电站燃煤锅炉烟气脱硫技术调研报告.docx
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电站燃煤锅炉烟气脱硫技术调研报告
电站燃煤锅炉烟气脱硫技术
调研报告
×××电力科学研究院
目录
1工程概述3
2法律的要求4
3国家污染物排放标准的要求4
4脱硫反应原理4
5工艺系统简介6
6仪表和DCS控制系统简介12
7电气系统简介12
8设备布置13
9系统主要性能指标14
10主要设备15
11调整试验标准16
12调试所需文件17
13调试内容19
14化验监督20
15性能试验22
16调试设备及材料准备23
17安全措施24
18结语24
19附件126
1工程概述
近年来，随着我国经济的快速发展，作为主要电源供应的燃煤发电机组逐年增加，与燃煤有关的区域性和全球性的环境问题越来越突出。
燃煤火力发电厂排放的对人类生存环境构成直接危害的主要污染物有粉尘、二氧化硫、氧化物及二氧化碳。
我国火电厂动力用煤的特点是高灰分、高硫分的比例较大，而且几乎不经任何洗选等预处理过程。
同时，火力发电厂硫氧化物排放的总量大而且集中。
因此，火力发电厂硫氧化物排放的控制工作倍受重视。
烟气脱硫是降低电站锅炉SO2排放量的比较有效的技术手段，通过烟气脱硫技术控制硫化物的排放是目前世界上应用最广泛的一种控制SO2排放的技术。
而且，烟气脱硫装置布置在锅炉尾部，对现有锅炉系统没有显著的影响，即可以用于新装机组，也可以用于现有机组的加装。
为此，烟气脱硫装置的采用和脱硫技术的发展非常迅速。
本报告针对江西贵溪电厂2×300机组烟气脱硫工程调研学习而编制的，多经总公司此次调研内共有四人参加，为期一周，参加了脱硫岛的单体、分系统的部分试运工作。
因电网没有负荷，＃6机组未启动，所以＃6机组脱硫岛未进行整套试运行工作。
江西贵溪电厂位于贵溪市城东，信江北岸，距城区老街2公里。
贵溪市交通发达，浙赣铁路、皖赣铁路、鹰厦铁路在此交汇，贯穿全境。
贵溪电厂位居信江旁，信江流域属丘陵山地多雨区，气候温湿，四季分明。
贵溪电厂原装机容量为4×125MW机组，已于1987年全部建成投产。
现扩建两台装机容量为2×300MW机组，并配套烟气脱硫装置（脱硫岛）。
该烟气脱硫工程采用EPC总承包方式建造，由中电投远达环保工程有限公司负责。
该烟气脱硫装置（脱硫岛）为引进日本三菱液柱塔工艺，采用石灰石——石膏湿法脱硫技术，系统按一炉一塔配置，处理烟气量为1136015Nm3/h，脱硫效率不小于95.2％。
贵溪电厂2×300MW机组扩建工程由中电投远达环保工程有限公司总承包，主要负责设备供货、调试工作；由东华工程科技股份有限公司负责工艺系统、热工控制系统的设计；由江西水电工程有限公司负责土建安装；由江苏华能建设公司负责设备安装；由湖南电力有限公司负责工程的监理工作。
本工程脱硫岛主要有以下系统构成：
工艺系统、仪表与控制系统、电气系统、土建部分、其他部分。
脱硫岛的整套试运工作是在机组整套试运工作结束后，进行168小时试运行,无异常移交试生产,保质期一年。
2法律的要求
1995年修订的《中华人民共和国大气污染防治法》提出：
“在酸雨控制区和二氧化硫污染控制区内排放二氧化硫的火电厂和其它大中型企业，属于新建项目不能采用低硫煤的，必须建设配套脱硫、除尘装置或者采取其它控制二氧化硫排放、除尘的措施，属于已建企业不用低硫煤的应当采用控制二氧化硫排放、除尘措施，国家鼓励企业采用先进的脱硫、除尘技术。
”
3国家污染物排放标准的要求
《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223—1996），根据不同时段对火电厂二氧化硫提出不同的控制要求。
对1997年1月1日起环境影响报告待审查批准的新、扩、改建火电厂（第三时段），在实行全厂排放总量控制的基础上，增加了烟囱二氧化硫排放浓度限制，并与“两控区”和煤的含硫量挂钩。
煤的含硫量大于10%的，最高允许排放浓度为1200mg/m3N，小于或等于1%的，2100mg/m3N，即要求位于“两控区”的电厂当燃煤的含硫量大于1%必须脱硫，否则无法达标排放。
对于煤的含硫量在1%时以下的电厂，要根据电厂的允许排放总量和区域控制总量及当地地环境质量的要求，通过环境影响评价后确定是否脱硫。
4脱硫反应原理
当吸收液通过喷嘴雾化喷入烟气时，吸收液分散成细小的液滴并覆盖吸收塔的整个断面。
这些液滴在与烟气逆流接触时SO2被吸收。
这样，SO2在吸收区被吸收，吸收剂的氧化和中和反应在吸收塔底部的储液区完成并最终形成石膏。
为了维持吸收剂恒定的pH值并减少石灰石耗量，吸收塔内的吸收剂被搅拌机、氧化空气和吸收塔循环泵不停地搅动。
化学过程
强制氧化系统的化学过程描述如下：
（1）吸收反应
烟气与喷嘴喷出的循环浆液在吸收塔内有效接触,循环浆液吸收掉大部分SO2，反应如下：
SO2＋H2O→H2SO3
H2SO3⇋H＋＋HSO3－
烟气出口
脱硫反应原理图
（2）氧化反应
一部分HSO3－在吸收塔喷淋区被烟气中的氧所氧化，其它的HSO3－在反应池中被氧化空气完全氧化，反应如下：
HSO3－＋1/2O2→HSO4－
HSO4－⇋H＋＋SO42－
（3）中和反应
反应物浆液被引入吸收塔内中和氢离子，使吸收液保持一定的pH值。
中和后的浆液在吸收塔内再循环。
中和反应如下：
Ca2＋＋CO32－＋2H＋＋SO42－＋H2O→CaSO4·2H2O＋CO2↑
2H＋＋CO32－→H2O＋CO2↑
（4）其他
烟气中大部分杂质如Cl，F和灰尘都被循环浆液洗掉了。
一部分含有石膏、尘和杂质的循环浆液被抽出输送到石膏脱水系统。
5工艺系统简介
本工程工艺系统由烟气系统（脱硫增压风机和GGH）、SO2吸收系统、氧化空气系统、石灰石输送系统、石灰石浆液制备系统、石膏脱水系统、排空及浆液抛弃系统、工艺水系统、仪用空气系统。
5.1烟气系统
本工程配置有一套烟风系统，烟气由锅炉引风机公用砼烟道引入，经一台静叶可调轴流式增压风机升压后进入烟气－烟气换热器降温，然后再进入吸收塔。
在顺逆吸收塔内洗涤净化后，经两级除雾器，又进入烟气－烟气换热器升温至800C以上，再由接入主体发电工程的砼烟道进入240M烟囱排出。
（如图1所示）
在脱硫的进、出烟道上设置有进、出口双百叶烟气挡板。
在主体发电工程烟道上还设置有气动双百叶旁路档板，其目的是锅炉启动、FGD装置故障、检修停运时，烟气能不经FGD装置，从开启的旁路挡板经烟囱排放，以确保主组系统的正常运行。
在旁路挡板、进、出口烟道挡板处还分别设置有一套密封空气系统，该密封空气由两台密封风机供给。
不管FGD运行或停运，始终有一台密封风机运行，另一台作备用。
由于密封风机的介质是空气，当空气湿度较大时，易造成挡板积灰，所以在密封风机出口配置有一套电加热系统。
为了防止FGD装置停运后吸收塔内超压，在吸收塔出口还设置有排烟档板，
5.2SO2吸收系统
SO2吸收系统由吸收塔、氧化系统、除雾器、浆液循环系统组成。
吸收塔为液柱式吸收塔。
原烟气经增压风机直接进入吸收塔内，在塔内与吸收剂（石灰石浆液）接触并进行吸收反应，反应物在吸收塔反应池内与鼓入的空气进行强制氧化，生存脱硫副产品石膏（CaSO4.2H2O）。
脱掉二氧化硫的净烟气通过装在逆流塔上部的除雾器，除去烟气中悬浮的水雾。
（如图2）
吸收塔浆液循环系统由4台再循环泵（3台运行，1台备用）、浆液母管和液柱喷嘴组成。
浆液从喷嘴喷出后与下、上行的烟气接触，使烟气中的SO2、SO3、HCL等酸性物质吸收反应。
（如图3）
该系统还设置有两台氧化风机（一台运，一台备），其目的是为了使吸收塔氧化池内的CaSO3不断氧化为CaSO4。
5.3石灰石输送系统
石灰石输送系统由卸料斗、振动箅子、振动给料机、斗式提升机、埋刮板输送机、石灰石仓组成。
（如图4）
经预破碎的石灰石（≤20mm）由卡车运到石灰石卸料斗后经振动箅子、振动给料机和斗式提升机送到石灰石筒仓，然后从筒仓底部通过称重皮带给料机送到湿式球磨机。
石灰石贮量满足二台锅炉燃用设计煤BMCR工况时二套脱硫装置至少4天的石灰石用量。
在石灰石卸料口处设置有布袋式除尘器。
用于去除石灰石卸料间、输送设备产生的灰尘。
5.4石灰石浆液制备系统
本期脱硫装置配置了两套湿式球磨机，出力为8.5t/h。
（如图5）
将石灰石仓中的石灰石，通过称重皮带给料机进入湿式球磨机内与滤液水混合制成石灰石浆液。
通过石灰石浆液溢流箱泵输送到水力旋流器经分离后，大尺寸物料再循环，合格的溢流物料存贮于石灰石浆液箱中,然后经石灰石浆液泵送至吸收塔。
石灰石浆液磨制成90%通过325目（44μm）的石灰石浆液，其浓度为30%。
石灰石浆液由两台石灰石浆液泵（一运一备）供给吸收塔。
5.5石膏浆液脱水系统
本期装置的石膏浆液脱水系统为两级脱水。
一级为水力旋流器脱水；二级为真空皮带脱水机脱水，出力可为14.27t/h。
石膏浆液通过石膏排出泵（一运一备）送入至石膏水力旋流站浓缩，浓缩后的石膏浆液经石膏缓冲箱，进入真空皮带脱水机，石膏浆液经皮带脱水处理后石膏表面含水率不大于10%，并由石膏皮带输送机送入石膏储存间存放待运，进行供综合利用。
石膏旋流站出来的溢流浆液返回吸收塔使用。
为控制脱硫石膏中Cl－等成份的含量，确保石膏品质，在石膏脱水过程中用水对石膏及滤布进行冲洗，石膏滤布冲洗水收集在滤液池内，然后用泵送到石灰石制浆系统或返回吸收塔。
真空罐的滤液水被收集在废水池内，通过泵送到主机＃4炉灰沟内排放。
5.6工艺水系统
脱硫岛用水由电厂工艺水系统引入至工艺水池，脱硫岛的用水共分为两路，一路是工艺水，另一路是除雾器冲洗水。
工艺水主要用于吸收塔补水、真空泵密封水、氧化空气管道冲洗、吸收塔循环泵冲洗、石膏浆液泵的冲洗、石灰石浆液箱泵冲洗、球磨机浆液泵冲洗、PH计冲洗及真空皮带脱水机系统用水等。
（如图6）
除雾器的冲洗水泵主要用于除雾器的冲洗。
还用于氧化风机、增压风机冷却、球磨机油站冷却水及密封水等。
5.7压缩空气系统
全厂脱硫岛设置有公用压缩空气系统。
压缩空气用量按两台脱硫装置提供，压力为0.6～0.8MPa。
脱硫岛内按需要共设置有两个储气罐，仪用稳压罐和杂用储气罐。
仪用空气罐主要用于真空皮带脱水机、FGD旁路烟道档板门、仪表吹扫等使用。
杂用空气罐主要用于RGGH吹扫、石灰石制浆楼、石膏楼、吸收塔区平台吹扫等。
贮气罐的供气能力能够满足当全部空气压缩机停运时，依靠贮气罐的贮备，能维持整个脱硫控制设备继续工作不小于5分钟的耗气量。
贮气罐工作压力按0.8MPa考虑。
5.8排放和事故浆液系统
事故浆液和排放系统由吸收塔集水池、石灰石制备区集水池、事故浆液罐、滤液池及废水池组成。
主要用于收集、输送或贮存吸收塔区域故障、检验、取样、冲洗、渗漏而产生的液体。
FGD岛内设置有一个两台炉公用的事故浆液罐，其容量能够满足单个吸收塔检修排空时和其他浆液排空的要求，主要用于贮吸收塔重新启动时的石膏晶种。
（如图7）
FGD装置的浆液管道和浆液泵，在停运时应进行冲洗，其冲洗水就近收集在各个区域设置的集水坑内，然后用泵送至事故浆液罐或吸收塔浆池。
6仪表和DCS控制系统简介
＃5、＃6FGD装置配置有一套完整的DCS系统，采用美国MAXDNA分散控制系统来完成数据采集、监视、操作、报警、记录、联锁、调节等控制功能。
控制室内配置有5个操作台（4个操作员站，1个工业电视操作站）；4个打印机台（4个FGD_OS打印机台）；在工程师室布置有：
1个工程师站，1个打印机台。
并布置有火灾报警控制盘及工业监视器等设备。
在电子设备间布置有DCS柜14个（1个电源分配柜、10个控制机柜、3个继电器柜）、1个仪表电源柜。
电动阀门配电柜放置在电控楼一楼，热控配电室内。
仪表、电气共用一套控制装置，采用DCS来完成。
I/O信号采用硬接线方式直接进入DCS系统，实现整个控制系统在DCS操作站上控制与监控的功能。
FGD的所有相关的数据采集、闭环回路控制、联锁保护、逻辑顺序控制均由DCS系统来完成。
FGD装置的控制范围主要包括：
烟气系统、SO2吸收系统、石灰石浆液制备系统、石膏脱水系统等。
7电气系统简介
脱硫岛设6kV脱硫A段、脱硫B段（每台炉设一段）。
6kV各段脱硫工作电源、备用电源分别取自主厂房6kV工作VA段、B段。
每台炉脱硫6kV工作段的工作电源和备用电源互为闭锁。
每个脱硫段的负荷容量不超过6000kA。
6kV脱硫单元负荷和公用负荷分别接于脱硫A、B段。
6kV系统为中性点中阻接地系统。
6kV每段有一个备用回路。
6kV开关柜柜内设备选用真空断路器和F-C混装方案。
其中800kW及以下容量的电动机及1250kA以下的低压干式变采用F-C回路。
380/220V系统采用PC（动力中心）、MCC（电动机控制中心）两级供电方式。
75kW及以上的电动机回路、所有MCC电源回路、100kW及以上的馈线回路及I类电动机由PC供电，其余负荷由就近的MCC供电。
低压PC采用单母线分段接线，设380/220V脱硫A、B段，由两台低压干式变低压侧供电。
380/220V脱硫A、B段之间设联络开关，正常时联络开关打开，当某一段进线电源故障时跳开该段进线开关，联络开关自动闭合。
两台低压干式变分接于6kV两个脱硫段上。
脱硫380V单元负荷分别接于脱硫A、B段。
公用负荷接于MCC段。
工作电源和备用电源分别取自380V脱硫A、B段，工作电源和备用电源自动切换。
380/220V系统为中性点直接接地系统。
75kW及以上的电动机回路、接于PC上的馈线回路采用智能框架式断路器，75kW以下的电动机回路、MCC上的馈线回路采用塑壳断路器（带电机保护）。
低压系统有不少于20%的备用配电回路。
为确保脱硫岛失电后设备和停机的安全，该系统设置专门的380/220V事故保安电源，事故保安电源可供两炉脱硫岛公用。
事故保安A段供#5炉脱硫保安负荷，事故保安B段供#6炉脱硫保安负荷。
保安A、B段正常由脱硫PC的A、B段供电，当全厂失电后起动本机组的柴油发电机供电。
本岛直流系统为2台炉脱硫岛公用，供脱硫岛内电气控制、信号、继电保护、6kV及380V断路器合闸等负荷。
直流系统采用单母线接线，电压等级采用220V。
直流系统包括1组铅酸阀控免维护蓄电池，2套高频开关充电器及直流馈线屏。
直流系统保证在全厂停电后继续维持其所有负荷在额定电压下继续运行不小于60分钟。
直流馈线屏备用馈线回路不少于30%。
直流系统和UPS装置合用蓄电池，UPS装置不单独设蓄电池。
UPS为2台炉脱硫岛公用，供脱硫岛DCS及其它一些重要负荷用。
UPS在全厂停电后继续维持其所有负荷在额定电压下继续运行不小于60分钟。
UPS正常运行时负荷率不大于60%。
UPS备用馈线回路不少于30%。
8设备布置
根据厂区总平面布置的规划，两台机组的脱硫装置布置在锅炉烟囱后部约84米×130米范围内，采用室内与露天布置相结合的方式。
两台机组的脱硫装置以烟囱为中心对称布置，公用系统除外。
增压风机紧挨锅炉尾部总烟道布置；脱硫装置进出口和旁路烟道上设有挡板门；浆液循环泵、石膏浆泵紧凑布置在吸收塔周围。
GGH靠近吸收塔布置。
两个吸收塔的氧化风机、浆液循环泵室外布置。
9系统主要性能指标
序号
项目
单位
100%
35%
1
脱硫系统烟气量
标态，湿基，实际O2
标态，干基，实际O2
m3/h
m3/h
1136015
1058743
397.6
370.6
2
净烟气SO2浓度（标态、干基,6%O2）
mg/Nm3
106
3
净烟气粉尘浓度（标态、干基,6%O2）
mg/Nm3
≤50mg/Nm3
4
净烟气HF浓度（标态、干基,6%O2）
m3N/h
＜5
5
净烟气HCl浓度（标态、干基,6%O2）:
m3N/h
＜10
6
出口烟气温度
℃
≥80
7
负荷范围
%
35－100
8
脱硫率
%
95.0
9
石膏品质
石膏纯度
含水率
CaSO3·1/2H2O
MgO（水溶性）
Na2O（水溶性）
Cl-
PH
wt%
%
wt%
wt%
wt%
wt%
90
≤10
≤0.35
≤0.1
≤0.02
≤0.1
5－7
10
出口烟气最小液滴尺寸〔采用冲击测量法〕
μm
20
11
石灰石消耗量
t/h
7.5
12
工艺水消耗量
t/h
85
13
FGD系统最大压力损失：
Pa
3660
14
电耗：
（所有连续运行工作的轴功率）
kW
≤7830
15
压缩空气
m3/h
828
10主要设备
序号
设备名称
位号
数量
1
吸收塔本体
01/02HTD10BB001
2座
2
氧化风机
01/02HTG10AN001/002
每炉2台
3
吸收塔氧化池搅拌器
01/02HTD10AM001/002/003
每炉3台
4
除露器
01/02HTD10AT001
每炉2级
5
吸收塔再循环泵
01/02HTF10AP001/002/003/004
每炉4台
6
吸收塔排浆泵
01/02HTL10AP001/002
每炉2台（1运1备）
7
石灰石浆液箱
12HTK70BB001
1个
8
石灰石浆液泵
12HTK70AP001002
2台（1运1备）
9
石膏浆液旋流器
01HTLAT001
1个
10
石膏浆液缓冲箱
01HTLBB001
1个
11
皮带脱水机
12HTM10AT001
1台
12
真空泵
12HTM10AP001
1个
13
石膏转运皮带机
01HTN10AF001
1套
14
滤液池
12HTM80BB021
1个
15
滤液池泵
12HTM80AP011/012
2台
16
废水池
12HTM80BB011
1个
17
废水池泵
12HTM80AP001/002
2台
18
工艺水池
12HTQ10BB001
1个
19
工艺水泵
12HTQ10AP001/002
2台
20
除雾器冲洗水泵
12HTQ80AP001/002
2台
21
仪用空压机
12HTW20AN001/002
2台
22
杂用空压机
12HTW10AN001/002
2台
23
事故浆液箱
12HTQ20BB001
1个
24
事故浆液泵
12HTQ20AP001002
2台
25
石灰石振动蓖子
12HTJ10AF002
1个
26
石灰石卸料斗
12HTJ10BB001
1个
27
石灰石振动给料机
12HTJ10AF001
1个
28
石灰石斗式提升机
12HTJ10AF011
1个
29
埋刮板输送机
12HTJ10AF021
1台
30
石灰石仓
12HTJ10AE001
1座
31
石灰石称重皮带机
12HTK10AF001/002
2台
32
湿式球么机
12HTK40AT001/002
2套
33
球么机溢流箱
12HTK40BB001/002
2个
34
球么机溢流箱泵
12HTK40AP001/002/003/004
4台
35
石灰石旋流器
12HTK40AT001/002
2个
36
吸收塔区集水坑
12HTQ10BB001
1个
37
吸收塔区集水坑泵
12HTQ10AP001/002
2台
38
吸收塔区集水坑搅拌器
12HTQ10AM001
1台
39
石灰石制浆备区集水坑
12HTQ30BB001
1个
40
石灰石制浆备区集水坑泵
12HTQ30AP001
1台
41
石灰石制浆区集水池搅拌器
12HTQ30AM001
1个
42
增压风机
01/02HTC10AN001
2台
43
烟气换热器（GGH）
01/02HUD10AC001
2座
44
烟道挡板密封风机
01/02HTT10AN001/002
4台（一运一备）
45
烟道旁路挡板
01/02HTA01AA001/002
每炉各2块
46
FGD入口挡板
01/02HTA10AA201
每炉各1块
47
FGD出口挡板
01/02HTA10AA202
每炉各1块
11调整试验标准
脱硫岛调整试验主要依据以下规范、标准
11.1电建［1996］159号《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》
11.2建质［1996］40号《火电工程启动调试工作规定》
11.3《火电工程厂用电受电前质量监督检查大纲》
11.4《火电工程整套启动试运前/后质量监督检查典型大纲》
11.5《电力建设工程质量监督规定》
11.6《火电基本建设工程启动及竣工验收规程》
11.7电力部建质［1996］111号《火电工程调整试运质量检验及评定标准》
11.8《火电机组达标投产考核标准》
11.9DL/T5047-95,《电力建设施工及验收技术规范--锅炉机组篇》
11.10《热工仪表及控制装置检修运行规程》
11.11《火电工程启动调试工作规定》
11.12《火力发电厂热工仪表及控制装置技术监督规定》
11.13《火电机组热工自动投入率统计办法》
11.14《电力工业锅炉监察规程》
11.15《防止电力生产重大事故的二十五项重大要求》
11.16《电力设备交接和预防性试验规程》
11.17DL5009.1-2002《电力建设安全工作规程》（火力发电厂部分）
11.18《烟气脱硫工程合同》
11.19《火电厂大气污染物排放标准》（GB——13223-2003）
11.20《烟气脱硫机组的性能试验规程》（ASMEPTC40-1991）
11.21《烟气净化设备考核验收试验导则》（VGB—R123C/-2.6）
11.22总包商与安装、设备和其它分包商签订的合同及技术标准、相关资料
12调试所需文件
12.1调试方案
FGD装置调试大纲
设备单体调试方案，主要有：
增压风机及其辅助设备调试方案
GGH及其辅助设备调试方案
循环泵调试方案
球磨机及其辅助设备调试方案
真空皮带脱水机及其辅助设备调试方案
氧化风机调试方案
石灰石输送设备调试方案
电气设备调试方案
分系统调试方案：
工艺水系统、仪用空气系统调整试运方案
SO2吸收系统调整试运方案（重要方案）
烟气系统调整试运方案（重要方案）
石灰石供给及制备整体调试方案
石膏浆脱水系统调整试运方案
整套启动试运方案（重要方案）
12.2各种表格验收签证卡
设备验收签证卡（施工单位填写）
分部试运后系统工程调试验收签证卡（包括工艺、DCS功能检查清单、DCS系统、电气系统验收签证卡等）
168小时稳定运行后验收签证卡及文件
12.3移交文件
FGD装置电气带电启动调试报告；
DCS启动调试报告；
工艺水系统启动调试报告；
仪用空气系统启动调试报告；
SO2吸收系统启动调试报告；
烟气系统调试报告；
石灰石供给及制备调试报告；
石膏浆脱水调试报告；
整套调试总结报告；
FGD装置报警保护定值表；
功能组组态图；
保护投入率表；
自动投入率表；
168小时稳定试运行期间脱硫负荷表。
13调试内容
13.1
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