660MW燃煤机组海水烟气脱硫技术应用

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660MW燃煤机组脱硝系统优化改造

660MW燃煤机组脱硝系统优化改造摘要：燃煤发电机组脱硝系统烟气流场均匀性对脱硝效能和催化剂寿命有重要影响，烟气流场由烟气中颗粒浓度场和速度场组成，因此，脱硝系统烟气流场优化时，应将二者作为一个整体。

文章主要对660W超超临界燃煤电厂SCR烟气脱氮流程处理优化流程进行说明，以燃煤煤种为基础，催化剂容量为依据、在燃烧方式和其他影响机组正常平稳运行工况因素未发生大范围变化的情况下，在不考虑反应器内催化剂发生大范围区域性堵塞和磨损的基础上，提出了如何处理催化剂问题、烟道规律性积灰导致脱硝效率降低，喷氨量升高，氨逃逸加剧等问题；及流程优化之后，如何解决脱硝喷氨不均匀，催化剂积灰等问题所采取措施。

关键词：660MW燃煤机组；脱硝系统；优化改造前言：随着我国环保法律越来越严，对于火电厂脱氮系统的可靠性和连续性要求越来越高。

火电厂SCR反应器出口NOx质量浓度分布不均，容易导致仪表显示反应器出口NOx质量浓度偏离烟囱排放NOx质量浓度。

此时，通常通过增加喷氨量来满足NOx排放标准，然而这必然带来氨逃逸量较大等问题。

为了在保证脱硝效率前提下减少氨气逃逸量需满足如下3点，第一，脱硝系统烟气流场均匀；第二，氨气在脱氮系统中喷射均匀且与烟气充分混合；第三，根据催化剂的效率对喷氨的各个支管阀门的开度进行有理有据的调节。

一、机组概况锅炉由哈尔滨锅炉制造有限公司设计制造的超超临界参数变压运行直流炉，采用Π型布置，单炉膛、一次再热、平衡通风、固态排渣、紧身封闭布置、联合侧煤仓、全钢构架、全悬吊结构、低NOx主燃烧器、四角切圆燃烧方式。

型号为HG-2000/28.25-HM15。

脱硝系统采用选择性催化还原法(SCR)技术，还原剂采用尿素，催化剂层数按2+1设置，设计脱硝效率≥83％，出口NOx浓度≤35mg/Nm³。

SCR反应器布置在省煤器之后空预器之前的烟道上。

催化剂最低连续运行烟温300℃、最高连续运行烟温420℃,脱硝投入条件：300-420℃。

海水烟气脱硫工艺

海水烟气脱硫工艺摘要：本文论述我国海水烟气脱硫工艺、挪威ABB 公司的flakt-hydro 海水烟气脱硫工艺以及美国Bechtel 公司的海水烟气脱硫工艺，并系统讨论海水烟气脱硫工艺的应用与发展及其优缺点。

关键词：海水烟气脱硫工艺；海水脱硫装置；环保；二氧化硫1 前言我国是一个资源生产和消费大国，然而经济的快速发展的同时加速了对燃料的需求，由燃料产生的环境问题已经越来越严重。

据国家环保部门统计，每年各种煤及各种资源冶炼产生的二氧化硫高达2158.7万吨，居世界第一位，二氧化硫排放量占世界的15.1%，由二氧化硫污染造成的酸雨面积占全国总国土面积的30%，严重影响人们的身体健康和环境，造成了难以估计的经济损失和社会危害。

因此有效地控制大气中的二氧化硫已成为刻不容缓的研究课题，高效率，高环保的脱硫技术更是成为了现阶段的环保领域关注的焦点。

2 海水烟气脱硫技术原理天然海水中含有大量的可溶性盐，其主要成分是氯化物、硫酸盐及少量的可溶性碳酸盐。

海水呈现碱性，PH 值为7．8～8．3，具有天然的酸碱缓冲能力及吸收二氧化硫的能力，海水烟气脱硫工艺技术就是利用海水的这种特性来洗涤烟气中的二氧化硫，以达到烟气净化的效果。

海水脱硫工艺主要由烟气系统、供排海水系统、海水恢复系统以及工厂必备的电气控制系统等组成。

其主要流程是:锅炉排出的烟气经除尘器后，由烟气脱硫系统(FGD 系统)增压风机送入气-气热交换器(GGH)的热侧降温以提高吸收塔内的二氧化硫吸收效率，冷却后的烟气由吸收塔地步送入，在吸收塔中与由塔顶均匀喷洒的海水（利用电厂循环冷却水）逆向充分接触混合，经过净化后的烟气，通过GGH 升温后，经由烟囱派入大气。

其脱硫流程图如图 1 所示：海水脱硫的机理如下：-++→+23222SO H O H SO (1)--→+2422322SO O SO (2) O H CO H HCO 223+→++- (3)海水在洗涤烟气的过程中，烟气中的的二氧化硫气体被海水吸收，生成亚硫酸根离子和氢离子，见反应(1)，洗涤液的PH值随着降低；同时海水中的碳酸氢根离子能与氢离子发生反应，生成水和二氧化碳，见反应(2),从而阻止或缓和洗涤液PH值的继续下降，有利于海水对二氧化硫的继续吸收；洗涤后的海水变成酸性水，经曝气池处理达标后再排放到大海，见反应(3)。

国外660MW燃煤机组APS的实施

国外660MW燃煤机组APS的实施APS(Advanced Pulverized Coal-Fired Power Plant)技术是一种国际领先的燃煤发电技术，具有高效、清洁、安全等特点，被广泛应用于世界各地的火力发电厂。

APS技术可以显著提高煤炭发电的效率，减少污染排放，降低能源消耗，是未来燃煤发电的发展方向之一。

1. 项目背景该项目是位于国外的一座规模较大的火力发电厂，原有的燃煤机组技术过时，效率低下，排放大，面临环保压力和能源消耗问题。

为了提高发电效率，降低环境污染，该火力发电厂决定引进APS技术升级其660MW燃煤机组。

2. 项目实施项目实施过程主要包括以下几个方面：技术引进、设备采购、工程建设、设备安装、调试运行等。

技术引进：火力发电厂通过与国际知名的APS技术提供商合作，引进了先进的APS技术，包括锅炉、汽轮机、发电机等关键设备和系统。

设备采购：根据项目需求，火力发电厂对锅炉、汽轮机、发电机等关键设备进行了采购，确保设备质量和性能达到设计要求。

工程建设：火力发电厂进行了设备基础的改造和扩建，对原有的汽轮机房、锅炉房等进行了改造，确保新设备的安装和运行。

设备安装：火力发电厂对引进的新设备进行了安装和调试工作，确保设备能够正常运行。

调试运行：火力发电厂进行了设备的调试和运行，对APS技术进行了测试和验证，确保技术能够达到设计指标。

3. 项目成果通过引进APS技术的实施，火力发电厂取得了一些显著的成果：提高发电效率：APS技术的应用使660MW燃煤机组的发电效率得到显著提高，大大降低了单位发电量的煤耗和排放量。

减少环境污染：APS技术的应用使火力发电厂的污染排放得到了减少，提高了环保水平，符合当地的环保要求。

降低能源消耗：APS技术的应用使火力发电厂的能源消耗得到了降低，提高了资源利用效率，减少了成本支出。

4. 项目经验在660MW燃煤机组APS技术的实施过程中，火力发电厂积累了一些宝贵的经验和教训。

CFB—FGD在660MW燃煤电站锅炉烟气净化中的应用

站锅炉。能邯峰电厂在对这两台机组进行脱硫改华造时，考虑到采用传统的石灰石／膏湿法脱硫工石
艺，必须对原有的电除尘器进行大规模的改造。但
的变化，在锅炉负荷调整时脱硫装置有良好的、适
宜的调节特性。脱硫系统既可以二套脱硫除尘装置
同时运行，足全负荷下全烟气脱硫的要求，满同时也允许锅炉低负荷时单塔（即只投入一台脱硫除尘
赖毅强（福建龙净环保股份有限公司福建龙岩３４０）６００
摘要：通过循环流化床干法烟气脱硫（Ｆ — Ｇ）尘一体化装置在邯峰电厂２６０ＣＢＦＤ除ｘ６ＭＷ机组
脱硫技改工程中的成功投运，详细介绍了ＣＢＦＤ技术的工艺特点和运行情况，Ｆ—Ｇ为大型燃煤电站锅炉烟气净化和节能环保开拓了一条全新的工艺路线。关键词：循环流化床干法烟气脱硫；脱硫除尘一体化；节能环保；６ＭＷ燃煤电站６０中图分类号：７１Ｘ０文献标识码：Ａ文章编号：６３４２（１）２Ｏ４ — ４１７ — ６９２００一Ｏ０００循环流化床干法烟气脱硫工艺（Ｆ — Ｇ）ＣＢＦＤ是国内外研究最多的、应用最广常好的技术经济性［４３】 ’。经过ｌ２个月的紧张设计、工，能邯峰电厂施华
２６０Ｗ机组烟气循环流化床干法脱硫装置于ｘ６Ｍ
（）１在燃用脱硫设计煤种（份Ｓｒ为１％）硫ａｔ．条５件下，脱硫保证效率 ≥９％，１在燃用脱硫校核煤种

(脱硫专业)660MW运行反措及预案

2×660MW机组（脱硫除灰专业部分）运行反措及预案目录2、吸收塔亚硫酸根高 (3)3、吸收塔浆液起泡 (4)4、工艺水中断 (4)5、脱硫系统防止脱硫效率低于90％的预防措施 (5)6、脱硫效率低于90％时应急处理预案 (6)7、热控盘电源中断 (7)2、吸收塔亚硫酸根高2.1后果1)石膏浆液呈黏糊状，无法脱水，且造成滤布堵塞；2)吸收塔氧化反应困难，脱硫效率下降，严重时FGD系统无法运行。

2.2现象1)石膏浆液呈黏糊状，无法脱水；2)脱硫效率降低。

2.3原因1)FGD入口SO2浓度过高；2)氧化风管堵塞，或氧化风喷管脱落；3)氧化风机出力不够；4)PH值过高运行。

2.4处理1)若FGD入口SO2浓度过高，联系值长，增加循环泵运行或机组降负荷，降PH值至5.0左右运行；2)运行中风机出力不够，联系检修处理，启备用氧化风机；3)调整PH值在正常范围内运行。

4)亚硫酸根过高、氧化风管堵塞、氧化风喷管脱落，一时处理不好，申请停炉，保持氧化风机运行，将吸收塔亚硫酸钙氧化为硫酸钙。

2.5防范措施1)操作员认真监盘，将PH值控制在正常范围内，加强对氧化风机参数监视；2)FGD入口SO2浓度过高时，及时调整脱硫运行工况；3)按时巡检氧化风机，发现缺陷尽快联系检修处理；4)化验人员及时化验，为操作员提供准确数据。

3、吸收塔浆液起泡3.1后果造成系统外排水增大，工艺水补水量增大，石膏浆液浓度不上涨。

3.2现象1)DCS上液位指示未达到溢流值而就地溢流大；2)溢流出来的浆液带有很多泡沫。

3.3原因1)锅炉投油，进吸收塔的烟气含杂质多；2)电除尘器故障，除尘效率低，FGD入口烟尘浓度高；3)工艺水水质不合格；4)石灰石杂质多。

3.4处理1)将溢流浆液打至事故浆液箱；2)若吸收塔浓度较高，加强脱水，以置换浆液；3)加快电除尘器故障处理，降低FGD入口含尘浓度；3.5防范措施1)电除尘器故障及时消缺；2)加强工艺水及石灰石成份的化验。

国外660MW燃煤机组APS的实施

国外660MW燃煤机组APS的实施燃煤发电是目前世界上主要的电力生产方式之一。

在国外，特别是在一些发展中国家，660MW燃煤机组的实施已经成为一种常见的趋势。

这种机组的实施对于能源的供应和经济的发展都有着重要的意义。

660MW燃煤机组是一种大型的发电设备，其设计容量为660兆瓦。

根据国际上的标准，这种机组被广泛应用于各种电力工程中。

相比起其他类型的发电机组，660MW燃煤机组具有诸多优势。

660MW燃煤机组具有较高的发电效率。

这种机组的热效率可以达到43%以上，比起传统的300MW机组提高了10%以上。

这意味着在同样的燃煤量下，660MW燃煤机组所产生的电力更多，能够更好地满足国家和地区的用电需求。

660MW燃煤机组的投资成本相对较低。

相比起其他类型的发电机组，660MW机组的投资成本要低很多。

这主要是因为660MW机组的设计标准较为统一，可以大批量生产，从而降低了生产成本。

660MW机组还可以通过技术改造来提高效率，进一步降低成本。

660MW燃煤机组具有较高的安全性和稳定性。

这种机组的运行稳定性较好，不仅能够适应各种负荷变化，还能够保证电网的稳定运行。

这对于国外一些电力供应紧张的地区来说至关重要。

在660MW燃煤机组的实施过程中，国外的一些发展中国家采取了一系列措施来推动项目的顺利进行。

政府给予了大力支持，提供了必要的政策支持和经济资金支持。

这些国家加大了对于技术改造和煤矿建设的投入，提高了燃煤机组的供应能力。

还加强了环保监管，采取了一系列的环保措施来减少燃煤机组对环境的影响。

660MW燃煤机组的实施对国外发展中国家的能源供应和经济发展有着重要的意义。

通过实施这种机组，不仅能够满足日益增长的电力需求，还能够促进国家和地区的工业发展。

采取相应的环保措施，可以降低机组对环境的影响，保护环境的可持续发展。

景德镇发电厂2×660MW机组脱硫系统运行优化

ｃｉｒｃｕｌａｔｉｎｇｐｍｐｕｔｈｒｏｕｇｈｏｘｉｄａｔｉｏｎｏｐｔｉｍａｌａｄｊｕｓｔｍｅｎｔｏｆｔｈｅｆｎａｎｄａｔｈｅｌａｕｎｃｈｏｆａｓｅｒｉｅｓｏｆｓｍａｌｌｔａｒｇｅｓｔｒａｃｅａｄｊｕｓｍｅｔｎｔｓ，
ｉｎｃｒｅａｓｅｄ，ｂｕｔｈｅｔｃｕｒｒｅｎｔｅｎｖｉｒｏｎｍｅｎａｌｔｐｏｌｉｃｙｒｅｑｕｉｒｅｓｉｎｃｒｅａｓｉｎｇｌｙｈｉｇｈｒｅｑｕｉｒｅｍｅｎｓｔｆｏｒｈｅｔｐｏｗｅｒｐｌａｎｔｌｆｕｅｇａｓ
ｄｅｓｕｌｆｕｒｉｚａｔｉｏｎｍｕｓｔｂｅｉｍｐｌｅｍｅｎｔｅｄｆｕｌｌｙ，ＳＯｈｅｔｗｅｔｌｆｕｅｇａｓｄｅｓｕｌｆｕｒｉｚａｔｉｏｎｅｎｖｉｒｏｍｅｎｎｔａｌｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ（ＦＧＤ）ｉｓｗｉｄｅｌｙｕｓｅｄ
ｉｎｌａｒｇｅａｎｄｍｅｄｉｕｍ－ｓｉｚｅｄｐｏｗｅｒｐｌｎｔａｓ．Ｗｉｈｔｔｈｅｉｎｃｒｅａｓｎｇｉｄｅｓｕｌｆｕｒｉｚａｔｉｏｎｓｙｓｔｅｍ，ｈｅｔｓｙｓｔｅｍｐｏｗｅｒｃｏｎｓｍｐｕｔｉｏｎｉｓａｌｓｏｉｎｃｒｅａｓｎｇｉ．ｄｅｓｕｌｆｕｒｉｚａｔｉｏｎｓｙｓｔｅｍｐｏｗｅｒｒａｔｅｏｆ６６０ＭＷｕｎｉｔｓｉｓａｂｏｕｔ０．７％．Ｊｎｇｉｄｅｚｈｅｎｐｏｗｅｒｐｌｎｔａｄｅｓｕｌｆｕｒｉｚａｔｉｏｎｓｙｓｅｍｔ

660MW机组湿法脱硫无旁路烟道系统设计及运行实践

建设２×６０Ｍｗ超超临界燃煤机组，＃６１机组已于２１００年１２月３１日一次顺利通过 “ ６ ”试运行。１８ｈ
能源，服务社会公众 ” 的企业理念， “ 城进郊 ” 退
异地建设本工程，并取消了石灰石一石膏湿法脱硫
系统（称钙基湿法ＦＤ烟道旁路，与其他兄弟下Ｇ）
单位一道同步开创了在国内６０Ｍｗ等级机组上取０
消ＦＤ烟道旁路技术推广应用的先例。从＃机组Ｇ１
综合论述
能源研究与管理２１（）０１１
６０６ＭＷ机组湿法脱硫无旁路烟道系统设计及运行实践
任德清，曾名胜，段宏波
（１中国电力投资集团公司江西分公司，南昌３００；３０６
２江西景德镇发电厂，江西景德镇３３０）３００
ｂｐｓ．ｙａｓＫｅｗｏｒ：ｔｓｆｒｚｔｎｓｓｅ；ｐａｓｆｕｄｓｇｏｅａｉｎｙｄｓｗｅｕｌｕｉａｉｙｔｍｂｙｓｅ；ｅｉｎ；ｐｒｔｏｄｅｏｌ
引言
江西景德镇发电厂 “ 大压小 ”扩建Ｔ程本期上
摘要：我围以燃煤发电为主的现状在短期内还难以改变，控制Ｓ放是社会和经济可持续发展的迫切要求。介Ｏ排
绍了江西景德镇发电厂 “ 大压小 ” 扩建ｆ２× ６超超临界燃煤机组石灰石一石膏湿法脱硫系统取消烟气上程６０ＭＷ

“两机一塔、五塔合一”首次在660MW机组应用及经济性分析

“两机一塔、五塔合一”首次在 660MW机组应用及经济性分析［摘要］针对内蒙古某2×660MW超超临界间接空冷机组，从项目的气候特点、综合考虑煤价、厂用电率、供电煤耗、占地等因素，对间接空冷塔、脱硫塔、湿式电除尘塔、烟气提水塔、排烟塔五塔进行了方案比较及优化，最终选用“两机一塔、五塔合一”布置方式，该布置方式可大幅降低工程造价，SCAL型式的两机一塔方案比一机一塔方案节省1578万元，烟囱建设可节省3790万元，除去脱硫等设备增加的费用，本项目2×660MW 机组采用“两机一塔，烟塔合一”方案，相比“一机一塔+烟囱”布置方案共计节约投资4812万元。

两机一塔方案散热器采用双层布置，上下两层分设供水母管，减小了系统水阻，年维修费用减少约45万元，年运行费用减少约107万元。

烟气提水塔投入运行后，可满足全厂零补水，减少电厂供水量120万吨/年，按水资源成本5.4元/吨计，可节约工艺水成本648万元/年。

［关键词］两机一塔、五塔合一、间接空冷塔、烟气提水、优化［中图分类号］TK09 ［文献标识码］AThe first application and economic analysis of "two units, onetower and five towers in one" in 660MW unitZHANG Weibin(Shenhua shengli power plant,xilinhaote 026000)Abstract: Aiming at a 2660mw ultra-supercritical indirect air-cooling unit in Inner Mongolia, from the climatic characteristics ofthe project, comprehensive consideration is given to such factors as coal price, plant power consumption, coal consumption for power supply,land occupation, etc. , the five towers of Indirect Air Cooling Tower, Desulfurization Tower, wet electrostatic precipitator, flue gas waterlift tower and smoke exhaust tower are compared and optimized, the SCAL type scheme of two engines and one tower can save 15.78 million yuan compared with the scheme of one engine and one tower, and the chimney construction can save 37.9 million yuan, the 2660MW unit ofthis project adopts the scheme of "two machines, one tower and one smoke tower in one" , which saves 48.12 million yuan compared with the scheme of "one machine, one tower and chimney" . The radiator of thetwo-machine and one-tower scheme is arranged in double layers, and the upper and lower layers are provided with jellyfish pipes respectively, which reduces the water resistance of the system, reduces the annual maintenance cost by about 450,000 yuan and the annual operation costby about 1.07 million yuan. When the flue gas water lift tower is put into operation, it can meet the needs of zero water supply, reduce the water supply of power plant by 1.2 million tons per year, and save the process water cost by 6.48 million yuan per year at 5.4 yuan per tonof water resource cost.Key words: Two planes of one tower,Five towers in one,Indirect Air Cooling Tower, water extraction from flue gas, optimization近年来，随着国家实行有利于节能和环境保护的产业政策，限制发展高耗能、高污染行业，发展节能环保型产业，鼓励、支持节能科学技术的研究、开发、示范和推广。

660 MW级燃煤电厂“三塔合一”技术简析

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一、＼
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图２总平面布置
２．３对脱硫设备及控制仪表性能的要求
在系统运行时，冷却塔内环境温度较高，尤其是
夏季，极端温度达６５℃ ，空气湿度较大并具有一定酸性，加之检修不方便，因此布置在冷却塔内的吸收
摘
ｌＯ００１０）
要：分析了采用 “ 三塔合一” 技术电厂与常规燃煤电厂的区别，总结了采用 “ 三塔合一” 技术电厂的特点，结合工程实
践提出“ 三塔合一 ” 技术在电厂设计上的一些要求和应注意的问题。
关键词：三塔合一；湿法脱硫；间接空冷塔
一
” 改为“ 三塔合一” ，更加合理地利用空间，节省占
采用 “ 三塔合一 ” 技术是因为对烟气的品质有了
图１原则性系统流程
地面积。
更高的要求，随着ＧＢ１３２２３－２０１１￣火电厂大气污染物排放标准》的颁布，我国提高了对烟气中污染物排
湿法烟气脱硫工艺，１台锅炉配１台自然通风冷却塔，将脱硫吸收塔布置在海勒式空冷塔内，脱硫后烟气直接从吸收塔顶部排放，烟气脱硫系统不设置旁路，无烟气换热器（ＧＧＨ），无增压风机，脱硫系统与主机系统同时运行。全厂原则性系统流程如图１
按被冷却介质是否与空气接触，冷却塔分为湿

浅谈660MW超临界燃煤机组SCR法烟气脱硝系统控制策略

一
省煤器出口处被分为两路，并行经过氨喷射格栅，与氨气混合后，经导流板、整流器进入两个ＳＣＲ反应器中，在催化剂的活性下，烟气中ＮＯ与氨气进行反应，反应后的烟气经回转式空气预热器、静电除尘器、引风机与脱硫系统装置，最后系统控制手段
２．１氨液的压力与加热蒸汽的温度控制
在氨系统投入正常的使用和运行后，通过自动调节液氨蒸发器入口蒸汽阀门开度，将氨气的出口温度控制在４０ ℃上下，设置成为单回路结构进行控制。通过蒸发器的氨液入口调节控制氨气的出口压力，并设置为单回路控制技术。管理者应该考虑到实际中的变负荷时氨气的流量可能变化较大，但是为维持其压力的稳定，应该在控制回路中加上流量的１ＳＣＲ法烟气脱硝系统的总体设计方案指令信号，做好前馈提示，这样才能够有效地实现优先调节压力的结构，１．１ＳＣＲ法烟气脱硝系统工艺的根本原理ＳＣＲ法烟气脱硝系统采用的是选择性催化还原技术，其工艺手段所完善了其后期的氨流量工艺控制技术。．２氨气的流量与出口的ＮＯ浓度控制技术运用的脱硝技术主要是利用了催化还原的反应原理，很好地促使了污染２ＳＣＲ法烟气脱硝系统控制手段运用了ＮＨＪＮＯ摩尔比提供所需要烟气中的ＮＯ被大幅度净化的工艺手段。ＳＣＲ法烟气脱硝系统工艺的基Ｏ浓度与烟气流量的乘积产生ＮＯ流量信本使用原理主要为以下几个方面：其在催化剂的作用下，能够向温度约的氨气的流量，烟气进口Ｎ此信号乘上所需ＮＨ３／ＮＯ摩尔比得到基本氨气流量信号，出口的ＮＯ为２８０～４２０ ℃的污染烟气中喷射氨成分，从而将ＮＯ还原成Ｎ和Ｈ２０无号，浓度控制和ＮＨ逃逸率对ＮＨＪＮＯ摩尔比进行修正并且参与控制技术，害物质进行排放。最终就能够得到氨气流量的目标规定值。使用了ＳＣＲ法烟气脱硝系统控１．２ＳＣＲ法烟气脱硝系统的基本装置制手段所计算而得出的氨气需求量信号通过控制氨气的气阀开度，以实１．２．１液氨储存、制备、供应现脱硝的自动控制技术。ＳＣＲ法烟气脱硝系统的装置主要是运用还原剂一液氨（纯度一般为

脱硫脱硝案例

石膏库容量类型真空带式过滤器数量石膏含水率
3,000 m3 后进先出 (Eurosilo) 1 x 100% < 10%
一般设计参数
FGD 以含硫量为1.5%的煤设计的。工作状况下SOX 入口浓度为3,500 mg/m3(标态)审批部门的要求除NOX、 CO 等也对SOX和粉尘的最大排放量作了要求。粉尘 20 mg/m3标态. SOX 200 mg/m3标态. 要求在烟囱中采用连续的排放测量法，此测量法必须配备单独的计算机，以便把所测数据换算为（标态）值，要求对所有排放数据进行连续的记录，测量的参数如下：粉尘、SO2、NOX、O2、温度、压力。
1.FGD 系统
由于使用俄罗斯的煤（氯含量很低），循环中不能获得所需的氯的含量。因此在处理过程中将无废水外排。额外的氯通过利用海水作为补给水获得。碳酸钙粉贮存在库中，碳酸钙干粉通过-气力运输和喷射系统直接送入吸收池。除了大的吸收循环泵，所有的泵都为一用一备，一旦出现故障，自动控制系统就会转向备用的系统。在停运后，所有运输石膏和石灰乳的管道和泵将会自动得到冲洗和排干。在维护时期，设计为能容纳系统（吸收塔、管道，冲洗水）全部液体的废水罐能容纳石膏浆，在重新启动之前浆液将被打回吸收塔。在再次试运转后，包含的石膏晶体将立即作为晶核，这样避免了堵塞和堵漏的运行问题。
厂商alphalaval类型m2气体流速55喷嘴数量180每个喷嘴的流量122m3h100流量7350m3h压头80000pa出口温度100熄火温度50功率损耗219kw循环泵一个吸收塔的数据数量类型离心泵流量7350m3h压头根据到喷嘴的距离有所不同功率损耗1250kw最大泵身材料14517叶轮材料14424投资成本和运行费用于一个完全配齐所有的环境保护设斲的新建的电厂装设fgd的投资成本占全部投资成本的79返个数字包括所有的工秳费用也包含土建所必需的费用

660MW火力发电厂石灰石灰石—石膏法脱硫技术分析

660MW火力发电厂石灰/石灰石—石膏法脱硫技术分析引言近年来，环保成了当今社会最热门的话题，身边的空气受到污染就会通过呼吸系统进入人的身体，使人的呼吸系统以及整体的健康状况受到影响。

因此，在环境治理方面，相关的学者和专家投入了大量精力在大气污染的防治工作中。

1 石灰石-石膏法脱硫的工作原理采用石灰石或石灰作为脱硫吸收剂，石灰石经破碎磨细成粉状与水混合搅拌成吸收浆液，当石灰为吸收剂时，石灰粉经消化处理后加水制成吸收剂浆液。

在吸收塔内，吸收浆液与烟气混合，烟气中的二氧化硫与浆液中的碳酸钙以及鼓入的氧化空气进行化学反应被脱除，最终反应产物为石膏。

在脱硫过程中，主要起作用的是石灰石，其与废气中的二氧化硫反应，最终生成亚硫酸氢钙；然后亚硫酸钙和亚硫酸氢钙与氧气反应最终生成石膏（CaSO4·2H2O）。

当完成脱硫和氧化过程后，吸收塔会将石膏浆液排出，排出的浆液再经过浓缩、脱水，从而达到含水量小于10%的标准，再送运至储存库，而具体的处理手段因每个火电厂的实际情况而不同，经过脱硫处理的烟气仍然不能直接排放，还要经过除雾器进行除雾，通过火电厂的烟囱排出。

2 脱硫石膏技术中出现的问题2.1石膏浆液质量石膏质量直接取决于石膏浆液质量。

石膏浆液质量的首要指标为石膏纯度，主要由石膏浆液中硫酸盐含量决定。

石灰石利用率反映了石灰石与二氧化硫反应生成硫酸盐的效率，衡量指标为石膏浆液中碳酸盐含量。

脱硫系统运行时，应控制碳酸盐含量低于3%，保证脱硫系统安全运行。

2.2 石灰石化学成分石灰石化学成分影响脱硫石膏品质。

天然石灰石一般都含有少量的硅、铝、镁、铁等杂质，湿法脱硫工艺在设计时，除要求石灰石品质满足表1所示指标外，还要求石灰石中SiO2含量不高于4%，铁铝氧化物含量不高于1.5%。

2.3 粒径石灰石颗粒大小和表面积既影响脱硫性能，又影响脱硫石膏质量。

石灰石粒径过大，不易溶解，在接触反应过程中，需要的pH值低，但低pH值既降低脱硫效率，又影响石膏浆液质量。

660MW机组烟气循环流化床干法脱硫塔入口气流分布的试验研究

自２０世纪８０年代开发烟气循环流化床干法脱硫（Ｆ－ＦＤ）术以来，气循环流化床干法脱ＣＢＧ技烟硫在电力、钢铁、垃圾焚烧等行业的烟气净化中得到广泛应用，目前最大应用机组达到６０６ＭＷ机组，成为继石灰石／膏湿法之后一种技术、石经济较好的大
ｉａｒｅｔｐｅｒｉｏｎｄｉｏｎｓｗａｓｓｕｅｄｉｄｅａｉｕｎｈｅｃｎｖｉｙｏａｔｎｇｃｔｉｔｄｉｎｔｌｓｉｇｔｏｎｃｅｐｔｏｉｅｇｕｌｉｅｌｃｉｓｒｂｕｉｆｒｒａｒｔｏｆｖｏｔｄｉｔｉｔｏｎ．ＴｈｅｙｙｅｘｐｉｅｎｔｔｄｙｉｉａｔｈａｈｕｆｍｉｓｄｉｒｅｒｍａｌｓｕｎｄｃｅｄｔｔｔｅｎｉｏｒｔｏｆｇａｓｔｉｉｙｂｕｔｏｎｗａｓａｃｈｉｅｄｎｔｅＶｅｎｔｉｔｅｖｉｈｕｒｕｂｅａｎｄｒｃｔｅａｏｒ
２１００年２月 Fra bibliotek电力科
技与环保
第２６卷第ｌ期
６０６ＭＷ机组烟气循流化床干法脱硫塔环入口气流分布的试验研究
Ｅｘｅｉｅｔｌｓｕｙｆｒｇｓｄｓｒｂｔｎｏｅｕｆｒｚｔｏｏｒｉｌｔｆｒ６０ＭＷｎｔｐｒｍｎａｔｄｏａｉｔｉｕｉｆｄｓｌｕｉａｉｎｔｗｅｎｅｏ０ｏｕｉｓ
ｓｃｉｎｏＢ —ＦｅｔｆＣＦｏＧＤａｓｒｅｈｏｇｈｅｓｎｂｅｇｉｉｇｄｖｃｎｉｌｔｌｅｂｏｂｒｔｒｕｈｔｅｒａｏａｌｕｄｎｅｉｅｉｎｅｕ．Ｔｅｓｕｙｏｆｒｄｔｅｒｆｒｆｈｔｄｆｅｈｅｅ — ｅｅｃｏｒｈａｉｒｕｉｎｏｃｌｇ—ｕｆｒｅｕｆｒａｉｎｔｃｎｌｇ．ｎｅｆｅｇｓｄｓｉｔｆｓａｉｔｔｂｏｎｐｏｙｄｓｌｉｔｅｈｏｏｙｄｕｚｏ

660MW机组SCR法烟气脱硝控制策略分析

流程如图１所示。ＳＣＲ法是指在催化剂及氧气存在的条件下，ＮＯ还原成无害的Ｎ和Ｈ２０。我国首例ＳＣＲ脱硝工程于１９９９
自动报警、系统辅机程序启停等功能。当系统出现故障时，可以利脱硝系统ＳＣＲ区及氨区监控的所有显示器画面（包括模
道，引发气管、肺的慢性中毒；形成酸雨，地表水酸
化，富营养化；形成光化学烟雾，当氮氧化物与碳氢化物共存于空气中时，经阳光紫外线照射，发生
光化学反应产生光化学烟雾，它是一种有毒性的
二次污染物，其产生的温室效应约是ＣＯ：的
６ＮＯ２＋８ＮＨ３ — ＋７Ｎ２＋１２Ｈ２０；ＮＯ＋４ＮＨ３ — ＋６Ｈ２Ｏ＋５Ｎ２。
功能。沧东公司二期ＤＣＳ控制系统，使用的是南京西门子公司
ＳＰＰＡ — Ｔ３０００控制系统，该系统是基于Ｗｉｎｄｏｗｓ操作系统开发
效率较高，可达８０％￣９０％，但ＳＣＲ脱硝技术投资和运营成本ＤＣＳ操作员站上，实现对脱硝工艺系统进行远方监视和控制的
相对较高。其基本的反应方程式为：４ＮＯ＋４ＮＨ３＋０２ —４Ｎ２＋６ＨＯ；
声波吹灰系统）的控制均纳入ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ机组ＤＣＳ，能实现以ＤＣＳ操作员
１ＳＣＲ烟气脱硝系统工艺流程
１．１选择性催化还原（ＳＣＲ）脱硝技术

660MW机组脱硫系统对机组主体运行影响的试验研究

正常运行会产生怎样的影响？为了掌握ＦＤ烟气系口后烟道引出的烟气，Ｇ经进口挡板并通过１台１００％统在旁路挡板关闭的状态下，增压风机（Ｕ）口压容量的动叶可调轴流式增压风机升压，过ＧＨ降ＢＦ入经Ｇ
力与机组炉膛压力变化的规律，验证ＦＤ通入１０Ｇ０％温后进入吸收塔，涤脱硫后的净烟气通过ＧＨ升洗Ｇ烟气的脱硫特性，同时掌握旁路挡板半关、全关闭、温后经出口挡板进入烟囱。当烟气脱硫入口温度超完快开以及增压风机跳闸情况下对机组炉膛负压扰动过１０ｃ或ＦＤ系统故障跳闸时，路挡板门迅速６ｃＧ旁的影响，作者对沙角Ｃ电厂３机组进行了相关试验，开启，出口烟气挡板关闭，气则经旁路挡板直进／烟取得了许多重要的试验数据和试验结果。接排到烟囱。脱硫系统正常运行时，过调节增压通
ＡｂｔａｔＴｅａｔｃｅｉｔｄｃｓｔｅｉｆｕｎｅｏＧｓｓｅｎｔｅｏｅａｉｎｏｏｅｌｎｈｎｂｐｓａｆｏｓｒｃ：ｈｒｌｎｒｕｅｈｎｅｃｆＦＤｙｔｍｏｈｐｒｔｆｐｗｒｐａｔｅｙａｓｂｆｅｌ— ｉｏｌｏａｗｌ
Ｋｅｒｓｆｅｇｓｄｓｌｒａｉｎｙａｓｂｆｅ；ｆｒａｅｐｅｓｒｙｗｏｄ：ｕａｅｕｆｉｔ；ｂｐｓａｆｌｕｚｏｌｕｎｃｒｓｕｅ

国外660MW燃煤机组APS的实施

国外660MW燃煤机组APS的实施近年来，燃煤机组在国外的应用越来越广泛，其中660MW燃煤机组是其中的代表之一。

APS（Advanced Pulverised Coal-Fired Power Plant）是一种先进的煤粉燃烧发电技术，具有高效、环保等优点，得到了越来越多国家和地区的认可和应用。

本文将重点介绍国外660MW燃煤机组APS的实施情况。

从技术角度来看，660MW燃煤机组APS技术集成了多种先进的技术，具有高效、低排放等特点。

采用了先进的锅炉、汽轮机、发电机等设备，整个机组的热效率、发电效率都极大提高。

APS技术还采用了先进的煤粉燃烧技术，通过优化燃烧、烟气处理等措施，使得排放物减少，环保性能大幅提升。

从实施角度来看，660MW燃煤机组APS的实施需要充分考虑当地的资源、环境和政策等因素。

在一些国家，政府可能会出台各种政策来鼓励或限制燃煤发电，因此在实施APS技术时需要仔细研究当地的政策法规，以免造成不必要的风险。

还需要考虑当地的煤炭资源储量和质量、用电需求等因素，从而确定是否适合引进660MW燃煤机组APS技术。

从运营角度来看，660MW燃煤机组APS技术的实施需要建立完善的运营管理体系。

这包括对设备的日常维护保养、安全管理、环境保护等各个方面的管理。

还需要建立健全的监测评估体系，及时了解设备运行状况、排放情况等信息，以便及时调整设备运行参数，保证机组的正常运行。

从效益角度来看，660MW燃煤机组APS技术实施后能够带来巨大的经济效益和环境效益。

660MW燃煤机组APS技术的高效率能够大幅度降低单位发电成本，提高发电厂的经济效益。

APS技术的低排放性能能够减少大气污染物的排放，减少环境污染，对于改善当地的空气质量、保护环境都具有积极的意义。

国外660MW燃煤机组APS的实施是一项复杂的系统工程，需要综合考虑技术、政策、资源、环境、运营等多个方面的因素。

只有在充分做好各项准备工作的基础上，才能够确保660MW燃煤机组APS技术的顺利实施，并取得良好的经济效益和环境效益。

国外660MW燃煤机组APS的实施

国外660MW燃煤机组APS的实施随着全球能源需求不断增长，燃煤发电已成为许多国家主要的能源供应方式之一。

为满足这一需求，许多国家选择采用现代化、高效率的燃煤机组来进行发电。

660MW燃煤机组是一种常见的选择，它具有较大的发电容量和高效率。

本文将介绍一种国外660MW燃煤机组APS的实施情况，以及其在能源供应中的作用。

APS（Advanced Power System）是一种高效、环保的燃煤发电技术，它能够在减少排放的同时提高发电效率。

APS使用超临界压力锅炉和超临界蒸汽轮机，通过提高煤燃烧的温度和压力，从而提高发电效率。

与传统的燃煤发电相比，APS具有更低的排放量和更高的能源利用率，因此受到了许多国家的青睐。

在国外，许多国家已经开始实施660MW燃煤机组APS项目。

这些项目通常由政府或能源公司发起，并得到了相应的资金支持。

在项目的实施过程中，需要进行设备采购、工程建设和技术改造等工作。

设备采购是项目的重要环节之一，因为高效的燃煤机组和先进的燃烧技术是实施APS项目的关键。

工程建设和技术改造也需要经过精心的规划和实施，以确保项目能够在预定的时间内完成并达到预期的效果。

一旦660MW燃煤机组APS项目完成并投入运营，它将对能源供应和环境保护产生重要的影响。

APS项目将大大提高当地的发电能力，可以满足日益增长的能源需求。

尤其是在工业化程度较高的地区，660MW燃煤机组能够提供充足的电力供应，支持当地的工业生产和生活需求。

与此APS项目还能够减少燃煤发电对环境的不良影响。

由于APS具有更高的能源利用率和更低的排放量，它能够降低燃煤发电对大气和水质的污染，保护当地的生态环境。

660MW燃煤机组APS项目还能够带动当地的经济发展。

在项目的实施过程中，需要大量的人力和物力投入，这将创造就业机会、促进基础设施建设和引进先进的技术。

随着项目的投产，当地的电力供应能力将得到提升，这将为当地企业的发展提供更为稳定和可靠的能源保障。

国外660MW燃煤机组APS的实施

国外660MW燃煤机组APS的实施一、APS系统的优势APS系统的主要优势体现在以下几个方面：1. 提高电厂的效率APS系统通过提高燃煤机组的热效率，使得单位燃煤能够转化为更多的电能，从而提高了电厂的整体效率。

采用APS系统后，燃煤机组的热效率可以提高至40%以上，相比传统的燃煤机组有较大的提升空间。

2. 减少环境排放APS系统通过引入先进的脱硫、脱氮、脱灰等环保设备，实现了燃煤电厂排放标准的大幅下降。

尤其是对于二氧化硫、氮氧化物、颗粒物等有害物质的排放控制，APS系统有着明显的优势。

3. 增加电厂的灵活性APS系统通过引入先进的控制系统和调度技术，使得燃煤机组在电力系统中具有更高的灵活性。

可以根据电网调度的需求，快速调整燃煤机组的输出功率，实现对电网的快速响应，提高了电网的稳定性和可靠性。

近年来，国外各大发达国家纷纷将APS系统应用于660MW燃煤机组，取得了显著的经济和环保效果。

以下以美国、日本和德国为例，就这几个国家的660MW燃煤机组APS的实施情况进行详细介绍。

1. 美国美国作为煤炭资源丰富的国家，燃煤电厂占据了其发电结构的重要地位。

近年来，随着对环保要求的不断加大，美国的燃煤电厂纷纷引入APS系统，以降低排放、提高效率。

目前，美国已经有多家660MW燃煤机组实施了APS系统，取得了良好的经济和环保效果。

从国外各国的实施情况可以看出，660MW燃煤机组APS系统的实施在提高电厂效率、减少环境排放、增加灵活性等方面均取得了明显的效果，为我国燃煤电厂的装备更新和技术改造提供了宝贵的经验和启示。

我国在煤炭资源的开发和利用方面具有独特的优势，燃煤电厂在我国的发电结构中占有重要地位。

引入APS系统，提高燃煤机组的效率和降低排放，对于我国的能源结构调整和环保需求具有十分重要的意义。

APS系统的实施需要充分利用现代技术手段，引入先进的装备和控制系统，这对于推动我国装备制造业的发展和技术升级具有重要意义。

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660MW燃煤机组海水烟气脱硫技术应用
摘要：海水烟气脱硫采用海水作为吸收剂，不需要使用石膏等其他化学产品，
具有技术成熟、系统简单、运行成本低、不污染环境等特别。

本文对海水脱硫中
国技术、脱硫工艺进行了简要分析。

关键词：海水脱硫；曝气；喷淋吸收塔
1.电厂概述
为满足越南经济发展的电力需求，建设越南沿海二期2×660MW燃煤电厂。

机组燃煤含硫量分别为：0.53％，烟气 SO2 浓度约为 1261mg/Nm3。

为满足当地
环保要求，烟囱出口 SO2 浓度200mg/Nm3（越南环保要求SO2 浓度低于
300mg/Nm3），需同步建设烟气脱硫装置。

脱硫效率≥90％，烟气脱硫采用海水
脱硫工艺，海水脱硫用水来自机组凝汽器排水，HCO3—浓度为78mg/L，PH值为6.98。

越南环保要求海水排放指标：PH值6-9，溶解氧DO>3mg/L，∆COD<6mg/L。

海水脱硫用水来自机组凝汽器排水。

2.设计基础数据及主要设计原则
2.1 设计基础数据
2.2 吸收剂品质
吸收剂采用海水，来自机组凝汽器排水，其主要水质指标如下：
2.3 烟囱出口排放指标
2.4 海水排放标准
脱硫后的海水经曝气处理后水质满足越南环保标准（QCVN 40∶2011/BTNMT）排放，主要水质指标为：
2.5 主要设计原则
（1）本工程脱硫装置采用海水法脱硫工艺，全烟气脱硫，脱硫效率按≥90％
设计，烟囱入口烟气 SO2 浓度低于 200mg/Nm3（干基，6％O2），满足越南环保
排放标准要求（SO2 浓度低于 300mg/Nm3）。

（2）现阶段海水法脱硫工艺按国内自主技术设计，吸收塔型式按喷淋塔考虑，每台炉设置一座喷淋吸收塔，喷淋层按 3 层设计。

（3）烟气系统设置旁路烟道，单独设置脱硫增压风机，设置GGH。

烟囱入
口烟气温度按 78℃考虑。

（4）吸收剂采用海水，脱硫后海水经曝气处理达标后排放。

现阶段海水恢复
系统按每台炉设置 1 个曝气池和 2 台曝气风机考虑。

2.6 脱硫工艺部分设计接口
脱硫烟道：进、出口分界均在引风机出口至烟囱入口的水平烟道上。

海水渠或涵：进、出口分界均在曝气池外 1m 处。

脱硫工艺管道：工艺水管道、冷却水供回水管道、仪用及杂用压缩空气管道
等与主体的相应管道接口在脱硫区域外 1 米处。

3.吸收剂供应和脱硫副产物处置情况
3.1 吸收剂供应
海水脱硫用水来自机组凝汽器排水，单台机组海水排水量约29.57m3/s。

3.2 脱硫副产物处置
海水脱硫后的副产物为酸性海水，经曝气处理达标后排放。

4.脱硫工艺系统
本工程脱硫装置采用海水法烟气脱硫工艺，包括烟气系统、SO2吸收系统、
海水供应系统、海水水质恢复系统等。

4.1 烟气系统
从引风机下游来的烟气经脱硫入口挡板门进入脱硫烟气系统，烟气先进入GGH 换热降温，然后再进入吸收塔进行洗涤。

洗涤后的烟气从吸收塔顶部排出，
进入 GGH 换热增温，加热后的烟气通过净烟气挡板门后最终经烟囱排入大气。

设置 100％烟气旁路，以保证脱硫系统在任何情况下不影响发电机组的安全
运行。

每台炉设置 1 台 GGH。

本工程同步配套建设烟气脱硝、脱硫设施，为简化脱
硫烟气系统，可考虑引增合一方案。

经初步估算，脱硫烟气系统阻力约 3000Pa，
由锅炉引风机克服，锅炉引风机参数为 Q＝439.63m3/s，P＝8310Pa（锅炉 BMCR
工况）。

由于脱硫烟气系统设置了 100％烟气旁路，那么锅炉引风机存在两个运
行工况：脱硫投运工况和脱硫不投运工况。

两个工况相比，烟气量无变化，但烟气压损相差 3000Pa。

经与风机厂确认：
1）风机设备技术选型是可行的。

2）脱硫投运工况，风机全压效率 88.7％，脱硫不投运工况风机全压效率72％。

3）引增合一方案中当脱硫装置投运与不投运两个切换时，需严格控制脱硫原烟气挡板门、脱硫净烟气挡板门以及脱硫旁路挡板门的开启、关闭时间，若操作
不当，会造成风机失速，实施中对运行水平要求较高。

4.2 SO2 吸收系统
SO2 与海水的吸收反应主要在吸收塔内进行，吸收塔采用喷淋空塔。

烟气从
塔底进入并逆流而上，穿过喷淋层，此时烟气与海水充分接触从而脱除 SO2。

脱
硫后的净烟气经安装在吸收塔上部的除雾器除去雾滴后再经烟囱排放，吸收塔出
口烟气中雾滴含量应低于75mg/Nm3。

每台炉配置 1 座吸收塔，每座吸收塔配置 3 层喷淋层。

4.3 海水供应系统
脱硫系统用海水来自机组凝汽器排水。

部分海水经海水升压泵送至脱硫吸收塔，与烟气接触反应，洗涤烟气并吸收 SO2 的海水从吸收塔自流排至海水水质恢
复系统，剩余海水直接经排水沟进入海水恢复系统与脱硫后的海水混合、曝气，
达标后排入大海。

每座吸收塔配置 3 台海水升压泵。

4.4 海水水质恢复系统
海水水质恢复系统也称为曝气系统，其目的是恢复参与脱硫反应的海水水质，使其能达标排放。

海水水质恢复装置包括进水渠、曝气池、排水渠以及曝气管道
系统。

曝气池又可划分为混合区和曝气区。

未参与脱硫反应的碱性海水通过沟渠流入进水池，均匀的流入曝气池的混合区，在此与脱硫反应后 pH 值约为 3 的海水进行充分的混合，然后进入曝气区。

在曝气区域下部设置了曝气管道，管道上有很多排气孔，由曝气风机鼓入大量空气，细碎的气泡使曝气池内海水的溶解氧达到饱和，并将海水中的亚硫酸盐氧化
成稳定无害的硫酸盐。

曝气的另一个目的是通过曝气使海水中的 CO32－和 HCO3
－与 H＋发生中和反应并释放出 CO2，使排水的 pH 值恢复环保标准。

处理合格后的海水由曝气池溢流至排水沟，最终排入大海。

每台炉配置 1 个曝气池，配置 2 台曝气风机。

5.结束语
海水脱硫技术在世界范围内沿海电厂的应用日益广泛，已成为燃煤电厂的优先选用技术。

越南沿海二期电厂，采用中国的海水脱硫技术，为中国技术、中国设计、中国装备、中国制造、中国建设走出国门，造福“一带一路”沿线人民做出贡献。

参考文献：
[1]周超炯，海水烟气脱硫技术研究，[J]化学工程与装备，2009，163（2）.
[2]孙海平，烟气脱硫技术方案浅析，[J] 能源与环境，2014，107（2）.。