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1、精选优质文档-倾情为你奉上 石灰石石膏湿法烟气脱硫一、 简介为保护环境,实现我国政府控制SO2排放量的目标,我国将持续开展节能降耗,研究推广高效减污燃烧装置,开发清洁能源,推行区域集中供热和热电联供,改变目前煤炭利用效率低的现状。同时,我国将扩大原煤洗选比例,开发高硫煤洗选脱硫技术和装备,研究微波脱硫和磁分离脱硫技术和装备以及生物脱硫技术,进一步研究煤炭液化和气化技术,降低进入烟气中的SO2数量。近年来，我国电力工业部门在烟气脱硫技术引进工作方面加大了力度，对目前世界上电厂锅炉较广泛采用的脱硫工艺都有成功运行工程，主要有湿法烟气脱硫、干法烟气脱硫和半干法烟气脱硫。下面重点介绍一下石灰石/石灰石
2、膏法烟气脱硫二、国内外对于石灰石石膏湿法脱硫国内外的现状据全球统计,80%的脱硫装置采用石灰石(石灰)石膏湿法,10%采用喷雾干燥法(半干法),10%采用其它方法。湿法脱硫工艺是目前世界上应用最多、最为成熟的技术,吸收剂价廉易得、副产物便于利用、煤种适应范围宽,并有较大幅度降低工程造价的可能性。目前单机容量在200MW以上的火电机组容量占火电总装机容量的55%。高参数、大容量火电机组是当前和今后相当长时间内火电发展的方向,因此,大机组脱硫是火电厂脱硫的工作重点,是控制火电厂SO2的关键,而湿法脱硫工艺是当前国际上通行的大机组火电厂烟气脱硫的基本工艺,所以,应重点发展湿法脱硫技术。龙源电力集团,
3、引进德国斯坦米勒公司湿法脱硫技术,成立了具备总承包能力的工程公司,希望形成每年2000MW烟气脱硫装置的能力,即为一例。烟气循环流化床脱硫工艺脱硫效率高,建设投资较省,占地面积较少,在能满足高品位石灰供应和妥善处理脱硫灰的条件下,具有较好的发展前景,尤其是适用于中小机组和老机组的脱硫改造。喷雾干燥法脱硫、炉内喷钙尾部增湿活化脱硫、海水脱硫、电子束脱硫等脱硫工艺在国内已有示范项目,可结合当地实际情况论证,合理选用。对于海水脱硫法,在有条件的沿海电厂应用是很好的,此法无任何添加剂和副产品,系统简单,运行可靠,脱硫效率高,投资运行费用较低,漳州后石电厂2台600MW,深圳西部电厂1台300MW已运行
4、,运行状况良好,值得借鉴前世界上烟气脱硫工艺方法较多，这些方法的应用主要取决于锅炉容量和调峰要求、燃烧设备的类型、燃料的种类和含硫量的多少、脱硫率、脱硫剂的供应条件及电厂的地理位置、副产品的利用等因素。石灰石（石灰）石膏湿法脱硫是目前世界上技术最成熟、应用最广、运行最可靠的方法，已成为世界商业FGD的主导。石灰石（石灰）石膏湿法脱硫工艺适用于大型新建项目。 几十年来，国内脱硫技术不断发展，至今已开发出了两百多种脱硫工艺，特别是近几年来，随着环境保护的日趋严格，我国的脱硫技术在引进、消化、吸收各国脱硫技术的基础上，总结经验、教训，勇于实践，创出了多项具有我国自主知识产权的、适合国情的高科技脱硫技
5、术。新技术主要特点是：根据我国国情和市场要求，在满足环保标准要求的前提下，向投资省、效率高、运行稳定可靠、费用低、无腐蚀、占地小、自动化程度高的方向发展。国内外对于石灰石石膏湿法脱硫国内外的现状前世界上烟气脱硫工艺方法较多，这些方法的应用主要取决于锅炉容量和调峰要求、燃烧设备的类型、燃料的种类和含硫量的多少、脱硫率、脱硫剂的供应条件及电厂的地理位置、副产品的利用等因素。石灰石（石灰）石膏湿法脱硫是目前世界上技术最成熟、应用最广、运行最可靠的方法，已成为世界商业FGD的主导。石灰石（石灰）石膏湿法脱硫工艺适用于大型新建项目。 几十年来，国内脱硫技术不断发展，至今已开发出了两百多种脱硫工艺，特别是
6、近几年来，随着环境保护的日趋严格，我国的脱硫技术在引进、消化、吸收各国脱硫技术的基础上，总结经验、教训，勇于实践，创出了多项具有我国自主知识产权的、适合国情的高科技脱硫技术。新技术主要特点是：根据我国国情和市场要求，在满足环保标准要求的前提下，向投资省、效率高、运行稳定可靠、费用低、无腐蚀、占地小、自动化程度高的方向发展。三、石灰石-石膏法脱硫现状第一套湿式洗涤烟气脱硫装置出现在70年代。在发展初期，湿式石灰/石灰石法主要采用石灰作脱硫剂。CaO或经消化后的PH大于6.0，因而对于SO2有很强的吸收能力，脱硫率高，脱硫生成的主要产物是CaSO3.CaSO3在高PH时较难氧化可排入堆场，如有堆放
7、场地，该工艺就可得到推广和哟应用。日本和德国因缺少堆放场地。70年代初就开始研究将CaSO3氧化成CaSO4的方法。最初是将脱硫塔排出的含CaSO3的浆液引入一个专门的压力氧化槽中，并添加H2SO4，将PH值降到3-4后鼓风氧化。若控制不好，易出现石膏的过饱和，系统中时常发生结垢和堵塞问题。70年代的商用湿式烟气脱硫装置就是采用这种体外强制氧化工艺。此外，工艺进一步发展，将氧化系统组合在吸收塔底部的浆池内，利用大容量浆池完成石膏的结晶过程。因亚硫酸盐（SO32-）在PH=5.0条件下氧化，此外的亚硫酸盐基本以酸化的（HSO3-）的形式存在，即Ca（HSO3）2被氧化成CaSO4，故不需添加H2
8、SO4。这就演变成现在普通采用的吸收，氧化在同一吸收塔内进行的工艺。吸收塔能在PH=4.55.5范围内工作，为利用廉价但反应速度慢的石灰石开辟了新途径。延长脱硫剂在浆池内的停留时间，提高石灰石研磨细度和就地强制氧化是将石灰石利用率提高到95%-99%的前提条件。向浆池鼓风使石灰石溶解时释放的CO2从浆池中驱出，保证石灰石溶解反应不断进行。早期的脱硫装置中设置独立的预冷却洗涤塔，采用水洗涤去除烟气中的HCI，HF，H2SO4和飞灰，即可提高石膏质量，也能满足工艺要求。因为烟气中的HCl会使脱硫系统中生成CaCl2（特别是当然用氯含量高的煤时），从而影响石灰石的溶解速度，降低脱硫剂的碱度。现在预洗
9、涤塔仅在个别场合小采用。当前的脱硫吸收塔已成为集与洗涤，冷却，吸收，氧化于一体的装置，从而减少了系统投资，运行费用和占地面积，增强了适应机组负荷变动的能力，大大提高了可靠性。四、石灰石-石膏法在各国以及我国的应用石灰石-石膏法在国内外的应用烟气脱硫是目前控制SO2排放最有效和应用最广的技术。目前全世界已有15个国家和地区应用了FGD装置,其设备容量相当于22.5亿kW(电站装机容量),每年去除SO2达到1000万t。3. 2. 1美国的应用情况 烟气脱硫技术用于燃煤发电厂约有50多年的历史。美国是从1970年开始应用,有意义的大量应用是从1976年开始的。美国采用的脱硫技术中80%是湿法石灰石
10、/石灰-石膏法,以抛弃流程为主。美国湿法石灰石/石灰脱硫系统应用统计如下表所示。 表31美国湿法石灰石/石灰脱硫系统应用情况3. 2. 2德国应用情况 由于1983年大型燃烧装置环保法规(GEFA-VO)的实施,迄今为止,德国已约有41000MW容量的火电厂装备有烟气脱硫装置1。湿法脱硫,尤其是石灰石洗涤法(回收石膏),现已得到最大限度利用。由于烟气脱硫装置的采用,德国西部地区SO2排放量已从150万t降至20万t。德国主要采用的石灰石湿法技术是70年代未发展起来的。石灰石/石灰系统占原西德脱硫设备容量的90%。吸收塔是内部构件较少的典型喷射塔,脱硫设备的利用率一般都保证在97.5%以上,通常
11、采用石石作为脱硫剂。由于德国石灰石场的磨制能力很大,因此所供应的基本上都是石灰石粉。脱硫系统一般都是美国常用的单回路式,所用的石膏生产系统主要是采用强制氧化。氧化过程一般在吸收塔的灰池内进行,而且与厂外氧化不同,不必加硫酸来控制pH值。洗涤过的烟气一般都用回热加热器加热后经烟囱排放或通过冷却塔排放。所生产的石膏大多销售。脱硫系统的高含氯废水需经处理,除去其中微量金属和灰粒后才能排放。3. 2. 3日本的应用情况 日本是世界上最早大规模应用FGD装置的国家。FGD装置的应用在日本已有近30年在历史。截止1990年,其装置达1900多套,总装机容量达0.50.6亿kW。应用技术以湿式石灰石/石灰-
12、石膏法为主,占75%以上,其脱硫效率可达90%以上。由于日本资源匮乏,因此大多采用回收流程。日本国内所用石膏基本来自烟气脱硫的回收产物。从1993年起,日本电源开发公司的矶子、高砂和竹原等火电站均应用湿法脱硫装置。目前包括合办火电站在内的48台燃煤火电机组中已有39台机组采用湿法技术脱硫。早期的脱硫装置是采用引进技术的文丘里型或多孔板型吸收塔,由于其压损过大以及易引起结垢事故,现已改为喷淋塔、砂砾塔式喷射鼓泡塔形式。3. 2. 4中国的应用情况 我国烟气脱硫起步较早,始于50年代,但是发展相当缓慢,而且仅限于有色冶金行业废气净化和硫酸工业尾气净化。近年来,一些火电厂从国外引进了烟气脱硫装置,具
13、体应用情况 下表所示。 表32 目前国内火电厂烟气脱硫工程应用情况统计 根据以下表格我们可知石灰石湿法烟气脱硫的前景很好 表33 脱硫工艺比较表项 五、石灰石-石膏法脱硫优点和缺点1.石灰石-石膏脱硫优点（1）适用于燃料范围大，脱硫效率高。该工艺脱硫率高达95%以上,脱硫后的烟气不但SO2浓度很低,而且烟气含尘量也大大减少。大机组采用湿法脱硫工艺,SO2除量大,有利于地区和电厂实行总量控制。（2）技术成熟，运行可靠性好。在世界脱硫市场上占有的份额达85%以上。适用范围广，不受燃煤含硫量与机组容量的限制，单塔处理烟气量大，可达每小时3106 m3，所以对高硫煤、大机组的烟气脱硫更有特殊的意义。（
14、3）对煤种变化的适应性强 。该工艺适用于任何含硫量的煤种的烟气脱硫,无论是含硫量大于3%的高硫煤,还是含硫量低于1%的低硫煤。（4）紧凑的吸收塔设计（吸收塔集吸收、氧化、结晶于一体），节约投资和空间。（5）吸收剂消耗接近化学理论计算值并且吸收剂的资源丰富,价格便宜作为该工艺吸收剂的石灰石在我国分布很广,资源丰富,品位也很好,碳酸钙含量多在90%以上,优者可达95%以上。在脱硫工艺的各种吸收剂中,石灰石价格最便宜,破碎磨细较简单,钙利用率较高。（6）脱硫副产物石膏可作为水泥缓凝剂或加工成建材产品。不仅可以增加电厂效益、降低运行费用，而且可以减少脱硫副产物处置费用，延长灰场使用年限。（7）技术进步
15、快。近年来国外对工艺进行了深入的研究与不断改进,如吸收装置由原来的冷却、吸收、氧化三塔合为一塔,塔内流速大幅度提高,喷嘴性能进一步改善等。通过技术进步和创新,可望使该工艺占地面积较大、造价较高的问题逐步得到解决。石灰石(石灰)石膏湿法脱硫是目前世界上技术最为成熟、应用最多的脱硫工艺,特别在美国、德国和日本,应用该工艺的机组容量约占电站脱硫装机总容量的80%以上,应用的单机容量已达1000MW及以上。2.石灰石-石膏脱硫缺点其主要缺点为投资和运行费用较高、占地较大。六、石灰石-石膏法原理石灰石石膏湿法脱硫工艺采用石灰石或石灰作为脱硫吸收剂，石灰石经破碎磨细成粉状与水混合搅拌制成吸收剂浆。也可以将
16、石灰石直接湿磨成石灰石浆液制成吸收浆剂。在吸收塔内，吸收浆剂与烟气接触混合，烟气中的SO2与浆剂中的碳酸钙以及鼓入的氧化空气进行化学反应，最终反应产物为石膏。脱硫石膏浆经脱水装置脱水后回收，由于吸收剂浆的循环利用，脱硫吸收剂的利用率较高。石灰石石膏法烟气脱硫广泛用于小型电厂和工业锅炉。石灰石/石灰石膏法烟气脱硫工程设计规范中关于湿法烟气脱硫工艺的选择原则为：燃用含硫量Sar2%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，宜优先采用石灰石石膏湿法脱硫工艺，脱硫率应保证在90%以上。湿法烟气脱硫工艺采用碱性浆液或溶液作吸收剂，其中石灰石/石灰石膏湿法脱硫是目前世界上技术最
17、成熟、应用最广，运行最可靠的脱硫工艺方法，石灰石经破碎磨细成粉状与水混合搅拌制成吸收剂浆液；也可以将石灰石直接湿磨成石灰石浆液。石灰石或石灰浆液在吸收塔内，与烟气接触混合，烟气中的SO2与浆液中的碳酸钙以及鼓入的氧化空气进行化学反应，最终反应产物为石膏，经脱水装置脱水后可抛弃，也可以石膏形式回收。由于吸收剂浆液的循环利用，脱硫吸收剂的利用率很高。该工艺可适用于任何含硫量的煤种的烟气脱硫，脱硫效率可达到95%以上。其脱硫副产物石膏的处置方式划分，一般有抛弃和回收利用两种方法，脱硫石膏处置方式的选择主要取决于市场对脱硫石膏的需求、脱硫石膏的质量以及是否有足够的堆放场地等因素。抛弃方式，如采用弃置灰
18、场或回填矿坑，另一种是综合利用方式，主要用作水泥缓凝剂和建筑材料等。石灰石/石灰石膏法烟气脱硫工艺的反应机理为：在脱硫吸收塔内烟气中SO2首先被浆液中的水吸收与浆液中的CaCO3反应生成CaSO3， CaSO3被鼓入氧化空气中的O2氧化最终生成石膏晶体CaSO42 H2O。其主要化学反应式为：吸收过程：SO2 (g)SO2 (l)+H2OH+HSO3-H+SO32-溶解过程：CaCO3（s）+H+Ca2+HCO3-中和：HCO3-+H+CO2（g）+H2O氧化：HSO3-+1/2O2SO32-+H+ SO32-+1/2O2SO22-结晶：Ca2+SO32-+1/2H2OCaSO31/2H2O(
19、s) Ca2-+SO42-+2H2OCaSO42H2O(s)下图为石灰石-石膏湿法脱硫工艺流程上图是典型的湿式石灰石烟气脱硫工艺流程，主要由石灰石制备系统，吸收，氧化系统烟气再加热系统和石膏脱水系统组成。是石灰石制备系统是将块状石灰石用干磨或湿磨方式制成石灰石粉，或从石粉制造厂购进所要求的石灰石粉，由罐车运到料仓存储，然后通过给料机，输粉机将石灰石粉输入浆池，加水制备成固体质量分数为10%-15%的浆液。对石灰石粉细度的一般要求是90%通过25目筛或250目筛。石灰石纯度须大于90%。工艺对其活性，可磨性也有一定要求。1.吸收塔是脱硫装置的核心设备,采用集冷却、吸收、除雾于一体的喷淋空塔。脱硫
20、塔由塔筒体、吸收器、除雾器、冲洗系统等组成。按其功能分为喷淋区。除雾区和氧化区（又叫氧化槽）。 常见的吸收塔有4种，见下图图23吸收塔类型2.填料塔。由日本三菱重工开发，采用塑料格栅作填料，相对延长了气液两相的接触时间，从而保证较高的脱硫率。采用顺流方式布置，可在较高流速下运行，压降较逆流下。缺点是结垢倾向较大。华能珞璜电厂一期就采用此种塔型，设计空塔流速为4.3m/s,2层填料，采用低水头涌泉式喷嘴。（2）双回路塔。最早由美国Rbsearch-Conttrell公司开发，又称为Noell-Krc工艺，在美国，德国有应用业绩。这类吸收塔被一个集液斗体分成2个回路；下段作为预冷却区，并进行一级脱
21、硫，控制较低的PH值（4.0-5.0），有利于氧化和石灰石的溶解，防止结垢和提高吸收剂的利用率；上段为吸收区，其排水经集液斗引入塔外另设的加料槽，在此加入新鲜石灰石浆液，维持较高的PH值(6.0左右)，以获得较高的脱硫率。（3）喷射喷泡塔。由千代田公司开发研制，又称千代田工艺（CT121）。工艺采用喷射鼓泡反应器，烟气通过喷射分配器以一定压力进入吸收液中，形成一定高度的喷射气泡层，可省去再循环泵和喷淋装置。净化后的烟气经上升管进入混合室，除雾后排放。此塔型的特点是系统可在低PH值下运行，一般为3.5-4.5；生成的石膏晶体颗粒大，易于脱水；脱硫率的高低与系统的压降有关，可通过增大喷射管的浸没深
22、度来提高压降，提高脱硫率。脱硫率为95%时，系统压降在3000Pa左右。（4）喷淋空塔。是湿法工艺的主流塔型，湿法脱硫中普遍采用喷淋空塔。吸收塔设计成逆流式,吸收液从由防腐耐磨材料制成的喷头喷出,喷嘴均匀布置塔内横截面上,喷射出来的浆液可以覆盖整个横截面,在满足吸收所需的比表面积的同时,把喷淋造成的压力损失减少到最小。吸收段内设3-6个喷淋层(根据燃煤含硫量、脱硫率变化而变化),每个喷淋层都装有多个雾化喷嘴,交叉布置,覆盖率达200-300%。吸收段高度为6-10,传质时间为2-3。喷嘴是本净化装置关键的部件这一,它具有以下特点:能产生实心锥型形状的浆液,喷射区域为圆形,喷射角为90120;喷
23、嘴内液体流道大而畅通,具有良好的防堵性能;采用特种合金材料制作,具有很好的防腐耐磨性能;喷雾液滴直径分布均匀,比表面积大,但又不易引起带水;喷嘴体积小,安装清洗方便。氧化系统氧化系统叫氧化槽其功能是接受和储存脱硫剂，溶解石灰石，鼓风氧化CaSO3，结晶生成石膏。循环的吸收剂在氧化槽内的设计停留时间一般为4-8min,与石灰石反应性能有关。石灰石反应性越差，为使之完全溶解，则要求它在池内滞留时间越长。氧化空气采用罗茨风机或离心风机鼓入，压力约510 4-8.610 4Pa，一般氧化1molSO2需要1molO2.防止结垢和堵塞脱硫系统的结垢和堵塞是湿法工艺中最严重的问题，可造成吸收塔，氧化槽，管
24、道，喷嘴，除雾器甚至换热器结石膏垢。其原因是烟气中的氧气将CaSO3氧化成为CaSO4(石膏)，并使石膏过饱和。这种现象主要发生在自然氧化的湿法系统中，控制措施为强制氧化和抑制氧化。强制氧化系统通过向氧化槽内鼓入压缩空气，将几乎全部CaSO3氧化成石膏，并保持足够的浆液含固量（大于12%），以提供石膏结晶所需的晶种。此时，石膏晶体的生长占优势，可有效控制结垢。 防腐措施烟气中除含有大量的SO2以外,还有少量的SO32-(浓度为10-40mg/l),由于烟气中含有水(4%-12%),生成的SO32-瞬间内形成硫酸雾。当温度较低时,硫酸雾凝结成硫酸附着在设备的内壁上,或溶解于洗涤液中。这就是湿法吸
25、收塔及有关设备腐蚀相当严重的主要原因。吸收塔、烟道的材质、内衬或涂层均受影响。在图一的工艺湿法脱硫中吸收塔体可用高(或低)合金钢、碳钢、碳钢内衬橡胶、碳钢内衬有机树脂或玻璃钢。美国因劳动力昂贵，一般选用合金钢。德国普通采用碳钢内衬橡胶(溴橡胶或氯丁橡胶），设备使用寿命可达10年。磨蚀特别严重的如浆池底河喷雾区，采用双层衬胶，可延长寿命25%。ABB早期C-276合金钢制吸收塔，单位造价为62美元/KW,现采用碳钢内衬橡胶，降为22美元/KW。烟道用碳钢，采取何种防护措施取决于烟气温度(是否在酸露点或水蒸气饱和温度以上)及其成分（尤其是SO2和会水含量）。德国Babcock对脱硫洗涤塔和烟道采取
26、的防护措施如下表。日本日立公司的防护措施是；烟气再热器，吸收塔入口烟道，吸收塔烟气进口段用耐热玻璃鳞片树脂涂层，吸收塔喷淋区用不锈钢橡胶衬里，除雾器段，氧化槽用玻璃鳞片树脂涂层或橡胶衬里。表 21德国Babcoc推荐FGD装置防腐措施但是此法造价太高,显然不适合简易湿法脱硫系统。简易湿法脱硫系统中的吸收塔普遍采用防腐、耐磨性能优良的花岗石(麻石)砌筑而成,其寿命可达20以上。烟道、换热器采用碳钢加有机树脂涂层,管道普遍采用承压U-PVC或ABS管。渣水分离系统(石膏脱水系统)渣水分离系统由抽吸泵、水力旋流分离器与临时堆场等组成。在湿式脱硫系统中叫石膏脱水系统，由吸收塔底部排出的石膏浆舀经过浓缩
27、和脱水2个过程。浆液浓缩在水利旋流器或浓缩器中进行，经分离浓缩后，浆液中固体物质量分数一般为40%-60%。然后，浓缩的石膏浆液进入真空皮带脱水机或离心脱水机，脱水后的石膏含水量为10%。德国普遍采用水利旋流分离器加真空皮带退税机系统，可用率达99%，以用水清洗除去石膏中的Cl-，德国要求脱硫后石膏中Cl-小于100mg/L。用圆筒式离心机脱水可使石膏含水量降到50%。但运行费用高，日本有采用这种石膏系统的FGD装置。但采用此系统对燃煤含硫率、FGD系统运行时间及系统的自动程度等有很高的要求且运行费用也偏高,显然此系统不适合简易湿法脱硫。烟气再热系统吸收塔出口烟气被冷却到45-55度（视烟气入
28、口温度和湿度而定），达饱和含水量。是否要对脱硫烟气再加热，取决于各国环保要求。德国大型燃烧设备法中明确规定，烟气入口最低温度为72度，以保证烟气扩散，防止冷烟雾下沉。因吸收塔出口与烟囱入口之间的散热损失约为5-10度，故吸收塔出口烟气至少要加热到77-82度。据ABB和B&W公司介绍，美国一般不采用烟气再加热系统，而对烟囱采取防腐措施。如脱硫效率仅要求75%时，可引出25%的未处理旁路烟气来加热75%的净化烟气，德国第一台湿法脱硫装置就采用这种方法。德国现在还把净化烟气引入自然通风冷却塔排放的脱硫装置，籍烟气动量（质量*速度）和携带热量的提高，使烟气扩散的更好。烟气再加热器通常有蓄热式和非蓄热
29、式2种形式。蓄热式换热器又分为转式烟气换热器，板式换热器和管式换热器均通过载热器或载热介质将烟气的热量传递给冷烟气。回转式烟气换热器气的热量传递给净化后的冷烟气，缺点是热烟气会泄露到冷烟气中。板式换热器中，热烟气与冷烟气逆流或交叉流动，热交换通过薄板进行，这种系统基本不泄露。管式加热器是通过中间载体水将热烟气的热量传递给冷烟气，无烟气泄露问题，用于年满负荷运行在4000-6500H的脱硫装置。珞璜电厂采用的烟气再加热器是管式GGH.日本日立公司在Shinchi电厂1号机的1000MW的脱硫装置上第一次成功地采用了热管型GGH，靠中间介质水的蒸发和冷凝传递热量，提高传热效率。非蓄热式换热器通过蒸
30、气，天然气等冷烟气重新加热，又分为直接加热和间接加热。直接加热是燃烧加热部分冷烟气，然后冷热烟气混合达到所需温度；间接式加热是用低压蒸汽(2105Pa)通过热交换器加热冷烟气。这种加热方式投资省但能耗大，适用于脱硫装置年利用率4000H的电厂。但这两种形式，投资都较大，所以在简易湿法脱硫考虑到工程投资、运行费用、占地面积等方面的综合因素,采取以下两种方式来提高烟气排放温度:一是简易烟气换热器,即用待净化的高温烟气来加热已净化的低温烟气,这样经降温的待净化烟气进入脱硫吸收塔后更有利于吸收,而已净化的低温烟气经升温后能达到烟气排放温度的要求;二是采用高温烟气与低温烟气直接混合的方法,即从原始烟气中
31、引出一小部分的未处理旁通烟气来加热已净化的低温烟气,这样只要适当提高脱硫系统的脱硫率就能达到烟气的SO2排放浓度与排放温度的要求。 图24脱硫风机布置方案 表 22脱硫风机不同布置方案比较脱硫风机装设烟气脱硫装置后，整个脱硫系统的烟气阻力约为2940Pa，但靠原有锅炉引风机（IDF）不足以克服这些阻力，需设一助推风机，或称脱硫风机（BUF），脱硫风机有4种布置方案(上图3)。4种布置方案的比较见上表 方案A中BUF处于高温区，风机容量大，整个脱硫系统在正压下运行，难免有泄露，系统运行费与投资费用最大。 方案B中BUF处烟气和容量均较A小，烟气尚未经脱硫净化，烟温接近露点，风机有受酸腐蚀危险，脱
32、硫塔与GGH再热段仍处于正压运行。 方案C中BUF处于低温烟气段，风机容量小，电耗省，但风机是在最不利的湿烟气（接近饱和湿度）状态运行，风机材质防腐要求高，因而风机投资大，运行条件也差，要求有良好的运行管理方案D中BUF也处于较低烟温段，风机容量与“B”方案相当，由于风机位于再热气后，烟气中湿分已得到改散，对风机腐蚀无特殊要求，因而风机投资大，运行条件也差，要求有良好的运行管理。方案D中BUF也处于较低烟温段，风机容量与“B”方案，由于风机位于再热器后，烟气中湿分已得到改散，对风机防腐无特殊要求。此外，脱硫系统在负压下运行，有利于环保。从投资和运行费用总和来看，这是各布置方案中最好的。珞璜电厂
33、脱硫装置中风机的布置就选用了方案D。 废水处理系统工艺不可避免的要产生废水，废水排放量已氯离子含量有关，一般应控制氯离子质量浓度小于20000 mg/L。脱硫废水呈酸性（PH=4-6），悬浮物质量分数为9000-12700mg/L含汞，铜，铅，镍，锌等重金属以及砷，氟等非金属污染物。 图25脱硫废水处理流程典型废水处理系统见上图。先在废水中加入石灰乳，将PH值调整至6-7，去除氟化物（产生CaF2沉淀）和部分重金属，然后继续加入石灰乳，有机硫和絮凝剂，将PH值升高至8-9，使重金属以氢氧化物和硫化物的形式沉淀。电气、仪表控制系统随着计算机的发展，一些自动化程序的应用，使一些复杂的过程都可被计算
34、机程序控制，使其更合理的进行运行。简易石灰石脱硫装置的控制系统控制对象包括:脱硫剂的加料系统、循环系统、出渣系统的运行状态以及断、满、堵等联锁保护装置。控制系统主要实现了以下的功能:液位控制、pH值控制、循环槽内循环液温度控制、自动给料控制、二氧化硫在线监测系统的应用、手动自动切换功能。系统控制时,主要靠已获得的经验控制参数。根据出口烟气量、SO2浓度的测量值与设定值的对比,或根据脱硫废液pH值、脱硫效率与设定值的对比,控制碱液供应量,改变液气比,控制石灰浆液的添加量,改变碱液浓度等手段保证出口废液pH值或SO2浓度、脱硫率稳定在设定值范围内。七、石灰石-石膏法脱硫前景在目前和今后相当长的一段
35、时期内,中国的能源结构是以煤为主,煤炭在中国能源结构中的比重高70%,而且中高硫煤也较多。据统计,中国SO2年排放量已超过1600万吨,燃煤产生的SO2占绝大部分,其中燃煤电厂锅炉排放的SO2约占总排放量的1/4,中小型燃煤锅炉排放的SO2占总排放量的近40%。中国的大气污染特征也是由于大量燃煤而形成的煤烟型污染。大气环境中的SO2及其形成的酸沉降,是当代人类面临的重大环境问题之一。监测和研究表明,中国华南、西南地区的降水酸度上升较快,酸雨频率也在增加,酸雨区面积仍在扩大。酸雨不仅严重腐蚀建筑物和工交设施,而且毁坏大面积的森林和农作物,对生态环境产生严重的影响,每年给中国造成的经济损失超过15
36、0亿元。为了控制酸雨污染,中国对燃煤锅炉排放的SO2规定了最高允许排放浓度,并开始征收工业燃煤SO2排污费。对于我国煤炭含硫量和SO2排放量的地理分布、SO2污染的控制战略等方面进行了深入研究2-4,为开发和推行燃煤烟气脱硫技术,提供了强有力的推动作用。八、工艺系统设计根据主厂房及炉后布置的特点及场地条件，脱硫装置考虑自引风机后部烟道接出，脱硫装置将主要布置在烟囱东南侧。包括脱硫增压风机、吸收塔、脱硫泵房、脱硫控制室、石灰石卸料间和吸收剂制备车间以及石膏脱水车间组成的联合车间等，以方便电厂的运营管理，总平面布置时考虑石灰石以及及石膏的运输方便。本脱硫系统包括：烟气系统；二氧化硫吸收系统；吸收剂
37、制备系统；石膏处理系统；排空系统；工艺水系统。采用两炉一塔工艺布置方案，按2100MW机组72%烟气脱硫考虑，28%烟气直接通过旁路烟道，两台锅炉来的原烟气，经升压风机增压后, 由烟道汇合引出进入吸收塔，进行脱硫。脱硫后的净烟气经除雾器，再返回至主烟道与28%原烟气混合，利用原烟气加热脱硫后的净烟气，温度升至80以上，通过烟囱排放至大气。各子工艺系统如下：脱硫吸收剂的制备，按采购石灰石，厂内自建石灰石浆液制备间方案考虑。入厂石灰石粒度小于20mm，厂内不设原料破碎系统， 吸收剂制备车间布置在厂内，采用湿磨系统。 设置石膏脱水系统,产生的脱硫石膏纯度一般在90%左右，净化后是优质石膏，性能指标优
38、于天然石膏，可以综合利用。二氧化硫吸收系统包括：吸收塔、喷淋层、除雾器、循环浆泵及氧化风机等设备，配一座吸收塔，吸收塔约为直径9m的钢结构圆柱体，内壁采用橡胶衬里或玻璃鳞片树脂防腐措施；为使浆液混合均匀，防止沉淀，吸收塔浆池设有搅拌器。1.电气控制系统设计1机脱硫6kV用电设备安装容量为：2885kW，2机脱硫6kV用电设备安装容量为：2965kW。1机脱硫6kV计算负荷为2452kVA，2机脱硫6kV计算负荷为2520kVA。1机厂高变剩余容量（不考虑两台电泵同时运行）为：3182kVA，2机厂高变剩余容量（不考虑两台电泵同时运行）为：3309kVA。因此，原有厂用高压变压器的裕量可以满足为
39、新增脱硫装置供电的要求。原有6kV厂用A、B段留有6台备用开关柜，在6kV厂用段空位上再增加2台开关柜，即可满足脱硫系统6kV负荷的配电要求。因此，不需要设置脱硫6kV段。在脱硫工艺综合楼设置0.4kV脱硫专用段，脱硫0.4kV段采用单母线分段接线方案，每段低压母线设置1台互为备用（暗备用）低压干式变压器，容量为1000kVA。两段脱硫低压母线之间设置联络开关，2台低压变压器互为备用（暗备用），当一台低压变压器停运时，另一台低压变压器可以为整个脱硫岛低压负荷供电。脱硫0.4kV系统中性点采用直接接地方式。根据脱硫系统的工艺特点及规模，本工程拟按脱硫系统及公用系统采用一套分散控制系统(DCS)进
40、行控制，控制水平不低于机组控制水平。在控制室内，操作员以彩控制系统设计色显示器、键盘、鼠标为主要监视和控制手段，对脱硫系统进行监控。控制室内不设常规监视仪表，操作台上设置重要设备的硬接线紧急操作按钮，以保证系统在紧急情况下的安全。除启停阶段的部分准备工作需由辅助运行人员检查外，脱硫系统的启动、停止、正常运行和异常工况处理均可在脱硫控制室完成。主要技术指标工艺方案项 目单 位石灰石 石膏湿法脱硫装置规模MWMW处理烟气量Nm3/h，湿2设计脱硫率%65脱硫装置排烟温度80工艺水用量t/h60吸收剂/石灰石耗量t/h0.89脱硫废水t/h1.5用电负荷kW23002.污染物达标排放分析（1）污染物
41、排放标准 烟气排放执行火电厂大气污染物排放标准(GB13223-2003)2时段排放限值。 SO2 ：400mg/m3 烟尘：50mg/m3废水排放执行污水排放综合标准（GB8978-1996）二级标准。厂界噪声执行GB12348-90工业企业厂界噪声标准中类标准。（2）脱硫工程实施前后环境空气污染物排放情况本工程脱硫前后SO2、烟尘排放情况（2100MW）项 目单 位脱硫前石灰石-石膏湿法脱硫 SO2小时排放量t/h0.7140.251年排放量t/a39271381排放浓度mg/m3870306烟尘小时排放量t/h0.0710.0351年排放量t/a391193.1排放浓度mg/m38646
42、从表中可看出，两种方法脱硫后电厂烟气污染物SO2排放浓度均满足火电厂大气污染物排放标准(GB13223-2003) 2时段排放限值；对于烟尘，石灰石-石膏湿法脱硫可满足第二时段要求，但烟气循环流化床脱硫方法只可满足第一时段排尘要求。3.资投估算与成本效益分析1. 投资估算1.1编制依据1.1.1 工程静态投资价格水平为2006年。1.1.2 定额、取费及项目划分定额执行电力工程建设概算定额（2001年修订本），不足部分参照同类型工程的技术经济指标进行计算。费用构成及计算标准以及项目划分执行2002年版电力工业基本建设预算管理制度及规定。1.1.3 设备及材料价格主要设备价格参考询价及类似工程合
43、同价。设备运杂费率为5.5%安装工程计价材料采用北京地区2001年价格；安装工程未计价材料采用陕西省发电工程装置性材料综合预算价格表（2003年水平），在装置性综合材料预算价格基础上依照火电、送电、变电工程限额设计参考造价指标(2005年水平)计列价差。建筑工程按电定造（2002）15号文的规定和神木地区2006年4季度工程建设材料预算指导价编制材料价差。根据陕西省电力公司电力建设定额站陕电定字200615号关于发布“陕西电力建设2005年度发、送变电工程定额材机调整价格系数”的通知对建筑安装工程定额材机费进行调整，该费用只计取税金并按价差处理。1.1.4 人工费人工费单价安装工程为21元/工
44、日，建筑工程为19.5元/工日。工资性津贴调整执行补差0.88元/工日，只取税金。根据中电联技经(2002)74号文，调整建筑、安装工程定额人工工日单价，安装工程每工日增加4元，建筑工程每工日增加3元，该费用只计取税金并按价差处理。1.1.5 机械费施工机械台班价格按照1999年电力建设施工机械台班费用定额取定，根据陕电定字200615号对建筑安装工程定额机械费进行调整，该费用只计取税金并按价差处理。其它价差预备费执行国家发展计划委员会计投资（1999）1340号文，物价上涨指数为0。1.2投资估算结果（具体详见附表）石灰石石膏湿法脱硫工程静态投资（万元）4980.57单位造价（元/ kW）2
45、49工程动态投资（万元）5157.63单位造价（元/ kW）258工程计划总投资（万元）5165.12单位造价（元/ kW）258.32.成本效益分析2.1 测算方法采用原国家发展改革委、建设部2006年版建设项目经济评价方法与参数（第三版），以及现行的有关财务、税收政策等。2.2 项目资金来源本工程所需投资暂按电厂从技术改造资金解决。1.3 测算主要原始数据项目方案一（湿法）年利用小时数（小时）5500厂用电率（%）10年脱除SO2量（t/年）2546SO2排污收费（元/kg）063烟尘排污收费（万元/年）13运行定员（人）10工资及福利5.2万元/年，福利费14%石灰石耗量（t/h）0.8
46、9生石灰耗量（t/h）石灰石含税到厂价（元/t）80生石灰含税到厂价（元/t）电耗（kw）2300成本电价（元/kwh）019水耗（t/h）60水价（元/t）034修理费率（%）25折旧年限（年）15残值率（%）5其他费用（万元/年，暂列）20资本金比例（%）25贷款利率（%）711还款期（年）15还款方式本息等额还款流动资金贷款利率（%）639项目生产经营期（年）202.4 主要测算结果2.4.1 总成本费用估算石灰石石膏湿法脱硫方案：石灰石石膏湿法脱硫方案运行成本主要有石灰石费用、电费、水费、修理费、工资及福利费、折旧费、财务费用及其他费用等，详见总成本费用估算表(石灰石石膏湿法脱硫方案)。项目（湿法）年平均总成本费用（万元）870年经营成本（万元）5132.4.2 年效益估算项目（湿法）年脱除SO2量（吨）2546年减少SO2排污收费（万元）160.398节省的年烟尘排污收费（万元）13.222.4.3 对上网电价的影响按年利用小时数5500小时，扣除厂用电10%后，两台机组年供电量约9.9108kwh。石灰石石膏湿法脱硫方案：上网电价增加=（870-160.398-13.22）/99000=0.00703元/ kwh半干法脱硫方案：上网电价增加=（1084-160.398-13.22）