烟气脱硫装置组成及工艺控制参数介绍

石灰石-石膏湿法脱硫工艺及系统设备介绍目录1.脱硫技术概述2.石灰石-石膏湿法脱硫的理论基础3.石灰石-石膏湿法脱硫系统组成及主要设备介绍4.湿法脱硫的主要工艺参数辨识5.湿法脱硫装置运行中常见的问题依据HJ/T179-2005《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/T943-2005《烟气湿法脱硫用石灰石粉反应速率的测定》DL/T986-2005《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》06-10-1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1.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。2.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。3.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。4.经济性评估。重点评估工程及设备造价、运行费用等。5.管理水平评估。重点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》1)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。2)燃用含硫量小于1％煤并且容量小于200MW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。3)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。4)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1)脱硫效率高。脱硫后烟气中二氧化硫、烟尘大大减少。2)技术成熟，运行可靠性好。国外投运率一般可达98%以上，3)对煤种适应性强。4)占地面积大，一次性建设投资相对较大。5)吸收剂资源丰富，价格便宜。6)脱硫副产物便于综合利用。7)技术进步快。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、SteinmÜller、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：SO2＋H2O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CaSO3·1/2H2OCa2+＋SO42-＋H2OCaSO4·2H2O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,停留时间）（1）烟气与脱硫效率FGD入口SO2浓度HCl、HF浓度CaCO3+2HCl==CaCl2+CO2+H2OCaCO3+2HF==CaF2+CO2+H2O烟尘烟温SO2去除率与燃料S量的关系设计点燃料含S量【％】去除率【％】90.089.092.091.00.850.750.800.900.951.251.101.051.001.151.201.301.351.4088.0校核点87.0（２）石灰石粉品质CaCO3纯度、MgO、Al2O3、SiO2颗粒度低硫煤250目（55μm），90%过筛率高硫煤325目（44μm），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、SteinmÜller广东沙角ACaO52.5%51.5%51.5-54.88%50-52%MgO0.2%0.4-0.9%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%（３）运行控制与脱硫率1)浆液pH（Ca/S）；2)液气比（L/G）、浆液循环量；3)浆液停留时间、过饱和度（1.2～1.3）；4)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）;%100212CCC脱硫率钙硫比投入脱硫系统中钙基吸收剂与脱除的SO2摩尔数之比St-----Ca/SmCaCO3-----石灰石耗量，kg/hVRG－烟气流量（标态,干态,6%O2），m3/hCSO2－烟气中SO2含量（标态,干态,6%O2），mg/m3MCaCO3－CaCO3摩尔质量，100.09MSO2－SO2摩尔质量，64.063,2,2.32)(CaCOSOSORGCaCOSOMccVmMSt净原通行的钙硫比计算公式St－Ca/S摩尔比XCaCO3－石膏中CaCO3含量，%XCaSO4·2H2O－石膏中CaSO4·2H2O含量，%XCaSO3·0.5H2O－石膏中CaSO3·0.5H2O含量，%MCaCO3—CaCO3的摩尔质量100.09MCaSO4·2H2O－CaSO4·2H2O的摩尔质量，172.18MCaSO3·0.5H2O－CaSO３·0.5H2O的摩尔质量，129.15OHCaSOOHCaSOOHCaSOOHCaSOCaCOCaCOMxMxMxSt23232424335.05.0221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α=C/C*×100%相对过饱和度β=（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min)/3(min)/(NmL的湿烟气体积流量单位时间内吸收塔入口单位时间内浆液喷淋量液气比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CaSO3·1/2H2O的氧化；pH与结垢；随着pH的升高，CaSO3·1/2H2O的溶解度显著下降，而CaSO4·2H2O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ASteinmÜller、13-15%半山、北京一热B&W、IHI17-19%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（卧式单吸离心泵）氧化风机（罗茨风机）除雾器浆液搅拌装置absorberway1(by-passdamperopen)way2(by-passdamperclosed)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300MW——1台轴流风机600-700MW——1或2台动叶可调轴流风机800-1000MW——2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GGH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1)FGD系统的工艺水耗要增加30-40%左右；2)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；3)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；4)烟气在烟囱中的凝结水量会比较大，对脱硫后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＋、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电厂技术支持或承包商脱硫机组容量（MW）废水排放量(m3/h，设计值)废水处置方式华能珞磺电厂日本三菱4*36040-100灰场重庆发电厂德国Steinmuler2*2006与滤液一起约30t/h排至灰场半山电厂#4、#5机德国Steinmuler2*1252.8设废水处理系统北京一热德国Steinmuler4*410t/h4.9设废水处理系统（目前未运行，排入灰水系统）太原一热日本backcock-Hitachi1*30027.2灰水系统钱清电厂#2机浙江天地环保1*1352.1设废水处理系统北京石景山电厂#4机国电龙源环保2005灰水系