华电长沙电厂建设项目1 概述1.1 项目背景华电长沙电厂目前投产总装机容量为1200MW，装机容量为2×600MW。

首台机组于2007年9月底通过168小时运行，第二台机组于2007年底通过168小时运行，脱硫装置与主机同步投运。

华电长沙电厂2×600MW脱硫岛整岛采用EPC总包方式建设，工程承包方为中机新能源开发有限公司。

2台机组脱硫岛设计形式基本一致，于2008年7月完成调试以及性能考核试验工作。

由于煤炭市场中、低硫煤采购成本增加幅度较大且煤源不稳定，华电长沙电厂目前燃煤的含硫量较脱硫装置建设时的设计值高，导致脱硫装置入口SO2含量增大（原设计煤种含硫量 1.0%，目前机组燃煤含硫量经常达到2%~3.0%），已经对脱硫系统的安全稳定运行产生了较大的危害，为适应燃煤硫份升高的现状，同时满足当前环保排放小于400mg/m3及“十二五”小于200mg/m3的要求，所以需要对原有脱硫系统进行系统分析，提出增容改造的可行性研究报告。

基于以上情况，2009年9月华电长沙电厂委托西安热工院进行了脱硫装置技术评估试验。

根据试验结果，机组负荷在602MW，脱硫装置入口SO2浓度为2805mg/m3时，脱硫装置出口SO2浓度为229mg/m3，此时系统脱硫效率为91.8%。

机组负荷在591MW，脱硫装置入口SO2浓度为2731mg/m3时，脱硫装置出口SO2浓度为156mg/m3，此时系统脱硫效率为94.3%。

虽然脱硫装置在设计含硫量条件下（入口SO2浓度2138.7mg/m3）脱硫装置可以达到设计效率95%，但随着入口浓度增加，脱硫装置脱硫效率将逐渐下降，满负荷时入口达到3000mg/m3，脱硫效率下降至90%，出口浓度将达到300mg/m3。

可以预见当脱硫装置满负荷入口浓度达到3500mg/m3时（含硫量约1.5%），脱硫装置出口浓度将超过现行排放标准；当出口浓度达到2500mg/m3时（含硫量约1.0%），脱硫装置出口浓度将超过200mg/m3。

并且在高含硫量情况下，浆液氧化不足，脱水困难。

公用系统无法满足高含硫量要求，吸收塔pH值无法维持，进一步造成吸收塔出口SO2升高。

所以根据脱硫装置目前的运行情况，以及满足未来环保标准提高后脱硫装置处理能力的需要，长沙电厂脱硫装置急需改造。

我院受华电长沙电厂委托，于2010年12月开始进行华电长沙电厂2×600MW 脱硫装置增容改造工程可行性研究报告的编制工作。

1.2 编制依据(1) 环发（2002）26号关于“燃煤SO2排放污染防治技术政策”的通知----国家环保总局、国家经济贸易委员会、科技部，2002；(2) 国函[1998]5号“国务院关于酸雨控制区和SO2污染控制区有关问题的批复”----国务院，1998；(3) 《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223－2003）；(4) 关于贯彻实施新修订《火电厂大气污染物排放标准》的通知，环发〔2004〕82号；(5) 国家计委、财政部、国家环保总局、国家经济贸易委员会关于发布“排污收费标准及有关问题的通知”；(6) DL/T5196－2004“火力发电厂烟气脱硫设计技术规程”；(7) DLGJ138－1997“火力发电厂可研报告内容深度规定烟气脱硫部分暂行规定”；(8) 华电长沙发电有限公司脱硫项目施工图以及竣工资料；(9) 华电长沙发电有限公司脱硫项目初步设计及技术协议；(10) 华电长沙发电有限公司提供相关的基础设计数据；(11) 西安热工研究院与华电长沙发电有限公司签订的技术服务合同，以及来往传真；(12) 其他与项目有关的政策性和技术性文件。

1.3 项目建设必要性长期以来华电长沙发电有限公司对环保工作非常重视，特别是SO2的污染问题。

2×600MW机组同步配套建设了脱硫系统。

但在脱硫装置投运以后由于煤炭市场供应不稳定，电厂燃煤含硫量从1%~5%价格差异明显。

华电长沙电厂为了提高脱硫系统对燃煤煤种适应性，拓宽燃煤煤种采购渠道，降低燃煤采购成本，拟对脱硫系统进行增容改造，根据电厂预测今后燃煤平均含硫量为2%~3.0%左右。

另外，由于低硫煤煤源不稳定，在煤炭供应紧张时造成脱硫装置入口SO2浓度远高于原设计入口SO2浓度，脱硫装置不能正常投运。

湖南省环保局批准华电长沙电厂“十一五”期间SO2排放总量为6000吨/年，脱硫装置如在目前燃煤条件下运行，则排放总量很难控制在指标范围内。

综上原因电厂需要尽快进行烟气脱硫改造，其必要性还在于：2007年6月国家发展与改革委员会以及国家环保部联合下发关于《燃煤发电机组脱硫电价及脱硫设施运行管理办法》，管理办法要求安装的烟气脱硫设施必须达到环保要求的脱硫效率，并确保达到二氧化硫排放标准和总量指标要求。

其中对有下列情形的燃煤机组，从上网电价中扣除脱硫电价：（一）脱硫设施投运率在90%以上时，扣减停运时间所发电量的脱硫电价款。

（二）投运率在80%~90%的，扣减停运时间所发电量的脱硫电价款并处1倍罚款。

（三）投运率低于80%的，扣减停运时间所发电量的脱硫电价款并处5倍罚款。

另外还对故意开旁路、未按国家环保规定排放二氧化硫的以及故意修改自动在线监控设备参数获得脱硫电价的、谎报脱硫设施运行情况等行为由省级环保部门、价格主管部门予以处罚，2010年10月开始脱硫系统旁路将实行铅封进一步监控电厂脱硫装置运行。

并且从长远角度来看，环保部门最终在电厂要采取封堵或取消旁路的措施来确保脱硫设施的投运。

综上所述，二氧化硫排放直接影响到火电厂的可持续发展，所以对电厂2台600MW机组进行脱硫技术改造是势在必行的。

1.4 研究范围本次可研设计范围包括：1）脱硫改造工程工艺流程及布置2）吸收剂供应及布置3）脱硫副产物的处理及综合利用4）仪表控制及电气系统5）脱硫装置供水、供气及废水处理6）土建工程7）脱硫改造工程实施后的社会、环境效益8）投资估算1.5 主要设计原则1) 根据电厂统计的煤质含硫情况，电厂将本次脱硫装置增容改造设计燃煤含硫量定为3.0%，对应FGD入口SO2浓度为7640mg/m3；为了便于电厂进行比较，本次可研还对含硫量2.0%，对应FGD入口SO2浓度为5080mg/m3进行设计。

2）二氧化硫排放浓度应满足“十二五”期间国家将要实施的排放标准要求，即烟囱出口的二氧化硫浓度不大于200mg/m3（标态，干基，α=1.4）；3）考虑到目前脱硫装置已实施旁路挡板铅封，需提高脱硫设备可靠性，本系统设计时考虑增加设备备用系数及冗余量。

4）为降低工程造价，原有设备应尽可能利用，严格控制设备和材料的进口范围；5）年利用小时数按5500小时考虑。

系统可用率与主机保持一致按98%考虑。

2 原脱硫装置介绍2.1 电厂主要设备参数锅炉及其辅机参数2.2 原有脱硫装置设计基础数据FGD入口烟气参数石灰石分析资料2.3 原有脱硫工艺系统介绍华电长沙电厂2×600MW超临界机组烟气脱硫工程，采用石灰石—石膏湿法、一炉一塔脱硫装置。

脱硫率不小于95％。

烟气脱硫系统主要包括：石灰石浆液制备系统、烟气系统、SO2吸收系统、排空及浆液抛弃系统、石膏脱水系统、工艺水系统、杂用和仪用压缩空气系统及废水处理系统。

主要系统介绍如下：一、烟气系统从锅炉引风机后的总烟道上引出的烟气，通过增压风机升压送入吸收塔。

在吸收塔内脱硫净化，经除雾器除去水雾后，再接入主体发电工程的烟道经烟囱排入大气。

在主体发电工程烟道上设置旁路挡板门，当锅炉启动、进入FGD的烟气超温或小于FGD最低负荷或FGD装置故障停运时，烟气由旁路挡板经烟囱排放。

每台锅炉配置一台100%BMCR容量的动叶可调轴流式风机，用于克服FGD 装置造成的烟气压降。

增压风机留有一定裕度：风量裕度为10%，温度裕度为10℃，风压裕度为20%。

增压风机详细参数参考：原有脱硫装置主要设备表。

增压风机设计在FGD装置进口原烟气侧运行。

电机设计参数：额定电压为6000V，外壳防护等级为IP54，冷却方式为空—水冷却。

增压风机的辅助设备有：增压风机密封风机，每台增压风机配有一运一备两台密封风机。

二、SO2吸收系统本系统吸收塔为喷淋塔，强制氧化系统。

石灰石浆液通过循环泵从吸收塔浆池送至塔内喷淋系统，与烟气接触发生化学反应吸收烟气中的SO2，在吸收塔循环浆池中利用氧化空气将亚硫酸钙氧化成硫酸钙。

石膏排出泵将石膏浆液从吸收塔送到石膏脱水系统。

脱硫后的烟气夹带的液滴在吸收塔出口的除雾器中收集，使净烟气的液滴含量不超过75mg/m3。

SO2吸收系统包括：吸收塔、吸收塔浆液循环及搅拌、石膏浆液排出、烟气除雾和氧化空气等几个部分，还包括辅助的放空、排空设施。

吸收塔浆池中的亚硫酸钙的氧化利用氧化风机进行强制氧化。

吸收塔内浆液最大Cl离子浓度为20g/l。

a) 吸收塔内主要设计参数b) 氧化风机氧化风机为每塔两台，一运一备。

氧化风机为罗茨型。

氧化空气无油。

氧化风机设置隔音罩，风机噪声满足相关标准。

吸收塔外部的氧化风管进行保温。

在吸收塔内分布的氧化风管材料采用耐腐蚀合金钢。

氧化风机室内布置，初步设计参数为：c) 吸收塔循环泵三、石灰石浆液制备系统用卡车将石灰石(粒径≤20mm)送入卸料斗后经给料机、斗式提升机送至石灰石贮仓内，再由称重给料机送到湿式球磨机内磨制成浆液，石灰石浆液用泵输送到水力旋流器经分离后，大尺寸物料再循环，溢流物料存贮于石灰石浆液箱中,然后经石灰石浆液泵送至吸收塔。

石灰石浆液制备系统按全厂2×600MW机组脱硫装置公用一套石灰石浆液制备系统设计。

提供一套完整的吸收剂制备与供应系统、统一规划，集中布置。

卸料斗及石灰石贮仓的设计设置有除尘通风系统，石灰石贮仓的容量按贮存锅炉BMCR工况两台炉脱硫装置运行3天所需要的石灰石量耗量设计，在适当位置设置金属分离器。

磨机入口的给料机具有称重功能。

本系统设置两套按脱硫设计基准煤质时锅炉BMCR工况下2台脱硫装置150％的石灰石耗量设计（设计工况每套脱硫装置石灰石耗量7.6t/h）的湿式石灰石磨机及其相应的水力旋流分离器等。

磨机出口物料细度能满足SO2吸收系统的要求，粒径至少达到≤0.044 mm，90%通过325目。

湿式球磨机参数表四、石膏脱水系统吸收塔的石膏浆液通过石膏排出泵送入石膏水力旋流站浓缩，浓缩后的石膏浆液既可以进入真空皮带脱水机。

进入真空皮带脱水机的石膏浆液经脱水处理后表面含水率小于10％，由皮带输送机送入石膏储存间存放待运，可供综合利用。

石膏旋流站出来的溢流浆液一部分返回吸收塔循环使用，一部分进入废水旋流器，废水旋流器底流经回收水箱返回吸收塔，上清液自流至废水处理区域。

石膏水力旋流站浓缩后的石膏浆液自流到真空皮带机进行脱水运行。