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《单塔双循环脱硫技术在300MW燃煤锅炉中的应用_王国强.pdf》由会员上传分享,免费在线阅读,更多相关内容在行业资料-天天文库。
1、第18卷第5期重庆电力高等专科学校学报2013年10月Vol.18No.5JournalofChongqingElectricPowerCollegeOct.2013单塔双循环脱硫技术在300MW燃煤锅炉中的应用12王国强,黄成群(1.广州恒运企业集团,广东广州510730;2.重庆电力高等专科学校,重庆400053)【摘要】介绍单塔双循环脱硫技术的工艺系统、工艺原理,并结合某300MW燃煤锅炉具体情况,对双循环回路pH值、浆液密度等重要参数
2、调整进行分析。结果表明,对SO2排放浓度要求非常严格或高含硫煤的项目,单塔双循环脱硫技术是适宜的选择。【关键词】双循环;pH值;浆液密度【中图分类号】X77【文献标识码】A【文章编号】1008-8032(2013)05-0051-04FGD脱硫率提升至98.7%以上,净烟气中SO2浓度1工程概况3≤50mg/Nm,满足了新的排放标准要求。某300MW燃煤电厂位于广州市经济技术开发区,2单塔双循环脱硫工艺2007年投入商业发电。该机组配置DG1025/18.2-Ⅱ4型锅炉,最大连续蒸发量为1075t/h,设计煤种含硫量单塔双循环湿式石灰
3、石-石膏法烟气脱硫工艺(收到基)为1.5%。在设计煤种、额定负荷时,烟气脱系统包括:烟气系统、吸收塔、石灰石浆液制备系统、3硫(简称FGD)入口烟气量为1030662Nm/h(标准状石膏脱水系统、工艺水系统、废水处理系统等。与其3态、干烟气、含O26%),SO2浓度为3846mg/Nm,采用他湿式石灰石-石膏法烟气脱硫工艺相比较,除吸收回流式循环流化床烟气脱硫技术,设计脱硫率不低于塔有明显区别外,其他系统基本相同。然而吸收塔395%,SO2排放浓度为192.3mg/Nm,达到《火电厂大是脱硫装置的核心系统,本文重点研究吸收塔。气污染物
4、排放标准》(GB13223-2003)要求的排放限值双循环吸收塔如图1所示,烟气进入吸收塔,首3400mg/Nm。先与下循环喷淋管喷出的浆液逆向接触,经冷却、洗2011年,国家环境保护部发布新的《火电厂大涤、脱除部分SO2后,通过碗状集液斗的导流叶片进[1]气污染物排放标准》(GB13223-2011),进一步提高入上吸收区,烟气在这里与上循环喷淋的浆液进了火电企业SO2、烟尘的排放标准,要求自2014年7一步作用,SO2几乎被完全除去。脱硫后的清洁烟月1日起,现有燃煤锅炉SO2排放限值为200mg/气经除雾器除去雾滴后,由吸收塔上侧
5、引出,排入烟3Nm,重点地区的燃煤锅炉SO2排放限值为50mg/囱。烟气中SO2的脱除分两级完成,集液斗(收集3Nm。根据环境保护部《关于执行大气污染物特别碗)将脱硫区分隔为上、下循环回路。下循环回路排放限值的公告》,该燃煤电厂被列入执行大气污由浆液池、下循环泵、喷淋管等组成;上循环回路由染物特别排放限值的重点地区,原有的脱硫装置将集液斗、吸收区加料槽(Absorberfeedtank,简称不能满足新的排放标准要求。AFT)、上循环泵、喷淋管等组成。经综合研究,该电厂采用了单塔双循环湿式石集液斗结构如图2所示。由于设计了导流板,灰石-
6、石膏法烟气脱硫技术(以下简称单塔双循环脱使得塔内气体经集液斗整流后,气流分布均匀,气液硫技术)和一炉一塔方式进行改造,在设计煤种、锅接触良好,减少了单循环中常遇到的死角,提高了塔[2]炉最大工况和100%烟气处理量的相同条件下,内的空间利用率。收稿日期:2013-09-18作者简介:王国强(1975-),助理工程师,研究方向为电厂生产技术管理。52重庆电力高等专科学校学报第18卷图1单塔双循环吸收塔示意图2集液斗结构氧化装置(如图3所示)采用搅拌器和空气喷枪组合式装置。氧化空气喷射到下回路浆液池中专门设计的搅拌器前方,气泡因桨叶作用而
7、流化,分布到整个下回路浆液池中,以达到最佳氧化效果。搅图3氧化装置拌器为侧进式安装,布置搅拌器的最主要作用是使3液位深度为19.8m,浆池容积1122m。浆液中的固体颗粒保持悬浮状态,防止固体颗粒沉[3]整个脱硫过程发生的主要化学反应如下。淀结垢。+-该燃煤电厂按每炉配置一座吸收塔和一座AFT①SO2被吸收:SO2+H2O→H+HSO3→+2-设计,喷淋层按2+3设置,即下循环设置2个喷淋2H+SO3-2-层,上循环设置3个喷淋层。浆液循环泵按单元制(当pH=7.00时,溶液中HSO3和SO3的百分2-设置,每台循环泵对应一层喷嘴,循
8、环泵A、B、C、D、率几乎相等,随pH值降低,SO3百分率逐渐减小,--E分别对应1至5喷淋层。吸收塔浆液池直径为HSO3百分率增大,当pH<5时,只存在HSO3。)13.1m,设计液位高度为7.5m,浆液池容积为②石灰
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