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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2010 年 6月 南京目 录第一章 总 述21.1烟气脱硫技术简介21.2 技术选择依据21.3 工艺特点3第二章 工程概况42.1 自然条件及气象资料42.2 机组、系统概况52.3 燃料62.4 其他7第三章 设计依据93.1 基本依据93.2 基本原则93.3 设计标准9第四章 设计描述114.1工作范围114.2设计思路114.3工艺方案114.4工艺描述124.5 装置组成174.6保温、油漆材料设计184.7伴热措施设计错误！未定义书签。4.8 配置、材料及自动化程度设计错误！未定义书签。4.9 公用物料消耗20
2、第五章 节能与环保245.1 节能245.2 环保24第六章 项目实施规划256.1项目实施256.2实施进度规划26第七章 投资预算与经济分析277.1投资预算277.2 经济性分析28第八章 总 结30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：燃烧前脱硫(如洗煤，微生物脱硫)；燃烧中脱硫(工业型煤固硫、炉内喷钙)；燃烧后脱硫，即烟气脱硫(Flue Gas Desulfurization
3、，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：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。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
4、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
5、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。XXX
6、公司依托XXX环境工程研究中心，并与XXX公司合作，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
7、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
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.
9、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0.140.2MPa。地下水位接近低水位时期，静止水位高度为141.09142.56米，据经验该区平均年水位变化幅度为2.52.8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
10、：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-MQ14NG-410/9.8-M10最大连续蒸发量t/h410410过热器出口蒸汽压力MPa9.89.8过热器出口蒸汽温度540540空预器出口烟气量Nm3/h431796（标况）674000 m3/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/h62.03162.956炉膛设计负压Pa-20-40-20-40烟 囱高 度m180180出口内径m5.55.5引风机型号Y4-73-25FY4-7325F电机功率KW6301120数量台/
11、炉22出力m3/h337700409987全压Pa32185732(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Mt7.266.22灰 份Aar37.5731.033碳Car4753.504氢Har3.23.255氧Oar4.365.156氮Nar.0.
12、430.697硫Sar0.180.208可燃质挥发份Vdaf34.2333.009低位发热量Qnet,arKJ/kg18212.5820750.0010灰温度特性t1t2t3111013001400（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%93.7393.47%2乙烷m/m%3.133.08%3乙烯m/m%0.010.01%4乙炔0.400.36%5丙烷m/m%1.992.16%6丙烯m/m%0.010.08%7PD0.690.65%8MA0.060.07%9C40.050.07%10发热量89328954Kcal/Nm3
13、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%11.9311.950.012甲烷19.9487.166.473乙烷0.7840.160.024乙烯4.0325.800.275丙烷1.1136.490.016丙烯6.817.190.167乙炔0.012.310.018PD0.634.470.019MA8.332.160.0110C4 5.286.440.1611C55.2514.060.0112CO0.040.010.0113N235.4950.1014低位发热量4342Kcal/Nm32.4 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
