电厂脱硝工程投资可行性报告Word文档格式.docx
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2.1.1厂址概况
沙角C电厂位于广州市东南约99km的珠江口东岸,装机容量为3×
660MW,属广东省东莞市虎门镇辖区。
厂址北距虎门镇约9km,距东莞市约24km,东南距深圳市约70km,厂址南侧濒临伶仃洋交椅湾,西南侧珠江口对岸为广州市南沙经济技术开发区,是广州市远洋航道的出入口、必经之地。
在沙角C电厂的西侧是已经建成的沙角B电厂(2×
350MW燃煤机组)和沙角A电厂(3×
200MW+2×
300MW燃煤机组),至目前为止,该厂址总装机容量已达3880MW。
2.1.2交通运输
2.1.2.1水路
电厂面临珠江口内伶仃洋,建港条件良好,C厂岸墙距主航道约1300m左右,建有一座5万t级泊位的煤码头,运煤船可直接停靠已建成的煤码头,电厂由水路至广州57km,至深圳82km,出珠江口可直通南海海域。
此外,电厂沿岸还设有点火油码头和顺岸式安装设备码头(即重件码头)各一个,安装设备码头长100m,前沿水深4m,本工程可利用该码头运输大型设备及土建施工材料、安装材料等。
2.1.2.2陆路
电厂至太平镇建有太沙公路,属国标三级公路、混凝土路面,路面宽14m,桥面宽14+2×
0.5m,最小曲率半径15m,最大坡度4.6%,设计荷载为汽-20,挂-100。
太沙公路在虎门镇附近与广深高速公路、107国道连接,广深高速公路、107国道目前是连接广州与深圳的主干公路,本工程使用的部分设备及材料也可通过汽车运输解决。
2.1.3水文气象
电厂所在地区属南亚热带季风气候区,气候条件复杂多变,具有气候温和,雨量充沛,阳光充足,受台风影响大且季节长,暴雨特多,季风交替,海陆风长年影响等特点。
气象特征如下:
历年最高高潮位:
2.10m(珠江基面)
历年最低低潮位:
-1.84m(珠江基面)
多年平均高潮位:
0.63m(珠江基面)
多年平均低潮位:
-0.97m(珠江基面)
多年平均潮差:
1.60m(珠江基面)
历年最大涨潮潮差:
2.90m
历年最大落潮潮差:
3.36m
五十年一遇高潮位:
2.34m
百年一遇高潮位:
2.46m
百年一遇最低潮位:
-2.24m
最大年降雨量:
2326mm
最小年降雨量:
972.20mm
最大日降雨量:
443.40mm
最大时降雨量:
83.90mm
历年平均气压:
101.070kPa
历年最高气温:
37.90℃
历年最低气温:
-0.5℃
历年平均气温:
22.8℃
历年平均相对湿度:
79%
历年最低相对湿度:
50%
全年主导风向为南南东(SSE),次主导风向为北西(NW),每年台风次数5~7次不等,其中强台风占66%,最大风速30m/s。
2.1.4工程地质
根据本工程地质勘测报告,场地为滨海回填区,填土之下为海相松散沉积物、坡、残积土。
下伏下古生界变质岩系。
各地层分述如下:
(1)素填土;
(2)淤质土;
(3)细砂;
(4)冲积粉质粘土;
(5)粉土;
(6)坡积粉质粘土;
(7)残积粉质粘土;
(8)强风化石英片麻岩;
(9)经风化石英岩;
(10)中风化石英片麻岩;
(11)中风化石英岩。
2.2燃料及供水
2.2.1煤种及煤质
本工程设计煤种为澳大利亚烟煤,校核煤种为神府东胜煤。
煤质资料如下表2.2-1所示。
表2.2-1煤质资料
名称
符号
单位
设计煤种
校核煤种
煤质(应用基)
水份
Wy
%
9.23
12.00
灰份
Ay
12.46
13.00
挥发份
Vr
25.06
27.33
固定碳
53.25
47.67
碳份
Cy
64.36
60.51
氢份
Hy
4.15
3.62
氧份
Oy
8.28
9.94
氮份
Ny
0.89
0.70
含硫量
Sy
0.63
0.43
低位发热量
Qdw
kcal/kg
5980
5445
kJ/kg
25037
22797
高位发热量
Qgw
6261
5715
26213
23927
灰变形温度
T1
℃
1200
1130
灰软化温度
t2
1290
1160
灰熔化温度
T3
1310
1210
可磨度(哈氏)
49
54
灰特性分析
SiO2
64.03
36.71
Al2O3
20.50
13.99
Fe2O3
5.97
11.36
CaO
5.75
22.92
TiO2
0.90
0.00
MgO
0.35
1.28
SO3
1.20
9.30
Na2O
0.20
1.23
K2O
0.73
P2O5
0.67
-
2.3电厂机组状况
2.3.1电厂规模
660MW),电厂全套发电设备由国外进口,电厂于1992年正式动工,由GEC-ALSTHOM公司采用交钥匙的方式承包兴建,1996年6月三台机组正式移交商业运行。
2.3.2电厂主要设备及参数
2.3.2.1锅炉
锅炉为引进美国CE公司的亚临界压力中间再热强制循环汽包炉CC+RR-70。
锅炉本体采用一次中间再热,过热蒸汽采用一级喷水减温调温,采用燃烧器摆角及一级喷水减温调节再热汽温。
四角偏置同心圆燃烧方式,平衡通风,最低稳燃负荷为30%BMCR。
锅炉主要参数如下:
项目
单
位
设计煤(国产煤)
校核煤(进口煤)
BMCR
TMCR
ECR
50%MCR
汽包压力
MPa
19.5
19.4
19.27
10.65
主蒸汽流量
t/h
2100.1
2038.9
1969.7
1050.0
主蒸汽压力
18.2
18.16
18.10
10.5
主蒸汽温度
540
主蒸汽压力损失
1.31
1.24
1.17
0.94
再热蒸汽流量
1836.7
1788.4
1733.4
955.1
再热器进口压力
4.36
4.25
4.12
2.20
再热器进口温度
332.6
330.9
328.2
334
再热蒸汽压力损失
0.19
0.11
再热器出口压力
4.16
4.05
3.93
2.93
再热器出口温度
542.7
给水温度
275
273.2
271
234
省煤器压力损失
0.40
0.39
0.38
0.26
省煤器出口水温
325
324
323
288
炉膛出口
过剩空气系数
锅炉效率(高位热值)
%
87.78
87.82
87.97
88.85
87.98
88.01
88.00
88.95
燃料消耗量(高位热值)
262
255
248
142
238
232
226
130
环境温度
22
空预器进口风温
25.3
31.4
25.2
30.2
空预器出口二次风温
319
317
308
268
316
314
312
267
空预器出口一次风温
309
307
298
264
305
空预器进口风压,二次风
Pa
2.85
2.73
2.65
1.52
2.79
2.67
2.58
空预器进口烟温
357
355
351
290
352
350
347
287
空预器出口烟温(未修正)
132
131
127
112
133
113
空预器出口烟温(已修正)
126
122
106
125
107
炉膛至省煤器出口烟气阻力
kPa
1.11
1.08
0.33
1.10
1.05
0.98
0.31
省煤器出口到空预器出口烟气阻力
1.37
1.19
0.42
1.32
1.16
2.3.2.2空气预热器
本工程配备ABB公司设计制造的回转空气预热器。
空预器的相关参数如下:
序号
项目
技术规范
1
型号
31-1/2-VI(T)80
2
数量
台
转子速度
主传动(电动)
r/min
辅传动(气动)
1/15
3
传热元件
热段(高度/)
mm
914
中间热段(高度)
813
冷段(高度)
备用层(高度)
4
设计漏风率
<
8%
2.3.2.3中速磨煤机
原磨煤机采用的是ABB-CE磨煤机制造厂的碗式磨煤机(HP983),设计煤种煤粉细度R90=18.4%,其相关参数如下:
额定出力65.455t/h
设计煤种出力53.084t/h
校核煤种出力47.677t/h
数量6台
额定一次风量98.182t/h
电动机电源3kV/3ph/50Hz
电动机功率448kW
转速975r/min
2.3.2.4一次风机
原一次风机采用美国NOVENCO风机制造厂生产的双级动叶可调轴流风机,相关参数如下:
型号AST-1928/1250型
型式双级动叶可调轴流风机
数量2台
TB工况流量243720m3/h
风压7.5-9.5kPa
电动机电压等级10kV
电动机功率1679kW
转速1490r/min
2.3.2.5送风机
原送风机采用美国NOVENCO风机制造厂生产的动叶可调轴流式风机,相关参数如下:
型号ASN-2800/1400N型
型式单级动叶可调轴流式
流量806400m3/h
风压<
3.0kPa
电机额定功率1679kW
转速992r/min
2.3.2.6引风机
原引风机采用美国NOVENCO风机制造厂生产的离心式风机,相关参数如下:
型号CSDC-3550/2248型
型式双速双吸离心风机
流量1937088/1717503m3/h
风压进口:
-5.254/-4.076kPa
出口:
0.6474/0.5129kPa
低速电机额定功率2313kW
高速电机额定功率3357kW
转速740/590r/min
2.3.2.7静电除尘器
除尘器为ABBENVIRONMENTSYSTEMS/FLAKT公司产品,四室四电场,主要参数如下:
数量1台
型号3P2CH2C35D4F/15.75x49.215x59.058
满负荷烟温128℃
除尘效率≥99.3%
集尘总面积151200m2
2.3.2.8脱硫增压风机
原脱硫增压风机采用DenmarkHOWDEN风机制造厂生产的动叶可调轴流式风机,相关参数如下:
型号VariaxANN-5150/2500B型
型式动叶可调轴流式风机
BMCR工况流量3490560m3/h
BMCR工况全压升2900Pa
TB工况流量3933720m3/h
TB工况全压升3900Pa
电机额定功率4800Kw(#1、3炉)、5500Kw(#2炉)
转速596r/min
2.4厂区总平面布置
沙角C电厂现已经建设了3台660MW机组。
主厂房区布置在厂区中心地段,固定端朝东,扩建端朝西,由东向西依次为电厂1#-3#机组,锅炉朝南,面向伶仃洋,电厂向北出线。
在主厂区的东侧和西侧均有电厂的附属设施,东南是煤场和码头。
2.5电厂主要控制方式及控制水平
2.5.1厂级自动化系统
沙角C电厂设置有厂级监控信息系统,系统设有与各单元机组的分散控制系统(DCS)、各辅助系统控制系统及电网监控系统(NCS)的网络通讯接口,收集和处理工艺系统生产过程数据,为厂级监控信息系统提供所需的全厂生产过程信息。
从而实现全厂生产过程的统一管理,优化管理,提高全厂安全、经济运行的水平。
2.5.2机组热工自动化水平
沙角C电厂#1~#3机组在同一集控室机、炉、电集中控制。
与机组运行密切相关的各辅助系统(空压机、厂用电公用部分)接至公用DCS系统,实现在集控室集中监控。
单元机组以分散控制系统(DCS)作为机组监视和控制的核心,由分散控制系统(DCS)实现机组的数据采集(DAS)、模拟量控制(MCS)、顺序控制(SCS)、锅炉炉膛安全监控(FSSS)、发电机—变压器组保护及厂用电系统等功能,并配汽机电液控制系统(DEH)、汽机紧急跳闸系统(ETS)、汽机监视仪表系统(TSI)、锅炉吹灰控制、自动电压调节装置(AVR)和自动准同期装置(ASS)等自动化设备,对锅炉、汽机、发电机—变压器组保护及厂用电系统等进行控制与监视。
机组运行人员在单元控制室内以LCD操作员站为主,对机组进行运行管理。
2.5.3辅助车间热工自动化控制
沙角C电厂各辅助车间为独立的控制系统,设有除盐补充水控制室、循环水控制室、燃料控制室、燃油控制室等,采用可编程控制器(PLC)与就地上位机工业控制机(PC)构成的计算机控制系统,就地设置控制室及巡检、调试维护站等。
电厂的各辅助车间与公用DCS系统连接,系统运行信息实现在集控室集中监视。
2.6除灰渣方式
沙角C电厂原除灰系统采用正压气力输送系统,将省煤器及除尘器排灰经气力输送管道输送到灰库。
根据资料,除灰系统设计出力为73.27t/h,现在设计输送灰量约60t/h~70t/h,除灰系统目前运行正常。
省煤器输送单元因灰量较少,每2小时输送1次。
3脱硝工程建设条件
3.1脱硝还原剂供应
3.1.1脱硝还原剂用量
烟气中主要通过以下还原反应来去除其中的NOx:
4NO+4NH3+O2—4N2+6H2O
6NO2+8NH3—7N2+12H2O
在以上反应中,都需要NH3作为还原剂来还原烟气中的氮氧化合物。
NH3即为脱硝还原剂。
一般来说,脱硝剂目前主要有三种来源:
液氨,氨水和尿素。
针对本工程而言,三种脱硝还原剂的耗量分别如下表3.1-1:
表3.1-1脱硝还原剂消耗量
脱硝效率
液氨
(99.6%)
氨水
(Wt25%)
尿素
(N:
Wt46.1%)
1×
660MW机组
80%
消耗量(kg/h)
304
1216
537
储存量(t)
46.8
187.3
82.7
90%
341
1364
601.8
储存量(kg)
52.5
210.1
92.7
注:
脱硝还原剂的计算基于以下前提:
(1)入口NOx浓度为450mg/Nm3(干态,6%O2)
(2)NH3泄漏率为3ppm
(3)储存容量按7d,每天22h考虑
3.1.2液氨法制氨
3.1.2.1工艺流程
液氨法制氨工艺简单,脱硝系统所需的气氨由液氨蒸发槽制得。
液氨蒸发槽为螺旋管式,管内为液氨管外为温水浴。
以蒸气通过管道加热温水,或者直接用电将水加热,再以温水将液氨汽化,蒸气流量根据蒸发槽本身水浴温度控制调节。
生成氨气被稀释风机的空气稀释成氨气体积含量为5%的混合气体后送入烟气系统。
液氨法工艺流程图如图3.1-1所示:
图3.1-1液氨法制氨工艺流程图
3.1.2.2工艺系统组成
液氨储存、制备、供应系统包括液氨卸料压缩机、储氨罐、液氨蒸发槽、氨气缓冲槽、稀释风机、混合器、氨气稀释槽、废水泵、废水池等。
此套系统提供氨气供脱硝反应使用。
液氨的供应由液氨槽车运送,利用液氨卸料压缩机将液氨由槽车输入储氨罐内,储槽中的液氨输送到液氨蒸发槽内蒸发为氨气,经氨气缓冲槽来控制一定的压力及其流量,然后与稀释空气在混合器中混合均匀,再送达脱硝系统。
氨气系统紧急排放的氨气则排入氨气稀释槽中,经水的吸收排入废水池,再经由废水泵送至废水处理厂处理。
3.1.2.3方案技术特点
液氨法制氨方案技术特点如下:
(1)此方
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