200MW机组简易湿法烟气脱硫系统
青山热电厂200MW燃煤机组RCFB烟气脱硫装置的特点
Ｓ， Ｏ 排放 总量 应控制 在 ３２０ｔａ 内。本 工 程锅 炉 ８ 之 ／ 燃煤硫 分 为 ０ ３ ％ ～０．４ ， ．４ ４ ％ 如果 今后 能 保证 燃 用
１台 ６０ｔｈ 油锅 炉 ， 原 址 重新 安装 １台 同容 量 ７ 燃 ／ 在
的燃煤 锅炉 ， 增加 相应 的辅 助设 施 ， 并在 炉后设 烟气 脱硫 装置 ， 汽机房 及 除氧 间基本 维持 原状 不变 。
ｒ ａ ｙ Ｏｎ ｔ ｅ ｂ ｓ ｆｔ ｅ Ｒ Ｂ Ｆ ｑ ｉｍｅ ｔｉ Ｑｉｇ ｈ ｎ ｔ ｅ ｍａ ｏ ｒ ｌｎ ｂ ｉ ｒｖｎ ｅ．ｔ ｉ ｐ ｐ ｒｄｓ ｅ ｄ ｈ ａ ｅ ｏ ｈ ＣＦ ＧＤ ｅ ｕｐ ｎ ｎ ｎ ｓ ａ ｈ ｒ ｌ ｗｅ ａ ｔｉ Ｈｕ ｅ ｏ ｉｃ ｐ ｐ ｎ ｐ ｈｓ ａ ｅ ｉ・
效 益最优 越 的方 法 之 一 。该 工 艺技 术 上采 用 内 、 外 根 据 国家 环境 保护 总局 对本 工程 环境 影响报告 书审查意 见 的复 函 ， 同意 工 程 建 设 的 同时 ， 求 在 要
２ ０
循环 ， 以在 较低 的 Ｃ ／ 可 ａ Ｓ下达 到很高 的脱硫效 率。 ＲＦ Ｃ Ｂ脱硫 工艺 以循 环流化 床原 理为基础 ， 主要 采用干 态 的消石 灰 粉 作 为 吸 收剂 ， 过 吸收 剂 的 多 通
冯 道 显
（ 中南 电力设计 院 ， 湖北 武汉
４０７ ） ３ ０ １
摘 要 ：Ｃ Ｂ是 一 种 已经 在 工程 中得 到 成 功 应 用 的烟 气脱 硫 技 术 。 以湖 北 青 山热 电厂 “ 改 煤 ” 期 工 程 ２０Ｍ 燃 ＲＦ 油 二 ０ Ｗ
煤机 组 Ｒ Ｆ Ｃ Ｂ烟 气脱 硫 装 置 为依 托 ， 其 特 点 进 行 了较 为 全 面 的介 绍 。 对 关键 词 ： Ｃ Ｂ 烟 气 脱硫 ； 点 ＲＦ ； 特
湿法烟气脱硫流程
湿法烟气脱硫流程
湿法烟气脱硫是通过喷洒含有碱性溶液的喷雾器或喷淋器将烟气中的二氧化硫吸收，并形成硫酸盐的过程。
下面是具体的流程：
1. 烟气进入脱硫设备，通过过滤器去除颗粒物和灰尘等杂质。
2. 烟气冷却到饱和温度，以增加湿度和吸收效率。
3. 烟气进入脱硫塔，在塔内喷淋碱性溶液，如石灰石浆或氢氧化钠溶液，与烟气中的二氧化硫反应，生成硫酸盐。
4. 硫酸盐沉积在脱硫塔底部的沉淀池中，形成废液。
5. 废液经过后续处理之后可以回用，或作为废水排放。
需要注意的是，湿法烟气脱硫设备需要经常维护和保养，以确保其稳定性和效率。
另外，废液的处理也是一个重要的环节，需要考虑其环保性和经济性。
百万火电机组石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺简介
百万火电机组石灰石－石膏湿法烟气脱硫工艺简介脱硫工艺系统采用石灰石－石膏湿法烟气脱硫工艺，结合以往的工程实际经验，优化后的工艺系统如下：1石灰石浆液制备系统采用石灰石制浆方案，用自卸车将石灰石输送入石灰石仓，再通过称重计量给料设备送至石灰石球磨机，磨制后的石灰石浆液经过石灰石旋流器旋流后合格的石灰石浆液进入石灰石浆液箱，通过石灰石供浆泵输送至吸收塔补充与SO2反应消耗了的吸收剂。
共设置2个石灰粉仓、2套卸料称重设施、2台石灰石浆液箱。
石灰石仓为混凝土结构，石灰石浆液箱采用碳钢衬玻璃鳞片，搅拌器为碳钢衬胶。
每台石灰石浆液箱设置2台石灰石浆液泵，一运一备，可分别对应2座吸收塔。
供浆管路是循环回路，通过循环回路的分支管线给吸收塔提供需要的石灰石浆液，多余的浆液经循环回路回到浆液箱。
供浆泵出口管线上设有密度测量，供浆的分支管线上设有流量测量和流量控制。
供浆量是根据进口SO2浓度、吸收塔进口烟气量、吸收塔出口SO2浓度、吸收塔内浆液的pH值、石灰石浆液浓度在DCS中进行运算来控制的。
2烟气处理系统从锅炉引风机后的烟道上引出的烟气经过原烟道后进入吸收塔。
在吸收塔内脱硫净化，经除雾器除去水雾后，通过净烟道进入烟囱排入大气。
在吸收塔中，烟气中的二氧化硫、粉尘及其他污染物得以去除。
从吸收塔中排出的经过处理后的烟气导入净烟道，由电厂的湿烟囱直接排放。
烟道最小壁厚按6mm设计，并考虑一定的腐蚀余量。
烟道内烟气流速不超过15m/s。
烟道能够承压为±6000Pa。
烟道壁厚考虑充分的腐蚀余量，横向有足够的槽钢加固，纵向有加强筋，尺寸精度在±0.5%的公差之内。
两台机组烟气分别经引风机升压，进入吸收塔脱硫，出吸收塔后进入主烟道，经烟囱排放。
在有冷凝液烟道设置排放系统。
锅炉与吸收塔的操作是独立的。
正常工况，烟气可以从FGD系统经吸收塔脱硫后至烟囱排放。
在烟气温度高于180℃或其它意外情况时，为避免高温烟气对吸收塔内设备、防腐造成损坏，在吸收塔入口设有事故冷却水系统。
湿法烟气脱硫最优运行工况分析和研究
湿法烟气脱硫最优运行工况分析和研究摘要：在脱硫系统运行的成本中，电耗、水耗、石灰石粉耗占脱硫装置总运行费用的90%以上。
本文通过长春市第二热电厂三期2×200mw机组（以下简称二热电三期）脱硫系统最优运行工况的分析和研究，制定了一系列经济运行方案，降低了电耗、水耗和粉耗，降低了脱硫运行成本。
关键词：湿法脱硫；节能减排；优化2013年1月7日以来，我国华北、黄淮、江淮、江南等中东部大部地区相继出现大范围雾霾天气，部分城市空气已达重度污染，pm2.5监测指数接近或达到顶峰数值。
国家对环境保护工作日益重视，环境标准相应提高，对火电厂的烟气脱硫（fgd）工作提出更高的要求，在烟气脱硫技术中，利用石灰石/石膏湿法脱硫的效率最高，但运行成本也相对较高。
本文结合二热电三期配套的脱硫装置运行工况进行分析，研究如何降低脱硫装置运行成本。
1 脱硫系统主要工艺流程及化学反应原理主要工艺流程：烟气→增压风机→吸收塔（石灰石浆液喷洒）→干净烟气→烟囱排大气。
石灰石—石膏湿法烟气脱硫工艺是目前应用最广泛的一种脱硫技术，其原理是采用石灰石粉制成浆液作为脱硫吸收剂，与进入吸收塔的烟气接触混合，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，最后生成石膏。
脱硫后的烟气经过除雾器除去雾滴后，经烟囱排入大气。
由于在吸收塔内吸收剂经浆液循环泵反复循环与烟气接触，吸收剂利用率很高，脱硫效率超过95%，适用于任何煤种的烟气脱硫。
石灰石—石膏湿法烟气脱硫工艺的化学原理如下：①烟气中的二氧化硫溶解于水，生成亚硫酸并离解成氢离子和hso-3离子；②烟气中的氧和氧化风机送入的空气中的氧将溶液中hso-3氧化成so2-4；③吸收剂中的碳酸钙在一定条件下于溶液中离解出ca2+；④在吸收塔内，溶液中的so2-4、ca2+及水反应生成石膏（caso4·2h2o）。
化学反应式分别如下：① so2+h2o→h2so3→h++hso-3② h++hso-3+1/2o2→2h++so2-4③ caco3+2h++h2o→ca2++2h2o+co2↑④ ca2++so2-4+2h2o→caso4·2h2o由于吸收剂循环量大和氧化空气的送入，吸收塔下部浆池中的hso-3或亚硫酸盐几乎全部被氧化为硫酸根或硫酸盐，最后在caso4达到一定过饱和度后，结晶形成石膏—caso4·2h2o。
典型湿法烟气脱硫系统工艺构成及功能-脱硫除尘
仪表。如果pH和悬浮物达到排水设计标准则通过 净水泵外排，否则将其送回废水反应池继续处理 ，直到合格为止。
2.6 事故处理系统
通常事故处理系统，至少应设事故浆罐和地坑 系统。
事故浆罐及地坑系统：主要是脱硫系统出现较大事 故时，用来储存系统的吸收剂浆液和其他废水的。 当然在设备维护与修理期间有时也可使用。
生时，联动停止空调机组和关闭相关的风道风阀。
③火灾报警系统
脱硫岛火灾报警和消防控制系统由业主供货， 系统构成：
脱硫岛中央监控装置(主控制盘及人机界面等)； 探测系统(包括各种模块、探测器、烟感电缆、温感电缆、
手动和自动两种报警触发装置等)；
火灾事故声光报警装置； 火灾广播系统； 火灾紧急照明系统； 水消防与气体消防控制； 与空调控制系统的接口； 与电厂消防水泵组的控制接口。
（1）吸收剂破碎系统
主要设备：除铁器、输送机、定量给料机、破 碎机及破碎系统的配套除尘器。
主要功能：将吸收剂原料破碎到制浆磨机所需 要粒度。
（2）制浆系统
主要设备：原料输送机、定量给料机、定量给 水系统、磨机及其一、二级再循环泵，水泵压力油 泵，喷射气泵，空压机，气罐等。
主要功能：将脱硫用吸收剂制成规定粒度和浓 度的浆液，调节并控制一定的pH值。
1.2 典型湿法烟气脱硫系统的结构
烟气系统； 吸收剂制备系统； 吸收与氧化系统(脱硫塔)； 副产物处理回收系统； 工艺水及废水处理系统； 事故处理系统(又称紧急系统)； 自动控制系统； 安全运行自动保护系统； 电气系统。
吸收剂制备、吸收塔、副产物处理回收、废水处理、事故 处理系统是可彼此分离而相对比较独立成体系的；烟气、工艺 水、自动控制、安全运行自动保护、电气系统分布在整体系统 各个系统之中。
DG-200型火电厂锅炉高硫无烟煤烟气电除尘湿式氨法脱硫系统设计
目录1 燃烧计算 (2)1.1 烟气量的计算 (2)1.2烟尘与SO2浓度 (3)2 净化方案 (4)2.1电除尘器 (4)2.2 湿式氨法脱硫 (10)3除尘设备结构设计计算 (12)4 脱硫设备结构设计计算 (16)4.1 物料平衡计算 (16)4.2 液气比 (16)4.3 确定填料类型及塔结构计算 (16)4.4 脱硫设备的效率核算 (18)5 烟囱的设计计算 (21)6 管道系统设计与风机电机选择 (23)6.1 管道系统阻力 (23)6.2 风机和电动机选择 (24)总结 (26)参考文献 (27)1 燃烧计算1.1 烟气量的计算以1kg 煤燃烧为基础，计算锅炉燃烧产生的烟气量，烟尘和SO 2浓度；重量 摩尔数 需氧分子数 生成物 （体积）C 760 63.3 63.3 63.3 1.42H 40 40 10 20 0.45S 30 0.94 0.94 0.94 0.02O 20 1.25 0.63 0.63 0.01由以下方程式得出上面列出的各生成物的摩尔量：C+O 2=CO 2；4H+O 2 =2H 20；S+ O 2 =SO 2；如得出nSO 2=0.94mol ；V SO2=02.01000/4.2294.0=⨯ m 3/kg ；以此类推出其它产物的体积。
理论需氧量：61.7363.094010363=-⋅++⋅=n mol理论需氧体积：65.11000/4.2261.73=⨯=理氧V m 3/kg理论空气量： 89.7)78.31(65.1=+⨯=理空V m 3/kg过剩空气量： 过V = )1(-⨯α理空V式中：α—空气过剩系数过V =7.8997.1)125.1(=-⨯ m 3/kg含水的体积：W 049.0100018/4.2240=⨯⨯= m 3/kg理论烟气体积：65.178.397.1049.002.045.042.1220⨯+++++=+++=N W SO CO V V V V V15.10= m 3/kg实际设计耗煤23t/h ；V=233450102315.103=⨯⨯m 3/h 处理气体量：)1(273324.101)273(k p t V Q +⋅⨯+⋅= 式中：Q —通过除尘器的含尘气体量m 3/ hV —生产过程产生的气体量m 3/ ht —气体温度，1600冷却至1200p —环境大气压，kpk —漏风系数,0.1~0.1587.3984741.194273324.101)120273(233450=⋅⨯⨯+⋅=Q 3/m h 3110.69/m s = 1.2烟尘与SO 2浓度SO 2浓度：C S 93.515.10/6494.0=⨯=g/m 3粉尘浓度：C=8.215.10/1000%29100=⨯⨯ g/m 32净化方案通过燃煤的原始数据计算锅炉燃烧产生的烟气量，烟尘和二氧化硫浓度，确定净化系统选用电除尘器除尘，湿式氨法脱硫。
200MW火力发电机组烟气脱硫系统监控系统实施细则
200MW火力发电机组烟气脱硫系统监控系统实施细则一、系统简介湿法烟气脱硫除尘工艺实时监测控制系统是以典型的石灰－石膏法烟气脱硫工艺为基础开发设计的。
适用于其它各类湿法烟气脱硫除尘工艺。
湿法烟气脱硫除尘工艺实时监测控制系统采用由各类电机控制器和各种变速器、远程控制器组成的DSC系统。
DSC系统主要功能如下：1、采集并处理现场测量数据。
2、采集并处理执行机构状态数据。
3、监视和控制烟气脱硫除尘工艺过程。
4、控制单台电机、电磁阀和电动阀，并提供必要的连锁。
5、浮点运算、逻辑操作、顺序控制、收集历史数据并在趋势图中显示。
6、数字点状变更显示及打印报表自动生成。
7、对所有报警点进行参数超限的报警及打印。
8、处理系统内部通讯及操作员与脱硫工艺流程之间的通讯。
9、文件系统维护。
10、与其它系统的接口功能DSC系统功能由各个分站完成，通过总线连接各个分站。
以显示屏、仪表屏和键盘实现对烟气脱硫系统的管理功能。
DSC系统布置在中心控制室内，对整个烟气脱硫系统实现自动化控制，同时对电控设备实现机旁操作。
二、脱硫系统主要技术参数1、烟气量：12000000 m3/h2、烟气温度：150℃3、烟气入口含尘浓度：＜200 mg/m34、烟气入口含SO2浓度：3000 mg/m35、循环水量：1200 m3/h6、脱硫剂：200～300目，纯度大于95氧化钙粉剂7、脱硫剂耗量：t/h8、酸化剂：己二酸[ HOOC(CH2)4COOH ]9、酸化剂耗量：40 kg/h10、系统装机容量：KW11、脱硫效率：95%12、年运行时间：7200小时三、烟气脱硫系统控制监测要求1、烟气脱硫系统由工业计算机、可编程控制器、CRT、主控制柜、就地控制柜、检测仪表及执行机等组成。
控制系统主要控制对象是烟气脱硫系统。
2、计算机控制系统功能⑴机上实现控制系统的启、停操作。
⑵显示烟气脱硫系统的动态画面。
⑶显示烟气脱硫系统的动态参数。
⑷具有对整个烟气脱硫系统运行工况定时自动存储的功能。
湿法烟气脱硫系统技术介绍
• CEMS • GGH • 除尘器 • 真空皮带脱水机纠偏 • 仪表吹扫 • 其它压缩空气用户
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脱硫系统其它设备
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脱硫系统其它设备
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一些与湿法脱硫系统相关的常见问题和需加深的认识
1. 脱硫系统的防腐 2. 脱硫系统关键设备、材料和部件进口范围 3. 湿法脱硫系统的几个常用名词 4. 湿法脱硫系统设计的几个要求 5. 湿法脱硫各种关键量的大致估算
皮带脱水机的冲洗水包括滤布冲洗水和滤饼冲洗水，通 过冲洗水泵、水箱提供。
二级脱水系统及废水旋流器可根据工程情况进行选择。
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石膏一级脱水系统－－石膏旋流器 石膏二级脱水系统－－真空皮带脱水系统
石膏转运层－－皮带输送机
石膏储存层－－石膏库房
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脱硫系统工艺系统组成－ 工艺水系统
工艺水由工艺水泵送入FGD系统。工艺水用途如下:
石灰石粉仓
斗式提升机
称重皮带给料机 15
石灰石储存与制备系统－主要设备
立式干磨
湿式球磨机
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石灰石储存与制备系统－不同制备方案的比较
序号 1 2
3
4 5
比较项目 电耗 对环境的污染 系统对物料水份 的敏感性 石灰石堆场
占地面积
6 产品细度调节
7 对系统的腐蚀性 8 对系统的磨损
石灰石粉外卖的 9 可行性 10 噪音
(1) 化学反应及物理蒸发消耗补充水 (2) 除雾器冲洗通过单独的除雾器冲洗水泵断续冲洗 (3) 石灰石浆液制备系统的补充水 (4) 皮带脱水机的冲洗水先作为真空泵的密封水，再作
为系统的皮带脱水机的冲洗水。 (5) 设备的冷却水 (6) 设备清洗用水（间断） (7) 其它
烟气湿法脱硫工艺过程自动控制系统1
烟气湿法脱硫工艺过程自动控制系统烟气湿法脱硫工艺过程自动控制系统简介一、概述烟气湿法脱硫工艺设备已获得广泛应用。
烟气经过吸收塔/洗涤器中的碱性溶液/浆吸收其中的SO2后达标排放。
无论吸收液/浆是石灰石-石膏，还是镁、钠、氨等碱性溶液，由于循环利用致使其碱性不断下降。
为保证吸收效果须不断补加碱液或原浆以保持吸收液具有适宜的pH值。
这是湿法脱硫工艺所需要的最基本的自动控制系统。
有条件的企业，还应在此基础上增设烟气流量和SO2浓度变化时的应对措施，因为在这种情况下仅仅保持吸收液pH 值是不够的，必须根据发生变化的参数及时调节吸收液流量，确保供应适当的碱量才能将SO2浓度降低到排放标准以下。
二、控制方案1、BS-TL-01型烟气湿法脱硫工艺过程最基本的自动控制系统是维持吸收液/浆的最适pH值。
在烟气流量、烟气成分等工艺条件基本稳定的情况下，可保持SO2排放浓度达标。
然而，这一控制系统在工程实现时并非易事。
原因之一是工艺流程决定了系统的纯滞后或传递滞后非常明显，相当于控制系统的‘盲区’，是造成控制过程产生较大动态误差的主要因素；原因之二是pH反应特性的严重非线性，其静态特性曲线呈“∫”形状，中和点（pH7)附近的窄小区间斜率很大，以至于较小的控制作用（加酸或加碱）就会引起pH值的大幅度变化；同等的控制量在特性曲线的其他区间，却只能获得很小的pH值变化量。
二者的综合影响往往导致传统控制系统的动态品质急剧恶化。
很多pH控制系统或因设计方案不合理、或因缺乏现场调试经验而告失败；有的虽则勉强投入运行，但终究逃脱不了‘开始自动，后来手动、最后不动’的局面。
本公司集成的pH控制系统，是在中国仪器仪表学会和北京自动化学会专家指导下设计、缜合的，务求设计方案实用、易于操作人员掌握。
控制流程示意图如下：序号设备名称型号、规格单位数量备注1 在线式pH检测仪Jenco392测量范围：0-14pH，指示精度：0.1pH，输出：4-20mA套 12 耐酸/碱泵 1 m3/hr 台 13 电动调节阀输入4-20mA DN** 台 1 DN根据工艺管径选定4 控制箱西门子PLC、控制电器台 12、BS-TL-02型由于BS-TL-01型控制系统只能保持吸收液的pH值在最适值附近，当烟气流量和SO2浓度等参数变化时，不能自动跟踪其变化而及时改变吸收液的流量，以便提供适宜的碱量将烟气中的SO2浓度吸收至排放标准以下，而必须由人工来完成这一工艺操作，难免由于人为因素出现的误操作或不及时而导致排放气SO2浓度超标。
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200MW 机组简易湿法烟气脱硫系统Sim plified wet FG D system for 200MW unit孙华乾 (扬州发电有限公司,扬州 225002)摘要:介绍扬州发电有限公司石灰石-石膏简易湿法烟气脱硫工艺的系统构成、主要反应机理和采用的新型吸收反应塔的优点。
关键词:烟气脱硫;石灰石-石膏湿法;吸收塔Abstract :The system compo sition ,primary reaction mechanism and advantage s of a new 2type scrubber tower of wet lime stone 2gyp sum FG D system to be used in Y angzhou Power 2generating Ltd are introduced 1K ey words :FG D ;wet lime stone 2gyp sum ;scrubber tower中图分类号:X 70113 文献标识码:B 文章编号:1009-4032(2000)03-0008-02 扬州发电有限公司位于扬州市东北郊新老运河交界处,距市中心约6km 。
始建于1959年,一、二期工程装机容量36MW ,三期工程装机2×200MW ,于1990年4月全部建成投入运行。
1999年初,国家经贸委资源节约与综合利用司与日本国新能源产业开发机构(NE DO )在扬州发电有限公司实施“采用商业化脱硫系统进行副产品利用研究”的合作项目。
脱硫装置安装在5号机组(200MW ),由日本政府援助1套脱硫设备(川崎重工业株式会社提供),建设一个投资低、运行维护费用经济合理、运行方便的副产品利用型简易湿法烟气脱硫系统。
脱硫场地安排在5号机组西侧。
脱硫工艺用水取自工业水,水质比较稳定,水量充足;长江对岸的镇江地区有丰富的石灰石资源。
该工程2002年3月建成。
1 简易湿法FG D 工艺概况为建设一个投资和运行费用低的简易湿法FG D 系统,该系统应具备以下特征和优点:(1)工艺简单,设备先进、可靠。
(2)运转所需的公用服务少,运行成本低。
(3)采用以计算机为基础的独立运行的分散控制系统,具有符合机组负荷变化的灵活性。
(4)副产品的品质应满足市场需要。
1.1 工艺设计参数脱硫方式采用石灰石-石膏简易湿法。
仅在5号机组(200MW )上安排1套FG D 装置,处理全部烟气量(标准状态)按970000m 3/h (湿)设计,在ECR 工况下,保证脱硫率大于80%。
燃煤煤质见表1,烟气成分分析见表2。
表1 燃煤煤质分析项 目数 值Cd/%52.0～60.0Hd/% 3.18～3.31Od/% 4.15～6.97Nd/% 1.0～1.3Sd/% 1.0～2.8Ad/%24.0～28.0W ar/%7.5～9.6W ad/% 1.0～1.3Vd/%13.0～18.0Qnet ・ar/M J ・kg -122～27表2 烟气成分分析项 目测定数据设计数据烟气量/m 3・h -1975000970000烟温/℃120～150160压力/Pa0～100100烟尘浓度/mg ・m -3371370S O 2/×10-6577(湿)1200(湿)H 2O/% 2.0(湿) 5.0(湿)CO 2/%10.6(湿)11.6(湿)O 2/%9.3(干)8.0(干)HCl/×10-6 3.52(干) 5.84(干)HF/×10-67.50(干)10.66(干) 注: 测定时燃煤的含硫量为0.91%。
1.2 吸收剂烟气脱硫所需的吸收剂取自距镇江市20km 的船山石灰石矿,拟采购的商品石灰石块CaC O 3含量98.50%,粒径<10mm ,在厂区内进行制粉,制成200目余筛<5%的粉料。
2 简易湿法FG D 工艺系统扬州发电有限公司5号机组烟气脱硫系统,主・8・2000年9月 电 力 环 境 保 护 第16卷 第3期要由下列子系统组成:吸收剂制备与供应系统;烟气系统;S O 2吸收系统;石膏处理系统;废水处理系统。
工艺流程见图1。
图1 石灰石-石膏简易湿法烟气脱硫系统2.1 吸收剂制备与供应系统本脱硫方案以石灰石粉作为脱硫吸收剂。
石灰石从矿山由水路运输,磨粉厂设在厂区内南端,靠近运河边一侧。
吸收剂制备与供应系统为:石灰石———制粉———在磨粉厂制成浆———管道输浆至脱硫岛内浆池———吸收塔。
该系统具有投资省、运行简单、不污染环境的优点。
在磨粉厂内设石灰石粉贮仓1座,并就地制浆,浆液经管道输送至脱硫岛内的石灰石浆池。
为便于粉仓内的石灰石粉料通畅,在粉仓底部设有空气流化装置。
在粉仓内的石灰石粉经粉仓底部的卸料阀、输送机均匀地送入石灰石配浆池内,同时按一定比例加水并搅拌制成一定浓度的吸收浆液(含固质量分数为20%～30%),浆液经泵送入脱硫岛内的吸收剂浆池。
为使浆液混合均匀、防止沉淀,在磨粉厂及脱硫岛浆池内均装设浆池搅拌器。
石灰石粉仓容量可供脱硫装置连续运行7天,磨粉厂浆池及脱硫岛浆池容积均按4h 用量计。
根据石灰石主要成分CaC O 3含量≥93%和脱硫工艺对石灰石粉细度的要求200目筛余<5%,按脱硫效率80%、Ca/S =1.05计,石灰石用量4.27t/h ;年用量(5000h 计)为21360t 。
2.2 烟气系统5号机组燃煤烟气经电除尘器、引风机、脱硫系统入口挡板门进入脱硫增压风机,然后送进脱硫系统。
经脱硫风机升压后,烟气经GGH 的吸热侧降温至108.8℃进入吸收塔,经洗涤脱硫后的烟气温度约44.6℃,在GGH 的放热侧被加热至90℃以上,经脱硫系统的出口档板门进入烟囱后与4号机组烟气混合,由高210m 的烟囱排入大气。
在锅炉启动过程中或脱硫系统解列、检修时,脱硫系统进、出口挡板门关闭,旁路烟道挡板门打开,烟气经引风机和旁路烟道直接进入烟囱排出。
2.3 SO 2吸收系统S O 2吸收系统是烟气脱硫系统的核心,主要包括吸收塔、除雾器、循环浆泵和氧化风机等设备。
在吸收塔内,烟气中的S O 2被吸收浆液洗涤并与浆液中的CaC O 3发生反应,在吸收塔底部的循环浆池内被氧化风机鼓入的空气强制氧化,最终生成石膏晶体,由石膏浆排浆泵排出吸收塔送入石膏处理系统脱水。
在吸收塔的出口设有除雾器,以除去脱硫后烟气带出的细小液滴,使烟气在含液滴量低于100mg/m 3排出。
脱硫吸收塔采用川崎公司的新型吸收反应塔(见图2),按逆流式喷淋吸收塔设计,将除尘(冷却)、脱硫、氧化3项功能合为一体。
吸收塔为圆柱体,底部为循环浆池,上部分为左右2部分,主要部分为喷淋洗涤区,烟气在喷淋区自下而上流过,经洗涤脱硫后在吸收塔顶部转向进入回流区,自上而下流经回流区,在吸收塔的中部排出。
在吸收塔外部布置有2级水平式除雾器以除去烟气水分。
图2 逆流式喷淋吸收塔在脱硫系统解列或出现事故停机需要检修时,吸收塔内的吸收浆液由排浆泵排出并存入事故浆池中,以便对脱硫塔进行维修。
(下转第13页)2000年 张华乾:200MW 机组简易湿法烟气脱硫系统 第3期重金属沉积于海底表层所致。
表5 沉积物监测值项 目最大值最小值平均值背景值评价标准3 Cu/mg・kg-171.2015.7744.6330Pb/mg・kg-171.9531.1654.1925Zn/mg・kg-1224.9083.88149.9980Cd/mg・kg-1 1.420.080.420.5Cr/mg・kg-149.1326.4237.22-Ni/mg・kg-144.3515.0528.88-As/mg・kg-128.012.920.215Hg/mg・kg-10.1880.0330.1440.2pH值8.377.05--硫化物/mg・kg-1407<4170300有机质/mg・kg-1 2.7 1.0 2.1 3.4硫酸盐/mg・kg-1378413522860-总磷/mg・kg-1357.2208.4281.1- 3 全国海岸带滩涂资源综合调查规范中背景值评价标准。
总之,脱硫工艺排水的重金属到达海洋中,被水中的悬浮物吸附,最终将较均匀地沉积到周围的水下沉积物中,但是脱硫工艺排水中的重金属增量比标准值小得多,与珠江河水中携带到此区域的重金属量相比更是微小,可见重金属对周围海域环境造成的影响甚微。
7 结论深圳西部电厂海水脱硫系统工艺排水的水质,完全满足《海水水质标准》(G B3097-82)三类水质标准的要求。
重金属增量很小,其增量与本底重金属值之和仍能满足《海水水质标准》一类水质要求。
同时,受电厂附近海域潮流的影响,该区域海水每日交换和扩散的能力较强,脱硫工艺排水经扩散后,也完全满足《渔业用水水质标准》(G B11607-91)的要求。
因此,海水烟气脱硫工艺排水,不会影响区域海水水质,更不会对区域海洋生态环境造成影响。
参考文献:〔1〕姚彤1深圳西部电厂海水烟气脱硫工程及示范作用1电力环境保护,2000,16(1)1收稿日期:2000205212作者简介:李英峰(1969-),男,黑龙江省人,化学工程师,主要从事海水烟气脱硫工艺研究。
(上接第9页)吸收塔内主要反应机理如下:S O2+H2O→H2S O3H2S O3++HS O-3HS O-3+1/202→HS O-4HS O-4++S O2-4Ca2++C O2-3+2H++S O2-4+H2O →CaS O4・2H2O+C O2↑2H++C O2-3→H2+C O2↑2.4 石膏处理系统从脱硫吸收塔排出的石膏浆固体物质量分数约为15%～20%。
考虑石膏的运输、贮存和综合利用,需要进行石膏脱水处理。
石膏浆经水力旋流器浓缩至固体物质量分数为40%后进入真空皮带脱水机,经脱水处理后的石膏固体物表面含水率不超过10%,脱水石膏送入石膏仓存放待运。
考虑到进入脱硫系统的细颗粒粉煤灰的累积对脱水系统的不利影响,水力旋流器分离出来的溢流液送入浓缩器进一步浓缩,浓缩液作为废水直接排入冲灰系统。
为控制脱硫石膏中Cl-等成分的质量浓度不超过200mg/kg,确保脱硫石膏质量满足用作建筑材料的要求,在石膏脱水过程中设有冲洗装置,用清水对石膏进行冲洗。
石膏脱水装置滤出液、石膏及脱水装置冲洗水进入滤出液接收池,作为吸收塔和吸收剂制备系统的补充水循环使用。
根据石灰石品质,脱硫装置副产品脱硫石膏产量约8.1t/h(含水10%),石膏纯度为89%。
石灰石小时用量8.1t;日用量195t;年用量40543t。
2.5 废水处理系统脱硫系统需要连续排放一定量的废水以满足工艺系统要求。
自吸收塔浆池排出的石膏浆液经第1级水力旋流器浓缩,其溢流液中固体物浓度仍较高,采用高效浓缩器进一步浓缩后,其浓缩液中细小的粉煤灰颗粒占有较大的比重,为避免对后部的石膏脱水系统带来不利影响,需将其作为废水排放。