火力发电厂烟气脱硫设计技术规程

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本标准适用于安装400t/h及以上锅炉的新、扩建电厂同期建设的烟气脱硫装置和已建电厂加装的烟气脱硫装置。安装400t/h以下锅炉的电厂烟气脱硫装置设计可以参照执行。
3.0.1 脱硫工艺的选择应根据锅炉容量和调峰要求、燃煤煤质（特别是折算硫分）、二氧化硫控制规划和环评要求的脱硫效率、脱硫工艺成熟程度、脱硫剂的供应条件、水源情况、脱硫副产物和飞灰的综合利用条件、脱硫废水、废渣排放条件、厂址场地布置条件等因素，经全面技术经济比较后确定。
3.0.2 脱硫工艺的选择-般可按照以下原则：
1 燃用含硫量≥2%煤的机组、或大容量机组（≥200MW）的电厂锅炉建设烟气脱硫装置时，宜优先采用石灰石－石膏湿法脱硫工艺，脱硫率应保证在90%以上。
2 燃用含硫量<2%煤的中小电厂锅炉（<200MW），或是剩余寿命低于10年的老机组建设烟气脱硫装置时，在保证达标排放，并满足SO2排放总量控制要求，且吸收剂来源和副产物处置条件充分落实的情况下，宜优先采用半干法、干法或其它费用较低的成熟技术，脱硫率应保证在75%以上。
3 燃用含硫量<1%煤的海滨电厂，在海域环境影响评价取得国家有关部门审查通过，并经全面技术经济比较合理后，可以采用海水法脱硫工艺；脱硫率宜保证在90%以上。
4 电子束法和氨水洗涤法脱硫工艺应在液氨的来源以及副产物硫铵的销售途径充分落实的前提下，经过全面技术经济认为合理时，并经国家有关部门技术鉴定后，可以采用电子束法或氨水洗涤法脱硫工艺。脱硫率宜保证在90%以上。
5 脱硫装置的可用率应保证在95%以上。
3.0.3 烟气脱硫装置的设计工况宜采用锅炉BMCR、燃用设计煤种下的烟气条件，校核工况采用锅炉BMCR、燃用校核煤种下的烟气条件。已建电厂加装烟气脱硫装置时，宜根据实测烟气参数确定烟气脱硫装置的设计工况和校核工况，并充分考虑煤源变化趋势。脱硫装置入口的烟气设计参数均应采用脱硫装置与主机组烟道接口处的数据。
3.0.4 烟气脱硫装置的容量采用上述工况下的烟气量，不考虑容量裕量。
3.0.5 由于主体工程设计煤种中收到基硫分-般为平均值，烟气脱硫装置的入口SO2浓度（设计值和校核值）应经调研，考虑燃煤实际采购情况和煤质变化趋势，选取其变化范围中的较高值。
3.0.6 烟气脱硫装置的设计煤质资料中应增加计算烟气中污染物成分[如Cl （HCl）、F（HF）] 所需的分析内容。
3.0.7 脱硫前烟气中的SO2含量根据下列公式计算：
（1）
式中：
MSO2 － 脱硫前烟气中的SO2含量， t/h；
K － 燃煤中的含硫量燃烧后氧化成SO2的份额；
Bg － 锅炉BMCR负荷时的燃煤量，t/h；
ηso2 － 除尘器的脱硫效率，见表3.0.7 ；
q4 － 锅炉机械未完全燃烧的热损失，%；
Sar － 燃料煤的收到基硫分，%。
注： 对于煤粉炉 K0.85～0.9。K值主要体现了在燃烧过程中S氧化成SO2的水平，建议在脱硫装置的设计中取用上限0.9。