火电厂烟气脱硫工程工艺流程及系统描述

火电厂烟气脱硫工程工艺流程及系统描述（精选13篇）

篇1：火电厂烟气脱硫工程工艺流程及系统描述

火电厂烟气脱硫工程工艺流程及系统描述

对现阶段火力发电厂烟气脱硫工艺做了简要概述与比较,并以上海龙净环保科技工程有限公司引进的德国某公司的石灰石/石膏湿法脱硫工艺为例,详细阐述了湿法脱硫的工艺流程及系统特征.

作 者：杨军 李晓燕 YANG Jun LI Xiao-yan 作者单位：山西省电建一公司,山西,大同,037034刊 名：山西建筑英文刊名：SHANXI ARCHITECTURE年，卷(期)：200935(34)分类号：X701.3关键词：烟气脱硫 湿法 工艺

篇2：火电厂烟气脱硫工程工艺流程及系统描述

脱硫烟气分析系统的故障分析及对策-以宜宾黄桷庄电厂脱硫烟气分析系统为例

摘要：通过分析脱硫烟气分析系统故障产生的原因及现象,论述了采取的解决故障的对策,提出了烟气分析系统的不足和改进方法.作 者：陈光云    李雷    CHEN Guang-yun    LI Lei  作者单位：华电四川发电有限公司宜宾分公司,四川宜宾,644600 期 刊：重庆三峡学院学报   Journal：JOURNAL OF CHONGQING THREE GORGES UNIVERSITY 年，卷(期)：, 26(3) 分类号：X701 关键词：脱硫    烟气分析系统    故障分析    对策   

篇3：火电厂烟气脱硫工程工艺流程及系统描述

近几年来,随着国际上对大气质量保护力度的加大以及我国对空气环境保护的重视,国内新开工的火力发电工程均采用了不同工艺的烟气脱硫技术。目前,国外的各种烟气脱硫技术均已成熟,并在国内得到了应用。具体有以下几种:1)湿式石灰石/石膏法。2)烟气循环流化床干法。3)NID半干法。4)简易湿式石灰石/石膏法。5)旋转喷雾半干法。6)炉内喷钙—尾部加湿活化法。

2 国内外脱硫装置的生产制造能力

脱硫装置在国外已是一种成熟的产品,可设计生产制造的厂家很多,主要集中在美、德、日、芬兰等国,在此不再一一介绍。而国内则刚刚起步,在引进消化国外技术的基础上,目前已有几个公司形成了一定的生产能力。

国电龙源电力环保技术公司在北京一热、重庆电厂和浙江半山电厂采用德国STEINMILLER技术设备的基础上,引进了湿法脱硫技术。日本石川岛播磨工业株式会社通过与上海电气(集团)总公司等合资组建了上海石川岛脱硫工程有限公司,能够提供湿法脱硫的整套工程设计、设备成套供货和技术服务。武汉凯迪电力股份公司利用美国B&W公司技术获得了太原二热电厂五期技改工程1×200 MW,广西合山电厂2×300 MW,四川广安电厂2×300 MW以及常熟电厂2×600 MW机组的合同。上海龙净环保科技工程公司、国华荏原环境工程有限责任公司等均引进德国LEE技术并具有工程总承包能力。清华同方股份有限公司所属的清华同方能源环境公司依据其极强的技术实力,对烟气脱硫技术进行了十多年研究工作,取得了丰硕成果,并获得了多项专利技术,其为南宁市冶炼厂提供的液柱喷射烟气脱硫技术,就处理SO2量来讲,相当于一台200 MW机组锅炉(以燃料含硫量1.3%计)。

3 湿法脱硫工艺描述

下面以上海龙净环保科技工程有限公司从德国鲁奇—能捷斯—比晓夫公司(LEE,原LLB)引进的石灰石/石膏湿法脱硫工艺为例,对湿法脱硫工艺流程进行具体说明。

1)FGD系统及工艺描述。

石灰石/石膏湿法脱硫工艺是目前世界上应用最为广泛和可靠的工艺。该工艺以石灰石浆液作为吸收剂,通过石灰石浆液在吸收塔内对烟气进行洗涤,发生反应,以去除烟气中的SO2,反应产生的亚硫酸钙通过强制氧化生成含两个结晶水的硫酸钙(石膏)。FGD装置运行时,烟气通过位于吸收塔中部的入口烟道进入塔内。烟气进入塔内后向上流过喷淋段,以逆流方式与喷淋下来的石灰石浆液接触。烟气中的SO2被石灰石浆液吸收并发生化学反应,在吸收塔下部反应池内被鼓入的空气强制氧化,最终生成石膏晶体。在吸收塔上部,脱硫后的烟气通过除雾器除去夹带的液滴后,从顶部离开吸收塔,最后进入烟囱。

2)吸收塔中SO2,SO3,HF和HCl的溶解。

由于吸收塔内充分的气/液接触,在气—液界面上发生了传质过程,烟气中气态的SO2,SO3等溶解并转变为相应的酸性化合物。烟气中的一些其他酸性化合物如HF和HCl等,在烟气与喷淋下来的浆液相接触时也溶于浆液中形成氢氟酸和盐酸。

3)酸的离解。

SO2溶解后形成的亚硫酸迅速进行离解。H2SO4以及溶解的HCl和HF也进行了相应的离解,由于离解反应中产生了H+,因而造成pH的下降。离解反应中产生的H+必须被移除,以使浆液能重新吸收SO2。H+通过与石灰石发生中和反应被移除。

4)与石灰石反应。

为了实现中和反应,在浆液中加入了石灰石吸收剂。石灰石溶解后,可以同上述提及的离子发生反应,生成可溶的亚硫酸钙。

5)氧化反应和结晶过程。

有些生成的亚硫酸氢根,在喷淋吸收区内被浆液中的氧所氧化。剩余的亚硫酸氢根在氧化区内可以通过向反应池内充分鼓气而得以氧化。最终产物石膏从系统中排出。

6)吸收塔的设计。

上海龙净环保科技工程有限公司采用的LEE公司的吸收塔设计具有鲜明的特点。在吸收塔喷淋吸收区内,烟气与喷淋浆液进行充分接触。在该区域内一些对环境有害的气体,如SO2,HCl和HF被吸收掉,烟气中的部分粉尘也同时得以脱除。吸收浆液由几层喷淋层带入喷淋吸收区,喷淋层相互叠加并错开一定角度。对喷淋层喷嘴的数量应进行优化,以改进吸收塔截面上的液滴分布。低负荷时可以停掉某个或几个喷淋层。为了达到预期的脱硫效率,液滴直径必须保持在适当范围内,既不可过大也不可过小。

7)吸收塔制作和安装。

吸收塔是整个脱硫系统的最大件设备,它可分为工厂制作和现场拼装两部分。在现场安装时,供方同样按引进技术的要求严格控制进度中各个工作节点的质量并做好记录。

8)增压风机。

在FGD中,烟气流经脱硫烟道系统以及吸收塔内时,均会产生一定的压力损失。为了使FGD出口处的烟气保持足够的压力进入烟囱排放,需要外加压力以克服系统内阻力损失,这部分外加压力由增压风机提供。考虑到湿风机造价高,而且目前国产湿风机质量尚不过关,故增压风机一般安装在吸收塔前原烟道上,使得原烟气在进入FGD装置开始就获得一定的压力提升,确保出口处的烟气能顺利进入烟囱排放。

9)烟道系统。

在FGD中,除去吸收塔外的其他烟气通道构成了脱硫的烟道系统。需脱硫的原烟气从电厂的烟囱进口总烟道上引出后进入吸收塔,在吸收塔内经喷淋脱硫后从上部离开吸收塔,最终通过电厂烟囱进口总烟道排放。

10)石膏净化和脱水。

从吸收塔排出的石膏浆液含固量约为120 g/L,这部分浆液由石膏排浆泵抽出后,先送至石膏浆液旋流站,对石膏浆液进行初步脱水。

11)石灰石处置和石灰石浆制备。

本工艺以石灰石作为吸收剂,石灰石吸收剂需要制备成浆液,浆液中石灰石颗粒的直径必须满足规定的要求。本工程中吸收剂浆液制备采用湿磨方案。

12)工艺水和石膏冲洗水供应。

在FGD系统中,为维持整个系统内的水平衡,需向FGD系统内补充工艺水。整个系统的工艺水采用电厂提供的工业水。电厂工业水引接至公用区域的脱硫工艺水箱内,然后由脱硫系统工艺水泵、除雾器冲洗水泵升压后为脱硫工艺系统的各用户提供工艺用水。

13)排水系统。

排水系统主要包括事故浆液箱和集水坑以及废水的排放系统。事故浆液箱为两台脱硫系统公用设备,其容量可满足单台机组的吸收塔检修排空时的储存要求,在一台脱硫装置事故停用或正常检修时,反应池中的浆液可排至事故浆液箱贮存,待检修完毕后再用事故浆液箱返回泵送回至吸收塔。

14)正常运行。

设置脱硫岛的目的是为了脱除电厂尾气中的SO2,粉尘,HF,HCl以及重金属等物质。脱硫岛每套FGD装置均包括自己独立的烟气系统和吸收系统。正常运行情况下,烟气通过原烟气烟道经增压风机增压后进入吸收塔,在吸收塔内与自上而下喷淋的吸收浆液逆流接触,在此过程中SO2得以脱除,烟气中的其他污染物如HF,HCl,SO3等也不同程度的得以脱除,吸收过程中采用CaCO3作为吸收剂。脱硫后的净烟气通入电厂烟囱排放。吸收塔反应池内经氧化结晶得到的石膏浆液,通过石膏排浆泵送至脱水系统。脱水洗涤后制得副产品石膏,堆放在堆场内,最终运至厂外综合利用。

15)工艺运行监视和控制。

篇4：火电厂烟气脱硫工艺研究

【关键词】烟气脱硫；工艺；火电厂

二氧化硫的过量排放是造成我国酸雨不断加剧的主要原因，对人们的生活和生态环境造成了极其严重的破坏。二氧化硫主要来自于煤炭燃烧。作为世界上最大的煤炭消费国，我国煤炭消耗量占我国能源消费总量的70%左右，随着电力需求的不断增长，煤炭消耗量亦迅速攀升。据有关资料显示，早在1998年，我国的二氧化硫的排放已经位居世界首位。长期以来，我国二氧化硫排放总量不断增长，火电厂排放量占全国二氧化硫排放总量的比例也不断增长，所以做好火电厂烟气中二氧化硫的处理至关重要。

一、我国火电厂主要采用的烟气脱硫工艺

据国务院出台《国家环境保护“十二五”规划》规定：到2015年，二氧化硫排放总量要比2010年下降8%，形成了500多万吨SO2的削减能力。为了完成“十二五”规划的目标，我们应该在脱硫工艺上加大研究，就目前来说，火电厂烟气脱硫工艺主要有以下几个：

（一）石灰石/石灰——石膏湿法

该技术是目前火电厂应用最广泛、最稳定、最成熟的工艺，其脱硫效率在95%以上。世界上一些发达国家，比如美国、德国，大多应用该方法。目前，在我国的火电厂应用中，石灰石/石灰法——石膏湿法主要300MW及以上机组中应用。它的主要优势是进行商品化开发，且吸收剂的资源丰富，废渣可抛弃也可回收，成本较低。其潜在的缺陷是设备的积垢、堵塞、腐蚀与磨损，且后期维修、维护投资较大。其原理就是采用石灰石或石灰作为脱硫吸收剂，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，烟气中的SO2与浆剂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。

（二）喷雾干燥法

喷雾干燥法烟气脱硫法最早应用于四川白马电厂的小型试验中，其典型规模为25MW机组，其总投资为2 000万元，在燃用含硫量为3. 5%的高硫煤时，脱硫率可达80%以上；在燃用含硫量为1.5%的低硫煤时，脱硫率可达90%以上。现阶段，我国已掌握了处理烟气量在7x104m3/h以下及20 t/h以下锅炉的干法烟气脱硫技术，同时，燃料煤最高含硫量可允许达到3. 5%。原理是，通过机械的作用，将待干燥的物料分散成雾状，增大水分蒸发面积，然后在与热空气接触，并在瞬间将大部分水分除去，让物料中的固体物质干燥成粉末。其优点是干燥速度快，易改变干燥条件，调整产品质量标准，同时，生产效率高，操作人员少。

（三）炉内喷钙炉后增湿活化法

该工艺是通过在燃煤锅炉的适当温度区内喷射石灰石粉，并且还要增设活化反应器，用以脱除烟气中的SO2。其脱硫效率一般为70%～85%。在早期我国的南京下关发电厂中曾引进了芬兰的LIFAC烟气脱硫工艺。原理是第一阶段，将325目左右的CaCO3 喷射到锅炉炉膛温度在850～950℃的区域，这时碳酸钙立即受热分解CaO和CO2。然后锅炉烟气中的SO3与CaO反应生成硫酸钙。第二阶段进行炉后增湿活化，首先烟气需要通过垂直烟道进入活化器上部，然后在活化器中喷入雾化水进行增湿。烟气中与水反应生成的Ca（OH）2与烟气中剩余SO2的反应生成CaSO，最后形成相对稳定的脱硫产物。需要注意的是在第一阶段要保确保烟气与颗粒的均匀混合并且有着足够的停留时间，从而可以保证化学反应的进行和液滴的干燥。

（四）烟气循环流化床法

该方法以循环流化床原理为前提，将脱硫剂进行多次再循环，从而加长脱硫剂与烟气的接触时间，使脱硫剂的利用率提高。主要优势是脱硫剂停留时间长，通过对锅炉负荷的变化有着较强适应性。目前，该技术以研发到第三代，也就是内回流循环流化床法，但是该方法在中小规模电厂锅炉上得到应用，在大型锅炉上应用较少。原理是将温度为120～180℃左右的烟气通过文丘里管进入吸收塔内，并在里管出口扩管段设一套喷水装置，以此来提高良好的脱硫反应温度。其中的主要化学反应时SO2与Ca（OH）2的反应生成CaSO3·1/2H2O，此外，还同SO3、HF和HCl反应生成CaSO4·1/2H2O、CaF2、CaCl2等。

（五）等离子体烟气脱硫技术

现阶段，通常将该技术分为电子束辐照法（EB）和脉冲电晕等离子法（PPCP）两类。EB法的关键设备是大功率的电子枪，原理是通过高能量的电子将烟气中的氧和水分子进行裂解， 从而产生具有强氧化性的OH、O和HO2原子团，然后对烟气中的SO2进行氧化，生成硫酸，最后在在有氨的条件下，产生稳定的硫酸铵和硫硝铵固体，经除尘器捕捉达到处理硫的目的。

PPCP法利用高电压脉冲在烟气中电晕放电，使SO2与NH3反应生成硫酸铵，最终实现除硫。

二、我国火电厂烟气脱硫生成物的综合利用

对生成物的处理通常分为抛弃或者回收。抛弃法的优势是处理简单、费用低，缺点是占用大量的堆置场地，且造成一定的环境污染。回收法是将二氧化硫转化为硫酸、液体SO2、石膏等可回收物质，世界各国都会根据自身国情来选择处理方法。我国对脱硫生成物的综合利用分为以下几种：

（一）脱硫灰渣

灰渣多产生约干法、半干法进行的脱硫过程中，但方法不同，灰渣的化学成分就不同。RCFB脱硫产物CaCO3和少量的Ca（OH）2等。SDA的脱硫产物含有大量的粉煤灰和少量的1/2H2O

等。LIFAC的脱硫产物主要由粉煤灰组成。对脱硫灰渣进行综合利用时，要根据化学成分进行区分。LIFAC脱硫产生的粉煤灰同普通粉煤灰相比，SO3和CaO的含量较多，可用于水泥混合材料、路基材料、矿棉等，它的优势有较大的环境效益、经济效益，在我国的南京下关发电厂已成功应用。RCFB脱硫产物可用来生产硫酸。

（二）脱硫废水

湿法烟气脱硫工艺对煤种适应性好，其产生的脱硫废水，如不处理，将严重影响周边环境。废水水质比较特殊，需要了解脱硫废水的水质特性才能做好脱硫废水处理。目前，对其应用最多的是方法是化学沉淀法。近几年最新发展的方法是流化床法和化学沉淀-微滤膜法。

三、结束语

要治理我国火电厂烟气脱硫，实现“十二五”规定的目标，需要根据科学发展观并结合具体国情，研发适合我国国情的烟气脱硫工艺，实现资源的综合利用和污染物的处理，从而促进火电厂烟气脱硫产业的稳定发展。

【参考文献】

[1]郭声波.烟气脱硫及硫资源化新工艺[J].环境工程学报，2007， （3）： 97～102.

篇5：火电厂烟气脱硫工程工艺流程及系统描述

结合大同二电厂二期工程实例,介绍了该脱硫系统的工艺流程,分析了该脱硫系统吸收塔设计要点.

作 者：杨红刚 田明明 刘继奎 YANG Hong-gang TIAN Ming-ming LIU Ji-kui 作者单位：杨红刚,田明明,YANG Hong-gang,TIAN Ming-ming(武汉理工大学资源与环境工程学院,湖北武汉,430070)

刘继奎,LIU Ji-kui(北京华联电力工程监理公司大同项目部,山西大同,037001)

篇6：火电厂烟气脱硫工程工艺流程及系统描述

火电厂湿法烟气脱硫系统取消GGH的技术经济分析

摘要：简要介绍了火电厂湿法烟气脱硫装置中烟气换热器(GGH)的作用,分析了安装GGH带来的.利弊,结合工程实例对GGH作了技术经济分析.结果表明:GGH在防止尾部排烟装置的腐蚀方面作用不大,反而影响系统的稳定性,增加运行成本.作 者：陈方    梁    杨浩    余万    景振涛    王钦    徐乔    胡益    李培生    CHEN Fang    LIANG Zhe    YANG Hao    YU Wan    JING Zhentao    WANG Qin    XU Qiao    HU Yi    LI Peisheng  作者单位：陈方,梁,余万,景振涛,王钦,徐乔,胡益,李培生,CHEN Fang,LIANG Zhe,YU Wan,JING Zhentao,WANG Qin,XU Qiao,HU Yi,LI Peisheng(武汉大学动力与机械学院,湖北,武汉,430072;武汉大学污淤泥研究中心,湖北,武汉,430072)

杨浩,YANG Hao(武汉龙净环保科技有限公司,湖北,武汉,430077)

期 刊：水电与新能源   Journal：HUBEI WATER POWER 年，卷(期)：, “”(3) 分类号：X701 关键词：烟气脱硫    烟气换热器    技术经济分析   

篇7：火电厂烟气脱硫工程工艺流程及系统描述

摘要：本文介绍了华电内蒙古能源有限公司卓资发电分公司的烟气脱硫系统及石灰石-石膏湿法脱硫机理,并分析了该电厂脱硫系统中存在的问题及解决方案.作 者：吕海莉 孙建国 作者单位：吕海莉(内蒙古工业大学能源与动力工程学院,内蒙古,呼和浩特,010051)

孙建国(华电蒙能卓资分公司,内蒙古,乌兰察布,012300)

篇8：火电厂烟气脱硫工程工艺流程及系统描述

1 电厂烟气脱硫BOOM的定义

Build-Own-Operate-Maintain, 即建设—拥有—运行—维护, 指火电厂授予在特许的运营期限和运营区域范围内设计、投资、建设、装备、完工、调试、试运行、检测验收、运营、维护脱硫岛, 承担与二氧化硫、脱硫岛副产品等相关的排污费, 脱硫废水必须达标排放, 并收取脱硫服务费的权利, 拥有脱硫岛所有权的建设方式。

2 石灰石—石膏湿法烟气脱硫系统

目前国内烟气脱硫技术大致有如下技术:石灰石—石膏湿法、烟气循环流化床、海水脱硫法、脱硫除尘一体化、半干法、旋转喷雾干燥法、炉内喷钙尾部烟气增湿活化法、活性焦吸附法、电子束法等10多种烟气脱硫工艺技术。在诸多脱硫工艺技术中, 石灰石—石膏湿法烟气脱硫因为适应煤种广、脱硫效率高、适用机组容量大、技术成熟等特点而成为国内采用最广的主流工艺技术, 所以本文也仅针对石灰石—石膏湿法烟气脱硫BOOM工程探讨其保安段配电系统。

石灰石—石膏湿法烟气脱硫工艺主要包括烟气系统、SO2吸收系统、石灰石浆液制备系统、石膏脱水系统、工艺水系统、废水处理系统等7个子系统。对于2套大型燃煤机组来讲, 除烟气系统和SO2吸收系统为单独设置外, 其他的石灰石制浆系统、石膏脱水系统、废水处理系统、电气控制系统一般为两炉共用的公用系统。

3 保安段系统接线

脱硫岛内的6 k V电源主要从发电厂主厂房引接, 脱硫岛设6 k V脱硫Ⅰ、Ⅱ段, 互为备用, 脱硫Ⅰ、Ⅱ段之间设联络开关, 脱硫低压负荷由2台低压脱硫变供电, 1号低压脱硫变电源由6 k V脱硫I段引接, 2号低压脱硫变电源由6 k V脱硫Ⅱ段引接, 2台变压器互为备用。脱硫岛380/220 V系统为中性点直接接地系统。380/220 V系统采用PC (动力中心) 、MCC (电动机控制中心) 两级供电方式。低压PC采用单母线分段接线, 脱硫动力中心A、B段之间设联络开关。

脱硫动力中心A段和B段下设脱硫公用MCC段、石膏脱水及废水处理MCC段及保安MCC段, 除保安段外, 各MCC段均采用双回路供电, 电源分别引自脱硫动力中心A段和脱硫动力中心B段, 两路电源互相闭锁。通过运行实践表明, 采用这种配电方式保证了脱硫岛系统稳定安全运行, 提高了系统的可靠性、安全性及灵活性。

这里重点介绍保安段接线, 保安段MCC一般也随炉分为A、B两段, 每段的工作电源均引自相应PC段的A、B段, 备用电源一般均从主厂房相应保安段引接, 当然也有电厂因保安段负荷容量已满, 脱硫岛单独设置柴油发电机作为保安备用电源, 具体接线参见某发电厂2×660 MW石灰石/石膏湿法烟气脱硫电气系统主接线 (图1) 。

4 保安段配电系统主要特点

根据烟气脱硫工艺特点, 为了保证主机及脱硫系统的安全、稳定运行, 在厂用电失电时脱硫系统内的旁路烟气挡板、吸收塔搅拌器、除雾器冲洗水泵、增压风机润滑油站及其他润滑油泵等设备应能继续供电。此外, 对于DCS系统、UPS系统、火灾报警、事故照明等同样需要提供保安电源。因此在脱硫岛设置了专门的380/220 V事故保安MCC, 事故保安MCC采用单母线接线, 设事故保安MCCA段和B段, 分别给1号、2号机组的脱硫保安负荷供电。

5 保安段工作及备用电源的引接

保安A、B段正常由脱硫PC A段和B段供电, 事故情况下备用电源一般引自主厂房保安段, 但在有些已建电厂中, 因为设计时没有考虑脱硫系统的保安负荷, 其主厂房保安段无法为脱硫岛提供保安段电源, 所以在脱硫岛单独设置柴油发电机作为保安备用电源。从表面看起来这个保安电源配置好像已很安全、可靠, 其实不然。下面就脱硫系统的保安备用电源引自电厂保安PC段或设置单独柴油发电机2种方案来分别进行分析。

5.1 脱硫系统保安备用电源引自电厂保安PC段

正常情况下, 整个脱硫岛保安段由脱硫岛PC段供电, 备用进线回路断路器处于断开状态, 当保安段工作电源因故障或者整个脱硫岛失电时, 备用电源通过备自投装置自动合上, 实际运行时, 备用电源此时根本就无法合上, 备自投装置也无法启动自投。而此时根据工艺运行要求, 旁路挡板门要求在15 s内自动开启全部完成, 所以在实际运行中易因无法保证旁路挡板门顺利开启导致主机停机事故, 给脱硫岛投资方及电厂方造成重大经济损失和安全影响。造成事故的原因为脱硫岛保安备用电源引自主厂房保安PC段, 而据调查有些主厂房保安PC段平时并不带电, 它一般是在主厂房黑启动柴油发电机组运行时才带电, 所以当脱硫岛保安段正常失电后需启动电厂主厂房黑启动柴油发电机组, 而柴油发电机组启动时间至少需要10 s以上, 此时早已超过备自投的动作切换时间, 所以备自投不工作, 保安电源也不能切换, 只能通过手动切换, 这样的运行方式显然已不能满足旁路挡板门的顺利开启, 这就给主机停机事故留下了很大的安全隐患。所以此设计与其设计初衷和目的是相违背的, 是不可取的。而且每次如果因脱硫岛这边的停电事故, 启动主厂房侧的柴油发电机组的话, 是需要给电厂投资方交高额费用的, 这对BOOM项目来说, 不但没有解决根本问题, 还造成后续很多麻烦, 增加运行成本。

根据多年设计和运行实践经验, 我们得出的结论其实也很简单, 就是要求保安备用电源平时必须带电, 已备正常电源断电时能随时切换, 所以脱硫岛保安备用电源不应从主厂房保安PC段引接, 建议其备用电源应从主厂房相应炉的保安公用MCC段引接, 因为保安MCC公用段平时是带电的, 除非其对应主机锅炉全部停机, 才会失电, 所以可以保证在主机还在运行时, 旁路挡板门电动执行机构随时都是有电可以操作的, 这样就完全可以避免因其失电造成旁路挡板门不能在规定时间内开启完毕的事故发生。

5.2 脱硫系统保安备用电源设置单独的柴油发电机

整个脱硫岛保安段工作电源由脱硫岛PC段供电, 备用电源由柴油发电机供电, 当正常工作时, 柴油发电机处于停机状态, 当保安段工作电源因故障或整个脱硫岛失电时, 柴油发电机迅速自启动, 启动成功后为保安段供电, 但柴油发电机启动时间最快也需10 s左右, 且这还是理论上的数据, 再加上各断路器切换时间, 柴油发电机从启动到成功带负荷至少也需15 s, 但根据工艺运行要求, 旁路挡板门要求在15 s内自动开启全部完成, 所以当脱硫岛某一段保安段停电后, 依靠柴油发电机自启动成功后来开启旁路挡板门, 且要求在15 s内完成, 此在实际运行中很难保证, 偶然因素也很大, 而且柴油发电机往往在冬季温度较低的情况下, 启动较困难, 所以同样会给主机停机事故留下很大的安全隐患。如果当主厂房保安段因容量有限, 确实无法为脱硫岛提供整个保安段电源时, 建议为旁路挡板门设置专用备用电源, 具体方案为从主厂房相应炉的保安公用段引接一回平时带电的专用回路作为旁路挡板门开启的备用电源, 该电源和脱硫PC段提供的一回电源互为切换, 因此需专门为旁路挡板门电动执行机构负荷配置一台配电切换箱, 柴油发电机仍作为全岛其他保安负荷备用电源。这样就可以保证旁路挡板门的顺利开启, 避免因脱硫岛停电造成主机停机。

6 保安接地系统方式的变化

目前国内600 MW机以上的机组在厂用电系统设计时, 一般都为了保证机组连续运转的安全, 在锅炉、汽机及保安段380/220 V厂用电接地系统设计中均采用不接地系统, 但在脱硫岛内380/220 V PC段、各MCC段及保安段均采用直接接地系统, 所以脱硫岛内保安段备用电源从电厂主厂房保安段引接时, 保安段接地系统的接地方式需要进行转变, 具体方案是中间增加1台接线组别为Y/yn0的保安隔离变压器。

国内很多脱硫系统在保安隔离变选型时考虑不周, 给日后安全生产运行造成了很大影响, 例如在某电厂脱硫岛中, 设计单位为保安I段和保安II段分别装设了1台380/400 V、160 k VA无调节分接头的隔离变压器, 但是在建成投产试运后发现, 由于电厂侧送过来的电压为392 V左右 (因季节变化, 电压波动也较大) , 导致隔离变二次空载电压为418 V左右 (最高时甚至达到430 V) , 在保安段做带负荷试验, 将保安段负荷基本上都投上时, 保安段母线电压仍在413 V左右, 而脱硫岛内所有的用电设备要求额定电压均为380 V, 按《供配电系统设计规范》 (GB50052/95) 第4.0.4条规定, 在正常运行情况下, 用电设备端子处电压偏差允许值 (以额定电压的百分数表示) 宜符合下列要求: (1) 电动机为±5%。 (2) 照明:在一般工作场所为±5%;对于远离变电所的小面积一般工作场所, 难以满足上述要求时, 可为+5%、-10%;应急照明、道路照明和警卫照明等为+5%、-10%。 (3) 其他用电设备当无特殊规定时为±5%。

根据上述标准, 保安隔离变二次侧电压最高不宜超过400 V, 所以该脱硫岛保安段隔离变二次侧的电压不能满足使用要求, 如果仍然按照该电压运行, 在以后的运行中势必会影响电气设备元器件的使用寿命和绝缘程度, 会导致电气元器件经常性因电压过高损坏或烧毁。

很显然上述问题主要是在设计时主观意愿上把电厂提供电压定义为380 V, 考虑到供电距离较远, 估计300 m以上, 所以将保安隔离变电压变比定为380/400 V, 此处致命失误是未考虑到要求隔离变配置调节分接头 (±2×2.5%) , 如果设计选用380 (1±2×2.5%) /400 V、160 k VA的变压器, 就可以避免这个问题了。

7 结语

本文结合作者多年的电力设计、运行管理经验及教训, 重点分析了目前我国大多数石灰石—石膏湿法烟气脱硫BOOM工程中保安段配电系统普遍存在的问题, 特别是其给实际运行带来的安全隐患, 并提出了个人独到见解和合理建议, 其目的是为与其类似的工程提供参考, 以帮助同行们在类似的湿法烟气脱硫BOOM工程设计、建设及运行中避免同样问题的出现。

参考文献

[1]中国电力企业联合会标准化中心编著.火力发电厂技术标准汇编

[2]何根然编著.燃煤烟气脱硫脱硝技术标准实用手册.中国科技文化出版社, 2005

篇9：火电厂烟气脱硫工程工艺流程及系统描述

宁海电厂600 MW机组湿法烟气脱硫系统的优化研究

摘要：通过对宁海电厂4×600 MW机组脱硫系统的研究分析,提出了烟气脱硫系统的.优化方案,包括工艺的设备优化、系统的运行优化、系统的国产化等内容.期望通过此优化方案,可使FGD系统简化,投资、运行费用大大减低,并增强机组和FGD系统本身的安全可靠性.作 者：邱振波    Qiu Zhenbo  作者单位：神华国华北京热电分公司,宁海项目部,北京,100025 期 刊：电力科学与工程   Journal：ELECTRIC POWER SCIENCE AND ENGINEERING 年，卷(期)：2010, 26(7) 分类号：X701.3 关键词：烟气脱硫    优化    运行   

篇10：火电厂烟气脱硫工程工艺流程及系统描述

我国火电烟气脱硫存在的问题及对策建议

摘要：从电力装机结构、火电烟气脱硫现状、脱硫石膏排放现状等方面,分析了我国火电烟气脱硫目前存在的.几个主要问题,并对烟气脱硫产业如何进一步科学发展提出了对策建议.作 者：王圣    巴尔莎    俞华    WANG Sheng    Baersa    YU Hua  作者单位：王圣,WANG Sheng(国电环境保护研究院,南京,210031)

巴尔莎,Baersa(北方联合电力有限责任公司,呼和浩特,010020)

俞华,YU Hua(国信招标集团有限公司,北京,100044)

期 刊：中国环保产业   Journal：CHINA ENVIRONMENTAL PROTECTION INDUSTRY 年，卷(期)：2010, “”(3) 分类号：X701.3 关键词：火电行业    烟气脱硫    问题分析    政策建议   

篇11：火电厂烟气脱硫的几点思考

关于火电厂烟气脱硫的几点思考

先从脱硫技术入手,突出烟气脱硫是应用最广的脱硫技术.然后比较烟气脱硫方案,突出湿法脱硫技术最成熟、可靠.重点分析石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺以及我国目前烟气脱硫中存在的问题.

作 者：曾卫 作者单位：苏州建设交通高等职业技术学校,江苏,苏州,215104刊 名：硅谷英文刊名：SILICON VALLEY年，卷(期)：“”(22)分类号：X5关键词：脱硫技术 烟气脱硫方案 石灰石-石膏湿法烟气脱硫 烟气脱硫存在的问题

篇12：火电厂烟气脱硫监控系统扩容设计

烟气脱硫 (Flue Gas Desulfurization, FGD) 技术具有技术成熟、经济适用的特点, 被大规模商业化应用。在石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺过程中, 以石灰石作为吸收剂, 副产品为石膏。整套脱硫装置 (FGD) 工艺系统主要包括石灰石浆液制备及供给系统、烟气系统、SO2吸收系统、石膏脱水系统和工艺水系统几个子系统。

2 火电厂烟气脱硫监控系统整体结构

在兼顾了国家脱硫标准、系统控制稳定、便于维护、易于扩展、经济性强和与原有系统兼容的要求后, 火电厂新增脱硫控制系统 (FGD_DCS) , 它包括数据采集系统 (DAS) 、模拟量控制系统 (MCS) 、顺序控制系统 (SCS) 和电气控制系统 (ECS) 等, 将各种自动化设备有机结合 (包括变电站自动化系统、车站信号联锁系统、几种结构的DCS、多种PLC和无线RTU等) 起来, 构成了一个集成开放的系统平台。

本文所示系统结构如图1所示。由图可知, 控制系统结构可分为3层, 即过程控制层、过程管理层和现场设备层。系统硬件采用积木式结构, 利用网络系统将现场控制站、服务器、操作员站和工程师站等连接起来, 共同完成各种采集、控制、显示、操作和管理的功能, 集中体现了集散控制系统的分散控制、集中操作和管理的特点。

3 监控系统硬件改造方案

扩容改造的DCS控制系统与原脱硫DCS系统采用的是同一厂家生产的统一型号的产品。分散控制系统DCS扩容改造机组公用部分新增了远程I/O控制方式, 现场机柜内的DPU全部安置在原电子设备间内, 远程I/O放置在就地新建的电子设备间内, 采用光缆通讯。扩容改造单台单元机组增加了一面机柜和一对DPU, 并将其放置在了原脱硫电子设备间内。DCS系统增加了一对服务器, 原系统单台机组新增一面控制柜和一对DPU, 单台机组新增设备点均接入该控制柜。同时, 增压风机部分在原系统机柜内增加了卡件。新增公用部分增加了2台服务器、2面服务器柜、4对DPU、7面机柜和1面配电柜。其中, 1面机柜放置4对DPU, 将其布置于原电子设备间内, 另外6面机柜布置于现场新建的电子设备间。原系统不变, 新增公用系统增加一个域。

扩展后, 系统在满足当前需求的情况下, 能够提供下列备用余量: (1) 每个机柜内的每种类型I/O测点都有不低于20%的备用量; (2) 每个机柜内有15%的模件插槽备用量; (3) 系统最忙时, 每个控制器CPU的负荷率不大于60%, 操作员站服务器CPU负荷率不大于40%; (4) 内部存储器占用容量不大于50%, 外部存储器占有容量不大于40%; (5) 电源分配柜要考虑10%的回路备用量。

4 软件改造方案

根据以上的介绍可知, 烟气脱硫系统包含多项工艺, 每项工艺均有与其相对应的监测系统, 由于篇幅限制, 本文以模拟量自动监控系统中的烟气吸收系统为例作介绍。

在软件改造方面, 主要包括以下3方面的工作: (1) 控制吸收塔液位。吸收塔的正常液位维持是由吸收塔区排污坑的回水、回收水、石灰石浆液泵和除雾器冲洗水补充的, 并且由DCS控制的吸收塔液位控制系统自动进行。吸收塔补水控制步序是:开启回收水泵至吸收塔补水门, 如果已运行, 则开工艺水至吸收塔补水门补水, 如果吸收塔液位仍然降低, 则启动除雾器冲洗水程序, 开启除雾器第一级下层全部冲洗门, 确保吸收塔液位在正常范围。 (2) 控制吸收塔浆液p H值。 (3) 调整吸收塔石膏浆液排浆流量。

5 总结

通过对火电厂原有的烟气脱硫系统的扩容改造, 并配置了专门的监控系统, 取得了良好的控制效果和经济效益, 具体表现如下。

烟气脱硫系统调试运行后发现, 当烟气量为1 236 748 Nm3/h (标准、湿态、设计煤种) 时, SO2排放的质量浓度为9 286 mg/Nm3;当烟气灰尘含量为100 mg/Nm3时, SO2的脱除率不小于95% (在设计条件下连续运行14 d) , 脱硫装置出口SO2的质量浓度最好的情况是不超过193.4 mg/Nm3 (设计煤种、标准干态、体积分数为6%的O2) , 平均水平小于300 mg/Nm3, 已达到了国家标准。

吸收塔喷淋层的喷头运行稳定, 未出现堵塞的情况;吸收塔内防腐层工作情况良好, 未出现漏水、漏烟的情况;浆液循环泵与浆液脉冲泵运行正常, 未出现堵塞的情况。

参考文献

[1]黄到火.火电厂湿法脱硫控制存在的问题及解决方案[J].广东电力, 2009, 22 (3) :71-75.

篇13：电厂脱硫烟气系统的运行分析

在我国能源结构中, 煤炭占主导地位, 经燃烧后排出的酸性气体, 对大气造成严重污染, 火力电厂发电尤为严重。所以电厂脱硫技术必不可少。

目前各国都在研发电厂脱硫技术, 各种技术数目已高达上百种之多。这些技术可分为三大类:燃烧前脱硫、燃烧中脱硫和烟气脱硫[1]。在发电站炉膛内, 煤粉中的可燃硫分在空气的作用下迅速转化成SO2, 由于炉膛内温度高, 不利于脱硫, 因此通过烟气脱硫是目前经济快速且行之有效的方法。

1 电厂脱硫技术现状简介

早在20世纪30年代, 英国就有了完整的一套电厂脱硫技术, 随后, 美国、日本、欧盟等国家也相继发展了脱硫装置。与发达国家相比, 我国的脱硫技术起步较晚, 在20世纪90年代初期, 我国开始大力兴建电厂并引进国外先进的烟气脱硫技术和装置, 引进的工艺成熟, 设备先进, 运行可靠, 但由于运行和投资费用巨大, 所以我国在国外先进技术的基础上进行改造创新, 自主研发适合国内行情的脱硫技术。在近二十年来, 我国投入了大量的人力、物力、财力对脱硫技术进行研究, 取得了一系列的成果[2]。但在脱硫行业也存在一些弊端:烟气在线监测系统不能充分利用, 没有完全发挥其效能和作用;我国的脱硫工艺方法过于单一;对于脱硫副产物的处理不够重视, 产生了二次污染等等。

2 电厂脱硫烟气系统运行分析

2.1 石灰石-石膏湿法烟气脱硫技术 (FGD) 原理

石灰石-石膏湿法烟气脱硫是最常用的脱硫技术, 包括三个过程:质量传递、流体输运和热量传递[3]。具体工艺流程是:烟气经过静电除尘器除尘, 然后经过增压风机、烟气换热器GGH冷却后进入吸收塔。在吸收塔内是以逆流进行洗涤吸收, 烟气由下向上流动, Ca (OH) 2浆液由上向下流动, 并通过喷淋设备进行雾化, 使上行气体可与下行浆液充分接触。在吸收塔中, 通过氧化风机在塔底鼓入氧气, 在氧气充足的条件下, 烟气中的SO2与浆液中的Ca (OH) 2反应生成石膏, 在泵的带动下将石膏浆液排出, 石膏浆液再进入脱水系统进行一级脱水和二级脱水, 所得产物为石膏。经过脱硫后的烟气除去水分后排入大气中, 反应后的废水经处理后由下水管道排出[4]。简要流程图如图1所示。

2.2 石灰石-石膏湿法脱硫系统的运行分析

2.2.1 重要参数的监测

在烟气脱硫系统运行的过程中, 需要对几个重要参数进行监测。

首先是系统进口处的压力、进口烟气中SO2浓度、O2浓度以及烟尘的浓度;在系统出口处同样需要监测SO2浓度、O2浓度、烟尘的浓度, 同时还需监测氮氧化物的浓度;增压风机的进出口压力和旁路挡板处的压力差也是重要参数。

其次, 在系统的石灰石制备过程中, 我们需要对原料的仓料位、浆液箱的液位、密度进行监测, 及时获得所需信息;在系统的吸收塔部分, 我们关注的是吸收塔内液体的PH值和吸收塔液位高度。

最后, 我们还需要对烟气的成分进行分析。

2.2.2 运行控制对象的分析

增压风机的进口压力调节。增压风机的进口压力是一个很重要的参数, 它主要用于克服系统的压力损失。控制系统将进口压力调为±0Pa, 一般让旁路烟气挡板压差为零来实现, 这样FGD的压力损失得以弥补, 并且不影响系统的运行。

吸收塔的液位控制。在系统的运行过程中, 吸收塔的液位是逐渐降低的, 这就需要对塔内进行补水操作。由于除雾器的冲洗水是顺控运行, 所以可以用除雾器的冲洗水来补充塔内因排出而缺少的水, 这样就保证了吸收塔内的液位稳定。

石灰石浆液的流量调节。石灰石浆液的多少直接影响到吸收塔内液体的PH值, 一般将PH值维持在5.4-6.2即可。在调节回路中采用串级PID控制, 在主调节器中键入烟气量和SO2浓度值, 在付调节器中键入相应的石灰石浆液流量, 若实际值与设定值不一致, 系统会自动调节石灰石浆液入口阀门, 以此保持塔内PH值的稳定。

吸收塔内石膏浆液外排的密度调节。通过控制旋流器的运行数量和阀门开度就能调节石膏浆液的外排密度。利用密度计测出塔内石膏浆液的密度, 如果密度大于设定值, 就需要增加旋流器的运行数量, 同时关小回流阀;反之, 则减少旋流器数量, 开大回流阀。

2.2.3 系统的停运与启动

若是短期停运, 如仅停运几小时, 就不必停运所有装置, 只需将循环浆泵、增压风机、石灰石浆液泵、氧化风机停运, 并将烟气系统全部切换至旁路。再次启动时, 按照先后顺序启动循环浆泵, 将烟气系统切换回FGD, 启动增压风机、氧化风机、石灰石浆液泵。

若是长期停运, 就需要停运所有设备, 除了冲洗系统和搅拌器。启动时, 按照正常开工顺序启动即可。

2.3 脱硫系统运行的问题分析

2.3.1 烟气系统对锅炉运行的扰动

在切换脱硫与FGD系统的挡板门时, 烟气系统会对炉膛内的压力有所扰动, 极有可能造成锅炉MFT动作。为了解决这一问题, 当脱硫挡板门使得炉膛压力变化过大时, 一般将MFT的动作时间设定偏长, 大于挡板门的开度时间。同时也可以单独调定挡板门的动作, 保证炉膛内压力稳定。

2.3.2 仪表的选用

在整个系统中, 需要监测的参数很多, 在选用仪表时要考虑沉积结垢、腐蚀性、磨损等等。在石灰石湿法脱硫技术中, PH计的使用因石灰石浆液的冲蚀或结垢容易老化, 因此要对PH计定期清洗;同时, PH计测量的数据还受到温度的影响, 一般采用温度补偿法进行修正。由于液面波动, 吸收塔液位的测量不能采用常规的测量方法测量, 而采用压差法测量。但用压差法测量容易发生堵塞问题, 目前尚无更好的测量方法。

2.4连州电厂石灰石湿法烟气脱硫技术分析

下面以某电厂为例, 分析石灰石-石膏湿法脱硫技术。

2.4.1系统流程

烟气从电除尘器出来, 被风机引入吸收塔, 顺着塔内向上流动, 与雾化的石灰石浆液相遇反应洗涤, 净化后烟气中含有的浆液微滴由两个卧式除雾器除去。将脱硫后的烟气加热至80℃以上, 再由烟囱排出。如表1所示是主要设计参数。

2.4.2 主要设备

除了温度、压力测试仪和烟气分析仪外, 烟气系统主要设备还有4个烟气挡板, 2台密封风机, 2台风机电机入口处和出口处的烟气分析仪均用于监视烟气中O2, SO2和氮氧化物的含量, 并在DCS界面显示出来。烟气挡板分为主烟道烟气挡板和旁路烟气挡板, 主烟道烟气挡板安装在系统的进出口, 主烟道关闭时用于连接密封空气, 防止系统内的防腐衬胶被破坏。

2.4.3 FGD烟气系统主要设备的运行方式

(1) 氧化风机有两台, 一台运行一台备用; (2) 在入口处, 增压风机入口压力投自动控制; (3) 用程序控制除雾器冲洗投, 平均每隔2小时冲洗1次; (4) 用三台浆液循环泵交替运行, 定期切换备用泵可提高脱硫效率。

3 烟气脱硫技术发展趋势

3.1石灰石-石膏湿法脱硫技术应用将越来越广, 在未来的发展中仍是国内外电厂的首选脱硫工艺, 该技术还适用于传统老机组的改造。

3.2电子束法脱硫技术是一种新兴脱硫技术, 目前尚处于试验阶段, 国内已经由100MW机组向150MW机组发展, 在小的发电机组领域也已逐步在加大其市场份额。

3.3与湿法脱硫技术相比, 旋转喷雾干燥法脱硫技术运行费用高, 脱硫塔处理量较小, 适用于煤中含硫量偏低的中小型电厂。

3.4海水脱硫技术可在沿海地区大力推广, 为了保证较高的脱硫效率, 必须在海水水质稳定且取排水方便的条件下进行, 这项工艺受到地域的限制。

3.5随着环保意识的加强, 我国的烟气脱硫得到了足够的重视, 并取得了一定的成果和经验, 在未来, 脱硫技术必将向着高脱硫效率、高利用率、低运行维护费用、简化流程的方向发展。

摘要：在今后很长的一段时间内, 我国的能源发展以煤炭发电为主, 这样就需要对电厂烟气脱硫系统进行研究, 文章详细介绍了目前常用的石灰石-石膏湿法烟气脱硫技术, 对脱硫的原理进行了研究, 详细分析了系统运行情况, 并对脱硫技术的发展趋势做出预测。

关键词：电厂,脱硫技术,湿法烟气脱硫,运行分析

参考文献

[1]钟秦.燃煤烟气脱硫脱硝技术及工程实例[M].北京:化学工业出版社, 2007:11.

[2]李建伟, 张卫彬.火电厂脱硫工艺发展研究[J].科技创新与应用, 2013 (05) :8.

[3]余达蔚, 梁双印.石灰石-石膏湿法脱硫节能减排的技术进展[J].中国电力教育, 2009, (SI) :358-360.