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FGD脱硫装置培训教材

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江苏新海发电有限公司2×1000MW“上大压小”工程烟气脱硫工程FGD脱硫装置培训教材中环（中国）工程有限公司2012年2月前言基于本工程是利用拆除现有高能耗的七台小机组和2×220MW机组的场地资源以及充分利用公用设施等优势条件，“上大压小”扩建两台超超临界1000MW机组，同期建设烟气脱硫装置，操作员对原系统的运行管理有丰富的经验，因此本教材重点对新系统与原系统工艺过程有差异的作详细介绍，有利于操作员掌握操作本套脱硫装置与原系统不同点，确保装置安全正常运行，更重要的是能在系统发生故障时迅速正确地采取措施消除故障。

因此要求操作员认真学习本教材，本教材对操作和维护具有一定的指导作用。

目录1. 概述 (3)1.1设计依据 (3)1.2项目名称 (3)1.3项目概况 (3)2. 脱硫装置设计参数 (3)2.1燃煤 (4)2.2燃油 (5)2.3FGD入口烟气参数（BMCR） (5)2.4石灰石粉 (6)2.5公用工程 (6)3. 性能保证 (8)3.1性能保证值 (8)4. 工艺分项系统介绍 (10)4.1吸收剂制备系统 (10)4.2烟气系统 (11)4.3二氧化硫吸收系统 (12)4.4石膏处置系统 (15)4.5排空系统 (19)4.6废水处理系统 (19)4.7工艺水系统 (23)4.8冷却水系统 (24)4.9服务空气系统 (24)4.10分项系统的其它控制功能简介 (25)5 主要分项系统的单元操作重点注意事项 (26)5.1吸收剂制备系统 (26)5.2SO2吸收系统 (26)5.3石膏处置系统 (27)6 单体设备的运行注意事项 (27)6.1概述 (28)6.2烟气系统的运行注意事项 (28)6.3SO2吸收系统的运行注意事项 (28)6.4吸收剂制备系统的运行注意事项 (31)6.5石膏处置系统的运行注意事项 (32)6.6排空系统的运行注意事项 (33)6.7废水处理系统的运行注意事项 (33)6.8公用工程系统的运行注意事项 (34)6.9高浓度浆液泵启停注意事项 (34)6.10搅拌器的空转 (35)7. 要点提示 (35)7.1新装置启动前要求 (35)7.2保证FGD正常运行的控制要点 (35)7.3几点操作员注意事项 (36)7.4废水处理系统加药管理制度 (37)1. 概述1.1 设计依据（1）《江苏新海发电有限公司2×1000MW机组工程“上大压小”工程烟气脱硫工程总承包工程合同》。

（2）《江苏新海发电有限公司2×1000MW机组工程“上大压小”工程烟气脱硫工程总承包技术协议书》。

（3）《火电厂烟气脱硫工程技术规范石灰石/石灰石膏法》 HJ/T179-2005。

1.2 项目名称江苏新海发电有限公司2×1000MW机组工程“上大压小”工程烟气脱硫工程。

1.3项目概况根据国家的能源政策和企业的区位优势，结合江苏省和地方经济发展对能源需求的增长，提出利用拆除现有高能耗的七台小机组和2×220MW机组的场地资源以及充分利用公用设施等优势条件，“上大压小”扩建两台超超临界1000MW 机组。

同期建设烟气脱硫装置，采用石灰石－石膏湿法脱硫工艺。

本工程脱硫装置主要包括以下九个工艺分项系统：·吸收剂制备系统·烟气系统·二氧化硫吸收系统·石膏处置系统·排空系统·废水处理系统·工艺水系统·冷却水系统·服务空气系统2. 脱硫装置设计参数（1）煤质及灰份分析如下，本项目设计要求按设计煤种含硫1.2%条件下保证脱硫效率。

表1.2.1.1 煤质及灰份分析数据(2) 锅炉燃料消耗量锅炉BMCR工况燃料消耗量如下（日、年耗量计算小时按20和5500小时计）：表1.2 .1.2 锅炉BMCR工况燃料消耗量锅炉点火采用微油点火，燃油采用0号轻柴油。

油种： #0轻柴油运动粘度(20℃时) 3.0～8.0mm2/s恩氏粘度(20℃时) 1.2～1.67OE凝固点：不高于0℃闭口闪点：不低于55℃机械杂质：无含硫量：不大于0.2%水份：痕迹灰份：不大于0.01%比重： 817 kg/m3低位发热值Qnet,ar ～41800 kJ/kg2.3 FGD入口烟气参数（BMCR）注：脱硫系统设计时按FGD入口湿烟气量的110％设计。

）表1.2.3.2 锅炉B-MCR工况在湿烟气中污染物成分（标准状态，实际O2注：工程实际按煤种含硫1.2%设计，含硫1.8%校核。

2.4 石灰石粉脱硫所用吸收剂采用连云港新电钙制品有限公司的成品石灰石粉，CaCO3含量85-90%, MgO含量≤0.3%。

细度要求：325目过筛率≥90%，含水率≤1%。

直接外购成品石灰石粉用密封罐车运至电厂贮存于石灰石粉仓内，通过车载输送系统将粉输送至储仓储存。

2.5 公用工程2.5.1 水质资料脱硫消耗用水采用主体提供的电厂循环水排污水、反渗透浓水及经处理合格后的工业废水三种之一，消耗水由主体提供至脱硫岛外1ｍ。

辅机冷却水自脱硫工艺水系统接出。

（1）循环水水质 (浓缩倍率：6倍)（2）工业废水排水的水质：悬浮物～20mg/L，含盐量平均～3000mg/L，短时最高值～7000mg/L，平均Cl-含量～1800mg/L，PH6-9。

（3）反渗透浓水排水的水质如下：悬浮物<10mg/L，含盐量平均～2560mg/L，平均Cl-含量～360mg/L，全硬～27.5mmol/L，暂时硬度~19mmol/L，COD～180mg/L，加有阻垢剂。

（4）吸收塔内物料平衡工艺用水的水质：悬浮物<50mg/L，含盐量平均～2000mg/L，平均Cl-含量～388mg/L，全硬～20mmol/L，暂时硬度~12mmol/L，COD～130mg/L，加有阻垢剂。

（5）脱硫装置工业水参数2.5.2 电源参数2.5.3 气源由全厂仪用与检修空压机站提供气源。

正常工况下至用气点的压缩空气压力为0.4～0.7MPa。

3. 性能保证性能保证值按设计煤种含硫1.2%保证，但校核煤种（含硫1.8%）脱硫后的各项指标需满足以下保证值要求，且满足现行的国家环保排放标准。

烟气脱硫装置能在锅炉B-MCR工况下进烟温度加15℃裕量条件下（150℃）安全连续运行。

烟气脱硫装置内的防腐材料在短期烟气温度达到180℃时，能连续运行1小时不发生龟裂、脱落。

在事故状态下（当锅炉尾部燃烧、空气预热器故障时），烟气脱硫装置允许在370℃条件下运行5分钟而无损坏。

烟气脱硫装置能在规定的锅炉负荷内、规定的烟气温度和石灰石粉质量条件下，连续稳定地提供质量合格的石膏产品。

3.1 性能保证值按BMCR工况下FGD入口湿烟气量的110％设计和设备选型，性能考核按BMCR工况煤种含硫1.2%，FGD性能保证值如下：3.1.1 SO2脱除率及脱硫装置出口SO2浓度（1）FGD装置在性能考核期间，设计煤种含硫为1.2%，干基、6%O2条件下连续运行7天，SO2脱除率不小于 95.2% 。

脱硫装置出口SO2浓度不超过 149.1mg/Nm3。

当脱硫装置进口SO2浓度超过设计煤种（含硫1.2%）的30%时，脱硫装置出口SO2浓度不超过 265 mg/Nm3。

当脱硫装置进口SO2浓度超过设计煤种（含硫1.2%）的50%时，脱硫装置可安全运行。

（2）FGD装置在验收试验期间，校核煤种含硫为1.8%，干基、6%O2，条件下连续运行7天，SO 2脱除率不小于 90% 。

脱硫装置出口SO 2浓度不超过390mg/Nm 3。

3.1.2 在设计煤种和校核煤种下，烟气进口含尘浓度不超过100 mg/Nm 3时，脱硫系统出口含尘浓度应≤30 mg/Nm 3，烟尘浓度包括飞灰、钙盐类以及其它惰性物质。

为保证锅炉启动阶段脱硫吸收塔的正常运行，吸收塔所能承受的含油污最大值为 30 mg/Nm 3 （油含量/烟气量）。

3.1.3 石灰石耗量、工艺水、压缩空气消耗量保证:FGD 装置连续运行14天，所用石灰石纯度为90%时，石灰石消耗量平均值不大于2×16.68 t/h ；当所用石灰石纯度为85%时，石灰石消耗量平均值为 2×17.69 t/h 。

3.1.4 工艺水耗量脱硫岛总用水量平均值不大于 356.6 t/h 。

其中：工艺消耗用水量平均值不大于 341.6 t/h ，冷却用水量平均值不大于 15 t/h ；3.1.6 仪用压缩空气消耗量平均值不超过 3.5 Nm 3/min 。

3.1.7 石膏品质自由水分低于10%。

当石灰石粉原料中CaCO 3含量为90%的时候， CaSO 4﹒2H 2O 含量高于 90% 。

当石灰石粉原料中CaCO 3含量为85%的时候， CaSO 4﹒2H 2O 含量为 87.5% 。

3.1.8 在任何正常运行工况下，除雾器出口烟气携带的水滴含量应低于 75 mg/Nm 3（干基）。

3.1.9 FGD 装置可用率FGD 整套装置的可用率在正式移交后大于 99%。

脱硫装置的可用率定义：%100⨯--=A C B A 可用率A ：脱硫装置统计期间可运行小时数。

B ：脱硫装置统计期间强迫停运小时数。

C ：脱硫装置统计期间强迫降低出力等效停运小时数。

3.1.10 脱硫废水排放量：平均值不大于 2×10.92 m3/h。

废水处理后的最终水质将达到国家标准（GB8978-1996）《污水综合排放标准》规定第一类污染物允许排放浓度的标准及第二类污染物允许排放浓度的一级标准以及《火电厂石灰石-石膏湿法脱硫废水水质控制指标》DL/T997-2006的相关标准。

4. 工艺分项系统介绍4.1 吸收剂制备系统4.1.1工艺过程介绍采用外购成品石灰石粉自制石灰石浆液的工艺过程，成品石灰石粉品质要求：含量85~90%，CaCO3MgO含量≤0.3%，含水率≤1%，细度要求：325目过筛率≥90%。

石灰石粉用专用密闭罐装车运送至电厂，在粉仓附近区域经地磅计量后用罐车自带的气力输送装置卸入至石灰石粉仓储存。

石灰石粉仓布置在吸收区，为了提高系统的可靠性，配置了两套石灰石浆液制备系统，即＃1石灰石浆液制备系统和＃2石灰石浆液制备系统。

每座石灰石粉仓的有效容积按一台炉（设计煤种BMCR工况）不小于3天的石灰石粉耗量设计。

石灰石浆液罐与粉仓对应各设1座，布置于粉仓内部的下方，其有效容积按一台炉（设计煤种BMCR工况）6小时的耗量设计。

石灰石粉仓为钢结构，粉仓底部设2个落料口，按顺序在每个落料口下都装设有手动插板门、回转式叶轮给料机及气动插板门。

为了提高系统的可靠性，除石灰石粉仓与浆液罐设置2套外，每套系统中设有两台石灰石浆液泵，两台泵分别对应输送石灰石浆液到1号吸收塔与2号吸收塔，故每套系统内的两台石灰石浆液泵不能互为备用，备用泵为另一套系统中的相同型号的石灰石浆液泵。

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4、氧化反映的影响 氧化的好坏影响石膏的生成和质量的提高 5、溶液中的过饱和度 过饱和度太高会引起结垢， 6、石膏残留水分 影响石膏残留水分的因素有石膏漩流站的运行压力、漩流子磨损、 皮带机滤布的清洁程度、皮带机真空度、滤布冲洗水量等等。
通过检查石膏的质量可以反映的脱硫的运行状况
石膏（CaSO42H2O）的定期化验的项目： 含水率 ＜10％ Cl－ ＜1000ppm 碳酸钙(CaCO3) ＜3% 半水亚硫酸钙（ CaSO3· 1/2H2O ） ＜1% 石膏含量＝100－碳酸钙－半水亚硫酸钙－不溶解酸 钙硫比＝(碳酸钙/100)/(石膏/172+半水亚硫酸钙/129)+1 不溶解酸 ＜3%
第五部分 完善脱硫化学监督制度
1、对入厂煤的硫份等进行定期监督 2、石灰石进厂化验，重点监督CaCO3、SiO2的含量 3、重要表计如烟气在线监测仪表（CEMS）、pH计、密度计、 液位计等定期校验和比对 4、吸收塔浆液定期化验PH值、密度 5、石膏成份定期化验 6、废水达标排放的去向 以及淤泥的填埋处理方式。
二进、石灰石成份 CaCO3 ＞90% . MgCO3 ＜3% . SiO2 ＜2% 每批石灰石来厂均需取样检验活性和纯度、活性、可磨性、杂质等在采用 新矿区时应先检验活性和纯度后再采购。 重点控制石灰石中的杂质树枝、木屑等。 外购石灰石粉的细度要求250目以上。
三进、补充水中的氯化氢CI－的浓度 工艺水中盐分过高会影响除雾器冲洗效果造成结垢。 浆液中CI－的浓度不大于20g/L（20000 ppm）， CI－的浓度影响合 金材料的寿命。当CI－的浓度大于3g/L时，不能使用316L不锈钢，CI－ 的浓度大于10g/L，应使用904L不锈钢，CI－的浓度等于20g/L时，应 使用C276高镍合金。
脱硫培训教材

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第二节北疆电厂一期(2×1000MW)脱硫技术一、概述北疆电厂一期2×1000MW超超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EPC总承包。

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，不设置GGH，不设置增压风机，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96.3%。

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。

二、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。

三、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－Ca2＋＋CO32－＋2H＋＋SO42－＋H2O→CaSO4·2H2O＋CO2↑2H＋＋CO32－→H2O＋CO2↑（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3.塔内再循环。

中和反应如下：Ca2＋＋CO32－＋2H＋＋SO42－＋H2O→CaSO4·2H2O＋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。

脱硫系统基础知识培训

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➢ 通过使浆液固含量保持在一定范围内，结晶过程 可以得到优化，新生成的石膏可以在已有的石膏 晶体晶核上成长。最终产物石膏从系统中排出。
成品石膏产出
三、脱硫系统易发生问题
3.1 脱硫容易发生漏泄 1 、设备磨损较快引起漏泄（循环泵入口
管路、原烟道涨力节、搅拌器机封） 2 、浆液PH值最低能达到PH3.0（硫酸
PH1.6 ），容易对设备造成腐蚀（净烟道、 密度计排污管） 3 、 脱硫设备内部多数为正压区（引风机 出口原烟道）
4 、材质选型不合理（原烟道事故喷淋）
3.2脱硫设备易发生堵塞 1、石灰石原料中存在大量杂物，造成堵塞（各过
滤器及滤网） 2、浆液粘度大，淤积速度快（各搅拌器） 3、管路冲洗时间短，造成浆液沉淀淤积（石膏排
过程概述 ➢ 烟气通过引风机增压,进入吸收塔后上升；而石灰
石浆液由吸收塔循环泵送至各喷淋层的雾化喷嘴， 向吸收塔下方成雾罩形状喷射(最上层单向向下， 第1、2层双向上下)，形成液雾高度叠加的喷淋区, 浆液液滴快速下降; 均匀上升烟气与快速下降浆液 形成逆向流，烟气中所含的污染气体绝大部分因 此被清洗入浆液，与浆液中的悬浮石灰石微粒发 生化学反应而被脱除。这样通过消耗石灰石作为 吸收反应剂，烟气中的SO2，SO3，HCI 和HF被分 离出来，而且烟气中包含的大部分的固体如灰和 烟灰，也被液体冲洗从烟气中分离。在吸收塔上 部装有两级除雾器，经洗涤脱硫净化后带液滴的 湿烟气，通过安装在吸收塔顶部的除雾器除去大 部分液滴后，由吸收塔顶部引出，然后经经烟道， 经烟囱排入大气。
2、 酸的离解
SO2溶解后形成的亚硫酸迅速根据pH值按下式进行 离解：
➢ H2SO 3HHS（3 O 较低pH值）
➢ HS3 OHSO 3 2（ 较高pH值） ➢ H2SO4以及溶解的HCl和HF也进行了相应的离解，
某脱硫系统培训课件

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某脱硫系统简介及调试过程 培训讲义
一、火电厂的脱硫方式分类（前、中、后）
• 煤炭洗选：使用前脱硫。目前仅能除去煤炭中的 • • •
部分无机硫，对于煤炭中的有机硫尚无经济可行 的去除技术。 循环流化床锅炉(CFBC)-- 洁净煤燃烧技术：燃烧 过程中脱硫。具有可燃用劣质煤、调峰能力强、 可掺烧石灰石脱硫、控制炉温减少氮氧化物排放 等特点。 烟气脱硫(FGD) ：燃烧后脱硫。在锅炉尾部电除 尘后至烟囱之间的烟道处加装脱硫设备,目前95％ 以上的燃煤锅炉采用此方式实施脱硫,是控制二氧 化硫和酸雨污染最有效、最主要的技术手段。 目前国内外应用最广泛的方法是烟气脱硫！
• 1.7吸收剂供应系统 • 吸收剂供应系统的主要设备有消石灰仓、流化风
• • •
机及输送设备等。 由密封罐车运来的消石灰粉通过罐车自带的空压 机打压输送到消石灰仓内，再经过进料空气斜槽 送入吸收塔。吸收剂仓底部设置流化系统，防止 板结、保证下灰顺畅。 消石灰仓仓顶装有布袋除尘器用于进料或仓底流 化时仓顶排气除尘，仓顶除尘器出口设有排气风 机。 设置仓顶排气风机的目的是使整个系统处于微负 压状态，避免粉尘的泄露。当消石灰仓进料、出 料及流化时，均应确保仓顶布袋除尘器及出口排 气风机正常运行。
以石灰石、生石灰为基础的钙法
按 脱 硫 剂 分 类
以氧化镁为基础的镁法 以合成氨为基础的氨法
以有机碱为基础的碱法
以亚硫酸钠、氢氧化钠为基础的钠法
三、某干法脱硫系统主要运行参数
•
1.主要设计工艺数据
2.正常运行参数维护 脱硫系统的运行参数随着进入脱硫系统的烟气性质的变化而变化，特别是 吸收塔出口烟气温度，具体数据调试时确定。 脱硫塔床层物料压降：1000～1200Pa 脱硫塔出口烟温：100～110℃ 脱硫塔喉部喷水进口压力：3.5～4.0Mpa 脱硫塔喉部喷水出口压力：2.2～2.8Mpa 脱硫布袋除尘器清灰压力：80～85kPa 脱硫布袋除尘器压差：1.2～1.3kPa 灰斗流化风机出口温度：80～120℃ 斜槽流化风机出口温度：80～120℃ 灰库流化风机出口温度：80～120℃ 储气罐压力：0.5～0.7Mpa 消石灰仓料位：4～6m 脱硫灰库料位：≤4m 转动机械正常维护 各轴承及减速箱油位计清晰、不漏油，油位在高、低油位线之间、油 质良好。 轴承温度＜95℃。