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1、燃煤锅炉烟气脱硫除尘治理项目工程技术方案研究1.1建设规模本工程利用现有的场地和条件，在不影响锅炉生产的情况下，利用锅炉的检修期，对#5和#9燃煤锅炉排放的烟气进行治理,经过除尘脱硫处理后，使烟囱出口处烟气含尘浓度不高于30mg/Nm3，SO2浓度小于215mg/Nm1. 脱硫除尘治理项目处理能力及规模见表1.1-1。表1.1-1 5和9锅炉脱硫（两炉一塔）除尘治理项目处理能力及规模处理能力/规模单位处理总量处理烟气量Nm3/h730061二氧化硫kg/h3555烟尘 kg/h340本工程拟对5和9锅炉进行除尘改造（68炉备用，不考虑除尘改造），同时本工程5和9炉新建一套脱硫系统(两炉一塔)。
2、另外，考虑7和8锅炉作为备用，相应改造7和8炉引风机和出口烟气系统，满足7和8备用锅炉的烟气脱硫和正常运行要求。本工程针对5和9锅炉设置一套脱硫剂制备、副产物处理系统和公用工程供应系统。对5和9炉排放的烟气实现净化处理，经改造后，烟尘排放量减少2583吨/年, SO2排放量减少25752吨/年，即达到总量控制目标。通过建设烟气脱硫除尘装置，企业可以腾出总量指标，供企业新建锅炉使用。1.2 脱硫工艺技术方案简介目前世界上燃煤电厂烟气脱硫工艺方法很多，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条件、副产品的利用等因素。
3、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。现将目前应用较为广泛的几种脱硫工艺原理、特点及其应用状况简要说明如下：1.2.1 湿法烟气脱硫工艺湿法烟气脱硫包括石灰石/石灰石膏法烟气脱硫、海水烟气脱硫和用钠基、镁基、氨作吸收剂，一般用于小型电厂和工业锅炉。氨洗涤法可达很高的脱硫效率，副产物硫酸铵和硝酸铵是可出售的化肥。以海水为吸收剂的工艺具有结构简单、不用投加化学品、投资小和运行费用低等特点。而以石灰石/石灰石膏法湿法烟气脱硫应用最广。石灰石/石灰石膏法烟气脱硫工程设计规
4、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96%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
5、，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96%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)SO
6、2 (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(s) Ca2-+SO42-+2H2OCaSO42H2O(s)其主要特点有：u 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。u 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300万Nm3/h，所以对高硫煤、大机组的烟气脱硫更有特殊的意义。u 吸收剂消耗接近化学理论计算值。u
7、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。u 适用燃料范围广，脱硫效率可达96%以上。脱硫后的烟气不但二氧化硫浓度很低，而且烟气含尘量也大大减少。u 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。u 其主要缺点为投资和运行费用较高、占地较大。1.2.2半干法烟气脱硫工艺石灰石/石灰-石膏法烟气脱硫工程设计规范中关于半干法脱硫工艺的选择原则为：燃用含硫量Sar2%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
8、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。旋转喷雾半干法烟气脱硫工艺也是目前应用较广的一种烟气脱硫技术，其工艺原理是以石灰为脱硫吸收剂，石灰经消化并加水制成消石灰乳，消石灰乳由泵打入位于吸收塔内的雾化装置，吸收剂带入的水分迅速被蒸发而干燥，烟气温度随之降低。在吸收塔内，被雾化成细小液滴的吸收剂与烟气混合接触，与烟气中的二氧化硫发生化学反应生成CaSO3，烟气中的二氧化硫被脱除。在反应器出口，随着水分蒸发，形成了干的颗粒混合物。该副产物是硫酸钙、硫酸盐、飞灰及未反应的石灰组成的混合物。脱硫反应产物及未被利用的
9、吸收剂以干燥的颗粒物形式随烟气带出吸收塔，进入除尘器被收集下来。脱硫后的烟气经除尘器除尘后排放。为了提高脱硫吸收剂的利用率，一般将部分脱硫灰加入制浆系统进行循环利用。喷雾干燥法脱硫工艺技术比较成熟，工艺流程较为简单、系统可靠性高，脱硫率可达到85%以上，脱硫灰渣可用作制砖、筑路，但多为抛弃至灰场或回填废旧矿坑。该工艺反应机理为：SO2+H2OH2SO3 Ca(OH)2+ H2SO3CaSO3+2H2OCaSO3在微滴中过饱和沉淀析出：CaSO3（l）CaSO3（g）CaSO3氧化成CaSO4：CaSO3（l）+1/2H2OCaSO4（l）CaSO4溶解毒极低会迅速析出：CaSO4（l）CaSO
10、4（g）喷雾干燥技术在燃用低硫和中硫煤的中小容量机组上应用较多。当用于高硫煤时石灰浆液需要高度浓缩，因而带来了一系列技术问题，同时由于石灰脱硫剂的成本较高，也影响了其经济性。但是近年来，燃用高硫煤的机组应用常规旋转喷雾技术的比例有所增加。喷雾干燥法可脱除70-95%的SO2，并有可能提高到98%，但副产物的处理和利用一直是个难题。喷雾半干法烟气脱硫主要特点:u 脱硫工艺技术较成熟，系统简单，投资较少，厂用电低，无废水排放，运行简单。 u 脱硫效率相对较低，若脱硫效率要求大于90%，则需加大钙硫比或加入添加剂，很不经济。u 单塔出力目前受到一定容量的限制。u 脱硫吸收剂石灰CaO价格较石灰石Ca
11、CO3贵。u 脱硫副产物一般无法利用。u 脱硫后的烟气含尘量增加，需增加除尘设备。1.2.3烟气循环流化床脱硫工艺烟气循环流化床脱硫（CFB-FGD）技术是目前干法脱硫技术商业应用中单塔处理能力最大、脱硫综合效益好的一种方法。烟气循环流化床脱硫工艺技术在最近几年中有所发展，单机的烟气处理能力也比过去增大了很多。该工艺流程主要是由吸收剂制备系统、吸收塔吸收系统、吸收剂再循环系统、除尘器系统等部分组成。锅炉排出的未处理的烟气从流化床的底部进入吸收塔。烟气经过文丘里管后速度加快，并与很细的吸收粉末互相混合。经脱硫后带有大量固体颗粒的烟气由吸收塔的顶部排出。排出的烟气进入吸收剂再循环除尘器中，大部分烟
12、气中的固体颗粒都被分离出来，然后返回吸收塔中被循环使用。烟气循环流化床烟气脱硫主要特点：u CFBFGD有强烈的传热、传质的特点，脱硫剂利用率、脱硫效率在目前各种干法、半干法脱硫工艺中最高，运行费用较低。u 脱硫工艺技术比较成熟，系统简单，投资较少，厂用电低，无废水排放，运行简单，控制简单，没有制浆系统及浆液喷嘴，加入吸收塔的消石灰和水是相对独立的，便于控制消石灰用量及喷水量，容易控制操作温度。u 对吸收塔及其下游的设备、烟道和烟囱无需作防腐处理。u 对锅炉负荷适应性好。由于采用了清洁烟气再循环技术，以及脱硫灰渣循环等措施，可以满足不同的锅炉负荷要求。锅炉负荷在10%110%范围内变化，脱硫系
13、统可正常运行。u 脱硫吸收剂石灰CaO价格较石灰石CaCO3贵。u 脱硫副产物一般无法利用。u 脱硫系统无法与主机组独立分开，主机组运行时无法安装或检修吸收塔等设备。u 设备使用寿命长、维护量小。塔内完全没有任何运动部件。塔内磨损小，设备使用寿命长。1.2.4干法脱硫工艺干法脱硫工艺主要是喷吸收剂工艺。按所用吸收剂不同可分为钙基和钠基工艺，吸收剂可以干态、湿润态或浆液喷入。喷入部位可以为炉膛、省煤器和烟道。当钙硫比为2时，干法工艺的脱硫效率可达50-70%，钙利用率达50%。这种方法较适合老电厂改造，因为在电厂排烟流程中不需要增加什么设备，就能达到脱硫目的。喷钙脱硫技术由两步固硫反应组成，首先
14、作为固硫剂的石灰石粉料喷入炉膛热烟气中， 热解后生成的CaO随烟气流动，与其中反应脱除一部分；然后，烟气进入锅炉尾部的活化反应器（或烟道），通过有组织的喷水增湿，一部分尚未反应的CaO转变成具有较高吸硫活性的 ，继续与烟气中的 反应，从而完成脱硫的全过程。整个工艺流程的化学过程如下： 在第一阶段, 石灰石粉用气力喷射到炉膛的上方、温度9001250的区域。CaCO3受热分解成CaO和CO2，锅炉烟气中部分SO2和全部SO3与CaO反应生成硫酸钙，新生成的CaSO4和未反应的CaO与飞灰随烟气（包括未被吸收的SO2）一起流到锅炉的下游。经验表明，只要保证锅炉正常的飞灰运行方式，锅炉的受热面不会产
15、生积灰和结焦问题。在第二阶段，烟气在一个专门设计的活化器中喷入雾化水，进行增湿。烟气中未反应的CaO与水反应生成在低温下有很高活性的Ca(OH)2， Ca(OH)2与烟气中剩余的SO2反应，首先生成CaSO3，接着氧化成CaSO4。在活化器中，对喷水量及水滴直径需严格控制，控制增湿后烟气温度与水露点温度之差，既要使此差尽可能小，又不要造成活化器湿壁和脱硫产物变湿。同时，还要保证烟气与固体颗粒的均匀混合及一定的停留时间，以使化学反应完全及液滴的干燥。 由于脱硫渣和灰含有一部分未反应的CaO和Ca(OH)2，为提高吸收剂的利用率，使其再循环到活化器。从活化器出来的增湿后的烟气温度在5560，为防止
16、烟气在ESP和烟囱中进一步降到低于露点而引起腐蚀，在活化器出口与ESP之间增加了烟气再热装由于反应后的吸收剂需经加热和化学反应后重新使用，产物需要回收，因此成本较高，工艺复杂。1.2.5 NID半干法烟气脱硫NID半干法烟气脱硫是新型的综合烟气脱硫系统，是瑞典ABB公司在半干法DRYPAC系统上发展而成，它借鉴了半干法DRYPAC技术的脱硫原理，又克服了该技术制浆系统的弊端，使其具有干法的廉价、系统简单等优点，又具有湿法脱硫效率高的优点。吸收剂为CaO，除尘器入口竖直烟道作为反应器。工艺流程：锅炉空预器出来的烟气，经烟气分布器进入反应器，与增湿的可自由流动的石灰与飞灰混合粉接触，吸收剂与SO2
17、反应，生成亚硫酸钙、硫酸钙等。带有大量固体颗粒的烟气进入除尘器除尘，洁净的烟气通过引风机排入烟囱。烟气温度高于露点温度，故不需要再加热。除尘器下的固体颗粒通过除尘器下的增湿系统进入NID反应器，继续参与反应。少部分的脱硫渣经过一个中间仓，经灰渣处理系统输入到渣仓。1.2.6 截至目前全国新投运的小机组脱硫项目统计2006年全国新投运的小机组脱硫项目统计表序号所属省电厂名称脱硫方法机组号装机容量(MW)1山西山西大同热电有限公司双碱法#1、#22502山东里彦电厂双碱法#1、#22553山西山西阳泉河坡发电公司烟气循环流化床#1、#22504天津国电天津第一热电厂烟气循环流化床#1-#33505
18、山东齐鲁石化电厂石灰石-石膏法#1、#22606山西大唐太原第二热电厂石灰石-石膏法#4-#63507山东鲁能烟台发电厂烟气循环流化床#311008广西大唐桂冠合山发电有限公司烟气循环流化床#811009云南国电小龙潭发电厂烟气循环流化床#4110010宁夏国电大武口发电厂烟气循环流化床#3、#4211011云南华电昆明发电厂石灰石-石膏法#1、#2210012四川华电宜宾总厂(豆坝电厂)石灰石-石膏法#3、#4210013北京大唐高井热电厂石灰石-石膏法#1、#2211014内蒙古华能包头一电厂烟气循环流化床#8、#9212515浙江浙能台州发电厂烟气循环流化床#6113516浙江巨宏热电公
19、司烟气循环流化床#9113517山东里彦电厂烟气循环流化床#3、#4214518四川华电宜宾发电厂循环流化床#12115019安徽皖能铜陵发电厂石灰石-石膏法#2112520湖南大唐株洲发电厂石灰石-石膏法#1、#2212521贵州华电遵义电厂石灰石-石膏法#7、#8212522江苏镇江电厂二期机组石灰石-石膏法#3、#4213523江苏国电南通天生港发电公司石灰石-石膏法#8、#92137.524江苏国电苏龙电力公司石灰石-石膏法#1、#22137.525山东济宁运河发电厂石灰-石膏法#1、#2214526浙江台塑热电(宁波)氧化镁脱硫法#3114927江苏盐城发电厂石灰石-石膏法#10、#
20、11215028山东滕州新源热电有限责任公司石灰石-石膏法#1、#2215029北京华能北京热电厂烟塔合一#1、#2216530河南大唐洛阳双源电厂石灰石-石膏法#1、#2216531河北国网马头发电厂烟气循环流化床#6120032江西中电投分宜发电厂烟气循环流化床#8121033山东里能集团曲阜电厂烟气循环流化床#1122034湖北国电长源电力公司荆门热电厂NID半干法#5、#6220035河南国网河南焦作电厂NID半干法#2122036湖北青山热电厂RCFB干法#11120037甘肃国电靖远一电厂LIFAC#2122038山东黄岛电厂#3海水脱硫#3221039河北国电邯郸热电公司石灰石-
21、石膏法#11、#13220040内蒙古华电卓资发电有限公司石灰石-石膏法#1120041河南濮阳热电石灰石-石膏法#1、#2220042北京京能热电公司(石景山)石灰石-石膏法#1、#2220043山西大唐太原第二热电厂石灰石-石膏法#7、#8220044内蒙古华能丰泰呼和浩特热电厂石灰石-石膏法#1、#2220045广东粤电沙角发电总厂A厂石灰石-石膏法#1-#3320046贵州华电清镇电厂石灰石-石膏法#7、#8220047四川华电黄桷庄发电公司石灰石-石膏法#21、#22220048河南中电投平东热电石灰石-石膏法#1、#2221049山西中电投漳泽发电厂石灰石-石膏法#5、#62210
22、50河北河北建投兴泰发电公司石灰石-石膏法#8122051北京华能北京热电厂烟塔合一#3、#4222052山西大唐云冈热电公司石灰石-石膏法#1、#2222053江苏国网徐州发电厂石灰石-石膏法#7、#8222054河南大唐首阳山发电厂石灰石-石膏法#1、#2222055广西柳州发电有限责任公司石灰石-石膏法#1、#2222056四川华电内江发电总厂石灰石-石膏法#21、#22222057上海上海石化热电总厂石灰石-石膏法#3、#4210058江苏江苏仪征化纤热电中心石灰石-石膏法#2#55220t/h炉59江西江西九江石化总厂石灰石-石膏法2190t/h炉1.2.7 截至目前全国新投运的小机
23、组脱硫项目（按脱硫方法分类统计）序号脱硫方法50MW机组100MW机组125MW机组200MW等级机组1石灰石-石膏法12台8台21台35台2烟气循环流化床4台5台7台3台3NID半干法3台4其他脱硫方法4台1台3台由上表可看出：石灰石-石膏法由于技术成熟，运行可靠性好，在脱硫市场上占有很大份额，其次为烟气循环流化床脱硫技术。1.3 石化企业烟气脱硫技术的选择原则烟气脱硫方法各有特点，根据国家环保政策和电厂实际情况的不同，包括：烟气污染物排放要求、电厂地理位置、燃用煤种、脱硫场地布置、吸收剂来源以及脱硫副产物处置等，脱硫工艺的选择也各不相同。根据我国的基本国情、石化企业和川维厂烟气脱硫改造工程
24、的具体情况，提出以下几点脱硫工艺选择的基本原则： 1.1.1 达到国家污染物排放标准及总量控制的要求目前，二氧化硫的排放控制日益严格，根据不同时段的排放限值，脱硫后净烟气中的SO2和粉尘等污染物排放应符合国家排放标准的规定和建设机组环境评价的要求。作为一套性能先进的脱硫装置，其脱硫效率应在96%以上。1.1.2 脱硫装置运行必须稳定可靠脱硫装置应能稳定运行，具体要求如下： 脱硫装置可靠性要求大于95%，脱硫装置的行应确保不影响主机的正常运行。 脱硫装置的脱硫率应保持稳定。当燃煤和主机运行参数在一定范围内变化时，能通过调整脱硫设施的运行参数，控制脱硫后净烟气中的SO2和粉尘等污染物排放在环保允许
25、范围内。 脱硫设施的检修和维护工作量小。各个脱硫子系统应能稳定运行，减少维修工作量。 1.1.3 优先选用国产化率高和技术成熟的脱硫工艺脱硫工艺的高国产化率不仅有利于降低工程初投资，节省工期，而且对今后脱硫装置运行的调试、技术指导和备品备件的供应也十分有利。 1.1.4 符合循环经济和清洁生产的原则脱硫工艺的选择应充分考虑脱硫副产物的合理处置问题。应采取措施保证脱硫副产物的综合利用，杜绝二次污染， 同时应充分考虑吸收剂的来源和供应问题。一定要严格控制脱硫吸收剂供应的质量，确保脱硫装置的正常运行。 1.1.5具有较好的技术经济指标随着目前脱硫核心技术的引进、自主知识产权化和关键设备的生产已大部分
26、实现国产化，因此，脱硫工程的单价下降较多，目前国内有实际运行业绩的脱硫工艺单价已由最初的8001000元/kW下降至400500元/kW。1.1.6 满足企业的使用条件由于石化企业配套的锅炉或电站大部分均作为生产性热电站，其年运行时间均较长，机组运行稳定性、适应性和可靠性要求较高，因此，其相应配套的脱硫装置要求技术成熟，适应性强、稳定可靠，脱硫效率高，同时充分考虑工艺和设备的成熟程度，特别在防止腐蚀、结垢、堵塞等环节方面的技术手段，还要考虑装置占地的大小以及其它对锅炉、机组运行状况和烟气处理系统的影响。1.4 工艺技术的选择1.4.1 几种常用烟气脱硫技术的比较常用烟气脱硫技术的技术经济比较见
27、表1.2-7。 表1.4-1几种常用烟气脱硫技术经济性对比表脱硫工艺石灰石-石膏湿法半干法干法电子束海水脱硫旋转喷雾式NID法炉内喷钙-尾部增湿法炉内干法喷钙烟气循环流化床装置容量机组容量不限90%吸收剂90石灰石70%75%石灰90%石灰90石灰石90石灰石85%石灰99%液氨海水钙硫比1.031.051.21.51.21.42.51.02.51.01.21.41.1副产品石膏CaSO4，用于生产石膏板等亚硫酸钙，用于生产水泥、铺路等亚硫酸钙，用于生产水泥、铺路等亚硫酸钙，用于生产水泥、铺路等亚硫酸钙，用于生产水泥、铺路等亚硫酸钙，用于生产水泥、铺路等硫酸铵、硝酸铵，生产复合肥硫酸盐，抛弃电
28、量消耗0.73%1.01.40.51.01.01.01.3%1.5%11.3%运行成本较低较高较高较低较低较高高较低废水排放少量无无无无无无无投资估计主要用于大机组，目前国产化率较高，单价下降较多， 400500元/KW主要用于中小机组，单价较高，300400元/KW主要用于中小机组，单价较高，300350元/KW主要用于中小机组，单价较高，250400元/KW主要用于中小机组，单价较高，200300元/KW主要用于中小机组，单价较高，300350元/KW技术尚处于试验阶段，1000元/KW机组容量不限， 400500元/KW技术特点优点：工艺技术成熟可靠，应用最广，适用于所有煤种和所有机组；
29、负荷适应性好；脱硫率高达99%；脱硫剂价廉易得；运行成本低；副产物石膏可综合利用，无二次污染；缺点：工艺流程复杂；初投资较高；有少量废水产生。优点：工艺流程简单；投资也较小。缺点：无大型机组成功应用业绩，国内仅有100MW的试验装置；脱硫率较低；操作弹性较小；钙硫比高；运行成本高；副产物综合利用价值低。优点：工艺流程简单；投资也较小。缺点：无大型机组成功应用业绩；脱硫率较低；操作弹性较小；钙硫比高；运行成本高；副产物综合利用价值低。优点：工艺流程简单；投资也较小。缺点：脱硫率较低；操作弹性较小；钙硫比高；运行成本高；副产物综合利用价值低；改造炉膛会导致锅炉效率降低。优点：工艺流程简单，投资也较
30、小。缺点：脱硫率低；操作弹性较小；钙硫比高；运行成本高；副产物综合利用价值低；改造炉膛会导致锅炉效率降低。优点：工艺技术成熟可靠，脱硫率在所有干法和半干法工艺中最高；单塔烟气处理量也较大；负荷适应性好；钙利用率高；投资省；对吸收塔及其下游的设备、烟道和烟囱无防腐要求。缺点：对石灰纯度要求较高；副产物综合利用价值低。优点：能同时脱硫和脱氮；副产物是一种优良的复合肥；无废水产生。缺点：脱硫率较低；投资高；因工艺技术和设备元件不过关，大型机组应用较困难。优点：工艺技术成熟可靠，机组容量不限；脱硫率90%以上；工艺流程简单；投资省；运行成本低。缺点：受地域条件限制，只能用于沿海地区；只能适用于中、低硫
31、煤种；有二次污染。1.4.2烟气脱硫工艺技术选择根据上述烟气脱硫工艺技术的选择原则和几种常用烟气脱硫技术经济比较，经分析论证，我们认为石灰石石膏湿法烟气脱硫工艺技术是川维厂烟气脱硫的首选方案，原因如下：（1）烟气脱硫处理能力方面川维厂位于国家划定的酸雨控制区内，重庆市也是高硫煤产区，根据国务院关于两控区酸雨和二氧化硫污染防治“十五”计划提出的排污总量控制目标，重庆市和中国石化二氧化硫削减方案，意味着川维厂将面临两条选择：要么降低燃料的硫含量，要么增设脱硫设施。根据川维厂处于高硫煤地区的实际状况，无法使用低硫煤，而且即使能降低燃料硫含量，烟气中的尘含量高的问题也无法解决。总之，川维厂老锅炉改造势
32、在必行，而且脱硫、除尘一并解决，随着我国经济的飞速发展，环境问题日益突出。由二氧化硫排放所致的硫酸型酸雨污染危害面积达国土面积达40以上，全国七大水系均受到不同程度的污染。根据有关资料表明，我国由于酸雨和二氧化硫造成农作物、森林和人体健康等方面的经济损失每年占我国GDP的2%3%，仅江苏、浙江等七省因酸雨而造成农田减产约1.5亿亩，年经济损失约37亿元；森林受害面积128.1万公顷，年木材损失6亿元，森林生态效益损失约54亿元。二氧化硫污染已经成为制约我国经济和社会发展的重要因素，削减二氧化硫排放量、控制大气二氧化硫污染，保护大气环境质量，是目前及未来相当长时期内我国环境保护的主要课题。进行严
33、格的控制势在必行。政府部门对SO2排放要求严格，根据上述表1.2-3、1.2-4和1.2-5列脱硫前后的污染物排放总量情况，要确保重庆市政府批准的川维厂2010年二氧化硫总量控制指标4960吨/年的实现，川维厂的SO2排放指标必须达到400 mg/Nm3以下，脱硫效率须达到96以上。鉴于川维厂目前的脱硫烟气处理量较大，5和9炉脱硫烟气量达730061Nm3/h，且燃煤含硫量较高，全硫达St,d 2.57%，因此，在目前常用的几种烟气脱硫技术中，石灰石石膏湿法脱硫工艺作为最成熟可靠，在国内外有最广泛应用业绩的成功脱硫工艺，应是川维厂进行老厂脱硫改造的首选。（2）技术经济指标方面如上述，石灰石石膏
34、湿法脱硫工艺技术成熟可靠，应用最广，适用于所有煤种和所有机组；石灰石石膏湿法脱硫工艺烟气和SO2处理量大，负荷适应性好；脱硫率高达99%，同时还具有较高的除尘能力。脱硫吸收剂价廉易得；运行成本低，脱硫副产物石膏可综合利用，无二次污染。相对而言，石灰石石膏湿法脱硫工艺由于工艺系统较复杂，工程初投资较大。但随着目前脱硫核心技术的引进、自主知识产权化和关键设备的生产已大部分实现国产化，因此，脱硫工程的单价下降较多，目前国内大型机组的脱硫单价已由最初的8001000元/kW下降至400500元/kW，因此，很适合于川维厂目前即将开展的脱硫工程改造。另外，在运行费用方面，石灰石石膏湿法脱硫工艺的运行费用
35、主要由电费、水费、吸收剂成本构成，此外，脱硫副产物石膏进行综合利用可以回收一部分运行成本费用。相对而言，石灰石石膏湿法脱硫工艺的运行费用较低。（3）硫资源的循环利用方面 如上述，石灰石石膏湿法脱硫工艺的脱硫副产物石膏可作为建筑装饰石膏板或水泥添加剂进行综合利用，且绝无二次污染，目前在市场上比较畅销。（4）脱硫吸收剂的供应方面川维厂附近的石灰石矿源储量丰富，且质量较优，石灰石石膏湿法脱硫工艺所需的吸收剂来源稳定，且价廉易得，完全可以确保石灰石石膏湿法脱硫装置的正常运行。 从以上的技术经济分析，以及结合国家产业政策和石化企业本身要求锅炉长周期正常运行的特点，可以认为：石灰石石膏湿法脱硫工艺技术具有
36、脱硫效率高、资源化技术日益成熟、符合循环经济原则等优势，是一种比较适合燃用高硫煤锅炉烟气脱硫改造的脱硫工艺。因此石灰石石膏湿法脱硫工艺技术是本工程推荐的烟气脱硫工艺技术。1.5 同方环境公司石灰石石膏湿法脱硫工艺技术特点同方环境公司的石灰石石膏湿法脱硫技术是在引进吸收奥地利能源及环境公司（AE&E）喷淋塔脱硫技术基础上，结合国内脱硫工程特点并总结公司40余个脱硫工程建设的实际经验，同时依托清华大学自有的技术优势，进一步开发创新、优化形成的。同样是喷淋塔技术，我们具有更多的优势。1.5.1 吸收塔设计与循环泵选型综合优化，降低脱离系统电耗吸收塔的设计直径与吸收塔空塔流速有关。一般来说，较高的空塔
37、流速可以降低循环泵的流量，减小循环泵电耗。但这也会增加了吸收塔压损。同方环境公司吸收塔综合考虑塔与循环泵的最优化设计，选取适当的空塔流速，降低脱硫系统总电耗。 下图表示了不同空塔流速下增压风机(本工程为引风机代增压风机)、循环泵及综合电耗的曲线。可以看到，空塔流速在1.8 m/s时，FGD综合电耗最低。在烟气入口流量增加10时，空塔流速约4.1 m/秒，吸收塔仍然可以保证在非常经济的工况下运行。图4-1：不同空塔流速下的电耗1.5.2 针对吸收塔浆池的大小，设计最佳的强制氧化方式亚硫酸钙的氧化是通过向反应池适当的位置注入氧化空气来实现的强制氧化。一般来说氧化空气喷嘴有两种设计方式排管式（见图4
38、-2）和喷枪式（见图4-3）。图4-2：排管式氧化空气喷嘴图4-3：喷枪式氧化空气喷嘴排管式氧化空气喷嘴是在插入吸收塔浆池内的多束管道上开孔的方式导入氧化空气。特点是系统简单，氧化空气在浆池断面上分布较为均匀，氧化空气的插入深度较低，氧化风机的出口压力要求低。喷枪式氧化空气喷嘴是在浆池搅拌器的的正前方导入氧化空气，通过搅拌器的作用使空气扩散到整个浆池。特点是氧化空气的插入深度较大，需要的氧化空气量比排管式小，氧化风机的出口压力要求高。图4-4是不同氧化空气插入深度对氧化空气的需求量的影响。图4-4：过剩空气系数从上图可知，氧化空气插入深度越深，氧化空气的利用率越高，对氧化空气的用量越低，但是对
39、氧化风机的出口压力要求越高。氧化空气喷嘴方式的选取需要综合考虑上述因素，并考虑到风机制造商的设备选型特点，在保证亚硫酸钙的有效氧化的条件下选取最优的氧化风机型号，降低电负荷。根据本项目特点，我们推荐采用排管式氧化空气喷嘴的模式。1.5.3 计算机模拟计算与模型试验相结合，最优化吸收塔及内部件的设计同方环境公司设计了18个直径序列的标准吸收塔，（9、 9.5、10、10.5、11 、11.5、12、12.5、13、11.5、14、14.5、15.3、16、17.5、18.4、19、20m）。对于每个序列的吸收塔我们都进行了计算机模拟计算与模型试验来优化吸收塔及其内部喷淋层的设计。目前，同方环境公
40、司在国内的业绩已经全面覆盖了上述直径序列的吸收塔，20多个项目已经通过了168试运行，脱硫效率均达到或超过了最初的设计值。4-5：吸收塔的内部流场分布计算模拟图1.5.4 控制脱硫塔烟气均匀流动技术同方环境公司根据AEE公司参考几十年设计FGD系统所获得的经验，通过计算机模拟设计，确定了吸收塔内喷淋层和喷嘴的布置、除雾器、烟气入口和烟气出口的位置，优化了PH值、L/G、石灰石化学当量比、氧化空气流量、浆液浓度、烟气流速等性能参数。初始设计 优化设计轴向流速分布模拟对比CFD仿真速度场模拟优化设计前 优化设计后轴向流速分布模拟对比模拟模型 试验模型试验和理论模型的比较1.5.5吸收塔的设计介绍吸
41、收塔高度尺寸的设计需要考虑的主要因素有： 浆液池正常高度H1 浆液池正常液位至吸收塔入口烟道下端面高度H2 吸收塔入口烟道高度H3 吸收塔入口烟道上端面至最下一层喷淋层高度H4 喷淋层间距H5 除雾器安装高度要求H6 吸收塔入口烟道高度H7吸收塔高度HH1+H2+H3+H4+H5*(n-1)+H6+H7n为喷淋层层数同方环境公司技术的喷淋塔设计，具有较大的吸收区域高度（H3/2+H4H5*(n-1)）。同时因为采用新型式的除雾器，便于除雾器的检修维护，同时降低降低除雾器安装高度要求H6，使得吸收塔的设计紧凑，能够有效减小烟气在吸收塔和烟道的阻力损失，降低脱硫电耗。吸收塔的吸收区域是指吸收塔入口烟道中心线以上至最高一层喷淋层中心线中间的区域。喷淋的浆液在该区域对含硫烟气进行洗涤。充分的吸收区域高度可以保证较高的脱硫率。在满足同样脱硫率的要求下，这个高度越高，所需要的循环泵流量就越低，这可以降低循环泵流量及电耗，从而降低吸收塔压损。同方环境公司的吸收塔设计空间紧凑合理，易于检修。吸收塔在保证较高吸收区域高度的情况下，尽量减小烟气在吸收塔和烟