电厂烟气消白方案

xxx发电有限责任公司

#1、#2机组湿烟气消除“白色烟羽”项目技术方案编制单位：日期:#1、#2机组湿烟气消除“白色烟羽”项目 技术方案目录TOC\o"1-5"\h\z\o"CurrentDocument"1、工程概况 4\o"CurrentDocument"2、白色烟羽的成因 4\o"CurrentDocument"水汽雾滴携带 4\o"CurrentDocument"溶解盐 53、设计依据 6地理位置 6气象条件 错误!未定义书签。\o"CurrentDocument"结构设计条件 7工程地质 8\o"CurrentDocument"场地地震效应 8\o"CurrentDocument"电厂永久性服务设施 9\o"CurrentDocument"锅炉概况 9\o"CurrentDocument"锅炉概况 9\o"CurrentDocument"除尘器 11\o"CurrentDocument"FGD设计参数 11\o"CurrentDocument"相关标准规范 12\o"CurrentDocument"4、白烟治理工艺技术路线 155、方案设计 18设计范围 18\o"CurrentDocument"烟气系统 18\o"CurrentDocument"MGGH系统 18\o"CurrentDocument"循环水供应系统 18\o"CurrentDocument"电气、仪控系统 18\o"CurrentDocument"保温及油漆 18烟气系统 18设计原则 18\o"CurrentDocument"烟道 18\o"CurrentDocument"膨胀节 19\o"CurrentDocument"其它 19\o"CurrentDocument"仪表和控制 19#1、#2机组湿烟气消除“白色烟羽”项目 技术方案TOC\o"1-5"\h\z烟气冷凝+MGGH换热系统 20烟气冷凝+MGGH原则性热力系统 20\o"CurrentDocument"工艺组成 20保温油漆及防腐 22保温油漆 22\o"CurrentDocument"防腐 23\o"CurrentDocument"伴热 23\o"CurrentDocument"管道和阀门 23\o"CurrentDocument"案例图片 25\o"CurrentDocument"6、设备数据表 26\o"CurrentDocument"7、设备清单 28#1、#2机组湿烟气消除“白色烟羽”项目 技术方案1、工程概况项目名称：xxx发电有限责任公司湿烟气消除“白色烟羽”项目项目地址：项目规模：2X150MW机组（490t/h锅炉）湿烟气“白色烟羽”治理。本工程锅炉消除“白色烟羽”采用MGGH工艺方案。设计在吸收塔前设置烟气降温段，先对入口烟气进行一次降温，降低原烟气热能，减少蒸发量；在脱硫与湿电之间设置烟气冷凝器，降低烟气温度，冷凝出烟气中的一部分气态水；烟气经脱硫除雾和湿电，进入烟气再热段进行升温，将原饱和水蒸气加热到不饱和状态，最后通过烟囱排放。2、白色烟羽的成因湿法脱硫是目前工业窑炉和锅炉烟气脱硫的常用工艺技术，湿法脱硫过程中在脱硫塔内喷淋循环浆液，反应吸收烟气中的二氧化硫。湿法脱硫的脱硫效率高，但处理后排放湿烟气的白色烟羽拖尾的情况较普遍。随着环保要求逐渐严格，开始要求治理白色烟羽，俗称“消白烟”。湿法脱硫后的低温湿烟气中的水汽雾滴、残留的粉尘颗粒（PM2.5）、雾滴中二次携带的脱硫产物溶解盐、三氧化硫气溶胶等，在烟气降温过程中，烟气中所含水蒸气过饱和凝结，凝结水滴对光线产生折射、散射，从而使烟羽呈现出白色或者灰色，是形成常见白色烟羽的主要原因。2.1水汽雾滴携带脱硫塔内低温的喷淋吸收液（温度约50℃）在脱硫塔内逆向接触烟气，在液气接触、脱硫的同时，部分水汽蒸发、降低了烟气温度，一般湿法脱硫后的排烟温度约46〜52℃（吸收塔不保温）。虽然经过了在脱硫塔内的常规除雾器的处理，但排放烟气的雾滴含量仍然较大，雾滴的粒径一般达到5-20微米。所以湿法脱硫塔排出的烟气为含少量水汽雾滴的“过饱和湿烟气”，在后续的烟气流程中，随着烟温在烟道、烟囱流动过程中逐渐降低，烟气中会析出酸性的冷凝雾滴，呈现很强的酸性（PH值约4）。排烟进入大气中，大气温度低于烟温，烟气中的较大粒径的雾滴的蒸发、挥散需要一定的时间和距离。这是导致“白色烟羽”连绵不绝的主要原因。特别是在气温较低、空气流动性较差的冬季，白色烟羽更加严重。经过研究，温度越高饱和烟气含水量越高，如下图2-1所示:

技术方案#1、#2机组湿烟气消除“白色烟羽”项目技术方案图中曲线代表饱和湿空气随温度变化的曲线，假设F点为周围空气参数，A点为烟囱出口烟气参数，烟气刚排出烟囱时处于未饱和状态，随着空气的混入及烟气与空气进行换热，烟气参数沿着AB线变化直至达到状态F。烟气由未饱和状态到达B点的饱和状态，烟气继续沿着BDE曲线变化，过量的水蒸气则凝结为雾滴即白色烟羽。1.60 二140*0=100^A,60.00CC,106.69g/k05/.00℃;88.05140*0=100^Temperature℃图2-1温度与饱和状态含水量的曲线图2.2溶解盐湿法脱硫过程中的循环浆液中会溶解一些金属和非金属的盐类，如氯化钠、硫酸钠，以及微量的重金属离子、硫酸钙、亚硫酸钙等。尤其是氯化钠、硫酸钠等盐类的溶解度较高，在烟气二次携带的雾滴中以溶液的状态富含。通常烟羽的白色水汽遮掩了溶解盐、三氧化硫气溶胶的状态，但是当白色水汽消除后，如在夏季较高气温时，烟羽白色水汽的拖尾变短，但显示出连绵不绝的淡灰色尾巴，主要就是残留的细微粉尘和水份后蒸发后结晶出来的盐类颗粒的表象。冷凝收集了湿法脱硫白烟中的冷凝水，看似白色的烟羽中，回收的凝结水呈棕褐色。

#1、#1、#2机组湿烟气消除“白色烟羽”项目技术方案这与电厂凉水塔上口冒出的白烟形成了鲜明的对比，凉水塔的白烟是基本纯粹的水汽蒸发。而湿法脱硫后的所谓“白烟”，其实隐藏了诸多的污染物。随着当前环保要求的逐步严格，对湿法脱硫后烟气的排放不仅要求污染物（如硫、氮、尘）处理到达标排放，而且要求“消烟、除白"、强化烟羽的目视效果。这不仅是需要改善其中水汽的影响，而且需要深层次地消除其中的溶解盐的影响。3、设计依据地理位置项目处于暖温带半湿润大陆季风气候区。季风显著，四季分明，冬季寒冷少雪，春季干旱多风，夏季炎热多雨，秋季晴朗温和。根据气象站的实测资料统计，厂址区域相关气象要素如下：多年年平均气温11.1℃多年极端最高气温39.6℃(1972.7.16)多年极端最低气温—22.7°C(1983.1.8)最冷月一月平均气温-5.6℃最热月七月平均气温30℃最冷月一月平均最低气温-10.6℃多年极端最低气压980.4hPa(1990.7.7)多年平均气压1015.7hPa

#1、#2机组湿烟气消除“白色烟羽”项目 技术方案多年年平均相对湿度62%多年年最大降水量1007.7mm多年年平均降水量626.6mm多年年最小降水量363.3mm多年1天最大降水量179.2mm(1975.8.9〜14)多年10min最大降水量28.6mm多年60min最大降水量69.3mm多年6h最大降水量155.4mm；多年一次连续最大降水量232.7mm(1975.8.9〜14)多年逐月平均风速2.475m/s多年一次连续最长降水日数10d，降水量8.8mm(1977.6.21〜30)多年年平均蒸发量148.3mm50年一遇10m高10分钟平均最大风速25.3m/s50年一遇风压（计算设计风速：V2%=25.3m/s。）Wo=0.40kN/m2多年平均风速2.475m/s全年主导风向E夏季主导风向E冬季主导风向WNW多年年最长结冰日数184d(1979.10.27〜1980.4.21)多年年平均结冰日数153d(1979.10.27〜1980.4.21)多年年平均大风持续时间64d多年年平均沙尘暴日数6d多年最大冻土深度73cm(1968.2.)多年最大积雪厚度22cm(1979.2.24)结构设计条件基本风压值0.40kN/m2(100年一遇为0.45kN/m2)雪荷载0.35kN/m2地基土承载力特征值见表1〈各地基土层主要物理力学指标推荐值表〉抗震设防烈度8度建筑的场地类别II类场地地区场地土标准冻结深度0.75m地下水位-0.60m〜-8.10m,地下水对混凝土及钢筋无腐蚀性，对#1、#2机组湿烟气消除“白色烟羽”项目 技术方案钢结构具有弱腐蚀性。3.3工程地质1)地形地貌场区地势稍有起伏，属丘陵地貌。2)xxx热电厂厂址地带为第四纪地层，坡残积物夹冲击积物，厚度变化较大，层厚10〜20m，自东北向西南方向逐渐增厚，岩性主要为粉质黏土含石英沙砾和小砾石，局部夹有薄粉沙层，土质尚均匀，地基承载力特征质为200kPa左右。第四纪地层下部为黏土岩、中〜细砂岩，基岩层面坡度较大，表层呈强风化状态，强风化带厚度1〜2m。强风化带地基承载力特征质为300kPa。本地地层上部表层普遍分布有厚度不等的填土层，松散、不均匀，不宜做基础持力层。厂址地区浅层水主要为上层滞水，没有统一的地下水位，水量不大。3.4场地地震效应根据《建筑抗震设计规范》(6850011-2001)，按照《我国主要城镇抗震设防烈度、设计基本地震加速度和设计地震分组》的规定，场区抗震设防烈度为8度，设计基本地震加速度为0.20g,场地类别为H类。地基土不存在地震液化问题。工程场地场地土类型属中软土，建筑场地类别为H类。工程场地设计地震动参数(阻尼比：0.05)场地土类型场地类别50年超越概率地表加速度峰值PGA(cm/s2)水平地震系数Kn地震影响系数最大值amax反应谱特征周期Tg(s)中软土II63%106.10.110.260.4510%255.90.260.640.553%396.10.400.940.65#1、#2机组湿烟气消除“白色烟羽”项目 技术方案电厂永久性服务设施闭式循环水闭式循环冷却水采用除盐水。供水压力约0.3MPa（g）0.5MPa（g）闭式循环降温器设计冷却水温：30℃闭式循环冷却水最高水温：38℃厂用和仪表用压缩空气系统供气压力为0.4〜0.75MPa,工作压力下的露点比工作环境的最低温度低10℃。电源交流电源供电电压：6kV,380/220V；50Hz直流电源供电电压：220V（动力），220V（控制）。锅炉概况2009年4月投产，规模为2X490t/h高温高压循环流化床锅炉，配2台150MW超高压、抽凝式汽轮发电机组。锅炉由上海锅炉厂有限公司生产，汽轮机由南京汽轮电机集团公司生产、发电机由哈尔滨电机厂生产。锅炉概况锅炉型号与型式锅炉型号：SG-490/13.8-M572锅炉主要技术参数表表3.7,1.2-1#1、#2锅炉主要参数参数名称单位锅炉最大连续出力（B-MCR）过热器蒸发量t/h490过热器出口蒸汽压力MPa.g13.8过热器出口蒸汽温度℃540再热器蒸发量t/h396.84再热器进口压力MPa.g2.8再热器出口压力MPa.g2.61再热器进口温度℃328再热器出口温度℃540

#1、#2机组湿烟气消除“白色烟羽”项目 技术方案参数名称单位锅炉最大连续出力(B-MCR)锅炉排烟温度℃136.1锅炉耗煤量t/h130燃煤锅炉的设计煤种为范各庄洗煤#3+15%原煤，校核煤种1为范各庄洗煤#3+70%原煤，校核煤种2为吕家坨洗煤#4+25%原煤。含硫量按1.3%进行设计，1.5%进行校核，用煤量按锅炉的设计煤种为范各庄洗煤#3+15%原煤，校核煤种1为范各庄洗煤#3+70%原煤，校核煤种2为吕家坨洗煤#4+25%原煤。含硫量按1.3%进行设计，1.5%进行校核，用煤量按130t/h计。1010序号名称符号单位设计煤种校核煤种1校核煤种21收到基低位发热量Qnet.v.arkJ/kg1238017690131002收到基水分Mar%2.92.41.43空气干燥基水分Mad%4收到基碳Car%33.8446.1534.805收到基氢Har%2.713.252.706收到基氧Oar%5.675.386.717收到基氮Nar%0.850.870.678收到基硫Sar%1.271.160.949收到基灰份Aar%52.7640.7952.7810干燥无灰基挥发份Vdaf%39.8435.2839.4911哈氏可磨系数HGI70736712冲刷磨损系数Ke灰成分分析1二氧化硅SiO2%51.2750.3450.592三氧化二铝Al2O3%30.7432.535.143三氧化二铁Fe2O3%7.286.45.64氧化钙CaO%3.022.62.615氧化镁MgO%1.321.00.666二氧化钛TiO2%1.181.241.37三氧化硫S2O3%1.041.090.908氧化钾K2O%1.401.461.099氧化钠Na2O%0.160.180.12

#1、#2机组湿烟气消除“白色烟羽”项目 技术方案序号名称符号单位设计煤种校核煤种1校核煤种210其他%2.593.191.99灰熔融性1变形温度DT℃>1500>1500>15002软化温度ST℃>1500>1500>15003流动温度FT℃>1500>1500>1500除尘器布袋除尘器，设计除尘效率三99.98%,设计排放浓度20mg/m3,除尘器本体阻力△PW1500Pa。FGD设计参数序号项目单位数值1负荷MW1502用煤量t/h1303热值MJ/Kg15.534燃料水份%8.585燃料灰分%41.746燃料挥发分%23.177FGD进口烟气量m3/h86万8FGD进口烟气温度℃<1509FGD进口烟气含尘浓度mg/Nm3,干基，6%02201002vol-%,干基6.0〜8.011FGD入口S02浓度（含S按1.3%设计）mg/Nm3,标态，干基，6%02369912FGD入口S02浓度（含S按1.5%校核）mg/Nm3,标态，干基，6%024430烟气脱硫采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺，每台炉设置一座吸收塔，全烟气脱硫。国家发改委、环境保护部、国家能源局联合下发的“发改能源[2014]2093号关于印发《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）》的通知”，要求现役30万千瓦及以上公用燃煤发电机组实施大气污染物排放浓度原则上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。东方电厂于2015年进行了超低排放改造，同时加装了湿式电除尘器，出口粉尘浓度低于5mg/Nm3。11

#1、#2机组湿烟气消除“白色烟羽”项目 技术方案相关标准规范序号编号名称1排放及检测规范1.1GB13223-2011《锅炉大气污染物排放标准》1.2HJ462-2009《工业锅炉及炉窑湿法烟气脱硫工程技术规范》1.3GB3095-1996《环境空气质量标准》（二级标准）1.4GB3096-93《城市区域噪音标准》1.5GB13223-2011《火电厂大气污染物排放标准》1.6GB13271-2001《锅炉大气污染物排放标准》1.7DL/T514-93《燃煤电厂除尘器技术条件》1.8HJ/T75-2007《固定污染源烟气排放连续监测技术规范》1.9HJ/T76-2007《固定污染源烟气排放连续监测系统技术要求及检测方法》1.10GB/T16157-1999《固定污染源排气中颗粒物测定与气态污染物采样方法》1.11GB/T5468-91《锅炉烟尘测试方法》1.12GBJ97-85《工业企业噪声控制设计规范》2材料规范2.1GB699-88《优质碳素结构钢技术条件》2.2GB711-85《优质碳素结构钢热轧厚钢板技术条件》2.3GB710-88《优质碳素结构钢薄钢板和钢带技术条件》2.4GB3087-82《碳钢焊条技术条件》2.5GB1153-89《碳素结构钢和低合金冷轧薄板及钢带》2.6GB3274-83《普通碳素结构钢低合金结构钢热轧厚钢板技术条件》2.7CJ343—2010《废水排入城市卜.水道水质标准》的一级标准2.8GB8978-1996《废水综合排放标准》2.9GBJ15—1988《建筑给排水设计规范》3设备规范3.1GB151-1999《管壳式换热器》3.2GBJ17-91《钢结构设计规范》3.3SHJ43-91《石油化工企业设备与管道涂料防腐设计与施工规范》4保温防腐规范4.1GB4272-92《设备及管道保温技术通则》4.2DL/T776-2001《火力发电厂保温材料技术条件》4.3DL/T5072-2007《火力发电厂保温油漆设计规程》4.4DL/T5072-1997《火力发电厂保温油漆设计规程》12

序号编号名称4.5GB50212-91《建筑防腐蚀工程施工及验收规范》5设计标准5.1GB8566-88《计算机控制软件的设计、编程规范》5.2DL5000-2000《火力发电厂设计技术规程》5.3DL5028-93《电力工程制图标准》5.4SDGJ34-83《电力勘测设计制图统一规定：综合部分（试行）》5.5DL/T5121-2000《火力发电厂烟风煤粉管道设计技术规程》5.6DLGJ158-2001《火力发电厂钢制平台扶梯设计技术规定》5.7GBJ42-81《工业企业通讯技术规定》5.8GB50187-93《工业企业总平面设计规范》5.9DL/T5032-94《火力发电厂总图运输设计技术规程》5.10GB50260-96《电力设施抗震设计规范》5.11GB50011-2001《建筑抗震设计规范》5.12GB50191-93《建筑抗震设计规范》5.13GB50223-95《建筑抗震设防分类标准》5.14GB50068-2001《建筑结构可靠度设计统一标准》5.15GB/T50001-2001《房屋建筑制图统一标准》5.16GB/T50083-97《建筑结构设计术语和符号标准》5.17GBJ132-90《工程结构设计基本术语和通用符号》5.18GBJ68-84《建筑结构设计统一标准》5.19GB/T50104-2001《建筑制图标准》5.20GB/T50105-2001《建筑结构制图标准》5.21GB50046-95《工业建筑防腐蚀设计规范》5.22GB50009-2001《建筑结构荷载规范》5.23GB50017-2003《钢结构设计规范》5.24GBJ135-90《高耸结构设计规范》5.25GB50003-2001《砌体结构设计规范》5.26GB50033-91《工业企业采光设计标准》5.27GB50040-96《动力机器基础设计规范》5.28GB50222-95《建筑内部装修设计防火规范》5.29GB50345-2004《屋面工程技术规范》5.30DL5022-93《火力发电厂土建结构设计技术规定》5.31DL/T5094-1999《火力发电厂建筑设计规程》#1、#2机组湿烟气消除“白色烟羽”项目技术方案13

序号编号名称5.32DL/T5339-2006《火力发电厂水工设计规范》5.33GBJ（50015-2003）《建筑给水排水设计规范》5.34GB50013-2006《室外排水设计规范》5.35GB50014-2006《室外给水设计规范》5.36GBJ69-84《给水排水工程结构设计规范》5.37GB50219-1995《水喷雾灭火系统设计规范》5.38GB50229-2006《火力发电厂和变电站设计防火规范》5.39GB50140-2005《建筑灭火器配置设计规范》5.40GB50017-2003《钢结构设计规范》5.41GB50009-2001《建筑钢结构荷载规范》5.42GB50011-2001《建筑抗震设计规范》5.43GB4053.2《固定式钢斜梯》5.44GB4053.4《固定式工业钢平台》5.45SDJ26-89《发电厂、变电所电缆选择与敷设设计规程》5.46HJ/T179-2005《火电厂烟气脱硫技术规范石灰/石灰石-石膏法》5.47HJ/T288-2006《环境保护产品技术要求湿式烟气脱硫除尘装置》5.48HJ562-2010《火电厂烟气脱硝工程技术规范选择性催化还原法》5.49GB/T21509-2008《燃煤烟气脱硝技术装备》5.50DL/T997—2006《火电厂石灰石-石膏湿法脱硫废水水质控制指标》6安装施工及验收规范6.1GB50205-95《钢结构施工及验收技术规范》6.2TJ231（一）-75《机械设备安装工程施工及验收技术规范》（一）6.3TJ231（四）-75《机械设备安装工程施工及验收技术规范》（四）6.4TJ231（五）-75《机械设备安装工程施工及验收技术规范》（五）6.5TJ231（六）-75《机械设备安装程施工及验收技术规范》（六）6.6GB50221-95《钢结构工程质量检验评定标准》6.7GBJ93-86《工业自动化仪表工程施工及验收规范》6.8GBJ131-90《自动化仪表安装工程质量检验评定标准》6.9GBJ-235-82《工业管道施工及验收标准》6.10GB50254-96《电气装置安装工程低压电气施工和验收规范》6.11GBJ232-82《电气装置安装工程施工及验收规》6.12GB50184-93《工业金属管道工程质量检验评定标准》6.13GB50185-93《工业设备及管道绝热工程质量检验评定标准》#1、#2机组湿烟气消除“白色烟羽”项目技术方案14

#1、#2机组湿烟气消除“白色烟羽”项目 技术方案序号编号名称6.14JGJ107-96《钢筋机械连接通用技术规程》6.15GB/T11263-1998《热轧口型钢和部分丁型钢》6.16YB3301-92《焊接口型钢》6.17YB4001-91《压焊钢格栅板》6.18GB985—986-88《焊接接头的基本型式与尺寸》6.19GB/T21508-2008《燃煤烟气脱硫设备性能测试方法》6.20DL/T5257-2010《火电厂烟气脱硝工程施工验收技术规程》4、白烟治理工艺技术路线白色湿烟羽治理措施通常有三种方法：（1）烟气加热；（2）烟气冷凝；（3）烟气冷凝再热。分别对烟气加热及烟气冷凝技术进行对比分析：技术路线技术类别工艺原理适应性分析烟气加热八、、间接换热加热方式回转式GGH漏风率较高、原烟气SO2浓度较高，影响SO2达标排放。管式GGH烟道费用高；烟道阻力增加大；塑料换热管与烟道接口密封需要特殊设计，该技术已有不少应用业绩。MGGH不存在烟气泄露问题，技术成熟，应用业绩多，但是需采用合理的材料和设计方式磨损和腐蚀。热管换热器需要改造进出口烟道，不存在运行能耗。蒸汽换热加热能耗太高，不经济。烟气混合加热路线热二次风混合加热无二次风，无法采用该技术燃气直接加热影响烟尘等污染物达标排放、运行费用高，不推荐。烟气冷凝直接喷淋降温喷淋降温+除雾喷淋水会携带污染物，不宜直接排放，需要循环降温，投资和运行费用高。间接换热降温水冷换热器凝汽器采用开式冷却方式，可采用开式循环方式，用凝汽器循环水冷气烟气，能耗和投资费用均较低。空冷换热器项目位于北方，特别是冬天气温低，可利用当地空气与烟气换热，能耗和投资费用均较低。综合以上对比进行分析消白烟的三种解决办法：（1）烟气加热，提升烟气温度，使得烟囱出口烟气参数远离饱和曲线；烟气从A点加热至B点，烟气中的水分含量不变，温度提高，此时，烟气混合空气的曲线变化15#1、#2机组湿烟气消除“白色烟羽”项目 技术方案为BGC,不与饱和曲线有交集。当利用热风直接混合加热时，烟气由A点变为G点，烟气混合空气沿GEC变化，不与饱和曲线相交。（2）烟气冷凝，降低烟气温度，将冷凝后的水分提出，既减少了排烟水分又缩小了烟气与周边环境空气温差，烟气变化曲线与饱和曲线不相交或相交段减少；假设烟囱出口烟气为A点，环境空气为C点。将烟气由A点冷凝至D点，随着温度的降低烟气中水蒸气部分冷凝为液态水，烟气与空气混合变化曲线为DFC，几乎消除白色烟羽现象。（3）先冷凝再加热，既可减少排烟水分又可使得烟囱出口烟气参数远离饱和曲线。烟气由A点先冷凝至D点，然后由D点加热至E点，烟气混合空气沿EC变化，与饱和曲线无相交。由图可知，加热量相比较直接由A点加热至B点要小的多。图4-1图4-1烟气消白烟变化曲线图O416用炉图4-2烟气加热消白工艺原理用炉图4-2烟气加热消白工艺原理技术方案#1、#2机组湿烟气消除“白色烟羽”项目技术方案图4-3烟气先冷凝再加热消白工艺原理根据各地相关政策，普遍要求先冷凝后加热工艺，即烟气冷凝+MGGH或GGH。脱硫后的烟气为饱和湿烟气，一般温度46~52℃，含湿量10%~14%，要将烟气冷凝除湿需找到冷源，常规冷源为厂区循环冷却水。本项目属于改造项目，场地狭小紧凑，不适宜GGH换热工艺，GGH换热对烟道改动太大，适宜用MGGH水气换热工艺，即利用循环水与脱硫前高温烟气进行换热并生产热水，降低脱硫入口烟气温度，然后利用热水与湿电后低温烟气进行换热，提升湿电后烟气温度，水可以循环用，此工艺简单、投资成本低、运行可靠。17#1、#2机组湿烟气消除“白色烟羽”项目 技术方案5、方案设计设计范围本项目设计范围为满足颗粒物超低排放各系统方案及布置，包括：烟气系统、烟气冷凝系统、MGGH换热系统、循环水供应系统、保温油漆及电气仪控系统等。烟气系统包括：MGGH进出口烟道改造、补偿器及相关的附属设备；MGGH系统包括循环水泵、MGGH吸热段、MGGH再热段、烟气冷凝段、冲洗装置、管道、阀门等。循环水供应系统包括补水箱、水泵等设备及管道、加药装置等；电气、仪控系统MGGH系统范围内的电控设施；保温及油漆MGGH系统范围内的设施设备；烟气系统设计原则当单台炉从40—110%的工况条件下，FGD装置的烟气系统都能正常运行，并且在100%工况下进烟温度增加10℃裕量条件下仍能安全连续运行。压力表、温度计等用于运行和观察的仪表，安装在烟气管道上。在烟气系统中，设置有人孔检修门。所有的烟气挡板门易于操作，在最大压差的作用下较好的严密性。烟气系统包含MGGH进出口烟道、MGGH冲洗装置、补偿器等；烟道烟道最大设计烟气流速不超过15m/s，湿电出口湿烟气段设计流速不超过12m/s。烟道由有足够强度的钢板制造，能承受所有的荷重条件，并且是气密性的焊接结构。从工程的分界面至烟气排放点之间，所有没有接触到低于露点温度的烟气或没有接触到可能的喷淋液或没有接触从脱硫塔循环来的雾气或液体的全部烟道用碳钢制作。所有暴露在如上所述的腐蚀环境中的净烟气烟道和原烟道、内部构件衬以玻璃鳞18#1、#2机组湿烟气消除“白色烟羽”项目 技术方案片树脂进行保护。烟道的走向能确保满足冷凝液的排放，烟道内不允许有水或冷凝液积存，因此，烟道采取低位点的排水和收集措施。提供的仪表测量接点及采样装置满足在原烟道和净烟道的所有工作范围内的测量要求。提供的所有需要防腐的烟道使用外部加强筋，外部烟道加强筋统一间隔排列。为了减少烟道中的冷凝液以及伴随的腐蚀问题，同时也为了延长内衬的使用寿命，所有烟道、FGD风机和膨胀节，包括现有烟道的接入，都进行保温和外包装的设计。方案设计净烟气烟道采用玻璃鳞片防腐内衬。烟道部分配套安装烟气检测孔、检测平台、护栏、爬梯、人孔门等设施；膨胀节膨胀节用于补偿烟道热膨胀引起的位移。膨胀节在所有运行和事故条件下都能吸收全部连接设备和烟道的轴向和径向位移。所有膨胀节的设计无泄漏，并且能承受系统最大设计正压/负压再加上1000Pa余量的压力。烟道上的膨胀节根据需要选用金属膨胀节和非金属膨胀节；膨胀节用螺栓法兰连接，布置能确保膨胀节可以更换。用螺栓、螺母和垫圈把纤维紧固在框架上，不允许使用双头螺栓。膨胀节和膨胀节框架全部在车间制造和钻孔，并且运输整套组件。MGGH的原烟气高温端，采用非金属膨胀节；原烟气低温端采用金属膨胀节；湿烟气高温端和低温端均采用金属膨胀节；其它所有的爬梯、扶梯，平台。所有必要的人孔、隔板、法兰、配件、膨胀节、检修平台及扶梯等。所有必要的支持结构等。全套烟道排水系统将烟道内冷凝液返回吸收塔。仪表和控制烟气系统控制至少包括如下，但不限于此:MGGH烟气入口/出口温度测量MGGH进出口差压监测19

技术方案#1、#2机组湿烟气消除“白色烟羽”项目技术方案烟气冷凝+MGGH换热系统5.3.1烟气冷凝5.3.1烟气冷凝+MGGH原则性热力系统同样适用于塔顶部配备湿式电除尘或高效除雾除尘装置5.3.2工艺组成MGGH换热本项目采用除白烟MGGH水气换热技术，换热器分两段，一个降温段（MGGH吸热段）即利用循环水与脱硫前高温烟气进行换热并生产热水，降低脱硫入口烟气温度，高温烟气走管外，循环水走管内；一个升温段（MGGH再热段），利用热水与湿电后低温烟气进行换热，提升湿电后烟气温度，低温净烟气走管外，热水走管内。为保证换热器内烟气分布均匀，换热器入口设置导流板或布风板使入口截面流场均匀。MGGH水气换热，分烟气降温器和烟气再热器两个换热器，每个换热器外部是由一个壳体组成，壳体里面布置了若干管束模块、导流板及冲洗水装置，每个管束模块由若干换热管、花板装置、固定装置、密封装置组成。烟气降温器壳体材质采用碳钢，换热管材质采用ND钢，具有较强的耐磨性能。再热器壳体材质采用碳钢衬玻璃鳞片防腐，换热管材质采用2205或氟塑料，具有很强的耐腐蚀性。20

#1、#2机组湿烟气消除“白色烟羽”项目 技术方案烟气冷凝除湿烟气二次冷凝除湿装置布置在脱硫塔湿电后面或者离心管束除雾器后，壳体采用碳钢衬玻璃鳞片，换热管材质采用2205或氟塑料,冷却介质采用冷却水，饱和的湿烟气穿过冷凝除湿装置时，释放热量，温度下降，饱和的湿烟气将析出大量的冷凝水液滴，达到降低烟气含湿量目的。nmjMjialillllllllll!iiiiiiiiiiiiijnmjMjialillllllllll!iiiiiiiiiiiiijI'imiiii।Wbiiiiiiiiiiii!ji|imiid।,iiiiNii则则iiiihihi।ijiiiiiiiiiihlimnhijI"iiimiijmiiI;IIHilihiijiiiiiiijmiiiiiiiiiijiiiiiiijMGGH示意图2）循环水系统循环水系统包括1台补水箱、2台水泵，1用1备，补水箱设置除盐水自动补水，水泵为离心管道泵，设置加药系统，保持循环水的PH，防止管道结垢影响换热性能。21技术方案#1、#2机组湿烟气消除“白色烟羽”项目技术方案3）清洗系统水冲洗系统由清洗水箱、清洗水泵、管道、阀门、喷嘴组成。冲洗水质为工业水。原烟气段每周冲洗一次，净烟气段每两天或每周冲洗一次，每次冲洗1min。该清洗系统可以和除雾器清洗系统合并。清洗水喷淋管入口压力为2〜36@厂左右。由于冲洗水量较少，可以让冲洗水进入脱硫系统，也可以让冲洗水沉淀后用作其他用水。4）吹灰设施MGGH降温器管外介质为干烟气，烟气中的粉尘可能导致积灰。管束的外壁结垢，影响换热效果和运行稳定性。本方案考虑在换热器内设置激波清灰或声波吹灰设施，以厂区压缩空气为气源、采用脉冲增压扰动的吹灰方式，间歇脉冲、震动、吹除换热器内积存的粉尘。压缩空气气源参数：流量6m3/min、压力0.6MPa。激波清灰和声波吹灰技术是锅炉的常用清灰技术，成熟可靠。换热器底部设置排污口，用于停运冲洗清灰时的排污。电气MGGH为静止的机械设备，除了循环水系统、清洗系统外无额外供电要求。控制除了定期清洗外无额外控制，清洗系统为顺序控制由主机DCS或脱硫DCS完成。与管式空预器相似，在不同的负荷下，换热器根据负荷自行平衡。保温油漆及防腐保温油漆根据本工程的环境条件，冲洗泵等设备尽量布置于车间内。所有室外的箱罐、管道的外表面均考虑保温，对不保温和介质温度低于120℃的保温设备、管道、支吊架、平台扶梯进行油漆。保温材料为岩棉板、岩棉管壳及压型彩钢板等。岩棉板：用于外径大于等于①300mm的设备和管道保温；岩棉管壳：用于外径小于①300mm且大于①38mm的管道保温；保护材料为压型彩钢板和平板彩钢板。压型彩钢板（0.5mm）：用于大截面矩形烟、风道的保护层；平板彩钢板（0.5mm）：设备、保温外径三①300mm的管道的保护层；其余管道采用0.5mm平板彩钢板。22#1、#2机组湿烟气消除“白色烟羽”项目 技术方案防腐脱硫工艺过程中的湿烟气等介质均对设备和管道有一定的腐蚀性。设计时应考虑对与上述介质接触的设备和管道进行防腐处理。本工程防腐设计如下：MGGH干烟气烟道高温端外延1.5m采用高温玻璃鳞片防腐内衬。MGGH干烟气烟道低温端采用高温玻璃鳞片内衬。MGGH进出口净烟道采用中温玻璃鳞片内衬。MGGH冲洗主管均采用316L不锈钢材料，支管材料为316L；伴热为防止冬季的低温对脱硫系统室外浆液管道和水管道运行造成影响，对室外布置的水管均进行电伴热（或蒸汽伴热）。管道和阀门系统内由供货方提供的设备、阀门、管件与业主方接口的管道、设备接口处的法兰、紧固件（垫片、螺栓、螺母、垫圈）的设计尺寸应采用公制并应按中国标准（GB）。（1）管道1）设计原则管道设计应符合中国电力行业标准的要求，或根据由业主方认可的其他最新版本的标准进行设计，包括所有管道、管件和管道支吊架。管道设计时应充分考虑工作介质对管道系统的腐蚀与磨损，应借鉴以前应用于类似装置上的成功经验，选用恰当的管材（如碳钢管、衬胶钢管、不锈钢钢管、合金钢钢管和玻璃钢管道等）、阀门和附件，并且征得业主方的同意。管道系统应全面而合理布置自动冲洗水系统，及时冲洗停运的设备和管道，防止腐蚀结垢。对于泵的入口端、低点及实在无法避免的死角段，应设置排放口，并对于无压、自流管和排放管道还要采取足够的布置坡度，防止沉淀。阀门尽量布置在高位，止回阀前应设置排放，蝶阀安装时，应使阀板的轴处于水平位置，并开5度安装，孔板及调节阀前后冲刷较大处的管件采用合金材料。供货方应按设计标准，合理确定各管道系统的设计参数（如压力温度、流量、流速等），其数据应提交业主方检查和备忘。介质流速的选择既要考虑避免浆液沉淀，同时又要考虑管道的磨损和压力损失尽可能小。管道及附件的布置设计必须满足除尘、除雾装置施工及运行、维护的要求，并应23技术方案#1、#2机组湿烟气消除“白色烟羽”项目技术方案避免与其它设施发生碰撞。以下给出了用于不同介质的管道材料，作为供设计选择的最低要求，管材的选择应经业主方确认。循环水管/冲洗水管：换热器外：Q235；换热器内：316L。供货方应提供管道支吊架组装图及支吊架生根所需的土建埋件的技术要求(包括埋件位置、材料、规格尺寸、荷载及受力方式等)(2)换热器底部排空管道浆液管道(如果有)应防止磨损和腐蚀，防止浆液沉淀的形成。浆液管(如果有)应配备自动冲洗和排水系统。在装置关闭和停运期间，对浆液管道系统的各个设施必须进行排放和冲洗，由DCS完成。排空管道材质采用PPR管或FRP管。(2)阀门阀门的设计、制造、试验及安装将采用中国最新的标准和相当的国际标准，并提交业主方确认。所有阀门设计选型应适合于介质特性和使用条件。功能相同、运行条件相同的阀门将能够互换，阀门的规格应尽量统一，尽量减少阀门的种类和厂家数量。所有阀门应符合下列要求：(1)远方操作的阀门采用气动/电动。(2)下列条件下工作的阀门应装设气动/电动驱动装置：•阀门装设在手动不能实现的位置，或必须在两个以上的地方操作时；•扭转力矩太大，或开关阀门时间较长时。(3)布置在户外的阀门，其气动/电动执行机构应适应户外露天布置的要求。(4)水管道的阀门其阀板为304不锈钢，阀体采用球墨铸铁衬胶。(5)阀门的布置应便于操作和维护，阀门的门杆应尽量垂直布置。(6)在打开位置，所有阀门设计成在满负荷工作压力下都是密封的。(7)所有电动执行机构在满负荷的非平衡压力下应能顺利开关阀门，对于闸阀开关速度不小于300mm/min,对于球阀速度为100mm/min。全部电动阀门必须装配有手轮，以便在满负荷的非平衡压力下进行紧急手动操作。(8)电动阀门配备整套电动执行器，至少应包括驱动电机、齿轮、限位开关，位24

技术方案#1、#2机组湿烟气消除“白色烟羽”项目技术方案置指示器（开、关）、就地手自动操作等。（9）电动执行器应适于各自运行环境。电源电压等级:380/220VAC3相4线制50Hz室外时，电机全密封，防护等级不低于IP65，环境温度为40℃；室内时，防护等级为IP54,环境温度可达45℃。电机线圈应有防潮措施。控制箱（柜）防护等级为IP56,应适应户外露天布置的要求。（10）从手轮面看：所有阀门以顺时针方向旋转关闭手轮，每个手轮面上清楚标有“开”和“关”记号，并以箭头指示各个术语代表的旋转方向。所有阀门均应有耐用的带不锈线的不锈钢标签，标明阀门编号、名称等。对于直径在400mm范围内的手轮，最大允许启动力为300N；对于更大直径的手轮为600N。（11）所有阀门方便拆卸检修和研磨，不采用焊接式阀盖（12）所有阀门不得采用铸铁阀体，室外阀体全部保温，阀门保温全部采用压制成型的型材。5.5案例图片本方案设计在脱硫塔顶部安装离心管束式高效除尘除雾器。设计除雾器后颗粒物排浓度W5mg/Nm3。左图为没有脱白烟囱，右图为脱白后烟囱。25

左图为没有脱白烟囱，右图为脱白后烟囱。25#1、#2机组湿烟气消除“白色烟羽”项目 技术方案6、设备数据表序号名称单位规格备注1降温器（］^6口吸热段）1.1标况原烟气量Nm3/h5644301.2原烟气温度℃1401.3原烟气降温至℃1101.4烟气成分百分比—N 2 （湿基,％）73.9359436577778设计煤种—CO 2 （湿基,％）13.7336379974525设计煤种—O（湿基,％）3.26909311816607设计煤种-SO2（湿基,％）0.173953327028904设计煤种—HO 2 （湿基,％）8.88737189957467设计煤种1.5总热量MW8.751.6循环水进口温度℃75±31.7循环水出口温度℃105+31.8循环水量m3/h2501.9烟气阻力pa350~4502再热器（MGGH再热段）2.1标况净烟气量Nm3/h6046642.2冷凝后净烟气温度℃48+22.3净烟气升温至℃80+22.4循环水进口温度℃105+32.5循环水出口温度℃75+32.6烟气阻力pa350~4503降温器参数