烏海熱電廠濕法煙氣脫硫系統描述

　　摘 要： 本文介紹了烏海熱電廠二期2×200MW超高壓燃煤機組脫硫系統及工藝流程，并簡要分析該廠脫硫系統實施后的環境效益。脫硫系統投運后，SO、煙塵排放對環境的污染程度極大減輕，明顯改善了當地環境空氣質量，環境效益、社會效益顯著。
　　關鍵詞： 脫硫工藝 二氧化硫 濕法脫硫
　　
　　隨著國家環保力度的加大，對火電廠SO、煙氣排放濃度和排放總量的限制日趨嚴格，我們必須采用高效的脫硫、除塵工藝，使所在地區的煙氣污染排放減少。
　　目前，在眾多的脫硫工藝中，燃煤電廠的煙氣脫硫技術以石灰石-石膏濕法工藝應用最廣，具有發展歷史長、技術成熟、運行經驗豐富、石灰石來源豐富、石膏可綜合利用、商業化程度最高、可靠性較高等特點，脫硫裝置投運率可達到95%以上。
　　1.工藝描述
　　1.1工程概述
　　烏海熱電廠隸屬于中國華能（集團）公司北方聯合電力有限責任公司，現有裝機容量400MW。該廠2×200MW機組于2005年投產運行以來，SO、煙氣排放濃度出現超標。所以對機組脫硫除塵改造是必要的，也是必需的。該廠決定將原干法脫硫改為濕法脫硫。
　　濕法煙氣脫硫裝置是該機組配套工程，布置在布袋除塵器后煙道側，采用全容量石灰石/石膏濕法脫硫，一爐一塔；吸收劑制備系統、脫硫石膏處理系統等輔助系統按兩爐脫硫裝置公用設置。
　　1.2吸收原理
　　吸收液通過噴嘴霧化噴入吸收塔，分散成細小的液滴并覆蓋吸收塔的整個斷面。這些液滴與塔內煙氣逆流接觸，發生傳質與吸收反應，煙氣中的SO、SO及HCl、HF被吸收。SO吸收產物的氧化和中和反應在吸收塔底部的氧化區完成并最終形成石膏。
　　為了維持吸收液恒定的pH值并減少石灰石耗量，石灰石被連續加入吸收塔，同時吸收塔內的吸收劑漿液被攪拌器、氧化空氣和吸收塔漿液循環泵不停地攪動，以加快石灰石在漿液中的均布和溶解。
　　2.系統描述
　　2.1 FGD系統構成
　　煙氣脫硫（FGD）裝置采用石灰石/石膏濕法工藝，能夠處理2×200MW超高壓凝汽式汽輪發電機組脫硫工程100％的煙氣量。公用系統配置：石灰石漿液制備系統按本期2×200MW容量要求配置；石膏真空脫水系統、供電系統和DCS控制系統等按本期2×200MW容量統一考慮，設備安裝滿足本期兩套FGD裝置的要求。FGD裝置采用室內和露天結合的方式，吸收塔、事故漿液池、石灰石粉倉等露天布置。不設置煙氣換熱器系統（GGH）。脫硫島控制系統采用車間集中控制方式，煙氣脫硫系統控制室設在除灰綜合樓與除灰渣除塵共用控制室。DCS操作員站、工程師站設在除灰綜合樓控制室，脫硫電子設備間布置在脫硫島區域的電控綜合樓內。
　　整套系統由以下子系統組成：
　　（1）石灰石漿液制備、供給系統
　　（2）煙氣系統
　　（3）SO吸收系統
　　（4）石膏排空和脫水系統
　　（5）工藝水系統
　　（6）儀用壓縮空氣系統
　　2.2工藝流程
　　如圖1所示，由#1和#2爐引風機來的全部煙氣在靜葉可調軸流式增壓風機的作用下進入吸收塔，煙氣自下向上流動，在吸收塔洗滌區（吸收區）內，煙氣中的SO、SO被由上而下噴出的吸收劑吸收生成CaSO，并在吸收塔反應池中被鼓入的空氣氧化而生成石膏（CaSO?2HO）。脫硫后的煙氣在除霧器內除去煙氣中攜帶的漿霧后，然后送入煙囪排入大氣。
　　脫硫裝置的煙氣入口與煙囪之間設置有旁路煙道，正常運行時煙氣通過脫硫裝置，事故情況或脫硫裝置停機檢修時煙氣由旁路煙道進入煙囪。
　　吸收塔底部漿池中產生的石膏由吸收塔漿液排出泵送入石膏一級旋流器濃縮，其溢流流回吸收塔，含固量為45%-60%的底流送入真空皮帶脫水機，脫水后的產物為含水量不大于10%的石膏，進入石膏儲藏間。必要時，石膏漿液也可由吸收塔漿液排出泵排入事故漿池。真空皮帶脫水機按兩套設置，單臺容量按處理燃燒設計煤種時2臺鍋爐在BMCR工況下石膏排放量的75%設計。脫硫裝置用水由工業水進入工業水箱和電廠廢水再生水進入工藝水箱，經水泵打至各處作沖洗水、制漿系統等用水。
　　2.3主要工藝設計參數
　　2.3.1設計參數
　　燃煤含硫量：1.22%
　　額定煙氣流量：994123Nm/h（濕，實際氧量，電除塵后）
　　額定煙氣流量：1834738m/h（干，實際氧量，電除塵后）
　　入口煙溫：＜169℃
　　入口煙氣SO含量：＜4093mg/Nm（標態干態，6%氧濃度）
　　入口煙氣SO含量：≤108mg/Nm（標態干態，6%氧濃度）
　　入口煙氣HCl含量：≤53mg/Nm（標態干態，6%氧濃度）
　　入口煙氣HF含量：≤27mg/Nm（標態干態，6%氧濃度）
　　入口煙氣含塵量：＜100mg/Nm（標態干態，6%氧濃度）
　　入口煙氣O濃度：7.4%（干態）
　　入口煙氣含水蒸氣量：7.62%
　　2.3.2主要設計指標及保證值（未注明的為設計值）
　　脫硫率：≮95%（保證值）95.2%（設計值）
　　出口煙溫：≮50℃（保證值）52.5℃（設計值）
　　出口煙氣SO含量：＜400mg/Nm（標態干態，6%氧濃度）
　　出口煙氣含塵量：＜50mg/Nm（標態干態，6%氧濃度）
　　出口煙氣含水量：＜75mg/Nm（標態干態，6%氧濃度）
　　出口煙氣含氯量：＜10mg/Nm（標態干態，6%氧濃度）
　　出口煙氣含氟量：＜5mg/Nm（標態干態，6%氧濃度）
　　煙氣（含塵）在脫硫裝置運行中的總壓損：2269Pa
　　吸收塔（含除霧器）的壓損：1669Pa
　　總煙道：600Pa
　　旁路煙道襯里長時間耐溫：180℃
　　石灰石耗量：2×5.75t/h
　　石膏含水量（標態、干態粉塵含量＜100mg/Nm）：＜10%
　　 （標態、干態粉塵含量＜150mg/ Nm）：＜10%
　　 （標態、干態粉塵含量＜200mg/ Nm）：≤10%
　　脫硫石膏純度：≥90%
　　FGD裝置使用壽命：30年
　　工藝水耗量：2×85t/h
　　冷卻水耗量：2×11m/h
　　石膏沖洗水：2×5m/h
　　液氣比：11.43L/m
　　Ca/S：1.03
　　設計電耗（所有運行設備軸功率）：2×3029kw
　　煙氣流速：3.67m/s
　　煙氣停留時間：4.96s
　　漿液循環停留時間：4min
　　漿液排出停留時間：15h
　　3.環境效益
　　采用濕法脫硫技術改造后，SO排放濃度低于100mg/m，煙塵排放濃度低于50mg/m，達到了GB13223-2003中第3時段火電廠大氣污染物排放標準；脫硫除塵改造后SO排放量為1661t/a，較改造前削減14894t/a，使廠址周圍地區環境空氣質量得到了較大改善。
　　目前脫硫系統運行穩定，脫硫效率由原來85％提高到95％以，當煤種含硫量達到1.86%時，脫硫效率也可達到90%，已經達到了預期的目標。
　　綜上所述，烏海熱電廠2×200MW機組脫硫除塵改造后，極大地減少了煙塵、二氧化硫等污染物的排放量，清潔了大氣環境，有效地改善了烏海市周邊地區的環境質量。根據上述介紹及分析，得出結論，本項目所選擇的工藝方法、工程操作過程是合理的，脫硫效率高，實施后鍋爐煙氣排放達到環境指標。
　　
　　參考文獻：
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