帽脫落頻繁；b）鍋爐滿負荷運行時床溫過高；c）鍋爐排煙溫度高；d）主蒸汽溫度不足；e）鍋爐氧量表指標值偏高；f）飛灰和底渣比例偏離設計值；g）鍋爐NOx排放濃度過高，鍋爐滿負荷時床溫可控制在950℃以下，此時旋風分離器入口煙溫為850-900℃，NOx排放濃度最高達450mg/Nm3。鍋爐70%負荷時旋風分離器入口煙溫為800-850℃，鍋爐50%負荷時旋風分離器入口煙溫為750-800℃。1.4.2項目建設必要性NOx的控制是國家經濟可持續發展和環境保護的客觀需求，NOx治理和減排也得到國家相關政策法規的有力支持。在《國家環境保護“十一五”科技發展規劃》中，電力行業脫硝被列入新型工業化過程中重點解決的環境科技問題，NOx的控制技術和對策則被列入區域大氣污染物控制重點解決的環境科技問題。中華人民共和國國民經濟和社會發展第十二個五年規劃（以下簡稱“十二五”）綱要中將NOx首次列入約束性指標體系，要求減少10%。國家環保部《2009-2010年全國污染防治工作要點》的通知第九款中明確指出，“全面開展氮氧化物污染防治。2015年年底前，現役機組全部完成脫硝改造”。國家環保部2011年最新頒布的《火電廠大氣污染物排放標準》（GB13223-2011）中規定，“自2014年7月1日起，現有火力發電鍋爐及燃氣輪機執行表1規定的氮氧化物排放限值100mg/Nm3。另外采用W型火焰爐膛的火力發電鍋爐，現有循環流化床火力發電鍋爐，以及2003年12月31日前建成投產或通過建設項目環境影響報告書審批的火力發電鍋爐執行氮氧化物排放限值200mg/Nm3。”環境保護部文件關于發布《火電廠氮氧化物防治技術政策》的通知中要求：在以燃煤機組氮氧化物排放濃度不達標或不滿足總量控制要求的電廠，應進行低氮燃燒技術改造，對在役燃煤機組進行低氮燃燒技術改造后，其氮氧化物排放濃度仍不達標或不滿足總量控制要求時，應配置煙氣脫硝設施。因此為了滿足國家的要求，對*****石化分公司熱電廠7#、8#鍋爐進行脫硝改造勢在必行，且為達到脫硝改造和鍋爐穩定運行的目的，還需對鍋爐本體進行改造。只有7#、8#鍋爐完成脫硝改造，才能滿足國家環保部發布的《火電廠大氣污染物排放標準》（GB13223-2011）的要求，使氮氧化物達標排放。1.4.3項目建設目標a）鍋爐滿負荷運行時，未噴氨時爐膛出口NOx排放濃度低于300mg/Nm3，可以實現鍋爐連續噴氨，噴氨后鍋爐最終排放NOX濃度低于200mg/Nm3的指標。b）鍋爐50%負荷下運行時，鍋爐不噴氨的情況下NOx排放濃度低于200mg/Nm3。c）改造后鍋爐主汽溫度在50%以上負荷運行時，可以穩定控制在525-540℃之間，旋風分離器入口煙氣溫度可以穩定控制在860-1100℃之間。d）鍋爐尾部煙道無積灰死角，鍋爐滿負荷運行時，排煙溫度可以控制在135℃以下。1.4.4主要依托條件a）脫硝裝置建在熱電廠內，無需征地。b）本裝置用鍋爐改造用電取自現有鍋爐房內，氨區電源取自現有輸煤配電間。c）本裝置所用液氨引自1#-6#鍋爐脫硝配套的氨區液氨儲罐后液氨泵出口母管。d）氨水制備所需脫鹽水來自氨區附近的廠內脫鹽水母管。1.5產業政策國家環保部《2009-2010年全國污染防治工作要點》第九款中明確指出：“2015年年底前，現役機組全部完成脫硝改造”。“十二五”規劃綱要中將氮氧化物首次列入約束性指標體系，要求減少10%。國家環保部《火電廠大氣污染物排放標準》（GB13223-2011）中規定，自2014年7月1日起，現有火力發電鍋爐及燃氣輪機執行表1規定的氮氧化物排放限值100mg/Nm3。另外采用W型火焰爐膛的火力發電鍋爐，現有循環流化床火力發電鍋爐，以及2003年12月31日前建成投產或通過建設項目環境影響報告書審批的火力發電鍋爐執行氮氧化物排放限值200mg/Nm3。因此本項目符合國家頒布的最新產業政策。2原料、輔助材料及產品2.1原料供應2.1.1原料構成和規格本脫硝裝置處理煙氣來源于*****石化分公司熱電廠7#、8#鍋爐爐膛出口煙氣。根據現場實測數據，本工程鍋爐爐膛出口NOx濃度為450mg/Nm3，為實現氮氧化物排放濃度控制到≤200mg/Nm3以下的目標，脫硝技術方案采用“鍋爐改造+SNCR脫硝裝置”兩步走方案。通過鍋爐本體改造，將NOx含量從450mg/Nm3降低到300mg/Nm3以下，實現流化床鍋爐的低氮燃燒，SNCR裝置入口NOx設計濃度取為300mg/Nm3，排放煙氣NOx濃度降低到200mg/Nm3以下設計。根據建設單位提供數據，7#、8#鍋爐目前燃料選擇的是俄羅斯高揮發份煙煤，熱值5200kcal/kg，可燃基揮發份大于40%，實際NOx排放量高達450mg/Nm3。熱值和灰分均大于原設計煤種。經建設單位確認，鍋爐脫硝系統運行后，燃料改回原設計煤種，故本項目基礎數據采用原設計資料。表2.1-1煤質分析參數表名稱符號單位設計校核煤種校核煤種2收到基碳Car%4741.2753.14收到基氫Har%3.22.573.4收到基氧Oar%4.364.995.94收到基氮Nar%0.430.540.60收到基硫Sar%0.180.230.25收到基灰分Aar%37.5745.6030.27收到基水分Mt,ar%7.264.806.4全水分Mt%7.264.838.17干燥無灰基揮發分Vdaf%34.2336.5020.47收到基低位發熱量Qnet,atMJ/kg18.21215.88

表2.1-2設計基準與性能要求（設計煤種）序號項目名稱單位參數鍋爐主要技術參數1鍋爐形式循環流化床2鍋爐數量臺23鍋爐額定蒸發量t/h240燃料主要技術參數4燃煤量（單臺爐）t/h43.4525發熱量MJ/kg18.212煙氣主要技術參數6煙氣量（濕基）Nm3/h251891（單爐）7脫硝系統入口煙氣溫度℃>870℃8脫硝后出口NOx濃度mg/Nm3≤200表2.1-3脫硝入口煙氣指標項目單位設計值備注煙塵濃度g/Nm336.2SNCR裝置入口NOx設計值mg/Nm3300SO2mg/Nm3166氨逃逸mg/Nm37.6本工程SNCR脫硝裝置所需水源、氣源、電源均由廠區內管道或裝置提供。本工程主要水耗、電耗等見下表：表2.1-4消耗指標表編號項目單位參數1氨耗量SNCRkg/h（兩臺爐）902脫鹽水量m3/h0.813伴熱熱水1.0MPa95℃3t/h4儀用壓縮空氣耗量Nm3/h205單位電耗kW27.72.2輔助材料供應本脫硝裝置主要輔助材料為液氨。其規格數量見表2.2-1。表2.2-1主要輔助材料的規格、數量表序號材料名稱規格數量來源備注1液氨純度99.9wt%90kg/h管網內供還原劑液氨由廠內管道輸送，供應穩定可靠。2.3產品該項目產品為脫硝后煙氣，煙氣量為7#爐251891m3/h（濕基），8#爐251891m3/h（濕基）。脫硝后煙氣組成見表2.3-1。表2.3-17、8#爐脫硝后煙氣組成表(單爐)項目單位數據備注流量Nm3/h251891BMCR工況溫度℃>870℃>50%BMCR工況壓力kPa不變煙塵濃度g/Nm332～41NOx(以NO2計)mg/Nm3≤200標、干、6%O2。6%O2SO2mg/Nm3≤200O2Vol%6H2OVol%8NH3mg/Nm3≤7.6脫硝后的煙氣經布袋除塵器除塵，煙氣粉塵排放濃度小于30mg/Nm3，經爐內噴石灰石法脫硫，鍋爐排放煙氣中SO2濃度小于200mg/Nm3，均滿足《火電廠大氣污染物排放標準》（GB13223-2011）的要求。3建設規模、產品方案及總工藝流程3.1原料性質本裝置原料為鍋爐煙氣，7、8#鍋爐在BMCR工況下煙氣流量為251891Nm3/h。3.2建設規模本裝置為熱電廠原有7、8#鍋爐各提供一套鍋爐本體改造(CFB低氮燃燒)+SNCR聯合脫硝系統。建設規模按100%BMCR工況下的煙氣量設計，7、8#鍋爐設計處理煙氣量251891Nm3/h，年運行時間為8000小時，當量滿負荷運行時間5600小時。3.3總工藝流程3.3.1總工藝流程說明3.3.1.1總工藝流程制定原則a）NOx排放濃度和排放量必須滿足國家和當地政府環保要求。b）脫硝工藝要適用于鍋爐已確定的煤種條件，并考慮燃煤來源的變化可能性。c）脫硝工藝要做到技術成熟、設備運行可靠，并有成功的運行業績。d）根據工程的實際情況盡量減少脫硝裝置的建設投資。e）脫硝系統應布置合理。f）脫硝還原劑要有穩定可靠的來源。g）盡量減少運行費用。3.3.1.2NOx的控制方法簡介NOx的形成是由于氮與氧在非常高的溫度時結合，在通常的燃燒溫度下，煤燃燒生成的NOx中，NO占90%以上，NO2占5%～10%，而N2O只占1%左右。在大氣污染治理領域里，NOx主要指的是NO和NO2。煤燃燒過程中生成的NOx有三種方式：熱力型NOx，它是空氣中的氮氣在高溫下氧化而生成的NOx。燃料型NOx，它是燃料中含有的氮化合物在燃燒過程中熱分解，接著氧化而生成的NOx。速度型NOx，它是燃燒時空氣中氮和燃料中的碳氫化合物反應生成的NOx。對于燃煤電站鍋爐，一般熱力型NOx占總NOx的25%，燃料型NOx占75%，速度型NOx所占份額很少。有關NOx的控制方法有幾十種之多，歸納起來，這些方法不外乎從燃料的生命周期的三個階段入手，即燃燒前、燃燒中和燃燒后。當前有關燃燒前脫硝的研究很少，幾乎所有的研究都集中在燃燒中和燃燒后的NOx控制。所以在國際上把燃燒中NOx的所有控制措施統稱為一次措施(primarypollutionprevention)，主要是低NOx燃燒技術；把燃燒后的NOx控制措施稱為二次措施(secondarypollutionprevention)，又稱為煙氣脫硝技術，其中包括選擇性非催化還原技術（簡稱SNCR）、選擇性催化還原技術（簡稱SCR）、固體吸附法、電子束照射法等。a）脫硝一次措施——低NOx燃燒技術所有利用改變燃料燃燒條件和燃燒方法來控制NOx產生及減少燃料中N向NOx轉化的方法都統稱為低氮燃燒技術。我國煤粉爐大部分采用四角切圓燃燒技術，燃用煙煤鍋爐的NOx排放濃度可以達到以往650mg/Nm3的排放標準，而大型貧煤、無煙煤鍋爐的NOx排放濃度卻嚴重超標，高達1000mg/Nm3以上，這和煤種特性有關。由于我國新建的大型煙煤鍋爐基本上都采用了低氮燃燒器和爐膛分級燃燒技術（設置頂部燃燼風OFA）來降低NOx排放，而且由于煙煤易于燃盡，采用爐膛分級燃燒技術對鍋爐熱效率的影響很小。b）脫硝二次措施——煙氣脫硝技術1）SNCR煙氣脫硝技術選擇性非催化還原技術（SNCR）是用NH3、尿素等還原劑噴入爐內與NOx進行選擇性反應，還原劑噴入爐膛溫度為870~1100℃的區域，該還原劑（尿素）迅速熱分解成NH3并與煙氣中的NOx進行還原反應生成N2。將氨作為還原劑的方法稱Exxon法，該法最初由美國的Exxon公司發明并于1974在日本成功投入工業應用，后經美國FuelTech公司推廣，目前美國是世界上應用實例最多的國家。使用尿素與增強劑的方法，稱為燃燒技術中的脫NOx法，也稱NOxOUT法。該法由EPRI于1980年研制并獲得專利。SNCR工藝流程如圖3.3-1所示。圖3.3-1SNCR工藝流程圖研究發現，在爐膛870~1100℃這一狹窄的溫度范圍內、在無催化劑作用下，NH3或尿素等氨基還原劑可選擇性地還原煙氣中的NOx，基本上不與煙氣中的O2作用，據此發展了SNCR法。主要的還原機理見下面化學反應方程(1)所示，如果溫度過高，NH3會被氧化成NO，見化學反應方程(2)。(1)(2)不同還原劑有不同的反應溫度范圍，此溫度范圍稱為溫度窗口。NH3的反應最佳溫度窗口為850～1100℃。當反應溫度過高時，由于氨的分解會使NOx還原率降低，另一方面，反應溫度過低時，氨的逃逸會增加，也會使NOx還原率降低。NH3是高揮發性和有毒的物質，氨的逃逸會造成新的環境污染。2）SCR煙氣脫硝技術選擇性催化劑還原技術（SCR）是由美國Eegelhard公司發明并于1959年申請了專利，而日本率先在20世紀70年代對該方法實現了工業化。SCR脫硝原理是利用NH3和催化劑（鐵、釩、鉻、鈷或鉬等堿金屬）在溫度為300～400℃時將NOx還原為N2。NH3具有選擇性，只與NOx發生反應，基本上不與O2反應，所以稱為選擇性催化還原脫硝法。SCR技術與SNCR技術的化學反應原理相同，都是在煙氣中加入還原劑（最常用的是液氨、氨水和尿素），在一定溫度下，還原劑與煙氣中的NOx反應，生成無害的氮氣和水。主要反應如下：4NO+4NH3+O2→4N2+6H2ONO+NO2+2NH3→2N2+3H2O6NO2+8NH3→7N2+12H2O4NH3+3O2→2N2+6H2O4NH3+5O2→4NO+6H2O在沒有催化劑的情況下，上述化學反應只是在很窄的溫度范圍內（850~1100℃）進行。SCR技術采用催化劑，催化作用使反應活化能降低，反應可在較低的溫度條件（300~400℃）下進行，相當于鍋爐省煤器與空氣預熱器之間的煙氣溫度。選擇性是指在催化劑的作用和在氧氣存在條件下，NH3優先和NOx發生還原脫除反應，生成氮氣和水，而不和煙氣中的氧進行氧化反應，與SNCR技術相比降低了氨的消耗。圖3.3-2為SCR煙氣脫硝系統典型工藝流程簡圖，SCR系統一般由氨的儲存和供應系統、氨與空氣混合系統、氨氣噴入系統、反應器系統、檢測控制系統等組成。

圖3.3-2SCR工藝典型流程簡圖SCR煙氣脫硝技術的脫硝效率較高，一般為60～90%左右。3）吸附法脫除NOx法。常用的吸附劑有分子篩、活性炭、天然沸石、硅膠及泥煤等，其中有些吸附劑如硅膠、分子篩、活性炭等，兼有催化的性能，能將廢氣中的NO催化氧化成NO2，然后用水或堿吸收而得以回收。吸附法脫硝效率較高，能達到70~80%，但是因單位體積吸附劑的NOx吸附量小，吸附劑用量多，設備龐大，設備成熟度不高，再生頻繁、投資運行費用高昂等原因，國內目前僅有2臺75t/h鍋爐作為試驗裝置采用此技術，工業應用不廣泛。4）電子束照射法電子束照射法脫硝，其原理是利用電子束照射煙氣，使生成強氧化性OH基、O原子，這些強氧化基團氧化煙氣中的二氧化硫和NOx、生成硫酸和硝酸，再加入氨氣，則生成硫硝銨復合鹽。目前，該技術還不成熟，有待進一步開發。在上述的脫硝二次措施當中，選擇性催化還原技術（SCR）由于脫硝效率最高、最為成熟，因此世界上大多數國家如美國、日本、歐洲各國等均采用SCR技術作為鍋爐煙氣脫硝的首選技術，日益成為當今脫硝技術的主流。3.3.1.3方案比選從工藝方案靈活性、工藝技術的先進性和可靠性、主要技術經濟指標、節能、環保、安全、投資及經濟效益等方面，對各種脫硝工藝方案進行對比，技術性能對比參見表3.3-3。表3.3-3工藝對比表序號項目一次措施二次措施低NOx燃燒技術SNCRSCR吸附法電子束照射法1工藝技術特點優點：技術成熟，爐內脫硝主流技術缺點：效率較低，在環保要求較高時，不能滿足排放要求，必須結合其它煙氣脫硝技術。脫硝效率受鍋爐燃煤煤種限制。優點：不需要催化劑，占地小缺點：對溫度窗口要求嚴格，容易引起爐壁腐蝕，氨逃逸高，對鍋爐下游設備產生不利影響，運行中能耗高，脫硝效率較低，控制難度大，對運行要求高。優點：全世界技術最成熟，應用最廣泛，對負荷適應性強，脫硝效率最高，可達90%以上，易于控制，靈活可靠。缺點：需要催化劑，占地大，投資較高。優點：脫硝效率高，適宜于小規模的排放源，設備簡單，易于再生。缺點：受吸附容量限制，不能用于大容量排放源，再生頻繁，投資高優點：可用于同時脫硫脫硝。缺點：耗能大，投資高。2方案靈活性受鍋爐爐型和燃煤煤種制約，靈活性較差。受鍋爐爐型和燃煤煤種制約，靈活性較差。不受鍋爐爐型和燃煤煤種制約，方案靈活可靠。未工業化應用，靈活性尚待考證未工業化應用，靈活性尚待考證3運行可靠性脫硝效率受鍋爐負荷及煤種變化影響，當偏離設計值時，脫硝效率會降低。有時不能滿足環保排放指標。脫硝效率受鍋爐負荷及煤種變化影響，當偏離設計值時，脫硝效率會降低。有時不能滿足環保排放指標。脫硝效率不受鍋爐負荷及煤種變化影響，可根據排放要求調整運行參數，實現達標排放。未工業化應用，運行可靠性尚待考證未工業化應用，運行可靠性尚待考證4運行可控性脫硝效率依靠運行人員經驗進行調整，可控性較差。脫硝效率依靠運行人員經驗進行調整，可控性較差。因有在線調整系統，系統可自動調整，運行可控性高。未工業化應用，運行可控性尚待考證未工業化應用，運行可控性尚待考證5應用普遍性普遍采用一般普遍采用未工業化應用未工業化應用6對鍋爐本體影響幾乎沒有影響會對鍋爐受熱面造成腐蝕幾乎沒有影響未工業化應用，對鍋爐影響尚待考證未工業化應用，對鍋爐影響尚待考證根據上述幾種主要工藝技術的分析比較，吸附法和電子束照射法，因技術尚不成熟，國內沒有工業化應用業績，不推薦采用。結合*****實際情況，由于熱電廠7、8#爐是現有鍋爐，其爐型為循環流化床鍋爐，經鍋爐本體改造后，煙氣中NOx的濃度為300mg/Nm3。脫硝效率在33.3%即可達到《火電廠大氣污染物排放標準》（GB13223-2011）對NOx的排放限值200mg/Nm3。SNCR適用于CFB機組，首先其爐膛出口溫度一般在850~1000℃區間內，在SNCR工藝高效“溫度窗”內;其次燃燒后煙氣分二部分分別經過分離器，在分離器內劇烈混合且停留時間超過1.5秒，為SNCR工藝提供了天然的優良反應器;最后由于CFB燃燒技術是一種低NOX燃燒技術，CFB鍋爐出口NOx濃度較低，再通過SNCR工藝，可確保出口濃度達到環保要求；此外SNCR工藝投資和運行費用都低于SCR工藝，工業試驗和國外運行經驗均表明SNCR系統用于CFB鍋爐，設計合理可達60%以上脫硝效率。因此7、8#鍋爐擬采用SNCR工藝進行脫硝改造。針對熱電廠7、8#鍋爐進行煙氣脫硝改造所采取的工藝以及能達到的改造目標見下表：

表3.3-4改造采用的脫硝工藝7、8#爐改造前NOx，mg/Nm3300采用SNCR脫硝效率≥33.3%NOx，mg/Nm3200擬采用的脫硝工藝SNCR綜上所述，7、8#爐采用非選擇性催化還原（SNCR）脫硝工藝，可將NOx濃度由300mg/Nm3降至200mg/Nm3以下。3.3.2裝置構成7、8#爐脫硝裝置的構成主要包括：SNCR系統和氨區。表3.3-5主要裝置構成表序號裝置名稱單位數量處理量備注（新建、改造、利舊）1鍋爐本體改造套2240t/h7、8#鍋爐改造2SNCR反應系統套2251891Nm3/h（7、8#爐）改造3一次風機改造套24氨區套1擴建4工藝裝置4.1工藝技術選擇4.1.1鍋爐現狀4.1.1.1鍋爐型式鍋爐采用2臺銘牌220t/h高溫超高壓循環流化床鍋爐設計，鍋爐采用上海鍋爐廠有限公司產品；鍋爐設計燃料、校核燃料為*****省東部；每臺鍋爐設一次風機1臺，二次風機1臺，引風機2臺，返料風機2臺；在環保性能方面，因其是低溫燃燒（燃燒溫度850~950℃），且有較大的二次風率（40~50%），所以對降低NOx的排放非常有利。本鍋爐采用向爐內添加石灰石方式進行爐內脫硫，爐內噴鈣法進行脫硫，設計脫硫效率80%，鈣硫的摩爾比為2.5，兩臺鍋爐配有一套脫硫儲存輸送系統，包括一座石灰石料倉，兩臺螺旋輸粉給料機、三臺輸送風機，每臺鍋爐分兩路由二次風噴口噴入爐內。設計SO2的脫硫效率大于80%,實際SO2排放濃度小于200mg/m3。每臺鍋爐配置1臺布袋除塵器，用來收集煙氣中的灰塵，使煙氣從煙囪排入大氣的最大含塵濃度不大于30mg/Nm3。噴吹型式采用行噴，捕捉下來的灰塵采用氣力輸灰系統送至灰庫，經罐車外運。4.1.1.2鍋爐主要技術參數鍋爐爐型循環流化床鍋爐 銘牌蒸發量 220t/h額定蒸發量 240t/h最大蒸發量 260t/h 鍋爐臺數 2臺 額定蒸汽壓力 12MPa（G） 額定蒸汽出口溫度 540℃ 給水溫度 158排煙溫度 1鍋爐保證熱效率 90.75％ 燃料粒度 0～10mm 布置型式 室內布置表4.1-1煤質分析表燃料類型設計煤種校核煤種（1）校核煤種（2）元素分析(收到基,重量%)碳Car4741.2753.14氫Har3.22.573.40硫Sar0.180.230.25氮Nar0.430.540.60氧Oar4.364.995.94水分Mt7.264.86.4灰Aar37.5745.6030.27干燥無灰基揮發份Vdaf34.2336.5038.17釩V(ppm)低位熱值(收到基)MJ/kg18.21215.8820.47灰成分分析（%）SiO265.5665.3160.63Fe2O34.644.004.63Al2O321.2418.3221.83CaO3.831.852.61MgO1.320.660.62SO31.020.651.04灰熔融溫度，℃還原氣氛開始變形溫度11101420＞1500軟化溫度(H=W)13001495＞1500軟化溫度(H=?W)1500＞1500流化溫度1400＞1500＞1500氧化氣氛開始變形溫度14001500軟化溫度(H=W)1475＞1500軟化溫度(H=?W)1495＞1500

4.1.1.3燃燒系統主要輔助設備的選擇1臺鍋爐燃燒系統主要輔助設備選擇如下:一次風機 1臺風量 168000Nm3/h（34℃風壓 22100Pa電機功率 1600kW（6kV）二次風機 1臺風量 113000Nm3/h（34℃風壓 15500Pa電機功率 800kW（6kV）引風機 2臺風量 150000Nm3/h煙氣入口溫度 135℃風壓 8100Pa電機功率 900kW（6kV）布袋除塵器 1臺處理煙氣量 47煙氣入口溫度 135℃煙塵出口濃度 ＜30mg/Nm3全封閉稱重式給料機 4臺出力 0～25t/h皮帶寬 650mm高壓密封風機 2臺風量 3300Nm3/h風壓 60000Pa電機功率 75kW4.1.2鍋爐運行方式*****熱電廠兩臺240t/h循環流化床鍋爐（7#、8#）是上海鍋爐廠生產的，爐型：SG-220/12.0-M692，8#鍋爐于2012年4月完成168小時考核，7#鍋爐于2012年5月完成168小時考核，該兩臺鍋爐于同年7月投入正式運行，主要負責為化工裂解裝置提供12.0MPa的高溫蒸汽。設計入爐煤粒度為小于10mm，D50=2.0，實際入爐煤粒度為：10mm通過率為60-80%，2.0mm通過率為10-30%，與設計有一定偏差，因破碎機破碎效果不佳，且堵煤嚴重，熱電廠于2012年冬季對該破碎機進行了更換，更換為齒板式破碎機，更換后堵煤問題已解決，但粒度仍不能實現全部小于10mm的標準，現入爐煤粒度為10mm通過率為60-80%，2.0mm通過率為20-40%?；ぱb置使用12.0MPa蒸汽負荷情況為：正常生產無燒焦無切換爐時用汽量為170t/h，當化工裂解爐切換時用汽量260t/h，當化工裝置開工時用汽量在350t/h,化工裂解爐燒焦時鍋爐負荷波動幅度在30-50t/h。用汽壓力9.5-10.1MPa，用汽溫度為不低于510℃，因化工裝置距熱電廠較遠，熱電廠7#、8#鍋爐的出口蒸汽壓力控制指標為10.0-11.0MPa，溫度控制指標為525-540℃。為了保證供化工裝置用汽安全穩定，熱電廠兩臺循環流化床同時運行，總負荷約330t/h，除供化工裝置用汽外，多余蒸汽經減壓后供給熱電廠老系統主蒸汽母管，用于機組發電或減為需要等級的蒸汽供化工裝置使用。當7#、8#鍋爐中有一臺停爐檢修時，另一臺鍋爐負荷提升至200t/h以上，保證化工供汽壓力穩定可調可控。多余蒸汽供給熱電廠老系統主蒸汽母管。4.1.2限制SNCR改造存在的問題*****石化熱電廠兩臺220t/h流化床鍋爐是上海鍋爐廠生產的，原設計燃料為本省的煙煤，熱值4350kcal/kg實際燃煤品質受煤炭市場情況限制,因來煤質量不穩定,其熱值、含硫和含氮量均有所有變化，對鍋爐SO2和NOx排放濃度均有所影響。。根據脫硝設計導則規定，SNCR脫硝噴按窗口溫度在871℃-1100℃之間，循環流化床鍋爐噴槍位置一般選擇在鍋爐旋風分離器入口位置，目前鍋爐旋風分離器入口溫度如下：表4.1-28#爐運行參數對比表時間2012.4.222012.4.232013.4.82013.5.8項目設計值232t/h251t/h150t/h154t/h爐膛煙溫889929931826835旋風分離器出口煙溫900799/778795/777轉向室出口煙溫842788/817809/849679/691678/692高溫過熱器出口煙溫687671/653690/680620/606618/604低溫過熱器出口煙溫486465/464481/478480/483471/453省煤器出口煙溫268282/296293/310310/323289/299空預器出口煙溫129132/134143/148146/144154/157冷風溫度20一次風機出口風溫2049.660.227.767.3二次風機出口風溫2038.243.238.472.4一次熱風溫度180221232221222二次熱風溫度180264273285279轉向室出口蒸汽溫度344342/344343/344332/334330/332低溫過熱器出口蒸汽溫度410409/414408/412387/395385/394屏過入口蒸汽溫度381378/378380/381381/388383/391屏過出口蒸汽溫度456464/465465/466473/479474/483高溫過熱器入口蒸汽溫度446459/456457/461473/479474/482高溫過熱器出口蒸汽溫度540530/532533/535531/531531/531床溫970970868834由上表看出，目前鍋爐運行旋風分離器出口溫度在低負荷時溫度在790左右，不能滿足SNCR噴氨溫度窗口的要求。針對SNCR噴氨溫度窗口及鍋爐本體偏離低氮排放設計值存在的問題，2013年11月份，熱電廠委托北京特種設備檢測研究所對7#、8#鍋爐進行了燃燒調整試驗和性能考核，鍋爐熱效率高于鍋爐廠保證值90.75%，從性能考核情況及鍋爐平時運行中的優化調整結果來看鍋爐目前存在的問題如下：a）通過優化運行調整試驗，現在鍋爐滿負荷時床溫可控制在950℃以下，此時旋風分離器入口煙溫為850-900℃，NOx排放濃度最高達450mg/Nm3。鍋爐70%負荷時旋風分離器入口煙溫為800-850℃，但此溫度場不滿足SNCR脫硝技術要求的最低噴氨要求的870℃以上。此工況下無法采用噴氨的措施降低NOx排放濃度；b）鍋爐運行時床壓過高，造成一次風量過大，使得鍋爐給煤在富氧環境中燃燒，NOx產生量過高，從爐膛床壓過高，爐膛稀相區差壓過低及鍋爐投產初期暴露出來的風帽存在的問題等各運行數據分析，爐內布風板及風帽設計存在問題，阻力過大。這一問題使得運行中無法對鍋爐配風進行優化調整，一旦降低一次風壓和風量，則會出現床料流化不好，產生局部結焦問題，影響鍋爐的安全平穩運行。因此過高的一次量及過高的氧量是造成7#、8#鍋爐過高NOx排放濃度的主要原因；c）爐膛內的吸熱量過大也是造成旋風分離器入口煙溫過低的一個原因。從尾部煙道各級受熱面進出口煙溫數據及溫壓值分析，高低溫段過熱器進出口和省煤器入口在各種負荷工況下煙溫均低于設計值，但省煤器出口煙溫在各種工況下均高于設計值50-60℃，熱風溫度過高，高出設計值60℃（空氣預熱器換熱效果較好），說明省煤器的吸熱量不足（這也是造成排煙溫度高的原因之一），于是水冷壁就需要在爐膛內吸收過量的熱量，則造成旋風分離器入口煙溫過低，高低溫段過熱器因煙壓過低又造成其吸熱量不足，因此兩級減溫水噴水量過低，主汽溫度調節控制空間不足，低負荷時容易低溫。如果通過優化鍋爐燃燒配風，降低鍋爐運行控制氧量值后，這一問題將更加嚴重。省煤器受熱面布置不夠及水冷壁吸熱量過大是造成鍋爐低負荷運行時，旋風分離器入口煙溫過低的主要原因；d）從飛灰量過大，底渣量過低及旋風分離器返料腿內風壓偏低分析，該旋風分離器的效率較低，不能實現大部物料返回爐內，而直接經尾部受熱器，進入布袋除塵器了。同時又因煙氣中的飛灰濃度過高，脫硫灰粘性大等原因而加劇了尾部受熱面的積灰；e）通過停爐后對尾部受熱面積灰情況的檢查，發現受熱面積灰量非常大，包墻過熱器管束之間已被脫硫灰完全堵住。燃氣脈沖吹灰器噴吹前后各點煙溫變化來看，現使用的燃氣脈沖吹灰器不能滿足實際需要，特別是尾部高、低溫過熱器和省煤器處的受熱面積灰嚴重；f）省煤器入口氧量表DCS指標值與實測值偏差過大；一、二次風量測量表DCS指標值不準；一、二次風機依靠出口擋板調整控制風量，且擋板特性不好，存在控制盲區等問題對鍋爐燃燒配風優化運行調整影響較大；g）一次風比率過高根據鍋爐廠經驗，燃用高揮發份的燃料，該容量等級的流化床鍋爐一次風比率應控制在45%左右，即額定負荷一次風量應控制在90kNm3/h，額定負荷至50%負荷時風量線性下降，至50%后各風量維持恒定。但*****石化的鍋爐161t/h負荷時一次風量為90~100kNm3/h，這也是造成NOx高的原因之一。h）鍋爐臨界流化風量較高根據現場運行人員反應，鍋爐臨界流化風量約為60kNm3/h，這數值較常規機組高出較多，懷疑風帽有問題。據了解，鍋爐建設時，施工人員將布風板上部的澆注料澆注過厚，使得風帽無法落入風帽內的柱上，且施工人員沒有將風帽與內柱進行固定。使得風帽不牢固，鍋爐運行不到半月即出現爐膛內單點或多點床溫過低問題，每次停爐檢查時均會發現大量風帽脫落，風帽內積滿床料，采用人工對每個風帽進行檢查，將其內部積存的床料清理干凈，重新將風帽與中柱進行焊接，但下次停爐檢查還會發現大量風帽再次開焊。因運行中床料局部流化不好，導致密相區燃燒效果不好，多次出現床面局部結焦問題。j）主蒸汽溫度不足減溫水量投加量過低，在鍋爐滿負荷運行時一級減溫水量不到設計值的80%，二級減溫水基本不投，鍋爐70%負荷運行時，一級減溫水量不到設計值的50%、二級減溫水基本不投，主汽溫度在535℃以下。k）尾部受熱面安裝的是脈沖吹灰器，高溫段吹灰效果不佳鍋爐省煤器出口煙氣溫度較設計值高出50~60℃，高溫段吹灰效果不佳（或受熱面布置偏少），熱風溫度較設計值高出50m）鍋爐實際運行中鍋爐滿負荷運行時NOx排放濃度最高達450mg/Nm3，低負荷（70%）運行時NOx排放濃度仍高于300mg/Nm3，遠高于設計值，同時也高于其它同類型的循環流化床鍋爐排放濃度。鍋爐NOx排放值超標，在高負荷時分離器入口溫度具備噴氨條件，但在低負荷時鍋爐排放值依然超標，此時分離器入口溫度不具備噴氨條件。n）一次風機和二次風機擋板特性不好，存在調整盲區較大，另外，在風量小范圍調整時，風量無變化，給鍋爐燃燒調整帶來不利影響。鍋爐氧量表指標值偏高，經多次零點校驗無問題，但從實際配風調整情況看，該表指標值不準確。一、二次風量測量準確性均較差。4.1.3鍋爐本體改造方案a）為了降低鍋爐燃燒氧量，需要降低一次風量，若在降低一次風量和風壓的情況下，保證鍋爐的流化狀態不受影響，需要對爐膛內的水冷布風板及風帽進行改造，改造后的布風板及風帽材質為HH。改變風帽結構，降低布風板阻力，重新分配布風板上的風帽分布，布風板內受熱面管Φ76×8,材質為20G需要重新布置，實現床層流化無死區，風量分布均勻。圖4.1-1改造后的風帽結構b）當鍋爐氧量恢復正常值后，由于煙氣量的下降，主蒸汽溫度會降低到510~520℃。為滿足SNCR投運要求，提高爐膛出口煙氣溫度，需對鍋爐本體受熱面進行調整，取消部分水冷屏，提高爐膛出口煙溫，使旋風分離器入口煙溫滿足低負荷運行時噴氨要求；為降低熱風溫度和尾部排煙溫度，根據省煤器實際布置空間，增加兩組省煤器，如圖4.1-2所示，省煤器管束（材質為20G）、固定（材質為20）及散件。增加一組增加一組增加一增加一組圖4.1-2省煤器改造圖c）對旋風分離器進行相應改造，提高分離效率，主要內容是改變旋風分離器入口處結構，增加進行分離器的物料的離心分離效果。主要材料包括耐磨耐火澆注料、耐火保溫澆注料和銷釘δ=5mm；1Cr20Ni14Si2。入口煙道改進后的形狀入口煙道改進后的形狀圖4.1-3分離器改造結構示意圖d）為了減輕鍋爐尾部受熱面的積灰，增加尾部受熱面的換熱效果，降低排煙溫度，在高低溫段過熱器及省煤器入口處增加蒸汽吹灰器。e）為了實現一、二次風量可調可控。1）一次風改造：為保證鍋爐能夠在適合氧量下運行，避免風機擋板特性不好，擋板控制存在的盲區，從而降低爐膛出口NOx排放濃度，對一次風機進行變頻改造。改造后不僅可以實現一次風量的調節精度，同時還可實現節電目的?，F有鍋爐一次風風量全部靠一次風門擋板調節，根據運行情況，一次風機檔板特性不好，48％－72％是盲區，風量、電流在檔板開大時表現下降的趨勢，鍋爐正常運行時無法實現燃燒及時調整。特別是鍋爐控制低氮燃燒，需要較精確配風，全部靠風門調節，能耗高，風量無法控制。因此本設計擬通過設置變頻器的方式控制一次風機的風量，達到節能并有效控制風量的目的，保證鍋爐改造后低氮燃燒效果更好。2）二次風改造：目前每臺鍋爐配有24個二次風噴口，前墻分兩層各6個（標高11.4m和8.4m），后墻分三層共12個(標高11.4m有6個、9.2m有4個、8.4m有2個)，二次風門原設計為就地手動閥門，且無操作平臺，運行中無法根據鍋爐工況實時調整各層前后墻二次風配風量，無法實現鍋爐低氮燃燒二次風風量的遠程及時控制。為了能夠實現根據不同負荷和燃燒工況及時調整二次風配風量及風量分配，實現鍋爐低氮燃燒，降低爐膛出口NOx排放濃度，本設計對每臺鍋爐24個二次風增加電動調節門，實現鍋爐根據不同負荷和工況，通過DCS遠程及時調整各層二次風門開度，配合一次風及時精確配風、調風，更好的實現鍋爐低氮燃燒。f）為了適應鍋爐SNCR脫硝工藝，需要提高爐膛內溫度，保證旋風分離器入口煙溫達到870℃以上，通過對鍋爐本體改造將爐膛溫度升高后，在滿足脫硝要求的同時，因爐膛溫度的升高，又會造成爐內噴鈣的脫硫效率降低。為了保證在脫硝的同時，SO2g）為了提高主汽溫度，保證鍋爐主蒸汽溫度可調可控，滿足化工用汽品質要求，對現有高溫過熱器進行部分改造，增加受熱面積。h）兩臺鍋爐現有SO2在線分析儀表僅有標準狀態的數據，無折算成氧含量為6%的濃度值，本次改造時需要在單爐的CEMS系統中每臺鍋爐各增加一個SO2在線監測分析儀表。4.1.4鍋爐本體改造目標a）鍋爐滿負荷運行時，未噴氨時爐膛出口NOx排放濃度低于300mg/Nm3，可以實現鍋爐連續噴氨，噴氨后鍋爐最終排放NOX濃度低于200mg/Nm3的指標。b）鍋爐50%負荷下運行時，鍋爐不噴氨的情況下NOx排放濃度低于200mg/Nm3。c）改造后鍋爐主汽溫度在50%以上負荷運行時，可以穩定控制在525-540℃之間，旋風分離器入口煙氣溫度可以穩定控制在870-1100℃之間。d）鍋爐尾部煙道無積灰死角，鍋爐滿負荷運行時，排煙溫度可以控制在135℃以下。4.1.5脫硝技術方案4.1.5.1SNCR技術介紹及應用情況選擇性非催化還原法（SelectiveNon-CatalyticReduction，SNCR）技術是一種不用催化劑，在870℃～1100℃范圍內還原NOx的方法，還原劑常用氨或尿素。SNCR煙氣脫硝技術大多用作低NOx燃燒技術后的二次處置。該方法是把含有NHx基的還原劑噴入爐膛溫度為870℃～1100℃的區域后，迅速熱分解成NH3和其它副產物，隨后NH3與煙氣中的NOx進行SNCR反應而生成N2。SNCR還原NO的反應對于溫度條件非常敏感，爐膛上噴入點的選擇，也就是所謂的溫度窗口的選擇，是SNCR還原NO效率高低的關鍵。一般認為理想的溫度范圍為870℃～1100℃，并隨反應器類型的變化而有所不同。當反應溫度低于溫度窗口時，由于停留時間的限制，往往使化學反應進行不夠充分，從而造成NO的還原率較低，同時未參與反應的NH3增加也會造成氨氣的逃逸，遇到SO2會產生NH4HSO4和（NH4）2SO4，易造成空氣預熱器堵塞，并有腐蝕的危險。而當反應溫度高于溫度窗口時，NH3的氧化反應開始起主導作用：4NH3+5O2→4NO+6H2O從而，NH3的作用成為氧化并生成NO，而不是還原NO為N2。如何選取合適的溫度條件同時兼顧減少還原劑的泄漏成為SNCR技術成功應用的關鍵。典型的SNCR系統由還原劑儲槽、多層還原劑噴入裝置以及相應的控制系統組成。它的工藝簡單，操作便捷，尤其適用于對現役機組的改造。4.1.5.2SNCR技術比選目前常用的SNCR技術主要包括Exxon法和NOxOUT法。將氨作為還原劑的SNCR工藝稱為Exxon法，由美國Exxon公司于1975年開發并獲得專利，并于19世紀80年代開始應用于鍋爐煙氣脫硝，使用尿素與添加劑的SNCR工藝稱為NOxOUT法，由EPRI于1980年研發并獲得專利，美國Fueltech公司在此基礎上進行補充并持有幾項補充專利。國內自主研發的SNCR技術也是基于這兩種工藝進行改進和發展。Exxon法以氨或氨水為還原劑，最佳反應溫度窗口為800~1050℃，主要的反應為：4NH3+4NO+O2→4N2+6H2O若采用氨氣為還原劑，需要采用空氣或蒸汽作為注入載體。若采用氨水作為還原劑，則可直接噴入爐膛進行反應，采用霧化噴嘴將氨水霧化為氨氣。NOxOUT法以尿素為還原劑，最佳反應溫度窗口為900~1100℃，并可通過在尿素中增加添加劑來擴大反應溫度窗口，主要反應為：2NH2CONH2+4NO+O2→4N2+2CO2+4H2O尿素作為還原劑，可直接噴入爐膛，需要采用霧化噴嘴將尿素霧化為氨氣。兩種SNCR工藝的對比如下：1）脫硝效率和氨逃逸率。與氨氣或氨水比較，尿素還原反應鏈長，分子結構為立體式，大分子反應前需要斷鏈，鍵能高，反應溫度要求高，反應停留時間短，因此同等反應條件下，氨氣或氨水的反應效率會高于尿素的反應效率，因此Exxon法比NOxOUT法的脫硝效率高，且氨逃逸相對較低。2）對鍋爐熱效率的影響。由于在與NOx發生還原反應前，噴入高溫爐膛的尿素溶液除了需要先蒸發水分，還需要先熱解產生氨，此反應為吸熱反應，因此在尿素作為還原劑對鍋爐熱效率的影響最大，其次是氨水，影響最小的是氨氣。因此Exxon法比NOxOUT法對鍋爐熱效率的影響小。3）系統安全性。由于液氨屬于乙類危險品，氨水屬于輕微腐蝕化學品，都需要按照危險品管理，因此Exxon的SNCR脫硝系統在還原劑儲運和使用過程中需要考慮防火防爆和防止揮發泄露的相關安全措施。而尿素不屬于危險品，因此NOxOUT法安全性更高。4）系統經濟性及操作性。NOxOUT法一般尿素固體需要配置成30~50%溶液，需要額外配置溶解系統，同時尿素溶液低溫下易結晶，所以在配置和輸送過程中要考慮加熱和伴熱，增加了投資運行成本和操作難度。綜合以上分析，并結合本項目的實際情況，還原劑依托熱電廠1~6#鍋爐脫硝系統已建成的氨區，宜采用液氨為還原劑，因此本項目推薦采用Exxon法SNCR工藝，采用氨水作為還原劑。SNCR適用于CFB機組，首先其爐膛出口溫度一般在870~1000℃區間內，在SNCR工藝高效“溫度窗”內;其次燃燒后煙氣分兩部分分別經過分離器，在分離器內劇烈混合且停留時間超過1.5秒，為SNCR工藝提供了天然的優良反應器;最后由于CFB燃燒技術是一種低NOX燃燒技術，CFB鍋爐出口NOx濃度較低，再通過SNCR工藝，可確保出口濃度達到環保要求;此外SNCR工藝投資和運行費用都低于SCR工藝，工業試驗和國外運行經驗均表明SNCR系統用于CFB鍋爐，設計合理可達70%以上脫硝效率。秦皇島秦熱發電有限責任公司#5機組(300MWCFB)，經由河北省環境保護廳組織的環保驗收后，測得在CFB機組中采用SNCR脫硝技術所取得的效果遠遠超過預期，CFB+SNCR設計綜合脫硝效率>85%，實測>90%。4.1.6脫硝改造對鍋爐的影響1）對鍋爐效率的影響由于SNCR噴射為10%的氨水，根據能量平衡方程，氨水噴入煙氣中主要有幾個吸熱和放熱環節：液態水由常溫升高到100℃的吸熱，水蒸發的潛熱，氨氣吸熱，水蒸汽溫度升高吸熱，輔助霧化空氣溫度升高的吸熱，以及氨氣與氮氧化物反應放熱。根據以上所述能量平衡方程如下：其中分別為水的流量，液態水的比熱，水的初始溫度，氨氣的比熱，氣態水的比熱，煙氣與氨水混合后的最終溫度，輔助霧化空氣流量，空氣比熱，水的蒸發潛熱，煙氣流量，煙氣比熱，煙氣溫度和反應熱。20-950℃氣氨平均定壓比熱容2.112kJ/(kg?℃)，100℃一個大氣壓下飽和水蒸汽焓值2676.3kJ/kg,20℃液態水焓值83.86kJ/kg；100-950℃水蒸汽平均定壓比熱容2.01kJ/(kg·℃)。將各已知參數代入上式求得熱效率損失=0.279%，爐內溫度變化不超過3℃。2）對鍋爐煙風系統的影響對于煤粉爐來說，采用選擇性催化還原法(SCR)脫硝系統，由于增加了系統阻力，必需對引風機進行增容改造。而對于CFB鍋爐的選擇性非催化還原法(SNCR)脫硝系統來說，直接噴入尿素/氨水溶液，對系統阻力沒有影響，不必進行引風機改造。3）對鍋爐尾部煙道的影響根據《DL/T296-2011》火電廠煙氣脫硝技術導則中規定，SCR技術“應對空氣預熱器等下游設備采取防腐、吹灰及沖洗等措施”。逃逸氨與SO3及H2O反應生成硫酸氫氨或硫酸氨，其在一定溫度范圍內呈液態，具有很大的粘性，極易吸附堵灰，造成空預器差壓增大。本項目空氣預熱器在防止堵塞和冷段清洗方面需作特殊設計改造。更換冷段層采用搪瓷表面傳熱元件。硫酸氫銨是強腐蝕物，它在煙氣溫度降低到230℃左右時，開始從氣態凝結為液態，具有很強的粘結性，通常迅速粘在傳熱元件表面并進而吸附大量灰分，從而產生堵灰。采用搪瓷表面傳熱元件可以隔斷腐蝕物（硫酸氫銨和由SO3吸收水分產生的H2SO4）和金屬接觸，而且表面光潔，易于清洗干凈。搪瓷層穩定性好，耐磨損，使用壽命長，一般不低于5萬小時。b）增加高壓水作停機清洗介質（10.5MPa，普通工業水），可以離線檢修清洗。預熱器的使用壽命不受SNCR影響。冷段元件采用搪瓷表面后，使用壽命也不低于一個大修期。鍍搪瓷管式空氣預熱器對流換熱系數為24.8W/m2.℃，鋼管的對流換熱系數為24.2W/m2.℃，因此更換鍍搪瓷管式空氣預熱器在等換熱面積的條件下，換熱量基本沒有影響。采用SNCR后，預熱器通過合理修改設計，不會危及鍋爐安全運行，但控制NH3的逃逸量，是保證預熱器性能的關鍵。4.2工藝概述、流程及消耗定額4.2.1SNCR工藝概述本項目的脫硝裝置設計和運行能快速響應鍋爐負荷變化，因此本項目采用的SNCR脫硝工藝具有以下性能特點：1）脫硝裝置性能指標設計處理煙氣量251891Nm3/h（單爐）運行負荷范圍50%~100%還原劑液氨99.6wt%NH3逃逸率≤7.6mg/Nm3SO2/SO3轉化率≤0.05%對鍋爐效率影響≤0.5%NH3/NOx摩爾比＜1.434.2.1.1裝置規模和年操作時數煙氣處理能力：251891×2Nm3/h裝置年操作時間：8000小時（裝置當量滿負荷運行時間5600小時）。4.2.1.2裝置組成7、8#爐脫硝裝置的構成主要包括：SNCR系統和氨區。SNCR系統為脫硝主反應區，主要包括噴氨噴槍及冷卻風系統。氨區包含一套氨水為還原劑的SNCR系統，氨水的配置、輸送及儲存供兩臺鍋爐連續運行設計，氨水噴射系統按單元設計。氨水的配置、輸送及儲存由泵房和氨水制備區組成。4.2.2工藝流程說明4.2.2.1工藝流程由脫鹽水制備裝置來的脫鹽水，經管廊送至泵房中脫鹽水罐（V-1001），用脫鹽水泵打入氨吸收器（V-1002），吸收氨氣化區來的液氨，制成20%氨水，送到20%氨水罐（V-1003），再經脫鹽水稀釋成10%，送入10%氨水罐。10%氨水用10%氨水泵（P-1004A/B/C）分別送往7、8#爐。以氨水為還原劑的SNCR系統，主要由卸氨加注系統、罐區、沖洗水系統、空氣供應系統、分配與調節系統、噴霧系統等組成，參見附圖1，具體工藝流程如下：氨水供應泵模塊按每臺爐一臺泵并整體備用一臺組成，每臺泵可供應一臺循環流化床鍋爐滿負荷所需的氨水供應量。泵入口通過吸入管線和氨水罐連接，出口通過三通連接通往鍋爐的氨水供應管線和回流管線。回流管和吸入管在泵和氨水罐之間建立一個回路，氨水注射管線在三通下游設置一個氣動開關球閥控制氨水向鍋爐的供應和切斷。運行時，氨水泵為定負荷運行，通過設定氨水回流的量來確定噴氨量。氨水在計量管線后有一個氨水流量分配模塊，在鍋爐SNCR反應區前的氨水流量分配模塊中，每支噴槍前都設置了流量計及相關的調節閥門，用于監視和調節每支噴槍的噴氨水流量。通過流量計后的閥門開度調節，而實現每支噴槍之間流量的均勻分配。氨水噴槍爐外設置兩路接口，一路為氨水，一路接霧化空氣。霧化空氣在噴槍前的壓力通過空氣總管的調壓閥實現，槍前壓力為4~6Bar，以滿足最佳的霧化效果。霧化空氣由壓縮空氣經過計量和分配模塊后進入噴射系統，供噴槍霧化液滴用。噴射器是噴霧系統的核心也是整個SNCR（噴氨）系統的關鍵部件。整個噴霧系統都有自反饋和遠程調節功能，通過在線監測鍋爐出口NOx排放值，利用反饋系統遠程調節和控制氨水噴射量，在保證脫硝效率前提下減少系統運行成本。噴射器能適應不同的稀氨水的流量，在流量變化幅度較大時也能保持優良的霧化效果。噴槍的布置位置主要通過先進的數值計算分析與實驗室試驗相結合旋風分離器的熱態數值分析計算對鍋爐內燃燒過程進行數值進行全尺度數值模擬，得到鍋爐不同運行工況條件下的NOx濃度，速度場及溫度場的分布規律。對噴射系統的霧化特性進行全方位的分析，合理選取最優性能的噴射系統，可在較低的氨氮比條件下實現較高的脫硝效率，系統脫硝效率最高可達70%左右。本設計噴氨系統擬布置在鍋爐旋風分離器入口兩側溫度窗口區域，每臺鍋爐每側擬布置4臺噴槍，共8臺噴槍。4.2.2.2SNCR脫硝工藝系統組成a）氨水供應系統配置一套氨水供應系統，2臺氨水儲罐；每臺爐2臺氨水供應泵，2用2備，單臺泵流量不小于鍋爐BMCR工況脫硝用氨水量（氨水濃度按10%考慮）的110%，壓頭不小于所需壓頭的120%。另外還設有一套背壓控制閥(自力式壓力調節閥)，背壓控制回路用于調節供料泵為計量裝置供應氨水所需的穩定流量和壓力。b）氨水計量分配系統噴射區計量模塊式一級模塊，用于精確計量和獨立控制到鍋爐每個噴射區的反應劑流量。該模塊采用獨立的化學劑流量控制，為復雜的應用情況提供所需的高水平的控制。該模塊連接燃燒控制系統、NOx和氧監視器的控制信號，調節反應劑流量，對NOx水平、鍋爐負荷、燃料或燃燒方式的變化做出響應，打開或關閉噴射區或控制其質量流量。每一個區子模塊可相互獨立地運行和控制，該特性允許隔離每個子模塊進行維修且不會嚴重影響工藝性能或總體的NOx還原效果。噴射區計量模塊是一級模塊，根據鍋爐負荷、燃料、燃燒方式、NOx水平、脫硝效率的參數的變化，調節每個噴射區的還原劑流量。計量分配系統就近布置在噴射系統附近鍋爐平臺上，以焊接或螺栓的形式固定。不影響鍋爐其他部位檢修。計量分配系統設置過濾器，以防設備堵塞。分配裝置放在噴槍前，該裝置應設霧化空氣管道，采用模塊化設計、安裝。c）氨水噴射系統噴射器是噴霧系統的核心也是整個SNCR（噴氨）系統的關鍵部件，以數值計算為依據確定噴槍布置數量及位置。整個噴霧系統都有自反饋和調節功能，通過在線監測煙囪出口NOx排放值，利用反饋系統調節和控制氨水噴射量，在保證脫硝效率前提下減少系統運行成本。噴射器能適應不同的稀氨水的流量，在流量變化幅度較大時也能保持優良的霧化效果，同時避免過量噴氨造成的二次污染。氨水噴射系統的設計能適應鍋爐50％~100％BMCR之間的任何負荷持續安全運行，并能適應鍋爐的負荷變化和鍋爐啟停次數的要求。4.2.2.3關鍵控制方案氣氨吸收采用成套設備，自帶PLC控制系統，對重要的工藝參數進行監視、控制、記錄和報警，并接入裝置的中心控制室。氨水稀釋采用比例調節系統，以保證配制濃度的準確性。氨噴射系統根據對爐內煙氣負荷及排放煙氣中NOx、氨氣的在線監測情況，自動控制調節噴射的氨水流量以及壓縮空氣量，使脫硝系統能夠根據負荷變化自動調節工藝參數，以實現脫硝系統的穩定運行，并保證脫硝效率。整個脫硝系統的控制系統通過操作員在控制室內對所有脫硝系統設備進行控制和監測，通過系統配置的各項分析和測量儀表，自動按程序控制各設備的運行。系統可實現遠程自動、手動控制，以及就地手動控制，泵可實現就地啟動、停止、緊急停止操作。4.2.3物料平衡裝置的物料平衡見表4.2-3。表4.2-1物料平衡表序號進裝置出裝置名稱數量(t/a)備注名稱數量(t/a)備注1脫鹽水453610%氨水50402氨504合計5040合計5040根據本項目脫硝效率計算，本項目的NH3/NOx為1.43。4.2.4裝置消耗定額4.2.4.1原料消耗定額和消耗量裝置原料和化學品消耗見表4.2-4。表4.2-2裝置原料和化學品消耗表序號原料名稱單位消耗定額指標消耗量小時年1原料1.1脫鹽水t0.8145364.2.4.2公用工程消耗定額和消耗量各生產裝置公用工程消耗見表4.2-5。表4.2-3公用工程消耗表序號公用工程名稱單位消耗定額指標消耗量小時年1熱水t3168002電kWh27.71551203儀表空氣Nm3/h201120004.2.5工藝安裝方案4.2.5.1設備布置方案a)滿足工藝流程的要求設備布置滿足工藝流程順序，保證水平方向和垂直方向的連續性。對于有壓差的設備，充分利用高低位差布置，以節省動力設備及費用。在不影響流程順序的原則下，將各層設備盡量集中布置，充分利用空間。b)滿足設備安裝的要求根據設備大小及結構，充分考慮設備安裝、檢修及拆卸所需要的空間和面積。在裝置適當位置設有檢修吊車及相應的檢修空間，每臺設備及同類設備間充分考慮了操作空間及操作通道。c)滿足環境保護、防火及其它安全生產的要求裝置內的設備根據物料特性和火災危險性類別進行布置，遵循同類物料設備適當集中布置的原則，以保證生產安全。設備間的防火間距符合《石油化工企業設計防火規范》的要求。用電設備的布置符合《爆炸和火災危險環境電力裝置設計規范》的要求。對封閉的廠房采取強制通風、設有可燃氣體報警器等安全措施。d)主要設備布置方案泵房中布置脫鹽水罐和泵類；氨吸收器、氨水罐布置在室外制備區內；噴槍布置在鍋爐36m平臺。工藝設備表見表4.2-6。表4.2-4設備一覽表序號設備位號設備名稱規格或技術參數單位數量材質一泵房1V-1001脫鹽水罐φ1600，H=2600，V=6m2臺1SS3042P-1001A/B脫鹽水泵Q=0.4m3/h，H=30m，N=0.55kW臺2SS3043P-1002A/B20%氨水泵Q=0.3m3/h，H=30m，N=0.55kW臺2SS3044P-1003A/B/C10%氨水泵Q=0.5m3/h，H=130m，N=1.1kW臺3SS3045P-1004A/B吸收塔循環泵Q=3m3/h，H=30m，N=1.1kW臺2SS304二氨水制備區1V-1002氨吸收器φ300，H=3000臺1SS3042V-100320%氨水罐φ1600，H=2600，V=6m2臺1SS3043V-100410%氨水罐φ1600，H=2600，V=6m2臺1SS3044T-1001氨吸收塔φ300，H=3000臺1SS304SNCR反應區1P-1001氨噴射器臺162P-1001耙式蒸汽吹灰器臺123二次風電動調節門DN250臺484空氣預熱器改造襯搪瓷臺2低溫段一次風機改造1一次風機電機改為變頻電機N=1600kW臺2因改動電機為變頻電機4.2.6設計中采用的主要標準及規范《石油化工企業設計防火規范》GB50160-2008《建筑設計防火規范》 GB50016-2006《爆炸和火災危險環境電力裝置設計規范》GB50058-2014《石油化工可燃氣體和有毒氣體檢測報警設計規范》B50493-2009《石油化工工藝裝置設備布置設計通則》SH3011-2011《火電廠煙氣脫硝工程技術規范選擇性非催化還原法HJ》563-2010《火電廠煙氣脫硝技術導則》DLT296-20114.3工藝設備技術方案4.3.1概述本項目各種類型設備共92臺，其中機泵9臺；定型設備73臺；非定型設備19臺（其中塔1臺、吸收器1臺、噴射器16臺、水箱1臺）。非定型設備總質量約14.17噸。設備分類匯總見表4.3-1，機泵分類匯總見表4.3-2，非定型設備分類匯總見表4.3-3，工業爐分類匯總表見表4.3-4，其它機械和定型設備分類匯總見表4.3-5。表4.3-1設備分類匯總表序號類型國內訂貨國外訂貨合計備注臺數金屬質量(t)臺數金屬質量(t)臺數金屬質量(t)1非定型19192機泵993其它49494合計6464表4.3-2機泵分類匯總表序號類型國內訂貨國外訂貨合計備注臺數金屬質量(t)臺數金屬質量(t)臺數金屬質量(t)1泵類992合計99

表4.3-3非定型設備分類匯總表序號類型國內訂貨國外訂貨備注臺數金屬質量臺數金屬質量總質量(t)其中合金鋼總質量(t)其中合金鋼材料質量(t)材料質量(t)1塔器1SS3042容器2SS304合計3SS304表4.3-4其它機械和定型設備分類匯總表序號類型國內訂貨國外訂貨合計備注臺數質量(t)臺數質量(t)臺數質量(t)1氨噴射器1616合計16164.3.2關鍵設備方案比選a）氨吸收器氨吸收器是氨水制備的關鍵設備。吸收器外形尺寸為φ300×3000mm，設計壓力為2.2MPa，設計溫度為50℃，物料為氣氨、脫鹽水。設備本體材料擬選用304不銹鋼，筒體采用裙座式支承結構。b）氨噴射器噴槍外層設置碳化硅保護套管，可有效的防止高溫的生料顆粒磨蝕。噴槍的易磨損部位采用高硬度的耐磨材料，采用特殊的熔鑄工藝與濃縮器本體連接，實現了高的耐磨性能的同時具有很強的抗脈動溫度應力的能力，保證能夠在復雜脈動高溫和氣固兩相流沖刷條件下長時間穩定運行。4.3.3大型超限設備概況脫硝系統中無超限設備。4.3.4進口設備概況本項目的設備中設備原則上均在國內采購，無需進口。4.3.5設計中采用的主要標準及規范工程建設標準強制性條文（石油和化工建設工程部分）《固定式壓力