火電廠煙氣分析畢業(yè)論文

1、<p><b>　　目錄</b></p><p><b>　　引言4</b></p><p><b>　　1．SO的危害4</b></p><p>　　2．脫硫技術(shù)概述4</p><p>　　第一章 幾種典型的脫硫技術(shù)及優(yōu)缺點(diǎn)5</p><

2、p>　　第二章 我國(guó)火電廠主要脫硫工藝簡(jiǎn)介8</p><p>　　第三章 石灰石-石膏濕法脫硫技術(shù)9</p><p>　　3.1石灰石－石膏濕法脫硫工藝及脫硫原理9</p><p>　　3.2脫硫過(guò)程主反應(yīng)10</p><p>　　3.3主要工藝系統(tǒng)設(shè)備及功能11</p><p>　　3.3.1煙氣系統(tǒng)

3、11</p><p>　　3.3.2吸收系統(tǒng)12</p><p>　　3.3.3漿液制備系統(tǒng) 13</p><p>　　3.3.4石膏脫水系統(tǒng)13</p><p>　　3.3.5排放系統(tǒng)13</p><p>　　3.3.6熱工自控系統(tǒng) 14</p><p>　　3

4、.4技術(shù)特點(diǎn)14</p><p>　　第四章 我國(guó)燃煤電廠脫硫工作存在的問(wèn)題14</p><p>　　4.1缺乏適合中國(guó)國(guó)情的脫硫工藝15</p><p>　　4.2　過(guò)于依賴國(guó)外技術(shù)16</p><p>　　4.3　脫硫技術(shù)未形成產(chǎn)業(yè)16</p><p>　　第五章 我國(guó)燃煤電廠脫硫的對(duì)策16</

5、p><p>　　5.1　集中治理含硫量高的SO排放16</p><p>　　5.2　提高國(guó)產(chǎn)化程度17</p><p>　　5.3　開發(fā)脫硫工藝17</p><p>　　5.4　發(fā)展中國(guó)自己的脫硫產(chǎn)業(yè)18</p><p>　　第六章 太倉(cāng)電廠一期煙氣脫硫設(shè)備與運(yùn)行分析18</p><p>

6、　　6.1 FGD系統(tǒng)重要設(shè)施運(yùn)行分析18</p><p>　　6.1.1 吸收塔運(yùn)行分析18</p><p>　　6.1.2 漿液循環(huán)泵運(yùn)行分析19</p><p>　　6.1.3 GGH運(yùn)行分析20</p><p>　　6.1.4 增壓風(fēng)機(jī)運(yùn)行分析21</p><p>　　6.1.5 除霧器運(yùn)行

7、分析22</p><p>　　6.2 FGD系統(tǒng)物耗分析22</p><p>　　6.2.1 脫硫劑耗分析22</p><p>　　6.2.3 工藝水耗分析23</p><p>　　6.3運(yùn)行成本分析24</p><p><b>　　總結(jié)25</b></p><

8、p><b>　　參考文獻(xiàn)25</b></p><p><b>　　引言</b></p><p><b>　　1．SO的危害</b></p><p>　　二氧化硫（SO）又名亞硫酸干，是一種無(wú)色不燃的氣體，具有強(qiáng)烈的辛辣、窒息性氣味，遇水會(huì)形成具有一定腐蝕作用的亞硫酸。二氧化硫是當(dāng)今人類面臨的主

9、要大氣污染物之一，其污染源分為兩大類：天然污染源和人為污染源。天然污染源由于總量較少、面積較廣、容易稀釋和凈化，對(duì)環(huán)境危害不太大；而人為污染絕對(duì)量大、比較集中、濃度較高，對(duì)環(huán)境造成的危害比較嚴(yán)重。SO主要通過(guò)呼吸系統(tǒng)進(jìn)入人體，與呼吸器官發(fā)生生物化學(xué)作用，引起或加重呼吸器官的疾病，如鼻炎、咽喉炎、支氣管炎、支氣管哮喘、肺氣腫、肺癌等，危害人體健康。</p><p><b>　　2．脫硫技術(shù)概述</b

10、></p><p>　　我國(guó)的能源構(gòu)成以煤炭為主，其消費(fèi)量占一次能源總消費(fèi)量的70％左右，這種局面在今后相當(dāng)長(zhǎng)的時(shí)間內(nèi)不會(huì)改變。火電廠以煤作為主要燃料進(jìn)行發(fā)電，煤直接燃燒釋放出大量SO，造成大氣環(huán)境污染，且隨著裝機(jī)容量的遞增，SO的排放量也在不斷增加。加強(qiáng) 環(huán)境保護(hù)工作是我國(guó)實(shí)施可持續(xù)發(fā)展戰(zhàn)略的重要保證。所以，加大火電廠SO的控制力度就顯得非常緊迫和必要。</p><p>　　SO的

11、控制途徑有三個(gè)：燃燒前脫硫、燃燒中脫硫、燃燒后脫硫 即煙氣脫硫（FGD），目前濕法煙氣脫硫被認(rèn)為是最成熟，控制SO最行之有效的途徑。隨著國(guó)民經(jīng)濟(jì)的發(fā)展，對(duì)電量的需求日益增加，燃煤電廠排放的SO量也愈來(lái)愈大，SO造成的環(huán)境污染日趨嚴(yán)重，解決火電廠煙氣脫硫問(wèn)題迫在眉睫?？v觀目前世界脫硫技術(shù)的發(fā)展，發(fā)達(dá)國(guó)家90％ 以上的煙氣脫硫采用濕法脫硫技術(shù)。</p><p>　　第一章 幾種典型的脫硫技術(shù)及優(yōu)缺點(diǎn)</p>

12、;<p>　　目前，國(guó)際上已經(jīng)實(shí)現(xiàn)工業(yè)應(yīng)用的燃煤電廠煙氣脫硫技術(shù)主要有：</p><p>　　1.濕法脫硫技術(shù)，占85%左右，其中石灰石——石膏法約占36.7%,其他濕法脫硫技術(shù)約占48.3%；</p><p>　　優(yōu)點(diǎn)：由于是氣液反應(yīng)，所以反應(yīng)速度快，效率高，脫硫劑利用率高。該法的主要缺點(diǎn)是脫硫廢水二次污染</p><p>　　缺點(diǎn)：系統(tǒng)易結(jié)垢，腐蝕

13、；脫硫設(shè)備初期投資費(fèi)用大；運(yùn)行費(fèi)用較高等。 </p><p>　　2．噴霧干燥脫硫技術(shù)，約占8.4%;</p><p>　　優(yōu)點(diǎn)：設(shè)備簡(jiǎn)單，投資和運(yùn)行費(fèi)用低，占地面積小等特點(diǎn)，而且煙氣脫硫率達(dá)75%—90%。</p><p>　　缺點(diǎn)：副產(chǎn)品利用價(jià)值不高，吸收塔塔體直徑大，有時(shí)受到場(chǎng)地的限制，適用于燃用中低硫煤（硫含量不超過(guò)3%）的電廠脫硫</p&g

14、t;<p>　　3．吸收劑再生脫硫法，占3.4%；</p><p>　　優(yōu)點(diǎn)：脫硫效率高，達(dá)95%左右</p><p>　　缺點(diǎn)：系統(tǒng)復(fù)雜，投資高，運(yùn)行成本高</p><p>　　4．爐內(nèi)噴射吸收劑/增濕活化脫硫法，約占1.9%；</p><p>　　優(yōu)點(diǎn)：克服噴射吸收劑后，煙塵比電阻升高</p><p>

15、;　　圖一 LIFAC物質(zhì)平衡（100%最大連續(xù)負(fù)荷，SO值按干煙氣和6%O）</p><p>　　5．海水脫硫技術(shù)、電子束脫硫技術(shù)、煙氣循環(huán)床脫硫技術(shù)以及其他脫硫技術(shù)占1.3%。</p><p><b>　　(1)海水脫硫技術(shù)</b></p><p>　　優(yōu)點(diǎn)：投資省，運(yùn)行費(fèi)用低，易管理</p><p>　　缺點(diǎn)：需要

16、足夠條件的海水資源，且海水應(yīng)有足夠的鹽（堿）;對(duì)燃料含硫率有嚴(yán)格要求；對(duì)海洋環(huán)境有一定的影響；對(duì)設(shè)備防腐性能要求高</p><p>　　圖二 海水脫硫工藝原理圖</p><p>　　(2)電子束脫硫技術(shù) </p><p>　　優(yōu)點(diǎn)：占地面積少，吸收劑液氨對(duì)鋼鐵企業(yè)而言較易獲得，副產(chǎn)品運(yùn)用空間較脫硫石膏大，較石灰石——石膏法少排CO2，設(shè)備的國(guó)產(chǎn)化率較高。<

17、/p><p>　　缺點(diǎn)：技術(shù)成熟度較濕式石灰石——石膏技術(shù)差，投資較高</p><p>　　圖3 電子束煙氣處理流程和反應(yīng)機(jī)理</p><p>　　(3)煙氣循環(huán)床脫硫技術(shù)</p><p>　　優(yōu)點(diǎn)：節(jié)省設(shè)備投資，反應(yīng)速率高，可在100%——30%的鍋爐符合的范圍內(nèi)運(yùn)行，耗電低，運(yùn)行費(fèi)用低，占地小</p><p>　　缺點(diǎn)

18、：副廠品中含有較多的亞硫酸鈣，煙氣脫硫系統(tǒng)的壓降較大，吸收塔內(nèi)的壓降波動(dòng)較大</p><p>　　第二章 我國(guó)火電廠主要脫硫工藝簡(jiǎn)介</p><p>　　表1 我國(guó)火電廠主要脫硫工藝分類</p><p>　　第三章 石灰石-石膏濕法脫硫技術(shù)</p><p>　　3.1石灰石－石膏濕法脫硫工藝及脫硫原理 </p><

19、p>　　圖4 石灰石——石膏濕法脫硫原理</p><p>　　從電除塵器出來(lái)的煙氣通過(guò)增壓風(fēng)機(jī)BUF進(jìn)入換熱器GGH，煙氣被冷卻后進(jìn)入吸收塔，并與石灰石漿液相混合。漿液中的部分水分蒸發(fā)掉，煙氣進(jìn)一步冷卻。煙氣經(jīng)循環(huán)石灰石稀漿的洗滌，可將煙氣中95%以上的硫脫除。同時(shí)還能將煙氣中近100%的氯化氫除去。在吸收器的頂部，煙道氣穿過(guò)除霧器，除去懸浮水滴。 離開吸收塔以后，在進(jìn)入煙囪之前，煙氣再次穿過(guò)換熱

20、器，進(jìn)行升溫。吸收塔出口溫度一般為50~70℃，這主要取決于燃燒的燃料類型。煙囪的最低氣體溫度常常按國(guó)家排放標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定下來(lái)。在我國(guó)，有GGH 的脫硫，煙囪的最低氣溫一般是80℃，無(wú)GGH 的脫硫，其溫度在50℃左右。大部分脫硫煙道都配備有旁路擋板（正常情況下處于關(guān)閉狀態(tài)）。在緊急情況下或啟動(dòng)時(shí)，旁路擋板打開，以使煙道氣繞過(guò)二氧化硫脫除裝置，直接排入煙囪。 石灰石—石膏稀漿從吸收塔沉淀槽中泵入安裝在塔頂部的噴嘴集管中。在石灰石—石膏

21、稀漿沿噴霧塔下落過(guò)程中它與上升的煙氣接觸。煙氣中的SO溶入水溶液中，并被其中的堿性物質(zhì)中和，從而使煙氣中的硫脫除。石灰石中的碳酸鈣與二氧化硫和氧（空氣中的氧）發(fā)生反應(yīng)，并最終生成石膏，這些石膏在沉淀槽中從溶液中析</p><p>　　3.2脫硫過(guò)程主反應(yīng)1. SO+ HO → HSO 吸收  2．CaCO + HSO→ CaSO+ 

22、;CO+ HO  中和  3．CaSO +O → CaSO 氧化  4．CaSO+ HO → CaSO? HO 結(jié)晶  5．CaSO+ 2HO → CaSO?2HO  結(jié)晶  6．CaSO+ HSO→ Ca(HSO) pH控制

23、60;</p><p><b>　　總的反應(yīng)方程式為：</b></p><p>　　SO+ CaCO +2 HO+ O→</p><p>　　CaSO·2HO+CO</p><p>　　3.3主要工藝系統(tǒng)設(shè)備及功能 </p><p><b>　　3

24、.3.1煙氣系統(tǒng)</b></p><p>　　煙氣系統(tǒng)包括煙道、煙氣擋板、密封風(fēng)機(jī)和氣--氣加熱器（GGH）等關(guān)鍵設(shè)備。吸收塔入口煙道及出口至擋板的煙道，煙氣溫度較低，煙氣含濕量較大，容易對(duì)煙道產(chǎn)生腐蝕，需進(jìn)行防腐處理。 煙氣擋板是脫硫裝置進(jìn)入和退出運(yùn)行的重要設(shè)備，分為FGD主煙道煙氣擋板和旁路煙氣擋板。前者安裝在FGD系統(tǒng)的進(jìn)出口，它是由雙層煙氣擋板組成，當(dāng)關(guān)閉主煙道時(shí)，雙層煙氣擋板之間連接密封空

25、氣，以保證FGD系統(tǒng)內(nèi)的防腐襯膠等不受破壞。旁路擋板安裝在原鍋爐煙道的進(jìn)出口。當(dāng)FGD系統(tǒng)運(yùn)行時(shí)，旁路煙道關(guān)閉，這時(shí)煙道內(nèi)連接密封空氣。旁路煙氣擋板設(shè)有快開機(jī)構(gòu)，保證在FGD系統(tǒng)故障時(shí)迅速打開旁路煙道，以確保鍋爐的正常運(yùn)行。 　經(jīng)濕法脫硫后的煙氣從吸收塔出來(lái)一般在46~55℃左右，含有飽和水汽、殘余的SO、SO、HCl、HF、NO，其攜帶的SO和SO鹽等會(huì)結(jié)露，如不經(jīng)過(guò)處理直接排放，易形成酸霧，且將影響煙氣的抬升高度和擴(kuò)散。為此濕法F

26、GD系統(tǒng)通常配有一套氣——?dú)鈸Q熱器（GGH）煙氣再熱裝置。氣——?dú)鈸Q熱器是蓄熱加熱工藝的一種，即常說(shuō)的GGH。它用未脫硫的熱煙氣（一般130~150℃）去加熱已脫硫的煙氣，一般加熱到80℃左右，然后排放</p><p>　　3.3.2吸收系統(tǒng) </p><p>　　吸收系統(tǒng)的主要設(shè)備是吸收塔，它是FGD設(shè)備的核心裝置，系統(tǒng)在塔中完成對(duì)SO、SO等有害氣體的吸收。濕法脫硫吸收塔有許

27、多種結(jié)構(gòu)，如填料塔、湍球塔、噴射鼓泡塔、噴淋塔等等，其中噴淋塔因?yàn)榫哂忻摿蛐矢?、阻力小、適應(yīng)性、可用率高等優(yōu)點(diǎn)而得到較廣泛的應(yīng)用，因而目前噴淋塔是石灰石——石膏濕法煙氣脫硫工藝中的主導(dǎo)塔型。 　　噴淋層設(shè)在吸收塔的中上部，吸收塔漿液循環(huán)泵對(duì)應(yīng)各自的噴淋層。每個(gè)噴淋層都是由一系列噴嘴組成，其作用是將循環(huán)漿液進(jìn)行細(xì)化噴霧。一個(gè)噴淋層包括母管和支管，母管的側(cè)向支管成對(duì)排列，噴嘴就布置在其中。噴嘴的這種布置安排可使吸收塔斷面上實(shí)現(xiàn)均勻的噴淋

28、效果。 吸收塔循環(huán)泵將塔內(nèi)的漿液循環(huán)打入噴淋層，為防止塔內(nèi)沉淀物吸入泵體造成泵的堵塞或損壞及噴嘴的堵塞，循環(huán)泵前都裝有網(wǎng)格狀不銹鋼濾網(wǎng)（塔內(nèi)）。單臺(tái)循環(huán)泵故障時(shí)，F(xiàn)GD系統(tǒng)可正常進(jìn)行，若全部循環(huán)泵均停運(yùn)，F(xiàn)GD系統(tǒng)將保護(hù)停運(yùn)，煙氣走旁路。 　　氧化空氣系統(tǒng)是吸收系統(tǒng)內(nèi)的一個(gè)重要部分，氧化空氣的功能是保證吸收塔反應(yīng)池內(nèi)生成石膏。氧化空氣注入不充分將會(huì)引起石膏結(jié)晶的不完善，還可能導(dǎo)致吸收塔內(nèi)壁的結(jié)垢，因此，對(duì)該部分的優(yōu)化設(shè)置對(duì)提

29、高系</p><p>　　3.3.3漿液制備系統(tǒng)  漿液制備通常分濕磨制漿與干粉制漿兩種方式。 　　不同的制漿方式所對(duì)應(yīng)的設(shè)備也各不相同。至少包括以下主要設(shè)備：磨機(jī)（濕磨時(shí)用）、粉倉(cāng)（干粉制漿時(shí)用）、漿液箱、攪拌器、漿液輸送泵。  　　漿液制備系統(tǒng)的任務(wù)是向吸收系統(tǒng)提供合格的石灰石漿液。通常要求粒度為90%小于325目。 </p><p>　　3.3.4石膏脫水系

30、統(tǒng) </p><p>　　石膏脫水系統(tǒng)包括水力旋流器和真空皮帶脫水機(jī)等關(guān)鍵設(shè)備。  　水力旋流器作為石膏漿液的一級(jí)脫水設(shè)備，其利用了離心力加速沉淀分離的原理，漿液流切向進(jìn)入水力旋流器的入口，使其產(chǎn)生環(huán)形運(yùn)動(dòng)。粗大顆粒富集在水力旋流器的周邊，而細(xì)小顆粒則富集在中心。已澄清的液體從上部區(qū)域溢出(溢流)；而增稠漿液則在底部流出(底流)。  　　真空皮脫水機(jī)將已經(jīng)經(jīng)過(guò)水力旋流器一級(jí)脫水后

31、的石膏漿液進(jìn)一步脫水至含固率達(dá)到90%以上。  </p><p>　　3.3.5排放系統(tǒng)  </p><p>　　排放系統(tǒng)主要由事故漿池、區(qū)域漿池及排放管路組成。</p><p>　　3.3.6熱工自控系統(tǒng)  　為了保證煙氣脫硫效果和煙氣脫硫設(shè)備的安全經(jīng)濟(jì)運(yùn)行，系統(tǒng)裝備了完整的熱工測(cè)量、自動(dòng)調(diào)節(jié)、控制、保護(hù)及熱工信號(hào)報(bào)警裝置。其自動(dòng)化

32、水平將使運(yùn)行人員無(wú)需現(xiàn)場(chǎng)人員配合，在控制室內(nèi)即可實(shí)現(xiàn)對(duì)煙氣脫硫設(shè)備及其附屬系統(tǒng)的啟、停及正常運(yùn)行工況的監(jiān)視、控制和調(diào)節(jié)，系統(tǒng)同時(shí)具備異常與事故工況時(shí)的報(bào)警、連鎖和保護(hù)功能。</p><p>　　3.4技術(shù)特點(diǎn) 1．高速氣流設(shè)計(jì)增強(qiáng)了物質(zhì)傳遞能力，降低了系統(tǒng)的成本，標(biāo)準(zhǔn)設(shè)計(jì)煙氣流速達(dá)到4.0m/s。 2．技術(shù)成熟可靠，多用于55,000MWe的濕法脫硫安裝業(yè)績(jī)。  3．最優(yōu)的塔體尺寸，系統(tǒng)采用最優(yōu)尺

33、寸，平衡了SO去除與壓降的關(guān)系，使得資金投入和運(yùn)行成本最低。 4．吸收塔液體再分配裝置，有效避免煙氣爬壁現(xiàn)象的產(chǎn)生，提高經(jīng)濟(jì)性，降低能耗。從而達(dá)到： 　　a.脫硫效率高達(dá)95%以上，有利于地區(qū)和電廠實(shí)行總量控制； 　　b.技術(shù)成熟，設(shè)備運(yùn)行可靠性高（系統(tǒng)可利用率達(dá)98%以上）； 　　c.單塔處理煙氣量大，SO脫除量大； 　　d.適用于任何含硫量的煤種的煙氣脫硫； 　　e.對(duì)鍋爐負(fù)荷變化的適應(yīng)性強(qiáng)（30%~100%BMCR）；

34、 　　f.設(shè)備布置緊湊減少了場(chǎng)地需求； 　　g.處理后的煙氣含塵量大大減少； 　　h.吸收劑(石灰石)資源豐富，價(jià)廉易得； 　　i.脫硫副產(chǎn)物（石膏）便于綜合利用，經(jīng)濟(jì)效益顯著。</p><p>　　第四章 我國(guó)燃煤電廠脫硫工作存在的問(wèn)題</p><p>　　世界上發(fā)達(dá)國(guó)家均十分重視火電廠的SO排放問(wèn)題,目前日本的電廠已全部安裝了煙氣脫硫裝置,德國(guó)已有90%的機(jī)組安裝了煙氣脫硫設(shè)備

35、,美國(guó)、芬蘭等國(guó)亦正在火電廠中大力推廣脫硫技術(shù)。美國(guó)從上世紀(jì)七十年代中期開始,每年的脫硫市場(chǎng)都高達(dá)100億美元以上,即使目前脫硫市場(chǎng)已趨于成熟的情況下,每年也還有60億-80億美元市場(chǎng)。目前國(guó)際上脫硫設(shè)備費(fèi)用平均為每KWl000元以上,考慮到我國(guó)實(shí)際情況,目前大型電廠的平均脫硫價(jià)格約為每750元/KW。未來(lái)10年市場(chǎng)容量約300億,即使按國(guó)際平均價(jià)的50%,其未來(lái)的市場(chǎng)容量也有200億元左右。</p><p>　

36、　表2　中國(guó)燃煤電廠脫硫工作的實(shí)踐情況</p><p>　　除表中所列在建或已投入運(yùn)行的脫硫裝置外，中國(guó)還將從國(guó)外引進(jìn)技術(shù)，在山東德州熱電廠、上海石洞口電廠、北京第一熱電廠、浙江半山電廠、重慶電廠、首鋼自備電廠等處安裝脫硫裝置。</p><p>　　缺乏適合中國(guó)國(guó)情的脫硫工藝</p><p>　　中國(guó)從國(guó)外引進(jìn)的這些脫硫技術(shù)中，運(yùn)行比較穩(wěn)定可靠且具有廣泛適用性的主要

37、是石灰石—石膏濕法、旋轉(zhuǎn)噴霧法、LIFAC以及循環(huán)流化床技術(shù)。這4項(xiàng)脫硫技術(shù)各有特色，但是它們存在一個(gè)共同的缺點(diǎn)，既設(shè)備投資高昂，運(yùn)行維護(hù)要求較高。4項(xiàng)技術(shù)中最廉價(jià)的LIFAC工藝，其設(shè)備投資占電廠總投資的8%，而石灰石—石膏濕法可占電廠總投資的30%，這無(wú)疑將給電力建設(shè)資金本來(lái)就較為緊張的中國(guó)電力工業(yè)造成較大的困難。另外這4項(xiàng)技術(shù)在運(yùn)行中都還普遍存在堵塞、腐蝕、磨損、電耗高等諸多問(wèn)題，這些問(wèn)題若不能在工藝設(shè)計(jì)中妥善解決，必然會(huì)影響其在

38、中國(guó)其它燃煤電廠的推廣應(yīng)用。</p><p>　　4.2　過(guò)于依賴國(guó)外技術(shù) 目前中國(guó)正在運(yùn)行或計(jì)劃安裝的脫硫裝置絕大部分都是采用的日本、美國(guó)、德國(guó)、芬蘭等國(guó)家的技術(shù)，真正屬于中國(guó)自己開發(fā)、且具有良好商業(yè)化運(yùn)行前景的脫硫工藝可謂寥寥。這種情況若不改觀，不久的將來(lái)，我們將被迫花費(fèi)大筆的資金購(gòu)買別國(guó)的技術(shù)專利，同時(shí)還將在關(guān)鍵零部件的制造上受制于人。更何況國(guó)外這些技術(shù)并非十全十美，即使引進(jìn)其制造技術(shù)，若不加改進(jìn)，仍難

39、為我所用。</p><p>　　4.3　脫硫技術(shù)未形成產(chǎn)業(yè) 我國(guó)分別建成了W—L法、含碘活性炭法和石灰石—石膏法的小型工業(yè)裝置或中試裝置。80年代以來(lái)，我國(guó)又開展了一些較大規(guī)模的脫硫研究開發(fā)工作，“七五”和“八五”期間，相繼開發(fā)出了磷銨復(fù)肥法、旋轉(zhuǎn)噴霧法、“篩網(wǎng)”式脫硫除塵法、文丘里水膜除塵器脫硫法等多種脫硫技術(shù)。可惜的是，20年過(guò)去了，中

40、國(guó)自己開發(fā)的這些脫硫技術(shù)并未能在通過(guò)中試后，再向前邁進(jìn)一步，與生產(chǎn)結(jié)合在一起，并形成產(chǎn)業(yè)。迄今為止，參與中國(guó)脫硫設(shè)備市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)的依然只有日本、美國(guó)、德國(guó)等國(guó)公司的身影，中國(guó)仍然僅僅是客戶。 　</p><p>　　第五章 我國(guó)燃煤電廠脫硫的對(duì)策</p><p>　　5.1　集中治理含硫量高的SO排放　　根據(jù)國(guó)家在“兩控區(qū)”執(zhí)行的政策，我國(guó)大批燃煤電廠將采取脫硫措施，在現(xiàn)有技術(shù)條件下，這將

41、是一項(xiàng)耗資巨大的工程。我們必須統(tǒng)籌規(guī)劃，將有限的資金用好。中國(guó)火電廠燃煤含硫量的基本情況見(jiàn)表2。</p><p>　　表3　中國(guó)火電廠燃煤含硫量的基本情況%</p><p>　　由表可見(jiàn)，80%的燃煤含硫量＜2%，但總硫量?jī)H占50%多一點(diǎn)；而含硫量≥2%的燃煤量的比例不足20%，總硫量則接近50%。因此，從控制“兩控區(qū)”中燃煤電廠總的SO排放量著眼，應(yīng)首先集中有限的資金用于防治中、高硫煤的

42、SO污染。</p><p>　　5.2　提高國(guó)產(chǎn)化程度 從目前引進(jìn)的脫硫設(shè)備的運(yùn)行情況看，普遍在費(fèi)用、運(yùn)行、維護(hù)等方面還存在一定的問(wèn)題。因此，我們必須努力提高脫硫設(shè)備的國(guó)產(chǎn)化程度，有意識(shí)地降低對(duì)國(guó)外技術(shù)的依賴性，大幅度降低設(shè)備制造成本和運(yùn)行費(fèi)用，同時(shí)努力解決好脫硫設(shè)備運(yùn)行中普遍存在的腐蝕、堵塞與磨損問(wèn)題。</p><p>　　5.3　開發(fā)脫硫工藝</p><p&g

43、t;　　燃煤電廠不論采用當(dāng)前可供選擇的哪種脫硫工藝均需耗費(fèi)大量資金，大大增加電能成本。所以當(dāng)前燃煤電廠脫硫工藝研究的一個(gè)重要方向應(yīng)該是開發(fā)出在大幅降低設(shè)備投資與運(yùn)行費(fèi)用的同時(shí)，生產(chǎn)出有較好市場(chǎng)前景的副產(chǎn)品的新工藝，以副產(chǎn)品的銷售收入大幅抵消設(shè)備投資與運(yùn)行費(fèi)，這對(duì)于硫資源比較缺乏的中國(guó)而言尤其具有十分積極的意義。目前我們?cè)谶@一研究領(lǐng)域已取得了一定的進(jìn)展。</p><p>　　5.4　發(fā)展中國(guó)自己的脫硫產(chǎn)業(yè)　　根據(jù)

44、國(guó)家在“兩控區(qū)”內(nèi)控制SO排放的政策規(guī)定，大批燃煤電廠都將在2010年以前安裝脫硫設(shè)備，這無(wú)疑將給生產(chǎn)脫硫設(shè)備的廠家提供一個(gè)需求以千億元計(jì)的龐大市場(chǎng)。目前多家外國(guó)公司已緊緊盯住了這個(gè)大市場(chǎng)，他們頻繁在中國(guó)召開產(chǎn)品展示會(huì)，積極向中國(guó)出口脫硫設(shè)備和技術(shù)，圖謀在即將到來(lái)的脫硫設(shè)備的市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)中占據(jù)有利地位。對(duì)這樣一個(gè)大市場(chǎng)，我們絕不可以拱手相讓。國(guó)家發(fā)展計(jì)劃委員會(huì)有關(guān)部門指出，必須將我國(guó)環(huán)保產(chǎn)業(yè)作為一個(gè)新的經(jīng)濟(jì)增長(zhǎng)點(diǎn)納入重要議事日程。國(guó)家電力公

45、司也表示要重點(diǎn)扶持專業(yè)脫硫公司，吸收國(guó)外技術(shù)，開發(fā)新技術(shù)，以求迅速形成脫硫產(chǎn)業(yè)。脫硫產(chǎn)業(yè)既具有明顯的社會(huì)性和公益性特征，是保障經(jīng)濟(jì)、社會(huì)、環(huán)境和資源協(xié)調(diào)發(fā)展的重要基礎(chǔ)產(chǎn)業(yè)，同時(shí)又具有突出的經(jīng)濟(jì)性特征，蘊(yùn)涵著巨大的商業(yè)利潤(rùn)，是一個(gè)面向21世紀(jì)的新興產(chǎn)業(yè)。因此，大力發(fā)展中國(guó)自己的脫硫產(chǎn)業(yè)，于國(guó)于民，其利無(wú)窮。</p><p>　　第六章 太倉(cāng)電廠一期煙氣脫硫設(shè)備與運(yùn)行分析</p><p>　　

46、到2004年底，全國(guó)約有2000萬(wàn)千瓦裝機(jī)的煙氣脫硫設(shè)施投運(yùn)或建成，約3000多萬(wàn)千瓦裝機(jī)的煙氣脫硫設(shè)施正在施工建設(shè)。作為連接鍋爐與煙囪的煙氣脫硫裝置，其建設(shè)與運(yùn)行質(zhì)量不僅可以充分發(fā)揮火電廠煙氣脫硫的環(huán)境保護(hù)效益，而且對(duì)于鍋爐的穩(wěn)定、安全運(yùn)行意義重大。</p><p>　　太倉(cāng)港環(huán)保電廠一、二、三、四期2×135+2×300+2×300+2×600MW機(jī)組煙氣脫硫工程EPC

47、總承包為蘇源環(huán)保工程股份有限公司，以上工程均采用公司自主研發(fā)的OI2-WFGD系統(tǒng)技術(shù)。一、二、三期機(jī)組煙氣脫硫工程分別于2004年9月9日、2004年12月27日、2005年4月24日成功投運(yùn)，以上裝置運(yùn)行脫硫效率均>95%，Ca/S<1.03，石膏純度>90%，達(dá)到國(guó)際先進(jìn)水平。四期目前一切進(jìn)展順利。為便于分析，本文僅對(duì)太倉(cāng)港環(huán)保電廠一期2×135MW機(jī)組濕法煙氣脫硫設(shè)施與系統(tǒng)運(yùn)行情況進(jìn)行分析。</

48、p><p>　　6.1 FGD系統(tǒng)重要設(shè)施運(yùn)行分析</p><p>　　6.1.1 吸收塔運(yùn)行分析</p><p>　　作為FGD系統(tǒng)的核心部件，吸收塔壓耗約占FGD系統(tǒng)總壓耗的50%，因此，降低其運(yùn)行壓耗對(duì)于降低系統(tǒng)運(yùn)行電耗至關(guān)重要。根據(jù)分析可以看出：吸收塔運(yùn)行壓耗與煙氣流量基本呈線性相關(guān)關(guān)系，煙氣流量越大，吸收塔運(yùn)行壓耗也越大。在50%鍋爐滿負(fù)荷時(shí)吸收塔壓差為11

49、50Pa，而100%鍋爐滿負(fù)荷時(shí)吸收塔壓差為1400Pa。由于一期FGD系統(tǒng)除霧器安裝于塔內(nèi)（運(yùn)行壓耗為150~200Pa），則在50%~100%鍋爐負(fù)荷下空塔壓耗大約在1000~1200Pa之間。</p><p>　　吸收塔進(jìn)出口溫度均受鍋爐負(fù)荷、煤質(zhì)因素、GGH性能等因素的影響。出口溫度基本穩(wěn)定在49~51℃之間，而進(jìn)口溫度基本穩(wěn)定在93~100℃之間，進(jìn)口溫度波動(dòng)范圍明顯大于出口溫度范圍。原煙氣流經(jīng)吸收塔之

50、后，其溫度降幅一般在44~49℃之間。</p><p>　　脫硫效率與液氣比關(guān)系密切，當(dāng)液氣比從13L/m3升高到16L/m3，脫硫效率從96%升高到99.2%。之后，如果液氣比繼續(xù)增加，則效率變化不大。脫硫效率與石膏漿液pH值關(guān)系密切，石膏漿液pH值從4.25增大到5.5時(shí)，脫硫效率從95.3%增大到99.2%，升幅明顯。但為了抑制CaSO3.1/2H2O過(guò)量增加導(dǎo)致管道結(jié)垢，運(yùn)行過(guò)程中石膏漿液pH值一般保持5

51、.2~5.3。FGD運(yùn)行入口SO2濃度與脫硫效率關(guān)系密切，脫硫效率隨著入口SO2濃度的增大而減少，當(dāng)入口SO2濃度從1500mg/Nm3增大到4200mg/Nm3時(shí)，脫硫效率從99.5%下降到</p><p><b>　　95.8%。</b></p><p>　　6.1.2 漿液循環(huán)泵運(yùn)行分析</p><p>　　一期漿液循環(huán)泵共有4臺(tái)，均為

52、無(wú)堵塞臥式離心機(jī)械密封泵，室內(nèi)布置，每臺(tái)循環(huán)泵與各自的噴淋層連接，4臺(tái)循環(huán)泵流量均為4896m3/h，壓頭分別為22/24.5/27/29.5m，電機(jī)功率分別為450/500/560/630 kW。</p><p>　　表1漿液循環(huán)泵對(duì)吸收塔影響性能試驗(yàn)表</p><p>　　從表1試驗(yàn)結(jié)果可知：太倉(cāng)一期FGD系統(tǒng)漿液循環(huán)泵運(yùn)行的臺(tái)數(shù)與脫硫效率關(guān)系密切，漿液循環(huán)泵啟動(dòng)臺(tái)數(shù)越多，脫硫效率越高

53、。#1、#2、#3、#4漿液循環(huán)泵同時(shí)運(yùn)行時(shí)，系統(tǒng)脫硫效率高達(dá)98.6%，運(yùn)行電耗1465KW。當(dāng)#1、#3、#4同時(shí)運(yùn)行時(shí)，系統(tǒng)脫硫效率降低到97.1%，運(yùn)行電耗1115KW。當(dāng)只運(yùn)行#1、#4漿液循環(huán)泵時(shí)，系統(tǒng)脫硫效率降低明顯，只有95.1%，比漿液循環(huán)泵全開時(shí)的脫硫效率降低3.5個(gè)百分點(diǎn)，但運(yùn)行電耗只有740KW，只有全開運(yùn)行時(shí)電耗的50.5%。</p><p>　　漿液循環(huán)泵為FGD系統(tǒng)最大的耗電設(shè)備，一

54、般占整個(gè)FGD系統(tǒng)電耗的35%~45%左右，因此其運(yùn)行優(yōu)化對(duì)于降低系統(tǒng)電耗意義重大。從上述分析可知，運(yùn)行#1、#4時(shí)的脫硫效率只比#1、#2、#3、#4時(shí)的脫硫效率降低3.5個(gè)百分點(diǎn)，但節(jié)能的效益卻非常顯著。</p><p>　　6.1.3 GGH運(yùn)行分析</p><p>　　一期煙氣脫硫工程采用回轉(zhuǎn)再生式煙氣換熱器，其主要的技術(shù)參數(shù)性能（設(shè)計(jì)工況下）如下：傳熱表面面積：5293m2（單

55、面）、原煙氣側(cè)溫度（進(jìn)/出）：135.2℃/97.5℃、原</p><p>　　煙氣側(cè)溫度（進(jìn)/出）：45.6℃/81.3℃、泄漏率（原煙氣側(cè)向凈煙氣側(cè)）：0.47%、兩側(cè)壓降：<1000Pa。</p><p>　　通過(guò)對(duì)采集的FGD系統(tǒng)運(yùn)行數(shù)據(jù)分析知：GGH原煙氣側(cè)差壓與凈煙氣側(cè)差壓均與鍋爐負(fù)荷密切相關(guān)，GGH兩側(cè)壓耗均隨著鍋爐負(fù)荷的增加而增加。由于GGH原煙氣側(cè)溫度比凈煙氣側(cè)溫度

56、高，煙氣流速也大，致使GGH原煙氣側(cè)運(yùn)行壓耗較大，兩者相差120Pa左右。50%鍋爐負(fù)荷下原煙氣側(cè)、凈煙氣側(cè)最大壓耗分別為230Pa、350Pa，當(dāng)鍋爐負(fù)荷增至100%時(shí)分別變?yōu)?60Pa、480Pa，GGH兩側(cè)總壓耗在580~840Pa之間，均滿足兩則壓降之和低1000Pa設(shè)計(jì)值。</p><p>　　煙氣經(jīng)濕式脫硫后，溫度較低，含濕量較大且具有一定的酸性，造成煙氣溫度低于酸露點(diǎn)溫度，如果再遇上其它一些不利因素

57、，則有可能導(dǎo)致煙氣在煙囪內(nèi)壁結(jié)露造成酸腐蝕。因此，為了減少煙囪腐蝕程度，應(yīng)盡可能的增加GGH凈煙氣出口溫度。其主要影響因素有：GGH原煙氣進(jìn)口煙溫、GGH凈煙氣入口溫度、鍋爐負(fù)荷、內(nèi)部氣體流場(chǎng)分布、凈煙氣出口流量與原煙氣入口流量之比即“X-比”（GGH的實(shí)際泄漏率小于0.47%，X-比基本上等于原煙氣進(jìn)出口溫差與凈煙氣進(jìn)出口溫差之比）。</p><p>　　從測(cè)量數(shù)據(jù)看，GGH進(jìn)口原煙氣量為935985Nm3/h

58、，為機(jī)組滿負(fù)荷出力的88.9%，GGH原煙氣進(jìn)口、GGH原煙氣出口、GGH凈煙氣進(jìn)口、GGH凈煙氣出口各點(diǎn)溫度分別為138.6℃、95.7℃、50.6℃、84.6℃。</p><p>　　GGH凈煙氣側(cè)溫度校核如下：GGH原煙氣進(jìn)口煙溫與設(shè)計(jì)值相比高3.4℃，導(dǎo)致凈煙氣溫升1.3℃。GGH凈煙氣入口溫度與設(shè)計(jì)值相比高5℃，導(dǎo)致凈煙氣溫升3.1℃，這主要是由于鍋爐改燒神華煤后，煤的含水量增加，脫硫系統(tǒng)進(jìn)口原煙氣中水

59、蒸汽含量(濕)分別為8.05%，與設(shè)計(jì)值6.81%比較高1.24%，煙氣吸濕能力降低，影響原煙氣溫度降低，從而導(dǎo)致GGH凈煙氣入口溫度較設(shè)計(jì)值高。從原煙氣溫降與凈煙氣溫升看，原煙氣溫降為42.9℃，凈煙氣溫升為34℃，反映GGH凈煙氣與原煙氣熱容比值的X比為1.24，導(dǎo)致凈煙氣溫降3.2℃。綜合分析，GGH凈煙氣側(cè)出口校核溫度為83.4℃，高于80℃的設(shè)計(jì)溫度。</p><p>　　6.1.4 增壓風(fēng)機(jī)運(yùn)行分析

60、</p><p>　　一期增壓風(fēng)機(jī)為1臺(tái)動(dòng)葉可調(diào)軸流風(fēng)機(jī)，其主要的技術(shù)參數(shù)性能如下：設(shè)計(jì)流量：435.93/（TB：491.30）m3/s；設(shè)計(jì)壓頭：3207/（TB：3848）Pa；效率：87.42%；風(fēng)機(jī)功率：1596（TB：2134）kW；風(fēng)機(jī)轉(zhuǎn)速：735r/min；電機(jī)功率：2250kW。</p><p>　　表2 增壓風(fēng)機(jī)運(yùn)行參數(shù)</p><p>　　軸流

61、風(fēng)機(jī)的靜態(tài)性能由不同角度對(duì)應(yīng)的多條性能曲線族表達(dá)，增壓風(fēng)機(jī)性能曲線涉及煙氣流量Q(m3/s)、導(dǎo)葉角度β(°)、全壓P(Pa)三個(gè)變量，為了全面反映動(dòng)葉調(diào)節(jié)軸流風(fēng)機(jī)的性能。必須將全壓P(Pa)、流量Q(m3/s)、葉片角度β(°)三個(gè)參量綜合考慮，動(dòng)葉調(diào)節(jié)軸流風(fēng)機(jī)性能模型為由P=f(β、Q0)表達(dá)的空間曲面。從表2所示可知，F(xiàn)GD系統(tǒng)處理煙氣量?jī)H為增壓風(fēng)機(jī)額定處理煙氣量的55.3%~74.3%，屬于中低負(fù)荷。增壓風(fēng)機(jī)

62、電耗與煙氣流量、全壓呈近似正比例關(guān)系，當(dāng)增壓風(fēng)機(jī)進(jìn)口原煙氣流量從241m3/s增大324.1m3/s時(shí)，增壓風(fēng)機(jī)電機(jī)軸功率從543.1kW增大到721.6kW。煙氣流量增加了34.48%，而電機(jī)軸功率增加了24.46%，電機(jī)軸功率增幅比煙氣流量增幅低10.02%，這主要是因?yàn)閮牲c(diǎn)風(fēng)機(jī)全壓效率相差較大的緣故。由此可見(jiàn)，增壓風(fēng)機(jī)進(jìn)行運(yùn)行優(yōu)化調(diào)節(jié)將可以顯著節(jié)約設(shè)備能耗。</p><p>　　脫硫系統(tǒng)阻力主要由吸收塔、G

63、GH、除霧器和煙道阻力四部分組成，經(jīng)分析，在鍋爐滿負(fù)荷下，吸收塔阻力為1200Pa，除霧器阻力為200Pa，GGH阻力為580Pa，煙道阻力為500Pa，系統(tǒng)實(shí)際阻力損失為2480Pa左右。按照《火力發(fā)電廠設(shè)計(jì)技術(shù)規(guī)程》的規(guī)定，鍋爐引風(fēng)機(jī)的選定是將鍋爐BMCR工況的煙氣裕量不低于10%、溫度裕量10℃、壓頭裕量不低于20%的因素考慮進(jìn)去[4]，需要選擇最大壓升為3274Pa的增壓風(fēng)機(jī)，太倉(cāng)一期增壓風(fēng)機(jī)標(biāo)書注明的最大壓升為3207Pa，與

64、計(jì)算結(jié)果吻合較好，表明增壓風(fēng)機(jī)的選型基本合理。</p><p>　　6.1.5 除霧器運(yùn)行分析</p><p>　　在大多數(shù)情況下，除霧器的運(yùn)行總壓耗一般為140~190Pa，其中一級(jí)除霧器運(yùn)行壓耗較大，一般約為90~110Pa，二級(jí)除霧器運(yùn)行壓耗較小，一般約為50~80Pa。這表明：一期除霧器運(yùn)行壓耗基本在性能保證值容許范圍內(nèi)，即在不考慮除霧器前后的渦流影響，在設(shè)計(jì)煙氣流速下兩級(jí)除霧器

65、總壓力損失不大于200Pa。</p><p>　　此外，除霧器另外一個(gè)關(guān)鍵考核指標(biāo)是出口持液量，如果GGH凈煙氣側(cè)進(jìn)口煙氣持液量過(guò)大，則原煙氣側(cè)吸收的熱量很大一部分用在水分蒸發(fā)上，必然導(dǎo)致GGH凈煙氣側(cè)出口溫度下降，從而加劇煙囪的腐蝕，危及鍋爐系統(tǒng)的安全運(yùn)行，因此對(duì)除霧器蒸發(fā)水量進(jìn)行詳細(xì)計(jì)算評(píng)估是十分重要的。</p><p>　　除霧器出口持液量采用GGH熱量平衡法進(jìn)行計(jì)算，GGH原始數(shù)據(jù)

66、為：GGH進(jìn)口原煙氣量為935985Nm3/h，原煙氣溫降為42.9℃，凈煙氣溫升為34℃（數(shù)據(jù)來(lái)源于江蘇省電力科學(xué)研究院的再生式煙氣加熱器溫升考核試驗(yàn)）。根據(jù)脫硫系統(tǒng)的物料平衡（不考慮GGH漏風(fēng)），原煙氣在FGD中只增加氧化風(fēng)機(jī)和吸濕增加的水分，按FGD出口煙溫的飽和蒸汽計(jì)算，凈煙氣流量分別為988153 Nm3/h。計(jì)算原煙氣側(cè)煙氣放熱為55248MJ/h，凈煙氣側(cè)煙氣吸熱46174MJ/h，不平衡的熱量用來(lái)蒸發(fā)FGD出口所帶液滴。

67、將以上數(shù)據(jù)代入熱平衡方程得出FGD出口液滴二階段含量為3.71t/h，占凈煙氣量質(zhì)量的0.29%，折合凈煙氣（濕）含水3754mg/Nm3。說(shuō)明FGD出口凈煙氣帶水較大，這可以解釋試驗(yàn)時(shí)GGH凈煙氣進(jìn)口溫度測(cè)量槍滴水較嚴(yán)重的現(xiàn)象。雖然凈煙氣中水滴含量只占很小的比例，其吸熱量很大，吸熱量占凈煙氣吸熱的16.4%。</p><p>　　6.2 FGD系統(tǒng)物耗分析</p><p>　　6.2.

68、1 脫硫劑耗分析</p><p>　　礦等石灰石礦點(diǎn)供應(yīng)，其規(guī)格為3～10mm石灰石子，通過(guò)1000t級(jí)駁船順長(zhǎng)江運(yùn)至電廠。石灰石粉制備系統(tǒng)按全廠一至四期全部機(jī)組消耗量設(shè)計(jì)，同時(shí)考慮對(duì)外售粉，采用干式球磨機(jī)制粉進(jìn)而加水制漿方案，單套系統(tǒng)制粉能力36t/h，設(shè)置二套系統(tǒng)，一、二、三、四期煙氣脫硫工程共用。</p><p>　　系統(tǒng)SO2平均排出量為2548.7kg/h，HCl平均排出量為5

69、5.6kg/h，HF平均排出量為28.3kg/h（數(shù)據(jù)源于長(zhǎng)期污染物排放統(tǒng)計(jì)分析）。運(yùn)行監(jiān)測(cè)表明相應(yīng)的石灰石耗量為4082kg/h，計(jì)算出實(shí)際Ca/S為1.025。</p><p><b>　　2.2電耗分析</b></p><p>　　FGD系統(tǒng)電耗主要包括五個(gè)部分：煙氣系統(tǒng)、SO2吸收系統(tǒng)、石膏處理系統(tǒng)、工藝水系統(tǒng)，除石膏處理系統(tǒng)、制粉系統(tǒng)為公用系統(tǒng)外，其它子系統(tǒng)

70、均完全屬于一期FGD系統(tǒng)。以鍋爐負(fù)荷50%、75%、100%時(shí)漿液循環(huán)泵分別開2、3、3臺(tái)為基準(zhǔn)，太倉(cāng)一期FGD系統(tǒng)具體運(yùn)行電耗大致如下：</p><p>　　從表3可知，F(xiàn)GD系統(tǒng)運(yùn)行電耗主要集中在煙氣系統(tǒng)、SO2吸收系統(tǒng)這兩個(gè)系統(tǒng)方面，其中煙氣系統(tǒng)、SO2吸收系統(tǒng)電耗分別占FGD系統(tǒng)總電耗的比例為42%~45%、34~39%，石膏處理系統(tǒng)、工藝水系統(tǒng)、制粉系統(tǒng)所占比例較小，分別占FGD系統(tǒng)總電耗的比例為3.8

71、%~5.8%、1.4%~1.9%、4.6%~6.0%，因此提高漿液循環(huán)泵的運(yùn)行和使用效率、合理調(diào)節(jié)增壓風(fēng)機(jī)運(yùn)行方式對(duì)降低FGD系統(tǒng)總電耗至關(guān)重要。</p><p>　　運(yùn)用OI2-WFGD系統(tǒng)技術(shù)的FGD系統(tǒng)的電耗從總體來(lái)看電耗較為理想，系統(tǒng)電耗與裝機(jī)容量關(guān)系密切。FGD系統(tǒng)在50%、75%、100%鍋爐滿負(fù)荷下的電耗為2115.5KW、2839.5KW、3224.5KW，分別占機(jī)組裝機(jī)容量比例為0.78%、1.

72、05%、1.19%，占機(jī)組實(shí)際發(fā)電量比例為1.56%、1.40%、1.19%。這表明FGD系統(tǒng)處理的煙氣流量越大，系統(tǒng)電耗占機(jī)組裝機(jī)容量及實(shí)際發(fā)電量比例越小。</p><p>　　表3 太倉(cāng)一期FGD系統(tǒng)運(yùn)行電耗分析</p><p>　　6.2.3 工藝水耗分析</p><p>　　FGD系統(tǒng)校核煤種、鍋爐滿負(fù)荷下的水平衡具體結(jié)果見(jiàn)表4及表5所示：</p>

73、;<p>　　大型燃煤電廠濕法石灰石/石膏煙氣脫硫工藝中，煙氣中SO2的脫除是通過(guò)煙氣與漿液的噴淋洗滌完成，因此，維持FGD正常運(yùn)行要消耗大量的工藝水，工藝水除了3%~5%左右被石膏帶走、6%左右通過(guò)廢水的形式排出外，其余90%左右的水全部通過(guò)煙囪排入大氣。因此，F(xiàn)GD運(yùn)行過(guò)程中需要不斷補(bǔ)充工藝水以維持系統(tǒng)的正常運(yùn)行。</p><p>　　進(jìn)入系統(tǒng)的工藝水包括吸收塔管道沖洗水、M/E沖洗水、石膏清洗

74、水、真空皮帶機(jī)清洗水，沖洗水耗量均由設(shè)備廠商提供。氧化空氣增濕水的量由熱平衡計(jì)算得出。濾坑補(bǔ)充水量通過(guò)輸出水量和其它進(jìn)入系統(tǒng)的水相減得到（通過(guò)DCS記錄數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)得，濾坑補(bǔ)給水用量為2240kg/h）。排出系統(tǒng)的水包括煙氣帶走的水蒸氣、石膏帶水、石膏結(jié)晶水、廢水及M/E出口煙氣帶走的液滴。煙氣帶走的水蒸氣由熱量平衡得出，石膏帶水和石膏結(jié)晶水根據(jù)石膏餅的含水量及1mol石膏帶2mol水計(jì)算得出，廢水量由煙氣中的氯離子決定，保證系統(tǒng)中漿液的氯

75、離子濃度小于20000ppm，M/E出口帶水量根據(jù)實(shí)際計(jì)算結(jié)果為基準(zhǔn)。</p><p>　　表4 進(jìn)入系統(tǒng)的工藝水種類及耗量表</p><p>　　表5 排出系統(tǒng)的工藝水種類及耗量表</p><p><b>　　6.3運(yùn)行成本分析</b></p><p>　　鍋爐負(fù)荷對(duì)于FGD系統(tǒng)運(yùn)行成本的影響不大，鍋爐負(fù)荷從50%

76、變動(dòng)到100%，整個(gè)系統(tǒng)運(yùn)行成本僅僅增加12%。經(jīng)過(guò)大量統(tǒng)計(jì)分析發(fā)現(xiàn)：系統(tǒng)脫除每千克SO2成本與煤質(zhì)因素、鍋爐負(fù)荷關(guān)系密切，含硫量、鍋爐負(fù)荷越高，脫除每千克SO2所需要的成本越低。例如煤質(zhì)硫含量從0.64%上升至1.1%時(shí)，在50%鍋爐滿負(fù)荷下脫除每千克SO2成本從2.60元下降至1.51元，在100%下脫除每千克SO2成本從1.47元下降至0.95元（詳細(xì)指標(biāo)見(jiàn)表6）。這表明，按現(xiàn)行0.6元/kgSO2的排污收費(fèi)標(biāo)準(zhǔn)，目前大多數(shù)電廠建

77、設(shè)的煙氣脫硫工程是虧本運(yùn)行的。</p><p>　　表6 太倉(cāng)一期FGD系統(tǒng)主要技術(shù)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)表（BMCR，校核煤質(zhì)S=1.1）</p><p><b>　　總結(jié)</b></p><p><b>　　參考文獻(xiàn)</b></p><p>　　李青 潘焰平 宋淑娜 《火力發(fā)電廠節(jié)能減排手冊(cè)》中國(guó)電力出版社&

78、lt;/p><p>　　周菊華 《火電廠燃煤機(jī)組脫硫技術(shù)》中國(guó)電力出版社</p><p>　　王志軒，潘荔 我國(guó)火電廠煙氣脫硫現(xiàn)狀、問(wèn)題和對(duì)策 中國(guó)電力增刊 </p><p>　　武文江 黃臺(tái)電廠330M機(jī)組石灰石-石膏濕法煙氣脫硫裝置運(yùn)行分析及改進(jìn)建議 中國(guó)電力增刊</p><p>　　曾庭華，馬斌，廖永進(jìn)，董智明 濕法煙氣脫硫系統(tǒng)對(duì)發(fā)電機(jī)組運(yùn)