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1、电厂扩建及改造工程脱硫脱硝技术方案1.1 烟气脱硫工艺选择根据环保要求，本期工程需同期建设烟气脱硫装置，要求脱硫效率不低于95%。燃煤锅炉所采用的脱硫工艺很多。如氨吸收法、磷铵复合肥(PAFP)法、双碱法、氧化镁法等，石灰石-石膏法，其中石灰石-石膏法、氨吸收法脱硫率在90%以上。结合当前脱硫工艺的发展现状，及森泽的脱硫剂供应情况，依据国家文件及规程规范，由于石灰石石膏湿法脱硫工艺具有脱硫效率高，脱硫率可达到95%以上，对煤质含硫量变化适应性大、脱硫吸收剂的利用率高、运行可靠及石膏用途广泛等特点，具有在大型发电机组上应用的业绩，可以满足脱硫效率的要求，因此本期工程烟气脱硫推荐采用石灰石石膏湿法
2、脱硫工艺。1.2 吸收剂来源及耗量石灰石膏湿法脱硫工艺所需的吸收剂为石灰石粉，其品质要求为：CaO85%，MgO2%。细度要求为：250目筛余量小于5。石灰石石膏湿法脱硫工艺所需的吸收剂是石灰石粉，其品质均为：CaO85%，MgO2%；细度为95以上通过250目。石灰石粉用管道运输直接送至厂内石灰石粉仓。1.3 脱硫副产品的处置石灰石石膏湿法烟气脱硫的副产品是含水量小于10的石膏（即CaSO4.2H2O）。石灰石(石灰)石膏湿法脱硫工艺的副产品（石膏）利用途径广泛,应用领域主要如下：水泥工业、建筑墙纸及装饰纸面石膏板、特种石膏功能材料、特种石膏防火板、粉刷石膏及免烧石膏陶瓷制品、纸张喷涂材料、
3、生产自流平地面材料和矿井用砂浆、替代高岭土和方解石生产各种类型的填充材料、各种筑路基材。1.4 烟气脱硫工程设想1.4.1设计基本参数1150T/h+3X130 T/h锅炉每套脱硫装置的基本设计参数(BMCR)如下：项 目设计煤种脱硫装置进口烟气量（Nm3/h）（每台，括号内为130 T/h锅炉烟气量）307600（260000）脱硫装置进口烟气SO2浓度（mg/ Nm3）3395.7烟气温度（）140为了充分发挥脱硫装置的效益和适应煤质的变化的需要，脱硫系统选取含硫量变化范围中的较高值作为脱硫系统的设计含硫量，同时满足环保对SO2的排放要求。本工程脱硫系统的设计工况按设计煤种设计。8.4.2
4、 脱硫工艺系统及设备8.4.2.1脱硫工艺系统拟订原则如下：(1) 每一台炉设一套烟气脱硫装置，每套装置的烟气处理能力为锅炉BMCR工况时100烟气量。石灰石浆液制备、石膏脱水、事故排放及返回等公用设施按4台炉设一套考虑。(2) 脱硫效率大于95%。(3) 脱硫吸收剂采用外购成品石灰石粉、厂内制浆的方案。8.4.2.2 脱硫工艺系统及设备本工程石灰石石膏湿法烟气脱硫(FGD)主要包括以下几个系统：石灰石浆液制备系统、烟气系统、SO2吸收系统、事故排放及浆液返回系统、石膏脱水系统、工艺水系统、废水处理系统、压缩空气系统等。其中石灰石浆液制备及供应系统、石膏脱水系统、工艺水系统、压缩空气系统、脱硫
5、废水处理系统、事故浆液排放及返回系统等按4台锅炉公用设计。(1)石灰石浆液制备系统吸收剂采用直接购买成品石灰石粉，用罐车自带的气力输送泵送入脱硫场地的石灰石粉仓，通过皮带称重给料机进入石灰石浆液箱进行制浆。本烟气脱硫工程设1个石灰石粉仓，其粉仓的有效容积按4套FGD装置在设计工况下运行3天的石灰石粉总耗量设计，其几何容积约为300m3。石灰石浆液制备系统配置1个石灰石浆液箱，浆液箱有效容积为4套FGD装置在BMCR工况下运行6小时的石灰石浆液消耗量。共设4台石灰石浆液给料泵（3运1备）。(2）烟气系统本工程没台锅炉设置一套烟气系统。设增压风机、烟气挡板门、不设GGH。烟气从烟囱进口主烟道引出，
6、经过增压风机进入吸收塔，从吸收塔出来的净烟气经主烟道从烟囱排入大气。 (3) SO2吸收系统本系统采用单吸收塔处理1台锅炉BMCR工况100的烟气。在吸收塔内，烟气与石灰石石膏浆液逆流接触，被冷却到绝热饱和温度，烟气中的SO2和SO3与浆液中的石灰石反应，形成亚硫酸钙和硫酸钙，亚硫酸钙在吸收塔浆池罐中被氧化空气氧化成硫酸钙，过饱和溶液结晶生成石膏(CaSO42H2O)。烟气中的HCl、HF也与浆液中的石灰石反应而被吸收。氧化和结晶在吸收塔浆池中进行。吸收塔浆液池的尺寸保证能提供足够的浆液停留时间完成亚硫酸钙的氧化和石膏(CaSO42H2O)的结晶。吸收塔浆池上设置侧进式搅拌器使吸收塔中的固体颗
7、粒保持悬浮状态。吸收塔再循环系统包括浆液循环泵、管道系统、喷淋组件及喷嘴。每座吸收塔根据喷淋层数配相应台数的浆液循环泵。运行的浆液循环泵数量根据锅炉负荷的变化和对吸收浆液流量的要求来确定，以达到要求的吸收效率。吸收塔设两级除雾器，布置于吸收塔顶部最后一个喷淋组件的上部。烟气穿过再循环浆液喷淋层后，再连续流经两层除雾器除去所含浆液雾滴。除雾器设有清洗系统间断运行，采用自动控制。每套FGD装置各设3台浆液循环泵。每套FGD装置各设2台氧化风机，1台运行1台备用。每座吸收塔配2台石膏排浆泵，将浆液送至石膏脱水系统。(4)事故排放及浆液返回系统FGD岛内设置1个2台炉公用的事故浆液箱，用来储存吸收塔在
8、停运检修或修理期间吸收塔下部浆池中的浆液。事故浆液箱的容量满足单个吸收塔检修排空要求，并作为吸收塔重新启动时的石膏晶种。事故浆液箱配1台顶进式搅拌器。事故浆液箱设1台事故浆液返回泵。事故浆液箱中的浆液由事故浆液返回泵送回吸收塔。(5)石膏脱水系统本工程设置1套4台炉公用的石膏脱水装置。石膏脱水分为一级脱水和二级脱水。石膏浆液通过石膏排浆泵送至石膏脱水系统，经过石膏水力旋流器浓缩后的石膏浆液进入真空皮带脱水机脱水。石膏水力旋流器的溢流水进入回用水箱，大部分溢流水经回用水泵返回吸收塔，其余部分由废水旋流器给料泵送入废水旋流器。经过废水旋流器分离后的大部分水返回吸收塔，部分溢流水进入废水处理系统。
9、(6)工艺水系统脱硫工艺水采用冷却塔循环冷却水排水和脱硫岛设备冷却水的回用水，工艺水进入FGD系统的工艺水箱。4套FGD共设1个工艺水箱，设置3台工艺水泵，其中2台运行1台备用，4台炉共设置2台除雾器冲洗水泵，其中1台运行1台备用。工艺水泵的出力主要考虑以下用水量：吸收塔补给水、石灰石浆液制备用水、石膏结晶水、石膏表面水；水环式真空泵;真空皮带脱水机及所有浆液输送设备、输送管路、贮存箱的冲洗水；除雾器冲洗水泵的出力主要考虑以下用水量：除雾器冲洗水；脱硫增压风机、氧化风机和其他设备的冷却水及密封水采用供热中心工业水。（7）废水处理系统脱硫装置浆液内的水在不断循环的过程中，会富集重金属元素和Cl-
10、等，一方面加速脱硫设备的腐蚀，另一方面影响石膏的品质，因此，脱硫装置需排出一定量的废水。本期工程脱硫产生的废水量约为30t/h。 废水中的超标物质主要为悬浮物、pH值、汞、铜、铅、砷、氟、钙、镁、铝、铁以及氯根、硫酸根、亚硫酸根、碳酸根等。废水处理系统按125%容量设计，为使系统有高的可利用性，所有泵按100%安装备用。每个箱体都将设置旁路，以便箱体能够放空并进行维修。污泥脱水系统的污泥运至灰场贮存。脱硫废水处理流程为：脱硫废水废水缓冲池中和池反应池絮凝槽澄清/浓缩池清水箱清净水池复用或排放。处理后的水质满足火电厂石灰石-石膏湿法脱硫废水水质控制指标DL/T 997-2006的规定。本工程脱硫
11、废水处理站置于工业废水处理车间内。（8）压缩空气系统脱硫压缩空气系统包括吹扫用气、仪用气和杂用气。脱硫岛所需的仪用和杂用压缩空气分别从主厂房相应的压缩空气系统接出。脱硝技术方案1 概述1.1 烟气脱硝技术路线的确定并为满足比火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2011）更为严格的排放标准，并结合有限公司锅炉及燃料实际情况考虑，本方案采用选择性非催化还原法 （SNCR）烟气脱硝工艺作为本次的方案，采用氨水为还原剂。技术成熟，系统运行可靠性好，是目前世界上锅炉脱硝的主流技术。1.2 改造目标结合锅炉的NOx 排放及机组运行现状，为本次改造设定了如下目标：SNCR脱硝工艺总的脱硝效率60%，出
12、口烟气NOx排放低于100mg/Nm3；2 改造方案2.1 设计依据1）火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2011）；2）环境空气质量标准GB3095-1996；3）工业企业厂界噪声标准GB12348-90中III类标准；4）污水综合排放标准GB8978-1996一级标准；5）火力发电厂设计技术规程（DL-5000-2000）；6）火电厂的烟气脱硝工程技术规范-选择性催化还原法（HJ562-2010）7）火电厂的烟气脱硝工程技术规范-选择性非催化还原法（HJ563-2010）8）现有锅炉设备、燃煤及实际运行数据资料。2.2 设计范围方案设计的范围为有限公司新建的150t/h+3x130
13、 t/h锅炉的烟气脱硝技术改造工程，包括：反应剂贮存和制备系统；SNCR喷射反应器系统工艺管道；电、控、土建、暖通、给排水等。2.3 设计原则主要设计原则如下：(1) 本工程采用SNCR脱硝工艺。(2) 使用氨水作为脱硝还原剂。(3) SNCR脱硝效率大于60% ，烟气出口氮氧化物排放低于100mg/Nm3。(4) 还原剂贮存和制备系统按2150t/h二台锅炉公用设计，设计容量按照满足出口烟气中NOx 100mg/Nm3的排放浓度、脱硝系统运行5天的耗量设计。(5) 每台锅炉分别对应设置一台SNCR喷射反应装置。2.4 SNCR工艺原理及特点2.4.1SNCR工艺原理选择性非催化还原法 sel
14、ective non-catalytic reduction （SNCR）指利用还原剂在不需要催化剂的情况下有选择性地与烟气中的氮氧化物（NOx，主要是NO 和NO2）发生化学反应，生成无害的氮气和水，从而脱除烟气中NOx 的方法。在炉膛8001050这一狭窄的温度范围内、在无催化剂作用下，氨水可选择性地还原烟气中的NOx，基本上不与烟气中的O2 作用。向温度约900950的烟气中喷入氨水，在无催化剂的条件下，氨水与烟气充分混合，选择性的将烟气中的NO还原成N2和H2O，从而去除烟气中的NOx。锅炉烟气中NOx组成中，95%为NO，5%为NO2 。2.4.2脱硝化学反应方程式因为在锅炉燃烧的烟
15、气中氮氧化物包含了NO和NO2，而 NO占到烟气中NOx的90以上。所以脱硝过程以去除NO为主。下面列出以氨水为还原剂与NO在S NC R下的反应过程。其化学反应方程式为： 2NH3 +2NO+1/2O2 2N2 +3H2O从以上反应方程式可以看出，在适当的炉膛温度下NO与还原剂氨水反应，生成无害的氮气和水。在温度过高的情况下氨水本身也会被氧化成 NO，反而会增加NO的排放。 4NH3+5O2 4NO+ 6H2 O 所以在SNCR的技术中，温度是至关重要的参数。脱硝效率与炉膛温度关系图图4-1 SNCR脱硝温度范围为9001050。2.4.3 SNCR脱硝系统组成 脱硝系统由计量模块、稀释水模块、分配模块等系统组成。（1）计量站模块喷射区计量模块是脱硝控制的核心装置，用于精确计量和独立控制到锅炉或焚化炉内每个喷射区的氨水溶液浓度。该模块采用独立的化学剂流量控制，通过区域压力控制阀与就地 PLC 控制器的结合并响应来自于机组燃烧控制系统、NOx 和氧监视器的控制信号，自动调节反应剂流量，对 NOx 浓度、锅炉负荷
