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干法脱硫工艺的应用 作者： 赖毅强 发表时间：2007-06-11 14:40:27 点击数：728 关键词： 脱硫工艺|脱硫技术 文章摘要： 在我国在役电厂中，有相当部分尚未配套脱硫设施，根据环保标准要求，这些电厂都要逐步配套脱硫设施。但是早期建设的机组一般没有预留脱硫场地，炉后到烟囱之间的距离很短，空间狭小，脱硫装置布置困难，再加上当前电力供应紧张，脱硫装置的建设周期较长，如果机组长时间停机建设脱硫装置会给当前紧张的电力供应带来更大的困难。福建龙净采用引进德国LLAG公司的烟气循环流化床（CFB-FGD）干法脱硫技术成功解决了老机组脱硫除尘改造中遇到的几大问题。下面我们以马头电厂6＃炉为例，介绍1×200MW机组拆除原有水膜除尘器，改造为CFB-FGD干法脱硫除尘装置，从而满足环保排放要求。 正文： 在我国在役电厂中，有相当部分尚未配套脱硫设施，根据环保标准要求，这些电厂都要逐步配套脱硫设施。但是早期建设的机组一般没有预留脱硫场地，炉后到烟囱之间的距离很短，空间狭小，脱硫装置布置困难，再加上当前电力供应紧张，脱硫装置的建设周期较长，如果机组长时间停机建设脱硫装置会给当前紧张的电力供应带来更大的困难。福建龙净采用引进德国LLAG公司的烟气循环流化床（CFB-FGD）干法脱硫技术成功解决了老机组脱硫除尘改造中遇到的几大问题。下面我们以马头电厂6＃炉为例，介绍1×200MW机组拆除原有水膜除尘器，改造为CFB-FGD干法脱硫除尘装置，从而满足环保排放要求。 2 工程概况 马头电厂位于河北省邯郸市南15公里的马头镇，华北平原的西南部，太行山东麓，距京广铁路线上的马头火车站约1公里。6号机组容量为200 MW，配670t/h锅炉。6号机组于1979年11月投产，锅炉系原苏联塔干洛克“红色锅炉者”制造厂生产的ТЛЕ—211С系列ЕЛ670/140型。锅炉采用连续水力除渣，尾部烟道后装有四台文丘里水膜除尘器，采用水力排灰方式，配吸、送风机各两台。 该机组脱硫改造项目，是国家电网公司与国家环保总局签订的“十一五”二氧化硫排放总量削减项目责任书中要求今年必须投运的项目之一，原方案采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺，但因存在投资高，资金受限，场地布置困难等问题，难于实施，马头电厂经过多方考察、仔细研究，认为烟气循环硫化床干法脱硫工艺发展趋于成熟，同时考虑到脱硫改造投资、场地布置以及建设周期等因素，最终选择了循环硫化床干法脱硫技术作为6号机组改造工艺。 3. 设计条件 3.1. 煤质特性 表4-3 煤质分析资料序号 项目 符号 单 位 数据 1 碳 Car % 55.81 2 氢 Har % 2.76 3 氧 Oar % 2.77 4 氮 Nar % 0.96 5 硫 Sar % 1.1 6 水份 Mt % 7.57 7 固有水份 Mad % 0.74 8 灰份 Aar % 29.03 9 挥发份 Vdaf % 18.72 10 挥发份 Vad % 11.84 11 低位发热量 Qnet,ar MJ/kg 20.85 脱硫除尘岛入口烟气参数如下表2： 表2 脱硫除尘岛烟气参数表序号 项目名称 单位 设计煤种 1 燃煤收到基含硫分 % 1.4 2 锅炉耗煤量（实际量/计算量） t/h 105.3 3 要求FGD负荷范围 % 40～100 4 进口烟气量（干标） Nm3/h 876950 进口烟气量（湿标） Nm3/h 933430 5 进口/出口温度 ℃ 155/70 6 入口压力 kPa 98.49 7 入口烟气成分 ? ? CO2（干标） %Vol 13.3 O2（干标） %Vol 7.0 SO2（干标，6%O2） mg/Nm3 2880 SO3（干标，6%O2） mg/Nm3 30 粉尘（干标，6%O2） g/Nm3 30 8 要求脱硫率（保证值） % 90 9 出口排放粉尘浓度（干标，6%O2） mg/Nm3 80 1) 吸收剂名称：生石灰 2) 吸收剂品质要求：软煅生石灰，粒径为≤1mm，氧化钙〈CaO〉含量≥77%，生石灰消化速度t60＜4min（检验标准为DIN EN459-2）。 4 改造方案 工程采取拆除原有水膜除尘器，在原水膜除尘器的场地上改建脱硫除尘岛的方式。整个项目实施场地狭小，左右被5＃和灰浆泵房包围，后侧引风机和引风机检修用行车支架等须保留不动，地下有原设备的冲灰沟、电缆沟等。可以利用的空间：长为57000mm，宽为46000mm。如何在这样狭小的空间内完成脱硫岛的布置，同时缩短停机的时间，