电厂机组烟气脱硝工程可研报告.docx
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电厂机组烟气脱硝工程可研报告
附件：
1.广东省环境保护局：
粤环函[2000]411号“关于广东台山电厂（2×660MW+2×600MW）环境影响报告书复核报告审查意见的函”
2.国家环境保护总局：
环审[2001]94号“关于广东台山电厂环境影响报告书重新审核意见的复函”
3.广东国华粤电台山发电有限公司台山电厂5号机组烟气脱硝工程可研编制委托书。
附图：
1．选择性催化还原脱硝工艺（SCR）流程图F0141E43-P-01
2脱硝装置平面布置图F0141E43-P-02
3脱硝装置立面布置图F0141E43-P-03
4．储氨设备布置图F0141E43-P-04
5．厂区总平面及氨区布置图F0141E43-P-05
1.概述
1.1项目背景
台山发电厂位于广东省台山市赤溪镇田头圩南部的铜鼓管理区。
电厂规划总装机容量为5台600MW等级和6台1000MW等级机组，分二期建设，一期工程装机容量为5台600MW等级机组。
一期1号、2号机组已投产发电，配套的环保设施-脱硫装置正在安装中。
一期3号、4号、5号机组正在建设过程中。
本期脱硝工程是拟在电厂一期5号机组上安装烟气脱硝装置。
随着我国经济的快速发展和环保法规的实施和加强，新的火电厂大气污染物排放标准GB13223-2003对NOX的排放浓度做出了明确要求，规定第三时段的燃煤电厂燃料挥发分大于20%时，NOX的排放浓度不得大于450mg/Nm3,并且要求“第三时段大气污染控制单元必须预留脱氮装置空间”。
台山电厂地处我省经济发达的珠江三角洲地区，燃煤电厂集中，该地区的火电厂总装机容量约占全省70%，造成排污量大，空气污染严重，所以本底浓度高，环境容量小，是广东酸雨控制的重点区域。
北京国华电力有限责任公司作为独立发电商，是神华集团公司所属的全资子公司。
自1999年成立以来，依托神华集团煤、电、路、港一体化的优势，在安全生产的同时，充分考虑对社会与公众的责任，提出建设绿色环保电站的目标，公司发展迅速，并得到行业与社会各界的认可。
北京国华电力有限责任公司环境保护工作的指导思想是：
强调企业发展与环境的协调，在满足国家环境保护要求的条件下，结合公司发展战略，积极建设高效大容量、环保型、节水型火电机组，努力实现“烟囱不冒烟、厂房不漏汽、废水不外排、噪声不扰民、灰渣再利用”的环保型电站建设目标。
广东国华粤电台山发电有限公司是北京国华电力有限责任公司目前拥有的运营发电公司之一，目前主营台山发电厂1号至5号机组。
本项目就是在北京国华电力有限责任公司环境保护工作的指导思想下，对5号机组实施脱氮试点，对国内火电厂降低氮氧化物进行有意的探索工作。
1.2研究范围
参照《火力发电厂可行性研究报告内容深度规定》（DLGJ-94）和比照《火力发电厂可行性研究报告内容深度烟气脱硫部分暂行规定》（DLGJ138-1997）的要求，本可行性研究的范围主要包括以下内容：
（1）脱硝工程的建设条件
（2）烟气脱硝工艺方案
（3）脱硝工程设想
（4）脱硝反应剂的来源及供应
（5）脱硝工程对环境的影响
（6）脱硝工程的投资估算及运行成本分析
1.3报告编制依据
（1）广东省环境保护局《关于广东台山电厂（2×660MW+2×600MW）环境影响报告书复核报告审查意见的函》（粤环函[2000]411号）
（2）国家环保总局《关于台山电厂环境影响报告书重新审核意见的复函》（环审[2001]94号）
（3）《广东省台山发电厂一期工程3号、4号机组可行性研究报告》
（4）《广东省台山发电厂一期5号机组工程可行性研究报告》
（5）《国华台山#5机、宁海#4机实施脱硝工程启动工作会议纪要》
（6）相关的参考文件
1.4主要编制原则
（1）脱硝机组规模
本工程脱硝机组规模为1×600MW。
安装一套处理100%烟气量的脱硝装置。
（2）脱硝工艺按选择性催化还原脱硝法（SCR）考虑。
（3）脱硝装置的设计效率，根据电厂的实际情况，脱硝系统的设计效率暂按≥70%设计，考虑80%的方案，并预留有效率达到≥90%的空间。
（4）脱硝装置不设烟气旁路。
（5）脱硝反应剂采用外购纯氨。
（6）尽量避免在脱硝过程中带来新的环境污染。
（7）脱硝工程设备采购,按关键设备进口、大部分设备国内配套的方式实施。
主要设备将通过招投标择优选用。
（8）脱硝设备年运行小时按5000h考虑。
（9）装置设计寿命为30a。
（11）系统可用率≥95%。
（12）工程建设模式，暂按业主单位负责自筹资金，对脱硝工程实现招投标，确定具有成熟经验和实力的国外公司承担工程的基本设计、核心部分详细设计和关键设备供货，由业主建设的模式考虑。
1.5简要的工作过程
1）2004年3月，北京国华电力有限责任公司、广东国华粤电台山发电有限责任公司、广东省电力设计研究院、上海锅炉厂有限公司各方代表就台山电厂5号机实施烟气脱硝工程的技术可行性进行了初步探讨，明确达成了实施烟气脱硝工程的共识。
2）2004年4月，由北京国华电力有限责任公司主持邀请了国外著名的脱硝厂商，针对台山电厂5号机在上海进行了烟气脱硝技术交流。
3）2004年5月，我院受广东国华粤电台山发电有限责任公司的委托，完成了《台山电厂一期5号机组（1×600MW）烟气脱硝工程可行性研究报告》的编制工作。
2.电厂工程概况
2.1厂址条件及自然条件
2.1.1厂址概述
2.1.1.1地理位置
台山电厂厂址在铜鼓湾口的西侧,铜鼓湾平地的西侧临海地带。
厂址东北面距赤溪镇约15km（直线距离）,东面为大襟岛,相距约5km;南面为南海与上川岛遥遥相对,相距约10km海域;西北距广海镇17km,北距台山市约50km。
近年来,特别是台山市建制改为市后,台山市人民政府准备在东起铜鼓湾,西至广海港近20余km的沿海地带规划一个新兴的经济开发区；目前这一区域正伴随着台山电厂的建设得以开发。
2.1.1.2水文气象
台山电厂位于台山市南部滨海地区，属亚热带海洋性气候。
具有冬暖夏长，阳光充足，雨量丰沛，冬夏季风明显，夏季多台风影响等特点。
根据上川岛气象站（1958-1998）资料统计，全年平均气温为22.6℃，极端最高气温37.0℃，极端最低气温3℃。
多年平均相对湿度达81%，尤其是3-6月在85%以上。
年平均降雨量为2181.4mm，历年最大达3657.7mm，最少为1028.1mm，降雨量主要集中在每年的5-9月，占全年降雨量的74%，并常有暴雨出现，年平均暴雨日数为12d，一日最大降雨量达324.8mm，每年十一月至次年3月为少雨时段，但此时常出现大雾天气，尤以3月最多，全年平均为11.3d。
年平均日照时数为1977.5h，为可照时数的45%，日照时数较高出现在7-12月，较低在2-4月。
多年平均风速为4.6m/s。
该区属受台风影响袭击较多的地区，据1987年统计，年平均6-8级台风影响天数为37.4d，多出现在6-9月，并有12级台风出现，台风袭击时常伴有狂风暴雨，实测最大风速达37.3m/s，是造成该区自然灾害的主要因素。
2.1.2环境状况
1）社会环境概况
电厂所在的赤溪镇是台山市边缘的山区镇，经济发展缓慢，工业基础薄弱，主要靠农业经济收入，两镇主要农作物有水稻、蔬菜、番薯等，目前无中型以上的工矿企业。
广海镇距电厂直线距离约26km，是台山市第二大镇。
该镇工业发展较快，主要有广海钢丝绳厂、广海铸造厂、石板材厂等。
上川镇距电厂约10km海域，拥有人口约1.3万人，其中农业人口约1万人，该镇的上川飞沙滩旅游区是天然的游泳场，每年可接待游客20万人次，是目前电厂附近最大的旅游区。
2）环境质量现状
a.大气环境质量现状
电厂一期工程环境影响报告书在1994年经审查通过，2000年6月国家环保局评估中心编制了环境影响报告书复核报告，并在2001年5月通过了国家环保总局的审查。
根据复核报告书中的有关资料，本地区SO2、飘尘、NOX、TSP的浓度均较低，低于国家二级标准，相当于一级标准，且SO2境容量比较大。
从电厂厂址地区过去及目前的实际环境状况可见，由于电厂厂址所在地区近五年来工业发展缓慢，产业结构仍以农业为主，目前尚无较大的大气污染物排放源，所以厂址地区总体大气质量现状良好。
但是，由于目前台山电厂厂址所在区域属于国家环保局划分的“酸雨控制区和二氧化硫污染控制区”，需执行SO2排放总量控制，对NOX的排放控制也将在最近的时间内提出。
因此，这对该地区的环境容量起到了一定的限制。
b.海域水环境现状
水环境方面，厂址地区仍处于未开发阶段，人口密度低，基本上无污染大的工业，因此工业废水和生活污水排放很少。
上川地区近年来以发展旅游为主业，人类活动较频繁，但其对厂址地区的影响不大。
电厂委托评价单位在1988～1989年、1998～1999年分别对厂址所在海域的扯旗角、烽火角水闸及鱼塘港的海水水质进行了监测。
除部分指标为GB3097-1997第三类海水水质标准外，其余指标均满足GB3097-1997第二类海水水质标准。
c）噪声环境现状
厂址区域目前无较大的噪声源，基本处于一种自然环境状态。
由于紧临海边，海浪声是构成环境噪声现状的主要源强。
2.1.3交通运输
厂址三面环山，南临南海。
随着台山电厂一期工程建设的开展，目前进厂公路、重件码头等一些对外联系交通设施已交付使用，交通状况大为改善。
根据厂址的自然条件及现状，本厂址交通运输全赖于水路和公路。
2.1.3.1水路运输
厂址南临南海,靠近外海主航道,厂址的水路运输较为方便，电厂已建成专用煤码头和重件码头。
电厂煤港的建设规模为：
煤码头、港池和航道已建成满足5万t级船型的停泊、航行、调头需要的泊位1个，远期考虑2个泊位。
并留有发展为停泊10万t级船型的条件。
电厂的5000t重件码头现已建好,可以满足电厂建设和安装期间的材料和设备运输的需要。
2.1.3.2陆路运输
1）、外部公路
随着电厂一期工程的建设,厂址附近的交通状况大为改善,进厂公路（双向四车道混凝土道路）已建好,汽车可直达厂址。
从台城到电厂厂址可走东、西两线公路,也可以走新开通的新台高速公路
东线：
从台城冲蒌浮石进厂公路厂区共59.5km,均为三级或二级标准公路（沥青或混凝土路面；全线桥涵设计标准为汽-10）。
西线:
（稔广线，省道S274）从台城端芬广海六福进厂公路厂区,全长76.5km,大部分地段为二级或三级公路标准；桥涵设计标准为汽-15。
新台高速公路:
：
从厂区进厂公路新台高速台城；
从厂区进厂公路新台高速佛开高速广佛高速广州；
从厂区进厂公路西部沿海高速新会珠海广州。
2）、进厂公路
厂址地区地方性的公路已经通到了田头圩，进厂公路从田头圩起到电厂厂址,包括隧道全长16.6km,标准为二级公路，是电厂对外联络的主要通道,现已建成通车。
电厂进厂公路的建成,不但解决了电厂本身的交通运输问题,同时对该地区鱼塘湾和铜鼓湾一带的经济发展起到了很大的促进作用。
2.1.4供水水源
台山电厂供水水源包括循环冷却水水源和淡水供水水源二部分。
电厂以海水作循环冷却水水源，循环冷却水采用直流供水系统。
锅炉补给水、辅机冷却水、空调和生活用水及消防用水等电厂所需淡水则由大坑水库供给。
大坑水库在厂址北面2km处，为多年调节的电厂专用水库（年供水量783.5万t/a）。
电厂一期用水量见表2-1。
表2-1电厂一期工程用水量
项目
规模（MW）
海水循环冷却水
淡水
m3/h
m3/h
5台600MW机组
395760
1181.5（包括脱硫用水）
2.1.5灰场条件
电厂灰渣处理考虑以贮存为主，同时考虑综合利用。
台山电厂初期灰场为厂址东北约3km处的“牛栏窝”山谷灰场，该灰场堆灰面标高为70m时，堆灰容积约428万m3，可满足一期工程5台600MW等级机组贮灰8a。
远期灰场则利用电厂煤港池西侧的近岸浅滩围海建成，面积约330多万m2，灰堤顶面高程10.5m，堆灰容积达4300万m3。
2.1.6岩土工程
厂区及附近原地表出露的地层以第四系土层为主，基底岩石为燕山四期花岗岩，场地平整后部分基岩出露地表，区域地质较简单，厂区及周围10km范围内无区域性大断裂通过。
厂区及周围10km范围内小型断层及节理较发育，主要有NE走向及近E—W（NWW）走向的两组共5条断层（F1~F5），属非活动性断层，不影响场地的稳定性，断层破碎带可按不均匀地基处理。
根据《广东省地震烈度区划图》（广东省地震局，广东省建委1990年）和《广东省台山电厂工程场址设计地震动参数报告》（广东省地震局，1993年）中的地震危险性分析结果，台山发电厂厂址地震基本烈度接近7度，鉴于发电工程的重要性，设计按地震烈度7度考虑。
1号、2号机组主厂区及部分5台机组公用的生产附属建筑位于F4及F5断裂之间的开挖区，场地平整后基岩大面积出露，地基下主要为中等风化和微风化花岗岩，北边有部分为强风化花岗岩，局部为残积土和全风化花岗岩。
3号、4号、5号机组主厂区位于2号机扩建端东面开挖区边缘，现已平整，西南部中等风化～微风化岩层出露，往东北及东南方向顺次出露强风化岩层﹑全风化岩层及残积砾质粘性土，东北角中等风化岩层埋深＞25m。
部分附属建（构）筑物位于回填区。
地下水对混凝土钢结构均有弱腐蚀性。
2.2工程概况
2.2.1厂区总平面布置
本期工程在一期工程1号、2号机组已建成的基础上建设，全部公用设施已按5台600MW机规划，且大部分已经建成，包括净水站、锅炉补给水处理室、污水处理站、点火油罐区、引水明渠，输煤系统5台机组公用部分等。
根据全厂规划，1号~5号机主厂房从西往东扩建（1-2号机主厂房与3-5号机主厂房脱开16m），两厂房均为汽机房朝北，A排柱对齐。
主厂区由北向南依次为汽机房、除氧间、煤仓间、锅炉房、电除尘、烟囱、脱硫岛。
脱硫岛布置在烟囱后，其他脱硫配套设施均布置在3号、4号、5号机组脱硫岛以南，1~2号机组建设时已按5台机组预留脱硫用地。
220kV及550kV配电装置分别布置在1号、2号及3号、4号、5号机组主厂房以北。
一期工程净水站、锅炉补给水处理楼布置在1号机组主厂房以西。
一期工程干除灰场地、污水处理站布置在厂区中部西侧山脚下。
煤场设在厂区南部，油灌区设在厂区中部西侧。
循环水泵房设在厂区中部，循环水取水口及排水口分别设在厂区南护岸及东北护岸上。
2.2.2电厂主要设备参数
电厂5号机组与脱硝系统有关的主设备参数见表2-2。
表2-2台山电厂5号机组主要设备参数
设备名称
参数名称
单位
参数
锅炉
型式
亚临界、中间再热、控制循环、四角切圆、固态排渣、汽包炉
MCR
工况
最大连续蒸发量
t/h
2026
过热器出口蒸汽压力
MPa
17.5
过热器出口蒸汽温度
℃
541
省煤器出口烟气量
m3/h
4507552
省煤器出口烟气温度
℃
366
除尘器
2台
型式
静电除尘，双室四电场
除尘效率
%
99.3
除尘器出口最大含尘浓度
mg/Nm3
150
引风机
2台
型式
静叶可调轴流式
流量（B-MCR）
m3/s
523
风压（B-MCR）
kPa
10.913
进口烟温
℃
126
电机功率
kW
5400
烟囱
1座
配置
3号、4号、5号机共用
一座烟囱
高度/形式
m
240/三筒
材质
钢内筒
2.2.3煤质及耗煤量
根据国华台电提供的资料，5号机组工程的设计煤种按活鸡兔井，校核煤种按乌兰木伦矿。
煤质分析数据及耗煤量见表2-3、2-4。
表2-3煤质分析数据表
项目
符号
单位
设计煤种
校核煤种
备注
全水份
Mt
%
14.5
16
干燥无灰基挥发份
Vdaf
%
37.89
38.98
空气干燥基水份
Mad
%
8.06
9.92
收到基灰份
Aar
%
7.70
12.6
收到基碳
Car
%
62.58
57.05
收到基氢
Har
%
3.70
3.68
收到基氧
Oar
%
10.05
9.23
收到基氮
Nar
%
1.07
0.95
收到基全硫
St.ar
%
0.4
0.49
哈氏可磨度
HGI
61
50
原煤冲刷磨损指数
Ke
0.94
1.61
收到基高位发热量
Qgr.ar
MJ/kg
23.56
收到基低位发热量
Qnet.ar
MJ/kg
24.00
22.33
表2-4一期工程5号机组燃煤消耗量
项目
1×600MW
设计煤种
校核煤种
小时耗煤量
t/h
235
242
日耗煤量
t/d
4700
4840
年耗煤量
104t/a
117.5
121
日耗煤量按20h计
年耗煤量按5000h计
2.2.4除灰渣方式及灰渣量
本工程采用灰渣分除系统，其中煤灰采用浓相干除灰输灰方式，煤渣采用刮板捞渣机机械除渣方式。
灰、渣分别在粗细灰库、渣仓集中后采用汽车输送至灰场堆放或采用汽车（船）送去综合利用。
灰库区域地面冲洗，刮板捞渣机溢流水（包括石子煤系统输送来的混合水），石子煤斗冷却水、地面冲洗污水等送至除灰专用沉淀池澄清处理后回用。
灰分析资料及灰渣排放设备见表2-5、2-6。
表2-5灰分析资料
项目
符号
单位
设计煤种
校核煤种
飞灰成份分析
二氧化硅
SiO2
%
35.43
22.64
三氧化二铝
Al2O3
%
11.72
11.52
三氧化二铁
Fe2O3
%
9.59
25.48
氧化钠
Na2O
%
0.88
1.3
氧化钾
K2O
%
1.05
0.4
氧化钙
CaO
%
28.93
28.73
氧化镁
MgO
%
2.14
1.04
三氧化硫
SO3
%
6.52
4.64
二氧化钛
TiO2
%
0.57
0.28
二氧化锰
MnO2
%
0.38
0.66
其他
%
2.79
3.31
灰熔融性（弱还原性）
变形温度
DT
0C
1100
1080
软化温度
ST
0C
1150
1130
熔融温度
FT
0C
1190
1190
HT
0C
1170
1150
表2-65号机组灰渣量
机组容量
煤
种
项目
1×600MW
设计煤种
校核煤种
小时排放量（t/h）
灰量
16.74
17.09
渣量
2.95
1.80
石子煤量
1.22
1.21
合计
19.69
20.1
日排放量
（t/d）
灰量
334.80
341.8
渣量
59
60.4
石子煤量
23.7
24.2
合计
417.5
426.2
年排放量
（104t/a）
灰量
8.37
8.55
渣量
1.48
1.51
石子煤量
0.59
0.61
合计
10.44
10.66
注:
1、日利用小时按20h,年利用按5000h计；
2、灰量按灰渣总量85%计；
3、渣量按灰渣总量15%计；
4、石子煤量按锅炉耗煤量0.5%计。
2.2.5台山电厂大气污染物排放状况
燃煤电厂向大气中排放的主要污染物是SO2、烟尘、NOX等。
台山电厂一期5台600MW等级机组建成投产后，将由两座240m的高烟囱向大气排放污染物。
5机组大气污染物排放情况见表2-7。
表2-7一期工程5号机组大气污染物排放量
装机容量与煤种
项目
1台600MW国产燃煤机组
设计煤种
校核煤种
SO2
t/h
0.1015
0835
烟尘
t/h
0.124
0.102
NOX
t/h
1.1
3.脱硝工程建设条件
3.1脱硝反应剂供应
3.1.1脱硝反应剂用量
烟气中主要通过以下还原反应来去除其中的NOx：
4ＮＯ+4ＮＨ3+Ｏ2—4Ｎ2+6Ｈ2Ｏ
6ＮＯ2+8ＮＨ3—7Ｎ2+12Ｈ2Ｏ
在以上反应中，都需要NH3作为还原剂来还原烟气中的氮氧化合物。
NH3即为脱硝剂。
一般来说，脱硝剂目前主要有三种来源：
液氨，氨水，尿素。
针对本工程而言，三种脱硝剂的耗量分别如下：
表3.1脱硝剂消耗量
脱硝效率
液氨（100％）
氨水（25％）
尿素
60％
消耗量（kg/h）
200
800
390
储存量（t）
48
200
95
70％
消耗量（kg/h）
230
920
450
储存量（t）
55.2
221
108
80％
消耗量（kg/h）
265
1060
513
储存量（t）
64
255
125
90％
消耗量（kg/h）
290
1160
565
储存量（kg）
70
280
136
注：
脱硝剂的计算基于以下前提：
（1）入口NOx浓度为500mg／Nm3
（2）NH3泄漏率为3ppm
（3）储存容量按10d考虑
3.1.2三种脱硝反应剂的选择与比较
脱硝剂的成本中，运输成本占到了很大一部分。
氨水中有效的部分只有1／4，其余都是水，带来了额外的运输和储存成本。
所以仅就消耗的费用而言，氨水是不经济的。
但是液氨运输和储存具有一定的危险性，在国外，液氨槽车运输需要提前报批清场，极为麻烦，所以在欧美很多电厂SCR系统弃用液氨改用氨水或者尿素。
采用液氨和氨水作为脱硝剂，其系统基本一致，氨水的储罐容量要大于液氨储罐容量（取决于氨水浓度，一般为25％，v/v）。
相对来说，尿素是三种催化剂中最为昂贵的一种。
尿素的售价要高于氨水与液氨，而且尿素需要进行复杂的反应才能生成NH3，系统较使用氨水或液氨要复杂得多。
只有当电厂附近没有氨水或者液氨供应商时，使用槽车运输氨水因运输成本增加导致其价格与尿素相当时，才会考虑使用尿素。
或者是当地的法令极为严格，使用槽车运输液氨或者氨水非常麻烦的时候，才会使用尿素。
三种脱硝反应剂的比较列于表3.2
表3.2各种反应剂的比较
项目
液氨
氨水
尿素
反应剂费用
便宜（100%）
贵（约150%）
最贵约（180%）
运输费用
便宜
贵
便宜
安全性
有毒
有害
无害
储存条件
高压
常规大气压
常规大气压干态（加热干燥空气）
储存方式
液态（箱罐）
液态（箱罐）
微粒状（料仓）
初投资费用
便宜
贵
贵（水解炉制备）
运行费用
便宜，需要热量蒸发液氨
贵，
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