××某石油集团有限责任公司热电厂锅炉烟气脱硫技术改造工程项目可行性研究报告.doc

石油集团有限责任公司热电厂锅炉烟气脱硫技术改造工程可 行 性 研 究 报 告（修改版）省设计研究院（国家发展和改革委员会工咨甲）石油集团有限责任公司热电厂锅炉烟气脱硫技术改造工程可 行 性 研 究 报 告法 人：批 准：审 定：编制负责人：编制单位：省设计研究院编制人员：项目主办单位：石油集团有限责任公司目 录一 概述 - 1二 热电厂状况 -5三 工程建设条件 -10四 技术改造方案 - 11五 GSA 系统的技术特点 - 17六 脱硫工程设想- 19七 运行参数及消耗指标 -24八 环境评价与社会评价 -26九 节约能源及合理利用能源 -27十 劳动安全与工艺卫生 -28十一 生产组织及定员 -29十二 工程实施条件和计划进度安排 -30十三 投资估算及经济评价 -31十四 结论与建议 -35附图石油集团有限责任公司热电厂锅炉烟气脱硫技术改造工程可行性研究报告 版 次：1一 概 述1、1 项目概况1、1、1 项目名称石油集团有限责任公司热电厂锅炉烟气脱硫技术改造工程1、1、2 承办单位概况石油集团有限责任公司（原省油田管理局）是以石油勘探开发、生产、工程技术服务为主业，从事多种经营的大型石油企业，其总部设在省西部松原市。松原市是省新兴的工业城市，横跨松花江两岸，占地约25平方公里，人口约30万。前几年松原市电力供需矛盾比较突出，并且没有大型的集中供热设施，油田矿区冬季采暖均由分散的燃油小锅炉供给，由于小锅炉能耗高、热效率低，烟气治理设施不完善，造成的能源浪费和大气环境污染问题非常严重。鉴于这种原因，为节约能源、缓解松原市的电力供应紧张状况，变分散供热为集中供热，改善市区大气环境质量，经国家计划委员会批准，由石油集团有限公司承担建设了油田自备热电厂。该厂始建于1996年，厂址位于松原市经济技术开发区，全厂规划装机容量为200MW，分两期建设，一期工程安装2台50 MW双抽供热机组，配4台220t/h 煤粉锅炉，一期工程于2000年12月开始投产发电，2002年全面向油田矿区及松原市有关单位供热，目前，二期扩建工程可行性研究报告及环评报告正在编制中。1、1、3 编制依据1）石油集团有限责任公司关于委托省设计研究院编制石油集团有限责任公司热电厂锅炉烟气脱硫技术改造工程可行性研究报告的委托函；2）石油集团有限责任公司热电厂提供的有关基础资料；3）中华人民共和国国家标准火电厂大气污染物排放标准GB13223-2003；4）国务院令1998253号建设项目环境保护管理条例；5）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。1、1、4 项目提出的理由与过程石油集团有限责任公司热电厂现有4台SG-220/9.81-M622型高压煤粉锅炉，每台锅炉尾部烟道配一台三电场静电除尘器，自2000年投运以来一直运行比较稳定，经环境监测部门测试，除尘器出口烟尘排放浓度191.8mg/Nm3，SO2排放浓度695mg/Nm3，此两项排放指标均符合该厂建厂时所执行的火电厂大气污染物排放标准GB13223-1996之规定。由于国家环境保护总局和国家质量监督检验检疫总局2003年对排放标准重新修定，修定后的新版火电厂大气污染物排放标准GB13223-2003代替原火电厂大气污染物排放标准GB13223-1996版本，并自2004年1月1日开始实施。国家新制定的标准对烟尘及二氧化硫的排放浓度提出了严格的要求，规定了现有火力发电锅炉应达到的排放限值，并从时间段上进行明确划分。油田热电厂扩建工程拟于2006年建成投产，按新标准从时段划分上为第2时段，到2010年时，油田热电厂原系统与新建系统配制达到6炉3机，锅炉烟气二氧化硫的排放浓度按国家规定不超标，但已超过松原市政府下达的总量控制指标要求。 为更好地贯彻中华人民共和国环境保护法和中华人民共和国大气污染防治法，防治热电厂排放造成的污染，保护生活环境和生态环境，改善环境质量，促进热电事业的技术进步和可持续发展。本着及早解决，提前预防的原则，石油集团有限公司在扩建工程中充分考虑脱硫设施的基础上，提出对热电厂原有（四台锅炉）烟气净化处理设备进行技术改造，增装脱硫设施（原设计烟气系统无脱硫设施），以满足新标准对热电厂大气污染物排放的要求。1、1、5 项目建设性质及地点本项目属于技术改造工程，在现有热电厂锅炉烟气系统上进行改造。热电厂厂址位于松原市经济技术开发区，东经12446，北纬5008，距松原火车站约6.5公里，距松花江大桥约1公里，厂区占地面积16万平方米。1、1、6 项目建设规模与目标该工程在现有热电厂4台220t/h 高压煤粉锅炉的尾部烟气系统中，分别加装脱硫装置及其配套的辅助设施，通过本次技术改造使其排放的污染物达到国家标准规定的要求。1、1、7 可研究报告研究范围本可研报告的研究工作范围为：烟气脱硫系统技术方案的选择、工艺流程的确定、脱硫设备及其配套设施的论证，其界线自锅炉尾部烟气出口至烟道入口（不含静电除尘器的选择）。1、1、8 主要技术原则1）编制按照电力工业部电力规划设计总院颁发的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执行。2）认真贯彻执行国家有关节约能源、环境保护、劳动安全、工业卫生、及消防等方面的要求和规定。3）设计中采用国内成熟的新技术、新工艺、新设备、新材料力求达到同类工程的先进水平。4）在设备选择中采用高效、低耗节能产品以技术上相对先进、机械化、自动化程度高、安装方便、检修维护简单实用为原则。5）合理利用资金，在设备选择时需经多方比较，尽最大的可能降低工程造价。1、1、9 工作简要过程2004年12月15日我院正式收到石油集团有限责任公司关于编制石油集团有限责任公司热电厂锅炉烟气脱硫技术改造工程可行性研究报告的委托函。院计划经营部门立即组成了由一名副总工程师挂帅，有关专业人员参加工作班子，12月17日赴现场进行实地踏察，了解有关现场的情况并收集相关的基础资料，为正式开展报告的编制工作做前期准备工作，回院后正式进入可研报告的编制工作，计划于2005年初出版本报告。二 热电厂状况2、1 热电厂规模石油集团有限责任公司（原省油田管理局）是以石油勘探开发、生产、工程技术服务为主业，从事多种经营的大型石油企业，其总部设在省西部松原市。松原市是省新兴的工业城市，横跨松花江两岸，占地约25平方公里，人口约30万。前几年松原市电力供需矛盾比较突出，并且没有大型的集中供热设施，油田矿区冬季采暖均由分散的燃油小锅炉供给，由于小锅炉能耗高、热效率低，烟气治理设施不完善，造成的能源浪费和大气环境污染问题非常严重。鉴于这种原因，为节约能源、缓解松原市的电力供应紧张状况，变分散供热为集中供热，改善市区大气环境质量，经国家计划委员会批准，由石油集团有限公司承担建设了油田自备热电厂。该厂始建于1996年，厂址位于松原市经济技术开发区，全厂规划装机容量为200MW，分两期建设，一期工程安装2台50 MW双抽供热机组，配4台220t/h 煤粉锅炉。一号机组于2000年12月开始投产发电，二号机组于2001年9月投产发电。2002年全面向油田矿区及松原市有关单位供热，目前，二期扩建工程可行性研究报告及环评报告正在编制中。2、2 现有机组状况热电厂现有4台上海锅炉厂生产的220t/h高压煤粉锅炉，配备中间贮仓式制粉系统。锅炉采用平衡通风，每台炉各配两台鼓风机，两台引风机，一台三电场静电除尘器，原设计未设烟气脱硫装置，4台炉共用一座高180米，上口径4.5米的钢筋混凝土烟囱。除灰及除渣均为水力系统，经由灰浆泵打入位于松花江大桥下游5公里处的厂外贮灰场，灰场总库容153万立方米。2、3 煤质及煤源热电厂燃用黑龙江省烟煤，即双鸭山、鸡西、鹤岗、七台河煤矿的煤碳，以上煤矿均为国有煤矿，煤碳储量丰富，供应充足。其煤质主要特性指标入下：碳 C = 50.81氢 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挥发份V = 43.03发热值 Q = 19565KJ/kg 锅炉燃料消耗量见下表：名 称 数 量 （t） 备 注小时耗煤量 126.92 日耗煤量 3046.08 年耗煤量 698060按年运行5500小时计2、4 厂址概述1）地理位置厂址为于松原市经济技术开发区内，东邻松原市江桥一街，距江桥路约700米，北邻经济技术开发区的临江路，南距松原大路约160米。 2）水文气象条件厂址地处温带大陆性季风气候，四季分明，冬季严寒而漫长，夏季温热多雨，春秋短促且气候多变。该地区主要气候特征参数如下：历年平均气温： 4.7历年平均最高气温： 10.9历年平均最高气温： -0.7极端最高气温： 36.9 极端最高气温： -36.1 最大冻土深度: 183.0cm 年平均风速: 3.3m/s平均降水量: 447.0mm主导风向: 全年 SW夏季 SW SSW冬季 SW2、5 工程地质热电厂厂址属松辽平原的第二松花江左岸一级地段，地质构造上属新华夏第二沉降带，地势平坦，由东南微向西北倾斜，海拔高度131-134米，无活动性断裂通过，故为稳定地区。地层上为一套河流冲击相，0-10m为粉细砂石，10-30m为中粗砂和圆卵石等，上部饱和粉细砂具有砂土液化现象，为第四系孔隙潜水、埋深在1.0-3.0m之间，最大冻土深度为183cm。该地区抗震设防烈度为8度，设计基本地震加速度0.20g，历史上未曾发生过震级较大的地震。2、6 供水水源根据石油集团有限责任公司热电厂扩建工程水资源论证报告分析，扩建工程水源地计算区面积为15.3公里，在开采条件下,保证率为97%的地下水总补给量为4.65104m3/a。一期工程从水源地取水1.80104m3/d，扩建工程取水0.94104m3/d（包括补足一期工程缺水量0.29104m3/d），扩建后热电厂合计取水量为2.74104m3/d，年取水量为860104m3/a，小于允许开采量，水源地完全满足一二期工程用水要求。本期工程水源地选择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边一侧，距电厂6km，沿松花江南江南岸傍河布井取水，经过计算和实地勘测，结合一期工程取水井情况，本期新建井4眼，单井涌水量85m3/h，井距300m。因此，热电厂一期及本期共建取水井24眼，其中20眼运行，4眼备用。2、7交通运输 1）铁路热电厂铁路专用线在松原西站侧长白铁路右侧接轨，相当于长白铁路正线里程K149+685.7。松原西站设到发线4条（含正线一条）有效长为750-847米牵出线一条，有效长度400米，交接线4条，有效长度647-716米。原则按货交办理，热电厂不设自备机车，专用线取送车及厂内调车作业由铁路分局承担。热电厂燃煤自双鸭山站始发，通过哈尔滨铁路局于通线太阳升口介入沈阳铁路局，该部分车流日均42辆，在大安北站中转，再送至松原西站，热电厂卸车后空车送至大安北站，经中转后向哈局排空。专用线以接轨站引出向东方向延伸，经卡拉房子村北侧，走行4公里后进入热电厂厂区。专用线按工业企业铁路III 级标准设计。厂内设7条线，其中轨道衡线一条，停留线一条，有效长度650米，卸煤线二条，有效长度分别为580米及560米，机车走行线一条有效长度470米，解冻库线一条，有效长度410米，材料线一条，有效长度180米。一、二期工程合计燃煤量为104.7万吨/年，铁路部门及水路部门同意承担燃煤的运输。2）公路厂区主入口外有公路与市区外道路连接，松原市区交通四通八达，可满足公路运输的需要。2、8 大气污染排放状况热电厂现有4台220t/h煤粉锅炉，分别配套4台3电场静电除尘器实测除尘器除尘效率为98.5%，经净化后的烟气通过烟囱排入大气，烟囱出口烟气含尘浓度为 191.8 mg/Nm3，二氧化硫浓度为695 mg/Nm3。2、9 灰及灰渣处理锅炉燃烧后产生的灰渣由冷灰斗排至冲灰沟，除尘器捕集下来的细灰定期排至冲灰沟，渣和灰均通过灰浆泵排至厂外贮灰场，灰渣做为建筑材料原料供建筑材料厂使用。2、10 热电厂总体布置 见附图。2、11 废水排放及治理本期工程工业废水主要包括：工业废水、除尘用水及冷却塔用水，本期工程新建工业废水处理站一座，工业废水经处理合格，全部回收用于除灰用水，不外排。2、12 热电厂主要控制方式及控制水平 本期工程扩建的机组为母管制运行方式，采用机炉集中控制方式，设置集中控制室。本期工程热工自动化系统采用分散控制系统DCS来实现机组的控制。三 工程建设条件3、1 吸收剂及供应锅炉烟气脱硫采用石灰粉作为吸收剂，本次改造后年消耗石灰粉5522吨，根据“供应石灰粉协议书”，由伊通县二道石灰矿提供，该矿距热电厂约200公里，交通方便，货源充足，可完全满足本工程对石灰粉的需求。3、2 石灰粉主要化学成分序号成分符号单位含量备注1氧化钙CaO%902氧化镁MgO%0.733二氧化硅SiO2%2.754三氧化二铝Al2O3%0.835三氧化二铁Fe2O3%0.246其他%5.453、3 脱硫装置场地概况石油集团有限公司热电厂已投产多年，运行管理良好。原设计静电除尘器部分布置整齐，场地宽敞，对增装脱硫设备及其辅助系统比较有利，安装位置地上无障碍物、地下无隐蔽物，地质情况较好，具备改造条件，完全可以实现技术改造。3、4 水、电、气条件本次烟气脱硫系统改造拟选用半干法脱硫工艺，只有配置石灰浆液耗用少量生水，约30 t/h，水源由主厂房生水管道供给。系统用电装机容量为410KW，由每台锅炉对应的6000V母线供给。系统所用压缩空气由拟采用的脱硫装置配套的压缩空气系统提供。四 技术改造方案4、1 改造范围及工程内容 本次技术改造的范围为锅炉烟气系统。主要工程内容包括：脱硫系统的工艺设计；锅炉烟道的改造设计；与之相关的给水排水设计；电气及自动控制系统的设计；物料气力输送系统的设计。4、2 设计条件 1）厂区海拔高度：135 m 2）锅炉型号及参数:锅炉型号 SG-220/9.81-M622 锅炉出力 D = 220 t/h 过热蒸汽压力 P = 9.81Mpa （表压）过热蒸汽温度 t = 5403) 锅炉燃料消耗量: 31t/h (单炉)4、3 设计参数按锅炉额定运行参数和燃煤特性及燃煤消耗量计算，锅炉燃烧后产生的烟气参数如下：1) 烟气流量: 364895m3 /h (244158 Nm3/h)2) 烟气温度: 1353) 二氧化硫: 560mg/Nm3 (干烟气，6O2 )4） 烟尘含量： 26854 mg/Nm3 (干烟气，6O2 )5） 烟气成分： CO2 O2 H2O N2 12.46 5.61 9.38 72.984、4 改造工艺方案目前，国内外已开发出数百种烟气脱硫技术，而实际进入工业应用较为成熟的技术也不过二十几种，由于脱硫工程是一项技术复杂耗资巨大的环境治理项目，必须因地制宜地探索出技术上可行，经济上合理，具有实际操作性的烟气脱硫改造方案。在国内火力发电厂应用较普遍，技术较成熟的主要有如下几种：石灰石-石膏湿法烟气脱硫、旋转喷雾半干法烟气脱硫、炉内喷钙加尾部增湿活化脱硫、电子束法烟气脱硫、循环流化床半干法烟气脱硫等方法。根据石油集团有限责任公司热电厂锅炉燃用低硫煤和厂区的具体条件等因素，考虑到技术、经济和实施的可能性（场地），本报告选择如下两种干法脱硫工艺作为改造方案进行研究。方案一：循环流化床半干法脱硫工艺，方案二：炉内喷钙加尾部增湿活化脱硫工艺。4、4、1 循环流化床半干法脱硫工艺 （方案一） 1）技术原理循环流化床半干法脱硫工艺，采用气悬浮吸收法（GSA）。又称为气固循环一体化烟气脱硫系统，该系统吸收剂浆液和烟气均从反应塔下部进入，吸收剂在烟气中呈悬浮状态，干燥之后的含尘烟气，脱硫产物和未反应物进入旋风分离器，大部分固体颗粒被分离出来返回吸收塔，形成循环流化床的运行工况，大大提高了反应强度。而一部分粉尘被分离出来，起到预除尘效果。减少了进入静电除尘器烟尘总量，改进了整个系统的除尘性能，与此同时起到脱硫的效果。该技术是利用循环流化床强烈的传热和传质特性，在吸收塔内加入石灰等脱硫剂，用高速气流使脱硫剂流态化从而与烟气强烈混合接触，烟气中的酸性污染物与脱硫剂中和、固化从而达到净化烟气的目的。对降低烟囱对空放排污染物浓度，具有重要作用。2）工艺流程该系统工艺流程如图所示：气固循环一体化烟气脱硫工艺装置，由五个主要部分构成：（1） 石灰储存及浆液制备系统通过专门设计的螺旋输送机将石灰按比例要求送入熟化罐进行熟化，制成熟石灰浆液，供脱硫塔脱硫使用。其化学反应为： CaO+H2OCa(OH)2（2） 反应塔系统烟气与熟石灰浆和由旋风分离器返回的固体物质进行混合，在强紊流条件下，所含酸性气体与脱硫剂反应。其化学反应为： Ca(OH) 2 +SO2CaSO3 + H 2O CaSO3 + 1/2O2 CaSO 4（3） 灰循环系统旋风分离器将烟气中的气固混合物进行分离，下落的灰粒经专门的灰循环机将绝大部分干态固体物质返回反应塔，这样可以充分利用吸收剂，实现石灰用量最小化，提高了吸收效率，同时又可将一部分固体颗粒分离下来，大大减少后置除尘器的负荷，提高整个系统的除尘效率。（4）除尘系统 用后置除尘器去除烟气中的飞灰、反应产生物及未反应物等固体颗粒。由于有前置旋风分离器和固粒控制机控制，使进入后置除尘器的粉尘量一般不超过10g/Nm3，即可提高静电除尘器的效率。（5）烟气再循环系统将净化后的部分烟气通过再循环烟气管道返回反应塔入口，起到控制反应内气流速度的作用，保持反应器流化床床层连续工作，以适应锅炉负荷的变化。4、4、2 炉内喷钙加尾部增湿活化脱硫工艺 （方案二）1） 技术原理该项技术主要工艺原理包括两部分内容：（1） 炉内喷射钙基吸着剂脱硫；（2）锅炉尾部分级增湿水合脱硫；钙基吸着剂（石灰石）喷入炉内将发生化学反应： CaCO3 CaO + CO2 CaO +SO2 + 1/2O2 CaSO 4作为脱硫剂的石灰石粉（CaCO3）在炉膛烟温900-1200的区域内喷入，CaCO3 受热分解成CaO与CO2 ，此时的CaO 固硫效果最佳。炉内脱硫率与煤种、石灰石粉料特性、炉型及空气动力场、温度场等特性有关。在炉内尚未反应的CaO随烟气流至尾部增湿水合反应器，在水合反应器中，烟气携带的CaO 与喷入的水雾接触，生成离子状态的Ca(OH)2 ,并进一步与烟气中SO2反应生成CaSO 4 ，其反应式如下： CaO + H2O Ca(OH) 2 Ca(OH) 2 + SO2 + 1/2O2CaSO 4 +H2O在增湿水合器内Ca(OH) 2 与CO2 的反应较容易，增湿水合器内脱硫率与其出口烟温、露点温差（比温度差）大小有关。因此增加水量，降低温差以及适当的水滴粒径分布，可有效地提高增湿水合器的脱硫效率。2） 工艺流程脱硫所需石灰石粉由罐车运至主粉仓前，用自备的高压泵将粉料打入主粉仓，通过给料机将石灰石粉送至输送管道由高压风喷入炉膛，与煤混合进行燃烧，在此过程中脱掉部分SO2。燃烧后产生的烟气由锅炉尾部排出，进入增湿水合器，烟气中携带的未发生反应的CaO经喷水雾化进一步反应，从而脱掉烟气中剩余的SO2 。烟气经静电除尘器净化除尘后，由引风机通过烟囱排入大气，完成脱硫除尘的整个过程。工艺流程图如下：4、5 方案比较方案一：循环流化床半干法脱硫工艺被认为是一项前景广阔的技术，脱硫效率高，吸收剂利用率高，耗水量小，耗电量少，副产品干态易于处理，对烟气负荷变化的适应性好，操作简单，运行可靠，无结垢堵塞等现象发生，占地面积小，投资费用仅为石灰石-石膏法的70%以下，运行费用也略低，具有优越的性价比，特别适用于现有已建成的电厂烟气系统技术改造。该方案所述脱硫装置在世界各国有几十台机组使用，我国云南小龙潭电厂6号机组采用该技术脱硫已经投入运行，效果良好。方案二：炉内喷钙尾部增湿烟气脱硫装置，该套脱硫装置具有初投资低，工艺简单，运行成本低等优势，其最大的缺点是脱硫效率较低（仅约70%），而且对锅炉有不利的影响，有引起炉内结焦、受热面磨损的潜在威胁。另外，需在已有的锅炉主厂房内增装体积较大的石灰石粉仓，改造难度较大。此种脱硫系统在国内也有许多电厂使用，但只局限于在新建的容量较小的机组上采用。通过对两种方案的比较，并结合石油集团有限责任公司热电厂的具体情况，我们认为方案一：循环流化床半干法脱硫装置更适合我们的该造项目，因此，我们推荐该方案作为重点研究对象，以下将对此方案进行详细论述。五 GSA 系统的技术特点气悬浮吸收法（GSA）的突出特点是反应塔内的流化状态，反应塔流化床的平均烟气浓度高，固体颗粒的平均浓度为传统的喷雾干燥法的数十倍至上百倍，因而反应塔运行效率高，反应塔内的颗粒物质包括来自污染的飞灰、未反应的石灰石和反应后的副产品经循环反应，最大程度的利用了吸收剂，节省了吸收剂的用量。其主要特点表现在如下几个方面：1）反应塔内更有效地蒸发冷却在反应塔内，冷却水的汽化降低了上行的烟气的温度，在文丘里段的强紊流条件下，浆液与固粒碰撞，使得颗粒表面形成薄液膜，这一过程又促进了快速蒸发。与传统的喷雾干燥法相比，烟气的停留时间缩短到1/4-1/5，而其副产品的含水量小于1%，使短时间内得到干态副产品成为可能。2）反应条件好、吸收剂利用率高反应塔的流化状态有利于吸收反应的进行，95%以上的吸收剂循环使用，最大程度的利用了吸收剂。3）更接近绝热饱和温度正如上所述，GSA排出的副产品的含水量小于1%，这使得除尘系统可以在更接近烟气绝热和饱和温度的条件下运行，以达到更高的脱硫效率，而且可以避免系统部件的固体颗粒堆积、结垢等问题。4）反应塔的高效运行GSA的固有优势在于靠反应塔内高浓度的固体颗粒的流化状态来实现化学反应要求的热量和质量的高效传递，因此塔体小，而效率高。5）高效去除酸性气体由于GSA可以在较低的气体温度下运行，这使得系统可以取得较高的酸性气体去除效率。业绩证明了GSA可达到90-95%的脱硫和95-98%的脱HCl效率。若操作人员要降低石灰耗量或增加酸性气体吸收效率，可以通过控制气体温度或吸收剂供给速率来实现。除了去酸性气体，该工艺还能有效的去除二恶英和汞等重金属元素。6）最优的固粒去除效率GSA的流化床技术使得亚微米颗粒高度凝结成相当粗糙颗粒物质，使得旋风分离器的除尘效率很高，不需要在反应塔前加装预除尘器，而且减少了进入位于旋风分离器之后的静电除尘的粉尘量，因而提高了系统的除尘效率。7）采用烟气再循环保证运行的可靠性运行中将引风机出口的烟气返回一部分到反应器入口，这样可有效保证锅炉低负荷运行时，GSA系统在最佳效率状态下运行，即适应锅炉负荷的变化又保证了较高的脱硫效率。8）运行操作简单检修维护方便运行过程中，喷射枪拆装简便，一个人即可完成，用特殊设计的装卸工具使拆换时间只需几分钟，不会影响系统的正常运行，拆卸下来的喷射枪可在方便的时间进行清洗和维修。9）占地面积小适合于改造工程GSA系统所配置的设备较其它的脱硫装置比较，体积小、流程紧凑、占地面积小，最适合布置在锅炉烟气出口与静电除尘器之间的尾部烟道上，为改造工程提供了方便。10）最低保证脱硫效率GSA系统根据烟气的循环倍率可调整脱硫效率，最低保证脱硫效率为80%。六 脱硫工程设想6、1设备布置根据油田热电厂现有锅炉排烟除尘系统及现场条件，本次改造将锅炉烟气出口至静电除尘器入口烟道全部拆除，依据改造方案重新布置。按照烟气流向从锅炉尾部出口开始依次布置为：锅炉出口烟道、反应塔、旋风分离器及回料器、除尘器入口烟道、静电除尘器及出口烟道、引风机。在引风机出口烟道上接出一再循环烟道至反应塔烟气入口。在2# 3# 炉静电除尘器之间布置控制室和石灰粉仓，粉仓下部布置熟化罐及浆液罐和浆液泵。详见设备布置图。6、2 主要设备1） 气态悬浮吸收反应塔（GSA）2） 旋风分离器3） 灰循环控制器4） 静电除尘器5） 引风机6） 钢架及平台7） 石灰料仓及给料机8） 熟化罐及脱硫剂输送泵9） 浆液罐及浆液泵6、3主要系统1） 石灰粉贮存及浆液制备系统2） 副产品的输送和贮存系统3） 烟道及烟气循环系统4） 仪表和控制系统5） 供电系统6、4 设备简介1） GSA吸收反应塔反应塔的进口处设有文丘里管，其中装设高效吸收剂喷射枪，烟气在文丘里段加速，促进吸收剂浆液和冷却水的雾化，增强气固液三相之间的充分混合，烟气被冷却水和浆液迅速冷却，吸收剂被液滴附膜，最大程度地促进了吸收反应的进行。反应塔采用钢质材料，塔底配有气流分布板。 2） 旋风分离器根据烟气量的大小确定反应塔配置旋风分离器的数量，本方案采用一个吸收反应塔配一台旋风分离器。旋风分离器将反应塔排出的烟气中的固体颗粒分离。旋风分离器为垂直圆柱容器，气体切向进入，顶部排出，底部为圆锥形灰斗。旋风分离器配有可更换的耐磨衬里、自动调温电加热器、检修门、膨胀节和滑板闸门。3） 灰循环控制机在旋风分离器下方配一台物料循环控制机，用来存储和控制物料的循环量，其底部平行安置的计量螺旋给料机，可以根据气流量的多少，按比例将循环物料加入反应塔，多余的物料排至除灰系统，实现后置静电除尘器前的预除尘。4) 石灰粉仓、熟化罐、浆液罐用来贮存石灰粉，加工熟化并贮存制备好的脱硫剂浆液。5） 引风机由于改造工程在烟气系统中增加了脱硫设备，烟气流程也相应加长，增加了系统烟气总阻力，现有锅炉所配备的引风机型号为Y4-73No.20F，风压为3.57MPa偏低，为使改造后锅炉能够在满负荷情况下正常运行，引风机应进行更换，使风压达到5.50Mpa，以满足脱硫除尘系统正常运行的需要。6、5 系统简介1） 石灰粉贮存及浆液制备系统四台炉的脱硫系统采用一套共用的脱硫剂的贮存和制备系统，此系统由气力输送装置、石灰粉料仓、卸料除尘器、螺旋计量给料机、熟化罐、输送泵、浆液罐、浆液泵及输送管道阀门等组成。该工艺的脱硫剂为石灰粉，石灰粉由自卸汽车通过气力输送到石灰粉贮仓，用卸料除尘器进行通风，当仓位到达一定高度时料位器报警，停止送料。粉料由螺旋计量给料机向熟化罐进料，粉料在罐内进行熟化，然后通过泵送至制浆罐经进一步搅拌制成合格的浆液，由浆液泵经管道打入反应器供脱硫使用。2） 副产品的输送和贮存系统在脱硫过程中，反应器内将产生部分反应产物作为副产品产生。这些产物以灰颗粒的形式存在，主要来自反应塔底部和反应塔出口的物料循环给料仓。与静电除尘器的排灰一并冲入灰沟，最终送至灰场。3） 烟道及烟气循环系统整个脱硫系统烟气部分均由烟道连接，在引风机出口至反应器烟气入口，设置一烟气循环系统，其目的是保证锅炉负荷发生变化时反应塔内保持最佳气流量和物料的悬浮状态，确保脱硫效果不变。该循环烟道可适应30%-100%的负荷变化，循环烟气量由调节挡板采用自动控制方式控制。4） 供水、供电及仪表控制系统系统所需水源由电站主厂房供给，用水点主要有熟化罐、浆液罐。排水主要是溢流及冲洗排水，此排水没有污染，不需处理可直接排放至灰沟。本次改造在四台静电除尘器之间新建系统控制室一座，供电电源由电厂低压配电室引至该控制室，再接至各用电设备。本脱硫装置采用PLC系统对各控制点进行控制，控制内容有温度、压力、液位、流量、料位、料层厚度等参数。PLC主机安装在控制室，与电气部分共用一个控制室。5）土建部分本次改造土建部分主要有脱硫塔基础、浆液罐基础、控制室。根据地址情况，塔、罐拟采用独立钢砼基础，控制室采用毛石基础，混合结构。6、6 主要设备明细表序号名 称规格及型号单 位数 量1石灰粉料仓V=105 m个12料仓除尘器台13螺旋计量给料机1000kg/h台14带搅拌器熟化罐个2 5浆液输送泵Q=22m/ h台46带搅拌器浆液罐V=30 m个17浆液供给泵Q=3m/ h台48气悬浮吸收反应塔4.4m H=24.8m个49文丘里管组合件410旋风分离器6.3 m台411循环给料箱 进口个412循环物料给料器进口台413给料箱溢流输送机进口台414浆液/水/空气喷枪进口支1215冷却水泵3-30m/h台816浆液泵0.3-3 m/h台817喷头进口个1218输灰机2 t/h台419再循环烟气档板1.5m个420工艺水箱50m个121工艺水泵40m/h台222空气压缩机1200 m/h台123过滤器台224储气罐个125PLC控制系统套426就地控制器及仪表套427电气开关柜台528引风机（含电机）台8七 运行参数及消耗指标7、1 工况参数项 目锅炉出口GSA出口除尘器出口引风机出口烟气量Nm/h244158253942258968258968烟气量m/h364895334938352989340050烟气温度 135807880烟气负压 Pa-1800-3800-4150+50* 假定锅炉出口的烟气负压为-1800Pa7、2 性能参数项 目单 位数 值燃煤含硫量0.24锅炉出口烟气SO2量Kg/h136.9mg/Nm560锅炉出口烟气粉尘量g/Nm26.8GSA脱硫量Kg/h106.5脱硫效率80GSA出口烟气SO2量Kg/h27.38GSA出口烟气SO2浓度mg/Nm108GSA出口烟尘量Kg/h10.99要求出口烟气粉尘浓度mg/Nm80系统除尘效率99.827、3 消耗指标（四台炉用量）1） 脱硫剂耗量（CaO 90纯度）： 656 kg/h2） 耗水量 ： 30 m/h3） 耗电量 ： 410KW4） 厂用电率 : 0.2 7、4系统烟气阻力1） GSA : 2100Pa2） 静电除尘器： 300Pa八 环境评价与社会评价8、1 环境评价酸雨和二氧化硫污染危害居民，腐蚀建筑材料，破坏生态系统，造成巨大的经济损失，已成为制约我国社会经济发展的重要环境因素。国家对此非常重视，已将酸雨和二氧化硫污染纳入中华人民共和国大气污染防治法，2002年九月，国务院关于两控区酸雨和二氧化硫污染防治“十五”计划的批复中明确提出，继续加大两控区酸雨和二氧化硫污染防治的力度，控制火电厂二氧化硫的排放，新建、扩建、改建的火电机组必须同步安装脱硫装置或采取其他脱硫措施。热电厂现有锅炉均未设置脱硫设施，根据一期工程竣工验收及本次监测数据反映，SO2 排放浓度在600mg/m3 以上，虽然浓度达标，但满负荷排放量高达3096.6t/a，已超过松原市政府下达的总量控制指标要求。改造后烟气中的二氧化硫浓度由原来的695.2mg/Nm3降至108mg/Nm3。烟气粉尘浓度由原来的191.8 mg/Nm3降至80 mg/Nm3减少58.3%。四台220t/h煤粉炉按年运行5500小时计算，每年少向大气中排放二氧化硫2477.