忻州脫硝改造可研報告

1、忻州廣宇煤電有限公司2135mw機組脫硝改造工程可研報告tpri合同編號：tpri/報告編號：tpri/忻州廣宇煤電有限公司2135mw機組脫硝改造工程可研報告(初稿)西安熱工研究院有限公司二 一 一 年 三 月報告編號：tpri/合同編號：tpri/項目負責(zé)單位：西安熱工研究院有限公司項目承擔(dān)部門：電站清潔煤燃燒國家工程研究中心課題起訖日期： 項目負責(zé)人： 主要工作人員：西安熱工研究院有限公司： 忻州廣宇煤電有限公司：報告編寫人： 報告校閱人： 審 核： 批 準(zhǔn)： 摘 要響應(yīng)國家節(jié)能減排政策號召，忻州廣宇煤電有限公司特設(shè)立專題，就一期2135mw機組的脫硝改造工程進行可行性研究。通過現(xiàn)場踏勘

2、、摸底測試，基于鍋爐目前的氮氧化物排放情況，從多角度對適合的脫硝技術(shù)路線進行了論證與比較，提出了采用scr工藝的脫硝改造技術(shù)路線，并就工程設(shè)計、投資與運行費用估算等進行了可行性研究： 通過摸底測試，滿負荷條件下一期鍋爐的nox排放濃度約為400500 mg/m3（標(biāo)態(tài)，6%o2，5%no2）； 為使鍋爐nox排放濃度控制到100mg/nm3以下，通過比較兩種可行的技術(shù)路線（方案一scr工藝，方案二sncr+scr工藝）的投資及運行費用情況，認為：采取scr（80%脫硝效率）方案，運行濟性較高，比較適宜于本工程。 采取scr脫硝改造方案時，工程靜態(tài)投資估算約3892萬元，單位造價約144元/kw

3、；動態(tài)投資4009萬元，單位造價約148元/kw。年利用時間5500h條件下，工程年運行成本約1048.5萬元，單位nox減排成本約4.76元/kg，發(fā)電成本增加約0.01107元/kw.h。如扣除排污費收益，單位nox減排成本約4.134元/kg，發(fā)電成本增加約0.01014元/kw.h。 脫硝改造后，每年可最大減少nox排放總量約2201噸，減少排污費約173.3萬元，環(huán)保效益顯著。關(guān)鍵詞：scr改造 投資與運行估算目 錄第1部分 概述11.1 前言11.2 項目背景11.2.1 節(jié)能減排11.2.2 工程建設(shè)必要性21.2.3 工程建設(shè)可行性21.3 研究范圍與依據(jù)31.3.1 研究范圍

4、31.3.2 研究依據(jù)31.4 主要設(shè)計原則31.5 可研程序4第2部分 電廠現(xiàn)狀與工程建設(shè)條件52.1 廠址概述52.1.1 地理位置52.1.2 工程地質(zhì)52.1.3 水文氣象條件52.1.4 電廠用水62.1.5 交通運輸62.2 電廠規(guī)模62.3 機組概況62.3.1 鍋爐概述62.3.2 汽水系統(tǒng)82.3.3 燃料92.3.4 燃燒系統(tǒng)102.3.5 空預(yù)器11型號11蓄熱元件材質(zhì)112.3.6 引風(fēng)機112.3.7 吹灰器122.3.8 電氣122.3.9 控制系統(tǒng)122.3.10 壓縮空氣132.3.11 煙囪132.4 電廠總體布置132.5 鍋爐運行現(xiàn)狀132.5.1 入廠煤

5、統(tǒng)計132.5.2 摸底測試152.5.3 鍋爐效率172.5.4 nox排放172.5.5 省煤器出口煙溫182.5.6 煙道沿程阻力192.5.7 飛灰特性202.6 建設(shè)條件202.6.1 場地空間202.6.2 煙氣參數(shù)212.6.3 水、電、汽、氣212.6.4 還原劑212.6.5 催化劑23第3部分 脫硝技術(shù)路線243.1 nox的生成機理243.1.1 低nox燃燒技術(shù)（lnb）253.1.2 選擇性催化還原煙氣脫硝（scr）273.1.3 選擇性非催化還原煙氣脫硝（sncr）283.1.4 混合型煙氣脫硝（sncr/scr）293.2 技術(shù)路線選擇303.2.1 脫硝工藝選擇

6、的原則303.2.2 脫硝工藝技術(shù)路線選擇303.2.3 改造工程風(fēng)險32第4部分 脫硝工程方案設(shè)計334.1 scr工藝原理334.2 脫硝方案設(shè)計344.2.1 性能要求344.2.2 脫硝工程總體布置344.2.3 工藝參數(shù)354.2.4 sncr設(shè)計364.2.5 高灰型scr改造394.3 對下游設(shè)備的影響544.3.1 空預(yù)器544.3.2 靜電除塵器554.3.3 濕法脫硫fgd554.3.4 引風(fēng)機55第5部分 環(huán)境效益與社會效益575.1 環(huán)境效益575.1.1 nox排放控制575.1.2 氨逃逸575.1.3 脫硝廢水585.1.4 廢棄催化劑585.1.5 脫硝粉塵、噪

7、聲595.2 社會效益59第6部分 節(jié)約和合理利用能源60第7部分 勞動安全與職業(yè)衛(wèi)生617.1 勞動安全617.2 安全措施617.3 工業(yè)衛(wèi)生62第8部分 生產(chǎn)管理與人員編制63第9部分 項目施工條件和輪廓進度649.1 施工場地條件649.1.1 運輸方式649.1.2 材料供應(yīng)649.1.3 大型施工機械649.2 施工方案649.3 工程輪廓進度649.4 工程招標(biāo)65第10部分 投資估算及經(jīng)濟評價6610.1 投資估算6610.1.1 建設(shè)規(guī)模6610.1.2 資金來源6610.1.3 投資估算計列范圍6610.1.4 編制原則6610.1.5 投資估算結(jié)果6810.2 經(jīng)濟效益分

8、析6910.2.1 經(jīng)濟效益分析編制原則6910.2.2 經(jīng)濟效益分析基礎(chǔ)數(shù)據(jù)6910.2.3 上網(wǎng)電價測算7210.2.4 敏感性分析8310.2.5 財務(wù)分析8410.2.6 綜合分析84第11部分 結(jié)論與技術(shù)經(jīng)濟指標(biāo)8511.1 結(jié)論8511.2 主要技術(shù)經(jīng)濟指標(biāo)85附錄a 脫硝改造工程投資估算87附錄b 附圖106附錄c 液氨供銷意向協(xié)議（待補充）110附錄d 引風(fēng)機性能參數(shù)及曲線111附錄e 飛灰粒度分析113附錄f 忻州電廠一期廠用電負荷統(tǒng)計114忻州廣宇煤電有限公司2135mw機組脫硝改造工程可研報告第1部分 概述1.1 前言忻州廣宇煤電有限公司一期機組(#1、#2)裝機容量為2

9、135mw（以下簡稱“忻州電廠”），鍋爐為東方鍋爐廠生產(chǎn)的dg-480/13.7-10型煤粉爐，型式為超高壓自然循環(huán)汽包爐，單爐膛，型布置，四角切圓燃燒方式，一次中間再熱，平衡通風(fēng)，緊身封閉，固態(tài)排渣，受熱面采用全懸吊方式，爐架采用全鋼結(jié)構(gòu)、雙排布置，兩臺機組分別于2007年5月及6月投產(chǎn)。為響應(yīng)國家“節(jié)能減排”政策號召，忻州電廠擬于2011年7月完成一期兩臺機組的脫硝改造。本文就一期機組脫硝改造方案的可行性進行了分析研究。1.2 項目背景1.2.1 節(jié)能減排我國一次能源結(jié)構(gòu)中約7080%由煤炭提供，每燃燒一噸煤炭，約產(chǎn)生530kg氮氧化物。據(jù)中國環(huán)保產(chǎn)業(yè)協(xié)會組織的中國火電廠氮氧化物排放控制技

10、術(shù)方案研究報告的統(tǒng)計顯示，2007年火電廠排放的nox總量已增至840萬噸，約占全國nox排放總量的3540%。在普遍安裝高效率脫硫裝置后，電站鍋爐排放的nox已成為主要的大氣污染固定排放源之一。為了貫徹中華人民共和國大氣污染防治法，改善大氣環(huán)境質(zhì)量，保護生態(tài)環(huán)境，建設(shè)可持續(xù)發(fā)展經(jīng)濟，實現(xiàn)十一五規(guī)劃目標(biāo)，對于氮氧化物排放巨大的火電行業(yè)，采取節(jié)能減排措施進行污染治理已是迫在眉睫：l 國家與部分地方政府針對火電行業(yè)制定了日趨嚴(yán)厲的大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)（圖1-1），要求采取措施進行污染治理。新版火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)（二次征求稿）提出了更嚴(yán)厲的nox排放限制，要求從2014年1月1日起，2003年1

11、2月31日后建成投產(chǎn)或通過建設(shè)項目環(huán)境影響報告書審批的燃煤鍋爐nox的排放限值為100mg/m3（標(biāo)態(tài)）。l 污染排放費已成為補償治理成本的重要手段?，F(xiàn)行排污費征收標(biāo)準(zhǔn)管理辦法國務(wù)院令字第369號執(zhí)行nox“零排放”收費政策，按0.60元/污染當(dāng)量收費。l 十一五規(guī)劃提出，“與2005年相比，主要污染物排放總量要降低10%”，為此要求新建機組采用低氮燃燒技術(shù)，預(yù)留煙氣脫硝裝置，對老機組進行脫硝改造。l 通過加強電源結(jié)構(gòu)調(diào)整進行政策性減排。加速淘汰100mw及以下燃煤凝汽機組，繼續(xù)實施“上大壓小”政策，積極發(fā)展大容量、高參數(shù)的大型燃煤機組和熱電聯(lián)產(chǎn)項目，提高資源的利用率，降低供電煤耗污染物排放。

12、l 環(huán)境保護部辦公廳函2009-2010年全國污染防治工作要點要求，繼續(xù)做好京津冀地區(qū)大氣污染防治，推動長三角、珠三角地區(qū)建立大氣污染聯(lián)防聯(lián)控機制，并以火電行業(yè)為重點，開展工業(yè)氮氧化物污染防治。在京津冀、長三角和珠三角地區(qū)，新建火電廠必須同步建設(shè)脫硝裝置，2015年年底前，現(xiàn)役機組全部完成脫硝改造。圖1-1 國家及地方的燃煤鍋爐nox排放標(biāo)準(zhǔn)1.2.2 工程建設(shè)必要性忻州電廠一期機組的nox排放量約400500mg/nm3。 根據(jù)火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)（二次征求稿）要求，忻州電廠一期工程的nox排放濃度需從2014年1月1日起控制到100mg/nm3以內(nèi)。因此，忻州電廠一期工程必須采取綜合脫

13、硝技術(shù)改造措施，控制nox達標(biāo)排放，并積極承擔(dān)社會責(zé)任。1.2.3 工程建設(shè)可行性忻州電廠一期鍋爐燃燒系統(tǒng)已采用東方鍋爐廠設(shè)計的百葉窗式水平濃淡燃燒器，并配有燃盡風(fēng)系統(tǒng)，對鍋爐nox的排放已經(jīng)有一定程度的控制，同時選擇性催化還原脫硝scr技術(shù)等也日趨完善，并已在大型燃煤電站鍋爐上也得到了廣泛應(yīng)用，現(xiàn)有的技術(shù)條件及工程經(jīng)驗均為本工程的成功實施奠定了堅實的基礎(chǔ)。1.3 研究范圍與依據(jù)1.3.1 研究范圍參照火力發(fā)電廠可行性研究報告內(nèi)容深度規(guī)定（dl/t 5375-2008）和比照火力發(fā)電廠可行性研究報告內(nèi)容深度煙氣脫硫部分暫行規(guī)定（dlgj138-1997）的要求，脫硝改造工程可行性研究的范圍主要

14、包括：l 脫硝改造工程的建設(shè)條件l 脫硝技術(shù)路線論證l 工程建設(shè)設(shè)想l 改造工程對環(huán)境的影響l 投資估算與運行成本估算1.3.2 研究依據(jù)l 中華人民共和國國家標(biāo)準(zhǔn)：火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)gb13223-2003及火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)（二次征求意見稿）。l 忻州廣宇煤電有限公司與西安熱工研究院有限公司簽署的合同：忻州廣宇煤電有限公司一期機組降低氮氧化物排放技改工程可行性研究合同。l 忻州廣宇煤電有限公司一期工程設(shè)計資料和相關(guān)測試結(jié)果。1.4 主要設(shè)計原則脫硝改造工程的設(shè)計基本原則如下：l 改造工程將充分利用現(xiàn)有設(shè)備和場地，力求工藝流程和設(shè)備布置合理。l 脫硝裝置的設(shè)計壽命為20年，裝置可

15、用率不低于98%。l 遵守國家有關(guān)法規(guī)、技術(shù)規(guī)程和規(guī)定，編制切合實際的工程估算。l 脫硝經(jīng)濟分析與比較包括：資產(chǎn)折舊、固定成本、變化成本、污染排放收費、單位千瓦的投資和維護成本等。l 機組年等效利用時間5500小時。l 固定資產(chǎn)折舊期按15年計。1.5 可研程序脫硝改造工程的可行性研究工作包括現(xiàn)場踏勘、資料收集、摸底測試、報告編制（技術(shù)論證、概念設(shè)計、工程投資與運行費用估算）、技術(shù)討論與可研審查等過程：l 2011年1月，忻州廣宇煤電有限公司委托西安熱工研究院有限公司進行一期機組氮氧化物減排改造工程的可行性研究工作。l 2011年1月下旬，西安熱工研究院有限公司對忻州廣宇煤電有限公司一期#1、

16、2號爐進行了現(xiàn)場踏勘和摸底測試，并收集了編寫可研報告相關(guān)資料。l 2011年2月中旬，編制完成忻州廣宇煤電有限公司一期機組脫硝改造工程可研報告草稿，與電廠技術(shù)人員就可研報告草稿進行了技術(shù)討論，并準(zhǔn)備可行性研究報告的審查。118第2部分 電廠現(xiàn)狀與工程建設(shè)條件2.1 廠址概述2.1.1 地理位置忻州廣宇煤電有限公司位于廠址位于忻州市東北的符村西南側(cè)，南距忻州市中心約5km。廠址西側(cè)有北同蒲鐵路及忻播公路（忻州-播明鎮(zhèn))通過，南側(cè)約740m處有忻州至五臺山公路通過。廠址地形較為平坦，地面標(biāo)高在777.10779.80m之間。2.1.2 工程地質(zhì)廠址均位于忻定盆地中部，地貌上屬沖積平原，標(biāo)高775.

17、00783.00m（1985國家高程基準(zhǔn)，下同），地形平坦開闊。北部發(fā)育有南云中河。根據(jù)中國地震動參數(shù)區(qū)劃圖（80362001） 廠址地震烈度為 8度。廠區(qū)及附近未發(fā)現(xiàn)影響廠址穩(wěn)定性的新構(gòu)造。廠址區(qū)域地下水埋深1.1-1.6m。本區(qū)凍土深度為1.09m。2.1.3 水文氣象條件忻州市地勢西高東低，南、西、北三面環(huán)山，中、東部地勢平坦，與定襄相連組成忻定盆地。市境內(nèi)主要河流有滹沱河及其支流云中河、牧馬河等。該市屬溫帶大陸性氣候，四季分明，晝夜溫差較大。年平均氣溫8.6，年平均降雨量440.3mm。累年極端最高氣溫：38.8累年極端最低氣溫： -30年平均氣溫：8.6最冷月平均氣溫：-9.0年平均

18、風(fēng)速：1.6 m/s50年一遇10m高，持續(xù)10min最高風(fēng)速：24.3 m/s相對濕度：60平均大氣壓力：92.54kpa。地震基本烈度：8度。2.1.4 電廠用水目前，忻州電廠生產(chǎn)用水采用曹張水源地地下水作為主水源，生活用水則采用自來水。根據(jù)忻州廣宇煤電有限公司2135mw熱電機組工程變更環(huán)境影響報告書的要求，未來將建設(shè)中水輸水管線和深度處理設(shè)施，以忻州市污水處理廠中水做補充水源。2.1.5 交通運輸2.1.5.1 鐵路運輸忻州市過境國鐵為北同蒲鐵路及忻河鐵路支線。北同蒲線全長235.2km，為全程電氣化鐵路，全線均采用自動閉塞方式。該線從太原北站接軌，向北一直延伸至大同，途徑7個市、縣所

19、在地，設(shè)37個車站。鐵路全線限制坡度為6，最小曲線半徑300m。原設(shè)計鐵路年運輸能力7mt，實際年運輸量已達到或超過7.15mt。2.1.5.2 公路運輸忻州市過境國道有108線（北京-昆明）、208（集寧-長治）線及大運高速公路。忻州-黑峪口線，屬省二級公路，混凝土路面，路面凈寬8m，路基寬10.5m。忻州-五寨線，二級公路屬省二級公路，混凝土路面，路面凈寬8 m，路基寬10.5m。2.2 電廠規(guī)模忻州廣宇煤電有限公司一期建有兩臺135mw空冷供熱機組，配套dg-480/13.7-10型煤粉爐，分別于2007年6月2日及5月31日投產(chǎn)運行。目前正在規(guī)劃建設(shè)二期2350mw空冷供熱機組。2.3

20、 機組概況2.3.1 鍋爐概述一期2135mw機組鍋爐為東方鍋爐廠生產(chǎn)的dg-480/13.7-10型煤粉爐，鍋爐型式為超高壓自然循環(huán)汽包爐，單爐膛，型布置，四角切圓燃燒方式，一次中間再熱，平衡通風(fēng)，緊身封閉，固態(tài)排渣，受熱面采用全懸吊方式，爐架采用全鋼結(jié)構(gòu)、雙排布置，鍋爐立面布置圖見圖2-1。鍋爐主要設(shè)計參數(shù)見表2-1。表2-1 鍋爐主要設(shè)計參數(shù)項 目單位設(shè)計參數(shù)(bmcr)過熱蒸汽流量t/h480過熱蒸汽壓力mpa13.7過熱蒸汽溫度540再熱蒸汽流量t/h391再熱蒸汽進出口壓力mpa2.99/2.69再熱蒸汽進出口溫度334/540給水溫度254空預(yù)器出口煙溫136總?cè)剂舷牧縯/h6

21、8最低不投油穩(wěn)燃負荷%45鍋爐計算效率%92.32圖2-1鍋爐立面布置圖2.3.2 汽水系統(tǒng)2.3.2.1 給水及過熱蒸汽系統(tǒng)鍋爐為自然循環(huán)汽包爐，其水循環(huán)系統(tǒng)主要由汽包、集中下降管和下水連接管、水冷壁上升管、汽水引出管及各循環(huán)回路的水冷壁集箱組成。水流程如下：鍋爐過熱器系統(tǒng)采用輻射-對流型，過熱器系統(tǒng)按蒸汽流程共分為四級：頂棚及包墻過熱器、全大屏過熱器、屏式過熱器、一級（高溫）過熱器。各級過熱器重量通過吊桿懸吊在頂板梁上。全大屏過熱器出口至屏式過熱器進口間布置一級噴水減溫器，屏式過熱器出口至一級（高溫）過熱器進口間布置有二級噴水減溫器，水源取自高加前的給水。過熱汽溫的調(diào)節(jié)方式：采用兩級噴水減

22、溫，一級噴水為粗調(diào)，二級噴水為細調(diào)。并控制左右側(cè)汽溫偏差。高加解列后，大量增加的減溫水盡量通過一級噴水減溫器。一級（高溫）過熱器出口集箱上裝設(shè)有2只彈簧安全閥，在過熱器出口集箱上還裝設(shè)有對空排汽、pcv閥、過熱器反沖洗等閥門和壓力表、熱電偶插座等。過熱蒸汽流程如下：2.3.2.2 再熱蒸汽系統(tǒng)再熱器系統(tǒng)為對流型，共分二級：冷段再熱器、熱段再熱器。再熱蒸汽溫度的調(diào)節(jié)以煙氣調(diào)節(jié)擋板的調(diào)節(jié)為主要手段，以布置于熱段、冷段再熱器間的二次汽（備用）噴水減溫器作為細調(diào)，在冷段再熱器的入口管道上布置有事故噴水裝置，噴水水源取自給水泵中間抽頭。為減少再熱器系統(tǒng)的熱偏差，熱段、冷段再熱器之間采用大口徑連接管，蒸汽

23、進行一次左右交叉。再熱汽溫調(diào)節(jié)方式：采用煙氣擋板進行調(diào)節(jié)，鍋爐負荷降低（升高時），上級省煤器后的擋板開度增大（減?。煔鈸醢逭{(diào)節(jié)再熱汽溫有一定的滯后性，擋板動作后約1.5分鐘，再熱汽溫開始變化，十分鐘后趨于穩(wěn)定。再熱器系統(tǒng)中的備用噴水減溫可作為調(diào)溫的補充手段，事故噴水減溫供緊急狀態(tài)下使用。再熱蒸汽流程如下：2.3.3 燃料忻州電廠一期的設(shè)計煤質(zhì)及校核煤質(zhì)見下表：表2-2 一期鍋爐設(shè)計煤種分析名 稱單 位設(shè)計煤種校核煤種1校核煤種21.煤質(zhì)資料收到基碳car%51.561.045.5收到基氫har%4.004.004.00收到基氧oar%5.605.605.60收到基氮nar%1.201.20

24、1.20收到基硫sar%1.201.201.20收到基灰份aar%3020.534.5空氣干燥基水份mad%0.440.441.62收到基水份mar%6.506.508.00干燥無灰基揮發(fā)份vdaf%2833.531.0收到基低位發(fā)熱量qnet.arkj/kg209352407518841可磨性系數(shù)hgi646464642.灰熔點溫度灰變形溫度dt150015001170灰軟化溫度st150015001200灰熔化溫度ft1500150012003.灰渣特性sio2%44.1841.5244.18al2o3%30.2639.7630.26fe2o3%6.491.046.49cao%6.765.

25、746.76mgo%3.202.383.20so3%4.254.504.25tio2%0.890.960.89na2o%k2o%2.3.4 燃燒系統(tǒng)煤粉燃燒器為四角布置，切向燃燒、噴嘴固定、百葉窗式水平濃淡燃燒器，采用切園布置方式，假想切圓直徑為641mm（見圖2-1）。每角燃燒器共布置有10層噴口，其中有4層一次風(fēng)（a、b、c、d）噴口，一層頂二次風(fēng)噴口（ofa）及5層二次風(fēng)噴口（aa、ab、bc、cd、dd，其中ab、cd層布置有燃油裝置）。一次風(fēng)噴口有周界風(fēng)（見圖2-2）。煤粉燃燒器主要由一次風(fēng)噴口、二次風(fēng)噴口、抽出式一次風(fēng)管、風(fēng)箱及風(fēng)口部件組成（見圖2-22-4）。煤粉及一次風(fēng)經(jīng)煤粉管

26、道、燃燒器一次風(fēng)管、百葉窗式煤粉燃燒器，一次風(fēng)噴口噴入爐膛，周界風(fēng)經(jīng)二次風(fēng)大風(fēng)箱、燃燒器風(fēng)室、一次風(fēng)噴口的周界風(fēng)通道噴入爐膛；二次風(fēng)經(jīng)二次風(fēng)大風(fēng)箱、燃燒器風(fēng)室、二次風(fēng)噴口噴入爐膛；為降低nox生成量，降低爐膛煙氣流的殘余旋轉(zhuǎn)，設(shè)置的頂層燃盡風(fēng)（ofa）經(jīng)二次風(fēng)大風(fēng)箱、燃燒器風(fēng)室、頂二次風(fēng)噴口噴入爐膛。燃燒器風(fēng)箱被分割成10層風(fēng)室，各層風(fēng)室分別向?qū)?yīng)的一次風(fēng)噴口、周界風(fēng)噴口、頂二次風(fēng)噴口單獨供風(fēng)。鍋爐煤粉燃燒器的所有一次風(fēng)噴口均采用百葉窗分離水平濃淡燃燒器，可在水平方向上形成煤粉濃淡兩股氣流，內(nèi)側(cè)濃相煤粉氣流著火熱大大降低，有利于著火并降低nox的生成量，稀相在爐膛周圍形成氧化性氣氛，可改善高溫

27、腐蝕及預(yù)防爐膛結(jié)焦。 圖2-2燃燒設(shè)備布置圖 圖2-4 煤粉燃燒器結(jié)構(gòu)示意圖 圖2-3 燃燒器噴口布置圖2.3.5 空預(yù)器每臺鍋爐配備兩臺轉(zhuǎn)子7930mm的容克式二分倉回轉(zhuǎn)式空氣預(yù)熱器?？疹A(yù)器的設(shè)計參數(shù)見表2-3每臺空氣預(yù)熱器配置一套電驅(qū)動裝置，并配有一臺主驅(qū)動電機、一臺副驅(qū)動電機及手動盤車裝置。為使預(yù)熱器漏風(fēng)盡可能小，采用徑向軸向、徑向旁路密封系統(tǒng)和雙密封的密封結(jié)構(gòu)，并采用熱段扇形板徑向密封間隙控制系統(tǒng)，自動跟蹤并調(diào)節(jié)熱段上部徑向密封間隙。預(yù)熱器導(dǎo)向軸承和推力軸承都配有稀油站冷卻潤滑系統(tǒng)，循環(huán)冷卻軸承潤滑油。預(yù)熱器還設(shè)置吹灰裝置和火災(zāi)監(jiān)測及消防清洗裝置。表2-3 空氣預(yù)熱器設(shè)計參數(shù)項 目單

28、位數(shù) 值備 注型號lap7930/1700容克式轉(zhuǎn)子直徑mm7930蓄熱元件高度mm600/800/300上/中/下蓄熱元件材質(zhì)碳鋼（上/中）考登鋼(下)制造廠東方鍋爐（集團股）份有限公司2.3.6 引風(fēng)機每臺鍋爐配備2臺成都電力機械廠生產(chǎn)的離心式引風(fēng)機，風(fēng)機設(shè)計參數(shù)見表 2-4。引風(fēng)機tb點流量為：脫硫工況下530000m3/h（實際狀態(tài)），不脫硫工況下560000 m3/h（實際狀態(tài)）；tb點全壓為：脫硫工況下7500pa，不脫硫工況下6500pa，對應(yīng)轉(zhuǎn)速分別為943 r/min和964r/min，軸功率分別為1307.3kw和1216kw。風(fēng)機在各工況下的性能曲線見附錄d。表2-4 引

29、風(fēng)機設(shè)計參數(shù)名稱煙溫?zé)煔饷芏萾.b點風(fēng)機入口處b-mcr工況流量全壓升流量全壓升kg/m3m3/hkpam3/hkpa脫硫工況700.8815300007.54400006.25不脫硫工況136.40.7675600006.54650005.40配 用 電 機型 號ykk功 率1400kw電 壓6000v電 流a絕緣等級f防護等級ip542.3.7 吹灰器鍋爐共裝有55只蒸汽吹灰器，其中鍋爐本體吹灰汽源接自低再冷段入口，空氣預(yù)熱器吹灰汽源接自低再冷段入口吹灰母管（鍋爐點火期間，空氣預(yù)熱器的吹灰汽源接自輔汽母管）。吹灰器的配置情況見下表：表2-5 鍋爐吹灰器配置吹灰器分類蒸汽壓力（mpa）數(shù)量長

30、伸縮式吹灰器0.6516只左右側(cè)各8只固定回轉(zhuǎn)式吹灰器0.834只左右側(cè)各兩只爐膛吹灰器0.65共33只，前、左、右墻各9只，后墻6只預(yù)熱器吹灰器1.96共2只左右側(cè)各1只2.3.8 電氣廠區(qū)內(nèi)配備6kv、380v、220v交流電源、220v直流電源、ups系統(tǒng)及事故保安電源系統(tǒng)。2.3.9 控制系統(tǒng)2135mw機組采用爐機電單元集中控制方式，兩臺機組設(shè)一個集中控制樓，合用一個單元控制室。dcs控制系統(tǒng)型號為山東魯能控制有限公司提供的ln2000，水、煤、灰分別采用獨立plc控制系統(tǒng)。2.3.10 壓縮空氣廠內(nèi)對除灰、化水、干法脫硫等設(shè)備均配有壓縮空氣系統(tǒng)，壓縮空氣的工作壓力為0.60.8mp

31、a。2.3.11 煙囪一期兩臺爐合用一座180m高單筒煙囪，出口直徑6.56m。2.4 電廠總體布置忻州熱電廠一期工程主廠房位于廠區(qū)中部，固定端朝南，向北擴建，a列朝西，出線往西南擬接入匡村220kv變電站。主廠房零米標(biāo)高為780.00m。廠區(qū)由西向東依次布置有220kv屋外配電裝置、空冷凝汽器（含變壓器場地）、主廠房、除塵器、引風(fēng)機間、煙囪?；?guī)?、空壓機房布置在煙囪東側(cè)，煤場布置在廠區(qū)東側(cè)。主廠房固定端一側(cè)布置綜合辦公樓，化學(xué)水車間布置在綜合辦公樓東側(cè)。綜合泵房、蓄水池布置在綜合辦公樓西側(cè)，電廠主入口布置在廠區(qū)南側(cè)。運煤、灰渣入口布置在煤場東北角。其余附屬建構(gòu)筑物及設(shè)施主要布置在廠區(qū)南側(cè)。在

32、一期工程廠區(qū)北側(cè)規(guī)劃了二期2350mw空冷供熱機組工程的場地。2.5 鍋爐運行現(xiàn)狀2.5.1 入廠煤統(tǒng)計近年來，煤源比較多，煤種較雜，與原設(shè)計煤質(zhì)有一定區(qū)別。根據(jù)電廠近期煤質(zhì)監(jiān)測統(tǒng)計資料，收到基低位發(fā)熱量、收到基灰分及空干基全硫的變化情況如圖2-52-7所示。從圖中可以看出，月平均低位發(fā)熱量波動很大，且都低于設(shè)計煤質(zhì)，月平均低位發(fā)熱量約15.28mj/kg；收到基灰分也變化較為劇烈，月平均灰含量最高約50%，最低也達到35%左右，平均值約40.43%；空干基全硫月平均含量約0.90%，波動范圍為0.51.6%。圖2-5 收到基低位發(fā)熱量統(tǒng)計圖2-6 收到基灰含量統(tǒng)計圖2-7 空氣干燥基全硫含量

33、統(tǒng)計2.5.2 摸底測試改造工程實施前，對一期#1、#2號鍋爐進行了摸底測試，測試結(jié)果如下：2.5.2.1 試驗煤質(zhì)試驗煤質(zhì)有兩種（1月22日、23日），分析結(jié)果見表2-5。與設(shè)計煤相比，試驗煤質(zhì)的低位發(fā)熱量、灰分及干燥無灰基揮發(fā)分均與設(shè)計值偏差較大。目前的煤質(zhì)屬于較為典型的劣質(zhì)煙煤。表2-6 設(shè)計煤種與試驗煤種分析項目檢測項目符號單位煤質(zhì)分析設(shè)計煤質(zhì)2011-1-222011-1-222011-1-23工業(yè)與元素分析全水分mt%6.58.95.512.2空氣干燥基水分mad%0.442.301.603.34收到基灰分aar%3040.4245.2332.16干燥無灰基揮發(fā)分vdaf%2841

34、.6641.4440.07收到基碳car%51.535.5135.5940.57收到基氫har%42.532.823.02收到基氮nar%1.20.650.680.73收到基氧oar%5.611.169.7710.35全硫st,ar%1.20.830.410.97受到基高位發(fā)熱量qgr,v,armj/kg14.0614.2716.21收到基低位發(fā)熱量qnet,v,armj/kg20.93513.3313.5615.31煤灰中的礦物組成二氧化硅sio2%44.1853.6054.69三氧化二鋁al2o3%30.2634.0734.92三氧化二鐵fe2o3%6.495.704.44氧化鈣cao%6

35、.762.241.79氧化鎂mgo%3.20.560.57氧化鈉na2o%未檢出0.070.08氧化鉀k2o%未檢出0.570.56二氧化鈦tio2%0.891.291.76三氧化硫so3%4.251.120.80二氧化錳mno2%0.0170.010痕量元素含量煤中氟f arg/g96 煤中氯cl ar%0.029煤中砷as ar%0.0007煤中鉛pb arg/g3煤中汞hg arg/g0.222.5.2.2 試驗工況機組試驗負荷為50100%范圍，采用習(xí)慣運行方式，省煤器出口氧量表盤值滿負荷工況下約23%，低負荷工況下約35%。表2-7 試驗工況基本參數(shù)時間側(cè)單位2011/1/22201

36、1/1/232011/1/232011/1/23機組編號#1#2#2#2機組電負荷mw115.083.8115.2116.7主蒸汽流量t/h429.5312.0415.8420.3主蒸汽壓力mpa12.79.111.94812.1主蒸汽溫度538526539.56539再熱蒸汽溫度a536514536534b542523536534再熱蒸汽壓力mpa2.481.782.3542.38事故噴水流量t/h0000i級減溫水流量at/h4.326.712.33.20b1.254.462.262.03ii級減溫水流量at/h5.685.214.74.67b6.353.945.525.40給水溫度241

37、232245.7246給水流量t/h465334449.8462總風(fēng)量m3/s46.3358.298280.67燃盡風(fēng)開度%27103030省煤器出口氧量a%0.94.22.481.9b1.12.82.381.6ah入口一次風(fēng)壓akpa1.230.481.2680.76b1.240.581.3220.79ah出口一次風(fēng)壓akpa0.810.330.7440.43b0.820.320.7840.48總給煤量t/h107.073.680.44100.7引風(fēng)機開度a%68.545.670.869.7b69.327.740.640.0引風(fēng)機電流aa9977111.8110b10276.9108.810

38、3.0ah入口排煙溫度a341.9330.0324.8353.3b337.4303.4317.8328.7ah出口排煙溫度a140110124117b132116128.2123爐膛負壓pa-32.5-41.0-33.75-25.7引風(fēng)機入口靜壓akpa-4.42-2.79-4.288-4.17b-4.47-2.87-4.332-4.172.5.3 鍋爐效率在試驗煤種條件下，測試了#1、#2鍋爐分別于420t/h負荷運行時的鍋爐效率：l #1爐進行了主燃區(qū)低氧運行試驗，省煤器出口o2約12%，鍋爐運行狀況與實施了深度空氣分級燃燒工況類似，此時的飛灰可燃物含量約5.49%，固體未完全熱損失約5.

39、73%；修正后的鍋爐排煙溫度約146.7，排煙熱損失約5.55%，鍋爐效率約88.16%。l #2爐進行了常規(guī)氧量下的運行試驗，省煤器出口o2約23%，鍋爐運行狀況與接近設(shè)計工況，此時的飛灰可燃物含量約3.10%，固體未完全熱損失約3.73%；修正后的鍋爐排煙溫度約145，排煙熱損失相6.23%，鍋爐效率約89.48%。2.5.4 nox排放在試驗煤種條件下，煙氣nox排放濃度約400530mg/nm3（干基、標(biāo)態(tài)、6%o2、5%no2），試驗數(shù)據(jù)匯總見表2-7，整體排放情況受燃燒氧量的影響較大。l 高負荷工況下，對#1爐進行了主燃區(qū)低氧運行試驗，省煤器出口o2約1%情況下，#1鍋爐出口nox

40、排放濃度約395mg/nm3，該工況相當(dāng)于鍋爐進行了深度的空氣分級燃燒，nox濃度降低的同時飛灰可燃物含量也有所增加。l #2鍋爐在習(xí)慣運行范圍內(nèi)進行了高氧量和低氧量的試驗：高氧量情況下（省煤器出口o2約2.5%）nox排放濃度平均約525mg/nm3；低氧量情況下（省煤器出口o2約1.7%）nox排放濃度平均約481mg/nm3。l 低負荷情況下，受燃燒氧量的影響，鍋爐的nox排放濃度較高，約500g/nm3。表2-8 nox排放數(shù)據(jù)匯總機 組單位#1#2工況編號t-1t-2t-3t-4鍋爐蒸發(fā)量t/h430420420306省煤器出口o2%1.02.51.73.6nox排放濃度mg/nm3

41、，6%o2395525481498在電廠目前的習(xí)慣運行方式下，用ofa來控制爐膛出口煙溫分布并兼顧飛灰燃盡，ofa開度一般控制在30%左右。在正常運行氧量范圍內(nèi)，鍋爐nox排放濃度約為480525 mg/nm3（極端低氧工況僅能作為深度分級配風(fēng)的類比預(yù)測工況，不能作為常規(guī)方式運行），且通過運行控制一般情況下可以控制到500mg/nm3以內(nèi)，綜合考慮各種因素，本報告以500mg/nm3作為忻州一期鍋爐的nox排放的基準(zhǔn)濃度進行可研設(shè)計。按機組年利用5500小時、nox排放濃度500mg/nm3計，兩臺機組年排放nox總量約3159噸。2.5.5 省煤器出口煙溫在機組正常運行負荷范圍內(nèi)，省煤器出口

42、煙氣溫度約為310340：l 鍋爐420t/h負荷工況下，煙氣平均溫度約320340；l 鍋爐306t/h負荷工況下，煙氣平均溫度約310320；表2-9 省煤器出口煙溫數(shù)據(jù)匯總機組編號單位#1#2工況編號t-1t-2t-3t-4鍋爐負荷t/h430420420306省煤器出口煙溫339.6321.3341.0 316.72.5.6 煙道沿程阻力受煤質(zhì)和供熱工況影響，試驗期間鍋爐未能達到最大出力，在鍋爐負荷420t/h條件下，鍋爐煙氣系統(tǒng)沿程阻力分布情況為（表2-9）：省煤器出口靜壓約-800pa；空預(yù)器煙氣側(cè)阻力約740770pa（設(shè)計值623pa），空預(yù)器堵灰情況較輕；引風(fēng)機入口靜壓約-4

43、200-4400pa，引風(fēng)機運行電流約100a，此時液偶開度約70%。表2-10 鍋爐煙氣系統(tǒng)阻力測量數(shù)據(jù)匯總機組#1#2#2鍋爐負荷t/h420420312爐膛負壓pa-30-26-62空預(yù)器入口pa-804-800-480空預(yù)器出口pa-1547-1570-1166吸收塔入口pa-1500-1770-1470吸收塔出口pa-2600-2280-1720引風(fēng)機入口pa-4408-4200-2996引風(fēng)機出口pa-475-455-436目前電廠正在實施濕法脫硫系統(tǒng)的改造，方案為取消ggh，采用引風(fēng)機和增壓風(fēng)機合二為一，這樣原系統(tǒng)阻力情況將會完全改變。根據(jù)電廠提供的脫硫改造設(shè)計資料，在滿負荷工況

44、下，增個系統(tǒng)的阻力分布為：l 鍋爐本體阻力1743pa，考慮到煤質(zhì)的變化按2000 pa； l 鍋爐原有旁路煙道部分阻力1260pa（已考慮到積灰情況）；l 新建濕法脫硫裝置煙道阻力550pa；l 新建濕法脫硫裝置吸收塔（含內(nèi)件）阻力1050pa；l 布袋除塵器阻力1500pa；l 煙囪阻力：125pa；l 煙囪自拔力（脫硫后煙溫按照46.5考慮）380pa；根據(jù)以上數(shù)據(jù)計算，系統(tǒng)總阻力約6485pa，扣除煙囪自拔力后，引風(fēng)機克服的阻力至少為6105pa。但根據(jù)本次摸底試驗數(shù)據(jù)：鍋爐本體阻力約15001600pa，設(shè)計值（200pa）有一定裕量；布袋除塵器及附屬煙道總阻力約18002000pa

45、，已超過設(shè)計值（1500pa）。因此本報告建議布袋除塵器的阻力按2000pa進行設(shè)計。根據(jù)以上分析，滿負荷工況下，鍋爐煙氣系統(tǒng)總阻力估算約為6605pa。2.5.7 飛灰特性從靜電除塵器第一電場（應(yīng)為布袋除塵器）采集飛灰樣品進行了粒度分析。峰值粒徑為140.1m，直徑大于100m的顆粒體積約70.2%，顆粒相對較粗。結(jié)合前述表2-12灰中的礦物二氧化硅與三氧化鋁含量約88%，氧化鈣與氧化鎂含量約2.5%，可認為本工程的飛灰具有粒度粗、硬度大、粘性低的特點。飛灰粒度分布圖見附錄e。2.6 建設(shè)條件2.6.1 場地空間根據(jù)現(xiàn)場勘查，忻州電廠一期的鍋爐尾部煙道至干法煙氣脫硫系統(tǒng)之間有較為寬裕的空間，

46、能夠布置煙氣脫硝裝置（見圖2-7）。本期改造工程可以在鍋爐尾部煙道后的消防通道兩側(cè)建設(shè)安裝脫硝裝置所需的基礎(chǔ)及鋼架。還原劑儲存及制備區(qū)為新建項目，約占地500m2，根據(jù)目前場地情況，擬置于#1機組鍋爐房南側(cè)，消防通道至干法脫硫塔及輸煤棧橋之間的空地上。圖2-8 鍋爐尾部空間情況現(xiàn)場照片2.6.2 煙氣參數(shù)鍋爐省煤器出口煙氣參數(shù)見表2-7，濕煙氣量約為473422nm3/h(設(shè)計煤質(zhì)，省煤器出口過?？諝庀禂?shù)為1.2)?？紤]到實際測試工況下，鍋爐負荷未能達到最大出力，因此本報告以設(shè)計煤質(zhì)bmcr工況下計算得到的煙氣量作為脫硝裝置的入口參數(shù)進行設(shè)計。表2-11 鍋爐100% bmcr工況省煤器出口濕

47、煙氣參數(shù)項目名稱單位設(shè)計煤種煙氣成份（濕體積）co2%13.64n2%74.02so2%0.1192o2%3.27h2o%8.95省煤器煙氣參數(shù)（實際氧）濕煙氣量nm3/h473422煙氣溫度374煙氣壓力pa污染物濃度煙塵濃度g/nm336.27nox6%o2mg/nm3so26%o2mg/nm33224注：實際煤質(zhì)的灰分較大，煙塵濃度約38.954.7%（標(biāo)態(tài)、干基、6%o2）2.6.3 水、電、汽、氣廠區(qū)內(nèi)部已有可用的水、電、汽、氣等耗品（表2-8），脫硝治理工程盡量利用電廠現(xiàn)有的設(shè)施，不足部分可采用原設(shè)備擴容或另外增加新設(shè)備的方式來解決。表2-12 脫硝可用消耗品參數(shù)項目內(nèi)容單位數(shù)據(jù)工

48、業(yè)水壓力mpa0.5消防水壓力mpa0.8生活水壓力mpa0.5電源高壓kv6低壓v380直流v220、110、48尿素溶液加熱用蒸汽壓力mpa0.651.96廠用、儀用壓縮空氣壓力mpa7.582.6.4 還原劑煙氣脫硝系統(tǒng)常用的還原劑有液氨、尿素和氨水三種：（1）尿素法：分為水解技術(shù)（aod法，由siirtec nigi公司提供；u2a法，由wahlco公司和hammon公司提供）和noxout ultra熱解技術(shù)（fuel tech公司提供）。水解技術(shù)在國內(nèi)還沒有運行業(yè)績，目前只有國電青山電廠欲將采用尿素水解技術(shù)。熱解技術(shù)在國內(nèi)有部分運行業(yè)績，如華能北京熱電廠（4830t/h鍋爐）、京能

49、石景山熱電廠（4670t/h鍋爐）、華能玉環(huán)電廠（41000mw機組。尿素?zé)峤饧夹g(shù)的工藝流程如下：尿素粉末儲存于儲倉，由螺旋給料機輸送到溶解罐里，用除鹽水將固體尿素溶解成4055%質(zhì)量濃度的尿素溶液，通過尿素溶液循環(huán)泵輸送到尿素溶液儲罐；尿素溶液經(jīng)由供液泵、計量與分配裝置、霧化噴嘴等進入絕熱分解室，稀釋空氣經(jīng)加熱后也進入分解室。霧化后的尿素液滴在絕熱分解室內(nèi)分解，生成的分解產(chǎn)物為nh3、h2o和co2，尿素?zé)峤夂螽a(chǎn)生濃度小于5%的氨氣，經(jīng)由氨噴射系統(tǒng)aig送入鍋爐煙氣。尿素法制氨初投資及運行費用均較高。2）氨水法：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(fā)，形成氨氣和水

50、蒸汽?？梢圆捎媒佑|式蒸發(fā)器法或采用噴淋式蒸發(fā)器法。氨水法對儲存空間的需求較大，且運行中氨水蒸發(fā)需要消耗大量的能量，運行費用較高，國內(nèi)業(yè)績非常少。（3）純氨法：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(fā)器內(nèi)經(jīng)40左右的溫水蒸發(fā)為氨氣，并將氨氣加熱至常溫后，送到氨氣緩沖槽備用。緩沖槽的氨氣經(jīng)調(diào)壓閥減壓后，送入各機組的氨氣空氣混合器中，與來自風(fēng)機的空氣充分混合后，通過噴氨格柵(aig)之噴嘴噴人煙氣中，與煙氣混合后進入scr催化反應(yīng)器。液氨法國內(nèi)的運行業(yè)績較多。三種還原劑的性能比較見下表：表2-13 還原劑性能比較項 目液 氨氨 水尿 素反應(yīng)劑費用便宜較貴貴運輸費用便宜貴便宜安全性有毒有

51、害無害存儲條件高壓常壓常壓，干態(tài)存儲方式液態(tài)液態(tài)微粒狀制備方法蒸發(fā)蒸發(fā)熱解、水解初投資費用便宜貴貴運行費用便宜貴貴設(shè)備安全要求有法律規(guī)定需要基本上不需要由于液氨來源廣泛、價格便宜、投資及運行費用均較其他兩種物料節(jié)省，因而目前國內(nèi)scr裝置大多都采用液氨作為scr脫硝還原劑；但同時液氨屬于危險品，對于液氨存儲、卸車、制備區(qū)域以及采購及運輸路線國家有較為嚴(yán)格的規(guī)定。綜合考慮本工程的具體特點，電廠地處城市郊區(qū)，距離居民區(qū)較近，人口較為稠密，同時當(dāng)?shù)丨h(huán)保部門批復(fù)的環(huán)評文件中規(guī)定必須采用尿素作為脫銷工程的還原劑，因此本報告采用尿素作為脫硝工程的還原劑進行可研設(shè)計。根據(jù)市場調(diào)研情況，忻州附近最近的尿素生產(chǎn)廠家為晉城高平的和順尿素廠，距離忻州電