山西某发电有限责任公司4×300mw机组技改烟气脱硫岛工程可行性研究报告

山西XX发电有限责任公司4300MW机组技改烟气脱硫岛工程可行性研究报告山东XX环保工程有限公司2006年04月目录1、概述111项目概况112研究范围113主要技术原则12、建设的必要性221国家环保政策的需要222国家SO2总量控制政策23、电厂概况331厂址34、脱硫工程建设条件941吸收剂的供应942脱硫副产物处置及综合利用条件943脱硫场地1044水、电、汽、气供应条件105、脱硫工艺方案选择1151设计基础参数1152脱硫工艺简介1153国内外脱硫装置的生产制造能力1354脱硫工艺的选择136、脱硫工程设想1461工艺部分1462电气部分2263热控部分2664土建部分287、环境保护3171评价范围及评价标准3172工程环保概况及污染防治对策3273环境影响分析3574排放估算及效益分析3775结论408、节约和合理利用能源409、劳动安全与工业卫生4191劳动安全4192劳动保护4193劳动安全卫生监测4110、生产管理与人员编制42101生产管理42102人员编制4211、项目实施及轮廓进度42111项目实施条件42112项目实施办法42113项目实施轮廓进度4312、投资估算及经济评价43121投资估算43122投资估算表45123经济评价4913、结论51131主要结论意见51132主要技术经济指标5114、附件及附图521、概述11项目概况111可研报告委托单位山西XX发电有限责任公司。112编制依据山西XX发电有限责任公司提供的如下资料山西XX发电有限责任公司脱硫工程可行性研究委托书厂界环境空气质量测试报告山西XX发电有限责任公司烟气污染物排放测试报告山西XX发电有限责任公司排水水质测试报告山西XX发电有限责任公司对编写报告的要求山西XX发电有限责任公司脱硫工程基础数据113山西XX发电有限责任公司企业概况山西XX发电有限责任公司一期工程由4台国产300MW燃煤凝汽式汽轮发动机组组成，锅炉采用“W”型火焰锅炉。工程总投资549亿元，其中环保提资26亿元，占工程总投资的447。该公司于1984年开始筹建，1993年底开工建设，1999年11月4台机组全部竣工并投入运行。12研究范围脱硫工程的建设条件；烟气脱硫工艺方案；脱硫吸收剂的来源及供应；脱硫副产物的利用及处置方式；投资估算及运行成本分析；对环境影响的分析。13主要技术原则131脱硫装置的规模及脱硫效率本期工程设计煤种含硫量为18，四台机组采用100烟气脱硫，脱硫效率95。132脱硫工艺方案的选择烟气脱硫工艺具备技术先进、成熟，经济合理，有同类电厂应用业绩等条件，脱硫工艺方案满足环保对脱硫效率的要求，并降低投资和运行费用，脱硫系统的运行不会对机组正常运行产生不利影响。133脱硫系统与发电系统的关系脱硫系统按一炉一塔进行设计，当脱硫系统故障时可以切除，保证脱硫装置不影响发电机组的正常运行。134吸收剂的供应原则对于石灰石/石膏湿法脱硫工艺的吸收剂石灰石的供应，采用直接就近采购石灰石，四台机组采用一套石灰石制备系统的方案。135脱硫副产品的处置原则脱硫副产品积极进行综合利用。四台机组采用一套石膏脱水及贮存系统。136脱硫工程项目实施方式在保证脱硫装置性能的前提下，即关键设备引进技术生产，其余全部国产，投资估算和经济分析按此进行。137本工程可行性研究报告的编制完全按照火力发电厂可研报告内容深度规定DLGJ1181997执行。2、建设的必要性21国家环保政策的需要山西XX发电有限责任公司的燃料主要由阳泉五矿和平定县地方煤矿供给，XX电厂一期和二期工程燃用含硫量较低的煤，以减少SO2产生量，锅炉采用低氮燃烧技术减少NOX产生量，对烟气采用高效静电除尘器除去烟尘。22国家SO2总量控制政策污染物总量控制是保护环境的一项重要手段，根据国家环境保护总局、国家发展计划委员会、国家经济贸易委员会、财政部文件环发2001210号“关于印发国家环境保护“十五”计划的通知”，2005年SO2、烟尘、化学需氧量、氨氮、工业固体废弃物等主要污染物排放量比2000年减少10，工业废水中的重金属、氰化物、石油类等污染物得到有效控制，酸雨控制区和SO2控制区，SO2排放量比2000年减少20，降水酸度和酸雨发生频率有所降低。对电力行业，主要是以削减SO2排放量为重点。至2005年底，电力行业SO2排放量比2000年削减1020，加强燃煤电厂环境监督管理，燃煤机组必须安装烟气在线监测装置，燃煤电厂平均供电煤耗比2000年降低1520克/千瓦时，废水回用率达到60，已满灰场全部复原。鉴于上述政策，山西XX发电有限责任公司脱硫设施的安装势在必行。3、电厂概况31厂址311厂址概述山西XX发电有限责任公司（阳泉第二发电厂）位于山西省阳泉市平定县境内，距阳泉市约15公里。厂址北隔南川河与南坳乡相望，东面有阳涉铁路通过，阳昔公路沿阳涉县边在厂址东面通过，交通十分便利。该区域属暖温带大陆性半干旱季风气候，四季分明。春季多干旱，温度回升快，多风少雨；夏季炎热多雨；秋季天高气爽，雨量适中；冬季严寒少雪。312燃煤及用水3121煤种与煤质山西XX发电有限责任公司的燃料主要由阳泉五矿和平定县地方煤矿供给，根据山西XX发电有限责任公司多年运行的统计，煤质数据见下表。根据山西XX发电有限责任公司的要求，脱硫装置设计含硫量SAR18，燃料收到基低位发热量取2218MJ/KG。序号项目符号单位设计煤种全水分MT96空气干燥基水分MAD226空气干燥基灰分AAD3024空气干燥基挥发分VAD7501空气干燥基碳CAD5912空气干燥基氢HAD239空气干燥基氧OAD347空气干燥基氮NAD086空气干燥基全硫ST,AD18空气干燥基低位发热量HLVMJ/KG2218空气干燥基高位发热量HHVMJ/KG2272煤中氯CI00242煤中氟FUG/G2363122水源及水质脱硫工程水源由电厂循环水排污水及生水供给，具体见下表循环水排污水水质数据分析项目循环水PH值814全固形物MG/L290272溶解固形MG/L283635耗氧量MG/L708二氧化硅SIO2MG/L4538铁铝氧化物R2O3MG/L763钙CA2MG/L45238镁MG2MG/L12302钠NAMG/L20375氯根CLMG/L24550硝酸盐NO3MG/L硫酸根SO42MG/L151962磷酸根PO43MG/L氢氧根OHMG/L碳酸根CO32MG/L碳酸氢根HCO3MG/L16242分析项目循环水游离二氧化碳CO2MG/L酚酞碱度MMOL/L015全碱度MMOL/L296全硬度MMOL/L327暂时硬度MMOL/L266永久硬度MMOL/L3004电导率25S/CM278750电厂现有生水水质如下分析项目生水PH值781全固形物MG/L67650溶解固形MG/L65963耗氧量MG/L074二氧化硅SIO2MG/L1368铁铝氧化物R2O3MG/L595钙CA2MG/L11774镁MG2MG/L3038钠NAMG/L4120氯根CLMG/L5238硝酸盐NO3MG/L硫酸根SO42MG/L24848磷酸根PO43MG/L氢氧根OHMG/L碳酸根CO32MG/L碳酸氢根HCO3MG/L21814游离二氧化碳CO2MG/L分析项目生水酚酞碱度MMOL/L0全碱度MMOL/L358全硬度MMOL/L838暂时硬度MMOL/L358永久硬度MMOL/L480电导率25S/CM870313水文气象与工程地质3131气象条件电厂地处在太行山西侧，当地为典型河谷地带，受河谷风影响严重，区域气象要素特征值如下多年平均气压9303HPA多年平均气温108多年极端最高气温404出现时间1999724多年极端最低气温176出现时间1977128多年平均相对湿度55多年最小相对湿度0多年日最大降水量1380MM出现时间199684多年年平均降水量5078MM多年最大降水量7354MM多年年平均蒸发量20445MM多年最大积雪深度17CM多年最大冻土深度61CM多年平均风速24M/S三十年一遇十分钟十米高平均最大风速25M/S全年盛行风向WNW冬季最多风向WNW夏季最多风向NNE3132工程地质厂址内的地基岩土分为8个工程地质层，部分层又进一步分为亚层，各层情况分述如下层1素填土，以粉土为主，可塑，含有大量的植物根系及砂、卵石等。一般厚度0520M。层21冲积的卵石层，主要成分为石英粗砂岩、细砂岩和石灰岩，浑圆及亚浑园状，杂色，一般粒径20100MM最大可见400MM。混有1030的中粗砂、碎石及粘性土。层22卵石、碎石层，主要为砂岩、页岩、石灰岩，亚浑园次棱角状，杂色分选差，稍密中密，混粗砂、角砾2025。层31黄土状粉土黄棕棕黄色，可塑，具白色条纹及虫孔，含云母及少量砾石，夹薄层的粗砂层，局部为粉质粘土。层32卵石层，主要成份为砂岩、石灰岩、泥岩，浑圆及亚浑园状，杂色，一般粒径20150MM，最大的200MM左右，混有粗砂15及粘性土510，中密状态。层41黄土状粉土黄棕棕黄色，可塑硬塑，稍湿，具白色条纹及虫孔，含云母及微量姜结石、偶含砾石，少量砾石，夹薄层的中粗砂和黄土状粉质粘土。局部可见垂直裂隙，充填物为红色的粉砂。层42卵石层，主要成份为砂岩、泥岩，亚浑园状，杂色，一般粒径6080MM，最大可见200MM，混有砾石1020及粘性土10，部分地段混有大量中、粗砂，中密状态。层51黄土状粉土黄棕色浅黄色，可塑硬塑，含云母、煤屑及5的粗砂。具大孔隙及垂直裂隙，裂隙宽23MM，被粘土充填，到下部即闭合，局部以黄土状粉质粘土为主。层52卵石层，主要成份为砂岩、砾岩、页岩，分选差，混有块石、粗砂。中密状态，局部半胶结状（密实）。层61黄土状粉土浅黄棕黄色，可塑硬塑、坚硬，稍密，稍湿。具白色条纹及虫孔，垂直裂隙发育，裂隙被粘土充填，到下部即闭合，含少量云母，土质较均匀。层62黄土状粉土棕黄黄褐色，可塑硬塑、稍湿。含云母及黑色铁锰质薄膜，夹5左右的粗砂，砾石，偶见裂隙，土质不均匀。层63卵石层，主要成份为泥岩、页岩，半胶结状，（密实）混有卵石，细砂2030，底部见有漂石、块石。层71黄土状粉土浅红、红棕棕褐色，硬塑坚硬，稍湿干，具白色条纹及虫孔，含云母，可见黑色铁锰质薄膜，夹薄层砂层，局部为黄土状粉土。层72卵石层，主要成份为砂岩、灰岩，棱角次棱角状，混有块石、粗砂、半胶结状（密实）碎石表面为中等风化。层8石炭系中统本溪组，为黑灰、灰色的粘土岩、铝土页岩，炭质页岩、泥岩、灰岩等，表层有12M的强风化层，下部为中等风化，在南川河两岸底山丘陵区均有出露，厂区中部、西部的河谷阶地底部均有分布。3133地下水条件地下水位埋深较深，在设计基础之下，对基础没有影响。3134地震效应该工程地震基本烈度为6度，场地类别属于I类。314厂区总平面布置脱硫场地位于烟囱与铁路运输线之间，已建的建、构筑物有启动锅炉房、锅炉酸洗池、铁路护坡及厂区部分管网。根据本脱硫工程的性质、规模、工艺流程、交通运输，以及防火、安全、卫生、施工及检修等要求，结合场地自然条件，经技术经济比较后，总平面布置如下14吸收塔及相应泵房、检修支架沿铁路线旁依次布置；石灰石浆液制备车间布置在2、3吸收塔之间；14增压风机及检修支架沿原烟囱、烟道旁依次布置；脱硫综合楼布置在2、3引风机支架之间。交通运输采用原有厂区道路。脱硫场地内竖向按照与原有厂区竖向布置相协调的原则布置。新建管网布置尽可能采用架空管线。根据总平面布置，场地内已建的启动锅炉房、锅炉酸洗池、铁路护坡及部分灰管需拆除改造。315电厂大气污染物排放状况山西XX发电有限责任公司未上脱硫装置时已采用的烟气污染物治理措施有采用除尘效率99的静电除尘器，保证含尘量小于100MG/NM3。根据太原理工大学测试中心、太原电力高等专科学校、山西电力科学研究院等单位近期的测试报告显示，电厂向大气排放的主要污染物排放情况见下表表一大气污染物排放测试结果名称SO2MG/NM3NOMG/NM3备注14机组195038609141426标态4、脱硫工程建设条件41吸收剂的供应根据工艺选择结果，山西XX发电有限责任公司4300MW工程烟气脱硫采用石灰石/石膏湿法脱硫工艺，其使用的吸收剂为石灰石，石灰石的年需要量约为172800吨（按年利用小时6000小时计）。石灰石质量基本要求纯度CACO390MGCO33粒径20MM42脱硫副产物处置及综合利用条件石灰石/石膏湿法脱硫工艺的副产品以二水石膏为主，石膏含量一般在90以上。根据国际和国内的市场运作情况表明，脱硫石膏的主要用途为生产各种建筑石膏制品和用于水泥生产的缓凝剂，且发达国家由于立法的规定，脱硫石膏正在逐步取代天然石膏。目前国外火力发电厂的脱硫石膏主要用途是做建筑制品和水泥缓凝剂，建筑制品主要是纸面石膏板、石膏砌块、石膏抹灰、纤维石膏板和矿渣石膏板。而我国的脱硫石膏利用尚处于起步阶段，生产脱硫石膏并利用的电厂有重庆珞璜电厂、太原第一热电厂、山东黄台电厂和北京第一热电厂等，但在系统设计时均考虑了运至事故灰场堆放。太原第一热电厂12号机组（300MW）采用的是简易石灰石/石膏湿法脱硫工艺，处理约60烟气量，设计脱硫效率80，并投资3000多万元建了一个石膏处理厂，对含水约10的二水石膏进行烘干炒制造粒，目前销路较好，现又投资建设了一条石膏砌块生产线。其余如重庆电厂、浙江半山电厂以及太原第二热电厂均按单独设置场地堆放，待条件成熟后再加以利用。我国天然石膏资源十分丰富，已探明的石膏工业储藏量约为4715亿吨，居世界首位，广泛分布于全国各个省市自治区。随着我国工业和经济的不断发展，近年来石膏产量不断增长。据不完全统计，全国石膏的年产量在九十年代初就达到一千多万吨，产量最大的是普通石膏和雪花石膏。而且，我国天然石膏的品位和质量较好，可以满足多种工业的需要。本工程采用石灰石/石膏湿法脱硫工艺，石膏年生产量约为31万吨，纯度在90以上，不含有害杂质，表面游离水分在10左右，是一种质量较好的化学石膏。鉴于以上所述，本期工程脱硫石膏采取二级脱水后单独堆放，为今后的综合利用打下基础。43脱硫场地根据石灰石/石膏湿法脱硫装置的工艺要求并结合XX发电厂的现场情况，脱硫场地布置在烟囱后，现场情况可以满足布置要求。详见附图。44水、电、汽、气供应条件441供水和排水烟气脱硫采用石灰石/石膏湿法脱硫，4台300MW机组脱硫装置的用水量为4835T/H，根据脱硫工艺的要求并考虑降低电厂的运行成本，每台机组消耗的835T/H水中，其中69T/H采用电厂的循环水排污水，145T/H采用电厂的工业水；脱硫装置全厂的废水排放量不大于20T/H，脱硫岛内不单设废水处理车间，废水直接排至电厂的污水处理车间。442供电脱硫岛的供电方案为一采用专用厂用变压器，二由机组的厂用变压器引接，两种方案的最终确定应结合电厂的具体情况经技术经济比较确定。443供气仪用和检修用的压缩空气来自空压机房。5、脱硫工艺方案选择51设计基础参数通过对设计煤种和校核煤种分析，并结合电厂运行中实际燃煤，选择以燃用SAR18的煤种及锅炉最大连续负荷工况为设计依据。主要设计参数如下（以单台机组计）机组容量300MW处理烟气量1191507NM3/H锅炉燃煤量1378T/H燃料收到基低位发热量2147MJ/KG设计煤种含硫量180脱硫装置进口SO2浓度3745MG/NM3设计脱硫率9552脱硫工艺简介目前国内外采用的脱硫技术已有百余种，按脱硫方法来分有湿法、半干法、干法，目前在国内应用较广泛的脱硫技术主要有湿式石灰石/石膏法、旋转喷雾半干法、CFB法、NID法、炉内喷钙尾部加湿活化法等，目前国内各脱硫公司通过引进技术、合资以及自行开发已掌握了以上几种脱硫技术。对于湿法烟气脱硫工艺，其主要的代表工艺如下521湿式石灰石/石膏法湿式石灰石/石膏法其工艺特点是采用石灰石浆液作为脱硫剂，经吸收、氧化和除雾等处理过程，形成副产品石膏。其工艺成熟、适用于不同容量的机组，应用范围最广，脱硫剂利用充分，脱硫效率可达90以上。并且脱硫剂来源丰富，价格较低，副产品石膏利用前景较好。该法是目前世界上技术最为成熟、应用最广的脱硫工艺，仅燃煤电站，采用该工艺的全球装机总容量已接近149000MW，应用该工艺的机组容量约占电站脱硫装机总容量的90以上，应用的单机容量已达1000MW。在国内已有珞璜电厂一、二期300MW机组及北京一热、重庆电厂、浙江半山电厂、太原第一热电厂、太原第二热电厂、广东瑞明电厂、广东连州电厂、贵州安顺电厂2300机组、山东黄台电厂2300机组、广东台山2600MW机组、河北定州2600MW机组等工程投产，目前在建设中的大、中型工程超过100个。其不足之处是系统比较复杂，占地面积大。522海水洗涤法海水洗涤法SWW脱硫技术采用未处理的海水洗涤烟气，利用海水的天然碱性来中和二氧化硫。洗涤后，所用海水利用空气处理，以减少它的化学需氧量和降低酸性，然后将之排入大海。该工艺的主要优点为不需要固体吸收剂作为反应剂，运行成本低；其最明显的缺点是仅局限于沿海地区使用。采用该技术，在燃料含硫量低于15的情况下，脱硫效率高（最高达98），但在二氧化硫含量更高的情况下，海水的耗量将明显增大，从而使投资成本和生产成本显著增加。目前国内深圳西部电力公司2号300MW机组、福建后石电厂4600MW机组已投入运行。523氨洗涤法氨洗涤法脱硫工艺采用氨水作为脱硫剂，二氧化硫通过与氨反应从烟气中脱除，最终产品为硫酸氨；其运方式与石灰石石膏法相似。该工艺的主要优点为系统简单，占地面积小，极少出现结垢和堵塞现象、无废水排放、副产物价值高；缺点是脱硫剂的采购成本高，脱除每吨二氧化硫的成本是石灰石石膏法的15倍左右，副产物硫酸铵含氮量206，为白色或微带颜色的结晶，易溶于水，是最早生产的氮肥品种。随着化肥工业的发展，新的氮肥品种的出现，使硫铵与碳铵一样渐成被淘汰的氮肥品种。其养分低、长期施用硫铵会造成土壤板结，不宜直接施用，仅能作为复合肥的添加剂。因此，要实现其副产物的高价值，脱硫装置需配套综合利用设备（磁化复合肥生产线），从而使投资成本大大增加。另外，由于氨水和硫酸铵的价格受区域和市场影响较大，采用该技术具有较大的风险。氨水本身具有较强的挥发性和较强的刺激性臭味、并有渗透性、腐蚀性，需采取相应的防爆、防泄漏、防腐蚀措施；副产物硫酸铵易溶于水，在硫酸铵滞销时，堆放和贮存问题难以解决，并形成二次污染。53国内外脱硫装置的生产制造能力脱硫装置在国外已是一种成熟的产品，可设计生产制造的厂家很多，主要集中在美、德、日、芬兰等国。国内生产商在引进消化国外技术的基础上，已具备相当的生产和供货能力，目前主要脱硫设备除除雾器、旋流站外，其余设备均可实现国产化。54脱硫工艺的选择541选择原则（1）、工艺技术成熟，稳定可靠，在国内外业绩多，尤其是大型化业绩；（2）、吸收剂质优价廉，有稳定可靠的供货渠道；（3）、运行稳定、维护费用低；（4）、设备国产化率高；（5）、投资造价低、风险低。542本工程脱硫方案的选择几种脱硫工艺的比较钙法镁法钠法氨法脱硫效率，95959595原料石灰石氧化镁碳酸钠（纯碱）氨（液氨、氨水、碳铵）来源情况天然矿，丰富菱镁矿，有限合成，有限合成，丰富原料价格，元/吨约403501200，（纯碱）氨水2200原料消耗，吨/吨SO218507081660532（液铵）副产品CASO42H2O,石膏MGSO47H2ONA2SO4NH42SO4,化肥副产品用途可作建材原料，但基本抛弃可作化肥添加剂，但基本抛弃二次渣可作玻璃生产原料，但因质含氮量低，不能直接作为农用化肥，或水污染量差，基本抛弃需进一步加工，硫酸铵按600元/吨副产品量，吨/吨SO22627383922221产品原料差价，元/吨SO2742801992580市场业绩全世界范围90以上极少极少极少根据火力发电厂烟气脱硫设计技术规程（DL/T51962004）的规定，大容量机组（200MW及以上）的电厂建设烟气脱硫装置时，宜优先采用石灰石石膏法脱硫工艺，同时考虑到氨法等其他脱硫工艺应用的业绩较少，脱硫副产物需进一步加工才可能获得一定的利润，这样整个脱硫装置需总体考虑后投资成本增加约30，同时，其脱硫剂和副产物受地区局限和市场影响较大，大大增加了投资的风险性，因此，山西XX发电有限责任公司采用石灰石石膏法作为首选的脱硫工艺。6、脱硫工程设想61工艺部分611工艺系统构成FGD装置运行时，烟气通过位于吸收塔中部的入口烟道进入塔内。烟气进入塔内后向上流过喷淋段，以逆流方式与喷淋下来的石灰石浆液接触。烟气中的SO2被石灰石浆液吸收并发生化学反应，在吸收塔下部反应池内被鼓入的空气强制氧化，最终生成石膏晶体。在吸收塔上部，脱硫后的烟气通过除雾器除去夹带的液滴后，从顶部离开吸收塔。FGD装置所需石灰石吸收剂浆液来自石灰石制备系统，由泵送至吸收塔后进行吸收反应。脱硫反应后所产生的石膏浆液由泵送至石膏水力旋流站进行初步脱水，再经真空皮带脱水机二次脱水后成为副产物石膏，产品送至石膏储库储存。整个FGD工艺流程包括的主要工艺子系统有（1）吸收塔系统吸收塔本体吸收塔循环管线系统脉冲悬浮系统分析仪表系统氧化空气系统除雾器系统石膏浆液泵系统（2）烟气系统烟道系统烟气再热器系统增压风机系统挡板门密封空气系统（3）石膏脱水及储存系统石膏旋流站系统真空皮带脱水机系统石膏储存及转运系统石膏制备回水系统废水旋流站系统（4）石灰石浆液制备系统石灰石粉接收和储存系统石灰石制浆系统石灰石浆液供给系统（5）公用系统工艺水系统冷却水系统压缩空气系统（6）浆液排放及收集系统事故浆液池系统吸收塔排放池系统612反应原理用于去除SOX的浆液收集在吸收塔浆池内。这个吸收塔浆池被分成氧化区和结晶区，在上部氧化区内，氧化空气通过一个分配系统吹入，在PH值为45的浆液中生成石膏；在结晶区，石膏晶种逐渐增大，并生成为易于脱水的较大的晶体，新的石灰石浆液也被加入这个区域。613化学过程化学反应过程描述如下石灰石的溶解CACO3CO2H2OCAHCO32与SO2反应CAHCO322SO2CAHSO322CO2氧化CAHSO32CACO3O22CASO4CO2H2O石膏生成CASO42H2OCASO42H2O去除SO2总反应方程式CACO3SO2O22H2OCASO42H2OCO2石灰石或碳酸钙在水中的低溶解性在吸收塔内被二氧化碳提高。通过溶解过程，生成碳酸氢钙。碳酸氢钙与二氧化硫反应生成可溶的亚硫酸氢钙。在氧化区，亚硫酸氢钙与空气中的氧发生反应，生成硫酸钙。浆液中的硫酸钙再结晶生成二水硫酸钙，即石膏。反应原理图614系统描述6141吸收塔系统吸收塔由吸收塔浆池、吸收区及除雾器区组成。烟气中SO的去除和石膏的生成在吸收塔内完成。布置4层喷淋层，浆液通过喷嘴成雾状喷出。循环泵把吸收塔浆池中的浆液输送至喷淋层。最上面的喷淋层只布置与烟气逆流的喷嘴，其余喷淋层均布置有顺流和逆流双向喷射喷嘴。SO被喷淋浆液吸收，并与之反应。通过吸收区后的净烟气经位于吸收塔上部的两级除雾器后排出。空气通过氧化风机送入氧化区。氧化空气在进入吸收塔之前在管道中被加入工艺水，目的是为了冷却并使氧化空气达到饱和状态。通过这种方式，可以防止热的氧化空气在进入吸收塔时，在氧化空气管出口使浆液中的水份蒸发而造成出口浆液粘结、结垢的现象发生。氧化空气经过一个特殊的分配系统进入氧化区。这个分配系统是由几个管道组成的管线系统构成。氧化空气通过氧化管道上的开孔喷入浆液。由于开孔向下，FGD停运时，浆液中的固体不会进入氧化空气分配系统。氧化空气分配管布置在分区管之间，相应减少了吸收塔自由横截面，增加了浆液喷入结晶区的流速，从而阻止了浆液从结晶区向氧化区的回流混合。因为回流混合将会增加氧化区的PH值，以至于使氧化反应变得困难。结晶区位于吸收塔浆池中氧化区下部。在结晶区，逐渐形成大的易于旋流器分离的石膏晶体。结晶过程要求浆液中固体含量在150最大180G/L，同时在浆池中要有足够的停留时间。新的石灰石浆液也在此区域加入，以保持吸收剂的活性。通过控制系统调节加入的浆液量。石膏浆液通过石膏浆液泵输送至石膏旋流站，石膏浆液泵的吸入口位于氧化空气分配系统的下部。喷淋浆液在吸收塔中被氧化和更新，通过吸收塔循环泵输送至喷淋层。通常情况下，3台、4台循环泵同时运行，这取决于未处理烟气量的大小及烟气中SO2的含量；为了保障吸收塔内的安全运行，至少2台吸收塔循环泵同时运行。吸收塔浆池还配置有脉冲悬浮系统，由一运一备的两台脉冲悬浮泵组成。脉冲悬浮系统的喷嘴把浆液喷向吸收塔底部，防止底部浆液沉积。脉冲悬浮泵有两个吸入管，通常情况下使用低位的吸入口。脉冲悬浮泵启动时，浆液取自高位吸入口，运行一段时间后，底部的固体沉积物被悬浮起来，然后转换至低位吸入口运行。因为在任何负荷情况下脉冲悬浮泵均运行，所以分析仪表（PH计与密度计）及事故排浆管道安装在脉冲悬浮泵排出管上。当浆液通过吸收区时会带走液滴。为了满足净烟气的要求及防止液滴在下游部件中发生沉积，大部分液滴必须被再次分离。在吸收塔上部安装了一个两级除雾器，当净烟气通过第一级除雾器时，大部分液滴被分离出来，通过第二级除雾器可以获得更好的分离效果。在除雾器的表面会产生固体沉积，因此必须设置冲洗水。烟气蒸发会带走吸收塔内的一部分水，同时石膏浆液排出也会带走一部分水，因此吸收塔的液位会降低。吸收塔的补水通过除雾器的冲洗水和单独的工艺水补水实现。在吸收塔烟道入口设置有内表面冲洗系统。当热的烟气进入吸收塔时，会在入口烟道下表面形成固体沉积。这些固体沉积通过内表面冲洗系统来清洗。为防止腐蚀及磨损，吸收塔在不同的位置，在防腐内衬上进行了不同的处理，以保证在任何可能的情况下，吸收塔能经受温度、腐蚀、摩擦的综合作用而不致损坏。1）浆液循环泵每个吸收塔配有四台浆液循环泵，浆液据此得以循环喷淋，并保证吸收塔内合理的液气比，使浆液能最大限度地吸收S02。每台浆液循环泵带一层喷嘴。2）氧化风机吸收系统设有2100氧化风机，风机型式为罗茨风机。氧化风机的作用是使塔内的生成物亚硫酸钙得到完全氧化。3）石膏浆液输送泵在塔内生成的石膏通过石膏浆液泵送至石膏脱水车间进行脱水处理。4）脉冲悬浮泵吸收塔浆池还配置有脉冲悬浮系统，设置2台脉冲悬浮泵（1运1备）。脉冲悬浮系统的喷嘴把浆液喷向吸收塔底部，防止底部浆液沉积。因为在任何负荷情况下脉冲悬浮泵均运行，所以分析仪表（PH计与密度计）安装在脉冲悬浮泵排出管上。当需要排空吸收塔时，浆液由脉冲悬浮泵送至事故浆液箱。6142烟气系统烟气系统主要包括增压风机、烟道、挡板门、吸收塔等。当正常工作时，未脱硫的烟气从水平主烟道引出，经过脱硫系统进口挡板门及增压风机增压后，进入吸收塔内。烟气在塔内自下而上运动，其间与从塔的上部喷淋下来的石灰石浆液充分接触，并发生化学反应，烟气中的二氧化硫被除去，同时烟气温度降至4050左右。净化后的烟气经吸收塔顶部的两级除雾器除去雾滴后，离开吸收塔，进入烟道，经过脱硫系统出口挡板门，回到原有水平主烟道，再经过烟囱排入大气。为防止脱硫系统故障时影响锅炉的正常运行，在原有水平主烟道上加装了旁路挡板门。当脱硫系统故障时，脱硫系统进出口挡板门关闭，旁路挡板门自动打开，未处理烟气直接进入烟囱排入大气。烟道的旁路系统是必需的，它不仅有利于FGD系统的检修，而且在锅炉点火阶段也必须使烟气经旁路排向烟囱进入大气，以免点火阶段烟气中油滴、碳黑、粉尘等进入FGD系统。另外，如果电气除尘器因某些电场故障退出运行，使效率降低时，也应关闭FGD，因为大量粉尘进入FGD系统，不仅使石膏品质急剧恶化，还使各浆液系统充满灰尘，引起结垢和堵塞。水平主烟道和烟囱采取合理工艺进行防腐改造，防止湿烟气对烟道和烟囱的腐。1）增压风机增压风机主要用来克服脱硫系统的阻力，每套脱硫系统采用一台100容量的轴流式风机。2）烟气挡板及其密封系统烟气挡板采用双层百叶窗式挡板，为防止未处理烟气向净化烟气的泄漏，而影响脱硫效率以及防止挡板被腐蚀，设置了挡板密封系统。每套脱硫系统对应地设置一套挡板密封系统。密封气来自空气，为防止密封烟气与未处理烟气混合后产生露点腐蚀，设置加热器将密封烟气温度加热至100左右后送至各挡板。6143石膏处理系统从吸收塔浆池排出的石膏浆固体浓度约为1520（WT），经水力旋流器脱水浓缩至固体物浓度达50（WT），然后进入真空皮带脱水机脱水，为控制脱硫石膏中CL等成分的含量，确保脱硫石膏质量能满足市场应用的要求，在石膏脱水过程中需设置冲洗装置用清水对石膏进行冲洗。脱水后的石膏固体表面含水率不超过10，在皮带机后落入石膏库，再由汽车运至专门的灰场存放，为以后的石膏综合利用创造条件。每台炉设一套石膏旋流站。石膏浆液旋流站的容量按一台炉BMCR工况产生的石膏浆液量选择，四台炉设一套废水旋流站。系统设置两台真空皮带脱水机。每台真空皮带脱水机的出力按四台锅炉BMCR工况运行时产生的75石膏浆液量配置。石膏库可贮存本工程四套脱硫装置BMCR工况产生的3天的石膏量。6144吸收剂制备与浆液供给系统用自卸卡车将石灰石（粒径20MM）运输至电厂，经地磅计量后倒入地下料斗，经给料机、斗式提升机、皮带输送机送至钢制石灰石贮仓内，再由称重给料机送到湿式球磨机内磨制成浆液，石灰石浆液通过磨机浆液循环泵输送到水力旋流器经分离后，大尺寸物料再循环至湿式球磨机，溢流物料存贮于石灰石浆液箱中,然后经石灰石浆液泵送至吸收塔。本系统设置二台湿式球磨机，每台磨机出力为四台锅炉BMCR工况下75的石灰石耗量，磨机配置相应的磨机浆液旋流分离器，磨机浆液箱和磨机浆液泵等。全套吸收剂供应系统可以满足FGD所有可能出现的负荷范围。石灰石质量基本要求纯度CACO390MGCO33粒径20MM6145公用系统公用系统包括工艺水系统、工业水系统及压缩空气系统。业主提供脱硫岛两种水源，一种为生水，另一种为循环水排污水。1）工艺水系统工艺水采用循环水排污水，主要用于除雾器冲洗、吸收塔补水、吸收塔入口烟道冲洗、石灰石制浆制备等。工艺水系统设一个工艺水箱，两台工艺水泵和六台除雾器冲洗水泵。2）工业水系统工业水采用生水，主要用于石膏冲洗、真空泵密封、氧化空气冷却以及设备冷却等。工业水系统设一个工业水箱和两台工业水泵。3）压缩空气系统脱硫岛所需的压缩空气由岛内自设空气压缩机提供。6146浆液排放及收集系统本工程1、2、3、4机组共用一座事故浆液箱，在发生故障或认为有必要时，吸收塔中浆液可迅速排入事故浆液箱。事故浆液箱的容量按能容纳一座脱硫塔内的全部浆液及相应地坑内的全部浆液。事故浆液箱内设置脉冲悬浮系统及浆液回送泵。排放系统除设有事故浆液箱外，还有吸收塔区域排放池和各个公用区域排放池。615FGD岛区域布置根据工艺布置合理、尽量利用现有场地、减少拆迁工作量、缩短工程建设周期等原则，结合山西XX发电有限责任公司脱硫装置可利用空间，本工程FGD装置及相关建筑物主要布置于电厂烟囱后马路和铁路护坡之间的范围内，并按各自功能分区布置。FGD装置的主要组件包括吸收塔、增压风机、事故浆液箱等露天布置。增压风机布置在水平主烟道和烟囱后马路之间，循环泵房位于吸收塔的右侧，石膏泵、脉冲悬浮泵和氧化风机布置在一个房间内，位于吸收塔的西侧。石灰石制备系统布置在两个烟囱之间。石膏脱水系统和电控楼合并布置在两个烟囱之间原启动锅炉房的位置。详见总平面布置图。62电气部分621概述AFGD区域内的电气系统设计主要包括以下部分B6KV系统电气接线及布置C04KV系统电气接线及布置（包括脱硫低压工作变压器）D事故保安电源电气接线及布置E防雷保护及接地、滑线设计F直流系统G交流不停电电源H电缆、电缆设施（包括电缆沟道、电缆桥架的布置）及电缆防火I照明及检修J岛内通信622电气系统62216KV系统脱硫岛的供电方案为方案一由机组的厂用变压器引接，方案二采用专用脱硫高压变压器，对两种方案论述如下本次新增脱硫负荷总容量约为20576KVA，单机脱硫负荷总容量最大值为6285KVA，其中低压1509KVA，高压4776KVA。厂用电负荷统计（机组负荷300MW时，电厂提供资料）公用IA，IB厂用IA厂用IB工作电流200A900A650A厂用IIA厂用IIB厂用IIIA厂用IIIB工作电流900A700A1000A800A根据工作电流计算各台机组的实际负荷2001732620784KVA9001732683582KVA6501732667548KVA7001732672744KVA10001732610392KVA8001732683136KVA根据负荷容量及性质，脱硫负荷电源（6KV脱硫电动机及低压干式变）直接引自6KV工作III，IV段。现有高厂变容量均为40000KVA，低压侧为分裂绕组，容量均为25000KVA。其富余容量足够为每台机组脱硫岛的负荷供电，经初步核算可满足工程改造要求。方案一可靠性高，脱硫和主厂电气系统有分界点，脱硫岛的故障不会引起发电机跳闸，设备少，节省投资。布置方案简单可行，故作为推荐方案。方案二发电机出口T接方案，设备多，故障点也多，布置方案也较复杂，需要增加脱硫高压变压器，需架设母线桥，更换原发变组保护。室内布置的就地的6KV断路器柜和PT柜。脱硫变的故障可能会引起发电机跳闸，降低了全厂安全运行的可靠性。故作为备选方案。脱硫岛内6KV系统采用单母线接线，每台炉设一个脱硫段，共四段。4台炉公用设备共设置一段。每段6KV脱硫母线分别由本台机组6KV工作A，B段供电，每个脱硫段上的两路电源互为备用。每台炉的6KV脱硫单元负荷分别接于各自的脱硫段上，脱硫系统的6KV公用负荷电源引自6KV厂用电II，IV段。622204KV系统1）整套脱硫装置共设四台低压工作变A、B、C、D。PCA、B、C、D段分别为14机的脱硫低压及公共负荷供电；其中A与B及C与D低压工作变互为备用。当一台低压工作变故障时由另一台变压器负担起本段及及故障段的低压负荷。其中A、B段负责脱硫岛全部公共低压负荷。380/220V脱硫A、B段之间及C、D段之间设联络开关，手动切换。2）由于脱硫岛公用负荷较多，并且比较集中。因此设置公用MCC段，其工作电源和备用电源分别取自400VPCA段和B段，工作电源与备用电源手动或自动切换；分别为石灰石制备系统、石膏脱水系统等负荷供电。3）本工程可以设置一台柴油发电机组，为了确保安全停机和设备安全，脱硫岛设保安段，400V保安段正常情况由400VPC段供电；事故情况下自动切换至柴油发电机组。623设备选择62316KV主要电气设备选择6KV开关柜采用金属铠装中置式开关柜。6KV厂用电开关设备选用真空断路器和FC回路。对于大容量回路采用真空断路器，对于1000KW及以下的电动机和1250KVA及以下的厂用变压器回路采用FC回路方式供电。6232脱硫低压变为了提高供电的安全可靠性、减少维护工作量。低压变压器采用高效节能的环氧树脂浇铸的干式变压器，F级绝缘水平。6233低压开关柜380/220VPCMCC系统中，采用开断能力大，动、热稳定值高的抽屉式配电屏，以便于维护、检修。624事故保安及不停电电源6241事故保安电源的接线方式及设备选择为了保证在脱硫岛事故停电时，能安全地停机，避免主设备损坏，脱硫岛在每两台机380/220V低压用电系统中设置一段380/220V保安段，共计两段。380/220V保安段正常情况由380/220VPC段供电；事故情况下自动切换至柴油发电机组供电。6242不停电电源设备选择为满足热工自动化装置对交流电的特殊要求，本工程独立设置两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、闭锁二极管、主配电屏、分配电屏等组成。UPS的直流电源取自直流蓄电池组。不停电电源装置与热工控制室同层布置。625电气设备布置根据脱硫岛本体布置情况，高压厂用配电装置、低压厂用配电装置的PC段保安段及低压脱硫变均布置在电控楼底层。626直流系统直流系统采用单母线分断接线，电压等级采用220V。直流系统包括2组220V铅酸阀控免维护蓄电池，2套高频开关充电器及直流馈线屏。220V的两组蓄电池互为备用。直流母线设一套微机型的绝缘监测装置，对直流系统各馈线的绝缘状态进行自动监测，便于寻找接地点。脱硫岛设置两套直流系统，直流系统由若干面屏柜组成；除了蓄电池单独布置以外，整个直流系统均布置在与热工控制室同层的直流及UPS设备间内。627二次线、继电保护及自动装置6271低压脱硫变及高压电动机均采用微机综合保护，安装在6KV开关柜内。脱硫岛电动机控制采用DCS及PLC控制，并在就地设硬手操。6272PC电源和MCC电源的切换视实际情况采用备用手动或自动切换装置。各保护装置跳闸出口采用硬接线直接出口。6273电气设备纳入DCS分散控制系统，从安全停机的角度考虑配置少量必要的独立于DCS的常规仪表和硬操设备，布置于操作台上和辅助屏上。628过电压保护及接地本岛接地装置采用水平接地体为主和垂直接地体组成的复合人工接地网，脱硫岛区域内为独立的闭合接地网。接地电阻小于4欧姆，并与电厂的主接地网至少有四处相连。接地体采用热镀锌防腐蚀措施。629照明和检修网络本工程照明系统设置交流正常照明，交流事故照明和直流事故照明，并设有一部分应急灯照明。工作照明和事故照明电压一般为220V，安全照明电压为24V和12V两种。高度低于24M的照明器采用24V，吸收塔检修照明电压为12V，通过检修电源箱内的220/12V降压变压器获得电源。6210厂内通信岛内通信电话系统由电厂总配线架引接，分线盒至电厂总配线架的连接电缆采用带铠装的通信电缆。分线盒至电话机采用电话线穿管暗敷。6211电缆设施采用电缆桥架和电缆沟相结合的敷设方式。6212电气设施的防火措施电缆防火阻燃措施包括电缆沟的阻火墙，大小竖井的封堵，电缆穿墙孔、楼板孔的封堵，开关柜、配电屏、控制保护屏（台）电缆孔洞的封堵，电缆沟与电缆沟的交叉处、电缆沟及架空桥架进入建筑物入口处的封堵，靠近油管、油箱和高温管道处的隔离等。对于6KV、380V配电装置室、直流及UPS设备室、控制室及电子室等均设有烟感感温探测器及足够的消防设施。6213改造部分涉及原有设备，建构筑物改造方案，将另外以专题形式出版，其设计原则为尽量不改动原有设施，尽量利用原有设备。电缆沟如果一定要改道，也尽量保证电缆长度不增加，以免更换电缆。63热控部分631热工自动化水平根据脱硫系统的工艺特点及规模，两台机组设一套DCS控制系统，公用部分设一套DCS控制系统。四台机组及公用脱硫系统共设6台操作员站，2台工程师站。在脱硫综合楼上为四台机组的脱硫控制系统设置一个单独的电子设备间（下设电缆层），脱硫系统的操作员站分别设置在相应的机组集中控制室内（3台操作员站布置在电厂1、2机组集中控制室，另3台操作员站布置在电厂3、4机组集中控制室），操作人员可在控制室内通过LCD及键盘和鼠标对脱硫系统进行监视和控制操作。两台机组及公用系统脱硫控制（FGDDCS分别设置网络，彼此间通过网桥连接，同时1、2、3、4机组、公用系统采用不同的处理器（DPU）。详细配置见附图FGD92KK01DCS系统配置。四台机组及公用的脱硫分散控制系统IO点总数初步按5417点考虑（不含备用点）。除在操作台上设置旁路挡板门等重要设备的紧急操作按钮外，控制室不设其它常规仪控表盘。脱硫DCS控制系统与机组DCS的重要信号，通过硬接线方式实现。烟气脱硫控制系统采用先进的DCS分散控制系统，FGD的控制系统将设计成具有完善的数据采集、闭环控制、顺序控制及联锁保护等功能的系统。在控制室内对脱硫系统的监视控制满足下列要求在就地运行人员少量干预配合下，实现系统启停实现正常运行工况的监视和调整实现异常工况的报警和紧急事故处理脱硫系统DCS控制范围包括增压风机、吸收塔系统等脱硫主系统及吸收剂制备输送、事故浆箱、石膏脱水及处理、工业水、工艺水等公用辅助系统。为满足脱硫系统的实时在线监控及环保所需的烟气排放监测的需要，配置烟气连续监测分析系统。脱硫DCS系统留有与全厂SIS系统的接口。632控制室布置本工程烟气脱硫IC系统不设置单独的操作人员，其操作员站分别设置在机组集中控制室内。脱硫系统的控制将由运行人员通过脱硫DCS操作员站监控。四台机组脱硫系统设1个公用的电子设备间，布置在脱硫岛内的脱硫综合楼上。633自动化功能脱硫控制系统FGDDCS至少满足以下功能6331数据采集系统（DAS）数据采集系统具备工艺流程状态显示、操作过程显示、实时数据显示、趋势显示、报警、历史数据存储检索、定期报表、性能计算、SOE事故顺序记录等功能。6332主要闭环调节回路（MCS）系统主要的闭环调节回路包括增压风机入口压力控制、石灰石浆液浓度控制、吸收塔PH值及FGD出口SO2浓度控制等。6333主要顺序控制功能组（SCS）完成脱硫系统及辅助系统的启停顺序控制。包括脱硫系统启动、停止顺序控制功能组以及除雾器清洗、增压风机、工艺水系统、石灰石制备系统等设备的顺序控制功能组。6334FGD系统的联锁保护FGD装置的联锁保护动作至少包括FGD进口温度异常、进口压力异常、增压风机故障、循环浆泵启/停及事故联锁、吸收塔排浆泵启/停及事故联锁、石灰石浆液泵启/停及事故联锁等。来自机组的FGD保护条件包括锅炉状态（MFT、火焰、吹扫等）、油燃烧器投入状况、煤燃烧器投入状况、除尘器投入状况等，相应信号取自锅炉控制系统。为保证测量可靠，重要的保护用过程信号、状态等采用三取二测量方式。FGD保护动作时自动快速开启旁路挡板门，切除FGD。控制室设手动按钮，在紧急状态时强制动作旁路挡板门，保证锅炉安全运行。6335系统可靠性措施为保证系统的可靠运行，对以下FGDDCS主要部分均采用冗余配置控制器CPU11电源CPU、I/O、机柜电源、模件电源、操作电源11通讯高速公路11操作站6台634热工自动化设备选型本工程的脱硫控制系统DCS，一次检测元件及仪表如烟气分析仪表、PH计、密度计、流量仪表、热电阻、温度计、物位计、变送器、逻辑开关、压力表等，盘、台、箱、柜和热工安装材料等的热工自动化设备材料的选型将本着先进、适用的原则，择优选取，确保FGD系统的安全运行和可控性。635辅助系统本工程FGD辅助系统的信号原则上直接进入DCS监控，个别随主设备带有就地仪表控制盘的系统都将与脱硫分散控制系统留有接口以实现集中监控。为了便于运行人员现场运行的监视,FGD将在重要的无人值守区域如吸收塔区域、石膏脱水、石灰石浆液的制备等设置工业闭路电视监视系统，该监视系统的监视器布置在机组集中控制室内。64土建部分641建筑设计本工程建筑物的设计以安全、适用、经济、美观为基本原则，建筑设计根据生产工艺流程、使用要求，自然条件、建筑材料、建筑技术等因素，结合工艺设计进计建筑物的平面布置、空间组合及建筑造型设计并注意建筑群体与周围环境的协调。建筑设计除应满足规范要求外尚应配合工艺解决好建筑内部通道、防火、防爆、防水、防噪声、保温隔热、采光、通风和生活卫生设施等方面的问题。642建筑材料土建结构所需水泥、骨料、砖、钢材、型钢、焊条、螺栓、油漆等材料均应遵守国家和行业标准。所有钢筋混凝土结构构件及动力设备基础混凝土强度等级不低于C30。所有地下沟、坑、池的混凝土强度等级不低于C25，防水混凝土抗渗等级不低于S6，