文档介绍：脱硝可研报告
1、概述
项目概况
**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/-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/-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。
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,%,%。
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,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,**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**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。
脱硝工程建设的可行性

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。

**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。

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)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