《热电厂脱硫可研报告.doc》由会员分享，可在线阅读，更多相关《热电厂脱硫可研报告.doc（24页珍藏版）》请在taowenge.com淘文阁网|工程机械CAD图纸|机械工程制图|CAD装配图下载|SolidWorks_CaTia_CAD_UG_PROE_设计图分享下载上搜索。
1、* * 热 电 厂脱硫可研报告*设计研究院第一章 概 述一、项目概况1、项目概况项目名称：*(集团)有限责任公司热电厂脱硫项目工程建设规模： 4130t/h脱硫建设单位：*(集团)有限责任公司热电厂咨询单位：*设计研究院 2、建设单位概况*(集团)有限责任公司热电厂（下简称电厂）位于调兵山市东南，目前装机容量为60Mw。电厂为*(集团)有限责任公司的独立核算企业，所发电量全部公司自用，所生产的热量主要供调兵山市采暖用热。该厂于1998年10月建成2x30Mw抽凝汽轮机组。现有130t/h蒸汽锅炉4台，配置三电场电除尘器装置3台，四电场电除尘器装置1台。四台锅炉年耗煤量约51万吨。电厂烟囱SO2
2、排放浓度标准状态下1174mg/Nm3。电厂年SO2排放总量约3423.1t。3、项目概述电厂燃烧煤种为本公司小青矿生产的低热值、中低硫煤。为了使锅炉烟气排放达到当地环保排放标准，造福环境。公司决定对4 台锅炉排烟系统增加脱硫装置，减少烟尘和SO2 排放对大气的污染，达到国家环保和当地环保排放要求。二、项目建设的必要性随着工业化的发展，环境污染问题已经严重威胁着人类自身的生存环境，制约了国民经济的可持续发展，因此近年来国家对环境保护政策和环保投入都在不断地加大力度，国民的环保意识也在不断提高。加强环境保护是21世纪全球化的任务，也是每一个企业和公民应尽的责任和义务。电厂脱硫项目实施后，对厂区周
3、围地区的大气状况将得到更好的保护。对提高地区环境质量、改善地区投资环境、保障人民身体健康和促进社会安定团结都有着积极的意义。三、研究范围及设计原则1、研究范围根据*(集团)有限责任公司热电厂提出的工程要求，本可行性研究的主要范围为：1）脱硫工程的建设条件。2）锅炉脱硫的技术方案选择。3）烟气脱硫工艺的比较和选择。4）脱硫工程吸收剂的来源和供应。5）脱硫副产品的处置方式。6）脱硫工程投资估算。2、编制依据1）*（集团）有限责任公司热电厂的设计合同。2）甲方提供的有效资料。（1）电厂燃煤煤质报告。（2）4x130T/H燃煤链条炉排热水锅炉除尘、脱硫工程技术方案大连隆生环保科技有限公司编制。3）现行
4、有关设计规范、规程火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2011）；小型火力发电厂设计规范（GB50049-2011）；火力发电厂烟气脱硫设计技术规程（DLT5196-2004);火电厂烟气脱硫工程技术规范石灰石/石膏-石膏法；工业锅炉及炉窑湿法脱硫工程技术规范（HJ462 一2009);大气污染物综合排放标准（GB16297-1996)；燃煤烟气脱硫设备燃煤烟气湿法脱硫设备GB/T19229.1。3、主要技术设计原则1）推荐先进、成熟的脱硫技术，脱硫系统的投运不会影响机组正常安全运行。2）脱硫系统的设计脱硫效率满足目前国家排放标准和地方环保的要求，并考虑满足今后不断趋于严格的SO2排放标
5、准。3）论述是否设置GGH的现实意义及改造后烟囱防腐的方法。4）各机组的脱硫系统相对独立，一台机组脱硫系统停运或故障不影响其他机组脱硫系统的正常运行。5）设置公用的脱硫剂的储存、脱硫液的配制和脱水系统。6）脱硫工程应尽可能减小对环境的影响，副产品处理设计原则以综合利用为前提，其处理应符合环境保护的长远要求，避免脱硫副产品的二次污染。设置独立的脱水系统为外销做准备及考虑到副产品的品质较低与锅炉渣混合排弃至灰场的途径。7）脱硫系统控制采用PLC系统，控制室设在除灰控制室，且主控制室也可以进行操作。8）应节约能源、水和吸收剂，尽可能降低脱硫系统的投资与运行费用。将锅炉冲渣水打入脱硫循环水池，参与中和
6、反应降低吸收剂用量。9）电厂运行时间按4700小时考虑，脱硫系统利用率96%以上。10）脱硫系统设计寿命与对应的主机寿命一致。11）应充分论证脱硫后湿烟气对于尾部烟气系统的腐蚀及脱硫系统分期建设的可能性。四、简要工作过程2013年3月，建设单位委托我院进行*(集团)有限责任公司热电厂脱硫项目工程可行性研究设计。*(集团)有限责任公司热电厂脱硫项目工程可行性研究报告于2013年4月完成。第二章 电厂概况一、位置交通 略二、电厂机组状况热电厂锅炉型号为UG-130/9.8-M型锅炉2台，WGZ-130/9.8-4型锅炉2台。项目现有主要固体废物为锅炉灰渣，排放量150kt/a。锅炉炉渣用水力除渣方
7、式排入厂区西南侧5.5km锁龙沟灰场。锅炉电除尘器下灰，经气力输送至灰仓，罐车外运。现有*灰渣场工程设计为坝前排灰，可供电厂贮灰57年，灰渣场拦渣大坝标高190.0m，容量15000km3，现已建立洒水设施。坝体不渗漏，冲灰水全部返回复用。灰场排洪设沉淀处理，避免带走大量悬浮物。三、现有环保设施及主要污染物排放状况1、现有环保设施电厂两台UG-130/9.8-M型锅炉、一台WGZ-130/9.8-4型锅炉，对应配置三电场电除尘器装置3台，除尘效率99.6%；另一台WGZ-130/9.8-4型锅炉，配置DDW115-4型四电场电除尘器装置1台，除尘效率99.92%。4台锅炉公用1座高120米，上
8、口径3.5米的烟囱。2、主要污染源和污染物对空气环境的影响主要是电厂锅炉排烟，主要污染物是烟尘、SO2。电厂烟囱SO2排放浓度标准状态下1174mg/Nm3。电厂年SO2排放总量约3423.1t。四、燃煤成分锅炉设计燃用小青矿原煤，燃煤灰份43.27%，硫份0.23%，实际平均硫份0.42%，低位发热量11300kJ/kg。设计煤种元素分析见表2.4-1表。2.4-1表 设计煤种元素分析表项目AarMarCarHarOarNarSarVdaf%43.2713.5733.312.1570.280.4239.35四、水 源 略五、气象 略六、工程地质和地震烈度 略第三章 脱硫工程建设条件一、吸收剂
9、供应与制备电厂如采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺，其吸收剂为石灰石。在现有煤质的情况下石灰石用量为1.3t/h,FGD年利用小时按4700小时计算，年石灰石用量为6.2kt。石灰石-石膏湿法脱硫工艺对石灰石的品质要求为CaCO3含量88%以上，MgCO3含量小于2%，对反应活性也有一定要求。作为吸收剂，在细度上要求达到250目或350目。本工程设计采用成品石灰石粉。调研结果表明*地区石灰石的储量、开采量、加工能力、运输条件及理化特性等方面均可满足湿法脱硫吸收剂的要求。二、脱硫副产品的处置及综合利用条件按燃用设计煤种（含硫率为0.42%），脱硫效率为90%，石灰石按90%计，脱硫系统石膏产量为9.8
10、kt/a（二水石膏，含10%水，纯度81.5%）。经脱硫循环池曝气氧化生成的石膏和烟尘等副产品混合物，根据最终利用方案有两种处置方法：一种用抓斗放入淋灰池，后装车运走进行综合利用。另一种将灰水混合物排入锅炉沉渣池与锅炉渣一起排至电厂灰场排弃。三、脱硫建设场地由于电厂建厂较早，原有锅炉尾部设施如电除尘器、引风机室、支烟道、上煤皮带廊间布置较紧凑，未预留脱硫空间。本工程拟采用一炉两塔方案，吸收塔布置于引风机室与支烟道间9.1mx18m的空间内。循环水池布置在1、2号炉支烟道与上煤廊间16mx40m空间内。其他功能性房间分别布置在皮带廊下和附近地方。并根据工程实施需要，对原有建筑进行拆除或改造。四、
11、脱硫系统的电、水、气条件1、供电本工程负荷等级为一级，脱硫装置配电电压等级380V/220V，三相四线制，控制电源为交流220V。脱硫系统装机功率为737Kw.2、供水对于石灰石石膏脱硫工艺，为了避免喷嘴堵塞，保证脱硫石膏的品质，脱硫用水的悬浮物应小于200mg/L。电厂清水池出水悬浮物含量低于100 mg/L，满足工程需要。脱硫系统补水用水量约32.8t/h，取自电厂工业用水系统。年耗水量约15.4万吨。3、氧化空气脱硫系统所需的氧化用压缩空气，由脱硫系统自设罗茨风机提供。第四章 烟气脱硫工艺方案的选择一、主要工艺参数和技术指标FGD入口烟气量为设计煤种的计算值。烟气粉尘含量以设计值为准。主
12、要工艺设计参数、主要工艺指标见表4.2-1，表4.2-2。表4.2-1 主要工艺设计参数序号参数单位1炉2塔1FGD处理烟气量（干、单塔）Nm3/h775662FGD处理烟气量（总）Nm3/h3原烟气温度1504电除尘器出口粉尘含量mg/Nm36505设计煤种SO2浓度（干）mg/Nm31173.7表4.2-2 主要工艺指标序号项目名称单位参数1脱硫效率%902脱硫产物氧化率%993净烟气排放温度454钙硫比Ca/S1.035脱硫系统总阻力Pa1200二、烟气脱硫工艺的选择为了控制大气中的二氧化硫，早在19 世纪人类就开始进行有关的研究，但大规模开展脱硫技术的研究和应用是从二十世纪50年代开始
13、的。经过多年研究目前已开发出的200 余种SO2 控制技术。这些技术按脱硫工艺与燃烧的结合点可分为：燃烧前脱硫（如洗煤、微生物脱硫）；燃烧中脱硫（工业型煤固硫、炉内喷钙）；燃烧后脱硫，即烟气脱硫（Flue Gas Desulfurization,简称FGD）。FGD 是目前世界上唯一大规模商业化应用的脱硫方式，是控制酸雨和二氧化硫污染的最主要技术手段。烟气脱硫技术主要利用各种碱性的吸收剂或吸附剂捕集烟气中的二氧化硫，将之转化为稳定且易机械分离的硫化合物或单质硫，从而达到脱硫的目的。FGD 的方法按脱硫剂和脱硫产物含水量的多少可分为两类：湿法，即采用液体吸收剂如水或碱性溶液（或浆液）等洗涤以去二
14、氧化硫；干法，用粉状或粒状吸收剂、吸附剂或催化剂以除去二氧化硫。按脱硫产物是否回用可分为回收法和抛弃法。按照吸收二氧化硫后吸收剂的处理方式可以分为再生法和非再生法（抛弃法）。1、目前工业化的主要技术有：1）、湿式石灰/石灰石-石膏法：该法用石灰或石灰石的浆液吸收烟气中的SO2，生成半水亚硫酸钙或再氧化成石膏。其技术成熟程度高，脱硫效率稳定，达95%以上，是目前国内外大电厂（200MW 以上机组）应用的主要方法。2）、喷雾干燥法该法是采用石灰乳作为吸收剂喷入脱硫塔内，经脱硫及干燥后为粉状脱硫渣排出，属于干法脱硫，脱硫效率85%左右，投资比湿式石灰石-石膏法低，目前主要应用在美国。3）吸收再生法主
15、要有氨法、氧化钙法、双碱法、W-L 法。脱硫效率可达95%左右，技术较成熟。4）炉内喷钙-增湿活化脱硫法该法是一种将粉状钙质脱硫剂（石灰石）直接喷入燃烧炉炉膛的脱硫技术，适用于中、低硫煤锅炉，脱硫效率约85%。脱硫工艺比较见下表4.2-1。表4.2-1 脱硫工艺比较项目石灰石-石膏工艺喷雾干燥法炉内喷钙+尾部增湿氧化镁法双模纳法湿适用煤种不限中低硫煤中低硫煤中低硫煤不限单机应用规模200MW100MW200MW200MW200MW脱硫率95%以上75-85%65-80%90%以上95%以上吸收剂石灰石/石灰石灰石灰石/石灰氧化镁氢氧化钠、碳酸钠等吸收剂利用率95%以上90%约40%90%以上9
16、0%以上副产物石膏亚硫酸钙亚硫酸钙硫酸镁亚硫酸纳/硫酸纳副产物处置利用抛弃抛弃回收抛弃废水少量无无有少量占地面积大中小中小2、本项目设计选用石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺。三、是否设置GGH的比较脱硫后湿烟气排放有两种方式，其一为在脱硫系统中加气气换热器（GGH），利用脱硫前烟气的热能提高净烟气温度到酸露点以上（80）然后通过原烟囱排放。另一种方式是不设GGH，对原有烟囱进行防腐处理，然后直接排放湿烟气。据初步推算目前国内火电厂石灰石石膏湿法烟气脱硫系统采用烟气烟气再热器（GGH）的约占80%以上。若按每年新增石灰石石膏湿法烟气脱硫系统容量30,000MW计算，安装GGH的直接设备费用就达10亿
17、元左右。因安装GGH而增加的增压风机提高压力、控制系统增加的控制点数、烟道长度增加和GGH支架及相应的建筑安装费用等，其总和约占石灰石石膏湿法烟气脱硫系统总投资的15%左右。GGH装置是蓄热加热工艺的一种，该设备通过蓄热原件连续循环地穿过未脱硫的原烟气区域和已脱硫的净烟气区域实现热交换。GGH的蓄热原件进入原烟气区域，吸收烟气中的显热，降低原烟气温度。离开原烟气区域后，蓄热原件进入到净烟气区域，释放出显热，提高烟气温度，然后返回到原烟气区域。1、设置GGH的特点1）提高排烟温度和抬升高度经湿法脱硫后的烟气，温度一般在4050之间。设置GGH后可以将湿法脱硫后的排烟温度升高至80左右，从而提高烟
18、气烟囱排放时的抬升高度。2）降低污染物的落地浓度因为烟气抬升高度的上升，使SO2、氮氧化物（NOx）等污染物的落地浓度降低，从而减轻对环境的污染。3）降低烟羽可见度由于湿法脱硫后的烟气湿度处于饱和状态，在环境温度较低时通过烟囱排放，烟气中水蒸汽会凝结并形成白色的烟羽。而安装GGH后由于烟温的提升，也使烟囱冒白烟的问题在一定程度上得以减轻。4）避免烟囱降落液及减轻烟囱腐蚀处于饱和状态的烟气的排放过程中，随着烟温的逐渐降低，烟气易于冷凝结露并在潮湿环境下产生腐蚀的水液液体。这些水液液体依附于烟囱内壁侧壁流下，对烟囱造成严重腐蚀。GGH装置可以提高经脱硫处理后排放的烟气温度，从而减缓由于烟气冷凝结露
19、产生的腐蚀性水液液体，同时减轻了烟囱腐蚀。5）工艺耗水量降低原烟气经过GGH后，可降温约30左右。从而使进入吸收塔的烟气降温至烟气反应最佳温度，需蒸发较少的水量即可满足。相较于不设置GGH，可节约水量约30%。6）其进入脱硫塔的温度降至100左右，更有利于提高脱硫效率，同时减少了对脱硫塔内防腐材料及设备的热影响。7）GGH在运行过程和停机后需要用压缩空气、蒸汽或高压水进行冲洗，以去除换热元件上的积灰和酸沉积物。因此需要提供相应的压缩空气、冲洗水和蒸汽。GGH冲洗后的废水含有很强的腐蚀性，必须进行专门的处理之后才能排放。8）由于原烟气在GGH中由150左右降低到酸露点以下的80，因此在GGH的热
20、侧会产生大量的粘稠的浓酸液。这些酸液不但对GGH的换热元件和壳体有很强的腐蚀作用，而且会粘附大量烟气中的飞灰。另外，穿过除雾器的微小浆液液滴在换热元件的表面上蒸发之后，也会形成固体的结垢物。上述这些固体物会堵塞换热元件的通道，进一步增加GGH的压降。国内已有电厂由于GGH粘污严重而造成增压风机振动过大的前鉴。2、不设GGH的特点1）投资省由于减少GGH设备本体以及由此而带来的包括：烟道、支架、吹扫和冲洗水等系统的配套，脱硫投资可节省。2）运行能耗减低由于减少了GGH驱动电机及密封和低泄露风机功率大约20kw。增压风机的轴功率由于脱硫烟气阻力降低等，大约可以省略100kw。3）系统简单、占地少有
21、利于总体布局，减少占地面积，炉后布置可优化，烟道和设备布置更为简洁合理，安装和维修通道及空间大，施工场地增加，施工安装更方便。4）不设置GGH设备，会导致原烟气进入脱硫塔前，为保护塔内设施必须进行冷却降温从而系统的水耗增加；烟气离开烟囱出口时可能形成冷凝水滴，形成所谓的烟囱雨及酸雨降落，破坏生态及周边生活环境。3、设置GGH方案与不设GGH方案的技术比较针对本项目的运行特点，设置GGH与不设置GGH技术方案综合性能比较如下表4.3-1。表4.3-1 设置GGH方案与不设GGH方案的技术比较表序号项目设置GGH不设置GGH备注1排烟温度 8047-512耗水量，t/h低12.14套量3烟气泄漏率
22、0.5-1.5无泄漏4装置布置较复杂较简单5烟道长度及支架比不设GGH钢材重约35%较短6净烟气腐蚀较弱强7运行实例相对较多相对较少8运行可靠性故障点增加，会发生堵灰由于无GGH，故障率低4、设置GGH方案与不设GGH方案的综合经济指标比较对设置GGH与不设GGH两个方案的设备投资费用、年运行维护费用等综合指标比较见下表4.3-2。表4.3-2 设置GGH与不设GGH方案综合指标比较表序号经济指标（万元）设置GGH不设置GGH备注1GGH投资+210基础价格2烟囱防腐投资基础价格+2283烟道投资+50基础价格4GGH支架+36基础价格5厂用电增加+12基础价格6水耗基础价格+197蒸汽耗量+
23、2基础价格8维护费用+10+59万元3102515、设置GGH方案与不设GGH方案初步结论从上表可知，有GGH装置，投资费用将近310万元；不设置GGH装置，其投资在251万左右。有GGH的投资高。从设备运行费用来看，设置GGH与不设GGH运行费用接近，因此，从经济指标角度考虑，不设置GGH有显著的技术经济优势。但是，通过了解未安装GGH，脱硫后净烟气温度偏低（50摄氏度左右），造成烟气抬升力的减弱，烟囱排烟在环境湿度大时会发生飘浆，亦容易引起当地NOx落地浓度超标，对电厂周边的环境可能有影响。并且由于净烟气温度偏低湿度大，对下游设备腐蚀比较严重，烟囱进行防腐处理后，由于受到烟囱防腐材料时效性
24、的限制，第4-5年必须对整个烟囱防腐层进行大面积维护。烟囱飘浆等环境污染问题及烟囱的防腐周期会对电厂正常生产造成一定不利影响。本可研采用不设置GGH方案。四、烟囱防腐1、烟囱防腐设计时应考虑以下几方面的因素：1）技术可行性，满足复杂化学环境下的防腐要求；2）经济合理，较低的建筑成本 ，一次性投资费用要低；3）施工容易进行速度快，周期短；4）运行维护费用低，并且方便检修。需注意的是，用材的选择不仅应考虑初期成本，还应考虑装置的可靠运行周期（即大修周期）和总使用寿命等相关问题，以便作出经济上的合理决定。目前湿法脱硫后的烟囱防腐主要有三类形式，第一类采用耐腐蚀的轻质隔热的制品粘贴，隔绝烟气和烟囱筒接
25、触，如玻化陶瓷砖内衬；第二类贴衬薄板，采用耐腐蚀的金属合金薄板作内衬，内衬材料包括钛板、镍基合金板或铁-镍基耐蚀合金板；第三类采用耐酸耐热混凝土和玻璃鳞片涂层等防酸腐蚀涂料。2、电厂烟囱情况烟囱高度120m，出口内径3.5m。3、脱硫前后湿烟囱运行情况见表4.4-1。表4.4-1 脱硫前后烟囱运行情况表序号烟囱入口参数单位目前电厂烟囱脱硫后电厂烟囱1烟气135502烟气量m3/h3烟囱出口流速m/s25.822.54设计烟囱出口限值m/s24164方案设计鉴于电厂烟囱的结构特点，要求所使用的防腐方案必须能够满足烟囱内部温度的变化，具有抗热冲击，耐酸腐蚀，防水，良好的抗渗透性、柔韧性，抗弯和抗压
26、强度等各方面的适应能力，同时防腐层也必须与烟囱结构具备良好的粘结能力。初步确定采用轻质玻化陶瓷砖和TC-I型耐温耐酸胶黏剂材料作为主要材料。轻质玻化陶瓷砖具有耐腐蚀和保温的双重性能，使原来的烟囱内衬和保温层结构合二为一。轻质玻化陶瓷砖由专用的TC-I型耐温耐酸胶黏剂材料直接粘贴于烟筒内表面，并且由粘合材料对玻化砖间的缝隙勾缝。阻断了烟气对烟囱内筒结构的腐蚀。轻质玻化陶瓷砖在化学环境与温度大幅度变化的情况下，都具有防腐能力。轻质玻化陶瓷砖具有耐酸腐蚀、高绝热性、耐高温、低热膨胀系数、安装简便等特性。5、烟囱防腐工期总投资采用轻质玻化陶瓷砖和TC-I型耐温酸胶黏剂材料的综合单价在1000- 120
27、0元/m2。经初步估算，烟囱改造防腐面积约1900m2，烟囱防腐总投资在190- 228万元。第五章 石灰石-石膏湿法烟气脱硫工程设想一、脱硫工程总体布置石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺主要包括吸收剂制备和供应、烟气系统、二氧化硫吸收反应系统、脱硫液氧化循环、副产品的脱水以及电气、控制系统。其中二氧化硫吸收反应系统是脱硫工程的核心。本次设计考虑脱硫场地等原因采用1炉2塔形式。由于原电厂无脱硫设施，所以，脱硫工艺系统的设施都要新建。二、脱硫系统物料衡算原烟气温度按150计，单台锅炉脱硫系统烟气进出烟气参数见表5.2-1、单台锅炉脱硫系统水平衡见表5.2-2。5.2-1 单台锅炉脱硫系统的烟气平衡表序
28、号状态参数吸收塔进口吸收塔出口1温度，150502压力，Pa3体积流量干态，Nm3/h湿态，N m3/h运行湿态，m3/h4含水量，%（Vol）105SO2浓度，mg/Nm31174117.46含尘量mg/Nm365029.95.2-2 单台锅炉脱硫系统水平衡表序号物料名称单位数据1总工艺用水量t/h8.22蒸发水量（出）t/h5.23石膏带水10%（出）t/h0.34石膏结晶水量（出）t/h0.55脱硫废水排放量（出）t/h0.96制浆用水（进）t/h17除雾器等冲洗用水（进）t/h18冷却水损耗、生活用水等t/h1三、脱硫工艺系统介绍1、吸收剂供应系统当脱硫效率为90%，燃煤含硫量为0.4
29、2%的设计煤种时，石灰石纯度按90%计，脱硫系统石灰石耗量为1.32t/h。电厂设石灰石粉仓90m3一座。可以满足4台炉约90小时用量。2、烟气系统原烟气从锅炉引风机出口引出，先经喷水降温到约100左右，进入脱硫塔。在塔内经过一系列物化反应，出口净烟气经烟囱排入大气。3、SO2吸收塔SO2吸收塔采用超强湍流传质脱硫塔。1）超强湍流传质塔除尘脱硫的原理超强湍流传质是一种有别于现有FGD 湿法分离机理的崭新概念建立了超强湍流传质场，在超强湍流传质场中，参与传质的气、液、固都处于分散状态。即多相物料在超强湍流传质场中，都处于分散状态，多相分散的基元互相撞击、凝并，实现基元细化，大大提高相间的接触面积
30、气、液、固比表面积，同时，基元间实现高速的表面更新，保持稳定高速的传质，特别是在超强湍流传质场中，存在化学反应时，相间远离平衡，传质始终保持高速，这就大大提高了设备的分离、反应效率。2）核心技术双模脱硫工艺双模脱硫技术就是采用超强涡扇湍流发生器与传统空塔喷淋相结合的双核双模脱硫工艺技术。（1）空塔喷淋技术传统湿法脱硫工艺采用在塔内将脱硫液喷射雾化，以达到脱硫液与含硫烟气充分接触，提高脱硫效率。通常氧化钙法脱硫，液气比达68L/m3，也即一立方米工况烟气需要至少8L脱硫液，才能保证脱硫效率达到90%。其特点是，在锅炉高负荷运行区，循环泵功率消耗很高，脱硫效率偏低且不稳定；在锅炉中、低负荷运行时，
31、脱硫效率稳定，但能耗仍然较高。（2）超强湍流技术超强湍流是根据空气动力学原理，通过改变烟气流道的大小和方向，加速（矢量加速）气流速度和增强气流的扩散，形成超强湍流场，液体进入强湍流场，被撞击分散，气体本身在撞击液体时也伴随分散，分散的烟气和脱硫液再进行融合凝并，在超强湍流场中，脱硫液的比表面积比喷淋塔高出十倍，大大增强了其与含硫烟气的传质强度，脱硫效率显著提高。3）其显著的特点是：（1）脱硫除尘效率可达97%，远高于单一空塔喷淋工艺；（2）采用石灰钙法脱硫时， 液气比仅为传统喷淋塔的25%（2L/m3），从而大大减小了循环泵电机功率，使脱硫直接成本明显降低。一台24 万m3/h 烟气量的脱硫塔
32、，采用单一喷淋法，循环泵电机总功率大约为444kW，循环水量为1520m3/h，而采用湍流技术，功率仅为148kW，循环水量为480 m3/h。4、氧化系统脱硫物化反应液经水沟，流入循环水池，在水池内完成氧化反应，氧化风机为系统自备的罗茨风机。5、石膏脱水循环水池中浓缩浆液经排浆泵送至电厂锅炉炉渣前池或有抓斗抓至淋渣池，后外运。6、脱硫系统主要设备1台130T/H锅炉脱硫系统设备配置表见表5.3-1。表5.3-1 1台130T/H锅炉脱硫系统设备表序号设备名称规格型号数量备注1脱硫塔+维修操作平台D4200152002 台塔体316L T=4，内部均为316L不锈钢（除雾器和喷嘴除外）2副塔D
33、2300142002 台玻璃钢3循环水泵Q=500m3/h，H=32m2 台耐酸、耐磨4加药泵Q=40m3/h，H=20m2 台公用5排渣泵Q=60m3/h，H=20m2 台公用6罗茨风机Q=50m3/minH=50kPa2 台公用7循环水池搅拌器1365.5m，15kW2 套公用8制浆搅拌器333m，7.5kW2 套公用91 石灰仓+2 制浆罐90m33 台公用10石灰定量输送含变频1 套公用11引风机2 台四、电气部分1、脱硫系统的电压等级本工程负荷等级为一级，脱硫装置配电电压等级380V/220V，三相四线制，控制电源为交流220V。主要电气设备用电功率见表5.4-1。表5.4-1 主要
34、电气设备用电功率序号名称数量单机功率（kW）装机功率(kW)1脱硫循环泵51105502罗茨风机245903石膏泵211224送浆泵27.5155制浆池搅拌器27.5156循环水池搅拌器215307其他15合计7372、电气设备的布置脱硫系统低于配电柜一同布置在辅助间内。3、控制方式脱硫电气系统纳入脱离PLC控制，不设常规控制屏。4、照明及检修系统照明由二个独立子系统组成：交流电正常照明、交流事故照明。5、防雷接地系统及安全滑线本处理系统的建筑物一般属于三类防雷，为了防止直接雷击，在需要防雷击的脱硫塔、控制房等的顶部装设避雷带保护。系统设有接地网，接地系统采用TN-C-S 系统（在烟囱防护安全
35、区内除外）。五、仪表和控制1、热工自动化电气系统设置一套PLC 以及上位机系统，系统设置用电设备19 台，循环水泵5 台、罗茨风机2 台，渣浆泵2 台，搅拌器4 台，送浆泵2 台，送料部分电器4台等。本套脱硫系统总装机容量约737 kW，实际用电功率约为558kW。在锅炉房中控室内设有一套上位机系统作为操作员站，操作员站可控制脱硫系统以及制浆、送浆、排渣系统；本系统设置远程控制以及就地控制，远程控制又分为手动控制和自动控制两种方式。2、自动化水平本脱硫控制系统控制范围主要包括吸收系统、烟气系统、工艺水、公用系统等辅助系统。操作人员在中控室中通过键盘和鼠标对系统进行监视和控制操作。脱硫系统将达到
36、如下控制水平：1）能在就地运行人员的巡回检查和少量操作的配合下，在控制室内实现系统的启停和正常运行中的必要操作。2）实现正常运行工况监视和调整。3）实现异常工况的报警及紧急事故处理。3、自动化功能数据采集系统具备工艺流程状态显示、操作过程显示、实时数据显示、报警、数据存储等功能。1）主要闭环调节回路根据脱硫系统的工艺特点设置闭环控制回路，满足系统运行的需要，主要有以下控制回路：脱硫浆液加注控制是以进入吸收塔的脱硫循环液的pH 值作为控制依据，设定PH 计的上下限，通过送浆泵和送浆电动阀的状态控制脱硫浆液的加注量，保证系统运行时脱硫循环液的pH 值始终处于最佳设计范围。2）主要顺序控制功能组完成
37、脱硫系统及辅助系统相关设备的启停顺序控制。3）系统的连锁保护脱硫系统根据设备的特点设置完整的连锁保护系统，以使系统安全运行，避免对人身造成重大伤害及设备的破坏。有以下内容：脱硫循环泵启、停及连锁；送浆泵启、停及连锁；（与制浆池液位连锁）检测出口烟温，烟温过高时，自动开启除雾器冲洗阀。4）检测显示参数：脱硫循环液PH 值上位显示；脱硫剂物料消耗量；烟气温度等上位显示；制浆池液位。5）脱硫控制设在锅炉除渣控制室内，热工配间内有备用空位，可以满足改造后仪表及阀门的配电要求。六、土建部分土建主要包括脱硫塔、石灰石仓、泵和风机基础及循环水池等。根据2004年6月*院提供的“*(集团)有限责任公司热电厂工
38、业场地工程地质勘察报告”确定本工程基础座在卵石层上,地基承载力特征值为fak=300kPa。建(构)筑物主要结构形式见下表5.6-1。表5.6-1 建(构)筑物主要结构形式表 序号名称规格数量备注1脱硫塔基础8 个钢混2烟道支架基础8 个钢混3石灰仓基础1 个钢混4循环泵基础5 个钢混5罗茨风机基础2 个钢混6渣浆泵基础2 个钢混7制浆罐基础2 个钢混8送浆泵基础2 个钢混9抓斗机基础1 个钢混第六章 环境和社会效益一、环境效益进行脱硫改造后，可以显著降低二氧化硫排放量，在设计煤种条件下，SO2的排放总量见表6.1-1。表6.1-1 二氧化硫的排放总量（单位：t/a）项目脱硫前脱硫后设计煤种3
39、423342注：机组年运行4700小时，脱硫效率90%。由表可见，按设计煤种计算，项目投运后，可减少SO2排放量3081t/a。脱硫项目投产后，还可以减少约95%的粉尘排放量，大大改善电厂及周边地区的大气环境质量，环境效益是明显的。二、社会经济效益大气中SO2会危害人类健康、导致酸雨等。脱硫后，以设计煤种计算，每年可减少SO2排放3081吨，SO2排放收费按1.26元/kg计，预计每年可减少交SO2排污费约388万元。第七章 节约和综合利用能源根据中华人民共和国节约能源法及国家计委计节（1984）1027号文件关于在工程设计中认真贯彻节约能源、合理利用能源，并加速修订补充设计规范的通知精神，对
40、新建、扩建或改建工程，在主要工艺系统设计中拟定采取节约能源和降低电能消耗的措施。按上述文件精神要求，本设计在主要工艺系统中，对合理利用能源，降低能源消耗，拟定如下措施：1、优化系统设计：对脱硫装置系统设备、烟道、管道等进行优化配置，降低能耗。2、优化设备选型：特别是主要耗能设备如：风机、水泵等。3、完善脱硫系统的计量、检测仪表，采用先进的控制系统：完善的检测系统和控制系统是脱硫系统安全、经济运行的基础。4、完善设备、管道的保温措施，并进行优化设计。5、节约用水，加强水务管理，减少废水排放。6、节约原材料，尽量就近采购，减少运输成本。7、脱硫副产物尽可能综合利用。8、在建（构）筑物的设计中，注意
41、节省施工模板和重复使用的措施，达到节省使用钢材、木材的目的。工程的砂石、土方均就地、就近取材，节约运费和资金。第八章 劳动安全与工业卫生一、主要安全隐患1、电伤害：指系统设备由于雷击或接地不良引起的损坏，并造成人员伤害。2、易危及人身安全的场所有屋内、屋外的配电装置和电厂内所有带电的设备；3、易产生机械伤害的部位及场所，有各类转动机械设备外露部分和运输胶带机等；4、易发生坠落伤害的部位，需登高的平台、楼梯等。二、安全措施1、防电伤害：电气设备应采用必要的机械、电气联锁装置以防误操作，设计上严格按照带电部分最小安全净距执行，严格执行工作票制度；所有电气设备应有防雷击设施，并有良好的接地设施。2、
42、防机械伤害：所有转动机械外露部分均有防护罩或其他防护措施；设备布置在设计时留有检修场地。3、其他伤害防护：钢平台和钢梯应采用花纹板或格栅板；楼梯平台设置保护沿和栏杆。脱硫系统在运行中可能造成的职业危害主要是噪音。主要的噪声源有：氧化风机、循环水泵等。扬尘源主要是石灰石粉装卸过程。工程设计和设备订货时，根据工业企业噪声卫生标准提出限制设备噪声要求，将噪声污染控制在允许的范围内。对主要噪声源采用隔声、吸声处理。扬尘的控制应以强化系统设计的可靠性及密封性和除尘相结合的措施为主，以保证环境空气粉尘含量低于10mg/m3。第九章 生产管理与人员编制脱硫系统与锅炉、除灰紧密相关，脱硫系统的管理、运行及维护
43、检修可由锅炉车间或除灰车间负责。脱硫人员的主要工作范围有：脱硫设备监控、巡检操作、表计记录、事故处理等，脱硫装置的大修、运行化验和后勤保障由全厂统一管理。脱硫系统人员编制6人。管理及技术人员1人，负责系统的生产管理与技术保障。运行人员：5人，五班四运（每班1人），负责系统运行操作。日常检修由电厂统一安排。第十章 工程项目实施的条件和轮廓进度一、工程项目实施条件施工场地条件：本工程具备施工生产和生活用地，无需在厂外租用。可根据需要选择场地建立一些临时设施。施工场地相当平整。运输方式：脱硫设备无特大设备。所有设备可采用公路直接运输到现场。材料供应：周围建材市场发达，供应和运输便利。施工水源：施工单位生产和生活用水均由电厂供水系统接引。二、工程项目实施轮廓进度前期工作进度初步安排如下：可行性研究报告编制、审查 1个月；主机招标完成 1个月；初步设计文件编制、审查 1.5个月；施工图设计 2个月；设备安装 3个月；部分调试 1个月；系统调试及试验