河坡发电有限责任公司脱硝可行性方案谋划书.doc

目 录第一章 总 论11.1项目名称11.2项目承办单位11.3编制依据11.4建设地点11.5建设规模21.6项目总投资与资金筹措21.7结论与建议21.8主要经济技术指标3第二章 项目建设背景及必要性42.1建设背景42.2建设必要性5第三章 建设地点与建设条件83.1建设地点83.2建设条件83.3外部配套条件9第四章 建设内容与建设规模104.1建设规模104.2建设内容10第五章 工程建设方案125.1设计原则125.2设计依据125.3技术原则135.4总平面布局145.5工程技术方案15第六章 环境保护336.1环境现状336.2环境保护设计原则336.3环境评价范围336.4环保目标及评价标准336.5主要污染源及主要污染物346.6环境保护与措施35第七章 节约能源367.1编制依据367.2节电设计367.3节水设计367.4其他节能37第八章 项目组织管理388.1项目建设期的组织管理388.2项目建成后的组织管理38第九章 项目实施计划与进度表409.1进度计划安排40第十章 工程招标4110.1招标原则4110.2招标方式4110.3招标范围41第十一章 投资估算与资金筹措4211.1估算范围及依据4211.2投资估算4211.3资金筹措43第十二章 风险分析4412.1项目主要风险因素识别4412.2 风险程度分析4512.3 风险对策与建议45第十三章 社会效益分析47脱硝可研报告1、概述1.1 项目概况河坡发电有限责任公司一期工程2x50MW机组分别于1991年12月和1992年10月投产发电，二期工程2x100MW机组分别于2000年7月和2000年12月投产发电。1号、2号为2x50MW机组锅炉，采用WGZ220/9.8-14型220t/h固态排渣煤粉锅炉，3号、4号为2x100MW机组锅炉，锅炉由武汉锅炉厂生产，型号为WGZ410/9.8-7，生产日期为1994年8月，为单锅筒、自然循环、固体排渣、悬浮燃烧的煤粉炉。四台锅炉合用一个烟囱。本项目是老厂技术改造。1.2 脱硝工程建设的必要性我国是世界上主要的煤炭生产和消费国，也是以煤炭为主要一次能源的国家。据统计，2002年，原煤在我国一次能源构成中所占比例为70.7%，而用于发电的煤炭约占煤炭消费量的49.1%。NOx的排放是酸雨的形成和对大气中臭氧层破坏的重要原因之一，据有关部门估算：1990年我国的NOx排放量约为910万吨，到2000年和2010年，我国的NOx排放量将分别达到1561万吨和2194万吨，其中近70%来自于煤炭的直接燃烧，以燃煤为主的电力生产是NOx排放的主要来源。鉴于我国的能源消耗量今后将随经济的发展不断增长，NOx排放量也将持续增加，如不加强控制NOx的排放量，NOx将对我国大气环境造成严重的污染。以燃煤为主的电力生产所造成的环境污染是我国电力工业发展的一个制约因素，煤炭燃烧产生的烟气中含有烟尘、硫氧化物（SOx）、氮氧化物（NOx）和CO2等污染物，已经造成了严重的环境问题，是我国经济可持续发展急待解决的重要问题。随着我国经济和生活水平的日益提高，将会对环境给予越来越大的关注。改革开放后，我国在燃煤电站烟尘排放的控制方面，通过近三十多年的发展，除尘设备和技术均达到国际先进水平，烟尘排放已得到有效控制。在燃煤电站SOx排放的控制方面，我国采用引进技术和设备建立了一批烟气脱硫工程，不断加大SOx排放的控制力度，SOx排放的增长势头已基本得到了控制，SOx排放总量将不断降低。因此，NOx的控制将是继粉尘和SOx之后燃煤电站环保治理的重点。在燃煤电站NOx排放的控制方面，目前我国还没有掌握脱硝的先进技术，也没有建立起我们的脱硝工程。因此吸收和引进国外成熟的烟气脱硝技术并研究出适合我国国情的烟气脱硝工艺设备是一项十分紧迫的工作。2004年国家新的大气排放标准已实施，对火电厂NOx排放标准要求有了大幅度的提高。因此，河坡发电有限责任公司脱硝工程实施与国家环保政策的方向是完全一致的。本工程4个机组脱硝工程实施后，电厂NOx排污总量将明显降低，具有显著的环保效益，有利于河坡发电有限责任公司以环保型电厂的面貌树立自己的企业形象。1.3 脱硝工程建设的可行性1.3.1技术及合作方式方面本工程4个机组拟通过国际合作进行烟气脱硝工程。具体合作方式为：4个机组烟气脱硝系统由外国脱硝环保公司负责系统总体设计，其余由国内公司负责系统初步设计、详细设计、施工和调试服务；关键设备如催化剂、喷氨格栅、烟气分析仪、控制系统进口，其它配套设备和装置材料国内提供。1.3.2工程实施背景方面河坡发电有限责任公司燃煤发电机组烟气脱硝工程实施存在以下有利条件：国家各级政府重视国民经济的可持续发展和环境保护的关系、加大了环境保护和治理工作的力度，烟气脱硝工程具备良好的政策支持条件；控制燃煤电厂所造成的大气污染工作得到发电公司重视，这是实施烟气脱硝工程的有利内部条件；国内发电企业、环保公司积极学习、引进、掌握烟气脱硝先进技术，形成了实施烟气脱硝工程的外部条件。1.4研究范围及深度本可行性研究范围、内容和深度参考火力发电厂可行性研究内容深度规定DLGJ118-1997及参照火力发电厂可研报告内容深度规定烟气脱硫部分暂行规定DLGJ138-1997的规定执行。可行性研究主要按规定的深度要求研究工程实施的必要性、脱硝剂的供应和运输、工程背景条件、环境保护以及厂址的地形地貌、地震、地质和水文气象等主要工程建设条件，提出脱硝工艺系统的设想，并进行投资估算与投资经分析。主要设计范围及内容 ：1）选择适用的烟气脱硝工艺系统。2）配套脱硝的来源及供应工艺系统，按4台机组脱硝系统消耗氨量设计氨站。3）烟气脱硝系统实施后的环境影响评估。4）机组后烟道系统和吸风机的调整。5）机组锅炉本体的烟道、钢结构和省煤器的调整部分内容由武汉锅炉厂协助完成。1.5主要设计原则1）进行多种烟气脱硝方案论证，选择最适合的烟气脱硝工艺方案；烟气脱硝不能影响机组正常运行，一旦影响应有保证措施。2）烟气脱硝工程尽可能按现有设备状况及场地条件进行布置，力求工艺流程和设施布置合理、操作安全、简便，对原机组设施的影响最少。3）对脱硝副产物的处理应符合环境保护的长远要求，尽量避免脱硝副产物的二次污染，脱硝工艺应尽可能减少噪音对环境的影响。4）脱硝系统控制采用PLC系统。5）采用烟气在线自动监测，对烟气脱硝前后的NOx含量进行连续监测，并对NOx排放量进行累积，对脱硝系统氨逃逸量进行在线监测。6）脱硝工程应尽量节约能源和水源，降低脱硝系统的投资和运行费用。7）脱硝系统运行小时数按5500小时计，脱硝系统可利用率95%以上。8）脱硝系统脱硝效率80%，反应器入口NOx含量1号、2号机组按937mg/N m3；3号、4号机组按1054mg/N m3考虑设计。9）地震烈度：建（构）物按7度设防。2、工程概况2.1 厂址概述阳泉市位于山西省中部东侧，东与河北省交界，北、西、南三面与忻州、太原、晋中三个地市毗邻，地理位置介于北纬37373831，东经1125511403之间，全市面积4578平方公里，全市下辖两县四区：平定县、盂县、城区、矿区、郊区、开发区。本项目建设地点为山西河坡发电有限责任公司内，河坡发电有限责任公司位于阳泉市东南边沿，桃河与义井河交汇前的一块三角谷地，距市中心3-4 km。厂房零米海拔高度636米。厂区东至白羊墅车站铁路环行线，南临阳泉市南大街和义井河，西靠义白路，北部为石太铁路和桃河，该处属于桃河及其支流义井河汇合前的交叉口，地势相对平缓开阔的河谷地带。2.2 锅炉主机2.2.1 本工程50MW机组用WGZ220/9.8-14型锅炉，系燃用山西阳泉无烟煤的固态排渣锅炉，属燃用无烟煤的基本型锅炉与5万千瓦的汽轮机组成单元机组。形式：锅炉为单锅筒自然循环高压煤粉锅炉，锅炉整体呈“”型布置，炉膛四周由膜式水冷壁组成，炉膛出口处布置有屏式过热器，在水平烟道内，依次布置高温过热器，低温过热器。尾部布置有省煤器及管式空气预热器。锅炉采用集中下降管，过热汽温采用两级喷水调节方式，固态排渣，四角布置切圆燃烧，配有钢球磨中间储仓式热风送粉系统。锅炉采用露天布置，独立抗震钢构架，炉膛，水平烟道，尾部上级上省煤器以上烟道全部负荷通过吊杆挂在顶板上，空气预热器及下级省煤器负荷作用于尾部构架上。锅炉的主要技术参数如下表250MW主要设备设计参数 表2-1设备名称参数名称单 位数 据锅 炉型 式WGZ220/9.814 最大连续蒸发量t/h220过热器出口蒸汽压力MPa9.8过热器出口蒸汽温度540空预器出口烟气量Nm3/h220000（单炉）排烟温度140（进风温度20）除尘器型 式单室三电场除尘器除尘效率%98制造厂家河北宣化电除尘厂引风机型 号73020311/2数 量台/炉2出力m3/S63.89风 压Pa24892.2.2本工程100MW机组用WGZ410/9.8-7型锅炉，燃用山西阳泉地方小窑煤（无烟煤）形式：采用自然循环、单锅筒、悬浮燃烧、固态排渣、“”型布置、双排柱全钢构架、悬吊结构、管式空气预热器、膜式水冷壁。锅炉主要技术特性 2100MW主要设备设计参数 表2-2设备名称参数名称单 位数 据锅 炉型 号WGZ410/9.87最大连续蒸发量t/h410过热器出口蒸汽压力MPa9.8过热器出口蒸汽温度540空预器出口烟气量Nm3/h488500（单炉）排烟温度140（进风温度20）除尘器型 式双室四电场除尘器除尘效率%99制造厂家浙江电除尘器总厂引风机型 号730128数 量台/炉2出力m3/S108.33风 压Pa3529烟 囱高 度m180出口内径m52.3 燃料来源河坡发电有限责任公司设计煤种和校核煤种均为阳泉无烟煤。设计煤种和校核煤质分析结果如下表： 煤质资料 表2-3项目设计煤种校核煤种1全水份 Mt4.0%5.0%空气干燥基水份 Mad1.02%1.06%低位发热量Qnel.ar5502大卡/千克5680大卡/千克灰分 Aar26.88%24.17%挥发分 Vdaf7.88%8.26%全硫 St.ar1.54%1.36%碳Cy65.35%59.9%氢Hy1.96%1.99%氧Oy4.19%2.14%氮Ny1.02%0.91%二氧化硅SiO50.1750.20三氧化二铝Al2O3%36.5036.24三氧化二铁Fe2O3%5.765.80氧化钙CaO%1.691.80氧化镁MgO%0.490.41氧化钠Na2O%0.450.45氧化钾K2O%1.170.96三氧化硫SO3%0.360.35二氧化钛TiO2%1.001.20五氧化二磷P2O5%0.860.882.4 工程气象水文气象：（1） 气温多年平均气温： 10.9 历年极端最高气温： 40.2 历年极端最低气温： -19.1 （2） 湿度多年平均相对湿度： 54 %（3）气压多年平均气压： 93366-102277 Pa（4）风速多年平均风速： 2.0 m/s多年最大风速： 28 m/s（5） 降雨量多年平均降雨量： 537-557.1 mm（6）历年最大积雪厚度： 23 cm（7）历年最大冻土深度： 68 cm2.5 工程地质场地平整，海拔高度：约640.5m。填土层（Q4）：素填土为主，局部为杂填土，岩性很杂，厚度0.3-1.3m，最厚为2.6m，褐色为主，以粘性土为主，局部为砂土，厚度1m左右。粉土、粉质粘土层（Q4）（分两个亚层）：第一亚层以粉土为主，第二亚层以粉质粘土为主，其岩性基本一致，颁多到互层出现，褐色、褐黄，湿很湿，局部受地表粉煤灰中水渗漏影响基本饱和状态，可塑、中压缩性，局部夹砂石及砂土透镜体，土质不均，含钙质菌丝，厚度一般3-7m，R=180kPa。粗砾砂层（Q4）含卵石及圆砾，夹粉细砂、中砂及粘性土透镜体、级配良好、卵石成份多为砾岩、浅褐色、灰褐色、稍湿很湿、稍密中密状态，厚度4-7m，R=160kPa（粉细砂）R=230kPa。粉质粘土层（Q4）褐色、褐、浅黄色、夹粉土、砂土、卵石透镜体。含少量有机质和钙质菌丝、质地较均一，稍湿至很湿、可塑，中等压缩性。厚度差异较大，在29.7m之间，一般厚度4-9m，R=200kPa。砂卵石层（Q4）此层土分为砂土、卵石两个亚层，以卵石层为主，砂土多分部在该层顶部，呈中密至密实状态，卵石层中填充物多为砂土、局部为粘性土填充、级配较好。R=250kPa（砂土），R=400kPa（卵石）。基岩（Q3），上部为泥质灰岩，下部为石灰岩。浅灰色，强风化至中等风化，R500kPa。主厂房地段未见有湿陷性黄土，地质钻孔中30m未见有地下水。厂址区域无不良地质构造存在。根据中国地震动参数区划图（1/400万）厂区抗震设防烈度为七度。2.6电厂用水水源河坡发电有限责任公司用水来自娘子关供水工程，供水通过猫脑山水厂供至厂内，可满足本工程用水要求。可供脱硝工程使用的水质分析结果如下：水质分析结果表 表2-4项 目工业水项 目工业水K+ Na+2.60 mmol/lHCO3-5.45 mmol/lCa2+21.89 mmol/lSO42-23.94 mmol/lMg2+9.89OH-0.53 mmol/lNH4+0.004 mmol/lCl5.22 mmol/l总硬度30.51 mmol/lPH8.52碳酸盐硬度5.45 mmol/lNO21.92 mmol/l非碳酸盐硬度25.06 mmol/l化学耗氧量3.05 mg/l甲基橙碱度5.45 mmol/l溶解性固体2461.48 mg/l酚酞碱度0.53 mmol/l悬浮性固体77.68 mg/l活性硅20.19 mg/l全固形物2539.15 mg/l电导率（25）2925 us/l样品外观无色透明2.7交通运输交通运输：电厂所有进出入厂区的运输均为公路运输。目前河坡发电有限责任公司周边有三条干线公路，南大街、义平路、义白路2.8建筑状况厂区布置分为主厂房区、输煤区、变电区、油库、生产附属建筑区。主厂房区包括主厂房、锅炉、电气主控楼、电除尘器、烟囱和烟道等2.9 电厂废水排放及治理情况（1）本工程工业废水考虑集中与分散相结合处理方式，按经常性废水、非经常性废水分类 ，选择其最佳处理方案。（2）本工程经处理后的中水应达到或优于GB/T18920-2002城市污水再生利用，城市杂用水水质（3）本工程废水经处理后排放标准应符合GB8978-1996污水综合排放标准中的一级标准。全厂的工业废水全部回收处理综合利用，电厂排放的是循环排污水和达标处理后的生活废水。废水处理河坡发电有限责任公司废水的排放主要来自化验室、循环冷却塔排污水、含油废水等，各废水源排放特征及治理措施见全厂废水排放一览表。 全厂废水排放一览表 表2-5废水名称组成及特性数据(mg/L)治理措施排放去向化学车间排水酸、碱、Ca2+、Mg2+中和池阳泉市污水处理厂循环冷却塔排污水盐类、SS回用于煤场洒水、除尘含油废水石油类隔油池阳泉市污水处理厂输煤系统冲洗水SS、石油类沉降池循环使用生活污水COD、BOD5、氨氮、SS、石油类一级沉淀阳泉市污水处理厂冲渣水SS脱水仓高效浓缩机循环使用厂总排COD、BOD5、氨氮、SS、石油类义井河根据近期河坡电厂的工业污染源达标排放验收监测和污染源年检的监测统计数据表明，该厂废水总排口的8项（包括PH、SS、CODCr、石油类、硫化物、BOD5、氟化物、氯化物）污染指标，以污水综合排放标准（GB897896）表2中一级标准值评价，除CODCr达标率为83.3%外，其余的达标率均为100%。3 建设条件3.1 催化剂、还原剂的供应条件催化剂是烟气脱硝工程（采用SCR技术）的关键设备，本工程脱硝催化剂采用进口，成熟技术的催化剂。催化剂类型和成份在下一阶段设备招标过程中确定。 脱硝还原剂有三种：无水氨、氨水以及尿素 SCR脱硝系统还原剂类型比较 表3-1还原剂类型优点缺点液氨1、反应剂成本最低2、蒸发成本最低3、投资较小4、储存体积最小1、氨站设计、运行考虑安全问题氨水1、较安全1、23倍的反应剂成本2、大约10倍高的蒸发能量3、较高的储存设备成本4、投资较大尿素1、没有危险1、相对无水氨反应剂成本高35倍2、更高的蒸发能量3、更高的储存设备成本4、投资较大综上所述，本可研采用液氨作为还原剂。通过市场调查，液氨来源较多，市场上货源供应非常丰富，完全可以满足本工程的需要。还原剂采用汽车运输，厂家送货至电厂的方式。3.1.1 催化剂 催化剂的型式分为平板式和蜂窝式两种。在全世界范围内，目前生产平板式催化剂厂家只有日立和西门子公司，做蜂窝式催化剂的厂家约有7-8家。对于催化剂的两种形式，两者各有优缺点：一般认为在燃煤电厂脱硝装置布置在省煤器和空预器之间，采用平板式催化剂和大孔径的蜂窝式催化剂都可以的，对于燃气电厂和脱硝装置布置在低含尘浓度的时候，会采用蜂窝式催化剂。从国外应用情况来看，推荐平板式和蜂窝式的厂商数量基本持平，另外，从目前世界范围内的使用情况来看，两种形式的催化剂数量也基本相当。平板式与蜂窝式催化剂比较 表3-2项目平板式蜂窝式压降小大活性相当相当阻塞问题不易阻塞易阻塞催化剂组成Ti02里有不锈钢骨架基材全是Ti02催化剂体积（同等条件下）大小价格低高可靠性着火不会着火反应器体积小大本工程脱硝催化剂采用进口、成熟技术的催化剂。3.2 脱硝副产物的处理及综合利用条件脱硝过程是利用氨将氮氧化物还原，反应产物为无害的水和氮气，因此脱硝过程不产生直接的副产物。可能造成二次污染的物质有逃逸的氨和达到寿命周期的废催化剂。逃逸的氨随烟气排向大气，当逃逸氨的浓度超过一定限值时，会对环境造成污染，因此氨逃逸水平是脱硝装置主要的设计性能指标，也是脱硝装置运行过程中必须监视和控制的指标，脱硝装置的氨逃逸水平典型的设计值为5ppm。当氨逃逸量超过此限值时，应更换催化剂。在中国对于氨的排放适用的法规是恶臭污染物排放标准（GB14554-93）。失效的催化剂可以返还给催化剂销售商，由其负责处理失效催化剂。返还和处理手续及费用在销售时或洽谈更换催化剂的合同条款时进行协商。废催化剂可能的再利用方法包括：用作水泥原料或混凝土及其它筑路材料的原料；从中回收金属；再生等。催化剂销售商和用户之间协议的普遍规则是要求销售商承担失效催化剂的所有权和处理责任。本工程可采用失效的催化剂返还给催化剂销售商，由其负责处理失效催化剂的方式，在条件成熟后由国内厂家处理。3.3 脱硝场地条件根据烟气脱硝工艺的要求，脱硝装置布置在锅炉与除尘器之间场地，采用钢结构支架形式将脱硝装置支撑在锅炉与除尘器之间烟道上；液态氨的贮存和供应布置在1735平米地场地上，地面布置；管道采用管道支架。3.4 脱硝用电、水、汽、气条件本脱硝工程是在原有老厂的基础上进行技术改造，脱硝工程用电、水量、蒸汽和压缩空气量均较少，不需要新建单独的水源、电源、气源等。本工程中工业用水由电厂循环水提供，生活用水由厂区生活用水管网供给。4 烟气脱硝工艺方案4.1 设计基础参数4.1.1 锅炉燃煤量锅炉燃煤量按锅炉最大连续出力计算，见下表表4.1-1 燃煤量计算表项目单位设计煤种校核煤种1-2号炉小时燃煤量t/h27.33/25.9628.923-4号炉小时燃煤量t/h49.152.89小时燃煤量（共4台炉）152.86163.62日燃煤量t/d3362.923599.64年燃煤量t/a840730899910注：a)锅炉的年运行利用小时数按5500小时计算；b)锅炉日平均运行小时数按22小时计算。c)锅炉热效率按90%计算。4.1.2 脱硝装置设计参数表4.1-2脱硝装置设计参数。项目单位设计煤种校核煤种煤的含硫量%1.541.361-2号炉标态湿烟气量（Nm3/h）306297（206363）369906（227000）1-2号炉标态干烟气量（Nm3/h）287613（193775）347342（213153）3-4号炉标态湿烟气量（Nm3/h）703228（431550）796030（488500）3-4号炉标态干烟气量（Nm3/h）660331（405225）747472（458701）SCR出口NOX浓度（mg/Nm3）282317SCR入口NOX浓度（mg/Nm3）937（70%）1054（70%）脱硝效率（%）75754.2 脱硝工艺方案的选择4.2.1 脱硝工艺的简介有关NOX的控制方法从燃料的生命周期的三个阶段入手，限燃烧前、燃烧中和燃烧后。当前，燃烧前脱硝的研究很少，几乎所有的形容都集中在燃烧中和燃烧后的NOX的控制。所以在国际上把燃烧中NOX的所有控制措施统称为一次措施，把燃烧后的NOX控制措施统称为二次措施，又称为烟气脱硝技术。目前普遍采用的燃烧中NOX控制技术即为低NOX燃烧技术，主要有低NOX燃烧器、空气分级燃烧和燃料分级燃烧。应用在燃煤电站锅炉上的成熟烟气脱硝技术主要有选择性催化还原技术（Selective Catalytic Reduction，简称SCR）、选择性非催化还原技术（Selective Non-Catalytic Reduction，简称SNCR）以及SNCR/SCR混合烟气脱硝技术。4.2.1.1 SCR烟气脱硝技术近几年来选择性催化还原烟气脱硝技术(SCR)发展较快,在欧洲和日本得到了广泛的应用,目前氨催化还原烟气脱硝技术是应用最多的技术。1）SCR脱硝反应SCR脱硝系统是向催化剂上游的烟气中喷入氨气或其它合适的还原剂、利用催化剂将烟气中的NOX转化为氮气和水。在通常的设计中，使用液态无水氨或氨水（氨的水溶液），无论以何种形式使用氨，首先使氨蒸发，然后氨和稀释空气或烟气混合，最后利用喷氨格栅将其喷入SCR反应器上游的烟气中。图为SCR反应原理示意图。在SCR反应器内，NO通过以下反应被还原： 4NO+4NH3+O23N2+6H2O 6NO+4NH35N2+6H2O当烟气中有氧气时，反应第一式优先进行，因此，氨消耗量与NO还原量有一对一的关系。在锅炉的烟气中，NO2一般约占总的NOX浓度的5%，NO2参与的反应如下： 2NO2+4NH3+O23N2+6H2O 6NO2+8NH37N2+12H2O上面两个反应表明还原NO2比还原NO需要更多的氨。在绝大多数锅炉的烟气中，NO2仅占NOX总量的一小部分，因此NO2的影响并不显著。SCR系统NOX脱除效率通常很高，喷入到烟气中的氨几乎完全和NOX反应。有一小部分氨不反应而是作为氨逃逸离开了反应器。一般来说，对于新的催化剂，氨逃逸量很低。但是，随着催化剂失活或者表面被飞灰覆盖或堵塞，氨逃逸量就会增加，为了维持需要的NOX脱除率，就必须增加反应器中NH3/NOX摩尔比。当不能保证预先设定的脱硝效率和（或）氨逃逸量的性能标准时，就必须在反应器内添加或更换新的催化剂以恢复催化剂的活性和反应器性能。从新催化剂开始使用到被更换这段时间称为催化剂寿命。2）SCR系统组成及反应器布置下图为典型SCR烟气脱硝工艺系统简图，SCR系统一般由氨的储存系统、氨与空气混合系统、氨气喷入系统、反应器系统、省煤器旁路、SCR旁路、检测控制系统等组成。SCR反应器在锅炉烟道中一般有三种不同的安装位置，即热段/高灰布置、热段/低灰和冷段布置。（1）热段/高灰布置：反应器布置在空气预热器前温度为350左右的位置，此时烟气中所含有的全部飞灰和SO2均通过催化剂反应器，反应器的工作条件是在“不干净”的高尘烟气中。由于这种布置方案的烟气温度在300400的范围内，适合于多数催化剂的反应温度，因而它被广泛采用。但是由于催化剂是在“不干净”的烟气中工作，因此催化剂的寿命会受下列因素的影响：烟气所携带的飞灰中含有Na,Ca,Si,As等成分时，会使催化剂“中毒”或受污染，从而降低催化剂的效能。飞灰对催化剂反应器的磨损。飞灰将催化剂反应器蜂窝状通道堵塞。如烟气温度升高，会将催化剂烧结，或使之再结晶而失效，如烟气温度降低，NH3会和SO3反应生成酸性硫酸铵，从而会堵塞催化反应器通道和污染空气预热器。高活性的催化剂会促使烟气中的SO2氧化SO3，因此应避免采用高活性的催化剂用于这种布置。为了尽可能地延长催化剂的使用寿命，除了应选择合适的催化剂之外，要使反应器通道有足够的空间以防堵塞，同时还要有防腐措施。（2）热段/低灰布置：反应器布置在静电除尘器和空气预热器之间，这时，温度为300400的烟气先经过电除尘器以后再进入催化剂反应器，这样可以防止烟气中的飞灰对催化剂的污染和将反应器磨损或堵塞，但烟气中的SO3始终存在。采用这一方案的最大问题是，静电除尘器无法在300400的温度下正常运行，因此很少采用。（3）冷段布置：反应器布置在烟气脱硫装置（FGD）之后，这样催化剂将完全工作在无尘、无SO2的“干净”烟气中，由于不存在飞灰对反应器的堵塞及腐蚀问题，也不存在催化剂的污染和中毒问题，因此可以采用高活性的催化剂，减少了反应器的体积并使反应器布置紧凑。当催化剂在“干净”烟气中工作时，其工作寿命可达35年（在“不干净”的烟气中的工作寿命为23年）。这一布置方式的主要问题是，当将反应器布置在湿式FGD脱硫装置后，其排烟温度仅为5060，因此，为使烟气在进入催化剂反应器之前达到所需要的反应温度，需要在烟道内加装燃油或燃烧天然气的燃烧器，或蒸汽加热的换热器以加热烟气，从而增加了能源消耗和运行费用。对于一般燃油或燃煤锅炉，其SCR反应器多选择安装于锅炉省煤器与空气预热器之间，因为此区间的烟气温度刚好适合SCR脱硝还原反应，氨被喷射于省煤器与SCR反应器间烟道内的适当位置，使其与烟气充分混合后在反应器内与氮氧化物反应，SCR系统商业运行业绩的脱硝效率约为70%90%。4.2.1.2 SNCR烟气脱硝技术选择性催化还原脱除NOX的运行成本主要受催化剂寿命的影响，一种不需要催化剂的选择性还原过程或许更加诱人，这就是选择性非催化还原技术。该技术是用NH3、尿素等还原剂喷入炉内与NOX进行选择性反应，不用催化剂，因此必须在高温区加入还原剂。还原剂喷入炉膛温度为8501100的区域，该还原剂（尿素）迅速热分解成NH3并与烟气中的NOX进行SNCR反应生成N2，该方法是以炉膛为反应器。研究发现，在炉膛8501100这一狭窄的温度范围内、在无催化剂作用下，NH3或尿素等氨基还原剂可选择性地还原烟气中的NOX，基本上不与烟气中的O2作用，据此发展了SNCR法。在8501100范围内，NH3或尿素还原NOX的主要反应为：NH3为还原剂 4NH3+4NO+O24N2+6H2O尿素为还原剂 NO+CO(NH2)2 +1/2O22N2+CO2+H2O当温度高于1100时, NH3则会被氧化为 4NH3+5O24NO+6H2O不同还原剂有不同的反应温度范围，此温度范围称为温度窗。NH3的反应最佳温度区为 850110O。当反应温度过高时，由于氨的分解会使NOx还原率降低，另一方面，反应温度过低时，氨的逃逸增加，也会使NOx还原率降低。NH3是高挥发性和有毒物质，氨的逃逸会造成新的环境污染。引起SNCR系统氨逃逸的原因有两种，一是由于喷入点烟气温度低影响了氨与NOx的反应;另一种可能是喷入的还原剂过量或还原剂分布不均匀。还原剂喷入系统必须能将还原剂喷入到炉内最有效的部位，因为NOx在炉膛内的分布经常变化，如果喷入控制点太少或喷到炉内某个断面上的氨分布不均匀，则会出现分布较高的氨逃逸量。在较大的燃煤锅炉中，还原剂的均匀分布则更困难，因为较长的喷入距离需要覆盖相当大的炉内截面。为保证脱硝反应能充分地进行，以最少的喷入NH3量达到最好的还原效果，必须设法使喷入的NH3与烟气良好地混合。若喷入的NH3不充分反应，则逃逸的NH3不仅会使烟气中的飞灰容易沉积在锅炉尾部的受热面上，而且烟气中NH3遇到S03会产生(NH4)2S04易造成空气预热器堵塞，并有腐蚀的危险。SNCR烟气脱硝技术的脱硝效率一般为25%-50%，受锅炉结构尺寸影响很大，多用作低NOX燃烧技术的补充处理手段。采用SNCR技术，目前的趋势是用尿素代替氨作为还原剂，值得注意的是，近年的研究表明，用尿素作为还原剂时，NOX会转化为N2O，N2O会破坏大气平流层中的臭氧，除此之外，N2O还被认为会产生温室效应，因此产生N2O问题己引起人们的重视。SNCR系统烟气脱硝过程由下面四个基本过程完成:接收和储存还原剂; 还原剂的计量输出、与水混合稀释;在锅炉合适位置注入稀释后的还原剂;还原剂与烟气混合进行脱硝反应。4.2.1.3 SNCR/SCR混合烟气脱硝技术SNCR/SCR混合烟气脱硝技术是把SNCR工艺的还原剂喷入炉膛技术同SCR工艺利用逃逸氨进行催化反应的技术结合起来，进一步脱除NOX。它是把SNCR工艺的低费用特点同SCR工艺的高效率及低的氨逃逸率进行有效结合。该联合工艺于20世纪70年代首次在日本的一座燃油装置上进行试验，试验表明了该技术的可行性。理论上，SNCR工艺在脱除部分NOX的同时也为后面的催化法脱硝提供所需要的氨。SNCR体系可向SCR催化剂提供充足的氨，但是控制好氨的分布以适应NOX的分布的改变却是非常困难的。为了克服这一难点，混合工艺需要在SCR反应器中安装一个辅助氨喷射系统。通过试验和调节辅助氨喷射可以改善氨气在反应器中的分布效果。资料介绍SNCR/SCR混合工艺的运行特性参数可以达到40%-80%的脱硝效率，氨的逃逸小于5lOppm。4.2.3 烟气脱硝技术的选择根据以上对脱硝工艺的简单介绍，控制火电厂NOX排放有很多种方法，各种脱硝工艺工程投资和脱硝效率各不相同，选择何种脱硝工艺一般可根据以下几个万面综合考虑:l)NOX排放浓度和排放量必须满足国家和当地政府环保要求;2)脱硝工艺要适用于工程己确定的煤种条件，并考虑燃煤来源的变化可能性;3)脱硝工艺要做到技术成熟、设备运行可靠，并有较多成功的运行业绩;4)根据工程的实际情况尽量减少脱硝装置的建设投资;5)脱硝装置应布置合理;6)脱硝剂要有稳定可靠的来源;7)脱硝工艺脱硝吸收剂、水和能源等消耗少，尽量减少运行费用。表4.2-7烟气脱硝技术设计参数比较。项目SCRSNCR/SCR混合型SNCR还原剂以NH3为主可使用NH3或尿素用NH3或尿紊反应温度320一400前段:850-1100，后段:320-400850一110O催化剂成份主要为TiO2， V2O5 WO3后段加装少量催化剂(成份主要为TiO2，V2O5 WO3)不使用催化剂脱硝效率7090407025%60%还原剂喷射位置多选择于省煤器与SCR反应器间烟道内锅炉负荷不同喷射位置也不同，通常位于一次过热器或二次过热器后端通常在炉膛内喷射，但需与锅炉厂家配合SO2/SO3氧化会导致SO2/SO3氧化S02/S03氧化较SCR低不导致S02/S03氧化NH3逃逸35ppm5lOppm1015ppm对空气预热器影响NH3与S03易形成NH4HSO4造成堵塞或腐蚀SO2/SO氧化率较SCR低，造成堵塞或腐蚀的机会较SCR低不导致SO2/SO3的氧化，造成堵塞或腐蚀的机会为三者最低系统压力损失催化剂会造成压力损失催化剂用量较SCR小，产生的压力损失相对较低没有压力损失燃料的影响高灰分会磨耗催化剂，碱金属氧化物会使催化剂钝化影响与SCR相同无影响锅炉的影响受省煤器出口烟气温度的影响受炉膛内烟气流速及温度分布的影响与SNCR/SCR混合系统影响相同综合上述，根据技术先进，工艺成熟，经济合理，有工业业绩，脱硝