影响600 MW机组湿法烟气脱硫装置厂用电率主要因素分析

针对影响600MW机组湿式石灰石-石膏法脱硫岛厂用电率的主要因素,对煤收到基硫分高低、烟气量大小、采用的不同脱硫设备等对脱硫厂用电率的影响进行了详细分析。国内现设计的600 MW机组采用湿法烟气脱硫工艺时,设计煤种为高热值、低硫分(硫分低于0.7%),并且脱硫烟气系统不设GGH或设GGH时,脱硫厂用电率为1.0%～1.1%;当采用低热值、高水分设计煤种,脱硫厂用电率在1.7%以上;当采用高硫分(硫分高于4%)、中等热值的煤种时,脱硫厂用电率最高可达1.98%。应根据工程具体煤种情况核算脱硫系统主要设备(增压风机、浆液循环泵、磨粉机、真空泵、氧化风机等)的轴功率,在初步设计阶段核算脱硫部分厂用电率后,完成湿式石灰石-石膏法脱硫岛脱硫部分厂用变压器容量的选择。     

大容量火电机组湿法脱硫系统烟气加热器的应用

烟气加热器是湿式石灰石-石膏法烟气脱硫系统中的主要设备,但烟气加热器结构、造价和运行等影响因素,使某些火力发电厂湿法脱硫系统没有采用。阐述了湿式石灰石-石膏法烟气脱硫系统不设置烟气加热器存在的问题,对湿法烟气脱硫系统是否采用烟气加热器进行了经济技术分析,并结合环保要求,认为600Mw以上容量机组湿法烟气脱硫系统应设置烟气加热器。     

300 MW机组石灰石-石膏湿法烟气脱硫工程

介绍了电厂2×300 MW机组脱硫工程,采用石灰石-石膏湿法全烟气脱硫工艺,以石灰石为原料,脱除燃煤烟气中的SO2.工程的设计脱硫效率为95%,副产品为二水石膏.     

荆门电厂2×600 MW烟气脱硫系统

新建的2×600 MW机组烟气脱硫系统,采用ABB公司的Symphony控制系统和石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺.文章介绍了荆门电厂脱硫工艺系统和FGD-DCS在烟气脱硫(FGD)系统中的应用,包括控制功能、控制系统的构成等.     

燃煤电站锅炉湿式石灰石脱硫工艺

目前,美国的许多电厂已开始采用湿式石灰石——石膏法对烟气进行脱硫,这种工艺在欧美国家的火电厂中约占80%以上.它的优点是技术成熟、脱硫率高(约95%)、钙利用率高、副产品石膏可作为建筑材料.以美国田纳西州的Cumber land电厂为例,该厂有两台1300MW燃煤机组,截止到1994年秋,两台机组完成了湿式石灰石烟气脱硫系统的改造工程,电厂更换了引风     

湿式石灰石-石膏法烟气脱硫的探讨

1998年中国SO2排放量超过美国排名世界第一，随着经济的快速发展，脱硫技术的研发和推广成为我国大气环境污染治理的重中之重。燃煤电厂作为SO2的排放大户，理所当然成为脱硫的重点，目前我国的种种烟气脱硫技术中，从国外引进的湿式石灰石-石膏法烟气脱硫工艺技术应用比例高达85％以上，该脱硫技术在燃煤电厂脱硫中得到了充分和广泛的应用。     

国产300MW火电机组烟气脱硫改造

简要说明了我国煤电生产对环境产生的影响及国际上常用的火电厂烟气脱硫工艺。详细介绍了黄台电厂2×300MW火电机组的石灰石-石膏湿法脱硫改造工程、工艺及其优点。     

荆门电厂2×600MW烟气脱硫系统

新建的2×600MW机组烟气脱硫系统,采用ABB公司的Symphony控制系统和石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺。文章介绍了荆门电厂脱硫工艺系统和FGD-DCS在烟气脱硫(FGD)系统中的应用,包括控制功能、控制系统的构成等。     

石灰石—石膏湿法烟气脱硫工艺不宜安装烟气换热器

我国燃煤电厂烟气脱硫（FGD）将石灰石—石膏湿法烟气脱硫工艺作为首选，而该工艺是否需要进行烟气升温，即FGD是否需加装烟气换热器（GGH）的问题，一直困惑着脱硫产业界。国内初期建设，目前已投运的电厂FGD，大多安装GGH，但也有不装GGH的，如600MW机组的常熟电厂、利港电厂、黄骅电厂、台山电厂、王滩电厂、托克托电厂、潮州电厂、乌沙山电厂、后石电厂等，在烟气湿法脱硫后均不装GGH。     

600MW机组湿法烟气脱硫吸收塔系统设计

结合国电集团大同二电厂二期600 MW机组石灰石—石膏湿法烟气脱硫工艺工程实例,介绍了该工艺吸收塔系统的反应原理,分析了该吸收塔的设计要点,总结了该吸收塔设计的特点,对国内同类大型火电机组选用湿法烟气脱硫工艺提供一定的借鉴意义。