煤矸石综合利用发电机组烟气超净排放可行性分析报告.doc

中煤朔州市格瑞特实业有限公司
煤矸石综合利用发电机组烟气超净排放项目
可行性研究报告

中煤西安设计工程有限责任公司
二O一四年九月

中煤朔州市格瑞特实业有限公司
煤矸石综合利用发电机组烟气超净排放项目
可行性研究报告

工程规模：2x480t/h
工程编号：K5328（J）

总 经 理：朱杰利
总 工 程师：宫守才
项目负责人：马 杰

中煤西安设计工程有限责任公司
二O一四年九月

参加编写的主要技术人员
专 业
姓名
职责
职 称
备注
总 图
闫海瑞
设计
高级工程师

于 跃
校核
高级工程师

工 艺
马 杰
设计
工 程 师

王 欢
校核
工 程 师

土 建
李 鹏
设计
高级工程师

李 治
校核
高级工程师

电 气
李灵枝
设计
高级工程师

李向阳
校核
高级工程师

水 工
王 斌
设计
高级工程师

田小伟
校核
高级工程师

热 控
王增科
设计
高级工程师

孟凡勇
校核
高级工程师

经 济
王 加
设计
工 程 师

张立功
校核
高级工程师

项目负责人
马 杰

工 程 师

目 录
第一章 概述 - 8 -
1.1、项目概况 - 8 -
1.2、研究范围 - 8 -
1.3、编制依据 - 9 -
1.4、项目建设的必要性 - 9 -
第二章 工程概况 - 11 -
2.1、锅炉燃料 - 11 -
2.2、烟气数据 - 12 -
第三章 脱硫、脱硝、除尘效率确定 - 14 -
第四章 厂址条件 - 15 -
4.1、厂址位置 - 15 -
4.2、工程地质 - 15 -
4.3、水 源 - 15 -
4.4、交通运输 - 15 -
4.5、气象条件 - 16 -
第五章、脱硫、脱硝、除尘方式选择 - 17 -
5.1、脱硫方式选择 - 17 -
5.2、脱硝方式选择 - 18 -
5.3、除尘改造方式选择 - 20 -
第六章 工程设想 - 21 -
6.1、脱硫部分 - 21 -
6.2、脱硝部分 - 38 -
6.3、除尘改造部分 - 45 -
第七章 环境保护 - 57 -
7.1、环境保护执行标准 - 57 -
7.2、建设项目和生产对环境的影响分析 - 57 -
7.3、环境污染防治措施 - 58 -
7.4、环境管理机构 - 59 -
第八章 劳动安全和工业卫生 - 60 -
8.1、防火防爆设计原则及措施 - 60 -
8.2、防电伤设计原则 - 60 -
8.3、防机械损伤与防坠落措施 - 61 -
8.4、防尘伤害措施 - 61 -
8.5、防噪声，防振动措施 - 61 -
8.6、防暑，防寒及防潮措施 - 62 -
第九章 节水、节能、节约用地 - 63 -
9.1、节水 - 63 -
9.2、节能 - 63 -
9.3、节约用地 - 63 -
第十章 施工组织及劳动定员 - 64 -
10.1、施工组织 - 64 -
10.2、劳动定员 - 64 -
第十一章 投资估算 - 65 -
11.1、定额套用 - 65 -
11.2、工程量计算依据 - 65 -
11.3、其他费用 - 65 -
11.4、基本预备费 - 65 -
11.5、附表 - 65 -
第十二章 主要技术经济指标 - 70 -
12.1、增加运行成本经济分析 - 70 -
12.2、经济分析 - 71 -
12.3、环保综合治理效果分析 - 71 -
第十三章 结论及建议 - 72 -
13.1、主要结论 - 72 -
13.2、建议 - 72 -
附件：
附件一：设计委托书
附件二：《关于推进全省燃煤发电机组超低排放的实施意见》 山西省人民政府文件
晋政办发[2014]62号
附件三：《关于上报省调燃煤发电机组超低排放或关停淘汰实施计划的通知》山西省经济和信息化委员会 晋经信电力函[2014]229号

附 图 目 录
序号
图 纸 名 称
图 号
1
厂区总平面图一
K5328（J）—Z—01
2
厂区总平面图二
K5328（J）—Z—01
3
石灰石-石膏法脱硫系统图
K5328（J）—TL—01
4
脱硝系统流程图
K5328（J）—TX—01
5
湿式除尘器布置图
K5328（J）—CC—01

- 75 -

中煤格瑞特锅炉烟气超净排放改造项目 可行性研究报告
第一章 概述
1.1、项目概况
中煤朔州市格瑞特实业有限公司2×135MW煤矸石综合利用发电项目坐落在山西省朔州市朔城区下团堡乡境内，距朔州市朔城区直线距离12km，占地面积262亩。格瑞特公司成立于2004年8月20日，是中国中煤能源股份有限公司全资子公司。公司目前拥有二台13.5万千瓦煤矸石发电机组，项目于2008年2月经国家发改委核准，一号机组2009年4月1日投产，二号机组2009年9月2日投产，采用直接空冷机组，配置2×480t/h超高压循环流化床锅炉，总投资140889万元，每年可实现产值49000万元。
　　格瑞特电厂是一座节能、环保型发电厂，燃料主要是消耗山西中煤东坡煤业有限公司、朔州中煤平朔能源有限公司及周边中煤集团旗下煤矿、选煤厂生产的劣质煤和洗煤过程中产生的煤矸石、煤泥，充分利用劣质能源，变废为宝，彻底解决了矸石常年堆放占用大量土地和自燃产生的烟尘污染环境问题，有效改善了当地的空气环境质量；循环硫化床锅炉采用炉内燃烧脱硫技术，脱硫效率可达80%以上；采用低氧燃烧技术，极大地降低了NOx的生成；采取了高效布袋除尘器，除尘效率≥99.93%以上；汽轮机采用直接空冷技术，与常规湿冷发电机组相比可以节约水量70%以上；化学水系统采用全膜法取代了传统的水处理工艺，制水过程不需要酸、碱，减少了化学药品对环境的污染；生产过程产生的废水按其性质，采用不同的工艺流程进行处理，处理后水质达到《污水综合排放标准》二级标准的要求，处理合格后的废水回收重复利用，实现废水零排放，有效保护了水环境。
本次除尘、脱硫、脱硝改造是为了响应山西省人民政府文件《关于推进全省燃煤发电机组超低排放的实施意见》。文件中对于300MW以上机组要求在2020年前强制执行超净排放，格瑞特电厂虽然目前不在强制执行的范围内，但为了以后的持续发展，按照超净排放的标准来执行。“超净排放标准”：烟尘≤5mg/Nm3，SO2≤35mg/Nm3, NOX≤50mg/Nm3。”使燃煤锅炉的烟气排放达到燃气排放标准。
本报告设计基础数据按单炉烟气NOX排放浓度为90mg/Nm3，；SO2排放初始浓度小于3534.9mg/Nm3（经过炉内喷钙脱硫后，效率按70%计算），烟尘排放浓度为50mg/Nm3（原有布袋除尘器出口）计。
1.2、研究范围
本报告主要论证中煤朔州市格瑞特实业有限公司2台480吨超高压中间再热循环流化床锅炉烟气脱硫、脱硝、除尘等项目建设的必要性以及在技术、经济上的可行性、可靠性和合理性；提出原则性工艺方案，对项目建设进行投资估算，初步安排项目建设的施工进度。
1.3、编制依据
1、《中煤朔州市格瑞特实业有限公司煤矸石综合利用发电机组烟气超净排放》设计委托书。
2、山西省人民政府文件《关于推进全省燃煤发电机组超低排放的实施意见》
3、山西省经济和信息化委员会《关于上报省调燃煤发电机组超低排放或关停淘汰实施计划的通知》
4、国家产业政策、环保政策、现行国家规范、行业标准。
5、基础资料：
1）年利用小时数： 5500h
2）厂区地震烈度为：7度。
3）脱硫剂采用石灰石，石灰石粉价格：200元/吨。
4）脱硝剂采用尿素，尿素价格：2000元/吨。
5）电价：0.3元/度
6）水费： 2.5元/m3
7）项目资金由企业自筹。
1.4、项目建设的必要性
1.4.1、执行国家区域大气污染防治“十二五”规划政策的需要
当前我国大气环境形势十分严峻，严重制约社会经济的可持续发展，威胁人民群众身体健康。我国主要大气污染物排放量巨大，2010年二氧化硫、氮氧化物排放总量分别为2267.8万吨、2273.6万吨，位居世界第一，烟尘排放量为1446.1万吨，均远超出环境承载能力。
国家区域大气污染防治“十二五”规划中明确指出要求深化火电行业二氧化硫治理，燃煤机组全部安装脱硫设施。大力推进火电行业氮氧化物控制，深化火电行业烟尘治理。
1.4.2、大力推进全省污染减排工作，充分执行国家政策的需要
山西省单机30万千瓦及以上燃煤发电机组实施烟气超低排放，是推动能源生产和消费革命的具体行动，是实现山西省电力建设健康、快速、可持续发展的必由之路，是落实大气污染防治行动计划的重要抓手，是深化改革建设山西国家资源型经济转型综合配套改革试验区的重要举措，对山西省和周边地区实现大气污染防治和环境保护具有重要的意义。
1.4.3、全面建设美丽朔州的需要
朔州市格瑞特实业有限公司自成立以来，为朔州市的经济发展和环境改善做出了积极贡献。为超前执行烟尘≤5mg/Nm3，SO2≤35mg/Nm3, NOX≤50mg/Nm3的超净排放标准，使燃煤锅炉的烟气排放逼近燃气排放标准要求，对公司生产系统全面进行升级改造，提高烟气脱硫、脱硝、除尘水平，是刻不容缓的一项重要工作，也是推动治污减霾实施超净排放工作，全面建设美丽朔州的重要举措。本次除尘、脱硫、脱硝改造项目的实施可以使两台锅炉烟气每年减少SO2排放量19980吨，NOX排放量228.4吨，含尘排放量256.8吨，将对朔州市的环境改善、提高人们的生活质量做出重要的贡献。
1.4.4、企业提高自身清洁生产水平，提升企业市场竞争力的需要。
朔州市格瑞特实业有限公司为了解决本地区的工业生产和居民生活、采暖用热、保护环境、节约能源、保证地区安全用电，为区域经济发展做出了一定贡献，但随着人们生活水平的不断提高，对环境质量有了较高的要求，从而对企业的洁净生产也提出很高要求，因此，为了企业生存和提高市场竞争力，本次环保综合治理是必须的。

第二章 工程概况
本项目主要针对中煤朔州市格瑞特实业有限公司2×135MW煤矸石综合利用电厂进行除尘，脱硫、脱硝系统改造以及相关电气控制系统改造等。
2.1、锅炉燃料
2.1.1、锅炉参数
锅炉为上海锅炉厂2台480t/h锅炉，参数如下：
型号： SG-480-13.7-M
超高压中间再热循环流化床锅炉
锅炉最大连续蒸发量：480 t/h
过热蒸汽压力：13.7 MPa
过热蒸汽温度：540℃
再热蒸汽流量 430 t/h
再热蒸汽出口压力：3.5 MPa
再热蒸汽出口温度：540℃
给水温度：245℃
排烟温度：144℃
锅炉效率：≥90.5%
2.1.2、煤质情况
电厂目前燃用的燃料为中煤平朔能源公司混煤。煤质分析如下表：
表2-1 煤质分析表
项 目
符号
单位
设计煤种
校核煤种
碳
Car
%
36.51
30.72
氢
Har
%
2.92
2.65
氧
Oar
%
10.95
11.18
氮
Nar
%
0.68
0.60
硫分
St.ar
%
2.4
2.5
灰分
Aar
%
42.84
48.85
水分
Mt
%
3.7
3.5
挥发分
Vdaf
%
40.32
41.74
发热量
Qnet.ar
KJ/kg
14190
12030
可磨性系数
HGI

57
54

2.1.3、燃料消耗量：
燃料消耗量见下表：
表2-2 燃料耗量表

设计煤种
校核煤种
单炉小时耗量(t)
102.5
122.31
全厂小时耗量(t)
205
244.62
全厂日耗量(t)
4100
4892.4
全厂年耗量(万t)
112.75
134.54
注：日耗量按20小时计算，年按5500小时计算。

2.2、烟气数据
2.2.1、锅炉大气污染源排放现状：
表2-3 大气污染物排放量表
项目
两台炉
排放量
排放浓度mg/Nm3
t/h
t/a
SO2
3.66
20180.7
3534.9
烟尘
0.05
285.4
50
NOX
0.09
513.8
90

2.2.2、锅炉运行技术参数及目标数据：
为保证锅炉实际运行过程中燃烧煤质发生变化而不引起污染源排放超标，本次设计均按照可能出现的最大值设计，单炉烟气NOX排放浓度为90mg/Nm3，SO2排放浓度约为3534.9mg/Nm3（SO2原始排放浓度为11783.2 mg/Nm3，炉内脱硫效率按70%计算），烟尘排放浓度为50mg/Nm3计。见下表：
表2-4 锅炉运行技术参数及目标数据
序号
项目名称
单位
参数
1
锅炉形式

流化床锅炉
2
锅炉数量
台
2
3
锅炉额定蒸发量
t/h
480
4
燃煤量（单台炉）
t/h
102.5（设计煤种）

122.31（校核煤种）
5
烟气量（单台炉）
Nm3/h
519000
6
湿法脱硫入口SO2浓度
mg/Nm3
3534.9
7
湿法脱硫后出口SO2浓度
mg/Nm3
≤35
8
脱硝前烟气NOX排放值
mg/Nm3
90
9
脱硝后出口NOX浓度
mg/Nm3
≤50
10
系统氨逃逸率
Ppm
<3
11
SO2/SO3转化率
％
<1
12
目前烟尘排放值
mg/Nm3
50
13
改造后烟尘浓度
mg/Nm3
≤5

第三章 脱硫、脱硝、除尘效率确定
根据现有锅炉排放烟气量及燃煤含硫量、脱硫前烟气目前实际SO2排放值、脱硝前烟气NOX排放值、目前烟尘排放值和目标数据进行计算，要达到排放标准的脱硫、脱硝、除尘效率如下表：
表3-1 锅炉运行效率计算表
序号
项目名称
单位
参数
1
锅炉形式

流化床锅炉
2
锅炉数量
台
2
3
锅炉额定蒸发量
t/h
480
4
额定负荷单台锅炉燃煤量
t/h
122.31
5
单台炉烟气量
Nm3/h
519000
6
烟气脱硫前入口SO2浓度
mg/Nm3
3534.9
7
达到SO2浓度≤35 mg/Nm3脱硫效率
％
>99
8
脱硝前烟气NOX排放值
mg/Nm3
90
9
达到NOX浓度≤50mg/Nm3脱硝效率
％
>55.5
10
目前烟尘排放值
mg/Nm3
50
11
达到烟尘浓度≤5 mg/Nm3除尘效率
％
90
根据上表可以看出，如果两台锅炉运行，达到环保要求，烟气脱硫效率需达到99%以上，脱硝效率需达到45%以上，除尘效率需达到90%以上。
通过对目前市场存在脱硫工艺的了解，湿法脱硫效率最高，一般在经济脱硫效率95%~98%，在目前燃煤的含硫量偏高，对于烟气脱硫的效率要求较高，运行成本大。因此建议在采用最高脱硫效率的湿法脱硫工艺前提下，锅炉燃料采用含硫量较低的煤种，根据下表可以看出燃煤硫含量保证在1%以下最高脱硫效率下能够达标排放。
表3-2 达到超净排放值燃煤含硫量对应烟气脱硫效率表
序号
燃煤
硫含量
入口排放浓度
（mg/Nm3）
达到限值所需
脱硫效率
备注
1
2.5%
3534.9
99.0%
燃煤的
热值不变
2
2%
2827.9
98.8%
3
1.5%
2120.9
98.3%
4
1%
1414.0
97.5%
5
0.5%
707.0
95.0%
如果燃煤的硫份高于1%，维持湿法脱硫的经济脱硫效率98%，则需要提高炉内脱硫的效率达到80%以上，依然可以满足超净排放的要求。
第四章 厂址条件
4.1、厂址位置
格瑞特2x135MW煤矸石发电厂位于朔州市朔城区北西约11km，刘家口集运站北边1km，中煤平朔能源有限公司洗煤厂东北约800m，低山丘陵山坡之上。脱硫工程位于电厂厂址内。
厂址自然标高1184~1120m。厂址内为第四系黄土堆积，西高东低，场地开阔，坡度不大。厂址内有五条侵蚀冲沟教发育，其中四条呈东西向，另一条靠近厂址内偏东，呈近南北向，沟谷均呈V字形，沟深15~20m，沟底部宽约6m，顶部宽约20m，冲沟两侧黄土状粘土柱状节理发育，常形成陡坡。在厂址外东边约200m处有七里河由北向南径流。
4.2、工程地质
朔州自然地理环境复杂多样，整体地表为黄土覆盖的山地高原，地形以山地、丘陵为主，占到总面积的60%以上。境内海拔在1600m以上的山峰就有140多座。河流分布较广，六县区都有，但多为季节性河流。全市主要河流共29条，基本分属海河流域和黄河流域。水源丰富，河流总径流量4.9679×108m3，其中泉水径流量2.57×108m3。地下水资源量多年平均在7.0317×108m3，其中可开采量为4.63×108m3。水资源总量为7.9×108m3。
该地区地震烈度为7级。
拟建场地周围无活动断裂分布，无发生构造地裂、砂土液化的条件，工程地质稳定性较好，地下水对建筑基础无侵蚀性。
4.3、水 源
本工程用水取自市政给水管网，完全能够满足本工程用水需要。
4.4、交通运输
朔州境内主要公路有大运和平朔公路，铁路有北同蒲铁路通过，交通十分便利。
朔州交通发达，北同蒲铁路电气化复线、神朔铁路和大运二级公路、朔黄铁路、平万公路、朔万公路纵横境内，连接京大高速公路的大运高速公路朔州段已经通车，铁路线和公路干线综合交错，构成了四通八达的交通网络。
4.5、气象条件
朔州市气候属温带大陆性季风气候，四季分明，春季干旱多西北风，夏季雨多气温高，秋季凉爽短暂，冬季寒冷少雪。多年统计的主要气象资料如下：
最热月份温度（8月） 21.8℃
最冷月份温度（1月） 4.0℃
极端最高温度 37.7℃
极端最低温度 -32.0℃
相对湿度最热月平均 66％
相对湿度最冷月平均 50％
年平均总降水量 423.2mm
日最大降水量 158.1mm
夏季平均风速 3.4m／s
冬季平均风速 3.0m／s
最大积雪深度 20.0cm
年雷暴日数 27.5d
年雾日数 19.0d
最大冻土深度 186.0cm

第五章、脱硫、脱硝、除尘方式选择
5.1、脱硫方式选择
目前，燃煤电厂所采用的烟气脱硫工艺多种多样，在这些脱硫工艺中，有的技术较为成熟，有的尚处于试验研究阶段。以下就近年在燃煤电厂应用较多、技术成熟的石灰石-石膏法、氨法两种工艺进行综合比较分析，以供本工程确定烟气脱硫最佳工艺方案。两种湿法脱硫方式对比如下：
项目
石灰石-石膏湿法脱硫技术
氨法脱硫技术
运行规模及业绩
无大规模运用限制；
运行业绩多。
无大规模运用限制；
运行业绩较石灰石湿法少，但近几年推广较快
脱硫效率
95%
98%
吸收剂
石灰石，
成本低。较易获得。
液氨，
距离本项目20多公里处有吸收剂。成本较高。
场地情况
本项目场地紧张，需要占用扩建端
本项目场地紧张，需要占用扩建端。但占地较石灰石石膏法小。
副产物及利用
石膏；
以抛弃为主。
硫酸铵；
可以综合利用，但销路不稳定。
废水
产生废水。
基本不产生废水。
系统堵塞及腐蚀
有堵塞，有腐蚀。
无堵塞，有腐蚀。
能耗
相当
相当
水耗（入口按130℃计）
相当
相当
设备
稳定性
整个过程为湿态，各设备都存在腐蚀严重，系统长期运行稳定性差；
吸收剂制浆设备结垢、堵塞，检修维护困难。连续运行时间约为3~5个月.
整个过程为湿态，各设备都存在腐蚀严重，系统长期运行稳定性差；
吸收剂为危险品，储存上安全隐患大。连续运行时间约为4个月.
投资运行费用
约5500-6000万元；估算运行成本约2623万元/年。
投资约6000万；估算年运行成本2801万元。但硫酸铵的销售存在着不稳定的风险。
1、两种湿法脱硫方式均需要占用格瑞特电厂的扩建场地。
2、据中煤格瑞特电厂了解，距离本项目20多公里处的平鲁工业园区有项目（劣质煤项目）生产液氨，但要到2016年方可投产，而且劣质煤项目生产的液氨仅满足自身使用，基本没有富裕，而中煤格瑞特电厂如采用氨法脱硫，每年需要液氨11678吨。目前平朔地区的神头二电厂采用的氨法脱硝，所需液氨均要从石家庄和内蒙古两地采购。
3、据中煤格瑞特电厂了解，平朔地区硫酸铵销路不好，电厂脱硫生产的硫酸铵更不好销售。
4、如采用石灰石-石膏湿法脱硫，石膏滞销，年运行成本为2623万元；如采用氨法脱硫,硫酸铵滞销，年运行成本为4127.23万元。二者相差1504.23万元。
5、就运行可靠性和安全性而言，石灰石-石膏湿法脱硫要比氨法脱硫高。
因此，综合技术和经济性优势，建议本项目烟气脱硫采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺。
5.2、脱硝方式选择
5.2.1、锅炉排放现状
目前两台循环流化床锅炉烟气NOX排放浓度为90mg/Nm3，已不能满足“超净排放”烟气NOX排放值为50 mg/Nm3的要求，因此，为了保证达标排放，必须增加脱硝工艺。
5.2.2、脱硝工艺选择
目前主要的脱硝工艺为SCR、SNCR以及SNCR+SCR联合法，针对本工程，比较如下：
脱硝工艺技术比较表

项目
SCR技术
SNCR技术
SNCR+SCR技术
烟气NOX排放值
90 mg/Nm3
90 mg/Nm3
90 mg/Nm3
总的脱硝效率
80%-95%
煤粉炉30～50%
流化床锅炉50～60%
50%-85%
出口NOX排放
〈50 mg/Nm3
〈50 mg/Nm3
〈50 mg/Nm3
反应剂
尿素
尿素
尿素
反应温度
300～400℃
850～1100℃
前段：850~1100℃，
后段：300~400℃
催化剂
V2O5-WO3/TiO2
或V2O5-MoO3/TiO2
不使用催化剂
比SCR少用一些催化剂
催化剂体积
100m3
无
52m3
催化剂的使用量
二层
无
一层
催化剂的寿命
三年
无
三年
反应剂喷射位置
省煤器与SCR反应器间烟道(高尘布置)
炉膛内喷射
炉膛内喷射+省煤器与SCR反应器间烟道
SO2/SO3氧化
SO2氧化，SO3浓度
增加2-4倍
不会导致SO2氧化，SO3浓度不增加
SO2氧化较SCR低，SO3浓度的增加与催化剂体积成正比
NH3 逃逸
3～5ppm
10～15ppm
3~5ppm
对空气预热器影响
NH3与SO3易形成ABS
造成堵塞或腐蚀
SO3浓度低，造成堵塞或腐蚀的机率低
ABS的产生较SCR低，造成堵塞或腐蚀的机率比SCR略低
系统压力损失
因增加脱硝装置所增加的压力损失约1000pa
没有压力损失
因增加脱硝装置所增加的压力损失约300pa
燃料的影响
灰份磨耗催化剂，碱金属氧化物劣化催化剂。AS，S等使催化剂失活。燃料显著地影响运行费用。
基本无影响
影响与SCR相同。由于催化剂较少，更换催化剂的总成本较SCR略低
锅炉的影响
受省煤器出口烟气
温度的影响
受炉膛内烟气流速
及温度分布的影响
受省煤器出口烟气温度的影响，受炉膛内烟气流速及温度分布的影响
燃料变化的影响
对灰份增加和灰份
成分变化敏感
基本无影响
对灰份增加和灰份成分的变化影响中等
运行成本
催化剂更换量大，运行成本很高
不需要更换催化剂，运行成本低
催化剂更换量小，运行成本较高
通过对三种脱硝工艺技术进行全面的比较，总投资小，系统简单，运行成本的SNCR法烟气脱硝工艺更加适合本工程。
5.2.3、还原剂选择
烟气脱硝工艺的还原剂主要有尿素、液氨和氨水，且各有特点，三种不同还原剂的技术比较见下表：
脱硝还原剂的技术比较
项目
液氨
氨水
尿素
反应剂费用
便宜（100%）
较贵（150%）
最贵（180%）
生产1kg氨气需要的原料量
1.01kg（99%氨）
4kg（25%氨）
1.76kg
运输费用
便宜
贵
便宜
安全性
有毒
有害
无害
存储条件
高压
常压
常压，干态
储存方式
储罐（液态）
储罐（液态）
码放或料仓（微粒状）
初投资费用
便宜
贵
贵
运行费用
便宜（需要热量蒸发液氨）
贵（需要高热量蒸发水和氨）
贵（需要空气或蒸汽雾化）
设备安全要求
有法律规定
需要
基本上不需要

脱硝还原剂选择建议
还原剂
优点
缺点
建议
液氨
还原剂消耗量低、运输和使用成本低、初投资低
有安全隐患，需要严格的安全和防火措施
在危险管理许可条件下，对于大型机组建议采用，以节约成本
氨水
运输成本高，如果溢出，其蒸气的浓度也较大，相对液氨比较安全
相对液氨，其还原剂的成本较高，储存的成本也较高
考虑到无水氨的危险性，可以考虑；对于小型机组，建议采用
尿素
无毒、无危险；运输方便、便宜
需要解决尿素的吸潮问题，相对液氨成本稍高，更高的蒸发能量消耗和更高的储存成本；
在法律不允许使用氨或场地受限的情况下，推荐使用
由表可知，液氨的投资、运输和使用成本为三者最低，但液氨属易燃易爆品，必须有严格的安全保证和防火措施，其运输、存储涉及当地法规和劳动卫生标准；同时本工程为改造工程，场地受限，液氨和氨水的安全距离要求较高，故本工程采用尿素作为还原剂。
5.3、除尘改造方式选择
5.3.1、除尘改造方式
要达到烟气含尘超净排放降至5mg/Nm3以下，采用单独的除尘方式比较困难，多采用联合除尘的方式，主要有以下几种工艺路线：
包括采用低低温静电除尘器+湿式电除尘技术；高频电除尘器+旋转极板+湿式除尘器；布袋除尘器+湿式电除尘技术等。由于电厂原有除尘方式为布袋除尘器，考虑到投资、场地布置及施工工期的等因素，重新采用低低温静电除尘器或高频电除尘器等技术需重新购设备，增加投资额及施工工期。
因此，结合电厂现有情况，推荐采用大修现有布袋除尘器+脱硫后增加湿式除尘装置的方案。本工程原设计采用布袋除尘器，布袋除尘器出口粉尘浓度<50mg/Nm3，通过对布袋除尘器进行一次大修，主要是更换布袋、袋笼等辅助设备以及补漏和增加喷吹保护系统，使漏风率降到2%以下。经大修后布袋除尘器排放浓度能达到25~30mg/Nm3，在脱硫吸收塔出口后加装“湿式除尘装置”，保证除尘效率85%以上，最终实现排尘浓度在5mg/Nm3以下。
第六章 工程设想
6.1、脱硫部分
6.1.0、概述
厂区总平面按规模为2台13.5万千瓦直接空冷煤矸石发电机组，配置2×480t/h超高压循环流化床锅炉布置，已建成并投入使用。本次设计的烟气脱硫采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺，该脱硫装置布置在电厂北侧扩建端。
脱硫装置设计烟气参数
项目
单位
数值
锅炉台数
台
2
烟气量（单台炉）
Nm3/h
519000
锅炉出口烟气温度
℃
150
煤的含硫量Sar
%
2.5
脱硫系统入口SO2浓度
mg/Nm3
3534.9
石灰石粉品质

325目（90%通过），CaCO3含量90%

在水、电、压缩空气和石灰石（CaCO3）供应量和品质达到设计要求，同时锅炉烟气排放质量符合烟气处理系统装置设计参数情况下，烟气通过本方案湿法脱硫处理后，系统排放的烟气成份达到以下指标。
烟气排放浓度保证值
序号
项目
单位
要求值
1
SO2脱除效率
％
≥99
2
SO2排放浓度
mg/Nm3
≤35
3
吸收塔出口烟气水汽含量
mg/Nm3
≤75
4
脱硫系统烟气阻力
Pa
≤1500

6.1.2、脱硫工艺部分
6.1.2.1、工艺概述
本工程湿法脱硫工艺系统由以下几个主要系统组成：烟气系统、石灰石浆液制备和供应系统、SO2吸收系统、石膏脱水系统、排放系统、工艺水系统、压缩空气系统及辅助设施等。
烟气自引风机出口烟道引入吸收塔脱硫除尘，净烟气通过吸收塔进入湿电除尘器，然后通过顶部烟囱排放。
石灰石浆液制备和供应系统采用石灰石粉作为吸收剂原料，制成浓度25~30％的成品石灰石浆液供吸收塔使用。
吸收塔的石膏浆液到达一定浓度后用石膏排出泵送至脱硫综合楼的石膏旋流站，经一、二级脱水，可得到含水率不大于10％的石膏。石膏储存在石膏库中，通过铲车装载至运输车上运出厂外。
6.1.2.2、石灰石浆液制备和供应系统
本脱硫工程设置一套石灰石浆液制备和供应系统，供应量按工况下石灰石耗量的100%设计。脱硫剂为外购石灰石粉，粒径要求325目以下，90%过筛率。成品粉通过气力输送至FGD区域内的石灰石粉仓储存备用。粉仓上部为钢结构，出口为钢制锥斗，并配有仓顶袋式收尘器和仓底流化空气系统。设计条件下，粉仓有效容量满足系统最少3天所需的石灰石粉储存量。
石灰石粉仓配有2个出料口，出料口设有流化防堵装置，并设有2套150%容量的下料系统，包括2只手动插板阀、及2台石灰石粉变频给料机。石灰石粉经下料系统后进入石灰石浆液箱，与来自工艺水系统的工艺水或滤液水混合配置成25~30%含固量的石灰石浆液。石灰石浆液箱的容量按100%工况下系统3小时的耗量设计。石灰石浆液箱备有1只顶入式搅拌器。石灰石浆液通过石灰石浆液泵送入吸收塔内，作为脱硫吸收剂。石灰石浆液流量根据FGD运行负荷通过吸收塔底部的塔池内的pH值来自动控制。
石灰石浆液制备和供应系统包括的设备有：1座石灰石粉仓（包括仓顶除尘器、锥斗流化系统、手动插板阀、变频给料机），1座石灰石浆液箱（包括搅拌器），4台石灰石浆液泵（2用2备）等。
6.1.2.3、烟气系统
锅炉原烟气自水平烟道引出，进入吸收塔脱硫除尘，净烟气再入湿电除尘器除尘后经竖向钢烟囱排放。
吸收塔入口及吸收塔后净烟道、烟囱需采用防腐处理。
6.1.2.4、SO2吸收系统
吸收塔系统是整个FGD的核心部分。SO2、SO3、HF和HCl将在吸收塔内被脱除，石膏也将在吸收塔内结晶和生成。
吸收塔系统主要设备包括吸收塔、吸收塔再循环泵、氧化风机和石膏排出泵等。
原烟气经烟道导入吸收塔后，在由五层喷淋层组成的吸收段与经喷淋雾化的浆液在整个吸收塔截面均匀地接触，并充分传质，烟气中的SO2、SO3、HF和HCl等酸性气体被有效地吸收，并且烟气中的飞灰也得到有效的洗涤，与此同时烟气温度也降到饱和。离开吸收段的烟气再连续流经两层锯齿形除雾器而除去所含浆液水滴。穿过两级除雾器后，经洗涤和净化的烟气通过出口锥筒流出吸收塔。而SO2在吸收区被吸收后，在吸收塔底部的储液区（吸收塔浆池）与吸收剂进行氧化和中和反应，并最终形成石膏浆液。吸收塔浆池内达到浓度要求的石膏浆液由石膏排出泵打到石膏脱水系统进行脱水。
在吸收塔内发生的主要反应过程如下：
SO2 + CaCO3 → CaSO3 + CO2↑
SO3 + CaCO3 → CaSO4 + CO2↑
上述反应在吸收塔内通过许多中间反应来完成。
石灰石在溶液中形成钙离子。
CaCO3(s) → CaCO3(aq)
CaCO3(aq) + H2O → Ca2+ + HCO3－ + OH－
在吸收塔内的气/液界面形成SO3－负离子。
SO2(g) → SO2(aq)
SO2(aq) + H2O → H2SO3 → HSO3－ + H+
HSO3－ → H+ + SO32-
在强制氧化环境中产生了主要的析出物——石膏。
SO3－ + 1/2 O2 → SO42-
Ca2+ + SO42- + 2 H2O → CaSO4·2H2O↓
吸收塔不仅除去烟气中含有的SO2，同时还可以除去氯化氢和氟化氢。碳酸钙将以如下方式中和这些酸性烟气：
2 HCl + CaCO3 → CaCl2 + H2O + CO2
2 HF + CaCO3 → CaF2 + H2O + CO2
吸收塔配有五台吸收塔再循环泵，各自对应吸收塔的五组喷淋层。喷淋层上部的除雾器设有在线自动化冲洗系统，水源从除雾器冲洗水泵母管接出来。吸收塔浆液和喷淋到吸收塔中的除雾器冲洗水收集在吸收塔浆液池内。通过吸收塔浆池中的侧入式搅拌器搅拌，使浆液池中的固体颗粒保持悬浮状态。
该系统还包括由4台（2运2备）的氧化风机组成的氧化空气系统，提供把脱硫反应中生成的亚硫酸钙(CaSO3.1/2H2O)氧化为硫酸钙(CaSO4.2H2O)所需的氧化空气。氧化风机送出的氧化空气经喷水增湿后通过矛状管被送入吸收塔浆池。每根矛状管的出口都非常靠近搅拌器，这样，空气被送至高度紊流的浆液区，从而使得空气和浆液得以充分混合，实现高氧化率。
吸收塔浆液的pH值大小是浆池内石灰石反应活性和钙硫摩尔比的综合反映,是由吸收塔中新制备的石灰石浆液的增加量决定。加入吸收塔的新制备石灰石浆液量的大小取决于预计的负荷、SO2含量以及实际的吸收塔浆液的pH值。吸收塔浆液的pH值由两个在线pH值探头进行测量。
吸收塔设有溢流管，为吸收塔提供液位保护。
吸收塔系统设备包括：
(1) 吸收塔搅拌器
在吸收塔收集池的下部径向布置了侧入式搅