有限公司th锅炉脱硫工程可行性研究报告精编

1、录 第一章总论1. 1项目名称及承办单位 41.2 编制依据 41.3 研究目的及研究范围 51. 4主要技术原则 61. 5脱硫工程建设的必要性 61.6工作的简要过程 71.7项目总投资及资金来源 71.8项目结论及建议 81. 9主要经济技术指标表 8第二章 项目建设背景及必要性 102. 1项目建设背景性 103. 2必要性 11第三章项目建设条件及选址 124. 1项目建设条件 125. 2水、电、气供应条件 146. 2项目选址 15第四章企业状况 164.1 企业概况 164.2 锅炉建设及污染物排放第五章工程技术方215.1 主要脱硫工艺及项目脱硫工艺的选择215.2 双碱法脱

2、硫工程描述245.3 设计基础参数第六章脱硫工程设想296.1 脱硫装置的总平面布置 296.2 一炉一塔脱硫工艺系统设计 306.3主要设备选型 336.4 公用工程 376.5 建筑、结构部分 39第七章环境保护 427.1项目周围环境现状 427.2主要污染源 427.3治理方案 427.4绿化 437.5项目对周围环境影响的变化 43477.6其他污染物处理效果评估457.7 工程实施后的社会效益 第八章劳动安全和工业卫生468.1消防478.2 劳动安全和工业卫生 第九章节约能源48519.1必要性519.2节能原则519.3节能措施第十章项目管理及实施计划515310.1项目实施领

3、导小组5310.2项目管理5310.3第十项目实施计划 章 项目定员第十二章54项目招投标商55712.1招标范围及招标组织形式5712.212.3第13投标、开标、评标和中标程序 评标委员会的人员组成和资质要求 章投资估算和资金筹措 57585913.1投资估算5913.2第十四章资金筹措效益分析616214.1财务评价说明6214.2产品成本6214.3经济效益分析6314.4项目敏感性分析6515.1结论6715.2建议第一章总论681.项目名称及承办单位1.1.1项目名称#3集团 #3有限公司#3t/h锅炉脱硫工程1.1.2项目法人项目法人及法人代表#3 集团 #3有限公司法人代表王俊

4、杰1.1.3项目建设地点项目建设地点选于#3 集团 #3有限公司现址内1.1.4报告编制单位编制单位#工程咨询公司资格证书号 工咨甲120200700XX1.2 编制依据1.2.1 国家及行业法规1 中华人民共和国环境保护法2 中华人民共和国大气污染防治法3 火电厂大气污染物排放标准GB13223-20034 污水综合排放标准GB8978-1996。1.2.2.方政府及环保部门的政策规定1 #关于加快燃煤火电厂烟气脱硫工作的通知#政办200710号2 #人民政府关于印发#环境保护一五规划的通知，# 政200744 号3 #县人民政府关于印发 #县节能减排实施方案的通知，# 政2007621.2

5、.3 项目单位提供的资料1 厂址气象和地理、地质条件2 电厂现有工程设计资料3 #3t/h 锅炉使用煤种、煤质和耗煤量资料4 工艺水、压缩空气及供电资料。1.2.4 项目性质及建设规模本项目属于现有#3t/h锅炉机组加装烟气脱硫装置的老厂技改项目拟对#3集团 #3 有限公司#3t/h 锅炉100%烟气实施脱硫。1.3 研究目的及研究范围1.3.1 研究目的本可行性研究的目的是为了寻求先进适用的脱硫工艺技术在现有有限的场地上实现紧凑的设备布置工程的安全实施与主体机组的无缝连接和装置的稳定可靠运行各项脱硫指标能够满足现行的环境保护标准和其它相关规定的要求脱硫剂价廉易得脱硫副产品可综合利用。1.3.

6、2 研究范围本项目可行性研究的范围为为现有#3t/h锅炉配套建设烟气脱硫装置具体包括以下内容1 脱硫工程建设条件的落实和描述2 脱硫工程工艺技术的比较和选定3 脱硫工程实施方案的确定4 脱硫工程的投资估算及运行成本分析5 提出研究结论 存在问题和建设性意见 。1.4 主要技术原则1 通过对#3集团 #3有限公司#3t/h锅炉加装烟气脱硫装置的实施使公司的S02排放总量不超过目前的配额目标并为公司的进一步发展留有余量。2 结合工程的实际情况在脱硫系统工艺设计方案拟定时要妥善处理好与运行机组的衔接关系尽可能减少在工程实施过程中对主体机组的影响确保主体供热、发电工程正常运行并充分利用公司的现有场地和

7、现有公用 设施以利于节约工程投资。3 脱硫工艺的选择应遵循工艺成熟运行稳定 脱硫效率高 投资省无二次污染”的原则结合公司特点和现状提出推荐方案。4 脱硫装置按相对独立的脱硫系统进行设计 同时充分注意烟气脱硫装 置 FGD 与主机系统的有机联系 烟气脱硫系统的配套辅助设施尽量与主机 系统共用 所需的工艺水、电、仪用压缩空气等由电厂相应系统引出 。优先考虑供应可靠、价格便宜、质量稳定、当综合利用受阻时。应与灰渣分开堆放其处置应避免对 留有今后综合利用5 在周围资源许可的情况下 对周围环境不会产生污染的吸收剂6 脱硫副产物应尽可能综合利用 电厂的粉煤灰综合利用带来不利影响的可能性并采取防止副产物造成

8、二次污染的措施7 综合考虑公司燃煤锅炉实际燃煤含硫量的变化趋势脱硫装置系统设计及设备选型时有一定的适应能力。FGD系统的设计寿命与对应主机的剩余寿 命相适应。1.5脱硫工程建设的必要性#3 集团 #3有限公司地处#县城区的西部边缘地处淮河流域水污染控制区虽不在酸雨控制区和二氧化硫控制区范围内但以清洁生产、达标排放和总量控制为基本原则通过有效削减烟气污染物的排放量结合环境保护发展规划和城市发展总体规划对污染排放实施有效的治理是必要的。#3t/h锅炉加设烟气脱硫装置后每年可大幅度减少二氧化硫和烟尘的排放减小对周边环境的污染影响。根据#关于加快燃煤火电厂烟气脱硫工作的通知#政办200710号 、#人

9、民政府关于印发#环境保护一五规划的通知#政200744 号、#县人民政府关于印发 #县节能减排实施方案的通知#政200762 号精神节能能源消耗减少二氧化硫排放量是 2008年#3集团 #3有限公司的一件环保大事目前对#3t/h锅炉的烟气脱硫是十分必 要的。1.6工作的简要过程按照#环境保护局和#环境保护局的要求#3 集团 #3有限公司对#3t/h锅炉的烟气实施脱硫改造 。在接到委托之后#工程咨询公司即组织各专业相关人员收集必要的资料并多次与业主沟通开始编制本可行性研究报告。经过对现场情况的分析统一规划 并征求业主意见选用一炉一塔的双减法工艺技术方案可加快施工进度 促使装置早日投产早日发挥装置

10、的作用。1. 7项目总投资及资金来源项目总投资589.83 万元 全部为企业自筹。1.7.1 项目管理与实施项目建设期为项目建设进度拟定为8个月。1.7.2 环境保护该项目是利用新工艺、新技术和新设备对#3t/h锅炉加设烟气脱硫装置每年可大幅度减少二氧化硫的排放减小对周边环境的污染影响。1.8 项目结论及建议1.8.1 项目结论2、项目实施具有重要的现实意义#3 集团 #3有限公司积极响应政府号召实施燃煤锅炉脱硫项目在很大程度上减少污染物的产生量和排放量有效地降低S02和烟尘的排放量对保护环境确保十一五”节能减排目标的实现促进资源节约型、环境友好型社会建设都具有十分重要的意义。项目总投资589

11、.83 万元 全部由企业自筹。项目建成后 锅炉主要污染物S02减排量为2770t/a,同时减排烟尘141.3 t/a具有很好的环保和社会效益。项目总投资589.83 万元 年利润总额33.83 万元 税后投资回收期为 9.29 年。1.8.2 建议建议项目建设中加强质量监督管理加强成本控制降低造价。同时政府应加大扶持力度确保项目的正常运行。1.9主要经济技术指标表项目主要技术经济指标表项目主要技术经济指标表序号指标名称单位指标备注I经济数据1. 总投资万元589.832. 资金筹措其中 自有资金万元589.83银行贷款万元0.003. 年经营收入 万元176.37 4年总成本费用万元141.1

12、25年利润总额万元33.836年经营 销售税金及附加万元1.427年所得税万元8.468年净利润 税后利润 万元25.37n财务评价指标1.投资利润率% 5.74%2.投资利税率% 5.98%3.全部投资财务内部收益率% 10.67%税前4.全部投资财务内部收益率% 8.78%税后5.全部投资回收期税前年8.41含建设期6.全部投资回收期税后年9.29含建设期7.全部投资财务净现值万元93.71税前8.全部投资财务净现值万元26.66税后9.盈亏平衡点BET % 53.43%第二章项目建设背景及必要性10.1项目建设背景性空气中的二氧化硫和氮氧化物是造成酸雨的王要原因酸雨使得秣林枯萎土壤和湖泊

13、酸化植被破坏 粮食、蔬采和水果减产金属和建筑材料被腐蚀。有研究表明我国每排放一吨二氧化硫造成的经济损失约2万元。同时空气中的二氧化硫也严重地影响人们的身心健康二氧化硫还可形成硫酸酸雾危害更大。二氧化硫的主要来源是化石燃料的燃烧我国的能源结构中约有 70%的煤。随着我国经济的快速发展煤炭消耗量不断增加二氧化硫排放量也日趋增多造成二氧化硫污染和酸雨的严重危害。据2005年我国的环境质量公报表明 1999年我国二氧化硫排放总量为1857万吨 2000年达到了 1995万吨 2001年和2002年有所下降2003年为2158万吨 到了 2005年为2549.3万吨其中工业来源为 2168.4 万吨生活

14、来源为381万吨。酸雨区面积约占国土面积的30% 主要分布在长江以南、青藏高原以东的广大地区及四川盆地。酸雨控制区111个城市中 降水年均pH值范围在4.02和6.79 之间 出现酸雨的城市 103个 占92.8%。酸雨频率超过80%的城市比例为22.5%。年均pH值小于或等于5.6的城市有81个 占73.10%。酸雨控制区内酸雨污染范围基本稳定但污染程度有所加重。为防治二氧化硫和酸雨污染1990年12月国务院环委会第19次会议通过了关于控制酸雨发展的意见。自1992年在贵州、广东两省重庆、宜宾、南宁、桂林、柳州、宜昌、青岛、杭州和长沙九个城市进行征收二氧化硫排污费的试点工作。1995年8月

15、全国人大常委会通过了新修订的大气污染防治法规定在全国范围内划分酸雨控制区和二氧化硫污染控制区。1998年1月12日国务院批准了酸雨控制区和二氧化硫污染控制区的划分方案。1998年2月17日国家环保局召开酸雨和二氧化硫污染综合防治工作会议 落实国务院对两控区”划分方案的批复。在国务院关于酸雨控 制区和二氧化硫污染控制区有关问题的批复（国函19985号）和国务院关于二氧莫建松双碱法烟气脱硫工艺的可靠性研究及工业应用化硫排污收费扩大试点工作有关问题的批复（国函1996124号）规定二氧化硫排污费的征收范围为酸雨控制区和二氧化硫污染控制区内燃煤、燃油和产生工艺废气以及向环境排放二氧化硫的企业、事业单位

16、和个体经营者。提出的两控区的总体目标是到2010年二氧化硫排放总量控制在2000年排放水平以内；城市环境空气二氧化硫浓度达到国家环境质量标准酸雨控制区降水pH值小于4.5的面积比2000年有明显减少。2005年1月国家环保总局日前通报了两控区”（酸雨控制区和二氧化硫控制区）“十五”计划重点火电厂脱 硫项目的进展情况公布了 46家尚未启动脱硫项目的火电厂名单要求加大对火电厂脱硫的监管力度最大限度地削减二氧化硫排放量。这都说明我国政府高度重视酸雨和二氧化硫污染的防治。为了实现酸雨和二氧化硫污染控制目标国家加快了国产脱硫技术和设备的研究、开发、推广和应用。11. 2必要性#3 集团 #3有限公司地处

17、#县城区的西部边缘地处淮河流域水污染控制区虽不在酸雨控制区和二氧化硫控制区范围内但以清洁生产、达标排放和总量控制为基本原则通过有效削减烟气污染物的排放量结合环境保护发展规划和城市发展总体规划对污染排放实施有效的治理是必要的。#3t/h锅炉加设烟气脱硫装置后每年可大幅度减少二氧化硫的排放减小对周边环境的污染影响。目前区域环境空气质量 S02能够达到GB3095 996环境空气质量标方案。1998年2月17日 国家环保局召开酸雨和二氧化硫污染综合防治工作会议 落实国务院对两控区”划分方案的批复。在国务院关于酸雨控 制区和二氧化硫污染控制区有关问题的批复（国函19985号）和国务院关于二氧莫建松双碱

18、法烟气脱硫工艺的可靠性研究及工业应用化硫排污收费扩大试点工作有关问题的批复（国函1996124号）规定二氧化硫排污费的征收范围为酸雨控制区和二氧化硫污染控制区内燃煤、燃油和产生工艺废气以及向环境排放二氧化硫的企业、事业单位和个体经营者。提出的两控区的总体目标是到2010年二氧化硫排放总量控制在2000年排放水平以内；城市环境空气二氧化硫浓度达到国家环境质量标准酸雨控制区降水pH值小于4.5的面积比2000年有明显减少。2005年1月国家环保总局日前通报了两控区”（酸雨控制区和二氧化硫控制区）“十五”计划重点火电厂脱硫项目的进展情况 公布了 46家尚未启动脱硫项目的火电厂名单要求加大对火电厂脱硫

19、的监管力度最大限度地削减二氧化硫排放量。这都说明我国政府高度重视酸雨和二氧化硫污染的防治。为了实现酸雨和二氧化硫污染控制目标国家加快了国产脱硫技术和设备的研究、开发、推广和应用。12. 2必要性#3 集团 #3有限公司地处#县城区的西部边缘地处淮河流域水污染控制区虽不在酸雨控制区和二氧化硫控制区范围内但以清洁生产、达标排放和总量控制为基本原则通过有效削减烟气污染物的排放量结合环境保护发展规划和城市发展总体规划对污染排放实施有效的治理是必要的。#3t/h锅炉加设烟气脱硫装置后每年可大幅度减少二氧化硫的排放减小对周边环境的污染影响。TSP有超标现象目前区域环境空气质量 S02能够达到GB3095

20、996环境空气质量标准二级要求最大超标倍数2.57倍最大超标率为100%.纳污水体南支排现状水质超过GB3838 -2001地表水环境质量标准V类污染类型属有机型。该厂废气污染源主要有锅炉燃烧废气、造气炉造气吹风气、尿素造粒塔废气及合成氨液氨储槽弛放气、合成放空气等。其中造气炉在利用原料煤制 取半水煤气时产生的造气吹风气、锅炉燃煤烟气中含烟尘、SO2等污染物尿素造粒塔废气中含尿素粉尘及氨等尿素尾吸塔废气中含氨合成液氨贮罐施放气、合成放空主要含有 NH3、N2、H2、CH4。根据#人民政府关于印发#环境保护一五规划的通知#政200744号 、#县人民政府关于印发 #县节能减排实施方案的通知#政2

21、00762 号精神节能能源消耗 减少二氧化硫排放量是 2008 年#3 集团 #3有限公司的一件环保大事目前对#3t/h 锅炉的烟气脱硫是十分必要的。第三章 项目建设条件及选址13. 1项目建设条件13.1.1地理位置及区域范围#县位于#中部是#颍河冲积平原与黄泛平原交汇而形成的泛淤平原是黄淮平原的一部分。地形平坦地貌类型简单自然条件优越。地理坐标为东经 113 4309 T14 0931 北纬 33 4259 -33 5913。#县距许昌市、#各25公里北距省会郑州市120公里 西与国家能源基地平顶山毗邻受城市辐射力强是发展经济的理想地。全县东西长39公里 南北宽29公里 总面积为801.7

22、4 平方公里。3.1.2自然资源条件1、气候条件#县属暖温带大陆型季风气候春夏秋冬四季分明。年平均气温为14.4C年际间变化较小但年内温差较大。7月份温度最高 平均27.5 C 年极端高温43.4 C。 1月份温度最低平均0.4 C年极端低温为-20.6 C。年均无霜冻期227天 最长达267天 最短180天。初霜日一般在十一月十日 终霜日在次年四月八日。年平均降雨量726mm 年最大降雨量1238.5mm 年 最小降雨量375.9mm。年内降雨量多集中于 6至9月占年降水量的70%。2、地形、地貌、地质项目区地表为第四纪冲积层覆盖其岩性主要为黄土质亚粘土其次为粘土局部有淤泥质夹层地耐力12

23、T5t/m2 。最大冻土深度0.25m。项目场区内地势平坦地貌单一地势较高呈西北向东南方向倾斜。土质结构致密强度中等 地基承载力大部分在 160kPa以上工程地质条件较好 对项目建设无不良影响。#县境内地势平坦土壤肥沃。3、水文项目所在地位于沙澧河冲积平原土层深厚水资源丰富。地下水资源埋藏浅水质良好便于开采单井出水量60m3/h左右浅层地下水位在10 15m之间适于工业和生活用水3.1.3 一次水水质分析pH 6.7全碱度300mgL(固形物0.58gL永久硬度34.2mg/L(总硬度140mgL(S042-88.6mg,/LNO3- 180mgLHC03- 80.3mgLNa+ 120mgL

24、K+ l.2mg/LCa2+31.3mg/LMg2+ 36mg/LFe3+/Fe2+ 总和以CaCO3计）以CaO计） 以CaO计）Cl- 60.1mgL0.3mg/L以SIO2计）电导率1320uS/cm燃煤锅炉脱硫装置工艺水总消主要用于制SIO2 胶体27.2mg/L（14. 2水、电、气供应条件3.2.1 供水按照脱硫工程的有关设计参数#3t/h耗量约为10m3/h。本期脱硫装置所需的工艺水来源于电厂主体工程的工业水 作石灰浆。3.2.2 供电脱硫系统所用25KVA 380V 交流电源由#4静电除尘器变压器段提供用于脱硫段与脱硫电机的供电。正常运行情况下用电负荷29KVA.。323供压缩

25、空气脱硫装置的仪用压缩空气消耗量不大脱硫装置的仪用压缩空气气源由主体工程的仪用压缩空气系统提供。3.2 项目选址#3t/h燃煤锅炉脱硫工程在公司现有锅炉位置南空地上建设不需另外选址。第四章企业状况4.1 企业概况4.1.1 基本情况#3 集团 #3有限公司始建于 1970 年 位于#县城#区。公司现有职工1200人 其中工程技术人员 300余人。公司生产的 颍青”牌尿 素被确认为#重点保护产品产品质量达到或优于部级标准享有很高信誉 市场前景十分广阔。公司先后荣获全国小氮肥先进企业、全国化工安全目前已经形成年产生产先进单位、国家二级计量单位、国家二级节能企业和全国环保先进单位 等多项国家及省、市

26、级以上荣誉称号。该公司通过技术改造生产能力不断扩大12万吨合成氨、15万吨尿素、3万吨甲醛、4万吨甲醇生产能力并已建成装机容量12MW的自备电站。2005年企业总资产2.6亿元 实际销售收入2.7亿元 利税2343.98 万元。目前企业生产情况良好经济效益显着是#县主要经济支柱之一。#3 集团 #3有限公司是以尿素为主要产品的合成氨企业现有生产规模为年产12万吨总氨、2万吨甲醇、12万吨尿素、1万吨甲醛。#3有限公司十分重视企业的环境保护工作在公司的技术改造中采用新工艺、新技术、新设备提高了企业的竞争优势。治理废水方面公司累计投资2034万元先后建设投运1500t/h 造气含氰废水曝气处理冷却

27、装置、尿素冷凝液深度水解工程和8500t/h 的生产工艺用水闭路循环处理装置。目前正在运行的有造气、锅炉、压缩、碳化、尿 素五大循环处理系统重复水利用率96%以上在#河乃至河南率先实现了氮肥生产污水零排放综合治理环保工程、终端水深度治理和回用工程投资建设的三废混燃炉工程正在建设中。4.1.2 环境敏感区域和保护目标厂址位于#县城区的西部。从环境空气影响方面最主要的保护目标是颍县城区 其次是厂址周围5Km以内的村庄从水环境影响方面电厂是地面水南干渠和清水河的水源沿途两侧农田主要依靠该水源灌溉应保护土壤及农作物不受污染灰场位于厂址西700-800m的沙河确保大堤西侧由平地围坝而成干灰场贮灰主要保护

28、目标是灰场周围农作物不受二次扬尘污染 村庄距离较远 影响不大 干灰场高于平地 灰场对地下水影响不大 厂界噪音影响的主要对象是北侧的挂面庄和闵湾村从生态环境影响方纳污水体没有清洁面厂址周围处于人工控制的农业生态区没有需要保护的野生陆生动植物资源水源没有野生水生动植物资源但纳污河处于淮河流域水污染物必须实施总量控制。厂址周围没有重要人文古迹和自然保护区。4.2 锅炉建设及污染物排放4.2.1 锅炉建设基本情况公司燃煤锅炉产生的中温、中压蒸汽经公司热电厂汽轮机发电后背压蒸汽用于生产。热电厂目前总装机 2 X 6MV容量采取四炉两开两备两机配置方式 其中1#锅炉UG-35/39-M6是无锡锅炉厂生产的

29、链条锅炉2#锅炉YG-35/3.82-M3、3#锅炉YG-35/3.82-M6均为济南锅炉厂生产的循环流化床锅炉 4#锅炉TG-35/3.82-M1是泰山集团生产的循环流化床锅炉。目前公司实际运行的是2#、4#锅炉。1#汽轮机N6-35-4 改型是上海汽轮机厂生产的凝汽式带两极非调整抽汽机组2#汽轮机C6-3.43/1.274 是武汉汽轮发电机厂生产的凝汽式可调整抽汽机组。1#于1990年1月正式投入运行2#号机组于1996年8月正式投入运行。公司主要运行的两台2#、4#锅炉的主要设计参数和煤种参数见表4-1。表4-1锅炉设计参数表参数项 目单位2# 4#额定蒸发量t/h 35 35蒸汽压力

30、MPa 3.82 3.82蒸汽温度 C 450 450给水温度 C 150 150排烟温度 C 150 150燃料品种烟煤烟煤设计锅炉热效率% 75 87送风机型号AGX35- 1A15DAGX35- 1A 15D送风机风量 m3/h 30911 30911送风机风压 Pa 14007 14007送风机电机 kW 185 185引风机型号AYX35- 1A13DAYX50- 5A18.5D引风机风量 m3/h 94217 115950引风机风压Pa 4411 5225引风机电机 kW 185 250上煤方式皮带皮带水处理方式化水化水除尘器型式麻石水膜除尘高压静电除尘4.2.2 锅炉燃煤概况燃煤

31、煤质资料见表 4-2#2、#4锅炉燃煤消耗量见表 4-3 。表4-2现有电厂燃煤工业分析和元素分析表Car(%)Har(%)Nar(%)Oar(%)Sar(%)Wad(%)Aar(%)Vdaf(%)Wt(%)Qn et,v,ar(MJ/kg)31.102.87 0.816.6 3.070.8247.8031.707.81 12669表4-3 #2、#4炉及电厂燃煤消耗量#4炉全厂1%考虑。项 目单位设计煤种 校核煤种#2 、#4炉全厂#2、小时耗煤量 t/h 12.94 12.94 16.17 16.17日耗煤量 t/d 310.6 310.6 388.1 388.1年耗煤量 104t/a 9

32、.71 9.71 12.13 12.13注日运行按24时计年运行按7500小时计。电厂煤质含硫量的变化范围应根据电厂近年实际燃煤品质并考虑未来 煤源情况决定 设计煤质应留有一定裕度设计煤种硫份可按4.2.3 机组污染物排放状况工程废气污染物排放情况见表4-4。表4-4 工程废气排放情况一览表项目单位设计煤种校核煤种烟气温度 C 140烟囱出口参数烟气流速 m/s 25.2 27.4允许排放浓度 mg/m32100 2100排放浓度（a 1.4） mg/m3 1595 1939S02设计排放量kg/h 231.5允许排放浓度mg/m3 500排放浓度（a 1.4）mg/m3 251 395大气污

33、染物排放状况（烟囱出口）烟尘设计排放量kg/h 13.2第五章工程技术方案5.1 主要脱硫工艺及项目脱硫工艺的选择5.1.1 主要脱硫工艺烟气脱硫的历史悠久早在一百多年前就有人进行了这方面的研究。据美国环保局（EPA）统计 世界各国开发、研究、使用的S02控制技术达200种。 这些技术归纳起来可分为三大类：（1）燃烧前脱硫如洗煤、微生物脱硫;（2）燃烧中脱硫如工业型煤固硫、炉内喷钙;（3）燃烧后脱硫即烟气脱硫（FGD）。FGD法是世界上唯一大规模商业化的脱硫技术，主要是利用吸收剂或吸附剂去除烟气中的 S02并使其转化为较稳定的硫的化合物。FGD技术种类繁多但是真正工业化的只有十几种。FGD技术

34、按脱硫后产物的含水量大小可分为湿法、半干法和干法；按脱硫剂是否再生分为再生法和不可再生法；按脱硫产物是否回收分为回收法和抛弃法。其中湿法脱硫技术应用约占整个工业 化脱硫装置的85%左右。主要有以下几种（I）湿法石灰石/石灰烟气脱硫技术该法是利用成本低廉的石灰石或石灰作为吸收剂吸收烟气中的S02 生成半水亚硫酸钙或石膏。这种技术曾在70年代因其投资大、运行费用高和 腐蚀、结垢、堵塞等问题而影响了其在火电厂中的应用。经过多年的实践和改进工作性能和可靠性大为提高投资与运行费用显着减少。该法主要优点为:a.脱硫效率高（脱硫效率大于90%）;b.吸收剂利用率高可大于90%;c.设备运转率高（可达90%以

35、上）。该法是目前我国引进的烟气脱硫装置中主要 方法。主要缺点是投资大、设备占地面积大、运行费用高。“七五期间重 庆路磺电厂引进日本三菱重工的与2又360MW机组配套2套湿式石灰石/石膏法烟气脱硫技术与设备率先建成了大型电厂锅炉烟气莫建松双碱法烟气脱硫工艺的可靠性研究及工业应用脱硫示范工程并于1992年和1993年 第五章工程技术方案5.1 主要脱硫工艺及项目脱硫工艺的选择5.1.1 主要脱硫工艺烟气脱硫的历史悠久早在一百多年前就有人进行了这方面的研究。据美国环保局（EPA）统计世界各国开发、研究、使用的S02控制技术达200种。这些技术归纳起来可分为三大类：（1）燃烧前脱硫如洗煤、微生物脱硫；

36、（2）燃烧中脱硫如工业型煤固硫、炉内喷钙；（3）燃烧后脱硫即烟气脱硫（FGD）。FGD法是世界上唯一大规模商业化的脱硫技术，主要是利用吸收剂或吸附剂去除烟气中的 S02 并使其转化为较稳定的硫的化合物。FGD技术种类繁多但是真正工业化的只有十几种。FGD技术按脱硫后产物的含水量大小可分为湿法、半干法和干法；按脱硫剂是否再生分为再生法和不可再生法；按脱硫产物是否回收分为回收法和抛弃法。其中湿法脱硫技术应用约占整个工业 化脱硫装置的85%左右。主要有以下几种（I）湿法石灰石/石灰烟气脱硫技术该法是利用成本低廉的石灰石或石灰作为吸收剂吸收烟气中的S02 生成半水亚硫酸钙或石膏。这种技术曾在70年代因

37、其投资大、运行费用高和 腐蚀、结垢、堵塞等问题而影响了其在火电厂中的应用。经过多年的实践和改进工作性能和可靠性大为提高投资与运行费用显着减少。该法主要优点为:a.脱硫效率高（脱硫效率大于90%）;b.吸收剂利用率高可大于90%;c.设备运转率高（可达90%以上）。该法是目前我国引进的烟气脱硫装置中主要 方法。主要缺点是投资大、设备占地面积大、运行费用高。“七五期间重 庆路磺电厂引进日本三菱重工的与2又360MW机组配套2套湿式石灰石/石膏法烟气脱硫技术与设备率先建成了大型电厂锅炉烟气莫建松双碱法烟气脱硫工艺的可靠性研究及工业应用脱硫示范工程并于1992年和1993年 正式投入商业运转系统脱硫率

38、达95%以上副产品石膏纯度高于 90%。目前从设计上综合考虑加强反应控制强制氧化从而减少吸收塔和附属设备体积、降低电耗、减少基本建设投资和运行费用。选用耐腐蚀材料提高吸收塔及出口烟气、挡板、除雾装置等的使用寿命提高气液传质效率建造大尺寸的吸收塔等因素对此项技术作了进一步改进和提高。(2) 氨法烟气脱硫技术氨法烟气脱硫采用氨作为二氧化硫的吸收剂氨与二氧化硫反应生成亚硫酸铵和亚硫酸铵随着亚硫酸氢铵比例的增加需补充氨而亚硫酸铵会从脱硫系统中结晶出来。在有氧气存在的情况下还可能发生氧化反应生成硫 酸铵。该法根据吸收液再生方法不同可以分为氨一酸法、氨一亚硫酸铵法和氨一硫铵法。影响氨法脱硫效率的主要因素是

39、脱硫液的组成受溶液蒸气压和pH值的影响。氨法的主要优点是脱硫剂利用率和脱硫效率高且可以生产副产品。但氨易挥发使得吸收剂的消耗量增加产生二次污染。此外该法还存在生产成本高、易腐蚀、净化后尾气中含有气溶胶等问题。(3) 双碱法脱硫工艺为了克服石灰/石灰石法容易结垢和堵塞的缺点发展了双碱法。该法先用可溶性的碱性清液作为吸收剂吸收然后再用石灰乳或石灰对吸收液进行再生。双碱法的明显优点是由于主塔内采用液相吸收吸收剂在塔外的再生池中进行再生从而不存在塔内结垢和浆料堵塞问题从而可以使用高效的板式塔或填料塔代替目前广泛使用的喷淋塔浆液法减小吸收塔的尺寸及操作液气比降低成本。另外 双碱法可得到较高的脱硫率可达8

40、5%以上应用范围较广该法的主要缺点是再生池和澄清池占地面积较大。(4) 喷雾干燥法烟气脱硫技术与二这种技术属半干法脱硫技术多数采用旋转喷雾器石灰浆液作吸收剂以细雾滴喷入反应器氧化硫反应并同时干燥在反应器出口 随着水分蒸发形成了干的颗粒混合物。其工艺特点是投资较低设计和运行费用较为简单 占地面积较少脱硫率一般为60 一 80%。在西欧的德国、奥地利、意大利、丹麦、瑞典、芬兰等国家应用比较多。美国也有巧套装置(总容量 500OMW)在运行燃煤含硫量一般不超过 1.5%脱硫效率均低于 90%。黎明发动机厂从丹麦引进技术并建成一套50000Nm3/h工业装置并对低硫煤(含硫率0.97%)烟气进行了脱硫

41、试验在钙硫比为2.2时 取得80%的系统总脱硫效率。(5) 炉内喷吸收剂/增湿活化烟气脱硫工艺该法是一种将粉状钙质脱硫剂直接喷入燃烧锅炉炉膛的技术由于投资及运行费用较低该类工艺方法在近期内取得较大进展在西北欧广大国家均已有工业运行装置。芬兰IVO公司开发了炉内喷钙/活化脱硫工艺 (LIFAC)克服了脱硫效率不高及粉尘比阻升高而影响除尘效果的弊端具体做法是：在锅炉尾部安活化反应器将烟气增湿使剩余的吸收剂活化与二氧化硫反应。其工艺简单占地小主要适用于中、低硫煤锅炉脱硫率一般为6080%。其主要缺点是脱硫剂消耗量大易产生粉灰使除尘负荷加重。南京下关电厂引进 LIFAC全套技术配套125MW机组(燃煤

42、含硫率0.92%) 设计脱硫率75%。5.1.2 项目脱硫工艺的选择根据对脱硫性能的要求和现场情况本项目所选择的技术方案应当遵循以下原则-由于该厂地处县区环保要求高又为了减轻对烟囱的腐蚀应达到尽可能高脱硫效率并能适应燃煤和运行状况的变化和未来对环保要求的提高本方案按 96嗷率设计。-脱硫系统应采用成熟可靠的技术和设备。-使用当地可以稳定供应、价格较低、性能好的脱硫剂。-畐U产品能够在当地综合利用 。-降低工程造价以及运行和维护成本。同时针对现有热电厂空场有限且已经建成两个300m3的沉淀池等现状脱硫工艺选择钠钙双碱法脱硫工艺作为本工程脱硫工艺有效地利用钠钙双碱法脱硫工艺的技术优势又克服了该法再

43、生池和澄清池占地面积较大的主要缺点。15. 2双碱法脱硫工程描述5.2.1 双碱法工艺原理双碱法脱硫工艺技术是目前应用成熟的一种烟气脱硫技术尤其是在小热电燃煤锅炉烟气污染治理方面应用较为广泛，脱硫剂采用氢氧化钠溶液含30%NaOH 和生石灰含95%CaO 。其工艺原理是本双碱法是以氢氧化钠溶液为第一碱吸收烟气中的二氧化硫然后再用生石灰加水熟化成氢氧化钙溶液作为第二碱再生吸收液中NaOH 付产品为石膏。再生后的吸收液送回脱硫塔循环使用。各步骤反应如下吸收反应SO2 + 2NaOH = Na2SO3 + H2ONa2SO3 + SO2 + H2O = 2NaHSO3副反应如下Na2SO3 +1/2

44、 O2 = Na2SO4由于硫酸钠是很难再生还原的一旦生成就需要补充 NaOH。再生反应用氢氧化钙溶液对吸收液进行再生2NaHSO3 + Ca(OH)2 = Na2SO3 + CaSO3 1/2 H2O + 3/2 H2ONa2SO3 + Ca(OH)2 + 1/2 H2O = 2NaOH + CaSO3 1/2 H2O氧化反应CaSO3- 1/2 H2O + 1/2 O2 = CaSO4 1/2 H2O5.2.2 工程描述NaOH溶液由罐车直接运送到厂内通过碱液泵送入碱液罐再由碱液罐直接流入循环池通过循环泵将碱液送到脱硫塔进行喷淋脱硫。脱硫吸收剂 生石灰干粉由罐车直接运送到厂内同时按一定比例

45、加水并搅拌配制成一定浓度的吸收剂氢氧化钙Ca(OH)2 浆液再由输送泵送入沉淀反应池进行再生反应。工艺流程如下：循环液从脱硫塔底排入沉淀反应池。在沉淀反应池中加入氢氧化钙 ，氢氧化钙在沉淀反应池内发生如下再生反应2NaHSO3 + Ca(OH)2 = Na2SO3 + CaSO3 1/2 H2O + 3/2 H2ONa2SO3 + Ca(OH)2 + 1/2 H2O = 2NaOH + CaSO3 1/2 H2O在曝气池压缩空气向曝气池送入空气使得氧化更加充分同时不让石膏沉淀在曝气池。氧化反应如下CaSO3- 1/2 H2O + 1/2 O2 = CaSO4 1/2 H2O也有副反应进行Na2

46、SO3 +1/2 O2 = Na2SO4最后将石膏循环液从曝气池继续溢流到循环沉淀池让石膏在此处沉淀下来并通过抓斗吊抓走起外运或作其他处理。循环液中再生得到的NaOH可重复使用需要说明的是因为锅炉烟气中有大量氧气且温度较高二氧化硫浓度较低副反应会较多也就是说要补充一定量的氢氧化钠。再通过循环泵把循环液含补充的新鲜氢氧化钠再送入脱硫塔进行脱硫。对向沉淀反应池中加 Ca(OH)2和循环沉淀池加 NaOH都是通过PH计 测定PH值后加入碱液达到脱硫工艺要求的 PH值。5.2.3 技术特点1 从技术、经济及装置运行稳定性、可靠性上考虑采用生石灰和氢氧化钠作为脱硫剂保证系统脱硫效率可达 96%。2 采用

47、双碱法脱硫工艺可以基本上避免产生结垢堵塞现象减少昂贵的NaOH耗量和降低运行费用。3 采用悬流洗涤方式可在较小的液气比下获得较大的液气接触面积进而获得较高的脱硫除尘效率并且较小的液气比可以减少循环液量从而减少循环泵的数量从而降低了运行成本也减少了造价。4 保证本脱硫装置连续运行年运行时间大于8400小时。5 为确保整个系统连续可靠运行采用优良可靠的设备以确保脱硫系统的可靠运行6 按现有场地条件布置脱硫系统设备力求紧凑合理节约用地。7 最大限度的把脱硫水循环利用但是由于烟气中含有一定浓度的盐份和Cl离子 反应塔内部分水分蒸发因此形成循环水中盐和Cl离子的积累由于过高的盐和 Cl离子浓度会降低脱硫

48、效率和腐蚀反应装置所以 必须调整脱硫循环水水质并补充少量工业用水16. 3设计基础参数为保证系统运行稳定可靠以及出口烟气达到合格的排放标准，要求提供的反应剂和工业水必须符合相关标准。5.3.1 脱硫系统设计基础参数根据公司燃煤锅炉近年平均燃煤含硫的变化建议在编制脱硫技术规范书时FGD装置煤质含硫量变化用 FGD入口 S02浓度变化进行覆盖即脱硫装置燃用设计煤种时脱硫效率 95%当FGD入口 S02浓度增加30%时脱硫率不低于92% 当FGD入口 SO2浓度增加50%时 脱硫系统能安全运行”。表4-2脱硫系统设计基础参数项 目单位数值单台炉入口烟气量 m3/h 100,000入口烟气温度 C 1

49、40入口烟气量Nm3/h 66,143入口二氧化硫kg/h 231.5入口 SO2 浓度 mg/Nm3 3500入口烟尘kg/h 13.2入口烟尘浓度mg/Nm3 200出口烟气量m3/h 88,718出口烟气温度 C 60出口二氧化硫kg/h 10.2出口 SO2 浓度 mg/Nm3 140出口烟尘kg/h 3.6出口烟尘浓度 mg/Nm3 50液气比L/ m3 0.8钙硫比1.05 脱硫率% 96除尘率% 73脱硫剂30%NaOH用量 启动 kg/h 482.3脱硫剂NaOH液用量 补充 kg/h 48.25脱硫剂生石灰用量含90% CaO kg/h 118.15水 m3/h 10电 kw

50、 20运行时间h 7500脱硫塔入口水温 度 40o5.3.2 脱硫系统各项性能参数脱硫系统各项性能参数表性能和设计数据单位数据1 一般数据1.1 脱硫系统总压力损失 Pa 1100其中脱硫塔Pa 600总烟道自引风机出口到水平烟道进口Pa 5001.2 吸收剂摩尔比 Ca/S mol/mol1.051.3 循环液气比L/Nm3 0.81.4 SO2 脱除率 % 961.5 出口 SO2 浓度 mg/Nm3 1401.6 脱硫塔出口含尘浓度 mg/Nm3 50 2消耗- 石灰粉 90%CaO kg/h 118.15-其他助脱硫剂 100%NaOH kg/h 48.25-工业水规定品质m3/h

51、10- 电力 电动机总容量 kW 20-电力BMCR工况设备耗电量kW.h 20-压缩空气仪表控制用m3/h 0.53 脱硫塔-设计压力Pa 3000-BMCR 时烟气流速m/s 3.54-脱硫塔直径m 2.8-脱硫塔高度m 16-脱硫塔壁厚mm 10-脱硫塔本体材质碳钢4 吸收剂消化系统-系统耗电量kW.h 1.5-系统耗水量t/h 6.5第六章脱硫工程设想6.1 脱硫装置的总平面布置本布置按一炉一塔喷淋式空腔塔、无升压风机布置。两台炉脱硫系统按其工艺特性集中布置于炉后烟囱南侧。脱硫采取一炉一塔的 布置方式 无升压风机吸收塔布置在炉后烟囱南侧两台炉吸收塔的西侧及东侧分别布置吸收塔浆液循环泵。再生池和澄清池利用已经建成两个300m3的沉淀池加以改造。6.2 炉一塔脱硫工艺系统设计6.2.1 脱硫工艺系统本工程烟气脱硫技术为双碱法湿法烟气脱硫工艺。方案设计采用先进的喷淋塔 悬流洗涤方式 工艺塔内上部设置喷淋层出口烟道上设二级除雾器。在吸收塔内烟气中的SO2被脱硫剂浆液洗涤并与浆液中的NaOH发生反应最终生成亚硫酸钠和亚硫酸氢钠在吸收塔的后部设有旋风分离器以除去脱硫后烟气带出的细小液滴使烟气在含液滴量