环境保护和烟气脱硫的概述

1、环境保护的概述随着国家“十二.五”规划出台，国家环保政策及要求日益严格，《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）（以下简称“新标准”）的出台，完全涵盖了GB13223-2003标准的适用范围，与《锅炉大气污染物排放标准》GB13271-2001相衔接。新标准适用于：（1）各种容量的煤粉发电锅炉。（2）单台出力65t/h以上的燃煤循环流化床等发电锅炉。（3）单台出力65t/h以上的燃油及燃气发电锅炉。（4）各种容量的燃气轮机组。（5）单台出力65t/h以上采用甘蔗渣、锯末、树皮、油页岩、石油焦等为燃料的发电锅炉。新标准不适用于：（1）各种容量的层燃炉、抛煤机炉发电锅炉。（2）各种容量的以生活垃圾、危险废物为燃料的发电厂。（3）内燃发电机组。各种容量的以生活垃圾、危险废物为燃料的发电厂分别执行《生活垃圾焚烧污染物控制标准》GB18485-2001和《危险废物焚烧污染物控制标准》GB18484-2001。1.2时段划分新标准时段区分现有和新建火力发电锅炉及燃气轮机组，分别规定排放控制要求。现有：指本标准实施之日前，建成投产或环境影响评价文件已通过审批的火力发电锅炉及燃气轮机组。新建：指本标准实施之日起，环境影响评价文件通过审批的新建、扩建和改建的火力发电锅炉及燃气轮机组。1.3各时段对新污染物排放限值的响应时间（1）自2014年7月1日起，现有火力发电锅炉及燃气轮机组执行新排放限值。（2）自2012年1月1日起，新建火力发电锅炉及燃气轮机组执行新排放限值。（3）自2015年1月1日起，燃烧锅炉执行新规定的汞及其化合物污染物排放限值。1.4燃煤电厂大气污染物排放限值新标准燃煤锅炉大气污染物排放限制见下表表：燃煤锅炉大气污染物排放浓度限值单位：mg/Nm3污染物项目适用条件限值污染物排放监控位置烟尘全部30烟囱或烟道二氧化硫新建锅炉100200（1）现有锅炉200400（1）氮氧化物（以NO2计）全部100200（2）汞及其化合物全部0.03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（2）采用W型火焰炉膛的火力发电锅炉，现有循环硫化床火力发电锅炉，以及2003年12月31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值。新标准重点地区燃煤锅炉大气污染物排放限制见下表表：重点地区燃煤锅炉大气污染物排放浓度限值单位：mg/Nm3污染物项目适用条件限值污染物排放监控位置烟尘全部20烟囱或烟道二氧化硫全部50氮氧化物（以NO2计）全部100汞及其化合物全部0.03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（2）采用W型火焰炉膛的火力发电锅炉，现有循环硫化床火力发电锅炉，以及2003年12月31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值。重点地区：指根据环境保护工作的要求，在国土开发密度较高，环境承载能力开始减弱，或大气环境容量较小、生态环境脆弱，容易发生严重大气环境污染问题而需要严格控制大气污染物排放的地区。1.5大气污染物基准氧含量排放浓度折算方法实测的火电厂烟尘、二氧化硫、氮氧化物和汞及其化合物排放浓度，必须按公式（1）折算为基准氧含量排放浓度。'221221'oocc式中：C——大气污染物基准氧含量排放浓度，mg/m3C′——实测的大气污染物排放浓度，mg/mO2——基准含氧含量，%O2′——实测的氧含量，%各类热能转化设施的基准氧含量按下表：表：基准含氧量序号热能转化设施类型基准氧含量（O2）%1燃煤锅炉62燃油锅炉、燃气锅炉33燃气轮机组15烟气脱硫的概述烟气脱硫（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：浆液态脱硫剂，浆液态脱硫产物，如石灰石-石膏法、海水脱硫等干法：固态脱硫剂，固态脱硫产物，如炉内喷钙-增湿活化法、循环硫化床掺烧石灰石等；半干法：浆液态脱硫剂，固态脱硫产物，如循环流化床半干法等；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。本厂烟气脱硫为石灰石—石膏湿法工艺。石灰石由制浆系统研制成浓度为25-30％的石灰石浆液作为吸收剂，主机引风机来的烟气经增压风机送入吸收塔，在吸收塔内烟气中的SO2与石灰石浆液的CaCO3反应生成二水硫酸钙或亚硫酸钙，亚硫酸钙被强制氧化为石膏，从而达到脱除SO2目的。石膏浆液经两级脱水处理后可作为副产品外售。FGD系统主要流程：旁路烟气挡板（脱硫装置检修时）→烟囱↑烟气→锅炉引风机→原烟道→原烟气挡板→增压风机↓烟囱←净烟气挡板←吸收塔↓↑抛弃缓冲箱←吸收塔排出泵氧化空气、石灰石浆液烟气脱硫装置包括下列工艺系统：烟气系统、SO2吸收系统、吸收剂供应与制备系统、石膏脱水机储存系统、FGD供水及排放系统、FGD废水处理系统、压缩空气系统、脱硫岛电气配置系统及热控系统。2、各工艺系统描述2.1烟气系统整个烟气系统采用将增压风机布置在吸收塔上游烟气侧运行的方案，以保证整个FGD系统均为正压操作，并同时避免增压风机可能受到的低温烟气的腐蚀，从而保证了增压风机及整个FGD系统安全长期运行。为防止烟气的泄漏，增压风机入口挡板门、旁路挡板门、净烟道出口挡板门均设置密封风系统。当脱硫系统正常运行时，旁路挡板门关闭，增压风机入口挡板门、净烟气出口挡板门开启。原烟气进入FGD装置进行脱硫反应。在要求关闭FGD系统的紧急状态下，旁路挡板门快速开启，增压风机入口挡板门和净烟气出口挡板门自动关闭。烟道均采用普通钢制烟道，烟道壁厚为6mm。根据《火力发电厂烟风煤粉管道设计技术规程》，烟道按选定风机型式（压力）确定设计等级。原烟气段烟道由于烟气温度较高，无需防腐处理。增压风机出口挡板门后的原烟气烟道、吸收塔后净烟气烟道采用玻璃鳞片树脂涂层。2.1.1主要设备及工作原理简介烟气系统主要设备包括：增压风机、GGH、烟气挡板门、膨胀节等。（1）增压风机：为烟气提供压头，使烟气能克服整个FGD系统从进口分界到烟囱之间烟气系统的阻力。FGD系统配动叶可调轴流式增压风机，当烟气负荷在30%～100%范围变化时，该轴流风机仍能保证较高的效率运行。增压风机由于避免了受到低温烟气的腐蚀,因此在设计和制造上，叶片的材质主要考虑防止磨损並能保证长寿命运行。在结构上考虑了叶轮和叶片的检修和更换的方便性。风机配有独立的润滑油系统。增压风机配备必要的仪表和控制，主要是监控主轴温度的热电偶、振动测量装置、失速报警装置等。（2）烟气换热器（GGH）：在满足环保要求,经环保部门同意，且烟囱和烟道有完善的防腐和排水措施并经技术经济比较合理时宜不设GGH。对于无GGH系统，建议增设FGD入口烟道低温换热器，降低吸收塔入口烟气温度，同时达到节能目的。GGH可以选择回转式换热器或以热媒水为传热介质的管式换热器，当原烟气侧设置降温换热器有困难时，也可采用在净烟气侧装设蒸汽换热器。用于脱硫装置的回转式换热器漏风率，一般不大于1％；出口烟气温度应不小于72～80℃。GGH吹灰器吹灰介质可选用蒸汽，蒸汽参数选择应能满足吹灰要求，并考虑蒸汽对搪瓷元件、转子隔仓、密封系统等结构的冲击和腐蚀，一般宜选用0.8～1.0MPa（g），过热度应大于100℃。吹灰器吹灰介质也可采用压缩空气，压缩空气的压力宜高于0.8MPa（g）。高压冲洗水泵可2套GGH设置1台。GGH的受热面均应考虑防腐、防磨、防堵塞、防沾污等措施，与脱硫后的烟气接触的壳体也应采取防腐，运行中应加强维护管理。GGH换热元件板型应。选择易于冲洗的波形，确保GGH的安全运行。（3）烟气挡板门：烟道上的挡板门用来切断烟气改变烟气流动方向；脱硫装置进、出口和旁路挡板门（或插板门）应有良好的操作和密封性能且能承受空预器火灾的运行工况。旁路挡板门的开启时间应能满足脱硫装置故障不引起锅炉跳闸的要求。挡板门宜垂直安装，脱硫装置烟道挡板采用带密封风的挡板门，旁路挡板门也可采用压差控制不设密封风的单挡板门。对于无脱硫旁路的系统，根据实际情况保留脱硫出口净烟气挡板门，相应密封风系统可合并设置一套。挡板门密封风机应按每套脱硫两台设置，一运一备，密封风压力应高于烟气压力500Pa；挡板门密封风温度应不小于烟气中水露点温度，密封风加热器入口风温应为最冷月平均温度，挡板门密封风设计温升不小于80℃。当脱硫系统解列、需要检修时，脱硫系统FGD进、出口挡板门关闭，旁路烟道挡板门关闭，机组烟气经增压风机进入FGD脱硫系统；当脱硫系统解列、需要检修时，脱硫系统FGD进、出口挡板门关闭，旁路烟道挡板门打开，机组烟气经引风机和旁路烟道直接进入烟囱排出。为隔断热烟气，为防止挡板门原烟气侧的烟气向净烟侧泄漏，设置了挡板门密封风系统。旁路挡板门执行机构至少设置2个执行机构，旁路挡板快开型执行机构从关闭到完全打开的时间宜不大于25秒。挡板门附近应设置供检修维护的平台和扶梯，平台设计荷载不应小于4kN/m2。在脱硫装置停运检修时，开启挡板门密封风机向FGD进、出口挡板门的双层挡板之间注入密封风；当脱硫装置运行时，挡板门密封风机向旁路挡板门的双层挡板之间注入密封风。每台机组的密封风系统设密封风机2台（一用一备）。3套烟气挡板门配一套密封空气系统,包括2台挡板门密封风机（一运一备）。密封气压力至少比烟气压力高0.5kPa，风机在设计上考虑有足够的容量和压头。2.2SO2吸收系统SO2吸收系统是FGD装置的核心部分，脱硫系统的化学反应是在吸收塔内完成，石膏浆液与烟气接触洗涤，从而脱除二氧化硫（SO2）。同时，洗涤后的浆液在吸收塔浆池完成强制氧化和固体物沉淀。2.2.1主要设备及工作原理简介吸收塔：吸收塔入口设计温度：脱硫装置设计用进口烟温应采用锅炉设计煤种BMCR工况下从主机烟道进入脱硫装置接口处的运行烟气温度。短期运行温度一般为锅炉额定工况下脱硫装置进口处运行烟气温度加50℃（最高不超过160℃）。技改项目根据实际运行情况确定。对于无旁路烟道的脱硫系统，应设置事故喷淋系统和高位水箱，水箱容积满足风机惰走时间冷却烟温（烟气温度由160℃降至80℃）的要求。当设有石膏浆液抛弃系统时固体在吸收塔内的停留时间不小于12小时；当脱硫石膏为综合利用时，固体在塔内停留时间不小于15小时。浆液循环时间不小于4分钟。塔内烟气设计流速不宜超过3.8m/s。当采用喷淋吸收塔时，吸收塔浆液循环泵宜按照单元制设置，每台循环泵对应一层喷淋层。氧化风机宜采用罗茨风机，也可采用离心风机。每座吸收塔应设置两台全容量氧化风机（每塔一用一备）或两座吸收塔设置三台氧化风机，其中一台为公用备用。脱硫装置应设置事故浆池或事故浆液箱，其数量应结合各吸收塔脱硫工艺的方式、距离及布置等因素综合考虑确定。当布置条件合适且采用相同的湿法工艺系统时，宜全厂合用一套。事故浆池的容量宜不小于单座最大浆池容积吸收塔正常运行低液位时的浆池容量。当设有石膏浆液抛弃系统时，事故浆池的容量可按照不小于500m3设置。吸收塔上部为喷淋洗涤区和烟气除雾区。在吸收塔顶部设置了排气蝶阀，在正常运行时排气蝶阀是关闭的。当烟气走旁路或当FGD装置停运时，排气蝶阀开启；当旁路挡板门开启时，原烟气挡板门和净烟气挡板门关闭，这时开启吸收塔排气蝶阀目的是为了消除在吸收塔氧化风机还在运行时或停运后冷却下来时产生的与大气的压差。吸收塔内下部浆液罐中水平径向布置有侧进式搅拌器或悬浮脉冲泵、氧化空气喷嘴。设置搅拌器或悬浮脉冲泵的目的是使浆液保持混流状态，从而使其中的脱硫有效物质(CaCO3固体微粒)也保持在浆液中的均匀悬浮状态,以保证浆液对SO2的吸收和反应能