1000MW机组烟气脱硫方案选择
电厂烟气脱硫工程设计方案
电厂烟气脱硫工程设计方案一、引言烟气脱硫工程是燃煤发电厂的重要设施之一，其主要作用是将燃煤燃烧产生的二氧化硫等有害气体进行脱除，以保护环境、改善大气质量。
本文旨在对一座燃煤发电厂烟气脱硫工程进行设计，以满足排放标准和环保要求。
二、设计范围本项目设计范围为该燃煤发电厂的脱硫工程，包括烟气脱硫系统的选型和设计、设备布局、管道连接、电气控制、自动化系统等内容。
三、设计依据1. 中国环境保护部发布的《工业企业大气污染物排放标准》；2. 我国《大气污染防治法》的相关规定；3. 《电站燃煤脱硫设计规范》；4. 现行有关国家标准和行业标准。
四、工程概述该燃煤发电厂的烟气脱硫工程根据煤种和燃烧技术选择石膏湿法脱硫工艺，主要设备包括石膏浆液制备系统、吸收塔、石膏浆液排放系统等。
脱硫系统将在燃煤锅炉烟气脱硫前后分别进行烟气预处理、脱硫剂输送、冷凝水处理等工序。
五、设计方案1. 石膏浆液制备系统石膏浆液制备系统包括石膏破碎、石膏悬浮、石膏水浸出、石膏搅拌、搅拌后的石膏浆液储存等工序。
选用高效、可靠的制备设备，并设置适当的石膏浆液搅拌时间，以确保石膏浆液的最佳制备效果。
2. 吸收塔吸收塔是烟气脱硫的核心设备，对吸收塔的选型、结构和布局至关重要。
基于石膏湿法脱硫工艺选择合适的吸收塔类型，并结合该燃煤发电厂的实际情况进行设计布局，以满足排放标准和环保要求。
3. 石膏浆液排放系统石膏湿法脱硫工艺产生的废水和石膏浆液需要进行有效的处理和排放。
设计合理的石膏浆液排放系统，包括废水处理设备、废水管道、石膏浆液储存罐等，确保废水达标排放，避免对环境造成污染。
4. 烟气净化系统除硫之外，燃煤锅炉燃烧产生的烟气中还包含颗粒物、二氧化碳等污染物，需要进行净化处理。
设计合理的烟气净化系统，包括除尘设备、脱硝设备等，以满足烟气排放标准。
5. 供电系统脱硫工程对供电系统有着严格的要求，需要确保设备的正常运行和安全性。
设计稳定可靠的供电系统，包括配电装置、电缆敷设、电气控制柜等。
1000MW机组超大型变径脱硫塔设计
+,/45678
符合强度要求。 @6789ABC<=DE
变径吸收塔稳定性分析是本文的难点，吸收塔稳定性分析
有以下两种方法。 方法 '：根据设计规范计算 （'）许用标准 根据规范计算临界压应力。美国 《<AB4+" 钢制焊接石油储
罐》，罐壁临界压应力JKLMH0E1#*>N3=，（> 为弹性模量，= 为塔径， N 为管壁厚度）。日本规范中，罐壁临界压应力JKLMH"E**>N3=。我
由上表可知，规范中的罐壁临界压应力只能计算及判断直 筒部分的稳定性，无法计算及判断锥体部分的稳定性。因此锥体 部分的稳定性以及整体稳定性计算及判断，需要引入方法 ! 有 限元屈曲稳定性计算。
方法 !：有限元稳定性计算 （'）线性屈曲稳定性计算 我们首先对吸收塔进行有限元线性屈曲稳定性计算，屈曲 稳定性计算的理论基础为欧拉公式，给出已有形状、材料特性的 物体，通过有限元计算得出失稳屈曲的临界力或弯矩。
此处由于吸收塔开孔影响，变形较大。计算结果显示吸收塔强度
+,-./0123
江西某电厂 !&'"""() 烟气脱硫工程装置采用石灰石—石 膏湿法脱硫工艺，一炉一塔，二氧化硫排放值为不大于 *+,-./,*。 为达到脱硫要求，吸收塔浆池有效容积 +**0,*，吸收塔直径为 !12%$,3!0244,，高度为 1*2#4,，正常运行液位为 ##24#,，设计脱 硫效率 $5256。
若采用 !0244, 直筒式吸收塔，同等有效浆池容积 +**0,* 时，正常运行液位需为 #+20*,，比变径吸收塔浆池增加高度 *21!,。由此计算需增加氧化风机约 *06电耗约为 !007)；另外塔 体高度的提高导致各水泵的电耗增加约 *07)。在工程造价方面，
烟气脱硫设计方案
烟气脱硫设计方案烟气脱硫是对燃煤发电机组或其他工业锅炉废气中的二氧化硫进行净化处理的工艺，以达到环保排放要求。
下面是一个烟气脱硫设计方案的简单示范，总字数大约为700字。
设计方案：1. 工艺选型本方案采用石灰-石膏湿法烟气脱硫工艺，即将石灰石与水反应生成石灰浆，然后与烟气接触反应，生成石膏，从而去除烟气中的二氧化硫。
2. 处理单元该方案包括石灰石破碎、石灰浆制备、烟气处理和石膏固液分离四个处理单元。
（1）石灰石破碎：将原料石灰石通过破碎设备破碎成合适的颗粒大小，以便于后续的制备工艺。
（2）石灰浆制备：将破碎后的石灰石与适量的水混合，通过搅拌设备搅拌均匀，生成石灰浆。
（3）烟气处理：将石灰浆通过喷射装置喷入烟气，与烟气中的二氧化硫进行接触反应。
反应生成的石膏颗粒会与烟气中的其它固体颗粒一同被捕集。
（4）石膏固液分离：将带有石膏颗粒的污水通过固液分离设备进行分离处理，固体石膏颗粒被收集，液体部分再进行后续处理或回收利用。
3. 设备选型根据处理规模和效果要求，选择适当规格的破碎机、搅拌设备、喷射装置和固液分离设备。
同时，还需要选择适合的管道、泵等辅助设备，以确保工艺的正常运行。
4. 运行参数根据实际情况和环保要求，确定工艺的运行参数，包括石灰石的投加量、石灰浆浓度、石灰浆与烟气的接触时间和温度等。
通过合理的调整这些参数，以达到二氧化硫的净化效果。
5. 管道布局和设备安装根据工艺流程，合理布局各个处理单元之间的管道连接，以实现石灰石破碎、石灰浆制备、烟气处理和固液分离等功能的连续运行。
同时，确保设备安装稳固可靠，并且容易进行维修和维护。
6. 控制系统设计设计适当的控制系统，监测并控制石灰石投加量、石灰浆浓度、喷射装置运行状态等参数，以保证工艺的稳定运行和净化效果的达标排放。
以上是一个简要的烟气脱硫设计方案示范，具体方案需要根据实际工程情况进行详细设计和调整。
此外，还需要符合相关法律法规的要求，并且可以根据不同地区和大气环境的变化进行优化调整。
华润电力湖北有限公司二期2×1000MW机组烟气脱硫工程施工方案
目录一、编制依据二、工程概况1、工程范围2、施工项目简介3、技术特性4、主要工程量三、施工前的准备1、三通一平2、技术准备3、材料进场准备4、作业人员四、作业程序和方法1、主要施工工序2、测量放线3、土方开挖4、钢筋工程5、模板工程6、混凝土工程7、土方回填五、质量目标及保证措施1、质量目标2、质量保证体系3、质量管理措施六、安全管理1、安全方针2、安全目标3、安全控制目标一、编制依据1、北京国电清新环保技术股份有限公司出版的施工图《事故浆液箱基础施工图》。
2、《电力建设施工及验收技术规范、火力发电工程建设标准强制性条文》。
3、《火电施工质量检验及评定标准》。
4、《电力建设安全工作规程》。
5、现行《建筑施工手册》。
6、图纸会审记录。
二、工程概况1、工程范围：本作业指导书包括事故浆液箱基础工程2、施工项目简介：事故浆液箱基础的±0.000m标高相当于绝对标高48.5m。
基础垫层底直径18.7m；基坑坡比为1：0.5。
基坑开挖后应由相关单位进行验槽，并需岩土勘察单位的现场地质工代确认持力层满足承载力后方可进入下步施工。
垫层混凝土强度等级为C15，基础混凝土强度等级为C35，找平层为C40微膨细石混凝土。
钢筋采用HRB335,基础钢筋采用采用机械连接，基础钢筋保护层为40mm。
3、技术特性：1）基础土石方开挖量大，现场堆放处较狭小，开挖过程中土石方外运及开挖完毕后要做好边坡防护；2）基础混凝土施工缝的处理；接槎处采用拉毛处理，浇砼前用和砼内相同配比的砂浆接头处理。
3）基础模板加固、基础定位以及预埋地脚螺栓预留孔轴线、位置、标高控制，施工中要加大力度检查、校核和控制；4）混凝土浇筑和质量保证措施。
特别注意混凝土在施工过程中不得产生裂缝，严格控制混凝土水化热，应采取可靠措施，防止产生温度裂缝。
在浇筑砼时杜绝漏振和过振，养护及时。
5）施工中的安全、环保措施的选择；加强施工中的巡检，发现问题及时解决，把安全事故消灭在萌芽中。
1000MW机组无旁路烟气脱硫装置设计解析
1000MW机组无旁路烟气脱硫装置设计解析近年来，火力发电厂烟气脱硫系统逐步取消烟气脱硫系统旁路，采用无旁路烟气脱硫装置，降低了污染物的排放。
文章主要针对2×1000MW机组脱硫装置的设计，分析其传统无旁路烟气脱硫装置存在的不足，并对此提出相应的措施，提高系统可靠性。
标签：无旁路；烟气脱硫；设计石灰石-石膏湿法烟气脱硫，是当前火力发电厂烟气脱硫的主要手段之一。
为方便FGD检修和事故排查，烟气脱硫系统一般都会同时装备烟气旁路，紧急情况下可以打开挡板，使烟气进入烟囱，增加机组运行的安全保障。
1 无旁路烟气脱硫系统的工艺流程常规工作状态时，烟气进入脱硫吸收塔进行处理，然后通过烟囱排放。
旁路烟道的安装位置设在烟囱和FGD入口烟道之间。
工艺流程如图1（设置旁路）所示。
如果脱硫系统未设置旁路烟道，其烟气走向应当按照“锅炉→除尘器→引风机→吸收塔→烟囱”的路线进行排放。
工艺流程如图1（未设置旁路）所示。
2 无旁路烟气脱硫系统的特性2.1 无旁路烟气脱硫系统的优点首先，无旁路烟道的脱硫系统可以缩短吸收塔和烟囱之间的直线距离，既能减少占地面积，又能降低烟道的净压损，增加烟道的使用期限。
另外，取消了净烟气、密封空气系统、控制系统等一系列设备，可以较大地提高设备的利用率，还能够有效地降低成本。
同时，烟气脱硫增压风机将同锅炉引风机“增引合一”，可以提高烟气脱硫的效率，降低系统运行的能耗。
2.2 无旁路烟气脱硫装置的运行风险相比之下，无旁路烟气脱硫装置在运行中也存在一定风险。
锅炉投油启动、低负荷稳燃等工况存在的油污粘污以及机组煤油混烧阶段产生的高含尘烟气经过烟气脱硫系统时，容易损坏设备，影响设备的运行。
因此要解决无旁路烟气脱硫装置的设备损坏问题，就要提高脱硫系统的可靠性。
一旦出现意外故障停止运行时，能够短时间内进行应急处理，将锅炉的尾部高温烟气短时间内通过脱硫系统排放。
3 1000MW机组无旁路烟气脱硫装置设计实例3.1 脱硫装置概况某厂2×1000MW机组烟气脱硫装置，采用无旁路的设计。
烟气脱硫工程施工方案
烟气脱硫工程施工方案1. 项目概述烟气脱硫是指通过装置和设备，将烟气中的二氧化硫（SO2）去除的过程。
烟气脱硫工程施工是对燃煤、燃油、天然气等传统能源发电厂、工业厂房等设施进行改造，在燃烧排放系统中增加脱硫设备，以达到减少大气污染的目的。
本项目施工地点为某发电厂，项目总投资预算为3000万元，工程周期为12个月。
2. 施工目标本项目的施工目标是在保证燃烧系统正常运行的基础上，增加脱硫设备，实现烟气中二氧化硫的有效去除，并最大限度地减少对环境的污染。
3. 施工内容本项目的主要施工内容包括：（1）脱硫系统设计与选型：研究脱硫设备的设计参数和选型原则，确定脱硫设备规格和数量。
（2）脱硫设备采购：按照设计要求和选型结果，选购脱硫设备，并组织相关部门对设备进行验收。
（3）脱硫设备安装：按照设计要求，组织专业人员对脱硫设备进行安装调试。
（4）系统联调与试运行：联调脱硫系统各部件，进行系统检测和调试，同时进行试运行和调试。
（5）系统培训与交底：对脱硫系统的操作和维护进行培训，确保员工能够熟练操作脱硫设备。
4. 施工技术要点（1）脱硫工艺选择与优化：根据烟气成分和运行要求，选定适合的脱硫工艺；优化脱硫工艺，以减少二氧化硫排放。
（2）设备安装质量控制：严格按照设备安装说明书和工程图纸进行设备安装，确保设备安装质量。
（3）试运行与调试：进行系统联调和试运行，调试设备参数，优化系统运行效果。
（4）操作培训：对操作和维护人员进行培训，提高员工的操作技术和维护能力。
5. 安全管理在施工过程中，必须严格遵守相关的安全法律法规，严格按照安全管理制度进行管理，确保施工过程中不发生人员伤亡和事故。
同时，对施工现场进行定期巡查和检查，及时发现和排除安全隐患。
6. 质量管理质量管理是项目管理的核心内容，必须严格按照ISO9001质量管理体系进行管理，对工程进度、质量进行定期检查和评估，并及时采取纠正措施，确保项目质量。
7. 环境保护根据国家和地方政府的环境保护要求，严格控制施工现场的环境污染，对施工废弃物进行妥善处理，确保不对环境造成污染。
烟气脱硫脱硝的方案
烟气脱硫脱硝的方案烟气脱硫脱硝是用来减少烟气中二氧化硫和氮氧化物含量的技术。
由于燃烧煤炭和其他化石燃料会产生大量的二氧化硫和氮氧化物，这些污染物对环境和人类健康造成严重的威胁。
因此，研发高效的烟气脱硫脱硝技术非常重要。
烟气脱硫主要采用湿法脱硫和干法脱硫两种方法。
湿法脱硫主要是通过将烟气与碱性溶液进行接触，使二氧化硫转化为可溶性的硫酸盐，并被溶液吸收。
一种常见的湿法脱硫方法是石灰石石膏法。
这种方法使用石灰石和水生成石灰石石膏悬浮液，烟气通过悬浮液时，二氧化硫会被氧化成硫酸盐，并被石灰石石膏吸收。
这种方法具有处理能力大、脱硫效率高、对二氧化硫和硫酸盐的转化效率高等优点。
另一种湿法脱硫方法是海水脱硫法。
这种方法利用海水中丰富的碱性成分，通过将烟气与海水进行接触，使二氧化硫转化为硫酸盐，并被海水吸收。
这种方法不需要外部吸收剂，处理成本低，但需要海水资源丰富的地区才能使用。
除了湿法脱硫，还可以采用干法脱硫。
干法脱硫通过将烟气与多孔物质（如活性炭、催化剂等）接触，使二氧化硫转化为硫酸盐，并被吸附在多孔物质上。
这种方法可以适用于低硫煤的燃烧过程中，处理效果好，但对多孔物质的选择和再生成本较高。
烟气脱硝主要是通过选择性催化还原（SCR）技术来实现。
SCR技术利用氨作为还原剂，在催化剂的作用下，氮氧化物与氨还原生成氮气和水蒸气。
这种方法可以将氮氧化物的排放控制在规定标准以下，达到脱硝的目的。
SCR脱硝技术具有高效脱硝、操作稳定、适应性广等优点。
在SCR技术中，选择合适的催化剂对脱硝效果至关重要。
常见的催化剂有硅铝材料、钒钼材料等。
此外，控制氨与氮氧化物的比例也非常重要，过量的氨会导致亚硝酸盐形成，从而增加氮氧化物的排放。
总之，烟气脱硫脱硝技术在大气污染治理中起着重要作用。
通过选择合适的脱硫脱硝方法和催化剂，可以降低烟气中二氧化硫和氮氧化物的排放，有效保护环境和人类健康。
1000MW机组SCR烟气脱硝系统优化运行
热 器 积 灰 ． 常 氨 的 逃 逸 率 （ 积 分 数 ） １ １ 以 通 体 为 × ０
下 时 ， ＮＨ Ｏ ＨＳ 生 成 量 很 少 ， 塞 现 象 不 明 显 ； 氨 堵 若
只 安 装 在 各 自 烟 道 的 第 ４测 点 位 置 ． 代 表 仪 表 安 装 仅 点 的 ＮＯ 体 积 分 数 ， 以 表 盘 显 示 的 脱 硝 装 置 进 、 所 出 口 ＮＯ 体 积 分 数 、 氧 量 以 及 由 此 折 算 出 的 脱 硝 效 率 等 在 线 数 据 不 能 完 全 反 映 出 整个 烟 道 截 面 的情 况
于 在 现 场 试 验 期 间 ．注 氨 格 栅 各 分 支 阀 门开 度 相 同 ．
北 电 力 科 学 研 究 院 对 其 进 行 性 能 考 核 试 验 ２个 烟
道 共选 取 ７ ０个 测 点 ． 对 Ｓ ＣＲ 装 置 反 应 前 后 的 Ｎ０
体 积 分 数 、 度 、 量 、 量 等 进 行 现 场 检 测 ， 过 温 氧 流 通 计 算 得 ｆ ＮＯ 体 积 分 数 分 布 情 况 ． 测 点 布 置 如 图 １ 【 Ｉ
不 完 全 反 应 ． 有 少 量 的 ＮＨ 逸 出 反 应 器 ， 烟 会 逃 与 气 中 的 Ｓ 生 反 应 形 成 ＮＨ Ｏ ， 在 １ ０ ２ ０ ｏ ｏ 发 ＨＳ ５～ ３ Ｃ 时 ． 空 预 器 冷 段 形 成 强 烈 腐 蚀 ． 时 造 成 空 气 预 对 同
３２ 试 验 结 果 分 析 ．
脱 硝 装 置 位 于 锅 炉 省 煤 器 后 空 预 器 前 ． 喷 射 氨 格 栅 （ Ｇ） 置 在 Ｓ ＡＩ 放 ＣＲ 反 应 器 上 游 的 一 个 合 适 位 置 烟 气 出 省 煤 器 后 进 入 一 个 垂 直 布 置 的 Ｓ ＣＲ 反 应 器 里 ． 向 下 经 过 均 流 板 、 化 剂 层 ， 后 进 入 空 气 再 催 随
1000MW机组烟气脱硫运行规程
1000MW机组烟气脱硫运行规程1适用范围本规程适用于邹县发电厂2×1000MW机组的烟气脱硫系统的调试、运行维护、操作、监视、调整及事故处理。
2规范性引用文件下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。
凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。
凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。
a）《电业安全工作规程》(热力和机械部分) 1994.1b）《电业安全工作规程》（发电厂和变电所电气部分）DL 408-91c）《火电厂烟气脱硫工程技术规范石灰石/石灰-石膏法》HJ/T 179-20053工程概况和系统简介本期脱硫工程为邹县发电厂四期（2×1000MW）机组脱硫岛工程的配套环保项目，采用德国比晓芙公司提供的高效脱除SO2的石灰石—石膏湿法工艺。
脱硫剂为石灰石（CaCO3）与水配置的悬浮浆液，在吸收塔内烟气中的SO2与石灰石反应后生成亚硫酸钙（CaSO3），并就地强制氧化为石膏，石膏经二级脱水处理可作为副产品外售。
2×1000MW机组脱硫装置采用一炉一塔，每套脱硫装置的烟气处理能力为每台锅炉100%BMCR工况时的烟气量，其脱硫效率按不小于95%设计。
烟气从锅炉烟道引出，送至烟气-烟气换热器（简称GGH）与吸收塔出口的净烟气换热，原烟气温度降至约90℃，随即进入吸收塔，与来自上部四层喷淋层的浆液逆流接触，进行脱硫吸收反应，脱硫后的净烟气经吸收塔顶部的两级除雾器除去携带的液滴后至GGH进行加热，温度由43℃上升至约80℃，通过烟囱排放至大气。
石灰石通过制浆装置配制成24%浓度的浆液，通过石灰石供浆泵连续补入吸收塔内。
石膏通过吸收塔石膏排出泵从吸收塔浆液池抽出，输送至石膏旋流站（一级脱水系统）脱水后的底流石膏浆液其含水率为50%左右，再送至四期脱硫系统的真空皮带过滤机（二级脱水系统）进行过滤脱水。
烟气脱硫方案比选
烟气脱硫方案比选摘要：炼化企业中的自备火力发电厂是化工生产环节中的公用工程单元，火力发电厂在实际生产操作过程中排放的大气污染物主要是烟尘、二氧化硫、氮氧化物等有毒有害物质。
控制火力发电厂排污的关键指标就是二氧化硫的排放，我们也出台一系列法律法规与技术经济标准来控制火电厂的大气污染物的排放。
本文主要对火力发电厂烟气脱硫的方案科学选择进行深入探讨与研究，方便火力发电企业找出合理的烟气脱硫方案。
关键词：烟气脱硫；方案比选；新工艺展望1 湿法脱硫与干法脱硫的技术比选经过对多家兄弟企业火力发电厂湿法脱硫与干法脱硫考察，湿法脱硫在实际生产运行中存在以下如下几个问题：1、脱硫废水的处理。
脱硫过程中产生的废水水质往往很差，脱硫废水中含有很多重金属离子，这些重金属离子对于生态环境具有很强的污染性。
脱硫产生的废水中也含有大量的二类污染物，如铜、锌、氟化物、硫化物等，另外脱硫产生的废水中COD的指标也比较高，甚至超过了工业水的排放标准，不能进行直接排放，在很多地方要求对脱硫产生的废水进行深度处理，所以说脱硫产生的废水处理的成本比较高，处理比较困难。
2、脱硫的副产物可以产生石膏，普通石膏可用作为水泥的缓凝剂、建筑材料、化学工业品等具有一定的商业用途，但是因为脱硫石膏的品质比较低劣、脱硫石膏的销路不畅，甚至没有销路，绝大多数火力发电企业目前将其进行露天堆放，随着灰渣进行外运填埋，还会造成二次污染的产生。
3、进行湿法脱硫后从烟囱外排出来的烟气是处于饱和状态的，在冬季室外气温比较低的时候，烟气就会凝结成水气，形成白色烟羽，这些烟气的水分子排出烟囱后与烟囱周围的氮气、二氧化碳、粉尘等吸附在一起形成团状颗粒物，烟囱周围的区域就会形成雾霾，造成雾霾的主要原因就是湿法脱硫尾气带水。
4、目前很多地方出台地方标准消除石膏雨、有色烟羽，明确要求火力发电发电机组要采取有效的烟气温度控制措施以及有效的生产操作手段来抑制石膏雨、有色烟羽的形成。
1000MW机组无旁路烟气脱硫装置的设计特点
１ 脱 硫 装 置 概 况
江苏 华 电句容 发 电有 限公 司 一期 ２×１ ０ ０ ０ ＭＷ
机组 烟气 脱硫 装 置 于 ２ ０ １ ３年 １ ０月 ３ １日随主 机 投
过 测量 罐溢 流至 吸 收塔 地 坑 ， 再 通 过 地 坑 泵 回到塔 中 。测 量罐 前设 有 滤 网及 自动 冲洗 设 施 ， 通 过 合理 控 制浆 液 的流速 和压力 ， 能减 小 浆 液对 ｐ Ｈ计 、 密度 计 的磨 损 ， 大大延 长这 些关 键仪 表 的使用 寿命 。
氧化空气吹扫支路 ， 利用氧化风进行定期吹扫。 ３ ． ３ 净烟 道设 置第 ３级 除雾 器
烟 囱排 烟 夹带 石 膏 雨 的现 象 在无 Ｇ Ｇ Ｈ 的湿 法
脱硫 装置 上 比较普 遍 ， 其 主 要 原 因是 除雾 器 无 法 拦 截 的粒径 小于 １ ５ ｔ ｘ ｍ 的雾滴 和烟 气 中残 留的石 膏颗
为 防止 事 故 状态 下 高 温 烟气 对 吸 收塔 的影 响 ， 吸收 塔人 口烟 道处设 置事 故 喷淋 降温 系统 。事故 喷
淋水 源设 置两 路 ， 一 路来 自除雾器 冲洗 水泵 ， 一路 来 自事 故喷 淋水箱 。为防 止事故 喷 淋水 喷嘴在 长期 不
使用 的情 况下 被烟 尘 堵 塞 ， 在 事 故 喷 淋 管道 上 接 有
第３ ６卷 第 ９期
２ ０ １ ４年 ９月
华 电技 术
Ｈｕ ａ ｄ ｉ ａ ｎ Ｔｅ ｃ ｈｎ ｏ ｌ ｏ ｇ ｙ
Ｖ０ ｌ ＿ ３ ６ Ｎｏ ． ９ ＭＷ 机 组 无 旁 路 烟 气 脱 硫 装 置 的 设 计 特 点
章育铭 ， 彭斌
３ ． ２ 事故 喷淋 系统
喷淋 层 ， 对应 ５台浆液循 环泵 ， 其 中 ４层 喷 淋层满 足 系统正 常运 行 ９ ５ ％ 的设 计 脱 硫 效 率 。 当 由煤 种 变
烟气脱硫技术方案
烟气脱硫技术方案烟气脱硫是一项关键的环保技术，旨在防止硫化物排放对大气环境造成污染。
该技术最初是针对燃煤电厂而开发的，但现在在其它许多工业和制造过程中也广泛应用。
本文将描述一个适用于燃煤电厂的烟气脱硫方案。
该方案基于湿法脱硫技术，需要建造一个脱硫设施并安装在排放烟道上。
随后附加设备将对排放时的化学反应进行控制，确保排出的气体符合环保法规。
1. 设备需求湿法脱硫技术需要的设备包括：- 烟囱或烟道：设备必须安装到烟气排放的管道中。
- 除尘器：通过增加过滤器或静电过滤器从烟气中除去粉尘或颗粒物。
- 脱硫设施：包括脱硫剂浆液喷淋塔（或喷淋塔）、反应池和泵、和其中的各种仪器设施和控制系统。
- 废水处理设备：用于处理所产生的废水，在使废水符合环境法规的条件下将其排到外部水体中。
2. 工作原理脱硫技术通过与烟气中的气态污染物反应来除去硫化合物。
湿法脱硫法使用富含碱性成分的溶液将二氧化硫转化为硫酸根离子（SO4 2-）。
脱硫剂溶液可以是碱式氢氧化钙（Ca(OH)2）或氨水（NH3）。
反应方程式如下：钙氢氧化物(Ca(OH)2) + SO2→ CaSO3 + H2OCaSO3 + 1/2O2 → CaSO4氨水（NH3）+ SO2 → NH4HSO3NH4HSO3 + 1/2O2 → NH4HSO4当此处理剂被喷射到排放出来的烟气中时，它与二氧化硫进行反应并将其转换为硫酸根离子。
然后其余的化学反应在反应池中发生。
最终，硫酸根对溶液之中的钙或铵成分反应，从而形成固体或液体废物产物。
3. 设计要点- 需要仔细考虑脱硫效率、耗电量以及工艺变量（如循环率、热量损失等）。
- 脱硫设施必须能够正确运行，并满足当地和国家的法规和要求，以确保排放的气体不会污染环境。
- 系统应根据各自的需求进行优化，以控制化学反应，使用最低的消耗性能和化学剂。
- 废水处理设备需要能够处理脱硫过程中产生的废水，以确保排放到外部水体中的水符合环保法规。
烟气脱硫技术方案
烟气脱硫技术方案引言烟气脱硫是一种通过减少燃煤过程中排放的硫氧化物（SOx）来减少大气污染的技术。
硫氧化物是燃煤过程中产生的一种污染物，它们对环境和人类健康造成严重影响。
烟气脱硫技术方案旨在通过使用适当的装置和化学物质来捕捉和处理燃煤过程中产生的硫氧化物，以减少其排放量。
本文将介绍几种常见的烟气脱硫技术方案。
干法烟气脱硫技术干法烟气脱硫技术是一种通过直接添加干性吸收剂来脱硫的方法。
这种方法将干燥的吸收剂直接喷入烟气中与硫氧化物反应，并通过物理或化学吸收来捕捉硫氧化物。
1. 硫化钠法硫化钠法是一种常见的干法烟气脱硫技术，它使用硫化钠作为吸收剂。
在燃煤过程中，硫化钠被喷入烟气中，与硫氧化物发生反应生成硫化物沉淀。
这种沉淀可以通过过滤或离心分离进行收集和处理。
硫化钠法的优点是适用于高温烟气和大气量的处理，并且能够同时去除硫氧化物和一些其他的污染物。
然而，硫化钠法也存在一些局限性，例如对硫氧化物的去除效率有一定的限制，且处理后的硫化物沉渣需要进行安全处理。
2. 活性炭吸附法活性炭吸附法是另一种干法烟气脱硫技术，它使用活性炭作为吸附剂来去除烟气中的硫氧化物。
活性炭具有大比表面积和高吸附能力，能够有效地吸附硫氧化物并捕捉其排放。
在这种方法中，烟气经过活性炭的吸附层，硫氧化物被吸附在活性炭表面上。
一旦活性炭饱和，就需要更换或再生活性炭。
活性炭吸附法的优点是吸附剂容易获取和处理，去除效率高，且处理后的活性炭可以进行再生和重复使用。
然而，这种方法的缺点是对于高温烟气不适用，且活性炭选择和设计需要考虑到烟气中的其他污染物。
湿法烟气脱硫技术湿法烟气脱硫技术是通过向烟气中喷射液体吸收剂，并在冷却和湿润的条件下将其与硫氧化物反应，将硫氧化物从烟气中去除的方法。
1. 石灰石-石膏湿法脱硫法石灰石-石膏湿法脱硫法（简称石膏法）是一种常见的湿法烟气脱硫技术。
在这种方法中，石灰石和水形成石膏混合物，喷射到烟气中与硫氧化物发生反应生成石膏沉淀。
燃煤电厂烟气脱硫技术的选择与优化方法
燃煤电厂烟气脱硫技术的选择与优化方法燃煤电厂是我国主要的电力供应来源，然而，长期以来，燃煤烟气排放中的二氧化硫（SO2）对环境和人类健康造成了严重影响。
因此，对燃煤烟气进行脱硫处理成为保护环境的关键。
一、脱硫技术的选择当前，可供选择的燃煤烟气脱硫技术主要包括石灰石湿法脱硫、海藻酸盐湿法脱硫、吸收剂循环流化床脱硫、干法脱硫以及氨法脱硫等。
1. 石灰石湿法脱硫石灰石湿法脱硫是传统的脱硫技术，通过在烟气中喷入石灰浆或石灰石浆来吸收和固定硫酸二氧化硫。
该技术成熟、操作简单，但存在处理量小、石灰石消耗大、废液处理难等问题。
2. 海藻酸盐湿法脱硫海藻酸盐湿法脱硫是一种新型的脱硫技术，利用海藻酸盐作为吸收剂进行脱硫。
这种技术对硫酸二氧化硫的吸收效果显著，而且可以回收和循环利用，具有较好的经济性和环保性。
3. 吸收剂循环流化床脱硫吸收剂循环流化床脱硫是目前较为先进的技术之一。
它利用循环流化床反应器,以晶体硫化钙为吸收剂，将二氧化硫吸附为硫酸钙，并通过再生与重复利用吸收剂来实现连续脱硫。
该技术适用于大型燃煤电厂，并具有较高的脱硫效率和较低的能耗。
4. 干法脱硫干法脱硫主要通过氧化剂将SO2氧化成硫酸气态或固态颗粒物，然后收集和处理。
这种技术能够适应高硫煤的脱硫需求，但能耗较高且设备体积较大。
5. 氨法脱硫氨法脱硫是近年来发展起来的一种新型脱硫技术。
该技术通过在烟气中喷射氨水或氨气来与二氧化硫发生反应，生成硫化物并进行固定，以达到去除二氧化硫的目的。
氨法脱硫技术具有高效脱硫、无排放物和废水、运行费用低等优势，成为燃煤电厂脱硫的关注点。
二、脱硫技术的优化方法除了选择适合的脱硫技术，还需要对脱硫系统进行优化，以提高脱硫效率和降低运行成本。
1. 优化吸收剂特性优化吸收剂特性能够提高脱硫效率。
例如，通过改变吸收剂浓度、添加助剂或改变吸收剂的颗粒形状等手段，可以增加吸收剂与烟气中SO2接触的表面积，提高吸收效果。
2. 优化脱硫工艺参数合理设置脱硫工艺参数也是提高脱硫效率的关键。
几种脱硫工艺选择
1脱硫工艺的选择目前国外脱硫技术已有多种，而应用较为广泛的主要有：湿式石灰石/石膏法、烟气循环流化床法、新型一体化脱硫（NID）工艺、旋转喷雾半干法、炉内喷钙-尾部加湿活化法等。
国内目前通过引进技术、合资以及自行开发已基本掌握了以上几种脱硫技术，并使这几种脱硫技术在国内不同容量机组上均有应用。
1.1 湿式石灰石/石膏法湿式石灰石/石膏法其工艺特点是采用石灰石浆液作为脱硫剂，经吸收、氧化和除雾等处理过程，形成副产品石膏。
其工艺成熟、适用于不同容量的机组，应用范围最广，脱硫剂利用充分，脱硫效率可达90%以上。
并且脱硫剂来源丰富，价格较低，副产品石膏利用前景较好。
其不足之处是系统比较复杂，占地面积大，初投资及厂用电较高，一般需进行废水处理。
该法是目前世界上技术最为成熟、应用最广的脱硫工艺，特别在美国、德国和日本，应用该工艺的机组容量约占电站脱硫装机总容量的80%以上，应用的单机容量已达1000MW。
在国内已有珞璜电厂一、二期300MW机组及北京一热、重庆电厂和浙江半山电厂三个分别相当于300MW脱硫容量的机组使用。
引进技术国内脱硫工程公司总承包完成的北京石景山热电厂、太原第二热电厂五期、贵州安顺（300MW）电厂、广东台山电厂（600MW）、河北定州电厂（600MW）等也均已投入运行。
且国内有近20台600MW机组湿法脱硫正在实施中。
其基本原理与系统图如下：1.2 烟气循环流化床干法烟气循环流化床干法脱硫(CFB-FGD)技术是世界著名环保公司德国鲁奇·能捷斯·比肖夫（LLB）公司开发的世界先进水平的循环流化床干法烟气脱硫技术。
CFB-FGD是目前干法脱硫技术商业应用中单塔处理能力较大、脱硫综合效益较为优越的一种方法。
该工艺已经先后在德国、奥地利、波兰、捷克、美国、爱尔兰等国家得到广泛应用，最大已运行单机、单塔机组容量为300MW，采用该技术设计的单塔处理烟气量可达到2800000Nm3/h。
1000MW 机组烟气脱硫工艺及主要设备选型分析
该工程脱硫系统开始倾向于选择动调风机， 后 来根据工程具体情况进行分析， 确定选用静调风机。 每炉设 ２台增压风机， 共 ４台。 该工程选择静调风机主要基于以下 ３点考虑。 （ １ ） 由于四期工程锅炉引风机采用静调风机， 为保持与其型式上的一致， 便于运行调节， 脱硫增压 风机也宜采用静调风机； 另外， 静调风机结构简单、 转速低、 可靠性好一些， 对保证百万千万机组污染物 “ 零排放” 更加有利。 （ ２ ） 性能和功耗方面。四期工程采用超超临界 机组， 热效率高， 发电煤耗比亚临界机组节省标准煤 ５ ０～ ８ ０ ｇ ／ （ ｋ Ｗ·ｈ ） ， 所以从降低发电成本的角度来 讲， ２台 １ ０ ０ ０ Ｍ Ｗ 机组投产后， 会首先保证这 ２台机 组的负荷， 机组运行在高负荷区域的时间较多。静 调风机在高负荷时的效率与动调风机差不多， 功耗 也差不多， 动调风机在调峰方面运行经济性好的特 点体现不出来， 二者的运行经济性差别不大。
第 ５期
滕斌： １ ０ ０ ０ Ｍ Ｗ 机组烟气脱硫工艺及主要设备选型分析
·７ １ ·
２ 烟气脱硫工艺及设备选型分析
２ ． １ 烟气脱硫工艺的选则 目前， 全世界脱硫工艺共有 ２ ０ ０多种， 经过几十 年不断地探索和实践， 在火电厂上应用的脱硫工艺 仅有 １ ０种左右， 其中广泛使用的烟气脱硫工艺主要 石膏湿法烟气脱硫工艺、 海水烟气脱 包括石灰石 － 硫工艺、 旋转喷雾半干法烟气脱硫工艺、 炉内喷钙加 尾部烟道增湿活化脱硫工艺、 循环流化床烟气脱硫 工艺及湿式氨法烟气脱硫工艺等。 石灰石 － 石膏湿法烟气脱硫工艺是目前世界上 应用最广泛， 技术最成熟的烟气脱硫技术， 也是在大 型发电机组上应用业绩最多的工艺。不同脱硫公司 开发的石灰石 － 石膏湿法脱硫工艺各有特点， 如日 本三菱重工的液柱喷淋塔技术、 德国鲁奇比晓夫公 司的池分离器技术和脉冲悬浮系统、 美国 Ｍ ａ ｒ ｓ ｕ ｌ ｅ ｘ 公司的吸收塔液相再分布装置（ Ａ Ｌ Ｒ Ｄ ） 等。邹县电 厂四期脱硫工程选择以德国鲁奇比晓夫（ Ｌ Ｌ Ａ Ｇ ） 公 司为技术支持方的石灰石 － 石膏湿法脱硫工艺。 该工艺除具有石灰石 － 石膏湿法脱硫工艺技术 的共同特点外， 还具有独特的技术特点。 （ １ ） 采用池分离器技术， 将吸收塔反应池分为 ｐ Ｈ值不同的 ２部分， 可以在单回路系统内获得双回 路系统的效果， 分别为氧化和结晶过程提供最佳反 应条件， 提高石膏质量并得到最佳的氧化空气利用 效率， 从而进一步提高脱硫效率。 将反应池分为 ２个反应区的优点是： １ ） 反应池上部浆液的 ｐ Ｈ 较低， 根据亚硫酸盐 和亚硫酸之间的平衡关系， 较低的 ｐ Ｈ 值有利于提 高氧化效率； ２ ） 由于鼓入氧化空气， 造成石灰石溶解度降低 的Ｃ Ｏ 因此， 底部加入的石 ２ 被强制从浆液中排除， 灰石的溶解过程得以优化； ３ ） 石膏浆液排出处的石灰石浓度最低而石膏 浓度最高， 这对于获得高纯度石膏最为有利； ４ ） 底部添加新鲜的石灰石， ｐ Ｈ 值随之上升， 提 高了吸收 Ｓ Ｏ ２ 的能力。 （ ２ ） 采用脉冲悬浮系统， 避免在吸收塔内安装 易磨损腐蚀、 搅拌不够均匀的机械搅拌部件。该系 统具有节省能量、 搅拌均匀、 在长时间停运后重新投 运时可使吸收塔浆液快速悬浮、 停车时无需运行脉 冲悬浮泵等优点。 是利用吸收塔外 脉冲悬浮系统（ 如图 ２所示） 部的脉冲悬浮泵提供浆液脉冲能量。塔内不安装搅
1000MW燃煤机组脱硫氧化风机选型
1000ＭＷ燃煤机组脱硫氧化风机选型摘要：火电厂二氧化硫排放量日益增高，造成环境污染问题加重。
为了实现火力发电厂的可持续发展，就需要重视对火力发电厂所致环境污染问题的治理，对燃烧电厂二氧化硫排放进行严格控制。
以国内某1000MW机组为研究对象，即对火力发电厂机组脱硫系统氧化风机的选型思路用具体方法进行详细解析，为同类机组脱硫氧化风机选型提供参考。
关键词：火力发电；脱硫系统；氧化风机；选型1工程概况某工程一期容量为2×1000MW燃煤发电机组，超超临界燃煤汽轮发电机组，同步建设烟气脱硫设施。
锅炉主机采用哈尔滨锅炉厂有限责任公司。
2 脱硫系统概述某工程脱硫系统采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺，采用一炉一塔设计；脱硫装置能适应燃用设计煤种情况下锅炉最低稳燃负荷工况和BMCR工况之间的任何负荷，脱硫效率不低于97％；脱硫系统无烟气旁路，设置MGGH，采用引风机和增压风机合并方式，不单独设置脱硫增压风机；两台机组共用一套吸收剂制备系统，脱硫剂采用外购成品石灰石粉，厂内加水制浆。
四台机组设置一套石膏脱水系统，真空皮带脱水机选型按设计煤种2×100%进行设计。
工程按设置三台氧化风机考虑时，2用1备，风机流量约9400Nm3/h，出口压力110kPa。
表2-1 脱硫入口烟气参数13 脱硫氧化风机选型简介氧化风机是脱硫系统的重要组成设备，其作用为将空气鼓入吸收塔浆池，空气与浆液反应，使亚硫酸钙氧化为硫酸钙。
氧化风机通常可采用以下两种型式：罗茨风机和离心风机。
目前国内脱硫氧化风机大多采用罗茨风机，但离心风机在近几年也有了一定的应用，两种风机的特点如下所述。
3.1 罗茨风机强制输气的容积式风机。
两叶轮由一对同步齿轮传动作反向旋转，通过叶轮型面的“啮合”（叶轮之间有一定间隙，并不相互接触）使进气口和排气口隔开，将吸入的气体无内压缩地从吸气口推移到排气口，被输送的吸入气体，在达到排气口的瞬间，因排出侧高压气体的回流而被加压向系统输送而做功罗茨风机特点：1.结构简单，价格便宜。
1000MW超超临界机组脱硫吸收塔综合改造措施
改造措施
吸收塔入口段“干湿”界面石膏堆积
改造措施
氧化空气茅枪管泄漏、断裂
改造措施
氧化空气茅枪管泄漏、断裂
改造措施
浆液总管至吸收塔接管座开裂
改造措施
浆液总管至吸收塔接管座开裂
改造措施
浆液总管至吸收塔接增设手动阀
改造措施
脱硫废水后处理
改造措施
脱硫废水后处理
小结
玉环电厂脱硫装置运行六年来，不断总 结经验、及时进行技术改造，较好地解 决了吸收塔各种常见的故障，提高了整 个脱硫装置的可靠性。
改造措施
浆液管内衬损坏及膨胀节破损
改造措施
浆液管内衬损坏及膨胀节破损
改造措施
浆液管内衬损坏及膨胀节破损
改造措施
浆液管内衬损坏及膨胀节破损
改造措施
浆液管内衬损坏及膨胀节破损
改造措施
除雾器堵塞，部分松动坍塌
改造措施
除雾器堵塞，部分松动坍塌
改造措施
除雾器堵塞，部分松动坍塌
改造措施
除雾器堵塞，部分松动坍塌
概述
玉环电厂脱硫装置投产以来，各套脱硫装置月 平均脱硫效率超过95%，脱硫装置投运率逐年 稳步提高，已连续几年超过99%。脱硫补偿电 费接近全额回收，并且顺利通过了国家、省市 各级组织的各项脱硫专项检查。
其中二期#3脱硫装置于2019年10月4日实现无 旁路运行，是国内带GGH首台实现无脱硫旁路 运行的百万机组。
概述
玉环电厂脱硫装置按一炉一塔布置，设计脱硫 效率＞95％，吸收塔为喷淋空塔，吸收塔单塔 直径达18.4m，塔高31.4（34）m，浆池容积 达2650（2750）m3。
石灰石磨制系统和石膏脱水系统为一、二期公 用。一期脱硫装置不设GGH，烟囱钢内筒采用 钛复合板。二期设有GGH，钢内筒内衬采用耐 高温玻璃鳞片
1000MW机组烟气脱硫方案选择
1000MW等级锅炉烟气脱硫工艺选择研究【摘要】本文从1000MW等级脱硫系统的吸收剂、副产物、能耗、对煤质的适应性及经济性等方面对几种典型的脱硫工艺进行了全面的比较，分析了各工艺的优缺点，并提出了1000MW等锅炉脱硫系统的推荐意见。
【关键词】1000MW 湿法脱硫干法脱硫氨法脱硫活性焦脱硫1概述在世界各国长期的研究、开发及应用过程中，烟气脱硫的技术和工艺已达200余种，但是有工业应用价值，可用于发电机组的目前不超过10种。
这些方法的应用主要取决于锅炉容量和调峰要求、燃烧设备的类型、燃料的种类和燃煤含硫量的多少、脱硫效率、脱硫剂的供应条件、电厂的地理位置及副产品的利用等诸多因素。
目前，国内已投运的1000MW等级的发电机组，脱硫装置均采用石灰石/石灰-石膏湿法工艺，该工艺在国内外均有成熟的运行经验。
但其较高的运行费用对于我国工业的发展是个沉重的负担，而且该工艺消耗大量的水资源；治理二氧化硫的同时增加了大气中二氧化碳的排放量；由于副产物品质较低，综合利用效果不够理想。
这些缺点在短期不会得到很大的改善，随着国家节能降耗要求的不断提高，对于1000MW机组不妨探索和尝试一些其他的烟气脱硫工艺，在满足烟气污染物排放指标要求的同时，达到减少对其他能源消耗的目的。
本文对于1000MW等级锅炉潜在的烟气脱硫工艺进行了对比，分析各脱硫工艺的优缺点及可行性，并提出了推荐意见。
2脱硫方案简介2.1石灰石/石灰-石膏湿法工艺2.1.1 石灰石/石灰-石膏湿法工艺原理[1]该工艺采用价格低廉的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制成吸收剂浆。
也可以将石灰石直接湿磨成石灰石浆液制成吸收浆剂。
在吸收塔内，吸收浆剂与烟气接触混合，烟气中的SO2与浆液中的碳酸钙以及鼓入的氧化空气进行化学反应，最终反应产物为石膏。
脱硫后的烟气经除雾器除去带出的细小液滴，经加热器加热升温后（或直接）排入烟囱。
脱硫石膏浆经脱水装置脱水后回收，由于吸收剂浆的循环利用，脱硫吸收剂的利用率很高。
1000MW机组湿法烟气脱硫系统经济运行研究
1000MW机组湿法烟气脱硫系统经济运行研究摘要：1000MW机组湿法烟气脱硫系统的运行成本包含有设备转机设备电费、脱硫吸剂费用、生产用水费用、SO2排污费等多种费用的支出。
脱硫相对生产成本概念的提出，可以为脱硫系统的经济运行提供理论支持，为保证湿法烟气脱硫的经济运行，相关企业也需要对机组脱硫装置的实际运行情况、吸收塔运行的影响因素及循环泵在不同负荷及不同燃煤含硫量工况下的运行情况进行分析。
本文主要对1000MW机组湿法烟气脱硫系统经济运行的实际需求、湿法烟气脱硫系统的共性问题、共性问题解决措施及湿法烟气脱硫系统经济运行保障措施进行了探究。
关键词：湿法烟气脱硫系统；吸收塔；循环泵；经济运行前言：1000MW级机组是目前国内大型火力发电厂主力机组。
且再运行中基本采用湿法脱硫工艺，湿法烟气脱硫系统在火电厂运行过程中发挥着重要的作用。
根据国家环境保护部门的相关规定，新建燃煤机组不能设置脱硫旁路烟道，现有的烟气脱硫设备也需要拆除旁路，在机组脱硫旁路拆除以后，湿法烟气脱硫系统的经济运行成为了火力发电企业所关注的问题。
对这一问题进行探究，可以让火力发电机组烟气脱硫技术得到完善。
1.1000MW机组湿法烟气脱硫系统经济运行的实际需求以某电厂使用的1000MW机组为例，该机组使用的脱硫方式为石灰石-石膏湿法烟气脱硫方式。
脱硫系统包含有烟气系统、制浆系统、脱水系统、废水处理系统等子系统。
制浆系统所使用的石灰石需要直接外买，脱水系统为两级脱水系统。
在锅炉处于最大连续蒸发量的情况下，该系统入口烟气量为3001364m3/h（标态、干基，6%O2）。
根据机组的设计要求，湿法烟气脱硫系统的脱硫效率需达到93.5%以上[1]，吸收塔出口净烟气中SO2含量小于35 mg/m3。
石灰石-石膏湿法烟气脱硫系统具有工艺系统复杂的特点，该设备运行过程中产生的成本费用包含有水电费、脱硫剂费用、维修费用、折旧费用及运营管理费用等。
电费、脱硫剂费用和水费与机组运行工况之间具有一定的联系。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
1000MW等级锅炉烟气脱硫工艺选择研究
【摘要】本文从1000MW等级脱硫系统的吸收剂、副产物、能耗、对煤质的适应性及经济性等方面对几种典型的脱硫工艺进行了全面的比较，分析了各工艺的优缺点，并提出了1000MW等锅炉脱硫系统的推荐意见。
【关键词】1000MW 湿法脱硫干法脱硫氨法脱硫活性焦脱硫
1概述
2脱硫方案简介
2.1石灰石/石灰-石膏湿法工艺
湿法脱硫系统、石灰石制浆系统、石膏脱水系统、事故浆液系统、废水处理系统、GGH （选配）、烟囱及烟道防腐等众多子系统。
系统阻力大，电耗、水耗较大。
2.1循环流化床干法烟气脱硫工艺
2.2氨法脱硫工艺
2.3活性焦脱硫工艺
SO2(g) = SO2*
O2(g) = 2O*
H2O(g) = H2O*
SO2*+O* = SO3*
SO3*+H2O*= H2SO4*
H2SO4+nH2O = (H2SO4·nH2O)*
式中，*表示吸附态。
其主要工艺流程是：烟气首先进入位于下部的脱硫塔，烟气中的SO2被活性焦吸附，然后进入位于上部的脱硝塔，在活性焦的作用下，烟气中氮氧化物与喷入的氨发生还原反应，氮氧化物被还原成对环境没有危害的N2，并同时生成二氧化碳和水。
吸附了SO2的活性焦被送入解析塔，在约400
活性焦吸附脱硫工艺流程图如下所示，主要由吸附反应系统、分离再生系统和副产物回收系统组成。
3脱硫方案比选
3.1
序号项目单位参数
1 最大连续蒸发量t/h 3100
2 过热器出口蒸汽压力MPa 29.15MPa
3 过热器出口蒸汽温度℃605℃
4 再热蒸汽流量t/h 254
5 t/h
5 再热器进口蒸汽压力MPa 6.31 MPa
6 再热器出口蒸汽压力MPa 6.11MPa
7 再热器进口蒸汽温度℃372.7℃
8 再热器出口蒸汽温度℃613℃
9 省煤器进口给水温度℃302.9℃
10 空气预热器型式- 回转式三分仓
11 燃烧方式- 前后墙对冲/切圆燃烧
12 运行方式定压或定--滑--定
13 锅炉效率＞93%
3.2
序号检测项目符号单位设计煤种校核煤种
1 全水分M
t
% 28.72 30.87
2 空气干燥基水分M
ad
% 13.91 12.43
3 收到基灰分A
ar
% 13.71 14.56
4 干燥无灰基挥发分V
daf
% 36.27 38.42
5 收到基碳C
ar
% 43.49 39.28
6 收到基氢H
ar
% 3.40 3.22
7 收到基氧O
ar % 7.97 8.74
8 收到基氮N
ar
% 1.72 2.31
9 全硫S
t,ar
% 0.99 1.02
10 收到基高位发热量Q
gr,v,ar
MJ/kg
11 收到基低位发热量Q
net,v,ar
MJ/kg 16932 15133 3.3
序号项目单位设计煤种校核煤种
1 脱硫入口烟气量(干基，实际O
2
)Nm/s 869.41 878.28
2 脱硫入口烟气量(湿基，实际O
2
)Nm/s 876.77 885.71
3 脱硫入口烟气量(干基，6%O
2
) Nm3/s 877.29 886.24
4 烟气中的污染物成份(干基，6%O
2
) mg/Nm32702.48 3083.93 3.4
1 脱硫系统效率% >96 >96
2 脱硫后烟气中的污染物成份(干基，6%O
2
) mg/Nm386.48 98.69
3 国家污染物排放标准要求（征求意见稿）mg/Nm3100 100
项目石灰石/石灰-石
膏湿法
循环流化床
干法脱硫除尘技术
氨法脱硫活性焦法脱硫
初投
资
~120元/kW ~250元/kW ~310元/kW ~580元/kW
电耗
单台锅炉：
~8700kW
（脱硫装置+除
尘器）
单台锅炉：
~6500kW
（预除尘器+脱硫装置
+布袋除尘器）
单台锅炉：
~6300kW
（脱硫装置+除尘器）
单台锅炉：~8000kW
（除尘器+吸附系统+
解析系统）
水耗单台炉：140t/h 单台炉：~75t/h 单台炉：~150t/h 单台炉：~5t/h 吸收
剂
石灰石生石灰或废弃电石渣液氨或氨水活性焦
吸收
剂耗
量
单台锅炉：~14t/h 单台锅炉：~12 t/h 单台锅炉：~2.3 t/h 单台锅炉：~ 1.5 t/h
运行费用(注1) 单台锅炉：~34元
/kW
单台锅炉：~25元/kW 单台锅炉：~35元/kW 单台锅炉：~38元/kW
对重金属的综合处理能力能脱除约10%的
重金属、HCL、
HF等。
汞的脱除率为
10~30%
能有效脱除HCL、HF
和重金属
不能有效脱除重金属及二
恶英等污染物
能同时脱除烟气中的
汞、砷等重金属，以及
HF、HCL和二恶英等
大分子氧化物
副产品综合利用
副产品中含金属
杂质，石膏品质较
差
副产品中主要成分是
亚硫酸钙，商品化较
差，主要用于建筑填
料、铺路、制砖等
副产品为硫铵，可用作化
肥和工业原料，综合利用
性好。
副产品为硫酸、硫磺
等，综合利用性好。
对烟
囱要
求
需进行防腐无需进行防腐需进行防腐需进行防腐
对变
化煤
种的
适应
性
用于中低硫煤不受煤种限制可用于中高硫煤不受煤种限制
占地系统复杂，占地面系统设备简洁紧凑，占
略小于湿法
系统设备复杂，占地面
废水10t/h），需建设废
水处理装置
无废水排放废水循环利用有废水产生：约10t/h
整体布局
锅炉-除尘器-引
风机-湿法脱硫系
统-烟囱
锅炉-预电除尘器-干法
脱硫塔-布袋除尘器-引
风机-烟囱
锅炉→电除尘器（或高效
布袋除尘器或者电袋复合
除尘器）→引风机→氨法
脱硫系统→污水处理→烟
囱
锅炉→（或高效布袋除
尘器或者电袋复合除
尘器）→引风机→吸附
塔→烟囱
对负
荷变化的适应性适应性强
反应较慢
适应性强
反应较快
与湿法相当
适应性强
反应较快
4结论
随着我国经济的快速发展、环境保护力度的加强和节能减排工作的大力开展，烟气污染物的排放控制日益受到重视。
目前，《火电厂大气污染物排放标准》正处于修订期，近期将正式发布执行。
根据第二次征求意见稿的意见，要求所有新建火力发电厂的SO2排放浓度不大于100mg/m3。
这就要求所有新建火力发电厂需要选择技术成熟，运行可靠的脱硫装置。
根据上文中对各种1000MW 等级锅炉潜在的烟气脱硫工艺进行的比较和分析，得出如下结论：
（1）石灰石/石灰-石膏湿法脱硫工艺技术成熟、运行可靠，国内600MW及以上机组绝大多数采用此工艺。
推荐此工艺作为1000MW等级锅炉脱硫装置的备选
方案。
（2）循环流化床干法脱硫工艺可实现脱硫除尘的一体化，具有运行成本低、能耗、水耗小的特点。
目前，国内应用此工艺的机组最大容量为660MW（华能邯峰
电厂一期2×660MW机组）。
此工艺可作为备选方案，针对具体工程进行详细
的技术经济比较后，最终确定脱硫方案。
（3）氨法脱硫工艺系统简单、能耗低、副产品综合利用效果好，但其初投资较高，水耗和运行成本较高。
目前，在我国，此脱硫工艺应用较少，多数为小型机
组，1000MW等级的锅炉不建议采用此工艺。
（4）活性焦脱硫工艺可实现脱硫脱硝一体化，但其初投资和运行成本很高，系统电耗较高。
目前，国外投入商业运行的规模最大的机组为日本矶子火力发电
厂的2×600MW机组，投入运行时间为2002年。
国内应用此工艺的最大机组是
神华胜利发电厂2×660MW发电项目，目前该项目正在筹建之中。
由于此工艺
在国内应用较少，且吸收剂供应商单一，供应可靠性不及上述其他几种工艺，
因此，此工艺在1000MW锅炉上的应用需慎重。
参考文献：
[1] 王华，祝社民等，烟气脱硫技术研究新进展，电站系统工程2006.Vol.22 No.6
[2] 张悦等，关于循环流化床烟气脱硫机理的研究，辽宁化工，2003.Vol.32.No.4
[3]王永军，烟气氨法脱硫技术应用，中国勘察设计，2010年第9期61-63
[4]李晓芸等，活性焦脱硫脱硝一体化技术及其错流式反应器脱硫的数值模拟，华电技术，
2008.V ol.30.No.1。