内蒙古某电厂脱硫培训教材

**电厂2×600MW机组检修部培训教材脱硫系统内蒙古**发电有限责任公司2004年11月目录第一章脱硫常规技术概述··································4第二章**公司一期(2×600MW)脱硫技术描述················9第一节工艺描述················································9系统描述·········································102.2.1FGD系统构成·····································102.2.2石灰石浆液制备系统·······························112.2.3烟气系统········································152.2.4SO2吸收系统·····································162.2.5石膏排空和脱水系统·······························172.2.6工艺水及废水处理系统·····························202.2.7杂用气和仪用压缩空气系统··························23第三节工艺设计说明·····································24第四节正常运行程序·····································29第五节启动和停运方式···································29第六节变负荷运行说明···································34第七节装置和设备保护措施································35第八节系统检修维护·····································36第三章机械设备描述·····································43第一节吸收塔··········································43第二节喷淋系统········································43第三节吸收塔搅拌器·····································44第四节除雾器··········································44第五节吸收塔浆液循环泵··································45第六节氧化风机·········································45第七节烟气-烟气换热器···································46第八节增压风机·········································47第九节挡板门···········································48第十节真空皮带脱水机····································49第十一节干磨机·········································50第十二节石膏浆排出泵····································51第十三节皮带称重给料机··································51第十四节起重机和电动葫芦································52第四章脱硫设备清单参数·································54第一节机械设备清单参数··································54第二节脱硫废水工艺设备清单参数···························59第三节消防设备清单参数·······································61第四节给排水设备材料清单参数····························61第五节暖通设备清单参数··································62第五章性能和设计数据···································65第六章脱硫性能计算说明·································96第一章脱硫常规技术概述中国能源资源以煤炭为主。在电源结构方面，今后相当长的时间内以燃煤发电机组为主的基本格局不会改变，由此造成了严重的环境污染，特别是SO2即酸雨的污染。火电厂的SO2排放量在全国SO2总排放量中占有相当的比例，1995年全国工业燃煤排放的SO2超过2000万t，排在世界第一位，其中电力行业排放SO2为630万t，到2000年电力行业的SO2年排放量约占到全国SO2总排放量的44%，是SO2污染大户。近年来，随着国民经济的发展和人民生活水平的提高，我国开始加速对环境污染的治理。SO2是大气的重要污染物之一，已对农作物、森林、建筑物和人体健康等方面造成了巨大的经济损失，排放的控制十分重要。因此，采取必要的措施，控制燃煤电厂的SO2排放，对于推行电力洁净生产和改善我国的大气环境质量有着十分重要的意义。1脱硫技术通过对国内外脱硫技术以及国内电力行业引进脱硫工艺试点厂情况的分析研究，目前脱硫方法一般可划分为燃烧前脱硫、燃烧中脱硫和燃烧后脱硫等3类。其中燃烧后脱硫，又称烟气脱硫（Fluegasdesulfurization，简称FGD）,在FGD技术中,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。湿法FGD技术是用含有吸收剂的溶液或浆液在湿状态下脱硫和处理脱硫产物，该法具有脱硫反应速度快、设备简单、脱硫效率高等优点，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。干法FGD技术的脱硫吸收和产物处理均在干状态下进行，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。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。按脱硫产物的用途，可分为抛弃法和回收法两种。1．1燃烧前脱硫燃烧前脱硫就是在煤燃烧前把煤中的硫分脱除掉，燃烧前脱硫技术主要有物理洗选煤法、化学洗选煤法、煤的气化和液化、水煤浆技术等。洗选煤是采用物理、化学或生物方式对锅炉使用的原煤进行清洗，将煤中的硫部分除掉，使煤得以净化并生产出不同质量、规格的产品。微生物脱硫技术从本质上讲也是一种化学法，它是把煤粉悬浮在含细菌的气泡液中，细菌产生的酶能促进硫氧化成硫酸盐，从而达到脱硫的目的；微生物脱硫技术目前常用的脱硫细菌有：属硫杆菌的氧化亚铁硫杆菌、氧化硫杆菌、古细菌、热硫化叶菌等。煤的气化，是指用水蒸汽、氧气或空气作氧化剂，在高温下与煤发生化学反应，生成H2、CO、CH4等可燃混合气体（称作煤气）的过程。煤炭液化是将煤转化为清洁的液体燃料（汽油、柴油、航空煤油等）或化工原料的一种先进的洁净煤技术。水煤浆（CoalWaterMixture，简称CWM）是将灰份小于10%，硫份小于0.5%、挥发份高的原料煤，研磨成250~300μm的细煤粉，按65%~70%的煤、30%~35%的水和约1%的添加剂的比例配制而成，水煤浆可以像燃料油一样运输、储存和燃烧，燃烧时水煤浆从喷嘴高速喷出，雾化成50~70μm的雾滴，在预热到600~700℃的炉膛内迅速蒸发，并拌有微爆，煤中挥发分析出而着火，其着火温度比干煤粉还低。燃烧前脱硫技术中物理洗选煤技术已成熟，应用最广泛、最经济，但只能脱无机硫；生物、化学法脱硫不仅能脱无机硫，也能脱除有机硫，但生产成本昂贵，距工业应用尚有较大距离；煤的气化和液化还有待于进一步研究完善；微生物脱硫技术正在开发；水煤浆是一种新型低污染代油燃料，它既保持了煤炭原有的物理特性，又具有石油一样的流动性和稳定性，被称为液态煤炭产品，市场潜力巨大，目前已具备商业化条件。煤的燃烧前的脱硫技术尽管还存在着种种问题，但其优点是能同时除去灰分，减轻运输量，减轻锅炉的沾污和磨损，减少电厂灰渣处理量，还可回收部分硫资源。1．2燃烧中脱硫，又称炉内脱硫炉内脱硫是在燃烧过程中，向炉内加入固硫剂如CaCO3等，使煤中硫分转化成硫酸盐，随炉渣排除。其基本原理是：CaCO3→CaO＋CO2↑CaO＋SO2→CaSO3CaSO3＋1／2×O2→CaSO4（1）LIMB炉内喷钙技术早在本世纪60年代末70年代初，炉内喷固硫剂脱硫技术的研究工作已开展，但由于脱硫效率低于10%～30％，既不能与湿法FGD相比，也难以满足高达90%的脱除率要求。一度被冷落。但在1981年美国国家环保局EPA研究了炉内喷钙多段燃烧降低氮氧化物的脱硫技术，简称LIMB，并取得了一些经验。Ca／S在2以上时，用石灰石或消石灰作吸收剂，脱硫率分别可达40%和60%。对燃用中、低含硫量的煤的脱硫来说，只要能满足环保要求，不一定非要求用投资费用很高的烟气脱硫技术。炉内喷钙脱硫工艺简单，投资费用低，特别适用于老厂的改造。（2）LIFAC烟气脱硫工艺LIFAC工艺即在燃煤锅炉内适当温度区喷射石灰石粉，并在锅炉空气预热器后增设活化反应器，用以脱除烟气中的SO2。芬兰Tampella和IVO公司开发的这种脱硫工艺，于1986年首先投入商业运行。LIFAC工艺的脱硫效率一般为60%～85％。加拿大最先进的燃煤电厂Shand电站采用LIFAC烟气脱硫工艺，8个月的运行结果表明，其脱硫工艺性能良好，脱硫率和设备可用率都达到了一些成熟的SO2控制技术相当的水平。我国下关电厂引进LIFAC脱硫工艺，其工艺投资少、占地面积小、没有废水排放，有利于老电厂改造。1．3燃烧后脱硫，又称烟气脱硫（Fluegasdesulfurization，简称FGD）燃煤的烟气脱硫技术是当前应用最广、效率最高的脱硫技术。对燃煤电厂而言，在今后一个相当长的时期内，FGD将是控制SO2排放的主要方法。目前国内外火电厂烟气脱硫技术的主要发展趋势为：脱硫效率高、装机容量大、技术水平先进、投资省、占地少、运行费用低、自动化程度高、可靠性好等。

1．3．1干式烟气脱硫工艺该工艺用于电厂烟气脱硫始于80年代初，与常规的湿式洗涤工艺相比有以下优点：投资费用较低；脱硫产物呈干态，并和飞灰相混；无需装设除雾器及再热器；设备不易腐蚀，不易发生结垢及堵塞。其缺点是：吸收剂的利用率低于湿式烟气脱硫工艺；用于高硫煤时经济性差；飞灰与脱硫产物相混可能影响综合利用；对干燥过程控制要求很高。（1）喷雾干式烟气脱硫工艺：喷雾干式烟气脱硫(简称干法FGD)，最先由美国JOY公司和丹麦NiroAtomier公司共同开发的脱硫工艺，70年代中期得到发展，并在电力工业迅速推广应用。该工艺用雾化的石灰浆液在喷雾干燥塔中与烟气接触，石灰浆液与SO2反应后生成一种干燥的固体反应物，最后连同飞灰一起被除尘器收集。我国曾在四川省白马电厂进行了旋转喷雾干法烟气脱硫的中间试验，取得了一些经验，为在200～300MW机组上采用旋转喷雾干法烟气脱硫优化参数的设计提供了依据。（2）粉煤灰干式烟气脱硫技术：日本从1985年起，研究利用粉煤灰作为脱硫剂的干式烟气脱硫技术，到1988年底完成工业实用化试验，1991年初投运了首台粉煤灰干式脱硫设备，处理烟气量644000Nm3／h。其特点：脱硫率高达60%以上，性能稳定，达到了一般湿式法脱硫性能水平；脱硫剂成本低；用水量少，无需排水处理和排烟再加热，设备总费用比湿式法脱硫低1／4；煤灰脱硫剂可以复用；没有浆料，维护容易，设备系统简单可靠。1．3．2湿法FGD工艺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％)，机组容量大，煤种适应性强，运行费用较低和副产品易回收等优点。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。

石灰或石灰石法主要的化学反应机理为：石灰法：SO2＋CaO＋1／2H2O→CaSO3·1／2H2O

石灰石法：SO2＋CaCO3＋1／2H2O→CaSO3•1／2H2O＋CO2其主要优点是能广泛地进行商品化开发，且其吸收剂的资源丰富，成本低廉，废渣既可抛弃，也可作为商品石膏回收。目前，石灰／石灰石法是世界上应用最多的一种FGD工艺，对高硫煤，脱硫率可在90%以上，对低硫煤，脱硫率可在95%以上。传统的石灰／石灰石工艺有其潜在的缺陷，主要表现为设备的积垢、堵塞、腐蚀与磨损。为了解决这些问题，各设备制造厂商采用了各种不同的方法，开发出第二代、第三代石灰／石灰石脱硫工艺系统。湿法FGD工艺较为成熟的还有：氢氧化镁法；氢氧化钠法；美国DavyMckee公司Wellman-LordFGD工艺；氨法等。在湿法工艺中，烟气的再热问题直接影响整个FGD工艺的投资。因为经过湿法工艺脱硫后的烟气一般温度较低(45℃），大都在露点以下，若不经过再加热而直接排入烟囱，则容易形成酸雾，腐蚀烟囱，也不利于烟气的扩散。所以湿法FGD装置一般都配有烟气再热系统。目前，应用较多的是技术上成熟的再生(回转)式烟气热交换器(GGH)。GGH价格较贵，占整个FGD工艺投资的比例较高。近年来，日本三菱公司开发出一种可省去无泄漏型的GGH，较好地解决了烟气泄漏问题，但价格仍然较高。前德国SHU公司开发出一种可省去GGH和烟囱的新工艺，它将整个FGD装置安装在电厂的冷却塔内，利用电厂循环水余热来加热烟气，运行情况良好，是一种十分有前途的方法。1．4等离子体烟气脱硫技术等离子体烟气脱硫技术研究始于70年代，目前世界上已较大规模开展研究的方法有2类：（1）电子束辐照法(EB)

电子束辐照含有水蒸气的烟气时，会使烟气中的分子如O2、H2O等处于激发态、离子或裂解，产生强氧化性的自由基O、OH、HO2和O3等。这些自由基对烟气中的SO2和NO进行氧化，分别变成SO3和NO2或相应的酸。在有氨存在的情况下，生成较稳定的硫铵和硫硝铵固体，它们被除尘器捕集下来而达到脱硫脱硝的目的。（2）脉冲电晕法(PPCP)

脉冲电晕放电脱硫脱硝的基本原理和电子束辐照脱硫脱硝的基本原理基本一致，世界上许多国家进行了大量的实验研究，并且进行了较大规模的中间试验，但仍然有许多问题有待研究解决。1．5海水脱硫海水通常呈碱性，自然碱度大约为1．2～2．5mmol/L，这使得海水具有天然的酸碱缓冲能力及吸收SO2的能力。国外一些脱硫公司利用海水的这种特性，开发并成功地应用海水洗涤烟气中的SO2，达到烟气净化的目的。海水脱硫工艺主要由烟气系统、供排海水系统、海水恢复系统等组成。第二章**公司一期(2×600MW)脱硫技术第一节工艺描述2.1.1概述内蒙古**电厂一期2×600MW亚临界燃煤机组烟气脱硫工程是由北京博奇电力科技有限公司和技术合作方日本川崎公司共同设计完成。整个烟气脱硫工程采用石灰石—石膏湿法烟气脱硫工艺（以下简称FGD），一炉采用一套脱硫装置，设置一台吸收塔。副产物为二水石膏，全部烟气参加脱硫，在设计条件下，全烟气脱硫效率不小于95%。按2台机组统一规划，脱硫烟气先经过静电除尘器除尘，脱硫场地位于烟囱后部。两台炉共用一个脱硫控制室。依据北京博奇公司与川崎公司的技术转让协议，川崎公司将向博北京奇公司提供全面的技术支持和性能保证，并对FGD系统的安装、调试、运行提供监督与指导。博奇公司的主要设计图纸将由日本川崎公司专家审查确认。2.1.2吸收原理吸收液通过喷嘴雾化喷入吸收塔，分散成细小的液滴并覆盖吸收塔的整个断面。这些液滴与塔内烟气逆流接触，发生传质与吸收反应，烟气中的SO2、SO3及HCl、HF被吸收。SO2吸收产物的氧化和中和反应在吸收塔底部的氧化区完成并最终形成石膏。为了维持吸收液恒定的pH值并减少石灰石耗量，石灰石被连续加入吸收塔，同时吸收塔内的吸收剂浆液被搅拌机、氧化空气和吸收塔循环泵不停地搅动，以加快石灰石在浆液中的均布和溶解。2.1.3化学过程强制氧化系统的化学过程描述如下：（1）吸收反应烟气与喷嘴喷出的循环浆液在吸收塔内有效接触,循环浆液吸收大部分SO2，反应如下：SO2＋H2O→H2SO3H2SO3→H＋＋HSO3－（2）氧化反应一部分HSO3－在吸收塔喷淋区被烟气中的氧所氧化，其它的HSO3－在反应池中被氧化空气完全氧化，反应如下：HSO3－＋1/2O2→HSO4－HSO4－→H＋＋SO42－（3）中和反应吸收剂浆液被引入吸收塔内中和氢离子，使吸收液保持一定的pH值。中和后的浆液在吸收塔内再循环。中和反应如下：Ca2＋＋CO32－＋2H＋＋SO42－＋H2O→CaSO4·2H2O＋CO2↑2H＋＋CO32－→H2O＋CO2↑（4）其他污染物烟气中的其他污染物如SO3、Cl－、F－和尘都被循环浆液吸收和捕集。SO3、HCl和HF与悬浮液中的石灰石按以下反应式发生反应：SO3＋H2O→2H＋＋SO42－CaCO3+2HCl<==>CaCl2+CO2+H2OCaCO3+2HF<==>CaF2+CO2+H2O第二节系统描述FGD系统构成烟气脱硫（FGD）装置采用日本川崎公司高效的石灰石/石膏湿法工艺，处理2×600MW亚临界凝汽式汽轮发电机组脱硫工程100％的烟气量，公用系统配置：石灰石浆液制备系统按本期2×600MW容量要求配置，并预留二期2×600MW容量配置安装场地；石膏真空脱水系统按两期4×600MW容量统一考虑，本期预留二期扩建设备安装空间；废水处理系统、供电系统和DCS控制系统等按两期4×600MW要求容量统一考虑，废水系统和石膏真空脱水系统共用单独建筑物，土建部分一次建成，设备安装满足本期两套FGD装置的要求。FGD装置采用室内和露天结合的方式，吸收塔、GGH、事故浆罐、石灰石粉仓等露天布置，GGH辅助设备集中布置于GGH支架0m层的GGH辅助设备间内。本期不设置烟气辅助蒸汽加热系统。脱硫装置单独设置FGD电控楼，FGD电控楼为#1炉和#2炉脱硫装置公用。整套系统由以下子系统组成：（1）石灰石浆液制备系统（2）烟气系统（3）SO2吸收系统（4）石膏排空和脱水系统（5）工艺水及废水处理系统（6）杂用气和仪用压缩空气系统2.2.2石灰石浆液制备系统石灰石浆液制备系统为全厂2台机组公用，由下列子系统组成：（1）石灰石接收存储系统石灰石接收存储系统由下列设备组成：·干料棚·桥式抓斗起重机·地下料斗·石灰石卸料振动给料机·石灰石输送皮带·金属分离器·卸料间除尘器·石灰石斗式提升机·石灰石仓(混凝土结构)·石灰石仓布袋除尘器·石灰石称重式皮带给料机·1个石灰石干料棚，用于储存并风干送至厂内的石灰石。（按4×600MW机组7天容量考虑）·1个地下卸料斗，用桥式抓斗起重机或推土机等装倒石灰石块（粒径不大于25mm），包括：内衬、出料装置、振动给料设备等。·1套完整的卸料和转移输送机。将石灰石从卸料斗输送到石灰石贮仓。·用于分离大块石灰石和金属、杂物的分离系统。全套包括：被分离物的排出通道、排出物的处置及指示器、磁铁、所有需要的仪表、就地控制设备等。·1个石灰石贮仓（按2×600MW机组燃用校核煤种时，在BMCR工况运行3天（每天按24小时计）容量考虑）。包括：所有必要的装置（如：料位指示器，，出料设备），出口配有胶带称重给料机，仓顶配有带风机的除尘器，除尘器带压差控制和吹扫程序等。石灰石贮仓的出料口有防堵装置（防堵疏通装置）和关断装置。石灰石贮仓底部成“锥形”，顶部有3°的坡面，在贮仓的顶部有密封的检查/人孔门。门应能用铰链和把手迅速打开。贮仓布袋过滤器配有气动或机械清灰振打装置，排至室外的洁净气中最大含尘量不超过30mg/Nm3，为到达顶部检修布袋除尘器和料位计，应安装有楼梯，并且在适当高度提供有一定数量的楼梯平台。贮仓配有料位计，储仓的出料口处设有胶带称重给料机，用于计量石灰石的用量，同时也能用于远方指示。给料机能连续运行。给料机在满斗负荷和空斗负荷下运行时行程和给料量必须没有显著差异。给料机在满斗负荷下也能启动。给料机有调节给料量的控制器，每个出口给料量能在0～100%间调节。·所有其他输送设备（包括内衬斜槽、驱动装置、防尘罩、检查门、法兰、配件等）、管道、配件等。吸收剂制备车间包括在脱硫岛内，但在厂区外择地建设（现阶段暂按输送距离为3km计）。本期工程吸收剂制备车间按2×600MW机组脱硫容量设计，并留有再扩建2×600MW机组容量烟气脱硫制粉、制浆及储存设备的场地。两期工程制粉系统设备基础本期统一建设。粒度≤25mm的石灰石原料经汽车运输至厂外吸收剂制备车间，卸进石灰石堆场。干料棚及地下卸料斗，石灰石块由自卸卡车直接送至干料棚，干料棚内设置1台桥式抓斗起重机。石灰石粒径≤25mm。由桥式抓斗起重机将石灰石卸入地下料斗内，用格栅防止过大粒径的石灰石进入后续设备。地下料斗的下出口设有石灰石卸料振动给料机，它将石灰石块输送至另外一台输送机（即波纹挡边带式输送机），经过除铁器去除石灰石中的铁件后，直接提升至石灰石贮仓顶。石灰石仓供料给1台石灰石称重式皮带给料机。石灰石称重式皮带给料机的容量为2台机组BMCR工况的100％容量。称重式给料机根据要求将石灰石供给干式磨机进行研磨。（2）石灰石制粉、储存系统石灰石磨制系统为干式制粉系统。球磨机系统的出力能满足两台锅炉在MCR工况运行时FGD装置所需的吸收剂用量150%。管式石灰石球磨机能连续和非连续运行。石灰石制粉及储存系统由下列设备组成：·干式磨机·分级机风机·旋风分离器·袋式收尘器·皮带输送机·斗式提升机·粉仓·粉仓布袋除尘器·粉仓旋转给料机吸收剂制备和供应系统两台炉公用。本期工程建设一列出力为2X600MW机组BMCR工况下吸收剂耗量150%的干磨制粉制浆设备。并留有二期扩建一列干磨制粉系统设备的场地空间，土建一次建成（包括二期干磨设备的基础）。至少包括：1台管式球磨机的给料机。1台管式球磨机。全套包括：内衬、外壳、驱动系统（包括电机联轴器、减速器和空气离合器）、润滑系统（包括油冷却器和强制油润滑系统），所有管道、阀门等。1台斗式提升机1套高效选粉机所有需要的输送设备1个石灰石粉贮仓（其容量按两台炉（2×600MW）在BMCR运行工况时3天（每天按24小时计）的耗量设计）。出料口有流化装置及关断装置。石灰石粉贮仓底部成“锥形”，顶部有3°的坡面，在贮仓的顶部有密封的检查/人孔门。门应能用铰链和把手迅速打开。包括：所有必要的装置（如：料位指示器，真空阀，出料设备），每个出口配有闸板门和控制门；带风机的仓顶除尘器，除尘器的压差控制和吹扫程序等。石灰石粉仓同时预留向外售粉的条件。贮仓布袋过滤器配有气动或机械清灰振打装置，排至室外的洁净气中最大含尘量不超过30mg/Nm3，为到达顶部检修布袋除尘器和料位计，应安装有楼梯，并且在适当高度提供有一定数量的楼梯平台。贮仓配有料位计，储仓的出料口处设有计量给料机，用于计量石灰石粉的用量。厂区日粉仓计量给料机同时也能用于远方指示。给料机能连续运行。给料机在满斗负荷和空斗负荷下运行时行程和给料量必须没有显著差异。给料机在满斗负荷下也能启动。给料机有调节给料量的控制器，每个出口给料量能在0～100%间调节。1个厂区石灰石日粉仓（石灰石日粉仓其容量按两台炉（2×600MW）在BMCR运行工况时1天（每天按24小时计）的耗量设计），预留二期增设日粉仓及相应石灰石浆液系统的安装场地。1个厂区石灰石浆液箱2台石灰石浆液给料泵全套管道及阀门，包括管道内衬和接触浆液和酸液的设备及所有其他设备。石灰石干磨制粉系系统，由卧式式球磨机、高高压风机、分分级机、旋风风分离器和袋袋式收尘器组组成一负压循循环运行系统统。在所有条件下，球球磨机能确保保向FGD工艺供供应足量的石石灰石粉细度至少应应为90%小于250目筛（相当于633μm）的粉量。存放于干料棚的石石灰石粉，通通过给料输送送设备由地下下卸料间送至至石灰石贮仓仓内，随后进进入干式球磨磨机内制成石石灰石粉，经经高效选粉机机分选的合格格石灰石粉存存贮于石灰石石粉仓（设2套卸料装置置）内。成品品粉经仓底给给料机排出，经经密封罐车输输送至脱硫区区日粉仓（设设2套进料装置置），再经日日粉仓底部的的给料装置进进入石灰石浆浆液箱制浆后后泵送至吸收收塔补充与SSO2反应消耗了了的吸收剂。在在脱硫区吸收收塔附近设石石灰石浆液罐罐和至吸收塔塔的石灰石浆浆液给料泵。石灰石输送机用于于输送石灰石石块至贮仓，从从贮仓再到球球磨机，包括括：石灰石块块贮仓前的波波纹挡边带式式输送机、磨磨机前的皮带带称重给料机机、和磨机后后的斗式提升升机，随后石石灰石粉由波波纹挡边带式式输送机送至至石灰石粉仓仓。倾斜设置置的输送机装装有止退装置置，防止输送送机反转。球磨机出口的石灰灰石粉在高压压风机的作用用下，被气流流送至分级机机进行分离，在在离心分离作作用下，大颗颗粒经回料管管返回球磨机机入口继续研研磨，符合粒粒径要求的风风粉气流经旋旋风分离器分分离出大多数数石灰石粉后后，排至袋式式收尘器收集集。旋风分离离器和布袋收收尘器分离和和收集下来的的石灰石粉经经皮带输送机机送入斗式提提升机入口，经经斗式提升机机送至石灰石石粉仓。旋风风分离器出口口的部分含尘尘气流，在磨磨机出料口负负压的作用下下，经系统回回风管返回主主风管下灰口口前，形成闭闭路循环系统统。另有5%左右的含尘尘气流经放风风调节蝶阀进进入布袋除尘尘器，净化后后排入大气。为为调节细度，分分级机设有二二次风，二次次风量取自系系统回风管。粉仓为一座圆筒仓仓，仓顶设布布袋除尘器，其其出口排气中中含尘量小于于50mg//Nm3。仓底部设设置两套石粉粉输送器，将将石灰石粉送送入石灰石日日粉仓。石灰灰石日粉仓中中石灰石粉直直接送至石灰灰石浆液箱。全全套负压除尘尘系统。用于于去除石灰石石粉制备车间间、输送设备备产生的灰尘尘，整套包括括：过滤器、风风机、风道、灰灰尘输送机、控控制挡板、储储气罐、就地地控制设备、除除尘器的压差差控制和吹扫扫程序等。（3）石灰石浆液制备备和供给系统统设置一台石灰石浆浆液箱和4台浆液泵（预预留1台泵的接口口），分别向向2台吸收塔提提供石灰石浆浆液。石灰石石浆液箱由有有橡胶内衬的的碳钢制造，箱箱体配有搅拌拌器。每台吸收塔配有一一条石灰石浆浆液输送环管管，再循环回回到石灰石浆浆液箱，石灰灰石浆液通过过环管上的分分支管道输送送到吸收塔，以以防止浆液在在输送管道内内沉淀堵塞。事故浆罐按单台锅锅炉吸收塔浆浆液的100%容量设置，单单独布置在脱脱硫区，事故故浆罐为两期期四台锅炉共共用。2.2.3烟气气系统从锅炉来的热烟气气经增压风机机（脱硫增压压风机按1台动叶可调调轴流风机，布布置在脱硫系系统入口挡板板门后。烟道道和GGH支架采采用钢结构支支架）增压后后进入烟气换换热器(GGH)降温侧，经GGH冷却后，烟烟气进入吸收收塔，向上流流动穿过喷淋淋层，在此烟烟气被冷却到到饱和温度，烟烟气中的SO2被石灰石浆浆液吸收。除除去SOX及其它污染染物的烟气经经GGH加热至75℃以上，通过过烟囱排放。本本期不设置烟烟气辅助蒸汽汽加热系统。GGH是利用热烟烟气所带的热热量加热吸收收塔出来的冷冷的净烟气。在在设计条件下下且没有补充充热源时，GGH可将净烟气气的温度提高高到75℃以上。烟气通过GGH的的压损由一在在线清洗系统统维持。正常常运行时清洗洗系统每天需需使用压缩空空气吹灰3次。此外，系系统还配有一一套在线高压压水洗装置(约1月用1次)。在热烟气气的进口与GGH相连的烟道道出口安置一一套可伸缩的的清洗设备，用用来进行常规规吹灰和在线线水冲洗。清清洗装置都有有单独的、可可伸缩的矛状状管和带有单单独的压缩空空气和水喷嘴嘴的驱动机械械。GGH配一台在线线的冲洗水泵泵，该泵为在在线清洗提供供高压冲洗水水。自动吹灰灰系统可保证证GGH的受热热面不受堵塞塞，保持一定定的净烟气出出口温度。吹吹灰器自动控控制。当GGH停机后，换换热元件可用用一低压水清洗装装置进行清洗洗。此低压水清洗装装置每年使用用两次。每台台GGH上的两个固固定的水冲洗洗装置用来进进行离线冲洗洗。每一个固固定的水清洗洗装置配有带带喷嘴的直管管，从有一定定间隔的喷嘴嘴中均匀地向向换热面喷冲冲洗水。设置一套密封空气气系统保证GGH漏风率不大大于1%。烟道上设有挡板系系统，以便于于FGD系统正常运运行和事故时时旁路运行。每每套FGD装置的挡板板系统包括一一台增压风机机入口原烟气气挡板，一台台FGD出口净烟气气挡板和一台台旁路烟气挡挡板，挡板为为双百叶窗式式。在正常运运行时，增压压风机入口挡挡板和FGD出口挡板开开启，旁路挡挡板关闭。在在故障情况下下，开启烟气气旁路挡板门门，关闭FGD进出口挡板板，烟气通过过旁路烟道绕绕过FGD系统直接排排到烟囱。所所有挡板都配配有密封系统统，以保证“零”泄露。密封封空气由密封封空气站提供供。每套FGD配一套密封封空气站，设设2台密封风机机（一运一备备）和电加热热器。烟道包括必要的烟烟气通道、冲冲洗和排放漏漏斗、膨胀节节、法兰、导导流板、垫片片/螺栓材料以以及附件。在BMCR工况下，烟烟道内任意位位置的烟气流流速不大于15m/s。烟道留有有适当的取样样接口、试验验接口和人孔孔。对于每台锅炉，配配置1台100%容量的动叶叶可调轴流增增压风机（BUF），升压风风机用于克服服FGD装置造造成的烟气压压降。布置于于吸收塔上游游的干烟区。增增压风机包括括电动机、密密封空气系统统等。动叶可可调增压风机机出口的流量量和压力由入入口导叶调节节。2.2.4SSO2吸收系统吸收塔采用川崎公公司先进的逆逆流喷雾塔。烟烟气由一侧进进气口进入吸吸收塔的上升升区，在吸收收塔内部设有有烟气隔板，烟烟气在上升区区与雾状浆液液逆流接触，处处理后的烟气气在吸收塔顶顶部翻转向下下，从位于吸吸收塔烟气入入口同一水平平位置的烟气气出口排至除除雾器。川崎逆流喷雾塔具具有如下特点点：吸收塔的构造为内内部设隔板、排排烟气顶部反反转，出口内内包藏型的简简洁吸收塔；；采用川崎螺旋状喷喷嘴，所喷出出的三重环状状液膜气液接接触效率高，能能达到高效吸吸收性能和高高除尘性能；；通过烟气流速的最最适中化和布布置合理的导导向叶片，达达到低阻力、节节能的效果；；吸收塔出口部具有有的除水滴作作用可降低除除雾器负荷，确确保除雾器出出口水滴达标标；出口除雾器的布置置高度底、便便于运行维护护、检修、保保养；吸收塔内部只布置置有喷嘴，构构造简单且没没有结垢堵塞塞；通过控制泵运行台台数，可以针针对负荷的变变化达到经济济运行；低压喷嘴需要泵的的动力小，为为节能型，单个喷嘴的喷雾量量大，需要布布置的数量少少；喷嘴材质为陶瓷，耐耐腐蚀、耐磨磨损，具有30年以上的使使用寿命。吸收塔塔体材料为为碳钢内衬玻玻璃鳞片。吸吸收塔烟气入入口段为耐腐腐蚀、耐高温温合金。吸收塔内上流区烟烟气流速达到到4.1m/ss，下流区烟烟气流速为10m/s。在上流区区配有3组喷淋层，每每组喷淋层由由带连接支管管的母管制浆浆液分布管道道和喷嘴组成成。喷淋组件件及喷嘴的布布置设计成均均匀覆盖吸收收塔上流区的的横截面。喷喷淋系统采用用单元制设计计，每个喷淋淋层配一台与与之相连接的的吸收塔浆液液循环泵。每台吸收塔配三台台浆液循环泵泵。运行的浆浆液循环泵数数量根据锅炉炉负荷的变化化和对吸收浆浆液流量的要要求来确定，在在达到要求的的吸收效率的的前提下，可可选择最经济济的泵运行模模式以节省能能耗。吸收了SO2的再再循环浆液落落入吸收塔反反应池。吸收收塔反应池装装有6台搅拌机。氧氧化风机将氧氧化空气鼓入入反应池。氧氧化空气分布布系统采用喷喷管式，氧化化空气被分布布管注入到搅搅拌机桨叶的的压力侧，被被搅拌机产生生的压力和剪剪切力分散为为细小的气泡泡并均布于浆浆液中。一部部分HSO3－在吸收塔喷喷淋区被烟气气中的氧气氧氧化，其余部部分的HSO3－在反应池中中被氧化空气气完全氧化。吸收剂（石灰石）浆浆液被引入吸吸收塔内中和和氢离子，使使吸收液保持持一定的pH值。中和后后的浆液在吸吸收塔内循环环。吸收塔排放泵连续续地把吸收浆浆液从吸收塔塔送到石膏脱脱水系统。通通过排浆控制制阀控制排出出浆液流量，维维持循环浆液液浓度在大约约25wt％。脱硫后的烟气通过过除雾器来减减少携带的水水滴，除雾器器出口的水滴滴携带量不大大于75mg//Nm3。两级除雾雾器采用传统统的顶置式布布置在吸收塔塔顶部，除雾雾器由聚丙烯烯材料制作，型型式为z型，两级除除雾器均用工工艺水冲洗。冲冲洗过程通过过程序控制自自动完成。吸收塔入口烟道侧侧板和底板装装有工艺水冲冲洗系统，冲冲洗自动周期期进行。冲洗洗的目的是为为了避免喷嘴嘴喷出的石膏膏浆液带入入入口烟道后干干燥粘结。在吸收塔入口烟道道装有事故冷冷却系统，事事故冷却水由由工艺水泵提提供。当吸收塔入口烟道道由于吸收塔塔上游设备意意外事故造成成温度过高而而旁路挡板未未及时打开或或所有的吸收收塔循环泵切切除时本系统统启动。石膏排空和脱水系系统两台机组FGD所所有的25wt％浓度的石石膏浆液由吸吸收塔下部布布置的石膏浆浆液排放泵（每每塔两台石膏膏浆液排放泵泵，一运一备备）送到石膏膏脱水系统。由脱硫塔石膏排出出泵送来的石石膏浆液进入入石膏旋流站站。石膏脱水水系统设置两两台石膏旋流流站和两台真真空皮带脱水水机，脱水后后石膏表面水水分≤10%（即石膏的的湿度≤10%）。采用真真空皮带脱水水机进行石膏膏脱水，每台台真空皮带脱脱水机的设计计过滤能力为为燃用校核煤煤质下1×6000MW机组脱硫系系统石膏总产产量200％的脱水系系统,每台真空皮皮带机配1台真空泵（用用于将水汽排排放出石膏脱脱水及贮存间间的通风系统统），真空皮皮带脱水机和和真空系统按按此容量设计计。脱水后的的石膏贮存在在石膏库内。石石膏抛弃系统统按石膏脱水水后用自卸汽汽车运至灰场场堆放方式运运行。全套FGD石膏脱脱水系统至少少包括：石膏浆液缓冲系统统1座石膏浆液缓冲箱箱，容量按满满足两期4炉要求设置置。并预留二二期接口。配置2+1S石膏浆液液缓冲泵，并并预留二期增增设泵（1台）安装基基础及管道接接口。旋流器（分级器）旋流器为环形布置置，至少有66mm厚度的的橡胶内衬；；旋流子内衬衬采用亚聚氨氨脂。2套石膏水力旋流器器、1套废水水力力旋流器（预预留二期增加加旋流子的安安装空间和接接口）。每套旋流器全套包包括：给料分分配管、溢流流和出料槽、旋旋流器支撑和和管道、内衬衬和所有必要要的截止阀、过过滤器、配件件等。为防止止旋流器被大大颗粒堵塞，旋旋流器组应安安装过滤器，过过滤器材质为为904L。石膏旋流站和废水水旋流站：石石膏浆液由石石膏排浆泵泵泵送到石膏旋旋流站。石膏膏经过水力旋旋流分级器从从洗涤液中分分离出来，离离开旋流器的的浆液中固体体含量可达到到45-555%。浓缩到此此浓度的旋流流站的底流浆浆液自流到真真空皮带脱水水机，旋流站站的溢流自流流到废水旋流流站给料箱，一一部分通过废废水旋流站给给料泵送到废废水旋流站，其其余部分溢流流到滤液水箱箱。废水旋流流站溢流自到到废水箱，通通过废水输送送泵送到废水水处理系统，底底流进入滤液液水箱。箱体需配置石膏脱水系系统（水力旋旋流器、皮带带真空脱水机机等）配套的的全部箱体。分配器包括2台用于石膏水力旋旋流器站分配配器。工艺泵脱水系统内的工艺艺泵，按2×1000%配置。全套套，包括泵本本体、配套电电机、联轴器器、泵和电机机的共用基础础底座、法兰兰、配件以及及内衬、冲洗洗装置等。工工艺水作为密密封水供给真真空泵，然后后收集到滤布布冲洗水箱，用用于冲洗滤布布，滤布冲洗洗水被收集到到滤饼冲洗水水箱，用于石石膏滤饼的冲冲洗。滤液水水箱收集的滤滤液、冲洗水水等由滤液水水泵输送到石石灰石浆液制制备系统和吸吸收塔。本系统内配套管道道、配件、搅搅拌器等。石膏脱水设备包括：2台真空皮带脱水机机（2×200％单炉容量量），石膏旋旋流站底流浆浆液由真空皮皮带脱水机脱脱水到含90％固形物和10％水分，脱脱水石膏经冲冲洗降低其中中的Cl－浓度。滤液液进入滤液水水回收箱。脱脱水后的石膏膏经由石膏输输送机送入石石膏仓。1个石膏滤布清洗水水箱、1个石膏滤饼饼清洗水箱（容容量考虑3台真空皮带带脱水机用量量）2台石膏滤布清洗水水泵，2台石膏滤饼饼冲洗水泵（按2×200％单炉容量）。预留二期增设泵的安装空间及基础（包括电缆埋管）。2台水环式真空泵，预预留二期增设设泵的安装空空间及基础。其他泵和箱体。真空皮带脱水机的的钢支撑及检检修平台。将真空皮带脱水机机的蒸汽排到到建筑物外面面的管道及设设备（通风设设备）。带式石膏输送机：：带式输送机运行时时最大跑偏量量不得超过带带宽的5%。带式输送机在满载载启动和停机机时，最大瞬瞬时张力不得得超过正常工工作张力的1.5倍。带式输送机为连续续运行。滚筒轴为锻件，其其许用扭矩及及许用合力均均应满足设计计要求。驱动装置采用齿轮轮马达驱动方方式，驱动装装置应拆装方方便，便于检检修。且密闭闭良好，转动动灵活。各类托辊辊体均采采用优质有缝缝焊接专用钢钢管，冲压轴轴承座、冷拔拔轴。辊子两两端要有可靠靠的防尘、防防淋密封措施施。润滑采用用锂基润滑脂脂。应保证托托辊及其轴承承的承载能力力，托辊寿命命应在使用3万小时时其其损坏率不大大于5％。带式输送机采用螺螺旋拉紧装置置，拉紧装置置应有足够的的行程。各带式输送机的传传动滚筒均装装设头部清扫扫器，各带式式输送机尾部部装设空段清清扫器。胶带应满足耐石膏膏腐蚀的要求求。所有胶带带延伸率按GGB105995－89执行。尼尼仑胶带采用用电热蒸汽硫硫化接头。所有外露的旋转、移移动部件均应应设置防护罩罩、防护栅或或防护栏杆。石膏贮存系统脱水后的石膏贮存存在石膏库内内（石膏仓通通过优化设计计，使石膏运运输车辆装料料便于进行，不不会对厂区环环境造成污染染，可贮存4台锅炉BMCCR工况时至至少3天的石膏产产量）。石膏铲车和石膏运运输车辆由我我公司提供外外。FGD的石膏库应应包括装入、贮贮存、卸出石石膏以及如下下辅助设备，但但不限于此：：石膏皮带输送设备备为达到规定的粉尘尘浓度而提供供的除尘设备备（包括差压压控制器）、过过滤器和清洗洗设备。在吸收塔、事故浆浆罐、石灰石石浆液箱、石石膏浆液箱等等箱体和容器器中应提供搅搅拌设备，以以防止浆液沉沉降结垢。所所有搅拌器应应能连续运行行。2.2.6工工艺水及废水水处理系统3.6.1供水系系统（1）工艺水系统本期脱硫工程工艺艺用水由主体体工程统一考考虑。为减少少对地下水资资料的使用，本本期脱硫工程程要求在满足足工艺系统要要求的前提下下应主要使用用**湖水作为为工艺水，尽尽量少地使用用地下水。脱脱硫装置的工工艺水水源取取自**湖水和地地下水。共设设有两个工艺艺水箱。一个个工艺水箱的的水源为地下下水，仅提供供真空泵密封封水。另一个个工艺水箱的的水源为***湖水，提供供除雾器、吸吸收塔入口及及管道等部件件的冲洗水及及其他需要水水源的地方。**湖水工艺水管道系统设备及附件要求采用衬塑防腐。全部埋地管道要求有外防腐措施。室外工艺水、冲洗水等管道应考虑电伴热。工艺水系统内的泵至少包括：工艺水箱的工艺水水泵（按不同同水质工艺水水各设置两台台（一运一备备）），工艺艺水过滤器，过过滤器自动冲冲洗。2台除雾器冲洗水泵泵。（2）冷却水系统冷却水被输送到氧氧化风机等处处以带走产生生的热量，最最后返回至FGD岛分界处，或或通过地沟流流入排水坑，再再由排水坑泵泵打入系统。（3）废水处理系统两期4台炉共用1套脱硫硫废水处理系系统。两期脱硫岛废水排排放总量为74t/h，要求脱硫硫废水处理系系统出力按排排污水量的125%考虑，即92.5t/h。脱硫废水水处理设备为为室内布置。脱硫废水处理系统统包括以下三三个子系统：：脱硫装置废废水处理系统统、化学加药药系统、污泥泥脱水系统。脱脱硫废水经脱脱硫岛内废水水处理站处理理后接入主体体工程，脱硫硫废水处理系系统处理后废废水升压至0.2MPPa以上，送至至脱硫岛界限限外1米用于干灰灰搅拌或排放放。a脱硫装置废水处理理系统工艺流流程：脱硫废水→中和槽槽(加入石灰乳)→沉降箱(加入FeClSSO4和有机硫)→絮凝槽(加入助凝剂)→澄清池→清水pH调整箱→排放或至电电厂冲灰水本次工程由于脱硫硫工艺采用***湖水作为为补给水，水水中含盐量较较高，所以脱脱硫工艺废水水排放量非常常大，脱硫废废水处理工艺艺设备采用两两列设计，每每列单独处理理，处理水量量为46t/h。上述工艺艺流程反应机机理为：首先，脱硫废水流流入中和箱，在在中和箱加入入石灰乳，水水中的氟离子子变成不溶解解的氟化钙沉沉淀，使废水水中大部分重重金属离子以以微溶氢氧化化物的形式析析出，中和箱箱尺寸为φ4.5m××4.8m，两座；随后，废水流入沉沉降箱中，在在沉降箱中加加入FeClSSO4和有机硫使使分散于水中中的重金属形形成微细絮凝凝体，沉降箱箱尺寸为φ4.5m××4.8m，两座；第三步，微细絮凝凝体在缓慢和和平滑的混合合作用下在絮絮凝箱中形成成稍大的絮凝凝体，在絮凝凝箱出口加入入助凝剂，在在下流过程中中助凝剂与絮絮凝体形成更更大的絮凝体体，絮凝箱尺尺寸为φ4.5m××4.8m，两座；既而在澄清池中絮絮凝体和水分分离，絮凝体体在重力浓缩缩作用下形成成浓缩污泥，澄澄清池出水（清清水）流入清清水箱内加酸酸调节pH值到69后排至电厂厂。澄清池尺尺寸为φ10.5mm×8.5mm，二座；出出水箱尺寸为为φ5.0m××5.5m，两座。b化学加药系统化学加药系统为两两列工艺设备备共用，脱硫硫废水处理加加药系统包括括：石灰乳加加药系统；FeClSSO4加药系统；；助凝剂加药药系统；有机机硫化物加药药系统；盐酸酸加药系统等等。为方便维护和检修修，每个箱体体均设置放空空管和放空阀阀门，各类水水泵均按100%容量2用1备。所有泵出口均装有有逆止阀,在排出和吸吸入侧设置隔隔离阀，并装装有抽空保护护装置。计量量泵采用隔膜膜计量泵，带带有变频调节节和人工手动动调节冲程两两种方式。计计量泵应为往往复/隔膜泵型式式，宜选用相相同的型号和和厂家、容量量和型式，带带有变频调节节和人工手动动调节冲程行行程两种方式式，而且计量量泵过流材质质应能够耐化化学溶液侵蚀蚀，可采用PVC或PP，膜是PTFE。在每条计计量线上安装装有流量计和和压力缓冲容容器。石灰乳加药系统，其其流程如下：：Ca(OH)2→→Ca(OHH)2料斗→制备箱→输送泵→计量箱→计量泵→加药点Ca(OH)2由卡卡车供应，人人工卸入石灰灰乳液制备箱箱顶部的料斗斗。料斗包括括：阻止粗物物料的滤网和和滤网冲洗装装置。Ca(OH)2浆液液在石灰乳制制备箱(5m3)内制成20%的Ca(OHH)2浓液，再在在计量箱(5m3)内调制成5%的Ca(OHH)2溶液，经石石灰乳计量泵泵加入中和箱箱。加药量为为500mgg/l。FeClSO44加药系统，其其流程如下：：FeClSO4→→FeClSSO4搅拌溶液箱→FeClSSO4计量泵→加药点FeClSO4制制备箱（3m3）和加药计计量泵以及管管道、阀门组组合在一小单单元成套装置置内。为防止止污染，溶液液箱地面敷设设耐腐蚀地砖砖，周围设有有围堰。FeClSSO4在制备箱配配成溶液，FeClSSO4溶液由隔膜膜计量泵加入入絮凝箱。加加药量为50mg//l。助凝剂加药系统，其其流程如下：：助凝剂→助凝剂制制备箱→助凝剂计量量泵→加药点助凝剂制备箱（33m3）和加药计计量泵以及管管道、阀门组组合在一小单单元成套装置置内。为防止止污染，溶液液箱地面敷设设耐腐蚀地砖砖，周围设有有围堰。助凝凝剂溶液由隔隔膜计量泵加加入絮凝箱。加加药量为10mg//l。有机硫化物加药系系统，其流程程如下：有机硫化物→有机机硫制备箱→有机硫计量量泵→加药点有机硫制备箱（33m3）和加药计计量泵以及管管道、阀门组组合在一小单单元成套装置置内。为防止止污染，溶液液箱地面敷设设耐腐蚀地砖砖，周围设有有围堰。有机机硫在制备箱箱配成溶液，有有机硫溶液由由隔膜计量泵泵加入沉降箱箱。加药量为为10mg//l。盐酸加药系统，其其流程如下：：盐酸计量箱→盐酸酸计量泵→加药点盐酸计量箱（3mm3，储存30天）和加药药计量泵以及及管道、阀门门组合在一小小单元成套装装置内。为防防止污染，溶溶液箱地面敷敷设耐腐蚀地地砖，周围设设有围堰。盐盐酸溶液由隔隔膜计量泵加加入出水箱。盐酸采用汽车运输。为使系统有高的可可利用性，各各类药液贮存存箱、计量箱箱应按1运1备设置，每每个箱体均应应考虑放空及及维修的可能能；各类泵应应按两运一备备设置。c污泥脱水系统污泥处理系统流程程如下：浓缩污泥→污泥贮池→压滤机→滤饼→堆场↓滤液→滤液平衡箱箱→中和箱澄清池底的浓缩污污泥中的污泥泥一部分作为为接触污泥经经污泥回流泵泵送到中和箱箱参与反应，另另一部分由污污泥输送泵送送到污泥脱水水装置，污泥泥脱水装置由由带式压滤机机和滤液平衡衡箱组成，污污泥经压滤机机脱水制成泥泥饼外运倒入入灰厂，滤液液收集在滤液液平衡箱内，由由泵送往第一一沉降阶段的的中和槽内。带式压滤机按连续续工作设计，设设计容量为25t/h。3.6.2排放系系统：本工程排放系统设设置2个吸收塔排排水坑（每塔塔一个）。设设置必要的废废水贮池、废废水泵。脱硫硫废水处理后后回用于除灰灰系统，应提提供至少2×92mm3废水处理系系统出力的废废水贮存池，外外送的废水泵泵出力不小于于2×46mm3/h。当需要排空吸收塔塔进行检修时时，塔内的浆浆液主要由吸吸收塔排放泵泵排至事故浆浆液箱。当液液位降至泵的的入口水平时时，塔内剩余余的浆液依靠靠重力自流入入吸收塔排水水坑，再由吸吸收塔排水坑坑泵打入事故故浆液箱。由每个箱体和泵内内排出的疏水水也通过沟道道分别集中到到吸收塔排水水坑。废水处理系统设备备的溢流水、放放空排水、管管路冲洗水均均排入溢流坑坑，通过排水水潜污泵送到到中和箱重新新处理。脱硫废水连续排放放，连续处理理。3.6.3脱硫废废水处理系统统控制：本工程脱硫废水处处理系统采用用就地手动和和PLC柜自动两种种控制方式，两两种方式的转转换在就地电电控柜上进行行。正常工况况时由PLC控制自动运运行，在需要要人工干预时时，选择手动动状态，系统统退出自动运运行，就地手手动有最高的的优先级。所所有自动阀门门应配有手动动开关。PLC柜与FGDD_DCS间应留有通通讯接口。2.2.7杂用用气和仪用压压缩空气系统统FGD仪用压缩空空气由锅炉岛岛统一提供，脱脱硫工艺中检检修用压缩空空气、GGH吹灰用压缩缩空气由脱硫硫岛内配置专专用的空压机机供汽，并预预留供二期压压缩空气系统统设备的安装装场地。在脱脱硫岛就地设设置储气缓冲冲罐，即设有有1台仪用空气气储气罐和1台厂用空气气储气罐。仪仪用空气管采采用不锈钢管管。当空压机机停运时，储储存于空气储储罐中的压缩缩空气可供FGD装置运行7分钟。FGDD装置中空压压机/鼓风机提供供的空气应符符合以下要求求：氧化空气：无油仪用气：无油，无无水，冷却杂用气：无特殊要要求全套包括：2×440Nm3/min无油螺杆式式空压机（集集装式、空冷冷），2×40NNm3/min吸附式空气气干燥器、30m3压缩空气缓缓冲罐、各类类就地压力仪仪表、阀门、法法兰、密封垫垫、螺栓螺母母等。压缩空气制备系统统采用就地PLC控制，并能能由DCS进行启停控控制。空压机房应预留供供二期增设一一台40Nm3/min空压机的安安装空间。压缩空气储气罐容容积不小于30m3。储气罐为为立式结构，全全套设备包括括所有仪表、安安全阀、人孔孔（最小5000mm直径径）、接管座座等。在容器器侧边装有起起吊托座。排排气管位于储储气罐的上部部。第三节工艺艺设计说明2.3.1主要要技术原则2.3.1.1对FGD装置的的总体要求·采用先进、成熟、可可靠的技术；；·FGD装置可用率不小于于95%；·观察、监视、维护护简单；·运行人员少；·节省能源、水和原原材料；·运行费用最少；·确保人员和设备安安全；·为同锅炉运行模式式相协调，FFGD装置必必须确保在启启动方式上的的快速投入率率，在负荷调调整时有好的的适应特性，在在电厂运行条条件下能可靠靠的和稳定的的连续运行。·在确保的最小和最最大负荷量之之间，烟气净净化装置在任任何负荷时都都应适应不受受限制的运行行。这个要求求包括：装置置能以冷态、热热态二种启动动方式投入运运行。尤其是是装置必须适适应在任何最最大、最小值值之间的污染染物浓度时不不受限制的运运行，且在设设计浓度点范范围内，排放放污染物不超超出要求的和和确保的排放放值/去除效率。·FGD装置应能处处理因锅炉引引起的负荷变变动问题，包包括负荷变化化速度、最小小负荷。·FGD装置的检修修时间间隔应应与机组的要要求一致,不应增加机机组维护和检检修期。·FGD装置服务寿命为330年；·烟气脱硫系统的利利用率在正式式移交后的一一年中大于95%，定义如下下式：利用率＝×1000%其中： A—烟气脱硫系系统年日历小小时数 BB—烟气脱硫系系统年强制停停机小时数 CC—烟气脱硫系系统强迫降低低出力等效停停运小时数·烟气脱硫设备所产产生的噪声应应控制在低于于85dB（A）的水平（距距产生噪声设设备1米处测量）；；在烟气脱硫硫装置控制室室内的噪音水水平应低于60dB（A）。2.3.1.2工艺系统设设计原则（1）脱硫工艺采用川川崎湿式石灰灰石—石膏法。（2）脱硫装置的烟气气处理能力为为锅炉100%BBMCR工况时的烟烟气量。在锅锅炉燃用校核核煤种2、BMCR工况条件下下在验收试验验期间(连续运行14天)，脱硫效率率为≥95%。（3）脱硫系统设置1100%烟气旁路，以以保证脱硫装装置在任何情情况下不影响响发电机组的的安全运行。（4）吸收剂制备系统统采用石灰石石干磨制粉、石石粉制浆方式式，然后通过过石灰石浆液液泵送入吸收收塔。（5）脱硫副产品—石石膏脱水后含含湿量<10%，石膏纯度度不低于90%，其余CaCO3+MggCO3 ＜3%（以无游游离水分的石石膏为基准）CaSO3·1//2H2O ＜0.5%（以以无游离水分分的石膏为基基准）溶解于石膏中的CCL－含量 ＜0.01%%Wt（以无游离离水分的石膏膏为基准）溶解于石膏中的FF－含量 ＜0.01%%Wt（以无游离离水分的石膏膏为基准）溶解于石膏中的MMgO含量 ＜0.0211%Wt（以以无游离水分分的石膏为基基准）溶解于石膏中的KK2O含量 ＜0.01%%Wt（以无游离离水分的石膏膏为基准）溶解于石膏中的NNa2O含量 ＜0.0355%Wt（以以无游离水分分的石膏为基基准）为综合利用提供条条件。为保证证系统的正常常运行和脱硫硫石膏的品质质，锅炉除尘尘器出口烟尘尘排放浓度按按200mg/Nm3设计。脱硫硫装置出口烟烟气温度不小小于75℃（BMCR工况），其其除雾器出口口烟气携带水水滴含量应低低于75mg//Nm3（干态），脱脱硫后烟气从从烟囱一侧接接入。（6）脱硫设备年利用用小时按6500小时考虑。（7）停运的温度不低低于160℃。（8）SO2排放浓度保证整套装置在锅锅炉BMCR工况条件下下，原烟气中中SO2的含量比燃燃用设计煤种种时烟气中的的SO2高25%时，净烟气气中的SO2含量不超过123.33mg/NNm3；原烟气中中SO2的含量比燃燃用校核煤种种2时烟气中的的SO2高25%时，净烟气气中的SO2含量不超过165.33mg/NNm3（干基，6％含氧）。其其余SO3≤50%，HF≤99%，HCI≤99%。（9）石灰石消耗根据设计的石灰石石成分分析和和适当的变化化范围时，在在验收试验期期间保证SO2脱硫效率条条件下，石灰灰石在14天的连续运运行平均消耗耗不超过155.04t//h。（10）工艺水消耗(单单台)在FGD装置连续114天运行和最最不利工况条条件下，最大大工艺水消耗耗量为：—**湖水： 555 t/h—地下水： 200.5 t/h—冷却水： 200.5 t/h(梯级使用)－饮用水： 1 t/h具体消耗见下表：：(冷却水水质质为地下水)序号名称数量（t/h）1真空泵密封水20（两台）2球磨机轴承冷却水水3.53氧化风机电机冷却却水6（两台）4增压风机轴承冷却却水5（两台）5增压风机电机冷却却水6（两台）合计40.5（11）处理后的脱硫废废水指标处理后的脱硫废水水保证达到国国家GB8997819996《污水综合合排放标准》的的二级标准。总汞mg/L0.05总镉mg/L<0.1总铬mg/L<1.5总砷mg/L<0.5总铅mg/L<1.0总镍mg/L<1.0PH值6～9悬浮物mg/L70生物耗氧量(BooD5)mg/L<30化学耗氧量(CooDcr)mg/L<100石油类mg/L<10氟化物mg/L<10氰化物mg/L<0.5铜mg/L<0.5锌mg/L<2锰mg/L<2（12）电耗量单台整套FGD装装置的电耗：： 6703kW（连续14天运行时）整套装置停运时的的电力需求：： 38.3 kW（连续14天运行时）2.3.2锅炉炉设计计算燃燃煤量项目单位设计煤种校核煤种1校核煤种2准格尔煤东胜煤80％准格尔煤

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200％右玉煤BMCRTHA75％THA50％BMCR30％BMCRBMCRBMCR锅炉计算燃煤量t/h309.609274.571209.244171.136109.175225.910281.6012.3.3锅炉炉设计烟气条条件（电除尘尘出口）项目单位设计煤种校核煤种1校核煤种2准格尔煤东胜煤80％准格尔煤

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200％右玉煤BMCRTHA75％THA50％BMCR30％BMCRBMCRBMCR标态烟气量Nm3/s592.86526.41439.00408.28315.15583.75597.61标态干烟气量Nm3/s541.15480.54403.44378.42295.23538.81550.16过剩空气系数1.34431.34611.48081.69512.06841.35011.3521烟气温度℃110.8107.096.685.280.5107.9110.8烟尘浓度mg/Nm3117.6117.5107.494.478.020.4100.1SO2浓度mg/Nm31363.61361.91244.51094.5904.6258.02068.1Cl-浓度mg/Nm3<80F-浓度mg/Nm3<252.3.4脱硫硫装置主要性性能指标序号指标名称参数1FGD进口烟气量量（Nm3/h，标态，湿湿基，实际O2）21513962FGD进口烟气量量（Nm3/h,标态，干基基，实际O2）19808033FGD进口烟气量量（Nm3/h,标态，干基基，6％O2）18758384FGD进口SO22浓度（mg/Nm3,标态,干基，6％O2）22855FGD进口含尘浓浓度（mg//Nm3,干,6%O2）<1976FGD出口SO22浓度（mg//Nm3,干,6%O2）≤1267FGD出口含尘浓浓度（mg//Nm3,干,6%O2）<328FGD进口烟气温温度（℃）110.89FGD出口烟气温温度（℃）≥7510系统脱硫效率（保保证值）（％％）≥9511负荷变化范围（％％）30－10012吸收塔浆液池内浆浆液浓度（％％）2513吸收塔浆池Cl浓浓度（ppmm）2000014液气比（l/Nmm3）(干基)13.9315钙硫比Ca/S（mol/mol）≤1.0316吸收塔除雾器出口口烟气携带水水滴含量（mg/Nm3）＜7517FGD石膏品质CaSO4﹒2HH2O（以无游离离水分的石膏膏为基准）（％％）＞92.9CaCO3（以无无游离水分的的石膏为基准准）（％）＜3CaSO3﹒1//2H2O（以无游离离水分的石膏膏为基准）（％％）＜1Cl（以无游离水分的的石膏为基准准）（ppm）100自由水分（％）＜1018工艺水耗（t/hh）15019石灰石消耗（平均均）（t/h）15.0420电耗（kW）1232021压缩空气仪用压缩空气（NNm3/min）3杂用压缩空气（NNm3/min）2522副产石膏量（含110%游离水）（t/h）25.223系统可用率（％）≥9824FGD装置服务年年限（年）30保温金属外护板采采用0.7mm厚彩色压型型钢板。GGH本体保温采采用硅酸铝材材质保温材料料，其余采用用岩棉材料。第四节正正常运行程序序概述根据运行条件脱硫硫装置的运行行工况可划分分为以下几类类：工况分类脱硫装置运行状态态说明A.长期停运定期检修所有辅机设备停运运，浆液从吸吸收塔和浆液液箱排入事故故浆液箱。B.中期停运备用状态（约停运1周）除防止浆液沉淀的的设备外（如如搅拌器等），所所有的辅机设设备停运，浆浆液返回到吸吸收塔和浆液液箱。C.短期停运预备状态（周末或与其相当当的停运）烟气系统的大容量量辅机设备停停运，浆液系系统保持循环环运行。D.正常运行带负荷运行所有的辅机设备在在正常的脱硫硫状态运行。脱硫装置的每个单单独组件均可可手动开/关，但在下下面的运行状状态之间脱硫硫装置启/停是自动转转换的。起停停操作流程图图如下图一：：第五节启动和停运运方式2.5.1启动动对于启动运行，有有必要根据主主机制定一套套状态顺序表表，根据顺序序表操作FGD系统。启动动运行流程如如下：启动运运行流程图如如下图二：起停操作流程图如如下图一：长期停运状态长期停运状态旁路停止停运预备状态非自动自动自动长期停运状态中期停运状态中期停运状态准备（揿）停止（揿）短期停运状态旁路进气（揿）准备（揿）正常运行状态方式指示图一：起/停操作备用状态中期停运状态（预备状态）旁路停止短期停运状态（预备完成）旁路预备运行状态正常运行状态（烟气进入，吸收塔运行）进烟运行现场手工操作或通过控制盘远方操作启动运行流程图如如下图二：停运（长期停运状态）停运（长期停运状态）预启动检查预备（短期停运状态）备用（中期停运状态）运行（正常运行状态）公用和辅助设备启动（包括石灰石浆液调整）浆液管路启动准备启动运行运行启动检查图二：启动运行流程气体管路启动液体管路启动开始运行顺序启动石膏脱水、石灰石制备等转至正常运行状态运行预启动检查（1）启动前的运行准准备和检查包括由于停运检修修或其它原因因而长期完全全停运后启动动FGD装置所需的的检验、检查查和准备过程程。（2）公用系统开始运运行有必要先启动公用用管路使公用用系统为启动动FGD各设备做好好准备。（3）浆液进入吸收塔塔和箱罐并形形成循环在长期停运后，通通常石膏浆液液由浆液箱输输送到吸收塔塔，水由工艺艺水箱输送到到其它箱罐。一一旦水和浆液液输送到吸收收塔和各箱罐罐完成，各种种泵就开始运运行以形成循循环。（4）烟气系统辅助设设备启动前的的检查烟气系统的主要转转动设备是GGH和增压风机机。启动前要要做好充分准准备，完成下下列检查和启启动。·检查轴冷却水管路路·启动密封空气管路路·自动启动驱动装置置（对于GGH）·自动启动油系统（对对于增压风机机）（5）启动FGD在引风机启动前按按下“进烟”按钮，旁路路挡板和进/出口挡板首首先打开，然然后增压风机机启动并升至至通过吸收塔塔和旁路烟道道的循环烟气气量为大约30％负荷的工工况。引风机启动后，锅锅炉开始运行行。当锅炉达达到大约30％负荷后，旁旁路挡板关闭闭，所有烟气气都通过FGD系统。（6）控制仪表的调整整当烟气流通后，检检查控制仪表表如温度计、浆浆液流量计和和液位计，使使其维持在正正常运行工况况。特别是pH值控制仪，因因为影响脱硫硫性能，所以以必须仔细校校验显示量和和输出量。调整好控制仪表后后，FGD系统就就进入平稳的的正常运行工工况。2.5.2停运运对于停运，必须根根据主机制定定一套停运顺顺序表，然后后根据顺序表表操作FGD系统。停运运的流程如下下：（1）烟道停运准备长期停运要进行以以下操作。a.用液下泵将每每一个浆池排排空。因此，如如有必要，在在本阶段，浆浆池的搅拌器器和内衬可进进行检修。b.吸收塔反应池池的液位降至至低液位。当当浆池收集的的浆液和/或吸收塔排排出的浆液流流量增加时，进进入上层箱的的流量可增加加以响应这些些变化，排出出浆液的流量量设定应作适适当改变。c.如果装置有固固有的全自动动停运系统，检检查顺序停运运的操作模式式。（2）低负荷时打开旁旁路挡板（低低于30％负荷）当负荷低于大约330％负荷时，旁旁路挡板打开开，烟气通过过吸收塔和旁旁路烟道循环环。在锅炉和和引风机停止止后，增压风风机停止，旁旁路挡板和进进/出口挡板关关闭并确认。（3）循环浆液切除和和箱罐的放空空箱罐放空时泵和管管路停运。打打开箱罐的放放空阀将浆液液排放到排水水坑内。用冲冲洗水将残留留在底部的浆浆液冲洗到外外面。停运流流程如下图三三：运行（正常运行状态）运行（正常运行状态）停止运行气体管路停止预备（短期停运状态）备用（中期停运状态）停运（长期停运状态）转至短期停运状态顺序停止石膏脱水、石灰石制备等液体管路停止准备公用和辅助设备停止停运检查停运操作中期停运操作长期停运操作液体管路停止图三：停运流程（4）公用设备停运检查并确认不再需需要的公用设设备，并顺序序停运。因为为停运检修的的需要，允许许清洁用的服服务水系统和和设备保持运运行。2.5.3紧急急停运紧急停运操作总则则FGD岛烟气的联联锁保护命令令能在各种导导致紧急停运运的情况下发发挥作用,以保护机组组的安全。当当联锁保护工工作时，或者者运行人员根根据自己的判判断实施紧急急停运时，重重要的是紧密密结合主机情情况，准确掌掌握形势，判判断事故原因因和规模，快快速采取对策策。尤其对于于浆液管道，如如果由于FGD断电致使辅辅助设备长期期关闭，浆液液就会沉积并并阻塞管路，从从而导致二次次事故。为了了防止管路阻阻塞的二次事事故，除吸收收塔浆液循环环管路外，其其它高浓度浆浆液管线设计计成自动排空空方式。紧急急停运后即使使没有排空吸吸收塔浆液循循环管路中的的浆液，吸收收塔循环泵也也能重新启动动。在紧急停停运后重新启启动FGD前，现场检检查每一部件件并确认正常常，然后密切切根据主机情情况指导启动动操作。当FGD紧急停运时时，停运主机机或调整主机机负荷。因此此，在FGD紧急停运和和紧急停运后后重新启动时时，要密切联联系主机并与与主机相协调调。2.5.3.2紧急停运后后的措施如果FGD岛出现紧急急停运，查清清事故原因及及其规模，根根据情况操作作FGD装置。如有有必要，进行行复位工作，并并与FGD岛相连的有有关部分保持持紧密联系。如如果复位需要要很长时间，将FGD岛设为长期停运状态。如果泵和搅拌器由由于失电停运运，石膏浆液液就会沉积在在箱罐底部并并阻塞管路。如如果电力供应应不能在8小时内恢复复，放空浆液液管道和泵,并用水冲洗洗，以减少由由于沉积造成成的二次事故故。紧急停运后的重新新启动在确认紧急停运的的原因消除后后，FGD岛可重新启启动并准备通通烟。FGD岛可按照正正常启动操作作重新启动。将FGD岛设置为中期停运状态，重新设置紧急停运状态，操作FGD岛通烟，并保持与主机的紧密联系。第六节变变负荷运行说说明2.6.1FGGD入口烟气量量FGD入口烟气条条件如烟气量量及风量随锅锅炉负荷变化化而相应