脱硫及除尘设备使用方法分析
时间：2016-07-19 阅读：1514
1广东省燃煤电厂几种脱硫系统概况
截止2001年8月，广东省已有2套烟气脱硫（FGD）系统投入运行，1套正在调试，1套已完成招标工作。与这4套脱硫装置配套的机组总容量为1GW，约占火电装机总容量的4.35%。随着环保法规的日趋严格和经济的发展，预计将会有更多的电厂装置脱硫设备。
1.1深圳西部电厂海水脱硫
深圳西部电厂2号机组引进1套挪威ABB海水脱硫技术和设备，与引进型国产300MW燃煤机组配套，于1996年6月签署合同，1999年投入商业运行。
电厂设计煤种采用晋北烟煤，含硫的质量分数为0.63%，校核煤种为到货混合煤，含硫的质量分数为0.75%。汽机T-ECR工况时，锅炉实际耗煤量为114.4t/h，锅炉B-MCR工况时，锅炉实际耗煤量为126.9t/h。在T-ECR工况下的锅炉烟气量为1.1×10.6m3/h（标准状态），校核煤种时锅炉B-MCR工况下的烟气量为1.22×10.6m3/h（标准状态），脱硫系统主要设备按锅炉B-MCR工况设计。FGD系统入口烟气温度为123℃，烟气温度变化范围为104～145℃。
该套FGD系统设计以2号机组凝汽器循环冷却的海水为脱硫吸收剂，海水流量为12m3/h，凝汽器出口海水温度为27～40℃，海水盐度为2.3%。
该FGD工艺系统的主要技术指标为：在设计工况和校核工况下，FGD系统脱硫效率不小于90%，曝气池出口处排放海水的pH≥6.5，电厂排水口的排放海水水质满足《海水水质标准》（GB3097—82）中的第三类标准。FGD系统出口烟气温度不小于70℃。
海水脱硫工艺系统的主要特点是采用天然海水作为吸收剂，不添加任何化学物质，节省了吸收剂制备系统，工艺系统简单；同时由于吸收系统不会产生结垢、堵塞等现象而使系统的可用率高；脱硫后的海水经处理符合环保要求，直接排入大海，不需要设置脱硫渣的处理设施；脱硫效率较高，运行费用较低。
1.2沙角发电A厂的湿式石灰石-石膏法烟气脱硫
湿式石灰石-石膏法烟气脱硫工艺，是目前世界上zui为成熟、应用zui广的烟气脱硫工艺，是一种以石灰石为原料、在脱硫过程中形成石膏副产品的脱硫技术。原广东省电力集团公司经过可行性研究，于1999年决定在广东沙角发电A厂5号机组安装1套湿式石灰石-石膏法烟气脱硫系统，以减轻沙角发电总厂地区的燃煤电厂烟气污染，现已完成脱硫装置供货合同签订工作。
沙角发电A厂5号机组是国产300MW汽轮发电机组，锅炉设计燃煤含硫的质量分数为0.91%，在ECR工况下锅炉燃煤量为131.2t/h，设计排烟温度为120℃，实际运行排烟温度zui小为105℃，zui大为165℃。
沙角发电厂的脱硫系统设计处理A厂5号机组100%烟气量1219000m3/h(标准状态，干态，O2的体积分数为6%)，主要设计煤种含硫的质量分数为0.91%，FGD系统适应锅炉燃煤含硫的质量分数05%～15%的变化，脱硫后烟气经再热后温度达80℃以上，副产品石膏含水的质量分数小于10%。其主要的设计数据如表1。
沙角发电A厂湿式石灰石-石膏法烟气脱硫系统的主要特点是脱硫效率高，技术成熟，吸收剂价格便宜，容易获得，其副产品具有综合利用的商业价值，但其初投资和运行费用高。
1.3连州电厂的简易湿式石灰石-石膏法烟气脱硫
广东连州发电厂是新建电厂，一期工程设有2台125MW汽轮发电机组，设计燃用麻田（湖南白沙煤局）、广东煤田和连州当地硬煤。根据环保要求，电厂与FGD系统同时投产，连州电厂于1998年10月与奥地利AE环保公司签署了简易湿式石灰石-石膏法烟气脱硫技术及设备供货的有关合同。
连州电厂烟气脱硫装置除石灰石上粉和石膏排放系统外，其它所有系统的设计、设备均由奥地利AE公司提供。该装置设计为处理连州电厂2台机组（2×125MW）所产生的烟气。符合要求的石灰石粉从厂外直接买入，副产品石膏脱水至45%含固率后抛弃。该装置于1999年下半年开始安装，2000年8月开始调试，2000年12月16日完成168h试运行，开始试生产运行，并于2001年7月21日完成性能考核试验。系统主要设计参数及保证值如表2。
保证值及消耗量是按照设计工况（燃煤含硫的质量分数为25%），在100%烟气体积流量、连续运行的条件下的保证值及消耗量。
连州电厂的简易湿式石灰石-石膏法烟气脱硫系统与典型的湿式石灰石-石膏法烟气脱硫系统相比，系统内取消了石灰石粉制备系统和副产品的二次脱水系统，副产品不能综合利用，烟气再加热系统采用蒸汽加热器，减少了设备的初投资。