发电厂一期工程#1机组烟气污染物超低排放改造工程项目可行性研究报告 74页

'10-F451E27K-A01-01天津北疆发电厂一期工程#1机组烟气污染物超低排放改造工程可行性研究报告说明书中国电力工程顾问集团华北电力设计院工程有限公司2014年02月北京 批准：詹扬审核：靳朝晖校核：彭红文杜小军张燕生周军吴冰高青王庆贤李雅马欣欣孟凌张萍贾江涛编写：刘闯曹建王惠芸孙育文王勇强夏妍萍王文臣赵旭红孔祥正刘韫颖邢宇萌姚四旺 可行性研究报告图纸目录序号名称图号1总说明F451E27K-A01-012投资估算及经济评价F451E27K-E013烟气系统改造流程图F451E27K-A01-J-014凝结水系统改造流程图F451E27K-A01-J-025炉后及脱硫区域改造布置图F451E27K-A01-J-03 目录1总论11.1项目概况11.2编制依据11.3设计标准及规范21.4研究范围与分工21.5工作简要过程及主要参加人员22厂址简述42.1厂址地理位置及地形条件42.2气象条件42.3岩土工程条件52.4交通运输92.5电厂总体布置102.6锅炉设备102.7煤质分析及灰成份分析资料113脱硫、脱硝及除尘系统现状123.1电除尘系统现状133.2脱硫系统现状143.3脱硝系统现状144主要改造原则及改造设计参数154.1主要改造原则154.2改造要求及设计参数154.3改造技术路线的选取175除尘改造方案185.1一期除尘器配置情况185.2改造后除尘效率要求及可选方案195.3除尘改造可选方案的介绍195.4干式除尘器改造方案比选235.5低低温电除尘器改造方案255.6湿式除尘器设置266脱硫脱硝改造方案336.1一期脱硫配置情况336.2脱硫改造方案346.3一期脱硝配置情况396.4脱硝改造方案417烟气综合净化改造的其它影响42 7.1对引风机的影响427.2对锅炉的影响457.3对烟囱的影响457.4对热力系统的影响457.5综合技术经济比较458净烟气再热消除烟囱“白烟”468土建结构部分528.1结构改造内容及要求528.2地基基础538.3建（构）筑物结构形式549电气部分559.1本期改造电气负荷汇总559.2电气改造方案559.3直流电系统569.4二次线控制、测量5610热工自动化部分5710.1设计范围5710.2自动化水平5710.3控制方式5711水工部分5811.1用水量5811.2系统布置5812消防部分5813化学部分5913.1一期工程脱硝还原剂贮存和制备系统简述5913.2还原剂用量及设备配置5913.3设备布置5914暖通部分5915建筑部分6015.1建筑设计原则6015.2建筑物一览表6015.3建筑材料选型6015.4防火及疏散6015.5建筑装修6016项目实施的条件和建设进度及工期6016.1项目实施的条件6016.2建设进度及工期63 17环境保护6317.1环境保护标准6317.2现有工程概况6317.3本次改造方案概况6418投资估算6619改造一览表6620结论与建议6820.1结论6820.2建议68 天津北疆发电厂一期工程#1机组烟气污染物超低排放改造工程可行性研究报告1总论1.1项目概况天津北疆发电厂厂址位于天津市滨海新区东北部的汉沽区双桥子，处于沿海地区和京津唐电网负荷中心，距离天津市外环线56公里。电厂规划容量为4×1000MW机组、40×104t/d海水淡化装置，并留有扩建的余地。北疆发电厂一期工程是国家循环经济试点项目，建设2×1000MW超超临界燃煤机组，并同步建设日产20万吨淡水的海水淡化工程。北疆发电厂一期工程的1、2号机组已分别于2009年9月24日和11月30日通过168试运行投产发电。北疆发电厂二期扩建工程建设2×1000MW超超临界燃煤机组，并同步建设日产30万吨淡水的海水淡化工程，目前该项目已经取得国家发改委对项目核准的批复意见。自2013年年初以来，我国中东部地区出现持续雾霾天气，其中京津冀地区尤为严重，给人民群众的生产生活和身体健康都造成了严重影响，火电厂烟气污染物排放等污染源的治理也更加引起了国家发展改革委、环保部等国家部委的高度重视。保护环境是我国发展的基本国策。为了保证北疆电厂既能推动当地社会经济发展，又能最大限度减少对环境的污染，投资方拟进一步增加环保投入，根据天津国投津能发电有限公司的要求，北疆发电厂一期工程#1机组大气污染物排放拟参照《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）中燃气发电厂排放标准部分，进行脱硝脱硫及除尘系统改造。经过与燃气轮机组的实际烟气量、含氧量、污染物排放标准进行对比，改造后1号炉的烟气污染物排放拟控制在：烟尘排放浓度≯5mg/Nm3，二氧化硫排放浓度≯35mg/Nm3，氮氧化物排放浓度≯50mg/Nm3。1.2编制依据1.2.1天津国投津能发电有限公司设计委托传真；1.2.2天津北疆发电厂一期工程施工图设计资料；1.2.3相关设备厂家提供资料；1.2.3《电力建设工程概算定额》（2006年版）；1.2.4《电力建设工程预算定额》（2006年版）；1.2.5《大中型火力发电厂设计规范》（GB50660-2011）；1.2.6《火力发电厂可行性研究报告内容深度规定》DL/T5375-2008；华北电力设计院工程有限公司32 天津北疆发电厂一期工程#1机组烟气污染物超低排放改造工程可行性研究报告1.3设计标准及规范《火电厂大气污染物排放标准》GB13223-2011《大中型火力发电厂设计规范》GB50660-2011《火力发电厂设计技术规程》DL5000-2000《火力发电厂初步设计文件内容深度规定》DL/T5427-2009《电力工程制图标准》DL5028-93《火力发电厂烟风煤粉管道设计技术规程》DL/T5121-2000《设备及管道保温技术通则》GB4272-92《火力发电厂保温材料技术条件》DL/T776-2001《火力发电厂保温油漆设计规程》DL/T5072-2007《工业金属管道工程质量检验评定标准》GB50184-93《工业设备及管道绝热工程质量检验评定标准》GB50185-93《火力发电厂钢制平台扶梯设计技术规定》DLGJ158-2001《固定式压力容器安全技术监察规程》TSGR0004-2009《压力容器》GBl50-20111.4研究范围与分工1.4.1改造项目主体设计单位为中国电力工程顾问集团华北电力设计院工程有限公司(以下简称我公司)，负责可行性研究报告的编制。主要包括；#1炉脱硫改造、脱硝改造、除尘系统改造、炉后改造区域布置等改造；烟风系统的设备核算及烟道改造；为适应烟气污染物超低排放改造所需要新加或拆除和加固原有结构部分的设计；相应增加自动控制设备、配电设备等；投资估算及经济效益分析；1.4.2投资估算范围：#1炉脱硫、脱硝及除尘改造工程。1.5工作简要过程及主要参加人员1.5.1工作简要过程2013年9月，天津国投津能发电有限公司安生部对#1炉脱硫增容、烟尘改造及烟气余热利用改造技术方案进行了初步的明确。华北电力设计院工程有限公司32 天津北疆发电厂一期工程#1机组烟气污染物超低排放改造工程可行性研究报告2013年9月～11月，天津国投津能发电有限公司多次组织召开了环保设施综合改造技术交流会。2013年11月6日，天津国投津能发电有限公司正式委托我公司进行机组除尘、脱硫设施技术改造可行性研究。2013年11月18日，在我公司组织召开了环保设施综合改造技术交流会，明确了改造内容、目标及存在问题。2014年02月10日，在我公司对环保综合改造方案向天津国投津能发电有限公司领导进行了汇报，进一步明确了改造的原则。1.5.2人员组成1.5.2.1工程管理人员序号姓名职务1詹扬主管总工程师2靳朝晖项目经理3尹元豹计划管理工程师1.5.2.2项目人员组成序号专业主设人主工1热机刘闯彭红文2结构王勇强吴冰3电气曹建杜小军4二次王惠贾江涛5水工工艺王惠芸张燕生6热控孔祥正马欣欣7化学孙育文周军8总图夏妍萍高青9施工组织王文臣王庆贤10建筑刘韫颖孟凌11暖通张萍12技经赵旭红李雅华北电力设计院工程有限公司32 天津北疆发电厂一期工程#1机组烟气污染物超低排放改造工程可行性研究报告13环保孟宪彬付铁2厂址简述2.1厂址地理位置及地形条件天津北疆发电厂厂址位于天津市汉沽东北部沿渤海区域。电厂西北距汉沽城区约9km，南距海滨大道约0.50km。本工程为改造工程，改造场地位于电厂一期工程的东侧炉后及烟囱区域，改造场地为一期施工用地，已进行回填，回填标高3.0m～4.0m。厂区竖向布置采取平坡式布置，室内外地坪标高差为0.30m。场地排水坡度一般为0.5‰，困难情况下不小于0.3‰。2.2气象条件本厂址位于汉沽地区。汉沽位于渤海西部，受季风环流控制，气候属暖温带半湿润大陆性季风气候，四季分明；春旱多风，冷暖多变；夏热湿大，雨水集中；秋高气爽；冬寒少雪。项目单位统计值多年年平均气温℃11.9极端最高气温39.7极端最低气温-20.7最冷月(1月)平均气温-4.7最热(7月)月平均气温26多年多年平均气压hPa1016.6多年年平均蒸发量mm1590.6多年年最大平均蒸发量2012.4多年年最小平均蒸发量1304.4多年年平均降水量mm556.7年最大降水量896.5年最小降水量296.0多年1d最大降水量321.1多年1h最大降水量95华北电力设计院工程有限公司32 天津北疆发电厂一期工程#1机组烟气污染物超低排放改造工程可行性研究报告多年10min最大降水量33.2最大1次降水量及历时369.4多年平均相对湿度%65最小相对湿度1多年平均绝对湿度11.7多年平均风速m/s3.6多年最大瞬时风速31多年最长结冰日数d173多年最大积雪厚度cm31多年最大冻土深度cm57最长1次大风日数d5最长1次沙尘暴持续时间h3厂址处五十年一遇基本风压为0.55kN/m2，相应的五十年一遇10m高、10分钟平均最大风速为29.7m/s。2.3岩土工程条件根据岩土工程勘测报告，厂区地层为第四系陆相、海相、海陆交互相沉积层，本次勘测钻探最大深度70m。根据土层的沉积成因、物理力学性质，将本次勘测所揭露的土层自上而下分为五大层，各土层性质分述如下：表层(层号0)：素填土，新近回填，以黄褐色粉质粘土、粉土为主，局部地段含有砖块和植物根。该层底部局部地段为灰黑色淤泥。回填土厚度为3.00～3.60m。第一大层(层号①)，本层为陆相沉积物，以黄褐色粉质粘土为主，在该层的顶部分布有素填土或淤泥。素填土，黄褐色，湿～很湿，由粉质粘土组成，松散～稍密，属高压缩性土。一般厚度为0.50～1.50m，平均厚度为1.00m。该层分布于盐池的池堤地段，为晒盐及养虾池挖掘堆积形成。淤泥，黑色、黑灰色，流塑，很湿，含腐植质和植物根，有腥臭味，属高压缩性土。一般厚度为0.20～0.50m。在晒盐及养虾的过程中，局部地段人工挖掘了沟槽，因此该段淤泥沉积厚度相对较大，约为0.80m～1.20m。淤泥分布于盐池的池底，主要由养殖过程中形成。华北电力设计院工程有限公司32 天津北疆发电厂一期工程#1机组烟气污染物超低排放改造工程可行性研究报告粉质粘土，黄褐色，很湿，软塑，局部为流塑，稍有光泽，干强度中等，韧性中等。含氧化铁、少量碎贝壳。局部土质不均匀，夹粉土薄层。属高压缩性土。一般厚度在0.80～2.90m，平均厚度为1.80m。该层在厂区内均有分布。第二大层(层号②)，本层为海相沉积物，以灰色粉质粘土为主，夹有粉土、粘土、淤泥质粉质粘土和粉细砂层。按岩性特征及物理力学性质分为三个亚层：②1层：粉质粘土，灰色，以软塑状态为主，局部呈流塑状态，湿～很湿。稍有光泽，干强度中等，韧性中等。夹有粉土、粉砂薄层，呈互层状，局部层位相变为淤泥质粉质粘土。该层土大部分层位含少量贝壳碎片，局部贝壳碎片较富集呈薄层状。在钻探过程中该层土存在缩径现象。该层土属高压缩性土。该层土底板埋深为16.0～25.0m，平均埋深为18.4m，层厚为10.8～22.8m，平均厚度为14.9m。该层在厂区内均有分布。②2层：粉土，灰色，中密～密实，湿，摇震反应中等，局部层位稍有光泽，干强度中等，韧性低。含少量贝壳碎片和氧化铁。夹有粉质粘土和粉砂薄层，呈互层状。本层整体厚度较小，主要以夹层形式存在，层厚为0.6～5.2m，平均厚度为2.0m。该层土属中等压缩性土。②3层：粉细砂，灰色，中密～密实，饱和，含少量贝壳碎片，夹有粘性土薄层。本层位于第二大层的底部，该层土顶板埋深为17.6～22.0m，平均埋深为18.4m，底板埋深为20.2～29.5m，平均埋深为23.4m，层厚为1.8～8.1m，平均厚度为4.5m。该层在厂区的大部分地段均有分布，仅煤场以西地段缺失。该层土属中等～低压缩性土。第三大层(层号③)，本层为陆相沉积物，以黄褐色粉质粘土为主，局部夹有粘土、粉土或粉砂层。在厂区的东部本层顶部普遍分布一层厚0.1～0.2m的泥炭或腐木层。本层下部砂性增大，大部分地段至底部出现粉土或粉砂层。按岩性特征及物理力学性质分为三个亚层：③1层：粉质粘土，褐黄色、灰黄色，以可塑状态为主，局部为软塑，稍湿～湿，稍有光泽，干强度中等，韧性中等。夹有粉土薄层，呈互层状，含云母、少量螺壳和少量姜石，见氧化铁条纹。该层土属中等压缩性土。该层土底板埋深一般为22.5～30.2m，平均为26.7m，层厚一般为0.6～10.6m，平均厚度为4.8m。该层在厂区内均有分布。华北电力设计院工程有限公司32 天津北疆发电厂一期工程#1机组烟气污染物超低排放改造工程可行性研究报告③2层：粉土，褐黄色、灰黄色，中密～密实，稍湿～湿，摇震反应中等，无光泽，干强度中等，韧性低。夹有粉质粘土和粉砂薄层，呈互层状，含少量贝壳碎片和姜石，见氧化铁条纹。该层土属中等压缩性土。该层土底板埋深一般为24.5～33.4m，平均为29.8m，层厚一般为1.0～3.5m，平均厚度为2.6m。该层分布于厂区内大部分地段。③3层：粉砂，褐黄色、灰黄色，中密～密实，饱和，摇震反应迅速，无光泽，干强度低，韧性低。夹有粉质粘土和粉土薄层，呈互层状，含少量贝壳碎片。该层土底板埋深为26.6～35.5m，平均埋深为31.6m，层厚为1.5～7.8m，平均厚度为3.7m。该层分布于厂区内大部分地段。第四大层(层号④)，本层以海陆交互相沉积的粉质粘土层为主，夹粘土、粉土和粉细砂层。粘土、粉土和粉细砂层的分布和厚度在水平向变化较大，无明显的规律性。粉质粘土：灰褐色、灰黄色，可塑，局部为硬塑，湿～很湿，稍有光泽，干强度中等，韧性中等，含少量贝壳碎片及其薄层，含姜石，见氧化铁条纹，土质不均匀，夹粉土薄层。粘土：灰褐色、灰黄色，可塑，局部为硬塑，湿～很湿，切面有光泽，干强度高，韧性高，见氧化铁条纹，含少量贝壳碎片及其薄层。粉土：灰褐色、灰黄色，密实，湿～很湿，切面无光泽，干强度中等，韧性低，见氧化铁条纹，含少量贝壳碎片及其薄层，含姜石。土质不均匀，夹粉质粘土薄层。粉细砂：灰褐色、灰黄色，密实，饱和，成分以石英、长石为主。该层土底板埋深为43.0～54.0m，平均埋深为47.6m，层厚为9.9～20.0m，平均厚度为14.9m。该层在整个厂区内均有分布。第五层，(层号⑤)，本层由陆相沉积的黄褐色粉细砂、粉质粘土、粉土互层组成，局部有粘土层。按岩性特征及物理力学性质分为两个亚层：⑤1层：粉细砂，褐黄色、褐灰色，饱和，密实，以石英、长石为主，含云母，大部分层位砂质均匀，局部层位夹粉土薄层。⑤2层：粉质粘土，褐黄色、灰褐色，可塑～硬塑，稍湿～湿，稍有光泽，干强度中等，韧性中等，含氧化铁条纹和少量姜石，土质不均匀，夹粉土薄层，呈互层华北电力设计院工程有限公司32 天津北疆发电厂一期工程#1机组烟气污染物超低排放改造工程可行性研究报告状。该大层钻孔揭露的厚度大于20m，未揭穿，在厂区内均有分布。各层地基土主要物理力学性质指标值见表2.3-1，各层地基土的桩基参数值见表2.3-2。表2.3-1各层地基土主要物理力学性质指标值表地层编号地基土名称重力密度g(kN/m3)压缩模量抗剪强度(固结快剪)承载力特征值fak(kPa)Es1-.2(MPa)Es2-4(MPa)Es4-6(MPa)Es6-8(MPa)粘聚力C(kPa)内摩擦角φ(°)①粉质粘土18.02.04.015880素填土18.04.06.0101590②1粉质粘土18.03.04.56.512875②2粉土18.55.08.011.01520160②3粉细砂19.015.025.030.030250③1粉质粘土18.06.010.014.017.020.017.0190③2粉土18.58.012.018.024.020.025.0200③3粉砂19.010.015.022.030.025220④粉质粘土19.07.011.015.019.04015220粉土19.510.016.023.026.03024⑤1粉细砂20.020.025.030.040.035300⑤2粉质粘土19.59.013.017.020.04514280表2.3-2各地基土桩基参数推荐值表地层编号地基土名称灌注桩预制桩桩极限侧阻力标准值qsik(kPa)桩极限端阻力标准值qpk(kPa)桩极限侧阻力标准值qsik(kPa)桩极限端阻力标准值qpk(kPa)①素填土2020粉质粘土1515②1粉质粘土3025036②2粉土4045055②3粉细砂80900803500③1粉质粘土50550552700③2粉土6065③3粉砂701100653200④粉质粘土50粉土60⑤1粉细砂801500⑤2粉质粘土601300(3)地下水条件厂区原为晒盐池兼作养虾池，在本次勘测之前池水已抽干。由于组成池堤的粉质粘土渗透性很低，盐池中池水抽干后短时间内地下水位下降，在本次勘测期间，华北电力设计院工程有限公司32 天津北疆发电厂一期工程#1机组烟气污染物超低排放改造工程可行性研究报告大部分地段地下水位埋深约为0.5～0.7m，相应标高为0.2～0.7m。地下水类型为潜水。厂区四周现为晒盐池兼作养虾池，水面标高约1.60～1.80m，且有可能长期保持不变。考虑到厂区回填到标高4.00m后，场地内的地下水位会有一定程度的升高，其标高约为1.80～2.00m。厂区场地整平标高为4.0m，长期来看地下水位标高约为1.80～2.00m。按照《岩土工程勘察规范》(GB50021-2001)的有关规定，勘测场地环境类型为Ⅱ类，当建(构)筑物基础埋深标高低于1.80～2.00m时，建(构)筑物基础就处于长期浸水状态，由水样化验结果判定地下水对混凝土结构具强腐蚀性，对钢筋混凝土结构中的钢筋具有弱腐蚀性，对钢结构具中等腐蚀性。当建(构)筑物基础埋深标高高于1.80～2.00m时，基础就处于干湿交替状态，地下水对混凝土结构具强腐蚀性，对钢筋混凝土结构中的钢筋具有强腐蚀性，对钢结构具中等腐蚀性。(4)场地地层岩性钻孔的剪切波速测试结果，20m深度内土层等3个等效剪切波速为115.3、117.3和120.9m/s，场地覆盖层厚度大于80m。根据《建筑抗震设计规范》(GB50011-2010)，判定建筑场地类别为Ⅳ类。根据《中国地震动参数区划图》(GB18306-2001)，厂址所在区域地震动峰值加速度为0.20g，地震基本烈度为8度。根据中国地震局地震工程研究中心所完成的《天津北疆发电厂工程场地地震安全性评价报告》，50年超越概率为10%的场地设计地震动峰值加速度为0.195g，对应地震烈度为8度。综合判定场地地基土不液化。(5)标准冻结深度根据《建筑地基基础设计规范》(GB50007-2002)，厂区土壤标准冻结深度为0.60m。2.4交通运输2.4.1公路运输目前，汉沽境内拥有干线公路2条、区级公路5条、高速公路1条。各级道路纵横交错，构成了汉沽公路运输网，交通运输极为便利。其中干线公路包括芦汉公路和津汉公路，区级公路包括汉(沽)北(塘)公路、汉榆公路、汉南公路、芦堂公路、华北电力设计院工程有限公司32 天津北疆发电厂一期工程#1机组烟气污染物超低排放改造工程可行性研究报告塘汉公路和海滨大道。2.4.2铁路运输津山铁路横贯全区，在本境段为复线运行，双程计长为29km。汉(沽)南(堡)铁路，始建于1958年，由京山铁路汉沽车站接轨，延伸至南堡铁路，全长31.80km，境内20.60km。此铁路主要运输汉沽、南堡两场海盐，并兼客运。2.5电厂总体布置2.5.1全厂总体规划天津北疆发电厂项目规划建设规模为：4×1000MW等级超超临界燃煤发电机组，配套50万吨/日海水淡化。项目分两期实施。一期工程已投产，二期工程处于施工准备阶段。2.5.2一期工程总平面布置一期工程采用四列式布置格局，主厂房固定端朝南，扩建端朝北，汽机房朝西。具体布置方案为：厂区自西向东依次为500kV(GIS)配电装置区、水塔区及海水淡化设施、主厂房及脱硫设施区、贮卸煤设施区。主厂房区自西向东依次布置为汽机间、除氧间、煤仓间、锅炉房(集中控制楼布置在两炉之间)、静电除尘器、引风机、烟囱及烟道、脱硫设施场地。石灰石浆液制备车间、脱硫废水处理车间、石膏脱水车间布置在脱硫区域与贮煤场之间。电厂一期目前共设有四个出入口，其中电厂西路(第二出入口)为人流通道，电厂东路(第三出入口)为物流通道，煤场东路(第四出入口)为运灰渣通道。电厂西路和电厂东路向北与厂区北侧的汉南路相连接；煤场东路与电厂东侧的灰场相连接。厂区南侧的主进厂道路(第一出入口)将在112国道开通后封闭，不再作为人流通道使用。2.6锅炉设备一期工程锅炉采用上海锅炉厂有限公司生产的1000MW锅炉，型号为SG3100/27.56-M54X。锅炉型式为超超临界参数直流炉、一次中间再热、单炉膛平衡通风、∏型布置、八角双切圆燃烧方式、全钢构架悬吊结构、半露天布置、固态排渣煤粉炉。采用带循环泵的启动系统。不投油最低稳燃负荷不高于锅炉的30%B-MCR。主要技术规范(BMCR工况)：华北电力设计院工程有限公司32 天津北疆发电厂一期工程#1机组烟气污染物超低排放改造工程可行性研究报告a)锅炉最大连续蒸发量(BMCR)3102t/hb)过热器出口蒸汽压力27.46MPa(g)c)过热器出口蒸汽温度605℃d)再热蒸汽流量2563t/he)再热器进口蒸汽压力6.31MPa(g)f)再热器出口蒸汽压力6.11MPa(g)g)再热器进口蒸汽温度379℃h)再热蒸汽出口温度603℃i)省煤器进口给水温度299.8℃j)锅炉保证热效率≥93.86%k)排烟温度(修正后)124℃l)NOx排放浓度(6%含氧量)300mg/Nm32.7煤质分析及灰成份分析资料本工程改造阶段所用设计煤种及校核煤种的煤质及灰分分析资料见表2.7-1。表2.7-1煤质分析及灰成份分析资料项目符号单位设计煤种校核煤种1校核煤种2平朔安太堡煤神府东胜煤山西内蒙混煤全水分Mt%7.31421.6干燥基水分Mad%2.48.499.21收到基灰分Aar%21.3118.70干燥无灰基挥发分Vdaf%37.73738.49收到基低位发热量Qnet，arkJ/kg220002276020320收到基碳Car%57.3760.3354.19收到基氢Har%4.193.623.36收到基氧Oar%7.579.9510.65收到基氮Nar%1.40.690.71收到基硫Sar%<0.870.410.79可磨性指数HGI565653华北电力设计院工程有限公司32 天津北疆发电厂一期工程#1机组烟气污染物超低排放改造工程可行性研究报告灰成分分析二氧化硅SiO2%52.3136.7146.19三氧化二铝Al2O3%33.513.9914.64二氧化钛TiO2%0.70.86三氧化二铁Fe2O3%3.6013.8517.56氧化钙CaO%4.6522.928.06氧化镁MgO%0.811.281.80氧化钾K2O%0.670.721.55氧化钠Na2O%0.491.230.56五氧化二钒V2O5%无三氧化硫SO3%1.679.37.78二氧化锰MnO2%0.020.052其它%1.58变形温度DT℃＞150011301120软化温度ST℃11601130半球温度HT℃1140熔融温度FT℃121011503脱硫、脱硝及除尘系统现状北疆发电厂一期工程电除尘器于2009年投产，每台炉设置了两台菲达公司生产的三室五电场静电除尘器，设计效率99.89%，保证效率99.82%，除尘器出口烟尘浓度不大于60mg/Nm3，经湿法脱硫后，烟囱入口烟尘排放浓度不大于30mg/Nm3。烟气脱硫装置由北京博奇电力有限公司EPC总承包建设，脱硫装置设计含硫量为1.0%，设计脱硫效率不低于96.3%，SO2设计排放值为81.4mg/Nm3(标、干、6%O2)。烟气脱硝装置原设计为预留，后于2012年5月由北京国电龙源环保公司EPC总承包建设投产，脱硝装置入口设计NOx浓度400mg/Nm3，脱硝效率不低于80%，催化剂2+1设置，最低连续运行烟温293℃。华北电力设计院工程有限公司32 天津北疆发电厂一期工程#1机组烟气污染物超低排放改造工程可行性研究报告3.1电除尘系统现状#1、#2机组分别于2009年9月26日、11月30日通过168投入运行，运行期间曾发生过气流孔板磨损脱落导致一电场短路现象、变压器烧损、振打轴断等缺陷。每次停机检修均安排进入电除尘内部检查，发现阳极板有轻度沾灰现象、无明显腐蚀。每年机组检修后进行电除尘效率试验，电除尘电场空载电压试验均在50kv以上,运行比较稳定，电除尘除尘效率基本保持原有设计水平。华北电科院于2012年对#1号机组的电除尘系统进行试验，其有关数据详见下表：表1：#1炉电除尘A试验数据表项目单位入口1入口2入口3出口1出口2出口3标干烟气流量Nm3/h563806543457527990567134547914566031烟气动压Pa112106100112106115烟气静压kPa-3.03-3.02-3.03-3.37-3.35-3.45烟气全压kPa-2.95-2.94-2.96-3.29-3.27-3.37烟气流速m/s13.6613.3713.0713.5813.2913.91烟气温度℃121127129115120125采样截面面积m218.618.618.618.618.618.6大气压力kPa100.1100.1100.1100.1100.1100.1烟气含湿量％5.95.95.95.95.95.9烟气含氧量％5.35.15测试工况下湿烟气流量m3/h902621883202862445897264877846919361实测烟尘浓度mg/Nm3197651988520366716470折算烟尘排放浓度(1.4)mg/Nm3686066除尘器本体漏风率％2.80%除尘器除尘效率％99.65%除尘器本体阻力Pa360表2：#1炉电除尘B试验数据表项目单位入口4入口5入口6出口4出口5出口6标干烟气流量Nm3/h564067535339541721567127568371551768烟气动压Pa115102104115114107烟气静压kPa-2.97-3.11-3.1-3.41-3.43-3.36烟气全压kPa-2.89-3.04-3.02-3.33-3.35-3.28烟气流速m/s13.9913.1213.2513.9913.9113.36烟气温度℃131125124127122119采样截面面积m218.618.618.618.618.618.6大气压力kPa100.1100.1100.1100.1100.1100.1烟气含湿量％5.95.95.95.95.95.9烟气含氧量％4.74.54.8测试工况下湿烟气流量m3/h925387866462874498925387916013881863实测烟尘浓度mg/Nm3200271939819727719791华北电力设计院工程有限公司32 天津北疆发电厂一期工程#1机组烟气污染物超低排放改造工程可行性研究报告折算烟尘排放浓度(1.4)mg/Nm3658884除尘器本体漏风率％2.81%除尘器除尘效率％99.55%除尘器本体阻力Pa3303.2脱硫系统现状脱硫系统与主机系统同步建设投产，运行期间曾发生过喷淋管组断裂、氧化风机断轴等严重缺陷。两台机组均已完成取消旁路改造工作。每次停机检修均安排进入吸收塔内部检查，发现吸收塔中部有石膏堆积、内壁防腐无明显腐蚀。每年机组检修后进行脱硫效率试验，脱硫效率基本保持原有设计水平。华北电科院于2012年对#1号机组的脱硫系统进行试验，有关数据详见下表：表1.试验主要数据除尘器出口（原烟气）序号项目单位数值1O2平均值％4.262过量空气系数　1.25453SO2测量平均值ppm7854SO2折算浓度（α=1.4）mg/Nm32012脱硫系统出口（净烟气）序号项目单位数值1O2平均值％4.222过量空气系数　1.25153SO2测量平均值ppm294SO2折算浓度（α=1.4）mg/Nm3745η脱硫效率%96.32经此次试验测得，北疆电厂1号机组锅炉额定负荷运行期间，脱硫装置SO2脱除效率为96.32％。3.3脱硝系统现状国家环保监测总站分别于2012年1月13～14日和5月11～12日进行了#1机华北电力设计院工程有限公司32 天津北疆发电厂一期工程#1机组烟气污染物超低排放改造工程可行性研究报告组和#2机组的脱硝工程竣工验收监测工作，天津市环保局分别以津环保管便［2012］23号文和津环保管便［2011］44号文同意北疆电厂一期脱硝工程试生产，2012年9月11日环保部在工程现场召开了竣工验收现场会。2012年11月15日，国家环保部以“环验【2012】251号”文函复北疆电厂一期两台机组脱硝工程通过环保验收。2013年前11个月#1、2机组脱硝投运率分别为98.78%、98.03%，综合脱硝效率分别为74.76%、72.60%，氮氧化物排放浓度分别为70.68mg/Nm3和83.30mg/Nm3，优于国家及地方排放标准，满足与天津市政府签订的“十二.五”减排责任书规定综合脱硝效率70%以上的要求。4主要改造原则及改造设计参数4.1主要改造原则改造目标：燃煤机组大气污染物排放达到《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）中燃气电厂标准。经与业主沟通，本次改造的主要原则如下：除尘技术改造拟采用常规除尘器改造+脱硫除雾器改造+增设湿式除尘器的方案。其中，将原常规除尘器改造为低低温除尘器，出口烟尘浓度不大于20mg/Nm3（6%O2，标态，干烟气）；脱硫改造后出口烟尘（含石膏）浓度不大于20mg/Nm3（暂按脱硫塔烟尘脱除率50%，不含石膏的出口烟尘浓度为10mg/Nm3；脱硫出口液滴含量由75mg/Nm3改造为50mg/Nm3，含固率20%计，石膏随液滴排出的浓度为10mg/Nm3）；湿式除尘器效率不低于75%。综合以上三种措施，烟囱入口烟尘排放浓度达到5mg/Nm3。脱硫系统增效改造尽量减少对主体工程的影响，脱硫塔和除雾器格局不变，占地不增加，同时考虑除雾器增效，减少石膏颗粒物随液滴带出。脱硝系统增效改造尽量减少对主体工程的影响，采用加装预留层催化剂，调整更换催化剂周期的方式。同时考虑消除烟囱“白烟”的措施。4.2改造要求及设计参数4.2.1干式除尘器改造条件及要求干式电除尘器改造入口烟气条件（一台炉BMCR工况）华北电力设计院工程有限公司32 天津北疆发电厂一期工程#1机组烟气污染物超低排放改造工程可行性研究报告项目名称单位数值备注过量空气系数～1.288入口湿烟气量Nm3/h～3250000标态，湿基，实际氧入口干烟气量Nm3/h～2950000标态，干基，实际氧入口烟气温度℃～130入口含尘量g/Nm3～25标态，干基，6%O2要求改造后，除尘器效率不低于99.92%，出口烟尘浓度小于20mg/Nm3。4.2.2增设湿式电除尘器的烟气条件及要求项目名称单位设计煤种备注过量空气系数～1.327入口湿烟气量Nm3/h～3480000标态，湿基，实际氧入口干烟气量Nm3/h～3060000标态，干基，实际氧入口烟气温度℃～50正常运行工况℃80耐热入口烟尘浓度mg/Nm320标态，干基，6%O2考虑脱硫岛除尘效率50%烟尘含石膏入口雾滴浓度mg/Nm350入口雾滴中石膏浓度mg/Nm310标态，干基，6%O2雾滴含固率按20%计入口SO2浓度mg/Nm335标态，干基，6%O2加装的湿式电除尘器效率按75%考虑，出口烟尘（含石膏）浓度达到5mg/Nm3。4.2.3脱硫系统改造入口烟气条件（一台炉BMCR工况）项目名称单位数值备注入口湿烟气量Nm3/h～3250000标态，湿基，实际氧入口干烟气量Nm3/h～2950000标态，干基，实际氧入口烟气温度℃～90考虑烟气余热利用或采用低低温除尘器180事故工况入口烟气压力Pa～4000入口SO2浓度mg/Nm32200标态，干基，6%O2入口含尘量mg/Nm320标态，干基，6%O2华北电力设计院工程有限公司32 天津北疆发电厂一期工程#1机组烟气污染物超低排放改造工程可行性研究报告脱硫系统改造后脱硫效率不低于98.5%，出口SO2浓度小于35mg/Nm3，除雾器出口雾滴浓度小于50mg/Nm3，烟尘（含石膏）浓度小于20mg/Nm3。4.2.4脱硝装置改造条件及要求脱硝装置改造入口烟气条件（一台炉BMCR工况）项目名称单位数值备注过量空气系数1.20入口湿烟气量kg/s1066.62入口湿烟气量m3/s1906.2入口烟气温度℃363入口NOx浓度mg/Nm3400标态，干基，6%O2设计取用值，以NO2计入口含尘量g/Nm3～25标态，干基，6%O2要求改造后，SCR脱硝效率不低于87.5%，出口NOx浓度小于50mg/Nm3。4.3改造技术路线的选取目前我国已投运电厂的污染物排放还达不到接近燃机的水平，尤其是烟尘排放还远达不到5mg/Nm3以下排放水平。华能、国电、神华（国华）、浙能等发电集团均已安排相关的研究工作，有多个项目已在实施的过程中。对于烟气综合净化，项目公司非常重视，与设计院一起进行了多次相关的技术交流，并进行了大量的调研工作。根据我国目前脱硝、脱硫、除尘的技术发展状况，烟气综合净化技术路线选择如下：（1）通过研究，我们认为烟气综合净化技术是整个烟气系统的优化、整合技术，宜统筹规划。烟气NOx、SO2、烟尘综合治理，宜最大限度的利用成熟技术，并拓展利用其他行业的相关技术，以达到烟气综合净化的较高目标。（2）烟尘治理——对于烟尘，国内尚无达到5mg/Nm3以下排放浓度的长期投运经验。按照目前的技术发展和认可度情况，脱硫前干式除尘器+湿式脱硫难以达到5mg/Nm3的排放浓度要求，故拟考虑采用脱硫装置前干式除尘器、湿法脱硫与脱硫装置后湿式除尘器相结合的除尘方式。北疆一期工程干式除尘器运行状况良好，充分利用这一优势，改造后达到较低的烟尘排放浓度，经脱硫装置FGD进一步脱除烟尘后，进入湿式除尘器脱除含固液滴和烟尘，经过三级的除尘后，烟囱出口烟尘浓度华北电力设计院工程有限公司32 天津北疆发电厂一期工程#1机组烟气污染物超低排放改造工程可行性研究报告达到5mg/Nm3水平。（3）SO2治理——充分利用成熟的石灰石-石膏湿法脱硫技术，采用脱硫装置工艺流程优化或塔内精细化设计，提高脱硫效率，烟囱出口SO2排放浓度不高于35mg/Nm3。为减轻脱硫装置出口湿式除尘器的压力，优化除雾器型式或增加除雾器层数、改善除雾器性能，使除雾器出口液滴含量不高于50mg/Nm3。（4）NOx治理——充分利用锅炉低NOx燃烧技术，设置高效率的脱硝装置（SCR），达到NOx排放浓度不高于50mg/Nm3。5除尘改造方案5.1一期除尘器配置情况北疆一期工程，每台炉配置2台菲达公司生产的三室五电场静电除尘器，除尘器保证效率99.82%，除尘器出口烟尘浓度小于60mg/Nm3（干基，标态，6%O2）。其主要技术数据如下表序号项目单位数据1设计效率%99.89保证效率%≥99.822本体阻力Pa<245Pa3本体漏风率%<1.5％4电场通道数个3×36每个电场的有效长度m4.5x2+5x3全部电场的总有效长度m24电场的有效宽度m42.12电场的有效高度m15.0总集尘面积（每台炉）m21555205有效断面积m26486长、高比1.67室数/电场数3/58阳极板型式及总有效面积（每台炉）C型/1555209阴极线型式及总长度（每台炉）第一、二、三电场采用RSB系列线/907200m；第四、五电场采用螺旋线/129600m10比集尘面积/一个供电区不工作时的比集尘面积m2/m3/s102.13/95.3311驱进速度/一个供电区不工作时的驱进速度cm/s6.53/6.58华北电力设计院工程有限公司32 天津北疆发电厂一期工程#1机组烟气污染物超低排放改造工程可行性研究报告12烟气流速m/sec1.1913每台除尘器灰斗数量个3014灰斗电加热形式管式电加热15每台除尘器所配整流变压器数量台1516每台整流变压器的额定容量kVA前二个电场(1.8A/72KV)183/后三个电场(2,0A/72KV)20517电气总负荷（每台炉）kVA626318最大运行负荷（每台炉）kW36755.2改造后除尘效率要求及可选方案脱硫塔烟尘脱除率一般为50～80%，以国内的认可度，较低烟尘入口浓度的脱硫塔脱除烟尘的效率建议按较为保守的50%考虑，脱硫装置出口液滴中含固（石膏）率建议按20%考虑。经调研及征求业主意见，首先将北疆一期现有的除尘器进行改造，除尘器出口排放浓度降至20mg/Nm3（6%O2，标态，干烟气），除尘器效率提升至99.92%。脱硫出口烟尘浓度不高于10mg/Nm3，脱硫出口液滴浓度不高于50mg/Nm3,则脱硫出口烟尘（含石膏）不高于20mg/Nm3；湿式除尘器效率不低于75%，烟尘出口浓度达到5mg/Nm3。为使北疆一期除尘器，改造后效率达到99.92%，出口排放浓度降至20mg/Nm3（6%O2，标态，干烟气），在现有的条件下，可选的改造方案有：1、改造为电袋除尘器：前两个电场保留不变，将后三个电场改造为布袋过滤除尘，此方案可将出口烟尘浓度降至20mg/Nm3甚至更低水平。2、改造为旋转电极电除尘器，前四个电场保留不变，将最末电场改造为旋转板极电场，同时辅以电源改造，可将出口烟尘浓度降至20mg/Nm3。3、改造为低低温电除尘器，除尘器本体基本保留不变，在除尘器前设置前端换热器，将除尘器入口烟温降至烟气酸露点温度以下，实现电除尘器低低温运行。同时辅以电源改造，可将出口烟尘浓度降至20mg/Nm3。5.3除尘改造可选方案的介绍5.3.1电袋除尘器华北电力设计院工程有限公司32 天津北疆发电厂一期工程#1机组烟气污染物超低排放改造工程可行性研究报告电袋复合除尘器有机结合了电除尘器与袋式除尘器的除尘特点，先由前级电场预收烟气中70%～90%以上的粉尘量，再由后级袋式除尘捕集烟气中残余的细微粉尘。前级电场的预除尘作用和荷电作用为提高电袋复合除尘器的性能起到了重要作用。预除尘降低了滤袋的粉尘负荷量即降低了除尘器的阻力上升率；同种电荷的荷电使得粉饼层变得疏松，在相同的粉尘负荷下，带有同种电荷的粉饼层阻力更小。这两者的共同作用使得滤袋的清灰周期变长，从而可以节省清灰能耗、延长滤袋使用寿命。同时由于进入袋式除尘器的粉尘浓度较低，减少了粉尘的磨损作用，也延长了滤袋的清灰周期，可以延长滤袋的使用寿命。电袋复合除尘器受烟温条件及烟气含硫量和含湿量影响较大，烟温高、含硫量大、含湿量高时需选用更好的滤料，成本升高。有研究显示，前端电场放电，会产生臭氧，对布袋有腐蚀作用。布袋的寿命问题，一直电袋除尘器运行中的最突出的问题，各厂的实际运行情况也不尽相同，有的厂声称运行三年布袋零破损，也有的厂则因为布袋破损，排放浓度超标而被迫停机。图1电袋除尘器结构示意图电袋复合除尘器的效率不受煤种、飞灰特性影响，排放浓度容易实现在20mg/Nm3甚至更低水平，且长期稳定。但排放浓度要求越高，会使电袋除尘器的通风阻力越大，运行电耗越高。破损布袋的更换及后处理问题，会随袋式除尘器使用年限的增加而日显突出。5.3.2旋转电极除尘器旋转电极式电除尘器是一种高效电除尘设备，由前级固定电极电场(常规电场)华北电力设计院工程有限公司32 天津北疆发电厂一期工程#1机组烟气污染物超低排放改造工程可行性研究报告和后级旋转电极电场组成，其收尘机理与常规电除尘器完全相同，工作原理如图2所示。图2旋转电极式电除尘器工作原理图旋转方向驱动电机传动链条收尘区域清灰刷组件链轮清灰刷驱动电机非收尘区域旋转阳极板烟气链轮阴极线图3旋转电极式电除尘器结构简图华北电力设计院工程有限公司32 天津北疆发电厂一期工程#1机组烟气污染物超低排放改造工程可行性研究报告旋转电极电场中阳极部分采用回转的阳极板和旋转的清灰刷，如图2所示。旋转阳极板在顶部驱动轮的带动下缓慢地上下移动，附着于回转阳极板上的粉尘在尚未达到形成反电晕的厚度时，就被布置在非电场区的旋转清灰刷彻底清除，因此不会产生反电晕现象，并最大限度地减少了二次扬尘，增加粉尘驱进速度，大幅提高电除尘器的除尘效率，降低排放浓度，同时降低对煤种变化的敏感性。旋转电极除尘器技术优势：a)可有效消除二次扬尘的发生b)可有效消除反电晕发生c)可有效消除极板沾灰造成的效率下降d)可有效消除电场紊流现象发生旋转电极除尘器缺点:a)结构较为复杂；b)对安装技术要求较高；c)设备稳定性差，对运行维护水平要求高；5.3.3低低温电除尘器低低温电除尘器主要是通过在除尘器进口烟道上设置换热装置，通过冷源换取烟气的热量，降低除尘器进口烟温(酸露点以下)，达到低低温的水平。低低温电除尘器是在常规低温电除尘器基础上的一次改良和升级，由于除尘器进口烟气温度的降低1)除尘器处理的烟气体积流量减小，对于即有的除尘器，比集尘面积增加，提高除尘效率；2)飞灰比电阻降低，煤灰更易被收集，除尘效率提高，运行稳定，也更加节能；3)可有效脱除烟气中的SO3，降低尾部受热面的腐蚀风险；4)可有效利用烟气余热，提高机组热效率，或用来加热净烟气，提高排烟的扩散能力。低低温电除尘器的入口烟温一般在85～90℃，在常规理解的酸露点温度之下，为何在此条件下没有产生低温腐蚀是低低温除尘技术的关键点。这与SO3烟气调质的作用机理有些相似，烟气中的SO3与水蒸汽结合形成气溶胶，会吸附在飞灰表面，既降低了飞灰比电阻，又除去了SO3。正由于烟气温度低于了酸露点，SO3华北电力设计院工程有限公司32 天津北疆发电厂一期工程#1机组烟气污染物超低排放改造工程可行性研究报告由气态转为气溶胶，更有效的被烟尘所吸附，通过电除尘器被收集和排除，所以不会对低温受热面产生腐蚀。低低温除尘器在日本有大量的投产业绩，相应的厂商有日立，三菱，IHI等。通过理论体系的完善和运行实例的证明，低低温电除尘器是可行的，安全的，高效的。低低温除尘体系中的前端换热器，会增加通风阻力(约500～800Pa)，增加一定的运行电耗，但除尘器电耗可减少，综合电耗相差不大。低低温电除尘技术可与烟气余热利用技术相结合，将烟气余热利用装置设置在电除尘入口，实现除尘器低低温，同时换取的烟气余热可用来加热部分凝结水，提高机组热效率，或用来加热脱硫后的净烟气，增强排烟的扩散能力，改善环境污染。低低温电除尘器本体较常规静电除尘器的区别，目前能查阅到的文献只是说控制漏风避免局部漏入冷风产生低温腐蚀、绝缘子加热、灰斗加热及防堵等几个问题，总体上并无太大差别。5.4干式除尘器改造方案比选在对上述三种方案进行比选之前，首先要介绍一下近几年被广泛采用的烟气余热利用技术。众所周知，降低锅炉排烟温度，有助于提高机组热效率，降低煤耗。大容量机组由于采用回转式空预器，为避免空预器冷端低温腐蚀，无法将排烟温度降得很低，通常锅炉排烟温度（空预器出口）在120～130℃水平。如果能将此温度降至85℃，可节省发电标煤耗1.36g/kWh。同时，由于进入吸收塔的烟温降低，可显著节省脱硫耗水，以采用湿法脱硫的百万机组为例，每台机组的耗水量可减少～60t/h，烟气余热换热器同时会增加引风机电耗约850kW。综上分析，烟气余热利用的技术优势明显，推荐采用。低低温除尘器将电除尘技术与烟气余热利用技术进行了有机的结合，通过设置于除尘器前的前端换热器，将除尘器进口烟温降至85℃左右，实际了电除尘器在低低温状态下运行，提高了除尘效率，同时有效利用了烟气余热，提高机组热效率。为使5.2节的三个改造方案具有可比性，电袋除尘器改造方案和旋转电极除尘器改造方案应与烟气余热利用技术相结合后，再与低低温除尘改造方案进行比较。对于电袋除尘器改造和旋转电极除尘器改造方案，可配套采用常规的烟气余热利用方案，将烟气余热换热器布置于吸收塔入口。电袋除尘器、旋转电极除尘器与低低温电除尘器的对比见下表华北电力设计院工程有限公司32 天津北疆发电厂一期工程#1机组烟气污染物超低排放改造工程可行性研究报告序号电袋除尘器(+烟气余热利用)旋转极板除尘器(+烟气余热利用)低低温电除尘器1除尘效率、排放浓度1.1除尘器出口烟尘排放浓度＜20mg/m3除尘器出口烟尘排放浓度＜20mg/Nm3（需辅以电源改造）除尘器出口烟尘排放浓度＜20mg/m3（需辅以电源改造）1.2煤种、灰比电阻变化不影响除尘效率煤种、灰比电阻变化影响除尘效率煤种、灰比电阻变化影响除尘效率2运行阻力与通风电耗2.11500～2000Pa～1000Pa<1000Pa2.2+1050kW+500kW+500kW3结构3.1结构较复杂结构复杂结构简单4适应性4.1适应燃烧劣质煤，不受煤质灰分限制，高硫高水燃煤，需采用耐高温的滤料受煤种变化影响较大受煤种变化影响大，燃煤的灰硫比、烟气酸露点宜稳定4.2灰中二氧化硅和三氧化二铝等对滤袋磨损轻高二氧化硅和三氧化二铝粉尘不易收集煤种宜稳定，烟气酸露点变化不宜过大4.2除尘效率不受飞灰比电阻及入口浓度影响，对微细粉尘收集效率不高除尘效率受比电阻值、入口浓度影响比较大，对微细粉尘收集效率相对较高除尘效率受比电阻值、入口浓度影响较大，对微细粉尘的收集效率适中4.3对负荷变化适应性好，运行管理较复杂对负荷变化适应性较好，运行管理较复杂对负荷变化适应性较好，运行管理较简便5可靠性5.1布袋每三～四年更换一次安装要求高，转动机械较多，可靠性差，清灰刷4年更换一次与常规电除尘器相同，换热器需考虑磨损、堵灰和腐蚀问题5.2滤袋用压缩空气清灰机械振打清灰，周期可调机械振打清灰，周期可调6业绩6.1国内有1000MW机组投运业绩国内有300MW机组业绩，1000MW机组有订货业绩国内有订货业绩，暂无实际运行业绩。日本有大容量机组运行业绩。7占地7.1将后三个电场改为布袋，不额外增加占地将末级电场改为旋转电极，不额外增加占地在除尘器入口烟道上装设前端换热器，不额外增加占地8改造费用（设备费）8.12200万+1600万1600万+1600万2200～2500万9运维工作量及费用9.1布袋在运行中易破损，影响除尘效率，每三至四年需大面积更换布袋，运维工作量较大，更换布袋对工人健康损伤大。运行维护费用高除尘器运行中有转动部件，运行中旋转极板易卡涩，影响除尘效率。运维工作量大。运行维护费用较高除尘器前端换热器有磨损和腐蚀风险。除尘器本体运行维护工作量小，运维费用低。6其它6.1启炉前需进行预涂灰锅炉启动即可运行锅炉启动即可运行华北电力设计院工程有限公司32 天津北疆发电厂一期工程#1机组烟气污染物超低排放改造工程可行性研究报告6.2对脱硫效率无影响对脱硫效率无影响对脱硫效率无影响引风机体积流程减小，电耗相对降低综上分析，综合考虑到运行可靠性、投资、运维成本及工作量等因素，结合烟气余热利用技术，一期工程改造拟采用低低温电除尘改造方案。同时，考虑5个电场全部进行电源改造（三相电源或高频电源），以满足改造后除尘器效率不低99.92%，除尘器出口烟尘排放浓度不超过20mg/Nm3的要求。5.5低低温电除尘器改造方案5.5.1除尘器前端换热的设置除尘器前端换热器进口烟温取用128℃，出口烟气温度取用85℃。根据电厂实际运行数据，考虑一定的换热端差，结合各级低加凝结水的进出口温度，THA工况前端换热器水侧进口拟由7号低加出口凝结水接入，与8号低加入口的凝结水混合至～70℃后接入前端换热器，吸收热量后接入6号低加入口，水温暂定100℃，所需的凝结水量约为820t/h。除尘器前端换热器初步数据如下(每台炉THA工况)：1入口湿烟气量2814912Nm3/h2入口/出口烟气温度128℃/85℃3换热量34.51MW4冷却介质凝结水5冷却介质流量～830t/h6冷却水进出口水温70/100℃7冷却器形式管式换热器8换热管材质ND钢10换热面积73778m2(暂定)11吹灰形式脉冲吹灰12压损要求<600Pa注：当采用热二次风加热净烟气的方案时，前端换热器入口烟温为109℃，凝结水回水温度按90℃考虑。5.5.2除尘器本体改造5.5.2.1原电除尘器的检查，修复与调整1)华北电力设计院工程有限公司32 天津北疆发电厂一期工程#1机组烟气污染物超低排放改造工程可行性研究报告低低温改造后，烟气负压有一定增加，应对壳体强度和刚度进行核算和评估；改造后，烟气温度变化带来振打制度的改变，影响阳极板积灰，从而影响钢架各立柱荷载，需进行复核。1)更换和修复失效的阴极线及变形严重的阳极板；检查振打杆是否出现弯曲变形，振打位置是否发生偏移，振打锤和振打杆都应恢复到合理位置；检查电场内有否可能出现烟气短路通道（如中间柱两侧），如有必要用挡板封堵；检查振打杆与异轨间是否存在间隙过大，此间隙应保证尽可能小。2)应根据改造后的烟道条件进行气流分布试验，气流分布均匀系数应达到σ≤0.115标准，设备安装完成后应进行现场气流分布测试。3)应对壳体灰斗设人孔门，检查门处密封进行检查、完善，保证壳体漏风在规范之内。4)电除尘器电场的供电是电除尘器实现高性能的基本保证，必须最大程度保证在不同的烟气条件下正常供电，避免反电晕出现，为此电源控制系统应有间歇供电的工作方式。5.5.2.2除尘器本体改造1）热空气密封装置：低低温改造后，电除尘器内烟气温度已低于烟气露点温度，因此必须防止低温烟气进入绝缘套管内侧和绝缘子室（包括阴极振打传动瓷轴周围）。为此，需设置热空气密封装置，需将绝缘子支撑结构改造为用于带热风装置。热风装置应能提供一定量的110℃干燥、清洁的空气，每台电除尘器可设置三套热风装置，热风装置包括：电加热器，风机，热风管路，阀门等。2）灰斗加热：原灰斗由板式电加热器加热。改造后应使全灰斗壁温不低于120℃，以保证排灰畅通。3）易漏风处（如人孔门等周边）需贴补不锈钢。4）电源改造，按全部5个电场进行高频电源或三相电源改造考虑，投资暂按高频电源计列。5.6湿式除尘器设置湿式电除尘器目前在我国主要应用于化工、冶金等行业，尤以冶金行业应用居多，在大型燃煤电厂，投产业绩较少华北电力设计院工程有限公司32 天津北疆发电厂一期工程#1机组烟气污染物超低排放改造工程可行性研究报告。在国外，湿式电除尘器在电厂已有近30年的应用历史，主要作为大气复合污染物控制系统的最终精处理技术装备，用于去除湿法脱硫后的粉尘、石膏浆液雾滴、控制PM2.5的排放及解决烟气排放浊度等问题，可将烟尘排放限值控制在10mg/m3甚至5mg/m3以下。湿式电除尘器的收尘原理与干式电除尘器相同，均经历荷电、收集和清灰三个阶段。金属放电线在直流高电压的作用下，将其周围气体电离，使粉尘或雾滴粒子表面荷电，荷电粒子在电场力的作用下向收尘极运动，并沉积在收尘极上，清灰方式多采用喷淋水流从集尘板顶端流下，在集尘板上形成一层均匀稳定的水膜，将板上的颗带走，也有依据收集雾滴自流的清灰方式。湿式电除尘器可有效收集微细颗粒物(PM2.5、气溶胶)、重金属、有机污染物(多环芳烃、二恶英)等，烟尘排放浓度可达5mg/Nm3甚至更低水平；收尘性能与粉尘特性关系不大，对黏性大或高比电阻粉尘也能有效收集，同时也适用于处理高温、高湿的烟气；没有振打设备的运动部位，可靠性较高；但会将烟气降温至饱和温度，需设置废水处理设备及采用防腐。图4湿式电除尘器工作原理湿式电除尘器根据极板材质的不同，大致可分为金属极板湿式电除尘，导电玻璃钢极板湿式电除尘，及柔性极板湿式电除尘等几种类型。按布置方式的不同，又可分为卧式布置湿式电除尘器和立式布置湿式电除尘器。华北电力设计院工程有限公司32 天津北疆发电厂一期工程#1机组烟气污染物超低排放改造工程可行性研究报告5.6.1金属极板湿式电除尘器该技术多为日本和欧洲公司（如三菱、日立、B&W、SIEMENS等）采用，极板材质多为不锈钢，其结构型式与常规干式静电除尘器基本相同，阳极板采用平板结构，喷水清灰，除尘器多为卧式布置，烟气平进平出。除尘效率可保证70%(一个电场)/85%(两个电场)，不同厂家略有不同。国内大型燃煤机组采用这种湿式电除尘器的有浙能六横电厂、浙能嘉华电厂、国华舟山电厂等。图5金属极板卧式湿式电除尘器5.6.2导电玻璃钢极板湿式电除尘器该技术多用于我国冶金及化工行业。这种湿式电除尘器极板材料采用导电玻璃钢FRP，收尘板结构形式为管式，有圆形、方形、正多边形等，以多边形居多，间断喷水清灰，这种除尘器因为极板为管式结构，故多为立式布置，烟气上下进出。除尘效率可达60～90%，主要靠烟气流速的选取和调整极板长度来实现除尘效率的要求。国内大型燃煤机组采用这种湿式电除尘器的项目有华能黄台电厂、国电泰州二期工程等。华北电力设计院工程有限公司32 天津北疆发电厂一期工程#1机组烟气污染物超低排放改造工程可行性研究报告图6立式布置管式极板湿式电除尘器示意图图7导电玻璃钢极板实物图5.6.3柔性极板湿式电除尘器该技术为山大能源的专利技术，它与导电玻璃钢极板湿式电除尘器基本一致，所以不同的就是采用了有机合成纤维作极板材料，被浸湿的纤维极板有了导电性，华北电力设计院工程有限公司32 天津北疆发电厂一期工程#1机组烟气污染物超低排放改造工程可行性研究报告来收集烟气中的雾滴。清灰方式是靠极板的全表面均匀水膜自流，可实现运行零水耗。这种除尘器的极板如采用管式结构，则除尘器宜立式布置，烟气上下进出，如极板采用板式结构，则除尘器为卧式布置，烟气水平进出。采用这种湿式电除尘器的项目有国电益阳电厂、荥阳电厂等。图9柔性极板实物图5.6.4湿式电除尘器的比较对于大型燃煤机组，金属极板卧式布置湿式电除尘器在日本碧南电厂有5台机组的运行实例，国内已有两台机组在安装中，11台机组处于订货生产阶段。金属极板湿式电除尘的极板材料主要采用316L不锈钢，根据电厂运行经验，316L抗腐蚀能力较差，据有关厂家介绍，金属极板表面形成稳定水膜是除尘的关键，需要在冲洗水中加入氢氧化钠来调整PH值，用以中和烟气中酸雾凝结形成的酸液，避免对极板造成严重腐蚀。导电玻璃钢极板的湿式电除尘器，在我国冶金和化工行业应用较多，有上百套的业绩。玻璃钢材料的抗腐蚀性好，但已投运业绩中处理的烟气成分均较本工程有差异，冶金或化工行业多为除雾作用，除去烟气中的液体，目前多家电厂正在进行相关的试验研究工作。柔性极板湿式电除尘器，在结构型式及性能上均较导电玻璃钢极板湿式电除尘器无太大差别，目前采用此技术的投产机组有国电益阳电厂（300MW机组）。山大能源被神华集团收购，也有多个项目拟采用此技术进行改造方案的研究。华北电力设计院工程有限公司32 天津北疆发电厂一期工程#1机组烟气污染物超低排放改造工程可行性研究报告序号项目名称金属极板湿式电除尘器柔性阳极湿式电除尘器导电玻璃钢湿式电除尘器1技术源流在美国、日本和欧洲有电厂的应用案例，是国外际主流的电厂湿式电除尘技术。美国巴威公司、日本三菱公司、日立公司，欧洲阿尔斯通公司都采用金属极板湿式电除尘器。国外应用较少。概念最早由美国俄亥俄大学于1998年提出，后将该技术转让给美国南方环保有限公司，经过几年的发展，到目前只有Smurfit-StoneContainerCorp电厂燃油锅炉一个应用案例。该技术在化工行业、冶金行业应用较多，称为电除雾器。世界上第一条电除雾器1907年投入运行，用于制硫酸工艺中三氧化硫酸雾的去除。该技术成熟可靠，已制定《电除雾器》标准HJ/T323-2006。2结构差异1）阳极板采用平行悬挂的金属极板，极板材质为SUS316L不锈钢；2）金属极板表面采用连续喷淋的水膜覆盖和清灰；3）配置喷淋水循环系统，喷淋水经过收集、加碱中和、过滤后，一小部分进入脱硫补水，大部分回到喷淋系统继续循环。1)阳极布置成由方形孔道组成，烟气沿孔道流过。阳极采用非金属柔性织物材料，通过润湿使其导电，柔性阳极四周配有金属框架和张紧装置，框架材料采用2205、2507不锈钢。阴极采用阴极线，位于每个方形孔道四个阳极面的中间，阴极线材料采用铅锑合金；2)电极无喷淋清灰系统，有酸液导流装置，酸液（每小时1-2吨）带出细灰颗粒，收集沉淀后进入脱硫浆液系统；3)无水循环系统。1)阳极布置成由六角形形孔道组成的蜂窝形式，烟气沿孔道流过。阳极采用导电玻璃钢材料，因玻璃钢材料内添加有碳纤维毡、石墨粉等导电材料，自身可以导电。阴极采用阴极线，位于每个六角形孔道六个阳极面的中心，阴极线材料采用钛合金、超级双相不锈钢；2)配置水喷淋清灰系统，每个模块每天停电冲洗一次，冲洗后的液体直接进入脱硫浆液系统；3)无水循环系统。华北电力设计院工程有限公司32 天津北疆发电厂一期工程#1机组烟气污染物超低排放改造工程可行性研究报告3性能对比1)金属极板，机械强度高，刚性好，不易变形，极间距有保证，电场稳定性好，运行电压高。2)烟气流速较低（≈3m/s），有效控制气流带出，停留时间长，PM2.5细微颗粒及气溶胶脱效率高。3)采用水膜冲洗清灰，水膜分布均匀，清灰效果好，可靠，除尘效率高；但水耗大，碱消耗大，对喷嘴性能要求高。4)收集的酸液稀释加碱中和，中和后的水一部分进入脱硫补水，系统对其它设备影响较少；5)除尘效率与除尘面积有关，除尘面积足够时可以保证达到除尘效果；6)设备总尺寸略大；7)系统阻力小于300pa；1)柔性极板，机械强度弱，易变形摆动，极间距不易保证，电场稳定性差，运行电压低。2)烟气流速较高（≈3m/s），产生气流带出，停留时间短，PM2.5细微颗粒及气溶胶脱除率低；高气速更易使柔性电极摆动，影响除尘性能。3)无水膜冲洗清灰，利用从烟气中收集的酸液带出灰；4)仅在启动前、停运后对极板喷水，水耗小。5)除尘效率与除尘面积相关，除尘面积足够时可以保证达到除尘效果；6)设备总尺寸较紧凑；7)系统阻力小于300pa；1)极板机械强度较高，介于金属极板和柔性极板之间，极间距易保证，电场稳定性好，运行电压低高，稳定性好。2)在化工行业应用的烟气流速较低（≈2.5m/s），PM2.5细微颗粒及气溶胶脱除率高；提高烟气流速后，影响除尘性能。3)间歇冲洗，水耗较小。4)除尘效率与除尘面积相关，除尘面积足够时可以保证达到除尘效果；5)设备总尺寸较紧凑；6)系统阻力300~500pa；4可靠性对比1)阳极板具有一定的耐腐蚀性，并且有中性喷淋水膜保护，抗腐蚀性较好，产品声称使用寿命15年以上；2)耐高温，脱硫系统故障时，可以在较高的烟气温度下运行；3)有喷淋水循环系统，能够长期保证极板干净，确保设备高效安全运行；4)无框架，内部支撑构件采用碳钢加玻璃鳞片；1)柔性阳极使用寿命6年左右，产品声称一个大修周期内换布率不超过20%；2)不耐高温，烟气温度较高时对阳极寿命有影响，严重时可能烧蚀；3)无喷淋水系统，清灰无保证，设备性能、安全待工程验证；4)柔性极板框架材质2205、2507不锈钢，其它支撑构件采用碳钢加玻璃鳞片；1)导电玻璃钢使用寿命10-15年左右，与产品的质量，制作产品所用的树脂等原材料性能有关；2)不耐高温，烟气温度较高时对阳极寿命有影响，严重时可能烧蚀；3)无喷淋水系统，清灰无保证，设备性能、安全待工程验证；4)柔性极板框架材质2205、2507不锈钢，其它支撑构件采用碳钢加玻璃鳞片；5运行费用1)耗电大2)耗水大；3)化学药剂耗量大；4)易损件更换：无易损件1)耗电小：无水循环系统2)耗水：系统零水耗；3)化学药剂：无耗量；4)易损件更换：柔性阳极一个大修周期更换20%1)耗电小：无水循环系统2)耗水：系统零水耗；3)化学药剂：无耗量；4)易损件更换：无易损件6投产业绩华电淄博热电厂（2013年11月）；上杭瑞祥纸厂中试项目20t/h（2011年12月）；上海长兴岛二厂65t/h锅炉（2012年12月）玉门电厂200t/h锅炉（2010年3月）国电益阳电厂300MW机组（2013年1月）华能黄台电厂（2013年12月）包头希望铝业自备电厂350MW机组（计划2013年12月投产）国电泰州电厂1000MW机组（计划于2015年投产）7辅助功能根据资料，喷入的碱液有20%—50%左右的辅助脱硫效率，运行电压较高，有一定的脱硝效率喷水量小，辅助脱硫效率较低，运行电压较底，辅助脱硝效率低喷水量小，辅助脱硫效率较低，运行电压较底，辅助脱硝效率低华北电力设计院工程有限公司32 天津北疆发电厂一期工程#1机组烟气污染物超低排放改造工程可行性研究报告5.6.5湿式电除尘器的选用按5.2节分析，北疆一期改造，若想达到烟尘排放5mg/Nm3，需湿式电除尘器效率不低于75%。若采用金属极板湿式电除尘器，保守的方案需采用两个电场，造价相对较高。且由于每台炉设置2台湿式电除尘器，需在除尘器进出口设置风箱，占地较大，布置困难。若采用导电玻璃钢或柔性极板湿式电除尘器，需控制除尘器内气流不超过2m/s，导电玻璃钢或柔性极板湿式电除尘器可采用立式布置，相对节省占地，但由于竖向布置较高，钢结构成本增加。本阶段暂按立式布置的导电玻璃钢湿式电除尘器进行炉后区域的布置并计列投资。最终选用的湿式电除尘器型式通过招标确定。6脱硫脱硝改造方案6.1一期脱硫配置情况北疆一期工程，采用北京博奇公司的石灰石-石膏湿法脱硫技术，脱硫效率不低于96.3%，出口SO2浓度不超过81.4mg/Nm3（干基，标态，6%O2）。脱硫吸收塔主要技术数据如下表序号项目名称单位数据1FGD入口条件1.1FGD入口烟气量（标态，湿基，实际O2）Nm3/h33077521.2FGD入口烟气温度℃132.51.3事故烟温℃1801.4FGD入口SO2浓度（标态、干基，6%O2）mg/Nm322001.5FGD入口烟尘浓度（标态、干基，6%O2）mg/Nm31002设计数据2.1总压损Pa18562.2钙硫比mol/mol1.022.3液气比L/Nm312.92.4脱硫效率%96.32.5石灰石耗量t/h11.982.6水耗量m3/h172.29华北电力设计院工程有限公司68 天津北疆发电厂一期工程#1机组烟气污染物超低排放改造工程可行性研究报告2.7电耗kW52523FGD出口数据3.1出口烟气温度℃523.2FGD出口SO2浓度mg/Nm381.43.3除雾器出口雾滴含量mg/Nm3754吸收塔4.1吸收塔型式喷淋空塔4.2浆液停留时间min34.3塔内烟气流速m/s4.14.4烟气在塔内时间s5.84.5吸收塔直径m22.54.6浆池高度m5.84.7吸收区高度m13.44.8浆池容积m322954.9吸收塔总高m32.55其它5.1除雾器级数25.2除雾器冲洗水量l/min4005.3氧化风机台数35.4浆液循环泵台数46.2脱硫改造方案本次脱硫改造目标，SO2排放浓度控制到不超过35mg/Nm3，改造后脱硫效率要求达到98.5%。需采用脱硫装置工艺循环流程优化或塔内精细化设计，提高脱硫效率。现有的石灰石-石膏湿法脱硫工艺可达到98.5%脱硫效率的技术方案有：（1）单塔双循环技术/双塔双循环技术双循环技术是德国诺尔公司的一种湿法脱硫技术，基本原理如下图所示：华北电力设计院工程有限公司68 天津北疆发电厂一期工程#1机组烟气污染物超低排放改造工程可行性研究报告本技术实际上是采用两级吸收塔串联使用，两级循环分别设有独立的循环浆池，喷淋层，根据不同的功能，每个循环具有不同的运行参数：烟气首先经过一级循环（图中QuenchZone），此级循环的脱硫效率根据入口烟气SO2浓度可控制在30～90%，循环浆液PH控制在4.6～5.0，浆液停留时间在4～6分钟，此级循环的主要功能是保证优异的亚硫酸钙氧化效果和充足的石膏结晶时间，根据资料显示，在酸性环境下PH=4.5时，氧化效率是最高的，同时可以大大提高石膏品质，提高石膏脱水率，据国外资料显示，采用双循环系统后石膏含水率可以从10%降低到6%。经过一级循环的烟气直接进入二级循环（图中AbsorberZone），此级循环实现主要的脱硫洗涤过程，PH可以控制在非常高的水平，达到5.8～6.4，这样可以大大降低循环浆液量。（2）低液气比旋汇耦合脱硫技术石灰石-石膏湿法旋汇耦合脱硫技术（下述简称为旋汇耦合技术）为国电清新公司脱硫专利技术，该技术基于多相紊流掺混的强传质机理，利用气体动力学原理，通过特制的旋汇耦合装置产生气液旋转翻覆湍流空间，加强气液固接触、完成高效传质过程，从而达到气体净化的目的。旋汇耦合脱硫技术的关键部件为旋汇耦合器，旋汇耦合器安装在吸收塔内，喷淋层的下方、吸收塔烟气入口的上方，通过旋汇耦合器安装位置湍流空间内气液固三相充分接触，增强气液膜传质、提高传质速率，进而提高脱硫接触反应效率。其华北电力设计院工程有限公司68 天津北疆发电厂一期工程#1机组烟气污染物超低排放改造工程可行性研究报告工作示意图如下：旋汇耦合专利技术是将进塔烟气由层流变成湍流状态，大大增加了气体的漩流速度，与同类脱硫技术相比，具有1)传质效率高；2)均气效果好；3)降温速度快；4)系统能耗低等特点。（3）低液气比B&W湿法脱硫技术该技术利用气体动力学原理，通过在吸收塔中设置专利的合金带孔托盘装置使吸收塔内气体流速较好的均布，避免局部烟速高，对脱硫效率的影响；另外，合金托盘可保持一定高度液膜，增加烟气在吸收塔内停留时间，加强气液固接触、完成高效传质过程，有效降低液气比，提高吸收剂利用率，从而达到气体净化的目的。增设托盘装置需增加吸收塔高度。B&W湿法脱硫技术示意图如下：B&W技术吸收塔华北电力设计院工程有限公司68 天津北疆发电厂一期工程#1机组烟气污染物超低排放改造工程可行性研究报告合金托盘工作示意图B&W湿法脱硫技术具有1)均气效果好；2)系统能耗低；3)检修维护方便等特点。（4）中液气比辅助喷淋脱硫技术辅助喷淋脱硫技术为国能中电公司在外高桥三期采用的脱硫增效技术。在原喷淋层间增加专利设计的辅助喷淋层，增加辅助喷淋泵，在一定程度上增加液气比，改善喷淋效果，并增加浆液池容积，改善氧化效果，以达到提高SO2吸收效率的目的。（5）高液气比脱硫技术在吸收塔内原有喷淋层基础上，通过增加喷淋层及循环浆液泵等设备，增加液气比，并增加浆液池容积，改善氧化效果，提高脱硫效率。此技术需增加塔高度。受一期场地的限制，采用双循环工艺的难度较大。其余几个方案不增加占地或增加较少，可行性相对较高。经过与厂家的配合，中液气比的辅助喷淋脱硫改造方案改造内容相对较少，改造工期可控，该方案的改造内容包括：1）核算脱硫吸收塔基础承载能力，由于塔内安装了辅助喷淋层及相应管道，塔本体荷载增加，同时浆池液位提高，均对吸收塔原有桩基荷载增大，经该公司对原EPC范围内吸收塔的桩基和基础进行核算，原有桩基和基础可承受本次改造的荷载，不需改造。该公司的计算结果为：吸收塔地基总荷载核算：项目基础承台尺寸垂直力（KN）水平力（KN）弯矩（KN.M）华北电力设计院工程有限公司68 天津北疆发电厂一期工程#1机组烟气污染物超低排放改造工程可行性研究报告名称直径m厚度m基础混凝土总重（KN）安装荷载浆液荷载运行荷载合计（包括基础）风荷载地震力风荷载地震力原设计23.52.12185857333498747040688984029212656664484改造后不变不变不变6223397155225874116不变不变不变不变单桩荷载核算：序号项目名称符号数量单位1单桩极限荷载Quk2920kN2安全系数K2　3单桩竖向承载特征值Ra1460kN4桩基根数n69根5荷载不均匀系数　1.2　6改造前单桩实际最大压力　1022kN7改造后单桩实际最大压力　1100kN8安全性判别≤1.2Ra安全经核算，现有吸收塔桩基承载力能够满足吸收塔浆池液位提高，及新增塔本体荷载所增加的荷载，基础是安全的。2）调整原浆液循环泵出力，电机依次降档使用，即原D泵电机用于C泵，C泵电机用于B泵，B泵电机用于A泵，然后新增一台更大容量的D泵电机。3）增加一台辅助浆液循环泵，该泵带三层辅助喷淋层，可布置在吸收塔旁边。4）改造吸收塔进出口烟道，以提高塔内液位。5）部分改造原喷淋喷嘴，同时增加喷嘴数量。6）新增三个半层辅助喷淋层。7）改造原氧化空气系统，由氧枪式氧化方式调整为分布管式氧化方式。8）除雾器改造，改造后出口雾滴浓度50mg/Nm3，减少外带石膏量，减轻湿式电除尘器的工作压力。9）电控相关改造。本阶段暂按该方案进行布置并计列投资。脱硫增效改造后，石灰石耗量及石膏产量增加5%左右，原制浆系统和石膏脱水系统可不改造。由于采用了低低温除尘技术，其前置换热器降低了脱硫入口烟气温度，可实现脱硫耗水量减少约60t/h（一台机组BMCR工况）。脱硫增效改造，厂家提供的烟气侧阻力增加为100Pa。本阶段暂按中液气比辅助喷淋脱硫技术计列投资。最终选用的脱硫工艺技术方案通过招标确定。华北电力设计院工程有限公司68 天津北疆发电厂一期工程#1机组烟气污染物超低排放改造工程可行性研究报告6.3一期脱硝配置情况北疆一期工程，采用北京国电龙源环保公司的SCR脱硝技术，脱硝装置入口NOx浓度按400mg/Nm3考虑，脱硝效率不低于80%，出口NOx浓度不超过80mg/Nm3（干基，标态，6%O2），还原剂采用液氨，催化剂2+1设置。SCR主要技术数据如下表序号项目名称单位数据1入口烟气参数NOx（以NO2计，标态、干基、6％O2）mg/Nm3400粉尘浓度g/Nm3352一般数据总压损(含尘运行)Pa2层(750)/3层(930)NOx脱除率，加装附加催化剂前%80装置可用率％983消耗品（两台炉）纯氨(规定品质)t/h0.758电耗(所有连续运行设备轴功率)kW85.2压缩空气（仪用气源）Nm3/min4.56(声波吹灰用)4SCR出口污染物浓度(6％O2，标态，干基)NOxmg/Nm380NH3ppm2.5SO3mg/Nm3103.35反应器反应器数量个/炉2反应器烟气流速m/s4.076催化剂催化剂型式CorrugatedHoneycomb催化剂型号NOXNON700(S-4)催化剂基材CeramicFiberMatrix催化剂活性物质Ti-V-W节距(pitch)12.5mm/7.5mm每反应器催化剂初装层数2每反应器催化剂备用层数1催化剂初始体积/反应器m3239.7m3/反应器479.5m3/Boiler催化剂备用层体积/反应器m3119.9m3/层/反应器每层催化剂模块数量个117/層/反应器华北电力设计院工程有限公司68 天津北疆发电厂一期工程#1机组烟气污染物超低排放改造工程可行性研究报告模块尺寸（长×宽×高）mm×mm×mm1,877mmWx953mmLx(395mm+5mm+595mm)H每个模块重量kg610kg/module模块外壳材料CarbonSteel每个模块包含单元数量个16每个单元尺寸mm×mm×mm462mmWx231mmLx(200mm+400mm)H工作温度℃279℃～363℃最高承受温度(5小时)℃420℃活性温度范围max/min℃/℃450℃/200℃允许运行温度max/min℃/℃400℃/275℃催化剂机械寿命年10允许运行温度内催化剂化学寿命h24,000hrs最低喷氨温度℃294℃催化剂高度mm-每层催化剂压降Pa130Pa/层寿命期内SO2/SO3转化率%<1.0%寿命期内氨逃逸率ppm2.5ppmvd@6%O2催化剂比表面积m2/m3575m2/m3催化剂体积密度kg/m3190kg/m3壁厚tmm0.4mm催化剂孔内径bmm-开孔率%86%空速（Sv）1/h6,084Nm3/m3h面速（Av）m/h10.6Nm/h催化剂要求最大温升速度℃/min50℃/min催化剂要求最大温降速度℃/min50℃/min加装附加层年数及催化剂数量a/m3-催化剂表面速度m/s4.7催化剂孔内速度m/s5.5催化剂要求入口烟气速度偏差％±15%RMS催化剂要求入口烟气温度偏差℃±10℃fromthearithmeticmeanvalue催化剂要求入口烟气氨氮混合偏差％±5%RMS测试块类型OffLineSampling测试块数量（每层/反应器/机组）18/36/72华北电力设计院工程有限公司68 天津北疆发电厂一期工程#1机组烟气污染物超低排放改造工程可行性研究报告吹灰器型式声波6.4脱硝改造方案北疆电厂一期工程已装设了SCR脱硝装置，脱硝装置设计入口NOx浓度400mg/Nm3，经电厂确认实际运行值基本相当，脱硝效率设计值80%。本次脱硝改造目标，NOx排放浓度控制到不超过50mg/Nm3，改造后脱硝效率要求不低于87.5%。结合现有的脱硝装置设置情况，业主拟采用安装附加催化剂层的改造方案，并请日立造船株式会社对北疆电厂2#锅炉试样催化剂（约运行10000h后）进行了评价试验，对北疆电厂1#锅炉脱硝改造提供了加装催化剂的方案。本次样本检测，在催化剂测试块的端面，未发现磨损、堵塞、破损等问题；催化剂活性与新品催化剂测试块相比，脱硝效率有少许降低；SO2氧化率的平均值为0.06%，结果比较理想。基于本次检测结果，日立造船认为北疆电厂1#锅炉初期催化剂填充量为479.5m3，本次追加催化剂量为322.8m3，催化剂寿命期待值为3年。并对改造前后的脱硝性能预测如下：华北电力设计院工程有限公司68 天津北疆发电厂一期工程#1机组烟气污染物超低排放改造工程可行性研究报告安装附加催化剂层，烟气阻力增加约200Pa。加装的催化剂层高略高于原设计附加层层高，电厂已征询北京龙源公司，确认脱硝钢架设计和给锅炉厂提资的荷载已考虑层高增加的因素，本次改造钢结构不需调整。7烟气综合净化改造的其它影响7.1对引风机的影响北疆电厂一期工程采用上海鼓风机厂生产的双级叶轮动叶可调轴流风机，风机型号SAF40-20-2，风机性能曲线如下：华北电力设计院工程有限公司68 天津北疆发电厂一期工程#1机组烟气污染物超低排放改造工程可行性研究报告引风机在脱硫、脱硝投入运行时的原计算参数如下：项目TB工况BMCRTRLTHA风机入口体积流量(m3/s)823.41698.43668.48631.67风机入口质量流量(kg/s)697.43606.24584.25555.24风机入口温度(℃)134.2124.2122.1121.0入口空气密度(m3/kg)0.84700.86800.87400.8790风机入口全压(Pa)-5702-4320-4161-3903风机入口静压(Pa)-5702-4320-4161-3903风机出口全压(Pa)4965.33873.23622.63304.7风机出口静压(Pa)4965.33873.23622.63304.7风机全压升（包括附件损失）(Pa)10667.38193.27783.67202.7风机静压升（包括附件损失）(Pa)10667.38193.27783.67202.7风机出口风温(℃)148.8134.6131.9130.0风机全压效率(%)83.088.088.087.8风机轴功率(kW)10186631357495048华北电力设计院工程有限公司68 天津北疆发电厂一期工程#1机组烟气污染物超低排放改造工程可行性研究报告风机转速(r/min)745745745745经向电厂征询引风机实际运行情况，得知目前电厂锅炉运行氧量控制较低，同一负荷比设计值低1.0%～1.5%，电厂提供的1#机组引风机实际运行参数如下：项目单位500MW600MW700MW800MW900MW1000MW1A引风机动叶开度%36.741.546.952.058.665.11A引风机电流A196.2209.4228.5257.1293.5330.51A引风机流量t/h1370148816311799194220461A引风机进口压力kpa-1.29-1.57-1.91-2.23-2.68-3.141A引风机出口压力kpa1.111.331.632.112.422.611B引风机动叶开度%39.944.550.455.662.167.91B引风机电流A199.6211.5230.6258.3289.3322.81B引风机流量t/h1374149616401795192920381B引风机进口压力kpa-1.12-1.34-1.67-2.04-2.43-2.841B引风机出口压力kpa1.171.411.652.092.422.63根据上表1000MW负荷下引风机的实际运行参数，可知两台引风机的流量介于THA工况和TRL工况之间。稳妥起见，烟气系统实际阻力按照与THA工况计算全压升7202.7Pa相比来考虑，1A引风机实际全压升5750Pa，1B引风机实际全压升5470Pa，阻力至少降低约1400Pa，折算到BMCR工况拟按阻力降低1540Pa计。如与THA-TRL之间流量对应的工况相对比，实际阻力降低还有200Pa左右的空间。根据初步的方案征询，脱硝催化剂厂家、脱硫改造厂家、除尘器厂家提供了初步的阻力增加值，据此，本期工程环保综合改造BMCR工况下引风机阻力增加估算值见下表：项目增加阻力值Pa备注脱硝改造200Pa增加一层催化剂低低温电除尘改造600Pa增加前端换热器（除尘器本体阻力略有降低，可忽略不计）脱硫改造100Pa喷淋层改进，除雾器改进湿式电除尘器500Pa增设湿式除尘器净烟道增加阻力700Pa估算值（与选定流速有关）合计2100Pa综上，本次改造后引风机参数拟暂定如下：项目TB工况BMCR备注华北电力设计院工程有限公司68 天津北疆发电厂一期工程#1机组烟气污染物超低排放改造工程可行性研究报告风机入口体积流量(m3/s)719.5628.2风机入口质量流量(kg/s)665.5605TB流量裕量按10%计风机入口温度(℃)9585TB温度裕量按15℃计入口空气密度(m3/kg)0.9370.963改造前风机全压升(Pa)6693.2参照运行值，BMCR工况计算值折减1540Pa改造增加阻力(Pa)2100改造后风机全压升（Pa）109248753.2压头裕量按20%计改造后风机比功（J/kg）115748907.7压缩系数0.98按照上表的风机参数，对照风机性能曲线，可以看出，BMCR工况风机运行点左移，但仍处于高效区，风机效率接近88%；TB工况点接近失速线，有失速的风险，但考虑到前文中实际运行烟气系统阻力考虑较为保守，尚存有一定的空间，建议本次改造暂按不进行引风机改造考虑，在脱硫、脱硝、除尘的设备招标过程中尽量控制设备阻力，为运行留出一些空间。7.2对锅炉的影响烟气综合净化改造，都是对省煤器出口烟气进行净化，故不会对锅炉燃烧产生影响。由于脱硝改造只是增加了一层催化剂，故对空预器也不会带来新增的影响。引风机的运行压头升高，炉膛内爆风险加大，但原引风机选型时，已针对引风机性能曲线进行了炉膛安全性的评估，故可保障炉膛的安全。7.3对烟囱的影响烟气综合净化改造后，排入烟囱的烟气更洁净（有效去除了烟气中的粉尘、石膏、SO3及重金属等物质），而烟气温度基本保持不变，故不会对烟囱带来额外的影响。7.4对热力系统的影响低低温电除尘器系统中的前端换热器，利用凝结水换取烟气余热，提高了机组热效率。在热力系统上，前端换热器与7号低加并联，可减小机组7段抽汽，同时由于提高了6号低加进水温度，亦可减小部分6段抽汽。7.5综合技术经济比较改造前后的机组热经济性对比见下表（1台机组，THA工况）华北电力设计院工程有限公司68 天津北疆发电厂一期工程#1机组烟气污染物超低排放改造工程可行性研究报告THA工况：单位改造前改造后差值发电机端输出功率WMW100010000除尘器前端换热器回收热量QhMW034.51+34.51汽轮发电机组热耗率HrkJ/kW.h73577320-37管道效率ηg%99990锅炉效率ηb%93.8693.860发电标煤耗Bbg/kW.h270.51269.15-1.36年标煤耗量万吨148.78148.03-0.75每台机组年节约标煤费用万元600说明：1、年利用小时数按5500h计；2、标煤价按800元/吨计算。此外，烟气综合净化改造导致引风机阻力增加约2100Pa，引风机体积流量减小约9%，引风机电耗共增加1630kW，综合厂用电率增加0.35％，年利用小时数按5500h计，成本电价按0.27元/度计算，1号机组年增加厂用电费用约519.75万元。每台机组脱硫耗水量减小～60t/h，年利用小时数按5500h计，年节水量33万吨，节约水费132万元。每台机组年液氨耗量增加528.55吨，每年增加成本158.6万元。8净烟气再热消除烟囱“白烟”北疆电厂一期工程未设置GGH，石灰石-石膏湿法脱硫装置后饱和湿烟气由烟囱直接排出。湿烟气携带有少量雾滴，且在排入大气的过程中，烟温有所降低，净烟气携带的饱和水蒸汽随烟温降低冷凝析出，烟囱出口水滴的出现产生了“白烟”现象，环境温度较低时更为明显。设置湿式除尘器，可以有效去除烟气中粉尘、石膏、重金属、SO3蓝烟及液滴等，有效降低机组烟尘排放，消除“石膏雨”现象，但湿烟气排入大气的过程中，仍然存在烟温降低带来的冷凝析出水滴，对“白烟”现象的改善作用有限。设置烟气再加热装置，将脱硫后的净烟气加热至过热状态，且保证烟气在烟囱出口仍适度过热，是改善“白烟”现象的有效措施。8.1烟气再加热技术方案简述烟气再加热装置可分为回转式、热媒水管式、直燃式、电加热式等多种型式，近年来国内改造项目中还开发了热二次风混合式烟气再热技术。直燃式和电加热式不太适合在设有湿法脱硫装置的大型燃煤机组上使用，本文不在赘述，仅对回转式、华北电力设计院工程有限公司68 天津北疆发电厂一期工程#1机组烟气污染物超低排放改造工程可行性研究报告热媒水管式和热二次风混合式烟气再加热技术进行简述。8.1.1回转式烟气再加热装置(GGH)蓄热回转式烟气再加热器是最为常用的烟气-烟气换热装置，其工作原理与电站锅炉回转式空气预热器相同，高温侧为未经脱硫处理的高温烟气，低温侧是湿度大的低温净烟气，换热通过平滑的或者带波纹的金属薄片载热体进行。我国目前投运的烟气再加热器均是回转式GGH，但是从国内情况看，GGH在运行过程中容易出现从除雾器逃逸的饱和石膏浆液被烟气携带到GGH，粘附在换热单元表面，并在旋转时与原烟气的飞灰接触，加剧形成了结垢，造成换热元件堵塞，影响脱硫系统的安全运行。取消脱硫烟气旁路后，GGH能否正常投运直接影响到烟气系统的安全运行，进而影响到机组的安全运行。此外，回转式GGH不可避免的有一定的泄漏率，通常控制在1%，由于原烟气压力高于净烟气压力，原烟气将会漏入净烟气，使脱硫后净烟气中SO2浓度有所增加，为达到SO2的排放限制，需要进一步提高脱硫系统的脱硫效率。当脱硫效率提高有困难时，需要控制电厂来煤的含硫量。8.1.2热媒水管式烟气再加热装置（MGGH）热媒水管式烟气再加热装置又称无泄漏型烟气-烟气换热装置。原烟气降温换热器安装在锅炉空气预热器与电除尘器之间，净烟气升温换热器安装在烟囱的入口。两个换热器之间由热媒水管连接，通过热媒水的密闭循环流动，实现热量从原烟气向脱硫后净烟气转移。早在80年代日本三菱公司设计的我国华能珞璜电厂一期工程曾采用过MGGH系统，由于当时缺少经验，换热器设置位置和材料选择不尽合理，实际应用中出现了明显的管路腐蚀，在脱硫系统改造时被拆除。后三菱公司进行了改进，将MGGH和低低温除尘器组合使用，取得了较好的效果，十余年来日本的新建电厂大多采用了这种烟气再加热装置，且多与低低温除尘器组合使用。8.1.3混合式烟气再加热技术混合式烟气再加热技术是从空气预热器后抽取部分热二次风，直接注入脱硫系统出口烟道，通过烟气混合器与净烟气汇合，提升净烟气温度的烟气再加热方式。该技术在中电投抚顺热电厂等项目改造中进行了应用。利用热二次风直接混合加热净烟气，进入炉膛的二次热风温度有所降低，锅炉效率略有下降。混合加热用华北电力设计院工程有限公司68 天津北疆发电厂一期工程#1机组烟气污染物超低排放改造工程可行性研究报告的热二次风份额越大，净烟气温升越高，但锅炉效率下降也越大。热二次风份额的选择需综合考虑确定。8.2本工程烟气再加热技术的选择本工程脱硫装置改造目标为SO2排放不高于35mg/Nm3，脱硫效率不低于98.5%，拟采用国内最为先进的脱硫塔内技术，取得国内领先的排放控制指标。如采用回转式GGH，将大为增加脱硫装置改造的难度，且改造空间有限，难以布置。故本次改造烟气再加热技术仅在热媒水管式GGH和热二次风混合式中对比选择。8.2.1热媒水管式GGH方案热媒水管式GGH方案，与低低温除尘器一并考虑。系统主要包括原烟气降温换热器、净烟气升温换热器、热媒水系统。经计算，若采用此方案，满负荷工况，原烟气由128℃降温至85℃的热量，可将净烟气升温至80℃。原烟气降温换热器即为低低温除尘器的前端换热器，布置在除尘器入口的水平烟道上。净烟气升温换热器需采用高级防腐管材，可分高低温段采用不同材质，以节约成本。净烟气升温换热器可布置在湿式除尘器后水平烟道上。热媒水系统包括3台热媒水泵（两运一备）、热媒水稳压罐、蒸汽加热器，及相应阀门、管道等。热媒水系统可布置在水平烟道下方的空间内。除尘器前端换热器的烟气温降大，换热量大，换热器体积及荷载较大，如前文所述，其荷载大于200t/台时，将超过烟道支架桩基的承受能力，需将换热器布置在除尘器封头，并在除尘器前消防通道处进行支架设置并打桩，改造工作量加大，投资增加，改造工期拉长。净烟气换热器布置在水平烟道上，需对原烟道支架基础进行补桩，并对原烟道支架钢结构进行补强，以承担净烟气换热器约850t的载荷。8.2.1.1对引风机的影响未考虑净烟气换热器阻力时，如前文所述，引风机经核算，目前运行裕量基本可以满足脱硝增设一层催化剂、脱硫系统改造、除尘系统改造（设置低低温除尘器前端换热器、湿式除尘器及连接烟道）的阻力增加，虽然取下限裕量后TB点已近失速线，但本次尚可暂不做改造。增加净烟气换热器，在改造场地有限的情况下阻力增加，暂按800Pa，则风机运行点进一步上移，达到失速线，需对引风机进行返厂华北电力设计院工程有限公司68 天津北疆发电厂一期工程#1机组烟气污染物超低排放改造工程可行性研究报告改造，提高TB压头1500～2000Pa。经调研引风机改造内容包括：叶轮、机壳及整流导叶环、进气箱喷嘴、扩压器及喘振报警装置等需重新设计制造。每台风机的改造成本约160万元。8.2.1.2对机组热经济性的影响MGGH方案中的净烟气升温换热器，利用了低低温除尘系统中的前端换热器换取的烟气热量，用来加热脱硫后的净烟气，则相应取消原凝结水回热系统，改为接入MGGH的热媒水系统。7.5节所述机组热耗和发电标煤耗的降低效果将消失，带来的收益是净烟气温度的升高。净烟气升温换热器的阻力，带来引风机运行电耗升高，每台机组增加约1100kW。同时热媒水系统运行增加机组电耗550kW。机组年增加厂用电费用约347.7万元。8.2.1.3其它影响净烟气再热后，达到过热状态，烟囱排烟变为干态，缓解了烟囱“白烟”问题，同时，烟气腐蚀等级降低，但烟气流速升高，阻力加大，而烟温的升高，排烟自拨力提高，总阻力变化不大。另一方面，目前对湿式除尘器对净烟气换热器使用寿命的影响有些争论，国内尚无组合运行的业绩，存在不确定性。8.2.2热二次风混合式烟气再加热方案热二次风混合式烟气再加热方案，是由空预器出口热二次风道上抽取部分热二次风，由湿式除尘器后水平烟道弯头处的混合器接入净烟道内，通过混合升温，提高净烟气烟温。抽取的热二次风道上设有关断风门和调节风门，用以调节抽取的二次风量。抽取的热二次风量按原送风机选型裕量考虑，本工程送风机选型的流量裕量为15%，故抽取的热二次风量按15%热二次风量选取，设计风量86.1Nm3/s，风道截面暂定φ3520。经计算，满负荷工况，净烟气烟温可升高至70℃。布置方面，分别从炉左和炉右的热二次风道母管抽取部分二次风，设置关断风门和调节风门，然后合成一根3.5m母管，向炉后穿过烟道支架，跨过除尘器顶部及引风机间顶，接入净烟道弯头处的混合器。热风道荷载较轻，对各处原有结构基础影响不大，但烟道支架、除尘器支架和引风机检修支架上部结构需补强或新增钢架，用以支撑二次热风道。华北电力设计院工程有限公司68 天津北疆发电厂一期工程#1机组烟气污染物超低排放改造工程可行性研究报告8.2.2.1对锅炉的影响对于锅炉，由于空预器二次风量增加了15%，经空预器厂家核算，各工况下烟量和风量基本不变（二次风除外），热风温度和排烟温度均有不同程度降低，二次风侧阻力增大。详见下表单位BMCRTHA75%THA50%THA备注二次风量kg/s737.6655.1488.0371.7改造前848.3753.3561.2427.4改造后二次风温℃335.6326.1306.4282.5改造前321.7313.3295.8273.6改造后烟气量kg/s1114.71017.4790.5615.2改造前1115.51018.2791.2615.8改造后烟气温度℃131.5128.0118.5107.0改造前112.5109.0101.091.0改造后空预器二次风阻力增加ΔPPa22016010060以上数据均指一台锅炉的空预器出口数据。虽然锅炉空预器出口烟气温度降低，但热二次风温降低意味着烟气与空气换热后，带入炉膛的热量降低。热二次风增加的份额与烟气混合后排出烟囱，对锅炉而言热量损失了，空预器烟气的有效利用热降低，排烟损失实际上是增加了，增加值与进入炉膛的二次风热量降低值相当，排烟损失增加对锅炉效率产生影响，进而增加机组煤耗。8.2.2.2对送、引风机的影响抽取的热风道阻力控制在不高于运行工况下抽取点热风道和接入点烟道的压差。本方案利用了送风机裕量，不需对送风机进行改造。热风和烟气的混合器对烟气系统阻力增加影响有限，估算不超过150Pa，则引风机暂按不进行改造考虑，本次改造的招标过程中需尽量控制各设备阻力的增加。8.2.2.3对机组热经济性的影响采用热二次风混合式烟气再加热方案，锅炉排烟损失增大，锅炉效率下降，机组煤耗升高，而除尘器前端换热器可以当作低温省煤器加热凝结水，如7.5节所述可回收部分烟气热能，对机组煤耗有一定的补偿。综合上述两个因素，热二次风混合式烟气再加热器对机组煤耗的影响见下表：单位改造前低低温电除尘二次热风加综合效果华北电力设计院工程有限公司68 天津北疆发电厂一期工程#1机组烟气污染物超低排放改造工程可行性研究报告烟气余热利用热净烟气锅炉效率%93.8693.8693.3993.39机组热耗(THA)kJ/kWh7357733473577334发电标煤耗g/kWh270.51269.67271.87271.02标煤耗变化值g/kWh+0.51注：由于热二次风混合式烟气再加热方案中，空预器排烟温度降低，故低低温系统烟气余热利用效果有所减弱，对机组热耗值和煤耗的影响已不同于7.5节数据。送风机运行电耗升高，每台机组增加约540kW。引风机电耗略有升高，每台机组增加约100kW。机组年增加厂用电费用约136.9万元。机组煤耗增加0.51g/kWh，年增加运行成本224.4万元。8.2.3本工程烟气再加热方案选择本工程热媒水管式GGH再加热方案和热二次风混合式再加热方案对比如下：热媒水管式热二次风混合式空预器不需改造不需改造，BMCR工况二次风阻力增加220Pa送风机不需改造不需改造，利用送风机裕量，送风机运行电耗增加~270kW引风机脱硫后换热器阻力增加约800Pa，需对引风机进行必要改造，压头提高1500Pa左右。引风机电耗增加550kW。脱硫后混合器阻力增加较少，引风机可利用现有运行裕量，建议暂不进行改造，在项目实施过程中注意控制烟气系统阻力的增加。引风机电耗增加100kW。除尘器前换热器烟温降低较多，荷载增加较多，荷载超过烟道支架桩基承受能力时需考虑其他布置方案。会影响除尘器入口气流均匀性。空预器出口烟温降低，除尘器前换热器烟温降低减少，换热器体积减小，阻力下降，荷载容易控制在烟道支架桩基的承受能力以内。不影响烟气支架桩基。脱硫后换热器烟气系统阻力较大，荷载增加较多，需在原基础上补桩烟气系统阻力较小，荷载增加不大，可与湿式除尘器接入烟道统筹进行布置。热媒水系统设置3台热媒水泵（两运一备）及热媒水稳压罐、蒸汽加热器等。增加机组运行电耗550kW。无华北电力设计院工程有限公司68 天津北疆发电厂一期工程#1机组烟气污染物超低排放改造工程可行性研究报告热风道无需由空预器出口引接至湿电出口弯头处，路径长，需核算除尘器顶面及前后烟道支架的荷载。净烟气加热温度80℃70℃对机组发电煤耗的影响无增加0.51g/kWh运行电耗增加引风机电耗+1100kW热媒水泵电耗+550kW送风机电耗+540kW引风机电耗+100kW投资再加热器及热媒水系统3000万元引风机改造320万元热风道及混合器500万元年运行费用运行电费347.7万元再加热器维护200万元/年运行电费136.9万元燃料成本224.4万元综上，本工程为改造工程，如果除尘器前换热器的荷载增加较多，烟道支架桩基加固难度很大，只能考虑换热器布置在封头的方案，需在除尘器前消防通道两侧立柱，并进行桩基的处理，大大增加了改造的难度、费用和工期。且由于引风机现有的运行裕量可基本满足本期脱硫改造、脱硝改造、湿式除尘器改造、低低温除尘器改造的需要，采用热二次风混合式烟气再加热方案时烟气系统阻力增加较少，设备改造招标过程中控制烟气阻力的增加，尚可不进行引风机返厂改造，缩短改造工期；采用热媒水管式GGH方案时烟气系统阻力增加较大，引风机需要返厂改造。从改造投资上看，热媒水管式GGH方案成本高，运行维护费用也高，且布置于湿式电除尘器后的净烟气再加热器的腐蚀问题，业内尚有争议。从再热效果上看，热媒水管式GGH方案可将净烟气加热至更高温度。综合考虑改造工期、投资、运行维护成本等因素，本次1#机组烟气综合净化改造建议采用热二次风混合式烟气再加热方案。8土建结构部分8.1结构改造内容及要求根据工艺专业一期工程改造范围，结构专业主要包括以下内容：（1）为满足除尘器烟道增加低低温设备的要求，结构专业需对原除尘器前烟道支架的桩位、基础和钢结构支架进行验算和加固。（2）新增湿式除尘器桩位、基础和设备支架。（3）为满足增加湿式除尘器后烟道改造要求，需对原烟道支架桩位、基础和钢华北电力设计院工程有限公司68 天津北疆发电厂一期工程#1机组烟气污染物超低排放改造工程可行性研究报告结构支架进行重新验算和加固，并新增部分烟道支架（包括桩位、基础和钢支架）。（4）增加湿式电除尘控制室和配电间（包括桩位、基础和上部结构）。8.2地基基础（1）原除尘器前烟道支架1)当低低温设备支承于原有的除尘器前烟道支架上时（方案一）：除尘器前烟道支架（已有）原采用D800灌注桩，桩长约50m，竖向承载力特征值4800kN。根据工艺专业提供的低低温设备初步荷载，结构专业经过核算得出以下结论：i）增加低低温设备后原有桩基竖向承载力满足要求。ii）每台炉设6台低低温，当每台设备荷载按200t考虑时，原有桩位水平承载力满足要求；当每台设备荷载按250t考虑时，原有桩位水平荷载标准值超出桩基水平承载力约15%。iii)增加低低温设备后原有基础承台承载力满足要求。由于现有的除尘器前烟道支架0m设有配电间和空压机房，且支架下部空间较小，不具备补桩条件，因此建议低低温设备招标时应约束设备荷载不大于200t。2）若低低温设备荷载超过200t时，可采用除尘器前烟道支架与除尘器之间的空间插空布置低低温设备支架（方案二）。此时设备支架拟采用D600灌注桩（有效桩长约30m），钢筋混凝土承台。（2）湿式电除尘器根据湿式电除尘器荷载等级、场地条件以及一期工程经验，湿式电除尘器拟采用D600灌注桩（有效桩长约30m），钢筋混凝土承台。（3）烟道支架烟道支架拟采用D600灌注桩（有效桩长约30m），钢筋混凝土承台。由于除尘器前烟道支架场地较为复杂，新增烟道支架采用插缝布置，并满足施工阶段尽量少影响机组运行。湿式除尘器和烟道支架结构布置初步布置如下：华北电力设计院工程有限公司68 天津北疆发电厂一期工程#1机组烟气污染物超低排放改造工程可行性研究报告湿式除尘器及烟道支架场地布置（4）湿式电除尘控制室和配电间湿式电除尘控制室和配电间拟采用D600灌注桩（有效桩长约30m），钢筋混凝土承台。8.3建（构）筑物结构形式（1）原除尘器前烟道支架1）低低温设备支承于既有烟道支架上时（方案一）原除尘器前烟道支架采用钢框架+支撑结构体系，由于增加低低温设备荷载，既有钢支架的部分构件不能满足承载力要求，应进行加固。钢结构加固拟由专业加固单位进行设计和施工。2）低低温设备支撑于新增支架时（方案二）低低温设备支架采用钢结构，并与原烟道支架和除尘器支架脱开布置，新增支架采用钢框架+支撑的抗侧力体系。（2）湿式电除尘器湿式电除尘器支架采用钢结构，支架结构拟由湿式电除尘厂家负责设计供货。（3）烟道支架烟道支架采用钢结构。根据烟道布置情况，烟道支架拟尽量利用原有烟道支架结构。为便于计算，新增烟道支架尽量与原有支架脱开布置，烟道支架采用钢框架+华北电力设计院工程有限公司68 天津北疆发电厂一期工程#1机组烟气污染物超低排放改造工程可行性研究报告支撑的抗侧力体系。（4）湿式电除尘控制室和配电间湿式电除尘控制室和配电间采用现浇钢筋混凝土框架结构，现浇钢筋混凝土板。9电气部分9.1本期改造电气负荷汇总本期改造工程脱硫系统增加的电气负荷：1、原浆液循环泵改造：D泵电机配至C泵，C泵电机配至B泵，B泵电机配至A泵。减少一台原A泵功率900kW的电机，增加一台新D泵功率1600kW的电机。2、新增辅助喷淋层浆泵1台，电机功率710kW；脱硝系统电气负荷容量不增加；干式电除尘器电气负荷容量不增加；湿式电除尘器电气负荷：(厂家)序号负荷名称额定容量(kW)装机常用需要系数功率因数计算容量数量容量(kW)数量容量(kW)P30(kW)1高压电源1200620062000.40.834802正压保护系统2670.40.831062合计14675863年平均有功负荷系数0.74年平均有功功率，kW4105年用电量，万kW.h328湿式电除尘器采用AC380V、50Hz电源供电，年平均有功功率约410kW，年用电量328万kW.h。引风机不改造，电机容量不增加。1号机组引风机运行电耗增加1730kW。送风机不改造，电机容量不增加。1号机组送风机运行电耗增加540kW。9.2电气改造方案9.2.16kV负荷接线方案：本期改造工程减少原A泵功率900kW的电机，增加一台新D泵功率1600kW的电机。新增辅助喷淋层浆泵1台，电机功率710kW，故可将原900kW电机回路接新增的辅助喷淋层浆泵，需要时更换柜内元器件。另外增加一台6kV开关柜接新增的1600kW华北电力设计院工程有限公司68 天津北疆发电厂一期工程#1机组烟气污染物超低排放改造工程可行性研究报告电机。6kV电缆采用ZRC-YJV电缆，电缆桥架借用一期已有路径敷设，就地新增电缆沟或电缆桥架敷设。9.2.2湿式电除尘器接线方案：本期配置一台湿式电除尘器低压干式变压器(暂定1600kVA)，其下设置一段湿式电除尘器PC段，用于新增湿式电除尘器负荷供电及厂家负荷供电，电源引自主厂房6kV工作段。同时为了将来2号机改造时，不上配电间，方便运行维护，提高供电可靠性，预留再上一台湿式电除尘器低压干式变压器及动力中心段母联接口，本期配电间中同时考虑预留布置位置。厂家MCC盘柜及控制室布置在配电间4.5m层。湿式电除尘器动力中心(PC)开关柜上出线，厂家MCC及控制盘柜下出线，电缆桥架分层共用布置，节省投资。9.2.3厂用电率变化本机组改造因增加循环浆泵、辅助喷淋层浆泵、湿式除尘变压器等电气负荷，以及送、引风机运行电耗有所提高，本机组厂用电率增加0.39%。9.3直流电系统设一组110V直流电源成套柜，为湿式除尘系统开关柜提供直流电源。9.4二次线控制、测量9.4.1湿式除尘器车间电气设备控制除尘辅助车间采用就地控制和进入PLC程控的方式，同时设置电气监控管理系统ECMS，通过通讯方式对电气设备、厂用低压电气开关实现监视。9.4.2测量按照《电测量及电能计量装置设计技术规程》（GB/T50063-2008）进行配置。9.4.3火灾报警及消防控制系统对于脱硫改造新增设备需要火灾报警监视的情况，设置相应的火警监视设备并接入原有的火灾报警监控系统。湿式除尘器车间新设置一台火灾报警区域报警盘或接入脱硫岛原有的火灾报警区域盘，除尘器车间设置火灾事故广播和火警电话。华北电力设计院工程有限公司68 天津北疆发电厂一期工程#1机组烟气污染物超低排放改造工程可行性研究报告10热工自动化部分10.1设计范围本期工程热工自动化部分设计范围为：一期工程脱硫系统、脱硝系统增加部分的仪表与控制系统以及锅炉烟气系统和凝结水系统等改所造增加部分的仪表与控制系统；湿式电除尘系统的监控设计详见电气二次专业部分。10.2自动化水平在集中控制室内以彩色LCD、专用键盘、鼠标为主要监视和控制手段，在就地人员的巡回检查和少量操作的配合下，由原运行值班操作员来完成改造后脱硫系统及脱硝系统的启停、运行工况监视和调整、事故处理。新增加动调节系统按全程调节自动投入调节系统设计。新增加顺序控制按功能组、子功能组及驱动级设计，保护联锁逻辑能使主辅机在各种运行工况和状态下，自动完成各种事故处理。10.3控制方式（1）脱硫系统本期工程新增加的脱硫系统中工艺设备启停（开关）、热力参数等将通过硬接线接入原一期脱硫控制系统内，统一由一期脱硫控制系统（PLC）完成对其控制、调节、连锁、保护，最终将在一期辅控网进行监控。（2）脱硝系统本期工程新增加的脱硝SCR系统中工艺设备启停（开关）、热力参数等将通过硬接线接入原单元机组DCS控制系统内，统一由一期单元机组DCS完成对其控制、调节、连锁、保护；本期工程新增加的脱硝氨制备系统中工艺设备启停（开关）、热力参数等将通过硬接线接入原一期脱硝氨制备控制系统内，统一由一期脱硝氨制备控制系统（PLC）完成对其控制、调节、连锁、保护，最终将在一期辅控网进行监控。（3）锅炉烟气系统本期工程新增加锅炉烟气系统中工艺设备的启停（开关）、热力参数等将通过硬接线接入原单元机组DCS控制系统内，统一由一期单元机组DCS完成对其控制、调节、连锁、保护；（4）凝结水系统华北电力设计院工程有限公司68 天津北疆发电厂一期工程#1机组烟气污染物超低排放改造工程可行性研究报告本期工程新增加凝结水系统中工艺设备的启停（开关）、热力参数等将通过硬接线接入原单元机组DCS控制系统内，统一由一期单元机组DCS完成对其控制、调节、连锁、保护；（5）湿式电除尘系统本期工程新增设的湿式电除尘控制系统将在一期辅控网进行监控。11水工部分11.1用水量本项目主要包括：脱硫改造、脱硝改造、除尘系统改造、炉后改造区域布置等设计，上述设计增加的主要用水量为湿式电除尘器用水，每台炉的湿式电除尘器需水量约40m3/h，用于极板冲洗，该冲洗水间断运行，每次冲洗10min，其冲洗间隔时间将由实际运行工况确定，冲洗水将排至脱硫吸收塔浆池循环利用。由于采用低低温干式电除尘改造，脱硫吸收塔入口烟温降低，每台炉脱硫系统补水量将减少约60m3/h，因此，上述设计改造每台炉总用水量减少约60m3/h。11.2系统布置根据上述用水量分析，湿式电除尘器冲洗水将利用脱硫工艺用水管道直接接管，拟由1条DN100钢骨架塑料复合管送至除尘器用水点。排水将由DN150钢骨架塑料复合管就近排入脱硫吸收塔浆池。对于上述系统改造出现的与已有地下管道的碰撞问题，将根据具体布置对地下管道进行局部调整，主要包括一期工程的脱硝生产用水管道及脱硫消防用水管道的改造。12消防部分本项目主要包括：脱硫改造、脱硝改造、除尘系统改造、炉后改造区域布置等设计，消防系统将根据各系统改造方案考虑室内外消火栓的布置改造及移动式灭火器布置。华北电力设计院工程有限公司68 天津北疆发电厂一期工程#1机组烟气污染物超低排放改造工程可行性研究报告13化学部分13.1一期工程脱硝还原剂贮存和制备系统简述本厂烟气脱硝还原剂采用液氨，浓度为99.6%。一期工程氨贮存和制备系统工艺流程如下：液氨由液氨槽车送来，利用液氨槽车自身压力及氨卸料压缩机增压的方式将液氨由槽车输入至氨罐内储存，并依靠液氨储罐与液氨蒸发器之间的压差或利用液氨输送泵将液氨储存罐中的液氨输送到液氨蒸发器内与厂区来的过热蒸汽换热后蒸发为氨气，通过氨气缓冲罐来稳定其压力后送达脱硝系统。厂区来的过热蒸汽在液氨蒸发器内与液氨热交换后成为冷凝水，收集到疏水箱加入除盐水冷却后经疏水泵送至回收点利用。液氨储罐及气氨蒸发系统紧急排放的氨气则排入氨气稀释罐中，经水吸收后成为稀氨水排入氨区废水池，再经废水泵送至工业废水处理站进行处理。一期工程氨贮存和制备系统设置陆用流体装卸臂1台，48m3/h氨卸料压缩机2台（一用一备）；117m3卧式液氨储槽2台；2m3/h液氨输送泵2台（一用一备）；780kg/h液氨蒸发器2台（一用一备）；10m3氨气缓冲罐2台（一用一备）；及氨气吸收罐、废水池、废水泵等辅助设施。13.2还原剂用量及设备配置本改造工程完成后单台机组耗氨量486.1kg/h，经核算原有液氨蒸发器不能满足改造后机组用氨需要，拟增设1台蒸发量为780kg/h液氨蒸发器及1台10m3氨气缓冲罐。13.3设备布置本工程扩建的液氨蒸发器及氨气缓冲罐暂按布置在原氨区内设计。14暖通部分湿式电除尘配电间设置事故通风系统，事故通风系统兼作排除室内余热的通风系统，采用自然进风、机械排风的通风方式。因室内有干式变压器，通风量考虑排除干式变压器及配电盘柜设备散热量所需的通风量。厂家柜配电间设置事故通风系统，事故通风系统兼作排除室内余热的通风系统，采用自然进风、机械排风的通风方式。通风量按换气次数不小于12次/小时计算。当配电装置间发生火灾时，通风机自动切断电源。华北电力设计院工程有限公司68 天津北疆发电厂一期工程#1机组烟气污染物超低排放改造工程可行性研究报告控制间设置空调装置，采用就地安装热泵型风冷柜式分体空调器，夏季供冷，冬季供暖。15建筑部分15.1建筑设计原则本工程建筑设计应满足国家规范，满足工艺专业要求，外观与周围建筑物协调一致。15.2建筑物一览表序号名称建筑面积（m2）长x宽x高（m）（轴线）层数备注1除尘配电楼26710x12x9二层15.3建筑材料选型厂房外墙采用250mm厚加气混凝土砌块，内墙采用200mm厚加气混凝土砌块。屋面采用钢筋混凝土屋面板，聚酯胎基SBS防水层和挤塑聚苯板屋面保温层。窗采用的中空玻璃塑钢窗，门采用复合保温钢板门，有防火要求的房间采用防火门。15.4防火及疏散建筑防火设计符合现行国家标准《建筑设计防火规范》(GB50016-2006版)、《火力发电厂与变电所设计防火规范》(GB50229-2006)的有关规定。厂房每个车间的安全出口不少于两个。疏散楼梯梯段宽度大于1.10m，疏散钢梯宽度为0.80m，坡度为45度。15.5建筑装修建筑装修采用经济适用的标准，减少工程造价。厂房采用面砖楼地面。内墙面采用普通耐擦洗涂料。顶棚采用涂料顶棚。16项目实施的条件和建设进度及工期16.1项目实施的条件16.1.1施工总平面布置原则施工总平面应本着“有利施工、节约用地、方便运输、保证安全”的原则进行合理规划布置。华北电力设计院工程有限公司68 天津北疆发电厂一期工程#1机组烟气污染物超低排放改造工程可行性研究报告施工区的划分原则根据本项目的具体情况，施工区原则上划分为二大部分,安装施工区、土建施工区。（1）建筑、安装交叉作业区的划分原则无论土建施工区或安装施工区，施工初期均为土建施工区。当安装队伍进入现场进行设备组合安装时，土建施工队伍应及时让出安装队伍施工场地，以利于安装施工队伍能及时开展设备的安装工作。（2）充分注意对已建工程设施的影响因本项目施工是在已正常生产区域内进行施工，故施工中应充分注意到对已建设施的影响，施工中应了解地上及地下设施的详细情况，避免施工过程中破坏已建成的地下及地上永久设施，影响电厂正常生产。16.1.2施工总平面布置本项目所有用地均利用厂区内空地作为施工场地。初步确定施工占地1500m2，安装施工场地800m2，土建施工场地300m2，施工生活区占地400m2。16.1.3施工交通（1）厂外公路设备材料均通过进厂道路运输进厂。（2）施工道路施工道路全部利用厂区已有的道路作为施工期间的道路。设备均通过厂区道路运至安装地点。16.1.4施工能源布置（1）施工用水施工供水应满足《GB5749-2006生活饮用水卫生标准》及《JGJ63-2006混凝土用水标准》、施工机械用水应符合《GB1576-2008工业锅炉水质》的要求。施工用水全部取自电厂已有的工业水及生活用水管路。（2）施工用电《火力发电厂施工组织大纲设计规定》(试行)规定中无此类项目的用电指标，由于本项目施工工期短，焊接工作量大，初步确定本项目施工高峰用电300kVA。施工用电可考虑从厂用电引接，但要加装计量装置。（3）施工通讯华北电力设计院工程有限公司68 天津北疆发电厂一期工程#1机组烟气污染物超低排放改造工程可行性研究报告本项目施工通讯可从电厂总机引接通讯线路或采用手机进行通讯联系。（4）氧气、乙炔、氩气和压缩空气供应本项目施工用氧气、乙炔、氩气可到市场采购，采用瓶装气在施工现场供气的方案，具体采用何种方案由现场根据实际情况定，压缩空气可从电厂现有管路或自带空气压缩机解决。16.1.5大型机具配备因《火力发电工程施工组织设计导则》无此类项目的规定，故参考已施工完成的类似工程机械配备情况，并结合本项目的具体情况，提出本项目的大型施工机械配备方案如下：主要大型施工机械配备表序号机械名称型号及规格数量备注1汽车吊车50t22汽车吊车20t23自卸车20t24货车20t25混凝土搅拌机5m3/h1总计9上述配备方案能满足本项目施工需求。16.1.6冬、雨季施工措施（1）冬季施工措施项目施工安排上应尽量减少或避免安排在冬季，如混凝土工程、焊接等。由于工程需要，必须要安排在冬季施工的项目,需做好防冻保暖措施，例如对混凝土可采取用草帘覆盖保温或用蒸汽加热保温的方法，防止混凝土发生冻结，同时对冬季进行大体积混凝土浇筑时更要做好温度监控，防止由于内外温差过大产生裂缝。焊接是冬季施工控制的重点，各种钢材的焊接温度一定要控制规范要求的范围之内，同时做好焊前的预热和焊后的热处理,并做好防风、防雪。（2）雨季施工措施应做好场地施工排水和防洪。对正在浇筑的混凝土应做好防护，防止雨水冲刷影响混凝土质量。雨季施工还要预防雷击和触电事故发生。华北电力设计院工程有限公司68 天津北疆发电厂一期工程#1机组烟气污染物超低排放改造工程可行性研究报告16.1.7大件设备运输根据目前掌握的资料，本项目所有设备均可通过公路或铁路运输进厂，大件设备运输不存在问题。16.2建设进度及工期由于本项目为改造项目，《电力建设工程工期定额》中无此类项目的定额，故根据本项目的具体情况，并结合类似工程的情况制定本工程的建设进度及施工工期。可研设计1个月；设备招标1个月；初步设计1个月；施工图设计2.5个月；施工4个月。17环境保护17.1环境保护标准由于本节能升级改造项目尚未批复环保标准，最终执行环保标准按项目环评批复文件执行。⑴本次改造烟气污染物排放执行《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)燃煤锅炉中重点地区标准限值。⑵废水排放执行《污水综合排放标准》(GB8978-1996)一级标准；⑶噪声排放执行《工业企业厂界环境噪声排放标准》(GB12348-2008)3类排放标准；《建筑施工场界环境噪声排放标准》(GB12523-2011)。17.2现有工程概况一期工程包括#1、#2两台机组，主要设备及环保设施概况见下表。表17-1一期工程主要设备及环保设施情况单位机组1#2#出力及开始运行时间出力MW2×1000时间--2009年11月2009年12月锅炉种类--超超临界变压运行垂直管圈、一次中间再热、单炉膛、八角双火焰切圆燃烧方式、平衡通风、固态排渣、钢炉架、露天布置燃煤直流炉华北电力设计院工程有限公司68 天津北疆发电厂一期工程#1机组烟气污染物超低排放改造工程可行性研究报告蒸发量t/h2×3102汽机种类--超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压抽汽凝汽式汽轮机功率MW2×1000发电机种类水氢氢、静态励磁或无刷励磁容量MVA2×1111烟气治理设备烟气脱硫装置种类石灰石-石膏湿法烟气脱硫脱硫效率%96.3除尘效率%50烟气除尘装置种类五电场静电除尘器除尘效率%≥99.82烟囱型式--钢筋混凝土单筒内置双管烟囱高度米240出口内径米2×7.5NOx控制措施方式--低氮燃烧、SCR脱硝装置效果mg/m3排放浓度低于90mg/m3冷却水方式--海水冷却塔二次循环冷却排水处理方式种类--排水采用雨污分流制，工业废水处理后回用、生活废水进行二级生化处理后回用。循环冷却水排水和淡化站浓水排入盐池。处理量m3/h厂内各系统排水全部进行回用。灰渣处理方式种类--除灰渣系统采用灰渣分除、干式除灰渣系统。除灰采用正压气力输送管道，除渣采用风冷式干排渣机、气力输渣或刮板捞渣机排渣灰渣综合利用种类--灰渣和脱硫石膏全部由其他企业综合利用用量%10017.3本次改造方案概况本次改造仅对一期工程的#1机组进行脱硫、脱硝、除尘等烟气设施改造。17.3.1脱硫系统本次改造对原吸收塔进行增效扩容改造，改造的主要内容为塔本体改造。改造后SO2排放浓度降至35mg/Nm3。17.3.2脱硝系统SCR入口NOx浓度按照400mg/Nm3考虑，通过增加一层催化剂的改造手段使脱硝效率增至87.5%，NOx排放浓度50mg/Nm3。17.3.3除尘系统华北电力设计院工程有限公司68 天津北疆发电厂一期工程#1机组烟气污染物超低排放改造工程可行性研究报告原三室五电场静电除尘器，进行低低温改造，在除尘器入口烟道加装低温省煤器，除尘器配合相应调整。改造后除尘器出口烟尘浓度20mg/Nm3。脱硫塔洗尘效率按照50%考虑，石膏尘浓度按照10mg/Nm3考虑。在吸收塔至烟囱之间加装湿式电除尘器，进口按20mg/Nm3考虑，效率75%，烟囱入口烟尘（含石膏）排放浓度5mg/Nm3。表17-2本期大气污染物改造后主要污染排放情况污染物名称单位改造前改造后重点地区标准限值减排总量燃煤锅炉燃气轮机组SO2排放浓度mg/m385355035--小时排放量t/h0.3040.113------年排放量t/a1671620.1----1050.9NOx排放浓度mg/m3905010050--小时排放量t/h0.3210.161------年排放量t/a1764885.8----878.2烟尘排放浓度mg/m3275205--小时排放量t/h0.0970.016------年排放量t/a532.588.6----443.9注：年利用小时数5500h。17.3.4汞排放控制措施根据2012年1月1日开始实施的《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)，火力发电厂燃煤锅炉2015年1月1日起开始执行0.03mg/m3的汞及其化合物排放限值。改造工程仍采取石灰石-石膏湿法脱硫工艺对1#炉进行全烟气脱硫，设计脱硫效率不低于98.5%；改造后采用低低温三室五电场静电除尘器，除尘器效率不低于99.92%，湿法脱硫塔的除尘效率按50%除尘效果计，湿式电除尘器除尘效率不低于75%；采用低氮燃烧器，系统采用SCR催化还原脱硝方案，脱硝效率暂按87.5%设计。拟设计的大气污染物排放控制措施综合脱汞效率考虑按70%计。华北电力设计院工程有限公司68 天津北疆发电厂一期工程#1机组烟气污染物超低排放改造工程可行性研究报告由于Hg2+易溶于水，容易与石灰石或石灰吸收剂反应，能除去约90%(质量分数)的Hg2+(质量分数)。而SCR系统对烟气中Hg0的形态转化的影响，主要是通过其催化剂催化作用，使烟气中HCI和O2形成具有强氧化性的C12及相关联的Cl原子或O原子而作用于Hg0，最终反应形成HgCl2。烟气中HCl本身不具备较强的氧化能力，但催化剂(V2O5-WO3(M0O3)/TiO2)能够通过Deacon反应在O2的作用下将HCl催化氧化成C12。本次设计煤种汞含量为0.21µg/g(Hgar=0.21×10-6%)。经计算，燃用设计煤种时1#炉汞小时排放量为32.28g/h，排放浓度为0.01mg/m3，满足《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)中汞及其化合物排放限值。18投资估算工程静态投资为20436万元，其中建筑工程费786万元，设备购置费11951万元，安装工程费5223万元，其他费用2475万元。详见F451E27K-E01投资估算及经济效益分析。19改造一览表项目改造前改造方案数据变化干式静电除尘器三室五电场静电除尘器，常规工频电源。保证除尘效率99.82%，出口排放<60mg/Nm3除尘器入口烟道设置前端换热器，实现低低温电除尘。同时进行电源改造。除尘效率99.92%，出口排放<20mg/Nm3除尘器出口烟尘排放浓度由60mg/Nm3降至20mg/Nm3烟气余热利用无低低温除尘前端换热器吸收锅炉排烟余热加热凝结水，降低机组热耗。机组热耗降低23kJ/kWh湿式电除尘器无设置湿式电除尘器，除尘效率75%，出口烟尘排放浓度5mg/Nm3(含石膏)烟囱入口烟尘排放浓度由30mg/Nm3降至5mg/Nm3脱硫系统石灰石-石膏湿法脱硫，脱硫效率96.3%，脱硫出口SO2浓度81.4mg/Nm3。除雾器出口雾滴浓度75mg/Nm3石灰石-石膏法塔内改造，精细化设计。脱硫效率98.5%，脱硫出口SO2浓度35mg/Nm3。除雾器出口雾滴浓度50mg/Nm3脱硫出口SO2浓度由81.4mg/Nm3降至35mg/Nm3，除雾器出口雾滴浓度由75mg/Nm3降至50mg/Nm3脱硝系统SCR工艺脱硝，SCR入口NOx浓度400mg/Nm3安装原预留的一层催化剂，脱硝效率87.5%，NOx排放浓度50mg/Nm3脱硝效率由80%提升至87.5%，NOx排放浓度由80mg/Nm3降至50mg/Nm3。催化剂更换周期缩短华北电力设计院工程有限公司68 天津北疆发电厂一期工程#1机组烟气污染物超低排放改造工程可行性研究报告，脱硝效率80%，还原剂采用液氨，催化剂2+1布置。净烟气再热无烟囱排烟为湿饱和烟气。引接15%二次热风以来加热净烟气，排烟温度升高至70℃，缓解烟囱“白烟”，减小污染物落地浓度净烟气温度升高至70℃送风机基准送风机不改造，利用原选型裕量，多提供15%风量，用以加热净烟气。送风机不改造单台风机运行电耗增加270kW引风机基准风量降低，阻力增加，新的运行工况点在原有选型裕量范围内，引风机不改造。引风机不改造单台风机运行电耗增加865kW锅炉效率93.86%93.39%锅炉效率下降0.47%机组热耗7357kJ/kWh7334kJ/kWh机组热耗降低23kJ/kWh发电标煤耗270.51g/kWh271.02g/kWh发电标煤耗增加0.51g/kWh耗水基准采用低低温电除尘系统，脱硫入口烟温降低，脱硫耗水量降低60t/h；湿式电除尘器并入脱硫系统考虑，不增加耗水。耗水量减少60t/h。化学品消耗脱硝耗氨量390kg/h湿电是否耗碱依湿电形式。脱硝耗氨量486.1kg/h。增加耗氨96.1kg/h运行电耗厂用电率4.95%干/湿电运行电耗+640kW脱硫运行电耗+1050kW送风机运行电耗+540kW引风机运行电耗+1730kW厂用电率5.34%机组运行电耗增加3960kW，厂用电率升高0.39%改造投资02.0436亿#1机组烟气综合净化改造总投资2.0436亿成本基准增加1710万元/年（煤耗增加带来的运行成本增加224.4万元/年；节水带来运行成本降低132万元/年；电耗增加带来的运行成本增加579.15万元/年；化学品消耗带来的运行成本增加158.6万元/年；年折旧费增加1329万元/年）机组年运行成本增加1710万元烟尘排放量532.5t/a88.6t/a年烟尘排放量减小443.9tSO2排放量1671t/a620.1t/a年SO2排放量减小1050.9tNOx排放量1764t/a885.8t/a年NOx排放量减小878.2t华北电力设计院工程有限公司68 天津北疆发电厂一期工程#1机组烟气污染物超低排放改造工程可行性研究报告20结论与建议20.1结论通过采用高效脱硝装置、高效脱硫装置、低低温干式静电除尘器+湿式静电除尘器、热二次风混合加热净烟气等烟气综合净化处理措施，北疆电厂#1机组可实现燃煤机组大气污染物排放水平与燃气轮机组基本相当的国内领先指标，烟囱出口烟尘排放浓度不高于5mg/Nm3，二氧化硫排放浓度不高于35mg/Nm3，氮氧化物排放浓度不高于50mg/Nm3。同时，解决“石膏雨”和烟囱“白烟”问题。烟气综合净化措施具有协同脱汞效应，脱汞率按70%计，汞及其化合物排放浓度0.01mg/Nm3，低于国标0.03mg/Nm3的限值要求。为此，电厂成本电价增加0.0031元/度，投资方增加了2.04亿元的环保投入，为将北疆电厂打造成更加绿色环保的循环经济示范项目提供了支撑，对推动当地社会经济可持续发展做出了较大贡献。20.2建议1）本工程改造工期较紧张，为满足工期要求，需要项目公司、设计单位、施工单位及设备厂家密切配合、精心设计。2）建议加快设备招标进度，以满足设计、现场施工需要。3）由于除尘器前烟道支架场地较为复杂，所有土建施工和安装工作宜尽量在停机前完成。4）由于1号机组现有的除尘器前烟道支架0m设有配电间和空压机房，且支架下部空间较小，不具备补桩条件，因此低低温前端换热器设备荷载不大于200t时，可采用换热器布置在除尘器前烟道上的方案；如荷载高于200t时，需采用换热器布置在除尘器封头的方案,该方案将比换热器布置在除尘器前烟道上的方案多增加投资约50万元。华北电力设计院工程有限公司68'