电铝有限公司自备电厂煤电节能减排升级改造项目可研报告

电铝有限公司自备电厂煤电节能减排升级改造项目 可行性研究报告电铝有限公司自备电厂煤电节能减排升级改造项目 可行性研究报告中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司资质页电铝有限公司自备电厂煤电节能减排升级改造项目可行性研究报告电铝有限公司自备电厂煤电节能减排升级改造项目 可行性研究报告PAGE第PAGEi页目录TOC\o"1-2"\h\z\u第1章 概述 11.1 工程概况 11.2 项目的必要性 11.3 主要研究依据 31.4 研究范围 41.5 主要技术原则 5第2章 电厂现状 72.1 电厂规模 72.2 电厂主机及辅机设备 72.3 主要设备运行现状及存在的问题 21第3章 工程改造建设条件 323.1 厂址概述 323.2 工程地质及水文气象 323.3 交通运输 343.4 吸收剂分析资料 343.5 电厂水源 353.6 厂用电源电压 353.7 压缩空气 353.8 辅助蒸汽参数 353.9 本项目改造的场地条件 35第4章 本项目改造基本数据的确定 384.1 设计煤质的确定 384.2 耗煤量 46第5章 减排部分改造工程设想 475.1 减排改造工程内容概述 475.2 脱硝系统改造部分 475.3 低低温省煤器部分 725.4 脱硫系统改造部分 1065.5 除尘部分 1325.6 空预器防堵改造部分 1415.7 引风机部分 1575.8 电气部分 1665.9 仪表与控制部分 1765.10 土建结构部分 1955.11 水工消防部分 197第6章 节能部分改造工程设想 1996.1 节能改造工程内容概述 1996.2 汽轮机通流改造方案 1996.3 磨煤机更换高效节能衬板 2196.4 煤炭智能采制样系统 222第7章 环境效益和社会效益 2257.1 概述 2257.2 大气污染物治理措施 2257.3 环境效益和社会效益 226第8章 节约能源篇 2298.1 项目概况 2298.2 项目能耗情况 2298.3 项目能耗指标水平 2318.4 项目节能评估总结 232第9章 技术创新篇 2349.1 空预器双介质耦合即时清堵技术 2349.2 金属镀搪瓷管式换热技术 2349.3 三维肋片管式换热技术 2359.4 高效除尘除雾技术 237第10章 劳动安全与职业卫生 24110.1 设计依据 24110.2 建设场地与安全卫生有关的自然环境条件 24110.3 劳动安全和职业卫生措施 24210.4 其他安全职业卫生措施 245第11章 本项目改造的风险分析及不确定性分析 24711.1 技术方案选择风险防控措施 24711.2 工程建设风险防控措施 247第12章 生产管理和人员编制 24912.1 生产运行管理 24912.2 劳动定员 249第13章 项目实施条件、要求和轮廓进度 25013.1 工程实施条件 25013.2 工程实施要求 25013.3 工程轮廓进度 25013.4 招标方式建议 251第14章 投资估算及经济分析 25314.1 投资估算原则 25314.2 经济效益分析 292第15章 结论及建议 29815.1 结论 29815.2 建议 299第16章 附件与附图 30016.1 附件： 30016.2 附图 300

摘要重庆旗能电铝有限公司自备电厂2×330MW亚临界机组于2013年投产发电。锅炉采用东方锅炉厂制造的亚临界参数、W型火焰燃烧方式、自然循环汽包炉。汽轮机采用北重阿尔斯通（北京）电器装备有限公司制造的亚临界、单轴、一次中间再热、三缸、双排汽抽凝汽式汽轮机。脱硝系统采用SCR工艺，SCR按照入口NOx850mg/Nm3、脱硝效率不小于80%设计；除尘系统配套两台双室五电场静电除尘器，设计电除尘器出口烟尘浓度不大于60mg/Nm3，每台锅炉配置两台轴流式引风机；脱硫系统采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺，可控制净烟气SO2浓度小于200mg/Nm3。根据国家发改委、环境保护部、国家能源局联合下发的“环发[2015]164号关于印发《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》的通知”，重庆旗能电铝有限公司自备电厂2×330MW机组有必要进行烟气超低排放改造。本次改造拟按照NOx排放浓度小于50mg/Nm3、烟尘排放浓度小于10mg/Nm3、SO2排放浓度小于35mg/Nm3为目标控制开展可行性研究；同时满足电厂运行的节能要求，需对现有机组进行汽轮机通流改造。根据现场情况及机组现状，通过减排及节能各个分项改造方案对比，提出本次节能减排改造技术路线为：脱硝改造（喷氨优化+流场优化+新装三层催化剂层）+低低温省煤器（三维肋片管式）+电除尘器提效（高频电源改造）+引风机更换+脱硫提效改造（湿法脱硫双塔双循环）+脱硫协同除尘+汽轮机通流改造（高中压缸改造）+磨煤机高效衬板更换+新建煤炭智能采制样系统；本摘要为重庆旗能电铝有限公司自备电厂煤电节能减排升级改造项目可行性研究的总结。关键词：重庆旗能电铝有限公司；减排；汽轮机通流；可行性研究。电铝有限公司自备电厂煤电节能减排升级改造项目 可行性研究报告第6页概述工程概况重庆旗能电铝有限公司自备电厂位于重庆市綦江区古南街道北渡场，距綦江区城中心约11km。厂址北面紧临改造后的綦四公路，北距大板锭厂区约600m处；东北侧距厂址约1.5km处有201国道及川黔铁路通过，之间被綦江相隔；西侧、南侧基本为丘陵小山地带。綦江北站位于厂址东北面约2.5km处。重庆旗能电铝有限公司自备电厂装机2×330MW“W火焰炉”燃煤发电机组。烟气脱硫采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺，烟气脱硝采用SCR工艺，除尘采用静电除尘器，环保设施与机组同步投产。项目的必要性1.2.1节能改造必要性结合电厂的实际运行现状，电厂可以进行的节能项目有以下三项：汽轮机通流改造、磨煤机更换高效节能衬板及新建一套煤炭智能采制样系统。一、汽轮机通流改造的必要性：（1）适应《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020）》的需要：2014年9月12日，国家发改委、环境保护部、国家能源局联合下发了《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020）》的通知，通知要求到2020年，现役燃煤发电机组改造后的供电煤耗要低于310g/kWh，因此要加快现役机组实施综合性、系统性的节能改造，改造后供电煤耗力争达到同类型机组的先进水平。重庆旗能电铝有限公司自备电厂机组生产供电煤耗为336克/千瓦时，平均供电煤耗较高，随着机组服役年限的增加，机组性能会有一定老化，煤耗也会逐年增加。因此只有对机组实施高效通流改造，才能满足通知下达的经济和环保指标。（2）国家鼓励汽轮机通流部分现代化改造：2008年5月，国家发展和改革委员会发布了国家重点节能技术推广目录（第一批），将汽轮机通流部分现代化改造列入国家重点节能技术推广适用范围。国家能源局于2015年9月6日，国家能源局发布了《亚临界煤电机组改造、延寿与退役暂行规定》（国能电力〔2015〕332号），要求“采用技术成熟、经济适用的节能升级与改造技术，对亚临界煤电机组实施综合性、系统性改造，降低能耗和排放”；“亚临界煤电机组节能升级与改造，应根据机组机型特点、运行情况、能效水平、服役期限、场地条件、外部限制等因素，优先采用供热改造、汽轮机通流部分改造、冷端优化、汽封改造、锅炉烟气余热回收利用、电机变频、运行优化调整等技术经济成熟的改造措施”。（3）产业结构调整指导目录的节能要求依据中华人民共和国国家发展和改革委员会第29号令出台，公布了《产业结构调整指导目录（2019年本）》。文中在限制类要求“对于发电煤耗高于300克/千瓦时的湿冷发电机组要求进行限制”。电厂现发电煤耗约为306克/千瓦时，未能达到要求，需要进行节能改造。重庆旗能电铝有限公司自备电厂采用的是双排汽抽凝汽式汽轮机，汽轮机的实际运行效率未达到设计效率。因此，需要对其进行改造来降低电厂的实际生产煤耗。二、磨煤机更换高效节能衬板的必要性：从2013年投产至今，电厂一直保持年利用小时数7500以上，长周期运行下，磨煤机衬板磨损严重，导致磨煤机效率下降，电耗增加、钢球损耗增加，运维成本大幅提高。通过调研研究，通过磨煤机衬板的更换可以大大节约磨煤机的电耗。三、新建一套煤炭智能采制样系统的必要性：重庆旗能电铝有限公司自备电厂现安装了一台S70型刮板式皮带中部采样机，随着运用时间的推移，在采制样过程中主要存在设备故障频发、无法实现1-3辆火车来煤的自动采集工作、人工工作量较大等问题。鉴于目前系统存在上述问题，如电厂新建一套煤炭智能采制样系统可大大减低人工成本及因制样等造成的水份损失。1.2.2减排改造必要性实施本项目是为了贯彻国务院总理李克强2015年12月2日主持召开国务院常务会议“决定全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造，大幅降低发电煤耗和污染排放”的要求。响应国家发展和改革委员会、环境保护部、国家能源局，《煤电节能减排升级与改造行动计划》（2014年—2020年）发改能源[2014]2093号“鼓励其他地区现役燃煤发电机组实施大气污染物排放浓度达到或接近燃气轮机组排放限值的环保改造”要求。执行环保法律法规，落实《重庆綦江工业园区北渡铝产业园规划环境影响报告书》及其审查意见《环境影响评价审查专题会议纪要（一〇四）》、《重庆铝业环保搬迁电解铝项目环境影响后评价报告书》关于“重庆旗能电铝有限公司动力车间应加快超低排放改造，并尽快实施”的意见。综上所述，重庆旗能电铝有限公司拟在2020年12月31日前完成对自备电厂1、2号机组的煤电节能减排改造，以达到环保法律法规要求实现企业可持续发展，为此委托中国能建山西省电力勘测设计院有限公司（以下简称设计院）对本工程进行可行性研究论证，提出可行的改造技术路线。根据本工程可研报告编制合同和关于节能减排改造工程可研相关事宜确认函，拟对两台机组进行改造以使其烟尘、SO2和氮氧化物的排放浓度分别不高于10mg/Nm3、35mg/Nm3、50mg/Nm3。并同时进行汽轮机进行通流改造来满足机组节能要求。开展本工程可行性研究的目的是：选择合理技术方案，控制工程建设成本，提高工程投资效益，避免工程决策失误。根据电厂的具体情况和实际条件，通过本工程的技术可行性、经济合理性和项目可实施性等进行研究论证，推荐有针对性的，适用的、实用的、先进的烟气节能减排处理工艺，以达到：1）为项目决策者提供可靠的技术依据；2）为项目的建设提供融资依据；3）为项目建设的招投标书和设计方案的编制提供依据；4）为项目建设申请建设执照提供依据；5）为项目建设的初步设计提供基础数据。主要研究依据1.3.1项目有关文件1）国家发展和改革委员会、环境保护部、国家能源局，发改能源[2014]2093号，《煤电节能减排升级与改造行动计划》（2014年—2020年）的通知；2）环保部、国家发展改革委，国家能源局，环发[2015]164号，《全面实施燃煤电厂节能减排和节能改造工作方案》的通知；3）项目单位与我院签订的本工程节能减排改造工程可行性研究报告编制合同；4）重庆旗能电铝有限公司自备电厂2×330MW机组工程施工图及竣工资料；5）重庆旗能电铝有限公司自备电厂2×330MW机组工程锅炉技术协议；6）重庆旗能电铝有限公司自备电厂2×330MW机组工程脱硫协术协议及设备参数、物料平衡及脱硫实际运行参数；7）重庆旗能电铝有限公司自备电厂2×330MW机组工程脱硝协术协议及脱硝实际运行参数；8）重庆旗能电铝有限公司自备电厂2×330MW机组工程电除尘协术协议及除尘实际运行参数；9）重庆旗能电铝有限公司自备电厂提供的相关基础设计数据和要求；10）《重庆旗能电铝有限公司自备电厂煤电节能减排升级改造可行性研究项目引风机及脱硫、脱硝、除尘效率试验监测服务报告》（山西嘉誉检测科技有限公司）。1.3.2依据的法律、法规及技术标准1）《大中型火力发电厂设计规范》(GB50660-2011)；2）《火力发电厂可行性研究报告内容深度规定》（DL/T5375-2008）；3）《火力发电厂石灰石-石膏湿法烟气脱硫系统设计规程》（DL/T5196-2016）；4）《火电厂烟气脱硫工程技术规范/石灰石-石膏法》（HJ/T179-2005）；5）《火电厂烟气脱硝工程技术规范选择性催化还原法》（HJ562-2010）；6）《燃煤烟气脱硝技术装备》（GB/T21509-2008）。7）《燃煤电厂超低排放烟气治理工程技术规范》(HJ2053-2018)8）《火电厂污染防治可行技术指南》(HJ2301-2017)9）《环境工程设计文件编制技术指南》(HJ2050-2015)10）《环境工程技术规范制订技术导则》(HJ526-2010)研究范围本可研设计范围为：对重庆旗能电铝有限公司自备电厂2×330MW机组脱硝、脱硫及除尘等现有设施进行摸底，对现有环保设备的运行及性能资料进行收集，并对这些资料进行分析，确定节能减排的技术路线，落实改造方案，进行投资估算，并编制可行性研究报告。根据《火力发电厂可行性研究报告内容深度规定》（DL/T5375-2008）的要求，结合本工程的特点，本报告主要包括以下内容：第1章概述第2章电厂现状第3章工程改造建设条件第4章本项目改造基本数据的确定第5章减排部分改造工程设想第6章节能部分改造工程设想第7章环境效益和社会效益第8章节约能源篇第9章技术创新篇第10章劳动安全与职业卫生第11章本项目改造的风险分析及不确定性分析第12章生产管理和人员编制第13章项目实施条件、要求和轮廓进度第14章投资估算与经济评价第15章结论及建议第16章附件与附图主要技术原则本可行性研究报告以“范围明确、重点突出、便于实施”为原则，从电厂实际运行情况出发，结合工程实际需求，努力做到下述目标。1）满足环保要求：以满足国家和地方环境法规和行政要求为前提，提出合理、可行的脱硫脱硝除尘设计效率，满足设计条件下项目污染物排放实现超低排放指标。2）结合电厂实际：根据电厂机组特点、改造历史、运行状况及耗材来源等条件，通过对当前国内的不同主流技术路线的论证，推荐最经济性、又切实可行的技术改造方案。3）充分利用现有设施：本工程充分考虑利用现有烟气排放处理设备及厂用电设备，加强改造、新增设备与现有设备的联系，提高整体系统的可靠性，并努力降低工程造价。4）对机组运行影响降到最低：本工程充分考虑机组运行的实际情况，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机组运行的影响。5）对煤质适应性高：本工程充分考虑电厂燃用煤质变化的可能性，选用技术先进，设备可靠，性价比高的技术方案。6）优先使用新工艺新技术：本工程在考虑技术经济性的前提下，优先使用获业内认可的、技术可靠性高的新工艺及新技术。7）资料可靠：设计院对电厂提供的数据，经综合研究分析，并与电厂充分沟通协商后确定，以确保与本报告相关的基础参数和资料的可靠性。电铝有限公司自备电厂煤电节能减排升级改造项目 可行性研究报告第31页电厂现状电厂规模重庆旗能电铝有限公司自备电厂机组规模为2×330MW亚临界机组配2×1114t/h燃煤锅炉，烟气经SCR脱硝装置脱硝、静电除尘器除尘后进行脱硫。每台锅炉各加装一套石灰石-石膏湿法脱硫装置（简称FGD），全烟气脱硫，不设GGH，不设置烟气旁路。电厂主机及辅机设备2.2.1锅炉a.锅炉型式：东方锅炉厂制造型号：DG1114/18.5-II15，亚临界参数、W型火焰燃烧方式、自然循环汽包炉。单炉膛π型露天布置，燃用无烟煤，一次再热、平衡通风、固态排渣、全钢架结构。b.锅炉最大连续蒸发量：1114t/h。c.锅炉采用W型火焰燃烧，前后拱装的燃烧器24个。d.锅炉运行方式：主要承担基本负荷并具有一定的调峰能力。锅炉最低稳燃负荷(不投油助燃时)为40%B-MCR，锅炉在此负荷下能长期安全稳定运行。其主要性能参数见表2.2-1。设备名称参数名称单位参数锅炉型式亚临界自然循环煤粉炉过热器出口蒸汽量(BMCR)t/h1114过热器出口蒸汽压力(BMCR)MPa18.64过热器出口蒸汽温度(BMCR)℃543再热器出口蒸汽量(BMCR)t/h940.51再热器进口压力(BMCR)MPa4.15再热器出口压力(BMCR)MPa3.93再热器进口温度(BMCR)℃333.5再热器出口温度(BMCR)℃543锅炉排烟空预器出口温度(BMCR)(修正)℃1242.2.2汽轮机重庆旗能电铝有限公司自备电厂汽轮机采用北重阿尔斯通（北京）电器装备有限公司制造的NC330-17.75/0.981/540/540型汽轮机，铭牌功率为330MW，亚临界、单轴、一次中间再热、三缸、双排汽抽凝汽式汽轮机。其主要性能参数如下：高压主汽阀前主蒸汽额定压力：17.75MPa.a高压主汽阀前主蒸汽额定温度：540℃中压主汽阀前再热蒸汽额定温度：540℃额定抽汽压力：0.981MPa.a额定抽汽温度：362.2℃额定抽汽量：138t/h最大抽汽量：276t/h设计背压：6.3kPa.a最终给水温度：275.7℃转速：3000r/min旋转方向(从汽轮机向发电机方向看)：逆时针回热加热级数：三级高加、一级除氧、四级低加最大允许系统周波摆动：48.5～51Hz。2.2.3脱硝系统脱硝系统采用选择性催化还原（SCR）工艺，催化剂层数按2＋1模式布置，初装2层预留1层。自氨站区的氨气与稀释风机来的空气通过氨/空气混合器充分混合，混合气体进入氨注入格栅及氨/烟气混合器与锅炉尾部烟气充分混合，混合烟气经过整流后，进入SCR反应器，在SCR反应器内氨与氮氧化物反应生成氮气和水。锅炉最大连续出力工况（BMCR）、脱硝系统入口烟气NOx含量≤850mg/Nm3（标干态，以NO2计，6%O2）、处理100%烟气量、2层催化剂条件下脱硝效率大于80%，锅炉NOx排放限值＜170mg/m³（标干态，以NO2计，6%O2）。脱硝系统原设计参数见表2.2-2所示：序号项目名称单位脱硝效率80%数据设计煤种（校核1、2）BMCR工况脱硝效率90%数据设计煤种（校核1、2）BMCR工况1反应器－数量22－大小m10.5×9.73×11.110.5×9.73×11.1－总壁厚mm66－腐蚀余量mm0.50.5－材质Q235-AQ235-A－设计压力Pa±6500±6500－运行温度℃374374－最大允许温度℃420420－烟气流速m/s≤6≤6－膨胀节材料非金属非金属－灰尘积累的附加面荷载kN/m20.30.3－烟气阻力Pa535545-省煤器出口设计湿烟气量（设计煤种）m3/h26030062603006催化剂布置层数层2+1层2+1层-每台反应器催化剂体积（投附加层前）m3109.35131.22-单台炉催化剂总体积（投附加层前）m3218.7262.44-单台炉催化剂总表面积（投附加层前）m2103226123871-体积比表面积（投附加层前）m2/m34724722氨加入系统－型式分区混合式分区混合式－喷嘴数量（如有）－－－管道材质碳钢碳钢3催化剂－型式蜂窝式蜂窝式－层数层2+1（备用）2+1（备用）－活性温度范围℃300～430300～430－孔径mm6.646.64－节距mm7.67.6－基材陶瓷+TiO2陶瓷+TiO2－活性物质TiO2+V2O5TiO2+V2O5-单体长度mm750900-单孔数量个400400-单体截面尺寸150×150150×150-开孔率72.972.9-前端硬化长度mm2525-催化剂单元尺寸（L*W*H）mm150×150×750150×150×900-催化剂模块尺寸（L*W*H）mm1930×970×9801930×970×1130-催化剂模块数量/层块4545-催化剂化学寿命小时1600016000-催化剂机械寿命年55-催化剂再生性-催化剂互换性－单台炉体积（附加层投运前/后）m3218.7262.44-单台炉重量（附加层投运前/后）t171207-加装附加层年数及催化剂数量年/m3109.35131.22-加装附加层所需时间天55-加装附加层到更换第一次更换催化剂时间年22-更换一层催化剂所需时间天1010-单孔烟气流速m/s6.096.093脱硝剂制备及供应系统（1）卸料压缩机(2台锅炉)型号活塞式活塞式数量台22排气压力MPa2.02.0排气量Nm3/h3636功率kw1111（2）储氨罐(2台锅炉)型号卧式卧式数量台22几何容积m3/罐114114有效容积m3/罐9797设计压力MPa2.162.16设计温度℃5050工作温度℃环境温度环境温度工作压力MPa0.34~1.680.34~1.68材料Q345RQ345R（3）液氨供应泵(无)（4）液氨蒸发槽(2台锅炉)型号容积式容积式数量台22热量消耗kJ/hr/台743555865222加热器耗汽量kg/hr/台440520蒸发能力kg/hr/台615710材料装配件装配件（5）氨气稀释槽(2台锅炉)型号数量台11设计温度℃常温常温设计压力MPa常压常压容积m388材料碳钢碳钢（6）氨气缓冲槽(2台锅炉)型号数量台22材质碳钢碳钢容积m355运行压力MPa0.30.3运行温度℃环境温度环境温度（7）稀释风机型号离心式离心式数量台22材质（轴，如有）3Cr133Cr13流量m3/h/台1135011350压头Pa80008000功率kW4545（8）混合器型号静力式静力式数量台22设计容积m30.40.4材料碳钢碳钢设计压力MPa0.10.12.2.4除尘器本工程烟气除尘装置系统采用福建龙净环保股份有限公司提供的高效静电除尘器设备，每台炉配两台除尘器,每台电除尘器分双室五电场，，除尘效率≥99.84%,运行过程除尘器出口含尘浓度＜60mg/Nm3（含氧量为6％，标准状态下的干烟气）。电除尘器原设计参数见表2.2-3。序号项目单位数据1设计效率%≥99.89保证效率%≥99.842本体阻力Pa≤2453本体漏风率%＜24噪声dB＜805电场通道数个5每个电场的有效长度m5.275/5.275/3.8/3.8/3.8五个电场的总有效长度m19.95电场的有效宽度m9.84电场的有效高度m15.2总集尘面积(每台炉)m2590796有效断面积m22997长、高比1.318室数/电场数2/59阳极板型式及总有效面积(每台炉)m2BE型/5907910阴极线型式及总长度(每台炉)1~3电场CH10E/4~5电场CW09A/11434811比集尘面积/一个供电区不工作时的比集尘面积111.51/100.3612驱进速度/一个供电区不工作时的逐进速度5.77/6.4113烟气流速0.8914壳体设计压力：负压-9.8正压+9.815壳体材料Q23516每台除尘器灰斗数量个1017灰斗加热形式电加热18每台除尘器所配整流变压器台数102.2.5脱硫系统电厂烟气脱硫技术采用了北京博奇电力科技有限公司的石灰石-石膏湿法烟气脱硫塔技术，烟气经脱硝装置脱硝、静电除尘器除尘后进行脱硫。本装置采用一炉一塔配置，在锅炉BMCR工况下燃用校核煤种2，入口SO2浓度增加30%时（入口SO2浓度约为11200mg/Nm3），脱硫装置出口SO2浓度小于200mg/Nm3（设计按照小于100mg/Nm3）。脱硫装置不设GGH，脱硫后的净烟气经吸收塔顶部两级除雾器除去携带的液滴，此时温度为50℃左右，脱硫后的净烟气通过防腐的钢烟道进入水平主烟道，通过烟囱排放至大气。不设增压风机，脱硫系统造成的压损由主机两台动叶可调式引风机克服；不设旁路挡板，在吸收塔入口的烟道上设置事故喷淋水系统，事故喷淋系统共设置两级喷淋降温装置。一级喷淋装置可将烟气温度由180℃降至120℃～140℃，当锅炉运行时，烟气温度若超过180℃，就启动一级喷淋装置，降低入塔烟气温度，一方面保护吸收塔内件及防腐，另一方面有利于SO2等酸性物质的吸收，确保脱硫效率。在锅炉投油启动、循环泵全部故障停运、FGD断电的情况下，同时开启一、二级喷淋系统，可将烟气温度降至70℃～80℃，确保塔内的喷淋层、除雾器、防腐材料等的安全。脱硫剂采用外购成品石灰石粉，石灰石粉由自卸车外购运输进厂，通过输粉管送至石灰石粉仓，共设置2套制浆系统，每套粉仓有效容为910m3按1台锅炉在设计煤种BMCR工况运行大于3天（每天24小时）的吸收剂总耗量设计，并能满足在校核煤种2含硫量增加50%的工况下的连续运行。本工程采用工艺水制浆。每个石灰石浆液箱有效容积为288m3，可满足1台机组FGD装置运行8小时所需的石灰石浆液。脱硫吸收塔采用一炉一塔单循环方式，吸收塔为圆形变径塔，每台塔共设置有5台吸收塔浆液循环泵及喷淋层、2台离心式氧化风机（一运一备）、两级屋脊式除雾器、4台吸收塔搅拌器等。第一层至第四层喷淋层喷嘴为轴向双向喷嘴，第五层为单向喷嘴。石膏脱水系统分为一级脱水和二级脱水，每台塔各配一套，且两塔可互相利用。每台真空皮带脱水机的出力按两台锅炉BMCR工况燃用设计煤种运行时FGD装置石膏总产量的75%设计。每台石膏浆液旋流器处理量为一台锅炉BMCR工况燃用设计煤种运行时FGD装置石膏排浆量。脱水后的石膏储存于石膏储存间内，两套机组共用一个石膏储存间。能存放二台锅炉BMCR工况燃用脱硫设计煤种运行时3天（每天24小时计）的石膏量。脱硫系统主要设备见表2.2-4。脱硫系统主要设备表序号名称规格型号单位数量1吸收塔系统1.1吸收塔Φ14800（吸收区11800）×42000(H)，浆池容积2376m3，液面高度14.3m个1×2入口贴衬合金C276套1×2循环泵入口滤网DN1100，材质DIN1.4529个5×2喷淋管FRP材质套5×2吸收塔喷嘴空心锥，材质SiC流量69.9m3/h，雾化压力0.7bar个580×2+12吸收塔侧进式搅拌器型号：HWL2080N电机功率：N=37kW主轴长：1.05m浆叶尺寸：1.4m台4×2氧化空气喷枪DIN1.4529套1×2吸收塔入口事故喷淋喷嘴实心锥型，C276流量：140l/min，雾化压力0.1MPa个12×2事故喷淋管DIN1.4529套1×21.2氧化风机型号：D355-2.71单级高速鼓风机风量：355m^3/min出口压力：263.45KPa冷却方式：全空冷电机功率：N=1000kw电机型号：YKK500-2台2×2氧化空气加湿喷嘴实心锥型，316L，流量：45l/min，雾化压力0.196MPa，个4×21.3除雾器（含冲洗喷嘴等相关辅助部件）Φ11800，屋脊式，两级，材料PP套1×21.4吸收塔浆液循环系统吸收塔浆液循环泵型号：ROWA-MCC800-950II流量：Q=8110m3/h，杨程：P=18.6/20.4/22.2/24/25.8mH；N=710kW/710kW/800kW/900kW/900kW电机型号：YXKK500-4台5×21.5石膏浆液排出泵型号：100SPL-39型渣浆泵流量：Q=180m3/h，杨程：P=60mH电机型号：YSP280S-4功率：N=75kW台(1+1S)×2石膏排出泵入口滤网DIN1.4529，每塔一个个1×22石灰石浆液制备系统2.1石灰石粉仓钢仓；Φ10m直筒高8.7m,锥高8.7m个22.2石灰石粉仓顶除尘器（脉冲布袋除尘器）型号：TMC-80B处理风量：4000—6000m3/h过滤风速：1.1—1.7m/min粉尘排放浓度≤50mg/Nm3除尘面积：60m2风机型号：4-72-12No4A电机功率：5.5kW台22.3压力真空释放阀整定压力：+2.58kPa(正压)及-0.86kPa(负压)

DN500台22.4手动插板阀型号：SF400×400DN400台82.5电动旋转给料阀型号：GY400×400给料量：0~30t减速机型号：BLY22-43-3电机功率：3kwDN400台42.6电动螺旋给料机型号：LS400-2250螺旋直径：400mm产量：50t/h电机型号：Y100L4电机功率：2.2kw螺旋直径：DN400台42.7流化风机型号：SR12.5-1直联机组水冷式风量:300Nm3/h升压：69Kpa电机型号：Y160M-4电机功率：N=11kW台22.8流化风机加热器型号：GYY15-380/12出口温度：150℃功率N=12kW台12.9流化风板规格：300（长）×150（宽），SiC块24石灰石浆液箱Φ7000×7500，碳钢衬玻璃鳞片台2石灰石浆液箱搅拌器型号：HWL2100A顶进式功率：N=11kW浆叶尺寸：2.1m台2石灰石浆液泵型号：80SPL-33型渣浆泵流量：Q=120m3/h扬程：P=40mH电机型号：Y225S-4功率：N=37kW台2+2S3石膏脱水系统3.1石膏旋流站型号：ZVF8gi出力：142.6m3/h（入口）入口浆液浓度25%wt每套在线备用旋流子1个套23.2真空皮带脱水机处理量：42.2t/h（含10%水份）过滤面积A=45m2台23.3真空泵型号：2BE3水环式电机型号：YKK400-4电机功率：N=200kW台23.4滤液收集罐规格：Φ1400×2000，碳钢衬胶个23.5滤布冲洗水箱Φ1980×2000，PE个1滤布冲洗水泵型号：SWL80-200A离心泵流量：Q=30m3/h扬程：P=45mH电机功率：N=11kW台1+1S3.6滤饼冲洗水箱Φ2250×2380（直段1980,锥段400），PE个1滤饼冲洗水泵型号：3X2C-WX渣浆泵流量：Q=46m3/h扬程：P=30mH电机型号功率：Y160M1-2N=11kW台1+1S3.7滤液箱Φ3500×5000,碳钢衬玻璃鳞片个1滤液箱搅拌器型号：HCJ1400-85T1/LR顶进式电机型号功率：Y4kW-4PN=4kW浆叶尺寸：1.4m台1滤液泵型号：4X3D-WX渣浆泵流量：Q=130m3/h扬程：P=45mH电机型号功率：Y200L2-2N=37kW台23.8石膏铲车5t台13.9石膏旋流站入口阀门操作平台个14工艺水系统4.1工艺水箱规格：Φ6000×7000碳钢个14.2工艺水泵型号：SLW150-400离心泵流量：Q=190m3/h扬程：P=50mH电机功率：N=45kW台1+1S4.3除雾器冲洗水泵型号；SLW125-250离心泵流量：Q=130m3/h扬程P=75mH电机功率：N=55kW台2+1S4.4事故喷淋水箱规格：Φ2000×2500碳钢个25排放系统5.1事故浆液箱规格：Φ14000×16000，碳钢衬玻璃鳞片个1事故浆液箱搅拌器型号：HWL2080N电机功率：N=22kW主轴长：1.05m浆叶尺寸：1.2m台3事故浆液泵型号：6X4D-WX渣浆泵流量：Q=262m3/h扬程：P=30mH电机型号功率：Y250M-4N=55kW台15.2吸收区排水坑3000mm×3000mm×3000mm,钢筋混凝土个2吸收区排水坑搅拌器型号：ZCK1050-60T1/LR顶进式电机型号功率：Y3kw-4PN=3kW台2吸收区排水坑泵型号：2.5Q-VCR液下泵流量：Q=50m3/h扬程：P=35mH电机型号功率：Y180M-4N=18.5kW台25.3脱水区排水坑3000mm×3000mm×3000mm,钢筋混凝土个1脱水区排水坑搅拌器型号：ZCK1050-60T1/LR顶进式电机型号功率：Y3kw-4PN=3kW台1脱水区排水坑泵型号：2.5Q-VCR液下泵流量：Q=40m3/h扬程：P=15mH电机型号功率：Y160M-4N=11kW台16压缩空气系统6.1仪用空气储罐V=5m3,16MnDR个17检修起吊装置7.1循环泵和氧化风机检修用电动单梁悬挂式起重机Lx型电动单梁悬挂起重机起重量：10t轨距：7m起重机运行电机：2×1.5kW提升电机功率：13kW行走电机功率：2×0.8kW起吊高度：12m台27.2循环泵检修用电动单梁悬挂式起重机Lx型电动单梁悬挂起重机起重量：10t轨距：8m起重机运行电机：2×1.5kW提升电机功率：13kW行走电机功率：2×0.8kW起吊高度：12m台27.3真空皮带脱水机和真空泵检修用电动葫芦CDI型电动葫芦起重量：5t提升电机功率：7.5kW行走电机功率：0.8kW起吊高度：24m台17.4石灰石粉仓顶检修起吊设施CDⅠ型电动葫芦起重量：2t提升电机功率：3kW行走电机功率：0.4kW起吊高度：32m台17.5除雾器检修起吊设施手动葫芦；起重量：500kg起吊高度：40m台22.2.6引风机重庆旗能电铝有限公司自备电厂采用成都电力机械厂的动叶可调轴流式引风机，型号为HU25036-22，每台锅炉配置引风机2台，共4台。采用露天布置方式，左右对称。进气方向采用垂直进风方案。原风机设计各工况点参数见表2.2-5。原引风机设计各工况点参数序号项目单位设计煤种BMCR设计煤种BRL校核煤种1BMCR校核煤种2BMCR1引风机处烟气量(当地大气压，不加10℃)m3/h8610197852528627318572902引风机台数台/炉22223引风机进口处负压Pa43824002439443914引风机计算出力m3/h9274168424039293719234885引风机计算全压Pa67656313678167846引风机进口处烟气温度（不加10℃）℃119.6111.0119.6119.67引风机进口实际烟气密度kg/m30.8600.8830.8600.8608引风机进口处绝对压力Pa940689444894056940592.2.7送风机重庆旗能电铝有限公司自备电厂现有送风机采用动叶可调轴流式，型号：GU13830-01，由成都电力机械制造厂供货，原风机设计各工况点参数见表2.2-6。表2.2-6原送风机设计各工况点参数序号项目名称TB工况BMCR工况BRL工况BMCR工况BMCR工况设计煤设计煤校核煤1校核煤21风机入口流量（m3/h）6093295801135366885843805760512风机全压（Pa）419538143462384838023风机入口风压(Pa)98076981109813098108981124风机进风温度（℃）33333333335空气密度（kg/m3）1.1111.1111.1111.1111.1116空气含尘量（mg/m3）30303030307风机轴功率（kW）8267206067327128风机全压效率（％）85.585.085.085.085.29风机转速（r/min）≤15002.2.8一次风机重庆旗能电铝有限公司自备电厂现有一次风机采用单吸双支撑离心式(变频调节及启动)，型号：GI24446，由成都电力机械制造厂供货，原风机设计各工况点参数见表2.2-7。表2.2-7原一次风机设计各工况点参数序号项目名称TB工况BMCR工况BRL工况BMCR工况BMCR工况设计煤设计煤校核煤1校核煤21风机入口流量（m3/h）1945081495431473891429221564012风机全压（pa）15417128471258412490131953风机入口风压(pa)98141981929819498197981874风机进风温度（℃）33333333335空气密度（kg/m3）1.1111.1111.1111.1111.1116空气含尘量（mg/m3）30303030307风机轴功率（kW）976.1612.8592.8570.1659.98风机全压效率（％）82.685.084.985.084.79风机转速（r/min）≤1500≤1500≤1500≤1500≤1500主要设备运行现状及存在的问题2.3.1空预器运行现状及存在问题空气预热器为东锅锅炉厂采用引进技术制造的回转三分仓空气预热器，露天布置，主轴垂直布置，烟气和空气以逆流方式换热。空气预热器的冷端受热面采用抗腐蚀大波纹搪瓷元件制成。空气预热器具有良好的密封性，采用先进的双密封结构。空气预热器旋转方向为：烟气侧→二次风侧→一次风侧。BMCR工况烟气侧设计阻力为1250Pa。由于实际使用燃料的含硫量较高，锅炉NOx排放值在400~800mg/Nm³，经过SCR脱硝反应器后，生成的硫酸氢氨沉积在空气预热器冷端，使得实际运行中空气预热器烟气侧阻力增大。根据2019年1、2月的生产报表数据，1号炉A空预器阻力最大值为2.21kPa，月平均值为1.9kPa；1号炉B空预器阻力最大值为2.78kPa，月平均值为2.2kPa；2号炉A空预器阻力最大值为2.77kPa，月平均值为2.52kPa；2号炉B空预器阻力最大值为3.1kPa，月平均值为2.79kPa；烟气侧运行阻力超出设计值很多，不但使得引风机电耗增加，而且也影响到机组的安全运行。2.3.2脱硝系统运行现状及存在问题脱硝系统采用选择性催化还原（SCR）工艺，催化剂层数按2＋1模式布置，初装2层预留1层。1号炉脱硝反应器装有三层催化剂，其中有两层催化剂为2018年再生，备用层催化剂2016年1月加装，催化剂整体使用寿命24000h，将于2021年3月到期。2号炉脱硝反应器装有二层催化剂，催化剂2018年已再生过，使用寿命16000h，将于2020年10月到期。所使用催化剂高度为750mm。山西嘉誉检测科技有限公司于2019年5月对电厂2号机组脱硝进行检测，并出具报告《重庆旗能电铝有限公司自备电厂煤电节能减排升级改造可行性研究项目引风机及脱硫、脱硝、除尘效率试验监测服务项目》。根据测试，在保持运行工况为100%时，A侧脱硝入口处NOX实际测量浓度范围为490-505mg/m3，折算后测量浓度范围为354-388mg/m3,；脱硝出口处NOX实际测量浓度范围为77-80mg/m3，折算后测量浓度范围为61-63mg/m3，脱硝效率的平均值为83.34%。B侧脱硝入口处NOX实际测量浓度范围为460-470mg/m3，折算后测量浓度范围为403-405mg/m3；脱硝出口处NOX实际测量浓度范围为149-151mg/m3，折算后测量浓度范围为119-120mg/m3，脱硝效率的平均值为70.35%。检测数据见表2.3-1及表2.3-2。表2.3-1SCR脱硝A侧脱硝效率及浓度检测结果序号项目入口NOX浓度mg/m3平均值入口氧量平均值出口NOX浓度mg/m3平均值出口氧量平均值脱硝效率（%）13863540.30.263612.12.082.7723720.2612.033400.2642.043420.2602.053310.2592.063863761.01.266621.82.083.5173801.1632.083771.2622.193701.2602.0103651.3582.0114073881.31.569631.92.183.76123961.4662.0133881.5612.2143761.5582.2153721.7592.2平均值83.34%表2.3-2SCR脱硝B侧脱硝效率及浓度检测结果序号项目入口NOX浓度mg/m3平均值入口氧量平均值出口NOX浓度mg/m3平均值出口氧量平均值脱硝效率（%）14074033.43.61321202.02.270.2224003.71182.234133.51252.143963.81102.254013.71162.364094033.53.61211202.02.170.2274053.61232.184113.31251.994003.71182.2103923.71152.3114214053.43.71251192.02.270.62124153.61202.2134013.81212.2143923.91142.4153943.91162.3平均值70.35%从以上检测结果可以看出，2号炉A侧脱硝出口处NOX折算后测量浓度范围为61-63mg/m3。B侧脱硝出口处NOX实际测量浓度范围为149-151mg/m3，折算后测量浓度范围为119-120mg/m3，两者偏差较大，B侧出口NOx浓度超过A侧出口NOx浓度近100%。A侧脱硝效率的平均值为83.34%，B侧脱硝效率的平均值为70.35%，偏差也很大，B侧脱硝效率比A侧脱硝效率低15.6%（相对值），而且，在安装二层催化剂的情况下，脱硝装置的脱硝效率设计值为80%，B侧脱硝效率没有达到设计值。这说明B侧的脱硝系统运行不正常，需要进行调整。A侧和B侧出口NOx浓度不一致，而且偏差很大。这将造成在同样的脱硝效率情况下，系统的喷氨量增加，运行成本提高，同时，氨的逃逸率增加，硫酸氢氨的生成量增大，从而影响到下游空预器烟气侧的阻力增大。根据2019年1、2月的生产报表数据，对于1号炉A侧：脱硝装置入口NOx最大值为737mg/Nm³，月平均值为579mg/Nm³；脱硝装置出口NOx最大值为176.5mg/Nm³，最小值为99.8mg/Nm³，月平均值为130mg/Nm³；氨逃逸率最大值为2.95ppm，最小值为0.08ppm，平均值为1.1ppm。对于1号炉B侧：脱硝装置入口NOx最大值为695mg/Nm³，月平均值为586mg/Nm3；脱硝装置出口NOx最大值为187.5mg/Nm³，最小值为103.2mg/Nm³，月平均值为153mg/Nm³；氨逃逸率最大值为3.39ppm，最小值为0.02ppm，平均值为1.5ppm。对于2号炉A侧：脱硝装置入口NOx最大值为601mg/Nm³，月平均值为525mg/Nm3；脱硝装置出口NOx最大值为166mg/Nm³，最小值为130.3mg/Nm³，月平均值为130mg/Nm3；氨逃逸率最大值为8.9ppm，最小值为0.03ppm，平均值为2.42ppm。对于2号炉B侧：脱硝装置入口NOx最大值为609mg/Nm³，月平均值为495mg/Nm3；脱硝装置出口NOx最大值为167mg/Nm³，最小值为99.8mg/Nm³，月平均值为128mg/Nm3；氨逃逸率最大值为6.25ppm，最小值为2.35ppm，平均值为4.27ppm。从1号炉数据分析，按照脱硝装置进出口NOx平均浓度计算，脱硝效率约为75%，氨逃逸率平均值为1.3ppm，脱硝效率和氨逃逸率都比较低，脱硝系统具备通过增大喷氨量提高脱硝效率的潜力；氨逃逸率最大为3.39ppm，最小为0.02ppm，平均值为1.3ppm，脱硝系统喷氨的波动很大。脱硝装置出口NOx最大值为187.5mg/Nm³，最小值为103.2mg/Nm³，对脱硝装置出口NOx浓度偏差的控制应提高。综合考虑以上存在的几方面问题，脱硝系统应通过优化喷氨和提高喷氨的自动控制水平来实现喷氨量的准确控制。从2号炉数据分析，按照脱硝装置进出口NOx平均浓度计算，脱硝效率约为75%，氨逃逸率平均值为3.345ppm，氨的逃逸率已经超过设计保证值，但脱硝效率未达到设计值，说明2号炉脱硝系统的运行存在问题；氨逃逸率最大为8.9ppm，最小为0.03ppm，平均值为3.345ppm，喷氨的波动很大，而且氨逃逸率超过了设计保证值，说明喷氨系统或脱硝系统流场存在一定的问题，不能够满足氨与烟气的充分混合要求。脱硝装置出口NOx最大值为166mg/Nm3，最小值为130.3mg/Nm3，对脱硝装置出口NOx浓度偏差的控制应提高。综合考虑以上存在的几方面问题，脱硝系统应通过优化喷氨、流场优化和提高喷氨的自动控制水平来实现喷氨量的准确控制及氨和烟气的充分混合。整体看来，2号炉的脱硝系统运行情况比1号炉的运行情况差，氨的逃逸率大，对下游空预器阻力的影响大。这个结论与前面1、2号炉空预器阻力的数据是一致的。2.3.3除尘系统运行现状及存在问题重庆旗能电铝有限公司自备电厂除尘装置系统采用福建龙净环保股份有限公司提供的静电除尘器设备，每台炉配两台除尘器,每台电除尘器分两室五电场，一电场及二电场设置高频电源，三、四、五电场为工频电源，除尘效率≥99.84%,运行过程除尘器出口含尘浓度＜60mg/Nm3（含氧量为6％，标准状态下的干烟气）。山西嘉誉检测科技有限公司于2019年5月对电厂脱硝进行检测，并出具报告《重庆旗能电铝有限公司自备电厂煤电节能减排升级改造可行性研究项目引风机及脱硫、脱硝、除尘效率试验监测服务项目》。根据测试，在保持运行工况为100%时，入口处A侧颗粒物实际测量浓度范围为12962-15252mg/m3，折算后浓度的范围为9971-10999mg/m3；B侧颗粒物实际测量浓度范围为10934-11791mg/m3，折算后浓度的范围为9480-10165mg/m3；出口处颗粒物实际测量浓度范围为16.0-18.0mg/m3，折算后浓度的范围为15.2-17.1mg/m3，除尘器除尘效率的平均值为99.84%。测试数据见表2.3-3。表2.3-3除尘装置系统进出口烟尘浓度和除尘效率频次烟气温度（℃）含氧量（%）标态排气量（Nm3/h）实测浓度（mg/m3）排放速率（kg/h）折算浓度（mg/m3）折算浓度均值（mg/m3）除尘器装置系统进口A侧1358.50.25784341525288221099910332.32359.51.2579606132357671100273359.41.55827431296275549971除尘器装置系统进口B侧1362.83.6571648117916740101659899.672357.73.6570345116636652100543358.23.75685941093462179480除尘器出口1149.05.289161516.014.315.216.232114.35.292619018.017.217.13147.65.392154417.315.916.5除尘装置系统除尘效率99.84%若按照改造用煤质计算，除尘器入口烟尘浓度将达到43.73g/Nm³，按照测试效率99.84%，除尘器出口浓度为70mg/Nm³。需对除尘器进行改造。2.3.4脱硫系统运行现状及存在问题电厂脱硫原设计时，FGD装置在验收试验期间SO2脱除率≥98.2%（设计脱硫效率按照99.1%），脱硫装置出口SO2浓度应至少小于200mg/Nm3（设计按照小于100mg/Nm3）。2019年5月29日，检测单位对重庆旗能电铝有限公司自备电厂现有两台锅炉进行了摸底试验，由于当时锅炉燃用煤质中收到基硫都2%左右，硫份较低，因此5台浆液泵只有3台运行。实验数据见表2.3-4。表2.3-4脱硫系统运行现状数据序号项目入口SO2浓度mg/m3平均值入口氧量平均值出口SO2浓度mg/m3平均值出口氧量平均值脱硫效率（%）1465845844.95.21181105.05.097.60245115.51055.1345525.41045.0446125.01135.0545865.21085.06471146445.05.21131005.15.297.85746825.21035.2846565.2995.2945235.3915.31046495.2955.311470246375.15.31081025.25.297.801246515.31065.21346275.41005.21445625.4955.31546445.21025.2平均值97.75%根据现场实际情况，脱硫效率试验入口测试位置选择在脱硫塔入口处，出口测试位置选择在位于80米高的烟囱排口侧孔处。保持运行工况为锅炉负荷100%，入口处SO2浓度实际测量浓度范围为4829-4892mg/m3，折算后浓度范围为4584-4644mg/m3；出口处SO2浓度实际测量浓度范围为102-120mg/m3，折算后浓度范围为105-117mg/m3，脱硫效率的平均值为97.75%。通过脱硫系统运行的近半年的SO2进、出口浓度曲线（见图2.3-1所示），在5台浆液循环泵都开启时，当FGD入口SO2浓度最高运行在13900mg/m3以上时，FGD入口SO2浓度可控制在200mg/m3以下，脱硫效率可达到99%以上。实验结果与原有设计偏差不大。脱硫系统现有设备运行良好。本次节能减排改造，燃用煤种的硫份变为4%，且要求脱硫系统出口SO2浓度≤35mg/Nm3，现有脱硫系统无法满足排放要求，需要进行提效改造。图2.3-1脱硫系统运行的近半年的SO2进、出口浓度曲线画面2.3.5烟气系统与引风机现状重庆旗能电铝有限公司自备电厂烟气系统未设增压风机，烟气系统的阻力全部由引风机克服。2019年6月对电厂2号机组引风机进行摸底试验，并出具报告《2号机组锅炉引风机效率试验报告》。测试时，机组负荷为3167.6MW。2号机组A、B引风机性能试验结果汇总表见表2.3-5。表2.3-52号机组A、B引风机性能试验结果汇总表序号名称符号单位计算公式A1A2B1B21电负荷PelMW表盘记录317.6317.6317.6317.62引风机挡板开度％表盘记录√81.2591.293引风机电流A表盘记录128.58127.364引风机电压kV10105大气压力pambPa测量平均值976006环境温度℃测量平均值187流量测量面静压pstPa测量平均值-3960-3890-3930-38908流量测量面温度t℃测量平均值1451451431499流量测量面密度ρkg/m30.00361*(pamb+pst,)/(273+t)0.80750.81410.81160.806410流量测量面动压pdPa测量平均值1011049910311流量测量面风速vm/s15.81415.98215.61715.98012流量测量面面积Am2测量值8.258.258.258.2513流量测量面流量Qv’m3/hQv=A*v*360046967347465146381147461914流量测量面总流量Qvm3/h944324.1938429.815测量面平均密度ρkg/m3计算平均值0.8108230.80903316风机入口静压pst1Pa测量平均值-3970-393017风机入口截面积A1m2测量值101018风机入口温度t1℃测量平均值14213919风机入口介质密度ρ1kg/m30.00361*(pamb+pst1)/(273+t1)0.813250.81952220风机入口体积流量Qv1m3/hρ*Qv’/ρ1941506.5926419.921风机入口动压pd1Pa0.5*ρ1*(Qv1/A1/3600)2278.2534271.506622风机入口全压p1Papst1+pd1-3691.75-3658.4923风机出口静压pst2Pa测量平均值1850184024风机出口截面积A2m2测量值7.77.725风机出口温度t2℃测量平均值14314626风机出口介质密度ρ2kg/m30.00361*(pamb+pst2)/(273+t2)0.8617250.85546927风机出口体积流量Qv2m3/hQV1*ρ1/ρ2888543.7887491.228风机出口动压pd2Pa0.5*ρ2*(Qv2/A2/3600)2434.9646430.818829风机出口全压p2Papst2+pd22284.9652270.81930风机全压pPap2-p15976.7115929.31231风机输入电流A表盘值128.58127.3632风机输入电压kV101033功率因素cosφ0.860.8634电动机输入功率PinKW计算1915.2251897.05335电动机效率ηd%设计值0.930.9336风机轴功率PKWPin*ηd*0.981763.3471746.61637风机有效功率PeKWp*Qv1/3600/10001512.6211489.29738风机全压效率η％Pe/P*10085.781285.2675639风机设备效率%Pe/Pin*10078.9787578.50584根据测试，2号炉A、B引风机的效率分别为：85.78%和85.27%，该工况下保持较高的运行效率。A、B风机全压分别为5977Pa、5929Pa，与设计工况（BMCR）的6765Pa相比，还有788Pa~836Pa的裕量。与TB工况的8117Pa相比，还有2140Pa~2188Pa的裕量。从电动机功率看，试验计算得到的A、B引风机电动机输入功率分别为1915kW、1897kW，与引风机电动机功率为2900kW相比较，也有一定的裕量。由于以上测试数据只反映了引风机进出口的压力情况，燃用煤质的含硫量、烟风系统各个设备的阻力（比如锅炉本体、空预器、脱硝、脱硝系统）等情况并没有体现。仅从试验结果来看，测试时引风机运行处于一个良好的状态。根据与现场运行人员的交流，了解到情况如下：a、两台机组的引风机出力偏小，经常会运行到风机叶片的最大开度；b、空预器设计工况的烟气侧阻力为1250Pa，但实际运行时，空预器阻力基本在2000Pa以上，甚至达到3000Pa以上，这是因为燃用了高硫煤，脱硝逃逸的氨与烟气中的SO3生产硫酸氢氨，然后在空预器中下部沉积下来导致空预堵塞所致；c、空预器出口烟气温度达到150℃左右，比设计值大；d、燃用高硫煤需要提高脱硫效率，这样将增加整个烟气系统的阻力。综上所述，电厂现有引风机运行已无裕量。2.3.6电气与控制系统现状电厂采用以微处理器为基础的分散型控制系统（DCS）。电厂采用炉、机、电集中控制方式，两台机组和公用部分共设一个集中控制室。控制室及锅炉电子设备间布置在主厂房内运转层两炉、两机之间。控制室、锅炉电子设备间下面设电缆夹层。烟气脱硫控制系统随脱硫岛提供，对其进行集中监视和控制，通过DCS控制。设置脱硫就地电子设备间，布置在脱硫工艺楼内。电铝有限公司自备电厂煤电节能减排升级改造项目 可行性研究报告第33页重庆旗能电铝有限公司自备电厂煤电节能减排升级改造项目可行性研究报告工程改造建设条件厂址概述重庆旗能电铝有限公司自备电厂位于重庆市綦江区古南街道北渡场，距綦江区城中心约11km。厂址北面紧临改造后的綦四公路，北距大板锭厂区约600m处；东北侧距厂址约1.5km处有201国道及川黔铁路通过，之间被綦江相隔；西侧、南侧基本为丘陵小山地带。綦江北站位于厂址东北面约2.5km处。工程地质及水文气象3.2.1工程地质区域地貌总体以中低山为主，局部为丘陵地貌。区域地层岩性主要有：寒武系上统(Є3)耿家店组(Є3g)的白云岩；奥陶系下统(O1)桐梓组(O1t)的灰岩、白云岩夹页岩及湄潭组(O1m)的页岩夹薄层中厚层结核状灰岩、粉砂岩；志留系下统(S1)小河坝组(S1xh)的页岩、细砂岩夹泥质石英砂岩及灰岩；二叠系下统(P3)龙谭组(P3l)的铝土质粘土岩、煤层及生物碎屑灰；三叠系下统(T1)飞仙关组(T1f)的泥质灰岩夹粉砂岩、泥页岩、嘉陵江组(T1j)的灰岩、白云质灰岩白云岩，三叠系中统(T2)雷口坡组(T2l)的灰岩、白云岩夹盐溶角砾岩及砂质泥岩，三叠系上统(T3)须家河组(T3xj)的砂质泥岩、页岩、石英砂岩及煤层侏罗系中统沙溪庙组砂岩(J2s-Ss)、泥岩(J2s-Ms)、粉砂质泥岩(J2s-Ms)等。厂址区的地下水以岩溶水和基岩裂隙水为主，埋藏较深，主要受地表水及降雨的影响。地下水对混凝土无腐蚀性，对混凝土中的钢筋无腐蚀性，对钢结构具弱腐蚀性。厂址区内无断层通过，未见崩塌、滑坡、泥石流、地面塌陷等不良地质现象。厂址区大部分建筑地段为天然地基，以岩石做地基持力层；局部地段(填方)可采用桩基础。3.2.2地震烈度区内地震活动微弱，根据《建筑抗震设计规范》(GB50011－2001)和《中国地震动峰值加速度区划图》(GB18306-2001图A1)，《中国地震动反应谱特征周期区划图》(GB18306-2001图B1)，厂址所在区域，地震动峰值加速度为0.05g，地震动反应谱特征周期为0.35s，相对应的地震基本烈度为=6\*ROMANVI度。3.2.3气象条件1）区域气候特性綦江区属四川盆地中亚热带湿润气候区，气候温和、降水充沛、四季分明，大陆性季风气候显著。綦江区气象站观测场海拔高度254.8m，风仪高度10.6m，该站建于1957年，对平坝地区气候具有一定的代表性。綦江区山地气候特征明显，梯度差异大，分平坝(500m以下)、半山(500~1000m)、高山(1000m以上)。本工程厂址距离綦江气象站在10km以内，故直接引用綦江区气象站气象资料。2）累年气象特征值资料统计年限为1957年~2002年(气温极值除外)。极端最高气温： 44.5℃(2006.8.15)极端最低气温： -1.7℃(1975.12.15)多年平均气温： 18.7℃多年年平均降水量： 1040.6mm最大年降水量： 1348.6mm(1982年)最小年降水量： 760.3mm(1993年)多年最高气压： 1012.6hPa(1992.11.09)多年最低气压： 961.2hPa(1981.08.23)多年平均气压： 984.5hPa多年平均相对湿度： 78%多年最小相对湿度： ∠10%(1998.4.17)多年年均降雨天数： 191.7d多年年最多降雨天数： 244d多年年均雷暴天数： 29.9d多年年最多雷暴天数： 55d多年年均有雾天数： 22.7d多年年均积雪天数： 0.2d多年年均大风天数： 2.4d多年年均日照时数： 1133.4h多年最大积雪深度： 4.0cm(1991.12.28)全年主导风向： NW夏季主导风向： NW冬季主导风向： NW实测最大风速： 28.0m/s(1986.05.12)多年平均风速： 1.2m/s3）设计风速根据《建筑结构荷载规范》(GB50009－2001)全国基本风压资料，查得线路经过重庆地区离地10m高50a一遇的基本风压值为0.40kN/m2。推算得重庆地区离地10m高50a一遇10min平均最大风速为25.3m/s。根据綦江气象站1979～2008年30年的资料通过耿贝尔法分析计算得50年一遇离地10m高10min设计最大风速：24.7m/s。推荐50年一遇离地10m高10min设计最大风速采用25.3m/s。交通运输3.3.1铁路川黔铁路北起于重庆市，与成渝铁路共轨小南海站，经綦江进入贵州，再经赶水、桐梓、遵义、息烽等市县，南止于贵阳。全长463km，其中贵州境内292.8km，设40个车站。该线贵阳至赶水段原按二级干线、内燃机车牵引设计建造，1991年9月完成电气化改造后，赶水至南宫山段年通过能力由396万t增至1279万t，南宫山至贵阳南段能通过能力由503万t增至1279万t。川黔铁路在重庆与成渝、襄渝铁路相接，为西南铁路网中运输较为繁忙的单线铁路，目前赶水至南宫山段仍有一定的运输能力，可以满足重庆旗能电铝有限公司自备电厂2×330MW机组的燃煤运输。渝黔铁路线路全长345km(其中重庆市境内112km，贵州境内233km)。该铁路线的走向为:自重庆第三客运站出发，经綦江、桐梓、遵义、息烽，至贵阳北站。本工程为铁路运煤，接轨点选在綦江北站重庆端站房对侧，牵出线尾部接轨，接轨点标高约为226.50m。3.3.2公路綦江区已基本实现村村通公路；渝黔高速公路纵贯全境，境内长72.5km；綦江至万盛高速公路，全长33.8km，在县城与渝黔高速公路相接，境内长26.2km。在厂址附近，渝黔高速、綦万高速、210国道、渝湘303省道纵横交错，形成四通八达的交通运输网络。在厂址北面有即将改造为一级公路的綦四公路。进厂道路将从綦四公路上引接，总长度约0.3km。吸收剂分析资料重庆旗能电铝有限公司所处的綦江区，其永城、东溪、赶水地区为石灰石岩区，石灰石矿极其丰富，其主要成分见表3.4-1。表3.4-1石灰石分析资料检验项目单位检验结果烧失量％41.86CaO％52.06SiO2％4.62Fe2O3％0.34Al2O3％0.37MgO％0.4电厂水源重庆旗能电铝有限公司自备电厂冷却水系统采用自然通风冷却塔的二次循环方式，补给水源取自綦江河，取水口位于桥溪口水电站库区，綦江河和清溪河交汇处上游约2km的万家咀。厂用电源电压中压电源电压为10kV（中性点为低电阻接地），低压电源电压为380/220V（三相四线制，中性点直接接地）；200kW及以上电动机由10kV供电，200kW以下电动机由380V供电。交流动力及控制电源电压为380/220V（三相四线制），供方如需其它等级电压、由供方自行解决。直流动力电源电压为220V，直流控制电源电压为110V。压缩空气厂用和仪表用压缩空气系统供气压力为0.4～0.7MPa(g)，最高温度为50℃辅助蒸汽参数辅助蒸汽参数0.6～0.9MPa（g），280～340℃。本项目改造的场地条件本项目改造的场地条件见图3.9-1、3.9-2、3.9-3、3.9-4所示。

图3.9-1除尘器入口烟道图3.9-2吸收塔与引风机之间的空余场地图3.9-3吸收塔与浆液循环泵房图3.9-4吸收塔出口净烟道电铝有限公司自备电厂煤电节能减排升级改造项目可行性研究报告第38页本项目改造基本数据的确定设计煤质的确定重庆旗能电铝有限公司自备电厂煤源来自当地的无烟煤，原设计煤种煤质分析及飞灰比电阻见表4.1-1和表4.1-2。序号项目符号单位设计煤种校核煤种1校核煤种21工业分析全水分Mar%98.59.5空干基水分Mad%1.461.221.66收到基灰分Aar%25.0422.4627.21收到基挥发分Var%8.457.858.64收到基固定碳FCar%57.5161.1954.652元素分析收到基碳Car%57.1260.9654.17收到基氢Har%2.512.622.37收到基氧Oar%2.231.832.07收到基氮Nar%0.910.881.06收到基硫Sar%3.192.753.623收到基低位发热量Qnet,v,arMJ/kg21.9623.2920.934哈氏可磨指数HGI7882715氟F%＜0.005＜0.005＜0.0056汞PPm0.0650.0510.069序号项目符号单位设计煤种校核煤种1校核煤种21灰成分分析二氧化硅SiO2%42.8744.6141.15三氧化二铝Al2O3%25.3424.3626.18三氧化二铁Fe2O3%18.6516.5120.19氧化钙CaO%3.755.222.48氧化镁MgO%0.840.631.46三氧化硫SO3%2.952.363.61二氧化钛TiO2%2.883.851.87氧化钾K2O%1.060.851.48氧化钠Na2O%0.820.761.26五氧化二磷P2O5%0.0070.0050.009二氧化锰MnO2%0.120.090.142灰熔点变形温度DT℃121012501170软化温度ST℃130013401260半球温度HT℃133013701290流动温度FT℃1360143013303飞灰比电阻温度30℃时Ω.cm6.02×107～8.35×107温度100℃时Ω.cm5.39×1011～6.37×1011温度120℃时Ω.cm5.05×1011～8.02×1011温度150℃时Ω.cm3.61×1011～6.01×1011温度180℃时Ω.cm1.75×1011～2.92×1011随着时间的变迁和煤矿的开采情况，本工程实际燃用煤质的硫份及发热量都已发生了变化，2018年下半年的主要煤质分析如下表4.1-3。2018年下半年的主要煤质分析表日期发热量（MJ/Kg）含硫量(%)灰分含量挥发分全水2018.6.721.073.7531.888.94.82018.6.821.023.7832.158.744.92018.6.921.363.4331.338.964.82018.6.1023.582.5625.