【正文】 附圖 1 SCR 系統(tǒng)布置示意圖 煙道 煙道 FL+36,700 SCR 反應(yīng)器 7600 FL+22,800 去靜電除塵器 回轉(zhuǎn)空氣預(yù)熱器 7600 。 采用低 NOx 燃燒器的結(jié)構(gòu)示意見(jiàn)圖（ 3— l）～（ 3— 9） 采用分級(jí)燃燒法的結(jié)構(gòu)示意圖見(jiàn)圖 5— 1。 7．附錄 采用 SCR 系統(tǒng)的結(jié)構(gòu)布置示意圖見(jiàn)附圖 1。（若選用SCR 放在 FGD 之后，則需增加煙氣加熱裝置， 降低鍋爐效率，增大占地面積，從現(xiàn)場(chǎng)預(yù)留場(chǎng)地情況看，已基本無(wú)可能采用此方法），因此，只有在環(huán)保要求特別嚴(yán)格時(shí)考慮采用。 6. 結(jié)論及建議 由于北侖電廠為己投入運(yùn)行的大型電站，采用哪種方案應(yīng)結(jié)合現(xiàn)有條件和國(guó)家環(huán)保政策的要求進(jìn)行綜合判斷。而 SO。 采用燃燒優(yōu)化調(diào)整（含空氣分級(jí)燃燒）和低 NOx 燃燒器對(duì)脫硝系統(tǒng)的影響分析 這兩種方法都是改變爐內(nèi)燃燒狀態(tài)來(lái)減少 NOx 生成的方法，除了可能降低 SO。濃度也沒(méi)有大的影響，從而對(duì)脫硫系統(tǒng)的人口參數(shù)不產(chǎn)生影響。 由于 NOx 和 SO。 采用超細(xì)粉和天然氣再燃方法脫硝對(duì)脫硫系統(tǒng)的影響情況分析 采用超細(xì)煤粉或天然氣再燃方法脫硝時(shí)，由于脫硝過(guò)程在爐內(nèi)完成， 因而，對(duì)排煙溫度沒(méi)有影響。這種狀況在機(jī)組頻繁啟停的情況下，尤為嚴(yán)重，若出現(xiàn)該情況，則可造成尾部受熱面的腐蝕，并使脫硫系統(tǒng)效率有所降低。 但值得指出的是，采用 SCR 法（前置式布置）時(shí)，如果催化劑選用不當(dāng)，會(huì)使煙氣中的部分 SO。 SCR 系統(tǒng)內(nèi)部沒(méi)有熱 量交換，理論上，只要有適當(dāng)?shù)谋卮胧?，?yīng)該不會(huì)對(duì)空氣預(yù)熱器進(jìn)日煙溫產(chǎn)生影響，或影響可忽略。各個(gè)系統(tǒng)中發(fā)生的化學(xué)反應(yīng)基本上是選擇性反應(yīng)，各自的獨(dú)立性很強(qiáng)，即，兩個(gè)系統(tǒng)不會(huì)產(chǎn)生較大的互相影響而改變?cè)O(shè)計(jì)參數(shù)的情況。 超細(xì)煤粉再燃對(duì)于非儲(chǔ)倉(cāng)式制粉系統(tǒng)來(lái)說(shuō)，要增加占地面積 300～ 500m2 一次風(fēng) 送風(fēng)機(jī) 空 氣 預(yù) 熱器 再燃 燒器 二次風(fēng) 超細(xì)粉輸送管道 常規(guī)粒徑煤粉輸送管道 給煤機(jī) 改進(jìn)的煤粉分離器 磨煤機(jī) 原煤倉(cāng) 二、系統(tǒng)造價(jià)比較 各種方法的費(fèi)用情況見(jiàn)下表 : 方案 指標(biāo) SCR法 天然氣再燃 超細(xì)煤粉再燃 低 ONx 燃燒器 燃燒優(yōu)化調(diào)整（含空氣分級(jí)燃燒） 投資費(fèi)用（元 /KW） 600 160 50 60 60 運(yùn)行成本（元 /KW） 三、 NOx 控制效果比較 各種方案的脫硝率見(jiàn)下表 : 方案 指標(biāo) SCR法 天然氣再燃 超細(xì)煤粉再燃 低 ONx 燃燒器 燃燒優(yōu)化調(diào)整（含空氣分級(jí)燃燒） 脫肖效率（ %） 80 60 4560 3059 3050 脫硝系統(tǒng)與脫硫系統(tǒng)之間的相互影響情況分析 由于脫硫系統(tǒng)布置在脫硝系統(tǒng)之后，因此，脫硫系統(tǒng)的工作不會(huì) 對(duì)脫硝系統(tǒng)產(chǎn)生影響。 天然氣再燃系統(tǒng)主要增加空間管道系統(tǒng)、燃?xì)獗煤蛢?chǔ)氣設(shè)備，占地面積相應(yīng)較也比較靈活。煙氣流速選為 8m／ s，則煙氣通流面積為 4683882． 78／ 3600／ 8＝＝ ，催化劑層所占面積為 232. 34m3，若采用四個(gè) SCR 反應(yīng)器（正方形），則每個(gè)反應(yīng)器的邊長(zhǎng)為 ，催化劑層高為 ／＝ ，主體段高約為 X 5＋ ＝ m。 超細(xì)粉再燃法的投資約為 50 元／ kw，運(yùn)行費(fèi)用約為 0． 01 元／ kwh，是一種經(jīng)濟(jì)有效的脫硝方法。圖 5— 5 為直吹式制粉系統(tǒng)超細(xì)煤粉再燃 脫硝示意圖。該方法可以達(dá)到 50％以上的脫硝率，即可將NOx 的排放值限制在 375mg／ Nm3 以下。m 以下）作為再燃燃料的一種燃料分級(jí)燃燒燃燒技術(shù)。年發(fā)電量 600000 ╳ 3 ╳ 7500＝ 135 億 kwh，增加運(yùn)行成本為 ／ 135＝ 0. 0394 元／ kwh。 若用煤：則耗量為 18％ ╳ ＝ ／ S，三臺(tái)爐共耗煤 kg／ s，年耗煤量為 ╳ 3600╳ 7500＝ 億公斤，煤的價(jià)格按 300 元／噸計(jì)算，則年耗資 億元。東海氣田供氣量到 2020 年可達(dá)到 億立米，另外， 2020 年，預(yù)計(jì)進(jìn)口天然氣到位，每年有30 億立方米的供氣量。 燃?xì)夂牧康墓浪?: 再燃法所需氣量為燃料量的 18～ 20％，鍋爐燃用設(shè)計(jì)煤種時(shí)煤耗量為 ／ S，煤發(fā)熱量為 ／ kg，天然氣發(fā)熱量按 35000kJ／ kg 計(jì)算，則氣耗量為 G=18%╳ ╳ ，三臺(tái)鍋爐志氣耗量為 3╳ ＝ Nm3／ S。 82 %煤粉18 %天然 氣上二次風(fēng) 燃盡區(qū)再燃區(qū)主燃燒區(qū)圖54 天然 氣再燃方式示意圖二、成本估算 天然氣再燃的投資費(fèi)用一般約為 160 元／ kw，即約為 96000000 元／一臺(tái)爐。相對(duì)比較簡(jiǎn)單。下表列出了美國(guó)部分通過(guò)驗(yàn)證的電廠的控制水平。獨(dú)立的上二次風(fēng)系統(tǒng)通常也要求對(duì)爐墻作新的開(kāi)孔并對(duì)管道進(jìn)行重新布置。 （ 3）燃燼區(qū)。再循環(huán)煙氣可能在天然氣噴入爐膛前就與天然氣進(jìn)行混合以改善它們?cè)跔t膛的混合。 (2)天然氣再燃區(qū)天然氣（占鍋爐熱輸入量的 10％至 20％）從主燃燒區(qū)的上部噴入。整個(gè)燃撓過(guò)程在鍋爐 的三個(gè)區(qū)域內(nèi)完成： （ 1）主燃燒區(qū)主燃燒區(qū)中燃煤、油或天然氣的燃燒器調(diào)低 10％至 20％。這些反應(yīng)的總反應(yīng)式為： 4NO＋ CH4→ 2N2＋ C02 十 H2O 2NO＋ ZCnHm＋（ 2n十 m/2 一 1） O2→ N2＋ 2nCO2＋ mH2O 2NO 十 2CO→ N2 十 2CO 2NO 十 2H2→ N2 十 2H20 利用這一原理，采用天然氣（主要成分為 CH4）作為二次燃料，一次燃料為煤粉，將煤粉送入第一級(jí)燃燒區(qū)，在 a＞ 1 的條件下燃燒并生成 NOx。 鍋爐空氣預(yù)熱器空氣靜電除塵器去FDP儲(chǔ)存罐反應(yīng)器蒸發(fā)器噴射器空氣 三、成本估算 國(guó)外電廠已運(yùn)行的 SCR 技術(shù)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)見(jiàn)下表： 鍋爐大小/MW 為脫肖前含量 /( 106) 脫除率 /% 單位投資/( 美元 / 千瓦 ) 成本 /(美元/tNOX) 氨溢出含量/( 106) 550 540 540 540 100 300 300 500 1000 450 500 710 750 360 1700 570 430 660 660 660 660 300 250 219 410 390 80 80 80 80 80 80 80 80 80 65 60 79 78 122 88 83 80 76 37 36 57 66 371 1216 3041 3149 2363 1807 2306 1684 1105 1232 913 918 5 5 5 5 2 2 2 2 若以單位投資 600 元／千瓦（國(guó)產(chǎn)價(jià)格）計(jì)算，總投資約 360000000 元／一臺(tái)爐。圖 53 表示了 SCR 系統(tǒng)的工藝流程示意圖。但煙溫過(guò)低，不適合催化劑的工作，需采用氣氣熱交換器或燃料氣燃燒的方法將煙溫提高到催化劑反應(yīng)所必須的溫度，能源耗量較大，工業(yè)應(yīng)用一般采用（ a）即前置式的布置方法。 (b)的優(yōu)點(diǎn)是催化劑不受飛灰影響，但靜電除塵器需要在高溫下運(yùn)行，可靠性不高，一般不采用。如（圖 52） 圖 5— 2 SCR 工藝流程示意圖 AH 一空氣預(yù)熱器 ESP 一靜電除塵器（ H— ESP 為高溫靜電除塵器） 所示 : （ a）為反應(yīng)器的前置式，優(yōu)點(diǎn)是進(jìn)入反應(yīng)器的煙氣溫度達(dá) 300500℃，多數(shù)催化劑在此溫度下有足夠的活性，煙氣不需要加熱即可獲得良好的脫硝效果。采用 SCR 法應(yīng)控制好操作溫度，溫度過(guò)高會(huì)使 NH3 轉(zhuǎn)化為 NOx。 選擇性催化還原脫硝法，裝置結(jié)構(gòu)簡(jiǎn)單、無(wú)副產(chǎn)品、運(yùn)行方便、可靠性高、脫硝效率高，可用來(lái)處理大量煙氣。即可使排放值限制在 150mg／ Nm3 以下。排入大氣，其主要反應(yīng)： 8NH3＋ 6NO2→ 7 N2＋ 12H2O 4NH3+4NO＋ O2→ 4 N2＋ 6 H2O 由于催化劑降低了該反應(yīng)的 活化能，使得該法可以在 300～ 400℃的煙氣溫度下使用。 nil er）公司的 SM 型低 NOx 燃燒器、美國(guó)巴布科克．威爾科克斯（ B＆ W）公司的 DRB 型雙調(diào)風(fēng)低 NOx 燃燒器、巴布科克一日立（ Babcock 一 Hitachi）公司的HT— NR 型低 NOx 燃燒器、美國(guó)福斯特惠勒（ Foster Wheeler）公司的 CF— SF 低 NOx燃燒器、美國(guó)瑞利斯多克（ Riley Stoker）公司的 CCV 型低 NOx 燃燒器、日本三菱公司的 PM 型低 NOx 燃燒器、日本三菱公司的 SGR 型煙氣再循環(huán)低 NOx 燃燒器等等（見(jiàn)圖 3— 1～ 3— 9）?？梢詼p到 375～ 525mg／ Nm3 而且投資及運(yùn)行成本也較低，不增加占地面積，也有較高的技術(shù)成熟度。該方法的示意圖見(jiàn)圖 5— 1。為了完全燃燒所需的其余空氣通過(guò) OFA（ over Fire Air） —— 稱(chēng)為“火上風(fēng)”噴口送入爐膛，與第一級(jí)燃燒區(qū)產(chǎn)生的煙氣混合，在過(guò)量空氣系數(shù)大于 1 的條件下完成全部燃燒過(guò)程。第一階段是將從主燃燒器供入爐膛的空氣量減少到總?cè)紵諝饬康? 70％～ 75％（相當(dāng)于理論空氣量的 80％左右），使燃料先在缺氧的條件下燃燒。技術(shù)可靠性較高，設(shè)備及系統(tǒng) 圖 5— l 空氣分級(jí)燃燒示意圖 簡(jiǎn)單。 g／ win’而且其投資和運(yùn)行成本均很低（數(shù)值見(jiàn)模糊評(píng)判表），是一種經(jīng)濟(jì)有效的方法。 g／ Nm’（平均值）計(jì)算。下面分別介紹： 燃燒優(yōu)化調(diào)整（含空氣分級(jí)燃燒）、低 NOx燃燒器 燃燒優(yōu)化調(diào)整主要是通過(guò)對(duì)燃燒條件進(jìn)行優(yōu)煤粉 火上風(fēng) 二次風(fēng) 一次風(fēng) 富氧區(qū) a1 貧氧區(qū) a1 熱解區(qū) 化處理，使其在保證燃燒的基礎(chǔ)上，最大限度的減少 NOx 的生成，主要是采用低氧燃燒技術(shù)。 5 適合北侖電廠的脫硝方法及其對(duì)脫硫系統(tǒng)的影響 通過(guò)第 3 部分的優(yōu)選，可以看出，可用于北侖發(fā)電廠的脫硝方法為燃燒優(yōu)化調(diào)整（含空氣分級(jí)燃燒）、低 NOx 燃燒器、超細(xì)煤粉再燃。脫硫工程建設(shè)的目的是對(duì)北侖電廠五臺(tái)機(jī)組的煙氣排放進(jìn)行脫硫改造，使火電廠二氧化硫的排放能滿(mǎn)足環(huán)保要求?，F(xiàn)在，除了上述工程，國(guó)內(nèi)另外在建或籌建的火電廠脫硫工程中極大多數(shù)采用了這種工藝，如貴州安順電廠二期 2X300MW 工程、廣東沙角 A 電廠 IX300MW 煙氣脫硫技改工程、石景山電廠 IX200MWI 程等。目前，德國(guó) Steinmuller 的石灰石 —— 石膏濕法脫硫工藝也在北京、杭州半山及重慶三個(gè)電廠中得到了成功的應(yīng)用。 在國(guó)內(nèi)，日本三菱和日立的石灰石．．石膏濕法脫硫工藝在重慶洛磺電廠和太原發(fā)電廠中采用，其中重慶瑤磺電廠的裝機(jī)容量為兩臺(tái) 360MW 燃煤機(jī)組。 按脫硫副產(chǎn)物石膏的處置方式劃分，一般有拋棄和回收利用兩種方法，脫硫石膏處置方式的選擇主要取決于市場(chǎng)對(duì)脫硫石膏的需求、脫硫石膏的質(zhì)量以及 是否有足夠的堆放場(chǎng)地