脱硫脱销操作规程

2.2. 主要工艺过程说明
水平烟道来的烟气通过原烟道后经原烟气进口挡板门进入吸收塔；吸收塔为多功能一体化塔，原烟气先在脱硫功能段通过净化元件在脱硫段脱除烟气中的SO2，在脱硫浆液循环塔生成亚硫酸铵经氧化后生成硫酸铵；在脱硝功能段，利用强氧化剂将烟气中难溶于水的95%NO氧化成易溶于水的NO2等高价态氮氧化物，被水吸收生成硝酸同时脱除烟气中的NOX，吸收液再与脱硝浆液循环池中的氨发生中和反应生成硝酸铵；经过脱硫、脱硝功能段后的烟气进入洗涤段再用清水进行洗涤，以除去烟气中残存的氨、尘及其它杂质；净化后的烟气最后进入除雾器脱除夹带的液滴，经净烟道返回水平烟道后通过烟囱达标排放。
1.13. 脱硫脱硝系统的热工控制
脱硫脱硝系统采用以微处理器为基础的分散控制系统（FGD_DCS），在控制室内通过DCS操作员站对脱硫脱硝系统进行集中监控。在少量就地巡检人员的配合下，在控制室内完成设备的启停及正常工况的监视和控制，以及异常工况的报警Baidu Nhomakorabea紧急事故处理。本工程不设常规显示仪表和报警装置。
锅炉运行采用3运1备，3台锅炉公用一套副产品回收系统，一套氧化剂制备系统。脱硫效率大于95%，脱硝效率大于85%，烟气脱硫、脱硝系统的可利用率大于98%。脱硫系统吸收剂和湿法脱硝系统中和剂均采用液氨。
2.1. 工艺系统组成
该系统主要有：烟气系统、脱硫吸收氧化系统、湿法脱硝系统、浓缩结晶系统、副产品回收系统、液氨汽化及供应系统、氧化剂制备系统、事故排空系统、浆液除尘系统、公用工程系统等。
锅炉BMCR工况烟气中污染物成分（规范状态）
项 目
单 位
设计煤质
校核煤质
SO2
mg/Nm3
5300
SO3
mg/Nm3
＜50
＜50
NOx
mg/Nm3
650
Cl(HCl)
mg/Nm3
8
8
F(HF)
mg/Nm3
0.14
0.14
烟尘浓度（吸收塔入口）
mg/Nm3
≤50
≤50
1.5. 吸收塔入口最大烟气参数
项 目
密度
kg/m3
0.85
NOx浓度
mg/Nm3@ 6% O2
650
SO2浓度
mg/Nm3@ 6% O2
5,300
1.6. 水分析资料
1）循环冷却水
循环冷却水 规格
供水温度32℃
回水温度42℃
供水压力 0.45 MPaG
回水压力 0.25 MPaG
污垢系数 0.00034 (m2.K)/W
浓缩倍数 ≥4.0
1)直流系统
脱硫、脱硝系统单独设置独立的直流系统，为脱硫、脱硝岛内UPS、电气控制、信号、继电保护、断路器操作机构等负荷供电。1套高频充电装置，1组免维护铅酸蓄电池（200Ah），电压等级采用220V。直流馈线屏备用馈线回路不少于20%。
直流供电系统采用辐射状方式供电。
2)UPS（不停电电源）系统
脱硫、脱硝岛设置一套220V 30KVA交流不停电电源装置（UPS）UPS自带蓄电池为脱硫、脱硝岛DCS及其它一些重要负荷供电。UPS直流电源由脱硫、脱硝直流系统提供。UPS在全厂停电后继续维持其所有负荷在额定电压下继续运行不小于30min。UPS正常运行时负荷率不大于60%。UPS带旁路，为三进单出型。
<100 mg/Nm3
出口NOx浓度
<100 mg/Nm3
出口烟尘浓度
<30 mg/Nm3
性能保证值
脱硫保证效率
≥95%
脱硝保证效率
≥85%
可利用率
>98%
出口氨排放浓度
<8 mg/Nm3
除雾器出口烟气雾滴浓度
≤75 mg/Nm3
脱硫脱硝年运行时间
8000h
副产品产量
71255.5 t/a(满负荷，校核煤种)
5) 纯氧
界区压力： 0.6～0.8 MPa G（到装置界区）
纯度： ≥99.6%（vol）
氮气+氩气含量： ＜0.4%（vol）
温度： 环境温度
1.9. 脱硫脱硝系统的配电
本脱硫脱硝系统的配电根据需要设有10KV高压配电、380V、220V低压配电及直流系统不停电电源。
1）10KV高压配电系统
脱硫脱硝系统：4台脱硝浆液浆液循环泵电机采用10KV电压供电。
待脱硫浆液循环槽、脱硝浆液循环槽的浆液浓度接近饱和浓度时，分别用浆液排出泵送入脱硫浆液浓缩槽、脱硝浆液浓缩槽内；在脱硫系统利用锅炉来的高温烟气进行浓缩；脱硝系统经过蒸汽加热器加热后的高温空气进入脱硝浆液浓缩槽对浆液进行浓缩；使其浓度达到过饱和状态；当浆液含固量达到设计值时分别输送至硫铵和硝铵混合物回收后处理系统，进行产品的旋流、分离、干燥、包装。
1.10.
380/220V厂用电系统采用中性点直接接地系统。
380/220V系统采用MCC(电动机控制中心)一级供电方式。脱硫、脱硝系统设380/220V脱硫、脱硝MCCI、II、III、IV段，由四台容量为2000kVA、电压为10.5／0.4kV的脱硫、脱硝低压干式变压器供电。35kW及以上的电动机回路应装设电流表。接于MCC上的馈线回路，开关电流≥630A为框架断路器，＜630A为塑壳断路器，电动机回路均采用低压马达保护器进行控制。低压电器的组合保证在发生短路故障时，各级保护电器有选择性的正确动作。
元素分析
碳 Car
wt/%
58.7
48.69
氢 Har
wt/%
3.33
2.57
氮 Nar
wt/%
0.7
0.27
硫 St.ar
wt/%
0.41
2.00
氧 Oar
wt/%
9.11
3.22
Cl
PPM
200
发热量
Qnet,ar
KJ/kg
21755
18540
可磨系数
HGI
70
62
灰熔点
T1
℃
1120
1400
T2
氯离子 ≤240 mg/l
悬浮物 ≤10.0mg/l
浊度 ≤20.0 NTU
总铁 ≤1.0 mg/l
余氯 0.3～0.5 mg/l
石油类 ≤5.0mg/l
pH 7.0～9.5（根据水处理药剂配方确定）
2）生产给水
新鲜水 规格
供水温度 环境温度
供水压力 0.40 MPaG
1/2总硬度 ≤376.53mg/l
P2O5
wt/%
0.12
0.17
K2O
wt/%
1.36
0.96
Na2O
wt/%
0.86
0.73
1.3.
采用0#（冬季为-10#)柴油作为锅炉的点火助燃用油。
运动粘度(20℃时) 3～8 mm2/s
灰份 ≯ 0.02%
水份 ≯痕迹
机械杂质 无
凝点 ≤0 ℃
闭口闪点 不低于65 ℃
硫 ≤1.0%
1.4. 烟气
露点 （压力状态）-40℃
油 ＜10 mg/m3
尘 ≤1 mg/m3
粒度 ≤3 um
3) 工厂空气
界区压力 0.6～0.8 MPa G（到装置界区）
温度 环境温度
4) 低压氮气
界区压力 0.6～0.8 MPa G
纯度 ≥99.99%(vol)
O2含量 ≤10ppm
温度 环境温度
露点（压力状态）-40℃
蒲城70万吨/年煤制烯烃工程
4×240t/h锅炉烟气脱硫脱硝工程
生产操作手册
陕西联合能源化工技术有限公司
二〇一三年六月
第一章
1.
1.1.
蒲城清洁能源化工有限责任公司70万吨/年煤制烯烃工程，4×240t/h锅炉尾部烟气采用氨—硫酸铵法脱硫和湿法脱硝技术工艺，处理3×240t/h锅炉100%的烟气脱硫效率大于95%，脱硝效率大于85%，烟气脱硫、脱硝系统的可利用率大于98%。
以彩色LCD、专用键盘和鼠标作为脱硫脱硝装置主要监视和控制手段，并设置工业电视等常规监视设备。同时在脱硫脱硝装置_DCS操作台上配置旁路挡板门紧急快开按钮，以便脱硫脱硝系统在紧急情况下解列，减少对锅炉和脱硫脱硝装置的影响。
分散控制系统（脱硫脱硝装置_DCS）能对岛内所有设备进行操作、控制和监测，参数自动巡检、数据处理、制表打印、参数越限报警等均由脱硫脱硝装置_DCS实现。
燃煤含硫量
2.0%（校核煤种）
入口烟气压力
98.1KPa
烟气排放温度
50℃
原烟气成分v/v%(校核煤种)
O2
6.168%
N2
74.83%
SO2
0.23%
CO2
11.86%
H2O
6.868%
原烟气参数
SO2浓度
5300 mg/Nm3
NOx浓度
650 mg/Nm3
烟尘浓度
<50 mg/Nm3
净烟气参数
出口SO2浓度
脱硫脱硝系统设有可靠的供电设施和完善的热工测控系统，保证了系统能安全稳定运行。
2.3. 主要设计工艺参数表
系统主要参数（表一）
锅炉
240t/h,共四台，三运一备
单台锅炉满负荷耗煤量
37.09 t/h.（校核煤种）
单台锅炉额定蒸发烟气量
480000m3/h (320390 Nm3/h)
原烟气温度
136℃
总碱度 ≤234.13mg/l
浊度 3.0 NTU
全硅 ≤6.21mg/l
pH 8.0
色度 ≤5度
钠 ≤126.25mg/l
总铁 ≤0.3mg/l
氯离子 ≤162.01mg/l
钙 ≤79.65mg/l
镁 ≤43.15mg/l
电导率 ≤1323us/cm
3）稳高压消防水
消防水 规格
供水温度 环境温度
供水压力 ≦1.0MPaG
高压电源（AC/交流）
电压：10000V+/-5％
频率：50HZ+/-1％
相数：3相
2）低压电源（AC/交流）
用于FGD系统中其他辅助电机供电
电压：380V+/-5％
频率：50HZ+/-1％
相数：3相
3）低压电源（AC/交流）
用于FGD系统设施照明
电压：220V+/-5％
频率：50HZ+/-1％
相数：单相
1.2.
本工程锅炉设计煤种按陕北煤质考虑，校核煤种按当地煤质考虑。燃煤煤质分析见下表。
工程
单位
设计煤种
校核煤种
工业分析
水分 Mar
wt/%
12
10
水分 Mad
wt/%
1.9
0.43
灰份 Aar
wt/%
15.73
32.01
挥发份 Vad
wt/%
30.96
13.4
固定碳 Fcad
wt/%
49.6
50.76
℃
1130
1410
T3
℃
1180
1430
T4
℃
1260
1450
灰组分析
SiO2
wt/%
44.16
45.6
Al2O3
wt/%
19.85
27.89
Fe2O3
wt/%
10.08
10.85
CaO
wt/%
18.16
4.74
MgO
wt/%
2.25
0.92
SO3
wt/%
2.53
2.1
TiO2
wt/%
0.63
3.39
4）不停电电源（VPS）1（AC/交流）
电压：380V+/-5％
频率：50HZ+/-1％
相数：3相
5）不停电电源（VPS）2（AC/交流）
电压：220V+/-5％
频率：50HZ+/-1％
相数：单相
6）直流系统
用于脱硫脱硝系统的电气控制、信号、继电保护、UPS等供电
电压：220V
10kV供电系统：本工程脱硫、脱硝系统工作母线采用单母线分段接线，脱硫、脱硝系统共设两段高压工作母线，10kV脱硫、脱硝I段和10kV脱硫、脱硝II段。10kV脱硫、脱硝I段自锅炉空分变10kV配电装置I段引一路电源，10kV脱硫、脱硝II段自锅炉空分变10kV配电装置II段引一路电源。本工程高压辅机电动机分接于10kV脱硫、脱硝厂用工作母线上。
表二：
烟气侧参数
工程
单位
锅炉来烟气
（单台）
吸收塔
入口
吸收塔
出口
进入烟囱的烟气
脱硫系统氧化风机出口
脱硝系统空气暖风机风机出口
SO2
kg/hr
1,333
2,666
99
149
0
0
H2O
在脱硫脱硝装置允许负荷变化氛围内投入各模拟量控制系统，以维持脱硫脱硝装置主要运行参数稳定。
本工程脱硫脱硝系统按设置一套区域火灾报警控制系统，对脱硫脱硝系统的全部工艺过程的重点火灾防护对象10kV变电站、氧化剂制备厂房及主要电缆通道进行保护。
2. 脱硫脱硝系统工艺说明
蒲城清洁能源化工有限责任公司70万吨/年煤制烯烃工程， 4×240t/h锅炉尾部烟气采用氨—硫酸铵法脱硫和湿法脱硝技术工艺，二炉一塔布置方式，脱硫脱硝吸收塔为多功能一体化结构，系统采用塔内浓缩结晶方式。
单 位
数 据
备 注
O2、N2、CO2等
kg/hr
783,370
SO2
kg/hr
2666
SO3
kg/hr
48
HCl
kg/hr
41
H2O
kg/hr
32,401
飞灰
kg/hr
26
总量
kg/hr
819,712
温度
ºC
136.0
压力
kPa
98.1
实际流量
m3/hr
960,000
规范流量
Nm3/hr
620,794
1.11. 氧化剂制备低压厂供电系统
本工程采用2套氧气源氧化剂制备装置（NLO-130K），根据厂家提供的资料，每套装置额定功率975kW，AC380V/50Hz，三相。
设置两台2000kVA、电压为10.5/0.4kV氧化剂制备系统变压器给氧化剂制备装置（NLO-130K）供电
1.12. 事故保安电源
1.7. 吸收剂
液氨
NH3含量： ≥99.8%（w/w%）
残留物： ≤0.2（w/w%）符合GB536-88规定
1.8. 其它
1) 蒸汽
低压蒸汽管网： 1.2 MPa(G) 饱和
次低压蒸汽管网： 0.5 MPa(G) 饱和
2) 仪表空气
界区压力 0.6～0.8 MPa G（到装置界区）
温度 环境温度