石灰石石膏湿法双循环脱硫技术.pptx
火电厂大气污染物排放标准火电厂大气污染物排放标准(GB13223-2011)表表1 火力发电锅炉及燃气轮机组大气污染物排放浓度限值火力发电锅炉及燃气轮机组大气污染物排放浓度限值(单位单位mg/m3)序号燃料和热能转化设施类型污染物项目适用条件限值污染物排放监控位置1燃煤锅炉烟尘全部30烟囱或烟道二氧化硫新建锅炉100200(注1现有锅炉200400(注1氮氧化物(以NO2计)全部100200(注2汞及其化合物全部0.03注注1:位于广西壮族自治区、重庆市、四川省和贵州省的火力发电锅炉执行该限值。位于广西壮族自治区、重庆市、四川省和贵州省的火力发电锅炉执行该限值。注注2:采用采用W型火焰炉膛的火力发电锅炉型火焰炉膛的火力发电锅炉,现有循环流化床火力发电锅炉现有循环流化床火力发电锅炉,以及以及2003年年12月月31日前建成投产或通过建设项目环境影响日前建成投产或通过建设项目环境影响报告书审批的火力发电锅炉执行该限值报告书审批的火力发电锅炉执行该限值.第1页/共55页火电厂大气污染物排放标准火电厂大气污染物排放标准(GB13223-2011)表2 大气污染物特别排放限值(单位mg/m3)序号燃料和热能转化设施类型污染物项目适用条件限值污染物排放监控位置1燃煤锅炉烟尘全部20烟囱或烟道二氧化硫全部5050氮氧化物(以NO2计)全部100汞及其化合物全部0.03注注:重点地区的火力发电锅炉和燃气轮机组执行表重点地区的火力发电锅炉和燃气轮机组执行表2规定的大气污染物排放特别排放限值。规定的大气污染物排放特别排放限值。第2页/共55页环保部环保部2013年年03月月05日日 第第14号公告号公告目前，我国对火力发电厂的环保要求越来越严格，火电厂大气污染物排放标准进一步提高，根据环保部2013年03月05日发布的第14号关于执行大气污染物特别排放限值的公告，位于“三区十群”内的火力发电机组在“十三五”期间，都必须达到二氧化硫50mg/m3的排放限值；这就意味着不论是新建电厂，还是现有电厂，都将面临着脱硫效率要求大于98%的情况。此时，在不改变石灰石做为脱硫剂的前提下，石灰石石膏湿法双循环脱硫技术就成为了一个很好的解决方案。第3页/共55页针对新环保政策及未来形势的几种改进路线针对新环保政策及未来形势的几种改进路线脱硝：SCR与炉内低氮结合除尘：电除尘增加电场、电袋与湿除结合脱硫：逐步向湿钙法统一，并普及双循环技术，包括单塔双循环和双塔双循环脱汞及重金属：主要以湿除为主脱碳：目前还以采集深埋为主要研究方向第4页/共55页2 2 石灰石石膏湿法石灰石石膏湿法单塔单塔双循环脱硫技术双循环脱硫技术第5页/共55页2.1 2.1 工艺流程工艺流程双循环脱硫技术原是德国诺尔公司的一种石灰石-石膏湿法脱硫技术.由于德国诺尔公司已经被德国FBE 公司收购，技术属FBE 公司所有。第6页/共55页图图1 双循环双循环工艺工艺流程图流程图第7页/共55页2.2 2.2 工艺描述工艺描述烟气经过两个不同的循环过程和石灰石反应后得到净化：Quench循环 （一级循环）Absorber循环 （二级循环）每个循环回路有不同的化学反应过程，固体浓度，固体类型和pH值：Quench循环 pH值 =4.5-5.3Absorber循环 pH值 =5.8-6.4氧化空气被鼓入到Quench循环，在较低的pH值下，有利于氧化过程。氧化空气同时也被鼓入到Absorber循环，以避免结垢。如果采用石灰石作为脱硫剂，则细碎的或者粒径较大的石灰石都能使用；输送方式可以采用：干磨和气力输送给料系统湿磨和浆液给料系统第8页/共55页2.3 2.3 系统优点系统优点对SO2的大范围变化有很好的适应性；尤其适用于含硫量较高的煤质或者脱硫效率要求 97的FGD系统。能适应烟气中二氧化硫的较大偏差和快速变化。在Quench循环中，烟气能够得到预处理：降低烟气中含尘量降低HCl和HF含量有利于箱罐材质选择每个循环的控制都是独立的，并且易于优化和快速调整。对于一些不利的运行工况，能够迅速反应：燃料变化负荷变化第9页/共55页2.3 2.3 系统优点系统优点续续在Quench循环由于pH值较低4 5，能够保证脱硫剂的溶解吸收过程，并生成高品质的石膏。在Absorber循环由于pH值较高 6，能够保证非常高的脱硫效率和较低的液气比，大幅降低循环泵的能耗。每个循环的化学反应都是独立控制的，能够允许使用：品质较差的脱硫剂粒径较大的石灰石粉石灰石输送给料系统比较简单，易于操作控制第10页/共55页2.4 2.4 技术经济优点技术经济优点由于Quench的浆池容积较小，降低了吸收塔的高度：降低抗风载和地震载荷的等级降低了投资成本独立分离的Quench浆池和ATF浆池可以减小事故浆罐的存储容积：降低投资成本锥型结构的收集碗用于分隔两个循环区域，均布烟气，减少烟气分层：均布烟气流场较小的液气比L/G降低投资和运行费用可以优化材质，降低投资成本。第11页/共55页2.5 2.5 材质选择范围材质选择范围奥氏体不锈钢和镍基合金（完全使用和内衬）：吸收塔外壁收集碗漏斗喷淋层支撑结构有机的防腐蚀材料（丁基橡胶和玻璃鳞片）：吸收塔外壁碳钢衬胶（和/）或防腐涂层收集碗烟道玻璃纤维增强塑料（FRP）：吸收塔外壁收集碗喷淋层支撑结构烟道第12页/共55页3 3 双循环吸收塔的改进双循环吸收塔的改进第13页/共55页3.1 3.1 双循环吸收塔原烟气入口的改进双循环吸收塔原烟气入口的改进原设计改进后第14页/共55页3.2 3.2 双循环吸收塔收集碗和返回双循环吸收塔收集碗和返回AFTAFT浆池管道的改进浆池管道的改进原设计改进后第15页/共55页3.3 3.3 双循环吸收塔内部结构的改进双循环吸收塔内部结构的改进原设计改进后第16页/共55页4 4 双循环吸收塔的业绩双循环吸收塔的业绩第17页/共55页4.1 4.1 双循环吸收塔的运行业绩表双循环吸收塔的运行业绩表原烟气SO210.000 mg/m3(标，干)：共20台原烟气SO216000小时）无可用率限制石膏品质高含水量6石灰石粒径：906碳酸盐含量小石膏纯度高第36页/共55页5.7 烟气脱硫系统净烟气烟气脱硫系统净烟气SO2的测量数据的测量数据第37页/共55页5.8 单循环和双循环的对比单循环和双循环的对比单循环设计整个吸收塔采用单一材质如果采用橡胶内衬，会产生较高的运行和维护费用FRP或不锈钢喷淋层双循环设计如果采用全金属吸收塔，可分层采用不同的金属材料采用金属材质寿命较长FRP或全金属喷淋层事故浆罐容积较小第38页/共55页5.9 单循环和双循环的应用范围对比单循环和双循环的应用范围对比影响因素Cl 浓度含尘量温度电耗石膏品质石灰石品质维护费用布置空间原烟气SO2浓度第39页/共55页5.10 FBE公司选择单循环公司选择单循环/双循环的建议双循环的建议节能要求烟气SO2浓度和/或效率要求第40页/共55页6 6 双循环湿法烟气脱硫系统总结双循环湿法烟气脱硫系统总结第41页/共55页6.1 6.1 双循环湿法脱硫系统的总结双循环湿法脱硫系统的总结对于效率要求很高的脱硫系统，是最可靠的脱硫方法。对于FGD入口高浓度的SO2，双循环是一种最有效的脱硫系统。在电除尘故障时，能够有效地预除尘，降低浆液被污染的风险。对石灰石品质的要求略低。石膏品质优良。大量投运电厂的应用，显示出双循环技术是成熟的，可用性高。第42页/共55页6.2 6.2 双循环湿法脱硫系统的优点双循环湿法脱硫系统的优点两个系统浆液性质分开后，可以满足不同工艺阶段对不同浆液性质的要求，更加精细地控制了工艺反应过程，用于高含硫量的项目或者对脱硫效率要求特别高的项目非常适合。两个循环过程的控制是独立的，避免了参数之间的相互制约，可以使反应过程更加优化，以便快速适应煤种变化和负荷变化。高PH 值的Absorber循环在较低的液气比和电耗条件下，可以保证很高的脱硫效率,高硫煤可以达到98.5%左右。低PH 值的Quench循环可以保证吸收剂的完全溶解以及很高的石膏品质，并大大提高氧化效率，降低氧化风机电耗。对SO2 含量的小幅变化和短时大幅变化适应性很强。Quench循环可以去除烟气中的杂质，包括部分的SO2、灰尘、HCL和HF。杂质对二级循环的反应影响将大大降低，提高二级循环效率。石灰石的流向为先进入二级循环再进入一级循环，两级工艺延长了石灰石的停留时间，特别是在一级循环中PH 值很低，实现了颗粒的快速溶解，可以使用品质稍差和粒径较大的石灰石，降低磨制系统电耗。第43页/共55页7 7 双塔双循环湿法烟气脱硫系统双塔双循环湿法烟气脱硫系统第44页/共55页7.1 7.1 概述概述双循环技术主要应用于高含硫量、高脱硫效率的项目，虽然运行成本较低，但是实际造价相对较高。由于前些年高含硫量、高脱硫效率的项目相对较少，而且对造价要求较严格，所以在国内基本没有得到应用。国电肇庆电厂脱硫项目是国内首个采用单塔双循环技术的电厂，将于今年年底投运。双塔双循环技术是在双循环技术上的发展和延伸，非常适用于高含硫煤和高脱硫效率的改造工程。能有效的利用原有脱硫装置，避免了重复建设和资源浪费。国电永福电厂脱硫改造项目采用了双塔双循环技术，#4机组已于2011年11月投运，脱硫效率达到了99以上。第45页/共55页7.2 7.2 工艺流程工艺流程第46页/共55页7.3 7.3 国电永福电厂国电永福电厂2X300MW2X300MW脱硫改造工程设计原则脱硫改造工程设计原则采用石灰石-石膏湿法脱硫双塔双循环工艺。尽量利用原有脱硫设备设施，缩短停炉改造时间。烟气系统，吸收塔系统，石膏脱水系统，氧化空气系统等采用单元制配置，原有吸收塔保留不动，作为一级循环吸收塔；新增一座二级循环吸收塔，设计采用逆流喷淋空塔设计方案，设置3台循环泵，3层喷淋层，并预留有1层喷淋层的安装位置，设有AFT旋流站、侧进式搅拌器、除雾器、氧化喷枪等设备。增压风机不做改造，GGH拆除内部换热元件，改成内烟道。新增一套二级循环吸收塔的强制氧化空气系统，设置3台氧化风机，2运1备。石膏一级脱水系统增加2台石膏旋流器。石膏二级脱水系统增加1套真空脱水皮带机。脱硫剂制备系统新增一套石灰石粉储存制浆系统作为备用，新增1座石灰石粉仓，1座石灰石浆液箱及配套的供浆泵。原有石灰石卸料系统的设备不动，新增一列相同出力的石灰石卸料设备。原有事故浆罐拆除，利用一期吸收塔作为改造后的事故浆罐。其他系统利用原有系统。第47页/共55页7.4 7.4 国电永福电厂国电永福电厂2X300MW2X300MW脱硫改造工程脱硫改造工程第48页/共55页机组容量 300MW 2台机煤质含硫量 4.5-脱硫装置进口烟气参数烟气流量 1146468 Nm3/h (标况、湿态、6%O2)烟气流量 1109485 Nm3/h (标况、干态、实际O2)烟气O2含量 5.5%(标况、干态、实际O2)烟气SO2含量 11500 mg/Nm3(标况、干态、6%O2)烟气粉尘含量 100 mg/Nm3 (标况、干态、6%O2)烟气温度 132 7.57.5国电永福电厂脱硫改造后的主要技术指标国电永福电厂脱硫改造后的主要技术指标第49页/共55页-脱硫装置出口烟气参数烟气SO2含量193.5 mg/Nm3 (标况、干态、6%O2)烟气粉尘含量23.9 mg/Nm3 (标况、干态、6%O2)烟气温度 50 脱硫效率 98.3%（设计）脱硫效率 99%（实际）钙硫比：1.00 mol/mol7.67.6国电永福电厂脱硫改造后的主要技术指标国电永福电厂脱硫改造后的主要技术指标第50页/共55页7.77.7国电永福电厂脱硫改造平面布置图国电永福电厂脱硫改造平面布置图第51页/共55页7.87.8国电永福电厂脱硫改造剖面布置图国电永福电厂脱硫改造剖面布置图第52页/共55页改造完成后，改造完成后，#4炉在炉在168小时调试期间，脱硫效率达到了小时调试期间，脱硫效率达到了99.3%；在投运后；在投运后6个月，完成了个月，完成了#4炉的性能检测报告，长期稳定运行炉的性能检测报告，长期稳定运行的脱硫效率达到了的脱硫效率达到了98.7%，石膏含水率为，石膏含水率为6%。完全达到了改造的。完全达到了改造的预期效果。预期效果。2011年底新的环保排放标准颁布，广西作为高硫煤地区，现有机年底新的环保排放标准颁布，广西作为高硫煤地区，现有机组执行组执行400mg/Nm3的排放标准，电厂随即调整了运行方式，一的排放标准，电厂随即调整了运行方式，一级循环运行级循环运行2台循环泵，二级循环运行台循环泵，二级循环运行2台循环泵，在台循环泵，在FGD入口后入口后SO2浓度为浓度为11500mg/Nm3的情况下，出口满足了的情况下，出口满足了400mg/Nm3的排放标准，脱硫效率达到了的排放标准，脱硫效率达到了96.6%；而原有的石灰石；而原有的石灰石-石膏单循环系统在相同条件下，运行石膏单循环系统在相同条件下，运行4台循环泵时，却不能满足台循环泵时，却不能满足排放要求。由此说明了在达到相同脱硫效率的情况下，双循环技排放要求。由此说明了在达到相同脱硫效率的情况下，双循环技术比单循环技术的运行能耗要低；或者在相同液气比条件下，双术比单循环技术的运行能耗要低；或者在相同液气比条件下，双循环技术比单循环技术的脱硫效率要高。循环技术比单循环技术的脱硫效率要高。7.9 7.9 永福电厂改造后的实际运行情况永福电厂改造后的实际运行情况 第53页/共55页请多提宝贵意见！请多提宝贵意见！请多提宝贵意见！请多提宝贵意见！谢谢！谢谢！第54页/共55页感谢您的观看！第55页/共55页
