頁共36頁1總論1.1編制依據(jù)（1）《中國石化西北油田分公司關(guān)于落實加快脫硝設(shè)施建設(shè)情況的報告》，西北油田分公司，2014年2月11日。（2）《西北油田分公司發(fā)電一廠煙氣脫硝工程》可行性研究委托書，西北油田分公司電管中心，2014年12月17日。（3）《油田電管中心發(fā)電一廠煙氣監(jiān)測結(jié)果匯報》，西北油田分公司環(huán)境監(jiān)測站，2014年2月24日。（4）《關(guān)于對加快脫硝實施建設(shè)的督辦通知》，新疆維吾爾自治區(qū)環(huán)境保護廳，新環(huán)辦函[2014]60號。（5）大力神130燃氣發(fā)電機組升級改造工程項目建議書，索拉透平（北京）國際貿(mào)易公司。（6）新疆塔河油田發(fā)電一廠燃機煙氣脫硝工程設(shè)計說明書，北京龍源環(huán)保工程有限公司，2014年6月。1.2項目背景及建設(shè)必要性1.2.1項目背景國家“十二五”發(fā)展規(guī)劃明確指出加大環(huán)境保護力度，促進生態(tài)保護和修復(fù)，加強資源節(jié)約和管理，提倡綠色發(fā)展，建設(shè)資源節(jié)約型、環(huán)境友好型社會;同時國家將生態(tài)文明建設(shè)作為一項基本國策。中石化作為能源化工企業(yè)，確定了建設(shè)世界一流能源化工企業(yè)的發(fā)展目標，同時將綠色低碳戰(zhàn)略作為企業(yè)發(fā)展六大戰(zhàn)略之一。發(fā)電一廠于1999年后分期建成投產(chǎn)的，到目前共安裝了3臺13MW美國索拉公司生產(chǎn)的大力神130燃氣發(fā)電機組（其中發(fā)電機是美國ABB公司生產(chǎn)的AMS900LE型無刷勵磁同步發(fā)電機），總安裝容量為39MW。正常情況下，兩臺電機組運行，一臺處于熱備狀態(tài)。在現(xiàn)場工況下，單臺索拉機組發(fā)電能力約為9MW。由于燃氣排煙中含氮氧化物（NOx）較高，年初實測數(shù)據(jù)達到217mg/m3，超過國家環(huán)保排放標準50mg/m3的指標，根據(jù)自治區(qū)環(huán)境保護廳《關(guān)于加快脫硝實施建設(shè)的督辦通知》（新環(huán)辦函[2014]60號）的精神（附件1），決定開展煙氣脫硝工程可行性研究。1.2.2建設(shè)必要性（1）滿足環(huán)境保護，節(jié)能減排的需要目前發(fā)電一廠承擔著全油田50%以上的用電任務(wù)，正常發(fā)電量每天消耗天然氣40萬方/天，燃燒排放大量的煙氣，其中氮氧化物對人類及環(huán)境污染危害較大。通常所說的氮氧化物(NOx)主要包括NO、NO2、N2O、N2O3、N2O4、N2O5等幾種。這些氮氧化物的危害主要包括：①NOX對人體及動物的致毒作用；②對植物的損害作用；③NOX是形成酸雨、酸霧的主要原因之一；④NOX與碳氫化合物形成光化學(xué)煙霧；⑤NOX亦參與臭氧層的破壞等等。（2）實現(xiàn)塔河油田綠色低碳發(fā)展的需要西北油田分公司是中國石化上游特大型油氣企業(yè)。在環(huán)境保護，綠色低碳方面積極響應(yīng)國家政策要求，對提升企業(yè)形象，樹立負責(zé)任的國企是有重要意義的。1.3研究范圍即西北油田分公司發(fā)電一廠3臺大力神130燃氣發(fā)電機組煙氣脫硝的技術(shù)方案，以及配套工程和投資估算。1.4編制原則（1）嚴格遵循國家、行業(yè)有關(guān)法律、法規(guī)、現(xiàn)行標準、規(guī)范和規(guī)定要求。（2）分析對比采用先進、適用和工藝技術(shù)，在滿足生產(chǎn)前提下，充分利用站內(nèi)已建設(shè)施及站內(nèi)剩余空間，最大限度降低工程投資，降低運行成本。（3）在工藝設(shè)備的選型上，考慮工藝設(shè)備的可靠性，滿足可靠性運行；在裝置及設(shè)施上對抗震要求設(shè)防。1.5遵循的標準規(guī)范（1）《火電廠大氣污染物排放標準》GB13223-2011（2）《往復(fù)式內(nèi)燃燃氣電站設(shè)計規(guī)范第3部分燃氣發(fā)電機組》NB/T42029.3-2014（3）《往復(fù)式內(nèi)燃燃氣發(fā)電機組氣體燃料分類、組分及處理技術(shù)要求》NB/T42011-2013（4）《往復(fù)式內(nèi)燃燃氣發(fā)電機組功率和燃料消耗換算方法》NB/T42017-2013（5）《往復(fù)式內(nèi)燃燃氣發(fā)電機組安全要求》NB/T42009-2013（6）《火電站煙氣脫硝技術(shù)導(dǎo)則》DL/T296-2011（7）《火電站煙氣脫硝工程技術(shù)規(guī)范選擇性催化還原法》HJ562-2010（8）《火電站煙氣脫硝（SCR）運行技術(shù)規(guī)范》DL/T335-2010（9）《建筑設(shè)計防火規(guī)范》GB50016—2006（10）《石油化工企業(yè)設(shè)計防火規(guī)范》GB50160-2008（11）《低壓配電設(shè)計規(guī)范》GB50054-2010（12）《自動化儀表選型設(shè)計規(guī)定》HG/T20507-2000（13）《石油化工可燃氣體和有毒氣體檢測報警設(shè)計規(guī)范》GB50493-2009（14）《石油化工自動化儀表選型設(shè)計規(guī)范》SH3005-1999（15）《采暖通風(fēng)與空氣調(diào)節(jié)設(shè)計規(guī)范》GB50019-20031.6研究結(jié)論通過對低氮預(yù)混燃燒工藝（soloNOx），選擇性催化還原工藝（SCR）從技術(shù)、經(jīng)濟性、安全環(huán)保風(fēng)險、改造方式等方面進行綜合分析對比，推薦發(fā)電一廠三套燃機煙氣脫硝改造采用低氮預(yù)混燃燒工藝。改造方式采用燃機返廠大修時或機組交換大修方式進行，工程總投資3150萬元。2自然條件2.1地理位置西北油田分公司發(fā)電一廠位于塔河油田采油一廠中部。而采油一廠位于新疆維吾爾自治區(qū)輪臺縣境內(nèi)，行政歸屬于輪臺縣輪南鎮(zhèn)。距輪臺縣城西南方向70km。通過油田主干公路和沙漠公路、西環(huán)路可直達輪臺縣城；通過油田主干公路到達雅克拉-大澇壩氣田，經(jīng)314國道進入庫車縣。南疆鐵路從輪臺及庫車縣城經(jīng)過。交通十分便利。發(fā)電一廠區(qū)域位置見圖2.1-1所示。圖2.1-1：發(fā)電一廠地理位置圖2.2地形地貌塔河油田位于天山南麓，塔克拉瑪干沙漠北部邊緣，距塔里木河北約15km，為塔里木河沖積平原，地勢較為平坦。地表為小草丘地和波狀沙丘，海拔高度930~940m左右，地表上覆有20多米厚的松散沉積層，下臥有巨厚的第三紀泥巖、粉砂巖和細砂巖，地下水位為自然地面以下3~5m。2.3氣象條件塔河油田屬溫暖帶大陸性干燥氣候，降水稀少，夏季炎熱，冬季干冷，年溫差和日溫差較大，光照充足，熱量豐富，蒸發(fā)強烈，風(fēng)沙活動頻繁。主要氣象資料如下：年平均氣溫10.6℃夏季最高氣溫40.5℃冬季最低氣溫-25.5℃年平均降水量51.9mm年平均總蒸發(fā)量2070mm年最多沙暴天數(shù)13d年最多雷暴天數(shù)28-31d主導(dǎo)風(fēng)向N瞬間最大風(fēng)速34m/s一般凍土深度0.8m最大凍土深度1.2m2.4水文地質(zhì)塔河油田位于庫車縣稱之為“草湖區(qū)”內(nèi)，距渭干河總龍口約135km，塔里木河在主力油區(qū)以南約15km處自西向東流過。該油田地處渭干河、英大雅河、木日河、恰陽河、庫車河及塔里木河等流域內(nèi)，地勢低洼，成為天山南麓河系及克孜爾水庫的天然承洪區(qū)。縱貫塔河油田的木日河是該區(qū)域生產(chǎn)、生活、生態(tài)用水的主要水源。該區(qū)地下水埋藏較淺，深度為自然地面以下3~5m，地下水對普通混凝土及金屬有較強腐蝕性。2.5工程特征塔河油田地表覆有20多米厚的松散沉積層，下臥有巨厚的第三紀泥巖、粉砂巖和細砂巖，地震基本烈度為6～7度，承載力為110～140kPa左右。3工程現(xiàn)狀及存在問題3.1發(fā)電一廠現(xiàn)狀發(fā)電一廠位于塔河油田一號聯(lián)合站南側(cè)，建成投產(chǎn)于1999年。經(jīng)過多次改擴建，到目前共安裝了3臺13MW索拉大力神130燃氣發(fā)電機組，總安裝容量為39MW，并預(yù)留一臺13MW索拉發(fā)電機組位置。正常情況下，兩臺13MW索拉發(fā)電機組運行，一臺處于熱備狀態(tài)，索拉發(fā)電機組為撬裝式結(jié)構(gòu)，燃氣輪機為單軸軸流式發(fā)動機。索拉大力神130發(fā)電機組的性能見表3.1-1。表3.1-1發(fā)電一廠大力神130燃氣輪機發(fā)電機組的性能表工作條件ISO狀況現(xiàn)場狀況環(huán)境溫度01540海拔m0930進氣風(fēng)道損失毫米/水柱0100排氣煙道損失毫米/水柱0100相對濕度%6050發(fā)電機終端kW142649561機組效率%36.1%30.33發(fā)電機額定電壓kV10.510.5發(fā)電機額定功率kW11000110003.2問題分析發(fā)電一廠煙氣氮氧化物（NOx）含量超過國家行業(yè)標準要求，造成了一定的環(huán)境污染現(xiàn)象。氮氧化物包括多種化合物，如N2O、、NO、NO2、N2O3、N2O4、N2O5等。除NO2以外，其他氮氧化物均極不穩(wěn)定，遇光、濕或熱變成NO2。在高溫燃燒條件下，NOx主要以NO的形式存在，最初排放的NOx中NO約占95%。但是，NO在大氣中極易與空氣中的氧發(fā)生反應(yīng)，生成NO2，故大氣中NOx普遍以NO2的形式存在?？諝庵械腘O和NO2通過光化學(xué)反應(yīng)，相互轉(zhuǎn)化而達到平衡。在溫度較大或有云霧存在時，NO2進一步與水分子作用形成酸雨中的第二重要酸分——硝酸(HNO3）。在有催化劑存在時，如加上合適的氣象條件，N02轉(zhuǎn)變成硝酸的速度加快。故一般在職業(yè)環(huán)境中接觸的是幾種氣體混合物常稱為硝煙，工程上以脫除這些氣體為目的的工藝統(tǒng)稱為脫硝。3.2.1監(jiān)測結(jié)果2014年2月24日環(huán)境監(jiān)測站對油田供電管理中心發(fā)電一廠2號索拉發(fā)電機組進行煙氣監(jiān)測。（1）監(jiān)測采樣點發(fā)電一廠2號索拉發(fā)電機組（型號：PG5361燃氣輪機），具體位置見圖3.2-1（a/b）。圖3.2-1a：2號索拉發(fā)電機組采樣點位置圖圖3.2-1b：采樣點近圖（2）監(jiān)測工況頻率發(fā)電一廠2號索拉發(fā)電機組，設(shè)備運轉(zhuǎn)正常，周圍工況正常，共進行5次監(jiān)測。發(fā)電功率分別為：0Kw,1000kW，4000kW，8000kW,9500kW時，各監(jiān)測一次。（3）監(jiān)測依據(jù)及項目根據(jù)中華人民共和國環(huán)保部標準《固定源廢氣監(jiān)測技術(shù)規(guī)范》（HJ/T397-2007），確定以下監(jiān)測指標：煙氣溫度、一氧化碳、二氧化硫、氮氧化物。（4）測試結(jié)果監(jiān)測結(jié)果如表3.2-1所示。表3.2-1：發(fā)電一廠2#燃機煙氣監(jiān)測結(jié)果統(tǒng)計表監(jiān)監(jiān)測時間監(jiān)測項目0kw1000kw4000kw8000kw9500kw11:0011:1011:2011:3011:40煙氣溫度（℃）235269307384417一氧化碳（mg/m3）20911836215166二氧化硫（mg/m3）0285000氮氧化物（mg/m3）3763113191217注：（1）煙氣溫度，一氧化碳無標準要求。（2）隨著煙氣溫度的升高，氮氧化物的含量增大。3.2.2問題分析（1）煙氣中氮氧化物含量超過國家標準要求根據(jù)國家標準《火電廠大氣污染物排放標準》（GB13223-2011）的規(guī)定，對于燃氣發(fā)電廠，排放煙氣中氮氧化物含量執(zhí)行標準如表3.2-2所示。表3.2-2：燃氣發(fā)電煙氣污染物排放標準（GB13223）設(shè)施類型污染物項目適用條件限制（單位mg/m3）以氣體為燃料的鍋爐或燃氣輪機組二氧化硫天然氣為燃料的鍋爐或燃氣輪機組35氮氧化物（以二氧化氮計）天然氣燃氣輪機組50對照表3.2-2的指標，發(fā)電一廠煙氣中氮氧化物含量超過國家標準規(guī)定的最大排放值要求。（2）地方政府加大了環(huán)境治理力度的要求發(fā)電一廠所在區(qū)域主要有西北油田分公司采油一廠、消保中心、聯(lián)合地基等生產(chǎn)單位指揮所在地，同時也是多家協(xié)作單位、地方城鎮(zhèn)居民所在地。因此需要滿足對居住區(qū)人民生活環(huán)境的保護要求，自治區(qū)環(huán)境保護廳在年初下達了《關(guān)于對加快脫硝實施建設(shè)的督辦通知》（新環(huán)辦函[2014]60號）。要求加快對發(fā)電一廠煙氣脫硝工作的重視。4工程技術(shù)方案4.1設(shè)計思路經(jīng)廣泛的調(diào)研論證，目前對于煙氣降低氮氧化物含量或脫硝處理工藝，主要有兩種技術(shù)方案：方案一：低氮預(yù)混燃燒工藝。即對燃機燃燒系統(tǒng)本身進行技術(shù)改造，從而實現(xiàn)燃燒后排出煙氣中氮氧化物含量降低，達到國家外排標準的要求。方案二：選擇性催化還原工藝。即通過化學(xué)還原的方法，使燃燒后的煙氣在排出系統(tǒng)前經(jīng)處理達到氮氧化物含量達標的要求。4.2方案規(guī)模根據(jù)發(fā)電一廠的正常運行情況，對兩個技術(shù)方案確定相應(yīng)的改造規(guī)模。方案一考慮兩臺燃機同時運行，另一臺燃機處于熱備用狀態(tài)，因此方案一改造規(guī)模為3臺燃機同時改造。方案二考慮三臺燃機運行時排煙規(guī)模的處理。即分別對三臺燃機的煙氣系統(tǒng)進行改造，而公用設(shè)施（如氨水儲供系統(tǒng)）按兩臺燃機的煙氣處理規(guī)?？紤]。4.3方案一：低氮預(yù)混燃燒工藝低氮預(yù)混燃燒工藝是美國索拉公司開發(fā)的一項新技術(shù)，英文縮寫為“soloNOx”技術(shù)。采用該技術(shù)對燃機進行改造后，所排放煙氣可以滿足《火電廠大氣污染物排放標準》（GB13223-2011）規(guī)定的指標要求，即煙氣氮氧化物排放濃度低于50mg/m3，同時一氧化碳、未燃燒的碳氫化合物的排放濃度不會升高。該技術(shù)是通過控制空氣、燃料比、火焰溫度，抑制熱力型NOx的生成，實現(xiàn)降低燃機排氣中NOX含量的目的。本方案是將目前的3臺機組均進行改造。通過升級索拉大力神130燃氣輪機發(fā)電組的核心動力設(shè)備，使用低氮排放型索拉Titan130SoloNox燃機及配套進行機組撬內(nèi)升級，以滿足新環(huán)保標準的要求。發(fā)電一廠3臺索拉大力神130燃氣輪機發(fā)電機組，其引擎自2001年投入運行以來已分別累計運行62000小時。按索拉公司推薦的30000小時大修周期時間，機組已進行過1--2次大修。現(xiàn)有大力神130燃機達到索拉公司推薦的大修周期，需要進行返廠大修，可利用該返廠大修機會，對燃氣輪機進行低氮排放燃機的升級改造。4.3.1低氮燃燒原理由索拉燃氣輪發(fā)電機組制造商提供，將索拉燃機主體燃燒室部分改為SoloNox配置，升級為低氮氧化物排放的環(huán)保型燃機，在低氮模式運行時，機組煙氣氮氧化物排放量控制在50mg/m3以下。其原理是改造燃燒室機構(gòu)和升級燃料噴嘴、以及降低空燃比來降低火焰峰值溫度，從而控制尾氣當中NOx、CO、HC含量。與之匹配的還要進行燃料系統(tǒng)改造（主要是為了滿足燃料程序控制），新增BAM模塊（主要是為了監(jiān)控燃燒室壓力波動值，防止由此引起的振動而造成機組損壞）。該技術(shù)與傳統(tǒng)型相比就是降低了空燃比，而降低空燃比實際上就是降低火焰溫度，從而降低排放物。機組氮氧化物的排放是隨著火焰溫度的降低而不斷減少，因此控制火焰溫度就能控制氮氧化物的排放?？杖急扰c火焰溫度的關(guān)系見圖4.3-1所示，火焰溫度與NOx的排放關(guān)系見圖4.3-2所示。圖4.3-1：空燃比與火焰溫度關(guān)系示意圖圖4.3-2：火焰溫度與NOX排放的關(guān)系另外，改造后的新技術(shù)的燃燒室比傳統(tǒng)型的體積大，燃料噴嘴采用先讓空氣和天然氣混合均勻后才進行燃燒，而且空燃比也明顯降低，所以火焰溫度大大降低。（升級改造燃燒室和燃料噴嘴是本方案的核心部分）。改造前后的燃燒情況對比如圖4.3-3所示。圖4.3-3：改造前后火焰燃燒情況對比示意圖4.3.2升級改造內(nèi)容（1）燃機SoLoNox升級燃機soloNOx技術(shù)升級，其主要升級部件有兩個方面。一是燃燒室內(nèi)襯更換，升級后的對比樣件如圖4.1-4所示。圖4.3-4：燃燒室內(nèi)襯部件對比圖二是燃氣噴嘴更換，升級后的對比樣件如圖4.1-5所示。圖4.3-5：燃氣噴嘴部件對比圖通過上述部件的升級改造，可實現(xiàn)氮氧化物排放達到規(guī)定要求。（2）天然氣燃料模塊升級撬內(nèi)SoLoNox天然氣燃料模塊升級，主要內(nèi)容是升級燃料控制閥PECC。為了滿足機組程序?qū)θ剂系呐浔?，需要對原來的天然氣系統(tǒng)進行改造（撬體內(nèi)部分），在原來的基礎(chǔ)上增加了二次切斷閥，采用了雙燃料控制閥，并增加了相關(guān)的監(jiān)控變送器，采用了雙燃料匯管進行供給天然氣。索拉供貨時采用的是模塊化，也就是如圖4.3-6中的所有元件和管線連接在出廠時已經(jīng)整體預(yù)裝好，到現(xiàn)場安裝時可以整體代替。包括以下內(nèi)容：一次關(guān)斷閥二次關(guān)斷閥燃料點火調(diào)節(jié)及關(guān)斷閥，保證燃機穩(wěn)定點火熄火保護系統(tǒng)差壓變送器，輔助燃料控制控制啟動及負載變化時的燃料量其他變送器，用于燃機保護燃料模塊結(jié)構(gòu)示意如圖4.3-7所示，實體安裝如圖4.3-8所示。圖4.3-6：改造后的燃料系統(tǒng)流程示意圖圖4.3-7：燃料系統(tǒng)模塊結(jié)構(gòu)示意圖圖4.3-8：燃料系統(tǒng)模塊實體安裝圖(3）燃燒器聲學(xué)模塊改造BurnerAcousticModule(BAM，燃燒器聲學(xué)模塊)是SoloNox型燃機的燃燒保護裝置，本次改造的主要內(nèi)容如下：BAM線圈動態(tài)壓力傳感器引壓管雙通道信號整定器BAM結(jié)構(gòu)示意圖如圖4.3-9所示，實體安裝圖如圖4.3-10所。圖4.3-9：BAM結(jié)構(gòu)示意圖圖4.3-10：BAM實體安裝圖4.3.3效果預(yù)測（1）煙氣中主要污染物指標根據(jù)美國索拉公司提供的數(shù)據(jù)，采用SoloNox技術(shù)，對燃機進行升級改造，升級后燃機煙氣排放指標如表4.3-1所示。表4.3-1：改造后燃機煙氣主要污染物排放指標預(yù)測排放指標NOxCOUHC溫度范圍,F(C)0-120(-20to49)0-120(-20to49)0-120(-20to49)功率范圍%50-10050-10050-100天然氣燃料(ppm)255025從上表可以看出，改造后的燃機煙氣排放，其中氮氧化物達到了國家環(huán)保部行業(yè)標準的規(guī)定。（2）項目實施后燃機預(yù)計的工況條件改造后的大力神130燃機預(yù)測的運行工況條件如表4.3-2所示，燃料氣組分情況如表4.3-3所示。表4.3-2：項目實施后燃機預(yù)計的工況條件序號指標名稱單位數(shù)值（注1）備注1海拔高度m10002進口損失mmH2O1003排氣損失mmH2O1004進氣溫度℃-151530455相對溫度%606060606海拔損失kW17771536138311587入口損失kW2362101941708排氣損失kW858077729變速箱效率0.9850.9850.9850.98510發(fā)電機效率0.970.970.970.97注（2）11規(guī)定負荷kW滿負荷滿負荷滿負荷滿負荷12輸出功率kW136451178510600886313燃料流量GJ/hr144.99128.77119.79108.6814耗熱率kJ/kW-hr1062610927113011226215熱效率%33.87432.94131.8529.35316進空氣流量kg/hr16810915489714567213277617煙氣排量kg/hr17062715711314772813463918PCDkPaG1522.51395.11309.71192.719補償PTIT℃76076076076020PT出口溫度℃47549050352421排氣溫度℃475490503524注（1）：標準狀態(tài)下的氣體，最低性能數(shù)據(jù)。注（2）基于功率因素為1.0時。表4.3-3：燃料氣組分結(jié)構(gòu)表序號組分名稱數(shù)量mol%備注1C194.03052C21.95983C30.264iC40.045nC40.066iC50.027nC50.028C60.019CO20.469910N23.009711O20.1212SO20.000113LHV(kJ/m3)33495.914相對密度0.5864.3.4改造方式及工期預(yù)計（1）機組返廠改造①機組撬內(nèi)燃料模塊改造及BAM模塊的工廠交貨期約為180天。②升級SoloNox燃機的工作周期為工廠收到燃機后60天內(nèi)可完成出廠備貨。③現(xiàn)場安裝工作，3臺機組共需約30天。（2）交換大修方式對燃機進行升級改造①機組撬內(nèi)燃料模塊改造及BAM模塊的工廠交貨期約為180天。②升級SoloNox燃機的工作周期為工廠收到燃機后60天內(nèi)可完成出廠備貨。如果條件允許，可采取機組交換大修方式對燃機進行升級改造，其交貨期為收到訂單后60天內(nèi)完成出廠備貨。以最大限度減少現(xiàn)場停機時間，保證電力生產(chǎn)。需要考慮機組交換費約美元171630。③現(xiàn)場安裝工作，3臺機組共需約30天。（3）燃機升級SoloNox后續(xù)工作①運行維護工作與當前燃機運行維護工作類似。②機組帶載大于50%負荷時，機組可運行于SoloNox模式。③預(yù)計TBO=30000小時大修費用將增加約35至40萬美元。（4）其他說明截止2013年年底，索拉共出售Titan130型燃機機組770臺套，其中約50%為SoloNox機型，發(fā)電站應(yīng)用的約為220臺套。中國目前僅在中海油涯城作業(yè)公司運行兩臺Titan130型天然氣壓縮機組。尚無其他用戶使用SoloNox機型。4.3.5主要工作量及投資根據(jù)索拉透平（北京）國際貿(mào)易公司的報價，不考慮三套機組大修的費用，單套機組相關(guān)的升級改造內(nèi)容和費用見表4.3-4。表4.3-4：低氮預(yù)混燒技術(shù)改造工程量及投資估算表序號改造項目單位數(shù)量估算金額1SoloNox升級套11003459美元2燃料模塊改造套1171559美元3BAM模塊升級套126322美元4合計120.1萬美元人民幣外匯牌價6.14計，升級改造費用737.6萬元三套機組soloNOx升級改造總費用2212.9萬元。4.4方案二：選擇性催化還原工藝選擇性催化還原工藝（簡稱為SCR工藝），是利用還原劑在催化劑的作用下，有選擇性地與煙氣中的氮氧化物（主要是NO和NO2）發(fā)生化學(xué)反應(yīng)，生成氮氣和水的一種脫硝工藝。4.4.1工藝原理及技術(shù)指標脫硝機理由第三方專業(yè)化公司提供，在燃機尾部煙氣通道噴還原劑（氨水或尿素水溶液）在催化劑作用下,選擇性地與NOx反應(yīng)生成N2和H2O，除去尾部煙氣中的氮氧化合物，即選擇性催化還原法（SCR）。其反應(yīng)原理如圖4.4-1所示。4NO+4NH3+O2→4N2+6H2O2NO2+4NH3+O2→3N2+6H2O圖4.4-1：SCR反應(yīng)原理示意圖還原劑的選擇目前可供選擇的還原劑有液氨（NH3）、尿素[CO（NH2）2]、氨水（NH3.H2O或NH4.OH），三種還原劑從使用成本、投資等方面分析比較如下：（1）液氨僅消耗很少的熱量即可蒸發(fā)產(chǎn)生氨氣，因此其能耗在三者之中最低。由于液氨的安全性要求高，系統(tǒng)中存在壓力容器，會增加氨站的維護工作，并需具備完善的防火、防爆措施。塔河油田地處偏遠，液氨的運輸需遵守危險化學(xué)品的有關(guān)規(guī)定。綜合考慮以上因素，本案不推薦采用液氨制氨的方案。（2）尿素不屬于危險化學(xué)品，其本身無毒，但價格較高。尿素制氨需消耗大量的熱量進行熱解后產(chǎn)生氨氣，因此能耗最高。尿素運行對環(huán)境溫度較為嚴格，否則易產(chǎn)生尿素結(jié)晶的問題，在具體使用時需對箱罐進行保溫，并用蒸汽進行伴熱，系統(tǒng)較為復(fù)雜。尿素制氨必須每套SCR裝置配置一套尿素?zé)峤庋b置，增加了設(shè)備的占地。（3）氨水的安全性處于液氨與尿素之間，其對防火、防爆的要求大大降低，運行維護工作量小，系統(tǒng)中沒有壓力容器。雖然氨水也需要蒸發(fā)消耗熱量，但屬于物理蒸發(fā)，其能耗遠低于尿素?zé)峤獾哪芎?。本方案脫硝氨水消耗量很小，氨水可以簡單地通過直接噴入煙道進行直接蒸發(fā)后利用，噴氨系統(tǒng)大大簡化。由于本案氨水使用量不大，可以一次運輸后儲存較長時間，有利于降低運輸成本。綜上所述，推薦制氨系統(tǒng)采用氨水。主要技術(shù)指標由于本項目燃機排煙NOx濃度水平較高，考慮采用單獨的SCR脫硝裝置，有利于保證煙氣NOx的達標排放。結(jié)合上述論述，即采用高溫催化劑，氨水制氨方案，按照每臺燃機配置一套SCR脫硝處理裝置設(shè)計，規(guī)劃三臺機組統(tǒng)一的氨水儲存站，氨水用泵輸送至各臺機組脫硝反應(yīng)區(qū)利用，系統(tǒng)簡單靈活。因此本項目方案的可行性主要在于脫硝裝置SCR反應(yīng)器及煙道的合理布置。脫硝裝置布置主要由兩部分組成，一是脫硝SCR反應(yīng)器區(qū)，二是氨站制氨區(qū)。以滿足單臺機組處理規(guī)模，確定的技術(shù)指標如表4.4-1所示。表4.4-1：SCR工藝煙氣脫硝裝置主要技術(shù)指標表（單臺機組）項目單位設(shè)計性能處理煙氣流量（標濕）Nm3/h~11500~147000/h煙氣溫度℃480-500采用高溫催化劑反應(yīng)器數(shù)量個1灰塵濃度(標干，15%O2)mg/Nm3/煙氣NOx(標干，15%O2)mg/Nm3250反應(yīng)器出口NOx(標干，15%O2)mg/Nm3≤50氨逃逸率ppm≤3脫硝效率%≥80催化劑型式蜂窩式氨水溶液濃度%30至SCR的供氨水管輸送出力kg/h~304.4.2工藝設(shè)計主要工藝方案本脫硝方案采用SCR工藝。工藝布置方案主要考慮以下幾點：（1）SCR裝置需要單獨設(shè)置支架進行獨立支撐，并且應(yīng)盡量避免與現(xiàn)有裝置的沖突，減少改造工作量。（2）SCR入口煙道的引出位置在燃機出口煙道。（3）為適應(yīng)燃機出口煙氣溫度，脫硝催化劑采用高溫催化劑。（4）脫硝之后的煙氣，在煙道上設(shè)置三通閥和旁通煙囪。因此整個脫硝反應(yīng)區(qū)煙氣流程如下：①脫硝煙氣從燃機出口煙道引出，與氨氣（氨水）混合后進入SCR反應(yīng)器。②SCR反應(yīng)器出口煙氣最終接回余熱鍋爐入口。③在SCR反應(yīng)器出口煙道上設(shè)置三通閥和旁通煙囪?，F(xiàn)場改造部分工藝布置方案如圖4.4-2所示。圖4.4-2：現(xiàn)場工藝布置示意圖影響SCR脫硝成功的關(guān)鍵因素SCR煙氣脫硝工藝系統(tǒng)主要包括脫硝反應(yīng)系統(tǒng)氨制備及儲運系統(tǒng)和其他輔助設(shè)備組成。其中脫硝反應(yīng)系統(tǒng)由SCR反應(yīng)器、催化劑、煙氣系統(tǒng)、噴氨系統(tǒng)等組成；SCR其他輔助設(shè)備和裝置主要包括SCR反應(yīng)器的相關(guān)管路系統(tǒng)等。SCR煙氣脫硝成功的關(guān)鍵因素有：（1）按照煙氣條件合理選擇合格的催化劑脫硝裝置應(yīng)有高的脫硝效率和低的投資成本。而催化劑成本是脫硝裝置投資成本的重要組成部分。相同條件下，催化劑體積越大，NOx的脫除效率越高，同時氨的溢出量也越少，但催化劑的初投資成本將會更高，催化劑的阻力和壽命也決定著SCR系統(tǒng)的運行成本。因此，催化劑的選擇應(yīng)以煙氣條件為依據(jù)，綜合性能和經(jīng)濟因素合理選擇。（2）保證氨與氮氧化物的混合質(zhì)量煙氣在煙道和反應(yīng)器內(nèi)的流場不佳，就不可避免地會影響NH3、NOx的混合效果，帶來的不利影響是一方面氨的逃逸率增加，尤其在要求較高的脫硝效率時；另一方面會影響催化劑表面NH3、NOx的混合效果，直接影響脫硝效率。（3）優(yōu)化反應(yīng)器內(nèi)氣流分布狀態(tài)同樣原理反應(yīng)器進出口煙道外形的設(shè)計尤其是反應(yīng)器入口段煙道配合反應(yīng)器本體的設(shè)計，決定了反應(yīng)器內(nèi)部煙氣流場的分布、氨與煙氣的混合均勻性等重要運行參數(shù)。其會影響到脫硝效率、氨逃逸率、積灰程度以致催化劑壽命，成為影響脫硝成功的關(guān)鍵因素，必須予以足夠重視。催化劑的選擇催化劑形式的選擇需要根據(jù)脫硝效率煙氣溫度煙氣含塵量煙氣灰成分、氨逃逸率、SO2/SO3轉(zhuǎn)化率等條件綜合分析確定。本案燃機燃料采用天然氣燃燒后煙氣特點為低硫低塵較高水分高氧量高溫由于基本不含硫和塵及其他重金屬催化劑的使用工況要遠好于燃煤煙氣催化劑的活性可以做得比較高因此本案可以將催化劑最高使用溫度提高到500℃但其高溫的性質(zhì)決定了催化劑壽命會有所降低。由于采用高溫催化劑催化劑體積使用量會有所增加因此推薦活性高比表面積大，體積相對小的蜂窩式催化劑。催化劑的安裝方式和壽命管理催化劑的布置方式主要是指催化劑在反應(yīng)器內(nèi)的安裝層數(shù)目的是在催化劑的化學(xué)壽命期內(nèi)最大程度地利用催化劑的活性。要有效地利用催化劑的活性需要盡量減少催化劑的過載量以及使廢棄的催化劑活性盡可能低催化劑的安裝按照分層布置總共設(shè)計有三層催化劑安裝空間初裝催化劑一層備用兩層在初裝催化劑運行10000小時后由于催化劑活性降低脫硝效率下降但催化劑仍有剩余活性仍可利用以降低催化劑使用成本此時可以加入一層新的催化劑形成兩層催化劑的運行方式催化劑整體活性得以提高脫硝效率得到保證同時仍可利用初裝催化劑的剩余活性催化劑的安裝可按此輪替程序進行。SCR反應(yīng)器的設(shè)計SCR反應(yīng)器是煙氣脫硝系統(tǒng)的核心設(shè)備其主要功能是承載催化劑為脫硝反應(yīng)提供空間同時保證煙氣流場的順暢與氣流分布的均勻為脫硝反應(yīng)的順利進行創(chuàng)造條件。反應(yīng)器為鋼結(jié)構(gòu)內(nèi)部布置催化劑模塊支撐鋼梁共三層反應(yīng)器截面尺寸配合催化劑的選擇，設(shè)計合理的煙氣流速和流場。為達到優(yōu)良的煙氣流場條件，反應(yīng)器及入口煙道可進行物理模型模擬，以對流場設(shè)計提供充分的保障。本項目脫硝煙氣溫度遠高于一般脫硝煙氣溫度，反應(yīng)器設(shè)計時許用應(yīng)力大大降低必須采取可靠措施對反應(yīng)器和煙道進行合理的隔熱設(shè)計才能滿足煙氣運行溫度的要求考慮采取反應(yīng)器內(nèi)保溫方式來提高外部鋼板的需用應(yīng)力但其使用及安裝方式較復(fù)雜并會增加煙道及反應(yīng)器體積另一種方法是采用高科技的耐熱隔熱涂料其使用方便涂刷在煙道內(nèi)壁后可起到內(nèi)保溫隔熱的作用本案暫按煙道內(nèi)保溫方式設(shè)計。4.4.3工藝系統(tǒng)描述及主要設(shè)備選型由于考慮燃機出口煙道只有一路因此從流場分布和場地布置方面考慮每臺機組設(shè)置一座SCR反應(yīng)器是合理的。由于含塵量很低，反應(yīng)器內(nèi)煙氣為由上至下或由下至上流動都是可以的。含塵量低，本案可以不設(shè)置反應(yīng)器聲波吹灰器。主要工藝系統(tǒng)有：——煙氣系統(tǒng)——氨水噴氨系統(tǒng)煙氣系統(tǒng)煙氣系統(tǒng)是指從燃機出口煙道接出至SCR反應(yīng)器入口、SCR反應(yīng)器出口至余熱鍋爐入口的連接煙道及設(shè)備。煙氣系統(tǒng)設(shè)備主要有煙道、SCR反應(yīng)器、催化劑、氨水噴氨格柵組成。其原理流程見圖4.4-3所示。圖4.4-3：煙氣系統(tǒng)流程示意圖（1）煙道煙道將根據(jù)可能發(fā)生的最差運行條件進行設(shè)計。煙道設(shè)計能夠承受如下負荷煙道自重風(fēng)荷載雪載荷地震荷載灰塵積累內(nèi)襯和保溫的重量等煙道加固肋布置在煙道外部煙道設(shè)計承壓能力不小于燃機排煙最大工作壓力。煙道內(nèi)煙氣流速不超過15m/s。所有煙道在適當位置配有足夠數(shù)量和大小的人孔門和清灰孔以便于煙道維修和檢查以及清除積灰。另外，人孔門與煙道壁分開保溫，以便于開啟。在外削角急轉(zhuǎn)彎頭和變截面收縮急轉(zhuǎn)彎頭等處，設(shè)置導(dǎo)流板或整流板。為了使與煙道連接的設(shè)備受力在允許范圍內(nèi)，特別要注意考慮煙道系統(tǒng)的熱膨脹，熱膨脹應(yīng)通過膨脹節(jié)進行補償。煙道將在適當位置配有足夠數(shù)量測試孔以及操作平臺。（2）SCR反應(yīng)器SCR反應(yīng)器的設(shè)計將充分考慮與周圍設(shè)備布置的協(xié)調(diào)性及美觀性。反應(yīng)器設(shè)計成煙氣豎直向下或向上流動反應(yīng)器入口設(shè)氣流均布裝置和整流裝置反應(yīng)器入口及出口段將根據(jù)需要設(shè)導(dǎo)流板，并通過模型試驗，確保氣流流場均勻。反應(yīng)器采用內(nèi)保溫，設(shè)置足夠大小和數(shù)量的人孔門，有可拆卸的催化劑測試元件。反應(yīng)器設(shè)計還將考慮內(nèi)部催化劑維修及更換所將的起吊裝置和平臺。（3）催化劑催化劑設(shè)置方式為“2＋1”，即2層運行、1層備用，滿足脫硝效率不低于80%的設(shè)計，煙氣垂直向下或向上通過催化劑層。催化劑的型式采用蜂窩式。選用釩鈦鎢催化劑，主要成分有二氧化鈦TiO2、五氧化二釩V2O5、三氧化鎢WO3等。催化劑內(nèi)外活性均勻。其性能滿足以下指標：催化劑能滿足煙氣溫度不高于500℃的情況下長期運行。催化劑化學(xué)壽命大于10000小時。安裝兩層催化劑時，氨逃逸率控制在3ppm，脫硝效率為80%。（4）催化劑的模塊化設(shè)計催化劑采用模塊化、標準化設(shè)計。催化劑各層模塊一般應(yīng)規(guī)格統(tǒng)一、具有互換性以減少更換催化劑的時間。①催化劑模塊設(shè)計有效防止煙氣短路的密封系統(tǒng)，密封裝置的壽命不低于催化劑的壽命。②模塊采用碳鋼結(jié)構(gòu)框架，焊接、密封完好，便于運輸、安裝、起吊。③提供必要的催化劑模塊安裝的專用設(shè)備或工具。④每層催化劑層都安裝可拆卸測試塊。⑤設(shè)計中充分考慮各種形式的催化劑可以互換。（5）氨水蒸發(fā)混合均布及氨噴射系統(tǒng)采用噴氨格柵技術(shù)進行噴氨設(shè)計。噴氨格柵將煙道截面劃分為不同的區(qū)域并配置噴嘴，保證氨水可以均勻的分布于整個煙道截面。來自氨站的氨水采用管道及霧化噴嘴噴入煙道，霧化后的氨水與高溫?zé)煔饣旌虾罅⒓凑舭l(fā)，產(chǎn)生氨氣，并與煙氣迅速混合均勻。由于采用氨水直接噴射，系統(tǒng)中可以不設(shè)置氨稀釋風(fēng)機。氨水在進入噴氨格柵前設(shè)置氨水流量調(diào)節(jié)閥，在系統(tǒng)投運時可根據(jù)煙道進出口檢測出的NOx濃度來調(diào)節(jié)氨水量的大小，調(diào)節(jié)結(jié)束后可基本不再調(diào)整。氨水儲存及供應(yīng)系統(tǒng)（1）概述氨水一般為20%的氨水溶液，氨水中大部分為水，其制備氨氣必須將氨水中的水分蒸發(fā)，使氨氣溢出，然后進入氨噴射和混合系統(tǒng)。因此，氨水的能耗要大于液氨制備工藝。當然，氨水制氨消耗的能源可以來自煙氣、空氣、燃料和蒸汽。針對本項目，考慮氨水經(jīng)流量調(diào)節(jié)后直接進入煙道內(nèi)的噴氨格柵，采用熱煙氣本身的熱量來直接蒸發(fā)氨水，這樣并不需要額外的燃料或空氣、蒸汽消耗，同時可以使蒸發(fā)后的氨氣與煙氣混合均勻。（2）供應(yīng)流程氨水由氨水槽車運至廠內(nèi)，由氨水卸氨泵卸入氨水儲罐，氨水儲罐為常壓設(shè)備。儲罐中的氨水由供氨泵送入每臺機組的氨水計量站，調(diào)整流量后供至噴氨格柵。氨水經(jīng)霧化噴嘴噴射入煙道，氨水迅速蒸發(fā)，使氨氣從氨水中溢出。蒸發(fā)后的蒸汽、氨氣與煙氣混合均勻后進入SCR反應(yīng)器。氨水供應(yīng)流程如圖4.4-4所示。詳細見附圖1：氨水卸料儲存及供應(yīng)系統(tǒng)流程圖。圖4.4-4：氨水供應(yīng)流程示意圖（3）氨水系統(tǒng)主要設(shè)備及選型氨水制氨系統(tǒng)可分為氨水卸料、儲存系統(tǒng)和氨水供應(yīng)系統(tǒng)。氨水卸料、儲存系統(tǒng)可以做為三臺燃機機組的公用系統(tǒng)。氨水計量和供應(yīng)系統(tǒng)需就近布置在脫硝SCR反應(yīng)器區(qū)域。氨區(qū)設(shè)置一個氨水儲罐，氨水儲罐的容量滿足三臺燃機機組5-7天的使用量。從上圖可以看出，氨水供應(yīng)流程，以配合機組氮氧化物的還原反應(yīng)。其系統(tǒng)設(shè)備多，投資大，且需要專門的場地，運行過程的維護和監(jiān)控都需要配置人員，人工成本較高。輔助設(shè)施（1）檢修和起吊設(shè)施對于催化劑的更換及其它需要的部位為檢修和維護提供全部的起吊設(shè)施并設(shè)置必要的軌道使起吊設(shè)備能將需檢修的設(shè)備等從安裝地點移到卡車上或檢修場地，而不需更換起吊設(shè)備。起重設(shè)施有電動葫蘆和/或手動鏈式葫蘆，裝于工字軌道或橋式軌道上。電動葫蘆是永久安裝，提升能力為2t及以上?？梢苿邮謩渔準胶J僅用于2t重量以內(nèi)和提升高度最大為5m的情況在所有使用可移動手動鏈式葫蘆的地方提供永久性固定的軌道。在特殊情況下，相關(guān)組件的安全提升不能保證時，配備特殊裝置。電動起吊設(shè)施的操作電源均采用低壓安全電源。（2）保溫及油漆保溫油漆的設(shè)計滿《火力發(fā)電廠保溫油漆設(shè)計規(guī)程（DL/T5072-2007）要求，并滿足買方要求之標準規(guī)范。煙道、管道，SCR反應(yīng)器的外護板采用≥0.75mm厚的彩鋼板。保溫金屬構(gòu)件采用防腐蝕的構(gòu)件。鋼結(jié)構(gòu)和設(shè)備、材料采用防腐要求的優(yōu)質(zhì)油漆，具體方案由業(yè)主方認可。脫硝系統(tǒng)色彩與主體工程一致最終建筑設(shè)計及建筑材料裝修標準提交業(yè)主方確認。煙道采用預(yù)制保溫板保溫。保溫層采用相鄰保溫板水平和垂直搭接的方式，搭接緊密不需要單獨的填充帶提供保溫層和外裝板的支撐支撐與鍍鋅鐵絲網(wǎng)焊在一起形成網(wǎng)狀構(gòu)造物，以固定保溫層。對不保溫的設(shè)備管道及其附件支吊架平臺扶梯進行油漆以防止腐蝕。機械電氣設(shè)備及部件的油漆工作在制造廠內(nèi)完成對于鋼構(gòu)件底漆層和保護（中間）層在制造廠內(nèi)完成。面漆在現(xiàn)場完成。（3）防腐及露天防護所有設(shè)備管道根據(jù)工藝布置的要求采取相應(yīng)的防腐措施設(shè)備箱罐管道的外表面按常規(guī)電站設(shè)計有關(guān)要求涂刷油漆。脫硝裝置露天布置的設(shè)備采取防雨、防風(fēng)措施，如設(shè)置防雨、防風(fēng)罩。物料消耗表SCR工藝的主要物料消耗見表4.4-2所示。表4.4-2：SCR工藝主要物料消耗表（單臺設(shè)備）序號名稱單位數(shù)據(jù)備注1氨水消耗量kg/h~30每臺機組2最大電耗KW~30每臺機組3工藝用水氨氣稀釋罐補水等短時消耗量m3/h1最大消耗量m3/h24氨站區(qū)域儀用壓縮空氣Nm3/min1.255SCR區(qū)域儀用壓縮空氣Nm3/min1.56生活給水m3/h17消防水m3/h~100廠內(nèi)共用4.4.4公用工程總平面布置脫硝裝置布置應(yīng)滿足工藝的需要，有利施工安裝、運行維護，并考慮交通運輸和電廠整體美觀和諧的需求。脫硝裝置布置主要由兩部分組成，一是脫硝SCR反應(yīng)器區(qū)，二是氨水儲存區(qū)。（1）脫硝SCR反應(yīng)器區(qū)布置根據(jù)目前燃機出口煙道及余熱鍋爐布置情況，為節(jié)省占地，將SCR反應(yīng)器布置在原旁通煙囪所在區(qū)域。由于這一區(qū)域也處在燃機出口煙道和旁通煙囪之間，因此符合脫硝反應(yīng)區(qū)設(shè)置原則，并與原有煙道處在同一軸線上，整體流程布置流暢，設(shè)備銜接緊湊。按此布置改造后旁通煙囪的位置需有所調(diào)整，并保留三通閥，保證燃機運行安全和負荷調(diào)節(jié)要求。噴氨格柵位置需有一定的要求，宜布置在燃機出口煙道或反應(yīng)器出口煙道適當高度。脫硝SCR反應(yīng)器區(qū)的布置設(shè)計了三個方案，方案比較情況見表4.4-3所示。表4.4-3：SCR反應(yīng)器區(qū)布置方案比較表項目方案一方案二方案三備注反應(yīng)器內(nèi)煙氣流向由下至上由下至上由上至下旁通煙囪及三通閥布置在反應(yīng)器頂部布置在反應(yīng)器出口煙道側(cè)布置在反應(yīng)器側(cè)布置在煙道和反應(yīng)器側(cè)需占用額外的場地反應(yīng)器高度較高適中適中反應(yīng)器入口煙道流暢流暢較流暢方案三煙道制作難度較大燃機出口煙道需改造需改造需改造余熱鍋爐入口煙道需改造需改造不需改造占地最小旁通煙囪占地較大旁通煙囪占地較大從比較結(jié)果來看，推薦方案一為改造項目的平面布置方案。詳見附圖2：SCR反應(yīng)區(qū)布置圖（方案一）。（2）氨液儲存區(qū)布置氨站宜單獨布置于廠內(nèi)用地氨站本身占地約15m×19m氨站設(shè)置獨立的電控室。見圖4.4-5所示。圖4.4-5：氨液儲存區(qū)平面布置示意圖儀表和控制方案控制內(nèi)容包括儀表、閥門和控制系統(tǒng)。脫硝控制系統(tǒng)由兩部分組成：單元機組脫硝SCR區(qū)控制站和公用氨站遠程控制站。（1）脫硝控制系統(tǒng)脫硝控制系統(tǒng)納入機組控制系統(tǒng)。儀表、閥門等的I/O點接入脫硝DCS控制系統(tǒng)。通過機組主控室實現(xiàn)對脫硝系統(tǒng)SCR區(qū)的集中監(jiān)控，并完成對工藝系統(tǒng)的程序啟/停、中斷控制及單個設(shè)備的操作。SCR用一面配電柜，脫硝SCR儀表、閥門的電源取自此配電柜。在SCR反應(yīng)器上游和下游的煙道上各裝設(shè)一套煙氣在線監(jiān)測分析儀表，監(jiān)測項目包括：SCR入口煙道：NOX、O2；SCR出口煙道：NOX、O2。以上信號通過硬接線全部進入DCS中進行監(jiān)視、計算。在SCR反應(yīng)器下游的煙道上各裝設(shè)一套氨逃逸率分析儀表，監(jiān)測SCR出口煙道NH3泄漏量。（2）氨站控制系統(tǒng)配合工藝系統(tǒng)設(shè)計，控制系統(tǒng)采用一套DCS遠程I/O站，直接納入機組脫硝控制系統(tǒng)，脫硝機組與氨站遠程I/O站的信號交換通過網(wǎng)絡(luò)通訊實現(xiàn)，重要信號采用硬接線。就地不設(shè)置單獨的操作員站。氨站遠程I/O站的電源取自脫硝DCS控制系統(tǒng)的電源柜。配置一面配電柜（帶小型UPS），用于氨站儀表、氣動執(zhí)行機構(gòu)的供電，配電柜的電源進線由氨站MCC柜提供。氨站配電柜、遠程I/O柜等布置在氨站就地電子設(shè)備間內(nèi)。電氣方案脫硝SCR反應(yīng)區(qū)設(shè)一段MCC，為SCR反應(yīng)區(qū)的動力、照明及檢修提供電源。每段MCC采用單母線接線方式，由主體PC段提供兩路電源，互為備用。重要負荷如CEMS等，由機組保安MCC提供電源。公用氨站設(shè)置一段MCC為就地負荷供電，MCC采用單母線接線方式，由主體PC段引來兩路電源，兩路進線互為備用，自動切換。建筑結(jié)構(gòu)主要設(shè)計內(nèi)容包括：（1）脫硝反應(yīng)器支架。（2）氨站，包括配電室、儲罐、卸料泵等設(shè)備基礎(chǔ)、廢水池及輸送泵基礎(chǔ)、氨站站棚。（3）地基及基礎(chǔ)（4）上部結(jié)構(gòu)脫硝反應(yīng)器支架為鋼框架結(jié)構(gòu)，用于支撐脫硝反應(yīng)器及煙道。氨區(qū)配電室為鋼筋混凝土框架結(jié)構(gòu)，加氣混凝土砌塊為填充墻，丙級防火門，鋁合金窗。氨站站棚為敞開式鋼結(jié)構(gòu)，屋面板為彩色壓型鋼板。4.4.5工程內(nèi)容及投資估算根據(jù)上述的脫硝基本方案，擬采用EPC方式對三臺燃機的煙氣進行脫硝改造，其工程范圍和EPC報價如下：報價范圍：脫硝范圍內(nèi)設(shè)計、設(shè)備及材料、建筑及安裝、調(diào)試及服務(wù)。設(shè)備材料報價范圍：每臺燃機排氣設(shè)一套SCR裝置共三套SCR裝置；三臺燃機設(shè)一座公用氨站設(shè)施，氨站設(shè)施布置在氨區(qū)。工藝設(shè)備材料主要包括：煙道、SCR反應(yīng)器、催化劑、噴氨格柵、管道、閥門及氨站相關(guān)泵及設(shè)備管道材料等。土建設(shè)備材料主要包括：反應(yīng)器鋼支架、煙道支架、基礎(chǔ)或樁基等，包括氨站相應(yīng)的土建建構(gòu)筑物等。其它電氣及控制儀表設(shè)備和材料每套SCR裝置一套，氨站一套?？刂葡到y(tǒng)按DCS提供。單臺燃機SCR改造投資及運行成本構(gòu)成如表4.4-4所示。表4.4-4：單臺燃機SCR改造投資及運行成本構(gòu)成表序號項目名稱單位數(shù)量投資費用（萬元）備注1三通擋板閥臺套11002高溫催化劑方391955萬/m33噴氨格柵套110254SCR反應(yīng)器臺套15旁通煙道套6管道、閥門、機泵套7氨站（3臺可公用1套）座18DCS控制系統(tǒng)臺套19運費及其它10合計13204.5方案比選4.5.1比選內(nèi)容方案一低氮預(yù)混燃燒（soloNOx）工藝，俗稱為“前置低氮燃燒方案”，實際就是通過對燃機進行技術(shù)改造，實現(xiàn)排出煙氣NOx降低的途徑。方案二選擇性催化還原（SCR）工藝，俗稱為“后置脫硝凈化方案”。實際是通過新建設(shè)備裝置對擬排出煙氣進行還原處理后，實現(xiàn)排出煙氣NOx降低的途徑。按照上述對方案一、方案二工藝技術(shù)的設(shè)計，主要從技術(shù)、經(jīng)濟、安全等級方面對兩個方案進行比較分析。分別見表4.5-1、表4.5-2、表4.5-3、表4.5-4、表4.5-5。表4.5-1：兩個方案技術(shù)分析對比方案項目soloNOx工藝（前置方案）SCR工藝（后置方案）治理后NOX含量25~50mg/m350mg/m3應(yīng)用業(yè)績1、全球220臺發(fā)電設(shè)備已應(yīng)用2、中國范圍內(nèi)2臺（帶壓縮機，海上平臺）1、主要應(yīng)用于火電燃煤機組排氣脫硝2、暫無在燃氣輪機方面應(yīng)用實例燃機運行限制1、機組必須運行在50%負荷以上（目前機組基本維持在9000kW以上負荷運行）2、環(huán)境溫度在-20~49℃1、燃機排氣溫度在280~430℃之間，否則影響催化劑使用壽命3、高溫催化劑（耐溫500℃）處于研發(fā)階段對燃機出力影響1、索拉公司承諾不影響機組出力2、不增加機組背壓，不影響CO2捕集設(shè)備1、增加機組背壓、影響機組出力2、增加機組背壓，影響CO2捕集系統(tǒng)設(shè)計說明：后置脫硝方案中使用430℃催化劑，受環(huán)境溫度影響，每年有月7個月時間排煙溫度會超過430℃，對催化劑使用造成影響；而高溫催化劑（耐溫500℃）目前處于研發(fā)階段，存在一定的不可預(yù)期性。表4.5-2：兩個方案經(jīng)濟性分析對比方案項目soloNOx工藝（前置方案）SCR工藝（后置方案）建設(shè)成本機組交換改造:1050脫銷：1260萬元/臺.年（或1327萬元/臺.年）運行成本材料消耗無材料消耗1、430℃催化劑：75.5萬元/臺.年；2、500℃催化劑：153萬元/臺.年。氨水：31.5萬元/臺.年（30%濃度氨水按照1000元/噸計算，氨水用量按照廠家回復(fù)3臺機組每天消耗2.59噸計算）。人工成本不需新增人員需新增專、兼職運行維護人員維護成本1、66萬/臺.年（每3.4年一次大修，每次大修較普通機型增加35萬美元2、一定的材料儲備1、430℃催化劑：75.5萬元/臺.年；2、500℃催化劑：153萬元/臺.年；3、一定的材料儲備。運維成本（匯總）66萬元/臺.年107萬元/臺.年（或184萬元/臺.年）注：1、后置脫硝凈化方案所用催化劑包括430℃催化劑、500℃催化劑兩種。2、使用430℃催化劑，每年約有6個月時間機組排煙溫度會超過430℃，催化劑使用壽命會最高降低35%（廠家回復(fù)）。3、如通過機組降負荷運行的方式保證排煙溫度低于430℃，機組負荷需降至7500kW以下，外購電成本會增加216萬左右。4、使用500℃催化劑，因在研發(fā)中，尚無應(yīng)用實例，同時研發(fā)工作存在不可預(yù)期性。表4.5-3：兩個方案安全、環(huán)保分析對比方案項目soloNOx工藝（前置方案）SCR工藝（后置方案）?；肥褂脽o1、30%氨水屬于第八類?；罚ㄎＲ?guī)號82503）；2、氨水分解后產(chǎn)生氨氣，屬第二類?；罚?3003），有毒氣體（危化品名錄2002版）。火災(zāi)、爆炸無1、氨水易揮發(fā)，分解產(chǎn)生氨氣，與空氣形成混合物，遇明火或高熱產(chǎn)生爆炸，爆炸極限15.7%~27.4%；2、遇高熱容器內(nèi)壓增大，有開裂和爆炸危險。職業(yè)健康風(fēng)險無1、氨水被吸入后對鼻、喉和肺有刺激性，引起咳嗽、氣短和哮喘等，可因喉頭水腫而窒息死亡；2、可發(fā)生肺水腫，引起死亡；3、氨水濺入眼內(nèi)，可造成嚴重損害，甚至導(dǎo)致失明；4、皮膚接觸可致灼傷；5、若采用后置脫硝發(fā)電一廠氨區(qū)可能會影響周邊空氣質(zhì)量；6、7-10天需拉運一次30%濃度的氨水，氨水的長距離運輸存在交通安全次生事故的風(fēng)險。環(huán)保方面風(fēng)險無氨水泄漏可造成環(huán)境污染風(fēng)險(GB14554-93惡臭污染物排放標準)。表4.5-4：兩個方案改造方式和內(nèi)容分析對比方案項目soloNOx工藝（前置方案）SCR工藝（后置方案）改造方式1、1#、2#索拉機組利用燃機交換大修機會完成改造。2、#3索拉機組可選擇直接返廠改造或利用機組交換大修機會改造。需一次性對三臺機組進行脫硝改造，同時配套建設(shè)氨區(qū)等。改造工作量如采用機組交換方式，現(xiàn)場改造工作主要集中在燃機撬體內(nèi)部分及控制系統(tǒng)進行改造1、燃料模塊改造；2、新增BAM模塊；3、控制程序修改。1、現(xiàn)有三通擋板閥需報廢，更換新三通檔板閥；2、余熱鍋爐三通擋板閥前過渡煙道需改造或更換；3、余熱鍋爐旁通煙囪需較大改造；4、新建SCR反應(yīng)器；5、新建氨水控制流程；6、新增與脫硝裝置相配套的控制系統(tǒng)。表4.5-5：兩個方案綜合分析對比方案項目soloNOx工藝（前置方案）SCR工藝（后置方案）優(yōu)點1、現(xiàn)有的余熱鍋爐完全不需要改造；2、建設(shè)、運維成本低；2、技術(shù)成熟；3、無新增安全、環(huán)保方面風(fēng)險；4、現(xiàn)有余熱鍋爐不需改動；5、現(xiàn)場改造工期短（6個月）；6、不影響燃機排氣背壓，不影響機組出力?？稍诂F(xiàn)場改造。缺點1、燃機需運行在50%負荷以上工況。1、現(xiàn)有三通擋板閥需報廢，更換新三通檔板閥；三通擋板閥前過渡煙道需改造或更換；余熱鍋爐旁通煙囪需較大改造2、建設(shè)成本、運維復(fù)雜成本高，需增加運維人員；3