中國成品油脫硫技術研究報告

1、脫硫技術第一章 現(xiàn)有可用的脫硫技術根據(jù)控制SO2排放的工藝在煤炭燃燒過程中的位置，可將脫硫技術分為燃燒前、燃燒中和燃燒后三種。燃燒前脫硫主要是選煤、煤氣化、液化和水煤漿技術；燃燒中脫硫指的是低污染燃燒、型煤和流化床燃燒技術；燃燒后脫硫也即所謂的煙氣脫硫技術。煙氣脫硫技術是目前在世界上唯一大規(guī)模商業(yè)化應用的脫硫方式，其它方法還不能在經(jīng)濟、技術上與之競爭。1.1國外煙氣脫硫技術現(xiàn)狀世界各國研究開發(fā)和商業(yè)應用的煙氣脫硫技術估計超過200種。按脫硫產(chǎn)物是否回收，煙氣脫硫可分為拋棄法和再生回收法，前者脫硫混合物直接排放，后者將脫硫副產(chǎn)物以硫酸或硫磺等形式回收。按脫硫產(chǎn)物的干濕形態(tài)，煙氣脫硫又可分為濕法、

2、半干法和干法工藝。濕法煙氣脫硫工藝濕法煙氣脫硫工藝絕大多數(shù)采用堿性漿液或溶液作吸收劑，其中石灰石或石灰為吸收劑的強制氧化濕式脫硫方式是目前使用最廣泛的脫硫技術。石灰石或石灰洗滌劑與煙氣中SO2反應，反應產(chǎn)物硫酸鈣在洗滌液中沉淀下來，經(jīng)分離后即可拋棄，也可以石膏形式回收。目前的系統(tǒng)大多數(shù)采用了大處理量洗滌塔，300MW機組可用一個吸收塔，從而節(jié)省了投資和運行費用。系統(tǒng)的運行可靠性已達99%以上，通過添加有機酸可使脫硫效率提高到95%以上。其它濕式脫硫工藝包括用鈉基、鎂基、海水和氨作吸收劑，一般用于小型電廠和工業(yè)鍋爐。以海水為吸收劑的工藝具有結(jié)構簡單、不用投加化學品、投資小和運行費用低等特點。氨洗

3、滌法可達很高的脫硫效率，副產(chǎn)物硫酸銨和硝酸銨是可出售的化肥。1.1.2半干法煙氣脫硫工藝噴霧干燥法屬于半干法脫硫工藝。該工藝于70年代初至中期開發(fā)成功，第一臺電站噴霧干燥脫硫裝置于1980年在美國北方電網(wǎng)的河濱電站投入運行，此后該技術在美國和歐洲的燃煤電站實現(xiàn)了商業(yè)化。該法利用石灰漿液作吸收劑，以細霧滴噴入反應器，與SO2邊反應邊干燥，在反應器出口，隨著水分蒸發(fā)，形成了干的顆?；旌衔铩Ｔ摳碑a(chǎn)物是硫酸鈣、硫酸鹽、飛灰及未反應的石灰組成的混合物。噴霧干燥技術在燃用低硫和中硫煤的中小容量機組上應用較多。當用于高硫煤時石灰漿液需要高度濃縮，因而帶來了一系列技術問題，同時由于石灰脫硫劑的成本較高，也影響

4、了其經(jīng)濟性。但是近年來，燃用高硫煤的機組應用常規(guī)旋轉(zhuǎn)噴霧技術的比例有所增加。噴霧干燥法可脫除70-95%的SO2，并有可能提高到98%，但副產(chǎn)物的處理和利用一直是個難題。1.1.3干法脫硫工藝干法脫硫工藝主要是噴吸收劑工藝。按所用吸收劑不同可分為鈣基和鈉基工藝，吸收劑可以干態(tài)、濕潤態(tài)或漿液噴入。噴入部位可以為爐膛、省煤器和煙道。當鈣硫比為2時，干法工藝的脫硫效率可達50-70%，鈣利用率達50%。這種方法較適合老電廠改造，因為在電廠排煙流程中不需要增加什么設備，就能達到脫硫目的。再生工藝有些已具有商業(yè)可行性，但尚未被廣泛采用。由于反應后的吸收劑需經(jīng)加熱和化學反應后重新使用，產(chǎn)物需要回收，因此成

5、本較高，工藝復雜。SO2/NOx聯(lián)合脫除工藝多數(shù)處于開發(fā)階段，只是在一些燃中硫或低硫煤電廠得以商業(yè)應用。這類工藝可分為固體吸收/再生法，氣固催化法，電子束法，噴堿法，濕式SO2/NOx聯(lián)合脫除技術等。這里要特別提到的是煙氣循環(huán)流化床脫硫工藝。該技術在最近幾年中已有所發(fā)展，不但用戶增多，同時單機的煙氣處理能力也比過去增大了很多。該工藝已達到工業(yè)化應用的水平，主要是由德國Lurgi公司、德國Wulff公司和丹麥F.L.Smith公司開發(fā)的。該工藝流程主要是由吸收劑制備系統(tǒng)、吸收塔吸收系統(tǒng)、吸收劑再循環(huán)系統(tǒng)、除塵器以及儀表控制系統(tǒng)等部分組成。鍋爐排出的未處理的煙氣從流化床的底部進入吸收塔。煙氣經(jīng)過文

6、丘里管后速度加快，并與很細的吸收粉末互相混合。經(jīng)脫硫后帶有大量固體顆粒的煙氣由吸收塔的頂部排出。排出的煙氣進入吸收劑再循環(huán)除塵器中，大部分煙氣中的固體顆粒都被分離出來，然后返回吸收塔中被循環(huán)使用。該工藝在德國Solvay公司的自備電廠和Siersdorf電廠使用，運行良好。該工藝的主要特點是系統(tǒng)簡單可靠性高、脫硫效率高與濕法相當、占地小，特別適用于電廠的改造。據(jù)調(diào)查，1992年末全世界17個國家燃煤電廠已安裝各種FGD裝置646套，總裝機容量達167GW，其中美國308套，德國208套，日本51套。濕式脫硫工藝占世界安裝FGD的機組總?cè)萘康?1.8%，其中一半以上副產(chǎn)物是石膏；噴霧干燥法次之，

7、占10.5%；噴吸收劑工藝占3.2%，主要用于中小型鍋爐的改造；再生工藝在德國和美國建成17套，共4.7GW；SO2/NOx聯(lián)合脫除工藝有18套，總?cè)萘繛?.0GW。據(jù)英國IEA報告統(tǒng)計，濕式工藝用于燃煤含硫量小于1%的裝置占23%，用于含硫量1-2%的占28%，用于含硫量大于2%的占48%；噴霧干燥法用于燃煤含硫量小于1%的裝置占22%，用于含硫量1-2%的占47%，用于含硫量大于2%的占31%；吸收劑噴射工藝用于燃煤含硫量大于1%的裝置占67%，用于含硫量1-2%的占22%，用于含硫量大于2%的占11%。1.2國內(nèi)脫硫技術現(xiàn)狀我國電力部門在七十年代就開始在電廠進行煙氣脫硫的研究工作，先后進

8、行了亞鈉循環(huán)法（W-L法）、含碘活性炭吸咐法、石灰石-石膏法等半工業(yè)性試驗或現(xiàn)場中間試驗研究工作。進入八十年代以來，電力工業(yè)部門開展了一些較大規(guī)模的煙氣脫硫研究開發(fā)工作。同時，近年來我國也加大了煙氣脫硫技術的引進力度。1.2.1試驗研究項目1.2.1.1湖南省會同發(fā)電廠亞鈉循環(huán)法半工業(yè)性試驗（19781981）亞鈉循環(huán)法（W-L法）煙氣脫硫工藝是以亞硫酸鈉為吸收劑，在低溫條件下（60）吸收煙氣中SO2，生成亞硫酸氫納，以實現(xiàn)煙氣脫硫。當溶液中的SO2達到一定飽和程度后，加熱至140以上，亞硫酸氫鈉分解，產(chǎn)生SO2。由于水的蒸發(fā)而使亞硫酸鈉結(jié)晶，亞硫酸鈉結(jié)晶經(jīng)溶解后再用作吸收劑。因亞硫酸鈉循環(huán)使

9、用，故稱之為“亞鈉循環(huán)法”。將分解蒸發(fā)出的SO2與水蒸汽混合物，經(jīng)冷凝、冷卻、過濾和干燥，除去水份，從而獲得純SO2，以實現(xiàn)SO2回收。1.2.1.2上海閘北電廠石灰石石膏法現(xiàn)場中間試驗（19771979）該工藝采用石灰石作為吸收劑，副產(chǎn)物為石膏。系統(tǒng)的主要特點是采用了不同pH值進行兩級吸收，在低pH值下向槽中鼓入空氣，把亞硫酸鈣強制氧化成硫酸鈣。1.2.1.3湖北松木坪電廠活性炭吸咐脫硫中間試驗（19791981）該工藝是采用含碘0.43%的活性炭吸附煙氣中的SO2，在煙氣中過剩氧和水作用下，可催化氧化成硫酸。通過水分充分洗滌可獲得稀硫酸。1.2.1.4四川豆壩電廠磷銨肥法煙氣脫硫中間試驗（

10、19851990）磷銨肥法（PAFP法）煙氣脫硫工藝采用二級吸收，第一級采用活性炭吸附，脫除煙氣中部分SO2制得30%的稀硫酸。然后，用此硫酸分解磷灰石，用氨中和磷酸，獲得復合肥料。再用復合肥料脫除活性炭中未能吸收的SO2，最終產(chǎn)物為磷酸氫二銨和硫銨。1.2.1.5四川白馬電廠旋轉(zhuǎn)噴霧干燥脫硫試驗工程（19921993）旋轉(zhuǎn)噴霧干燥（LSD法）脫硫工藝是利用噴霧干燥的原理。吸收劑漿液以霧狀形式噴入吸收塔內(nèi)，吸收劑在與煙氣中SO2發(fā)生化學反應過程中，不斷吸收煙氣中的熱量，使吸收劑中水份蒸發(fā)，脫硫產(chǎn)物以干態(tài)形式排放。1.2.1.6貴陽電廠文丘里水膜除塵器脫硫中間試驗（19921993）該工藝是利用

11、現(xiàn)有電廠的水膜除塵器，進行必要的改造，增加脫硫吸收劑制備、噴淋及循環(huán)氧化等設施，在同一設備中實施除塵脫硫一體化。該工藝在文丘里水膜除塵器喉部噴入鈣基吸收劑，脫除煙氣中部分二氧化硫和粉塵后進入循環(huán)氧化槽，再泵入捕滴器內(nèi)進一步脫硫、除塵。新鮮吸收劑定量補入循環(huán)槽內(nèi)，脫硫產(chǎn)物經(jīng)強制氧化后排入原有除塵灰系統(tǒng)。1.2.2工業(yè)示范工藝近年來，我國電力工業(yè)部門在煙氣脫硫技術引進工作方面加大了力度。對目前世界上電廠鍋爐較廣泛采用的脫硫工藝建造了示范工程，這些脫硫工藝主要有：1)石灰石石膏濕法煙氣脫硫工藝2)簡易石灰石石膏濕法煙氣脫硫工藝3)旋轉(zhuǎn)噴霧半干法煙氣脫硫工藝（LSD法）4)海水煙氣脫硫工藝5)爐內(nèi)噴鈣

12、加尾部增濕活化工藝（LIFAC法）6)電子束煙氣脫硫工藝（EBA）7)循環(huán)流化床鍋爐脫硫工藝（鍋爐CFB）1.2.2.1石灰石石膏濕法煙氣脫硫工藝石灰石（石灰）石膏濕法煙氣脫硫工藝主要是采用廉價易得的石灰石或石灰作為脫硫吸收劑，石灰石經(jīng)破碎磨細成粉狀與水混合攪拌制成吸收漿液。當采用石灰作為吸收劑時，石灰粉經(jīng)消化處理后加水攪拌制成吸收漿液。在吸收塔內(nèi)，吸收漿液與煙氣接觸混合，煙氣中的二氧化硫與漿液中的碳酸鈣以及鼓入的氧化空氣進行化學反應被吸收脫除，最終產(chǎn)物為石膏。脫硫后的煙氣依次經(jīng)過除霧器除去霧滴，加熱器加熱升溫后，由增壓風機經(jīng)煙囪排放，脫硫渣石膏可以綜合利用。該工藝的反應機理為：（1） 吸收劑

13、為石灰吸收：SO2(g)SO2(l)+H2OH+HSO3-H+SO32-溶解：Ca(OH)2(s) Ca2+2OH- CaSO3（s）Ca2+SO32-中和：OH-+H+H2O OH-+HSO3-SO32-+H2O氧化：HSO3-+1/2O2SO32-+H+ SO32-+1/2O2SO42-結(jié)晶：Ca2+SO32-+1/2H2OCaSO31/2H2O(s) Ca2+SO42-+2H2OCaSO42H2O(s)（2） 吸收劑為石灰石吸收：SO2(g)SO2(l)+H2OH+HSO3-H+SO32-溶解：CaCO3（s）+H+Ca2+HCO3-中和：HCO3-+H+CO2（g）+H2O氧化：HSO

14、3-+1/2O2SO32-+H+ SO32-+1/2O2SO42-結(jié)晶：Ca2+SO32-+1/2H2OCaSO31/2H2O(s) Ca2+SO42-+2H2OCaSO42H2O(s)在我國，重慶珞璜電廠首次引進了日本三菱公司的石灰石石膏濕法脫硫工藝，脫硫裝置與兩臺360MW燃煤機組相配套。機組燃煤含硫量為4.02%，脫硫裝置入口煙氣二氧化硫濃度為3500ppm，設計脫硫效率大于95%。從最近幾年電廠的運行情況來看，該工藝的脫硫效率很高，環(huán)境特性很好。不過，設備存在一定的結(jié)垢現(xiàn)象，防腐方面的研究也有待加強。該工藝的流程圖見下圖。最近，利用德國政府軟貸款的重慶、半山和北京第一熱電廠脫硫工程的各

15、項工作正有條不紊的展開，預計到2000年底投入運行。.2簡易石灰石石膏濕法煙氣脫硫工藝簡易石灰石石膏濕法煙氣脫硫工藝的脫硫原理和普通濕法脫硫基本相同，只是吸收塔內(nèi)部結(jié)構簡單（采用空塔或采用水平布置），省略或簡化換熱器，因而和普通的濕法相比，具有占地面積小、設備成本低、運行及維護費用少等優(yōu)點。我國太原第一熱電廠引進了日立高速平流濕法脫硫工藝，處理氣量60萬m3/h，為來自300MW機組的三分之二煙氣量，其入口SO2濃度為2000ppm，吸收劑采用石灰石，系統(tǒng)可達80-90%的脫硫效率，自裝置投入運行以來，系統(tǒng)可靠性較好。該工藝的流程圖見下圖。另外，重慶市長壽化工總廠引進了日本千代田化工建設株式會

16、社噴氣沸騰式簡易脫硫裝置，吸收劑為廢電石渣，裝置脫硫效率為70%以上；山東維坊化工總廠熱電分廠引進的是日本三菱重工的簡易濕式石灰石膏法，脫硫劑為本廠的廢電石渣，脫硫率為82%。.3旋轉(zhuǎn)噴霧半干法煙氣脫硫工藝旋轉(zhuǎn)噴霧半干法煙氣脫硫工藝也是目前應用較廣的一種煙氣脫硫技術，其工藝原理是以石灰為脫硫吸收劑，石灰經(jīng)消化并加水制成消石灰乳，消石灰乳由泵打入位于吸收塔內(nèi)的霧化裝置，在吸收塔內(nèi)，被霧化成細小液滴的吸收劑與煙氣混合接觸，與煙氣中的二氧化硫發(fā)生化學反應生成CaSO3，煙氣中的二氧化硫被脫除。該工藝反應機理為：SO2+H2OH2SO3 Ca(OH)2+ H2SO3CaSO3+2H2OCaSO3在微滴

17、中過飽和沉淀析出：CaSO3（l）CaSO3（g）CaSO3氧化成CaSO4：CaSO3（l）+1/2H2OCaSO4（l）CaSO4溶解毒極低會迅速析出：CaSO4（l）CaSO4（g）與此同時，吸收劑帶入的水分迅速被蒸發(fā)而干燥，煙氣溫度隨之降低。脫硫產(chǎn)物及未被利用的吸收劑以干燥的顆粒物形式隨煙氣帶出吸收塔，進入除塵器被收集下來，可以在筑路中用于路基。脫硫后的煙氣經(jīng)除塵器除塵后排放。為了提高脫硫吸收劑的利用率，一般將部分脫硫灰加入制漿系統(tǒng)進行循環(huán)利用。流程圖見下圖。我國于1984年在四川內(nèi)江白馬電廠建成了第一套旋轉(zhuǎn)噴霧半干法煙氣脫硫小型試驗裝置，處理氣量為3400m3N/hr。于1990年1

18、月在白馬電廠建成了一套中型試驗裝置，處理氣量70000m3N/hr，進口SO2濃度3000ppm。經(jīng)連續(xù)運行考核，Ca/S為1.4時，脫硫率可達到80%以上。1993年，日本開始援助山東黃島電廠4號機組引進三菱重工旋轉(zhuǎn)噴霧干燥脫硫工藝，裝置于1994安裝制造完畢，1995年開始試車，處理氣量為30萬m3/h，入口SO2濃度為2000ppm，設計效率為70%。該套設備曾因噴霧干燥脫硫吸收塔內(nèi)壁出現(xiàn)沉積結(jié)垢而造成系統(tǒng)運行故障。通過采取降低處理煙氣量等措施，使系統(tǒng)運行恢復正常。.4海水煙氣脫硫工藝海水煙氣脫硫工藝是利用海水的堿度達到脫除煙氣中的二氧化硫的一種脫硫方法。煙氣經(jīng)除塵器除塵后，由增壓風機送

19、入氣氣換熱器中的熱側(cè)降溫，然后送入吸收塔。在脫硫吸收塔內(nèi)，與來自循環(huán)冷卻系統(tǒng)的大量海水接觸，煙氣中的二氧化硫被吸收反應脫除。脫除二氧化硫后的煙氣經(jīng)換熱器升溫，由煙道排放。該工藝的反應機理：SO2+H2OH2SO3H2SO3H+HSO3-HSO3-H+SO32-SO32-+1/2O2SO42-H+CO32-HCO3-HCO3-+H+H2CO3CO2+H2O洗滌后的海水經(jīng)處理后排放。此工藝是最近幾年才發(fā)展起來的新技術。在我國，深圳西部電廠的一臺300MW機組海水脫硫工藝，得到了國家環(huán)保總局和國家電力公司的批準，作為海水脫硫試驗示范項目開始實施，在運行過程中開展相應的跟蹤和試驗研究工作。目前，該示范

20、工程已投入商業(yè)運行，運行的可靠性高。該工藝的流程圖見下圖。.5爐內(nèi)噴鈣加尾部增濕活化脫硫工藝爐內(nèi)噴鈣加尾部增濕活化工藝（簡稱LIFAC工藝）是在爐內(nèi)噴鈣脫硫工藝的基礎上在鍋爐尾部增設了增濕段，以提高脫硫效率。該工藝多以石灰石粉為吸收劑，石灰石粉由氣力噴入爐膛850-1150溫度區(qū)，石灰石受熱分解為氧化鈣和二氧化碳，氧化鈣與煙氣中的二氧化硫反應生成亞硫酸鈣。由于反應在氣固兩相之間進行，收到傳質(zhì)過程的影響，反應速度較慢，吸收劑利用率較低。在尾部增濕活化反應內(nèi)，增濕水以霧狀噴入，與未反應的氧化鈣接觸生成Ca(OH)2進而與煙氣中的二氧化硫反應，進而再次脫除二氧化硫。當Ca/S為2.5及以上時，系統(tǒng)脫

21、硫率可達到65%-80%。該工藝的反應機理為：第一階段反應（爐內(nèi)噴鈣）： CaSO3CaO+CO2CaO+CO2CaSO3CaO+SO2+1/2O2CaSO4第二階段反應（尾部增濕）：CaO+H2OCa(OH)2SO2+H2OH2SO3Ca(OH)2+ H2SO3CaSO3+2H2O煙氣脫硫后，由于增濕水的加入煙氣溫度下降（只有55-60，一般控制出口煙氣溫度高于露點10-15，增濕水由于煙溫加熱被迅速蒸發(fā)，未反應的吸收劑、反應產(chǎn)物呈干燥態(tài)隨煙氣排出，被除塵器收集下來。由于脫硫過程對吸收劑的利用率很低，脫硫副產(chǎn)物是以不穩(wěn)定的亞硫酸鈣為主的脫硫灰，副產(chǎn)物的綜合利用受到一定的影響。南京下關發(fā)電廠2

22、125MW機組全套引進芬蘭IVO公司的LIFAC工藝技術，鍋爐的含硫量為0.92%，設計脫硫效率為75%。目前，兩臺脫硫試驗裝置已投入商業(yè)運行，運行的穩(wěn)定性及可靠性均較高。該工藝的流程圖見下圖。.6電子束煙氣脫硫工藝（EBA法）電子束煙氣脫硫工藝是一種物理方法和化學方法相結(jié)合的高新技術。本工藝的流程是由排煙預除塵、煙氣冷卻、氨的沖入、電子束照射和副產(chǎn)品捕集工序組成。鍋爐所排出的煙氣，經(jīng)過集塵器的粗濾處理之后進入冷卻塔，在冷卻塔內(nèi)噴射冷卻水，將煙氣冷卻到適合于脫硫、脫硝處理的溫度（約70）。煙氣的露點通常約為50，被噴射呈霧狀的冷卻水在冷卻塔內(nèi)完全得到蒸發(fā)，因此，不產(chǎn)生任何廢水。通過冷卻塔后的煙

23、氣流進反應器，在反應器進口處將一定的氨氣、壓縮空氣和軟水混合噴入，加入氨的量取決于SOx和NOx濃度，經(jīng)過電子束照射后，SOx和NOx在自由基的作用下生成中間物硫酸和硝酸。然后硫酸和硝酸與共存的氨進行中和反應，生成粉狀顆粒硫酸銨和硝酸銨的混合體。該工藝的反應機理為：N2、O2、H2OOH、O、H2O、NSO2+2OHH2SO4SO2+O+ H2OH2SO4NOx+O+OHHNO3H2SO4+NH3(NH4)2SO4HNO3+ NH3NH4NO3反應所生成的硫酸銨和硝酸銨混合微粒被副成品集塵器所分離和捕集，經(jīng)過凈化的煙氣升壓后向大氣排放。成都熱電廠和日本荏原制作所合作建造了的電子束脫硫工藝裝置，

24、該裝置的處理煙氣量為300,000m3N/hr，二氧化硫的濃度為5148mg/m3，設計脫硫率為80%。目前，該工藝裝置已投入運行，運行的穩(wěn)定性及設備狀況均較佳。該工藝的流程圖見下圖。.7循環(huán)流化床鍋爐脫硫工藝（鍋爐CFB）循環(huán)流化床鍋爐脫硫工藝是近年來迅速發(fā)展起來的一種新型煤燃燒脫硫技術。其原理是燃料和作為吸收劑的石灰石粉送入燃燒室中部送入，氣流使燃料顆粒、石灰石粉和灰一起在循環(huán)流化床強烈擾動并充滿燃燒室，石灰石粉在燃燒室內(nèi)裂解成氧化鈣，氧化鈣和二氧化硫結(jié)合成亞硫酸鈣，鍋爐燃燒室溫度控制在850左右，以實現(xiàn)反應最佳。該工藝的反應機理為：S+O2SO2CaCO3CaO+CO2Ca+SO2CaS

25、O3反應的Ca/S達到2.0左右時，脫硫率可達90%以上。四川內(nèi)江高壩電廠引進了芬蘭的410t/hr循環(huán)流化床鍋爐，目前已投入了運行。第二章 脫硫工藝的技術經(jīng)濟分析世界各國研究開發(fā)的煙氣脫硫技術已有很多種，而真正投入商業(yè)運行的脫硫工藝只有十幾種，其中最為常見的是石灰石石膏濕法煙氣脫硫工藝、簡易石灰石石膏濕法煙氣脫硫工藝、煙氣循環(huán)流化床脫硫工藝（常規(guī)CFB）、旋轉(zhuǎn)噴霧半干法煙氣脫硫工藝、海水煙氣脫硫工藝、爐內(nèi)噴鈣加尾部增濕活化工藝、電子束煙氣脫硫工藝、循環(huán)流化床鍋爐脫硫工藝等。根據(jù)這些工藝的運行情況，對其進行技術經(jīng)濟分析比較，可以看出各種工藝之間的差異。2.1煙氣脫硫的技術分析可以在很多方面對各

26、種煙氣脫硫工藝技術進行分析。一般情況下，煙氣脫硫工藝的技術分析將依據(jù)技術成熟度、技術性能和環(huán)境特性等三個方面。技術成熟度指標根據(jù)該技術目前所處的開發(fā)階段，分為實驗室、中試、示范和商業(yè)化四個階段。技術性能指標反映技術的綜合性能，對煙氣脫硫而言，還包括脫硫效率、處理能力、技術復雜程度、占地面積、再熱需要和副產(chǎn)品利用等。環(huán)境特性根據(jù)處理后煙氣的二氧化硫排放量進行評價，按其平均值與排放標準進行比較分為很好、好、中等和不好四個等級，低于標準的評為很好，達到標準的為好，接近標準的為中等，達不到標準的為不好。對各種脫硫工藝的技術進行了綜合評價，具體情況見表2.1、表2.2。從表2.1和表2.2可以看出，我國

27、已加大了煙氣脫硫技術的引進工作。目前已有好幾套脫硫工藝在可靠、有效地運行。從技術的角度來說，引進的脫硫技術都比較成熟，流程比較合理，但是在脫硫效率、副產(chǎn)品的利用、電耗以及占地面積等方面有所不同。石灰石-石膏濕法脫硫工藝占地面積較多、電耗也很大，但是它的脫硫效率很高；干法/半干法工藝較簡單，電耗低、占地面積也??；海水脫硫工藝電耗較高，但是流程簡單，使用海水作吸收劑，大大節(jié)省了運行費用。表2.1 煙氣脫硫技術的綜合評價（1）表2.2煙氣脫硫技術的綜合評價（2）2.2煙氣脫硫的經(jīng)濟分析國內(nèi)目前大約只有2500MW燃煤機組安裝了煙氣脫硫裝置，所配備的裝置大多從國外引進，處于示范階段，報道的各種技術的經(jīng)

28、濟參數(shù)缺乏統(tǒng)一的基準。通過建立統(tǒng)一的評價方法和指標體系，根據(jù)脫硫費用現(xiàn)有資料，綜合考慮貼現(xiàn)、漲價等經(jīng)濟因素，對各種技術作出的初步經(jīng)濟分析見表2.3。表中費用已折合為1998年價。表2.3 煙氣脫硫技術經(jīng)濟分析* 分號前的數(shù)值表示機組產(chǎn)生的煙氣量，后面的數(shù)值表示經(jīng)過脫硫處理的煙氣量。另外，通過對煙氣脫硫經(jīng)濟性指標分析也可以看出各種工藝之間的差異。煙氣脫硫經(jīng)濟性指標是指對煤炭燃燒和轉(zhuǎn)化技術選用折合為每噸煤每年的初投資和每噸煤的加工費用，對煙氣脫硫選用FGD占電站裝機總投資的比例和單位脫硫成本作為綜合經(jīng)濟性能評價的標準。各種煙氣脫硫工藝的經(jīng)濟性能的比較見表2.4。表2.4 脫硫工藝的經(jīng)濟性能比較通過

29、對FGD投資-運行費用的參數(shù)敏感性分析表明，脫硫機組燃煤含硫量在1.5%至3.5%間變化時，各種技術的投資和對電力成本的影響大小見圖2.1和圖2.2。平均而言，濕式石灰石石膏法投資占電廠投資的比例最高，約為16%，最低的是爐內(nèi)噴鈣尾部增濕工藝，只占5%；每脫一噸二氧化硫的運行成本，濕法為1100元左右，干法/半干法為800元左右，而再生法要高一些，但有副產(chǎn)品回收。電廠脫硫?qū)⒃斐呻娏ιa(chǎn)成本的提高，機組安裝濕式FGD后的單位發(fā)電成本要增加0.02-0.03元/kWh，安裝干式FGD后的單位發(fā)電成本要增加0.01-0.02元/kWh。脫硫資金和脫硫造成的運行費用可通過提高電價以及提高取暖收費等方式

30、轉(zhuǎn)嫁給用戶，由用戶承擔。就全國情況看，發(fā)電成本取上限0.03元/kWh計，考慮到2000年安裝脫硫機組容量達3080萬kW（發(fā)電量為1727億度），相應的年新增脫硫成本為51.8億元。若將此新增成本攤?cè)胝麄€電網(wǎng)系統(tǒng)，按規(guī)劃到2000年發(fā)電機組總?cè)萘繛?.9億度kW，全國發(fā)電量為1.3萬億度，則相當于電網(wǎng)成本增加了0.004元/kWh。電價上漲0.004元/kWh不會對工業(yè)和居民生活帶來嚴重的影響。通過以上的技術、經(jīng)濟和綜合分析，燃煤二氧化硫控制的可用技術應優(yōu)先考慮以下的幾項脫硫工藝技術。1）簡易濕法/干法脫硫技術：濕法技術包括簡易石灰石-石膏和水膜除塵器簡易脫硫工藝兩大類，一般可達60-70%

31、脫硫效率，同時它們投資小、占地面積小，尤其后者適用于老機組的改造。干法主要是指煙氣循環(huán)流化床脫硫工藝。該工藝系統(tǒng)簡單可靠性好、脫硫效率高可與濕法相當、鍋爐負荷變化時常規(guī)CFB系統(tǒng)仍能正常工作、占地面積小，特別適用老機組的改造，脫硫副產(chǎn)品不會造成二次污染。2）吸收劑噴射脫硫：吸收劑噴射脫硫技術按噴射位置可分為爐內(nèi)噴射、省煤器噴射和煙道噴射（包括噴吸收劑并增濕和煙道噴漿），以及這些工藝的組合。這類工藝投資較低、占地小，主要用于老廠的改造。3）旋轉(zhuǎn)噴霧干燥脫硫：用旋轉(zhuǎn)噴霧器向脫硫塔內(nèi)噴射石灰漿脫硫，一般用于中、低硫煤，也可用于高硫煤，脫硫效率90%左右。4）濕法石灰石-石膏法：該技術是目前國外應用最

32、廣的煙氣脫硫工藝，其特點是脫硫效率高（大于90%），吸收劑利用率高（大于90%），設備運轉(zhuǎn)率高，但初投資和運轉(zhuǎn)費比干法和半干法和簡易濕法高得多。5）循環(huán)流化床燃燒脫硫技術：該技術在國外已屬商業(yè)化技術，在國內(nèi)已進行示范和應用。第三章 火電廠煙氣脫硫工藝的選擇3.1脫硫工藝的選擇對任何一個需要進行脫硫工程的電廠，應該根據(jù)工程項目的要求和相關的約束條件，在充分考慮電廠的實際情況（如：場地條件、空間條件、機組狀況、資源狀況等）的基礎上，進行煙氣脫硫工藝方案的選擇。確定工藝的基礎參數(shù)脫硫工藝的基礎參數(shù)主要包括煙氣量、煙溫、二氧化硫的含量、脫硫效率、排煙溫度等。根據(jù)工程的具體情況說明主要工藝參數(shù)和裕度的選

33、取原則和依據(jù)。3.1.2脫硫工藝方案的選擇提出煙氣脫硫工藝方案可供選擇的幾種方案，進行技術經(jīng)濟比較后，提出推薦方案。根據(jù)工程具體情況，必要時應對原煤洗煤、循環(huán)流化床燃燒、爐內(nèi)脫硫和煙氣脫硫等進行多方案的比較，并編寫專題報告。在脫硫工藝方案的選擇中，應主要考慮的方面如下：1、吸收劑的利用率；2、吸收劑：可獲得性、操作性、危害性等3、副產(chǎn)品：可利用性、操作性等；4、對現(xiàn)有設備的影響：鍋爐、灰收集及處理系統(tǒng)、風機、煙囪；5、對機組運行方式的適應性，適用性、能耗；6、場地布置、占用的場地、場地的改造難度；7、對環(huán)境的影響、廢水的排放、灰場的占用、周圍生態(tài)環(huán)境；8、工藝的成熟程度等。3.2脫硫工藝的選擇

34、舉例3.2.1貴溪發(fā)電廠1號爐125MW機組脫硫示范工程3.2.1.1項目概況貴溪發(fā)電廠1號爐脫硫試驗工程是國家“九五”科技攻關課題“中小型燃煤電站水膜除塵器脫硫技術與裝備研究”的全尺寸工業(yè)性試驗工程，是目前我國擁有自主知識產(chǎn)權、在燃煤電廠中應用的、裝機容量最大的（125MW）煙氣脫硫工程。其配套的脫硫工藝是由國家電力公司電力環(huán)保研究所根據(jù)我國中小型燃煤機組脫硫技術的發(fā)展方向，經(jīng)過近10年的研究開發(fā)，歷經(jīng)實驗室研究、關鍵設備的攻關、工藝參數(shù)的優(yōu)化研究、小型試驗、中間工業(yè)性試驗等，最終形成的以文丘里水膜除塵器為基礎、集脫硫除塵于一體的簡易濕法煙氣脫硫工藝。3.2.1.2建設條件一期工程4臺鍋爐均

35、為上海鍋爐廠制造的SG-400/140型超高壓中間再熱式鍋爐，蒸發(fā)量400噸/小時。汽機為N125-135/550/550型，出力125MW。發(fā)電機為QFS-125-2，出力125MW。每臺爐配4臺文丘里噴管濕式麻石除塵器，文丘里喉管截面尺寸為1700650mm，捕滴器內(nèi)徑4100mm。單臺處理氣量為177000213000m3/h，設計除塵效率為95%?，F(xiàn)4號爐4臺水膜除塵器已改為電除塵器。每爐配2臺Y-73-1128D型引風機，額定風量410000m3/h，全壓405mmH2O。四臺爐合用一座煙囪，高180米，出口內(nèi)徑5.79米。電廠現(xiàn)有四臺煤粉爐均為水力排渣槽排渣。1、2、3號爐為文丘里

36、水膜除塵器除塵。4號爐為電除塵器除塵，目前主要采用干除濕排，部分排灰用來制磚，年綜合利用灰量約為6500噸。全廠輸灰系統(tǒng)采用水力輸灰，灰渣混排?；以鼭{經(jīng)灰渣溝混合自流至灰漿池，再匯入經(jīng)中和池中和的化學廢水及生產(chǎn)區(qū)生活用水，由灰渣泵輸送至灰場。全廠灰渣排量為92.6噸/小時，灰水量約1897.6噸/小時，灰水比1:20?；以眯吞枮?50ZJ-75，設計流量1100m3/h，揚程91.9米?；夜苤睆綖?3010mm，管內(nèi)灰水呈弱酸性，灰場排出水，有時呈堿性，pH值在9左右，灰管無結(jié)垢現(xiàn)象。3.2.1.3工藝選擇工藝的選擇主要從以下幾個方面考慮：1、吸收劑的利用率；2、吸收劑：可獲得性、操作性、危

37、害性等3、副產(chǎn)品：可利用性、操作性等；4、對現(xiàn)有設備的影響：鍋爐、灰收集及處理系統(tǒng)、風機、煙囪；5、對機組運行方式的適應性，適用性、能耗；6、場地布置、占用的場地、場地的改造難度；7、對環(huán)境的影響、廢水的排放、灰場的占用、周圍生態(tài)環(huán)境；8、工藝的成熟程度等。綜合考慮，確定貴溪發(fā)電廠1號爐125MW機組脫硫示范工程工藝采用文丘里水膜除塵器簡易濕法脫硫工藝，吸收劑采用石灰。3.2.2南昌電廠2125MW機組脫硫工程3.2.2.1項目概況南昌發(fā)電廠位于南昌市東北郊七里街，贛江南岸，距市中心3公里。有專門的公路相通，水路交通以贛江為主。地理位置優(yōu)越，水陸交通十分便利。電廠總裝機容量為250MW（212

38、5MW），是華中電網(wǎng)主力廠之一，它配 2臺420噸/小時燃煤鍋爐。該電廠燃用中低硫煤，但由于電廠裝機容量較大，煙氣污染源集中。另外，南昌發(fā)電廠屬于城市電廠，隨著新的火電廠污染物排放標準的實施，火電廠污染物的排放要求越來越嚴格。江西省電力公司、南昌發(fā)電廠認識到在南昌發(fā)電廠實施脫硫的必要性和重要性，與國電環(huán)境保護研究所合作，針對南昌發(fā)電廠10號爐和11號爐的現(xiàn)狀立項進行脫硫試驗工程可行性研究。3.2.2.2建設條件南昌發(fā)電廠原有9爐8機，均為中壓機組1957年投產(chǎn)，現(xiàn)在都已超期報廢。電廠擴建10、11號兩臺高壓機組，分別于1988年和1989年投入運行，容量均為125MW，為該廠主力機組。南昌發(fā)電

39、廠10號、11號燃煤機組采用的是上海鍋爐廠生產(chǎn)的SG420/13.73-540/540-416M型中間再熱超高壓鍋爐，蒸發(fā)量420t/h，配125MW汽輪發(fā)電機組。兩臺鍋爐尾部配兩臺蘭州電力修造廠生產(chǎn)的LDI/LC-94.5-3單室單供電區(qū)三電場電除塵器。煙氣從空氣預熱器兩側(cè)引出后，分別經(jīng)單進口煙箱進入各自的甲、乙兩臺電除塵器，除塵后的煙氣經(jīng)單出口煙箱進入甲、乙兩臺引風機排入兩臺爐共用的煙囪，引風機型號各自為Y4-73-11NO.28D，風量455000m3/h，風壓4010Pa，煙囪高210米，出口直徑為5.5m。3.2.2.3工藝選擇根據(jù)煙氣脫硫工藝的選擇原則，并結(jié)合南昌電廠的實際情況，該

40、電廠脫硫工藝的選擇上可得出以下的結(jié)論：1）海水脫硫工藝在具備海水取排水條件和穩(wěn)定的海水水質(zhì)條件時才能獲得較高的脫硫效率。南昌電廠為內(nèi)陸電廠，沒有取用海水的條件，故不能采用海水脫硫工藝。2）電子束法脫硫工藝目前尚處于試驗研究階段，在成都熱電廠進行的煙氣脫硫試驗裝置的規(guī)模僅相當于100MW，還沒有在更大型機組上應用的業(yè)績和經(jīng)驗。從當?shù)貤l件來看，該工藝也不太適合南昌發(fā)電廠的煙氣脫硫工程。3）LIFAC工藝適用于對脫硫效率要求不高的中小型燃煤機組脫硫，同時對鍋爐爐膛要做必要的改造。噴霧干燥法脫硫工藝具有技術成熟，工藝流程較為簡單、系統(tǒng)可靠性較高，在吸收劑品位滿足要求且容易獲得時投資和運行費用相對較低的

41、特點。該工藝已具有在大型發(fā)電機組上應用的業(yè)績，脫硫效率可以達到85%，但是在南昌地區(qū)用作噴霧干燥法脫硫的吸收劑的供應與產(chǎn)物的處理和利用難以實現(xiàn)。4）石灰石-石膏濕法脫硫工藝是目前國內(nèi)外應用最廣的煙氣脫硫工藝，其特點是脫硫效率高（大于95%），吸收劑利用率高（大于90%），設備運轉(zhuǎn)率高。由于場地、資金等問題，該工藝一般情況下不太適用于老機組的改造。5）循環(huán)流化床燃燒脫硫技術：該技術在國外已屬商業(yè)化技術，在國內(nèi)已進行示范和應用，該工藝具有燃料適應性強、NOX排放量低、和灰渣便于綜合利用等優(yōu)點，但是該工藝的一次性投資太大，一般不太適用于電廠的老機組的改造。6）簡易濕法煙氣脫硫工藝投資小、占地面積小，

42、特別適用于老機組的改造，系統(tǒng)脫硫效率大于90%，系統(tǒng)可靠性較好。根據(jù)南昌電廠的實際情況，建議電廠2125MW機組的脫硫試驗工程采用簡易濕法脫硫工藝。方案按兩種考慮，一種為兩臺機組共用一座吸收塔（簡稱二機一套）；另一種10號爐機組實施簡易濕法（簡稱一機一套）。吸收劑采用石灰石。第四章 可行研究報告的編寫4.1 概述4.1.1 項目概況報告編制依據(jù)，項目性質(zhì)及建設規(guī)模，項目建議書審批情況，以及環(huán)保要求。4.1.2 研究范圍本階段可行性研究的工作范圍，以及有關專題研究項目或要求委托外單位專門研究的項目。4.1.3 主要技術原則。4.1.4 工作簡要過程工作時間、地點及過程、參加單位及工作人員的職務、

43、職稱、組織形式與分工等。4.2 電廠狀況4.2.1 電廠概況電廠規(guī)模、機組狀況、電廠總體布置4.2.2 區(qū)域環(huán)境狀況廠址概述、交通運輸、工程地質(zhì)4.2.3 燃料燃料來源、燃料種類、耗量及燃料元素分析。4.2.4 水源電廠用水水源、水質(zhì)狀況及分析。4.2.5 污染物排放狀況污染物排放狀況、污染物處理4.3 建設條件4.3.1建設場地建設場地的位置、面積、搬遷條件、工程地質(zhì)等。4.3.2工程建設條件工程建設用電、水、汽、氣等情況4.3.3藥劑處理污染物所需藥劑及藥劑的供應條件。4.3.4副產(chǎn)物污染物處理及副產(chǎn)物綜合利用的條件。4.4 工藝方案的選擇4.4.1 設計基礎參數(shù)主要設計參數(shù)，根據(jù)工程具體情況說明主要設計參數(shù)和裕度的選取原則和依據(jù)。4.4.2 工藝方案的選擇提出可供選擇的幾種方案，進行