神华国能宝清烟气超低排放脱硫系统改造方案设计.docx
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神华国能宝清烟气超低排放脱硫系统改造方案设计
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
工程咨询书工咨甲号
2014年12月济南
批准：
审核：
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，促进经济社会发展方式转变，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
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/Nm3
30
100
超低排放指标值
mg/Nm3
10
35
1.3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%；
/
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AEEPLUS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。
200
2设计基础数据
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
%
31.16
29.6
收到基氢份
Har
%
2.92
2.81
收到基氧份
Oar
%
9.87
8.19
收到基氮份
Nar
%
0.27
0.22
收到基硫份
Sar
%
0.12
0.38
收到基灰份
Aar
%
15.96
16.40
收到基水份
Mar
%
39.7
42.4
空气干燥基水份
Mad
%
16.26
17.46
干燥无灰基挥发份
Vdaf
%
66.17
61.36
低位发热量
Qnet,ar
（MJ/kg）
11.41
10.88
2.2FGD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）
N2
Vol%
67.0711
66.5653
CO2
Vol%
11.0592
10.7679
SO2
Vol%
0.0160
0.0519
O2
Vol%
4.9596
4.9284
H2O
Vol%
16.8941
17.6865
烟气成分（标准状态，干基，实际O2）
N2
Vol%
80.7056
80.8680
CO2
Vol%
13.3074
13.0816
SO2
Vol%
0.0192
0.0630
O2
Vol%
5.9678
5.9874
烟气参数
脱硫装置入口烟气量
m3/h
3961192
4294631
实际氧，湿基
Nm3/h
2644383
2795767
标态，湿基，实际氧
Nm3/h
2197637
2301295
标态，干基，实际氧
脱硫装置入口烟气温度
℃
105
105
设计温度
脱硫装置入口烟气压力
Pa
2107
2129
额定工况
FGD入口SO2浓度
mg/Nm3，
干基，6%O2
2263
2297
烟尘浓度（引风机出口）
mg/Nm3
60
60
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。
3SO2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/h
2
浆液循环泵
8687m3/h，24.42m/26.48m/28.54m/30.6m
2×4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24.1mg/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2×10t/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。
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22.6mg/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，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。
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2×10t/h。
3.3方案三：
按St,ar=0.57%设计，增加AEEPLUS构件提高脱硫效率
3.3.1增加AEEPLUS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AEEPLUS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AEEPLUS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AEEPLUS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AEEPLUS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2×10t/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。
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