乌海热电厂简介_乌海热电厂湿法烟气脱硫系统描述

时间：2019-01-11 03:26:17　来源：雅意学习网本文已影响人

　　摘要：本文介绍了乌海热电厂二期2×200MW超高压燃煤机组脱硫系统及工艺流程，并简要分析该厂脱硫系统实施后的环境效益。脱硫系统投运后，SO、烟尘排放对环境的污染程度极大减轻，明显改善了当地环境空气质量，环境效益、社会效益显著。
　　关键词：脱硫工艺二氧化硫湿法脱硫
　　
　　随着国家环保力度的加大，对火电厂SO、烟气排放浓度和排放总量的限制日趋严格，我们必须采用高效的脱硫、除尘工艺，使所在地区的烟气污染排放减少。
　　目前，在众多的脱硫工艺中，燃煤电厂的烟气脱硫技术以石灰石-石膏湿法工艺应用最广，具有发展历史长、技术成熟、运行经验丰富、石灰石来源丰富、石膏可综合利用、商业化程度最高、可靠性较高等特点，脱硫装置投运率可达到95%以上。
　　1.工艺描述
　　1.1工程概述
　　乌海热电厂隶属于中国华能（集团）公司北方联合电力有限责任公司，现有装机容量400MW。该厂2×200MW机组于2005年投产运行以来，SO、烟气排放浓度出现超标。所以对机组脱硫除尘改造是必要的，也是必需的。该厂决定将原干法脱硫改为湿法脱硫。
　　湿法烟气脱硫装置是该机组配套工程，布置在布袋除尘器后烟道侧，采用全容量石灰石/石膏湿法脱硫，一炉一塔；吸收剂制备系统、脱硫石膏处理系统等辅助系统按两炉脱硫装置公用设置。
　　1.2吸收原理
　　吸收液通过喷嘴雾化喷入吸收塔，分散成细小的液滴并覆盖吸收塔的整个断面。这些液滴与塔内烟气逆流接触，发生传质与吸收反应，烟气中的SO、SO及HCl、HF被吸收。SO吸收产物的氧化和中和反应在吸收塔底部的氧化区完成并最终形成石膏。
　　为了维持吸收液恒定的pH值并减少石灰石耗量，石灰石被连续加入吸收塔，同时吸收塔内的吸收剂浆液被搅拌器、氧化空气和吸收塔浆液循环泵不停地搅动，以加快石灰石在浆液中的均布和溶解。
　　2.系统描述
　　2.1 FGD系统构成
　　烟气脱硫（FGD）装置采用石灰石/石膏湿法工艺，能够处理2×200MW超高压凝汽式汽轮发电机组脱硫工程100％的烟气量。公用系统配置：石灰石浆液制备系统按本期2×200MW容量要求配置；石膏真空脱水系统、供电系统和DCS控制系统等按本期2×200MW容量统一考虑，设备安装满足本期两套FGD装置的要求。FGD装置采用室内和露天结合的方式，吸收塔、事故浆液池、石灰石粉仓等露天布置。不设置烟气换热器系统（GGH）。脱硫岛控制系统采用车间集中控制方式，烟气脱硫系统控制室设在除灰综合楼与除灰渣除尘共用控制室。DCS操作员站、工程师站设在除灰综合楼控制室，脱硫电子设备间布置在脱硫岛区域的电控综合楼内。
　　整套系统由以下子系统组成：
　　（1）石灰石浆液制备、供给系统
　　（2）烟气系统
　　（3）SO吸收系统
　　（4）石膏排空和脱水系统
　　（5）工艺水系统
　　（6）仪用压缩空气系统
　　2.2工艺流程
　　如图1所示，由#1和#2炉引风机来的全部烟气在静叶可调轴流式增压风机的作用下进入吸收塔，烟气自下向上流动，在吸收塔洗涤区（吸收区）内，烟气中的SO、SO被由上而下喷出的吸收剂吸收生成CaSO，并在吸收塔反应池中被鼓入的空气氧化而生成石膏（CaSO•2HO）。脱硫后的烟气在除雾器内除去烟气中携带的浆雾后，然后送入烟囱排入大气。
　　脱硫装置的烟气入口与烟囱之间设置有旁路烟道，正常运行时烟气通过脱硫装置，事故情况或脱硫装置停机检修时烟气由旁路烟道进入烟囱。
　　吸收塔底部浆池中产生的石膏由吸收塔浆液排出泵送入石膏一级旋流器浓缩，其溢流流回吸收塔，含固量为45%-60%的底流送入真空皮带脱水机，脱水后的产物为含水量不大于10%的石膏，进入石膏储藏间。必要时，石膏浆液也可由吸收塔浆液排出泵排入事故浆池。真空皮带脱水机按两套设置，单台容量按处理燃烧设计煤种时2台锅炉在BMCR工况下石膏排放量的75%设计。脱硫装置用水由工业水进入工业水箱和电厂废水再生水进入工艺水箱，经水泵打至各处作冲洗水、制浆系统等用水。
　　2.3主要工艺设计参数
　　2.3.1设计参数
　　燃煤含硫量：1.22%
　　额定烟气流量：994123Nm/h（湿，实际氧量，电除尘后）
　　额定烟气流量：1834738m/h（干，实际氧量，电除尘后）
　　入口烟温：＜169℃
　　入口烟气SO含量：＜4093mg/Nm（标态干态，6%氧浓度）
　　入口烟气SO含量：≤108mg/Nm（标态干态，6%氧浓度）
　　入口烟气HCl含量：≤53mg/Nm（标态干态，6%氧浓度）
　　入口烟气HF含量：≤27mg/Nm（标态干态，6%氧浓度）
　　入口烟气含尘量：＜100mg/Nm（标态干态，6%氧浓度）
　　入口烟气O浓度：7.4%（干态）
　　入口烟气含水蒸气量：7.62%
　　2.3.2主要设计指标及保证值（未注明的为设计值）
　　脱硫率：≮95%（保证值）95.2%（设计值）
　　出口烟温：≮50℃（保证值）52.5℃（设计值）
　　出口烟气SO含量：＜400mg/Nm（标态干态，6%氧浓度）
　　出口烟气含尘量：＜50mg/Nm（标态干态，6%氧浓度）
　　出口烟气含水量：＜75mg/Nm（标态干态，6%氧浓度）
　　出口烟气含氯量：＜10mg/Nm（标态干态，6%氧浓度）
　　出口烟气含氟量：＜5mg/Nm（标态干态，6%氧浓度）
　　烟气（含尘）在脱硫装置运行中的总压损：2269Pa
　　吸收塔（含除雾器）的压损：1669Pa
　　总烟道：600Pa
　　旁路烟道衬里长时间耐温：180℃
　　石灰石耗量：2×5.75t/h
　　石膏含水量（标态、干态粉尘含量＜100mg/Nm）：＜10%
　　（标态、干态粉尘含量＜150mg/ Nm）：＜10%
　　（标态、干态粉尘含量＜200mg/ Nm）：≤10%
　　脱硫石膏纯度：≥90%
　　FGD装置使用寿命：30年
　　工艺水耗量：2×85t/h
　　冷却水耗量：2×11m/h
　　石膏冲洗水：2×5m/h
　　液气比：11.43L/m
　　Ca/S：1.03
　　设计电耗（所有运行设备轴功率）：2×3029kw
　　烟气流速：3.67m/s
　　烟气停留时间：4.96s
　　浆液循环停留时间：4min
　　浆液排出停留时间：15h
　　3.环境效益
　　采用湿法脱硫技术改造后，SO排放浓度低于100mg/m，烟尘排放浓度低于50mg/m，达到了GB13223-2003中第3时段火电厂大气污染物排放标准；脱硫除尘改造后SO排放量为1661t/a，较改造前削减14894t/a，使厂址周围地区环境空气质量得到了较大改善。
　　目前脱硫系统运行稳定，脱硫效率由原来85％提高到95％以，当煤种含硫量达到1.86%时，脱硫效率也可达到90%，已经达到了预期的目标。
　　综上所述，乌海热电厂2×200MW机组脱硫除尘改造后，极大地减少了烟尘、二氧化硫等污染物的排放量，清洁了大气环境，有效地改善了乌海市周边地区的环境质量。根据上述介绍及分析，得出结论，本项目所选择的工艺方法、工程操作过程是合理的，脱硫效率高，实施后锅炉烟气排放达到环境指标。
　　
　　参考文献：
　　［1］乌海热电厂.北方联合电力乌海热电厂企业标准-锅炉运行规程［z］.2009.
　　［2］李广超，傅梅绮.大气污染控制技术［M］.北京：化学工业出版社，2004.
　　［3］周菊华.火电厂燃煤机组脱硫技术［M］.北京：中国电力出版社，2008.
　　［4］卢啸风，饶恩泽.石灰石湿法烟气脱硫系统设备运行与事故处理［M］.北京：中国电力出版社，2009.
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