洗化厂燃煤锅炉烟气脱硝项目备案申报书.doc

一、项目名称 洗化厂燃煤锅炉烟气脱硝改造工程 二、项目性质及类别 项目性质：技术改造 项目类别：环保治理项目 三、项目建议编制人（或编制单位） 抚顺石化公司洗化厂技术发展部 四、项目背景和建设（或改造）必要性 洗化厂燃煤锅炉主要是负责提供全厂的生产用蒸汽及全厂采暖用蒸汽，最大供热负荷255t/h。现有中压链条式锅炉（UG-35/39-M2）2台， 循环流化床锅炉3台（其中TH40-3.82/450-M型2台、TH75-3.82/450-M型1台）、CB6、C6型汽轮机各一台（QF-6-2，6000千瓦，6.3千伏发电机）。除尘系统采用脉冲式布袋除尘器，共4台；脱硫SO2。控制系统采用DCS+PLC的控制方式。目前烟尘排放浓度控制在0～27mg/Nm3，SO2排放浓度控制在0～140mg/Nm3,能够满足国家对火力发电厂烟气排放要求。 2010年改造期间没有增加烟气脱硝配套设施，锅炉改造后烟气中NO2含量见下表。 时间 氮氧化物mg/Nm3 2010年1月 101 2月 159 3月 141 4月 193 5月 164 6月 90 7月 114 8月 119 9月 224 10月 184 11月 93 12月 12 2011年1月 44 2月 61 3月 30 4月 72 5月 57 6月 68 7月 256 8月 332 9月 86 10月 417 11月 146 12月 125 从2012年1月1日起执行450mg/Nm3 （GB13223-2003标准），从上表数据看，洗化厂燃煤锅炉烟气能够满足要求。但2011年7月29日，国家环境保护部和国家质量监督检验总局发布了《火电厂大气污染物排放标准》GB13223-2011，要求在2014年7月1日开始实施。其中要求采用W 型火焰炉膛的火力发电锅炉，现有循环流化床火力发电锅炉，以及2003 年12 月31 日前建成投产或通过建设项目环境影响报告书审批的火力发电锅炉烟气中氮氧化物（以 NO2 计）控制在0～200 mg/Nm3。按照国家新标准，届时洗化厂燃煤锅炉烟气中氮氧化物含量将无法稳定达到环保要求，因此洗化厂燃煤锅炉新上烟气脱硝项目势在必行。 五、选择的工艺路线，或对拟采用新技术、新工艺、新设备、新材料的论述 1．工艺技术方案的对比 ⑴选择性催化还原烟气脱销技术 （SCR） 选择性催化还原是基于在金属催化剂的作用下，喷入的氨把烟气中的NOX还原成N2和H2O，还原剂以NH3为主，催化剂由贵金属和非贵金属两类。SCR技术成熟，脱销率高，国际国内应用广泛。 ⑵选择性非催化还原烟气脱销技术 （SNCR） 选择性非催化剂还原烟气脱销技术是一种不需要催化剂的选择性还原过程，此技术就是把含有NHX的还原剂，喷入炉膛温度为800～1100℃的区域，该还原剂迅速分解成NH3，并与烟气中的NOX进行反应生成N2。SNCR技术存在脱销效率低，运行时不易控制，容易造成NH3的逃逸，产生CO二次污染等问题。 ⑶电子束法 燃煤锅炉烟气在降到65～70℃，进入反应器之前，注入一定计量的氨气，烟气在反应器内受高能速电子束照射，烟气中的H2O、O2等分子，产生O、HO等氧化性很强的自由基，将NOX氧化成NO2，NO2与H2O反应生成NHO3，并与喷入的氨气反应生成硝铵。此方法在电子加速器的稳定性和使用寿命上不够稳定，维护较为困难。 ⑷活性炭吸附法 活性炭是一种多孔径的炭化物，有及其丰富的孔隙结构，具有良好的吸附特性，是NH3还原NOX的优良催化剂，NOX被还原成氮气和水。但目前活性炭强度低，吸附、解析过程中损耗较大，设备庞大，需要频繁再生。 ⑸液体吸收法 液体吸收法脱销，又称湿法烟气脱销，主要包括水吸收法、酸性吸收法、碱中和吸收法等。液体吸收法需要消耗大量的吸收剂，吸收产物会造成二次污染。 2．工艺技术方案的选定 通过详细的技术论证和对比，结合我厂实际情况，拟采用SCR烟气脱销技术，SCR技术在全球范围内有数百台成功应用的业绩和十几年的运行经验，采用目前成熟的SCR脱销技术，能够保持工艺及设备的先进性和稳定性。广州旺隆热电厂和广州发电厂的炉型与我厂比较相似，其SCR烟气脱销技术具体应用介绍如下。 SCR烟气脱硝工艺系统由制氨系统和SCR反应系统两部分组成。 SCR反应系统：从锅炉高温省煤器出来的烟气，与喷氨格栅喷入的不超过5%气氨的稀释空气在进口烟道充分混合后从上部进入反应器，在催化剂的催化作用下，NOX与NH3进行还原反应生成N2和H2O，反应后的烟气返回锅炉的空气预热器，换热后去除尘器。脱硝装置不设烟气旁路，设置蒸汽和声波吹灰装置。 制氨系统：氨制取采用尿素热解制氨系统。锅炉装置共用一套尿素溶液储存、输送和供应装置系统，尿素热解系统每台锅炉设计一套，独立运