简易湿法脱硫除尘一体化工艺

1、水膜除尘器简易湿法脱硫除尘一体化工艺在贵溪电厂#1锅炉的应用一、 原有系统概况贵溪发电厂现在役4台125MW发电机组, 4台锅炉为上海锅炉厂生产的SG400/140型煤粉炉，依次于84、85、86、87年投入商业运营。锅炉设计的燃煤为淮北洗中煤QDY=4368kcal/kg，Vr=24.8%，Ay=34.74%，Sy=0.45%；而实际燃用煤种较杂，特别是近年来为了支持江西地方经济发展，燃用了部分江西地方煤（省内煤含硫量偏高），省内、省外煤混合掺烧，一般含硫量在0.51.2%之间变化。其中#1、2炉是水膜除尘、#4炉在98年改造成电除尘器，#3炉在2002年改造为电除尘器。#1炉尾部配有四台捕

2、滴器直径为4.1m的文丘里水膜除尘器，采用水力除灰，灰水经灰浆泵送至灰场。贵溪发电厂与国家电力公司南京环保所合作，在贵溪电厂1号炉进行了国家“九五”科技攻关课题“中小型燃煤电站水膜除尘器脱硫技术与装备研究”的全尺寸工业性试验研究。二、 项目建设概要该工程经江西省电力公司协调，由南京电力环保所和贵溪电厂共同努力，从98年4月开始，经过了工程可研、初步设计、施工设计、设备定货、加工及土建施工、设备安装、系统调整试验等阶段，在2001年6月建成了目前我国拥有自主知识产权、在燃煤电厂中应用的、装机容量最大的（125MW）烟气脱硫工程，目前已经正常、连续运行了一年多，在钙硫比为0.9以上时，脱硫平均效率

3、达80%以上，达到了预期目的。三、 脱硫除尘一体化工艺流程与流程简图#1炉脱硫除尘一体化的主要工艺系统主要由文丘里水膜除尘器洗涤系统、循环氧化系统、吸收剂制备系统、脱硫副产物处置系统和仪表控制系统组成。1、文丘里水膜除尘器洗涤系统：空气预热器后的高温烟气进入文丘里水膜除尘器，在文丘里喉部被喷入的除尘水吸收部分SO2并除去大部分粉尘后进入捕滴器底部。进入捕滴器内的烟气与旋流雾化喷头给入的循环浆液逆流接触，进一步吸收SO2并除尘后，进入除雾器，除去携带的液滴及细粉尘后，由原引风机派入烟囱。2、循环氧化系统：吸收SO2后的循环液（PH6.5）通过循环浆液泵从上部进入循环氧化的氧化区域，其中的亚硫酸钙

4、被鼓入的空气氧化成硫酸钙。一定量的浆液排出进入原除灰系统。大部分浆液向下进入结晶区，与加入的新鲜吸收剂浆液混合，调节PH9，再由循环泵送入捕滴器内的雾化喷头。3、吸收剂制备系统石灰粉（Cao68%）由石灰槽车用压缩空气送入石灰仓内，经叶轮给粉机送入双轴化灰机内与水混合后，经充分搅拌后制备成浓度为20%、细度为100目的吸收剂浆液送入浆池内，由液下泵送入循环氧化池。4、脱硫副产物处置系统含有飞灰、硫酸钙、亚硫酸钙等的固体浓度约13%、PH6.5的脱硫灰浆自循环氧化池的溢流管排出进入现有灰沟，与其他灰浆一起进入灰浆池，由灰渣泵送入灰场。5、仪表控制系统整个脱硫系统由可编程控制器和工业控制机为主控设

5、备，完成脱硫系统自动控制。该控制系统可实时采集脱硫系统的工艺参数，跟踪调节设备的反馈信号；可自动控制、检测系统中电气设备、电动门的启停操作与运行状态，对电气设备具有手动/自动、就地/远操的操作功能；对控制设备进行连锁控制操作；具有完善的数据处理和图象显示功能；具有定时和随机打印功能；对SO2浓度、浆液密度、流量、PH值、压力、温度具有在线连续测量功能。6、脱硫系统流程简图如下：四、 脱硫系统综合性能调试情况2001年5月28日-6月10日国家电力公司电力环保所、贵溪发电厂组成的联合试验小组对脱硫系统在设计工况和其他可能工况下，进行了多工况的脱硫性能试验。性能指标如下：1、 脱硫效率（1） 在机

6、组负荷60-70MW，燃煤硫分0.95-1.16%，钙硫比0.82-0.88，液气比1.9-2.2l/Nm,氧化风量为1922 m/h时，脱硫系统的平均脱硫效率达76.9-78.3%；（2） 在机组负荷90-105MW，燃煤硫分0.78-1.1%，钙硫比0.76-0.81，液气比1.65-1.96l/Nm3,氧化风量为1922 m3/h时，脱硫系统的平均脱硫效率达71.3-75.2%；（3） 在机组负荷112-125MW，燃煤硫分0.70-1.52%，钙硫比0.9-0.98，液气比1.6-1.75l/Nm,氧化风量为1922 m/h时，脱硫系统的平均脱硫效率达81.2-88.1%；33332、

7、 除尘效率该系统是通过文丘里喉口喷水系统的改造，以及在捕滴器安装两级V字形除雾器来提高除尘效率的。由调试结果可见，除尘效率由原来的86.19%提高到96.6-98.7%，比改造前提高了10多个百分点。3、 脱硫副产物氧化率脱硫系统在氧化空气流量1922m3/h，循环浆液PH值在3.57-7.32的工况下，脱硫副产物氧化率为83.1-96.8%。功能指标：由于循环氧化池为独立设计，脱硫系统可以随时根据运行状况进行投退，系统增加的压力降可由现有引风机克服，烟气带水无明显增加，对机组负荷波动有较强的适应性。五、 脱硫系统运行情况1、 运行情况系统正式投入运行从2001年6月11日开始，8月29日该项

8、目正式通过国家环境保护总局组织的成果鉴定，专家们一致认为该工艺投资少、综合技术水平达到了国内领先水平，截止至2002年4月11日，#1机组停机备用共2140.35小时，运行时间共4987.65小时，开停机8次，Ca/S为0.9时，脱硫效率稳定在80%以上，在运行过程中除脱硫系统设备正常消缺外，#1机组脱硫系统一直处于正常投运状态。为了节约资金，该项目的设备国产化率100%，从一年多来的运行情况看，主要设备、仪表均能够正常运行。2、 应注意的主要问题：腐蚀及磨损：由于石灰浆与灰水混合后，循环浆液的成分更加复杂，对设备、管道、金属构件的耐磨及耐腐蚀性提出了更高的要求，要求过流管道和阀门要防腐耐磨。

9、堵塞和结垢：脱硫系统停运时，运行人员要加强对循环浆液管段进行冲洗，保证冲洗的水压和时间。在制浆系统的下粉管段，要保持好石灰粉的流动性，石灰粉贮存时间不可过长。六、 脱硫系统运行经济性评价1、工程投资#1炉125MW机组脱硫试验工程的工程总投资约为1584.9万元，单位造价约为126.8元/KW。2、 运行成本#1炉125MW机组脱硫试验工程的年运行费用约为396.5万元（含折旧费）和286.0万元（不含折旧费），脱除每KgSO2的成本为0.509元/ KgSO2（含折旧费）和0.367元/ KgSO2（不含折旧费），脱硫增加的售电成本为0.488分/KWh（含折旧费）和0.352分/KWh（不含折旧费）