淮阴可行性研究报告0306.doc

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1、工程检索号：32-F1651E07K-A编 号： F1651E07K-A-01江苏淮阴发电有限责任公司#34机组“大气污染物超低排放”项目工程可行性研究报告江苏省电力设计院工程咨询 工咨甲 21120070013工程设计 甲级 A132015910工程勘察 甲级 100001 - kj2015年 3月江苏淮阴发电有限责任公司#34机组“大气污染物超低排放”项目工程可行性研究报告院 长：分管总工：项目经理： 邵 亮校 核： 编 写： 可行性研究报告目录1 概述31.1 项目名称31.2 电厂现状31.3 项目背景和改造的必要性51.4 研究范围61.5 主要技术原则62 工程实施条件82.1 气

2、象和地质资料82.2 燃料102.3 原始资料133 脱硝系统改造技术方案203.1原有锅炉低氮燃烧系统和SCR脱硝系统简介203.2脱硝系统实际运行情况203.3 NOx排放目标值203.4改造方案203.5 脱硝改造费用284 脱硫系统改造设计方案294.1 原有脱硫系统简介294.2 原有脱硫系统实际运行情况324.3 SO2排放目标值324.4 改造方案324.5 提高湿法脱硫效率的措施324.6 烟气脱硫系统改造方案424.7 烟气脱硫改造费用625 除尘系统改造目标及技术路线的确定636 湿式电除尘系统改造设计方案646.1 湿式电除尘器工作原理646.2 湿式电除尘器技术、性能影

3、响因素666.3 结构型式和布置方式666.4 湿式电除尘器技术比选696.5 湿式电除尘器方案描述776.6 方案选择917 MGGH改造方案927.1 “白烟”形成原因927.2 解决“白烟”的方法937.3 MGGH工程改造设想958 引风机改造和电气容量核算998.1 原有引风机技术参数998.2 改造实施后阻力计算表1019 环境效益和社会效益1039.1 环境效益1039.2 社会效益10310 节约和合理利用能源10510.1 节约能源10510.2 节约用水10511 劳动安全和职业卫生10611.1 劳动安全10611.2 劳动保护10712 生产管理与定员10812.1 生

4、产管理10812.2 人员编制10813 投资估算10913.1 编制依据、范围和深度10913.2 资金来源10913.3 投资估算编制原则10914 结论和建议1121 概述1.1 项目名称项目名称：江苏淮阴电力有限责任公司 #34机组“大气污染物超低排放”项目工程1.2 电厂现状淮安市位于苏北平原中部，淮河下游。处于东经11812-11936，北纬3243-3406之间。东与盐城市接壤，西邻安徽省，南边扬州市，北与连云港市、宿迁市毗邻；与周围几个中心城市的空间距离分别是：南距上海市、南京市分别为400公里、190公里，北距徐州、连云港市分别为210公里和120公里，东到盐城市110公里。

5、新长铁路和京沪高速公路、宁连一级公路、宁徐一级公路干线，以及举世闻名的京杭大运河贯穿市域。江苏淮阴发电有限责任公司位于淮安市区西南部，距市中心5km。东侧为护城河及环城西路，再往东为淮阴中学及市区；西侧为青浦路，与淮阴卷烟厂为邻；南临大庆路，北依里运河。电厂北侧里运河为京杭运河老河道，是电厂用煤的运输通道。江苏淮阴发电有限公司装机容量为2*330MW供热机组。其中#3机组于2008年投产，2011年进行了首次A修。2013年11月B修期间完成环保设施改造，主要项目包括锅炉低氮燃烧器改造、空预器传热元件改造、脱硝改造、电除尘改造、引风机叶片改造，通过改造实现烟尘排放指标不大于30mg/Nm3，氮

6、氧化物排放浓度不大于100mg/Nm3，达到达标排放要求。#4机组于2011年6月投产，投产时脱硝系统同步投运，2014年5月完成首次A修，A修期间，完成了电除尘高频电源改造，实现烟尘排放指标不大于30mg/Nm3。淮阴发电有限责任公司3号机组脱硝工程由福建龙净环保股份有限公司承建，4号机组脱硝工程由中环（中国）工程有限公司承建，均采用选择性催化还原法（SCR）脱硝工艺，还原剂采用液氨。3号机组SCR入口NOx浓度为400mg/Nm3，SCR出口NOx排放浓度小于80mg/Nm3(以NO2计，干基 O2=6%)，设计脱硝效率不低于80%；4号机组SCR入口NOx浓度(NO2计，干基，6%O2)

7、为400mg/Nm3，SCR出口NOx排放浓度小于80mg/Nm3，脱硝效率大于80%。根据#3机组最新的脱硝测试报告，在296MW负荷下，SCR入口最高NOx浓度为201mg/Nm3，SCR出口NOx最高排放浓度为28 mg/Nm3，脱硝效率达到86%。在263MW负荷下，SCR入口最高NOx浓度为205mg/Nm3，SCR出口NOx最高排放浓度为27 mg/Nm3，脱硝效率达到87%。根据#4机组最新的脱硝测试报告，在300MW负荷下，SCR入口NOx浓度为401mg/Nm3，SCR出口NOx排放浓度为70 mg/Nm3，脱硝效率达到82.6%。淮阴3号机组脱硫系统由北京博奇电力科技有限公

8、司承建，采用石灰石石膏湿法烟气脱硫技术。烟气脱硫系统设计参数为：入口烟气量为1169450 Nm3/h（标态，湿基，实际O2），入口SO2浓度为1845mg/Nm3（标态，干基，O2：6%）；设计煤种(Sar=0.72%)脱硫效率分别不低于95%，SO2排放浓度不大于93mg/Nm(干基，6%氧)。淮阴4号机组脱硫系统由北京博奇电力科技有限公司承建，采用石灰石石膏湿法烟气脱硫技术。烟气脱硫系统设计参数为：入口烟气量为1270119 Nm3/h（标态，湿基，实际O2），入口SO2浓度为3900（按Sar=1.5%，应为3453）mg/Nm3（标态，干基，O2：6%）；设计煤种(Sar=1%)脱硫

9、效率分别不低于95%，SO2排放浓度不大于195mg/Nm(干基，6%氧)。根据3号机组脱硫系统的性能测试报告，脱硫入口浓度1551 mg/Nm，烟囱出口的实际排放浓度不大于92.25mg/Nm，脱硫效率96.5%。根据4号机组脱硫系统的性能测试报告，脱硫入口浓度2117 mg/Nm，烟囱出口的实际排放浓度不大于86.8g/Nm，脱硫效率大于95.9%。3号机组烟气除尘在改造后采用双室双列5电场，设计参数为：设计煤种(Aar=30.24%)除尘器入口含尘量40.224g/Nm3，校核煤种(Aar=34.87%)入口含尘量49.605g/Nm3，除尘器出口含尘量小于49mg/Nm3，保证效率大于

10、99.88%。根据最新性能测试报告，3号机组除尘器入口含尘量24.452g/Nm3,除尘器出口含尘量为26.4mg/Nm3，除尘效率达到99.89%。4号机组烟气除尘采用双室双列4电场，设计参数为：设计煤种(Aar=24%)除尘器入口含尘量26.45g/Nm3，校核煤种(Aar=34.87%)入口含尘量40.79g/Nm3，除尘器出口含尘量小于95mg/Nm3，保证效率大于99.8%。根据最新性能测试报告，4号机组除尘器入口含尘量28.583g/Nm3,除尘器出口含尘量为29.3mg/Nm3，除尘效率达到99.90%。1.3 项目背景和改造的必要性根据发改委“关于印发煤电节能减排升级与改造行动

11、计划（2014-2020）的通知”（发改能源20142093号）新建燃煤发电机组（含在建和项目已纳入国家火电建设规划的机组）应同步建设先进高效脱硫、脱硝和除尘设施，不得设置烟气旁路通道。东部地区（辽宁、北京、天津、河北、山东、上海、江苏、浙江、福建、广东、海南等11 省市）新建燃煤发电机组大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机组排放限值（即在基准氧含量6%条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于10、35、50 毫克/立方米）及“稳步推进东部地区现役30万千瓦及以上公用燃煤发电机组和有条件的30 万千瓦以下公用燃煤发电机组实施大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机组排放限值的环保改造，201

12、4 年启动800 万千瓦机组改造示范项目，2020 年前力争完成改造机组容量1.5 亿千瓦以上。”根据省政府办公厅关于转发省发展改革委省环保厅江苏省煤电节能减排升级与改造行动计划（20142020年）的通知” （苏政办发201496号）“到2018年年底，全省10万千瓦及以上燃煤机组大气污染物排放浓度基本达到燃机排放标准（即在基准氧含量6%的条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于10、35、50毫克/立方米）。”根据江苏省物价局文件江苏省物价局关于明确燃煤发电机组超低排放环保电价的通知（苏价工2014356号）“一、超低排放机组是指新建或改造后燃煤发电机组的排放达到燃气发电的超低排

13、放标准(烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于5、35、50毫克/立方米)并经省环保厅整体验收合格的机组。”；“二、在国家出台燃煤机组超低排放环保电价政策前，暂定我省超低排放环保电价为每千瓦时1分(烟尘、二氧化硫、氮氧化物分别为0.4、0.4、0.2分) ”。考虑到本项目地处东部地区，对于烟气中烟尘、SO2、NOx、汞及其化合物的排放浓度要求日益严格。淮阴发电有限责任公司计划对电厂#3、4号机组的烟气脱硫、脱硝和除尘系统进行进一步提效改造，在满足火电厂烟气排放标准（GB13223-2011）中规定的排放限值的基础上，达到以天然气为燃料的燃气轮机组的排放标准，即烟尘排放浓度不大于5mg/Nm

14、，SO2排放浓度不大于35mg/Nm，NOx排放浓度不大于50mg/Nm，如有条件，可以达到更低的要求。为制定切实有效的改造方案，适应外界条件的变化，保证脱硝、脱硫和除尘装置安全、高效、稳定运行以及满足燃机排放标准要求，本报告将对电厂烟气脱硫、脱硝和除尘系统改造方案进行可行性研究。1.4 研究范围结合淮阴发电有限责任公司#3、4机组现有装置特点和场地布置情况，对电厂烟气脱硫、脱硝和除尘系统的改造方案进行可行性研究，主要研究内容如下：（1）烟气环保超低排放改造工程工艺的选择及方案论证（2）脱硫、脱硝和除尘系统改造工程设想（3）相关系统设施的改造可行性分析（4）环境效益和社会效益分析（5）工程投资

15、估算1.5 主要技术原则电厂烟气脱硫、脱硝和除尘系统改造方案可行性研究从现有装置实际运行情况出发，遵循“改造技术成熟、可靠、先进；改造措施经济、合理、有效；改造后设备运行稳定、安全；整机使用寿命周期长，达到燃机排放标准”的原则，针对存在的实际问题提出建设性的改造措施，做到“范围明确、重点突出、便于实施、缩短工期”。改造方案主要技术原则如下：（1）高于环保要求达到示范效应：实现烟气污染物的超低排放，在满足火电厂烟气排放标准（GB13223-2011）中规定的特别排放限值的基础上，达到更高层次的污染减排。（2）结合电厂实际：结合淮阴发电有限责任公司现有装置特点和场地布置情况，充分考虑当地资源条件和

16、工程建设条件，对脱硫、脱硝和除尘工艺进行有针对性的研究，提出切实可行的技术改造方案。（3）充分利用现有设施：改造充分利用原有相关设备，加强改造设备与现有设备的联系，提高整个系统的可靠性，降低造价。（4）对原有机组影响降到最低：改造方案的拟定要充分考虑改造工程的实际情况，尽量减少对原有系统、设备和管道等的影响。并妥善处理好与在运机组的衔接关系，尽量减少工程实施过程中对主机运行的影响。（5）安全稳定运行：改造方案技术先进、设备可靠。改造后，在达到燃机排放标准的前提下，脱硫、脱硝和除尘系统能持续安全稳定运行，且脱硫、脱硝和除尘系统的启停和正常运行均不影响机组的安全运行和电厂的文明生产。（6）对煤质适

17、应性高：对燃煤的硫份和灰份有较好的适应性。（7）节约造价：改造方案在保证性能的前提下，尽量节约改造费用，实现较高的性价比。2 工程实施条件2.1 气象和地质资料2.1.1 气象资料厂区位于长江下游三角洲上，地处亚热带，属海洋性气候，且具有四季分明，天气湿润、阳光充足，雨量充沛等特点，35月因南北气流冲突加剧，天气变化大，晴阴不定；67月由于冷暖气团经常交会，出现静止风，形成连续阴雨天气，即梅雨；79月受台风影响，再加上其它系统遭遇会出现大暴雨，年降雨量70%集中在59月份，梅雨季节结束后即进入盛夏，除有雷阵雨外，以晴热少雨水天气为多，秋季在9月份时有秋雨和台风，9月份后雨水显著减少。淮阴地区气

18、象有关资料如下：年平均气温：14.1绝对最高气温：39.5绝对最低气温：-21.5累年平均相对湿度：76%累年平均降水量：936.6mm累年平均风速：3.20m/s累年夏季最多风向：ES12%累年最多冬季风向：ES20%累年最大积雪深度：35cm累年最大冻土深度：23cm基本风压：0.40kN/m250年一遇；0.45kN/m2100年一遇基本雪压：0.4kN/m250年一遇多年平均大气压：101510Pa2.1.2 地质资料市域具有地势低平、平原广阔、河湖密布的特征，仅西南角盱眙县有低丘分布。地貌可划分为黄淮冲积平原区、江淮湖洼平原、低山丘地区三大类型。由西北向东南逐渐倾斜，一般地面标高在9

19、13米以古黄河口零点为准，地质条件好，地层属扬子地层区，基岩埋深90180米，东部埋深180280米。厂址所在区域的大地构造位于华北断块区鲁苏断块和扬子断块区下扬子断块的交界处附近，被几条深大断裂所切割，区域内断裂较发育。厂址距剡庐断裂较近，发生在断裂带的地震对本区域有一定影响。但淮安市历史上未发生过强烈地震，地震活动水平较低。厂址区内无深大断裂通过。在区域构造上属基本稳定区，适宜建厂。勘探深度内揭露的地层为第四系全新统及上更新统松散堆积物，成因以冲积相为主。根据地质时代、成因类型、岩性及分布埋藏特征，将场区地层划分为6个大层，其中层又划分为2个亚层。各层岩土特征如下：-1层（Q4ml）杂填土

20、：颜色较杂，成份多为建筑垃圾、碎石块、煤渣、煤灰等，局部为原混凝土基础。该层在场区分布较广泛，厚度为0.758.10m，层顶标高为9.8410.99m。-2层（Q4ml）素填土：灰、灰黑等色，成份多为淤泥质土及粉质粘土，混杂建筑垃圾、碎石块、煤渣、煤灰等。厚度为1.057.80m，层顶标高为6.059.88m，层顶埋深为0.754.50m，该层在场区分布较广泛。层（Q3al）（粉质）粘土：灰黄色，可塑硬塑，切面较光滑，韧性及干强度中等高，无摇震反应，含铁锰质结核及钙质结核。厚度为0.805.05m，层顶标高为3.308.28m，层顶埋深为0.007.00m，该层在场区分布较广泛。层（Q3al）

21、粉土：灰黄色，湿，中密密实，摇震反应迅速，无光泽反应，韧性及干强度低，局部含云母碎片。厚度为0.453.35m，层顶标高为1.903.80m，层顶埋深为3.558.55m，该层在场区分布较广泛。层（Q3al）（粉质）粘土：灰黄色，可塑，土质不均匀，夹大量粉土，切面稍光滑，摇震反应无，韧性及干强度中等。该层场区均有分布，厚度为0.803.15m，层顶标高为0.302.48m，层顶埋深为5.4510.50m。层（Q3al）粘土：灰黄色棕黄色，硬塑，切面光滑，韧性及干强度高，摇震反应无，含大量的铁锰质结核及钙质结核，部分钻孔（J13、J14、J16、J33、J34、J50）于深度28.0m31.0m

22、处揭露厚度1050cm左右的砂透镜体。该层场区分布稳定，厚度大，揭露厚度为9.4025.85m，层顶标高为-1.200.58m，层顶埋深为7.1511.75m。层（Q3al）中砂：灰黄色、灰白色，饱和，密实，级配一般，局部为粉砂，混细砂、粗砂颗粒，见小砾石等，主要矿物成分为石英、长石等。该层场区仅局部揭露，本次勘察未揭穿，揭露最大厚度为17.30m，层顶标高为-25.18-22.53m，层顶埋深为30.6534.20m。2.2 燃料2.2.1 煤质及灰分分析3号炉煤质分析资料如下：名称符号设计煤种校核煤种I校核煤种II收到基碳Car%50.6753.3446.13收到基氢Har%2.903.6

23、73.09收到基氧Oar%5.956.925.45收到基氮Nar%0.591.291.21收到基硫St,ar%11.51.5全水分Mt%8.938.78.5收到基灰份Aar%30.2425.3534.87空气干燥基水份Mad7.57可燃基挥发份%30.1632.829.1收到基低位发热量Qnet,v,arkJ/kg1944420970.918096.2可磨系数HGI787571变形温度1500软化温度1500熔化温度1500灰成分二氧化硅SiO2%54.73三氧化二铝Al2O3%27.24三氧化二铁Fe2O3%5.95氧化钙CaO%2.68氧化镁MgO%2.12氧化钠Na2O%未检出氧化钾K2

24、O%1.27三氧化硫SO3%0.32二氧化钛TiO2%1.27氧化锰MnO%2.124号炉煤质分析资料如下：项 目单 位设计煤种校核煤种I1.收到基低位发热量 Qnet.arkJ/kg1945018096.2kcal/kg46464329全水份 Mt%18.58.7空气干燥基水份Mad%9.62.1干燥无灰基挥发份 Vdaf%28.6429.12.工业分析收到基灰份 Aar%2434.87收到基碳 Car%4946.13收到基氢 Har%3.083.09收到基氧 Oar%4.55.45收到基氮 Nar%0.51.21收到基硫 Sar%0.80.923.冲刷磨损指数Ke4.24.24.哈氏可磨性

25、系数HGI60635.磨损指数AIMg/kg6.灰熔融性灰变形温度DT11101340灰软化温度ST12601390半球温度HT12701440流动温度FT128014407.灰分析SiO2%50.5857.86Al2O3%26.0727.42Fe2O3%6.584.07CaO%6.944.81TiO2%0.891.08K2O%2.071.64Na2O%0.790.80MgO%1.481.03SO3%4.130.34MnO%0.120.058.飞灰比 电阻室温28时cm1.0510105.601011温度80时cm1.8510111.271012温度100时cm9.6010112.451012

26、温度120时cm1.7510123.601012温度150时cm3.6010116.241011温度180时cm5.9010108.3110109.灰安息角 AO4210.灰密度灰真相对密度TRD20202.67堆积密度bg/cm30.312.2.2 油质资料采用0号轻柴油，按国家标准其特性如下： 粘度（20） 恩氏粘度E 1.21.67 运动粘度，厘沱 3.08.0 灰份，不大于 0.025% 硫含量，不大于 0.2% 机械杂质 无 闪点（闭口） 不低于65凝固点 不高于0低位发热量 42705kJ/kg(10200kcal/kg)2.3 原始资料2.3.1 锅炉规范江苏淮阴发电有限责任公司

27、3号锅炉为哈尔滨锅炉厂生产的HG-1036/17.5-YM36型亚临界亚临界参数、自然循环汽包炉，单炉膛、四角切圆燃烧、一次再热、平衡通风、露天布置、全钢构架、固态排渣。锅炉容量和主要参数如下：名 称单 位负 荷 工 况BMCRTRL75%THA50%THA主蒸汽流量t/h*10361007.07680.76462.94主蒸汽出口压力MPa.g17.517.4516.999.26主蒸汽出口温度*541*541*541536过热蒸汽压降MPa*1.3731.3030.6310.614给水压力MPa.g19.26519.14517.93610.158给水温度 282.9281256.8236.5再

28、热蒸汽流量t/h854.52827.35576.42401.1再热蒸汽出口压力MPa.g3.7573.6382.5181.706再热蒸汽出口温度*541*541*541518再热蒸汽进口压力MPa.g3.9533.8282.651.798再热蒸汽进口温度327.5325.5318.6317.7再热蒸汽压降MPa*0.1960.190.1320.092省煤器水阻（含静压差）MPa*0.3920.390.320.28空气预热器进口烟气温度368366344302排烟温度（修正前）131128116106排烟温度（修正后）12512311198预热器一次风进口温度26262626预热器二次风进口温度

29、23232537预热器出口一次风温度331329314285预热器出口二次风温度341339321289环境温度20202020总燃煤量t/h146.1142.4103.572.1锅炉计算效率(按低位发热值)%93.3393.4493.3294.27过量空气系数/1.251.251.381.25本锅炉为燃用烟煤的固态排渣煤粉炉，直流式煤粉燃烧器四角布置，采用切圆燃烧方式，燃烧器为摆动式。根据设计煤种和校核煤种的特点，采用有成熟经验的水平浓淡燃烧器，在设计中充分考虑燃煤的着火、稳燃、燃尽和结渣特性。江苏淮阴发电有限责任公司4号锅炉为亚临界自然循环汽包锅炉，单炉膛P型露天布置，按中速磨正压冷一次风

30、直吹制粉系统，直流式煤粉燃烧器四角布置，切圆燃烧，摆动燃烧器调节再热汽温，喷水减温调节过热汽温，一次再热，平衡通风，三分仓容克式空气予热器，刮板捞渣机连续固态排渣，全钢构架，悬吊结构，燃用烟煤。锅炉容量和主要参数如下：锅炉型号：锅炉主要参数单位过热蒸汽最大连续蒸发量（BMCR）t/h1125额定蒸发量BRLt/h1070蒸汽压力（B-MCRBRL）MPa.g17.5/17.41蒸汽温度（B-MCRBRL）540/540再热蒸汽蒸汽流量（B-MCRBRL）t/h912.99/865.6进口出口蒸汽压力（B-MCR）MPag3.890/3.694进口出口蒸汽压力（BRL）MPag3.677/3.4

31、91进口出口蒸汽温度（B-MCR）330.2/540进口出口蒸汽温度（BRL）324/540给水温度（B-MCR/BRL）280.9/277.4锅炉热力特性（BMCR 工况）如下：项目单位数值干烟气热损失 LG%4.56燃料中氢及全水份热损失 LHM%0.57空气中水蒸汽热损失 LMA%0.09碳未燃尽热损失 LUC%1.1表面辐射及对流散热损失 LR%0.19未计入热损失 LUA%0.35计算热效率(LHV 按ASME PTC4.1)%93.14制造厂裕量 LMM%0.48保证热效率(LHV)(额定负荷)%92.66保证热效率=计算效率制造厂裕量炉膛容积热负荷KW/m3(103Kcal/m3

32、h)96.16炉膛断面热负荷MW/m2(106Kcal/m2h)4.299水冷壁高温区壁断面热负荷MW/m2(106Kcal/m2h)1.50空气预热器进风温度（一次/二次）30/23空气预热器出口热风温度（一次/二次）329/340炉膛出口过剩空气系数a1.25省煤器出口空气过剩系数a11.25空气预热器出口烟气修正前温度130空气预热器出口烟气修正后温度1242.3.2 SCR入口烟气参数（BMCR）江苏淮阴电力有限责任公司3号炉SCR入口烟气参数（BMCR工况）如下：序号项 目 名 称单 位数值1CO2Vol%13.872O2Vol%3.863N2Vol%74.214H2OVol%8.0

33、45NOxmg/Nm34006SOxmg/Nm334107SO2mg/Nm3348粉尘浓度g/Nm3409入口处NOx污染物浓度（6%，标态，干基）mg/Nm3400江苏淮阴电力有限责任公司4号炉SCR入口烟气参数（BMCR工况）如下：序号名称单位数值1烟气质量流量Kg/h15026672体积流量（标态、湿态）Nm3/h11427133质量流量kg/s4174温度3705压力KPa-0.63866O2Vol%3.857CO2Vol%13.268SO2Vol%0.089H2OVol%9.9710N2Vol%72.8411NOx(6%O2 dry)Mg/Nm340012含尘浓度(6%O2，湿态)g

34、/Nm330.602.3.3 脱硫装置入口烟气参数江苏淮阴发电有限责任公司3号机组FGD入口烟气参数如下：项 目单位数值烟气成分（设计煤质，标准状态，湿基，实际O2）CO2Vol%12.077O2Vol%6.155N2Vol%74.664SO2Vol%0.058H2OVol%7.046CO2Vol%12.993O2Vol%6.621N2Vol%80.324SO2Vol%0.062FGD入口烟气量（湿基，实际O2）m3/h1672782FGD入口烟气量（湿基，实际O2）Nm3/h1169450FGD入口烟气量（标态，干基，实际O2）Nm3/h1087050FGD入口烟气量（标态，干基，O2：6%

35、）Nm3/h1075820FGD入口处烟气温度（正常值）117.5FGD入口处烟气温度（最高连续运行烟温）180FGD入口烟气压力Pa0SO2mg/Nm31845SO3mg/Nm350Cl(以HCl计)mg/Nm380F(以HF计)mg/Nm350烟尘浓度（引风机出口）mg/Nm3100注：脱硫设计煤种按Sar=1%江苏淮阴发电有限责任公司4号机组FGD入口烟气参数如下：项 目单位数据烟气成分（设计煤质，标准状态，湿基，实际O2）CO2Vol%11.54O2Vol%6.15N2Vol%73.52SO2Vol%0.07H2OVol%8.72烟气成分（标准状态，干基，实际O2）CO2Vol%12.

36、64O2Vol%6.74N2Vol%80.54SO2Vol%0.08烟 气 参 数FGD入口烟气量（标态，湿基，实际O2）Nm3/h1270119FGD入口烟气量（标态，干基，实际O2）Nm3/h1159346FGD入口烟气量（标态，干基，O2：6%）Nm3/h1142713FGD入口处烟气温度（正常值）123FGD入口处烟气温度（最高连续运行烟温）180FGD入口烟气压力Pa500烟气中污染物成分（标态，干基，O2：6%）SO2mg/Nm33900SO3mg/Nm350Cl(以HCl计)mg/Nm380F(以HF计)mg/Nm350烟尘浓度（引风机出口）mg/Nm31002.3.4 电除尘器

37、入口参数表#3炉电除尘器入口参数表：项目单位设计煤种校核煤种除尘器入口烟气量m3/h16150971628140除尘器入口过剩空气系数/1.251.25除尘器入口烟气温度125130除尘器入口含尘量g/Nm340.22449.605本体阻力Pa 295本体漏风率% 2电场数个5灰斗数个/电场4#4炉电除尘器入口参数表：项目单位设计煤种校核煤种除尘器入口烟气量m3/h17523931757903除尘器入口过剩空气系数/1.331.33除尘器入口烟气温度128128除尘器入口含尘量g/Nm326.4540.79本体阻力Pa 245本体漏风率% 3电场数个4灰斗数个/电场83 脱硝系统改造技术方案3

38、.1原有锅炉低氮燃烧系统和SCR脱硝系统简介淮阴发电有限责任公司3号机组脱硝工程由福建龙净环保股份有限公司承建，4号机组脱硝工程由中环（中国）工程有限公司承建，均采用选择性催化还原法（SCR）脱硝工艺，还原剂采用液氨，其氮氧化物（NOx）入口浓度按450mg/Nm3（干基，6含氧量，按折算成NO2浓度计）设计，采用单炉体双SCR结构体布置，采用高灰型SCR布置方式，即SCR反应器布置在锅炉省煤器和空预器之间的高含尘区域；催化剂层数按21模式布置，初装2层预留1层，在布置2层催化剂、锅炉最大连续出力工况（BMCR）条件下处理100%烟气量时，脱硝效率不小于80%，同时保证机组最终排放NOx浓度（

39、脱硫装置出口混合烟道处测量实际排放值）小于80mg/Nm3（干基，6含氧量，按折算成NO2浓度计）。暂缺原锅炉低氮燃烧器改造技术协议。3.2脱硝系统实际运行情况#3炉脱硝系统实际运行情况如下：监测日期频次负荷#3机组脱硝系统A侧进口NOX浓度出口NOX排放浓度脱硝效率氨逃逸率（MW）（mg/m3）（mg/m3）（%）（ppm）2013.12.1212961872188.81.8622012886.11.5431812586.21.772013.12.134263174 27 84.5 1.445167 25 85.0 1.956205 27 86.8 1.63范围167205212884.58

40、8.81.95监测日期频次负荷#3机组脱硝系统B侧进口NOX浓度出口NOX排放浓度脱硝效率氨逃逸率（MW）（mg/m3）（mg/m3）（%）（ppm）2013.12.1212961601988.1 1.5321842487.0 0.3231822685.7 0.862013.12.1342631792685.50.7151762685.20.7461822486.80.66范围160184192685.288.11.53#4炉脱硝系统实际运行情况如下：检测时间负荷MW#4A侧脱硝系统#4A侧脱硝效率%#4A侧原烟气 NOX（标、干6% O2）mg/m3#4A侧净烟气 NOX（标、干6% O2）mg/m36月2日300385 63.5 83.5 406 66.1 83.7 421 68.3 83.8 408 67.5 83.5 392 66.5 83.0 394 53.6 86.4 平均401 64.2 84.0 检测时间负荷