火電廠煙氣分析畢業(yè)論文

1、<p><b>　　目錄</b></p><p><b>　　引言4</b></p><p><b>　　1．SO的危害4</b></p><p>　　2．脫硫技術(shù)概述4</p><p>　　第一章 幾種典型的脫硫技術(shù)及優(yōu)缺點5</p><

2、p>　　第二章 我國火電廠主要脫硫工藝簡介8</p><p>　　第三章 石灰石-石膏濕法脫硫技術(shù)9</p><p>　　3.1石灰石－石膏濕法脫硫工藝及脫硫原理9</p><p>　　3.2脫硫過程主反應(yīng)10</p><p>　　3.3主要工藝系統(tǒng)設(shè)備及功能11</p><p>　　3.3.1煙氣系統(tǒng)

3、11</p><p>　　3.3.2吸收系統(tǒng)12</p><p>　　3.3.3漿液制備系統(tǒng) 13</p><p>　　3.3.4石膏脫水系統(tǒng)13</p><p>　　3.3.5排放系統(tǒng)13</p><p>　　3.3.6熱工自控系統(tǒng) 14</p><p>　　3

4、.4技術(shù)特點14</p><p>　　第四章 我國燃煤電廠脫硫工作存在的問題14</p><p>　　4.1缺乏適合中國國情的脫硫工藝15</p><p>　　4.2　過于依賴國外技術(shù)16</p><p>　　4.3　脫硫技術(shù)未形成產(chǎn)業(yè)16</p><p>　　第五章 我國燃煤電廠脫硫的對策16</

5、p><p>　　5.1　集中治理含硫量高的SO排放16</p><p>　　5.2　提高國產(chǎn)化程度17</p><p>　　5.3　開發(fā)脫硫工藝17</p><p>　　5.4　發(fā)展中國自己的脫硫產(chǎn)業(yè)18</p><p>　　第六章 太倉電廠一期煙氣脫硫設(shè)備與運行分析18</p><p>

6、　　6.1 FGD系統(tǒng)重要設(shè)施運行分析18</p><p>　　6.1.1 吸收塔運行分析18</p><p>　　6.1.2 漿液循環(huán)泵運行分析19</p><p>　　6.1.3 GGH運行分析20</p><p>　　6.1.4 增壓風(fēng)機運行分析21</p><p>　　6.1.5 除霧器運行

7、分析22</p><p>　　6.2 FGD系統(tǒng)物耗分析22</p><p>　　6.2.1 脫硫劑耗分析22</p><p>　　6.2.3 工藝水耗分析23</p><p>　　6.3運行成本分析24</p><p><b>　　總結(jié)25</b></p><

8、p><b>　　參考文獻25</b></p><p><b>　　引言</b></p><p><b>　　1．SO的危害</b></p><p>　　二氧化硫（SO）又名亞硫酸干，是一種無色不燃的氣體，具有強烈的辛辣、窒息性氣味，遇水會形成具有一定腐蝕作用的亞硫酸。二氧化硫是當(dāng)今人類面臨的主

9、要大氣污染物之一，其污染源分為兩大類：天然污染源和人為污染源。天然污染源由于總量較少、面積較廣、容易稀釋和凈化，對環(huán)境危害不太大；而人為污染絕對量大、比較集中、濃度較高，對環(huán)境造成的危害比較嚴(yán)重。SO主要通過呼吸系統(tǒng)進入人體，與呼吸器官發(fā)生生物化學(xué)作用，引起或加重呼吸器官的疾病，如鼻炎、咽喉炎、支氣管炎、支氣管哮喘、肺氣腫、肺癌等，危害人體健康。</p><p><b>　　2．脫硫技術(shù)概述</b

10、></p><p>　　我國的能源構(gòu)成以煤炭為主，其消費量占一次能源總消費量的70％左右，這種局面在今后相當(dāng)長的時間內(nèi)不會改變?；痣姀S以煤作為主要燃料進行發(fā)電，煤直接燃燒釋放出大量SO，造成大氣環(huán)境污染，且隨著裝機容量的遞增，SO的排放量也在不斷增加。加強 環(huán)境保護工作是我國實施可持續(xù)發(fā)展戰(zhàn)略的重要保證。所以，加大火電廠SO的控制力度就顯得非常緊迫和必要。</p><p>　　SO的

11、控制途徑有三個：燃燒前脫硫、燃燒中脫硫、燃燒后脫硫 即煙氣脫硫（FGD），目前濕法煙氣脫硫被認(rèn)為是最成熟，控制SO最行之有效的途徑。隨著國民經(jīng)濟的發(fā)展，對電量的需求日益增加，燃煤電廠排放的SO量也愈來愈大，SO造成的環(huán)境污染日趨嚴(yán)重，解決火電廠煙氣脫硫問題迫在眉睫。縱觀目前世界脫硫技術(shù)的發(fā)展，發(fā)達國家90％ 以上的煙氣脫硫采用濕法脫硫技術(shù)。</p><p>　　第一章 幾種典型的脫硫技術(shù)及優(yōu)缺點</p>

12、;<p>　　目前，國際上已經(jīng)實現(xiàn)工業(yè)應(yīng)用的燃煤電廠煙氣脫硫技術(shù)主要有：</p><p>　　1.濕法脫硫技術(shù)，占85%左右，其中石灰石——石膏法約占36.7%,其他濕法脫硫技術(shù)約占48.3%；</p><p>　　優(yōu)點：由于是氣液反應(yīng)，所以反應(yīng)速度快，效率高，脫硫劑利用率高。該法的主要缺點是脫硫廢水二次污染</p><p>　　缺點：系統(tǒng)易結(jié)垢，腐蝕

13、；脫硫設(shè)備初期投資費用大；運行費用較高等。 </p><p>　　2．噴霧干燥脫硫技術(shù)，約占8.4%;</p><p>　　優(yōu)點：設(shè)備簡單，投資和運行費用低，占地面積小等特點，而且煙氣脫硫率達75%—90%。</p><p>　　缺點：副產(chǎn)品利用價值不高，吸收塔塔體直徑大，有時受到場地的限制，適用于燃用中低硫煤（硫含量不超過3%）的電廠脫硫</p&g

14、t;<p>　　3．吸收劑再生脫硫法，占3.4%；</p><p>　　優(yōu)點：脫硫效率高，達95%左右</p><p>　　缺點：系統(tǒng)復(fù)雜，投資高，運行成本高</p><p>　　4．爐內(nèi)噴射吸收劑/增濕活化脫硫法，約占1.9%；</p><p>　　優(yōu)點：克服噴射吸收劑后，煙塵比電阻升高</p><p>

15、;　　圖一 LIFAC物質(zhì)平衡（100%最大連續(xù)負(fù)荷，SO值按干煙氣和6%O）</p><p>　　5．海水脫硫技術(shù)、電子束脫硫技術(shù)、煙氣循環(huán)床脫硫技術(shù)以及其他脫硫技術(shù)占1.3%。</p><p><b>　　(1)海水脫硫技術(shù)</b></p><p>　　優(yōu)點：投資省，運行費用低，易管理</p><p>　　缺點：需要

16、足夠條件的海水資源，且海水應(yīng)有足夠的鹽（堿）;對燃料含硫率有嚴(yán)格要求；對海洋環(huán)境有一定的影響；對設(shè)備防腐性能要求高</p><p>　　圖二 海水脫硫工藝原理圖</p><p>　　(2)電子束脫硫技術(shù) </p><p>　　優(yōu)點：占地面積少，吸收劑液氨對鋼鐵企業(yè)而言較易獲得，副產(chǎn)品運用空間較脫硫石膏大，較石灰石——石膏法少排CO2，設(shè)備的國產(chǎn)化率較高。<

17、/p><p>　　缺點：技術(shù)成熟度較濕式石灰石——石膏技術(shù)差，投資較高</p><p>　　圖3 電子束煙氣處理流程和反應(yīng)機理</p><p>　　(3)煙氣循環(huán)床脫硫技術(shù)</p><p>　　優(yōu)點：節(jié)省設(shè)備投資，反應(yīng)速率高，可在100%——30%的鍋爐符合的范圍內(nèi)運行，耗電低，運行費用低，占地小</p><p>　　缺點

18、：副廠品中含有較多的亞硫酸鈣，煙氣脫硫系統(tǒng)的壓降較大，吸收塔內(nèi)的壓降波動較大</p><p>　　第二章 我國火電廠主要脫硫工藝簡介</p><p>　　表1 我國火電廠主要脫硫工藝分類</p><p>　　第三章 石灰石-石膏濕法脫硫技術(shù)</p><p>　　3.1石灰石－石膏濕法脫硫工藝及脫硫原理 </p><

19、p>　　圖4 石灰石——石膏濕法脫硫原理</p><p>　　從電除塵器出來的煙氣通過增壓風(fēng)機BUF進入換熱器GGH，煙氣被冷卻后進入吸收塔，并與石灰石漿液相混合。漿液中的部分水分蒸發(fā)掉，煙氣進一步冷卻。煙氣經(jīng)循環(huán)石灰石稀漿的洗滌，可將煙氣中95%以上的硫脫除。同時還能將煙氣中近100%的氯化氫除去。在吸收器的頂部，煙道氣穿過除霧器，除去懸浮水滴。 離開吸收塔以后，在進入煙囪之前，煙氣再次穿過換熱

20、器，進行升溫。吸收塔出口溫度一般為50~70℃，這主要取決于燃燒的燃料類型。煙囪的最低氣體溫度常常按國家排放標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定下來。在我國，有GGH 的脫硫，煙囪的最低氣溫一般是80℃，無GGH 的脫硫，其溫度在50℃左右。大部分脫硫煙道都配備有旁路擋板（正常情況下處于關(guān)閉狀態(tài)）。在緊急情況下或啟動時，旁路擋板打開，以使煙道氣繞過二氧化硫脫除裝置，直接排入煙囪。 石灰石—石膏稀漿從吸收塔沉淀槽中泵入安裝在塔頂部的噴嘴集管中。在石灰石—石膏

21、稀漿沿噴霧塔下落過程中它與上升的煙氣接觸。煙氣中的SO溶入水溶液中，并被其中的堿性物質(zhì)中和，從而使煙氣中的硫脫除。石灰石中的碳酸鈣與二氧化硫和氧（空氣中的氧）發(fā)生反應(yīng)，并最終生成石膏，這些石膏在沉淀槽中從溶液中析</p><p>　　3.2脫硫過程主反應(yīng)1. SO+ HO → HSO 吸收  2．CaCO + HSO→ CaSO+ 

22、;CO+ HO  中和  3．CaSO +O → CaSO 氧化  4．CaSO+ HO → CaSO? HO 結(jié)晶  5．CaSO+ 2HO → CaSO?2HO  結(jié)晶  6．CaSO+ HSO→ Ca(HSO) pH控制

23、60;</p><p><b>　　總的反應(yīng)方程式為：</b></p><p>　　SO+ CaCO +2 HO+ O→</p><p>　　CaSO·2HO+CO</p><p>　　3.3主要工藝系統(tǒng)設(shè)備及功能 </p><p><b>　　3

24、.3.1煙氣系統(tǒng)</b></p><p>　　煙氣系統(tǒng)包括煙道、煙氣擋板、密封風(fēng)機和氣--氣加熱器（GGH）等關(guān)鍵設(shè)備。吸收塔入口煙道及出口至擋板的煙道，煙氣溫度較低，煙氣含濕量較大，容易對煙道產(chǎn)生腐蝕，需進行防腐處理。 煙氣擋板是脫硫裝置進入和退出運行的重要設(shè)備，分為FGD主煙道煙氣擋板和旁路煙氣擋板。前者安裝在FGD系統(tǒng)的進出口，它是由雙層煙氣擋板組成，當(dāng)關(guān)閉主煙道時，雙層煙氣擋板之間連接密封空

25、氣，以保證FGD系統(tǒng)內(nèi)的防腐襯膠等不受破壞。旁路擋板安裝在原鍋爐煙道的進出口。當(dāng)FGD系統(tǒng)運行時，旁路煙道關(guān)閉，這時煙道內(nèi)連接密封空氣。旁路煙氣擋板設(shè)有快開機構(gòu)，保證在FGD系統(tǒng)故障時迅速打開旁路煙道，以確保鍋爐的正常運行。 　經(jīng)濕法脫硫后的煙氣從吸收塔出來一般在46~55℃左右，含有飽和水汽、殘余的SO、SO、HCl、HF、NO，其攜帶的SO和SO鹽等會結(jié)露，如不經(jīng)過處理直接排放，易形成酸霧，且將影響煙氣的抬升高度和擴散。為此濕法F

26、GD系統(tǒng)通常配有一套氣——氣換熱器（GGH）煙氣再熱裝置。氣——氣換熱器是蓄熱加熱工藝的一種，即常說的GGH。它用未脫硫的熱煙氣（一般130~150℃）去加熱已脫硫的煙氣，一般加熱到80℃左右，然后排放</p><p>　　3.3.2吸收系統(tǒng) </p><p>　　吸收系統(tǒng)的主要設(shè)備是吸收塔，它是FGD設(shè)備的核心裝置，系統(tǒng)在塔中完成對SO、SO等有害氣體的吸收。濕法脫硫吸收塔有許

27、多種結(jié)構(gòu)，如填料塔、湍球塔、噴射鼓泡塔、噴淋塔等等，其中噴淋塔因為具有脫硫效率高、阻力小、適應(yīng)性、可用率高等優(yōu)點而得到較廣泛的應(yīng)用，因而目前噴淋塔是石灰石——石膏濕法煙氣脫硫工藝中的主導(dǎo)塔型。 　　噴淋層設(shè)在吸收塔的中上部，吸收塔漿液循環(huán)泵對應(yīng)各自的噴淋層。每個噴淋層都是由一系列噴嘴組成，其作用是將循環(huán)漿液進行細(xì)化噴霧。一個噴淋層包括母管和支管，母管的側(cè)向支管成對排列，噴嘴就布置在其中。噴嘴的這種布置安排可使吸收塔斷面上實現(xiàn)均勻的噴淋

28、效果。 吸收塔循環(huán)泵將塔內(nèi)的漿液循環(huán)打入噴淋層，為防止塔內(nèi)沉淀物吸入泵體造成泵的堵塞或損壞及噴嘴的堵塞，循環(huán)泵前都裝有網(wǎng)格狀不銹鋼濾網(wǎng)（塔內(nèi)）。單臺循環(huán)泵故障時，F(xiàn)GD系統(tǒng)可正常進行，若全部循環(huán)泵均停運，F(xiàn)GD系統(tǒng)將保護停運，煙氣走旁路。 　　氧化空氣系統(tǒng)是吸收系統(tǒng)內(nèi)的一個重要部分，氧化空氣的功能是保證吸收塔反應(yīng)池內(nèi)生成石膏。氧化空氣注入不充分將會引起石膏結(jié)晶的不完善，還可能導(dǎo)致吸收塔內(nèi)壁的結(jié)垢，因此，對該部分的優(yōu)化設(shè)置對提

29、高系</p><p>　　3.3.3漿液制備系統(tǒng)  漿液制備通常分濕磨制漿與干粉制漿兩種方式。 　　不同的制漿方式所對應(yīng)的設(shè)備也各不相同。至少包括以下主要設(shè)備：磨機（濕磨時用）、粉倉（干粉制漿時用）、漿液箱、攪拌器、漿液輸送泵。  　　漿液制備系統(tǒng)的任務(wù)是向吸收系統(tǒng)提供合格的石灰石漿液。通常要求粒度為90%小于325目。 </p><p>　　3.3.4石膏脫水系

30、統(tǒng) </p><p>　　石膏脫水系統(tǒng)包括水力旋流器和真空皮帶脫水機等關(guān)鍵設(shè)備。  　水力旋流器作為石膏漿液的一級脫水設(shè)備，其利用了離心力加速沉淀分離的原理，漿液流切向進入水力旋流器的入口，使其產(chǎn)生環(huán)形運動。粗大顆粒富集在水力旋流器的周邊，而細(xì)小顆粒則富集在中心。已澄清的液體從上部區(qū)域溢出(溢流)；而增稠漿液則在底部流出(底流)。  　　真空皮脫水機將已經(jīng)經(jīng)過水力旋流器一級脫水后

31、的石膏漿液進一步脫水至含固率達到90%以上。  </p><p>　　3.3.5排放系統(tǒng)  </p><p>　　排放系統(tǒng)主要由事故漿池、區(qū)域漿池及排放管路組成。</p><p>　　3.3.6熱工自控系統(tǒng)  　為了保證煙氣脫硫效果和煙氣脫硫設(shè)備的安全經(jīng)濟運行，系統(tǒng)裝備了完整的熱工測量、自動調(diào)節(jié)、控制、保護及熱工信號報警裝置。其自動化

32、水平將使運行人員無需現(xiàn)場人員配合，在控制室內(nèi)即可實現(xiàn)對煙氣脫硫設(shè)備及其附屬系統(tǒng)的啟、停及正常運行工況的監(jiān)視、控制和調(diào)節(jié)，系統(tǒng)同時具備異常與事故工況時的報警、連鎖和保護功能。</p><p>　　3.4技術(shù)特點 1．高速氣流設(shè)計增強了物質(zhì)傳遞能力，降低了系統(tǒng)的成本，標(biāo)準(zhǔn)設(shè)計煙氣流速達到4.0m/s。 2．技術(shù)成熟可靠，多用于55,000MWe的濕法脫硫安裝業(yè)績。  3．最優(yōu)的塔體尺寸，系統(tǒng)采用最優(yōu)尺

33、寸，平衡了SO去除與壓降的關(guān)系，使得資金投入和運行成本最低。 4．吸收塔液體再分配裝置，有效避免煙氣爬壁現(xiàn)象的產(chǎn)生，提高經(jīng)濟性，降低能耗。從而達到： 　　a.脫硫效率高達95%以上，有利于地區(qū)和電廠實行總量控制； 　　b.技術(shù)成熟，設(shè)備運行可靠性高（系統(tǒng)可利用率達98%以上）； 　　c.單塔處理煙氣量大，SO脫除量大； 　　d.適用于任何含硫量的煤種的煙氣脫硫； 　　e.對鍋爐負(fù)荷變化的適應(yīng)性強（30%~100%BMCR）；

34、 　　f.設(shè)備布置緊湊減少了場地需求； 　　g.處理后的煙氣含塵量大大減少； 　　h.吸收劑(石灰石)資源豐富，價廉易得； 　　i.脫硫副產(chǎn)物（石膏）便于綜合利用，經(jīng)濟效益顯著。</p><p>　　第四章 我國燃煤電廠脫硫工作存在的問題</p><p>　　世界上發(fā)達國家均十分重視火電廠的SO排放問題,目前日本的電廠已全部安裝了煙氣脫硫裝置,德國已有90%的機組安裝了煙氣脫硫設(shè)備

35、,美國、芬蘭等國亦正在火電廠中大力推廣脫硫技術(shù)。美國從上世紀(jì)七十年代中期開始,每年的脫硫市場都高達100億美元以上,即使目前脫硫市場已趨于成熟的情況下,每年也還有60億-80億美元市場。目前國際上脫硫設(shè)備費用平均為每KWl000元以上,考慮到我國實際情況,目前大型電廠的平均脫硫價格約為每750元/KW。未來10年市場容量約300億,即使按國際平均價的50%,其未來的市場容量也有200億元左右。</p><p>　

36、　表2　中國燃煤電廠脫硫工作的實踐情況</p><p>　　除表中所列在建或已投入運行的脫硫裝置外，中國還將從國外引進技術(shù)，在山東德州熱電廠、上海石洞口電廠、北京第一熱電廠、浙江半山電廠、重慶電廠、首鋼自備電廠等處安裝脫硫裝置。</p><p>　　缺乏適合中國國情的脫硫工藝</p><p>　　中國從國外引進的這些脫硫技術(shù)中，運行比較穩(wěn)定可靠且具有廣泛適用性的主要

37、是石灰石—石膏濕法、旋轉(zhuǎn)噴霧法、LIFAC以及循環(huán)流化床技術(shù)。這4項脫硫技術(shù)各有特色，但是它們存在一個共同的缺點，既設(shè)備投資高昂，運行維護要求較高。4項技術(shù)中最廉價的LIFAC工藝，其設(shè)備投資占電廠總投資的8%，而石灰石—石膏濕法可占電廠總投資的30%，這無疑將給電力建設(shè)資金本來就較為緊張的中國電力工業(yè)造成較大的困難。另外這4項技術(shù)在運行中都還普遍存在堵塞、腐蝕、磨損、電耗高等諸多問題，這些問題若不能在工藝設(shè)計中妥善解決，必然會影響其在

38、中國其它燃煤電廠的推廣應(yīng)用。</p><p>　　4.2　過于依賴國外技術(shù) 目前中國正在運行或計劃安裝的脫硫裝置絕大部分都是采用的日本、美國、德國、芬蘭等國家的技術(shù)，真正屬于中國自己開發(fā)、且具有良好商業(yè)化運行前景的脫硫工藝可謂寥寥。這種情況若不改觀，不久的將來，我們將被迫花費大筆的資金購買別國的技術(shù)專利，同時還將在關(guān)鍵零部件的制造上受制于人。更何況國外這些技術(shù)并非十全十美，即使引進其制造技術(shù)，若不加改進，仍難

39、為我所用。</p><p>　　4.3　脫硫技術(shù)未形成產(chǎn)業(yè) 我國分別建成了W—L法、含碘活性炭法和石灰石—石膏法的小型工業(yè)裝置或中試裝置。80年代以來，我國又開展了一些較大規(guī)模的脫硫研究開發(fā)工作，“七五”和“八五”期間，相繼開發(fā)出了磷銨復(fù)肥法、旋轉(zhuǎn)噴霧法、“篩網(wǎng)”式脫硫除塵法、文丘里水膜除塵器脫硫法等多種脫硫技術(shù)?？上У氖牵?0年過去了，中

40、國自己開發(fā)的這些脫硫技術(shù)并未能在通過中試后，再向前邁進一步，與生產(chǎn)結(jié)合在一起，并形成產(chǎn)業(yè)。迄今為止，參與中國脫硫設(shè)備市場競爭的依然只有日本、美國、德國等國公司的身影，中國仍然僅僅是客戶。 　</p><p>　　第五章 我國燃煤電廠脫硫的對策</p><p>　　5.1　集中治理含硫量高的SO排放　　根據(jù)國家在“兩控區(qū)”執(zhí)行的政策，我國大批燃煤電廠將采取脫硫措施，在現(xiàn)有技術(shù)條件下，這將

41、是一項耗資巨大的工程。我們必須統(tǒng)籌規(guī)劃，將有限的資金用好。中國火電廠燃煤含硫量的基本情況見表2。</p><p>　　表3　中國火電廠燃煤含硫量的基本情況%</p><p>　　由表可見，80%的燃煤含硫量＜2%，但總硫量僅占50%多一點；而含硫量≥2%的燃煤量的比例不足20%，總硫量則接近50%。因此，從控制“兩控區(qū)”中燃煤電廠總的SO排放量著眼，應(yīng)首先集中有限的資金用于防治中、高硫煤的

42、SO污染。</p><p>　　5.2　提高國產(chǎn)化程度 從目前引進的脫硫設(shè)備的運行情況看，普遍在費用、運行、維護等方面還存在一定的問題。因此，我們必須努力提高脫硫設(shè)備的國產(chǎn)化程度，有意識地降低對國外技術(shù)的依賴性，大幅度降低設(shè)備制造成本和運行費用，同時努力解決好脫硫設(shè)備運行中普遍存在的腐蝕、堵塞與磨損問題。</p><p>　　5.3　開發(fā)脫硫工藝</p><p&g

43、t;　　燃煤電廠不論采用當(dāng)前可供選擇的哪種脫硫工藝均需耗費大量資金，大大增加電能成本。所以當(dāng)前燃煤電廠脫硫工藝研究的一個重要方向應(yīng)該是開發(fā)出在大幅降低設(shè)備投資與運行費用的同時，生產(chǎn)出有較好市場前景的副產(chǎn)品的新工藝，以副產(chǎn)品的銷售收入大幅抵消設(shè)備投資與運行費，這對于硫資源比較缺乏的中國而言尤其具有十分積極的意義。目前我們在這一研究領(lǐng)域已取得了一定的進展。</p><p>　　5.4　發(fā)展中國自己的脫硫產(chǎn)業(yè)　　根據(jù)

44、國家在“兩控區(qū)”內(nèi)控制SO排放的政策規(guī)定，大批燃煤電廠都將在2010年以前安裝脫硫設(shè)備，這無疑將給生產(chǎn)脫硫設(shè)備的廠家提供一個需求以千億元計的龐大市場。目前多家外國公司已緊緊盯住了這個大市場，他們頻繁在中國召開產(chǎn)品展示會，積極向中國出口脫硫設(shè)備和技術(shù)，圖謀在即將到來的脫硫設(shè)備的市場競爭中占據(jù)有利地位。對這樣一個大市場，我們絕不可以拱手相讓。國家發(fā)展計劃委員會有關(guān)部門指出，必須將我國環(huán)保產(chǎn)業(yè)作為一個新的經(jīng)濟增長點納入重要議事日程。國家電力公

45、司也表示要重點扶持專業(yè)脫硫公司，吸收國外技術(shù)，開發(fā)新技術(shù)，以求迅速形成脫硫產(chǎn)業(yè)。脫硫產(chǎn)業(yè)既具有明顯的社會性和公益性特征，是保障經(jīng)濟、社會、環(huán)境和資源協(xié)調(diào)發(fā)展的重要基礎(chǔ)產(chǎn)業(yè)，同時又具有突出的經(jīng)濟性特征，蘊涵著巨大的商業(yè)利潤，是一個面向21世紀(jì)的新興產(chǎn)業(yè)。因此，大力發(fā)展中國自己的脫硫產(chǎn)業(yè)，于國于民，其利無窮。</p><p>　　第六章 太倉電廠一期煙氣脫硫設(shè)備與運行分析</p><p>　　

46、到2004年底，全國約有2000萬千瓦裝機的煙氣脫硫設(shè)施投運或建成，約3000多萬千瓦裝機的煙氣脫硫設(shè)施正在施工建設(shè)。作為連接鍋爐與煙囪的煙氣脫硫裝置，其建設(shè)與運行質(zhì)量不僅可以充分發(fā)揮火電廠煙氣脫硫的環(huán)境保護效益，而且對于鍋爐的穩(wěn)定、安全運行意義重大。</p><p>　　太倉港環(huán)保電廠一、二、三、四期2×135+2×300+2×300+2×600MW機組煙氣脫硫工程EPC

47、總承包為蘇源環(huán)保工程股份有限公司，以上工程均采用公司自主研發(fā)的OI2-WFGD系統(tǒng)技術(shù)。一、二、三期機組煙氣脫硫工程分別于2004年9月9日、2004年12月27日、2005年4月24日成功投運，以上裝置運行脫硫效率均>95%，Ca/S<1.03，石膏純度>90%，達到國際先進水平。四期目前一切進展順利。為便于分析，本文僅對太倉港環(huán)保電廠一期2×135MW機組濕法煙氣脫硫設(shè)施與系統(tǒng)運行情況進行分析。</

48、p><p>　　6.1 FGD系統(tǒng)重要設(shè)施運行分析</p><p>　　6.1.1 吸收塔運行分析</p><p>　　作為FGD系統(tǒng)的核心部件，吸收塔壓耗約占FGD系統(tǒng)總壓耗的50%，因此，降低其運行壓耗對于降低系統(tǒng)運行電耗至關(guān)重要。根據(jù)分析可以看出：吸收塔運行壓耗與煙氣流量基本呈線性相關(guān)關(guān)系，煙氣流量越大，吸收塔運行壓耗也越大。在50%鍋爐滿負(fù)荷時吸收塔壓差為11

49、50Pa，而100%鍋爐滿負(fù)荷時吸收塔壓差為1400Pa。由于一期FGD系統(tǒng)除霧器安裝于塔內(nèi)（運行壓耗為150~200Pa），則在50%~100%鍋爐負(fù)荷下空塔壓耗大約在1000~1200Pa之間。</p><p>　　吸收塔進出口溫度均受鍋爐負(fù)荷、煤質(zhì)因素、GGH性能等因素的影響。出口溫度基本穩(wěn)定在49~51℃之間，而進口溫度基本穩(wěn)定在93~100℃之間，進口溫度波動范圍明顯大于出口溫度范圍。原煙氣流經(jīng)吸收塔之

50、后，其溫度降幅一般在44~49℃之間。</p><p>　　脫硫效率與液氣比關(guān)系密切，當(dāng)液氣比從13L/m3升高到16L/m3，脫硫效率從96%升高到99.2%。之后，如果液氣比繼續(xù)增加，則效率變化不大。脫硫效率與石膏漿液pH值關(guān)系密切，石膏漿液pH值從4.25增大到5.5時，脫硫效率從95.3%增大到99.2%，升幅明顯。但為了抑制CaSO3.1/2H2O過量增加導(dǎo)致管道結(jié)垢，運行過程中石膏漿液pH值一般保持5

51、.2~5.3。FGD運行入口SO2濃度與脫硫效率關(guān)系密切，脫硫效率隨著入口SO2濃度的增大而減少，當(dāng)入口SO2濃度從1500mg/Nm3增大到4200mg/Nm3時，脫硫效率從99.5%下降到</p><p><b>　　95.8%。</b></p><p>　　6.1.2 漿液循環(huán)泵運行分析</p><p>　　一期漿液循環(huán)泵共有4臺，均為

52、無堵塞臥式離心機械密封泵，室內(nèi)布置，每臺循環(huán)泵與各自的噴淋層連接，4臺循環(huán)泵流量均為4896m3/h，壓頭分別為22/24.5/27/29.5m，電機功率分別為450/500/560/630 kW。</p><p>　　表1漿液循環(huán)泵對吸收塔影響性能試驗表</p><p>　　從表1試驗結(jié)果可知：太倉一期FGD系統(tǒng)漿液循環(huán)泵運行的臺數(shù)與脫硫效率關(guān)系密切，漿液循環(huán)泵啟動臺數(shù)越多，脫硫效率越高

53、。#1、#2、#3、#4漿液循環(huán)泵同時運行時，系統(tǒng)脫硫效率高達98.6%，運行電耗1465KW。當(dāng)#1、#3、#4同時運行時，系統(tǒng)脫硫效率降低到97.1%，運行電耗1115KW。當(dāng)只運行#1、#4漿液循環(huán)泵時，系統(tǒng)脫硫效率降低明顯，只有95.1%，比漿液循環(huán)泵全開時的脫硫效率降低3.5個百分點，但運行電耗只有740KW，只有全開運行時電耗的50.5%。</p><p>　　漿液循環(huán)泵為FGD系統(tǒng)最大的耗電設(shè)備，一

54、般占整個FGD系統(tǒng)電耗的35%~45%左右，因此其運行優(yōu)化對于降低系統(tǒng)電耗意義重大。從上述分析可知，運行#1、#4時的脫硫效率只比#1、#2、#3、#4時的脫硫效率降低3.5個百分點，但節(jié)能的效益卻非常顯著。</p><p>　　6.1.3 GGH運行分析</p><p>　　一期煙氣脫硫工程采用回轉(zhuǎn)再生式煙氣換熱器，其主要的技術(shù)參數(shù)性能（設(shè)計工況下）如下：傳熱表面面積：5293m2（單

55、面）、原煙氣側(cè)溫度（進/出）：135.2℃/97.5℃、原</p><p>　　煙氣側(cè)溫度（進/出）：45.6℃/81.3℃、泄漏率（原煙氣側(cè)向凈煙氣側(cè)）：0.47%、兩側(cè)壓降：<1000Pa。</p><p>　　通過對采集的FGD系統(tǒng)運行數(shù)據(jù)分析知：GGH原煙氣側(cè)差壓與凈煙氣側(cè)差壓均與鍋爐負(fù)荷密切相關(guān)，GGH兩側(cè)壓耗均隨著鍋爐負(fù)荷的增加而增加。由于GGH原煙氣側(cè)溫度比凈煙氣側(cè)溫度

56、高，煙氣流速也大，致使GGH原煙氣側(cè)運行壓耗較大，兩者相差120Pa左右。50%鍋爐負(fù)荷下原煙氣側(cè)、凈煙氣側(cè)最大壓耗分別為230Pa、350Pa，當(dāng)鍋爐負(fù)荷增至100%時分別變?yōu)?60Pa、480Pa，GGH兩側(cè)總壓耗在580~840Pa之間，均滿足兩則壓降之和低1000Pa設(shè)計值。</p><p>　　煙氣經(jīng)濕式脫硫后，溫度較低，含濕量較大且具有一定的酸性，造成煙氣溫度低于酸露點溫度，如果再遇上其它一些不利因素

57、，則有可能導(dǎo)致煙氣在煙囪內(nèi)壁結(jié)露造成酸腐蝕。因此，為了減少煙囪腐蝕程度，應(yīng)盡可能的增加GGH凈煙氣出口溫度。其主要影響因素有：GGH原煙氣進口煙溫、GGH凈煙氣入口溫度、鍋爐負(fù)荷、內(nèi)部氣體流場分布、凈煙氣出口流量與原煙氣入口流量之比即“X-比”（GGH的實際泄漏率小于0.47%，X-比基本上等于原煙氣進出口溫差與凈煙氣進出口溫差之比）。</p><p>　　從測量數(shù)據(jù)看，GGH進口原煙氣量為935985Nm3/h

58、，為機組滿負(fù)荷出力的88.9%，GGH原煙氣進口、GGH原煙氣出口、GGH凈煙氣進口、GGH凈煙氣出口各點溫度分別為138.6℃、95.7℃、50.6℃、84.6℃。</p><p>　　GGH凈煙氣側(cè)溫度校核如下：GGH原煙氣進口煙溫與設(shè)計值相比高3.4℃，導(dǎo)致凈煙氣溫升1.3℃。GGH凈煙氣入口溫度與設(shè)計值相比高5℃，導(dǎo)致凈煙氣溫升3.1℃，這主要是由于鍋爐改燒神華煤后，煤的含水量增加，脫硫系統(tǒng)進口原煙氣中水

59、蒸汽含量(濕)分別為8.05%，與設(shè)計值6.81%比較高1.24%，煙氣吸濕能力降低，影響原煙氣溫度降低，從而導(dǎo)致GGH凈煙氣入口溫度較設(shè)計值高。從原煙氣溫降與凈煙氣溫升看，原煙氣溫降為42.9℃，凈煙氣溫升為34℃，反映GGH凈煙氣與原煙氣熱容比值的X比為1.24，導(dǎo)致凈煙氣溫降3.2℃。綜合分析，GGH凈煙氣側(cè)出口校核溫度為83.4℃，高于80℃的設(shè)計溫度。</p><p>　　6.1.4 增壓風(fēng)機運行分析

60、</p><p>　　一期增壓風(fēng)機為1臺動葉可調(diào)軸流風(fēng)機，其主要的技術(shù)參數(shù)性能如下：設(shè)計流量：435.93/（TB：491.30）m3/s；設(shè)計壓頭：3207/（TB：3848）Pa；效率：87.42%；風(fēng)機功率：1596（TB：2134）kW；風(fēng)機轉(zhuǎn)速：735r/min；電機功率：2250kW。</p><p>　　表2 增壓風(fēng)機運行參數(shù)</p><p>　　軸流

61、風(fēng)機的靜態(tài)性能由不同角度對應(yīng)的多條性能曲線族表達，增壓風(fēng)機性能曲線涉及煙氣流量Q(m3/s)、導(dǎo)葉角度β(°)、全壓P(Pa)三個變量，為了全面反映動葉調(diào)節(jié)軸流風(fēng)機的性能。必須將全壓P(Pa)、流量Q(m3/s)、葉片角度β(°)三個參量綜合考慮，動葉調(diào)節(jié)軸流風(fēng)機性能模型為由P=f(β、Q0)表達的空間曲面。從表2所示可知，F(xiàn)GD系統(tǒng)處理煙氣量僅為增壓風(fēng)機額定處理煙氣量的55.3%~74.3%，屬于中低負(fù)荷。增壓風(fēng)機

62、電耗與煙氣流量、全壓呈近似正比例關(guān)系，當(dāng)增壓風(fēng)機進口原煙氣流量從241m3/s增大324.1m3/s時，增壓風(fēng)機電機軸功率從543.1kW增大到721.6kW。煙氣流量增加了34.48%，而電機軸功率增加了24.46%，電機軸功率增幅比煙氣流量增幅低10.02%，這主要是因為兩點風(fēng)機全壓效率相差較大的緣故。由此可見，增壓風(fēng)機進行運行優(yōu)化調(diào)節(jié)將可以顯著節(jié)約設(shè)備能耗。</p><p>　　脫硫系統(tǒng)阻力主要由吸收塔、G

63、GH、除霧器和煙道阻力四部分組成，經(jīng)分析，在鍋爐滿負(fù)荷下，吸收塔阻力為1200Pa，除霧器阻力為200Pa，GGH阻力為580Pa，煙道阻力為500Pa，系統(tǒng)實際阻力損失為2480Pa左右。按照《火力發(fā)電廠設(shè)計技術(shù)規(guī)程》的規(guī)定，鍋爐引風(fēng)機的選定是將鍋爐BMCR工況的煙氣裕量不低于10%、溫度裕量10℃、壓頭裕量不低于20%的因素考慮進去[4]，需要選擇最大壓升為3274Pa的增壓風(fēng)機，太倉一期增壓風(fēng)機標(biāo)書注明的最大壓升為3207Pa，與

64、計算結(jié)果吻合較好，表明增壓風(fēng)機的選型基本合理。</p><p>　　6.1.5 除霧器運行分析</p><p>　　在大多數(shù)情況下，除霧器的運行總壓耗一般為140~190Pa，其中一級除霧器運行壓耗較大，一般約為90~110Pa，二級除霧器運行壓耗較小，一般約為50~80Pa。這表明：一期除霧器運行壓耗基本在性能保證值容許范圍內(nèi)，即在不考慮除霧器前后的渦流影響，在設(shè)計煙氣流速下兩級除霧器

65、總壓力損失不大于200Pa。</p><p>　　此外，除霧器另外一個關(guān)鍵考核指標(biāo)是出口持液量，如果GGH凈煙氣側(cè)進口煙氣持液量過大，則原煙氣側(cè)吸收的熱量很大一部分用在水分蒸發(fā)上，必然導(dǎo)致GGH凈煙氣側(cè)出口溫度下降，從而加劇煙囪的腐蝕，危及鍋爐系統(tǒng)的安全運行，因此對除霧器蒸發(fā)水量進行詳細(xì)計算評估是十分重要的。</p><p>　　除霧器出口持液量采用GGH熱量平衡法進行計算，GGH原始數(shù)據(jù)

66、為：GGH進口原煙氣量為935985Nm3/h，原煙氣溫降為42.9℃，凈煙氣溫升為34℃（數(shù)據(jù)來源于江蘇省電力科學(xué)研究院的再生式煙氣加熱器溫升考核試驗）。根據(jù)脫硫系統(tǒng)的物料平衡（不考慮GGH漏風(fēng)），原煙氣在FGD中只增加氧化風(fēng)機和吸濕增加的水分，按FGD出口煙溫的飽和蒸汽計算，凈煙氣流量分別為988153 Nm3/h。計算原煙氣側(cè)煙氣放熱為55248MJ/h，凈煙氣側(cè)煙氣吸熱46174MJ/h，不平衡的熱量用來蒸發(fā)FGD出口所帶液滴。

67、將以上數(shù)據(jù)代入熱平衡方程得出FGD出口液滴二階段含量為3.71t/h，占凈煙氣量質(zhì)量的0.29%，折合凈煙氣（濕）含水3754mg/Nm3。說明FGD出口凈煙氣帶水較大，這可以解釋試驗時GGH凈煙氣進口溫度測量槍滴水較嚴(yán)重的現(xiàn)象。雖然凈煙氣中水滴含量只占很小的比例，其吸熱量很大，吸熱量占凈煙氣吸熱的16.4%。</p><p>　　6.2 FGD系統(tǒng)物耗分析</p><p>　　6.2.

68、1 脫硫劑耗分析</p><p>　　礦等石灰石礦點供應(yīng)，其規(guī)格為3～10mm石灰石子，通過1000t級駁船順長江運至電廠。石灰石粉制備系統(tǒng)按全廠一至四期全部機組消耗量設(shè)計，同時考慮對外售粉，采用干式球磨機制粉進而加水制漿方案，單套系統(tǒng)制粉能力36t/h，設(shè)置二套系統(tǒng)，一、二、三、四期煙氣脫硫工程共用。</p><p>　　系統(tǒng)SO2平均排出量為2548.7kg/h，HCl平均排出量為5

69、5.6kg/h，HF平均排出量為28.3kg/h（數(shù)據(jù)源于長期污染物排放統(tǒng)計分析）。運行監(jiān)測表明相應(yīng)的石灰石耗量為4082kg/h，計算出實際Ca/S為1.025。</p><p><b>　　2.2電耗分析</b></p><p>　　FGD系統(tǒng)電耗主要包括五個部分：煙氣系統(tǒng)、SO2吸收系統(tǒng)、石膏處理系統(tǒng)、工藝水系統(tǒng)，除石膏處理系統(tǒng)、制粉系統(tǒng)為公用系統(tǒng)外，其它子系統(tǒng)

70、均完全屬于一期FGD系統(tǒng)。以鍋爐負(fù)荷50%、75%、100%時漿液循環(huán)泵分別開2、3、3臺為基準(zhǔn)，太倉一期FGD系統(tǒng)具體運行電耗大致如下：</p><p>　　從表3可知，F(xiàn)GD系統(tǒng)運行電耗主要集中在煙氣系統(tǒng)、SO2吸收系統(tǒng)這兩個系統(tǒng)方面，其中煙氣系統(tǒng)、SO2吸收系統(tǒng)電耗分別占FGD系統(tǒng)總電耗的比例為42%~45%、34~39%，石膏處理系統(tǒng)、工藝水系統(tǒng)、制粉系統(tǒng)所占比例較小，分別占FGD系統(tǒng)總電耗的比例為3.8

71、%~5.8%、1.4%~1.9%、4.6%~6.0%，因此提高漿液循環(huán)泵的運行和使用效率、合理調(diào)節(jié)增壓風(fēng)機運行方式對降低FGD系統(tǒng)總電耗至關(guān)重要。</p><p>　　運用OI2-WFGD系統(tǒng)技術(shù)的FGD系統(tǒng)的電耗從總體來看電耗較為理想，系統(tǒng)電耗與裝機容量關(guān)系密切。FGD系統(tǒng)在50%、75%、100%鍋爐滿負(fù)荷下的電耗為2115.5KW、2839.5KW、3224.5KW，分別占機組裝機容量比例為0.78%、1.

72、05%、1.19%，占機組實際發(fā)電量比例為1.56%、1.40%、1.19%。這表明FGD系統(tǒng)處理的煙氣流量越大，系統(tǒng)電耗占機組裝機容量及實際發(fā)電量比例越小。</p><p>　　表3 太倉一期FGD系統(tǒng)運行電耗分析</p><p>　　6.2.3 工藝水耗分析</p><p>　　FGD系統(tǒng)校核煤種、鍋爐滿負(fù)荷下的水平衡具體結(jié)果見表4及表5所示：</p>

73、;<p>　　大型燃煤電廠濕法石灰石/石膏煙氣脫硫工藝中，煙氣中SO2的脫除是通過煙氣與漿液的噴淋洗滌完成，因此，維持FGD正常運行要消耗大量的工藝水，工藝水除了3%~5%左右被石膏帶走、6%左右通過廢水的形式排出外，其余90%左右的水全部通過煙囪排入大氣。因此，F(xiàn)GD運行過程中需要不斷補充工藝水以維持系統(tǒng)的正常運行。</p><p>　　進入系統(tǒng)的工藝水包括吸收塔管道沖洗水、M/E沖洗水、石膏清洗

74、水、真空皮帶機清洗水，沖洗水耗量均由設(shè)備廠商提供。氧化空氣增濕水的量由熱平衡計算得出。濾坑補充水量通過輸出水量和其它進入系統(tǒng)的水相減得到（通過DCS記錄數(shù)據(jù)統(tǒng)計得，濾坑補給水用量為2240kg/h）。排出系統(tǒng)的水包括煙氣帶走的水蒸氣、石膏帶水、石膏結(jié)晶水、廢水及M/E出口煙氣帶走的液滴。煙氣帶走的水蒸氣由熱量平衡得出，石膏帶水和石膏結(jié)晶水根據(jù)石膏餅的含水量及1mol石膏帶2mol水計算得出，廢水量由煙氣中的氯離子決定，保證系統(tǒng)中漿液的氯

75、離子濃度小于20000ppm，M/E出口帶水量根據(jù)實際計算結(jié)果為基準(zhǔn)。</p><p>　　表4 進入系統(tǒng)的工藝水種類及耗量表</p><p>　　表5 排出系統(tǒng)的工藝水種類及耗量表</p><p><b>　　6.3運行成本分析</b></p><p>　　鍋爐負(fù)荷對于FGD系統(tǒng)運行成本的影響不大，鍋爐負(fù)荷從50%

76、變動到100%，整個系統(tǒng)運行成本僅僅增加12%。經(jīng)過大量統(tǒng)計分析發(fā)現(xiàn)：系統(tǒng)脫除每千克SO2成本與煤質(zhì)因素、鍋爐負(fù)荷關(guān)系密切，含硫量、鍋爐負(fù)荷越高，脫除每千克SO2所需要的成本越低。例如煤質(zhì)硫含量從0.64%上升至1.1%時，在50%鍋爐滿負(fù)荷下脫除每千克SO2成本從2.60元下降至1.51元，在100%下脫除每千克SO2成本從1.47元下降至0.95元（詳細(xì)指標(biāo)見表6）。這表明，按現(xiàn)行0.6元/kgSO2的排污收費標(biāo)準(zhǔn)，目前大多數(shù)電廠建

77、設(shè)的煙氣脫硫工程是虧本運行的。</p><p>　　表6 太倉一期FGD系統(tǒng)主要技術(shù)經(jīng)濟指標(biāo)表（BMCR，校核煤質(zhì)S=1.1）</p><p><b>　　總結(jié)</b></p><p><b>　　參考文獻</b></p><p>　　李青 潘焰平 宋淑娜 《火力發(fā)電廠節(jié)能減排手冊》中國電力出版社&

78、lt;/p><p>　　周菊華 《火電廠燃煤機組脫硫技術(shù)》中國電力出版社</p><p>　　王志軒，潘荔 我國火電廠煙氣脫硫現(xiàn)狀、問題和對策 中國電力增刊 </p><p>　　武文江 黃臺電廠330M機組石灰石-石膏濕法煙氣脫硫裝置運行分析及改進建議 中國電力增刊</p><p>　　曾庭華，馬斌，廖永進，董智明 濕法煙氣脫硫系統(tǒng)對發(fā)電機組運