烟气脱硫项目

关键词： 火电厂 燃煤

烟气脱硫项目（精选十篇）

烟气脱硫项目 篇1

1 项目概况

内蒙古伊泰煤制油有限责任公司位于鄂尔多斯市准格尔旗大路工业园区。公司使用的锅炉为两台额定工况200 t/h, 压力9.81 MPa, 过热蒸汽温度540℃的循环流化床锅炉及其辅助设备和子系统, 正常工况下1开1备运行。原系统采用石灰石粉炉内脱硫, 烟气中的烟尘采用布袋除尘后达标排放。通过改造, 增加一套半干法炉外脱硫和布袋除尘系统。本改造工程于2013年9月30日送电, 10月25日单体调试完成, 11月27日完成烟气脱硫装置的整组调试。随后, 装置投入运行, 2014年3月9日至2014年3月15日进行了168 h测试。改造后综合脱硫效率达到90%以上, 且出口烟气SO2浓度要求不大于200 mg/m3, 符合GB 13223—2011《火电厂大气污染物排放标准》。

2 技术改造方案选择

目前, 锅炉烟气脱硫有湿法和半干法两种工艺路线。如果采取湿法脱硫工艺, 要对现有烟囱进行防腐处理, 大约需要1个月的时间完成。由于公司每年大检修时间只有15 d左右, 没有足够的时间进行湿法脱硫改造, 如停产改造会付出巨大的经济代价。如果不停产, 需要增加临时烟囱。烟囱防腐和临时烟囱会增加近千万元投资。经过考察与公司实际情况结合, 决定采用半干法脱硫技术。

3 流程简述

原锅炉设有内部喷钙装置, 用来在燃烧过程中降低燃料煤中的硫含量。烟气由锅炉引风机从烟道引出, 烟气已经由原有除尘系统收集大部分飞灰后进入FGD系统脱硫塔底部。脱硫塔底部为一套文丘里装置, 烟气流经时被加速。吸收剂通过一套气力输送系统在脱硫塔下部加入。在文丘里的出口设一套喷水装置, 喷入的雾化水使烟气温度降至65~90℃左右, 高速的烟气使水进一步雾化。增湿了的烟气与吸收剂相混合, 吸收剂与烟气中的SO2反应, 生成亚硫酸钙、硫酸钙等。带有大量固体颗粒的烟气从脱硫塔上部排出, 然后进入脱硫布袋除尘器。净化后的烟气通过引风机排入烟囱[1]。

半干法脱硫的化学原理是Ca (OH) 2粉末和烟气中的SO2和几乎全部的SO3、HCl、HF等在水分存在的情况下, 在Ca (OH) 2粒子的液相表面发生反应。在回流式烟气循环流化床内, Ca (OH) 2粉末、烟气及喷入的水分, 在流化状态下充分混合, 并通过Ca (OH) 2粉末的多次再循环, 从而实现高效脱硫。

4 主要设备及系统简介

4.1 脱硫塔

采用AEE公司循环流化床脱硫塔工艺。原系统烟气从脱硫塔底部通过文丘里管进入循环流化床吸收塔内。在文丘里管出口扩管段设一套喷水装置, 创造了良好的脱硫反应温度。

在自然界垂直的气/固两相流体系中, 在循环流化床状态下可获得相当于单颗粒滑落速度数十至上百倍的气/固滑落速度。由于SO2与氢氧化钙的颗粒在循环流化床中的反应过程是一个外扩散控制的化学反应过程, 通过气/固间大的滑落速度, 强化了气/固间的传质、传热速率和气/固混合, 从而满足了二氧化硫与氢氧化钙高效反应的条件要求。吸收塔的流化床中巨大表面积的、激烈湍动的颗粒, 为注水的快速汽化和快速可控的降温提供了根本保证, 从而创造了良好的化学反应温度条件, 使二氧化硫与氢氧化钙的反应转化为瞬间完成离子型反应。

4.2 除尘装置

脱硫除尘器采用福建龙净环保股份有限公司设计制造的布袋除尘器, 可满足本项目环保排放的要求, 达到工艺所要求的技术指标。

4.3 石灰消化和给料系统

生石灰经过储仓下的螺旋称的计量, 并和一定量配比的消化水进入消化器消化为消石灰粉, 生成的消石灰粉进入中间缓冲仓后送入熟石灰仓。

运行参数及消耗指标见表1和图1、2。

*烟气折标准状态, 全文同。

5 数据分析

(1) 在工况稳定的情况下进入脱硫塔的原烟气流量基本稳定在210 000 m3/h左右。在此工况下, 新增烟气脱硫设备的效率较为集中地分布在75%~85%之间。

(2) 烟气出口粉尘质量浓度最大值为24.75 mg/m3, 一般都能保持在14~16 mg/m3, 完全符合国家有关规定和环保要求。净烟气SO2质量浓度可以控制在200 mg/m3以下。

6 脱硫系统运行效果

系统运行稳定, 主要检测参数没有较大幅度波动, 控制、显示正常。塔内压差控制在2 000 Pa左右, 脱硫效率在75%~85%之间。外排SO2质量浓度小于200 mg/m3, 外排烟尘质量浓度小于30 mg/m3。

6.1 消化系统

消石灰给料部分下料连续, 消化水泵工作正常, 消石灰制备顺利。当压缩空气气源压力不稳定时, 会导致消石灰仓泵输送物料不及时, 影响二级消化器运行。终产物仓泵也会因气源压力波动遇到类似的问题。通过加强管理, 使压缩空气气源稳定, 保证装置稳定运行。

6.2 工艺水系统

工艺水泵运行正常, 喷嘴雾化效果良好, 工艺水回水调节阀动作灵活, 能达到对脱硫塔温度的灵敏调节。但水枪位置还存在问题, 导致塔内发生较为严重的挂壁现象和返料斜槽入口处堵塞等现象。通过不断摸索, 调整水枪位置, 找到了最佳位置, 已经解决。

6.3 物料循环系统

高压流化风机运行正常, 空气动力斜槽中返料良好, 出力满足要求, 返料调节阀能够对塔内差压良好控制。

6.4 吸收剂输送系统

消石灰仓顶除尘器完好运行, 输送喷射装置运行稳定下料流畅, 但消石灰输送管道管径较小, 偶有堵塞现象。通过对消石灰输送管道管进行改造, 彻底解决了这一问题。

6.5 外排灰系统

终产物仓泵运行正常, 运行中无泄漏、卡涩现象。

7 结论

炉内喷钙脱硫出口, 即炉外脱硫装置前二氧化硫质量浓度为800 mg/m3左右, 出口二氧化硫质量浓度小于200 mg/m3。炉内脱硫效率依据65%计算, 原烟气二氧化硫质量浓度为2 285 mg/m3左右。因此, “炉内+炉外”脱硫设施脱硫效率达到90%以上, 各污染物浓度均符合GB 13223—2011《火电厂大气污染物排放标准》要求限制。在炉内脱硫的基础上进行改造, 在不停产、不进行锅炉烟囱防腐和节约资金的基础上, 为企业烟气脱硫改造提供了很好的经验。

参考文献

烟气脱硫项目 篇2

招标公告

镇海脱硫工程为浙江省重点建设项目，总包方浙江天地环保工程有限公司。该项目建设规模为2×430MW机组的烟气脱硫工程，建设地址位于浙江省宁波市镇海区，脱硫系统已全部投产运行。项目业主为浙江镇海发电有限责任公司，资金来源为招标人自有资金和银行贷款解决。

本次招标的投标资格审查采用后审方式，招标人为浙江天地环保工程有限公司（委托浙江天音管理咨询有限公司为代理单位）。

现将本次招标内容和投标资格条件等公告如下：

1、标段内容：镇海发电厂2套430MW烟气脱硫工程脱硫烟囱项目和烟道钛钢板材料

2、资格条件：

2.1 具有独立订立并履行合同的能力；

2.2 在专业技术、设备设施、人员组织、业绩经验等方面具有设计、制造、质量控制、经营管理相应的 资格和能力；

2.3 具有完善的质量保证体系；

2.4 要求投标人为钛钢复合板和钛板的直接生产制造企业，近二年钛钢复合板年销售额不低于1.5亿元 人民币，并具有同类型或以上机组烟囱钛钢复合板两年和两台以上的运行业绩，且运行后质量良好没有 重大质量问题。投标人在投标时应提供由最终用户（电厂）出具的表明投标人供应的材料使用两年以上 且无质量问题的业绩证明。本次投标不允许材料供应商（中间商）参加投标。

2.5 具有良好的银行资信和商业信誉，没有处于被责令停业，财产被接管或冻结、破产状态；

2.6 具有相应设备制造的资质条件。

3、招标内容：烟囱钢内筒以及烟道部分配套的各类钛板、钛钢复合板和焊丝及Q235B材料；

4、投标文件递交截止时间：2009-4-13；

5、投标文件递交地点：杭州市中河中路166号百瑞四季酒店

招标人将于2009年3月24日至2009年3月30日（工作日的上午9：00～11：30、下午2：00 ～4：30），杭州市环城北路华浙广场1号楼6楼B座出售招标文件，每本招标文件收取工本费500元，售后不退，逾期不再出售。凡符合资格条件并有投标意向的独立法人，请持法定代表人授权委托书（或介绍信）按本公告要求的时间、地点购买招标文件。

招标人地址：杭州市西湖区华星路99号创业大厦12楼

联系人：柯焰明包伟龙

联系电话：0571-85278276、85109295传真：0571－85068331

浙江天地环保工程有限公司 浙江天音管理咨询有限公司

湿法烟气脱硫技术概述 篇3

关键词：烟气脱硫湿法石灰石石膏反应机理

随着人们的环境保护意识日益增强以及环境保护标准的日益提高，燃煤电站中的大气排放问题越来越受到人们的关注，煤炭是我国的主要能源，在中国目前的一次能源的生产和消费结构中煤炭约占70%，而且在相当长的一段时间内不会发生改变。由于煤炭消耗量较大，燃烧效率不高，煤燃烧所产生的主要污染物SO2、NOX和烟尘排放量随着中国工业化进程的不断加快也日益增多。大量的燃煤和煤中较高的含硫量必然导致SO2的大量排放。

大气污染严重破坏了生态环境、危害人体的呼吸系统、加大了癌症的发病率，甚至影响人类基因造成遗传疾病。如何有效地消减二氧化硫的排放量，控制二氧化硫对大气污染，保护大气环境质量是目前及未来相当长时间内环境保护的重要课题之一。目前世界上烟气脱硫工艺大数百种之多，在这些脱硫工艺中。石灰石/石膏湿法烟气脱硫工艺技术成熟，具有吸收剂资源丰富、价格低廉、脱硫效率高等优点，是目前控制酸雨和二氧化硫污染最有效地手段[1]。湿法烟气脱硫技术工艺已有几十年的发展历史，技术上日趋成熟、完善，传统湿法工艺中的堵塞、结垢问题得到了很大的改善。

一、FGD系统的吸收原理及工艺流程

石灰石/石膏湿法烟气脱硫采用低廉易得的石灰石或石灰做脱硫吸收剂，石灰石经破碎磨细成粉状与水混合搅拌成吸收浆液，采用石灰为吸收剂时，石灰粉经消化处理后加水制成吸收剂浆液。在吸收塔内，吸收浆液于烟气接触混合，烟气中的二氧化硫与浆液中的碳酸钙以及鼓入的氧化空气进行化学反应从而被脱除，最终反应产物为石膏。具体反应过程由以下五步实现：（1）溶质二氧化硫由气相主体扩散到气液两相界面气相的一侧；（2）二氧化硫在相界面上的溶解，并转入液相；（3）二氧化硫电离，同时剩余的二氧化硫由液相界面扩散到液相主体；（4）石灰石的溶解、电离于扩散；（5）反应产物向液相主体的扩散剂反应产物沉淀的生成。5个阶段是同时进行的，脱硫后的烟气经除雾器出去携带的细小液滴，经烟囱排入大气，脱硫石膏浆液经脱水装置脱水后回收利用。剩余浆液于新加入的石灰石浆液一起循环，这样可以使加入的吸收剂充分利用，并确保石膏晶体的增长。石膏晶体的正常增长时最终产品处理比较简单的先决条件。新鲜的吸收剂石灰石浆液根据PH值和分离二氧化硫量按一定比例直接加入吸收塔[2]。基本工艺流程主要包括制粉、浆液制备、预吸收、吸收塔、氧化、烟气换热、石膏脱水等子系统以及其他辅助系统。由除尘器出来的烟气经脱硫风机增压后，进入换热器，与来自吸收塔的净烟气进行热交换，一方面将含有较高的二氧化硫浓度的高温烟气降温，以利于石灰石浆液吸收二氧化硫，另一方面，将来自吸收塔的净烟气加热，以利于烟气抬升和污染物的运输扩散。降温后的烟气进入吸收塔，由制浆系统制成满足工艺需要的石灰石浆液于烟气中的二氧化硫发生一系列复杂的物理化学反应，生成亚硫酸钙和硫酸钙。净化后的烟气再经换热器排除脱硫装置。由于亚硫酸钙不稳定，需要进一步经氧化系统氧化成稳定度恶硫酸钙，硫酸钙结晶生成石膏。石膏浆液经石膏脱水制成石膏产品。

二、FED脱硫效率的影响因素

1.吸收液的pH值

吸收液的pH值是影响FED系统脱硫效率的重要因素，它对系统的影响是非常复杂的，当时吸收液的PH增高时，溶液中的氧化钙浓度相应的增大，吸收也中的氢氧化钙离解成氢氧根离子会不断的于二氧化硫水合后离解出的氢离子发生中和反应生成水分子，促使反应不断向右进行，所以只要吸收液的ph值足够高，溶液中存在大量的氢氧根离子，就能得到高的二氧化硫吸收率，吸收液的PH与此吸收反应式的进行程度关系密切，所以吸收液的PH值直接影响系统的最终脱硫效率。

2.液气比

液气比（L/G）是指与流经吸收塔单位体积烟气量相对应的浆液喷淋量。他决定酸性气体吸收所需要的吸收表面。在其他参数恒定的情况下提高液气比相当于增大了吸收塔内的喷淋密度使液气间的接触面积增大，传质单元数将随之增大，脱硫效率也将增大。要提高吸收塔的脱硫效率，提高液气比是一个重要的技术手段。在实际工作过程中，允许最小的液气比由吸收剂浆液特性，控制结垢和堵塞决定。理论分析的液气比不适用于所有的吸收塔的工程设计，但可根据以下原则考虑：对于喷淋塔，气液接触面积与液气比成正比，因此液气比与脱硫效率有直接的正比关系，而与二氧化硫浓度无关。

3.烟气流速和温度

在其他参数恒定的情况下，提高塔内烟气流速可提高气液两相的湍动，降低烟气和液滴间的膜厚度，提高传质效果。从节能的观点来说，空塔流速尽量偏大。另外，喷淋液滴大的下降速度将相对降低，使单位体积内持液量增大，增打了传质面积，增加了脱硫效率。但气速增加，由会使气液接触时间缩短，脱硫效率可能下降，这样要求增加塔高。实际中烟气流速提高还影响除雾效果。目前，将吸收塔内烟气流速控制在2.6—3.5m/s较合理，典型值为3m/s[3]。

4.钙硫比的影响

在保持液气比不变的情况下，钙硫比增大，注入吸收塔的吸收剂的量相应增大，引起浆液PH值上升，可增大中和反应的速率，增加反应的表面积，使二氧化硫吸收量增加，提高脱硫效率。但是，由于石灰石的溶解度较低，其供给量的增加将导致浆液浓度的提高，会引起石灰石的过度饱和凝聚，最终使反应的表面积减小，脱硫效率降低。钙硫比一般控制在1.02—1.05之间[4]。

三、结束语

石灰石—石膏法脱硫技术成熟，石灰石来源丰富，脱硫效率高，可减少二氧化硫的排放量，是目前电厂烟气治理的一种较完善的治理技术。在今后我们要努力做好系统的优化设计和及运行经验总结，对脱硫系统的安全稳定运行具有十分重要的意义。

参考文献：

[1]曾华庭，杨华，马斌等.湿法烟气脱硫系统的安全性及优化[M]. 北京 中国电力出版社，2004：8—9，274—277.

[2]钟毅，林永明，高翔，等. 石灰石/石膏湿法烟气脱硫系统石灰石活性因素研究[J].广西电力工程，2000.4：92—98.

[3]丁承刚.湿法烟气脱硫关键参数简分析[J].国际电力，2002，6（1）：53—55.

烟气脱硫项目 篇4

家庄炼化新增环保装置——烟气除尘、脱硫、脱硝项目于2014年4月14烟道基础正式开挖, 标志着配套环保设施从设计准备阶段进入了施工阶段。

石家庄炼化烟气除尘、脱硫、脱硝设施是2014年中国石化60余项烟气脱硫脱硝项目之一, 是中国石化“碧水蓝天”计划的具体落实, 项目将对炼化企业排放的烟气进行脱硫脱硝处理, 以达到国家新的排放标准要求, 该工程由南京工程公司EPC总承包, 十建公司承建, 工程包括混凝土2200立方米, 钢结构400吨, 设备26台, 管道9000米, 电缆33千米, 计划今年10月中交, 11月底投用。

本装置作为催化装置的附属环保工程, 与十建施工的催化裂化装置相连接的低温烟道部分即152吨烟道、140吨钢结构制作安装, 要求5月15日先期中交以配合催化烘炉。日前, 石炼催化裂化装置已进入“三查四定”收尾阶段, 十建公司正积极组织力量, 一面组织主装置后期施工, 一面做好施工基础策划, 分层次的完成施工任务, 力争实现脱硫、脱硝装置高标准中交并按期投用。

烟气脱硫项目 篇5

2种脱硫剂喷水增湿活化烟气脱硫研究

本文介绍了在增湿活化反应器中喷入雾化水滴采用生石灰和熟石灰烟气脱硫的试验结果.研究了钙硫摩尔比、烟气露点温距、二氧化硫浓度和烟气流速等因素对脱硫效率和脱硫剂钙利用率的`影响规律.比较了2种脱硫剂的脱硫特性,分析了喷水增湿改善脱硫效率的机理.结果表明,喷水增湿活化明显改善了2种脱硫剂的活性,生石灰比熟石灰具有价格优势因而市场前景更好.

作 者：赵长遂 吴树志 刘现卓 吴新 陈晓平段钰锋 Zhao Changsui Wu Shuzhi Liu Xianzhuo Wu Xin Chen Xiaoping Duan Yufeng  作者单位：东南大学洁净煤发电及燃烧技术教育部重点实验室,南京,210096 刊 名：东南大学学报(英文版)  EI英文刊名：JOURNAL OF SOUTHEAST UNIVERSITY(ENGLISH EDITION) 年，卷(期)： 19(4) 分类号：X511 关键词：脱硫   石灰   喷水   活化   desulphurization   lime   water spray   activation  

网新:领军烟气脱硫的“IT”公司 篇6

三个月，9亿元的环保大单

2004年2月18日，浙大网新发布了中标广东广合电力有限公司沙角C电厂烟气脱硫工程的公告，这个项目的总额是3.7亿元。

4月2日，公司又发布了预中标公告，这次中标的是沙角A电厂烟气脱硫工程，合同金额是2.4亿元。紧接着，4月30日，浙大网新发布了最新公告，机电总包业务再次拿下了大唐国际发电烟气脱硫项目，合同金额是2.9亿元。

短短的3个月时间内，浙大网新烟气脱硫机电总包项目已累计签约9亿元。

业内人士分析，经¬济的持续高速增长以及严格的环保政策催生了巨大的烟气脱硫市场。烟气脱硫项目，简而言之就是要将燃煤电厂烟气排放中的二氧化硫去掉。由于二氧化硫是酸性气体，在空气中与水接触就形成了酸，最后以酸雨的形式再降落到地面，对环境产生巨大的污染作用。

如此巨大的排放污染严重背离了我国可持续发展战略，因此在2003年开始执行的新的环保规定里，将原¬来执行排放二氧化硫每公斤0.2元左右的收费提高了3倍，以促使各火电厂大规模安装烟气脱硫装置，改善环境质量。

可是，这一切听起来与网新集团的主营业务并不沾边。浙大网新是依托浙江¬大学计算机学院的科研技术和人才资源发展起来的，最初依靠网络分销起家。浙大网新走进IT人的视野，是从它承接美国著名金融服务公司道富的一系列信息系统开发和服务项目开始的。

既然网新集团的主营业务是网络增值分销和软件外包，而且主营业务发展也是风生水起，为什么还要进军环保产业呢？进军环保产业将给公司带来怎样的变化呢？

业务的“逻¼¬延伸”

公司总裁史烈在接受媒体采访时说，烟气脱硫是公司主营业务的“逻¼¬延伸”。在国际上，烟气脱硫项目机电总包基本都是IT巨头占有主要市场份额，比如国际上的西门子、IBM、惠普都是其中的突出代表。

浙大网新长期从事的医疗、社保、城市信息化、电子政务以及污水处理行业的系统集成业务，也属于机电总包的范畴。早在2002年下半年，浙大网新开始涉足电力行业机电总包领域的相关业务，先后从意大利、德国引进了国际领先的烟气脱硫技术。

另外，浙大网新的战略合作伙伴日本富士电机系统株式会社的核心业务群和战略优势也是机电总包，双方的战略联盟进一步巩固了浙大网新在国内机电总包市场的竞争优势。

史烈表示，烟气脱硫项目涉及复杂的物理化学过程，涉及热能、化工、电子、自动控制等领域，但是为了提高所有系统的协¬调能力，必然要将所有系统集成到一个以信息系统为灵魂的系统当中。

正是由于机电总包项目涉及众多的相关技术，这个行业具有很高的进入门槛，也就保持了相对较高的利润率。因此，浙大网新将机电总包作为延伸出去的重点新业务，希望在未来数年内成为公司重要的利润来源。

900亿“蛋糕”的诱惑

事实上，网新进入的烟气脱硫项目的确很有“赚头”，拥有诱人的前景。

业内人士通过对大量数据的分析指出，这一市场判断完全成立。中国缺电，预计每年对电力的需求增速在6％左右。而在我国的电源结构中，火电设备容量占总装机的75％以上。按照《火电厂烟气脱硫关键技术与设备国产化规划要点（2000—2010年）》测算，到2010年我国需要至少有44万千瓦的火电装机容量需安装烟气脱硫装置。根据浙大网新中标广东广合沙角C电厂的投资测算，投资规模在186858.6元／千瓦，也就是总投资规模将接近900亿元的规模。

2007年年中，某证券公司对浙大网新调研后撰写的分析报告称，公司是国家脱硫环保政策的主要受益者之一。虽然公司进入烟气脱硫市场较晚，但目前已形成一定的市场规模，市场份额大约10%，在行业内处于第四的位置。公司依靠浙江¬大学、与阿尔斯通等国际技术领先的厂商合作，已经¬掌握了干法和湿法脱硫技术，公司已经¬成为国内脱硫工程主要承包商之一。

“十一五”期间，环保总局要求二氧化硫的的排放总量要比“十五”末减少10%，而作为二氧化硫排放重点来源的火电厂是重点监控的对象，这一政策将极大推动烟气脱硫市场的发展。

未来几年，由于我国缺电量的放缓导致新建电厂建设的减速，脱硫市场主要来自于以前的旧电厂。报告预计，网新公司的烟气脱硫收入未来几年将保持40%以上的增长速度。从盈利能力角度来讲，虽然烟气脱硫毛利率由于市场竞争的激烈逐渐降低，上半年毛利率16.81%，但经¬过市场的重新洗牌，烟气脱硫市场竞争格局基本形成，未来毛利率将趋于稳定，基本维持在16%左右，公司烟气脱硫业务盈利能力将趋于稳定。

另外，随着国家对环保要求的提高，未来脱硝、脱氮可能会得到强制执行，公司目前已涉足这一领域，一旦政策得到实施，市场空间将非常广阔，这也是公司未来利润的增长点之一。

因此，该报告认为，烟气脱硫业务虽然不是IT类业务，但未来一段时间仍然是网新公司收入和利润的主要来源之一。

与国际巨头结盟

浙大网新一贯坚持放眼全球的产业视野，多层面全方位地推进国际化战略。在巩固与INTEL、IBM、思科、道富、富士、NTT、阿尔斯通、沃尔夫等国际巨头的合作基础上，加强公司与国际合作伙伴在资本、技术、管理等方面的合作，通过引进国际合作、导入国际资本、输出国际服务，在三个维度上与产业最新脉动保持同步，全面提升公司国际竞争力。

2005年5月，美国唐氏基金在经¬过半年的不断接触后，对浙大网新的经¬营能力表示了极大的信心，决定投资入股，这标志着浙大网新在国际化道路上迈出的重要一步。

2007年，微软中国与浙大网新签署全球战略合作谅解备忘录。根据备忘录，双方将致力于在人才技术培训、基于.Net平台的解决方案开发、技术合作、产品引进以及软件外包等方面开展全面合作。

分析人士指出，浙大网新与微软结盟的更主要目的是借力实现自身的国际化战略。此前，微软已向来自中国本土的微软全球战略合作伙伴浪潮集团注资2亿元人民币。微软此次与浙大网新结盟，双方没有进一步披露相关财务信息。不过据分析，微软向浙大网新提供资金注入也并非完全没有可能。

在烟气脱硫业务方面，浙大网新则采取了外部合作与自主发展并举的国际化战略，将国际化同本土化有机结合起来，在引进和吸收世界领先厂商技术同时，依靠浙江¬大学机电学科的研发力量推进国产化的进程。

一方面，公司与处于行业领导地位的企业结成合作伙伴，与国际上该行业领先的意大利IDRECO公司、法国ALSTOM公司、 德国WULFF公司建立了密切的合作关系。

另一方面，公司加强自主研发及国产化的努力，依托浙江¬大学的能源与电机科研优势，整合院校产学研相结合的开发实力，致力于烟气脱硫工艺技术的开发研究以及实现重大科研成果的产业化。尽管浙大网新进入烟气脱硫行业稍晚，但是却能后来居上，不管从获得脱硫项目订单的质量还是总金额都较高，行业领先地位突出。

为环保项目创造资本平台

2008年4月，浙大网新以子公司网新机电100%股权，认购S*ST海纳定向增发的4472万股新增股份。认购完成后，浙大网新持有S*ST海纳32.05%的股份，成为其第一大股东。

分析人士指出，目前原¬油、钢铁等工业原¬料价格持续高位运行，中国电力环保市场竞争逐渐加剧，同时，脱硫项目的建设模式，正由EPC(交钥匙工程总承包)向BOT(建设-经¬营-转让)转型，对项目经¬营者的资金量和管理能力提出了更高要求。因此，分析人士表示，未来环保项目建设市场空间很大，但已进入资本、技术为王时代，浙大网新需要在此时为环保项目创造一个较好的资本平台。

为本次资产重组保驾护航，网新集团对网新机电和S*ST海纳未来2-3年的财务指标有所承诺。如网新机电2008-2010年度实现归属于母公司所有者的净利润分别低于4170.19万、4807.66万和4419.64万元，以及S*ST海纳2008-2009年度实现归属于母公司所有者的净利润分别低于7471.48万和8693.04万元，网新集团将追送现金1000万元。

锅炉烟气脱硫探析 篇7

1 减少燃煤产生二氧化硫的方法

1) 燃烧前脱硫主要是指选煤、煤气化、液化和水煤浆技术。选煤不能有效去除有机硫, 且对细分散状黄铁矿的脱除率也非常低;选煤过程中有30%～40%的煤炭资源被浪费掉;我国的主要产煤区—————西北地区大多为缺水地区, 大量建立选煤厂对水资源浪费很大;一些中小型煤矿和地方煤矿在近几年内无力建造选煤厂;脱硫后的废弃物和矸石含硫量高, 矸石极易燃烧, 最终导致二氧化硫又排放到大气中, 不能从根本上解决减少二氧化硫排放的问题。煤气化、液化和水煤浆技术同样需要高投资, 很难得到推广。

2) 燃烧中固硫主要是低污染燃烧、流化床燃烧和型煤技术。燃烧中固硫技术是通过向煤中加入固硫剂, 在煤的燃烧过程中使煤中的硫氧化, 再与煤中的碱性物质或固硫剂反应生成硫酸盐而留在渣中, 从而减少烟气中的二氧化硫的含量。

3) 燃烧后烟气脱硫即对锅炉烟气进行脱硫, 是我国目前减少燃煤产生二氧化硫的主要方法。据统计, 各国研究和开发的烟气脱硫技术估计已有200多种。按脱硫产物是否回收, 烟气脱硫可分抛弃法和再生回收法。前者脱硫混合物直接排放, 后者脱硫副产物以硫酸或硫磺等形式回收。按脱硫产物的干湿形态, 烟气脱硫又可分为湿法、半干法和干法工艺。

2 我国烟气脱硫技术的现状

我国从70年代开始起步研究烟气脱硫技术, 最初开发的有石灰石或石灰湿式洗涤法、双碱法、钠盐循环吸收法、氨吸收法、活性炭吸附法、稀硫酸催化氧化法、亚铵法等。之后相继开发了旋转喷雾法、碱式硫酸铝法、柠檬酸法、磷铵肥法、炉膛吸收剂喷射法、旋转喷雾法的中试、微波法煤炭脱硫、微生物煤炭脱硫等。各地在中小型锅炉烟气脱硫方面采用的技术主要是湿法, 且是简易湿法, 脱硫产物以亚硫酸钙为主, 脱硫器有文丘里管、喷淋塔、旋流板塔、筛网塔、喷射鼓泡器等。

3 锅炉烟气脱硫技术

锅炉烟气脱硫又可分为炉内脱硫和炉外脱硫。炉内脱硫是在燃料中掺入适量的石灰石, 在燃烧过程中硫与石灰石反应生成固态物随锅炉除渣排出;炉外脱硫则是对含硫烟气进行水浴实现烟气的脱硫。前者适用于流化床锅炉、煤粉炉等大型锅炉, 后者则适用于中小型工业锅炉的烟气脱硫。现有的中小型工业锅炉烟气除尘脱硫器分为除尘与脱硫分开的分体式除尘脱硫器及除尘与脱硫合并的一体式除尘脱硫器。

3.1 分体式除尘脱硫器

现有的分体式除尘脱硫器有两种脱硫方法。

1) 多管除尘器串联水浴沉降室脱硫法这种除尘脱硫法的特征:锅炉的烟气首先进入多管除尘器干式除尘, 经过一次除尘的烟气由引风机送入水浴沉降室脱硫后进入烟筒。水浴脱硫沉降室是一段半地下式烟道, 烟道的下部是沉淀池, 在沉淀池的侧墙上有连通孔与外池相通, 用于清除沉淀污泥。沉淀池上方设有1～2道隔板, 迫使烟气从水面下通过完成水浴过程。这种脱硫方法的优点是:结构简单、造价低廉、使用方便, 可配简易烟筒, 多用于4t以下小型锅炉的烟气脱硫。

2) 多管除尘器串联喷淋式脱硫法这种除尘脱硫法的特征:锅炉的烟气先经过多管除尘器除尘, 除尘后的烟气进入外形类似烟道的脱硫器脱硫后经引风机排入烟筒。脱硫器由180°弯管、喷雾装置、筒体、气水分离装置、水封排污管、循环水泵和沉淀池组成。喷水装置布置在180°弯管上。在筒体内水与烟气充分混合, 二氧化硫被水雾吸收。分离器将含硫水雾从烟气中分离出来, 实现烟气的脱硫。水封排污管将分离出来的污水连续排入沉淀池, 循环水泵将经过沉淀后的水送到喷雾装置。沉淀池可将脱硫污水中的污泥沉淀, 使脱硫水可以循环使用。沉淀池的另一个作用是可在水中投入石灰, 调节脱硫水的pH值, 使其保持弱碱性, 以利达到脱硫效果。

3.2 一体式除尘脱硫器

现有一体式除尘脱硫器的共同特征是:除尘与脱硫在同一容器中进行, 脱硫用水与污物同时从排污口排出。一体式除尘脱硫器可以分为两大类。一类是常见的水膜除尘器。这种除尘脱硫器脱硫效果好, 但是占地面积大, 沉淀池容积大并需配备捞泥设备, 适用于20t以上锅炉。另一类除尘脱硫器用水量小, 脱硫水不重复使用, 水与污泥呈稀泥状从排污口排出。其除尘与脱硫原理是:高速流动的烟气冲击水面后折返180°离开水面, 尘粒在惯性作用下冲入水中, 实现第一次除尘脱硫的过程;由气流溅起的泡沫对烟气起到二次洗涤作用, 烟气再折返180°使气水分离。有的设计是将污泥排入除渣机, 随着锅炉除渣一起送入灰场;有的设计是将污泥排入小型的污泥槽, 经淋水处理后, 多余的水排入下水道, 污泥人工清除。小水量的一体式除尘脱硫器的优点是:取消了多管除尘器, 设备的体积小, 占地面积小, 适用于面积较小的锅炉房。

4 结论与建议

我国锅炉烟气脱硫技术已经得到发展, 某些已经初具产业规模, 大多为除尘脱硫一体化装置, 具有结构紧凑、占地小、工艺流程简单、使用方便、价格较低等优点。选用的脱硫剂来源较广、价格低, 设备阻力低、运行费用低, 比较适合我国国情。但亦存在科技含量低、指标参数可信度差、系统不完善以及运行可靠性差等问题。鉴于中小型锅炉量大面广, 是我国大气污染的主要污染源之一;同时考虑到烟气脱硫工程费用大、本身又没有经济效益等, 建议研制脱硫器注意如下几点:1) 除尘脱硫器对烟气的净化指标;2) 除尘脱硫器处理烟气的能力和阻力必须满足锅炉配套的要求;3) 除尘脱硫器应有可靠的防烟气带水措施并且经过实际验证;4) 应综合考虑除尘脱硫器对场地的要求、配套供水要求、除污泥方式、排水有无二次污染等问题;5) 除尘脱硫器的性能价格比。

参考文献

[1]杨国强, 王晓冬, 王景冬, 刘桂平.常用锅炉烟气脱硫技术[J].氯碱工业, 2005.

[2]牛涛涛, 汪建根, 李振玉, 谢选治.小型锅炉烟气脱硫除尘新工艺[J].环境工程, 2008.

生物烟气脱硫技术研究 篇8

1 生物烟气脱硫的原理

1.1 二氧化硫被吸收的工作原理

往往烟气中存在的二氧化硫会通过吸收塔或者水膜除尘器溶解成水并且转化为硫酸盐、亚硫酸盐等。并且硫酸盐还原菌通常还会在厌氧的坏境或有外涉碳源的情况下将硫酸盐、亚硫酸盐进进一步氧化还原成硫化物。然后再通过微生物的作用在好氧的条件下转化为单质硫, 这时就可以将硫从系统中出去了。所以说, 生物脱硫过程为二氧化硫的吸收过程和含硫吸收液的生物脱硫两个阶段。微生物脱硫技术可以适用于很多方面, 如:微生物除臭、工业方面、微生物煤炭脱硫等多方面。随着当代深灰的发展, 人们对脱硫微生物的认识也进一步提高, 生物脱硫技术越来越被广泛的应用于烟气脱硫。

1.2 含硫吸收液生物脱硫技术的工作原理

通常富含硫酸盐、亚硫酸盐的水在硫酸盐还原菌、厌氧环境的作用下, 其中的一部分硫酸盐和亚硫酸盐将被还原成硫化物。在好氧的情况下, 也可以利用细菌将厌氧形成的硫化氢氧化成单质硫, 然后再将单质硫颗粒予以回收。这样既增加了系统循环液的碱性, 在吸收过程中增强了吸收液酸性互逆反应。又维系了整个系统p H的稳定, 以至于减少了系统运行时的药剂投加量。利用小水滴的巨大表面积完成对烟气的吸收, 是二氧化硫由气体转化为液体, 并以亚硫酸根、硫酸根的形式存在吸收效果与吸收液的比表面积、p H、碱度、温度有关。其主要是取决于吸收液的比表面积大小。

2 生物烟气脱硫技术

2.1 筛选、分离菌种

生物脱硫技术应用的研究是在1947年, 伴随着可利用微生物的选矿的研究开始的。微生物烟气脱硫技术通过化学自养微生物对二氧化硫的代谢, 利用此过程将烟气中存在的氧化物去除。在脱硫的过程中, 氧化态的污染物会经过微生物的还原作用生成单质硫而被去除。寻找可用于燃煤烟气脱硫的微生物菌种、了解它的代谢途径和提高脱硫效率是生物烟气脱硫研究的重中之重。氧化亚铁硫杆菌由于它独特的生理性质在烟气脱硫的领域中具有很大的应用价值, 但由于它生长速率缓慢和技术使用需求的高效性要求不一致, 故而要增强对菌能量再生机制深化研究。

2.2 二氧化硫转化为硫酸根离子

过度金属正三价铁离子对硫的催化作用已被证实。在酸性的条件下, 空气氧化正三价铁离子的速度较慢。但是在自然界中一些微生物在具有酸性的条件下会快速氧化。可以用微生物和铁离子体系共同催化和氧化, 在无机盐简单的培养下自由生长, 不需要昂贵的有机成分。用分离所得的氧化亚铁硫杆菌和铁离子体系处理含二氧化硫气体的实验研究, 从结果来看, 细菌菌液比稀硫酸吸收法的脱硫效率更高。所以, 生物滴滤池反应系统脱除烟气中的二氧化硫是一种可行的技术方法。

2.3 二氧化硫转化成硫化氢到硫工艺

微生物烟气脱硫技术一般包括生物过滤法、吸附法和滴滤法。这三种都属于开放系统, 这些微生物群随环境变化而改变。在生物脱硫过程中, 氧化状态的含硫污染物要经过化学还原作用合成硫化物, 进而经过生物氧化过程还原成单质硫以达到脱硫的目的。通过结合国内外的研究成果, 微生物脱硫技术和目前广泛使用的湿法脱硫技术常常结合在一起进行研究。城市垃圾渗滤液湿法烟气脱硫-微生物硫转化互补体系被首次提出。后来在研究中证实了微生物在应用于烟气脱硫方面具有极大的优点, 具有不需要高压、高温、催化剂、操作资金需求少、没有二次污染等大量优点。所以, 微生物烟气脱硫实用性强, 且技术新颖的生物工程技术。有非常诱人的前景及潜力。

3 生物烟气脱硫的研究方向

3.1 菌种及生物反应器的选取

氧化无机硫的菌种是以兼性、专性为主。专性自养菌一般生长较慢, 在脱硫过程生物量的供应对整个系统的处理研究影响较小。以至于在今后的研究中, 筛选生长速度比较快、脱硫性能好的菌种是一定要进行的基础研究。对于已经存在的菌种, 应该将研究的重点放在微生物培养方案的优化和对微生物菌种的改良方法上。从而改进微生物的遗传性状, 提高菌种的脱硫效率。选择合适的生物反应器就会体现出更好的效果生物反应器涉及到了气体、液体、固体三种性质及生化降解过程, 影响它的因素很多并且很复杂, 与之有关的理论研究及实际应用不够深入, 这就需要进一步的进行研究与探讨。

3.2 高效功能菌的选育

现代生物技术的高速发展, 利用现代基因工程工程技术对于有些脱硫菌进行改进, 可以强化它的转化作用, 以此获得生长繁殖速度高效、活性高、易生存等特点, 同时在适应温度和p H值范围方面有着很大的提高。进而筛选和培育出在适应性和稳定性都达到相对要求较高的脱硫菌, 以达到减少烟气脱硫菌的驯化和繁衍的时间并延长脱硫菌的使用寿命。

摘要：随着人类世界和社会各方面的飞速发展, 越来越多的二氧化硫随着烟气不断地进入大气中。二氧化硫是生活中最为常见的硫氧化合物, 无色气并具有强烈刺激性气味, 直接排放在空气中不知不觉就会对人类的生存环境产生危害。我国目前的能源结构主要是煤炭, 占一次能源的百分之七十五, 并且随着经济的发展会有所上升。鉴于此, 文本文总结了近年来国内外微生物烟气脱硫技术的发展及应用, 同时对生物脱硫技术的发展方向进行了研究, 得出了一些见解和建议。

关键词：生物,烟气脱硫,二氧化硫

参考文献

[1]黄海鹏, 崔益龙.烟气生物脱硫技术的应用[J].电力环境保护, 2007.

[2]曹从荣, 柯建明, 崔高峰, 王凯军.荷兰的烟气生物脱硫工艺[J].中国环境产业, 2002.

[3]汪诚文, 金小达, 贾捍卫, 赵雪锋, 王玉珏.烟气生物脱硫污泥中单质硫的回收工艺中试研究[J].环境科技, 2010.

烟气脱硫装置改造解析 篇9

1 影响硫酸铵结晶的因素

硫酸铵晶体为无色斜方结晶或白色颗粒, 饱和水溶液pH值5.5, 相对密度1.77, 温度在280℃以上时分解, 在水中的溶解度见表1。

由表1可以看出, 溶液温度稍微变化对硫酸铵溶解度的影响并不大。影响硫酸铵结晶的因素有:①反应器的工作温度;②母液的酸度, 如pH值;③母液中的杂质。杂质易与硫酸铵饱和溶液形成稳定的乳浊液并附着在晶体表面, 阻碍晶体的生长, 打破固液平衡, 使母液过饱和度升高, 不仅使晶体强度降低, 同时形成大量针状晶核, 迅速充满溶液, 破坏正常操作。

2 脱硫系统存在的问题

2.1 为保证SO2排放达标, 氨水加入量过大

由于硫酸铵水溶液呈酸性, 氨水加入量过大, 在过高的pH值条件下, 硫酸铵更易溶解, 使溶液的过饱和度升高, 造成结晶困难, 晶体难以成长, 溶液中没有形成硫酸铵晶体, 导致出料困难。未能形成晶体的硫酸铵形成气溶胶, 被烟气带到烟囱, 有部分会在烟道中析出, 造成烟道中积存物过多, 烟气带出物增多, 烟气抬升高度不够。

2.2 氧化空气量不足

现有的氧化风机风量设计为40m3/h (1台) , 按实际情况, 必须2台氧化风机全开才能确保有硫酸铵晶体析出。一是受溶液中灰尘的影响, 降低了氧气与亚硫酸铵接触的机会;二是在出不了硫酸铵产品时, 氧化风机功率明显降低 (从风机电流就可以明显看出) , 风机跳闸次数增多。在风机检修的情况下, 浆液状况恶化, 因为硫酸铵晶体在氧气量不足的情况下更难以成长, 亚硫酸铵、硫酸铵、亚硫酸氢铵形成气溶胶随烟气被带出, 进而分解或沉积, 结果是烟气SO2含量超标, 烟气含尘量超标, 情况更加糟糕。为避免烟气中SO2含量超标, 操作上加大氨水的加入量, 可是这也造成了氨逃逸增多, 烟气中烟尘和SO2含量不达标, 形成恶性循环, 整个脱硫系统变得更加复杂。

2.3 灰尘的影响

现有的75t/h (2台) 和130t/h锅炉电除尘器由于年久失修, 除尘效率大大降低, 导致带入脱硫系统的灰尘过多, 超过设计值300mg/m3。烟气脱硫主要依靠的是溶液中的亚硫酸铵来吸收烟气中的SO2, 当浆液中灰尘含量过高, 吸收液从喷头中喷出时, 烟气逆流而上, 接触到灰尘的烟气中的SO2肯定无法去除;如果开两层喷淋, 灰尘过多时出口SO2仍会超标;有时必须开三层喷淋, 也就是开3台循环泵才能使SO2达标排放。另外, 原料煤煤质变化时, 从电除尘器出来的气体中灰尘含量肯定会有变化, 这种变化过大时, 会影响硫酸铵结晶, 比如浆液滴度需要改变, 出料时的固液比也需要视情况变化。这些都需要在实际生产中进行摸索, 因为硫酸铵结晶是在一个动态环境中完成的, 气相、液相和固相并存, 外界条件如烟气的压力和温度变化不大, 系统主要受灰尘含量变化的影响, 由此要求操作调节要跟着变化, 需要操作人员根据具体情况进行判断, 否则会造成溶液状况的恶化。

灰尘还影响到硫酸铵产品的品质, 使产品发黑发暗;由于结晶颗粒小, 灰尘多, 产品没有光泽而呈灰色。

3 操作中的改进方法

3.1 加氨位置的改变

切实控制好氨水的加入量, 保证浆液pH值不影响硫酸铵结晶。以前用pH试纸来检测浆液pH值, 这也存在很大的不确定性———取液的时间和位置难以把握, 有时候刚加入氨水马上用试纸做pH值, 且取液口就在加氨水的位置, 造成检测出来的pH值偏高, 以为加氨水加多了, 实际情况可能不是这样的。现在把加氨水位置改到循环泵出口, 也就是氨水是从喷头喷出来的, 形成的扇面喷射流可以使浆液pH值更加均衡, 不会存在某个地方pH值大而某个地方pH值小。这个改进比较合理。

3.2 用滴度来控制加氨量

加氨水量一直是一个难题, 因为用试纸很难真正确定溶液的pH值。现在是做浆液滴度, 取一大瓶溶液用硫酸和甲基红来做, 甲基红的pH值变色范围4.4 (红) ~6.2 (黄) 。具体操作为, 用试管量取一定的硫酸铵浆液, 加入几滴甲基红, 用硫酸来滴定;硫酸装在有刻度的试管里, 控制加入硫酸的滴度, 要使甲基红变红需要多少滴。当然这要有经验或需从实际操作中得来, 因为不同浆液会对应不同的滴度。一经确定以后, 如果外界条件没有大的变化, 不要轻易改变, 否则会造成硫酸铵无法结晶或结晶不畅而使浆液状况恶化, 破坏正常操作。

3.3 增加氧化空气量

从目前情况看, 氧化空气量不足是一大致命伤, 没有氧化空气, 系统的操作就成了无根之木、无源之水, 何谈硫酸铵结晶。原设计氧化空气加入点在塔内5m高处, 因为发现氧化效果不好, 改为在塔内3.5m高处, 使用带小孔喷嘴的玻璃钢管来引入空气。虽然更接近氧化层, 但阻力也相应增大了不少。此时罗茨风机电流明显高于氧化空气加入点在塔内5m高处时, 且风机检修次数增多。笔者建议从扰动泵出口也就是原来加氨水的位置接一根空气管, 气源来自于220t/h锅炉空压机, 其出口压力达到0.6MPa, 扰动泵设计扬程为50m, 也就是0.5MPa, 气源压力大于扰动泵 (排浆泵) 出口压力。空压机风压高于罗茨风机风压 (设计压力90kPa) , 可以使气液接触更加充分;因为更靠近氧化层, 氧化效果会更好。现有管线为DN50, 按照化工工艺设计提供的空气流速 (V) 10m/s, 由公式计算得出, 空气流量Q=70m3/h, 即补充空气量约为11m3/min。为防止液体倒流入空气罐, 管道上可加两只止逆阀和一只截止阀。此举可有效增加氧化空气量, 风机没有故障时, 可关闭新增管线上的截止阀;风机检修时, 打开此阀门。其调节方便, 有效保障了脱硫系统的正常运行。

4 改造效果

2014年1月, 烟气排放情况明显好转, 在线监测数据为, 烟气压力2.87Pa、流速3.7m/s、湿度4.9%、含氧量19.79%、粉尘含量35.15mg/m3、SO2178.26mg/m3、NO 1.2mg/m3。

4.1 氨水消耗量减少

控制好溶液的滴度后, 在外界条件没有大的变化的情况下, 出料还比较顺利, 每隔一天出一次料;因灰尘比较多, 硫酸铵成品颜色呈灰色。相较改造之前, 氨水消耗量明显减少, 原每班要消耗氨水10m3左右, 现在每班只需6~7m3。以前工人对浆液pH值拿捏不准, 加氨依据是只看出口SO2在线监测含量, 高了多加, 少了不加。如今每两个小时做一次浆液滴度, 工人心中有数, 不再盲目加氨。整个脱硫系统运行也比较顺畅。

4.2 烟气达标排放

烟囱排出烟气的颜色比以前淡, 抬升高度也可以, 不象以前烟气就在烟囱口扩散, 烟尘在低处弥漫, 对当地环境产生不利影响。如今空气质量得到明显改善, 天空明朗了, 而且产品硫酸铵可用作生产复合肥的原料, 能产生一定的经济效益。

摘要：鉴于烟气脱硫装置没有硫酸铵产出、烟气排放不达标, 分析装置存在的问题, 采取改变加氨位置, 用滴度来控制加氨量, 增加氧化空气量等措施后, 取得了明显的效果。

烟气脱硫电气系统设计 篇10

关键词：供配电系统,直流系统,保安电源

1 高压电源的引接

某电力有限公司4台300MW机组,在电厂主体设计时高压厂用工作变分裂绕组均预留了脱硫系统用电负荷容量,脱硫系统高压电源直接接于主厂房高压厂用工作变。

2 6kV供配电系统

工程电气系统采用两个电压等级(6kV和400V电压等级),高压6kV母线按炉分段,每炉单独设置一段6kV工作母线,6kV系统设计为单母线分段系统。工程共引入8回6kV电源,每回电源容量不小于5 000kV·A。每段6kV母线供给对应脱硫岛的6kV电压等级的电动机负荷(6kV增压风机和6kV浆液循环泵)及对应的低压脱硫变压器。6kV脱硫母线为双电源供电,电源引自对应机组厂用电6kV工作母线A段和6kV工作母线B段,两路电源一用一备,互相闭锁,当工作电源失电时投入备用电源。从而保证系统供电的可靠性。脱硫岛的6kV系统原则性电气接线图如图1(图为#1机6kV脱硫段,其他3段类同)。

3 低压400V供配电系统

1)脱硫400V电气系统采用PC(动力中心)、MCC(电动机控制中心)两级供电方式。75kV及以上电机直接由PC母线一级供电到用电设备,75kV以下电机经MMC母线二级供电到用电设备,供电系统简单可靠,有利于实现上下级选择性保护的配合。减少了因配电层次过多而导致的管理不便、操作繁复和因元件故障和操作错误而产生事故的可能。

2)低压PC采用单母线分段带母线联络开关接线,由4台脱硫变低压侧供电。1号~4号脱硫变低压侧设400V脱硫动力中心A,B,C,D段,分别向1号~4号机组的380V/220V低压脱硫负荷供电;其中脱硫动力中心A、B段和C、D之间分别设母线联络开关,正常运行时联络开关打开,当某一段进线电源故障时,跳开该段进线电源开关,闭合联络开关,确保为两段母线上的重要负荷的供电。两电源进线开关和母线联络开关间实现机械和电气双重闭锁,在任何时候只能同时闭合两个开关。低压400V系统为中性点直接接地系统。PC(动力中心)原则性接线图如图2(图为动力中心A段、B段,C段、D段类同)

3)低压MCC采用单母线分段接线。脱硫动力中心A段和B段下设1号炉脱硫MCC段和2号炉脱硫MCC段;B段和C段下设石灰石制浆系统MCC段;C段和D段下设3号炉脱硫MCC段和4号炉脱硫MCC段;A段和D段下设石膏脱水及废水处理MCC段。各MCC段均采用双回路供电,电源分别引自脱硫动力中心A、B、C、D段,两路进线电源互相闭锁.采用ATS双电源自投装置。运行表明,采用这种配电方式保证了供电系统稳定安全运行,提高了系统的可靠性与灵活性,同时接线简洁,单元性强。各MCC(电动机控制中心)原则性接线图如图3所示。

4 保安电源系统

根据脱硫工艺特点及要求,在厂用电失电时,为了确保设备的安全停运,脱硫系统一些辅机需要在厂用电失电时仍需继续进行,如工艺水泵、原烟气挡板旁路烟气挡板,吸收塔搅拌器,除雾器冲洗水泵,增压风机密封风机等负荷;另外,对于热控的DCS系统以及电气的UPS系统、事故照明等同样需要提供保安电源。设计考虑在脱硫系统设置独立的事故保安PC段,以便向脱硫岛事故保安负荷集中供电。而保安电源的引接是关键问题,按DL/T5153-2002《火力发电厂厂用电设计技术规程》规定,容量为200MW及以上机组主厂房均设置了柴油发电机组,因此,在主厂房柴油发电机容量满足要求的情况下,可以考虑从主厂房事故保安段引接。本烟气脱硫工程由于是老厂改造工程,主厂房原有的柴油发电机组备用容量不够,故本次设计为脱硫系统设置柴油发电机组。柴油发电机的负荷计算,采用换算系数法,按最大计算负荷选择,并考虑保安负荷的投运规律,对于在时间上能错开运行的保安负荷不全部计入。根据脱硫系统保安电源负荷统计,对厂用电失电后,关闭旁路烟气挡板,原烟气挡板,净烟气挡板,增压风机密封风机,DCS系统,UPS系统,火灾报警,事故照明等和失电30min后需运行的设备,如吸收塔搅拌器,除雾器冲洗水泵等进行分类,按取其大者选择柴油发电机容量,其容量为500kW。在柴油发电机组出线后设独立的脱硫400V事故保安PC段,为#1~#4机400V脱硫事故保安MCC段提供事故保安电源,#1~#4机400V脱硫事故保安MCC段正常情况由PC动力中心A、B、C、D段供电,事故情况下由脱硫400V事故保安PC段分别引入一路保安电源供电。各保安MCC段两路进线电源互相闭锁,采用ATS双电源自投装置。当工作电源失电后,其失电信号连锁启动柴油发电机组,ATS自动切换到柴油发电机组供电。保证了在电网失电后,重要负荷的供电可靠性。保安电源系统原则性接线图如图4。

5 直流系统

由于脱硫岛布置在炉后,距电厂主厂房较远。脱硫岛单独设置一套220V直流系统,不设端电池,设置微机型电压绝缘监察装置,集中监控器和蓄电池巡检仪。主要为脱硫岛内电气控制,信号,继电保护,6kV及380V断路器跳合闸,UPS,直流事故照明等负荷供电。直流系统采用单母线分段接线,两机设置一段直流母线,#1,#3机共用220V直流母线A段,#2,#4机共用220V直流母线B段。直流系统包括2组800AH密封阀控铅酸蓄电池,3套高频充电装置(N+1热备份),一套直流配电屏(2个馈电柜,2个联络柜),这样可保证在一组蓄电池放电维修时,系统仍能安全运行。直流装置的供电电源采用两路交流供电,3套高频充电装置的两路交流电源分别引自#1机400V脱硫保安MCC段和#1机400V脱硫MCC段,#2机400V脱硫保安MCC段和#2机400V脱硫MCC段,#3机400V脱硫保安MCC段和#3机400V脱硫MCC段。蓄电池容量按阶梯计算法选择.蓄池组以浮充电,均衡充电方式运行,其浮充电压为2.23V,均充电压为2.32V,终止电压为1.90V.交流事故停电时间按1h设计,可在全厂失电后继续维持其所有负荷在额定电压下连续运行不小于60min。从直流系统接线图可看到:系统的电池为800AH两组电池,互为备用;充电装置为三套,两用一备;充电装置的进线电源为双电源且自动投切;直流A,B两段母线互为备用,当一段母线失电时,由另一段母线通过电源切换装置供电。从而保证了直流系统供电的可靠性。直流系统原则性接线图如图5所示。

6 不停电电源系统(UPS)

为了保证不停电电源系统供电的可靠性,本工程4台机组脱硫岛设4套30kV·A交流不停电电源系统(UPS),即备用UPS装置、公用UPS装置、UPS装置A(#1,#2机组公用)和UPS装置B(#3,#4机组公用)。由于直流系统有两组蓄电池,UPS设计为不带蓄电池。UPS系统主要向脱硫DCS控制系统、脱硫环境连续监测装置(CEMS)、热控配电柜、工业电视电源柜、脱硫段交流小母线、转子停转报警检测盘、脱水系统就地控制站、火灾报警电源柜、球磨机就地控制箱等负荷供电。UPS系统包括整流器,逆变器,静态转换开关,隔离变压器,旁路开关和交流配电屏等。UPS装置的正常输入电源分别取自脱硫400V PC A、C、D段及制浆系统400V MCC段,旁路输入电源取自#1机400V脱硫保安MCC段,直流输入电源引自脱硫直流系统220V直流母线A、B段;UPS输出为单相交流220V,50Hz电源。从UPS系统接线图可看到,UPS系统的三路进线电源一路引自UPS母线备用段配电柜(其电源取自#1机400V脱硫保安MCC段,#4机400V脱硫PC段,脱硫220V直流母线B段),一路引自400V脱硫PC段,一路引自脱硫220V直流母线,从而确保了UPS输入电源的可靠性。UPS的选择主要考虑UPS容量及逆变器容量。逆变器应能满足所有负荷连续运行的要求,并能适应负荷在额定值的0%~100%之间波动.UPS在全厂失电后继续维持其所有负荷在额定电压下连续运行不小于30min,一般正常负载率不大于70%,静态切换时间5ms。UPS系统接线图如下:(图为UPS装置A,其他类同)

7 照明及检修电源系统

1)本工程设置正常照明和一般事故照明,电厂在正常运行和事故情况下,各类照明设施为脱硫系统各车间和脱硫室外工作场所提供满足规范要求的照明。交流照明系统采用380V/220V(三相四线制)中性点直接接地系统,灯泡电压为220V。各正常照明配电箱电源分别引自#1~#4机400V脱硫MCC段、石灰石制浆系统MCC段、石膏脱水及废水处理MCC段。在脱硫控制室及工程师站内装设事故照明。事故照明和正常照明可同时点燃,事故照明在正常情况由脱硫400V公用保安MCC段供电,事故时自动切换到直流母线供电。在脱硫6KV、380V配电室、UPS及直流馈线屏室、制浆配电室、制浆DCS机柜间设置事故照明,为自带蓄电池灯具,正常工作时为自充电装态,事故时能维持照明60min。在正常照明因故障熄灭后,对需要确保人员安全疏散的出入口和通道,装设自带蓄电池的疏散应急照明,应急时间大于60min。

2)本工程共设3个检修电源网,#1,#3机组及其辅助用房设一检修电源网,其电源引自#1机400V脱硫MCC段和#3机400V脱硫MCC段;#2、#4机组及其辅助用房设一检修电源网,其电源引自#2机400V脱硫MCC段和#4机400V脱硫MCC段;综合楼、石膏筒仓区、石灰石贮运区设一检修电源网,其电源引自#1机400V脱硫MCC段和#3机400V脱硫MCC段。各检修电源网的两路进线电源采用环网接线,机组正常运行时,作为分段的检修箱NO断路器应为常开状态,保证检修系统网络中间断开,不并列运行。如某一机组停运检修时(该机组MCC段失电),应先断开该机组MCC段上至检修电源的断路器,断开此断路器后才能将分段检修箱的NO断路器合上,以防止该机组突然来电后与另一系统电源并列。在脱硫岛#1~#4机组处、综合楼每层、#1~#4综合泵房、石膏筒仓区、石灰石贮运区设置检修电源箱,供移动式维护电气设备用电。检修电源系统接线图如图7:(图为#1、#3机组检修电源系统,其他类同):

8 结语

在烟气脱硫工程供配电系统设计中,需要在以下几个方面引起重视。

1)在设计前应收集高压厂用电各母线处的短路容量及出线断路器各保护的整定参数(主要为整定电流和整定时限),以便进行脱硫系统的短路电流计算和6kV配电装置保护的上下级合理配合.实现保护的安全性,灵敏性,可靠性和选择性。

2)脱硫系统电动机参加成组自起动时,需校验主厂房高低压厂用母线电压是否满足规程要求,否则需限制脱硫系统电动机参加本体工程高压电动机成组自起动;另外,还需考虑脱硫最大1台电动机起动时对脱硫高压母线电压的影响。

3)需计及脱硫电动机的反馈电流对主厂房高压开关短路电流及动热稳定的影响并采取相应措施。

4)400V系统采用PC(动力中心)、MCC(电动机控制中心)两级供电方式,两级供电的进线开关及重要馈出线回路的开关应为选择性开关,并应做好上下级间的合理配合以减少事故停电范围。

参考文献

[1]戈东方.电力工程电气设计[M].北京:水利电力出版社,1989.

[2]GB50052--95供配电系统设计规范[S].

[3]GB50053-9410kV及以下变电所设计规范[S].