煤化工供热系统优化设计-PPT

2014年8月主讲人：蔡国红（Tel

煤化工

供热系统优化设计Page2目录煤化工供热系统优化设计的意义煤化工供热系统范围煤化工供热系统主要特征

3.1煤化工供热系统通用特征

3.2煤制烯烃供热系统主要特征

3.3煤制油供热系统主要特征

3.4煤制天然气供热系统主要特征

3.5煤制化肥供热系统主要特征供热系统设计方案选择与优化

4.1全厂热平衡方案（4个实例）

4.2管网参数设置

4.3锅炉机组装机方案

4.4工艺透平驱动方案

4.5热电联产方案

4.6余热回收方案

4.7凝结水回收方案

4.8余热发电方案

4.9减温减压方案

4.10IGCC方案

5.蒸汽管网系统控制

5.1管网压力控制

5.2管网温度控制6.主要设备配置和辅助系统方案选择6.1燃料煤煤质问题

6.2烟气脱硝系统6.3烟气脱硫系统6.4锅炉给水泵配置6.5风机配置6.6除尘系统的配置

目录目录1.煤化工供热系统优化设计的意义

通过准确地确定供热负荷来合理地选择供热系统设计方案，从而达到以下目标：

较高的热效率极高的供热稳定性控制工程投资费用较低的操作维护费用良好的环保性能

十二五规划.doc

2.煤化工供热系统范围

一套完整的供热系统主要包括：供热热源系统（自建锅炉房或动力站、自备热电站或外部热源）工艺余热回收系统（废锅、锅炉给水加热系统或其它热回收系统）供热管网系统（热源和热用户之间的供热管网、减温减压系统）凝结水回收系统（凝结水处理系统和热用户之间的凝结水管网和热回收系统）热用户系统（动力装置、换热系统、直接用户）3.煤化工供热系统主要特征

3.1煤化工供热系统通用特征：热负荷规模大管网级数多热用户多，性质复杂余热量较大，种类较多多实行热电联产方案工艺流程较长，开车工况复杂冬夏工况负荷变化大3.2煤制烯烃（70万吨/年规模）供热系统主要特征：空分装置高压蒸汽负荷大中压蒸汽负荷相对较小变换装置、甲醇装置副产低压蒸汽量大，导致全厂低品位余热过剩，较难处理，需建设一定规模的热电联产或余热发电装置3.煤化工供热系统主要特征3.3煤制油（100万吨/年规模）供热系统主要特征：空分装置高压蒸汽负荷大费托合成装置低品位余热量大费托合成装置外送燃料气量大工艺装置中、低压热负荷需求量小，余热回收即可满足需求需建设燃气发电和余热发电装置无需热电联产3.4煤制天然气（20亿Nm3/年规模）供热系统主要特征：空分装置高压蒸汽负荷大鲁奇气化炉中压蒸汽消耗量大，其参数较为特殊甲烷化装置中品位余热量大加压气化废锅中、低品味余热量大工艺装置低压热负荷需求量相对较小，公用工程（污水回用、锅炉给水除氧）低压负荷需求量大需建设热电联产装置3.煤化工供热系统主要特征3.5煤制化肥（4套50/80规模）供热系统主要特征：空分装置高压蒸汽负荷大尿素合成装置2.5MPa蒸汽消耗量大中品位余热量大，可满足中压驱动需求工艺装置低压热负荷需求量相对较小，其低品位余热量也不大，可用作电站回热系统热源可建设热电联产装置4.供热系统设计方案选择与优化4.1全厂热平衡方案（4个实例）全厂热平衡过程：蒸汽管网参数设置热负荷统计工艺热负荷调整工艺余热回收方案调整冷凝水系统余热回收方案确定热源建设方案确定全厂热平衡二维计算减温减压系统设置全厂热平衡图审查、修改与发布关键词：①热平衡方案贯穿设计全过程，直至开车阶段

②统一协调，小平衡服从大平衡

4.供热系统设计方案选择与优化4.2管网参数设置4.2.1常用管网参数超高压蒸汽：1.37MPa,540℃(主要用于驱动大功率透平，＞50MW）高压蒸汽：9.8MPa,540℃(主要用于驱动大功率透平，＞25MW）次高压蒸汽：5.3~6.4MPa,485℃(主要用于驱动小功率透平,＜25MW）中压蒸汽：3.8~4.2MPa,400~450℃（主要用于驱动小功率透平和加热,＜12MW)

次中压蒸汽：1.6~2.5MPa,饱和或250~300℃(主要用于加热）低压蒸汽I:1.0~1.6MPa,饱和200~250℃(主要用于加热)

低压蒸汽II:0.3~0.6MPa,饱和200~250℃(主要用于加热)4.2.2管网参数设置依据：化工装置热负荷需求量和用热参数；同类工程经验；工艺透平轴功率；热电联产方案工艺余热特征当地气候条件关键词：尽力保证工艺需求，尽量减少管网等级，适宜选取过热度4.供热系统设计方案选择与优化4.3锅炉装机方案4.2.1常用锅炉额定容量参数

0.5,1.0,2.0,4.0,6.0,10,15,20,35,65,75,130,220,410,480,670t/h

对于现代大型煤化工常用的有130,220,410,480t/h4.2.2锅炉额定总容量确定基本原则满足全厂冬季最大、事故和开车工况的蒸汽总负荷需求对于煤粉炉，宜不低于全厂冬季正常工况的蒸汽总负荷需求90%

对于循环流化床锅炉，宜不高于全厂冬季蒸汽正常工况的总负荷需求90%

开工锅炉4.2.3锅炉台数确定基本原则

应不少于两台分期建设规划最多不应超过6台原则上设置备用锅炉，备用炉设置与否应根据热电联产方案确定根据台数和炉型考虑锅炉连续运转周期对工艺生产的影响利于选用常用的锅炉额定容量尽可能减少台数4.2.3锅炉炉型确定基本原则

现代煤化工基本采用煤粉炉和循环流化床锅炉两种炉型，燃料来源与特性决定炉型的首要因素，环保因素其次。

4.供热系统设计方案选择与优化4.4工艺透平驱动方案工艺透平选用蒸汽驱动方案及选型原则烯烃、炼油行业多为防爆区，选用较普遍轴功率在2000KW以上有条件尽量选用副产蒸汽量过剩时尽量就近选用轴功率大于50MW透平主蒸汽宜选用超高压参数轴功率大于12MW透平主蒸汽宜选用高压参数轴功率小于6000KW透平主蒸汽宜选用中、低压参数透平型式应由全厂热平衡方案确定4.供热系统设计方案选择与优化4.5热电联产方案热电装机方案主要设计原则：符合当地电力规划总装机容量不宜超过全厂总用电量依据确定供热负荷，合理选择汽轮发电机组抽汽能力优先考虑纯背压或抽汽背压式汽轮发电机组充分考虑国内汽轮机制造水平缺水地区应优先考虑空冷机组充分研究汽轮发电机组停运对供热系统的影响4.供热系统设计方案选择与优化4.6余热回收方案煤化工余热主要为工艺聚合（或合成）化学反应热能和合成气物理热能两种，化学反应热能多为一级回收，而物理热能根据其工艺介质物理参数的变化多为逐级回收。通用回收方案：

①中压蒸汽用于驱动或余热发电

②次中压蒸汽多用于工艺装置自用、锅炉给水二级高加或余热发电

③低压蒸汽多用于工艺装置自用、锅炉给水一级高加、除氧器、锅炉给水低加、采暖和其他公用工程装置

④尽量不设废锅，直接加热锅炉给水煤制烯烃项目余热废锅主要有：

MTO装置废锅、甲醇合成废锅、合成气变换中压废锅、合成气变换低压废锅、硫回收废锅煤制油（间接液化）项目余热废锅主要有：

合成气中压变换废锅、合成气低压变换废锅、费托合成低压废锅煤制天然气项目余热锅炉主要有：

甲烷合成废锅、加压气化中压废锅、加压气化低压废锅、变换低压废锅、硫回收低压废锅

煤制化肥项目余热锅炉主要有：氨合成废锅、合成气变换中压废锅、合成气变换低压废锅、硫回收废锅4.供热系统设计方案选择与优化4.7凝结水回收方案

凝结水回收方式分开式和闭式两种，开式回收多用于大型、多装置项目，闭式回收多用于小型项目，煤化工项目（除个别煤制化肥项目）外多采用开式回收系统。凝结水管网一般按透平冷凝液和工艺冷凝液管网分别回收。透平冷凝液（如空分透平冷凝液、汽轮发电机组透平冷凝液）处理方式：

冷凝水泵→过滤装置→除铁装置→锅炉给水系统启动阶段如盐分超标，可排入回用水系统或去工艺冷凝水箱优点：节能，节水工艺冷凝液处理方式：

冷凝水泵→热回收系统→除铁装置→除油装置→混床→脱盐水系统

4.供热系统设计方案选择与优化4.8余热发电方案

与其它热回收方案相比，余热发电方案是最不经济的，尽量不采用。余热发电方案设计要点：台数尽量减少必需设置蒸汽旁路系统合理选择凝汽系统能力余热发电厂房总图布置时应尽量靠近热源合理选择额定排汽背压4.9减温减压方案

设计要点：

逐级减压综合正常工况、开车工况和事故工况确定减温减压器流量热备原则上不少于两台，如两台单台流量按70%冬季防冻问题设置地点应考虑管线投资问题4.供热系统设计方案选择与优化4.10燃气发电方案

燃气发电有燃气轮机发电机组和颜巴赫内燃机发电机组两种。燃气轮机发电机组适用于单台额定容量15MW以上，颜巴赫内燃机发电机组适用于15MW以下。设计要点：纯IGCC方案目前技术经济性较差，暂不宜选用，除非环保因素才予以考虑燃气发电可依据富裕的燃料气热量和气化炉备用能力确定其容量余热锅炉所产蒸汽纳入全厂蒸汽平衡，不宜直接发电，但应考虑装置开车的滞后性

各种燃机主要性能参数

“B”级燃机：简单循环出力为42MW等级、透平进气初温低于1150℃，如GE公司的PG6581B、西门子公司的SGT800；

“E”级燃机：简单循环出力为150MW等级、透平进气初温低于1205℃，如GE公司的GE9171E、西门子公司的V94.2、ALSTOM公司GT11N2和三菱公司的701D

4.供热系统设计方案选择与优化

“F”级燃机：简单循环出力为250MW等级、透平进气初温约为1315℃，如GE公司的PG9351FA、西门子公司的V94.3A、ALSTOM公司GT26和三菱公司的701F；

“H”级燃机：简单循环出力为300MW等级、透平进气初温约为1425℃，如GE的PG9391H和三菱的701G。5.蒸汽管网系统控制5.1管网压力控制

为确保蒸汽母管压力的稳定，各压力等级蒸汽母管的压力调节、控制设计，应根据进入各压力等级蒸汽母管的汽源、是否设置有汽轮机、开停车、事故时用汽热负荷发生大波动的应急处理以及其他因素，通过优化后确定，并应符合下列基本要求：

①进入各压力等级蒸汽母管的可调节主汽源的压力跟踪调节

②放空压力调节阀（自控与遥控并兼），当蒸汽系统内只有低压蒸汽母管时可不设置放空调节阀

③各压力等级蒸汽母管之间的备用减温减压装置

④母管上必须设置安全阀（安全阀宜为2~3个，整定值应有差异，排放总能力应大于本压力等级蒸汽母管最大连续供汽量）5.2管网温度控制

汽源设备的出口蒸汽温度波动范围应符合系统设计要求。6.主要设备配置和辅助系统方案选择6.1燃料煤煤质问题

校核煤种主要成分（N、S、灰分、水分）的确定和对辅助系统方案的影响

6.2烟气脱硝系统

SCR\SNCR\SCR+SNCR方案选择应考虑的因素6.3烟气脱硫系统

石灰石湿式脱硫、氨法脱硫、半干法脱硫、CFB炉内脱硫方案选择应考虑的因素

（

燃料特性、节水、防冻、防腐、脱硫剂来源）6.4锅炉给水泵配置

给水泵流量的裕量系数

备用给水泵的设置