ECEPDI 烟气脱硫系统预设计
工程检索号：30-F286C-Q06 第 13 页
编号 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 3.2.3
项 目 过热蒸汽温度 再热蒸汽流量 再热器进口压力 再热器出口压力 再热器进口温度 再热器出口温度 省煤器入口温度 预热器进口一次风温度 预热器进口二次风温度 预热器出口一次风温度 预热器出口二次风温度 锅炉排烟温度（未修正） 锅炉排烟温度（修正后） 锅炉保证效率（LHV）BRL工况 锅炉不投油最低稳定负荷 空气预热器漏风率（一年内） 空气预热器漏风率（一年后） NOx排放量 单 位 ℃ t/h MPa(g) MPa(g) ℃ ℃ ℃ ℃ ℃ ℃ ℃ ℃ ℃ % %BMCR % % mg/Nm3 设计煤种 605 2544 5.95 5.76 372 603 297 23 27 332.5 341.5 131 125 93.5 35 6 8 350 校核煤种 605 2544 5.95 5.76 372 603 297 23 27 334 342 131 125.5 35 6 8 350 锅炉相关设备参数
数量（每台炉） ％ mg/Nm3 m3/s Pa 2 三室四电场 99.75 <100 2 662.9 6760 除尘器 型式 除尘效率 引风机出口灰尘浓度 引风机(单台BMCR) 型式及配置 风量 风压(含脱硝) 2007年5月 徐州彭城发电厂三期 (2X1000MW级机组)工程初步设计
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烟囱 3.3 FGD入口烟气参数 1 2 3 高度 材质 m 240 防腐钢筒 FGD入口烟气数据 2烟气量（标态，湿烟气，实际含氧量） 2烟气量（标态，干基，6％O2） 2引风机出口烟温 2FGD工艺设计烟温 最高烟温 FGD入口处烟气成份（按6%干O2提供） 过剩空气系数 2N2 2CO2 2O2 2SO2 2H2O FGD入口处污染物浓度（6％O2，标态，干基） Nm3/s Nm3/s ℃ ℃ vol%,干 vol%,干 vol%,干 vol%,干 vol%,湿 mg/Nm3 mg/Nm3 mg/Nm3 mg/Nm3 mg/Nm3 t/h 设计煤种 校核煤种 921 851.1 125 175 1.385 81.379 12.544 6.0 0.077 8.52 1998.82 889.6 840 125.5 175 1.389 80.746 13.185 6.0 0.069 6.81 1784.27 4 2SO2 2SO3 2HCl as Cl 2HF as F 2设计烟尘浓度 2计算耗煤量 同步脱硝，转化率<1% 50 25 <100 409.9 50 25 <100 394.4
3.4 石灰石粉或石灰石
吸收剂采用铜山县矛村镇后川粉煤灰厂的石灰石粉，本期231000MW机组，年需石灰石量约11万吨/年，石灰石耗量如下：
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石灰石粉耗量 131000MW 设计煤种 校核煤种 231000MW 设计煤种 校核煤种 (Sar 0.83%) (Sar 0.76%) (Sar 0.83%) (Sar 0.76%) 小时耗量 (t/h) 日耗量 (t/d) 年耗量(3104t/y) 10.068 201.36 5.54 8.871 177.42 4.88 20.136 402.72 11.08 17.742 354.84 9.76 注： 1、机组日利用小时数按20小时计，年利用小时数按5500小时计； 3.5 供脱硫岛的水源、电源参数
工业水 压力 MPa 消防水 压力 MPa 生活水 压力 MPa 电源 中压交流 低压交流 直流 3.6 脱硫石膏堆场 脱硫岛工程产生的脱硫副产品石膏，主要考虑为综合利用，抛弃为副，当综合利用不好时，石膏堆放到电厂渣场。
3.7 静电除尘器
0.5 0.8~0.9 0.3 6kV（从主厂房来） 380/220V 220/110V（从主厂房来） 每台锅炉设置二台三室四电场静电除尘器，效率99.75%，电除尘器阻力不大于200Pa，漏风率小于2%。
3.8 烟囱
每两台炉合用一座双管烟囱，烟囱钢内筒管出口直径7.2 m，高度为240 m，为防止烟囱酸腐蚀，烟囱内筒须采取一定的防腐措施。
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3.9 废水处理装置
本期工程231000MW机组的脱硫系统共设一套自动控制的综合性废水处理系统，该综合性废水处理系统由收集输送、重金属及氟化物处理、中和处理、污泥浓缩脱水和辅助的加药系统组成。 3.10
电气和热控自动化
本脱硫岛采用的电压等级：AC 6kV、380/220V和DC 220V/110V。
大于等于200kW电动机采用6kV电压等级，电源从主厂房6kV工作段引接。 每台炉设二台脱硫低压变和二段脱硫PC，互为备用，电源分别从主厂房6kV工作段引接。
烟气脱硫与辅助车间综合系统（石灰石磨制系统、石灰石粉输送系统、石灰石浆液制备系统、石膏脱水系统、工艺水系统、脱硫废水处理系统、排空及浆液抛弃系统、杂用和仪用压缩空气系统等）采用脱硫分散控制系统（FGD-DCS）集中控制方式，设独立的脱硫控制室。脱硫系统自动化水平达到运行人员在脱硫控制室内通过操作员站对FGD进行集中监控，实现数据采集与处理、报警、显示、打印、定时制表、模拟量控制、逻辑顺序控制，达到单元集中控制水平；自动化水平能满足操作员通过CRT/键盘在控制室内可以完成装置的启停及正常工况的监视和调整，异常工况的报警和紧急事故处理。 4 主要设计原则
(1) 根据当地环境保护要求，脱硫岛工程与本期231000MW机组工程同步建设。 (2) 脱硫系统工艺采用石灰石—石膏湿式脱硫方案（FGD），脱硫效率按不低于95%设计。本期工程脱硫外购成品石灰石粉。石灰石粉通过气力输送系统输送至本期脱硫岛内的石灰石日粉仓。两台1000MW机组设置一套公用的石灰石浆液制备系统，两台1000MW机组设置一套公用的石膏脱水系统。石膏采用自卸卡车装车外运。 (3) 本工程脱硫系统采用整岛招标方式，采用成熟技术。对于一些国内不过关的关键设备和部件考虑进口。
(4) 脱硫系统设置独立的脱硫控制室。
(5) 脱硫系统监控采用DCS，其控制策略与原理应由脱硫工艺系统厂家负责提供。 (6) 脱硫系统6kV电源从主厂房6kV配电装置直接引接。
(7) 脱硫系统用水均由电厂供水系统供应，设一套脱硫废水处理装置。
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(8) 脱硫设备及吸收塔以后烟道烟囱等均要考虑相应的防腐和结露废水收集排水措施。
5 系统、设备的技术要求 5.1 脱硫工艺的技术原则
(1) 本工程的烟气脱硫工艺为石灰石—石膏法湿式烟气脱硫工艺，吸收塔型式为喷淋式吸收塔。脱硫装置采用一炉一塔方案或采用一炉二塔方案, 每套脱硫装置的烟气处理能力为一台锅炉100%BMCR工况时的烟气量，石膏脱水系统为两套脱硫装置公用，脱硫效率按不小于95%设计。
(2) 脱硫系统设置100%烟气旁路，保证脱硫装置在任何情况下不影响发电机组的安全运行。
(3) 系统中设置四台静叶或动叶可调轴流式增压风机（每两台风机对应一台锅炉的烟气量），增压风机性满足锅炉负荷变化的要求。增压风机留有一定裕度：风量裕度不低于10%，另加不低于10℃的温度裕度；风压裕度不低于20%。
(4) 每套FGD系统一炉一塔方案中，每个吸收塔设三台氧化风机，两用一备，共6台。氧化风机保证在锅炉30%BMCR 燃烧设计煤种至100%BMCR燃烧校核煤种最大含硫量工况下及时氧化吸收塔中生成的亚硫酸钙，不需添加任何化学添加剂。氧化风机为罗茨型。
(5) 每个吸收塔设置两台石膏排出泵，一运一备。
(6) 烟气脱硫岛内设置一个两台炉公用的事故浆池，事故浆池的容量满足单个吸收塔检修排空时和其他浆液排空的要求，并作为吸收塔重新启动时的石膏晶种。事故贮浆系统应能在15小时内将一个吸收塔放空，也能在15小时内将浆液再送回到吸收塔。事故浆液设返回泵1台，不设备用。泵的容量按一台炉B－MCR工况时的浆液量考虑。
(7) 烟气脱硫采用石灰石粉，在厂内直接制浆。
(8) 脱硫后的净烟气不经过加热排入烟囱。烟囱结构具有防腐蚀措施。
(9) 吸收剂采用石灰石粉，通过气力输送至本期的石灰石粉仓；石膏采用自卸卡车外运。
(10) 制浆系统为公用系统，两台炉设一座石灰石粉仓和一只石灰石浆液箱。两台炉
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