淮陰可行性研究報(bào)告0306

1、工程檢索號(hào)：32-f1651e07k-a編 號(hào)： f1651e07k-a-01江蘇淮陰發(fā)電有限責(zé)任公司#34機(jī)組“大氣污染物超低排放”項(xiàng)目工程可行性研究報(bào)告江蘇省電力設(shè)計(jì)院工程咨詢(xún) 工咨甲 21120070013工程設(shè)計(jì) 甲級(jí) a132015910工程勘察 甲級(jí) 100001 - kj2015年 3月江蘇淮陰發(fā)電有限責(zé)任公司#34機(jī)組“大氣污染物超低排放”項(xiàng)目工程可行性研究報(bào)告院 長(zhǎng)：分管總工：項(xiàng)目經(jīng)理： 邵 亮校 核： 編 寫(xiě)： 可行性研究報(bào)告目錄1 概述31.1 項(xiàng)目名稱(chēng)31.2 電廠現(xiàn)狀31.3 項(xiàng)目背景和改造的必要性51.4 研究范圍61.5 主要技術(shù)原則62 工程實(shí)施條件82.1 氣

2、象和地質(zhì)資料82.2 燃料102.3 原始資料133 脫硝系統(tǒng)改造技術(shù)方案203.1原有鍋爐低氮燃燒系統(tǒng)和scr脫硝系統(tǒng)簡(jiǎn)介203.2脫硝系統(tǒng)實(shí)際運(yùn)行情況203.3 nox排放目標(biāo)值203.4改造方案203.5 脫硝改造費(fèi)用284 脫硫系統(tǒng)改造設(shè)計(jì)方案294.1 原有脫硫系統(tǒng)簡(jiǎn)介294.2 原有脫硫系統(tǒng)實(shí)際運(yùn)行情況324.3 so2排放目標(biāo)值324.4 改造方案324.5 提高濕法脫硫效率的措施324.6 煙氣脫硫系統(tǒng)改造方案424.7 煙氣脫硫改造費(fèi)用625 除塵系統(tǒng)改造目標(biāo)及技術(shù)路線的確定636 濕式電除塵系統(tǒng)改造設(shè)計(jì)方案646.1 濕式電除塵器工作原理646.2 濕式電除塵器技術(shù)、性能影

3、響因素666.3 結(jié)構(gòu)型式和布置方式666.4 濕式電除塵器技術(shù)比選696.5 濕式電除塵器方案描述776.6 方案選擇917 mggh改造方案927.1 “白煙”形成原因927.2 解決“白煙”的方法937.3 mggh工程改造設(shè)想958 引風(fēng)機(jī)改造和電氣容量核算998.1 原有引風(fēng)機(jī)技術(shù)參數(shù)998.2 改造實(shí)施后阻力計(jì)算表1019 環(huán)境效益和社會(huì)效益1039.1 環(huán)境效益1039.2 社會(huì)效益10310 節(jié)約和合理利用能源10510.1 節(jié)約能源10510.2 節(jié)約用水10511 勞動(dòng)安全和職業(yè)衛(wèi)生10611.1 勞動(dòng)安全10611.2 勞動(dòng)保護(hù)10712 生產(chǎn)管理與定員10812.1 生

4、產(chǎn)管理10812.2 人員編制10813 投資估算10913.1 編制依據(jù)、范圍和深度10913.2 資金來(lái)源10913.3 投資估算編制原則10914 結(jié)論和建議1121 概述1.1 項(xiàng)目名稱(chēng)項(xiàng)目名稱(chēng)：江蘇淮陰電力有限責(zé)任公司 #34機(jī)組“大氣污染物超低排放”項(xiàng)目工程1.2 電廠現(xiàn)狀淮安市位于蘇北平原中部，淮河下游。處于東經(jīng)11812-11936，北緯3243-3406之間。東與鹽城市接壤，西鄰安徽省，南邊揚(yáng)州市，北與連云港市、宿遷市毗鄰；與周?chē)鷰讉€(gè)中心城市的空間距離分別是：南距上海市、南京市分別為400公里、190公里，北距徐州、連云港市分別為210公里和120公里，東到鹽城市110公里。

5、新長(zhǎng)鐵路和京滬高速公路、寧連一級(jí)公路、寧徐一級(jí)公路干線，以及舉世聞名的京杭大運(yùn)河貫穿市域。江蘇淮陰發(fā)電有限責(zé)任公司位于淮安市區(qū)西南部，距市中心5km。東側(cè)為護(hù)城河及環(huán)城西路，再往東為淮陰中學(xué)及市區(qū)；西側(cè)為青浦路，與淮陰卷煙廠為鄰；南臨大慶路，北依里運(yùn)河。電廠北側(cè)里運(yùn)河為京杭運(yùn)河老河道，是電廠用煤的運(yùn)輸通道。江蘇淮陰發(fā)電有限公司裝機(jī)容量為2*330mw供熱機(jī)組。其中#3機(jī)組于2008年投產(chǎn)，2011年進(jìn)行了首次a修。2013年11月b修期間完成環(huán)保設(shè)施改造，主要項(xiàng)目包括鍋爐低氮燃燒器改造、空預(yù)器傳熱元件改造、脫硝改造、電除塵改造、引風(fēng)機(jī)葉片改造，通過(guò)改造實(shí)現(xiàn)煙塵排放指標(biāo)不大于30mg/nm3，氮

6、氧化物排放濃度不大于100mg/nm3，達(dá)到達(dá)標(biāo)排放要求。#4機(jī)組于2011年6月投產(chǎn)，投產(chǎn)時(shí)脫硝系統(tǒng)同步投運(yùn)，2014年5月完成首次a修，a修期間，完成了電除塵高頻電源改造，實(shí)現(xiàn)煙塵排放指標(biāo)不大于30mg/nm3。淮陰發(fā)電有限責(zé)任公司3號(hào)機(jī)組脫硝工程由福建龍凈環(huán)保股份有限公司承建，4號(hào)機(jī)組脫硝工程由中環(huán)（中國(guó)）工程有限公司承建，均采用選擇性催化還原法（scr）脫硝工藝，還原劑采用液氨。3號(hào)機(jī)組scr入口nox濃度為400mg/nm3，scr出口nox排放濃度小于80mg/nm3(以no2計(jì)，干基 o2=6%)，設(shè)計(jì)脫硝效率不低于80%；4號(hào)機(jī)組scr入口nox濃度(no2計(jì)，干基，6%o2)

7、為400mg/nm3，scr出口nox排放濃度小于80mg/nm3，脫硝效率大于80%。根據(jù)#3機(jī)組最新的脫硝測(cè)試報(bào)告，在296mw負(fù)荷下，scr入口最高nox濃度為201mg/nm3，scr出口nox最高排放濃度為28 mg/nm3，脫硝效率達(dá)到86%。在263mw負(fù)荷下，scr入口最高nox濃度為205mg/nm3，scr出口nox最高排放濃度為27 mg/nm3，脫硝效率達(dá)到87%。根據(jù)#4機(jī)組最新的脫硝測(cè)試報(bào)告，在300mw負(fù)荷下，scr入口nox濃度為401mg/nm3，scr出口nox排放濃度為70 mg/nm3，脫硝效率達(dá)到82.6%?；搓?號(hào)機(jī)組脫硫系統(tǒng)由北京博奇電力科技有限公

8、司承建，采用石灰石石膏濕法煙氣脫硫技術(shù)。煙氣脫硫系統(tǒng)設(shè)計(jì)參數(shù)為：入口煙氣量為1169450 nm3/h（標(biāo)態(tài)，濕基，實(shí)際o2），入口so2濃度為1845mg/nm3（標(biāo)態(tài)，干基，o2：6%）；設(shè)計(jì)煤種(sar=0.72%)脫硫效率分別不低于95%，so2排放濃度不大于93mg/nm(干基，6%氧)?；搓?號(hào)機(jī)組脫硫系統(tǒng)由北京博奇電力科技有限公司承建，采用石灰石石膏濕法煙氣脫硫技術(shù)。煙氣脫硫系統(tǒng)設(shè)計(jì)參數(shù)為：入口煙氣量為1270119 nm3/h（標(biāo)態(tài)，濕基，實(shí)際o2），入口so2濃度為3900（按sar=1.5%，應(yīng)為3453）mg/nm3（標(biāo)態(tài)，干基，o2：6%）；設(shè)計(jì)煤種(sar=1%)脫硫

9、效率分別不低于95%，so2排放濃度不大于195mg/nm(干基，6%氧)。根據(jù)3號(hào)機(jī)組脫硫系統(tǒng)的性能測(cè)試報(bào)告，脫硫入口濃度1551 mg/nm，煙囪出口的實(shí)際排放濃度不大于92.25mg/nm，脫硫效率96.5%。根據(jù)4號(hào)機(jī)組脫硫系統(tǒng)的性能測(cè)試報(bào)告，脫硫入口濃度2117 mg/nm，煙囪出口的實(shí)際排放濃度不大于86.8g/nm，脫硫效率大于95.9%。3號(hào)機(jī)組煙氣除塵在改造后采用雙室雙列5電場(chǎng)，設(shè)計(jì)參數(shù)為：設(shè)計(jì)煤種(aar=30.24%)除塵器入口含塵量40.224g/nm3，校核煤種(aar=34.87%)入口含塵量49.605g/nm3，除塵器出口含塵量小于49mg/nm3，保證效率大于

10、99.88%。根據(jù)最新性能測(cè)試報(bào)告，3號(hào)機(jī)組除塵器入口含塵量24.452g/nm3,除塵器出口含塵量為26.4mg/nm3，除塵效率達(dá)到99.89%。4號(hào)機(jī)組煙氣除塵采用雙室雙列4電場(chǎng)，設(shè)計(jì)參數(shù)為：設(shè)計(jì)煤種(aar=24%)除塵器入口含塵量26.45g/nm3，校核煤種(aar=34.87%)入口含塵量40.79g/nm3，除塵器出口含塵量小于95mg/nm3，保證效率大于99.8%。根據(jù)最新性能測(cè)試報(bào)告，4號(hào)機(jī)組除塵器入口含塵量28.583g/nm3,除塵器出口含塵量為29.3mg/nm3，除塵效率達(dá)到99.90%。1.3 項(xiàng)目背景和改造的必要性根據(jù)發(fā)改委“關(guān)于印發(fā)煤電節(jié)能減排升級(jí)與改造行動(dòng)

11、計(jì)劃（2014-2020）的通知”（發(fā)改能源20142093號(hào)）新建燃煤發(fā)電機(jī)組（含在建和項(xiàng)目已納入國(guó)家火電建設(shè)規(guī)劃的機(jī)組）應(yīng)同步建設(shè)先進(jìn)高效脫硫、脫硝和除塵設(shè)施，不得設(shè)置煙氣旁路通道。東部地區(qū)（遼寧、北京、天津、河北、山東、上海、江蘇、浙江、福建、廣東、海南等11 省市）新建燃煤發(fā)電機(jī)組大氣污染物排放濃度基本達(dá)到燃?xì)廨啓C(jī)組排放限值（即在基準(zhǔn)氧含量6%條件下，煙塵、二氧化硫、氮氧化物排放濃度分別不高于10、35、50 毫克/立方米）及“穩(wěn)步推進(jìn)東部地區(qū)現(xiàn)役30萬(wàn)千瓦及以上公用燃煤發(fā)電機(jī)組和有條件的30 萬(wàn)千瓦以下公用燃煤發(fā)電機(jī)組實(shí)施大氣污染物排放濃度基本達(dá)到燃?xì)廨啓C(jī)組排放限值的環(huán)保改造，201

12、4 年啟動(dòng)800 萬(wàn)千瓦機(jī)組改造示范項(xiàng)目，2020 年前力爭(zhēng)完成改造機(jī)組容量1.5 億千瓦以上?！备鶕?jù)省政府辦公廳關(guān)于轉(zhuǎn)發(fā)省發(fā)展改革委省環(huán)保廳江蘇省煤電節(jié)能減排升級(jí)與改造行動(dòng)計(jì)劃（20142020年）的通知” （蘇政辦發(fā)201496號(hào)）“到2018年年底，全省10萬(wàn)千瓦及以上燃煤機(jī)組大氣污染物排放濃度基本達(dá)到燃機(jī)排放標(biāo)準(zhǔn)（即在基準(zhǔn)氧含量6%的條件下，煙塵、二氧化硫、氮氧化物排放濃度分別不高于10、35、50毫克/立方米）。”根據(jù)江蘇省物價(jià)局文件江蘇省物價(jià)局關(guān)于明確燃煤發(fā)電機(jī)組超低排放環(huán)保電價(jià)的通知（蘇價(jià)工2014356號(hào)）“一、超低排放機(jī)組是指新建或改造后燃煤發(fā)電機(jī)組的排放達(dá)到燃?xì)獍l(fā)電的超低排

13、放標(biāo)準(zhǔn)(煙塵、二氧化硫、氮氧化物排放濃度分別不高于5、35、50毫克/立方米)并經(jīng)省環(huán)保廳整體驗(yàn)收合格的機(jī)組。”；“二、在國(guó)家出臺(tái)燃煤機(jī)組超低排放環(huán)保電價(jià)政策前，暫定我省超低排放環(huán)保電價(jià)為每千瓦時(shí)1分(煙塵、二氧化硫、氮氧化物分別為0.4、0.4、0.2分) ”?？紤]到本項(xiàng)目地處東部地區(qū)，對(duì)于煙氣中煙塵、so2、nox、汞及其化合物的排放濃度要求日益嚴(yán)格?；搓幇l(fā)電有限責(zé)任公司計(jì)劃對(duì)電廠#3、4號(hào)機(jī)組的煙氣脫硫、脫硝和除塵系統(tǒng)進(jìn)行進(jìn)一步提效改造，在滿(mǎn)足火電廠煙氣排放標(biāo)準(zhǔn)（gb13223-2011）中規(guī)定的排放限值的基礎(chǔ)上，達(dá)到以天然氣為燃料的燃?xì)廨啓C(jī)組的排放標(biāo)準(zhǔn)，即煙塵排放濃度不大于5mg/nm

14、，so2排放濃度不大于35mg/nm，nox排放濃度不大于50mg/nm，如有條件，可以達(dá)到更低的要求。為制定切實(shí)有效的改造方案，適應(yīng)外界條件的變化，保證脫硝、脫硫和除塵裝置安全、高效、穩(wěn)定運(yùn)行以及滿(mǎn)足燃機(jī)排放標(biāo)準(zhǔn)要求，本報(bào)告將對(duì)電廠煙氣脫硫、脫硝和除塵系統(tǒng)改造方案進(jìn)行可行性研究。1.4 研究范圍結(jié)合淮陰發(fā)電有限責(zé)任公司#3、4機(jī)組現(xiàn)有裝置特點(diǎn)和場(chǎng)地布置情況，對(duì)電廠煙氣脫硫、脫硝和除塵系統(tǒng)的改造方案進(jìn)行可行性研究，主要研究?jī)?nèi)容如下：（1）煙氣環(huán)保超低排放改造工程工藝的選擇及方案論證（2）脫硫、脫硝和除塵系統(tǒng)改造工程設(shè)想（3）相關(guān)系統(tǒng)設(shè)施的改造可行性分析（4）環(huán)境效益和社會(huì)效益分析（5）工程投資

15、估算1.5 主要技術(shù)原則電廠煙氣脫硫、脫硝和除塵系統(tǒng)改造方案可行性研究從現(xiàn)有裝置實(shí)際運(yùn)行情況出發(fā)，遵循“改造技術(shù)成熟、可靠、先進(jìn)；改造措施經(jīng)濟(jì)、合理、有效；改造后設(shè)備運(yùn)行穩(wěn)定、安全；整機(jī)使用壽命周期長(zhǎng)，達(dá)到燃機(jī)排放標(biāo)準(zhǔn)”的原則，針對(duì)存在的實(shí)際問(wèn)題提出建設(shè)性的改造措施，做到“范圍明確、重點(diǎn)突出、便于實(shí)施、縮短工期”。改造方案主要技術(shù)原則如下：（1）高于環(huán)保要求達(dá)到示范效應(yīng)：實(shí)現(xiàn)煙氣污染物的超低排放，在滿(mǎn)足火電廠煙氣排放標(biāo)準(zhǔn)（gb13223-2011）中規(guī)定的特別排放限值的基礎(chǔ)上，達(dá)到更高層次的污染減排。（2）結(jié)合電廠實(shí)際：結(jié)合淮陰發(fā)電有限責(zé)任公司現(xiàn)有裝置特點(diǎn)和場(chǎng)地布置情況，充分考慮當(dāng)?shù)刭Y源條件和

16、工程建設(shè)條件，對(duì)脫硫、脫硝和除塵工藝進(jìn)行有針對(duì)性的研究，提出切實(shí)可行的技術(shù)改造方案。（3）充分利用現(xiàn)有設(shè)施：改造充分利用原有相關(guān)設(shè)備，加強(qiáng)改造設(shè)備與現(xiàn)有設(shè)備的聯(lián)系，提高整個(gè)系統(tǒng)的可靠性，降低造價(jià)。（4）對(duì)原有機(jī)組影響降到最低：改造方案的擬定要充分考慮改造工程的實(shí)際情況，盡量減少對(duì)原有系統(tǒng)、設(shè)備和管道等的影響。并妥善處理好與在運(yùn)機(jī)組的銜接關(guān)系，盡量減少工程實(shí)施過(guò)程中對(duì)主機(jī)運(yùn)行的影響。（5）安全穩(wěn)定運(yùn)行：改造方案技術(shù)先進(jìn)、設(shè)備可靠。改造后，在達(dá)到燃機(jī)排放標(biāo)準(zhǔn)的前提下，脫硫、脫硝和除塵系統(tǒng)能持續(xù)安全穩(wěn)定運(yùn)行，且脫硫、脫硝和除塵系統(tǒng)的啟停和正常運(yùn)行均不影響機(jī)組的安全運(yùn)行和電廠的文明生產(chǎn)。（6）對(duì)煤質(zhì)適

17、應(yīng)性高：對(duì)燃煤的硫份和灰份有較好的適應(yīng)性。（7）節(jié)約造價(jià)：改造方案在保證性能的前提下，盡量節(jié)約改造費(fèi)用，實(shí)現(xiàn)較高的性?xún)r(jià)比。2 工程實(shí)施條件2.1 氣象和地質(zhì)資料2.1.1 氣象資料廠區(qū)位于長(zhǎng)江下游三角洲上，地處亞熱帶，屬海洋性氣候，且具有四季分明，天氣濕潤(rùn)、陽(yáng)光充足，雨量充沛等特點(diǎn)，35月因南北氣流沖突加劇，天氣變化大，晴陰不定；67月由于冷暖氣團(tuán)經(jīng)常交會(huì)，出現(xiàn)靜止風(fēng)，形成連續(xù)陰雨天氣，即梅雨；79月受臺(tái)風(fēng)影響，再加上其它系統(tǒng)遭遇會(huì)出現(xiàn)大暴雨，年降雨量70%集中在59月份，梅雨季節(jié)結(jié)束后即進(jìn)入盛夏，除有雷陣雨外，以晴熱少雨水天氣為多，秋季在9月份時(shí)有秋雨和臺(tái)風(fēng)，9月份后雨水顯著減少?；搓幍貐^(qū)氣

18、象有關(guān)資料如下：年平均氣溫：14.1絕對(duì)最高氣溫：39.5絕對(duì)最低氣溫：-21.5累年平均相對(duì)濕度：76%累年平均降水量：936.6mm累年平均風(fēng)速：3.20m/s累年夏季最多風(fēng)向：es12%累年最多冬季風(fēng)向：es20%累年最大積雪深度：35cm累年最大凍土深度：23cm基本風(fēng)壓：0.40kn/m250年一遇；0.45kn/m2100年一遇基本雪壓：0.4kn/m250年一遇多年平均大氣壓：101510pa2.1.2 地質(zhì)資料市域具有地勢(shì)低平、平原廣闊、河湖密布的特征，僅西南角盱眙縣有低丘分布。地貌可劃分為黃淮沖積平原區(qū)、江淮湖洼平原、低山丘地區(qū)三大類(lèi)型。由西北向東南逐漸傾斜，一般地面標(biāo)高在9

19、13米以古黃河口零點(diǎn)為準(zhǔn)，地質(zhì)條件好，地層屬揚(yáng)子地層區(qū)，基巖埋深90180米，東部埋深180280米。廠址所在區(qū)域的大地構(gòu)造位于華北斷塊區(qū)魯蘇斷塊和揚(yáng)子斷塊區(qū)下?lián)P子斷塊的交界處附近，被幾條深大斷裂所切割，區(qū)域內(nèi)斷裂較發(fā)育。廠址距剡廬斷裂較近，發(fā)生在斷裂帶的地震對(duì)本區(qū)域有一定影響。但淮安市歷史上未發(fā)生過(guò)強(qiáng)烈地震，地震活動(dòng)水平較低。廠址區(qū)內(nèi)無(wú)深大斷裂通過(guò)。在區(qū)域構(gòu)造上屬基本穩(wěn)定區(qū)，適宜建廠?？碧缴疃葍?nèi)揭露的地層為第四系全新統(tǒng)及上更新統(tǒng)松散堆積物，成因以沖積相為主。根據(jù)地質(zhì)時(shí)代、成因類(lèi)型、巖性及分布埋藏特征，將場(chǎng)區(qū)地層劃分為6個(gè)大層，其中層又劃分為2個(gè)亞層。各層巖土特征如下：-1層（q4ml）雜填土

20、：顏色較雜，成份多為建筑垃圾、碎石塊、煤渣、煤灰等，局部為原混凝土基礎(chǔ)。該層在場(chǎng)區(qū)分布較廣泛，厚度為0.758.10m，層頂標(biāo)高為9.8410.99m。-2層（q4ml）素填土：灰、灰黑等色，成份多為淤泥質(zhì)土及粉質(zhì)粘土，混雜建筑垃圾、碎石塊、煤渣、煤灰等。厚度為1.057.80m，層頂標(biāo)高為6.059.88m，層頂埋深為0.754.50m，該層在場(chǎng)區(qū)分布較廣泛。層（q3al）（粉質(zhì)）粘土：灰黃色，可塑硬塑，切面較光滑，韌性及干強(qiáng)度中等高，無(wú)搖震反應(yīng)，含鐵錳質(zhì)結(jié)核及鈣質(zhì)結(jié)核。厚度為0.805.05m，層頂標(biāo)高為3.308.28m，層頂埋深為0.007.00m，該層在場(chǎng)區(qū)分布較廣泛。層（q3al）

21、粉土：灰黃色，濕，中密密實(shí)，搖震反應(yīng)迅速，無(wú)光澤反應(yīng)，韌性及干強(qiáng)度低，局部含云母碎片。厚度為0.453.35m，層頂標(biāo)高為1.903.80m，層頂埋深為3.558.55m，該層在場(chǎng)區(qū)分布較廣泛。層（q3al）（粉質(zhì)）粘土：灰黃色，可塑，土質(zhì)不均勻，夾大量粉土，切面稍光滑，搖震反應(yīng)無(wú)，韌性及干強(qiáng)度中等。該層場(chǎng)區(qū)均有分布，厚度為0.803.15m，層頂標(biāo)高為0.302.48m，層頂埋深為5.4510.50m。層（q3al）粘土：灰黃色棕黃色，硬塑，切面光滑，韌性及干強(qiáng)度高，搖震反應(yīng)無(wú)，含大量的鐵錳質(zhì)結(jié)核及鈣質(zhì)結(jié)核，部分鉆孔（j13、j14、j16、j33、j34、j50）于深度28.0m31.0m

22、處揭露厚度1050cm左右的砂透鏡體。該層場(chǎng)區(qū)分布穩(wěn)定，厚度大，揭露厚度為9.4025.85m，層頂標(biāo)高為-1.200.58m，層頂埋深為7.1511.75m。層（q3al）中砂：灰黃色、灰白色，飽和，密實(shí)，級(jí)配一般，局部為粉砂，混細(xì)砂、粗砂顆粒，見(jiàn)小礫石等，主要礦物成分為石英、長(zhǎng)石等。該層場(chǎng)區(qū)僅局部揭露，本次勘察未揭穿，揭露最大厚度為17.30m，層頂標(biāo)高為-25.18-22.53m，層頂埋深為30.6534.20m。2.2 燃料2.2.1 煤質(zhì)及灰分分析3號(hào)爐煤質(zhì)分析資料如下：名稱(chēng)符號(hào)設(shè)計(jì)煤種校核煤種i校核煤種ii收到基碳car%50.6753.3446.13收到基氫har%2.903.6

23、73.09收到基氧oar%5.956.925.45收到基氮nar%0.591.291.21收到基硫st,ar%11.51.5全水分mt%8.938.78.5收到基灰份aar%30.2425.3534.87空氣干燥基水份mad7.57可燃基揮發(fā)份%30.1632.829.1收到基低位發(fā)熱量qnet,v,arkj/kg1944420970.918096.2可磨系數(shù)hgi787571變形溫度1500軟化溫度1500熔化溫度1500灰成分二氧化硅sio2%54.73三氧化二鋁al2o3%27.24三氧化二鐵fe2o3%5.95氧化鈣cao%2.68氧化鎂mgo%2.12氧化鈉na2o%未檢出氧化鉀k2

24、o%1.27三氧化硫so3%0.32二氧化鈦tio2%1.27氧化錳mno%2.124號(hào)爐煤質(zhì)分析資料如下：項(xiàng) 目單 位設(shè)計(jì)煤種校核煤種i1.收到基低位發(fā)熱量 qnet.arkj/kg1945018096.2kcal/kg46464329全水份 mt%18.58.7空氣干燥基水份mad%9.62.1干燥無(wú)灰基揮發(fā)份 vdaf%28.6429.12.工業(yè)分析收到基灰份 aar%2434.87收到基碳 car%4946.13收到基氫 har%3.083.09收到基氧 oar%4.55.45收到基氮 nar%0.51.21收到基硫 sar%0.80.923.沖刷磨損指數(shù)ke4.24.24.哈氏可磨性

25、系數(shù)hgi60635.磨損指數(shù)aimg/kg6.灰熔融性灰變形溫度dt11101340灰軟化溫度st12601390半球溫度ht12701440流動(dòng)溫度f(wàn)t128014407.灰分析sio2%50.5857.86al2o3%26.0727.42fe2o3%6.584.07cao%6.944.81tio2%0.891.08k2o%2.071.64na2o%0.790.80mgo%1.481.03so3%4.130.34mno%0.120.058.飛灰比 電阻室溫28時(shí)cm1.0510105.601011溫度80時(shí)cm1.8510111.271012溫度100時(shí)cm9.6010112.451012

26、溫度120時(shí)cm1.7510123.601012溫度150時(shí)cm3.6010116.241011溫度180時(shí)cm5.9010108.3110109.灰安息角 ao4210.灰密度灰真相對(duì)密度trd20202.67堆積密度bg/cm30.312.2.2 油質(zhì)資料采用0號(hào)輕柴油，按國(guó)家標(biāo)準(zhǔn)其特性如下： 粘度（20） 恩氏粘度e 1.21.67 運(yùn)動(dòng)粘度，厘沱 3.08.0 灰份，不大于 0.025% 硫含量，不大于 0.2% 機(jī)械雜質(zhì) 無(wú) 閃點(diǎn)（閉口） 不低于65凝固點(diǎn) 不高于0低位發(fā)熱量 42705kj/kg(10200kcal/kg)2.3 原始資料2.3.1 鍋爐規(guī)范江蘇淮陰發(fā)電有限責(zé)任公司

27、3號(hào)鍋爐為哈爾濱鍋爐廠生產(chǎn)的hg-1036/17.5-ym36型亞臨界亞臨界參數(shù)、自然循環(huán)汽包爐，單爐膛、四角切圓燃燒、一次再熱、平衡通風(fēng)、露天布置、全鋼構(gòu)架、固態(tài)排渣。鍋爐容量和主要參數(shù)如下：名 稱(chēng)單 位負(fù) 荷 工 況bmcrtrl75%tha50%tha主蒸汽流量t/h*10361007.07680.76462.94主蒸汽出口壓力mpa.g17.517.4516.999.26主蒸汽出口溫度*541*541*541536過(guò)熱蒸汽壓降mpa*1.3731.3030.6310.614給水壓力mpa.g19.26519.14517.93610.158給水溫度 282.9281256.8236.5再

28、熱蒸汽流量t/h854.52827.35576.42401.1再熱蒸汽出口壓力mpa.g3.7573.6382.5181.706再熱蒸汽出口溫度*541*541*541518再熱蒸汽進(jìn)口壓力mpa.g3.9533.8282.651.798再熱蒸汽進(jìn)口溫度327.5325.5318.6317.7再熱蒸汽壓降mpa*0.1960.190.1320.092省煤器水阻（含靜壓差）mpa*0.3920.390.320.28空氣預(yù)熱器進(jìn)口煙氣溫度368366344302排煙溫度（修正前）131128116106排煙溫度（修正后）12512311198預(yù)熱器一次風(fēng)進(jìn)口溫度26262626預(yù)熱器二次風(fēng)進(jìn)口溫度

29、23232537預(yù)熱器出口一次風(fēng)溫度331329314285預(yù)熱器出口二次風(fēng)溫度341339321289環(huán)境溫度20202020總?cè)济毫縯/h146.1142.4103.572.1鍋爐計(jì)算效率(按低位發(fā)熱值)%93.3393.4493.3294.27過(guò)量空氣系數(shù)/1.251.251.381.25本鍋爐為燃用煙煤的固態(tài)排渣煤粉爐，直流式煤粉燃燒器四角布置，采用切圓燃燒方式，燃燒器為擺動(dòng)式。根據(jù)設(shè)計(jì)煤種和校核煤種的特點(diǎn)，采用有成熟經(jīng)驗(yàn)的水平濃淡燃燒器，在設(shè)計(jì)中充分考慮燃煤的著火、穩(wěn)燃、燃盡和結(jié)渣特性。江蘇淮陰發(fā)電有限責(zé)任公司4號(hào)鍋爐為亞臨界自然循環(huán)汽包鍋爐，單爐膛p型露天布置，按中速磨正壓冷一次風(fēng)

30、直吹制粉系統(tǒng)，直流式煤粉燃燒器四角布置，切圓燃燒，擺動(dòng)燃燒器調(diào)節(jié)再熱汽溫，噴水減溫調(diào)節(jié)過(guò)熱汽溫，一次再熱，平衡通風(fēng)，三分倉(cāng)容克式空氣予熱器，刮板撈渣機(jī)連續(xù)固態(tài)排渣，全鋼構(gòu)架，懸吊結(jié)構(gòu)，燃用煙煤。鍋爐容量和主要參數(shù)如下：鍋爐型號(hào)：鍋爐主要參數(shù)單位過(guò)熱蒸汽最大連續(xù)蒸發(fā)量（bmcr）t/h1125額定蒸發(fā)量brlt/h1070蒸汽壓力（b-mcrbrl）mpa.g17.5/17.41蒸汽溫度（b-mcrbrl）540/540再熱蒸汽蒸汽流量（b-mcrbrl）t/h912.99/865.6進(jìn)口出口蒸汽壓力（b-mcr）mpag3.890/3.694進(jìn)口出口蒸汽壓力（brl）mpag3.677/3.4

31、91進(jìn)口出口蒸汽溫度（b-mcr）330.2/540進(jìn)口出口蒸汽溫度（brl）324/540給水溫度（b-mcr/brl）280.9/277.4鍋爐熱力特性（bmcr 工況）如下：項(xiàng)目單位數(shù)值干煙氣熱損失 lg%4.56燃料中氫及全水份熱損失 lhm%0.57空氣中水蒸汽熱損失 lma%0.09碳未燃盡熱損失 luc%1.1表面輻射及對(duì)流散熱損失 lr%0.19未計(jì)入熱損失 lua%0.35計(jì)算熱效率(lhv 按asme ptc4.1)%93.14制造廠裕量 lmm%0.48保證熱效率(lhv)(額定負(fù)荷)%92.66保證熱效率=計(jì)算效率制造廠裕量爐膛容積熱負(fù)荷kw/m3(103kcal/m3

32、h)96.16爐膛斷面熱負(fù)荷mw/m2(106kcal/m2h)4.299水冷壁高溫區(qū)壁斷面熱負(fù)荷mw/m2(106kcal/m2h)1.50空氣預(yù)熱器進(jìn)風(fēng)溫度（一次/二次）30/23空氣預(yù)熱器出口熱風(fēng)溫度（一次/二次）329/340爐膛出口過(guò)?？諝庀禂?shù)a1.25省煤器出口空氣過(guò)剩系數(shù)a11.25空氣預(yù)熱器出口煙氣修正前溫度130空氣預(yù)熱器出口煙氣修正后溫度1242.3.2 scr入口煙氣參數(shù)（bmcr）江蘇淮陰電力有限責(zé)任公司3號(hào)爐scr入口煙氣參數(shù)（bmcr工況）如下：序號(hào)項(xiàng) 目 名 稱(chēng)單 位數(shù)值1co2vol%13.872o2vol%3.863n2vol%74.214h2ovol%8.0

33、45noxmg/nm34006soxmg/nm334107so2mg/nm3348粉塵濃度g/nm3409入口處nox污染物濃度（6%，標(biāo)態(tài)，干基）mg/nm3400江蘇淮陰電力有限責(zé)任公司4號(hào)爐scr入口煙氣參數(shù)（bmcr工況）如下：序號(hào)名稱(chēng)單位數(shù)值1煙氣質(zhì)量流量kg/h15026672體積流量（標(biāo)態(tài)、濕態(tài)）nm3/h11427133質(zhì)量流量kg/s4174溫度3705壓力kpa-0.63866o2vol%3.857co2vol%13.268so2vol%0.089h2ovol%9.9710n2vol%72.8411nox(6%o2 dry)mg/nm340012含塵濃度(6%o2，濕態(tài))g

34、/nm330.602.3.3 脫硫裝置入口煙氣參數(shù)江蘇淮陰發(fā)電有限責(zé)任公司3號(hào)機(jī)組fgd入口煙氣參數(shù)如下：項(xiàng) 目單位數(shù)值煙氣成分（設(shè)計(jì)煤質(zhì)，標(biāo)準(zhǔn)狀態(tài)，濕基，實(shí)際o2）co2vol%12.077o2vol%6.155n2vol%74.664so2vol%0.058h2ovol%7.046co2vol%12.993o2vol%6.621n2vol%80.324so2vol%0.062fgd入口煙氣量（濕基，實(shí)際o2）m3/h1672782fgd入口煙氣量（濕基，實(shí)際o2）nm3/h1169450fgd入口煙氣量（標(biāo)態(tài)，干基，實(shí)際o2）nm3/h1087050fgd入口煙氣量（標(biāo)態(tài)，干基，o2：6%

35、）nm3/h1075820fgd入口處煙氣溫度（正常值）117.5fgd入口處煙氣溫度（最高連續(xù)運(yùn)行煙溫）180fgd入口煙氣壓力pa0so2mg/nm31845so3mg/nm350cl(以hcl計(jì))mg/nm380f(以hf計(jì))mg/nm350煙塵濃度（引風(fēng)機(jī)出口）mg/nm3100注：脫硫設(shè)計(jì)煤種按sar=1%江蘇淮陰發(fā)電有限責(zé)任公司4號(hào)機(jī)組fgd入口煙氣參數(shù)如下：項(xiàng) 目單位數(shù)據(jù)煙氣成分（設(shè)計(jì)煤質(zhì)，標(biāo)準(zhǔn)狀態(tài)，濕基，實(shí)際o2）co2vol%11.54o2vol%6.15n2vol%73.52so2vol%0.07h2ovol%8.72煙氣成分（標(biāo)準(zhǔn)狀態(tài)，干基，實(shí)際o2）co2vol%12.

36、64o2vol%6.74n2vol%80.54so2vol%0.08煙 氣 參 數(shù)fgd入口煙氣量（標(biāo)態(tài)，濕基，實(shí)際o2）nm3/h1270119fgd入口煙氣量（標(biāo)態(tài)，干基，實(shí)際o2）nm3/h1159346fgd入口煙氣量（標(biāo)態(tài)，干基，o2：6%）nm3/h1142713fgd入口處煙氣溫度（正常值）123fgd入口處煙氣溫度（最高連續(xù)運(yùn)行煙溫）180fgd入口煙氣壓力pa500煙氣中污染物成分（標(biāo)態(tài)，干基，o2：6%）so2mg/nm33900so3mg/nm350cl(以hcl計(jì))mg/nm380f(以hf計(jì))mg/nm350煙塵濃度（引風(fēng)機(jī)出口）mg/nm31002.3.4 電除塵器

37、入口參數(shù)表#3爐電除塵器入口參數(shù)表：項(xiàng)目單位設(shè)計(jì)煤種校核煤種除塵器入口煙氣量m3/h16150971628140除塵器入口過(guò)?？諝庀禂?shù)/1.251.25除塵器入口煙氣溫度125130除塵器入口含塵量g/nm340.22449.605本體阻力pa 295本體漏風(fēng)率% 2電場(chǎng)數(shù)個(gè)5灰斗數(shù)個(gè)/電場(chǎng)4#4爐電除塵器入口參數(shù)表：項(xiàng)目單位設(shè)計(jì)煤種校核煤種除塵器入口煙氣量m3/h17523931757903除塵器入口過(guò)?？諝庀禂?shù)/1.331.33除塵器入口煙氣溫度128128除塵器入口含塵量g/nm326.4540.79本體阻力pa 245本體漏風(fēng)率% 3電場(chǎng)數(shù)個(gè)4灰斗數(shù)個(gè)/電場(chǎng)83 脫硝系統(tǒng)改造技術(shù)方案3

38、.1原有鍋爐低氮燃燒系統(tǒng)和scr脫硝系統(tǒng)簡(jiǎn)介淮陰發(fā)電有限責(zé)任公司3號(hào)機(jī)組脫硝工程由福建龍凈環(huán)保股份有限公司承建，4號(hào)機(jī)組脫硝工程由中環(huán)（中國(guó)）工程有限公司承建，均采用選擇性催化還原法（scr）脫硝工藝，還原劑采用液氨，其氮氧化物（nox）入口濃度按450mg/nm3（干基，6含氧量，按折算成no2濃度計(jì)）設(shè)計(jì)，采用單爐體雙scr結(jié)構(gòu)體布置，采用高灰型scr布置方式，即scr反應(yīng)器布置在鍋爐省煤器和空預(yù)器之間的高含塵區(qū)域；催化劑層數(shù)按21模式布置，初裝2層預(yù)留1層，在布置2層催化劑、鍋爐最大連續(xù)出力工況（bmcr）條件下處理100%煙氣量時(shí)，脫硝效率不小于80%，同時(shí)保證機(jī)組最終排放nox濃度（

39、脫硫裝置出口混合煙道處測(cè)量實(shí)際排放值）小于80mg/nm3（干基，6含氧量，按折算成no2濃度計(jì)）。暫缺原鍋爐低氮燃燒器改造技術(shù)協(xié)議。3.2脫硝系統(tǒng)實(shí)際運(yùn)行情況#3爐脫硝系統(tǒng)實(shí)際運(yùn)行情況如下：監(jiān)測(cè)日期頻次負(fù)荷#3機(jī)組脫硝系統(tǒng)a側(cè)進(jìn)口nox濃度出口nox排放濃度脫硝效率氨逃逸率（mw）（mg/m3）（mg/m3）（%）（ppm）2013.12.1212961872188.81.8622012886.11.5431812586.21.772013.12.134263174 27 84.5 1.445167 25 85.0 1.956205 27 86.8 1.63范圍167205212884.58

40、8.81.95監(jiān)測(cè)日期頻次負(fù)荷#3機(jī)組脫硝系統(tǒng)b側(cè)進(jìn)口nox濃度出口nox排放濃度脫硝效率氨逃逸率（mw）（mg/m3）（mg/m3）（%）（ppm）2013.12.1212961601988.1 1.5321842487.0 0.3231822685.7 0.862013.12.1342631792685.50.7151762685.20.7461822486.80.66范圍160184192685.288.11.53#4爐脫硝系統(tǒng)實(shí)際運(yùn)行情況如下：檢測(cè)時(shí)間負(fù)荷mw#4a側(cè)脫硝系統(tǒng)#4a側(cè)脫硝效率%#4a側(cè)原煙氣 nox（標(biāo)、干6% o2）mg/m3#4a側(cè)凈煙氣 nox（標(biāo)、干6% o2）

41、mg/m36月2日300385 63.5 83.5 406 66.1 83.7 421 68.3 83.8 408 67.5 83.5 392 66.5 83.0 394 53.6 86.4 平均401 64.2 84.0 檢測(cè)時(shí)間負(fù)荷mw#4b側(cè)脫硝系統(tǒng)#4b側(cè)脫硝效率%#4b側(cè)原煙氣 nox（標(biāo)、干6% o2）mg/m3#4b側(cè)凈煙氣 nox（標(biāo)、干6% o2）mg/m36月2日300404 78.1 80.6 411 74.5 81.9 412 81.8 80.1 395 75.9 80.8 391 75.0 80.8 393 66.9 83.0 平均401 75.4 81.2 3.3

42、nox排放目標(biāo)值改造實(shí)施后，scr 系統(tǒng)出口nox的排放濃度降低到50mg/nm以下，達(dá)到或低于火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)(gb13223-2011)中燃?xì)廨啓C(jī)組的nox排放指標(biāo)，實(shí)現(xiàn)清潔排放。3.4改造方案降低nox的排放主要有二種措施：一是控制燃燒過(guò)程中nox的生成，即低nox燃燒技術(shù)；二是對(duì)生成的nox進(jìn)行處理，即煙氣脫硝技術(shù)。3.4.1低nox燃燒技術(shù)低nox燃燒技術(shù)就是采用各種燃燒技術(shù)手段來(lái)控制燃燒過(guò)程中nox的生成，下表給出了現(xiàn)有幾種典型爐內(nèi)脫氮技術(shù)的比較。技術(shù)名稱(chēng)效果優(yōu)點(diǎn)缺點(diǎn)低氧燃燒根據(jù)原來(lái)運(yùn)行條件，最多降低20%投資最少導(dǎo)致飛灰含碳量增加降低投入運(yùn)行的燃燒器數(shù)目15%30%投資低

43、，易于鍋爐改裝有引起爐內(nèi)腐蝕和結(jié)渣的可能，并導(dǎo)致飛灰含碳量增加空氣分級(jí)燃燒（ofa）最多30%投資低并不是對(duì)所有爐膛都適用，有可能引起爐內(nèi)腐蝕和結(jié)渣，并降低燃燒效率低nox燃燒器與空氣分級(jí)燃燒相結(jié)合時(shí)可達(dá)60%用于新的和改裝的鍋爐，中等投資，有運(yùn)行經(jīng)驗(yàn)結(jié)構(gòu)比常規(guī)燃燒器復(fù)雜.煙氣再循環(huán)（fgr）最多20%能改善混合燃燒，中等投資增加再循環(huán)風(fēng)機(jī)，使用不廣泛燃料分級(jí)(再燃)達(dá)到50%適用于新的和改造現(xiàn)有鍋爐，可減少已形成的nox，中等投資可能需要增加第二種燃料，可能導(dǎo)致飛灰含碳量增加，運(yùn)行經(jīng)驗(yàn)較少如前文所述，電廠已于2013年實(shí)施了低nox燃燒技術(shù)的改造，因此本可研僅考慮對(duì)現(xiàn)有scr脫硝裝置進(jìn)行改造

44、。3.4.2 方案二 scr提效改造方案3.4.2.1 #3機(jī)組脫硝改造方案按實(shí)際運(yùn)行情況，氮氧化物（nox）入口濃度為300mg/nm3，脫硝裝置出口nox濃度不高于50mg/nm3，脫硝效率不低于85%，考慮到現(xiàn)有脫硝系統(tǒng)催化劑布置2層，備用層未裝，為了充分利用現(xiàn)有催化劑，可以考慮加裝第三層催化劑，按原催化劑高度設(shè)計(jì)，改造的具體方案如下：1、加裝預(yù)留層催化劑現(xiàn)每個(gè)反應(yīng)器的截面尺寸為8200mm11000mm，新加裝的催化劑模塊按照原催化劑規(guī)格設(shè)置，即每個(gè)反應(yīng)器預(yù)留層催化劑層需要加裝44個(gè)模塊，加裝的預(yù)留層催化劑體積為130.76m3。原催化劑設(shè)計(jì)信息表如下所示：項(xiàng)目單位數(shù)值類(lèi)型波紋蜂窩式節(jié)

45、距mm10壁厚mm0.8幾何比表面積m2/m3465模塊尺寸mmmmmm466x466x572/342模塊布置陣列411單臺(tái)機(jī)組體積m3130.76每層的壓降（初裝）pa150設(shè)計(jì)溫度368最高連續(xù)運(yùn)行溫度420最低連續(xù)運(yùn)行溫度3002、加裝催化劑聲波吹灰系統(tǒng)每個(gè)反應(yīng)器的截面尺寸為8200mm11000mm，現(xiàn)需在11000mm這側(cè)加裝3臺(tái)聲波吹灰器，1臺(tái)爐共需加裝6臺(tái)。根據(jù)本工程的情況，聲波吹灰系統(tǒng)每小時(shí)運(yùn)行6次，1臺(tái)爐6個(gè)聲波吹灰器單次吹灰耗氣量約1.14nm3。3、熱控系統(tǒng)改造由于新增6臺(tái)聲波吹灰器，吹灰控制納入機(jī)組dcs控制（含編程及組態(tài)修改）。新增聲波吹灰供電由原來(lái)電源柜供電，新增層

46、吹灰母管新增壓力表，控制電纜新增。4、改造設(shè)備清冊(cè)：序號(hào)設(shè)備（部件） 名稱(chēng)規(guī)格型號(hào)材料單位數(shù)量備注一加裝催化劑1催化劑蜂窩式套12密封裝置q235bt2二吹灰系統(tǒng)1聲波吹灰器臺(tái)6三保溫1原有保溫材料外護(hù)板拆除m2502保溫材料硅酸鋁針刺毯m103煙道外護(hù)板煙道：波形鋁板，厚度0.8mmm260四管道1不銹鋼管道dn40、dn20t0.2六閥門(mén)1手動(dòng)球閥不銹鋼dn20只62過(guò)濾器（三聯(lián)件）不銹鋼dn20只63電磁閥不銹鋼dn20只64金屬軟接管不銹鋼dn20只6七儀控系統(tǒng)1控制電纜zrc-kvvp-7x1.0米2102供電電纜zrc-kvv-4x1.5米3803do測(cè)點(diǎn)點(diǎn)6（不包括備用點(diǎn)）接入原

47、有脫硝dcs系統(tǒng)（含編程及組態(tài)修改）4鍍鋅鋼管dn25米305包塑金屬軟管dn25米6每米配兩套接頭6壓力表量程0-1mpa個(gè)23.4.2.2 #4機(jī)組脫硝改造方案按實(shí)際運(yùn)行情況，氮氧化物（nox）入口濃度為350mg/nm3，脫硝裝置出口nox濃度不高于50mg/nm3，脫硝效率不低于87.5%，考慮到現(xiàn)有脫硝系統(tǒng)催化劑布置2層，備用層未裝，為了充分利用現(xiàn)有催化劑，可以考慮加裝第三層催化劑，按原催化劑高度設(shè)計(jì)，改造的具體方案如下：1、加裝預(yù)留層催化劑現(xiàn)每個(gè)反應(yīng)器的截面尺寸為9034mm12086mm，新加裝的催化劑模塊按照原催化劑規(guī)格設(shè)置，即每個(gè)反應(yīng)器預(yù)留層催化劑層需要加裝54個(gè)模塊，加裝的預(yù)留層催化劑的體積為126.846m3。原催化劑設(shè)計(jì)信息表如下所示：催化劑指標(biāo)單位數(shù)據(jù)及技術(shù)參數(shù)催化劑型式蜂窩式催化劑設(shè)計(jì)體積每臺(tái)機(jī)組配反應(yīng)器數(shù)2每臺(tái)機(jī)組催化劑體積253.692催化劑元件孔數(shù)ab1818節(jié)距mm8.2孔徑mm7.1壁厚mm1.1外壁厚mm1.7元件尺寸mm150150元件高度mm725元件有效脫硝面積m26.6722元件體積m30.01631催化劑體積密度g/cm30.55元件質(zhì)量kg8.97催化劑模塊模塊尺寸（長(zhǎng)寬高）1912974975模塊內(nèi)催化劑元件排列ab126模