1、第一章 总论1.1项目名称及承办单位1.1.1 项目名称#3（集团）#3有限公司#3t/h锅炉脱硫工程1.1.2 项目法人及法人代表项目法人：#3（集团）#3有限公司法人代表：王俊杰1.1.3 项目建设地点项目建设地点选于#3（集团）#3有限公司现址内。1.1.4 报告编制单位编制单位：#工程咨询公司资格证书号：工咨甲120200700281.2 编制依据1.2.1国家及行业法规（1）中华人民共和国环境保护法；（2）中华人民共和国大气污染防治法；（3）火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2003）；（4）污水综合排放标准（GB8978-1996）。1.2.2.方政府及环保部门的政策规定（
2、1）#关于加快燃煤火电厂烟气脱硫工作的通知，#政办200710号（2）#人民政府关于印发#环境保护十一五规划的通知, #政200744号（3）#县人民政府关于印发#县节能减排实施方案的通知, #政200762号1.2.3项目单位提供的资料（1）厂址气象和地理、地质条件；（2）电厂现有工程设计资料；（3）#3t/h锅炉使用煤种、煤质和耗煤量资料；（4）工艺水、压缩空气及供电资料。1.2.4 项目性质及建设规模本项目属于现有#3t/h锅炉机组加装烟气脱硫装置的老厂技改项目，拟对#3（集团）#3有限公司#3t/h锅炉100%烟气实施脱硫。1.3 研究目的及研究范围1.3.1 研究目的本可行性研究的目
3、的是为了寻求先进适用的脱硫工艺技术；在现有有限的场地上实现紧凑的设备布置；工程的安全实施；与主体机组的无缝连接和装置的稳定可靠运行；各项脱硫指标能够满足现行的环境保护标准和其它相关规定的要求；脱硫剂价廉易得；脱硫副产品可综合利用。1.3.2 研究范围本项目可行性研究的范围为：为现有#3t/h锅炉配套建设烟气脱硫装置，具体包括以下内容：（1）脱硫工程建设条件的落实和描述；（2）脱硫工程工艺技术的比较和选定；（3）脱硫工程实施方案的确定；（4）脱硫工程的投资估算及运行成本分析；（5）提出研究结论，存在问题和建设性意见。1.4主要技术原则（1）通过对#3（集团）#3有限公司#3t/h锅炉加装烟气脱硫
4、装置的实施，使公司的SO2排放总量不超过目前的配额目标，并为公司的进一步发展留有余量。（2）结合工程的实际情况，在脱硫系统工艺设计方案拟定时，要妥善处理好与运行机组的衔接关系，尽可能减少在工程实施过程中对主体机组的影响，确保主体供热、发电工程正常运行并充分利用公司的现有场地和现有公用设施，以利于节约工程投资。（3）脱硫工艺的选择应遵循“工艺成熟，运行稳定，脱硫效率高，投资省，无二次污染”的原则，结合公司特点和现状，提出推荐方案。（4）脱硫装置按相对独立的脱硫系统进行设计，同时充分注意烟气脱硫装置（FGD）与主机系统的有机联系，烟气脱硫系统的配套辅助设施尽量与主机系统共用，所需的工艺水、电、仪用
5、压缩空气等由电厂相应系统引出。（5）在周围资源许可的情况下，优先考虑供应可靠、价格便宜、质量稳定、对周围环境不会产生污染的吸收剂。（6）脱硫副产物应尽可能综合利用，当综合利用受阻时，其处置应避免对电厂的粉煤灰综合利用带来不利影响。应与灰渣分开堆放，留有今后综合利用的可能性，并采取防止副产物造成二次污染的措施。（7）综合考虑公司燃煤锅炉实际燃煤含硫量的变化趋势，脱硫装置系统设计及设备选型时有一定的适应能力。FGD系统的设计寿命与对应主机的剩余寿命相适应。 1.5脱硫工程建设的必要性#3（集团）#3有限公司地处#县城区的西部边缘，地处淮河流域水污染控制区，虽不在酸雨控制区和二氧化硫控制区范围内，但
6、以清洁生产、达标排放和总量控制为基本原则，通过有效削减烟气污染物的排放量，结合环境保护发展规划和城市发展总体规划，对污染排放实施有效的治理是必要的。#3t/h锅炉加设烟气脱硫装置后，每年可大幅度减少二氧化硫和烟尘的排放，减小对周边环境的污染影响。根据#关于加快燃煤火电厂烟气脱硫工作的通知（#政办200710号）、#人民政府关于印发#环境保护十一五规划的通知（ #政200744号）、#县人民政府关于印发#县节能减排实施方案的通知（ #政200762号）精神，节能能源消耗，减少二氧化硫排放量是2008年#3（集团）#3有限公司的一件环保大事，目前对#3t/h锅炉的烟气脱硫是十分必要的。1.6工作的
7、简要过程按照#环境保护局和#环境保护局的要求，#3（集团）#3有限公司对#3t/h锅炉的烟气实施脱硫改造。在接到委托之后，#工程咨询公司即组织各专业相关人员收集必要的资料并多次与业主沟通，开始编制本可行性研究报告。经过对现场情况的分析，统一规划，并征求业主意见，选用一炉一塔的双减法工艺技术方案，可加快施工进度，促使装置早日投产，早日发挥装置的作用。1.7项目总投资及资金来源项目总投资589.83万元，全部为企业自筹。1.7.1项目管理与实施项目建设期为项目建设进度拟定为8个月。1.7.2环境保护该项目是利用新工艺、新技术和新设备对#3t/h锅炉加设烟气脱硫装置，每年可大幅度减少二氧化硫的排放，
8、减小对周边环境的污染影响。1.8项目结论及建议1.8.1项目结论2、项目实施具有重要的现实意义，#3（集团）#3有限公司积极响应政府号召，实施燃煤锅炉脱硫项目，在很大程度上减少污染物的产生量和排放量，有效地降低SO2和烟尘的排放量，对保护环境，确保“十一五”节能减排目标的实现，促进资源节约型、环境友好型社会建设，都具有十分重要的意义。项目总投资589.83万元，全部由企业自筹。项目建成后，锅炉主要污染物SO2减排量为2770t/a,同时减排烟尘141.3 t/a，具有很好的环保和社会效益。项目总投资589.83万元，年利润总额33.83万元，税后投资回收期为9.29年。1.8.2建议建议项目建
9、设中加强质量监督管理，加强成本控制，降低造价。同时政府应加大扶持力度，确保项目的正常运行。1.9主要经济技术指标表项目主要技术经济指标表项目主要技术经济指标表序号指标名称单位指标备注经济数据1总投资万元589.83 2资金筹措其中：自有资金万元589.83 银行贷款万元0.003年经营收入万元176.37 4年总成本费用万元141.12 5年利润总额万元33.83 6年经营（销售）税金及附加万元1.42 7年所得税万元8.46 8年净利润（税后利润）万元25.37 财务评价指标1投资利润率%5.74% 2投资利税率%5.98% 3全部投资财务内部收益率%10.67% 税前4全部投资财务内部收益
10、率%8.78% 税后5全部投资回收期（税前）年8.41 含建设期6全部投资回收期（税后）年9.29 含建设期7全部投资财务净现值万元93.71 税前8全部投资财务净现值万元26.66 税后9盈亏平衡点（BET）%53.43% 53 第二章 项目建设背景及必要性2.1项目建设背景性空气中的二氧化硫和氮氧化物是造成酸雨的主要原因，酸雨使得森林枯萎，土壤和湖泊酸化，植被破坏，粮食、蔬菜和水果减产，金属和建筑材料被腐蚀。有研究表明我国每排放一吨二氧化硫造成的经济损失约2万元。同时空气中的二氧化硫也严重地影响人们的身心健康，二氧化硫还可形成硫酸酸雾，危害更大。二氧化硫的主要来源是化石燃料的燃烧，我国的能
11、源结构中约有70%的煤。随着我国经济的快速发展，煤炭消耗量不断增加，二氧化硫排放量也日趋增多，造成二氧化硫污染和酸雨的严重危害。据2005年我国的环境质量公报表明，1999年我国二氧化硫排放总量为1857万吨，2000年达到了1995万吨，2001年和2002年有所下降，2003年为2158万吨，到了2005年为2549.3万吨，其中工业来源为2168.4万吨，生活来源为381万吨。酸雨区面积约占国土面积的30%，主要分布在长江以南、青藏高原以东的广大地区及四川盆地。酸雨控制区111个城市中，降水年均pH值范围在4.02和6.79之间，出现酸雨的城市103个，占92.8%。酸雨频率超过80%的
12、城市比例为22.5%。年均pH值小于或等于5.6的城市有81个，占73.10%。酸雨控制区内酸雨污染范围基本稳定，但污染程度有所加重。为防治二氧化硫和酸雨污染，1990年12月，国务院环委会第19次会议通过了关于控制酸雨发展的意见。自1992年在贵州、广东两省，重庆、宜宾、南宁、桂林、柳州、宜昌、青岛、杭州和长沙九个城市进行征收二氧化硫排污费的试点工作。1995年8月，全国人大常委会通过了新修订的大气污染防治法，规定在全国范围内划分酸雨控制区和二氧化硫污染控制区。1998年1月12日，国务院批准了酸雨控制区和二氧化硫污染控制区的划分方案。1998年2月17日，国家环保局召开酸雨和二氧化硫污染综
13、合防治工作会议，落实国务院对“两控区”划分方案的批复。在国务院关于酸雨控制区和二氧化硫污染控制区有关问题的批复(国函19985号)和国务院关于二氧莫建松，双碱法烟气脱硫工艺的可靠性研究及工业应用化硫排污收费扩大试点工作有关问题的批复(国函1996124号)规定二氧化硫排污费的征收范围为酸雨控制区和二氧化硫污染控制区内燃煤、燃油和产生工艺废气以及向环境排放二氧化硫的企业、事业单位和个体经营者。提出的两控区的总体目标是到2010年，二氧化硫排放总量控制在2000年排放水平以内;城市环境空气二氧化硫浓度达到国家环境质量标准，酸雨控制区降水pH值小于4.5的面积比2000年有明显减少。2005年1月，
14、国家环保总局日前通报了“两控区”(酸雨控制区和二氧化硫控制区)“十五”计划重点火电厂脱硫项目的进展情况，公布了46家尚未启动脱硫项目的火电厂名单，要求加大对火电厂脱硫的监管力度，最大限度地削减二氧化硫排放量。这都说明我国政府高度重视酸雨和二氧化硫污染的防治。为了实现酸雨和二氧化硫污染控制目标，国家加快了国产脱硫技术和设备的研究、开发、推广和应用。2.2必要性#3（集团）#3有限公司地处#县城区的西部边缘，地处淮河流域水污染控制区，虽不在酸雨控制区和二氧化硫控制区范围内，但以清洁生产、达标排放和总量控制为基本原则，通过有效削减烟气污染物的排放量，结合环境保护发展规划和城市发展总体规划，对污染排放
15、实施有效的治理是必要的。#3t/h锅炉加设烟气脱硫装置后，每年可大幅度减少二氧化硫的排放，减小对周边环境的污染影响。目前区域环境空气质量S02能够达到GB30951996环境空气质量标准二级要求，TSP有超标现象，最大超标倍数2.57倍，最大超标率为l00%.纳污水体南支排现状水质超过GB38382001地表水环境质量标准V类，污染类型属有机型。该厂废气污染源主要有锅炉燃烧废气、造气炉造气吹风气、尿素造粒塔废气及合成氨液氨储槽弛放气、合成放空气等。其中造气炉在利用原料煤制取半水煤气时产生的造气吹风气、锅炉燃煤烟气中含烟尘、SO2等污染物，尿素造粒塔废气中含尿素粉尘及氨等，尿素尾吸塔废气中含氨，
16、合成液氨贮罐施放气、合成放空主要含有NH3、N2、H2、CH4。根据#人民政府关于印发#环境保护十一五规划的通知（ #政200744号）、#县人民政府关于印发#县节能减排实施方案的通知（ #政200762号）精神，节能能源消耗，减少二氧化硫排放量是2008年#3（集团）#3有限公司的一件环保大事，目前对#3t/h锅炉的烟气脱硫是十分必要的。第三章 项目建设条件及选址3.1项目建设条件3.1.1地理位置及区域范围#县位于#中部，是#颍河冲积平原与黄泛平原交汇而形成的泛淤平原，是黄淮平原的一部分。地形平坦，地貌类型简单，自然条件优越。地理坐标为东经11343091140931，北纬33425933
17、5913。#县距许昌市、#各25公里，北距省会郑州市120公里，西与国家能源基地平顶山毗邻，受城市辐射力强，是发展经济的理想地。全县东西长39公里，南北宽29公里，总面积为801.74平方公里。3.1.2自然资源条件1、气候条件#县属暖温带大陆型季风气候，春夏秋冬四季分明。年平均气温为14.4，年际间变化较小，但年内温差较大。7月份温度最高，平均27.5，年极端高温43.4。1月份温度最低，平均0.4，年极端低温为-20.6。年均无霜冻期227天，最长达267天，最短180天。初霜日一般在十一月十日，终霜日在次年四月八日。年平均降雨量726mm，年最大降雨量1238.5mm，年最小降雨量375
18、.9mm。年内降雨量多集中于6至9月，占年降水量的70%。2、地形、地貌、地质项目区地表为第四纪冲积层覆盖，其岩性主要为黄土质亚粘土，其次为粘土，局部有淤泥质夹层，地耐力1215t/m2。最大冻土深度0.25m。项目场区内地势平坦，地貌单一，地势较高，呈西北向东南方向倾斜。土质结构致密，强度中等，地基承载力大部分在160kPa以上，工程地质条件较好，对项目建设无不良影响。#县境内地势平坦，土壤肥沃。3、水文项目所在地位于沙澧河冲积平原，土层深厚，水资源丰富。地下水资源埋藏浅，水质良好，便于开采，单井出水量60m3/h左右，浅层地下水位在1015m之间，适于工业和生活用水。3.1.3一次水水质分
19、析 pH 6.7 全碱度 300mgL(以CaCO3计) 固形物 0.58gL 永久硬度 34.2mg/L(以CaO计) 总硬度 140mgL(以CaO计) Cl- 60.1mgL S042- 88.6mg,/L NO3- 180mgL HC03- 80.3mgL Na+ 120mgLK+ l.2mg/LCa2+ 31.3mg/LMg2+ 36mg/LFe3+/Fe2+（总和） 0.3mg/LSIO2胶体 27.2mg/L(以SIO2计)电导率 1320uS/cm3.2水、电、气供应条件3.2.1 供水按照脱硫工程的有关设计参数，#3t/h燃煤锅炉脱硫装置工艺水总消耗量约为10m3/h。本期脱
20、硫装置所需的工艺水来源于电厂主体工程的工业水，主要用于制作石灰浆。3.2.2 供电脱硫系统所用25KVA 380V交流电源由#4静电除尘器变压器段提供，用于脱硫段与脱硫电机的供电。正常运行情况下，用电负荷29KVA.。3.2.3 供压缩空气脱硫装置的仪用压缩空气消耗量不大，脱硫装置的仪用压缩空气气源由主体工程的仪用压缩空气系统提供。3.2项目选址#3t/h燃煤锅炉脱硫工程在公司现有锅炉位置南空地上建设，不需另外选址。第四章 企业状况4.1 企业概况4.1.1基本情况 #3（集团）#3有限公司始建于1970年，位于#县城#区。公司现有职工1200人，其中工程技术人员300余人。公司生产的“颍青”
21、牌尿素被确认为#重点保护产品，产品质量达到或优于部级标准，享有很高信誉，市场前景十分广阔。公司先后荣获全国小氮肥先进企业、全国化工安全生产先进单位、国家二级计量单位、国家二级节能企业和全国环保先进单位等多项国家及省、市级以上荣誉称号。该公司通过技术改造，生产能力不断扩大。目前已经形成年产12万吨合成氨、15万吨尿素、3万吨甲醛、4万吨甲醇生产能力，并已建成装机容量12MW的自备电站。2005年企业总资产2.6亿元，实际销售收入2.7亿元，利税2343.98万元。目前，企业生产情况良好，经济效益显著，是#县主要经济支柱之一。#3（集团）#3有限公司是以尿素为主要产品的合成氨企业，现有生产规模为年
22、产12万吨总氨、2万吨甲醇、12万吨尿素、1万吨甲醛。#3有限公司十分重视企业的环境保护工作，在公司的技术改造中采用新工艺、新技术、新设备，提高了企业的竞争优势。治理废水方面，公司累计投资2034万元，先后建设投运1500t/h造气含氰废水曝气处理冷却装置、尿素冷凝液深度水解工程和8500t/h的生产工艺用水闭路循环处理装置。目前正在运行的有造气、锅炉、压缩、碳化、尿素五大循环处理系统，重复水利用率96%以上，在#河乃至河南率先实现了氮肥生产污水零排放综合治理环保工程、终端水深度治理和回用工程，投资建设的三废混燃炉工程正在建设中。4.1.2环境敏感区域和保护目标厂址位于#县城区的西部。从环境空
23、气影响方面，最主要的保护目标是颍县城区，其次是厂址周围5Km以内的村庄；从水环境影响方面，电厂是地面水南干渠和清水河的水源，沿途两侧农田主要依靠该水源灌溉，应保护土壤及农作物不受污染；灰场位于厂址西700-800m的沙河确保大堤西侧，由平地围坝而成，干灰场贮灰，主要保护目标是灰场周围农作物不受二次扬尘污染，村庄距离较远，影响不大；干灰场高于平地，灰场对地下水影响不大；厂界噪音影响的主要对象是北侧的挂面庄和闵湾村；从生态环境影响方面，厂址周围处于人工控制的农业生态区，没有需要保护的野生陆生动植物资源，纳污水体没有清洁水源，没有野生水生动植物资源，但纳污河处于淮河流域，水污染物必须实施总量控制。厂
24、址周围没有重要人文古迹和自然保护区。4.2 锅炉建设及污染物排放4.2.1锅炉建设基本情况公司燃煤锅炉产生的中温、中压蒸汽经公司热电厂汽轮机发电后背压蒸汽用于生产。热电厂目前总装机26MW容量，采取四炉（两开两备）两机配置方式，其中1#锅炉UG-35/39-M6是无锡锅炉厂生产的链条锅炉；2#锅炉YG-35/3.82-M3、3#锅炉YG-35/3.82-M6均为济南锅炉厂生产的循环流化床锅炉；4#锅炉TG-35/3.82-M1是泰山集团生产的循环流化床锅炉。目前公司实际运行的是2#、4#锅炉。1#汽轮机N6-35-4（改型）是上海汽轮机厂生产的凝汽式带两极非调整抽汽机组；2#汽轮机C6-3.4
25、3/1.274是武汉汽轮发电机厂生产的凝汽式可调整抽汽机组。1#于1990年1月正式投入运行，2#号机组于1996年8月正式投入运行。公司主要运行的两台2#、4#锅炉的主要设计参数和煤种参数见表4-1。表 4-1 锅炉设计参数表项 目单 位参 数2#4#额定蒸发量t/h3535蒸汽压力MPa3.823.82蒸汽温度450450给水温度150150排烟温度150150燃料品种烟煤烟煤设计锅炉热效率%7587送风机型号AGX35-1A15DAGX35-1A15D送风机风量m3/h3091130911送风机风压Pa1400714007送风机电机kW185185引风机型号AYX35-1A13DAYX5
26、0-5A18.5D引风机风量m3/h94217115950引风机风压Pa44115225引风机电机kW185250上煤方式皮带皮带水处理方式化水化水除尘器型式麻石水膜除尘高压静电除尘4.2.2锅炉燃煤概况燃煤煤质资料见表4-2，#2、#4锅炉燃煤消耗量见表4-3。表4-2 现有电厂燃煤工业分析和元素分析表Car(%)Har(%)Nar(%)Oar(%)Sar(%)Wad(%)Aar(%)Vdaf(%)Wt(%)Qnet,v,ar(MJ/kg)31.102.870.816.63.070.8247.8031.707.8112669表4-3 #2、#4炉及电厂燃煤消耗量项 目单 位设计煤种校核煤种#
27、2、#4炉全厂#2、#4炉全厂小时耗煤量t/h12.9412.9416.1716.17日耗煤量t/d310.6310.6388.1388.1年耗煤量104t/a9.719.7112.1312.13注：日运行按24时计，年运行按7500小时计。电厂煤质含硫量的变化范围应根据电厂近年实际燃煤品质并考虑未来煤源情况决定，设计煤质应留有一定裕度，设计煤种硫份可按1%考虑。4.2.3机组污染物排放状况工程废气污染物排放情况见表4-4。表4-4 工程废气排放情况一览表项目单位设计煤种校核煤种烟囱出口参数烟气温度140烟气流速m/s25.227.4大气污染物排放状况(烟囱出口)SO2允许排放浓度mg/m32
28、1002100排放浓度(1.4) mg/m315951939设计排放量kg/h231.5烟尘允许排放浓度mg/m3500排放浓度(1.4)mg/m3251395设计排放量kg/h13.2第五章 工程技术方案5.1 主要脱硫工艺及项目脱硫工艺的选择5.1.1主要脱硫工艺烟气脱硫的历史悠久，早在一百多年前就有人进行了这方面的研究。据美国环保局(EPA)统计，世界各国开发、研究、使用的S02控制技术达200种。这些技术归纳起来可分为三大类:(l)燃烧前脱硫，如洗煤、微生物脱硫;(2)燃烧中脱硫，如工业型煤固硫、炉内喷钙;(3)燃烧后脱硫，即烟气脱硫(FGD)。FGD法是世界上唯一大规模商业化的脱硫技
29、术,主要是利用吸收剂或吸附剂去除烟气中的S02，并使其转化为较稳定的硫的化合物。FGD技术种类繁多，但是真正工业化的只有十几种。FGD技术按脱硫后产物的含水量大小可分为湿法、半干法和干法;按脱硫剂是否再生分为再生法和不可再生法;按脱硫产物是否回收分为回收法和抛弃法。其中湿法脱硫技术应用约占整个工业化脱硫装置的85%左右。主要有以下几种：(l)湿法石灰石/石灰烟气脱硫技术该法是利用成本低廉的石灰石或石灰作为吸收剂吸收烟气中的S02，生成半水亚硫酸钙或石膏。这种技术曾在70年代因其投资大、运行费用高和腐蚀、结垢、堵塞等问题而影响了其在火电厂中的应用。经过多年的实践和改进，工作性能和可靠性大为提高，
30、投资与运行费用显著减少。该法主要优点为:a.脱硫效率高(脱硫效率大于90%);b.吸收剂利用率高，可大于90%;c.设备运转率高(可达90%以上)。该法是目前我国引进的烟气脱硫装置中主要方法。主要缺点是投资大、设备占地面积大、运行费用高。“七五”期间重庆路磺电厂引进日本三菱重工的与2又360MW机组配套2套湿式石灰石/石膏法烟气脱硫技术与设备，率先建成了大型电厂锅炉烟气莫建松，双碱法烟气脱硫工艺的可靠性研究及工业应用脱硫示范工程，并于1992年和1993年正式投入商业运转，系统脱硫率达95%以上，副产品石膏纯度高于90%。目前，从设计上综合考虑加强反应控制，强制氧化，从而减少吸收塔和附属设备体
31、积、降低电耗、减少基本建设投资和运行费用。选用耐腐蚀材料，提高吸收塔及出口烟气、挡板、除雾装置等的使用寿命，提高气液传质效率，建造大尺寸的吸收塔等因素，对此项技术作了进一步改进和提高。(2)氨法烟气脱硫技术氨法烟气脱硫采用氨作为二氧化硫的吸收剂，氨与二氧化硫反应生成亚硫酸铵和亚硫酸铵，随着亚硫酸氢铵比例的增加，需补充氨，而亚硫酸铵会从脱硫系统中结晶出来。在有氧气存在的情况下还可能发生氧化反应生成硫酸铵。该法根据吸收液再生方法不同，可以分为氨一酸法、氨一亚硫酸铵法和氨一硫铵法。影响氨法脱硫效率的主要因素是脱硫液的组成，受溶液蒸气压和pH值的影响。氨法的主要优点是脱硫剂利用率和脱硫效率高，且可以生
32、产副产品。但氨易挥发，使得吸收剂的消耗量增加，产生二次污染。此外该法还存在生产成本高、易腐蚀、净化后尾气中含有气溶胶等问题。(3)双碱法脱硫工艺为了克服石灰/石灰石法容易结垢和堵塞的缺点，发展了双碱法。该法先用可溶性的碱性清液作为吸收剂吸收，然后再用石灰乳或石灰对吸收液进行再生。双碱法的明显优点是，由于主塔内采用液相吸收，吸收剂在塔外的再生池中进行再生，从而不存在塔内结垢和浆料堵塞问题，从而可以使用高效的板式塔或填料塔代替目前广泛使用的喷淋塔浆液法，减小吸收塔的尺寸及操作液气比，降低成本。另外，双碱法可得到较高的脱硫率，可达85%以上，应用范围较广，该法的主要缺点是再生池和澄清池占地面积较大。
33、(4)喷雾干燥法烟气脱硫技术这种技术属半干法脱硫技术，多数采用旋转喷雾器，石灰浆液作吸收剂，以细雾滴喷入反应器，与二氧化硫反应并同时干燥，在反应器出口，随着水分蒸发，形成了干的颗粒混合物。其工艺特点是投资较低，设计和运行费用较为简单，占地面积较少，脱硫率一般为60一80%。在西欧的德国、奥地利、意大利、丹麦、瑞典、芬兰等国家应用比较多。美国也有巧套装置(总容量500OMW)在运行，燃煤含硫量一般不超过 1.5%，脱硫效率均低于90%。黎明发动机厂从丹麦引进技术并建成一套5000ONm3/h工业装置，并对低硫煤(含硫率0.97%)烟气进行了脱硫试验，在钙硫比为2.2时，取得80%的系统总脱硫效率
34、。(5)炉内喷吸收剂/增湿活化烟气脱硫工艺该法是一种将粉状钙质脱硫剂直接喷入燃烧锅炉炉膛的技术，由于投资及运行费用较低，该类工艺方法在近期内取得较大进展，在西北欧广大国家均已有工业运行装置。芬兰IVO公司开发了炉内喷钙/活化脱硫工艺 (LIFAC)，克服了脱硫效率不高及粉尘比阻升高而影响除尘效果的弊端，具体做法是:在锅炉尾部安活化反应器，将烟气增湿，使剩余的吸收剂活化与二氧化硫反应。其工艺简单，占地小，主要适用于中、低硫煤锅炉，脱硫率一般为60一80%。其主要缺点是脱硫剂消耗量大，易产生粉灰，使除尘负荷加重。南京下关电厂引进LIFAC全套技术，配套 125MW机组(燃煤含硫率0.92%)，设计
35、脱硫率75%。5.1.2项目脱硫工艺的选择根据对脱硫性能的要求和现场情况，本项目所选择的技术方案应当遵循以下原则：-由于该厂地处县区，环保要求高，又为了减轻对烟囱的腐蚀，应达到尽可能高脱硫效率，并能适应燃煤和运行状况的变化和未来对环保要求的提高，本方案按96%效率设计。-脱硫系统应采用成熟可靠的技术和设备。-使用当地可以稳定供应、价格较低、性能好的脱硫剂。-副产品能够在当地综合利用。-降低工程造价以及运行和维护成本。同时针对现有热电厂空场有限，且已经建成两个300m3的沉淀池等现状，脱硫工艺选择钠钙双碱法脱硫工艺作为本工程脱硫工艺，有效地利用钠钙双碱法脱硫工艺的技术优势，又克服了该法再生池和澄
36、清池占地面积较大的主要缺点。5.2双碱法脱硫工程描述5.2.1双碱法工艺原理双碱法脱硫工艺技术是目前应用成熟的一种烟气脱硫技术，尤其是在小热电燃煤锅炉烟气污染治理方面应用较为广泛,脱硫剂采用氢氧化钠溶液（含30%NaOH）和生石灰（含95%CaO）。其工艺原理是：本双碱法是以氢氧化钠溶液为第一碱吸收烟气中的二氧化硫，然后再用生石灰加水熟化成氢氧化钙溶液作为第二碱，再生吸收液中NaOH，付产品为石膏。再生后的吸收液送回脱硫塔循环使用。各步骤反应如下：吸收反应： SO2 + 2NaOH = Na2SO3 + H2O Na2SO3 + SO2 + H2O = 2NaHSO3 副反应如下： Na2SO
37、3 +1/2 O2 = Na2SO4 由于硫酸钠是很难再生还原的，一旦生成就需要补充NaOH。再生反应 用氢氧化钙溶液对吸收液进行再生2NaHSO3 + Ca(OH)2 = Na2SO3 + CaSO31/2 H2O + 3/2 H2ONa2SO3 + Ca(OH)2 + 1/2 H2O = 2NaOH + CaSO31/2 H2O 氧化反应 CaSO31/2 H2O + 1/2 O2 = CaSO41/2 H2O5.2.2工程描述NaOH溶液由罐车直接运送到厂内，通过碱液泵送入碱液罐，再由碱液罐直接流入循环池，通过循环泵将碱液送到脱硫塔进行喷淋脱硫。脱硫吸收剂（生石灰）干粉由罐车直接运送到厂
38、内，同时按一定比例加水并搅拌配制成一定浓度的吸收剂氢氧化钙（Ca(OH)2）浆液，再由输送泵送入沉淀反应池，进行再生反应。工艺流程如下:循环液从脱硫塔底排入沉淀反应池。在沉淀反应池中加入氢氧化钙, 氢氧化钙在沉淀反应池内发生如下再生反应：2NaHSO3 + Ca(OH)2 = Na2SO3 + CaSO31/2 H2O + 3/2 H2ONa2SO3 + Ca(OH)2 + 1/2 H2O = 2NaOH + CaSO31/2 H2O在曝气池，压缩空气向曝气池送入空气，使得氧化更加充分，同时不让石膏沉淀在曝气池。氧化反应如下：CaSO31/2 H2O + 1/2 O2 = CaSO41/2 H
39、2O也有副反应进行：Na2SO3 +1/2 O2 = Na2SO4循环液从曝气池继续溢流到循环沉淀池，让石膏在此处沉淀下来，并通过抓斗吊抓走，最后将石膏一起外运或作其他处理。循环液中再生得到的NaOH可重复使用，需要说明的是因为锅炉烟气中有大量氧气且温度较高二氧化硫浓度较低副反应会较多，也就是说要补充一定量的氢氧化钠。再通过循环泵把循环液（含补充的新鲜氢氧化钠）再送入脱硫塔进行脱硫。 对向沉淀反应池中加Ca(OH)2和循环沉淀池加NaOH都是通过PH计测定PH值后加入碱液，达到脱硫工艺要求的PH值。5.2.3技术特点（1）从技术、经济及装置运行稳定性、可靠性上考虑采用生石灰和氢氧化钠作为脱硫剂
40、，保证系统脱硫效率可达96%。（2）采用双碱法脱硫工艺，可以基本上避免产生结垢堵塞现象，减少昂贵的NaOH耗量和降低运行费用。（3）采用悬流洗涤方式可在较小的液气比下获得较大的液气接触面积，进而获得较高的脱硫除尘效率；并且，较小的液气比可以减少循环液量，从而减少循环泵的数量，从而降低了运行成本也减少了造价。（4）保证本脱硫装置连续运行，年运行时间大于8400小时。（5）为确保整个系统连续可靠运行，采用优良可靠的设备，以确保脱硫系统的可靠运行.（6）按现有场地条件布置脱硫系统设备，力求紧凑合理，节约用地。（7）最大限度的把脱硫水循环利用，但是由于烟气中含有一定浓度的盐份和Cl离子，反应塔内部分水
41、分蒸发，因此形成循环水中盐和Cl离子的积累，由于过高的盐和Cl离子浓度会降低脱硫效率和腐蚀反应装置，所以必须调整脱硫循环水水质并补充少量工业用水。5.3设计基础参数为保证系统运行稳定可靠以及出口烟气达到合格的排放标准,要求提供的反应剂和工业水必须符合相关标准。5.3.1脱硫系统设计基础参数根据公司燃煤锅炉近年平均燃煤含硫的变化，建议在编制脱硫技术规范书时，FGD装置煤质含硫量变化用FGD入口SO2浓度变化进行覆盖，即：“脱硫装置燃用设计煤种时，脱硫效率95%，当FGD入口SO2浓度增加30%时脱硫率不低于92%，当FGD入口SO2浓度增加50%时，脱硫系统能安全运行”。表4-2 脱硫系统设计基
42、础参数项 目单 位数值（单台炉）入口烟气量m3/h100,000入口烟气温度140入口烟气量Nm3/h66,143入口二氧化硫kg/h231.5入口SO2浓度mg/Nm33500入口烟尘kg/h13.2入口烟尘浓度mg/Nm3200出口烟气量m3/h88,718出口烟气温度60出口二氧化硫kg/h10.2出口SO2浓度mg/Nm3140出口烟尘kg/h3.6出口烟尘浓度mg/Nm350液气比L/ m30.8钙硫比1.05脱硫率%96除尘率%73脱硫剂30%NaOH用量（启动）kg/h482.3脱硫剂NaOH液用量（补充）kg/h48.25脱硫剂生石灰用量（含90% CaO）kg/h118.15
43、水m3/h10电kw20运行时间h7500脱硫塔入口水温度40o5.3.2脱硫系统各项性能参数脱硫系统各项性能参数表性能和设计数据单位数据1一般数据1.1 脱硫系统总压力损失Pa1100其中：脱硫塔Pa600总烟道（自引风机出口到水平烟道进口）Pa5001.2 吸收剂摩尔比Ca/Smol/mol1.051.3 循环液气比L/Nm30.81.4 SO2脱除率%961.5 出口SO2浓度mg/Nm31401.6 脱硫塔出口含尘浓度mg/Nm3502消耗-石灰粉（90%CaO）kg/h118.15-其他助脱硫剂（100%NaOH）kg/h48.25-工业水（规定品质）m3/h10-电力（电动机总容量）kW20-电力（BMCR工况设备耗电量）kW.h20-压缩空气（仪表控制用）m3/h0.53脱硫塔-设计压力Pa3000-BMCR时烟气流速m/s3.54-脱硫塔直径m2.8-
