神华国能宝清烟气超低排放脱硫系统改造方案.doc

国能宝清煤电化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工程设计证书甲级A137010481号工程咨询书工咨甲11820060021号2014年12月 济 南9 / 12 校 核：编 写：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，促进经济社会开展方式转变，集团承诺旗下所有燃煤发电机组大气污染物排放浓度均到达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〕由于院仅负责本工程的脱硫系统设计，其余系统均由东北院进展设计，本文仅说明SO2排放限值变化对脱硫系统设计的影响，并简单提及脱硫系统中可降低烟尘排放的改造方案1.2 排放指标值国能宝清煤电化2x600MW超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〕随着国大气污染的日益严重，结合国大气污染物排放标准的日趋苛刻，公司确定了烟气超低排放指标值均到达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工程单位烟尘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展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/校核煤种根底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工程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%；/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380Pa800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80Pa200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50Pa500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80Pa2002 设计根底数据2.1 燃煤煤质本工程2×600MW机组燃用配套的宝清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空气枯燥基水份Mad%16.2617.46枯燥无灰基挥发份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。

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/h26443832795767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℃进展设计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3.1.1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/30.6m2×4台协议参数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展反算，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假设不考虑10%余量，那么实际可能到达的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，假设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，甚至能到达烟尘实际排放浓度＜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〕3.1.4 脱硫系统改造对机组的影响假设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2×10t/h3.2 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%进展设计经核算，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假设不考虑10%余量，那么实际可能到达的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，2×5台；氧化风机：Q=9800Nm3/h，ΔP=98kPa；每座吸收塔增加一层吸收塔喷淋层；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搅拌效果；湿式球磨机：17t/h〔按设计煤种下2×100%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，假设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，甚至能到达烟尘实际排放浓度＜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3.2.1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假设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2×10t/h3.3 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AEE公司进展联系沟通，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，以确保到达集团要求的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。