XX发电有限公司环境影响评价报告表.pdf

建设项目环境影响报告表 （ 公示 本 ） 项目名称 : 2 300MW发电 机组烟气脱硝工程 项目 建设单位 (盖章 )： 国电 深能四川华蓥山发电有限公司 评价单位：四川众望安全环保技术咨询有限公司 编制日期： 2014年 3月 建设项目环境影响报告表编制说明 建设项目环境影响报告表由具有从事环境影响评价资质的单位编制。 1.项目名称 指项目立项批复时的名称，应不超过 30 个字 (两个英文字段作一个汉字 )。 2.建设地点 指项目所在地详细地址，公路、铁路应填写起止终点 。 3.行业类别 按国标填写。 4.总投资 指项目投资总额。 5.主要环境保护目标 指项目区周围一定范围内集中居民住宅区、学校、医院、保护文物、风景名胜区、水源地和生态敏感点等，应尽可能给出保护目标、性质、规模和距厂界距离等。 6.结论与建议 给出本项目清洁生产、达标排放和总量控制的分析结论，确定污染防治措施的有效性，说明本项目对环境造成的影响，给出建设项目环境可行性的明确结论。同时提出减少环境影响的其他建议。 7.预审意见 由行业主管部门填写答复意见，无主管部门项目，不填。 8.审批意见 由负 责审批该项目的环境保护行政主管部门批复。 1 建设项目基本情况 项目名称 国电深能四川华蓥山发电有限公司 2300MW 发电机组烟气脱硝工程 建设单位 国电深能四川华蓥山发电有限公司 法人代表 许保卫 联系人 饶得春 通讯地址 四川 达州 市 渠县临巴镇 联系电话 13981464882 传真 0818-7334995 邮政编码 635214 建设地点 四川达州市 渠县临巴镇 立项审批部门 渠县 经济和信息化 局 批准文号 渠技改备 20135 号 建设性质 新建 技改 扩建 行业类别 及代码 电力供应 业 D4420 占地面积 (平方米 ) 1910 绿化面积 (平方米 ) / 总投资 (万元 ) 15778.15 其中：环保投资 (万元 ) 60 环保投资占 总投资比例 0.38% 评价经费 （万元） 预期投产日期 工程内容及规模： 一、项目的由来 国电深能四川华蓥山发电有限公司位于四川省达州市渠县临巴镇，成立于 2004 年 10 月15 日，是国电四川华蓥山发电有限公司控股和深圳能源集团有限公司参股的新型发电企业组织。 华蓥山发电厂始建于 70 年代初，共建有装机容量 90 万千瓦，分三期建设。其中一期机组为 #1、 #2 机组（ 2 50MW），分别于 1978 年和 1979 年投产，但于 2007 年底关停。二期机组为 #3、 #4 机组（ 2 100MW），分别于 1980 年和 1982 年投产，但于 2008 年 9 月和 2009年 5 月关停。三期为 #31、 #32 机组（ 2 300MW）， 2003 年 9 月国家环保部以环审 2003243号关于华蓥山发电厂 2 300MW（以大代小）技改工程环境影响报告书审查意见的复函对 #31、 #32 机组（ 2 300MW） 工程环境影响报告书进行了批复。 两台机组分别于 2006 年2 月和 3 月建成投产。 2007 年 7 月 26 日， #31、 #32 机组（ 2 300MW）机组由国家环境保护部组织通过了对该工程进行的环境保护竣工验收。 详见附件国电深能四川华蓥山发电有限公司 2300MW 机组技术改造工程竣工环境保护验收组验收意见。 国电深能四川华蓥山发电有限公司现有装机容量 60 万千瓦，建有 2 台 300 兆瓦亚临界 2 凝汽式发电机，配置 2 台 1025t/h 煤粉锅炉及公辅设施， 工程采用低氮燃烧技术和石灰石 -石膏湿法 脱 硫 工艺，预留脱氮装置空间， 2 台锅炉分别配置了双室四电场静电除尘器除尘，烟气合用一座 210m 钢筋混泥土 烟囱排放，安装了烟气在线连续检测系统。 产 生的 净水站废水 、锅炉酸洗废水 、化学酸碱废水、含煤废水、生活污水经各自处理设施处理后回用，脱硫废水由 灰桨泵打到灰场冲灰 ，循环水系统外排水由废水总排口排入渠江。 对主要噪声源采取了隔声降噪措施。公司设有环保管理机构，环保规章制度较完善。 现阶段 火 电厂 氮氧化物（以 NO2 计）排放浓度 执行火电厂大气污染物排放标准（ GB 13223-2003）规定中的 650mg/Nm3 的限值 ，根据国电 深能四川华蓥山发电厂达州市环境监测站的 烟气 CEMS 系统的 比对 监测数据 和废气监督性监测数据， 氮氧化物排放浓度范围在551634mg/Nm3，可实现达标排放。 随着国家对节能减排工作的不断深入，环保标准将不断提高，排放监督将愈发严格。 2011年 7 月 29 日 ，国家环保部、国家质量监督检验检疫总局正式颁布了火电厂大气污染物排放标准（ GB13223-2011） ，该标准 2012 年 1 月 1 日实施 。 根据该标准， 本期机组 氮氧化物排放浓度要求小于 200mg/Nm3。 2011 年 12 月 20 日，国电集团与环境保护部签署了中国国电集团公司 “ 十二五 ” 主要污染物总量减排目标责任书，责任书对国电集团主要污染物总量控制目标、主要减排任务和措施等提出了具体要求。 国电 集团要求国电深能四川华蓥山发电有限公司 “ 十二五 ” 污染物减排目标为氮氧化物排放量 0.5 万吨 /年，综合脱硝效率为70%，要求 2014 年 、 2015 年各完成一台机组改造。 为满足国家和地方环保法规要求，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，树立国电集团品牌形象，推进电厂未来发展，建设绿色环保型电厂， 国电深能四川华蓥山发电有限公司决定为三期 2 台 300MW 燃煤机组进行低氮燃烧改造，由于低氮改造后机组氮氧化物排放浓度（ 500mg/Nm3）依然达不到 火电厂大气污染物排放标准（ GB13223-2011） 的排放 要求，机组需建设烟气脱硝装置。华蓥山电厂委托国电环境保护研究院（以下简称环保院）对该工程进行可行性研究，为下阶段工作的顺利开展打下坚实的基础。 本项目主要 对电厂现有的 2 台 300MW 机组进行烟气脱硝技术改造，采用低氮燃烧改造（ LNB）与选择性催化还原脱硝（ SCR）相结合的技术，项目实施后，控制 NOx排放浓度降至 200mg/Nm3 以下。 本次环境影响评价的内容为 2 300MW 发电机组的脱硝工程。 按中华人民共和国环境保护法和环境影响评价法，该项目应进行环境 影响 评价。根据建设项目环境影响评价分类管理 名录（ 2008 年 10 月 1 日施行，环境保护部令第 2号）， 国电深能四川华蓥山发电有限公司 2300MW 发电机组烟气脱硝工程 应编制环境影响 3 报告表。为此， 国电深能四川华蓥山发电有限公司 委托四川众望安全环保技术咨询有限公司承担该项目环境影响评价工作。接受委托后， 评价单位 派相关技术人员到项目现场进行了实地勘察和调研、收集和研读有关资料，结合项目的建设实际特点，并按国家有关技术要求，编制完成 国电深能四川华蓥山发电有限公司 2300MW 发电机组烟气脱硝工程 建设 项目 环境影响报告表 ，现上报审批。 二、评价目的 “ 环境影响 评价制度 ” 作为建设项目环境保护管理行政管理的六项基本制度之一，其根本目的在于贯彻 “ 环境保护 ” 的基本国策，认真执行 “ 以防为主，防治结合 ” 的环境方针。根据环境保护法及国务院 第 253 号令规定 ，为加强建设项目环境保护管理，严格控制新的污染，保护和改善环境，一切新建、扩建和技改工程必须进行环境影响评价。 该项目属于 技改 项目，本项目的实施将主要产生大气环境的影响。本报告表在进行充分的工程分析和掌握环境现状的基础上，对本项目所导致的环境影响及未来该区域环境的变化趋势进行预测，提出预防或者减轻不良环境影响的对策和措施，促进 经济、社会、环境的协调发展。 三、产业政策符合性分析 该项目对电厂锅炉的废气进行脱硝治理， 属于节能减排的技改工程，根据 国家发展改革委 产业结构调整指导目录（ 2011 年本） 及关于修改产业结构调整指导目录（ 2011年本）有关条款的决定 ，本项目属于第一类 “ 鼓励类 ” 的第四条 “ 电力 ” 中的第九款 “ 在役发电机组脱硫、脱硝改造 ” 。 因此，本项目建设符合国家现行的产业政策。 环境保护部办公厅函 2009-2010 年全国污染防治工作要点要求，全面开展氮氧化物防治，以火电行业为重点，开展工业氮氧化物污染防治。在京津冀、 长三角和珠三角地区，新建火电厂必须同步建设脱硝装置， 2015 年年底前，现役机组全部完成脱硝改造。本项目的建设符合环保部关于大气污染控制政策的要求。 根据环境保护部、国家发展和改革委员会及财政部联合文件关于印发 的通知，本项目所在的达州市 渠县临巴镇 属于国家 大气污染防治 重点 区域中的一般控制区。该规划规定 “ 单机容量 20 万千瓦及以上、投运年限 20 年内的现役燃煤机组全部配套脱硝设施，脱硝效率达到 85%以上，综合脱硝效 率达到 70%以上 ” 。本项目经 LNB+SCR 改造后 脱硝 效率 约 85%；由于两台机组同时进行改造故电厂的 综合 脱硝效率 也 为 85%， 计划 于 2014 年 和 2015 年 投运， 满足要求。 4 根据火电厂氮氧化物防治技术政策（环发 201010 号），倡导合理使用燃料与污染控制技术相结合、燃烧控制技术和烟气脱硝技术相结合的综合防治措施，以减少燃煤电厂氮氧化物的排放。 根据火电厂大气污染物排放标准（ GB13223-2011） 规定，本项目自 2014 年 7 月 1日起实施氮氧化物（以 NO2 计）排放浓度 200mg/Nm3 的限值。 本项目 对 现有燃烧系统进行低 氮 改造 ， 配合 大 规模的分级燃烧能够进一步降低 NOx，在低 氮 燃烧（ LNB）基础上 采用选择性催化还原脱硝技术（ SCR），减少电厂氮氧化物的排放量，使氮氧化物的排放浓度降低到 200mg/Nm3 以下 ，符合相关 技术政策 和标准 的要求。 渠县经济和信息化局 于 2013 年 9 月 25 日 为本项目下发了关于国电深能四川华蓥山发电有限 2300MW 发电机组烟气脱硝工程项目备案通知书 （ 渠技改备 20135 号 ） ，同意本 项目备案 。 因此，本项目符合产业政策要求。 四、规划及选址合理性分析 本项目在国电深能四川华蓥山 发 电厂原厂区内建设，不新增用地，不改变土地利用性质。根据渠县国土资源 局出具的国有土地使用证（渠县国用（ 2012）字第 6024 号）， 国电深能四川华蓥山电厂 占地属于工业用地，项目用地符合渠县总体规划和土地利用规划，同意该项目选址。 国家环境保护 “ 十二五 ” 规划第三章 “ 推进主要污染物减排 ” 的第三节 “ 加大二氧化硫和氮氧化物减排力度 ” 中指出 “ 持续推进电力行业污染减排 ” 。新建燃煤机组要同步建设脱硫脱硝设施，未安装脱硫设施的现役燃煤机组要加快淘汰或建设脱硫设施，烟气脱硫设施要按照规定取消烟气旁路。加快燃煤机组低氮燃烧技术改造和烟气脱硝设施建设，单机容量 30 万千瓦以上（含）的燃煤机组 要全部加装脱硝设施。加强对脱硫脱硝设施运行的监管，对不能稳定达标排放的，要限期进行改造。加快其他行业脱硫脱硝步伐。同时，将 “ 电力行业脱硫脱硝 ” 作为 “ 十二五环境保护重点工程 ” 中 “ 主要污染物减排工程 ” 之一。 四川省国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要（ 2011-2015 年）第四十章 “ 加强环境保护 ” 中第一节 “ 强化污染物减排和治理 ” 指出，推行燃煤电厂脱硝，开展非电行业脱硝示范，在电力行业和重点非电行业全面推行低氮燃烧技术。同时，将 “ 新建燃煤机组全部配套建设脱硫、脱硝装置，对现有燃煤电厂脱硝改造 ” 作为 “ 环境治理 重点工程 ” 之一。 本项目属于烟气脱硝设施完善工程，符合国家环境保护 “ 十二五 ” 规划和四川省国民 5 经济和社会发展第十二个五年规划。 本项目位于国电华蓥山发电厂现有厂区内，根据现场调查， 项目 3km 范围内无自然保护区、 珍稀动植物等保护物种。 本项目污水总排放口上游 100m 下游 10km 范围内无水源保护区。 综上所述，本项目的建设无环境制约因素，与规划相容，选址合理。 五、建设规模和内容 1 项目概况 项目名称： 国电深能四川华蓥山发电有限公司 2300MW 发电机组烟气脱硝工程 项目性质：技改 建设单位： 国电深能四川华蓥山发 电有限公司 建设地点： 四川达州市渠县临巴镇 建设规模：对 电厂现有 的 2 台 300MW 机组 进行 烟气 脱硝技术改造， 采用低氮燃烧改造（ LNB）与选择性催化还原脱硝（ SCR）相结合的技术，项目实施后 ，控制 NOx排放浓度降至 200mg/Nm3 以下 。 劳动定员和工作制度： 机组实施脱硝工程后，由于脱硝系统自动化控制较高，巡检和维护工作量较小，考虑五班三运转，每班设脱硝运行人员 2 人，共 新增 10 人，不考虑增设检修人员，检修人员由全厂统一考虑。设备工作时间为 5500h/a。人员工作时间为三班制，每班 8h。 2 建设内容 每台锅炉布 置 SCR 反应器布置在锅炉省煤器烟道后侧，省煤器出口烟气经水平段转弯上升后，进入 SCR 反应器，垂直下行，并通过出口烟道返回空预器入口烟道。 同时配备反应器需要的 催化剂、反应器、 尿素 制 氨系统、氨喷射与混合系统及监测系统 等。具体建设项目组成及可能产生的环境问题见表 1-1。 6 表 1-1 建设项目组成表 项目名称 建设内容 可能产生的环境问题 备注 施工期 营运期 主体 工程 低氮燃烧系统 (LNB) 更换现有燃烧器组件，对燃烧器进行重新布置，改变假想切圆直径，调整各层煤粉喷嘴的标高和间距，增加 新的燃尽风组件以增加高位燃尽风量。 一次风全部采用上下浓淡中间带稳燃钝体的燃烧器。建立强稳燃、高效燃尽的炉内环境。经 LNB 改造后，烟气的 NOx 浓度 下降 至 500mg/Nm3。 施工 噪声、 废水、扬尘、固废、生活 圾 废水、噪声、 废气、固废 技改 SCR 工艺 系统 每台锅炉设 2 台 SCR 反应器。 采用耙式蒸汽吹灰器和声波式吹灰器组合方式除烟尘，布置在 SCR 反应器的侧墙外侧平台上。 锅炉采取钢结构悬吊方式， SCR 反应器为钢结构支撑。 每台机组配套空气预热器，催化剂系统（按 2+1 层进行布设）、氨喷射混合系统等， SCR 设计脱硝效率为 80%，烟气的 NOx 浓度 下降 至 119mg/Nm3。 废水、噪声、 废气、固废 新增 辅助工程 尿素水解系统 位于厂区北部，尿素水解制氨区东部，2 个尿素水解反应器分别供两台 SCR使用，水解反应器为管式换热器。 废水、废气 新增 公用 工程 供电 主厂房脱硝 380/220V 供电系统分别由本工程的主厂房锅炉 PC（动力中心）工作段供电，尿素水解系统电源由就近的 PC 或 MCC 段供电。 / 新增 供水 脱 硝工艺系统仅需少量冷却水 和尿素水解用水， 根据电厂的水源情况， 本工程中工业用水由电厂循 环水提供，生活用水由厂区生活用水管网供给。供水可满足脱硝装置要求。 / 噪声 利旧 供气 利用厂区内现有压缩空气系统 ， 本项目 SCR 反应区仪用压缩空气： 60Nm3/炉 2 ， 0.60.8MPa，平时运行耗气量为 4-6Nm3/次。尿素车间用仪用压缩空气： 0.6 0.8MPa， 60Nm3/h，国电深能四川华蓥山公司现有仪用空压机三台，杂用空压机一台，除灰空压机七台， 本项目实施后 公司准备将一台杂用空压机产生的压缩空气加装过滤装置过滤后供脱硝系统使用，基本能/ / 利旧 7 满足本期脱硝工程改造对压力和用量要求。 供热 利用厂区内现有蒸汽系统提供。 本项目尿素制氨区的尿素溶解罐和尿素溶液储罐等需要用蒸汽加热系统提供热量。而蒸汽系统参数为 260300 ，1.0Pa， 通过减温减压装置后，参数及用量可 满足 本工程 要求。 / / 利旧 仓储工程 尿素水解罐区 位于厂区北部，尿素水解制氨区东部，增加设置 1个 18m3的尿素溶解罐 储罐（供两台锅炉使用）， 2 个 102m3 的尿素溶液储罐， 尿素易潮解，不设尿素储仓。直接将袋装尿素倒入尿素溶解罐。两个尿素溶液储罐能够满足单台机组 BMCR工况下 7 天的系统用量（每个尿素溶液罐 50.2t）。 施工 噪声、 废水、扬尘、固废、生活 圾 废水、噪声 新增 办公及生活设施 办公楼 利旧电厂现有办公楼 ，占地 1000m2，四层楼高。满足全厂办公需求。 / 生活污水、垃圾 利旧 职工倒班宿舍 利旧电厂现有生活设施 。 / 生活污水、垃圾、 废气 利旧 环保 工程 工业废水集中处理站 利用三期工业废水集中处理站的 锅炉酸洗废水 处理系统进行处理，处理能力为 150m3/h。 锅炉酸洗废水 目前的产生量为 30m3/h，有足够的富余处理能力处理尿素水解废水。 / 泥渣、污水 利旧 生活污水处理站 利用 三 期工程生活污 水处理设施，采用生物接触氧化法 ， 处理能力为50m3/h。 / 废水、污泥 利旧 氨气泄漏检测系统 增加设置 一套 氨气泄漏检测仪 。 / / 新增 3 主要设备 本次技改新增主要设备见下表 1-2。 表 1-2 新增主要设备一览表 序号 名 称 规格型号 材料 单位 数量 备 注 一 SCR 反应器 1 SCR 反应器 规格： 11722810211710mm （含反应器壳体及加筋） Q345B 台 22 2 内部支撑结构 每台反应器 4 层支承 Q345B 台 22 3 整流装置 规格： 117228102mm Q345B 套 22 8 4 密封装置 规格： 117228102mm Q345B 套 24 5 催化剂 国产蜂窝式 组合 模块 块 2192 m3 2218 6 声波吹灰器 / 组合件 台 220 7 蒸汽吹灰器 / 组合件 台 216 8 滤网 规格： 117228102mm 组合件 台 22 9 催化剂电动单轨吊 起重量 3t， H=50m，电机功率7.5kw 组合件 个 4 10 手动单轨吊 起重量 3t， H=4m 组合件 套 12 11 催化剂装卸系统 / 组合件 套 1 12 吊轨梁 / Q345B t 10 13 反应区压缩空气罐 V=3m3， P=0.8MPa 台 21 二 烟气系统 1 进口烟道 规格： =6 Q345B 套 22 2 出口烟道 规格： =6 Q345B 套 22 3 导流板 / Q345B 套 22 4 烟道补偿器 温度 450 ， 39005900450 非金属 个 22 温度 450 ， 260011722600 非金属 个 22 温度 450 ， 32009000500mm 非金属 个 22 温度 450 ， 320010084400m 非金属 个 22 温度 450 ， 340010084400m 非金属 个 22 5 氨气入口管道补偿器 1084 150 型 20 个 220 6 空预器入口挡板门 规格： 340010084750 套 22 7 省煤器及灰斗改造 / 套 21 三 尿素溶解系统 1 尿素溶液溶解罐 容积： 18m3 304L 台 1 2 尿素溶解罐盘管式加 热器 / 304 台 1 3 尿素溶解罐搅拌器 4kW 台 1 4 尿素溶液循环泵 Q=36m3/h， H=30m， N=5.5kW 台 2 1 备 1 用 5 地坑泵 Q=18m3/h， H=20m， N=2.2kW 台 1 地坑 容积： 18m3 台 1 6 疏水箱 V=10m3 碳钢 台 1 7 疏水泵 流量： 10m3/h；扬程： 15m；电机功率： 0.75kW 台 1+1 1 备 1 用 8 尿素溶液储罐 容积： 102m3 304 台 2 9 尿素溶液储罐盘管式 加热器 304 台 2 10 尿素溶液输送泵 变频调节，功率 N=18.5kW，Q=1.5m3/h， H=100m 台 2 11 压缩空气罐 V=4m3， P=0.8MPa 台 1 9 12 溶解罐排风扇 N=0.25kW 台 1 四 尿素水解系统 1 水解反应器 氨气流量： Q=299kg/h 台 2 计量模块 套 21 五 喷氨系统 1 稀释风机 流量： 5525Nm3/h；压力： 4500Pa；电机功率： 15KW 组合件 台 23 2 用 1 备 风机进口滤网 组合件 台 24 风机进口消音器 组合件 台 24 2 暖风器 流量 5525Nm3/h 组合件 台 22 3 氨气 /空气混合器 空气压力 3-8kPa，流量5525Nm3/h；氨气压力 0.3-0.5MPa 20# 台 22 4 氨气 /烟气混合器 套 22 六 LNB 改造 1 低 NOx 燃烧器 组合件 套 1 4 原辅材料和动力消耗 表 1-3 主要原辅材料及能耗 消耗情况表 名称 单位 数量 来源 主要成分 、状态 主、辅料 锅炉烟气 万 m3/d 2200000 2300MW 机组锅炉 O2、 N2、烟尘、 SO2、氮氧化物、 H2O、 CO2 尿素 t/a 5000 四川泸天化股份有限公 司供应 H2NCONH2； 主要成分 为 碳酸氢铵 ； 固体 催化剂 m3/a 436 外购 载体： TiO2 活性成分： V2O5 和 WO3；固体 能源 电 kWh 815000 主厂房脱硝供电由本工程的主厂房锅炉 PC（动力中心）工作段供电， 尿素水解系统 电源由就近的 PC 或 MCC 段 供电。 / 蒸汽 t/a 30000 厂区内现有蒸汽系统提 供 / 压缩空气 Nm3/a 990000 厂区现有压缩空气系统 提供 / 水量 水 t/a 10000 厂区生活用水管网 、电厂厂区工业给水管网 / 5 原辅材料性质 （ 1）锅炉烟气 华蓥山发 电厂 2 300MW 亚临界锅炉采用东方锅炉厂生产的 DG1025/17.4 4 型，为 10 四角切圆燃烧方式、自然循环汽包炉，单炉膛 型布置，燃用烟煤，一次再热，平衡通风、固态排渣，全钢架、全悬吊结构，炉顶带金属防雨罩。 每台锅炉配置 2 台 双室电场 电除尘器 ，除尘保证效率不小于 99.6%。 2 台炉合用 1 座烟囱。烟囱采用套筒式，内筒为自立式钛钢复合板结构的钢内筒，出口内径 7000mm；烟囱高度为 210m；混凝土水平烟道与烟囱外筒 接口处接口尺寸（内径）： 5000mm（宽） 8000mm（长），中心标高为 12.50m（相对于主厂房地坪 0m 标高）。 正常工况下单台锅炉省煤器出口的烟气参数如下表所示。 表 1-4 脱硝反应器入口烟气参数 项目 单位 数值 备注 烟气流量 Nm3/h 1100000 标干， 6%O2 Nm3/h 1026710 标湿， 3.25%O2 烟气温度 360 / 烟气静态压力 kPa -1.05 / 烟气成分 烟尘浓度 g/Nm3 47.69 标干， 6%O2 NOx mg/Nm3 500 标干， 6%O2 O2 %vol. 3.29 标湿 CO2 %vol. 14.39 标湿 H2O %vol. 7.82 标湿 N2 %vol. 74.29 标湿 SO2 mg/Nm3 5705 标干， 6%O2 （ 2） 尿素 在脱硝反应过程中，是靠氨作为还原剂和 NOx反应，来达到脱硝的目的， 因此稳定、可靠的还原剂系统才能保证脱硝装置的良好运行。 氨的制备一般有三种方法：尿素法、液氨法、氨水法。 氨水制氨用作 SCR 烟气脱硝系统国内尚不多见，主要由于氨水采购浓度仅为 25%，电厂脱硝系统使用量大，运输成本较 高，且由于烟气脱硝为气氨， 加热汽化能耗 大 ，运行成本在三者中最高 ， 并且与液氨一样， 属于危险 化学品 。因此 ， 自 上世纪 90 年代以后国际上也已经很少以氨水作为脱硝还原剂。 本报告将仅对液氨和尿素作为还原剂进行比较。 11 表 1-5 还原剂性能比较 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（箱罐） 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 设备安全要求 有法律规定 基本上不需要 基本不需要 从经济性的角度分析，液氨 更 具有优势，且 液氨已在国内脱硝工程 中 广泛使用 。但由于液氨 为危险性物品， 对于液氨存储、卸车、制备区域以及采购和运输路线国家有一系列的法律法规严格要求。 对 于 安全无特殊要求 且人口密度不太高 的地区，可使用液氨作为脱硝还原剂 ；但如果是对安全有特殊要求或人口密度较高的地区，出于安全考虑，可按 使用尿素作为脱硝还原剂 进行规划 。 采用尿素则不存在爆炸 危险、毒性危害、重大危险源等因素，但使用尿素不仅采购成本 较 高，而且尿素 制氨工艺相对比较复杂 ，因此 采用 尿素 作为脱硝还原剂的制氨系统 其 运行维护成本 较高，尿素水解与热解相比，尿素水解投资少，运行费用少，尤其电耗少 。 华蓥山电厂位于四川省渠县临巴镇，南距渠县县城约 15km。厂址地貌 形态呈剥蚀堆积丘陵地貌，区内地形为南北向展布的垄岗与沟谷相间地形。厂区大部分地段位于该地形区，仅西北侧部分地段位于一级阶地上。厂内有足够的场地即可满足液氨制氨系统的布置要求，也可满足尿素制氨系统的布置要求。但 临巴镇渠江饮用水取水口位于电厂 北侧约 400m，位于电厂污水总排放口上游 380m， 使用液氨存在一定的安全风险；另电厂的运输公路较为单一，主要为山区道路且部分路段经过村庄，不利于液氨的运输。综合考虑上述因素，本工程设计选用尿素作为还原剂，制氨工艺方案采用尿素水解工艺。 尿素作为一种重要的化工产品，在化工系统内生产厂家众多，华蓥山电厂与四川蜀达化工有限公司签订尿素意向性供销协议 （见附件） 。经与四川蜀达化工有限公司确认，尿素由四川泸天化股份有限公司供应，厂置位于四川省泸州市纳溪区，尿素运行距离约 415 公里 ， 12 且由供应方负责将尿素安全运输至厂区内 。 厂家尿素价格合理、货源稳定、送货及时，因此尿素作为本工程脱硝还原剂，其供应是有可靠保障的。 （ 3）催化剂 采用 钒钛基 催化剂， 蜂窝 式， 催化剂的构成见下表。 本工程 SCR 脱硝装置设计脱硝效率为 80.2%，催化剂的层数按 2+1 层进行布置，即安装 二 层催化剂，预留一层布置的空间。三年后备用层装入催化剂，以后每三年更换 1 层 。 表 1-6 催化剂组成表 指标名称 指标 备注 TiO2 8090% 载体 V2O5 12% 活性材料 WO3 或 MoO3 37% 辅助活性材料 6 与工程现有公辅设施依托情况 本项目依 托工程的公辅设施主要有供电设施、供水设施、工业废水处理站、生活污水处理站和蒸汽系统。 （ 1）供电 脱硝系统电负荷范围包括还原剂制备区域、脱硝反应区域的电气负荷，电气控制与保护、照明及检修系统、热控仪表电源系统负荷。 380V 系统采用中性点直接接地系统， MCC 单母线供电方式。 脱硝负荷就近分别接入 380/220V 厂内电源，不再设独立的脱硝配电装置。 其中 主厂房脱硝 380/220V 供电系统分别由本工程的主厂房锅炉 PC（动力中心）工作段供电，尿素水解系统电源由就近的 PC 或 MCC 段供电。经计算 两 台机组脱硝系统总负荷约 163kVA，其中 尿素制备 区 143kVA， SCR 反应区 20kVA， 在 SCR 区和 尿素制备 区内设置脱硝 MCC 段 。 对于关键的控制电气元件，采用双电源。 （ 2）供水 生活给水系统利用电厂厂区生活水管网就近接入用水点，并在原来的基础上进行相应延伸， 使其能满足烟气脱硝装置区各用水点的水量、水压需求。室内外给水管道采用符合自来水规范要求的管材，室外管道敷设采用直埋，管道埋设在冰冻线以下。 还原剂制备区用水直接从电厂厂区工业给水管网及除盐水箱引接，冷却排水排至废液池；冷却给水管均用 DN50 无缝钢管，加强级环氧煤沥青防腐。 （ 3）工业废水处理站 13 项目 已建有一座工业废水处理站，位于 厂区中部，办公楼东 西 部 ，采用工艺为 ：絮凝、沉淀、中和、调 pH、固液分离和浓缩， 处理能力为 390m3/h。 目前机组及锅炉产生的各项污水量为 643m3/h， 其中 135m3/h 汇集到废水集水池，通过工业废水处理站处理后排入复用水池，供脱硫系统转机轴承冷却及脱硫工艺系统循环使用不外排 ；脱硫废水 8m3/h，该废水 由灰浆泵打到灰场 ；冷却塔循环水系统外排水实际产生量为 500m3/h，该废水直接由 废水总排放口排入渠江。 因此， 本项目产生的尿素水解废水为间断排放，排放量 约为 12t/a， 进入工业废水处理站的 锅炉酸洗废水 处理系统进行处理，本系统处理能力为 150m3/h，而目前 锅炉酸洗废水 实际产生量为 35m3/h，主要污染因子为 pH、 SS、 CODCr、石油类，富裕能力较大，完全可以处理尿素水解废水，处理达到污水综合排放标准（ GB8978-1996）中的一级标准后进入复用水池，然后回用作为循环水补充水。 （ 4）生活污水处理站 项目 已建有 一 套 生活污水处理 装置 ，处理能力为 50m3/h， 含有 CODCr、 BOD5、 LAS、氨氮、动植物油、总磷等污染物。 目前电厂内产生生活污水量为 16.7m3/h， 本项目运营期 新增 劳动定员 10 人， 用水定额按 120L/人 d 计，则运营期间工作人员产生的生活废水量为1.20m3/d， 因此 利用现有生活污水处理设施进行处理， 处理后排入复用水池统一复用，不外排。 满足本项目的需求。 （ 5）用气 本项目 SCR 反应区仪用压缩空气： 60Nm3/炉 2 ， 0.60.8MPa，平时运行耗气量为 4-6Nm3/次。尿素车间用仪用压缩空气： 0.6 0.8MPa， 60Nm3/h，国电深能四川华蓥山公司现有仪用空压机三台，杂用空压机一台，除灰空压机七台，两台炉满负荷运行需仪用空压机运行三台，杂用空压机一台，除灰空压机四到五台。安装脱硝后，脱硝系统运行时仪用空气就不足，公司准备将一台杂用空压机产生的压缩空气加装过滤装置过滤后供脱硝系统使用，基本能满足本期脱硝工程改造对压力和用量要求。 （ 6）蒸汽 本期脱硝工程的尿素制氨区的尿素溶解罐和尿素溶液储罐等工艺需要用蒸汽加热系统提供热量，所需蒸汽可由电厂蒸汽系统提供，而蒸汽系统参数为 260300 ， 1.0Pa，电厂 三期 工程锅炉蒸汽发电后有充足的富余蒸汽，从现有汽机房蒸汽管道上接口，经减压阀减压后即可用到脱硝工程，因此能满足本项目的需要。 六、总图布置合 理性分析 14 脱硝改造工程的布置主要包括烟气脱硝 SCR 反应器系统和还原剂存储及供应系统两部分。改造工程的总体布置宜符合厂区的总体规划和要求，做到工艺流程顺畅，物流方便，力求降低对主机的影响，因地制宜，充分利用地形条件考虑施工条件，并满足火力发电厂总图运输设计技术规程（ DL/T5032-2007）等规范及劳动安全和工业卫生防范的有关要求。 （ 1）还原剂储存及供应系统布置 还原剂制备车间布置在厂区 凉水塔 中间的 空地上 ，面积约为 800m2。 还原剂制备车间 东西两侧 14m 均为凉水塔，北侧 12.5m 为加药室，南侧 11.9m 为循环水泵房。 此区域用于储存和制备还原剂安全性较好，对周边环境影响较小。将电厂已建好的主管架从该区域附近引接至本区域内，可方便脱硝系统管道及电缆的敷设。该区域 北侧 道路为原厂区道路，宽为6m， 还原剂制备车间布置在此道路 南 侧的 空地 上，围绕此区域需在 四周 新增 4 条 4m 宽道路，形成环形消防车道，并修建一条连接北侧厂区道路的宽 4m 的道路。 此区域及道路满足系统布置、运行及运输的需要，符合安全规范要求。 本次 2300MW 机组脱硝工程设计采用一套尿素存储及溶液制备系统。具体布置见附录尿素存储及溶液制备布置图。 尿素存储及 溶液制备系统主要分为三大部分：尿素存储、卸料及溶解系统、尿素溶液储存系统。尿素车间从西至东分别布置尿素堆料场，尿素溶解罐，和尿素溶液储存罐。车间东北侧设有低压配电间、控制室、 UPS 室、电子设备间等。车间的 北侧 为厂区原道路，路宽6m，便于袋装尿素的运输。 （ 2） SCR 反应区布置 SCR 反应区的核心设备是反应器，采用高温高尘布置方案， SCR 反应器布置在锅炉省煤器与空预器之间，须将锅炉原有省煤器至空预器间烟道拆除，增设新的省煤器至脱硝反应器烟道、反应器返回至空预器烟道，部分荷载可能会传递给锅炉钢架，故需对锅炉原有 基础和锅炉钢架进行验算。 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。反应器支架全部采用钢结构纵、横向框架体系，电除尘器入口烟道的钢结构支架与其立柱相连。 改造前烟气的流通路径：经过省煤器出口水平烟道，然后向下 90 度转弯，进入垂直烟道后再进入空预器。本次改造方案主要为：将省煤器出口水平烟道保留，拆除省煤器出口水平烟道以下至空预器进口间的垂直烟道。烟气从省煤器出口出发，经锅炉钢架 K6 和 K61 排柱，水平变向，向上经过 90 转弯、混合器，一直上升高度，在 45.52m 的 高度左右经过第 15 二个 90 转弯及其导流叶片，在反应器入口处通过渐变整流栅（ GSG）后，烟气以均匀流速竖直向下，进入催化剂，反应器出口烟道斜向从 K61 和 K6 排柱穿过，经 90 转弯后进入空预器。 由于机组在设计时，未考虑将脱硝装置布置，现加装脱销装置后烟道在标高 18.77m 与31.07m 之间穿出锅炉 K6 及 K61 排钢架进入 SCR 反应器，然后再从 SCR 反应器返回连接空预器。根据现场勘察，原锅炉钢架 K6 排柱标高 18.97m 与 31.07m 层， G2、 G4 及 G6 之间设有斜撑，如图 1-1 所示，烟道无法进出，因此为了避让烟道，原 锅炉钢架部分斜撑必须取消，改变