山东临沂电厂135MW机组烟气脱硫改造工程
燃煤电厂烟气NID脱硫技术与工程应用
燃煤电厂烟气NID脱硫技术与工程应用目前，国内燃煤电厂锅炉烟气脱硫技术有了很大发展，新建机组配套脱硫和在役机组脱硫改造成为一种必然的发展趋势。
根据炉后烟气脱硫过程中工艺水的应用特点，将炉后烟气脱硫技术分为湿法、干法和半干法三大类。
其中，半干法脱硫是指在脱硫过程中有少量工艺水投入，但脱硫产物最终是以干态的形式出现。
特别是在役机组的脱硫改造，受已有条件限制，脱硫工艺和方案布置受到很大制约。
300MW以下机组改造选用半干法脱硫工艺的较多，半干法脱硫主要有脱硫除尘一体化脱硫工艺(NID)、烟气循环流化床法(CFB)等。
NID脱硫工艺以其独到的设计和相好的性能越来越受到重视和应用。
N1D脱硫工艺NID(Nove11ntegratedDesu1phurization)脱硫除尘一体化脱硫技术由A1STOM公司在20世纪90年代初从喷雾干燥法开发而成，用于燃煤、燃油电厂、工业锅炉、垃圾焚烧电厂的烟气脱硫及有害气体的处理。
1工艺原理及流程N1D是利用含有Cao的吸收剂或消石灰(氢氧化钙)与二氧化硫反应生成CaS03和Ca-S04o除尘器收集下来有一定碱性的粉尘与CaO混合增湿后再进入除尘器入口烟道和烟箱,反复循环。
NID 工艺特征是吸收剂的低湿度和高比例循环。
在吸收剂的大表面积和低湿度作用下，烟温快速下降，吸收剂水份快速蒸发。
由于水份蒸发时间很短，使得反应器容积减小。
N1D脱硫工艺可与除尘器组合为一体，构造简单，占地面积小，物料循环倍率可达30~50次以上。
正常情况下，脱硫率一般可达85以上。
2性能特点根据国家发展和改革委员会最新发布的《火力发电厂烟气脱硫设计技术规程D1/T5196-20**»中关于脱硫工艺选择的一般性原则的要求，***电厂#2机组已投产约25年，属于剩余寿命低于10年的老机组，本工程设计的燃煤含硫量Sar<2.0,且吸收剂来源和副产品处置均能充分落实，适宜优先采用半干法、干法或其他费用较低的成熟脱硫技术。
半干法脱硫技术方案(1)
3×75t锅炉烟气脱硫除尘工程总承包技术方案业主方：总包方：山东先进能源科技有限公司二○一八年三月目录1、技术规范 (2)1.1工程范围 (2)1.1.1设计范围： (2)1.1.2设计内容 (2)1.1.3设备制造及供货 (4)1.1.4设备及系统安装 (25)1.2设计基础资料 (26)1.2.1锅炉主要特性 (26)1.2.6厂址气象和地理条件 (28)1.2.7土建设计基础资料 (29)1.3工程方案 (30)1.3.1工艺设计 (30)1.3.2主要设计原则 (30)1.3.3方案设计 (31)1.4性能保证值 (34)1.5总包方提供的基本参数 (35)1.6设备清册（设备厂家供参考、设备选型以初设选型为准） (41)2业主人员培训 (48)2.1培训内容 (48)2.2培训方式 (48)2.3设计联络会 (49)3 监造、检验和性能验收试验 (51)2.1概述 (51)2.2工厂检验 (51)2.3设备监造 (52)1、技术规范1.1工程范围山东临沂电厂位于位于临沂市以南，距市区约3公里，在大菜园村以南，许家冲村以西地区，北距临沂火车站3公里，东距沂河5公里，位于临沂市规划区范围以内。
为改善电厂周围及临沂地区的大气环境，根据临沂发电厂二氧化硫治理规划和环保要求，临沂电厂将继续对剩余锅炉进行脱硫技改工作，本期工程将先行对5#、6#锅炉加装脱硫装置。
综合各方面情况考虑，临沂电厂机组设计含硫量为2.0%。
本工程为改造工程，采用循环流化床（干法）脱硫工艺，其装置在60%－100％BMCR工况下进行全烟气脱硫，脱硫效率不低于90％。
本工程包括脱硫除尘岛内系统正常运行、紧急情况处理及检修等所必需具备的工艺系统设计、设备选择、采购、运输及储存、制造及安装、土建建（构）筑物的设计、施工、调试、试验及检查、试运行、考核验收、消缺、培训和最终交付投产等方面的内容。
总包应对脱硫除尘岛的性能负全部责任。
电厂烟气湿法脱硫设计工时定额
说明1.1 原电力工业部电力规划设计总院1997年颁发的《电力设计生产工时定额》执行以来，由于电力工程新技术的广泛应用、设计深度、内容和手段上发生了很大的变化，增加了许多新的内容，为了指导设计单位的生产经营管理，特组织有关电力设计单位对原定额进行了修（新）编。
1.2 本次发电工程定额修（新）编的内容有：25MW、50MW供热机组部分；100MW凝汽机组部分；100MW供热机组部分；200MW凝汽机组部分；200MW供热机组部分；300MW凝汽机组部分；600MW凝汽机组部分；900MW凝汽机组部分；脱硫系统工程部分；空冷系统工程部分（直冷系统待出版）；核电工程部分（待出版）；燃气轮机组部分（待出版）。
1.2.1 本册定额适用于国产发电机组采用石灰石-石膏湿法脱硫技术部分。
1.3 设计工作要严格执行国家规定的基本建设程序，设计的内容深度应符合国家及行业的现行有关规定。
1.4 本定额是按一般独立担任分册设计人员的技术水平编制的。
1.5 设计中采用新技术、新设备、新工艺、新材料在定额外另行增加工日，当采用非标准设备设计和制作图时，按其工作量，另行增加工日。
1.6 本定额工日含初步设计、施工图设计及其工程设计管理，即：直接工日、辅助工日和备用工日。
直接工日是指设计专业组内生产人员用于计算、设计及制图、编写说明、校核及修改、互提资料、会签及联系配合等需用的全部工日。
辅助工日是指设计阶段正式开始前进行的准备工作、工程设计管理以及结束后资料整理归档需用的全部工日。
其工作内容包括：提勘测任务书、验收勘测成品、签订有关设备的技术协议、外委设计的协调配合、编写设计计划大纲等准备工作；工程设计质量检查、设计技术交底、解决施工中设计技术问题，参加试车考核和竣工验收等服务、设计回访、工程总结及专业资料整理归档等。
备用工日是为工程设计中一些不可预见的工作量而设置的。
1.7 凡国家计委、建设部计价格[2002]10号文《工程勘察设计收费标准》中未包括的项目本定额中不包括。
SNCR脱硝操作规程
某某盐化集团有限公司2X135MW机组超低排放项目烟气脱硝改造工程操作规程某某盐化集团有限公司2×135MW机组超低排放项目烟气脱硝改造工程SNCR脱硝运行操作规程北京利德衡环保工程有限公司2017年05月16日某某盐化集团有限公司2X135MW机组超低排放项目烟气脱硝改造工程目录一、前言 (1)二、工艺描述 (2)1工程概况 (2)2工艺简介 (2)三、SNCR脱硝运行巡检管理 (7)1管理内容 (7)2脱硝氨站的出入管理方法 (7)3日常运行规定 (8)4日常操作控制 (8)5氨水接卸规定 (10)6其它安全措施 (10)四、设备维护 (12)1氨水罐的维护 (12)2SNCR氨水和除盐水输送系统的维护 (12)3SNCR计量稀释模块及分配模块的维护 (12)4SNCR喷枪的维护 (12)5系统故障及异常情况处理 (13)五、安全操作规程 (15)一、前言本项目为脱硝改造项目，采用选择性非催化还原（SNCR）工艺。
本文件为公司2X135MW机组超低排放项目烟气脱硝改造工程的SNCR的调试方案。
由于时间紧迫、编者水平有限，难免存在不足之处，本调试方案将在调试和试生产过程中不断修改和完善，同时恳请广大专业人士在使用过程中提出宝贵意见，以使本规程日臻完善。
二、工艺描述1工程概况公司40万吨/年聚氯乙烯项目的配套工程，安装了2×135MW抽凝式汽轮发电机组，选用2×480t/h循环流化床锅炉，机组配套锅炉为无锡华光锅炉厂生产的480t/h自然循环单汽包循环流化床锅炉，型号为UG-480 / 13.7-M。
锅炉主要由炉膛、高温绝热分离器、自平衡“U”形回料阀和尾部对流烟道组成。
两台机组分别于2008年5月、2008年9月投产。
脱硫工艺采用炉内喷钙法进行脱硫，脱硫系统设计脱硫效率为85%—93%。
除尘工艺采用布袋除尘器处理，通过正压气力输送方式将飞灰送至灰库。
脱硝工艺为循环流化床低氮燃烧技术。
火力发电厂SCR脱硝流场模拟技术规范书
xxx煤电有限公司2×135MW热电机组烟气脱硝工程CFD数值模拟与物理模型试验优化设计技术协议买方：卖方：签订地点：签订日期：二〇一二年二月七日目录1总则 (1)2工程概况 (1)2.1工程概述 (1)2.2厂址概述 (2)2.3气象条件 (2)2.4交通运输条件 (2)3设计条件 (3)3.1尿素分析资料 (6)3.2标准和规范 (7)4设计要求 (8)5供货范围 (9)6供货时间进度 (11)7资料交付要求 (12)8技术服务与设计联络 (12)签字页 (14)1总则1.1本技术协议适用于xxx煤电有限公司2×135MW热电机组烟气脱硝工程，由买方负责提供基本的工程设计参数和结构布置，由卖方负责对买方所提供的烟道、反应器、喷氨格栅、静态混合器、导流板、整流器等部件的结构和布置进行优化。
1.2卖方通过CFD数值模拟及物理模型试验，对脱硝装置的结构及布置进行优化设计，以使顶层催化剂前的烟气参数分布（速度、温度、NH3/NOx摩尔比、射流角度）及系统阻力等满足性能保证指标，并最大限度减少烟道积灰。
1.3本技术协议所提出的是最低限度的技术要求，卖方应保证提供技术的先进性，卖方应具有本工程特点相类似的业绩。
1.4在合同签订之后，到卖方开始制造物理模型之日的这段时间内，买方有权提出因规范、标准和规程发生变化而产生的一些补充修改要求，卖方应遵守这个要求，具体款项内容由双方共同商定。
1.5本技术协议所使用的标准，如遇到与卖方所执行的标准不一致时，按较高的标准执行，但不应低于最新中国国家标准。
如卖方有除本技术协议以外的其他要求，应以书面形式提出，经双方讨论、确认后，载于本技术协议中。
1.6本技术协议经双方共同确认和签字后作为合同的技术附件，与合同正文具有同等效力。
1.7所有计量采用国际单位制，所有报告提供中文版本。
2工程概况2.1工程概述xxx煤电有限公司一期机组(#1、#2)装机容量为2×135MW。
燃煤电厂协同除尘技术应用及电除尘器改造技术
燃煤电厂协同除尘技术应用及电除尘器改造技术为适应燃煤电厂对烟尘排放的严格要求，需要对新建或原有锅炉的烟尘处理系统开展重新设计优化，并运用环保研究新技术，通过多个系统的共同作用，将净烟气烟尘排放浓度降到IOmg/m3以下。
对目前燃煤电厂有成功运用的烟气协同处理技术、对低低温省煤器的安装运用、电除尘的改造提效、增加湿法脱硫的除尘能力以及湿式除尘器的应用等方面开展分析，阐述各系统互相配合对烟尘开展协同处理，到达超低排放的目的。
近几年，环境保护约束愈加严格，对火力发电厂污染物排放限值到达世界最高标准，重点地区烟尘排放浓度执行20mg∕nι3限值。
部分地方标准更是高于国家标准，燃煤电厂正在开展“超低”、"近零''排放改造，就烟尘来说，单靠传统的电除尘技术已无法到达这样的要求。
为到达排放标准，对新建或现有锅炉设备的设计与改造,本着安全、经济、可靠的原则，优化组合脱硝、低低温省煤器、电除尘器、脱硫岛、湿式除尘器等系统的配置及选定方法，充分利用每个系统的特点，分担除尘功能，以求到达大系统协同控制的能力，如图1所示。
结果证明，可有效将烟尘质量浓度控制在5mg∕m3以下，日常运行在1~3mg∕m3之间。
1低低温电除尘技术分析研究说明，通过烟气冷却器或烟气换热系统降低电除尘入口烟气温度至酸露点以下（一般在90。
C左右），使烟气中大部分的S03在烟气冷却器中冷凝成硫酸雾并粘附在烟尘表面，使烟尘性质发生了较大变化，可大幅提升除尘效率，并同时能去除大部分的S03,同时解决了S03引起的酸腐蚀问题。
在锅炉空预器后设置低低温省煤器，使进入除尘器入口的烟气温度降低，能明显提高电除尘效率。
1.1低低温电除尘优点烟气温度的降低使烟尘比电阻下降。
低低温电除尘器将烟气温度降低到酸露点以下，由于烟气温度的降低，特别是由于S03的冷凝，可大幅度降低烟尘的比电阻（如图2）,消除反电晕现象，从而提高除尘效率。
除尘器性能测试说明：在增设换热装置后，烟尘排放从原约60mg∕m3下降到20mg∕πι3,除尘效率明显提高。
_39_(125)MW机组供热改造方案
135（125）MW机组供热改造方案王汝武（沈阳飞鸿达节能设备技术开发有限公司）135（125）MW机组是我国上世纪70年代生产的超高压再热式凝汽发电机组，很多大中型电厂都装有该机组。
随着我国装机容量的增加，大机组的增加，相比该机效率是偏低的，在额定工况下该机组的发电标煤耗为280g/kw.h，而600MW机组在额定工况下的发电标煤耗为251g/kw.h，600MW机组比135MW机组在发电量相同的情况下，可节能10%以上。
为了节约能源，135MW 机组面临着被关停的危险。
为了有效地利用这些资源，在可能的条件，应将该型机组改造成供热机组。
除了在中压缸到低压缸导管供生活用热外，将该型机改造成供工业用汽的方式大致有下面三种：1、是将机组通流部分改造，加装旋转隔板，改成可调节抽汽汽轮机，该改造方法适用性强，所有机组都可以用这种方法进行改造，但改造成本高，中压缸转子及汽缸都要重新制造。
2、是从高排及再热器热端抽汽，经减温减压器供汽，这种方法简单，但热效率低，因为减温减压造成了蒸汽可用能损失，比不供热机组效率提高很少。
3、利用压力匹配器高科技新产品，用高于供汽压力（例如1.0MPa）的抽汽（高排或再热器热端排汽）抽吸低于供汽压力抽汽（例3#、4#回热抽汽），混合后供工业用汽。
下面对第三方案作较为详细的介绍和经济分析。
1压力匹配器的原理和效率压力匹配器的基本原理和蒸汽喷射压缩器相同，是利用高压蒸汽作动力来提升低压蒸汽的压力，为了适应抽汽供热的需要，与汽轮机的调节汽门的喷咀调节相似，压力匹配器采用多喷咀结构，根据外供汽量的大小，调整喷咀开启的数量及开度大小，以保证在外供汽量变化时，压力匹配器保217在匹配器前工作流体的状态用A 点来确定：焓为i p ，压力为P p ；在匹配器前引射流体的状态用D 点来确定：焓为i H ，压力为p H ，在喷射系数u 给定的情况下，在匹配器出口压缩流体的焓ic 根据能量守恒定律来确定：uui i i H p c ++=1 （1）在无损失的理想匹配器中，在i-s 图上压缩流体的状态用直线AD 与i c =常数之直线的交点C ’来确定，这点的熵是s c ’。
683-火电厂烟气脱硫工程技术规范 氨法-附件三：
收集资料包括国内火电厂氨法烟气脱硫系统的运行、脱硫效率及脱硫系统出口污染物 排放状况，火电厂 SO2 排放情况，国内外相关的法律、标准、规范。
资料的收集采取现场调研与资料信函调研相结合的方式。 2.2.3 编制技术依据 2.2.3.1 国内火电厂氨法烟气脱硫技术状况
1
2）根据污染物排放的技术经济分析情况，合理确定火电厂氨法烟气脱硫系统的脱硫效 率、氨（回收）利用率等性能指标，着重考虑控制火电厂SO2排放总量，把控制大气污染作 为防治重点。
3）从中国的国情出发，既要考虑脱硫系统的经济实用性又要有一定的先进性，参考国 内外排放标准，严格按经济规律办事，从而使制定内容与国内目前技术及管理状况相适应， 使本技术标准规范切实可行。 2.2.2 编制方法
本工程技术规范为氨法烟气脱硫工程的设计、施工、验收、运行和维护等建立一个统 一的技术指导规范，有利于促进氨法烟气脱硫工程的推广与应用，有利于环境的可持续发 展。 2.4 标准制定的意义
氨法烟气脱硫的脱硫剂具有挥发性，且部分氨基脱硫剂如液氨、气氨属于危险品，所 以氨法烟气脱硫需要解决一些特殊的问题，如吸收剂的安全问题、氨逃逸的控制和副产物 质量等，这些问题是影响脱硫系统的安全、稳定、经济和环保性能的关键因素。也是关系 氨法烟气脱硫系统能否正常运行的核心问题。
2 标准制定必要性
2.1 标准制定的法律依据 2.1.1 国家环境保护法律、法规
《中华人民共和国环境保护法》、《大气污染防治法》等国家环境保护的法律、法规。 2.1.2 国家环境保护部文件
原国家环境保护总局环发［2002］26号文《燃煤二氧化硫排放污染防治技术政策》、 环发[2006] 41文《关于发布<国家环境保护标准制修订工作管理办法>的公告》等。 2.1.3 主要依据的国家及行业标准
热电厂120万Am3h烟气脱硫工程可行性研究报告
1总论1.1概述1.1.1项目名称、主办单位及法人项目名称：热电厂120万Am3/h烟气脱硫工程主办单位：法人代表：1.1.2可行性研究报告的编制依据、原则、范围1.1.2.1编制依据《火力发电厂可研报告内容深度规定烟气脱硫部分暂行规定》《燃煤二氧化硫排放污染防治技术政策》《火电厂大气污染物排放标准》GB13223-2003《污水综合排放标准》GB8978-1996《工业企业厂界噪声标准》GB12348-90《工业企业设计卫生标准》GB17055-1997《混凝土结构设计规范》和1993年局部修订GBJ10-89《钢结构设计规范》GBJ17-88《建筑地基基础设计规范》GBJ7-89《低压配电装置规范》GBJ54-83《工业及民用通用设备电力装置设计规范》GBJ55-831.1.2.2编制原则(1) 对股份有限公司太平洋热电公司燃煤锅炉烟气进行脱硫处理，使之达到国家制定的《火电厂大气污染物排放标准》。
(2) 根据确定的处理规模，结合近期实际废气量和未来增长预测，合理进行处理单元划分。
(3) 本装置引进美国孟山都公司动力波烟气脱硫技术（聚氯乙烯装置副产电石渣脱硫技术）和设备。
该法用电石渣浆作脱硫的吸收剂，用废渣治理废气，该技术成功解决了喷头的堵塞和设备管道的结垢难题。
(4) 严格贯彻国家对环保、消防、劳动安全等规范的要求，对项目排放的“三废”进行妥善处理，做到“三废”达标排放。
并做到“三同时”，使环保效益，生产效益和经济效益同步增长。
(5) 充分利用股份有限公司现有土地、公用工程、生产、辅助生产和生活设施，节省投资，加快建设进度。
1.1.2.3可行性研究报告的范围本可行性研究的范围包括：项目背景、工艺技术方案、原材料供应和项目主要设备、环境影响、劳动安全、工厂组织和定员、项目实施规划、投资估算、财务和经济评价及可行性研究的结论。
1.1.3项目背景1.1.3.1企业概况股份有限公司由集团有限责任公司（全国520家重点企业之一）控股，是省85家重点企业和9家技术创新试点企业之一，也是宜昌市委、市政府扶优壮强首家企业。
烟气脱硫系统节能优化措施
烟气脱硫系统节能优化措施1背景根据国家发展改革委、环境保护部等“关于印发《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014—2020年)》的通知”(发改能源[2014]2093号）中明确了燃煤电厂节能减排主要参考技术.其中，针对现役机组节能部分提出了脱硫系统运行优化，预计可以降低供电煤耗约0。
5g/kWh.本文主要对现有脱硫运行优化措施进行简单的描述.2节约设备运行电耗因为旋转设备较多，脱硫系统的厂用电率占整个机组运行电耗的1%以上,降低脱硫系统的运行电耗,可以有效的降低机组的运行费用。
在脱硫系统中,浆液循环泵的电机功率约在1000kW左右、氧化风机的电机功率约在600kW左右,石膏脱水系统中的真空泵的电机功率也超过200kW，均为高压电机（6kV或者10kV），想降低脱硫系统的运行成本，必须有效降低高压大电机的运行电耗。
2．1引增合一改造目前新建机组均不在单独设置增压风机。
处于安全及经济性考虑，有增压风机的在役机组大多进行了引增合一改造，改造增压风机后，针对600MW机组而言，可有效降低厂用电率0.05％以上。
2．2降低浆液循环泵的运行电耗(1)在现役机组进行脱硫系统改造时,有条件时可以通过对吸收塔的塔型进行优化，调整石灰石浆液的pH值、脱硫系统的钙硫比等数值，或者通过调整塔内的烟气流速参数，使浆液循环泵的运行功率达到最低值。
如果设置烟气换热器后，吸收塔入口的烟气温度会大大降低，烟气的体积流量也会随之降低。
在液气比等参数不变的情况下，浆液循环泵的流量可以相对应的减少，泵的耗电量可以随之降低.（2）合理的选取系统的设计阻力,使浆液循环泵的扬程降低，可以减少泵的耗电量.例如适当加大浆液循环管的管径，使系统的流速降低，一是可以在停泵时避免损坏滤网,同时又减少系统的水力损失.（3）根据机组的实际情况来调整泵的运行方式.受上网负荷及燃料来源的影响,大多机组的负荷率存有一定的波动范围，而且燃料的含硫量变化也较大.此时,可以根据实际情况，在保证SO2排放浓度的前提下,适当减少浆液循环泵的运行数量，达到降低脱硫系统电耗的目的。
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山东临沂电厂135MW机组烟气脱硫改造工程
摘要:介绍了循环流化床干法烟气脱硫技术在山东临沂电厂135MW机组的应用情况,对循环流化床干法烟气脱硫在运行时需要注意的问题提出了若干建议。
关键词:循环流化床,干法脱硫,运行,建议
山东临沂电厂135MW机组烟气脱硫改造工程采用AE&E公司循环流化床干法烟气脱硫技术(Turbosorp Dry FGD) ,该项目于2007年7月完成系统调试,脱硫效率达到90%以上,系统运行稳定、可靠。
1工艺原理及工艺流程
锅炉来的烟气经FGD入口挡板门从反应器底部进入,在反应器内与加入的熟石灰、再循环产物及水发生反应,除去烟气中的SO2 等酸性气体。
烟气中夹带的吸收剂和再循环产物,在通过反应器下部文丘里管时,受到气流的加速而悬浮起来,形成流化床,使得烟气和颗粒之间不断摩擦、碰撞,从而极大地强化了气固之间的传热、传质反应。
同时,为了达到最佳的反应温度,通过向反应器内喷水,使烟气冷却到70℃左右。
携带大量吸收剂和再循环产物的烟气从反应器顶部排出,进入静电除尘器,进行气固分离。
静电除尘器入口烟气含尘量高达1 000 g·m- 3 ,经过静电除尘器净化后烟气含尘量不超过50 mg·m- 3。
静电除尘器收集下来的灰中含有大量未反应的吸收剂,因此将大部分收集到的灰返回反应器进一步反应,一小部分灰作为脱硫副产品排至终产物储仓,再通过罐车外排。
经过静电除尘器净化后的烟气经增压风机和出口挡板门后排入烟囱。
工艺流程如图1所示。
各个子系统的详细描述见文献[1 ]。
脱硫副产品的主要成分为CaSO3 ·1 /2H2O、CaSO4 ·1 /2H2O、CaF2、CaCl2 及未反应的Ca (OH) 2和杂质等。
这些脱硫灰可以用于废矿井填埋、高速公路路基、吸声材料、水泥掺合料等。
由于流化床中气固间良好的传热、传质效果,烟气中的SO3 几乎被全部清除,加上排烟温度始终高于烟气露点温度20℃以上,因此排烟无需再加热,同时整个系统也无需采取任何防腐措施。
下列反应方程式是采用熟石灰为吸收剂时干法的基本反应过程。
Ca (OH) 2 + SO2 = CaSO3 ·1 /2H2O + 1 /2H2O
Ca (OH) 2 + SO3 = CaSO4 ·1 /2H2O + 1 /2H2O
Ca (OH) 2 +H2O + SO2 + 1 /2O2 = CaSO4 ·2H2O
CaSO3 ·1 /2H2O + 1 /2O2 = CaSO4 ·1 /2H2O
Ca (OH) 2 +CO2 = CaCO3 +H2O
Ca (OH) 2 + 2HCl = CaCl2 + 2H2O
Ca (OH) 2 + 2HF = CaF2 + 2H2O
反应温度控制在70～80℃,高于烟气饱和温度20～30℃。
2运行时应注意的问题
循环流化床干法烟气脱硫系统的关键在于流化床的建立和反应温度的控制。
流化床床压不稳会影响脱硫效率,甚至会发生“塌床”的情况;反应温度的控制直接影响脱硫效率,是循环流化床干法烟气脱硫中最关键的因素。
以下针对流化床床压和反应温度两方面,对运行时应该注意的问题提出几点建议。
2. 1烟气流速
由于反应器内颗粒浓度很高,烟气含尘量最高可达到1 000 g·m- 3 ,为了保证大量的颗粒不落至反应器底部,设计时将再循环产物回料口和吸收剂加入口均布置在反应器文丘里段的上部,烟气经过文丘里的流速为25～50 m / s,高速的烟气气流将反应器内的颗粒悬浮起来,形成流化床。
本项目反应器直筒段直径为8. 5 m,采用7个文丘里管,每个文丘里管的直径为1 m,根据净烟气流量改变对反应器底部落灰量影响的测试表明,该系统必须运行在烟气流量高于52万m3 ·h- 1的工况下(相当于72%负荷) 。
若锅炉负荷低于72% ,反应器内烟气流速无法满足颗粒悬浮要求,易产生“塌床”现象。
在系统设计时,考虑到锅炉可能会运行在70%负荷以下,因此在增压风机后设置了再循环烟道,将脱硫后的净烟气补充至反应器入口处,提高反应器内烟气流速。
根据再循环烟道挡板门开度改变对烟气流量影响的测试表明,当锅炉运行在60%负荷时,再循环烟道挡板门全开,净烟气流量能保证在52万m3 ·h- 1以上,系统能稳定运行,反应器底部落灰量少。
2. 2流化床床料压降
流化床床料压降太小,烟气和吸收剂颗粒接触不充分,则脱硫效率难以保证;而流化床床料压降太大,则易发生“塌床”的现象。
运行时将床料压降设定在600 Pa,由于气化斜槽回料量不稳,反应器内流化床床压会在500～800 Pa之间波动。
在这个范围内,本系统能稳定运行,脱硫效率达到90%以上。
为了避免发生“塌床”情况,在DCS里设定床压高于1 000 Pa自动停运工艺水系统,高于1 100 Pa自动停运产物再循环系统。
2. 3反应温度控制
AE&E循环流化床干法烟气脱硫系统采用的水喷枪是Lechler公司的单流体高压回流喷嘴,配备有两台高压水泵(40bar)和一个电动回流调节阀。
通过调节回流水量的大小,来控制喷入反应器的工艺水量,从而调节反应器内的反应温度。
由于反应器内的反应温度是通过装在反应器顶部的热电偶来反映,存在一定的滞后现象,因此在FGD系统启动时不能将回流调节阀设定在自动位置,必须手动逐步调小阀门开度,待反应器顶部温度降至70℃时,再将阀门调至自动,此时该阀门会自动调整开度将反应器顶部温度稳定在70℃。
3结语
随着国家环保法规的逐步健全,烟气脱硫技术已在我国得到了广泛应用。
干法烟气脱硫技术由于占地小、投资省、运行维护成本低等优势,得到了越来越多中小型机组的青睐。
系统的稳定、可靠是业主最为关心的问题,这一方面在于系统设计上,而很大一方面要靠运行经验的积累。
本文在山东临沂135MW机组运行实践的基础上,对循环流化床干法烟气脱硫系统运行提出了几点建议。
参考文献:
[ 1 ] 姚媛. AE&E湍流吸收工艺技术在火电厂的应用[ J ]. 山西电力, 2007, 6 (3) : 69 - 72.。