1、4.3.6 废水处理系统 404.3.7 脱硫装置用水系统 404.3.8 浆液排放与回收系统 404.3.9 工艺系统主要新增设备 414.4 电气部分 494.4.1 原有FGD（脱硫岛）装置电气接线概述 494.4.2 改造后负荷统计及系统一、二次接线 494.4.3 新增电气设备布置 514.4.4 负荷情况 514.5 仪表和控制部分 514.5.1 控制方式及控制水平 514.5.2 新增仪控设备布置 524.5.3 DCS控制系统配置方案 524.5.4 电源和气源 524.5.5 仪表设备接地概念 524.5.6 烟气分析仪 524.5 土建部分 524.5.1 土建建筑 52
2、4.5.2 土建结构 534.5.3 土建暖通 544.6 改造方案技术比较 545 环境保护 545.1 电厂污染控制现状 545.2 本期污染控制措施及效益 555.2.1 含硫量提高到3.0% 555.2.2 含硫量提高到2.0% 555.3 粉尘、脱硫灰渣及噪声处理效果分析 565.4 结论 566 节约和合理利用能源 566.1 节约用水 566.2 合理利用能源 567 劳动安全和工业卫生 577.1 概述 577.2 防火、防爆 577.3 防尘、防毒、防化学伤害 577.4 防电伤、防机械伤害及其它伤害 587.4.1 防电伤 587.4.2 防机械伤害 587.5 防暑、防寒
3、、防潮 597.5.1通风 597.5.2 空调 597.6 防噪声、防振动 597.7 小结 598 定员 608.1 生产组织 608.2 人员编制 609 改造工程项目实施条件和轮廓进度 609.1 工程项目实施条件 609.1.1 施工电源、水源及通信 609.1.2 施工场地 609.1.3 大部件运输条件 609.2 改造方案轮廓进度 609.2.1 含硫量提高到3.0%时施工轮廓进度 609.2.2 含硫量提高到2.0%时施工轮廓进度 6210 投资估算及经济评价 6410.1 投资概算编制说明 6410.1.1 投资估算编制依据 6410.1.2 其他说明 6510.1.3 工
4、程概算及投资计列范围 6510.2 投资概况 6510.3 附表 6610.4 运行成本分析 6611 结论及建议 67附件1 方案一新增负荷计算表 71附件1 方案二新增负荷计算表 74附件1 方案三新增负荷计算表 77附件4 方案一设备清单 80附件5 方案二设备清单 86附件6 方案三设备清单 87附件7 燃煤发电机组脱硫电价及脱硫设施运行管理办法 93附件8 关于火电企业脱硫设施旁路烟道挡板实施铅封的通知 1001 概述1.1 项目背景华电长沙电厂目前投产总装机容量为1200MW，装机容量为2600MW。由于煤炭市场中、低硫煤采购成本增加幅度较大且煤源不稳定，华电长沙电厂目前燃煤的含硫
5、量较脱硫装置建设时的设计值高，导致脱硫装置入口 SO2 含量增大（原设计煤种含硫量 1.0%，目前机组燃煤含硫量经常达到 2%3.0%），已经对脱硫系统的安全稳定运行产生了较大的危害，为适应燃煤硫份升高的现状，同时满足当前环保排放小于400mgm3 及“十二五”小于 200mgm3 的要求，所以需要对原有脱硫系统进行系统分析，提出增容改造的可行性研究报告。基于以上情况，2009年9月华电长沙电厂委托西安热工院进行了脱硫装置技术评估试验。根据试验结果，机组负荷在602MW，脱硫装置入口SO2浓度为2805mgm3时，脱硫装置出口SO2浓度为229mgm3，此时系统脱硫效率为91.8%。机组负荷在
6、591MW，脱硫装置入口SO2浓度为2731mgm3时，脱硫装置出口SO2浓度为156mgm3，此时系统脱硫效率为94.3%。虽然脱硫装置在设计含硫量条件下（入口SO2浓度2138.7mgm3）脱硫装置可以达到设计效率95%，但随着入口浓度增加，脱硫装置脱硫效率将逐渐下降，满负荷时入口达到3000mgm3，脱硫效率下降至90%，出口浓度将达到300mgm3。可以预见当脱硫装置满负荷入口浓度达到3500mgm3时（含硫量约1.5%），脱硫装置出口浓度将超过现行排放标准；当出口浓度达到2500mgm3时（含硫量约1.0%），脱硫装置出口浓度将超过200mgm3。并且在高含硫量情况下，浆液氧化不足，
7、脱水困难。公用系统无法满足高含硫量要求，吸收塔pH值无法维持，进一步造成吸收塔出口SO2升高。所以根据脱硫装置目前的运行情况，以及满足未来环保标准提高后脱硫装置处理能力的需要，长沙电厂脱硫装置急需改造。我院受华电长沙电厂委托，于2010年12月开始进行华电长沙电厂2600MW脱硫装置增容改造工程可行性研究报告的编制工作。1.2 编制依据（1） 环发（2002）26号关于“燃煤SO2排放污染防治技术政策”的通知-国家环保总局、国家经济贸易委员会、科技部，2002；（2） 国函19985号“国务院关于酸雨控制区和SO2污染控制区有关问题的批复”-国务院，1998；（3） 火电厂大气污染物排放标准（
8、GB132232003）；（4） 关于贯彻实施新修订火电厂大气污染物排放标准的通知，环发200482号；（5） 国家计委、财政部、国家环保总局、国家经济贸易委员会关于发布“排污收费标准及有关问题的通知”；（6） DLT51962004“火力发电厂烟气脱硫设计技术规程”；（7） DLGJ1381997“火力发电厂可研报告内容深度规定烟气脱硫部分暂行规定”；（8） 华电长沙发电有限公司脱硫项目施工图以及竣工资料；（9） 华电长沙发电有限公司脱硫项目初步设计及技术协议； （10） 华电长沙发电有限公司提供相关的基础设计数据；（11） 西安热工研究院与华电长沙发电有限公司签订的技术服务合同，以及来往传
9、真；（12） 其他与项目有关的政策性和技术性文件。1.3 项目建设必要性长期以来华电长沙发电有限公司对环保工作非常重视，特别是SO2的污染问题。2600MW机组同步配套建设了脱硫系统。但在脱硫装置投运以后由于煤炭市场供应不稳定，电厂燃煤含硫量从1%5%价格差异明显。另外，由于低硫煤煤源不稳定，在煤炭供应紧张时造成脱硫装置入口SO2浓度远高于原设计入口SO2浓度，脱硫装置不能正常投运。湖南省环保局批准华电长沙电厂“十一五”期间SO2排放总量为6000吨年，脱硫装置如在目前燃煤条件下运行，则排放总量很难控制在指标范围内。综上原因电厂需要尽快进行烟气脱硫改造，其必要性还在于： 2007年6月国家发展
10、与改革委员会以及国家环保部联合下发关于燃煤发电机组脱硫电价及脱硫设施运行管理办法，管理办法要求安装的烟气脱硫设施必须达到环保要求的脱硫效率，并确保达到二氧化硫排放标准和总量指标要求。其中对有下列情形的燃煤机组，从上网电价中扣除脱硫电价：（一） 脱硫设施投运率在90%以上时，扣减停运时间所发电量的脱硫电价款。（二） 投运率在80%90%的，扣减停运时间所发电量的脱硫电价款并处1倍罚款。（三） 投运率低于80%的，扣减停运时间所发电量的脱硫电价款并处5倍罚款。 另外还对故意开旁路、未按国家环保规定排放二氧化硫的以及故意修改自动在线监控设备参数获得脱硫电价的、谎报脱硫设施运行情况等行为由省级环保部门
11、、价格主管部门予以处罚，2010年10月开始脱硫系统旁路将实行铅封进一步监控电厂脱硫装置运行。并且从长远角度来看，环保部门最终在电厂要采取封堵或取消旁路的措施来确保脱硫设施的投运。综上所述，二氧化硫排放直接影响到火电厂的可持续发展，所以对电厂2台600MW机组进行脱硫技术改造是势在必行的。1.4 研究范围 本次可研设计范围包括：1）脱硫改造工程工艺流程及布置2）吸收剂供应及布置3）脱硫副产物的处理及综合利用4）仪表控制及电气系统5）脱硫装置供水、供气及废水处理6）土建工程7）脱硫改造工程实施后的社会、环境效益8）投资估算1.5 主要设计原则1） 根据电厂统计的煤质含硫情况，电厂将本次脱硫装置增
12、容改造设计燃煤含硫量定为3.0%，对应FGD入口SO2浓度为7640mgm3；为了便于电厂进行比较，本次可研还对含硫量2.0%，对应FGD入口SO2浓度为5080mgm3进行设计。2）二氧化硫排放浓度应满足“十二五”期间国家将要实施的排放标准要求，即烟囱出口的二氧化硫浓度不大于200mgm3（标态，干基，=1.4）；3）考虑到目前脱硫装置已实施旁路挡板铅封，需提高脱硫设备可靠性，本系统设计时考虑增加设备备用系数及冗余量。4）为降低工程造价，原有设备应尽可能利用，严格控制设备和材料的进口范围；5）年利用小时数按5500小时考虑。系统可用率与主机保持一致按98%考虑。2 原脱硫装置介绍2.1 电厂
13、主要设备参数锅炉及其辅机参数设备名称参数名称单 位数据锅 炉型 式超临界直流炉最大连续蒸发量th1900台 数台2锅炉排烟温度（空预器出口）115锅炉实际耗煤量（每台炉）237.6锅炉不完全燃烧热损失q42.7除尘器数量（每台炉）个2台静电除尘器除尘效率%99.85引风机出口粉尘浓度（O2=6%,干态）mgm350.0引风机静叶可调轴流式数 量风 量（BMCR工况）m3h1541054风 压（BMCR工况）Pa4920电动机功率kW4000烟 囱高 度m210出口内径mm9500型式单管式内部防腐材料2.2 原有脱硫装置设计基础数据FGD入口烟气参数项 目单位设计煤种备 注烟气成分（标准状态
14、湿基 6% O2）CO2Vol%12.39N273.86SO20.070H2O6.17烟气成分（标准状态 干基 6% O2）13.5680.850.076烟 气 参 数脱硫装置入口烟气量2926620设计值烟温，实际氧，湿基2154261标态，湿基，6%O21968051标态，干基，6%O2脱硫装置入口烟气温度117.5设计值160最大值FGD旁路烟气温度脱硫装置入口烟气压力额定工况烟气中污染物成分（标准状态，干基，6%O2）2138.7SO331.7Cl（HCl）12.9F（HF）23.8NOx325烟尘浓度（引风机出口）小于120石灰石分析资料 来 源望城县境内 距电厂距离km 运输方式：
15、卡车，公路卡车运输 来源容量ta充足 来源石灰石粒度20 相应价格元 矿物质分析： CaCO3wt%90 Fe2O30.18 Al2O30.98 SiO20.63 CaO MgO2.95 F Cl0.005 K2O0.072 Na2O0.023 SO30.04 哈氏可磨指数（HGI）60 粒 径 HCl非溶液0.842.3 原有脱硫工艺系统介绍600MW超临界机组烟气脱硫工程，采用石灰石石膏湿法、一炉一塔脱硫装置。脱硫率不小于95。烟气脱硫系统主要包括：石灰石浆液制备系统、烟气系统、SO2吸收系统、排空及浆液抛弃系统、石膏脱水系统、工艺水系统、杂用和仪用压缩空气系统及废水处理系统。主要系统介绍
16、如下：一、烟气系统从锅炉引风机后的总烟道上引出的烟气，通过增压风机升压送入吸收塔。在吸收塔内脱硫净化，经除雾器除去水雾后，再接入主体发电工程的烟道经烟囱排入大气。在主体发电工程烟道上设置旁路挡板门，当锅炉启动、进入FGD的烟气超温或小于FGD最低负荷或FGD装置故障停运时，烟气由旁路挡板经烟囱排放。每台锅炉配置一台100%BMCR容量的动叶可调轴流式风机，用于克服FGD装置造成的烟气压降。增压风机留有一定裕度： 风量裕度为10%，温度裕度为10，风压裕度为20%。增压风机详细参数参考：原有脱硫装置主要设备表。增压风机设计在FGD装置进口原烟气侧运行。电机设计参数：额定电压为6000V，外壳防护
17、等级为IP54，冷却方式为空水冷却。增压风机的辅助设备有：增压风机密封风机，每台增压风机配有一运一备两台密封风机。二、SO2吸收系统本系统吸收塔为喷淋塔，强制氧化系统。石灰石浆液通过循环泵从吸收塔浆池送至塔内喷淋系统，与烟气接触发生化学反应吸收烟气中的SO2，在吸收塔循环浆池中利用氧化空气将亚硫酸钙氧化成硫酸钙。石膏排出泵将石膏浆液从吸收塔送到石膏脱水系统。脱硫后的烟气夹带的液滴在吸收塔出口的除雾器中收集，使净烟气的液滴含量不超过75mgm3。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。吸收塔浆池中的亚硫酸钙的氧化利
18、用氧化风机进行强制氧化。吸收塔内浆液最大Cl离子浓度为20gl。a） 吸收塔内主要设计参数吸收塔数值吸收塔型式（喷淋塔）3层喷淋流向逆流吸收塔前烟气量（标态、湿态）2035598吸收塔后烟气量（标态、湿态）2151020设计压力浆液循环停留时间min.4浆液全部排空所需时间h8液气比（LG）lm313.5（按吸收塔出口标态湿基烟气计算）烟气流速ms3.77烟气在吸收塔内停留时间s4.5化学计量比CaCO3去除的SO2molmol1.031浆池固体含量:wt%15浆液含氯量gl20浆液PH值5-6吸收塔吸收区直径15.4吸收塔吸收区高度11.7浆池区直径浆池高度9.91浆池液位最低正常最高 9.
19、9110.419.65浆池容积m31850吸收塔总高度33.5吸收塔壳体内衬碳钢玻璃鳞片 入口烟道材质厚度Q235A衬C-2766+2喷淋层喷嘴FRPSiC搅拌器轴叶轮碳钢衬胶碳钢衬胶氧化空气喷枪1.4529或等同喷淋层数层间距31.90每层喷咀数164喷嘴型式实心锥搅拌器或搅拌设备数量搅拌器或搅拌设备轴功率31搅拌器比功率kWm30.075氧化空气喷嘴数量除雾器位置塔上部除雾器级数吸收塔烟气阻力（含除雾器）1270b） 氧化风机氧化风机为每塔两台，一运一备。氧化风机为罗茨型。氧化空气无油。氧化风机设置隔音罩，风机噪声满足相关标准。吸收塔外部的氧化风管进行保温。在吸收塔内分布的氧化风管材料采用
20、耐腐蚀合金钢。氧化风机室内布置，初步设计参数为：氧化风机数量4（两运两备）型式罗茨型出口压力kPa128轴功率350入口流量（每台）8200出口氧化空气温度127氧化空气喷枪材料1.4529c） 吸收塔循环泵技术参数吸收塔台数6离心泵循环泵个数台吸收塔3布置室内介质含固量运行温度下的pH值56运行温度下的密度kgm31128浆液温度Cl离子含量ppm20000（设计值）密封方式机械密封流量9231泵扬程20.522.424.3轴功率8679471027吸入滤网有无无三、石灰石浆液制备系统用卡车将石灰石（粒径20mm）送入卸料斗后经给料机、斗式提升机送至石灰石贮仓内，再由称重给料机送到湿式球磨机
21、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，溢流物料存贮于石灰石浆液箱中,然后经石灰石浆液泵送至吸收塔。石灰石浆液制备系统按全厂2600MW机组脱硫装置公用一套石灰石浆液制备系统设计。提供一套完整的吸收剂制备与供应系统、统一规划，集中布置。卸料斗及石灰石贮仓的设计设置有除尘通风系统，石灰石贮仓的容量按贮存锅炉BMCR工况两台炉脱硫装置运行3天所需要的石灰石量耗量设计，在适当位置设置金属分离器。磨机入口的给料机具有称重功能。本系统设置两套按脱硫设计基准煤质时锅炉BMCR工况下2台脱硫装置150的石灰石耗量设计（设计工况每套脱硫装置石灰石耗量7.6t（标态），杂用空气用
22、量2.0m3min（标态）由主体工程提供。厂用压缩空气压力MPa0.60.83.3.4 汽源部分 电厂现有脱硫装置无使用高压蒸汽设备，改造后也没有增加。3.4 目前脱硫装置的控制水平本工程2台机组脱硫系统共用1套分散控制系统（FGD-DCS）进行控制， 主要功能包括模拟量控制MCS，顺序控制SCS，数据采集DAS等功能。以CRT和键盘为主要监视及控制手段，在就地值班人员配合下，在集控室实现脱硫装置启停控制、正常工况的监视和调整，异常运行工况的报警及事故处理。3.5 场地条件吸收塔区域现场场地较为紧张，在目前循环泵与控制楼之间仅有增加一台循环泵的空间。氧化风机房内已经无法再增加设备，再增加氧化风
23、机只能另建氧化风机房布置在其他位置。新增公用系统中石灰石卸料系统、湿式球磨机及石膏真空皮带机布置场地可以利用原有公用系统西侧的预留位置，现空地上的汽车衡可以拆除。并且现有公用系统也可以向北扩展，占据北侧原有道路进行扩容。现有2台机组每台机组高压配电室内可以再安装10面高压开关柜。脱硫区域低压配电室中没有剩余位置布置低压开关柜，扩容需要另行设置抵压配电室。电子间内可以有两个备用位置，可以新增两个IO柜。4脱硫工程设想4.1 基础设计参数根据改造设计煤质条件进行计算，烟气条件如下（一台机组）：参数Sar=3.0%Sar=2.0%备注烟气及污染物成分13.7113.73干基O26.080.0480.25.655.62湿基76405080干基，6%O2烟尘浓度120烟气参数2086
