某电厂机组脱硫工程可行性研究报告.doc

检索号： 密 级：秘 密 jslig电力有限公司一期2350mw机组脱硫工程可行性研究报告目 录第一章 概 述11.1 项目概况11.2 研究范围11.3 主要技术原则21.4 工作简要过程2第二章 电厂概况42.1 电厂位置及交通状况42.2 电厂机组状况42.3 现有环保设施及主要污染物排放状况42.4 燃煤成分52.5 水源52.6 气象62.7 工程地质和地震烈度7第三章 脱硫工程建设条件93.1吸收剂供应与制备93.1.1 吸收剂供应93.1.2 吸收剂制备103.2 脱硫副产物的处置及综合利用条件113.2.1 石膏脱水系统113.2.2 石膏的处置123.3 脱硫废水的处理133.4 脱硫建设场地143.5 脱硫系统的用电、水、气条件14第四章 烟气脱硫工艺方案的选择174.1 主要工艺参数和技术指标174.2、烟气脱硫工艺的选择17第五章 石灰石-石膏湿法烟气脱硫工程设想215.1 脱硫工程总体布置215.1.1 一炉一塔布置215.1.2 两炉一塔布置215.2 脱硫系统物料衡算225.3 脱硫工艺系统介绍235.3.1 吸收剂供应系统235.3.2 烟气系统245.3.3 so2吸收氧化系统255.3.5 石膏脱水系统255.3.6 脱硫系统废水处理255.3.8 脱硫系统主要设备265.4 电气部分285.4.1.脱硫岛电气系统的工作范围。285.4.2 设计的条件与要求：315.4.3 脱硫系统的电压等级325.4.4电气设备的布置：325.4.5进、出线方式325.4.6 控制方式335.6.7 照明及检修系统335.6.8 防雷接地系统及安全滑线335.6.9 电缆和电缆构筑物345.5 仪表和控制345.5.1 热工自动化水平345.5.2 控制室布置355.5.3主要控制回路355.5.4 fgd系统的联锁保护365.5.5 现场检测仪表及选型原则365.5.6 公用工程要求385.6 土建部分385.7 脱硫工程设备招标书编制原则38第六章 环境和社会效益406.1环境效益406.2 社会经济效益40第七章 节约和合理利用能源41第八章 劳动安全和工业卫生42第九章 生产管理与人员编制43第十章 脱硫工程项目实施的条件和轮廓进度4410.1 项目实施条件4410.2 项目实施轮廓进度44第十一章 技术经济评估4711.1 投资估算和运行费用估算4712.1 结论4812.2 主要技术经济指标48附 件504js利港电力有限公司一期2350mw机组烟气脱硫可行性研究第一章 概 述1.1 项目概况jslig电力有限公司目前装机容量为1400mw，一期工程2350mw机组和二期工程2350mw机组分别于1993年5月和1998年8月竣工投产；现计划扩建三期工程2600mw机组和四期工程2600mw机组，建成后总装机容量达到3800mw。lig电力有限公司所属区域是我国的酸雨控制区，三、四期工程为扩建项目，根据s环函200223号文“技改和扩建项目必须实行以新带老削减全厂二氧化硫的排放量。具体要求是在2000年达标排放的基础上，两控区内的企业必须实现全厂总量削减20%，其它区域削减16.6%”。lig电力有限公司2000年二氧化硫允许排放总量为2.8981万吨，实际排放量为2.46万吨。到2005年，lig电力有限公司二氧化硫排放总量将削减至2.3185万吨。一期2350mw机组so2排放量为1.814万吨/年，二、三期安装脱硫装置后so2排放量为0.241万吨/年，四期工程投运后增加so2排放量0.150万吨/年，全厂排放总量为2.205万吨/年。略低于so2允许排放量。若机组年运行时间增加至6000小时，则全厂so2排放量增至2.544万吨/年，将超过目前so2允许排放量（2.3185万吨/年）。为保证全厂二氧化硫排放总量满足环保要求，需对一期2350mw机组进行烟气脱硫改造。此外，根据国家环保总局要求，lig电力有限公司现有机组的脱硫情况将是四期工程环评审批的重要条件以及今后工程三同时验收项目之一。目前，二期2350mw机组烟气脱硫改造工作正在进行，一期2350mw机组的脱硫项目的能否实施和实施进度直接影响到四期工程项目的审批和工程的三同时验收。同时，jyin市人民政府关于提高环保准入门槛、治理污染企业和关停污染项目的若干意见（c政发2004103号）和jyin市环保局关于进一步加强我市大气污染防治工作的通知（c环控200421号）也要求现有火电机组在2007年底完成脱硫工作。基于以上原因，jslig电力有限公司决定对一期工程进行脱硫改造，并于2005年6月委托guod环境保护研究所对该厂一期2350mw机组进行烟气脱硫工程的可行性研究。1.2 研究范围本研究属lig电力有限公司1号、2号炉脱硫工程的前期工作。参照火力发电厂可行性研究报告内容深度规定烟气脱硫部分暂行规定（dlgj138-1997）的要求，同时结合lig电力有限公司脱硫工程的特点，本可行性研究的范围主要包括以下内容：脱硫工程的建设条件；烟气脱硫工艺方案的比较和选择；脱硫工程吸收剂的来源和供应；脱硫副产物的利用和处置方式；脱硫工程投资估算和运行成本分析。1.3 主要技术原则推荐先进、成熟的脱硫技术，脱硫系统的投运不影响机组正常安全运行。脱硫系统的设计脱硫效率应满足当前国家排放标准和地方环保局的要求，并考虑满足今后5-10年内不断趋于严格的so2排放标准。各机组的脱硫系统相对独立，一台机组脱硫系统的停运或故障不影响其它机组脱硫系统的正常运行。脱硫工程应结合主体工程的设计，使流程和布置紧凑、合理。尽可能不单独设吸收剂制备供应系统和脱水系统，根据三期公用系统的出力进行物料衡算，提出可行性方案。脱硫工程应尽可能减少噪音对环境的影响；脱硫副产物尽可能综合利用，其处理应符合环境保护的长远要求，避免脱硫副产物的二次污染。脱硫系统控制采用dcs系统，设独立的集中控制室，且主机控制室也可进行操作。采用烟气在线自动监测系统，对烟气脱硫前后的含硫量及脱硫效率进行连续实时监控。脱硫工艺尽可能节约能源和水源，尽可能降低脱硫系统的投资与运行费用。运行时间按5200小时考虑，脱硫系统可利用率95以上。脱硫系统设计寿命与对应的主机寿命一致。1.4 工作简要过程2005年5月，lig电力有限公司与guod环境保护研究所就lig电力有限公司的烟气脱硫工程可研的初步设想交换了意见；2005年6月，lig电力有限公司委托guod环境保护研究所承担lig电力有限公司现有1、2号350mw机组烟气脱硫工程的可行性研究。2002年6月-8月，编写可行性研究报告。第二章 电厂概况2.1 电厂位置及交通状况lig电力有限公司位于js省jyin市lig镇，北邻长江，在jyin市区以西约18公里，距cz市约20公里，距wx市55公里，对岸为jj市。厂区地形平坦。一、二期主厂房距长江大堤约三、四百米。电厂对外的交通运输条件较好，其总的运输原则是以水路（上煤码头、大件码头、散装石子码头）为主，公路运输为辅，铁路运输可在临近的cz和zj站卸货后经公路中转。2.2 电厂机组状况电厂规划装机总容量为3800mw(一期2350mw；二期2350mw；三期2600mw；四期2600mw)。厂区已按规划容量3800mw征地（含脱硫系统用地）。一、二期4350mw燃煤火力发电机组已建成投产。2.3 现有环保设施及主要污染物排放状况 现有的环保设施及污染物排放情况列于表2.1。表2.1 现有环保设施及主要污染物排放状况分类主要环保设施主要污染物排放情况工业废水工业废水处理系统，用于储存和处理锅炉酸洗、排污、煤场冲洗、化学再生等各项工业废水。ph、ss、氟化物、codcr、as、挥发酚、硫化物生活污水生活污水处理系统，用于收集和处理全厂生活污水，处理能力40t/hph、ss、bod5r、codcr 、总磷、氨氮含油废水含油废水处理系统，用于收集和处理燃油罐区和油泵房含油废水，处理能力20t/hph、石油类煤场排水ss、硫化物温排水锅炉烟气1、2、3、4号炉均配置2台电除尘器，共8台。设计除尘效率99.3%，1、2和3、4号炉分别共用两座高240米烟囱排放烟气so2、烟尘、no固体废物除灰渣系统，用于处理和输送锅炉燃烧产生的灰渣，将灰渣输送至灰渣场储存或综合利用干灰输送系统，将中转灰库的灰送至干灰库灰渣噪音隔音室、吸音墙、吸音平顶、消声器等噪音2.4 燃煤成分lig电力有限公司设计煤种主要为晋北煤和雁北煤，其设计煤种和校核煤种的元素分析数据见表2.2。表2.2 lig电力有限公司设计煤种和校核煤种的元素分析序号项目单位一期设计煤种校核煤种1燃煤量t/h143.30156.162低位发热量kj/kg22287201933收到基碳%57.6545.734收到基氢%3.603.665收到基硫%0.701.006收到基氧%8.047.787收到基氮%0.960.848收到基水%8.8514.009收到基灰%20.2027.00一、二期工程投运以来，实际燃煤含硫量的平均值低于设计值，约为0.6%。2.5 水源电厂水源取自长江水，水量充沛，水质比较稳定。lig段长江水水质（设计值）见表2.3。实际运行水质中的悬浮物含量低于设计值，大部分时间小于200mg/l。表2.3 长江原水水质序号名称单位数值1全固形物mg/l704.802溶解固形物mg/l156.003悬浮物mg/l548.804总硬度meq/l2.435碳酸盐硬度meq/l2.046非碳酸盐硬度meq/l0.397全碱度meq/l2.048酚酞碱度meq/l0.009钙离子mg/l37.1410镁离子mg/l6.9411钠离子mg/l3.0012氧化铁+氧化铝mg/l0.2613铁离子mg/l0.0214铝离子mg/l0.1215氯根mg/l8.1016硫酸根mg/l14.6217硝酸根mg/l2.2118重碳酸根mg/l124.0419全硅mg/l8.0820二氧化硅（溶硅）mg/l1.9621胶硅mg/l6.1222游离二氧化碳mg/l10.0023耗氧量mg/l2.7724ph7.4电厂工业用水由化学车间对原水进行c清、过滤处理，以去除水中悬浮物，目前化学车间工业用水制水能力尚富裕300-400t/h。脱硫系统工艺用水采用电厂工业水。2.6 气象电厂厂区属亚热带海洋性季风气候，全年湿润温和，四季分明。主导风向为东南风，其次为东北风，电厂处于jyin市区及lig乡镇的下风向。多年极端最高气温：38.0；多年极端最低气温：-14.2；年平均相对湿度：80%；多年平均降水量：1025.60毫米；多年平均气压：1016.5mbar；多年最大积雪深度：10cm；离地面高度10m，30年一遇，10min平均最大风速：26.0m/s。2.7 工程地质和地震烈度厂址范围内在大地构造部位上是稳定的，未发现活动性断层通过，厂区地震的基本烈度为6度。厂区地下水埋藏较浅，基坑开挖时需采取降水或其它措施，以防产生流沙、塌方等问题。电厂地处长江南岸的高漫滩之上，地形平坦，微向长江方向倾斜，地面标高一般在4米左右。工程地质钻探揭露厂区第四系长江冲积层厚180米，下伏基岩为白垩系红砂岩。100米钻孔在厂区共揭露土层共15层，自上而下描述如下：(1a)亚粘土：黄褐色，湿软塑，含铁锰斑点，一般厚度1.5米。(1b)淤泥质亚粘土：深灰色，很湿，流塑软塑，含有机质夹薄层轻亚粘土，一般厚度2.80米。2 土：黄褐色，黄灰色，湿，可塑硬塑，含铁锰结核及少量姜结石，一般厚度3.00米。3 轻亚粘土：黄褐色，饱和，可塑，夹薄层粉沙，层理清晰，局部水平相变为亚粘土。向下渐变成粉沙层，厚度一般为3.50米。4 粉砂：灰黄黄褐色，饱和，中密。含少量云母，具微层理，夹薄层可塑亚粘土，一般厚度3.60米。5 细砂：灰黄褐色。饱和，中密密实，含云母及砂质结核，夹薄层硬塑亚粘土薄层。一般厚度11.00米。6 轻亚粘土：灰褐，黄褐色，饱和，可塑 ，夹薄层粉砂及砂质结核，一般厚度3.00米。7 亚粘土：青灰，黄褐，暗绿色稍湿，可塑硬塑，裂隙发育含有少量姜结石，有虫孔状孔隙，一般厚度9.90米。8 轻亚粘土：黄褐，青灰色，饱和，可塑 ，具微层理，夹薄层硬塑亚粘土，含砂质结核，一般厚度3.00米。9 细砂：褐黄色，黄灰色，饱和，中密密实，夹薄层硬塑亚粘土含砂质结核，一般厚度16.40米。10 粗砂：褐黄色，饱和，中密密实，夹薄层细砂，含少量小砾石，一般厚度8.0米。11 中砂：灰色，饱和，中密密实，含有机质褐大量云母，夹薄层粉砂。本层水平相变局部成细砂，一般厚度5.0米。12 粗砂：灰，灰黄色，饱和，中密，含未完全腐烂木块，夹薄层硬塑亚粘土，一般厚度5.80米。13 细砂：深灰色，饱和，中密密实，夹薄层硬塑亚粘土，一般厚度9.35米。14 中粗砂混砾石：灰色、饱和，中密，砾石直径一般2-5毫米，一般厚度13.80。15 细砂：灰色，饱和，密实，含少量云母，本层未钻穿。第三章 脱硫工程建设条件3.1吸收剂供应与制备lig电力有限公司如采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺，其吸收剂为石灰石。一期2350mw机组在设计煤种和校核煤种条件下的石灰石用量分别为6.14t/h和9.34t/h；fgd年利用小时按5200小时计算，年石灰石用量约为3.19万吨和4.86万吨。石灰石-石膏湿法脱硫工艺对石灰石的品质要求为：caco3含量88%以上， mgco3含量小于2%，对反应活性也有一定要求。作为吸收剂，在细度上要求达到250目或325目。因此需要对块状的石灰石进行磨细加工。3.1.1 吸收剂供应lig电力有限公司二、三、四期脱硫可研中已经对脱硫吸收剂矿源（zj船山矿和yx善卷矿）的进行了调研。结果表明，石灰石矿的储量、开采量、加工能力、运输条件及理化特性等方面均可满足湿法脱硫吸收剂的要求，其理化特性如下：石灰石样品的成分分析见表3.1。两处矿的石灰石纯度都很高，达95%以上。表3.1 石灰石矿成分项目caomgosio2tio2al2o3fe2o3mnok2ona2op2o5so3烧失量单位%善卷矿155.101.090.640.0050.230.0800.0010.080.0340.0040.3442.54善卷矿254.581.860.530.0050.210.0660.0010.0260.0330.0030.1142.61船山矿57.160.340.200.0020.150.0760.0010.0130.0150.0030.07941.92石灰石样品的可磨性试验结果见表3.2。表3.2 石灰石样品易磨性试样名称易磨性指数（kwh/h）易磨性等级备注善卷矿白云山1号8.43a+ (好)两个样品属同一山体，相距仅30米善卷矿白云山2号7.94a+ (好)zj船山矿7.78a+ (好)10-18mm规格 2个矿源的石灰石样品反应活性测定结果见表3.3。从表3.3和图3.1可以看出，在试验条件下，石灰石溶解率达到90%所需的溶解时间为：船山矿2153min；善卷矿1号2009min；善卷矿2号977min。两个矿的石灰石反应活性都能满足脱硫用吸收剂的要求。善卷矿2号样的反应活性比较好，但善卷矿1、2号样同属白云山山体，相距仅30米，而其反应活性相差较大，可见其矿石反应活性不稳定。表3.3 石灰石样的反应活性试验结果ca溶解率时间名称%102030405060708090善卷矿1min19540762584910761306153817732009善卷矿2min102209316425534644755865977船山矿min16937760284110891346160918782153图3.1 石灰石样反应活性3.1.2 吸收剂制备lig电力有限公司二期、三期和四期机组脱硫已经设置公用的吸收剂制备和供应系统。石灰石磨制系统设计出力为314 t/h （间断运行，容量备用）。二期、三期和四期机组石灰石耗量小于27 t/h。一期脱硫系统按脱硫效率为95%，石灰石纯度（有效成分）按90%计，石灰石耗量见表3.4。表3.4 石灰石耗量表项目煤种1350 mw2350mw小时耗量(t/h)设计3.076.14校核4.679.34年用量(t/y)设计1596431928校核2428448568注：年运行时间按5200h计。四期脱硫工程石灰石总耗量约为33 t/h，现有磨制系统按出力80计，系统的出力为33.6 t/h。即现有石灰石磨制系统出力可满足一、二、三、四期机组bmcr工况下脱硫系统同时运行的要求。另外，脱硫系统是根据设计煤种含硫率为0.7设计的，一、二期工程投运以来，实际燃煤含硫量的平均值低于设计值，约为0.6%。按燃煤含硫率0.6%计算，四期机组的脱硫系统同时运行消耗的石灰石量为28 t/h。磨机的设计研磨指数为11，而石灰石主要供应单位船山矿石灰石研磨指数为7.78，所以磨机实际出力将比设计值有所提高。再考虑到机组低负荷运行的概率，一般情况下，运行两台磨机就完全可以满足四期机组bmcr工况下脱硫系统同时运行的要求。综上所述，一期脱硫不设吸收剂制备系统，由三期脱硫公用系统供应石灰石浆液是完全可行的。3.2 脱硫副产物的处置及综合利用条件3.2.1 石膏脱水系统按燃用设计煤种（含硫率为0.7%），脱硫效率为95%，石灰石纯度按90%计，lig电力有限公司一期脱硫系统石膏产量见表3.5。表3.5 一期石膏产量表（二水石膏，含10水）项目煤种条件1350mw2350mw小时量(t/h) 设计煤种5.711.4（石灰石纯度95时）5.511.0年产量(t/y)设计煤种2964059280三期现已设有石膏脱水系统，出力为326t/h（二用一备）。四台机组脱硫系统同时运行产生石膏量约为52 t/h，现有的石膏脱水系统能够满足的要求。考虑机组低负荷运行的可能性，以及机组燃煤含硫量一般为0.6%左右（即四台机组同时运行产生的石膏量约为45 t/h），脱水系统仍有一定的裕度。故一期脱硫无需设石膏脱水系统，将石膏脱水部分纳入三期公用系统一并处理。如果石膏脱水系统因故停运或石膏阶段性产量过大，可将经一级脱水后的石膏浓浆直接排入水力除灰系统（灰渣前池），经灰渣泵送到灰场。3.2.2 石膏的处置脱硫副产物石膏一般采用抛弃法处置或进行综合利用。采用抛弃法，通常先将脱硫石膏浆液经一级浓缩至40%左右，再泵至灰场堆放。lig电力有限公司开始建厂时规划了a、b、c三个灰场，总面积8.97平方公里，一、二期已建成a灰场投入使用，三期工程将启用b灰场。由于电厂灰、渣得到综合利用，而脱硫副产物仅为灰渣量的20%左右，故目前灰场容量可暂时满足脱硫石膏堆放场地的要求。但考虑到将来灰渣综合利用的不确定性，且s南一带石膏综合利用前景较好，所以，lig电力有限公司的脱硫石膏宜进行综合利用，而不是抛弃处理。脱硫石膏品位可达90以上，亚硫酸钙含量很低，品质稳定，经一、二级脱水，游离水含量小于10%。脱硫石膏可用于水泥缓凝剂或生产建筑石膏制品。水泥缓凝剂在硅酸盐水泥中必须加入适量的二水石膏用于调节水泥的凝结时间，以达到标准中所规定的要求，如掺入量过多，将影响水泥的强度。水泥标准规定水泥中so3的含量不超过3.5%，通常控制在1.5-3%，因此水泥中需加入的石膏量为5%左右。为确定脱硫石膏作为水泥缓凝剂对水泥质量的影响，中国硅酸盐协会对珞璜脱硫石膏进行了试验，结果表明，脱硫石膏可作为水泥缓凝剂，其效果不低于天然石膏，且由于缓凝剂加入量仅为5%，故脱硫石膏中10%的游离水分不影响其使用。目前，js的水泥供需量约4000万吨/年，按掺入量按5%计，石膏用量为200万吨/年。建筑石膏制品建筑石膏制品主要包括纸面石膏板、石膏矿渣板、充气石膏保温板、粉刷石膏和饰面石膏等。纸面石膏板的需求量相对较大，主要产地为北京、山东和安徽等地。js境内只有徐州和邳州2家石膏板厂，年生产能力分别为1000万和600万平方米。从全国看，目前石膏板需求量约为8000平方米，而实际生产能力已达2亿平方米，明显供大于求。但我国人均消费较低，不足0.1平方米/人，远低于西方国家5-6平方米/人，因此，随人们生活水平提高，今后石膏板的消耗量将有较大幅度的提高。芜湖可耐福公司和上海拉法基公司等都可利用脱硫石膏生产建材产品，其对脱硫石膏的主要技术要求见表3.6。表3.6 脱硫石膏品质技术要求序号脱硫石膏参数单位可耐福标准拉法基标准1颜色白色或淡象牙色2表面水分%10103粒度32mm筛余60%10mm筛余95%100mm筛余10%4二水石膏纯度%92905半水亚硫酸钙含量%0.516氯根%0.010.017飞灰%0.118碳酸钙（及碳酸镁）%349其它杂质%410ph值5-86-8脱硫石膏品质是由石灰石品位、脱硫工艺用水水质、烟气飞灰含量及工艺控制参数如钙硫比、脱水石膏清洗情况等决定。作为水泥缓凝剂，对脱硫石膏的要求不高；但用于制造石膏板，对品位的要求较高，尤其飞灰的含量不能太高。因此，lig电力有限公司一期工程脱硫石膏的综合利用途径可主要考虑用作水泥缓凝剂；当石膏脱水系统出现事故时，石膏浆经输灰系统临时排入灰场堆放。3.3 脱硫废水的处理三期现已设有废水处理系统（目前未开始施工），处理能力约为25t/h。二、三、四期脱硫废水的总量约为25 t/h，一期脱硫废水量约为5t/h，缺口为 5 t/h。为了便于布置、管理和节省投资，考虑将三期脱硫废水处理系统的能力要增加到30 t/h 左右，一期脱硫不应另设废水处理系统，。3.4 脱硫建设场地一期工程2号炉预留有脱硫场地，位于机组北侧，面积约100m210m，相对比较宽余。1号炉的脱硫场地相对较紧，可拆除油库区的一个油库及已废弃的一期工程启动锅炉房作为脱硫场地。如采用两炉一塔方案，可以考虑不拆除油库在二期预留的场地上布置。3.5 脱硫系统的用电、水、气条件 供电一期厂用段有大约8058 kva的剩余容量，二期有大约13352kva的剩余容量。一期公用、段剩余容量为8022kva左右，二期公用、段剩余容量为27800kw。其具体负荷统计见表3.6。一期两台350mw机组脱硫系统（一炉一塔）6kv电机功耗约为5790kw，380电机负荷约为1168kw；以上数据不包含石膏脱水系统和吸收剂制备系统的负荷。一期工程厂用段和公用、段剩余容量可满足1、2号炉脱硫工程的用电负荷。由于一期厂用段已无间隔，建议对变电所进行扩建，增补设备，为1-2#机组脱硫系统提供专用的配6kv电气电柜。脱硫系统设置专门的380v/220v事故保安段，脱硫系统失电后启动柴油发电机。表3.6 一、二期厂用电主要设备负荷统计母线设备名称负载功率kw负载kva电源变压器容量 kva可用容量 kva#1机6kv段#1低厂变1250#1机6kv段循环水泵a12501500#1机6kv段磨煤机b440528#1机6kv段磨煤机a440528#1机6kv段凝结水泵a750900#1机6kv段一次风机a11751410#1机6kv段送风机a13251590#1机6kv段吸风机a22002640#1机6kv段合计：10346#1机6kv段#2低厂变1250#1机6kv段#3低厂变1250#1机6kv段循环水泵b12501500#1机6kv段磨煤机d440528#1机6kv段磨煤机c440528#1机6kv段凝结水泵b750900#1机6kv段一次风机b11751410#1机6kv段送风机b13251590#1机6kv段吸风机b22002640#1机6kv段合计：11596#1高厂变合计21942300008058公用段#1动力变1250公用段#1网控变400公用段#1生活变1000公用段#1除灰变1000公用段#1水源变1250公用段#1燃油变1250公用段#1化水变1250公用段#4生活变1250公用段输煤6kv段7000公用段#1机电动给水泵37504500公用段#3输灰气泵355426公用段#1输灰气泵355426公用段灰浆泵a250300公用段电动消防泵250300公用段#1灰场升压变800公用段#1工作照明变400公用段#1低备变公用i段合计2280225000公用段#2工作照明变400公用段#2灰场升压变800公用段灰浆泵b250300公用段#3输灰气泵355426公用段#2机电动给水泵37504500公用段输煤6kv段7000公用段#2化水变1250公用段#2燃油变1250公用段#2除灰变1000公用段#2生活变1000公用段#2动力变1250公用段#2低备变公用段合计191762500001启动变合计41978500008022供水对于石灰石石膏脱硫工艺，为了避免喷嘴堵塞，保证今后脱硫石膏的质量，脱硫用水的悬浮物含量应小于200mg/l。但为了提高石膏副产品的质量，一般采用工业水作为脱硫用水，电厂c清池设计出水的悬浮物含量为20mg/l。一期2350mw机组脱硫系统用水量约为90t/h。目前电厂预处理制水能力为940t/h，但二期净化水是通过一期的净化水泵送往工业水箱的，净化水泵出力为3270t/h，负责一、二期c清池出水向工业水箱的输送。正常工况应为二用一备，只能输送540t/h的净化水，尚有400t/h的余量。为解决净化水的供应问题，考虑二期净化水池出口加装2台净化水泵，向脱硫系统供水。蒸汽脱硫工程如用蒸汽吹扫换热器，每次用量36t/h（1.0mpa，200）, 吹扫延续时间1.5小时，每12小时吹扫一次，所需蒸汽由主厂房内的厂用蒸汽母管接一路至脱硫装置接口。压缩空气在脱硫系统区域内设一个仪用储气罐，供脱硫系统仪表用气，气源来自电厂的仪用压缩空气系统。脱硫系统所需压缩空气，由脱硫系统自设的空压站提供。氧化空气脱硫系统所需的氧化用压缩空气，由脱硫系统自设的罗茨风机提供。第四章 烟气脱硫工艺方案的选择4.1 主要工艺参数和技术指标fgd入口烟气量为设计煤种条件下的计算值。由于烟气温度决定了ggh的选型及脱硫烟气再热后的温度，因此fgd入口烟气温度参考实际测量值。烟气粉尘含量以设计值为准。主要工艺参数见表4.1，工艺指标见表4.2（按两炉一塔和一炉一塔列出）。表4.1 主要工艺参数序号参数单位一炉一塔两炉一塔1fgd处理烟气量（干）fgd处理烟气量（总）nm3/h12356421328850247128326577002原烟气温度1261263除尘器出口粉尘含量mg/nm32002004设计煤种so2浓度(干)mg/nm314611461校核煤种so2浓度(干)mg/nm324002400表4.2 主要工艺指标序号参数单位一炉一塔两炉一塔1脱硫效率%95952脱硫产物氧化率%99993净烟气排放温度80804钙硫比ca/s1.031.035脱硫系统总阻力pa280028004.2、烟气脱硫工艺的选择 目前，世界上燃煤或燃油电站所采用的烟气脱硫工艺多种多样，达数百种之多。在这些脱硫工艺中，有的技术较为成熟，已经达到商业化应用的水平，有的尚处于研究阶段。目前应用较为广泛的烟气脱硫工艺主要有7种，其性能比较见表4.3。从表4.3中可以看出，石灰石-石膏湿法、烟气循环流化床、海水脱硫、电子束和氨水洗涤等5种工艺均可以达到90%以上的高脱硫效率。其中，石灰石-石膏湿法脱硫工艺是当今世界主导脱硫工艺，约占全部烟气脱硫装置的90%以上，其特点是技术最为成熟，系统可靠性高，脱硫效率高，吸收剂来源广泛，适用于各种煤种，尤其适用于大容量机组，应用的最大单机容量已达1000mw；烟气循环流化床工艺通常适用于中小机组和老机组改造，目前单机最大容量为300mw，但需要使用高活性的石灰，吸收剂不易获得；而电子束法目前尚不成熟；海水脱硫工艺仅适用于沿海地区的电厂；氨水洗涤法受吸收剂来源限制，且系统复杂，投资很高。 由于lig电力有限公司一期2350mw工程机组容量较大，根据国家环境保护总局、国家经贸委、科技部环发（2002）26号文要求“燃用含硫量2煤的机组、或大容量机组（200mw）的电厂锅炉建设烟气脱硫设施时，宜优先考虑采用湿式石灰石石膏法工艺”，此外，二、三、四期工程均采用石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺，为了便于维护、检修，充分利用已建吸收剂制备、脱水和废水处理等公用系统的资源，节省投资，石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺无疑是lig电力有限公司2350mw机组烟气脱硫工程的首选工艺。石灰石-石膏湿法脱硫工艺的主要特点如下：(1) 脱硫效率高，达95%以上，脱硫后的烟气不但二氧化硫浓度很低，而且烟气含尘量也大大减少。大机组采用湿法脱硫工艺，二氧化硫脱除量大，有利于地区和电厂实现二氧化硫总量控制。(2) 技术成熟，运行可靠性好。石灰石-石膏湿法脱硫装置投运率一般可达95%以上，由于其发展历史长、技术成熟、运行经验多，不会因脱硫设备而影响锅炉的正常运行。特别是新建的大机组采用湿法脱硫工艺，使用寿命长，具有良好的投资效益。(3) 对煤种变化的适应性强。该工艺适用于任何含硫量的煤种，无论是含硫量大于3%的高硫煤，还是含硫量低于1%的低硫煤，石灰石-石膏湿法脱硫工艺都能适应。(4) 吸收剂资源丰富，价格便宜。石灰石在我国分布很广，资源丰富，许多地区石灰石品位也很好，碳酸钙含量在90%以上，优者可达95%以上。在脱硫工艺的各种吸收剂中，石灰石价格最便宜，破碎磨细较简单，钙利用率较高。222005年7月 guod环境保护研究所表4.3 脱硫工艺比较表序号项 目技术成熟程度适用煤种机组容量脱硫率吸收剂副产物废水市场占有率国内应用工程造价运行维护工作量1石灰石-石膏工艺成熟不限200mw及以上95%以上石灰石石膏有高，约90%珞璜、夏港、半 山、重庆、太一等较高较大2喷雾干燥工艺成熟中低硫煤300mw及以下7585%石灰亚硫酸钙无一般，58%黄岛、白马中等中等3炉内喷钙尾部增湿成熟中低硫煤300mw及以下7580%石灰石亚硫酸钙无少下关、钱清较低中等4烟气循环流化床成熟中低硫煤100-300mw90%以上石灰亚硫酸钙无较少小龙潭、恒运中等中等5海水脱硫成熟低硫煤不限90%以上海水较少深圳西部中等较少6电子束法工业试验中高硫煤不限90%液氨硫铵/硝铵无少成都较高较大7氨水洗涤脱硫工艺成熟不限不限95%以上液氨硫铵少无高较大60(5) 脱硫副产物便于综合利用。其脱硫副产物为二水石膏。在日本和德国，脱硫石膏年产量分别为250万吨和350万吨左右，基本上都能综合利用，主要用途是生产建材产品和水泥缓凝剂。脱硫副产物综合利用，不仅可以增加电厂效益、降低运行费用，而且可以减少脱硫副产物处置费用，延长灰场使用年限。(6) 技术进步快。近年来国外对石灰石-石膏湿法工艺进行了深入的研究与不断的改进，如吸收装置由原来的冷却、吸收、氧化三塔合为一塔，塔内流速大幅度提高，喷嘴性能进一步改善等，使该工艺占地面积和工程造价有了较大幅度的降低。(7) 占地面积相对较大，一次性建设投资也较大，这是石灰石湿法工艺的主要缺点。第五章 石灰石-石膏湿法烟气脱硫工程设想石灰石-石膏湿法脱硫工艺主要包括吸收剂制备和供应系统、烟气系统、二氧化硫吸收反应系统、脱硫排浆处理系统以及电气、控制系统。其中烟气系统和二氧化硫吸收反应系统是脱硫工程的核心。由于电厂现有的吸收剂制备系统、石膏脱水系统等尚有余量，废水处理系统增容后也可满足一期脱硫工程的需要，本工程不再另设吸收剂制备、石膏脱水和废水处理系统。一期2350mw机组烟气脱硫按一炉一塔和两炉一塔两种方案考虑。如采用一炉一塔方式，需要拆除一台5000吨油罐，并对南侧道路、管架及相应管道进行改造；两炉一塔无需拆除油罐，改造工作量相对较小。本可研按一炉一塔和两炉一塔两种方案进行描述，并从场地情况、经济性等方面予以比较。5.1 脱硫工程总体布置5.1.1 一炉一塔布置一炉一塔方案的脱硫系统布置见图 p02。2座吸收塔、1ggh和事故浆液罐布置在一期机组北面的空地上，在东西方向上呈一条轴线布置；2号机组的ggh和脱硫增压风机布置在在2吸收塔和2炉后烟道之间拆除启动锅炉房后的场地上；1的脱硫增压风机布置拆除油罐后的场地上；二套脱硫装置合用一座综合楼，综合楼布置于吸收塔的北侧，一楼布置循环泵、氧化风机及工艺水箱等；四楼为控制室和电子设备间，三楼、二楼分别为电气设备间和电缆夹层；在脱硫区周围设置一条6米宽的道路。在综合楼的西侧设有空压机站；空压机站的西侧设有石灰石浆液中转箱，可容纳供一期脱硫系统使用10h以上的石灰石浆液。5.1.2 两炉一塔布置两炉一塔方案的脱硫系统布置见图 p08。2炉后拆除启动锅炉房后的场地上布置1和2脱硫增压风机，ggh、吸收塔和事故浆液罐布置在一期机组北面的空地上，在南北方向上呈一条轴线布置。脱硫综合楼布置于吸收塔的西侧，一楼布置循环泵、氧化风机及工艺水箱等；四楼为控制室和电子设备间，三楼、二楼分别为电气设备间和电缆夹层；在脱硫区周围设置一条6米宽的道路。在综合楼的南侧设有空压机站；脱硫综合楼的西侧设有石灰石浆液中转箱，可容纳供一期脱硫系统使用10h以上的石灰石浆液。5.2 脱硫系统物料衡算一期2350mw机组原烟气温度按126计，单台机组脱硫系统烟气进、出平衡见表5.1；系统水平衡见表5.2。表中数据为设计煤种计算数据。表5.1 脱硫系统的烟气平衡表一炉一塔热侧入口热侧出口吸收塔出口冷侧出口状态参数 温度，128884685 压力，pa103,950 103,450 102,450 101,950 体积流量 干态，105nm3/h12.356 12.356 12.386 12.386 湿态，105nm3/h13.289 13.289 13.739 13.739 运行湿态，105m3/h19.026 17.211 15.877 17.906 质量流量 干态，105kg/h16.002 16.039 湿态，105kg/h16.751 17.127 含水量，%（vol）7.01 9.85 so2浓度，mg/nm31,35966 含尘量，mg/nm3200 97 两炉一塔热侧入口热侧出口吸收塔出口冷侧出口状态参数 温度，128884685 压力，pa103,950 103,450 102,450 101,950 体积流量 干态，105nm3/h24.713 24.713 24.771 24.771 湿态，105nm3/h26.577 26.577 27.477 27.477 运行湿态，105m3/h38.052 34.422 31.755 35.812 质量流量 干态，105kg/h32.003 32.079 湿态，105kg/h33.501 34.253 含水量，%（vol）7.01 9.85 so2浓度，mg/nm31,35966 含尘量，mg/nm3200 97 表5.2 脱硫系统水平衡表序号物料名称单位数值一炉一塔（单台）两炉一塔1总工艺用水量t/h 45 902蒸发水量(出)t/h33.867.63石膏带10%水分(出)t/h0.61.24石膏结晶水量(出)t/h1.02.05脱硫系统废水排放(出)t/h3.576制浆用水(进)t/h7.2014.37除雾器等冲洗用水(进)t/h32.765.48冷却水损耗、生活用水等t/h6105.3 脱硫工艺系统介绍脱硫系统见图 p1 和 p7 。5.3.1 吸收剂供应系统当脱硫效率为95%，燃用含硫率为0.7的设计煤种，石灰石纯度（有效成分）按90%计，一期脱硫系统石灰石耗量约为6.14 t/h。lig电力有限公司三期已经设置石灰石磨制系统，设计出力为314 t/h，可以满足一、二、三、四期脱硫工程的需要，故一期工程不设吸收剂制备系统。考虑到石灰石浆液输送距离，一期脱硫装置附近应设置石灰石浆液中转箱，浆液箱的容量按能够保证一期脱硫装置运行10小时以上，以便其它机组脱硫系统石灰石耗量较低时，在石灰石中转箱内存贮足够的石灰石浆液，进一步保证一期脱硫吸收剂的供应。5.3.2 烟气系统原烟气从锅炉引风机出口烟道引出，先经脱硫风机（静叶可调轴流风机）增压，然后通过ggh（两炉一塔是烟气经脱硫风机增压后汇合，再进入ggh），原烟气降温后进入吸收塔。在塔内经过一系列