XX电厂节能环保上的优势
一、化学部分
1、锅炉补给水处理系统
XX电厂锅炉补给水处理系统最初提出四种方案进行对比分析，各方案初投资对比见表1，各方案制水成本见表2。
通过对“多介质过滤器+细砂过滤器+反渗透+一级除盐+混床”、“多介质过滤器+超滤+反渗透+一级除盐+混床” “多介质过滤器+细砂+两级反渗透+EDI” 及“多介质过滤器+超滤+两级反渗透+EDI”
四种工艺方案的技术经济比较，“多介质过滤器+细砂过滤器+反渗透+一级除盐+混床”方案技术可靠、占地小、运行维护简单、基建投资最低，运行成本最低，且该方案技术成熟、运行经验丰富、系统稳定可靠，出水品质满足660MW超临界机组对锅炉补水品质要求。
2、废水处理系统
XXX电厂工业废水包括经常性废水和非经常性废水。经常性废水采用就地处理，非经常性废水设置一套非经常性废水处理设备，处理后的废水全部回用。处理后出水水质达到“污水综合排放一级标准（《污水综合排放标准》GB 8978－96）”。
二、脱硫脱硝部分 1、脱硫部分
XXX电厂脱硫采用石灰石－石膏湿法脱硫工艺，燃煤设计/校核煤种含硫量分别为1.88％/2.5％，环保要求脱硫系统效率不低于96.5％，排放值低于112mg/Nm³，低于国家最新环保要求的200mg/Nm³。该技术成熟可靠，且该工艺用的吸收剂采用石灰石，价格低廉，采购、运输方便，脱硫副产物石膏全部综合利用。
2、脱硝部分
XXX电厂脱硝采用选择性催化还原法（SCR）脱硝工艺
（1）反应原理：该工艺通常布置在燃煤和燃油电厂的固态排渣或液态排渣锅炉的烟气下游，在280～420℃的温度条件下向烟气中加入NH3，在催化剂的作用下，将烟气中的NOx转换为无害的N2
和H2O，从而达到脱除和减少电厂污染物排放的目的。主要化学反应如下：
4NO＋4NH3＋O2＝4N2＋6H2O NO＋NO2＋2NH3＝2N2＋3H2O
不希望发生的反应：
SO2＋1/2O2－SO3 NH3＋SO3＋H2O－NH4HSO4 2NH3＋SO3＋H2O－（NH4）2SO4
SO3＋H2O－H2SO4
由于硫酸氨和硫酸氢氨在温度较低时（200℃～240℃左右）会发生冷凝。对孔隙式催化剂，在温度300℃～330℃左右时发生毛细冷凝，硫酸氢氨将堵塞催化剂孔会导致催化剂活性降低；硫酸氢氨和飞灰会沉积在空预器表面；铵盐在静电除尘器灰中的聚集会导致飞灰品质下降；亚硫酸会对空预器和GGH造成腐蚀；GGH的净烟气侧会有气溶胶形成。正是由于以上原因，SCR系统要求低的氨逃逸和低的 SO2－SO3转化率以避免硫酸氢氨的形成。可采取以下措施降低硫酸氢氨的形成：
① 减少未参加反应的NH3； ② 减少SO3；
③ 提高燃油机组的燃尽度； ④ 降低燃煤机组飞灰含碳量； ⑤ 选择合适的空气预热器和吹灰系统。 降低SO3可采取以下措施： ① 燃用低硫燃料； ② 采用低过量空气燃烧；
③ 采用低SO2/SO3转化率的SCR催化剂。
大量的铵盐被飞灰携带走，具有粘性的铵盐更容易对设备和系统造成堵塞，当飞灰中携带的铵盐升高时，可以采用以下防范措施：
① 增大回转式空气预热器内部板间距，或者安装平面板； ② 增加吹灰器蒸汽压力，吹灰蒸汽必须有足够的过热度。 （2）SCR脱硝工艺的技术特点 ① 烟气脱硝效率≥90％；
② 反应器布置在省煤器和空气预热器之间； ③ 反应器也可布置在FGD后端； ④ 蜂窝状或板式催化剂单元设计； ⑤ 催化剂单元按系数设计；
⑥ SO2转化为SO3的转化率小于1％； ⑦ 氨逃逸小于3～5ppm；
⑧ 特殊气体均布装置保证NH3与烟气均匀混合； ⑨ 采用氨水或纯氨或尿素制氨法三种可选方案。
目前，世界上燃煤电站脱硝工艺大都采用选择性催化还原法（SCR）烟气脱硝工艺。根据SCR其布置特点，又可以分为高含尘工艺流程布置和低含尘工艺流程布置。低含尘工艺流程布置时SCR反应器布置在静电除尘器或FGD后，由于低含尘工艺流程布置烟温太低，需要配置热交换器，将烟温加热至250℃左右，导致初投资和运行成本均比高含尘布置工艺高了许多。该工艺一般用在高含尘工艺无法布置或烟气中含有使催化剂丧失活性的物质，一般比较适用于旧厂改造，所以在条件允许下大都采用高含尘布置工艺。SCR脱硝装置按高含尘工艺流程布置，即脱硝装置布置在锅炉省煤器和空预器之
间。这种方式布置，省煤器出口烟气温度正好满足SCR装置中催化剂的运行需要，这种布置的投资和运行费用都是最佳的。
本工程推荐采用选择性催化还原法（SCR）高含尘布置工艺，该方法脱硝效率可以达到90％以上，工艺成熟，在全世界烟气脱硝方法中占主导地位。
XX电厂节能环保上的优势
一、化学部分
1、锅炉补给水处理系统
XX电厂锅炉补给水处理系统最初提出四种方案进行对比分析，各方案初投资对比见表1，各方案制水成本见表2。
通过对“多介质过滤器+细砂过滤器+反渗透+一级除盐+混床”、“多介质过滤器+超滤+反渗透+一级除盐+混床” “多介质过滤器+细砂+两级反渗透+EDI” 及“多介质过滤器+超滤+两级反渗透+EDI”
四种工艺方案的技术经济比较，“多介质过滤器+细砂过滤器+反渗透+一级除盐+混床”方案技术可靠、占地小、运行维护简单、基建投资最低，运行成本最低，且该方案技术成熟、运行经验丰富、系统稳定可靠，出水品质满足660MW超临界机组对锅炉补水品质要求。
2、废水处理系统
XXX电厂工业废水包括经常性废水和非经常性废水。经常性废水采用就地处理，非经常性废水设置一套非经常性废水处理设备，处理后的废水全部回用。处理后出水水质达到“污水综合排放一级标准（《污水综合排放标准》GB 8978－96）”。
二、脱硫脱硝部分 1、脱硫部分
XXX电厂脱硫采用石灰石－石膏湿法脱硫工艺，燃煤设计/校核煤种含硫量分别为1.88％/2.5％，环保要求脱硫系统效率不低于96.5％，排放值低于112mg/Nm³，低于国家最新环保要求的200mg/Nm³。该技术成熟可靠，且该工艺用的吸收剂采用石灰石，价格低廉，采购、运输方便，脱硫副产物石膏全部综合利用。
2、脱硝部分
XXX电厂脱硝采用选择性催化还原法（SCR）脱硝工艺
（1）反应原理：该工艺通常布置在燃煤和燃油电厂的固态排渣或液态排渣锅炉的烟气下游，在280～420℃的温度条件下向烟气中加入NH3，在催化剂的作用下，将烟气中的NOx转换为无害的N2
和H2O，从而达到脱除和减少电厂污染物排放的目的。主要化学反应如下：
4NO＋4NH3＋O2＝4N2＋6H2O NO＋NO2＋2NH3＝2N2＋3H2O
不希望发生的反应：
SO2＋1/2O2－SO3 NH3＋SO3＋H2O－NH4HSO4 2NH3＋SO3＋H2O－（NH4）2SO4
SO3＋H2O－H2SO4
由于硫酸氨和硫酸氢氨在温度较低时（200℃～240℃左右）会发生冷凝。对孔隙式催化剂，在温度300℃～330℃左右时发生毛细冷凝，硫酸氢氨将堵塞催化剂孔会导致催化剂活性降低；硫酸氢氨和飞灰会沉积在空预器表面；铵盐在静电除尘器灰中的聚集会导致飞灰品质下降；亚硫酸会对空预器和GGH造成腐蚀；GGH的净烟气侧会有气溶胶形成。正是由于以上原因，SCR系统要求低的氨逃逸和低的 SO2－SO3转化率以避免硫酸氢氨的形成。可采取以下措施降低硫酸氢氨的形成：
① 减少未参加反应的NH3； ② 减少SO3；
③ 提高燃油机组的燃尽度； ④ 降低燃煤机组飞灰含碳量； ⑤ 选择合适的空气预热器和吹灰系统。 降低SO3可采取以下措施： ① 燃用低硫燃料； ② 采用低过量空气燃烧；
③ 采用低SO2/SO3转化率的SCR催化剂。
大量的铵盐被飞灰携带走，具有粘性的铵盐更容易对设备和系统造成堵塞，当飞灰中携带的铵盐升高时，可以采用以下防范措施：
① 增大回转式空气预热器内部板间距，或者安装平面板； ② 增加吹灰器蒸汽压力，吹灰蒸汽必须有足够的过热度。 （2）SCR脱硝工艺的技术特点 ① 烟气脱硝效率≥90％；
② 反应器布置在省煤器和空气预热器之间； ③ 反应器也可布置在FGD后端； ④ 蜂窝状或板式催化剂单元设计； ⑤ 催化剂单元按系数设计；
⑥ SO2转化为SO3的转化率小于1％； ⑦ 氨逃逸小于3～5ppm；
⑧ 特殊气体均布装置保证NH3与烟气均匀混合； ⑨ 采用氨水或纯氨或尿素制氨法三种可选方案。
目前，世界上燃煤电站脱硝工艺大都采用选择性催化还原法（SCR）烟气脱硝工艺。根据SCR其布置特点，又可以分为高含尘工艺流程布置和低含尘工艺流程布置。低含尘工艺流程布置时SCR反应器布置在静电除尘器或FGD后，由于低含尘工艺流程布置烟温太低，需要配置热交换器，将烟温加热至250℃左右，导致初投资和运行成本均比高含尘布置工艺高了许多。该工艺一般用在高含尘工艺无法布置或烟气中含有使催化剂丧失活性的物质，一般比较适用于旧厂改造，所以在条件允许下大都采用高含尘布置工艺。SCR脱硝装置按高含尘工艺流程布置，即脱硝装置布置在锅炉省煤器和空预器之
间。这种方式布置，省煤器出口烟气温度正好满足SCR装置中催化剂的运行需要，这种布置的投资和运行费用都是最佳的。
本工程推荐采用选择性催化还原法（SCR）高含尘布置工艺，该方法脱硝效率可以达到90％以上，工艺成熟，在全世界烟气脱硝方法中占主导地位。