电站燃煤锅炉烟气脱硫技术调研

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1、电站燃煤锅炉烟气脱硫技术调研报告×××电力科学研究院26/26目录1工程概述32法律的要求43国家污染物排放标准的要求44脱硫反应原理45工艺系统简介66仪表和DCS控制系统简介127电气系统简介128设备布置139系统主要性能指标1410主要设备1511调整试验标准1612调试所需文件1713调试内容1914化验监督2015性能试验2216调试设备及材料准备2317安全措施2418结语2419附件12626/261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

2、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

3、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

4、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

5、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。26/26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

6、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

7、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

8、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→H2SO3H2SO3⇋H＋＋HSO3－26/26烟气入口氧化空气中和区浆液池吸收反应氧化反应HSO3－＋1/2O2→HSO4－HSO4－⇋H＋＋SO42－SO2＋H2O→H2SO3H2SO3⇋H＋＋H