1、电化有限公司2x600MW超临界湿冷机组脱硫工程烟气超低排放脱硫系统改造方案2014年12月 济 南1 概况1.1 背景概述为解决日益突出的大气污染问题，改善环境空气质量，保障公众环境权益，促进经济社会发展方式转变，神华集团承诺旗下所有燃煤发电机组大气污染物排放浓度均达到燃气轮机组排放限值（即在基准氧含量6%条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于10、35、50mg/Nm3）。由于山东院仅负责本工程的脱硫系统设计，其余系统均由东北院进行设计，本文仅说明SO2排放限值变化对脱硫系统设计的影响，并简略提及脱硫系统中可降低烟尘排放的改造方案。1.2 排放指标值电化有限公司2x600MW超2、临界湿冷机组脱硫工程已于2013年5月完成初步设计的收口工作，其中烟气排放标准执行火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2011）。随着国内大气污染的日益严重，结合国内大气污染物排放标准的日趋苛刻，神华公司确定了烟气超低排放指标值均达到燃气轮机组排放限值的目标，具体见表1.2-1。表1.2-1 本工程执行环保标准及超低排放指标值项目单位烟尘SO2（GB13223-2011）限值（环评批复）mg/Nm330100超低排放指标值mg/Nm310351.3 超低排放的工程措施及投资增加汇总考虑到本工程部门设备已招标订货的现状，且初步设计中所采用的设计煤种含硫量（St,ar=0.57%）比工程燃用3、设计/校核煤种实际含硫量（St,ar=0.12%/0.38%），本文拟按下述两种设计思路进行脱硫系统和设计复核和改造方案确定。（1）根据已招标订货设备参数，推算在给定设计/校核煤种基础上满足排放要求的最高设计含硫量值；（2）按给定设计/校核煤种下设计含硫量为St,ar=0.57%时，核算脱硫系统改造方案及主要设备参数。按以上设计思路，本工程实现烟气污染物的超低排放的主要工程措施见表1.3-1。表1.3-1 超低排放的工程措施及投资增加汇总项目超低排放所额外的工程措施投资增加（万元）方案一根据已招标订货设备推算脱硫系统最高设计含硫量：在给定设计/校核煤种下，脱硫系统最高设计含硫量为0.38%； 4、/选项：收塔除雾器型式改为1层管式+3层屋脊式，提高系统烟尘的去除率，降低烟尘排放浓度。脱硫系统增加阻力约为80Pa。200方案二按St,ar=0.57%设计，增加喷淋层设计。脱硫系统阻力增加约为380Pa。800选项：收塔除雾器型式改为1层管式+3层屋脊式，提高系统烟尘的去除率，降低烟尘排放浓度。脱硫系统增加阻力约为80Pa。200方案三按St,ar=0.57%设计，采用AEE PLUS提效构件。脱硫系统增加阻力约为50Pa。500选项：收塔除雾器型式改为1层管式+3层屋脊式，提高系统烟尘的去除率，降低烟尘排放浓度。脱硫系统增加阻力约为80Pa。2002 设计基础数据2.1 燃煤煤质本工程25、600MW机组燃用配套的宝清朝阳露天煤矿的褐煤。燃煤煤质见表2.1-1。表2.1-1 燃煤煤质资料项 目符 号单 位设计煤种校核煤种收到基碳份Car%31.1629.6收到基氢份Har%2.922.81收到基氧份Oar%9.878.19收到基氮份Nar%0.270.22收到基硫份Sar%0.120.38收到基灰份Aar%15.9616.40收到基水份Mar%39.742.4空气干燥基水份Mad%16.2617.46干燥无灰基挥发份Vdaf%66.1761.36低位发热量Qnet,ar(MJ/kg)11.4110.882.2 FGD入口烟气参数下表中按脱硫系统设计含硫量St,ar=0.57%开列6、。项 目单 位设计煤种校核煤种备 注烟气成分（标准状态，湿基，实际O2）N2Vol%67.0711 66.5653 CO2Vol%11.0592 10.7679 SO2Vol%0.0160 0.0519 O2Vol%4.9596 4.9284 H2OVol%16.8941 17.6865 烟气成分（标准状态，干基，实际O2）N2Vol%80.705680.8680CO2Vol%13.307413.0816SO2Vol%0.01920.0630O2Vol%5.96785.9874烟 气 参 数脱硫装置入口烟气量m3/h39611924294631实际氧，湿基Nm3/h264438327957677、标态，湿基，实际氧Nm3/h21976372301295标态，干基，实际氧脱硫装置入口烟气温度105105设计温度脱硫装置入口烟气压力Pa21072129额定工况FGD入口SO2浓度mg/Nm3，干基，6%O222632297烟尘浓度（引风机出口）mg/Nm36060说明：根据业主要求，脱硫系统前增设低温省煤器，故脱硫装置入口烟气温度按105进行设计。3 SO2超低排放设计复核及改造方案3.1 方案一：推算最高设计含硫量已招标订货主要设备：序号设备名称已签协议中参数备注1湿式球磨机制浆系统16t/h2浆液循环泵8687m3/h，24.42m/26.48m/28.54m/30.6m24台协议参数8、3氧化风机8950Nm3/h，92kPa，4台补充协议参数4石灰石转运系统振动给料机：90t/h；斗式提升机：100t/h；埋刮板输送机：100t/h；称重式皮带给料机：32t/h初设收口参数5吸收塔喷淋层四层，180个喷嘴/层协议参数6吸收塔除雾器1层管式+2层屋脊式协议参数7吸收塔侧进式搅拌器5台/塔，55kW协议参数3.1.2 反算结果考虑造价高设备的参数尽量保持不变，按已订货设备中浆液循环泵进行反算，在给定设计/校核煤种下，脱硫系统最高设计含硫量为0.38%，脱硫效率为97.9%，脱硫系统出口SO2浓度分别为32.7mg/Nm3、34mg/Nm3。即：按照已订货设备参数，本工程设计/校9、核煤种实际含硫量（St,ar=0.12%/0.38%）下，均能满足SO2排放浓度35mg/Nm3的要求。应注意的是，上述计算结果是浆液循环泵流量考虑10%余量前提下计算而得。若不考虑10%余量，则实际可能达到的SO2排放浓度为24.1 mg/Nm3、26.6mg/Nm3，远低于SO2排放浓度35mg/Nm3的要求。3.1.3 吸收塔除雾器型式调整建议根据业主在大港电厂考察收资情况，若将吸收塔除雾器型式改为1层管式+3层屋脊式，可显著提高系统烟尘的去除率，降低烟尘排放浓度，在除尘器效果良好的前提下，甚至能达到烟尘实际排放浓度10mg/Nm3的效果，并有提高脱硫系统脱硫效率的趋势，但由于没有理论支10、持，无法给定具体的脱硫效率提高率。建议：修改吸收塔设备技术协议，将吸收塔除雾器型式改为1层管式+3层屋脊式，以提高脱硫系统的实际脱硫效率和烟尘去除率。经估算，此单项改造费用约为200万（包括除雾器造价增加、吸收塔高度增加引起的用钢量、防腐量及土建费用增加）。3.1.4 脱硫系统改造对机组的影响若吸收塔除雾器型式调整，脱硫系统增加阻力约为80Pa，应考虑由此引起的引风机改造费用。由于脱硫系统入口烟气温度降低，脱硫系统总的耗水量降低至少210t/h。3.2 方案二：按St,ar=0.57%设计，增加喷淋层设计3.2.1 计算结果在给定设计/校核煤种下，按脱硫系统入口St,ar=0.57%进行设计。11、经核算，如确保脱硫系统出口SO2浓度35mg/Nm3，脱硫系统设计效率至少为98.6%。此时，在设计/校核煤种下，脱硫系统出口SO2排放浓度为32.6mg/Nm3、33.86mg/Nm3。应注意的是，上述计算结果是浆液循环泵流量考虑10%余量前提下计算而得。若不考虑10%余量，则实际可能达到的SO2排放浓度为22.6 mg/Nm3、25.1mg/Nm3，远低于SO2排放浓度35mg/Nm3的要求。脱硫系统主要设备选型变化为：浆液循环泵：Q=9360m3/h，H=23.8m/25.7m/27.7m/29.7m/31.7m，25台；氧化风机：Q=9800Nm3/h，P=98kPa；每座吸收塔增加一12、层吸收塔喷淋层；吸收塔浆池高度增加，每座吸收塔增加一台侧进式搅拌器以保证吸收塔浆池内搅拌效果；湿式球磨机：17t/h（按设计煤种下2100%选型）。其它未订货设备选型变化未开列。经估算，上述改造引起的费用增加约为：800万（包括：浆液循环泵合同变化，氧化风机合同变化，增加喷淋层及流量变化、喷嘴数量变化、侧进式搅拌器数量增加等引起的吸收塔塔内设备合同变化，吸收塔高度增加引起的用钢量、防腐量及土建工程量变化，湿式球磨机处理变化等，未包括其它未订货设备材料的变化费用）。3.2.2 吸收塔除雾器型式调整建议根据业主在大港电厂考察收资情况，若将吸收塔除雾器型式改为1层管式+3层屋脊式，可显著提高系统烟尘13、的去除率，降低烟尘排放浓度，在除尘器效果良好的前提下，甚至能达到烟尘实际排放浓度10mg/Nm3的效果，并有提高脱硫系统脱硫效率的趋势，但由于没有理论支持，无法给定具体的脱硫效率提高率。建议：修改吸收塔设备技术协议，将吸收塔除雾器型式改为1层管式+3层屋脊式，以提高脱硫系统的实际脱硫效率和烟尘去除率。经估算，此单项改造费用约为200万（包括除雾器造价增加、吸收塔高度增加引起的用钢量、防腐量及土建费用增加）。3.2.3 脱硫系统改造对机组的影响项中系统设备变化引起的脱硫系统阻力增加约为380Pa，应考虑由此引起的引风机改造费用。若吸收塔除雾器型式调整，脱硫系统增加阻力约为80Pa，应考虑由此引起14、的引风机改造费用。由于脱硫系统入口烟气温度降低，脱硫系统总的耗水量降低至少210t/h。3.3 方案三：按St,ar=0.57%设计，增加AEE PLUS构件提高脱硫效率3.3.1 增加AEE PLUS构件根据业主咨询上海AEE公司，该公司拥有一项在尽量不改变原有脱硫系统设备参数前提下，在吸收塔内喷淋层间增加AEE PLUS构件即可大幅提高脱硫系统脱硫效率的技术。业主可进一步与上海AEE公司进行联系沟通，敦促该公司针对本工程排放要求提出切实可行的设计方案，以确保达到神华集团要求的SO2排放浓度限值要求。据初步估算，增加该构件可能引起的费用增加约为500万。（包括AEE PLUS构件造价、吸收塔15、改造费用以及氧化风机合同变化引起的费用增加）应注意的是，由于AEE PLUS构件技术是近几年发展的提高脱硫效率的技术，业主应广泛收集其用户的使用效果反馈等资料，以确定其应用的效果及可行性。3.3.2 吸收塔除雾器型式调整建议根据业主在大港电厂考察收资情况，若将吸收塔除雾器型式改为1层管式+3层屋脊式，可显著提高系统烟尘的去除率，降低烟尘排放浓度，在除尘器效果良好的前提下，甚至能达到烟尘实际排放浓度10mg/Nm3的效果，并有提高脱硫系统脱硫效率的趋势，但由于没有理论支持，无法给定具体的脱硫效率提高率。建议：修改吸收塔设备技术协议，将吸收塔除雾器型式改为1层管式+3层屋脊式，以提高脱硫系统的实际16、脱硫效率和烟尘去除率。经估算，此单项改造费用约为200万（包括除雾器造价增加、吸收塔高度增加引起的用钢量、防腐量及土建费用增加）。3.3.3 脱硫系统改造对机组的影响吸收塔增加AEE PLUS构件引起的脱硫系统阻力增加约为50Pa，应考虑由此引起的引风机改造费用。若吸收塔除雾器型式调整，脱硫系统增加阻力约为80Pa，应考虑由此引起的引风机改造费用。由于脱硫系统入口烟气温度降低，脱硫系统总的耗水量降低至少210t/h。4 结论（1）根据本工程现状，可考虑三种吸收塔设计复核和改造方案，最终由业主决策确定。（2）调整吸收塔除雾器型式有助于降低烟尘排放和提高脱硫效率，建议考虑该方案。（3）实行烟气超低排放，对电厂的引风机运行、厂用电率等有所影响。