【正文】 一步控制在200mg/m3，需要在尾部煙道中布置一層催化劑，按脫硝效率33%，氨逃逸為3μL/L進(jìn)行設(shè)計(jì)，對(duì)可行的脫硝改造路線等進(jìn)行合理設(shè)計(jì)。 廠區(qū)水、電、氣、汽改造脫硝系統(tǒng)改造盡量利用電廠現(xiàn)有的設(shè)施，廠區(qū)內(nèi)部已有可用的水、電、汽、氣等耗品(參數(shù)見(jiàn)表44)，考慮到改造用電、水量、蒸汽均較少，不需要新建單獨(dú)的水源、電源等。脫硝改造電氣部分主要布置方式為：l 380V用電設(shè)備包括：稀釋水泵、照明及熱工等，需要2面MCC電源柜，由電廠提供脫硝系統(tǒng)電源（雙路AC380V）接入點(diǎn)，所有相關(guān)電氣系統(tǒng)采用防火防爆型。噴槍的設(shè)計(jì)經(jīng)過(guò)大量的現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，可保證滿足使用要求。稀釋水取自尿素站稀釋水箱，新增一套空壓機(jī)系統(tǒng)為脫硝系統(tǒng)提供壓縮空氣，空壓機(jī)流量為21Nm3/min，功率約120kW。每臺(tái)鍋爐設(shè)置一套溶液稀釋模塊，主要設(shè)備包括流量傳感器、混合器、減壓裝置等。該模塊采用獨(dú)立的化學(xué)劑流量控制，通過(guò)區(qū)域控制閥與就地DCS控制器的結(jié)合，為復(fù)雜的應(yīng)用情況提供所需的高水平的控制。 SNCR方案設(shè)計(jì)首先對(duì)鍋爐進(jìn)行SNCR改造，按原始NOx濃度500mg/m3，脫硝效率按40%設(shè)計(jì)，SNCR出口NOx濃度控制在300mg/m3，對(duì)可行的脫硝改造路線所涉及到的SNCR噴射系統(tǒng)等進(jìn)行了初步工程設(shè)計(jì)。4. 脫硝工程設(shè)想借助以往工作經(jīng)驗(yàn)及國(guó)內(nèi)同類(lèi)機(jī)組改造案例，針對(duì)X二電廠3號(hào)鍋爐可行的SNCR+SCR的混合法脫硝技術(shù)路線，進(jìn)行了工程設(shè)想。SNCR/SCR混合型脫硝技術(shù)是近年來(lái)發(fā)展起來(lái)的技術(shù)，有其特定的應(yīng)用范圍。這些機(jī)組基本燃用煙煤，均采用了先進(jìn)的低氮燃燒技術(shù)，爐膛出口NOx濃度約300~400mg/m3，配合SNCR裝置，可達(dá)到200~260mg/m3的NOx控制水平，能夠滿足未來(lái)一段時(shí)期內(nèi)部分老機(jī)組的NOx控制要求。當(dāng)噴射器不使用、冷卻水流量不足、冷卻水溫度高或霧化空氣流量不足時(shí)，可自動(dòng)退出。SNCR脫硝系統(tǒng)通常采用尿素作為還原劑，如何將尿素溶液霧化液滴投送到爐膛的合適溫度區(qū)間，并使之與煙氣充分混合，是決定SNCR裝置脫硝效率的關(guān)鍵。此外，如果尿素霧化液滴在離開(kāi)850~1050℃對(duì)流區(qū)間時(shí)，仍舊沒(méi)有完全熱解完畢，則后期析出的殘余NH3因低溫?zé)o法反應(yīng)也會(huì)造成大量氨逃逸，因此，應(yīng)保證有足夠的時(shí)間使液滴剛進(jìn)入反應(yīng)區(qū)就能夠完成蒸發(fā)熱解析氨過(guò)程。SNCR整體工藝比較簡(jiǎn)潔，具有如下特點(diǎn)：l 隨機(jī)組容量增加，爐膛尺寸增大、機(jī)組負(fù)荷變化范圍擴(kuò)大，增加了SNCR反應(yīng)溫度窗口與還原劑均勻混合的控制難度，致使脫硝效率降低。5) SCR系統(tǒng)的運(yùn)行會(huì)增加空預(yù)器入口煙氣中SO3濃度，并殘留部分未反應(yīng)的逃逸氨氣，二者在空預(yù)器低溫?fù)Q熱面上反應(yīng)形成硫酸氫銨，易惡化空預(yù)器冷端的堵塞和腐蝕，需要對(duì)空預(yù)器采取抗硫酸氫銨堵塞措施（對(duì)回轉(zhuǎn)式空預(yù)器有影響）。表31 國(guó)內(nèi)低氮燃燒鍋爐案例統(tǒng)計(jì)電廠名稱(chēng)容量MW燃燒方式燃用煤種改前NOxmg/m3改后NOxmg/m3承擔(dān)公司國(guó)電西固610號(hào)50切圓煙煤320~350煙臺(tái)龍?jiān)创筇聘呔?0切圓煙煤680400~430哈工大國(guó)華一熱14號(hào)100切圓神華煙煤350浙大京能熱電1號(hào)200切圓大同小峪煤和混合煙煤700~800300~350煙臺(tái)龍?jiān)淳┠軣犭?~4號(hào)200切圓大同小峪煤和混合煙煤700~800300~350哈工大國(guó)電大同14號(hào)200切圓煙煤800~1000380~450煙臺(tái)龍?jiān)磭?guó)電靖遠(yuǎn)14號(hào)200切圓煙煤380~450煙臺(tái)龍?jiān)锤焕瓲柣?號(hào)200切圓扎賚諾爾褐煤360~400哈工大河南首陽(yáng)山220切圓煙煤360~400哈工大深圳媽灣1號(hào)300切圓晉北煙煤600300煙臺(tái)龍?jiān)赐飧邩蛞粡S2號(hào)300切圓神華煙煤350~450上鍋利港12號(hào)350前墻雁北混煤1200360~400西門(mén)子宜興協(xié)聯(lián)7號(hào)135切圓煙煤300~350阿米那浙江錢(qián)清125切圓貧煤500~700400摩博泰柯華能南京320前后墻貧煤1320850TPRI江蘇利港一期350前墻煙煤1250400ABT華電青島300切圓貧混煤700400哈工大 煙氣脫硝SCRSCR技術(shù)最早于上世紀(jì)70年代用于日本電站鍋爐的NOx控制，其原理是把氨基還原劑氣噴入鍋爐下游300~400℃的煙道內(nèi)，在催化劑作用下，利用氨基還原劑的選擇性將煙氣中NOx還原成無(wú)害的N2和H2O。這樣，在燃燒器鈍體下游，可形成高濃度煤粉在高溫?zé)煔庵械臐獾钋费跞紵?，從而有效控制燃燒初期的NOx生成量。l LNCFSII（圖32c），在保留二次風(fēng)大偏斜的基礎(chǔ)上，采用分離的燃盡風(fēng)SOFA實(shí)施爐內(nèi)高度方向的分級(jí)燃燒。表216. 飛灰成分結(jié)果檢測(cè)項(xiàng)目符號(hào)單位灰樣飛灰中二氧化硅SiO2%飛灰中三氧化二鋁Al2O3%飛灰中三氧化二鐵Fe2O3%飛灰中氧化鈣CaO%飛灰中氧化鎂MgO%飛灰中氧化鈉Na2O%飛灰中氧化鉀K2O%飛灰中二氧化鈦TiO2%飛灰中三氧化硫SO3%飛灰中二氧化錳MnO2% 主機(jī)參數(shù)摸底測(cè)試期間，對(duì)主機(jī)其他運(yùn)行參數(shù)進(jìn)行了記錄，具體見(jiàn)表217及表218。因此爐膛出口處為SNCR還原劑適宜噴入?yún)^(qū)域?？疹A(yù)器設(shè)計(jì)參數(shù)見(jiàn)表28。X市公路交通四通八達(dá)，207國(guó)道、303國(guó)道、101省道橫貫市境，與毗鄰地區(qū)緊緊相連。據(jù)調(diào)查，場(chǎng)地內(nèi)地下水年平均最高水位埋深約為20m，可不考慮地下水對(duì)施工及建筑物基礎(chǔ)的影響。廠址不壓礦及文物。場(chǎng)地土巖性主要為中細(xì)砂、中砂，下部為第四系湖積層（Q4l），巖性主要為中細(xì)砂。 可研程序脫硝改造工程的可行性研究工作包括了現(xiàn)場(chǎng)勘查、資料收集、摸底測(cè)試、報(bào)告編制（技術(shù)論證、概念設(shè)計(jì)、工程投資與運(yùn)行費(fèi)用估算）、可研審查等環(huán)節(jié)：l 2014年8月，電廠委托X熱工研究院有限公司啟動(dòng)3號(hào)機(jī)組脫硝改造工程的可行性研究工作。圖11 燃煤鍋爐NOx排放標(biāo)準(zhǔn) 技術(shù)現(xiàn)狀目前，適用于燃煤電站鍋爐的成熟的氮氧化物控制技術(shù)主要有低氮燃燒技術(shù)（LNB）、選擇性非催化還原脫硝技術(shù)（SNCR）、選擇性催化還原脫硝技術(shù)（SCR）等。l 國(guó)務(wù)院辦公廳轉(zhuǎn)發(fā)環(huán)境保護(hù)部等部門(mén)函：國(guó)辦發(fā)[2010]33號(hào)《關(guān)于推進(jìn)大氣污染聯(lián)防聯(lián)控工作改善區(qū)域空氣質(zhì)量指導(dǎo)意見(jiàn)的通知》提出積極推進(jìn)重點(diǎn)區(qū)域（京津冀、長(zhǎng)三角和珠三角地區(qū)；在遼寧中部、山東半島、武漢及其周邊、長(zhǎng)株潭、成渝、臺(tái)灣海峽西岸等）的大氣污染聯(lián)防聯(lián)控工作，建立氮氧化物排放總量控制制度。通過(guò)資料收集、摸底測(cè)試、現(xiàn)場(chǎng)踏勘、技術(shù)交流和分析等，對(duì)改造工程的可行方案進(jìn)行了綜合論證。3. SNCR工藝在折焰角區(qū)域增加尿素溶液噴槍?zhuān)谖膊繜煹涝鲈O(shè)一層催化劑，煙道系統(tǒng)阻力僅增加約150Pa，引風(fēng)機(jī)改造需結(jié)合脫硫、除塵等改造綜合考慮。5. X熱工研究院有限公司X分公司投訴電話/傳真： 。4. 對(duì)本技術(shù)報(bào)告有異議者，請(qǐng)與X熱工研究院有限公司X分公司聯(lián)系（電話： ）。新增一套空壓機(jī)系統(tǒng)，納入5號(hào)空壓機(jī)系統(tǒng)。受電廠委托，由X熱工研究院有限公司進(jìn)行3號(hào)機(jī)組脫硝改造工程的可行性研究。在京津冀、長(zhǎng)三角和珠三角地區(qū)，新建火電廠必須同步建設(shè)脫硝裝置，2015年年底前，現(xiàn)役機(jī)組全部完成脫硝改造。l 新版《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》（GB132232011）要求，2003年12月31日前建成投產(chǎn)或通過(guò)建設(shè)項(xiàng)目環(huán)境影響報(bào)告書(shū)審批的火電廠鍋爐自2014年7月1日起執(zhí)行200mg/m3的NOx排放限值；2003年12月31日后建成投產(chǎn)或通過(guò)建設(shè)項(xiàng)目環(huán)境影響報(bào)告書(shū)審批及重點(diǎn)區(qū)域的火電廠鍋爐自2014年7月1日起執(zhí)行100mg/m3的NOx排放限值；新建火力發(fā)電鍋爐自2012年1月1日起執(zhí)行100mg/m3的NOx排放限值。l 電廠與X熱工研究院簽署的脫硝技術(shù)改造可行性研究技術(shù)服務(wù)合同。 工程地質(zhì)廠址均處于相對(duì)穩(wěn)定地段，適宜項(xiàng)目建設(shè)。③中細(xì)砂：可以作為重要和荷重較大的附屬、輔助擬建建（構(gòu)）筑物地基持力層。地下水的補(bǔ)給來(lái)源主要為大氣降水和地下水側(cè)向徑流，以地面蒸發(fā)和人工取水為其主要排泄方式?；拘纬梢試?guó)省道為主骨架，以盟旗市所在地為中心，輻射蘇木鄉(xiāng)邊防哨所及農(nóng)林牧場(chǎng)的公路交通網(wǎng)絡(luò)。表27. 省煤器技術(shù)參數(shù)項(xiàng)目單位2號(hào)爐3號(hào)爐高溫段管數(shù)排4141低溫段管數(shù)排5050高溫段管子規(guī)格mmφ323φ324低溫段管子規(guī)格mmφ323φ324高溫段出口水溫℃269255低溫段出口水溫℃212218設(shè)計(jì)入口水溫℃150進(jìn)口煙氣流速（BMCR）m/s8出口煙氣流速（BMCR）m/s6總受熱面積m2636557 空預(yù)器空預(yù)器共分為3級(jí)，空預(yù)器管道規(guī)格為φ40，材質(zhì)均為Q235AF。表212. 各負(fù)荷試驗(yàn)工況下NOx測(cè)試結(jié)果項(xiàng)　　目單位100%負(fù)荷70%負(fù)荷空預(yù)器出口煙氣NOX濃度mg/m3282482空預(yù)器出口煙氣O2濃度% 煙氣溫度若采用SNCR脫硝技術(shù)，噴入還原劑的最佳反應(yīng)溫度區(qū)間為850~1100℃，根據(jù)前述鍋爐設(shè)計(jì)的熱力計(jì)算表，鍋爐額定負(fù)荷下，2號(hào)爐爐膛出口設(shè)計(jì)煙溫為996℃3號(hào)爐為985℃?；抑蠸iO2+Al2O3含量約82%，%。國(guó)內(nèi)切圓燃燒技術(shù)源自美國(guó)CE公司，從早期的集中送風(fēng)高溫富氧燃燒到目前的多級(jí)空氣深度分級(jí)燃燒，在不同時(shí)期已發(fā)生了四次重大變化（圖32）：l LNCFSI（圖32b），將二次風(fēng)噴嘴氣流射向較大直徑“假想”切圓，并在頂層燃燒器上部設(shè)緊湊型燃盡風(fēng)CCOFA。噴嘴設(shè)擾流鈍體，一方面可卷吸高溫?zé)煔饣亓?，另一方面使?jié)庀嗝悍墼诶@流時(shí)偏離空氣，射入高溫回流煙氣區(qū)域。切圓低氮燃燒改造典型案例有京能熱電4200MW、深圳媽灣2300MW、華能銅川2600MW（圖36）、安徽馬鞍山萬(wàn)能達(dá)2號(hào)爐等，這些改造工程基本燃用高揮發(fā)分煙煤，能控制爐膛出口NOx濃度小于300mg/m3。4) 脫硝系統(tǒng)會(huì)增加鍋爐煙道系統(tǒng)阻力約700~1000Pa，需提高引風(fēng)機(jī)壓頭。但是，由于它的低投資和低運(yùn)行成本，特別適合小容量鍋爐的使用；小容量鍋爐可以做到比較高的效率，因而綜合性?xún)r(jià)比較好。通常要求停留時(shí)間超過(guò)1s，在850~1050℃，以使NH3與NOx充分?jǐn)U散與反應(yīng)，最大限度減少氨逃逸。運(yùn)行經(jīng)驗(yàn)顯示，脫硝效率在50%以?xún)?nèi)時(shí)，NH3/~。噴射器長(zhǎng)度可以改變，插入爐膛的深度超過(guò)3m，主要布置在側(cè)墻折焰角上方墻式噴射器難以有效投送的區(qū)域。SNCR技術(shù)在美國(guó)應(yīng)用相對(duì)較廣，在國(guó)內(nèi)目前已有較多電廠采用了SNCR煙氣脫硝技術(shù)（表32）。5) 煙道型SCR沒(méi)有噴氨混合裝置，依靠上游來(lái)的NH3與NOx反應(yīng)，因此NH3在煙道截面的分布情況將嚴(yán)重影響SCR的脫硝效果。另外，SCR依靠上游SNCR逃逸的NH3作為還原劑，本工程不增設(shè)噴氨格柵等設(shè)備，要求上游逃逸的NH3在煙氣中均勻分布，保證煙道型SCR的脫硝效率及最終的氨逃逸均能滿足要求。l 脫硝改造范圍內(nèi)的各種管線布置按全廠規(guī)劃統(tǒng)一考慮。噴射區(qū)計(jì)量模塊用于精確計(jì)量和獨(dú)立控制到鍋爐每個(gè)噴射區(qū)的反應(yīng)劑（尿素溶液）流量（如圖45）。SNCR工藝主要性能指標(biāo)有：脫硝效率、氨氮比NSR、氨逃逸量等，運(yùn)行中這些指標(biāo)的調(diào)整主要通過(guò)計(jì)量分配模塊來(lái)實(shí)現(xiàn)。霧化空氣（包括聲波吹灰及儀表吹掃用壓縮空氣）耗量10Nm3/min。圖46 爐膛噴槍初步布置圖 圖47 短噴槍初步布置圖（A、B區(qū)）圖48 長(zhǎng)噴槍初步布置圖（C區(qū)）噴射系統(tǒng)主要設(shè)備為噴射器，其設(shè)計(jì)滿足耐高溫、耐磨、可靠性高、霧化良好、噴射距離可調(diào)等特點(diǎn)。脫硝電氣系統(tǒng)和整個(gè)電廠的電氣系統(tǒng)設(shè)計(jì)項(xiàng)協(xié)調(diào)。CEMS小間可設(shè)置在運(yùn)轉(zhuǎn)平臺(tái)（或0m平臺(tái)），采用彩鋼板形式。5) 混合法方案單臺(tái)鍋爐尿素耗量約37kg/h，3臺(tái)鍋爐的煙氣脫硝SNCR系統(tǒng)年耗尿素700噸，周邊貨源市場(chǎng)充足，采購(gòu)方便，可方便地為本工程提供脫硝還原劑。由于蜂窩催化劑與煙氣接觸的邊界較多，因而比板式催化劑更容易堵塞。以金屬板網(wǎng)為骨架，采取雙側(cè)擠壓的方式將活性材料與金屬板結(jié)合成型。在SCR布置工藝確定時(shí)，催化劑的設(shè)計(jì)和選型主要受到煙塵濃度、溫度及SO2濃度的影響：l 波紋式催化劑的應(yīng)用灰量條件不宜大于10g/Nm3；蜂窩式催化劑的最經(jīng)濟(jì)應(yīng)用條件是灰含量低于30g/Nm3；板式催化劑的最經(jīng)濟(jì)應(yīng)用條件是灰含量大于50g/Nm3；在30~50 g/Nm3時(shí)，蜂窩與板式催化劑的經(jīng)濟(jì)性接近。為了充分發(fā)揮每層催化劑的殘余活性，最大限度利用現(xiàn)有催化劑的活性，通常采用“X＋1”模式布置催化劑，初裝X層，預(yù)留一層。單臺(tái)爐催化劑用量為13m3，單層布置6個(gè)模塊，催化劑總重量約9t。根據(jù)煙氣流量、反應(yīng)器進(jìn)出口NOx與O2測(cè)量濃度、脫硝效率要求及氨逃逸濃度等計(jì)算與調(diào)節(jié)上游SNCR噴尿素量，并對(duì)反應(yīng)器運(yùn)行參數(shù)和吹灰系統(tǒng)進(jìn)行監(jiān)視。通過(guò)對(duì)省煤器改造，在不改變?cè)衅畵Q熱特性的情況下，可減少省煤器換熱高度約1/3，可為催化劑布置留出約1000mm的布置高度。 濕法脫硫FGD根據(jù)德國(guó)煙氣脫硝裝置的運(yùn)行經(jīng)驗(yàn)，SCR裝置逃逸的氨氣主要被灰塵吸附，大部分被靜電除塵器清除，%的逃逸氨進(jìn)入脫硫系統(tǒng)。對(duì)比《惡臭污染物排放標(biāo)準(zhǔn)GB1455493》，脫硝裝置出口的少量氨逃逸不會(huì)對(duì)大氣造成氨污染。部分催化劑可通過(guò)各種方式的再生重新投入使用，但對(duì)于那些破損嚴(yán)重或無(wú)法再恢復(fù)活性的催化劑則只能作為廢棄物處理。6. 節(jié)約和合理利用能源