近年来,国家、地方相继出台标准对燃煤电厂的NOx排放量、排放浓 度做出了明确的规定,并制定相关法规以规范电厂的排放行为并加大了惩 治力度。与此同时,各级政府在电量计划分配、脱销电价补偿、电力市场 交易资格、政府资金补偿等方面做出了积极的引导,基于以上原因,本电 厂决定对现有机组进行脱硝改造。 目前,计对NOx生产机理,国内燃煤电厂在减少NOx排放方面通常 采用两种措施,一是在燃烧过程中通过低NOx燃烧技术减少NOx生成, 二是对烟气进行NOX脱除处理。参考改造后的案例不难发现,低NOx燃 烧技术脱硝效率较低,只能将NOx排放量降到400mg/Nm3,而烟气脱硝技 术NOx脱除效果显著但投资大,综合考虑后本电厂选择较为常见的低NOx 燃烧器及SCR联合脱硝改造。 本文结合本厂机组实际情况,依托现有设备、场地、人力资源条件, 通过对国内外脱硝技术的研究,借鉴成熟的改造经验,在技术工艺、环境 效益、经济分析等方面进行了可行性研究,并针对脱硝改造工程制定监理 规划方案,为改造工程顺利开工并达到技改要求奠定基础。 关键词:脱硝;改造;可行性研究;评价 I 平北电力大学工程硕士专业学位报告 Abstract In recent years,national and local standards have been introduced for NOx emissions from coal-fired power plants, emission concentration to make a clearly defined and formulated relevant laws and regulations to regulate the behavior of the plant's emissions and increase the punishment to. At the same time,governments at all levels in the distribution of electricity plans, stock price compensation,power market trading qualifications, compensation and other aspects of government funds to make a positive guidance, based on the above reasons, the plant decided to transform the existing denitration unit. Currently, the production of NOx mechanism for domestic coal-fired power plants to reduce NOx emissions generally use two measures, one in the combustion process to reduce NOx generated by low NOx combustion technology, the second is for flue gas NOx removal treatment. After transformation, the reference case is not difficult to find a lower low NOx combustion technology denitrification efficiency, NOx emissions can be reduced 400mg/Nm3 drop, and flue gas denitrification technology NOx removal effect is significant but big investment, after considering the power plant choose more common low-NOx burners and SCR denitration joint reconstruction. Combined with the actual situation of the factory units, relying on existing equipment, facilities,human resources, through the domestic denitration technology research,learn the transformation of mature experience, in terms of process technology, environmental benefits,economic analysis conducted a feasibility study, concluded that the implementation of joint stock factory renovation project is feasible. Key words: Denitration,Reconstruction,Feasibility,System analysis ii 华北电力大学工程硕士专业学位报告 目录 臓 I Abstract II m-M i 1.1课题研究背景及意义 1 1.2国内外研究现状 1 1.3本文研究内容 2 1.3.1工作依据 3 1.3.2主要设计原则和设计指导思想 3 1.4设备工程监理在本报告中的应用 3 第二章工程简介 :5 2.1 5 2.2燃料状况 5 2.3锅炉现状 7 2.4 赋■ 7 第三章脱硝工程技术可行性分析 9 3.1燃煤锅炉NOX的生成机理 9 3.2 NOX排放的控制及处理方法 9 3.2.1低NOX燃烧技术 9 3.2.2烟气脱硝技术 10 3.3.燃烧器改造方案选择 11 3.4烟气脱硝工2方案选择 12 3.4.1烟气脱硝方案选择 12 3.4.2反应剂的比较及确定 13 3.5施工条件分析 14 3.5.1脱硝场地 14 3.5.2 供电 15 3.5.3供水、用气、用汽 15 3.6液氨陳应 15 第四章脱硝改造方案 16 4.1脱硝装群体布置 16 华北电力大学工程硕士专业学位报告 4.2 17 4.2.1工艺说明 17 4.2.2主要设计性能参数 17 4.2.3脱硝工艺系统 18 4.2.4关于反应器旁路烟道分析 21 4.2.5加装SCR装置对锅炉主机设备的影响 22 第五章脱硝改造节能、安全、环保分析 25 5.1脱销改造的节能节水措施 25 5.1.1工艺系统设计中考虑节能的措施 25 5.1.2主辅机设备选择中考虑节能的措施 25 5.1.3在材料选择时考虑节能的措施 25 5.1.4节约用水的措施 25 5.1.5 节约原材料的措施 25 5.2 26 5.2.1环境标准 26 5.2.2环境影响分析 26 5.2.3社会效益分析 26 5.2.4噪声环境影响分析、防治措施及绿化 27 5.2.5 其它 27 5.3劳动安全和职业卫生 27 5.3.1还原剂安全 27 5.3.2防火、防爆 28 5.4生产组织与人员编制 28 第六章投资估算及经济评价 29 6.1 29 6.1.1投资估算编制依据 29 6.1.2其他说明 29 6.1.3投资概况 29 6.1.4投资分析 30 6.1.5运行成本敏感性分析 30 6.1.6 随 31 6.2经济评价 31 6.2.1经济效益分析依据 31 6.2.1评价条件 31 — II — 华北电力大学工程硕士专业学位报告 6.2.3综合经济评价 32 第七章脱硝工程设备监理规划 33 7.1工禾呈概况 33 7.1.1监理工作范围 33 7.1.2工程建设特点 33 7.2监理工作内容 33 7.2.1安全控制 33 7.2.2质量控制 34 7.2.3进度控制 34 7.2.4投资控制 34 7.2.5合同管理 35 7.2.6信息管理 35 7.2.7组织协调 35 7.3工程项目监理目标 35 7.3.1总体目标 35 7.3.2综合目标 35 7.3.3管理目标 36 7.3.4安健环目标 36 7.3.5其他目标 36 7.4规划总结 36 第八章结论与建议 37 隨 37 詩減 37 攻读硕士报告期间发表的报告及其他成果 52 蘭 53 作者简介 54 III 华北电力大学工程硕士专业学位报告 第一章绪论 1.1课题研究背景及意义 随着我国经济的高速发展,经济发展模式已由GDP至上的发展模式转到可持续 发展的道路上,且由于近些年环境问题频发,雾霾、“PM2.5”等名词也让民众的环 保概念从水质、土地污染进一步扩展到了大气污染。 当前我国大气污染仍以煤烟型污染为主。由于脱硫技术的广泛应用,且近年来 我国一些湖泊蓝藻频发等迹象表明,国内大气污染首恶已经由硫氧化物(SOx)变 为氮氧化物(NOx)。我国大气污染物中约90%的NOx源于石油、煤、天然气等矿 物燃料的燃烧,其中煤的燃烧约占70%,电力行业排放量约占50%。因此,为确保 应对全球气候变化,建设环境友好型社会,国家节能减排十二五”规划要求控制 主要污染物排放总量,同时把新建机组“脱确”确定为约束性指标,以控制NOx 的排放_。 最新的《火电厂大气污染物排放标准》对燃煤机组NOx排放浓度限值进行新的 限制,标准规定自2015年1月1日起,第一、第二时段燃煤锅炉排放浓度应小 于400mg/Nni3,其中重点地区排放浓度应低于200 mg/Nm3。参照此标准,国内大 部分燃煤机组都需要进行脱硝技术改造,而在重点地区的机组,将全部要实施脱硝 改造〖3]。 C电厂所在城市为靠近首都北京的国家重点旅游城市,属于环境敏感区域,对 环境条件要求较高。为满足国家和地方环保法规及本工程环境影响评价批复要求, 改善本地区的大气环境质量,确保电力与环境的可持续协调发展,树立集团品牌形 象,推进电厂未来发展,建设绿色环保型电厂,C电厂在2011年提出了 2X330MW 燃煤机组烟气脱5肖改造项目。 为争取项目的尽快幵展,本文对该项目工程进行可行性研究,为C电厂在后续 的项目决策提供前提与保障,同时可作为获得项目融资的凭证和依据。C电厂可以 此可行性研究为参考,提髙管理水平以促进项目顺利开展并完成。 1.2国内外研究现状 NOx排放的控制可选择燃烧前、燃烧中和燃烧后分别控制。目前,很少人研究 燃烧前脱硝,大部分研究都围绕燃烧中和燃烧后NOx的排放控制。燃烧中通过各种 技术手段,抑制或还原燃烧过程中生成的NOx,来降低NOx排放的所有控制方法 统称为低NOx燃烧技术,燃烧后产生的NOx控制措施称为烟气脱销技术。燃煤电 站锅炉主要应用的烟气脱硝技术包括选择性催化还原技术(SCR)、选择性非催化还 原技术(SNCR)和SCR/SNCR混合脱硝技术。 I ——1 — 华北电力大学工程硕士专业学位报告 国外脱硝技术应用较早,日本、欧洲、美国先后实施工业脱硝改造,煤电机组 烟气脱硝工程中,通常采用低NOx燃烧技术、烟气SCR脱硝技术、SNCR技术。 低NOx燃烧技术是指在燃烧过程中控制NOx的生成量;烟气脱硝技术是脱除锅炉 排放烟气中的NOx,SCR技术是较为成熟、可靠的烟气脱硝技术,商业应用最为广 泛。 德国是国际上NOx控制技术研发应用最先进的成员国之一,近年来德国燃煤电 厂不断通过幵发新型低NOx燃烧系统、安装烟气脱確装置、同时对落后锅炉进行燃 烧优化调整和技术改造,以降低NOx的排放。但由于单独采用低NOx燃烧系统难 以实现NOx低限值排放,因而德国燃煤电厂目前以安装含二级脱氮技术的烟气脱氮 装置(如SCR脱销装置)来降低烟气中NOx的排放。日本已基本解决降尘和二氧 化硫污染问题,而NOx污染成为日本不容忽视的主要问题,日本主要采取改进燃烧 方式和烟气脱硝措施降低NOx排放,其中脱确方式大多为30尺法[4-16]。 国内脱硝技术起步较晚,第一台被国家批准建设实施烟气脱摘的电站机组为浙 江国华宁海电厂4号机组j批准的时间为2004年。随着国家越来越重视环保问题,脱 硝技术逐渐幵始应用于工业领域。2004年,国家环保总局公布了新的5火电厂大气污 染物排放标准6GB13223-2003,明确要求“第3时段火力发电锅炉须预留烟气脱除氮 氧化物装置空间”,同时规定处于第三时段的燃料煤所含挥发分大于20%的电厂,其 氮氧化物的排放浓度不得超过450mg/Nm3。而目前的新《火电厂大气污染物排放标 准》二次报批稿中,2012年1月1円起新建电厂氮氧化物的排放浓度不得超过 200mg/Nm3,京津唐、长三角、珠三角等重点地区新建电厂氮氧化物的排放浓度不得 超过lOOmg/Nm3。近年來,随着各大企业的社会责任感的加强,特别是NOx排放的大 户一电力企业的节能减排工作的大力开展,很多电力企业把控制NOx的排放作为工 作的重要内容之一。目前新建的机组全部采用低NOx燃烧技术,部分机组预留脱硝 装置的安装位置,一部分机组已经逐步开始应用SCR脱碑技术。 国华台山发电厂#5机组脱硝工程安装的为丹麦托普索公司的波纹板式催化剂, 催化剂采用2+1层,设计脱硝效率80%以上,其建设时间也较早,也属于国内第一批 实施烟气脱硝的工程。福建篙均二期工程2台30万机组的脱摘装置为上海石川岛脱 硝公司设计的SCR装置,催化剂采用2+1层,初期设计脱硝效率60%。 1.3本文研究内容 本报告过程中收集和研究了一些国外知名脱硝公司的脱硝技术方案,借鉴其成 功的宝贵经验和失败的经验教训。通过组织专业技术人员赴现场进行踏勘、收资, 依照本工程的主要设计原则和方案,在仔细计算、分析、研究、论证的基础上,开 展本项目的可行性研究工作,编制完成可行性研究报告。重点研究以下内容: (IWOx的形成机理; —2—— 华北电力大学工程硕士专业学位报告 (2)各种脱确工艺技术方案; (3)SCR脱硝技术的原理、催化剂的选择及脱硝工程的设计; (4)针对C电厂情况制定设备工程监理规划。 1.3.1工作依据 (1)国家环境保护总局《关于C电厂五期扩建工程环境影响报告书审查意见的复 函》(环审[2005]385号文); (2)《火力发电厂烟气脱確设计技术规程》(征求意见稿); (3)《燃煤烟气脱硝技术装备》(GB/T21509-2008); (4)《火电厂烟气脱硝工程技术规范选择性催化还原法》(Hj 562-2010); (5)《火电厂烟气脱硝(SCR)装置运行技术规范》; (6)《石油化工储运系统縫区设计规范》(SH 3007-1999) (7)《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011); (8)《火力发电厂设计技术规程》(DL 5000-2000); (9)《火力发电厂可研报告内容深度规定》(DL/T 5375-2008)。 1.3.2主要设计原则和设计指导思想 (1)本工程对C电厂2X330MW机组的脱确改造,确定合适的脱确效率,并留有 适当余量,改造后锅炉烟气中的NOx排放浓度满足新的火电厂大气污染物排放标 准; (2)脱硝工艺选择满足性能要求、成熟可靠的工艺; (3)脱硝装置不设置旁路烟道; (4)设计中积极采取节能、节水措施; (5)脱确副产物的处理考虑长远环保规划要求,尽量避免带来新的环境污染; (6)本工程为技改工程,原则上应尽量减少对主机系统、设备的影响; (7)合理降低工程造价,除少量关键设备或部件国外采购外,其余设备及材料均 由国内采购; (8)脱确装置系统可用率之98%,年利用小时数5500h。 (9)脱硝装置设计寿命为30年; (10)工程建设模式按EPC总承包方式进行。 1.4设备工程监理在本报告中的应用 立足于设备监理工程师的角度,参照《火力发电厂可行性研究内容深度规定》 (DL/T 5375-2008r)的要求,本阶段研究工作的主要内容包括: (1)根据电厂的燃料特性和环保要求,研究本脱確项目建设的必要性; —3 — 华北电力大学工程硕士专业学位报告 (2)研究脱硝吸收剂的供应条件,工程建设的场地条件,脱硝用电、用水、用汽 (气)的供应条件等,分析是否满足本脱硝项目建设和建成后正常运行的需要; (3)选择脱硝工艺系统,审核初步的工程设计方案; (4)研究本项目的实施条件,提出工程建设的实施方案和轮廓进度; (5)分析本项目实施后的环境效益和社会效益,并提出防止二次污染的有效措 施; (6)估算本项目的建设投资,分析项目实施后对电厂经济效益的影响。 —4—— 华北电力大学工程硕士专业学位报告 第二章工程简介 2.1机组概况 C电厂#1、2机组为330MW燃煤供热机组,锅炉型式为亚临界参数、一次中间 再热、自然循环、单炉膛、平衡通风,摆动燃烧器四角切圆燃烧,固态排渣,全钢 构架,紧身封闭。主要设备参数见表2-1。 表2-1机组设备参数表 项 目名称 单位 数据 锅炉 SG-1025/18.55-M727 流量 t/h 1025 压力 MPa(a) : 18.55 温度 °C 543 烟气电除尘器 一一电除坐器数量(每台炉) 台 2 一一型式 双室四电场 ——除尘器效率 % >99.68 ——除尘器出口烟尘 mg/Nm3 63.454 锅炉引风机 配置 静叶可调轴流式引风机 流量(BMCR 工况/TB 工况) mVs 254.70/293.93 风压(BMCR 工况/TB 工况) Pa 4488.4/5780.9 出口烟温 。C 118.9 2.2燃料状况 本工程设计煤种为晋北烟煤,采用晋北烟煤的代表性煤质,校核煤种采用晋北 烟煤和锡盟褐煤的混煤,混煤比例6: 4。由于燃煤市场的变化,目前C电厂实际燃 用煤种按“两同三褐”进行掺烧,考虑到同煤购买难度和将来褐煤掺烧的发展方向, 按山西同煤占20%,内蒙平庄煤占80%的掺混比例煤种设计脱硝装置。 C电厂设计及目前实际燃煤煤质分析资料见表2-2至2-5。 ——5 — 华北屯力大学工程硕士专业学位报告 表2-2燃煤特性 序号 项 目 符号 单位 设计煤种 实际煤种 1 燃料品种 晋北烟煤 蒙煤及同煤 2 元素分析 收到基碳 Car % 58.86 43.21 收到基氢 Har % 3.36 2.876 收到基氧 Oar % 7.28 10.438 收到基氮 Nar % 0.79 0.428 收到基硫 Sar % 0.63 1.278 3 工业分析 收到基灰份 A:ar % 19.77 19.81 收到基水份 Mar % 9.61 21.96 空干基水份 Mad % 2.85 14.708 千燥无灰基挥发份 Vdaf % 32.31 41.69 4 收到基低位发热量 Qnet.ar kJ/kg 22441 16556 5 可磨性指数 HGI / 57.64 42 6 磨损指数 Ke / 4.29 表2-3 灰恪融特性 序号 项 目 符号 单位 设计煤种 实际煤种 1 变形温度 DT 。C 1110 1140 2 软化温度 ST 。C 1190 1160 3 擦化温度 FT °C 1270 1270 表2-4 灰渣成分分析 序号 项 目 ^ 单位 设计煤种 实际煤种 1 二氧化桂 Si02 % 50.41 49.085 2 三氧化二锅 AI2O3 % 15.73 17.99 3 三氧化二铁 Fe2Cb % 23.46 13.384 4 氧化镇 MgO % 1.27 1.728 —6 — 华北电力大学工程硕士专业学位报告 序号 项 目 ^ 单位 设计煤种 实际煤种 5 氧化妈 CaO % 3.93 4.908 6 二氧化钛 Ti02 % 1.59 0.944 7 氧化二钾 K2O % 2.33 2.126 8 氧化二钠 NazO % 0.39 9 三氧化硫 SCb % 1.28 2.628 表2-5飞灰比电阻 序号 项 目 M 设计煤种 1 测试温度 io(rc n.cm 4.5x10' 2 测试温度 125°C n.cm 8.0x10 3 测试温度 15(rC n.cm 5.0x10 4 测试温度 175°C fi.cm g.SxlO' 2.3锅炉现状 根据C电厂#1、2号炉2010年A、B修后试验报造,#1炉修后锅炉效率为 92.86%, #2炉修后效率为93.53%,预热器漏风率较好,C电厂锅炉运行中存在以 下问题: (1)再热汽温偏低 负荷低于250MW时,五台磨运行,无法维持再热汽温在额定值543°C,只能 保持533-538°C;负荷低于200MW时,ABDE四台磨运行时,再热汽温只能维持 530-535°C。导致的结果,因高负荷时不能超温运行,低负荷时再热汽温低,导致 2011年平均再热汽温低于537°C,再热汽温每降低rC,影响煤耗升高0.079g/kwh。 (2)N0x排放偏高 由于没有脱硝装置,锅炉设计中燃烧器带有降低氮氧化物措施,不能达到排放 要求,降低氮氧化物作用十分有限。 (3)燃烧器摆角执行机构布置有缺陷,在接近高限和低限时容易卡湿。 (4)近期NOx排放运行结果 C电厂2011年进行NOx排放调整试验,平均水平在450mg/Nm3左右。 2.4改造说明 为认真贯彻国家环保要求,满足氮氧化物排放标准,遵循国家要求的技术路线, 降低烟气脱硝工程技术难度、投资及运行成本。拟通过燃烧器改造抑制NOx的生成, 并对烟气进行脱硝处理的方式以降低C电厂NOx的排放。主要烟气指标如下: —7 — 华北电力大学工程硕士专业学位报告 (1)烟气量: 通过对C电厂机组近几年不同时间段满负荷下脱硫系统DCS所示烟气量进行 了统计、计算及分析,并对目前主要燃煤煤种进行了化验分析,对烟气产生量进行 了计算,在以上工作基础上,确定了设计烟气量为1206019 Nm3/h (标干态,6%氧), 此参数可以涵盖常用煤种烟气量变化范围。 (2)氮氧化物浓度: 根据低氮燃烧器厂家的改造经验,该机组锅炉在改造后氮氧化物产生量在 250-300mg/Nin3 (干,6%氧),本烟气脱确可研考虑一定的裕量,氮氧化物入口浓度 按350mg/Nm3 (干,6%氧)设计。 该工程可研设计脱硝系统入口烟气数据见表2-6。 表2-6脱硝反应器入口烟气参数 ^ B-MCR 体积流量(标态、干态,6% 02) NmVh 1206019 省煤器出口处温度 。C 359 将煤器出口处静态压力 kPa -0.54 含水量(H2O)(湿态) Vol-% 11.74 含氧量(02)(湿态) Vol-% 3.14 NOx (6%02'千态) mg/Nm3 350 含尘浓度(6%02.干态) g/Nnr 28.9 二氧化硫(6%02.干态) mg/Nni3 3465 二氧化硫(6%02,干态) ing/Nm3 37 (3)脱销效率 根据《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011),本期机组NOx允许排 放浓度为lOOmg/Nm3。为满足NOx排放标准,本期机组烟气脱硝装置的脱确效率 应为72%。 考虑到烟气中NOx浓度受燃料供应变化和锅炉燃烧状况变化等因素影响,本工 程设计应具有一定的前瞻性,故脱硝装置设计的最大脱销效率为80%。本工程完成 后,本期机组烟IS排放的NOx浓度不高于lOOmg/Nm、可满足国家环保排放要求。 —8 — 华北电力大学工程硕士专业学位报告 第三章脱销工程技术可行性分析 3.1燃媒锅炉NOx的生成机理 煤燃烧过程中产生的氮氧化物主要是一氧化氮(NO)和二氧化氮(N02),产 成NOx的主要途径有三个:一是燃烧中由空气中的氧和氮生成的NOx,称为热力 型NOx; 二是燃料中的碳氧化合物与空气中的氮反应氧化生成的NOx,称为快速型 NOx;三是燃料中的氮化合物发生氧化反应生成的NOx,也即燃料型NOx。 各种类型NOx的生成量与燃煤燃烧温度密切,其中燃料型NOx在燃煤电厂中 是最主要的,约占NOx总量的75%-90%,热力型其次,快速型最少。因此研究燃 料型NOx的生成机理并有针对性的解决,可有效的控制燃烧过程中NOx的生成 [17-20] 0 3. 2 NOx排放的控制及处理方法 3.2.1低NOx燃烧技术 低NOx燃烧技术,是充分考虑到燃烧区温度和过量空气量对NOx形成的影响, 进而通过控制燃烧区温度和空气量降低NOx排放低NOx燃烧器一般可以降低 NOx排放浓度的30%-50%,其分类如下:[22-24] (1)空气分级型低NOx燃烧器 设计原则类似于炉膛内分级燃烧,减少喷嘴附近着火区的风量从而形成富燃料 区(过量空气系数<1),设计要点在于燃烧器二次风与一次风粉气流的混合位置, 从而使喷嘴附的近着火区发生还原性反应,以大幅度降低NOx的生成量。 德国Steinmuller公司的SM型、美国B&W公司的DRB型双调风型、 Babcock-Hitachi 公司的 HT-NR 型、美国 Foster Wheeler 公司的 CF-SF 型、美国 Riley Stocker公司的CCV型、日本三菱公司的PM型等等都是典型应用了空气分级技术 的燃烧器。 (2)燃料分级型低NOx燃烧器 德国Stehmmller公司开发的MSM型燃烧器,应用燃料分级原理,可在着火过 程中保证燃烧稳定,同时可降低NOx浓度。 (3)烟气再循环型低NOx燃烧器 通过将烟气再循环直接引入到一次风外外围,降低火焰温度峰值和火焰中心的 氧浓度,从而减少热力型和燃料型NOx的生成。烟气区外的内二次风起着控制空气 和燃料的混合以及调节火焰的形状及NOx浓度的作用。其代表性的燃烧器型式有: —9 — 华北电力大学工程硕士专业学位报告 Babcock-Hitachi公司的DBR型;日本三菱公司的SGR型等等。 近几年投运的大型机组,特别是超临界、超超临界机组基本都采用了低氮燃烧 技术,较好地控制了 NOx的排放浓度。而早些年投运的机组,NOx排放浓度相对 较高。由于我国对环保的要求越来越高,对氮氧化物排放的限制将越来越严格,因 此国内一些大型锅炉厂和一些工程公司等对低氮燃烧技术进行了较多的研究,特别 是在已运行电站锅炉上实施低氮燃烧改造的试验和工程应用。实施低氮燃烧改造基 本上是通过采用空气分级、高位燃尽风、浓淡燃烧器和空气浓淡分布技术、降低燃 烧器区域热负荷等技术来实现对NOx的有效控制。 3.2.2烟气脱销技术 经低NOx燃烧技术处理后,烟气排放仍可达300-400mg/Nni3,而烟气脱硝技术 可以大幅降低NOx的徘放量及排放浓度。 (1)选择性催化还原法(SCR) 在德国和日本,应用选择性催化还原法脱破技术的机组容量约占两国电站脱硝 装机总容量的90%以上。该方法在要求髙脱确效率(大于80%)的工程项目中是唯 一成功大规模商业化的技术[23]。选择性催化剂还原系统包括氨储存系统、氛喷射系 统、催化剂反应器和监测控制系统。SCR脱确工艺是向催化剂上游的烟气中喷入还 原剂,利用还原剂(如NH3、液氨、尿素)与烟气中的NOx混合反应并生成氮气 和水 选择性催化还原系统喷入的氨原则上几乎能与锅炉烟气中的NOx完全反应,然 而当系统中催化剂堵塞或失活后,系统脱除NOx的效率会随着氨逃逸量的增加而降 低,此时可通过增加反应器中NH3/NOX摩尔比或更换新的催化剂保证NOx脱除率。 脱摘反应过程除了生成N2外,也可能因氨的氧化产生N2O、NO等其他产物,或发生 氨从反应器中逃逸,所以实际运行过程中要求通过定量增加氨供给率以保证NOx脱 除率,同时在SCR烟气脱硝系统出口安装氧逃逸量的测量器[26_32]。 SCR催化剂可将S02氧化为S03,其氧化率与催化剂质量和结构、反应器温度及 烟气中S02浓度紧密相关,S03的产生率随烟气中S02浓度的增加而增加。同时提高 反应器温度、增加反应器中催化剂体积也会加快S02的氧化,因此设计改造的反应 器在提高脱稍效率和降低氨逃逸量的同时也会产生更多的SCb。较多的SO3与NH3反 应,生成沉积于催化剂表面或内部的硫酸铵和硫酸氢铵固体颗粒,使催化剂失活, 进而沾污和腐烛SCR系统的下游设备,增加空气预热器的压降并降低其传热性能。 因此,为了降低S02和S03的影响,一是将氨逃逸量维持在较低水平,二是在满负荷 条件下,使SCR系统保持运行温度应该高于32(rC[28— SCR反应器在锅炉烟道中所布设的位置通常包括高温高尘布置、高温低尘布置 和冷段布置。高温髙尘布置方式是应用最广泛的一种,其优点是反应器布置在空气 ——10—— 华北电力大学工程硕士专业学位报告 预热器前300-40(rc,该温度适合多数催化反应进行,然而由于催化剂处于高尘烟气 中,条件恶劣,寿命将会受到影响。为了延长催化剂的使用寿命,应选择合适的催 化剂,并使反应器通道有足够的空间以防堵塞,同时提供有效的防腐措施[32胃35];高 温低尘布置方式应用很少,其优点是SCR反应器布置在静电除尘器和空预器之间, 可有效防止烟气中飞灰对催化剂的污染、对反应器的磨损和对反应器通道的堵塞。 然而静电除尘器在300-40(rc的温度下难以正常运行;冷段布置方式将反应器布置于 烟气脱硫装置之后,可避免催化剂受飞灰和S02的影响,此方式有效减少反应器的 体积,同时可选用高活性催化剂。缺点是烟气温度仅为50-6(rc,通常需要增加辅助 热源将烟温提高到催化剂的活性温度,势必增加能源消耗,提高运行费用。在工业 应用中,SCR反应器普遍釆用高温高尘段布置,因为此区间的烟气温度刚好适合SCR 脱硝还原反应。SCR系统商业运行业绩的脱硝效率约为50%-90%。因此,对于环保 要求日益严格的地区,SCR脱确工艺有相当好的市场应用前景 (2)选择性非催化脱硝法(SNCR) 选择:性非催化脱硝方法不需要催化剂,通过在850-110(rC温度范围的某个部位, 喷入还原剂(NH3或尿素)与NOx进行选择性反应,生成氮气和水,从而达到脱除 烟气中NOx的目的,此工艺运行成本不受催化剂寿命的影响。该技术已经在日本、 美国、欧盟等多个发达国家实现工业应用,近年来全世界燃煤电厂该工艺总装机容 量高于5GW。国内目前有6-8个电厂釆用了SNCR烟气脱硝技术,燃煤基本采用烟煤。 均釆用了低氮燃烧技术,配合SNCR装置,NOx出口浓度可达到200-300mg/Nm3的水 平,适用于NOx控制要求较低的机组。 与SCR相比,该技术具有投资低、运行费用低、旧设备改造少等优点;但同时 存在还原剂耗量大、气相反应难以充分混合、脱销效率低(25%-50%)、对温度要 求严格等缺点。此外,由于SNCR脱硝效率受锅炉结构尺寸影响很大,因此常用作 低NOx燃烧技术的辅助烟气处理手段【13,41~2]。 33.燃烧器改造方案选择 结合锅炉目前状况及改造目标进行充分分析,参考以往成功经验,本项目建议 釆用双尺度低NOx燃烧技术对锅炉进行改造。 改造范围如下: (1)重新布置燃烧器,更换组件,从而改变燃烧半径; (2)拆除原来的分离燃尽风SOFA,在原主燃烧器上方约6米处重新布置4层分 离SOFA喷口,分配足量的SOFA燃尽风量。 (3)改装一次风喷口,采用钝体燃烧器,浓淡分离和钝体稳燃技术相结合; (4)优化风室,采用二次风室结构并适当减小风室的面积,在OFA风室两侧、 EE层二次风喷口加装贴壁风; —11 — 华北电力大学工程硕士专业学位报告 (5)改造燃烧器摆动机构,使燃烧器可以整体上下摆动; 改造后,下端部风及一次风仍旧为逆时针方向旋转,切圆适当减小;其它二次 风改为与一次风小角度偏置,顺时针反向切入,形成横向空气分级。风量重新合理 分配,并调整主燃烧器区一二次风喷口面积,使一次风速满足入炉煤种的燃烧特性 要求,主燃烧器区的二次风量适当减小,形成纵向空气分级。 适量的高位燃尽风量将对炉内火焰中心位置及炉膛出口烟温偏差带来影响,通 过将燃尽风喷口设计成上下左右摆动,可以同时实现炉膛出口温度及烟温偏差同时 调整,还可减少飞灰可燃物含量。 改造有利条件: >炉膛尺寸符合双尺度低NOx燃烧器布置要求; >炉膛热负荷较低,可减少NOx生成; >本项目常用掺烧褐煤挥发份较高,可有效降低着火初期NOx生成,并在后 期起还原作用。 改造不利条件: >煤的水份较高,磨的通风量较大,使得一次风率较高,不利于抑制NOx生 成; >煤的灰份较高,影响挥发份析出,焦碳燃尽也受一定影响; >改造范围较大,施工量较大。 3.4烟气脱销工艺方案选择 3.4.1烟气脱销方案选择 烟气脱硝方案的选择可遵循以下原则[21】:(1)改造后排放量、排放浓度必须满 足国家相关标准,并具有适当的余量;(2)脱硝工艺应适合目前C电厂的掺烧煤种, 并能适应其他潜在的煤种;(3)脱确装置布置合理,在满足实际排放标准的前提下, 尽量减少建设投资;(4)工艺必须技术成熟、设备运行可靠且有较多成功的运行业 绩;(5)脱确反应剂应有稳定、可靠的来源(6)尽量保证运行费用、后期检修费用 和维护费低 对上述几种不同的脱稍工艺进行技术比较,比较结果见表3-1。 表3-1 主要脱硝工艺的比较 项 目 SCR SNCR SNCR/SCR混合工艺 还原剂 NH3为主 NH3或尿素 NH3或尿素 工艺难易程度 较复杂 简单 较复杂 前端:90(rc—looot; 反应温度 30(rc — 40(rc 9oo°c—iooo°c 后端:300°c—40(rc —12 — 华北电力大学工程硕士专业学位报告 项目 SCR SNCR SNCR/SCR混合工艺 催化剂 使用 不使用 前端使用,后端不使用 脱硝效率 可达90% 25-50% 40-70% 通常炉膛内喷射, 锅炉负荷不同,喷射位置 多选择省煤器与空 还原剂喷射位置 但需与锅炉厂家配也不同,通常位于一次过 预器间的烟道内 合 热器或二次过热器后端 SCVSOi氧化 发生 不发生 较SCR低 NH3 逃逸 小于 3-5ppm 10-15ppm 5-lOppm 形成铵盐,造成堵塞 对空预器的影响 影响最低 较SCR影响小 或腐蚀 系统压损 压损较大 无压损 压损较小 占用场地 较大 较小 较大 投资费用 高 较低 较高 ‘ 运行费用 较高 较低 高 工程应用 ^ ^^ 根据现有京津冀地区的排放标准,且机组在建设时已预留了 SCR反应器布置位 置及反应剂制备车间场地,结合上述原则本工程推荐采用SCR烟气脱硝技术。 3.4.2反应剂的比较及确定 脱确反应剂比较如表3-2。 表3-2脱硝反应剂比较 项目 液氨 尿素(水解法) 尿素(热解法) 技术工艺 成熟 成熟 成熟 运输费用 便宜 便宜 便宜 系统复杂性 简单 复杂 复杂 安全性 有毒 无害 无害 系统响应 快 慢 快 储存方式 液态(箱耀) 微粒状(料仓) 微粒状(料仓) 产物分解 完全 含缩二脲等多分产物 含约25%的HNCO 初投资费用 最低 最高 高 运行费用 便宜 较贵 贵 ——13 — 华北电力大学工程硕士专业学位报告 液氨和尿素作为一种重要的化工原料和化肥,生产厂家多,可供选择的供货商 很多。液氨由液氨槽车运送,利用液氨卸料压缩机将液氨由槽车输入液氨储槽内; 尿素直接使用汽车运送,通过设置固态尿素卸料装置,将尿素粉末储存于筒仓。 从经济性的角度看,液氨具有优势,同时液氣已在国内脱硝工程已经得到了广 泛的使用。但由于液氨为危险性物品,对于液氨存储、卸车、制备区域以及釆购及 运输路线国家有一系列的法律法规对其有严格的要求。当对安全无特殊要求的地区, 人口密度不太高地区,可使用液氨作为脱硝还原剂;但如果是邮邻人口密度极高的 城市,出于安全的考虑,可按使用尿素作为脱硝还原剂进行规划。 通过上面的论述,对于大机组还原剂用量大时,采用液氨节省投资及运行成本, 但需要考虑液氨储存区域为危险工作场所,必须做好相关安全工作;若为提高安全 可靠性考虑,可釆用氨水或尿素,但投资及操作成本较高。 电厂处于郊区,人口密集度不高,电厂处于京承高速公路的出口处,道路运输 条件较好。需要特别说明的是,目前电厂正在建设的1台300MW机组,配套建设 脱硝装置,已明确采用SCR脱硝工艺,反应剂采用液氨,并己预留氨区场地。从全 厂统一运行维护管理角度出发,本期脱硝工程宜采用液氣反应剂。 综上所述,本期脱硝工程SCR反应剂推荐采用液氨。 3.5施工条件分析 3.5.1脱销场地 烟气脱硝系统的布置包括氨区系统和反应器系统的布置,其在厂区的布置位置 见报告附图。 工程建设时已为本期及在建的300MW机组预留氨区场地,位于在全厂的东南 面。场地呈三角状,东北宽,西南渐窄,直至连上南边的道路。场地西边及北边是 厂区内道路,东边是厂区外围墙。本期用地南北约为104m,东西向约为46m,该场 地在进行道路规划建设后,可以满足氨区的布置、运行及液氧运输的需要,符合安 全规范要求。 本工程氨区考虑电厂五期机组脱确所需,在建的六期机组1台300MW机组及 规划中的另外一台300MW机组可以通过对本期氨站部分设备扩容后实现脱摘液氨 的供应。 反应剂液氨属于乙A类可燃介质,液氨储罐釆用卧式C罐。氨区平面布置符合 《石油化工企业设计防火规范》(GB50160-2()08 )、《建筑设计防火规范》 (GB50016-2006),等现行有关规范的规定,可以满足消防、施工、检修等安全生 产的要求。 SCR反应器布置在锅炉主厂房省煤器出口后及空气预热器进口段之间,反应器 伸出主厂房外,位于电除尘器入口烟道正上方。 ——14—— 华北电力大学工程硕士专业学位报告 3.5.2供电 (1)脱确系统电负荷 脱硝系统电负荷范围包括制氨区域、锅炉脱硝区域的电气负荷,电气控制与保 护、照明及检修系统、热控仪表电源系统负荷。 经计算脱硝负荷为llO.SkVA,考虑引风机改造增加彳巧(改造丨纟丨」\々加 电耗约1200kVA。 (2)脱硝系统供电条件 脱硝系统釆用的电压等级:交流380/220V和220VDC。 380V系统采用中性点直接接地系统,MCC单母线供电方式。 主厂房脱硝380/220V供电系统分别由本工程的主厂/;】锅炉PC (动力中心)工 作段供电,制氨部分电源由就近的PC或MCC供电。可满足脱确装置供电要求。 3.5.3供水、用气、用汽 供水:脱确工艺系统仅需少量冷却水,根据电厂的水源情况,本项目中工业用 水由电厂循环水供给,生活用水由厂区生活用水管网提供。供水能够满足脱确装置 要求。 用气:本期脱确工程压缩空气由电厂压缩空气系统提供,￡11力0.5-0.8MPa,满 足要求。 用汽:本期脱确工程所需蒸汽可由电厂辅助蒸汽母管提供,蒸汽参数:300C, 0.8-1.3Mpa,可满足要求。 3.6液氨的供应 液氨作为一种重要的化工产品,在化工系统内生产厂家众多。X氨水加工厂距 电厂距离160km,全程高速(长深高速/G25),运输时间2小时。电厂已与赛金氨水 加工厂签订了关于电厂脱硝液氨供货及运输的意向协议,协议要求厂家配备专业车 辆运输至电厂。该厂液氨价格合理、货源稳定、送货及时,因此液氨作为本项目脱 硝反应剂,其供应是有可靠保障的。 ——15—— 卞北111力人学丁程硕:1:专业学位报告 第四章脱销改造方案 4.1脱销装置总体布置 本项目烟气脱确采用SCR技术,反应剂采用液氨,所需建设系统包念包括液氨 存、供系统和SCR反应器系统。系统图见图4-1. ‘ 省煤器 : : \ V -《文一 ‘ , }}< ;丨 \ J a '■: 二:i{■.烟 Hii'j jfii i 匕,, 而且国内目前基本所有的大容iii:机纽温!Wi上本顶n 14 T改造工 程,总体布置受限制较多,方案已尤人低丨丨'⑴上4、iinr; i〖u冷 段布置需要在SCR前烟道内加装燃汕或燃烧天然气的燃烧器来加热烟气,运行费用 太高;因此本项目脱确装置推荐釆)|UI而:川最多的高温1尘i^S方案。 SCR反应器布S;在锅炉宵煤器空预:::丨之间,须将锅炉原YJ■省煤器至空预器间 烟道拆除,增设新的省煤器脱丨彳Ij反应ii,纟._丨道、反应器返丨1!^\十预器烟迫,部分荷 载可能会传递给锅炉钢架,故需对锅炉段(f站础和锅炉钢架进厅验算。 每套SCR反应器部分包括两个反应器、连接烟道及工艺管道。反应器支撑于电 除尘器入口烟道上方。反应器支架全部采川钢结构纵、横向框架体系,电除尘器入 ’ 口烟道的混凝土支架与其立柱相连。 4.2脱硝工艺系统及设备 4.2.1工艺说明 SCR工艺是向锅炉烟气中喷入氨气(NH3)作为还原剂,使用氧化铁、氧化铁、 佛石、活性碳等催化剂,在30(rc—40(rc的工作温度下,将nox还原为无害的n2 禾n H20。 主要的化学方程式如下: 4N0+4NH3+02=4N2+6H20 2N02+4NH3+02=3N2+6H20 液氨通过槽车运送到现场后,通过卸氣迅缩机将液氨卸载到液氨储存罐中,液 氨储存罐中的液氨在自身蒸汽平衡压力的作用下将液氨输送到蒸发器中,通过对液 氨加热将液氨蒸发成气态氨。稀释风机鼓入空气与生成的氨气在混合器处混合,将 氨气浓度降到5%左右的安全浓度,彳辑。’ 丨入烟道中。停炉戎SCR启动前,用氮 气吹扫整个系统,促丨;丨::'4系统巾: :“ ■ 紧急排放的氨气,采州11入贫'〔稀::a收丨丨:入〔的方处现。 4.2.2主要设计性能参数 ——17—— 华北电力大学工程硕士专业学位报告 . 表4-1主要涉及性能参数 序号 ^M 规范参数 1 工艺方法 选择性催化还原(SCR) 2 SCR反应器数量 套/炉 2 3 催化剂类型 蜂窝式(孔数18X18) 4 催化剂寿命 小时 24000 5 烟气流量 NmVh (干,6%02) 1206019 6 烟气温度 V 359 7 烟气含尘 g/Nm3 (干基,6%02) 28.9 8 入口 NOx 浓度 mg/Nm3 350 9 出口 NOx 浓度 mg/Nm3 (干基,6%02) 小 TlOO 10 氨逃逸率 mg/Nm3 2.5 11 SCR 压降 Pa <1000 12 SO2/SO3 转化率 % <1 13 脱硝效率 % 80% 14 氣消耗量 kg/h (单台炉) 134 15 反应器尺寸 长X宽X高(mm) 9800x9230x17300 4.2.3脱销工艺系统 SCR工艺系统包括带催化剂的SCR反应器、氨喷射系统、吹灰系统、烟道、氨 储备供应系统等。从锅炉省煤器出口排出烟气分为两路,每路烟气并行通过烟道进 入一个垂直布置的SCR反应器里,即每台锅炉配备2个反应器。烟气经过整流栅后 进入催化剂层,然后依次通过空预器、电除尘器、引风机和脱硫装置后排入烟1, 脱除NOx。本项目脱硝装置设计脱硝效率为80%,催化剂的层数按2+1层进行布置, 即安装两层催化剂,预留一层布置的空间。 ⑴烟道 烟气从空气预热器入口烟道拐角上方引出烟道到SCR反应器,烟气分别经过向 上的90度转弯、混合器,然后经过第二个90度转弯及其导流叶片;在反应器入口 处通过渐变整流栅(GSG)后的烟气流速均勾、流向竖直向下,然后进入催化剂。 烟道在外削角急转弯头和变截面收缩急转弯头等处,可根据烟气流动模型研究 结果,在必要的地方设置导流板。 增加SCR反应器后改变烟气原流动方向,流场发生改变,导致省煤器出口处积 灰增加,需在省煤器出口处设置灰斗。目前每个省煤器出口处已设置了 4个灰斗, —18—— 华北电力大学工程硕士专业学位报告 可以满足要求,SCR进口烟道不再设计灰斗。 (2)SCR催化剂 催化剂是SCR系统中的重要部件,其成分组成、催化活性、稳定性及寿命直接 影响脱硝效率,通常脱硝工艺的催化剂应具有以下特性[48】:具有较高的NOx选择 性;在较低的温度下和较宽的温度范围内具有较高的催化活性;具有较好的稳定性, 包括机械、化学和热稳定性;采购费用较低。 催化剂材料一般以Ti02为载体,再在其中掺入V205和W03等活性成分。目 前市场主要有三种催化剂型式:板式、蜂窝式、波纹板式。三种催化剂各有特点, 但板式和蜂窝式占据着燃煤电厂SCR的绝大部分市场份额。 平板式和蜂窝式催化剂各有用途:对于布置在省煤器和空预器之间的催化剂一 般选用平板式催化剂和大孔径的蜂窝式催化剂,对于布置在低含尘浓度位置的催化 剂,一般选用蜂窝式催化剂。从使用情况来看,在流场均一的条件下,这两种催化 剂都能达到设定的脱硝效率,具体比较见表4-2。 ■ 表4-2 :平板式与蜂窝式催化剂比较 ^ 平板式 蜂窝式 压降 小 大 活性 良好 良好 阻塞问题 不易阻塞 易阻塞 催化剂组成 TiCb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 很可靠 可靠 反应器体积 ^ 'X 本项目脱硝催化剂采用进口、成熟技术的催化剂。全球SCR运行实践表明,根 据实际工矿的设计条件,优秀的系统设计与合理的催化剂选型就能保证SCR系统性 能。根据多年的运行经验,以及对本项目设计条件的分析,包括工矿,煤质,飞灰 性质的分析,综合考虑经济性与安全性因素,在本项目上选择蜂窝式催化剂,理由 如下: 一般而言,当烟气中飞灰浓度在50-60g/Nm3,甚至更高时,此时平板式催化剂 由于其烟气通道截面较蜂窝式大,高飞灰工况下烟气和飞灰的通过性好等优点,不 易积灰堵塞,运行安全性高。但是,当飞灰浓度小于50g/Nm3时,由于板式催化剂 几何比表面积比蜂窝式小,同样的工程条件下,板式催化剂用量要比蜂窝式多约 20-40%,增加了脱硝装置的初期投资成本。本项目烟气飞灰浓度28.9g/Nni3,飞灰 量不高,因此推荐选择蜂窝式催化剂。 —19—— 华北电力大学工程硕士专业学位报告 从催化剂本身性能来看,蜂窝式触媒均勻式的结构具备更强的抵抗各种中毒的 能力,因而寿命更长,经济性强。 从安全性来看,主要事故一般由积灰的燃烧引起,蜂窝式催化剂由于全部由活 性材料制成,不会助燃;若带有金属架构,发生火灾会导致整个催化剂的破坏,国 外曾发生过该类灾难性事故。 (3)SCR反应器 每台锅炉配备平行布置的2个SCR反应器,反应器的上流段安装有烟气导流、 优化分布的装置以及氨的喷射格栅(或润流混合器),在反应器的竖直段装有催化剂 床层。反应器釆用固定床平行通道型式,每个SCR反应器设计3层催化剂,每层安 装45个模块,催化剂前端有耐磨层,减弱飞灰对催化剂的冲刷作用,层间高度为 3.0m。在SCR设备运行初期,仅安装2层催化剂,预留一层,每个SCR反应器催 化剂用量(2层)约为135m3,SCR反应器尺寸约为9.8niX9.23mX 17.3ni(高度包括 进出口烟道)。当三层排放也不能保证排放要求时,逐层更换催化剂以确保达到排放 要求。 (4)SCR吹灰系统 我国燃煤电厂烟气中灰分含量较高,如飞灰粘附在催化剂表面会有以下弊端 [49]: 覆盖催化剂表面,影响催化剂活性并阻碍烟气脱除反应; 飞灰中物质与烟气中的硫分发生化学反应,将飞灰颗粒永久的粘附在催化剂表 面; 堵塞催化剂孔道,导致烟气在催化剂内混乱分布。 因此,SCR系统必须设置吹灰系统,针对催化剂特性和反应器内的烟气工况, 现有两种吹灰技术对比如表4-3。 表4-3两种吹灰技术对比表 M 声波吹灰 蒸汽吹灰 吹灰方式 连续吹灰 定期吹灰 湿度影响催化剂失效、腐烛、 催化剂中毒 无毒副作用 堵塞 催化剂磨损 非接触式,无磨损 蒸汽冲击,磨损严重 汽流末端冲击力衰减明显,局 吹灰效果 利用声波衍射、反射,无死角 部积灰严重 对比证明声波吹灰方式更为有效,综合考虑安全、节能、投资、维护等因素, 建议釆用声波吹灰。每层催化剂层设4台声波吹灰器,声波吹灰器使用压缩空气压力 末于0.65MPa,压缩空气就近从电厂压缩空气母管引接,压力及用量满足脱硝装置要 —20 — 华北电力大学工程硕土专业学位报告 求。 (5)喷氨系统 喷氨系统由供应箱、喷嘴等构成。喷雾系统配有手动调节阀门,在对NOx浓度 进行连续分析的同时,调节必要的氨量从喷氨系统中释放,通过祸流泡合器使氨混 合物达到均匀分布。 稀释空气由稀释空气风机提供,本工程一台锅炉采用2台稀释风机,一用一备。 稀释风机将氨气稀释到含氨浓度为5%左右的混合气体后并送入氨气分配总管。 (6)液氨储存及供应 氨系统设备按照规范进行布置和设计。整个工艺装置的火灾危险性等级为乙类, 应限制和缩小爆炸危险区域的范围,防止爆炸性气体混合物的生成,或缩短爆炸性 气体混合物滞留时间,设备采用露天和半露天集中布置。 C电厂本期项目2台机组的液氦系统共用储存、卸载及供应系统,每年液氨消耗 量估算如下表4-4。 表4-4每年液氨消耗量估算表 n 反应器入口 NOx浓度, 450 mg/Nm^ 脱确效率 80% 液氨消耗速率(单台锅炉) 134kg/h 年利用时间 5500小时 液氨年耗量 约1474吨 4.2.4关于反应器旁路烟道分析 目前在运的大多数脱硝装置不设置SCR旁路,主要基于以下考虑: (1)在锅炉的任何运行条件下,烟气穿过反应器中的催化剂模块都是可以接受 的,停止喷氨即可,脱硝反应器作为烟气通道。 (2)由于实际情况下挡板门密封性不可靠,在锅炉运行时对脱硝系统隔离检修 可能性很小。脱确系统检修、维护或更换催化剂的时间可安排于锅炉大、小修停炉 期间进行。 (3)设置旁路烟道的弊端是: 增加挡板,加大投资; 增加布置难度; 系统复杂,加大运行阻力; 增加故障点。长期不用旁路烟道时会造成挡板前积灰严重,开启时容易卡淫, 而挡板开启且易造成大量积灰进入空预器,可能会造成空预器堵灰而停用。 (4)关于电厂运行负荷及烟温 . —21 — 华北电力大学工程硕士专业学位报告 根据锅炉厂资料,在燃烧设计煤种情况下,50%负荷省煤器出口烟温为31(rc。 根据与催化剂厂家的沟通,在该烟气条件下的停止喷氨温度30{rc。电厂运行负荷率 较高,20U年负荷率达到80%以上,最低负荷在60% (即200MW)以上,基本没有 出现过低于50%负荷的情况。即电厂在正常运行状态下,基本不会出现因为烟温过 低需要停止喷氨的情况。 综合以上分析,设置旁路,系统比较复杂,投资高,而且环保法规将越来越严 格,脱確系统长期停用的可能性不大。并且,由环保部颁发的国家规范《火电厂烟 气脱硝工程技术规范-选择性催化还原法》(H]562-2010)明确要求脱碑系统不得 设置反应器旁路”。因此,本项目按不设置反应器旁路设计。 4.2.5加装SCR装置对锅炉主机设备的影响 4.2.5.1锅炉烟气侧阻力増加 锅炉加装烟气脱摘装置后烟气系统总阻力约lOOOPa,其中烟道的沿程阻力、弯 道或变截面处旳局部阻力、反应器本体产生的阻力均有增加。 ‘ 4.2.5.2对锅炉热效率旳影响 烟气脱硝装置的安装,导致主烟道到空气预热器入口的烟道长度增加,散热表 面积增加,相应会增加部分散热损失。由于脱确反应本身为放热反应,烟气温度变 化的幅度很小,增加脱硝装置对机组的热效率基本无影响,所以,对空气预热器的 换热和锅炉排烟温度影响很小。喷入的还原剂流量因占烟气流量比例极小,其影响 可以忽略。 4.2.5.3对锅炉烟风道的影响 加装烟气脱硝装置会使锅炉烟气系统的阻力增加lOOOPa左右,同时烟道走向改 变。烟道原设计是在省煤器出口后直接进入空预器,现在则需要穿出钢架最后排柱 进入SCR反应器,然后从钢架最后排柱返回进入空预器。原有省煤器至空预器之间 的烟道仅有空预器入口挡板门下部保留。空预器至引风机之间的烟风系统设备及风 道工作负压均增加1200Pa,根据《火力发电厂烟风煤粉管道设计技术规程》中烟风 道介质设计压力的选取规定及对原烟道设计资料的研究,并通过与电除尘器设备厂 家的沟通,烟道及电除尘器设备壳体可以满足工作负压增加1200Pa的运行工况,原 有烟风系统烟道及电除尘器暂不需要进行加固。 4.2.5.4对空预器的影响 本项目两台锅炉的空气预热器为上海锅炉厂有限公司空气预热器公司制造。主 要设备参数见下表4-5。 —22 — 华北电力大学工程硕士专业学位报告 表4-5空预器参数表 类别 M 型号 三分仓容克式空气预热器 形式 2-29VI (T) -2080(2185) SMRC 空 “ 热段层高度 1150 mm 气 热段中间层高度 625 mm 预 冷段层高度 305 nun 转子内径 10318mm 器 旋转方向 烟气侧\一次风侧\二次风侧(A/B两侧转向相反) 本 漏风率 6% 体 主轴转速 主电机传动1.15r/min,辅电机传动0.31r/min 及 型号:PS-AT型回转式空气预热器吹灰器(共两台) 辅 吹灰装置 吹灰压力:1.5MPa 助 : 吹灰汽耗:lOOKg/min 八 型式:固定冲洗管 统 水冲洗装置 每根水管耗水量:150 t/h 及灭火装置 水压:0.52MPa 对锅炉进行脱硝改造后,对空预器的影响主要有以下几个方面: (1)加剧对设备的腐烛。 SCR反应器后残余的NH3和烟气中S03和H20生成硫酸氢铵,硫酸氢铵是一种强 酸弱碱性盐,显酸性,同样具有腐烛性,对预热器冷段形成强烈腐烛,SCR催化物 也将部分S02转化为易溶于水生成硫酸的S03,加剧冷端腐蚀的可能。SCR脱确装置 中S02/S03转化率越低越好,一般不得大于1%。 (2)空预器堵灰加剧 逃逸的氨与硫酸反应生成(NH4) 2S04或NH4HS04,NH4HS04在15(rC—200 °C呈现液态,具有粘性,呈黄色。而该温度下正好是空预器中温端至冷端间换热元 件的表面壁温,所以在上述范围内,几乎不可避免的会有硫酸氢铵凝结在换热元件 的表面,易造成空预器堵灰。 因此,必须控制SCR脱稍装置中NH3的逃逸量,一般不得大于3ppm,最好低于 1.5ppmo (3)增加漏风系数 安装SCR后,空气预热器段烟气负压增加较多,空气预热器风侧和烟气侧压差 值增加,压差的增加通常会使空气预热器漏风率增加0.8% —1.5%左右。 为避免硫酸氢铵腐烛传热元件,同时提高空预器可靠性和经济性,原空预器的 传热元件高度和波形配置、,以及吹灰系统设计不能适应加装SCR系统后的运行条件。 —23 — 华北电力大学工程硕士专业学位报告 因此,需要对空预器进行改造。 空预器常规改造的内容和范围主要包括: >传热元件需进行更换 >转子结构需进行改造 >清洗装置需进行改造(下层吹灰器更换为双介质-蒸汽+高压水) >密封系统进行改造,降低漏风率 本项目暂不对空预器进行大规模改造,仅对清洗装置进行改造(下层吹灰器更 换为双介质-蒸汽+高压水),并建议加强空预器的运行维护管理,在运行过程中加 强监管,保证设备的安全稳定运行。在脱硝装置投运后,根据实际运行情况,择机 进行改造。 4.2.5.5引风机改造 加装SCR后,SCR阻力、烟道阻力和空气预热器阻力有所增加,将引起引风机 压头增大。烟气侧的阻力将:大约增加1200Pa左右(空预器改造后考虑增加烟气阻力 200Pa) [48];由于加入NH3和稀释风,引风机流量略有增加,并将增加引风机的电 耗。经分析,原有引风机压头余量较小,不足以克服增加阻力,需对引风机进行增 压改造。 引风机为成都电力机械厂静叶可调轴流式风机,型号:AN25e6(V13+4° ), BMCR工况压头4488Pa。保持风机基础,进出口尺寸不变。具体改造方案如下: 1、风机本体:更换中间轴、联轴器、小集流器、隔塾、机壳装配(含后导叶)、 叶轮、主轴承装配、扩压器;进气箱护罩组、套管组、护轴管、前导叶芯筒待定(需 根据电机核实)。 2、电动机容量增加,需增容改造,由原2240kw变为2400kw。 按照上述改造方案,#1、#2机组的引风机电动机功率将由2240KW增加至 2400KW,原#1、#2机组的引风机电机变频器需更换,因此配套的电气部分需进行 改造,主要电气材料如表4-5所列。 表4-6主要电气材料表 序号 名称 规格型号 单位 数量 备注 1 高压变频器 6KV2400KW 套 4 2 M YJV22-6/6KV 3X120mm2 m 400 , ——24—— 华北电力大学工程硕士专业学位报告 第五章脱销改造节能、安全、环保分析 5.1脱销改造的节能节水措施 5.1.1工艺系统设计中考虑节能的措施 (1)采用无烟气旁路设计,减少旁路烟道、烟道风门、催化剂保护系统等设备。 (2)在需要加热的系统中,采用蒸汽加热型,有效利用电厂充足可利用的蒸汽资 源。 5.1.2主辅机设备选择中考虑爷能的措施 (1)选用使用寿命长、再生性能好、IE降低的催化剂。 (2)选用电耗低,运行经济性好的泉与风机。 (3)本工程辅机电动机均优先釆用高效节能的Y型电机。 5.1.3在材料选择时考虑节能的措施 烟道、SCR反应器及辅助设备主保温层的厚度按年最小费用法计算确定经济厚 度,并择优选取优质保温材料,既保证设备和运行人员的安全,又达到经济合理。 5.1.4节约用水的措施 脱销系统消耗水量较少,所需冷却水正常运行用水量0.5ni3/h。 5.1.5节约原材料的措施 (1)节约液氨的措施 由于采用成熟可靠的SCR工艺技术,NH3/NOX比可以选择一个合理的值,控 制好氨的逃逸小于2.5mg/Nm3,使氨不致浪费。提高系统配置的可靠性,尽量降低 氨的泄露。 (2)节约钢材、木材和水泥的措施 根据现场具体情况,在进行土建结构设计时,充分考虑自然地基承载力,以缩 短工期,同时节约大量水泥和钢筋;大量釆用钢模板,节约木材,加速施工进度; 优化液氨储存和供应系统的布置,使管道的用量尽可能达到最少。 —25—— 华北电力大学工程硕士专业学位报告 5.2环境效益及社会效益 5.2.1环境标准 (1)环境质量标准 环境空气:执行《环境空气质量标准》GB3095-1996 (2000年)中二级标准。 噪声:执行《声环境质量标准》GB3096-2008中2类标准。 (2)污染物排放标准 烟气执行《火电厂大气污染物拂放标准》GB13223-20il标准。 氨气浓度执行《恶臭污染物排放标准》GB14554-93 二级标准。 废水执行国家《污水综合排放标准》GB8978-1996 —级标准。 沿铁路一侧厂界噪声执行《工业企业厂界环境噪声排放标准》GB12348-2008 中4类标准,其它厂界执行《工业企业厂界环境噪声排放标准》GB12348-2008中2 类标准。 5.2.2环境影响分析 本工程NOx脱除后产生的气体为无毒的N2,对环境没有任何影响。尾部烟气 中有氨的泄露,本工程控制氨的泄漏量小于2.5mg/Nm3。泄漏的氨通过电除尘器、 引风机和脱硫装置后,排入烟国,排入烟肉的浓度将更小。本工程利用一座240m 高的烟肉排放烟气,以提高烟气的热释放率,有利于烟气抬升,充分利用大气的扩 散稀释能力,降低烟气污染物的落地浓度。 完成脱销改造后,在设计工况范围内,本工程烟函出口 NOx排放浓度低于 lOOmg/Nm3,排放浓度满足国家环保标准。 5.2.3社会效益分析 电厂排放的污染物对环境质量的影响是不可忽视的,环境质量的恶化不利于社 会经济的可持续性发展,也会给公众的身心健康造成伤害。 NOx的排放与酸雨的污染和温室气体的排放增加密切相关,由于NOx对空气 环境质量的影响会加剧光化学污染、酸沉降污染和颗粒物污染,从而对人类健康和 生态系统等造成危害,C电厂2X330MW机组实施脱硝改造工程,降低了 NOx排 放量和排放浓度,为改善当地环境质量付出了努力,兑现了建设环境友好型企业的 承诺。 综上所述,C电厂2X330MW机组脱硝工程的实施,将进一步降低火电厂污染 物排放量,具有明显的社会、经济和环境效益。 —26—— 华北电力大学工程硕士专业学位报告 5.2.4噪声环境影响分析、防治措施及绿化 本工程项目的设备噪声水平较低。设备产生的噪声,由于能量较小,在较短距 离内衰减很快。而后随距离的增加,噪声级呈递减趋势。运行时的噪声对现有厂界 噪声没有影响。 本工程拟釆用的噪声防治措施如下:在主要设备订货时向制造厂家提出噪声控 制要求,以及在设计安装时对噪声源较强的设备采用减振、防振等措施从声源上控 制噪声水平。脱硝工程控制室、值班室均须釆用密闭门窗结构。 5.2.5其它 0 脱確过程二次污染的物质有逃逸的氨和达到寿命周期的废催化剂。 依据《恶臭污染物排放标准》(GB 14554-93)要求,必须将氨的逃逸量控制在 2.5mg/Nm3以下,如此才不致对环境造成影响。 此项目运营后,由原制造厂家处置废催化剂,故不会#环境造成任何二次污染。 脱氮过程中不产生其他废污水及固体废弃物,也不设备噪声影响厂界现有噪声水平。 总体而言,本工程对环境有较好的改善效果[32]。 5.3劳动安全和职业卫生 经调研,C电厂在设计中已经遵照《电业安全工作规程》的要求,针对以下危 险点制定了完善的安全措施: (1)电气设备伤害; (2)各种转动机械伤害; (3)各类建筑物的火灾; (4)平台楼梯,吊装孔洞的坠落伤害等 基于以上安全措施,本脱硝改造工程还针对脱硝系统运行后可能造成人身伤害 的危险点制定安全、卫生保障措施: (1)存在化学危险品的工作场所; (2)脱硝系统运行后,制氨过程中粟、风机等设备的噪声; (3)高温区域、封闭建筑物可能造成的中暑、呼吸障碍[25,5[-52]。 5.3.1还原剂安全 氨气是一种剧毒性气体,并且在一定浓度范围内具有可燃性,针对可能存在的 氨气泄漏、人体接触液氨或氨气、液氨储存等安全、卫生问题,本工程设计加装了 水喷淋系统、氮气清洗系统、废氨稀释系统、眼睛冲洗器/淋浴器等安全保护装置, 并制定了相应的劳动安全、卫生措施,要求现场必须备有面具、滤毒罐等劳保用品, 且操作人员必须按规定使用[25_27,5g-5I]。。 —27—— 华北电力人学工程硕上专业学位报告 5.3.2防火、防爆 经调研,C电厂建筑物安全距离及耐火等级满足国家相关的规范及规程,前文 所制定的劳动安全、卫生措施、制度可有效实现防火、防爆的要求。 5.4生产组织与人员编制 由于C电厂是老厂,全厂职工共900余人,存在冗员,且现有人员均经过劳动 安全、卫生培训,充分利用电厂现有人力资源可保证脱硝系统安全、稳定运行,不 必另行招聘。 由于脱稍系统自动化控制高,日常巡检、维护工作量很小,脱硝运行可每班设 置一人,定员5人,负责设备日常运行、事故处理工作;由本厂检修人员负责曰常 检修工作。 —28 — 华北电力大学工程硕士专业学位报告 第六章投资估算及经济评价 6.1投资估算 本工程对C电厂2 X330MW机组全部烟气量进行脱确净化处理,SCR反应器、 液氨系统及其他公用系统、电气系统均按80%脱銷效率设计。两台炉各配备一套烟 气脱确装置,采用技术成熟、运行稳定的SCR脱硝工艺。 6.1.1投资估算编制依据 (1)项目及费用性质划分:按中电联技经[2007年]139号文颁发的《火力发电工 程建设预算编制与计算标准》。 (2)工程量:按照可行性设计阶段的方案设想及设计人提供工程量清单计算。 (3)定额选用:按中电联技经[2007年]138号文颁发的《电力建设工程概算定额》 (2006 年版)。 (4)设备价格:参考近期同类机组的询价。 (5)材料价格 建筑安装工程材料:根据承德2011年主要建筑材料价格。 (6)取费标准:按中电联技经[2007年]139号文颁发的《火力发电工程建设预算 编制与计算标准》。 6.1.2其他说明 (1)基本预备费:按建筑工程费、安装工程费、设备购置费及其他费用之和的5% 计算。 (2)价差预备费:暂未计取价差预备费。 (3)建设期利息:本工程资金来源按内资考虑,注册资本金占总投资的20%,融 资占80%,贷款年利率为7.05%,按年计息。 6.1.3投资概况 (1)静态投资 脱确系统静态投资为:12116.04万元,单位千瓦造价为:167.97元/kW。 脱銷系统静态投资按投资性质划分: 建筑工程费:1942.20万元,单位千瓦造价:26.93元/kW,占总投资的16.03%: 设备购置费:6270.91万元,单位千瓦造价:86.94元/kW,占总投资的51.76%; 安装工程费:2415.14万元,单位千瓦造价:33.48元/kW,占总投资的19.93%; 其他费用:1487.78万元,单位千瓦造价:20.62元/kW,占总投资的12.28%。 —29 — 华北电力大学工程硕士专业学位报告 (2)动态投资 脱摘工程动态投资为:12355.21万元,其中建设期利息239.17万元。 6.1.4投资分析 本工程静态单位千瓦造价为:167.97元/kW,基本预备费费率为5%。其中包括 原锅炉钢架、电除尘器入口烟道支架(基础)加固改造、引风机改造、空预器改造 等。 6.1.5运行成本敏感性分析 估算运行成本釆取以现价上下波动15%的方式,年运行成本的波动范围如下表 所示。 表6-1电价敏感性分析 名称 电耗(kw/h) 下浮15% 现价 上浮15% 单价(元) 0.3281 0.386 0.4439 合价(元/小时) 1200 393.72 463.2 532.68 年成本(元) 5500h 2165460 2547600 2929740 表6-2液氨价格敏感性分析 液氨耗量 名称 下浮15% 现价 上浮15% (吨/小时) 单价(元/吨) 3400 4000 4600 合价(元/小时) 0.314 1067.6 1256 1444.4 年成本(元) 5500h 5871800 6908000 7944200 ——30—— 华北电力大学工程硕士专业学位报告 表6-3催化齐丨J价格敏感性分析 催化剂耗量 名称 】 下浮15% 现价 上浮15% 单价(元/m3) 34850 41000 47150 年成本(元) 3763800 4428000 5092200 表6-4年运行小时敏感性分析 名称 下浮15% 现价 上浮15% 年运行小时(h) 4675 5500 6325 液氨年成本(万元) 587.18 690.80 :794.42 用电(万元) 216.55 254.76 292.97 6.1.6附表 附表1:总估算表 附表2:安装工程部分汇总估算表 附表3:建筑工程部分汇总估算表 附表4:其它费用估算表 6.2经济评价 6.2.1经济效益分析依据 国家发改委、建设部以发改投资[2006]1325号文颁发的《关于建设项目经济评 价工作的若干规范》和《建设项目经济评价方法与参数》的通知及国家现行的财务、 税收法规。 6.2.1评价条件 (1)投资估算:详见电厂脱确技改工程总估算表(附表1)。 (2)原始数据: 机组年利用小时: 5500h 液氨(不含税): 4000元/吨 , 电耗 1200kw “ —31—— 华北电力大学工程硕士专业学位报告 厂用电价格: 0.386元/度 催化剂:每三年每套更换一层,初期8层,共540in3,每过三年后更换4层, 共 270m3。 催化剂单价: 41000元/m3 年人均工资(含福利): 80000元/人年 液氣耗量: 0.268 t/h 电厂定员 5人 厂用电率 8.5% 大修率 4% (以固定资产原值为基数) 6.2.2综合经济评价 本脱稍工程各项成本费用指标见下表。 表6-5脱硝工程各项经济指标表 每小时脱硝成本(元)‘ 单位成 年成本 序号 项目名称 一 本(元 备注 单位 数量 单价 合价(万元) /MWh) 脱硝总成本(万元) 2997.55 1 生产成本 元 2511.50 6.33 1.1 液氨 t 0.314 4000 1256.00 690.80 1.74 1.2 kWh 1200 0.386 463.20 254.76 0.64 1.3 蒸汽 元 33.27 20.00 0.05 1.4 催化剂 元 41000.00 736.66 442.80 1.12 1.5 工资及福利 元 5.00 80000.00 75.86 45.60 0.11 1.6大修及维护费 元 765J5 460.29 1.16 1.7 折旧费 元 1175.82 706.78 1.78 1.8 摊销费 元 226.52 136.16 0.34 2 财务费用 元 397.79 239.11 0.60 2.1 利息 元 397.79 239.11 0.60 ■“— 32 — 华北电力大学工程硕土专业学位报告 第七章脱销工程设备监理规划 7.1工程概况 7.1.1监理工作范围 本工程的监理范围是烟气脱硝改造环保工程全过程施工监理。保证工程施工安 全,控制工程建设质量、工期和投资;做好工程建设合同管理,协调有关单位间的 工作关系。 脱硝改造工程在原锅炉左右两侧加装脱确装置。主要包括锅炉尾部烟道改造、 全套的烟气脱确SCR装置及附属设备(包括SCR部分装置制作)、脱确岛基础、支 架加固、钢架安装、空预器+引风机改造、系统调试运行等项目施工、调试监理; 电控等设备的改造安装等。包括施工过程中临时增加的零星项目等的监理施工及竣 工图编制全过程监理。 7.1.2工程建设特点 (1)本工程项目是电厂烟气脱硝环保改造工程。场地狭窄,位于锅炉左右两侧 区域。地下管网复杂,周围建(构)筑物和设施等给施工机械的布置和作业均带来 很大的难度。且本期工程处于生产区内,所以必须考虑生产运行中管理的特点,场 地相对狭窄,施工中应做好平面布置。建筑安装施工难度大,监理难度、责任大。 (2)锅炉脱确安装工作大部分集中在送风机以上部分,大量施工在高空展幵, 故安全措施须加大监控力度,确保整个施工工程安全无事故。 (3)氨区改造涉及到液氣储罐、缓冲罐、相关管道等,属于压力容器,须具有 相关资质施工及通过地方职能部门验收。 (4)本工程施工工期紧,质量要求高。工期从开工到投入运行按4个月进行控 制。这就要求参建各方严格按基建程序办事,强化参建各方内部及外部协作单位的 协调工作,完成安全、质量、进度控制目标的实现。 7.2监理工作内容 在监理工作范围内,监理服务贯穿于整个工程施工的准备、实施、投用全过程, 对工程安全、质量、进度和投资进行控制,对工程合同和工程信息进行管理,协调 施工中出现的问题。 7.2.1安全控制 , 安全控制包括审查承包商提交的安全文明施工保证措施,并监督其实施;监督 ——33 ~■ 华北电力大学工程硕士专业学位报告 承包商安全保证体系运作情况。 遇到威胁安全的重大问题时,监理方有权提出“暂停施工”的通知,并通报业 主。 7.2.2质量控制 为保障脱硝工程质量,监理人员应在方案设计、技术资质、管理制度、施工质 量等方面全面参与控制。 (1)参加施工图会审及设计交底,合理控制设计变更,提出监理意见; (2)并审查总承包商选择的分包单位、试验单位的资质,经监理入员认可后方可 开展施工,特殊工种必须持证上岗。 (3)检查施工现场原材料、构件的釆购、进场、入库、保管、领用等管理制度及 其执行情况;参加主要设备、材料的现场开箱检查,对设备保管提出监理意见; (4)审査总承包商提交的施工组织设计、施工技术方案、施工质量保证措施;参 与审查调试计划、调试方案、调试措施及调试报告,并监督检查其实施; (5)参与分项、分部工程、关键工序和隐蔽工程的质量检查和验收; (6)协助业主单位审查与处理工程中出现的质量事故,并提出监理意见;对由此 所发生的承担费用支出的责任方进行确认; (7)协调工程的分部试运行工作,参与工程整套试运行;对在试生产期中出现的 设计问题、设备质量问题、施工问题提出监理意见; (8)参加业主组织的最终验收。 7.2.3进度控制 (1)对施工图交付进度进行核查、督促、协调; (2)审查施工单位编制的施工进度计划,并监督检查其实施; (3)检查落实设备、材料和构配件的实际供应进度,满足各阶段施工的需求; (4)检查施工单位人力、机具资源的投入情况,确保满足工程进度需要。 7.2.4投资控制 (1)根据《建筑安装工程承包合同》的付款规定,对已完工程的质量、数量进行 核实,签署工程付款凭证; (2)根据委托方在合同中对项目监理部的授权,对工程的投资进行控制,使工程 投资控制在批准的概算内; (3)对工程施工过程中的投资偏差进行预控,保证投资的动态管理有效性; (4)对工程施工过程中发生的变更和索赔进行严格控制,使由此发生的工程投资 增加得以控制。 ——34—— 华北电力大学工程硕士专业学位报告 7.2.5合同管理 (1)监督施工合同的履行,维护业主和总承包商的正当权益; (2)参与对调试单位的招标、评标、合同谈判工作,提出监理意见,并监督调试 合同的履行,维护业主及总承包商的合法权益; (3)主持协调建设单位与承包单位签订的合同条款的变更,调解合同双方的争 议,处理违约索赔事项。 7.2.6信息管理 (1)定期以书面(周报、月报)形式向业主汇报工程进度、质量、投资及安全文 明生产控制情况; (2)督促检查承包单位完成各阶段及全套梭工图的整理工作以及各种资料的归 档,并向建设单位移交; (3)编制整理监理工作的各种文件、通知记录、检测资料等。合同完成或终止 交给业主。 7.2.7组织协调 (1)组织协调与建设单位签定合同关系的、参与本工程项目建设的各单位的配合 关系,协助建设单位处理有关问题,督促总承包单位协调其各分包单位的关系; (2)协助建设单位处理各种与本工程项目有关的纠纷事宜。 7.3工程项目监理目标 7.3.1总体目标 采用先进的工程管理模式,突出并强调“安全为天、质量为本”的管理理念, 选择科学合理的施工技术方案,加强现场综合平衡协调,营造文明有序、规范严谨 的施工氛围,苟求质量,强化合同及资金管理,在规定的施工工期内,实现达标投 产,力争达到业主提出的“更安全、更可靠、更先进、更经济、更规范、更环保, 创建国际一流发电公司”的目标要求。 7.3.2综合百标 (1)试运结束,未完工程和主设备系统缺陷为零、无基建痕迹; (2)各参建单位质量管理体系、环境管理体系、职业安全健康管理体系健全,运 转有效。 (3)机组均实现达标投产,按照《电力工程达标投产管理办法》,7个部分的得分 率都在90%以上; —35—— 华北电力大学工程硕士专业学位报告 7.3.3管理@标 落实“小业主、大监理”的管理模式,充分发挥监理方在基建期项目管理中的 重要作用,切实履行“四控制、两管理、一协调”的职责,确保各项控制目标的实 现。 (1)协助业主在施工现场建立有效、快捷的信息网络平台,确保各参建方进驻现 场后及时与业主的信息网络互联,网络互联率100%,为实现工程信息和数据共享 奠定基础,提高工程管理效率。 (2)本工程施工将贯彻“以施工安全为龙头”的思想,强调突出“以人为本”及 “安全第一、预防为主”的方针,把安全生产放到先于一切、重于一切的位置,正 确处理安全与进度、安全与质量、安全与效益的关系,从预控、预防着手,建立并 徤全安全管理网络,争创全国电力建设工程安全文明施工一流现场。 7.3.4投资控制目标 (1)在甲方赋予的权限内,加强资金动态管理,保证工程静态投资、动态投资及 千瓦造价均不超过批准的初步设计概算值。 (2)加强施工承包合同的结算管理,做到单价合同费用不超工程项目施工图预 算,总价合同不突破总费用限额。 (3)严格控制设计变更、变更设计及现场签证。 (4)加强索赔管理,减少及避免合同外费用的发生。 7.3.5其他目标 安健环目标:无一般及以上人身伤亡事故、无一般及以上火灾事故、无一般及 以上机械、设备事故(含施工和生产设备); 工程质量控制目标:确保各项工程验收合格标准,实现达标投产。 进度控制目标:按照业主确定的进度目标,按期完成脱硝改造且调试成功。 7.4规划总结 以上工作内容均需要针对性的制定工作措施,根据本工程的具体特点,将采取 “跟踪检查、现场巡视、核查文件、项目旁站”的监理方式,对“四控两管一协调” (质量、进度、工期、安全文明、信息管理、合同管理、施工协调)工作釆用动态 控制的管理方法,即把“四控”工作分为事前预控、事中检查、事后把关,采取必 要的组织、技术、经济、合同措施,才能保证监理的有效实施。 —36 — 华北电力大学工程硕士专业学位报告 第八章结论与建议 一、主要结论 (1)脱硝工程建设的必要性 C电厂#1、#2锅炉为满足新《火电厂大气污染物排放标准》排放限值,必须建 设技术先进、成熟可靠的烟气脱硝装置。进行联合脱硝改造后,其NOx排放浓度及 总量将大幅度降低,对周边的大气环境改善是有利的。 (2)脱硝工程工艺的选择 通过对国内外目前常用的多种脱确工艺进行对比研究,推荐本项目采用低NOx 燃烧器改造+SCR烟气脱硝工艺联合脱硝改造。该种脱硝工艺技术成熟,运行稳定, 能达到较高的效率,在国内外都有良好的运行业绩,符合国家技术政策和产业政策。 (3)脱确工程建承条件 经多方面考察研究,本项目具备所需要的各项建设条件: 氨的来源:项目投产后两台机组每年需要脱硝反应剂液氛年耗量约为1474吨。 唐山市丰润区盡金氨水加工厂距电厂距离在160km,该厂能够为本脱确工程提供液 氨,全程高速运输方便,因此本工程脱硝反应剂液氧的供应是有可靠保障的。 场地条件:本工程脱硝反应器主要布置位于锅炉主机房外电除尘器入口烟道正 上方。氣区布置在冷却塔东侧的预留空地上,预留空地满足工程用地要求及安全规 范要求。 工程所在地区区域地质构造相对稳定,地震动峰值加速度为0.05g相当于地震 基本烈度小于VI度),地震动反应谱特征周期为0.40s,属于低烈度低频度的少震区。 建筑场地类别为m类,适宜于工程建设。 二、建议 由于本工程属于改造工程,脱摘装置区域下方及附近区域有空预器、风道、烟 道、风机、电缆、管道等等,在如此区域进行工程改造施工,应做好施工保护措施, 尽可能减少对原有机组运行产生的不利影响。 —37 — <0^00\卜0寸^0 — C — oor>rn gw! ' 、 >- 寸 fN — 000々*0 — 寸 — OO 卜 CS 1民怒, o —二 一 工一 g --fflf 'W ^ snL _L_ mooc 卜 o 卜寸 ooo*rjNvo 寸 ONfioo 寸 OCN 卜 in 替^ m — — m oooooov^cn ^ vo O fS OOOOOOfNOO 4r OS ^ 00 ood(Noooo6o CO On o CO oooooooncvI — lo ‘―oo *r> (Nl 寸 — ro o vo On 卜 00 — (NO — O ro rm O OO O O , 5; w jjiw rivOfn 寸 OOO O 寸 'X 瓶 o ^ OOO o ^ v- ^ H 5 § s § S3 ;q 民 I 5宏 -13 3l rtw o o oooo ^ ISA CN CN O O O CN CH- CN m m Os ‘ -H w ￡ ^ m ^ S m m g g -1^ 翁游 琶银旺 2 H 喊H賊翅 运雜雖暴...