油改煤设计说明书0627-1(脱硫系统).doc

广东发电厂2600MW机组油改煤工程烟气脱硫系统改造说明1概述广东电厂一期2600MW机组烟气脱硫工程已经安装调试结束，并处于性能试验阶段，设计燃料为委内瑞拉的奥里油。现因委内瑞拉的原因，停止奥里油的供应，对此奥里油发电厂锅炉燃料品种将改为煤。改造工程的设计煤种为平三烟煤，校核煤种为印尼煤。油改煤后，燃煤时（设计煤种）烟气量比燃油时（原设计）增加23，烟温降低25，SO2浓度减少65%。通过对现有的脱硫装置进行合算，烟道及附属件、增压风机、GGH、吸收塔及塔内件不能满足要求，需进行改造。湿磨制浆系统、循环泵、氧化风机及石膏脱水系统不需进行改造。改造后的脱硫效率不小于90%，SO2、粉尘排放量满足排放要求，出口烟气温度为80，出口含湿量75mg/Nm3。2 基本设计条件2.1 设计煤种参数表1表1 设计煤质参数品名平三供货商平朔煤炭工业公司生产单位山西平朔主要出泊港秦皇岛牌号气燃项目单位范围值典型值收到基ar空干基ad干基d干燥无灰基daf常规分析全水分Mt收到基6.5-119.00分析基水分Mad空干基1.5-32.50灰分A干基23-2722.7624.3826.00挥发分V干基27-3126.3928.2829.0038.67固定碳FC干基全硫St干基0.9-1.31.121.171.20高位发热量QgrKcal/kg分析基5400-5800513355005641低位发热量QnetKcal/kg收到基4800-5100600053575495元素分析碳C空干基58.00-70.0058.8063.0064.62氢H空干基3.50-4.503.924.204.31氮N空干基0.95-1.100.931.001.03氧O空干基9.00-12.5010.2711.0011.28硫S空干基0.8-1.101.121.171.20软化温度（ST）还原性14001400灰成分分析二氧化硅SiO2干基40.00-55.0047.96三氧化铝Al2O3干基37.00-45.0040.02三氧化铁Fe2O3干基1.30-1.602.63氧化钙CaO干基5.00-8.004.16氧化镁MgO干基0.45-0.550.33氧化钠Na2O干基1.80-3.000.68氧化钾K2O干基0.25-0.400.43氧化锰Mn2O3干基三氧化钛TiO3干基1.0-2.01.23三氧化硫SO3干基1.50-2.002.20五氧化二磷P2O5干基0.30-0.500.36机组耗煤量：单台272t/h，年利用小时数5500h。2.2 设计输入参数见下表的比较 表2 设计输入参数变化项目单位燃油时（原设计）燃煤时（设计煤种，现设计）二者差别BMCRBMCR表示增加，表示减少燃料品种奥里油平三煤燃料含硫量2.851.12-60.7%干态Nm3/h1583577222056940%湿态Nm3/h1856593241685930%湿态m3/h2924906358355722.5%烟尘mg/Nm34092.10130%SO2mg/Nm369652439-65%SO2kg/h110295417-51%SO3mg/Nm3034.2634.26烟温155.213025.22.3石灰石分析资料：同原设计，数据表略。2.4工艺水分析资料：同原设计，数据表略。3 FGD系统的性能指标通过油改煤后，FGD系统性能指标如下。3.1 FGD系统的性能指标表3 FGD系统的性能指标序号指标名称燃油时（原设计）燃煤时（设计煤种，现设计）1FGD处理烟气量（Nm3/h, 湿）21856593224168592FGD处理烟气量（Nm3/h,干）21583577222205693FGD进口SO2浓度（mg/Nm3,干）696524394FGD出口SO2浓度（mg/Nm3,干）2742405FGD进口含尘浓度（mg/Nm3,干）4092.106FGD出口含尘浓度（mg/Nm3,干）20.13407FGD出口携带水滴含量（mg/Nm3,干）75758FGD进口烟气温度（）155.21309FGD出口烟气温度（）828010系统脱硫效率（）969011石灰石消耗 t/h219.96729.95912水耗t/h2122290.813石膏产量t/h233.903216.7114废水排放量m3/h25.125.223.2 废气排放表4 废气排放指标（设计煤种）项目SO2含量尘含量烟气量单位mg/DNm3 mg/DNm3 DNm3/h处理前243992.1022220569处理后2404022235882脱除总量t/h24.8820.115/年脱除总量t/a(5500h/a)2268402632.5/排放温度80排放高度m210(出口内径5.6m)4脱硫系统改造针对燃料品种的改变，凯迪公司进行计算分析，脱硫入口设计参数变化比较大，见表2比较表，油改煤后，燃煤时（设计煤种）烟气量比燃油时（原设计）增加23，烟温降低25，SO2浓度减少65%。通过对现有的脱硫装置进行核算，烟道及附属件、增压风机、GGH、吸收塔及塔内件不能满足要求，需进行改造。湿磨制浆系统、循环泵、氧化风机及石膏脱水系统不需进行改造。下表汇总列出了主要系统原设计及燃煤设计值的区别及改造内容。序号系统及设备名称现有脱硫装置对现有脱硫装置核算是否需要改造改造后参数改造内容燃油燃煤燃煤1烟气系统1.1烟气流速m/s1518是15改造烟道，挡板门和膨胀节相应需改造1.2烟气量m3/h29249063583557是3583557改造增压风机，更换电机1.3系统阻力Pa3920515240001.4GGH出口温度8266是80改造GGH1.5FGD入口烟气温度155.4130是130增压风机到GGH段烟道需防腐2吸收塔系统2.1循环泵4台3台否停一台运行2.2氧化风机30453Nm3/h 95.3kPa16843Nm3/h 70kPa否2.3吸收塔流速m/s3.74.37是3.8增加塔直径，相应改造塔内件3石膏脱水系统3.1石膏浆液排出m3/h160.581.5是81.5改造管路3.2石膏旋流站m3/h157.381.5否3.3皮带机出力t/h50.724否4石灰石制备系统4.1石灰石耗量t/h19.9679.959否4.2磨机出力t/h3015否4.3石灰石浆液泵m3/h10860否各个系统分述如下：4.1烟气系统4.1.1 烟道及附件因烟气量增加，使得烟气流速加大，造成系统阻力增大，用燃煤的烟气量对原烟气系统进行核算，烟气系统阻力增加约1300Pa（含GGH和吸收塔增加的压力）。因此烟道需增大截面面积，以减小阻力和烟道磨损。即拆除原有烟道，重新设计安装更大截面的烟道，烟道支架需根据新的荷载进行核算和改造。挡板门及膨胀节随烟道截面加大相应需进行改造。并对烟道重新进行防腐。此项改造的烟道重量约1000吨，烟气挡板门6件，烟道膨胀节14件。GGH入口段的原烟气段烟道由于烟气温度降低，需增加此段的防腐，另外烟道改造部分需重新防腐，总防腐面积约9800m2。4. 1.2 烟气-烟气换热器因原设计GGH入口温度为155.4，出口排放烟温为82，改成燃煤后，原设计的GGH出口温度核算后只能达到66，且阻力增加了500Pa。GGH需进行改造，改造后的出口温度为80，阻力约为1000 Pa。改造工程量：更换GGH共2台。4.1.3 增压风机通过对烟道和GGH进行改造，增压风机原设计数据与现设计数据比较如下:表： 增压风机设计数据比较表1进口条件燃油时（原设计）原有装置燃煤时（设计煤种）对原有装置进行核算100%BMCRT.B工况100%BMCRT.B工况2标准湿态流量Nm3/h(湿)1889385210496924168593标准干态流量Nm3/h(干)1608298179174922205694实际流量Am3/h29710703345075358355740397275总质量流量kg/h24035292677732317138434885226标准烟气密度kg/Nm3(湿)1.27211.27211.317实际烟气密度kg/Am3(湿)0.81930.80050.8850.8648风机升压Pa39204704515261829风机进口温度oC15216213014010电机kW58008800经过对原脱硫装置进行复核，原增压风机不能满足要求，需对增压风机及电机进行改造。鉴于改造方案中含烟道、GGH、吸收塔改造，改造后的系统阻力约3900Pa，与原增压风机升压相当，但烟气量增加23，电机为6800kW，仍需对增压风机进行改造及更换电机。4.2二氧化硫吸收系统吸收塔油改煤后，主要区别及改造方案如下：若吸收塔直径保持不变，烟气流速由3.7m/s变为4.37m/s，超过了脱硫吸收塔流速设计最大值，需加大吸收塔直径，初步估算塔直径为17.6米。托盘、喷淋管及除雾器相应要做修改。喷淋层：因烟气中SO2含量由11029减为5417kg/h，减少量为原来的一半，喷淋层通过计算，可由原来的四层，变为三层运行，脱硫效率可达93.8%。吸收塔反应区：保持原设计液位，则反应停留时间 4.5分钟变为6分钟，有利于反应。O/SO2由达到7，有利于氧化反应，氧化风机不需改造。4.3石膏脱水系统4.3.1 一级脱水系统 因硫含量减少，脱硫反应产生的石膏浆液量减少为原来的一半，石膏一级脱水系统处理量也相应为原来的一半，废水排放系统排放量略有增加。项目单位燃油时（原设计）燃煤时（设计煤种，现设计）二者差别BMCRBMCR石膏浆液排出量m3/h160.581.549%废水排放m3/h5.15.22%石膏排出泵m3/h25212351%石膏旋流站m3/h157.381.549%废水旋流站溢流m3/h10.2210.42%石膏排出泵系统：泵参数偏大，可增加回流管路来适应系统运行。石膏旋流站：此系统设备油改煤后有足够余量，有利于系统运行，出力可通过电动阀门控制每个旋流子开关来调节，不需改造。废水旋流站：设备参数相当，不需改造。4.3.2 二级脱水系统油改煤主要区别如下：项目单位燃油时（原设计）燃煤时（设计煤种，现设计）二者差别BMCRBMCR皮带机出力t/h50.72452.7%此系统设备油改煤后有足够余量，有利于系统运行，可不做改造。适当加长停运时间或两套机组合用一台皮带机运行。4.4石膏储运系统石膏1号石膏胶带输送机2号石膏胶带输送机3号石膏胶带输送机石膏储存间桥式抓斗起重机装车外运油改煤主要区别如下：项目单位燃油时（原设计）燃煤时（设计煤种，现设计）二者差别BMCRBMCR石膏产量t/h32.3215.9250.8%此系统设备油改煤后有足够余量，有利于系统运行，可不做改造。适当加长停运时间即可。4.5石灰石处理和石灰石浆液制备系统描述：4.5.1 石灰石处理系统石灰石原料卸料斗振动给料机斗式提升机螺旋输送机石灰石碎石仓皮带称重给料机湿式球磨机油改煤主要区别如下：项目单位燃油时（原设计）燃煤时（设计煤种，现设计）二者差别BMCRBMCR石灰石耗量t/h19.9679.959-50%石灰石输送系统设备出力t/h11558-50%此系统设备油改煤后有足够余量，有利于系统运行，不做改造，两套石灰石输送系统可以只运行一套。4.5.2石灰石浆液制备系统油改煤主要区别如下：项目单位燃油时（原设计）燃煤时（设计煤种，现设计）二者差别BMCRBMCR磨机出力t/h3015-50%石灰石浆液耗量m3/h60.130-50%石灰石浆液泵m3/h10860-44%此系统设备油改煤后有足够余量，有利于系统运行，两套磨机系统可以只运行一套，不做改造；石灰石浆液供给系统，可以不做改造，运行时通过调节调节