华电长沙电厂建设项目可行性研究报告

'华电长沙电厂建设项目1概述1.1项目背景华电长沙电厂目前投产总装机容量为1200MW，装机容量为2×600MW。首台机组于2007年9月底通过168小时运行，第二台机组于2007年底通过168小时运行，脱硫装置与主机同步投运。华电长沙电厂2×600MW脱硫岛整岛采用EPC总包方式建设，工程承包方为中机新能源开发有限公司。2台机组脱硫岛设计形式基本一致，于2008年7月完成调试以及性能考核试验工作。由于煤炭市场中、低硫煤采购成本增加幅度较大且煤源不稳定，华电长沙电厂目前燃煤的含硫量较脱硫装置建设时的设计值高，导致脱硫装置入口SO2含量增大（原设计煤种含硫量1.0%，目前机组燃煤含硫量经常达到2%~3.0%），已经对脱硫系统的安全稳定运行产生了较大的危害，为适应燃煤硫份升高的现状，同时满足当前环保排放小于400mg/m3及“十二五”小于200mg/m3的要求，所以需要对原有脱硫系统进行系统分析，提出增容改造的可行性研究报告。基于以上情况，2009年9月华电长沙电厂委托西安热工院进行了脱硫装置技术评估试验。根据试验结果，机组负荷在602MW，脱硫装置入口SO2浓度为2805mg/m3时，脱硫装置出口SO2浓度为229mg/m3，此时系统脱硫效率为91.8%。机组负荷在591MW，脱硫装置入口SO2浓度为2731mg/m3时，脱硫装置出口SO2浓度为156mg/m3，此时系统脱硫效率为94.3%。虽然脱硫装置在设计含硫量条件下（入口SO2浓度2138.7mg/m3）脱硫装置可以达到设计效率95%，但随着入口浓度增加，脱硫装置脱硫效率将逐渐下降，满负荷时入口达到3000mg/m3，脱硫效率下降至90%，出口浓度将达到300mg/m3。可以预见当脱硫装置满负荷入口浓度达到3500mg/m3时（含硫量约1.5%），脱硫装置出口浓度将超过现行排放标准；当出口浓度达到2500mg/m3时（含硫量约1.0%），脱硫装置出口浓度将超过200mg/m3。并且在高含硫量情况下，浆液氧化不足，脱水困难。101 公用系统无法满足高含硫量要求，吸收塔pH值无法维持，进一步造成吸收塔出口SO2升高。所以根据脱硫装置目前的运行情况，以及满足未来环保标准提高后脱硫装置处理能力的需要，长沙电厂脱硫装置急需改造。我院受华电长沙电厂委托，于2010年12月开始进行华电长沙电厂2×600MW脱硫装置增容改造工程可行性研究报告的编制工作。1.2编制依据(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、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》（GB13223－2003）；(4)关于贯彻实施新修订《火电厂大气污染物排放标准》的通知，环发〔2004〕82号；(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)DL/T5196－2004“火力发电厂烟气脱硫设计技术规程”；(7)DLGJ138－1997“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”；(8)华电长沙发电有限公司脱硫项目施工图以及竣工资料；(9)华电长沙发电有限公司脱硫项目初步设计及技术协议；(10)华电长沙发电有限公司提供相关的基础设计数据；(11)西安热工研究院与华电长沙发电有限公司签订的技术服务合同，以及来往传真；(12)其他与项目有关的政策性和技术性文件。1.3项目建设必要性长期以来华电长沙发电有限公司对环保工作非常重视，特别是SO2的污染问题。2×600MW机组同步配套建设了脱硫系统。但在脱硫装置投运以后由于煤炭市场供应不稳定，101 电厂燃煤含硫量从1%~5%价格差异明显。华电长沙电厂为了提高脱硫系统对燃煤煤种适应性，拓宽燃煤煤种采购渠道，降低燃煤采购成本，拟对脱硫系统进行增容改造，根据电厂预测今后燃煤平均含硫量为2%~3.0%左右。另外，由于低硫煤煤源不稳定，在煤炭供应紧张时造成脱硫装置入口SO2浓度远高于原设计入口SO2浓度，脱硫装置不能正常投运。湖南省环保局批准华电长沙电厂“十一五”期间SO2排放总量为6000吨/年，脱硫装置如在目前燃煤条件下运行，则排放总量很难控制在指标范围内。综上原因电厂需要尽快进行烟气脱硫改造，其必要性还在于：2007年6月国家发展与改革委员会以及国家环保部联合下发关于《燃煤发电机组脱硫电价及脱硫设施运行管理办法》，管理办法要求安装的烟气脱硫设施必须达到环保要求的脱硫效率，并确保达到二氧化硫排放标准和总量指标要求。其中对有下列情形的燃煤机组，从上网电价中扣除脱硫电价：（一）脱硫设施投运率在90%以上时，扣减停运时间所发电量的脱硫电价款。（二）投运率在80%~90%的，扣减停运时间所发电量的脱硫电价款并处1倍罚款。（三）投运率低于80%的，扣减停运时间所发电量的脱硫电价款并处5倍罚款。另外还对故意开旁路、未按国家环保规定排放二氧化硫的以及故意修改自动在线监控设备参数获得脱硫电价的、谎报脱硫设施运行情况等行为由省级环保部门、价格主管部门予以处罚，2010年10月开始脱硫系统旁路将实行铅封进一步监控电厂脱硫装置运行。并且从长远角度来看，环保部门最终在电厂要采取封堵或取消旁路的措施来确保脱硫设施的投运。综上所述，二氧化硫排放直接影响到火电厂的可持续发展，所以对电厂2台600MW机组进行脱硫技术改造是势在必行的。1.4研究范围本次可研设计范围包括：1）脱硫改造工程工艺流程及布置2）吸收剂供应及布置3）脱硫副产物的处理及综合利用101 4）仪表控制及电气系统5）脱硫装置供水、供气及废水处理6）土建工程7）脱硫改造工程实施后的社会、环境效益8）投资估算1.5主要设计原则1)根据电厂统计的煤质含硫情况，电厂将本次脱硫装置增容改造设计燃煤含硫量定为3.0%，对应FGD入口SO2浓度为7640mg/m3；为了便于电厂进行比较，本次可研还对含硫量2.0%，对应FGD入口SO2浓度为5080mg/m3进行设计。2）二氧化硫排放浓度应满足“十二五”期间国家将要实施的排放标准要求，即烟囱出口的二氧化硫浓度不大于200mg/m3（标态，干基，α=1.4）；3）考虑到目前脱硫装置已实施旁路挡板铅封，需提高脱硫设备可靠性，本系统设计时考虑增加设备备用系数及冗余量。4）为降低工程造价，原有设备应尽可能利用，严格控制设备和材料的进口范围；5）年利用小时数按5500小时考虑。系统可用率与主机保持一致按98%考虑。2原脱硫装置介绍2.1电厂主要设备参数锅炉及其辅机参数设备名称参数名称单位数据锅炉型式超临界直流炉最大连续蒸发量t/h1900台数台2锅炉排烟温度（空预器出口）℃115锅炉实际耗煤量(每台炉)t/h237.6锅炉不完全燃烧热损失q42.7除尘器数量(每台炉)个2台型式静电除尘器除尘效率%99.85101 引风机出口粉尘浓度(O2=6%,干态)mg/m350.0引风机型式静叶可调轴流式数量个2风量（BMCR工况）m3/h1541054风压（BMCR工况）Pa4920电动机功率kW4000烟囱高度m210出口内径mm9500型式单管式内部防腐材料2.2原有脱硫装置设计基础数据FGD入口烟气参数项目单位设计煤种备注烟气成分（标准状态湿基6%O2）CO2Vol%12.39N2Vol%73.86SO2Vol%0.070H2OVol%6.17烟气成分（标准状态干基6%O2）CO2Vol%13.56N2Vol%80.85SO2Vol%0.076烟气参数脱硫装置入口烟气量m3/h2926620设计值烟温，实际氧，湿基m3/h2154261标态，湿基，6%O2m3/h1968051标态，干基，6%O2脱硫装置入口烟气温度℃117.5设计值160最大值160FGD旁路烟气温度101 脱硫装置入口烟气压力Pa0额定工况烟气中污染物成分（标准状态，干基，6%O2）SO2mg/m32138.7SO3mg/m331.7Cl(HCl)mg/m312.9F(HF)mg/m323.8NOxmg/m3325烟尘浓度（引风机出口）mg/m3小于120石灰石分析资料·来源—望城县境内·距电厂距离km·运输方式：卡车，公路—卡车运输·来源容量t/a充足·来源石灰石粒度mm≤20·相应价格元矿物质分析：单位CaCO3wt—%≥90Fe2O3wt—%0.18Al2O3wt—%0.98SiO2wt—%0.63CaOwt—%50.0MgOwt—%2.95Fwt—%/Clwt—%0.005K2Owt—%0.072Na2Owt—%0.023SO3wt—%0.04¹哈氏可磨指数(HGI)60——粒径mm≤20101 ——HCl－非溶液%0.842.3原有脱硫工艺系统介绍华电长沙电厂2×600MW超临界机组烟气脱硫工程，采用石灰石—石膏湿法、一炉一塔脱硫装置。脱硫率不小于95％。烟气脱硫系统主要包括：石灰石浆液制备系统、烟气系统、SO2吸收系统、排空及浆液抛弃系统、石膏脱水系统、工艺水系统、杂用和仪用压缩空气系统及废水处理系统。主要系统介绍如下：一、烟气系统从锅炉引风机后的总烟道上引出的烟气，通过增压风机升压送入吸收塔。在吸收塔内脱硫净化，经除雾器除去水雾后，再接入主体发电工程的烟道经烟囱排入大气。在主体发电工程烟道上设置旁路挡板门，当锅炉启动、进入FGD的烟气超温或小于FGD最低负荷或FGD装置故障停运时，烟气由旁路挡板经烟囱排放。每台锅炉配置一台100%BMCR容量的动叶可调轴流式风机，用于克服FGD装置造成的烟气压降。增压风机留有一定裕度：风量裕度为10%，温度裕度为10℃，风压裕度为20%。增压风机详细参数参考：原有脱硫装置主要设备表。增压风机设计在FGD装置进口原烟气侧运行。电机设计参数：额定电压为6000V，外壳防护等级为IP54，冷却方式为空—水冷却。增压风机的辅助设备有：增压风机密封风机，每台增压风机配有一运一备两台密封风机。二、SO2吸收系统本系统吸收塔为喷淋塔，强制氧化系统。石灰石浆液通过循环泵从吸收塔浆池送至塔内喷淋系统，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75mg/m3。101 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、烟气除雾和氧化空气等几个部分，还包括辅助的放空、排空设施。吸收塔浆池中的亚硫酸钙的氧化利用氧化风机进行强制氧化。吸收塔内浆液最大Cl离子浓度为20g/l。a)吸收塔内主要设计参数吸收塔单位数值－吸收塔型式(喷淋塔)3层喷淋－流向逆流－吸收塔前烟气量(标态、湿态)m3/h2035598－吸收塔后烟气量(标态、湿态)m3/h2151020－设计压力Pa±4000－浆液循环停留时间min.4－浆液全部排空所需时间h8－液/气比(L/G)l/m313.5（按吸收塔出口标态湿基烟气计算）－烟气流速m/s3.77（按吸收塔出口标态湿基烟气计算）－烟气在吸收塔内停留时间s4.5－化学计量比CaCO3/去除的SO2mol/mol1.031－浆池固体含量:wt%15－浆液含氯量g/l20－浆液PH值5-6－吸收塔吸收区直径m15.4－吸收塔吸收区高度m11.7－浆池区直径m15.4－浆池高度m9.91－浆池液位最低/正常/最高m9.91/10.41/9.65－浆池容积m31850－吸收塔总高度m33.5·吸收塔壳体/内衬碳钢/玻璃鳞片·入口烟道材质/厚度Q235A衬C-276/6+2·喷淋层/喷嘴FRP/SiC·搅拌器轴/叶轮碳钢衬胶/碳钢衬胶·氧化空气喷枪1.4529或等同－喷淋层数/层间距3/1.90101 －每层喷咀数164－喷嘴型式实心锥－搅拌器或搅拌设备数量4－搅拌器或搅拌设备轴功率kW31－搅拌器比功率kW/m30.075－氧化空气喷嘴数量4－除雾器位置塔上部－除雾器级数2·吸收塔烟气阻力（含除雾器）Pa1270b)氧化风机氧化风机为每塔两台，一运一备。氧化风机为罗茨型。氧化空气无油。氧化风机设置隔音罩，风机噪声满足相关标准。吸收塔外部的氧化风管进行保温。在吸收塔内分布的氧化风管材料采用耐腐蚀合金钢。氧化风机室内布置，初步设计参数为：氧化风机－数量台4（两运两备）－型式罗茨型－出口压力kPa128－轴功率kW350－入口流量（每台）m3/h8200－出口氧化空气温度℃127－氧化空气喷枪材料1.4529c)吸收塔循环泵技术参数单位数据吸收塔台数台6型式――离心泵循环泵个数/台吸收塔个3布置――室内介质含固量％15101 运行温度下的pH值――5－6运行温度下的密度kg/m31128浆液温度℃<60Cl离子含量ppm20000（设计值）密封方式――机械密封流量m3/h9231泵扬程m20.5/22.4/24.3轴功率kW867/947/1027吸入滤网有/无无三、石灰石浆液制备系统用卡车将石灰石(粒径≤20mm)送入卸料斗后经给料机、斗式提升机送至石灰石贮仓内，再由称重给料机送到湿式球磨机内磨制成浆液，石灰石浆液用泵输送到水力旋流器经分离后，大尺寸物料再循环，溢流物料存贮于石灰石浆液箱中,然后经石灰石浆液泵送至吸收塔。石灰石浆液制备系统按全厂2×600MW机组脱硫装置公用一套石灰石浆液制备系统设计。提供一套完整的吸收剂制备与供应系统、统一规划，集中布置。卸料斗及石灰石贮仓的设计设置有除尘通风系统，石灰石贮仓的容量按贮存锅炉BMCR工况两台炉脱硫装置运行3天所需要的石灰石量耗量设计，在适当位置设置金属分离器。磨机入口的给料机具有称重功能。本系统设置两套按脱硫设计基准煤质时锅炉BMCR工况下2台脱硫装置150％的石灰石耗量设计（设计工况每套脱硫装置石灰石耗量7.6t/h）的湿式石灰石磨机及其相应的水力旋流分离器等。磨机出口物料细度能满足SO2吸收系统的要求，粒径至少达到≤0.044mm，90%通过325目。湿式球磨机参数表湿式球磨机－数量2－型式卧式－每台处理量t/h12－防磨损件橡胶－轴能耗kW330101 －产品尺寸范围mm/%0.044/90四、石膏脱水系统吸收塔的石膏浆液通过石膏排出泵送入石膏水力旋流站浓缩，浓缩后的石膏浆液既可以进入真空皮带脱水机。进入真空皮带脱水机的石膏浆液经脱水处理后表面含水率小于10％，由皮带输送机送入石膏储存间存放待运，可供综合利用。石膏旋流站出来的溢流浆液一部分返回吸收塔循环使用，一部分进入废水旋流器，废水旋流器底流经回收水箱返回吸收塔，上清液自流至废水处理区域。石膏水力旋流站浓缩后的石膏浆液自流到真空皮带机进行脱水运行。每塔设一套石膏水力旋流站。石膏水力旋流站的容量按一台炉BMCR工况产生的石膏浆液量选择。系统设置两台真空皮带脱水机。每台真空皮带脱水机的出力按脱硫设计基准煤质时BMCR工况下（设计工况每套脱硫装置石膏产量13.1t/h）2台脱硫装置150％的石膏产量产生的石膏浆液量配置。系统设置一个石膏储存间，石膏储存间设有铲车等装运设施。真空皮带脱水机－数量台2－出力(含水量≤10%)t/h19.00－滤布面积mP2P22－轴功率kW172.4原有脱硫装置主要设备序号名称规格型号单位数量材料备注一烟气系统增压风机动叶可调轴流式TB:Q=3301722m3/hP=3060Pa，N=3301kWBMCR:Q=2926620m3/hP=2550Pa，N=2438kW台2组件轴承、联轴器、失速报警、电动执行机构、油站电动机3600kW,6kV台2二吸收塔系统101 1吸收塔Φ15.4×33.5m个2碳钢衬鳞片和衬胶2吸收塔内遮雨棚、护板及入口贴衬碳钢、C276个2碳钢、C276合金进口3喷淋层FRP管网层6FRP4喷嘴旋转实心锥Q=56.3m3/h个984SiC进口5浆液循环泵离心式,Q=9231m3/hH=20.5/22.4/24.3mN=867/947/1027kW台6壳体：铸钢衬胶或全金属；叶轮：双相不锈钢备用叶轮一个电动机950/1120/1120kW台66浆液循环泵入口滤网1500×1500个6FRP，固定板：C2767吸收塔搅拌器侧进式,N=31kW个8叶片：双相不锈钢轴：1.4529进口电动机37kW,380V台8成套8除雾器2级,Chevron型,Φ15.4m套2PP进口9氧化风机罗茨风机Q=8200Nm3/h,P=128kPaN=350kW，水冷台4电动机380kW,6KV台410氧化空气喷枪4根DN125合金管套22205双相不锈钢材料进口11吸收塔排出泵离心式,机械密封,Q=120m3/h，H=40mN=32.7kW台4壳体：铸钢衬胶；叶轮：双相不锈钢电动机37kW,380V台412吸收塔排出泵入口滤网500×500个2FRP，固定板：C276三吸收剂供应与制备系统1湿式球磨机Q=12t/hN=330kW台2组件电动机400kW,6KV台22浆液再循环池1.7×1.7×2(H)mV=4m3个2混凝土衬鳞片树脂3浆液再循环池搅拌器N=0.5KW台2碳钢加衬胶4浆液再循环池泵Q=33m3/hH=45mN=6.5KW台4组件以厂家资料为准5石灰石浆液旋流站Q=39.6m3/h，旋流子3+1个备用套2聚亚胺酯/碳钢衬胶进口，以厂家资料为准6石灰石贮仓Ф=10m容积1250m3上筒体H=13m下锥体h＝9m座1上部砼、斗部钢结构101 7仓顶布袋除尘器处理风量3000m3/h，除尘效率99.95%，出口含尘浓度≤50mg/Nm3套1组件8压力真空释放阀Φ508个1组件9石灰石卸料斗4500´4500个110振动钢蓖4500x4500N=4.5KW个111振动给料机Q=50t/h台112斗式提升机Q=50t/hN=15kWH=40m台113带式除铁器RCYD-5型，2.2kW台114手动插板门450X450台215卸料间布袋除尘器处理风量12000m3/h，除尘效率99.95%，出口含尘浓度≤50mg/Nm3套116储气罐V=3m3台117皮带称重给料机Q=0~15t/hN=3kW台218石灰石浆液箱φ7.5m，h=8mV=300m3个1碳钢衬胶19石灰石浆液箱搅拌器顶进式，N=24kW个1碳钢衬胶电动机30kW,380V20石灰石浆液输送泵Q=37m3/hH=45m,N=9.3kW台4壳体：铸钢衬胶；叶轮：双相不锈钢电动机11kW,380V台4四石膏脱水系统1石膏旋流器53m3/h，旋流子3运1备台2聚亚胺脂/碳钢衬胶进口2真空皮带脱水机给料22m3/h出力19t/h,（石膏含水10%）N=17kW过滤面积：22m2台2组件电动机22kW，380V台22.1真空泵水环式Q=6000Nm3/h,P=－40kPa，N=119kW台2铸铁电动机132kW,380V台22.2气液分离罐V=3.5m3,φ1.7mh=1.9m个2碳钢衬胶2.3滤布冲洗水箱V=5.2m3φ2mH=2.2m个1PP2.4滤布冲洗水泵离心式,机械密封,Q=8m3/hH=65m,N=5kW台3组件101 电动机7.5kW,380V台32.5废水泵离心式,机械密封Q=15m3/hH=30mN=5kw2壳体：铸钢衬胶；叶轮：双相不锈钢电动机7.5kW,380V台22.6滤液水箱Φ5mh=6.5mV=100m3个1碳钢衬胶2.7滤液水箱搅拌器顶进式N=6kW个1碳钢衬胶2.8电动机7.5kW台12.9滤液水泵Q=232m3/h，H=40m，N=38KW台2壳体：铸铁衬胶；叶轮：双相不锈钢电动机45kW,380V台2六工艺水系统1工艺水箱V=230m3φ6mh=8m个1碳钢2工艺水泵Q=150m3/hH=65m，N=46kW台2碳钢电动机55kW,380V台22除雾器冲洗水泵Q=120m3/hH=70m，N=40kW台3铸钢电动机55kW,380V台33双蓝过滤器处理量260m3/h台1七排放系统1事故浆液池12×26×7m3，V=2154m3个1混凝土衬鳞片树脂1.1事故浆液池搅拌器顶进式，N=36KW个2碳钢衬胶电动机55kW或,380V21.2事故浆液池泵离心泵,Q=150m3/hH=40mN=50kW台1壳体：铸钢衬胶；叶轮：双相不锈钢电动机55kW,380V台12.5原有脱硫装置主要性能参数序号名称单位数值备注一装置设计参数1装置处理烟气量(标态、干基6%O2)m3/h2×19680572装置进口粉尘浓度mg/m3<1203装置进口烟气温度℃117.54装置进口SO2浓度(6%O2,干)mg/m32138.7（设计）二装置性能数据按年利用6500101 小时计算1脱硫效率%952装置出口SO2浓度(6%O2,干)mg/m3110设计煤种3装置出口粉尘浓度(6%O2,干)mg/m3<454Ca/S摩尔比1.035液气比l/m313.5按吸收塔出口标态湿基烟气计算6装置烟气出口温度℃≥48BMCR工况7吸收塔出口烟气水滴含量mg/m3758年SO2减排量t25514设计煤种（单塔）10石灰石平均消耗量t/h2×7.6设计煤种12工艺水耗量t/h2×98设计煤种14石膏产量t/h4×13.1设计煤种16装置可用率(质保期内)%9817装置负荷适应范围%45~10018装置使用寿命年302.6原有脱硫装置运行状况从本次脱硫装置评估试验结果来看，有以下几点问题比较突出：1）原烟气CEMS显示值飘逸严重，怀疑是紫外光源老化导致；且由于煤质变化后入口SO2浓度增加较多，仪表量程已经无法满足要求，所以建议更换入口SO2仪表。2）原有循环泵入口滤网材质为FRP，冷态检查发现循泵滤网破损严重，建议更换合金材质滤网。3）一级除雾器堵塞严重，已经出现变形坍塌情况。吸收塔入口、烟囱入口膨胀节泄露也比较严重。4）现有脱水系统旋流器磨损严重，造成出力能力下降，影响脱水系统出力。5）原有系统重要在线表计pH计、密度计损坏严重，无法正常工作。3改造工程建设条件3.1工程场地与自然条件3.1.1地理位置101 华电长沙电厂工程位于湖南省长沙市望城县铜官镇花果村，东南距铜官镇约3.0km，南距长沙市外环线26km，距长沙市湘江一大桥约37km，西南距湘江大堤约0.9km。厂址南面约20km处有石长铁路，厂址东面约17km处为京广铁路，铁路专用线从捞刀河车站接轨。厂址东面约11km处有长沙至湘阴高等级公路通过，与该公路相连有沥青道路通至铜官镇。厂址位于湘江右岸剥蚀丘陵山地上，地貌为河流Ⅳ级阶地，阶地已丘陵化，场地冲沟发育，地势开阔。厂址南面为冲沟和低洼地花果垸，冲沟自东向西排放东面高处雨水山洪，厂区场地地势较为平坦，地面标高在37.5～59m之间。厂区主要为旱土、荒山、林地、鱼塘、低地冲沟，目前场地平整已完成，进场施工条件已具备。3.1.2交通运输1、铁路厂址南面约20km处有石长铁路，厂址东面约17km处为京广铁路，华电长沙电厂铁路专用线从捞刀河车站接轨，专用线长约26.942km。拟于2006年9月投入使用。2、公路厂址东面约11km处有长沙至湘阴高等级公路通过，与该公路相连有沥青道路通至铜官镇。电厂进厂公路从长湘公路K23+900(戴公桥)接引，公路全长12.073km。3.1.3气象条件长沙市位于湖南省中部，湘江中下游，属亚热带湿润季风气候区。受季风影响，湘江流域多年平均降雨量在1500mm/a左右，全年降雨量集中在3～7月，梅雨季节4～6月三个月降雨占全年降雨的40%以上。长沙(望城坡)气象站全年主导风向为NNW，频率为15%，最热季主导风向为S，频率12%。气象要素特征值如下：电厂主厂区海拔高度：41m(黄海高程基准)电厂脱硫岛海拔高度：44m(黄海高程基准)多年平均大气压力：1008.1hPa101 室外极端最高气温：39.0℃室外极端最低气温：-12.0℃室外年平均相对湿度：81%历年最大风速：23.7m/s3.1.4工程地质厂址位于望城县铜官镇西北方向的花果村，距湘江大堤0.9km，为湘江右岸Ⅳ级阶地。厂区地势开阔平坦，阶地已经丘陵化，冲沟发育，其中一条冲沟自北而南贯穿主厂区。地貌单元主要由缓丘荒地、旱土及少量的农田和水塘组成，高程37.5～59m。厂区及其附近无滑坡、泥石流、岩溶、土洞、采空区、膨胀土等不良地质现象，地基持力层无软弱土层及高压缩土层，场地稳定性条件较好。场地土类型为中硬场地土，属对建筑抗震有利地段，建筑场地类别均为Ⅱ类。根据2001版《中国地震动参数区划图》，地震动峰值加速度为0.05g(相当于地震烈度6度)，地震动反应谱特征周期为0.35s。3.2煤质条件以下是电厂设计时的煤质条件，目前煤炭来源应有较大变化。机组原设计燃用山西潞安煤业集团有限公司的贫煤和晋城煤业集团有限公司的无烟煤。煤质资料见下表：电厂原设计煤质资料符号单位设计煤种校核煤种元素分析收到基碳Car%60.0955.40收到基氢Har%2.941.89收到基氧Oar%3.592.53收到基氮Nar%1.340.95收到基全硫St,ar%1.01.25收到基灰份Aar%23.2629.32收到基水份Mt%7.788.6101 工业分析空气干燥基水份Mad%1.371.65干燥无灰基固定碳Cdaf%干燥无灰基挥发份Vdaf%15.0011.0氯含量CL%0.0100.030氟含量F%0.00540.015收到基低位发热量Qnet,arKcal/kgkJ/kg2260020240注：原脱硫装置设计时，以1%含硫量为设计基准。本次脱硫装置增容改造工程，根据电厂提供2010年上半年以及今后煤质含硫量情况预测数据，收到基硫份按照3.0%考虑、收到基含碳量按照51.66%、收到基灰分按照32.19%，煤中其他元素成分按照原校核煤种。原锅炉设计煤种燃煤量238t/h，目前煤质情况波动较大，满负荷燃煤约为260t/h~320t/h。此次脱硫装置改造设计煤质情况如下：项目单位设计煤种Sar=3.0%设计煤种Sar=2.0%收到基碳Car%51.6652.16收到基氢Har%1.891.89收到基氧Oar%2.532.53收到基氮Nar%0.950.95收到基硫Sar%3.002.0收到基灰分Aar%32.1932.69收到基水份Mar%7.787.783.3可供脱硫用的电、水、气等条件3.3.1电气部分a)脱硫岛6kV电源6kV系统为中性点中阻接地系统。脱硫岛6kV为单母线分段设置，两段分别由一台20000kVA101 的变压器（T接于发电机出口）供电，两回电源互为备用，两段之间设联络开关，自动切换。b)脱硫岛380V电源脱硫岛低压部分由两台低压干式变供电。两台低压干式变电源分别引自脱硫6kV母线A，B段。380V脱硫A、B段之间设联络开关，手动切换。两台变压器互为备用。两台低压干式变压器容量为：1600kVA。c)事故保安电源在脱硫PC配电室设2段脱硫保安MCC，为两台炉的脱硫保安负荷供电。每段脱硫保安段有三个进线电源，除一回主厂房保安电源外，还从两段脱硫PC段上各引一回工作电源。其工作电源从380/220V脱硫A、B段各引一回，保安电源分别从业主锅炉保安段引接，电源间设有备自投装置。d)直流系统在脱硫系统中单独设置一套由蓄电池组、充电器及配电屏组成的成套直流电源系统，向脱硫岛内电气控制、信号、继电保护、6kV及380V断路器跳、合闸、UPS、热等负荷提供直流电源。直流系统采用单母线接线，电压等级采用110V，蓄电池组容量满足实际耗电不超过所配电源容量的70%。目前脱硫系统直流电源蓄电池数量52个，额定放电电流（1小时）202A。e)不停电电源系统交流不停电电源（UPS）系统主要为本期脱硫岛FGD_DCS及其它一些重要负荷用供电。UPS电源系统输出为单相交流220V，50Hz，容量为40kVA。3.3.2供水部分本工程机组采用一次循环冷却方式，水源取自湘江。本期脱硫工程工艺水由主体工程统一考虑。经全厂水量平衡后，从循环水供水管引出支管接至脱硫工艺水箱。电厂工艺水水质分析资料项目名称单位数值K+mmol/L<0.06Na+mmol/L<0.4Ca2+mmol/L<0.6Mg2+mmol/L<0.05101 Fe3+mmol/L<0.01Cu2+mmol/L<0.003Al3+mmol/L<0.01NH4+mmol/L/总硬度mmol/L<2总碱度mmol/L<0.5总固体mmol/L150二氧化硅mmol/L11HCO3-mmol/L<0.5CO32-mg/L0SO42-mmol/L<0.3OH-mmol/L/Cl-mg/L<100NO3-mg/L痕量NO2-mg/L/化学耗氧量mg/L35矿物油mg/L/溶解性固体mg/L150悬浮性固体mg/L<40pH7~83.3.3供气部分电厂设置仪用和杂用空气压缩系统，并设有储气罐。脱硫所用压缩空气和仪用空气均由电厂供给。脱硫区域内设置一台仪用压缩空气缓冲罐，确保脱硫仪用压缩空气压力的稳定。脱硫岛内仪用空气用量≤1.5m3/min（标态），杂用空气用量≤2.0m3/min（标态）由主体工程提供。厂用压缩空气压力MPa0.6～0.83.3.4汽源部分电厂现有脱硫装置无使用高压蒸汽设备，改造后也没有增加。3.4目前脱硫装置的控制水平101 本工程2台机组脱硫系统共用1套分散控制系统（FGD-DCS）进行控制，主要功能包括模拟量控制MCS，顺序控制SCS，数据采集DAS等功能。以CRT和键盘为主要监视及控制手段，在就地值班人员配合下，在集控室实现脱硫装置启停控制、正常工况的监视和调整，异常运行工况的报警及事故处理。3.5场地条件吸收塔区域现场场地较为紧张，在目前循环泵与控制楼之间仅有增加一台循环泵的空间。氧化风机房内已经无法再增加设备，再增加氧化风机只能另建氧化风机房布置在其他位置。新增公用系统中石灰石卸料系统、湿式球磨机及石膏真空皮带机布置场地可以利用原有公用系统西侧的预留位置，现空地上的汽车衡可以拆除。并且现有公用系统也可以向北扩展，占据北侧原有道路进行扩容。现有2台机组每台机组高压配电室内可以再安装10面高压开关柜。脱硫区域低压配电室中没有剩余位置布置低压开关柜，扩容需要另行设置抵压配电室。电子间内可以有两个备用位置，可以新增两个I/O柜。4脱硫工程设想4.1基础设计参数根据改造设计煤质条件进行计算，烟气条件如下（一台机组）：项目单位参数Sar=3.0%参数Sar=2.0%备注烟气及污染物成分CO2Vol%13.7113.73干基O2Vol%6.06.0干基N2Vol%80.0480.2干基H2OVol%5.655.62湿基SO2mg/m376405080干基，6%O2烟尘浓度mg/m3120120干基，6%O2烟气参数101 脱硫装置入口烟气量m3/h20860552104211标态湿基，6%O2m3/h19682401986037标态干基，6%O2脱硫装置入口烟气温度℃140140脱硫装置入口烟气压力Pa～0～0根据西安热工院评估试验结果，满负荷时脱硫装置入口烟气量为203.2×104m3/h（标态、湿基、6%O2）。据此推算当机组达到BMCR工况时脱硫装置入口烟气量与BMCR工况下原设计烟气量相当，故此次改造烟气量定为：215.4×104m3/h（标态、湿基、6%O2）；203.2×104m3/h（标态、干基、6%O2）。入口SO2浓度本次增容改造设定为收到基含硫量3.0%时7640mg/m3、收到基含硫量2.0%时5080mg/m3（标态，干基，6%O2）。入口粉尘浓度与原设计一致120mg/m3（标态，干基，6%O2）；脱硫装置入口烟气温度根据试验提高到140℃。4.2脱硫装置改造方案概述4.2.1含硫量提高到3.0%时改造方案概述本增容改造工程对原有石灰石-石膏法工艺进行改造。由于装置含硫量增加幅度较大，含硫量从1.0%增加到3.0%，脱硫装置入口含硫量从2138.7mg/m3增加到7640mg/m3，并且出口浓度由原400mg/m3，提高到200mg/m3，所以对原有系统改造提出很高的要求，通过对如下几个方案分析后得到本次改造合理的改造方案。一、在原塔基础上进行改造，此方案在目前脱硫技改项目中应用最多，但对于本项目改造应用有以下困难，对原SO2吸收系统改造过大：增加至少两层喷淋层并改造两层原有喷淋层，并且浆池容积需要扩大。浆池如果采用提高液位方式增加，通过与原脱硫装置设计单位联系，吸收塔基础及塔壁无法承受增加的载荷重量。如果采用塔外浆池，吸收塔附近已经再无可以利用的位置布置塔外浆池。而且在狭小的位置进行施工，大型机具使用受到限制，工期也很难保证。因此此方案在本项目上基本不可能实施。101 二、在原位置另建新塔，此方案最大问题在于原吸收塔拆除、基础重新加固、新塔建造等环节较多，工程量巨大改造周期长，对主机发电影响大；并且原设备利旧差，工程投资较大。此方案基本不予考虑。三、串联塔方案，目前国内脱硫装置改造尤其是含硫量增加幅度较大时，提出利用另建一座预处理塔的方式，来提高脱硫装置的处理能力。针对该方案我们认为有以下几个技术关键点需要解决：1）原有吸收塔水平衡问题，预处理塔出来的烟气已经达到饱和状态，后一级吸收塔无法依靠烟气蒸发带走水份，但后一级吸收塔由需要除雾器冲洗，石灰石供浆，以及一些排入吸收塔的冲洗水，只有依靠石膏排出泵控制吸收塔液位，所以调节手段受到限制，控制系统水平衡难度增大。2）两塔之间连接烟道内的积石膏问题，预处理塔通常只设一级除雾器或者不设除雾器，目的是为了减少系统阻力。但这样就造成预处理塔出来的烟气中大量携带石膏浆液，这部分浆液会积存在烟道内。如果不及时清理，给烟道的安全性将造成极大隐患。所以通常将两座吸收塔相邻建设，预处理塔出口与二级吸收塔入口形成一个的较大坡度，使得石膏不会在两塔中间的烟道堆积。但从目前场地情况，预吸收塔不可能布置在现有吸收塔附近，现有烟气系统变化较大。3）对于串联塔运行控制上，例如在不同负荷、不同含硫量情况下如何控制两塔pH值，以及供浆、脱水的等技术问题均未有较成熟的经验。目前国内串联塔改造投产后，运行情况较满意的项目还没有出现。四、并联塔方案，此方案是将现有两台机组的一部分烟气引出，两路烟气再汇集后送入一座新建吸收塔（即：两炉三塔），处理后的净烟气再分别从各自两套脱硫装置净烟道排放。为此我们曾前往广西来宾A厂进行了关于“两炉三塔”方案的可行性考察工作，发现该方案运行控制灵活，是可行的改造方案。但在长沙电厂应用也有如下不足：1）场地条件较差，因为“两炉三塔”方案需要另外建设一座吸收塔，且该塔容量应为600MW机组吸收塔，所以需要利用现在公用系统西侧的场地建设，但这样的话就占用了公用系统扩建的产地，并且烟道系统改造的工作量也很巨大；2）运行电耗高，新建一座吸收塔需要再新增一台600MW机组容量的增压风机，而原有增压风机只能在现有一半烟气量条件下运行，整套系统在满负荷时运行不经济在低负荷时更差；3）公用的这座吸收塔检修困难，由于是公用吸收塔所以任意一台机组运行时该塔都无法检修。所以对于并联塔方案的不足，我们最终提出适合电厂改造的推荐方案。101 五、一炉两塔方案，该方案是将现有一座吸收塔保留，在其基础上对原塔吸收系统做一扩容改造，另外新建一座吸收塔。两座吸收塔共同处理现有一台机组的烟气。其改造方案核心是烟气系统的改造：取消增压风机利用引风机裕量克服脱硫系统阻力（电厂已经对取消增压风机后可行性、安全性以及节能前景进行了专题分析，本可研在烟气系统部分论述。）。在原增压风机位置新建一座吸收塔，并布置相应循环泵、氧化风机等设备。该方案的优点如下：1）取消增压风机后，含硫量升高后虽然脱硫系统能耗总量增加，但与其他方案相比能耗大大降低；2）系统可靠性增加，原有增压风机存在许多设备缺陷几经返厂修理三次，其间脱硫装置无法投运损失巨大，取消后系统可靠性大大提高；3）运行控制简单，改造后单台引风机对应一座吸收塔，两座吸收塔独立控制操作互不影响；4）改造周期节省，一炉两塔改造时首先利用停炉将引风机与现有吸收塔入口新建烟道，短路目前的增压风机后即可点火启炉，其间对增压风机进行拆除并新建另一座吸收塔，施工期间不影响机组正常运行；新建吸收塔竣工后，停炉将新建吸收塔与一台引风机出口相连，并且将两台引风机之间原混凝土烟道以及原旁路挡板拆除；5）取消旁路是将来环保工作的趋势，此次改造工作后将一步到位。并使得烟囱运行工况得以稳定，将不会出现冷热烟气交替工况。另外，取消旁路另一项可行性在于目前长沙电厂锅炉已采用微油点火技术，每次点火耗油约为6~10吨。所以能够保证除尘器与脱硫系统同步投入。6）取消增压风机后，原脱硫变容量余量增加，有利于新增6kV设备。从电气部分分析可以看出，与其他方案相比电气部分改造工作量减少。针对以上五种方案分析可以看出，一炉两塔方案优势明显。以下将针对一炉两塔改造方案（方案一）以及并联一座吸收塔方案（方案二）进行分析。4.2.2含硫量提高到2.0%时改造方案概述含硫量提高到2.0%时，脱硫装置入口SO2浓度由原先2138.7mg/m3提高到5080mg/m3，出口浓度按照200mg/m3进行设计。虽然入口浓度增加幅度小于含硫量3.0%情况，但入口浓度仍增加2.4倍，所以对原系统改造难度仍然较大，通过以下几个方案分析后，得到本次改造合理的改造方案。一、串、并联塔改造，与含硫量提高至3.0%改造方案相同，101 含硫量提高到2.0%时也可以采用此种改造方案，但改造费用、工程量较大，系统运行后电耗较高。所以当入口含硫量按照2.0%考虑时，串、并联塔改造方案不予考虑。二、在原位置另建新塔方案，也由于改造工作量大，对主机发电影响巨大，设备利旧差等原因不予考虑。三、原塔改造方案有三个改造方式可以选择：1）增加喷淋层方式，需要增加两层喷淋层，并增加吸收塔浆池容积；此方式缺点是浆池需要增加的容积较大，按照原脱硫装置设计单位的答复，吸收塔壳体以及基础无法满足此方式的改造需要，这样意味吸收塔只有拆除。2）增加托盘方式，托盘塔也是喷淋塔形式的一种，是在最下层喷淋层与吸收塔入口之间增加一层开孔的合金托盘，喷淋浆液首先落在托盘上并形成一定厚度的浆液层，烟气首先穿过这层浆液才能进入吸收塔吸收区，这层浆液层形成了很强的脱硫效果，所以不需要增加喷淋量便可提高脱硫效率。这种方式的优点是改造工程量小，由于改造不增加循环浆液量，所以浆池容积可以不变或变化很小。缺点是由于烟气要穿过浆液层，所以改造后阻力增加要高于增加喷淋层。具体到本次改造，当只增加一层托盘后，入口SO2浓度可以提高到4100mg/m3，阻力增加约800Pa，所以只增加一层托盘还不足以满足含硫量增加2.0%的需要。3）增加一层托盘并增加一层喷淋层方式，在下层喷淋层与吸收塔之间增加一层合金托盘，再在上层喷淋层与除雾器之间提高吸收塔高度后增加一层喷淋层，塔内浆池容积不变，保证浆液循环时间在3.0min以上。根据以上分析可以看出，原塔改造方案较适合含硫量提高到2.0%的情况，下面将针对增加一层托盘并增加一层喷淋层方式进行原塔改造方案进行分析。4.3脱硫工艺系统及设备4.3.1主要设计参数序号项目单位改造前改造后Sar=3.0%改造后Sar=2.0%备注1脱硫装置入口烟气量（标态湿基，6%O2）m3/h2154261215400021540002脱硫装置入口烟气量（标态干基，6%O2）m3/h1968051203200020320003入口SO2（标态干基，6%O2）mg/m32138.776405080101 4出口SO2（标态干基，6%O2）mg/m31102002005SO2脱除率%9597.496.16入口烟气温度℃117.51401407系统可用率%9898988年运行小时H6500450045009二氧化硫脱除量t/h2×4.02×15.122×9.9210石灰石纯度%909090CaCO3含量11钙硫比1.031.031.0312石灰石耗量t/h2×7.142×27.032×17.7313石膏纯度%909090CaSO4含量14石膏产量t/h2×13.12×49.72×32.57外水10%15水耗t/h2×982×1302×13016电耗kW1260030688方案一4.3.2SO2吸收系统4.3.2.1含硫量提高到3.0%时改造方案（方案一）一、原有吸收塔改造吸收塔除雾器以上（包括除雾器）向上抬高1.9m（吸收塔吸收区高度提高1.9m），在最上层喷淋层与除雾器之间增加一层喷淋层，喷淋量为9231m3/h，形成四层喷淋层，总喷淋量达到36924m3/h。新增循环泵布置在原循环泵与电控楼之间。吸收塔浆池容积不变，保持原1850m3，循环浆液停留时间从原4min，缩短到3min。吸收塔经过改造后，总高度向上增加1.9m，由原33.5m变为35.4m。原有除雾器因为堵塞后变形严重，且系统改造后，原有吸收塔内烟气流速变化，需要重新设计除雾器以获得最佳过滤流速，建议更换原有吸收塔除雾器。氧化系统变动较大，将原有利用喷枪与搅拌器布置氧化风系统改为在浆池中布置氧化管网的方式，以提高氧化101 风的利用效果。同时增加氧化风机来供给氧化空气，原有两台氧化风机均保持运行状态，新塔氧化风机增加三台，其中两台运行，一台作为两座吸收塔公共备用。一台机组共配置五台相同规格的氧化风机，四用一备。），风机规格为（与现有氧化风机相同）：入口流量8200m3/h（标准状态），出口压力128kPa。由于原吸收塔浆池容积变不变，所以将目前每塔4台31kW搅拌器保留。石膏浆液排出泵流量原为两台120m3/h，改造后保持不变，增加一台相同容量石膏排出泵（两用一备），并对石膏浆液排出管路进行改造，石膏浆液可以排放到原有石膏旋流器或者新建石膏浆液缓冲箱中。对原有石膏旋流器处理能力不足的问题需要解决，建议更换原有石膏旋流器，以保证原有脱水系统处理能力。改造后原吸收塔参数吸收塔单位数值备注吸收塔型式(喷淋塔)4层喷淋流向逆流浆液循环停留时间min.3.0浆液全部排空所需时间h12液/气比(L/G)l/m333.67按吸收塔出口标态湿基烟气计算烟气流速m/s1.52按吸收塔出口标态湿基烟气计算烟气在吸收塔内停留时间s8.50化学计量比CaCO3/去除的SO2mol/mol1.031浆池固体含量:wt%15浆液含氯量g/l20浆液pH值5-6吸收塔吸收区直径m15.4吸收塔吸收区高度m13.6增加1.9m浆池区直径m15.4浆池高度m9.91浆池液位最低/正常/最高m9.91/10.41/9.65浆池容积m31850吸收塔总高度m35.4增加1.9m吸收塔壳体/内衬碳钢/玻璃鳞片入口烟道材质/厚度Q235A衬C-276/6+2喷淋层/喷嘴FRP/SiC101 喷淋层数/层间距3/1.90每层喷咀数164喷嘴型式空心锥搅拌器或搅拌设备数量4搅拌器或搅拌设备功率kW31氧化空气喷嘴数量氧化空气采用管网式布置除雾器位置塔上部除雾器级数2吸收塔烟气阻力（含除雾器）Pa1100二、新建吸收塔在拆除增压风机位置增设一座吸收塔，吸收塔采用喷淋塔形式变径塔，下部为浆池区，浆池高度为12m，浆池区直径为16m；吸收塔浆池容积约为2400m3，循环浆液停留时间约4min。吸收塔上部为吸收区，吸收区直径为13m，高度为13.6m。吸收区以上是除雾器及出口烟道，吸收塔总高度为37.5m。新建吸收塔设置四层喷淋层，每层喷淋层喷淋量为9000m3/h，总喷淋量达到36000m3/h。布置见平面布置图。每层喷淋层间距1.9m，每层设置160只空心锥喷嘴。浆池中设置四台侧进式搅拌器，电机功率为55kW。氧化空气采用管网式布置，设置三台罗茨式氧化风机，风机入口流量为8200m3/h，出口压力为128kPa。石膏浆液排出泵流量为两台200m3/h一用一备。将吸收塔浆液输送至新增石膏浆液旋流器，或者新建石膏浆液缓冲罐中。新建吸收塔参数吸收塔单位数值备注吸收塔型式(喷淋塔)4层喷淋流向逆流浆液循环停留时间min.4.0浆液全部排空所需时间h12液/气比(L/G)l/m332.82按吸收塔出口标态湿基烟气计算烟气流速m/s2.2按吸收塔出口标态湿基烟气计算101 烟气在吸收塔内停留时间s6.00化学计量比CaCO3/去除的SO2mol/mol1.031浆池固体含量:wt%15浆液含氯量g/l20浆液pH值5-6吸收塔吸收区直径m13.0吸收塔吸收区高度m13.6浆池区直径m16.0浆池高度m12.0浆池液位最低/正常/最高m11.5/12.0/12.5浆池容积m32400吸收塔总高度m37.5吸收塔壳体/内衬碳钢/玻璃鳞片入口烟道材质/厚度Q235A衬C-276/6+2喷淋层/喷嘴FRP/SiC喷淋层数/层间距4/1.90每层喷咀数160喷嘴型式空心锥搅拌器或搅拌设备数量4搅拌器或搅拌设备轴功率kW55氧化空气喷嘴数量氧化空气采用管网式布置除雾器位置塔上部除雾器级数2吸收塔烟气阻力（含除雾器）Pa13004.3.2.2含硫量提高到3.0%时改造方案（方案二）一、原有吸收塔改造原有吸收塔改造与方案一相同。仍采用每座吸收塔增加一层喷淋层（增加一台浆液循环泵），增加一台氧化风机（两用一备），浆池容积不变，更换原有除雾器的改造方案。二、新建吸收塔在现有公用系统旁预留位置增设一座吸收塔，该吸收塔设计烟气量为215.4×104m3/h（标态、湿基、6%O2）；203.2×104m3/h（标态、干基、6%O2）。入口SO2101 浓度本次增容改造设定为收到基含硫量3.0%时7640mg/m3。吸收塔采用喷淋塔形式变径塔（塔内设置合金托盘），下部为浆池区，浆池高度为14m，浆池区直径为17.5m；吸收塔浆池容积约为3350m3，循环浆液停留时间约4min。吸收塔上部为吸收区，吸收区直径为15.5m，高度为16.5m。吸收区以上是除雾器及出口烟道，吸收塔总高度为40.4m。新建吸收塔设置五层喷淋层，每层喷淋层喷淋量为10000m3/h，总喷淋量达到50000m3/h。布置见平面布置图。每层喷淋层间距1.9m，每层设置240只空心锥喷嘴。浆池中设置7台侧进式搅拌器（两层布置，上层3台下层4台），电机功率为55kW。氧化空气采用管网式布置，设置六台罗茨式氧化风机，其中四台氧化风机供新建吸收塔，另外两台作为三座吸收塔公共备用的氧化风机，风机入口流量为8200m3/h，出口压力为128kPa。石膏浆液排出泵流量为两台300m3/h一用一备。将吸收塔浆液输送至新建石膏浆液缓冲罐中。新建吸收塔参数吸收塔单位数值备注吸收塔型式(喷淋塔)5层喷淋内设金属托盘流向逆流浆液循环停留时间min.4.0浆液全部排空所需时间h12液/气比(L/G)l/m321.59按吸收塔出口标态湿基烟气计算烟气流速m/s2.2按吸收塔出口标态湿基烟气计算烟气在吸收塔内停留时间s7.00化学计量比CaCO3/去除的SO2mol/mol1.031浆池固体含量:wt%15浆液含氯量g/l20浆液pH值5-6吸收塔吸收区直径m15.5吸收塔吸收区高度m16.5浆池区直径m17.5101 浆池高度m14.0浆池液位最低/正常/最高m13.5/14.0/14.5浆池容积m33350吸收塔总高度m40.4吸收塔壳体/内衬碳钢/玻璃鳞片入口烟道材质/厚度Q235A衬C-276/6+2喷淋层/喷嘴FRP/SiC喷淋层数/层间距5/1.90每层喷咀数240喷嘴型式空心锥搅拌器或搅拌设备数量7搅拌器或搅拌设备轴功率kW55氧化空气喷嘴数量氧化空气采用管网式布置除雾器位置塔上部除雾器级数2吸收塔烟气阻力（含除雾器）Pa26004.3.2.3含硫量提高到2.0%时改造方案（方案三）吸收塔除雾器以上（包括除雾器）向上抬高1.9m（吸收塔吸收区高度提高1.9m），在最上层喷淋层与除雾器之间增加一层喷淋层，喷淋量为8000m3/h，形成四层喷淋层，总喷淋量达到35693m3/h。新增循环泵布置在原循环泵与电控楼之间。在最下层喷淋层与吸收塔入口之间增加一层合金托盘，现有最下层喷淋层与吸收塔入口之间距离约2.83m，可以满足增加一层喷淋层的需要。吸收塔浆池容积不变，保持原1850m3，循环浆液停留时间由原4.0min，缩短到3.1min，吸收塔改造后，总高度向上增加1.9m，由原33.5m变为35.4m。考虑到含硫量提高后，浆池容积未发生变化，石膏结晶时间的缩短，在塔外另建一座两炉共用的氧化浆罐，有效容积为1850m3，同样布置四台侧进式搅拌器以及氧化空气系统。以保证浆液充分氧化及结晶。塔外氧化浆罐顶部有排气管道与增压风机入口烟道相连，利用增压风机入口负压将过剩氧化空气抽入烟道中。原有除雾器因为堵塞后变形严重，建议更换原有吸收塔除雾器。101 氧化系统改为氧化管网布置方式，增加氧化风机来供给氧化空气。保留原有两台氧化风机，每座吸收塔再增加两台相同容量的氧化风机，每套脱硫装置共配置4台相同规格的氧化风机（三用一备），入口流量8200m3/h（标准状态），出口压力128kPa。并改造现有氧化风管道，使得一部分氧化风可以供入塔外氧化浆罐。石膏排出系统保留原有石膏排出泵，并新增一台与原有石膏排出泵相同规格的石膏排出泵120m3/h（两用一备），石膏浆液直接排入新建塔外氧化浆罐。塔外氧化浆罐配置三台200m3/h（两用一备）石膏浆液排出泵，将浆液打入新增石膏旋流器。改造后原吸收塔参数吸收塔单位数值备注吸收塔型式(喷淋塔)4层喷淋流向逆流吸收塔浆液循环停留时间min.3.1浆液全部排空所需时间h8液/气比(L/G)l/m316.3按吸收塔出口标态湿基烟气计算烟气流速m/s3.77按吸收塔出口标态湿基烟气计算烟气在吸收塔内停留时间s5.1化学计量比CaCO3/去除的SO2mol/mol1.031浆池固体含量:wt%15浆液含氯量g/l20浆液pH值5-6吸收塔吸收区直径m15.4吸收塔吸收区高度m13.6增加1.9m浆池区直径m15.4浆池高度m9.91浆池液位最低/正常/最高m9.91/10.41/9.65浆池容积m31850吸收塔总高度m35.4增加1.9m吸收塔壳体/内衬碳钢/玻璃鳞片入口烟道材质/厚度Q235A衬C-276/6+2喷淋层/喷嘴FRP/SiC喷淋层数/层间距4/1.90每层喷咀数164喷嘴型式空心锥101 搅拌器或搅拌设备数量4搅拌器或搅拌设备功率kW31氧化空气喷嘴数量氧化空气采用管网式布置除雾器位置塔上部除雾器级数2吸收塔烟气阻力（含除雾器）Pa2300新增塔外氧化浆罐参数塔外氧化浆罐单位数值备注塔外氧化浆罐有效容积m31850直径m15.5高度m12搅拌器数量4搅拌器轴功率kW45氧化空气布置氧化空气采用管网式布置浆液停留时间h4.5壳体/内衬碳钢/玻璃鳞片4.3.3烟气系统4.3.3.1含硫量提高到3.0%时改造方案（方案一）脱硫系统增容改造，烟气系统改造有如下几个方面：1、将引风机出口烟道直接与吸收塔入口烟道相连接；原吸收塔抬高后吸收塔出口烟道也相应抬高。2、将另一台引风机出口烟道与新建吸收塔入口相连接，新建吸收塔出口烟道与原吸收塔出口烟道汇合后，一并进入烟囱入口烟道。3、拆除增压风机，利用引风机克服脱硫系统阻力。以上三个方面内容，其中第三个内容是此次改造的关键内容，决定了该方案的可行与否。华电长沙电厂锅炉引风机为成都电力机械厂生产的静叶可调轴流式风机，引风机参数如下：流量m3/h全压风机轴功率101 标态Pa进口温度进口密度kg/m3风机效率转速T.B18492656150118℃0.95185.5%745rpm3650kWBMCR15410544920118℃0.95186.0%745rpm2429kW引风机配套电机功率：4000kW6kV根据此次脱硫改造后，系统烟气量为215.4×104m3/h（标态、湿基、6%O2），烟气温度为140℃，则每台引风机入口工况烟气量为1629308m3/h，高于引风机设计BMCR工况点烟气量；系统阻力分为三大部分：1）锅炉部分不投脱硝时系统阻力3200Pa；2）脱硝系统阻力1000Pa；3）脱硫系统阻力1600Pa。系统总阻力为：5800Pa。从以上分析可以看出，改造后锅炉引风机风量、风压参数均超过BMCR工况点，但在TB点以内。下表是改造后引风机电机是否满足要求：序号项目单位数值备注1引风机全压升Pa5800　1.1锅炉引风机入口（未投脱硝）Pa32001.2脱硝系统阻力Pa10001.3脱硫系统阻力Pa16002引风机入口烟气量m3/h1077000标态湿基　引风机入口烟气温度℃140改造后　引风机入口烟气量m3/h1629308工况　引风机入口烟气量m3/s452.6工况3电机效率%95%给定4风机效率%85%给定5轴传动效率%99%给定6轴功率Kw3284　7计算电机功率Kw3612原电机4000kw从上表计算结果来看，锅炉引风机电机也不需要更换。从以上对锅炉引风机及电机分析可以看出，目前锅炉引风机及电机可以满足改造后要求，但已经没有设计余量。4.3.3.2含硫量提高到3.0%时改造方案（方案二）脱硫系统增容改造，烟气系统改造有如下几个方面：1、原吸收塔抬高后，出口烟道抬高1.9m。拆除原有增压风机，利用引风机克服脱硫系统阻力。将一台引风机出口烟道直接与吸收塔入口烟道相连接。101 2、将两一台引风机出口烟道引出，汇合后利用新增一台增压风机送入新增吸收塔中。吸收塔出口烟道分成两路再分别进入原有吸收塔出口净烟道。以上两个方面内容，取消增压风机可行性已在改造方案一中进行了分析；第二方面主要是新增一台增压风机参数选取。新增动调轴流风机参数如下：流量m3/h工况全压Pa进口温度风机转速轴功率T.B35844774200140℃590rpm4756kWBMCR32586153500140℃590rpm3963kW增压风机配套电机功率：5000kW6kV4.3.3.3含硫量提高到2.0%时改造方案（方案三）脱硫系统按照含硫量2.0%改造设计时，烟气系统中烟道改动不大，只有吸收塔出口烟道要随着吸收塔加高后向上抬高。增压风机是烟气系统中研究重点。华电长沙电厂脱硫增压风机为上海鼓风机厂生产的动叶可调轴流式风机，增压风机参数如下：流量m3/h工况全压Pa进口温度风机转速轴功率T.B33017223060117.5℃590rpm3301kWBMCR29266202550117.5℃590rpm2438kW增压风机配套电机功率：3600kW6kV根据此次脱硫改造后，系统烟气量为215.4×104m3/h（标态、湿基、6%O2），烟气温度为140℃，则增压风机入口工况烟气量为3258616m3/h，在增压风机TB点与BMCR工况点之间；改造后吸收塔系统阻力为2300Pa，根据脱硫装置评估试验数据，系统烟道阻力约为600Pa，所以改造后脱硫系统总阻力约为2900Pa，也在风机TB点与BMCR工况点之间。从数据上看增压风机是可以利旧的，但从现场使用情况来看，增压风机故障很高，仅返厂次数已达三次，很大程度上影响了机组的正常、安全运行。根据电厂实际运行情况反映，当满负荷时增压风机已经没有余量，有时还需要锅炉引风机帮助做功。所以建议此次脱硫改造更换脱硫增压风机。下表是改造后增压风机电机是否满足要求：序号项目单位数值备注1增压风机全压升Pa2900　1.1烟道阻力Pa600改造后101 1.2吸收塔阻力Pa2300与改造前一致2增压风机入口烟气量m3/h2154000标态湿基　增压风机入口烟气温度℃140改造后　增压风机入口烟气量m3/h3258615工况　增压风机入口烟气量m3/s905.2工况3电机效率%95%给定4风机效率%85%给定5轴传动效率%99%给定6轴功率kw3284　7计算电机功率kw3579原电机3600kw从上表计算结果来看，脱硫增压风机电机也不需要更换。从以上分析得出，改造后增压风机需要重新更换，风机配套电机不更换（利旧）。4.3.4石灰石浆液制备系统（一）现有系统介绍电厂现有石灰石浆液制备系统按2×600MW机组脱硫装置公用一套石灰石浆液制备系统设计。卸料斗及石灰石贮仓的设计设置有除尘通风系统，石灰石贮仓的容量按贮存锅炉BMCR工况两台炉脱硫装置运行3天所需要的石灰石量耗量设计。本系统设置两套按脱硫设计基准煤质时锅炉BMCR工况下两台脱硫装置150％的石灰石耗量设计的湿式石灰石磨机及其相应的水力旋流分离器等。湿式球磨机参数表湿式球磨机－数量2－型式卧式－每台处理量t/h12－防磨损件橡胶－轴能耗kW330－产品尺寸范围mm/%0.044/90根据评估试验结果，目前磨机实际出力约为10t/h。（二）改造后制浆系统配置吸收剂消耗量表煤种小时耗量（t/h）日耗量（t/d）年耗量（t/a）101 设计煤种3.0%含硫量2×27.03108124.33×104设计煤种2.0%含硫量2×17.7370915.96×104注：日耗量按20h计，年耗量按4500h计。石灰石纯度按90%考虑。1）含硫量提高至3.0%时改造方案（方案一、二相同）本次改造增设2个石灰石块仓，每个仓有效容积约：1250m3，规格同原有石灰石块仓。3个石灰石块仓总容积：3750m3，石灰石贮仓的有效容积满足锅炉BMCR工况两台炉脱硫装置运行3天所需要的石灰石量耗量设计。本工程增设2台湿磨机，出力为32t/h（90%通过325目）；四台湿磨机总出力为88t/h，总出力为两台锅炉在BMCR工况下燃用设计煤种时脱硫装置石灰石总耗量的150％。增设2座石灰石浆液罐，每个有效容积：300m3，与原有脱硫装置设置的1座石灰石供浆罐容积相同，因此，三座石灰石浆液罐总有效容积为900m3，可满足两台锅炉在BMCR工况下燃用设计煤种时脱硫装置5小时的石灰石浆液消耗量。新建两台磨机各有一个石灰石储仓，并各对应一座石灰石浆液罐，三个浆液箱用泵互相联通，可以互相调配浆液。新增#2浆液箱利用石灰石浆液对应#1机组脱硫系统，新增石灰石供浆管路，可以向#1机组任意座吸收塔供浆，并且保留原有吸收塔供浆管路。新增#3浆液箱对应#2机组脱硫系统，同样新增石灰石供浆管路，可向#2机组任意吸收塔供浆，原有吸收塔供浆管路保留。2）含硫量提高至2.0%时改造方案本次改造增设1个石灰石块仓，每个仓有效容积约：1250m3，规格同原有石灰石块仓。2个石灰石块仓总容积：2500m3，石灰石贮仓的有效容积满足锅炉BMCR工况两台炉脱硫装置运行3天所需要的石灰石量耗量设计。本工程增设2台湿磨机，出力为20t/h（90%通过325目）；四台湿磨机总出力为64t/h，总出力为两台锅炉在BMCR工况下燃用设计煤种时脱硫装置石灰石总耗量的150％。增设1座石灰石浆液罐，有效容积：300m3，与原有脱硫装置设置的1座石灰石供浆罐容积相同，因此，2座石灰石浆液罐总有效容积为600m3，可满足两台锅炉在BMCR工况下燃用设计煤种时脱硫装置5小时的石灰石浆液消耗量。101 新建两台磨机公用一个石灰石储仓，并公用一座石灰石浆液罐。制浆系统两个浆液箱各对应一座吸收塔，两个浆液箱再利用泵互相联通，可以互相调配浆液。4.3.5石膏脱水系统（一）现有系统介绍电厂现有系统设置两台真空皮带脱水机。两台真空皮带脱水机的出力按脱硫设计基准煤质时BMCR工况下两台脱硫装置150％的石膏产量产生的石膏浆液量配置。目前两台真空皮带脱水机容量按照19t/h（10%含水率）选取。每塔设一套石膏水力旋流站。石膏水力旋流站的容量按一台炉BMCR工况产生的石膏浆液量选择。石膏旋流站、真空泵、真空皮带脱水机容量及参数石膏浆液旋流站－旋流装置数量套2－进口流量mP3P/h53－溢流流量mP3P/h31－底流流量mP3P/h22－进口压力MPa0.1～0.15真空泵－型式水环式－数量个2－进口流量m3/h6000－压力Mbar-400－电动机功率kW119真空皮带脱水机－数量台2－出力(含水量≤10%)t/h19－滤布面积m222－轴功率kW17（二）改造后脱水系统配置101 石膏产量表煤种小时产量（t/h）日产量（t/d）年产量（t/a）设计煤种3.0%含硫量2×49.7198844.73×104设计煤种2.0%含硫量2×32.6130429.34×104注：日耗量按20h计，年耗量按4500h计。石膏纯度按90%，含水率10%考虑。1）含硫量提高至3.0%时改造方案原有系统每座吸收塔浆液由石膏排出泵排出后，直接打入对应的石膏旋流器，石膏旋流器底流再通过石膏浆液分配箱分配到任意一条或两条真空皮带上。本次改造后，增设置石膏浆液缓冲箱，从四座吸收塔石膏排除泵排出的石膏浆液都可以打到石膏浆液缓冲箱，再由石膏浆液缓冲泵打入新增石膏旋流器进行一级脱水，石膏旋流器浆液再进入新增真空皮带机进行二级脱水。原有石膏排出泵及管路基本不变，原有石膏排出管路可以切换，或者对应原石膏旋流器或者对应新建石膏浆液缓冲箱。对于方案一，新建吸收塔石膏排出泵流量均为200m3/h，新增石膏旋流器入口流量200m3/h。新建吸收塔可以不经过新建石膏浆液缓冲箱直接打入新增石膏浆液旋流器进行一级脱水，也可以打入缓冲箱中。原有吸收塔石膏排出泵可以直接打入原有石膏旋流器，也可打入石膏浆液缓冲箱再转至新增真空皮带机脱水。对于方案二，新建吸收塔石膏排出泵流量为300m3/h，将吸收塔浆液送入石膏浆液缓冲箱中，在由石膏浆液缓冲泵打入石膏旋流器进行一级脱水。原有吸收塔石膏排出泵为120m3/h，对应石膏旋流器只有53m3/h，并且石膏旋流器磨损较为严重，出力不足；此次改造将原有石膏旋流器更换为120m3/h，原有吸收塔石膏排出泵保留，并新增一台流量为120m3/h石膏排出泵，当吸收塔密度增加后，可利用该泵将石膏浆液打入新建任意一座石膏浆液缓冲箱中。本工程增设2台真空皮带脱水机，出力为60t/h（石膏10%含水率）；四台真空皮带总出力为158t/h（石膏10%含水率），总出力为两台炉在BMCR工况下燃用设计煤种时脱硫装置石膏总产量的150％。2）含硫量提高至2.0%时改造方案101 改造后，吸收塔石膏排出浆液首先进入塔外氧化浆池，在塔外氧化浆池中继续氧化结晶。塔外氧化浆池中的浆液由该浆池的石膏排出泵打入新设置石膏旋流器中，新增两台石膏旋流器入口流量均为200m3/h；经石膏旋流器浓缩后的浆液不再直接进入真空皮带脱水机脱水，而是进入石膏浓浆罐中，由浓浆泵打入任意一台真空皮带脱水机脱水。本工程增设2台真空皮带脱水机，出力为40t/h（石膏10%含水率）；四台真空皮带总出力为118t/h（石膏10%含水率），总出力为两台炉在BMCR工况下燃用设计煤种时脱硫装置石膏总产量的150％。浓浆泵共设6台，其中3台（两用一备）对应新增两台真空皮带脱水机，另3台（两用一备）对应原有两台真空皮带脱水机。4.3.6废水处理系统改造后，系统废水排放总量基本没有变化，所以废水处理系统保持不变。4.3.7脱硫装置用水系统原脱硫系统设有一座230m3工艺水箱，满足脱硫系统1小时最大工艺水耗量设计；原工艺水系统设有两台150m3/h工艺水泵，两台120m3/h除雾器冲洗水泵。改造后脱硫装置设计烟气温度由原117.5℃提高到140℃，工艺水耗量也从原98m3/h，增加到130m3/h。改造后原工艺水系统不变，仍然满足原吸收塔需要；再增加一套容量相同工艺水系统，来满足新增吸收塔需要。工艺水水源仍保持原脱硫工艺水水源。4.3.8浆液排放与回收系统原脱硫系统设置一个两台炉公用的事故浆液池，事故浆液池的容量满足单个吸收塔检修排空时和其他浆液排空的要求（容积2154m3），并作为吸收塔重新启动时的石膏晶种。吸收塔浆池检修需要排空时，吸收塔的石膏浆液输送至事故浆液箱最终可作为下次FGD启动时的晶种。事故浆液池设浆液返回泵（将浆液送回吸收塔）一台，泵的容量按满足15h将事故浆池内浆液完全返回反应塔考虑。FGD装置的浆液管道和浆液泵等，在停运时需要进行冲洗，其冲洗水就近收集在吸收塔区或石膏脱水制备区设置的集水坑内，然后用泵送至事故浆液池或吸收塔浆池。FGD装置正常运行时的浆液管和浆泵等，在停运时进行冲洗，其冲洗水就近收集在各个区域设置的排水坑内。排水坑的收集水用泵送至101 吸收塔浆池和事故浆液池。整个脱硫区域包括四个吸收塔排水坑、石膏脱水区排水坑共5个排水坑。本次按照含硫量3.0%改造后，由于吸收塔数量增加，为了满足吸收塔排空检修需要，改造后，增加一个事故浆液池，容积为2500m3/h，相应增加搅拌器及事故浆液返回泵等设备及管路。按照含硫量2.0%改造，不需要增加事故浆液系统。排空系统保持不变。4.3.9工艺系统主要新增设备1）含硫量提高至3.0%时改造方案（方案一）原吸收塔主要新增设备表序号名称规格型号单位数量材料备注一烟气系统1引风机与原吸收塔入口烟道改造吨Q235A2吸收塔出口烟道改造吨Q235A二吸收塔系统1吸收塔Φ15.4×35.4m个2吸收塔增加1.9m碳钢衬鳞片和衬胶2喷淋层FRP管网层2FRP3喷嘴旋转实心锥Q=56.3m3/h个328SiC进口4浆液循环泵离心式,Q=9231m3/hH=26.2mN=1090kW台2壳体：铸钢衬胶或全金属；叶轮：双相不锈钢电动机1120kW台25浆液循环泵入口滤网1500×1500个81.4529，固定板：C2766除雾器2级,屋脊型,Φ15.4m套2PP进口7氧化空气管网套2FRP8吸收塔排出泵离心式,机械密封,Q=120m3/h，H=40mN=32.7kW台2壳体：铸钢衬胶；叶轮：双相不锈钢电动机37kW,380V台29吸收塔排出泵入口滤网500×500个61.4529，固定板：C276新建吸收塔主要新增设备表序号名称规格型号单位数量材料备注101 一烟气系统1引风机与原吸收塔入口烟道改造吨Q235A2吸收塔出口烟道改造吨Q235A二吸收塔系统1吸收塔浆池区Φ16×12m吸收区Φ13×13.6m吸收塔总高度37.5m个2碳钢衬鳞片和衬胶2吸收塔内遮雨棚、护板及入口贴衬碳钢、C276个2碳钢、C276合金进口3喷淋层FRP管网层8FRP4喷嘴旋转实心锥Q=56.3m3/h个1280SiC进口5浆液循环泵离心式,Q=9000m3/hH=22.5/24.4/26.3m/28.2N=910/985/1063/1140kW台8壳体：铸钢衬胶或全金属；叶轮：双相不锈钢备用叶轮一个电动机950/1000/1120/1250kW台86浆液循环泵入口滤网1500×1500个81.4529，固定板：C2767吸收塔搅拌器侧进式,N=45kW个8叶片：双相不锈钢轴：1.4529进口电动机55kW,380V台8成套8除雾器2级,屋脊型,Φ13m套2PP进口9氧化风机罗茨风机Q=8200Nm3/h,P=128kPaN=350kW，水冷台6电动机380kW,6KV台610氧化空气管网套2FRP11吸收塔排出泵离心式,机械密封,Q=200m3/h，H=40mN=45kW台4壳体：铸钢衬胶；叶轮：双相不锈钢电动机55kW,380V台412吸收塔排出泵入口滤网500×500个21.4529，固定板：C276公用系统主要新增设备表三吸收剂供应与制备系统1湿式球磨机Q=32t/hN=700kW台2组件101 电动机850kW,6KV台22浆液再循环箱个2混凝土衬鳞片树脂3浆液再循环箱搅拌器N=4.5KW台2碳钢加衬胶4浆液再循环箱泵N=11KW台4组件以厂家资料为准5石灰石浆液旋流站套2聚亚胺酯/碳钢衬胶进口，以厂家资料为准6石灰石贮仓Ф=10m容积1250m3上筒体H=13m下锥体h＝9m座2钢结构7仓顶布袋除尘器处理风量3000m3/h，除尘效率99.95%，出口含尘浓度≤50mg/Nm3套2组件8压力真空释放阀Φ508个2组件9石灰石卸料斗4500´4500个210振动钢蓖4500x4500N=4.5KW个211振动给料机Q=100t/h台212斗式提升机Q=100t/hN=15kWH=40m台213带式除铁器RCYD-5型，2.2kW台214手动插板门450X450台215卸料间布袋除尘器处理风量12000m3/h，除尘效率99.95%，出口含尘浓度≤50mg/Nm3套116储气罐V=3m3台117皮带称重给料机Q=0~50t/hN=3kW台218石灰石浆液箱φ7.5m，h=8mV=300m3个2碳钢衬胶19石灰石浆液箱搅拌器顶进式，N=24kW个2碳钢衬胶电动机30kW,380V20石灰石浆液输送泵Q=100m3/hH=45m,N=23kW台4壳体：铸钢衬胶；叶轮：双相不锈钢电动机37kW,380V台421石灰石浆液箱连接泵Q=100m3/hH=30m,N=15kW台6壳体：铸钢衬胶；叶轮：双相不锈钢四石膏脱水系统1石膏浆液缓冲箱φ7.5m，h=8mV=300m3个1碳钢衬胶2石膏浆液缓冲泵离心式,机械密封,台2壳体：铸钢衬胶；101 Q=200m3/h，H=40mN=45kW叶轮：双相不锈钢3石膏旋流器120m3/h台2聚亚胺脂/碳钢衬胶进口4石膏旋流器200m3/h台2聚亚胺脂/碳钢衬胶进口5真空皮带脱水机出力60t/h,（石膏含水10%）N=30kW过滤面积：70m2台2组件电动机37kW，380V台25.1真空泵水环式Q=20000Nm3/h,P=－40kPa，N=389kW台2铸铁电动机500kW,6kV台25.2气液分离罐个2碳钢衬胶5.3滤布冲洗水箱个1PP5.4滤布冲洗水泵离心式,机械密封,Q=24m3/hH=65m,N=12kW台3组件电动机15kW,380V台32.5废水泵离心式,机械密封Q=15m3/hH=30mN=7.5kw2壳体：铸钢衬胶；叶轮：双相不锈钢电动机11kW,380V台25.6滤液水箱Φ6mh=9.5mV=268m3个1碳钢衬胶5.7滤液水箱搅拌器顶进式N=11kW个1碳钢衬胶5.8电动机15kW台15.9滤液水泵Q=232m3/h，H=40m，N=38KW台2壳体：铸铁衬胶；叶轮：双相不锈钢电动机45kW,380V台2六工艺水系统1工艺水箱V=230m3φ6mh=8m个1碳钢2工艺水泵Q=150m3/hH=65m，N=46kW台2碳钢电动机55kW,380V台22除雾器冲洗水泵Q=120m3/hH=70m，N=40kW台3铸钢电动机55kW,380V台33双蓝过滤器处理量260m3/h台1七排放系统1事故浆液池12×26×8m3，V=2500m3个1混凝土衬鳞片树脂1.1事故浆液池搅拌器顶进式，N=36KW个2碳钢衬胶电动机55kW或,380V2101 1.2事故浆液池泵离心泵,Q=150m3/hH=40mN=50kW台1壳体：铸钢衬胶；叶轮：双相不锈钢电动机55kW,380V台12）含硫量提高至3.0%时改造方案（方案二）原吸收塔主要新增设备表（与方案一相同）新建吸收塔主要新增设备表序号名称规格型号单位数量材料备注一烟气系统1引风机与新增增压风机入口烟道改造吨Q235A2增压风机参数见上节配套电机：5000kW6kV台13吸收塔出口烟道改造吨Q235A二吸收塔系统1吸收塔浆池区Φ17.5×14m吸收区Φ15.5×16.5m吸收塔总高度40.4m合金托盘220510吨个1碳钢衬鳞片和衬胶2吸收塔内遮雨棚、护板及入口贴衬碳钢、C276个1碳钢、C276合金进口3喷淋层FRP管网层5FRP4喷嘴旋转实心锥Q=56.3m3/h个1200SiC进口5浆液循环泵离心式,Q=10000m3/hH=25.5/27.4/29.3m/31.2/33.1N=1040/1120/1200/1270/1350kW/台5壳体：铸钢衬胶或全金属；叶轮：双相不锈钢备用叶轮一个电动机1120/1250/1400/1400/1600kW台56浆液循环泵入口滤网1500×1500个51.4529，固定板：C2767吸收塔搅拌器侧进式,N=45kW个7叶片：双相不锈钢轴：1.4529进口电动机55kW,380V台7成套8除雾器2级,屋脊型,Φ13m套1PP进口101 9氧化风机罗茨风机Q=8200Nm3/h,P=128kPaN=350kW，水冷台6电动机380kW,6KV台610氧化空气管网套1FRP11吸收塔排出泵离心式,机械密封,Q=300m3/h，H=40mN=60kW台2壳体：铸钢衬胶；叶轮：双相不锈钢电动机80kW,380V台212吸收塔排出泵入口滤网500×500个21.4529，固定板：C276公用系统主要新增设备表（与方案一相同）3）含硫量提高至2.0%时改造方案（方案三）吸收塔主要新增设备表序号设备名称型号规格单位数量一烟气系统1.#1、#2FGD吸收塔出口烟道改造Q235A吨2.#1、#2FGD增压风机型式：动调；BMCR工况下风机入口流量：2154000Nm3/h；烟气温度140℃；风机全压升：2900Pa；转速：747rpm；100％负荷连轴器处功耗：3300KW套23塔外氧化浆罐排气管道Q235A，玻璃鳞片防腐套1二SO2吸收系统11#、2#FGD吸收塔改造吸收塔向上抬高1.9m，并改造出口以及进行防腐台22新增喷淋层喷淋量8000m3/h，喷嘴164个，塔外碳钢衬胶母管套23新增浆液循环泵型式：离心式；流量8000m3/h，扬程28.2m，电机功率：1000kV，6kV台24新增托盘直径φ15.4m，2605合金10吨套25新增氧化风机罗茨风机Q=8200Nm3/h,P=128kPa380kW，水冷台46氧化空气管网FRP套27塔外氧化浆罐直径φ15.5m，高度12m，容积1850m3台18形式：侧进式N=45kW台4101 塔外氧化浆罐塔搅拌器9塔外浆罐氧化空气管网FRP套210塔外浆池石膏排浆泵流量:200m3/h扬程:40m电机功率:55KW台211吸收塔石膏浆液排出泵流量:120m3/h扬程:40m电机功率:37KW台212吸收塔浆液泵入口滤网1500×15001.4529，固定板：C276个813吸收塔排出泵入口滤网500×5001.4529，固定板：C276个614除雾器2级,屋脊型,Φ15.4m套2公用系统主要新增设备表三吸收剂供应与制备系统1湿式球磨机Q=20t/hN=640kW台2组件电动机710kW,6KV台22浆液再循环箱个2混凝土衬鳞片树脂3浆液再循环箱搅拌器N=4.5KW台2碳钢加衬胶4浆液再循环箱泵N=11KW台4组件以厂家资料为准5石灰石浆液旋流站套2聚亚胺酯/碳钢衬胶进口，以厂家资料为准6石灰石贮仓Ф=10m容积1250m3上筒体H=13m下锥体h＝9m座2钢结构7仓顶布袋除尘器处理风量3000m3/h，除尘效率99.95%，出口含尘浓度≤50mg/Nm3套2组件8压力真空释放阀Φ508个2组件9石灰石卸料斗4500´4500个210振动钢蓖4500x4500N=4.5KW个211振动给料机Q=100t/h台212斗式提升机Q=100t/hN=15kWH=40m台213带式除铁器RCYD-5型，2.2kW台214手动插板门450X450台215卸料间布袋除尘器处理风量12000m3/h，除尘效率99.95%，出口含尘浓度≤50mg/Nm3套1101 16储气罐V=3m3台117皮带称重给料机Q=0~50t/hN=3kW台218石灰石浆液箱φ7.5m，h=8mV=300m3个1碳钢衬胶19石灰石浆液箱搅拌器顶进式，N=24kW个1碳钢衬胶电动机30kW,380V20石灰石浆液输送泵Q=100m3/hH=45m,N=23kW台4壳体：铸钢衬胶；叶轮：双相不锈钢电动机37kW,380V台421石灰石浆液箱连接泵Q=100m3/hH=30m,N=15kW台4壳体：铸钢衬胶；叶轮：双相不锈钢四石膏脱水系统1石膏浆液浓浆箱φ7.5m，h=8mV=300m3个1碳钢衬胶2石膏浆液浓浆泵#1离心式,机械密封,Q=100m3/h，H=40mN=30kW台3壳体：铸钢衬胶；叶轮：双相不锈钢3石膏浆液浓浆泵#2离心式,机械密封,Q=50m3/h，H=40mN=22kW台3壳体：铸钢衬胶；叶轮：双相不锈钢4石膏旋流器200m3/h台2聚亚胺脂/碳钢衬胶进口5真空皮带脱水机出力40t/h,（石膏含水10%）N=15.8kW过滤面积：70m2台2组件电动机18.5kW，380V台25.1真空泵水环式Q=12000Nm3/h,P=－40kPa，N=170kW台2铸铁电动机220kW,6kV台25.2气液分离罐个2碳钢衬胶5.3滤布冲洗水箱个1PP5.4滤布冲洗水泵离心式,机械密封,Q=24m3/hH=65m,N=12kW台3组件电动机15kW,380V台32.5废水泵离心式,机械密封Q=15m3/hH=30mN=7.5kw2壳体：铸钢衬胶；叶轮：双相不锈钢电动机11kW,380V台25.6滤液水箱Φ6mh=9.5mV=268m3个1碳钢衬胶5.7滤液水箱搅拌器顶进式N=11kW个1碳钢衬胶101 5.8电动机15kW台15.9滤液水泵Q=232m3/h，H=40m，N=38KW台2壳体：铸铁衬胶；叶轮：双相不锈钢电动机45kW,380V台2六工艺水系统1工艺水箱V=230m3φ6mh=8m个1碳钢2工艺水泵Q=150m3/hH=65m，N=46kW台2碳钢电动机55kW,380V台22除雾器冲洗水泵Q=120m3/hH=70m，N=40kW台3铸钢电动机55kW,380V台33双蓝过滤器处理量260m3/h台1七排放系统4.4电气部分4.4.1原有FGD（脱硫岛）装置电气接线概述原有脱硫装置的电压等级，高压为6kV，低压为380/220V。6kV系统为中性点中阻接地系统。脱硫岛6kV为单母线分段设置，两段分别由一台20000kVA的变压器（T接于发电机出口）供电，两回电源互为备用，两段之间设联络开关，自动切换。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。低压设PCI、II段，由两台低压干式变分别供电。两台低压干式变电源分别引自对应高压脱硫变。PCI、II段之间设联络开关，自动切换。在脱硫PC配电室设2段脱硫保安MCC，为两台炉的脱硫保安负荷供电。每段脱硫保安段有三个进线电源，除一回主厂房保安电源外，还从两段脱硫PC段上各引一回工作电源。其工作电源从380/220V脱硫I、II段各引1回，保安电源分别从业主锅炉保安段引接，电源间设有备自投装置。4.4.2改造后负荷统计及系统一、二次接线4.4.2.16kV电气系统经统计，两台高压脱硫变压器同时工作时容量满足改造后需求。因为现场条件限制，高压脱硫变故障时须停机检修，故不考虑高压脱硫变备用状况，将新增加的脱硫负荷接至脱硫6kV段。方案一：脱硫岛内净增加高压负荷约为9586kVA，原高压负荷约为15270101 kVA，改造后脱硫高压负荷总容量约24856kVA。方案二：脱硫岛内净增加高压负荷约为11198kVA，原高压负荷约为15270kVA，改造后脱硫高压负荷总容量约26468kVA。方案三：脱硫岛内净增加高压负荷约为5414kVA，原高压负荷约为15270kVA，改造后脱硫高压负荷总容量约20684kVA，脱硫岛改造后脱硫系统新增负荷统计见附表3。方案一新增高压开关柜22面，方案二新增高压开关柜20面，方案三新增高压开关柜12面，6kV开关柜选用原则与原有设备一致。4.4.2.20.4kV电气系统（1）工作电源系统方案一：脱硫岛内净增加低压负荷约为1018kVA，改造后脱硫低压负荷总容量约2462kVA。方案二：脱硫岛内净增加低压负荷约为896kVA，改造后脱硫低压负荷总容量约2340kVA。方案三：脱硫岛内净增加低压负荷约为1018kVA，改造后脱硫低压负荷总容量约2172kVA。原有两台低压变压器容量为1600kVA，改造新增一台1600kVA低压变压器作为备用。新增MCC段，由脱硫PC段供电，将新增加的脱硫负荷接至新增MCC段。新增开关柜15面。（2）保安电源系统本期改造新增保安负荷接至原有保安段。4.4.2.3电气二次电气二次部分两个方案均相同。（1）直流系统本期改造不单独增设母线分段，仅在原母线分段预留位置增设盘柜，因此控制用直流电源可通过延长屏顶小母线来获得。（2）UPS本期新增UPS负荷接至原UPS系统。（3）控制和保护新增开关柜内接线与原开关柜内接线基本保持一致。101 6kV电动机采用电动机综合保护装置，其参与顺控的信号（合闸指令、跳闸指令）及反馈信号（开关合闸位置、跳闸位置、开关柜允许远操、保护动作及电流量）采用硬接线与DCS系统接口。380V电动机不装设综合保护装置，短路保护由空气开关实现，接地保护由空气开关所带接地模块实现，并采用热继电器作后备保护。开关柜上设就地/远方切换开关及操作按钮，所有集控类电动机旁设置紧急跳闸按钮，就地控制类电动机设就地按钮盒或控制箱。4.4.3新增电气设备布置新增6kV开关柜布置在新增高压配电室，新增低压开关柜布置在新增低压配电室。4.4.4负荷情况改造后计算负荷表序号名称计算容量6kV系统(kVA)0.4kV系统(kVA)合计(kVA)1改造后脱硫岛负荷(方案一)223942462248562改造后脱硫岛负荷(方案二)241282340264683改造后脱硫岛负荷(方案三)18512217220684改造前后计算负荷对比表原设计负荷(kVA)增加负荷(kVA)改造后负荷(kVA)方案一15270958624856方案二152701119826468方案三152705414206844.5仪表和控制部分4.5.1控制方式及控制水平101 本工程均采用DCS控制。运行人员以控制系统(DCS)的LCD和键盘作为主要监视和控制手段，可以在控制室内完成FGD系统的启停及正常工况的监视和控制，异常工况的报警和紧急事故处理。控制台上配置少量紧急操作按钮。控制室内不再设其它常规仪表。系统改造后新增设备的控制及监视信号接入新增的DCS机柜中，纳入已建的脱硫系统DCS分散控制系统集中监控，控制地点仍在原脱硫控制室。脱硫DCS操作员站和工程师站均利用原有设备，不再单独增加。因脱硫系统增容改造，需对SIS系统进行相应改造。4.5.2新增仪控设备布置新增机柜布置在原有的电子设备间内。脱硫单元机组系统新增电动门的供电，可由原有单元机组配电箱内的备用供电回路完成，不需新增配电箱。4.5.3DCS控制系统配置方案脱硫新增控制系统的选型采用与原有FGD_DCS相同的软、硬件,新增的控制系统采用远程I/O方式接入原有脱硫控制系统，构成原有脱硫控制系统的一部份。根据工艺系统改造范围及新增加设备的情况，控制系统将增加监控I/O点约700点。新增机柜5个。4.5.4电源和气源4.5.4.1电源现场仪表(PH计、密度计、电磁流量计、电磁阀等)由原仪表电源盘供电。二线制变送器的电源由DCS系统提供。4.5.4.2气源本脱硫工程仪用压缩空气，由原系统引接。4.5.5仪表设备接地概念按原工程DCS系统的要求设计。4.5.6烟气分析仪原烟气参数发生改变后，原烟气分析仪需要更换以适应测量量程的变化需要，考虑更换4套新的烟气分析仪。4.5土建部分4.5.1土建建筑（1）建筑物平面布置101 由于本工程利用原有制浆楼、脱水楼预留位置新建一套石灰石湿磨系统及真空皮带脱水系统，所以不需要另建脱水制浆楼。本方案在烟气脱硫区内新建四座氧化风机房（每套FGD一座）。氧化风机房扩建建筑面积为24m²，建筑高度为10m。（2）结构型式及围护材料选用氧化风机房均为框架结构，梁板现浇。该地区地震基本烈度为7度。墙体：框架填充墙砌体，内外墙均为240mm厚空心砖砌体。（3）装修材料及屋面防水材料外墙装修将与电厂主厂房等其他建筑群体相协调，采用无光纯丙烯酸乳胶涂料饰面。窗：塑钢窗，玻璃为5mm厚白玻。门：按各房间要求不同分别采用铝合金卷帘门、钢门等。屋面防水材料：采用聚乙烯丙纶复合防水卷材作防水层。油漆：所有外露铁件及木构件均应刷防护底漆，面漆。室内装修表装修部位房间名称楼、地面墙面墙裙顶棚门氧化风机房细石混凝土混合砂浆底乳胶漆面/混合砂浆底乳胶漆面钢门（5）卫生设施及采光通风氧化风机房以天然采光为主，辅以人工照明，房间以自然通风为主。4.5.2土建结构（1）结构型式氧化风机房检修支架采用钢筋混凝土框架结构，氧化风机基础采用大块石基础；由于吸收塔变化不大，初步考虑已建吸收塔基础不需进行改造加固处理。101 两个方案均需要将吸收塔进出口钢筋混凝土支架进行改造，将入口烟道上放混凝土横梁拆除，根据入口烟道抬高的高度重新设置混凝土横梁；并且将吸收塔出口烟道混凝土支架抬高。方案二需要每塔增加一台循环浆液泵，仍然布置在现有的循环浆液泵房内，需要将原泵房内的吸收塔区域地坑移至室外吸收塔附近。（2）地基及基础初步考虑建、构筑物基础采用现浇混凝土独立基础，大型设备基础采用现浇混凝土大块式，基础持力层为强或中风化基岩，超挖部分用C10素混凝土换填。小设备基础及沟道置于砂卵石换填土上。4.5.3土建暖通氧化风机房室内采暖采用热媒为80℃～60℃热水，热水引接自电厂现有供热管网。·通风氧化风机房设置机械通风装置。通风方式均采用自然进风、机械排风。·除尘本工程在卸料间的卸料斗上设置卸料斗专用除尘装置，该除尘装置由除尘密闭罩与除尘机组组成。汽车在卸料坑口处倾倒时产生的含尘气体由除尘密闭罩收集后，经布袋除尘机组处理后排出室外。在石灰石块仓仓顶设置布袋除尘器来处理石灰石块仓中产生的粉尘，除尘器收集的粉尘直接卸入块仓中。4.6改造方案技术比较方案一与方案二都是技术成熟的石灰石-石膏法脱硫工艺，托盘塔比较适合在改造中应用，原因是对原喷淋层基本不用改动，对吸收塔改造的工作量相比方案二小。但方案一的缺点是需要对增压风机进行改造。方案二是常规的改造方案，增加吸收塔喷淋量。由于是常规的改造方式，所以在机组停运时间比方案一长；但系统阻力增加较小，不用改造增压风机。两个方案改造工作量相当，技术都很成熟；从新增加负荷容量来看，满负荷情况下方案一与方案二相比有一定优势，但在其他工况方案二可以根据机组负荷以及入口含硫量不同灵活调整运行方式来弥补一些这方面的不足。101 5环境保护5.1电厂污染控制现状华电长沙发电厂2×600MW机组脱硫改造工程，按设计煤种煤质含硫量3.0%进行设计。对华电长沙发电厂而言，SO2排放量的控制至关重要。电厂一直都非常重视节能减排工作，为完成国家十一五期间的节能减排任务，厂领导要求本次改造必须提前达到本地区的排放要求。同时，华电长沙发电厂尽快控制全厂SO2排放总量，满足国家产业政策要求，也是刻不容缓的。5.2本期污染控制措施及效益5.2.1含硫量提高到3.0%为了控制电厂大气污染物排放量，2×600MW机组仍采用石灰石-石膏法脱硫装置进行增容改造。通过增容改造，2×600MW机组每年可形成SO2减排能力约133341吨（含硫3.0%，年利用4500小时，设备可用率98%）。改造后2×600MW机组每年SO2排污总量约5103吨（含硫3.0%，年利用4500小时，设备可用率98%，2×600MW机组原煤耗量220万吨）。华电长沙发电厂2×600MW机组“十一五”期间分配的二氧化硫总量指标为：6000吨/年。脱硫增容改造后，可以满足总量排放的要求。由于吸收塔的洗涤除尘作用，脱硫系统可以取得50%左右的除尘效果，增容改造工程投运后，脱硫系统与改造前系统除尘效果基本一致。本工程不涉及氮氧化物的处理，其排放浓度与项目改造前相同。5.2.2含硫量提高到2.0%为了控制电厂大气污染物排放量，2×600MW机组仍采用石灰石-石膏法脱硫装置进行增容改造。通过增容改造，2×600MW机组每年可形成SO2减排能力约87461吨（含硫2.0%，年利用4500小时，设备可用率98%）。改造后2×600MW机组每年SO2排污总量约4355吨（含硫2.0%，年利用4500小时，设备可用率98%，2×600MW机组原煤耗量220万吨）。101 华电长沙发电厂2×600MW机组“十一五”期间分配的二氧化硫总量指标为：6000吨/年。脱硫增容改造后，可以满足总量排放的要求。由于吸收塔的洗涤除尘作用，脱硫系统可以取得50%左右的除尘效果，增容改造工程投运后，脱硫系统与改造前系统除尘效果基本一致。本工程不涉及氮氧化物的处理，其排放浓度与项目改造前相同。5.3粉尘、脱硫灰渣及噪声处理效果分析（1）粉尘脱硫生产过程中的粉尘可通过除尘通风得到控制，石膏运输过程可通过采用密封罐车和道路喷洒等措施对粉尘进行控制。（2）脱硫石膏石膏基本综合利用，暂时不能利用时，也运到渣厂储存。（3）噪声脱硫系统的主设备在运行过程中产生噪声,特别是风机,循环浆泵等产生的机械噪声较大,可通过采用隔音包覆或将部分噪音大的设备布置在室内，不会对工作人员的健康带来影响。5.4结论根据上述分析，华电长沙电厂2×600MW机组进行烟气脱硫改造，能有效地控制全厂烟气中SO2和烟尘等污染物的排放量，在工艺设计过程中，应考虑有效的环保控制措施，不会造成二次污染。6节约和合理利用能源6.1节约用水1）脱硫装置设备冷却水、工业用水及清洗水进浆液制备或吸收塔循环使用，减少水耗。2）经处理的脱硫废水可用于干灰拌湿，或者煤场喷洒。6.2合理利用能源1)对脱硫装置系统、设备、管道进行优化配置，降低能耗。2)选择效率高的风机、泵类。3)国内供货的电机选用Y型电机，安全、省电。101 4)选用性能好，损耗低的变压器。5)照明灯具选用高能低耗型。6)选择质轻、高效的保温材料，控制表面温度，优化保温设计。7劳动安全和工业卫生7.1概述为了保护劳动者在我国电力建设中的安全和健康，改善劳动条件，火力发电厂设计必须贯彻执行国家及部颁现行的有关劳动安全和工业卫生的法令，遵守DL5053－1996《火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程》，以提高劳动安全和工业卫生的设计水平。脱硫装置范围内的不安全因素和职业危害主要有：火灾危险、转动设备的机械伤害、热管道的烫伤、跌落伤害、粉尘、噪音等，特制订以下对策。7.2防火、防爆（1）各建（构）筑物的安全间距应满足《建筑设计防火规范》及《火力发电厂设计技术规程》的规定。（2）各建（构）筑物的火灾等级，按其生产过程中的火灾危险性，应满足《建筑设计防火规范》及《火力发电厂设计技术规程》的规定。（3）脱硫车间及其附属建筑，均考虑了安全通道和安全出入口。超过24m高的建筑设楼梯间及防火门，保证人员安全疏散，并设两个出入口。（4）脱硫工程消防用水接自厂区环形消防管网，并在脱硫区域内形成环网，设置室内外消火栓。脱硫氧化风机房及其它建筑物和设备根据消防设计规范设置适量的移动式灭火器。（5）厂用配电装置室门为向外开的防火门，并考虑防尘。（6）采用阻燃电缆防火。（7）局部电缆沟、段、分支处设置防火隔墙，电缆竖井采用耐火隔板，涂防火涂料等措施，盘、柜等的小孔洞用防火材料封堵。（8）蓄电池选用密封免维护铅酸蓄电池，不漏液、不污染环境，无火灾爆炸危险。（9）厂用配电装置采用成套设备，高压开关柜有“五防”措施。101 7.3防尘、防毒、防化学伤害（1）严格控制室内工作点空气中的含尘量，空气中的含尘量不得超过国家有关标准。（2）本工程在工艺楼石灰石卸料间的卸料斗上设置了一套卸料斗专用除尘装置，汽车在卸料坑口处倾倒时产生的含尘气体由除尘密闭罩收集后，经布袋除尘机组处理后排出室外。在石灰石仓仓顶设置一台布袋除尘器来处理石灰石仓中产生的粉尘，除尘器收集的粉尘直接卸入石灰石仓中。（3）石膏浆液呈弱酸性，为防腐蚀，输送石膏浆液的管道采用衬胶钢管、不锈钢管。7.4防电伤、防机械伤害及其它伤害7.4.1防电伤（1）为保证电气检修人员和接近电气设备人员的安全，各种电压等级的电气设备的对地距离、操作走廊尺寸，严格按规程规定执行。（2）所有建筑物和室外设备用避雷针和避雷带作直击雷保护。（3）在FGD岛内设置闭合的接地网，并与电厂主接地网有可靠的电气连接，且连接点不少于两个。（4）所有主要电气设备将在其两侧至少设置两个接地点。建筑物的内部接地极或接地引出线将与室外接地网有可靠的电气连接。（5）对于独立避雷针，设置集中接地装置，并与主接地网分开。对于建筑物顶上的避雷针，除设置集中接地装置外，其引下线还要采取分流措施。（6）为防止故障及缩小故障影响的范围，各元件的控制保护回路均设保险、信号、监视、故障跳闸等保护措施。（7）照明系统的设计，按现行的《工业企业照明设计标准》要求执行，具有正常照明及事故照明两个分开的供电网络。脱硫系统的正常照明及检修电源全部取自本系统低压380/220V工作段，设就地工作照明箱及检修电源箱。直流事故照明仅在脱硫控制室设置。101 （8）FGD装置的主要扶梯、平台等处设置事故照明，事故照明由交流保安段供电。其它辅助设备间的事故照明采用自带蓄电池的应急灯。7.4.2防机械伤害（1）各种机器的转动部分装设防护罩。（2）所有楼梯、钢梯、平台、走道边缘设置栏杆，并考虑防滑措施，保证运行人员安全。（3）屋面上由于有设备，考虑要上人，女儿墙高度按上人屋面设计，保证运行人员安全。（4）墙面采用易清洁的材料，并考虑防滑。车间及有设备的房间考虑水冲洗及污水池，排水坡度。（5）楼梯踏步设计要平、缓，上下方便。钢梯坡度不大于45°，并采用花纹钢板踏步防滑。（6）为防止有小动物进入有电力设施的房间，保证运行安全，门窗设钢纱窗保护。7.5防暑、防寒、防潮7.5.1通风石灰石浆液制备间根据工艺要求设置机械通风装置，通风装置考虑防腐。如果需单独设置氧化风机房，氧化风机房也需考虑通风，通风方式为自然进风、机械排风。7.5.2空调本改造工程不需增设空调。7.6防噪声、防振动（1）对脱硫岛及主要转动设备的噪声水平进行控制，并要求供货商保证，以便从根本上根治。（2）对个别噪声大的设备，如氧化风机等，装设防噪声罩或消音器。（3）主要设备及辅助设备的基础及平台的防振处理，符合《作业场所局部振动卫生标准》和《动力机器基础设计规范》。（4）对产生振动的汽、水管道，采用加固、防振措施。7.7小结101 本章着重叙述了本工程设计中为保障安全生产和文明生产所应采取的有效措施。这些措施实施后，电厂运行人员劳动安全及工作场所的职业卫生条件均能满足国家有关标准的要求。为保证电厂安全运行创造了条件。8定员8.1生产组织本次脱硫增容改造后，生产组织机构仍然按照改造前组织机构。8.2人员编制本次脱硫增容改造后，人员编制不变仍然按照改造前的人员编制进行配置。9改造工程项目实施条件和轮廓进度9.1工程项目实施条件9.1.1施工电源、水源及通信本工程为电厂技改项目，施工用水、施工用电和施工通信可从电厂现有设施引接。9.1.2施工场地由于本工程没有超大件设备需要现场组合和垂直起吊，需要场地主要用于基本材料、设备周转堆放及运输。混凝土搅拌、设备库房、办公和生活设施，原则上不布置在电厂生产区内，以减轻施工时对现场场地使用压力，保证电厂的安全运行。9.1.3大部件运输条件本工程的大件运输可通过铁路运至长沙，然后再通过公路运送进厂。本工程的大件设备和材料也可通过公路直接运抵施工现场，大件设备运输的条件良好。9.2改造方案轮廓进度9.2.1含硫量提高到3.0%时施工轮廓进度1）设计进度可行性研究及审查：3个月2011年1月～2011年3月FGD总承包，招、评标及合同签订：2个月101 2011年4月～2011年5月初步设计及施工图设计：2个月2011年6月～2011年7月2）改造工程整体施工进度本工程石灰石浆液制备系统与石膏脱水系统新增加设备、新增氧化风机的施工不影响现有设备的运行，所以公用系统改造不影响整体施工进度。整个主线改造工期主要分三步来完成：a)原有吸收塔改造以及增压风机旁路烟道施工；b)增压风机拆除以及新增吸收塔施工；c)新增吸收塔与引风机出口烟道相接。第1、3步影响主机运行需要停炉进行，第2步不影响主机运行。本工程的实际施工进度主要取决于第1步改造的时间，初步安排如下：施工准备：6个月（包括设备订货以及公用系统安装等不影响机组运行的工作）2011年7月1日～2011年12月31日原吸收塔改造、增压风机旁路施工开始～建成投运：50天2011年8月1日～2011年9月29日增压风机拆除、新塔建设：150天2011年9月30日~2011年12月30日引风机出口烟道与新建吸收塔入口相连：10天2011年12月31日~2012年1月9日3）原吸收塔施工工期初步安排：1)塔内脚手架搭设2天（机组停运）2)塔内安装平台搭设3天（机组停运）3)塔外安装平台搭设3天（机组停运）4)除雾器及冲洗水、下层喷淋层拆除4天（机组停运）5)吸收塔塔顶出口部分拆除3天（机组停运）6)吸收塔内部打磨及安装顶升装置3天（机组停运）7）10天（机组停运）101 吸收塔新增塔壁安装及外部平台安装8）吸收塔防腐及修复10天9）喷淋层、除雾器、搅拌器、氧化系统安装12天合计：50天除了吸收塔改造的主线工期以外，还有其他系统的改造工期，他们可以穿插至主线工期中，与吸收塔改造同步实施：烟道部分改造1)烟道支架制作准备工作5天2)烟道支架改造15天3)出口烟道顶升10天4)入口烟道改造（增压风机旁路）10天5)烟道防腐10天合计：50天其他系统改造工期：1)浆液循环泵及管道安装20天2)氧化风机及管道安装15天3)电气、仪控系统恢复10天第2阶段改造不影响主机运行，计划安排150天完成增压风机拆除及新建吸收塔施工，第3阶段施工主要是引风机出口与吸收塔入口烟道的搭接工作，影响机组运行约10天。所以从改造工期上来看，“两炉四塔”方案影响机组运行时间约为60天。总改造工期约为210天。9.2.2含硫量提高到2.0%时施工轮廓进度1）设计进度可行性研究及审查：3个月101 2011年1月～2011年3月FGD总承包，招、评标及合同签订：2个月2011年4月～2011年5月初步设计及施工图设计：2个月2011年6月～2011年7月2）改造工程整体施工进度本工程石灰石浆液制备系统与石膏脱水系统新增加设备、新增氧化风机的施工不影响现有设备的运行，所以公用系统改造不影响整体施工进度。吸收塔改造与烟道改造以及循环泵变更三项施工安装同时进行，因此，本工程的实际施工进度主要取决于从吸收塔改造的时间，初步安排如下：施工准备：6个月（包括设备订货以及公用系统安装等不影响机组运行的工作）2011年7月1日～2011年12月31日吸收塔改造开始～建成投运：55天2011年11月1日～2011年12月29日3）吸收塔施工工期初步安排：1)塔内脚手架搭设3天（机组停运）2)塔内安装平台搭设3天（机组停运）3)塔外安装平台搭设3天（机组停运）4)除雾器及冲洗水拆除4天（机组停运）5)吸收塔塔顶出口部分拆除2天（机组停运）6)吸收塔内部打磨及安装顶升装置3天（机组停运）7）吸收塔新增塔壁安装及外部平台安装10天（机组停运）8）吸收塔增加托盘5天9）吸收塔防腐及修复10天10）喷淋层、除雾器、搅拌器、氧化系统安装12天合计：55天101 除了吸收塔改造的主线工期以外，还有其他系统的改造工期，他们可以穿插至主线工期中，与吸收塔改造同步实施：1）更换增压风机15天2）塔外氧化浆罐制作施工及设备安装30天3）烟道部分改造烟道部分改造1)烟道支架制作准备工作5天2)烟道支架改造15天3)出口烟道顶升10天4)烟道防腐10天合计：40天4）其他系统改造工期：1)浆液循环泵及管道安装20天2)氧化风机及管道安装15天3)电气、仪控系统恢复10天合计45天综上所述，增加一层喷淋层增加一层托盘方案，影响机组投运时间为55天，总工期约为180天。10投资估算及经济评价10.1投资概算编制说明10.1.1投资估算编制依据（1）根据国家发改委2007年发布的《火力发电工程建设预算编制与计算标准》。（2）项目及费用划分：按照国家发改委2007年发布的《火力发电工程建设预算编制与计算标准》进行项目及费用性质划分。（3）工程量：按各专业设计人员提供的有关资料。（4）定额选用：执行中国电力企业联合会2007年11月9日发布实施的《电力建设工程概算定额》（2006101 年版）：《建筑工程》、《热力设备安装工程》、《电气设备安装工程》。分系统调试费和整套启动调试费执行中国电力企业联合会2007年中电联技经[2007]15号发布的《电力建设工程预算定额第六册调试工程》（2006年版）。（5）设备价格：询价或参照近期同类型机组订货价。（6）材料价格建筑材料：采用《电力建设工程概算定额》-建筑工程（2006年版）价格，对主要建筑材料与济南2009年一季度信息价比较计取价差，以上材料价差只计取税金，列入总估算表。装置性材料：采用中国电力企业联合会颁发的《电力工程建设装置性材料综合预算价格（2006年版），按电力规划设计总院编制的《火电工程限额设计参考造价指标》（2008年水平）中主要装置性材料价格与该价格进行比较并计算价差，价差只计取税金，列入总估算表。定额材机调整价差按电定总造（2009）10号文。（7）人工工资：工资性津贴调整：根据电定总造（2007）12号文颁发的河南省工资性津贴3.91元/工日，高于定额规定的（0.63元/工日）部分作为人工费调整金额，计入取费基数，列入各单位工程。（8）费用标准：按照国家发改委2007年发布的《火力发电工程建设预算编制与计算标准》及相关文件。10.1.2其他说明（1）基本预备费：按照电厂文件要求的规定为建筑工程费、安装工程费、设备购置费及其他费用（不包括基本预备费）之和的5%计取。（2）价差预备费：根据国家计委计投资（1999）1340号文规定，物价上涨指数为零。因此，未计取价差预备费。（3）建设期贷款利率：本工程资金来源按内资考虑，全部为自筹资金，注册资金占总投资的20%，融资占80%，为贷款利率按照5.94%执行，按季结息。10.1.3工程概算及投资计列范围FGD工艺系统主要由石灰石浆液制备系统、烟气系统、SO2吸收系统、石膏脱水系统及相应的电气、控制系统等组成。烟气系统和SO2吸收系统：进行吸收塔改造及相关配套设施的改造。增加一套石膏脱水系统以及一套石灰石粉制浆系统。101 10.2投资概况脱硫工艺投资估算的计算结果见下表：表9-1方案一投资估算结果表项目投资额（万元）单位千瓦造价（元/kW）占总投资比例（%）静态投资7,57731.57100建筑工程费3021.263.99设备购置费4,56919.0460.30安装工程费1,7237.1822.74其它费用9834.112.98脱硫工程动态投资7,758其中建设期贷款利息180.04表9-2方案二投资估算结果表项目投资额（万元）单位千瓦造价（元/kW）占总投资比例（%）静态投资7,64831.87100建筑工程费3371.44.40设备购置费4,68419.5261.24安装工程费1,6436.8421.48其它费用9854.112.88脱硫工程动态投资7,830其中建设期贷款利息181.7210.3附表附表1总估算表附表2安装工程部分汇总表（表二甲）附表3建筑工程部分汇总估算表（表二乙）附表4其他费用明细10.4运行成本分析在计算本经济效益分析时各基础数据均以本次改造新增量为计算依据，包括投资、厂用电费用、石灰石耗量、用水量及其他费用等。从下表可以看出，由于两个方案负荷容量增加的差异，方案二年四台机组用电费用高出方案一约651万/年（每台机组高163万/年），101 此数据是在满负荷设计含硫量情况下得出，当低负荷以及入口含硫量较低时，方案二可通过运行方式的调整来弥补与方案一在此项上的差距。其他运行成本费用两个方案差别不大。序号项目名称单位方案一方案二1脱硫工程静态总投资万元75777648建设期贷款利息万元181182脱硫工程计划总投资万元775878302年利用小时数小时550055003装机容量MW240024004石灰石耗量（增量）t/h7.27.2石灰石价格（含税）元/吨4848年石灰石费用（增量）万元190.08190.085用电量（增量）kWh/h46137639上网电价（标杆电价）元/kWh0.39120.3912年用电费用万元992.531643.616用水量（增量）t/h22水价元/吨2.992.99年用水费（增量）万元3.293.297材料费用（增量）万元77.5878.3元/MWh0.060.068其他费用（增量）万元96.9897.88元/MWh0.070.079修理维护费率%2.52.5修理维护费（增量）万元/年193.95195.7510运行成本（增量）万元1554.412208.9011单位运行成本增加值元/MWh1.181.6711结论及建议(1)工艺方案选择：根据现行的国家法规、当地政府环保要求，脱硫工艺的成熟可靠性和新科技的推广，投资的合理性，以及电厂现有的场地条件，改造工期等因素，方案一与方案二改造后出口SO2浓度可在200mg/m3以下，二者技术都很成熟，投资额也相当，但方案二机组停运时间约为90天，比方案一增加30天，另外从投运后运行成本分析来看，方案二电耗较高，4台机组每年用电费用较方案一高出651万元，所以我们认为，两个方案都是可行的改造方案，优先推荐方案一托盘塔方案。101 方案一托盘塔为美国巴威公司专利技术，目前在国内只授权两家公司使用该技术，分别为武汉凯迪、浙江天地环保。方案二改造技术国内较大脱硫公司都拥有喷淋空塔授权，而且技术来源也较为广泛。新建一套石膏脱水系统，一套石灰石湿磨制浆系统，以满足燃煤含硫量提高后吸收剂的供应、石膏处理。(2)华能沁北电厂一、二期机组脱硫装置经技术改造后其每年可形成SO2减排能力171714吨，对济源地区乃至河南省的大气环境的改善都是极为有利的，对改善河南省的投资环境、繁荣地区经济也起着积极的作用，因此在沁北电厂一、二期机组进行脱硫装置技术改造是极为必要的。(3)从目前电厂的脱硫技术改造工程建设条件来看，供水供电、脱硫场地、吸收剂供应和脱硫副产物的处理等条件（经技术改造后）都能满足改造后脱硫工艺的需要。(4)本工程施工场地可利用电厂扩建端场地，施工用水、用电和通信可从电厂现有设施引接，建设所需的砖、瓦、灰、砂、石等地方材料本地区均可供应，设备、材料运输可通过现有铁路和公路运抵现场，能够保证工程顺利实施。(5)从脱硫系统及总体平面布置来看，采用推荐的方案能满足国家法规、环保部门及地方政府的要求，因此，华能沁北电厂一、二期机组脱硫装置技术改造是可行的。101 附表1总估算表（方案一）附表2安装工程部分汇总表（方案一）附表3建筑工程部分汇总估算表（方案一）附表4其他费用明细（方案一）附表1总估算表（方案二）附表2安装工程部分汇总表（方案二）附表3建筑工程部分汇总估算表（方案二）附表4其他费用明细（方案二）附表1总估算表（方案三）101 附表2安装工程部分汇总表（方案三）附表3建筑工程部分汇总估算表（方案三）附表4其他费用明细（方案三）101 附件1方案一新增负荷计算表新增6kV电负荷清单(方案一)序号设备名称电压等级（kV）额定容量(kW)换算系数脱硫6kV工作I段脱硫6kV工作II段重复计算容量安装台数工作台数计算容量安装台数工作台数计算容量1增压风机6-36000.8511-306011-3060　2吸收塔浆液循环泵1D611201111120111120　3吸收塔浆液循环泵2A695011195011950　4吸收塔浆液循环泵2B610001111000111000　5吸收塔浆液循环泵2C611201111120111120　6吸收塔浆液循环泵2D612501111250111250　7氧化风机63800.853396933969　8湿式球磨机68500.851172311723　9真空泵65000.85114251142542510新增脱硫低压负荷6101811110181110181018　回路数　　12　　12　　　　小计（kVA）　　　　　5515　　55151443　脱硫岛计算总负荷（kVA）9586101 脱硫PC段容量选择计算书(方案一)序号设备名称电压等级（kV）额定容量(kW)换算系数脱硫PC工作I段脱硫PC工作II段重复计算容量安装台数工作台数计算容量安装台数工作台数计算容量1石膏浆液排出泵1380370.711261126　2石膏浆液排出泵2380550.721772177773吸收塔搅拌器380550.74415444154　4浆液再循环箱搅拌器3804.50.7113113　5浆液再循环泵380110.721152115156振动钢蓖3804.50.711311337斗式提升机380150.711111111118皮带称重给料机38030.711211229石灰石浆液箱搅拌器380300.711211121　10石灰石浆液输送泵380370.7215221525211石灰石浆液箱连接泵380150.7323232323212石膏浆液缓冲泵380450.7113211323213真空皮带脱水机380450.7113211323214滤布冲洗水泵380150.7111121211115废水泵380110.7118118816滤液水箱搅拌器380150.71111　　　　17滤液水泵380450.7113211323218工艺水泵380550.7113911393919除雾器冲洗水泵380550.7113921773920事故浆液箱搅拌器380550.7　　01139　101 21事故浆液返回泵380550.71139　　0　　回路数　　　28　　29　　　　计算负荷S（kVA）　　634673381　脱硫低压工作变计算负荷（kVA）∑S*1.11018101 附件1方案二新增负荷计算表新增6kV电负荷清单(方案二)序号设备名称电压等级（kV）额定容量(kW)换算系数脱硫6kV工作I段脱硫6kV工作II段重复计算容量安装台数工作台数计算容量安装台数工作台数计算容量1增压风机6-36000.8511-306011-3060　2增压风机1650000.85　　0114250　3吸收塔浆液循环泵1D611201111120111120　4吸收塔浆液循环泵2A611201111120　　0　5吸收塔浆液循环泵2B612501111250　　0　6吸收塔浆液循环泵2C614001111400　　0　7吸收塔浆液循环泵2D614001111400　　0　8吸收塔浆液循环泵2E616001　　0111600　9氧化风机63800.85329693296964610湿式球磨机68500.851172311723　11真空泵65000.85114251142542512新增脱硫低压负荷689611189611896896　回路数　　12　　10　　　　小计（kVA）　　　　　6242　　69221967　脱硫岛计算总负荷（kVA）11198101 脱硫PC段容量选择计算书(方案二)序号设备名称电压等级（kV）额定容量(kW)换算系数脱硫PC工作I段脱硫PC工作II段重复计算容量安装台数工作台数计算容量安装台数工作台数计算容量1石膏浆液排出泵1380800.711561156562吸收塔搅拌器380550.74415433116　3浆液再循环箱搅拌器3804.50.7113113　4浆液再循环泵380110.721152115155振动钢蓖3804.50.711311336斗式提升机380150.711111111117皮带称重给料机38030.711211228石灰石浆液箱搅拌器380300.711211121　9石灰石浆液输送泵380370.7215221525210石灰石浆液箱连接泵380150.7323232323211石膏浆液缓冲泵380450.7113211323212真空皮带脱水机380450.7113211323213滤布冲洗水泵380150.7111121211114废水泵380110.7118118815滤液水箱搅拌器380150.71111　　　　16滤液水泵380450.7113211323217工艺水泵380550.7113911393918除雾器冲洗水泵380550.7113921773919事故浆液箱搅拌器380550.7　　01139　20事故浆液返回泵380550.71139　　0　101 　回路数　　　26　　26　　　　计算负荷S（kVA）　　587587360　脱硫低压工作变计算负荷（kVA）∑S*1.1896101 附件1方案三新增负荷计算表新增6kV电负荷清单(方案三)序号设备名称电压等级（kV）额定容量(kW)换算系数脱硫6kV工作I段脱硫6kV工作II段重复计算容量安装台数工作台数计算容量安装台数工作台数计算容量1吸收塔浆液循环泵1D610001111000111000　2氧化风机63800.852264622646　3湿式球磨机67100.851160411604　4真空泵62200.8511187111871875新增脱硫低压负荷672811172811728728　回路数　　6　　6　　　　小计（kVA）　　　　　3165　　3165915　脱硫岛计算总负荷（kVA）5414101 脱硫PC段容量选择计算书(方案三)序号设备名称电压等级（kV）额定容量(kW)换算系数脱硫PC工作I段脱硫PC工作II段重复计算容量安装台数工作台数计算容量安装台数工作台数计算容量1浓浆泵380300.732633263422氧化浆池搅拌器380450.722632263　3塔外浆池石膏排出泵380550.711391139394吸收塔石膏排出泵380370.711261126　5浆液再循环箱搅拌器3804.50.7113113　6浆液再循环泵380110.721152115157石灰石浆液箱搅拌器380300.7　　01121　8石灰石浆液输送泵380370.721522152529石灰石浆液箱连接泵380150.7212121212110真空皮带脱水机38018.50.7111311131311振动钢蓖3804.50.7113113312斗式提升机380150.7111111111113皮带称重给料机38030.7112112214滤布冲洗水泵380150.7111121211115废水泵380110.7118118816滤液水箱搅拌器380150.71111　　　　17滤液水泵380450.7113211323218石膏浆液缓冲泵380450.7113211323219工艺水泵380550.7113911393920除雾器冲洗水泵380550.71139217739101 　回路数　　　25　　27　　　　计算负荷S（kVA）　　479539356　脱硫低压工作变计算负荷（kVA）∑S*1.1728101 附件4方案一设备清单原吸收塔主要设备表序号名称规格型号单位数量材料备注一烟气系统1引风机与原吸收塔入口烟道改造吨Q235A2吸收塔出口烟道改造吨Q235A二吸收塔系统1吸收塔Φ15.4×35.4m个2吸收塔增加1.9m碳钢衬鳞片和衬胶2喷嘴旋转实心锥Q=56.3m3/h个984SiC利旧3喷淋层FRP管网层6FRP利旧4喷淋层FRP管网层2FRP新增5喷嘴旋转实心锥Q=56.3m3/h个328SiC进口新增6浆液循环泵离心式,Q=9231m3/hH=20.5/22.4/24.3mN=867/947/1027kW台6壳体：铸钢衬胶或全金属；叶轮：双相不锈钢利旧电动机950/1120/1120kW台67浆液循环泵离心式,Q=9231m3/hH=26.2mN=1090kW台2壳体：铸钢衬胶或全金属；叶轮：双相不锈钢新增电动机1120kW台28浆液循环泵入口滤网1500×1500个81.4529，固定板：C276新增9吸收塔搅拌器侧进式,N=31kW个8叶片：双相不锈钢轴：1.4529利旧电动机37kW,380V台8成套10除雾器2级,屋脊型,Φ15.4m套2PP进口更换11氧化风机罗茨风机Q=8200Nm3/h,P=128kPaN=350kW，水冷台4利旧电动机380kW,6KV台4利旧12氧化空气管网套2FRP新增13吸收塔排出泵离心式,机械密封,Q=120m3/h，H=40mN=32.7kW台4壳体：铸钢衬胶；叶轮：双相不锈钢利旧101 电动机37kW,380V台4利旧14吸收塔排出泵离心式,机械密封,Q=120m3/h，H=40mN=32.7kW台2壳体：铸钢衬胶；叶轮：双相不锈钢新增电动机37kW,380V台2新增15吸收塔排出泵入口滤网500×500个61.4529，固定板：C276新增新建吸收塔主要设备表序号名称规格型号单位数量材料备注一烟气系统1引风机与原吸收塔入口烟道改造吨Q235A新增2吸收塔出口烟道改造吨Q235A新增二吸收塔系统1吸收塔浆池区Φ16×12m吸收区Φ13×13.6m吸收塔总高度37.5m个2碳钢衬鳞片和衬胶新增2吸收塔内遮雨棚、护板及入口贴衬碳钢、C276个2碳钢、C276合金进口新增3喷淋层FRP管网层8FRP新增4喷嘴旋转实心锥Q=56.3m3/h个1280SiC进口新增5浆液循环泵离心式,Q=9000m3/hH=22.5/24.4/26.3m/28.2N=910/985/1063/1140kW台8壳体：铸钢衬胶或全金属；叶轮：双相不锈钢备用叶轮一个新增电动机950/1000/1120/1250kW台8新增6浆液循环泵入口滤网1500×1500个81.4529，固定板：C276新增7吸收塔搅拌器侧进式,N=45kW个8叶片：双相不锈钢轴：1.4529进口新增电动机55kW,380V台8成套8除雾器2级,屋脊型,Φ13m套2PP进口新增9氧化风机罗茨风机Q=8200Nm3/h,P=128kPaN=350kW，水冷台6新增电动机380kW,6KV台6新增10氧化空气管网套2FRP新增101 11吸收塔排出泵离心式,机械密封,Q=200m3/h，H=40mN=45kW台4壳体：铸钢衬胶；叶轮：双相不锈钢新增电动机55kW,380V台4新增12吸收塔排出泵入口滤网500×500个21.4529，固定板：C276新增公用系统主要设备表三吸收剂供应与制备系统1湿式球磨机Q=12t/hN=330kW台2组件利旧电动机400kW,6KV台2利旧2湿式球磨机Q=32t/hN=700kW台2组件新增电动机850kW,6KV台2新增3浆液再循环池1.7×1.7×2(H)mV=4m3个2混凝土衬鳞片树脂利旧4浆液再循环池搅拌器N=0.5KW台2碳钢加衬胶利旧5浆液再循环池泵Q=33m3/hH=45mN=6.5KW台4组件以厂家资料为准利旧6浆液再循环箱个2新增7浆液再循环箱搅拌器N=4.5KW台2碳钢加衬胶新增8浆液再循环箱泵N=11KW台4组件以厂家资料为准新增9石灰石浆液旋流站Q=39.6m3/h，旋流子3+1个备用套2聚亚胺酯/碳钢衬胶利旧10石灰石浆液旋流站套2聚亚胺酯/碳钢衬胶进口，以厂家资料为准新增11石灰石贮仓Ф=10m容积1250m3上筒体H=13m下锥体h＝9m座1上部砼、斗部钢结构利旧12石灰石贮仓Ф=10m容积1250m3上筒体H=13m下锥体h＝9m座2钢结构新增13仓顶布袋除尘器处理风量3000m3/h，除尘效率99.95%，出口含尘浓度≤50mg/Nm3套1组件利旧101 14仓顶布袋除尘器处理风量3000m3/h，除尘效率99.95%，出口含尘浓度≤50mg/Nm3套2组件新增15压力真空释放阀Φ508个1组件利旧16压力真空释放阀Φ508个2组件新增17石灰石卸料斗4500´4500个1利旧18石灰石卸料斗4500´4500个2新增19振动钢蓖4500x4500N=4.5KW个1利旧20振动钢蓖4500x4500N=4.5KW个2新增21振动给料机Q=50t/h台1利旧22振动给料机Q=100t/h台2新增23斗式提升机Q=50t/hN=15kWH=40m台1利旧24斗式提升机Q=100t/hN=15kWH=40m台2新增25带式除铁器RCYD-5型，2.2kW台1利旧26带式除铁器RCYD-5型，2.2kW台2新增27手动插板门450X450台2利旧28手动插板门450X450台2新增29卸料间布袋除尘器处理风量12000m3/h，除尘效率99.95%，出口含尘浓度≤50mg/Nm3套1利旧30卸料间布袋除尘器处理风量12000m3/h，除尘效率99.95%，出口含尘浓度≤50mg/Nm3套1新增31储气罐V=3m3台1利旧32储气罐V=3m3台1新增33皮带称重给料机Q=0~15t/hN=3kW台2利旧34皮带称重给料机Q=0~50t/hN=3kW台2新增35石灰石浆液箱φ7.5m，h=8mV=300m3个1碳钢衬胶利旧36石灰石浆液箱φ7.5m，h=8mV=300m3个2碳钢衬胶新增37石灰石浆液箱搅拌器顶进式，N=24kW个1碳钢衬胶利旧电动机30kW,380V利旧38石灰石浆液箱搅拌器顶进式，N=24kW个2碳钢衬胶新增电动机30kW,380V新增101 39石灰石浆液输送泵Q=37m3/hH=45m,N=9.3kW台4壳体：铸钢衬胶；叶轮：双相不锈钢利旧电动机11kW,380V台4利旧40石灰石浆液输送泵Q=100m3/hH=45m,N=23kW台4壳体：铸钢衬胶；叶轮：双相不锈钢新增电动机37kW,380V台4新增41石灰石浆液箱连接泵Q=100m3/hH=30m,N=15kW台6壳体：铸钢衬胶；叶轮：双相不锈钢新增四石膏脱水系统1石膏浆液缓冲箱φ7.5m，h=8mV=300m3个1碳钢衬胶新增2石膏浆液缓冲泵离心式,机械密封,Q=200m3/h，H=40mN=45kW台2壳体：铸钢衬胶；叶轮：双相不锈钢新增3石膏旋流器120m3/h台2聚亚胺脂/碳钢衬胶进口新增4石膏旋流器200m3/h台2聚亚胺脂/碳钢衬胶进口新增5真空皮带脱水机给料22m3/h出力19t/h,（石膏含水10%）N=17kW过滤面积：22m2台2组件利旧电动机22kW，380V台2利旧6真空皮带脱水机出力60t/h,（石膏含水10%）N=30kW过滤面积：70m2台2组件新增电动机37kW，380V台2新增6.1真空泵水环式Q=6000Nm3/h,P=－40kPa，N=119kW台2铸铁利旧电动机132kW,380V台26.1真空泵水环式Q=20000Nm3/h,P=－40kPa，N=389kW台2铸铁新增电动机500kW,6kV台26.2气液分离罐V=3.5m3,φ1.7mh=1.9m个2碳钢衬胶利旧6.2气液分离罐个2碳钢衬胶新增6.3滤布冲洗水箱V=5.2m3φ2mH=2.2m个1PP利旧6.3滤布冲洗水箱个1PP新增6.4滤布冲洗水泵离心式,机械密封,Q=8m3/hH=65m,N=5kW台3组件利旧电动机7.5kW,380V台3利旧6.4滤布冲洗水泵离心式,机械密封,Q=24m3/hH=65m,N=12kW台3组件新增101 电动机15kW,380V台3新增废水泵离心式,机械密封Q=15m3/hH=30mN=5kw2壳体：铸钢衬胶；叶轮：双相不锈钢利旧电动机7.5kW,380V台22.5废水泵离心式,机械密封Q=15m3/hH=30mN=7.5kw2壳体：铸钢衬胶；叶轮：双相不锈钢新增电动机11kW,380V台26.6滤液水箱Φ5mh=6.5mV=100m3个1碳钢衬胶利旧6.6滤液水箱Φ6mh=9.5mV=268m3个1碳钢衬胶新增6.7滤液水箱搅拌器顶进式N=6kW个1碳钢衬胶利旧电动机7.5kW台16.7滤液水箱搅拌器顶进式N=11kW个1碳钢衬胶新增电动机15kW台16.8滤液水泵Q=232m3/h，H=40m，N=38KW台2壳体：铸铁衬胶；叶轮：双相不锈钢利旧电动机45kW,380V台26.8滤液水泵Q=232m3/h，H=40m，N=38KW台2壳体：铸铁衬胶；叶轮：双相不锈钢新增电动机45kW,380V台2六工艺水系统1工艺水箱V=230m3φ6mh=8m个1碳钢利旧2工艺水箱V=230m3φ6mh=8m个1碳钢新增工艺水泵Q=150m3/hH=65m，N=46kW台2碳钢利旧电动机55kW,380V台22工艺水泵Q=150m3/hH=65m，N=46kW台2碳钢新增电动机55kW,380V台23除雾器冲洗水泵Q=120m3/hH=70m，N=40kW台3铸钢利旧电动机55kW,380V台33除雾器冲洗水泵Q=120m3/hH=70m，N=40kW台3铸钢新增电动机55kW,380V台34双蓝过滤器处理量260m3/h台1利旧4双蓝过滤器处理量260m3/h台1新增七排放系统1事故浆液池12×26×7m3，V=2154m3个1混凝土衬鳞片树脂利旧1.1事故浆液池搅拌器顶进式，N=36KW个2碳钢衬胶利旧电动机55kW或,380V2101 1.2事故浆液池泵离心泵,Q=150m3/hH=40mN=50kW台1壳体：铸钢衬胶；叶轮：双相不锈钢利旧电动机55kW,380V台12事故浆液池12×26×8m3，V=2500m3个1混凝土衬鳞片树脂新增2.1事故浆液池搅拌器顶进式，N=36KW个2碳钢衬胶新增电动机55kW或,380V22.2事故浆液池泵离心泵,Q=150m3/hH=40mN=50kW台1壳体：铸钢衬胶；叶轮：双相不锈钢新增电动机55kW,380V台1附件5方案二设备清单原吸收塔主要设备表（与方案一相同）新建吸收塔主要设备表序号名称规格型号单位数量材料备注一烟气系统1引风机与新增增压风机入口烟道改造吨Q235A2增压风机参数见上节配套电机：5000kW6kV台13吸收塔出口烟道改造吨Q235A二吸收塔系统1吸收塔浆池区Φ17.5×14m吸收区Φ15.5×16.5m吸收塔总高度40.4m合金托盘220510吨个1碳钢衬鳞片和衬胶2吸收塔内遮雨棚、护板及入口贴衬碳钢、C276个1碳钢、C276合金进口3喷淋层FRP管网层5FRP4喷嘴旋转实心锥Q=56.3m3/h个1200SiC进口5浆液循环泵离心式,Q=10000m3/hH=25.5/27.4/29.3m/31.2/33.1N=1040/1120/1200/台5壳体：铸钢衬胶或全金属；叶轮：双相不锈钢备用叶轮一个101 1270/1350kW/电动机1120/1250/1400/1400/1600kW台56浆液循环泵入口滤网1500×1500个51.4529，固定板：C2767吸收塔搅拌器侧进式,N=45kW个7叶片：双相不锈钢轴：1.4529进口电动机55kW,380V台7成套8除雾器2级,屋脊型,Φ13m套1PP进口9氧化风机罗茨风机Q=8200Nm3/h,P=128kPaN=350kW，水冷台6电动机380kW,6KV台610氧化空气管网套1FRP11吸收塔排出泵离心式,机械密封,Q=300m3/h，H=40mN=60kW台2壳体：铸钢衬胶；叶轮：双相不锈钢电动机80kW,380V台212吸收塔排出泵入口滤网500×500个21.4529，固定板：C276公用系统主要新增设备表（与方案一相同）附件6方案三设备清单吸收塔主要设备表序号设备名称型号规格单位数量一烟气系统1.#1、#2FGD吸收塔出口烟道改造Q235A吨2.#1、#2FGD增压风机型式：动调；BMCR工况下风机入口流量：2154000Nm3/h；烟气温度140℃；风机全压升：2900Pa；转速：747rpm；100％负荷连轴器处功耗：3300KW配套电机：3600Kw套23塔外氧化浆罐排气管道Q235A，玻璃鳞片防腐套1二SO2吸收系统101 11#、2#FGD吸收塔改造吸收塔向上抬高1.9m，并改造出口以及进行防腐台22喷淋层FRP层63新增喷淋层喷淋量8000m3/h，喷嘴164个，塔外碳钢衬胶母管套24浆液循环泵离心式,Q=9231m3/hH=20.5/22.4/24.3mN=867/947/1027kW电动机950/1120/1120kW台65新增浆液循环泵型式：离心式；流量8000m3/h，扬程28.2m，电机功率：1000kV，6kV台26新增托盘直径φ15.4m，2605合金10吨套27氧化风机罗茨风机Q=8200Nm3/h,P=128kPaN=350kW，水冷台48新增氧化风机罗茨风机Q=8200Nm3/h,P=128kPa380kW，水冷台49氧化空气管网FRP套210塔外氧化浆罐直径φ15.5m，高度12m，容积1850m3台111塔外氧化浆罐塔搅拌器形式：侧进式N=45kW台412塔外浆罐氧化空气管网FRP套213塔外浆池石膏排浆泵流量:200m3/h扬程:40m电机功率:55KW台214吸收塔石膏浆液排出泵流量:120m3/h扬程:40m电机功率:37KW台215吸收塔浆液泵入口滤网1500×15001.4529，固定板：C276个816吸收塔排出泵入口滤网500×5001.4529，固定板：C276个617除雾器2级,屋脊型,Φ15.4m套218吸收塔搅拌器侧进式,N=31kW37kW,380V台8公用系统主要设备表三吸收剂供应与制备系统1湿式球磨机Q=12t/hN=330kW台2组件利旧电动机400kW,6KV台21湿式球磨机Q=20t/hN=640kW台2组件新增电动机710kW,6KV台22浆液再循环池1.7×1.7×2(H)mV=4m3个2混凝土衬鳞片树脂利旧浆液再循环池搅拌器N=0.5KW台2碳钢加衬胶利旧浆液再循环池泵Q=33m3/hH=45mN=6.5KW台4组件利旧2浆液再循环箱个2混凝土衬鳞片树脂新增101 浆液再循环箱搅拌器N=4.5KW台2碳钢加衬胶新增浆液再循环箱泵N=11KW台4组件新增3石灰石浆液旋流站Q=39.6m3/h，旋流子3+1个备用套2聚亚胺酯/碳钢衬胶利旧3石灰石浆液旋流站套2聚亚胺酯/碳钢衬胶新增4石灰石贮仓Ф=10m容积1250m3上筒体H=13m下锥体h＝9m座1上部砼、斗部钢结构利旧4石灰石贮仓Ф=10m容积1250m3上筒体H=13m下锥体h＝9m座2钢结构新增5仓顶布袋除尘器处理风量3000m3/h，除尘效率99.95%，出口含尘浓度≤50mg/Nm3套1组件利旧5仓顶布袋除尘器处理风量3000m3/h，除尘效率99.95%，出口含尘浓度≤50mg/Nm3套2组件新增6压力真空释放阀Φ508个1组件利旧7石灰石卸料斗4500´4500个1利旧8振动钢蓖4500x4500N=4.5KW个1利旧9振动给料机Q=50t/h台1利旧10斗式提升机Q=50t/hN=15kWH=40m台1利旧11带式除铁器RCYD-5型，2.2kW台1利旧12手动插板门450X450台2利旧13卸料间布袋除尘器处理风量12000m3/h，除尘效率99.95%，出口含尘浓度≤50mg/Nm3套1利旧14储气罐V=3m3台1利旧15皮带称重给料机Q=0~15t/hN=3kW台2利旧16压力真空释放阀Φ508个2组件新增17石灰石卸料斗4500´4500个2新增18振动钢蓖4500x4500N=4.5KW个2新增19振动给料机Q=100t/h台2新增20斗式提升机Q=100t/hN=15kWH=40m台2新增21带式除铁器RCYD-5型，2.2kW台2新增22手动插板门450X450台2新增23处理风量12000m3/h套1新增101 卸料间布袋除尘器，除尘效率99.95%，出口含尘浓度≤50mg/Nm324储气罐V=3m3台1新增25皮带称重给料机Q=0~50t/hN=3kW台2新增26石灰石浆液箱φ7.5m，h=8mV=300m3个1碳钢衬胶利旧27石灰石浆液箱搅拌器顶进式，N=24kW个1碳钢衬胶利旧28电动机30kW,380V利旧29石灰石浆液输送泵Q=37m3/hH=45m,N=9.3kW台4壳体：铸钢衬胶；叶轮：双相不锈钢利旧电动机11kW,380V台4利旧30石灰石浆液箱φ7.5m，h=8mV=300m3个1碳钢衬胶新增31石灰石浆液箱搅拌器顶进式，N=24kW个1碳钢衬胶新增电动机30kW,380V32石灰石浆液输送泵Q=100m3/hH=45m,N=23kW台4壳体：铸钢衬胶；叶轮：双相不锈钢新增电动机37kW,380V台433石灰石浆液箱连接泵Q=100m3/hH=30m,N=15kW台4壳体：铸钢衬胶；叶轮：双相不锈钢新增四石膏脱水系统1石膏浆液浓浆箱φ7.5m，h=8mV=300m3个1碳钢衬胶新增2石膏浆液浓浆泵#1离心式,机械密封,Q=100m3/h，H=40mN=30kW台3壳体：铸钢衬胶；叶轮：双相不锈钢新增3石膏浆液浓浆泵#2离心式,机械密封,Q=50m3/h，H=40mN=22kW台3壳体：铸钢衬胶；叶轮：双相不锈钢新增4石膏旋流器120m3/h台2聚亚胺脂/碳钢衬胶进口新增5石膏旋流器200m3/h台2聚亚胺脂/碳钢衬胶进口新增6真空皮带脱水机给料22m3/h出力19t/h,（石膏含水10%）N=17kW过滤面积：22m2台2组件利旧电动机22kW，380V台2利旧7真空皮带脱水机出力40t/h,（石膏含水10%）N=15.8kW台2组件新增101 过滤面积：70m2电动机18.5kW，380V台2新增8真空泵水环式Q=6000Nm3/h,P=－40kPa，N=119kW台2铸铁利旧电动机132kW,380V台29真空泵水环式Q=12000Nm3/h,P=－40kPa，N=170kW台2铸铁新增电动机220kW,6kV台210气液分离罐V=3.5m3,φ1.7mh=1.9m个2碳钢衬胶利旧11气液分离罐个2碳钢衬胶新增12滤布冲洗水箱V=5.2m3φ2mH=2.2m个1PP利旧13滤布冲洗水箱个1PP新增14滤布冲洗水泵离心式,机械密封,Q=8m3/hH=65m,N=5kW台3组件利旧电动机7.5kW,380V台3利旧15滤布冲洗水泵离心式,机械密封,Q=24m3/hH=65m,N=12kW台3组件新增电动机15kW,380V台3废水泵离心式,机械密封Q=15m3/hH=30mN=5kw2壳体：铸钢衬胶；叶轮：双相不锈钢利旧电动机7.5kW,380V台22.5废水泵离心式,机械密封Q=15m3/hH=30mN=7.5kw2壳体：铸钢衬胶；叶轮：双相不锈钢新增电动机11kW,380V台216滤液水箱Φ5mh=6.5mV=100m3个1碳钢衬胶利旧17滤液水箱Φ6mh=9.5mV=268m3个1碳钢衬胶新增18滤液水箱搅拌器顶进式N=6kW个1碳钢衬胶利旧电动机7.5kW台119滤液水箱搅拌器顶进式N=11kW个1碳钢衬胶新增电动机15kW台120滤液水泵Q=232m3/h，H=40m，N=38KW台2壳体：铸铁衬胶；叶轮：双相不锈钢利旧电动机45kW,380V台221滤液水泵Q=232m3/h，H=40m，N=38KW台2壳体：铸铁衬胶；叶轮：双相不锈钢新增电动机45kW,380V台2六工艺水系统1工艺水箱V=230m3φ6mh=8m个1碳钢利旧2工艺水箱V=230m3φ6mh=8m个1碳钢新增工艺水泵Q=150m3/hH=65m，N=46kW台2碳钢利旧101 电动机55kW,380V台22工艺水泵Q=150m3/hH=65m，N=46kW台2碳钢新增电动机55kW,380V台23除雾器冲洗水泵Q=120m3/hH=70m，N=40kW台3铸钢利旧电动机55kW,380V台34除雾器冲洗水泵Q=120m3/hH=70m，N=40kW台3铸钢新增电动机55kW,380V台35双蓝过滤器处理量260m3/h台1利旧6双蓝过滤器处理量260m3/h台1新增七排放系统1事故浆液池12×26×7m3，V=2154m3个1混凝土衬鳞片树脂利旧1.1事故浆液池搅拌器顶进式，N=36KW个2碳钢衬胶利旧电动机55kW或,380V21.2事故浆液池泵离心泵,Q=150m3/hH=40mN=50kW台1壳体：铸钢衬胶；叶轮：双相不锈钢利旧电动机55kW,380V台1101 附件7燃煤发电机组脱硫电价及脱硫设施运行管理办法101 101 101 101 101 101 101 附件8关于火电企业脱硫设施旁路烟道挡板实施铅封的通知环境保护部办公厅文件环办[2010]91号关于火电企业脱硫设施旁路烟道挡板实施铅封的通知各省、自治区、直辖市环境保护厅（局），新疆生产建设兵团环境保护局，国家电网公司，华能、大唐、华电、国电、中电投集团公司：　　为进一步落实国务院《节能减排综合性工作方案》及《节能减排统计监测及考核实施方案和办法》有关要求，切实加强对火电企业脱硫设施运行过程的监管，提高脱硫设施运行效率，我部决定对所有“火电企业脱硫设施旁路烟道挡板”（以下简称“旁路挡板”）实施铅封。现将有关事项通知如下：　　一、各级环保部门和各电力集团公司要积极鼓励火电企业逐步拆除已建脱硫设施的旁路烟道，烟气排放连续监测系统采样点逐步统一安装在烟囱符合监测要求的高度位置。对暂时保留旁路烟道的，所有旁路挡板必须实行铅封。要求所有新建燃煤机组不得设置脱硫旁路烟道，烟气排放连续监测系统采样点一律安装在烟囱符合监测要求的高度位置。　　二、各省级环保部门负责本辖区内火电企业旁路挡板的铅封工作。旁路挡板的封签由各省级环保部门统一设计制作，实行统一编号，专人管理，现场铅封和启封等具体工作可委托地市或县级环保部门开展。　　（一）各省级环保部门或所在地环保部门要指定专人具体负责所辖区域内火电企业旁路挡板铅封工作，加强监督检查，按照规定及时铅封，并认真做好记录。　　（二）各省级环保部门要组织对负责现场铅封的人员进行专业培训。现场铅封时，要配备必要的安全防护设施，安排专人进行安全监护，确保铅封人员人身和设备安全。　　（三）旁路挡板的封签须安装在旁路挡板执行器拐臂和支架上，在适当位置焊接固定。在安装封签前，要确认旁路挡板门处于密封关闭状态。实施铅封的材料和方式不得影响旁路挡板门紧急情况下的开启。101 　　三、旁路挡板铅封后，各火电企业不得擅自启封。　　（一）下列情况确需开启旁路挡板门时，由火电企业书面提出申请，报当地环保部门审批，审批同意后，由当地环保部门派人现场启封：脱硫设施定期试验和定期维护检修；机组停运后进行旁路挡板门检修维护；脱硫系统及烟道系统短期缺陷处理。　　（二）下列情况确需开启旁路挡板门时，火电企业可自行启封，但必须在24小时内向当地环保部门报告：发电机组、增压风机、热交换器（GGH）、浆液循环泵等设备突然跳闸；增压风机入口压力、脱硫塔入口烟温和流量等参数超出保护定值；锅炉紧急投油助燃；除尘装置突然断电；发生地震、火灾、电网故障等突发事件。　　（三）维护检修工作结束或紧急情况消除后，火电企业应立即关闭旁路挡板门，并向当地环保部门提出申请重新进行铅封。当地环保部门要对旁路挡板每次开启和铅封过程进行如实记录。　　四、各省级环保部门要高度重视旁路挡板铅封工作，精心组织，周密部署，确保该项工作顺利开展。各省级环保部门于2010年7月1日前制定完成本辖区火电企业旁路挡板铅封方案，8月15日前完成封签制作、配发以及人员培训等工作，9月30日前完成旁路挡板的铅封。对正在实施脱硫设施增容改造或设备缺陷维修的机组，可待改造维修工程完成后实施铅封。今年年底前，要全部完成对火电企业的铅封工作，并将工作完成情况报送我部。各级环保部门要切实加强检查，严肃处理弄虚作假、擅自开启、故意破坏封签等行为。　　五、各电力集团公司要督促所属火电企业，充分认识和理解开展此项工作的重要性，主动配合和协助各级环保部门，做好旁路挡板铅封工作，并做好铅封装置的日常维护，发现异常情况及时报告当地环保部门。　　六、各环保督查中心要通过重点抽查和现场核查相结合的方式，对辖区内火电企业旁路挡板铅封情况进行督查检查，重点检查弄虚作假、故意破坏封签、不按规定铅封等情况，检查结果及时报送我部。　　我部将把旁路挡板铅封作为二氧化硫减排设施监管的重要手段，铅封的操作记录作为核定燃煤机组脱硫设施投运率、脱硫效率和减排量核算的重要依据。对限期未能实施铅封或违反铅封规定的，将予以通报批评、扣减减排量等处罚措施，并列入该地区和企业集团减排年度考核。　　二○一○年六月十七日主题词：环保脱硫旁路铅封通知抄送：各环境保护督查中心。101'