烟气脱硫装置组成及工艺控制参数介绍课件

1、石灰石-石膏湿法脱硫工艺及系统设备介绍目录脱硫技术概述石灰石-石膏湿法脱硫的理论基础石灰石-石膏湿法脱硫系统组成及主要设备介绍湿法脱硫的主要工艺参数辨识湿法脱硫装置运行中常见的问题依据HJ/T 179-2005火电厂烟气脱硫工程技术规范 石灰石/石灰-石膏法DL/T5196-2004 火力发电厂烟气脱硫设计技术规程DL/T 943-2005 烟气湿法脱硫用石灰石粉反应速率的测定DL/T 986-2005 湿法烟气脱硫工艺性能检测技术规范DL/T997-2006火电厂石灰石-石膏湿法脱硫废水水质控制指标06-10-1实行DL/T998-2006石灰石-石膏湿法脱硫装置性能验收试验规范06-10-

2、1实行国家经贸委2000年2月火电厂烟气脱硫关键技术与设备国产化规划要点 脱硫工艺的选择 设计、设备国产化的目标国家发改委2005年5月关于加快火电厂烟气脱硫产业化发展的若干意见 规范脱硫市场 开展后评估后评估的主要内容工艺技术评估。重点评估工艺技术的先进性、可靠性和适用性。设备评估。重点评估脱硫主设备及主要辅助设备的国产化情况、设备参数选择合理性；事故、故障、维修状况；磨损、积垢、腐蚀情况等。系统性能评估。重点评估系统匹配程度、装置布置和设备参数选择合理性、系统可靠性、物耗水平、副产品品质及利用、废水排放量及水质、二次污染等。经济性评估。重点评估工程及设备造价、运行费用等。管理水平评估。重点

3、评估使用方对脱硫装置管理、运行、维护的能力和效果；供应商的技术实力、管理水平、合同执行情况、售后服务、信誉等。1 脱硫技术概述火电厂烟气脱硫关键技术与设备国产化规划要点 中推荐的烟气脱硫技术方法名称工程实例干法及半干法旋转喷雾干燥法山东黄岛LIFAC法钱清、南京下关循环流化床云南大唐开远300MW电子束照射法杭州协联热电湿法氨水洗涤法天津碱厂（60MW）海水脱硫深圳妈湾、漳州后石石灰石-石膏湿法华能珞璜、杭州半山关于加快火电厂烟气脱硫产业化发展的若干意见燃用含硫量大于1煤且容量大于200MW（含200MW）的机组，应重点考虑采用石灰石石膏湿法脱硫工艺技术。燃用含硫量小于1煤并且容量小于200M

4、W的机组，可考虑采用干法、半干法或其它一次性投资较低的成熟技术。在200MW及以上机组采用干法、半干法或其它一次性投资较低的成熟技术，应进行充分论证，并提供国内外已有相同或更大容量的烟气脱硫设施成功投运的实例。 燃用含硫量小于1煤的海滨电厂，在海水碱度满足工艺要求、海域环境影响评价通过国家有关部门审查，并经全面技术经济比较后，可以考虑采用海水法脱硫工艺。石灰石-石膏湿法脱硫的主要特点脱硫效率高。脱硫后烟气中二氧化硫、烟尘大大减少。 技术成熟，运行可靠性好。国外投运率一般可达98%以上，对煤种适应性强。 占地面积大，一次性建设投资相对较大。 吸收剂资源丰富，价格便宜。脱硫副产物便于综合利用。技术

5、进步快。塔型特点实例单回路喷淋塔塔的上部是喷淋层；塔的中部为吸收区；浆液池下部为氧化区IHI、B&W、Steinmller、AE、ABB、MASULEX 双回路喷淋塔双循环回路运行。下循环pH值低，有利于氧化反应及石膏生成，上循环pH值高，有利于吸收反应进行 美国Research-Cottrell公司和德国诺尔克尔兹公司 比晓夫塔浆液池分上下两个区，上部氧化区低pH值运行；下部新加入吸收剂，pH值较高，有利于吸收反应 山东三融液柱塔浆液从下往上喷射，形成树状的液注，液注在上升与下落过程中重复接触烟气 日本三菱重工， 华能珞璜二期鼓泡塔将烟气直接通到浆液中，通过烟气在浆液中鼓起的气泡与浆液进行接

6、触反应 日本川崎广东台山电厂 2 石灰石-石膏湿法脱硫工艺的理论基础工艺过程化学反应向吸收塔添加石灰石浆液石灰石溶解浆液喷淋或鼓泡SO2的吸收向吸收塔鼓入氧化空气亚硫酸盐的氧化浆液循环、搅拌硫酸盐的形成及石膏结晶主要化学反应：吸收： SO2H2O H+HSO3-H+SO32-溶解： CaCO3 H+ Ca2+ HCO3-中和： HCO3- H+ CO2 H2O氧化： SO32- O2 SO42-结晶： Ca2+ SO32- H2O CaSO31/2H2O Ca2+ SO42- H2O CaSO42H2O影响脱硫效率的因素一、参与脱硫反应的物质（烟气、石灰石粉、工艺水）二、运行控制（pH,停留时

7、间）（1）烟气与脱硫效率FGD入口SO2浓度HCl、HF浓度 CaCO3 +2 HClCaCl2+ CO2 +H2O CaCO3 +2 HF CaF2 + CO2 +H2O烟尘烟温（）石灰石粉品质CaCO3纯度、MgO、Al2O3、 SiO2颗粒度 低硫煤250目（55 m ），90%过筛率 高硫煤325目（44m），90%过筛率活性（反应速率） 1）pH =5.5，转化分数=80%； 2）pH = 5.5，6小时； 3) 恒定加酸，比较pH变化曲线石灰石成分要求江苏太仓国华宁海B&W、 Steinmller广东沙角ACaO52.5%51.5%51.5-54.88%50-52%MgO0.2%0

8、.4-0.9%0.19-0.43%2%SiO21.5%0.47-4.2%0.47-4.2%0.27%颗粒度325目90%40um40um80%44um90%（）运行控制与脱硫率浆液pH（ Ca/S）；液气比（L/G）、浆液循环量；浆液停留时间、过饱和度（1.21.3）；脱硫副反应（Mg、Al、Cl)脱硫率单位时间内烟气脱硫系统脱除SO2的量与进入脱硫系统时烟气中的SO2量之比C2脱硫前烟气中SO2的折算浓度（mg/m3,过剩空气系数燃煤取1.4,燃油、气取1.2）;C1脱硫后烟气中SO2的折算浓度（mg/m3,过剩空气系数燃煤取1.4,燃油、气取1.2）;钙硫比投入脱硫系统中钙基吸收剂与脱除的

9、SO2摩尔数之比St-Ca/SmCaCO3-石灰石耗量，kg/hVRG烟气流量（标态, 干态, 6%O2），m3/hCSO2烟气中SO2含量（标态, 干态, 6%O2），mg/m3MCaCO3CaCO3摩尔质量，100.09MSO2 SO2摩尔质量，64.06 通行的钙硫比计算公式St Ca/S摩尔比XCaCO3石膏中CaCO3 含量，%XCaSO42H2O 石膏中CaSO42H2O 含量，%XCaSO30.5H2O 石膏中CaSO30.5H2O含量，%MCaCO3CaCO3的摩尔质量 100.09MCaSO42H2O CaSO42H2O的摩尔质量，172.18MCaSO30.5H2O CaS

10、O0.5H2O的摩尔质量，129.15系统可用率指脱硫装置每年正常运行时间与发电机组每年总运行时间的百分比。 A - B可用率 = x100% AA：发电机组每年的总运行时间，hB:脱硫装置每年因脱硫系统故障导致的停运时间,h液气比、浆液停留时间、过饱和度 吸收塔中浆液体积浆液停留时间= 石膏排出泵的流量石膏过饱和度 = C/C*100% 相对过饱和度 = （C-C*）/C* C-浆液中的石膏实际浓度 C*-工艺条件下石膏的平衡浓度pH对HSO3-氧化速率的影响高pH有利于SO2的吸收，低pH有利于石灰石的溶解和CaSO31/2H2O的氧化；pH与结垢；随着pH的升高，CaSO31/2H2O的

11、溶解度显著下降，而CaSO42H2O的溶解度略为上升。pH与脱硫盲区（石灰石闭塞）吸收塔浆液密度控制值脱硫公司密度设计值实例marsulex14.5-15.5%广东沙角ASteinmller 、13-15%半山、北京一热B&W、 IHI 17-19%浙江天地、武汉凯迪、江苏太仓日本川崎23-25%国华宁海Bischoff 、AE15%广东连州3 石灰石-石膏湿法脱硫系统的组成及主要设备典型石灰石-石膏湿法脱硫系统的组成：（1）SO2吸收系统（2）烟气系统（3）石灰石浆液制备系统（4）石膏脱水系统（5）供水和排放系统（6）废水处理系统SO2吸收系统的主要设备吸收塔（喷淋）浆液循环泵（卧式单吸离心

12、泵）氧化风机（罗茨风机）除雾器 浆液搅拌装置absorber way 1 (by-pass damper open)way 2 (by-pass damper closed)烟气系统的主要设备石灰石-石膏湿法脱硫技术规范中有关增压风机的要求300MW以下高效离心风机300MW1台轴流风机600-700MW1或2台动叶可调轴流风机800-1000MW2台动叶可调轴流风机增压风机的风量应为锅炉满负荷工况下烟气量的110%，压头应考虑10温度裕量下阻力的120%气-气再热器经GGH后的烟气温度不低于80；采用回转式GGH的漏风率不大于1%；GGH的受热面应有防腐、防磨、防堵塞、防沾污等措施，不安装G

13、GH的系统应从距离吸收塔至少5m处开始采取防腐措施；GGH下部烟道应装设疏水系统安装GGH带来的问题优点：1）提高排烟温度和抬升高度； 2）减轻湿法脱硫后烟囱冒白烟问题 缺点 ：1）投资和运行费用增加 ； 2）降低脱硫效率 ； 3）脱硫系统运行故障增加 ； 4）增加相应的能耗、水耗 不安装GGH带来的问题FGD系统的工艺水耗要增加30-40%左右；在环境空气中的水分接近饱和、气象扩散条件不好时，烟气离开烟囱出口时会形成冷凝水滴，形成所谓“烟囱雨”现象；必须对在取消GGH之后的NOx的落地浓度和最大落地浓度点离烟囱的距离进行核算，并取得有关环保部门的批准；烟气在烟囱中的凝结水量会比较大，对脱硫后

14、净烟气引起的尾部烟道和烟囱的腐蚀问题必须予以足够的重视。 烟气挡板旁路挡板保护开启条件：FGD进口烟气温度高或低；FGD进口烟气含尘量高；锅炉投油时；锅炉MFT；进口挡板关；循环泵全部跳闸；增压风机跳闸；出口挡板异常关闭；GGH故障停运 石膏脱水系统一级脱水（石膏旋流站）二级脱水（真空皮带机） 石膏（90%） 底流（45%） 吸收塔排出浆液（18%） 滤液 溢流（5%） 废水（1-2%）脱硫废水处理系统排放的必要性（废水越多，脱硫反应越有利）废水特性： (1)pH值较低； (2)含有大量的悬浮物； (3)第一类污染物如Hg、Cr、As、Pb等浓度较高。废水中Cl-、SO42 、Fe3 、Ca2

15、 、Mg2+ 等离子浓度也较高。 （4）COD较高DL/T997-2006火电厂石灰石-石膏湿法脱硫废水水质控制指标的要求（2006年10月1日开始）脱硫废水处置方式灰场排放蒸发处理单独设废水处理系统简单处理后进入全厂废水处理系统目前脱硫废水处理系统比较普遍存在的问题设计上的缺陷 1）系统缺少针对COD的有效去除工艺。 2）用石灰乳调节pH，运行可靠性差、维护工作量大； 3）设计的系统处理容量比较保守。 4）系统的自动化程度不高。运行问题 1）反应池三联箱的pH调节比较困难。 2）石灰乳加药泵、脱硫废水泵等易堵塞。 3）澄清/浓缩池的污泥料位监测仪表运行不可靠。 4 石灰石-石膏湿法脱硫系统的

16、主要工艺参数辨识设计参数运行参数性能考核指标设计参数参数设计值或要求1处理烟气量湿基、BMCR2FGD入口烟温 BMCR，新机组超过设计温度50，但不大于180 ，GGH下游的烟道应有30的超温要求3FGD入口压力取与主机烟道接口处压力 4FGD入口SO2浓度 燃煤计算，BMCR5FGD出口SO2浓度 满足脱硫率与国家排放标准6FGD入口烟气成分湿度、氧量、CO2、HCl、HF等 7FGD入口粉尘浓度 200mg/Nm3（干基，6O2） 8FGD出口温度（进烟囱）809除雾器出口含水量75mg/ Nm3(干基),雾滴大于15m，除雾器后12m测 10吸收剂耗量 与钙硫比相关11工艺水耗量12电

17、耗运行电耗，待运电耗13系统可用率 95 14副产物石膏含水量 10，纯度 90 ,Cl-100ppm15废水国家污水综合排放标准（GB8978-1996）DL/T997-2006火电厂石灰石-石膏湿法脱硫废水水质控制指标16CEMS脱硫工艺需要（出口挡板附近）：烟尘、SO2、O2环保监测（烟囱前）：增加NOx、温度、流量17噪声设备噪声85dB(A)劳卫噪声厂界噪声烟气系统主要运行参数各段烟温、压力FGD入口：SO2、O2、烟尘、烟温FGD 出口： SO2、NOx、O2、烟尘、烟温、流量、烟气压力 烟气挡板开度增压风机：电流、叶片开度、烟气流量、出口压力GGH：原、净烟气侧压差；压缩空气（蒸

18、汽）、高压水冲洗时的压力；SO2吸收系统的主要运行参数循环泵、氧化风机的运行台数及组合；吸收塔浆液的pH值（与实验室测试比对）；石灰石浆液的密度、添加量；吸收塔浆液池的液位；吸收塔浆液的密度（与实验室测试比对） ；除雾器进出口压差；除雾器冲洗流量、时间间隔；石膏脱水系统的主要运行参数吸收塔浆液密度；石膏旋流站的入口压力；废水旋流站及废水排放流量；进入皮带机的石膏浆液流量；真空皮带机的石膏饼厚度；皮带机的真空值；真空泵的工艺水流量脱硫废水处理系统的主要运行参数入口废水流量；三联反应池的pH值；石灰乳的浓度、加药量；混凝剂、助凝剂、有机硫的加药量；浓缩澄清池的污泥料位、污泥排放量；净水pH值、浊度脱硫化学分析的要求及时性针对性、有效性准确性石灰石-石膏湿法脱硫装置性能考核试验内容性能指标环境指标脱硫效率；SO2排