阳光发电有限责任公司4×300mw机组技改烟气脱硫岛工程新建项目可研报告建议书.doc

山西阳光发电有限责任公司4×300MW
机组技改烟气脱硫岛工程

可行性研究报告

山东三融环保工程有限公司

3

山西阳光发电有限责任公司4x300MW机组技改烟气脱硫岛 可行性研究报告
目 录
1、 概 述 1
1.1 项目概况 1
1.2 研究范围 1
1.3 主要技术原则 1
2、 建设的必要性 2
2.1 国家环保政策的需要 2
2.2 国家SO2总量控制政策 2
3、 电厂概况 3
3.1 厂址 3
4、 脱硫工程建设条件 9
4.1 吸收剂的供应 9
4.2 脱硫副产物处置及综合利用条件 9
4.3 脱硫场地 10
4.4 水、电、汽、气供应条件 10
5、 脱硫工艺方案选择 11
5.1 设计基础参数 11
5.2 脱硫工艺简介 11
5.3 国内外脱硫装置的生产制造能力 13
5.4 脱硫工艺的选择 13
6、 脱硫工程设想 14
6.1 工艺部分 14
6.2 电气部分 22
6.3 热控部分 26
6.4 土建部分 28
7、 环境保护 31
7.1 评价范围及评价标准 31
7.2 工程环保概况及污染防治对策 32
7.3 环境影响分析 35
7.4 排放估算及效益分析 37
7.5 结论 40
8、 节约和合理利用能源 40
9、 劳动安全与工业卫生 41
9.1 劳动安全 41
9.2 劳动保护 41
9.3 劳动安全卫生监测 41
10、 生产管理与人员编制 42
10.1 生产管理 42
10.2 人员编制 42
11、 项目实施及轮廓进度 42
11.1 项目实施条件 42
11.2 项目实施办法 42
11.3 项目实施轮廓进度 43
12、 投资估算及经济评价 43
12.1 投资估算 43
12.2 投资估算表 45
12.3 经济评价 49
13、 结论 51
13.1 主要结论意见 51
13.2 主要技术经济指标 51
14、 附件及附图 52

57
山西阳光发电有限责任公司4x300MW机组技改烟气脱硫岛 可行性研究报告
1、 概 述
1.1 项目概况
1.1.1 可研报告委托单位: 山西阳光发电有限责任公司。
1.1.2 编制依据
山西阳光发电有限责任公司提供的如下资料：
1） 《山西阳光发电有限责任公司脱硫工程可行性研究委托书》
2） 《厂界环境空气质量测试报告》
3） 《山西阳光发电有限责任公司烟气污染物排放测试报告》
4） 《山西阳光发电有限责任公司排水水质测试报告》
5） 山西阳光发电有限责任公司对编写报告的要求
6） 山西阳光发电有限责任公司脱硫工程基础数据
1.1.3 山西阳光发电有限责任公司企业概况
山西阳光发电有限责任公司一期工程由4台国产300MW燃煤凝汽式汽轮发动机组组成，锅炉采用“W”型火焰锅炉。工程总投资54.9亿元，其中环保提资2.6亿元，占工程总投资的4.47%。该公司于1984年开始筹建，1993年底开工建设，1999年11月4台机组全部竣工并投入运行。
1.2 研究范围
1） 脱硫工程的建设条件；
2） 烟气脱硫工艺方案；
3） 脱硫吸收剂的来源及供应；
4） 脱硫副产物的利用及处置方式；
5） 投资估算及运行成本分析；
6） 对环境影响的分析。
1.3 主要技术原则
1.3.1 脱硫装置的规模及脱硫效率
本期工程设计煤种含硫量为1.8％，四台机组采用100％烟气脱硫，脱硫效率≥95%。
1.3.2 脱硫工艺方案的选择
烟气脱硫工艺具备技术先进、成熟，经济合理，有同类电厂应用业绩等条件，脱硫工艺方案满足环保对脱硫效率的要求，并降低投资和运行费用，脱硫系统的运行不会对机组正常运行产生不利影响。
1.3.3 脱硫系统与发电系统的关系
脱硫系统按一炉一塔进行设计，当脱硫系统故障时可以切除，保证脱硫装置不影响发电机组的正常运行。
1.3.4 吸收剂的供应原则
对于石灰石/石膏湿法脱硫工艺的吸收剂——石灰石的供应，采用直接就近采购石灰石，四台机组采用一套石灰石制备系统的方案。
1.3.5 脱硫副产品的处置原则
脱硫副产品积极进行综合利用。四台机组采用一套石膏脱水及贮存系统。
1.3.6 脱硫工程项目实施方式
在保证脱硫装置性能的前提下，即关键设备引进技术生产，其余全部国产，投资估算和经济分析按此进行。
1.3.7 本工程可行性研究报告的编制完全按照《火力发电厂可研报告内容深度规定》DLGJ118-1997执行。
2、 建设的必要性
2.1 国家环保政策的需要
山西阳光发电有限责任公司的燃料主要由阳泉五矿和平定县地方煤矿供给，阳光电厂一期和二期工程燃用含硫量较低的煤，以减少SO2产生量，锅炉采用低氮燃烧技术减少NOx产生量，对烟气采用高效静电除尘器除去烟尘。
2.2 国家SO2总量控制政策
污染物总量控制是保护环境的一项重要手段，根据国家环境保护总局、国家发展计划委员会、国家经济贸易委员会、财政部文件环发[2001]210号“关于印发《国家环境保护“十五”计划》的通知”，2005年SO2、烟尘、化学需氧量、氨氮、工业固体废弃物等主要污染物排放量比2000年减少10%，工业废水中的重金属、氰化物、石油类等污染物得到有效控制，酸雨控制区和SO2控制区，SO2排放量比2000年减少20%，降水酸度和酸雨发生频率有所降低。
对电力行业，主要是以削减SO2排放量为重点。至2005年底，电力行业SO2排放量比2000年削减10～20%，加强燃煤电厂环境监督管理，燃煤机组必须安装烟气在线监测装置，燃煤电厂平均供电煤耗比2000年降低15～20克/千瓦时，废水回用率达到60%，已满灰场全部复原。
鉴于上述政策，山西阳光发电有限责任公司脱硫设施的安装势在必行。
3、 电厂概况
3.1 厂址
3.1.1 厂址概述
山西阳光发电有限责任公司（阳泉第二发电厂）位于山西省阳泉市平定县境内，距阳泉市约15公里。
厂址北隔南川河与南坳乡相望，东面有阳涉铁路通过，阳昔公路沿阳涉县边在厂址东面通过，交通十分便利。
该区域属暖温带大陆性半干旱季风气候，四季分明。春季多干旱，温度回升快，多风少雨；夏季炎热多雨；秋季天高气爽，雨量适中；冬季严寒少雪。
3.1.2 燃煤及用水
3.1.2.1 煤种与煤质
山西阳光发电有限责任公司的燃料主要由阳泉五矿和平定县地方煤矿供给，根据山西阳光发电有限责任公司多年运行的统计，煤质数据见下表。
根据山西阳光发电有限责任公司的要求，脱硫装置设计含硫量Sar＝1.8%，燃料收到基低位发热量取22..18MJ/kg。

序号
项目
符号
单位
设计煤种
1
全水分
Mt
%
9.6
空气干燥基水分
Mad
%
2.26
空气干燥基灰分
Aad
%
30.24
空气干燥基挥发分
Vad
%
7.50
空气干燥基碳
Cad
%
59.12
空气干燥基氢
Had
%
2.39
空气干燥基氧
Oad
%
3.47
空气干燥基氮
Nad
%
0.86
空气干燥基全硫
St, ad
%
1.8
空气干燥基低位发热量
HLV
MJ/kg
22.18
空气干燥基高位发热量
HHV
MJ/kg
22.72
2
煤中氯
CI
%
0.024
煤中氟
F
ug/g
236

3.1.2.2 水源及水质
脱硫工程水源由电厂循环水排污水及生水供给，具体见下表：
1. 循环水排污水水质数据

分 析 项 目
循 环 水
PH 值
8.14
全固形物 mg/L
2902.72
溶解固形 mg/L
2836.35
耗氧量 mg/L
7.08
二氧化硅(SiO2) mg/L
45.38
铁铝氧化物(R2O3) mg/L
7.63
钙(Ca2+) mg/L
452.38
镁(Mg2+) mg/L
123.02
钠(Na+) mg/L
203.75
氯根(Cl-) mg/L
245.50
硝酸盐(NO3-) mg/L
——
硫酸根(SO42-) mg/L
1519.62
磷酸根(PO43-) mg/L
——
氢氧根(OH-) mg/L
——
碳酸根(CO32-) mg/L
——
碳酸氢根(HCO3-) mg/L
162.42
游离二氧化碳(CO2-) mg/L
——
酚酞碱度 mmol/L
0.15
全碱度 mmol/L
2.96
全硬度 mmol/L
32.7
暂时硬度 mmol/L
2.66
永久硬度 mmol/L
30.04
电导率(25℃) μs/cm
2787.50

2. 电厂现有生水水质如下：

分 析 项 目
生 水
PH 值
7.81
全固形物 mg/L
676.50
溶解固形 mg/L
659.63
耗氧量 mg/L
0.74
二氧化硅(SiO2) mg/L
13.68
铁铝氧化物(R2O3) mg/L
5.95
钙(Ca2+) mg/L
117.74
镁(Mg2+) mg/L
30.38
钠(Na+) mg/L
41.20
氯根(Cl-) mg/L
52.38
硝酸盐(NO3- ) mg/L
——
硫酸根(SO42-) mg/L
248.48
磷酸根(PO43-) mg/L
——
氢氧根(OH-) mg/L
——
碳酸根(CO32-) mg/L
——
碳酸氢根(HCO3-) mg/L
218.14
游离二氧化碳(CO2-) mg/L
——
酚酞碱度 mmol/L
0
全碱度 mmol/L
3.58
全硬度 mmol/L
8.38
暂时硬度 mmol/L
3.58
永久硬度 mmol/L
4.80
电导率(25℃) μs/cm
870

3.1.3 水文气象与工程地质
3.1.3.1 气象条件
电厂地处在太行山西侧，当地为典型河谷地带，受河谷风影响严重，区域气象要素特征值如下：
多年平均气压 930.3 hPa
多年平均气温 10.8℃
多年极端最高气温 40.4℃ 出现时间1999.7.24
多年极端最低气温 -17.6℃ 出现时间1977.1.28
多年平均相对湿度 55%
多年最小相对湿度 0%
多年日最大降水量 138.0 mm 出现时间1996.8.4
多年年平均降水量 507.8 mm
多年最大降水量 735.4 mm
多年年平均蒸发量 2044.5 mm
多年最大积雪深度 17 cm
多年最大冻土深度 61 cm
多年平均风速 2.4m/s
三十年一遇十分钟十米高平均最大风速 25m/s
全年盛行风向 WNW
冬季最多风向 WNW
夏季最多风向 NNE
3.1.3.2 工程地质
厂址内的地基岩土分为8个工程地质层，部分层又进一步分为亚层，各层情况分述如下：
层1：素填土，以粉土为主，可塑，含有大量的植物根系及砂、卵石等。一般厚度0.5~2.0m。
层2-1：冲积的卵石层，主要成分为石英粗砂岩、细砂岩和石灰岩，浑圆及亚浑园状，杂色，一般粒径20~100mm最大可见400mm。混有10%~30%的中粗砂、碎石及粘性土。
层2-2：卵石、碎石层，主要为砂岩、页岩、石灰岩，亚浑园~次棱角状，杂色分选差，稍密~中密，混粗砂、角砾20~25%。
层3-1：黄土状粉土：黄棕~棕黄色，可塑，具白色条纹及虫孔，含云母及少量砾石，夹薄层的粗砂层，局部为粉质粘土。
层3-2：卵石层，主要成份为砂岩、石灰岩、泥岩，浑圆及亚浑园状，杂色，一般粒径20~150mm，最大的200mm左右，混有粗砂15%及粘性土5~10%，中密状态。
层4-1：黄土状粉土：黄棕~棕黄色，可塑~硬塑，稍湿，具白色条纹及虫孔，含云母及微量姜结石、偶含砾石，少量砾石，夹薄层的中粗砂和黄土状粉质粘土。局部可见垂直裂隙，充填物为红色的粉砂。
层4-2：卵石层，主要成份为砂岩、泥岩，亚浑园状，杂色，一般粒径60~80mm，最大可见200mm，混有砾石10~20%及粘性土10%，部分地段混有大量中、粗砂，中密状态。
层5-1：黄土状粉土：黄棕色~浅黄色，可塑~硬塑，含云母、煤屑及5%的粗砂。具大孔隙及垂直裂隙，裂隙宽2~3mm，被粘土充填，到下部即闭合，局部以黄土状粉质粘土为主。
层5-2：卵石层，主要成份为砂岩、砾岩、页岩，分选差，混有块石、粗砂。中密状态，局部半胶结状（密实）。
层6-1：黄土状粉土：浅黄~棕黄色，可塑~硬塑、坚硬，稍密，稍湿。具白色条纹及虫孔，垂直裂隙发育，裂隙被粘土充填，到下部即闭合，含少量云母，土质较均匀。
层6-2：黄土状粉土：棕黄~黄褐色，可塑~硬塑、稍湿。含云母及黑色铁锰质薄膜，夹5%左右的粗砂，砾石，偶见裂隙，土质不均匀。
层6-3：卵石层，主要成份为泥岩、页岩，半胶结状，（密实）混有卵石，细砂20%~30%，底部见有漂石、块石。
层7-1：黄土状粉土：浅红、红棕~棕褐色，硬塑~坚硬，稍湿~干，具白色条纹及虫孔，含云母，可见黑色铁锰质薄膜，夹薄层砂层，局部为黄土状粉土。
层7-2：卵石层，主要成份为砂岩、灰岩，棱角~次棱角状，混有块石、粗砂、半胶结状（密实）碎石表面为中等风化。
层8：石炭系中统本溪组，为黑灰、灰色的粘土岩、铝土页岩，炭质页岩、泥岩、灰岩等，表层有1~2m的强风化层，下部为中等风化，在南川河两岸底山丘陵区均有出露，厂区中部、西部的河谷阶地底部均有分布。
3.1.3.3 地下水条件
地下水位埋深较深，在设计基础之下，对基础没有影响。
3.1.3.4 地震效应
该工程地震基本烈度为6度， 场地类别属于I类。
3.1.4 厂区总平面布置
脱硫场地位于烟囱与铁路运输线之间，已建的建、构筑物有启动锅炉房、锅炉酸洗池、铁路护坡及厂区部分管网。
根据本脱硫工程的性质、规模、工艺流程、交通运输，以及防火、安全、卫生、施工及检修等要求，结合场地自然条件，经技术经济比较后，总平面布置如下：#1~#4吸收塔及相应泵房、检修支架沿铁路线旁依次布置；石灰石浆液制备车间布置在#2、#3吸收塔之间；#1~#4增压风机及检修支架沿原烟囱、烟道旁依次布置；脱硫综合楼布置在#2、#3引风机支架之间。
交通运输采用原有厂区道路。
脱硫场地内竖向按照与原有厂区竖向布置相协调的原则布置。
新建管网布置尽可能采用架空管线。
根据总平面布置，场地内已建的启动锅炉房、锅炉酸洗池、铁路护坡及部分灰管需拆除改造。
3.1.5 电厂大气污染物排放状况
山西阳光发电有限责任公司未上脱硫装置时已采用的烟气污染物治理措施有：采用除尘效率>99%的静电除尘器，保证含尘量小于100mg/Nm3。根据太原理工大学测试中心、太原电力高等专科学校、山西电力科学研究院等单位近期的测试报告显示，电厂向大气排放的主要污染物排放情况见下表：

表一：大气污染物排放测试结果
名称
SO2
mg/Nm3
NO×
mg/Nm3
备注
#1～4机组
1950～3860
914～1426
标态
4、 脱硫工程建设条件
4.1 吸收剂的供应
根据工艺选择结果，山西阳光发电有限责任公司4×300MW工程烟气脱硫采用石灰石/石膏湿法脱硫工艺，其使用的吸收剂为石灰石，石灰石的年需要量约为172800吨（按年利用小时6000小时计）。
石灰石质量基本要求：
纯度：CaCO3 ≥ 90%
MgCO3 ≤ 3%
粒径： ≤ 20mm
4.2 脱硫副产物处置及综合利用条件
石灰石/石膏湿法脱硫工艺的副产品以二水石膏为主，石膏含量一般在90%以上。根据国际和国内的市场运作情况表明，脱硫石膏的主要用途为生产各种建筑石膏制品和用于水泥生产的缓凝剂，且发达国家由于立法的规定，脱硫石膏正在逐步取代天然石膏。
目前国外火力发电厂的脱硫石膏主要用途是做建筑制品和水泥缓凝剂，建筑制品主要是纸面石膏板、石膏砌块、石膏抹灰、纤维石膏板和矿渣石膏板。而我国的脱硫石膏利用尚处于起步阶段，生产脱硫石膏并利用的电厂有重庆珞璜电厂、太原第一热电厂、山东黄台电厂和北京第一热电厂等，但在系统设计时均考虑了运至事故灰场堆放。太原第一热电厂12号机组（300MW）采用的是简易石灰石/石膏湿法脱硫工艺，处理约60%烟气量，设计脱硫效率80%，并投资3000多万元建了一个石膏处理厂，对含水约10%的二水石膏进行烘干炒制造粒，目前销路较好，现又投资建设了一条石膏砌块生产线。其余如重庆电厂、浙江半山电厂以及太原第二热电厂均按单独设置场地堆放，待条件成熟后再加以利用。我国天然石膏资源十分丰富，已探明的石膏工业储藏量约为471.5亿吨，居世界首位，广泛分布于全国各个省市自治区。随着我国工业和经济的不断发展，近年来石膏产量不断增长。据不完全统计，全国石膏的年产量在九十年代初就达到一千多万吨，产量最大的是普通石膏和雪花石膏。而且，我国天然石膏的品位和质量较好，可以满足多种工业的需要。
本工程采用石灰石/石膏湿法脱硫工艺，石膏年生产量约为31万吨，纯度在90%以上，不含有害杂质，表面游离水分在10%左右，是一种质量较好的化学石膏。
鉴于以上所述，本期工程脱硫石膏采取二级脱水后单独堆放，为今后的综合利用打下基础。
4.3 脱硫场地
根据石灰石/石膏湿法脱硫装置的工艺要求并结合阳光发电厂的现场情况，脱硫场地布置在烟囱后，现场情况可以满足布置要求。详见附图。
4.4 水、电、汽、气供应条件
4.4.1 供水和排水
烟气脱硫采用石灰石/石膏湿法脱硫，4台300MW机组脱硫装置的用水量为4×83.5t/h，根据脱硫工艺的要求并考虑降低电厂的运行成本，每台机组消耗的83.5t/h水中，其中69t/h采用电厂的循环水排污水，14. 5t/h采用电厂的工业水；脱硫装置全厂的废水排放量不大于20t/h，脱硫岛内不单设废水处理车间，废水直接排至电厂的污水处理车间。
4.4.2 供电
脱硫岛的供电方案为：一采用专用厂用变压器，二由机组的厂用变压器引接，两种方案的最终确定应结合电厂的具体情况经技术经济比较确定。
4.4.3 供气
仪用和检修用的压缩空气来自空压机房。
5、 脱硫工艺方案选择
5.1 设计基础参数
通过对设计煤种和校核煤种分析，并结合电厂运行中实际燃煤，选择以燃用Sar=1.8%的煤种及锅炉最大连续负荷工况为设计依据。主要设计参数如下（以单台机组计）：
机组容量：300MW
处理烟气量：1191507Nm3/h
锅炉燃煤量：137.8t/h
燃料收到基低位发热量：21.47MJ/kg
设计煤种含硫量：1.80%
脱硫装置进口SO2浓度：3745mg/Nm3
设计脱硫率： ³95%
5.2 脱硫工艺简介
目前国内外采用的脱硫技术已有百余种，按脱硫方法来分有湿法、半干法、干法，目前在国内应用较广泛的脱硫技术主要有：湿式石灰石/石膏法、旋转喷雾半干法、CFB法、NID法、炉内喷钙-尾部加湿活化法等，目前国内各脱硫公司通过引进技术、合资以及自行开发已掌握了以上几种脱硫技术。
对于湿法烟气脱硫工艺，其主要的代表工艺如下：
5.2.1 湿式石灰石/石膏法
湿式石灰石/石膏法其工艺特点是采用石灰石浆液作为脱硫剂，经吸收、氧化和除雾等处理过程，形成副产品石膏。其工艺成熟、适用于不同容量的机组，应用范围最广，脱硫剂利用充分，脱硫效率可达90%以上。并且脱硫剂来源丰富，价格较低，副产品石膏利用前景较好。该法是目前世界上技术最为成熟、应用最广的脱硫工艺，仅燃煤电站，采用该工艺的全球装机总容量已接近149000MW，应用该工艺的机组容量约占电站脱硫装机总容量的90%以上，应用的单机容量已达1000MW。在国内已有珞璜电厂一、二期300MW机组及北京一热、重庆电厂、浙江半山电厂、太原第一热电厂、太原第二热电厂、广东瑞明电厂、广东连州电厂、贵州安顺电厂2×300机组、山东黄台电厂2×300机组、广东台山2×600MW机组、河北定州2×600MW机组等工程投产，目前在建设中的大、中型工程超过100个。其不足之处是系统比较复杂，占地面积大。
5.2.2 海水洗涤法
海水洗涤法(SWW)脱硫技术采用未处理的海水洗涤烟气，利用海水的天然碱性来中和二氧化硫。洗涤后，所用海水利用空气处理，以减少它的化学需氧量和降低酸性，然后将之排入大海。
该工艺的主要优点为不需要固体吸收剂作为反应剂，运行成本低；其最明显的缺点是仅局限于沿海地区使用。采用该技术，在燃料含硫量低于1.5%的情况下，脱硫效率高（最高达98%），但在二氧化硫含量更高的情况下，海水的耗量将明显增大，从而使投资成本和生产成本显著增加。
目前国内深圳西部电力公司2号300MW机组、福建后石电厂4×600MW机组已投入运行。
5.2.3 氨洗涤法
氨洗涤法脱硫工艺采用氨水作为脱硫剂，二氧化硫通过与氨反应从烟气中脱除，最终产品为硫酸氨；其运方式与石灰石石膏法相似。
该工艺的主要优点为系统简单，占地面积小，极少出现结垢和堵塞现象、无废水排放、副产物价值高；缺点是脱硫剂的采购成本高，脱除每吨二氧化硫的成本是石灰石石膏法的15倍左右，副产物硫酸铵含氮量20.6%，为白色或微带颜色的结晶，易溶于水，是最早生产的氮肥品种。随着化肥工业的发展，新的氮肥品种的出现，使硫铵与碳铵一样渐成被淘汰的氮肥品种。其养分低、长期施用硫铵会造成土壤板结，不宜直接施用，仅能作为复合肥的添加剂。 因此，要实现其副产物的高价值，脱硫装置需配套综合利用设备（磁化复合肥生产线），从而使投资成本大大增加。另外，由于氨水和硫酸铵的价格受区域和市场影响较大，采用该技术具有较大的风险。
氨水本身具有较强的挥发性和较强的刺激性臭味、并有渗透性、腐蚀性，需采取相应的防爆、防泄漏、防腐蚀措施； 副产物硫酸铵易溶于水，在硫酸铵滞销时，堆放和贮存问题难以解决，并形成二次污染。
5.3 国内外脱硫装置的生产制造能力
脱硫装置在国外已是一种成熟的产品，可设计生产制造的厂家很多，主要集中在美、德、日、芬兰等国。国内生产商在引进消化国外技术的基础上，已具备相当的生产和供货能力，目前主要脱硫设备除除雾器、旋流站外，其余设备均可实现国产化。
5.4 脱硫工艺的选择
5.4.1 选择原则
（1）、工艺技术成熟，稳定可靠，在国内外业绩多，尤其是大型化业绩；
（2）、吸收剂质优价廉，有稳定可靠的供货渠道；
（3）、运行稳定、维护费用低；
（4）、设备国产化率高；
（5）、投资造价低、风险低。
5.4.2 本工程脱硫方案的选择

几种脱硫工艺的比较

钙法
镁法
钠法
氨法
脱硫效率，%
>95
 >95
>95
>95
原料
石灰石
氧化镁
碳酸钠（纯碱）
氨（液氨、氨水、碳铵）
来源情况
天然矿，丰富
菱镁矿，有限
合成，有限
合成，丰富
原料价格，元/吨
约40
350
1200，（纯碱）
氨水=2200
原料消耗，吨/吨SO2
1.85
0.7-0.8
1.66
0.532（液铵）
副产品
CaSO4.2H2O,石膏
MgSO4.7H2O
Na2SO4
(NH4)2SO4,化肥
副产品用途
可作建材原料，但基本抛弃
可作化肥添加剂，但基本抛弃二次渣或水污染
可作玻璃生产原料，但因质量差，基本抛弃
含氮量低，不能直接作为农用化肥，需进一步加工，硫酸铵按600元/吨
副产品量，吨/吨SO2
2.6-2.7
3.8-3.9
2.22
2.1
产品-原料差价，元/吨SO2
-74
-280
-1992
-580
市场业绩
全世界范围90%以上
极少
极少
极少

根据《火力发电厂烟气脱硫设计技术规程》（DL/T5196-2004）的规定，大容量机组（200MW及以上）的电厂建设烟气脱硫装置时，宜优先采用石灰石石膏法脱硫工艺，同时考虑到氨法等其他脱硫工艺应用的业绩较少，脱硫副产物需进一步加工才可能获得一定的利润，这样整个脱硫装置需总体考虑后投资成本增加约30%，同时，其脱硫剂和副产物受地区局限和市场影响较大，大大增加了投资的风险性，因此，山西阳光发电有限责任公司采用石灰石石膏法作为首选的脱硫工艺。
6、 脱硫工程设想
6.1 工艺部分
6.1.1 工艺系统构成
FGD装置运行时，烟气通过位于吸收塔中部的入口烟道进入塔内。烟气进入塔内后向上流过喷淋段，以逆流方式与喷淋下来的石灰石浆液接触。烟气中的SO2被石灰石浆液吸收并发生化学反应，在吸收塔下部反应池内被鼓入的空气强制氧化，最终生成石膏晶体。在吸收塔上部，脱硫后的烟气通过除雾器除去夹带的液滴后，从顶部离开吸收塔。
FGD装置所需石灰石吸收剂浆液来自石灰石制备系统，由泵送至吸收塔后进行吸收反应。脱硫反应后所产生的石膏浆液由泵送至石膏水力旋流站进行初步脱水，再经真空皮带脱水机二次脱水后成为副产物石膏，产品送至石膏储库储存。
整个FGD工艺流程包括的主要工艺子系统有：
（1） 吸收塔系统
a) 吸收塔本体
b) 吸收塔循环管线系统
c) 脉冲悬浮系统
d) 分析仪表系统
e) 氧化空气系统
f) 除雾器系统
g) 石膏浆液泵系统
（2） 烟气系统
a) 烟道系统
b) 烟气再热器系统
c) 增压风机系统
d) 挡板门密封空气系统
（3） 石膏脱水及储存系统
a) 石膏旋流站系统
b) 真空皮带脱水机系统
c) 石膏储存及转运系统
d) 石膏制备回水系统
e) 废水旋流站系统
（4） 石灰石浆液制备系统
a) 石灰石粉接收和储存系统
b) 石灰石制浆系统
c) 石灰石浆液供给系统
（5） 公用系统
a) 工艺水系统
b) 冷却水系统
c) 压缩空气系统
（6） 浆液排放及收集系统
a) 事故浆液池系统
b) 吸收塔排放池系统
6.1.2 反应原理
用于去除SOx的浆液收集在吸收塔浆池内。这个吸收塔浆池被分成氧化区和结晶区，在上部氧化区内，氧化空气通过一个分配系统吹入，在pH值为4-5的浆液中生成石膏；在结晶区，石膏晶种逐渐增大，并生成为易于脱水的较大的晶体，新的石灰石浆液也被加入这个区域。
6.1.3 化学过程
化学反应过程描述如下：
石灰石的溶解：CaCO3 + CO2 + H2O ® Ca(HCO3)2
与SO2反应：Ca(HCO3)2 + 2SO2 ® Ca(HSO3)2 +2CO2
氧化：Ca(HSO3)2 + CaCO3 + O2 ® 2CaSO4+CO2+H2O
石膏生成：CaSO4 + 2H2O ® CaSO4·2H2O
去除SO2总反应方程式：
CaCO3+ SO2 + ½ O2 + 2H2O ® CaSO4·2H2O + CO2
石灰石或碳酸钙在水中的低溶解性在吸收塔内被二氧化碳提高。通过溶解过程，生成碳酸氢钙。碳酸氢钙与二氧化硫反应生成可溶的亚硫酸氢钙。在氧化区，亚硫酸氢钙与空气中的氧发生反应，生成硫酸钙。浆液中的硫酸钙再结晶生成二水硫酸钙，即石膏。

反应原理图
6.1.4 系统描述
6.1.4.1 吸收塔系统
吸收塔由吸收塔浆池、吸收区及除雾器区组成。烟气中SO×的去除和石膏的生成在吸收塔内完成。
布置4层喷淋层，浆液通过喷嘴成雾状喷出。循环泵把吸收塔浆池中的浆液输送至喷淋层。最上面的喷淋层只布置与烟气逆流的喷嘴，其余喷淋层均布置有顺流和逆流双向喷射喷嘴。SO×被喷淋浆液吸收，并与之反应。通过吸收区后的净烟气经位于吸收塔上部的两级除雾器后排出。
空气通过氧化风机送入氧化区。氧化空气在进入吸收塔之前在管道中被加入工艺水，目的是为了冷却并使氧化空气达到饱和状态。通过这种方式，可以防止热的氧化空气在进入吸收塔时，在氧化空气管出口使浆液中的水份蒸发而造成出口浆液粘结、结垢的现象发生。氧化空气经过一个特殊的分配系统进入氧化区。这个分配系统是由几个管道组成的管线系统构成。氧化空气通过氧化管道上的开孔喷入浆液。由于开孔向下，FGD停运时，浆液中的固体不会进入氧化空气分配系统。氧化空气分配管布置在分区管之间，相应减少了吸收塔自由横截面，增加了浆液喷入结晶区的流速，从而阻止了浆液从结晶区向氧化区的回流混合。因为回流混合将会增加氧化区的PH值，以至于使氧化反应变得困难。
结晶区位于吸收塔浆池中氧化区下部。在结晶区，逐渐形成大的易于旋流器分离的石膏晶体。结晶过程要求浆液中固体含量在150最大180g/l，同时在浆池中要有足够的停留时间。新的石灰石浆液也在此区域加入，以保持吸收剂的活性。通过控制系统调节加入的浆液量。
石膏浆液通过石膏浆液泵输送至石膏旋流站，石膏浆液泵的吸入口位于氧化空气分配系统的下部。
喷淋浆液在吸收塔中被氧化和更新，通过吸收塔循环泵输送至喷淋层。通常情况下，3台、4台循环泵同时运行，这取决于未处理烟气量的大小及烟气中SO2的含量；为了保障吸收塔内的安全运行，至少2台吸收塔循环泵同时运行。
吸收塔浆池还配置有脉冲悬浮系统，由一运一备的两台脉冲悬浮泵组成。脉冲悬浮系统的喷嘴把浆液喷向吸收塔底部，防止底部浆液沉积。脉冲悬浮泵有两个吸入管，通常情况下使用低位的吸入口。脉冲悬浮泵启动时，浆液取自高位吸入口，运行一段时间后，底部的固体沉积物被悬浮起来，然后转换至低位吸入口运行。因为在任何负荷情况下脉冲悬浮泵均运行，所以分析仪表（PH计与密度计）及事故排浆管道安装在脉冲悬浮泵排出管上。
当浆液通过吸收区时会带走液滴。为了满足净烟气的要求及防止液滴在下游部件中发生沉积，大部分液滴必须被再次分离。在吸收塔上部安装了一个两级除雾器，当净烟气通过第一级除雾器时，大部分液滴被分离出来，通过第二级除雾器可以获得更好的分离效果。在除雾器的表面会产生固体沉积，因此必须设置冲洗水。烟气蒸发会带走吸收塔内的一部分水，同时石膏浆液排出也会带走一部分水，因此吸收塔的液位会降低。吸收塔的补水通过除雾器的冲洗水和单独的工艺水补水实现。
在吸收塔烟道入口设置有内表面冲洗系统。当热的烟气进入吸收塔时，会在入口烟道下表面形成固体沉积。这些固体沉积通过内表面冲洗系统来清洗。
为防止腐蚀及磨损，吸收塔在不同的位置，在防腐内衬上进行了不同的处理，以保证在任何可能的情况下，吸收塔能经受温度、腐蚀、摩擦的综合作用而不致损坏。
1）浆液循环泵
每个吸收塔配有四台浆液循环泵，浆液据此得以循环喷淋，并保证吸收塔内合理的液气比，使浆液能最大限度地吸收S02。每台浆液循环泵带一层喷嘴。
2）氧化风机
吸收系统设有2×100%氧化风机，风机型式为罗茨风机。氧化风机的作用是使塔内的生成物亚硫酸钙得到完全氧化。
3）石膏浆液输送泵
在塔内生成的石膏通过石膏浆液泵送至石膏脱水车间进行脱水处理。
4）脉冲悬浮泵
吸收塔浆池还配置有脉冲悬浮系统，设置2台脉冲悬浮泵（1运1备）。脉冲悬浮系统的喷嘴把浆液喷向吸收塔底部，防止底部浆液沉积。因为在任何负荷情况下脉冲悬浮泵均运行，所以分析仪表（pH计与密度计）安装在脉冲悬浮泵排出管上。当需要排空吸收塔时，浆液由脉冲悬浮泵送至事故浆液箱。
6.1.4.2 烟气系统
烟气系统主要包括增压风机、烟道、挡板门、吸收塔等。当正常工作时，未脱硫的烟气从水平主烟道引出，经过脱硫系统进口挡板门及增压风机增压后，进入吸收塔内。烟气在塔内自下而上运动，其间与从塔的上部喷淋下来的石灰石浆液充分接触，并发生化学反应，烟气中的二氧化硫被除去，同时烟气温度降至40～50℃左右。净化后的烟气经吸收塔顶部的两级除雾器除去雾滴后，离开吸收塔，进入烟道，经过脱硫系统出口挡板门，回到原有水平主烟道，再经过烟囱排入大气。为防止脱硫系统故障时影响锅炉的正常运行，在原有水平主烟道上加装了旁路挡板门。当脱硫系统故障时，脱硫系统进出口挡板门关闭，旁路挡板门自动打开，未处理烟气直接进入烟囱排入大气。烟道的旁路系统是必需的，它不仅有利于FGD系统的检修，而且在锅炉点火阶段也必须使烟气经旁路排向烟囱进入大气，以免点火阶段烟气中油滴、碳黑、粉尘等进入FGD系统。另外，如果电气除尘器因某些电场故障退出运行，使效率降低时，也应关闭FGD，因为大量粉尘进入FGD系统，不仅使石膏品质急剧恶化，还使各浆液系统充满灰尘，引起结垢和堵塞。
水平主烟道和烟囱采取合理工艺进行防腐改造，防止湿烟气对烟道和烟囱的腐。
1） 增压风机
增压风机主要用来克服脱硫系统的阻力，每套脱硫系统采用一台100%容量的轴流式风机。
2） 烟气挡板及其密封系统
烟气挡板采用双层百叶窗式挡板，为防止未处理烟气向净化烟气的泄漏，而影响脱硫效率以及防止挡板被腐蚀，设置了挡板密封系统。每套脱硫系统对应地设置一套挡板密封系统。密封气来自空气，为防止密封烟气与未处理烟气混合后产生露点腐蚀，设置加热器将密封烟气温度加热至100℃左右后送至各挡板。
6.1.4.3 石膏处理系统
从吸收塔浆池排出的石膏浆固体浓度约为15%～20%（wt），经水力旋流器脱水浓缩至固体物浓度达～50%（wt），然后进入真空皮带脱水机脱水，为控制脱硫石膏中Cl-等成分的含量，确保脱硫石膏质量能满足市场应用的要求，在石膏脱水过程中需设置冲洗装置用清水对石膏进行冲洗。脱水后的石膏固体表面含水率不超过10%，在皮带机后落入石膏库，再由汽车运至专门的灰场存放，为以后的石膏综合利用创造条件。
每台炉设一套石膏旋流站。石膏浆液旋流站的容量按一台炉BMCR工况产生的石膏浆液量选择，四台炉设一套废水旋流站。
系统设置两台真空皮带脱水机。每台真空皮带脱水机的出力按四台锅炉BMCR工况运行时产生的75％石膏浆液量配置。
石膏库可贮