脱硫改造项目后评价报告.docx
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脱硫改造项目后评价报告
2×350MW机组
烟气脱硫技改工程后评估报告
(最终稿)
中国电能成套设备有限公司
2009年12月
批准:
米文真
编制人员:
万江王勇强郑勇张川英闫平祥
刘代明胡秀丽陆久全宋淑霞张晓军
前言
根据《中国电力投资集团公司投资项目后评价管理办法》的相关要求,受集团公司安全生产运营部委托,中国电能成套设备有限公司承担了河津电厂一期2×350MW机组烟气脱硫技改工程后评估工作。
项目后评估是对项目前评估进行的再分析评价,是项目决策管理的反馈环节。
通过对技术改造项目的后评价找出差别和变化,分析原因,总结经验,提出改进措施和对策建议;通过信息反馈,改善新项目的投资管理和决策。
同时促进电厂脱硫环保设施的正常运行、达标排放。
2009年9月初,评价单位成立了河津电厂一期烟气脱硫技改工程后评估工作组,编制了项目策划书和收资提纲。
2009年9月17日至19日,在集团公司安运部的指导下,评价单位组织本次后评估现场调研专家组在北京召开了脱硫技改后评估启动会,制定了现场核查方案,按照工艺、设备、运行、安装调试、综合等五方面内容,分类设计后评估工作核查提纲及核查表格。
后评估报告的编制依据及文件主要有:
国资委颁布的《中央企业固定资产投资项目后评价工作指南》、中电联编制的《火电厂烟气脱硫工程后评估管理暂行办法》以及集团公司的相关规定。
2009年9月21日至25日,后评估专家组在河津电厂进行了现场调研、收资工作,在听取河津电厂和中电投远达环保工程有限公司关于河津电厂一期烟气脱硫工程相关情况介绍的基础上,查阅了工程合同、技术协议、性能考核报告、质检记录、设计图纸等相关资料、文件和记录,察看了设备与仪表运行状态,进行了必要的检测
,与河津电厂及脱硫总承包单位相关人员进行现场座谈,并对发现的问题初步交换了意见。
后评估专家组本着实事求是、客观反应现状的原则进行了评估。
河津电厂一期2×350MW机组烟气脱硫技改工程后评估工作,在集团公司安运部的指导和关心下,得到了中电投华北分公司、项目单位山西漳泽电力股份有限公司河津发电分公司、总承包单位中电投远达环保工程有限公司的大力支持和配合,在此表示衷心地感谢!
1项目概况
1.1电厂概况
1.1.1地理位置
漳泽电力河津发电分公司位于山西省河津市北,汾河与黄河交汇处附近的黄河东岸三级阶地上。
厂址地处山西省运城地区河津市西北约5km的西辛封村以北,西北距禹门口约5km,厂址东临侯(马)西(安)铁路及晋(城)禹(门)公路(108国道),西靠河滩纱丘区防护林带,南北皆为农田。
厂区地势开阔平坦,西距黄河堤约1km。
脱硫场地位于烟囱西侧,南北长122m,东西宽66.5m,为I级非自重湿陷性黄土区。
厂区地理位置见图1-1。
图1-1河津发电分公司地理位置图
1.1.2电厂建设情况
漳泽电力股份有限公司是1992年在原山西漳泽发电厂的基础上经定向募集资金设立的股份制公司。
其全资拥有河津发电分公司。
河津发电分公司安装的一期两台350MW燃煤机组,总投资34.87亿人民币。
河津发电分公司是山西晋南电网主力电厂之一。
河津电厂一期工程主设备由日本三菱重工提供,是山西省“九五”期间的一个重点建设工程。
工程于1998年2月11日开始动工,#1、#2机组分别于2000年8月22日和11月26日通过168小时试运行。
河津发电厂一期工程曾被山西省电力公司授予“优质施工项目”,被中国工程建设焊接协会授予“全国优秀焊接工程”,被国家电力公司评为“火电优质工程”。
公司全貌见图1-2。
图1-2河津发电分公司全貌
1.1.3燃料状况
公司锅炉燃煤主要来源有:
(1)统配煤。
包括阳煤集团国阳新能股份有限公司、焦煤集团汾西矿物局和同煤集团轩岗煤电有限公司。
通常情况下全年供应量约为160万吨,但今年由于全国煤炭订货会煤电双方未达成协议,统配矿几乎未提供煤;
(2)地方铁路煤。
煤源为临汾、介休、灵石、孝义一带的中煤、煤泥等副产品及采用人工掺配方式生产的混合煤;(3)公路煤。
主要来自陕西韩城、澄城、蒲城、铜川及白水等地的煤矿,煤种为贫煤、贫瘦煤及瘦煤。
一期工程锅炉燃煤煤质分析见表1-1,脱硫系统设计含硫量为3.0%。
灰渣成分分析见表1-2,两台机组耗煤量分别见表1-3。
表1-1煤质分析资料
序号
项目名称
符号
单位
设计煤种
校核煤种1
校核煤种2
1
工业分析
收到基全水份
Mar
%
4.3
4.2
4.4
空气干燥基水份
Mad
%
0.88
1.06
0.72
干燥无灰基挥发份
Vdaf
%
27.87
26.50
28.86
收到基灰份
Aar
%
31.46
25.48
37.45
收到基低位发热值
Qnet.ar
MJ/kg
20.06
22.68
19.06
2
元素分析
收到基碳份
Car
%
54.6
60.84
48.46
收到基氢份
Har
%
2.95
2.97
2.93
收到基氧份
Oar
%
4.18
3.81
4.59
收到基氮份
Nar
%
0.85
0.79
0.82
收到基硫份
St.ar
%
1.81
1.93
1.42
3
可磨性系数
哈氏可磨度
HGI
—
85
76
87
4
变形温度
DT
℃
≥1500
≥1500
≥1500
注:
资料来源(项目单位)
表1-2灰渣成分分析
序号
项目名称
符号
单位
设计煤质
校核煤种1
校核煤种2
二氧化硅
SiO2
%
52.71
51.8
53.57
三氧化二铝
Al2O3
%
34.41
36.03
32.97
三氧化二铁
Fe2O3
%
4.09
3.19
4.84
氧化钙
CaO
%
2.35
2.5
2.23
氧化镁
MgO
%
0.65
0.56
0.69
氧化钠
Na2O
%
0.47
0.52
0.44
氧化钾
K2O
%
1.05
1.07
1.09
二氧化钛
TiO2
%
1.16
1.23
1.09
三氧化硫
SO3
%
1.00
1.33
0.67
二氧化锰
MnO2
%
0.02
0.02
0.22
注:
资料来源(项目单位)
表1-3#1、#2机组耗煤量
项目
单位
设计煤种
校核煤种
实际值
耗煤量
t/h
153.5
135.9
169.9/123.47
日耗煤量
t/d
3684
3261.6
4079.67/2963.3
年耗煤量
t/a
1344660
1190484
注:
资料来源于(项目单位);燃煤量按天然煤/标准煤计;实际值为2009年1-8月数据。
1.1.4水源情况
脱硫水源从一期供水系统引接至脱硫岛的水源可有两路,一路是工业水,另一路是循环水排水,可就近连接,非常方便。
工业水主要用户为:
水环式真空泵,球磨机等设备的冷却水及密封水,真空皮带脱水机、及所有浆液输送设备、输送管路、贮存箱的冲洗水。
并考虑了回收利用。
正常情况下,工业水用量约50~60t。
循环水排水的主要用户为除雾器的冲洗水,正常情况下,循环水排水用量约40~50t。
水质分析见表1-4。
表1-4工艺水分析资料
项目
工业水
循环水排污水
项目
工业水
循环水排污水
温度
20℃
38℃
HCO3-
294.36mg/L
795mg/L
K+
2.4mg/L
9.6mg/L
CO32-
0mg/L
0mg/L
Na+
76mg/L
304mg/L
SO42-
168.98mg/L
675.92mg/L
Ca2+
74.53mg/L
245mg/L
OH-
/
/
Mg2+
46.43mg/L
150mg/L
Cl-
108.27mg/L
433.08mg/L
Fe3+
0.20mg/L
0.8mg/L
NO3-
/
/
Al3+
/
/
NO2-
0.01mg/L
0.04mg/L
NH4+
0.02mg/L
0.08mg/L
化学耗氧量
2.6mg/L
/
总硬度
7.55mmol/L
/
矿物油
/
/
碳酸盐硬度
/
/
溶解性固体
624.53mg/L
2220mg/L
非碳酸盐硬度
/
/
悬浮性固体
<20mg/L
100~200mg/L
甲基橙碱度
4.83mmol/L
13mmol/L
总固体
/
/
全硅
11.5mg/L
46mg/L
pH
7.66
/
活性硅
/
/
样品外观
无色透明
/
注:
资料来源(项目单位)。
1.2脱硫工程概况
国家于2003年颁发了《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2003),国务院根据《中华人民共和国的大气污染防治法》于2003年7月1日开始实施《排污费征收标准管理办法》新规定。
由于新建机组建设的同时已配套建设有烟气脱硫装置,而部分老机组已启动脱硫技改,未来发展的趋势必将出现清洁生产型机组多发电,无脱硫装置的机组调峰、停运少发电。
河津发电分公司#1、#2机组在设计时,已考虑留有脱硫装置的后期建设,并留有建设场地,在供电、供水、供汽等方面均在机组设计时考虑了裕量。
本项目采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺,一炉一塔,脱硫效率大于95%,不设GGH。
1.2.1工程性质及环保要求
山西漳泽电力股份有限公司河津发电分公司2×350MW烟气脱硫改造工程为与2×350MW机组锅炉配套的烟气脱硫技术改造项目。
2007年5月30日,山西省发展和改革委员会对本项目进行了核准。
工程采用EPC形式建设。
山西省环境保护局在对本项目环境影响报告书审查意见批复意见中要求:
“一、你公司一期2×350MW发电机组建成于2000年,当时未配套建设烟气脱硫装置。
为减排二氧化碳硫排量,你公司拟按一炉一塔设计,采用石灰石—石膏湿法脱硫工艺,对其锅炉烟气脱硫。
工程建成正常投入运行后,可减少排放二氧化硫2.4万吨/年,能够促进河津市环境空气质量的改善。
我局同意建设该项目。
二、你公司在一期脱硫工程建设中,要做好以下工作:
1、充分考虑煤质的变化进行脱硫工程设计,保证其在不利煤质情况下能正常运行,烟气二氧化硫排放浓度达到GB13223—2003《火电厂大气污染物排放标准》Ⅲ时段标准。
2、落实干磨制粉系统粉尘治理措施,达到GB16297—1996《大气污染物综合排放标准》表2标准要求。
3、采取购置低噪声设备、减震隔声等降噪措施,使厂界噪声达到GB12348—90《工业企业厂界噪声标准》Ⅱ类标准。
”
1.2.2工程前期工作及工程进度
2005年8月,启动了河津发电分公司2×350MW机组烟气脱硫改造工程项目,
由项目单位生产部门组织人员进行调研并完成了《2×350MW机组脱硫改造的初步可行性研究报告》,2006年1月,编制了项目建议书,由漳电总部报中电投总部计划部、安全生产部。
2006年1月,中电投计划部将此项目上报国家发改委申请立项及国债资金,但未能获得批准。
2006年3月17日,根据中电投集团公司指示,正式启动一期2×350MW机组脱硫改造工程。
2006年7月,经过招标委托意迪光华电力设计院与中电华益环保科技有限公司对本项目进行可行性研究,同年9月完成了项目《可行性研究报告》并通过评审;
2007年5月30日,山西省发展和改革委员会以晋发改城环发[2007]353号《关于核准山西漳泽电力股份有限公司河津发电分公司2×350MW机组烟气脱硫改造工程建设的通知》对本项目进行了核准。
项目单位重视环境保护工作,及时启动污染物治理项目,烟气脱硫技改工程前期工作组织开展良好,克服了不利因素,为工程顺利实施奠定了良好基础。
2007年3月9日与通过招标确定的中电投远达环保工程有限公司签定脱硫工程总承包合同。
2006年12月29日,脱硫工程举行了开工仪式,2007年4月28日,土建工程正式开工。
#1脱硫装置机组及公用系统于2008年5月29日8:
00顺利完成了168小时试运行,#2机组脱硫装置于2008年4月30日13:
18完成了168小时试运行。
工程原定2008年6月20日完工,实际完成时间比原计划提前了32天。
2008年6月18-20日,山西省环保监测站对工程进行了环保测试工作,结论
为合格。
1.2.3主要实施单位及有关情况
1.2.3.1主要实施单位
建设单位:
漳泽电力股份有限公司河津发电分公司(简称河津电厂或项目单位)
生产单位:
漳泽电力股份有限公司河津发电分公司
地质勘测:
中国有色金属工业西安勘察设计研究院
监理单位:
山西和祥建通工程项目管理有限公司
总承包单位:
中电投远达环保工程有限公司(简称远达环保公司)
设计单位:
中电投远达环保工程有限公司
施工单位(分包):
佳木斯恒泰建设集团有限公司(土建)
山西迈达火电烟气脱硫工程有限公司(安装)
成都龙泉防腐工程有限公司(防腐)
调试单位:
远达环保公司工程部
烟囱防腐:
江苏盐城市华联高空维修防腐有限公司
1.2.3.2总承包单位情况
中电投远达环保工程有限公司成立于1999年2月,注册资金7500万元,主要股东为中国电力投资集团公司和重庆九龙电力股份有限公司。
主营以业务范围为烟气脱硫、脱硝、污水处理和核废料处理等大型环保工程建设。
远达环保公司是国家环保产业发展(重庆)基地烟气脱硫技术开发和成套设备生产的龙头单位,持有市政公用工程及环保工程总承包、环境工程专项设计甲级和环境污染治理甲级资质,拥有自营进出口权,通过了ISO9001国际质量体系认证、ISO14001国际环境体系认证和职业健康安全管理体系认证。
远达环保公司现有员工200余人,其中大学本科学历以上工程类技术人员160余人。
公司引进日本三菱重工业株式会社(简称三菱重工或MHI)液柱塔脱硫技术和奥地利能源及环境集团公司(简称AEE)喷淋塔脱硫技术,并与AEE公司、丹麦的HALDORTOPSOEA/S公司(简称HTAS)签订了脱硝项目合作协议。
在全国十六个省市(地区)承担了26个电厂54台机组的脱硫工程,总装机容量达18760MW。
1.2.4工程范围
远达环保公司负责烟气脱硫岛完整范围内的设计、设备选择、采购、运输及储存、制造及安装、土建建(构)筑物的设计、施工、调试、试验及检查、试运行、考核验收、消缺、培训和最终交付投产等相关服务。
1.2.5资金来源
本项目为技术改造项目,项目资金由总公司漳泽电力统一划拔。
1.2.6组织管理
1.2.6.1组织机构
工程前期阶段,河津电厂于2007年4月17日下发了河电生字[2007]26号《关于成立河津发电分公司#1、#2机组烟所脱硫改造工程领导组的通知》,对各部门、专业进行了明确的分工。
脱硫岛运行由发电运行部脱硫除灰班负责;脱硫废水运行由燃化运行部化学运行班负责;设备管理由设备管理部负责牵头,委托中电工程
维护部负责机械、电气设备的维护工作。
发电运行部设脱硫专工1人,设备管理部设脱硫专工1人、化学专工1人、电气专工1人、热控专工1人、脱硫、低压电气、化学点检员各1人,高压电气点检员2人(兼)、热控点检员三人。
中电投维护部设立脱硫、化学、电气维护班各一个,脱硫、电气专工各1人。
1.2.6.2工程计划管理
按照2008年6月底两台FGD系统投运的目标,项目单位会同总承包方及监理公司共同制订了工程里程碑和一级、二级网络进度计划。
施工过程中,根据工程实际情况,对各类计划进行微调和优化,使工程计划合理且可行。
对于影响整体进度的工作召开专题全文,重点解决制约工期的因素,提出合理措施,以周计划保月计划,以月计划保里程碑计划。
合同中明确了各项进度的奖惩规定并在施工中严格执行。
针对施工图交付滞后、部分设备不能按时到货等不利因素,监理及时组织相关单位召开专题会议。
各施工单位编制方案和赶工计划,保证工程按期投运。
1.2.6.3工程质量管理
本工程建设质量目标定位为优良工程。
为此,项目单位会同监理详细审定了验评标准,督促施工单位完善了工程质量管理体系。
项目单位按要求对施工质量和质量管理体系的运作情况进行核查,以事前控制为重点,加强事中控制,严格事后控制,没有经过检验的分项工程,决不进入下一施工程序。
对于具体设计图纸中和施工中存在的问题,项目单位组织技术人员进行审核分析并提出改进意见和纠正措施,对提高工程质量起到一定作用。
对设计变更单,每例均进行认真审核,对不合理的变更则要求重新修改或设计。
调试前,项目单位对整个工程施工质量进行着认真核查,从分步试运、设备运转情况来考核施工质量,共发出116份技术联系单,提出700余条缺陷。
项目单位认真履行《火电工程质量监督检查典型大纲》的要求,质量管理基本处于受控状态。
1.2.6.4工程安全管理
本工程以“确保安全事故为零”是为工程的安全生产目标。
在安全管理上,认真贯彻执行“安全第一、预防为主”的方针,严格执行国家及行业的相关规定,在合同中就明确了部分安全管理和考核条款,并要求总承包方也制定了有关安全规定。
从进驻之日,各施工单位均进行入场前安全教育并进行考试,强化安全教育和培训,提高各级人员的安全意识和技能。
施工中,总承包方重视对施工人员三级安全教育;落实各种安全措施,确保安全设施的投入,积极推行施工标准化、规范化;不断改进现场安全文明施工效果。
针对每项工程,项目单位均要求编制了作业指导书,要求安全措施到位,监理每次对安全措施均进行重点审核,并在施工中严格要求。
施工阶段,现场一直保持着有序的安全、文明施工状态,未发生轻伤、重伤及以上人身事故。
作业安全完全受控。
2脱硫工艺及系统评估
2.1脱硫工艺及系统概况
2.1.1项目概况
本期脱硫工程建设规模为2×350MW机组烟气脱硫,属老厂技术改造加装脱硫装置。
采用EPC总承包方式建造,由中电投远达环保工程有限公司总承包。
2.1.2工艺系统主要设计原则
1)脱硫工艺采用AEE石灰石—石膏湿法脱硫工艺。
2)脱硫装置采用一炉一塔的方案,整套脱硫装置的烟气处理能力为单台锅炉100%BMCR工况时的烟气量,其脱硫效率在设计煤质(含硫量3.0%)大于95%。
3)整套FGD装置最低允许停运温度不低于170℃。
4)FGD装置能适应锅炉最低稳燃负荷(50%BMCR)工况和BMCR工况之间的任何负荷。
FGD装置必须能够在烟气污染物浓度为最小值和最大值之间任何点运行,并确保污染物的排放浓度小于保证值。
5)石灰石浆液制备采用外购石灰石块、岛内采用湿式球磨机制浆的方式。
运送石灰石块的汽车经汽车衡计量后运至本工程石灰石块仓储存。
6)脱硫系统设置100%烟气旁路,以保证脱硫装置在任何情况下不影响发电机组的安全运行。
7)每台炉共配置一台100%BMCR容量的静叶可调轴流式风机,同时,从节能方面考虑,风机采用变频装置。
8)脱硫设备年利用小时按6500h考虑,年运行小时按不小于8000h考虑。
9)石膏浆液送入脱水楼,石膏浆液通过石膏旋流器一级旋流后送入真空皮带脱水机进行脱水。
脱水后的成品石膏采用石膏库贮存,为综合利用提供条件。
当脱硫石膏综合利用有困难时,石膏脱水后可用汽车运至灰场单独堆放。
10)FGD装置可用率不小于95%。
2.1.3脱硫系统主要分系统
河津电厂一期烟气脱硫系统由8个分系统组成,它们分别是烟气系统、SO2吸收系统、石灰石浆液制备系统、石膏脱水及储运系统、排放及事故系统、工艺水系统、压缩空气系统和废水处理系统。
脱硫系统工艺流程图如图2-1所示。
图2-1脱硫系统工艺流程图
2.2脱硫系统配置
2.2.1烟气系统
烟气系统包括烟道、增压风机、烟气挡板门及其密封系统等。
2.2.1.1工艺描述
#1、#2两台锅炉引风机出口的全部烟气分别由引风机出口的混凝土烟道从原烟气入口挡板门进入脱硫系统,经脱硫增压风机送入吸收塔,在塔内洗涤脱硫后的烟气经除雾器除去雾滴,从净烟气出口挡板门进入原主烟道经烟囱排入大气,在原主烟道上装设旁路挡板门,当锅炉启动和FGD装置故障停运时,烟气经旁路进入烟囱排放。
2.2.1.2设计原则
当锅炉燃用设计煤种(包括燃用校核硫份时的煤种)时,从不投油最低稳燃负荷(50%BMCR)到设计工况对应的锅炉负荷下,FGD装置的烟气系统都能正常运行,并留有一定的余量。
在烟气脱硫装置的进、出口烟道上设置密封型挡板门,用于锅炉运行期间脱硫装置的隔断和维护。
每台炉配置一台静叶可调轴流式增压风机,用于克服FGD装置造成的烟气压降,其性能应能适应锅炉负荷变化的要求。
增压风机采用变频控制。
2.2.1.3主要设备
烟气系统主要设备包括增压风机、烟气挡板、烟道及其附件。
每台炉配置一台增压风机,增压风机采用静叶可调轴流风机,风机采用变频控制。
2.2.2石灰石浆液制备系统
2.2.2.1工艺描述
石灰石块(粒径≤100mm)由自卸汽车运至电厂,后将石灰石块运送至石灰石贮仓内,再由电磁式振动给料机及称重皮带机送到湿式球磨机内磨制成浆液,石灰石浆液用泵输送到水力旋流器,经分离后,大尺寸物料再循环,溢流存贮于石灰石浆液箱中,然后由浆液泵送至吸收塔。
石灰石浆液用浆液泵送至吸收塔,每个吸收塔配有一条石灰石浆液输送环管,石灰石浆液通过环管上的分支管道输送到吸收塔,环管再循环回到石灰石浆液池,以防止浆液在输送管道内沉淀堵塞。
2.2.2.2设计原则
石灰石卸料及贮存按一套系统设计,石灰石贮仓的有效容量按二台锅炉在BMCR工况下燃用设计煤种运行3天的吸收剂耗量设计。
本系统按两台湿式球磨机进行设计,每台磨机出力至少为二台锅炉在BMCR工况下燃用校核煤种时石灰石耗量的75%。
卸料系统(石灰石接收系统)出力按120t/h设计。
石灰石浆液箱设置一个,其有效容积按不小于二台锅炉BMCR工况下燃用设计煤种时4h的石灰石浆液量设计。
2.2.2.3主要设备
石灰石浆液制备系统的主要设备有石灰石卸料、转运、贮存设备;全套湿式球磨机;石灰石浆液箱、泵和搅拌器。
2.2.3SO2吸收系统
2.2.3.1工艺描述
石灰石浆液通过浆液循环泵将吸收塔浆液池内的浆液送至SO2
吸收区的喷淋系统,与烟气中的SO2发生反应生成CaSO3,在吸收塔浆液池中利用氧化空气将CaSO3氧化成CaSO4,并在反应池内结晶为石膏(CaSO4.2H2O)。
石膏通过石膏排出泵送至石膏旋流器进行浓缩及脱水。
脱硫后的烟气夹带的液滴在吸收塔出口的除雾器中被捕集下来,使烟气中的液滴含量不大于75mg/Nm3(干基、实际氧)。
SO2吸收系统包括:
吸收塔、吸收塔浆液循环及搅拌、石膏浆液排出、烟气除雾和氧化空气等几个部分,还包括辅助的放空、排空设施。
2.2.3.2设计原则
吸收塔采用喷淋塔,吸收塔浆池与塔体为一体结构。
吸收塔选用的材料适合工艺过程的特性,并且能承受烟气飞灰和脱硫工艺固形物的磨损。
吸收塔设计成气密性结构,防止气、液体泄漏,吸收塔底面设计成能完全排空浆液。
吸收塔内配有四层喷淋层,每层喷管配有大约100个喷嘴,每层喷淋层配一台浆液循环泵。
氧化空气分配采用管栅式形式。
除雾器安装在吸收塔上部,用以捕集分离净烟气夹带的雾滴。
除雾器出口烟气含水量
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