2215;135MW机组烟气脱硫改造工程“二炉一塔”及“一炉一塔”方案研究分析报告.doc

2135MW机组烟气脱硫改造工程 “二炉一塔”及“一炉一塔”方案研究分析报告2135MW机组烟气脱硫改造工程 “二炉一塔”及“一炉一塔”方案研究分析报告目 录第一章 概述- 1 -1.1 项目概况- 1 -1.2 编制依据- 1 -1.3 研究范围- 2 -1.4 主要技术原则- 2 -1.5 工作简要过程- 3 -第二章 电厂状况- 4 -2.1 电厂概况- 4 -2.1.1 电厂简介- 4 -2.1.2 机组状况- 4 -2.2 区域环境状况- 5 -2.2.1 厂址概述- 5 -2.2.2 交通运输- 5 -2.2.3 工程地质- 6 -2.2.4 水文气象- 6 -2.3 燃料- 8 -2.4 水源水质- 9 -2.5 污染物排放状况- 10 -2.5.1 现有电厂主要大气污染物排放情况及控制现状- 10 -2.5.2 废水排放情况- 11 -2.5.3 灰渣处置方式- 11 -2.5.4 电厂执行的标准- 11 -2.6 电厂控制方式及控制水平- 12 -2.6.1 控制方式- 12 -2.6.2 控制水平- 12 -第三章 工程建设条件、脱硫设计参数及工艺- 13 -3.1 工程建设条件- 13 -3.1.1 建设场地- 13 -3.1.2 水、电、气等建设条件- 13 -3.2 脱硫工艺设计参数- 14 -3.2.1 设计基础参数- 14 -3.2.2 脱硫工艺方案的选择- 15 -第四章 脱硫工程设想- 18 -4.1 总体方案概述- 18 -4.2 方案一：“二炉一塔”脱硫- 18 -4.2.1 工艺流程介绍- 18 -4.2.2 总平面布置- 24 -4.2.3 水工及消防- 24 -4.2.4 土建部分- 24 -4.2.5 仪表和控制系统部分- 28 -4.2.6 电气部分- 31 -4.2.7 主要设备材料清册- 33 -4.3 方案二：“一炉一塔”脱硫- 43 -4.3.1 工艺流程介绍- 43 -4.3.2 总平面布置- 45 -4.3.3 水工及消防- 46 -4.3.4 土建部分- 46 -4.3.5 仪表和控制系统部分- 47 -4.3.6 电气部分- 47 -4.3.7 主要设备材料清册- 48 -第五章 环境效益和社会效益- 59 -5.1 环境保护标准- 59 -5.2 脱硫系统主要污染源及治理措施- 59 -5.2.1 主要污染源- 59 -5.2.2 主要污染治理措施- 59 -5.3 脱硫工程的环境、社会与经济效益- 60 -5.3.1 环境效益- 60 -5.3.2 社会效益- 61 -5.3.3 经济效益- 61 -5.3.4 烟气排放监控系统及管理- 62 -第六章 节约和合理利用能源- 63 -6.1 节约能源- 63 -6.2 节约用水- 63 -第七章 劳动安全和工业卫生- 64 -7.1 劳动安全- 64 -7.1.1 烟气脱硫系统存在的主要安全问题- 64 -7.1.2 安全防治措施- 64 -7.2 劳动保护- 65 -7.2.1 脱硫系统中可能造成的职业危害- 65 -7.2.2 劳动保护措施- 65 -第八章 生产管理与人员编制- 66 -第九章 项目实施及轮廓进度- 67 -9.1 项目实施- 67 -9.2 轮廓进度- 67 -第十章 投资估算及经济评价- 70 -10.1 投资估算- 70 -10.1.1 投资估算编制依据- 70 -10.1.2 其他说明- 70 -10.1.3 投资概况- 70 -10.1.4 附表- 71 -10.2 成本估算- 76 -第十一章 结论与建议- 79 -11.1 主要技术经济比较- 79 -11.2 方案对比- 80 -11.3 结论- 80 -11.4 建议- 80 -2135MW机组烟气脱硫改造工程 “二炉一塔”及“一炉一塔”方案研究分析报告第一章 概述1.1 项目概况某发电有限公司（以下简称库电）位于某山脉南麓，塔里木盆地北缘，某县境314国道旁，占地面积17.38公顷。电厂是由中国国电集团公司出资85%（控股），阿克苏地区国兴投资经营有限责任公司出资10%，某县资产经营有限责任公司出资5%，共同投资组建的火力发电企业，总规划容量为2135MW+2330MW凝汽式机组，总装机容量540MW。目前电厂装机容量为2135MW，于2006年5月12日投产发电，为了落实国家环保部关于锅炉二氧化硫治理的整改要求，电厂已于2008年4月委托国电环境保护研究院对现有1、2号机组编制了烟气脱硫改造工程可行性研究报告，脱硫改造工程按“二炉一塔”方案设计，并通过了自治区发改委评审，目前正拟进行项目初步设计及招标工作。国电某发电有限公司（以下简称红电）9号1110MW机组脱硫改造工程，由国电环境保护研究院进行EPC总承包，按“一炉一塔”方案设计，目前已经完成了可行性研究及初步设计工作，该项目现已开工建设，主要设备已基本招标完毕。近日某发电有限公司书面通知国电环境保护研究院，红电9号机组被集团公司列入2010年关停项目，故脱硫改造工程停工，由于该脱硫改造工程主要设备已订货完毕，国电某电力有限公司从节约资金的目的考虑，特再次委托国电环境保护研究院对库电2135MW机组烟气脱硫工程“二炉一塔”及“一炉一塔”脱硫方案进行可行性研究，要求分析能否将红电1110MW机组“一炉一塔”脱硫装置替代库电2135MW进行建设，并从脱硫场地布置、投资预算及发电成本影响分析、设备维护、公用系统等对改变库电一期脱硫装置方案的影响等因素进行全面综合分析。国电环境保护研究院根据某发电有限公司的委托要求，结合库电和红电脱硫改造工程的实际状况，经过认真分析、论证，形成本报告。1.2 编制依据（1）某发电有限公司2135MW机组烟气脱硫改造工程可行性研究报告编号：5963-08129K-P（2）关于某发电有限公司2135MW机组烟气脱硫改造项目可行性研究报告的批复新发改地区20081794号。（3）关于委托论证“二炉一塔”及“一炉一塔”脱硫方案的函国电库函200919号。1.3 研究范围本研究属于某发电有限公司脱硫工程的前期工作。根据技术合同，本项目的研究范围为本期#1、#2机组（2135MW）烟气脱硫工程的“二炉一塔”和“一炉一塔”脱硫方案的比较及论证。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）的相关规定，同时结合电厂脱硫工程的特点，报告主要包括以下内容：（1）概述；（2）电厂状况；（3）脱硫工程建设条件、脱硫设计参数及工艺；（4）脱硫工程设想；（5）环境效益、经济效益和社会效益；（6）节约和合理利用能源；（7）劳动安全和劳动保护；（8）劳动定员；（9）项目实施和轮廓进度；（10）投资估算和运行成本；（11）结论与建议；（12）附件；1.4 主要技术原则根据技术合同的要求，本研究分析报告将紧紧结合某发电有限公司9号机组脱硫项目，对本期#1、#2机组进行“二炉一塔”和“一炉一塔”方案进行研究分析，遵循相关技术标准、法规和依据，做到范围明确、突出重点、便于实施的原则。（1）满足环保要求：立足SO2污染现状，结合国家和地方环境法规的要求，提出合理、可行的控制目标，并留有一定的余量，以满足未来5-10年中渐趋严格的排放标准和环保法规的要求。（2）结合电厂实际：结合机组现状，根据机组容量、寿命、燃煤硫份等特点，充分考虑当地的资源条件和脱硫工程的建设条件，电厂二期脱硫因素以及结合红电的设备选型，对本期工程的脱硫方案进行有针对性的研究分析。（3）兼顾外部条件：在周围资源许可的条件下，优先考虑价格便宜，对周围环境不会产生污染的吸收剂工艺。（4）副产物综合利用或考虑今后综合利用的可能性：脱硫副产物应尽可能综合利用。在缺乏综合利用条件时，脱硫副产物可考虑与灰渣分别堆放，留有今后综合利用的可能性，并采取防止副产物造成二次污染的措施。（5）对原有机组影响降到最低：脱硫系统工艺方案的分析要充分考虑本工程的实际情况，妥善处理好与在运机组衔接关系，尽量减少工程实施过程中对主机运行的影响，确保主体发电工程正常运行。脱硫系统能持续稳定运行，且脱硫系统的启停和正常运行均不影响机组的安全运行和电厂的文明生产。（6）落实设计输入和关键条件：设计输入条件要落实，水、电、气、汽、暖通、消防、控制等的接口要落实，场地条件要落实。（7）工艺先进、性价比高：脱硫工艺技术先进，设备可靠，性能价格比高，有处理同容量大型燃煤机组烟气的商业运行业绩，且对燃煤硫份有较好的适用性。（8）资料可靠：与本研究有关的基础参数和资料，均参照某发电有限公司2135MW机组烟气脱硫改造工程可行性研究报告，并已经电厂确认，确保基础参数和资料的可靠性。1.5 工作简要过程在收资调研、研究分析，并经反复论证后，编写本研究分析报告。具体的进度为：2009年4月24日4月28日进行研究报告收资及参数确认；2009年4月29日5月5日进行研究分析；2009年5月6日5月11日整理报告和报告质量内审；2009年5月12日报告电子版提交电厂；2009年5月16日修改出版本研究分析报告。- 50 -第二章 电厂状况2.1 电厂概况2.1.1 电厂简介某发电有限公司原总规划容量为2135MW+2330MW凝汽式机组，总装机容量930MW。一期工程为2135MW，#1机组于2006年3月22日首次并网发电，#2机组于同年12月18日并网发电，均尚未建设脱硫设施。二期扩建2330MW机组正在有序地筹建中。2.1.2 机组状况主设备参数见表2.1.2。表2.1.2-1 主设备参数项 目参 数备 注总装机容量（MW）2135MW投产时间1996（应该是2006）锅炉型号SG-420/13.7-M778型式超高压中间再热凝汽式机组超高压、中间再热自然循环汽包炉生产厂家上海锅炉有限公司蒸发量(t/h)440B-MCR主蒸汽温度（）540B-MCR主蒸汽压力（MPa）13.7B-MCR给水温度（）246B-MCR锅炉效率（%）92.3设计值汽轮机型号N135-13.24/535/535型型式超高压、中间再热反动式、双缸双排汽、单轴凝汽式生产厂家上海汽轮机有限公司出力(MWH/h)135MW经济功率发电机型号QFS-135-2生产厂家上海汽轮发电机有限公司引风机数量（台）22型号Y4-260-1424F流量（m3/h）450000MCR压头（Pa）5200电机功率（KW）1000转速（r/min）945除尘器型号RWD/KFH291.224名称双室四电场静电除尘器生产厂家兰州电力修造厂除尘效率，%99.85脱硫效率，%处理烟气量m3/h870000烟囱高度、出口直径结构高度150米，出口直径4.5米，单管钢砼2.2 区域环境状况2.2.1 厂址概述某发电厂厂址位于某区阿克苏地区某县境内，某县是某第二大县，位于某中西部，天山南部中段，塔克拉玛干北侧，塔里木盆地北缘。厂址在某县城西北7公里，217国道西侧，场地为戈壁荒滩，地形平坦开阔。地势西北高，东南低，地面自然坡度为3%，厂址地面高程为1094米（1956年黄海高程系）。2.2.2 交通运输某古称龟兹，是丝绸之路重要通道，交通位置十分重要。南疆公路交通大动脉314国道东西横穿县城，东往轮台、库尔勒，西至阿克苏。217国道，即独库公路，北起奎屯、独山子，穿天山山脉，经巴音布鲁克大草原直达某，将南北疆紧密联结。塔中沙漠公路向南穿越塔克拉玛干沙漠，通往民丰、于田。2.2.2.1 电厂主要交通电厂燃煤采用公路运输至电厂；脱硫用的石灰石采用公路运输；灰渣及石膏由汽车运至灰场。2.2.2.2 铁路运输南疆铁路大动脉，东西横穿某县，境内段长约110公里，设某站、牙哈站等火车站，其中某站为客货站，4股道，正线有效长820米，路基面设计高程为1042.62米。牙哈站为中间站，2股道，正线有效长810米，路基面设计高程为1034.98米。2.2.2.3 公路运输314国道东西横穿县境，境内全长111.50公里。向西258公里至阿克苏市，向东281公里至库尔勒市。该国道为国家二级公路标准，路基宽10米，路面宽7米，最大纵坡6%，桥涵载重汽-15级，挂-60级。217国道南北横穿县境，境内全长184公里。向北537公里至独山子，起点为某县城。该国道为537国家三级公路标准，路基宽8.5米，路面宽6.5米，最大纵坡7%，最小曲半径20米。桥涵载重汽-15级，挂-80级。每年5月至10月通车，其余月份雪封。2.2.2.4 机场概况某机场位于某县城中心以东约1公里，可起降中型飞机。2.2.3 工程地质（1）地形地貌库电厂址位于某区阿克苏地区某县城西北7公里处，以厂区为中心，向南2公里国道和南疆铁路，向北为坟场和却勒塔格山，向东为217国道和某化肥厂，向西为残蚀丘陵和库木吐木千佛洞。地貌为山前冲击扇的中部，地形平坦开阔为戈壁荒漠景观。地势西北高，东南低，地面自然坡度为2%。（2）岩土地层构成厂区地层为第四系覆盖，覆盖厚度为20-60米之间，15米深度范围内的主要土层基本以角砾、砾砂为主，主要地层基本承载力为300kPa以上.角砾、砾砂层基本遍布整个厂区，呈青灰色、灰色、干燥，角砾层一般粒径2-5mm，砾石为主，垂直方向上分布较不平均。砾砂层密度为中密状态，一般粒径1-3mm。（3）地下水某火电厂厂区的地下水在5米以下。（4）不良地质现象厂区基本无不良地质现象。（5）场地类别厂址场地构造稳定性较好，属中硫酸盐渍土，建筑场地类别为类，为建筑抗震有利地段，按工程地质条件复杂程度划分为简单地质。（6）地耐力场地地层较简单，主要为角砾石层。地基土分布比较均匀，地基承载力高，fk300kPa，为良好天然的地基。(7) 厂址地震基本烈度为VIII度。2.2.4 水文气象2.2.4.1 水资源概况（1）地表水资源1）河流概况某县由东西走向的却勒塔格山从中心分割成南北两大地貌单元，即南部的山前冲积平原，包括戈壁、绿洲荒漠和沙漠；北部为山区，发育着高山、丘陵和河流。在某县境内的主要河流有渭干河、某河和塔里木河。渭干河和某河由北向南流，塔里木河由西向东流，与本工程有关的河流是渭干河和某河。渭干河是由拜城境内的稚尔干河、克孜尔河汇合形成，它发源于南天山汗腾格里峰东侧的冰川和高山积雪融水。该河流经某、新和和沙雅三县，也是某与新和县的界河，由库木土拉石窟寺水文站测量，该河年平均流量约为22.1亿立方米，最大洪峰量为1840m3/s，最小流量为14.4m3/s。河水经总分水闸分配给库沙新三县灌溉农田，按现行分水比例，某县占40%左右。某河又名“苏巴什河”该河整个流程均在某县境内。它发源于南天山山脉的哈里克他乌山东段，自北向南流，穿过却勒塔格山，抵达兰干水文站，水文站上游流程为127公里，年平均径流量为3.31亿m3，最大洪峰1940m3/s，最小流量为0.62m3/s。兰干水文站处已建水利枢纽，河水经龙口几乎全部引入输水总干渠，用于农田灌溉。2）湖泊、水库概况本工程所在区域内的水库起灌溉调节的作用，其特点是蓄水量少，淤积渗漏严重。目前，仅剩克西水库在运行，其库容为1240104m3，现经多年淤积，实际库容仅150104m3，蓄水量少，引蓄某河冬闲水和部分洪水，灌溉农田面积约2766.7公顷（4.15万亩）。（2）地下水资源渭干河流域的下游，经千佛洞水文站估算：该区域地下水年补给量约为16.67亿立方米，某灌区地下水贮量有7.088亿立方米，可开采量为2.88亿立方米。现已查明，某河流域冲洪积扇上段地下水补给量为0.8024亿立方米，其可开采量为0.5617亿立方米，扣除目前已开采的部分，尚可开采量约为4000万立方米。2.2.4.2 气候特征某县属地处暖温带，热量丰富，气候干燥降水稀少，夏季炎热，冬季干冷，年温差和日温差都很大，属大陆性暖温带干旱气候。两大基本地貌单元的气候具有明显的差异。北部山区湿润凉爽，降水较多，热量不足，无霜期较短；南部平原干燥炎热，热量丰富，光照充足，蒸发强烈，降水稀少。某县历年主要气象要素如下：年平均气温 11.4 年平均气压 893.3hPa 年极端最高气温 41.5年极端最低气温 -27.4多年平均降水量 64.5mm 多年平均蒸发量 2863.4mm 年平均相对湿度 43%最大积雪深度 15cm最大冻土深度 120cm年大风日数 20天（最大风速27m/s）年平均风速 2.3m/s主导风向 N次主导方向 NW50年一遇10m高10min平均最大风速34m/s。近五年的（1997-2001年）6、7、8三个月频率为10%的日平均湿球温度为18.6，相应的干球温度为22.8，相对湿度71%，气压为886.3hPa，风速为1.3m/s。2.3 燃料电厂燃煤从俄霍布拉克煤矿地运入，均为烟煤，含硫量低。煤质及灰成份分析见2.3-1，燃煤消耗量表2.3-2。表2.3-1 #1、#2机组煤质及灰成份分析数据序号类别项目符号单位#1炉#2炉1燃煤特性收到基碳分Car64.0864.08收到基氢分Har3.653.65收到基氧分Oar10.5610.56收到基氮分Nar1.001.00收到基硫分Sar0.700.70收到基水分Mar6.56.5空气干燥基灰分Aad13.9613.96收到基低位发热量Qar，netKJ/kg2297022970干燥无灰基挥发分Vdaf42.5442.54可磨系数KKMkm55552灰熔点变形温度t111401140软化温度t212101210熔化温度t3128012803灰成分氧化硅SiO248.1648.16氧化铝Al2O317.0417.04氧化铁Fe2O36.766.76氧化镁MgO2.722.72氧化钙CaO14.6414.64氧化硫SO31.41.4氧化钠钾KNaO1.271.27二氧化锰MnO2表2.3-2 燃煤消耗表项目单位实际燃用煤燃煤量小时耗煤量t/h255.33日耗煤量（22h）t/d21217.26年耗煤量(5500h)t/a2304315说明：日利用小时数按22小时，年利用小时数按5500小时。2.4 水源水质本期工程脱硫装置用水包括脱硫工艺水及设备冷却水。脱硫用水采用厂用工业水，取自地下水，其水质分析资料见表2.4-1。表2.4-1 电厂工业水质分析分析项目符号单位结果阳离子钾K+mg/L7.3铜1/2Cu2+g/L5.1钙1/2Ca2+mg/L46.09镁1/2Mg2+mg/L15.80二价铁1/2Fe2+g/L49总铁1/3Fe3+mg/L/铝1/3Al3+mg/L/氨1/4NH4+mg/L0.71钠Na+mg/L30阴离子氯化物Cl-mg/L64硫酸根1/2SO42-mg/L62.36重碳酸根HCO3-mg/L2.1碳酸根1/2CO32-mg/L/硝酸根NO3-mg/L/亚硝酸根NO2-mg/L/氢氧根OH-mg/L/硅酸根1/2SiO32-mg/L/磷酸二氢根H2PO4-mg/L/磷酸氢根1/2HPO42-mg/L/硅酸氢根HSiO3-mg/L11.7全固体QGmg/L363.18溶解性固体RGmg/L360.58悬浮物XGmg/L2.60电导率(25)DDus/cm483总硬度YDmmol/L3.6碳酸盐硬度YDmmol/L1.4非碳酸盐硬度YDmmol/L2.2酚酞碱度JDmmol/L/甲基橙碱度JDmmol/L/总碱度JDmmol/L2.2pH/8.02全硅SiO2mg/L/活性硅SiO2mg/L/化学耗氧量COD(Mn)mg/L1.84浊度ZDTTU/2.5 污染物排放状况2.5.1 现有电厂主要大气污染物排放情况及控制现状现有电厂主要污染物排放情况见表2.5.1-1。表2.5.1-1 一期工程排烟状况和大气污染物排放情况项 目单位实际燃用煤种12烟 囱型 式单管高 度m150出口内径m4.5烟气排放状况干烟气量(实际氧)Nm3/h3.71053.69105（负荷83%时）4.541105（负荷130MW时，含氧量3.4%）3.441053.64105（负荷82%时）4.384105（负荷129MW时，含氧量4.5%）湿烟气量Nm3/h烟囱入口参数排烟温度C139139大气污染物排放状况SO2排放量t/h0.375424排放浓度mg/N m39461010烟尘排放量t/h0.0020.002排放浓度mg/N m35050NOx排放量t/h0.24350.1985排放浓度mg/N m3612471说明：表中大气污染物排放状况中的数据为2008年2月一期工程环保验收监测的数据（平均值），数据由某环境监测总站提供。SO2控制对策：加强配煤，严格控制入炉煤含硫；采用高烟囱排放，有利于烟羽越过逆温层，从而降低对地面浓度的影响。烟尘控制对策：本期工程采用高效静电除尘装置，除尘效率99.85。2.5.2 废水排放情况电厂的生活污水及工业废水经分系统处理达标后，未使用掉的排水水量夏季为133.673t/h，冬季为72.9t/h，夏季排水可用于电厂及灰场周围的绿化，冬季就近排至农灌渠及厂外下游冲沟内。排水总管为D500钢筋混凝土排水管（按照电厂最大瞬时排水量），排放位置见下表：表2.5.2-1排放位置用途厂址名称排放位置用途排水管长度阿禾维厂址厂址东南侧冲沟内2.0km217国道厂址用于绿化、农灌及排放至厂址西南方向的开其迪大冲沟（春夏秋）2.0Km厂址西侧贮灰场料场蓄水(冬)2.0Km2.5.3 灰渣处置方式电厂一期工程贮灰场按4135MW机组规划容量设计，分期建设，规划面积75公顷，为山谷型灰场，由于库容较大，最终库容在640104m3左右，灰坝最终坝顶高程1207.05m，库容可达640万m3，能同时满足包括2330MW机组扩建工程在内18年的灰渣量。一期工程灰渣排放量较大，按设计煤质计算约为9.6万吨，其中排灰量约为8.6万吨。电厂目前灰渣综合利用率较高，会场基本无积灰。只在销售淡季时，灰库排出的干灰经湿式搅拌后，用湿式密封罐车运往厂址以南约5km的干灰场分格保湿碾压堆存；电厂的炉渣由自卸汽车运往干灰场保湿碾压贮存。电厂可采用专用车辆运送灰渣，在运输途中扬尘对运灰道路两侧的环境影响较小。2.5.4 电厂执行的标准（1）质量标准环境空气质量标准（GB3095-1996）二级标准；地表水环境质量标准（GH3838-2002）III类标准；声环境质量标准（GB3096-2008）3类标准。（2）排放标准火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2003）1、2号机组执行第时段标准；污水综合排放标准（GB8978-1996）)二类二级标准；工业企业厂界噪声标准（GB12348-90）III类标准。2.6 电厂控制方式及控制水平2.6.1 控制方式1、2号机组主要热力系统采用炉、机、电集中控制方式。2.6.2 控制水平采用微机分散控制系统，实现对机组重要参数的控制、监视、报警、连锁、保护。锅炉安全保护采用具有炉膛吹扫、火焰监视、燃烧管理、锅炉MFT等功能的炉膛安全监视系统。第三章 工程建设条件、脱硫设计参数及工艺3.1 工程建设条件3.1.1 建设场地本期#1、#2（2135MW）机组在建设初期已经在锅炉尾部预留了脱硫场地。可用场地97m47m约面积4055m2，其中启动锅炉房按保留考虑，详见红线图，基本可以满足建设脱硫装置用地。3.1.2 水、电、气等建设条件（1）电1、2号机组设置2台三相双绕组自然油循环风冷无激磁调压电力变压器为厂6kV系统供电，容量为20000kVA；型号：SF10-20000 /15.75kV；电压比15.75kV22.5%/6.3kV ；接线组别：D，d12，；短路阻抗：10.5。#1、#2机组高厂变的低压侧设置2台6kV断路器分别向对应机组的厂用6kVA、B工作段和A、B段供电。两台机组公用一台厂起/备变，为三相双绕组自然油循环风冷有载调压电力变压器，型号：SFZ10-20000/220kV；电压比230kV22.5%/6.3kV ；接线组别：Yn，d11，；短路阻抗：13。厂起/备变的低压侧设置经断路器接至厂备用6kV工作段。正常运行时，6kV厂用()A、()B段由高厂变低压侧绕组供电；起/备变与各段的分段开关处于“分”位，作为1（2）机组6kV工作段的备用电源。当#1（2）机组停运、#1（2）高厂变故障或检修时，由起/备变为6kV厂用()A、()B段供电。根据电厂提供的资料，1厂高变现有计算负荷如下：l 厂用A段计算总荷：11430 kVA；l 厂用B段计算总荷：10960 kVA；l A段、B段重复容量计算总荷：5955kVA；l 在现运行方式下，计算总负荷约为：16435kVA；l #1厂高变剩余容量约为：3565 kVA。2厂高变现有计算负荷如下：l 厂用A段计算总荷：10982.5kVA；l 厂用B段计算总荷：10340kVA；l A段、B段重复容量计算总荷：6130kVA；l 在现运行方式下，计算总负荷约为：15192.5kVA；l #1厂高变剩余容量约为：4808kVA。1、2厂高变总剩余容量约为：8373kVA。（2）供水本期2135MW机组脱硫装置，为了避免喷嘴堵塞，保证今后脱硫副产物的质量，脱硫用水的悬浮物含量应小于200mg/L。脱硫工艺水、设备冷却水、除雾器冲洗水、滤饼冲洗水等均采用电厂工业水，水温16，压力0.28MPa。生活用水由电厂一期生活用水管网上引接，水温为常温，运行压力较低，需升压处理。消防用水由电厂消防用水管网上引接，水温为常温，压力0.80.9MPa。各种用水均从电厂指定位置引接。（3）压缩空气脱硫系统仪用气用量较少，从全厂仪用压缩空气系统相应母管上引接。脱硫岛内设置一个储气罐，主要用于气动执行机构、仪表吹扫、真空皮带脱水机纠偏、布袋除尘用气等。（4）暖通、消防采暖方式与电厂主厂房一致，消防与全厂协调一致，接入电厂消防管网。3.1.3 吸收剂的供应吸收剂的供应及参数参见某发电有限公司2135MW机组烟气脱硫改造工程可行性研究报告，经与业主沟通，本研究报告中石灰石中碳酸钙的含量按不小于90%考虑。3.1.4 脱硫副产品的处置及综合利用条件脱硫副产品石膏的处置及综合利用条件参见某发电有限公司2135MW机组烟气脱硫改造工程可行性研究报告。3.2 脱硫工艺设计参数3.2.1 设计基础参数经与业主协商确认，一期（2135MW）脱硫工程脱硫效率按不低于95考虑，设计基础参数如下：表3.2.1-1 主要设计基础参数项 目单位数 据（干基）数 据（湿基）锅炉BMCR工况烟气成分（标准状态，实际O2）CO2Vol%13.64812.926O2Vol%6.0845.762N2Vol%80.19575.952SO2Vol%0.0730.069H2OVol%5.292锅炉BMCR工况烟气参数FGD入口烟气量Nm3/h标态，干基，实际含氧量Nm3/h512021标态，湿基，6O2Nm3/h484926标态，干基，6O2排烟温度139设计值170最大值180事故烟温（持续时间20minn）表3.2.1-2 锅炉BMCR工况烟气中污染物成分（标准状态，干基，6%O2）项目单位数据SO2mg/Nm31869SO3mg/Nm330(估)Cl(HCl)mg/Nm330(估)F(HF)mg/Nm320(估)烟尘浓度（引风机出口）mg/Nm32003.2.2 脱硫工艺方案的选择3.2.2.1 工艺方案的选择根据某发电有限公司2135MW机组烟气脱硫改造工程可行性研究报告及关于某发电有限公司2x135MW机组烟气脱硫改造项目可行性研究报告的批复的意见，确定本期脱硫采用石灰石/石膏湿法烟气脱硫工艺，石灰石作为脱硫吸收剂。应关于委托论证“二炉一塔”及“一炉一塔”脱硫方案的函的要求，本报告将结合红电9号机组脱硫工程设备对本期脱硫工程进行方案比选，现将红电9号机组与库电1、2号机组基本参数见下表3.2.2.1-1。表3.2.2.1-1 红电9号机组与库电1、2号机组基本参数表项目 名称红电9号机组库电1号（或2号）机组备注标态，湿基，6O2512021电厂提供标态，干基，6O2482538484926标态烟气量（Nm3/h，湿，实际O2）576087504024标态烟气量（Nm3/h，干，实际O2）530000487657烟气温度165139SO2浓度（标态干基6氧）22001869实际烟气量（m3/h）1016077862790由上表可以看出，红电9号机组与库电本期的基本参数较为相似，某一期的烟气量、SO2的浓度均低于红电9号机组约13左右，从充分利用红电9号机组脱硫设备、节约资金的目的出发，针对本期工程，经反复论证，提出以下两种方案：方案一：“二炉一塔”脱硫方案二：“一炉一塔”脱硫3.2.2.2 设备进出口范围鉴于考虑充分利用某9号机组脱硫设备，故本期脱硫工程进口范围同红电9号机组，进口范围如下见表3.2.2.2-1。表3.2.2.2-1 引进设备、组件范围序号项 目备注一进口设备1吸收塔除雾器2浆液喷嘴3侧进式搅拌器（含电机）4石膏旋流器二进口部件1电动执行机构2主要测量仪表（CEMS的分析仪表、密度计、pH计、测振仪等）3真空皮带机滤布、驱动减速箱、变频器、关键仪表4增压风机轴承、失速报警、测振仪表、电动执行机构5旁路挡板门执行机构6搅拌器、循环泵等的减速机三进口材料1耐腐蚀合金钢材料2喷淋层材料3防腐用玻璃鳞片及粘结剂和丁基胶板及粘结剂第四章 脱硫工程设想4.1 总体方案概述电厂在建设过程中，1、2号机组已考虑预留脱硫场地。经过研究分析，现有机组尾部烟囱及水平烟道后的场地可以满足石灰石-石膏湿法工艺的场地要求。根据火力发电厂烟气脱硫设计技术规程（DL/T5196-2004）以及火电厂烟气脱硫工程技术规范：石灰石、石灰-石膏法（HJ/T179-2005），按照便于维护、检修、提高设备可利用率、合理利用有限的场地，节省投资的原则，经业主确认，对本期脱硫工程方案作如下设想： 1、2号机组脱硫主系统采用石灰石/石膏湿法工艺方案，全烟气脱硫效率大于95%。 烟风系统采用不设置GGH，采用烟囱防腐方案。 吸收剂制备系统全厂统一考虑，采用外购成品石灰石粉制浆的方案，本期预留二期接口和位置。 吸收塔推荐采用逆流喷淋空塔型式，脱硫风机布置在吸收塔前。 本期脱硫工程不单独设置事故浆液系统，今后与二期事故浆液系统公用。 石膏脱水系统全厂统一考虑，预留二期的接口。脱硫石膏考虑以综合利用为主，不能利用时灰场单独堆放。 废水处理系统全厂统一考虑。 其他脱硫公用系统也尽可能统一考虑，统一布置。4.2 方案一：“二炉一塔”脱硫4.2.1 工艺流程介绍本方案脱硫系统流程见附图，两台炉的烟气由主体烟道顶部引出汇合后进入增压风机，经风机增压后烟气从吸收塔下侧进入与吸收浆液逆流接触，在塔内进行吸收反应，对落入吸收塔浆池的反应物再进行氧化反应，得到脱硫副产品二水石膏。经吸收剂洗涤脱硫后的清洁烟气，通过除雾器除去雾滴后经净烟道分别进入各炉的旁路烟道，最终由烟囱排出。脱硫系统主要包括吸收剂制备系统、烟气系统、吸收氧化系统、石膏脱水系统、工艺水系统、排空系统、压缩空气系统、脱硫废水处理系统及配套的电气、控制系统。其中烟气系统和吸收反应氧化系统是脱硫工程的核心。4.2.1.1 吸收剂制备系统本着简化系统、提高设备可靠性、充分利用地区资源的原则，电厂脱硫工程吸收剂制备系统统一考虑，采用吸收剂吸收剂购买成品石灰石粉制浆方案。石灰石纯度（有效成分）按90%计算，细度要求保证250目（90%过筛率），本吸收剂制备系统考虑二期新建2330MW机组脱硫吸收剂用量5.79t/h用量。石灰石粉从厂外用粉罐车运入，经气力输送到粉仓（3天有效容量）储存，设一个石灰石浆液箱和石灰石浆液泵，预留二期四台泵的布置位置和接口，浆液箱的有效容积按4-6h设置。本方案吸收塔共设置两台石灰石浆液泵，一用一备，当脱硫效率为95%，燃用含硫率为0.91的设计煤种，石灰石纯度（有效成分）按90%计，细度要求保证250目（90%过筛率），钙硫比1.03，本期工程2135MW机组脱硫石灰石耗量为3.08t/h，当石灰石浆液浓度为25时，石灰石浆液的耗量为10.35m3/h，当石灰石浆液浓度为30时，石灰石浆液的耗量为8.28m3/h。根据国电某发电有限公司9号机组（110MW）烟气脱硫岛EPC总承包工程技术协议石灰石浆液泵流量为28m3/h，扬程为70m，由于浆液从公用系统输送至9号机组，管线较长其扬程较高。因石灰石供浆管路按大回流设计，石灰石浆液泵的容量约为其耗量的23倍，故红电9号机组石灰石浆液泵流量基本能满足本期工程供浆要求，扬程偏高可以通过在供浆管路上增加孔板来满足系统要求。4.2.1.2 烟气系统原烟气从锅炉主体烟道引出，汇合后经增压风机升压后进入吸收塔。在塔内经过一系列的物化反应，吸收塔出口净烟气用烟道引出，分别进入各机组旁路烟道后返回烟囱排放。当脱硫系统因故停止运行时，烟气通过旁路烟道，直接进入原烟囱排放，不影响机组正常运行，本工程不设烟气换热器（GGH），烟囱采用成熟发泡玻璃砖（参见某发电有限公司2135MW机组烟气脱硫改造工程可行性研究报告）烟气系统的主要设备为增压风机、挡板门等。（1）增压风机本方案采用一台动叶可调轴流风机，对机组的负荷的适应性较强，占地少，利于节能和调整，但动叶可调轴流风机需要油站和液压装置，设备复杂，维护量大，同时由于烟道需先汇合再进入增压风机，烟道较长。红电9号机组增压风机设计流量为1016077m3/h，为静叶可调轴流风机，而本期两台炉汇合后增压风机入口原烟气量为1725580m3/h，需用动叶可调轴流风机，故红电9号机组增压风机不能满足本方案要求。（2）挡板门本期工程的原烟气量为862790m3/h，而红电9号机组为1016077m3/h，相差不大，红电的入口和出口挡板门尺寸均为3000mmx5000mm，按此尺寸计算烟气流速均低于15m/s，满足规范要求，故在本方案中可以使用，但红电出入口挡板门采用的执行机构为国产执行机构，密封风机出口未设置加热器，密封风可能会使烟气在挡板门上结露，对挡板门产生腐蚀，建议本期工程更换为进口执行机构，并增加挡板门密封风机电加热器。同时由于红电的净烟道直接接入烟囱的预留口，未从旁路烟道接入，故旁路挡板门原烟气侧未采用防腐措施，且其旁路挡板门采用的进口执行机构为开关型，当旁路挡板门打开时易对锅炉压力产生影响，建议增加防腐措施，同时将执行机构由开关型更换为调节型。4.2.1.3 吸收、氧化系统本方案为两台炉共设一座集吸收、氧化于一体的吸收塔，上部为吸收区，下部为循环浆液氧化反应槽。采用喷淋空塔，烟气与吸收浆液逆向接触。塔内设三层雾化喷淋层，每台浆液循环泵对应与一层喷淋层。当低负荷运行或燃煤硫份低时，在保证脱硫效率的同时，可以停运部分喷淋层。吸收区上部设二级除雾器，除雾器出口烟气中的液滴含量不超过75mg/m3。吸收SO2后的浆液进入循环氧化反应槽，浆液中的亚硫酸钙被鼓入的空气氧化成石膏晶体。同时，加入新鲜的石灰石浆液，补充被消耗掉的石灰石，使吸收浆液保持一定的pH值。SO2吸收反应系统主要由吸收塔（底部为循环氧化反应槽）、循环泵、浆液喷嘴、除雾器及其冲洗系统、搅拌机（或脉冲悬浮泵等其它浆液悬浮搅拌方式）、氧化风机、氧化空气分布装置等设备组成。吸收塔采用钢体结构，内表面进行防腐耐磨处理；设两级除雾器；喷嘴由耐磨材料制成。本方案吸收塔入口烟气量为1008048Nm3/h，吸收塔的直径约为12m，而红电入口烟气量为576087Nm3/h，吸收塔直径为9m，其主要设备参数与红电对比如下：表4.2.1.2-1 红电与库电（“二炉一塔”脱硫）吸收塔设备参数对比表项目红电库电吸收塔9x30.6m12x33.1m入口烟气量（Nm3/h）5760871008048循环泵流量2500m3/h，扬程为25.1/23.3/21.5m流量4700m3/h，扬程为25.1/23.3/21.5m氧化风量（Nm3/h）21013588石膏排浆量（m3/h）4554由此表可以看出，某的吸收塔内部件均不能用于本方案脱硫工程，同时，吸收塔循环泵及石膏排浆泵的流量均大于红电项目，不能使用。4.2.1.4 石膏脱水系统来自吸收塔循环氧化槽的石膏浆液经吸收塔排浆泵送入旋流器，经旋流器浓缩后的浆液浓度为4060%（wt），再经过真空皮带脱水机脱水，使石膏含水量小于10%（wt），脱水后的石膏进入石膏库堆放。石膏库的石膏用铲车装车运出，综合利用或灰场堆放。石膏旋流器的溢流进入石膏溢流浆液箱，大部分溢流由石膏溢流浆液泵打回吸收塔，少部分溢流浆液作为脱硫废水排至二期脱硫废水处理系统。真空皮带脱水机的滤出液进入滤液水地坑，由滤液水泵输送至石灰石浆液箱制浆。本期石膏脱水系统考虑二期石膏副产物的处理量11.62t/h。本方案设置一套一级脱水旋流器，预留二期两套脱水旋流装置的安装位置，三套旋流装置底流汇合到一台石膏浓浆分配器，分配到二级脱水系统的两台脱水皮带机。设置一台石膏溢流浆液箱，用于收集石膏旋流器的溢流，本期设置两台石膏溢流浆液泵，预留二期两台石膏溢流浆液泵的安装位置。二级石膏脱水装置设两套，每套脱水装置配一台真空泵，每套脱水装置按一、二期共4台锅炉BMCR运行工况脱硫装置75%石膏排出量设计。设置一个滤液水地坑和两台滤液水泵，用于收集皮带机石膏脱水滤液。因红电9号脱硫系统的石膏脱水系统与其“以大代小”（2x330MW）脱水系统公用，依托“以大代小”（2x330MW）一次建成，红电“以大代小”（2x330MW）公用系统中除石膏旋流器为9号脱硫系统单独配置外，其余均为公用设备。本方案石膏旋流器的入口流量为60m3/h，而红电的为45m3/h，选型较小，不能使用在本期工程上。4.2.1.5 工艺水系统本期工程脱硫系统工艺用水采用电厂厂用工业原水，取自地下水，主要用于石灰石制浆系统和吸收塔的工艺补充水、浆液管道和设备停运时的冲洗用水、除雾器的冲洗水