1、石油集團有限責任公司熱電廠鍋爐煙氣脫硫技術改造工程可 行 性 研 究 報 告（修改版）省設計研究院（國家發展和改革委員會工咨甲） 2005年11月石油集團有限責任公司熱電廠鍋爐煙氣脫硫技術改造工程可 行 性 研 究 報 告法 人：批 準：審 定：編制負責人：目 錄一 概述 - 1二 熱電廠狀況 -5三 工程建設條件 -10四 技術改造方案 - 11五 GSA 系統的技術特點 - 17六 脫硫工程設想- 19七 運行參數及消耗指標 -24八 環境評價與社會評價 -26九 節約能源及合理利用能源 -27十 勞動安全與工藝衛生 -28十一 生產組織及定員 -29十二 工程實施條件和計劃進度安排 -3

2、0十三 投資估算及經濟評價 -31十四 結論與建議 -35附圖一 概 述1、1 項目概況1、1、1 項目名稱石油集團有限責任公司熱電廠鍋爐煙氣脫硫技術改造工程1、1、2 承辦單位概況石油集團有限責任公司（原省油田管理局）是以石油勘探開發、生產、工程技術服務為主業，從事多種經營的大型石油企業，其總部設在省西部松原市。松原市是省新興的工業城市，橫跨松花江兩岸，占地約25平方公里，人口約30萬。前幾年松原市電力供需矛盾比較突出，并且沒有大型的集中供熱設施，油田礦區冬季采暖均由分散的燃油小鍋爐供給，由于小鍋爐能耗高、熱效率低，煙氣治理設施不完善，造成的能源浪費和大氣環境污染問題非常嚴重。鑒于這種原因，

3、為節約能源、緩解松原市的電力供應緊張狀況，變分散供熱為集中供熱，改善市區大氣環境質量，經國家計劃委員會批準，由石油集團有限公司承擔建設了油田自備熱電廠。該廠始建于1996年，廠址位于松原市經濟技術開發區，全廠規劃裝機容量為200MW，分兩期建設，一期工程安裝2臺50 MW雙抽供熱機組，配4臺220t/h 煤粉鍋爐，一期工程于2000年12月開始投產發電，2002年全面向油田礦區及松原市有關單位供熱，目前，二期擴建工程可行性研究報告及環評報告正在編制中。1、1、3 編制依據1）石油集團有限責任公司關于委托省設計研究院編制石油集團有限責任公司熱電廠鍋爐煙氣脫硫技術改造工程可行性研究報告的委托函；2

4、）石油集團有限責任公司熱電廠提供的有關基礎資料；3）中華人民共和國國家標準火電廠大氣污染物排放標準GB13223-2003；4）國務院令1998253號建設項目環境保護管理條例；5）火力發電廠可研報告內容深度規定煙氣脫硫部分暫行規定DLGJ138-1997。1、1、4 項目提出的理由與過程石油集團有限責任公司熱電廠現有4臺SG-220/9.81-M622型高壓煤粉鍋爐，每臺鍋爐尾部煙道配一臺三電場靜電除塵器，自2000年投運以來一直運行比較穩定，經環境監測部門測試，除塵器出口煙塵排放濃度191.8mg/Nm3，SO2排放濃度695mg/Nm3，此兩項排放指標均符合該廠建廠時所執行的火電廠大氣污

5、染物排放標準GB13223-1996之規定。由于國家環境保護總局和國家質量監督檢驗檢疫總局2003年對排放標準重新修定，修定后的新版火電廠大氣污染物排放標準GB13223-2003代替原火電廠大氣污染物排放標準GB13223-1996版本，并自2004年1月1日開始實施。國家新制定的標準對煙塵及二氧化硫的排放濃度提出了嚴格的要求，規定了現有火力發電鍋爐應達到的排放限值，并從時間段上進行明確劃分。油田熱電廠擴建工程擬于2006年建成投產，按新標準從時段劃分上為第2時段，到2010年時，油田熱電廠原系統與新建系統配制達到6爐3機，鍋爐煙氣二氧化硫的排放濃度按國家規定不超標，但已超過松原市政府下達的

6、總量控制指標要求。 為更好地貫徹中華人民共和國環境保護法和中華人民共和國大氣污染防治法，防治熱電廠排放造成的污染，保護生活環境和生態環境，改善環境質量，促進熱電事業的技術進步和可持續發展。本著及早解決，提前預防的原則，石油集團有限公司在擴建工程中充分考慮脫硫設施的基礎上，提出對熱電廠原有（四臺鍋爐）煙氣凈化處理設備進行技術改造，增裝脫硫設施（原設計煙氣系統無脫硫設施），以滿足新標準對熱電廠大氣污染物排放的要求。1、1、5 項目建設性質及地點本項目屬于技術改造工程，在現有熱電廠鍋爐煙氣系統上進行改造。熱電廠廠址位于松原市經濟技術開發區，東經12446，北緯5008，距松原火車站約6.5公里，距松

7、花江大橋約1公里，廠區占地面積16萬平方米。1、1、6 項目建設規模與目標該工程在現有熱電廠4臺220t/h 高壓煤粉鍋爐的尾部煙氣系統中，分別加裝脫硫裝置及其配套的輔助設施，通過本次技術改造使其排放的污染物達到國家標準規定的要求。1、1、7 可研究報告研究范圍本可研報告的研究工作范圍為：煙氣脫硫系統技術方案的選擇、工藝流程的確定、脫硫設備及其配套設施的論證，其界線自鍋爐尾部煙氣出口至煙道入口（不含靜電除塵器的選擇）。1、1、8 主要技術原則1）編制按照電力工業部電力規劃設計總院頒發的火力發電廠可研報告內容深度規定煙氣脫硫部分暫行規定執行。2）認真貫徹執行國家有關節約能源、環境保護、勞動安全、

8、工業衛生、及消防等方面的要求和規定。3）設計中采用國內成熟的新技術、新工藝、新設備、新材料力求達到同類工程的先進水平。4）在設備選擇中采用高效、低耗節能產品以技術上相對先進、機械化、自動化程度高、安裝方便、檢修維護簡單實用為原則。5）合理利用資金，在設備選擇時需經多方比較，盡最大的可能降低工程造價。1、1、9 工作簡要過程2004年12月15日我院正式收到石油集團有限責任公司關于編制石油集團有限責任公司熱電廠鍋爐煙氣脫硫技術改造工程可行性研究報告的委托函。院計劃經營部門立即組成了由一名副總工程師掛帥，有關專業人員參加工作班子，12月17日赴現場進行實地踏察，了解有關現場的情況并收集相關的基礎資

9、料，為正式開展報告的編制工作做前期準備工作，回院后正式進入可研報告的編制工作，計劃于2005年初出版本報告。二 熱電廠狀況2、1 熱電廠規模石油集團有限責任公司（原省油田管理局）是以石油勘探開發、生產、工程技術服務為主業，從事多種經營的大型石油企業，其總部設在省西部松原市。松原市是省新興的工業城市，橫跨松花江兩岸，占地約25平方公里，人口約30萬。前幾年松原市電力供需矛盾比較突出，并且沒有大型的集中供熱設施，油田礦區冬季采暖均由分散的燃油小鍋爐供給，由于小鍋爐能耗高、熱效率低，煙氣治理設施不完善，造成的能源浪費和大氣環境污染問題非常嚴重。鑒于這種原因，為節約能源、緩解松原市的電力供應緊張狀況，

10、變分散供熱為集中供熱，改善市區大氣環境質量，經國家計劃委員會批準，由石油集團有限公司承擔建設了油田自備熱電廠。該廠始建于1996年，廠址位于松原市經濟技術開發區，全廠規劃裝機容量為200MW，分兩期建設，一期工程安裝2臺50 MW雙抽供熱機組，配4臺220t/h 煤粉鍋爐。一號機組于2000年12月開始投產發電，二號機組于2001年9月投產發電。2002年全面向油田礦區及松原市有關單位供熱，目前，二期擴建工程可行性研究報告及環評報告正在編制中。2、2 現有機組狀況熱電廠現有4臺上海鍋爐廠生產的220t/h高壓煤粉鍋爐，配備中間貯倉式制粉系統。鍋爐采用平衡通風，每臺爐各配兩臺鼓風機，兩臺引風機，

11、一臺三電場靜電除塵器，原設計未設煙氣脫硫裝置，4臺爐共用一座高180米，上口徑4.5米的鋼筋混凝土煙囪。除灰及除渣均為水力系統，經由灰漿泵打入位于松花江大橋下游5公里處的廠外貯灰場，灰場總庫容153萬立方米。2、3 煤質及煤源熱電廠燃用黑龍江省煙煤，即雙鴨山、雞西、鶴崗、七臺河煤礦的煤碳，以上煤礦均為國有煤礦，煤碳儲量豐富，供應充足。其煤質主要特性指標入下：碳 C = 50.81氫 H = 3.77氧 O = 9.40氮 N = 0.60硫 S = 0.24灰份 A = 22.96水份 W = 12.22揮發份V = 43.03發熱值 Q = 19565KJ/kg 鍋爐燃料消耗量見下表：名 稱

12、 數 量 （t） 備 注小時耗煤量 126.92 日耗煤量 3046.08 年耗煤量 698060按年運行5500小時計2、4 廠址概述1）地理位置廠址為于松原市經濟技術開發區內，東鄰松原市江橋一街，距江橋路約700米，北鄰經濟技術開發區的臨江路，南距松原大路約160米。 2）水文氣象條件廠址地處溫帶大陸性季風氣候，四季分明，冬季嚴寒而漫長，夏季溫熱多雨，春秋短促且氣候多變。該地區主要氣候特征參數如下：歷年平均氣溫： 4.7歷年平均最高氣溫： 10.9歷年平均最高氣溫： -0.7極端最高氣溫： 36.9 極端最高氣溫： -36.1 最大凍土深度: 183.0cm 年平均風速: 3.3m/s平均

13、降水量: 447.0mm主導風向: 全年 SW夏季 SW SSW冬季 SW2、5 工程地質熱電廠廠址屬松遼平原的第二松花江左岸一級地段，地質構造上屬新華夏第二沉降帶，地勢平坦，由東南微向西北傾斜，海拔高度131-134米，無活動性斷裂通過，故為穩定地區。地層上為一套河流沖擊相，0-10m為粉細砂石，10-30m為中粗砂和圓卵石等，上部飽和粉細砂具有砂土液化現象，為第四系孔隙潛水、埋深在之間，最大凍土深度為183cm。該地區抗震設防烈度為8度，設計基本地震加速度0.20g，歷史上未曾發生過震級較大的地震。2、6 供水水源根據石油集團有限責任公司熱電廠擴建工程水資源論證報告分析，擴建工程水源地計算

14、區面積為15.3公里，在開采條件下,保證率為97%的地下水總補給量為4.65104m3/a。一期工程從水源地取水1.80104m3/d，擴建工程取水0.94104m3/d（包括補足一期工程缺水量0.29104m3/d），擴建后熱電廠合計取水量為2.74104m3/d，年取水量為860104m3/a，小于允許開采量，水源地完全滿足一二期工程用水要求。本期工程水源地選擇在卡拉店西北第二松花江左岸堤外，在一期工程水源地西北靠江邊一側，距電廠6km，沿松花江南江南岸傍河布井取水，經過計算和實地勘測，結合一期工程取水井情況，本期新建井4眼，單井涌水量85m3/h，井距300m。因此，熱電廠一期及本期共建

15、取水井24眼，其中20眼運行，4眼備用。2、7交通運輸 1）鐵路熱電廠鐵路專用線在松原西站側長白鐵路右側接軌，相當于長白鐵路正線里程K149+685.7。松原西站設到發線4條（含正線一條）有效長為750-847米牽出線一條，有效長度400米，交接線4條，有效長度647-716米。原則按貨交辦理，熱電廠不設自備機車，專用線取送車及廠內調車作業由鐵路分局承擔。熱電廠燃煤自雙鴨山站始發，通過哈爾濱鐵路局于通線太陽升口介入沈陽鐵路局，該部分車流日均42輛，在大安北站中轉，再送至松原西站，熱電廠卸車后空車送至大安北站，經中轉后向哈局排空。專用線以接軌站引出向東方向延伸，經卡拉房子村北側，走行4公里后進入

16、熱電廠廠區。專用線按工業企業鐵路III 級標準設計。廠內設7條線，其中軌道衡線一條，停留線一條，有效長度650米，卸煤線二條，有效長度分別為580米及560米，機車走行線一條有效長度470米，解凍庫線一條，有效長度410米，材料線一條，有效長度180米。一、二期工程合計燃煤量為104.7萬噸/年，鐵路部門及水路部門同意承擔燃煤的運輸。2）公路廠區主入口外有公路與市區外道路連接，松原市區交通四通八達，可滿足公路運輸的需要。2、8 大氣污染排放狀況熱電廠現有4臺220t/h煤粉鍋爐，分別配套4臺3電場靜電除塵器實測除塵器除塵效率為98.5%，經凈化后的煙氣通過煙囪排入大氣，煙囪出口煙氣含塵濃度為

17、191.8 mg/Nm3，二氧化硫濃度為695 mg/Nm3。2、9 灰及灰渣處理鍋爐燃燒后產生的灰渣由冷灰斗排至沖灰溝，除塵器捕集下來的細灰定期排至沖灰溝，渣和灰均通過灰漿泵排至廠外貯灰場，灰渣做為建筑材料原料供建筑材料廠使用。2、10 熱電廠總體布置 見附圖。2、11 廢水排放及治理本期工程工業廢水主要包括：工業廢水、除塵用水及冷卻塔用水，本期工程新建工業廢水處理站一座，工業廢水經處理合格，全部回收用于除灰用水，不外排。2、12 熱電廠主要控制方式及控制水平 本期工程擴建的機組為母管制運行方式，采用機爐集中控制方式，設置集中控制室。本期工程熱工自動化系統采用分散控制系統DCS來實現機組的控

18、制。三 工程建設條件3、1 吸收劑及供應鍋爐煙氣脫硫采用石灰粉作為吸收劑，本次改造后年消耗石灰粉5522噸，根據“供應石灰粉協議書”，由伊通縣二道石灰礦提供，該礦距熱電廠約200公里，交通方便，貨源充足，可完全滿足本工程對石灰粉的需求。3、2 石灰粉主要化學成分序號成分符號單位含量備注1氧化鈣CaO%902氧化鎂MgO%0.733二氧化硅SiO2%2.754三氧化二鋁Al2O3%0.835三氧化二鐵Fe2O3%0.246其他%5.453、3 脫硫裝置場地概況石油集團有限公司熱電廠已投產多年，運行管理良好。原設計靜電除塵器部分布置整齊，場地寬敞，對增裝脫硫設備及其輔助系統比較有利，安裝位置地上無

19、障礙物、地下無隱蔽物，地質情況較好，具備改造條件，完全可以實現技術改造。3、4 水、電、氣條件本次煙氣脫硫系統改造擬選用半干法脫硫工藝，只有配置石灰漿液耗用少量生水，約30 t/h，水源由主廠房生水管道供給。系統用電裝機容量為410KW，由每臺鍋爐對應的6000V母線供給。系統所用壓縮空氣由擬采用的脫硫裝置配套的壓縮空氣系統提供。四 技術改造方案4、1 改造范圍及工程內容 本次技術改造的范圍為鍋爐煙氣系統。主要工程內容包括：脫硫系統的工藝設計；鍋爐煙道的改造設計；與之相關的給水排水設計；電氣及自動控制系統的設計；物料氣力輸送系統的設計。4、2 設計條件 1）廠區海拔高度：135 m 2）鍋爐型

20、號及參數:鍋爐型號 SG-220/9.81-M622 鍋爐出力 D = 220 t/h 過熱蒸汽壓力 P = 9.81Mpa （表壓）過熱蒸汽溫度 t = 5403) 鍋爐燃料消耗量: 31t/h (單爐)4、3 設計參數按鍋爐額定運行參數和燃煤特性及燃煤消耗量計算，鍋爐燃燒后產生的煙氣參數如下：1) 煙氣流量: 364895m3 /h (244158 Nm3/h)2) 煙氣溫度: 1353) 二氧化硫: 560mg/Nm3 (干煙氣，6O2 )4） 煙塵含量： 26854 mg/Nm3 (干煙氣，6O2 )5） 煙氣成分： CO2 O2 H2O N2 12.46 5.61 9.38 72.9

21、84、4 改造工藝方案目前，國內外已開發出數百種煙氣脫硫技術，而實際進入工業應用較為成熟的技術也不過二十幾種，由于脫硫工程是一項技術復雜耗資巨大的環境治理項目，必須因地制宜地探索出技術上可行，經濟上合理，具有實際操作性的煙氣脫硫改造方案。在國內火力發電廠應用較普遍，技術較成熟的主要有如下幾種：石灰石-石膏濕法煙氣脫硫、旋轉噴霧半干法煙氣脫硫、爐內噴鈣加尾部增濕活化脫硫、電子束法煙氣脫硫、循環流化床半干法煙氣脫硫等方法。根據石油集團有限責任公司熱電廠鍋爐燃用低硫煤和廠區的具體條件等因素，考慮到技術、經濟和實施的可能性（場地），本報告選擇如下兩種干法脫硫工藝作為改造方案進行研究。方案一：循環流化床

22、半干法脫硫工藝，方案二：爐內噴鈣加尾部增濕活化脫硫工藝。4、4、1 循環流化床半干法脫硫工藝 （方案一） 1）技術原理循環流化床半干法脫硫工藝，采用氣懸浮吸收法（GSA）。又稱為氣固循環一體化煙氣脫硫系統，該系統吸收劑漿液和煙氣均從反應塔下部進入，吸收劑在煙氣中呈懸浮狀態，干燥之后的含塵煙氣，脫硫產物和未反應物進入旋風分離器，大部分固體顆粒被分離出來返回吸收塔，形成循環流化床的運行工況，大大提高了反應強度。而一部分粉塵被分離出來，起到預除塵效果。減少了進入靜電除塵器煙塵總量，改進了整個系統的除塵性能，與此同時起到脫硫的效果。該技術是利用循環流化床強烈的傳熱和傳質特性，在吸收塔內加入石灰等脫硫劑

23、，用高速氣流使脫硫劑流態化從而與煙氣強烈混合接觸，煙氣中的酸性污染物與脫硫劑中和、固化從而達到凈化煙氣的目的。對降低煙囪對空放排污染物濃度，具有重要作用。2）工藝流程該系統工藝流程如圖所示：氣固循環一體化煙氣脫硫工藝裝置，由五個主要部分構成：（1） 石灰儲存及漿液制備系統通過專門設計的螺旋輸送機將石灰按比例要求送入熟化罐進行熟化，制成熟石灰漿液，供脫硫塔脫硫使用。其化學反應為： CaO+H2OCa(OH)2（2） 反應塔系統煙氣與熟石灰漿和由旋風分離器返回的固體物質進行混合，在強紊流條件下，所含酸性氣體與脫硫劑反應。其化學反應為： Ca(OH) 2 +SO2CaSO3 + H 2O CaSO3

24、 + 1/2O2 CaSO 4（3） 灰循環系統旋風分離器將煙氣中的氣固混合物進行分離，下落的灰粒經專門的灰循環機將絕大部分干態固體物質返回反應塔，這樣可以充分利用吸收劑，實現石灰用量最小化，提高了吸收效率，同時又可將一部分固體顆粒分離下來，大大減少后置除塵器的負荷，提高整個系統的除塵效率。（4）除塵系統 用后置除塵器去除煙氣中的飛灰、反應產生物及未反應物等固體顆粒。由于有前置旋風分離器和固?？刂茩C控制，使進入后置除塵器的粉塵量一般不超過10g/Nm3，即可提高靜電除塵器的效率。（5）煙氣再循環系統將凈化后的部分煙氣通過再循環煙氣管道返回反應塔入口，起到控制反應內氣流速度的作用，保持反應器流化

25、床床層連續工作，以適應鍋爐負荷的變化。4、4、2 爐內噴鈣加尾部增濕活化脫硫工藝 （方案二）1） 技術原理該項技術主要工藝原理包括兩部分內容：（1） 爐內噴射鈣基吸著劑脫硫；（2）鍋爐尾部分級增濕水合脫硫；鈣基吸著劑（石灰石）噴入爐內將發生化學反應： CaCO3 CaO + CO2 CaO +SO2 + 1/2O2 CaSO 4作為脫硫劑的石灰石粉（CaCO3）在爐膛煙溫900-1200的區域內噴入，CaCO3 受熱分解成CaO與CO2 ，此時的CaO 固硫效果最佳。爐內脫硫率與煤種、石灰石粉料特性、爐型及空氣動力場、溫度場等特性有關。在爐內尚未反應的CaO隨煙氣流至尾部增濕水合反應器，在水合

26、反應器中，煙氣攜帶的CaO 與噴入的水霧接觸，生成離子狀態的Ca(OH)2 ,并進一步與煙氣中SO2反應生成CaSO 4 ，其反應式如下： CaO + H2O Ca(OH) 2 Ca(OH) 2 + SO2 + 1/2O2CaSO 4 +H2O在增濕水合器內Ca(OH) 2 與CO2 的反應較容易，增濕水合器內脫硫率與其出口煙溫、露點溫差（比溫度差）大小有關。因此增加水量，降低溫差以及適當的水滴粒徑分布，可有效地提高增濕水合器的脫硫效率。2） 工藝流程脫硫所需石灰石粉由罐車運至主粉倉前，用自備的高壓泵將粉料打入主粉倉，通過給料機將石灰石粉送至輸送管道由高壓風噴入爐膛，與煤混合進行燃燒，在此過程

27、中脫掉部分SO2。燃燒后產生的煙氣由鍋爐尾部排出，進入增濕水合器，煙氣中攜帶的未發生反應的CaO經噴水霧化進一步反應，從而脫掉煙氣中剩余的SO2 。煙氣經靜電除塵器凈化除塵后，由引風機通過煙囪排入大氣，完成脫硫除塵的整個過程。工藝流程圖如下：4、5 方案比較方案一：循環流化床半干法脫硫工藝被認為是一項前景廣闊的技術，脫硫效率高，吸收劑利用率高，耗水量小，耗電量少，副產品干態易于處理，對煙氣負荷變化的適應性好，操作簡單，運行可靠，無結垢堵塞等現象發生，占地面積小，投資費用僅為石灰石-石膏法的70%以下，運行費用也略低，具有優越的性價比，特別適用于現有已建成的電廠煙氣系統技術改造。該方案所述脫硫裝

28、置在世界各國有幾十臺機組使用，我國云南小龍潭電廠6號機組采用該技術脫硫已經投入運行，效果良好。方案二：爐內噴鈣尾部增濕煙氣脫硫裝置，該套脫硫裝置具有初投資低，工藝簡單，運行成本低等優勢，其最大的缺點是脫硫效率較低（僅約70%），而且對鍋爐有不利的影響，有引起爐內結焦、受熱面磨損的潛在威脅。另外，需在已有的鍋爐主廠房內增裝體積較大的石灰石粉倉，改造難度較大。此種脫硫系統在國內也有許多電廠使用，但只局限于在新建的容量較小的機組上采用。通過對兩種方案的比較，并結合石油集團有限責任公司熱電廠的具體情況，我們認為方案一：循環流化床半干法脫硫裝置更適合我們的該造項目，因此，我們推薦該方案作為重點研究對象，

29、以下將對此方案進行詳細論述。五 GSA 系統的技術特點氣懸浮吸收法（GSA）的突出特點是反應塔內的流化狀態，反應塔流化床的平均煙氣濃度高，固體顆粒的平均濃度為傳統的噴霧干燥法的數十倍至上百倍，因而反應塔運行效率高，反應塔內的顆粒物質包括來自污染的飛灰、未反應的石灰石和反應后的副產品經循環反應，最大程度的利用了吸收劑，節省了吸收劑的用量。其主要特點表現在如下幾個方面：1）反應塔內更有效地蒸發冷卻在反應塔內，冷卻水的汽化降低了上行的煙氣的溫度，在文丘里段的強紊流條件下，漿液與固粒碰撞，使得顆粒表面形成薄液膜，這一過程又促進了快速蒸發。與傳統的噴霧干燥法相比，煙氣的停留時間縮短到1/4-1/5，而其

30、副產品的含水量小于1%，使短時間內得到干態副產品成為可能。2）反應條件好、吸收劑利用率高反應塔的流化狀態有利于吸收反應的進行，95%以上的吸收劑循環使用，最大程度的利用了吸收劑。3）更接近絕熱飽和溫度正如上所述，GSA排出的副產品的含水量小于1%，這使得除塵系統可以在更接近煙氣絕熱和飽和溫度的條件下運行，以達到更高的脫硫效率，而且可以避免系統部件的固體顆粒堆積、結垢等問題。4）反應塔的高效運行GSA的固有優勢在于靠反應塔內高濃度的固體顆粒的流化狀態來實現化學反應要求的熱量和質量的高效傳遞，因此塔體小，而效率高。5）高效去除酸性氣體由于GSA可以在較低的氣體溫度下運行，這使得系統可以取得較高的酸

31、性氣體去除效率。業績證明了GSA可達到90-95%的脫硫和95-98%的脫HCl效率。若操作人員要降低石灰耗量或增加酸性氣體吸收效率，可以通過控制氣體溫度或吸收劑供給速率來實現。除了去酸性氣體，該工藝還能有效的去除二惡英和汞等重金屬元素。6）最優的固粒去除效率GSA的流化床技術使得亞微米顆粒高度凝結成相當粗糙顆粒物質，使得旋風分離器的除塵效率很高，不需要在反應塔前加裝預除塵器，而且減少了進入位于旋風分離器之后的靜電除塵的粉塵量，因而提高了系統的除塵效率。7）采用煙氣再循環保證運行的可靠性運行中將引風機出口的煙氣返回一部分到反應器入口，這樣可有效保證鍋爐低負荷運行時，GSA系統在最佳效率狀態下運

32、行，即適應鍋爐負荷的變化又保證了較高的脫硫效率。8）運行操作簡單檢修維護方便運行過程中，噴射槍拆裝簡便，一個人即可完成，用特殊設計的裝卸工具使拆換時間只需幾分鐘，不會影響系統的正常運行，拆卸下來的噴射槍可在方便的時間進行清洗和維修。9）占地面積小適合于改造工程GSA系統所配置的設備較其它的脫硫裝置比較，體積小、流程緊湊、占地面積小，最適合布置在鍋爐煙氣出口與靜電除塵器之間的尾部煙道上，為改造工程提供了方便。10）最低保證脫硫效率GSA系統根據煙氣的循環倍率可調整脫硫效率，最低保證脫硫效率為80%。六 脫硫工程設想6、1設備布置根據油田熱電廠現有鍋爐排煙除塵系統及現場條件，本次改造將鍋爐煙氣出口

33、至靜電除塵器入口煙道全部拆除，依據改造方案重新布置。按照煙氣流向從鍋爐尾部出口開始依次布置為：鍋爐出口煙道、反應塔、旋風分離器及回料器、除塵器入口煙道、靜電除塵器及出口煙道、引風機。在引風機出口煙道上接出一再循環煙道至反應塔煙氣入口。在2# 3# 爐靜電除塵器之間布置控制室和石灰粉倉，粉倉下部布置熟化罐及漿液罐和漿液泵。詳見設備布置圖。6、2 主要設備1） 氣態懸浮吸收反應塔（GSA）2） 旋風分離器3） 灰循環控制器4） 靜電除塵器5） 引風機6） 鋼架及平臺7） 石灰料倉及給料機8） 熟化罐及脫硫劑輸送泵9） 漿液罐及漿液泵6、3主要系統1） 石灰粉貯存及漿液制備系統2） 副產品的輸送和貯

34、存系統3） 煙道及煙氣循環系統4） 儀表和控制系統5） 供電系統6、4 設備簡介1） GSA吸收反應塔反應塔的進口處設有文丘里管，其中裝設高效吸收劑噴射槍，煙氣在文丘里段加速，促進吸收劑漿液和冷卻水的霧化，增強氣固液三相之間的充分混合，煙氣被冷卻水和漿液迅速冷卻，吸收劑被液滴附膜，最大程度地促進了吸收反應的進行。反應塔采用鋼質材料，塔底配有氣流分布板。 2） 旋風分離器根據煙氣量的大小確定反應塔配置旋風分離器的數量，本方案采用一個吸收反應塔配一臺旋風分離器。旋風分離器將反應塔排出的煙氣中的固體顆粒分離。旋風分離器為垂直圓柱容器，氣體切向進入，頂部排出，底部為圓錐形灰斗。旋風分離器配有可更換的耐

35、磨襯里、自動調溫電加熱器、檢修門、膨脹節和滑板閘門。3） 灰循環控制機在旋風分離器下方配一臺物料循環控制機，用來存儲和控制物料的循環量，其底部平行安置的計量螺旋給料機，可以根據氣流量的多少，按比例將循環物料加入反應塔，多余的物料排至除灰系統，實現后置靜電除塵器前的預除塵。4) 石灰粉倉、熟化罐、漿液罐用來貯存石灰粉，加工熟化并貯存制備好的脫硫劑漿液。5） 引風機由于改造工程在煙氣系統中增加了脫硫設備，煙氣流程也相應加長，增加了系統煙氣總阻力，現有鍋爐所配備的引風機型號為Y4-73No.20F，風壓為3.57MPa偏低，為使改造后鍋爐能夠在滿負荷情況下正常運行，引風機應進行更換，使風壓達到5.5

36、0Mpa，以滿足脫硫除塵系統正常運行的需要。6、5 系統簡介1） 石灰粉貯存及漿液制備系統四臺爐的脫硫系統采用一套共用的脫硫劑的貯存和制備系統，此系統由氣力輸送裝置、石灰粉料倉、卸料除塵器、螺旋計量給料機、熟化罐、輸送泵、漿液罐、漿液泵及輸送管道閥門等組成。該工藝的脫硫劑為石灰粉，石灰粉由自卸汽車通過氣力輸送到石灰粉貯倉，用卸料除塵器進行通風，當倉位到達一定高度時料位器報警，停止送料。粉料由螺旋計量給料機向熟化罐進料，粉料在罐內進行熟化，然后通過泵送至制漿罐經進一步攪拌制成合格的漿液，由漿液泵經管道打入反應器供脫硫使用。2） 副產品的輸送和貯存系統在脫硫過程中，反應器內將產生部分反應產物作為副

37、產品產生。這些產物以灰顆粒的形式存在，主要來自反應塔底部和反應塔出口的物料循環給料倉。與靜電除塵器的排灰一并沖入灰溝，最終送至灰場。3） 煙道及煙氣循環系統整個脫硫系統煙氣部分均由煙道連接，在引風機出口至反應器煙氣入口，設置一煙氣循環系統，其目的是保證鍋爐負荷發生變化時反應塔內保持最佳氣流量和物料的懸浮狀態，確保脫硫效果不變。該循環煙道可適應30%-100%的負荷變化，循環煙氣量由調節擋板采用自動控制方式控制。4） 供水、供電及儀表控制系統系統所需水源由電站主廠房供給，用水點主要有熟化罐、漿液罐。排水主要是溢流及沖洗排水，此排水沒有污染，不需處理可直接排放至灰溝。本次改造在四臺靜電除塵器之間新

38、建系統控制室一座，供電電源由電廠低壓配電室引至該控制室，再接至各用電設備。本脫硫裝置采用PLC系統對各控制點進行控制，控制內容有溫度、壓力、液位、流量、料位、料層厚度等參數。PLC主機安裝在控制室，與電氣部分共用一個控制室。5）土建部分本次改造土建部分主要有脫硫塔基礎、漿液罐基礎、控制室。根據地址情況，塔、罐擬采用獨立鋼砼基礎，控制室采用毛石基礎，混合結構。6、6 主要設備明細表序號名 稱規格及型號單 位數 量1石灰粉料倉V=105 m個12料倉除塵器臺13螺旋計量給料機1000kg/h臺14帶攪拌器熟化罐個2 5漿液輸送泵Q=22m/ h臺46帶攪拌器漿液罐V=30 m個17漿液供給泵Q=3

39、m/ h臺48氣懸浮吸收反應塔4.4m H=24.8m個49文丘里管組合件410旋風分離器6.3 m臺411循環給料箱 進口個412循環物料給料器進口臺413給料箱溢流輸送機進口臺414漿液/水/空氣噴槍進口支1215冷卻水泵3-30m/h臺816漿液泵0.3-3 m/h臺817噴頭進口個1218輸灰機2 t/h臺419再循環煙氣檔板1.5m個420工藝水箱50m個121工藝水泵40m/h臺222空氣壓縮機1200 m/h臺123過濾器臺224儲氣罐個125PLC控制系統套426就地控制器及儀表套427電氣開關柜臺528引風機（含電機）臺8七 運行參數及消耗指標7、1 工況參數項 目鍋爐出口G

40、SA出口除塵器出口引風機出口煙氣量Nm/h244158253942258968258968煙氣量m/h364895334938352989340050煙氣溫度 135807880煙氣負壓 Pa-1800-3800-4150+50* 假定鍋爐出口的煙氣負壓為-1800Pa7、2 性能參數項 目單 位數 值燃煤含硫量0.24鍋爐出口煙氣SO2量Kg/h136.9mg/Nm560鍋爐出口煙氣粉塵量g/Nm26.8GSA脫硫量Kg/h106.5脫硫效率80GSA出口煙氣SO2量Kg/h27.38GSA出口煙氣SO2濃度mg/Nm108GSA出口煙塵量Kg/h10.99要求出口煙氣粉塵濃度mg/Nm80

41、系統除塵效率99.827、3 消耗指標（四臺爐用量）1） 脫硫劑耗量（CaO 90純度）： 656 kg/h2） 耗水量 ： 30 m/h3） 耗電量 ： 410KW4） 廠用電率 : 0.2 7、4系統煙氣阻力1） GSA : 2100Pa2） 靜電除塵器： 300Pa八 環境評價與社會評價8、1 環境評價酸雨和二氧化硫污染危害居民，腐蝕建筑材料，破壞生態系統，造成巨大的經濟損失，已成為制約我國社會經濟發展的重要環境因素。國家對此非常重視，已將酸雨和二氧化硫污染納入中華人民共和國大氣污染防治法，2002年九月，國務院關于兩控區酸雨和二氧化硫污染防治“十五”計劃的批復中明確提出，繼續加大兩控區

42、酸雨和二氧化硫污染防治的力度，控制火電廠二氧化硫的排放，新建、擴建、改建的火電機組必須同步安裝脫硫裝置或采取其他脫硫措施。熱電廠現有鍋爐均未設置脫硫設施，根據一期工程竣工驗收及本次監測數據反映，SO2 排放濃度在600mg/m3 以上，雖然濃度達標，但滿負荷排放量高達3096.6t/a，已超過松原市政府下達的總量控制指標要求。改造后煙氣中的二氧化硫濃度由原來的695.2mg/Nm3降至108mg/Nm3。煙氣粉塵濃度由原來的191.8 mg/Nm3降至80 mg/Nm3減少58.3%。四臺220t/h煤粉爐按年運行5500小時計算，每年少向大氣中排放二氧化硫2477.2噸，粉塵944噸，從而有

43、效的保護了周邊地區的大氣環境，給城市居民創造一個良好的工作、學習、生活條件，具有較好的環境效益。8、2 社會評價 本次對熱電廠的煙氣系統增裝脫硫裝置改造后，不光是對環境起到了保護作用，而且帶來了一系列的社會效應。由于環境的變化，給當地政府對外招商引資創造了有利條件，為城市向規模化發展奠定了基礎，對居民安居樂業、穩定社會環境、國民生產總值的增長等方面均產生了潛在的影響，可見社會效益是顯而易見的。九 節約能源及合理利用能源9、1政策與法規 根據國家計委1984年6月頒發的計節（1984）,1207號文關于在工程中認真貫徹節約能源，合理利用能源，并加速修訂補充設計規范精神，和中華人民共和國節約能源法

44、編寫本報告。9、2節能措施 1）考慮利用部分潔凈的工藝廢水配置漿液，盡量回收重復使用，以節約用水； 2） 電氣系統中選用GCS型低壓開關柜及Y系列節能電機，采用低壓無功補償提高系統功率因數；3）在建筑材料的選擇上，選用新型節能材料；4）選用導熱系數小，保溫性能好的保溫材料，減少煙氣散熱損失。十 勞動安全與工藝衛生10、1勞動安全與工業衛生 為了貫徹“安全第一，預防為主”的方針，確保勞動者在勞動過程中的安全與健康，本工程依據工業企業設計衛生標準、勞動部關于生產性建設工程項目職業安全衛生監察的暫行規定以及其他有關規定，對生產運行工人的勞動條件和安全衛生給予了必要的考慮，并采取了一些切實有效的措施。

45、10、2防電氣傷害 為了保證電氣運行、檢修人員和接近電氣設備人員的安全，對各種等級的電氣設備的對地距離、操作走廊尺寸，嚴格按規程規定設計，為防止雷電擊傷應設有避雷裝置及接地保護裝置。10、3 防止機械及其它傷害 在轉動機械的外露部分應設有防護罩或遮欄，在容易發生燙傷的煙道上應加保溫措施，在反應塔操作平臺周圍應設有圍欄，防止發生人身意外。10、4 防火防爆為發生火險時能夠及時撲救，在設備布置時靠慮必要的消防通道。在煙道和脫硫裝置中，設置一定數量的防爆門，以防止發生爆炸時毀壞設備和發生人身傷害。 采取了上述一系列安全、衛生、防護措施后各生產環節和場所均能滿足職工安全衛生的要求。十一 生產組織及定員

46、11、1 生產組織及管理 本工程是在原廠進行技術改造，熱電廠各種生產組織機構建全，技術力量雄厚，此次改造項目建成后均由原廠各職能部門負責管理，不再單設新的組織機構。11、2定員熱電廠已建成投產多年，本次技術改造目的是為了脫除煙氣中的二氧化硫，以起到保護環境的作用，原有各生產崗位和管理部門人員均已配齊，改造后脫硫值班崗位按五班三倒，每班配備一人，機動一人，本崗位需增加值班人員六人，所需人員廠內調劑解決，因此本可研報告不再增加人員編制。十二 工程實施條件和計劃進度安排12、1 實施條件本工程改造內容工程量不是很大，但需在對生產影響不大的情況下進行，因此，需對每臺鍋爐逐個進行，必須做好慎密安排。改造

47、現場條件較好，對改造工作比較有利，停爐后及時拆除原有煙道，即可進行安裝工作。電廠檢修維護能力較強，工種配套齊全，有能力和條件完成本改造工程。12、2 進度安排根據工程量和工程改造內容，設計和施工進度安排如下：時 間工 作 內 容2005年1月完成可行性研究報告2005年2月完成可行性研究報告評估2005年3月完成改造工程設計2005年4月開始施工準備，擇時開展現場施工（逐爐進行）2005年9月 改造工程全部結束十三 投資估算及經濟評價13、1 投資估算本項目為鍋爐煙氣脫硫技術改造工程。工程內容包括：鍋爐煙氣脫硫裝置及其配套工程。經估算工程建設投資為：4597.00萬元人民幣。其中： 設備購置費

48、: 3494.83萬元 安裝工程費: 430.57萬元 建筑工程費: 125.10萬元 其它工程費: 546.50萬元13、2編制依據 1） 投資估算編制辦法、費用性質劃分、費用構成及計算標準參照2002年版電力工業基本建設預算管理制度及規定進行。2） 定型設備及非標設備采用市場詢價和建設單位市場詢價后的報價進行估算。安裝工程及建筑工程根據本院相關專業提供的條件進行估算。3） 本工程只是單一的鍋爐尾部煙道系統改造工程，因此投資估算中沒有包括流動資金。4） 設計費計算采用2002年修訂本工程勘察設計收費標準。5） 本工程投資估算中未計算工程招標費及工程監理費。13、3 融資方案 經計算本工程項目

49、建設投資為4597.00萬元人民幣，全部由建設單位自籌解決13、4 經濟評價熱電廠原設計沒有脫硫設施，此次改造增裝了脫硫設備，投入運行后將增加脫硫劑、水、電等方面的消耗，增加了企業運行成本，從經濟上是沒有效益的。但通過技術改造增加了煙氣脫硫設備，使排放的煙氣中煙塵和二氧化硫大大低于改造前的排放濃度，使其滿足新標準的要求，從而減掉因沒有上脫硫設備而造成的排污費用。改造后每年減少向大氣中排放二氧化硫2477.2噸，根據松原市環保局制定的收費標準，排放1千克二氧化硫收費0.6元，依次計算，改造后，僅此一項節省排污費用146.82萬元。從這個意義上講間接的給企業帶來了一定的經濟效益，同時產生較好的環境

50、效益和社會效益。 十四 結論與建議14、1 結論1） 本改造工程符合國家環保法提出的對區域大氣污染物實行總量控制要求，為今后松原市和石油集團有限責任公司再上新項目提供了污染物排放空間，因此該項目的改造實施是非常必要的。2） 石油集團有限責任公司熱電廠4220t/h煤粉鍋爐煙氣脫硫改造工程，所選擇的氣、固循環硫化床半干法煙氣脫硫工藝系統簡單，操作方便，脫硫效果好，適合已建成的鍋爐機組改造。3） 改造工程完成后煙塵和二氧化硫的排放濃度均達到國家火電廠大氣污染物排放標準規定的第3時段排放要求。每年可減少二氧化硫排放量2477.2噸，煙塵944噸，對改善松原市區大氣環境質量提高人們健康水平起到積極的作

51、用，為城市進一步對外開放招商引資創造了良好的條件，環境效益和社會效益十分顯著。4） 工程改造所需資金與熱電廠固定資產投資及運行費用相比所占比例較小，實施起來對電廠經濟效益不會產生較大的影響，但對環境效益和社會效益是十分可觀的。綜上所述，我們認為該工程項目的改造實施是完全可行的，也是十分必要的。14、2 存在的問題及建議在本報告提出的同時，我們認為本改造工程還存在一些問題，有必要在這里提出建議，請建設單位予以考慮，以便使改造工程更加完善和下一步工作的順利進行。 1） 熱電廠二期擴建工程已開始做前期工作，建議將本次改造工程費用納入二期擴建工程總概算，這樣使融資方案更加合理，確保此次改造工程順利進行

52、。 2） 為減小改造工程施工時對生產的影響，應合理安排和調度好改造時間及改造順序，將因改造影響生產造成的損失降到最低。14、3 主要技術經濟指標1 脫硫工程總投資 4597萬元2 脫硫工程單位千瓦投資 459.7元/KW3 每年脫硫每噸SO2單位投資 1758.5元/ t SO2年4 年利用小時數 5500h5 處理煙氣量 976632Nm3/h6 脫硫率 80%7 脫除每公斤SO2吸收劑用量（100%純度） 1.28 Kg8 年脫硫量 2559.92t/年9 脫硫廠用電率 0.7%10 脫硫區占地面積 1560 m211 生產運行人員數 6人13 脫硫成本 8.2元/MWh14 售電單位成本平均增加費用 4.9元/ MWh15 售熱單位成本平均增加費用 0.38元/ GJ