脱硫除雾器改造技术规范书.doc

国电重庆恒泰发电有限公司 技 术 甲方：国电重庆恒泰发电有限公司 乙方： 201年月 录 1 总则 2 工程概况、设计和运行工况 3 技术要求 4 双方责任 5 质量与验收工器具与检修设备物资供应安全施工其他 1 总则 1.1 本技术规范书适用于国电重庆恒泰发电有限公司#1、2脱硫除雾器改造项目。它提出了该项目的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求。 1.2 本技术规范书提出的是最低限度的技术要求，并未对一切技术要求作出详细规定，也未充分引述有关标准和规范的条文。乙方提供符合本技术协议和相关的国际、国内工业标准的优质产品。 1.3 本技术规范书所引用的标准若与乙方所执行的标准发生矛盾时，按较高的标准执行。 1.4 本技术规范书经双方共同确认和签字后作为订货合同的技术附件，与定货合同正文具有同等效力。 1.5 乙方对#1、2脱硫除雾器改造项目（含材料与施工）负有全责，即包括分包（或采购）的产品。 1.6 在合同签定后，甲方有权因规范、标准、规程发生变化而提出一些补充要求。 2 工程概况、设计和运行工况 2.1 国电重庆恒泰发电有限公司总装机容量为：2×300MW国产常规燃煤机组，同时配套建设烟气脱硫装置。烟气脱硫工程，采用石灰石（石灰）-石膏湿法烟气脱硫工艺，在设计煤种及校核煤种、锅炉最大工况（BMCR）、处理100%烟气量条件下脱硫装置脱硫率保证值大于9％。 。对此，国电重庆恒泰发电有限公司对#1、2脱硫除雾器进行施工改造处理，含材料、施工人工费用。设计2.3 设备的运行工况： 表1 FGD入口烟气参数 项 目 单位 数 据 备 注 烟气成分（设计煤质，标准状态，湿基） CO2 Vol% 12.310 O2 Vol% 5.460 N2 Vol% 74.894 SO2 Vol% 0.513 H2O Vol% 6.815 烟气成分（标准状态，干基） CO2 Vol% 13.210 O2 Vol% 5.859 N2 Vol% 80.371 SO2 Vol% 0.551 烟 气 参 数 FGD入口烟气量Nm3/h 1019991 标态，干基 Nm3/h 1094584 标态，湿基 Nm3/h 1037353 标态，干基 6%O2 FGD入口处烟气温度 137.6 正常值 148 烟气通流能力设计温度 190 最高（旁路烟温） FGD入口烟气压力 Pa 约0 BMCR工况 烟气中污染物成分（标准状态，干基，6%O2） SO2 Nm3/h 16000 为适应今后可能更差的煤种需要，将烟气中SO2设计值提高 SO3 Nm3/h 〈100 Cl(HCl) Nm3/h ～50 F(HF) Nm3/h ～25 烟尘浓度（引风机出口） Nm3/h 150 表2 脱硫设计煤质数据 项 目 单位 原设计煤种 实际燃烧煤种 收到基碳 Car % 54.87 收到基氢 Har ％ 3.0 收到基氧 Oar ％ 1.62 收到基氮 Nar ％ 1.03 收到基硫 Sar ％ 3.51（校核硫份4.2） 5.5－6 收到基灰分 Aar ％ 27.98 41.62 收到基水份 Mar ％ 7.75 7.72 干燥无灰基挥发份Vdaf ％ 20.06 21.2 收到基低位发热量Qnet.ar kJ/kg 21230 16726 3 技术要求 3.1 基本要求 3.1.1 3.1.2 乙方负责除雾器的设计、采购、供货、安装、调试。保证提供的除雾器全新的、先进的、成熟的、完整的和安全可靠的，且设备的技术经济性能符合技术协议的要求。 3.1.3 在正常运行工况下，除雾器出口烟气携带的水滴含量低于75mg/Nm3（干基，标态）。除雾器与支撑边缘或除雾器的任何部分之间都没有烟气“逸漏”。除支撑结构外，除雾器覆盖整个吸收塔的横断面。 3.1.4 除雾器在80℃环境下能长期正常工作和短时90℃时除雾器不会损坏。除雾器以单个组件进行安装。单个组件不需超过两人即可进行搬运和维修，而且组件能通过吸收塔体除雾器段的人孔门（椭圆形）进入吸收塔内。为保证现场安装工作顺利进行，结构件在出厂前进行预组装工作以保证现场组装尺寸。 3.1.5 除雾器系统设有四层冲洗水系统，冲洗系统包括外围（管道、自励式调节阀及冲洗阀）和带可更换喷嘴的内在管道，运行时根据相应冲洗程序进行自动冲洗，除雾器冲洗水系统能全面冲洗除雾器。 3.1.6 除雾器的设计尽量减小压力降和固体沉积，保证除雾器压力降 Pa。 3.1.7 所有除雾器组件易于靠近