二发电厂3×12MW机组烟气脱硫系统改造可行性研究报告.doc

TPRI合同编号：TPRI/TD-CA-053-2015D报告编号：TPRI/TD-RB-2015锡林郭勒热电有限责任公司锡林浩特第二发电厂3×12MW机组烟气脱硫系统改造可行性研究报告西安热工研究院有限公司二 一 五 年 三 月注 意 事 项1.本技术报告的著作权属西安热工研究院有限公司，未经我院的书面许可，任何单位与人员不得部分复制本报告或擅自公开发表；2.凡注明了密级的技术报告，任何部门与人员均不得私自对外提供，不得复制；3.无西安热工研究院有限公司技术报告专用章的技术报告，不属我院的正式技术报告；4.对本技术报告有异议者，请与西安热工研究院科研管理部联系 （电话：029-82102159）；5.西安热工研究院有限公司投诉电话（传真）029-82102315。报告编号：TPRI/ TD-RB-2015合同编号：TPRI/ TD-CA-053-2015D项目负责单位：西安热工研究院有限公司项目承担部门：锅炉设备及环保事业部课题起讫日期：2015年01月-2015年06月项目负责人：邹乔、孟令海主要工作人员：西安热工研究院有限公司：李兴华 刘海培 孟令海 张方庚 牛拥军锡林郭勒热电有限责任公司锡林浩特第二发电厂：孙 富 赵学录等报告编写人：邹乔 孟令海 赵荣报告校阅人：牛拥军审 核：何育东批 准：姚伟摘 要锡林郭勒热电有限责任公司锡林浩特第二发电厂（以下简称锡林二电厂）3×12MW机组配套3×65t/h煤粉锅炉。1号、2号机组为北京巴威锅炉锅炉厂生产，于1988年8月安装，型号为B&WB-65/3.82-M型，同时配备文丘里水膜除尘器，分别于1989年11月、1990年12月投运；3号锅炉由无锡锅炉厂生产，于1992年12月安装，型号UG-65/3.82-M12型，配备文丘里水膜除尘器，于1993年12月投运。为响应国家“节能减排”政策号召，顺利完成“十二五”减排任务，锡林二电厂拟对1号-3号机组进行脱硫工程改造。锡林二电厂的燃煤来源稳定，实际燃用的煤含硫量较高，且1号-3号机组未配备烟气脱硫装置。故锡林二电厂委托中国华能集团西安热工研究院有限公司（以下简称“西安热工院”）根据目前机组的实际运行情况、并综合考虑未来煤炭市场的变化以及环保排放要求，进行脱硫装置改造的可行性方案研究。本报告为锡林二电厂3×12MW机组烟气脱硫装置技术改造可行性研究的总结。关键词：锡林二电厂 烟气脱硫改造工程 可行性研究目 录1 概 述11.1 项目概述11.2 设计依据11.3 项目建设的必要性21.4 设计指导思想31.5 可研范围31.6 主要设计原则32 原脱硫装置介绍42.1 原脱硫装置概况42.2 电厂主要设备参数42.3 原脱硫装置设计基础数据52.4 原脱硫系统简介72.5 原脱硫装置主要设备102.6 原脱硫装置主要设计数据153 改造工程建设条件163.1 工程场地与自然条件163.2 改造煤质条件213.3 脱硫吸收剂供应条件233.4 脱硫副产物处置和综合利用条件243.5供给脱硫岛气源、水源、电源参数243.6 脱硫改造场地条件244 烟气脱硫工艺方案选择254.1总体工艺方案选择254.2吸收塔结构型式选择255 脱硫工程设想265.1 设计基础参数265.2改造工程设想275.3 吸收塔系统275.4 烟气系统305.5吸收剂制备及供应系统315.6 石膏脱水系统315.7 废水处理系统315.8 工艺水系统315.9 排空系统315.10 压缩空气系统325.11 电气系统325.12 控制系统405.13 土建415.14 脱硫改造技术参数汇总表425.15 脱硫改造新增设备表456 社会及环境效益486.1 电厂污染控制现状486.2 本期污染控制措施及效益486.3 粉尘、脱硫灰渣及噪声处理效果分析486.4 结 论497 节约和合理利用能源507.1 节约用水507.2 合理利用能源508 劳动安全与职业卫生518.1 概 述518.2 防火、防爆518.3 防尘、防毒、防化学伤害518.4 防电伤、防机械伤害及其它伤害528.5 防暑、防寒、防潮538.6 防噪声、防振动538.7 结 论549 生产组织和人员编制559.1 生产组织559.2 人员编制5510 工程项目实施条件及轮廓进度5610.1 工程项目实施条件5610.2 改造工程轮廓进度5611 投资估算及经济性评价5711.1 投资估算编制说明5711.2 投资概况5811.3 附表5811.4 经济评价5811.5 主要技术经济指标6112 结论和建议62附件1 投资估算表63附件2 附图751 概 述1.1 项目概述锡林郭勒热电有限责任公司锡林浩特第二发电厂（以下简称锡林二电厂）3×12MW机组配套3×65t/h煤粉锅炉。1号、2号机组为北京巴威锅炉锅炉厂生产，于1988年8月安装，型号为B&WB-65/3.82-M型，同时配备文丘里水膜除尘器，分别于1989年11月、1990年12月投运；#3锅炉由无锡锅炉厂生产，于1992年12月安装，型号UG-65/3.82-M12型，配备文丘里水膜除尘器，于1993年12月投运。锡林二电厂现有1号-3号机组投运时间较长，同时锡林二电厂计划新建2台660MW机组，进行“上大压小”，但1号-3号机组为锡林郭勒盟的重要供热机组，在未来几年还需承担重要供热任务。且锡林二电厂十分重视环保工作，为响应国家“节能减排”政策号召，顺利完成“十二五”减排任务，拟对1号-3号机组进行脱硫工程改造。锡林二电厂的燃煤来源稳定，实际燃用的煤含硫量较高，且1号-3号机组未配备烟气脱硫装置。故锡林二电厂委托西安热工研究院有限公司（以下简称“西安热工院”）根据目前机组的实际运行情况、并综合考虑未来煤炭市场的变化以及环保排放要求，进行脱硫装置改造的可行性方案研究。本报告为锡林二电厂3×12MW机组烟气脱硫装置技术改造可行性研究的总结。1.2 设计依据 （1）国发201337号：国务院关于印发大气污染防治行动计划的通知（2）环发2012130号：关于印发重点区域大气污染防治“十二五”规划的通知（3）火电厂大气污染物排放标准（GB132232011）；（4）关于火电企业脱硫设施旁路烟道挡板实施铅封的通知环办201091号；（5）火力发电厂烟气脱硫设计技术规程（DL/T51962004）；（6）火力发电厂可研报告内容深度规定烟气脱硫部分暂行规定（DLGJ1381997）；（7）锡林二电厂提供相关的基础设计数据；（8）西安热工研究院与锡林二电厂签订的技术服务合同，以及来往传真，邮件；（9）其他与项目有关的政策性和技术性文件。1.3 项目建设的必要性锡林二电厂位于内蒙古锡林浩特市，当地工业企业较多，环保部门对电厂SO2排放监测严格。锡林二电厂现有的3×12MW 机组为设置烟气脱硫装置。锡林二电厂燃煤硫分较高，且没有脱硫装置，SO2排放浓度高达3000mg/m3无法满足环保排放标准。锡盟环境监察支队关于污染物超标排放治理问题的通知（锡环监字201416号），当地环保部门针对其存在的诸多问题召开了专题会议，会议要求3×12MW机组在非供热期停运。影响了电厂可持续发展。并且1号-3号机组为锡林郭勒盟的重要供热机组，在未来几年还需承担重要供热任务。因此若要达到环保排放要求，需对3×12MW 机组进行增设脱硫装置改造。综上所述对锡林二电厂3×12MW进行脱硫环保节能改造是必要的。1.4 设计指导思想1）生产优先要充分考虑尽可能不影响企业正常生产运行，不影响企业电量电价。2）思维靠前要结合最新的大气排放标准及内蒙古地方环保政策，改造目标具有一定的前瞻性和预见性。3）实用可靠要选择成熟可靠，符合电厂实际情况，具有一定工程经验的工艺技术。4）节能节约指要充分考虑锡林二电厂3×12MW机组实际情况，在正常稳定运行的基础上，达到低投入、高效、低物耗、低能耗运行的目的。1.5 可研范围本工程可研设计范围包括：1）项目概述2）现有脱硫装置介绍3）改造工程建设条件4）工艺路线选择5）改造工程设想6）社会及环境效益7）节约合理利用能源8）劳动安全和职业卫生9）生产组织和人员编制10）项目设施轮廓进度11）投资估算及经济评价1.6 主要设计原则1）建设规模本工程为锡林二电厂3×12MW机组烟气脱硫系统项目，考虑新建一套脱硫装置，可以处理3台12MW机组尾部烟气。2）燃煤含硫量结合目前实际燃用煤种、并考虑到含硫量可能出现的变化，本次改造煤种收到基含硫量Sar按0.85%进行设计，原烟气中SO2浓度约为3300mg/m3（标态、干基、6%O2）。3）烟气脱硫系统指标本次改造按脱硫系统出口SO2浓度200mg/m3（标态、干基、6%O2）设计。在燃用设计煤种时，设计系统脱硫效率94%。FGD可利用率不小于100%。4）烟气系统锡林二电厂3×12MW机组改造，需拆除引风机后混凝土烟道，如增设一套半干法脱硫装置，则需设置增压风机，如增设一套石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置，则不设增压风机，对原有引风机进行改造。对引风机进行核算及改造不在本可研范围内，电厂另行立项。5）脱硫场地改造场地较为紧张，可利用引风机后及烟囱旁空地，拆除烟囱后厂房，同时尽量减少原机组设备拆除，减少停机时间，新增设备尽量布置在烟囱周围。6）脱硫设备为降低工程造价，现有设备充分利旧并尽量选用国产化的设备，确保设备运行稳定、可靠和经济。2 改造工程建设条件及原机组概况2.1机组状况锡林二电厂3×12MW机组配套3×65t/h煤粉锅炉。1号、2号机组为北京巴威锅炉锅炉厂生产，于1988年8月安装，型号为B&WB-65/3.82-M型，同时配备文丘里水膜除尘器，分别于1989年11月、1990年12月投运；3号锅炉由无锡锅炉厂生产，于1992年12月安装，型号UG-65/3.82-M12型，配备文丘里水膜除尘器，于1993年12月投运。锡林郭勒热电公司二电厂1、2、3号机组锅炉均呈“II”型布置，前吊后支，单汽包自然循环，固态排渣煤粉炉。燃烧室四周布置膜式水冷壁管，四角喷燃器为直流缝隙式，在其标高10.4m中心处的A、C角各装一支出力为300kg/h的机械雾化式油枪；在B、D角各装一支油、气两用可调式气枪。运行中油、天然气或煤粉斜向喷入炉膛，形成一个直径为300mm的假想切圆。在水平烟道内布置有高、低温过热器，两级过热器的中间装有一台自制冷凝喷水式减温器。为改善炉内高温烟气的充满程度，在炉膛出口处还设有折焰角，伸人炉膛1860mm，占炉膛深度的32。为防止炉膛出口和高温过热器人口处结渣，将后墙水冷壁管的上部拉稀5布置，称为凝渣管。主要设计参数见表2-1，锅炉排烟温度见表2-2。表2-1 锅炉主要参数项目单位1号炉2号炉3号炉额定蒸发量t/h656565过热蒸汽温度450450450过热蒸汽压力Mpa3.823.823.82汽包工作压力Mpa4.224.224.22汽包计算压力Mpa4.364.364.36给水温度150150150排烟温度155155160冷风温度202030热风温度340340340锅炉效率%909089锅炉水容积m3464646燃煤消耗值t/h171717烟囱(高度与出口直径)m100/3100/3100/3表2 锅炉排烟温度项目单位1号炉2号炉3号炉炉膛出口温度996996985一级过热器入口温度797797662转向室温度599599596二级预热器入口温度423423445一级省煤器入口温度342342368一级预热器入口温度273273276一级预热器出口温度1551551602.2 工程场地与自然条件2.1.1厂址概述1949年，阿巴哈纳尔左翼旗划归锡林郭勒盟中部联合旗;阿巴哈纳尔右翼旗划归锡林郭勒盟西部联合旗。1952年5月26日，经内蒙古自治区人民政府电准，中部和西部联合旗合并，统称锡林郭勒盟西部联合旗。原阿巴哈纳尔左翼旗庙由贝子爵管辖，故得名“贝子庙”。1953年9月15日，经锡林郭勒盟人民政府批准，“贝子庙”改称锡林浩特(相当于苏木级)，统称西部联合旗锡林浩特人民政府。1956年7月3日，经国务院批准，将西部联合旗改称阿巴嘎旗。同年8月21日锡林浩特受锡林郭勒盟直接领导，苏木级建置不变。1959年4月15日，锡林浩特升格为旗(县)级浩特，盟直接管辖。1963年10月23日，经国务院批准，锡林浩特改设为阿巴哈纳尔旗。1979年12月14日，阿巴哈纳尔旗的“哈”字为“嘎”字。1983年10月10日，经国务院批准，撤销阿巴嘎纳尔旗，改设锡林浩特市(县级)。锡林浩特市地理位置如图2-1所示。 图2-1锡林浩特地理位置图厂址位于锡林浩特市区东郊，距市区2.5km处，厂址东临内蒙古能源锡林热电厂，南临锡林浩特市工业产业区，南距锡林东大街650m，西距朝克路约310m。交通便利。2.1.2交通运输（1）铁路运输锡林郭勒盟现有铁路4条，全长667km，其中集宁至二连浩特铁路穿越锡林郭勒盟西部，与蒙古国铁路接轨，全长330km，运输能力为1000万t/a，其中锡盟境内为221km；郭尔本至查干淖尔铁路是集二铁路的支线铁路，是锡林郭勒盟苏尼特碱业有限公司产品外运的主要运输通道，全长52km；集宁至通辽铁路穿越锡林郭勒盟南部，途经南部黄、白、蓝三个旗，是连通自治区东西部的主要交通枢纽，全长943km，运输能力为1500万t/a，其中锡盟境内为194km；锡林浩特至桑根达来铁路是集通铁路的支线，为锡林浩特等地区通往自治区首府提供了极大的便利，全长154km；正蓝旗至桑根达来铁路是锡桑铁路的延长线，全长56km。（2）公路运输锡林郭勒盟现有国道三条，即国道207线、国道208线、国道303线；省道八条，即省道101线、省道105线、省道204线、省道208线、省道303线、省道307线、省道308线、省道309线；县道十六条,苏木（乡）公路六十余条。公路运输在国民经济发展和提高人民生活水平中发挥着举足轻重的作用，在综合运输中占主导地位，在全盟畜产品、矿产业开发、旅游业的兴起等经济发展和方便群众生产、生活中起着重要作用。全盟公路总里程8005km，等级公路5860km，晴雨通车里程3423km，公路网密度达到3.94公里/百平方公里，苏木乡镇通油路率达到59.83%，行政嘎查村通公路率达到77.45%。基本形成以国省道为主骨架，以盟旗市所在地为中心，辐射苏木乡边防哨所及农林牧场的公路交通网络。锡林浩特市公路交通四通八达，207国道、303国道、101省道横贯市境，与毗邻地区紧紧相连。本期工程进厂道路引接自厂区南侧宝格达街，运煤及货运道路引接自厂区北侧及东侧现有道路。2.1.3气象条件锡林浩特市属于内蒙古干旱高寒地区，无霜期短，降雨量少，冬季寒冷而漫长，夏季酷热而短暂，是典型的大陆型气候。厂址及厂址区附近无象泥石流、大面积地表塌陷等危及厂址安全的潜在地质灾害产生的条件。同时，工程建设也不会引起次生地质、地震灾害。综合分析，厂址处于相对稳定区。厂址附近既无发震构造、全新世活动断裂，也无危及厂址安全的其它潜在地质、地震灾害产生的条件，拟选建设场地均处于相对稳定地段，适宜项目建设。主要气象要素特征值如下：累年平均气温：1.7；累年平均最高气温：9.3；累年平均相对湿度：58%；累年平均降水量：289.2mm；累年年最大降水量：481.0mm；累年平均蒸发量：1805.1mm；冬季主导风向为SW，相应频率为21%；夏季主导风向为SW，相应频率为9%；全年主导风向为SW，相应频率为13%；累年最大冻土深度2.89m。2.1.4水文状况厂址整体地势较高，整体呈南高北低、东高西低的趋势，厂址整体地势倾斜明显，故不受内涝积水的影响。厂址西南侧有一条新建的排洪沟，当排洪沟内洪水发生漫溢时，洪水将沿地势向西南侧流走，不会影响到厂址。因此，厂址不受百年一遇洪水影响。建场地内地下水类型主要为第四系孔隙潜水，赋存于场地内砂土地层中。地下水的补给来源主要为大气降水和地下水侧向径流，以地面蒸发和人工取水为其主要排泄方式。据调查，场地内地下水年平均最高水位埋深约为20m，可不考虑地下水对施工及建筑物基础的影响。场地地基土对混凝土结构、钢筋混凝土结构中的钢筋及钢结构均具微腐蚀性。2.1.5工程地质场地土岩性主要为中细砂、中砂，下部为第四系湖积层（Q4l），岩性主要为中细砂。厂区各层地基土的地基承载力特征值如表2-1所示。表2-3 厂区地基承载力特征值 计算方法 fak（kPa） 层序按标贯指标确定前期载荷试验确定推荐值 -1中细砂160140160中细砂204250230260-2中砂364330360中细砂248230260中细砂340340360场地土类型为中硬，建筑场地类别为类。拟建工程场地属对建筑抗震有利地段。素填土：未经处理不得作为天然地基持力层。-1中细砂：可以作为荷载较小的拟建建（构）筑物的天然地基持力层。中细砂、-2中砂：两层土的强度及其变形能够满足设计要求，可以作为重要和荷重较大的附属、辅助拟建建（构）筑物的地基持力层。中细砂：可以作为重要和荷重较大的附属、辅助拟建建（构）筑物地基持力层。厂址不压矿及文物。根据电厂提供的扩建工程地质评估报告显示：厂区、新建道路划分为地质灾害不发育区，灰场为地质灾害性小区。2.3 改造煤质条件本次改造为锡林二电厂3×12MW脱硫系统改造，锡林二电厂燃用为锡盟神华煤矿褐煤， 3×12MW 及2×25MW机组测试期间煤质详见下表：表2-4 摸底测试试验煤质条件项 目检测项目符 号单 位一期3×12MW二期2×25MW试验煤工业与元素分析全水分Mt%36.730.00空气干燥基水分Mad%10.2014.61收到基灰分Aar%18.6226.98干燥无灰基挥发分Vdaf%46.8746.75收到基碳Car%31.8928.77收到基氢Har%2.152.09收到基氧Oar%9.3310.76收到基氮Nar%0.490.55全硫St,ar%0.820.85收到基低位发热量Qnet,v,arMJ/kg12.5810.57收到基高位发热量Qgr,v,arMJ/kg11.2911.69煤灰成分二氧化硅SiO2%61.6454.95三氧化二铝Al2O3%20.9621.22三氧化二铁Fe2O3%8.418.13氧化钙CaO%2.615.10氧化镁MgO%1.761.06氧化钠Na2O%0.600.69氧化钾K2O%1.442.95二氧化钛TiO2%0.570.70三氧化硫SO3%1.384.35二氧化锰MnO2%0.0480.036锡林二电厂近期试验结果：实测烟气中SO2浓度为2873mg/m3（标，6%O2）。综合考虑未来脱硫系统的稳定性及投资，本次改造参考试验煤质，按硫分为0.85%设计，对应原烟气SO2浓度为3300mg/m3（标，6%O2）。2.4 脱硫吸收剂供应条件锡林二电厂周边地区石灰石矿储量丰富、矿点多、分布广、品位高、易开采。大部分矿区都可满足电厂对石灰石矿石的要求。结合2×25MW机组现场取样成分分析结果如表2-3所示。表2-5 石灰石成分参数表检测项目符号单位弘润石灰石富强石灰石三氧化二铁Fe2O3%0.73 0.12三氧化二铝Al2O3%1.94 0.18氧化钙CaO%53.46 54.31氧化镁MgO%0.57 0.92二氧化钛TiO2%0.08 二氧化硅SiO2%1.94 1.92三氧化硫SO3%0.28 氧化钾K2O%0.18 氧化钠Na2O%0.03 烧失量/%38.19 42.24计算石灰石纯度CaCO3%95.496.9弘润石灰石活性检测结果如下：石灰石在热天平加热炉中经过煅烧分解所得曲线表征了石灰石在空气中的煅烧过程。石灰石的煅烧分解时间为15.0分钟，起始分解温度为625，分解终止温度为844，最高反应速率为6.75mg/min，最高反应速率对应的温度为801。反应能力系数K表征石灰石脱硫反应最终可达程度。K值越大，其石灰石脱硫反应最终可达程度越高。弘润石灰石的K值为31.80，石灰石脱硫反应最终可达程度中等。石灰石的反应时间为60分钟时，CaO利用率为16.08，CaO的利用率中等。 综合以上指标可以得出：石灰石的脱硫性中等，脱硫反应最终可达程度中等，且反应时间为60分钟时，CaO利用率为中等。改造后的吸收剂耗量见表2-6。表2-6 吸收剂消耗量（三台炉）脱硫方式小时耗量（t/h）日耗量（t/d）年耗量（t/a）湿法脱硫（石灰石）1.1723.506435半干法脱硫（石灰）1.2246600注：日耗量按满负荷20h计，年耗量按5500h计。石灰石纯度按90%计，生石灰纯度按照90%计算。2.5 脱硫副产物处置和综合利用条件半干法脱硫副产物是优质的蒸压砖的原材料，可充分利用副产物中所含具有一定胶凝活性的Ca(OH)2和亚硫酸钙。利用干法脱硫灰生产蒸压砖，不仅设备折旧费用低，生产总成本也比传统工艺要低。干法脱硫灰可以和粉煤灰、炉渣、钢渣等其中任何一种或多种共同生产蒸压砖，产品质量达到国家蒸压砖的优等品。石灰石-石膏湿法的脱硫副产物为石膏，可制作石膏板等建筑材料。本次系统改造后，脱硫副产物产量如下表。表2-7 脱硫副产物产量表脱硫副产物产量小时产量（t/h）日产量（t/d）年产量（t/a）石膏（湿法）2.1442.8611770混合物（半干法）2.24412100注：日耗量按满负荷20h计，年耗量按5500h计。按10%含水率石膏计。2.6供给脱硫岛气源、水源、电源脱硫工程用电较少，不使用蒸汽，不需要新建单独的水源、电源等。仪表用压缩空气由新增压缩空气系统引入。厂区内部已有可用的水、电、汽、气等耗品，脱硫系统尽量利用电厂现有的设施，不足部分可采用原设备扩容或另外增加新设备的方式来解决。锡林二电厂提供水质如下表2-8 锡林浩特二电厂水质分析报告试验名称深井水采样日期2013-6-10编号采样地点深井水泥地报告日期2013-7-1采样人分析项目毫克/升mmol/L分析项目毫克/升mmol/L分析项目毫克/升mmol/LK+10.70.275OH-00总硬度6.7Na+682.95CO32-00永久硬度Ca2+37.071.85HCO3-445.37.3暂时硬度6.7Mg2+Cl-651.9负硬度0.6Fe3+0.140.008SO42-480.5总碱度7.3Al3+NO3-0.40.01全固形物578Cu2+NO2-溶介固形物556Zn2+SiO3-100.13悬浮物22NH4+PO43-二氧化硅阳离子总计280.19.74阴离子总计568.79.74铁铝氧化物pH7.0腐殖酸盐CO2溶解氧导电度7402.7 脱硫改造场地条件锡林二电厂厂区平面布置如图2-2所示。 图2-2 锡林二电厂二厂区平面布置图锡林二电厂厂区局部平面布置如图2-2所示。烟囱后厂房可拆除，此外水膜除尘器拟定拆除，在此处布置新建脱硫装置。局部平面布置图见各方案。3 烟气脱硫工艺方案选择3.1 几种脱硫工艺简介目前，世界上燃煤或燃油电站所采用的脱硫工艺多种多样，达数百种之多。按脱硫工艺在生产中所处的部位不同可分为：燃烧前脱硫、燃烧脱硫和燃烧后脱硫即烟气脱硫。在这些脱硫工艺中，有的技术较为成熟，已经达到工业应用的水平，有的尚处于试验研究阶段。经过初步筛选，对目前技术较为成熟、在电厂烟气脱硫中有一定应用的的脱硫工艺进行简单介绍。3.1.1 石灰石石膏湿法脱硫工艺石灰石石膏湿法脱硫工艺是目前世界上应用最广泛、技术最为成熟的SO2脱除技术，约占全部安装FGD容量的70。它是以石灰石为脱硫吸收剂，通过向吸收塔内喷入吸收剂浆液，使之与烟气充分接触、混合，并对烟气进行洗涤，使得烟气中的SO2与浆液中的碳酸钙以及鼓入的强制氧化空气发生化学反应，最后生成石膏，从而达到脱除SO2的目的。3.1.1.1 工艺特点该工艺具有脱硫率高、技术成熟，运行可靠性高、吸收剂利用率高、对煤种变化的适应性强，能适应大容量机组和高浓度SO2烟气条件、吸收剂价廉易得且利用率高、副产品具有综合利用的商业价值等特点。最近十年，随着对FGD工艺化学反应过程和工程实践的进一步理解以及设计和运行经验的积累和改善，石灰石石膏湿法工艺得到了进一步发展，如单塔的使用、塔型的设计和总体布置的改进等，使得脱硫率提高到95以上、运行可靠性和经济性有了很大改进，对电厂运行的影响已降到最低，设备可靠性提高，系统可用率达到97。而且，随着技术进步的不断加快，系统逐步简化，不但运行、维护更为方便，而且造价也有所下降。但该工艺的投资依然很高，占用场地较大，还会产生一定量的废水，脱硫副产品的利用还需要二次投资。因此对于现有机组的脱硫改造有一定的局限性。目前，应用此法进行烟气脱硫最多的国家是美国、德国、日本，单机容量最大达1000MW。我国华能重庆珞璜发电厂2×360MW燃煤发电机组，在80年代末、90年代初首次从日本三菱公司引进了二套石灰石石膏湿法脱硫工艺。十几年来，我国工程技术人员已充分消化吸收了该脱硫工艺，并积累了丰富的实践经验。3.1.1.2 工艺流程石灰石石膏湿法脱硫工艺的一般性工艺流程见图3-1。图3-1 石灰石石膏湿法脱硫工艺一般性流程图石灰石-石膏湿法脱硫工艺采用价廉易得的石灰石作脱硫吸收剂。将石灰石块破碎磨细成粉状与水混合搅拌制成石灰石浆液，石灰石浆液经泵打入吸收塔与烟气充分接触，使烟气中的二氧化硫与浆液中的碳酸钙进行反应生成亚硫酸钙，从吸收塔下部浆池鼓入氧化空气使亚硫酸钙氧化成硫酸钙，硫酸钙达到一定饱和度后，结晶形成二水石膏。从吸收塔排出的石膏浆液经浓缩、脱水，使其含水量小于10%，然后用输送机送至石膏堆放库堆放。脱硫后的烟气经过除雾器除去雾滴后，由烟囱或冷却塔排入大气。该工艺适用于任何含硫量的煤种的烟气脱硫，脱硫效率可达到95%以上。脱硫副产物石膏的处置一般有抛弃和回收利用两种方法。脱硫石膏处置方式的选择主要取决于市场对脱硫石膏的需求、脱硫石膏的质量以及是否有足够的堆放场地等因素。石灰石石膏湿法脱硫是目前世界上技术最为成熟、应用最多的脱硫工艺。世界上有多家公司开发研究这种工艺，如德国的Bischoff公司、Steimuller公司，日本的三菱重工、川畸重工、石川岛播磨，美国的B&W公司等等，应用此脱硫工艺最多的国家是美国、日本及德国，该工艺的机组容量约占电站脱硫装机总容量的90%，单塔容量已达1000MW。在国内，采用该工艺已投运或在建的电厂有：重庆珞璜电厂、重庆发电厂、杭州半山电厂、北京第一热电厂、北京石景山热电厂、北京第一热电厂二期、广东瑞明电厂、沙角A电厂5号机300MW机组、合山电厂2×300MW机组、黄台电厂2×300MW机组、沙角C电厂3×660MW机组、黄埔电厂2×300MW机组、珠海电厂2×660MW机组、汕头电厂2×300MW+1×600MW机组、大唐陡河2×200MW机组、大唐唐山热电厂2×300MW、河北衡水电厂2×300MW机组、国华定州电厂2×600MW机组、国华台山电厂2×600MW机组、包头东华热电2×300MW机组、大唐王滩电厂2×600MW机组、大唐户县电厂2×300MW机组、华能杨柳青电厂4×300MW机组、华能阳逻电厂2×300MW机组、国华黄骅电厂2×600MW机组、华能淮阴电厂4×300MW机组、华能金陵电厂2×1000MW机组、华能玉环电厂2×1000MW机组等。3.1.2 氧化镁法氧化镁湿法脱硫工艺采用MgO作为脱硫吸收剂。将MgO通过吸收剂浆液制备系统制成Mg(OH)2过饱和液，过饱和液经泵打入吸收塔与烟气充分接触，使烟气中的二氧化硫与浆液中的Mg(OH)2进行反应生成MgSO3，其主要反应为：SO2+H2OH2SO3H2SO3+Mg(OH)2MgSO3+2H2OMgSO3+SO2+H2OMg(HSO3)2Mg(HSO3)2+Mg(OH)22Mg(SO3)2+2H2OSO2+(1+k)/2Mg(OH)2kMgSO3+(1-k)/2Mg(HSO3)2+kH2O从吸收塔排出的亚硫酸镁浆液经浓缩、脱水，使其含水量小于10%，用输送机送至亚硫酸镁储藏罐暂时存放，按副产物的使用情况用密封罐车运走。亚硫酸镁的纯度与氧化镁纯度和进入吸收塔的飞灰、杂质含量有关。脱硫后的烟气经吸收塔内置的特殊电流装置除去烟气中粒径大于0.01m的物质后，含尘量可以达标排放。在脱硫装置运行过程中，由于烟气中含有Cl-、F-离子，所以用于脱硫反应的脱硫吸收塔有少量的废水排放，废水排放量根据单位时间进入吸收塔的烟气中Cl-量以及浆液中允许的Cl-浓度确定。排放的废水经过废水处理装置处理后达标排放。该工艺适用于任何含硫量的煤种的烟气脱硫，脱硫效率可达到95%以上。氧化镁湿法脱硫是一种工艺原理成熟的脱硫工艺，在国外，镁法烟气脱硫工艺早已实现工业化。美国、韩国、日本、西欧的一些公司自1981年开始开发这种脱硫工艺，并于1990年左右开始进行工程应用，但该项技术在世界范围内应用的工程业绩很少，一直没有大规模得到推广，其中一个重要的原因是由于吸收剂氧化镁在全世界范围内储量稀少，不如石灰石普遍。目前据了解，采用MgO作为吸收剂应用的最大单机规模在美国，处理360MW的锅炉全烟气。在我国，已经采用镁法烟气脱硫技术的装置不过几套，规模都较小。中国广东引进的镁法脱硫装置因采用了将亚硫酸镁氧化成硫酸镁的抛弃法，经济性难以过关，目前已停止运行。山东滨化集团采用汉城夏普环保设备公司技术的工业化装置已在筹建中。3.1.3 循环流化床半干法循环流化床烟气脱硫技术是近几年国际上新兴起的比较先进的烟气脱硫技术，它具有投资相对较低的优点。在国际上掌握此项技术比较成熟的公司有德国的Lurgi公司CFB、德国Wulff公司的RCFB（Reflux Fluidized Bed）和丹麦FLS.moljo公司的GSA(Gas Suspension Absorber)系统。烟气循环流化床(CFB)脱硫工艺干法脱硫工艺是以循环流化床为原理，通过物料在床内的内循环和高倍率的外循环，使得吸收剂与SO2间的传热传质交换强烈，吸收剂内的传质过程强烈，固体物料在床内的停留时间为3060分钟，且运行温度可降至露点附近，从而大大提高了吸收剂的利用率和脱硫率。循环流化床烟气脱硫工艺适合中低硫煤， Ca/S在1.11.5之间时，脱硫效率可达85%。具有系统简单、造价较低、运行可靠等优点。3.1.3.1工艺特点与传统的石灰石湿法工艺相比，CFB工艺具有以下主要特点：Ø 脱硫率高(Ca/S=1.11.5时，85%，)；Ø 投资费用低，仅为湿法的1/22/3，运行费用和脱硫成本中等；Ø 系统简单，可靠性高，维修费用低；Ø 占地面积小，适合现有机组的改造；Ø 能源消耗低，如电耗、水耗等，仅为湿法工艺的一半；Ø 对锅炉负荷变化的适用性强，负荷跟踪特性好，启停方便，可在30负荷时投用，适用于可能的调峰机组；Ø 无脱硫污水排放，且脱硫副产品呈干态，不会造成二次污染，对综合利用和处置堆放有利；该工艺的最大缺点是：Ø 使用石灰作为吸收剂；Ø 如要保持原粉煤灰的综合利用，则CFB必须布置在现有ESP之后，且必须增设新的ESP或BP用于捕集脱硫副产品；Ø 脱硫副产品综合利用的途径尚待研究开发。3.1.3.2 应用业绩自1987年，德国能捷斯比晓夫公司的烟气循环流化床(CFB)脱硫工艺投入商业运行以来，经过二十多年的研究和商用经验的积累，以及对工艺化学过程和工程实践理解的深入，CFB工艺在最近几年得到了很大的发展，应用业绩大大增加。据统计：到1999年底，约有50套已建成投用，其中Lurgi公司的CFB有24套、Wulff公司的RCFB有16套、F.L.Smith公司的GSA有10套。最大单机处理烟气量为70万Nm3/h，最大装机容量为300MW。在50MW至300MW机组中采用此种工艺的约有21套。同时投资费用也大大降低，仅为湿法的1/22/3，运行费用仅为湿法的1/3。CFB工艺适用于新建机组和现有