米东电厂脱硝改造工程.doc

40-F06731C-A01
米东电厂脱硝改造工程
初步设计阶段
总报告书

中国电力工程顾问集团中南电力设计院
工程设计证书：建设部甲级第170001-sj号
工程勘察证书：建设部甲级第170001-kj号
环境影响评价证书：国环评证甲字第2604号
工程咨询资格证书：国家发改委工咨甲2030822002号
2012.03武汉

院长
：
齐斌

总工程师
：
王国贵

项目经理
：
罗峻峰

审核
：
陈勇
李晓宁
刘勇
姚雯

饶幼初
梁汉桥
谢网度
张勇

刘香阶
张慧新

校对
：
田庆峰
万金钟
盛菊娥
王秋红

许凯奇
李继洪
卢柏春
吴晓立

付胜明

编写
：
易晓阳
李欣
徐志英
周树青

李罡
晏丽华
刘小利
陈辉

陈化森
卢艳林

目 录

1. 概述
1.1 编制依据及项目概况
1.2 项目建设的必要性
1.3 研究范围
1.4主要设计原则
2. 电厂概况
2.1 电厂规模
2.2 机组状况
2.3 燃料
2.4 厂址概述
2.5 交通运输
2.6 电厂用水
2.7电厂总体布置
2.8 电厂主要热力系统控制方式和控制水平
3. 脱硝工程建设条件
3.1 氮氧化物控制水平
3.2 脱硝场地条件
3.3 还原剂供应
3.4供电条件
3.5 供水条件
3.6 供汽条件
3.7 供气条件
3.8 交通运输条件
4. 烟气脱硝工艺方案选择
4.1 NOx生成机理简介
4.2 脱硝技术简介
4.3 本工程采用的脱硝技术
4.4 SCR反应器布置方式
4.5 旁路烟道设置
4.6 还原剂选择
4.7催化剂方式选择
4.8失效催化剂的处理措施
4.9脱硝工艺方案选择结论
5. 脱硝工程设想
5.1 脱硝工艺系统及设备
5.2电气部分
5.3仪表和控制
5.4 消防部分
5.5采暖、通风与空气调节
5.6土建部分
5.7脱硝装置总平面布置
5.8 脱硝灰处理
5.9标书编制原则
6. 环境保护与水土保持
6.1 概述
6.2 环境空气影响分析
6.3 水环境影响分析
6.4 声环境影响分析
6.5 水土保持
6.6 结论
7. 劳动安全与职业卫生
7.1 防火、防爆
7.2 防尘、防毒、防化学伤害
7.3 防电伤、防机械伤害和其它伤害
7.4 防暑、防潮
7.5 防噪声、防振动
7.6建议
8. 节约与合理利用资源
9. 环境、社会、经济效益
9.1 环境效益
9.2 社会效益
9.3 经济效益
10. 结论与建议
10.1 主要结论意见
10.2存在的问题和建议

58

1. 概述
1.1 编制依据及项目概况
1.1.1 编制依据
新疆中泰化学（集团）股份有限公司的脱硝改造工程委托函。
1.1.2 项目概况
本工程目前装机容量为2×135MW机组配3×410t/h燃煤锅炉已于2010年11月投入运行，同步建设电石渣-石膏湿法脱硫系统并随主体工程一同投产，未预留脱硝条件。本期为已建成投产的3×410t/h燃煤锅炉配备SCR脱硝装置，还原剂制备区按3×410t/h规模配备。
1.2 项目建设的必要性
根据《火电厂大气污染物排放标准》（GB 13223-2011）的相关规定，自2014年7月1日起，现有火力发电燃煤锅炉NOx排放浓度限值为100mg/Nm3（以NO2计、干烟气、6%含氧量），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发电燃煤锅炉NOx排放浓度限值为200mg/Nm3（以NO2计、干烟气、6%含氧量）。
根据目前中泰化学华泰重化工有限责任公司（米东）热电厂机组的运行现状，脱硝装置入口烟气NOx浓度一般在380~450mg/Nm3（按NO2计、干烟气、6%含氧量），已不能满足《火电厂大气污染物排放标准》（GB 13223-2011）的要求。为满足排放标准的要求，需要进行增加脱硝系统的改造。
根据初步计算，为满足脱硝效率的要求，本次脱硝改造技术拟采用选择性催化还原法（即SCR），改造后锅炉NOx排放浓度按不大于100mg/Nm3考虑，满足国家排放标准要求。
1.3 研究范围
本次的工作范围包括：脱硝工程需要的工艺、电气、控制、消防、建筑结构、给排水、暖通、环保等。
1.4主要设计原则
1.4.1 每台锅炉各上一套脱硝装置，采用SCR脱硝工艺，设计脱硝效率保证烟囱出口烟气NOx排放不大于100mg/Nm3（以NO2计、干烟气、6%含氧量），脱硝装置入口NOx浓度按450mg/Nm3、脱硝效率按不小于80%设计。
1.4.2 SCR脱硝装置不设省煤器旁路和SCR旁路。
1.4.3 还原剂采用液氨，通过汽车运输到厂。还原剂存储及制备区的设备及管道选型应考虑3台锅炉脱硝使用。
1.4.4严格遵守有关法规、技术规程和规定，参照《火电工程限额设计参考造价指标》（2010年水平）控制工程造价。
1.4.5充分利用现有场地条件，节约用地。
1.4.6厂区地震基本烈度为8度，地震动峰值加速度为0.2。
1.4.7本工程用煤为乌鲁木齐地区周边煤源，以准东煤矿为主，大洪沟煤矿、黑山煤矿为辅。
1.4.8脱硝设备年利用小时数不小于6500小时考虑，年可用小时数按7600小时考虑。
1.4.9 脱硝装置可用率不小于90%。
2. 电厂概况
2.1 电厂规模
本工程目前装机容量为2×135MW机组配3×410t/h燃煤锅炉，并于2010年11月投入运行，同步建设电石渣-石膏湿法脱硫系统并随主体工程一同投产，未预留脱硝条件（管式空预器未拉出布置）。本脱硝改造工程为已建成投产的3×410t/h燃煤锅炉配备SCR脱硝装置，还原剂制备区按3×410t/h规模配备。
2.2 机组状况
本工程锅炉装设3台华西能源工业股份有限公司生产的DGJ410/9.8型高压、自然循环单炉膛四角切圆燃烧、平衡通风、固态排渣、紧身封闭、全钢构架、全悬吊结构、煤粉锅炉， 3台南京汽轮机(集团)有限公司生产的C135-8.33/1.3型汽轮机，3台南京汽轮机(集团)有限公司生产的QFL-150-2型空冷发电机。
根据电厂运行的实测数据，3台锅炉负荷在50%~100%条件下，脱硝装置入口烟气NOx浓度一般在380~450mg/Nm3（按NO2计、干烟气、6%含氧量），根据锅炉厂的热力计算数据，锅炉主要性能与设计参数、省煤器出口烟气参数见表2.2-1所示。

表2.2-1 锅炉主要性能与设计参数（省煤器改造后参数）
名称
单位
设计煤种50%THA
设计煤种70%THA
设计煤种BRL工况
设计煤种BMCR工况
过热蒸汽流量
t/h
205
287
369
410
过热蒸汽出口压力
MPa（g）
9.8
9.8
9.8
9.8
过热蒸汽出口温度
℃
540
540
540
540
给水温度
℃
230
230
230
238
锅炉效率（按低发热量）
%
91.13
92.26
91.92
91.75
总燃煤量（按低发热值)
t/h
28.27
39.13
50.49
55.61
排烟温度（修正前）
℃
117
128
138
142
排烟温度（修正后)
℃

省煤器出口过剩空气系数
/
1.457
1.248
1.24
1.24
空气预热器入口烟气温度
℃
337
350
371
381
空气预热器出口一次风温
℃
304
318
334
342
空气预热器出口二次风温
℃
304
318
334
342
表2.2-2 SCR入口烟气组分（省煤器改造后参数）
名称
单位
设计煤种50%THA
设计煤种70%THA
设计煤种BRL工况
设计煤种BMCR工况
烟气量（干态）
Nm3/h
206366
246216
315717
347644
烟气量（湿态）
Nm3/h
225717
272529
349644
385002
烟气温度
℃
337
350
371
381
飞灰含量（干态、6%含氧量）
mg/Nm3
5395.76
5395.76
5395.76
5395.76
O2含量（标态、干态）
%
6.6276
4.2033
4.0941
4.0941
CO2含量（标态、干态）
%
13.7934
16.1201
16.2248
16.2248
N2含量（标态、干态）
%
79.5424
79.6339
79.6381
79.6381
H2O含量（标态）
%
8.5739
9.6562
9.7043
9.7043
NOx含量（干态、6%含氧量）
mg/Nm3
≤450
≤450
≤450
≤450
SO2含量（干态、6%含氧量）
mg/Nm3
1087.517
1087.517
1087.517
1087.517
表2.2-3 空气预热器及引风机设备参数
设备名称
参数名称
单位
参数（BMCR）
空气预热器
数量（每台炉）
台
2
型式
/
立式管式空预器（两分仓）
漏风率
％
运行一年内6、一年后8
制造厂家

华西能源锅炉厂配供
引风机
数量（每台炉）
/
2
型式
/
离心式 Y4-73No27.5D
风机风量
m3/h
465003（TB）
风压
Pa
3832.5（TB）
风机制造厂家
/
重庆通用工业（集团）有限责任公司
电动机型号
/
YKK560-8
电动机功率
kW
710
电动机制造厂家
/
长沙电机厂
2.3 燃料
2.3.1 煤源及煤质
本工程用煤为乌鲁木齐地区周边煤源，以准东煤矿为主，大洪沟煤矿、黑山煤矿为辅。锅炉设计及校核煤种的煤质分析数据见表2.3-1所示。
表2.3-1 煤质资料
项目
符号
单位
西安热工所检验结果
设计煤种
校核煤种1
校核煤种2
工业分析（收到基）
全水分
Mt
%
15.5
9.1
8.0
空气干燥基水份
Mad
%
4.91
2.90
3.75
收到基固定碳
FCar
%
57.41
61.48
74.36
干燥无灰基挥发分
Vdaf
%
35.16
38.49
33.97
收到基灰分
Aar
%
11.82
15.60
2.00
收到基全硫
St,ar
%
0.44
0.41
0.26
收到基低位发热量
Qnet.ar
MJ/kg
21.75
24.24
28.57
收到基高位发热量
Qgr. ad
MJ/kg
22.76
25.30
29.66
哈氏可磨性指数
HGI

89
54
54
元素分析（收到基）
收到基碳
Car
%
56.91
61.48
74.07
收到基氢
Har
%
3.15
4.13
4.40
收到基氧
Oar
%
11.18
8.48
10.27
收到基氮
Nar
%
1
0.80
0.71
灰熔融性（弱还原性气氛）
变形温度
DT
×103℃
1.14
1.25
1.27
软化温度
ST
×103℃
1.14
1.28
1.29
半球温度
HT
×103℃
1.16
1.29
1.30
流动温度
FT
×103℃
1.19
1.30
1.31
灰成分
二氧化硅
SiO2
%
50.59
58.57
40.45
三氧化二铁
Fe2O3
%
5.38
6.13
12.38
三氧化二铝
Al2O3
%
16.22
23.32
24.73
氧化钙
CaO
%
10.30
4.24
8.13
氧化镁
MgO
%
2.80
1.16
2.25
三氧化硫
SO3
%
4.61
2.93
7.45
氧化钠
Na2O
%
2.82
0.51
1.22
氧化钾
K2O
%
1.57
1.23
1.46
氧化钛
TiO2
%
1.54
1.19
1.18
氧化锰
MnO2
%

0.008
0.011
其他

%
4.17

2.3.2 锅炉点火及助燃用燃料
锅炉点火、启动及助燃采用等离子点火装置，以达到节省燃油的目的，同时设有燃油系统作为备用，燃油为-20号轻柴油。
2.4 厂址概述
2.4.1 厂址地理位置
厂址位于乌鲁木齐市北郊，属乌鲁木齐东山区金河工业园范围。厂址地处东经87°40′，北纬43°56.5′。厂址以西为乌市七道湾路，以东为神华新疆公司下属部分企业，以南紧邻中泰化工园，以北紧邻米泉市南郊。
厂址以南约1.3公里为至乌市北郊各大型厂矿企业铁路专用线共用段，西距乌市文光站7.2公里。
该厂址位于城市规划范围内，四周均有城市道路通过。
2.4.2 厂址自然条件
2.4.2.1 水文气象条件
新疆华泰重化工责任有限公司2×135MW热电联产电厂位于乌鲁木齐市米东新区，地处天山北麓，准葛尔盆地南缘，位于中纬度中温带的欧亚大陆中心，海洋影响不易到达，气候具有强烈的大陆性，属大陆性中温带干旱气候，与米泉气象台同在一个气候区。特点为：夏季炎热、冬季寒冷，降水量少，蒸发旺盛，光照充足，气温年、日变化大。
主要气象特征参数：(资料年代1961—2004年)
年平均气温： 7.8℃
年极端最高气温： 43.7℃
年极端最低气温： -32.9℃
年极端最高地表气温： 69.2℃
年极端最低地表气温: -37.5℃
年平均降水量： 238.2mm
年最大一日降水量： 45.4mm
年平均蒸发量： 2251.7mm
年最大积雪厚度： 43cm
年平均气压： 950.2mba
年平均相对湿度： 60%
年最小相对湿度： 0.3mb
年最大冻土厚度： 141cm
年日照时数： 2803.0小时
年平均雷暴日数： 7天
年最多雷暴日数： 12天
年平均沙尘暴日数： 1天
年最多沙尘暴日数： 9天
年平均风速： 2.0米/秒
年主导风向： SSE
年最多大风日数： 5天
年平均雾日数： 23天
年最多雾日数： 59天
50年一遇十分钟平均最大风速为30.0米/秒；
100年一遇十分钟平均最大风速为32.0米/秒
2.4.2.2 工程地质条件
a、地形地貌
厂址北高南低，范围内有一约5米高土质山丘。
根据新疆机场(集团)有限责任公司《机场净空新建障碍物意见表》，厂址内允许建筑物高度150米。
b、厂区地层
厂区主要以卵石层为主，其地基承载力fk>300KPa，压缩性较低，力学强度较高，是良好的天然地基。厂址土地类别为2级。
c、厂区地下水
厂区地下水埋深在20米以下，对建筑物基础没有影响。
d、厂区不良地质现象
根据热电厂一期岩土工程施设勘测报告厂区地表-1.5米范围内为硫酸盐渍土，具有中等腐蚀性。
e、厂址地震基本烈度为8度，地震动峰值加速度为0.2。
2.5 交通运输
2.5.1 铁路
乌鲁木齐作为欧亚大陆桥在新疆境内最大交通枢纽，为一级铁路兰新线终点，同时又是北疆铁路起点。辖区内有乌鲁木齐北站、西站及乌鲁木齐火车站（火车南站）三个大型站点，其中乌鲁木齐火车站为客运站。同时有数条铁路专运线通往周边工矿企业，拟建场地东侧石化铁路专用线是乌鲁木齐火车站至文光站，从文光站接入石化铁路专用线。以上铁路已经初步形成环绕乌鲁木齐市的环形铁路网。
2.5.2 航空
乌鲁木齐辖区内有乌鲁木齐国际机场，与甘肃中川国际机场、咸阳国际机场一起作为西北地区最大的三个航空港共同承担西北地区航空枢纽的作用，现已开通多条国际国内航线。乌鲁木齐国际机场位于本工程厂址西南侧，距厂址约为17公里。
2.5.3 公路
乌鲁木齐公路交通四通八达，314国道在市区西侧东西向穿过将东疆与北疆重要的工农业城市通过乌鲁木齐连成一线。216国道南北向在市郊穿过。S303省道以乌鲁木齐为起点向东通过昌吉回族自治州下辖的各个县政府所在地到达东疆重镇哈密与314国道共同形成东疆地区的公路干网。新疆境内第一条高速公路土乌大高速公路从乌鲁木齐市穿过。乌奎高速以乌鲁木齐为起点平行与312国道向西向北现已延伸至赛里木湖畔，进一步加深了北疆地区与首府的交通联系。312国道、216国道为一级道路，S303省道为二级道路。
2.6 电厂用水
电厂采用带自然通风冷却塔的二次循环供水系统，冷却塔的补水来自于城市中水；工业消防水补给水为水库地表水，由市政管网接入，电厂设有一套工业水供水系统。
2.7电厂总体布置
厂区总平面采用三列式布置，由东北至西南依次为：屋外配电装置区－主厂房区－煤场区。主厂房固定端朝东，向南扩建，电气向西南出线。
辅助设施区及冷却塔布置在主厂房固定端，呈单列布置，由南到北依次冷却塔、供水设施区、化学水设施区、油库区，厂前区布置在辅助生产区东侧。
厂区竖向采用台阶式布置，分区排水，有组织地将地表水通过城市型道路排入下水系统，通过下水管道集中，自流排出厂外。主厂房室内地坪标高为644.20米，煤场区域室内地坪标高为643.45米，冷却塔水面标高为645.00米。
厂内道路均为城市型道路，采用水泥混凝土路面，主要道路宽7.0m，次要道路宽4.0m，检修道路宽约3.0m，人行道宽1.8m。道路转弯半径主要道路为18.0m，次要道路不小于9.0m。
2.8 电厂主要热力系统控制方式和控制水平
2.8.1 控制方式
采用炉、机、电及主要辅助系统（车间）分类集中控制方式。单元机组采用DCS控制网络，3台机组合设一个控制室；辅助车间水、煤、采用独立的PLC控制网络，就地设置电子设备间及控制室。
2.8.2 控制水平
机组采用分散控制系统（DCS），运行人员以DCS操作员站及彩色CRT/LCD显示器作为全厂的监控中心，同时在DCS操作台上配置必要的锅炉、汽机、发电机的硬接线紧急停止按钮及重要辅机和硬接线操作按钮，以确保机组在紧急情况下安全停机。
辅助车间在就地控制室内对辅助车间设备的启停和监控。

3. 脱硝工程建设条件
3.1 氮氧化物控制水平
根据《火电厂大气污染物排放标准》（GB 13223-2011）的相关规定，自2014年7月1日起，现有火力发电燃煤锅炉NOx排放浓度限值为100mg/Nm3（以NO2计、干烟气、6%含氧量），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发电燃煤锅炉NOx排放浓度限值为200mg/Nm3（以NO2计、干烟气、6%含氧量）。
根据目前中泰化学华泰重化工有限责任公司（米东）热电厂机组的运行的实测数据，锅炉负荷在50%~100%条件下，脱硝装置入口烟气NOx浓度一般为380~450mg/Nm3（按NO2计、干烟气、6%含氧量），已不能满足《火电厂大气污染物排放标准》（GB 13223-2011）的要求。为满足排放标准的要求，需要进行增加脱硝系统的改造。
本次脱硝改造采用的脱硝技术为选择性催化还原法（即SCR），改造后锅炉NOx排放浓度按不大于100mg/Nm3考虑，满足国家排放标准要求。
3.2 脱硝场地条件
脱硝预留场地在除灰车库东南侧、油罐区的西北侧，分别由厂区道路相隔，目前场地已平整，可用面积约2500m2。
脱硝区域总平面规划布置图详见F06731C -Z01。
3.3 还原剂供应
3.3.1 液氨
本工程还原剂拟采用纯度为99.6%的液氨，液氨由汽车运输到厂，液氨消耗量见下表3.3-1所示：
表3.3-1 液氨耗量表（设计院计算值）
项目名称
1台炉（BMCR工况）
3台炉（BMCR工况）
小时耗量
日耗量(24h)
年耗量(6500h)
小时耗量
日耗量(24h)
年耗量(5500h)
单位
kg／h
kg／d
t／a
kg／h
kg／d
t／a
设计煤种
55
1320
357.5
165
3960
1072.5

目前米东电厂正在与相关化工厂进行协商，办理液氨供应协议。
3.4供电条件
根据工艺专业提供负荷资料，本工程脱硝改造所需电源均可从原厂低压配单装置的备用回路引接。各炉脱硝负荷的电源可从就近的机组工作PC或脱硫PC提供，不需要再增加新的低压干变和配电装置。
3.5 供水条件
烟气脱硝系统所需用水量较小，主要用于氨稀释罐进行液氨稀释和液氨蒸发槽少量补水，瞬时最大用水量为20 m3/h，可以从电厂现有的工业水系统管网就近引接。
新增的生活用水设施由电厂已有的厂区生活水管网上引接。
本工程最大消防冷却水量为100m3/h，因电厂有完善的消防系统，消防最大水量为288m3/h，扬程为90m，可满足本工程要求。
3.6 供汽条件
烟气脱硝系统所需的蒸汽主要用于还原剂制备（液氨蒸发）。还原剂制备蒸汽消耗量约130kg/h，参数为0.8MPa、370℃。经核算，此蒸汽可从电厂原有辅助蒸汽系统引接。
3.7 供气条件
脱硝系统所需的压缩空气三台炉共1.28Nm3/min，供给声波吹灰（暂定采用声波吹灰器）及热控设备用气。经核算，脱硝所需压缩空气可从通过厂区的压缩空气母管就近引接。
3.8 交通运输条件
3.8.1 厂外运输
脱硝用液氨可用槽车从厂外由汽车运输至电厂。
陆路的运输能力能满足液氨脱硝剂的运输。
脱硝剂采用液氨，液氨的运输需要取得当地安全、交通、运输等主管部门批准。
3.8.2 厂内运输
本工程为技改工程，现有电厂交通网络完善，道路平坦，本期工程各建（构）筑物的平面布置仅利用原预留脱硝场地位置，厂内现有运输道路能够满足本项目的要求，不需改建。
4. 烟气脱硝工艺方案选择
4.1 NOx生成机理简介
燃煤锅炉排放的NOx主要由NO、NO2及微量N2O组成，其中NO含量超过90%，NO2约占5～10%，N2O量只有1%左右。NOx的生产理论有三条途径：
热力型NOx，是空气中的氮气在高温下氧化而生成的NOx。
燃烧型NOx，是燃料中含有氮化合物在燃烧过程中燃烧分解，接着氧化而生成的NOx。
瞬态型NOx，是燃烧时空气中氮和燃料中的氢氧化物反应生成的NOx。
对于燃煤电站锅炉，一般热力型NOx占总NOx的25%，燃烧型NOx占74%左右，瞬态型所占份额很小。燃烧型NOx所占比例最高，是燃煤锅炉NOx减排的主要控制对象。
4.2 脱硝技术简介
燃煤锅炉的NOx控制主要分为炉内一次低NOx燃烧技术和炉后二次烟气脱硝技术两大类。前者由于投资省、运行费用低，得到了最为广泛的采用，也是各主要工业国下大力气不断完善的措施。后者可控制NOx排放浓度至100mg/Nm3以下，但其初投资昂贵、运行费用高。
炉内低NOx燃烧技术主要通过控制炉内燃烧气氛，利用欠氧燃烧生成的HCN与NH3等中间性产物来抑制与还原已生成的NOx。
炉后烟气脱硝可在适当温度条件或催化剂的作用下，通过往烟气中喷射氨基还原剂，将烟气中的NOx还原成N2和H2O。
4.2.1 炉内低NOx燃烧技术
适宜于燃煤锅炉的炉内低NOx燃烧技术主要有：低NOx燃烧器、空气分级、燃料再燃及烟气再循环。本工程已投产，为避免锅炉本体改造，不考虑采用炉内低NOx燃烧技术，此处不再赘述。
4.2.2炉后烟气脱硝技术
炉后烟气脱硝技术分为干法脱硝和湿法脱硝，干法脱硝分为选择性选择性催化还原SCR和非催化还原SNCR，湿法脱硝分为氧化吸收法和氧化还原法。
4.2.2.1 选择性非催化还原SNCR
选择性非催化还原法采用NH3或尿素（CO(NH2)2）为还原剂，其原理与选择性催化还原法相同，所不同的是该方法不使用催化剂。由于无催化剂时该反应的最佳温度为900～1000℃，因此必须在烟气的高温区域加入还原剂。该方法的还原剂使用量大，同时必须控制好反应温度并保证还原剂有足够的停留时间。选择性非催化还原法的脱硝效率较低，约为30～50％。
工艺特点：
－以炉膛为反应器，不使用催化剂；
－SNCR法的还原反应温度范围比较小(900～1000℃)，对于大容量锅炉的炉膛温度场控制要求比较高；
－脱硝率低，一般为30～50％；
－氨逃逸率较高，一般为10～20PPm；对下游设备（除尘器和空气预热器等）的影响较大；
－NH3/NOx摩尔比较高，一般为2～3；
－受热面可能发生腐蚀；
－不导致SO2/SO3的氧化；
4.2.2.2 选择性催化还原SCR
这种方法是采用NH3作为还原剂，将NOx还原成氮气（N2）。NH3有选择性，它只和NOx发生作用，而不与烟气中的氧（O2）发生反应。如果采用其他还原剂，如CH4、CO、H2等，它们还要和O2发生反应，因而会消耗更多的还原剂，并使烟气温度升高，因此具有选择性的还原剂比无选择性的还原剂要好。通常上述还原反应在低温下的反应速度很慢，为了加快其反应速度，可以加入催化剂。通常可采用以二氧化钛（TiO2）和五氧化二钒（V2O5）为基体的碱金属为催化剂，其最佳反应温度为300～400℃，相当于锅炉省煤器出口至空气预热器入口处的烟温。选择性催化还原法的脱硝效率可达95％以上。
SCR工艺特点：
－脱硝装置布置在锅炉尾部，对炉膛影响小;
－脱硝率高，一般可达50～95％；
－氨逃逸率低，一般可低于3PPm；
－NH3/NOx摩尔比低，一般<1；
－SO2/SO3转化率<1％；
－费用较高，一般在130～160元/kW。
－在大容量机组上应用最多的烟气脱硝技术。
SCR工艺系统主要包括：SCR催化反应器及催化组件，氨制备、存储系统，氨喷射系统、脱硝公用系统等。
选择性催化还原烟气脱硝技术（SCR）是大容量机组上最成功应用的方法，其技术成熟，脱氮效率高，国际上应用最多。所以，目前国内正在实施和预留的烟气脱硝装置均采用选择性催化还原烟气脱硝技术（SCR）。
4.2.2.3 湿法脱硝
由于烟气中NOx的90％以上都是NO，而NO很难溶于水，因此对NOx的湿法处理不能用简单的洗涤法加以吸收。湿法脱硝的原理是用臭氧（O3）、二氧化氯（ClO2）或高锰酸钾（KMnO4）等氧化剂使NO氧化成NO2，NO2然后被水或碱性溶液吸收，从而实现脱硝。
O3氧化吸收法，虽然用水作吸收剂，但生成物硝酸（HNO3）液体需经浓缩处理，而且O3需用高电压制取，运行时耗电量大，初投资及运行费用高。
ClO2氧化还原法，该方法可以和采用氢氧化钠（NaOH）作为脱硫剂的湿法脱硫技术结合使用，脱硫的反应产物Na2SO3又可作为还原NO2的吸收剂。该方法的脱硝率可达95％，且可同时脱硫，但ClO2和NaOH的价格较高，使运行成本增高。
KMnO4氧化吸收法，该方法用KMnO4将NO氧化成NO2，然后将NO2固相生成硝酸盐，该方法也可同时进行脱硫，KMnO4与SO2反应生成K2SO4和MnO2。上述反应中的二氧化锰（MnO2）可从沉淀中分离再生，副产品硝酸钾（KNO3）可作化肥，脱硝效率可达90～95％，而且可以同时脱硫。但是KMnO4价格较高，会使运行成本增高，而且存在水污染的问题，需增加废水处理系统。
4.3 本工程采用的脱硝技术
根据实际运行情况来看，本工程3台410t/h煤粉锅炉排放烟气中NOx含量为380~450mg/Nm3（按NO2计、干烟气、6%含氧量）。
从原理上说，干法脱硝和湿法脱硝都能达到脱硝的目的。湿法脱硝的效率相对比较高，但是系统复杂，而且用水量大，同时伴有水污染的问题，因此目前在燃煤锅炉上很少被采用。而在干法脱硝的选择性催化还原法和选择性非催化还原法两种方法中，前者可以说是目前世界上烟气脱硝工艺的主流。
目前世界上已采取了烟气脱硝措施的锅炉中，大部分采用选择性催化还原法（SCR），较少采用选择性非催化还原法（SNCR）。在欧洲已有120多台大型的SCR装置得到了成功的应用，其NOx的脱除率达到80～90％。日本大约有170套SCR装置，接近100000MW容量的电厂安装了这种设备。美国政府也将SCR技术作为主要的电厂控制NOx技术。因此，SCR方法成为目前国内外大型电站脱氮成熟的主流技术。
鉴于以上原因，本工程电厂烟气脱硝装置推荐采用选择性催化还原法（SCR），脱硝效率及氮氧化物的排放浓度应满足《火电厂大气污染物排放标准》（GB 13223-2011）的相关规定。
4.4 SCR反应器布置方式
按照SCR反应器相对于电除尘器安装位置的不同，选择性催化还原法反应器的布置方式有高含尘和低含尘两种布置方式。
高含尘布置，反应器安装在省煤器与空气预热器之间，其优点是在机组正常工作的时候，可以满足反应需要的温度，但在低负荷时，仍需要额外的热源（蒸汽/省煤器旁路）来提高烟气温度。缺点是飞灰有一定程度的磨损和堵塞，其中的一些有害物质也会导致催化剂中毒，飞灰含量大，栅格横截面积大，有效反应面积减小，催化剂用量增加。
低含尘布置是布置于除尘器之后或者烟气脱硫装置之后。优点是可以几台锅炉共用一套脱氮装置；飞灰中有害物质已除去，延长了催化剂的使用寿命；飞灰含量低，磨损和堵塞减小，并且栅格横截面积可以减小，有效反应面积增加，催化剂用量可以减少。但缺点是需要消耗额外的能源，需用加热器（燃油燃气）将烟气温度升至300～400℃以上。
综合技术经济方面因素，SCR反应器高含尘布置比较经济合理，因为省煤器与空气预热器之间的烟气温度（280～400℃）很适合催化剂保持高活性。
SCR反应器在高含尘区域布置是目前国内外电厂中最常用的选择。本工程可以利用炉后烟道支架的位置布置空气预热器及SCR脱硝反应器，因此高含尘布置方式场地条件是可行的。低含尘布置方式现场场地比较苛刻，改造后还需额外消耗能量来加热烟气，从节能角度上不经济也不合理。
从以上分析可知，本工程 SCR烟气脱硝装置反应器按照高含尘布置方案考虑。
4.5 旁路烟道设置
SCR旁路烟道有两种，一种是烟气调温旁路，另一种是SCR旁路。所谓烟气调温旁路，指的是从省煤器入口至SCR反应器入口的旁路；所谓SCR旁路，指的是从SCR入口至空气预热器入口的旁路。
烟气调温旁路的作用是在低负荷时（通常指低于50%MCR，烟气温度低于反应所需温度时的工况。）打开旁路，将烟气从省煤器前部分直接引入SCR装置，保证SCR装置内的烟气温度保持在适合投氨的温度300℃左右，以确保脱硝效率。设置调温旁路，相应的要增加烟道及烟气挡板。锅炉如设置烟气调温旁路，须在省煤器入口处开孔，将影响低过及省煤器的布置，减少省煤器吸热，影响锅炉主汽温度，对锅炉性能、热平衡有一定影响。实际上，锅炉在低负荷时NOx浓度相应较低，并且电厂带基本负荷，低负荷的年运行小时数也很低，可以考虑在低负荷时不投氨。另外，本工程锅炉本体已经建造完毕，如果设置此旁路，将涉及锅炉本体改造及锅炉钢架改造，需要与锅炉厂进行协商配合，且改造成本高，改造工期较长。因此本工程按不设置烟气调温旁路考虑。
SCR旁路主要用于锅炉启停时保护SCR装置内的催化剂不受损坏，并且方便检修SCR。因此，安装SCR旁路主要是用在锅炉需要经常启停或长时间不用的情况下。SCR旁路需要增加挡板，由于挡板常关，因此积灰比较严重，为使积灰不结块该旁路还需要一套加热系统使之加热至100℃左右，投资、维护费用和要求都比较高。根据国外电厂的资料介绍以及电厂的实际情况，本工程按不设置SCR烟气旁路考虑。
4.6 还原剂选择
CR脱硝技术可以选择液氨（NH3）、尿素【CO(NH2)2】、氨水（NH3·H20或NH4·OH）进行氨气的制备，表4.6-1为上述三种还原剂的比较。
表4.6-1 还原剂选择的比较
项目
液氨
氨水
尿素
品质要求
GB536，纯度99.5%及以上合格品
GB12268，浓度一般为18%~30%
GB2440，纯度应保证总氮含量在46.3%及以上合格品
还原剂费用
低
较高
高
运输费用
低
高
较高
安全性
有毒
有害
无害
存储条件
高压
常压
常压，干态
存储方式
液态
液态
微粒状
制备方法
蒸发
蒸发
热解，水解
初投资费用
低
较高
高
运行费用
低
较高
高
设备安全要求
应符合GB150、<<危险化学品安全管理条例>>等相关规定
应符合GB150、<<危险化学品安全管理条例>>等相关规定
无
若电厂地处城市远郊或远离城区，且液氨产地距离电厂较近，在能保证运输安全、正常供应的情况下，宜选择液氨做为还原剂；位于大中城市及其近郊区的电厂，宜选用尿素做为还原剂；采用氨水采用还原剂时，由于其运输量大、蒸发过程能耗大，在我国很少采用。
根据以上分析及本工程的实际情况，采用液氨作为脱硝还原剂。
4.7催化剂方式选择
选择性催化还原法脱硝工艺系统其核心装置是SCR反应器。SCR反应器一般为矩形截面，内部填充催化剂。通常先将催化剂制成板状或蜂窝状催化剂元件，然后再将这些元件制成催化剂组块，最后将这些催化剂组块构成反应器内的催化剂层。
目前应用最广的是氧化钛基催化剂，载体TiO2含量约为80%-90%，主要活性物质为V2O5含量约为1-2%，其他化学成分（WO3/MoO3）约占3-7%。一般V2O5含量越高，催化剂的活性越强，而且需要的反应温度越低。但V2O5含量高，SO2/SO3的转化率也相对较高。
根据催化剂的形状，可分为平板型、蜂窝型与波纹型等三种。
蜂窝型：是目前市场占有份额最高的一种催化剂。催化剂采取整体挤压成型，适用于燃煤锅炉的催化剂节距为6.9-9.2mm，壁厚大于0.9mm，比表面积约410-539m2/m3，单位体积的催化剂活性高，相同脱硝效率下所用的催化剂体积较小，适合于灰含量低且粘性小的环境。其开孔率仅有70%左右，飞灰堵塞会较严重，抗冲蚀性能弱，不利于运行在灰含量较高或灰粘性较强的环境。
平板型：也是广泛被使用的一种催化剂。催化剂以金属板网为骨架，以Ti-Mo-V为主要活性材料，采取双侧挤压的方式将活性材料与金属板结合成型。其结构形状与空气预热器的受热面相似，节距为6-7mm，开孔率约80-90%，具有较强的抗冲蚀和防堵灰特性，