煤矸石综合利用发电机组烟气超净排放项目研究报告

年4月19日煤矸石综合利用发电机组烟气超净排放项目研究报告文档仅供参考中煤朔州市格瑞特实业有限公司煤矸石综合利用发电机组烟气超净排放项目可行性研究报告中煤西安设计工程有限责任公司二O一四年九月中煤朔州市格瑞特实业有限公司煤矸石综合利用发电机组烟气超净排放项目可行性研究报告工程规模:2x480t/h工程编号:K5328(J)总经理:朱杰利总工程师:宫守才项目负责人:马杰中煤西安设计工程有限责任公司二O一四年九月参加编写的主要技术人员专业姓名职责职称备注总图闫海瑞设计高级工程师于跃校核高级工程师工艺马杰设计工程师王欢校核工程师土建李鹏设计高级工程师李治校核高级工程师电气李灵枝设计高级工程师李向阳校核高级工程师水工王斌设计高级工程师田小伟校核高级工程师热控王增科设计高级工程师孟凡勇校核高级工程师经济王加设计工程师张立功校核高级工程师项目负责人马杰工程师目录第一章概述 -8-1.1、项目概况 -8-1.2、研究范围 -8-1.3、编制依据 -9-1.4、项目建设的必要性 -9-第二章工程概况 -11-2.1、锅炉燃料 -11-2.2、烟气数据 -12-第三章脱硫、脱硝、除尘效率确定 -14-第四章厂址条件 -15-4.1、厂址位置 -15-4.2、工程地质 -15-4.3、水源 -15-4.4、交通运输 -15-4.5、气象条件 -16-第五章、脱硫、脱硝、除尘方式选择 -17-5.1、脱硫方式选择 -17-5.2、脱硝方式选择 -18-5.3、除尘改造方式选择 -20-第六章工程设想 -21-6.1、脱硫部分 -21-6.2、脱硝部分 -38-6.3、除尘改造部分 -45-第七章环境保护 -57-7.1、环境保护执行标准 -57-7.2、建设项目和生产对环境的影响分析 -57-7.3、环境污染防治措施 -58-7.4、环境管理机构 -59-第八章劳动安全和工业卫生 -60-8.1、防火防爆设计原则及措施 -60-8.2、防电伤设计原则 -60-8.3、防机械损伤与防坠落措施 -61-8.4、防尘伤害措施 -61-8.5、防噪声,防振动措施 -61-8.6、防暑,防寒及防潮措施 -62-第九章节水、节能、节约用地 -63-9.1、节水 -63-9.2、节能 -63-9.3、节约用地 -63-第十章施工组织及劳动定员 -64-10.1、施工组织 -64-10.2、劳动定员 -64-第十一章投资估算 -65-11.1、定额套用 -65-11.2、工程量计算依据 -65-11.3、其它费用 -65-11.4、基本预备费 -65-11.5、附表 -65-第十二章主要技术经济指标 -70-12.1、增加运行成本经济分析 -70-12.2、经济分析 -71-12.3、环保综合治理效果分析 -71-第十三章结论及建议 -72-13.1、主要结论 -72-13.2、建议 -72-附件:附件一:设计委托书附件二:<关于推进全省燃煤发电机组超低排放的实施意见>山西省人民政府文件晋政办发[]62号附件三:<关于上报省调燃煤发电机组超低排放或关停淘汰实施计划的通知>山西省经济和信息化委员会晋经信电力函[]229号附图目录序号图纸名称图号1厂区总平面图一K5328(J)—Z—012厂区总平面图二K5328(J)—Z—013石灰石-石膏法脱硫系统图K5328(J)—TL—014脱硝系统流程图K5328(J)—TX—015湿式除尘器布置图K5328(J)—CC—01第一章概述1.1、项目概况中煤朔州市格瑞特实业有限公司2×135MW煤矸石综合利用发电项目坐落在山西省朔州市朔城区下团堡乡境内,距朔州市朔城区直线距离12km,占地面积262亩。格瑞特公司成立于8月20日,是中国中煤能源股份有限公司全资子公司。公司当前拥有二台13.5万千瓦煤矸石发电机组,项目于2月经国家发改委核准,一号机组4月1日投产,二号机组9月2日投产,采用直接空冷机组,配置2×480t/h超高压循环流化床锅炉,总投资140889万元,每年可实现产值49000万元。

格瑞特电厂是一座节能、环保型发电厂,燃料主要是消耗山西中煤东坡煤业有限公司、朔州中煤平朔能源有限公司及周边中煤集团旗下煤矿、选煤厂生产的劣质煤和洗煤过程中产生的煤矸石、煤泥,充分利用劣质能源,变废为宝,彻底解决了矸石常年堆放占用大量土地和自燃产生的烟尘污染环境问题,有效改进了当地的空气环境质量;循环硫化床锅炉采用炉内燃烧脱硫技术,脱硫效率可达80%以上;采用低氧燃烧技术,极大地降低了NOx的生成;采取了高效布袋除尘器,除尘效率≥99.93%以上;汽轮机采用直接空冷技术,与常规湿冷发电机组相比能够节约水量70%以上;化学水系统采用全膜法取代了传统的水处理工艺,制水过程不需要酸、碱,减少了化学药品对环境的污染;生产过程产生的废水按其性质,采用不同的工艺流程进行处理,处理后水质达到<污水综合排放标准>二级标准的要求,处理合格后的废水回收重复利用,实现废水零排放,有效保护了水环境。本次除尘、脱硫、脱硝改造是为了响应山西省人民政府文件<关于推进全省燃煤发电机组超低排放的实施意见>。文件中对于300MW以上机组要求在2020年前强制执行超净排放,格瑞特电厂虽然当前不在强制执行的范围内,但为了以后的持续发展,按照超净排放的标准来执行。”超净排放标准”:烟尘≤5mg/Nm3,SO2≤35mg/Nm3,NOX≤50mg/Nm3。”使燃煤锅炉的烟气排放达到燃气排放标准。本报告设计基础数据按单炉烟气NOX排放浓度为90mg/Nm3,;SO2排放初始浓度小于3534.9mg/Nm3(经过炉内喷钙脱硫后,效率按70%计算),烟尘排放浓度为50mg/Nm3(原有布袋除尘器出口)计。1.2、研究范围本报告主要论证中煤朔州市格瑞特实业有限公司2台480吨超高压中间再热循环流化床锅炉烟气脱硫、脱硝、除尘等项目建设的必要性以及在技术、经济上的可行性、可靠性和合理性;提出原则性工艺方案,对项目建设进行投资估算,初步安排项目建设的施工进度。1.3、编制依据1、<中煤朔州市格瑞特实业有限公司煤矸石综合利用发电机组烟气超净排放>设计委托书。2、山西省人民政府文件<关于推进全省燃煤发电机组超低排放的实施意见>3、山西省经济和信息化委员会<关于上报省调燃煤发电机组超低排放或关停淘汰实施计划的通知>4、国家产业政策、环保政策、现行国家规范、行业标准。5、基础资料:1)年利用小时数:5500h2)厂区地震烈度为:7度。3)脱硫剂采用石灰石,石灰石粉价格:200元/吨。4)脱硝剂采用尿素,尿素价格:元/吨。5)电价:0.3元/度6)水费:2.5元/m37)项目资金由企业自筹。1.4、项目建设的必要性1.4.1、执行国家区域大气污染防治”十二五”规划政策的需要当前中国大气环境形势十分严峻,严重制约社会经济的可持续发展,威胁人民群众身体健康。中国主要大气污染物排放量巨大,二氧化硫、氮氧化物排放总量分别为2267.8万吨、2273.6万吨,位居世界第一,烟尘排放量为1446.1万吨,均远超出环境承载能力。国家区域大气污染防治”十二五”规划中明确指出要求深化火电行业二氧化硫治理,燃煤机组全部安装脱硫设施。大力推进火电行业氮氧化物控制,深化火电行业烟尘治理。1.4.2、大力推进全省污染减排工作,充分执行国家政策的需要山西省单机30万千瓦及以上燃煤发电机组实施烟气超低排放,是推动能源生产和消费革命的具体行动,是实现山西省电力建设健康、快速、可持续发展的必由之路,是落实大气污染防治行动计划的重要抓手,是深化改革建设山西国家资源型经济转型综合配套改革试验区的重要举措,对山西省和周边地区实现大气污染防治和环境保护具有重要的意义。1.4.3、全面建设美丽朔州的需要朔州市格瑞特实业有限公司自成立以来,为朔州市的经济发展和环境改进做出了积极贡献。为超前执行烟尘≤5mg/Nm3,SO2≤35mg/Nm3,NOX≤50mg/Nm3的超净排放标准,使燃煤锅炉的烟气排放逼近燃气排放标准要求,对公司生产系统全面进行升级改造,提高烟气脱硫、脱硝、除尘水平,是刻不容缓的一项重要工作,也是推动治污减霾实施超净排放工作,全面建设美丽朔州的重要举措。本次除尘、脱硫、脱硝改造项目的实施能够使两台锅炉烟气每年减少SO2排放量19980吨,NOX排放量228.4吨,含尘排放量256.8吨,将对朔州市的环境改进、提高人们的生活质量做出重要的贡献。1.4.4、企业提高自身清洁生产水平,提升企业市场竞争力的需要。朔州市格瑞特实业有限公司为了解决本地区的工业生产和居民生活、采暖用热、保护环境、节约能源、保证地区安全用电,为区域经济发展做出了一定贡献,但随着人们生活水平的不断提高,对环境质量有了较高的要求,从而对企业的洁净生产也提出很高要求,因此,为了企业生存和提高市场竞争力,本次环保综合治理是必须的。第二章工程概况本项目主要针对中煤朔州市格瑞特实业有限公司2×135MW煤矸石综合利用电厂进行除尘,脱硫、脱硝系统改造以及相关电气控制系统改造等。2.1、锅炉燃料2.1.1、锅炉参数锅炉为上海锅炉厂2台480t/h锅炉,参数如下:型号:SG-480-13.7-M超高压中间再热循环流化床锅炉锅炉最大连续蒸发量:480t/h过热蒸汽压力:13.7MPa过热蒸汽温度:540℃再热蒸汽流量430t/h再热蒸汽出口压力:3.5MPa再热蒸汽出口温度:540℃给水温度:245℃排烟温度:144℃锅炉效率:≥90.5%2.1.2、煤质情况电厂当前燃用的燃料为中煤平朔能源公司混煤。煤质分析如下表:表2-1煤质分析表项目符号单位设计煤种校核煤种碳Car%36.5130.72氢Har%2.922.65氧Oar%10.9511.18氮Nar%0.680.60硫分St.ar%2.42.5灰分Aar%42.8448.85水分Mt%3.73.5挥发分Vdaf%40.3241.74发热量Qnet.arKJ/kg1419012030可磨性系数HGI57542.1.3、燃料消耗量:燃料消耗量见下表:表2-2燃料耗量表设计煤种校核煤种单炉小时耗量(t)102.5122.31全厂小时耗量(t)205244.62全厂日耗量(t)41004892.4全厂年耗量(万t)112.75134.54注:日耗量按20小时计算,年按5500小时计算。2.2、烟气数据2.2.1、锅炉大气污染源排放现状:表2-3大气污染物排放量表项目两台炉排放量排放浓度mg/Nm3t/ht/aSO23.660.73534.9烟尘0.05285.450NOX0.09513.8902.2.2、锅炉运行技术参数及目标数据:为保证锅炉实际运行过程中燃烧煤质发生变化而不引起污染源排放超标,本次设计均按照可能出现的最大值设计,单炉烟气NOX排放浓度为90mg/Nm3,SO2排放浓度约为3534.9mg/Nm3(SO2原始排放浓度为11783.2mg/Nm3,炉内脱硫效率按70%计算),烟尘排放浓度为50mg/Nm3计。见下表:表2-4锅炉运行技术参数及目标数据序号项目名称单位参数1锅炉形式流化床锅炉2锅炉数量台23锅炉额定蒸发量t/h4804燃煤量(单台炉)t/h102.5(设计煤种)122.31(校核煤种)5烟气量(单台炉)Nm3/h5190006湿法脱硫入口SO2浓度mg/Nm33534.97湿法脱硫后出口SO2浓度mg/Nm3≤358脱硝前烟气NOX排放值mg/Nm3909脱硝后出口NOX浓度mg/Nm3≤5010系统氨逃逸率Ppm<311SO2/SO3转化率％<112当前烟尘排放值mg/Nm35013改造后烟尘浓度mg/Nm3≤5第三章脱硫、脱硝、除尘效率确定根据现有锅炉排放烟气量及燃煤含硫量、脱硫前烟气当前实际SO2排放值、脱硝前烟气NOX排放值、当前烟尘排放值和目标数据进行计算,要达到排放标准的脱硫、脱硝、除尘效率如下表:表3-1锅炉运行效率计算表序号项目名称单位参数1锅炉形式流化床锅炉2锅炉数量台23锅炉额定蒸发量t/h4804额定负荷单台锅炉燃煤量t/h122.315单台炉烟气量Nm3/h5190006烟气脱硫前入口SO2浓度mg/Nm33534.97达到SO2浓度≤35mg/Nm3脱硫效率％>998脱硝前烟气NOX排放值mg/Nm3909达到NOX浓度≤50mg/Nm3脱硝效率％>55.510当前烟尘排放值mg/Nm35011达到烟尘浓度≤5mg/Nm3除尘效率％90根据上表能够看出,如果两台锅炉运行,达到环保要求,烟气脱硫效率需达到99%以上,脱硝效率需达到45%以上,除尘效率需达到90%以上。经过对当前市场存在脱硫工艺的了解,湿法脱硫效率最高,一般在经济脱硫效率95%~98%,在当前燃煤的含硫量偏高,对于烟气脱硫的效率要求较高,运行成本大。因此建议在采用最高脱硫效率的湿法脱硫工艺前提下,锅炉燃料采用含硫量较低的煤种,根据下表能够看出燃煤硫含量保证在1%以下最高脱硫效率下能够达标排放。表3-2达到超净排放值燃煤含硫量对应烟气脱硫效率表序号燃煤硫含量入口排放浓度(mg/Nm3)达到限值所需脱硫效率备注12.5%3534.999.0%燃煤的热值不变22%2827.998.8%31.5%2120.998.3%41%1414.097.5%50.5%707.095.0%如果燃煤的硫份高于1%,维持湿法脱硫的经济脱硫效率98%,则需要提高炉内脱硫的效率达到80%以上,依然能够满足超净排放的要求。第四章厂址条件4.1、厂址位置格瑞特2x135MW煤矸石发电厂位于朔州市朔城区北西约11km,刘家口集运站北边1km,中煤平朔能源有限公司洗煤厂东北约800m,低山丘陵山坡之上。脱硫工程位于电厂厂址内。厂址自然标高1184~1120m。厂址内为第四系黄土堆积,西高东低,场地开阔,坡度不大。厂址内有五条侵蚀冲沟教发育,其中四条呈东西向,另一条靠近厂址内偏东,呈近南北向,沟谷均呈V字形,沟深15~20m,沟底部宽约6m,顶部宽约20m,冲沟两侧黄土状粘土柱状节理发育,常形成陡坡。在厂址外东边约200m处有七里河由北向南径流。4.2、工程地质朔州自然地理环境复杂多样,整体地表为黄土覆盖的山地高原,地形以山地、丘陵为主,占到总面积的60%以上。境内海拔在1600m以上的山峰就有140多座。河流分布较广,六县区都有,但多为季节性河流。全市主要河流共29条,基本分属海河流域和黄河流域。水源丰富,河流总径流量4.9679×108m3,其中泉水径流量2.57×108m3。地下水资源量多年平均在7.0317×108m3,其中可开采量为4.63×108m3。水资源总量为7.9×108m3。该地区地震烈度为7级。拟建场地周围无活动断裂分布,无发生构造地裂、砂土液化的条件,工程地质稳定性较好,地下水对建筑基础无侵蚀性。4.3、水源本工程用水取自市政给水管网,完全能够满足本工程用水需要。4.4、交通运输朔州境内主要公路有大运和平朔公路,铁路有北同蒲铁路经过,交通十分便利。朔州交通发达,北同蒲铁路电气化复线、神朔铁路和大运二级公路、朔黄铁路、平万公路、朔万公路纵横境内,连接京大高速公路的大运高速公路朔州段已经通车,铁路线和公路干线综合交错,构成了四通八达的交通网络。4.5、气象条件朔州市气候属温带大陆性季风气候,四季分明,春季干旱多西北风,夏季雨多气温高,秋季凉爽短暂,冬季寒冷少雪。多年统计的主要气象资料如下:最热月份温度(8月)21.8℃最冷月份温度(1月)4.0℃极端最高温度37.7℃极端最低温度-32.0℃相对湿度最热月平均66％相对湿度最冷月平均50％年平均总降水量423.2mm日最大降水量158.1mm夏季平均风速3.4m／s冬季平均风速3.0m／s最大积雪深度20.0cm年雷暴日数27.5d年雾日数19.0d最大冻土深度186.0cm第五章、脱硫、脱硝、除尘方式选择5.1、脱硫方式选择当前,燃煤电厂所采用的烟气脱硫工艺多种多样,在这些脱硫工艺中,有的技术较为成熟,有的尚处于试验研究阶段。以下就近年在燃煤电厂应用较多、技术成熟的石灰石-石膏法、氨法两种工艺进行综合比较分析,以供本工程确定烟气脱硫最佳工艺方案。两种湿法脱硫方式对比如下:项目石灰石-石膏湿法脱硫技术氨法脱硫技术运行规模及业绩无大规模运用限制;运行业绩多。无大规模运用限制;运行业绩较石灰石湿法少,但近几年推广较快脱硫效率95%98%吸收剂石灰石,成本低。较易获得。液氨,距离本项目20多公里处有吸收剂。成本较高。场地情况本项目场地紧张,需要占用扩建端本项目场地紧张,需要占用扩建端。但占地较石灰石石膏法小。副产物及利用石膏;以抛弃为主。硫酸铵;能够综合利用,但销路不稳定。废水产生废水。基本不产生废水。系统堵塞及腐蚀有堵塞,有腐蚀。无堵塞,有腐蚀。能耗相当相当水耗(入口按130℃计)相当相当设备稳定性整个过程为湿态,各设备都存在腐蚀严重,系统长期运行稳定性差;吸收剂制浆设备结垢、堵塞,检修维护困难。连续运行时间约为3~5个月.整个过程为湿态,各设备都存在腐蚀严重,系统长期运行稳定性差;吸收剂为危险品,储存上安全隐患大。连续运行时间约为4个月.投资运行费用约5500-6000万元;估算运行成本约2623万元/年。投资约6000万;估算年运行成本2801万元。但硫酸铵的销售存在着不稳定的风险。1、两种湿法脱硫方式均需要占用格瑞特电厂的扩建场地。2、据中煤格瑞特电厂了解,距离本项目20多公里处的平鲁工业园区有项目(劣质煤项目)生产液氨,但要到方可投产,而且劣质煤项目生产的液氨仅满足自身使用,基本没有富裕,而中煤格瑞特电厂如采用氨法脱硫,每年需要液氨11678吨。当前平朔地区的神头二电厂采用的氨法脱硝,所需液氨均要从石家庄和内蒙古两地采购。3、据中煤格瑞特电厂了解,平朔地区硫酸铵销路不好,电厂脱硫生产的硫酸铵更不好销售。4、如采用石灰石-石膏湿法脱硫,石膏滞销,年运行成本为2623万元;如采用氨法脱硫,硫酸铵滞销,年运行成本为4127.23万元。二者相差1504.23万元。5、就运行可靠性和安全性而言,石灰石-石膏湿法脱硫要比氨法脱硫高。因此,综合技术和经济性优势,建议本项目烟气脱硫采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺。5.2、脱硝方式选择5.2.1、锅炉排放现状当前两台循环流化床锅炉烟气NOX排放浓度为90mg/Nm3,已不能满足”超净排放”烟气NOX排放值为50mg/Nm3的要求,因此,为了保证达标排放,必须增加脱硝工艺。5.2.2、脱硝工艺选择当前主要的脱硝工艺为SCR、SNCR以及SNCR+SCR联合法,针对本工程,比较如下:脱硝工艺技术比较表项目SCR技术SNCR技术SNCR+SCR技术烟气NOX排放值90mg/Nm390mg/Nm390mg/Nm3总的脱硝效率80%-95%煤粉炉30～50%流化床锅炉50～60%50%-85%出口NOX排放〈50mg/Nm3〈50mg/Nm3〈50mg/Nm3反应剂尿素尿素尿素反应温度300～400℃850～1100℃前段:850~1100℃,后段:300~400℃催化剂V2O5-WO3/TiO2或V2O5-MoO3/TiO2不使用催化剂比SCR少用一些催化剂催化剂体积100m3无52m3催化剂的使用量二层无一层催化剂的寿命三年无三年反应剂喷射位置省煤器与SCR反应器间烟道(高尘布置)炉膛内喷射炉膛内喷射+省煤器与SCR反应器间烟道SO2/SO3氧化SO2氧化,SO3浓度增加2-4倍不会导致SO2氧化,SO3浓度不增加SO2氧化较SCR低,SO3浓度的增加与催化剂体积成正比NH3逃逸3～5ppm10～15ppm3~5ppm对空气预热器影响NH3与SO3易形成ABS造成堵塞或腐蚀SO3浓度低,造成堵塞或腐蚀的机率低ABS的产生较SCR低,造成堵塞或腐蚀的机率比SCR略低系统压力损失因增加脱硝装置所增加的压力损失约1000pa没有压力损失因增加脱硝装置所增加的压力损失约300pa燃料的影响灰份磨耗催化剂,碱金属氧化物劣化催化剂。AS,S等使催化剂失活。燃料显著地影响运行费用。基本无影响影响与SCR相同。由于催化剂较少,更换催化剂的总成本较SCR略低锅炉的影响受省煤器出口烟气温度的影响受炉膛内烟气流速及温度分布的影响受省煤器出口烟气温度的影响,受炉膛内烟气流速及温度分布的影响燃料变化的影响对灰份增加和灰份成分变化敏感基本无影响对灰份增加和灰份成分的变化影响中等运行成本催化剂更换量大,运行成本很高不需要更换催化剂,运行成本低催化剂更换量小,运行成本较高经过对三种脱硝工艺技术进行全面的比较,总投资小,系统简单,运行成本的SNCR法烟气脱硝工艺更加适合本工程。5.2.3、还原剂选择烟气脱硝工艺的还原剂主要有尿素、液氨和氨水,且各有特点,三种不同还原剂的技术比较见下表:脱硝还原剂的技术比较项目液氨氨水尿素反应剂费用便宜(100%)较贵(150%)最贵(180%)生产1kg氨气需要的原料量1.01kg(99%氨)4kg(25%氨)1.76kg运输费用便宜贵便宜安全性有毒有害无害存储条件高压常压常压,干态储存方式储罐(液态)储罐(液态)码放或料仓(微粒状)初投资费用便宜贵贵运行费用便宜(需要热量蒸发液氨)贵(需要高热量蒸发水和氨)贵(需要空气或蒸汽雾化)设备安全要求有法律规定需要基本上不需要脱硝还原剂选择建议还原剂优点缺点建议液氨还原剂消耗量低、运输和使用成本低、初投资低有安全隐患,需要严格的安全和防火措施在危险管理许可条件下,对于大型机组建议采用,以节约成本氨水运输成本高,如果溢出,其蒸气的浓度也较大,相对液氨比较安全相对液氨,其还原剂的成本较高,储存的成本也较高考虑到无水氨的危险性,能够考虑;对于小型机组,建议采用尿素无毒、无危险;运输方便、便宜需要解决尿素的吸潮问题,相对液氨成本稍高,更高的蒸发能量消耗和更高的储存成本;在法律不允许使用氨或场地受限的情况下,推荐使用由表可知,液氨的投资、运输和使用成本为三者最低,但液氨属易燃易爆品,必须有严格的安全保证和防火措施,其运输、存储涉及当地法规和劳动卫生标准;同时本工程为改造工程,场地受限,液氨和氨水的安全距离要求较高,故本工程采用尿素作为还原剂。5.3、除尘改造方式选择5.3.1、除尘改造方式要达到烟气含尘超净排放降至5mg/Nm3以下,采用单独的除尘方式比较困难,多采用联合除尘的方式,主要有以下几种工艺路线:包括采用低低温静电除尘器+湿式电除尘技术;高频电除尘器+旋转极板+湿式除尘器;布袋除尘器+湿式电除尘技术等。由于电厂原有除尘方式为布袋除尘器,考虑到投资、场地布置及施工工期的等因素,重新采用低低温静电除尘器或高频电除尘器等技术需重新购设备,增加投资额及施工工期。因此,结合电厂现有情况,推荐采用大修现有布袋除尘器+脱硫后增加湿式除尘装置的方案。本工程原设计采用布袋除尘器,布袋除尘器出口粉尘浓度<50mg/Nm3,经过对布袋除尘器进行一次大修,主要是更换布袋、袋笼等辅助设备以及补漏和增加喷吹保护系统,使漏风率降到2%以下。经大修后布袋除尘器排放浓度能达到25~30mg/Nm3,在脱硫吸收塔出口后加装”湿式除尘装置”,保证除尘效率85%以上,最终实现排尘浓度在5mg/Nm3以下。第六章工程设想6.1、脱硫部分6.1.0、概述厂区总平面按规模为2台13.5万千瓦直接空冷煤矸石发电机组,配置2×480t/h超高压循环流化床锅炉布置,已建成并投入使用。本次设计的烟气脱硫采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺,该脱硫装置布置在电厂北侧扩建端。脱硫装置设计烟气参数项目单位数值锅炉台数台2烟气量(单台炉)Nm3/h519000锅炉出口烟气温度℃150煤的含硫量Sar%2.5脱硫系统入口SO2浓度mg/Nm33534.9石灰石粉品质325目(90%经过),CaCO3含量90%在水、电、压缩空气和石灰石(CaCO3)供应量和品质达到设计要求,同时锅炉烟气排放质量符合烟气处理系统装置设计参数情况下,烟气经过本方案湿法脱硫处理后,系统排放的烟气成份达到以下指标。烟气排放浓度保证值序号项目单位要求值1SO2脱除效率％≥992SO2排放浓度mg/Nm3≤353吸收塔出口烟气水汽含量mg/Nm3≤754脱硫系统烟气阻力Pa≤15006.1.2、脱硫工艺部分6.1.2.1、工艺概述本工程湿法脱硫工艺系统由以下几个主要系统组成:烟气系统、石灰石浆液制备和供应系统、SO2吸收系统、石膏脱水系统、排放系统、工艺水系统、压缩空气系统及辅助设施等。烟气自引风机出口烟道引入吸收塔脱硫除尘,净烟气经过吸收塔进入湿电除尘器,然后经过顶部烟囱排放。石灰石浆液制备和供应系统采用石灰石粉作为吸收剂原料,制成浓度25~30％的成品石灰石浆液供吸收塔使用。吸收塔的石膏浆液到达一定浓度后用石膏排出泵送至脱硫综合楼的石膏旋流站,经一、二级脱水,可得到含水率不大于10％的石膏。石膏储存在石膏库中,经过铲车装载至运输车上运出厂外。6.1.2.2、石灰石浆液制备和供应系统本脱硫工程设置一套石灰石浆液制备和供应系统,供应量按工况下石灰石耗量的100%设计。脱硫剂为外购石灰石粉,粒径要求325目以下,90%过筛率。成品粉经过气力输送至FGD区域内的石灰石粉仓储存备用。粉仓上部为钢结构,出口为钢制锥斗,并配有仓顶袋式收尘器和仓底流化空气系统。设计条件下,粉仓有效容量满足系统最少3天所需的石灰石粉储存量。石灰石粉仓配有2个出料口,出料口设有流化防堵装置,并设有2套150%容量的下料系统,包括2只手动插板阀、及2台石灰石粉变频给料机。石灰石粉经下料系统后进入石灰石浆液箱,与来自工艺水系统的工艺水或滤液水混合配置成25~30%含固量的石灰石浆液。石灰石浆液箱的容量按100%工况下系统3小时的耗量设计。石灰石浆液箱备有1只顶入式搅拌器。石灰石浆液经过石灰石浆液泵送入吸收塔内,作为脱硫吸收剂。石灰石浆液流量根据FGD运行负荷经过吸收塔底部的塔池内的pH值来自动控制。石灰石浆液制备和供应系统包括的设备有:1座石灰石粉仓(包括仓顶除尘器、锥斗流化系统、手动插板阀、变频给料机),1座石灰石浆液箱(包括搅拌器),4台石灰石浆液泵(2用2备)等。6.1.2.3、烟气系统锅炉原烟气自水平烟道引出,进入吸收塔脱硫除尘,净烟气再入湿电除尘器除尘后经竖向钢烟囱排放。吸收塔入口及吸收塔后净烟道、烟囱需采用防腐处理。6.1.2.4、SO2吸收系统吸收塔系统是整个FGD的核心部分。SO2、SO3、HF和HCl将在吸收塔内被脱除,石膏也将在吸收塔内结晶和生成。吸收塔系统主要设备包括吸收塔、吸收塔再循环泵、氧化风机和石膏排出泵等。原烟气经烟道导入吸收塔后,在由五层喷淋层组成的吸收段与经喷淋雾化的浆液在整个吸收塔截面均匀地接触,并充分传质,烟气中的SO2、SO3、HF和HCl等酸性气体被有效地吸收,而且烟气中的飞灰也得到有效的洗涤,与此同时烟气温度也降到饱和。离开吸收段的烟气再连续流经两层锯齿形除雾器而除去所含浆液水滴。穿过两级除雾器后,经洗涤和净化的烟气经过出口锥筒流出吸收塔。而SO2在吸收区被吸收后,在吸收塔底部的储液区(吸收塔浆池)与吸收剂进行氧化和中和反应,并最终形成石膏浆液。吸收塔浆池内达到浓度要求的石膏浆液由石膏排出泵打到石膏脱水系统进行脱水。在吸收塔内发生的主要反应过程如下: SO2+CaCO3→CaSO3+CO2↑ SO3+CaCO3→CaSO4+CO2↑上述反应在吸收塔内经过许多中间反应来完成。石灰石在溶液中形成钙离子。 CaCO3(s)→CaCO3(aq) CaCO3(aq)+H2O→Ca2++HCO3－+OH－在吸收塔内的气/液界面形成SO3－负离子。 SO2(g)→SO2(aq) SO2(aq)+H2O→H2SO3→HSO3－+H+ HSO3－→H++SO32-在强制氧化环境中产生了主要的析出物——石膏。 SO3－+1/2O2→SO42- Ca2++SO42-+2H2O→CaSO42H2O↓吸收塔不但除去烟气中含有的SO2,同时还能够除去氯化氢和氟化氢。碳酸钙将以如下方式中和这些酸性烟气: 2HCl+CaCO3→CaCl2+H2O+CO2 2HF+CaCO3→CaF2+H2O+CO2吸收塔配有五台吸收塔再循环泵,各自对应吸收塔的五组喷淋层。喷淋层上部的除雾器设有在线自动化冲洗系统,水源从除雾器冲洗水泵母管接出来。吸收塔浆液和喷淋到吸收塔中的除雾器冲洗水收集在吸收塔浆液池内。经过吸收塔浆池中的侧入式搅拌器搅拌,使浆液池中的固体颗粒保持悬浮状态。该系统还包括由4台(2运2备)的氧化风机组成的氧化空气系统,提供把脱硫反应中生成的亚硫酸钙(CaSO3.1/2H2O)氧化为硫酸钙(CaSO4.2H2O)所需的氧化空气。氧化风机送出的氧化空气经喷水增湿后经过矛状管被送入吸收塔浆池。每根矛状管的出口都非常靠近搅拌器,这样,空气被送至高度紊流的浆液区,从而使得空气和浆液得以充分混合,实现高氧化率。吸收塔浆液的pH值大小是浆池内石灰石反应活性和钙硫摩尔比的综合反映,是由吸收塔中新制备的石灰石浆液的增加量决定。加入吸收塔的新制备石灰石浆液量的大小取决于预计的负荷、SO2含量以及实际的吸收塔浆液的pH值。吸收塔浆液的pH值由两个在线pH值探头进行测量。吸收塔设有溢流管,为吸收塔提供液位保护。吸收塔系统设备包括:(1)吸收塔搅拌器在吸收塔收集池的下部径向布置了侧入式搅拌器,其作用是使浆液成悬浮物状态并使其进行扩散,即将固体维持在悬浮状态下,同时均匀分布氧化空气。搅拌器的型式为侧入式,轴的密封形式为机械密封。设置人工冲洗设施。每座吸收塔配置4台搅拌器。(2)喷淋层及喷嘴喷淋系统能使浆液在吸收塔内均匀分布,流经每个喷淋层的流量相等。对喷嘴进行优化布置,以使吸收塔断面上几乎完全均匀地进行喷淋。吸收塔喷淋系统采用五层喷淋层,每层喷淋层由一根母管、若干支管和规则分布在支管上的喷嘴组成,分别对应1台吸收塔循环泵。各部分材料选择如下:喷淋系统管道:FRP喷嘴:SiC(碳化硅),特别耐磨,且抗化学腐蚀性极佳。(3)除雾器除雾器用来在吸收塔所有运行状态下收集夹带的水滴,由安装在下部的一级除雾器和安装在上部的二级除雾器组成。彼此平行的除雾器为波状外形挡板,烟气流经除雾器时,液滴由于惯性作用留在挡板上,从而起到除雾的作用。由于被滞留的液滴也含有固态物,主要是石膏,因此就有在挡板上结垢的危险,因此设置了定期运行的清洗设备,包括除雾器冲洗母管及喷嘴系统。冲洗介质是工艺水,工艺水还用于调节吸收塔中的液位。除雾器形式:平板式除雾器各部分材料选择如下:除雾器:聚丙烯管道:PP管喷嘴:PP(4)浆液循环泵吸收塔均配有5台再循环泵,各自对应吸收塔的五组喷淋层。再循环系统的设计要求是使喷淋层的布置达到所要求的喷淋浆液覆盖率,使吸收浆液与烟气充分接触,从而保证在适当的液气比下可靠地达到所要求的脱硫效率。吸收塔再循环泵采用单流单级离心泵。(5)氧化风机强制氧化系统为吸收塔提供氧化空气,把脱硫反应中生成的亚硫酸钙(CaSO3.1/2H2O)氧化为硫酸钙(CaSO4.2H2O)。每座吸收塔系统包括两台100％容量的氧化风机(1运1备),氧化风机送出的氧化空气经喷水增湿后经过矛状管被送入吸收塔浆池。每根矛状管的出口都非常靠近搅拌器,这样,空气被送至高度沸腾的浆液区,从而使得空气和浆液得以充分混合,实现高氧化率。(6)石膏排出泵每座吸收塔系统均设2台石膏排出泵,1运1备。石膏排出泵连续运转,当吸收塔浆液的浓度达到高设定值时,石膏排出泵将浆液排至石膏旋流站。同时亦作吸收塔检修或事故时塔内浆液的排空设备。6.1.2.5、石膏脱水系统石膏脱水系统由两套石膏旋流站、两套真空皮带脱水机系统和一座滤液水池系统等组成。石膏浆液经石膏排出泵打入石膏旋流站进行第一级脱水。石膏旋流站的底流浓缩液(悬浮物固体重量含量约为40～60%)依靠重力自流至真空皮带脱水机进行第二级脱水。系统配备一套真空皮带脱水机用于石膏脱水,出力为两台锅炉燃用设计煤种BMCR工况运行时75%的石膏产量。石膏旋流站的溢流液大部分依靠重力自流至滤液池。真空皮带脱水机排出的滤水也进入滤液水池。滤液水池中的滤液可用于石灰石浆液的制备,或打回吸收塔重复利用;在吸收塔检修或系统停运时候将滤液水打至事故浆液箱。经过脱水后的石膏饼含水量不大于10%(wt),真空皮带脱水机脱水后的石膏经卸料管落入石膏库内,卸至石膏库中的石膏用铲车装车运出。(1)石膏旋流站本系统设两套石膏旋流站,出力为机组燃用设计煤种BMCR工况运行时150%的石膏产量。石膏旋流站的主要性能参数:给料含固量: 18~20%溢流含固量: ≤4.5%底流含固量: ≥50%(2)真空皮带脱水机及辅助设备为保证脱水性能,脱水机上的石膏层厚度为一定值,皮带转速能够经过变频驱动电机进行调速,过滤层经过石膏饼冲洗水及真空泵的真空进行冲洗和脱水,滤下的水流收集到滤液水池。为了保证副产品的质量,采用石膏饼冲洗水来冲洗石膏饼,从而降低石膏副产品中的Cl-和其它盐分的含量。真空皮带脱水机还配有真空系统、石膏饼冲洗系统和滤布冲洗系统等辅助系统。(3)石膏库本工程石膏库位于工艺楼底层,贮存量为机组100%BMCR工况下不小于3天的石膏产量计。6.1.2.6、浆液排放系统本期工程浆液排放系统设有2座吸收塔区域地坑及2台地坑泵和1座事故浆液箱及事故浆液返回泵。浆液排空系统按功能划分,能够分为事故排放和正常疏排。当吸收塔需要排空检修时,塔内的浆液主要由石膏排出泵排至事故浆液箱。当液位降至泵的入口水平时,浆液依靠重力作用自吸收塔排放孔流入塔区地坑,再由地坑泵打入事故浆液箱。事故浆液返回泵的作用是将储存的浆液打回吸收塔。正常运行时吸收塔区、石膏脱水区的浆液箱及浆液管冲洗水自流至区域坑池,再由泵打回吸收塔系统重复利用。6.1.2.7、工艺水及冷却水系统本期工程工艺水及冷却水系统设有1座工艺水箱及2台工艺水泵、2台除雾器冲洗水泵。脱硫岛工艺水(含除雾器冲洗水)由电厂水泵提供。工艺水系统的主要用户有:－除雾器冲洗水－石灰石浆液制备用水－FGD系统浆液泵、管道停运时的冲洗水－氧化空气增湿水－真空泵密封水及石膏饼冲洗水另外脱硫区域内氧化风机等设备需要冷却水,这部分水由电厂工业冷却水提供。6.1.2.8、压缩空气系统脱硫岛设置1个空压罐,为全岛提供压缩空气(含流化风及仪用空气),压缩空气供热系统现有空气管接入脱硫岛空压罐,压缩空气为无油无尘,露点为－20℃。6.1.2.9、辅助设施(1)检修起吊设施FGD系统内设置的检修起吊设施如下表所示:设备名称数量型式容量起吊高度循环泵检修电动葫芦2电动行走电动提升3吨/6米真空皮带脱水机检修电动葫芦1电动行走电动提升3吨/15米(2)保温油漆及隔音需要设计保温的区域的标准为:①外表面高于50℃需要减少散热损失的。②要求防冻、防结露、防冷凝设备管道。③工艺生产中不需保温,但外表面温度超过60℃,需要防烫伤的区域。脱硫系统需要保温的有:烟道、吸收塔烟气进口段、氧化风管防烫伤区域等部位。本工程保温材料采用岩棉,保温层外的保护层采用0.5mm厚的彩钢板。需要设计油漆的区域为:①钢结构和平台栏杆油漆。②烟道、风道。③一般管道、设备及其附件(包括支吊架)。管道将设色环,介质名称及介质流向箭头,一般地埋敷设管道按普通防腐标准设计,油漆颜色的选用由业主确定。如果设备噪音水平超出标准,将配备隔音措施。计算按中国现行标准进行。(3)防腐材料脱硫系统内与含酸及Cl-接触的设备及管道将进行防腐处理,采用的防腐材料主要有鳞片树脂、橡胶、不锈钢或合金钢等。不同防腐材料的使用部位如下表所列:防腐材料使用部位鳞片树脂滤液水池、事故浆液箱、部分浆液沟等鳞片树脂、FRP增强吸收塔、石灰石浆液箱内衬(衬塑)石灰石浆液管道、石膏浆液管道、滤液水管道等FRP管石膏脱水系统、氧化空气管6.1.3公用系统6.1.3.1、脱硫电气系统脱硫电气系统工作范围包括:供配电系统、电气控制与保护、照明、检修系统、防雷接地系统、电缆及其敷设和电缆构筑物、电气设备布置等。1、遵循的标准<电力工程制图标准>DL502<继电保护和安全自动装置技术规程>DL400<火力发电厂厂用电设计技术规定>DL/T5153<火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程>DL/T5136<发电厂、变电所电缆选择与敷设设计规程>SDJ26<火力发电厂和变电所照明设计技术规定>DLGJ56<交流电气装置的过电压保护和绝缘配合>DL/T620<交流电气装置的接地>DL/T621<电测量及电能计量装置设计技术规程>DL/T5137<电力工程电缆设计规范>GB50217<火力发电厂厂内通信设计技术规定>DL/T5041<建筑物防雷设计规范>GB50057<火力发电厂、变电所直流系统设计技术规定>DL/T5044<低压配电设计规范>GB50054<爆炸火灾危险环境电力装置设计规范>GB500582、设计原则设计并提供一套完整的脱硫系统区域内的电气系统和电气设备。电气系统和电气设备的设计主要基于如下的考虑:运行和检修人员的安全以及设备的安全。可操作性和可靠性。易于运行和检修。相同(或相同等级)的设备和部件的互换性;系统内所有元件应恰当地配合。比如绝缘水平、开断能力、短路电流耐受能力、继电保护和机械强度等。环境条件保护,如对腐蚀性气体和(或)蒸汽、机械震动、振动和水等的防护。3、脱硫供配电系统所有控制回路设备及进出线端子安装在脱硫开关柜前柜,便于设备维护,电气设备应在使用环境条件下,带额定负荷连续运行。为满足热工自动化装置对交流电源的特殊要求,本期工程脱硫岛设置一套交流不停电电源系统(UPS),交流不停电电源系统由整流器、逆变器、旁路隔离变压器、调压器、静态转换开关、手动旁路开关、闭锁二极管、蓄电池组、主配电屏、分配电屏等组成。交流不停电电源系统电源引自脱硫低压工作段,当整流电源消失时,由自带蓄电池供给。4、控制与保护1)控制方式脱硫系统的电气设备纳入机组DCS系统,不设常规控制屏,所有设备的控制电压采用220VAC。2)信号与测量脱硫系统电子设备间不设常规音响及光字牌,所有开关状态信号、电气事故信号及预告信号均送入脱硫DCS或远程I/O。脱硫系统不设常规测量表计,采用4～20mA变送器(变送器装于相关开关柜)输出送入脱硫DCS或远程I/O。测量点按<电测量及电能计量装置设计技术规程>配置。3)继电保护380V厂用系统及电动机由空气开关脱扣器实现保护,电动机热继电器进行保护,继电保护配置按<火力发电厂厂用电设计技术规定>配置。5、照明及检修系统1)照明系统本次脱硫设置设备照明。照明系统采用380/220V,三相四线,中性点直接接地系统。设备照明电源由脱硫MCC段供电。2)主要场所的照明方式、灯具选型及照度照明方式、灯具型式和照度均符合<火力发电厂和变电所照明设计技术规定>的要求。照明灯具选用效率高的节能型灯具(选型与主厂保持一致)。3)照明系统的控制CEMS间照明采用照明开关控制。脱硫区户外照明配电箱,采用手控方式。4)照明电缆敷设整个脱硫区域照明及插座线路采用穿镀锌水煤气管明敷方式,采用密闭型接线盒。各场所照明及插座线路均采用BV-500V型导线。5)检修电源根据检修需要,在脱硫区域设置检修电源箱,检修电源取自MCC配电柜。检修回路装设漏电保护。在需要从人孔进入才能进行维修的设备附近,设置12V检修照明插座箱。6、防雷、接地系统1)防雷系统在脱硫区域内设计必要的防雷保护系统。该系统的布置、尺寸和结构设计符合<建筑物防雷设计规范>。2)接地系统脱硫系统的电气接地系统设计符合相关GB、DL及IEC标准的要求,为最大程度保护原有的接地网免遭破坏,本次脱硫区域接地尽量利用原有的接地网,施工过程中若原有接地网被破坏则须及时补好,并测试其接地电阻不大于1欧姆。7、电缆和电缆敷设脱硫系统的电缆包括动力电缆、测量和控制电缆及仪用变压器变送器电缆等,电缆选择及电缆敷设满足<电力工程电缆设计规范>0.4kV动力电缆:采用ZRC-YJV-0.6/1kV型,电缆最小截面为2.5mm2。0.4kV动力电缆没有中间接头。截面大于25mm2的0.4kV动力电缆的终端接头采用热缩终端接头。按相关标准和规范的要求在区域内规划架空电缆桥架。在脱硫区根据需要设置桥架并在合适位置处设垂直桥架与电厂原有电缆桥架连接。8、电气设备布置脱硫配电柜布置在通风的室内,且留有足够的操作、检修空间,柜体尺寸为600×1000×2200mm(W×D×H)。本工程将采用下列电压等级:380/220V±5％、50Hz、三相四线制直接接地系统用于容量小于200kW的电动机、小动力负荷、特殊设备的不间断电源以及照明和室内插座的源。·12V±10％,50Hz±10%用于密闭金属容器中6.1.3.2、脱硫仪控系统脱硫控制系统采用成熟、可靠、完善的控制方案,实现系统主要的工艺参数、设备状态的监控,可在少量操作人员的操作下安全、稳定的运行。从而提高效率,减轻工人劳动强度。当系统发生异常或事故时,经过保护、联锁或人工干预,使系统能在安全工况下运行或停机。仪表和控制设备具有较高的可用性、可靠性、可控性和可维修性,所有部件能在规定的条件下安全的运行。自动化系统的投入率达到100％,可利用率不低于99.9％,保护系统投入率达到100％。所供的控制和监测设备将有良好的性能以便于整个装置安全无故障运行和监视。1、遵循的标准<火力发电厂热工自动化设计技术规定DL/T5175<发电厂、变电所电缆选择与敷设设计技术规程>SDJ26<电力工程电缆设计规范>GB50217<电力建设施工及验收规范>热工仪表及控制装置篇DL/T5190.5<火力发电厂分散控制系统在线验收测试规程>>DL/T659<火力发电厂顺序控制系统在线验收测试规程>>DL/T658<火力发电厂模拟量控制系统在线验收测试规程>>DL/T657<过程检测和控制系统用文字代号和图形符号>>HG/T20505<爆炸和火灾危险环境电力设计规范>>GB50058<自动化仪表选型规定>>HG/T20507<仪表供电设计规定>>HG/T205092、系统控制策略脱硫控制系统的控制参数主要包括吸收塔的压降、烟气温度等参数的测量和控制。测量信号(除温度用Pt100外)经变送器转换为4-20mA的标准信号后送至DCS;再经特定的控制算法运算后,输出4-20mA标准信号或开关信号,控制相应的阀门开关、电机转速等,从而实现被控参数的调节。3、控制系统工程技术要求根据工艺的要求,本工程实施后,仪表自动控制系统可实现对厂方锅炉烟气脱硫,系统各运行工况、各工艺参数进行实时监测及控制的基本要求:(1)对各工艺检测(监控)参数进行计算机实时处理,根据不同的工艺条件,自动调整各工艺参数于正常范围之内,以保证烟气脱硫系统工艺的正常运转。(2)实时显示烟气脱硫系统的整个运行工况、各分系统的运行工况和各工艺点的工艺参数,并进行统计归档,以曲线、参数汇总、报表等形式供管理人员参阅,同时对各工况及各工艺点的异常情况进行故障报警等。(数据保存一年以上,包括数据有:控制参数曲线、机组负荷(或烟气流量)、炉膛温度、脱硫设施运行时间、入口温度、入口及出口SO2浓度等。)(3)可打印锅炉烟气脱硫系统所需要的日报、月报、年报等各种统计报表。4、脱硫系统接地DCS系统接地电缆接入信号接地网,接地电阻符合DCS供货商要求及国家标准。5、脱硫热工自动化设备选择根据有关热工自动化技术规程、规定,结合本工程和中国技术经济发展情况,选用性能高、质量好、安全可靠、成熟、经济的产品,设备的选型尽可能与主体工程的设备选型相统一。本工程的主要设备的选型将按照以下原则进行。1)DCS系统采用与本厂锅炉房相同的DCS系统,进行扩展。2)就地安装的压力计将选用不锈钢压力表。3)温度测量采用铂热电阻。4)变送器采用智能型变送器。5)液(料)位仪表选用智能液位变送器或超声波、雷达液位计。6)执行机构采用一体化电动装置。6、脱硫系统主要控制系统的配置DCS机柜(包含工程师及操作员站):1套6.1.3.3土建部分1、主要建构筑物本工程脱硫建(构)筑物主要包括脱硫综合楼,吸收塔、吸收塔地坑,石灰石浆液箱、循环泵、氧化风机等设备基础,烟道支架,CEMS间等。1)脱硫综合楼脱水车间、脱硫配电室、电子设备间均布置在脱硫综合楼内,滤液池也布置在脱硫综合楼内0米层。脱硫综合楼长21.5米,宽11米,共四层,分别为0米层、7.5米层、13米层、20米层。2)结构型式脱硫综合楼采用现浇钢筋混凝土框架结构,楼(屋)面采用现浇钢筋混凝土主次梁楼(屋)盖,基础为钢筋混凝土十字交叉条形基础。滤液池地下钢筋混凝土箱型结构。3)建筑消防根据建(构)筑物的火灾危险性分类划分,脱硫综合楼属于丁类建筑,耐火等级为二级。综合楼设有封闭楼梯和室外疏散钢梯各一部,以满足消防疏散要求。4)烟道支架结构烟道支架采用钢筋混凝土框架结构。5)吸收塔、石灰石浆液箱等设备基础吸收塔基础、石灰石浆液箱及其它设备基础均采用钢筋混凝土大块式基础,吸收塔地坑2座,地下钢筋混凝土箱型结构。2、采暖通风及空气调节1)室内设计参数本工程通风和空调系统的室内设计参数详见下表:通风和空调系统室内设计参数表房间名称系统型式室内设计参数换气次数(次/小时)夏季温度(°C)夏季相对湿度(%)冬季温度(°C)冬季相对湿度(%)石膏库自然通风————配电室通风、空调35———≮12电子设备间空调26—20——真空皮带机层通风————≮12CEMS间空调26—20——2)空调设计配电室配置壁挂式空调1台,电子设备间配置壁挂式空调1台,CEMS间空调1台。3)通风配电间:采用自然进风、机械排风装置。换气次数按不少于12次/h计算。夏季室内温度不高于35℃。事故排可兼做夏季通风系统,当配电间发生火灾时,通风机自动切断电源。排风采用外墙轴流风机,进风经过百叶窗(带铝网过滤器)。6、消防本脱硫工程消防设计遵循”预防为主,防消结合”的消防工作方针,按有关规范、规程及规定的要求进行脱硫区域的消防系统设计。设计中考虑了相应的防火措施及必要的灭火设施,以保障人身和设备安全,确保脱硫装置安全运行。同时,消防系统的设计力求技术先进,性能可靠,使用方便、经济合理。本工程消防设计主要包括下列内容:消火栓给水系统、移动式灭火器配置。6.1.4主要设备清单脱硫设备清单序号名称规格型号单位数量1SO2吸收系统1.1吸收塔Φ9/13m,总高32m。塔顶烟囱。塔体材质:碳钢衬玻璃鳞片。座2喷淋层FRP套101.2吸收塔喷嘴单个流量40m3/hSiC,3"个11201.3吸收塔除雾器平板式层41.4吸收塔搅拌器侧进式,N=22kW台81.5氧化喷枪套81.6浆液循环泵Q=4400m3/h,H=18.8/20.6/22.4/24.2/26m,N=400/400/450/450/560kW台101.7氧化风机Q=7200Nm3/h,P=92kpa,N=250kW台41.8石膏排出泵Q=50t/h,H=40mH2O,N=22kW台42石灰石浆液制备和供应系统2.1石灰石粉仓圆柱形钢制贮仓;尺寸:D8000×H16000;容量:600m3座12.2仓顶除尘器DMC18,过滤面积13.5m2,离心风机N=1.5w台12.3手动插板阀DN400个22.4变频给料机出力0～12t/h,N=1.5Kw台22.5仓锥斗流化装置套12.6石灰石浆液箱Φ6.2×5m;有效容积V=140m3座12.7石灰石浆液箱搅拌器顶进式,11kW台12.8石灰石浆液泵Q=30m3/h,H=40m,N=18.5kW台43工艺水系统3.1工艺水箱Φ4.5m×6.0m;有效容积V=81m3座13.2工艺水泵Q=120m3/h,H=65m,N=37kW台23.3除雾器冲洗水泵Q=100m3/h,H=70m,N=37kW台24石膏脱水系统4.1石膏旋流器处理量50t/h,wt15%台24.2真空皮带机处理石膏14t/h,过滤面积15m2台24.3真空泵Q=6000Nm3/h,P=-50000Pa,N=90kW套24.4滤布滤饼冲洗水箱及泵套24.5滤液池搅拌器顶进式,N=5kW台14.6滤液泵Q=40m3/h,H=40m,N=22kW台25排放系统5.1事故浆液箱有效容积1550m3,规格:Φ12.5×14m座15.2事故浆液箱搅拌器顶进式,37kW台15.3事故浆液返回泵Q=100m3/hH=35m,N=37kW台15.4地坑搅拌器顶进式,5kW台25.5地坑泵Q=50m3/h,H=35m,N=22kW台26烟气系统6.1增压风机Q=985000m3/h,全压3000Pa,N=800kW台26.2原烟道挡板门台26.3旁路挡板门台26.4烟道套26.5非金属补偿器套67辅助系统7.1空压罐5m3台17.2管道衬胶管、不锈钢、FRP管道套17.3阀门套17.4循环泵检修葫芦起吊高度15m起重3t台17.5真空皮带机检修葫芦起吊高度15m起重3t台17.6爬梯、平台、支吊架等套17.7防腐玻璃鳞片套17.8油漆设备及管道油漆套17.9保温烟道保温δ100套18电气系统8.1变压器SCB10-1250kVA面28.210kV开关柜KYN28中置柜面148.3低压开关柜GCS柜面88.4低压变频器启动柜面68.5UPS系统套18.6照明、检修系统套18.7电缆及钢管套18.8电缆沟及防火封堵套18.9电气安装材料套18.10桥架套18.11防雷接地套19仪控系统9.1DCS控制系统2台操作员站、1台工程师站、2台打印机套19.2仪表套9.2.1耐震隔膜压力表只209.2.2普通压力表只59.2.3热电阻支29.2.4压力变送器只59.2.5差压变送器只29.2.6液位变送器只149.2.7电磁流量计台69.2.8涡街流量计台19.2.9超声波液位计台39.2.10雷达波料位计台19.2.11料位开关个29.2.12pH分析仪台29.3脱硫进口CEMS烟气测量参数SO2、O2、NOX、流量、烟尘、压力、温度、湿度套29.4脱硫出口CEMS烟气测量参数SO2、O2、NOX、流量、烟尘、压力、温度、湿度套29.5热控电源柜面29.6控制电缆套19.7仪表安装材料套19.8火灾报警系统套19.9工业电视系统套16.1.5、原材料消耗原材料消耗及副产物指标如下:项目单位数量工艺水耗量(自来水)t/h60CaCO3耗量(90%)t/h6.6电耗KW7130压缩空气耗量Nm3/min5石膏产量t/h10.16.2、脱硝部分6.2.1、概述当前NOx的排放浓度90mg/Nm3,按照超净排放的要求NOx排放浓度低于50mg/Nm3,脱硝效率≥45%。鉴于本项目脱硝效率要求不高,同时考虑节省投资成本和改造的简易程度,采用选择性非催化还原(SNCR)脱硝技术方案。即经过在锅炉炉膛燃烧区域上部850~1100℃区域向烟气中喷射过量的尿素,其和NOx结合从而实现SNCR反应。6.2.2、工艺部分SNCR技术就是利用机械式喷枪将氨基还原剂(如氨气、氨水、尿素)溶液雾化成液滴喷入炉膛,热解生成气态NH3,在850～1100℃温度区域(一般为锅炉对流换热区)和没有催化剂条件下,NH3与NOX进行选择性非催化还原反应,将NOX还原成N2与H2O。喷入炉膛的气态NH3同时参与还原和氧化两个竞争反应:温度超过1100℃时,NH3被氧化成NOX,氧化反应起主导;低于1100℃时,NH3与NOX的还原反应为主,但反应速率降低。4NO+4NH3+O2→4N2+6H2O4NH3+5O2→4NO+6H2OSNCR整体工艺简洁,具有如下特点:(1)现代SNCR技术能够控制NOX排放浓度降低20～60%,脱硝效率随机组容量增加,炉膛尺寸大,机组负荷变化范围扩大,增加了SNCR反应温度窗口与还原剂均匀混合的控制难度,致使脱硝效率下降。对于300MW以下小容量机组,效率在40%-60%左右。(2)SNCR装置不增加烟气系统阻力,也不产生新的SO3,氨逃逸浓度一般控制在5～10μL/L以内(SCR是3μL/L);(3)合适的反应温度窗口狭窄,为适应锅炉负荷的波动、提高氨在反应区的混合程度和利用率,一般在炉膛出口过热器下方设置多层喷枪。(4)雾化液滴蒸发与热解过程中需要吸收热量,这会造成锅炉效率降低约0.1～0.3个百分点。(5)还原剂雾化液滴在大于1100℃温度下分解时,部分被氧化成NOX,增加了NOX原始控制难度,导致还原剂的有效利用率降低。脱硝效率为30～40%时,还原剂利用率仅为20～30%。SNCR脱硝装置的NOX去除效果受到有效停留时间、投送窗口、NH3/NOx摩尔比等多个因素的影响:有效停留时间:是指还原剂在炉内完成与烟气的混合、液滴蒸发、热解析出NH3、NH3转化成游离基NH2、还原反应等全部过程所需要的时间。一般要求停留时间超过1s,在900～1100℃对流区间的停留时间不小于0.5s,以使NH3与NOX充分扩散与反应,最大限度减少氨逃逸。投送窗口:在SNCR中,还原剂的喷入位置的选择不但受温度的影响,而且还会受还原剂分布的影响,分布不均会导致氨气逸出量增加。氨气逸出量的测量能够经过在出口烟道安装一个能够连续测量氨的装置实现。还原剂喷入系统必须能将还原剂喷入到锅炉内最有效的部位,因为受燃烧工况的影响,NOx的分布在炉膛对流断面上是经常变化的,如果喷入控制点太少或喷到锅炉中整个断面上的氨不均匀,则一定会出现分布率较差和较高的氨逸出量。在较大的燃煤锅炉中,还原剂的分布则更困难,因为较长的喷入距离需要覆盖相当大的炉内截面。多层投料同单层投料一样在每个喷入的水平切面上一般都要遵循锅炉负荷改变引起温度变化的原则。然而,由于这些喷入量和区域是非常复杂的,因此要做到很好的调节也是很困难的。为保证脱硝反应能充分地进行,以最少的喷入NH3量达到最好的还原效果,必须设法使喷入的NH3与烟气良好地混合。若喷入的NH3不充分反应,则泄漏的NH3不但会使烟气中的飞灰容易沉积在锅炉尾部的受热面上,而且烟气中NH3遇到SO3会生成(NH4)2SO4,易造成空气预热器堵塞,并有腐蚀的危险。6.2.2.1、工艺系统本工程SNCR脱硝系统的工艺部分主要包括尿素溶液制备系统、尿素溶液储存供应系统、计量分配系统、喷射系统等。尿素固体颗粒加入到尿素溶解罐,溶解制备成质量浓度50％的尿素溶液,由循环泵输送至尿素溶液储罐储存。尿素溶液自尿素溶液储罐经供应泵输送至混合器,与稀释水按一定比例混合后,稀释为合适浓度的尿素溶液。在喷入锅炉高温烟道之前,合适浓度的尿素溶液经过计量分配装置的精确计量分配至每个运行喷射器,喷入锅炉高温烟道,进行脱硝反应。SNCR系统工艺流程图见附图。(1)尿素溶液制备系统固体尿素由汽车袋装运至尿素储存制备车间储存,当需要制备尿素溶液时,经过电动葫芦送至尿素溶解罐顶部。尿素固体颗粒加入到尿素溶解罐,与业主厂区提供的工业水(电厂除盐水或冷凝水)搅拌混合成均匀的50%尿素溶液。为了保证尿素固体颗粒溶解充分并混合均匀,在混合前由辅汽联箱引来的蒸汽将水温加热至80℃左右,然后开启搅拌装置并慢慢加入尿素固体颗粒,进行搅拌混合。混合完成后由循环泵将尿素溶液打循环以便充分溶解并过滤杂质。本工程尿素溶液制备系统包括:尿素溶解罐、搅拌器以及循环泵等。为了便于设备的检修维护,本工程两台机组共设置一套尿素溶液制备系统,为两套脱硝系统提供合格的尿素溶液。(2)尿素溶液储存供应系统尿素溶液制备系统制备完成的50%尿素溶液经过循环泵分别打入两台尿素溶液储罐储存。为了避免尿素溶液过饱和,在运行中根据系统温度参数对储罐溶液通入适量蒸汽,以保证尿素溶液温度不低于结晶温度。当系统需用尿素溶液信号来,尿素溶液储罐储存的尿素溶液经供应泵输送至混合器,与稀释水按比例混合后喷入高温烟道进行脱硝反应。本工程尿素溶液储存供应系统包括:尿素溶液储罐、搅拌器以及供应泵等。本工程共设置两套尿素溶液储存供应系统,分别供应两台机组脱硝反应,总容积满足两台机组7天用量。(3)计量分配系统尿素溶液储罐内的尿素溶液经过供应泵输送至混合器。业主厂区提供工业水(电厂除盐水或冷凝水)在混合器内将尿素溶液稀释至适当浓度。稀释比例和喷射量调整根据喷入点烟气参数由控制系统完成,在确保高脱硝效率的前提下尽可能的减少喷水量。计量模块用于精确计量和独立控制到锅炉每个喷射区的尿素溶液流量。该模块采用独立的流量控制系统,经过控制阀与DCS控制器结合,为复杂的应用情况提供所需的高水平控制。经过计量分配系统,能够实现流量自动控制。系统启动前先根据CFD模拟数据预设每个喷射器流量,调试时在现场根据测试结果进一步优化调整,系统投运后,用调试数据修正自控参数以确保高脱硝效率和低氨逃逸量。本工程计量分配系统包括:混合器、流量传感器以及减压装置等。(4)喷射系统本工程每台机组设置16只喷射器,分别布置在分离器的出入口烟道上。每台分离器出入口烟道上各布置4只喷射器。每个喷射器有三个进口,分别为尿素溶液、雾化吹扫风、夹套冷却风。6.2.3、仪控专业6.2.3.1、系统概述脱硝控制系统采用成熟、可靠、完善的控制方案,实现系统主要的工艺参数、设备状态的监控,可在少量操作人员的操作下安全、稳定的运行。从而提高效率,减轻工人劳动强度。当系统发生异常或事故时,经过保护、联锁或人工干预,使系统能在安全工况下运行或停机。仪表和控制设备具有较高的可用性、可靠性、可控性和可维修性,所有部件能在规定的条件下安全的运行。