2007年度锅炉汽机专业技术交流大会论文集（烟气脱硫）.doc

中国电力规划设计协会 2007年度锅炉汽机专业技术交流大会论文集258湿法烟气脱硫系统喷淋塔喷嘴特性与布置研究湖南省电力勘测设计院 张 力浙江大学能源清洁利用国家重点实验室 钟 毅浙江蓝天求是环保集团有限公司 施平平摘 要： 本文基于计算流体力学（CFD）技术，采用Fluent软件平台，针对典型300MW机组脱硫系统喷淋塔采用可视化技术对喷淋层间距、喷嘴压降、喷淋角变化时喷淋层喷淋效果、传质特性和阻力特性进行了数值模拟研究。结果表明喷淋层间距、喷嘴压降与喷淋角度变化对覆盖效果影响很小，喷淋层间距、喷嘴压降和喷淋角增大均能增强气液传质，同时喷淋层阻力也随之增大。最后提出典型300MW机组WFGD浆液喷淋系统喷嘴选择与布置的推荐值。关键词：湿法烟气脱硫；喷嘴特性；喷嘴布置；阻力特性；数值模拟；气液传质；覆盖效果1 前言：随着国内环保要求的进一步严格，具有脱硫率高、运行可靠性高、脱硫剂利用率高等特点的石灰石石膏湿法烟气脱硫工艺（WFGD）在我国已成为燃煤电站脱硫的主流技术。保证WFGD系统脱硫效率的关键是保证吸收塔内有良好的气液传质，浆液喷淋系统喷嘴的作用是将石灰石浆液雾化为大量小液滴，提供足够的气液传质接触面积，从而有效脱除烟气中的SO2。喷嘴的性能与布置将影响塔内气液传质，因此开展针对喷嘴性能参数及喷嘴布置对气液传质影响的研究具有重要意义。对吸收塔研究和设计的传统方法是基于模化实验台试验得到一些参量间经验或半经验的宏观关联式，然后放大到实际工程中1。但此法存在着试验量大、费用高和周期长等不足，且所获得的数据比较有限，一些具有宏观特征量在设备和工程中实际存在的分布和放大效应将会被忽略。随着计算流体力学（CFD）的发展，越来越多的研究人员将CFD技术引入WFGD工程的设计及优化当中。CFD技术不仅可以弥补和克服传统方法的缺陷，还可获取大量的局部、瞬时的数据，从而指导工程设计和优化2。本文基于CFD技术，对典型300MW机组石灰石石膏脱硫系统采用可视化技术对喷嘴压降、喷嘴喷淋角、喷淋层间距变化条件下喷淋层喷淋效果、传质特性和阻力特性进行了研究，提出了喷嘴选型与布置的基本原则。2 喷淋层喷嘴的选择与布置2.1喷淋层喷嘴选择与布置的一般原则选择合适的喷嘴和对喷嘴进行合理布置对于保证系统性能与运行可靠性至关重要。进行WFGD的喷嘴设计时应考虑如下问题3:(l)根据工程实际情况确定喷嘴类型与材料。(2)根据所需的雾化液滴尺寸来确定喷嘴特性参数。(3)选择合理的喷嘴间距，一般水平间距取0.7-1.2m，垂直间距取1.5-1.7 m 4，可确保覆盖率和覆盖的均匀性。(4)在确定入口烟气量及根据工程具体情况选定合适的塔内烟气流速、液气比之后，塔径、浆液喷淋量随即确定，在塔截面内根据选定的喷嘴特性及确保气液有效传质所需的水平间距确定合理的喷嘴数量。2.2 喷嘴特性参数喷嘴的特性参数主要有喷嘴压降、喷雾角、喷嘴流量等。(l) 喷嘴压降是指浆液通过喷嘴通道时所产生的压力损失，主要与结构参数和浆液粘度等因素有关。压降越大，系统能耗也越大。一般WFGD喷淋系统喷嘴压降典型值为0.050.1MPa 7 8。(2) 喷雾角是指浆液离开喷嘴口后形成的液膜锥的锥角，主要受喷嘴孔半径、旋转室半径和浆液入口半径等因素影响。选择喷雾角时，必须与喷嘴在塔内布置相结合，保证塔内覆盖均匀度与覆盖率，通常要求喷淋角为9O1203。(3)喷嘴流量是指单位时间内通过喷嘴的体积流量，主要与压降、喷嘴结构参数等因素有关。喷嘴流量根据系统布置与工艺计算确定3。喷嘴流量与喷嘴压降一般有以下关系6-9： (1)其中：Q为喷嘴流量，m3/h；K为特性系数，由喷嘴具体型号确定；为喷嘴压降，MPa；由式(1)可知，对于给定喷嘴，确定了喷嘴流量就确定了喷嘴工作压力。2.3 喷淋系统的覆盖率喷淋覆盖率是指喷淋层覆盖的重叠度，它由喷淋覆盖高度、喷淋角来确定9。覆盖高度是指液膜离开喷嘴后至破碎前的垂直高度5，典型值取1m3。喷淋覆盖率的计算公式如式（2）所示9： （2）其中： 为覆盖率，； n为单层喷嘴数量； A0为单个喷嘴的覆盖面积，m2； A为吸收塔的截面积，m2。工程设计时通常要求塔内喷淋覆盖率为200%300%，且覆盖比较均匀3。进行喷淋层间距选择时还必须要考虑喷嘴液流与母管、支管和支撑的碰撞对覆盖率的影响9。3 建模与计算3.1 模拟对象 浆液池进口出口喷淋区除雾区图1 WFGD吸收塔示意图Fig 1 Sketch of WFGD absorber本文模拟的对象为如图1所示的喷淋塔，烟气由入口烟道进入塔内，然后向上流动与喷嘴喷出的浆液滴接触，烟气得到净化。净化后的烟气经过除雾器将烟气中含有的大部分液滴除去，最后由出口烟道排出吸收塔。3.2 数值计算环境与条件表1为实际WFGD工程中喷嘴选用与布置情况。借鉴表1的工程情况，结合研究对象确定了数值模拟的基本数据，如表2所示。表3为模拟的条件与采用算法的情况。表1 WFGD工程喷嘴情况工程ABCD烟气量（Nm3/h）1366071133883911660651369842塔径/m13111212喷嘴类型螺旋螺旋型空心锥空心锥喷嘴数量481491398484垂直间距/m1.71.51.52表 2 数值模拟基本数据烟气量负荷塔径喷嘴数量125万Nm3/h10013m481垂直间距1.5m/1.7m/2.0m喷射角度90/120喷射压降0.05MPa /0.07MPa /0.10MPa表3 模拟条件和算法几何模型计算体喷淋塔内浆液面以上部分入口面积4.8m8m出口面积3m10m烟气流场参数及边界条件运动粘度1.7894e-05 mm2s壁面条件标准壁面函数法入口条件速度入口出口条件压力出口液滴流场参数及边界条件浆液密度1050kg/m3喷嘴类型螺旋型进口、出口壁面逃逸数值算法离散格式有限体积法对流相离散格式二阶迎风压力Simple算法网格混合网格,数量约100万4.结果与讨论根据选取的模拟条件和算法针对某300MW机组WFGD系统喷淋塔进行了数值模拟，吸收塔内烟气流场模拟结果如图2所示。A 塔内速度矢量B 烟气迹线图2 吸收塔内烟气流场4.1喷淋层间距对覆盖效果、传质能力和阻力的影响喷淋层间距变化时，据式（2）计算覆盖率不变。从图3可看出，覆盖效果基本没有变化。喷淋层间距增加，气液接触时间延长，液滴传质能力随着运动距离增大而线性增大，而喷嘴的液膜长度一定，因此液膜传质的传质能力占喷淋层传质能力ABCA:喷淋层间距1.5mB:喷淋层间距1.7mC:喷淋层间距2.0m注：覆盖效果图所示为第三与第四喷淋层之间截面的覆盖效果，下同。图3 不同喷淋层间距时覆盖效果比较Fig 3 Compare of coverage impact in different space between spray levels 图4 喷嘴层间距对喷淋层阻力的影响的比例随着喷淋层间距增大而减小。由于液膜传质能力要高于液滴传质，例如在喷嘴压降0.07MPa时，70的传质发生在喷嘴20cm内的液膜中5，因此喷淋层传质能力随着喷淋层间距增大仅略有增加。此外由于喷淋层间距增大，气液接触时间增加，气液两相间作用力增大，喷淋层阻力随之增加，如图4所示。喷淋层间距增加延长了气液接触时间，能略微提高反应效率，但同时会增加塔高和阻力，增加投资与运行费用，工程设计时须根据实际要求综合考虑。典型300MW机组WFGD喷淋层间距宜选1.51.7m3。4.2喷嘴压降对覆盖效果、传质能力和阻力的影响由于没有涉及喷嘴数量与布置的变化，喷嘴压降变化时覆盖率不发生变化，覆盖效果也基本没有变化，如图5所示。对于气液传质方面，由于喷淋层内传质由液膜传质和液滴传质两部分构成，一方面，压降增加时，液膜破碎提前，反应比表面积减少，但此时气液湍流加剧，液膜传质系数增加，因此喷嘴压降增大液膜传质能力仍稍有增大；另一方面，喷嘴压降增大，液滴运动速度加快，气液接触时间缩短，但液滴运动速度加快导致的气液间湍流增强，传质系数增大，且喷嘴压降大时产生的液滴小，有更大的反应比表面积，因此液滴传质能力基本没有变化。两方面作用抵消，则喷嘴压降增大对喷淋层的传质能力仅有微小的提升。资料显示当喷嘴压降由0.07MPa增大到0.15MPa，仅仅能提高20的传质能力。研究表明，传质单元是压降次方的函数5。喷嘴压降的增大，气液湍流加剧，两相间作用力增大，导致阻力增大，如图6所示。喷嘴压降的增大可以略微提高气液传质，但是会增加喷淋层阻力和系统能耗，因此在保证喷淋效果和总喷淋量的前提下，优先选择压降低的喷嘴.减少系统能耗。对于典型300MW机组WFGD喷淋系统而言，喷嘴压降宜取0.050.07MPa。ABCA:喷嘴压降0.05 MPa B:喷嘴压降0.07 MPaC:喷嘴压降0.1 MPa图5 不同喷嘴压降时覆盖效果比较图6 喷嘴压降对喷淋层阻力的影响4.3喷嘴角度对覆盖效果、传质能力和压降的影响喷淋角为90和120时，据2.2式计算喷淋层的覆盖率分别约为200%和300%，因此喷淋角在90120范围内覆盖率均能满足要求。从图7可以看出，当喷淋角为90变为120时，覆盖效果变化不大，喷淋效果均很好。当喷淋角增大时，液膜长度减小，覆盖高度降低，即液膜更早转化成雾化液滴8，因此液滴碰撞提前，对气液传质能力有一定提高。由于喷淋角增大导致液膜破碎提前，导致液滴之间碰撞、液滴与烟气之间的混合提前，相互作用力增大，造成阻力增大，如图8所示。A.喷淋角90B.喷淋角120图7 不同喷淋角时覆盖效果比较喷淋系统设计时，在满足覆盖率的前提下为降低阻力，应尽量选择喷淋角小的喷嘴。典型300MW机组WFGD喷淋系统宜选用喷淋角为90的喷嘴。图8 喷淋角度对喷淋层阻力的影响5 结论喷嘴作为湿法脱硫系统吸收塔内关键设备，其性能与布置直接影响湿法烟气脱硫系统脱硫性能和运行可靠性。（1）当喷淋角度发生变化时喷淋层覆盖率会发生变化，喷淋层间距、喷嘴压降与喷淋角度变化时覆盖效果基本不变。（2）喷淋层间距、喷嘴压降、喷淋角增大时，喷淋层传质能力均提高。（3）喷淋层间距、喷嘴压降、喷淋角增大时，喷淋层阻力均会升高。（4）典型300MW机组WFGD浆液喷淋系统喷淋层垂直间距取1.51.7m，宜选择喷淋角为90，喷嘴压降0.050.07MPa。 参考文献：1 李之光。相似与模化（理论及应用）M。北京：国防工业出版社，19822 林永明，高翔，施平平等。CFD在大型湿法烟气脱硫（WFGD）当中的研究与应用进展J，热力发电，2005，123 U.S. DOE, Electric utility engineers FGD manualR: Final report, Volume , 19964 Ruth Kaesemann, Hans Fahlenkamp. The meaning of droplet-droplet interaction for the wet flue-gas cleaning process, Chem. Eng. Technol., 2002, 25(7):739-742 5 Norman Kirk Yeh. Liquid phase mass transfer in spray contactors D: Ph.D dissertation. Austin: The University of Texas，20026 BETE fog nozzle Inc. FGD喷嘴培训资料，1996.117 BETE fog nozzle Inc. BETE nozzle manual No.106.4M8 Spraying system Co. 工业喷雾产品目录55，1994.99韩旭，韩增山。石灰石-石膏湿法FGD中喷嘴的选择及布置设计J，电力设备，2004，5(11)： 38-40烟塔合一之烟气余热换热器专题报告江苏省电力设计院 江 蛟 马千里 高嘉梁内容提要：本专题针对“烟塔合一”方案，对增设烟气余热换热器的方案进行了论证。在烟气进入脱硫塔入口前装设余热换热器，将烟气温度从117降至85，回收的热量进入凝结水系统。经过初步设计核算，本方案可以降低发电煤耗1.27g/kWh，每年可节省资金332万元，增加的投资约3年即可回收。关键词：烟塔合一;余热换热器;经济效益1 本专题背景目前国内已有大型的燃煤电站采用烟塔合一方案。该方案不设烟囱，烟气直接进入冷却塔，同时取消烟气进脱硫塔之前的GGH。由于空气预热器出口烟气温度120，需经过减温才能进入脱硫塔。如果采用喷水对烟气降温，在BMCR工况喷水量约32t/h，不仅耗水量较大，而且损失烟气减温的焓值。本专题报告引入我院引进日本东京电力1000MW机组烟气余热二级换热器的设计思路，探讨烟气进脱硫塔之前与部分凝结水进行换热，从而降低烟气温度和利用余热提高机组效率的可行性与经济性。 目前，日本东京电力已有1000MW超临界机组电除尘器进口前设置烟气冷却器的经验，采用了低温电除尘器，使得除尘效率大大提高，电场长度及电场数减少，降低了引风机的出力，提高了机组热效率。我院引进设计技术后，在工程设计上已无难题，但根据我们向国内主要电除尘器和风机厂家咨询，短期内在设计工艺和材料使用上尚未具备制造低温电除尘器和耐腐蚀风机的条件，但随着材料工艺和电除尘设计工艺的发展，预计不久的将来将具备生产低温电除尘器的可能。兼顾到工期和设备制造以及造价的因素，本文对某600MW级工程采用“烟塔合一”方案中使用烟气余热换热器（设置在脱硫吸收塔前）以降低用水量和提高机组热效率进行研究。2 换热器装设方案1.1 换热器装设位置某600MW级工程空气预热器出口烟气温度为120，酸露点为80.9，脱硫塔的入口烟气温度设计为85。装设烟气余热换热器吸收烟气热量使其降温，共有两种布置方案：第一种方案是将余热换热器布置在空气预热器出口之后，除尘器入口之前；第二种方案是将余热换热器布置在两台引风机出口烟道汇合之后，脱硫塔入口之前。对于第一种方案，烟气在流出空气预热器出口之后就减温，烟气的体积流量也相应减少约8.9%。这可以减少除尘器的除尘面积，减少除尘器的占地面积和用材。此外，根据相关研究，飞灰的比电阻随温度而降低，电除尘器的除尘效率随之增高。但是烟气温度的降低增加了电除尘器防腐蚀的难度，同时增加了除尘器内堵灰的可能性。因为余热换热器内的烟气含有大量飞灰，所以换热器低温侧将会出现较严重的的磨损和堵灰问题。考虑到国内对于除尘器的低温防腐技术尚未成熟，而除尘器又是烟气处理中不可缺少的环节，一旦除尘器因堵灰或腐蚀严重需要检修就可能影响整个机组的运行，因此本专题报告不采用这种布置方案。第二种方案把余热换热器放置在紧邻脱硫塔入口之前的烟道，这时烟气中的绝大部分飞灰已被除尘器除去，对换热器来说基本不存在磨损和堵灰的问题，因此换热器内可以使用翅片管以提高传热系数，而且可以免去蒸汽吹扫装置。此布置方案的运行可靠性和维护成本都优于第一种方案。本专题报告以下部分就对这种方案展开论述。1.2 换热器的参数根据某工程的燃料热平衡计算书和汽机热平衡图，换热器将引风机出口烟气温度117降至85排入脱硫塔，同时从轴封加热器出口分流部分凝结水至换热器，凝结水在换热器内从33.4加热至109后返回5#低压加热器入口，与6#低压加热器出口的凝结水汇合。换热器的形式类似于锅炉中的省煤器。换热器中的凝结水流量由热平衡确定。凝结水在换热器内吸收的热量抵消了在各级低压加热器内的吸热，各级低压回热抽汽量相应减少，减少的抽汽量使低压缸做功增加，从而提高了热量利用效率。各级低压加热器的抽汽流量也由热平衡计算重新确定。1.3 换热器的防腐考虑到换热器的低温侧烟气温度已经接近酸露点，烟气的低温腐蚀问题不容忽视。为减少换热器的检修成本，可采用将换热器内与烟气接触的翅片管表面采用衬搪瓷的措施来提高防腐能力。3 换热器热平衡计算以下热平衡均按照机组热耗率验收工况（THA工况）核算。装设余热换热器之前的各级低压加热器部分热平衡见图2-1所示，装设了余热换热器之后的热平衡见图2-1。对比图1和图2可以看出，增设余热换热器前后，低压缸各级抽汽除了流量有变化以外，温度和压力均无变化，凝结水流经各级加热器的进出口温度也没有变化。对抽汽流量的确定，先根据余热换热器烟气侧的放热量计算出换热器的水侧流量。然后再根据热量平衡计算出各段低压抽汽流量。表1是对比装设余热换热器前后各级低压加热器抽汽量的对比。各级加热器减少的抽汽量在低压缸中做功，从表一计算出获得的做功增量为2805kW，这个功率数值是在汽机进汽量及锅炉蒸发量不变得情况下获得的。机组原发电功率600000kW，原汽机热耗率为7530kJ/kWh，原汽机绝对热效率为47.81%，管道效率98.5，锅炉效率93.48%，发电厂热效率为47.81%98.5%93.48%=44.02%，标煤耗为279.50g/kWh。表2-1 装设换热器前后的低压加热器抽汽流量对比装设换热器前流量(t/h)装设换热器后流量(t/h)比焓(kJ/kg)5#低加85.8382.62979.26#低加41.1732.82739.47#低加4838.22622.28#低加49.1640.62486.4低压缸排气978.551008.512318.6设置了余热换热器以后，汽机热效率(600000+2805)/( 7530*600000/3600)=48.03%，发电厂热效率为48.03%98.5%93.48%=44.22%，标煤耗278.23g/kWh。发电厂热效率提高了0.20%，煤耗减少了1.27g/kWh。按照年利用小时5500h计算，由于煤耗减少，每年可减少标煤60000055001.27/106=4191t。 4 换热器设计经过初步设计计算，换热器截面尺寸为11.5m17m，烟气流动方向深度为3m，换热面积约2万余平方米。换热器内采用翅片管，规格322.5，翅高14mm，螺距20mm，每根管长度11m，总共5950根，管子总重约200t，换热器总重约250t。换热器内用搪瓷防腐。换热器总价约350万。由于有19.3%的凝结水被分流到余热换热器去吸收烟气余热，这部分凝结水绕过了#8,#7,#6低压加热器，#8,#7,#6低压加热器的流动阻力之和为260kPa，而余热换热器的水侧流动阻力小于这个数值，因此不需要增设凝结水泵。换热器烟气侧阻力约310Pa，按锅炉最大连续蒸发量，烟气流量为2832905m3/h，若引风机效率按80%计算，需增加引风机轴功率310（2832905/3600）/1000/0.8=304kW。5 经济性分析固定投资方面，换热器设备成本约350万；引风机按0.2万/kWh的成本估算，需要增加60万元投资；增加的烟道旁路和凝结水管道布置等投资约20万元。每台机组一次性固定投资共计约430万元。经济效益方面，每年可节约标煤4191t，引风机每年多耗电185.8万kWh，标煤价按照500元/t估算，电价按0.234元/kWh，每年每台机可节省费用共计： 4191500-0.2343045500/0.9=166万元。全厂一年可节省费用332万元，增加的投资约3年即可回收。6 结论 综上所述，针对某工程烟塔合设计方案，增设烟气余热换热器有效地降低了烟气进入脱硫塔的温度，并且回收了烟气的余热。设计中充分考虑了尾部烟气腐蚀，磨损，堵灰的问题，可以安全稳定的运行。装设余热换热器每年可节省资金332万元。图2-1 设置余热换热器之前的低压加热器热平衡图图2-2 设置余热换热器之后的低压加热器热平衡图燃煤电厂湿法脱硫装置顺列布置方案相关问题探讨中南电力设计院 陈 牧摘 要 本文对大型燃煤电厂湿法脱硫装置采用顺列布置的方案进行了介绍，并对采用顺列布置方案后带来的相关技术问题进行了初步分析。关键词 燃煤电厂 湿法脱硫 顺列布置 风机选型 炉膛瞬态设计压力1. 前言二氧化硫排放是造成我国大气环境污染及酸雨不断加剧的主要原因。近年来，国家出台了一系列促进火电厂二氧化硫控制的法律、法规和政策，加快了火电厂烟气脱硫设施的建设，使我国二氧化硫污染防治取得了一定成效。到2006年，全国建成并投运的燃煤电厂脱硫装机容量达1.04亿千瓦，装备脱硫设施的火电机组占全部火电机组的比例由2005年的12提高到2006年的30左右年底，为实现国家发改委、国家环保总局现有燃煤电厂二氧化硫治理“十一五”规划所制订的目标打下了良好的基础。根据目前国家实行的环保政策，除了原有燃煤电厂进行增设脱硫设施的改造以外，所有新建燃煤电厂(部分配置CFB锅炉的机组除外)必须同步配套建设脱硫装置。目前新建燃煤机组中所采用的脱硫装置很大一部分均为湿法脱硫装置，近期配置湿法脱硫装置已投产或在建的燃煤机组在布置格局上基本上采用的是与老厂改造相同的布置方案，即将脱硫系统的设施布置在烟囱后部，这种布置方式具有成熟的设计、运行经验，但作为新建机组，如果将湿法脱硫装置采用顺列布置，即按工艺流程布置在烟囱前部，在设备配置、流程合理性、运行安全性、环保可靠性等方面均具有一定的优势，本文就湿法脱硫装置顺列布置的问题做初步分析探讨。2. 湿法脱硫装置烟囱后布置方案特点附图1 烟囱后布置方案在现有新建机组及改造项目中考虑湿法脱硫装置时，大多数采用烟囱后布置的方案，其中的一种典型布置如附图1所示，烟囱及接入烟囱的主烟道与无脱硫装置的燃煤电厂的常规布置相同，脱硫系统的设备均布置在烟囱（附图中烟囱为2台锅炉合用）及的后侧，流入流出脱硫系统的烟道从主烟道中接出，沿工艺流程依次布置增压风机、GGH、吸收塔等设备，具体设备配置、布置格局等根据工程的不同会有小的差别。根据目前已投产燃煤电厂的运行、维护经验，采用此布置方案的湿法脱硫系统存在以下特点： （1）湿法脱硫设施区域相对独立，若其控制系统不进入全厂DCS系统，而采用独立的控制系统，控制设备也布置在烟囱后侧区域，在管理上则有利于电厂将湿法脱硫部分系统的运行、维护采用外包式的模式；（2）湿法脱硫系统的运行相对独立，在此部分系统发生故障时，可方便地将此部分系统从全厂系统中切除，在特定情况下可不影响全厂的运行工况及可用率指标；（3）由于湿法脱硫技术在我国发展较快，相关的烟风道设计、控制保护系统的配置等方面的规程、规定已不能完全满足要求，造成部分燃煤电厂的湿法脱硫系统的设计存在一定的安全隐患，已有个别电厂发生了由于此部分系统运行误操作而引起的人身伤亡事故；（4）湿法脱硫装置采用烟囱后侧的布置方案，相对占地面积较大，不利于有效控制主厂房的尺寸；（5）湿法脱硫装置采用烟囱后侧的布置方案，一般都配备增压风机，与顺列布置时引风机、增压风机合并相比，设备配置较多，系统更为复杂，检修维护工作量增大，并且增加了初投资；3. 湿法脱硫装置顺列布置方案特点附图2 顺列布置方案从脱硫装置的工艺流程和环保的可靠性角度考虑，湿法脱硫装置采用顺列布置的方案更为合理。所谓湿法脱硫装置顺列布置方案即脱硫系统的管道、设备基本按照烟气的流程顺序布置，其中的一种布置方案如附图2所示，按顺列方案布置时，一般可以将引风机和增压风机合并为一个风机。正常运行时，从锅炉引风机来的烟气分别通过GGH、吸收塔、再经过GGH进入烟囱；事故工况下可以 通过旁路烟道直接进入烟囱。目前部分项目采用无GGH的脱硫系统方案，则设备、烟道的布置将更为简洁。湿法脱硫装置采用顺列布置的方案时，主要有以下特点：(1) 对于新建机组，脱硫系统的设备、烟道布置及工艺流程更为合理、顺畅；(2) 湿法脱硫装置采用顺列布置的方案时，一般可以将引风机和增压风机合并为一个风机，这样可以简化系统，减少项目初投资，提高运行的可靠性；(3) 与烟囱后布置方案相比，布置更为紧凑，占地面积较少，可以有效地减少项目征地面积；(4) 与烟囱后布置方案相比，脱硫烟气不需要从烟囱侧的主烟道中接入、接出，避免了运行过程中可能出现的安全隐患；(5) 湿法脱硫装置采用顺列布置的方案，从环保角度更有利于设备运行及排放指标的监控，提高环保的可靠性；4. 采用湿法脱硫装置顺列布置方案所出现的相关技术问题分析 随着目前燃煤机组容量的增大及相关新技术的应用，采用湿法脱硫装置顺列布置方案后，除了引起布置方案及工艺流程的变化以外，还会带来其他系统设备选型及系统安全的一些新问题，主要是合并后引风机的选型问题及锅炉炉膛防爆压力的选取问题，下面将对这两个问题进行详细论述。4.1 引风机选型问题根据目前国内已投产的600MW及以上燃煤机组的情况，大多数机组所配备的引风机为静叶可调轴流式风机，并且按照火力发电厂设计技术规程(DL5000-2000)中的规定，也是优先推荐采用静叶可调轴流式风机，这主要是考虑相对于动叶可调轴流式风机，静叶可调轴流式风机的耐磨性能较好，而在大容量机组中一般很少采用离心式风机作为引风机。但随着相关技术的发展及环保要求的进一步提高，对引风机选型的要求也越来越高。根据目前静叶可调轴流式风机的设计制造水平，其设计压头最大不超过8kPa，而对于600MW等级或以上容量的燃煤机组，若采用湿法脱硫装置顺列布置方案，同时考虑配备SCR烟气脱硝装置，烟气除尘装置选择布袋除尘器，则此时考虑与脱硫增压风机合并时的引风机设计压头有可能达到1012kPa，已经远远超过了静叶可调轴流式风机的允许设计压头，而对于动叶可调轴流式风机，若采用双级叶片(目前大型双级叶片转子仍需进口)，其设计压头可以达到1213kPa。根据目前我国环保法规对燃煤机组烟气粉尘排放控制的要求，当同期建设湿法脱硫系统时，除尘器出口的烟气含尘浓度不应大于100mg/Nm3，此时已经可以满足动叶可调轴流式风机正常运行的要求，如果配备的是布袋除尘器，则其出口烟气含尘浓度将更低。国内90年代投产的一批300MW等级燃煤机组配备了动叶可调轴流式风机作为引风机，当时除尘器出口的烟气含尘浓度控制标准为不大于200mg/Nm3，这批引风机目前的运行状况均较正常。根据以上分析可以看出，大型燃煤机组采用湿法脱硫装置顺列布置方案后，从系统及设备配置优化的角度考虑，可以将引风机与脱硫增压风机合并，此时对于600MW及以上大机组若同时配置烟气脱硝装置，并且烟气除尘设备采用布袋除尘器，则所选型的引风机设计压头会较高，超出了常规配备的静叶可调轴流式风机的允许设计压头，从设计、制造、性能参数及运行环境等因素综合考虑，在这种情况下建议采用动叶可调轴流式风机。4.2 锅炉炉膛防爆压力的选取问题根据我国电站煤粉锅炉炉膛防爆规程(DL/T435-2004)的要求，锅炉炉膛结构应能承受非正常情况所出现的瞬态压力，并且炉膛设计瞬态压力不应低于8.7kPa(对于400t/h以上大容量锅炉)，无论由于什么原因使引风机在环境温度下选型点的能力超过-8.7 kPa时，炉膛设计瞬态负压都应考虑予以增加。目前我国主要锅炉制造企业均采用国外引进技术进行大型锅炉设备的生产制造，其在设计、生产和运行中也大量采用了技术引进方的相应技术标准。在2003年以前，国产大型锅炉设备的炉膛设计瞬态压力均为8.7kPa，随着近年来燃煤电站技术的发展，尤其是SCR烟气脱硝技术、布袋除尘器等新技术的应用，大型燃煤机组配套引风机选型参数越来越高，部分项目中引风机选型点的能力已经超过了-8.7 kPa，对锅炉炉膛结构的的承压能力提出了更高的要求。从本文上述分析可以看出，对于600MW等级或以上容量的大型燃煤机组，当采用湿法脱硫装置顺列布置方案，并且同时考虑配备SCR烟气脱硝装置，烟气除尘装置选择布袋除尘器时，则此时考虑与脱硫增压风机合并时的引风机设计压头有可能达到1012kPa，已经超过了原有的炉膛设计瞬态压力-8.7kPa，按照规程要求，炉膛设计瞬态负压应考虑予以增加。通过与国内主要锅炉制造企业设计部门的技术交流，了解到目前国内大型燃煤锅炉的最高炉膛设计瞬态压力为9.8kPa，如果需要进一步提高炉膛设计瞬态压力，锅炉炉膛外部刚性梁的设置有可能达到极为密集的程度，并且锅炉的制造成本也将大幅提高，锅炉制造企业设计部门对于进一步提高炉膛瞬态设计压力的方案持保留意见。根据美国NFPA85-2000/2004中的相关规定，如果引风机在环境温度下选型点的能力超过-11.6 kPa时，则应取用比-8.7kPa更大的炉膛设计瞬态负压。具体的取值，与炉膛结构的设计特性有关，应与锅炉厂协商按优化原则确定。由于锅炉炉膛结构设计强度增加的幅度是有限的，并且成本很高，因此有必要探讨采用其他的技术手段，来解决由于引风机设计压头提高引起的炉膛设计瞬态压力升高的问题。从空气动力学的角度分析，在锅炉正常运行状态下，从引风机入口到炉膛的负压应呈逐步递减分布，即在引风机入口处为最大负压点，炉膛内的负压为锅炉厂给定的正常设定值，一般约在-50Pa左右，这两点之间的管系中各点的负压根据沿程阻力损失的情况递减分布，并且根据防止炉膛内爆的保护连锁的要求，压力控制系统在炉膛内应设3台压力变送器，当炉膛内的正负压超过设定值时(对于大型机组一般为2.5kPa左右)，应触发总燃料阀跳闸(MFT)，即在锅炉正常运行状态下，应不会出现炉膛负压大于-8.7kPa的工况。对于炉膛负压最不利的工况，应当发生在冷态启动或炉膛全部灭火时，此时如果运行人员误操作，出现引风机在高负荷运行而送风机、一次风机停运的情况，由于烟气管路中的流量迅速下降以至接近于零，使得炉膛负压接近于引风机入口的负压。在这两种工况下，烟气管系中流量和负压应是逐渐变化的，可以通过控制保护手段来防止炉膛负压超过设计瞬态负压，如可考虑在除尘器与锅炉之间的烟道中设置若干台压力变送器，通过负压设定值(例如在5Kpa左右)设置报警及与引风机跳机连锁，或其他更为完善的压力控制保护措施，来确保炉膛实际负压值在极端事故工况下也不会超过炉膛设计瞬态压力。另外可以考虑在锅炉与除尘器之间的烟道上布置防爆门的技术方案，将防爆门的开启压力整定在炉膛设计瞬态压力以下(例如7Kpa左右)，当出现事故工况烟气管系内负压快速下降时，在炉膛内负压达到炉膛设计瞬态压力之前，烟道上的防爆门会开启泄压，从而可以保护炉膛结构不受损伤。电力行业内烟风煤粉管道上常用的防爆门主要有薄膜式和重力式。膜板式防爆门爆破压力不精确、爆破不及时、寿命短、易疲劳，经常造成早爆、误爆和不爆现象；重力式防爆门惯性大、泄爆效率低、漏风大，并且应用在负压内爆的烟道上其结构难以实现，因此这两种防爆门均难以满足要求。目前国内根据德国技术引进了一种超导自动启闭式防爆门，其原理是压力达到预定值时，在极短时间内由内部介质压力克服超导磁预紧力来排放泄压，其特点为启爆压力准确可调、运动部件轻、泄爆效率高，从理论上可以满足烟道系统泄爆的要求，目前已有相关设计单位与技术引进方进行了这方面的合作、研究工作。由于大型燃煤机组的引风机设计风量很大，为了在事故工况下对烟道系统进行有效的泄压，需要较大的有效泄爆面积，从而需要布置较多数量的防爆门，增大了烟道布置的难度。大型燃煤机组采用湿法脱硫装置顺列布置方案后，由于引风机在环境温度下选型点的能力有可能超过8.7kPa，即超过了常规应用的炉膛设计瞬态压力，从而给炉膛结构及烟气系统的设计提出了新的课题。通过本文的初步分析可以看出，单纯通过提高炉膛结构强度来使设计瞬态压力提高的方法是有限和不经济的，从系统角度分析，采用合理有效的控制手段及在烟道系统上设置泄压装置，均可在一定程度上有效地解决这个问题。当然，锅炉炉膛防内爆是一个重大安全性的问题，面对由于技术发展而带来的相关课题，需要由颁布规范的相关政府机构、设计、运行、制造及调试等各个方面的单位配合，进行深入细致的研究工作，从而得到最为完善、可行的技术解决方案。5 结论随着温室气体排放量的不断增加，全球环境温度升高的趋势越来越明显，有效控制温室气体的排放已经成为全世界关注的重大问题。燃煤发电行业作为温室气体排放的大户，有必要不断利用技术进步来有效控制排放量。目前国家的环保政策越来越严格，有消息表明在下一阶段有可能出台湿法脱硫装置取消旁路烟道的政策，这种情况下在有效解决相关技术问题的前提下采用采用湿法脱硫装置顺列布置方案，除了可以改善工艺流程、简化系统、节约用地，还可以有效促使电力企业提高运行、管理水平，提升湿法脱硫装置的可用率，从而使整个行业的环保指标得到进一步的改善。我国火电厂脱硫情况、华北院设计和监理的石灰石湿法烟气脱硫工程简况及选用应注意的问题北京国电华北电力工程有限公司 龚立贤内容摘要：本文介绍了二氧化硫的危害、火电厂二氧化硫的排放标准，我国火电厂烟气脱硫情况。至2005年底已建成烟气脱硫装置有5300万千瓦，正在建设的烟气脱硫装置的容量达到1亿千瓦。其中90%以上采用石灰石石膏湿法烟气脱硫技术。我国湿法烟气脱硫技术主要来自美国、日本、德国、奥地利、意大利、瑞典等国家，已有50多家企业能提供烟气脱硫设备，20多家企业能承包烟气脱硫工程，只有少数企业通过引进消化再创新，有了自主知识产权的烟气脱硫技术。目前造价已大幅降低，已达到150元/千瓦左右，目前投入率不高，2005年仅为60%。本文介绍了北京国电华北电力工程有限公司（华北院）设计的和北京国电德胜工程监理有限公司监理的石灰石石膏湿法烟气脱硫工程简况，共设计和监理47项工程，总容量达到4018万千瓦，总承包企业涉及20个。大多数工程达到设计脱硫效率95%，个别工程尚未达到设计脱硫效率，仍在调整中。本文最后论述了选用石灰石石膏湿法烟气脱硫应注意的问题：要搞好烟气脱硫工程的可行性研究和初步设计；编好烟气脱硫的招标书；搞好烟气脱硫的评标工作；选择资质好、有信誉、有实力的环保企业，对要否装设烟气换热器（GGH）提出了看法；并提出了加强脱硫运行管理。关键词：烟气脱硫 石灰石 石膏0 前言：环境保护越来越被人们重视，为减少大气污染，火电厂减少SO2排放，除采用循环流化床锅炉， 在炉内加石灰石脱硫外，主要采取烟气脱硫。大型火电厂多采用石灰石石膏湿法烟气脱硫。编者在华北电力设计院工作时，火电厂设计开始采用烟气脱硫，编者退休后发挥余热现工作在德胜工程监理工作，监理的工程，绝大多数均采用烟气脱硫。编者参加了一些脱硫工程的设计和一些工程审查和评标工作，了解了我国火电厂脱硫现状和存在问题，并搜集了一些脱硫的资料。为提高我国脱硫设计技术水平，编者编写了我国火电厂脱硫情况、华北院设计和监理的石灰石湿法脱硫工程简况及选用应注意的问题供大家参考。1 二氧化硫的危害SO2对人类最大的问题是酸雨。酸雨使湖泊变为酸性，导致水生物死亡，使土壤酸化和贫瘠化，使农作物和森林生长受到影响。SO2在大气中达到一定浓度，会对人及动物健康造成影响，加重呼吸道疾病。SO2还对植物有危害，严重时会导致植物死亡。SO2排放与燃煤有关，我国近年SO2每年排放量高达2000万吨以上。为此国家要限制SO2的排放，减少SO2对人类的危害。2 火电厂二氧化硫排放标准我国从2004年1月1日开始实施国家环境保护总局与国家质量监督检验检疫总局2003年12月30日颁布的火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2003），该标准对火力发电锅炉烟尘、二氧化硫及氮氧化物最高允许排放浓度和排放速率规定了更严格、更科学合理的排放控制要求。该标准按三个时段对不同时期的火电厂建设项目分别规定了排放控制要求：（1）1996年12月31日前建成投产或通过建设项目环境影响报告书审批的新建、扩建、改建火电厂建设项目，执行第1时段排放控制要求。（2）1997年1月1日起至本标准实施前通过建设项目环境影响报告书审批的新建、扩建、改建火电厂建设项目，执行第2时段排放控制要求。（3）2004年1月1日起，通过建设项目环境影响报告书审批的新建、扩建、改建火电厂建设项目，执行第3时段排放控制要求。火力发电锅炉二氧化硫的最高允许排放浓度见下表，表中所规定的大气污染物排放浓度均指标准状态下（温度为273K，压力为101325Pa）的干烟气的数值。 火力发电锅炉二氧化硫的最高允许排放浓度 （mg/m3）时段第1时段第2时段第3时段实施时间2005年1月1日2010年1月1日2005年1月1日2010年1月1日2004年1月1日燃煤锅炉及燃油锅炉210012002100120040012004008001200 该限值为全厂第1时段火力发电锅炉平均值。 在本标准实施前，环境影响报告书已批复的脱硫机组，以及位于西部非两控区的燃用特低硫煤（入炉燃煤收到基硫分小于0.5%）的坑口电厂锅炉执行该限值。 以煤矸石等为主要燃料（入炉燃料收到基低位发热量小于等于12，550KJ/kg）的资源综合利用火力发电锅炉执行该限值。 位于西部非两控区的燃用特低硫煤（入炉燃煤收到基硫分小于0.5%）的坑口电厂锅炉执行该限值。根据上表现在新建、改建、扩建电厂SO2排放浓度为400mg/Nm3，对绝大多数火电厂而言，需采用循环流化床锅炉加石灰石脱硫或建设烟气脱硫装置。3 我国火电厂烟气脱硫情况据2005年底统计，火电厂已建成的烟气脱硫装置有5300万千瓦，约占火电机组的14%，正在建设的烟气脱硫装置的机组，容量超过1亿千瓦。目前，已有石灰石石膏湿法、烟气循环流化床、海水脱硫法、脱硫除尘一体化、半干法、半干半湿法、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、电子束法等十多种烟气脱硫工艺技术。石灰石石膏湿法烟气脱硫技术比较成熟，在火电厂中90%采用此技术，与国外情况相同，国外90%以上采用石灰石石膏湿法烟气脱硫。我国火电厂烟气脱硫技术大多数来自国外，仅石灰石石膏湿法烟气脱硫技术，不完全统计来自德国斯坦米勒公司、美国巴布科克和威尔克斯公司、日本三菱重工、奥地利能源及环境公司（AE&E）、日本川崎、日本千代田、德国鲁奇能捷司比晓夫公司、美国MET公司、意大利IDRECO公司、日本荏原、瑞典费达等公司。很多国外公司一个技术卖给了国内几个公司，使用国外技术，要向国外支付技术引进费和技术使用费，据有关资料介绍：至2005年底初步测算，已向国外支付技术引进费3.2亿元，技术使用费约3亿元。国家鼓励自主研发，引进消化，再创新烟气脱硫技术。我国已有了30万千瓦机组自主知识产权的石灰石石膏湿法烟气脱硫主流工艺技术，如北京国电龙源环保工程有限公司已成功的用于江阴苏龙发电有限公司三期2300MW烟气脱硫工程；苏源环保工程股份有限公司已成功用于太仓港环保发电有限公司二期2300MW烟气脱硫工程，以上两个工程项目经过一年多的运行，并通过了工程后评估，专家认为两公司拥有自主知识产权的烟气脱硫工艺技术成熟可靠，适用性强的特点，达到了国际先进水平。石灰石石膏湿法烟气脱硫造价大幅度降低。以30万千瓦机组为例，从最初每千瓦1000多元，降至150元左右，主要是脱硫设备国产化率提高，目前国产化率已达到90%以上。增压风机、