华电集团公司火电厂脱硝工程设计导则版新新全新全新校稿版

华电集团公司火电厂脱硝工程设计导则版新新全新全新校稿版

Document number【AA80KGB-AA98YT-AAT8CB-2A6UT-A18GG】

附件1

中国华电集团公司

火电厂烟气脱硝设计导则

（2015版）

中国华电集团公司

2015年06月

目次

前言

为了更好地适应《火电厂大气污染物排放标准》GB 13223-2011和国家《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）》（发改能源[2014]2093号）的要求，实施体现“四个转变”的中国华电集团公司污染减排新战略，以标准

减排水平，以合理的投资获得最佳的企业经济效化建设为抓手，提高火电厂NO

X

益和社会效益，促进集团的技术进步和可持续发展，特制定本导则。

本导则适用于中国华电集团公司全资、控股及代为管理的新建、扩建和改建火电厂同期建设或改造的火电厂烟气脱硝工程。

本导则统一和规范了中国华电集团公司火电厂烟气脱硝系统的设计标准。

本导则由中国华电集团公司组织制定。

本导则为首次发布。

本导则由中国华电集团公司火电产业部负责解释。

批准：陈建华

批定：姜家仁刘传柱段喜民

审核：李前锋田亚李苇林

主要审查人：奚萍张洁曹理平杨立强刘蔚峰何雍容朱跃叶勇健张睿吴凤来王玫主要起草人：蒋志强陶爱平李哲非胡永锋莘守亮李善龙孙耿琴余卫平李政韩建轮张雪

1 范围

本导则规定了火力发电厂烟气脱硝系统设计原则和要求。

本导则适用于选择性催化还原法（SCR）、选择性非催化还原法（SNCR）及SNCR/SCR混合法烟气脱硝系统的设计。

本导则适用于国内机组的脱硝设施，涉及境外项目的脱硝设计可参照执行。

2 规范性引用文件

下列文件中的条款通过本导则的引用而成为本导则的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本导则，然而，鼓励根据本导则达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本导则。

GB 150 压力容器

GB 2893 安全色

GB 2894 安全标志及其使用导则

GB 4053 固定式钢梯及平台安全要求

GB 12348 工业企业厂界环境噪声排放标准

GB 13223 火电厂大气污染物排放标准

GB 50010 建筑结构荷载规范

GB 50011 建筑抗震设计规范

GB 50016 建筑设计防火规范

GB 50017 钢结构设计规范

GB 50028 城镇燃气设计规范

GB 50057 建筑物防雷设计规范

GB 50058 爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范

GB 50074 石油库设计规范

GB 50116 火灾自动报警系统设计规范

GB 50117 构筑物抗震鉴定标准

GB 50140 建筑灭火器配置设计规范

GB 50160 石油化工企业设计防火规范

GB 50191 构筑物抗震设计规范

GB 50201 防洪标准

GB 50217 电力工程电缆设计规范

GB 50219 水喷雾灭火系统设计规范

GB 50223 建筑抗震设防分类标准

GB 50229 火力发电厂与变电站设计防火规范

GB 50260 电力设施抗震设计规范

GB 50351 储罐区防火堤设计规范

GB 50367 混凝土结构加固设计规范

GB 50483 化工建设项目环境保护设计规范

GB 50489 化工企业总图运输设计规范

GB 50493 石油化工可燃气体和有毒气体检测报警设计规范

GB 50650 石油化工装置防雷设计规范

GB 50660 大中型火力发电厂设计规范

GBZ 1 工业企业设计卫生标准

GB/T 22395 锅炉钢结构设计规范

GB/T 50063 电力装置的电测量仪表装置设计规范

GB/T 50064 交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范

GB/T 50065 交流电气装置的接地设计规范

DL 5022 火力发电厂土建结构设计技术规程

DL 5053 火力发电厂职业安全设计规程

DL 5454 火力发电厂职业卫生设计规程

DL/T 5032 火力发电厂总图运输设计技术规程

DL/T 5041 火力发电厂厂内通信设计技术规定

DL/T 5136 火力发电厂变电站二次接线设计技术规程DL/T 5153 火力发电厂厂用电设计技术规定

DL/T 5175 火力发电厂热工控制系统设计技术规定DL/T 5390 火力发电厂和变电站照明设计技术规定DL/T 5480 火力发电厂烟气脱硝设计技术规程

TSG R0004 固定式压力容器安全技术监察规程

JGJ 116 建筑抗震加固技术规程

CECS 77 钢结构加固技术规范

以上规范存在矛盾时，应按照较严格规范执行。

3 术语和定义

脱硝系统 denitration system

采用物理或化学的方法脱除烟气中氮氧化物(NO X )的系统，包括烟气反应系统和还原剂储存及制备系统及其相关设备。

标准状态 standard condition

烟气在温度、压力101325Pa 时的状态。本导则中所规定的大气污染物排放浓度均指标准状态下干烟气的数值。

脱硝效率 denitration efficiency

脱硝装备脱除的NO X 量与未经脱硝前烟气中所含NO X 量的百分比，按公式（3-1）计算：

(3)

1）

式中：

η —脱硝效率（%）；

C 2 —SCR 反应器出口烟气中NO X 的浓度（标准状态，3%O 2—燃油机组；

6%O 2—燃煤机组；15%O 2—燃气轮机）（mg/m 3）；

C 1 —SCR 反应器入口烟气中NO X 的浓度（标准状态，3%O 2—燃油机组；

6%O 2—燃煤机组；15%O 2—燃气轮机）（mg/m 3

）。

NO X 排放浓度 NO X emission concentration

每立方米烟气中所携带的NO X 的含量（以NO 2计）（标准状态，3%O 2—燃油机组；6%O 2—燃煤机组；15%O 2—燃气轮机）（mg/m 3）。

选择性催化还原法（SCR ） selective catalytic reduction

利用还原剂在催化剂作用下有选择性地与烟气中的氮氧化物（主要是一氧化氮和二氧化氮)发生化学反应，生成氮气和水，从而减少烟气中氮氧化物排放的一种脱硝技术。

选择性非催化还原法（SNCR ） selective non-catalytic reduction

在没有催化剂的条件下，利用还原剂有选择性地与烟气中的氮氧化物（主要是一氧化氮和二氧化氮）发生化学反应，生成氮气和水，从而减少烟气中氮氧化物排放的一种脱硝技术。

SNCR/SCR 混合法 hybrid SNCR/SCR

是选择性非催化还原法与选择性催化还原法的组合。

催化剂 catalyst

100-112? ?

?????=C C η

促使还原剂选择性地与烟气中的氮氧化物在一定温度下发生化学反应的物质。

催化剂活性 catalyst activity

催化剂促使还原剂与氮氧化物发生化学反应的能力。

催化剂失活 catalyst deactivation

催化剂失去催化性能。催化剂失活通常分为两类：化学失活和物理失活。化学失活被称为中毒，催化剂中毒的原因主要是反应物、反应产物或杂质占据了催化剂的活性位而不能进行催化反应；物理失活是指催化剂的微孔被堵塞，氮氧化物与催化剂的接触被阻断，使其不能进行催化反应。

催化剂初装层数 initial installed catalyst layers

初始安装的催化剂层数。

催化剂比表面积 catalyst geometry specific surface area

单位体积催化剂的几何表面积（m2/m3）。

催化剂模块 catalyst model

由立方体的钢制框架和布置其中的催化剂单元组成。

催化剂节距 catalyst pitch

是催化剂的几何参数。如图1所示，蜂窝式催化剂节距p是催化剂孔的宽度加上催化剂孔壁壁厚a；如图2所示，板式催化剂节距p是催化剂板的净间距加上板的壁厚b。

图1 蜂窝式催化剂图2 板式催化剂

催化剂寿命 catalyst life

通常分为机械寿命和化学寿命。催化剂化学寿命是指烟气首次通过催化剂开始，至更换催化剂止的时间。

开孔率 opening ratio

催化剂中烟气流通通道的总截面积与催化剂总截面积的比值(%)。

催化剂迎风面设计流速 catalyst windward design velocity

反应器内按单层催化剂单体所占有的总截面计算的烟气流速（实际态，湿基）（m/s ）。

蜂窝式催化剂迎风面设计流速按公式(3-2)计算：

N

..M Q

V Y ????=

72150150 ………………………… （3-2

）

平板式催化剂迎风面设计流速按公式(3-3)计算：

N

..M Q

V Y ????=

8450450 ………………………… （3

-3）

式中：

V Y —催化剂迎风面设计流速(实际态，湿基)（m/s ）； Q —脱硝系统设计烟气量(实际态，湿基）（m 3/s ）； M —单台炉设计的反应器数； N —反应器单层催化剂模块数。

催化剂通道内设计流速 flue gas velocity through catalyst channel

烟气流过催化剂通道内的流速（实际态，湿基）（m/s ）。 催化剂通道内流速按公式(3-4)计算：

K

Y T R V V =

…………………………（3-4）

式中：

V T —催化剂通道内设计流速(实际态，湿基)(m/s)； R K —催化剂开孔率(%)。

装置压力降 differential pressure of equipment

脱硝装置进口和出口烟气平均全压之差(Pa)。

高含尘布置 high dust arrangement scheme

SCR 装置布置在锅炉省煤器和空气预热器之间的方式。

低含尘布置 low dust arrangement scheme

SCR 装置布置在烟气除尘器或脱硫装置之后的方式。

SCR 反应器 SCR reactor

烟气脱硝系统中选择性还原脱除氮氧化物的反应装置。

反应器空塔设计流速 SCR reactor section design velocity

SCR 反应器中未安装催化剂时的烟气流速，通常指催化剂床层截面的烟气流速(m/s)。

还原剂 reductant

使烟气中氮氧化物还原的物质。

氨氮摩尔比 NH 3/NO X molar ratio

喷入氨的摩尔数量与SCR 反应器入口氮氧化物的摩尔数量之比。

喷氨混合系统 ammonia injection and mixing system

在SCR 反应器进口烟道内将经空气稀释后的氨气喷入及与烟气均匀混合的系统，一般有喷氨格栅(ammonia injection grid)、烟气混合器(flue gas mixer)等。

氨逃逸浓度 ammonia slip

SCR 反应器出口烟气中氨的浓度(μL/L )。

SO 2/SO 3转化率 SO 2/SO 3 conversion rate

烟气中的二氧化硫(SO 2)在SCR 反应器中被氧化成三氧化硫(SO 3)的百分比。按公式(3-5)计算：

100××

=2333

i

i

o 2-so so SO SO SO M M X …………………………（3-5）

式中：

X —SO 2/SO 3转化率(%)； M so 2 —SO 2的摩尔质量(g/mol)； M so 3 —SO 3的摩尔质量(g/mol)；

SO 3o —SCR 反应器出口的SO 3浓度（标准状态，3%O 2—燃油机组；6%O 2—燃

煤机组；15%O 2—燃气轮机）(mg/m 3）；

SO 3i —SCR 反应器入口的SO 3浓度（标准状态，3%O 2—燃油机组；6%O 2—燃

煤机组；15%O 2—燃气轮机）(mg/m 3）；

SO 2i —SCR 反应器入口的SO 2浓度（标准状态，3%O 2—燃油机组；6%O 2—燃

煤机组；15%O 2—燃气轮机）(mg/m 3）。

氨区 ammonia area

指氨的卸料、储存及制备区域。氨区仅指液氨区和氨水区。液氨区又分为生产区和辅助区，生产区再分为卸氨区和储罐区，其中卸氨区含汽车卸氨鹤管、卸氨压缩机等，储罐区含液氨储罐、液氨输送泵、液氨蒸发器、氨气缓冲罐、氨气稀释罐、废水池、应急池等；辅助区含控制室、值班室等。氨水区含氨水卸料泵、氨水储罐、氨水计量/输送泵等。

尿素区 urea area

储存和溶解尿素的区域。包括尿素储存区、尿素溶解罐、尿素溶液储罐、尿素溶液循环输送泵等。

脱硝系统可用率 availability of denitration system

脱硝系统每年正常运行时间与锅炉每年总运行时间的百分比(%）。可按公式(3-6)计算：

100×=A

B A Y - …………………………（3-6）

式中：

Y —脱硝系统可用率(%)； A —锅炉每年总运行时间(h)； B —脱硝系统每年总停运时间(h)。

4 总则

脱硝装置设计条件的确定要充分考虑机组燃料变化、负荷变化及运行条件的变化。

脱硝装置的设计及运行要考虑烟气系统污染物脱除的协同性。

脱硝方案设计时，应综合考虑炉内、炉外脱硝以及不同脱硝方案的投资和运行费用等情况，合理确定烟气脱硝参数。

对于暂不需要同步建设烟气脱硝的燃机电厂，应预留脱硝系统布置位置及空间要求、荷载等。

火力发电厂应优先使用低氮燃烧技术(LNB)控制氮氧化物排放。在使用低氮燃

排放要求时，再考虑采用烟气脱硝工艺。

烧控制技术后仍不能满足NO

X

低氮燃烧技术应达到或接近“不同煤质/炉型低氮燃烧排放推荐值”要求(表1)。

表1 不同煤质/炉型低氮燃烧排放推荐值

脱硝工艺的选择应满足国家和行业的法律、法规、环保政策等要求，且适合企业自身可持续发展需要，应根据工程环境影响评价报告批复意见、锅炉特性、燃煤煤质、氮氧化物排放浓度及总量、脱硝效率、还原剂供应条件、水源、气源、汽源等条件，并结合厂址位置、布置方案等因素，经全面技术经济比较后确定。选择的基本原则如下：

(1) SCR法烟气脱硝技术适用于脱硝效率不小于40%的电厂。

(2) SNCR法烟气脱硝技术一般适用于脱硝效率低于40%的电厂，对于循

环流化床锅炉脱硝效率可高于40%，但不宜超过60%。

(3) 根据电厂的实际情况，经技术经济比较后，也可选择SNCR/SCR混合

型烟气脱硝工艺。

脱硝系统不应设反应器旁路，根据省煤器出口温度及催化剂特性确定是否需要设置省煤器旁路。

脱硝装置的可用率应保证在98%以上，装置使用寿命及检修维护周期应与主机一致。

脱硝装置应能在锅炉最低稳燃负荷和BMCR之间的任何工况持续、安全运行。当锅炉最低稳燃工况下烟气温度不能达到催化剂最低运行温度时，应采取相应措施以提高反应器进口温度。

浓度设计值可在锅炉低氮燃烧技术性能保证值的基础烟气脱硝装置入口NO

X

上留有50mg/m3～100mg/m3的裕量，烟煤/褐煤宜取下限，贫煤/无烟煤宜取上限。

脱硝装置所需电、水、气、汽等应尽量利用主体工程设施。

新建烟气脱硝装置的机组应选择脱硝型空气预热器，对于脱硝改造机组可根据实际烟气条件及机组状况等确定是否改造空气预热器。

脱硝反应器区域干除灰宜纳入全厂除灰系统。脱硝系统的KKS编码原则应与主体工程一致。

可研报告应明确脱硝NO

X 排放浓度、脱硝效率、NO

X

排放总量、减排总量等。

并根据项目具体情况，分别填写不同的脱硝技术设计目标表(见附录A)。

可研报告应明确脱硝设计基础参数(见附录B)，并根据工程具体情况说明主要设计参数和裕度的选取原则及依据。

脱硝电气设计必须贯彻国家的技术经济政策，同时考虑全厂发展规划和分期建设的情况，以达到安全可靠、经济适用、符合国情的要求，设计中要积极慎重地采用经过运行考验并通过鉴定的新技术、新设备。

脱硝电气设计应保证新建、改建、扩建发电机组或供热机组的烟气脱硝装置的供电可靠性、灵活性，确保机组安全稳定运行。

脱硝电气设计必须执行国家、行业的有关规范、标准、规定。

本导则仅规定脱硝装置范围，技改项目如涉及到引风机改造、空预器改造、低氮燃烧器改造、空压机改造等的电气部分应按照火力发电厂相关设计规范及主体工程配置要求进行设计。

5 总图运输

还原剂储存区布置总体要求

还原剂储存区布置包括总平面布置、竖向布置、管线综合布置、绿化规划等应与主体工程相协调，并满足下列要求：

a) 工艺流程合理，总体布置便于施工、运行、维护、检修等。

b) 交通运输方便。

c) 合理利用地形、地质条件。

d) 节约用地，工程量小，运行费用低。

e) 符合环境保护、劳动安全和工业卫生要求。

总平面布置

a) 还原剂储存区布置应纳入全厂统一规划，集中布置，且宜全厂公用，

不应影响电厂再扩建。

b) 采用液氨或氨水作为还原剂时，应单独设置卸料、贮存和制备区域。

采用尿素作为还原剂时，宜将还原剂制备区域靠近反应器布置。

c) 液氨区应单独布置，满足防火、防爆要求，宜布置在通风条件良好、

人员活动较少且运输方便的安全地带，不宜布置在厂前建筑区和主厂

房区内。

d) 液氨区应避开人员集中的活动场所，并应布置在该场所及其他主要生

产设备区全年最小频率风向的上风侧。液氨区宜布置在明火或散发火

花地点的全年最小频率风向的上风侧，对位于在山区或丘陵地区的电

厂，液氨区不应布置在窝风地段。

e) 液氨储存及氨气制备区严禁布置在电力架空线路下面，氨区与电力线

路应满足架空线路(中心线)不少于倍杆高距离。

f) 液氨储存及氨气制备区邻近江、河、湖、海布置时，应采取措施防止

泄漏的液体和受污染的消防水流入水体。

g) 液氨区与邻近居住区或村镇和学校、公共建筑、相邻工业企业或设

施、交通线、临近江河湖泊岸边以及临近明火、散发火花地点和液氨

区外建(构)筑物或设施等之间的防火间距不应小于表2的规定。

表2 液氨区与相邻建(构)筑物或设施等之间的防火间距(m)

注：1 防火间距应按本表液氨储罐总几何容积或单罐几何容积较大者确定，并应从距建筑物外墙最近的储罐外壁、堆垛外缘算，括号内指防火间距起止点；

2 居住区、村镇系指1000人或300户以上者，以下者按本表民用建筑执行；

3 当相邻设施为港区陆域、重要物品仓库和堆场、军事设施、机场、火药或炸药及其制品厂房(仓

库)、花炮厂房(仓库)等，对电厂液氨区的安全距离有特殊要求时，应按有关规定执行；

4 室外变、配电站指电压为35kV～500kV且每台变压器容量在10MVA以上的室外变、配电站以及工业

企业的变压器总油量大于5t的室外降压变电站；

5 表中甲、乙类液体储罐(固定顶)按总储量大于或等于200m3、小于1000m3考虑，丙类液体储罐按总

储量大于或等于1000m3、小于5000m3考虑；

6 表中可燃气体储罐(固定容积)按总储量小于1000m3考虑，助燃气体储罐(固定容积)按总储量小于

或等于1000m3考虑，总储量等于储罐实际几何容积(m3)和设计储存压力(绝对压力，105Pa)的乘

积；

7 表中稻草、麦秸、芦苇、打包废纸等材料堆场按总储量小于或等于10000t考虑，木材等材料堆场

按总储量小于或等于10000m3考虑；

8 高层厂房(仓库)与电厂液氨区的防火间距应符合本表规定，且不应小于13m；

9 液氨区与厂内铁路专用线的防火间距可按本表中规定的液氨区与厂外企业铁路专用线的防火间距

相应减少5m；

10 液氨区与厂内屋外配电装置之间的防火间距可按表中有关与室外变、配电站防火间距的规定执

行；

11 液氨区与厂内露天卸煤装置外缘或储煤场边缘之间的防火间距可按表中有关与稻草、麦秸、芦

苇、打包废纸等材料堆场防火间距的40%确定，且不应小于15m；贮存褐煤时可按表中有关与稻

草、麦秸、芦苇、打包废纸等材料堆场防火间距的65%确定，且不应小于25m；

12 液氨区宜远离厂内湿式冷却塔布置，并宜布置在湿式冷却塔全年最小频率风向的上风侧；

13 液氨区与循环冷却水系统冷却塔相邻布置时，液氨储罐与循环冷却水系统冷却塔的防火间距不

应小于30m；液氨储罐与辅机冷却水系统冷却塔的防火间距不应小于25m；

14 液氨储罐与厂内消防泵房(外墙)、消防水池(罐)取水口之间的防火距离不应小于30m；

15 液氨储罐附近的厂内建筑物出入口设置宜背向液氨储罐；

16 液氨区围墙内不宜绿化，围墙外的绿化可结合当地自然条件和环境保护要求，因地制宜，并纳

入全厂绿化规划，其布置应按现行国家标准《城镇燃气设计规范》GB 50028、《化工企业

总图运输设计规范》GB 50489及《石油化工企业设计防火规范》GB 50160的有关规定执

行；

17 液氨储存区围墙外环形道路范围内不应绿化，该范围外的附近区域不应种植含油脂较多的树

木、绿篱或茂密的灌木丛；宜选择含水分较多的树种和种植生长高度不超过15cm、含水分多的

草皮进行绿化；

18 氨区周围道路必须畅通，以确保消防车能正常作业。

还原剂储存区内布置

液氨区内的布置应符合下列规定：

a) 液氨区在厂外独立布置时，应根据其生产流程和各组成部分的特点及

火灾危险性，结合自然地形、风向等条件，按功能独立布置；生产区

和辅助区应分别设置对外出入口。

b) 生产区宜布置在液氨区全年最小频率风向的上风侧，辅助区宜布置在

液氨区外，并宜全厂性或区域性统一布置。液氨区内控制室与其他建

筑物合建时，应设置独立的防火分区。

c) 生产区宜设围墙使其独立成区，应分设两个及以上对角或对向布置的

安全出口，安全出口门应向外开，以便危险情况下人员安全疏散。

d) 位于发电厂外独立布置的液氨区，其生产区四周应设高度不低于的不

燃烧体实体围墙。位于发电厂内的液氨区，其生产区四周应设高度不

低于的不燃烧体非实体围墙，其底部实体部分高度不应低于；当位于

发电厂内的液氨区围墙利用厂区围墙时，应采用高度不低于的不燃烧

体实体围墙。

e) 液氨储罐应设置防止阳光直射的遮阳棚，遮阳棚的设置应避免形成气

体聚集的死角。遮阳棚优先采用单坡式，坡度宜1:20，遮阳棚四周的

垂直投影面积至少能覆盖液氨储罐区围堰中心线外1m所含包围的面

积。遮阳棚的坡度方向尽量减少太阳对液氨储罐的照射时间。

f) 氨区应设置不少于2个风向标，其位置应设在人员容易看到的高处呈对

角布置，且处于避雷设施的保护范围内。

中国电力行业简介

中国电力行业简介 概述 电力是以电能作为动力的能源。是由发电、输电、变电、配电和用电等环节组成的电力生产与消费系统。它将自然界的一次能源通过机械能装置转化成电力，再经输电、变电和配电将电力供应到各用户。 电力产生的方式主要有：火力发电（煤等可燃烧物）、太阳能发电、大容量风力发电技术、核能发电、氢能发电、水利发电等。 涉及中国发电行业的主要公司企业有：五大发电集团（中国华能集团公司、中国大唐集团公司、中国华电集团公司、中国国电集团公司、中国电力投资集团公司）和四小豪门（国投电力、国华电力、华润电力、中广核）。 涉及中国电力行业输电、变电、配电和用电的公司企业主要是国家电网公司（简称国家电网或国网）、中国南方电网有限责任公司（简称南方电网或南网）和内蒙古电力（集团）有限责任公司（简称内蒙电网或蒙西电网）。 五大发电集团 1、中国华能集团公司

公司标识： 中国华能集团公司是经国务院批准成立的国有重要骨干企业，是国家授权投资的机构和国家控股公司的试点，是世界500强企业。 按照国务院关于国家电力体制改革的要求，中国华能集团公司是自主经营、自负盈亏，以经营电力产业为主，综合发展的企业法人实体。 中国华能集团公司依照[公司法]，对其全资、控股、参股企业进行改建和规范，建立资本纽带关系，实行母子公司体制，逐步建立起符合社会主义市场经济要求的管理体制和运行机制。 中国华能集团公司的经营宗旨是：遵守国家法律、法规，执行国家政策，根据国民经济发展规划、国家产业政策以及市场需求，依法自主从事生产经营活动，坚持改革、改组、改造和加强管理，改善产业结构，发挥集团整体优势，提高经济效益，增强市场竞争力，确保国有资产保值增值；以电为主，综合发展，逐步成为实力雄厚、管理一流、服务国家、走向世界，具有国际竞争力的大型企业集团。 2、中国大唐集团公司 公司标识： 中国大唐集团公司是2002年12月29日在原国家电力公司部分企事业单位基础上组建而成的特大型发电企业集团，是中央直接管理的国有独资公司，是国务院批准的国家授权投资的机构和国家控股公

火电厂SCR法脱硝及控制系统

火电厂SCR法脱硝及控制系统 摘要：随着人类对环境问题的重视，以及国家对火电厂脱硫技术的推广、脱硝技术的试点运行、对未来CO2的减排控制技术的研究等，人们对大气环境污染的治理也不断加强。本文以我省首批脱硝试点电厂—乌沙山电厂＃4炉脱硝系统为例，对脱硝技术及SCR法脱硝的控制系统进行阐述。 0引言 我国是以煤炭为主要能源的发展中国家，每年直接用于燃烧的煤炭达12亿吨以上，煤炭燃烧后排放出大量的污染物，如SO2、SO3(通称SOX，硫化物)；NO、NO2(通称NOX，氮氧化物)；CO2；粉尘等。大量的污染物已在局部地区造成了酸雨等现象，严重危害着生态环境，在国际上也造成很大影响。而目前在我国的电力电源结构中，燃煤发电仍占电力总量的75%以上，因此火电厂已经成为我国主要的大气污染源之一。 NOX(氮氧化物)对大气环境的污染除了与其他化合物一起造成酸雨，对土壤和水生态系统带来不可逆的后果外，还由于它们参与光化学烟雾的生成而受到人们的重视。日本、欧洲等发达国家早在八十年代已开始在火电厂应用脱硝控制技术，并在某些核心技术的研究取得了垄断地位。而我国近几年也开始加大对烟气脱硝控制技术的研究及应用，如2006年年底前我省投运的宁海国华电厂＃4机组、大唐乌沙山电厂＃4机组，成为首批采用烟气脱硝技术的600MW机组。 1 SCR法脱硝原理 火电厂的脱硝控制技术方式一般有燃烧控制脱硝和烟气脱硝等。烟气脱硝技术按其作用原理不同，可分为吸收、吸附和催化还原等三类。

吸收法：向烟道内直接喷入吸收剂(如水、碱溶液、稀硝酸等)，吸收烟气中的NOx物，由于NOx物难溶于水和碱液，因此常采用氧化、还原或配合吸收的办法以提高NOx物的净化效率。 吸附法：用浸渍了碳酸钠等吸附剂的圆球等作为触媒，用来吸附去除烟气中的NOx物，虽然净化效率高，但吸附容量小，吸附剂用量大。 催化还原法：利用催化剂或高温等条件来提高、加速烟气中NOx物与还原剂的还原反应，还原成无污染的氮气和水，从而达到净化NOx物。其中催化还原法由于脱硝效率高、投资运行成本相对较低，因此催化还原法目前占主流地位。 催化还原法又根据是否采用催化剂分为选择性催化还原法(简称SCR)和选择性非催化 还原法(简称SNCR)： SCR还原法的原理，是还原剂(NH3、尿素)在催化剂作用下，选择性的与烟气中的NOX 物进行还原反应，生成N2和H2O，而不是被O2所氧化，故称为“选择性”，其主要方程式为： 4NH3 + 4NO + O2＝4N2 + 6H2O 4NH3 + 2NO2 + O2＝3N2 + 6H2O SNCR还原法与SCR还原法不同处，是不采用催化剂的情况下，用还原剂(NH3、尿素)直接与烟气中的NOx物在高温下进行还原反应。其特点是：不使用催化剂；脱硝还原反应所需的温度高，以还原剂为氨为例，反应温度窗为870~1100℃；投资省、可以直接使用尿素；脱硝效率低(30~50%)、运行的可靠性和稳定性不好。

中国华电集团公司成员单位名单.pdf

中国华电集团公司成员单位名单：一、全资企业(5户) 1中国华电工程（集团）公司 2山东黄岛发电厂（1#2#机） 3密云水电厂 4苏州国家高新技术产业开发区望亭发电有限公司 5大龙发电厂 二、内部核算企业(43户) 1北京第二热电厂 2北京第三热电厂 3石家庄水力发电总厂 4石家庄热电厂 5哈尔滨热电厂 6牡丹江发电厂 7牡丹江第二发电厂(非经营) 8佳木斯发电厂 9富拉尔基发电总厂 10望亭发电厂 11乌溪江水力发电厂 12艮山门发电厂 13杭州闸口发电厂

14福建永安火电厂 15福建漳平电厂 16福建省厦门电厂 17福建省古田溪水力发电厂 18福建省邵武电厂 19福建省南靖船场溪水力发电厂20福建省龙岩电厂 21福建省华安水力发电厂 22福建省安砂水力发电厂 23福建省池潭水力发电厂 24福建省福州电厂 25湄洲湾电厂运行分公司 26富水水力发电厂 27黄石电厂 28湖北省武昌热电厂 29湖北省青山热电厂 30宝珠寺水力发电厂 31宜宾发电总厂 32攀枝花发电公司 33内江发电总厂 34五通桥发电厂

35磨房沟发电厂 36苇湖梁发电厂 37清镇发电厂 38遵义发电总厂 39云南省以礼河发电厂 40云南省昆明发电厂 41云南省巡检司发电厂 42云南省绿水河发电厂 43云南省石龙坝发电厂 三、控股企业47户 1新疆喀什发电有限责任公司(在建)（90.00%） 2哈密天光发电有限责任公司(在建)（85.00%） 3新疆苇湖梁发电有限责任公司（ 82.00%） 4四川广安发电有限责任公司（ 80.00%） 5四川宜宾发电有限责任公司(在建)（80.00%） 6福建漳平发电有限公司（

火电厂脱硝CEMS系统

火电厂脱硝CEMS系统应用及故障处理 姓名：刘鹏 部门：设备部 专业：热工保护 2013 年9 月15 日

论文摘要 介绍了CEMS系统在火电厂的应用情况及工作原理、构成。重点对CEMS系统测量参数常见故障进行分析并逐一排查原因，找出发生故障的部件，提出措施，以提高CEMS系统运行的可靠性和准确性，降低故障率。 关键词：CEMS 故障分析处理措施

目录 一、引言----------------------------------------------------------3 二、系统介绍------------------------------------------------------3 （一）工业以太网Modbus TCP/IP介绍--------------------------------3 （二）控制系统介绍------------------------------------------------3 （三）网络结构介绍------------------------------------------------5 三、网络解决方案--------------------------------------------------5 （一）PLC系统配置-------------------------------------------------5 （二）网络的搭建和交换机配置---------------------------------------7（三）服务器和操作站配置-------------------------------------------8（四）软件配置-----------------------------------------------------9四、网络结构优化--------------------------------------------------10（一）网络硬件配置------------------------------------------------10（二）软件系统设计-------------------------------------------------10五、结束语---------------------------------------------------------11

火力发电厂脱硝上岗培训试题及参考答案

火力发电厂脱硝专业上岗试题 一、填空题（每空2分，共40分） 1.2013年高考（新课标Ⅰ）语文试题，要求就中国 环境标志的组成和寓意简要说明。由此可见环保意 识已经深入到社会的各个阶层，为全社会所关注。 作为火电厂烟气治理采取的三大措施分别是（除 尘）、（脱硝）和脱硫。目前火电厂采用最广泛的脱硝技术有低氮燃烧器、布置在省煤器前的（ SNCR ）法脱硝和布置省煤器与空预器之间的（ SCR ）法脱硝。 2．烟气中的氮氧化物90%-95%的是（ NO ），国家新标准中对达标排放浓度要明确的定义，如某区域氮氧化物排放浓度100mg/m3，是指压力（ 1.013×105）Pa、温度（ 0 ）℃、折算到（ 6 ）%氧量下浓度。 3.稀释风机的主要作用是（将氨气稀释到5%以下，喷入烟道保证安全），同时还有避免喷氨格栅堵塞、将氨气均匀喷入反应器的作用。 4.催化剂压差是一个重要运行参数，除与催化剂的堵塞情况有关外，还与机组负荷有直接关系，当其他条件不变时，负荷升高催化剂的压差（增大），负荷降低催化剂压差（降低）。因此记录刚投运时不同负荷下的压差，对今后运行具有重要参考价值。 5.根据《危险化学品重大危险源辨识 GB18218-2009》的规定，液氨储罐的容量超过（ 10 ）吨即构成重大危险源的，因此电厂氨区被列为重大危险源管理。

6.液氨储罐充装量不得超过储罐总容积的（ 85 ）%。 7应急处置以（生命安全）为首要任务，当出现危及人身安全的情形时，应迅速组织人员撤离。 8 氨区发生泄漏后，应当向（上风口或上风向或逆风）方向撤离。 9.卸氨压缩机是氨区重要设备，当卸液氨时抽取（液氨储罐）的氨气，经压缩机打到（液氨槽车），在压力作用下，液氨从槽车流到液氨储罐。 10 首次进氨，除进行气密性试验外还要进行氮气置换，规程规定当氨罐及管路内气体含氧量小于（ 3 ）%【注：2%也对，一些企业标准为2%】时，才可以进氨。 11氨气是一种有刺激性气温有毒气体，因此安全阀动作后，氨气汇集到（氨气稀释罐）被吸收，避免污染环境。 12为了避免催化剂堵塞，普遍采用（声波）吹灰器或蒸汽吹灰器。 二、单项选择（请选择一个最恰当的选项，每题2分，共20分） 1.在液氨卸车过程中，下列那一项说法是正确的？（ A ） A卸氨操作时应经常观察风向标，操作人员应保持在上风向位置。 B 卸氨过程中，驾驶员可不离开驾驶室，但必须熄火。 C 卸氨完毕后，可立即拆除静电接地线。 D 卸氨时应时刻注意储罐和槽车的液位变化，液氨罐最高液位不超过容积的95%。 2.火电厂烟气中氮氧化物有多种形式，其中所占比例最大的NOx是指

中国华电集团公司成员单位名单

。 中国华电集团公司成员单位名单： 一、全资企业(5户) 1中国华电工程（集团）公司 2山东黄岛发电厂（1#2#机） 3密云水电厂 4苏州国家高新技术产业开发区望亭发电有限公司5大龙发电厂 二、内部核算企业(43户) 1北京第二热电厂 2北京第三热电厂 3石家庄水力发电总厂 4石家庄热电厂 5哈尔滨热电厂 6牡丹江发电厂 7牡丹江第二发电厂(非经营) 8佳木斯发电厂 9富拉尔基发电总厂 10望亭发电厂 11乌溪江水力发电厂 12艮山门发电厂 13杭州闸口发电厂

。14福建永安火电厂 15福建漳平电厂 16福建省厦门电厂 17福建省古田溪水力发电厂 18福建省邵武电厂 19福建省南靖船场溪水力发电厂 20福建省龙岩电厂 21福建省华安水力发电厂 22福建省安砂水力发电厂 23福建省池潭水力发电厂 24福建省福州电厂 25湄洲湾电厂运行分公司 26富水水力发电厂 27黄石电厂 28湖北省武昌热电厂 29湖北省青山热电厂 30宝珠寺水力发电厂 31宜宾发电总厂 32攀枝花发电公司 33内江发电总厂 34五通桥发电厂 35磨房沟发电厂

36苇湖梁发电厂 37清镇发电厂 38遵义发电总厂 39云南省以礼河发电厂 40云南省昆明发电厂 41云南省巡检司发电厂 42云南省绿水河发电厂 43云南省石龙坝发电厂 三、控股企业47户 1新疆喀什发电有限责任公司(在建) （90.00%）2哈密天光发电有限责任公司(在建) （85.00%）3新疆苇湖梁发电有限责任公司（82.00%） 4四川广安发电有限责任公司（80.00%） 5四川宜宾发电有限责任公司(在建) （80.00%）6福建漳平发电有限公司（75.00%） 7陕西蒲城发电有限责任公司（70.00%） 8河北热电有限责任公司（在建）（68.48%） 9四川黄桷庄发电有限责任公司（67.25%） 10福建闽能水电开发有限公司（67.00%） 11杭州半山发电有限公司（64.00%） 12成都三源热力有限责任公司（60.80%）

浅谈火电厂脱硝系统优化调整 邢建平

浅谈火电厂脱硝系统优化调整邢建平 发表时间：2018-08-01T10:27:00.900Z 来源：《电力设备》2018年第11期作者：邢建平[导读] 摘要：目前内蒙古包头市东河区包头铝业热电厂锅炉脱硝系统，采用的选择性催化还原法脱硝工艺，即SCR法，选择性催化还原法脱硝工艺是在环保应用中最多而且也是脱硝最成熟的技术。 （内蒙古包头市东河区包头铝业热电厂 014040）摘要：目前内蒙古包头市东河区包头铝业热电厂锅炉脱硝系统，采用的选择性催化还原法脱硝工艺，即SCR法，选择性催化还原法脱硝工艺是在环保应用中最多而且也是脱硝最成熟的技术。SCR法是煤炭燃烧后氮氧化物控制工艺，工艺流程是将稀释后的氨气均匀喷入锅炉燃煤产生的烟气中，将含有氨气的烟气，通过一个反应器，反应器中放置特效催化剂，烟气中的氮氧化物和氨气在催化剂的催化作用 下，将烟气当中的氮氧化物转化分解成氮气和水。 关键词：脱硝；SCR；火电厂；问题；优化调整煤燃烧所释放出废气中的氮氧化物，是造成大气污染的主要污染源之一。氮氧化物会引起严重的环境问题并危害人体健康，对于火电厂烟气中氮氧化物的治理是国家“十二五”规划的重要内容。而氮氧化物和硫氧化物是造成雾霾天气产生的主要原因之一。氮氧化物有很多不同形式，而自然界最主要存在形式是一氧化氮和二氧化氮。我国氮氧化物的排放主要来自于工业生产和车辆尾气排放，据统计其中大约百分之七十的氮氧化物的排放来自于煤炭的直接燃烧，我国电力供应主要依靠燃煤发电厂，电力工业是我国的煤炭消耗大户，因此降低燃煤火电厂氮氧化物排放是治理雾霾的主要措施之一。 1 SCR脱硝技术 目前内蒙古包头市东河区包头铝业热电厂锅炉脱硝系统，采用的是选择性催化还原法脱硝工艺，即SCR法，选择性催化还原法脱硝工艺是在环保应用中最多，而且也是脱硝最成熟的技术。SCR法工艺流程是将稀释后的氨气均匀喷入锅炉燃煤产生的烟气中，将含有氨气的烟气，通过一个反应器，反应器中放置特效催化剂，烟气中的氮氧化物和氨气在催化剂的催化作用下，将烟气当中的氮氧化物转化分解成氮气和水，达到减少氮氧化物排放的效果。 在SCR法中，催化剂必须在特定温度下，才可以发挥作用，所以烟气温度是SCR法的重要参数之一，烟气温度过低，催化剂不起任何作用，而烟气温度过高，有损坏催化器的情况发生。因此控制好投运脱硝时的烟气温度至关重要。而喷入反应器的氨气如果过量的话，会产生胶质物，堵塞空预器，影响锅炉运行，威胁机组正常运行，所以氨逃逸数值也是SCR法的重要参数之一。 2 脱硝系统存在的问题 脱硝喷氨系统投产以来，经常出现氮氧化物超标、氨逃逸升高等问题，影响了机组的可靠性、环保指标以及经济性。主要表现在CEMS 仪表标定后超调，排粉机启动氮氧化物超调值偏大，入口氮氧化物波动大时，脱硝系统出口超调。同时烟道直管道短，单点烟气流量波动大不能参与自调，用负荷替代烟气流量误差比较大。在冬季运行期间多次发生氨流量计堵塞、氨调整门堵塞的情况，造成喷氨量减少氮氧化物超标。 3 脱硝系统优化与调整 3.1选择性催化还原（SCR）脱硝 SCR（Selective Catalytic Reduction）是由美国Eegelhard公司发明并于1959年申请了专利，而日本率先在20世纪70年代对该方法实现了工业化。SCR脱硝原理是利用NH3和催化剂（铁、钒、铬、钴或钼等碱金属）在温度为200~450℃时将NOX还原为N2。NH3具有选择性，只与NOX发生反应，基本上不与O2反应，所以称为选择性催化还原脱硝。 SCR法中催化剂的选取是关键。对催化剂的要求是活性高、寿命长、经济性好和不产生二次污染。在以氨为还原剂来还原NOX时，虽然过程容易进行，铜、铁、铬、锰等非贵金属都可起有效的催化作用，但因烟气中含有SO2、尘粒和水雾，对催化反应和催化剂均不利，故采用SCR法必须首先进行烟气除尘和脱硫，或者是选用不易受肮脏烟气污染影响的催化剂；同时要使催化剂具有一定的活性，还必须有较高的烟气温度。通常是采用二氧化钛为基体的碱金属催化剂，最佳反应温度为300~400℃。 该法的优点是：由于使用了催化剂，故反应温度较低；净化率高，选择性催化还原（SCR）技术脱销效率可高达90%。；工艺设备紧凑，运行可靠；还原后的氮气放空，无二次污染。 但也存在一些明显的缺点：烟气成分复杂，某些污染物可使催化剂中毒；高分散的粉尘微粒可覆盖催化剂的表面，使其活性下降；系统中存在一些未反应的NH3和烟气中的SO2作用，生成易腐蚀和堵塞设备的（NH4）2SO4和NH4HSO4，同时还会降低氨的利用率；投资与运行费用（投资费用80美元/千瓦）较高。 3.2修改CEMS系统维护时间，避免AB两侧脱硝出口CEMS系统同时维护，实现分时校验，确保仪表自检定不同期。在DCS系统进行逻辑修改，当脱硝系统入口氮氧化物一侧CEMS系统维护时，采用另外一侧测量值进行修正后参与自调计算。当脱硝系统出口氮氧化物CEMS 系统维护时，DCS控制器跟踪脱硫侧氮氧化物数据进行调整。 3.3在脱硝系统AB两侧各增加一路旁路喷氨管路，运行时当喷氨系统发生故障时，切除故障管路，投入备用旁路。喷氨管路冗余设置，增加系统的可靠性，避免喷氨系统故障导致的氮氧化物超标。 3.4将脱硝CEMS系统电子间从原来的稀释风机层，移至喷氨调门层，缩短CEMS系统氮氧化物测量管路的距离，较少系统测量延迟，提高控制系统反应时间。 3.5通过分析历史数据，发现启动机组排粉机时，脱硝入口的氮氧化物数值会大幅增加，在脱硝控制系统中将排粉机状态作为前馈信号，当排粉机启动后一段时间，通过前馈信号，适当增大脱硝系统喷氨量。 3.6根据历史数据分析，确定了在不同负荷区间采用不同的PID调节参数调节，增加了PID变参数逻辑，同时调整负荷以及引风机电流等信号在自调逻辑中前馈比例。 3.7冬季氨流量计、氨调整门堵塞较多，把流量计前部分氨气管路通过尾部烟道预热，提高氨气温度。同时在氨流量计前加滤网，并定期清理滤网。 3.8为避免脱硝控制系统调节器积分饱和现象发生，根据调节系数高限值增加调门开度来满足喷氨需求量。 4 应用效果分析

中国华电集团公司福建公司成员单位

中国华电集团公司福建公司成员单位 全资企业： 1、福建永安火电厂 2、福建漳平电厂 3、福建省厦门电厂 4、福建省古田溪水力发电厂 5、福建省邵武电厂 6、福建省南靖船场溪水力发电厂 7、福建省龙岩电厂 8、福建省华安水力发电厂 9、福建省安砂水力发电厂 10、福建省池潭水力发电厂 11、福建省福州电厂 12、湄洲湾电厂运行分公司控股企业： 1、福建漳平发电有限公司（75.00%） 2、福建亿力电力投资有限公司（原福建闽能水电开发有限公司）（67.00%） 3、福建棉花滩水电开发有限公司（60.00%） 4、福建闽能邵武发电有限公司（60.00%） 5、闽东水电开发有限公司（51.00%） 6、闽东水电开发有限公司（在建）（51.00%） 参股企业： 1、福州市榕昌柴油机发电有限公司（10.00%） 2、拿口发电有限公司（6.30%） 3、晋江晋源柴油机发电有限责任公司（5.00％）福建亿力电力投资有限公司控股、参股并负责管理的企业 1、福建省高砂水电有限公司 2、福建省斑竹水电有限公司 3、福建省贡川水电有限公司 4、福建省城关水电有限公司 5、福建省万安水电有限公司 6、福建省水东水电有限公司 7、福建省雍口水电有限公司 8、福建省闽兴水电有限公司

1、福建华电可门发电有限公司系华电福建发电有限公司（以下简称福建公司）所属全资子公司。福建华电可门发电有限公司福州可门火电厂（以下简称可门电厂）规划装机容量为8×600MW，一期工程为2×600MW超临界机组,计划于2006年实现“双投”。可门电厂位处福州市连江可门港区，距福州89公里。建设可门电厂是福建公司实施中国华电集团公司发展战略的重要举措，可门电厂建成后将是福建的主力电源。 注意: 华电可门电厂实际待遇与工作地点，工龄，工作经验，学历，业绩，奖金，提成，扣钱和其它因素有关 2、福建厦门电厂是中国华电集团公司内部核算成员单位，是福建省首家通过省经贸委热电联产审定的企业，占地面积32.5万平方米，主要从事发电与供热业务，发展了厦门鹭能电力有限公司等多家具有一定规模与实力的多经公司。现有职工629人，其中各类高、中、初级专业技术人员196人。厦门电厂是华电在闽企业位于厦门的惟一电厂，对外供热的经济半径能覆盖整个杏林工业区 3、福建棉花滩水电开发有限公司于1995年11月依法成立，由福建省电力公司，电力改革后转为中国华电集团公司（60%），福建省投资开发总公司（22%）、龙岩市水电开发有限公司（18%）三家股东组成。公司注册资金8亿元，主要从事水电开发、经营、管理。公司现辖有棉花滩水电站（装机4×150MW）和正在开发建设中的白沙水电站（装机2×35MW）。 4、福建华电邵武发电有限公司由华电福建发电有限公司控股，装有2台125MW燃煤机组，是闽北唯一的火力发电厂。 在LNG燃气电厂落户晋江之后，国内电业巨头———中国华电集团公司也准备拿出100亿元在晋江投建大型火电厂。记者从昨日召开的晋江市委常委扩大会了解到，项目将按A 级工业旅游示范项目标准规划建设，热电联产。投产后，每年可创税约7亿元。 5、晋江为福建省的用电大户。根据省电力市场分析报告，2007年晋江全市用电量占全省用电量的10.2%，占泉州市用电总量的40.7%。然而，晋江大部分电量需依靠外部输入，建设大型电厂成为晋江经济持续发展的内在需求。 华电福建泉州发电有限公司技术总监陆德明表示，由于晋江企业数量多、有用电需求，晋江具有建设大型火电厂所需的天然条件等，因此，考虑在晋江建火电厂。

中国华电集团公司资产管理办法

中国华电集团公司资产管理办法（试行） 第一章总则 第一条为了加强集团公司的资产管理，明确资产使用与管理的责权关系，规范、完善资产运作程序，确保资产安全完整和保值增值，根据《中华人民共和国会计法》、《企业财务通则》、《企业会计准则》、《工业企业财务制度》的有关规定，结合集团公司的实际情况，制定本办法。 第二条资产管理主要包括固定资产管理、流动资产管理、长期投资管理、无形资产及其他资产管理、资产评估和财产保险管理等。 第三条集团公司财务部门归口负责资产的价值管理，生产部门负责实物资产管理和技术监督，内部审计部门负责资产管理的监督工作。 第四条本办法适用于集团公司本部、分公司（代表处）、内部核算电厂、全资及控股公司（以下简称各单位）。 第二章固定资产管理 第五条集团公司对固定资产实行归口管理与分级管理相结合的方式。集团公司固定资产目录和分类折旧率另行制定。 第六条固定资产购建、技术改造与修理管理基建项目和改扩建项目应严格按集团公司预算平衡后下达的基建投资计划执行。 固定资产零星购置和技术改造与修理，应按照集团公司审定的预算执行，不得突破预算。如因特殊原因需追加预算应报集团公司审批。

各单位固定资产购建、技改、修理应根据集团公司招标管理程序，对限额以上的项目实行招标。 基建项目、改扩建项目、技改工程应按照有关规定，及时办理资产移交手续，增加固定资产。 第七条各单位固定资产有偿调拨、出租、出借管理单位原值在100万元以下的，报集团公司备案：原值在100万元（含100万元）以上的，报集团公司审批。 固定资产出租、出借应实行有偿原则，按照该资产的应计提折旧、合理收益和税金核定出租、出借的租金。 固定资产的无偿调拨应报集团公司审批。 第八条固定资产毁损、盘亏、报废管理各单位应定期组织对固定资产进行清查，对清查中发现的毁损、盘亏及待报废固定资产，应及时查明原因并申请处置。单项资产原值超过30万元的毁损、盘亏和报废资产，报集团 公司审批。单项资产原值不超过30万元的毁损、盘亏和报废资产，由各单位自行审批，并报集团公司备案。 集团公司每年6月和11月对固定资产的毁损、报废、盘亏进行集中审批。经批准的固定资产毁损、盘亏和报废净损失列入当期损益。 第三章流动资产管理 第九条流动资产管理：包括货币资产、短期投资、各种债权、存货等。 （一）货币资产管理应严格按现金管理制度、银行结算制度和集团公司有关资金管理的办法执行。严格现金保管制度，严禁出租、出借银行帐户。

中国华电集团公司.doc

公司概况 中国华电集团公司（简称“中国华电”）是经国务院批准，在原国家电力公司部分企事业单位基础上组建的国有企业，经国务院同意进行国家授权投资的机构和国家控股公司的试点。 中国华电成立于2002年12月29日，注册资本120亿元,到2003年底总资产达到890亿元。集团公司主要从事电源及与电力相关产业的开发、投资、建设、经营和管理，组织电力（热力）生产和销售；从事新能源、科技开发，国内外工程建设、承包与监理，设备制造；从事国内外投融资业务，自主开展外贸流通经营、国际合作等业务以及国家批准或允许的其他业务。 中国华电的发展战略是：以市场为导向，以发展为主题，以效益为中心，坚持生产经营和资本经营并重，坚持企业发展与员工发展协调，坚持走集团化、多元化、国际化、现代化的路子，把公司建设成为以电为主，综合发展，实力雄厚，管理一流，具有可持续发展能力和国际竞争力的现代企业集团。 中国华电有着多方面比较优势，具有实现发展战略的坚实基础。目前运行及在建可控发电装机容量3822.6万千瓦，总资产890亿元，分布在全国二十二个省（市、区），其中火电占74.5%，水电占25.5%；现拥有全国一流电厂18家，高参数、大机组的百万千瓦以上电厂9家；控股业绩优良的华电国际电力股份有限公司（原山东国际电源开发股份有限公司）、黑龙江电力股份有限公司、国电南京自动化股份有限公司等上市公司；控股同时开发建设４个大型水电站的乌江水电开发有限责任公司。根据公司发展规划，2010年公司运行和在建总装机将达到6000万千瓦以上，2020年将达到1亿千瓦以上。 中国华电控股的华电工程（集团）公司、华电开发投资有限公司、华电燃料有限公司、华电招标有限公司、华信保险经纪有限公司和华信保险公估有限公司，均具有良好的发展基础和较大的发展规模，为公司以电为主的多元化经营提供了良好的发展平台。 中国华电集团公司努力树立和维护诚信、高效、合作、服务、环保的企业形象，促进中国电力工业持续、健康、稳定地发展，为经济和社会发展提供清洁、可靠、优质的能源。 中国华电集团公司坚持生产经营和资本经营并重，以生产经营为基础，以资本经营为支撑，优化资产结构，以存量带动增量发展，以增量提升存量质量，不断促进公司可持续发展能力的提高。 生产经营： 中国华电拥有邹县电厂等高参数、大机组的百万千瓦以上电厂9家，拥有全国一流电厂18家。集团公司在确保安全生产和队伍稳定的基础上，做好公司系统现有存量资产的生产经营工作。把实现国有资产的保值增值作为首要任务，深入开展创建“华电优秀发电企业”活动，按照市场化运作的要求，加大公司内部改革重组的力度，提高现有存量资产运营效率，不断增加企业盈利能力和积累能力。 1912年建成投产发电的云南石龙坝发电厂，是中国第一座水电站，位于昆明市西山区海口。目前，该厂共保留装机容量7360KW，年发电量800万KWH左右，是云南省重点文物保护单位，被誉为中国水电博物馆。图为该厂仍在运行的中国第一台水轮发电机组。 总装机容量1600MW的哈尔滨第三发电有限责任公司厂景。 资本经营： 中国华电集团公司拥有分别在境内外上市的3家上市公司：华电国际、龙电股份、国电南自。集团公司将充分发挥集团优势和规模效益，充分发挥上市公司作为融资窗口的作用，合理调剂和优化配置集团资源，积极利用国内外两个资本市场，以市场需求为导向，以经济效益为中心，以电力产业为主要投资方向，通过开展资本运作和金融运作，实现集团公司持续、快速、滚动发展。 集团公司控股的黑龙江电力股份有限公司于1996年7月1日在上海证券交易所上市。图为该公司控股的装机容量1030MW的牡丹江第二发电厂。 国电南京自动化股份有限公司为中国华电工程（集团）公司的全资企业，是国内开发、生产、销售各类高性能电力系统、铁路系统等领域系列自动化产品和信息技术的大型骨干企业。图为该厂生产线一角。 基本建设：

火电厂脱硫脱硝及烟气除尘的技术分析

火电厂脱硫脱硝及烟气除尘的技术分析 发表时间：2019-01-08T15:23:57.747Z 来源：《电力设备》2018年第24期作者：步晓波 [导读] 摘要：在改革开放的新时期，我国的社会经济有了突飞猛进的进步，经济的高速发展与煤炭资源有着密切关系，但是由于煤炭资源利用率在不断增加，这样煤炭资源在燃烧的过程中，污染物就在不断增加，这样就给我国的环境带来了严重的影响。 （国家能源集团大武口热电有限公司宁夏石嘴山 753000） 摘要：在改革开放的新时期，我国的社会经济有了突飞猛进的进步，经济的高速发展与煤炭资源有着密切关系，但是由于煤炭资源利用率在不断增加，这样煤炭资源在燃烧的过程中，污染物就在不断增加，这样就给我国的环境带来了严重的影响。针对这样的情况，就必须要不断对火电厂锅炉的排放进行合理设置，这样就可以很大程度上提高煤炭燃烧的效率。基于此，本文主要对火电厂锅炉脱硫脱硝及烟气除尘技术进行了详细分析，希望能够给有关人士提供参考意见。 关键词：火电厂锅炉；脱硫脱硝；烟气除尘；技术 引言 我国既是煤炭的重要生产国，也是最大的煤炭消费国，伴随着我国工业的快速发展，污染问题愈加突出，环境污染会威胁人们的生命健康。在火电厂发电过程中，会排放出大量的NOx和SO2，火电厂发电已然成为工业污染的重要来源之一，合理应用火电厂锅炉脱硫脱硝及烟气除尘技术，可以减少其工业污染，对我国社会经济的可持续发展具有重要意义。 1研究火电厂锅炉脱硫脱硝及烟气除尘技术的现实意义 科学技术水平的提升，使得各行各业的发展对煤炭能源的需求量越来越大。据统计，平均每天直接用于燃烧的煤炭量高达12t。其中火电厂对煤炭的燃耗量，在当前节能减排的发展背景下，仍呈现出递增趋势。这种情况下，火电厂大量排放的污染物就会对周边的生态环境建设造成严重的污染影响，严重的甚至会形成酸雨。基于此，我国采用脱硫方式，来降低污染物的排放量，截止到2014年，市场环境中的火电厂脱硫容量达到了3600万kW。虽然处于运行状态的燃煤机组的脱硫设备安装基本完成，但其脱硝以及除尘设备的应用，仍有很大的提升改造空间。为此，相关建设人员应在明确脱硫脱硝及烟气除尘技术应用现状的情况下，找出优化控制的方法策略。这是实现工业发展可持续目标的重要课题内容，相关人员应将其充分重视起来，以用于实践。 2脱硫脱硝技术发展 2.1脱硫技术 在脱硫技术当中主流是以石灰石-石膏湿法进行处理，然而在火力发电厂进行脱硫处理之时其重点为吸收塔，吸收塔的形制不同，所达到的效果也会产生明显的差异性，一般情况下吸收塔可分成三类：⑴填料塔。这一种类型是应用内部固体填料，来促使浆液从填料层表层流入，和炉膛当中的烟气相融合，从而便可达到脱硫效果，然而其缺点也十分明显即较易造成堵塞；⑵液柱塔。采用烟气和气、液互相融合的方式，来达到脱硝效果，尽管其脱硝率较高，然而在芦荡当中没有阻塞，烟气所导致的阻力会造成较大脱硫损失；⑶喷淋吸收塔。这一技术是当前应用较为普遍的一种脱硫技术手段，一般炉膛当中的烟气是由上到下运动的，喷淋吸收塔形制为喇叭状，或是通过特定角度来向下喷射，可较为充分的吸收烟气。 2.2脱硫技术的发展 我们都知道，脱硫技术主要是采用石灰石或者石膏湿的方法，但是对于火电厂来说，脱硫技术重点的部分主要在吸收塔。但是由于吸收塔的型号和样式有很大不同，这样就使得其产生的效果也有很大区别。一般通常下，吸收塔可以分为四种类型，第一种就是填料塔，这种类型的塔主要是通过利用结构内部的填料将其固定，然后将浆液填料在表面层，这样浆液就会从表面顺流而下，从而就与锅炉内部的烟气进行有效融合和反应，即完成了脱硫。但是这种方式非常容易出现堵塞情况，并且实际操作相对比较少。第二种就是液柱塔，这种类型主要是将烟气与气、液体相融合，这样就从充分进行质的传递，从而就完成了脱硝。尽管这种类型的脱硝使用效率非常大，但是由于锅炉内部没有出现堵塞的情况，这样产生的大量烟气就会导致比较多的脱硫损失。第三种就是喷淋吸收塔，从目前的现状来看，这种技术是应用最多的一种脱硫技术，一般情况下，锅炉内部的烟气在运动的时候，采用的形式是自上而下的，同时这种类型的吸收塔主要是喇叭垂直的，并且是以一种角度直接向下喷射，从而就使得其能够更加充分进行烟气吸收。尽管从结构和价格上比之前的两种类型要更好，但是烟气的分布非常不均匀。第四种就是鼓泡塔，这种类型主要是通过利用石灰石将烟气压在下面，但是由于烟气与浆液融合在一起之后，会产生很多鼓泡，这样就会有非常好的脱硫效果，并且效率很高，此外，其也有很多缺陷，例如：阻碍压力比较大，以及结构比较复杂。 2.3火电厂锅炉除尘技术 在火电厂中，除尘技术在锅炉生产阶段的稳定性相对较高，具有较高的除尘效率，就目前来看，利用旋转电极形式进行除尘处理是未来发展的主要方向。在火电厂中，旋转清灰刷、回转阳极板共同组成了旋转电极阳极部分，灰尘积累到一定厚度时，需要对其予以彻底清除，防止出现二次烟尘，此种方法具有较为合理的除尘效果。在实际除尘过程中，如果具有较高的粉尘排放标准，那么需要将湿式静电除尘设备予以适当增设。与干式电除尘器进行比较，利用这种除尘设备可以避免二次灰尘的出现，除尘较为高效。通常情况下，其除尘率约在70%。就目前来看，在火电厂锅炉生产过程中，利用脱硫脱硝技术和除尘技术依然存在一定局限，对此，可以选择一体化作用模式，将煤炭燃烧技术与烟气脱硝技术结合，将脱硫技术与除尘技术相结合，如在脱硫工作开始之前利用干式先转电极除尘器，在脱硫完成之后利用湿式除尘器，可以让热量增加，完成装置回收工作，进而有效提升除尘效率。 2.4创新研究 由当前的实际情况来分析，在火电常锅炉生产阶段，将脱硫脱硝以及烟气除尘这三项技术予以综合应用之时，仍然会存在着不少的问题情况，这也会在一定程度上导致火力发电厂的未来的发展将面临着巨大的挑战。有经济性角度来看，火力发电厂采取脱硫、脱销与烟气除尘技术所需花费的改造成本较大，由此也就会造成在火力发电企业的经营阶段，会产生出一笔不斐的运营成本，进而也便会导致火力发电厂在较长的一段时期内都无法开展相关的技术改造与运行。在火力发电厂当中，应用脱硫技术之时，可将煤炭燃烧技术和锅炉在生产后的烟气脱硝技术相结合，从而便可达到一定的资金节约目的。并且，锅炉在处于较低的运行负荷之时，如果温度达到要求，同时和催化剂发生了反应，则便可在该温度区域内增设脱销设备。在火电厂锅炉运行时若应用脱硝技术，应尽可能选用液柱和喷淋配合使用的双塔技术，在前塔位置应选用液柱塔，同时将烟气内绝大多数的二氧化硫彻底清除，所清除的二氧化硫一般需达到整体烟气的70%以上；之后便应直接进到逆流喷淋塔内，从而便可由本质上将残存的二氧化硫基本脱除，采取这一方式所能够达到的脱硫率最大可达到98%以上。在应

火力发电厂脱硝装置介绍

火力发电厂脱硝装置介绍 1. 概述 氮氧化物(NO x)是造成大气污染的主要污染源之一。通常所说的NO x有多种不同形式：N2O、NO、NO2、N2O3、N2O4和 N2O5，其中NO和NO2是重要的大气污染物，另外还有少量N2O。我国氮氧化物的排放量中70％来自于煤炭的直接燃烧，电力工业又是我国的燃煤大户，因此火力发电厂是NOx排放的主要来源之一。 在煤的燃烧过程中，NO x的生成量和排放量与燃烧方式，特别是燃烧温度和过量空气系数等密切相关。燃烧形成的NOx可分为燃料型、热力型和快速型3种。其中快速型NOx生成量很少,可以忽略不计。 (1)热力型NOx，指空气中的氮气在高温下氧化而生成NOx。当炉膛温度在1350℃以上时，空气中的氮气在高温下被氧化生成NOx,当温度足够高时,热力型NOx可达20 %。过量空气系数和烟气停留时间对热力型NO x 的生成有很大影响。 (2) 燃料型NOx，指燃料中含氮化合物在燃烧过程中进行热分解，继而进一步氧化而生成NOx。其生成量主要取决于空气燃料的混合比。燃料型NOx约占NOx总生成量的75%～90%。过量空气系数越高, NOx的生成和转化率也越高。 (3)快速型NOx，指燃烧时空气中的氮和燃料中的碳氢离子团如CH等反应生成NOx。主要是指燃料中碳氢化合物在燃料浓度较高的区域燃烧时所产生的烃,与燃烧空气中的N2 发生反应，形成的CN和HCN继续氧化而生成的NOx。在燃煤锅炉中，其生成量很小，一般在燃用不含氮的碳氢燃料时才予以考虑。 在这三种形式中，快速型NOx所占比例不到5％；在温度低于1300℃时，几乎没有热力型NOx。对常规燃煤锅炉而言，NOx主要通过燃料型生成途径而产生。 控制NOx排放的技术可分为一次措施和二次措施两类： 一次措施是通过各种技术手段降低燃烧过程中的NOx生成量； 二次措施是将已经生成的NOx通过技术手段从烟气中脱除。 1.1 脱硝基本技术及概念 降低NOx排放主要有两种措施。 一是控制燃烧过程中NOx的生成，即低NOx燃烧技术； 二是对生成的NOx进行处理，即烟气脱硝技术。 1.1.1 低NOx燃烧技术 为了控制燃烧过程中NOx的生成量所采取的措施原则为： (1)降低过量空气系数和氧气浓度，使煤粉在缺氧条件下燃烧； (2)降低燃烧温度，防止产生局部高温区；

中国华电集团公司招标管理办法(B版)

附件 中国华电集团公司招标管理办法（B版） 第一章总则 第一条为规范和加强招标管理，保护招投标双方的合法权益，体现集约优势，控本增效，增强法律意识，促进招标管理工作为集团公司效益最大化服务，根据《中华人民共和国招标投标法》、《中华人民共和国招标投标法实施条例》等相关法律、法规的规定，特制定本办法。 第二条集团公司招标管理工作必须遵照国家有关法律、法规和本办法进行，任何单位和个人不得进行非法干预。实施招标是招标方和投标方依法进行的经济活动，受国家法律保护和约束。 集团公司招标活动不受地区或部门的限制，严格执行保密制度和回避制度。 第三条集团公司本着公开、公平、公正、诚实信用和科学择优的原则，严格规范招标管理工作。 第四条本办法适用于集团公司全资、控股（含间接控股）企业的所有国内招标行为，其他企业可参照执行。

第二章招标管理范围 第五条必须招标的范围 （一）工程类单项合同估算价在200万元人民币以上。 （二）货物类单项合同估算价在100万元人民币以上。 （三）服务类单项合同估算价在50万元人民币以上。 （四）法律、法规规定的其它必须进行招标的项目。 第六条集团公司直接管理范围 （一）单项合同估算价在1000万元人民币及以上除电煤和石灰石（粉）的所有招标。 （二）《集团公司直接管理范围目录》（详见附件1）规定的全部内容和集团公司指定的其他招标项目。 上述管理范围以外，集团公司有关部门对前期、基建、生产、信息化建设等招标管理有特殊规定的，依其规定执行。 第七条二级机构管理范围 集团公司直接管理范围外的所有招标。 第三章招标工作机构设置和职责 第八条集团公司招标工作机构设置和管理职责 （一）集团公司招标工作机构设置 设立集团公司招标领导小组，集团公司分管物资的副总经理担任组长、集团公司纪检组组长担任副组长。 成员由集团公司有关总师（总助）、副总师和工程技术与物

火电厂脱硝技术综述

火电厂脱硝技术综述 王文选、肖志均、夏怀祥 （大唐环境科技工程有限公司，北京，100089） 氮氧化物是造成大气污染的主要污染源之一。通常所说的氮氧化物NO x有多种不同形式：N2O、NO、NO2、N2O3、N2O4和N2O5，其中NO和NO2是重要的大气污染物。我国氮氧化物的排放量中70％来自于煤炭的直接燃烧，电力工业又是我国的燃煤大户，因此火力发电厂是NOx排放的主要来源之一。 研究表明，氮氧化物的生成途径有三种：（1）热力型NOx，指空气中的氮气在高温下氧化而生成NOx；（2）燃料型NOx，指燃料中含氮化合物在燃烧过程中进行热分解，继而进一步氧化而生成NOx；（3）快速型NOx，指燃烧时空气中的氮和燃料中的碳氢离子团如CH等反应生成NOx。在这三种形式中，快速型NOx所占比例不到5％；在温度低于1300℃时，几乎没有热力型NOx。对常规燃煤锅炉而言，NOx主要通过燃料型生成途径而产生。控制NOx排放的技术指标可分为一次措施和二次措施两类，一次措施是通过各种技术手段降低燃烧过程中的NOx生成量；二次措施是将已经生成的NOx 通过技术手段从烟气中脱除。 1. 脱硝技术介绍 降低NOx排放主要有两种措施。一是控制燃烧过程中NOx的生成，即低NOx燃烧技术；二是对生成的NOx进行处理，即烟气脱硝技术。 1.1 低NOx燃烧技术 为了控制燃烧过程中NOx的生成量所采取的措施原则为：（1）降低过量空气系数和氧气浓度，使煤粉在缺氧条件下燃烧；（2）降低燃烧温度，防止产生局部高温区；（3）缩短烟气在高温区的停留时间等。低NOx燃烧技术主要包括如下方法。 1.1.1 空气分级燃烧 燃烧区的氧浓度对各种类型的NOx生成都有很大影响。当过量空气系数a<1，燃烧区处于“贫氧燃烧”状态时，对于抑制在该区中NOx的生成量有明显效果。根据这一原理，把供给燃烧区的空气量减少到全部燃烧所需用空气量的70％左右，从而即降低了燃烧区的氧浓度也降低了燃烧区的温度水平。因此，第一级燃烧区的主要作用就是抑制NOx的生成并将燃烧过程推迟。燃烧所需的其余空气则通过燃烧器上面的燃尽风喷口送入炉膛与第一级所产生的烟气混合，完成整个燃烧过程。 炉内空气分级燃烧分轴向空气分级燃烧（OFA方式）和径向空气分级。轴向空气分