湿式除尘系统改造项目报告表.docx
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湿式除尘系统改造项目报告表
建设项目基本情况
项目名称
建设单位
法人代表
通迅地址
联系电话
建设地点
立项审批部门
建设性质
占地面积
总投资
评价经费
预计投产日期
2015年11月
工程内容及规模
1、项目背景
国电大武口热电有限公司位于宁夏石嘴山市大武口区北侧边缘,距离银川81km,距大武口市区中心约2.5km。
公司始建于1982年,总装机容量4×110MW,于1987年全部建成投产。
2007年,公司为响应国家节能减排、“上大压小”的产业政策,申报2×330MW “上大压小”热电联产项目,关停原有4×110MW机组。
该项目于2008年12月获得了环境影响评价报告书批复(环审〔2008〕449号),于2014年9月通过了环境保护部的竣工环境保护验收(环验〔2014〕189号)。
公司目前承担着石嘴山市大武口区980.34万m2的集中供热和中色(宁夏)东方集团有限公司35万t/a及宁夏海力电子有限公司9万t/a的工业用汽任务。
2012年9月,公司对现有2×330MW机组低氮燃烧系统进行改造,增设选择性催化还原(SCR)脱硝装置。
脱硝改造项目于2012年5月进行了环境影响评价,于2012年6月获得环境影响评价报告表批复(宁环表〔2013〕61号),于2013年8月通过了宁夏回族自治区环境保护厅的竣工环境保护验收(宁环函〔2013〕204号、宁环函〔2013〕204)。
经脱硝改造后的#1、2机组NOx排放浓度83.77mg/Nm3、83.48mg/Nm3,满足《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)排放限值的要求。
2014年6月,公司对现有工程#1、2机组电除尘器和脱硫装置进行了恢复性检修,将#1、2机组电除尘器高压电源改造为高频电源,将脱硫装置两层平板式除雾器改造为一层管式+两层屋脊式除雾器。
经改造后#1、2机组的烟尘排放浓度为25.37mg/Nm3、25.53mg/Nm3,SO2排放浓度为140.58mg/Nm3、132.05mg/Nm3,均满足《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)排放限值的要求。
根据《石嘴山市环境保护行动计划(2014年-2017年)》(石政发〔2014〕38号)文的要求,大武口城区火电厂应执行《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)中的大气污染物特别排放限值。
现有2×330MW机组烟尘排放浓度不能满足20mg/Nm3的特别排放限值要求,因此公司决定对#1、2机组现有除尘系统进行改造,改造方案是在湿法脱硫装置后增设一套湿式电除尘装置,除尘改造完成后#1、2机组总除尘效率分别为99.86%、99.87%,烟尘预测排放浓度分别为11.09mg/m3、13.27mg/m3,可减少烟尘排放总量206.11t/a。
除尘改造项目符合《宁夏回族自治区环境保护“十二五”规划》(宁政发〔2012〕76号)、《宁夏回族自治区大气污染防治行动计划(2013年-2017年)》(宁政发〔2014〕14号)、《石嘴山市环境保护行动计划(2014年-2017年)》(石政发〔2014〕38号)的要求,对改善区域环境空气质量具有良好的示范作用。
根据《中华人民共和国环境保护法》、《中华人民共和国环境影响评价法》及国务院第253号令《建设项目环境保护管理条例》等环保法律法规要求,国电大武口热电有限公司于2015年6月1日委托北京中咨华宇环保技术有限公司对其#1、2机组湿式除尘系统改造项目进行环境影响评价。
我公司在接受委托后,按照环境影响评价程序,在认真研读有关技术资料和文件,进行现场勘查、工程分析及环境现状调查的基础上,依据环境影响评价技术导则编制完成了《国电大武口热电有限公司#1、2机组湿式除尘系统改造项目环境影响报告表》。
2、现有工程概况
(1)建设规模
现有工程总装机容量为660MW,工程规模为2×330MW。
(2)建设地点
现有工程位于宁夏石嘴山市大武口区北侧边缘。
厂址以东紧临电厂家属区与大武口兴民村。
南侧为铁路家属区和神华集团大武口洗煤厂,以西为中色(宁夏)东方集团有限公司。
工程地理坐标:
北纬39°2'13.13",东经106°23'4.22"。
(3)工程组成
国电大武口热电有限公司现有工程项目组成见表1-1。
表1-1现有工程组成
项目组成
项目内容
主体工程
锅炉
2×1165t/h亚临界自然循环汽包炉
汽轮机
2×330MW亚临界一次中间再热、单抽双缸双排汽、单级可调整抽汽、间接空冷单抽汽冷凝汽式汽轮机
发电机
2×330MW水氢氢空冷发电机组
公用工程
水源
生产用水采用石嘴山市海欣污水深度处理有限公司提供的城市中水;生活用水及事故备用水源由现有生活供水系统供给。
现有工程用新鲜水量为395.42m3/h(278.2万m3/a)
煤炭
宁东的灵武矿区和银北矿区,年耗煤量为195.8万t。
储运工程
运煤系统
灵武矿区原煤采用火车运输,运输路线为:
灵武矿区-大古铁路-大坝车站-包兰铁路石汝支线-电厂专用线-电厂;
银北矿区福泉矿原煤采用汽车运输,运输车辆为载重20t的自卸车,均由社会承担,主要公路运输道路为301省道、110国道、大汝公路。
大武口洗煤厂的煤通过封闭输煤栈桥连接到煤仓间
煤场
现有1座露天煤场,作为现有工程的事故煤场,供冬季雨雪天气时临时使用。
目前现有煤场封闭式改造已完成,作为扩建工程煤场使用
封闭煤仓
设5座直径Φ22m的封闭筒仓,总储量为50000t,采用皮带输送方式,可满足现有锅炉的用煤需求
除灰渣系统
灰渣分除,正压浓相气力集中除灰,灰渣、脱硫石膏综合利用,事故状态干灰拌湿后和炉渣及石膏渣送至小枣沟灰渣场碾压堆存
灰库
设有3座灰库,1座细灰库容积500m3,2座粗灰库容积各1790m3
渣仓
设有2座渣仓,单座有效容积为110m3
油库
现有设置2座各400m3的油罐及卸油、供油系统
液氨罐区
现有设置两台94m3液氨储罐,共存储液氨123.33t,罐设计压力2.16MPa,材质为16Mn
小枣沟灰渣场
干灰场,位于电厂北约4.5km的贺兰山北缘的小枣沟中,占地面积约1km2,坝顶标高1250m,库容41万m3,可满足现有工程25年的排渣量。
环保工程
大气污染
防治措施
烟气脱硫装置
石灰石-石膏法烟气脱硫工艺
烟气脱硝装置
低氮燃烧+SCR烟气脱硝装置
烟气除尘装置
五电场高效静电除尘
烟囱
1座,高240m,出口内径7.5m
水污染
防治措施
工业废水
(含脱硫废水)
经曝气、调节pH值,絮凝澄清、气浮、过滤后补充至辅机冷却塔
循环冷却水
排污水
全部回用于卸煤沟喷洒、栈桥冲洗、灰库渣搅拌机加湿等
含油污水
采用分散处理,设置油水分离器处理后再排入工业废水处理系统进行深度处理,回收用于机力通风冷却塔补水
锅炉酸碱废水
经化学废水池中和处理后用于干灰加湿
生活污水
二级生化处理用于厂区绿化或进入工业废水处理系统
固体废物
处理方式
采用灰渣分除、干灰干排、粗细分储系统
灰渣贮存方式
灰渣用作生产砌块与水泥的原料综合利用,事故状态由汽车将渣运至小枣沟灰渣场分区临时堆存
噪声治理
采用吸声、隔声、减振等降噪措施
绿化
厂内绿化面积30680m2,厂区绿化率达18%
辅助工程
生产、生活综合楼,检修设施,封闭式输煤栈桥及汽车库等
(4)原辅材料消耗情况
燃煤及燃煤量
现有工程原煤由宁东的灵武矿区和银北矿区供给,根据国电大武口热电有限公司提供的2013年1~12月的用煤情况,具体原煤消耗情况见表1-2。
表1-2现有工程耗煤情况一览表
时间
小时耗煤量(t/h)
日耗煤量(t/d)
年耗煤量(万t/a)
2013.01
437.9
8759.2
310.951
2013.02
379.4
7588.3
269.387
2013.03
363.3
7266.7
257.970
2013.04
336.9
6738.3
239.210
2013.05
248.2
4963.8
176.218
2013.06
332.5
6649.1
236.045
2013.07
205.8
4115.6
146.104
2013.08
345.4
6907.5
245.217
2013.09
343.5
6870.7
243.911
2013.10
328.9
6578.3
233.531
2013.11
346.6
6931.8
246.080
2013.12
306.7
6135.1
217.795
全年
/
/
注:
日利用小时数为20小时,年利用小时数为7100小时。
煤质指标
根据国电大武口热电有限公司提供的2013年1~12月的煤质分析数据,现有工程入炉煤质情况见表1-3。
表1-3现有工程耗煤情况一览表
时间
收到基灰份(%)
收到基挥发份(%)
收到基全硫份(%)
低位发热量(MJ/kg)
2013.01
34.29
23.26
1.18
17.24
2013.02
34.04
24.02
1.2
17.16
2013.03
34.13
26.11
1.2
17.41
2013.04
34.48
25.91
1.27
17.34
2013.05
33.04
28.78
1.3
17.69
2013.06
35.11
29.21
1.29
17.13
2013.07
35.06
28.04
1.19
17.63
2013.08
34.26
28.55
1.29
17.56
2013.09
34.84
27.23
1.21
17.6
2013.10
34.76
26.27
1.25
17.57
2013.11
34.92
26.67
1.22
17.17
2013.12
33.19
26.47
1.27
17.82
均值
34.34
26.71
1.24
17.44
脱硫剂用量
现有工程采用石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺,脱硫石膏消耗量约3.91万t/a。
(5)供排水情况
水源及用水量
现有工程水源为城市中水,生活用水及事故备用水源为现有生活供水系统(城市统建水)。
石嘴山市海欣污水深度处理有限公司为宁夏神光电力股份有限责任公司子公司,是专门为国电大武口热电有限公司用水进行深度处理的配套服务公司,处理对象为石嘴山市第一中水厂处理后的出水和第三污水处理及回用水工程的出水。
现有工程夏季用水量为325m3/h(包括工业抽汽),冬季用水量为494m3/h。
热电联产工况平均用水量为395.42m3/h,年总用水量为278.2万m3(按7100h计),其中生活供水系统年用水量7.0万m3,城市中水271.2万m3。
排水
现有工程采用间接空冷方式,全部生产用水采用城市中水,厂区采用分流制排水系统,设有生活污水、循环冷却水排水、含油污水、化学水处理系统排水、雨水及输煤冲洗水排水及脱硫废水排水系统。
辅机冷却排污水全部用于干渣库搅拌机、空压机冷却、脱硫工艺水补水等;输煤系统冲洗水经回收处理重复使用;生活污水经处理后回用于厂区绿化或进入工业废水处理系统;化学废水经处理后回用于干灰调湿;脱硫废水经处理后回用于干灰拌湿;工业废水经处理后回收用于辅机冷却塔补充水及脱硫系统用水;主要蒸汽管道疏水回收至本体疏水扩容器回收。
(6)现有工程灰渣场概况
现有小枣沟灰渣场为干灰场,位于电厂北约4.5km贺兰山北缘的小枣沟中,紧邻在贺兰山国家级自然保护区实验区外,周围无固定居民、建筑。
沟底标高1230~1287.5m,该山谷整体呈“V”字型。
小枣沟灰渣场占地面积约1km2,总投资5500万元,环保投资约为849万元,占总投资的15.4%,主要用于灰渣场防渗和灰渣场绿化。
小枣沟灰场初期挡灰坝为碾压堆石坝,坝基高程为1220m,坝顶高程为1250m,坝高30m,坝顶宽5.0m,上下游边坡为1:
1.65,用于稳定堆灰边坡,兼排少量渗水。
坝上游侧坡铺设土工布。
堆石坝表面采用干砌石护坡,堆石坝坡址设浆砌石排水沟。
灰场内设3座排水竖井,内径3.0m。
用钢筋混凝土涵管将洪水排至下游,排水道出口设置消力池。
下游设碾压堆石拦水坝,拦水坝最大坝高12.0m,坝顶宽3.0m,上下游边坡1:
1.65。
上下游采用干砌石护坡,上游侧边坡设土工膜防渗层。
拦水坝下游沟谷设钢筋混凝土截渗墙,并对截渗墙两岸岸坡风化岩石进行帷幕灌浆处理。
灰场底部已经铺设两布一膜,膜厚0.3mm,膜上覆土300mm的防渗层,可使渗透系数小10-7cm/s,满足《一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准》(GB18599-2001)及修改单Ⅱ类场要求。
根据石国用〔2008〕第2205号“中华人民共和国国有土地使用证”(2008年5月26日),小枣沟灰场的用地性质为工业用地,灰场距离城市规划范围边界约1.5km,不在城市规划区范围内。
小枣沟灰场于2004年通过原国家环保总局的批复(环审〔2004〕193号),于2006年通过宁夏回族自治区环境保护厅的竣工环境保护验收。
小枣沟灰场现有灰渣堆标高1280m,已堆放灰渣库容487×104m3,分区暂存脱硫石膏2.51万吨。
小枣沟灰场与现有工程位置关系见图1-1。
图1-1小枣沟灰场与现有工程位置关系图
3、技改项目概况
(1)项目名称
#1、2机组湿式除尘系统改造项目。
(2)建设性质
本项目属于技术改造项目。
(3)建设规模
对原电除尘器进行恢复性检修,在脱硫吸收塔下游水平烟道上方增设湿式除尘器。
(4)投资构成及施工进度
项目总投资5000万元,投资分为建筑工程、设备购置、安装工程、流动资金和其他费用,具体投资额、投资比例见表2-1。
表2-1项目投资构成(单位:
万元)
名称
建筑工程
设备购置
安装工程
流动资金
其他费用
总计
金额
260
3990
160
215
375
5000
比例(%)
5.2
79.8
3.2
4.3
7.5
100
备注
上述各项费用内含环保投资的相应部分
项目施工内容包括设备及建材的运输、基础地基及处理和设备的调试安装,具体施工进度见表2-2。
表2-2项目施工进度
序号
施工内容
月数
7
8
9
10
11
1
设备、材料运输
2
基础、地基处理
3
设备调试安装
(5)项目组成
国电大武口热电有限公#1、2机组湿式除尘系统改造项目工程组成见表2-3。
表2-3除尘改造项目工程组成
工程组成
工程内容
主体工程
原电除尘器恢复性
检修
对原电除尘器做恢复性检修,完善配置
增加湿法电除尘
湿法脱硫装置后增加湿式电除尘装置,脱硫采用“单塔双循环”改造方案,湿式除尘器布置于原水平烟道上方
公用工程
供水
湿式除尘器新增耗水量20m3/d,脱硫改造工程新增耗水量140m3/d,均依托现有工程。
现有工程采用石嘴山市海欣污水深度处理有限公司提供的城市中水,该中水厂剩余可供再生用水量约0.35万m3/d,可满足本项目依托性的要求
排水
系统正常运行时的收集液、启机前的喷淋、停机后的冲洗等废水经系统疏水管道汇集后送往脱硫装置吸收剂制备系统,用于石灰石浆液的制备
供电
湿式除尘器电源系统设置一PC段,电源引自主厂低压PC段,利用主厂PC段备用馈线柜为湿式除尘器PC段供电
气源
湿式除尘系统气动执行机构气源从厂用仪用气系统就近引接
环保工程
大气污染防治措施
湿法电除尘装置借助水力清灰,不设阴阳极振打装置,不产生二次飞扬,确保出口粉尘达标
水污染防治措施
水力清废水送往脱硫装置吸收剂制备系统,用于石灰石浆液的制备,重复利用
噪声污染防治措施
设备采取消音、隔音、基础减震等措施
固体废物污染防治措施
湿式电除尘器采用水力清灰,清除的灰尘与冲洗水一并送往脱硫装置,不再单独进行灰尘收集,最终与脱硫石膏一并送至小枣沟灰场暂存
辅助工程
临时办公及生活区
依托现有工程空余宿舍或办公室
(6)主要设备
除尘改造工程主要设备见表2-4,湿式电除尘主要设计参数见表2-5。
表2-4除尘改造项目工程主要设备
序号
名称
规格型号
单位
数量
备注
一
工艺部分
1
原电除尘器检修
项
1
2
输灰改造
项
1
3
湿式除尘
套
1
4
烟道
套
1
5
防腐
套
1
6
系统保温
套
1
7
阀门、管件
套
1
8
泵
台
2
二
电气部分
1
高频电源
72kV1.8A(两台)
72kV1.6A(两台)
台
4
2
高压隔离开关
套
4
3
进线开关柜
面
4
4
母线联络柜
面
1
高压配电柜
面
2
6
低压MCC柜
面
1
7
电加热控制柜
面
2
8
动力电缆
米
4500
9
控制电缆
米
4800
10
检修箱
面
2
11
照明箱
面
1
12
安装材料
吨
4
角钢、槽钢、镀锌管等
三
控制部分
1
PLC系统
I/O点数约200点
套
1
含盘柜2面
2
上位机
套
1
3
仪表电源箱
只
1
4
仪表保护箱
面
2
5
压力变送器
台
5
6
流量计
台
1
7
热电阻
0~200℃
支
22
8
动力电缆
ZR-kVV-0.45/0.75KV2×1.5
米
2600
9
控制电缆
米
7500
10
截止阀
只
4
11
电缆桥架
钢制热镀锌
吨
6
12
安装材料
吨
2
角钢、槽钢、镀锌管、仪表管等
四
土建及结构
1
除尘器进口烟道支架
1.1
桩基础
m3
50
钻孔灌注桩
1.2
基础加固
m3
90
钢筋混凝土
1.3
上部钢结构
t
100
2
除尘器本体支架
2.1
桩基础
m3
100
钻孔灌注桩
2.2
承台
m3
180
钢筋混凝土
2.3
上部钢结构
t
80
3
除尘器出口烟道支架
3.1
桩基础
m3
20
钻孔灌注桩
3.2
基础加固
m3
40
钢筋混凝土
3.3
上部钢结构
t
50
4
其他工程
4.1
硬化地坪
m2
800
4.2
小型设备基础
m3
50
钢筋混凝土
4.3
循环泵房检测、定
项
1
表2-5湿式电除尘主要设计参数一览表
项目
单位
数值
备注
处理烟气量
m3/h
1560000
脱硫塔出口
出口粉尘排放
mg/Nm3
<20
烟气温度
℃
50~60
装置阻力
Pa
≤250
系统阻力≤500Pa
设备规格
m
20×15
长×宽
设备重量
t
约750
含外壳等整套设备
工作水耗
m3/h
1
启停冲洗15分钟,正常运行8h冲洗一次,每次冲洗5分钟(Q=80m3/h)
设备寿命
年
30
消耗件除外
阳极模块
个
20
阴极线有效长度
mm
6000
阴极清灰方式
水膜+冲洗清灰
阳极长度
mm
6000
阳极清灰方式
水膜+冲洗清灰
烟气流速
m/s
≤3.0
烟气流经时间
s
≥2.0
电源型号
kV/A
72/1.8(2台)、72/1.6(2台)
设备平均电
kW/h
325
(7)工作制度及劳动定员
除尘系统属于连续化生产装置,工程实行五班四运转工作制,六小时工作制;管理和维修实行白班八小时工作制。
本项目为改造工程,除尘系统的运行原则上不需要单独组建生产管理机构,由电厂原除尘除灰运行部门管理负责,不新增劳动定员。
(8)公用工程
①给水:
湿式除尘器冲洗水依托现有工程,日耗水量约20m3。
现有工程采用海欣污水深度处理有限公司提供的城市中水,该中水厂剩余可供再生用水量约0.35万m3/d,可满足本项目依托性的要求。
项目不新增劳动定员,不新增生活用水。
②排水:
项目排水包括系统正常运行时的收集液、启机前的喷淋、停机后的冲洗废水,废水产生量约0.8m3/h。
这部分废水经系统疏水管道汇集后自流至脱硫地坑,后送往脱硫废水处理装置,作为石灰石浆液制备用水。
③供电:
湿式除尘器电源系统设置一PC段,电源引自主厂低压PC段,利用主厂PC段备用馈线柜为湿式除尘器PC段供电。
湿式除尘系统内部供配电系统,由湿式除尘器PC段提供电源,不单独从电厂接引电源,年耗电量200万kWh。
④供气:
新增仪用耗气量为1.0Nm3/min,现有工程空压机站的配置满足改造后的要求。
与本项目有关的原有污染情况及主要环境问题:
现有工程已按要求对脱硫烟道旁路进行封堵,脱硝技术改造已完成并通过了竣工环境保护验收,各项污染物均可达标排放或妥善处置。
现有煤场封闭式改造已经完成,总体工程通过了环保部的竣工环境保护验收,符合环境保护及管理相关要求。
现有工程烟尘、SO2排放不能满足《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)中大气污染物特别排放限值的要求(烟尘最高允许排放浓度为20mg/m3、SO2最高允许排放浓度为50mg/m3),拟在脱硫、除尘改造完成后,(2×35万千瓦)扩建工程建成前做到达标排放。
现有工程污染物排放情况见表2-6。
表2-6现有工程污染物排放总量
项目
单位
产生量
排放量
废气
烟尘
t/a
140902.64
395.45
SO2
t/a
50484.74
2123.1
NOx
t/a
8009.89
1299.61
废水
工业废水
万m3/a
121.41
0
生活污水
4.97
0
固废
灰
万t/a
33.93
0
渣
3.77
0
脱硫石膏
10.91
0
现有工程污染物排放及达标情况如下:
大气污染物排放及达标情况
根据《国电大武口发电厂“上大压小”热电联产(2×300MW级)机组工程竣工环境保护验收监测报告》(总站环监字〔2011〕第114),现有工程1#、2#机组竣工环境保护验收监测中,烟尘、SO2、NOx排放浓度均满足《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2003)第3时段标准限值的排放要求。
厂界无组织排放监控点颗粒物最大浓度值满足《大气污染物综合排放标准》(GB16297-1996)的限值要求。
现有工程于2012年9月开始进行脱硝改造,增设选择性催化还原(SCR)烟气脱硝装置。
脱
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