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1、低热值煤发电工程烟气脱硫与脱硝设计方案1.1 烟气脱硫1.1.1 常见脱硫工艺简介目前，全世界脱硫工艺共有100多种，按其燃烧的过程可分为：燃烧前脱硫、燃烧中脱硫、燃烧后脱硫(烟气脱硫)。烟气脱硫(FlUeGasDesulfurization,FGD)技术，是目前世界上唯一大规模商业化应用的脱硫技术，被认为是SO2污染控制最为行之有效的途径。石灰石一石膏湿法脱硫工艺、氨法脱硫工艺和循环流化床干法脱硫工艺是目前商业应用上最具有代表性的烟气脱硫工艺，下面分别对这些工艺进行简单介绍。(1)石灰石一石膏湿法脱硫工艺石灰石一石膏湿法脱硫工艺采用价廉易得的石灰石作为脱硫吸收剂，石灰石小颗粒经磨细成粉状与水
2、混合搅拌制成吸收浆液。在吸收塔内，吸收浆液与烟气接触混合，烟气中的SO2与浆液中的碳酸钙及鼓入的氧化空气进行化学反应被脱除，最终反应产物为石膏。脱硫后的烟气经除雾器除去携带的细小液滴，排入烟囱。脱硫石膏浆液经脱水装置脱水后回收，脱硫废水经处理后供电厂综合利用。根据市场对脱硫石膏的需求情况、脱硫石膏的质量以及是否有足够的堆放场地等因素，对脱硫副产物石膏可以采用抛弃和回收利用两种方式进行处理。该工艺适用于任何含硫率煤种的烟气脱硫，脱硫效率可以达到95%以上。石灰石一石膏湿法脱硫工艺由于具有脱硫效率高（Ca/S大于1时，脱硫效率可达9598%）、吸收剂利用率高、技术成熟、运行稳定等特点，因而是目前世
3、界上应用最多的脱硫工艺。国内目前的100OMW机组基本都采用了石灰石一石膏湿法脱硫工艺。已投运的脱硫装置均达到或超过了设计指标，证明了该种脱硫工艺的可靠性。（2）氨法脱硫工艺氨法脱硫工艺是采用NH3做吸收剂除去烟气中的SO2的工艺。氨的碱性强于钙基吸收剂；氨吸收烟气中的SO2是气一液或气一气反应，反应速率更快、更完全，吸收剂利用率高，可以做到很高的脱硫效率。另外，其脱硫副产物硫酸钱经过加工后是具有商业价值的农业肥料。氨法脱硫工艺于上世纪九十年代开始应用于烟气脱硫。在国外，发展氨法的技术商主要有美国环境系统工程公司（GE氨法）、德国LenjetsBischoff公司、日本钢管公司（NKK氨法）。
4、从动力学原理来说，氨法实质上是以循环的(NH4)2SO3NH4HSO3水溶液吸收SCh的过程。亚硫酸钱对S02具有更好的吸收能力，是氨法中的主要吸收剂。随着亚硫酸氢钱比例的增大，吸收能力降低，须补充氨水将亚硫酸氢钱转化成亚硫酸锈。GE氨法的工艺流程主要分为预洗涤、SO2吸收、亚硫酸镂氧化和结晶四个工序。热烟气经除尘后进入预洗涤塔，与硫酸铉饱和溶液并流接触，烟气被冷却，同时,由于硫酸镂饱和溶液中的水蒸发而析出硫酸钱结晶。来自预吸收塔的已被冷却饱和的烟气经过除雾器进入SO2吸收塔，烟气与喷淋而下的稀硫酸镂溶液逆流接触，烟气中的S02在此被吸收。氨气与压缩空气混合进入吸收塔底部浆池，在添加氨的同时氧
5、化亚硫酸镂。在世界的火电厂烟气脱硫市场上，氨法的比例约l%o当脱硫剂氨的来源充分并且副产物硫酸锈有较好的销售市场时，该工艺在运行上才具有经济可行性。而且,目前氨法脱硫实际投运的最大机组为300MWo(3)循环流化床干法脱硫工艺循环流化床干法烟气脱硫技术是由德国Lurgi公司在20世纪80年代初开发的，WUIff公司在此基础上开发了回流式循环流化床烟气脱硫技术(RCFB-FGD),德国的Thysseen公司、美国的Airpol公司、法国的Stein公司及丹麦FLS、Milj。等公司也都在开发和推广该项技术。循环流化床烟气脱硫系统主要由吸收剂制备系统、吸收塔、吸收剂再循环系统、除尘器和控制设备等组
6、成。根据高速烟气与所携带的稠密悬浮颗粒充分接触原理，在吸收塔内喷入消石灰粉使其与烟气充分接触、反应，然后喷入一定量的水，将烟气温度控制在对反应最有利的温度。塔内出去的烟气进入除尘器，除尘器内收集下来的脱硫灰，小部分排掉，其余的则经循环系统进入吸收塔继续脱硫。吸收塔的底部为一文丘里装置，烟气流过时被加速并与细小的吸收剂颗粒混合，烟气和吸收剂颗粒向上运动时，会有一部分烟气产生回流，形成内部湍流，从而增加烟气与吸收剂颗粒的接触时间，提高吸收剂的利用率和系统的脱硫效率。该种脱硫工艺具有投资少、占地面积小，脱硫效率较高的优点。我国广州恒运电厂的200MW机组就采用了WUlff公司的RCFB-FGD装置，
7、目前300MW以上投运业绩尚不成熟。1.1.2 脱硫工艺的确定通过前面对几种典型的烟气脱硫工艺的分析可以看出：氨法脱硫工艺脱硫效率高，运行可靠，但是氨水脱硫剂的成本高，是钙基脱硫剂价格的十倍以上；副产物如果要加工成有商品价值的农用肥料，还需增加昂贵的后处理设备；所以氨法脱硫受到脱硫剂供给源和副产物销售市场的很大限制。循环流化床烟气脱硫工艺目前在300MW等级机组脱硫上应用很少，由于缺乏足够操作经验，因此系统运行可靠性较差；该工艺的脱硫副产物是粉煤灰、消石灰、亚硫酸钙、硫酸钙的混合物，基本没有火山灰活性，商业利用价值很低，通常只能灰场堆放处理。本工程在对多种常用烟气脱硫工艺进行了对比分析的基础上
8、，现阶段推荐采用石灰石一石膏湿法脱硫工艺，它具有其他脱硫工艺不可比的下列突出优点：(1)发展历史长，技术成熟，运行可靠性高，脱硫装置投入率一般可达95%以上，不会因脱硫设备而影响锅炉的正常运行，适合大容量机组，使用寿命长，在国内外工程中采用最多；(2)脱硫效率高，吸收剂利用率高，脱硫效率可达95%以上，大机组采用该脱硫工艺SO2的脱除量大，有利于地区和电厂实行总量控制。该脱硫工艺对煤种的适应性也很强，无论是含硫量大于3%的高硫煤还是含硫量低于1%的低硫煤都能适应，当锅炉煤种变化时，可以通过调节钙硫比、液气比等因子来保证脱硫效率。(3)吸收剂的来源广，价格便宜。作为石灰石一石膏湿法脱硫工艺吸收剂
9、的石灰石方便采购。(4)脱硫副产物便于综合利用。石灰石一石膏湿法脱硫工艺的脱硫副产物为石膏，主要用途是建筑制品和水泥缓凝剂。脱硫副产物的综合利用，不但可以增加电厂效益，而且可以减少脱硫副产物处置费用，延长灰场使用年限。(5)符合国家改革和发展委员会2004年制定的火力发电厂烟气脱硫设计技术规程中提出的主要技术原则与技术路线。1.2 脱硫剂来源及消耗量脱硫使用外购进料粒度95%通过250um筛网的石灰石粉，罐车运输进厂，在浆液制备车间内与工艺水混合配制成合格的石灰石浆液。石灰石粉中CaCO3含量不低于92%,完全能够满足脱硫对石灰石品质的要求。设计煤种2时全厂石灰石消耗总量约15万tao燃用设计
10、煤种和校核煤种小时石灰石耗量见下表。石灰石用量表炉内脱硫石灰石粉消耗量项目设计煤种校核煤种燃煤量(BMCR)炉两台炉F炉两台炉小时燃煤量(th)11.85323.70611.92223.844年燃煤量(xl%a)1.51913.0381.55713.114注：a)按CaCO3有效含量93%计算；b)锅炉的年利用小时数按5500小时计算;c)燃煤量按锅炉B-MCR工况计算。炉外脱硫石灰石粉消耗量项目设计煤种校核煤种燃煤量(BMCR)f炉两台炉F炉两台炉小时燃煤量(th)1.9563.9121.9463.892年燃煤量(xl4ta)1.0762.1521.0702.141注：a)按CaCo3有效含
11、量93%计算；b)锅炉的年利用小时数按5500小时计算;c)燃煤量按锅炉B-MCR工况计算。1.3 烟气脱硫副产物处置石灰石湿法烟气脱硫副产物为二水石膏，脱水后石膏含水量S10%,纯度90%。脱硫石膏的利用途径很广泛,在不少领域如水泥、建材行业、建筑业及农业等都能够应用，尤其在新型建筑材料中，石膏及石膏制品占有特殊地位。石膏作为水泥掺和料，可起到缓凝作用，一般掺加量为35%。目前，水泥中石膏掺和料多取自天然石膏矿,耗用了大量资源。中国硅酸盐学会曾对珞璜电厂的脱硫石膏进行全面性能验证试验，试验结果证明脱硫石膏用作水泥缓凝剂完全可行，脱硫石膏的各项性能指标均可以达到有关标准的要求，有些指标甚至还优
12、于天然石膏。只要控制脱硫石膏中有害杂质含量，降低脱硫石膏表面水分，或对石膏造粒以适应水泥厂工艺要求，脱硫石膏完全可以替代天然石膏，因此，水泥行业和建筑行业将成为脱硫石膏综合利用的巨大市场。产生的脱硫石膏以综合利用为主。当石膏市场利用条件不好时，石膏运往灰场单独堆放，保留综合利用的条件。1.4 烟气脱硫工程设想1.4.1 设计基础参数烟气脱硫系统的设计基础参数见下表设计基础参数（单炉）序号项目单位设计煤种1设计煤种21FGD入口烟气量Nm3/h137681113738272FGD入口烟气温度1361363FGD入口过剩空气系数1.41601.4166烟气脱硫系统按设计煤种90%脱硫效率设计，脱硫
13、装置可利用率95%,并且设计煤种2在BMCR工况烟气脱硫出口浓度满足排放要求。1.4.2 脱硫工艺系统及设备1.4.2.1 脱硫工艺系统石灰石一石膏湿法脱硫工艺主要由烟气系统、SO2吸收系统、脱硫剂制备系统、石膏处理系统、废水处理等系统组成。锅炉原烟气从主体工程汇流烟道引出，利用引风机的压头升压进入吸收塔。塔内烟气流动上升，与吸收塔上部喷淋层喷淋下来的石灰石浆液逆向接触洗涤，烟气中的SCh与石灰石浆液发生化学反应，生成亚硫酸钙，汇于吸收塔下部的浆池。浆池中搅拌器连续运转，同时氧化风机向浆池送入空气，进行强制氧化，使亚硫酸钙氧化为硫酸钙（石膏），再用石膏浆液排出泵送入石膏处理系统进行脱水处理。脱
14、硫产生的废水经废水处理间处理达到排放标准后，排出脱硫岛区域。1.4.2.2 烟气系统脱硫方案采用的无增压风机、取消旁路烟道的烟气系统方案。经过电袋除尘器除尘后的烟气经过引风机的升压，直接进入吸收塔。烟气在吸收塔内与喷淋浆液逆流接触而脱硫，经除雾器除去水雾后，接入烟道经烟囱排入大气。脱硫系统不采用烟气换热器，要求对吸收塔后烟道和烟囱进行防腐处理，洁净烟气经湿烟囱排放。1.4.2.3 二氧化硫吸收系统S02吸收系统是烟气脱硫系统的核心，主要包括吸收塔、除雾器、循环浆泵和氧化风机等设备。在吸收塔内，烟气中的S02被吸收浆液洗涤并与浆液中的CaCO3发生反应，在吸收塔底部的浆池内被氧化风机鼓入的空气强
15、制氧化，最终生成石膏晶体，由石膏浆液排出泵送入石膏处理系统。这两个过程的反应方程式如下：2CaCO3+H2O+2S2=2CaS3l2H2+2CO22CaS3l2H2O+O2+3H2O=2CaSO42H2O在吸收塔的出口设有两级除雾器，以除去脱硫后烟气携带的细小液滴，使烟气中的液滴含量低于75mgNm3o脱硫系统按每台机组配一座逆流式喷淋吸收塔设计，吸收塔为圆柱体、碳钢结构，橡胶或玻璃鳞片防腐内衬。吸收塔直径约为13m,底部为循环浆池，上部为喷淋层和除雾器两部分；采用4层喷淋层结构，浆液循环泵按照单元制设置，每台循环泵对应一层喷嘴，设仓库备用泵叶轮一套。在脱硫系统解列或出现事故停机需要检修时，吸
16、收塔内的吸收浆液由石膏排出泵排出，存入事故浆罐中，以便对吸收塔进行维修。1.4.2.4 吸收剂制备系统两台机组的脱硫装置公用一套吸收剂制备系统。石灰石粉（颗粒0250Um）由自卸罐车送至FGD,卸入卸料斗,料斗上部用钢制格栅防止大粒径的石灰石进入；用提升机及埋刮板机把石灰石粉送入石灰石粉仓。再由称重给料机送到石灰石浆液箱，经浆液搅拌器搅拌后中制成20-30%的石灰石浆液,然后经石灰石浆液泵送至吸收塔。卸料斗及石灰石粉仓的设计有除尘通风系统，石灰石粉仓的容量按锅炉在BMCR工况运行3天（每天按24小时BMCR计）的吸收剂耗量设计，在适当位置设置金属分离器。石灰石浆液箱入口的给料机应具有称重功能。
17、1.4.2.5 石膏处理系统吸收塔的石膏浆液通过石膏浆液排出泵送入石膏旋流器站。浓缩后的旋流器底流成分为粗石膏颗粒，直接进入真空皮带脱水机进行二级脱水。为生产无二次污染的石膏，在脱水过程中用新鲜工业水冲洗石膏，使氯含量达到要求的水平。旋流器溢流含有细小的固体颗粒（细石膏粒子、新鲜石灰石、未溶解的石灰石杂质和飞灰），通过石膏浆液箱返回吸收塔或被废水旋流泵送往废水处理系统。石膏脱水系统为2台机组公用系统，设有2台真空皮带脱水机，每台真空皮带脱水机容量为2台机组在设计工况脱硫时的100%的石膏量。脱水机排出的石膏残余水量不超过10%（wt）,石膏从真空皮带脱水机尾部落到石膏库房。石膏库的有效容积按存
18、放两套FGD装置（设计煤种BMCR状况）运行3天的石膏量设计。1.4.2.6 废水处理系统在脱硫过程中FGD系统产生的废水必须通过废水处理装置进行净化处理，才能够将脱硫废水中所含各项污染物指标降低至规定的标准，实现综合利用。由废水旋流器溢流出的废水自流入废水处理系统，此后废水依次经过中和箱、沉降箱、絮凝箱、浓缩澄清池、净水箱进行处理后出水。浓缩澄清池底部产生的污泥达到一定量时由污泥泵周期性地送入离心脱水机进行脱水处理，固化后的泥饼外运。1.4.2.7 供水系统脱硫系统平均每小时用水量约190th.脱硫岛用水根据所需水质不同分为I类工艺水和II类工艺水。I类工艺水采用本工程的经浓缩后的循环水排污
19、水，主要的耗水地点是除雾器冲洗用水、所有浆液输送设备、输送管路的冲洗水；由工艺水箱和工艺水泵向脱硫岛提供I类工艺水约160tho11类工艺水使用厂用工业水，主要的耗水地点是脱硫岛内设备冷却水、真空泵用水、石膏冲洗水；由工业水箱和工业水泵向脱硫岛提供H类工艺水，约3Oth.1.4.2.8 主要设备烟气脱硫系统的设备及主要设施有：石灰石粉仓、石灰石浆液箱、石灰石浆液泵、吸收塔、吸收塔循环浆泵、石膏浆液排出泵、除雾器冲洗水泵、真空皮带脱水机、真空泵、石膏浆液旋流器等。脱硫岛的大部分设备和材料可以采用国产，必要时可由国外供货的设备有：吸收塔喷嘴、除雾器、吸收塔搅拌设备、旋流器、所有接触浆液的调节阀门等
20、。1.4.3 脱硫装置总体布置脱硫岛布置方案取消了脱硫增压风机，吸收塔与烟囱平齐布置。循环浆泵房，氧化风机房及电子设备小间靠近脱硫塔布置。烟囱布置事故浆液箱，烟囱后方西侧设置脱硫综合楼，脱硫配电室、吸收剂制备、石膏及脱硫废水处理车间等均位于脱硫综合楼内。1.4.4 脱硫工程建设条件1.4.4.1 脱硫工艺用水、汽、气脱硫岛用水根据所需水质不同分为工艺水和工业水两类。脱硫系统用压缩空气需用总量为7.5Nm3min01.4.4.2 脱硫副产物的处置从脱硫吸收塔排出的石膏浆液固体物浓度含量约为10%15%,经水力旋流器浓缩至固体物含量4050%后进入真空皮带脱水机，经脱水处理后的石膏固体物含水率小于
21、10%,脱水石膏送入石膏库房中存放待运。厂区内脱硫石膏贮库按存放3天的石膏量考虑。真空皮带脱水机出力按2台机组BMCR状态下燃用设计煤种时脱硫石膏产生量的2x100%设计，同时需满足设计煤种2时石膏处理量。脱硫石膏产量见下表。炉外脱硫石膏产量(含杂质)项目设计煤种校核煤种燃煤量(BMCR)F炉两台炉F炉两台炉小时燃煤量(th)2.9845.9682.9695.938年燃煤量(xl4ta)1.6413.2821.6333.266注：a)按CaSO42H2O有效含量90%计算;b)锅炉的年利用小时数按5500小时计算；c)燃煤量按锅炉B-MCR工况计算。1.4.4.3 废水处理在脱硫过程中FGD系
22、统产生的废水必须通过废水处理装置进行净化处理，才能够将脱硫废水中所含各项污染物指标降低至规定的标准，实现综合利用。由废水旋流器溢流出的废水自流入废水处理系统，此后废水依次经过中和箱、沉降箱、絮凝箱、浓缩澄清池、净水箱进行处理后出水。浓缩澄清池底部产生的污泥达到一定量时由污泥泵周期性地送入离心脱水机进行脱水处理，固化后的泥饼外运。1.5 烟气脱硝1.5.1 烟气脱硝装置工艺选择NOX是燃煤与空气在高温燃烧时产生的，主要包括NO和NCh,其中No占有90%以上，No2占5%10%。氮氧化物的生成量与燃烧方式，特别是燃烧温度和过量空气系数等燃烧条件有关，其主要生成途径有：热力型Ne)X、快速型NOx
23、和燃料型NOxo1.5.2 脱硝工艺介绍在采用低氮燃烧技术后，循环流化床锅炉产生的NoX浓度已经降低到200mgNm3以下，进一步的脱硝只能采取烟气脱硝技术。目前在大型机组上已有商业运行经验的烟气脱硝技术有选择性催化还原法(SCR)和选择性非催化还原法(SNCR)两种。其他脱硝工艺还有电子束照射法和电晕放电等离子同时脱硫脱硝法，但由于部分相关技术的限制以及脉冲电源技术尚不成熟等原因，目前在大型锅炉上尚无应用。1.5.2.1 选择性催化还原法(SCR)SCR工艺是向锅炉烟气中喷入氨气(NH3)作为还原剂，使用氧化钛、氧化铁、沸石、活性碳等催化剂，在300400较低的工作温度下，将NOx还原为无害
24、的N2和H2Oo主要的化学方程式如下：4NO+4NH3+O2MN2+6H2O2NO24NH3O2=3N2+6H2O上述反应中第一反应是主要的，因为烟气中90%的NoX是以NO的形式出现的，在没有催化剂的条件下，这个反应只是在比较狭窄的温度下进行，通过选用合适的催化剂，降低了反应温度，可以扩展到适合电厂使用的温度范围内。选择性催化还原法，脱硝装置结构简单、无副产品、运行方便、可靠性高、脱硝效率可达到90%o该法的缺点是：烟气中所含的飞灰和SCh均通过催化剂反应器，飞灰对催化剂反应器有磨损，高活性的催化剂会使SO3氧化成SCU,烟气温度降低时，NH3与SCU反应生成硫酸氨，造成阻塞催化剂反应器通道
25、。目前全世界在运行的脱硝装置约80%采用了SCR工艺，该工艺技术成熟，在全世界脱硝方法中占主导地位。1.5.2.2选择性非催化还原法(SNCR)选择性非催化还原法(SNCR)是当前NOx治理采用的技术之一。SNCR通过注入NH3或尿素等还原剂在没有催化剂的情况下发生还原反应。SNCR通过烟道气流中产生的氨自由基与NoX反应，达到去除NOX的目的，反应主要发生在850C1000C的温度范围内，当温度更高时NH3被氧化为NOX,低于反应温度时NOX反应效率降低，因此在SNCR中温度的控制是致关重要的。由于没有催化剂加速反应，故其操作温度高于SCR法。为避免NH3被氧化，温度又不宜过高。以尿素作为还
26、原剂的脱硝工艺主要反应尿素2N0+(NH2)2CO+1/2022N2+2H2O+CO2反应温度应控制在850IIO0,最佳950。温度高，NH3发生氧化，NoX去除率降低；温度低，反应不完全，逃逸NH3增加,NOx去除率降低。停留时间0.52s.SNCR法的除硝效率在CFB锅炉为40%70%,低于SCR法。而SNCR的费用(包括设备费和运行费用)约为SCR的1/5左右。结合本工程特点，脱硝工艺本阶段拟推荐选择性非催化还原法(SNCR),下阶段具体工艺以环评批复为准。1.5.3还原剂选择及运输由于本工程所在地离居民区比较近，结合本工程工艺特点，选择尿素作为脱硝还原剂。尿素采用罐车运输，通过卸载站
27、的卸载管线和罐车连接，根据尿素到货方式的不同，尿素要采用堆放储存或储存罐储存。1.5.4烟气脱硝工程设想以尿素为还原剂的SNCR脱硝系统主要包括尿素溶液制备系统、在线稀释系统和尿素溶液喷射系统三部分。(1)尿素溶液制备系统固体尿素和除盐水在溶解罐内混合，制备尿素溶液。为了保证尿素溶液供应的连续性，通常配备两个溶解罐,尿素在第一个罐内溶解后，注入第二个罐内，第二只罐可以起到中间存储和缓冲作用，通过水泵抽出后送往锅炉。除盐水的温度选在3035C之间，适合于尿素的溶解。需要配置1套循环和加热系统，以免出现结晶。通过尿素溶液制备系统配制成50%尿素的溶液。本部分设备主要为尿素存储罐活存储车间，1个尿素
28、溶解罐，1个尿素溶液存储罐，2台溶液循环泵(1用1备),1套电加热器和设备间的连接管道和阀门等。(2)在线稀释系统本系统主要由稀释水控制设备、流量计量设备和静态混合装置组成。通过稀释系统将50%尿素的溶液稀释成5%10%的尿素溶液。本部分主要设备为1个除盐水箱，2台稀释水泵(1用1备)，1套流量计量装置和1套静态混合装置。(3)尿素溶液喷射系统尿素溶液拟从循环流化床锅炉分离器前烟道喷入，该区域温度合适，不会出现NH3氧化反应问题，反应剂和烟气混合迅速而充分，并且有效的停留时间可以达到1秒以上。这些优点使循环流化床锅炉的SNCR系统可以取得较高脱硝效率。本工程按锅炉产生NOx200mgNm3i+,脱硝效率55%,尿素利用率取27.5%o尿素消耗量见下表：尿素消耗量项目设计煤种校核煤种燃煤量(BMCR)炉两台炉炉两台炉小时燃煤量(th)0.4880.9760.4870.974年燃煤量(ta)268453682678.55357注：a)工业尿素按N含量41.30%计算;b)锅炉的年利用小时数按5500小时计算;C)燃煤量按锅炉B-MCR工况计算。
