火電廠煙氣分析畢業(yè)論文

1、<p><b>　　目錄</b></p><p><b>　　引言4</b></p><p><b>　　1．SO的危害4</b></p><p>　　2．脫硫技術概述4</p><p>　　第一章 幾種典型的脫硫技術及優(yōu)缺點5</p><

2、p>　　第二章 我國火電廠主要脫硫工藝簡介8</p><p>　　第三章 石灰石-石膏濕法脫硫技術9</p><p>　　3.1石灰石－石膏濕法脫硫工藝及脫硫原理9</p><p>　　3.2脫硫過程主反應10</p><p>　　3.3主要工藝系統(tǒng)設備及功能11</p><p>　　3.3.1煙氣系統(tǒng)

3、11</p><p>　　3.3.2吸收系統(tǒng)12</p><p>　　3.3.3漿液制備系統(tǒng) 13</p><p>　　3.3.4石膏脫水系統(tǒng)13</p><p>　　3.3.5排放系統(tǒng)13</p><p>　　3.3.6熱工自控系統(tǒng) 14</p><p>　　3

4、.4技術特點14</p><p>　　第四章 我國燃煤電廠脫硫工作存在的問題14</p><p>　　4.1缺乏適合中國國情的脫硫工藝15</p><p>　　4.2　過于依賴國外技術16</p><p>　　4.3　脫硫技術未形成產業(yè)16</p><p>　　第五章 我國燃煤電廠脫硫的對策16</

5、p><p>　　5.1　集中治理含硫量高的SO排放16</p><p>　　5.2　提高國產化程度17</p><p>　　5.3　開發(fā)脫硫工藝17</p><p>　　5.4　發(fā)展中國自己的脫硫產業(yè)18</p><p>　　第六章 太倉電廠一期煙氣脫硫設備與運行分析18</p><p>

6、　　6.1 FGD系統(tǒng)重要設施運行分析18</p><p>　　6.1.1 吸收塔運行分析18</p><p>　　6.1.2 漿液循環(huán)泵運行分析19</p><p>　　6.1.3 GGH運行分析20</p><p>　　6.1.4 增壓風機運行分析21</p><p>　　6.1.5 除霧器運行

7、分析22</p><p>　　6.2 FGD系統(tǒng)物耗分析22</p><p>　　6.2.1 脫硫劑耗分析22</p><p>　　6.2.3 工藝水耗分析23</p><p>　　6.3運行成本分析24</p><p><b>　　總結25</b></p><

8、p><b>　　參考文獻25</b></p><p><b>　　引言</b></p><p><b>　　1．SO的危害</b></p><p>　　二氧化硫（SO）又名亞硫酸干，是一種無色不燃的氣體，具有強烈的辛辣、窒息性氣味，遇水會形成具有一定腐蝕作用的亞硫酸。二氧化硫是當今人類面臨的主

9、要大氣污染物之一，其污染源分為兩大類：天然污染源和人為污染源。天然污染源由于總量較少、面積較廣、容易稀釋和凈化，對環(huán)境危害不太大；而人為污染絕對量大、比較集中、濃度較高，對環(huán)境造成的危害比較嚴重。SO主要通過呼吸系統(tǒng)進入人體，與呼吸器官發(fā)生生物化學作用，引起或加重呼吸器官的疾病，如鼻炎、咽喉炎、支氣管炎、支氣管哮喘、肺氣腫、肺癌等，危害人體健康。</p><p><b>　　2．脫硫技術概述</b

10、></p><p>　　我國的能源構成以煤炭為主，其消費量占一次能源總消費量的70％左右，這種局面在今后相當長的時間內不會改變。火電廠以煤作為主要燃料進行發(fā)電，煤直接燃燒釋放出大量SO，造成大氣環(huán)境污染，且隨著裝機容量的遞增，SO的排放量也在不斷增加。加強 環(huán)境保護工作是我國實施可持續(xù)發(fā)展戰(zhàn)略的重要保證。所以，加大火電廠SO的控制力度就顯得非常緊迫和必要。</p><p>　　SO的

11、控制途徑有三個：燃燒前脫硫、燃燒中脫硫、燃燒后脫硫 即煙氣脫硫（FGD），目前濕法煙氣脫硫被認為是最成熟，控制SO最行之有效的途徑。隨著國民經濟的發(fā)展，對電量的需求日益增加，燃煤電廠排放的SO量也愈來愈大，SO造成的環(huán)境污染日趨嚴重，解決火電廠煙氣脫硫問題迫在眉睫?？v觀目前世界脫硫技術的發(fā)展，發(fā)達國家90％ 以上的煙氣脫硫采用濕法脫硫技術。</p><p>　　第一章 幾種典型的脫硫技術及優(yōu)缺點</p>

12、;<p>　　目前，國際上已經實現工業(yè)應用的燃煤電廠煙氣脫硫技術主要有：</p><p>　　1.濕法脫硫技術，占85%左右，其中石灰石——石膏法約占36.7%,其他濕法脫硫技術約占48.3%；</p><p>　　優(yōu)點：由于是氣液反應，所以反應速度快，效率高，脫硫劑利用率高。該法的主要缺點是脫硫廢水二次污染</p><p>　　缺點：系統(tǒng)易結垢，腐蝕

13、；脫硫設備初期投資費用大；運行費用較高等。 </p><p>　　2．噴霧干燥脫硫技術，約占8.4%;</p><p>　　優(yōu)點：設備簡單，投資和運行費用低，占地面積小等特點，而且煙氣脫硫率達75%—90%。</p><p>　　缺點：副產品利用價值不高，吸收塔塔體直徑大，有時受到場地的限制，適用于燃用中低硫煤（硫含量不超過3%）的電廠脫硫</p&g

14、t;<p>　　3．吸收劑再生脫硫法，占3.4%；</p><p>　　優(yōu)點：脫硫效率高，達95%左右</p><p>　　缺點：系統(tǒng)復雜，投資高，運行成本高</p><p>　　4．爐內噴射吸收劑/增濕活化脫硫法，約占1.9%；</p><p>　　優(yōu)點：克服噴射吸收劑后，煙塵比電阻升高</p><p>

15、;　　圖一 LIFAC物質平衡（100%最大連續(xù)負荷，SO值按干煙氣和6%O）</p><p>　　5．海水脫硫技術、電子束脫硫技術、煙氣循環(huán)床脫硫技術以及其他脫硫技術占1.3%。</p><p><b>　　(1)海水脫硫技術</b></p><p>　　優(yōu)點：投資省，運行費用低，易管理</p><p>　　缺點：需要

16、足夠條件的海水資源，且海水應有足夠的鹽（堿）;對燃料含硫率有嚴格要求；對海洋環(huán)境有一定的影響；對設備防腐性能要求高</p><p>　　圖二 海水脫硫工藝原理圖</p><p>　　(2)電子束脫硫技術 </p><p>　　優(yōu)點：占地面積少，吸收劑液氨對鋼鐵企業(yè)而言較易獲得，副產品運用空間較脫硫石膏大，較石灰石——石膏法少排CO2，設備的國產化率較高。<

17、/p><p>　　缺點：技術成熟度較濕式石灰石——石膏技術差，投資較高</p><p>　　圖3 電子束煙氣處理流程和反應機理</p><p>　　(3)煙氣循環(huán)床脫硫技術</p><p>　　優(yōu)點：節(jié)省設備投資，反應速率高，可在100%——30%的鍋爐符合的范圍內運行，耗電低，運行費用低，占地小</p><p>　　缺點

18、：副廠品中含有較多的亞硫酸鈣，煙氣脫硫系統(tǒng)的壓降較大，吸收塔內的壓降波動較大</p><p>　　第二章 我國火電廠主要脫硫工藝簡介</p><p>　　表1 我國火電廠主要脫硫工藝分類</p><p>　　第三章 石灰石-石膏濕法脫硫技術</p><p>　　3.1石灰石－石膏濕法脫硫工藝及脫硫原理 </p><

19、p>　　圖4 石灰石——石膏濕法脫硫原理</p><p>　　從電除塵器出來的煙氣通過增壓風機BUF進入換熱器GGH，煙氣被冷卻后進入吸收塔，并與石灰石漿液相混合。漿液中的部分水分蒸發(fā)掉，煙氣進一步冷卻。煙氣經循環(huán)石灰石稀漿的洗滌，可將煙氣中95%以上的硫脫除。同時還能將煙氣中近100%的氯化氫除去。在吸收器的頂部，煙道氣穿過除霧器，除去懸浮水滴。 離開吸收塔以后，在進入煙囪之前，煙氣再次穿過換熱

20、器，進行升溫。吸收塔出口溫度一般為50~70℃，這主要取決于燃燒的燃料類型。煙囪的最低氣體溫度常常按國家排放標準規(guī)定下來。在我國，有GGH 的脫硫，煙囪的最低氣溫一般是80℃，無GGH 的脫硫，其溫度在50℃左右。大部分脫硫煙道都配備有旁路擋板（正常情況下處于關閉狀態(tài)）。在緊急情況下或啟動時，旁路擋板打開，以使煙道氣繞過二氧化硫脫除裝置，直接排入煙囪。 石灰石—石膏稀漿從吸收塔沉淀槽中泵入安裝在塔頂部的噴嘴集管中。在石灰石—石膏

21、稀漿沿噴霧塔下落過程中它與上升的煙氣接觸。煙氣中的SO溶入水溶液中，并被其中的堿性物質中和，從而使煙氣中的硫脫除。石灰石中的碳酸鈣與二氧化硫和氧（空氣中的氧）發(fā)生反應，并最終生成石膏，這些石膏在沉淀槽中從溶液中析</p><p>　　3.2脫硫過程主反應1. SO+ HO → HSO 吸收  2．CaCO + HSO→ CaSO+ 

22、;CO+ HO  中和  3．CaSO +O → CaSO 氧化  4．CaSO+ HO → CaSO? HO 結晶  5．CaSO+ 2HO → CaSO?2HO  結晶  6．CaSO+ HSO→ Ca(HSO) pH控制

23、60;</p><p><b>　　總的反應方程式為：</b></p><p>　　SO+ CaCO +2 HO+ O→</p><p>　　CaSO·2HO+CO</p><p>　　3.3主要工藝系統(tǒng)設備及功能 </p><p><b>　　3

24、.3.1煙氣系統(tǒng)</b></p><p>　　煙氣系統(tǒng)包括煙道、煙氣擋板、密封風機和氣--氣加熱器（GGH）等關鍵設備。吸收塔入口煙道及出口至擋板的煙道，煙氣溫度較低，煙氣含濕量較大，容易對煙道產生腐蝕，需進行防腐處理。 煙氣擋板是脫硫裝置進入和退出運行的重要設備，分為FGD主煙道煙氣擋板和旁路煙氣擋板。前者安裝在FGD系統(tǒng)的進出口，它是由雙層煙氣擋板組成，當關閉主煙道時，雙層煙氣擋板之間連接密封空

25、氣，以保證FGD系統(tǒng)內的防腐襯膠等不受破壞。旁路擋板安裝在原鍋爐煙道的進出口。當FGD系統(tǒng)運行時，旁路煙道關閉，這時煙道內連接密封空氣。旁路煙氣擋板設有快開機構，保證在FGD系統(tǒng)故障時迅速打開旁路煙道，以確保鍋爐的正常運行。 　經濕法脫硫后的煙氣從吸收塔出來一般在46~55℃左右，含有飽和水汽、殘余的SO、SO、HCl、HF、NO，其攜帶的SO和SO鹽等會結露，如不經過處理直接排放，易形成酸霧，且將影響煙氣的抬升高度和擴散。為此濕法F

26、GD系統(tǒng)通常配有一套氣——氣換熱器（GGH）煙氣再熱裝置。氣——氣換熱器是蓄熱加熱工藝的一種，即常說的GGH。它用未脫硫的熱煙氣（一般130~150℃）去加熱已脫硫的煙氣，一般加熱到80℃左右，然后排放</p><p>　　3.3.2吸收系統(tǒng) </p><p>　　吸收系統(tǒng)的主要設備是吸收塔，它是FGD設備的核心裝置，系統(tǒng)在塔中完成對SO、SO等有害氣體的吸收。濕法脫硫吸收塔有許

27、多種結構，如填料塔、湍球塔、噴射鼓泡塔、噴淋塔等等，其中噴淋塔因為具有脫硫效率高、阻力小、適應性、可用率高等優(yōu)點而得到較廣泛的應用，因而目前噴淋塔是石灰石——石膏濕法煙氣脫硫工藝中的主導塔型。 　　噴淋層設在吸收塔的中上部，吸收塔漿液循環(huán)泵對應各自的噴淋層。每個噴淋層都是由一系列噴嘴組成，其作用是將循環(huán)漿液進行細化噴霧。一個噴淋層包括母管和支管，母管的側向支管成對排列，噴嘴就布置在其中。噴嘴的這種布置安排可使吸收塔斷面上實現均勻的噴淋

28、效果。 吸收塔循環(huán)泵將塔內的漿液循環(huán)打入噴淋層，為防止塔內沉淀物吸入泵體造成泵的堵塞或損壞及噴嘴的堵塞，循環(huán)泵前都裝有網格狀不銹鋼濾網（塔內）。單臺循環(huán)泵故障時，FGD系統(tǒng)可正常進行，若全部循環(huán)泵均停運，FGD系統(tǒng)將保護停運，煙氣走旁路。 　　氧化空氣系統(tǒng)是吸收系統(tǒng)內的一個重要部分，氧化空氣的功能是保證吸收塔反應池內生成石膏。氧化空氣注入不充分將會引起石膏結晶的不完善，還可能導致吸收塔內壁的結垢，因此，對該部分的優(yōu)化設置對提

29、高系</p><p>　　3.3.3漿液制備系統(tǒng)  漿液制備通常分濕磨制漿與干粉制漿兩種方式。 　　不同的制漿方式所對應的設備也各不相同。至少包括以下主要設備：磨機（濕磨時用）、粉倉（干粉制漿時用）、漿液箱、攪拌器、漿液輸送泵。  　　漿液制備系統(tǒng)的任務是向吸收系統(tǒng)提供合格的石灰石漿液。通常要求粒度為90%小于325目。 </p><p>　　3.3.4石膏脫水系

30、統(tǒng) </p><p>　　石膏脫水系統(tǒng)包括水力旋流器和真空皮帶脫水機等關鍵設備。  　水力旋流器作為石膏漿液的一級脫水設備，其利用了離心力加速沉淀分離的原理，漿液流切向進入水力旋流器的入口，使其產生環(huán)形運動。粗大顆粒富集在水力旋流器的周邊，而細小顆粒則富集在中心。已澄清的液體從上部區(qū)域溢出(溢流)；而增稠漿液則在底部流出(底流)。  　　真空皮脫水機將已經經過水力旋流器一級脫水后

31、的石膏漿液進一步脫水至含固率達到90%以上。  </p><p>　　3.3.5排放系統(tǒng)  </p><p>　　排放系統(tǒng)主要由事故漿池、區(qū)域漿池及排放管路組成。</p><p>　　3.3.6熱工自控系統(tǒng)  　為了保證煙氣脫硫效果和煙氣脫硫設備的安全經濟運行，系統(tǒng)裝備了完整的熱工測量、自動調節(jié)、控制、保護及熱工信號報警裝置。其自動化

32、水平將使運行人員無需現場人員配合，在控制室內即可實現對煙氣脫硫設備及其附屬系統(tǒng)的啟、停及正常運行工況的監(jiān)視、控制和調節(jié)，系統(tǒng)同時具備異常與事故工況時的報警、連鎖和保護功能。</p><p>　　3.4技術特點 1．高速氣流設計增強了物質傳遞能力，降低了系統(tǒng)的成本，標準設計煙氣流速達到4.0m/s。 2．技術成熟可靠，多用于55,000MWe的濕法脫硫安裝業(yè)績。  3．最優(yōu)的塔體尺寸，系統(tǒng)采用最優(yōu)尺

33、寸，平衡了SO去除與壓降的關系，使得資金投入和運行成本最低。 4．吸收塔液體再分配裝置，有效避免煙氣爬壁現象的產生，提高經濟性，降低能耗。從而達到： 　　a.脫硫效率高達95%以上，有利于地區(qū)和電廠實行總量控制； 　　b.技術成熟，設備運行可靠性高（系統(tǒng)可利用率達98%以上）； 　　c.單塔處理煙氣量大，SO脫除量大； 　　d.適用于任何含硫量的煤種的煙氣脫硫； 　　e.對鍋爐負荷變化的適應性強（30%~100%BMCR）；

34、 　　f.設備布置緊湊減少了場地需求； 　　g.處理后的煙氣含塵量大大減少； 　　h.吸收劑(石灰石)資源豐富，價廉易得； 　　i.脫硫副產物（石膏）便于綜合利用，經濟效益顯著。</p><p>　　第四章 我國燃煤電廠脫硫工作存在的問題</p><p>　　世界上發(fā)達國家均十分重視火電廠的SO排放問題,目前日本的電廠已全部安裝了煙氣脫硫裝置,德國已有90%的機組安裝了煙氣脫硫設備

35、,美國、芬蘭等國亦正在火電廠中大力推廣脫硫技術。美國從上世紀七十年代中期開始,每年的脫硫市場都高達100億美元以上,即使目前脫硫市場已趨于成熟的情況下,每年也還有60億-80億美元市場。目前國際上脫硫設備費用平均為每KWl000元以上,考慮到我國實際情況,目前大型電廠的平均脫硫價格約為每750元/KW。未來10年市場容量約300億,即使按國際平均價的50%,其未來的市場容量也有200億元左右。</p><p>　

36、　表2　中國燃煤電廠脫硫工作的實踐情況</p><p>　　除表中所列在建或已投入運行的脫硫裝置外，中國還將從國外引進技術，在山東德州熱電廠、上海石洞口電廠、北京第一熱電廠、浙江半山電廠、重慶電廠、首鋼自備電廠等處安裝脫硫裝置。</p><p>　　缺乏適合中國國情的脫硫工藝</p><p>　　中國從國外引進的這些脫硫技術中，運行比較穩(wěn)定可靠且具有廣泛適用性的主要

37、是石灰石—石膏濕法、旋轉噴霧法、LIFAC以及循環(huán)流化床技術。這4項脫硫技術各有特色，但是它們存在一個共同的缺點，既設備投資高昂，運行維護要求較高。4項技術中最廉價的LIFAC工藝，其設備投資占電廠總投資的8%，而石灰石—石膏濕法可占電廠總投資的30%，這無疑將給電力建設資金本來就較為緊張的中國電力工業(yè)造成較大的困難。另外這4項技術在運行中都還普遍存在堵塞、腐蝕、磨損、電耗高等諸多問題，這些問題若不能在工藝設計中妥善解決，必然會影響其在

38、中國其它燃煤電廠的推廣應用。</p><p>　　4.2　過于依賴國外技術 目前中國正在運行或計劃安裝的脫硫裝置絕大部分都是采用的日本、美國、德國、芬蘭等國家的技術，真正屬于中國自己開發(fā)、且具有良好商業(yè)化運行前景的脫硫工藝可謂寥寥。這種情況若不改觀，不久的將來，我們將被迫花費大筆的資金購買別國的技術專利，同時還將在關鍵零部件的制造上受制于人。更何況國外這些技術并非十全十美，即使引進其制造技術，若不加改進，仍難

39、為我所用。</p><p>　　4.3　脫硫技術未形成產業(yè) 我國分別建成了W—L法、含碘活性炭法和石灰石—石膏法的小型工業(yè)裝置或中試裝置。80年代以來，我國又開展了一些較大規(guī)模的脫硫研究開發(fā)工作，“七五”和“八五”期間，相繼開發(fā)出了磷銨復肥法、旋轉噴霧法、“篩網”式脫硫除塵法、文丘里水膜除塵器脫硫法等多種脫硫技術?？上У氖?，20年過去了，中

40、國自己開發(fā)的這些脫硫技術并未能在通過中試后，再向前邁進一步，與生產結合在一起，并形成產業(yè)。迄今為止，參與中國脫硫設備市場競爭的依然只有日本、美國、德國等國公司的身影，中國仍然僅僅是客戶。 　</p><p>　　第五章 我國燃煤電廠脫硫的對策</p><p>　　5.1　集中治理含硫量高的SO排放　　根據國家在“兩控區(qū)”執(zhí)行的政策，我國大批燃煤電廠將采取脫硫措施，在現有技術條件下，這將

41、是一項耗資巨大的工程。我們必須統(tǒng)籌規(guī)劃，將有限的資金用好。中國火電廠燃煤含硫量的基本情況見表2。</p><p>　　表3　中國火電廠燃煤含硫量的基本情況%</p><p>　　由表可見，80%的燃煤含硫量＜2%，但總硫量僅占50%多一點；而含硫量≥2%的燃煤量的比例不足20%，總硫量則接近50%。因此，從控制“兩控區(qū)”中燃煤電廠總的SO排放量著眼，應首先集中有限的資金用于防治中、高硫煤的

42、SO污染。</p><p>　　5.2　提高國產化程度 從目前引進的脫硫設備的運行情況看，普遍在費用、運行、維護等方面還存在一定的問題。因此，我們必須努力提高脫硫設備的國產化程度，有意識地降低對國外技術的依賴性，大幅度降低設備制造成本和運行費用，同時努力解決好脫硫設備運行中普遍存在的腐蝕、堵塞與磨損問題。</p><p>　　5.3　開發(fā)脫硫工藝</p><p&g

43、t;　　燃煤電廠不論采用當前可供選擇的哪種脫硫工藝均需耗費大量資金，大大增加電能成本。所以當前燃煤電廠脫硫工藝研究的一個重要方向應該是開發(fā)出在大幅降低設備投資與運行費用的同時，生產出有較好市場前景的副產品的新工藝，以副產品的銷售收入大幅抵消設備投資與運行費，這對于硫資源比較缺乏的中國而言尤其具有十分積極的意義。目前我們在這一研究領域已取得了一定的進展。</p><p>　　5.4　發(fā)展中國自己的脫硫產業(yè)　　根據

44、國家在“兩控區(qū)”內控制SO排放的政策規(guī)定，大批燃煤電廠都將在2010年以前安裝脫硫設備，這無疑將給生產脫硫設備的廠家提供一個需求以千億元計的龐大市場。目前多家外國公司已緊緊盯住了這個大市場，他們頻繁在中國召開產品展示會，積極向中國出口脫硫設備和技術，圖謀在即將到來的脫硫設備的市場競爭中占據有利地位。對這樣一個大市場，我們絕不可以拱手相讓。國家發(fā)展計劃委員會有關部門指出，必須將我國環(huán)保產業(yè)作為一個新的經濟增長點納入重要議事日程。國家電力公

45、司也表示要重點扶持專業(yè)脫硫公司，吸收國外技術，開發(fā)新技術，以求迅速形成脫硫產業(yè)。脫硫產業(yè)既具有明顯的社會性和公益性特征，是保障經濟、社會、環(huán)境和資源協(xié)調發(fā)展的重要基礎產業(yè)，同時又具有突出的經濟性特征，蘊涵著巨大的商業(yè)利潤，是一個面向21世紀的新興產業(yè)。因此，大力發(fā)展中國自己的脫硫產業(yè)，于國于民，其利無窮。</p><p>　　第六章 太倉電廠一期煙氣脫硫設備與運行分析</p><p>　　

46、到2004年底，全國約有2000萬千瓦裝機的煙氣脫硫設施投運或建成，約3000多萬千瓦裝機的煙氣脫硫設施正在施工建設。作為連接鍋爐與煙囪的煙氣脫硫裝置，其建設與運行質量不僅可以充分發(fā)揮火電廠煙氣脫硫的環(huán)境保護效益，而且對于鍋爐的穩(wěn)定、安全運行意義重大。</p><p>　　太倉港環(huán)保電廠一、二、三、四期2×135+2×300+2×300+2×600MW機組煙氣脫硫工程EPC

47、總承包為蘇源環(huán)保工程股份有限公司，以上工程均采用公司自主研發(fā)的OI2-WFGD系統(tǒng)技術。一、二、三期機組煙氣脫硫工程分別于2004年9月9日、2004年12月27日、2005年4月24日成功投運，以上裝置運行脫硫效率均>95%，Ca/S<1.03，石膏純度>90%，達到國際先進水平。四期目前一切進展順利。為便于分析，本文僅對太倉港環(huán)保電廠一期2×135MW機組濕法煙氣脫硫設施與系統(tǒng)運行情況進行分析。</

48、p><p>　　6.1 FGD系統(tǒng)重要設施運行分析</p><p>　　6.1.1 吸收塔運行分析</p><p>　　作為FGD系統(tǒng)的核心部件，吸收塔壓耗約占FGD系統(tǒng)總壓耗的50%，因此，降低其運行壓耗對于降低系統(tǒng)運行電耗至關重要。根據分析可以看出：吸收塔運行壓耗與煙氣流量基本呈線性相關關系，煙氣流量越大，吸收塔運行壓耗也越大。在50%鍋爐滿負荷時吸收塔壓差為11

49、50Pa，而100%鍋爐滿負荷時吸收塔壓差為1400Pa。由于一期FGD系統(tǒng)除霧器安裝于塔內（運行壓耗為150~200Pa），則在50%~100%鍋爐負荷下空塔壓耗大約在1000~1200Pa之間。</p><p>　　吸收塔進出口溫度均受鍋爐負荷、煤質因素、GGH性能等因素的影響。出口溫度基本穩(wěn)定在49~51℃之間，而進口溫度基本穩(wěn)定在93~100℃之間，進口溫度波動范圍明顯大于出口溫度范圍。原煙氣流經吸收塔之

50、后，其溫度降幅一般在44~49℃之間。</p><p>　　脫硫效率與液氣比關系密切，當液氣比從13L/m3升高到16L/m3，脫硫效率從96%升高到99.2%。之后，如果液氣比繼續(xù)增加，則效率變化不大。脫硫效率與石膏漿液pH值關系密切，石膏漿液pH值從4.25增大到5.5時，脫硫效率從95.3%增大到99.2%，升幅明顯。但為了抑制CaSO3.1/2H2O過量增加導致管道結垢，運行過程中石膏漿液pH值一般保持5

51、.2~5.3。FGD運行入口SO2濃度與脫硫效率關系密切，脫硫效率隨著入口SO2濃度的增大而減少，當入口SO2濃度從1500mg/Nm3增大到4200mg/Nm3時，脫硫效率從99.5%下降到</p><p><b>　　95.8%。</b></p><p>　　6.1.2 漿液循環(huán)泵運行分析</p><p>　　一期漿液循環(huán)泵共有4臺，均為

52、無堵塞臥式離心機械密封泵，室內布置，每臺循環(huán)泵與各自的噴淋層連接，4臺循環(huán)泵流量均為4896m3/h，壓頭分別為22/24.5/27/29.5m，電機功率分別為450/500/560/630 kW。</p><p>　　表1漿液循環(huán)泵對吸收塔影響性能試驗表</p><p>　　從表1試驗結果可知：太倉一期FGD系統(tǒng)漿液循環(huán)泵運行的臺數與脫硫效率關系密切，漿液循環(huán)泵啟動臺數越多，脫硫效率越高

53、。#1、#2、#3、#4漿液循環(huán)泵同時運行時，系統(tǒng)脫硫效率高達98.6%，運行電耗1465KW。當#1、#3、#4同時運行時，系統(tǒng)脫硫效率降低到97.1%，運行電耗1115KW。當只運行#1、#4漿液循環(huán)泵時，系統(tǒng)脫硫效率降低明顯，只有95.1%，比漿液循環(huán)泵全開時的脫硫效率降低3.5個百分點，但運行電耗只有740KW，只有全開運行時電耗的50.5%。</p><p>　　漿液循環(huán)泵為FGD系統(tǒng)最大的耗電設備，一

54、般占整個FGD系統(tǒng)電耗的35%~45%左右，因此其運行優(yōu)化對于降低系統(tǒng)電耗意義重大。從上述分析可知，運行#1、#4時的脫硫效率只比#1、#2、#3、#4時的脫硫效率降低3.5個百分點，但節(jié)能的效益卻非常顯著。</p><p>　　6.1.3 GGH運行分析</p><p>　　一期煙氣脫硫工程采用回轉再生式煙氣換熱器，其主要的技術參數性能（設計工況下）如下：傳熱表面面積：5293m2（單

55、面）、原煙氣側溫度（進/出）：135.2℃/97.5℃、原</p><p>　　煙氣側溫度（進/出）：45.6℃/81.3℃、泄漏率（原煙氣側向凈煙氣側）：0.47%、兩側壓降：<1000Pa。</p><p>　　通過對采集的FGD系統(tǒng)運行數據分析知：GGH原煙氣側差壓與凈煙氣側差壓均與鍋爐負荷密切相關，GGH兩側壓耗均隨著鍋爐負荷的增加而增加。由于GGH原煙氣側溫度比凈煙氣側溫度

56、高，煙氣流速也大，致使GGH原煙氣側運行壓耗較大，兩者相差120Pa左右。50%鍋爐負荷下原煙氣側、凈煙氣側最大壓耗分別為230Pa、350Pa，當鍋爐負荷增至100%時分別變?yōu)?60Pa、480Pa，GGH兩側總壓耗在580~840Pa之間，均滿足兩則壓降之和低1000Pa設計值。</p><p>　　煙氣經濕式脫硫后，溫度較低，含濕量較大且具有一定的酸性，造成煙氣溫度低于酸露點溫度，如果再遇上其它一些不利因素

57、，則有可能導致煙氣在煙囪內壁結露造成酸腐蝕。因此，為了減少煙囪腐蝕程度，應盡可能的增加GGH凈煙氣出口溫度。其主要影響因素有：GGH原煙氣進口煙溫、GGH凈煙氣入口溫度、鍋爐負荷、內部氣體流場分布、凈煙氣出口流量與原煙氣入口流量之比即“X-比”（GGH的實際泄漏率小于0.47%，X-比基本上等于原煙氣進出口溫差與凈煙氣進出口溫差之比）。</p><p>　　從測量數據看，GGH進口原煙氣量為935985Nm3/h

58、，為機組滿負荷出力的88.9%，GGH原煙氣進口、GGH原煙氣出口、GGH凈煙氣進口、GGH凈煙氣出口各點溫度分別為138.6℃、95.7℃、50.6℃、84.6℃。</p><p>　　GGH凈煙氣側溫度校核如下：GGH原煙氣進口煙溫與設計值相比高3.4℃，導致凈煙氣溫升1.3℃。GGH凈煙氣入口溫度與設計值相比高5℃，導致凈煙氣溫升3.1℃，這主要是由于鍋爐改燒神華煤后，煤的含水量增加，脫硫系統(tǒng)進口原煙氣中水

59、蒸汽含量(濕)分別為8.05%，與設計值6.81%比較高1.24%，煙氣吸濕能力降低，影響原煙氣溫度降低，從而導致GGH凈煙氣入口溫度較設計值高。從原煙氣溫降與凈煙氣溫升看，原煙氣溫降為42.9℃，凈煙氣溫升為34℃，反映GGH凈煙氣與原煙氣熱容比值的X比為1.24，導致凈煙氣溫降3.2℃。綜合分析，GGH凈煙氣側出口校核溫度為83.4℃，高于80℃的設計溫度。</p><p>　　6.1.4 增壓風機運行分析

60、</p><p>　　一期增壓風機為1臺動葉可調軸流風機，其主要的技術參數性能如下：設計流量：435.93/（TB：491.30）m3/s；設計壓頭：3207/（TB：3848）Pa；效率：87.42%；風機功率：1596（TB：2134）kW；風機轉速：735r/min；電機功率：2250kW。</p><p>　　表2 增壓風機運行參數</p><p>　　軸流

61、風機的靜態(tài)性能由不同角度對應的多條性能曲線族表達，增壓風機性能曲線涉及煙氣流量Q(m3/s)、導葉角度β(°)、全壓P(Pa)三個變量，為了全面反映動葉調節(jié)軸流風機的性能。必須將全壓P(Pa)、流量Q(m3/s)、葉片角度β(°)三個參量綜合考慮，動葉調節(jié)軸流風機性能模型為由P=f(β、Q0)表達的空間曲面。從表2所示可知，FGD系統(tǒng)處理煙氣量僅為增壓風機額定處理煙氣量的55.3%~74.3%，屬于中低負荷。增壓風機

62、電耗與煙氣流量、全壓呈近似正比例關系，當增壓風機進口原煙氣流量從241m3/s增大324.1m3/s時，增壓風機電機軸功率從543.1kW增大到721.6kW。煙氣流量增加了34.48%，而電機軸功率增加了24.46%，電機軸功率增幅比煙氣流量增幅低10.02%，這主要是因為兩點風機全壓效率相差較大的緣故。由此可見，增壓風機進行運行優(yōu)化調節(jié)將可以顯著節(jié)約設備能耗。</p><p>　　脫硫系統(tǒng)阻力主要由吸收塔、G

63、GH、除霧器和煙道阻力四部分組成，經分析，在鍋爐滿負荷下，吸收塔阻力為1200Pa，除霧器阻力為200Pa，GGH阻力為580Pa，煙道阻力為500Pa，系統(tǒng)實際阻力損失為2480Pa左右。按照《火力發(fā)電廠設計技術規(guī)程》的規(guī)定，鍋爐引風機的選定是將鍋爐BMCR工況的煙氣裕量不低于10%、溫度裕量10℃、壓頭裕量不低于20%的因素考慮進去[4]，需要選擇最大壓升為3274Pa的增壓風機，太倉一期增壓風機標書注明的最大壓升為3207Pa，與

64、計算結果吻合較好，表明增壓風機的選型基本合理。</p><p>　　6.1.5 除霧器運行分析</p><p>　　在大多數情況下，除霧器的運行總壓耗一般為140~190Pa，其中一級除霧器運行壓耗較大，一般約為90~110Pa，二級除霧器運行壓耗較小，一般約為50~80Pa。這表明：一期除霧器運行壓耗基本在性能保證值容許范圍內，即在不考慮除霧器前后的渦流影響，在設計煙氣流速下兩級除霧器

65、總壓力損失不大于200Pa。</p><p>　　此外，除霧器另外一個關鍵考核指標是出口持液量，如果GGH凈煙氣側進口煙氣持液量過大，則原煙氣側吸收的熱量很大一部分用在水分蒸發(fā)上，必然導致GGH凈煙氣側出口溫度下降，從而加劇煙囪的腐蝕，危及鍋爐系統(tǒng)的安全運行，因此對除霧器蒸發(fā)水量進行詳細計算評估是十分重要的。</p><p>　　除霧器出口持液量采用GGH熱量平衡法進行計算，GGH原始數據

66、為：GGH進口原煙氣量為935985Nm3/h，原煙氣溫降為42.9℃，凈煙氣溫升為34℃（數據來源于江蘇省電力科學研究院的再生式煙氣加熱器溫升考核試驗）。根據脫硫系統(tǒng)的物料平衡（不考慮GGH漏風），原煙氣在FGD中只增加氧化風機和吸濕增加的水分，按FGD出口煙溫的飽和蒸汽計算，凈煙氣流量分別為988153 Nm3/h。計算原煙氣側煙氣放熱為55248MJ/h，凈煙氣側煙氣吸熱46174MJ/h，不平衡的熱量用來蒸發(fā)FGD出口所帶液滴。

67、將以上數據代入熱平衡方程得出FGD出口液滴二階段含量為3.71t/h，占凈煙氣量質量的0.29%，折合凈煙氣（濕）含水3754mg/Nm3。說明FGD出口凈煙氣帶水較大，這可以解釋試驗時GGH凈煙氣進口溫度測量槍滴水較嚴重的現象。雖然凈煙氣中水滴含量只占很小的比例，其吸熱量很大，吸熱量占凈煙氣吸熱的16.4%。</p><p>　　6.2 FGD系統(tǒng)物耗分析</p><p>　　6.2.

68、1 脫硫劑耗分析</p><p>　　礦等石灰石礦點供應，其規(guī)格為3～10mm石灰石子，通過1000t級駁船順長江運至電廠。石灰石粉制備系統(tǒng)按全廠一至四期全部機組消耗量設計，同時考慮對外售粉，采用干式球磨機制粉進而加水制漿方案，單套系統(tǒng)制粉能力36t/h，設置二套系統(tǒng)，一、二、三、四期煙氣脫硫工程共用。</p><p>　　系統(tǒng)SO2平均排出量為2548.7kg/h，HCl平均排出量為5

69、5.6kg/h，HF平均排出量為28.3kg/h（數據源于長期污染物排放統(tǒng)計分析）。運行監(jiān)測表明相應的石灰石耗量為4082kg/h，計算出實際Ca/S為1.025。</p><p><b>　　2.2電耗分析</b></p><p>　　FGD系統(tǒng)電耗主要包括五個部分：煙氣系統(tǒng)、SO2吸收系統(tǒng)、石膏處理系統(tǒng)、工藝水系統(tǒng)，除石膏處理系統(tǒng)、制粉系統(tǒng)為公用系統(tǒng)外，其它子系統(tǒng)

70、均完全屬于一期FGD系統(tǒng)。以鍋爐負荷50%、75%、100%時漿液循環(huán)泵分別開2、3、3臺為基準，太倉一期FGD系統(tǒng)具體運行電耗大致如下：</p><p>　　從表3可知，FGD系統(tǒng)運行電耗主要集中在煙氣系統(tǒng)、SO2吸收系統(tǒng)這兩個系統(tǒng)方面，其中煙氣系統(tǒng)、SO2吸收系統(tǒng)電耗分別占FGD系統(tǒng)總電耗的比例為42%~45%、34~39%，石膏處理系統(tǒng)、工藝水系統(tǒng)、制粉系統(tǒng)所占比例較小，分別占FGD系統(tǒng)總電耗的比例為3.8

71、%~5.8%、1.4%~1.9%、4.6%~6.0%，因此提高漿液循環(huán)泵的運行和使用效率、合理調節(jié)增壓風機運行方式對降低FGD系統(tǒng)總電耗至關重要。</p><p>　　運用OI2-WFGD系統(tǒng)技術的FGD系統(tǒng)的電耗從總體來看電耗較為理想，系統(tǒng)電耗與裝機容量關系密切。FGD系統(tǒng)在50%、75%、100%鍋爐滿負荷下的電耗為2115.5KW、2839.5KW、3224.5KW，分別占機組裝機容量比例為0.78%、1.

72、05%、1.19%，占機組實際發(fā)電量比例為1.56%、1.40%、1.19%。這表明FGD系統(tǒng)處理的煙氣流量越大，系統(tǒng)電耗占機組裝機容量及實際發(fā)電量比例越小。</p><p>　　表3 太倉一期FGD系統(tǒng)運行電耗分析</p><p>　　6.2.3 工藝水耗分析</p><p>　　FGD系統(tǒng)校核煤種、鍋爐滿負荷下的水平衡具體結果見表4及表5所示：</p>

73、;<p>　　大型燃煤電廠濕法石灰石/石膏煙氣脫硫工藝中，煙氣中SO2的脫除是通過煙氣與漿液的噴淋洗滌完成，因此，維持FGD正常運行要消耗大量的工藝水，工藝水除了3%~5%左右被石膏帶走、6%左右通過廢水的形式排出外，其余90%左右的水全部通過煙囪排入大氣。因此，FGD運行過程中需要不斷補充工藝水以維持系統(tǒng)的正常運行。</p><p>　　進入系統(tǒng)的工藝水包括吸收塔管道沖洗水、M/E沖洗水、石膏清洗

74、水、真空皮帶機清洗水，沖洗水耗量均由設備廠商提供。氧化空氣增濕水的量由熱平衡計算得出。濾坑補充水量通過輸出水量和其它進入系統(tǒng)的水相減得到（通過DCS記錄數據統(tǒng)計得，濾坑補給水用量為2240kg/h）。排出系統(tǒng)的水包括煙氣帶走的水蒸氣、石膏帶水、石膏結晶水、廢水及M/E出口煙氣帶走的液滴。煙氣帶走的水蒸氣由熱量平衡得出，石膏帶水和石膏結晶水根據石膏餅的含水量及1mol石膏帶2mol水計算得出，廢水量由煙氣中的氯離子決定，保證系統(tǒng)中漿液的氯

75、離子濃度小于20000ppm，M/E出口帶水量根據實際計算結果為基準。</p><p>　　表4 進入系統(tǒng)的工藝水種類及耗量表</p><p>　　表5 排出系統(tǒng)的工藝水種類及耗量表</p><p><b>　　6.3運行成本分析</b></p><p>　　鍋爐負荷對于FGD系統(tǒng)運行成本的影響不大，鍋爐負荷從50%

76、變動到100%，整個系統(tǒng)運行成本僅僅增加12%。經過大量統(tǒng)計分析發(fā)現：系統(tǒng)脫除每千克SO2成本與煤質因素、鍋爐負荷關系密切，含硫量、鍋爐負荷越高，脫除每千克SO2所需要的成本越低。例如煤質硫含量從0.64%上升至1.1%時，在50%鍋爐滿負荷下脫除每千克SO2成本從2.60元下降至1.51元，在100%下脫除每千克SO2成本從1.47元下降至0.95元（詳細指標見表6）。這表明，按現行0.6元/kgSO2的排污收費標準，目前大多數電廠建

77、設的煙氣脫硫工程是虧本運行的。</p><p>　　表6 太倉一期FGD系統(tǒng)主要技術經濟指標表（BMCR，校核煤質S=1.1）</p><p><b>　　總結</b></p><p><b>　　參考文獻</b></p><p>　　李青 潘焰平 宋淑娜 《火力發(fā)電廠節(jié)能減排手冊》中國電力出版社&

78、lt;/p><p>　　周菊華 《火電廠燃煤機組脫硫技術》中國電力出版社</p><p>　　王志軒，潘荔 我國火電廠煙氣脫硫現狀、問題和對策 中國電力增刊 </p><p>　　武文江 黃臺電廠330M機組石灰石-石膏濕法煙氣脫硫裝置運行分析及改進建議 中國電力增刊</p><p>　　曾庭華，馬斌，廖永進，董智明 濕法煙氣脫硫系統(tǒng)對發(fā)電機組運