提交抚顺热电2300MW供热机组烟气脱硫超洁净改造可研报告.docx
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提交抚顺热电2300MW供热机组烟气脱硫超洁净改造可研报告
中电投东北电力有限公司抚顺热电分公司2×300MW供热机组烟气脱硫
超洁净改造工程
可行性研究报告
项目名称：
中电投东北电力有限公司抚顺热电分公司2×300MW供热机组
烟气脱硫超洁净改造工程
报告时间：
二零一五年二月一日
编制单位：
中电投远达环保工程有限公司
审核：
批准：
编制单位：
中电投远达环保工程有限公司
项目经理：
项目经济负责人：
项目技术负责人：
编制单位负责人：
参加编制人员：
编制：
工艺
土建
电气
控制
暖通
校对：
工艺
土建
电气
控制
暖通
审核：
工艺
土建
电气
控制
暖通
摘要
原中电投东北电力有限公司抚顺热电分公司（以下简称抚顺热电分公司）2×300MW供热机组扩建工程，采用石灰石—石膏湿法、一炉一塔脱硫装置，脱硫率不小于95％。
考虑到燃煤含硫量实际采购情况和煤质变化趋势，充分发挥脱硫装置的效益和适应煤质的变化，并且满足《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）燃机排放标准，拟对抚顺热电分公司脱硫装置进行脱硫增容改造。
鉴于以上原因，抚顺热电分公司委托中电投远达环保工程有限公司对抚顺热电分公司2X300MW供热机组烟气脱硫超洁净改造方案进行可行性研究。
关键词：
抚顺热电分公司增容改造超洁净
第一章项目背景及概述
本章分析了抚顺热电分公司2X300MW供热机组烟气脱硫超洁净改造工程面临的政策背景和技术背景，讨论了工程建设的必要性，并介绍了可研工作的范围、依据、原则和程序。
1.1项目概况
1.1.1项目名称：
抚顺热电分公司2X300MW供热机组烟气脱硫超洁净改造工程
1.1.2建设单位：
抚顺热电分公司
1.1.3原脱硫装置简介：
原抚顺热电分公司2×300MW供热机组扩建工程，采用石灰石—石膏湿法、一炉一塔脱硫装置。
脱硫率不小于95％。
燃煤含硫量考虑燃煤实际采购情况和煤质变化趋势，充分发挥脱硫装置的效益和适应煤质的变化，加上烟气排放标准的提高，拟对抚顺电厂进行脱硫增容改造。
1.1.4装置运行情况:
装置投产后运行正常，各运行技术参数达到设计值。
1.1.5气象条件
抚顺热电分公司供热机组扩建工程位于辽宁省抚顺市，该地区为大陆性季风气候区，冬季严寒，夏季炎热。
根据抚顺气象站1951年~2004年实测资料统计，累年气温、气压、相对湿度、降水、蒸发、风速等气象特征值如下：
平均气温6.9℃
平均最高气温13.7℃
平均最低气温0.8℃
极端最高气温37.7℃
极端最低气温-37.3℃
平均气压1002.7hpa
平均相对湿度68%
10分钟最大降水量24.5mm（1980年开始观测至2004年）
一小时最大降水量51.6mm（1980年开始观测至2004年）
一日最大降水量177.7mm
最大一次降水量及历时263.5mm，历时1957年7月24日~8月8日
最大连续降雨日数16天
平均降水量811mm
最小降水量477.9mm
最大降水量1135.0mm（1959年）
平均蒸发量1325.6mm
最小蒸发量809.9mm（1953年）
最大蒸发量1589.9mm（1982年）
平均风速2.6m/s
最大风速21.0m/s
夏季主导风向NE、NNE
冬季主导风向NE、NNE
全年主导风向NE、NNE
根据历年统计资料各项气象特征如下：
历年平均气温0.5℃
历年平均最高气温36.3℃
历年平均最低气温-35.9℃
历年平均降水量798.76mm
平均蒸发量1439.6mm（Φ20cm）
历年平均相对湿度 68%
历年平均风速2.8m/s
50年一遇10m高10min平均最大风速为26.8m/s，100年一遇10m高10min平均最大风速为29m/s
最大冻土深度1.43m
全年主导风NE
1.1.6厂址概况
抚顺热电分公司现有厂址位于辽宁省抚顺市顺城区高山路，位于市区北部边缘。
抚顺城站位于厂区西侧约1km，厂区西北部豆地沟灰场距厂区约10km，厂区东南部中水水源地距厂区约5km。
厂区东部紧靠挖掘机试验场，西面为抚顺制药厂，高山东路从厂区北侧经过，沈吉铁路经过厂区南侧，电厂南侧距浑河河堤约1km。
厂区铁路运输及道路交通比较方便。
1.1.7燃料资料
煤质分析
项目
符号
单位
设计煤质
校核煤质
脱硫设计煤质
工业分析
收到基水分
Mar
%
32.10
32.10
32.10
空气干燥基水分
Mad
%
13
14
13
收到基灰分
Aar
%
17.89
20.99
17.44
干燥无灰基挥发分
Vdaf
%
49.37
54.17
49.37
收到基低位发热值
Qnet.ar
MJ/kg
3174
（13290）
2952
（12360）
3174
（13290）
可磨性系数
KKMI
-
60
60
60
灰变形温度
DT
℃
灰软化温度
ST
℃
灰融化温度
FT
℃
元素分析
收到基碳
Car
%
36.28
33.92
36.28
收到基氢
Har
%
2.64
2.34
2.64
收到基氧
Oar
%
10.11
9.68
10.11
收到基氮
Nar
%
0.63
0.54
0.63
收到基硫
Sar
%
0.35
0.43
0.8
灰成份分析表
名称
符号
单位
设计煤种
脱硫煤种
二氧化硅
SiO2
%
67.42
三氧化二铝
Al2O3
%
17.42
三氧化二铁
Fe2O3
%
4.70
氧化钙
CaO
%
3.29
三氧化硫
SO3
%
2.38
氧化镁
MgO
%
0.66
氧化钾
K2O
%
1.40
氧化钠
Na2O
%
1.40
二氧化钛
TiO2
%
0.91
其它
%
燃煤量
煤种
耗煤量
本期工程2×300MW
设计煤种
校核设计煤质
脱硫设计煤质
时耗煤量
t/h
216.2
232.5
216.2
锅炉最大连续蒸发量：
1025t/h
锅炉排烟温度（BMCR）（除尘器出口修正后）139℃
1.1.8本次改造设计参数
FGD入口烟气参数（设计煤种）
项目
单位
数据（干基）
数据（湿基）
锅炉BMCR工况烟气成分（标准状态，实际O2）
数据格式（设计煤种/校核煤种）
CO2
Vol%
13.935/14.062
12.028/12.097
O2
Vol%
5.748/5.748
4.961/4.945
N2
Vol%
80.267/80.123
69.279/68.926
SO2
Vol%
0.05/0.067
0.044/0.058
H2O
Vol%
-
13.688/13.975
锅炉BMCR工况烟气参数
FGD入口烟气量
Nm3/s
287.5/286.4
标态，干基
实际含氧量
Nm3/s
332.915/332.734
标态，湿基
实际含氧量
Nm3/s
292.33/291.212
标态，干基
6％O2
引风机出口烟气温度
℃
正常值
129
烟气通流能力设计温度
160
停运的最低温度
FGD入口压力
Pa
0
BMCR工况
锅炉不同负荷时的引风机出口烟气量和温度
项目
单位
BMCR
75%BMCR
35%BMCR
引风机出口干烟气量
万Nm3/h
103.5/103.1
引风机出口湿烟气量
万Nm3/h
119.85/119.78
FGD入口温度
℃
129
锅炉BMCR工况烟气中污染物成分（标准状态，干基，6%O2）
项目
单位
脱硫设计煤质
SO2
mg/Nm3
2940
Cl（HCl）
mg/Nm3
50
F（HF）
mg/Nm3
25
烟尘浓度（FGD入口）
mg/Nm3
<26
石灰石分析资料
项目
单位
设计数据
备注
湿度
Wt－%
CaO
Wt－%
≥51.68
MgO
Wt－%
≤1.92
SiO2
Wt－%
≤2.82
Al2O3
Wt－%
≤0.27
Fe2O3
Wt－%
0.3
其余成分
惰性物质
细度
μm
44
90％通过250目
工艺水工为循环水排水，水质分析及参数
项目
单位
数据
硬度
mmol/L
7.4～11.3
碱度
mmol/L
4～10.9
电导率（25℃）
μs/cm
840～2000
PH
8～8.5
CODcr
mg/L
8.5～40
BODMn
mg/L
2～7
NH3-N
mg/L
2～4
ΣP
mg/L
<1
浊度
NTU
25
Cl－
mg/L
288~450
SO4-2
mg/L
300~460
Mg42+
mg/L
32~55
Ca42+
mg/L
90~160
水温
℃
13~35
1.2项目政策背景
为满足满足《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）的排放限值要求,拟对抚顺电厂脱硫装置进行增容改造。
1.3脱硫装置改造的必要性
为响应政策要求，执行国家环境保护部要求，并考虑燃煤含硫量考虑燃煤实际采购情况和煤质变化趋势，计划在2015年内进行超洁净排放。
1.4可行性研究范围
参照《火力发电厂可行性研究报告内容深度烟气脱硫部分暂行规定》的要求（DLGJ138-1997），抚顺热电分公司2X300MW供热机组烟气脱硫超洁净改造工程可行性研究范围包括：
1.项目背景及概述
2.改造工艺论证；
3.工程规模和主要内容；
4.工程实施的条件和建设进度；
5.投资估算及经济分析；
6.改造方案的比较及确定；
7.环境效益与社会效益
8.节约和合理利用能源
9.生产管理与人员编制
10.项目总体预期效果
11.结论。
1.5可行性研究依据
1.环发（2002）26号关于“燃煤SO2排放污染防治技术政策”的通知——国家环保总局、国家经济贸易委员会、国家科技部，2002；
2.国函[1998]5号“国务院关于酸雨控制区和SO2污染控制区有关问题的批复”——国务院，1998；
3.《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223－2011）；
4.关于贯彻实施新修订《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223－2011）的通知；
5.国家计委、财政部、国家环保总局、国家经济贸易委员会关于发布“排污收费标准及有关问题的通知”；
6.《火力发电厂烟气脱硫设计技术规程》（DL/T5196－2004）；
7.《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》（DLGJ138－1997）；
8.抚顺热电分公司2X300MW供热机组烟气脱硫工程初步设计及技术协议；
9.抚顺热电分公司2X300MW供热机组烟气脱硫工程施工图以及竣工资料；
10.抚顺热电分公司2X300MW供热机组烟气脱硫工程的相关基础设计数据；
11.其它相关的专业设计技术规程及规范。
1.6主要设计原则
1.改造后的FGD装置完全适应主机30～100％BMCR变负荷工况。
2.改造目标为FGD装置能够安全、稳定、可靠、经济运行；
3.改造后，烟气污染物排放要满足《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）燃机排放标准；
4.改造工程从技术及经济性等多个方面考虑，选择最佳方案；
5.其余各项设计原则与原工程保持一致。
1.7改造主要内容
方案一：
提高吸收塔浆池容积、增加喷淋层、除雾器、壁环及双相整流装置，保持吸收塔上部塔径不变。
方案二：
提高吸收塔浆池容积、增加喷淋层、除雾器、壁环及双相整流装置，将吸收塔上部塔径改造为14m。
方案三：
提高吸收塔浆池容积、增加喷淋层、壁环，保持吸收塔上部塔径不变,吸收塔顶部增设湿式电除尘器。
第二章改造工艺论证
本章是根据相关技术规范、原脱硫工程现状及特点、以脱硫增容改造工程经验以及当地的环保要求等对改造工艺进行可行性技术路线论证，从而确定技术可行、经济合理的技术方案。
2.1改造的可行性
根据当前脱硫装置的场地条件、运行现状及设计参数，结合超洁净排放的技术要求，抚顺热电分公司脱硫装置经过相关改造，可满足超洁净排放要求。
而且目前国内已有多个超洁净排放改造工程已成功投入运行，如华能金陵电厂，上海漕泾电厂等。
2.2改造方案
2.2.1方案一：
提高吸收塔浆池容积、增加喷淋层、除雾器、壁环及双相整流装置，保持吸收塔上部塔径不变。
2.2.1.1烟气系统
由于改造后，浆池液位抬高且增加一层喷淋层，吸收塔进出口位置相应提高，因此需要增加部分烟道段。
烟道最小壁厚按6mm设计，烟道压力按-2000～4000Pa设计，并考虑一定的腐蚀余量。
烟道内烟气流速宜不超过15m/s。
2.2.1.2吸收系统
2.2.1.2.1吸收塔
吸收塔浆池部分提高3.2米，吸收塔上部喷淋层区域由于新增第四层喷淋层，因此塔上部需提高1.8米，吸收塔总高提高5米。
利旧原有三层喷淋层，新增第四层喷淋层及喷嘴，单个喷嘴流量为1305l/min。
各喷淋层之间增设壁环。
吸收塔浆池提高以后，吸收塔的正常运行液位为11.500m，浆液池容积增加至1770m3。
另外，吸收塔入口上部与第一层喷淋层之间增设双相整流装置。
该装置开孔率为35%~45%，材质采用2205。
2.2.1.2.2吸收塔浆液循环泵
原有每座吸收塔配置3台循环泵，单台流量为6050m³/h，增容改造将新增一台流量为7050m³/h循环泵，即每套FGD配置4台循环泵。
吸收塔浆液循环泵为离心泵，泵的壳体采用球墨铸铁加橡胶衬，叶轮由防腐耐磨材料制成。
按40g/l的氯离子浓度进行选材。
2.2.1.2.3氧化风机及氧化空气管道系统
现有氧化风机为罗茨型，每塔两台，一运一备，风机参数为：
流量：
5025Nm3/h；风压：
98kPa。
经核算，增容改造后，现有氧化风机参数满足要求，无需改造。
但是塔内氧化空气管道需由原先的矛枪式改为管栅式。
因此，塔内外的氧化空气管道支管及母管安装位置需相应调整。
2.2.1.2.4石膏浆液排出泵
现有石膏浆液排出泵为离心泵，每塔两台，一运一备。
经核算排浆泵满足增容改造后的技术要求，因此无需改造。
2.2.1.2.5吸收塔搅拌器
改造之后，虽然浆池高度提高，浆池容量增加，但液位高度并不是影响吸收塔搅拌器的配置的主要因素（主要因素是塔直径），因此，经校核，无需更换吸收塔搅拌器，该设备利旧。
但由于新增循环泵后，吸收塔会相应增加吸收塔接口，因此搅拌器位置方位会做相应调整。
2.2.1.2.6除雾器
现有的除雾器采用两级屋脊式除雾器，本次改造将两级屋脊式除雾器更换为三级屋脊式除雾器，出口烟气液滴含量≦20mg/Nm3（干基，实际氧）。
2.2.1.2.7其他相关改造
由于抚顺脱硫装置运行多年，部分设备及设施运行老化。
为保证整个脱硫装置维持高效安全运行，需对部分内容进行改造和更换，主要内容如下：
（1）2#真空皮带机更换大皮带；
（2）对原有净烟道防腐及保温层进行局部修复；
（3）为原有4台石灰石供浆泵增设变频器，并拆除供浆回流管；
（4）空压机至氧化风机出口管增设备用气管；
（5）更换部分吸收塔搅拌器电机以及吸收塔集水坑泵电机；
（6）更换系统中部分损坏的电动阀门
2.2.1.3电气系统改造
1）脱硫岛区域电气系统相关改造
本部分为抚顺热电分公司2×300MW供热机组烟气脱硫超洁净改造工程电气系统的工作范围。
主要工作范围为单元机组新增循环泵相关的电气系统，并根据方案一新增相应的电气设备。
（1）供配电系统
A6kV供配电系统
目前阶段，可考虑新增6kV的循环泵接于脱硫岛6kV段，采用配有真空接触器的电机回路。
B脱硫岛0.38kV电气系统
利旧。
（2）控制、信号与测量
电气信号及测量量与原有电气信号及测量量保持一致。
（3）电缆和电缆构筑物
380V动力电缆无中间接头，控制电缆避免中间接头（如无法避免，电缆需增加转接箱）。
380V动力电缆的终端接头采用热缩终端接头。
电缆设施须符合相关的标准和规范。
电缆须根据工程实际情况恰当地采用电缆沟道﹑电缆桥架﹑地下埋管的敷设方式。
敷设于电缆桥架和电缆支、吊架上的电缆必须排列整齐﹑美观。
0.4kV动力电缆、控制电缆、信号电缆等须按有关标准和规范分层（或分隔）敷设。
（4）新增电气设备布置
新增电气设备的高低压开关柜，其布置根据现场实际情况做相应调整。
（5）照明及检修系统：
利旧。
（6）防雷接地系统：
利旧。
2.2.1.4仪控系统改造
2.2.1.4.1主要工作范围
本次脱硫改造，主要包括烟气系统、SO2吸收系统及氧化风机系统。
烟气系统改造内容为吸收塔入口原烟道、吸收塔出口净烟道抬高；SO2吸收塔系统改造内容为：
新增浆液循环泵1台，改造3级屋脊式除雾器，增加一层喷淋层。
仪控专业为上述改造范围提供相应的仪表及控制。
2.2.1.4.2一般规定
2.2.1.4.2.1热工自动化设计必须遵照安全、可靠、经济、适用、符合国情的原则，并针对脱硫装置的特点进行设计，在满足锅炉运行安全的前提下，实现脱硫装置的启停和安全运行的要求。
2.2.1.4.2.2热工自动化设计应选用技术先进、质量可靠的设备和元件。
新产品、新技术应取得成功应用经验后方可在设计中选用。
2.2.1.4.2.3从国外进口的产品（包括成套引进的烟气脱硫热工自动化系统），也应为技术先进并有成熟经验的产品。
2.2.1.4.3控制系统设计说明
2.2.1.4.3.1热工自动化水平和控制方式
烟气脱硫热工自动化水平宜与机组的自动化控制水平相一致。
2.2.1.4.3.2热工报警、联锁信号
DCS系统设计有必要的联锁保护，以保证系统能安全、可靠地运行；本次改造新增脱硫热工保护纳入脱硫分散控制系统，并由脱硫DCS软逻辑实现。
如当循环泵全停、吸收塔入口温度高、吸收塔出口温度高，烟气路由不畅通等任意异常现象时，FGD装置向主机发出要求锅炉MFT信号。
2.2.1.4.3.3热工报警
2.2.1.4.3.3.1脱硫控制不设常规报警，常规报警的功能可由分散控制系统完成。
2.2.1.4.3.3.2分散控制系统的所有模拟量输入、数字量输入、模拟量输出、数字量输出和中间变量的计算值，作为报警源。
2.2.1.4.3.3.3分散控制系统功能范围内的全部报警项目应能在LCD上显示和在打印机上打印。
在机组启停过程中应抑制虚假报警信号。
2.2.1.4.3.4系统的可靠性
控制系统采取以下措施增加系统的可靠性:
2.2.1.4.3.4.1信号检测
对重要的过程检测参数如高压电机测温点作了冗余配置，分配在不同的IO模件。
2.2.1.4.3.4.2FGD_DCS系统的配置
本次脱硫改造不新增操作员站、工程师站，利用原操作员站，实现对改造系统的监控。
本次改造两台机组新增I/O点共约200点（不含备用，I/O清单见下表），每台机组新增DCS卡件，布置在原脱硫电子设备间内；并负责完成改造系统的组态及调试。
本次改造由于新增电动门较少，不再新增电动门配电柜，改造原电动门配电柜每台机组电动门配电柜约新增断路器16个。
吸吸收塔浆液池抬高3.2米，吸收塔上部仪表、执行器高度变化，原电缆长度不足，本次改造设信号转接箱，新增部分电缆。
吸收塔集水坑移动，集水坑泵、集水坑系统电动门、仪表等设备I./O点利旧，电缆重新敷设。
吸收塔入口、出口烟道抬高，相应烟道上的仪表，重新敷设电缆。
2.2.1.4.4脱硫装置分散控制系统
2.2.1.4.4.1脱硫装置的分散控制系统选型应坚持成熟、可靠的原则，具有数据采集与处理、自动控制、保护、联锁等功能。
2.2.1.4.4.2I/O清单
本次脱硫改造新增I/O清单如下（单台机组）：
序号
信号类型
数量
备注
1
AI
2
2
RTD
10
3
AO
0
4
DI
51
5
DO
32
6
PI
1
7
SOE
0
合计
96
上述点不包含10%备用点，不含系统分配剩余点。
2.2.1.4.4.3烟气在线监测系统
本次脱硫改造，烟气在线监测系统处烟道不动，故烟气在线监测系统不改造。
2.2.1.4.5火灾报警系统、工业电视监视系统
本次脱硫改造火灾报警系统、工业电视监视系统不改造。
2.2.1.4.6电缆的选择
按照当地环境温度的要求，室外需要采用耐低温电缆。
模拟量信号采用铜芯导体线芯1.0mm2,对绞分屏蔽及总屏蔽的计算机电缆；
开关量信号采用铜芯导体线芯1.5mm2的控制电缆。
供电电缆按照电力电缆技术规范。
2.2.1.4.7接地
所有信号屏蔽接地汇集在DCS柜侧，新增扩展柜保护地、屏蔽地直接接至原脱硫DCS系统内，由原脱硫DCS接地系统接至电气网上。
2.2.1.4.8安装材料
气源及取样管路应采用不锈钢。
当环境温度低时（<-5℃），应考虑对液体（水）介质取样管路的保温伴热。
户外的变送器应安装在保护箱内，当环境温度低时，设置保温保护箱。
对法兰连接的变送器，不需要单独考虑保温措施，当环境温度低时，应与工艺管道一同保温。
2.2.1.5设备材料清册
（1）工艺专业设备材料
序号
项目
规格
单位
数量
备注
1号机
2号机
公用系统
1
烟气系统
1.1
烟道量
新增原烟道
材质：
碳钢；规格：
6mm钢板及各种规格型钢加固肋
套
1
1
新增净烟道
材质：
碳钢；规格：
6mm钢板及各种规格型钢加固肋
套
1
1
3
SO2吸收系统
3.1
吸收塔本体改造
型号：
喷淋吸收塔；塔体平面尺寸：
浆池直径：
14000mm；吸收区直径：
12000mm；正常液位：
11.5m；浆池部分抬高：
3200mm；吸收塔区部分抬高：
3300mm
套
1
1
3.2
除雾器及冲洗系统
型号：
三级屋顶式除雾器；尺寸：
φ12m，材质：
加强阻燃聚丙烯；冲洗管道：
PP管道；喷嘴材质：
PP；每套6层冲洗水；出口雾滴小于20mg/Nm3
套
1
1
原塔两级屋脊式除雾器拆除
3.3
喷淋层
材质：
FRP管；双母管形式，单
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