某电厂一期工程脱硫调研报告.doc

某电厂一期工程脱硫调研报告2005年1月25日目录一、 概述二、 考察实例祥述三、 考察体会1、概述某热电厂一期工程为2X50MW供热机配2X220t/h煤粉锅炉，1#、2#机组分别于2000年12月和2001年7月投产运行。二期工程为扩建2X300MW双抽供热机组配2X1025t/h锅炉，某地区为二氧化硫污染控制区，二氧化硫排放实行总量控制。为了满足排放浓度和总量控制指标要求，二期工程拟采用脱硫效率为90%的石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置脱硫，同时一期工程两台锅炉进行脱硫改造。一期工程脱硫项目是已建机组进行脱硫改造，受场地条件和资金的制约，为了获得一期脱硫改造的最佳方案，某热电厂和某省电力勘测设计院共同组成脱硫考察组，电厂和设计院相关专业人员参加，共计7人，于1月15日-1月19日分别对由浙江菲达公司设计制造的唐山电厂2X670t/h锅炉石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置；由洛阳万山公司设计制造的天津渤海化肥厂自备电厂2x260t/h锅炉氨法烟气脱硫装置；由北京龙源公司设计制造的北京第二热电厂4X410t/h煤粉锅炉石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置；由甘肃国电龙源洁净燃烧工程技术有限责任有限公司设计制造的大同第二发电厂6#炉（1X670t/h）GGDL-复合脱硫脱氮系统进行了实地考察。19日张总厂内有事带电厂人员返回，为了便于比较掌握第一手资料，设计院单独对福建龙净环保股份有限公司设计制造的山西华能榆社电厂2X300MW机组循环流化床干法烟气脱硫装置进行了考察。通过这次考察我们对几大脱硫公司的脱硫方法有了进一步的了解。2、考察实例祥述2.1唐山热电厂2X300MW机组石灰石-石膏湿法烟气脱硫2.1.1系统设备组成及系统流程唐山热电厂扩建2X300MW机组采用石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置脱硫，设计脱硫效率为90%。其系统的组成为吸收剂制备系统、SO2吸收系统和脱硫副产品石膏处理系统。吸收剂制备系统主要由石灰石料仓、流化装置、给料机、石灰石浆液罐、石灰石浆液给料泵、搅拌器、管道及阀门等组成。该工程购买合格的石灰石粉运输至厂内的石灰石料仓，料仓内的石灰石粉经料仓底部给料机送入石灰石浆液罐，同时按一定比例加水并搅拌制成一定浓度的吸收浆液，经吸收剂浆液泵送入脱硫吸收塔内。该工程两炉共用一套石灰石浆液制备系统。SO2吸收系统主要包括吸收塔、除雾器、吸收塔浆液循环泵和氧化风机等。脱硫塔为直径为16.5m，塔高32m的圆柱形吸收塔。塔的底部为13m高石灰石浆液，塔的上部沿高度方向有四层石灰石浆液喷嘴。石灰石浆液从石灰石浆液罐经石灰石浆液泵送入脱硫塔底部，再由脱硫塔下部的循环浆液泵送入脱硫塔上部喷嘴内从上往下对烟气进行喷淋。由除尘器除尘后的烟气经增压风机增压后送入脱硫塔内，由下至上与塔上喷下的石灰石浆液接触，烟气中的SO2与浆液中的CaCO3发生反应，在吸收塔底部的循环浆液池内被氧化风机鼓入的空气强制氧化，最终生成石膏晶体，由石膏浆液排除泵排出吸收塔，送入石膏脱水系统脱水。从脱硫塔出来的烟气烟温降至50以上，不加热直接排入烟囱。一炉配一个脱硫吸收塔，两炉共用一套石膏脱水系统。经脱水后的石膏送入贮灰场储存。2.1.2技术经济指标唐山热电厂2X300MW机组脱硫设施技术经济指标：总投资1.2亿元，合成200元/KW；脱硫效率设计值为90%；每个脱硫塔石灰石粉消耗量：约2.45t/h；石灰石粉单价：260元/t；每个脱硫塔产生石膏量：4.05t/h；每个脱硫塔耗水量：53t/h；每个脱硫塔排水量：7-8t/h；系统耗电量：4000KW。该电厂脱硫装置已经过试运行阶段，由于脱硫系统没有烟气加热装置，运行中出现烟道积水现象，目前机组正在进行设备消缺阶段。2.2北京第二热电厂石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置北京第二热电厂4X410t/h煤粉炉于1998年9月开工，由北京国电龙源环保工程有限公司对其3#、4#炉进行一期脱硫改造，2000年10月脱硫系统投入运行。 二期（1#、2#炉）脱硫工程也由北京龙源公司设计制造，于2003年7月投产运行。2.2.1系统设备及流程该电厂四台炉均采用石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置脱硫，每期工程两炉共用一个脱硫吸收塔，塔高29m，塔径11m，每个吸收塔内采用3层石灰石浆液喷淋装置。与唐山热电厂2X300MW机组烟气脱硫装置不同的是，该电厂从外购买石灰石，厂内现制石灰石粉，比唐山热电厂脱硫装置多了一套磨制石灰石粉系统；该电厂还单独上了一套石膏板生产线，脱硫副产品石膏直接送入厂内石膏板厂生产建筑用石膏板；另外该电厂脱硫装置在尾部设置了回转式烟气换热器，从脱硫塔出来的烟气经烟气换热器加热后温度可升高至80以上，避免了尾部烟道和烟囱腐蚀。2.2.2技术经济指标该电厂脱硫投资与技术经济指标一期工程：31428万元（包括石膏生产线与石灰石粉制备系统，石膏生产线投资80009000万元）；二期工程：11876万元；脱硫效率设计值为95%，实际运行值大于97.5%；系统投运率大于97%；每个脱硫塔石灰石消耗量：约1.2t/h；石灰石单价：7080元/t；每个脱硫塔产生石膏量：2.1t/h；每个脱硫塔耗水量：20t/h；每个脱硫塔排水量：2t/h；系统耗电量：石膏板售价：由于该电厂脱硫工程上的比较早，脱硫工程投资较高，并且该电厂一期脱硫系统全部设备均为进口设备，二期脱硫系统大部分设备也为进口设备，这也是投资高的一个原因。该电厂脱硫系统自运行以来，性能稳定，基本上能连续运行。2.3天津渤海化肥厂自备电厂氨法烟气脱硫装置2.3.1脱硫设备及系统流程天津渤海化肥厂自备电厂2X260t/h锅炉采用氨法烟气脱硫装置脱硫。其脱硫装置由储氨罐，氨液稀释罐，脱硫反应塔，化肥生产车间等组成。每炉对应一个脱硫反应塔，两脱硫塔共用一个储氨罐，氨液稀释罐和一套化肥生产线。每个脱硫塔的塔径为6m，塔的上部设有氨液喷嘴将氨液雾化，脱硫塔内加装脱硫填料。其脱硫反应过程为：从除尘器排出的烟气经脱硫塔下部的文丘里管加速进入脱硫反应塔，沿脱硫塔高度方向由下向上流动，6-7%的氨液由氨液泵经自动调节装置送入脱硫塔的氨液喷嘴由上至下喷淋，烟气中的SO2与氨液中的NH3进行反应生成（NH4）2SO4和（NH4）2SO3落入脱硫塔下的水封槽中，经脱水送入化肥生产线直接生产化肥，脱硫废水能重复利用，没有废水排出。脱硫副产物（NH4）2SO3可以与烟气中的NO2和NO反应生成（NH4）2SO4和N2气，因此，氨法脱硫同时具有脱氮的效果，在脱硫的同时还能脱去30%的氮。2.3.2技术经济指标该电厂2X260t/h设计与运行技术经济指标：脱硫系统投资300元/KW；脱硫系统运行费：1.5分/KW.h；氨消耗量：约13t/h；化肥产生量：40t/天；脱硫系统阻力1000Pa；脱硫效率：90%以上；脱氮效率：30%以上，脱硫塔出口烟温：70以上。氨法脱硫脱硫系统简单，占地面积小，设备初投资低，脱硫副产品还能生产化肥，没有废水排出，存在的问题就是设备腐蚀问题，由于氨液具有强烈的腐蚀性，脱硫塔内壁，脱硫塔内喷嘴，脱硫塔后烟道，氨液输送泵都要进行防腐处理。2.4大同第二发电厂GGDL-脱硫脱氮装置大同第二发电厂一期工程6X200MW机组，1984年6月30日第一台机组投产发电，1988年11月25日6#机组并网发电，2004年3月-5月在6#炉大修中实施6#炉锅炉岛烟气脱硫改造工程。6#炉烟气脱硫系统采用的是甘肃国电龙源燃烧工程技术有限责任公司设计开发的“GGDL-型基于双区燃烧技术的高低温烟气复合脱硫脱氮系统”。该脱硫系统利用其特有的“LDR燃烧器双区燃烧技术”的燃烧特性有利于脱硫的特点，采用炉内喷射系统、尾部安装简易流化床脱硫系统，进行脱氮工艺和脱硫工艺的复合。其中脱硫系统主要是炉内脱硫剂喷射系统、尾部脱硫系统两部分组成。两个系统是独立的，也可以单独运行。尾部脱硫系统设计是按照炉内有25-30%的脱硫率进行设计的，整个脱硫系统的脱硫效率可以达到80%以上，同时脱氮率可达50%以上。2.4.1炉内喷射系统炉内脱硫剂喷射系统由脱硫剂炉内喷射系统和助推风子系统组成。主要设备为脱硫剂仓、脉冲收尘器、螺旋给料机、罗茨风机、混合器、分配器、喷射口和管道系统。脱硫剂采用电石渣，电石渣从厂外制粉用密封罐车运至厂内，通过压缩空气正压输送到脱硫剂仓，通过螺旋给粉机送入混合器，再由来自罗茨风机的输粉风送入炉膛上部和锅炉转向室喷射口。脱硫剂仓配备一台脉冲袋式收尘器。助推风气源通过单独设置的助推离心风机提供，通过控制入口调节挡板的开度来调节助推风量和风速。2.4.2尾部简易流化床脱硫系统尾部简易流化床脱硫系统由尾部烟道及反应器系统、物料再循环系统、尾部增湿及其它附属系统组成。尾部烟道及反应器系统是指锅炉空气预热器出口水平烟道到脱硫反应器、反应器出口到电除尘器入口烟道部分。由于受到场地条件限制6#炉脱硫系统设置两台反应器，每台反应器对应一侧烟道、电除尘器，并具有一套物料输送系统和喷水系统。每台反应器是一个高47m，直径m的圆柱体。沿反应器高度方向上从下到上依次布置为底部排灰斗、下部整流装置、烟气进入口、雾化喷嘴安装口，回料口、顶部封盖和烟气径向出口等。物料输送系统包括脱硫剂给料和灰回料再循环系统。电石渣粉通过电石渣粉仓下的螺旋给料机后进入电子螺旋秤，最终进入灰循环系统斗式提升机入口，电除尘器一、二电场下排出的灰也送到斗式提升机入口，两者通过斗式提升机送入中间灰仓，中间灰仓下设置变频螺旋给料机，将灰送入脱硫反应器。从空气预热器出口烟道出来的烟气在反应器下部进入，在反应器入口前烟道设置了一路喷水系统，将烟气预增湿降温，烟气进入反应器以后沿着反应器高度方向从下往上流动，烟气中的二氧化硫与反应器中的脱硫剂和循环灰中的脱硫剂反应，生成硫酸钙变成了灰的一部分与灰一起排走，脱硫后的烟气携灰从脱硫塔出来进入除尘器，再经过引风机由烟囱排入大气。进入脱硫塔中的烟气还要经过脱硫塔内喷雾装置的加湿活化。为了防止尾部脱硫物料系统中的灰受到冷却而粘结到设备内壁，影响输送系统的通畅，在物料输送系统设备外壁安装了电加热板。2.4.3技术经济指标及性能考核情况该电厂脱硫改造工程总投资3250万元，其中燃烧器部分费用约为500万元，脱硫部分投资约为2740万元 ，折137.5元/KW。增加发电成本0.006元/KW.h。烟尘排放浓度不大于锅炉加装脱硫系统前；钙硫比：小于2.5；石灰石消耗量：10t/h；购买现成石灰石粉价格：400元/t；自制石灰石粉价格：69元/t；脱硫系统压降小于1500Pa；系统耗电量：1000KW/h；脱硫效率：达到80%以上；脱氮效率：在50%以上；脱硫系统负荷适应范围为60-100%额定负荷。“GGDL-型复合脱硫脱氮技术”占地面积小、初投资低，脱硫效率较高，节水、运行成本低，并且具有脱氮功能。工程施工简单、施工周期短，主体工程可在大修期间完成。2.5山西华能榆社电厂循环流化床干法脱硫山西华能榆社电厂二期2X300MW机组脱硫系统采用循环流化床干法烟气脱硫技术，脱硫设施与主体工程同时设计同时施工，脱硫系统已经通过168小时试运，系统运行稳定，脱硫性能较好。此项脱硫系统的设计由福建龙净环保股份有限公司完成。2.5.1脱硫系统组成及工作流程整个脱硫系统由脱硫除尘系统和辅助系统组成。脱硫除尘系统包括一级预除尘器+脱硫塔+四电场静电除尘器。辅助系统包括消石灰制备和输送系统，脱硫减温水的输送系统。每炉配一个脱硫塔，每个脱硫塔塔高59m，塔径11m，脱硫塔的下部沿高度方向为一渐缩段，内部设有一定数量的文丘里喷嘴，中间一段为渐扩段，再往上为圆柱段，最上一段为圆锥段，塔的下部和上部分别与烟气的入口和出口相连，塔的下部偏上部位设有减温水入口和氧化空气入口，塔的上部布置消石灰入口和循环灰入口。消石灰制备系统包括一个石灰石仓（两台炉共用一个），三台生石灰消化器（两运一备）、一个消石灰仓，消石灰仓下设有两台输粉机，分两路分别将消石灰粉送往两炉脱硫塔内。脱硫塔内减温水输送系统包括一个水箱，两台水泵，输水管道和阀门等。从厂外购买的合格的石灰石粉通过仓泵送入石灰石仓储存，由石灰石仓送入生石灰消化器反应变成消石灰粉，消石灰粉送往消石灰仓储存，消石灰粉仓内的消石灰粉通过螺旋输粉机经管道送往脱硫塔。从空气预热器出口的烟气送入预除尘器除尘，在预除尘器中能除去烟气中80%左右的飞灰，这部分灰可以综合利用。从预除尘器出来的烟气在脱硫塔的下部入口经文丘里管加速后沿脱硫塔高度方向由下往上进入脱硫塔，进入脱硫塔后的烟气首先被塔内的减温水增湿降温，经减温后的烟气中二氧化硫与脱硫塔上部喷口落下的消石灰粉进行反应，生成亚硫酸钙，亚硫酸钙与脱硫塔内的氧化空气反应生成硫酸钙成为飞灰的一部分，随烟气一起进入主除尘器，主除尘器中一、二电场的部分灰与三、四电场除下的全部灰返回到脱硫塔中参与循环流化，经过主除尘器除过尘的烟气经过吸风机，由烟囱排入大气。脱硫塔出口烟温在70以上。2.5.2技术经济考核指标榆社发电厂脱硫系统已经通过168小时试运，设备运行性能较好，目前由于购买的石灰石粉已经用完，脱硫系统停运。榆社发电厂2X300MW机组脱硫系统+除尘器的投资共计1个亿；脱硫效率：设计值91%，实际运行值大