电厂2115MW机组除尘改造工程技术方案资料讲解Word文档下载推荐.docx
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湿基，实际氧
FGD入口烟气温度
℃
130
正常值
FGD入口烟气压力
Pa
-2300
BMCR工况
锅炉BMCR工况烟气中污染物成分（标准状态，干基，6%O2）
单位
mg/Nm3
SO3
Cl（HCl）
F（HF）
烟尘（引风机出口）
≤80
本次改造后除尘效率
%
62.5%
FGD出口粉尘含量
≤30
注：
本次设计以引风机出口烟气量为设计基准，吸收塔空塔流速按3.15m/s考虑。
3）工艺水
工艺水：
氯离子暂按100mg/L考虑，硫酸根离子暂按30mg/L考虑，溶解性总固体暂按100mg/L考虑。
1.2标准和规范
符合中国国家最新标准（GB系列）及部颁标准、及大气污染物排放地标、DL规程规定；
2.除尘改造方案描述
2.1总体说明
为达到烟尘的超净排放，本工程需要对吸收塔系统进行改造，具体见下。
2.2吸收塔系统改造说明
改造前：
SO2吸收系统主要用于部分脱除烟气中SO2、SO3、HCl、HF等污染物及烟气中的飞灰等物质。
现有两台机组采用两炉一塔设计，共一套吸收塔，脱硫后的烟气依次经过除雾器除去雾滴，由烟囱排入大气。
改造后：
本次提效改造细节如下：
改造现有吸收塔除雾器的安装梁作为离心管束式除尘器的安装梁，在吸收塔内除雾器位置安装离心管束式除尘器，经过喷淋的饱和烟气进入管束式除尘器，通过增速器和分离器使气流高速旋转，首先将烟气中的水分离至管束壁面，在壁面形成液膜，随后烟气携带的粉尘及液滴被分离至管壁并被液膜捕获吸收；
高速旋转的壁面动态液膜保证同向运动的雾滴接触后湮灭，不产生二次夹带；
当液膜厚度增大到一定程度时，在重力作用，液膜沿着管束壁逐渐向下运行，最终从管束脱落，实现烟尘的超净脱除。
改造除雾器冲洗水管路用于离心管束式除尘器的冲洗。
安装离心管束式除尘器造成的塔体防腐破坏部分，待安装结束后统一修补，修补工作现场完成。
1）吸收塔
在吸收塔内除雾器位置安装管束式除尘器，吸收塔最上层喷淋层中心线至出口烟道底面的距离需要6m，若不满足，吸收塔需要抬高，相比于除雾器（按200Pa计），管束式除尘器增加阻力150Pa。
在吸收塔的顶部开φ5m的孔，用于管束式除尘器的安装和检修，日常运行时，该孔用盲板封堵。
2）离心管束式除尘器
吸收塔内设置有管束式除尘器取代传统的除雾器，布置于吸收塔顶部最后一层喷淋层的上部。
烟气穿过喷淋层后，再连续流经管束式除尘器除去所含浆液雾滴。
在管束式除尘器的内部布置冲洗喷嘴，通过冲洗除尘器元件，带走管壁附着的尘粒。
烟气通过管束式除尘器后，其烟气携带水滴含量低于30mg/Nm3。
烟气粉尘含量低于5mg/Nm3，管束式除尘器冲洗系统间断运行，采用自动控制，保证管束式除尘器无结垢。
3）土建部分：
现吸收塔内增加管束式除尘器，整体荷载增加58吨，拆除现除雾器后，整体荷载减少约48吨，吸收塔塔壁厚度满足要求，吸收塔基础不需改造。
4）电气热控部分
本次电气部分无改造，热控部分用于测量烟尘的元件因测量值降低需更换。
2.3工艺水系统
新增管束式除尘器，改造除雾器冲洗水系统用于管束式除尘器的冲洗。
经核算，工艺水泵及除雾器冲洗水泵可满足改造后要求，本次不改造。
2.4主要改造设备清单
序号
名称
规格及技术要求
数量
工艺部分
吸收塔系统
1
吸收塔本体
Ф13.6m，
套
局部改造
管束式除尘器
Ф13.6m（塔径），材质：
高分子材料
新增
除雾器冲洗水管路改造
用于管束式除尘器冲洗用
利旧改造
2
除雾器
拆除
3
材料
项
4
防腐
修复管束除尘器部分的防腐,800m2
工艺水系统
除雾器冲洗水泵
Q=m3/h,H=m，N=kW
利旧
热控部分
CEMS中FGD出口烟尘测量元件
更换
2.6改造后性能指标
A、原除雾器阻力按200Pa计算，由于设置管束式除尘器增加350Pa，改造后系统阻力增加150Pa（界限吸收塔入口至吸收塔出口）。
B、管束式除尘器冲洗周期为每4小时冲洗2分钟，平均用水量15m³
/h。
C、管束式除尘器适应30－115%的锅炉负荷。
D、管束式除尘器约58t（包含梁）荷载。
2.7投资估算
3.脱硫工艺方案选择说明
3.1单塔一体化脱硫除尘深度净化技术（SPC-3D）技术介绍
SPC单塔一体化脱硫除尘深度净化技术是通过一个一体化吸收塔完成全部高效脱硫、除尘过程，烟气自入口向上依次经过第二代高效旋汇耦合脱硫除尘装置、节能高效喷淋装置、离心管束式除尘装置实现超净排放。
3.1.1技术研发历程
✧清新环境公司经过多年研究开发和大量小试、中试，2002年旋汇耦合技术研发成功，并取得国家专利（专利号：
ZL02282243.7）
✧2003年该技术被国家环保总局确定为国家重点环保实用技术
✧2004年陡河8#机组200MW脱硫工程采用该技术一次投运成功---国内大型火电厂脱硫行业的唯一国有技术应用取得成功
✧2004~2009年旋汇耦合专利技术在国内脱硫工程中得到广泛应用
✧2010年第二代高效旋汇耦合专利技术研发成功（专利号ZL201020289859.6）同时成功研发了高效节能喷淋技术（专利号ZL2O1020289853.9）
✧2014年研发成功了离心管束式除尘技术，已取得了发明和新型多项国家专利（专利号为：
201410427997.9和201420487994.4）在山西大唐国际云冈热电有限责任公司二期3号机组（300MW）提标改造项目中作为工业示范工程成功应用。
✧高效旋汇耦合脱硫除尘技术、高效节能喷淋技术、离心管束式除尘技术，组合形成SPC单塔一体化脱硫除尘深度净化技术（专利号201420487994.4）。
3.1.2技术原理
3.1.2.1高效旋汇耦合脱硫除尘
该技术基于多相紊流掺混的强传质机理，利用气体动力学原理，通过特制的旋汇耦合装置产生气液旋转翻覆湍流空间，气液固三相充分接触，迅速完成传质过程，从而达到气体净化的目的。
3.1.2.1.1高效旋汇耦合技术说明
旋汇耦合技术的理论依据
吸收传质过程可分三个步骤（见下图1）[1]
溶质由气相主体扩散到气液两相界面；
穿过相界面；
由液相界面扩散到主体。
图一
吸收反应很快，在液相中任一点化学反应都达到了平衡状态，二氧化硫一旦到达界面，就在界面与液体反应达到平衡，但由于反应是可逆的，界面必有平衡分压，在界面由于有大量的反应发生，其液相吸收剂的活性组分浓度相应减少，而反应物浓度相应增加。
因此，界面二氧化硫的平衡分压必较液流主体要高一些，这就在液膜中产生了界面未被完全反应的二氧化硫组分向液流主体扩散和继续反应的倾向。
取单位面积的微元液膜进行考察，其离界面深度为x，微元液膜厚度为dx，（见图2）[2]
从界面情况来分析，被吸收组分二氧化硫一达界面，一部分立即被反应成平衡状态，在界面上，由于活性组分碳酸钙浓度较低，而产物亚硫酸钙浓度较高，因此界面处二氧化硫组分必向平衡分压较低的液流主体方向扩散，同时，界面上已经反应了的二氧化硫组分将以生成物亚硫酸钙的形式向液体主体扩散，而未反应的二氧化硫则以溶解态的二氧化硫继续向液体主体方向扩散，二氧化硫的吸收速率等于已反应了的二氧化硫组分与未反应的二氧化硫组分向液膜扩散速度之和，
3.1.2.1.2旋汇耦合技术的关键部件—旋汇耦合器
工作原理：
旋汇耦合器基于多相紊流掺混的强传质机理,利用气体动力学原理，通过特制的旋汇耦合装置产生气液旋转翻腾的湍流空间,气液固三相充分接触，大大降低了气液膜传质阻力，大大提高传质速率，迅速完成传质过程，从而达到提高脱硫效率的目的,该技术与同类脱硫技术相比，除具有空塔喷淋的防堵、维修简单等优点外，由于增加了气体的漩流速度，还具有脱硫效率高和除尘效率高的优点。
技术特点
1）均气效果好
吸收塔内气体分布不均匀，是造成脱硫效率低和运行成本高的重要原因，安装旋汇耦合器的的脱硫塔，通过CFD流场模拟显示，均气效果比一般空塔提高15%-30%，脱硫装置能在比较经济、稳定的状态下运行。
2）传质效率高，脱硫效率、除尘效率高
烟气脱硫的工作机理，是SO2从气相传递到液相的相间传质过程，传质速率是决定脱硫效率的关键指标。
公司经过几年的反复试验，获得了在不同环境、工艺技术条件下的技术参数，并以试验获得的参数为基础，开发生产关键设备，以达到增加液气接触面积、提高气液传质效率的目的，实现高效脱硫的同时对烟尘进行初步的洗涤。
3）降温速度快
从旋汇耦合器端面进入的烟气,通过旋流和汇流的耦合,旋转、翻覆形成湍流都很大的气液传质体系，烟气温度迅速下降，有利于塔内气液充分反应，各种运行参数趋于最佳状态。
4）适应范围宽
—不同工艺：
由于降温速度快，有效的保护了脱硫塔内壁防腐层，提高了脱硫系统安全性。
－不同工况：
较好的均气效果，受气量大小影响较小，系统稳定性强。
－不同煤种：
脱硫效率高，受进塔气二氧化硫含量变化影响小，煤种范围宽。
－原料的不同粒径：
石灰石粒度200目—325目均可。
5）能耗低
由于脱硫效率高，液气比小，溶液循环量小,比同类技术节约电能10%-30%。
3.1.2.2高效节能喷淋技术
优化喷淋层结构，改变喷嘴布置方式，提高单层浆液覆盖率达到300%以上，增大化学吸收反应所需表面积，完成第二步的洗涤，烟气经高效旋汇耦合装置和高效节能喷淋装置2次洗涤反应，两次脱硫效率的叠加，可实现烟气中二氧化硫可降低至35mg/Nm3以下。
3.1.2.3离心式管束式除尘除雾技术
3.1.2.3.1离心式管束式除尘除雾装置结构
汇流环
—控制液膜厚度，维持合适的气流分布状态。
管束筒体
—内筒壁面光洁，筒体垂直，断面圆滑，无偏心。
导流环
—控制气流出口状态，防止捕悉液滴被二次夹带
增速器
—确保以最小的阻力条件提升气流的旋转运动速度
分离器
—实现不同粒径的雾滴在烟气中分离
3.1.2.3.2离心式管束式除尘除雾装置原理
1）使用环境的特点
管束式除尘装置的使用环境是含有大量液滴的～50℃饱和净烟气，特点是雾滴量大，雾滴粒径分布范围广，由浆液液滴、凝结液滴和尘颗粒组成；
除尘主要是脱除浆液液滴和尘颗粒。
2）细小液滴与颗粒的凝聚
大量的细小液滴与颗粒在高速运动条件下碰撞机率大幅增加，易于凝聚、聚集成为大颗粒，从而实现从气相的分离。
3）大液滴和液膜的捕悉
除尘器筒壁面的液膜会捕悉接触到其表面的细小液滴，尤其是在增速器和分离器叶片的表面的过厚液膜，会在高速气流的作用下发生“散水”现象，大量的大液滴从叶片表面被抛洒出来，在叶片上部形成了大液滴组成的液滴层，穿过液滴层的细小液滴被捕悉，大液滴变大后跌落回叶片表面，重新变成大液滴，实现对细小雾滴的捕悉
4）离心分离下的液滴脱除
经过加速器加速后的气流高速旋转向上运动，气流中的细小雾滴、尘颗粒在离心力作用下与气体分离，向筒体表面方向运动。
而高速旋转运动的气流迫使被截留的液滴在筒体壁面形成一个旋转运动的液膜层。
从气体分离的细小雾滴、微尘颗粒在与液膜层接触后被捕悉，实现细小雾滴与微尘颗粒从烟气中的脱除。
5）多级分离器实现对不同粒径液滴的捕悉
气体旋转流速越大，离心分离效果越佳，捕悉液滴量越大，形成的液膜厚度越大，运行阻力越大，越容易发生二次雾滴的生成；
因此采用多级分离器，分别在不同流速下对雾滴进行脱除，保证较低运行阻力下的高效除尘效果。
3.1.2.4SPC单塔一体化脱硫除尘深度净化技术技术特点及优势
1）脱硫效率高、除尘效率高
吸收塔入口SO2浓度在1500—15000mg/Nm3时，脱硫效率高达99.8%；
吸收塔入口烟尘浓度在50mg/Nm3以下时，出口烟尘浓度≤5mg/Nm3，净烟气雾滴含量≤30mg/Nm3。
2）改造工期短、工程量小
可利用原有吸收塔改造，不改变吸收塔外部结构。
布置简洁，工程量小，改造工期为20—30天。
3）投资低、运行费用低
该技术改造吸收塔内构件，实现脱硫除尘一体化，投资比常规技术低30-50%。
且离心管束式除尘器不耗电，阻力与除雾器相当，运行费用是常规技术的15%—30%。
4）系统运行稳定，可靠性高
对烟气污染物含量和负荷波动适应性强，系统运行稳定，操作简单，可靠性高。
目前已运行项目实现了投运率100%。
SPC-3D单塔一体化脱硫除尘深度净化技术因其投资少、占地小、改造工期短、脱硫效率高、除尘效率高等优势，是工业烟气脱硫除尘的优选技术。
3.2示范工程介绍
山西大唐国际云冈热电有限责任公司二期3号机组（300MW）提效改造项目
3.2.1改造内容
——高效节能喷淋层改造
增加1层喷淋层，由变频循环泵根据烟气流量和SO2浓度调整喷淋强度。
——湍流器层改造
拆除原有旧式湍流器，更换为二代新式湍流器；
——离心管束式除尘器安装
拆除原有除雾器，及其冲洗水3层；
安装离心管束式除尘器一套，改造原有第2层冲洗水管路作为离心管束式除尘器的冲洗用。
3.2.2运行情况
大唐国际云冈电厂3号机组现在运行的FGD入口二氧化硫浓度保持在2500-3000mg/Nm3,在开启3台浆液循环泵的情况下，FGD出口二氧化硫浓度控制在30mg/Nm3以内；
FGD入口烟尘浓度保持在20-30mg/Nm3，FGD出口烟尘浓度控制在4mg/Nm3以内。
3.2.2.1云冈电厂3#机组脱硫除尘改造前后设计参数对比
项目
原设计参数
改造后设计参数
入口烟气量：
1080000Nm³
/h
1160000Nm³
入口SO2：
3000mg/Nm³
入口尘：
50mg/Nm³
30mg/Nm³
出口SO2：
100mg/Nm³
35mg/Nm³
出口尘：
25mg/Nm³
5mg/Nm³
3.2.2.2改造前运行数据
2.2.3改造后运行数据
3.2.2.4改造前后厂用电率
大唐国际云冈电厂经过超低排放改造，实现了烟囱入口烟气中的二氧化硫浓度低于35mg/Nm3（标干，6%氧），烟尘浓度低于5mg/Nm3（标干，6%氧），脱硫厂用电率基本不增加。
3.2.3第三方性能测试
3.2.3.1大同市环境监测站监测结果
3.2.3.2华北电科院性能测试结果
3.2.3.3中电联技术评审会结论
3.3其它工程应用情况
3.3.1大唐国际托克托发电厂1号1×
600MW机组除尘改造工程
3.3.2神华国华孟津电厂2×
600MW机组脱硫吸收塔除尘除雾装置改造工程
3.4工程业绩
3.4.1国电清新99%以上的高效脱硫业绩表
项目名称
入口SO2设计值mg/Nm3
脱硫效率
包头稀土铝业有限责任公司2×
350MW机组7号炉脱硫工程
3479
99%
山西古交电厂二期2×
600MW脱硫装置增容改造工程
6300
99.17%
洛阳伊川龙泉坑口自备发电有限公司＃3机组烟气脱硫工程
6000
华润电力湖北有限公司二期工程2×
1000MW烟气脱硫工程
5455
99.3%
5
大唐重庆石柱发电厂2×
350MW机组烟气脱硫工程
11600
99.6%
6
大唐国际下花园发电厂1×
220MW机组烟气脱硫工程
3600
7
大唐国际迁安热电1X220MW烟气脱硫工程
3400
8
大唐国际云冈热电厂3#机组320MW机组烟气脱硫工程
2981
9
大唐国际陡河2X250MW+4X200MW组烟气脱硫工程
大唐国际丰润2×
300MW机组烟气脱硫工程
3000
99.4%
3.4.2国电清新脱硫除尘一体化工程业绩表
所属集团
SO2性能指标（入口/出口/效率）mg/Nm3
烟尘性能指标（入口/出口）mg/Nm3
大唐
大唐国际云冈热电厂3#机组320MW机组脱硫除尘一体化工程
3000/35/98.9%
30/5
大唐托克托电厂1#机组600MW脱硫除尘一体化工程
2360/118/95%
50/5
大唐国际张家口发电厂8号机组1×
300MW除尘除雾装置改造工程
2750/35/98.73%
大唐国际云冈4#机组1×
300MW脱硫除尘一体化工程
河北大唐国际张家口热电厂脱硫除尘一体化改造工程
2512/38/98.5%
神华
神华万州2×
1000MW脱硫除尘一体化工程
1894/50/97.2%
神华皖能安庆2×
2285/50/97.8%
39/5
神华国华孟津电厂2×
600MW机组脱硫吸收塔出口除尘除雾装置改造工程
1440/17/98.82%
25/5
神华罗源湾2×
1000MW脱硫除尘一体化工程
2080/10/99.52%
20/3
国华
国华太仓2×
630MW脱硫除尘一体化工程
2000/15/99.25%
11
国华三河1×
1650/15/99.1%
20/5
12
国华准电2×
2268/35/98.5%
40/5
13
国华宁东电厂一期2×
330MW脱硫除尘一体化工程
4000/35/98.25%
14
国华定州发电有限公司一期脱硫除尘改造工程
5200/35/99.42%
15
国华盘山1号机组烟气脱硫除尘改造工程
1500/15/99%
16
华润
华润首阳山2×
600MW脱硫除尘一体化工程
2564/35/98.64%
17
华润蒲圻2×
5455/35/99.4%
18
华电
忻州广宇煤电有限公司2×
350MW脱硫除尘一体化工程
8632/35/99.6%
19
华电宁夏灵武发电有限公司3号1×
1000MW机组除尘改造工程
6200/35/99.44%
20
华电重庆奉节电厂脱硫除尘一体化工程
5400/35/99.35%
53/5
21
锦江集团
诸暨八方脱硫除尘一体化工程
2047/30/98.3%
22
山西孝义脱硫除尘一体化工程
23
晋能集团
山西阳光电厂4×
300MW脱硫除尘一体化工程
6000/30/99.5%
24
神福集团
福建鸿山电厂2×
1625/20/98.9%
25
华能集团
华能莱芜电厂6号机组脱硫除尘一体化工程
4498/35/99.3%
35/5
26
京能集团
内蒙古京能盛乐电厂2×
350MW机组脱硫除尘一体化改造工程
3660/20/99.45%
30/3
27
力源热电
莒南力源热电厂2×
5143/35/99.32%
#150/5
#220/5
28
阳光热力
临沂阳光热力公司西部供热中心脱硫除尘一体化工程
5995/30/99.5%
30/4
升级会员 