彭城电厂初设及脱硫脱硝系统设计.doc 118页

'彭城电厂初设及脱硫脱硝系统设计郑重声明本人所呈交的毕业设计，是在导师的指导下，独立进行研究所取得的成果。所有数据、图片资料真实可靠。尽我所知，除文中已经注明引用的内容外，本毕业设计的研究成果不包含他人享有著作权的内容。对本论文所涉及的研究工作做出贡献的其他个人和集体，均已在文中以明确的方式标明。本论文属于原创。本毕业设计的知识产权归属于培养单位。本人签名：日期： 中国矿业大学徐海学院毕业设计指导教师评阅书指导教师评语（①基础理论及基本技能的掌握；②独立解决实际问题的能力；③研究内容的理论依据和技术方法；④取得的主要成果及创新点；⑤工作态度及工作量；⑥总体评价及建议成绩；⑦存在问题；⑧是否同意答辩等）：成绩：指导教师签字：年月日 中国矿业大学徐海学院毕业设计评阅教师评阅书评阅教师评语（①选题的意义；②基础理论及基本技能的掌握；③综合运用所学知识解决实际问题的能力；④工作量的大小；⑤取得的主要成果及创新点；⑥写作的规范程度；⑦总体评价及建议成绩；⑧存在问题；⑨是否同意答辩等）：成绩：评阅教师签字：年月日 中国矿业大学徐海学院毕业设计答辩及综合成绩答辩情况提出问题回答问题正确基本正确有一般性错误有原则性错误没有回答答辩委员会评语及建议成绩：答辩委员会主任签字：年月日学院领导小组综合评定成绩：学院领导小组负责人：年月日 摘要环境保护已成为国际范围内关注的焦点，其中燃煤电厂的大量使用煤炭资源会产生大量二氧化硫和氮氧化物污染物，为了我国的可持续发展，环境保护将会是我国大力整治的方向。本文首先对彭城电厂的设计依据和厂址进行了介绍，然后进行了主要设计方案的说明并展述了环境保护与运行组织及生产定员。综述了世界各类脱硫脱硝方法并对其存在的问题进行了分析。随后针对彭城电厂的锅炉进行了脱硫脱硝方案的设计。此次设计选用方法是CuO脱硫脱硝法、SCR脱硝法和尿素脱硫法。并根据给出的煤种等设计参数设计出三类塔型的相关尺寸，并对主要设备进行了计算和选型。关键词：电厂初设；脱硫脱硝；系统设计 ABSTRACTEnvironmentalprotectionhasbecomethefocusofattentionoftheinternationalcontext,inwhichthelarge-scaleuseofcoalresources,coal-firedpowerplantswillproducelargeamountsofsulfurdioxideandnitrogenoxidepollution.Forourcountry"ssustainabledevelopment,environmentalprotectionwillbethedirectionofstrongregulation.ThisarticlefirstPengchengpowerplantdesignbasisandsitewereintroduced,followedbyadescriptionofthemaindesignanddevelopmentdescribedtheorganizationandoperationofenvironmentalprotectionandproductioncapacit-y.Summaryoftheworldallkindsofdesulfurizationanddenitrationmethodandexistingproblemswereanalyzed.ThenforPengchengboilerplantdesulfurizationanddenitrificationweredesignedprograms.ThedesignchosenmethodisCuOdesulfurizationanddenitrationmethod,SCRdenitrationanddesulfurizationurea.Andinaccordancewithdesignparameterssuchascoalgiventherelativesizeofthethreetowerdesigntype,andmajorequipmentforthecalculationandselection.Keywords:plantpreliminarydesign;desulfurizationanddenitrification;systemdes-ign 中国矿业大学徐海学院2015届本科生毕业设计第一部分彭城电厂的初设1概论1.1设计依据1、国家计委能源部[1992]1047号《关于徐州彭城电厂一期工程可行性研究报告的批复》。2、能源部能源计[1991]803号《关于徐州彭城电厂设计任务书的请示》。3、国家能源投资公司能投计[1991]491号《关于请示批复徐州彭城电厂设计任务书的报告》。4、中国国际咨询公司咨能[1992]181号《关于<徐州彭城电厂可行性研究>的评估报告》。5、能源部电力规划总院电规发[1992]4号《关于江苏徐州彭城电厂可行性研究审查意见的通知》。6、江苏省环境保护局苏环管[91]66号《关于对徐州彭城电厂工程补充环境评价报告的审批意见》。7、国家能源投资公司、江苏省投资公司、徐州市投资公司《合资建设与经营彭城电厂的协议书》（一九九一年八月十六日）。1.2项目概况彭城电厂（原称徐州二电厂）前期工作从1977年开始，1979年5月国家建委以（79）建发燃字第272号文批准了建厂厂址。当时拟因今年英国66万千瓦机组，谈判后失败。1984年水电部上报了设计说明书。并提出规划容量为240万千瓦，根据国家计委意见，并重报了设计任务书，中南电力设计院于1985年8月完成初步设计。电力投资体制改革后，徐州为了解决地区严重缺电局面，1988年初拟与香港港澳国际投资公司合资建设彭城电厂，国家计委1988年6月批准了项目建议书，后因还贷款，分利等协议未谈成，从而转向利用内资建设，1991年8月国家投资公司、江苏省投资公司和徐州投资公司签订了建设彭城电厂协议（投资比例35%：25%：40%），1991年9月能源部向国家计委上报了设计任务书。104 中国矿业大学徐海学院2015届本科生毕业设计本项目的可行性研究已经进行多次，1991年上报任务书前后，又对电厂系统、环境保护、铁路专用线以及电煤运输等问题作了补充论证。中南电力设计院又重新编制了1991年版的可行性研究报告。能源部电力规划设计总院于1991年12月9日至21日在南京召开了徐州彭城电厂可行性研究报告审查会。通过审查，厂址按国家建委1979年5月批准的蔺家坝厂址方案，电厂规划容量为120万千瓦，一期工程先建两台30万千瓦国产燃煤发电机组，留有扩建的可能，按1991年的价格水平，发电工程投资129114万元，配套送电工程投资为21970万元，1992年3月中国国际工程咨询公司受国家纪委的委托，对“徐州彭城电厂工程可行性报告”进行了评估，并以咨能（1992）181号文件向国家计委送了关于《徐州彭城电厂可行性研究》的评估报告，提出，建设彭城电厂，使电源布局合理，并可缓解江苏缺电局面，提高电网供电的可靠性和经济性，彭城电厂规划容量为120万千瓦，一期工程建设两台国产30万千瓦燃煤机组。1992年7月，国家计委计能源（1992）104号文“关于江苏徐州彭城电厂一期工程可行性研究报告的批复”，同意建设彭城电厂，并要求严格控制工程造价。2厂址简述2.1位置和地形厂址位于北郊铜山县柳新村，距徐州市区约12公里。北靠京杭大运河，位于蔺家坝下游一公里处的京杭大运河与桃园河下游的南岸。津浦铁路从厂址东侧通过，距厂址约8公里，南距陇海铁路月11公里，连接津浦，陇海两条铁路线的茅夹线从厂东南二点五公里处通过。徐州茅村电厂在厂址东北方向约8公里处。徐州500千伏任庄变电站在厂址东南约9公里，厂址临近徐州矿务局西郊矿区，经勘察厂址下面无矿产资源。厂址南至铜山县破楼，丁楼和李庄，东距大口村约0.8公里。厂区及其周围地带地势平坦宽阔，为黄河冲击平原，厂址区域南北长约2公里，东南宽1.5公里，自然地面标高34.30-35.00米（56年黄河基面，下同）。厂区农田主要是种植小麦，水稻。厂区，施工区和生活区的布置均可避开村庄，拆迁工作量不大。2.2工程地质2.2.1地质构造104 中国矿业大学徐海学院2015届本科生毕业设计徐州彭城电厂厂址及其周围，按照大地构造分区属华北台地，鲁西中台隆，徐淮陷断褶束区。基地由混合岩化作用和变质作用的太古界泰山群组成。构造方向为东西向。而该层主要由古生代和中生代的地层组成，主要构造线为南北方向。本区地处秦岭东南向构造带东延部分的北支南侧与新华系第二隆起带的交汇部位。2.2.2地震地质本区位于华北平原地震区。厂区及临近地区无区域性活动大断裂带通过，位于厂北区500米处的不牢靠断层，为新华系次级张性断层。尽管新生代以来具有一定的活动性，但对建厂没有影响。2.2.3水文地质条件厂区地段的第四系覆盖层中的地下水为上层滞水，属孔隙潜水，地下水水位受季节变化及地表水地变化影响较大，深埋一般为0.5～9米/水泵房地段水位埋深2.6米左右。地下水经取样作腐蚀性分析，经判断对混凝土无侵蚀性。塌陷区灰场地区属第四系厚约70米，根据勘测钻孔资料此部分有较厚的粘性土层，为不透水层，灰水不会产生垂直下渗，对地下水不会产生污染，对邻近的居民生活用水不会有不利影响。2.2.4地基土特征（1）厂区、水泵房依据形成条件，厂区及水泵房地段的地基可分为亚粘性土，粘土，轻亚粘土，厚为15米左右，再向下为老粘土层，性质较好，可作为建筑物的持力层。（2）灰场1）井山灰场根据坝基土的形成条件，由上向下可划为四层。第一层为第四系全新统湖基层，较软，承载力差，力学特性较差。第二层为洪积层，土层较硬，压缩性低，力学性能较好。第三层为第四系残坡积层，分布不均，随下为伏寒武岩顶板起伏，在乌鸦山及井山坡脚处漏出地层。第四层为寒武系上统。2）塌陷区塌陷区灰场地处冲积平原地貌单元。3）筑坝材料104 中国矿业大学徐海学院2015届本科生毕业设计井山灰场的库区内能作为筑坝材料的土料不多，经初步计算，井山灰场库区的土料月30万方。塌陷区灰堤比较低，主要粘土，故筑堤的土料可就地解决。2.3供水水源循环水补充水为京杭运河水，采用带自然通风冷却塔的循环供水系统。锅炉补给水考虑了两种水源，一为京杭运河水，另一为地下水。推荐采用地下水。生活水源也采用地下水。2.4燃料供应与交通运输彭城电厂兼备坑口和路口电厂的特点，徐州地区煤矿集中分布在东西两侧，尤以西部为主，根据现有条件及分布情况看，铁路运输极为便利，徐州市西北部煤炭可经沛屯——沛县——夹河寨——杨屯——电厂专用线进入电厂。2.5除灰系统和贮灰场灰渣水力输送，除灰器干灰可集中于灰库，以便综合利用。可供选择的灰场有井山灰场和庞庄煤矿塌陷区灰场。前者位于电厂以北约8公里处，塌陷区位于电厂西南约6公里处。两者相比，塌陷区灰场方案明显优于井山灰场，故推荐塌陷区灰场方案，灰场容积本期按2×30万千瓦机组堆灰10年左右考虑。2.6施工场地与生活区的规划电厂施工区位于厂区北侧扩建端，地势开阔平坦，对外联系方便，施工场地较好，施工面积占地21万平方千米，施工生活区固定端进场公路西侧，占地7.65万平方米。电厂职工生活区由徐州市规划局规划部门在市区统一规划与建设，这样，有利于城市建设，又能方便职工生活和子女入学及入托，减少职工的后顾之忧，有利于生产，市区生活区占地约2万平方米。同时，考虑到电厂生产值班的需要，综合有关方面意见，将部分家属宿舍及单身宿舍和电厂筹建办公室用房等布置于厂前附近，占地0.8万平方米。3主要设计原则及方案说明3.1设计指导思想104 中国矿业大学徐海学院2015届本科生毕业设计1、据国家计委在本工程可行性报告的批复中提出的“严格控制工程造价的要求”，本工程采用投资限额设计的原则。2、认真贯彻能源部“电力勘测设计单位要牢固树立质量第一，为生产服务的思想，坚持设计的科学性，正确掌握设计标准，精心设计，为国家把关，为客户服务”的指示。3、认真做好调查研究，汲取国内近期投产的300MW机组成熟的先进经验，注意质量信息的收集和应用，虚心听取建设，施工单位的意见，切实搞好工程创优。4、积极推行全面质量管理，在整个初步设计过程中，以工序管理为核心，运用“三个环节”管理方法，努力提高设计质量。5、积极慎重地，因地制宜地采用新材料，新设备，新工艺，新布置，新结构，努力提高自动化，机械化水平，改善工作条件，为提高发电厂的可靠性，经济性打下良好的基础。6、本工程设计有中南电力设计院负责，江苏电力设计院参加，为保证工程质量，院对工程设计全面负责，充分发挥主体设计院的作用，同时，积极发扬技术民主，互相学习，取长补短，对重大技术原则和方案进行充分的讨论，使设计更加先进、合理。力争既符合国家的技术政策，又满足用户的需求。3.2总平方布置3.2.1方案简述根据国家计委能源（1992）1047号文件及有关主管部门的过程评价报告和可行性研究审查意见，彭城电厂一期工程容量为2×300MW，规划容量为1200MW，且不堵死扩建余地的原则，并结合厂址条件及工艺流程，电厂总布置做了多方案比较，经筛选后保留了两个方案：方案一：电厂从东至西布置为升压站——主厂房——贮煤厂即构成“三列式”布置格局。主厂房固定朝南，向北扩建。厂前区布置在主厂房固定端，主厂房干道从厂区南侧引进。采用端入式入口。厂前区的左侧为辅助生产区，冷却塔布置在电气升压站南侧，位于厂区东南角。循环水预处理站布置在冷却塔旁。贮煤仓一，二期并列布置位于厂区西侧的下风向，卸煤采用翻车机带卸煤沟方案，整车整列进厂无需解列，而直接进入翻车机室引入牵车平台至禁翻车卸煤沟卸煤。电厂出线按220KV104 中国矿业大学徐海学院2015届本科生毕业设计电压等级，一期出线六回，二期再出线二回，并留有再扩建余地，升压站与主厂房A排柱之间的距离56m。方案二：该方案总的布置格式呈“三列式”布置，与方案一的布置不同之处为：厂前区位于升压站南侧，进场主干道采用斜入市从厂区东侧引进；冷却塔移至厂前区的南侧与主厂房和升压站顺列布置；贮煤场按工艺要求一期二期顺列、头对头布置厂区西侧，卸煤采用翻车机带卸煤线方案，该方案运煤列车需在厂区内线解列，将禁翻车皮顶至禁翻车线卸煤；电厂一期出线按220KW电压等级，升压站与主厂房A排柱之间的距离为60m；辅助生产区布置在厂前区和冷却塔的西侧，厂区边界欠规整。3.2.2技术经济性比较（参见表3-1、表3-2），方案一与方案二比，具有以下优点：（1）占地较小，方案一电厂规划容量围墙内占地51.7×104m2,而方案二的规划容量围墙内占地54.55×104m2。（2）循环水供应排水管段，方案一比方案二可节省投资约147万元。（3）从厂房布置看，方案二厂前区位于主厂房与冷却塔之间，使人产生压抑感，而且不利于超规划容量的扩建，而厂区围墙又欠规整，围墙转角太多。方案二循环水预处理的扩建场地在辅助生产区的腹地，扩建时对电厂的生产管理带来不便。（4）方案二贮煤场对头布置，不仅增加了厂区的污染源，而且使点火油罐远离主厂房，管理不便，也增加了管线投资。3.2.3厂区竖向布置彭城电厂百年一遇洪水位为35.33m，厂址内涝水位为34.58m，场地自然地形标高34.3~35.0m，场地设计标高既要达到规程规定的高于百年一遇的洪水标高，又要节约土方工程量，因此，竖向布置选择平坡式多向斜坡型布置形式，将厂区最低点标高定为35.5~35.7m之间，保证了电厂不受洪水和内涝大水的威胁。经计算，方案一2×300MW，厂区填方28.2万立方米，方案二2×300MW为26.6万立方米，扣除基槽余土12万立方米，还需要从煤矿塌陷区运进土方16.2万立方米或14.6万立方米。3.2.4交通运输（1）104 中国矿业大学徐海学院2015届本科生毕业设计铁路：电厂铁路专用线在徐州枢纽夹北联络线的杨屯站接轨，与夹北线上行正线并行2km后以R=600m曲线折向东北，从电厂固定端、厂区西侧引入。电厂2×300MW时，年运煤量175万吨，到规划容量时，年运煤量35万吨。电厂铁路专用线按二级工业企业铁路标准进行建设。到发线长度850m，预留1050m条件。（2）公路：市区已有公路通至王庄矿，从徐州市区到电厂的公路可从吴屯附近接出，在电厂铁路专用线以东通行，避免与铁路专用线交叉。进厂公路经何家村、李庄、接到电厂大门，此段路长4170m左右，其中1000m为改建道路，均按三级公路标准建设。厂区的环形道路网。厂区道路采用城市型混凝土刚性路面，连接进厂公路的主厂房固定端主干道路面宽为9m，其他干道为6m，次干道为4m。至贮灰厂的输灰管线检修道路采用3.5m宽的泥结碎石路面。施工道路可从王庄引进，既而利用现有的厂区西侧王庄至蔺家坝的道路，从厂区的西北面接入施工区。（3）水路：水路运输方面，可考虑在京杭大运河临近电厂修建临时码头，以解决大件运输问题。3.2.5厂区绿化本期工程重点绿化区域为：厂前区、主厂房周围、贮煤仓及炉渣中转站周围、冷却塔区域及升压站。厂区总平面布置方案一的绿化面积为76172平方米，绿化系数为19.87%，方案二的厂区绿化面积为76088平方米，绿化系数为20.72%。104 中国矿业大学徐海学院2015届本科生毕业设计表3-1平面布置方案技术性经济指标表序号名称单位方案一方案二备注2×300MW4×300MW2×300MW4×300MW1厂区围墙占地面积104m238.3251.7036.7254.55不含生活区占地2厂前区占地面积104m2/3.75/2.303单位容量占地面积m3/k0.6390.4310.6120.4554厂区建筑物面积m21424602381581385142482695建筑系数%38.1043.9737.7245.516场地利用面积m22445233595142338313621257场地利用系数%63.8169.5463.6866.388场内铁路长度m76867686方案二不含卸煤线9场内道路及广场面积m241770532603987951904不含生活区道路10道路广场系数%10.9010.3010.869.5111厂区围墙长度m281345432823476012厂区铁围栅长度m64110.0904105413厂区土方工程量挖方m30/0/填方m328200/266000/不含厂内铁路土方14厂区供排水管长度供水管m710/970/排水管m710/970/104 中国矿业大学徐海学院2015届本科生毕业设计15厂区绿化面积m276170/76088/表3-2经济条件比较表序号项目单位方案一方案二差额工程量相对投资（万元）差额工程量相对投资（万元）1循环水供水管2826元/m00+260m+73.482循环水排水管2826元/m00+260m+73.483厂内异型卸煤铁路线336.72万元/km00+440m+148.204输煤系统/////5土方工程量挖（-）/////挖（+）00-1.6万m3-24.006除灰管线00007电厂出线/////8异型车卸煤沟20673元/m00-2×30m-124.049总计（万元）0+147.12注：比较表中数字均为2×300MW时数量。异型车卸煤线单价参照济南铁路局勘测设计院可研调整估算报告厂内线单价104 中国矿业大学徐海学院2015届本科生毕业设计3.3热机部分3.3.1三大机组（1）三大主机的选择本工程三大主机设备是通过招标方式确定的。招标工作在能源部、国家能源投资公司成套设备局的主持下，于1992年7月在徐州举行。本着公平公正，择优选用的原则，根据各厂家的投标文件及答疑，经评标专家综合技术经济比较后选定采用东方锅炉厂嫁接引进型300MW锅炉、上海汽轮机厂引进型300MW汽轮机、上海电机厂引进型300MW发电机。因此，本工程初步设计按上述设备进行工作。（2）三大主机设计规范1)锅炉锅炉型号：DG1025/18.2-II4亚临界参数自然循环汽包炉，单炉膛、一次再热、平衡通风、露天布置、钢炉架、燃用徐州混煤、固态排渣、倒U型炉。锅炉容量和参数：过热蒸汽：最大连续蒸发量：1025t/h额定蒸发量：935t/h额定蒸汽压力：17.2MP.g额定蒸汽温度：540℃再热蒸汽：最大蒸汽流量：851.53t/h额定蒸汽流量：781t/h进出口额定蒸汽压力：3.42/3.26Mpa.g进出口额定蒸汽温度：319/540℃给水温度：274℃空气预热器：型式：三仓回转式空气预热器进风温度50℃一次风热风温度：331℃二次风热风温度：344℃104 中国矿业大学徐海学院2015届本科生毕业设计排烟温度：修正前（进风20℃）：161℃修正后：153℃锅炉计算热效率（按低位发热量）：91.54%(进风50℃）锅炉保证热效率（按低位发热量）：91.57%（进风20℃）2）汽轮机型号：型式：亚临界一次中间再热单轴两缸排气凝汽器式功率：额定功率：300MW夏季工况功率：302MW最大连续功率：326MW额定蒸汽参数：主蒸汽压力：17.5MPa主蒸汽温度：537℃主蒸汽流量：1024.94t/h排气压力：5.39Kpa再热蒸汽压力：3.59MPa再热蒸汽温度：537℃再热蒸汽流量：834.7t/h给水回热级数：共八级（三高+四低+一除氧）四段抽汽还具有提供40t/h其他厂用汽的能力。五段抽汽还具有提供30t/h其他厂用汽的能力。锅炉给水温度（额定工况）：274℃额定工况下计算热耗：（末级叶片长度905mm）7937KJ/KW·h额定转速：300r·p·m允许频率变化范围：48.5~50.5Hz负荷变化率：104 中国矿业大学徐海学院2015届本科生毕业设计100%-50%时：不小于（4-5）%/min50%-最小负荷不小于（4-5）%/min外形尺寸（长×宽×高）：17.614×7.978×7.536m重量：600.9t最大起吊高度（距运转层）：9.705m（低压缸上半）最大起吊重量：低压外缸下半：90.574t低压外缸上半：36.887t低压转子：62.793）发电机型号：QFSN-300-2型额定功率：300MW最大功率：326MW额定电压：20MW额定电流：10189A功率因素：0.85Hz额定频率：50Hz额定转速：300r·p·m定子线圈接线方式：YY冷却方式：水氢氢励磁方式：无刷效率：98.88%（保证值：≥98.7%）最大运输量：225t转子重量：53t3.3.2燃烧系统（1）燃料需煤约175万吨，由徐州矿务局和地方煤矿80多万吨，其余80多万吨从目前徐州地区经铁路南运供苏南沿江电厂的煤中留用。1）燃煤成分及特征由江苏电力局提供的煤质资料如下表：104 中国矿业大学徐海学院2015届本科生毕业设计表3-3　燃煤成分序号项目名称符号单位设计煤种校核煤种1工业分析应用基全水分Wy%8.006.50分析基水分Wf%2.581.43可燃基挥发分Vr%25.5015.00应用基灰分Ay%30.023.80应用基低位发热量QydwKJ/Kg20013236602元素分析应用基炭份Cy%50.5061.23应用基氢份Hy%3.503.24应用基氧份Oy%6.003.33应用基氮份Ny%1.001.30应用基硫份Sy%1.000.60序号项目名称符号单位设计煤种校核煤种3可磨性系数Khg64744磨损指数5灰熔点变形温度t1℃12501400软化温度t2℃13501500熔化温度t3℃1450>1500104 中国矿业大学徐海学院2015届本科生毕业设计2）灰渣特性表3-4　灰渣特性序号项目说明符号单位设计煤种校核煤种1灰成分分析二氧化硅SiO2%49.3349.03三氧化二铝Al2O3%27.6537.54三氧化二铁Fe2O3%5.542.83氧化钙CaO%3.244.99氧化镁MgO%1.000.60二氧化钛TiO2%-1.02氧化二钾K2O%0.94>2.14氧化二钠Na2O%0.25三氧化硫SO30.361.22其他2灰比电阻温度100时Ωcm7.16×1011温度130时Ωcm1.87×1012温度160时Ωcm1.37×1012温度190时Ωcm5.63×1011333）锅炉点火用油采用0号轻柴油作为锅炉点火及低负荷助燃启动锅炉用油：油质资料如下：油种：0号轻柴油恩氏粘度（100）：0.960E比重：0.817含硫量：0.23%开口闪点：62~65℃凝点：>0℃低位发热量：41031~41870KJ/Kg104 中国矿业大学徐海学院2015届本科生毕业设计（2）燃料消耗量本期工程的燃料消耗量见下表。其中利用小时数为20小时，年利用小时为6000小时。表3-5电厂耗煤量序号项目单位设计煤种校核煤种1锅炉台数台1×10252×10251×10252×10252时耗煤量t/h146.10292.2124.6249.23日耗煤量t/d29225844249249844年耗煤量万t/a87.66175.3274.76149.52（3）系统及主要特点本工程设计煤种Vr=25.5%，Wy=8%，KHG=64%，校核煤种除Vr=15%低于设计煤种外，其他特征都优于设计煤种。根据规定，推荐采用中速磨冷风一次风正压直吹系统。锅炉采用四角布置直流摆动式煤粉燃烧器，每角分为上下两组，上组布置两层，下组布置三层。每台锅炉配五台ZGM-95G型中速磨煤机，四台运行，一台备用，可保证锅炉最大连续负荷运行，每台配一台密封机。锅炉采用三分仓容克式空气预热器，为防止低温腐蚀，预热器冷端受热元件采用耐腐蚀的考登钢来制造。（4）燃烧、制粉系统辅助设备选择1）磨煤机每台锅炉配五台，ZGM-95G型中速磨煤机，四台运行，一台备用，在磨制设计煤种时四台磨煤机运行期富裕系数为1.347，在磨制校核煤种时，其富裕系数为1.164，均满足规程要求的1.05~1.15要求，每台磨煤机配一台6-12No10.5D密封风机，参数为Q=4932m3，H=17200Pa。2）给煤机每台中速磨配一台耐压计量式给煤机（NJG-60），供煤距离为2.1米，出力104 中国矿业大学徐海学院2015届本科生毕业设计6~60t/h，称重精度为+0.5%。3）风机送风机选用ML-HI-R95/198型动叶可调轴流式风机，一次风机选用AH-R180DW型双吸单速离心机，吸风机选用AL-R296DW型双吸双速离心机。4）除尘器及烟囱锅炉除尘设备根据环保部门审查意见，经选型比较，本工程推荐采用四电场除尘器，除尘效率大于99%。二台锅炉合用一台出口内径为7.0m，高度为210m的钢筋混凝土烟囱。5）点火及助燃油系统油区设置2×1000m3轻油罐，卸油栈台总长度为72m，一次可容纳六节油槽车卸油。锅炉点火采用电火花·轻柴油·煤粉两级程控点火方式，点火油系统按锅炉最大连续蒸发量的30%耗油量配置，每台炉配12个油枪，分三层布置。6）启动锅炉本工程选用两台20t/h燃油启动锅炉。3.3.3热力系统热力系统中的主蒸汽、再热蒸汽、主给水系统采用单元制，厂用蒸汽的辅助蒸汽联箱两台机组互相联络。1）热力系统主蒸汽、再热蒸汽和汽轮机旁路系统。主蒸汽管道从汽轮机高压缸排气口接出为单根管道，到汽轮机再分为两支管分别连至汽轮机压缸左右侧的主气门。低温再热蒸汽管道从汽轮机高压缸排气口接出为单根管道，到锅炉处再分为两支管，分别接到锅炉再热器入口联箱的两个接口。高温再热蒸汽管道从锅炉再热器出口联箱上的两个接口接出并合并成一根管道通往汽轮机房，到汽轮机处又分成两根支管分别接到汽轮机中压缸左右侧再热器主气门在主蒸汽及再热蒸汽官道上接有二级串联汽轮机旁路系统，其容量为锅炉最大连续蒸发量的35%。2）抽汽系统104 中国矿业大学徐海学院2015届本科生毕业设计机组具有八级非调整抽汽，一、二、三级抽汽分别供汽至三个高压加热器，四级抽汽供汽至锅炉给水泵、除氧器及辅助蒸汽系统，五、六、七、八抽汽至四台低压加热器。3）给水系统采用2×50%容量的气动给水泵及1×50%容量的电动给水泵。高压加热器采用给水大旁路系统。4）凝结水系统凝结水系统由凝汽器热井一总管引出，然后至两台全容量凝结水泵（一台备用），合并后经中压凝结器结水处理设备、气封加热器、低压加热器至除氧器、本系统设有最小流量再循环管路。5）加热器疏水系统三台高加疏水逐级串联到除氧器，其事故旁路疏水至凝汽器，除氧器溢放水至凝汽器，四台低加疏水逐级串联到凝汽器，事故旁路疏水亦到凝汽器。每台机组各设置一台定期排污和连续排污容器。6）开式循环冷却水系统、停机冷却水系统开式循环冷却水为循环水，由循环水进水管引进，经开式循环冷却泵升压后通往各有关设备。每台机组设一套停机冷却水系统，设置一个地下水池及一台停机水泵。7）闭式循环冷却水系统本系统为一闭合回路，系统的一次水源为凝结水，并设有化学加药系统，其二次水源为循环水凝结水压大于循环水压。8）工业水系统本系统水源取自开式循环水泵出口管，分别为主厂房内各系统设备的冷却器及轴承提供冷却水。主要辅助设备选择1）高加：为U型管卧式双流程，都设有蒸汽冷却段、凝结段和疏水冷却段，传热面积分别为HPI：1025m2，HP：1110m2，HP：885m2。2）低加：为U型管卧式双流程，其中两台为组合式，均设有蒸汽凝结段，传热面积分别为：LP5：600m2，LP6:500m2，LP7：700m2，LP8:800m2。104 中国矿业大学徐海学院2015届本科生毕业设计3）凝汽器：单壳体，对分双流程，冷却总面积16500m2。4）除氧器及给水箱：卧式除氧器置于水箱上，由喷雾除氧段和深度除氧段二段组成，其出水含氧量保证≤7ppb，设计压力：0.98Mpa/全真空，设计温度：350℃，额定出力：1080t/h。5）汽轮机旁路：高压旁路减温减压装置，容量：350t/h，进/排汽力：16.7/3.65Mpa.a，进/排汽温度：537/321℃，低压旁路减温减压装置：进/排汽力：3.27/0.86Mpa.g，进/排汽温度：537/1746）高压给水泵组：给水泵推荐WEIR泵，FK5D32型，流量：610m3/h，扬程：23.647Mpa：前置泵：FAID56型，流量610m3/h，扬程：1.0Mpa，液力偶合器：R16K550型，液力勺管调节式。7）给水泵汽轮机：ND(G)83/83/07型，单缸凝汽式向下排气、自动切换功率6MW，转速：3000~4000r/min。8）凝结水泵：9LDTN-OBK4型，抽干空气量51kg/h。9）水环真空泵：每台机组配两台，ZBW4353-OBK4型，抽干空气量：51kg/h。（3）热力系统的主要经济指标表3-6热力系统的主要经济指标序号项目单位数量备注1发电功率MW2×3002年利用小时H60003年发电量108kw·h364汽轮机的净热耗保证值KJ/KW·h79375锅炉效率%91.476管道效率%997发电厂热效率%41.428发电厂热耗率KJ/KW·h8694.79发电煤耗率g/kw·h434.610发电标煤耗g/kw·h296.8104 中国矿业大学徐海学院2015届本科生毕业设计11厂用电率%5.83.3.4主厂房布置（1）方案简述主厂房布置适应不同燃烧制粉系统形成三个方案：各方案汽轮机采用大平台布置，除氧间采用双框架结构，锅炉房采用岛式露天布置，高加采用分层叠置。方案一：采用中速磨直吹制粉系统，汽轮机向顺列布置，机头朝扩建端，给水系统采用3×50%方案，凝结水处理二机一套中压系统，两台机组设置一个二机一控的单元控制室，控制室布置在二炉中间。方案二：燃烧制粉系统采用钢球磨中间仓储式制粉系统，主厂房柱距选用12米，汽轮机房布置格局与方案一、三基本相同。每台机组设一个二机一控的控制室，控制室布置二炉之间。方案三：主厂房布置与方案一相同，与方案一不同的是每台机组设置在一个单元控制室。（2）主厂房推荐意见根据燃烧制粉系统推荐意见：采用中速磨直吹系统，主厂房布置相应推荐采用方案一即中速磨二机一控方案，与其他方案相比具有以下优点：1）利用两炉之间的空挡将二机一控单元控制室插入煤仓框架，由于取消了四档煤仓框架，可节约厂房投资。2）单元控制室较其他两方案大，而且控制室只在汽轮机一侧开门，有利于控制室的隔音和防尘。3）单元控制室位于厂房心脏，与两台机组的主机设备距离较近，对运行及控制是有利的，并可剪短电缆的长度。4）在生产调度上便于值长统一指挥。5）与一机一控相比，可节省部分公用设备的投资。6）其缺点是锅炉吊装与控制综合楼的土建施工矛盾会影响工期，但可通过合理的施工组织可减小矛盾。7）第一台机组启动运行后，第二台机组安装调试工作之间的互相干扰可是当采用临时隔离措施。104 中国矿业大学徐海学院2015届本科生毕业设计综上所述，并参照国内近期大型机组做法，考虑到机组以后长期运行管理，故推荐二机一控的中速磨直吹系统方案。3.4燃料运输部分3.4.1燃煤量电厂锅炉燃煤量参见表3-5。3.4.2卸煤装置及贮煤设施1）卸煤装置卸煤方案：本期2×300MW日煤耗量为5840t/日，火车牵引定数为3500t，按车辆平均净载重50.5t，来煤不均衡系数为1.2，每日进厂的列车及车辆数为：2×300MW139辆/日3列/日4×300MW278辆/日6列/日煤车形式主要为C62货车，载重60t。卸煤方式考虑了翻车机卸煤和链式煤槽两个方案。翻车机卸煤系统采用厂内自备机车结合地上式空、重调机车及牵引联合调车，缝式煤槽卸煤系统采用厂内自备机车调车。进厂煤车辆数一次考虑为44节，日进车列数为3列，每列车总长度约为655m。2）翻车机卸煤方案厂内线按五股线配置，其中两股空车线，两股重车线及一股机车行走线，三股线有效长度约为1450m，三股线汇合后，再延长650m，作为空车停放线。翻车机系统主要设备为：CFH-2型称重侧倾式翻车机2台，最大载重量100t，翻卸车辆数30辆/小时；ZDC-30型齿条传动重车调车机2台，牵引力为30×9.8KN，有效牵引车程30m，牵车台2台，载重30t。翻车机作业循环时间为2分钟，翻车次数为25次/小时，最大为30次/小时，平均日翻卸能力为1.6万吨，整列车净卸车时间为1.5小时，能满足铁路部门4小时内送空车的要求。禁翻车卸煤沟各配有一台LX-8A型桥式螺旋卸车机，跨度8m，出力300~400t/h，煤沟底部各安装一台出力可调型桥式叶轮给煤机，型号为QYG-600型。缝式煤槽卸煤方案设备本方案采用双线缝式煤槽，每条缝式槽有效长度为156m，共设置4104 中国矿业大学徐海学院2015届本科生毕业设计条，每条煤槽可存车11节，共可存车44辆，每列车静卸车2小时，每条煤槽可贮煤为2763吨，共存煤11052吨，每两条并列缝式煤槽上设有两台LX-13.5A型桥式叶轮给煤机，出力200~600t/h，共8台。两方案的技术经济比较方案的技术比较与经济比较表见表3-7及表3-8。表3-7两方案技术比较表序号比较内容翻车机方案缝式煤槽方案1系统出力大较大2设备可靠性较好一般3机械化程度高较低4劳动条件较好较差5需配备人员少多6清车工作量无较大7占地面积小大8对环境的污染小大9对车辆的适应能较好好10对车辆的损坏较小小11对地下水位较高地区的施工难度小大12燃料的计量静态计量准确动态计量要求高13自动化控制能实现不能表3-8两方案经济比较表1方案投资3625.363987.54362.182方案年总费用852.7952.8100.10由上可见，翻车机卸煤方案在技术经济上都具有明显的优越性，故推荐翻车机卸煤方案。3）贮煤设施本期工程设置一个斗轮堆取料机每场，两个Φ15×30m圆筒仓。本期煤场机械采用一台折返式斗轮堆料机，堆料出力1500t/h，取料出力104 中国矿业大学徐海学院2015届本科生毕业设计1000t/h，悬臂长度30m，两个圆筒仓采用两台HX700/10型环式卸煤机，出力700t/h。同时在煤场上设有2个地煤斗，每个斗上配备1台MZG-150型电机震动给料机备用设备，本期配备了T-220型推煤机3台，ZL-50装载机一台。徐州彭城电厂一期工程来煤50%为地方煤，50%为外来煤，并要求两种煤按50%比例接烧，故本工程考虑2个Φ15×30m圆筒仓作为混煤设施。当二期扩建2×300MW时，再扩建一个斗轮堆料取料机、煤场和两个Φ15×30m圆筒仓。本工程煤场布置方式有两个方案：方案Ⅰ：本期和二期煤场采用并列布置方案。方案Ⅱ：本期和二期煤厂采用头对头布置方案。3.4.3运煤系统及设备本工程卸煤系统出力为1500t/h，采用B=1400mm，V=3.15m/s皮带运输机。上煤系统出力为1500t/h，采用B=1200mm，V=2.5m/s皮带输送机。除禁翻车卸煤沟下皮带机和煤场皮带机采用单路外，其余均采用双路皮带运输机系统，一路运行，一路备用，并考虑有两路同时进行的可能。运煤系统根据煤场布置形式不同，做了两个方案。方案Ⅰ皮带机系统由8路双路皮带、5条单路皮带、6个转运站及一个碎煤机室组成，配合煤厂方案Ⅰ、两个圆筒仓并联于碎煤机之后的主皮带系统上。方案Ⅱ皮带机系统由7路双路皮带、2条单路皮带、4个转运站及1个碎煤机室组成，配合煤厂方案Ⅱ，两个圆筒仓并联于碎煤机之后的主皮带系统上。两方案的技术经济性比较见表3-9、3-10。表3-9技术比较表序号比较内容方案一方案二1煤场布置集中分散2运煤系统管理方便不方便3煤厂占地面积较小较大4厂区总平面布置较规则不规则5对厂内卸油设施的影响布置较近，方便不方便6系统环节较少少7煤场对厂区污染少较大8煤场消防通道短捷，方便较长104 中国矿业大学徐海学院2015届本科生毕业设计9煤场排水点集中分散表3-10经济比较表序号方案设备方案土建总计1方案Ⅰ3207.283060.66267.882方案Ⅱ3185.683121.96307.58从表中可见，方案Ⅰ较方案‖技术上具有煤场布置集中，占地面积小，系统运行管理方便等优点，且两方案在经济上基本持平，故推荐方案Ⅰ。3.4.4辅助设施（1）筛碎设备：本过程筛碎设备为单元配置，每路皮带运输机上设备一台GSP-1412型滚轴筛和一台KPC-12×26型环锤式破碎机。（2）带式除铁器：本工程推荐中速磨制粉系统，故在煤系统中设置了2级RCDC型电磁带式除铁器和一级RCDC圆盘式带式除铁器。（3）煤取样装置：在5#皮带机尾部设置2套带破碎、缩分装置的CYJ-12型原煤取样装置。（4）计量装置：来煤通过安装在翻车机平台下的静态电子秤来完成，入炉煤采用两台ICS-ST4型电子皮带秤，设置在5#甲乙皮带机上。3.5除灰渣部分3.5.1主要设计原则（1）整个除灰系统用水排水采用闭式循环，从系统布置及设备选择上采用节水设施，提高灰水浓度。（2）根据环保及综合利用的要求，本工程采用渣分除系统。3.5.2除灰系统的选择（1）锅炉排灰渣量（见表3-11）（2）除灰系统拟定表3-11锅炉排灰渣量1×300MW(2×300MW)日排灰渣量（t/日）年排灰渣量（万t/年）灰渣灰渣设计煤种773.8（1547.8）136.6（273.2）23.2（46.4）4.1（8.2）校核煤种94.2（188.4）16.0（32.0）2.8（5.6）104 中国矿业大学徐海学院2015届本科生毕业设计533.6（1067.2）1）方案Ⅰ灰、渣分除水力输送系统：电除尘器I电厂的灰采用搅拌桶制浆，水力输送至灰场。Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ电场的细灰采用空气斜槽集中，将集中后的干灰通过仓泵输送至灰库或其制浆水力输送到灰场。水力除灰系统工艺流程如下：Ⅰ电场灰斗→锁气器→搅拌器→灰沟→灰浆池→灰浆泵→灰场Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ电场灰斗→锁气器→斜槽→搅拌槽干灰综合利用系统工艺流程如下：Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ电场灰斗→斜槽Ⅰ→斜槽Ⅱ→双仓泵→灰库→汽车散装机→罐车→用户。灰渣采用脱水仓系统脱水，汽车外运。工艺流程如下：渣→冷渣斗→刮板捞渣机→渣沟→渣池→渣泵→脱水仓→汽车→用户。在电厂内设有渣炉中转站，渣场容积可满足电厂堆渣一个月要求。2）方案Ⅱ低压气锁阀气力集中水力输送除灰及脱水仓除渣分除系统。除渣系统工艺流程同方案Ⅰ除渣系统。低压气锁阀除灰方案工艺流程如下：图3-1低压气锁阀除灰方案工艺流程104 中国矿业大学徐海学院2015届本科生毕业设计方案Ⅱ：灰、渣分除气力集中水力输送系统表3-12除灰方案的技术经济比较单位：万元序号比较项目方案Ⅰ方案Ⅱ1总投资1756.12033.792系统运行费用53.2170.873系统维护费用451504系统耗水量1801345系统控制、运行维护、设备部件简单、设备少复杂设备多6系统可靠性、运行经验可靠、有成熟经验可靠性差、无成熟经验7对煤种变化的适应性好差8对环境污染小事故时较大9系统事故率低较高（3）方案推荐意见根据以上比较及徐州地区综合利用情况，方案Ⅰ在系统可靠性、经济性上均优于方案Ⅱ。故本期工程推荐方案Ⅰ。3.6电厂化学部分表3-13锅炉补给水处理系统技术经济性的比较井水反渗透离子交换井水全离子交换河水预处里反渗透离子交换1基建投资中等基建投资低基建投资高2水源可以适应井水及河水井水量不足时可以补充河水过滤水只能适用井水，井水水量不足时影响供水河水水源3操作自动化程序控制程序控制4酸碱耗量少酸碱耗量大酸碱耗量少5环境影响小环境影响大环境影响小6耗水率1.35耗水率低1.2耗水率1.457运行费用低运行费用高运行费用中等104 中国矿业大学徐海学院2015届本科生毕业设计3.6.1锅炉补给水处理系统本系统考虑了两种水源，一种为京杭运河的地表水，另一为地下水，锅炉补给水处理系统共做了三个方案：1）井水反渗透：加次氯酸钠细沙过滤加亚硫酸钠反渗透一级除盐、混床。2）井水全离子交换：加加次氯酸钠细沙过滤活性炭过滤、弱酸、强酸弱碱、强碱离子交混床。3）河水反渗透：加次氯酸钠凝聚、澄清粗沙、细沙过滤活性炭过滤反渗透一级除盐、混床。系统正常供水量：85t/h，启动事故时最大用水为14t/h。4）各方案技术经济比较根据以上比较，推荐井水反渗透离子交换方案。表3-14井水方案经济比较反渗透离子交换全离子交换有活性炭无活性炭总投资设备费万元461.5342.1317.1活性炭万元填料3640.440.4树脂54.3166.3166.3膜86.4总投资万元638.2574.45523.8运行费用HCL30%吨年60.210971097NaOH30%吨年24534534水吨吨水1.351.021.20电度吨水3.34651.47651.4765药品元吨水0.02活性炭0.183膜0.173离子交换树脂0.1160.4750.712设备折旧0.3340.2440.244合计1.2972.3022.356104 中国矿业大学徐海学院2015届本科生毕业设计全年总费用万元年90.79161.14164.923.6.2锅炉补给水处理系统（1）循环水补充水处理方案循环水补充水采用京杭大运河水，其水质特征为浊度低、有机物高、暂硬和氯离子和含盐量都很高，为保证循环水系统的防垢、防腐、杀菌灭藻等效果，同时考虑节约用水、节省投资和减少运行费用。对于此，我们在设计中做了三个方案比较，见表3-15、3-16。表3-15循环水补充水的条件及方案序号项目方案一方案二方案三1补充水处理方案杀菌-澄清-过滤-加阻垢剂杀菌-澄清-过滤-80%弱酸-加阻垢剂杀菌-石灰软化-加酸-过滤-加阻垢剂2循环水浓缩倍率23.243.243凝汽器材质黄铜管钛管钛管4凝结水处理系统中压凝结水处理系统无无5冷却塔补充水量1960m3/h1418m3/h1418m3/h6冷却塔排水量549m3/h~0m3/h~0m3/h表3-16技术经济比较序号项目方案一方案二方案三1补充水及相关水处理投资1541万元997万元2643万元2补充水及相关水处理直接运行费154万元250万元200万元3取水排水直接运行费44万元350万元24万元4凝汽器及相关处理系统总投资1711万元3029万元3029万元104 中国矿业大学徐海学院2015届本科生毕业设计5补充水及相关处理系统总投资3252万元4006万元5671万元表3-16技术经济比较（续）序号项目方案一方案二方案三6补充水及相关处理系统运行费198万元285万元224万元7经济性比较较好次之较差8百万千瓦用水量0.9770.7790.6579排水量比较较大较小较小10系统复杂性比较循环水处理简单、凝结水处理复杂循环水处理复杂，凝结水不处理循环水处理复杂、凝结水不处理由上表可见，方案一总体经济性好，技术合理，故推荐方案一。（2）循环水旁流过滤处理二次循环冷却水系统，冷却塔淋水对空气中的飘尘起洗涤净化作用，增加了循环水中的悬浮物，根据计算取1%循环水量的旁流过滤量，冷却塔与凝结器的循环水系统为单元制，旁流过滤处理水量为2×320t/h，过滤设备布置在冷却塔附近。3.6.3凝汽器铜管涂抹设备为了抑制凝汽器铜管腐蚀，在循环水泵入口，采用一次硫酸亚铁涂膜。3.6.4凝结水精处理系统为了保证锅炉补充水水质，采用100%处理的中压凝结水处理系统。每台机组配3台体外再生高速混床交换器，2台运行，一台备用，再生装置2台机组共用一套。高速混床交换器布置于机房0米，树脂再生装置放在辅机楼底层。3.6.5给水、炉水、凝结水加药处理为了确保热力系统的安全运行，控制合格的水汽质量标准，考虑了给水加氨和联氨设备，凝结水加氨设备，炉水硫酸处理，设备均匀布置在辅机楼第二层。3.6.6水汽监督和取样系统热力系统的水汽监督和取样系统采用集中布置，每台机组配一台SQJ型水汽集中取样分析装置。104 中国矿业大学徐海学院2015届本科生毕业设计3.6.7闭式循环冷却水处理对闭式循环冷却水进行加亚硝酸钠处理，以便除盐循环水具有缓蚀性。3.6.8锅炉酸洗由徐州电业局电厂办提出的原则性方案如下：基建炉的化学清洗，过热器及炉前系统考虑采用柠檬酸及氢氟酸清洗。进行炉的化学清洗，只洗锅炉本体，清洗介质选用EDTA。3.6.9油处理设有单独的绝缘油贮存、转化及净化设备，油处理室位于厂前东侧。3.6.10制氢本期安装ZDQ-12型制氢装置一套，其产氢量为12Nm3/h。3.6.11废水化学处理按2×300MW机组进行设计，留有扩建余地。根据废水水质的不同，分别设置了只需要调整PH值的废水处理系统，需除去重金属的废水处理系统、含泥渣废水处理系统。废水处理站位于循环水冷却塔附近。3.7水工部分3.7.1主要设计原则1）工业水源采用京杭运河地表水。2）供水系统采用带冷却塔的二次循环供水系统。3）灰场选择煤矿塌下区和井山灰场进行比较。4）为节约用水和减少灰水对环境的影响，灰水考虑回收，经灰场澄清后的雨水排往柳新河。3.7.2全厂水务管理1）循环水量供水系统的优化计算采用最小的年费用法，凝汽器循环水量按上海生产的引进型机组设计，设计工况为汽轮机的额定工况，经计算，冷却倍率夏季为55倍，冬季为33倍。表3-17循环水需水量104 中国矿业大学徐海学院2015届本科生毕业设计机组容量（MW）凝汽量t/h凝汽器循环冷却水量t/h辅机冷却水量t/h其他用水量t/h最大计算用水量t/h夏季冬季夏季冬季1300579.23185620851.22041351.534248.523243.723001158.46371241702.440827036849746487.41）补给水需水量：2110t/h。2）全长公用水需水量：102.2t/h。3）节水措施：对循环水系统补给水采用了化学处理方式，提高补给水水质，尽可能减少循环水排污损失。冷却塔装设除水器，减少风吹损失。除灰水利用循环水排水，灰水设回收系统，重复使用。从而保证，夏季电厂的用水指标为每百万千瓦1.02m3/s，年平均耗水量为每百万千瓦0.8m3/s。3.7.3供水系统选择与布置（1）系统与布置方案供水系统采用自然通风冷却塔的单元制循环供水系统，冷却塔设在固定段。循环水泵房位置考虑两种布置方式，一种为每台机组设置一个循环水泵房，即设在汽轮机房披屋内，另一种为集中泵房，即两台机一座泵房，设在冷却塔区。供水系统各方案优化范围：冷却倍率：50-60循环水泵台数：2台水泵运行方式：分热季、冷季水量冷季与热季之比：0.6,0.65,0.7凝汽器冷却面积（m2）：15340,16500,17655横流塔淋水面积（m2）：2250,2500,2750逆流塔淋水面积（m2）：4500,500,5500104 中国矿业大学徐海学院2015届本科生毕业设计循环水泵披屋方案，每台机组配两台循环水泵，外接一条B×H=2m×3m的钢筋沟，两机共同部分为双沟，另设一条Dg2200的压力钢管，一机配一座冷却塔。集中循环水泵房方案，每台机组配两台循环水泵，一机设两根Dg2200的压力钢管和一座冷却塔。两方案的经济性比较见表3-18。从表中可以得出披屋方案一次投资稍省，但此方案的缺点是：加大金额汽机屋和升压站的宽度，且受披屋泵房限制，循环水泵只能选择离心泵，对检修不利；而集中泵房具有便于集中运行管理，检修方便等优点。综合比较，本工程推荐采用集中循环水泵房方案。（2）设备选择循环水泵：立式斜流泵，流量：4.8m3/s，扬程：23m。清污机：ZSB-400型。3-18循环水泵房布置方案经济比较方案项目披屋泵房集中泵房备注循环水泵房276.3万元338.2万元土运费用清污机间103.28万元0土运费用钢管212.8（L=760米）397.6万元（L=1420米）砼沟174.4万元10万元双沟L=580米单沟L=100米设备价差0电器母线、电缆40万元0征地9万元0104 中国矿业大学徐海学院2015届本科生毕业设计水泵吸水井20.2万元0合计835.88845.8万元差额9.923.7.4被给水系统（1）泵房位置及型式补给水泵房设在京杭大运河直线段的电厂侧，距电厂一公里左右，下游据已运行的徐州发电厂补给水泵房约1.4公里。泵房为敞开式岸边取水构筑物，进水间、吸水井、泵房合建，取水为导流明渠，渠底宽34~12.3米，渠长40m，渠底由河中心坡向取水口，底坡4.6%。（2）泵房布置被给水泵房，按规划容量4×300MW一次建成，泵房零米以下平面尺寸为18.5×17.8米，深11.5m，零米以上高9.6m，平面尺寸18.5×21.3m，零米标高相当于绝对标高36.5m，泵房设计洪水位为35.33m，设计枯水位为27.51m进水要求。（3）补给水管路及水泵补给水管设计管线长1.5公里，按规划容量4×300MW一次敷设建成。1）补给水泵及补给水管管径选择正常情况下，2×300MW机组补给水系统为一台泵，一根管底供水方式，补给水量为2110m3/h，设计了两种方案：方案一：输水管管径取Dg700，配20sh-13型水泵，根据水泵特性，当Q=2123m3/h时，H=27.5，稍大于设计枯水位时所需底供水扬程。方案二：输水管管径取Dg600，配20sh-13型水泵，根据水泵特性，当Q=2123m3/h时，H=33.7，稍小于设计枯水位时所需底供水扬程。经比较，方案一的一次投资大一些，但年运行费用少，因此推荐方案一，本期安装三台泵，规划预留一台泵底位置。补给水管选用二根Dg700钢管。2）补给水泵房结构补给水泵房零米层以下为现浇钢筋排架结构，测壁厚0.8，底板厚1.0m，址宽1.0m。泵房零米以下为单层钢筋排架结构，砖墙封闭。柱距4.2m，钢筋屋架，屋架下弦标高44.1m，用空心屋面板。104 中国矿业大学徐海学院2015届本科生毕业设计泵房与外连接设一栈桥。3.7.5冷却设施供水系统作了自然通风逆流式冷却塔及自然通风横流式冷却塔底塔形优化计算，横流塔较逆流塔有明显的优势，综合了其他各种因素影响后，本工程推荐采用S-2500-95/10型自然通风横流式冷却塔，塔体参数如下：塔体的几何尺寸：淋水面积（m2）2500塔总高（m）95进风口高（m）10填料径深（m）9基础中距（m）6.5塔筒零米半径（m）33.72塔筒支柱顶半径（m）29.69塔筒喉部半径（m）18.78塔部至塔顶高度（m）19采用新研制的星型网格塑料填料，除水器采用除水效率高，阻力小的HC-150-45型玻璃钢除水器。喷嘴采用反射IV型适应于横流塔的新型喷嘴。塔的配水按管式配水设计，以克服原盘式配水循环水易受环境污染和滋生青苔的缺点，并采取了有效的措施。3.7.6灰场可供选择的灰场有井山灰场和庞庄煤矿塌陷区灰场。井山灰场位于电厂以北约8公里，灰场为井山、白羊山、乌鸦山三面环抱，西北面与微山湖相邻。塌陷区灰场位于电厂西南面约6公里，由于徐州地区庞庄等煤矿经多年开采而形成的成片地面塌陷，整个塌陷面积约4000多亩，平均塌陷深度约3米。本期灰场按2×300MW容量考虑，除灰系统采用灰渣分除方案，除灰场方案均按灰10年左右进行考虑，渣考虑综合利用，2×300MW机组年灰量约46万吨。104 中国矿业大学徐海学院2015届本科生毕业设计井山灰场利用三面环山地形围堤筑坝，筑坝方式考虑一次建成的均质土坝及一次建成的混合石堆石坝，和分期筑坝（初期为均质土坝）三种方案。其特征值及经济比较见表3-19。表3-19井山灰场方案特征值经济性比较表方案项目一次筑坝分期筑坝均质土坝混合土坝初期终期坝顶标高（米）46.546.539.546.5灰面标高（米）45.045.038.045堆灰容积（万米）440440200440堆灰年限（年）9.69.64.49.6灰坝长度（米）1134113411201134灰坝高度（米）14.514.57.514.5工程费用（万元）1289.92108.0870.11000.5总投资（包括征地）3679.44497.523283390单位容积造价（元/米2）8.410.211.647.7塌陷区灰场方案根据地质稳定分析和由近至远使用原则，从东Ⅰ→中Ⅱ→西Ⅲ顺序分块使用，并考虑复土还田灌溉及灰场雨水排放等因素拟定灰场使用方案，其方案特征值及经济性比较见表3-20。104 中国矿业大学徐海学院2015届本科生毕业设计表3-20塌陷区灰场方案特征值及经济比较方案灰场方案项目东Ⅰ+中Ⅱ东Ⅰ+中Ⅱ东Ⅰ东Ⅰ+中Ⅱ坝顶标高（米）37.038.040.0307.0灰面标高（米）35.536.538.535.5堆灰容积（万米3）40053540.5330堆灰年限（年）8.711.638.87.2灰坝长度（米）7296729640106020灰坝高度（米）3463灰场占地（亩）2120212010501500征地费用（万元）10601060525750工程费用（万元）416.0565.0620369总投资（包括征地）1476.01675.011461119单位容积造价（元/米2）3.693.042.833.39井山灰场与塌陷区灰场相比，塌陷区灰场方案明显优于井山灰场，主要优点有：（1）利用基本废弃的煤矿塌陷区做灰场，符合国家合理利用土地精神，复土还田后，综合经济和社会效益好。（2）灰场工程量少，投资省。（3）不需要修建跨运河管桥，节省管线投资。综上所述，本工程推荐采用塌陷区灰场方案，即东Ⅰ→中Ⅱ块，坝顶标高为37米方案。3.7.7外部水力除灰系统（1）至井山灰场管线长8公里左右，沿线除一小段为起伏的山坡地外，其余大部分需穿越农田，跨京杭大运河需建综合型官桥一座。至塌陷区灰场管线长约104 中国矿业大学徐海学院2015届本科生毕业设计8公里沿线基本全为农田，无大的跨越构建物。（2）灰水回收系统为避免灰水对周围环境的影响，设置灰水回收系统。本期设一根回水回收管，二期工程加一根，管径为Dg300，与灰管一起沿地面敷设。为防止结垢，采用下列措施：补给水经化学处理后补入循环水泵系统，除灰水采用循环水排污水；除灰系统采用高中浓度（灰水比1:4~1:6）灰浆输送；利用灰场天然河池，设灰水预处理池。3.7.8给水排水厂区给水排水设施均按120万KW容量设计。给排水量：生活生产给水：2502米3/日，291米3/小时消防给水：504米3/小时工业废水：710米3/小时雨水排水面积：50公顷雨水排水：3.83米3/秒生活污水:175米3/小时（1）厂区给水排水1）水系统本工程生产生活用水水源源自地下水，生产生活均为一个系统，根据水质化验结果，只需对其进行加氯消毒处理即可做饮用水。2）排水系统电厂地区生活污水、生产废水和雨水的排放采用分流制。由于场区自然地面标高较低，排水系统处于自然与抽升之间，故做了两种方案，经比较，推荐直接抽升的方案，以确保电厂的安全运行。（2）生活污水处理污水处理站仅接纳厂区及厂前附属建筑的生活污水，其容量按4×300MW设计。3.7.9消防系统104 中国矿业大学徐海学院2015届本科生毕业设计（1）消防给水系统：设置独立的常高压消防给水系统，确保全厂的安全生产，该系统由三台消防泵和两台稳压泵组成；消防水来自消防水池，容量为785米3。消防管网在主厂房室内，外为环状管网布置，有两条进水管与室外管网连接，当一条进水管发生故障时，另一条进水管仍能供给主厂房室内消防所需的水量。（2）电厂各系统的消防措施煤场、翻车机室、输煤栈桥均采用水消防系统，在各转运站进出部位，输煤栈桥与主厂房入口处设置水幕消防隔断。对主厂房的主油箱、氢密封油箱、磨煤机润滑油、柴油机室，以及储油设备均设水喷雾或者预动作灭火系统。对变压器设置水喷雾消防系统并设水灾自动报警系统。油罐区消防给水均由高压消防系统供给，在油区设有PHY448/55型压力式空气泡沫比例混合器，每个油罐上部装有2套PC8型空气泡沫产生器。气体灭火设施：卤代烷灭火设施：在厂区的重要生产建筑物内，如主控室，网控楼，计算机室等处设置卤代烷灭火设施。蒸汽灭火设施：在煤仓间运行层以下（磨煤机区域）设有蒸汽消防系统，磨煤机及其各设备的蒸汽消防系统，均从消防蒸汽母管接出支管至各设备。（3）火警探测系统布置原则在火灾初期发出报警，能够进行火灾的集中监视及消防设置的远方和就地启动。设置方式：火灾自动报警，人工确认火灾的发生，手动启动灭火装置。4环境保护4.1概述中南电力设计院于1991年9月编制了《徐州彭城电厂工程补充环境影响评价报告（<报批版>）》，江苏省环保局和省电力局受国家环保局和能源部安环司的委托，于1991年11月对此进行了审查，同意该电厂工程按规定容量120万千瓦的建设，烟囱高度为210米，静电除尘采用四电场，除尘效率不得低于99%。4.2烟气污染防治104 中国矿业大学徐海学院2015届本科生毕业设计4.2.1烟气污染物烟气污染物允许排放量及地面浓度校核经计算得以下二表表4-1SO2及烟尘允许排放数据与实际排放数据比较表项目容量煤种允许排放量及浓度实际排放量及浓度占允许排放量的份额SO2（t/h）烟尘（mg/Nm3）SO2（t/h）烟尘（mg/Nm3）SO2（t/h）烟尘（mg/Nm3）设计煤种2×300MW16.984215.13013.9130.292.904×300MW10.26060.4校核2×300MW16.893612.60982.6715.474煤种4×300MW5.219630.7表4-2SO2及烟尘的一次浓度最大值表大气稳定度平均风速（m/s）稳定度出现几率（%）一次浓度最大值距离（km）SO2浓度（mg/m3）占二级标准份额烟尘浓度（mg/m3）占二级标准份额AB1.9210.20.18937.8%0.0275.4%7104 中国矿业大学徐海学院2015届本科生毕业设计C3.1111.080.15230.5%0.0214.2%10D3.0440.030.0295.8%0.0040.8%10.94.2.2烟气污染物治理措施本期工程烟尘治理采用效率为>99.1%的四电场电气除尘器；SO2直接经210米高烟尘稀释排放；为降低NOx排放量，在设备订货时向锅炉厂提出要求：NOx排放量应≤800mg/Nm3，锅炉厂采取了相应的措施。所以由以上二表可见，烟尘及SO2排放量及浓度均满足GB13223-91标准。4.3生活污水及工业废水处理4.3.1排水概况电厂的生活污水、生产废水和雨水的排放采用分流制，排水点做到相应集中，以便环保检测。处理后符合标准的水排入柳新河。4.3.2废水处理措施（1）生活污水本期工程为规划容量4×300MW设计生活污水处理站，采用二级生化处理，处理能力为457m3/日，最大处理能力为175457m3/时。其工艺流程如下：104 中国矿业大学徐海学院2015届本科生毕业设计图4-1生活污水工艺流程图处理后的水质：BOD3=mg/L，去除率90%。（2）工业废水处理1）灰、渣水本工程采用灰水回收系统，本期设两台回水回收泵，一根灰水回收管，后期再上2台泵，加一根回收管。除渣用水为厂内循环，冲渣水从脱水仓溢流经澄清后循环使用。2）循环水排水电厂供水系统采用带冷却塔的二次循环系统，由于水质较差，浓缩倍率采用2，循环水排水部分重复使用。3）含油污水含油污水量较小，对油泵房、点火罐区的排水经油污水处理装置处理到小鱼10mg/L后排入下水道。4）煤场排水及输煤系统冲洗水104 中国矿业大学徐海学院2015届本科生毕业设计煤场雨水排水进煤场沉煤池、输煤栈桥等间断冲洗水每天300t，汇集到另外两座煤池，澄清后的水排入下水道。（3）化学废水处理本工程设有废水化学处理站，用于清除废水中的悬浮物，PH值得调整，去除有机物及重金属离子。4.3.3电厂排水对环境的影响分析电厂各种生产废水、含油废水及生活污水，均在场内分散处理，处理后的水质能满足GB8978-88《污水综合排放标准》一级标准要求。4.4灰渣治理及综合利用灰渣综合利用主要考虑三个方面：1、塌陷区灰场复土造田。2、炉渣年排放量约8万吨，可作为砌砖、铺路的原材料，已取得地方政府和有关单位的意向性文件。3、电除尘器Ⅱ电场后的细灰，可作为水泥的原料，已取得徐州淮海水泥厂的意向书。4.5噪声治理措施4.5.1电厂各主要噪声声源及噪声表4-2电厂各主要噪声声源及噪声水平设备名称噪声dB（A）汽轮机<90（1m处）发电机<90小汽机<85给水泵<85送风机<85一次风机<85引风机<85磨煤机<85(中速磨)4.5.2噪声治理措施（1）设备订货时，根据《工业企业噪声控制设计规划》（GBJ87-85）向厂家提出限制要求。104 中国矿业大学徐海学院2015届本科生毕业设计（2）在厂区总平面布置上，各类建筑物按功能分区布置，加强厂区绿化。在设计中要求考虑防噪声措施。从而满足《火力发电厂建筑设计技术规定》（SDGJ-87）中各类工作场所的噪声级要求见表4-3。表4-3工业企业厂区各地点噪声标准序号工作场所噪声限制dB（A）1各类生产车间和作业场所（每天连续接触噪声8小时）902各类生产车间值班室、休息室（室内背景噪声级）无电话通信要求时75有电话通信要求时703电子计算机室、巡回检测室（正常工作状态）704主控制室、集中控制室、通信室（室内背景噪音级）605厂部办公室、会议室、化验室、计量室（室内背景噪音级）606车间所属办公室、化验室（室内背景噪音级）70本工程投运后，厂址区域环境噪声增加值为3dB（A）4.6绿化规划为保护环境，美化厂区，改善工作条件，在厂区绿化上下功夫。厂区绿化系数为19.87%（方案一）。5运行组织及生产定员5.1运行组织5.1.1概述彭城电厂规划容量120万千瓦，一期工程建设2台30万千瓦国产引进型燃煤机组。计划1995年10月第一台建成，1996年8月第二台投运。机组一般带基本负荷，根据电网的需要，也可参与调峰。5.1.2启动电源电厂1号机组启动时，又220KV桃源变或500KV任庄变通过电场至桃园与任庄变得220KV出线向电厂倒送电。本期工程2×300MW104 中国矿业大学徐海学院2015届本科生毕业设计机组相应配有一台有载调压分裂变压器作为高压启动及备用厂用变压器。5.1.3气动气源一台机组启动最大用气量约为33t/h。本期工程启动锅炉房设置20t/h微正压燃油锅炉两台，蒸汽可通过厂用蒸汽管网送往厂房等处，机组启动时，非启动必须用气，均停止供应。5.1.4启动、运行程序与组织由调试单位、运行单位与安装单位根据行业有关规范另行制定与组织。5.2生产定员根据能源部的有关文件，本工程生产定员可按两种方案进行编制，以供审查确定。1、按能源部【1992】64号文——“关于引发新型电厂实行新管理办法的若干意见的通知”所附标准进行编制。规模按本期2×300MW容量计算。电厂实行新的用工制度、新的管理机构设置、新的运行、检修体制以及一系列配套的新制度与新标准。全厂总定员585人。2、按水利电力部1983年6月颁布的“火力发电厂机构定员标准（试行）”执行，基常规的电力定员配置。规模亦按本期2×300MW容量计算。按大分场制配备。全厂定员1400人。3、铁路专业线新增定员有济南铁路局勘测设计院确定，不包括在电厂定员编制之内。104 中国矿业大学徐海学院2015届本科生毕业设计第二部分脱硫脱硝系统设计1绪论1.1选题背景我国经济发展迅速，因此对能源的使用大大增加，但是能源的大量使用将会带来严重的环境污染，当前我国大多数的电力供应是靠煤炭的燃烧转化来提供的，而二氧化硫和氮氧化物是煤炭燃烧产生的最主要的污染物，这些污染物又是光化学污染和酸雨产生的主要元凶[1]。预计在将来的很长时间里氮氧化物的排放将会大大增加。我国地大物博更是盛产煤炭，煤炭产量占世界煤炭产量的四分之一，是世界上产量最大的国家。并且煤炭在未来的几十年里在我国的能源使用中的地位不会发生明显的改变。因此为了我国的可持续发展，环境保护将会是我国大力整治的方向。随着国家对环境治理的认识和力度逐渐加大，对于煤炭燃烧产生的二氧化硫和氮氧化物排放入大气的控制达到了很高的要求标准。“十二五”更是对SO2和NOx的排放提出了减排的要求：相对于2010年，2015年要相比减排8%。现在火电厂主要是脱硫与脱销分开处理使得占地大而且消耗大，所以找到高效的同时脱硫脱销的方法非常重要。有关研究表明，2014年我国SO2排放量为46930吨、NOx排放量67460吨，我国每年排放二氧化硫造成的经济损失可达亿万元，现在每年我国酸雨污染造成的经济损失约5千亿元，其中每年由氮氧化物带来的经济损失更是高达1100亿元[2]。为此1995年国家颁布了新的《大气污染防治法》，并划定了二氧化硫污染控制区和酸雨控制区。各地对二氧化硫的排放控制越来越严格，并且开始实行二氧化硫排放收费制度。而用煤大户火电厂更是成为了国家和人民关注的焦点，电厂进行脱硫脱硝则显得尤为重要。1.2国内外发展现状1973年我国环保机构正式成立，火电厂的烟气脱硫工作开始受到重视，电力行业二氧化硫的排放控制试验也正式进入开发研究阶段，可是局限于小烟气量的试验或规模较小的工业锅炉上，在125MW以上的大型电站锅炉应用很少。重庆华能珞璜电厂采用石灰石-石膏法进行烟气脱硫，标志着我国开始引进国外烟气脱硫技术对火电厂SO2104 中国矿业大学徐海学院2015届本科生毕业设计进行控制。直到目前我国40%以上的燃煤机组投运了脱硫装置，已超过发达国家(如美国)30%的脱硫比例。目前我国的脱硝方法主要是SCR（选择性催化还原法），例如东方锅炉有限公司和巴布科克·威尔科克斯有限公司。我国脱硫在火电厂中的应用发展可分为：“冷态”阶段（1992-2002）国家对火电厂烟气脱硫的政策并不明朗，火电厂加装烟气脱硫装置多为示范性质，技术全部国外引进，设备国产化程度低，国内专门从事脱硫的公司寥寥无几。“热态”阶段（2002-2007）是我国火电厂烟气脱硫产业发展的“爆炸式”阶段，首先国家对火电厂烟气脱硫的政策十分明朗，新的政策、法规及标准陆续出台和修订，包括一些强制性政策，如《排污费征收使用管理条例》，国内的脱硫公司也发展到200多家，基本采用与国外合作的技术模式，国内脱硫公司总承包，国外提供技术支持，国产化设备占的比重越来越高;此阶段，适应我国火电机组不同情况的烟气脱硫技术得到全面发展，如石灰石-石膏湿法、烟气循环流化床、海水脱硫法、脱硫除尘一体化、半干法、旋转喷雾干燥法、炉内喷钙尾部烟气增湿活化法、活性焦吸附法、电子束法等烟气脱硫工艺;从投运的情况看，石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺技术是主流，占90%以上。“温态”阶段经过“热态”阶段的“爆炸式”发展，脱硫公司经过优胜劣汰，很多脱硫公司离开了脱硫市场，而且国内许多省份(如广东)已经完成了在役机组加装烟气脱硫装置的任务，接下来的工作就是新建机组烟气脱硫装置;由于脱硫装置的国产化程度越来越高，部分脱硫公司拥有自主知识产权，脱硫工程造价大幅度下降[3]。德国大部分脱氮技术已经能达到排放标准，且开发了一系列氮氧化物燃烧器。主要采用了二级脱氮技术，有同步脱氮、选择性催化还原脱氮和选择性非催化还原脱氮等，还原剂一般使用为氨气。德国一级脱氮技术的低NOx燃烧系统的应用,早在20世纪60年代,德国的燃煤电厂基本采用湿式燃烧器,当时NOx的排放浓度在2000mg/m3以上。干式燃烧器的运行使NOx的排放浓度降为1200~1500mg/m3左右[4]。为适应日益严格的环保要求,有效降低NOx的排放量,德国陆续开发研制了一系列低NOx燃烧器,如四角布置切圆燃烧系统、炉膛内整体空气分级燃烧器、同轴双切圆燃烧系统(带同向偏置二次风的同轴燃烧系统、同轴反切圆低NOx燃烧系统)等。104 中国矿业大学徐海学院2015届本科生毕业设计日本主要采用烟气循环法、炉内脱氮、低氮氧化物燃烧器和二段燃烧法等。其锅炉烟气脱氮是用氨作为还原剂的选择性催化还原法，此方法结构简单无副产品产生可用于大量烟气的处理。日本已应用燃煤电厂锅炉烟气脱氮的是干法中的一种:选择性催化还原法。该法用氨做还原剂,加入氨至烟气中,NOx在300~400℃的催化剂层中分解为N2和H2O。因没有副产物,并且装置结构简单,所以该法适用于处理大气量的烟气。运行中,通取NH3:NOx(摩尔比)为0.81~0.82,NOx的去除率约为80%[5]。美国是全球电厂装机容量最大的国家，虽然在发展燃用天然气锅炉和燃气轮机，但是燃煤锅炉还是占一大部分。美国主要是使用集中燃烧技术、低公害燃烧器、三段燃烧技术以及低公害燃烧与两段燃烧的联合应用。1.3脱硫脱硝系统存在问题及发展趋势我国经济实力相对薄弱，全国电厂都留出了脱出氮氧化物的空间以安装脱硝装置，所以在烟气脱硝技术方便存在着很大的前进空间和广阔的市场前景。由于经济科技水平的日益提高，人们对能源的需求也日益严重，而能量的产生也带来了严重的环境污染，环境污染不只是一个国家的问题，而是全球应该共同去克服的。现有的半干法和干法仍然存在经济和技术方面的缺陷；随着各领域研究的加深，烟气脱硫脱硝理论已经获得很大的完善，在其发展的基础上应该向着使用方便、消耗低和提高安全程度上获得更大的突破；改进其结构和提高碳材料的活化型逐渐成为研究的努力方向。而碳材料制备简便且具有很好的热稳定性和化学稳定性，并且还原性强，在吸附和脱附能力方面表现优异，因此研究含添加剂的高活性吸收剂将会是未来发展的一个方向。在工艺方面，如何能避免强氧化剂（氯酸、亚氯化钠等）对材料造成的腐蚀、如何降低活性炭的成本和更换损坏活性炭方法、脱硫脱硝后吸收剂的转化与利用等等都是值得思考与研究的。然而我国在烟气脱硫、脱硝领域,工艺系统开发的研究尚处于几乎空白的阶段，已有的研究大多是就产品开发中涉及的具体技术及方法。由于过程工艺开发具有风险高、投资大、回收时期长的特点，专业化的、系统的、有较严谨科学性的开发过程就显得更为重要。对我国而言,主要的技术发展方向应该是投资少、运行费用低、效率高、副产物资源化的高新技术,因此应加快这类技术的产业化、经济化研究[6]。目前在技术方面的困难是非常多的，只有不断开发新的科技不断进步，才能获得更加高效、方便的处理措施。1.4本文研究内容104 中国矿业大学徐海学院2015届本科生毕业设计江苏省环保局和省电力局受国家环保局和能源部安环司的委托，于1991年11月对此进行了审查，同意该电厂工程按规定容量120万千瓦的建设，静电除尘采用四电场，除尘效率不得低于99%，彭城电厂一期工程容量为2×300MW。本文主要介绍几种脱硫、脱硝的工艺，并提出当今一些联合脱硫脱硝技术和一体化脱硫脱硝技术。在这些技术的基础上针对彭城电厂进行脱硫脱硝的工艺选型和计算。研究脱硫脱硝储存系统。最后将对电厂进行主要辅助设备选型和系统运行维护介绍。2脱硫脱硝论述2.1脱硫工艺原理2.1.1石灰石-石膏法二次循环脱硫由于新型标准的出现，产生了高效的石灰石-石膏法二次循环脱硫方法，是从发展完善的石灰石-石膏湿法脱硫发展出的新型脱硫法。这种方法是把水和石灰石混合后制成混合物喷入烟气中进行脱硫。这项工艺由于进行了两次循环脱硫所以脱硫效率可以达到极高。这个方法中发生的化学反应包含：2.1.2可再生胺法脱硫制酸法烟气在静电除尘和风机加压进入烟气过滤系统后进入填料塔，脱硫溶液自上而下与向上的烟气混合将气体中的二氧化硫吸收，其后进入再生塔逆反应生成硫酸。此方法去除烟气中的SO2效率可高达99%，和传统的石灰石-石膏湿法相比有了显著提高，并且减少了CO2的排放。2.1.3活性炭纤维脱硫法104 中国矿业大学徐海学院2015届本科生毕业设计是使用催化剂（活性炭纤维）来吸收掉其中的二氧化硫，之后使用其中的硫酸根制成硫酸盐的新方法。这种工艺使用方便，不难操控，设备需求量不高，脱硫率也达到了95%以上。2.2脱硝工艺原理2.2.1干法烟气脱硝工艺它主要使用气态反应剂将烟气中的NOx还原成水和一氧化氮，是当前最主要的烟气脱硝方式。尽管脱硫效率对比其他方式很高，但是这个工艺过程相对复杂，所以需要很大的运行经费。2.2.2湿法烟气脱硝工艺此工艺去除氮氧化物之前需要先转化一氧化氮为二氧化氮，然后用吸收剂（碱性）进行吸收。2.2.3SCR脱硝工艺选择性催化还原工艺处于相关的温度和反应剂（NH3)的作用下，还原剂只将烟气中的氮氧化物还原为的无公害的N2和H2O，还原剂可以是尿素、氨、碳氢化合物（如甲烷、丙烯等）、等[7]。反应机理为：2.3同时脱硫脱硝工艺2.3.1联合脱硫脱硝技术此技术在脱硫脱硝方式中使用的非常广泛，其工艺是使用石灰石-石膏法进行脱除烟气中的SO2，用SCR法脱除烟气中的氮氧化物。但是因为会发生结渣容易产生腐蚀，会非常降低其同时去除的效率。由于装备两套设施所以联合脱硫脱硝面积大而且成本高。根据大致汇总知当前联合脱硫脱硝技术达到六十多种，一些具有实际使用价值的工艺已经开始推广使用。2.3.2一体化脱硫脱硝技术1）SNRB技术104 中国矿业大学徐海学院2015届本科生毕业设计此技术使用脉冲喷射式布袋除尘器，同时进行除尘、脱硫和脱硝，并且需要的空间较小不会影响锅炉运行。不过它不适合较高脱硫率的机组（85%以上）。SNRB利用脉冲喷射式布袋除尘，同时进行除尘脱硫脱硝的运作。此工艺对锅炉运行没有任何影响，不需要大量空间。其中高NH3/NOX和钠基吸附剂是脱硫脱硝效果大大增加，并且基本不会发生结渣和腐蚀，但是只适用于脱硫率比较低的机组。2）活性炭脱硫脱氮法此技术是由日本研制的，是通过吸附、脱附和硫的回收来脱硫脱硝。在稳定且连续的运行状态下脱硫率和脱硝率可实现97%和80%以上。人们发现尽管添加剂C的质量分数对脱硫作用较弱，但它对反硝化有一个显著的效果。去除效率急剧提高时C的质量分数是处于0％（质量）和1.6％（质量）之间的。然而，变化发生在1.6％（质量），此后，去除效率保持不变，这可能是由于表面上的C质量分数的增加导致吸收用的“氧化剂点”饱和。吸收剂的添加剂C具有比较好的氧化能力。添加剂C的质量百分比显著改变脱氮，但对脱硫的改变较弱[18]。3）WSA—SNOX脱硫脱硝技术工艺 WSA—SNOX技术包括两个催化剂。它是烟气首先通过选择性催化还原反应器，在其内部用氨气将氮氧化物还原成N2，然后烟气导到改质器然后通过催化反应将二氧化硫催化反应为三氧化硫，在降膜冷凝中冷却并和水合成硫酸，再脱水变成可以对外出售的浓硫酸。这项系统是丹麦Halder TopsoeA/S研究开发的，在1991年丹麦的一个30万千万时的燃煤电厂得到了第一次使用并且这项技术能量消耗所占比例非常低。4）氧化铜（CuO）吸附法脱硫脱硝CuO/γ-Al2O3脱硫脱硝方法是使用吸附在载体Al2O3上的氧化铜与烟气中的二氧化硫与氧气化合出硫酸铜来脱硫；当氨气与氧气同时存在，氧化铜与硫酸铜还能当做催化剂将氮氧化物还原成氮气；之后利用还原剂反应出二氧化硫和铜。二氧化硫又能作为制作硫酸的原料，铜则被氧气氧化成氧化铜继续使用。2.4脱硫脱硝系统和工艺的选定2.4.1工艺流程选择根据上述工艺的分析，本次设计决定采用SCR和CuO工艺进行同时脱硫脱硝，使脱硫脱硝效率都达到一定的指标。2.4.2工艺介绍氧化铜吸附法主要利用CuO-SiO2与CuO-Al2O3104 中国矿业大学徐海学院2015届本科生毕业设计为吸附剂进行二氧化硫和NOx的去除。氧化铜在300~500摄氏度下可以和二氧化硫作用生成硫酸铜：2CuO+2SO2+O2→2CuSO4且生成的硫酸铜和氧化铜是很高活性的催化剂，当有NH3通入时，可以利用SCR工艺进行催化还原氮氧化物：4NH3+2NO2+O2→3N2+6H2O4NH3+4NO2+O2→4N2+6H2O最后反应饱和的硫酸铜可以还原产生氧化铜，脱出的二氧化硫可以利用来生产酸。2.5本章小结本章主要介绍了此次毕业设计的选题背景、国内外发展情况，对脱硫脱硝工艺进行了问题分析和展望，并概述了一些常见的脱硫脱硝工艺技术，经过对比选择了SCR与CuO工艺同时进行脱硫脱硝。3脱硫脱硝系统的设计计算3.1设计参数及相关计算表3-1煤种成分序号项目名称符号单位设计煤种校核煤种1工业分析应用基全水分Wy%8.006.50分析基水分Wf%2.581.43可燃基挥发分Vr%25.5015.00应用基灰分Ay%30.023.802元素分析应用基炭份Cy%50.5061.23应用基氢份Hy%3.503.24应用基氧份Oy%6.003.33应用基氮份Ny%1.001.30应用基硫份Sy%1.000.60104 中国矿业大学徐海学院2015届本科生毕业设计表3-2电厂耗煤量序号项目单位设计煤种校核煤种1锅炉台数台1×10252×10251×10252×10252时耗煤量t/h146.10292.2124.6249.23日耗煤量t/d29225844249249844年耗煤量万t/a87.66175.3274.76149.52本工程设计煤种Vr=25.5%，Wy=8%，KHG=64%。二氧化硫摩尔质量SO2=64g/mol烟气量的计算：理论空气量的计算：[8](3-1)其中L为燃料完全燃烧所需的理论空气量，单位m3/kg；Q为燃料低发热值，单位是；理论烟气量的计算：[8](3-2)V为理论干烟气量，单位为；C、S、N分别为燃料中碳、硫、氧的含量；L为理论空气量实际烟气量的计算：干烟气实际排放量：[8](3-3)V0为干烟气实际排放量，单位为104 中国矿业大学徐海学院2015届本科生毕业设计a为空气过剩系数，根据可燃基挥发分为25.50%收到基炭份50.50%可知用煤为烟煤，查附录一选a=1.20理论水蒸汽容积计算：[8](3-4)则烟气量Q=（5.2853+0.57）×292.2×1000=1710918.7二氧化硫浓度：二氧化硫产生量：[9]（t/h）(3-5)MSO2为二氧化硫产生量（t/h）B为燃料消耗量（t/h）C为燃料燃烧所产生的SO2含量，一般取0.8Sar为燃料收到基含硫量（%）64为SO2相对分子质量(64g/mol)32为S相对分子质量则二氧化硫产生浓度为：[9]（）(3-6)氮氧化物浓度:计算燃料燃烧产生氮氧化物量：[10]（kg/h）(3-7)其中B为煤耗量（kg）；104 中国矿业大学徐海学院2015届本科生毕业设计为燃烧氮向燃料型NO的转变率（%），煤粉炉取20~25%；n为燃料中的含氮量（%）则氮氧化物浓度=（mg/m3）3.2脱硫设计计算3.2.1CuO脱硫工艺原理氧化铜不单可以当二氧化硫的催化氧化剂而且可以当三氧化硫的吸附剂。在氧化铜遮挡氧化铝之前发生化合。随着反应的进行，当二氧化硫的出口浓度为最大或者氧化铜的含量太低时吸附剂去再生反应。温度和被吸附的二氧化硫量会影响吸附过程的反应速度。据相关研究：随着温度的升高，反应速率和硫容也会增大。当可以吸附二氧化硫的活性位慢慢减少，反应的效率也跟着慢慢降低。反应机理：氧化：吸附：再生：3.2.2设计计算CuO脱硫脱硝塔为了计算所需催化剂的体积首先需要计算每秒消耗的摩尔量：104 中国矿业大学徐海学院2015届本科生毕业设计(3-8)其中，n1为每秒消耗的摩尔量，；C为的浓度，M为的摩尔质量，；Q为烟气量，。表3-3脱除率与反应时间的关系[19]反应时间/min306090120150180脱除率/%83.485.687.789.892.093.2脱硫率/%98.797.696.495.393.588.5由上表实验数据可以将最佳反应时间定为30分钟，对应脱硫率是0.987。脱硫反应过程是CuO向CuSO4的不断转化，而CuSO4也会对脱硝反应具有催化效果。随着CuSO4的增加，脱硝率显著提高，并且对于脱除率来讲反应时间的影响也是较为显著的。的消耗则是：(3-9)其中n2为反应时间内消耗SO2的摩尔量，mol；t为反应时间，s；由于反应过程中催化剂不断变化成CuSO4，当铜硫比大于0.83的时候，脱硫效率才能保持在90%之上，所以要使用可以流化的床体来保持催化反应中的铜硫比。让Cu/S=0.85，消耗CuO的摩尔量则是：(3-10)104 中国矿业大学徐海学院2015届本科生毕业设计其中n3为反应时间中CuO的摩尔消耗量，mol；0.85为铜硫比。则根据摩尔消耗量和摩尔质量分数便可计算出消耗氧化铜的质量为：(3-11)其中m为消耗CuO的质量，m；M为CuO的摩尔质量分数，g/mol。存在于每克催化剂上的CuO负载量W会直接影响脱硫率，其含量可以估计为：[11](3-12)其中ρ为活性组分密度，kg/L；M为活性组分摩尔质量，g；S为载体比表面积，m2/g，载体比表面358m2/g；N为Avogadro常数6.023×1023。则催化剂的量就能根据总体所需质量除以负载量计算出来：(3-13)催化剂的体积：(3-14)104 中国矿业大学徐海学院2015届本科生毕业设计其中m催化剂为消耗催化剂的质量，g；ρ催化剂为0.9g/cm3。取底面积A=2m2长L=2m宽B=1m所以高h=2.5m则塔高为：(3-15)因为总烟气量很大并且停留时间长，将烟气控制在塔内时间为三十分钟十分困难，因此需要减少在塔内停留时间重新优化设计，但这样会引起脱硫率的下降，所以后面还需要添加一个含氨脱硫系统。由于空间速度V空=2×104h-1，则催化剂的体积为：(3-16)停留时间取3S，塔内流速v=4m/s。则氧化铜吸收塔的底面积为：(3-17)则取圆底面直径d=13m，进而得出底面积A=132.67m2CuO吸收塔的高为：(3-18)3.3SCR脱硝系统设计3.3.1基本设计参数104 中国矿业大学徐海学院2015届本科生毕业设计一台锅炉1025t/h，功率BMW1=300MW反应器烟道入口烟气量Q=1710918.7反应器烟道入口NOX浓度NOXin=817.9mg/m3反应器烟道出口NOX浓度NOXout=150mg/m3反应摩尔比常数ASR=0.803[20]3.3.2SCR反应器设计计算SCR脱硝系统的主要由由塔身和反应器构成，因此需要计算出本系统的反应器参数，为后面塔体的设计计算提供依据。根据机组容量来锅炉输入热量：[12](3-19）其中QB为燃烧产生的热量，MMBtu/hrNPHR为换算因子，通常取9.5MMBtu/MWhr。机组功率系数，一般电厂不会带满负荷因此实际煤耗量取90%：[12]（3-20）其中CFplant为机组功率系数；actualmfuel为实际耗煤量；maxmfuel为最大耗煤量。[12]（3-21）其中CFSCR为电厂调整因子；tSCR为全工况下机组运行小时数，h。104 中国矿业大学徐海学院2015届本科生毕业设计根据进口的氮氧化物浓度和设计出口的氮氧化物浓度计算NOX的去除率：[13]（3-23)计算烟气流动速率：[13](3-24)其中qfluegas为烟气流动速率，ft3/min。（1ft3=0.028m3）qquel燃料体积流量，查资料知烟煤为547ft3/min-MMBtu/hr；T为入口烟气温度，°F（1℃=5/9°F+32）、（排烟温度153℃）；n’SCR为反应器预设个数。再根据烟气量和流动速率便可计算反应器数量：[13](3-25)计算理论氨逃逸率：[13](3-26)得出反应器数量之后估算SCR反应器的截面积，催化剂的表面速度通常是左右，在实际应用中可以估算：[13]104 中国矿业大学徐海学院2015届本科生毕业设计(3-27)其中为催化剂层截面积，m2；为锅炉烟气流量，m3/h；3600为单位换算系数。计算反应器断面面积，根据实际考虑反应器截面积应大催化剂截面积因此可以根据截面积计算出来：[13](3-28)取反应器横截面长为11m，宽为10m。为了得出反应器的层数，首先应该估算催化剂体积：[13](3-29)其中为催化剂估算体积，m3；为锅炉烟气流量，m3/h；为设计脱硝效率，81.6%；为催化剂活性常数，假设使用四年后每年分别降低为0.9、0.85、0.75、0.70，取为0.7；104 中国矿业大学徐海学院2015届本科生毕业设计为催化剂比表面积m2/m3，取350m2/m3；20为系数；M为NH3与NOx的化学摩尔比，本式中的M设计为：[18](3-30)根据式（3-27）计算出的催化剂截面积和设计催化剂模板高度可以估算催化剂层数：取整为4[13](3-31)其中为催化剂估算体积，m3；为为催化剂截面积，m2；为催化剂模板的高度，m；取1.85m。计算出催化剂层数之后便可以估算反应器高度：[13](3-32)其中H为反应器的高度，m；N为催化剂的层数；C1为支撑、安装催化剂需要的空间高度取4m；C2为整流层安装高度及安装所需的空间高度取3.5m；式中的C1与C2为工程经验数据，与工程采用的吹灰形式、催化剂安装方式都有一定的关系，为便于安装和检修，催化剂的高层一般以不小于3.5为宜。因此SCR反应器断面尺寸为高26.9m×宽10m×长11m。3.4催化剂的选型104 中国矿业大学徐海学院2015届本科生毕业设计各类型SCR催化剂所适合的温度范围：氧化铁基催化剂：380℃~430℃沸石催化剂：380℃~430℃氧化钛基催化剂：270℃~400℃活性炭/焦催化剂：100℃~150℃表3-4板式、波纹板式以及蜂窝式比较类型板式波纹板式蜂窝式结构形式折版型波纹板蜂窝型加工工艺载体表面涂活性成分的网状金属表面涂活性成分的纤维载体陶制挤压成型，整体内外材料均匀，均有活性比表面积小中大同等烟气条件下需要体积大大小类型板式波纹板式蜂窝式压力损失小小一般高灰分烟气适应性强强一般抗堵塞性强强一般操作性可以叠放可以叠放不能叠放抗中毒、失活相近相近相近抗腐蚀相近相近相近抗磨损相近相近相近烟温适应性290~420℃290~420℃290~420℃板式催化剂占市场份额20%~30%商家主要有德国Arailon和日本BHK。波纹式催化剂的商家主要有日本HitachiZosen和丹麦HaldorTopsoe。蜂窝式催化剂占市场份额60%~70%，供应商有欧洲的Ararillon、KWH，美国的Cormetech，韩国的SK和日本的shokubai等。104 中国矿业大学徐海学院2015届本科生毕业设计本设计脱硝率要达到81.6%因此选择比表面积最大的蜂窝式催化剂。3.5SCR塔的设计塔表敷设保温层。采用不锈钢（OCr18Ni9）做为塔体，根据附录二查得在150℃时许用应力为137MPa。塔体设计压力P为0.8MPa，焊缝系数为0.85。根据式（3-32）计算塔高：(3-33)其中H为SCR反应塔全高，m；HSCR为主反应器高，m；h1底座高，m。根据式（3-28）计算塔长、宽：再设计塔的时候应该提前在反应器两个方向各留1m的空间以方便安装和调试。则：(3-34)(3-35)其中L为塔体长度，m；W为塔体宽度，m。根据塔体设计压力和管道当量直径计算塔体厚度：[14](3-36)其中为塔体厚度，m；104 中国矿业大学徐海学院2015届本科生毕业设计P为塔体设计压力，MPa；Di为塔体内径，当量直径=2ab/（a+b）=11.48m；为焊缝系数。考虑厚度附加量为2mm，则最终塔体厚度为42mm。3.6氨区的设计根据烟气量和进口氮氧化物浓度可以计出算反应物流量：[13](3-37)其中为反应物消耗速率，kg/hr；为反应物的分子量，取17.03g/ml；为NO2的分子量，取46.01g/mol。再根据式（3-37）计算液氨流量：[13](3-38)其中为液氨的流量，lb/hr(1lb=0.454kg);为液氨的质量分数，%。知道液氨流量之后可以根据下式计算液氨的体积流量：[13](3-39)其中为液氨的体积流量；为液氨的密度，20℃时为0.610258kg/L；液氨的体积系数，1.13。104 中国矿业大学徐海学院2015届本科生毕业设计已知体积流量并设计出运行时长便可计算出容器体积：[13](3-40)其中为容器体积，Nm3；T为SCR系统运行天数，取20天进行计算。再根据容器的体积可以反算出液氨储罐直径：[13](3-41)其中D为液氨储罐直径，m；H为液氨储罐的高度，取高H为8m。3.7尿素脱硫系统的设计3.7.1设计参数反应器烟道入口烟气量Q=1710918.7反应器烟道入口SO2浓度为2732.57mg/m3二氧化硫摩尔质量SO2=64g/mol3.7.2对两台1025t/h的锅炉的设计104 中国矿业大学徐海学院2015届本科生毕业设计图3-1尿素溶液与石灰浆液在不同PH值下的吸收效果[19]从图中可以看出在PH为8.0，L/G=1.5L/m3时脱硫率达到了98%以上，并且PH值越高脱硫和脱硝率越高。根据上图提供的体积比计算尿素溶液的量:(3-42)上式中乘的10-3是为了将L换算为m3。根据式（3-17）取塔内气体流速为4m/s停留时间为3s，计算脱硫塔底面积：(3-43)其中Q为反应器烟道入口烟气量，m3/h；v为塔内气体流速，m/s。根据计算出的底面积将底面直径取整为d=12.4m，并反算底面积A=120.71m2。底座高度取2m，以此来计算脱硫塔高：104 中国矿业大学徐海学院2015届本科生毕业设计(3-44)其中v为塔内气体流速，m/s；t为烟气在塔内停留时间，s。3.8本章小结本章主要根据氮硫化合物浓度和烟气量等参数计算出脱硫塔反应器的理论大小，并根据反应器的尺寸设计计算脱硫脱硝主体建筑的尺寸。4管道设计及压损计算4.1流程布置设计三维立体图见附录四图4.1脱硫脱硝流程示意图4.2管道设计及压损计算已知Q=1710918.7m3/h，据彭城电厂师傅介绍300MW锅炉的尾部烟道截面积约为20平方米。为了计算各个管路损失首先要计算烟气密度：104 中国矿业大学徐海学院2015届本科生毕业设计[15](4-1)其中为标况下的烟气密度，1.34kg/m3；T为烟气温度，℃。则分管路计算：计算图中第一段（1）号管路：计算管道流速：实际中通大部分是方形的风管道，假设尾部烟道长a=5m，宽b=4m，则根据流体力学计算他的当量直径：[16](4-2)其中de为当量直径，m。根据得(4-3)v=24.11m/s计算损失根据流体力学沿程阻力计算方程计算（1）管路的沿程阻力，管路长度参照图4.1：[16](4-4)其中为摩擦阻力系数，查阻力系数表知金属管通常取用0.02；104 中国矿业大学徐海学院2015届本科生毕业设计L为管道长度，m；d为管道直径，m；为烟气密度，kg/m3；v为烟气平均流速。计算图中第二段（2）号管路：v=24.11m/s(4-5)(4-6)计算图中第三段（3）号管路：v=24.11m/s(4-7)(4-8)计算图中第四段（4）号管路：v=24.11m/s(4-9)104 中国矿业大学徐海学院2015届本科生毕业设计(4-10)计算图中第五段（5）号管路：v=24.11m/s(4-11)(4-12)计算图中第六段（6）号管路：(4-13)(4-14)计算图中第七段（7）号管路：(4-15)104 中国矿业大学徐海学院2015届本科生毕业设计(4-16)计算图中第八段（8）号管路：(4-17)(4-18)在设计系统图共有90度弯管5个，根据流体力学中的局部损失计算公式计算为：(4-19)其中为局部阻力系数，查局部阻力系数表知90度急转直角为1.15；（2）计算总压力损失：CuO脱硫脱硝塔、SCR脱硝塔、尿素脱硫塔的压力损失通常取1200Pa[17]。则总损失则为：(4-20)4.3本章小结104 中国矿业大学徐海学院2015届本科生毕业设计本章给出了流程布置示意图，根据管道布置、烟气量以及流速设计计算出管道数据并根据流体力学将每个管段的压力损失并得出总损失，为后期风机选型奠定基础。5主要辅助设备设计计算及选型5.1液氨供应系统设计图5-1液氨储罐（1）选择材料大容量液氨储存通常选用16MnR号钢作为主体和封头的材质。（2）选择封头及人孔封头有三种：平板形、椭圆形、球形，其耗材依次减少且受力更均匀但是制造难度增加，因此考虑选用椭圆形。人孔可以使用碳钢水平设计于罐体上方，以便进入罐中检测内部状态。（3）支座选择由于罐体较大压力则随之增大，考虑到会受力不均导致容器无法安全的运行，可以选用鞍式双支座式。5.2烟囱设计烟囱高度取210m，根据附录三知烟囱基础倾斜允许值为0.002近似圆筒104 中国矿业大学徐海学院2015届本科生毕业设计。根据式（4-3）已知设计烟气流速为24.11m/s，则可以再根据烟气体积计算烟囱的内径：(5-1)5.3风机选型由第四章（4-20）计算知：且Q=1710918.7m3/h。查风机资料知选用三台引风机Y4-2×73-3№29F型双吸入离心式双速风机出口全压为3480~4530Pa，容积流量264.6~304.2m3/s，转速590~740r/min，功率1150~2250kW，其中两台并联调整负荷启用，另外一台作为备用风机。5.4系统运行维护针对本系统的运行维护，提出以下几点要求：（1）危险物品区域张贴明显安全标志，易燃易爆物品附近严禁烟火。（2）必须购置全套安全防护，如有事故发生一定要做好全面防护。（3）定期检查反应器、风机等内部的堵塞情况，做好定期清理。（4）严格控制废水、废弃物的排放管理。5.5本章小结本章主要介绍了液氨供应设备的选择、烟囱的选型计算并根据烟气流量和系统总压损对风机进行了选型。然后对系统运行维护提出了要求和建议。结论与展望104 中国矿业大学徐海学院2015届本科生毕业设计本设计针对彭城电厂进行了脱硫脱硝系统的设计，综合运用了已知的煤种成分进行了烟气量的计算、二氧化硫含量的计算和氮氧化物的计算，并针对CuO脱硫脱硝法、SCR脱硝法和尿素脱硫法进行了一系列设备设计，由于脱硫脱硝技术具体设计内容涉及到专利部分因此无法得知详细的设计计算方法。根据煤种资料计算出锅炉设计参数：烟气量为1710918.7m3/h，二氧化硫浓度为2732.57mg/m3，氮氧化物浓度为817.9mg/m3。之后展开计算出CuO脱硫脱硝塔的底面直径设计为13m，高为14m；SCR反应器断面尺寸为高26.9m×宽10m×长11m；SCR塔尺寸为高28.9m×宽11m×长12m塔厚40mm；液氨储罐直径7.7m，高为8m；尿素脱硫塔系统底面直径为12.4m，高为14m；管路总压损为5111.67Pa。并选取了两台Y4-2×73-3№29F型双吸入离心式双速风机为本套系统中烟气流动提供动力。很多现有脱硫脱硝方法仍然存在经济和技术方面的缺陷，随着各领域研究的加深，烟气脱硫脱硝理论已经获得很大的完善，在其发展的基础上应该向着使用方便、消耗低和提高安全程度上获得更大的突破。全国电厂都留出了脱出氮氧化物的空间以安装脱硫脱硝装置，国家也在大力整治环境污染并严格控制氮氧化物以及二氧化硫的排放，所以在烟气脱硫脱硝技术方便存在着很大的前进空间和广阔的市场前景。104 中国矿业大学徐海学院2015届本科生毕业设计参考文献[1]李平.燃煤烟气脱硫脱硝一体化技术研究[J].资源节约与环保,2013,12.[2]王丹.烟气脱硫脱硝一体化技术研究进展[J].漯河职业技术学院学报,2013.05.[3]郭斌、廖永进.从脱硫产业的发展谈我国NOx控制策略[J].中国电力,2009.08.[4]李玉江、吴涛.德国燃煤电厂氮氧化物的控制技术[J].环境科学研究;2000年04期.[5]葛荣良.火电厂脱硝技术与应用以及脱硫脱硝一体化发展趋势[J].上海电力;2007年第5期.[6]宋增林.王丽萍；程璞.火电厂锅炉烟气同时脱硫脱硝技术进展[J].热力发电;2005年02期.[7]秦胜、张剑、田莉雅.火电厂氮氧化物控制技术探讨[J];能源环境保护;2012年04期.[8]叶江明.电厂锅炉原理及设备[M].北京.中国电力出版社.2011:12-35.[9]金军.锅炉烟气SO2排放浓度计算方法与CEMS实测的准确性判断[C].资源节约环境友好型电力技术论坛论文集.155-156.[10]方品贤.环境统计手册[M].99-100.[11]沈德树、甘海明.以CuO为主要活性组分同时脱硫脱硝催化剂的研究[J].湖南大学学报，第21卷第一期,1994.2:2-3.[12]李庆，黄先腾，彭日亮.燃煤发电厂SCR烟气脱硝系统的设计选型[J].华北电力技术,2008,(6):51-54.[13]钟秦.燃煤烟气脱硫脱硝技术及工程实例[M].北京.化学工业出版社,2007.305-341.[14]路秀林、王者相.化工设备设计全书塔设备[M].北京.化学工业出版社,2004.[15]豆丁网，http://www.docin.com/p-376119220.html[16]郭楚文.工程流体力学[M].徐州.中国矿业大学出版社,2002.4:56-57,129-133.[17]北极星电力论坛，http://bbs.bjx.com.cn/thread-309511-1-1.html[18]YiZhao,PeiyaoXu,andLidongWang.SimultaneousRemovalofSO2andNO104 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