脫硫及除塵設備使用方法分析
閱讀：1557發布時間：2016-7-19
據有關研究資料表明，廣東省每年因酸雨而導致森林、建筑物腐蝕和對農作物的損害及耕地面積的減少所造成的損失高達數十億元，而這尚未包括水生態系統的損失。為此，研究如何控制作為燃煤大戶的燃煤電廠的SO2排放的工作就顯得尤為重要。
1廣東省燃煤電廠幾種脫硫系統概況
截止2001年8月，廣東省已有2套煙氣脫硫（FGD）系統投入運行，1套正在調試，1套已完成招標工作。與這4套脫硫裝置配套的機組總容量為1GW，約占火電裝機總容量的4.35%。隨著環保法規的日趨嚴格和經濟的發展，預計將會有更多的電廠裝置脫硫設備。
1.1深圳西部電廠海水脫硫
深圳西部電廠2號機組引進1套挪威ABB海水脫硫技術和設備，與引進型國產300MW燃煤機組配套，于1996年6月簽署合同，1999年投入商業運行。
電廠設計煤種采用晉北煙煤，含硫的質量分數為0.63%，校核煤種為到貨混合煤，含硫的質量分數為0.75%。汽機T-ECR工況時，鍋爐實際耗煤量為114.4t/h，鍋爐B-MCR工況時，鍋爐實際耗煤量為126.9t/h。在T-ECR工況下的鍋爐煙氣量為1.1×10.6m3/h（標準狀態），校核煤種時鍋爐B-MCR工況下的煙氣量為1.22×10.6m3/h（標準狀態），脫硫系統主要設備按鍋爐B-MCR工況設計。FGD系統入口煙氣溫度為123℃，煙氣溫度變化范圍為104～145℃。
該套FGD系統設計以2號機組凝汽器循環冷卻的海水為脫硫吸收劑，海水流量為12m3/h，凝汽器出口海水溫度為27～40℃，海水鹽度為2.3%。
該FGD工藝系統的主要技術指標為：在設計工況和校核工況下，FGD系統脫硫效率不小于90%，曝氣池出口處排放海水的pH≥6.5，電廠排水口的排放海水水質滿足《海水水質標準》（GB3097—82）中的第三類標準。FGD系統出口煙氣溫度不小于70℃。
海水脫硫工藝系統的主要特點是采用天然海水作為吸收劑，不添加任何化學物質，節省了吸收劑制備系統，工藝系統簡單；同時由于吸收系統不會產生結垢、堵塞等現象而使系統的可用率高；脫硫后的海水經處理符合環保要求，直接排入大海，不需要設置脫硫渣的處理設施；脫硫效率較高，運行費用較低。
1.2沙角發電A廠的濕式石灰石-石膏法煙氣脫硫
濕式石灰石-石膏法煙氣脫硫工藝，是目前世界上zui為成熟、應用zui廣的煙氣脫硫工藝，是一種以石灰石為原料、在脫硫過程中形成石膏副產品的脫硫技術。原廣東省電力集團公司經過可行性研究，于1999年決定在廣東沙角發電A廠5號機組安裝1套濕式石灰石-石膏法煙氣脫硫系統，以減輕沙角發電總廠地區的燃煤電廠煙氣污染，現已完成脫硫裝置供貨合同簽訂工作。
沙角發電A廠5號機組是國產300MW汽輪發電機組，鍋爐設計燃煤含硫的質量分數為0.91%，在ECR工況下鍋爐燃煤量為131.2t/h，設計排煙溫度為120℃，實際運行排煙溫度zui小為105℃，zui大為165℃。
沙角發電廠的脫硫系統設計處理A廠5號機組100%煙氣量1219000m3/h(標準狀態，干態，O2的體積分數為6%)，主要設計煤種含硫的質量分數為0.91%，FGD系統適應鍋爐燃煤含硫的質量分數05%～15%的變化，脫硫后煙氣經再熱后溫度達80℃以上，副產品石膏含水的質量分數小于10%。其主要的設計數據如表1。
沙角發電A廠濕式石灰石-石膏法煙氣脫硫系統的主要特點是脫硫效率高，技術成熟，吸收劑價格便宜，容易獲得，其副產品具有綜合利用的商業價值，但其初投資和運行費用高。
1.3連州電廠的簡易濕式石灰石-石膏法煙氣脫硫
廣東連州發電廠是新建電廠，一期工程設有2臺125MW汽輪發電機組，設計燃用麻田（湖南白沙煤局）、廣東煤田和連州當地硬煤。根據環保要求，電廠與FGD系統同時投產，連州電廠于1998年10月與奧地利AE環保公司簽署了簡易濕式石灰石-石膏法煙氣脫硫技術及設備供貨的有關合同。
連州電廠煙氣脫硫裝置除石灰石上粉和石膏排放系統外，其它所有系統的設計、設備均由奧地利AE公司提供。該裝置設計為處理連州電廠2臺機組（2×125MW）所產生的煙氣。符合要求的石灰石粉從廠外直接買入，副產品石膏脫水至45%含固率后拋棄。該裝置于1999年下半年開始安裝，2000年8月開始調試，2000年12月16日完成168h試運行，開始試生產運行，并于2001年7月21日完成性能考核試驗。系統主要設計參數及保證值如表2。
保證值及消耗量是按照設計工況（燃煤含硫的質量分數為25%），在100%煙氣體積流量、連續運行的條件下的保證值及消耗量。
連州電廠的簡易濕式石灰石-石膏法煙氣脫硫系統與典型的濕式石灰石-石膏法煙氣脫硫系統相比，系統內取消了石灰石粉制備系統和副產品的二次脫水系統，副產品不能綜合利用，煙氣再加熱系統采用蒸汽加熱器，減少了設備的初投資。
