脱硫系统

吸收塔浆液密度是火电厂湿法烟气脱硫系统的主要工艺参数，是反映浆液品质、决定脱硫效率的重要指标。 浆液密度测量受密度测量方法、现场不利测量条件的影响，是困扰整个脱硫行业的难点问题，至今没有很好解决。 本成果彻底消除了浆液中气泡对密度测量的影响，避免了浆液中颗粒杂质堵塞质量流量计，在脱硫行业首次实现了免维护连续准确测量吸收塔浆液密度的测量效果。

燃煤电厂在生产过程中会产生大量含SO2的烟气，一般情况下采用湿法脱硫来处理，湿法脱硫需从烟气脱硫系统中外排部分废水以保证FGD(FlueGasDesulfurization)的安全性和可靠性。由于脱硫废水属于燃煤电厂的末端废水，具有高含盐量、高腐蚀性等特性，对其进行安全、稳定处理十分必要。

由于国家环保部大气污染排放标准越来越严，对燃煤发电厂污染物浓度排放标准值越来越低，尤其是东部地区。因此，许多燃煤电厂不得不进行超低排放改造。超低改造电气系统，针对原脱硫系统主接线，提出电气电源优化设计方案，以及解决原系统越级跳闸、低压设备掉闸等问题，确定合理的电气接线方案。

双塔双循环技术在脱硫设施增容改造过程中的应用，能够充分利用原有脱硫装置的相关设备，避免了拆塔重建的最不利局面。在不改变脱硫剂（石灰石）的情况下，能够有效的提高脱硫效率，加强改造新增设备与现有设备的联系，提高整个脱硫系统的可靠性，降低造价。同时改造过程中对现有脱硫装置的正常运行影响较小，现有脱硫装置的停运时间较短，改造后脱硫系统能够持续稳定运行，脱硫系统的启停和正常运行均不影响机组的安全运行和电厂的文明生产。双塔双循环脱硫改造技术具有技术先进，设备可靠，性能价格比高，对燃煤硫份有很好的适应性等特点。本技改工程的成功实施，对以后的改造工程具有很好的示范作用，尤其是对于原有脱硫设施完好、场地布置条件尚可、机组停炉时间有限的电厂的脱硫设施改造，是一个很好的选择。

远达环保通过对国内外湿式电除尘技术调查研究和理论分析，建成国内首个与湿法脱硫塔整体布置的原烟气湿式电除尘试验平台。通过系统研究和试验，完全学握了超细烟尘荷电、捕集技术；湿式电除尘极板、极线冲洗喷淋技术；冲洗水水质控制技术；防止阴阳极结垢技术；装置设计计算及选型技术：电除尘器流场模拟等技术，形成了具有自主知识产权的远达蜂窝管式湿式电除尘技术及装备。该试验平台进行长期稳定（连续3个月）性能试验期间，委托第三方检测机构（东北电力科学研究院有限公司）进行烟生排出及颗粒物分级测试。湿式电除尘器出口粉尘可稳定控制在5mg/Nm3以下，PMa细颗粒物的去除效率能达到80%以上 “远达蜂窝管式湿式电除尘技术及装备”性能指标优异，关键设备阴阳极具有自主知识产权，阳极材料采用导电玻璃钢，制造成本优势明显；冲洗水排入FGD脱硫系统，实现废水“零”排放，且不消耗碱液，运行成本低。

本项目QC活动中,除灰运行脱硫班QC小组全体成员团结协作、积极创新，并运用 PDCA循环的科学方法进行统计分析、实施、对比,找出了造成#6脱硫除雾器差压高的三条主要因素即:(1）除雾器冲洗阀门内漏;(2)无事故烟气降温装置;(3)吸收塔搅拌器冲洗水进水量大。针对上述要因，小组通过设备改造和优化运行方式等一系列的措施，成功地将#6脱硫除雾器差压由实施前的248KPa降低到了8OKPa，达到了规定值，并通过后续跟踪调查，巩固验证，取得了良好的效果。同时,小组的综合素质以及解决问题的整体水平均得到了提高。本次QC活动产生的直接经济效益和社会效益都十分可观。。脱硫系统自取消旁路以来，与主机同步投运，除雾器差压的降低，是脱硫系统安全运行的保障。同时，降低除雾器差压,提高除雾效率,会减少烟气带浆，防止烟道腐蚀，同时也避免了因除雾器堵塞造成机组非停的事件发生。

为系统分析燃煤机组SO3排放特性，通过对58台机组SO3生成和脱除情况进行测试，分析了炉内燃烧SO3生成、脱硝系统SO2/SO3转化情况，以及干式除尘器、湿法脱硫系统和湿式除尘器对SO3的脱除效果，从而获得燃煤机组SO3生成、迁移及控制规律。结果表明：燃煤机组SO3生成主要是由炉膛燃烧生成和脱硝系统SO2转化生成，其中炉内燃烧SO3的生成率约为炉内燃烧产生的SO2总量的1%，脱硝系统SO2/SO3的转化率也约为1%。静电除尘器、电袋除尘器以及湿法脱硫系统对SO3的脱除效果有限，静电除尘器SO3脱除效率为15%~25%，电袋除尘器为20%~40%，湿法脱硫系统为40%~60%；而低低温除尘器和湿式除尘器具备较高的SO3脱除效果，低低温除尘器SO3脱除效率为50%~80%，湿式除尘器为70%~90%。因此通过控制燃煤硫份或脱硝系统SO2/SO3转化率可以有效地控制SO3的生成，采用低低温除尘器和湿式除尘器可以有效降低SO3的排放，通过干式除尘器+湿法脱硫系统+湿式除尘器可将SO3控制在10 mg/m3以下。