1、XXXXXXXXXXXXX有限公司农业综合开发项目可行性研究报告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215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.总论- 1 -1.1编制依据和编制原则- 1 -1.2项目背景和工程意义- 1 -1.3项目范围及工程内容- 8 -1.4 研究2、结果- 9 -1.5 定员- 13 -1.6 项目实施计划- 13 -1.7 存在的问题及建议- 14 -1.8 依托条件- 14 -2.脱硫除尘设计基础- 16 -2.1建设地区条件- 16 -2.2现有锅炉基本情况- 18 -2.3主要规范及标准- 23 -3.工程技术方案研究- 28 -3.1建设规模- 28 -3.2 脱硫工艺技术方案简介- 28 -3.2.1 湿法烟气脱硫工艺- 28 -半干法烟气脱硫工艺- 30 -烟气循环流化床脱硫工艺- 31 -干法脱硫工艺- 32 -3.2.5 NID半干法烟气脱硫- 33 -3.2.6 截至目前全国新投运的小机组脱硫项目统计- 34 -3.23、.7 截至目前全国新投运的小机组脱硫项目（按脱硫方法分类统计）- 35 -3.3 石化企业烟气脱硫技术的选择原则- 35 -3.3.1 达到国家污染物排放标准及总量控制的要求- 35 -3.3.2 脱硫装置运行必须稳定可靠- 36 -3.3.3 优先选用国产化率高和技术成熟的脱硫工艺- 36 -3.3.4 符合循环经济和清洁生产的原则- 36 -具有较好的技术经济指标- 36 -3.3.6 满足企业的使用条件- 36 -3.4 工艺技术的选择- 36 -3.5 同方环境公司石灰石石膏湿法脱硫工艺技术特点403.5.1 吸收塔设计与循环泵选型综合优化，降低脱离系统电耗403.5.2 针对吸收塔浆4、池的大小，设计最佳的强制氧化方式413.5.3 计算机模拟计算与模型试验相结合，最优化吸收塔及内部件的设计433.5.4 控制脱硫塔烟气均匀流动技术44吸收塔的设计介绍46其它设计特点47主要设备技术特点483.5.7.1 吸收塔系统483.5.7.2 烟气系统523.5.7.3 石膏浆液排出泵的选型533.5.8 降低脱硫运行费用的措施533.5.9 吸收塔干湿界面防腐的推荐意见563.5.10 脱硫装置启动曲线563.5.11 氧化风机的降噪措施- 59 -3.5.12 烟道改造的说明- 61 -3.5.13 防腐方案- 62 -3.5.14 喷嘴和喷淋管道检修、冲洗和更换的说明- 63 5、-引风机及烟道改造- 64 -3.5.16 烟气排放- 65 -3.6 电除尘器改造工艺技术方案选择- 68 -工程概况- 68 -方案选择及设计- 68 -改造基本原则- 70 -3.6.4 改造方案说明- 70 -电袋复合型除尘器基本参数- 73 -总结- 74 -4.工艺流程说明- 76 -4.1脱硫工艺叙述- 76 -吸收系统- 77 -烟气系统- 78 -石膏脱水系统- 79 -吸收剂供应与制备系统- 80 -工艺水系统- 81 -4.1.6 浆液排空系统- 82 -4.1.7 压缩空气系统- 82 -4.2脱硫装置的运行调节- 83 -烟气系统的调节- 83 -吸收塔系统的调节- 6、83 -石灰石浆液箱液位和浓度的调节- 84 -石膏脱水系统的调节- 84 -运行中异常情况处理- 85 -5 主要设备选择- 86 -5.1设备选择的原则- 86 -5.2吸收系统- 86 -5.3烟气系统- 89 -5.4 石膏脱水系统- 94 -5.5吸收剂供应与制备系统- 95 -5.6 工艺水系统- 97 -5.7浆液排空系统- 97 -5.8主要设计数据表- 97 -6.自动化与信息控制系统- 109 -6.1 概述- 109 -6.2 控制方式和控制室布置- 109 -6.3 热工自动化水平- 109 -6.4 热工自动化设备选型- 111 -6.5 电源和气源- 112 -6.7、6 接地- 112 -6.7 热工自动化试验室- 113 -6.8 工业电视监控系统- 113 -7.供电及电信- 114 -7.1 总述- 114 -7.2 系统设计要求- 115 -8.总图运输及土建- 122 -8.1总图运输- 122 -8.2土建工程- 124 -9.公用工程- 129 -9.1 给水、排水- 129 -9.2 供气与蒸汽- 130 -9.3 采暖通风和空气调节- 130 -10.辅助生产设施- 132 -10.1 消防设施- 132 -10.2 维修储运设施- 132 -10.3 分析化验- 133 -11.节能- 134 -11.1 能耗指标分析- 134 -118、.2 节能措施综述- 134 -12.环境保护- 136 -12.1建设项目的环保状况- 136 -12.2 环境保护措施- 138 -12.3 绿化- 138 -12.4 环境管理与监测- 139 -12.5 环境保护投资- 139 -12.6 设计采用的主要规范及标准- 139 -13.劳动安全卫生- 140 -13.1装置概况- 140 -13.2装置区不利自然条件及防范措施- 140 -13.3运行过程中安全危害因素分析- 140 -13.4安全及职业卫生防护措施- 141 -13.5劳动安全卫生机构及设施- 145 -14. 除尘脱硫区外公用工程配套范围及内容- 146 -14.1 9、工艺- 146 -14.2 土建- 146 -14.3 电气- 146 -14.4 给排水及消防- 147 -15. 资金筹措与投资估算- 148 -15.1 编制说明- 148 -15.2工程投资估算表- 149 -15.3工程投资估算费用特殊说明- 169 -1.总论1.1编制依据和编制原则编制依据(1) 四川xx纶厂5和9燃煤锅炉烟气脱硫除尘治理项目可行性研究报告编制委托书；(2) 中国石油化工公司暨股份公司石油化工项目可行性研究报告编制规定（2005年版）；(3) 重庆市环境保护局关于核准中国石化集团四川xx纶厂“十一五”期间主要污染物总量指标的函；(4) 川维厂燃煤锅炉烟气脱硫除尘治10、理项目工程设计有关技术资料。编制原则(1) 按照安全、可靠、经济、适用的原则，进行多方案的选择、比较，选用技术先进、工艺成熟、运行可靠的烟气脱硫工艺技术；(2) 烟气脱硫系统布置满足系统整体布置要求；确保脱硫系统工作时不影响锅炉的正常运行；(3) 脱硫工艺的选择及设备布置充分考虑现场条件，公用工程依托现有设施；(4) 脱硫工艺应尽可能节约能源和水资源，尽可能降低脱硫系统的投资与运行费用，减少占地，脱硫副产品充分利用，实现循环经济；(5) 采用成熟、可靠的控制系统，逐步实现科学化、自动化管理，尽量减轻劳动强度。1.2项目背景和工程意义 5和9燃煤锅炉烟气脱硫除尘治理项目概况根据国家大气污染物排放11、等相关环保政策规定和重庆市节能减排的相关要求，中国石化集团四川xx纶厂（以下简称川维厂）针对现有的5和9燃煤锅炉进行脱硫除尘改造。本工程拟定的5和9锅炉脱硫除尘改造如下：5和9炉分别进行除尘改造，同时两炉新建一套脱硫系统(两炉一塔)，2台锅炉烟气混合后进入一套脱硫装置脱硫除尘，净化后的烟气进入脱硫塔顶1座高120米直排烟囱混合排放。装置脱硫效率96.3%，净化后烟气的SO2浓度215mg/Nm3，粉尘浓度30mg/Nm3（干基、6%O2），完全满足2010年时段锅炉二氧化硫最高排放浓度400 mg/Nm3，烟尘最高排放浓度50 mg/Nm3的国家和重庆市环保标准规定。另外，考虑7和8锅炉作为备12、用，相应改造7和8炉引风机和出口烟气系统，满足7和8备用锅炉的烟气脱硫和正常运行要求。进行除尘脱硫改造后，锅炉烟尘和二氧化硫达标排放。按脱硫设计煤种(硫含量St,d 2.57%)测算，年削减粉尘排放总量2583吨和二氧化硫排放总量25752吨。川维厂基本情况川维厂是全国唯一以天然气为主要原料、生产化工化纤产品的资源加工型企业。工厂位于重庆市长寿区境内长江北岸，紧邻渝长高速公路，距重庆主城区约60公里。川维厂于1973年由国家计委下达项目计划，1974年破土动工，1979年投料试生产，1983年经国家竣工验收投产。全厂主要生产装置分别从英、法、德、日等国引进，基建投资10亿元。经过30多年的建设13、发展，川维厂化工部分主要装置已实现产能翻番。全厂主要装置生产能力为年产乙炔6万吨、甲醇35万吨、醋酸乙烯20万吨、聚乙烯醇6万吨、VAE6万吨、甲醛5万吨、维纶2万吨，合资工厂醋酸35万吨、醋酸酯8万吨。主要产品畅销国际国内市场并享有良好信誉。目前，川维厂在建的30万吨/年醋酸乙烯项目(以下简称新区项目)总投资约53亿元，预计于2010年底建成。在建的20万吨/年合成氨项目计划于2008年9月建成。川维厂现有五台热电联产燃煤锅炉，分别为5、6#、7#、8#、9炉，除5为高温高压煤粉炉外，其余四台为中温中压煤粉炉。锅炉均无脱硫设施。近年来燃煤中硫含量和灰份随着煤炭供应日趋紧张而升高，燃煤硫含量为14、0.7%4%，其中70%的燃煤硫含量大于2%；燃煤灰份增至25%35%，年均值26.7%。由于无脱硫设施，川维厂锅炉烟气全年80%时间SO2排放浓度大于2100 mg/Nm3，最高达6800 mg/Nm3（SO2现在的排放标准为2100 mg/Nm3，2010年1月1日后为400 mg/Nm3）。川维厂煤锅炉属国家重点控制的污染源之一，重庆市环保局要求川维厂必须在2008年6月30日完成锅炉烟气在线监测系统与之联网，实现适时监控。因此，若不对现有煤锅炉立即建设脱硫设施、改造除尘系统，川维厂将面临被环保行政主管部门处罚的可能。重庆市政府核定川维厂2010年二氧化硫总量控制指标为4960吨/年，其15、中30万吨/年醋酸乙烯项目的排放总量2576.4吨/年，现有装置排放总量2383.6吨/年。川维厂现有煤锅炉装置烟气实际排放总量为SO2 13851吨/年，因此，若不实施现有煤锅炉脱硫改造，就无法为30万吨/年醋酸乙烯项目腾出二氧化硫总量指标，30万吨/年醋酸乙烯项目建成后也难以通过国家环保竣工验收。1.2-1锅炉设计参数燃料种类烟煤锅炉编号56789额定蒸发量（t/h）24075130130240锅炉型号DG-240/9.8-4CG-75/3.82-MCG-130/3.82-M4CG-130/3.82-M4CG-240/3.82-M锅炉炉型单汽包，自然循环，轻型炉墙，型露天布置，天然气点火，16、热风送粉，烟气电除尘，中仓式制粉系统，冷灰斗式固态连续排渣炉，微负压四角悬浮燃烧投运时间年运行小时80008000800080008000标单台烟气量(Nm3/h)367950113226196136196136362111单台燃煤消耗量t/h3510.217.717.736排烟温度()（设计值）138153150150155锅炉设计及运行参数产汽量(t/h)24075130130240设计值汽包压力(MPa)11.134.254.254.254.4锅炉蒸汽出口压力(MPa)9.83.823.823.823.82锅炉出口蒸汽温度()540450450450450实际正常运行产汽量(t/h)2217、560105110220汽包压力(MPa)11.134.254.254.254.4锅炉蒸汽出口压力(MPa)9.83.823.823.823.82锅炉出口蒸汽温度540450450450450烟囱数量(个)1排烟温度101136烟囱高度(米)150烟气采样口设置数量(个/台锅炉)10烟囱直径(米)4采样口位置电除尘器进出口烟道注：锅炉蒸汽一部分用于化工生产，一部分用于发电。川维厂烟气脱硫除尘治理项目建设的必要性随着我国经济的高速发展，煤炭在我国能源结构中的比例高达76.2%，燃煤排放的二氧化硫（占总排放SO2 的90%）也在不断增加，连续多年超过2000万吨，导致我国酸雨污染面积（占国土面积的18、30%）迅速扩大，对我国农作物、森林和人体健康等方面造成巨大损害。二氧化硫对我国国民经济造成的直接经济损失已占GDP的2%，严重地阻碍了我国经济的向前发展，成为制约我国经济、社会可持续发展的重要因素，因此，对SO2排放的控制已势在必行。为控制燃煤电厂大气污染物排放，改善我国空气质量和控制酸雨污染，国家环境保护总局和国家发展和改革委员采取了多项旨在进一步加强燃煤电厂二氧化硫污染防治的新措施。其一，对二氧化硫排污实施收费政策进行控制。2003年7月1日起施行的排污费征收使用管理条例，对二氧化硫排污收费有重要改变：一是由超标收费变为总量收费；二是由“两控区”试点收费变为全国范围收费；三是收费价格由019、.633元/kg变为1.2元/kg。其二，国家对不符合城市规划和环保要求的市区内现有燃煤电厂，将强制性的要求通过建设脱硫设施、机组退役或搬迁等措施，逐步达到环保要求。对2000年以后批准建设的新建、改建和扩建燃煤电厂（西部燃用低硫煤的坑口电站除外），要求限期在2010年之前建设脱硫设施。对2000年前批准建设的燃煤机组，二氧化硫排放超过标准的，必须分批建设脱硫设施，逐步达到国家排放标准要求。其三，2003年12月31日国家环保总局和国家质量监督检验检疫总局联合发布了新修订的国家污染物排放标准火电厂大气污染物排放标准（GB132232003）。新标准兼顾电力发展和环境保护目标，分三个时段规定了火20、电厂大气污染物排放限值，提出了到2005年和2010年火电厂应执行的二氧化硫和烟尘排放限值。其四，随着政府各级环保监管部门对燃煤电厂二氧化硫排放监管力度的加大，对川维厂燃煤锅炉烟气排放的要求越来越高。对川维厂现有的燃煤锅炉正在安装在线烟气分析仪，使得脱硫除尘任务更加紧迫，国家环保总局关于“30万吨年醋酸乙烯项目环评批复”要求现有5、6、7、8、9燃煤锅炉相配套的脱硫装置要求在2009年底建成投运，新建的2460t/h燃煤锅炉配套的脱硫装置要求在2010年底建成投运，可见该除尘脱硫改造项目的紧迫性。川维厂锅炉车间现有5台热电联产煤锅炉，总吨位815t/h，锅炉烟气经5台三电场静电除尘器后，都进入21、1座150米烟囱混合排放，用煤量为75万吨/年。根据国家大气污染物排放等相关环保政策规定和重庆市节能减排的相关要求，本工程拟对5和9锅炉进行脱硫除尘改造：5和9炉分别进行除尘改造，同时两炉新建一套脱硫系统(两炉一塔)，2台锅炉烟气混合后进入一套脱硫装置脱硫除尘，净化后的烟气进入脱硫塔顶1座高120米直排烟囱混合排放。装置脱硫效率96.3%，净化后烟气的SO2浓度215mg/Nm3，粉尘浓度30mg/Nm3（干基、6%O2），完全满足2010年时段锅炉二氧化硫最高排放浓度400 mg/Nm3，烟尘最高排放浓度50 mg/Nm3的国家和重庆市环保标准规定。另外，考虑7和8锅炉作为备用，相应改造7和22、8炉引风机和出口烟气系统，确保7和8备用锅炉的烟气脱硫和正常运行要求。另外，川维厂30万吨/年醋酸乙烯项目还将建设2台460t/h的热电联产煤锅炉同时配备脱硫装置，项目建成后二氧化硫排放总量2008t/a，烟尘246t/a。现有及在建（拟建）项目脱硫实施前后的大气污染物排放总量见表1.2-3、1.2-4和1.2-5。1.2-2火电厂大气污染物排放标准建设时段执行时间污染物最高允许排放浓度（mg/m3）尘SO2NOX第一时段:1996年12月31日前2005.1.1后300210011002010.1.1后20012001100第二时段：1997年1月1日2003年12月31日2005.1.1后23、20021006502010.1.1后50400650第三时段：2004年1月1日以后2004.1.1后504004501.2-3燃煤锅炉实施脱硫改造前的烟气污染物排放总量一览表序号装置名称排放量(t/a)备注SO2烟尘1新建2460t/h锅炉（新区1、2炉）排污总量20082462460t/h烟气脱硫配套脱硫装置2现有5和9锅炉未实施脱硫改造的排污总量268962720按脱硫设计煤种(硫含量St,d 2.57%)测算，其中68炉按备用考虑3以后待建的1460t/h锅炉（新区3炉）排污总量1072123以后待建的1460t/h锅炉（新区3炉）烟气脱硫配套脱硫装置430万吨/年醋酸乙烯改扩建工程24、完成后总量29976308952010年总量控制指标4960SO2400mg/Nm3Dust50mg/Nm36总量差距25016相比2010年总量控制指标7结论排污总量超标，2010年前必须关停5和9炉。注：机组年运行时间按8000h计。1.2-4燃煤锅炉实施脱硫改造后的烟气污染物排放对比及总量一览表序号装置名称排放量(t/a)备注SO2烟尘1新建2460t/h锅炉排污总量20082462460t/h烟气脱硫配套脱硫装置2现有5和9锅炉脱硫除尘方案实施后排污总量1144137其中68炉按备用考虑3以后待建的1460t/h锅炉（新区3炉）排污总量1072123以后待建的1460t/h锅炉（新区325、炉）烟气脱硫配套脱硫装置430万吨/年醋酸乙烯改扩建工程完成后总量42245065和9锅炉、新区3460t/h烟气脱硫52010年总量控制指标4960SO2400mg/Nm3Dust0.1mm）日数 152.5天日照年均总云量8成以上日数 223天年均2成云量的日期 30天年均雾日数 54天年均日照时数 1215.0时年均日照率 28%风压离地面10m处风压值 34kg/m2离地面20m处风压值 45kg/m2雷电日数年均雷电日数 44天风场年均风速 2.5m/s最大风速 15m/s全年主导风向： 北东北夏季主导风向： 西南西冬季主导风向： 北东北 工程地质.1地形与地貌长寿区位于四川盆地东南26、部，地貌以丘陵、平坝为主，属川东平行岭谷弧形褶皱低山丘陵区。地貌形态复杂多样，以中山为主，地势波状起伏，高低相间。区域内露出分布的地层均属沉积岩类，从老至新为：二迭系分布在明月峡背斜的轴部；三迭系包围在二迭系的西侧，与二迭系构成中、低山，其下统以碳酸盐岩类为主，分布在大山的内山一带。三迭系为碎屑岩类，其岩性以砂、泥岩为主。.2地质构造化工园区构造上位于长寿复向斜西翼，区内无断层、地质环境条件中等复杂，根据国家地震局中国地震烈度区化图（1990版），川维地区地震基本烈度为6度。地层岩性为第四系全新人工填土、冲洪积砂土、卵硕石土、粉土、崩坡积块石土、残坡积粉质粘土。基岩为中侏罗流沙、泥岩。沿长江河27、岸属河谷地貌区，岩性组成以砂岩为主，砂、泥岩软硬相间，沿江岸有残坡积地区，受江水涨落影响多处发生土质蠕动变形及滑坡现象，形成较分散的不同程度的地质灾害区，将对工程建设产生不良影响。除沿江畔局部地段有滑坡现象或地质灾害危险区不宜规划建设项目外，区内其它用地的地质构造基本稳定，无滑坡、塌陷等不良地质现象，城市规划建设不受限制。区内无不良地质现象，岩石自然边坡稳定。地震基本烈度为6度。外部交通运输状况本项目紧邻渝怀铁路和川维厂铁路专用线。公司内部建有完备的道路交通网。.公用工程状况烟气除尘脱硫工程所需的工业水、电、蒸汽等公用工程设施和辅助生产设施（消防、分析化验、环保、安全急救等），依托川维厂现有设28、施的富余能力，不新增设施。本装置区生活水由川维厂锅炉车间的自来水总管接入，工业水从煤锅炉DN150的工业水管上接入。电源考虑由老区主6kV配电网引出，仪表空气与操作空气均从锅炉车间原有系统接入，所需蒸汽就近在锅炉车间蒸汽管网接入。占地面积本工程脱硫装置建设在现有烟囱主烟道及输煤栈道的外侧，整个系统总用地3490m2。2.2现有锅炉基本情况基本情况锅炉参数具体参数见前表1.2-1。燃料特性（1） 燃料及其灰渣特性a、设计煤种（V3Q2A2M1S4ST3）：工业分析：全水分Mt 6.3% 水分Mad0.66%灰分Ad 29.43%灰分Aar27.58%挥发分Vdaf 25.19%固定碳FCad5229、.44%全硫St,d 2.69%发热量Qgr,v,ar22.78MJ/kg发热量Qnet,v,ar22.00MJ/kg可磨性指数：HGI75着火温度：351（原样）元素分析：碳Car56.63%氢Har3.11%氮Nar0.98% 硫Sar2.52%氧Oar2.88%灰渣特性：二氧化硅SiO2 49.27 三氧化二铁Fe2O3 10.63三氧化二铝Al2O3 27.67 氧化钙CaO 4.07氧化镁MgO 0.60 三氧化硫SO3 1.16二氧化钛TiO2 1.41 氧化钾K2O 2.14氧化钠Na2O 0.29 灰变形温度DT 1160 灰软化温度ST 1370灰半球温度HT 1390 灰熔30、融温度FT 1440焦渣特征（1-8） 4b、校核煤种：（V2Q3A3M1S4ST4，经核算：校核煤种烟气中SO2浓度更高，故本工程以校核煤种作为脱硫设计煤种）工业分析：全水分Mt6.2%水分Mad0.56%灰分Ad33.26%灰分Aar31.20%挥发分Vdaf 15.58%固定碳FCad 56.02%全硫St,d2.57%发热量Qnet,v,ar20.11MJ/kg可磨性指数：HGI=107着火温度：369（原样）元素分析：碳Car53.58%氢Har2.58%氮Nar0.70% 硫Sar2.41%氧Oar3.33%灰渣特性：二氧化硅SiO2 46.09 三氧化二铁Fe2O3 10.10三31、氧化二铝Al2O3 31.04 氧化钙CaO 4.07氧化镁MgO 0.46 三氧化硫SO3 1.43二氧化钛TiO2 1.88 氧化钾K2O 0.80氧化钠Na2O 0.45 灰变形温度DT 1210 灰软化温度ST 1450灰半球温度HT 1450 灰熔融温度FT 1450焦渣特征（1-8） 1现有引风机技术数据表2.2-2现有引风机技术数据项目单位#5炉#6炉#7炉和#8炉#9炉型号Y4-73-11No20.5Y4-73-11No18DY4-73-11No18DY4-73-11No20D台数2142风量m3/h261505暂缺暂缺239902风压pa3757316931693904电动机32、Y4005-6Y4005-6功率kW400400电压kV66转速r/min988988锅炉配套除尘器情况表2.2-3现有锅炉除尘器情况序号项目名称单位参 数 及 规 范6#炉57#炉8#炉9炉1型号WNL39-3aBE-145-3a福建龙净WNL65-3aWNL65-3aWNL123-3a2制造厂家兰 州 电 力 制 造 厂3投运日期93.12.282003.394.10.2895.1196.114配用的锅炉额定蒸汽量t/h752401301302405一台炉配电除尘器台数台111117最大处理烟气量m/h1550005000002685002685005185008处理烟气温度C130-1433、0110130-140130-140150-1609电场内烟气滞留时间S(设计值)9.379.379.379.3710电场内烟气流速m/s(设计值)1.121.121.121.1213电除尘器室数个单室单单室单室单室14电场数个3333318烟气通道数个1220202519总集尘面积m2004.53340.83340.8626423电除尘器承受压力Pa490049004900500024本体阻力Pa29830029829829425本体漏风率5555526入口烟尘含尘浓度g/Nm363636363627出口烟尘含尘浓度mg/Nm59659659659659628电除尘除尘效率98989898934、835单台电除尘器总重t155.3231.76231.76脱硫装置入口参数表2.2-4 5和9锅炉脱硫装置（两炉一塔）入口参数项目单位数据FGD入口烟气数据烟气量（标态、湿基、实际氧量）Nm3/h730061引风机出口烟温146.43最低烟温130最高烟温160FGD入口处烟气成份（标态、干基、实际O2）N2vol - %80.0935CO2vol - %11.1248O2vol - %8.6128SO2vol - %0.1689H2O（湿基）vol - %5.3681FGD入口处烟气污染物成份（标态、干基、6%O2）NOXmg/Nm3650SO2mg/Nm35842（Sar 2.41%）SO35、3mg/Nm350（设计值）HCl as Clmg/Nm350（设计值）HF as Fmg/Nm330（设计值）脱硫入口烟尘浓度mg/Nm350（原电除尘器改造后）2.2.6石灰石分析资料 川维厂周边石灰石矿资源丰富，本工程石灰石粉成品（250目，90%过筛率），通过密封罐车运至厂内，其成份分析及性能如下：（1）煅烧前水分 Mad 0.20%碳酸钙 CaCO3 95.58%碳酸镁MgCO3 1.2%可磨性指数HGI 106烧失量 42.54%（2）锻烧后三氧化二铝 Al2O3 0.56%三氧化二铁 Fe2O3 0.67%氧化钙CaO 93.38%氧化镁MgO 0.50%氧化钾K2O 0.12%36、氧化钠Na2O 0.19%五氧化二磷P2O5 0.009%二氧化钛TiO2 0.07%2.3主要规范及标准除尘设计采用的主要规范及标准锅炉烟尘测试方法 GB/T5468-91工业企业噪声控制设计规范 GBJ78-85钢结构设计规范 GB50017-2003袋式除尘器安装要求验收规范 JB/T8471-96袋式除尘器用滤料及滤袋技术条件 GB12625袋式除尘器性能测试方法 GB12138分室反吹袋式除尘器技术条件 ZBJ88012-89电器装置安装工程施工技术条件 GBJ232-82 建筑抗震设计规范 GB50011-2001固定式钢斜梯 GB4053.4-83固定式工业钢平台 GB4053.37、4-83火力发电厂热力设备和管道保温油漆设计技术规定DGJ59-84脱硫设计采用的主要规范及标准火力发电厂设计技术规程 DL5000-2000火力发电厂烟气脱硫设计技术规程 DL/T 5196火力发电厂汽水管道设计技术规程 DL/T5054-1996火力发电厂烟风煤粉管道设计技术规程 DL/T5121-2000工业设备及管道绝热工程设计规范 GB50264-97工业设备、管道防腐蚀工程施工及验收规范 HGJ229-91钢结构设计规范 GB50017-2003火电厂钢制平台扶梯设计技术规定 DLGJ158-2001火力发电厂保温油漆设计规程 DL/T5072-1997建筑设计防火规范 GB50038、16-2006火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程 DL5053-1996建筑施工高处作业安全技术规程 JGJ80-91施工现场临时用电安全技术规范 JGJ46-88电站锅炉风机选型和使用导则 DL468-92火力发电厂和变电所照明设计技术规定 DLGJ56-95工业企业照明设计规范 GB50034-92建筑物防雷设计规范 GB50057-94低压配电设计规范 GB50054-95混凝土结构设计规范 GB50010-2002室外给水设计规范 GBJ13-86（1997年版）钢结构设计规范 GB50017-2003建筑抗震设计规范 GB50011-2001管道支吊架 第一部分：技术规范 GB/T39、17116.1-1997管道支吊架 第二部分：管道连接部分GB/T17116.2-1997管道支吊架 第三部分：中间连接件和建筑结构连接件GB/T17116.3-1997环境保护采用的主要规范及标准大气污染物综合排放标准 GB16297-1996环境空气质量标准 GB3095-1996 工厂企业厂界噪声标准 GB12348-90建设项目环境保护设计规定 (87)国环字第002号建设项目环境保护管理条例 国务院令第253号中华人民共和国固体废物污染环境防治法环境空气质量标准 GB3095-1996二级标准大气污染物综合排放标准 GB16297-1996二级标准工业企业设计卫生标准 GBZ1-2石40、油化工企业环境保护设计规范 SH3024-95工业企业噪声控制设计规范 GBJ87-85锅炉大气污染物标准 GB132232003火电厂大气污染物排放标准 GB132232003公用工程设计采用的主要规范及标准石油化工企业给水排水系统设计规范 SH3015-1990室外给水设计规范 GBJ13-86室外排水设计规范 GBJ14-87建筑给水排水设计规范 GBJ15-88建筑设计防火规范 GBJ16-87石油化工企业设计防火规范 GB50160-92火力发电厂生活、消防、给排水设计技术规定DLGJ24-91供电电信设计采用的主要规范及标准石油化工企业工厂电力系统设计规范 SH3060-1994石41、油化工用电负荷设计计算方法 SH3038-1991供配电系统设计规范 GB50052-95爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范 GB50058-92工业企业照明设计规范 GB50034-94火力发电厂设计技术规程 DL5000-2000电力工程制图标准 DL5028-93继电保护和安全自动装置技术规程 DL400-91火力发电厂厂用电设计技术规定 DL/T 5153-2002火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程 DL/T5136-2001发电厂、变电所电缆选择与敷设设计规程 SDJ26-89火力发电厂和变电所照明设计技术规定 DLGJ56-953110kV高压配电装置设计规范 GB50060-42、92交流电气装置的过电压保护和绝缘配合 DL/T620-1997电测量及电能计量装置设计技术规程 DL/T5137-2001电力工程电缆设计规范 GB50217-94火力发电厂厂内通信设计技术规定 DL/T5041-95建筑物防雷设计规范 GB50057-94火力发电厂、变电所直流系统设计技术规定DL/T5044-95低压配电设计规范 GB50054-95采暖通风和空气调节设计采用的主要规范及标准石油化工企业采暖通风与空气调节设计规范SHJ488石油化工企业设计防火规范 GB5016092采暖通风与空气调节设计规范GB500192003火力发电厂设计技术规程DL50002000火力发电厂采暖通43、风与空气调节设计技术规定DL/T503594火力发电厂与变电所设计防火规范GB5022996火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程DL5053-1996材料选择采用的主要规范及标准优质碳素结构钢技术条件 GB699-88优质碳素结构钢热轧厚钢板技术条件 GB711-85优质碳素结构钢薄钢板和钢带技术条件 GB710-88碳钢焊条技术条件 GB3087-82设备设计采用的主要规范及标准锅炉钢结构制造技术条件 JB1620-83锅炉油漆和包装技术条件 JB1615-83钢结构设计规范 GB50017-2003混凝土结构设计规范 GB50010-2002建筑地基基础设计规范 GB50007-2002安44、装调试采用的主要规范及标准低压配电设计规范 GB50054-95通用用电设备配电设计规范 GB50055-93电气装置安装工程低压电气施工和验收规范 GB50254-96电力工程电缆设计规范 GB50217-94总图运输设计采用的主要规范及标准石油化工企业设计防火规范（1999年版） GB5016092工业企业总平面设计规范 GB 5018793化工企业总图运输设计规范 HG/T 20649-1998工业企业厂内运输安全规程 GB 438784 厂矿道路设计规范 GBJ2287土建设计采用的主要规范及标准建筑设计防火规范 GB50016-2006 建筑内部装修设计防火规范 GB50222-9545、火力发电厂设计技术规程 DL5000-2000火力发电厂建筑装修设计标准 DL/T5029-94火力发电厂建筑设计规程 DL/T5094-1999火力发电厂与变电所设计防火规范 GB50229-96建筑抗震设计规范 GB50011-2001石油化工企业设计防火规范 GB50160-92工业建筑防腐蚀设计规范 GB50046-95控制室设计规范 HG20508-92石油化工企业建筑设计规范 SHJ17-90地基处理技术规范 JGJ79-2002/J220-2002地基基础设计规范 GB50007-2002建筑结构可靠度设计统一标准 GB50068-2001建筑结构荷载规范 GB50009-20046、1混凝土结构设计规范 GB50010-2002钢结构设计规范 GB50017-2003砌体结构设计规范 GB50003-2001建筑桩基技术规范 JGJ94-2008动力机器基础设计规范 GB50040-96石油化工企业塔型设备基础设计规范 SHJ30-91石油化工企业排气筒和火炬塔架设计规范 SHJ29-91高耸结构设计规范 GBJ135-90石油化工企业管架设计规范 SH3055-93石油化工企业钢储罐地基与基础设计规范 SH3068-953.工程技术方案研究3.1建设规模本工程利用现有的场地和条件，在不影响锅炉生产的情况下，利用锅炉的检修期，对#5和#9燃煤锅炉排放的烟气进行治理,经过除47、尘脱硫处理后，使烟囱出口处烟气含尘浓度不高于30mg/Nm3，SO2浓度小于215mg/Nm3. 脱硫除尘治理项目处理能力及规模见表3.1-1。表3.1-1 5和9锅炉脱硫（两炉一塔）除尘治理项目处理能力及规模处理能力/规模单位处理总量处理烟气量Nm3/h730061二氧化硫kg/h3555烟尘 kg/h340本工程拟对5和9锅炉进行除尘改造（68炉备用，不考虑除尘改造），同时本工程5和9炉新建一套脱硫系统(两炉一塔)。另外，考虑7和8锅炉作为备用，相应改造7和8炉引风机和出口烟气系统，满足7和8备用锅炉的烟气脱硫和正常运行要求。本工程针对5和9锅炉设置一套脱硫剂制备、副产物处理系统和公用工程48、供应系统。对5和9炉排放的烟气实现净化处理，经改造后，烟尘排放量减少2583吨/年, SO2排放量减少25752吨/年，即达到总量控制目标。通过建设烟气脱硫除尘装置，企业可以腾出总量指标，供企业新建锅炉使用。3.2 脱硫工艺技术方案简介目前世界上燃煤电厂烟气脱硫工艺方法很多，这些方法的应用主要取决于锅炉容量和调峰要求、燃烧设备的类型、燃料的种类和含硫量的多少、脱硫率、脱硫剂的供应条件及电厂的地理条件、副产品的利用等因素。近年来，我国电力工业部门在烟气脱硫技术引进工作方面加大了力度，对目前世界上电厂锅炉较广泛采用的脱硫工艺都有成功运行工程，主要有湿法烟气脱硫、干法烟气脱硫和半干法烟气脱硫。现将目49、前应用较为广泛的几种脱硫工艺原理、特点及其应用状况简要说明如下：3.2.1 湿法烟气脱硫工艺湿法烟气脱硫包括石灰石/石灰石膏法烟气脱硫、海水烟气脱硫和用钠基、镁基、氨作吸收剂，一般用于小型电厂和工业锅炉。氨洗涤法可达很高的脱硫效率，副产物硫酸铵和硝酸铵是可出售的化肥。以海水为吸收剂的工艺具有结构简单、不用投加化学品、投资小和运行费用低等特点。而以石灰石/石灰石膏法湿法烟气脱硫应用最广。石灰石/石灰石膏法烟气脱硫工程设计规范中关于湿法烟气脱硫工艺的选择原则为：燃用含硫量Sar2%煤的机组或大容量机组（200MW及以上）的电厂锅炉建设烟气脱硫装置时，宜优先采用石灰石石膏湿法脱硫工艺，脱硫率应保证在50、96%以上。湿法烟气脱硫工艺采用碱性浆液或溶液作吸收剂，其中石灰石/石灰石膏湿法脱硫是目前世界上技术最成熟、应用最广，运行最可靠的脱硫工艺方法，石灰石经破碎磨细成粉状与水混合搅拌制成吸收剂浆液；也可以将石灰石直接湿磨成石灰石浆液。石灰石或石灰浆液在吸收塔内，与烟气接触混合，烟气中的SO2与浆液中的碳酸钙以及鼓入的氧化空气进行化学反应，最终反应产物为石膏，经脱水装置脱水后可抛弃，也可以石膏形式回收。由于吸收剂浆液的循环利用，脱硫吸收剂的利用率很高。该工艺可适用于任何含硫量的煤种的烟气脱硫，脱硫效率可达到96%以上。其脱硫副产物石膏的处置方式划分，一般有抛弃和回收利用两种方法，脱硫石膏处置方式的选51、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。抛弃方式，如采用弃置灰场或回填矿坑，另一种是综合利用方式，主要用作水泥缓凝剂和建筑材料等。石灰石/石灰石膏法烟气脱硫工艺的反应机理为：在脱硫吸收塔内烟气中SO2首先被浆液中的水吸收与浆液中的CaCO3反应生成CaSO3， CaSO3被鼓入氧化空气中的O2氧化最终生成石膏晶体CaSO42 H2O。其主要化学反应式为：吸收过程：SO2 (g)SO2 (l)+H2OH+HSO3-H+SO32-溶解过程：CaCO3（s）+H+Ca2+HCO3-中和：HCO3-+H+CO2（g）+H2O氧化：HSO3-+1/2O2SO32-52、+H+ SO32-+1/2O2SO22-结晶：Ca2+SO32-+1/2H2OCaSO31/2H2O(s) Ca2-+SO42-+2H2OCaSO42H2O(s)其主要特点有：u 技术成熟，运行可靠性好。在世界脱硫市场上占有的份额达85%以上。u 适用范围广，不受燃煤含硫量与机组容量的限制，单塔处理烟气量大，可达每小时300万Nm3/h，所以对高硫煤、大机组的烟气脱硫更有特殊的意义。u 吸收剂消耗接近化学理论计算值。u 紧凑的吸收塔设计（吸收塔集吸收、氧化、结晶于一体），节约投资和空间。u 适用燃料范围广，脱硫效率可达96%以上。脱硫后的烟气不但二氧化硫浓度很低，而且烟气含尘量也大大减少。u 53、脱硫副产物石膏可作为水泥缓凝剂或加工成建材产品。不仅可以增加电厂效益、降低运行费用，而且可以减少脱硫副产物处置费用，延长灰场使用年限。u 其主要缺点为投资和运行费用较高、占地较大。3.2.2半干法烟气脱硫工艺石灰石/石灰-石膏法烟气脱硫工程设计规范中关于半干法脱硫工艺的选择原则为：燃用含硫量Sar2%煤的中小电厂锅炉（200MW以下），或是剩余寿命低于10年的老机组建设烟气脱硫装置时，在保证达标排放，并满足SO2排放总量控制要求，且吸收剂来源和副产物处置条件充分落实的情况下，宜优先采用半干法、干法或其他费用较低的成熟技术，脱硫率应保证在75%以上。旋转喷雾半干法烟气脱硫工艺也是目前应用较广的一54、种烟气脱硫技术，其工艺原理是以石灰为脱硫吸收剂，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，吸收剂带入的水分迅速被蒸发而干燥，烟气温度随之降低。在吸收塔内，被雾化成细小液滴的吸收剂与烟气混合接触，与烟气中的二氧化硫发生化学反应生成CaSO3，烟气中的二氧化硫被脱除。在反应器出口，随着水分蒸发，形成了干的颗粒混合物。该副产物是硫酸钙、硫酸盐、飞灰及未反应的石灰组成的混合物。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。脱硫后的烟气经除尘器除尘后排放。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。喷雾干燥法55、脱硫工艺技术比较成熟，工艺流程较为简单、系统可靠性高，脱硫率可达到85%以上，脱硫灰渣可用作制砖、筑路，但多为抛弃至灰场或回填废旧矿坑。该工艺反应机理为：SO2+H2OH2SO3 Ca(OH)2+ H2SO3CaSO3+2H2OCaSO3在微滴中过饱和沉淀析出：CaSO3（l）CaSO3（g）CaSO3氧化成CaSO4：CaSO3（l）+1/2H2OCaSO4（l）CaSO4溶解毒极低会迅速析出：CaSO4（l）CaSO4（g）喷雾干燥技术在燃用低硫和中硫煤的中小容量机组上应用较多。当用于高硫煤时石灰浆液需要高度浓缩，因而带来了一系列技术问题，同时由于石灰脱硫剂的成本较高，也影响了其经济性。但56、是近年来，燃用高硫煤的机组应用常规旋转喷雾技术的比例有所增加。喷雾干燥法可脱除70-95%的SO2，并有可能提高到98%，但副产物的处理和利用一直是个难题。喷雾半干法烟气脱硫主要特点:u 脱硫工艺技术较成熟，系统简单，投资较少，厂用电低，无废水排放，运行简单。 u 脱硫效率相对较低，若脱硫效率要求大于90%，则需加大钙硫比或加入添加剂，很不经济。u 单塔出力目前受到一定容量的限制。u 脱硫吸收剂石灰CaO价格较石灰石CaCO3贵。u 脱硫副产物一般无法利用。u 脱硫后的烟气含尘量增加，需增加除尘设备。3.2.3烟气循环流化床脱硫工艺烟气循环流化床脱硫（CFB-FGD）技术是目前干法脱硫技术商业57、应用中单塔处理能力最大、脱硫综合效益好的一种方法。烟气循环流化床脱硫工艺技术在最近几年中有所发展，单机的烟气处理能力也比过去增大了很多。该工艺流程主要是由吸收剂制备系统、吸收塔吸收系统、吸收剂再循环系统、除尘器系统等部分组成。锅炉排出的未处理的烟气从流化床的底部进入吸收塔。烟气经过文丘里管后速度加快，并与很细的吸收粉末互相混合。经脱硫后带有大量固体颗粒的烟气由吸收塔的顶部排出。排出的烟气进入吸收剂再循环除尘器中，大部分烟气中的固体颗粒都被分离出来，然后返回吸收塔中被循环使用。烟气循环流化床烟气脱硫主要特点：u CFBFGD有强烈的传热、传质的特点，脱硫剂利用率、脱硫效率在目前各种干法、半干法脱58、硫工艺中最高，运行费用较低。u 脱硫工艺技术比较成熟，系统简单，投资较少，厂用电低，无废水排放，运行简单，控制简单，没有制浆系统及浆液喷嘴，加入吸收塔的消石灰和水是相对独立的，便于控制消石灰用量及喷水量，容易控制操作温度。u 对吸收塔及其下游的设备、烟道和烟囱无需作防腐处理。u 对锅炉负荷适应性好。由于采用了清洁烟气再循环技术，以及脱硫灰渣循环等措施，可以满足不同的锅炉负荷要求。锅炉负荷在10%110%范围内变化，脱硫系统可正常运行。u 脱硫吸收剂石灰CaO价格较石灰石CaCO3贵。u 脱硫副产物一般无法利用。u 脱硫系统无法与主机组独立分开，主机组运行时无法安装或检修吸收塔等设备。u 设备使59、用寿命长、维护量小。塔内完全没有任何运动部件。塔内磨损小，设备使用寿命长。3.2.4干法脱硫工艺干法脱硫工艺主要是喷吸收剂工艺。按所用吸收剂不同可分为钙基和钠基工艺，吸收剂可以干态、湿润态或浆液喷入。喷入部位可以为炉膛、省煤器和烟道。当钙硫比为2时，干法工艺的脱硫效率可达50-70%，钙利用率达50%。这种方法较适合老电厂改造，因为在电厂排烟流程中不需要增加什么设备，就能达到脱硫目的。喷钙脱硫技术由两步固硫反应组成，首先作为固硫剂的石灰石粉料喷入炉膛热烟气中， 热解后生成的CaO随烟气流动，与其中反应脱除一部分；然后，烟气进入锅炉尾部的活化反应器（或烟道），通过有组织的喷水增湿，一部分尚未反应60、的CaO转变成具有较高吸硫活性的 ，继续与烟气中的 反应，从而完成脱硫的全过程。整个工艺流程的化学过程如下： 在第一阶段, 石灰石粉用气力喷射到炉膛的上方、温度9001250的区域。CaCO3受热分解成CaO和CO2，锅炉烟气中部分SO2和全部SO3与CaO反应生成硫酸钙，新生成的CaSO4和未反应的CaO与飞灰随烟气（包括未被吸收的SO2）一起流到锅炉的下游。经验表明，只要保证锅炉正常的飞灰运行方式，锅炉的受热面不会产生积灰和结焦问题。在第二阶段，烟气在一个专门设计的活化器中喷入雾化水，进行增湿。烟气中未反应的CaO与水反应生成在低温下有很高活性的Ca(OH)2， Ca(OH)2与烟气中剩余61、的SO2反应，首先生成CaSO3，接着氧化成CaSO4。在活化器中，对喷水量及水滴直径需严格控制，控制增湿后烟气温度与水露点温度之差，既要使此差尽可能小，又不要造成活化器湿壁和脱硫产物变湿。同时，还要保证烟气与固体颗粒的均匀混合及一定的停留时间，以使化学反应完全及液滴的干燥。 由于脱硫渣和灰含有一部分未反应的CaO和Ca(OH)2，为提高吸收剂的利用率，使其再循环到活化器。从活化器出来的增湿后的烟气温度在5560，为防止烟气在ESP和烟囱中进一步降到低于露点而引起腐蚀，在活化器出口与ESP之间增加了烟气再热装由于反应后的吸收剂需经加热和化学反应后重新使用，产物需要回收，因此成本较高，工艺复杂。62、3.2.5 NID半干法烟气脱硫NID半干法烟气脱硫是新型的综合烟气脱硫系统，是瑞典ABB公司在半干法DRYPAC系统上发展而成，它借鉴了半干法DRYPAC技术的脱硫原理，又克服了该技术制浆系统的弊端，使其具有干法的廉价、系统简单等优点，又具有湿法脱硫效率高的优点。吸收剂为CaO，除尘器入口竖直烟道作为反应器。工艺流程：锅炉空预器出来的烟气，经烟气分布器进入反应器，与增湿的可自由流动的石灰与飞灰混合粉接触，吸收剂与SO2反应，生成亚硫酸钙、硫酸钙等。带有大量固体颗粒的烟气进入除尘器除尘，洁净的烟气通过引风机排入烟囱。烟气温度高于露点温度，故不需要再加热。除尘器下的固体颗粒通过除尘器下的增湿系统63、进入NID反应器，继续参与反应。少部分的脱硫渣经过一个中间仓，经灰渣处理系统输入到渣仓。3.2.6 截至目前全国新投运的小机组脱硫项目统计2006年全国新投运的小机组脱硫项目统计表序号所属省电厂名称脱硫方法机组号装机容量(MW)1山西山西大同热电有限公司双碱法#1、#22502山东里彦电厂双碱法#1、#22553山西山西阳泉河坡发电公司烟气循环流化床#1、#22504天津国电天津第一热电厂烟气循环流化床#1-#33505山东齐鲁石化电厂石灰石-石膏法#1、#22606山西大唐太原第二热电厂石灰石-石膏法#4-#63507山东鲁能烟台发电厂烟气循环流化床#311008广西大唐桂冠合山发电有限公司64、烟气循环流化床#811009云南国电小龙潭发电厂烟气循环流化床#4110010宁夏国电大武口发电厂烟气循环流化床#3、#4211011云南华电昆明发电厂石灰石-石膏法#1、#2210012四川华电宜宾总厂(豆坝电厂)石灰石-石膏法#3、#4210013北京大唐高井热电厂石灰石-石膏法#1、#2211014内蒙古华能包头一电厂烟气循环流化床#8、#9212515浙江浙能台州发电厂烟气循环流化床#6113516浙江巨宏热电公司烟气循环流化床#9113517山东里彦电厂烟气循环流化床#3、#4214518四川华电宜宾发电厂循环流化床#12115019安徽皖能铜陵发电厂石灰石-石膏法#2112520湖65、南大唐株洲发电厂石灰石-石膏法#1、#2212521贵州华电遵义电厂石灰石-石膏法#7、#8212522江苏镇江电厂二期机组石灰石-石膏法#3、#4213523江苏国电南通天生港发电公司石灰石-石膏法#8、#92137.524江苏国电苏龙电力公司石灰石-石膏法#1、#22137.525山东济宁运河发电厂石灰-石膏法#1、#2214526浙江台塑热电(宁波)氧化镁脱硫法#3114927江苏盐城发电厂石灰石-石膏法#10、#11215028山东滕州新源热电有限责任公司石灰石-石膏法#1、#2215029北京华能北京热电厂烟塔合一#1、#2216530河南大唐洛阳双源电厂石灰石-石膏法#1、#22166、6531河北国网马头发电厂烟气循环流化床#6120032江西中电投分宜发电厂烟气循环流化床#8121033山东里能集团曲阜电厂烟气循环流化床#1122034湖北国电长源电力公司荆门热电厂NID半干法#5、#6220035河南国网河南焦作电厂NID半干法#2122036湖北青山热电厂RCFB干法#11120037甘肃国电靖远一电厂LIFAC#2122038山东黄岛电厂#3海水脱硫#3221039河北国电邯郸热电公司石灰石-石膏法#11、#13220040内蒙古华电卓资发电有限公司石灰石-石膏法#1120041河南濮阳热电石灰石-石膏法#1、#2220042北京京能热电公司(石景山)石灰石-石膏法67、#1、#2220043山西大唐太原第二热电厂石灰石-石膏法#7、#8220044内蒙古华能丰泰呼和浩特热电厂石灰石-石膏法#1、#2220045广东粤电沙角发电总厂A厂石灰石-石膏法#1-#3320046贵州华电清镇电厂石灰石-石膏法#7、#8220047四川华电黄桷庄发电公司石灰石-石膏法#21、#22220048河南中电投平东热电石灰石-石膏法#1、#2221049山西中电投漳泽发电厂石灰石-石膏法#5、#6221050河北河北建投兴泰发电公司石灰石-石膏法#8122051北京华能北京热电厂烟塔合一#3、#4222052山西大唐云冈热电公司石灰石-石膏法#1、#2222053江苏国网徐州发68、电厂石灰石-石膏法#7、#8222054河南大唐首阳山发电厂石灰石-石膏法#1、#2222055广西柳州发电有限责任公司石灰石-石膏法#1、#2222056四川华电内江发电总厂石灰石-石膏法#21、#22222057上海上海石化热电总厂石灰石-石膏法#3、#4210058江苏江苏仪征化纤热电中心石灰石-石膏法#2#55220t/h炉59江西江西九江石化总厂石灰石-石膏法2190t/h炉3.2.7 截至目前全国新投运的小机组脱硫项目（按脱硫方法分类统计）序号脱硫方法50MW机组100MW机组125MW机组200MW等级机组1石灰石-石膏法12台8台21台35台2烟气循环流化床4台5台7台3台3N69、ID半干法3台4其他脱硫方法4台1台3台由上表可看出：石灰石-石膏法由于技术成熟，运行可靠性好，在脱硫市场上占有很大份额，其次为烟气循环流化床脱硫技术。3.3 石化企业烟气脱硫技术的选择原则烟气脱硫方法各有特点，根据国家环保政策和电厂实际情况的不同，包括：烟气污染物排放要求、电厂地理位置、燃用煤种、脱硫场地布置、吸收剂来源以及脱硫副产物处置等，脱硫工艺的选择也各不相同。根据我国的基本国情、石化企业和川维厂烟气脱硫改造工程的具体情况，提出以下几点脱硫工艺选择的基本原则： 3.3.1 达到国家污染物排放标准及总量控制的要求目前，二氧化硫的排放控制日益严格，根据不同时段的排放限值，脱硫后净烟气中的S70、O2和粉尘等污染物排放应符合国家排放标准的规定和建设机组环境评价的要求。作为一套性能先进的脱硫装置，其脱硫效率应在96%以上。3.3.2 脱硫装置运行必须稳定可靠脱硫装置应能稳定运行，具体要求如下： 脱硫装置可靠性要求大于95%，脱硫装置的行应确保不影响主机的正常运行。 脱硫装置的脱硫率应保持稳定。当燃煤和主机运行参数在一定范围内变化时，能通过调整脱硫设施的运行参数，控制脱硫后净烟气中的SO2和粉尘等污染物排放在环保允许范围内。 脱硫设施的检修和维护工作量小。各个脱硫子系统应能稳定运行，减少维修工作量。 3.3.3 优先选用国产化率高和技术成熟的脱硫工艺脱硫工艺的高国产化率不仅有利于降低工程初71、投资，节省工期，而且对今后脱硫装置运行的调试、技术指导和备品备件的供应也十分有利。 3.3.4 符合循环经济和清洁生产的原则脱硫工艺的选择应充分考虑脱硫副产物的合理处置问题。应采取措施保证脱硫副产物的综合利用，杜绝二次污染， 同时应充分考虑吸收剂的来源和供应问题。一定要严格控制脱硫吸收剂供应的质量，确保脱硫装置的正常运行。 3.3.5具有较好的技术经济指标随着目前脱硫核心技术的引进、自主知识产权化和关键设备的生产已大部分实现国产化，因此，脱硫工程的单价下降较多，目前国内有实际运行业绩的脱硫工艺单价已由最初的8001000元/kW下降至400500元/kW。3.3.6 满足企业的使用条件由于石化72、企业配套的锅炉或电站大部分均作为生产性热电站，其年运行时间均较长，机组运行稳定性、适应性和可靠性要求较高，因此，其相应配套的脱硫装置要求技术成熟，适应性强、稳定可靠，脱硫效率高，同时充分考虑工艺和设备的成熟程度，特别在防止腐蚀、结垢、堵塞等环节方面的技术手段，还要考虑装置占地的大小以及其它对锅炉、机组运行状况和烟气处理系统的影响。3.4 工艺技术的选择3.4.1 几种常用烟气脱硫技术的比较常用烟气脱硫技术的技术经济比较见表3.2-7。表3.4-1几种常用烟气脱硫技术经济性对比表脱硫工艺石灰石-石膏湿法半干法干法电子束海水脱硫旋转喷雾式NID法炉内喷钙-尾部增湿法炉内干法喷钙烟气循环流化床装置容73、量机组容量不限90%吸收剂90石灰石70%75%石灰90%石灰90石灰石90石灰石85%石灰99%液氨海水钙硫比1.031.051.21.51.21.42.53.02.53.01.21.41.1副产品石膏CaSO4，用于生产石膏板等亚硫酸钙，用于生产水泥、铺路等亚硫酸钙，用于生产水泥、铺路等亚硫酸钙，用于生产水泥、铺路等亚硫酸钙，用于生产水泥、铺路等亚硫酸钙，用于生产水泥、铺路等硫酸铵、硝酸铵，生产复合肥硫酸盐，抛弃电量消耗0.73%1.01.40.51.01.01.01.3%1.5%11.3%运行成本较低较高较高较低较低较高高较低废水排放少量无无无无无无无投资估计主要用于大机组，目前国产化率74、较高，单价下降较多， 400500元/KW主要用于中小机组，单价较高，300400元/KW主要用于中小机组，单价较高，300350元/KW主要用于中小机组，单价较高，250400元/KW主要用于中小机组，单价较高，200300元/KW主要用于中小机组，单价较高，300350元/KW技术尚处于试验阶段，1000元/KW机组容量不限， 400500元/KW技术特点优点：工艺技术成熟可靠，应用最广，适用于所有煤种和所有机组；负荷适应性好；脱硫率高达99%；脱硫剂价廉易得；运行成本低；副产物石膏可综合利用，无二次污染；缺点：工艺流程复杂；初投资较高；有少量废水产生。优点：工艺流程简单；投资也较小。缺点75、：无大型机组成功应用业绩，国内仅有100MW的试验装置；脱硫率较低；操作弹性较小；钙硫比高；运行成本高；副产物综合利用价值低。优点：工艺流程简单；投资也较小。缺点：无大型机组成功应用业绩；脱硫率较低；操作弹性较小；钙硫比高；运行成本高；副产物综合利用价值低。优点：工艺流程简单；投资也较小。缺点：脱硫率较低；操作弹性较小；钙硫比高；运行成本高；副产物综合利用价值低；改造炉膛会导致锅炉效率降低。优点：工艺流程简单，投资也较小。缺点：脱硫率低；操作弹性较小；钙硫比高；运行成本高；副产物综合利用价值低；改造炉膛会导致锅炉效率降低。优点：工艺技术成熟可靠，脱硫率在所有干法和半干法工艺中最高；单塔烟气处理76、量也较大；负荷适应性好；钙利用率高；投资省；对吸收塔及其下游的设备、烟道和烟囱无防腐要求。缺点：对石灰纯度要求较高；副产物综合利用价值低。优点：能同时脱硫和脱氮；副产物是一种优良的复合肥；无废水产生。缺点：脱硫率较低；投资高；因工艺技术和设备元件不过关，大型机组应用较困难。优点：工艺技术成熟可靠，机组容量不限；脱硫率90%以上；工艺流程简单；投资省；运行成本低。缺点：受地域条件限制，只能用于沿海地区；只能适用于中、低硫煤种；有二次污染。烟气脱硫工艺技术选择根据上述烟气脱硫工艺技术的选择原则和几种常用烟气脱硫技术经济比较，经分析论证，我们认为石灰石石膏湿法烟气脱硫工艺技术是川维厂烟气脱硫的首选方77、案，原因如下：（1）烟气脱硫处理能力方面川维厂位于国家划定的酸雨控制区内，重庆市也是高硫煤产区，根据国务院关于两控区酸雨和二氧化硫污染防治“十五”计划提出的排污总量控制目标，重庆市和中国石化二氧化硫削减方案，意味着川维厂将面临两条选择：要么降低燃料的硫含量，要么增设脱硫设施。根据川维厂处于高硫煤地区的实际状况，无法使用低硫煤，而且即使能降低燃料硫含量，烟气中的尘含量高的问题也无法解决。总之，川维厂老锅炉改造势在必行，而且脱硫、除尘一并解决，随着我国经济的飞速发展，环境问题日益突出。由二氧化硫排放所致的硫酸型酸雨污染危害面积达国土面积达40以上，全国七大水系均受到不同程度的污染。根据有关资料表明78、，我国由于酸雨和二氧化硫造成农作物、森林和人体健康等方面的经济损失每年占我国GDP的2%3%，仅江苏、浙江等七省因酸雨而造成农田减产约1.5亿亩，年经济损失约37亿元；森林受害面积128.1万公顷，年木材损失6亿元，森林生态效益损失约54亿元。二氧化硫污染已经成为制约我国经济和社会发展的重要因素，削减二氧化硫排放量、控制大气二氧化硫污染，保护大气环境质量，是目前及未来相当长时期内我国环境保护的主要课题。进行严格的控制势在必行。政府部门对SO2排放要求严格，根据上述表1.2-3、1.2-4和1.2-5列脱硫前后的污染物排放总量情况，要确保重庆市政府批准的川维厂2010年二氧化硫总量控制指标49679、0吨/年的实现，川维厂的SO2排放指标必须达到400 mg/Nm3以下，脱硫效率须达到96以上。鉴于川维厂目前的脱硫烟气处理量较大，5和9炉脱硫烟气量达730061Nm3/h，且燃煤含硫量较高，全硫达St,d 2.57%，因此，在目前常用的几种烟气脱硫技术中，石灰石石膏湿法脱硫工艺作为最成熟可靠，在国内外有最广泛应用业绩的成功脱硫工艺，应是川维厂进行老厂脱硫改造的首选。（2）技术经济指标方面如上述，石灰石石膏湿法脱硫工艺技术成熟可靠，应用最广，适用于所有煤种和所有机组；石灰石石膏湿法脱硫工艺烟气和SO2处理量大，负荷适应性好；脱硫率高达99%，同时还具有较高的除尘能力。脱硫吸收剂价廉易得；运行80、成本低，脱硫副产物石膏可综合利用，无二次污染。相对而言，石灰石石膏湿法脱硫工艺由于工艺系统较复杂，工程初投资较大。但随着目前脱硫核心技术的引进、自主知识产权化和关键设备的生产已大部分实现国产化，因此，脱硫工程的单价下降较多，目前国内大型机组的脱硫单价已由最初的8001000元/kW下降至400500元/kW，因此，很适合于川维厂目前即将开展的脱硫工程改造。另外，在运行费用方面，石灰石石膏湿法脱硫工艺的运行费用主要由电费、水费、吸收剂成本构成，此外，脱硫副产物石膏进行综合利用可以回收一部分运行成本费用。相对而言，石灰石石膏湿法脱硫工艺的运行费用较低。（3）硫资源的循环利用方面 如上述，石灰石石膏81、湿法脱硫工艺的脱硫副产物石膏可作为建筑装饰石膏板或水泥添加剂进行综合利用，且绝无二次污染，目前在市场上比较畅销。（4）脱硫吸收剂的供应方面川维厂附近的石灰石矿源储量丰富，且质量较优，石灰石石膏湿法脱硫工艺所需的吸收剂来源稳定，且价廉易得，完全可以确保石灰石石膏湿法脱硫装置的正常运行。 从以上的技术经济分析，以及结合国家产业政策和石化企业本身要求锅炉长周期正常运行的特点，可以认为：石灰石石膏湿法脱硫工艺技术具有脱硫效率高、资源化技术日益成熟、符合循环经济原则等优势，是一种比较适合燃用高硫煤锅炉烟气脱硫改造的脱硫工艺。因此石灰石石膏湿法脱硫工艺技术是本工程推荐的烟气脱硫工艺技术。3.5 同方环境公82、司石灰石石膏湿法脱硫工艺技术特点同方环境公司的石灰石石膏湿法脱硫技术是在引进吸收奥地利能源及环境公司（AE&E）喷淋塔脱硫技术基础上，结合国内脱硫工程特点并总结公司40余个脱硫工程建设的实际经验，同时依托清华大学自有的技术优势，进一步开发创新、优化形成的。同样是喷淋塔技术，我们具有更多的优势。3.5.1 吸收塔设计与循环泵选型综合优化，降低脱离系统电耗吸收塔的设计直径与吸收塔空塔流速有关。一般来说，较高的空塔流速可以降低循环泵的流量，减小循环泵电耗。但这也会增加了吸收塔压损。同方环境公司吸收塔综合考虑塔与循环泵的最优化设计，选取适当的空塔流速，降低脱硫系统总电耗。 下图表示了不同空塔流速下增压83、风机(本工程为引风机代增压风机)、循环泵及综合电耗的曲线。可以看到，空塔流速在3.8 m/s时，FGD综合电耗最低。在烟气入口流量增加10时，空塔流速约4.1 m/秒，吸收塔仍然可以保证在非常经济的工况下运行。图4-1：不同空塔流速下的电耗3.5.2 针对吸收塔浆池的大小，设计最佳的强制氧化方式亚硫酸钙的氧化是通过向反应池适当的位置注入氧化空气来实现的强制氧化。一般来说氧化空气喷嘴有两种设计方式排管式（见图4-2）和喷枪式（见图4-3）。图4-2：排管式氧化空气喷嘴图4-3：喷枪式氧化空气喷嘴排管式氧化空气喷嘴是在插入吸收塔浆池内的多束管道上开孔的方式导入氧化空气。特点是系统简单，氧化空气在浆84、池断面上分布较为均匀，氧化空气的插入深度较低，氧化风机的出口压力要求低。喷枪式氧化空气喷嘴是在浆池搅拌器的的正前方导入氧化空气，通过搅拌器的作用使空气扩散到整个浆池。特点是氧化空气的插入深度较大，需要的氧化空气量比排管式小，氧化风机的出口压力要求高。图4-4是不同氧化空气插入深度对氧化空气的需求量的影响。图4-4：过剩空气系数从上图可知，氧化空气插入深度越深，氧化空气的利用率越高，对氧化空气的用量越低，但是对氧化风机的出口压力要求越高。氧化空气喷嘴方式的选取需要综合考虑上述因素，并考虑到风机制造商的设备选型特点，在保证亚硫酸钙的有效氧化的条件下选取最优的氧化风机型号，降低电负荷。根据本项目特点85、，我们推荐采用排管式氧化空气喷嘴的模式。3.5.3 计算机模拟计算与模型试验相结合，最优化吸收塔及内部件的设计同方环境公司设计了18个直径序列的标准吸收塔，（9、 9.5、10、10.5、11 、11.5、12、12.5、13、13.5、14、14.5、15.3、16、17.5、18.4、19、20m）。对于每个序列的吸收塔我们都进行了计算机模拟计算与模型试验来优化吸收塔及其内部喷淋层的设计。目前，同方环境公司在国内的业绩已经全面覆盖了上述直径序列的吸收塔，20多个项目已经通过了168试运行，脱硫效率均达到或超过了最初的设计值。4-5：吸收塔的内部流场分布计算模拟图 控制脱硫塔烟气均匀流动技术86、同方环境公司根据AEE公司参考几十年设计FGD系统所获得的经验，通过计算机模拟设计，确定了吸收塔内喷淋层和喷嘴的布置、除雾器、烟气入口和烟气出口的位置，优化了PH值、L/G、石灰石化学当量比、氧化空气流量、浆液浓度、烟气流速等性能参数。初始设计 优化设计轴向流速分布模拟对比CFD仿真速度场模拟优化设计前 优化设计后轴向流速分布模拟对比模拟模型 试验模型试验和理论模型的比较3.5.5吸收塔的设计介绍吸收塔高度尺寸的设计需要考虑的主要因素有： 浆液池正常高度H1 浆液池正常液位至吸收塔入口烟道下端面高度H2 吸收塔入口烟道高度H3 吸收塔入口烟道上端面至最下一层喷淋层高度H4 喷淋层间距H5 除雾87、器安装高度要求H6 吸收塔入口烟道高度H7吸收塔高度HH1+H2+H3+H4+H5*(n-1)+H6+H7n为喷淋层层数同方环境公司技术的喷淋塔设计，具有较大的吸收区域高度（H3/2+H4H5*(n-1)）。同时因为采用新型式的除雾器，便于除雾器的检修维护，同时降低降低除雾器安装高度要求H6，使得吸收塔的设计紧凑，能够有效减小烟气在吸收塔和烟道的阻力损失，降低脱硫电耗。吸收塔的吸收区域是指吸收塔入口烟道中心线以上至最高一层喷淋层中心线中间的区域。喷淋的浆液在该区域对含硫烟气进行洗涤。充分的吸收区域高度可以保证较高的脱硫率。在满足同样脱硫率的要求下，这个高度越高，所需要的循环泵流量就越低，这可以88、降低循环泵流量及电耗，从而降低吸收塔压损。同方环境公司的吸收塔设计空间紧凑合理，易于检修。吸收塔在保证较高吸收区域高度的情况下，尽量减小烟气在吸收塔和烟道的阻力损失，降低脱硫电耗。3.5.6其它设计特点3.5.6.1低负荷运行适应性强1）本工程吸收塔采用空塔结构，配四层喷淋层，有较小的阻力和较高的脱硫率。当5炉和9炉单台炉运行时，吸收塔只需投入三层喷淋层，此时脱硫效率和烟气排放满足要求。2）本工程氧化风机共配置3台（二运一备），当投入5炉和9炉两台炉时，氧化风机按二运一备的方式运行；当投入5炉或9炉单台炉时，氧化风机按一运一备的方式运行即可满足石膏浆液的氧化要求。与常规的2台氧化风机（一运一备89、）配置方案比较，其特点如下：优点： 3台氧化风机的配置方案运行可靠，调节灵活；对机组负荷的适应性较好； 3台氧化风机的配置方案可根据机组负荷情况灵活采用二运一备或一运一备的运行方式，从而最大限度地节省脱硫电耗；缺点：3台氧化风机的配置方案占地面积稍大，设备和系统初投资约高30%（初步估算约3040万元）。3）本工程吸收塔配2100石膏浆液排出泵，石膏浆液排出泵采用变频调节运行方式。当锅炉负荷在50100BMCR工况下运行时，石膏浆液排出泵进行变频调节，满足机组运行的需要，同时尽量减小泵的运行功率，节约用电。通过上述优化措施和特殊设计，提高了电厂锅炉低负荷工况的适应性。当5炉和9炉单台炉运行时，90、在满足脱硫效率和运行要求的前提下，可节省电耗476kW.h/h（6kV馈线处），为电厂经济运行提供灵活方便的运行方式和更好的经济效益。3.5.6.2其它 采用压力要求低的喷嘴，减小循环泵工作压力，降低电耗； 高效率杂质分离系统，可以降低吸收塔对石灰石纯度的要求； 脱硫废水排放量低； 吸收塔浆池容积设计较大，保证高品质石膏产品的生成。3.5.7主要设备技术特点3.5.7.1 吸收塔系统3.5.7.1.1吸收塔a. 结构吸收塔为圆柱形塔，烟气从吸收塔中下部进入吸收塔，从塔顶侧向离开吸收塔。吸收塔壳体由碳钢制做，内表面衬丁基合成橡胶防腐。吸收塔的设计能保证要求的脱硫效率而无需设置任何用于强化传质的内91、置件。同方环境公司通过优化设计减少了吸收塔内部件，这对提高系统的稳定性和可靠性是至关重要的。塔的下部为浆液池，同方环境公司为本工程设计了容积足够大的浆池，氧化时间充分，石膏结晶时间长，能保证生产高品质的石膏，并为石灰石提供充分的溶解时间以保证低水平的钙/硫比(Ca/S)，同时保证为喷淋过程中物理溶解于浆液中的酸性物质在浆池内与溶解态石灰石的反应提供充分的反应时间，由此确保高的脱硫效率。浆池中下部均布多个侧进式低速搅拌器，以防止固体沉淀。在烟气参数如烟气流量、烟气温度和SO2初始浓度发生快速变化的情况下，能够稳定吸收塔的正常运行，浆液池的设计保证提供充分的气固缓冲容积。烟气进口上方的吸收塔中上部92、区域为喷淋区，喷淋区设四层喷淋层，由独立的循环泵与各自对应的喷淋层连接。吸收塔按脱硫设计煤种（Sar=2.41%）进行设计。入口段向塔内延伸约0.65m，以保护吸收塔的防腐层不受高温烟气的损害；入口段与吸收塔平面成7的倾角，保证所有冷凝酸及喷淋液回入塔内；向下的入口烟气设计有利于增加了烟气的湍流，提高了气液相之间的传质、传热效果；入口段设计同时保证烟气在塔截面上的分布更加均匀。吸收塔顶部布置有电动放空阀，在正常运行时该阀是关闭的。当FGD装置走旁路或当FGD装置停运时，电动放空阀开启，消除在吸收塔氧化风机还在运行时或停运后冷却下来时产生的与大气的压差。吸收塔外共设四层主要运行层平台，分别位于氧93、化空气喷管层，浆液喷淋层，除雾器层和顶层，并与浆液循环泵房通过联络平台进行连接，便于电厂运行监视和检修维护。b. 材质塔本体：碳钢塔衬里：衬里施工前经表面预处理，喷砂除锈，内衬材料为丁基合成橡胶。塔内件支撑：碳钢衬丁基合成橡胶塔烟气入口区：碳钢衬2mm C276合金塔内部螺栓、螺母类：合金3.5.7.1.2 喷淋层及喷嘴a. 结构吸收塔内部喷淋系统是由分配母管和喷嘴组成的网状系统。设多层喷淋层，每个喷淋层间距1.8m。喷淋层间距的设计不仅考虑到满足性能要求，而且充分考虑到便于工作人员进入吸收塔对浆液分配管网及喷嘴进行检修和维护。基于多年FGD系统设计的经验，通过计算机模拟辅助设计，确定吸收塔内94、喷淋层和喷嘴的选型及布置。采用多层喷淋层，一个喷淋层包括若干支管，喷嘴规则地布置在支管上。通过对喷嘴进行优化布置，使吸收塔断面上几乎完全均匀地进行喷淋。如此布置可尽可能减少喷淋到塔壁上的浆液量，同时提高有效的浆液传质表面积。喷淋层上安装高效的空心锥型喷嘴，喷嘴材料为SiC。该种喷嘴可使喷出的浆液覆盖均匀，喷射角度精确而且雾化效果好，并具有高的浆液喷淋速率。喷嘴设计紧凑，在给定尺寸下得到最大流量，畅通的通道设计最大程度避免阻塞现象，既保证了运行的稳定性又提高了使用寿命。喷淋系统能使浆液在吸收塔内均匀分布，流经每个喷淋层的流量相等。喷淋层的总体布置增加了浆液与气体的接触面积和几率，保证对整个塔体有95、效横截面（烟气分布横截面）进行不低于180的覆盖率。b. 材质喷淋系统管道：FRP喷嘴：碳化硅（SiC），是一种耐磨，且抗化学腐蚀性极佳的材料，可以长周期运行而无腐蚀、无磨蚀、无石膏结垢及堵塞等问题。3.5.7.1.3 除雾器a. 功能及结构除雾器用于分离烟气携带的液滴。系统组成：二级除雾器，配备冲洗水系统和喷淋系统（包括管道、阀门和喷嘴等）。除雾系统包括一台安装在下部的粗除雾器和一台安装在上部的细除雾器，彼此平行的除雾器元件为波状外形。位于下面的第一级除雾器是一个大液滴分离器，叶片间隙较大，用来分离上升烟气所携带的较大液滴。上方的第二级除雾器是一个细液滴分离器，叶片距离较小，用来分离上升烟气96、中的微小浆液液滴和除雾器冲洗水滴。烟气流经除雾器时，液滴由于惯性作用，留在挡板上。由于被滞留的液滴也含有固态物，主要成分为石膏，因此存在在挡板上结垢的危险，同时为保证烟气通过除雾器时产生的压降不超过设定值，需定期进行在线清洗。为此，设置了定期运行的清洁设备，包括喷嘴系统。冲洗介质为工业水。一级除雾器的上下面和二级除雾器的上下面均设有冲洗喷嘴，正常运行时下层除雾器的底面和顶面，上层除雾器的底面自动按程序轮流清洗各区域，FGD停运时可手动开启二层除雾器的上层冲洗水，使除雾器始终保持干净。除雾器每层冲洗可根据烟气负荷、除雾器两端的压差自动调节冲洗的频率。冲洗水由除雾器冲洗水泵提供，冲洗水还用于补充吸97、收塔中的水分蒸发损失。b. 选材除雾器：聚丙烯冲洗管道：PP冲洗喷嘴：PP3.5.7.1.4 吸收塔浆液循环泵a. 结构吸收塔浆液循环泵安装在吸收塔旁，室内布置，用于吸收塔内石膏浆液的循环。采用单流和单级卧式离心泵，包括泵壳、叶轮、轴、轴承、出口弯头、底板、进口、密封盒、轴封、基础框架、地脚螺栓、机械密封和所有的管道、阀门及就地仪表和电机。浆液循环泵配有油位指示器、联轴器防护罩和泄漏液的收集设备等。配备单个机械密封，密封元件配有人工冲洗的连接管。轴承型式为耐磨型。吸收塔的操作液位的设计能充分保证泵的工作性能，泵的叶轮背后不气蚀；同时，选择了较大的泵入口管管径，能有效防止气蚀的发生，延长泵的使用98、寿命。b. 选材选用材料的能完全适于输送的介质，并适应高达40000ppm的Cl-浓度。外壳材质采用碳钢衬丁基合成橡胶或高镍合金，叶轮材质采用高铬铸铁或等同材料，机械密封材料为SiC。3.5.7.1.5 吸收塔搅拌器a. 功能和结构在吸收塔浆液池的下部，沿塔径向布置四台侧进式搅拌器，其作用是使浆液中的固体颗粒维持在悬浮状态，同时分散氧化空气。搅拌器安装有轴承罩、主轴、搅拌叶片、机械密封。搅拌器叶片安装在吸收塔浆液箱内，与水平线约为7度倾角、与中心线约成7度倾角。搅拌桨型式为三叶螺旋桨。采用低速搅拌器，有效防止浆液沉降。在搅拌器旁设置人工冲洗设施，提供安装和检修所需要的吊耳、吊环及其他专用滑轮。99、b. 选材吸收塔搅拌器的搅拌叶片和主轴的材质为6钼合金1.4529。.1.6 氧化风机及氧化空气喷管a. 功能和结构氧化风机其作用是为吸收塔浆液箱中的浆液提供充足的氧化空气。风机为罗茨风机。风机的入口设有过滤器，保证入塔的氧化空气无尘；风机的入口设有消音器，风机外有隔音罩；氧化风量按投运风机的最大出力供给，不设调节器，每个吸收塔浆液池液面下侧向设置精心设计的喷射枪。氧化空气在入塔前进行喷水冷却，使之降温，并达到饱和。b. 选材机壳采用铸铁。叶轮采用铸铁，经时效处理，采用渐开线形线。主从动轴采用45号优质碳素钢、与叶轮组装后校静动平衡。在吸收塔内分布的氧化风管材料采用耐磨耐腐蚀的玻璃钢（FRP）100、材料制作。.2 烟气系统本系统主要设备包括烟道、挡板门等.2.1 烟道本工程原烟道采用5mm厚度钢板制作，净烟道采用6mm厚度钢板制作，其中考虑1mm腐蚀余量。烟道设计压力为4000Pa。原烟道进入吸收塔前容易受塔内水汽影响的部位内衬高温玻璃鳞片树脂，并在吸收塔入口补偿器处设排水口，有效减少浆液滞留和减小腐蚀的可能性。净烟道全部内衬低温玻璃鳞片树脂，净烟道补偿器也设置排水口，及时排出烟气挟带的浆液，减小烟道腐蚀的可能。旁路挡板门至烟囱段烟道也内衬高温玻璃鳞片树脂，该内衬树脂还能耐受每年二次至少20min由于空预器引起的180故障烟温。.2.2 挡板门1） 功能和结构原烟气挡板门设置在FGD入口101、烟道上，净烟气挡板设置在FGD出口烟道上，其目的是将原烟气引向烟气脱硫系统（FGD）和/或防止烟气渗入烟气脱硫系统。旁路挡板位于旁路烟道上，其作用是当烟气脱硫系统或锅炉处于事故状态的情况下使烟气绕过FGD而通过旁路直接排入烟囱。本工程原/净烟气、旁路挡板挡板均为单轴双百叶窗挡板。该挡板门主要特点为密封性好，运行稳定可靠，应用较为广泛。双百叶窗挡板门有两排叶片组成，当档板门关闭时在两层叶片之间形成了一个气密间隔，通过密封风机将大于在烟道气压力密封气体充入这个隔间，这样可防止烟气通过关闭的档板门，具有良好的气密性。旁路挡板正常开启时间在30-45秒，快开时间20秒。旁路挡板采用1个快开型1个调节型102、气动执行器。这些配置能充分有效保障机组的安全正常运行。挡板与密封空气系统相连接。所有挡板共用一套密封空气系统，包括两台密封空气风机（一用一备），电加热器。挡板处于关闭位置时，挡板翼由微细钢制衬垫所密封，在挡板内形成一个空间，密封空气从这里进入，形成正压室，防止烟气从挡板一侧泄漏到另一侧。2） 选材原烟气挡板门叶片及框架材料为Q235，密封片采用进口1.4529合金，净烟气挡板门及旁路挡板门叶片、烟气挡板的轴和挡板本体材质采用贴衬进口DIN1.4529合金，密封片采用进口C276哈氏合金。.3 石膏浆液排出泵的选型本工程吸收塔配2100石膏浆液排出泵，石膏浆液排出泵采用变频调节运行方式，其优点如103、下：1） 当电厂煤质变化或机组低负荷运行时，脱硫系统的石膏排浆量也将发生较大变化。石膏浆液排出泵采用变频调节，可灵活调节石膏浆液排出泵的浆液输送量，并节省石膏浆液排出泵的电耗4060%；2） 为确保石膏漩流站（初级脱水装置）的运行效果和底流浓度维持在50%以上，就必须确保石膏漩流站入口压力稳定在1.61.8ata。石膏浆液排出泵采用变频调节，有利于确保石膏漩流站入口压力的稳定。3） 有利于简化石膏脱水系统，提高系统可靠性。石膏浆液排出泵采用变频调节可取代石膏漩流站入口的调节阀和浆液回流系统，从而解决了调节阀的磨损和泄漏问题，提供了系统运行的可靠性。.3.1 适应不同煤种和不同负荷工况石膏浆液排104、出泵满足在15小时内排空吸收塔。.3.2 降低运行电耗的措施石膏浆液排出泵采用变频调节。当锅炉负荷在50100BMCR工况下运行时，石膏浆液排出泵可进行变频调节，满足机组运行的需要；当吸收塔排空时，可保证15小时内排空吸收塔。石膏浆液排出泵的选择，还考虑到在满足系统运行要求的前提下，尽量减小泵的运行功率，节约用电。 降低脱硫运行费用的措施本工程脱硫系统中，由于仪用和杂用压缩空气均来自主体工程，因此影响运行成本的主要因素是电耗、水耗、气耗和石灰石耗量等几方面，在工艺设计方面，尽量采取各种优化措施，力求降低各种消耗品用量，使运行成本最小化。.1 降低浆液循环泵的运行电耗本工程克服脱硫系统阻力所需电105、耗、浆液循环泵和氧化风机等是脱硫系统最大的电用户。1）本工程在烟道布置上尽量优化，确保气流分布的均匀性。尽量减少弯头数量，如必须采用弯头，则采用缓转弯头；同时，将烟气流速控制在15m/s以下。增压风机选型阻力通过准确计算，既保证最恶劣工况和最低负荷下风机的正常出力，同时，也确保正常运行工况始终处于高效区运行。2）本工程通过准确地计算管道系统的阻力，浆液循环泵在设计工况位于最高效率点，在最高和最低液位之间处于泵的高效区内。选用的浆液循环泵具有很高的效率和比较平缓的性能曲线，能适应液位较大的变幅。此外，本工程吸收塔喷淋层喷嘴采用背压较偏心喷嘴，从而有效地降低浆液循环泵的扬程。同时，合理地选择浆液循106、环管的管径，使流速不致过高，并减小管道水力损失；在浆液循环管道滤网的设计方面，取较低的过网流速，一方面避免停泵时对滤网的损坏，另一方面又减小过网水力损失，进一步降低浆液循环泵扬程，从而减小浆液循环泵的运行电耗。3）优化吸收塔的设计，特别注意喷淋层和喷嘴的布置，在保证浆液的覆盖率以确保脱硫效果的前提下，提高吸收塔的烟气吸收高度，尽量减小液气比，控制浆液循环泵的流量，从而减小浆液循环泵的运行电耗。4）如前述，本工程氧化空气选用排管式，具有系统简单，氧化空气在浆池断面上分布较为均匀，氧化空气的插入深度较低，氧化风机的出口压力要求低等优点。根据本工程的特点，同方环境公司提供的氧化风机选用罗茨式高压风机107、，风机运行可靠，效率较高，电耗较低。.2 设置大容量压缩空气罐本工程设置足够容量的仪用空气稳压罐和杂用空气贮气罐。贮气罐的供气能力满足当空气压缩机停运时，依靠贮气罐的贮备，至少能维持整个脱硫控制设备继续工作不小于10分钟的耗气量，减少电厂空压机的启动次数，一方面延长了设备的使用寿命，另一方面也适当降低了电厂的电耗。.3 减小脱硫系统的耗水量耗水量也是影响系统经济运行的一个重要指标。本工程为减小耗水指标，采取了如下措施：1）常规的脱硫装置中，冷却水的最大用户是电机冷却水。本工程所有电动机采用空空冷却电机，不使用冷却水，从而最大限度地减小了用水量和后续处理措施。本工程冷却水用户只有氧化风机冷却水，108、2110MW机组总用水量10m3/h。本冷却水采用电厂工业水，用后经收集回收至脱硫工艺水箱，相当于闭式循环，不额外增加耗水量，也不对工艺水造成不利的影响。2）脱硫岛内的水采用闭式系统，岛内所有的水（包括石灰石浆液带入的水、管道冲洗水和除雾器冲洗水等）均回到吸收塔重复使用，整个脱硫岛内除外排少量的脱硫废水外，没有外排的水，一方面减小了废水量和对岛外环境可能造成的污染，另一方面也减小了耗水量。3）石膏排出泵输送到脱水区的石膏浆液经过石膏旋流器分离后，其溢流浆液和废水旋流器底流浆液经回收后返回吸收塔作为吸收塔的补水；真空皮带脱水机的滤液经收集后用于石灰石粉制浆，再通过石灰石浆液补充回吸收塔，作为吸收109、塔的补水。.4 关于降低石灰石耗量的措施石灰石的耗量也是脱硫系统的一个重要运行成本，衡量石灰石耗量的一个重要指标即石灰石利用率（其倒数即我们常用的钙硫比，本项目钙硫比设计值控制在1.03）。对于给定化学成分的石灰石，石灰石利用率受两个重要因素的影响：（1）石灰石在吸收塔中的溶解速率；（2）石灰石在吸收塔中的停留时间。 石灰石的溶解速率可表示如下式：R = KAH+(1-RS)式中，R=石灰石溶解速率K=速率常数A=石灰石颗粒表面积H+=水合氢离子浓度RS=CACO3相对饱和度如关系式中所示，对某种特定的石灰石，溶解的速率受可利用表面积（研磨粒度）的变化，和吸收塔内PH值的变化而变化。针对本工程110、脱硫项目，我公司在设计中，特别考虑在一定程度上降低吸收塔反应池PH值（PH=5.46）来提高石灰石溶解速率。当然，降低反应池的PH值会降低溶液的碱性，所以采用较高的吸收塔烟气吸收高度来保持稳定的脱硫效率，吸收区高度达到9米。对于本项目的这一设计,系兼顾钙硫比和液/气比的最佳平衡点。此外，为提高吸收剂的利用率，我公司在工程脱硫项目的设计中特别选用了大容量的吸收塔反应池，使循环浆液停留时间达到4.32分钟,从而适当提高了石灰石利用率。3.5.9 吸收塔干湿界面防腐的推荐意见根据同方环境公司的工程经验，在吸收塔干湿界面防腐采用C22或C276镍基合金时，与塔壁之间的异种钢焊接处理需要非常小心，如果稍111、有不慎焊缝处就会发生腐蚀，而且C22或C276由于冶炼技术和成本的原因，目前还没有国产化，价格相当昂贵，整个吸收塔入口烟道采用C22或C276贴衬增大了脱硫工程的造价和焊缝腐蚀的风险。为此，同方环境公司推荐如下方案：同方环境公司的技术支持方同方环境公司根据AEE几十年的脱硫工程经验，一直推荐采用碳钢衬耐高温玻璃鳞片树脂的方式解决干湿界面的防腐问题。目前同方环境公司安装的至少80的吸收塔采用碳钢/鳞片衬里入口件。同种钢材的焊缝结合紧密，不存在晶间应力，热胀冷缩也同步，和玻璃鳞片树脂配合恰当。在同方环境公司实施的包括玉环21000MW脱硫工程等都采用碳钢衬玻璃鳞片树脂，使用效果很好。因此，同方环境112、公司推荐本工程吸收塔干湿界面采用底部用2mm高温型鳞片+耐热砖20mm、侧面和顶部用2mm高温型鳞片的防腐方案，完全能满足使用效果和使用寿命。3.5.10 脱硫装置启动曲线3.5.10.1 脱硫启动的时间进度表FGD通烟正常运行随锅炉升负荷长时间停运状态短时间停运状态锅炉启动燃油锅炉稳定负荷改变燃料只烧煤正常运行负荷升FGD允许启动电厂3.5.10.2 脱硫启动计划曲线FGD通烟锅炉负荷100锅炉启动油油和煤煤短期停运状态长期停运状态FGD动作（随锅炉升负荷）时间氧化风机子回路控制FGD系统准备完毕事故浆液罐组控排水池组控制除雾器组控制二号循环泵组控制吸收塔仪表子组搅拌器子回路控制一号循环泵组113、控密封空气子组控制时间01020304050Min3.5.11 氧化风机的降噪措施3.5.11.1 氧化风机主要降噪措施简述根据本工程吸收塔氧化风量及风压选型参数，本工程氧化风机宜选用罗茨风机。罗茨风机的优点是风压较高且运行稳定，但罗茨风机每次吸入、排出的风量很大并有突变现象，从而产生较大噪声。其噪声主要包括其噪声主要包括进气口和排气口辐射的空气动力性噪声、机壳及轴承辐射的机械性噪声、基础振动辐射的噪声、电动机噪声等。 为降低氧化风机的运行噪音，改善设备运行和工作环境，承包商将对氧化风机采取必要的消声和隔音措施，确保将氧化风机运行噪音控制在国家相关噪音控制标准允许的范围内。具体降噪措施如下：（114、1） 氧化风机的结构设计应有利于控制和降低噪音。选用质量可靠、运行平稳、制造精度高、设备运行噪音小的氧化风机设备非常关键；（2） 轴承、齿轮、密封处均采用优质润滑油，尽量降低设备运转时产生的噪音；（3） 氧化风机进风口设有消音式过滤器，同时设有进出口消声器，可有效降低进气口辐射的空气动力性噪声。吸收/反射式进气消音器有助于降低中、低频率的噪音，而排气消音器（基座采用防震垫）大大降低了压力波动（低于排气管平均绝对压力的 2%）；（4） 氧化风机配备高效的隔音箱。隔音箱可有效降低其机壳及轴承辐射的机械性噪声、电动机噪声。（5） 为确保氧化风机在高温环境下连续运转，隔音箱设计有优良的通风系统。在隔声115、罩上方设有排气扇，排气扇外加装消声器，以降低从排气口泄出的噪声；（6） 氧化风机泄压口设在隔声罩内，并配用消声器，以降低氧化风机泄压噪音。 在严格采取上述隔音降噪措施后，可确保将氧化风机运行噪声控制在85DB（A）以下。3.5.11.2主要降噪设备隔音箱结构说明氧化风机配套隔音箱结构共分为5层，包括：1） 碳钢内板2） 多孔板3） 吸音材料4） 阻尼材料5） 碳钢外板隔音箱结构示意图如下图所示：3.5.12 烟道改造的说明3.5.12.1 旁路烟道改造范围及内容为满足脱硫装置接口及旁路挡板门布置要求，需要对烟囱入口旁路主烟道进行改造。旁路烟道的改造实施以不影响主机正常发电，不对烟囱入口水平烟道116、的结构和膨胀造成不利影响为原则。改造内容包括：（1） 新增脱硫装置原烟气接口2个（烟囱两侧各1个）。根据工艺要求，需要在烟囱两侧入口旁路主烟道侧（顶）面上各新增1个开孔，并引接一段烟道接口短管。同时，承包商在烟道接口短管后设有1台非金属纤维补偿器将旁路主烟道和脱硫原烟道分隔开，以解决接口前后烟道膨胀不一致的问题，同时也避免了脱硫原烟道垂直及水平荷载传递到烟囱入口旁路主烟道上。（2） 新增旁路烟道挡板门2台（烟囱两侧各1台）。根据工艺要求，需要在烟囱两侧入口旁路主烟道上，净烟道接入口前各安装1台气动双执行机构旁路烟道挡板门，为此，需要将原烟囱入口旁路主烟道割掉一段长410mm左右的烟道，并在该位117、置安装旁路烟道挡板门。（3） 对新增旁路烟道挡板门后的烟囱入口旁路主烟道进行防腐，以满足脱硫净烟气排放的防腐要求。（4） 在FGD进口挡板门、旁路烟道挡板门安装位置设计和安装检修维护和监测用钢平台及扶梯。3.5.12.2 旁路烟道改造工期安排经核算，本改造方案的工程量如下：（1）烟囱入口水平烟道开孔及挡板门安装工程量本工程在原、净烟道开孔共4个，并焊接接口烟道短管；在两侧烟囱入口烟道上切除长410mm烟道，同时焊接挡板门安装法兰，安装旁路烟道挡板门。工期：每台炉改造工期约3天。零件加工和支架施工可在烟道改造前预先完成。在开孔工作完成后即可开始改造烟道的施工。（2）旁路挡板门后烟道防腐工期：每台118、炉改造工期约5天。（3）挡板门维护平台该部分工作量不影响旁路烟道改造，可在旁路烟道改造完成后择期完成。为尽量减少旁路烟道改造对主机发电的影响，旁路烟道改造可尽量安排在机组小修期间完成，工期错开安排，改造工期共需约16天。3.5.13 防腐方案本工程FGD内衬防腐蚀所用乙烯基玻璃鳞片树脂材料具有良好的抗介质腐蚀性和抗渗性，已在烟气脱硫装置特别是石灰石湿法烟气脱硫装置得到广泛应用。本工程吸收塔采用衬玻璃树脂鳞片。其余所有没有进行内衬防腐处理而又与浆液或烟气冷凝液相接触的金属设备，由耐酸腐蚀不锈钢/合金钢或相当的材料制作。具体方案如下：吸收塔底部至2.0m高的区域至少衬3mm耐磨型玻璃鳞片树脂；吸收119、塔喷淋区域至少衬3mm耐磨型玻璃鳞片树脂；除雾器下方的吸收塔壁至少衬1.8mm玻璃鳞片树脂；支撑梁至少采用3mm耐磨型玻璃鳞片树脂。原烟道设计时采用外加固肋+内撑杆方式，净烟道设计时尽量不采用内撑杆,若截面太大经计算外加固肋选型困难时,考虑采用加固肋+内撑杆方式（不设交叉性内衬杆），其防腐处理宜采用鳞片树脂，防腐效果良好。在进行鳞片树脂涂刷前需对烟道进行处理，满足如下要求：部件倒角和边的焊接应被加工成圆弧形，所有将内衬的焊缝应是连续的，并同相接表面保持平滑。表面焊接缺陷如裂缝和凹陷将通过重新焊接加以填补，应同邻近表面保持平滑。应清除表面上所有焊接污迹，可采用切削的方式，最后打磨至平滑。所有内、120、外的加固件，吊环、支撑和夹子都将在内衬施工开始前焊接到容器或管道上。临时性的夹子或吊环等应在施工前去掉，并且将该区域打磨平滑，所有将内衬的拐角和边将加工成圆弧形。吸收塔烟气入口区域烟气温度为148，该区域是浆液与烟气的接触处（干/湿界面），由于温度的急剧下降产生较大热应力，如果衬层结构设置不当或施工检测有疏忽，将导致防腐层的热应力开裂。喷淋后湿烟气中的亚硫酸，湿SO2气体也使防腐层的耐蚀温度下降。因此，考虑将吸收塔入口1.5m范围内作为干湿交界区域采用底部用2mm高温型鳞片+耐热砖20mm、侧面和顶部用1.8mm高温型鳞片的防腐方案。脱硫岛各防腐蚀区域范围及用量表序号防腐蚀区域介质温度设备基体121、防腐蚀材料防腐层厚度（mm）备注1吸收塔烟气进口区(干湿界面)148碳钢2mm高温型鳞片+耐热砖20mm22吸收塔烟气出口区、浆池2.0m以上壁、除雾器区壁48碳钢玻璃鳞片树脂1.83浆池2.0m以下壁、喷淋层壁（上0.5m，下2m）、吸收塔底部48碳钢耐磨型玻璃鳞片树脂34喷淋器支撑横梁、除雾器横梁及其它塔内支撑48碳钢耐磨型玻璃鳞片树脂35吸收塔入口烟道148碳钢耐高温玻璃鳞片树脂1.86吸收塔出口烟道48碳钢玻璃鳞片树脂1.87旁路烟道148/48碳钢玻璃鳞片树脂1.88钢结构箱体48碳钢耐磨玻璃鳞片树脂39钢结构箱体48碳钢玻璃鳞片树脂1.810排水坑及浆液沟48混凝土玻璃鳞片树脂1.122、83.5.14 喷嘴和喷淋管道检修、冲洗和更换的说明3.5.14.1喷浆管和喷嘴检修和冲洗1）喷嘴喷嘴在正常运行下不需要检修、维护。建议在正常停机时用肉眼检测方式检查（每年1次）。检测项目包括：1确保喷淋嘴无堵塞。2清除堵塞物并将喷淋嘴清洁干净。3确保喷淋嘴无任何断裂。 正常情况下，当喷淋层停运时，循环泵及循环管道的冲洗水即可对喷嘴进行清洗。无需设置单独的清洗管道和装置。2）喷淋管道喷嘴在正常运行下不需要检修、维护。建议在正常停机时用肉眼检测方式检查（每年1次）。检测项目包括：1清除碎片2确保无裂缝3确保无表面开裂 4确保无裂纹5确保无边缘分层正常情况下，当喷淋层停运时，循环泵及循环管道的冲洗123、水即可对喷淋管道进行清洗。无需设置单独的清洗管道和装置。3.5.14.2喷浆管和喷嘴的更换1）喷嘴一般喷嘴与喷淋管道的连接方式有：螺纹连接、法兰连接和缠绕连接。对于螺纹连接、法兰连接型式，可直接取下破损喷嘴，将更换喷嘴直接安装。对于缠绕连接方式，需去除外部缠绕物，安装新喷嘴后需重新缠绕。2）喷淋管道对于更换破损喷淋管道，需先拆除管道上的所有喷嘴，然后将母管和支管或需更换的支管拆分，最后通过喷淋层处的人孔将需拆除的管道移出。安装新管道是按以上顺序反向进行。3.5.15引风机及烟道改造经核算：本工程石灰石石膏湿法改造后的脱硫系统压降约为1800Pa，改造后的电袋除尘器需要增加1500Pa，因此本工124、程烟气系统总阻力将增加约3300Pa。本工程不考虑新增脱硫增压风机，脱硫和除尘系统改造新增的阻力由改造后的电厂引风机承担。川维厂现5、7、8和9锅炉配套的引风机风压为3757/3169/3169/3904Pa，不能满足锅炉排烟和克服脱硫和除尘系统改造新增阻力的要求，因此，必须对现有引风机重新选型和进行改造。考虑到烟气量和风压的匹配，改造后的引风机仍采用离心风机，风压分别为7717/7129/7129/7864Pa。由于川维厂59锅炉共5台炉排烟均通过现有1根150米烟囱排放，为便于单台炉停运或引风机故障维修，本工程将在改造后的引风机出口各设置1台电动单轴单挡板门。 另外，为满足除尘器改造的需要125、，将对引风机入口烟道部分作局部改造，以满足改造后的除尘器出口烟道连接需要。3.5.16 烟气排放对老机组新上湿法脱硫系统，净化后烟气对老系统烟囱的影响较大，因为老机组的烟囱一般都没有进行防腐；即使做了防腐，也仅仅是针对原来的高温烟气条件下的防腐，而不能适应脱硫后的低温、高湿烟气。为避免脱硫后净烟气对烟囱腐蚀，对于老机组改造加装脱硫装置的可采取以下措施：3.5.16.1增设换热器对于本工程，脱硫后的净烟气为4850左右的饱和烟气，若直接排到烟囱，肯定会对烟囱腐蚀，目前传统解决腐蚀的方法是增设换热器，比较常用的换热器有烟气烟气换热器（RGGH）、蒸汽烟气换热器（SGH）和烟气热媒水烟气换热器（MG126、GH）。近年来国内外的研究表明，换热器的设置对降低烟气腐蚀的作用有限。低温净烟气对烟囱的腐蚀主要是由于SO3冷凝形成的硫酸溶液造成的，而一般湿法脱硫的脱除SO3脱出率均在30%左右，烟气中的SO3与水接触时易生成SO3气溶胶，因此烟气的酸露点主要取决于SO3的浓度。脱硫净烟气经烟气换热器加热后的烟温一般维持在80左右，与烟气酸露点温度（约5060）比较接近，对烟囱的低温壁面上依然会形成冷凝酸液造成一定程度的腐蚀，因此，目前大多数采用烟气换热器的使用效果不是很理想，基本上一年到两年就需要更换其换热元件。同时烟气换热器设备价格较高，且设备本体烟气阻力较高（SGH阻力为300Pa左右，MGGH阻力为127、800Pa左右，RGGH阻力为1000Pa左右）。虽然烟气排放前增设换热器的可以提高排烟温度和抬升高度，改善环境质量；减轻湿法脱硫后烟囱冒白烟问题。但在我国南方城市,这种烟羽一般只会在冬天出现。一般而言,如果要完全消除白烟,必须将烟气加热到100以上。安装换热器后,排烟温度约80,只能使烟囱出口附近的烟气不凝结,在较远的地方仍有白烟形成。但是由于SO2和粉尘的源强度在除尘和脱硫之后大大降低,因此,它们的贡献只占环境允许值的很小一部分。白烟对环境质量没有影响,只是一个公众的认识问题,更何况与冷却塔相比,烟囱的白烟要少得多。3.5.16.2直接在脱硫塔上方安装钢制排气筒直接在脱硫塔上方安装钢制排气128、筒(烟气总排放高度为120m)来解决烟气排放问题，脱硫塔顶直排烟囱的排放方法在国内外得到了相当程度的应用，且越来越得到推广，从技术和运行安全上是可行的，目前国内已有多家电厂采用脱硫塔顶直排烟囱方法排放脱硫后烟气，运行情况良好，尤其是对老机组改造的脱硫工程首推该排放方法。该方法与下述第3.5.16.3条采用湿烟囱排放的方案原理完全相同，略为不同的是该方法直接将湿烟囱安装在吸收塔顶上，直接省掉了接入湿烟囱的烟道而已。本工程脱硫塔顶直排烟囱排放高度为120米，烟气排放应满足国家或当地的环评要求，并得到当地环保部门的批准。吸收塔顶直排钢烟囱的特点如下：l 系统运行阻力小由于采用了塔顶直排钢烟囱，就直接129、省去了脱硫后的净烟道、换热器等，脱硫烟气系统阻力较小，相应的为克服脱硫系统阻力的电耗较低。l 设备投资降低，运行费用弟，维护低由于采用了塔顶直排钢烟囱，就直接省去了脱硫排放后的烟道，挡板门，这些设备接触的都是湿烟气，需要特别的防腐处理，价格比较昂贵。同时也省去了老烟囱防腐或添设烟气换热器这些及其昂贵的设备投资。这样可以大大节省这些设备运行时所耗用的蒸汽、电、水等。且避免了设备的损耗等更换。l 运行可靠方便采用塔顶直排钢烟囱可以避免因湿法脱硫可能形成的硫酸气溶胶造成腐蚀和堵塞的隐患。如采用烟气加热器或烟气换热器，在运行一段时间后，烟气换热器或加热器会截留烟气中因冷凝析出的硫酸盐颗粒物，并黏附在换130、热元件上。该黏附物不仅加速设备的腐蚀，同时也堵塞了设备的烟气流通空隙造成系统阻力增大，直至脱硫系统必须停运，清除黏附物后才能正常运行。采用塔顶直排钢烟囱，当脱硫系统出现故障或需要停运时，烟气可以从原有烟囱排放而不影响脱硫装置，当脱硫装置运行时，湿烟气也避免了对原有烟囱的腐蚀。l 设计简单方便采用塔顶直排钢烟囱对原有锅炉系统不产生任何影响，也不会因为脱硫装置建设而停运其他锅炉，不会造成正常的生产。吸收塔顶直排钢烟囱直径采用4米，排放高度120米，烟气流速21.6m/s。经核算，烟气抬升高度和排放阻力均满足使用要求。3.5.16.3对现有烟囱进行防腐改造，采用湿烟囱进行排放在不设换热器时，排入烟囱131、的烟气为吸收塔出口4850左右的饱和烟气，烟囱处于湿状态下，通称为“湿烟囱”。由于取消换热器,降低了FGD总压损、引风机容量和电耗,减少运行和检修费用。据分析：湿烟囱FGD的总投资和运行、维护费用较装有换热器的FGD要低得多。同时由于防腐技术和烟囱设计的改进，湿烟囱的排放方法在国内外得到了相当程度的应用，从技术和运行安全上是可行的，目前国内已有多家电厂采用湿烟囱技术排放脱硫后烟气，运行情况良好。而对于川维厂来讲，现有的烟囱是为了满足59的锅炉烟气使用，且不能停炉，如对现有烟囱进行防腐改造不仅投资昂贵，预计需要600万以上，而且还必须5台锅炉停产，显然不适合。烟气排放方案设置RGGH或SGH塔顶132、直排钢烟囱老烟囱防腐改造排放烟气温度高于754850饱和烟气4850饱和烟气烟气抬升高度较好满足要求满足要求白烟现象较好天气冷时较明显天气冷时较明显设备投资高低较高运行费用高最低低维护费用高，设备寿命期限2年满足使用10年以上满足使用10年以上布置难度较高简单简单，但不允许5台锅炉停产，不具备改造条件可靠性差，腐蚀、堵塞现象严重好较好根据川维厂现有状况，如当地环保确认能通过塔顶直排钢烟囱的环评，在可靠、经济的设计原则下，优先推荐直接在脱硫塔上方安装钢制排气筒（烟气总排放高度为120m）烟气排放方式。但脱硫岛在事故状态下的烟气回原烟囱排放。为防止和解决因塔顶直排湿烟气温度过低，饱和水蒸气大量凝结133、形成白烟和烟囱附近“下雨”，本工程考虑在烟囱排出口设置蒸汽喷淋系统。当电厂冬季或环境温度较低运行时，采用直接加热的方式将电厂提供的厂用辅助蒸汽（过热蒸汽）直接均匀喷入烟囱内的饱和湿烟气中，利用过热蒸汽热量将饱和湿烟气的温度迅速提高，使排烟温度提高确保烟气正常排放。根据电厂总平面布置，在脱硫装置北面约80米有朱家坝变电站，在脱硫装置西面约120米有川维厂新建总变配电站，吸收塔和湿烟囱与上述两个变电站之间的距离满足规范要求，且均位于吸收塔及湿烟囱的上风向，烟气排放对该变电站的运行无影响。3.6 电除尘器改造工艺技术方案选择3.6.1工程概况现59炉静电除尘器的除尘效果较差，排放浓度较高，已无法满足134、现阶段排放50mg/ Nm3，为此，拟对5和9炉原电除尘进行增效改造（除68备用炉外）。3.6.2方案选择及设计电除尘器和布袋除尘器是目前工业烟气净化的两种主要设备，它们都成功地应用于电力、建材、化工和冶金工业等行业。下面就它们各自的特点分析如下：3.6.2.1静电除尘器的特点静电除尘器是利用强电场电晕放电使气体电离、粉尘荷电，在电场力作用下使粉尘从气体中分离出来。其特点是：u 除尘器本体压力损失小300Pa。u 耐高温，普通钢材可在350以下运行。u 第一电场的除尘效率高，一般能达到80-90%，特别是粒径粗和比电阻适中的粉尘，具有很高的除尘效率，其余电场仅收集含尘量的10-20%的烟尘。u135、 对粉尘的特性较敏感，适宜的比电阻为1104-51010cm，除尘效率容易受到烟气工况条件因素的影响而发生变化。3.6.2.2布袋除尘器的特点布袋除尘器也称过滤式除尘器，它是利用纤维编织物制作的袋状过滤元件来捕集含尘气体中的固体颗粒物，它的特点：u 除尘效率高，出口排放稳定，一般50mg/Nm3。u 排放浓度对粉尘的特性不敏感，不受粉尘比电阻的影响。u 清灰周期、滤袋使用寿命受烟气粉尘浓度影响大，粉尘浓度越高，清灰时间和滤袋使用寿命越短。u 运行阻力大，一般为1500-2000Pa，运行费用高。u 不适宜高温状态下运行，化学纤维滤袋最高极限温度在260280。3.6.2.3电袋复合型除尘器电袋136、复合型除尘器是通过电除尘与布袋除尘有机结合的一种新型的高效除尘器，它充分发挥电除尘器（前级电场除尘效率高）和布袋除尘器（可以收集任意粉尘）各自的除尘优点，以及两者相结合产生新的优点，同时能克服电除尘器和布袋除尘器的缺点。该复合型除尘器具有除尘效率稳定高效、滤袋阻力低、寿命长，设备投资小、运行成本低、占地面积小等优点。电袋复合式除尘器的形式（如下图所示）。由于在正常运行时燃烧煤种的不稳定导致电除尘器的烟气工况较为复杂，收集烟气较为困难。而且面临着煤种越来越差的国情，电除尘原先设计排放浓度较高，电除尘器运行时间较长性能下降这些因素。电除尘器已不能满足现今和长远运行要求。锅炉长期运行过程中燃烧的煤种137、与脱硫设计煤种往往不一致，而电除尘器对煤种变化的适应性较差。FE 型电袋复合除尘器不受煤种、粉尘比电阻、烟气工况等因素的影响，可长期保证稳定的低排放，满足中长期环保标准。原两台电除尘器均为3电场结构，从技术方案上可以：我们公司采用专利特色的一体式高效电袋复合型除尘器，原先三电场在长度上给布袋区的布置带来困难，在保证一定的布袋区过滤风速的要求下，所以原电除尘器后级增长扩容，以提供充分的空间布置方案，并充分利用原先电除尘器设备充分利旧，降低成本为业主提供一个更高的性价比。由于电袋复合式除尘器具有高效稳定的除尘效率，同时具有节能功效，与达到相同出口排放的其它除尘器相比，运行维护费用更低。并在原有电除138、尘器的基础上可以更好的利旧设备。比单纯增加一台布袋除尘器在运行时间运行成本以及运行维护有着更大的优势，长期运行成本将会更低，运行维护也比较简单成本更低。3.6.3改造基本原则3.6.3.1在原有电除尘器的基础上进行改造，以满足后级加装布袋要求。3.6.3.2保留灰斗、壳体侧板、进口喇叭、一电场（或一、二电场）阴阳极及高低压设备等大部分本体构件。3.6.3.3拆除原电除尘器第二、三电场（或三电场）阴阳极系统及高低压设备，其空间布置滤袋，将其作为布袋除尘区。3.6.3.4检查原有壳体密封焊接、检查壳体构件焊接，并修复，对进口喇叭内部磨损构件更换或修复（如需要）。3.6.3.5在电场之后布置气流均布139、装置，保证前后的气流均衡平稳。3.6.3.6在原电除尘器后级电场空间布置袋式除尘区。3.6.3.7除尘器出口烟箱与原喇叭出口的贯通联接3.6.3.8改造后除尘器本体新增保温层敷设。3.6.3.9电区灰斗出灰量与原电除尘器相同，袋区各灰斗出灰量按等分分配。3.6.3.10新增袋区PLC电气设备，具备温度、压力、差压检测和袋区温度保护控制功能。3.6.3.11电缆电线的拆除及新增布置。2改造后的电袋结合除尘器外形尺寸与原来除尘器外形尺寸相一致。3改造后的除尘器阻力不大于1500Pa的标准，不改变原有锅炉运行模式4结构简单、易于操作、检修方便。3.6.3.15除尘器本体电气调试。3.6.4 改造方案140、说明3.6.4.1 技术特点说明同方环境公司我公司一直从事电除尘器和布袋除尘器的技术研究开发,设计制造及提供安装调试一条龙服务.在这两种除尘领域我们都积累了丰富的工程实践经验. 我公司90年代中期引进美国R.C(Research-cottrell)公司的DBW顶部电磁振打电除尘技术,2004年从德国鲁奇公司引进的低压脉冲旋转喷吹技术（LPPJFF）,在电力冶金行业都得到广泛应用。DDL型电袋复合式除尘器是我公司的工程技术人员，在长期多个项目的工程实践中，对两种技术进行合理的消化和补充，从而将两种技术的优势有机地结合起来，开发的一种新型高效除尘器，它充分发挥电除尘器和布袋除尘器这两种引进技术各自141、的除尘优势，以及两者相结合产生的荷电粉尘特性，使整体性能具有除尘稳定高效、滤袋阻力低寿命长，运行成本低、维护简单方便,占地面积小的优点,形成了具有同方特色的电袋复合式除尘,更加适于在电力行业的可靠运行。首先，DDL型电袋除尘器前端保留了原有的电除尘器一电场的电场区，经初步计算电除尘器的效率可以达到80%左右，能够保证效率75%，能收集烟尘中大部分粉尘，并使流经该电场到达后端未被收集下来的微细粉尘荷电。后端设置布袋除尘器的过滤区，布袋除尘器的过滤面积为使含尘浓度低并预荷电的粉尘通过滤袋而被收集下来，达到排放浓度30mg/Nm3环保要求。从而达到将粉尘预处理和粉尘分级的功能,降低滤袋阻力上升率，延142、长滤袋清灰周期，避免粗颗粒冲刷，最终达到延长滤袋和脉冲阀寿命，提高粉煤灰综合利用的目的。 而且可使滤袋表面粉尘疏松,提高透气率,降低阻力的作用. DLPPJFF电袋式除尘器，烟气进出口采用平进平出的大室结构型式，本体阻力较国内常规的脉冲袋式除尘器有一定程度的下降，在设备的结构上能够保证最低的设备阻力损失。所以DDL型电袋复合式除尘器能够减少除尘器的阻力，提高清灰效率，从而使设备的整体性能得到提高。3.6.4.2 改造方案改造工程把原电除尘第一、二、三电场的冷、热顶盖、内部极板、极线以及振打装置全部拆除（5#除尘器第一电场不动），原电除尘器的基础、壳体、平台扶梯、灰斗除灰系统、保温系统、进、出口143、喇叭不动，把原来一电场恢复电除尘器，内部极板、极线、高低压供电系统及控制部分重新制作安装，由原来侧部振打改成顶部振打，对原有电除尘进行必要的修复。二、三电场改成布袋除尘器，增加布风系统，在原电除尘热顶盖高度附近位置，重新布置圈梁，放置布袋除尘器的花板以及其它装置，使布袋除尘器的高度、宽度尽量与原电除尘保持一致，把原二、三电场改造为布袋除尘器，含尘气体经一电场予除尘后，经气流分布于装置进入布袋除尘区，采用的低压旋转喷吹脉冲袋式除尘器或低压脉冲袋式除尘器，新增布袋区自动控制系统，具备温度、压力、差压检测和袋区温度保护控制功能，增加布袋除尘器的预喷涂系统。5和9锅炉新增布袋除尘器采用低压行喷吹的方式144、，行喷吹形式比较适合小机组，LTFZ型低压长袋脉冲袋式除尘器是利用国外先进的低压长袋脉冲袋式除尘器的技术,结合国内各行业的除尘特点而设计的。是一种高效的干式除尘器，它具有高效、低耗的喷吹装置、简便的滤袋固定方式、强大的处理能力且维修简单等特点。烟气从除尘器箱体的中部进入除尘器本体，进风口设有导流装置，为整体固定式，使含尘气体在除尘器的底部和中部进入过滤室，进风管在进入过滤室前设有手动风量调节阀，通过调节每个阀板的开度来均匀分配各滤袋室的风量，保证每个过滤室的气布比基本相同。与此同时，大颗粒的粉尘进入过滤室，撞击导流板后速度降低，直接落入灰斗，这就减少了滤袋的冲击、磨损和清灰次数，可大大延长滤袋145、的使用寿命。为了保证袋式除尘器喷吹系统的可靠性，采用了澳大利亚高原脉冲阀，其阀门喷吹流量大，阻力小，清灰效果好，膜片寿命长，大大减少了维修的工作量。花板采用特殊工艺制造加工，一次加工成型，同时大大减小了花板孔之间累积误差，花板的平整度、花板孔的尺寸完全符合国家标准。花板、喷吹管、气包、脉冲阀一体化设计、组装、安装，保证整体装配精度。花板由6mm厚的钢板制作，花板与滤袋的配合紧固密封，在滤袋外边与袋孔内边以及滤袋口下底与花板面之间形成双层自密封结构。花板及其支撑梁水平焊接在外壳墙面上，周围密封焊接，确保设备的气密性。花板孔径公差满足国家标准，花板孔中心偏差1mm，袋口采用滤袋自锁密封装置，确保无146、泄漏，并拆装方便。花板表面平整光洁，没有挠曲、凹凸不平等缺陷，其平面度偏差不大于1。花板及其支撑梁水平焊接在外壳墙面上，周围密封焊接，确保设备的气密性。此次脉冲袋式除尘器中采用进口PPS滤料，克重约为550g/m2。可在最高160的温度下连续使用，瞬时可达200（每年累计400小时以下）为保证除尘器的整体质量，袋笼长8.0米，袋笼结构为整体结构，采用20#钢，表面采用镀有机硅处理。袋式除尘器采用外滤式行喷吹结构，布袋呈矩阵形排列，滤袋规格为1608000，滤袋内有袋笼支撑，结构合理，拆装容易，经纬线点焊牢固，去除毛刺，避免损坏滤袋，维护人员在孔板板面上行走也不会造成损害。袋式除尘器的清灰由两台147、空气压缩机（由需方提供）就地提供，在正常情况下一台空气压缩机即可满足清灰需求，另一台备用。压缩空气由空气管道、储气罐、输送到位于除尘器上部的储气包，储气包上部装有脉冲阀，脉冲阀和清灰管道架设在花板上方，形成一个独立的清灰系统。在每个清灰管道上有若干个喷嘴，在自动控制的程序控制下依次进行连续不停的完成对滤袋的脉冲清灰。3.6.5电袋复合型除尘器基本参数5（240T/H）炉电袋除尘器设计计算基本参数设备技术参数（单台）序号项目单位参数每台炉配置的除尘器数目套1原有电除尘器技术参数（原有不动）1最大处理烟气量m3/h5539472电除尘区除尘效率%7075%3流通面积m21454电场数个15每个供电148、分区通道数个236同极间距mm4507每个供电分区有效宽度m8电场有效长度m4.329总集尘面积m210阳极板形式11阳极板有效高度m124.07512阴极形式13阴极振打方式14阳极板振打形式15电场风速m/s16仓室数个1布袋除尘器技术参数17滤袋数量条192018过滤面积m2771719滤袋规格mmmm160800020滤袋材质PPS21电磁阀数量48022仓室数个49（240T/H）炉电袋除尘器设计计算基本参数设备技术参数（单台）序号项目单位参数每台炉配置的除尘器数目套1 电除尘器技术参数1最大处理烟气量m3/h5610732电除尘区除尘效率%7075%3流通面积m21204电场数个1149、5每个供电分区通道数个256同极间距mm4007每个供电分区有效宽度m108电场有效长度m3.59总集尘面积m2210010阳极板形式C48011阳极板有效高度m1212阴极形式芒刺线13阴极振打方式顶部电磁振打14阳极板振打形式侧部传动侧部机械振打15电场风速m/s1.2816仓室数个1布袋除尘器技术参数17滤袋数量条193218过滤面积m2776519滤袋规格mmmm160800020滤袋材质PPS21电磁阀数量49222仓室数个43.6.6总结3.6.6.1电袋复合式除尘器可以长期保证排放控制在50mg/Nm3以下，节能效果显著。 3.6.6.2采用电除尘器，容易受粉尘特性的影响，其效率150、难于长期稳定达到50mg/Nm3以下排放要求。3.6.6.3电除尘器与电袋复合式除尘器相比，运行维护费用大（包括常用电费用）。3.6.6.4电袋复合式除尘器是除尘领域的新技术，是国家环保推荐优选的新型除尘器，具有高效、低阻、节能功效，符合国家“十一五”计划发展要求，与布袋除尘器相比，在性能及运行费用方面更符合本项目的要求，为此推荐本项目首选电袋复合式除尘器方案。3.6.6.5 针对现7和8备用炉烟气含尘量排放偏高的建议7和8炉作为备用炉，原三电场除尘器暂不进行电袋改造，为解决烟气含尘量过高，影响脱硫运行和烟气排放的问题，建议如下： 7和8炉作为备用锅炉，运行时间约1000h/年，建议电厂储备适151、量的洗净煤，提高7和8炉入炉煤的质量，降低灰份含量； 7和8炉投运时，可掺烧一定的天然气，减少排放烟气粉尘含量； 可对7和8炉现有电除尘器进行大修或改造，将除尘器出口粉尘含量控制在300mg/Nm3以下； 当7和8炉不能及时投入时，可采取外购电的措施缓解生产电力不足的问题。4.工艺流程说明4.1脱硫工艺叙述四川xx纶厂5和9燃煤锅炉烟气脱硫除尘治理项目配套的全烟气脱硫装置（以下简称FGD），采用二炉一塔的石灰石石膏湿法脱硫工艺，脱硫效率按不小于96.3%设计。来自5和9锅炉电袋除尘器除尘的烟气经过入口挡板门进入脱硫塔，烟气中的SO2与制浆系统制成的满足工艺要求的石灰石浆液发生一系列复杂的物理化152、学作用，生成亚硫酸钙和硫酸钙。净化后的湿烟气由塔顶的烟囱直接排出。由于亚硫酸钙不稳定，需进一步经氧化系统氧化成稳定的硫酸钙，硫酸钙结晶成石膏。石膏浆液经石膏脱水系统制成石膏产品。FGD工艺系统主要由石灰石浆液制备系统、烟气系统、吸收系统、浆液排空系统、石膏脱水系统、工艺水系统、压缩空气系统等组成。工艺系统设计原则包括：（1）脱硫工艺采用湿式石灰石石膏法。（2）脱硫装置的烟气处理能力为5炉和9炉二炉一塔的30100%BMCR烟气量，脱硫效率按不低于96.3%设计，处理后的烟气中SO2含量不大于215mg/Nm3，烟尘浓度不大于30mg/Nm3。（3）脱硫系统设置100%烟气旁路，以保证脱硫装置在153、任何情况下不影响发电机组的安全运行。（4）本工程烟气系统吸收塔顶120米高钢制直烟囱排放，脱硫后净烟气温度为4850。经烟囱出口蒸汽喷淋加热后，排烟温度在80以上。（5）吸收剂制浆方式采用石灰石成品粉制浆方式。本工程新建一套石灰石粉仓及其卸料系统、石灰石浆液箱、石灰石浆液泵及其输送系统等为现5和9炉脱硫提供新鲜的石灰石浆液。（6）现5和9炉脱硫改造尽量利用电厂现有的空余场地，减少或避免脱硫对电厂现有设施的影响。（7）脱硫装置废水、废气、废渣、噪声、粉尘等方面的要求按照国家和重庆市环保标准执行，防止对环境的二次污染。（8）脱硫设备年利用小时按8000小时考虑。（9）脱硫装置年利用率在95%以上。154、（10）FGD装置服务寿命为20年，大修期为4年以上。（11）本工程包含对5和9锅炉原有的电除尘进行改造（将原二三电场电除尘器改造为电袋复合式除尘器，包括电除尘供电和控制系统，改造后的除尘器出口（脱硫装置进口）的烟尘浓度在50mg/Nm3以下（脱硫设计煤种条件下）。4.1.1吸收系统.1工艺描述吸收系统是FGD的核心装置，一般由吸收塔、浆液循环系统、石膏氧化系统、除雾器等四部分组成。从5和9锅炉电袋除尘器出来的烟气以146状态下进入吸收塔与喷淋的石灰石浆液接触，去除烟气中的SO2。在吸收塔顶设有除雾器，除去出口烟气中的雾珠。从脱硫塔上部出来的4850饱和状态下烟气直接在塔顶排放。吸收塔浆液循环155、泵为吸收塔提供大流量的吸收剂，保证气液两相充分接触，提高SO2的吸收效率。生成石膏的过程中采取强制氧化，设置氧化风机将浆液中未氧化的HSO3-和SO32-氧化成SO42-。在氧化浆池内设有搅拌器，以保证混合均匀，防止浆液沉淀；氧化后生成的石膏通过吸收塔排浆泵排出，进入后续的石膏脱水系统。主要化学反应：SO2H2OH2SO3H2SO3HHSO3HSO31/2O2HSO4HSO4HSO42HSO4HSO42CaCO3Ca2+CO322HCO32H2OCO2Ca2CO322HSO42H2OCaSO42H2OCO2石灰石浆液由石灰石浆液箱旁的石灰石浆液泵输送至吸收塔浆池，再通过循环泵从吸收塔浆池送至塔156、内喷嘴系统，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保证值。吸收塔浆池中的亚硫酸钙的氧化利用空气氧化，不再加入硫酸或其它化合物。吸收塔和整个浆液循环系统、氧化空气系统尽可能优化设计，保证脱硫效率及其它各项技术指标达到本技术协议的要求。SO2吸收系统包括：吸收塔、吸收塔浆液循环及搅拌、石膏浆液排出系统和氧化空气系统等几个部分，还包括辅助的放空、排空设施。吸收塔内浆液最大Cl-浓度为20g/l。2.2.2设计原则吸收塔采用喷157、雾塔。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体悬浮物的磨损。所有部件包括塔体和内部结构设计考虑腐蚀余度。吸收塔设计成气密性结构,防止液体泄漏。吸收塔壳体设计能承受各种荷载，包括吸收塔及作用在吸收塔上的设备和管道的自重、介质重、保温重，以及风载和地震载荷等。吸收塔的支撑和加强件能充分防止塔体倾斜和晃动。吸收塔底面设计能完全排空浆液。吸收塔内配有四层喷管，每层喷管配有64个喷嘴。搅拌器布置在氧化空气喷管之下。搅拌系统能防止浆液沉淀结块，其设计和布置考虑氧化空气的最佳分布和浆液的充分氧化。除雾器安装在吸收塔上部或吸收塔出口的烟道上，用以分离净烟158、气夹带的雾滴。吸收塔系统还包括所有必需的就地和远方测量装置，吸收塔有合理的保温设计，还考虑了除雾器及其塔内部件检修维护时所必须的起吊措施。吸收塔壳体由碳钢制做，内表面采用衬鳞片的防腐设计。如果没有另外规定，所有没有进行内衬防腐处理而又与浆液或烟气冷凝液相接触的金属设备，由耐酸腐蚀不锈钢/合金钢制作。吸收塔外的主要设备有：吸收塔浆液循环泵、氧化风机、石膏排浆泵等。4.1.2烟气系统.1工艺描述来自5和9锅炉电袋除尘器的146原烟气经入口挡板进入吸收塔，在吸收塔内进行脱硫反应，经除雾器除去水雾后，通过塔顶直排烟囱直接排放。在原水平烟道上设置旁路挡板门，当锅炉启动、进入FGD的烟气超溢或FGD装置故159、障停运时，旁路挡板门打开，入口挡板门、脱硫塔出口挡板门关闭，烟气由旁路挡板经旁路烟道进入原烟囱排放；反之进入FGD的烟气正常或FGD装置故障排除后，此时FGD入口挡板门、脱硫塔出口挡板门打开，旁路挡板门关闭，FGD装置进入正常运行状态。烟气系统(挡板门等)设计有可靠的自控连锁装置，能保证锅炉、脱硫装置可靠运行。4.1.2.2设计原则当#5和#9锅炉从稳燃负荷100%BMCR工况下，FGD装置的烟气系统都能正常运行，并留有一定的余量。#5和#9锅炉烟气系统不设置脱硫增压风机，利用原引风机进行改造，改造后的引风机将同时承担现锅炉排烟、除尘器改造新增阻力和脱硫系统改造新增烟气阻力，风机性能完全适应锅160、炉负荷变化的要求。本工程烟气系统不设置烟气加热器，脱硫后的净烟气（饱和烟气）直接排入吸收塔顶120m高的钢制湿烟囱，经烟囱出口蒸汽喷淋加热至80以上后排放。本工程在烟囱两侧的烟气脱硫装置进口烟道上各设置有1台带密封风的电动单轴双百叶密封入口挡板用于锅炉运行期间脱硫装置的隔断和维护，同时在烟囱两侧的旁路烟道上设置有带密封风的气动双执行机构（70%快开型30%调节型）单轴双百叶密封挡板。系统合理设计和优化布置烟道和挡板门，引风机合理选型以确保锅炉所有负荷工况。为确保FGD进口挡板门和旁路烟道挡板门100%的气密性，本工程配置有挡板门密封空气系统1套。压力表、温度计和SO2分析仪等用于运行和观察的仪161、表，安装在烟道上。烟气系统的合适位置设有人孔和卸灰门。烟道布置确保冷凝液的排放，无水或冷凝液的聚积。所有的烟气挡板门易于操作,在设计压力和设计温度下具有100%的严密性。提供所有烟道、挡板、引风机和膨胀节等的保温和保护层的设计。4.1.3石膏脱水系统.1工艺描述来自吸收塔的石膏浆液经吸收塔排浆泵后进入石膏旋流器，浓缩后的浆液再经过真空皮带脱水机脱水，脱水的同时对石膏进行冲洗，以满足石膏综合利用的品质要求，脱水后石膏含水量为10%（wt），进入石膏库或石膏仓贮存。滤液返回吸收塔作为补充水，以维持吸收塔内的液面平衡，或者进入石灰石制浆系统作为制浆系统补充水。旋流器的溢流一部分返回吸收塔，一部分进入162、滤液系统，以补充石灰石制浆所需水份。为控制脱硫石膏中Cl-等成份的含量，确保石膏品质，在石膏脱水过程中用工艺水对石膏及滤布进行冲洗，石膏过滤水及冲洗水收集在滤液箱中，然后泵送至石灰石制浆系统或返回吸收塔循环使用。为控制脱硫浆液系统的氯化物和氟化物浓度，确保浆液系统PH值的稳定，考虑将一部分石膏脱水产生的滤液作为脱硫废水，与电厂原有的废水一道进入电厂捞渣水系统统一处理后排放。本工程脱硫废水排放量仅为2m3/h，排放废水含固量1.02%，PH值57。4.1.3.2设计原则本工程石膏脱水系统为现5和9锅炉脱硫公用，系统容量按现5和9锅炉BMCR工况下燃用脱硫设计煤种时产生的石膏处理量的100%设计。163、现5和9锅炉脱硫装置共设一套石膏旋流站，容量按5和9锅炉BMCR工况产生的100%石膏浆液量选择。本工程共配套2台真空皮带脱水机及其配套真空、滤液和冲洗水系统。每台真空皮带脱水机按5和9锅炉BMCR工况下燃用脱硫设计煤种时产生的石膏处理量的100%设计。现5和9锅炉脱硫装置产生的石膏滤饼（含水率500压损Pa30外壳设计压力Pa5000叶片设计压力Pa5000开/关时间S40电机功率KW31.4旁路挡板安装位置烟囱入口水平主烟道数量个2挡板型式（双挡板）气动双执行机构单轴双挡板尺寸（WH）mm5.23.2叶片材质净烟侧1.4529/原烟侧Q235密封材质C276外壳材质净烟侧1.4529/原烟164、侧Q235密封气压力，比烟道压力大Pa500压损Pa30外壳设计压力Pa5000叶片设计压力Pa5000开/关时间S201.5引风机出口关断门#5/#6/#7/#8/#9安装位置引风机出口数量个2/1/2/2/2挡板型式（双挡板）电动单轴单挡板门尺寸（LW）mm2.52.2/2.21.6/21.5/21.5/2.62.2叶片材质Q235密封材质1.4529外壳材质Q235密封气压力，比烟道压力大Pa500压损Pa30外壳设计压力Pa5000叶片设计压力Pa5000开/关时间S40电机功率kW1.1/1.1/0.75/0.75/1.11.6密封风机数量2型式离心式流量m3/h4706扬程Pa59165、84电机功率KW15外壳/叶轮材质碳钢轴承型式滚动2SO2吸收系统2.1吸收塔吸收塔型式喷淋空塔流向（顺流/逆流）逆流吸收塔前烟气量(标态、湿态)Nm 3/h730061吸收塔后烟气量(标态、湿态)Nm3/h794485设计压力Pa-20004000浆液循环停留时间min.4.34浆液全部排空所需时间H15液/气比(L/G)l/Nm322.66烟气流速m/s3.45烟气在吸收塔内停留时间S4.87化学计量比CaCO3/去除的SO2mol/mol1.03浆池固体含量: 最小/最大Wt%15/17浆液含氯量正常/最大g / l19.7/20浆液PH值57吸收塔吸收区直径m10吸收塔吸收区高度m11166、.3浆池区直径（或长宽）m12浆池高度m11.9浆池液位正常/最高/最低m11.9/12.4/11.5浆池容积m31364吸收塔总高度m29.6材质吸收塔壳体 / 内衬Q235/玻璃树脂鳞片入口烟道材质/厚度Q235/玻璃树脂鳞片喷淋层/喷嘴FRP/SiC搅拌器轴/叶轮1.4529/1.4529氧化空气喷枪FRP喷淋层数/层间距4/1.5每层喷咀数64喷嘴型式偏心喷嘴搅拌器或搅拌设备数量4搅拌器或搅拌设备轴功率KW18.5搅拌器比功率KW/m30.057氧化空气喷嘴数量100除雾器位置吸收塔上部除雾器级数2吸收塔保温保温厚度mm120保温材质岩棉外包层材质0.7mm铝合金板吸收塔烟气阻力（含除167、雾器）Pa11002.2除雾器位置吸收塔上部级数2高度mm2500材质增强聚丙烯除雾器冲洗喷嘴数量个3165喷咀压力MPa0.2喷嘴材料PP喷咀流量l/min30冲洗方式（连续/断续）断续冲洗水平均消耗量m3/h台24.5冲洗水瞬时最大消耗量m3/h台100除雾器烟气阻力Pa942.3氧化风机数量台3型式罗茨式扬程MPa0.092轴功率KW117入口流量（每台）Nm3/h3500流量裕量%10出口氧化空气温度125 风机进口过滤器型式栅格式 风机进出口消音器型式阻抗声流型2.4吸收塔循环泵数量台4型式离心式外壳材质碳钢衬胶或高镍合金叶轮材质高镍合金防磨损材质SiC轴功率KW303/329/35168、4/380吸入滤网有/无有扬程mLc17.59/19.09/20.59/22.09体积流量M3/h4500介质含固量15密封系统型式机械密封密封材质SiC吸入侧阀门材质阀板：1.4529/阀体：碳钢衬胶排出侧阀门材质无排出侧阀门 重量kg2.5吸收塔石膏浆液排出泵带变频器数量台2型式离心式外壳材质碳钢衬高镍合金叶轮材质高镍合金防磨损材质SiC轴功率KW26吸入侧滤网有/无有扬程mLc40体积流量M3/h90密封型式机械密封有/无密封材质SiC3吸收剂浆液制备系统3.1石灰石粉仓数量个1有效容积m3391材料Q235高m11直径m7磨损保护材质16Mn物料排出形式高压流化风喷吹卸料口数量2石灰石169、仓顶除尘器型式/数量-/台布袋振打除尘器/1气化板规格数量mm宽150气化板数量件303.2流化风机数量台2型式罗茨式扬程kPa80电机功率kW7.5流量（每台）Nm3/h247.8流量裕量%10出口空气温度80风机进口过滤器型式栅格式风机进出口消音器型式阻抗声流型3.3流化风电加热器数量1加热级数1温升120加热型式电加热压降Pa300热容量kW50加热表面材质Q2353.4卸料机型式带变频器叶轮给粉机数量台2容量t/h6.5精度%0100电动机功率kW1.53.5石灰石浆液箱（钢制）数量个1有效容积M3119尺寸（长宽）m5深度m6.5防腐材料玻璃树脂鳞片搅拌器数量个1搅拌器材料(叶轮/轴170、)碳钢衬胶/碳钢衬胶搅拌器功率kW113.6石灰石浆液泵数量台2形式离心式壳体/叶轮材料碳钢衬高镍合金扬程mLc50流量m3/h30介质含固量%30密封形式机械密封密封材料SiC轴功率kW114石膏脱水系统4.1石膏浆液旋流装置旋流装置数量套1每套旋流装置旋流器总数个4旋流器备用数个1旋流器材质聚亚氨酯直径m/给料含固量15溢流含固量%3.5底流含固量%504.2真空皮带脱水机（公用）数量台2出力(含水量10%)t/h10脱水面积M213石膏比产量(含水量10%)kg/h.m2769电机功率KW7.54.3真空泵型式水环式数量个2进口流量m3/h3000运行真空（绝对）mmHg(A)270外壳171、/叶轮材料QT235/QT400-15电动机功率KW1104.4气液分离器数量个2容积M3/尺寸（直径高度）Mm/运行压力Pa0.6材料FRP4.5滤液池搅拌器滤液水池（脱水区排水坑）数量个1搅拌器材料(叶轮/轴)碳钢衬胶/碳钢衬胶搅拌器功率KW5.54.6滤液水泵数量台2形式液下式壳体/叶轮材料碳钢衬高镍合金扬程mLc30流量m3/h20介质含固量%0.9密封形式机械密封密封材料SiC电机功率kW5.54.7滤布冲洗水箱数量个1有效容积M34直径m1.82高m2材料Q235防腐材料防腐油漆搅拌器数量个无搅拌器材料(叶轮/轴)无搅拌器功率kW无4.8滤布冲洗水泵数量台2形式离心式壳体/叶轮材料172、铸铁扬程mLc80流量m3/h12.5介质含固量%0密封形式单端面机械密封密封材料硬质合金电动机功率kW114.9滤饼冲洗水箱数量个1有效容积M30.5直径m0.812高m1材料Q235防腐材料玻璃树脂鳞片4.10滤饼冲洗水泵数量台2形式离心式壳体/叶轮材料碳钢衬高镍合金扬程mLC20流量m3/h10介质含固量%0密封形式机械密封密封材料SiC电动机功率kW2.25FGD供水和排放系统5.1工艺水箱/工业水箱数量个1有效容积M352直径m3.5高m5.5材料Q2355.2工艺水泵数量台2型式离心式壳体材质球墨铸铁叶轮材质铸钢电机功率kW55吸入滤网有/无无扬程mLc60体积流量m3/h120密173、封型式单端面机械密封密封材质硬质合金5.3事故浆液箱数量个1有效容积M31796尺寸（长宽）m直径10.5深度m15.5防腐材料玻璃树脂鳞片搅拌器数量个1搅拌器材料(叶轮/轴)碳钢衬胶/碳钢衬胶搅拌器功率kW375.4事故浆液返回泵数量台1形式离心式壳体/叶轮材料碳钢衬高镍合金扬程mLc30流量m3/h90介质含固量%15密封形式机械密封密封材料SiC电机功率KW305.5吸收塔排水坑泵及搅拌器数量台1形式液下式扬程mLc40流量m3/h75电机功率kW22搅拌器数量个1搅拌器材料(叶轮/轴)碳钢衬胶/碳钢衬胶搅拌器功率kW2.26压缩空气系统6.1仪用空气贮罐数量个1容积m35直径m1.6高174、m2.7工作压力MPa0.66.自动化与信息控制系统6.1 概述本工程是中国石化川维厂燃煤锅炉烟气脱硫工程，对川维厂现有的#5和#9燃煤锅炉采用二炉一塔的方式进行石灰石-石膏湿法烟气脱硫。本工程热工自动化设计主要从安全、经济可靠和保证控制系统长期运行等几个方面加以考虑，并针对烟气脱硫工程本身的特点，提供的仪表和控制设备均为代表当今技术的优质设备，并具有最大可靠性、可操作性、可维护性和安全性。本工程热工自动化的设计范围为#5、#9燃煤锅炉脱硫岛范围内FGD装置及其辅助系统的仪表与控制系统的设计。6.2 控制方式和控制室布置 控制方式本工程#5和#9燃煤锅炉烟气脱硫系统采用集中控制方式，采用一套P175、LC控制系统（简称FGD_PLC）。引风机改造设备及脱硫烟气入口挡板、旁路挡板由机组DCS控制系统进行控制。脱硫系统重要参数信号与机组DCS之间采用硬接线方式连接，同时FGD_PLC留有与机组DCS之间的通讯接口。 控制室布置本工程脱硫操作员室、电子设备间及工程师室均布置在石灰脱水综合楼7.5m层。在操作员室布置FGD_PLC操作员站及打印机；工程师室布置FGD_PLC工程师站及打印机；电子设备间布置FGD_PLC机柜、电动门配电箱、仪表电源柜等。6.3 热工自动化水平本工程热工自动化设计着重以保证装置安全、可靠的原则出发，在切实可行的基础上采用已经鉴定的新设备和新技术，以满足各种运行工况的要176、求，确保脱硫系统安全、高效运行。 自动化水平脱硫系统自动化水平达到在脱硫操作员室内通过FGD_PLC操作员站对FGD进行集中监控。在少量就地巡检人员的配合下，在操作员室内完成装置的启停及正常工况的监视和调整，异常工况的报警和紧急事故处理。本工程不设置常规显示仪表和报警装置。FGD_PLC主要具备三个功能：数据采集和处理（DAS），模拟量控制（MCS）及开关量顺序控制（SCS）。FGD_PLC的监控范围包括:-FGD装置（烟气系统、SO2吸收系统等）；-公用系统（石灰石浆液制备、石膏脱水、浆液排空及回收系统、压缩空气系统等）；-其它脱硫岛内工艺系统（如工艺水系统等）；-FGD电气系统（包括脱硫变177、高低压电源回路的监视和控制以及UPS、直流系统的监视等），具体以电气部分相关要求为准；-烟气检测、成分分析等。 FGD_PLC控制系统配置方案FGD_PLC显示与操作系统配置如下：操作员站：2套（每套含21液晶显示器、键盘、鼠标及主机等）工程师站：1套（每套含21液晶显示器、键盘、鼠标及主机等）打印机：记录打印机：1台（A3/A4黑白激光记录打印机）工程师站打印机：1台（A3/A4彩色激光图形打印机） FGD_PLC的初步I/O点数AI：420mA11815VT/C（热电偶）RTD（热电阻）64AO：10DI：736PI：6DO：338合计：1272a）上列I/O数量不包括备用点、I/O分配178、产生的剩余点以及FGD_PLC内部的硬接线联系点等，供方提供的I/O能力充分考虑上述因素并另加提供15%备用点。b）不同类别的被控对象I/O点数按下表原则进行统计：序号被控对象型式DIDOAIAOPI1电动门322重要电动门423带中间位置电动门32146KV电动机62115400V电动机5216双电控电磁阀227单电控电磁阀218普通电动执行机构（调节型）119重要电动执行机构（调节型，带快开/关）21110普通气动执行机构（调节型）1111重要气动执行机构（三断保护）21（有源）116.4 热工自动化设备选型6.4.1 FGD_PLC控制系统可选用Modicon的Quantum、AB的Co179、ntrollogix、Siemens的S7等系列进口优质产品，具体型号由业主确认。6.4.2 控制台、柜、箱控制台、FGD_PLC机柜、FGD_PLC电源柜随FGD_PLC配供。热工配电箱、电源柜、保护箱采用技术可靠的国内设备。6.4.3 监测仪表（1）pH值测量系统采用冗余方式, 并提供充裕的自动清洗系统。pH分析仪采用进口优质产品。（2）烟气连续监测系统（CEMS）：本工程设置1套烟气连续监测系统（CEMS），采用加热采样式或稀释采样式，FGD入口检测：SO2、O2、烟尘；FGD出口检测：SO2、O2、NOx、烟尘、温度、压力、流量、湿度。烟气连续监测系统测得的数据信号（SO2、O2、NO180、x、烟尘、温度、压力、流量、湿度）全部通过硬接线方式进入脱硫FGD_PLC中进行监控与计算。同时烟气连续监测系统留有与环保监测站的数据通讯接口。（3）变送器：所有变送器为智能变送器，带HART、零点和满度调整按钮，输出420mADC信号。（4）温度测量：热电阻采用3线制Pt100双支热电阻（分度号Pt100）及不锈钢保护套管。对于轴承等振动部件进行温度测量时采用专用的耐振型双支热电阻。对于烟气测量，测温元件为防磨型、防腐型。所有热电阻其引出线带防水接线盒。用于就地指示选用带刻度的双金属温度计，双金属温度计采用万向型。（5）流量测量：对于烟气流量测量采用威力巴流量计。对于介质为浆液、废水、水的流181、量测量采用电磁流量计。（6）箱体或筒仓内料液位测量：采用超声波或雷达物位计进行测量。6.4.4 执行机构本工程烟气旁路挡板采用气动执行机构，其他采用一体化电动执行机构。电动执行机构的额定工作电源为380VAC、50HZ。用于自动调节系统的执行机构装有带420mADC输出信号的位置指示变送器和0100标度的就地位置指示器，采用智能一体化进口优质产品。其他用于非调节型电动阀门的电动执行器采用引进技术生产的一体化国产优质产品。6.5 电源和气源 电源（1）交流控制电源（220V）采用双路电源进线方式，两路进线电源分别引自FGD专用交流220V不停电电源（UPS）和事故保安电源。该电源供FGD_PLC182、热控仪表等用电。（2）交流动力电源（380V/220V）采用双路电源进线方式，配电箱的两路进线电源分别引自厂用电和事故保安电源。该动力电源供电动门及其他需用380V电源的热控设备用电。 气源本工程压缩空气由主厂房引接，在脱硫岛设置储气罐，用于驱动气动执行机构和仪表取样的吹扫。6.6 接地本工程FGD的热控控制系统及装置不设置单独的接地网，采用与电气接地网共用的方式。6.7 热工自动化试验室本工程只考虑添置一部分试验设备，而不考虑设置单独的试验室。6.8 工业电视监控系统本工程为便于监视各个工位的运行状况，设置了一套彩色工业电视监视系统，系统含就地监视镜头和位于脱硫操作员室内的切换记录显示单元183、。以下提出初步规划的脱硫区域电视监视点清单：#5、#9机组FGD工业电视监视点规划：序号监视区域监视点数备注1FGD烟道区域2变焦距、电动云台2FGD吸收塔区域2变焦距、电动云台3FGD循环泵2变焦距、电动云台4真空皮带脱水机2变焦距、电动云台5石灰粉仓卸料口1变焦距、电动云台6石膏储仓卸料口1变焦距、电动云台7石膏旋流器1变焦距、电动云台8电气配电间1变焦距、电动云台9电子设备间1变焦距、电动云台10脱硫区域全貌1变焦距、电动云台合计：147.供电及电信7.1 总述 范围 本工程的工作范围包括脱硫岛内所有电气系统的系统设计、安装设计、设备材料供货、调试及试运行。脱硫岛内电气部分分为正常高、低184、压供配电系统、事故保安电源系统、直流系统、UPS系统、EPS系统、照明及检修系统、防雷接地系统，并包括岛内电气设备的控制、测量及保护；安全滑触线；通讯系统；电缆敷设、电缆构筑物、电气设备布置等工作。7.1.2 设计分界点本期脱硫系统6KV电源分界点在本期脱硫岛6KV进线柜电源侧接线端子处，接线端子之后的电气设备均属本工程设计范围。7.1.3 设计中遵循IEC、GB、DL的标准。 设计中至少遵循下列标准，但不限于此：火力发电厂设计技术规程 DL5000-2000电力工程制图标准 DL5028-93继电保护和安全自动装置技术规程 DL400-91火力发电厂厂用电设计技术规定 DL/T 5153-2185、002火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程 DL/T5136-2001发电厂、变电所电缆选择与敷设设计规程 SDJ26-89火力发电厂和变电所照明设计技术规定 DLGJ56-953110kV高压配电装置设计规范 GB50060-92交流电气装置的过电压保护和绝缘配合 DL/T620-1997电测量及电能计量装置设计技术规程 DL/T5137-2001电力工程电缆设计规范 GB50217-94火力发电厂厂内通信设计技术规定 DL/T5041-95建筑物防雷设计规范 GB50057-94火力发电厂、变电所直流系统设计技术规定 DL/T5044-2004低压配电设计规范 GB50054-95按石化186、行业SH标准和电力行业DL标准执行，当两者描述不一致时，按较高标准执行。7.1.4 总的要求7.1.4.1运行和检修人员的安全以及设备的安全。7.1.4.2可操作性和可靠性。7.1.4.3 易于运行和检修。主要部件（重部件）能方便拆卸、复原和修理，同时提供吊装和搬运时用的起吊钩、拉手和螺栓孔等。7.1.4.4相同（或相同等级）的设备和部件的互换性；7.1.4.5系统内所有元件适当地配合。比如绝缘水平、开断能力、短路电流耐受能力、继电保护和机械强度等。7.1.4.6油漆颜色和技术条件由业主方指定或确认。7.1.4.7电气设备在使用环境条件下，带额定负荷连续运行。7.1.5 对各系统的选择计算如直187、流、UPS、EPS、低压干式变压器等经业主方确认。7.1.6 各系统的接线图、设备元件的配置等技术要求经业主方确认。7.2 系统设计要求 供配电系统.1 6kV高压供电系统脱硫岛设6KV脱硫A、B段,A、B段之间设联络开关，母联装设备自投。脱硫6KV工作电源拟考虑从川维厂现有自备热电站6kV配电系统662和6284间隔搭接。脱硫岛设两台互为备用的低压变压器，每台变压器的容量按脱硫部分所有低压负荷（含工艺设备、仪控设备、电气控制、照明、检修等）的总容量考虑，保留10%的裕度，变压器容量暂定为1000KVA。每台变压器容量考虑脱硫部分所有低压负荷。变压器低压侧接脱硫380/220V A、B段。.2188、 380V低压供电系统 380/220V系统为中性点直接接地系统。380/220V系统采用PC（动力中心）、MCC(电动机控制中心)两级供电方式。PC设A、B两段，由两台干式变压器分别供电，A、B之间设联络开关，母联装设备自投。脱硫单元负荷分别接于A、B段。MCC采用双回供电，两路电源互相闭锁。低压电器的组合保证在发生短路故障时，各级保护电器有选择性的正确动作。低压系统有不少于20%的备用回路。.3 事故保安电源 本期脱硫系统设置一套380/220V事故保安段，确保在整个脱硫岛失电后的安全停机和设备安全，保安段正常时由380/220V脱硫PC段供电，当电源故障或停运时由EPS（应急电源系统）继189、续供电。事故保安段有不少于20%的备用回路。.4 直流系统 本期脱硫系统设置一套直流电源装置，直流系统采用单母线接线，供电方式采用放射性供电，电压等级采用220V。供脱硫岛内电气控制、信号、继电保护、6KV、380V断路器合闸等负荷。直流系统正常时由380/220V脱硫PC段供电，当电源故障或停运时由380/220V事故保安段继续供电。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。直流馈线屏备用馈线回路不少于20%。.5 不停电电源系统 本期脱硫岛设一套UPS装置，供脱硫岛PLC及其它一些重要负荷用电。UPS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190、于30分钟。UPS正常运行时负荷率不大于60%。UPS备用馈线回路不少于30%。UPS输入端的谐波控制在5%。.6 应急电源系统 本期脱硫岛设置一套应急电源系统（EPS），保证在正常电源故障的情况下快速切换为保安负荷供电。EPS输入三相380V，50Hz，混合型供电方式。EPS在正常电源故障的情况下维持所有保安负荷在额定电压下继续运行不小于90分钟。 控制与保护.1 控制方式脱硫岛电气系统纳入脱硫岛PLC控制，不设常规控制屏。纳入脱硫岛监控的电气设备包括：脱硫岛6kV断路器、380V PC进线及分段开关、MCC馈线开关、脱硫变压器、保安电源系统、直流系统、UPS、EPS。电气系统与脱硫岛PLC191、采用硬接线。脱硫岛6kV断路器、框架式断路器的控制电压采用直流220V，其余控制电压采用交流220V。.2 信号与测量脱硫岛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PLC。脱硫岛不设常规测量表计，所有规程规定需要在PLC上显示的电气连续量信号（电流、电压、功率等），在开关柜中采用变送器将其变成420mA信号输出送入脱硫岛PLC，或由智能测控模块将其变为数字信号通过通信接口以总线方式送至脱硫岛PLC。测量点按电测量及电能计量装置设计技术规程配置。脱硫岛就地或远方（根据规程规定）至少有如下电气信号及测量(不限于此)：6KV母线电压，电源开关的工作电流；380V低压192、厂用母线电压；UPS输出母线电压、电流、频率、输入直流电压；6kV高压电动机及40kW以上低压电动机单相电流。6kV开关合闸、跳闸状态、保护动作、保护装置故障、控制电源消失；380V低压PC进线及分段开关所有开关合闸、跳闸状态、控制电源消失；干式变压器温度；所有电动机的合闸、跳闸状态、控制电源消失；脱硫岛低压变压器进线以及6kV高压电动机装设脉冲式有功电度表；其脉冲输出送入脱硫PLC，实现脱硫岛重要设备自动计量。送入脱硫PLC的电气量能实现数据自动采集、定期打印制表、实时调阅、显示电气接线、亊故自动记录及故障追忆等功能。同期：脱硫电气系统不设同期，所有电源进线切换均采用先断后合操作方式以防止不193、同电源并列运行。电气接线有闭锁接线。7.2.2.4 继电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：进线、母联及馈线回路差动保护、电流速断保护、过电流、过负荷、零序过流保护、接地保护脱硫变压器差动保护、电流速断保护、过电流、过负荷、零序过流保护、接地保护、温度保护电动机差动保护（2MW及以上）、电流速断保护、过电流、过负荷、接地保护、低电压保护、断相保护保护装置外接电源为220V DC 照明及检修系统.1 照明系统照明由三个独立子系统组成: 交流正常照明系统 、交流事故照明系统、直流事故照明系统 。交流正常照明系统采用380/220V、TN-C-S接地系统，各场所的照明电194、源由脱硫岛内就近或相邻的MCC供电。脱硫系统综合楼及其他岛内建筑设置交流事故照明,其电源取自脱硫保安段。直流事故照明仅在脱硫操作员室设置直流照明灯。所有重要出入口设置应急照明，应急照明时间不少于30分钟。.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DLGJ56-95火力发电厂和变电所照明设计技术规定的相关要求，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15020石灰石制备车间金属卤化物灯防水防尘灯具，IP54悬挂式、壁式10020石膏脱水车间金属卤化物灯防水防尘灯具，IP54悬挂式、壁式10020195、吸收塔荧光灯防水防尘荧光灯具，IP54吸顶,壁式、立杆式3010氧化风机房金属卤化物灯防水防尘灯具，IP54悬挂式、壁式10020废水处理间金属卤化物灯、荧光灯防水防尘灯具，IP54悬挂式、壁式10020综合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15010.3 照明系统的控制综合楼操作员室、工程师室、电子设备间、配电间等采用照明开关控制。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。石灰石制备等车间采用照明箱内集中控制。.4 照明电线敷设综合楼、配电室及生产车间的照明和插座线路采用电线钢管暗敷设。设备本体的196、照明和插座线路采用水煤气管明敷设，管路采用密闭式接线盒。所有场所的导线均采用BV-500V型导线。.5 检修电源系统: 各场所的检修电源由就近或相邻的MCC供电。检修电源箱电源额定电压为400V、80A、三相、50赫；单相230V、20A。在石膏脱水综合楼、循环泵及氧化风机房、吸收塔设置检修电源箱。脱硫吸收塔检修电压为380/220V，沿吸收塔平台和人孔附近设置低压12V检修照明插座箱。 防雷、接地系统及安全滑线.1 接地系统接地系统符合相关GB、DL及IEC标准的要求。完整的接地系统包括：在适当的位置埋设接地极，其位置不妨碍带检修孔的接地井，每个接地极与接地网导体相连，接地网导体尽可能靠近设197、备设置；检验和测量接地电阻的接地井设置在安装有接地极的适当位置处。接地极导体采用镀锌钢管（采用50）；接地网导体采用镀锌扁钢，室外及地下采用-606的镀锌扁钢，室内采用-404的镀锌扁钢。所有接地导体采用下列方式连接：地下部分采用焊接，焊接处作防护处理；裸露部分采用螺栓连接或焊接，焊接处作防护处理。脱硫岛区域内为独立的闭合接地网，其接地电阻为4。该闭合接地网至少有四处与电厂的主接地网电气连接。.2 防雷系统防雷保护系统的布置、尺寸和结构要求符合相关的GB、DL及IEC标准。脱硫岛区域内的防雷保护根据需要设计和安装。避雷针和避雷带的引下线在距地面2000mm及以内有高牢固的PVC保护管。.3 安198、全滑触线脱硫岛内所有电动起吊设施均采用安全滑触线供电。设计时考虑三相水平布置或垂直布置。滑触线根据容量采用共箱式或分箱式。 通讯系统脱硫岛内设置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，脱硫岛内设总配线箱作为电厂厂内通讯与脱硫岛通讯的接口。电话机的设置数量经业主方确认。 电缆和电缆构筑物.1 6kV动力电缆6kV电缆型号为ZR-YJV-6/6kV，其热稳定截面应满足电厂6kV系统热稳定要求。.2 0.4kV动力电缆0.4kV动力电缆采用0.6/1.0kV阻燃型交联聚乙烯绝缘聚乙烯护套电缆。电缆的导体采用铜导体。截面超过6mm2的电缆应为铜绞线电缆。耐热电缆和移动电缆，其导体由细的199、铜绞线组成。.3 测量和控制电缆测量和控制电缆型号为ZR-KVVP-0.45/0.75kV，并且最小导体截面为1.5mm2。根据需要采用屏蔽电缆。.4 仪用变压器电缆一根仪用变压器的电缆只传输一个变压器的电压或电流值。如果同一个电压信号用于不同的需要（如：保护、测量、计量）装设分离的小型断路器。变压器电压量用独立的电缆传输。对于室内的CT电缆最小截面为2.5mm2，CT电缆截面根据CT容量及电缆长度选择。.5 电缆连接装置6kV电缆和0.4kV动力电缆无中间接头，控制电缆避免中间接头。6kV电缆和截面大于50 mm2的0.4kV动力电缆的终端接头采用终端接头。.6 电缆设施电缆设施符合相关的标200、准和规范。电缆根据工程实际情况恰当地采用电缆沟道电缆桥架地下埋管以及电缆直埋的敷设方式。敷设于电缆桥架和电缆支、吊架上的电缆排列整齐美观。6kV动力电缆、0.4kV动力电缆、控制电缆、信号电缆等按有关标准和规范分层（或分隔）敷设。.7 电缆构筑物在脱硫岛区域内恰当地规划电缆通道，包括电缆沟、电缆竖井和电缆桥架路径等，并使电缆构筑物整齐美观。脱硫岛区域内电缆通道以架空桥架为主。电缆桥架和电缆支、吊架、螺栓电缆卡等采用钢材，经防腐和热浸镀锌处理。经热浸镀锌处理的电缆构筑物及其附件无焊接。室内的电缆桥架采用梯级式电缆桥架，并在相同路径电缆桥架的最上层安装电缆桥架保护盖。室外的电缆桥架采用梯级式电缆桥201、架，并在每层电缆桥架上安装电缆桥架保护盖。电缆桥架的连接方式保证有良好的导电性，电缆桥架有不少于两点与接地系统电气连接。.8 电缆防火阻燃依据有关标准和规范，电缆有防火阻燃措施。 电气设备布置脱硫岛设一座石膏脱水综合楼，高压配电柜，低压配电柜、保安段、低压脱硫变压器等集中布置在石膏脱水综合楼0.00m层内，直流系统、EPS及UPS系统布置在石膏脱水综合楼7.5m层单独房间内以满足其对室内环境要求。电气设备的布置考虑足够的操作、检修空间，配电室考虑防火要求。配电室的长度大于7米时，最少设两个出入通道。8.总图运输及土建8.1总图运输概述根据本项目的要求，拟在川维厂南区煤锅炉装置西侧的闲置空地建设202、脱硫除尘装置，其四周边界为：东临煤锅炉装置，南接现煤场汽车来煤主要通道，西至川维厂新建总变配电站，北达重庆朱家坝220KV变电站南侧排洪沟。新建装置需占用现煤锅炉煤堆场，拆除场地上输煤栈桥西侧的办公楼，保留输煤栈桥西侧，办公楼南侧的输煤控制楼。现脱硫装置占地面积约为3490m2。区域总图设计范围为新建装置区的总平面布置设计，竖向布置设计。场地内水文地质条件简单，不存在地下水。其地表杂填土结构松散，属透水层，粉质粘土属隔水层，砂岩属于弱透水层，泥岩属于隔水层；当接受大气降水及工业废水（该地表水对砼无腐蚀性）补给后，大部分沿斜坡地表径流，排泄至坡脚，少部分下渗，沿岩土界面和岩层裂隙面渗流。该场地无203、断层、滑坡、软弱夹层、地下采空区等不良地质现象。该场地地震基本烈度为VI度，属于抗震有利地段。总图布置.1布置原则1）遵守国家颁布的有关规范、规定、标准，确保生产安全，符合当地城市规划及川维厂总体规划要求，合理进行功能分区。2）满足工艺流程要求，生产装置尽可能联合集中布置，力求缩短管线距离，节约工程投资。3）生产及辅助生产设施在满足工艺流程、消防、安全及工业卫生要求的同时，尽可能合并布置。4）满足国家有关消防、安全、卫生防护等有关规程、规范的要求。5）充分考虑风频风向等气象条件，创造较好的生产条件和工作环境。6)充分依托老厂现有设施，避免重复建设。7）充分利用工厂现有的土地，因地制宜、紧凑合理204、布置，节约工程用地，减少拆迁量。8)新建装置采用联合、露天布置，尽可能不影响或少影响现有生产装置。9)合理布置运输和消防通道，方便施工、吊装、维修、安全、操作。10)尽量减少土石方工程量，节省投资。.2平面布置装置建在所需脱硫除尘装置的机组主烟道管的外侧。根据装置特点及服务对象的要求，生产区由北至南分别布置了石灰石粉仓支架、循环泵及氧化机支架、吸收塔、石膏脱水及电控楼等。.3竖向设计1）竖向布置原则根据场地现有地形，选择适当的布置方式，以减少土石方工程量。确定的场地标高，能满足工艺流程、交通运输及消防的需要。能顺利的排除场地雨水。2)道路及竖向布置概况拟建装置区地形起伏较大，标高最大值为263205、m，最小值为250m，最大高差达13m，土石方工程量较大。2）绿化布置指标 厂区绿化设计指标根据石油化工企业厂区绿化设计规范（SHJ8-89）的规定，其值不小于12%。由于拟建构筑物于厂区的发展预留用地建设，因此本项目不单独考虑绿化设计，可依托原装置周边的绿化，满足厂区的绿化设计标准。主要技术经济指标8.1-1主要技术经济指标及工程量表序号指标名称单位数量备注1脱硫装置用地面积m23490#5#9锅炉脱硫装置以及老厂和新区公用设施2建、构筑物占地面积m21630总图运输设计采用的主要规范及标准石油化工企业设计防火规范（99年版） GB5016092工业企业总平面设计规范 GB 5018793化206、工企业总图运输设计规范 HG/T 20649-1998工业企业厂内运输安全规程 GB 438784 厂矿道路设计规范 GBJ2287建筑设计防火规范 GB50016-2006石油化工企业总体布置设计规范 SH30321692 石油化工企业厂内竖向布置设计规范 SHJ1389室外工程 88J9、88J10工业企业设计卫生标准 GBZ1-2001化工企业安全卫生设计规定 HG2057195石油化工企业厂内道路设计规范 SHJ2390石油化工企业汽车运输设施设计规范 SHJ33-91石油化工企业厂区绿化设计规范 SHJ889总图制图标准 GB/T50103-20018.2土建工程设计范围本设计为川维厂燃煤锅炉烟气脱硫工程的配套土建设计，土建设计的主要内容是：石膏脱水及电控楼；循环泵及氧化风机支架；石灰石粉仓支架