彭城电厂初设及脱硫脱硝系统设计

中国矿业大学徐海学院本科生毕业设计彭城电厂初设及脱硫脱硝系统设计中国矿业大学徐海学院毕业设计任务书毕业设计日期：2015年1月20日至2015年6月10日毕业设计题目：彭城电厂初设及脱硫脱硝系统设计毕业设计专题题目：脱硫脱硝系统设计1、查阅相关文献资料，完成论文开题报告；2、完成3000字以上的英文文献翻译；3、通过现场采集和彭城电厂提供的初始数据完成彭城电厂初设说明书4、运用AutoCAD绘制电厂全面性热力系统图、全厂剖面图、燃烧系6、查阅大量文献资料并进行比较，提出该机组的脱硫脱硝方案；7、提取初设部分的数据，基于确定的方案进行脱硫脱硝系统进行计算8、运用creoparametric绘制脱硫脱硝系统的三维结构图。9、总结全文，得出结论。本人所呈交的毕业设计，是在导师的指导下，独立进行研究所取得的成果。所有数据、图片资料真实可靠。尽我所知，除文中已经注明引用的内容外，本毕业设计的研究成果不包含他人享有著作权的内容。对本论文所涉及的研究工作做出贡献的其他个人和集体，均已在文中以明确的方式标明。本论文属于原创。本毕业设计的知识产权归属于培养单位。中国矿业大学徐海学院毕业设计指导教师评阅书中国矿业大学徐海学院毕业设计评阅教师评阅书成绩：评阅教师签字：正确基本正确有一般性错误有原则性错误没有回答学院领导小组负责人：环境保护已成为国际范围内关注的焦点，其中燃煤电厂的大量使用煤炭资源会产生大量二氧化硫和氮氧化物污染物，为了我国的可持续发展，环境保护将会是我国大力整治的方向。本文首先对彭城电厂的设计依据和厂址进行了介绍，然后进行了主要设计方案的说明并展述了环境保护与运行组织及生产定员。综述了世界各类脱硫脱硝方法并对其存在的问题进行了分析。随后针对彭城电厂的锅炉进行了脱硫脱硝方案的设计。此次设计选用方法是CuO脱硫脱硝法、SCR脱硝法和尿素脱硫法。并根据给出的煤种等设计参数设计出三类塔型的相关尺寸，并对Environmentalprotectionhasbecomethefocusofattentionoftcontext,inwhichthelarge-scaleuseofcoalresources,coalfiredpowerplantswillproducelargeamountssustainabledevelopment,enviregulation.ThisarticlefirstPengchengorganizationandoperationofenvironmentalprotectionandproductioncapacit-y.Summaryoftheworldallkindsofdesulfurizationanddenitrationmethodanddenitrificationweredesulfurizationanddenitrationm第一部分彭城电厂的初设 11概论 1 11.2项目概况 12厂址简述 22.1位置和地形 22.2工程地质 22.2.1地质构造 22.2.2地震地质 32.2.3水文地质条件 32.2.4地基土特征 32.3供水水源 42.4燃料供应与交通运输 42.5除灰系统和贮灰场 42.6施工场地与生活区的规划 43主要设计原则及方案说明 43.1设计指导思想 43.2总平方布置 53.2.1方案简述 53.2.2技术经济性比较 63.2.3厂区竖向布置 63.2.4交通运输 63.2.5厂区绿化 73.3热机部分 33.3.1三大机组 33.3.2燃烧系统 53.3.3热力系统 93.3.4主厂房布置 3.4.1燃煤量 3.4.2卸煤装置及贮煤设施 3.4.3运煤系统及设备 3.4.4辅助设施 3.5除灰渣部分 3.5.1主要设计原则 3.5.2除灰系统的选择 3.6电厂化学部分 3.6.1锅炉补给水处理系统 3.6.2锅炉补给水处理系统 3.6.3凝汽器铜管涂抹设备 3.6.4凝结水精处理系统 3.6.5给水、炉水、凝结水加药处理 3.6.6水汽监督和取样系统 3.6.7闭式循环冷却水处理 3.6.8锅炉酸洗 223.6.10制氢 3.6.11废水化学处理 3.7水工部分 3.7.1主要设计原则 3.7.2全厂水务管理 3.7.3供水系统选择与布置 3.7.4被给水系统 3.7.5冷却设施 3.7.6灰场 3.7.7外部水力除灰系统 3.7.8给水排水 3.7.9消防系统 4环境保护 4.1概述 4.2烟气污染防治 4.2.1烟气污染物 4.2.2烟气污染物治理措施 4.3生活污水及工业废水处理 4.3.1排水概况 4.3.2废水处理措施 4.3.3电厂排水对环境的影响分析 4.4灰渣治理及综合利用 4.5噪声治理措施 334.5.1电厂各主要噪声声源及噪声 4.5.2噪声治理措施 4.6绿化规划 345运行组织及生产定员 5.1运行组织 5.1.1概述 5.1.2启动电源 5.1.3气动气源 5.1.4启动、运行程序与组织 5.2生产定员 第二部分脱硫脱硝系统设计 1绪论 1.1选题背景 1.2国内外发展现状 1.3脱硫脱硝系统存在问题及发展趋势 1.4本文研究内容 2脱硫脱硝论述 2.1脱硫工艺原理 2.1.1石灰石-石膏法二次循环脱硫 2.1.2可再生胺法脱硫制酸法 2.1.3活性炭纤维脱硫法 2.2脱硝工艺原理 412.2.1干法烟气脱硝工艺 2.2.2湿法烟气脱硝工艺 2.2.3SCR脱硝工艺 412.3同时脱硫脱硝工艺 412.3.1联合脱硫脱硝技术 2.4脱硫脱硝系统和工艺的选定 422.4.1工艺流程选择 2.4.2工艺介绍 2.5本章小结 3脱硫脱硝系统的设计计算 3.1设计参数及相关计算 433.2脱硫设计计算 463.2.1CuO脱硫工艺原理 46 3.3.1基本设计参数 3.3.2SCR反应器设计计算 3.4催化剂的选型 543.5SCR塔的设计 3.6氨区的设计 3.7尿素脱硫系统的设计 3.8本章小结 4管道设计及压损计算 4.1流程布置 594.2管道设计及压损计算 4.3本章小结 5主要辅助设备设计计算及选型 5.1液氨供应系统设计 5.2烟囱设计 5.3风机选型 5.4系统运行维护 5.5本章小结 结论与展望 参考文献 附录一 附录三 附录四 翻译部分 英文原文 中文译文 致谢 第一部分彭城电厂的初设1、国家计委能源部[1992]1047号《关于徐州彭城电厂一期工程可行性研究报6、江苏省环境保护局苏环管[91]66号《关于对徐州彭城电厂工程补充环境评7、国家能源投资公司、江苏省投资公司、徐州市投资公司《合资建设与经营彭城电厂的协议书》(一九九一年八月十六日)。彭城电厂(原称徐州二电厂)前期工作从1977年开始，1979年5月国家建委以(79)建发燃字第272号文批准了建厂厂址。当时拟因今年英国66万千瓦机组，谈判后失败。1984年水电部上报了设计说明书。并提出规划容量为240万千瓦，根据国家计委意见，并重报了设计任务书，中南电力设计院于1985年8月完成初电力投资体制改革后，徐州为了解决地区严重缺电局面，1988年初拟与香港港澳国际投资公司合资建设彭城电厂，国家计委1988年6月批准了项目建议书，后因还贷款，分利等协议未谈成，从而转向利用内资建设，1991年8月国家投资公司、江苏省投资公司和徐州投资公司签订了建设彭城电厂协议(投资比例35%:25%:40%),1991年9月能源部向国家计委上报了设计任务书。本项目的可行性研究已经进行多次，1991年上报任务书前后，又环境保护、铁路专用线以及电煤运输等问题作了补充论证。中南电力设计院又重新编制了1991年版的可行性研究报告。能源部电力规划设计总院于1991年12月9日至21日在南京召开了徐州彭城电厂可行性研究报告审查会。通过审查，厂址按国家建委1979年5月批准的蔺家坝厂址方案，电厂规划容量为120万千瓦，一期工程先建两台30万千瓦国产燃煤发电机组，留有扩建的可能，按1991年的价格水平，发电工程投资129114万元，配套送电工程投资为21970万元，1992年3月中国国际工程咨询公司受国家纪委的委托，对“徐州彭城电厂工程可行性报告”进行了评估，并以咨能(1992)181号文件向国家计委送了关于《徐州彭城电厂可行性研究》的评估报告，提出，建设彭城电厂，使电源布局合理，并可缓解江苏缺电局面，提高电网供电的可靠性和经济性，彭城电厂规划容量为120万千瓦，一期工程建设两台国产30万千瓦燃煤1992年7月，国家计委计能源(1992)104号文“关于江苏徐州彭城电厂一期工程可行性研究报告的批复”,同意建设彭城电厂，并要求严格控制工程造价。厂址位于北郊铜山县柳新村，距徐州市区约12公里。北靠京杭大运河，位于津浦铁路从厂址东侧通过，距厂址约8公里，南距陇海铁路月11公里，连接津浦，陇海两条铁路线的茅夹线从厂东南二点五公里处通过。徐州茅村电厂在厂址东北方向约8公里处。徐州500千伏任庄变电站在厂址东南约9公里，厂址临近徐州矿务局西郊矿区，经勘察厂址下面无矿产资源。厂址南至铜山县破楼，丁楼和李庄，东距大口村约0.8公里。厂区及其周围地带地势平坦宽阔，为黄河冲击平原，厂址区域南北长约2公里，东南宽1.5公里，自然地面标高34.30-35.00米(56年黄河基面，下同)。厂区农田主要是种植小麦，水稻。厂区，施工区和生活区的布置均可避开村2.2工程地质2徐州彭城电厂厂址及其周围，按照大地构造分区属华北台地，鲁西中台隆，徐淮陷断褶束区。基地由混合岩化作用和变质作用的太古界泰山群组成。构造方本区地处秦岭东南向构造带东延部分的北支南侧与新华系第二隆起带的交汇本区位于华北平原地震区。厂区及临近地区无区域性活动大断裂带通过，位于厂北区500米处的不牢靠断层，为新华系次级张性断层。尽管新生代以来具有厂区地段的第四系覆盖层中的地下水为上层滞水，属孔隙潜水，地下水水位受季节变化及地表水地变化影响较大，深埋一般为0.5～9米/水泵房地段水位埋深2.6米左右。地下水经取样作腐蚀性分析，经判断对混凝土无侵蚀性。塌陷区灰场地区属第四系厚约70米，根据勘测钻孔资料此部分有较厚的粘性土层，为不透水层，灰水不会产生垂直下渗，对地下水不会产生污染，对邻近的居民生活用水不(1)厂区、水泵房依据形成条件，厂区及水泵房地段的地基可分为亚粘性土，粘土，轻亚粘土，厚为15米左右，再向下为老粘土层，性质较好，可作为建筑物的持力层。(2)灰场1)井山灰场根据坝基土的形成条件，由上向下可划为四层。第一层为第四系全新统湖基层，较软，承载力差，力学特性较差。第二层为洪积层，土层较硬，压缩性低，力学性能较好。第三层为第四系残坡积层，分布不均，随下为伏寒武岩顶板起伏，在乌鸦山及井山坡脚处漏出地层。第四层为寒武系上统。2)塌陷区3)筑坝材料3井山灰场的库区内能作为筑坝材料的土料不多，经初步计算，井山灰场库区的土料月30万方。塌陷区灰堤比较低，主要粘土，故筑堤的土料可就地解决。循环水补充水为京杭运河水，采用带自然通风冷却塔的循环供水系统。锅炉补给水考虑了两种水源，一为京杭运河水，另一为2.4燃料供应与交通运输彭城电厂兼备坑口和路口电厂的特点，徐州地区煤矿集中分布在东西两侧，尤以西部为主，根据现有条件及分布情况看，铁路运输极为便利，徐州市西北部煤炭可经沛屯——沛县——夹河寨——杨屯——电厂专用线进入电厂。2.5除灰系统和贮灰场灰渣水力输送，除灰器干灰可集中于灰库，以便综合利用。可供选择的灰场有井山灰场和庞庄煤矿塌陷区灰场。前者位于电厂以北约8公里处，塌陷区位于电厂西南约6公里处。两者相比，塌陷区灰场方案明显优于井山灰场，故推荐塌陷区灰场方案，灰场容积本期按2×30万千瓦机组堆灰10年左右考虑。2.6施工场地与生活区的规划电厂施工区位于厂区北侧扩建端，地势开阔平坦，对外联系方便，施工场地较好，施工面积占地21万平方千米，施工生活区固定端进场公路西侧，占地7.65电厂职工生活区由徐州市规划局规划部门在市区统一规划与建设，这样，有利于城市建设，又能方便职工生活和子女入学及入托，减少职工的后顾之忧，有利于生产，市区生活区占地约2万平方米。同时，考虑到电厂生产值班的需要，综合有关方面意见，将部分家属宿舍及单身宿舍和电厂筹建办公室用房等布置于厂前附近，占地0.8万平方米。3主要设计原则及方案说明1、据国家计委在本工程可行性报告的批复中提出的“严格控制工程造价的要42、认真贯彻能源部“电力勘测设计单位要牢思想，坚持设计的科学性，正确掌握设计标准，精心设计，为国家把关，为客户3、认真做好调查研究，汲取国内近期投产的300MW机组成熟的先进经验，注意质量信息的收集和应用，虚心听取建设，施工单位的意见，切实搞好工程创优。4、积极推行全面质量管理，在整个初步设计过程中，以工序管理为核心，运努力提高自动化，机械化水平，改善工作条件，为提高发电厂的可靠性，经济性6、本工程设计有中南电力设计院负责，江苏电力设计院参加，为保证工程质量，院对工程设计全面负责，充分发挥主体设计院的作用，同时，积极发扬技术民主，互相学习，取长补短，对重大技术原则和方案进行充分的讨论，使设计更加先进、合理。力争既符合国家的技术政策，又满足用户的需求。根据国家计委能源(1992)1047号文件及有关主管部门的过程评价报告和可行性研究审查意见，彭城电厂一期工程容量为2×300MW,规划容量为1200MW,且不堵死扩建余地的原则，并结合厂址条件及工艺流程，电厂总布置做了多方案方案一；电厂从东至西布置为升压站主厂房贮煤厂即构成“三列式”布置格局。主厂房固定朝南，向北扩建。厂前区布置在主厂房固定端，主厂房干道从厂区南侧引进。采用端入式入口。厂前区的左侧为辅助生产区，冷却塔布置在电气升压站南侧，位于厂区东南角。循环水预处理站布置在冷却塔旁。贮煤仓一，二期并列布置位于厂区西侧的下风向，卸煤采用翻车机带卸煤沟方案，整车整列进厂无需解列，而直接进入翻车机室引入牵车平台至禁翻车卸煤沟卸煤。电5升压站与主厂房A排柱之间的距离56m。厂前区位于升压站南侧，进场主干道采用斜入市从厂区东侧引进；冷却塔移至厂前区的南侧与主厂房和升压站顺列布置；贮煤场按工艺要求一期二期顺列、头对头布置厂区西侧，卸煤采用翻车机带卸煤线方案，该方案运煤列车需在厂区内线解列，将禁翻车皮顶至禁翻车线卸煤；电厂一期出线按220KW电压等级，升压站与主厂房A排柱之间的距离为60m;辅助生产区布置在厂前区和冷却塔的西侧，厂区边界欠规整。3.2.2技术经济性比较(参见表3-1、表3-2),方案一与方案二比，具有以下优点：(1)占地较小，方案一电厂规划容量围墙内占地51.7×104m²,而方案二的规(2)循环水供应排水管段，方案一比方案二可节省投资约147万元。(3)从厂房布置看，方案二厂前区位于主厂房与冷却塔之间，使人产生压抑感，而且不利于超规划容量的扩建，而厂区围墙又欠规整，围墙转角太多。方案二循环水预处理的扩建场地在辅助生产区的腹地，扩建时对电厂的生产管理带来不便。(4)方案二贮煤场对头布置，不仅增加了厂区的污染源，而且使点火油罐远离主厂房，管理不便，也增加了管线投资。彭城电厂百年一遇洪水位为35.33m,厂址内涝水位为34.58m,场地自然地形标高34.3~35.0m,场地设计标高既要达到规程规定的高于百年一遇的洪水标高，又要节约土方工程量，因此，竖向布置选择平坡式多向斜坡型布置形式，将厂区最低点标高定为35.5~35.7m之间，保证了电厂不受洪水和内涝大水的威胁。经计算，方案一2×300MW,厂区填方28.2万立方米，方案二2×300MW为26.6万立方米，扣除基槽余土12万立方米，还需要从煤矿塌陷区运进土方16.2万立方米或(1)铁路：电厂铁路专用线在徐州枢纽夹北联络线的杨屯站接轨，与夹北线6上行正线并行2km后以R=600m曲线折向东北，从电厂固定端、厂区西侧引入。电厂2×300MW时，年运煤量175万吨，到规划容量时，年运煤量35万吨。电厂铁路专用线按二级工业企业铁路标准进行建设。到发线长度850m,预留1050m条件。(2)公路：市区已有公路通至王庄矿，从徐州市区到电厂的公路可从吴屯附近接出，在电厂铁路专用线以东通行，避免与铁路专用线交叉。进厂公路经何家村、李庄、接到电厂大门，此段路长4170m左右，其中1000m为改建道路，均按厂区的环形道路网。厂区道路采用城市型混凝土刚性路面，连接进厂公路的主厂房固定端主干道路面宽为9m,其他干道为6m,次干道为4m。至贮灰厂的输灰管线检修道路采用3.5m宽的泥结碎石路面。施工道路可从王庄引进，既而利用现有的厂区西侧王庄至蔺家坝的道路，从(3)水路：水路运输方面，可考虑在京杭大运河临近电厂修建临时码头，以本期工程重点绿化区域为：厂前区、主厂房周围、贮煤仓及炉渣中转站周围、冷却塔区域及升压站。厂区总平面布置方案一的绿化面积为76172平方米，绿化系数为19.87%,方案二的厂区绿化面积为76088平方米，绿化系数为20.72%。7序号方案一方案二1厂区围墙占地面积不含生活区占地2厂前区占地面积//3单位容量占地面积4厂区建筑物面积5建筑系数%6场地利用面积7场地利用系数%8场内铁路长度m方案二不含卸煤线9场内道路及广场面积不含生活区道路道路广场系数%厂区围墙长度m厂区铁围栅长度m厂区土方工程量挖方填方0/0/不含厂内铁路土方厂区供排水管长度供水管排水管mm/1表3-2经济条件比较表序号方案一方案二差额工程量相对投资(万元)差额工程量相对投资(万元)1循环水供水管2循环水排水管3厂内异型卸煤铁路线336.72万元/km4输煤系统5土方工程量挖(-)/0/0/6除灰管线7电厂出线8异型车卸煤沟20673元/m9总计(万元)注：比较表中数字均为2×300MW时数量。异型车卸煤线单价参照济南铁路局勘测设计院可研调整估算报告厂内线单价2(1)三大主机的选择本工程三大主机设备是通过招标方式确定的。招标工作在能源部、国家能源投资公司成套设备局的主持下，于1992年7月在徐州举行。本着公平公正，择优选用的原则，根据各厂家的投标文件及答疑，经评标专家综合技术经济比较后选定采用东方锅炉厂嫁接引进型300MW锅炉、上海汽轮机厂引进型300MW汽轮机、上海电机厂引进型300MW发电机。因此，本工程初步设计(2)三大主机设计规范平衡通风、露天布置、钢炉架、燃用徐州混煤、固态排渣、倒U型炉。型式：三仓回转式空气预热器进风温度50℃3修正前(进风20℃):161℃锅炉计算热效率(按低位发热量):91.54%(进风50℃)锅炉保证热效率(按低位发热量):91.57%(进风20℃)2)汽轮机型式：亚临界一次中间再热单轴两缸排气凝汽器式给水回热级数：共八级(三高+四低+一除氧)四段抽汽还具有提供40t/h其他厂用汽的能力。五段抽汽还具有提供30t/h其他厂用汽的能力。锅炉给水温度(额定工况):274℃额定工况下计算热耗：(末级叶片长度905mm)4100%-50%时：不小于(4-5)%/min50%-最小负荷不小于(4-5)%/min外形尺寸(长×宽×高):17.614×7.978×7.536m最大起吊高度(距运转层):9.705m(低压缸上半)3)发电机QFSN-300-2型无刷98.88%(保证值：≥98.7%)(1)燃料需煤约175万吨，由徐州矿务局和地方煤矿80多万吨，其余80多万吨从目前徐州地区经铁路南运供苏南沿江电厂的煤中留用。1)燃煤成分及特征由江苏电力局提供的煤质资料如下表：5表3-3燃煤成分序号1项目名称工业分析应用基全水分分析基水分可燃基挥发分应用基灰分应用基低位发热量符号V单位%%%%设计煤种校核煤种2序号元素分析应用基炭份应用基氢份应用基氧份应用基氮份应用基硫份项目名称CO符号%%%%%单位设计煤种校核煤种3可磨性系数4磨损指数5灰熔点变形温度软化温度熔化温度℃℃℃62)灰渣特性表3-4灰渣特性序号项目说明符号单位设计煤种校核煤种1灰成分分析二氧化硅%2三氧化二铝三氧化二铁氧化钙氧化镁二氧化钛氧化二钾氧化二钠三氧化硫其他灰比电阻温度100时温度130时温度160时温度190时%%%%%%% 1.37×10¹3)锅炉点火用油采用0号轻柴油作为锅炉点火及低负荷助燃启动锅炉用油：恩氏粘度(100):0.960E7(2)燃料消耗量小时。序号项目单位设计煤种校核煤种1锅炉台数台2时耗煤量3日耗煤量4年耗煤量万t/a(3)系统及主要特点本工程设计煤种Vr=25.5%,Wy=8%,KHG-64%,校核煤种除Vr=15%低于设计煤种外，其他特征都优于设计煤种。根据规定，推荐采用中速磨冷风一次风正锅炉采用四角布置直流摆动式煤粉燃烧器，每角分为上下两组，上组布置两最大连续负荷运行，每台配一台密封机。锅炉采用三分仓容克式空气预热器，为防止低温腐蚀，预热器冷端受热元件(4)燃烧、制粉系统辅助设备选择1)磨煤机计煤种时四台磨煤机运行期富裕系数为1.347,在磨制校核煤种时，其富裕系数为1.164,均满足规程要求的1.05~1.15要求，每台磨煤机配一台6-12No10.5D密封风机，参数为Q=4932m³,H=17200Pa。2)给煤机每台中速磨配一台耐压计量式给煤机(NJG-60),供煤距离为2.1米，出力86~60t/h,称重精度为+0.5%。送风机选用ML-HI-R95/198型动叶可调轴流式风机,一次风机选用AH-R180DW型双吸单速离心机，吸风机选用AL-R296DW型双吸双速离心机。4)除尘器及烟囱锅炉除尘设备根据环保部门审查意见，经选型比较，本工程推荐采用四电场除尘器，除尘效率大于99%。二台锅炉合用一台出口内径为7.0m,高度为210m的钢筋混凝土烟囱。5)点火及助燃油系统油区设置2×1000m²轻油罐，卸油栈台总长度为72m,一次可容纳六节油槽锅炉点火采用电火花·轻柴油·煤粉两级程控点火方式，点火油系统按锅炉最大连续蒸发量的30%耗油量配置，每台炉配12个油枪，分三层布置。6)启动锅炉本工程选用两台20t/h燃油启动锅炉。热力系统中的主蒸汽、再热蒸汽、主给水系统采用单元制，厂用蒸汽的辅助1)热力系统主蒸汽管道从汽轮机高压缸排气口接出为单根管道，到汽轮机再分为两支管低温再热蒸汽管道从汽轮机高压缸排气口接出为单根管道，到锅炉处再分为两支管，分别接到锅炉再热器入口联箱的两个接口。高温再热蒸汽管道从锅炉再热器出口联箱上的两个接口接出并合并成一根管道通往汽轮机房，到汽轮机处又分成两根支管分别接到汽轮机中压缸左右侧再热器主气门在主蒸汽及再热蒸汽官道上接有二级串联汽轮机旁路系统，其容量为锅炉最大连续蒸发量的35%。2)抽汽系统9四级抽汽供汽至锅炉给水泵、除氧器及辅助蒸汽系统，五、六、七、八抽汽至四3)给水系统采用2×50%容量的气动给水泵及1×50%容量的电动给水泵。4)凝结水系统凝结水系统由凝汽器热井一总管引出，然后至两台全容量凝结水泵(一台备用),合并后经中压凝结器结水处理设备、气封加热器、低压加热器至除氧器、5)加热器疏水系统三台高加疏水逐级串联到除氧器，其事故旁路疏水至凝汽器，除氧器溢放水至凝汽器，四台低加疏水逐级串联到凝汽器，事故旁路疏水亦到凝汽器。6)开式循环冷却水系统、停机冷却水系统开式循环冷却水为循环水，由循环水进水管引进，经开式循环冷却泵升压后每台机组设一套停机冷却水系统，设置一个地下水池及一台停机水泵。7)闭式循环冷却水系统本系统为一闭合回路，系统的一次水源为凝结水，并设有化学加药系统，其二次水源为循环水凝结水压大于循环水压。8)工业水系统本系统水源取自开式循环水泵出口管，分别为主厂房内各系统设备的冷却器1)高加：为U型管卧式双流程，都设有蒸汽冷却段、凝结段和疏水冷却段，传热面积分别为HPI:1025m²,HP:1110m²,HP:885m²。2)低加：为U型管卧式双流程，其中两台为组合式，均设有蒸汽凝结段，传3)凝汽器：单壳体，对分双流程，冷却总面积16500m²。8)凝结水泵：9LDTN-OBK4型，抽干空气量51kg/h。(3)热力系统的主要经济指标序号单位数量备注1发电功率2年利用小时H3年发电量4汽轮机的净热耗保证值5锅炉效率%6管道效率%7发电厂热效率%8发电厂热耗率9发电煤耗率发电标煤耗厂用电率%(1)方案简述主厂房布置适应不同燃烧制粉系统形成三个方案：各方案汽轮机采用大平台布置，除氧间采用双框架结构，锅炉房采用岛式露天布置，高加采用分层叠置。方案一：采用中速磨直吹制粉系统，汽轮机向顺列布置，机头朝扩建端，给水系统采用3×50%方案，凝结水处理二机一套中压系统，两台机组设置一个二机方案二：燃烧制粉系统采用钢球磨中间仓储式制粉系统，主厂房柱距选用12米，汽轮机房布置格局与方案一、三基本相同。每台机组设一个二机一控的控制方案三：主厂房布置与方案一相同，与方案一不同的是每台机组设置在一个(2)主厂房推荐意见根据燃烧制粉系统推荐意见：采用中速磨直吹系统，主厂房布置相应推荐采用方案一即中速磨二机一控方案，与其他方案相比具有以下优点：1)利用两炉之间的空挡将二机一控单元控制室插入煤仓框架，由于取消了四2)单元控制室较其他两方案大，而且控制室只在汽轮机一侧开门，有利于控3)单元控制室位于厂房心脏，与两台机组的主机设备距离较近，对运行及控4)在生产调度上便于值长统一指挥。5)与一机一控相比，可节省部分公用设备的投资。6)其缺点是锅炉吊装与控制综合楼的土建施工矛盾会影响工期，但可通过合7)第一台机组启动运行后，第二台机组安装调试工作之间的互相干扰可是当综上所述，并参照国内近期大型机组做法，考虑到机组以后长期运行管理，故推电厂锅炉燃煤量参见表3-5。1)卸煤装置卸煤方案：本期2×300MW日煤耗量为5840t/日，火车牵引定数为3500t,按车辆平均净载重50.5t,来煤不均衡系数为1.2,每日进厂的列车及车辆数为：139辆/日3列/日278辆/日6列/日煤车形式主要为C62货车，载重60t。卸煤方式考虑了翻车机卸煤和链式煤槽两个方案。翻车机卸煤系统采用厂内自备机车结合地上式空、重调机车及牵引联合调车，缝式煤槽卸煤系统采用厂内进厂煤车辆数一次考虑为44节，日进车列数为3列，每列车总长度约为655m。2)翻车机卸煤方案厂内线按五股线配置，其中两股空车线，两股重车线及一股机车行走线，三股线有效长度约为1450m,三股线汇合后，再延长650m,作为翻车机系统主要设备为：CFH-2型称重侧倾式翻车机2台，最大载重量100t,有效牵引车程30m,牵车台2台，载重30t。翻车机作业循环时间为2分钟，翻车次数为25次/小时，最大为30次/小时，平均日翻卸能力为1.6万吨，整列车净卸车时间为1.5小时，能满足铁路部门4小禁翻车卸煤沟各配有一台LX-8A型桥式螺旋卸车机，跨度8m,出力300~400t/h,煤沟底部各安装一台出力可调型桥式叶轮给煤机，型号为QYG-600型。本方案采用双线缝式煤槽，每条缝式槽有效长度为156m,共设置4条，每条煤槽可存车11节，共可存车44辆，每列车静卸车2小时，每条煤槽可贮煤为2763吨，共存煤11052吨，每两条并列缝式煤槽上设有两台LX-13.5A型桥式叶轮给煤机，出力200~600t/h,共8台。两方案的技术经济比较方案的技术比较与经济比较表见表3-7及表3-8。表3-7两方案技术比较表序号比较内容翻车机方案缝式煤槽方案1系统出力大较大2设备可靠性较好一般3机械化程度高较低4劳动条件较好较差5需配备人员少多6清车工作量无较大7占地面积小大8对环境的污染小大9对车辆的适应能较好好对车辆的损坏较小小对地下水位较高地区的施工难度小大燃料的计量静态计量准确动态计量要求高自动化控制能实现不能表3-8两方案经济比较表1方案投资2方案年总费用由上可见，翻车机卸煤方案在技术经济上都具有明显的优越性，故推荐翻车3)贮煤设施本期工程设置一个斗轮堆取料机每场，两个φ15×30m圆筒仓。本期煤场机械采用一台折返式斗轮堆料机，堆料出力1500t/h,取料出力同时在煤场上设有2个地煤斗，每个斗上配备1台MZG-150型电机震动给料机备用设备，本期配备了T-220型推煤机3台，ZL-50装载机一台。徐州彭城电厂一期工程来煤50%为地方煤，50%为外来煤，并要求两种煤按50%比例接烧，故本工程考虑2个φ15×30m圆筒仓作为混煤设施。当二期扩建2方案I:本期和二期煤场采用并列布置方案。方案Ⅱ:本期和二期煤厂采用头对头布置方案。本工程卸煤系统出力为1500t/h,采用B=1400mm,V=3.15m/s皮带运输机。上煤系统出力为1500t/h,采用B=1200mm,V=2.5m/s皮带输送机。除禁翻车卸煤沟下皮带机和煤场皮带机采用单路外，其余均采用双路皮带运方案I皮带机系统由8路双路皮带、5条单路皮带、6个转运站及一个碎煤机室组成，配合煤厂方案I、两个圆筒仓并联于碎煤机之后的主皮带系统上。方案Ⅱ皮带机系统由7路双路皮带、2条单路皮带、4个转运站及1个碎煤机室组成，配合煤厂方案Ⅱ,两个圆筒仓并联于碎煤机之后的主皮带系统上。两方案的技术经济性比较见表3-9、3-1表3-9技术比较表序号比较内容方案一方案二1煤场布置集中分散2运煤系统管理方便不方便3煤厂占地面积较小较大4厂区总平面布置较规则不规则5对厂内卸油设施的影响布置较近，方便不方便6系统环节较少少7煤场对厂区污染少较大8煤场消防通道短捷，方便较长9煤场排水点集中分散表3-10经济比较表 中国矿业大学徐海学院2015届木科生毕业设计序号方案设备方案土建总计12方案Ⅱ从表中可见，方案I较方案Ⅱ技术上具有煤场布置集中，占地面积小，系统运行管理方便等优点，且两方案在经济上基本持平，故推荐方案I。(1)筛碎设备：本过程筛碎设备为单元配置，每路皮带运输机上设备一台(2)带式除铁器：本工程推荐中速磨制粉系统，故在煤系统中设置了2级RCDC型电磁带式除铁器和一级RCDC圆盘式带式除铁器。(3)煤取样装置：在5#皮带机尾部设置2套带破碎、缩分装置的CYJ-12型(4)计量装置：来煤通过安装在翻车机平台下的静态电子秤来完成，入炉煤采用两台ICS-ST4型电子皮带秤，设置在5#甲乙皮带机上。3.5除灰渣部分(1)整个除灰系统用水排水采用闭式循环，从系统布置及设备选择上采用节(2)根据环保及综合利用的要求，本工程采用渣分除系统。(1)锅炉排灰渣量(见表3-11)(2)除灰系统拟定表3-11锅炉排灰渣量日排灰渣量(t/日)年排灰渣量(万t/年)灰渣灰渣设计煤种校核煤种1)方案I灰、渣分除水力输送系统：电除尘器I电厂的灰采用搅拌桶制浆，水力输送至灰场。Ⅱ、Ⅲ、IV电场的细灰采用空气斜槽集中，将集中后的干灰通过仓泵输I电场灰斗→锁气器→搅拌器→灰沟→灰浆池→灰浆泵→灰场干灰综合利用系统工艺流程如下：渣→冷渣斗→刮板捞渣机→渣沟→渣池→渣泵→脱水仓→汽车→用户。在电厂内设有渣炉中转站，渣场容积可满足电厂堆渣一个月要求。2)方案Ⅱ低压气锁阀气力集中水力输送除灰及脱水仓除渣分除系统。除渣系统工艺流程同方案I除渣系统。铜炉烟气铜炉烟气装置设备压力细灰库制业求制浆灰浆泵方案Ⅱ:灰、渣分除气力集中水力输送系统表3-12除灰方案的技术经济比较单位：万元序号比较项目方案I方案Ⅱ1总投资2系统运行费用3系统维护费用4系统耗水量5系统控制、运行维护、设备部件简单、设备少复杂设备多6系统可靠性、运行经验验可靠、有成熟经验可靠性差、无成熟经验7对煤种变化的适应性好差8对环境污染小事故时较大9系统事故率低较高(3)方案推荐意见根据以上比较及徐州地区综合利用情况，方案I在系统可靠性、经济性上均优于方案Ⅱ。故本期工程推荐方案I。表3-13锅炉补给水处理系统技术经济性的比较井水反渗透离子交换井水全离子交换河水预处里反渗透离子交换1基建投资中等基建投资低基建投资高2水源可以适应井水及河水井水量不足时可以补充河水过滤水只能适用井水，并水水量不足时影响供水河水水源3操作自动化程序控制程序控制4酸碱耗量少酸碱耗量大酸碱耗量少5环境影响小环境影响大环境影响小6耗水率1.35耗水率低1.2耗水率1.457运行费用低运行费用高运行费用中等1)井水反渗透：加次氯酸钠细沙过滤加亚硫酸钠反渗透一级除盐、混床。2)井水全离子交换：加加次氯酸钠细沙过滤活性炭过滤、弱酸、强酸弱碱、3)河水反渗透：加次氯酸钠凝聚、澄清粗沙、细沙过滤活性炭过滤反渗透一系统正常供水量：85th,启动事故时最大用水为14vh。4)各方案技术经济比较表3-14井水方案经济比较反渗透离子交换全离子交换有活性炭无活性炭设备费活性炭填料树脂万元万元运f膜总投资水电药品活性炭膜万元吨年吨年吨吨水度吨水用离子交换树脂设备折旧合计全年总费用元吨水万元年(1)循环水补充水处理方案循环水补充水采用京杭大运河水，其水质特征为浊度低、有机物高、暂硬和氯离子和含盐量都很高，为保证循环水系统的防垢、防腐、杀菌灭藻等效果，同对于此，我们在设计中做了三个方案比较，见表3-15、3-16。表3-15循环水补充水的条件及方案序号方案一方案二方案三123456凝汽器材质冷却塔排水量加阻垢剂2黄铜管中压凝结水处理系统杀菌-澄清-过滤-80%弱酸-加阻垢剂钛管无杀菌-石灰软化-加酸-过滤-加阻垢剂钛管无表3-16技术经济比较序号方案一方案二方案三1补充水及相关水处理投资1541万元997万元2643万元2补充水及相关水处理直接运行费154万元250万元200万元3取水排水直接运行费44万元350万元24万元4凝汽器及相关处理系统总投资1711万元3029万元3029万元5补充水及相关处理系统总投资3252万元4006万元5671万元表3-16技术经济比较(续) 中国矿业大学徐海学院2015届木科生毕业设计序号方案一方案二方案三6补充水及相关处理系统运行费198万元285万元224万元7经济性比较较好次之较差8百万千瓦用水量9排水量比较较大较小较小系统复杂性比较循环水处理简单、凝结水处理复杂循环水处理复杂，凝结水不处理循环水处理复杂、凝结水不处理由上表可见，方案一总体经济性好，技术合理，故推荐方案一。(2)循环水旁流过滤处理二次循环冷却水系统，冷却塔淋水对空气中的飘尘起洗涤净化作用，增加了循环水中的悬浮物，根据计算取1%循环水量的旁流过滤量，冷却塔与凝结器的循环水系统为单元制，旁流过滤处理水量为2×320t/h,过滤设备布置在冷却塔附近。为了抑制凝汽器铜管腐蚀，在循环水泵入口，采用一次硫酸亚铁涂膜。为了保证锅炉补充水水质，采用100%处理的中压凝结水处理系统。每台机组配3台体外再生高速混床交换器，2台运行，一台备用，再生装置2高速混床交换器布置于机房0米，树脂再生装置放在辅机楼底层。为了确保热力系统的安全运行，控制合格的水汽质量标准，考虑了给水加氨和联氨设备，凝结水加氨设备，炉水硫酸处理，设备均匀布置在辅机楼第二层。热力系统的水汽监督和取样系统采用集中布置，每台机组配一台SQJ型水汽对闭式循环冷却水进行加亚硝酸钠处理，以便除盐循环水具有缓蚀性。基建炉的化学清洗，过热器及炉前系统考虑采用柠檬酸及氢氟酸清洗。进行炉的化学清洗，只洗锅炉本体，清洗介质选用EDTA。设有单独的绝缘油贮存、转化及净化设备，油处理室位于厂前东侧。本期安装ZDQ-12型制氢装置一套，其产氢量为12Nm³/h。按2×300MW机组进行设计，留有扩建余地。根据废水水质的不同，分别设置了只需要调整PH值的废水处理系统，需除去重金属的废水处理系统、含泥渣废水处理系统。废水处理站位于循环水冷却塔附近。3.7水工部分1)工业水源采用京杭运河地表水。2)供水系统采用带冷却塔的二次循环供水系统。3)灰场选择煤矿塌下区和井山灰场进行比较。4)为节约用水和减少灰水对环境的影响，灰水考虑回收，经灰场澄清后的雨1)循环水量供水系统的优化计算采用最小的年费用法，凝汽器循环水量按上海生产的引进型机组设计，设计工况为汽轮机的额定工况，经计算，冷却倍率夏季为55倍，冬季为33倍。表3-17循环水需水量 中国矿业大学徐海学院2015届木科生毕业设计机组容 量凝汽器循环冷却水量Vh夏季冬季辅机冷却水量其他用水量Vh最大计算用水量夏季冬季1)补给水需水量：2110t/h。2)全长公用水需水量：102.2t/h。3)节水措施：对循环水系统补给水采用了化学处理方式，提高补给水水质，尽可能减少循环水排污损失。冷却塔装设除水器，减少风吹损失。除灰水利用循环水排水，灰水设回收系统，重复使用。从而保证，夏季电厂的用水指标为每百万千瓦1.02m³/s,年平均耗水量为每百万千瓦0.8m³/s。(1)系统与布置方案供水系统采用自然通风冷却塔的单元制循环供水系统，冷却塔设在固定段。循环水泵房位置考虑两种布置方式，一种为每台机组设置一个循环水泵房，即设在汽轮机房披屋内，另一种为集中泵房，即两台机一座泵房，设在冷却塔区。供水系统各方案优化范围：冷却倍率：循环水泵台数：分热季、冷季水量冷季与热季之比：凝汽器冷却面积(m²):横流塔淋水面积(m²):逆流塔淋水面积(m²):循环水泵披屋方案，每台机组配两台循环水泵，外接一条B×H=2m×3m的两方案的经济性比较见表3-18。从表中可以得出披屋方案一次投资稍省，但此方案的缺点是：加大金额汽机屋和升压站的宽度，且受披屋泵房限制，循环水泵只能选择离心泵，对检修不利；而集中泵房具有便于集中运行管理，检修方便等优点。(2)设备选择循环水泵：立式斜流泵，流量：4.8m³/s,扬程：23-18循环水泵房布置方案经济比较方案披屋泵房集中泵房备注循环水泵房276.3万元338.2万元土运费用清污机间103.28万元0土运费用钢管212.8(L=760米)397.6万元(L=1420米)砼沟174.4万元10万元双沟L=580米单沟L=100米设备价差0电器母线、电缆40万元0征地9万元0水泵吸水井20.2万元0合计845.8万元差额9.92(1)泵房位置及型式补给水泵房设在京杭大运河直线段的电厂侧，距电厂一公里左右，下游据已吸水井、泵房合建，取水为导流明渠，渠底宽34~12.3米，渠长40m,渠底由河中心坡向取水口，底坡4.6%。(2)泵房布置×17.8米，深11.5m,零米以上高9.6m,平面尺寸18.5×21.3m,零米标高相当于绝对标高36.5m,泵房设计洪水位为35.33m,设计枯水位为27.51m进水要求。(3)补给水管路及水泵补给水管设计管线长1.5公里，按规划容量4×300MW一次敷设建成。1)补给水泵及补给水管管径选择给水量为2110m³/h,设计了两种方案：方案一：输水管管径取Dg700,配20sh-13型水泵，根据水泵特性，当方案二：输水管管径取Dg600,配20sh-13型水泵，根据水泵特性，当经比较，方案一的一次投资大一些，但年运行费用少，因此推荐方案一，本期安装三台泵，规划预留一台泵底位置。补给水管选用二根Dg700钢管。2)补给水泵房结构补给水泵房零米层以下为现浇钢筋排架结构，测壁厚0.8,底板厚1.0m,址宽泵房零米以下为单层钢筋排架结构，砖墙封闭。柱距4.2m,钢筋屋架，屋架下弦标高44.1m,用空心屋面板。供水系统作了自然通风逆流式冷却塔及自然通风横流式冷却塔底塔形优化计算，横流塔较逆流塔有明显的优势，综合了其他各种因素影响后，本工程推荐采塔总高(m)95进风口高(m)10填料径深(m)9塔部至塔顶高度(m)19采用新研制的星型网格塑料填料，除水器采用除水效率高，阻力小的喷嘴采用反射IV型适应于横流塔的新型喷嘴。塔的配水按管式配水设计，以克服原盘式配水循环水易受环境污染和滋生青可供选择的灰场有井山灰场和庞庄煤矿塌陷区灰场。井山灰场位于电厂以北约8公里，灰场为井山、白羊山、乌鸦山三面环抱，塌陷区灰场位于电厂西南面约6公里，由于徐州地区庞庄等煤矿经多年开采而形成的成片地面塌陷，整个塌陷面积约4000多亩，平均塌陷深度约3米。本期灰场按2×300MW容量考虑，除灰系统采用灰渣分除方案，除灰场方案均按灰10年左右进行考虑，渣考虑综合利用，2×300MW机组年灰量约46万吨。井山灰场利用三面环山地形围堤筑坝，筑坝方式考虑一次建成的均质土坝及一次建成的混合石堆石坝，和分期筑坝(初期为均质土坝)三种方案。其特征值及经济比较见表3-19。表3-19井山灰场方案特征值经济性比较表一次筑坝分期筑坝方案均质土坝混合土坝初期终期坝顶标高(米)灰面标高(米)堆灰容积(万米)堆灰年限(年)灰坝长度(米)灰坝高度(米)工程费用(万元)总投资(包括征地)单位容积造价(元/米2)塌陷区灰场方案根据地质稳定分析和由近至远使用原则，从东I→中Ⅱ→西Ⅲ顺序分块使用，并考虑复土还田灌溉及灰场雨水排放等因素拟定灰场使用方案，其方案特征值及经济性比较见表3-20。表3-20塌陷区灰场方案特征值及经济比较方案灰场方案东I+中Ⅱ东I东I+中Ⅱ坝顶标高(米)灰面标高(米)堆灰容积(万米3)堆灰年限(年)灰坝长度(米)灰坝高度(米)3463灰场占地(亩)征地费用(万元)工程费用(万元)总投资(包括征地)单位容积造价(元/米2)为37米方案。(1)至井山灰场管线长8公里左右，沿线除一小段为起伏的山坡地外，其余(2)灰水回收系统本期设一根回水回收管，二期工程加一根，管径为Dg300,与灰管一起沿地为防止结垢，采用下列措施：补给水经化学处理后补入循环水泵系统，除灰水采用循环水排污水；除灰系统采用高中浓度(灰水比1:4~1:6)灰浆输送；利用厂区给水排水设施均按120万KW容量设计。(1)厂区给水排水1)水系统本工程生产生活用水水源源自地下水，生产生活均为一个系统，根据水质化2)排水系统由于场区自然地面标高较低，排水系统处于自然与抽升之间，故做了两种方案，经比较，推荐直接抽升的方案，以确保电厂的安全运行。(2)生活污水处理污水处理站仅接纳厂区及厂前附属建筑的生活污水，其容量按4×300MW设(1)消防给水系统：设置独立的常高压消防给水系统，确保全厂的安全生产，该系统由三台消防泵和两台稳压泵组成；消防水来自消防水池，容量为785米³。当一条进水管发生故障时，另一条进水管仍能供给主厂房室内消防所需的水量。(2)电厂各系统的消防措施煤场、翻车机室、输煤栈桥均采用水消防系统，在各转运站进出部位，输煤对主厂房的主油箱、氢密封油箱、磨煤机润滑油、柴油机室，以及储油设备均设水喷雾或者预动作灭火系统。对变压器设置水喷雾消防系统并设水灾自动报警系统。油罐区消防给水均由高压消防系统供给，在油区设有PHY448/55型压力式空气泡沫比例混合器，每个油罐上部装有2套PC8型空气泡沫产生器。卤代烷灭火设施：在厂区的重要生产建筑物内，如主控室，网控楼，计算机室等处设置卤代烷灭火设施。蒸汽灭火设施：在煤仓间运行层以下(磨煤机区域)设有蒸汽消防系统，磨煤机及其各设备的蒸汽消防系统，均从消防蒸汽母管接出(3)火警探测系统布置原则在火灾初期发出报警，能够进行火灾的集中监视及消防设置的远方和就地启设置方式：火灾自动报警，人工确认火灾的发生，手动启动灭火装置。4环境保护中南电力设计院于1991年9月编制了《徐州彭城电厂工程补充环境影响评价报告(<报批版>)》,江苏省环保局和省电力局受国家环保局和能源部安环司的委托，于1991年11月对此进行了审查，同意该电厂工程按规定容量120万千瓦的建设，烟囱高度为210米，静电除尘采用四电场，除尘效率不得低于99%。烟气污染物允许排放量及地面浓度校核经计算得以下二表允许排放量及浓度实际排放量及浓度占允许排放量的份额容量煤种烟尘煤种烟尘 300MW4×300MW表4-2SO₂及烟尘的一次浓度最大值表大气稳定度平均风速(m/s)稳定度出现几率SO₂浓度一次浓度最大值占二级标准份额距离占二级标准份额烟尘浓度AB7CD中国矿业大学徐海学院2015届本科生毕业设计本期工程烟尘治理采用效率为>99.1%的四电场电气除排放量应≤800mg/Nm³,锅炉厂采取了相应的措施。所以由以上二表可见，烟尘及SO₂排放量及浓度均满足GB13223-91标准。以便环保检测。处理后符合标准的水排入柳新河。4.3.2废水处理措施(1)生活污水本期工程为规划容量4×300MW设计生活污水处理站，采用二级生化处理，处理能力为457m³/日，最大处理能力为175457m³/时。其工艺流程如下：脱水机图4-1生活污水工艺流程图中国矿业大学徐海学院2015届本科生毕业设计(2)工业废水处理1)灰、渣水再上2台泵，加一根回收管。除渣用水为厂内循环，冲渣水从脱水仓溢流经澄清2)循环水排水3)含油污水含油污水量较小，对油泵房、点火罐区的排水经油污水处理装置处理到小鱼4)煤场排水及输煤系统冲洗水煤场雨水排水进煤场沉煤池、输煤栈桥等间断冲洗水每天300t,汇集到另外(3)化学废水处理4.3.3电厂排水对环境的影响分析电厂各种生产废水、含油废水及生活污水，均在场内分散处理，处理后的水4.4灰渣治理及综合利用灰渣综合利用主要考虑三个方面：1、塌陷区灰场复土造田。2、炉渣年排放量约8万吨，可作为砌砖、铺路的原材料，已取得地方政府和有关单位的意向性文件。3、电除尘器Ⅱ电场后的细灰，可作为水泥的原料，已取得徐州淮海水泥厂4.5噪声治理措施中国矿业大学徐海学院2015届本科生毕业设计表4-2电厂各主要噪声声源及噪声水平设备名称汽轮机发电机小汽机给水泵送风机一次风机引风机磨煤机<90(1m处)<85(中速磨)4.5.2噪声治理措施(2)在厂区总平面布置上，各类建筑物按功能分区布置，加强厂区绿化。在中各类工作场所的噪声级要求见表4-3。表4-3工业企业厂区各地点噪声标准序号工作场所噪声限制dB1各类生产车间和作业场所(每天连续接触噪声8小时)2各类生产车间值班室、休息室(室内背景噪声级)无电话通信要求时有电话通信要求时3电子计算机室、巡回检测室(正常工作状态)4主控制室、集中控制室、通信室(室内背景噪音级)5厂部办公室、会议室、化验室、计量室(室内背景噪音级)6车间所属办公室、化验室(室内背景噪音级)本工程投运后，厂址区域环境噪声增加值为3dB(A)4.6绿化规划中国矿业大学徐海学院2015届本科生毕业设计为保护环境，美化厂区，改善工作条件，在厂区绿化上下功夫。厂区绿化系数为19.87%(方案一)。5运行组织及生产定员彭城电厂规划容量120万千瓦，一期工程建设2台30万千瓦国产引进型燃煤机组。计划1995年10月第一台建成，1996年8月第二台投运。机组一般带基本电厂1号机组启动时，又220KV桃源变或500KV任庄变通过电场至桃园与任庄变得220KV出线向电厂倒送电。本期工程2×300MW机组相应配有一台有载调一台机组启动最大用气量约为33t/h。本期工程启动锅炉房设置20t/h微正压燃油锅炉两台，蒸汽可通过厂用蒸汽管网送往厂房等处，机组启动时，非启动必须5.1.4启动、运行程序与组织由调试单位、运行单位与安装单位根据行业有关规范另行制定与组织。5.2生产定员根据能源部的有关文件，本工程生产定员可按两种方案进行编制，以供审查1、按能源部【1992】64号文——“关于引发新型电厂实行新管理办法的若干意见的通知”所附标准进行编制。规模按本期2×300MW容量计算。电厂实行新的用工制度、新的管理机构设置、新的运行、检修体制以及一系列配套的新制度与新标准。全厂总定员585人。2、按水利电力部1983年6月颁布的“火力发电厂机构定员标准(试行)”执行，基常规的电力定员配置。规模亦按本期2×300MW容量计算。按大分场制配备。全厂定员1400人。中国矿业大学徐海学院2015届本科生毕业设计3、铁路专业线新增定员有济南铁路局勘测设计院确定，不包括在电厂定员编中国矿业大学徐海学院2015届本科生毕业设计第二部分脱硫脱硝系统设计我国经济发展迅速，因此对能源的使用大大增加，但是能源的大量使用将会带来严重的环境污染，当前我国大多数的电力供应是靠煤炭的燃烧转化来提供的，而二氧化硫和氮氧化物是煤炭燃烧产生的最主要的污染物，这些污染物又是光化大增加。我国地大物博更是盛产煤炭，煤炭产量占世界煤炭产量的四分之一，是世界上产量最大的国家。并且煤炭在未来的几十年里在我国的能源使用中的地位不会发生明显的改变。因此为了我国的可持续发展，环境保护将会是我国大力整治的方向。随着国家对环境治理的认识和力度逐渐加大，对于煤炭燃烧产生的二和NOx的排放提出了减排的要求：相对于2010年，2015年要相比减排8%。现在火电厂主要是脱硫与脱销分开处理使得占地大而且消耗大，所以找到高效的同时脱硫脱销的方法非常重要。有关研究表明，2014年我国SO₂排放量为46930吨、NOx排放量67460吨，我国每年排放二氧化硫造成的经济损失可达亿万元，现在每年我国酸雨污染造成的经济损失约5千亿元，其中每年由氮氧化物带来的经济损失更是高达1100亿元[2]。为此1995年国家颁布了新的《大气污染防治法》,并划定了二氧化硫污染控制区和酸雨控制区。各地对二氧化硫的排放控制越来越严格，并且开始实行二氧化硫排放收费制度。而用煤大户火电厂更是成为了国家和行业二氧化硫的排放控制试验也正式进入开发研究阶段，可是局限于小烟气量的试验或规模较小的工业锅炉上，在125MW以上的大型电站锅炉应用很少。重庆华能珞璜电厂采用石灰石-石膏法进行烟气脱硫，标志着我国开始引进国外烟气脱硫技术对火电厂SO₂进行控制。直到目前我国40%以上的燃煤机组投运了脱硫装置，已超过发达国家(如美国)30%的脱硫比例。目前我国的脱硝方法主要是SCR(选择性催化还原法),例如东方锅炉有限公司和巴布科克·威尔科克斯有限公司。我国中国矿业大学徐海学院2015届本科生毕业设计脱硫在火电厂中的应用发展可分为：“冷态”阶段(1992-2002)国家对火电厂烟气脱硫的政策并不明朗，火电厂加装烟气脱硫装置多为示范性质，技术全部国外引进，设备国产化程度低，国内专门从事脱硫的公司寥寥无几。“热态”阶段 厂烟气脱硫的政策十分明朗，新的政策、法规及标准陆续出台和修订，包括一些强制性政策，如《排污费征收使用管理条例》,国内的脱硫公司也发展到200多家，基本采用与国外合作的技术模式，国内脱硫公司总承包，国外提供技术支持，术得到全面发展，如石灰石-石膏湿法、烟气循环流化床、海水脱硫法、脱硫除尘一体化、半干法、旋转喷雾干燥法、炉内喷钙尾部烟气增湿活化法、活性焦吸附了在役机组加装烟气脱硫装置的任务，接下来的工作就是新建机组烟气脱硫装置；由于脱硫装置的国产化程度越来越高，部分脱硫公司拥有自主知识产权，脱硫工德国大部分脱氮技术已经能达到排放标准，且开发了一系列氮氧化物燃烧器。主要采用了二级脱氮技术，有同步脱氮、选择性催化还原脱氮和选择性非催化还在2000mg/m³以上。干式燃烧器的运行使NOx的排放浓度降为1200~1500mg/m³日本主要采用烟气循环法、炉内脱氮、低氮氧化物燃烧器和二段燃烧法等。其锅炉烟气脱氮是用氨作为还原剂的选择性催化还原法，此方法结构简单无副产品产生可用于大量烟气的处理。日本已应用燃煤电厂锅炉烟气脱氮的是干法中的中国矿业大学徐海学院2015届本科生毕业设计美国是全球电厂装机容量最大的国家，虽然在发展燃用天然气锅炉和燃气轮机，但是燃煤锅炉还是占一大部分。美国主要是使用集中燃烧技术、低公害燃烧器、三段燃烧技术以及低公害燃烧与两段燃烧1.3脱硫脱硝系统存在问题及发展趋势我国经济实力相对薄弱，全国电厂都留出了脱出氮氧化物的空间以安装脱硝装置，所以在烟气脱硝技术方便存在着很大的前进空间和广阔的市场前景。由于经济科技水平的日益提高，人们对能源的需求也日益严重，而能量的产生也带来了严重的环境污染，环境污染不只是一个国家的问题，而是全球应该共同去克服的。现有的半干法和干法仍然存在经济和技术方面的缺陷；随着各领域研究的加深，烟气脱硫脱硝理论已经获得很大的完善，在其发展的基础上应该向着使用方便、消耗低和提高安全程度上获得更大的突破；改进其结构和提高碳材料的活化型逐渐成为研究的努力方向。而碳材料制备简便且具有很好的热稳定性和化学稳定性，并且还原性强，在吸附和脱附能力方面表现优异，因此研究含添加剂的高活性吸收剂将会是未来发展的一个方向。在工艺方面，如何能避免强氧化剂(氯酸、亚氯化钠等)对材料造成的腐蚀、如何降低活性炭的成本和更换损坏活性炭方法、脱硫脱硝后吸收剂的转化与利用等等都是值得思考与研究的。然而我国在多是就产品开发中涉及的具体技术及方法。由于过程工艺开发具有风险高、投资大、回收时期长的特点，专业化的、系统的、有较严谨科学性的开发过程就显得技术方面的困难是非常多的，只有不断开发新的科技不断进步，才能获得更加高1.4本文研究内容江苏省环保局和省电力局受国家环保局和能源部安环司的委托，于1991年11月对此进行了审查，同意该电厂工程按规定容量120万千瓦的建设，静电除尘采中国矿业大学徐海学院2015届本科生毕业设计用四电场，除尘效率不得低于99%,彭城电厂一期工程容量为2×300MW。本文主要介绍几种脱硫、脱硝的工艺，并提出当今一些联合脱硫脱硝技术和一体化脱硫脱硝技术。在这些技术的基础上针对彭城电厂进行脱硫脱硝的工艺选型和计算。研究脱硫脱硝储存系统。最后将对电厂进行主要辅助设备选型和系统运行维护介2脱硫脱硝论述由于新型标准的出现，产生了高效的石灰石-石膏法二次循环脱硫方法，是从发展完善的石灰石-石膏湿法脱硫发展出的新型脱硫法。这种方法是把水和石灰石混合后制成混合物喷入烟气中进行脱硫。这项工艺由于进行了两次循环脱硫所以2.1.2可再生胺法脱硫制酸法烟气在静电除尘和风机加压进入烟气过滤系统后进入填料塔，脱硫溶液自上而下与向上的烟气混合将气体中的二氧化硫吸收，其后进入再生塔逆反应生成硫此方法去除烟气中的SO₂效率可高达99%,和传统的石灰石-石膏湿法相比有2.1.3活性炭纤维脱硫法是使用催化剂(活性炭纤维)来吸收掉其中的二氧化硫，之后使用其中的硫酸根制成硫酸盐的新方法。这种工艺使用方便，不难操控，设备需求量不高，脱中国矿业大学徐海学院2015届本科生毕业设计硫率也达到了95%以上。它主要使用气态反应剂将烟气中的NOx还原成水和一氧化氮，是当前最主要2.2.2湿法烟气脱硝工艺此工艺去除氮氧化物之前需要先转化一氧化氮为二氧化氮，然后用吸收剂(碱性)进行吸收。选择性催化还原工艺处于相关的温度和反应剂(NH₃)的作用下，还原剂只将烟气中的氮氧化物还原为的无公害的N₂和H₂O,还原剂可以是尿素、氨、碳氢化合物(如甲烷、丙烯等)、等17]。2.3.1联合脱硫脱硝技术此技术在脱硫脱硝方式中使用的非常广泛，其工艺是使用石灰石-石膏法进行脱除烟气中的SO₂,用SCR法脱除烟气中的氮氧化物。但是因为会发生结渣容易产生腐蚀，会非常降低其同时去除的效率。由于装备两套设施所以联合脱硫脱硝此技术使用脉冲喷射式布袋除尘器，同时进行除尘、脱硫和脱硝，并且需要的空间较小不会影响锅炉运行。不过它不适合较高脱硫率的机组(85%以上)。中国矿业大学徐海学院2015届本科生毕业设计行没有任何影响，不需要大量空间。其中高NH₃/NOx和钠基吸附剂是脱硫脱硝效果大大增加，并且基本不会发生结渣和腐蚀，但是只适用于脱硫率比较低的机组。2)活性炭脱硫脱氮法此技术是由日本研制的，是通过吸附、脱附和硫的回收来脱硫脱硝。在稳定且连续的运行状态下脱硫率和脱硝率可实现97%和80%以上。人们发现尽管添加剂C的质量分数对脱硫作用较弱，但它对反硝化有一个显著的效果。去除效率急剧提高时C的质量分数是处于0%(质量)和1.6%(质量)之间的。然而，变化发生在1.6%(质量),此后，去除效率保持不变，这可能是吸收剂的添加剂C具有比较好的氧化能力。添加剂C的质量百分比显著改变3)WSA—SNOx脱硫脱硝技术工艺WSA—SNOx技术包括两个催化剂。它是烟气首先通过选择性催化还原反应器，在其内部用氨气将氮氧化物还原成N₂,然后烟气导到改质器然后通过催化反应将二氧化硫催化反应为三氧化硫，在降膜冷凝中冷却并和水合成硫酸，再脱水变成可以对外出售的浓硫酸。这项系统是丹麦HalderTopsoeA/S研究开发的，在1991年丹麦的一个30万千万时的燃煤电厂得到了第一次使用并且这项技术能量消耗所占比例非常低。4)氧化铜(CuO)吸附法脱硫脱硝CuO/y-AbO₃脱硫脱硝方法是使用吸附在载体A₂O₃上的氧化铜与烟气中的二氧化硫与氧气化合出硫酸铜来脱硫；当氨气与氧气同时存在，氧化铜与硫酸铜还能当做催化剂将氮氧化物还原成氮气；之后利用还原剂反应出二氧化硫和铜。二氧化硫又能作为制作硫酸的原料，铜则被氧气氧化成氧化铜继续使用。2.4脱硫脱硝系统和工艺的选定2.4.1工艺流程选择根据上述工艺的分析，本次设计决定采用SCR和CuO工艺进行同时脱硫脱硝，使脱硫脱硝效率都达到一定的指标。氧化铜吸附法主要利用CuO-SiO₂与CuO-AbO₃为吸附剂进行二氧化硫和NOx中国矿业大学徐海学院2015届本科生毕业设计的去除。氧化铜在300~500摄氏度下可以和二氧化硫作用生成硫酸铜：且生成的硫酸铜和氧化铜是很高活性的催化剂，当有NH₃通入时，可以利用最后反应饱和的硫酸铜可以还原产生氧化铜，脱出的二氧化硫可以利用来生本章主要介绍了此次毕业设计的选题背景、国内外发展情况，对脱硫脱硝工艺进行了问题分析和展望，并概述了一些常见的脱硫脱硝工艺技术，经过对比选择了SCR与CuO工艺同时进行脱硫脱硝。3脱硫脱硝系统的设计计算表3-1煤种成分序号项目名称符号单位设计煤种校核煤种1工业分析应用基全水分%2分析基水分可燃基挥发分应用基灰分元素分析应用基炭份应用基氢份应用基氧份应用基氮份应用基硫份V%%%%%%%%中国矿业大学徐海学院2015届本科生毕业设计表3-2电厂耗煤量序号单位设计煤种校核煤种1锅炉台数台2时耗煤量3日耗煤量4万t/a本工程设计煤种Vr=25.5%,Wy=8%,KHG=64%。二氧化硫摩尔质量SO₂=64g/m