某電廠機組脫硫工程可行性研究報告word(編輯修改稿)

　

【文章內容簡介】 有7種。，石灰石石膏濕法、煙氣循環流化床、海水脫硫、電子束和氨水洗滌等5種工藝均可以達到90%以上的高脫硫效率。其中，石灰石石膏濕法脫硫工藝是當今世界主導脫硫工藝，約占全部煙氣脫硫裝置的90%以上，其特點是技術最為成熟，系統可靠性高，脫硫效率高，吸收劑來源廣泛，適用于各種煤種，尤其適用于大容量機組，應用的最大單機容量已達1000MW；煙氣循環流化床工藝通常適用于中小機組和老機組改造，目前單機最大容量為300MW，但需要使用高活性的石灰，吸收劑不易獲得；而電子束法目前尚不成熟；海水脫硫工藝僅適用于沿海地區的電廠；氨水洗滌法受吸收劑來源限制，且系統復雜，投資很高。 由于lig電力有限公司一期2350MW工程機組容量較大，根據國家環境保護總局、國家經貿委、科技部環發（2002）26號文要求——“燃用含硫量≥2％煤的機組、或大容量機組（≥200MW）的電廠鍋爐建設煙氣脫硫設施時，宜優先考慮采用濕式石灰石—石膏法工藝”，此外，二、三、四期工程均采用石灰石石膏濕法煙氣脫硫工藝，為了便于維護、檢修，充分利用已建吸收劑制備、脫水和廢水處理等公用系統的資源，節省投資，石灰石石膏濕法煙氣脫硫工藝無疑是lig電力有限公司2350MW機組煙氣脫硫工程的首選工藝。石灰石石膏濕法脫硫工藝的主要特點如下：(1) 脫硫效率高，達95%以上，脫硫后的煙氣不但二氧化硫濃度很低，而且煙氣含塵量也大大減少。大機組采用濕法脫硫工藝，二氧化硫脫除量大，有利于地區和電廠實現二氧化硫總量控制。(2) 技術成熟，運行可靠性好。石灰石石膏濕法脫硫裝置投運率一般可達95%以上，由于其發展歷史長、技術成熟、運行經驗多，不會因脫硫設備而影響鍋爐的正常運行。特別是新建的大機組采用濕法脫硫工藝，使用壽命長，具有良好的投資效益。(3) 對煤種變化的適應性強。該工藝適用于任何含硫量的煤種，無論是含硫量大于3%的高硫煤，還是含硫量低于1%的低硫煤，石灰石石膏濕法脫硫工藝都能適應。(4) 吸收劑資源豐富，價格便宜。石灰石在我國分布很廣，資源豐富，許多地區石灰石品位也很好，碳酸鈣含量在90%以上，優者可達95%以上。在脫硫工藝的各種吸收劑中，石灰石價格最便宜，破碎磨細較簡單，鈣利用率較高。 脫硫工藝比較表序號項 目技術成熟程度適用煤種機組容量脫硫率吸收劑副產物廢水市場占有率國內應用工程造價運行維護工作量1石灰石石膏工藝成熟不限200MW及以上95%以上石灰石石膏有高，約90%珞璜、夏港、半 山、重慶、太一等較高較大2噴霧干燥工藝成熟中低硫煤300MW及以下75～85%石灰亞硫酸鈣無一般，5～8%黃島、白馬中等中等3爐內噴鈣尾部增濕成熟中低硫煤300MW及以下75～80%石灰石亞硫酸鈣無少下關、錢清較低中等4煙氣循環流化床成熟中低硫煤100300MW90%以上石灰亞硫酸鈣無較少小龍潭、恒運中等中等5海水脫硫成熟低硫煤不限90%以上海水較少深圳西部中等較少6電子束法工業試驗中高硫煤不限90%液氨硫銨/硝銨無少成都較高較大7氨水洗滌脫硫工藝成熟不限不限95%以上液氨硫銨少無高較大(5) 脫硫副產物便于綜合利用。其脫硫副產物為二水石膏。在日本和德國，脫硫石膏年產量分別為250萬噸和350萬噸左右，基本上都能綜合利用，主要用途是生產建材產品和水泥緩凝劑。脫硫副產物綜合利用，不僅可以增加電廠效益、降低運行費用，而且可以減少脫硫副產物處置費用，延長灰場使用年限。(6) 技術進步快。近年來國外對石灰石石膏濕法工藝進行了深入的研究與不斷的改進，如吸收裝置由原來的冷卻、吸收、氧化三塔合為一塔，塔內流速大幅度提高，噴嘴性能進一步改善等，使該工藝占地面積和工程造價有了較大幅度的降低。(7) 占地面積相對較大，一次性建設投資也較大，這是石灰石濕法工藝的主要缺點。第五章 石灰石石膏濕法煙氣脫硫工程設想石灰石石膏濕法脫硫工藝主要包括吸收劑制備和供應系統、煙氣系統、二氧化硫吸收反應系統、脫硫排漿處理系統以及電氣、控制系統。其中煙氣系統和二氧化硫吸收反應系統是脫硫工程的核心。由于電廠現有的吸收劑制備系統、石膏脫水系統等尚有余量，廢水處理系統增容后也可滿足一期脫硫工程的需要，本工程不再另設吸收劑制備、石膏脫水和廢水處理系統。一期2350MW機組煙氣脫硫按一爐一塔和兩爐一塔兩種方案考慮。如采用一爐一塔方式，需要拆除一臺5000噸油罐，并對南側道路、管架及相應管道進行改造；兩爐一塔無需拆除油罐，改造工作量相對較小。本可研按一爐一塔和兩爐一塔兩種方案進行描述，并從場地情況、經濟性等方面予以比較。 脫硫工程總體布置 一爐一塔布置一爐一塔方案的脫硫系統布置見圖 P02。2座吸收塔、1＃GGH和事故漿液罐布置在一期機組北面的空地上，在東西方向上呈一條軸線布置；2號機組的GGH和脫硫增壓風機布置在在2＃吸收塔和2＃爐后煙道之間拆除啟動鍋爐房后的場地上；1＃的脫硫增壓風機布置拆除油罐后的場地上；二套脫硫裝置合用一座綜合樓，綜合樓布置于吸收塔的北側，一樓布置循環泵、氧化風機及工藝水箱等；四樓為控制室和電子設備間，三樓、二樓分別為電氣設備間和電纜夾層；在脫硫區周圍設置一條6米寬的道路。在綜合樓的西側設有空壓機站；空壓機站的西側設有石灰石漿液中轉箱，可容納供一期脫硫系統使用10h以上的石灰石漿液。 兩爐一塔布置兩爐一塔方案的脫硫系統布置見圖 P08。2＃爐后拆除啟動鍋爐房后的場地上布置1＃和2＃脫硫增壓風機，GGH、吸收塔和事故漿液罐布置在一期機組北面的空地上，在南北方向上呈一條軸線布置。脫硫綜合樓布置于吸收塔的西側，一樓布置循環泵、氧化風機及工藝水箱等；四樓為控制室和電子設備間，三樓、二樓分別為電氣設備間和電纜夾層；在脫硫區周圍設置一條6米寬的道路。在綜合樓的南側設有空壓機站；脫硫綜合樓的西側設有石灰石漿液中轉箱，可容納供一期脫硫系統使用10h以上的石灰石漿液。 脫硫系統物料衡算一期2350MW機組原煙氣溫度按126℃計，單臺機組脫硫系統煙氣進；。表中數據為設計煤種計算數據。 脫硫系統的煙氣平衡表一爐一塔熱側入口熱側出口吸收塔出口冷側出口狀態參數　　　　　 溫度，℃128884685 壓力，Pa103,950 103,450 102,450 101,950 體積流量　　　　　 干態，105Nm3/h 濕態，105Nm3/h 運行濕態，105m3/h 質量流量　　　　　 干態，105kg/h 濕態，105kg/h 含水量，%（Vol） SO2濃度，mg/Nm31,35966 含塵量，mg/Nm3200 97 兩爐一塔熱側入口熱側出口吸收塔出口冷側出口狀態參數　　　　　 溫度，℃128884685 壓力，Pa103,950 103,450 102,450 101,950 體積流量　　　　　 干態，105Nm3/h 濕態，105Nm3/h 運行濕態，105m3/h 質量流量　　　　　 干態，105kg/h 濕態，105kg/h 含水量，%（Vol） SO2濃度，mg/Nm31,35966 含塵量，mg/Nm3200 97 脫硫系統水平衡表序號物料名稱單位數值一爐一塔（單臺）兩爐一塔1總工藝用水量t/h~ 45~ 902蒸發水量(出)t/h3石膏帶10%水分(出)t/h4石膏結晶水量(出)t/h5脫硫系統廢水排放(出)t/h76制漿用水(進)t/h7除霧器等沖洗用水(進)t/h8冷卻水損耗、生活用水等t/h610 脫硫工藝系統介紹脫硫系統見圖 P1 和 P7 。 吸收劑供應系統當脫硫效率為95%，％的設計煤種，石灰石純度（有效成分）按90%計， t/h。lig電力有限公司三期已經設置石灰石磨制系統，設計出力為314 t/h，可以滿足一、二、三、四期脫硫工程的需要，故一期工程不設吸收劑制備系統。考慮到石灰石漿液輸送距離，一期脫硫裝置附近應設置石灰石漿液中轉箱，漿液箱的容量按能夠保證一期脫硫裝置運行10小時以上，以便其它機組脫硫系統石灰石耗量較低時，在石灰石中轉箱內存貯足夠的石灰石漿液，進一步保證一期脫硫吸收劑的供應。 煙氣系統原煙氣從鍋爐引風機出口煙道引出，先經脫硫風機（靜葉可調軸流風機）增壓，然后通過GGH（兩爐一塔是煙氣經脫硫風機增壓后匯合，再進入GGH），原煙氣降溫后進入吸收塔。在塔內經過一系列的物化反應，出口凈煙氣通過GGH加熱到所需溫度后，經煙囪排入大氣。當FGD入口煙氣溫度降低時，凈煙氣排放溫度也會降低。，當原煙氣溫度高于117176。C時，凈煙氣排放溫度就可達到80176。C以上，對于一期2臺機組而言，其原煙氣溫度能夠滿足這個要求。目前，國內外對脫硫系統排煙溫度沒有統一的標準要求，德國標準要求煙囪入口脫硫煙氣溫度不低于72176。C。實際脫硫排煙溫度主要由脫硫裝置投資和后部煙道及煙囪的防腐要求所決定，適當提高排煙溫度對煙囪的防腐無疑是有利的。如FGD入口煙溫較低，可考慮在系統出口煙道上增設蒸汽輔助加熱器，保證煙囪入口的煙氣溫度達到要求。 原煙氣和凈煙氣進出GGH的溫度變化關系估算表序號原煙氣進口溫度(176。C)原煙氣出口溫度(176。C)凈煙氣進口溫度(176。C)凈煙氣出口溫度(176。C)備注1126GGH設計值2124估算值312241205118611671148112911010108當脫硫系統因故停止運行時，煙氣通過旁路煙道，直接進入煙囪排放，不影響機組正常運行。 SO2吸收氧化系統SO2吸收氧化在單一集成的吸收塔內完成。在吸收塔內設三層或四層噴淋層，將循環漿液以霧狀均勻噴布于吸收塔中，同煙氣中的二氧化硫接觸并發生反應。吸收SO2后的漿液進入循環氧化槽，在循環氧化槽中，亞硫酸鈣被鼓入的空氣氧化成石膏晶體。同時，加入新鮮的石灰石漿液，補充被消耗掉的石灰石，使吸收漿液保持一定的pH值。SO2吸收反應系統主要由吸收塔（底部為循環氧化槽）、循環泵、漿液噴嘴、除霧器、除霧器沖洗系統、氧化槽攪拌機、氧化風機、氧化空氣分布裝置等設備組成。吸收塔一般為鋼體結構，內表面進行防腐耐磨處理（襯玻璃磷片或橡膠等）；除霧器一般設兩級，以人字型菱形布置為佳；噴嘴由耐磨材料制成。吸收塔附近設地坑。事故漿液系統考慮公用二期脫硫的事故漿液罐，本期設兩臺事故漿液泵。 石膏脫水系統一期2 t/h。三期脫硫公用工程現已設有石膏脫水系統，可滿足四臺機組脫硫系統同時運行產生的石膏量的要求。故一期脫硫不設石膏脫水系統，將石膏脫水部分納入三期公用系統。吸收塔中的漿液經排漿泵送到三期公用系統的旋流站進行分選，旋流器底部濃漿（顆粒較粗）至真空皮帶脫水機進行二級脫水，脫水后的石膏（含水率小于10%）通過皮帶送到石膏倉以備綜合利用或直接出售。旋流器上部較稀的漿液返回吸收塔。一期脫硫需要設置將稀漿從公用系統打回吸收塔的泵及管路。如果石膏脫水系統因故停運或石膏階段性產量過大，可將經一級脫水后的石膏濃漿直接排入水力除灰系統（灰渣前池），經灰渣泵送到灰場。 脫硫系統廢水處理脫硫系統機械設備運轉冷卻用水，因量不大，污染小，可直接排放，不作詳細討論。石膏旋流器溢流漿液經廢水旋流器再次分離后的稀漿作為脫硫裝置的廢水，廢水中主要含有石膏、飛灰等懸浮物，并含有銅、鉛、鎂、鋅等重金屬離子和強酸陰離子。排水pH值約為46，懸浮物含量為600012000mg/L，COD含量為400600mg/L。排放廢水量與循環漿液中的氯離子含量有關，一般控制氯離子濃度小于20000mg/L。漿液中氯離子主要來自煙氣中的HCl，少量來自工藝水中的氯離子和石灰石中氯化物。一期2350MW機組脫硫系統的排放廢水約7t/h。脫硫廢水處理的工藝流程：先在脫硫廢水中加入石灰乳，調節pH至67，去除氟化物（CaF2）和部分重金屬，然后繼續加石灰乳、有機硫、混凝劑，pH調到89，使重金屬以氫氧化物和硫化物形式沉淀，c清后的達標廢水排放。沉淀污泥經抽濾后形成濾餅。三期現已設有廢水處理系統，處理能力為25t/h。二、三、四期脫硫廢水的總量約為25 t/h，一期脫硫廢水量約為5t/h。由于三期脫硫廢水系統仍未開始施工，為了便于布置、管理和節省投資，一期脫硫不另設廢水處理系統，考慮將三期脫硫廢水的處理能力要增加到30 t/h。 脫硫系統主要設備脫硫風機是脫硫系統主要的電能消耗設備之一，可選用離心式或軸流式。由于軸流風機對煙氣流量變化的適應性較好，效率變化比離心風機小，具有投資較高，運行成本低的特點，因此建議采用靜葉可調軸流風機。脫硫風機通常安裝在GGH熱側前（上游）