某海外电厂海水脱硫说明

卷 册 检 索 号As Built *-J0101CMEC300MW*燃煤电站工程 海水烟气脱硫* 1X300MW COAL POWER PROJECTSEAWATER FLUE GAS DESULPHURIZATION竣工图设计阶段AS BUILT DRAWING海水烟气脱硫 工艺部分SEAWATER FLUE GAS DESULFURIZATION PROCESS第1卷 第1册VOLUME 1 BOOK 1竣工图总说明及卷册目录AS BUILT DRAWING NOTES AND VOLUME LIST *ENVIRONMENT PROJECTION ENGINEERING Co. LTD二OO九年七月300MW*燃煤电站工程 海水烟气脱硫* 1X300MW COAL POWER PROJECTSEAWATER FLUE GAS DESULPHURIZATION竣工图设计阶段AS BUILT DRAWING海水烟气脱硫 工艺部分SEAWATER FLUE GAS DESULFURIZATION PROCESS第1卷 第1册VOLUME 1 BOOK 1竣工图总说明及卷册目录AS BUILT DRAWING NOTES AND VOLUME LIST APPROVED：REVIEWED：CHECKED：DESIGNED：目 录1 设计依据-12 设计规模和范围2.1 设计规模-12.2 设计范围-13 设计主要依据资料3.1 主要设备参数-23.2 设计基本参数-33.3 工程条件-53.4 主要性能保证值-54 主要设计原则4.1 主要设计原则-64.2 厂区布置-75 施工运行注意说明5.1 设备安装部分-85.2 管道安装部分-95.3 保温材料的选择及性能-115.4 务必注意-116 工艺专业卷册目录-13 1. 设计依据1.1 *公司、*签订的“*国*1X300MW燃煤电站项目海水脱硫工程采购合同 附件一：技术协议”。1.2 ALSTOM挪威环境控制中心海水脱硫公司提供的基本设计；1.3 *国*300MW燃煤电站项目海水脱硫工程初步设计。1.4 *国*300MW燃煤电站项目海水脱硫工程施工图设计计划大纲。1.5 现行火力发电厂设计技术规定：火力发电厂设计技术规程 (DL50002000)火力发电厂汽水管道设计技术规定 (DLT50541996)火力发电厂烟风煤粉管道技术规定 (DLT51212000)火力发电厂保温油漆设计规程 (DLT50722007)火力发电厂烟气脱硫设计技术规程(DL/T 5196-2004)电力工程制图标准(DL 5028-93)1.6 施工图设计内容深度要求；1.7 供需双方有关设计联络会会议纪要。2. 设计规模和范围2.1 设计规模本期工程为*国*300MW燃煤电站项目海水脱硫系统。系统采用单元制，一炉一塔，处理100%烟气，脱硫效率不低于90%。系统流程可划分为烟气系统、SO2吸收系统、海水供应系统、海水恢复系统、工艺水系统、压缩空气系统等。2.2 设计范围2.2.1 烟气系统、SO2吸收系统、海水供应系统、海水恢复系统、工艺水系统、闭冷水系统、压缩空气系统等工艺系统的设计。2.2.2工艺系统设计范围内的平、剖面布置设计。2.2.3工艺系统设计范围内的附属机械及辅助设备安装设计。2.2.4烟风道、海水管道、汽水管道和厂区管道（工艺范围）及附件的安装设计。2.2.5吸收塔、曝气池等设备的安装图。2.2.6检修起吊设施。2.2.7工艺专业平台扶梯。2.2.8工艺专业全厂防腐、保温油漆。3. 设计主要依据资料3.1 主要设备参数*300MW燃煤电站项目的#1机组锅炉蒸发量1025t/h，锅炉为亚临界自然循环、平衡通风型锅炉；汽轮机为一次中间再热、凝汽式汽轮机。每台锅炉采用2台三室四电场高效静电除尘器，除尘效率大于99.65%；每台锅炉配2台静叶可调轴流式引风机；设计烟温117。#1机组建一座烟囱，烟囱采用单管钢内筒套筒式钢筋混凝土烟囱；烟囱高150m，烟囱上口内径为4.5m。FGD入口烟气参数如下表所示：*国*300MW燃煤电站锅炉烟气参数项 目单位设计煤种备注烟气参数进入FGD烟气量标态，湿基实际含氧量Nm3/hBMCR标态，干基实际含氧量Nm3/hBMCR引风机出口烟气温度117BMCR脱硫系统设计烟温119.5设计温度180短期运行（20分钟）引风机出口烟气压力Pa0BMCRO26.104FGD入口烟气中污染物成分（标准状态，干基，6%O2）BMCRSO2mg/Nm31993SO3mg/Nm350Cl-（HCl）mg/Nm350F-（HF）mg/Nm390，确保FGD出口SO2浓度不超过允许最大排放浓度 150mg/Nm3。3.4.2 可利用率：保证整套FGD装置相对锅炉运行时间的可利用率95%。3.4.3 除雾器性能：在任何正常运行工况下除雾器出口携带的雾滴含量(吸收塔出口，除雾器未冲洗情况下的测试值)75mg/Nm3(雾滴平均值20m)3.4.4 净烟气温度： 设计工况脱硫后净烟气经GGH加热后烟气温升不小于200C。3.4.5 FGD装置出口烟尘浓度保证：当燃用设计煤种时（FGD入口烟尘浓度70 mg/Nm3，干基，6%O2）,FGD出口烟尘排放浓度50mg/Nm3（标态、干基、6% O2）。 3.4.6 FGD系统的排水要求(海水恢复装置出口):海水排放将符合*国标准，海水水质标准如下：序号项目名称数 值1PH6.02溶解氧DO3 mg/l3SO32-氧化率90%4化学需氧量(COD）增量2.5 mg/lOther seawater data at the outlet of seawater recovery system meets the EIA and local regulations. 3.4.7主要设备噪声要求:曝气风机房外1.0米处的噪音不超过85dB(A)，其它设备噪音水平在距设备外部1.0米处不应超过85dB(A)。3.4.8 电力消耗：在6KV电源分配盘的馈线处测量时，脱硫装置连续运行14天的平均电能消耗5667kW。3.4.9 GGH的泄漏率：保证气-气加热器的泄漏率（质保期内）1%。4主要设计原则4.1 主要设计原则4.1.1脱硫系统采用一炉一塔的布置方案。4.1.2 本工程设备及阀门采用KKS编码。4.1.3 本脱硫工程设置一套烟气系统。当FGD装置运行时，烟道旁路挡板门关闭，烟气引入FGD系统。为克服FGD装置烟气系统设备、烟道阻力，在FGD上游原烟气侧设置一台100%容量的静叶可调轴流增压风机。烟气经过脱硫增压风机进入回转式烟气-烟气换热器（GGH），GGH降温后进入吸收塔，为防止净烟气在排放过程中结露，同时也增加净烟气排入烟囱后的抬升高度，从吸收塔出来的清洁烟气，再进入烟气换热器GGH升温侧，升温后经烟囱排入大气。4.1.4 吸收塔系统由填料、布水层、除雾器等系统、ECO调节装置等组成。自海水升压泵来的海水从吸收塔上部海水布水管道向下淋撒，在填料层与烟气逆流反应，自流至曝气池。在吸收塔内海水出口，设置了ECO调节装置。4.1.5 来自吸收塔的脱硫海水进入曝气池后，与虹吸井中来的部分海水混合后，进入曝气区，由曝气风机加压供给足够的空气，将海水中SO32转化为SO42；与虹吸井中来的部分旁路海水混合，达标后排入大海。4.1.6 海水自曝气池分布池吸入海水升压泵，加压后经FRP管道送入吸收塔进行反应。4.1.7 脱硫工艺水取自电厂工艺水管网。设备冷却用水采用闭式冷却水，取自电厂闭冷水系统，经闭冷水泵送至各个用水点，换热后返回电厂闭冷水系统，闭冷水循环使用。4.1.8 仪用压缩空气由电厂的压缩空气系统提供，用于烟气在线分析仪。4.1.9 GGH吹扫采用电厂提供的过热蒸汽吹扫。4.1.10 本期工程在GGH支架附近设有地坑，用于水泵放水、蒸汽疏水排放等。4.2 厂区布置本工程脱硫岛布置紧凑，主要有两个区域，吸收塔区域和曝气池区域，二者隔路相望，其详细布置见相关图纸。FGD装置采用室内与露天布置结合的方式。吸收塔区域占地5025m2，布置脱硫系统的吸收塔、GGH、增压风机等设施。GGH半跨在吸收塔上部，吸收塔地面一侧布有1台低泄漏风机和1台高压冲洗水泵。在吸收塔、GGH旁设有楼梯间，可上到GGH和吸收塔顶。整个吸收塔区域布置场地利用率高、美观、方便运行。增压风机设有检修起吊支架，同时起到支撑烟道的作用。增压风机的叶轮及电机部分的上方设有电动葫芦，用于检修。GGH支架采用钢筋混凝土结构，一半支架从地面升起，另一半支架从吸收塔顶部升起，同时起到支撑GGH进出口烟道的作用。曝气池区域占地7540m2，旁路流道侧布置曝气风机及海水升压泵房，厂房内布置3台曝气风机及附属设施、3台海水升压泵及附属设施、密封风箱等。进水分配区和排水区布置在曝气区的两端，进水池配水区将虹吸井来新鲜海水按比例分配至曝气渠和旁路渠，吸收塔排水管道布置在分配区与曝气区的隔墙一侧,吸收塔排水管道在靠近曝气区方向开有小孔,通过孔口出流与分配来的新鲜海水混合后,在曝气区与鼓入的空气发生反应，反应生成的CO2溢出水面排至大气中,从而使吸收塔的排水充分恢复，将海水的各项指标达到排放标准后排放。每个曝气池分为3个曝气流道、1个旁路流道。同时在曝气池四周设置平台扶梯，并与曝气风机房连接。整个曝气池区域简洁、美观、操控方便。另外，二个区域之间设有相关管道和电缆连接。5 施工运行注意说明5.1 设备安装部分5.1.1 辅机安装图根据厂家资料和产品样本设计，为避免到货设备与基础不符,在施工设备基础时如果设备已经到货，与到货设备核对无误后方可进行浇灌，如果设备没有到货，及时与设计人员联系，以便设计人员与厂家联系确认。5.1.2 在设备安装中，凡是设备与基础为框架连接的，安装时应将框架与基础预埋钢筋焊接牢固，再进行二次灌浆。5.1.3风机的隔音设施按厂家资料施工。5.1.4设备的运转部位设有厂家自带的防护罩，无防护罩的运转部位，应现场制作防护罩，材料已开列在材料清册中。5.1.5各车间各层楼板荷载见结构说明。在设备运送时注意各层楼板设计荷载。当设备荷载较大时，施工单位应采取有效措施，防止超载损坏。5.2 管道安装部分5.2.1 DN50以下的碳钢管道未出详细布置图，请施工单位根据现场具体情况进行安装。安装时应注意与周围管道及设备布置协调一致，做到整齐美观，运行维护方便，支吊架间距和弯头的曲率半径应满足设计要求。阀门布置在便于操作的位置，距离平台操作面的高度为0.81.4m。热管道应注意热膨胀与补偿。5.2.2 所有管道安装图中阀门、补偿器等附件的尺寸，均按选定阀门厂家的样本尺寸进行设计，现场施工时应根据实际到货的阀门、补偿器等管件的尺寸调整相应的管道。5.2.3本工程烟道、密封风系统等的风门，安装时应与到货风门核对后施工。5.2.4 海水管道采用纯玻璃钢及玻璃钢夹砂管道，海水管道各段间所需连接的工作在现场完成。玻璃钢夹砂管道采用双密封圈承插连接，纯玻璃钢采用粘接，施工时应严格按厂家要求进行运输、检验、安装、检测、试压等。5.2.5安装在烟道上的补偿器应采用密封型补偿器，安装时予以注意，并应特别注意烟道内的介质特性。5.2.6所有设备和管道应按照设计所规定的材料及其厚度进行保温，所采用保温材料的容重、绝热性能指标和强度应符合设计要求。保温及保温保护层的施工工艺应严格按照保温设计要求认真进行，应能避免雨水流入主保温层。5.2.7承压设备、管道、承重结构和支吊架的焊缝应按设计要求进行并应符合电力建设施工及验收技术规范（火力发电厂焊接篇）。5.2.8为了保证流量测量装置测量结果的准确性，所有流量测量装置均应在管道冲洗完毕后安装。5.2.9管子所用钢材应符合国家颁布的标准及图纸中所指定的标准。5.2.10应保证运行通道的通畅，所有布置在主通道旁的风门、阀门的门杆、传动装置以及安装图未表示的小设备、小管道均不得伸入通道内。5.2.11各类管道安装完毕后应按照电力建设施工及验收技术规范进行系统严密性试验，除卷册有特殊要求外，一般应进行水压试验，水压试验压力按设计图纸的规定执行。5.2.12安装时请安装单位协调安装顺序，电气、自动化的电缆桥架应在工艺专业的主要管道、大截面烟风道安装之后进行施工，以避免造成不必要的返工。5.2.13为了便于管道和设备的安装，零米地坪及各层楼面的二次灌浆抹面层，应在管道、设备安装完毕后进行，请安装、土建在施工工序方面进行适当协调。5.2.14汽水管道零部件按火力发电厂汽水管道零件及部件典型设计手册（GD871101）设计，烟风煤粉管道按火力发电厂烟风煤粉管道零部件典型设计手册（74DD）设计。5.2.15支吊架按火力发电厂汽水管道支吊架设计手册（西北电力设计院编制1983年版）及火力发电厂烟风煤粉管道支吊架设计手册（试行本）（华东电力设计院编制1977年7月版）设计。5.2.16管道支吊架的生根结构与土建钢梁、钢柱或预埋件相焊处，凡选用支吊架手册上的标准生根结构，均未注焊接要求，施工时，须按照支吊架手册上的焊接要求进行施焊，焊接必须牢固可靠，管部为焊接者，其焊缝应严格检查，不允许将管道烧成凹坑。5.2.17支吊架位置在各卷册的布置图上表示，注意图中的坐标方向。5.2.18穿过屋面及各层楼面的管道的孔洞周围应设护沿，穿过屋面的管道上应设防雨罩。5.2.19检修起吊设施尤其是悬挂单梁桥式起重机在安装前应明确行车滑线方位并与起重机滑线方位核对无误后方可安装。5.3保温材料的选择及性能所有管道及设备，均采用岩棉管壳、岩棉板或其他岩棉制品。主保温材料性能表名 称容重kg/m3导热系数方程式W/（mk）使用温度岩棉管壳1500.0378.25x10-5Tm2.035x10-7 Tm2 350岩棉板1200.0376.81x10-5Tm2.999x10-7 Tm2 350 注：Tm为保温材料内外表面温度平均值。5.4 务必注意：1所有海水管道施工时应严格按厂家要求进行运输、检验、安装、检测、试压等。并严格按图纸坡