2×660MW烟气脱硫工程初步设计说明书.doc
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1、FGD049CFGD068CA0101-003-CR00华华能九台电厂一期1号、2号机组(2660MW)烟气脱硫工程能巢湖电厂2600MW机组烟气脱硫工程 初步设计阶段第一卷 初步设计说明书第三章 工艺部分北京博奇电力科技有限公司20062007年12月目 录1概述11.1 系统构成11.2 工艺系统设计原则12设计基础数据23装置性能54工艺系统描述74.1 工艺描述74.2 系统描述84.3 机械装置描述17155运行和维护说明23215.1 正常运行程序23215.2 启动和停运方式25225.3 变负荷运行说明30275.4 装置和设备保护措施31285.5 系统检修维护32296.
2、相关图纸和文件46436.1工艺部分附表46436.2工艺附图4643 华能九台电厂一期1号、2号机组(2660MW)烟气脱硫工程华能巢湖电厂一期工程2600MW机组烟气脱硫工程 初步设计阶段第一卷 初步设计说明书/第三章 工艺部分1概述1.1 系统构成华能九台电厂一期1号、2号机组(2660MW)烟气脱硫工程华能巢湖电厂一期工程2600MW机组烟气脱硫工程采用石灰石石膏湿法工艺。烟气脱硫系统(FGD)处理烟气量为电厂1和2机组(2600MW660MW)在BMCR工况下100的烟气量,FGD系统由以下子系统组成:(1)吸收塔系统(2)烟气系统(3)石膏脱水系统(包括真空皮带脱水系统和石膏库)(
3、4)石灰石制备系统(包括石灰石接收和储存系统、石灰石磨制系统及石灰石浆液制备和供给系统)(5)公用系统(包括工艺水系统、杂用气和仪用压缩空气系统)(6)排放系统(7)废水处理系统1.2 工艺系统设计原则FGD工艺系统主要由石灰石浆液制备系统、烟气系统、SO2吸收系统、排空系统、石膏脱水系统、工艺水系统、废水处理系统、杂用和仪用压缩空气系统等组成。工艺系统设计原则包括:(1)脱硫工艺采用湿式石灰石石膏法,脱硫系统的设备配置按照收到基硫按总的部分来修改0.25%考虑。(2)脱硫装置采用一炉一塔, 每套脱硫装置的烟气处理能力为一台锅炉脱硫设计煤种100%BMCR工况时的烟气量,石灰石浆液制备和石膏脱
4、水系统容量按2X660MW机组统一规划,本期2X660MW机组的石灰石浆液制备和石膏脱水系统,脱硫效率按不小于93%设计。(3)脱硫系统设置100%烟气旁路,以保证脱硫装置在任何情况下不影响发电机组的安全运行。(4)吸收剂制浆方式采用厂外来石灰石块(石灰石粒度小于20mm),在电厂脱硫岛内吸收剂制备车间采用湿式磨机制成浆液。(5)脱硫副产品石膏脱水后含湿量10%,考虑全部综合利用。(6)卖方应考虑脱硫烟气对烟囱的腐蚀和烟气系统积水、集尘等不利因素,并采取适当的措施予以解决。(7)为满足买方对石膏品质的要求及控制脱硫装置中Cl的浓度,脱硫装置将外排一定量的废水。废水自废水旋流器排出,经过废水收集
5、箱收集后,送至灰渣系统利用,当灰渣系统不需要时,则进入脱硫废水处理系统,经中和、反应、絮凝、沉淀和过滤等处理过程,达标后带压排放。(8)为了最大限度的减少工艺水的消耗量,卖方在设计中充分考虑工艺水的循环利用。真空皮带过滤机的滤液和冲洗水经滤液水箱汇集后,由滤液水箱泵送至吸收塔和石灰石浆液箱进行再利用,使工艺水的补给量最小。设备、管道及箱罐的冲洗水和设备的冷却水通过管道或沟道回收至各区域集水坑,返回FGD系统重复使用。(9)脱硫设备年运行小时的能力应与锅炉运行相匹配,至少应能满足以下各负荷的年运行小时数。 负荷每年小时数 100% 4200 75% 2120 50% 118040% 300(10
6、)FGD装置可用率不小于98%。(11)FGD装置服务寿命为30年。FGD工艺系统主要由石灰石浆液制备系统、烟气系统、SO2吸收系统、排空系统、石膏脱水系统、工业水系统、废水处理系统、杂用和仪用压缩空气系统等组成。工艺系统设计原则包括:(1)脱硫工艺采用湿式石灰石石膏法,脱硫系统的设备配置按照收到基硫0.7%设计。FGD装置设计时应考虑脱硫量留有不小于25%的裕度,其余参数不变,当煤质含硫量增加25%时,脱硫效率不低于90%。(2)脱硫装置采用一炉一塔,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,石灰石浆液制备和石膏脱水为两炉公用。脱硫效率按不小于95%设计。(3)脱硫
7、系统设置100%烟气旁路,以保证脱硫装置在任何情况下不影响发电机组的安全运行。(4)吸收剂制浆方式为外购石灰石块料在电厂脱硫岛制成浆液。(5)脱硫副产品石膏脱水后含湿量10%,为综合利用提供条件。(6)卖方考虑脱硫烟气对烟囱的腐蚀和烟气系统积水、集尘等不利因素,并采取适当的措施予以解决。(7)脱硫设备年利用小时按5500小时考虑。(8)FGD装置可用率不小于98%。(9)FGD装置服务寿命为30年。(10) 为满足买方对石膏品质的要求及控制脱硫装置中Cl的浓度,脱硫装置将外排一定量的废水。废水自废水旋流器排出,经过废水收集箱收集后,进入脱硫废水处理系统,经中和、反应、絮凝、沉淀和过滤等处理过程
8、,达标后排放。(11)为了最大限度的减少工艺水的消耗量,卖方在设计中充分考虑工艺水的循环利用。真空皮带过滤机的滤液和冲洗水经滤液水箱汇集后,由滤液水箱泵送至吸收塔和石灰石浆液箱进行再利用,使工艺水的补给量最小。设备、管道及箱罐的冲洗水通过管道或沟道回收至各区域集水坑,返回FGD系统重复使用。2设计基础数据2.1 FGD入口烟气参数FGD入口烟气参数项 目单位设计煤种校核煤质备 注烟气成分CO2Vol%12.7212.22(标准状态、湿基、实际氧)O2Vol%4.7854.733N2Vol%70.04769.20SO2Vol%0.01880.0209H2OVol%12.4313.823烟气成分C
9、O2Vol%14.5214.18(标准状态、干基、实际氧)O2Vol%5.4645.492N2Vol%79.9980.301SO2Vol%0.0210.024FGD入口烟气量(单台炉量)Nm3/h22239842232272标态,干基实际氧Nm3/h25396612590343标态,湿基实际氧Nm3/h23033202307820标态,干基6%O2Nm3/h27453302809120标态,湿基6%O2FGD入口烟气温度165165FGD设计温度180180旁路烟道最高连续运行烟温(不超过20min)180180最高(旁路烟温)FGD入口烟气压力Pa8080额定工况SO2mg/Nm379579
10、5标态,干基,6O2SO3mg/Nm32020标态,干基,6O2Cl(HCl)mg/Nm35050F(HF)mg/Nm31515烟尘浓度(引风机出口)mg/Nm3200200锅炉B-MCR工况在湿烟气中污染物成分(标准状态,实际O2)项目单位设计煤种校核煤种1校核煤种2SO2mg/Nm31814.313231123SO3mg/Nm3353535Cl(HCl)mg/Nm3505050F(HF)mg/Nm3252525烟尘浓度(引风机出口)mg/Nm3100100100烟气含氧量百分比4.84.84.82.2 石灰石分析资料本工程脱硫用石灰石采用外购石灰石原料,石灰石成分如下:项 目符号单 位数
11、据备 注石灰石中碳酸钙含量CaCO3%90.34石灰石中氯含量Cl%0.029石灰石水分M%0.23石灰石灼烧减量X%42.48石灰石成分(灼烧后)二氧化硅SiO2%0.41三氧化二铝Al2O3%0.73三氧化二铁Fe2O3%0.55氧化镁MgO%1.61氧化钠Na2O%0.05氧化钾K2O%0.23二氧化钛TiO2%0.04三氧化硫SO3%0.12二氧化锰MnO2%0.01哈氏可磨指数HGI54燃用脱硫设计煤种(校核煤种)、100%烟气脱硫所需的石灰石品质见下表。电厂脱硫用的石灰石取自距离九台电厂约119 km的长春市双阳区太平镇广集盛采石厂,该厂石灰石化学成份分析见表:石灰石化学成份分析项
12、目CaOMgOFe2O3K2ONa2OAl2O3含量47.20.240.060.060.0010.03项目SiO3TiO3SiO3P2O5烧失量含量1.10.0010.051.443.6该厂石灰石年产量30万吨,九台电厂烟气脱硫装置运行所需的石灰石,完全能够得到供应。石灰石粒径20mm。2.3 工艺水分析资料本期脱硫工程工艺用水由主体工程统一考虑,其脱硫系统用水采用循环水排污水。循环水补水石头口门水库水,水质资料见下表石头口门水库水水质分析表 分析项目单位石头口门(2005年一季度)石头口门(2005年二季度)石头口门(2005年三季度)石头口门(2005年10月20日)外观清微浑混浊浑PH值
13、7.268.457.887.99游离二氧化碳mg/L全固形物mg/L178.2189.60192189.6悬浮物mg/L2.213.2050.448.4溶解固形物mg/L176176.40141.6146.2全硬度mmol/L1.251.350.851.1钙硬度mmol/L1.00.800.550.6镁硬度mmol/L0.250.550.300.5全碱度mmol/L2.122.001.41.35氢氧根mmol/L0000碳酸根mmol/L0000重碳酸根mmol/L2.102.001.41.35硅酸根mg/L2.080.818.358.02氯根mg/L21171214硫酸根mg/L22.661
14、0.7727.222.8耗氧量mg/L3.764.167.365.6铜离子g/L9.156.9018.111.5铁离子g/L150960.0035022878钠离子mg/L4.710.507.019电导率s/cm329.43260240220浊度NTU3.6810.6010570.9注:循环冷却水浓缩倍率4。脱硫工艺用水采用主体提供的循环水,具体接口位置暂定为脱硫场地界外1m。循环水水质分析报告:2.4煤质资料煤质分析如下序号项目代号单位设计煤种(淮南矿)校核煤种1(平顶山矿)校核煤种2(淮北矿)1全水分Mar%5.76 82空气干燥基水分Mad%1.44 1.023收到基灰份Aar%28.0
15、30.8 30.624干燥无灰基挥发份Vdaf%42.535 38.885收到基碳Car%54.253 50.896收到基氢Har%3.603.4 3.367收到基氮Nar%1.101.0 0.898收到基氧Oar%7.005.3 5.769全硫St,ar%0.70.5 0.4110收到基高位发热量Qgr,arMJ/kg22.2/11收到基低位发热量Qnet,arMJ/kg21.320.93 19.8212哈氏可磨系数HGI/5870 6813锅炉燃煤量Bgt/h254.2258.7273.214机械不完全燃烧损失q4%1.01.01.015计算耗煤量Bjt/h251.67256.12270.
16、46名 称符 号单位设计煤种校核煤种收到基碳份 Car%43.2137.23收到基氢份Har%2.622.69收到基氧份Oar%11.1410.11收到基氮份Nar%0.570.63收到基硫份Sar%0.170.17收到基灰份Aar%9.4916.84收到基水份Mar%32.832.83空气干燥基水份Mad%6.5110.18干燥无灰基挥发份Vdaf%44.2546.25低位发热量Qnet,ar(MJ/kg)15.7513.57可磨性系数HGI-5968冲刷磨损指数Ke-1.331.57灰变形温度DT11591209灰软化温度ST11641227灰半球温度HT11701240灰流动温度FT11
17、9412823装置性能3.1 污染物脱除效率SO2:9593%SO3:40%HCl:99%HF:99%尘:7075%3.2 钙硫比Ca/S(mol/ mol):1.033.3 液气比(l/Nm3):8.0412.533.4 FGD出口烟气特性项 目单位数据烟气中污染物浓度-SO2浓度(标态,干基,6O2)mg/Nm35694-SO3浓度(标态,干基,6O2)mg/Nm31219.4-HCl浓度(标态,干基,6O2)mg/Nm30.51-HF浓度(标态,干基,6O2)mg/Nm30.151-含尘浓度(标态,干基,6%O2)mg/Nm35050吸收塔除雾器出口烟气携带水滴含量mg/Nm375FGD
18、出口烟气温度50803.5 FGD副产石膏品质项 目单位数 据-CaSO42H2O(无游离水石膏基)9090-CaCO3(以无游离水石膏为基准)33-CaSO31/2H2O(无游离水石膏基)10.5-Cl(无游离水石膏基)ppm100100-F(无游离水石膏基)ppm1001003.6 消耗指标序号项 目单位数 据1工艺水耗t/h136.8323.32石灰石消耗t/h7.0212.363电耗kWh/h1091691234蒸汽5副产石膏量(含10%游离水)t/h12.0821.484工艺系统描述4.1 工艺描述4.1.1 吸收过程吸收液通过喷嘴雾化喷入吸收塔,分散成细小的液滴并覆盖吸收塔的整个断
19、面。这些液滴与塔内烟气逆流接触,发生传质与吸收反应,烟气中的SO2、SO3及HCl 、HF被吸收。SO2吸收产物的氧化和中和反应在吸收塔底部的氧化区完成并最终形成石膏。为了维持吸收液恒定的pH值并减少石灰石耗量,石灰石被连续加入吸收塔,同时吸收塔内的吸收剂浆液被搅拌机、氧化空气和吸收塔循环泵不停地搅动,以加快石灰石在浆液中的均布和溶解。4.1.2 反应原理强制氧化系统的化学过程描述如下:(1)吸收反应烟气与喷嘴喷出的循环浆液在吸收塔内有效接触,循环浆液吸收大部分SO2,反应如下:SO2H2OH2SO3H2SO3HHSO3(2)氧化反应一部分HSO3在吸收塔喷淋区被烟气中的氧所氧化,其它的HSO
20、3在反应池中被氧化空气完全氧化,反应如下:HSO31/2O2HSO4HSO4HSO42(3)中和反应吸收剂浆液被引入吸收塔内中和氢离子,使吸收液保持一定的pH值。中和后的浆液在吸收塔内再循环。中和反应如下:Ca2CO322HSO42H2OCaSO42H2OCO22HCO32H2OCO2(4)其他污染物烟气中的其他污染物如SO3、Cl、F和尘都被循环浆液吸收和捕集。SO3、HCl和HF与悬浮液中的石灰石按以下反应式发生反应:SO3H2O2HSO42CaCO3 +2 HClCaCl2 +CO2 +H2OCaCO3 +2 HF CaF2 +CO2 +H2O4.2 系统描述4.2.1 SO2吸收系统吸
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