神華國能寶清煙氣超低排放脫硫系統(tǒng)改造方案

1、神華國能寶清煤電化有限公司2x600MW超臨界濕冷機組脫硫工程煙氣超低排放脫硫系統(tǒng)改造方案工程設計證書甲級A137010481號工程咨詢資格證書工咨甲號2014年12月 濟 南批 準：審 核：校 核：編 寫：1 概況1.1 背景概述為解決日益突出的大氣污染問題，改善環(huán)境空氣質量，保障公眾環(huán)境權益，促進經(jīng)濟社會發(fā)展方式轉變，神華集團承諾旗下所有燃煤發(fā)電機組大氣污染物排放濃度均達到燃氣輪機組排放限值（即在基準氧含量6%條件下，煙塵、二氧化硫、氮氧化物排放濃度分別不高于10、35、50mg/Nm3）。由于山東院僅負責本工程的脫硫系統(tǒng)設計，其余系統(tǒng)均由東北院進行設計，本文僅說明SO2排放限值變化對脫硫

2、系統(tǒng)設計的影響，并簡略提及脫硫系統(tǒng)中可降低煙塵排放的改造方案。1.2 排放指標值神華國能寶清煤電化有限公司2x600MW超臨界濕冷機組脫硫工程已于2013年5月完成初步設計的收口工作，其中煙氣排放標準執(zhí)行火電廠大氣污染物排放標準（GB13223-2011）。隨著國內大氣污染的日益嚴重，結合國內大氣污染物排放標準的日趨苛刻，神華公司確定了煙氣超低排放指標值均達到燃氣輪機組排放限值的目標，具體見表1.2-1。表1.2-1 本工程執(zhí)行環(huán)保標準及超低排放指標值項目單位煙塵SO2（GB13223-2011）限值（環(huán)評批復）mg/Nm330100超低排放指標值mg/Nm310351.3 超低排放的工程措施

3、及投資增加匯總考慮到本工程部門設備已招標訂貨的現(xiàn)狀，且初步設計中所采用的設計煤種含硫量（St,ar=0.57%）比工程燃用設計/校核煤種實際含硫量（St,ar=0.12%/0.38%），本文擬按下述兩種設計思路進行脫硫系統(tǒng)和設計復核和改造方案確定。（1）根據(jù)已招標訂貨設備參數(shù)，推算在給定設計/校核煤種基礎上滿足排放要求的最高設計含硫量值；（2）按給定設計/校核煤種下設計含硫量為St,ar=0.57%時，核算脫硫系統(tǒng)改造方案及主要設備參數(shù)。按以上設計思路，本工程實現(xiàn)煙氣污染物的超低排放的主要工程措施見表1.3-1。表1.3-1 超低排放的工程措施及投資增加匯總項目超低排放所額外的工程措施投資增加

4、（萬元）方案一根據(jù)已招標訂貨設備推算脫硫系統(tǒng)最高設計含硫量：在給定設計/校核煤種下，脫硫系統(tǒng)最高設計含硫量為0.38%； /選項：收塔除霧器型式改為1層管式+3層屋脊式，提高系統(tǒng)煙塵的去除率，降低煙塵排放濃度。脫硫系統(tǒng)增加阻力約為80Pa。200方案二按St,ar=0.57%設計，增加噴淋層設計。脫硫系統(tǒng)阻力增加約為380Pa。800選項：收塔除霧器型式改為1層管式+3層屋脊式，提高系統(tǒng)煙塵的去除率，降低煙塵排放濃度。脫硫系統(tǒng)增加阻力約為80Pa。200方案三按St,ar=0.57%設計，采用AEE PLUS提效構件。脫硫系統(tǒng)增加阻力約為50Pa。500選項：收塔除霧器型式改為1層管式+3層屋

5、脊式，提高系統(tǒng)煙塵的去除率，降低煙塵排放濃度。脫硫系統(tǒng)增加阻力約為80Pa。2002 設計基礎數(shù)據(jù)2.1 燃煤煤質本工程2×600MW機組燃用配套的寶清朝陽露天煤礦的褐煤。燃煤煤質見表2.1-1。表2.1-1 燃煤煤質資料項 目符 號單 位設計煤種校核煤種收到基碳份Car%31.1629.6收到基氫份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空氣干燥基水份Mad%16.2617.46干燥無灰基揮發(fā)份Vdaf%66.1761.36低

6、位發(fā)熱量Qnet,ar(MJ/kg)11.4110.882.2 FGD入口煙氣參數(shù)下表中按脫硫系統(tǒng)設計含硫量St,ar=0.57%開列。項 目單 位設計煤種校核煤種備 注煙氣成分（標準狀態(tài)，濕基，實際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 煙氣成分（標準狀態(tài)，干基，實際O2）N2Vol%80.705680.8680CO2Vol%13.307413.0816SO2Vol%0.01920.0630O2Vol%5.96

7、785.9874煙 氣 參 數(shù)脫硫裝置入口煙氣量m3/h39611924294631實際氧，濕基Nm3/h26443832795767標態(tài)，濕基，實際氧Nm3/h21976372301295標態(tài)，干基，實際氧脫硫裝置入口煙氣溫度105105設計溫度脫硫裝置入口煙氣壓力Pa21072129額定工況FGD入口SO2濃度mg/Nm3，干基，6%O222632297煙塵濃度（引風機出口）mg/Nm36060說明：根據(jù)業(yè)主要求，脫硫系統(tǒng)前增設低溫省煤器，故脫硫裝置入口煙氣溫度按105進行設計。3 SO2超低排放設計復核及改造方案3.1 方案一：推算最高設計含硫量已招標訂貨主要設備：序號設備名稱已簽協(xié)議中

8、參數(shù)備注1濕式球磨機制漿系統(tǒng)16t/h2漿液循環(huán)泵8687m3/h，24.42m/26.48m/28.54m/30.6m2×4臺協(xié)議參數(shù)3氧化風機8950Nm3/h，92kPa，4臺補充協(xié)議參數(shù)4石灰石轉運系統(tǒng)振動給料機：90t/h；斗式提升機：100t/h；埋刮板輸送機：100t/h；稱重式皮帶給料機：32t/h初設收口參數(shù)5吸收塔噴淋層四層，180個噴嘴/層協(xié)議參數(shù)6吸收塔除霧器1層管式+2層屋脊式協(xié)議參數(shù)7吸收塔側進式攪拌器5臺/塔，55kW協(xié)議參數(shù)3.1.2 反算結果考慮造價高設備的參數(shù)盡量保持不變，按已訂貨設備中漿液循環(huán)泵進行反算，在給定設計/校核煤種下，脫硫系統(tǒng)最高設計含

9、硫量為0.38%，脫硫效率為97.9%，脫硫系統(tǒng)出口SO2濃度分別為32.7mg/Nm3、34mg/Nm3。即：按照已訂貨設備參數(shù)，本工程設計/校核煤種實際含硫量（St,ar=0.12%/0.38%）下，均能滿足SO2排放濃度35mg/Nm3的要求。應注意的是，上述計算結果是漿液循環(huán)泵流量考慮10%余量前提下計算而得。若不考慮10%余量，則實際可能達到的SO2排放濃度為24.1 mg/Nm3、26.6mg/Nm3，遠低于SO2排放濃度35mg/Nm3的要求。3.1.3 吸收塔除霧器型式調整建議根據(jù)業(yè)主在大港電廠考察收資情況，若將吸收塔除霧器型式改為1層管式+3層屋脊式，可顯著提高系統(tǒng)煙塵的去除

10、率，降低煙塵排放濃度，在除塵器效果良好的前提下，甚至能達到煙塵實際排放濃度10mg/Nm3的效果，并有提高脫硫系統(tǒng)脫硫效率的趨勢，但由于沒有理論支持，無法給定具體的脫硫效率提高率。建議：修改吸收塔設備技術協(xié)議，將吸收塔除霧器型式改為1層管式+3層屋脊式，以提高脫硫系統(tǒng)的實際脫硫效率和煙塵去除率。經(jīng)估算，此單項改造費用約為200萬（包括除霧器造價增加、吸收塔高度增加引起的用鋼量、防腐量及土建費用增加）。3.1.4 脫硫系統(tǒng)改造對機組的影響若吸收塔除霧器型式調整，脫硫系統(tǒng)增加阻力約為80Pa，應考慮由此引起的引風機改造費用。由于脫硫系統(tǒng)入口煙氣溫度降低，脫硫系統(tǒng)總的耗水量降低至少2×10

11、t/h。3.2 方案二：按St,ar=0.57%設計，增加噴淋層設計3.2.1 計算結果在給定設計/校核煤種下，按脫硫系統(tǒng)入口St,ar=0.57%進行設計。經(jīng)核算，如確保脫硫系統(tǒng)出口SO2濃度35mg/Nm3，脫硫系統(tǒng)設計效率至少為98.6%。此時，在設計/校核煤種下，脫硫系統(tǒng)出口SO2排放濃度為32.6mg/Nm3、33.86mg/Nm3。應注意的是，上述計算結果是漿液循環(huán)泵流量考慮10%余量前提下計算而得。若不考慮10%余量，則實際可能達到的SO2排放濃度為22.6 mg/Nm3、25.1mg/Nm3，遠低于SO2排放濃度35mg/Nm3的要求。脫硫系統(tǒng)主要設備選型變化為：漿液循環(huán)泵：Q

12、=9360m3/h，H=23.8m/25.7m/27.7m/29.7m/31.7m，2×5臺；氧化風機：Q=9800Nm3/h，P=98kPa；每座吸收塔增加一層吸收塔噴淋層；吸收塔漿池高度增加，每座吸收塔增加一臺側進式攪拌器以保證吸收塔漿池內攪拌效果；濕式球磨機：17t/h（按設計煤種下2×100%選型）。其它未訂貨設備選型變化未開列。經(jīng)估算，上述改造引起的費用增加約為：800萬（包括：漿液循環(huán)泵合同變化，氧化風機合同變化，增加噴淋層及流量變化、噴嘴數(shù)量變化、側進式攪拌器數(shù)量增加等引起的吸收塔塔內設備合同變化，吸收塔高度增加引起的用鋼量、防腐量及土建工程量變化，濕式球磨機

13、處理變化等，未包括其它未訂貨設備材料的變化費用）。3.2.2 吸收塔除霧器型式調整建議根據(jù)業(yè)主在大港電廠考察收資情況，若將吸收塔除霧器型式改為1層管式+3層屋脊式，可顯著提高系統(tǒng)煙塵的去除率，降低煙塵排放濃度，在除塵器效果良好的前提下，甚至能達到煙塵實際排放濃度10mg/Nm3的效果，并有提高脫硫系統(tǒng)脫硫效率的趨勢，但由于沒有理論支持，無法給定具體的脫硫效率提高率。建議：修改吸收塔設備技術協(xié)議，將吸收塔除霧器型式改為1層管式+3層屋脊式，以提高脫硫系統(tǒng)的實際脫硫效率和煙塵去除率。經(jīng)估算，此單項改造費用約為200萬（包括除霧器造價增加、吸收塔高度增加引起的用鋼量、防腐量及土建費用增加）。3.2.

14、3 脫硫系統(tǒng)改造對機組的影響項中系統(tǒng)設備變化引起的脫硫系統(tǒng)阻力增加約為380Pa，應考慮由此引起的引風機改造費用。若吸收塔除霧器型式調整，脫硫系統(tǒng)增加阻力約為80Pa，應考慮由此引起的引風機改造費用。由于脫硫系統(tǒng)入口煙氣溫度降低，脫硫系統(tǒng)總的耗水量降低至少2×10t/h。3.3 方案三：按St,ar=0.57%設計，增加AEE PLUS構件提高脫硫效率3.3.1 增加AEE PLUS構件根據(jù)業(yè)主咨詢上海AEE公司，該公司擁有一項在盡量不改變原有脫硫系統(tǒng)設備參數(shù)前提下，在吸收塔內噴淋層間增加AEE PLUS構件即可大幅提高脫硫系統(tǒng)脫硫效率的技術。業(yè)主可進一步與上海AEE公司進行聯(lián)系溝通

15、，敦促該公司針對本工程排放要求提出切實可行的設計方案，以確保達到神華集團要求的SO2排放濃度限值要求。據(jù)初步估算，增加該構件可能引起的費用增加約為500萬。（包括AEE PLUS構件造價、吸收塔改造費用以及氧化風機合同變化引起的費用增加）應注意的是，由于AEE PLUS構件技術是近幾年發(fā)展的提高脫硫效率的技術，業(yè)主應廣泛收集其用戶的使用效果反饋等資料，以確定其應用的效果及可行性。3.3.2 吸收塔除霧器型式調整建議根據(jù)業(yè)主在大港電廠考察收資情況，若將吸收塔除霧器型式改為1層管式+3層屋脊式，可顯著提高系統(tǒng)煙塵的去除率，降低煙塵排放濃度，在除塵器效果良好的前提下，甚至能達到煙塵實際排放濃度10mg/Nm3的效果，并有提高脫硫系統(tǒng)脫硫效率的趨勢，但由于沒有理論支持，無法給定具體的脫硫效率提高率。建議：修改吸收塔設備技術協(xié)議，將吸收塔除霧器型式改為1層管式+3層屋脊式，以提高脫硫系統(tǒng)的實際脫硫效率和煙塵去除率。經(jīng)估算，此單項改造費用約為200萬（包括除霧器造價增加、吸收塔高度增加引起的用鋼量、防腐量及土建費用增加）。3.3.3 脫硫系統(tǒng)改造對機組的影響