1、热电公司发电厂312MW机组烟气脱硫系统改造项目可研报告附表XX工程咨询有限公司二零XX年XX月XX项目可行性研究报告建设单位：XX建筑工程有限公司建设地点：XX省XX市编制单位：XX工程咨询有限公司20XX年XX月128可行性研究报告编制单位及编制人员名单项目编制单位：XX工程咨询有限公司资格等级： 级证书编号：（发证机关：中华人民共和国住房和城乡建设部制）编制人员： XXX高级工程师XXX高级工程师XXX高级工程师XXXX有限公司二XX年XX月XX日目 录1 概 述11.1 项目概述11.2 设计依据11.3 项目建设的必要性21.4 设计指导思想31.5 可研范围31.6 主要设计原则32、2 原脱硫装置介绍42.1 原脱硫装置概况42.2 电厂主要设备参数42.3 原脱硫装置设计基础数据52.4 原脱硫系统简介72.5 原脱硫装置主要设备102.6 原脱硫装置主要设计数据153 改造工程建设条件163.1 工程场地与自然条件163.2 改造煤质条件213.3 脱硫吸收剂供应条件233.4 脱硫副产物处置和综合利用条件243.5供给脱硫岛气源、水源、电源参数243.6 脱硫改造场地条件244 烟气脱硫工艺方案选择254.1总体工艺方案选择254.2吸收塔结构型式选择255 脱硫工程设想265.1 设计基础参数265.2改造工程设想275.3 吸收塔系统275.4 烟气系统305.3、5吸收剂制备及供应系统315.6 石膏脱水系统315.7 废水处理系统315.8 工艺水系统315.9 排空系统315.10 压缩空气系统325.11 电气系统325.12 控制系统405.13 土建415.14 脱硫改造技术参数汇总表425.15 脱硫改造新增设备表456 社会及环境效益486.1 电厂污染控制现状486.2 本期污染控制措施及效益486.3 粉尘、脱硫灰渣及噪声处理效果分析486.4 结 论497 节约和合理利用能源507.1 节约用水507.2 合理利用能源508 劳动安全与职业卫生518.1 概 述518.2 防火、防爆518.3 防尘、防毒、防化学伤害518.4 防电4、伤、防机械伤害及其它伤害528.5 防暑、防寒、防潮538.6 防噪声、防振动538.7 结 论549 生产组织和人员编制559.1 生产组织559.2 人员编制5510 工程项目实施条件及轮廓进度5610.1 工程项目实施条件5610.2 改造工程轮廓进度5611 投资估算及经济性评价5711.1 投资估算编制说明5711.2 投资概况5811.3 附表5811.4 经济评价5811.5 主要技术经济指标6112 结论和建议62附件1 投资估算表63附件2 附图751 概 述1.1 项目概述xx热电有限责任公司xx第二发电厂（以下简称xx二电厂）312MW机组配套365t/h煤粉锅炉。1号、5、2号机组为北京巴威锅炉锅炉厂生产，于1988年8月安装，型号为B&WB-65/3.82-M型，同时配备文丘里水膜除尘器，分别于1989年11月、1990年12月投运；#3锅炉由无锡锅炉厂生产，于1992年12月安装，型号UG-65/3.82-M12型，配备文丘里水膜除尘器，于1993年12月投运。xx二电厂现有1号-3号机组投运时间较长，同时xx二电厂计划新建2台660MW机组，进行“上大压小”，但1号-3号机组为xx盟的重要供热机组，在未来几年还需承担重要供热任务。且xx二电厂十分重视环保工作，为响应国家“节能减排”政策号召，顺利完成“十二五”减排任务，拟对1号-3号机组进行脱硫工程改造。x6、x二电厂的燃煤来源稳定，实际燃用的煤含硫量较高，且1号-3号机组未配备烟气脱硫装置。故xx二电厂委托xx（以下简称“西安热工院”）根据目前机组的实际运行情况、并综合考虑未来煤炭市场的变化以及环保排放要求，进行脱硫装置改造的可行性方案研究。本报告为xx二电厂312MW机组烟气脱硫装置技术改造可行性研究的总结。1.2 设计依据 （1）国发201337号：国务院关于印发大气污染防治行动计划的通知（2）环发2012130号：关于印发重点区域大气污染防治“十二五”规划的通知（3）火电厂大气污染物排放标准（GB132232011）；（4）关于火电企业脱硫设施旁路烟道挡板实施铅封的通知环办201091号；（7、5）火力发电厂烟气脱硫设计技术规程（DL/T51962004）；（6）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（DLGJ1381997）；（7）xx二电厂提供相关的基础设计数据；（8）西安热工研究院与xx二电厂签订的技术服务合同，以及来往传真，邮件；（9）其他与项目有关的政策性和技术性文件。1.3 项目建设的必要性xx二电厂位于内蒙古xx市，当地工业企业较多，环保部门对电厂SO2排放监测严格。xx二电厂现有的312MW 机组为设置烟气脱硫装置。xx二电厂燃煤硫分较高，且没有脱硫装置，SO2排放浓度高达3000mg/m3无法满足环保排放标准。锡盟环境监察支队关于污染物超标排放治理问题的8、通知（锡环监字201416号），当地环保部门针对其存在的诸多问题召开了专题会议，会议要求312MW机组在非供热期停运。影响了电厂可持续发展。并且1号-3号机组为xx盟的重要供热机组，在未来几年还需承担重要供热任务。因此若要达到环保排放要求，需对312MW 机组进行增设脱硫装置改造。综上所述对xx二电厂312MW进行脱硫环保节能改造是必要的。1.4 设计指导思想1）生产优先要充分考虑尽可能不影响企业正常生产运行，不影响企业电量电价。2）思维靠前要结合最新的大气排放标准及内蒙古地方环保政策，改造目标具有一定的前瞻性和预见性。3）实用可靠要选择成熟可靠，符合电厂实际情况，具有一定工程经验的工艺技术。9、4）节能节约指要充分考虑xx二电厂312MW机组实际情况，在正常稳定运行的基础上，达到低投入、高效、低物耗、低能耗运行的目的。1.5 可研范围本工程可研设计范围包括：1）项目概述2）现有脱硫装置介绍3）改造工程建设条件4）工艺路线选择5）改造工程设想6）社会及环境效益7）节约合理利用能源8）劳动安全和职业卫生9）生产组织和人员编制10）项目设施轮廓进度11）投资估算及经济评价1.6 主要设计原则1）建设规模本工程为xx二电厂312MW机组烟气脱硫系统项目，考虑新建一套脱硫装置，可以处理3台12MW机组尾部烟气。2）燃煤含硫量结合目前实际燃用煤种、并考虑到含硫量可能出现的变化，本次改造煤种收到基10、含硫量Sar按0.85%进行设计，原烟气中SO2浓度约为3300mg/m3（标态、干基、6%O2）。3）烟气脱硫系统指标本次改造按脱硫系统出口SO2浓度200mg/m3（标态、干基、6%O2）设计。在燃用设计煤种时，设计系统脱硫效率94%。FGD可利用率不小于100%。4）烟气系统xx二电厂312MW机组改造，需拆除引风机后混凝土烟道，如增设一套半干法脱硫装置，则需设置增压风机，如增设一套石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置，则不设增压风机，对原有引风机进行改造。对引风机进行核算及改造不在本可研范围内，电厂另行立项。5）脱硫场地改造场地较为紧张，可利用引风机后及烟囱旁空地，拆除烟囱后厂房，同时尽量减少11、原机组设备拆除，减少停机时间，新增设备尽量布置在烟囱周围。6）脱硫设备为降低工程造价，现有设备充分利旧并尽量选用国产化的设备，确保设备运行稳定、可靠和经济。2 改造工程建设条件及原机组概况2.1机组状况xx二电厂312MW机组配套365t/h煤粉锅炉。1号、2号机组为北京巴威锅炉锅炉厂生产，于1988年8月安装，型号为B&WB-65/3.82-M型，同时配备文丘里水膜除尘器，分别于1989年11月、1990年12月投运；3号锅炉由无锡锅炉厂生产，于1992年12月安装，型号UG-65/3.82-M12型，配备文丘里水膜除尘器，于1993年12月投运。xx热电公司二电厂1、2、3号机组锅炉均呈“12、II”型布置，前吊后支，单汽包自然循环，固态排渣煤粉炉。燃烧室四周布置膜式水冷壁管，四角喷燃器为直流缝隙式，在其标高10.4m中心处的A、C角各装一支出力为300kg/h的机械雾化式油枪；在B、D角各装一支油、气两用可调式气枪。运行中油、天然气或煤粉斜向喷入炉膛，形成一个直径为300mm的假想切圆。在水平烟道内布置有高、低温过热器，两级过热器的中间装有一台自制冷凝喷水式减温器。为改善炉内高温烟气的充满程度，在炉膛出口处还设有折焰角，伸人炉膛1860mm，占炉膛深度的32。为防止炉膛出口和高温过热器人口处结渣，将后墙水冷壁管的上部拉稀5布置，称为凝渣管。主要设计参数见表2-1，锅炉排烟温度见表213、-2。表2-1 锅炉主要参数项目单位1号炉2号炉3号炉额定蒸发量t/h656565过热蒸汽温度450450450过热蒸汽压力Mpa3.823.823.82汽包工作压力Mpa4.224.224.22汽包计算压力Mpa4.364.364.36给水温度150150150排烟温度155155160冷风温度202030热风温度340340340锅炉效率%909089锅炉水容积m3464646燃煤消耗值t/h171717烟囱(高度与出口直径)m100/3100/3100/3表2 锅炉排烟温度项目单位1号炉2号炉3号炉炉膛出口温度996996985一级过热器入口温度797797662转向室温度599599514、96二级预热器入口温度423423445一级省煤器入口温度342342368一级预热器入口温度273273276一级预热器出口温度1551551602.2 工程场地与自然条件2.1.1厂址概述1949年，阿巴哈纳尔左翼旗划归xx盟中部联合旗;阿巴哈纳尔右翼旗划归xx盟西部联合旗。1952年5月26日，经内蒙古自治区人民政府电准，中部和西部联合旗合并，统称xx盟西部联合旗。原阿巴哈纳尔左翼旗庙由贝子爵管辖，故得名“贝子庙”。1953年9月15日，经xx盟人民政府批准，“贝子庙”改称xx(相当于苏木级)，统称西部联合旗xx人民政府。1956年7月3日，经国务院批准，将西部联合旗改称阿巴嘎旗。同年815、月21日xx受xx盟直接领导，苏木级建置不变。1959年4月15日，xx升格为旗(县)级浩特，盟直接管辖。1963年10月23日，经国务院批准，xx改设为阿巴哈纳尔旗。1979年12月14日，阿巴哈纳尔旗的“哈”字为“嘎”字。1983年10月10日，经国务院批准，撤销阿巴嘎纳尔旗，改设xx市(县级)。xx市地理位置如图2-1所示。 图2-1xx地理位置图厂址位于xx市区东郊，距市区2.5km处，厂址东临内蒙古能源xx热电厂，南临xx市工业产业区，南距xx东大街650m，西距朝克路约310m。交通便利。2.1.2交通运输（1）铁路运输xx盟现有铁路4条，全长667km，其中集宁至二连浩特铁路穿越16、xx盟西部，与蒙古国铁路接轨，全长330km，运输能力为1000万t/a，其中锡盟境内为221km；郭尔本至查干淖尔铁路是集二铁路的支线铁路，是xx盟苏尼特碱业有限公司产品外运的主要运输通道，全长52km；集宁至通辽铁路穿越xx盟南部，途经南部黄、白、蓝三个旗，是连通自治区东西部的主要交通枢纽，全长943km，运输能力为1500万t/a，其中锡盟境内为194km；xx至桑根达来铁路是集通铁路的支线，为xx等地区通往自治区首府提供了极大的便利，全长154km；正蓝旗至桑根达来铁路是锡桑铁路的延长线，全长56km。（2）公路运输xx盟现有国道三条，即国道207线、国道208线、国道303线；省道八17、条，即省道101线、省道105线、省道204线、省道208线、省道303线、省道307线、省道308线、省道309线；县道十六条,苏木（乡）公路六十余条。公路运输在国民经济发展和提高人民生活水平中发挥着举足轻重的作用，在综合运输中占主导地位，在全盟畜产品、矿产业开发、旅游业的兴起等经济发展和方便群众生产、生活中起着重要作用。全盟公路总里程8005km，等级公路5860km，晴雨通车里程3423km，公路网密度达到3.94公里/百平方公里，苏木乡镇通油路率达到59.83%，行政嘎查村通公路率达到77.45%。基本形成以国省道为主骨架，以盟旗市所在地为中心，辐射苏木乡边防哨所及农林牧场的公路交通网18、络。xx市公路交通四通八达，207国道、303国道、101省道横贯市境，与毗邻地区紧紧相连。本期工程进厂道路引接自厂区南侧宝格达街，运煤及货运道路引接自厂区北侧及东侧现有道路。2.1.3气象条件xx市属于内蒙古干旱高寒地区，无霜期短，降雨量少，冬季寒冷而漫长，夏季酷热而短暂，是典型的大陆型气候。厂址及厂址区附近无象泥石流、大面积地表塌陷等危及厂址安全的潜在地质灾害产生的条件。同时，工程建设也不会引起次生地质、地震灾害。综合分析，厂址处于相对稳定区。厂址附近既无发震构造、全新世活动断裂，也无危及厂址安全的其它潜在地质、地震灾害产生的条件，拟选建设场地均处于相对稳定地段，适宜项目建设。主要气象要素19、特征值如下：累年平均气温：1.7；累年平均最高气温：9.3；累年平均相对湿度：58%；累年平均降水量：289.2mm；累年年最大降水量：481.0mm；累年平均蒸发量：1805.1mm；冬季主导风向为SW，相应频率为21%；夏季主导风向为SW，相应频率为9%；全年主导风向为SW，相应频率为13%；累年最大冻土深度2.89m。2.1.4水文状况厂址整体地势较高，整体呈南高北低、东高西低的趋势，厂址整体地势倾斜明显，故不受内涝积水的影响。厂址西南侧有一条新建的排洪沟，当排洪沟内洪水发生漫溢时，洪水将沿地势向西南侧流走，不会影响到厂址。因此，厂址不受百年一遇洪水影响。建场地内地下水类型主要为第四系孔20、隙潜水，赋存于场地内砂土地层中。地下水的补给来源主要为大气降水和地下水侧向径流，以地面蒸发和人工取水为其主要排泄方式。据调查，场地内地下水年平均最高水位埋深约为20m，可不考虑地下水对施工及建筑物基础的影响。场地地基土对混凝土结构、钢筋混凝土结构中的钢筋及钢结构均具微腐蚀性。2.1.5工程地质场地土岩性主要为中细砂、中砂，下部为第四系湖积层（Q4l），岩性主要为中细砂。厂区各层地基土的地基承载力特征值如表2-1所示。表2-3 厂区地基承载力特征值 计算方法 fak（kPa） 层序按标贯指标确定前期载荷试验确定推荐值 -1中细砂160140160中细砂204250230260-2中砂36433021、360中细砂248230260中细砂340340360场地土类型为中硬，建筑场地类别为类。拟建工程场地属对建筑抗震有利地段。素填土：未经处理不得作为天然地基持力层。-1中细砂：可以作为荷载较小的拟建建（构）筑物的天然地基持力层。中细砂、-2中砂：两层土的强度及其变形能够满足设计要求，可以作为重要和荷重较大的附属、辅助拟建建（构）筑物的地基持力层。中细砂：可以作为重要和荷重较大的附属、辅助拟建建（构）筑物地基持力层。厂址不压矿及文物。根据电厂提供的扩建工程地质评估报告显示：厂区、新建道路划分为地质灾害不发育区，灰场为地质灾害性小区。2.3 改造煤质条件本次改造为xx二电厂312MW脱硫系统改造，22、xx二电厂燃用为锡盟神华煤矿褐煤， 312MW 及225MW机组测试期间煤质详见下表：表2-4 摸底测试试验煤质条件项 目检测项目符 号单 位一期312MW二期225MW试验煤工业与元素分析全水分Mt%36.730.00空气干燥基水分Mad%10.2014.61收到基灰分Aar%18.6226.98干燥无灰基挥发分Vdaf%46.8746.75收到基碳Car%31.8928.77收到基氢Har%2.152.09收到基氧Oar%9.3310.76收到基氮Nar%0.490.55全硫St,ar%0.820.85收到基低位发热量Qnet,v,arMJ/kg12.5810.57收到基高位发热量Qgr,23、v,arMJ/kg11.2911.69煤灰成分二氧化硅SiO2%61.6454.95三氧化二铝Al2O3%20.9621.22三氧化二铁Fe2O3%8.418.13氧化钙CaO%2.615.10氧化镁MgO%1.761.06氧化钠Na2O%0.600.69氧化钾K2O%1.442.95二氧化钛TiO2%0.570.70三氧化硫SO3%1.384.35二氧化锰MnO2%0.0480.036xx二电厂近期试验结果：实测烟气中SO2浓度为2873mg/m3（标，6%O2）。综合考虑未来脱硫系统的稳定性及投资，本次改造参考试验煤质，按硫分为0.85%设计，对应原烟气SO2浓度为3300mg/m3（标，24、6%O2）。2.4 脱硫吸收剂供应条件xx二电厂周边地区石灰石矿储量丰富、矿点多、分布广、品位高、易开采。大部分矿区都可满足电厂对石灰石矿石的要求。结合225MW机组现场取样成分分析结果如表2-3所示。表2-5 石灰石成分参数表检测项目符号单位弘润石灰石富强石灰石三氧化二铁Fe2O3%0.73 0.12三氧化二铝Al2O3%1.94 0.18氧化钙CaO%53.46 54.31氧化镁MgO%0.57 0.92二氧化钛TiO2%0.08 二氧化硅SiO2%1.94 1.92三氧化硫SO3%0.28 氧化钾K2O%0.18 氧化钠Na2O%0.03 烧失量/%38.19 42.24计算石灰石纯度C25、aCO3%95.496.9弘润石灰石活性检测结果如下：石灰石在热天平加热炉中经过煅烧分解所得曲线表征了石灰石在空气中的煅烧过程。石灰石的煅烧分解时间为15.0分钟，起始分解温度为625，分解终止温度为844，最高反应速率为6.75mg/min，最高反应速率对应的温度为801。反应能力系数K表征石灰石脱硫反应最终可达程度。K值越大，其石灰石脱硫反应最终可达程度越高。弘润石灰石的K值为31.80，石灰石脱硫反应最终可达程度中等。石灰石的反应时间为60分钟时，CaO利用率为16.08，CaO的利用率中等。 综合以上指标可以得出：石灰石的脱硫性中等，脱硫反应最终可达程度中等，且反应时间为60分钟时，C26、aO利用率为中等。改造后的吸收剂耗量见表2-6。表2-6 吸收剂消耗量（三台炉）脱硫方式小时耗量（t/h）日耗量（t/d）年耗量（t/a）湿法脱硫（石灰石）1.1723.506435半干法脱硫（石灰）1.2246600注：日耗量按满负荷20h计，年耗量按5500h计。石灰石纯度按90%计，生石灰纯度按照90%计算。2.5 脱硫副产物处置和综合利用条件半干法脱硫副产物是优质的蒸压砖的原材料，可充分利用副产物中所含具有一定胶凝活性的Ca(OH)2和亚硫酸钙。利用干法脱硫灰生产蒸压砖，不仅设备折旧费用低，生产总成本也比传统工艺要低。干法脱硫灰可以和粉煤灰、炉渣、钢渣等其中任何一种或多种共同生产蒸压砖27、，产品质量达到国家蒸压砖的优等品。石灰石-石膏湿法的脱硫副产物为石膏，可制作石膏板等建筑材料。本次系统改造后，脱硫副产物产量如下表。表2-7 脱硫副产物产量表脱硫副产物产量小时产量（t/h）日产量（t/d）年产量（t/a）石膏（湿法）2.1442.8611770混合物（半干法）2.24412100注：日耗量按满负荷20h计，年耗量按5500h计。按10%含水率石膏计。2.6供给脱硫岛气源、水源、电源脱硫工程用电较少，不使用蒸汽，不需要新建单独的水源、电源等。仪表用压缩空气由新增压缩空气系统引入。厂区内部已有可用的水、电、汽、气等耗品，脱硫系统尽量利用电厂现有的设施，不足部分可采用原设备扩容或另28、外增加新设备的方式来解决。xx二电厂提供水质如下表2-8 xx二电厂水质分析报告试验名称深井水采样日期2013-6-10编号采样地点深井水泥地报告日期2013-7-1采样人分析项目毫克/升mmol/L分析项目毫克/升mmol/L分析项目毫克/升mmol/LK+10.70.275OH-00总硬度6.7Na+682.95CO32-00永久硬度Ca2+37.071.85HCO3-445.37.3暂时硬度6.7Mg2+Cl-651.9负硬度0.6Fe3+0.140.008SO42-480.5总碱度7.3Al3+NO3-0.40.01全固形物578Cu2+NO2-溶介固形物556Zn2+SiO3-10029、.13悬浮物22NH4+PO43-二氧化硅阳离子总计280.19.74阴离子总计568.79.74铁铝氧化物pH7.0腐殖酸盐CO2溶解氧导电度7402.7 脱硫改造场地条件xx二电厂厂区平面布置如图2-2所示。 图2-2 xx二电厂二厂区平面布置图xx二电厂厂区局部平面布置如图2-2所示。烟囱后厂房可拆除，此外水膜除尘器拟定拆除，在此处布置新建脱硫装置。局部平面布置图见各方案。3 烟气脱硫工艺方案选择3.1 几种脱硫工艺简介目前，世界上燃煤或燃油电站所采用的脱硫工艺多种多样，达数百种之多。按脱硫工艺在生产中所处的部位不同可分为：燃烧前脱硫、燃烧脱硫和燃烧后脱硫即烟气脱硫。在这些脱硫工艺中，有30、的技术较为成熟，已经达到工业应用的水平，有的尚处于试验研究阶段。经过初步筛选，对目前技术较为成熟、在电厂烟气脱硫中有一定应用的的脱硫工艺进行简单介绍。3.1.1 石灰石石膏湿法脱硫工艺石灰石石膏湿法脱硫工艺是目前世界上应用最广泛、技术最为成熟的SO2脱除技术，约占全部安装FGD容量的70。它是以石灰石为脱硫吸收剂，通过向吸收塔内喷入吸收剂浆液，使之与烟气充分接触、混合，并对烟气进行洗涤，使得烟气中的SO2与浆液中的碳酸钙以及鼓入的强制氧化空气发生化学反应，最后生成石膏，从而达到脱除SO2的目的。3.1.1.1 工艺特点该工艺具有脱硫率高、技术成熟，运行可靠性高、吸收剂利用率高、对煤种变化的适应31、性强，能适应大容量机组和高浓度SO2烟气条件、吸收剂价廉易得且利用率高、副产品具有综合利用的商业价值等特点。最近十年，随着对FGD工艺化学反应过程和工程实践的进一步理解以及设计和运行经验的积累和改善，石灰石石膏湿法工艺得到了进一步发展，如单塔的使用、塔型的设计和总体布置的改进等，使得脱硫率提高到95以上、运行可靠性和经济性有了很大改进，对电厂运行的影响已降到最低，设备可靠性提高，系统可用率达到97。而且，随着技术进步的不断加快，系统逐步简化，不但运行、维护更为方便，而且造价也有所下降。但该工艺的投资依然很高，占用场地较大，还会产生一定量的废水，脱硫副产品的利用还需要二次投资。因此对于现有机组的32、脱硫改造有一定的局限性。目前，应用此法进行烟气脱硫最多的国家是美国、德国、日本，单机容量最大达1000MW。我国华能重庆珞璜发电厂2360MW燃煤发电机组，在80年代末、90年代初首次从日本三菱公司引进了二套石灰石石膏湿法脱硫工艺。十几年来，我国工程技术人员已充分消化吸收了该脱硫工艺，并积累了丰富的实践经验。3.1.1.2 工艺流程石灰石石膏湿法脱硫工艺的一般性工艺流程见图3-1。图3-1 石灰石石膏湿法脱硫工艺一般性流程图石灰石-石膏湿法脱硫工艺采用价廉易得的石灰石作脱硫吸收剂。将石灰石块破碎磨细成粉状与水混合搅拌制成石灰石浆液，石灰石浆液经泵打入吸收塔与烟气充分接触，使烟气中的二氧化硫与浆33、液中的碳酸钙进行反应生成亚硫酸钙，从吸收塔下部浆池鼓入氧化空气使亚硫酸钙氧化成硫酸钙，硫酸钙达到一定饱和度后，结晶形成二水石膏。从吸收塔排出的石膏浆液经浓缩、脱水，使其含水量小于10%，然后用输送机送至石膏堆放库堆放。脱硫后的烟气经过除雾器除去雾滴后，由烟囱或冷却塔排入大气。该工艺适用于任何含硫量的煤种的烟气脱硫，脱硫效率可达到95%以上。脱硫副产物石膏的处置一般有抛弃和回收利用两种方法。脱硫石膏处置方式的选择主要取决于市场对脱硫石膏的需求、脱硫石膏的质量以及是否有足够的堆放场地等因素。石灰石石膏湿法脱硫是目前世界上技术最为成熟、应用最多的脱硫工艺。世界上有多家公司开发研究这种工艺，如德国的B34、ischoff公司、Steimuller公司，日本的三菱重工、川畸重工、石川岛播磨，美国的B&W公司等等，应用此脱硫工艺最多的国家是美国、日本及德国，该工艺的机组容量约占电站脱硫装机总容量的90%，单塔容量已达1000MW。在国内，采用该工艺已投运或在建的电厂有：重庆珞璜电厂、重庆发电厂、杭州半山电厂、北京第一热电厂、北京石景山热电厂、北京第一热电厂二期、广东瑞明电厂、沙角A电厂5号机300MW机组、合山电厂2300MW机组、黄台电厂2300MW机组、沙角C电厂3660MW机组、黄埔电厂2300MW机组、珠海电厂2660MW机组、汕头电厂2300MW+1600MW机组、大唐陡河2200MW机组35、大唐唐山热电厂2300MW、河北衡水电厂2300MW机组、国华定州电厂2600MW机组、国华台山电厂2600MW机组、包头东华热电2300MW机组、大唐王滩电厂2600MW机组、大唐户县电厂2300MW机组、华能杨柳青电厂4300MW机组、华能阳逻电厂2300MW机组、国华黄骅电厂2600MW机组、华能淮阴电厂4300MW机组、华能金陵电厂21000MW机组、华能玉环电厂21000MW机组等。3.1.2 氧化镁法氧化镁湿法脱硫工艺采用MgO作为脱硫吸收剂。将MgO通过吸收剂浆液制备系统制成Mg(OH)2过饱和液，过饱和液经泵打入吸收塔与烟气充分接触，使烟气中的二氧化硫与浆液中的Mg(OH)236、进行反应生成MgSO3，其主要反应为：SO2+H2OH2SO3H2SO3+Mg(OH)2MgSO3+2H2OMgSO3+SO2+H2OMg(HSO3)2Mg(HSO3)2+Mg(OH)22Mg(SO3)2+2H2OSO2+(1+k)/2Mg(OH)2kMgSO3+(1-k)/2Mg(HSO3)2+kH2O从吸收塔排出的亚硫酸镁浆液经浓缩、脱水，使其含水量小于10%，用输送机送至亚硫酸镁储藏罐暂时存放，按副产物的使用情况用密封罐车运走。亚硫酸镁的纯度与氧化镁纯度和进入吸收塔的飞灰、杂质含量有关。脱硫后的烟气经吸收塔内置的特殊电流装置除去烟气中粒径大于0.01m的物质后，含尘量可以达标排放。在脱硫37、装置运行过程中，由于烟气中含有Cl-、F-离子，所以用于脱硫反应的脱硫吸收塔有少量的废水排放，废水排放量根据单位时间进入吸收塔的烟气中Cl-量以及浆液中允许的Cl-浓度确定。排放的废水经过废水处理装置处理后达标排放。该工艺适用于任何含硫量的煤种的烟气脱硫，脱硫效率可达到95%以上。氧化镁湿法脱硫是一种工艺原理成熟的脱硫工艺，在国外，镁法烟气脱硫工艺早已实现工业化。美国、韩国、日本、西欧的一些公司自1981年开始开发这种脱硫工艺，并于1990年左右开始进行工程应用，但该项技术在世界范围内应用的工程业绩很少，一直没有大规模得到推广，其中一个重要的原因是由于吸收剂氧化镁在全世界范围内储量稀少，不如石38、灰石普遍。目前据了解，采用MgO作为吸收剂应用的最大单机规模在美国，处理360MW的锅炉全烟气。在我国，已经采用镁法烟气脱硫技术的装置不过几套，规模都较小。中国广东引进的镁法脱硫装置因采用了将亚硫酸镁氧化成硫酸镁的抛弃法，经济性难以过关，目前已停止运行。山东滨化集团采用汉城夏普环保设备公司技术的工业化装置已在筹建中。3.1.3 循环流化床半干法循环流化床烟气脱硫技术是近几年国际上新兴起的比较先进的烟气脱硫技术，它具有投资相对较低的优点。在国际上掌握此项技术比较成熟的公司有德国的Lurgi公司CFB、德国Wulff公司的RCFB（Reflux Fluidized Bed）和丹麦FLS.moljo39、公司的GSA(Gas Suspension Absorber)系统。烟气循环流化床(CFB)脱硫工艺干法脱硫工艺是以循环流化床为原理，通过物料在床内的内循环和高倍率的外循环，使得吸收剂与SO2间的传热传质交换强烈，吸收剂内的传质过程强烈，固体物料在床内的停留时间为3060分钟，且运行温度可降至露点附近，从而大大提高了吸收剂的利用率和脱硫率。循环流化床烟气脱硫工艺适合中低硫煤， Ca/S在1.11.5之间时，脱硫效率可达85%。具有系统简单、造价较低、运行可靠等优点。3.1.3.1工艺特点与传统的石灰石湿法工艺相比，CFB工艺具有以下主要特点： 脱硫率高(Ca/S=1.11.5时，85%，)； 40、投资费用低，仅为湿法的1/22/3，运行费用和脱硫成本中等； 系统简单，可靠性高，维修费用低； 占地面积小，适合现有机组的改造； 能源消耗低，如电耗、水耗等，仅为湿法工艺的一半； 对锅炉负荷变化的适用性强，负荷跟踪特性好，启停方便，可在30负荷时投用，适用于可能的调峰机组； 无脱硫污水排放，且脱硫副产品呈干态，不会造成二次污染，对综合利用和处置堆放有利；该工艺的最大缺点是： 使用石灰作为吸收剂； 如要保持原粉煤灰的综合利用，则CFB必须布置在现有ESP之后，且必须增设新的ESP或BP用于捕集脱硫副产品； 脱硫副产品综合利用的途径尚待研究开发。3.1.3.2 应用业绩自1987年，德国能捷斯比晓41、夫公司的烟气循环流化床(CFB)脱硫工艺投入商业运行以来，经过二十多年的研究和商用经验的积累，以及对工艺化学过程和工程实践理解的深入，CFB工艺在最近几年得到了很大的发展，应用业绩大大增加。据统计：到1999年底，约有50套已建成投用，其中Lurgi公司的CFB有24套、Wulff公司的RCFB有16套、F.L.Smith公司的GSA有10套。最大单机处理烟气量为70万Nm3/h，最大装机容量为300MW。在50MW至300MW机组中采用此种工艺的约有21套。同时投资费用也大大降低，仅为湿法的1/22/3，运行费用仅为湿法的1/3。CFB工艺适用于新建机组和现有机组的脱硫改造工程；适用于我国大42、量的燃用中低硫煤的机组；适用于中小型燃煤机组和大容量燃煤机组；在我国，目前已有广州恒运电厂、银川电厂、漳山电厂、古交电厂、榆社电厂、广西合山电厂等都采用了烟气循环流化床技术。3.1.3.3 工艺流程无论是能捷斯比晓夫公司的CFB工艺、Wulff公司的RCFB工艺还是F.L. Smith的GSA工艺，它们在工作原理上都是很类似的。因此我们以能捷斯比晓夫公司的CFB工艺为基础对烟气CFB脱硫工艺作简单的介绍。CFB脱硫工艺主要由吸收剂制备系统、吸收塔系统、吸收剂再循环系统、烟气及除尘器系统、副产品处置系统和仪表控制系统六个部分组成，其工艺流程见图4-2。图3-2 CFB烟气脱硫工艺流程该工艺一般采43、用干态的消石灰粉作为吸收剂，在特殊情况下也可采用其它对二氧化硫气体有吸收能力的干粉或浆液作吸收剂。该工艺产生的脱硫副产品呈干粉状，其化学组成与喷雾干燥工艺的副产品相类似，主要是CaSO3、CaSO4 以及未完全反应的吸收剂(Ca(OH)2)等构成。脱硫副产品中是否含有大量的飞灰，则取决于脱硫系统前是否安装了前级除尘器。脱硫副产品的处置方法也与喷雾干燥的副产品基本相同。该工艺的副产品在加水后会硬化，硬化后的屈服强度可达1518N/mm2，压实密度为1.28g/cm3，而其渗透率则与黏土类似，约为310-11。由此可见该副产品的强度与混凝土接近，很适合作矿井回填、道路基础。如能进一步加以开发，可成44、为良好的建材工业的原料。在德国，该工艺的副产品已用于混凝土掺合料和高速公路两侧的隔音墙。3.1.4 氨法3.1.4.1 历史背景烟气脱硫系统采用氨水作脱硫吸收剂，同时生成硫酸铵肥料的历史可追溯到七十年代，由德国的Messrs、Walther和Cie所开发。第一套商业运行的氨水脱硫装置于八十年代中期安装在德国Mannheim电厂，处理烟气量为75万Nm3/h。1986年11月在德国Karlsruhe电厂建造了第二套装置，处理烟气量为30万Nm3/h。以上两个电厂的运行小时数之和目前已超过70000小时。1998年5月，氨水脱硫工艺的发明者Krupp Uhde将这项专利技术转让给现在隶属于LLB公45、司的Bischoff公司。与此同时，该技术的另一发明者Walther也将此工艺进行了改进和创新。1999年8月，在德国Heme的某示范电厂氨水脱硫工程设计中采用了一体化的床式洗涤塔，SO2的脱除效率大于99。3.1.4.2 工艺流程氨水脱硫工艺的流程见图4-3。高效除尘后的烟气经喷水冷却到饱和温度从下部进入洗涤塔。若烟气中含尘浓度较高，则需增设一个喷水冷却除尘装置，以提高副产品硫酸铵的纯度。饱和烟气在一体化床式洗涤塔内，先后通过二段循环床式洗涤区，烟气与自上而下喷淋的洗涤液逆行，在床体中液、气进行剧烈的接触反应，SO2基本上被完全吸收。当烟气中SO2浓度较大（1000ppm以上）时，脱硫系统会46、产生铵盐的气溶胶（亚微米粒子），为此，在洗涤塔下游安装了湿式电除尘器（WESP），以除去脱硫烟气中的气溶胶，使烟囱出口不冒白烟。净化后烟气排入烟囱。在洗涤塔内进行的主要化学反应如下：SO22NH4OH ( NH4)2SO3H2OSO2+（NH4）2SO3H2O 2NH4HSO3 NH4HSO3NH3 （NH4）2SO3NH4）2SO3SO3 （NH4）2SO4SO22（NH4）2SO3O2 2（NH4）2SO4图3-3 氨水脱硫工艺的流程3.1.4.3 主要设备氨法脱硫装置主要由以下三部分组成：氨水制备系统：主要是液氨与水的混合设备，连续生产脱硫所需要的氨水。液氨与水的混合重量比为1:3。混合47、时产生的反应热量由一个热交换器散发。一体化床式洗涤塔：传统的氨法脱硫工艺采用二座洗涤塔，占地面积大，造价较高。LLB公司将两塔合一，采用了一体式床式洗涤塔，其优点是：床体内有很好的物质传输，液、气混合强烈，洗涤液循环泵压头较低，电力消耗较少。一体化床式洗涤塔内部分为两段：第一段循环洗涤液pH值为56，SO2的吸收率为95；第二段在第一段上方，循环洗涤液pH值为45，残余的SO2在此段被吸收，同时在第一段化学反应中释放出来的氨也在此被除去。需要注意的是：床体中充满浓度较稀的铵盐溶液，在运行中需对洗涤液浓度加以控制，避免因洗涤液浓度升高造成床体堵塞和结块。在上述两段中产生的亚硫酸铵溶液，一部分参与48、循环洗涤，另一部分则被送到一个独立的氧化段与鼓入空气中的氧进一步反应生成硫酸铵。副产品处理系统，可根据市场需求生产以下化肥产品：硫酸铵溶液（浓缩至重量比48）；硫酸铵粉（粉径0.60.8mm）；硫酸铵颗粒（粒径24mm）；与其它化肥混合作复合肥料。3.1.4.4 工艺特点工艺的主要特点有：脱硫率高，可达99以上；可除去全部SO3；电耗较低；副产品为高质量的可商用的硫酸铵肥料，据资料介绍1吨氨与2吨SO2反应可得到约4吨硫酸铵肥料，销售硫酸铵肥料的收益，可抵销一部分运行费用；目前采用的传统的石灰石-石膏湿法脱硫装置可改造成为氨法洗涤装置，部分现有设备仍可利用，以节省投资。它的主要缺点是：存在氨腐49、蚀和烟囱冒白烟。该脱硫工艺以氨水为吸收剂，副产硫酸铵化肥。锅炉来的烟气经烟气换热器冷却至90100，进入预洗涤器经洗涤后除去HCl/HF，洗涤后的烟气经过液滴分离器除去水滴进入洗涤器1中。在洗涤器1中，氨水自塔顶喷淋洗涤烟气，烟气中的SO2被洗涤吸收除去，经洗涤后的烟气排出后经液滴分离器除去携带的水滴，进入洗涤器2。在洗涤器2中烟气进一步被洗涤，经洗涤塔顶部的除雾器除去雾滴，再经烟气换热器加热后经烟囱排放。洗涤工艺中产生的约30%的硫酸铵溶液排出洗涤塔，可以送到化肥厂进一步处理或直接作为液体氮肥出售，也可以把这种溶液进一步加工成颗粒、晶体或块状化肥出售。氨法脱硫属较为成熟的一种脱硫工艺，在国外50、具有一定的应用业绩，在德国的一些电厂已得到应用，如：曼海姆电厂，处理烟气量为750000Nm3/h；卡尔斯鲁厄电厂，处理烟气量300000Nm3/h等。3.1.5 喷雾干燥法（半干法）脱硫工艺喷雾干燥法脱硫工艺以石灰作为脱硫吸收剂，石灰经消化并加水制成消石灰乳，消石灰乳由泵打入位于吸收塔内的雾化装置，在吸收塔内，被雾化成细小液滴的吸收剂与烟气混合接触，与烟气中的SO2发生化学反应生成CaSO3，烟气中的SO2被脱除。与此同时，吸收剂带入的水分迅速被蒸发而干燥，烟气温度随之降低。脱硫反应产物及未被利用的吸收剂以干燥的颗粒物形式随烟气带出吸收塔，进入除尘器被收集下来。脱硫的烟气经除尘器除尘后排放。51、为了提高脱硫吸收剂的利用率，一般将部分脱硫灰加入制浆系统进行循环利用。该工艺有两种不同的雾化形式可供选择，一种为旋转喷雾轮雾化，另一种为气液两相流雾化。喷雾干燥法脱硫工艺具有技术成熟、工艺流程简单、系统可靠性高等特点，脱硫率可达到85%以上。该工艺在美国及西欧一些国家应用较多，在300MW以上机组上有一定的应用业绩。1984年我国在四川内江白马电厂建成了第一套旋转喷雾半干法烟气脱硫小型试验装置，处理烟气量为3400Nm3/h。于1990年1月在白马电厂建成了一套中型试验装置。该脱硫中试装置处理烟气量70000Nm3/h，进口SO2浓度3000ppm，当钙硫比为1.4时脱硫率可达到80%以上。352、.1.6 炉内喷钙加尾部增湿活化器脱硫工艺（LIFAC） 炉内喷钙加尾部增湿活化器脱硫工艺是在炉内喷钙脱硫工艺的基础上在锅炉尾部增设了增湿段，以提高脱硫效率。该工艺多以石灰石粉为吸收剂，石灰石粉由气力喷入炉膛8501150温度区，石灰石受热分解为氧化钙和二氧化钙，氧化钙与烟气中的二氧化硫反应生成亚硫酸钙。由于反应在气固两相之间进行，受到传质过程的影响，反应速度较慢，吸收剂利用率较低。在尾部增湿活化反应器内，增湿水以雾状喷入，与未反应的氧化钙接触生成氢氧化钙进而与烟气中的二氧化硫反应。当钙硫比控制在2.5及以上时，系统脱硫率可达到6580%。由于增湿水的加入烟气温度下降，一般控制出口烟气温度高于53、露点温度1015，增湿水由于烟温加热被迅速蒸发，未反应的吸收剂、反应产物呈干燥态随烟气排出，被除尘器收集下来。 由于脱硫过程对吸收剂的利用率很低，脱硫副产物为以不稳定的亚硫酸钙为主的脱硫灰，副产物的综合利用受到一定的限制。该脱硫工艺在芬兰、美国、加拿大、法国等国家得到应用，采用这一脱硫技术的最大单机容量已达300MW。我国已在南京下关电厂的2125MW机组、以及绍兴钱清发电厂的125MW采用了这一脱硫工艺。目前均已投运，但由于要在炉膛出口喷钙、锅炉效率和尾部受热面会有所影响，同时，由于石灰石粉的喷入，煤灰的特性和浓度都有变化，电除尘器要作相应的调整。3.1.7 电子束法脱硫工艺本工艺流程由排烟54、预除尘、烟气冷却、氨的充入、电子束照射和副产品捕集工序所组成。锅炉所排出的烟气，经过集尘器的粗滤处理之后进入冷却塔，在冷却塔内喷射冷却水，将烟气冷却到适合于脱硫、脱硝处理的温度(约60)。通过冷却塔后的烟气流进反应器，在反应器进口处将一定的氨气、压缩空气和软水混合喷入，加入氨的量取决于SOx浓度和NOx浓度，经过电子束照射后，SOx和NOx在自由基作用下生成中间生成物硫酸(H2SO4)和硝酸(HNO3)。然后硫酸和硝酸与共存的氨进行中和反应，生成粉状微粒(硫酸铵：(NH4)2SO4与硝酸铵：NH4NO3的混合粉体)。生成的粉体微粒一部分沉淀到反应器底部，通过输送机排出，其余被副产品集尘器所分离55、和捕集，经过造粒处理后被送到副产品仓库贮藏。经过净化后的烟气由脱硫增压风机增压，经烟囱向大气排放。 脱硫副产品（主要是硫酸铵）可作为复合肥的原料。到目前为止，电子束法脱硫仅在日本、美国进行过一些小型工业试验，尚没有在大型机组上应用的业绩。中日合作进行的电子束法脱硫工艺工业化装置试验在成都热电厂一台200MW机组的部分烟气进行，试验装置处理烟气量为30万Nm3/h。杭州热电厂3120t/h锅炉烟气采用此工艺脱硫，目前装置已投运。3.1.8 海水法脱硫工艺海水脱硫工艺是利用海水的碱度达到脱除烟气中SO2目的的一种脱硫方法。在脱硫吸收塔内，大量海水喷淋洗涤进入吸收塔内的燃煤烟气，烟气中的SO2被海水56、吸收而除去，净化后的烟气经除雾器除雾、经烟气加热器加热后排放。吸收SO2后的海水经曝气池曝气处理，使其中的SO32-被氧化成为稳定的SO42-后排入大海。海水脱硫一般适用于靠海边、扩散条件较好、用海水作为冷却水、燃用低硫煤的电厂烟气脱硫。海水脱硫在挪威被广泛用于炼铝厂、炼油厂等工业炉窑的烟气脱硫，先后有近20套脱硫装置投入运行。近年，海水脱硫工艺在电厂的应用取得了较快的进展，继印度TATA电厂在500MW机组上安装二台处理烟气量44.5104Nm3/h的海水脱硫装置之后，西班牙在2台80MW机组安装了海水脱硫装置，英国苏格兰电力公司的Longannet电厂4600MW机组的海水脱硫装置已得到政57、府批准，印度尼西亚某电厂的2670MW新建机组已决定采用海水脱硫工艺。在我国，深圳西部电厂的一台300MW机组海水脱硫工艺，已经国家环保局和电力部批准，作为海水脱硫试验示范项目开始实施，在运行过程中开展相应的跟踪监测和试验研究工作。目前，这一项目已经投运。3.2 几种脱硫工艺的比较分析对几种不同的脱硫工艺进行技术比较，比较结果列于下表中：表3-1 脱硫工艺方案条件比较表项目石灰石-石膏湿法氧化镁法循环流化床干法氨法喷雾干燥法LIFAC电子束法海水法技术成熟程度成熟成熟成熟成熟成熟成熟工业试验成熟适用煤种不受含硫量限制不受含硫量限制适用中低硫煤不受含硫量限制适用中低硫煤适用中低硫煤适用中低硫煤低58、硫煤应用单机规模没有限制没有限制多为中小机组中小机组多为中小机组多为中小机组中小机组能达到的脱硫率90%以上90%以上85%以上90%以上85%6080%90%以上90%吸收剂种类石灰石氧化镁石灰氨水石灰石灰石氨海水吸收剂来源当地可以满足从外地运来当地可以满足当地难以满足当地可以满足当地可以满足当地难以满足当地难以满足副产物种类石膏亚硫酸镁等脱硫废渣（亚硫酸钙等）硫酸铵溶液脱硫废渣（亚硫酸钙等）脱硫废渣（亚硫酸钙等）硫酸铵/硝酸铵无副产物出路当地可作水泥缓凝剂，如有条件还可进一步利用可以综合利用，也可循环使用可做蒸压砖，需进一步落实困难较大难以综合利用难以综合利用困难较大不需处理由以上比较可以59、看出：(1) 电子束法脱硫工艺目前尚处于试验研究阶段（在成都热电厂进行的相当于100MW烟气脱硫），氨法脱硫工艺还没有在300MW以上大机组上应用的业绩和经验。从当地现有的条件看，电子束法及氨法脱硫所需的吸收剂液氨和氨水难以保证供应，且这两种工艺的副产品为以硫酸铵为主的氮肥，在当地难以处理。所以，这两种工艺不适合xx二电厂的现有情况。(2) 炉内喷钙+尾部增湿活化脱硫工艺适用于对脱硫效率要求不高的中小机组脱硫，xx二电厂原烟气SO2浓度高达3300mg/m3，脱硫效率要求达到94%，因此这一脱硫工艺不能满足要求。(3) 喷雾干燥法脱硫工艺具有技术成熟，工艺流程较为简单、系统可靠性较高，脱硫率可60、以达到85%。缺点是需用纯度较高及价格较贵的石灰作为吸收剂，且脱硫产物较难利用。因此不适合xx二电厂。(4) 氧化镁脱硫工艺脱硫效率高，一般可达95%以上，不受燃煤含硫量与机组容量的限制。但目前电厂还无法落实氧化镁来源，价格较高，且副产物处理还不成熟，因而不适于xx二电厂。(5) 循环流化床干法脱硫工艺脱硫效率较高，在Ca/S摩尔比为1.1-1.5时，脱硫效率可达到85%。迄今为止已有十多年的运行经验，且目前有运行脱硫效率达到95%的业绩，最大装机容量为300MW。技术较为成熟，投资费用较低，占地面积较小。缺点是需用纯度较高及价格较贵的石灰作为吸收剂，脱硫副产品性质不稳定，脱硫产物较难利用，且61、对粉煤灰的综合利用有影响，但综合考虑优缺点、初始投资、运行费用以及xx二电厂3台12MW运行年限，本可研推荐循环流化床半干法脱硫工艺作为首选方案。(6) 石灰石石膏湿法脱硫工艺具有在大型发电机组上应用的业绩，适用范围广，不受燃煤含硫量与机组容量的限制；脱硫效率高，一般可达95%以上，技术成熟、应用广泛，可以满足本工程脱硫率的要求；脱硫吸收剂石灰石可用汽车运至电厂，其脱硫副产品石膏在xx地区可以综合利用。近年来湿法脱硫技术有较大的改进，占地面积有所减少，造价有所降低。3.3脱硫工艺方案选择根据以上脱硫工艺的介绍和比较，可知控制火电厂二氧化硫排放有很多种方法，各种脱硫工艺工程投资和脱硫效率各不相同62、，对于xx二电厂而言，选择脱硫工艺的原则是；1) 二氧化硫排放浓度和排放量必须满足国家和当地政府环保要求；2) 脱硫工艺要做到技术成熟、设备运行可靠；3) 投资省，目前xx二电厂3台12MW在未来3-5年有关停计划；4) 占地少；5)吸收剂要有稳定可靠的来源；6)脱硫副产物能综合利用。根据上述因素，结合xx二电厂的实际情况，我们认为尾部增湿活化技术和循环流化床技术脱硫效率较低；电子束法脱硫工艺，目前仍处于试验阶段不予采用；喷雾干燥法工艺的脱硫效率较低，系统机械传动部件较多而故障率较高，占地面积较大，脱硫副产物处理还不成熟，因而都不适合xx二电厂脱硫工程。我们认为xx二电厂312MW机组脱硫装置63、可采用循环流化床锅半干法脱硫工艺及石灰石-石膏湿法脱硫工艺是合适的，主要理由如下：1) 两种脱硫工艺都是是非常成熟的脱硫技术，在世界上经过长期的研究与应用，己成为世界上应用最多的一种工艺，国内、外已有数百套装置投入运行，在整个脱硫市场上所占份额超过90。2) 循环流化床半干法脱硫工艺虽然脱硫效率可达85%以上，且在实际运行中可以达到95%的脱硫效率，占地面积较小，初始投资较小；石灰石-石膏湿法脱硫工艺具有脱硫效率高(95)、煤种适应性强(特别是针对目前燃煤电厂煤种变化大，来源复杂具有很好的适应性，不论对高硫煤还是低硫煤，都具有很高的脱硫率)、对机组运行的影响小、工艺成熟、运行可靠等特点。3) 64、循环流化床半干法脱硫工艺吸收剂为石灰，石灰石-石膏湿法脱硫工艺吸收剂为石灰石，xx地区石灰石分布很广，资源储量非常丰富，开采条件好，吸收剂来源稳定可靠。综上所述，本次xx二电厂312MW机组烟气脱硫可行性研究报告选取循环流化床半干法脱硫工艺及石灰石-石膏湿法脱硫工艺进行比较。 3.4改造初步设想由于目前xx二电厂312MW机组各项污染物排放均为达标，并且由于机组投运年限较长，目前实测排烟温度高达235，因为本次改造为环保综合改造。综合考虑初始投资、运行成本及系统稳定性。初步改造设想为：不增加低温省煤器，目前实际排烟温度为最高（235）：改造方案一：电除尘器（预除尘）+半干法脱硫+布袋除尘器除尘65、工艺+引风机改造改造方案二：电除尘器+引风机改造+湿法脱硫（三炉一塔）排烟温度较高时，经计算，半干法脱硫装置各参数变化较小，湿法脱硫装置需在吸收塔前增加预洗涤装置，将烟气温度降低到160以下。两种方案变化较小，且在脱硝改造中，增设烟道型SCR装置，需对省煤器进行改造，综合考虑，本可研按照增设低温省煤器改造，烟气温度控制在130设计。增加低温省煤器，降烟温控制在（130）：1）考虑到3台机组投运年限较短，共设置以下两套湿法脱硫方案改造方案一：低温省煤器+电除尘器+引风机改造+湿法脱硫（三炉一塔）+烟囱防腐改造方案二：低温省煤器+电除尘器+引风机改造+简易湿法脱硫（不设石膏脱水系统）+临时排放烟囱66、2）考虑到半干法脱硫装置布置方式，以及是否增设预除尘，共设置以下三套方案：改造方案三：低温省煤器+电除尘器（预除尘）+半干法脱硫（一炉一塔）+布袋除尘器除尘工艺+引风机改造改造方案四：低温省煤器+半干法脱硫（一炉一塔）+布袋除尘器除尘工艺+引风机改造改造方案五：低温省煤器+电除尘器（预除尘）+耐磨风机+半干法脱硫（三炉一塔）+布袋除尘器除尘工艺+脱硫增压风机4 石灰石-石膏湿法脱硫工程设想4.1 设计基础参数综合考虑改造设计煤质条件和实际运行数据，本次改造的脱硫装置入口烟气按原设计条件进行设计（三台机组）。表4-1 改造设计FGD入口烟气条件（三台机组）项 目单 位数 据备 注1 烟气参数烟气67、量（湿基）m3/h293118标态，湿基，实际含氧量烟气量（干基）m3/h247081标态，干基，实际含氧量烟气量（湿基）m3/h273470标态，湿基，6%O2烟气量（干基）m3/h213000标态，干基，6%O2FGD工艺设计烟温1302 FGD入口处烟气组成H2Ovol - %13.21标态、湿基、实际O2O2vol - %8.07标态、干基、实际O2N2vol - % 79.75标态、干基、实际O2CO2vol - %12.09标态、干基、实际O2SO2vol - %0.10标态、干基、实际O23 FGD入口处污染物浓度SO2mg/m33300标态，干基，6%O2SO3mg/m310068、标态，干基，6%O2HClmg/m360标态，干基，6%O2HFmg/m320标态，干基，6%O2灰尘mg/m350标态，干基，6%O24.2改造工程设想本次提效改造工程按脱硫系统出口SO2浓度200mg/m3（标态、干基、6%O2）设计。在燃用设计煤种时，脱硫效率94%。具体改造内容见以下各节叙述。由于本次改造3台12MW机组为过渡机组，预计投运年限为3-5年左右，因此考虑到初始投资及运行费用，针对烟气系统及公用系统，提出两种石灰石-石膏湿法脱硫改造设想。方案一为全套石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置，方案二为简易石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置。4.3 吸收塔系统本次改造按照三炉一塔的布置方式，新建69、一座逆流喷淋吸收塔处理三台机组尾部烟气。方案：新建一座吸收塔，设置三层喷淋层。新建吸收塔总高27.5m。吸收区塔径为6.2m，设三层喷淋层，对应设3台浆液循环泵，每台循环泵流量1500 m3/h，扬程分别为16m/18m/20m。吸收塔液气比L/G（标湿，吸收塔后）为14.63。吸收塔浆池直径6.2m，浆池高度10m，容积300m3，三台浆液循环泵运行时浆液循环停留时间约4min。设置两台氧化风机，氧化风机流量为1600m3/h，扬程为80kPa。一运一备。每座吸收塔设置3台侧进式搅拌器，搅拌器轴功率为7.5kW。每座吸收塔设置两级屋脊式除雾器，相应设置除雾器冲洗水系统。新建吸收塔设2台石膏排70、出泵，单台流量10m3/h，扬程37m，一用一备配置。新建吸收塔设置一个集水坑，每个集水坑配套设置两台地坑泵，并配置一个搅拌器。新建吸收塔阻力约900Pa。表5-1 新建吸收塔设计参数序号项目名称单位方案一1吸收塔高度m27.52吸收区直径m6.23吸收塔烟气流速m/s3.54吸收塔阻力Pa9005液/气比（标湿吸收塔后）L/m314.636循环泵流量m3/h315007浆池高度m108浆池直径m6.29浆池容积m330010浆液停留时间min411氧化风量m3/h2160012搅拌器台侧进式，313搅拌器轴功率kW7.54.4烟气系统4.4.1避免烟囱腐蚀的措施干烟气经湿法脱硫装置后烟温降至71、50-60，且烟气处于饱和湿烟气状态，会严重腐蚀现有钢筋混凝土烟囱。目前解决此问题有两种方案：第一种方案是对净烟气升温，使排烟温度达到烟气酸露点之上，减轻对净烟道和烟囱的低温腐蚀；第二种方案是对烟囱进行防腐改造。4.4.1.1 设置GGH在吸收塔前设置回转式烟气换热器（GGH），利用锅炉出口的高温烟气加热吸收塔洗涤后的净烟气，净烟气被加热到80左右后，经过烟囱向大气排放。安装GGH的主要优点如下：（1）使排烟温度达到烟气酸露点之上，减轻对净烟道和烟囱的低温腐蚀。（2）提升烟气从烟囱排放时的抬升高度，降低污染物落地浓度，保护环境。（3）降低脱硫系统工艺水耗量。4号机组引风机出口烟温正常运行时在172、80-220之间，需考虑在吸收塔前设置预洗涤系统，将烟温降至160以下。（4）避免烟囱冒“白烟”现象。脱硫塔后的净烟气处于饱和状态，如果直接排放，在环境温度较低时凝结水汽会形成“白烟”，其直观的效果很容易引起公众的反感。安装GGH后排烟温度在80左右，能使得烟囱出口附近的烟气水分不产生凝结。但是GGH在实际运行中也发生很多问题， 其主要缺点如下：（1）换热元件容易发生堵塞、结垢现象，严重时导致系统停运。GGH冷侧净烟气中含有石灰水液滴，液滴附着在换热元件表面后，发生汽化，留下石灰污垢，当脱硫系统中的除雾器效率不高时，这种情况尤其突出。（2）换热元件低温区域的烟气温度在90左右，低于硫酸的露点温73、度，容易发生低温酸腐蚀。（3）阻力大。GGH对厂用电消耗很大。（4）泄漏率较大，造成原烟气向净烟气泄漏，降低了脱硫效率。（5）GGH的设备购置费较高。投运后GGH的维护成本较大。4.4. 1.2 烟囱防腐改造目前1、2、3号机组公用一座烟囱，出口内径为3m，高度100m。饱和湿烟气进入烟囱入口烟温在5060左右，产生大量强酸性、强腐蚀性、强渗透性冷凝液腐蚀烟囱，严重影响烟囱的正常运行。目前烟囱防腐改造方案主要有以下几种方案：1） 新增钛钢复合板钢内筒防腐；2） 修复砖内衬衬贴宾高德系统防腐；3） 修复砖内衬喷涂高性能防腐涂层防腐；4） 新增碳钢内筒喷涂高性能防腐涂层防腐；5） 新增碳钢内筒衬贴74、宾高德系统防腐。其中，防腐性能最好的是方案1和5；方案2材料及施工较好，防腐性能有保证，但烟囱排烟内筒摩擦系数较大，材料强度较差，改造防腐面积较大，改造费用较高，基底不易控制；方案3工程造价较低，但国内应用时间较短，且对施工环境要求较高，高空作业较多，基体条件较差，具有一定的不确定性，且对于本工程防腐面积较大，基体条件不明确；方案4整体防腐性能较好，基体的性能有保证，投资较少，但高空作业较多，施工工期较长，且国内应用年限较短。由于方案1、4、5需新增钢内筒，3台12MW机组烟囱出口内径仅为3m，不具备新建钢内筒空间，且投资较高，本次改造为了降低投资费用暂不考虑。方案2需对烟囱内部进行修复，该方75、法业绩较少，且投资也很高。方案3投资费用最低，但是其运行业绩较差，若考虑机组仅运行3年左右，可考虑此方案，此方案投资费用约400万。4.4.1.3 方案对比综上所述，以上两种方式均可以解决湿法脱硫带来的烟囱腐蚀的问题。其中，GGH占地面积大，在日常工作中维护量大，易发生堵塞、结垢现象，严重时导致系统停运，但是可以降低工艺水耗，且可以避免烟囱冒“白烟”现象，避免出现“烟囱雨”现象；方案二烟囱防腐改造完成后可以减少日常维护工作，且降低运行能耗。考虑到xx二电厂3台12MW机组为过渡机组，运行年限较短，设置GGH的投资高于烟囱防腐改造费用，本次改造针对排烟问题提出以下两种方案。方案一 不设GGH，对76、烟囱进行防腐改造。不设置GGH，考虑对主烟囱进行防腐改造，参考经济性和运行年限，可考虑修复砖内衬喷涂高性能防腐涂层防腐，烟囱防腐改造方案不列入本可研，同时为保证烟囱防腐期间，机组正常运行，需在新建吸收塔顶部增设临时烟囱，直径为3m，高度约为25m。方案二 不设GGH，塔顶设置临时烟囱不设置GGH，但考虑到本次改造3台机组为过渡期供热机组，为了减少投资，可考虑在塔顶设置一座直径为3m，高度约为25m的临时烟囱，经脱硫系统净化后的湿烟气直接经临时烟囱排放，此种方法无需设置GGH，也不需要对主烟囱进行防腐。但由于临时烟囱高度有限，排烟高度较低，需与当地环保局进行沟通后考虑此方案可行性。4.4.2脱硫77、系统阻力本次改造新建脱硫系统阻力约增加1400Pa，其中吸收塔本体阻力约900Pa，烟道系统阻力约500Pa。本次改造不增设增压风机，需对引风机扩容改造，因厂里配合脱硝及除尘系统改造，需对引风机进行改造，另行立项，引风机改造费用不计列入本可研。4.4.3 烟道系统本次改造不设置脱硫旁路烟道。同时，本次改造为三炉一塔布置方式，需对原有混凝土烟道拆除后重新布置。吸收塔原、净烟道根据吸收塔的位置相应设置，尽可能的降低烟道阻力。由于吸收塔出口烟气是饱和湿烟气，需对净烟道进行防腐，采用玻璃鳞片。本次改造湿法脱硫装置按设置低温省煤器设置，如不设置低温省煤器，由于烟温过高，会损坏吸收塔防腐和除雾器，本次改造78、在吸收塔前设置预洗涤系统，将入口烟温降至160。另为保护塔内件，在原烟道处设置一套事故喷淋系统，事故喷淋水源取自工艺水，备用水源为除雾器冲洗水。4.5吸收剂制备及输送系统本次改造312MW机组新建湿法脱硫装置，吸收剂制备系统拟定采用外购石灰石粉，3台机组机组新建湿法脱硫装置，吸收塔每小时石灰石粉的消耗量为1.17吨。本次改造吸收剂制备及输送系统考虑新建一座石灰石浆液箱，配两台石灰石供浆泵。根据吸收塔每小时石灰石粉耗量，考虑到3台12MW机组为供热机组，为保证机组安全可靠运行，拟新建一座512m，的粉仓有效容积为70 m3，满足三台机组BMCR工况下3天供浆需求，配备一座44m石灰石浆液箱，有效79、容积为44m3，满足三台机组BMCR工况下12小时的供浆需求。配备一台搅拌器及两台流量为4m3/h，扬程为30m的石灰石供浆泵。4.6石膏脱水系统本次改造，石膏生成量较少，三台机组BMCR工况下石膏产量为2.14t/h。因此本次改造石膏脱水系统考虑两种方案。方案一 新建一套脱水系统，配备一台真空皮带脱水机考虑到本次改造石膏产量仅为2.14 t/h。可新增一套真空皮带脱水系统，处理为2.5t/h，满足120%的石膏产量需求。另拟定新建一座石膏浆液缓冲箱，有效容积为40m3，可以储存6小时的石膏浆液，当脱水机出现问题时，可将石膏浆液打入缓冲箱中，在一定程度上，保证了脱水系统的安全与稳定性。方案二 80、不设置石膏脱水系统本次改造三台机组石膏产量仅为2.14 t/h，电厂考虑降低投资费用，本次改造不设置石膏脱水系统，新建一座澄清池，石膏浆液经石膏排水泵排至澄清池，澄清后的废水按电厂现有废水处理方式处理。4.7排空系统和废水系统本次改造不再新增废水处理系统，脱硫废水可随电厂现有废水处理方式处理。或将废水用来冲洗灰渣地沟，并与灰渣一起输送至灰场进行沉淀，沉淀后的干净水再回至电厂冲洗灰渣地沟。电厂考虑降低投资费用，本次改造不再设置事故浆液箱。方案一 设置一座事故浆液池设置一座事故浆液池，当吸收塔事故状态下需要排空浆液时，可通过石膏排出泵抛至事故浆液池中。方案二 不设置事故浆液池为节省投资，不设置事故81、浆液池，当吸收塔浆液需要排空时考虑直接将浆液打至澄清池或灰场。4.8工艺水系统脱硫岛新建一座33m的工艺水箱，有效容积为22m3。设置2台工艺水泵 (1用1备)和2台除雾器冲洗水泵(1用1备)。工艺水主要用于除雾器冲洗水、吸收塔补充水、管道冲洗水等。4.9压缩空气系统压缩空气系统包括杂用气和仪表用气。本次脱硫系统的压缩空气系统可从厂用压缩空气系统接入，仪用压缩空气和杂用压缩空气总量约35Nm3/min，工作压力0.60.8MP，现场设置一个3m3的压缩空气储罐。4.10电气系统4.10.1电源根据新增负荷情况，本次改造工程不设脱硫6kV系统。电压等级采用380/220V一种。4.10.2 脱硫82、岛380V电源脱硫岛380/220V系统采用单母线分段接线，电厂拟定对除尘系统改造，增设公用变，用电负荷可从公用变引接，正常运行时，分别由两段两段母线分列运行，当一台公用变压器故障或检修时，分段断路器手动闭合，由备用的低压脱硫变压器供电。脱硫岛内保安电源系统（380/220V）采用单母线接线，正常运行时由脱硫岛低压工作段供电，脱硫岛低压工作段故障或检修时，由主厂房保安段提供的保安电源供电，两路电源自动切换。脱硫岛380/220V系统为中性点直接接地系统。4.10.3 交流不停电电源UPS脱硫系统设一套UPS，由整流器、逆变器、静态转换开关、隔离变压器、稳压调压器和馈线柜等组成。交流输入电压为三83、相三线380V10%，50Hz。输出交流电压为单相220V，50Hz。正常运行时由脱硫岛的工作段提供交流380V电源，经逆变器逆变后由静态开关向负荷供电。当事故停电失去交流电源时，或整流器发生故障时，由脱硫直流系统经逆变后向负荷供电。若逆变器故障，静态开关自动切换至旁路系统，经隔离变压器、稳压调压器、静态开关向负荷供电。UPS正常运行时负荷率不大于60。并满足全厂停电后继续运行不小于0.5小时，UPS为三进单出型。4.10.4 直流系统脱硫岛设置1套220V直流系统，用于向控制、保护、UPS及事故照明等直流负荷供电。直流系统设有微机型电压绝缘监察装置和集中监控器。蓄电池组以浮充电、均衡充电方式84、运行。直流系统采用单母线接线，电压等级采用220V。直流系统包括1组铅酸阀控免维护蓄电池，1套高频开关充电器及直流馈线屏。直流系统保证在全厂停电后继续维持其所有负荷在额定电压下继续运行不小于60分钟。4.10.5 电气设备布置脱硫岛设综合楼，配电室、控制室及电子设备间在综合楼中统一布置。综合楼三层设低压配电室、直流及UPS配电间和控制室等，二层为电缆夹层。低压脱硫变、380V工作段、保安MCC段等统一布置低压配电间内。UPS机柜及直流配电柜布置在直流及UPS配电间内。低压干式变压器与低压配电屏并列布置。4.10.6 控制与保护4.10.6.1 控制方式脱硫岛电气系统纳入脱硫岛DCS控制，不设常85、规控制屏。纳入脱硫岛监控的电气设备包括： 380V PC进线及分段开关、馈线开关、脱硫变压器、保安电源系统、直流系统、UPS。电气系统与脱硫岛DCS采用硬接线。所有0.4kV框架断路器的控制电压采用220V DC，其余控制电压采用220V AC。4.10.6.2 信号与测量脱硫岛控制室不设常规音响及光字牌，所有开关状态信号、电气事故信号及预告信号均送入脱硫岛DCS。脱硫岛控制室不设常规测量表计，采用420mA变送器（变送器装于相关开关柜）输出送入脱硫DCS。测量点按电测量及电能计量装置设计技术规程配置。电气量送入脱硫DCS实现数据自动采集、定期打印制表、实时调阅、显示电气主接线、亊故自动记录及86、故障追忆等功能。4.10.6.3 继电保护380V厂用系统及电动机由空气开关脱扣器及综保装置实现保护。继电保护配置按火力发电厂厂用电设计技术规定配置，基本配置如下：脱硫低压变压器差动保护（2MW及以上）或电流速断保护、过电流、过负荷、单相接地短路保护、温度保护、断相保护等等。低压电动机相间短路保护、单相接地短路保护、过负荷保护、低电压保护、断相保护等等。4.10.7 照明及检修系统4.10.7.1 照明系统正常照明网络电压为380/220V，交流事故照明网络电压为380/220V。照明电源引自脱硫PC段或就近的MCC段。室内照明光源以荧光灯为主、由照明开关就地控制；室外照明光源采用金属卤化物灯87、，由照明箱集中控制。脱硫岛综合楼内配电室、电子设备间、控制室等的事故照明采用交流事故照明，交流事故照明由保安MCC供电。应急直流照明仅在脱硫控制室设置直流常明灯。在所有重要出入口设置应急照明，应急照明时间不少于60分钟。4.10.7.2 主要场所的照明方式、灯具选型及照度各主要场所的照明方式、灯具选型及照度满足火力发电厂和变电站照明设计技术规定（DL/T 5390）的相关要求，其基本要求见下表：安装地点光源类型灯具型式安装方式照 度(Lx)正常事故配电室荧光灯铝合金型体灯具悬挂式20020石膏脱水车间金属卤化物灯三防灯，IP54悬挂式、壁式10020吸收塔荧光灯防水防尘荧光灯具，IP54吸顶,88、壁式、立杆式3010氧化风机房金属卤化物灯三防灯，IP54悬挂式、壁式10020控制室荧光灯嵌入式荧光灯嵌入式300100电子设备间荧光灯嵌入式荧光灯嵌入式300100电控楼各层荧光灯高效节能荧光灯具、铝合金型体灯具嵌入式、悬挂式、吸顶150104.10.7.3 照明系统的控制电气综合楼采用照明开关控制。脱硫岛区域的照明采用光控或远方按钮集中控制。经常无人停留、出入的房间的照明由就近的门或入口处的照明开关控制。4.10.7.4 检修电源系统在脱硫综合楼、循环泵房等处设置检修电源箱。在吸收塔平台和人孔附近设置12V检修及照明插座箱，吸收塔检修电源的电压为12V。在室内安装的检修箱，任何检修位置至89、检修箱的距离均不超过50m。在室外安装的检修箱，任何检修位置至检修箱的距离均不超过100m。各场所的检修电源由PC或就近的MCC供电。4.10.8 防雷、接地系统及安全滑线4.10.8.1 接地系统脱硫岛区域内为独立的闭合接地网，其接地电阻不大于4。该闭合接地网至少有四处与电厂的主接地网电气连接。在与主体工程连接处，设置检验和测量接地电阻的接地井。4.10.8.2 防雷系统防雷保护系统的布置、尺寸和结构要求应符合相关的GB、DL及IEC标准。脱硫岛内的烟道、各车间等均在电厂烟囱防雷保护范围内，故不另设单独的避雷针。4.10.8.3 安全滑触线脱硫系统内所有电动起吊设施均采用安全滑触线供电。设计90、时可考虑三相水平布置或垂直布置。滑触线采用三相。4.10.9 通讯系统脱硫岛内设置网络及生产行政通讯及调度通讯系统，其交换机利用电厂程控交换机，脱硫岛内设网络机柜及电缆交接箱作为电厂厂内通讯与脱硫岛通讯的接口。电话分线箱采用旋卡压接型。4.10.10 火灾报警系统本工程脱硫岛的火灾检测报警及消防控制系统设一套完整的控制系统，通过布置在脱硫控制室的控制中心站，实现对脱硫岛的火灾检测报警及消防控制系统的监控。同时，脱硫岛的火灾检测报警及消防控制系统作为全厂火灾检测报警及消防控制系统的一个子系统，与全厂系统通过通讯成为一个整体。4.10.11 电气负荷统计表脱硫380V负荷统计表序号设 备 名 称电91、压等级（V）额定容量(kW/kVA) 脱硫PC A段脱硫PC B段重复工作容量安装台数工作台数工作容量安装台数工作台数工作容量1浆液循环泵A38011011110 000 浆液循环泵B380132000 11132 浆液循环泵C38013211132 000 吸收塔搅拌器A3807.5117.5 000 吸收塔搅拌器B3807.5000 117.5 吸收塔搅拌器C3807.5000 117.5 吸收塔石膏排出泵3803113 113 3 氧化风机380752175 1175 工艺水泵380111111 1111 11 地坑搅拌器3803000 113 地坑泵3807.5117.5 117.5 92、7.5 事故浆液池搅拌器380110001111照明控制箱380101110 1110 10 检修电源380201120 1120 20 石灰石浆液箱搅拌器3803000 113.0 石灰石供浆泵3803113.0 113.0 1.5 真空泵38022000 1122 真空皮带驱动电机3801.5000 111.5 P1（kW）379 317 53 Sg0.7P1265 222 37 计算负荷（kVA）4504.11 控制系统4.11.1 控制方式根据脱硫系统的工艺特点及规模，采用集中控制方式。4号机组的脱硫系统设计一套DCS控制系统。4.11.2 控制水平为保证烟气脱硫效果和烟气脱硫设备的安93、全经济运行，将设置完整的热工测量、自动调节、顺序控制、保护及热工信号报警等系统。4.11.3 烟气测量本工程电厂仅设置1套在线烟气监测系统用以测量净烟气成份中的SO2、O2、烟尘浓度，净烟气中的SO2、O2等。4.11.4 气源和电源4.11.4.1 气源脱硫系统仪表用气由电厂压缩空气系统引接。4.11.4.2 电源1）220VAC电源本工程所用交流220V 电源，包括220VAC普通电源、220VAC不停电电源系统，以上两种电源均由脱硫电气系统提供。2）380VAC电源交流380V电源引自脱硫0.4KV配电装置，提供电动门及其它需要的热控设备用电。4.12土建4.12.1总平面规划布置的设计94、原则（1）总平面布置尽量减少占地面积，选择占地较小的设备和方案。（2）工艺流程顺捷，紧凑合理。（3）拟拆除炉后原金工车间，综合利用拆除后空地，新建一套石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置。4.12.2结构部分 1）材料所有钢筋混凝土结构构件混凝土等级不低于C30，所有地下沟、坑、池的混凝土等级不低于C25，防水混凝土抗渗等级不低于S6，设备基础、基础和承台的混凝土等级不低于C25，设备基础二次灌浆采用抗收缩混凝土灌浆料。所有钢结构采用优质防腐材料。对处于地下水位以下的基础满足建筑业防腐蚀设计规范要求。2）建筑物的结构型式所有支架均采用钢结构，包括：烟道支架，综合管道支架等设备支架；新增综合楼采用钢筋混95、凝土框架结构。新增循环泵及氧化风机等设备基础均采用混凝土结构。4.12.3建（构）筑物基础及基础处理此次改造，新增建、构筑物主要如下：吸收塔；循环泵房；其他必要零星必要建（构筑物）脱硫区建(构)筑物基础根据上部结构和地基处理型式可采用钢筋混凝土独立基础或条型基础，承台尺寸满足桩位布置，设备基础包括各型泵、电机、风机、事故浆液箱等室内外设备基础。基础采用砼基础，基础按计算确定是否配筋；大体积砼基础配筋，防止出现温度裂缝。构造要求按有关规定执行。对振动设备，遵守动力机器基础设计规范和火力发电厂土建结构设计技术规定DL5002-93的要求，与周围的楼板分开，形成一个独立的结构，并与建筑物的基础分开，96、或采取有效隔振措施，支承结构的共振振幅当能为设备制造商所接受，结构在运行荷载下可能产生的挠度也同样为设备制造商所接受。吸收塔区建(构)筑物基础、地基处理和地下设施均满足规范所规定的强度、承载力、变形（沉降）、稳定和抗滑动及抗倾覆的要求。新建吸收塔、循环泵房等大型建（构）筑物宜采用浅基础，新增浆液循环泵等设备基础采用混凝土大块基础处理。4.13湿法脱硫技术经济性分析方案一与方案二吸收塔本体设计相同，两种方案均能满足本次改造需求。区别在于方案二不设置脱水系统，节省设备投资约35万元（包含真空皮带脱水机、真空泵等），节省土建费用约50万元（包含脱水楼、石膏库，以及增设澄清池等），节省烟囱改造费用约397、70万元（其中烟囱防腐约400万元，增设临时烟囱约30万元）。总体来说方案二较方案一投资约节省初始投资约355万元。但由于方案一不设置脱水系统，且采用临时烟囱排放，一定程度上会产生二次污染且难以通过环保验收。因此，本可研推荐方案一作为湿法脱硫工程首选方案，同半干法脱硫系统方案进行技术经济对比分析。4.14脱硫改造新增设备表表4-2 脱硫改造工程主要新增设备表（方案一）设备名称设备参数单位数量备注一、烟气系统FGD入口烟道（引风机出口挡板门至吸收塔入口）Q235，壁厚6mm，保温岩棉150mm，铝合金板外包。相应烟道支架。吨35含钢支架FGD出口烟道（吸收塔出口至烟囱入口Q235，壁厚6mm，保98、温岩棉150mm，铝合金板外包。相应烟道支架。吨40含钢支架FGD出口烟道防腐玻璃鳞片防腐m2480烟道膨胀节个4事故喷淋系统套1二、吸收塔系统吸收塔高27.5m，直径6.2m座1吸收塔防腐玻璃鳞片m2600喷淋层FRP，喷淋母管、支管、喷嘴管座、支撑梁等，3层/塔，母管浆液流量1500m3/h。套3喷嘴SiC，空心锥形，40个/层。个120浆液循环泵流量1500m3/h，扬程16m /18m/20m，电机功率110/110/132kW。台3浆液循环泵入口阀门流量1200m3/h，扬程16m /18m/20m，电机功率110/132/132kW。个3除雾器及除雾器冲洗水系统两级屋脊式套2氧化风99、机流量1600m3/h，扬程80kPa，电机功率75kW。台3吸收塔搅拌器侧进式，电机功率7.5kW台3吸收塔地坑V=12.5m3，2.5m2.5m2m座1地坑泵流量为10m3/h，扬程为22m，额定功率 7.5kW台2吸收塔地坑搅拌器顶进式，电机功率3kW。个1石膏浆液排出泵离心式，流量10m3/h，扬程37m，功率11kW。台2一用一备三、吸收剂制备及供应系统石灰石粉仓有效容积：70m3座1石灰石浆液池尺寸: 4m4m ； 有效容积：44m3；材质: 碳钢个1石灰石浆液池搅拌器顶进式；N=3kW个1石灰石浆液泵流量4m3/h，扬程300m，电机功率3kw台2一用一备四、石膏脱水系统及排空系100、统真空皮带脱水系统出力2.5t/h；真空泵功率22kW；驱动电机功率：1.5kW；过滤面积3m2套1事故浆液池搅拌器电机功率11kW个1五、工艺水系统工艺水箱有效容积22m3，尺寸3 m3m个1工艺水泵Q=40m3/h，H=50m，N=11kW台2一用一备除雾器冲洗水泵Q=40m3/h，H=50m，N=11kW台2一用一备六、其他起吊装置台1循环泵及氧化风机房LWH：10m8m10m座1事故浆液池LWH：8m8m5m座1脱水电控综合楼LWH：20m15m15m座1七、电气系统0.4kV开关柜台106kV动力电缆千米0.3八、控制系统DCS控制套1CEMS套2就地仪表套1控制电缆套1表4-3 脱101、硫改造工程主要新增设备表（方案二）设备名称设备参数单位数量备注一、烟气系统FGD入口烟道（引风机出口挡板门至吸收塔入口）Q235，壁厚6mm，保温岩棉150mm，铝合金板外包。相应烟道支架。吨35含钢支架FGD出口烟道（吸收塔出口至烟囱入口Q235，壁厚6mm，保温岩棉150mm，铝合金板外包。相应烟道支架。套40含钢支架FGD出口烟道防腐玻璃鳞片防腐m2480烟道膨胀节个4事故喷淋系统套1二、吸收塔系统吸收塔高27.5m，直径6.2m座1吸收塔防腐玻璃鳞片m2600喷淋层FRP，喷淋母管、支管、喷嘴管座、支撑梁等，3层/塔，母管浆液流量1500m3/h。套3喷嘴SiC，空心锥形，40个/层。102、个120浆液循环泵流量1500m3/h，扬程16m /18m/20m，电机功率110/110/132kW。台3浆液循环泵入口阀门流量1200m3/h，扬程16m /18m/20m，电机功率110/132/132kW。个3除雾器及除雾器冲洗水系统两级屋脊式套2氧化风机流量1600m3/h，扬程80kPa，电机功率75kW。台3吸收塔搅拌器侧进式，电机功率7.5kW台3吸收塔地坑V=12.5m3，2.5m2.5m2m座1地坑泵流量为10m3/h，扬程为22m，额定功率 7.5kW台2吸收塔地坑搅拌器顶进式，电机功率3kW。个1石膏浆液排出泵离心式，流量10m3/h，扬程37m，功率11kW。台2一103、用一备三、石膏抛弃系统澄清池个1泥浆泵台2四、工艺水系统工艺水箱有效容积22m3，尺寸3 m3m个1工艺水泵Q=40m3/h，H=50m，N=11kW台2一用一备除雾器冲洗水泵Q=40m3/h，H=50m，N=11kW台2一用一备五、其他起吊装置台1循环泵及氧化风机房LWH：10m8m10m座1脱水电控综合楼LWH：20m15m15m座1六、电气系统0.4kV开关柜台106kV动力电缆千米0.3七、控制系统DCS控制套1CEMS套2就地仪表套1控制电缆套15 循环流化床半干法脱硫工程设想5.1 设计基础参数综合考虑改造设计煤质条件，本次改造的脱硫装置入口烟气设计条件见下表：表5-1 改造FGD104、设计入口烟气条件（单台机组）项 目单 位数 据备 注1 烟气参数烟气量m3/h97706标态，湿基，实际O2烟气量m3/h82360标态，湿基，6%O2烟气量m3/h91157标态，干基，实际O2烟气量m3/h71000标态，干基，6%O2FGD工艺设计烟温1302 FGD入口处烟气组成H2Ovol - %13.21标态，湿基，实际O2O2vol - %8.07标态，干基，实际O2N2vol - % 79.75标态，干基，实际O2CO2vol - %12.09标态，干基，实际O2SO2vol - %0.10标态，干基，实际O23 FGD入口处污染物浓度SO2mg/m33300标态，干基，6%O105、2SO3mg/m3100标态，干基，6%O2HClmg/m360标态，干基，6%O2HFmg/m320标态，干基，6%O2灰尘（有预除尘）g/m335标态，干基，6%O2根据摸底试验结果入口SO2浓度2873mg/m3（标态，干基，6%O2），综合考虑煤质分析数据及日常运行情况，此次改造脱硫装置入口SO2浓度按3300mg/m3（标态，干基，6%O2）。本次改造采用三炉一塔的布置方式，参照本次摸底试验结果空预气出口烟气量为97706m3/h（标态，湿基，实际O2），并根据煤质条件计算，可研报告单台机组烟气量按照71000m3/h（标态，干基，6%O2）进行设计。脱硫装置入口烟气温度为130（设106、置低温省煤器）。5.2半干法改造工程设想循环流化床脱硫装置主要由预电除尘器、脱硫塔、脱硫布袋除尘器、脱硫灰循环系统、吸收剂制备及供应系统、烟气系统、工艺水系统、流化风系统、脱硫灰外排系统、电气仪控系统等组成。图4-1 半干法脱硫工艺流程图本项目循环流化床半干法脱硫装置主要设置三个方案，方案三、方案四均为一炉一塔方案，其中方案三设置预电除尘，方案四不设置预电除尘；方案五为三炉一塔方案，设置脱硫增压风机及预电除尘。典型的半干法烟气脱硫工艺配置型式如下图4-1至4-3。图4-2 有预除尘、且脱硫风机与引风机合并的配置见图（方案三）图4-3 无预除尘、脱硫风机与引风机合并的配置见图（方案四）图4-4 107、有预除尘器、脱硫风机与引风机独立配置的配置见图（方案五）5.3预电除尘器预电除尘器是一种利用静电力把粉尘从烟气中分离出来的设备。其工作原理如下：含尘烟气通过烟道进入装有垂直悬挂阳极板的电场中，这些阳极板把电场分成许多平行的通道，在每个通道中间，都挂有一排阴极线。阴极线悬吊在阴极框架上，所有的框架互相连在一起形成了一种刚性框架结构。整个框架结构由四个支承绝缘子支撑，吊于固定的位置，整个框架与所有接地零件绝缘。将一直流高压电源，接至阴极框架和地之间，因而在框架的极线和极板之间产生强大的电场。在极线表面附近，电场强度最大，如此强大的电场形成阴极线放电，沿整根阴极线会产生电晕，烟气在电晕区被电离，产生108、大量正、负离子。正离子立刻被强大的电场吸向阴极线，然而负离子必须穿过极线、极板之间的整个空间，吸向最近的阳极板。负离子在运动中与烟气中的尘粒碰撞并粘附在尘粒上，使尘粒荷电。由于荷电尘粒在电场中受到的电场力远比重力大，驱向极板的速度也比自由沉降速度大得多，大量尘粒被吸附在极板上后，通过周期性振打极板，使粉层松动，因重力作用滑入灰斗。考虑到粉煤灰的综合利用及脱硫副产物的处理，方案三及方案五需设置预电除尘装置；同时由于xx二电厂三台12MW机组投运年限较长，考虑到初始投资及运行费用，方案四不设置预电除尘装置，此时，可利旧原有引风机房及引风机基础。方案三及方案五均需设置预电预电除尘器采用单室单电场，每109、台炉配一台预电除尘器。水平进风、水平出风。电厂另立项目进行除尘器改造，预电除尘器具体方案及投资参见除尘器改造可研。5.4烟道系统脱硫除尘岛烟道系统包含预电除尘器入口烟道、吸收塔入口烟道、脱硫布袋除尘器与脱硫引风机的连接烟道、脱硫引风机与烟囱的连接烟道及清洁烟气再循环烟道。本部分烟道包含预电除尘器出口至烟囱入口全部烟道。烟道系统的设计根据国家烟风管道系统规范及脱硫系统工艺要求进行设计，既满足运行安全可靠及防堵、防漏、防震、防腐蚀、防磨损的设计要求，又满足运行、加工、检修方便的需要，烟道、烟道零部件及支吊架均考虑足够的强度。由于整个系统高于烟气露点温度15以上运行，且本工艺几乎脱除全部的SO3气体110、，因此整个烟道系统无需进行防腐。在吸收塔的进口烟道及脱硫引风机入口烟道的气流稳定的直管段均设有仪表及在线检测系统的测点，并设有相应的检修及操作平台。改造后，整套半干法脱硫装置系统阻力约为4300Pa（含预电除尘器阻力300Pa，布袋除尘器阻力1500Pa，吸收塔本体阻力2000Pa，烟道阻力500Pa）。5. 5吸收塔系统方案三、方案四均为一炉一塔的布置方式，方案五为三炉一塔的布置方式。5.5.1 方案三、方案四（一炉一塔）采用三炉一塔的布置方式，新建三座文丘里塔分别处理每台机组的尾部烟气。吸收塔是一个文丘里空塔结构，主要由进口段、下部方圆节、给料段、文丘里段、锥形段、直管段、上部方圆节、顶部111、方形段和出口段组成，全部采用普通钢板焊接而成。塔内完全没有任何运动部件和支撑杆件，也无需设防腐内衬。吸收塔进口烟道设有均流装置，塔的进、出口处均设有温度、压力检测装置，以便控制吸收塔的喷水量和物料循环量。塔底设紧急排灰装置，并设有吹扫装置防堵。表5-2 半干法脱硫吸收塔设计参数（单台机组）项目单位数值-设计压力Pa负压-6kPa，正压6kPa-BMCR时烟气流速m/s5-烟气停留时间(BMCR)s6.5-脱硫塔直径m3.2-脱硫塔高度m28.25-脱硫塔底部灰量t/h0（应急排灰时10t/h）-脱硫塔底部出灰口标高m2.5-脱硫塔耗水量t/h55.5.2 方案五（三炉一塔）采用三炉一塔的布置方112、式，新建一座文丘里塔处理三台机组的尾部烟气。吸收塔构型、材料等同方案三方案四。具体参数见下表。表4-3 半干法脱硫吸收塔设计参数（三炉一塔）项目单位数值-设计压力Pa负压-6kPa，正压6kPa-BMCR时烟气流速m/s5-烟气停留时间(BMCR)s6.5-脱硫塔直径m6-脱硫塔高度m40.8-脱硫塔底部灰量t/h0（应急排灰时10t/h）-脱硫塔底部出灰口标高m2.5-脱硫塔耗水量t/h12.55. 6脱硫后布袋除尘器系统5. 6.1系统描述大量未反应完全的吸收剂及经预电除尘器除尘后的粉尘随烟气从吸收塔出口侧向垂直向下进入布袋除尘器，利用布袋各个室压力的自均衡性，使烟气均匀分配到各除尘室，从113、滤袋外测进入内部，完成除尘净化过程。其除尘原理是过滤的机理，即在滤袋上形成一层“粉饼”，然后通过粉饼来过滤烟尘。随着过滤时间的增加，收集在滤袋外表面上的“粉饼”不断增厚，滤袋内外的压降也增大。达到预定的数值时，开启清灰脉冲阀，脉冲空气诱导净化气体组成脉冲气流，不断冲入滤袋内部，滤袋产生变形、振动，吸附滤袋外部的二次尘脱落进入灰斗，通过灰斗下部的输送装置循环回吸收塔或外排。净化除尘后的烟气从滤袋顶部开口排出，汇总至布袋净气室后统一排往脱硫引风机。5.6.2主要设备组成脱硫布袋除尘器主要由进、出风烟道、过滤室(含滤袋、袋笼、花板等)、灰斗、壳体及旋转喷吹清灰装置等组成。考虑布置及烟气处理的需要。布114、袋的旋转喷吹清灰装置主要由喷吹储气罐、喷吹臂、减速电机及连接转动件、脉冲阀、喷吹气源及管道等组成。布袋的清灰，无需与烟气隔离，其清灰气源由罗茨风机提供，清灰压力为85KPa，清灰气量经过计算，保证清灰气产生足够大的振打力，使粉尘脱落。一炉一塔及三炉一塔的布置方案布袋除尘器设备基本相同，具体方案及投资见除尘器改造可研。5. 6.3方案三、方案四设计参数表（一炉一塔）表5-4 半干法脱硫布袋除尘器设计参数（一炉一塔）序 号项 目单 位参 数1配置的除尘器数目台32最大处理烟气量（工况）m3/h1400003除尘器允许入口烟气温度1504除尘器最大入口粉尘浓度g/m310005保证效率%99.996115、出口烟尘浓度mg/m3 207本体漏风率%28除尘器的气布比m/min0.839仓室数个210滤袋数量条72011过滤面积m22813.1312滤袋规格mmmm165750013滤袋材质PPS+PTFE基布14滤布缝制工艺PTFE缝制15滤布纺织工艺针刺16滤袋间距mm24017滤袋允许连续正常使用温度16018袋笼材质Q23519袋笼规格mmmm155745020袋笼防腐处理工艺有机硅喷涂21袋笼固定及密封方式不锈钢弹簧涨圈22脉冲阀规格3寸淹没式 24DV23脉冲阀数量只4824机械开阀时间Sec0.1525脉冲阀产地进口26清灰方式在线/离线切换27喷吹气源压力MPa0.20.628气源116、品质含尘粒径1um、含油量0.1ppm29耗气量Nm3/min630一台炉除尘器灰斗数个631运行阻力Pa15005. 6.4方案五设计参数表（三炉一塔）表5-5 半干法脱硫布袋除尘器设计参数（三炉一塔）序 号项 目单 位参 数1三台炉配置的除尘器数目台12最大处理烟气量（工况）m3/h4200003除尘器允许入口烟气温度1504除尘器最大入口粉尘浓度g/m310005保证效率%99.996出口烟尘浓度mg/m3 207本体漏风率%28除尘器的气布比m/min0.839仓室数个610滤袋数量条216011过滤面积m28439.3812滤袋规格mmmm165750013滤袋材质PPS+PTFE基117、布14滤布缝制工艺PTFE缝制15滤布纺织工艺针刺16滤袋间距mm24017滤袋允许连续正常使用温度16018袋笼材质Q23519袋笼规格mmmm155745020袋笼防腐处理工艺有机硅喷涂21袋笼固定及密封方式不锈钢弹簧涨圈22脉冲阀规格3寸淹没式 24DV23脉冲阀数量只14424机械开阀时间Sec0.1525脉冲阀产地进口26清灰方式在线/离线切换27喷吹气源压力MPa0.20.628气源品质含尘粒径1um、含油量0.1ppm29耗气量Nm3/min630一台炉除尘器灰斗数个631运行阻力Pa15005.7脱硫引风机系统脱硫除尘系统引起的阻力损失主要由脱硫引风机进行克服。脱硫引风机的压力118、和流量主要通过入口调节风挡的开度进行调节，能在脱硫除尘系统正常运行可能发生的最大流量、最大压力、最高温度下正常运行，且无过量的振动和波动。脱硫引风机流量和压力经过详细计算后进行选型，其流量留有10的裕量，压力超过20的裕量。脱硫引风机采取风冷型，脱硫引风机轴承上设有测温装置，入口设有测振装置，保证风机的良好运行。电厂拟定进行环保综合改造，原有引风机需要更换，委托可研单位编写引风机改造可研。风机改造具体方案及费用详见风机改造可研。参考现场场地，锅炉外墙至风机房（单台炉的可布置长度为20米，宽度为14米），综合考虑省煤器、除尘改造空间，由于方案三增设预电除尘，空间不满足设备布置需求，因此需拆除原引119、风机房，在现引风机房后新建脱硫引风机房。方案四不设预除尘，空间满足设备布置需求，原有引风机房及基础可利旧，但由于系统阻力增加较大，需更换引风机。方案五设置预电除尘，经过预电除尘后，粉尘浓度约为3-5g/m3，如拆除现有风机，仅在布袋除尘器后增设脱硫引风机，用单台风机带三炉，一旦其中一台炉负荷变动，引起单台风机动作，必然引起其他两台炉波动，在实际运行中难于调整，不利于运行人员操作；另外如果其中一台炉突然故障停炉，会造成其他两台炉剧烈波动，短时间内若无法调整平衡，极有可能导致三台炉全部非停，直接影响机组安全稳定运行和冬季供热安全。因此拟定对将现有引风机更换为耐磨型引风机（使用寿命1年半到2年），现120、有引风机房及基础可利旧，同时，在布袋除尘器后新建一座脱硫引风机房，布置新增脱硫引风机。5.8吸收剂制备及供应系统生石灰供应系统是相对比较独立的一个分系统。脱硫装置设一座生石灰粉仓和三座消石灰仓，生石灰仓的有效容积不小于脱硫系统正常工况下2天用量，消石灰仓的有效储存时间不小于脱硫系统正常工况下1天用量。本工程的吸收剂为生石灰。由自卸式密封罐车运来的生石灰粉经罐车自带的输送装置输送到生石灰仓内。在生石灰仓底部设有生石灰称重计量装置及生石灰干式消化装置，将生石灰消化成消石灰，并通过旋转给料器及稀相气力输送装置输送至消石灰仓。在消石灰仓底部设有消石灰给料装置，根据SO2浓度排放情况调节给料装置转速，控121、制消石灰的下料量，最后通过进料空气斜槽输送至吸收塔内。生石灰罐车输送气进入生石灰仓后及消石灰稀相输送用气主要通过仓顶布袋除尘器及仓顶排气风机外排，使含尘烟气排放满足排放标准。仓顶排气风机的设置目的是为了保证石灰仓内稳定的负压状态，避免生石灰粉或消石灰粉外排至周围环境中，对周围环境及人员健康造成影响。仓顶排气布袋除尘器的清灰周期可以通过就地控制箱调整。一旦排气布袋除尘器堵塞或排气风机出现故障，石灰仓内的含尘气体将通过仓顶安全释放阀进行调整，保证石灰仓内稳定的压力。在脱硫系统中，吸收剂生石灰的活性直接影响吸收剂的耗量，活性越好，生石灰的耗量越少。石灰干式消化系统采用卧式双轴搅拌干式消化器，它的工作122、原理为：在加入生石灰粉的同时，经计量水泵加入消化水，通过特制的双轴桨叶搅拌使石灰粉与消化水均匀混合，消化温度保持在100以上，使表面游离水得到有效蒸发，通过控制消化机的出口尾堰高度和注水量，来调节消化石灰的品质。消化后的消石灰粉，含水可控制在1%范围内，其平均粒径10um左右，比表面积可达20m2/g以上。采用消化器在工厂自行消化石灰，大大降低了直接外购消石灰所带来的高昂的运行成本，因此消化器的好坏，将直接影响到脱硫运行成本及脱硫系统的安全运行，采用双轴搅拌干式消化器，是目前所有消化器中最为可靠和运行成本最低的一种。方案三、方案四为一炉一塔，生石灰仓及消化器可共用，另在每套半干法脱硫装置附近分123、别布置一座消化仓。方案五为三炉一塔，为新增半干法脱硫装置布置一座生石灰仓、一套消化器及消石灰仓。具体参数见下表。表4-6 半干法脱硫吸收剂制备系统设计参数项目单位数值（一炉一塔）数值（三炉一塔）1.吸收剂贮仓（按生石灰仓）可三台炉共用1可用容积m3100100贮存量t80(按灰密度0.8t/m3)80(按灰密度0.8t/m3)直径m44高度m88材料Q235Q2352.吸收剂消化系统可三台炉共用1系统耗电量kW17.217.2系统耗水量t/h10.5-系统设备参数及数量、规格三台炉配备一台4t/h的LDH卧式双轴三级长程多点温控半干法脱硫专用石灰消化器每套脱硫装置配备一台4t/h的LDH卧式双124、轴三级长程多点温控半干法脱硫专用石灰消化器3消石灰仓31可用容积m33080贮存量t18(按灰密度0.6t/m3)48(按灰密度0.6t/m3)直径m2.54高度m66材料Q235Q235图4-4 半干法脱硫吸收剂制备及供应系统流程图5.9物料再循环系统烟气循环流化床脱硫工艺的“循环”是指脱硫副产物的再循环利用，即把布袋除尘器收集的脱硫灰返回到吸收塔循环利用，其目的是使副产物中的未反应的吸收剂能继续不断参加脱硫反应，通过延长吸收剂颗粒的在塔内的停留时间，以达到提高吸收剂的利用率、降低运行费用的目的，同时也是为了满足塔内流化床建立足够的床层密度的需要，只有在塔内建立了足够的床层密度，才能保证喷入125、的冷却水能得到充分的蒸发，不会造成局部物料过湿，从而导致物料结块，黏附在吸收塔壁和后续的布袋除尘器布袋上，造成脱硫系统工作不正常。从吸收塔出来的含有较多未被反应消石灰的脱硫灰，被气流夹带从吸收塔顶部侧向出口排出，经脱硫布袋除尘器进行气固分离，从布袋除尘器灰斗排出的脱硫灰大部分通过物料循环调节阀调节后进入空气斜槽，排放至吸收塔文丘里段前变径段，循环流量调节阀主要是根据吸收塔的床层压降信号进行开度调节的。灰斗底部设有流化槽，保证灰斗内脱硫灰良好的流动性。灰斗流化风主要是由灰斗流化风机供给的，并进行加热。而一小部分脱硫灰则根据灰斗料位，通过输送系统外排。物料再循环系统主要由灰斗流化槽、灰斗出口插板阀126、灰斗下部流量调节阀、循环斜槽、灰斗流化风及加热设备，斜槽流化风及加热设备组成。本工程每个灰斗底部设有流化槽。流化后的脱硫灰通过手动插板阀及气动流量调节阀进入循环斜槽。灰斗及斜槽均专设流化风机进行流化，流化风机采用罗茨风机，流化风机的风压及风量均是经过详细计算所得，保证脱硫灰的良好流动性，灰斗流化风机的额定压力为58.8kPa，斜槽流化风机的额定压力为10kPa。为了保证脱硫系统的可靠性，本项目的流化风机均考虑备用。另外，本系统灰斗、灰斗流化风及斜槽流化风均有设置蒸汽加热装置，将流化风及灰斗加热至80120，保证脱硫灰的良好流动性。5.10脱硫灰外排系统根据物料平衡的要求，脱硫反应剩余的少量脱127、硫副产物需要外排，根据半干法工艺特点和脱硫灰的性质，考虑选择采用正压浓相气力输送方式将脱硫灰送至脱硫灰仓，再通过灰库卸料设备将脱硫灰通过罐车送走。考虑脱硫灰的综合利用性及运输的方便，配置干式散装机系统。布袋除尘器内的一小部分脱硫灰通过充气箱及气动流量关断阀后进入气力输送仓泵，气动流量关断阀为200型。气力输送仓泵采用下引式，进料、出料阀均采用双金属插板阀，系统可靠性较高，并设有三次气及自动清堵装置。仓泵出来后的脱硫灰经输灰管道排往脱硫灰库。脱硫灰库采用半锥底灰库，底部设有流化装置，保证脱硫灰良好的流动性，流化风由1台罗茨风机提供，额定风压为58.8kPa。灰库底部设2个出口，经干灰散装机和湿式128、双轴搅拌机后通过罐车外排。灰库气力输送及库底气化风用气主要通过库顶布袋除尘器净化后外排，同样，库顶设有释放阀，保证库内稳定的压力。为了保证气力输送系统在预电除尘器部分失效或烟气SO2浓度提高情况下正常运行，本项目输送系统出力按不低于正常脱硫的200考虑，同时考虑灰斗积灰时在合理时间内排空。脱硫灰由于含水量较高，其较为粘结，在输送中设计不当，容易造成管道堵塞，影响脱硫系统的整体可靠性。但由于目前电厂二期机组采用水力输灰，考虑本次改造参照二期输灰方式，采用水力输灰，由灰浆泵通过管道排往灰场。5.11工艺水系统工艺水系统主要用于吸收塔烟气降温及生石灰消化用，是相对独立的一个分系统。吸收塔内烟气降温的129、目的是为脱硫反应创造一个良好的化学反应条件，降温水量是通过吸收塔出口温度进行控制的。降温水通过2台高压水泵（一备一用）以40bar的压力通过一根回流式喷嘴注入吸收塔内。回流式喷嘴根据吸收塔出口温度，直接调节回流调节阀的开度，以调节回流水量，从而控制吸收塔的喷水量，使吸收塔出口温度稳定控制在80左右。回流式喷嘴安装于吸收塔锥形扩散段，可以在线进行调整、更换及检修。当脱硫系统突然停止运行（如引风机突然断电）时，吸收塔内压降低到设定值，根据联锁关系，工艺水系统通过完全打开回流调节阀及关停水泵，自动停止向吸收塔喷水，确保吸收塔内的物料不会出现过湿现象。而石灰消化所用的消化水则通过1台调频水泵及4个喷嘴130、注入干式石灰消化器，消化水量的控制由消化器内的温度控制，一般该温度控制在100以上，以使石灰消化过量的水能得到充分的蒸发。工业水系统设有一个水箱，工艺水提供至水箱进口，水箱进口设有过滤阀及气动控制阀，控制水箱的进水质量。水箱采用碳钢材质，水箱放置在布袋除尘器底部地面层上。水箱设有连续液位，用于监控高压水泵及消化水泵的进水料位。高压水泵设有2台，额定压力为4.0MPa，消化水泵为1台，额定压力为0.6MPa。表4-7 半干法脱硫工艺水箱设计参数（一炉一塔）项目单位数值水箱-名称工艺水箱-数量1-可用容积m315-外形尺寸m2.53-材质Q2355.12压缩空气系统脱硫除尘岛内的压缩空气主要分为仪131、用及杂用两部分，其中仪用氮气主要用于：脱硫布袋除尘器灰斗气动锤振打；各系统气动执行结构；CEM探头吹扫等。脱硫除尘岛内设1个仪用储气罐，根据用气情况将仪用气分配到各用气点。杂用压缩空气主要用于吸收塔底吹扫、仓顶布袋除尘器吹扫、皮带称吹扫系统用气及其它检修杂用等，脱硫除尘岛内设有1个杂用储气罐，根据用气情况将压缩空气分配到各用气点。5.13电气系统本工程设计范围为脱硫除尘范围内的电气系统，包括380V系统电气接线及布置、UPS系统、电缆及电缆通道、防火阻燃、照明检修系统、接地系统等。本次改造半干法脱硫装置新增电负荷方案三约为663kW，方案四约549kW，方案五约为633kW（考虑除尘器电耗）。132、设计及供货范围具体描述如下：6kV配电系统：高压用电设备进线端子。380V低压厂用配电系统：分界点为380V低压进线柜的进线端子以及双电源切换箱的进线端子。低压柜、消化器柜、双电源切换箱及其余脱硫系统所需的控制箱、配电箱。UPS系统：每套脱硫装置设置一套UPS系统，用于脱硫控制系统及仪表供电。电缆通道：脱硫除尘区域的电缆通道，主厂房至脱硫岛、主厂房至脱硫岛控制楼内的电缆通道。防火封堵：脱硫除尘区域的电缆通道防火封堵，主厂房至脱硫岛、主厂房至脱硫岛控制楼内的电缆通道防火封堵。电缆：分界点为高压用电设备进线端子、脱硫0.4KV低压进线柜的进线接线端子、双电源切换箱的进线端子。照明检修：脱硫除尘区域133、内的照明检修系统设计及供货。接地系统：脱硫除尘区域内的接地系统设计，接地系统的供货及施工由土建施工单位负责。5.13.1 低压配电系统低压开关柜采用MNS柜型。低压配电主要元器件采用常熟或上海人民产品，继电器采用欧姆龙或同等品质产品，其中电源进线及母联断路器采用框架智能式空气断路器，其操作机构为电动储能式操作机构。75kW及以上电动机采用塑壳断路器+西安西普软起动装置方案；75KW以下30KW及以上电动机回路采用塑壳断路器接触器电动机综合保护器的配电方案；30kW以下电动机回路（除仓顶排气风机、空气斜槽流化风机和风档密封风机）采用塑壳断路器接触器热继电器的配电方案；仓顶排气风机、空气斜槽流化风134、机和风档密封风机电动机回路采用塑壳断路器接触器电子过流继电器系列电动机保护器的配电方案。5.13.2 电控设备布置及安装脱硫岛新增电气楼，用于放置脱硫低压系统、UPS、DCS操作员站、工程师站及控制设备。5.13.3控制、保护及测量（1)控制范围脱硫电气系统纳入脱硫除尘岛DCS控制，由脱硫除尘岛DCS监控的电气设备包括：脱硫引风机高压开关柜（业主提供）、脱硫变压器、380V段进线开关、380V电动机回路、脱硫UPS系统等。（2)控制方式脱硫低压配电系统的电气操作、信号、保护电源采用交流220V电源。脱硫电气信号与DCS联络采用硬接线。脱硫装置所有电动机馈线开关均在低压配电柜或就地控制箱上设手动135、控制和脱硫除尘岛DCS控制。重要电动机在电机旁设就地急停按钮。（3)信号系统主要采集信号：电压，电流，保护动作及装置故障信号，断路器状态等采用硬接线方式送入脱硫DCS系统。具体如下：脱硫380V PC段进线回路：单相电流、单相电压、合闸状态/运行、脱扣器动作信号、控制电源消失、远方控制；脱硫380V母联柜：单相电流、合闸状态/运行、脱扣器动作信号、控制电源消失、远方控制、备自投动作、备自投告警；脱硫380V工作段馈线回路：单相电流（根据需要设置）、远方控制、合闸状态/运行、保护动作、控制电源消失。（4)测量系统电气量经开关柜上装设的电量变送器或电动机保护装置进入DCS系统，变送器输出为420m136、A，准确级不低于0.5。就地提供下列测量装置：脱硫380V段进线回路：三相电流、三相电压显示；脱硫380V母联柜：三相电流；脱硫380V段电动机馈线回路：单相电流显示。（5)继电保护继电保护装置对脱硫除尘电气设备的各种短路故障和异常运行情况进行保护，以最短的时间切除故障，并满足灵敏、稳定、可靠性的要求。0.4kV低压配电系统及电动机由开关脱扣器、热继电器或电动机保护装置等实现保护。（6）UPS（交流不停电电源）脱硫装置共设置一套UPS向脱硫DCS及其它一些重要负荷供电，容量选用10kVA。正常情况下，由交流电源经整流器，逆变器供电；交流电源失电后，由蓄电池组经逆变器供电。当逆变器故障时，可经静137、态开关切换至交流电源供电。UPS负载率不大于60%。UPS系统采用两路电源进线，一路引自脱硫380V工作段，另一路引自主厂房保安电源。（7）接地脱硫除尘岛区域设置独立的闭合接地网，其接地电阻小于4。该闭合接地网有四处与电厂的主接地网可靠电气连接。接地装置除利用自然接地外，还敷设以水平接地扁钢为主的棒带复合接地体，组成独立的、闭合接地网。脱硫除尘岛接地系统包括主接地网、脱硫除尘岛钢支架到主接地网的接地连接以及脱硫电气设备的接地连接。接地极采用热镀锌钢管（DN65 L=2500），脱硫除尘岛主接地网采用-606热镀锌扁钢，脱硫除尘岛钢支架到主接地网、控制室内脱硫盘柜等设备接地线及其他室内接地干线均138、采用-404热镀锌扁钢。电气设备外壳用黄绿双色线与接地网可靠连接，11kW及以下的设备采用4mm2的黄绿双色线，11kW以上至45kW的设备采用16mm2的黄绿双色线，45kW以上的设备采用70mm2的黄绿双色线。接地线连接处裸露部分采用螺栓连接或焊接，焊接处作防护处理。（8）照明、检修及起吊系统照明系统由以下二个独立子系统组成：正常交流（AC）照明系统；事故交流（AC）照明系统；交流照明系统采用380/220V（三相四线制）中性点直接接地系统。在FGD区域内（不包括辅助系统控制楼照明）设置380/220 V正常照明配电箱，其工作电源由脱硫除尘岛PC 段供给。各建构筑物及生产设施按标准设置AC139、事故照明。其电源取自事故保安段。按标准设置交流事故照明。在正常情况下，该照明由脱硫除尘岛PC段供电。在事故时，将自动切换至保安电源供电。保安电源由业主的保安PC供电。照明灯具采用三防灯。在脱硫除尘岛0.000米设置1面正常照明配电箱和1面为交流事故照明配电箱。在吸收塔底和水喷嘴附近各设置一面低压插座箱。（9)检修系统脱硫除尘岛检修电源引自脱硫380V PC段。在脱硫除尘岛0.00m、灰斗平台和布袋除尘器顶部平台各设置一面检修电源箱。每个检修电源箱内设置1个进线空气断路器，至少2个40A馈线空气断路器（一回路设30A三相接线端子，另一回路设两个三相30A插座）、2个32A馈线空气断路器（一回路设140、32A三相接线端子，另一回路设两个单相16A插座）。（10)检修起吊供电引风机本体及电机起吊供电采用滑触线，布袋除尘器顶部平台起吊供电采用移动软电缆。（11）电缆选型及敷设电缆选型380V动力电缆采用0.6/1.0kV阻燃型交联聚乙烯绝缘聚氯乙烯护套电力电缆。控制电缆采用阻燃聚氯乙烯绝缘聚氯乙烯护套屏蔽控制电缆。照明导线采用BV-500导线。动力电缆最小截面为2.5 mm2。控制电缆最小截面为1.5mm2。电缆构筑物及其敷设方式脱硫除尘岛0.00米电缆通道采用电缆沟，零米以上各层平台采用梯级室桥架敷设。电缆桥架及其附件采用热镀锌钢质材料。各电动机、照明箱、检修箱等设备的入口电缆，采用阻燃金属软141、管保护。（12）电缆的防火设计在电缆通道的必要部位，采取下列防止电缆着火延燃的措施：1)在电缆通道出入口和分支处设阻火段；2)引进箱、柜的电缆孔洞用有机防火材料封堵；3)电缆通道由室外进入室内处封堵；4)在电缆的适当位置涂以防火涂料。5.14仪表控制系统5.14.1 总的说明提供一套完整、可靠、符合有关工业标准的脱硫除尘控制系统及设备，该系统的设计满足CFB-FGD脱硫岛的自动调节要求，保证系统在各种工况下安全稳定地运行，确保脱硫除尘效率达到要求。控制系统完成CFB-FGD脱硫岛内所有的测量、监视、控制、报警及保护和联锁等功能。所供应的仪表及控制设备选用通用产品，符合国家有关标准，不采用淘汰产142、品，并考虑最大限度的可用性、可靠性和可维修性。所有取样点要求设在介质稳定且便于安装维护的位置，并符合有关规定。提供的仪表设备和机柜的防护等级，室内为IP32，脱硫岛现场为IP54，露天的为IP56。5.14.2自动化水平本工程设置1套分散控制系统，运行人员在脱硫控制室内通过灰系统DCS的LCD操作员站对脱硫系统进行启/停控制、正常运行的监视和调整以及异常与事故工况的处理，而无需现场人员的操作配合。整个CFB-FGD的运行管理集中在控制室进行。采用LCD和键盘、鼠标作为脱硫除尘岛监控手段，运行人员通过LCD和键盘、鼠标可以完成脱硫除尘岛的监视、调整、设备启停等控制操作。脱硫除尘岛有完善的保护系统143、，以确保在危险工况下自动安全停机或人工进行停机，重要设备设就地事故按钮。所有电机和电动阀门控制进DCS系统。控制系统有单独的系统接地，接地电阻小于1欧姆5.14.3烟气连续监测系统每套脱硫系统进出口各设置一套烟气连续监测系统（CEM）。CEM采用直接抽取法，脱硫系统前监测项目为：SO2、NOx、O2、温度、压力。脱硫系统后监测项目为：SO2、NOx、粉尘、O2、温度、压力、流量。提供的CEM系统监测点的布置符合HJ/T75.2001和HJ/T76.2001等相关标准，满足脱硫除尘岛的控制及排放监测需要；同时在采样点附近预留手工检测孔，以满足性能测试要求。5.15土建部分脱硫岛内布袋除尘器、吸收144、塔、生（消）石灰仓及灰库等主设备按采用浅基础。其余烟道等简单支架基础采用钢筋混凝土天然基础（局部地基处理）。5.16烟气循环流化床干法脱硫除尘系统技术经济指标表5-8 半干法脱硫除尘系统技术经济指标序号名称单位方案三方案四方案五1.处理烟气量（标态，湿基，实际O2）Nm3/h97706977062931182.入口SO2浓度mg/Nm33300330033003.出口SO2浓度mg/Nm32002002004.入口粉尘浓度mg/Nm35000500050005.出口粉尘浓度mg/Nm33030306.设计脱硫效率%9494947.入口烟气温度1301301308.排烟温度7070709.电负荷145、（不含新增脱硫引风机电耗）kW66354063310.工艺水耗t/h1313811.吸收剂耗量（采用符合品质的生石灰）t/h1.21.21.212.脱硫副产物t/h2.22.22.25.17半干法脱硫技术经济性分析下面就半干法脱硫装置三种方案进行技术经济对比分析。就脱硫效率而言，三种方案均可满足本次改造要求。1） 投资如采用方案五需将原引风机改造为耐磨风机，且使用寿命为1.5-2年左右，且较一炉一塔方案风机改造投资增加约130万元，布袋除尘器投资节省约为50万元，半干法脱硫塔投资节省约为100万元，总体投资方案五较方案三节省约为20万元。同时方案四不设置预电除尘，较方案三节省约450万元。2）146、 运行费用就用电负荷而言，方案三较方案四高出约130kW，较方案五高出约30kW，因此，较方案四用电费用高出约25万元/年，较方案五用电费用高出约6万元/年。就用水耗量而言，方案三和方案四较方案五耗水量增加约5t/h，因此，较方案五用水费用增加约10万元。就运行维护费用而言，方案三较方案四高出约50万元，与方案五基本相同。脱硫吸收剂三种方案耗量基本相同，因此，总体运行费用方案三最高，较方案四高出约75万元，较方案五高出约16万元。3） 方案三、四、五的技术经济性比较见下表表5-9 半干法脱硫方案技术经济对比表项目内容方案三方案四方案五备注技术预电除尘设置不设置设置不设置预电除尘影响粉煤灰利用吸147、收塔布置方式一炉一塔一炉一塔三炉一塔方案三需拆除原风机房后新建；方案四可利旧原风机房及基础；方案五需新增一座风机房吸收塔尺寸（m）3.228.253.228.25640.8系统电耗（kW）663540633预电除尘电耗等系统水耗（t/h）181813吸收塔阻力(Pa)380035003800预电除尘阻力等经济以方案三为基准静态投资（万元）0-450-20用电费用（万元/年）0-25-6水费（万元/年）00-10运行维护费用（万元/年）0-500综上所述，方案五同方案四比较，需将原引风机改造为耐磨风机，初始投资节省约20万元，总运行费用每年节省约16万元，如按3年投运年限考虑，共节省运行费用约5148、0万元，但耐磨风机使用寿命为1.5-2年，更换需重新投资。因此不推荐方案五。方案四同方案三相比较，初始投资降低约450万元，总运行费用每年节省约75万元，但不设预电除尘影响粉煤灰及脱硫副产物的使用，且容易引起二次污染，综合考虑后，推荐方案三作为半干法脱硫工程的推荐方案，后续部分仅以方案三讨论技术经济性对比。5. 18主要设备序号设备名称规格型号单位数量1预电除尘器1.1壳体Q235套11.2进口喇叭Q235套11.3出口喇叭Q235套11.4阳极系统ZT24板批11.5阴极系统针刺线批11.6进口喇叭分布板套11.7振打装置(含电机、减速机)批11.8灰斗Q235个21.9人孔门Q235套21149、.10灰斗蒸气加热装置套11.11绝缘子、绝缘轴套41.12绝缘子电加热器套81.13钢支架及楼梯平台套11.14管道、阀门及膨胀节等材料批12烟气系统2.1烟道膨胀节非金属批12.2吸收塔进口膨胀节非金属套12.3吸收塔出口膨胀节非金属套12.4脱硫引风机本体离心风机套22.5脱硫引风机配套电机台22.6清洁烟气再循环风挡电动，单轴单层百叶窗式套13吸收塔及附属系统3.1吸收塔本体座13.2吸收塔顶部循环装置内循环型套13.3塔出口预收尘装置重力收尘套13.4文丘里及防磨装置套13.5进口气流均布装置导流式套13.6塔底应急排灰机双轴式,输送量：10t/h台13.7排灰插板阀气动式台13.8150、重锤式翻板阀重锤式台13.9塔底吹扫装置气动控制套13.10钢支架、楼梯及平台Q235套13.11管道、膨胀节及阀门批14布袋除尘器系统出口粉尘浓度30mg/Nm34.1壳体Q235台14.2内部钢支架Q235套14.3灰斗Q235流化船型灰斗个24.4灰斗蒸汽加热装置盘管式套14.5花板Q235-B，激光切割套44.6滤袋脱硫专用批14.7袋笼椭圆，多节自锁，有机硅高温喷涂批14.8顶部储气罐设计压力：100kPa个44.9清灰装置Q235A三叉回转式套44.10脉冲阀大淹没式套44.11灰斗气动锤LP型套14.12检修门双层密封式套14.13钢支架、外部平台及楼梯Q235套14.14管道及151、阀门批15工艺水系统5.1进水关断装置气动型个15.2高压水泵多级离心泵台25.3消化水泵螺杆泵台15.4高压超雾化水回流式喷嘴高压回流式支15.5工艺水箱Q235个15.6工艺水流量动态响应调节装置气动型台15.7阀门及管道批16吸收剂制备系统6.1石灰进料阀手动进料阀只16.2生石灰仓Q235座16.3仓顶布袋除尘器排放浓度：30mg/Nm3台16.4生石灰仓顶排气风机离心通风机台16.5仓顶真空阀透气值3500800Pa台16.6仓底流化装置套16.7手动插板阀400400台16.8调频螺旋给料机台16.9定量给料机称重计量台16.10生石灰旋转给料器台16.11多级长程干式消化器LDH152、型，消化能力：10t/h套16.12消化器排气装置防垢畅通型台16.13雾化喷水装置套16.14消化长程调整装置溢流堰型套16.15分路阀300型台16.16消石灰旋转给料器台16.17喷射器台16.18气力输送风机罗茨风机台16.19钢支架、楼梯及平台Q235套16.20管道、阀门及附件批17消石灰供应系统7.1消石灰仓Q235座17.2消石灰仓顶布袋除尘器排放浓度：30mg/Nm3台17.3消石灰仓顶排气风机离心风机台17.4仓顶真空阀透气值3500800Pa台17.5仓底流化装置套17.6手动插板阀400400台17.7消石灰旋转给料器调频台17.8进料空气斜槽150型条17.9进料斜槽153、补偿器非金属个17.10吸收塔连接流化装置不锈钢流化网套17.11仓流化风机罗茨风机台17.12钢支架、楼梯及平台Q235套17.13阀门及管道批18物料再循环系统8.1灰斗底部流化槽个18.2手动插板阀500500台28.3大流量粉体比例控制阀可调节台28.4大流量粉体比例关断阀200型，关断式台28.5充气箱及排放槽套28.6外排斜槽套28.7空气斜槽条28.8斜槽密封材料批18.9空气斜槽补偿器非金属套28.10吸收塔连接流化装置不锈钢流化网套28.11伴热带恒功率批18.12斜槽流化风机离心风机台28.13斜槽流化风蒸汽加热器T80100台18.14灰斗流化风机罗茨风机台28.15灰斗154、流化风蒸汽加热器T4060台18.16检修平台及楼梯套18.17管道、阀门及膨胀节批19检修起吊系统9.1布袋除尘器顶部起吊装置台19.2引风机本体起吊装置台19.3引风机电机起吊装置台110工程材料10.1烟道Q235批110.2烟道钢支架及楼梯平台Q235套110.3保温材料批110.4油漆套111电气设备清单11.1低压开关柜批111.2UPS系统套111.3事故按钮批111.4消化器柜面111.5变频控制箱冷轧板个111.6就地控制箱冷轧板个111.7就地配电箱冷轧板批111.8低压电缆动力电缆，控制电缆批111.9灯具三防灯，照明箱，检修箱批111.10防火材料批111.11电缆穿线155、管、接头等电缆安装材料热镀锌钢管、接头批111.12电缆桥架钢制、热镀锌批112仪控设备清单12.1CEM系统12.1.1脱硫前CEM系统测量SO2、NOx、O2、流量、温度、压力等参数套112.1.2脱硫后CEM系统测量SO2、NOX、O2、粉尘、流量、温度、压力等参数套112.2现场仪表12.2.1压力表Y-100批112.2.2双金属温度计WSS批112.2.3热电阻WZP批112.2.4压力变送器EJA批112.2.5料位开关VIB批112.2.6电磁流量计批112.2.7雷达料位计VEGA批112.3控制系统DCS套112.4仪控电缆批112.5仪控电缆批16 社会及环境效益6.1 156、电厂污染控制现状xx二电厂312MW机组，此次改造按设计煤种收到基含硫量Sar按0.85%进行设计，原烟气SO2浓度小于330035mg/m3时，净烟气SO2浓度不超过200mg/m3。6.2 本期污染控制措施及效益为了控制电厂大气污染物排放，xx二电厂考虑新建脱硫装置，脱除烟气中的SO2。通过脱硫系统改造，三台炉每年可减排SO2约3631吨（含硫Sar为0.85%，入口SO2浓度为3300mg/m3，机组年利用5500小时）。改造后，xx二电厂三台12MW机组脱硫系统改造后，每年SO2排污总量约为2348吨（含硫Sar为0.85%，机组年利用5500小时），满足电厂二氧化硫排放总量的控制要求157、。6.3 粉尘、脱硫灰渣及噪声处理效果分析（1）粉 尘脱硫系统以石灰石粉或石灰为吸收剂，在制粉、卸粉、制备浆液的过程中均可能造成飞扬，对运行工人的健康有一定的危害。脱硫生产过程中的粉尘可通过除尘通风得到控制，石膏运输过程可通过采用密封罐车和道路喷洒等措施对粉尘进行控制。本次吸收剂制备及输送系统改造为直接远距离石灰石浆液输送，可有效的控制石灰石粉运输过程中的粉尘污染。（2）噪 声脱硫系统的主设备在运行过程中产生噪声，特别是氧化风机、浆液循环泵等产生的机械噪声较大，可通过采用隔音包覆或将部分噪音大的设备布置在室内，不会对工作人员的健康带来影响。6.4 结 论根据上述分析，xx二电厂进行烟气脱硫改造158、，能有效地控制全厂烟气中SO2达标排放和满足SO2的排放总量要求。在工艺设计过程中，考虑有效的环保控制措施，不会造成二次污染。7 节约和合理利用能源7.1 节约用水脱硫装置设备冷却水、工业用水及清洗水进浆液制备或吸收塔循环使用，减少水耗。7.2 合理利用能源1）对脱硫装置系统、设备、管道进行优化配置，降低能耗。2）选择效率高的风机、泵类。3）国内供货的电机选用Y型电机，安全、省电。4）选用性能好，损耗低的变压器。5）照明灯具选用高能低耗型。6）选择质轻、高效的保温材料，控制表面温度，优化保温设计。8 劳动安全与职业卫生8.1 概 述为了保护劳动者在我国电力建设中的安全和健康，改善劳动条件，火力159、发电厂设计必须贯彻执行国家及部颁现行的有关劳动安全和工业卫生的法令，遵守火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程 DL5053-1996，以提高劳动安全和工业卫生的设计水平。脱硫装置范围内的不安全因素和职业危害主要有：火灾危险、转动设备的机械伤害、热管道的烫伤、跌落伤害、粉尘、噪音等，特制订以下对策。8.2 防火、防爆（1）各建（构）筑物的安全间距应满足建筑设计防火规范及火力发电厂设计技术规程的规定。（2）各建（构）筑物的火灾等级，按其生产过程中的火灾危险性，应满足建筑设计防火规范及火力发电厂设计技术规程的规定。（3）脱硫车间及其附属建筑，均考虑了安全通道和安全出入口。超过24m高的建筑设楼梯间及160、防火门，保证人员安全疏散，并设两个出入口。（4）脱硫工程消防用水接自厂区环形消防管网，并在脱硫区域内形成环网，设置室内外消火栓。脱硫氧化风机房及其它建筑物和设备根据消防设计规范设置适量的移动式灭火器。（5）厂用配电装置室门为向外开的防火门，并考虑防尘。（6）采用阻燃电缆防火。（7）局部电缆沟、段、分支处设置防火隔墙，电缆竖井采用耐火隔板，涂防火涂料等措施，盘、柜等的小孔洞用防火材料封堵。（8）蓄电池选用密封免维护铅酸蓄电池，不漏液、不污染环境，无火灾爆炸危险。（9）厂用配电装置采用成套设备，高压开关柜有“五防”措施。8.3 防尘、防毒、防化学伤害（1）严格控制室内工作点空气中的含尘量，空气中的161、含尘量不得超过国家有关标准。（2）石膏浆液呈弱酸性，为防腐蚀，输送石膏浆液的管道采用衬胶钢管、不锈钢管。8.4 防电伤、防机械伤害及其它伤害8.4.1 防电伤(1）为保证电气检修人员和接近电气设备人员的安全，各种电压等级的电气设备的对地距离、操作走廊尺寸，严格按规程规定执行。（2）所有建筑物和室外设备用避雷针和避雷带作直击雷保护。（3）在FGD岛内设置闭合的接地网，并与电厂主接地网有可靠的电气连接，且连接点不少于两个。（4）所有主要电气设备将在其两侧至少设置两个接地点，建筑物的内部接地极或接地引出线将与室外接地网有可靠的电气连接。（5）对于独立避雷针，设置集中接地装置，并与主接地网分开，对于建162、筑物顶上的避雷针，除设置集中接地装置外，其引下线还要采取分流措施。（6）为防止故障及缩小故障影响的范围，各元件的控制保护回路均设保险、信号、监视、故障跳闸等保护措施。（7）照明系统的设计，按现行的工业企业照明设计标准要求执行，具有正常照明及事故照明两个分开的供电网络。脱硫系统的正常照明及检修电源全部取自本系统低压380/220V工作段，设就地工作照明箱及检修电源箱。直流事故照明仅在脱硫控制室设置。（8）FGD装置的主要扶梯、平台等处设置事故照明，事故照明由交流保安段供电。其它辅助设备间的事故照明采用自带蓄电池的应急灯。8.4.2 防机械伤害及其它伤害（1）各种机器的转动部分装设防护罩。（2）所163、有楼梯、钢梯、平台、走道边缘设置栏杆，并考虑防滑措施，保证运行人员安全。（3）屋面上由于有设备，考虑要上人，女儿墙高度按上人屋面设计，保证运行人员安全。（4）墙面采用易清洁的材料，并考虑防滑。车间及有设备的房间考虑水冲洗及污水池，排水坡度。（5）楼梯踏步设计要平、缓，上下方便。钢梯坡度不大于45，并采用花纹钢板踏步防滑。（6）为防止有小动物进入有电力设施的房间，保证运行安全，门窗设钢纱窗保护。8.5 防暑、防寒、防潮（1）脱硫装置的UPS室、电子设备间以及6kV和380V配电间设置通风、空调装置。（2）脱硫装置的配电设备间和控制室、副产品脱水间等房间设置机械通风装置。（3）对高温设备及管道均设164、置保温或隔热套，保证其外表温度小于50，以减少热辐射、防止接触烫伤。（4）脱硫岛内各工作间均设采暖系统，满足冬季采暖要求，建筑物的外墙厚度和屋面保温层厚度满足保温设计要求。各生产厂房零米以下墙体设防潮层，地下设施用防水砂浆抹面。8.6 防噪声、防振动（1）设备订货时提出设备噪声限制要求，在设备选型上要求选用符合国家有关标准的设备，以便从根本上根治。（2）对于长期连续运行产生高噪声的场所采取消声、隔声措施，装设防噪声罩或消音器。（3）对产生振动的汽、水管道，采用加固、防振措施。（4）工艺综合楼采用隔声性能良好的门窗及有较好吸声性能的墙面材料，使其噪声满足工业企业噪声卫生标准的要求。（5）设备的基165、础及平台的防振处理，符合作业场所局部振动卫生标准和动力机器基础设计规范。8.7 结 论本章着重叙述了本工程设计中为保障安全生产和文明生产所应采取的有效措施。这些措施实施后，电厂运行人员劳动安全及工作场所的职业卫生条件均能满足国家有关标准的要求，为保证电厂安全运行创造了条件。9 生产组织和人员编制9.1 生产组织根据脱硫系统在电厂发电机组中相对独立的特点，为便于该系统的运行、管理及维修，应设置独立的脱硫车间；脱硫车间主要负责脱硫装置的运行管理和脱硫渣的处理等工作；脱硫车间在行政上和日常维护由电厂统一管理。9.2 人员编制本次增设脱硫系统后，人员编制应按照规定增加配置。10 工程项目实施条件及轮廓166、进度10.1 工程项目实施条件10.1.1 施工电源、水源及通信本工程为电厂技改项目，施工用水、施工用电和施工通信可从电厂现有设施引接。10.1.2 施工场地由于本工程没有超大件设备需要现场组合和垂直起吊，需要场地主要用于基本材料、设备周转堆放及运输。混凝土搅拌、设备库房、办公和生活设施，原则上不布置在电厂生产区内，以减轻施工时对现场场地使用压力，保证电厂的安全运行。10.1.3 大部件运输条件本工程的大件运输可通过铁路。本工程的大件设备和材料也可通过公路直接运抵施工现场，大件设备运输的条件良好。10.2 改造工程轮廓进度计划改造工程轮廓进度如下：1）招、评标及合同签订：1个月；2）初步设计：167、35天；3）施工图设计：初步设计完成15日后第一版土建施工图纸开始出版；4）脱硫装置改造施工工期：120天（含土建）。11 投资估算及经济性评价11.1 投资估算编制说明11.1.1 投资估算编制依据（1）根据国家发改委2013年发布的火力发电工程建设预算编制与计算标准。（2）项目及费用划分：按照国家发改委2013年发布的火力发电工程建设预算编制与计算标准进行项目及费用性质划分。（3）编制基准期为2015年1月。（4）工程量：按各专业设计人员提供的有关资料。（5）定额选用：执行中国电力企业联合会2013年11月发布实施的电力建设工程概算定额（2013年版）：建筑工程、热力设备安装工程、电气设备168、安装工程。分系统调试费和整套启动调试费执行中国电力企业联合会2013年发布的电力建设工程概算定额第四册调试工程（2013年版）。（6）设备价格：询价或参照近期同类型机组订货价。（7）材料价格建筑材料：采用电力建设工程概算定额-建筑工程（2013 年版）价格，对主要建筑材料与xx地区2014 年四季度信息价比较计取价差，以上材料价差只计取税金，列入总估算表。装置性材料：采用中国电力企业联合会颁发的电力工程建设装置性材料综合预算价格（2013年版），按电力规划设计总院编制的火电工程限额设计参考造价指标（2013 年水平）中主要装置性材料价格与该价格进行比较并计算价差，价差只计取税金，列入总估算表。169、定额材机调整价差按电力工程造价与定额管理总站文件定额【2014】1号文件执行。（8）费用标准：按照国家发改委2013年发布的火力发电工程建设预算编制与计算标准及相关文件。11.1.2 其他说明（1）基本预备费：按照相关规定为建筑工程费、安装工程费、设备购置费及其他费用（不包括基本预备费）之和的3%计取。（2）价差预备费：根据国家计委计投资（1999）1340 号文规定，物价上涨指数为零。因此，未计取价差预备费。（3）建设期贷款利率：本工程资金工程资本金占全部投资的20%，融资占80% ，融资按商业银行贷款考虑，贷款年利率按国家现行利率5.90%（按季结息），贷款偿还期为15年（含宽限期1年）。170、11.1.3投资估算计列范围方案一：主要包括吸收塔系统、吸收剂制备系统、石膏脱水系统等相关配套设施的改造，不含电除尘、风机改造及烟囱防腐改造费用，烟道范围为电除尘出口至烟囱。方案二： 主要包括吸收塔系统、吸收剂制备及输送系统等相关配套设施的改造，不含预电除尘、布袋除尘及风机改造费用，烟道范围为预电除尘出口至布袋除尘入口。11.2 投资概况脱硫工艺投资估算的计算结果见下表：表11-1 方案一投资估算结果表项目投资额（万元）单位千瓦造价（元/kW）占总投资比例（%）静态投资2,575715.22100建筑工程费35698.8813.83 设备购置费1,202333.8946.68 安装工程费725171、201.428.16 其它费用29281.0511.33 脱硫工程动态投资2,638其中建设期贷款利息63.34 表11-2 方案三投资估算结果表项目投资额（万元）单位千瓦造价（元/kW）占总投资比例（%）静态投资2,403667.4100建筑工程费28178.1411.71 设备购置费1,103306.3945.91 安装工程费786218.2832.71 其它费用23364.599.68 脱硫工程动态投资2,466其中建设期贷款利息62.95 11.3 附表附表1 总估算表附表2 安装工程部分汇总表（表二甲）附表3 建筑工程部分汇总估算表（表二乙）附表4 其他费用明细表11.4 经济评价1172、1.4.1 评价依据国家发展改革委、建设部印发的发改投资20061325 号建设项目经济评价方法与参数的通知及国家现行的财务、税收法规。11.4.2 评价条件（1）投资估算：详见总估算表（附表1）。（2）原始数据：固定资产折旧期按3年计算机组年利用小时：5500h石灰石价格（含税）：180元/吨改造后石灰石耗量增加： 1.17t/h（湿法）改造后石灰耗量增加： 1.2t/h（半干法）水费：3元/吨改造后水耗约增加：15-18 t/h。脱硫定员：需增加人员标杆电价： 0.340元/kWh（3）资金来源 本工程资本金占全部投资的20%，融资占80%。11.4.3 综合运行成本分析在计算本经济效益分173、析时各基础数据均以本次改造新增量为计算依据，包括投资、厂用电费用、吸收剂耗量、用水量及其他费用等。从下表可以看出，改造后总方案一和方案四脱硫成本增加值分别为3.723分/度电和3.545分/度电（折旧年限按3年考虑，因此成本增加值较大）。本可研中综合运行成本分析时，方案一中用电量未考虑预电除尘及布袋除尘系统电耗。表11-3 改造后新增运行成本分析序号项目名称单位方案一方案三1脱硫工程静态总投资万元2,5752,204建设期贷款利息万元63 63 脱硫工程计划总投资万元2,6382,2672年利用小时数小时550055003装机容量MW36364石灰石粉耗量（增量）t/h1.171.2石灰石粉价174、格（含税）元/吨180280年石灰石粉费用（增量）万元115.83 184.80 5用电量（增量）kWh/h450663上网电价（标杆电价）元/kWh0.340.34年用电费用万元84 124 6用水量（增量）t/h1813水价元/吨33年用水费（增量）万元/年29.721.45 7材料费用（增量）万元/年26 23 8其他费用（增量）万元/年33 28 9修理维护费（增量）万元/年66 57 10折旧费（增量）万元/年835 718 11环保排污费万元/年-458 -458 12财务费用（增量）万元/年4 4 13总成本增量万元/年737 702 14单位成本增加值元/MWh37.23 35175、.45 11.4.4 经济对比下面就方案一、方案三两种工艺路线进行综合技术经济对比分析。1） 投资方案一较方案三静态投资增加约172万元，但考虑到烟囱防腐（约增加400万）、除尘器改造（约增加260万）及引风机改造（节省约380万元）的综合费用，方案一整体静态投资较方案三静态投资增加约452万元。同时对比了不设预电除尘的半干法脱硫及简易湿法脱硫静态投资，见下图。图11-1 不同工艺整体静态投资对比2） 运行费用就脱硫除尘系统而言，方案一较方案三用电量减少约30kW，但方案一阻力减少约2000Pa，考虑到引风机克服阻力做功电耗增加约180kW，整体而言，方案一较方案三减少电耗约150kW。年用电176、费用减少约30万元/年。就脱硫吸收剂而言，由于生石灰价格较高，方案一年石灰石消耗费约为212万元/年，方案三年石灰消耗费约132万元/年，方案一较方案三减少约80万元/年。就耗水量而言，方案一较方案三耗水量增加约5t/h，因此，较方案三用水费用增加约10万元/年。就运行维护等费用而言，方案一较方案三增加约10万元/年。整体运行费用，方案一较方案三减少约100万元/年（未考虑设备折旧费用）。3） 整体对比综上所述，无论是方案一、方案三，均可满足改造需求。虽然湿法脱硫工艺初始投资较高，约高出450万元，但总体运行费用而言，较半干法脱硫工艺减少约100万元/年。按3年运行年限看，总体投资及运行维护费177、用，方案一较方案三增加约200万元。考虑到xx二电厂312MW机组为供热机组，且脱硫系统要求效率较高，综合考虑脱硫系统稳定性，方案一安全性较高。同时，湿法脱硫工艺要求增加人数较少，且运行难度低于半干法脱硫工艺，综合考虑初始投资、投运年限及安全稳定，本可研推荐方案一。12 结论和建议（1）xx二电厂312MW机组未设置脱硫装置，目前SO2排放无法满足国家最新环保标准的要求，同时，三台12MW机组为供热机组，在“上大压小”前还需承担供热任务，因此，xx二电厂对脱硫装置改造是必要的。（2）脱硫改造工程可研收到基含硫量Sar按0.85%设计，原烟气中SO2浓度按3300mg/m3（标态，干基，6%O2178、）设计，脱硫系统出口SO2浓度按不超过200mg/m3（标态，干基，6%O2）设计，系统脱硫效率不小于94%。（3）从目前电厂的脱硫技术改造工程建设条件来看，供水供电、脱硫场地、吸收剂供应和脱硫副产物的处理等条件（经技术改造后）都能满足改造后脱硫工艺的需要。（4）通过常用的脱硫工艺路线对比，选择了湿式石灰石-石膏法脱硫工艺和循环流化床半干法脱硫工艺两种工艺进行设计。由于xx二电厂312MW机组为过渡期供热机组，综合考虑改造初始投资及系统稳定性，推荐新建一套湿法脱硫装置作为首选方案。附件1 改造工程投资估算表方案一脱硫工程总估算表表一甲金额单位：万元序号工程或费用名称建筑工程费设备购置费用安装工179、程费用其他费用合计各项占总计（）单位投资（元/KW）一脱硫装置263 1202 674 2139 83.07 594.17 (一)工艺系统263 897 603 1763 68.47 489.72 (二)电气系统134 19 153 5.94 42.50 (三)热工控制系统171 27 198 7.69 55.00 (四)调试工程25 25 0.97 6.94 二与脱硫有关的单项工程三其他93 51 217 361 14.01 100.22 1其他费用217 217 8.42 2编制年价差93 51 144 5.59 合 计356 1202 725 217 2500 97.09 694.39 180、四基本预备费(3%)75 75 2.91 工程静态投资356 1202 725 292 2575 100.00 715.22 各类费用单位投资（元/kW）98.88 333.89 201.40 81.05 715.22 各类费用占静态投资的（%）13.83 46.68 28.16 11.33 100.00 五建设期贷款利息63 63 工程动态投资356 1202 725 355 2638 732.82 各类费用单位投资（元/kW）98.88 333.89 201.40 98.65 732.82 各类费用占动态投资的（%）13.49 45.56 27.48 13.46 100.00 安装工程汇总181、表表二甲 金额单位：元序号工程或费用名称设备费用安装工程费合计技术经济指标装材安装费小计单位数量指标一脱硫岛安装工程12014244 1735930 5013015 6748944 18763189 kW36000521.20 (一)工艺系统8965444 1584750 4448215 6032965 14998410 kW36000416.62 1烟气系统 1318400 266125 1062187 1328312 2646712 kW3600073.52 2吸收塔系统 5640280 690000 2339354 3029354 8669634 kW36000240.82 3吸收剂制备182、系统 612850 30000 226681 256681 869531 kW3600024.15 4石膏脱水系统 329600 106656 106656 436256 kW3600012.12 5工艺水系统82400 4127 4127 86527 kW360002.40 6排空系统72100 64000 40297 104297 176397 kW360004.90 7工艺材料 909814 534625 668914 1203539 2113354 kW3600058.70 (二)电气系统1339000 121370 73582 194953 1533953 kW3600042.61 183、1脱硫岛6kV开关室开关柜 350200 8569 8569 358769 kW360009.97 2低压开关柜 988800 988800 kW3600027.47 3照明及检修系统 kW360004电缆 112055 63602 175657 175657 kW360004.88 5其它 9315 1412 10727 10727 kW360000.30 (三)热工控制系统1709800 29809 239947 269756 1979556 kW3600054.99 1FGD_DCS 1236000 135074 135074 1371074 kW3600038.09 2仪表 47380184、0 65704 65704 539504 kW3600014.99 3安装材料 20000 31562 51562 51562 kW360001.43 4防火材料 9809 7607 17417 17417 kW360000.48 (四)调试工程251270 251270 251270 kW360006.98 1分系统调试125866 125866 125866 kW360003.50 2整套系统调试125404 125404 125404 kW360003.48 二与脱硫工程相关改造kW36000kW36000建筑工程汇总表表二乙金额单位：元序号项目名称建筑工程费设备购置费合计指标单位指标数185、量指标值建筑工程费其中人工费一脱硫岛建筑工程2634340 743389 2634340 1建构筑物999768 264000 999768 2设备及吸收塔基础246851 39496 246851 循环泵、氧化风机基础61713 9874 61713 其他设备基础123425 19748 123425 吸收塔基础61713 9874 61713 3其他1387720 439893 1387720 脱硫区域上下水490964 163309 490964 沟道342907 196904 342907 道路及场地硬化553849 79680 553849 (二)与脱硫工程相关改造其他费用估算表表四186、 金额单位：元序号其他费用编制依据总 计1项目建设管理费442706 1.1项目法人管理费（建筑工程费+安装工程费）*2.62%*0.85*0.5120371 1.2招标费（建筑工程费安装工程费+设备购置费）0.46%105019 1.3工程监理费（建筑工程费安装工程费）1.38%149181 1.4设备监造费设备购置费0.36%43272 1.5工程结算审核费（建筑工程费安装工程费）0.23%24863 1.6工程保险费2项目建设技术服务费1425180 2.1项目前期工作费580000 2.1.1项目改造性能评估试验费用290000 2.1.2项目改造可行性研究费用290000 2.1.3187、项目改造环境影响评价费2.2设备成套服务费设备购置费0.3%36060 2.3勘察设计费5400002.3.1地质详勘2.3.2设计费540000 2.3.2.1基本设计费(初步设计和施工图设计）5000002.3.2.2其他设计费竣工图编制费：基本设计费*8%40000 2.4设计文件评审费2475002.4.1可行性研究设计文件评审费1200002.4.2初步设计文件评审费1200002.4.3施工图文件评审费基本设计费*1.5%75002.5项目后评价费应列上2.6电力工程质量检测费216202.6.1工程质量监督检测费（建筑工程费安装工程费）0.2%216202.6.2环境监测验收费估188、列2.6.3水土保持项目验收及补偿费估列2.6.4桩基检测费估列2.7电力工程技术经济标准编制管理费（建筑工程费安装工程费）0.2%3脱硫装置整套启动试运及分系统调试费300000 3.1燃煤发电工程整套启动试运费3.1.1厂用电费435010000.91%168h0.431元/kWh3.2整套启动试运费3.2.1石灰石材料费15.53t168h68元/t3.2.2其他材料费4350400元/MW3.3性能试验费300000 4生产准备费4.1管理车辆购置费4.2工器具及办公家具购置费（建筑工程费安装工程费）0.25%4.3生产职工培训及提前进厂费（建筑工程费安装工程费）1.95%0.85合 189、计2167887 方案三脱硫工程总估算表表一甲金额单位：万元序号工程或费用名称建筑工程费设备购置费用安装工程费用其他费用合计各项占总计（）单位投资（元/KW）一脱硫装置233 1103 736 2072 86.24 575.56 (一)工艺系统233 943 639 1815 75.54 504.17 (二)电气系统40 62 102 4.25 28.33 (三)热工控制系统120 35 155 6.45 43.06 二与脱硫有关的单项工程临时烟囱三编制年价差48 50 98 4.08 四其他163 163 6.77 45.15 1其他费用163 163 6.77 合 计281 1103 78190、6 163 2333 97.09 647.96 五基本预备费(3%)70 70 工程静态投资281 1103 786 233 2403 100.00 667.40 各类费用单位投资（元/kW）78.14 306.39 218.28 64.59 667.40 各类费用占静态投资的（%）11.71 45.91 32.71 9.68 100.00 六建设期贷款利息63 63 工程动态投资281 1103 786 295 2466 684.88 各类费用单位投资（元/kW）78.14 306.39 218.28 82.08 684.88 各类费用占动态投资的（%）11.41 44.74 31.87 1191、1.98 100.00 安装工程汇总表表二甲 金额单位：元序号工程或费用名称设备费用安装工程费合计技术经济指标装材安装费小计单位数量指标一脱硫岛安装工程11034600 2862331 4495212 7357543 18392144 kW36000510.89 (一)工艺系统9433453 2353112 4034860 6387973 15821426 kW36000439.48 1烟气系统 1973850 430510 1519101 1949611 3923461 kW36000108.99 2吸收塔系统 3539346 982496 982496 4521842 kW36000125192、.61 3吸收剂制备系统 2401267 576841 576841 2978108 kW3600082.73 4消石灰供应系统608301 51598 51598 659899 kW3600018.33 5工艺水系统225911 127874 66688 194563 420474 kW3600011.68 6物料再循环系统684778 616938 107084 724022 1408800 kW3600039.13 7工艺材料 1177790 731052 1908842 1908842 kW3600053.02 (二)电气系统399863 345032 275962 620994 10193、20858 kW3600028.36 1厂用电系统设备350163 20191 60923 81114 431277 kW3600011.98 2照明及接地、检修系统49701 113176 106181 219357 269057 kW360007.47 3照明及检修系统 kW360004电缆 211666 108858 320524 320524 kW360008.90 5其它 kW36000(三)热工控制系统1201284 164187 184390 348576 1549860 kW3600043.05 1FGD_DCS 1201284 4487 74612 79099 1280383194、 kW3600035.57 2仪表 设备154795 106002 260798 260798 kW360007.24 3安装材料 kW360004防火材料 4905 3775 8680 8680 kW360000.24 二与脱硫有关的单项工程kW360001kW36000建筑工程汇总表表二乙金额单位：元序号项目名称建筑工程费设备购置费合计指标单位指标数量指标值建筑工程费其中人工费一脱硫岛建筑工程2334311 622390 2334311 1构（建）筑物854782 144000 854782 2设备及吸收塔基础934517 120125 934517 吸收塔及设备基础554517 1201195、25 554517 新增吸收剂制备系统土建180000 180000 拆除及恢复200000 3其他545012 358265 545012 脱硫区域上下水261909 107595 261909 沟道61889 8923 61889 道路及场地硬化221214 241747 221214 二与脱硫有关的单项工程临时烟囱其他费用估算表表四 金额单位：元序号其他费用编制依据总 计1项目建设管理费564014 1.1项目法人管理费（建筑工程费+安装工程费）*2.62%279581 1.2招标费（建筑工程费安装工程费+设备购置费）0.46%99825 1.3工程监理费（建筑工程费安装工程费）1.73196、%184609 1.4设备监造费设备购置费0.36%1.5工程保险费2项目建设技术服务费1061434 2.1项目前期工作费（建筑工程费安装工程费）2.10%224092 2.2设备成套服务费设备购置费0.3%2.3勘察设计费2160002.3.1地质详勘2.3.2设计费计价格(2002年)10号文216000 2.3.2.1基本设计费(初步设计和施工图设计）计价格(2002年)10号文2000002.3.2.2其他设计费竣工图编制费：基本设计费*8%16000 2.4设计文件评审费3300002.4.1可行性研究设计文件评审费按实计列1500002.4.2初步设计文件评审费估列1800002197、.5项目后评价费1200002.6电力工程质量检测费1713422.6.1工程质量监督检测费（建筑工程费安装工程费）0.2%213422.6.2环境监测验收费估列1500002.6.3水土保持项目验收及补偿费估列2.6.4桩基检测费估列2.7电力工程技术经济标准编制管理费（建筑工程费安装工程费）0.2%3脱硫装置整套启动试运及分系统调试费3.1整套启动试运费3.1.1石灰石材料费20.8t/h,110元/t3.1.2其他材料费装机容量（MW）*400元/MW3.2性能验收试验费4生产准备费4.1管理车辆购置费设备购置费*0.6%4.2工器具及办公家具购置费（建筑工程费安装工程费）0.5%4.3生产职工培训及提前进厂费（建筑工程费安装工程费）3.06%合 计1625448 附件2方案三布置图一炉一塔平面布置图