锅炉湿法脱硫可行性研究报告

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2×6MW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
项    目 单  位 参      数
  2# 4#
额定蒸发量 t/h 35 35
蒸汽压力 MPa 3.82 3.82
蒸汽温度 ℃ 450 450
给水温度 ℃ 150 150
排烟温度 ℃ 150 150
燃料品种  烟煤 烟煤
设计锅炉热效率 % 75 87
送风机型号  AGX35-1A№15D AGX35-1A№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  AYX35-1A№13D AYX50-5A№18.5D
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
(%) Qnet,v,ar
(MJ/kg)
31.10 2.87 0.81 6.6 3.07 0.82 47.80 31.70 7.81 12669
 表4-3   #2、#4炉及电厂燃煤消耗量
项  目 单  位 设计煤种 校核煤种
  #2、#4炉 全厂 #2、#4炉 全厂
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 9.71 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1%考虑。
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
烟囱出口参数 烟气温度 ℃ 140
 烟气流速 m/s 25.2 27.4
大气污染物
排放状况
(烟囱出口) SO2 允许排放浓度 mg/m3 2100 2100
  排放浓度(α＝1.4)  mg/m3 1595 1939
  设计排放量 kg/h 231.5
 
烟尘 允许排放浓度 mg/m3 500
  排放浓度(α＝1.4) mg/m3 251 395
  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:(l)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：
(l)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，投资与运行费用显著减少。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85%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
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，与二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5000ONm3/h工业装置，并对低硫煤(含硫率0.97%)烟气进行了脱硫试验，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60一80%。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%效率设计。
---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。
---副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，又克服了该法再生池和澄清池占地面积较大的主要缺点。
5.2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）。

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