DLT5196-2004 火力发电厂烟气脱硫设计技术规程

根据原国家经贸委 《关于确认 1999年度电力行业标准制修 订计划项目的通知》 (电力[[2000]22号)安排制定的 随着我国对火力发电厂SO,排放控制的日益严格，采用各种 烟气脱硫装置愈来愈普遍，为了统一和规范火力发电厂烟气脱硫 装置的设计和建设标准，贯彻 “安全可靠、经济适用、符合国情” 的基本方针，做到有章可循，结合近几年来火力发电厂烟气脱硫 装置的设计和建设过程中遇到的工程实际问题和经验总结，特制 定本标准。 本标准由中国电力企业联合会提出。 本标准由电力规划设计标准化技术委员会归口并解释。 下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。 凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。 GBJ 87 工业企业噪声控制设计规范GB 8978 污水综合排放标准GB 50033 建筑采光设计标准GB 50160 石油化工企业设计防火规范GB 50229 火力发电厂与变电所设计防火规范DL 5000 火力发电厂设计技术规程DL/T5029火力发电厂建筑装修设计标准DL/T5035 火力发电厂采暖通风与空气调节设计技术规定DL/T5046 火力发电厂废水治理设计技术规程DL/T 5120 小型电力工程直流系统设计规程DL/T5136 火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程DL/T5153 火力发电厂厂用电设计技术规定 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 脱硫工艺的选择一般可按照以下原则： 1 燃用含硫量 S≥2%煤的机组、或大容量机组（200MW及以上）的电厂锅炉建设烟气脱硫装置时，宜优先采用石灰石一石膏湿法脱硫工艺，脱硫率应保证在90%以上。 2 燃用含硫量 S<2%煤的中小电厂锅炉（200MW 以下），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、干法或其他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 s<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，经过全面技术经济比较认为合理时，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一般为平均值，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C1（HCI）、F（HF）]所需的分析内容。 3.0.7 脱硫前烟气中的 SO2含量根据公式（3.0.7）计算： 3.0.8 烟气脱硫装置应能在锅炉最低稳燃负荷工况和 BMCR 工况之间的任何负荷持续安全运行。烟气脱硫装置的负荷变化速度应与锅炉负荷变化率相适应。 3.0.9 脱硫装置所需电源、水源、气源、汽源宜尽量利用主体工程设施。 3.0.10 装设脱硫装置后的烟囱选型、内衬材料以及出口直径和高度等应根据脱硫工艺、出口温度、含湿量、环保要求以及运行要求等因素确定。已建电厂加装脱硫装置时，应对现有烟囱进行分析鉴定，确定是否需要改造或加强运行监测。