××石油集团有限责任公司热电厂锅炉烟气脱硫技术改造工程的可行性研究报告书(优秀的可行性研究).doc
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1、石油集团有限责任公司热电厂锅炉烟气脱硫技术改造工程可 行 性 研 究 报 告(修改版)省设计研究院(国家发展和改革委员会工咨甲) 目 录一 概述 - 1二 热电厂状况 -5三 工程建设条件 -10四 技术改造方案 - 11五 GSA 系统的技术特点 - 17六 脱硫工程设想- 19七 运行参数及消耗指标 -24八 环境评价与社会评价 -26九 节约能源及合理利用能源 -27十 劳动安全与工艺卫生 -28十一 生产组织及定员 -29十二 工程实施条件和计划进度安排 -30十三 投资估算及经济评价 -31十四 结论与建议 -35附图石油集团有限责任公司热电厂锅炉烟气脱硫技术改造工程可行性研究报告
2、版 次:1一 概 述1、1 项目概况1、1、1 项目名称石油集团有限责任公司热电厂锅炉烟气脱硫技术改造工程1、1、2 承办单位概况石油集团有限责任公司(原省油田管理局)是以石油勘探开发、生产、工程技术服务为主业,从事多种经营的大型石油企业,其总部设在省西部松原市。松原市是省新兴的工业城市,横跨松花江两岸,占地约25平方公里,人口约30万。前几年松原市电力供需矛盾比较突出,并且没有大型的集中供热设施,油田矿区冬季采暖均由分散的燃油小锅炉供给,由于小锅炉能耗高、热效率低,烟气治理设施不完善,造成的能源浪费和大气环境污染问题非常严重。鉴于这种原因,为节约能源、缓解松原市的电力供应紧张状况,变分散供热
3、为集中供热,改善市区大气环境质量,经国家计划委员会批准,由石油集团有限公司承担建设了油田自备热电厂。该厂始建于1996年,厂址位于松原市经济技术开发区,全厂规划装机容量为200MW,分两期建设,一期工程安装2台50 MW双抽供热机组,配4台220t/h 煤粉锅炉,一期工程于2000年12月开始投产发电,2002年全面向油田矿区及松原市有关单位供热,目前,二期扩建工程可行性研究报告及环评报告正在编制中。1、1、3 编制依据1)石油集团有限责任公司关于委托省设计研究院编制石油集团有限责任公司热电厂锅炉烟气脱硫技术改造工程可行性研究报告的委托函;2)石油集团有限责任公司热电厂提供的有关基础资料;3)
4、中华人民共和国国家标准火电厂大气污染物排放标准GB13223-2003;4)国务院令1998253号建设项目环境保护管理条例;5)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DLGJ138-1997。1、1、4 项目提出的理由与过程石油集团有限责任公司热电厂现有4台SG-220/9.81-M622型高压煤粉锅炉,每台锅炉尾部烟道配一台三电场静电除尘器,自2000年投运以来一直运行比较稳定,经环境监测部门测试,除尘器出口烟尘排放浓度191.8mg/Nm3,SO2排放浓度695mg/Nm3,此两项排放指标均符合该厂建厂时所执行的火电厂大气污染物排放标准GB13223-1996之规定。由于国家
5、环境保护总局和国家质量监督检验检疫总局2003年对排放标准重新修定,修定后的新版火电厂大气污染物排放标准GB13223-2003代替原火电厂大气污染物排放标准GB13223-1996版本,并自2004年1月1日开始实施。国家新制定的标准对烟尘及二氧化硫的排放浓度提出了严格的要求,规定了现有火力发电锅炉应达到的排放限值,并从时间段上进行明确划分。油田热电厂扩建工程拟于2006年建成投产,按新标准从时段划分上为第2时段,到2010年时,油田热电厂原系统与新建系统配制达到6炉3机,锅炉烟气二氧化硫的排放浓度按国家规定不超标,但已超过松原市政府下达的总量控制指标要求。 为更好地贯彻中华人民共和国环境保
6、护法和中华人民共和国大气污染防治法,防治热电厂排放造成的污染,保护生活环境和生态环境,改善环境质量,促进热电事业的技术进步和可持续发展。本着及早解决,提前预防的原则,石油集团有限公司在扩建工程中充分考虑脱硫设施的基础上,提出对热电厂原有(四台锅炉)烟气净化处理设备进行技术改造,增装脱硫设施(原设计烟气系统无脱硫设施),以满足新标准对热电厂大气污染物排放的要求。1、1、5 项目建设性质及地点本项目属于技术改造工程,在现有热电厂锅炉烟气系统上进行改造。热电厂厂址位于松原市经济技术开发区,东经12446,北纬5008,距松原火车站约6.5公里,距松花江大桥约1公里,厂区占地面积16万平方米。1、1、
7、6 项目建设规模与目标该工程在现有热电厂4台220t/h 高压煤粉锅炉的尾部烟气系统中,分别加装脱硫装置及其配套的辅助设施,通过本次技术改造使其排放的污染物达到国家标准规定的要求。1、1、7 可研究报告研究范围本可研报告的研究工作范围为:烟气脱硫系统技术方案的选择、工艺流程的确定、脱硫设备及其配套设施的论证,其界线自锅炉尾部烟气出口至烟道入口(不含静电除尘器的选择)。1、1、8 主要技术原则1)编制按照电力工业部电力规划设计总院颁发的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执行。2)认真贯彻执行国家有关节约能源、环境保护、劳动安全、工业卫生、及消防等方面的要求和规定。3)设计中采用国
8、内成熟的新技术、新工艺、新设备、新材料力求达到同类工程的先进水平。4)在设备选择中采用高效、低耗节能产品以技术上相对先进、机械化、自动化程度高、安装方便、检修维护简单实用为原则。5)合理利用资金,在设备选择时需经多方比较,尽最大的可能降低工程造价。1、1、9 工作简要过程2004年12月15日我院正式收到石油集团有限责任公司关于编制石油集团有限责任公司热电厂锅炉烟气脱硫技术改造工程可行性研究报告的委托函。院计划经营部门立即组成了由一名副总工程师挂帅,有关专业人员参加工作班子,12月17日赴现场进行实地踏察,了解有关现场的情况并收集相关的基础资料,为正式开展报告的编制工作做前期准备工作,回院后正
9、式进入可研报告的编制工作,计划于2005年初出版本报告。二 热电厂状况2、1 热电厂规模石油集团有限责任公司(原省油田管理局)是以石油勘探开发、生产、工程技术服务为主业,从事多种经营的大型石油企业,其总部设在省西部松原市。松原市是省新兴的工业城市,横跨松花江两岸,占地约25平方公里,人口约30万。前几年松原市电力供需矛盾比较突出,并且没有大型的集中供热设施,油田矿区冬季采暖均由分散的燃油小锅炉供给,由于小锅炉能耗高、热效率低,烟气治理设施不完善,造成的能源浪费和大气环境污染问题非常严重。鉴于这种原因,为节约能源、缓解松原市的电力供应紧张状况,变分散供热为集中供热,改善市区大气环境质量,经国家计
10、划委员会批准,由石油集团有限公司承担建设了油田自备热电厂。该厂始建于1996年,厂址位于松原市经济技术开发区,全厂规划装机容量为200MW,分两期建设,一期工程安装2台50 MW双抽供热机组,配4台220t/h 煤粉锅炉。一号机组于2000年12月开始投产发电,二号机组于2001年9月投产发电。2002年全面向油田矿区及松原市有关单位供热,目前,二期扩建工程可行性研究报告及环评报告正在编制中。2、2 现有机组状况热电厂现有4台上海锅炉厂生产的220t/h高压煤粉锅炉,配备中间贮仓式制粉系统。锅炉采用平衡通风,每台炉各配两台鼓风机,两台引风机,一台三电场静电除尘器,原设计未设烟气脱硫装置,4台炉
11、共用一座高180米,上口径4.5米的钢筋混凝土烟囱。除灰及除渣均为水力系统,经由灰浆泵打入位于松花江大桥下游5公里处的厂外贮灰场,灰场总库容153万立方米。2、3 煤质及煤源热电厂燃用黑龙江省烟煤,即双鸭山、鸡西、鹤岗、七台河煤矿的煤碳,以上煤矿均为国有煤矿,煤碳储量丰富,供应充足。其煤质主要特性指标入下:碳 C = 50.81氢 H = 3.77氧 O = 9.40氮 N = 0.60硫 S = 0.24灰份 A = 22.96水份 W = 12.22挥发份V = 43.03发热值 Q = 19565KJ/kg 锅炉燃料消耗量见下表:名 称 数 量 (t) 备 注小时耗煤量 126.92 日
12、耗煤量 3046.08 年耗煤量 698060按年运行5500小时计2、4 厂址概述1)地理位置厂址为于松原市经济技术开发区内,东邻松原市江桥一街,距江桥路约700米,北邻经济技术开发区的临江路,南距松原大路约160米。 2)水文气象条件厂址地处温带大陆性季风气候,四季分明,冬季严寒而漫长,夏季温热多雨,春秋短促且气候多变。该地区主要气候特征参数如下:历年平均气温: 4.7历年平均最高气温: 10.9历年平均最高气温: -0.7极端最高气温: 36.9 极端最高气温: -36.1 最大冻土深度: 183.0cm 年平均风速: 3.3m/s平均降水量: 447.0mm主导风向: 全年 SW夏季
13、SW SSW冬季 SW2、5 工程地质热电厂厂址属松辽平原的第二松花江左岸一级地段,地质构造上属新华夏第二沉降带,地势平坦,由东南微向西北倾斜,海拔高度131-134米,无活动性断裂通过,故为稳定地区。地层上为一套河流冲击相,0-10m为粉细砂石,10-30m为中粗砂和圆卵石等,上部饱和粉细砂具有砂土液化现象,为第四系孔隙潜水、埋深在1.0-3.0m之间,最大冻土深度为183cm。该地区抗震设防烈度为8度,设计基本地震加速度0.20g,历史上未曾发生过震级较大的地震。2、6 供水水源根据石油集团有限责任公司热电厂扩建工程水资源论证报告分析,扩建工程水源地计算区面积为15.3公里,在开采条件下,
14、保证率为97%的地下水总补给量为4.65104m3/a。一期工程从水源地取水1.80104m3/d,扩建工程取水0.94104m3/d(包括补足一期工程缺水量0.29104m3/d),扩建后热电厂合计取水量为2.74104m3/d,年取水量为860104m3/a,小于允许开采量,水源地完全满足一二期工程用水要求。本期工程水源地选择在卡拉店西北第二松花江左岸堤外,在一期工程水源地西北靠江边一侧,距电厂6km,沿松花江南江南岸傍河布井取水,经过计算和实地勘测,结合一期工程取水井情况,本期新建井4眼,单井涌水量85m3/h,井距300m。因此,热电厂一期及本期共建取水井24眼,其中20眼运行,4眼备
15、用。2、7交通运输 1)铁路热电厂铁路专用线在松原西站侧长白铁路右侧接轨,相当于长白铁路正线里程K149+685.7。松原西站设到发线4条(含正线一条)有效长为750-847米牵出线一条,有效长度400米,交接线4条,有效长度647-716米。原则按货交办理,热电厂不设自备机车,专用线取送车及厂内调车作业由铁路分局承担。热电厂燃煤自双鸭山站始发,通过哈尔滨铁路局于通线太阳升口介入沈阳铁路局,该部分车流日均42辆,在大安北站中转,再送至松原西站,热电厂卸车后空车送至大安北站,经中转后向哈局排空。专用线以接轨站引出向东方向延伸,经卡拉房子村北侧,走行4公里后进入热电厂厂区。专用线按工业企业铁路II
16、I 级标准设计。厂内设7条线,其中轨道衡线一条,停留线一条,有效长度650米,卸煤线二条,有效长度分别为580米及560米,机车走行线一条有效长度470米,解冻库线一条,有效长度410米,材料线一条,有效长度180米。一、二期工程合计燃煤量为104.7万吨/年,铁路部门及水路部门同意承担燃煤的运输。2)公路厂区主入口外有公路与市区外道路连接,松原市区交通四通八达,可满足公路运输的需要。2、8 大气污染排放状况热电厂现有4台220t/h煤粉锅炉,分别配套4台3电场静电除尘器实测除尘器除尘效率为98.5%,经净化后的烟气通过烟囱排入大气,烟囱出口烟气含尘浓度为 191.8 mg/Nm3,二氧化硫浓
17、度为695 mg/Nm3。2、9 灰及灰渣处理锅炉燃烧后产生的灰渣由冷灰斗排至冲灰沟,除尘器捕集下来的细灰定期排至冲灰沟,渣和灰均通过灰浆泵排至厂外贮灰场,灰渣做为建筑材料原料供建筑材料厂使用。2、10 热电厂总体布置 见附图。2、11 废水排放及治理本期工程工业废水主要包括:工业废水、除尘用水及冷却塔用水,本期工程新建工业废水处理站一座,工业废水经处理合格,全部回收用于除灰用水,不外排。2、12 热电厂主要控制方式及控制水平 本期工程扩建的机组为母管制运行方式,采用机炉集中控制方式,设置集中控制室。本期工程热工自动化系统采用分散控制系统DCS来实现机组的控制。三 工程建设条件3、1 吸收剂及
18、供应锅炉烟气脱硫采用石灰粉作为吸收剂,本次改造后年消耗石灰粉5522吨,根据“供应石灰粉协议书”,由伊通县二道石灰矿提供,该矿距热电厂约200公里,交通方便,货源充足,可完全满足本工程对石灰粉的需求。3、2 石灰粉主要化学成分序号成分符号单位含量备注1氧化钙CaO%902氧化镁MgO%0.733二氧化硅SiO2%2.754三氧化二铝Al2O3%0.835三氧化二铁Fe2O3%0.246其他%5.453、3 脱硫装置场地概况石油集团有限公司热电厂已投产多年,运行管理良好。原设计静电除尘器部分布置整齐,场地宽敞,对增装脱硫设备及其辅助系统比较有利,安装位置地上无障碍物、地下无隐蔽物,地质情况较好,
19、具备改造条件,完全可以实现技术改造。3、4 水、电、气条件本次烟气脱硫系统改造拟选用半干法脱硫工艺,只有配置石灰浆液耗用少量生水,约30 t/h,水源由主厂房生水管道供给。系统用电装机容量为410KW,由每台锅炉对应的6000V母线供给。系统所用压缩空气由拟采用的脱硫装置配套的压缩空气系统提供。四 技术改造方案4、1 改造范围及工程内容 本次技术改造的范围为锅炉烟气系统。主要工程内容包括:脱硫系统的工艺设计;锅炉烟道的改造设计;与之相关的给水排水设计;电气及自动控制系统的设计;物料气力输送系统的设计。4、2 设计条件 1)厂区海拔高度:135 m 2)锅炉型号及参数:锅炉型号 SG-220/9
20、.81-M622 锅炉出力 D = 220 t/h 过热蒸汽压力 P = 9.81Mpa (表压)过热蒸汽温度 t = 5403) 锅炉燃料消耗量: 31t/h (单炉)4、3 设计参数按锅炉额定运行参数和燃煤特性及燃煤消耗量计算,锅炉燃烧后产生的烟气参数如下:1) 烟气流量: 364895m3 /h (244158 Nm3/h)2) 烟气温度: 1353) 二氧化硫: 560mg/Nm3 (干烟气,6O2 )4) 烟尘含量: 26854 mg/Nm3 (干烟气,6O2 )5) 烟气成分: CO2 O2 H2O N2 12.46 5.61 9.38 72.984、4 改造工艺方案目前,国内外已
21、开发出数百种烟气脱硫技术,而实际进入工业应用较为成熟的技术也不过二十几种,由于脱硫工程是一项技术复杂耗资巨大的环境治理项目,必须因地制宜地探索出技术上可行,经济上合理,具有实际操作性的烟气脱硫改造方案。在国内火力发电厂应用较普遍,技术较成熟的主要有如下几种:石灰石-石膏湿法烟气脱硫、旋转喷雾半干法烟气脱硫、炉内喷钙加尾部增湿活化脱硫、电子束法烟气脱硫、循环流化床半干法烟气脱硫等方法。根据石油集团有限责任公司热电厂锅炉燃用低硫煤和厂区的具体条件等因素,考虑到技术、经济和实施的可能性(场地),本报告选择如下两种干法脱硫工艺作为改造方案进行研究。方案一:循环流化床半干法脱硫工艺,方案二:炉内喷钙加尾
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