#5、6号锅炉SCR烟气脱硝改造工程
概算书
华能济宁运河发电有限分公司#5、6号锅炉SCR烟气脱硝改造工程 概算书
2 编制说明
1 概述
1.1地理位置
位于济宁市以北约11km的长沟镇。厂址东为天宝寺沟，西为南田村，北邻南薛村，梁济公路在厂址南面400m处由西北-东南方向通过。二期工程厂址位于一期工程的东侧，新建主厂房与一期续建主厂房脱开80m布置。运河电厂紧邻曲阜-荷泽高速公路、327国道及105国道、梁济公路，地理位置优越，交通运输便捷，是一座现代化大型火力发电厂。
1.2 系统概述
#5、6号炉SCR烟气脱硝公用系统及5、6号机组烟气脱硝改造工程，采用选择性触媒脱硝（SCR）工艺、脱硝还原剂采用液氨。在设计条件下，处理100%烟气量、2层催化剂条件下脱硝效率不小于77.5%，100%烟气脱硝，脱硝设备年平均利用小时按不小于6000小时考虑，装置可用率不小于99%。
2 设计概算
2.1 编制依据及原则
2.1.1 工程量
根据设计人员提供的设备材料清册和建安工程量。
2.1.2 项目划分及取费标准
依据中华人民共和国国家发展和改革委员会（2007-07-26发布）《火力发电工程建设预算编制与预算标准》及有关文件规定进行项目划分、计取各项费用。
2.1.3 定额套用 华能济宁运河发电有限分公司#5、6号锅炉SCR烟气脱硝改造工程 概算书
3 执行中国电力企业联合会2007-11-09发布的《电力建设工程概算定额 第一册 建筑工程（2006年版）》、《电力建设工程概算定额 第二册 热力设备安装工程（2006年版）》、《电力建设工程概算定额 第三册 电气设备安装工程（2006年版）》，不足部分参考《电力建设工程预算定额 第一册 建筑工程（2006年版）》、《电力建设工程预算定额 第二册 热力设备安装工程（2006年版）》、《电力建设工程预算定额 第三册 电气设备安装工程（2006年版）》。定额的材料价格以北京地区2006年预算价格为基础综合取定，安装工程执行电定总造〔2012〕2号文关于发布发电安装工程概预算定额价格水平调整系数，建筑工程的机械价差执行电定总造〔2012〕6 号机械调差文件,列入编制年价差。
20T/H锅炉烟气除尘脱硫脱硝项目
[SNCR脱硝+文丘里水膜脱硫除尘器+高效雾化喷淋式脱硫塔]
处理20T/h锅炉水膜除尘器+高效雾化喷淋脱硫塔现场照片
浙江丽水众发造纸厂SNCR脱硝+文丘里水膜脱硫除尘器+双碱法脱硫工艺
技
术
文
件
编制：
审核：
日期： 2015 年8月
江苏龙源环境工程有限公司
江苏龙源环保科技有限公司
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神华集团乌海能源天信公司2×75T/H锅炉烟气脱硫塔现场照片
脱硫塔整台出厂 目 录
一 总论..................................................................................................................... - 4 -
1.1 工程概述..................................................................................................... - 4 -
1.2 设计参数..................................................................................................... - 4 -
1.3除尘脱硫系统主要技术要求...................................................................... - 5 -
1.4 主要设计原则............................................................................................. - 5 -
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浅析火电厂烟气脱硝改造
作者：陆东海 兰文英
来源：《华中电力》2013年第04期
摘要：在锅炉烟气脱硝的技术改造中，对脱硝效率起关键作用的因素是煤质和温度。因此在锅炉脱硝改造前，必须取得建设单位提供的设计煤质全分析检测报告，脱硝工艺要适用于工程已经确定的煤质条件、并考虑电厂脱硝改造实施后燃煤来源变化的可能性，从而保证锅炉烟气脱硝改造的顺利实施。在脱硝系统运行中要严格控制温度，确保达到设计脱硝效率，从而保证火电厂大气污染物中氮氧化物能够达标排放。
关键词：火电厂 烟气脱硝 改造
1.目前火电厂脱硝改造存在的问题
标准要求：自2014年7月1日起，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NOx排放浓度应控制在200mg/Nm3以下；其余燃煤火力发电锅炉NOx排放浓度应控制在100mg/Nm3以下。
目前，国内除新建设的火电厂机组设置了脱硝装置外，现役机组基本没有设置脱硝装置，且国内煤粉锅炉的氮氧化物排放浓度约400mg/Nm3，循环流化床锅炉氮氧化物排放浓度约250mg/Nm3，不能达到《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）的排放限值要求，均需要进行脱硝改造。
2.解决方案
根据2010年1月27日实施的《火电厂氮氧化物防治技术政策》（环发[2010]10号）规定，在役燃煤机组氮氧化物排放浓度不达标或不满足总量控制要求的电厂，应进行低氮燃烧技术改造。对在役燃煤机组进行低氮燃烧技术改造后，其氮氧化物排放浓度仍不达标或不满足总量控制要求时，应配置烟气脱硝设施。目前，在火电厂运用技术成熟且适合现有锅炉的脱硝技术主要是选择性催化还原技术（SCR）和选择性非催化还原技术（SNCR），燃用烟煤或褐煤且投运时间不足20年的在役机组，宜选用选择性非催化还原技术（SNCR）或其他烟气脱硝技术。
SCR烟气脱硝改造工程初步设计说明书
第3章工艺部分3. 1概述 ................................................................. 1
3.2总的技术要求 ......................................................... 1
3. 3脱硝主要布置原则 ..................................................... 5
3. 4脱硝区工艺系统说明 ................................................... 5
3.5氨区工艺系统说明 ..................................................... 9
3.6流体模型模拟试验 .................................................... 11
3. 7检修、起吊设施 ...................................................... 12
3. 8脱硝管道的防腐、油漆 ................................................ 12
3.9本期脱硝物料消耗指标（1炉计算） ..................................... 133.1 概述
・ .1.1工程概述
#5、6号炉SCR烟气脱硝公用系统及5、6号机组烟气脱硝改造工程，采用选 择性触媒脱硝（SCR）工艺、脱硝还原剂采用液氨。在设计条件下，处理100%烟气 量、2层催化剂条件下脱硝效率不小于77. 5%, 100%烟气脱硝，脱硝设备年平均利 用小时按不小于6000小时考虑，装置可用率不小于99机
5、6号（330MW）机组分别于2006年9月份和3月份投产，SGT025∕17. 47-M881 亚临界压力一次中间再热控制循环汽包锅炉。采用摆动式燃烧器，四角布置、切 向燃烧，正压直吹式制粉系统，单炉膛、n型露天布置，全钢架悬吊结构、平衡 通风，固态排渣。烟气脱硝装置SCR系统应能在锅炉烟气温度300~420°C条件下 连续运行，当锅炉尾部燃烧时，脱硝反应器及其阀门附件允许在450℃条件下连续 运行5个小时而无永久性损坏。
