【正文】 化并貯存制備好的脫硫劑漿液。詳見設備布置圖。7）采用煙氣再循環(huán)保證運行的可靠性運行中將引風機出口的煙氣返回一部分到反應器入口，這樣可有效保證鍋爐低負荷運行時，GSA系統(tǒng)在最佳效率狀態(tài)下運行，即適應鍋爐負荷的變化又保證了較高的脫硫效率。2）反應條件好、吸收劑利用率高反應塔的流化狀態(tài)有利于吸收反應的進行，95%以上的吸收劑循環(huán)使用，最大程度的利用了吸收劑。該方案所述脫硫裝置在世界各國有幾十臺機組使用，我國云南小龍?zhí)峨姀S6號機組采用該技術脫硫已經(jīng)投入運行，效果良好。2 爐內噴鈣加尾部增濕活化脫硫工藝 （方案二）1） 技術原理該項技術主要工藝原理包括兩部分內容：（1） 爐內噴射鈣基吸著劑脫硫；（2）鍋爐尾部分級增濕水合脫硫；鈣基吸著劑（石灰石）噴入爐內將發(fā)生化學反應： CaCO3 → CaO + CO2 CaO +SO2 + 1/2O2 → CaSO 4作為脫硫劑的石灰石粉（CaCO3）在爐膛煙溫9001200℃的區(qū)域內噴入，CaCO3 受熱分解成CaO與CO2 ，此時的CaO 固硫效果最佳。該技術是利用循環(huán)流化床強烈的傳熱和傳質特性，在吸收塔內加入石灰等脫硫劑，用高速氣流使脫硫劑流態(tài)化從而與煙氣強烈混合接觸，煙氣中的酸性污染物與脫硫劑中和、固化從而達到凈化煙氣的目的。2 設計條件 1）廠區(qū)海拔高度：135 m 2）鍋爐型號及參數(shù):鍋爐型號 SG220/ 鍋爐出力 D = 220 t/h 過熱蒸汽壓力 P = （表壓）過熱蒸汽溫度 t = 540℃3) 鍋爐燃料消耗量: 31t/h (單爐)3 設計參數(shù)按鍋爐額定運行參數(shù)和燃煤特性及燃煤消耗量計算，鍋爐燃燒后產(chǎn)生的煙氣參數(shù)如下：1) 煙氣流量: 364895m3 /h (244158 Nm3/h)2) 煙氣溫度: 135℃3) 二氧化硫: 560mg/Nm3 (干煙氣，6％O2 )4） 煙塵含量： 26854 mg/Nm3 (干煙氣，6％O2 )5） 煙氣成分： CO2 O2 H2O N2 4 改造工藝方案目前，國內外已開發(fā)出數(shù)百種煙氣脫硫技術，而實際進入工業(yè)應用較為成熟的技術也不過二十幾種，由于脫硫工程是一項技術復雜耗資巨大的環(huán)境治理項目，必須因地制宜地探索出技術上可行，經(jīng)濟上合理，具有實際操作性的煙氣脫硫改造方案。三 工程建設條件1 吸收劑及供應鍋爐煙氣脫硫采用石灰粉作為吸收劑，本次改造后年消耗石灰粉5522噸，根據(jù)“供應石灰粉協(xié)議書”，由伊通縣二道石灰礦提供，該礦距熱電廠約200公里，交通方便，貨源充足，可完全滿足本工程對石灰粉的需求。一、鐵路部門及水路部門同意承擔燃煤的運輸。因此，熱電廠一期及本期共建取水井24眼，其中20眼運行，4眼備用。其煤質主要特性指標入下：碳 　 C = ％氫 　H = ％氧 　O = ％氮 　N = ％硫 　S = ％灰份 　A = ％水份 　W = ％揮發(fā)份　V = ％發(fā)熱值 Q = 19565KJ/kg 鍋爐燃料消耗量見下表：名 稱 數(shù) 量 （t） 備 注小時耗煤量 日耗煤量 年耗煤量 698060按年運行5500小時計4 廠址概述1）地理位置廠址為于松原市經(jīng)濟技術開發(fā)區(qū)內，東鄰松原市江橋一街，距江橋路約700米，北鄰經(jīng)濟技術開發(fā)區(qū)的臨江路，南距松原大路約160米。鑒于這種原因，為節(jié)約能源、緩解松原市的電力供應緊張狀況，變分散供熱為集中供熱，改善市區(qū)大氣環(huán)境質量，經(jīng)國家計劃委員會批準，由石油集團有限公司承擔建設了油田自備熱電廠。3）設計中采用國內成熟的新技術、新工藝、新設備、新材料力求達到同類工程的先進水平。5 項目建設性質及地點本項目屬于技術改造工程，在現(xiàn)有熱電廠鍋爐煙氣系統(tǒng)上進行改造。該廠始建于1996年，廠址位于松原市經(jīng)濟技術開發(fā)區(qū)，全廠規(guī)劃裝機容量為200MW，分兩期建設，一期工程安裝2臺50 MW雙抽供熱機組，配4臺220t/h 煤粉鍋爐，一期工程于2000年12月開始投產(chǎn)發(fā)電，2002年全面向油田礦區(qū)及松原市有關單位供熱，目前，二期擴建工程可行性研究報告及環(huán)評報告正在編制中。松原市是省新興的工業(yè)城市，橫跨松花江兩岸，占地約25平方公里，人口約30萬。油田熱電廠擴建工程擬于2006年建成投產(chǎn)，按新標準從時段劃分上為第2時段，到2010年時，油田熱電廠原系統(tǒng)與新建系統(tǒng)配制達到6爐3機，鍋爐煙氣二氧化硫的排放濃度按國家規(guī)定不超標，但已超過松原市政府下達的總量控制指標要求。7 可研究報告研究范圍本可研報告的研究工作范圍為：煙氣脫硫系統(tǒng)技術方案的選擇、工藝流程的確定、脫硫設備及其配套設施的論證，其界線自鍋爐尾部煙氣出口至煙道入口（不含靜電除塵器的選擇）。二 熱電廠狀況1 熱電廠規(guī)模石油集團有限責任公司（原省油田管理局）是以石油勘探開發(fā)、生產(chǎn)、工程技術服務為主業(yè)，從事多種經(jīng)營的大型石油企業(yè)，其總部設在省西部松原市。鍋爐采用平衡通風，每臺爐各配兩臺鼓風機，兩臺引風機，一臺三電場靜電除塵器，原設計未設煙氣脫硫裝置，4臺爐共用一座高180米。6 供水水源根據(jù)石油集團有限責任公司熱電廠擴建工程《水資源論證報告》分析，在開采條件下,保證率為97%104m3/a。專用線以接軌站引出向東方向延伸，經(jīng)卡拉房子村北側，走行4公里后進入熱電廠廠區(qū)。11 廢水排放及治理本期工程工業(yè)廢水主要包括：工業(yè)廢水、除塵用水及冷卻塔用水，本期工程新建工業(yè)廢水處理站一座，工業(yè)廢水經(jīng)處理合格，全部回收用于除灰用水，不外排。系統(tǒng)所用壓縮空氣由擬采用的脫硫裝置配套的壓縮空氣系統(tǒng)提供。又稱為《氣固循環(huán)一體化煙氣脫硫系統(tǒng)》，該系統(tǒng)吸收劑漿液和煙氣均從反應塔下部進入，吸收劑在煙氣中呈懸浮狀態(tài)，干燥之后的含塵煙氣，脫硫產(chǎn)物和未反應物進入旋風分離器，大部分固體顆粒被分離出來返回吸收塔，形成循環(huán)流化床的運行工況，大大提高了反應強度。（4）除塵系統(tǒng) 用后置除塵器去除煙氣中的飛灰、反應產(chǎn)生物及未反應物等固體顆粒。燃燒后產(chǎn)生的煙氣由鍋爐尾部排出，進入增濕水合器，煙氣中攜帶的未發(fā)生反應的CaO經(jīng)噴水霧化進一步反應，從而脫掉煙氣中剩余的SO2 。五 GSA 系統(tǒng)的技術特點氣懸浮吸收法（GSA）的突出特點是反應塔內的流化狀態(tài)，反應塔流化床的平均煙氣濃度高，固體顆粒的平均濃度為傳統(tǒng)的噴霧干燥法的數(shù)十倍至上百倍，因而反應塔運行效率高，反應塔內的顆粒物質包括來自污染的飛灰、未反應的石灰石和反應后的副產(chǎn)品經(jīng)循環(huán)反應，最大程度的利用了吸收劑，節(jié)省了吸收劑的用量。若操作人員要降低石灰耗量或增加酸性氣體吸收效率，可以通過控制氣體溫度或吸收劑供給速率來實現(xiàn)。按照煙氣流向從鍋爐尾部出口開始依次布置為：鍋爐出口煙道、反應塔、旋風分離器及回料器、除塵器入口煙道、靜電除塵器及出口煙道、引風機。旋風分離器為垂直圓柱容器，氣體切向進入，頂部排出，底部為圓錐形灰斗。2） 副產(chǎn)品的輸送和貯存系統(tǒng)在脫硫過程中，反應器內將產(chǎn)生部分反應產(chǎn)物作為副產(chǎn)品產(chǎn)生。本脫硫裝置采用PLC系統(tǒng)對各控制點進行控制，控制內容有溫度、壓力、液位、流量、料位、料層厚度等參數(shù)。/ h臺48氣懸浮吸收反應塔 H=個49文丘里管組合件410旋風分離器 m臺411循環(huán)給料箱 進口個412循環(huán)物料給料器進口臺413給料箱溢流輸送機進口臺414漿液/水/空氣噴槍進口支1215冷卻水泵330m179。560鍋爐出口煙氣粉塵量g/Nm179。四臺220t/h煤粉爐按年運行5500小時計算，粉塵944噸，從而有效的保護了周邊地區(qū)的大氣環(huán)境，給城市居民創(chuàng)造一個良好的工作、學習、生活條件，具有較好的環(huán)境效益。4 防火防爆為發(fā)生火險時能夠及時撲救，在設備布置時靠慮必要的消防通道。12 進度安排根據(jù)工程量和工程改造