钠碱法脱硫方案 1.docx

钠碱法脱硫方案 1.docx

《钠碱法脱硫方案 1.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《钠碱法脱硫方案 1.docx（35页珍藏版）》请在冰点文库上搜索。

钠碱法脱硫方案1

XXX热电厂

锅炉烟气钠碱法脱硫工程

技术方案

XXX公司

XXX公司

2016年3月

第一章总述

1.1烟气脱硫技术简介

为了控制大气中二氧化硫，早在19世纪人类就开始进行有关的研究，但大规模开展脱硫技术的研究和应用是从二十世纪50年代开始的。

经过多年研究目前已开发出的200余种SO2控制技术。

这些技术按脱硫工艺与燃烧的结合点可分为：

①燃烧前脱硫（如洗煤，微生物脱硫）；②燃烧中脱硫（工业型煤固硫、炉内喷钙）；③燃烧后脱硫，即烟气脱硫（FlueGasDesulfurization，简称FGD）。

FGD是目前世界上唯一大规模商业化应用的脱硫方式，是控制酸雨和二氧化硫污染的最主要技术手段。

烟气脱硫技术主要利用各种碱性的吸收剂或吸附剂捕集烟气中的二氧化硫，将之转化为较为稳定且易机械分离的硫化合物或单质硫，从而达到脱硫的目的。

FGD的方法按脱硫剂和脱硫产物含水量的多少可分为两类：

①湿法，即采用液体吸收剂如水或碱性溶液（或浆液）等洗涤以除去二氧化硫。

②干法，用粉状或粒状吸收剂、吸附剂或催化剂以除去二氧化硫。

按脱硫产物是否回用可分为回收法和抛弃法。

按照吸收二氧化硫后吸收剂的处理方式可分为再生法和非再生法（抛弃法）。

1.2技术选择依据

各种不同的烟气脱硫技术所用的吸收剂、脱硫副产品，以及脱硫效率和投资成本差别很大。

对于某一具体项目，最适用的烟气脱硫技术一般是根据现场的客观条件和经济情况来选择的，即这种脱硫技术充分利用了现场的有利条件，并在整个使用期间总成本最低。

影响总成本的因素有很多，这些因素包括：

技术因素；经济因素（生产成本、投资成本）；商业因素等。

理想的脱硫工艺应该是投资少，占地小，运行成本低，与主体工程兼容性好，脱硫效率能够满足排放标准要求，脱硫副产品容易处理，无二次污染。

如果副产品能有较好的销售市场，所产生的经济效益可冲抵部分装置运行费用，甚至有所结余，则是最理想的。

1.3工艺特点

目前国内烟气脱硫湿法技术主要有石灰石-石膏法技术和氨法脱硫技术。

氨是一种良好的碱性吸收剂，从化学反应机理上分析，烟气中二氧化硫的吸收是通过酸碱反应来实现的。

吸收剂碱性越强，越利于吸收，氨的碱性强于钙基吸收剂。

与大型电厂常用的石灰石-石膏法脱硫相比，石灰石浆液吸收二氧化硫需要先有一个固－液反应过程，即固相石灰石（CaCO3）先酸溶于亚硫酸，生成亚硫酸氢钙Ca（HSO3）2；而氨吸收烟气中的二氧化硫是反应速率极快的气－液或气－汽反应过程，可以比较容易地达到很高的脱硫效率。

而钠碱法脱硫工艺主要特点是系统简单，液/气比小，不结垢不堵塞，设备造价低，占地小。

脱硫废液主要成分为硫酸钠、亚硫酸钠和亚硫酸氢钠。

此外，钠基还具有吸收其它酸性气体（如HCl，HF，HBr）等的良好性能。

广州维港环保科技有限公司，长期致力于电厂烟气污染治理的研究与实践工作，不仅获得了大量的研究成果，也取得了相当多的工程经验。

目前承担的国家863计划重点项目“燃煤烟气复合污染物控制与资源化”已获得重大技术突破，在多个领域处于国内领先水平，特别是在脱硫的同时低成本联合脱硝、出塔烟气复合污染物控制、烟气直排设计与技术、以及提高电除尘器效率等方面优势明显，并得到临汾热电2X300MW机组的应用示范，现该工程已基本完成建设和安装，定于今年11月下旬与电厂机组同时投运，将成为我国第一个能够自负盈亏的电厂脱硫项目。

第二章工程概况

XXX10MPa410t/h高压煤粉炉锅炉，生产过程中产生烟气431796Nm3/h（5#炉标况）和674000m3/h（6#炉工况），根据国家标准《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2003），该锅炉需要配套建设烟气脱硫装置，脱硫技术方法采用钠碱法脱硫，5#、6#锅炉烟气一体脱硫，采用“2炉1塔”方案。

因为本次吸收剂采用的是乙烯废碱液，为了实施时能够稳定运行，XXX公司决定先做一套1万Nm3/h钠碱法脱硫的中试处理装置。

2.1自然条件及气象资料

●厂址地理位置

热电厂隶属于XXX分公司，位于乙烯厂区内的东南角。

地震基本烈度为6度，电厂海拔高度145.5m。

●交通运输

铁路：

热电厂燃煤经国铁运至XXX公司的交接站，再由公司的自备机车经0.8公里厂外专用线送至热电厂卸煤线。

按规划一期工程预留了四股铁路专用线，在二期工程中四股铁路专用线已全部建成，可满足本项目需要。

公路：

热电厂四面都与化工厂厂区的环形公路相通，内、外部道路运输极为方便，可满足本项目需要。

●水文气象

项目

值

年平均气温

4.4℃

极端最高气温

38.3℃

极端最低气温

－39.3℃

冬季采暖/通风室外计算温度

－26/－20℃

绝对最大气压

102.61kPa

绝对最小气压

96.75kPa

冬季平均气压

100.03kPa

夏季平均气压

98.77kPa

年平均相对湿度

64.6%

年平均降雨量

440mm

最大年降雨量

605.50mm

基本雪压

0.3kN/m2

最大积雪厚度

220mm

年平均风速

28.3m/s

瞬时最大风速

30.8m/s

基本风压

0.5kN/m2

全年主导风向

NW

夏季主导风向

S

冬季主导风向

NW

最大积雪厚度

22cm

最大冻土深度

209cm

地震基本烈度

6度

●工程地质

厂区地形平坦，坡度较小。

自然地面标高在145.5米左右，为了满足排水坡度，主厂房零米标高取用146.2米，高于百年一遇洪水水位143.59米。

地质断面上部为第四纪冲积层，由亚粘土和轻亚粘土构成，下部为第四纪湖沼沉积的灰色粘土构成。

地基基本强度0.14～0.2MPa。

地下水位接近低水位时期，静止水位高度为141.09～142.56米，据经验该区平均年水位变化幅度为2.5～2.8米左右，地下水对混凝土无侵蚀性。

2.2机组、系统概况

（1）主要设备及设计参数

表1：

主要设备及设计参数

设备名称

参数名称

单位

5#炉数据

6#炉数据

锅炉

型号

HG-410/9.8-MQ14

NG-410/9.8-M10

最大连续蒸发量

t/h

410

410

过热器出口蒸汽压力

MPa

9.8

9.8

过热器出口蒸汽温度

℃

540

540

空预器出口烟气量

Nm3/h

431796（标况）

674000m3/h

（工况）

设计排烟温度

℃

139（设计）

129-158℃（实际运行）

138（设计）

129-160℃（实际运行）

煤耗量

t/h

62.031

62.956

炉膛设计负压

Pa

-20～-40

-20～-40

烟囱

高度

m

180

180

出口内径

m

5.5

5.5

引风机

型号

Y4-73-25F

Y4-73№25F

电机功率

KW

630

1120

数量

台/炉

2

2

出力

m3/h

337700

409987

全压

Pa

3218

5732

（2）锅炉点火系统

锅炉点火采用渣油或天然气。

天然气作为废气回收掺烧利用，最大掺烧比例为15%B-MCR（锅炉额定出力410t/h）。

渣油和天然气不同时点火和助燃。

（3）燃烧制粉系统

锅炉采用水平浓淡直流式煤粉燃烧器，正四角切向布置；制粉系统采用钢球磨，中间仓储式热风送粉系统。

2.3燃料

（1）燃煤

本工程实际燃用煤种煤质资料见下表

表2：

煤质分析表

序号

名称

符号

单位

设计煤种

校核煤种

1

全水份

Mt

％

7.26

6.2

2

灰份

Aar

％

37.57

31.03

3

碳

Car

％

47

53.50

4

氢

Har

％

3.2

3.25

5

氧

Oar

％

4.36

5.15

6

氮

Nar

％

0.43

0.69

7

硫

Sar

％

0.18

0.20

8

可燃质挥发份

Vdaf

％

34.23

33.00

9

低位发热量

Qnet,ar

KJ/kg

18212.58

20750.00

10

灰温度特性

t1

t2

t3

℃

℃

℃

1110

1300

1400

（2）燃气

表3：

天然气成份分析表

序号

成分

数据1（2006.4.27）

数据2（2006.4.28）

单位

1

甲烷m/m%

93.73

93.47

%

2

乙烷m/m%

3.13

3.08

%

3

乙烯m/m%

＜0.01

＜0.01

%

4

乙炔

0.40

0.36

%

5

丙烷m/m%

1.99

2.16

%

6

丙烯m/m%

＜0.01

0.08

%

7

PD

0.69

0.65

%

8

MA

0.06

0.07

%

9

C4

0.05

0.07

%

10

发热量

8932

8954

Kcal/Nm3

表4火炬气成份分析表

序号

成分

数值

最大

最小

单位

1

氢气m/m%

11.93

11.95

0.01

％

2

甲烷

19.94

87.16

6.47

％

3

乙烷

0.78

40.16

0.02

％

4

乙烯

4.03

25.80

0.27

％

5

丙烷

1.11

36.49

＜0.01

％

6

丙烯

6.81

7.19

0.16

％

7

乙炔

＜0.01

2.31

＜0.01

％

8

PD

0.63

4.47

＜0.01

％

9

MA

8.33

2.16

＜0.01

％

10

C4

5.28

6.44

0.16

％

11

C5

5.25

14.06

0.01

％

12

CO

0.04

＜0.01

＜0.01

％

13

N2

35.49

50.1

0

％

14

低位发热量

4342

Kcal/Nm3

2.4其他

（1）烟尘处理

布袋除尘器

（2）水源

工业水水质：

PH值7.5-8.5氯离子含量：

10-30mg/L

（3）废水处理

送往XXX公司污水处理场统一加工和处理。

（4）建筑状况

水膜除尘器拆除、引风机厂房为排架结构，除尘器控制室利旧。

（5）脱硫吸收剂资料

表5：

乙烯废碱液成份分析（以下数据需要进一步试验确定，仅供参考）

日期

PH

（无量纲）

NaOH

（g/l）

Na2SO4

（g/l）

Na2CO3

（g/l）

Na+

（g/l）

Cl-

（mg/l）

湿式氧化进料

（t/h）

湿式氧化出水

（t/h）

2005.5.12

23.39

6.38

56.55

2005.6.11

22.03

13.93

62.40

2005.9.10

44.75

17.36

61.49

2006.4.28

12.06

9.26

64.11

2006.12.5

7.39

6.94

99.75

2007.12.27

23.96

14.25

66.06

2008.4.24

28.42

15.18

78.09

2008.9.26

14.73

5.99

43.31

31.18

6.9

11.1

2008.9.26

15.01

5.92

41.96

30.59

7.0

10.2

2008.9.27

13.36

9.74

5.89

44.13

28.90

7.9

10.9

2008.9.27

13.32

10.16

5.98

42.51

27.90

100mg/L以内

8.0

10.9

利用乙烯废碱液做脱硫剂，乙烯废碱液成份分析：

NaOH：

0.7%～4.4%,平均2.0%

Na2CO3：

4%～9%，平均7.2%

Cl-含量在100mg/L以内

第三章设计依据

3.1基本依据

●XXX公司热电工程脱硫装置招标文件；

●《火力发电厂设计技术规程》DL5000--2000；

●国家现行有效的环保标准、法规；

●各专业现行有效的中华人民共和国电力行业标准DL/T系列；

●各专业所涉及的现行有效的中华人民共和国国家标准GB系列；

3.2基本原则

●本方案遵循国家有关法规及规定进行编制。

●选用较新专利技术，结合XXX工程项目的具体条件，采用优化设计方法，提高设计水平和降低工程投资额。

●严格执行资源综合利用原则，积极改进工艺技术，采用无害或少害的工艺。

●贯彻“安全生产，预防为主”的方针。

●充分利用XXX工程项目相应的公用设施、辅助设施，以节约投资，加快工程的建设周期。

●设计脱硫效率≥96％。

同时脱硝效率≥60%。

3.3设计标准

序号

编号

名称

1

DL5000-2000

《火力发电厂设计技术规程》

2

DL/T5032-94

《火力发电厂总图运输设计技术规程》

3

DL/T5035-94

《火力发电厂采暖通风与空气调节设计技术规定》

4

DL/T5041-95

《火力发电厂厂内通信设计技术规定》

6

DL/T5046-95

《火力发电厂废水治理设计技术规程》

7

DL/T5121-2000

《火力发电厂烟风煤粉管道设计技术规程》

8

DL/T5054-2000

《火力发电厂汽水管道设计技术规程》

9

SDGJ6-90

《火力发电厂汽水管道应力计算技术规定及条文说明》

10

GB50264-97

《工业设备及管道绝热工程设计规范》

11

DL/T5072-1997

《火力发电厂保温油漆设计规程》

12

DL/T5068-1996

《火力发电厂化学设计技术规范》

13

DL/T5094-99

《火力发电厂建筑设计规程》

14

DL/T620-1997

《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》

15

DL/T621-1997

《交流电气装置的接线》

16

DL/T680-99

《耐磨管道技术条件》

17

DL5004-91

《火力发电厂热工自动化试验室设计标准》

18

DL5022-93

《火力发电厂土建结构设计技术规定》

19

DL468-92

《电站锅炉风机选型和使用导则》

20

DL5027-93

《电力设备典型消防规程》

21

DLGJ102-91

《火力发电厂环境保护设计规定》

22

DLGJ24-91

《火力发电厂生活消防给水及排水设计技术规定》

24

DLGJ158-2001

《火电厂钢制平台扶梯设计技术规定》

25

GB50033-91

《工业企业采光设计标准》

26

GB50034-92

《工业企业照明设计规范》

27

GB50037-96

《建筑地面设计规范》

28

GB50046-95

《工业建筑防蚀设计规范》

29

HG20679-1990

《化工设备、管道外防腐设计规定》

30

GB50052-95

《供配电系统设计规范》

31

GB50054-95

《低压配电设计规范》

32

GB50057-2000

《建筑物防雷设计规范》

33

GBJ16-2001

《建筑设计防火规范》

34

GB50116-98

《火灾自动报警系统技术规范》

第四章设计概况

4.1设计范围

本次工程包括脱硫岛、烟气排放、碱液循环系统且能满足机组脱硫系统正常运行所必需具备的工艺系统设计、设备选择、采购、运输及储存、制造及安装、土建建（构）筑物的设计、施工、调试、试验及检查、试运行、考核验收、消缺、培训和最终交付投产等，产生的脱硫后废碱液由XXX公司污水处理场统一加工和处理。

4.2设计思想

●脱硫工艺采用成熟的钠碱湿法烟气脱硫技术，一塔，塔型为喷淋空塔，并加上等离子脱硝和除雾装置。

●脱硫工程的设计结合现场的场地条件，力求系统简单，流程和布置合理。

●脱硫装置的烟气处理能力为1万Nm3/h烟气量。

●脱硫后净烟气不加热，烟气脱硫后从塔顶直排放空，符合国际发展潮流、简便易行。

●吸收剂采用乙烯废碱液，设置碱液缓冲槽，保证碱液浓度平衡。

碱液泵用来向塔内加碱液，控制调节脱硫率和浆液池pH值。

●脱硫系统设有可靠的保护系统，以避免因脱硫系统或其他相关设备的故障引起吸收塔内装置的损坏。

●方案控制系统采用DCS控制系统，控制全面精确可靠。

●钠碱湿法脱硫工艺能节约能源和水源，能降低脱硫系统的投资与运行费用。

●设计脱硫后烟气SO2含量≤100mg/Nm3，粉尘浓度不大于50mg/Nm3，NOx≤200mg/Nm3，，经除雾器后烟气中水分≤75mg/Nm3。

●整套脱硫系统阻力≤1200Pa，如原引风机余压不足有可能需要进行改造。

●脱硫塔进行严密的防冻保温，系统的其他动静设备均布置在室内，所有建筑体均有采暖措施，所有的工艺管线除却必要的保温，还设计有伴热措施（蒸汽或电加热）。

●在运行中产生的溢流、冲洗和清扫等废水集中排放，保证现场清洁。

4.3设计方案

本装置工艺设备本着便于生产、操作、维修等原则，尽量布置紧凑，节约用地。

脱硫界区布置在锅炉的现场，它包括：

●烟气吸收系统（等离子脱硝活化装置、吸收塔、吸收液循环泵和管路、等离子后处理装置、湿式烟气后处理装置等）、直排烟囱等；

●检修排空系统（事故池、地池及管路）；

●碱液站（碱液缓冲槽、碱液泵及管路系统）；

4.4乙烯废碱液脱硫工艺原理

钠碱法脱硫工艺是用NaOH/Na2CO3吸收烟气中的二氧化硫，将浆液送至厂内污水处理场集中处理。

（1）吸收

在吸收塔中，烟气中的SO2与碱吸收接触后。

发生如下反应：

湿式钠碱法吸收实际上是利用NaXH2-XSO3（x=1~2）不断循环的过程来吸收烟气中的SO2，在吸收过程中所生成的酸式盐NaHSO3对SO2不具有吸收能力，随着吸收过程的进行，吸收液中的NaHSO3数量增多，吸收液的吸收能力下降，因此需向吸收液中补充碱液，使部分NaHSO3转化为Na2SO3，保持吸收液中Na2SO3的浓度比例相对稳定以保持吸收液的吸收能力。

同时烟气中含有的SO3、HCl等酸性气体也会同时被吸收剂吸收，发生如下反应：

因此，在钠碱法脱硫工艺中吸收塔的吸收段将烟气中的SO2吸收，得到亚硫酸钠或亚硫酸氢钠中间品及少量硫酸钠和氯化钠。

（2）排浆

由于不需要经过氧化环节，系统所排出的脱硫后废碱液用泵直接排到厂内污水处理场中。

4.5干、湿等离子体原理

等离子体原理：

用高压脉冲电源放电，使烟气中的一氧化氮形成等离子体，便于被氧化成二氧化氮的烟气脱硫脱硝技术（简称PPCP，PulsedcoronainducedPlasmaChemicalProcess）。

NOx是主要的大气污染物之一，来源于各种燃烧锅炉的烟气及机动车的尾气。

全世界对NOx的排放都有严格的限制，且标准越来越高。

等离子脱硫脱硝作为继干法、半干法、湿法等经典脱硫脱硝方法之后的一种全新的脱硫脱硝方法，以其具有的投资少、占地面积小、脱硝效率高、运行费用低、设备腐蚀低、不易造成二次污染等独有的诸多特点，已经成为国际上公认的具有极大市场潜力的良好应用前景的烟气脱硫脱硝新工艺。

等离子体由大量带点粒子组成的活性粒子系统，一般存在着电子、离子、原子、或自由基等粒子。

由于电子和离子性质的差别，在一定情况下，电子温度Te和离子温度Ti并不平衡，Te高达104K以上，而离子和原子之类的重粒子温度却低到10-102K数量级，这种粒子宏观上体现常温特性，称为低温等离子体或非平衡态的等离子体。

由于电子温度很高，使许多只有在高温高压或有催化剂存在下的反应得以在常温常压及无催化剂的情况下实现。

NOx的脱除比SO2的去除要复杂许多，通过气体放电产生的非平衡等离子体来诱导自由基反应脱除烟气中的NOx和SO2是当前最有效、最有前途的烟气治理技术之一。

气体中的气体分子（N2、O2、H2O等）被高能电子电离，形成各种自由基和活性粒子（N、N*、O、O3、02*、OH、HO2等），这些活性物质引发的化学反应首先把气态的SO2和NOx转变称为高价氧化物，然后形成HNO3和H2SO4。

在有氨注入的情况下，进一步生成硫胺和硝铵等细粒气溶胶，所生成的产物有常规方法（ESP或布袋）收集，从而实现对烟气的脱硫脱硝同时进行。

脉冲放电等离子体法脱硫脱硝主要是通过下面的一些反应过程进行的。

NO+ONO2NO+O3NO2+O2

NO+HO2NO2+OHNO+OHHNO2

NO2+OHHNO32NO2+O3N2O5+O2

N2O5+H2O2HNO3HNO2+OHNO3

SO2+ON2O5+O2SO2+OHHSO3

SO2+HO2SO3+OHHSO3+O2SO3+HO2

HSO3+OHH2SO4SO3+H2OH2SO4

HNO3+NH3NH4NO3H2SO4+2NH3（NH4）2SO4

1986年前后，日本Masuda和Mizuno等人提出了用高压脉冲电源代替电子加速器的脉冲放电等离子体烟气脱硫脱硝技术（简称PPCP，PulsedcoronainducedPlasmaChemicalProcess）。

而后，日本、荷兰、美国、意大利、韩国、加拿大、俄罗斯、中国等国都进行了大量的研究工作。

脉冲电晕等离子法是靠脉冲高压电源在普通的反应器中形成等离子体，产生高能电子（5-20ev）。

它是利用快速上升的窄脉冲电场加速而得到高能电子形成非平衡等离子体状态，产生大量的活性粒子，二驱动离子的能耗极小，能量利用效率高，同时获得较高的脱硫脱销效率。

通过脉冲放电产生的等离子体中含有很强氧化性的自由基，其中活性粒子的平均能量高于气体分子的键能，这些活性粒子和有害分子碰撞的结果：

一方面打开气体分子键生成一些单原子分子和固体微粒；另一方面产生大量的OH、OH2、O等自由基和氧化性极强的O3。

由这些单元分子、自由基和O3等组成的活性粒子引起一系列化学反应最终将废气中的有害物质变为无害物质。

国内从上个世纪80年代后期首先在国家自然科学基金和水电部的资助下在北京理工大学开始了对PPCP的基础研究。

目前在美国、韩国和中国等都积极进行了该技术的工业化应用开发，建有数万标方烟气处理量的工业中试装置，并在脉冲电源、工艺流程、添加剂等方面的研究取得了很大进展。

十五期间在国家科技部“863”计划的资助下，中物院环保工程研究中心主持完成了40,000～50,000Nm3/h工艺优化实验，在关键设备、降低能耗和提高脱硫脱硝效率等方面取得了可喜的进展。

使该技术已经具备产业化的条件，并开展了50MW机组以上脱硫脱硝装置的技术经济分析和市场调研，得出该技术具有较好的竞争力和市场前景的结