第1卷火电厂湿法脱硫总地部分.docx
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第1卷火电厂湿法脱硫总地部分.docx
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第1卷火电厂湿法脱硫总地部分
T233C-A
国电霍州发电厂以大代小2x600MW
超临界空冷机组烟气脱硫工程
初步设计
第一卷总的部分说明书
检索号:
T233C-A
北京国电龙源环保工程有限公司
2009年8月北京
国电霍州发电厂以大代小2x600MW
超临界空冷机组烟气脱硫工程
初步设计
第一卷总的部分说明书
总工程师
:
张华
设计总工程师
:
李晓金
校核
:
汪德志
刘科伟
王力
马汉军
编写
:
李晓金
熊瑛
王禹
金鑫
北京国电龙源环保工程有限公司
工程设计证书建设部甲级第0175号
工程咨询资格证书国家计委工咨甲第9707007号
卷册总目录
第一卷总的部分T233C-A
第二卷工艺部分T233C-J
第三卷总图运输部分T233C-Z
第四卷土建部分T233C-T
第五卷电气部分T233C-D
第六卷仪控/通讯部分T233C-K
第七卷环保部分T233C-P
第八卷主要设备清册T233C-Q
目录
1总的部分1
2厂址条件7
3设计依据、范围、输入7
4主要设计原则11
5主要技术要求12
6节约和合理利用能源22
7安全保护及工业卫生23
8脱硫装置的运行维护、生产管理及设计定员25
9主要技术指标28
10脱硫场地占地指标29
1总的部分
国电霍州发电厂厂址位于山西省霍州市南郊。
本期工程建设规模为:
2×600MW,安装二台超临界燃煤空冷凝汽式机组。
计划2009年7月1日开工,第1台机于2011年3月投产,第2台机于2011年6月投产。
本期工程同步建设脱硫装置。
1.1项目概括
国电霍州发电厂原装机容量为:
4×100MW。
本期工程建设规模为:
2×600MW,安装二台超临界燃煤空冷凝汽式机组,拆除原4×100MW机组,并在其场地建设。
1.2脱硫工程概况
脱硫岛内所有能满足2×600MW级机组脱硫系统正常运行所必需的工艺系统、控制系统设计、设备选择、采购、运输及储存、制造及安装、土建建(构)筑物及基础的设计、施工、调试、试验及检查、试运行、考核验收、消缺、培训和最终交付投产等。
本期脱硫设计规模按2×600MW机组进行总体规划,脱硫装置将随主机组同步建设。
工艺采用石灰石-石膏湿法脱硫(FGD)系统,烟气进行100%脱硫处理。
(1)机组概况
机组情况见下表
表1.2-1主要设备参数表(一台炉)
锅炉性能表
型式:
超临界参数、直流锅炉;单炉膛П型布置、一次中间再热、平衡通风、全钢架悬吊结构;采用前后墙对冲燃烧方式;半露天布置、固态排渣。
燃烧制粉系统:
双进双出钢球磨正压直吹式制粉系统。
燃烧方式:
前后墙布置。
空气预热器型式:
三分仓空气预热器。
锅炉性能表
最大连续蒸发量(B-MCR)
2030t/h
过热器出口蒸汽压力:
25.5MPa.a
过热器出口额定蒸汽温度
571℃
再热蒸汽流量
1738.012t/h
再热蒸汽压力(进口/出口)
4.91/4.72MPa.a
再热蒸汽(热段)温度
569℃
再热蒸汽(冷段)温度
328℃
给水温度
292℃
空气预热器
回转式三分仓
空预器进/出口一次风温
20/321℃
空预器进/出口二次风温
20/338℃
排烟温度
128℃
锅炉效率
92.5%
(2)燃料
表1.1.2-2A燃煤煤质分析表
项目
符号
单位
设计煤种
工
业
分
析
收到基碳
Car
%
48.39
收到基氢
Har
%
3.31
收到基氧
Oar
%
4.90
收到基氮
Nar
%
1.05
收到基硫(全硫)
St,ar
%
2.20
元
素
分
析
收到基灰分
Aar
%
31.43
收到基水分(全水)
Mt,ar
%
8.72
空气干燥基水分
Mad
%
1.10
干燥无灰基挥发分
Vdaf
%
26.50
收到基低位发热量
Qnet.ar
kJ/kg
19279
哈氏可磨指数
HGI
70
磨损冲刷指数
Ke
灰成份分析
二氧化硅
SiO2
%
47.22
三氧化二铝
Al2O3
%
33.96
三氧化二铁
Fe2O3
%
8.51
氧化钙
CaO
%
4.40
氧化镁
MgO
%
2.10
氧化钾
K2O
%
0.48
氧化钠
Na2O
%
0.22
三氧化硫
SO3
%
1.13
二氧化锰
MnO2
%
二氧化钛
TiO2
%
1.18
其它
%
0.44
变形温度
DT
℃
1500
软化温度
ST
℃
>1500
流动温度
FT
℃
>1500
(3)脱硫用水
电厂提供给脱硫系统的水源为辅机循环排污水,其水质情况如下表1.2-3
工程名称:
国电霍州电厂2x600MW以大代小工程
取样深度:
取样日期:
取样位置:
样品外观:
分析日期:
取样水温:
℃
水样编号:
数量单位
项目
mg/l
mmol/l
数量单位
项目
mg/l
mmol/l
阳
离
子
K++Na+
120.6
5.132
总固体
Ca2+
219.44
10.95
溶解性固体
Mg2+
78.4
6.45
悬浮性固体
Fe2+
0.06
0.002
电导率(25℃,μs/cm)
Fe3+
0.12
0.006
腐值酸盐
Al3+
0.06
0.007
总硬度
NH4+
0.03
0.002
碳酸盐硬度
Ba2+
0.021
0
非碳酸盐硬度
Sr2+
3.105
0.071
酚酞碱度
∑阳
421.84
22.62
甲基橙碱度
阴
离
子
Cl-
137.9
3.889
总碱度
SO42-
533.14
11.1
pH值
HCO3-
457.64
7.5
游离二氧化碳
CO32-
0
0.126
全硅
NO3-
7.8
0.002
溶解硅
NO2-
0.1
非活性硅(SiO2)
F-
耗氧量(O2)
S2-
(COD)Mn
(BOD)5
氨氮
∑阴
1136.58
22.62
浊度(NTU)
(4)仪用和检修用压缩空气
脱硫系统所需仪用压缩空气由主体提供。
(5)吸收剂供应
矿物组份分析
CaO
wt-%
54.05
MgO
wt-%
0.69
Fe2O3
wt-%
1.43
SiO2
wt-%
0.04
Al2O3
wt-%
0.20
K2O
wt-%
0.02
Na2O
wt-%
0.04
TiO2
wt-%
0.24
SO3
wt-%
0.02
P2O5
wt-%
0.20
烧失量
wt-%
42.55
(7)脱硫副产品及废弃物的处置
因脱硫石膏品质比天然石膏相对较好,所以脱硫石膏综合利用前景可观。
目前条件还不成熟或暂时出现困难时,可汽车运至灰场单独堆放。
脱硫废水集中处理,本工程设有废水处理系统,废水处理合格后返回电厂利用。
可以作为干灰加湿、煤厂喷洒降尘或回至工业废水池等。
2厂址条件
2.1电厂位置
本工程厂址位于:
霍州、洪洞、汾西三县(市)交界处,方圆百里是霍汾煤田主焦煤生产基地。
电厂北距太原市210km,南距临汾市60km。
。
2.2交通运输
霍州市地处山西省南部太岳山麓,位于临汾盆地北缘,东依太岳山,与沁源、吉县相连,西临汾河,北靠灵石,南接洪洞。
霍州市属县级市,辖6镇6乡,全市总面积767km²,人口20余万,市镜内平原占15.8%,余为山地和丘陵。
南同蒲铁路、大运公路和霍侯一级公路横贯南北,霍上、霍石两条公路纵贯东西,交通便利。
大件运输采用公路时,可经108国道到达现场;采用铁路运输时,经南同蒲铁路可到达辛置火车站。
2.3水文气象
从区域上讲,本区为郭庄岩溶大泉的排泄地段,其地下水主要为奥陶系石灰岩岩溶地下水,场地岩溶地下水补给第四系砂卵石含水层后,场地地下水位埋深2.5—6.5m,以潜水形式排入汾河。
2.4工程地质
霍州电厂位于山西省霍州市城南7.0km。
地貌上,属低山丘陵区,电厂依山滂水,西侧为基岩山区,东侧汾河由北向南通过。
电厂为汾河西岸一、二级阶地。
地势呈SN狭长,地面标高为525—528m。
根据厂区工程目前阶段的地质测绘、勘探、原位测试(波速测试)及室内试验情况,综合分析,把厂区地基土最大勘探深度深度80m以内地层划分为六个大层,分别为:
(1)层杂填土;
(2)层卵石,(3)层为石炭系泥岩,(4)层石炭系砂岩,(5)层奥陶系中统石灰岩,(6)层奥陶系泥灰岩。
(1)层杂填土(Q4ml);杂色,稍湿,松散,为近年建筑填土,结构松弛,成分较杂,分布在厂区表部,主要由炉渣、粉煤灰、粉土、粉质粘土、中细砂构成,可见少量碎石、砖块,该层厚8m左右。
为第四系全新统人工填土层。
(2)层卵石(Q4al+pl);杂色,中密,湿—饱和,主要成分为灰岩、砂岩、泥岩等,亚棱角形或亚浑圆形,一般粒径3-5cm,最大粒径大于12cm,混30%左右粘性土及砂、砾石,夹有粗砂、中砂透镜体。
该层厚20m左右。
为第四系全新统冲洪积层。
(3)层泥岩(C);浅灰、灰绿色,薄层或中厚层构造,泥质结构,强风化,遇水软化,节理裂隙发育,呈块状或土状,层理不清,底部分布一层褐铁矿,可见煤线。
该层厚约3.0m,主要分布于场地北部。
为石炭系地层。
(4)层砂岩(C);灰白色,致密,坚硬,中厚层状,节理裂隙较发育,该层厚约3.0-4.0m,主要分布于场地北部。
为石炭系地层。
(5)层石灰岩(O2);深灰色,厚层或中厚层结构,隐晶结构,致密块状,坚硬或较坚硬,裂隙、岩溶发育。
该层厚约30.0m,在场地内均有分布。
为奥陶系中统地层。
(6)层泥灰岩(O2),上部为浅灰色、紫红色、黄灰色白云质灰岩、泥质灰岩互层,岩芯一般较破碎,溶蚀裂隙及溶孔发育,岩性较软,泥质含量较高。
下部为青灰色泥灰岩,成岩程度差,呈土状,夹石灰岩碎块,该层厚大于10.0m,在场地内均有分布。
为奥陶系中统地层。
厂址地层由上而下主要为第四系杂填土、卵石,中石炭系泥岩及铝土质岩,中奥陶系石灰岩及泥灰岩组成。
从已有资料可知:
老机组主厂房基础置于石灰岩上,岩溶十分发育。
结合老机组主厂房地基勘测设计,前阶段勘测报告初步查明老机组地段以外的石灰岩岩溶发育情况如下:
中奥陶系石灰岩埋深7-25m,一般16-17m,顶面标高500-516m,在钻探深度内如以石灰岩顶面为零,大致可做如下划分:
上部(0-15m):
深灰色,厚层或中厚层结构,隐晶结构,致密块状,坚硬或较坚硬质胶结,高角度裂隙发育,在溶洞发育地带岩芯较破碎。
下部(15-35m)浅灰色、黄灰色,由角砾状灰岩,微晶细晶质灰岩、白云质灰岩、泥质灰岩组成,岩芯一般较破碎,溶蚀裂隙及小溶洞,溶孔发育,岩性由上而下逐渐变软,泥质增多,底部多为泥灰岩。
从上述结果看:
场地内岩溶的形态为隐伏性岩溶,多为水平溶洞,主要在40m以上发育。
场地北部边缘岩溶发育较少;场地中部岩溶十分发育,其埋藏很浅,约1-5m,且垂直方向有数层溶洞;场地南部岩溶发育情况与3、4号老机组基本一致:
上部岩溶顶板厚10-15m,溶洞洞体较大。
溶洞深度一般不超过40m,洞中充填了较为杂乱的堆积物,主要为粉土夹碎石,还有分选较好的卵石及砂类土,卵石成分为石灰岩、泥岩、火成岩组成。
3设计依据、范围、输入
3.1设计依据
●国电电国电霍州发电厂上大压小2×600MW机组烟气脱硫岛特许经营合同合同技术协议;
●《火力发电厂设计技术规程》DL5000--2000;
●国家现行有效的环保标准、法规;
●各专业现行有效的中华人民共和国电力行业标准DL/T系列;
●各专业所涉及的现行有效的中华人民共和国国家标准GB系列;
●北京国电龙源环保工程有限公司引进石灰石-石膏湿法脱硫技术文件、资料。
3.2设计范围
本脱硫工程包括:
石灰石浆液供应系统、烟气系统、吸收塔系统、石膏浆液脱水系统、工艺水系统和排空系统、废水处理系统等的设计,以及同主体2×600MW发电机组相连的电源、水、蒸汽等接口的引接。
石灰石浆液供应系统:
包括石灰石粉储存、制浆以及输送系统;
烟气系统:
包括烟道、挡板门及其密封系统等;
吸收塔系统:
包括吸收塔本体、除雾装置、喷淋装置、浆液循环系统、氧化空气系统、冲洗水系统;
石膏浆液脱水系统:
包括石膏浆旋流站、废水旋流站以及石膏脱水、贮存、运输系统;
排空系统:
包括事故浆液管道与事故浆罐引接、各区域地坑以及相关设备;
工艺水系统:
包括工艺水箱、水泵等;
废水系统:
包括脱硫废水处理,以及废水管道与主体排放管路的引接;
辅助系统:
包括由机组主系统接出的水、压缩空气等辅助系统的设计;
脱硫岛范围内的钢结构、楼梯和平台;
保温和油漆;
检修起吊设施;
电气以及控制系统;
采暖、通风、空调系统;
火灾报警以及灭火系统
3.3进口设备及材料范围
主要进口设备的范围清单如下:
·吸收塔喷嘴
·喷淋层材料
·吸收塔上层搅拌装置
·吸收塔下层搅拌装置
·石膏旋流站
·废水旋流站
·与浆液接触的调节阀采用进口
·烟气分析仪:
烟气SO2检测仪、O2检测仪、NOx检测仪、烟尘检测仪等
·重要的监测、采样一次元件及仪表
3.4设计输入
(1)业主提供的煤质、水质及烟气等原始资料;
(2)山西省电力勘测设计院提供的机组、烟气和总平面布置资料;
(3)山西省电力勘测设计院提供的“国电霍州发电厂以大代小2x600MW超临界空冷机组脱硫”工程接口表及设计提资资料;
(4)厂家初步设备资料。
4主要设计原则
4.1设计指导思想
-满足合同的要求,符合国家现行有效的相关规定和标准;
-贯彻“安全、可靠、经济、适用、符合国情”的电力建设方针,严格控制工程造价;
-节约用水,作好水务管理,生产废水全部回收二次利用;
-充分考虑与发电工程场地的有效协调,布置合理,节约用地。
4.2主要设计原则
(1)国电霍州发电厂以大代小2x600MW超临界空冷机组脱硫特许经营合同技术协议中规定的与主体工程接口。
岛内由龙源公司负责设计,岛外由山西院负责设计。
(2)石灰石粉制备和供应系统不属于本合同范围,石灰石粉通过粉罐车送至石灰石粉仓内。
(3)本期工程脱硫工艺采用石灰石-石膏湿法烟气脱硫系统(简称FGD);
(4)本期烟气脱硫规模按2600MW机组进行设计,100%烟气进行脱硫;
(5)脱硫效率不低于96.5%;
(6)脱硫装置按相对独立的脱硫岛概念进行设计。
同时应充分注意FGD与主系统的有机联系,烟气脱硫系统的配套设施尽量与主系统共用;
(7)本工程设计煤种收到基硫份为Sar=2.2%,对应的烟气标干态、6%氧量时为:
5671mg/Nm3
5主要技术要求
根据委托书或合同的要求,本部分是对FGD装置原则性的总体设计的要求。
(1)脱硫装置出口烟气温度按约45℃;
(2)主设备采用单元制配置,每台炉采用一套脱硫装置;
吸收剂储存及调浆系统、石膏脱水系统、事故浆液系统、废水处理系统、工艺水系统、压缩空气系统等为公用部分;
(3)脱硫系统设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)为保证系统的正常运行和脱硫石膏的品质和满足烟尘排放浓度的要求,锅炉除尘器出口烟尘排放浓度应小于100mg/Nm3。
(5)脱硫增压风机与主体引风机合并共用,由主体统一考虑脱硫区的压力损失。
(6)烟道支架采用混凝土支架。
(7)石膏浆采用真空皮带脱水,脱硫石膏按装设150%真空皮带脱水机二台。
石膏脱水后含湿量≤10%,满足综合利用条件。
石膏运输按自卸汽车考虑。
(8)脱硫废水接入废水处理车间处理。
(9)脱硫岛区设一座脱硫电气控制楼,其中0m层为工艺设备间。
(110)在锅炉MCR工况条件下,要求:
·烟气脱硫系统中的设备应有一定的余量;
·烟气脱硫系统具有应付紧急停机的有效措施;
·烟气脱硫系统应能适应锅炉起动和停机,并能适应锅炉负荷的变动。
(13)烟气脱硫系统的服务寿命应不低于30年。
(14)烟气脱硫系统的利用率设计为97%,定义如下式:
利用率=
×100%
其中:
A—烟气脱硫系统年运行小时数
B—烟气脱硫系统年强制停机小时数
(15)对于烟气脱硫系统中的设备、管道、烟风道、箱罐或贮槽等,应考虑防腐和防磨措施。
(16)烟气脱硫设备所产生的噪声应控制在低于85dB(A)的水平(距产生噪声设备1米处测量)。
(17)脱硫系统仪表用气由于用量不大,约为5Nm3/min。
工程中所需用气由山西院提供,不设检修用压缩空气系统。
(18)管道系统设计要求。
烟风道的设计应符合《火力发电厂烟风煤粉管道设计技术规程》(DL/T5121-2000)的规定,汽水管道应符合《火力发电厂汽水管道设计技术规定》(DL/T5054-1996)和《火力发电厂汽水管道应力计算技术规定》(SDGJ6-90)中的要求。
对于低温烟道的结构应采用能保证有效的防腐形式。
FGD岛内的管道系统布置、管径及管材选用,应做到简捷美观便于安装维护,满足流速、强度、刚度、防振动、防磨损、防腐蚀和防堵塞的要求。
(19)平台扶梯设计要求
所有在需要维护和检修的地方均应设置平台和扶梯,平台扶梯的设计应满足GB4053.1~GB4053.4中的要求。
5.1FGD设计基础数据
(1)烟气
处理烟气量(每台炉)(标况、湿态、实际O2)2175788Nm3/h
处理烟气量(每台炉)(标况、干态、实际O2)2004715Nm3/h
烟气O2含量(标况、干态、实际O2)5.9465%
进口SO2含量(标况、干态、实际O2)5738mg/Nm3
进口粉尘含量(标况、干态、实际O2)100mg/Nm3
进口烟气温度115.96℃
出口烟气温度>45℃
(2)燃煤
燃煤含硫量2.2%
锅炉实际耗煤量(MCR工况)295.35t/h/炉
燃料工业分析见表1.1.2-2A燃煤煤质分析表
设计燃料消耗量见表1.1.2-2B燃煤消耗量表
(3)工艺用水
本期脱硫工程工艺用水采用辅机循环排污水,用水量最大为290t/h,平均为240t/h。
水质分析见表1.1.2-3水质全分析表
(4)吸收剂
吸收剂采用石灰石块料或石灰石粉。
本期两台炉每年需耗约2.2万吨石灰石。
石灰石的品质要求CaO含量大于50%,MgO含量小于2%。
石灰石粉细度要求325目,筛余小于10%。
霍州电厂所用石灰石的化学成份见表1.1.2-6石灰石化学成份分析结果(%)。
(5)压缩空气
仪用压缩空气、粉仓流化杂用压缩空气由主体提供,所需压缩空气量为5Nm3/min。
5.2石灰石浆液供应系统
脱硫吸收剂储存及调浆系统为三期全厂共用,设计容量满足2×660MW脱硫的需要。
(1)石灰石粉制备及供应由业主负责,将石灰石粉(325目,90%通过)输送至脱硫区存入石灰石粉仓,石灰石粉输送采用密封罐车运输。
(2)石灰石浆液调制及供应
送至石灰石粉仓的合格石灰石粉经旋转给料机和螺旋输送机定量进入石灰石浆液储罐调浆,浆液浓度约为25-30%。
5.3吸收塔系统
本工程主系统为单元制。
1、2号炉均设有单独的吸收塔系统。
烟气从吸收塔下侧进入与从塔上部喷淋而下的吸收浆液逆流接触,进行传质吸收反应,对落入吸收塔浆池的反应物再进行氧化反应,得到脱硫副产品二水石膏。
其化学反应方程式如下:
2CaCO3+H2O+2SO2=2CaSO3·1/2H2O+2CO2
2CaSO3·1/2H2O+O2+3H2O=2CaSO4·2H2O
已经吸收剂洗涤脱硫后的清洁烟气,通过除雾器除去雾滴后进入烟气换热器升温侧。
为充分、迅速氧化吸收塔浆池内的亚硫酸钙,设置了氧化空气系统。
考虑检修后脱硫系统快速启动需要,利用事故浆罐,可保留一定数量的晶体颗粒,为启动后在吸收塔浆池内石膏晶体的生长提供晶核。
石膏浆液(浓度约10%~15%wt)通过排浆泵排出吸收塔送入石膏脱水系统。
5.4排空系统
在脱硫系统解列或出现事故停机需要检修时,吸收塔内的吸收浆液由石膏浆排出泵排至事故浆罐中,以便对脱硫塔进行维修。
5.5石膏浆液脱水系统
从脱硫吸收塔排出的石膏浆固体物浓度含量约为10%-15%,本工程脱硫石膏考虑到综合利用,为便于石膏堆放、运输、贮存和利用,需要进行脱水处理,现分为两级脱水,石膏旋流器脱水和真空皮带系统脱水。
浆液从吸收塔浆池由石膏排放泵送至石膏旋流器站。
旋流器溢流主要含有较细的固体颗粒(细石膏粒子,新鲜石灰石,未溶解的石灰石杂质和飞灰),大部分旋流器溢流在重力作用下返回至吸收塔。
浓缩的旋流器底流(40~50%)主要包含粗石膏颗粒,底流直接进入真空皮带脱水机。
小部分石膏旋流器溢流必须排出系统,避免细小颗粒和氯化物浓集。
因此,小部分溢流由废水旋流器泵直接排至废水旋流器站。
石膏旋流器底流的浆液缓冲落到真空皮带脱水机上。
从真空皮带脱水机开始了二级脱水。
浆液引至滤布上,形成固定厚度的一层浆液,以保证参数恒定和脱水性能稳定。
这层浆液通过在皮带机滤布背面施加真空来脱水。
真空皮带机排出的石膏残余水量大约为10%(wt),石膏直接掉入石膏堆料场。
采用铲车将石膏堆料场的石膏装在卡车运走。
脱硫装置副产物脱硫石膏产量为(含10%表面水)
机组
单位
小时产生量
日产生量
年产生量
2×600MW
t
70
1400
395000
注:
日运行按20小时计,年运行按5500小时计。
5.6烟气系统
来自1、2号锅炉引风机出口的烟气进入烟道通向烟囱,在引风机出口与烟囱之间的烟道上设置旁路挡板门,当FGD装置运行时,烟道旁路挡板门关闭,FGD装置进出口挡板门打开,烟气引入FGD系统。
烟气经吸收塔洗涤后,从吸收塔出来的清洁烟气经旁路烟道后,直接进入烟囱排入大气。
5.7工艺水系统
本工程工艺水供水水源来自辅机循环排污水,通过厂区补给水管网供至脱硫系统工艺水箱,工艺水经三台工艺水泵输送至各工艺水用户。
两台炉脱硫工程平均用水量为240t/h,峰值用水量是290t/h。
5.8水工及消防系统
5.8.1生活用水系统
脱硫系统用水除工艺用水外还有生活用水和消防用水,业主已经在脱硫岛周围设置有管道。
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