脱硫脱硝案例

电厂烟气脱硫脱硝工程案例电厂烟气脱硫案例-罗斯托克在西德和东德重新统一后，罗斯托克市附近的Greifswald电厂完全停止运行，后被拆除。因而建造一新电厂十分必要，选址在靠近罗斯托克港口的一个地方。1994年建成了拥有一台锅炉和500MW机组的电厂并进入试运行阶段。煤是从罗斯托克港口通过一个1.2km长加顶的带式运输机运输的，电厂配备了一个冷却塔用来冷却水。新鲜的冷却水是从波罗的海获得。

燃料采用无烟煤。大部分的煤是由南非、波兰和俄罗斯供应的，但为了节约，采用了各国的资源。

根据LCP-条例（thelargecombustionplant大型火电厂）电厂最初设计了ESP,DENOX和FGD系统。

与锅炉配套的DENOX、ESP和FGD安装在一条直线上，仅仅DENOX部分有一更换催化剂的旁路，ESP和FGD不能通过旁路，烟气经过冷却塔排放。在这个电厂中没有烟囱。

锅炉为本生式锅炉，由德国巴布科克鲁奇Lentjes公司制造，FGD系统为湿法石灰石－石膏工艺。

锅炉德国巴布科克/Lentjes

涡轮机ABB

ESP（电除尘）ABB/Fl?kt

DENOX（脱硝）Lentjes/德国巴布科克

FGD（烟气脱硫）LentjesEnergie&Entsrgng(原来的GttfriedBischff)

电厂原先设计为供暖的中等负荷的电厂。运行时间大约每年为4000小时。1994年开始试运转，从最开始就配有FGD系统。除了输出电能，电厂还将供暖300MW。一旦需满负荷的供暖，电能就只有450MW。如果仅仅发电，效率为42.5%，如既供电又供暖，效率可达62.5%。

运行排放标准是以LCP-条例为依据的而审批部门要求采用“最佳实用技术”来达到排放限度。SOX的排放限度为200mg/m3(标态),粉尘的排放限度200mg/m3(标态)。除了这个排放标准外，电厂还必须无一例外的遵循LCP-条例的所有要求。

安装的FGD工艺是湿法石灰石石膏工艺，通过利用碳酸钙CaCO3进行烟气脱硫，而且产生适于销售的石膏。吸收装置是无填料的空喷淋塔，而且配备强制氧化的吸收池。

吸收装置是靠内部浆液循环运作来实现的，并且被设计为酸净化系统。吸收池内的pH值控制在4.5和5.5之间。在吸收池中贮存一定量的石膏晶体作为生成新石膏晶体的晶核，另一部分石膏排放出来进行脱水。

石膏脱水后的滤出液又返回到吸收装置再利用。新鲜的补给水由除雾冲洗系统（液滴分离器，与吸收塔一体）补充或者直接加入到吸收池。除雾器用地表水（雨水）冲洗。

1.FGD系统

由于使用俄罗斯的煤（氯含量很低），循环中不能获得所需的氯的含量。因此在处理过程中将无废水外排。额外的氯通过利用海水作为补给水获得。碳酸钙粉贮存在库中，碳酸钙干粉通过-气力运输和喷射系统直接送入吸收池。

除了大的吸收循环泵，所有的泵都为一用一备，一旦出现故障，自动控制系统就会转向备用的系统。在停运后，所有运输石膏和石灰乳的管道和泵将会自动得到冲洗和排干。

在维护时期，设计为能容纳系统（吸收塔、管道，冲洗水）全部液体的废水罐能容纳石膏浆，在重新启动之前浆液将被打回吸收塔。在再次试运转后，包含的石膏晶体将立即作为晶核，这样避免了堵塞和堵漏的运行问题。

烟气进入吸收塔时大约120℃，不需另外的冷却装置，由于烟气经冷却塔排放，不需蓄热式换热器。

引风机设计为能克服从锅炉到冷却塔的压力损失，FGD系统没有单独的增压鼓风机，引风机安装在吸收塔的后面。理论上，这是最经济的位置，然而对材料选择的高要求和维修工作的困难。目前不赞成把风机安装在这个位置。

吸收塔吸收塔是“空喷淋塔”，例如没有强化气液传质的内部填料。吸收浆液由泵从吸收池打入到喷嘴，然后逆流喷射。为了限制液滴带入到净化气体中，在吸收塔出口之前安装除雾器。

为了防止吸收塔腐蚀，内表面用内衬橡胶。为避免固态石膏和其他组分的沉淀，吸收塔的底部被特别设计为倒锥形，这种底部不需要额外的搅动，与底部为一体的是强制氧化系统。

吸收塔数据吸收塔数量1个塔径14.8m塔高55.5m材料St37,内衬橡胶,4mm

空气氧化系统1.4539喷淋装置水管St37,内衬橡胶/FRP喷嘴SiC除雾器PPH吸收剂系统

脱硫工艺的添加剂是碳酸钙。准备用的碳酸钙粉用卡车来运送，中间石灰贮存库放在两送料斗出口之间，每个送料斗配备一风力输送系统，每个系统按满负荷设计。碳酸钙粉分批加入，每批加入700kg，两个系统交替运行。

流量1,772,000m3/h（标态）.

SOX入口浓度3,500mg/m3（标态）.

SOX出口浓度200mg/m3（标态）.

吸收剂碳酸钙(CaCO3)

效率95%

石膏脱水系统脱水系统安装在石膏库的上面。一台多水力旋流器进行预脱水，由于真空带式过滤机运行的高度可靠性，没有配备备用系统，万一需要维修，通过增加浆液的浓度，石膏以吸收浆的方式贮存。

传送带把脱水后的石膏运送到石膏库入口。脱水后的石膏含湿量可达到大约10％。

通常，一部分滤出液排入废水处理系统，通过吸收循环液中的氯的浓度来控制废水的质量，氯浓度将不得超过20,000ppm以免腐蚀。

石膏库容量3,000m3

类型后进先出(Eurosilo)

真空带式过滤器数量1x100%

石膏含水率<10%

一般设计参数

FGD以含硫量为1.5%的煤设计的。工作状况下SOX入口浓度为3,500mg/m3(标态)审批部门的要求除NOX、CO等也对SOX和粉尘的最大排放量作了要求。

粉尘20mg/m3标态.

SOX200mg/m3标态.

要求在烟囱中采用连续的排放测量法，此测量法必须配备单独的计算机，以便把所测数据换算为（标态）值，要求对所有排放数据进行连续的记录，测量的参数如下：粉尘、SO2、NOX、O2、温度、压力。对烟气温度没有要求，烟气经过一冷却塔后排放是被允许的。大量的调查表明烟气经冷却塔后排放有极好的分散性。

烟气以大约50℃进入冷却塔（饱和温度45-48℃＋在引风机内增加的温度），然后由于较高温度的冷却塔空气，烟气将获得额外的升力，这时冷却塔运行在再冷却模式，例如从涡轮冷凝器来的冷却水将被再循环。仅仅蒸发的冷却水必须用从波罗的海的新鲜海水补给。

除雾器：厂商AlphaLaval类型钩形数量2个(预-/精细-除雾器)横截面*m2气体流速5.5m/s喷淋层6喷嘴数量180每个喷嘴的流量122m3/h曝气鼓机：数量2x100%流量7,350m3/h压头80000Pa出口温度100℃熄火温度50℃功率损耗219kW循环泵一个吸收塔的数据数量3类型离心泵流量7,350m3/h压头根据到喷嘴的距离有所不同功率损耗1,250kW(最大)泵身材料1.4517叶轮材料1.4424投资成本和运行费用于一个完全配齐所有的环境保护设施的新建的电厂，装设FGD的投资成本占全部投资成本的7-9%，这个数字包括所有的工程费用，也包含土建所必需的费用。。

在罗斯托克电厂，没有专门的FGD的操作人员整个电厂的操作人员，都可以在完成本职工作外来控制FGD系统，整个电厂可由一个工人在控制室里控制（不包括维修工作）。

罗斯托克电厂自1994年试运行以来(到2003年4月)共运行了67000个小时。在1994年到2000年期间共启动/关闭系统约1100次。

环境影响

在电厂试运行两年前,即1992年,建了一个排放测量室来收集排放数据。这些数据是电厂试运行后的污染物排放情况作比较的基础。

直到今天从电厂到排放数据都没有出现可测的影响。整个烟气处理系统（DENOX,ESP,FGD）都避免了任何的不良环境影响。

为了把测量结果公布给市民看，在市中心建了一个布告板。来自不同排放测量点的测量数据都公布出来了。海水脱硫

烟气海水脱硫工艺以挪威ABB公司开发的Flakt-Hydro工艺为代表。20世纪60年代后期,美国加利福尼亚州伯克莱大学的Bromkley教授研究利用海水的天然碱度吸收烟气中的SO2的海水洗涤工艺,具有很长海岸线的挪威对此工艺很感兴趣。70年代初,ABB-Flakt公司与Norsk-Hydro公司合作,进一步发展了Bromkley教授的构想,经实验台装置成功运行之后,最终确立了Flakt-hydro海水脱硫工艺(以下简称F-FGD工艺)。到目前为止,烟气海水脱硫工艺技术的成熟性已得到美国和欧共体的环境机构的认可,该技术能完全满足空气及水质方面的环境要求,并可进行大规模的工业应用。“九五”期间,深圳西部电厂4号机组被国家环境保护总局确定为全国首家烟气海水脱硫示范工程。它的成功实践表明:烟气海水脱硫系统具有系统简洁,性能优良,运行可靠,投资节省,脱硫成本低,不需任何添加剂,无二次污染等优点,在中国沿海电厂具有广阔的推广应用前景。工艺简介海水中含有2.3%～3.5%的盐分,碳酸盐约占海水中盐分的0.34%。海水不断与海底和沿岸的碱性沉淀物接触以维持海水中碳酸盐的平衡,并不断将可溶性石灰石送入大海,海水中的过量可溶性碳酸钙和碳酸钠成分使得海水具有大量吸收和中和SO2的能力。

海水脱硫的主要化学反应式为:吸收塔内,弱碱性海水吸收SO2生成亚硫酸根。海水脱硫工艺主要由烟气系统、供排海水系统、海水恢复系统、电气控制系统等组成。

其主要流程是:锅炉排出的烟气经除尘器后,由增压风机送入气─气热交换器(GGH)降温,然后进入吸收塔,在吸收塔中被来自循环冷却系统的部分海水洗涤。洗涤烟气后的海水进入海水恢复系统(曝气池),鼓入大量空气,使SO32-氧化为SO42-,并驱赶出海水中的CO2。处理后的海水排入海域,净化后的烟气通过GGH升温后经烟囱排向大气。我国深圳市能源集团妈湾发电总厂西部电厂4号机组(300MW)已成功地从挪威ABB(现为ALSTOM)引进了一套纯海水脱硫系统,并于1998年底竣工,于1999年3月8日顺利通过72h的连续运行并移交生产。通过几年来的运行实践,证明了该套系统装置及设备运行状况良好,各项性能指标达到或优于设计要求,脱硫效率稳定在92%以上,工艺排水pH值在6.7以上,经国家环保总局组织专家鉴定,该工程不会产生海水二次污染,排放废水中硫酸盐、亚硫酸盐浓度基本维持在海水水质本底范围内。2004年2月23日,西部电厂5号、6号机组(2×300MW)海水脱硫装置建成投用,2004年9月,5号、6号机海水脱硫机组已通过国家环保总局的竣工验收。另外,福建漳州后石电厂（6×600MW）秦皇岛电厂(1000MW)、山东青岛电厂2×300MW)和黄岛电厂(2×660MW)、厦门松屿电厂(4×300MW)、漳州后石电厂续建7号机组600MW)、浙江玉环电厂单机1000M