火电厂2×600mw机组烟气脱硫工程设计.doc

火电厂2×600mw机组烟气脱硫工程设计.doc

《火电厂2×600mw机组烟气脱硫工程设计.doc》由会员分享，可在线阅读，更多相关《火电厂2×600mw机组烟气脱硫工程设计.doc（55页珍藏版）》请在冰点文库上搜索。

火电厂2×600MW机组烟气脱硫工程设计

火电厂2×600MW机组烟气脱硫工程设计

摘要

本设计针对火电厂2×600MW机组烟气脱硫系统进行初步设计，根据该电厂所给出的煤质和燃煤量、石灰石成分和脱硫要求等原始资料，并结合我国烟气脱硫的技术现状而设计出的一套烟气脱硫系统。

本设计的主要内容是对目前几种主要的烟气脱硫工艺做综述性介绍，然后通过比较各脱硫工艺的优缺点和使用情况，选择适合本设计工程概况的脱硫工艺。

本设计选择石灰石—石膏湿法脱硫工艺。

本设计主要是介绍该脱硫系统中的各个子系统的工艺过程和设备布置，它们分别是烟气系统、吸收系统、吸收剂浆液制备系统、石膏脱水系统以及废水处理系统，并重点对吸收系统、吸收剂浆液制备系统和石膏脱水系统中的主要设备进行计算设计选型。

最后对所设计脱硫系统做出总结性分析，并作简单的工程概算和技术经济分析。

关键词：

烟气脱硫；石灰石—石膏湿法；吸收系统；主体设备计算

Fluegasdesulfurizationprojectofthermalpowerplant

2x600MWdesign

ABSTRACT

Thisdesignforfluegasdesulfurizationsystemsofpowerplant2x600MWforpreliminarydesign,accordingtothepowerplantisgivenbythecoalqualityandcoal,limestonecompositionanddesulfurizationrequirements,suchasrawmaterial,andthecurrentsituationoffluegasdesulfurizationtechnologyinChinaanddesignsasetoffluegasdesulfurizationsystem.

Themajorworkforthisdesignis：

Introducesthemajorseveralfluegasdesulfurizationtechnologies,choosesproperFGDprocessforthisprojectaftercomparetheadvantagesanddisadvantagesandtheusingsitua-tionofthedesulfurizationprocess.Finally,wechoicelimestone-gypsumwetfluegasde-sulfurizationforthisdesign.

Thisdesignistointroducethesystemofdesulfurizationprocessofeachsubsystemandequipmentlayout.AsfortheFGDsystem,mainlyintroducesthefacilityarrangementofsubsystemsinFGDsystem,andthesystemoflimestoneslurrypreparation,gypsumtreatmentsystem,adsorptionsystem,systemoffluegasandwastewatertreatmentsystem.Attheendofthisdesign,itmakessomecomprehensiveanalysisofthewholesystemdesigned,andmakessomeengineeringbudgetaryaswellassomesimpleeconomicandtechnicalanalysis.

Keywords:

Fluegasdesulfurization;wetlimestone-gypsum;absorptionsystem;calcul-ationofthemainequipment

目录

第一章绪论 1

1.1烟气脱硫背景 1

1.2烟气脱硫的目的及意义 2

1.3课题的主要内容 2

第二章工程概况 3

2.1电厂概况 3

2.2工程工艺主体设备简介 3

2.3工程设计原始数据 4

2.3.1煤质和燃煤量 4

2.3.2石灰石分析及粒径资料 4

2.3.3水质 5

2.4设计依据 6

第三章烟气脱硫工艺的选择 7

3.1脱硫工艺概况 7

3.1.1燃烧前脱硫 8

3.1.2燃烧中脱硫 8

3.1.3燃烧后脱硫 8

3.2几种常见的脱硫工艺 10

3.2.1石灰石-石膏湿法脱硫工艺 10

3.2.2旋转喷雾半干法烟气脱硫工艺（LSD法） 11

3.2.3炉内喷钙加尾部增湿活化工艺（LIFAC法） 12

3.2.4双碱法烟气脱硫工艺 12

3.3脱硫工艺的确定 13

3.4石灰石/石膏法FGD工艺 14

3.4.1烟气系统 14

3.4.2吸收和氧化系统 15

3.4.3石灰石制备系统 16

3.4.4烟气再热系统 16

3.4.5石膏脱水系统 16

3.4.6脱硫风机 17

3.4.7废水处理系统 17

第四章物料平衡计算 18

4.1烟气参数计算 18

4.1.1烟气量的计算 18

4.1.2SO2排放计算 21

4.1.3FGD入口污染物成分（设计煤质，6%O2，标态，干基） 22

4.1.4烟气组分（引风机出口/标态） 22

4.2吸收剂消耗量的计算 24

4.2.1净烟气中SO2浓度 24

4.2.2石灰石消耗量 24

4.2.3水耗量的计算 25

第五章主要设备的选择及其尺寸、规格的计算 27

5.1烟气系统 27

5.1.1旁路烟道 27

5.1.2FGD入口与出口烟道 27

5.1.3烟气挡板门 28

5.1.4烟气换热器 28

5.2吸收和氧化系统 29

5.2.1吸收塔的选择 29

5.2.2吸收塔尺寸设计计算 30

5.2.3吸收塔附属设备的选型 32

5.2.4吸收塔高度的计算 34

5.2.5吸收塔附属部件设计 35

5.3石灰石浆液制备系统 36

5.3.1石灰石浆液制备系统的选择 36

5.3.2主要设备的计算 36

5.4石膏脱水系统 39

5.4.1概述 39

5.4.2石膏脱水系统设计计算 40

5.5脱硫增压风机 41

5.6排放系统 42

5.7废水排放系统和处理系统 43

第六章烟气脱硫装置平面布置 44

6.1脱硫装置平面布置的一般要求 44

6.2脱硫装置的平面布置 45

第七章经济概算 46

7.1主要设备一览表 46

7.2运行成本估算 46

7.3效益分析 47

7.3.1经济效益 47

7.3.2环保效益 48

第八章总结 49

参考文献 50

第一章绪论

1.1烟气脱硫背景

我国是世界上最大的煤炭生产国和消费国之一。

目前我国仍然以煤炭为主，未来相当长的一段时间内，煤炭在我国一次能源结构中的主体地位不会改变，这已成为不争的现实。

数据显示，2010年我国煤炭产量超过31亿吨，稳居世界第一位，国内产煤的前三甲分别为山西、内蒙和陕西，国家能源局发展规划司司长江冰表示，2015年一次能源消费量将达42亿吨标准煤。

随着煤炭消费的不断增长，燃煤排放的二氧化硫也不断增加，我国已经连续多年成为世界上二氧化硫排放最多的国家。

经专家测算，每排放一吨二氧化硫造成的经济损失约为2万元人民币。

据电监会此前公布的数据显示，目前国内已运行火电厂脱硫装机达5.65亿千瓦，占总装机80%。

但这相对于7.07亿千瓦的火电总装机来说，仍有近1.5亿千瓦的机组需要进行脱硫改造。

“十二五”期间全国还将新增火电装机2.5亿千瓦，根据相关测算，如果按照目前采用最多的石灰石—石膏湿法技术200元/千瓦左右的成本测算，4亿千瓦的装机缺口意味着未来5年脱硫市场投入将达800亿元。

这其中还不包括对现有脱硫装置的提标改造、电厂的第三方特许经营推广等市场。

火电厂是我国二氧化硫的主要排放源，也是二氧化硫减排的主战场。

2012年1月1日开始，《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223—2011）正式实施，其中规定新建燃煤电厂二氧化硫排放限值为100mg/m3（高硫煤地区为200mg/m3）;现有电厂改造执行200mg/m3（高硫煤地区执行400mg/m3）;重点地区燃煤电厂执行50mg/m3。

以上排放限值的严厉程度与欧美相当，这是我国二氧化硫排放基数太大、环境容量有限的必然选择。

据测算，要满足新标准要求，燃煤硫分在3%以上的高硫煤机组，配套设施的脱硫效率必须达到98%左右，老机组的脱硫效率必须达到95%以上;对燃煤硫分1%~3%的中硫煤机组，大部分地区新建机组必须选择达到96%以上脱硫效率的工艺，而老机组可选择95%左右的工艺;对燃煤硫分在0.6%~1%的低硫煤机组来说，新建机组脱硫效率必须达到93%以上，老机组可在90%左右。

在重点地区，脱硫效率必须达到97~99%才能满足50mg/m3的排放要求。

1.2烟气脱硫的目的及意义

能源消费尤其是煤炭直接作为能源燃烧是造成当今环境恶化的一个主要原因。

20世纪重大的大气环境污染事件，如酸雨、臭氧减少、全球气候变暖、光化学烟雾污染、城市煤烟雾等，都与燃煤相关。

大气中的主要污染物，如硫氧化物、氮氧化物、烟尘、颗粒物、有机污染物、重金属的主要来源都是煤的燃烧，这些污染物对人类健康和生态环境造成了不可逆转的损害。

因此，研究、开发新型、高效燃煤污染物排放控制技术，实现煤炭高效、洁净、经济利用已成为我国面临的重大任务。

锅炉燃料中的硫在燃烧过程中与O2反应生成氧化物（主要是SO2和SO3），脱硫工艺所要脱除的就是锅炉尾气中的有害气体SO2和SO3。

根据国家环保总局《2005年中国环境状况公报》中公布：

“2005年，二氧化硫排放量为2549.3万吨”，环保“十五”计划确定的各项指标中，二氧化硫排放量为未完成目标控制要求的两项主要指标之一，2005年全国二氧化硫排放总量不但没有下降，反而比2000年增加了约27%，未完成削减10%的控制目标。

火电行业是二氧化硫排放的主要来源，能源消费的超常规增长、火电行业的快速发展、脱硫项目建设滞后于总量控制要求是造成这种状况的主要原因。

脱硫工程质量难以得到有效保证，许多项目建成后无法正常运行。

由于脱硫设施在短时间内大量建设，维护和监督管理工作不到位，导致设施建成后效率低，故障发生率高，达不到应有的脱硫效果。

因此本课题主要研究的主要目的为根据设计要求对火电厂2x600MW机组烟气脱硫工程的设计，培养专业的烟气脱硫工程设计，有效地控制当地空气污染物，改善空气质量，提高居民生活质量，该课题是具有实际意义和具有一定必要性的。

1.3课题的主要内容

1、国内外脱硫技术的现状与进展；

2、燃煤电厂烟气脱硫工艺及其选择；

3、针对某火电厂2×600MW机组的FGD工程进行系统设计。

2

第二章工程概况

2.1电厂概况

某电厂拟安装2台国产600MW超临界燃煤汽轮发电机组，配套建设除尘、脱硫、脱硝装置。

本项目将为该电厂600MW机组锅炉烟气脱硝装置进行初步设计。

2.2工程工艺主体设备简介

本工程安装2×600MW国产超超临界燃煤发电机组。

主要设备参数如表1。

表2-1　2×600MW机组主要设备参数

设备名称

参数名称

单位

参数

锅炉

种类

超临界高压直流炉,一次中间再热固态排渣

最大连续蒸发量

t/h

1903

汽轮机

种类

单轴、三缸四排气、超临界、一次中间再热、双背压、凝汽冲动式

额定功率

MW

600

发电机

种类

水氢氢冷，自并励静态励磁

额定容量

MVA

667

除尘器

配置

每炉2台,双室四电场

除尘效率

%

99.69

除尘器出口最大含尘浓度

mg/m3

200

烟囱

配置

单筒式，两炉共用

高度/出口内径

m

210/7

材质

钢筋混凝土

2.3工程设计原始数据

2.3.1煤质和燃煤量

1、本工程燃用煤质资料见表2：

表2-2某电厂工程煤质分析表

项目

符号

单位

设计煤种

元素

分析

工业

分析

收到基低位发热量

收到基碳

收到基氢

收到基氧

收到基氮

收到基全硫

收到基灰份

收到基水份

空气干燥基水份

干燥无灰基挥发份

Car

Har

Oar

Nar

St,ar

Aar

Mt

Mad

Vdaf

Qnet,ar

%

%

%

%

%

%

%

%

%

kcal/kg

kJ/kg

65.31

2.21

2.81

1.10

0.74

19.23

8.6

1.65

11.10

23000

72

2、锅炉燃煤消耗量

一台机组:

238t/h

注：

日平均运行小时数按20h考虑；年利用小时数按4800h考虑。

2.3.2石灰石分析及粒径资料

表2-3石灰石分析资料

项目

单位

数据

CaO

%

49.61

SiO2

%

1.95

MgO

%

3.49

Al2O3

%

0.25

Fe2O3

%

0.62

烧失量

%

43.05

粒径

mm

≤20mm

2.3.3水质

本脱硫工程工艺用水采用电厂的一次循环排水。

表2-4水质分析表

项目名称

结果（平均值）

单位

悬浮物

11.06

mg/L

矿化度

255

mg/L

总硬度（以CaO计）

73.6

mg/L

总碱度（以CaO计）

62.2

mg/L

pH值

7.6

—

溶解氧

8.54

mg/L

化学耗氧量

1.5

mg/L

游离CO2

2.3

mg/L

钙离子

37.9

mg/L

镁离子

7.3

mg/L

钾、钠离子

7.4

mg/L

氯离子

1.7

mg/L

硫酸根离子

21.7

mg/L

碳酸根离子

—

mg/L

重碳酸根离子

136

mg/L

氨氮

0.26

mg/L

亚硝酸根

0.03

mg/L

硝酸根

0.49

mg/L

电导率

213

μc/mm

铁离子

0.09

mg/L

离子总量

212

mg/L

2.4设计依据

《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223—2011）；

《大气污染物综合排放标准》（GB16297—1996）；

《环境空气质量标准》（GB3095—2012）；

《火力发电厂烟气脱硫设计技术规程》（DL/T5196—2004）；

《火力发电厂设计技术规程》（DL5000—2000）；

《火电厂烟气脱硫工程技术规范石灰石/石灰—石膏法》（HJ/T179—2005）；

《火力发电厂烟风煤粉管道设计技术规程》（DL/T5121—2000）；

《污水综合排放标准》（GB8978—1996）；

《工厂企业厂界噪声标准》（GB12348-2008）；

《恶臭污染物排放标准》（GB14554—1993）；

《环境空气质量标准》（GB3095—2012）

《火力发电厂与变电所设计防火规范》（GB50229－2006）

《火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程》（DL5053—1996）

《火力发电厂初步设计文件内容深度规定》（DLGJ9－92）

《工业设备、管道防腐蚀工程施工及验收规范》（HGJ229—91）

《工业设备及管道绝热工程设计规范》（GB50264—97）

《火力发电厂保温油漆设计规程》（DL/T5072—2007）

《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》（GB50058—92）

6

第三章烟气脱硫工艺的选择

随着电力建设的快速发展和对环境保护的日益重视，我国的烟气脱硫工作取得了重大进展，越来越多的烟气脱硫系统在燃煤电厂投产运行。

与此同时，脱硫设施投运后暴露出来的问题也日益突现，如投运率不高、可靠性差、经济性低下等，有些问题甚是严重困扰着电厂，成为发电企业新的包袱。

分析原因是多方面的，在法规上，有关烟气脱硫的设计、设备改造、施工、调式、性能的考核、运行等国家及行业规范出台较晚或不够完善，脱硫设施缺乏科学的评价体系；在管理上，脱硫公司良莠不济，招投标中存在低价竞争现象，使整体脱硫设备性能低劣，同时建设过程有缺少有效的质量监督；在技术上，不少问题的出现测是由于脱硫设计不合理、不规范引起的。

因此，燃煤电厂如何以国家和行业法规为依据，满足系统运行的可靠性和经济性的要求，完成脱硫项目的决策和脱硫工艺的选择意义重大。

3.1脱硫工艺概况

自20世纪70年代世界上开始安装第一套大容量火电厂烟气脱硫（FGD）装置以来，烟气脱硫技术已经历几十年的发展过程，目前已投入应用的烟气脱硫技术有十余种。

随着世界各国对能源生产过程中环境保护问题的重视，烟气脱硫已成为一项新兴的洁净煤发电产业而得到迅速的发展。

世界上烟气脱硫技术的发展经历了一下3个阶段：

（1）20世纪70年代，以石灰石湿法为代表的第一代烟气脱硫。

（2）20世纪80年代，以干法、半干法为代表的第二代烟气脱硫。

主要有喷雾干燥法、炉内喷钙加炉后增湿活化（LIFAC）、烟气循环流化床（CFB）、循环半干法脱硫工艺（NID）等。

这些脱硫技术基本上都采用钙基吸收剂，如石灰或消石灰等。

随着对工艺的不断改良和发展，设备可靠性提高，系统可用率达到97%，脱硫率一般为70%-95%，适合燃用中低硫煤的中小型锅炉。

（3）20世纪90年代，以湿法、半干法和干法脱硫工艺同步发展的第三代烟气脱硫。

目前控制燃煤SO2污染技术可分为三类，即煤燃烧前脱硫、燃烧中脱硫和燃烧后烟气脱硫。

3.1.1燃烧前脱硫

燃烧前脱硫分物理脱硫和化学脱硫两种，其优点是同时除去灰分，减轻运输量，减轻锅炉的沾污和磨损，减少电厂灰渣处理量，还可以回收部分硫资源。

但煤的燃烧前脱硫还存在种种问题，得不到广泛应用。

3.1.2燃烧中脱硫

在煤燃烧过程中加入石灰石或白云石粉做脱硫剂，CaCO3、MgCO3受热分解生成CaO、MgO，与烟气中SO2反应生成硫酸盐，随灰分排出，在我国采用煤燃烧过脱硫的技术主要有两种：

一是型煤固硫；二是循环流化床燃烧脱硫技术。

型煤固硫是将不同的原料经筛分后按一定的比例配煤，煤粉碎后同经过预处理的黏结剂和固硫剂混合，经机械设备挤压成型及干燥，即可得到具有一定强度和形状的成品永夜固硫型煤。

循环流化床燃烧脱硫技术是指在循环流化床锅炉（CFBC）中将石灰石等廉价的原料与煤粉碎成同样的细度，与煤在炉中同时燃烧，在800～900℃时，石灰石粉受热分解放出CO2，形成多孔的CaO，CaO和SO2反应生成硫酸盐，达到脱硫的目的。

3.1.3燃烧后脱硫

燃烧后脱硫，又称烟气脱硫（Fluegasdesulfurization，简称FGD），二氧化硫在湿法烟气脱硫系统中，碱性物质（通常是碱溶液，更多情况是碱的浆液）与烟道气在喷雾塔中相遇。

烟道气中SO2溶解在水中，形成一种稀酸溶液，然后与溶解在水中的碱性物质发生中和反应。

反应生成的亚硫酸盐和硫酸盐从水溶液中析出，析出情况取决于溶液中存在的不同盐的相对溶解性。

例如，硫酸钙的溶解性相对较差，因而易于析出。

硫酸钠和硫酸铵的溶解性则好得多。

SO2在干法和半干法烟道气脱硫系统中，固体碱性吸收剂或使烟气穿过碱性吸收剂床喷入烟道气流中，使其与烟道气相接触。

无论哪种情况，SO2都是与固体碱性物质直接反应，生成相应的亚硫酸盐和硫酸盐。

为了使这种反应能够进行，固体碱性物质必须是十分疏松或相当细碎。

在半干法烟道气脱硫系统中，水被加入到烟道气中，以在碱性物质颗粒物表面形成一层液膜，SO2溶入液膜，加速了与固体碱性物质的反应。

近年来，国外工业脱硫装置的应用发展很快，我国近十年来也开展了烟气脱硫技术的研究，烟气脱硫的种类非常多，按脱硫剂的种类划分，可分为以下五种方法：

以CaCO3（石灰石）为基础的钙法，以MgO为基础的镁法，以Na2SO3为基础的钠法，以NH3为基础的氨法，以有机碱为基础的有机碱法。

世界上普遍使用的商业化技术是钙法，所占比例在90%以上。

按吸收剂及脱硫产物在脱硫过程中的干湿状态又可将脱硫技术分为湿法、干法和半干（半湿）法。

1.湿法FGD技术

世界各国的湿法烟气脱硫工艺流程、形式和机理大同小异，主要是使用石灰石（CaCO3）、石灰（CaO）或碳酸钠（Na2CO3）等浆液作洗涤剂，在反应塔中对烟气进行洗涤，从而除去烟气中的SO2。

这种工艺已有50年的历史，经过不断地改进和完善后，技术比较成熟，而且具有脱硫效率高（90%～98%），脱硫反应速度快、机组容量大，设备简单、煤种适应性强，运行费用较低和副产品易回收等优点，但普遍存在腐蚀严重、运行维护费用高及易造成二次污染等问题。

据美国环保局（EPA）的统计资料，全美火电厂采用湿式脱硫装置中，湿式石灰法占39.6%，石灰石法占47.4%，两法共占87%；双碱法占4.1%，碳酸钠法占3.1%。

世界各国（如德国、日本等），在大型火电厂中，90%以上采用湿式石灰/石灰石-石膏法烟气脱硫工艺流程。

2.干法FGD技术

干法FGD技术用于电厂烟气脱硫始于80年代初，脱硫吸收和产物处理均在干燥状态下进行，该法具有无污水废酸排出、设备腐蚀程度较轻，烟气在净化过程中无明显降温、净化后烟温高、利于烟囱排气扩散、二次污染少等优点，但存在脱硫效率低，反应速度较慢、设备庞大等问题。

3.半干法FGD技术

半干法FGD技术是指脱硫剂在干燥状态下脱硫、在湿状态下再生（如水洗活性炭再生流程），或者在湿状态下脱硫、在干燥状态下处理脱硫产物（如喷雾干燥法）的烟气脱硫技术。

特别是在湿状态下脱硫、在干燥状态下处理脱硫产物的半干法，以其既有湿法脱硫反应速度快、脱硫效率高的优点，又有干法无污水废酸排出、脱硫后产物易于处理的优势而受到人们广泛的关注。

常见的半干法烟气脱硫有旋转喷雾半干法烟气脱硫工艺。

3.2几种常见的脱硫工艺

3.2.1石灰石-石膏湿法脱硫工艺

湿式石灰石-石膏法烟气脱硫（FlueGasDesulphurization，FGD）技术是利用含石灰石的浆液洗涤烟气，以中和（脱除）烟气中的SO2，较适合200~600MW机组的烟气脱硫。

（一）工艺组成与设备

（1）工艺系统组成：

烟气系统、石灰石浆液制备系统、石灰石-氧化硫反应吸收系统、密封风系统、气-气热交换器（GGH）再热系统、空压机系统、工业水系统及就地控制系统等。

其中烟气系统和石灰石-氧化硫反应吸收系统是主要的工艺系统。

（2）主要设备：

增压风机、气-气热交换器、脱硫塔、浆液循环泵、氧化风机、石灰石浆液输送泵、石膏浆液输送泵、密封风机、空压机、高压冲洗泵、搅拌器等。

（二）工艺特点

（1）高速气流设计增强了物质传递能力，降低了系统的