某石化公司烟气脱硫项目可研报告.doc

中国石油某石化公司化肥厂煤锅炉烟气系统增设脱硫设施可行性研究报告（修订版）中国石油某石油化工总厂设计院（证书编号工咨甲2031136001）二五年十二月秘密1目录1总论1311项目及建设单位基本情况13111项目基本情况13112建设单位基本情况1312编制依据及原则13121编制依据13122编制原则1413研究范围1414项目背景及建设理由15141项目背景15142项目建设的理由15143主要外部有利条件1615主要研究结论162硫酸铵市场分析与价格预测1721副产品硫酸铵的品种、规格和用途17211副产品硫酸铵的品种、规格17212副产品硫酸铵的主要用途17213硫酸铵的质量指标1722副产品硫酸铵综合利用前景分析183工艺技术方案的选择1931工艺基础数据19311化肥厂现有燃煤锅炉运行状况19312燃煤锅炉耗煤及煤质情况2132工艺技术方案比较21321选择脱硫工艺技术的原则21322脱硫工艺技术概述22323脱硫工艺方案比较2233几种氨法脱硫技术简介26331GE氨法28332BISCHOFF氨法29333NKK氨法30334NADS氨化肥法31335简易氨法脱硫32336SATS氨硫酸铵法脱硫技术33337技术经济对比3424工艺装置技术及设备方案3641工艺概述36411装置规模和操作弹性36412原料和辅助材料36413产品及副产品3642脱硫装置的技术性能36421可利用率和运行参数36422脱硫效率36423SO2烟尘排放浓度3643工艺流程说明36431烟气系统37432吸收系统37433吸收剂配置、储运系统38434工艺水系统39435氧化空气系统39436硫酸铵结晶、分离、干燥系统3944物料平衡4045工艺设备技术方案40451主要设备选型40452主要设备的防腐蚀材料55453脱硫塔防腐蚀材料的选择5546脱硫装置平面布置60461布置概述60462必要性和安全性分析6047工艺装置“三废”排放6148工艺及设备风险分析61481现有系统对FGD装置的影响61482FGD装置对现有系统的影响615原料、辅助材料供应及消耗6251吸收剂供应与消耗62511吸收剂供应条件62512吸收剂消耗定额及消耗量6352动力（水、电、汽、气）消耗定额及消耗量63521化肥厂现有公用工程状况63522公用工程消耗定额及消耗量636自动控制64361概述6462全厂控制系统及仪表选型6563工艺装置控制方案6564烟气连续监测系统（CEMS）6665控制室6666自动控制系统公用工程消耗6767设计中采用的主要标准及规范677厂址选择6771建厂条件67711厂址自然地理条件67712工程地质条件67713水文气象条件70714公用工程条件72715交通运输条件73716燃料来源7372厂址选择738总图运输及土建7481总图与运输7482建筑结构与地基处理74821采用的主要标准规范74822建筑设计74823结构设计75824地基处理76825抗震设计769公用工程及辅助生产设施7791给排水7792压缩空气7793蒸汽7794供配电78941脱硫供配电接线电气接线78942控制、保护及测量78943直流系统78944不停电电源7895暖通79951通风79952空调79410节能7911节水8012消防80121设计中采用的标准及规范80122火灾隐患分析80123消防安全措施8013环境保护81131建设地区环境质量现状811311社会环境现状811312周围环境质量现状简析81132执行的环境标准821321环境质量标准821322污染物排放标准821323设计执行的标准、规范82133建设项目污染及治理措施821331二氧化硫处理821332其他污染物处理83134环境管理及监测83135建设项目环境影响841351总量控制841352对周围环境影响的改善84136工程实施后的社会效益8414职业安全卫生84141编制依据841411法律、法规及条例841412设计采用的主要标准、规范85142生产过程中主要职业危险，危害因素分析85143职业安全卫生防护的措施861431防氨水泄漏危害的措施861432防尘861433防噪音861434其他86144机构设置及人员配备情况87145预期效果8715组织机构及人力资源配置885151企业管理体制及组织机构88152生产倒班制及人力资源配置88153人员的来源及培训8816项目实施计划88161项目实施计划内容88162项目实施条件88163实施进度计划88164主要问题及建议9017投资估算及资金筹措90171投资估算编制说明901711项目概述901712项目投资估算范围901713需要说明的有关事项90172投资估算依据90173投资概算原则90174建设项目投入总资金构成91175投资估算结果91176流动资金估算92177建设期利息估算92178投资估算汇总及分析92179资金筹措及资金使用计划921791本项目所需资921792建设资金来源921793资金使用计划9218财务评价92181概述92182成本费用估算931821成本和费用估算931822经营成本941823固定成本和可变成本94183销售收入、销售税金及附加和增值税941831销售收入941832增值税941833销售税金及附加94184利润和所得税9461841利润分配941842企业所得税94185财务评价指标计算951851财务盈利能力分析951852项目清偿能力分析95186不确定性分析951861盈亏平衡分析951862敏感性分析96187装置建设后对化肥厂总体效益产生的影响96188财务评价结论及建议9619项目预期目标和风险分析97191预期目标分析971911产品规模、结构及质量水平971912生产技术水平及经营管理水平971913产品成本及项目经济效益水平97192项目存在的主要风险分析971921市场风险及程度971922资源风险及程度971923技术风险及程度971924工程风险及程度971925资金风险及程度971926政策风险及程度981927外部协作条件风险及程度981928社会风险及程度981929其它风险及程度98193风险防范对策981931风险回避981932风险控制981933风险转移991934风险自担99194分析结论9920结论与建议99201研究结论99202建议100131总论11项目及建设单位基本情况111项目基本情况1111项目名称中国石油某石化公司化肥厂煤锅炉烟气系统增设脱硫设施。1112项目建设性质本项目为某石化化肥厂供热燃煤锅炉的烟气净化技改工程，是新建环保项目。1113项目建设地点拟建在某石化分公司化肥厂锅炉烟道、烟囱外侧的空地上（面积约70M80M）。112建设单位基本情况1121建设单位名称、性质及负责人建设单位名称中国石油天然气股份有限公司某石化分公司企业性质国有股份制企业公司法人郑明禹代1122建设单位概况中国石油某石化分公司始建于1975年4月。占地18平方公里，地处某东北郊25公里处，紧邻吐某大高速公路和216国道。位于某三大油田中央，毗临吐某大高速公路。交通极为便利。1999年8月，中国石油总公司进行了战略重组，某石油化工总厂分为某石化公司和某石化总厂两个独立核算的单位。中国石油天然气股份有限公司某石化分公司是集炼油、化肥、化纤于一体的石油化工、化纤生产基地。于2000年元月17日正式通过ISO90021国际质量体系认证。下属炼油厂、化肥厂、化纤厂、热电厂、原料办、经销公司以及科研所等9个单位。目前生产石油化工、化纤共计9大类56个品种，具有较强的资产和技术优势。有多项产品获国优、省优、部优和某名牌产品称号。12编制依据及原则121编制依据1）中国石油某石化分公司关于化肥厂锅炉烟气脱硫装置可行性研究报告编制的设计任务委托书（见附件一）；2）中石油某石化公司化肥厂提供的基础数据调查表和现场踏勘调研等有关基础资料；3）国务院关于酸雨控制区和二氧化硫污染控制区有关问题的批复（国函19985号文）；4）国家环保局、国家经济贸易委员会、科学技术部关于发布燃煤二氧化硫排放污染防治技术政策的通知（环发200221号文）；145）国家标准锅炉大气污染物排放标准GB132712001；6）国家发展计划委员会、财政部、国家环境保护总局，国家经济贸易委员会第31号令排污费征求标准管理办法2003228；7）国家发展和改革委员会文件发改能源2004864号，国家发展改革委员会关于燃煤电站项目规划和建设有关要求的通知2004年5月6日；8）与本工程相关的其他法律法规；9）中油天然气股份有限公司炼油化工建设项目可行性研究报告编制规定（2002年）；10）原化学工业部化工建设项目可行性研究报告内容和深度的规定（1997年）；11）与本工程相关的其他工程技术标准规范及强制性标准。122编制原则1）遵循“工艺成熟、运行稳定、脱硫效率高、投资省、无二次污染”的原则，经综合比较各方案后提出推荐方案。2）贯彻“安全可靠、经济实用、符合国情”的指导方针，精心设计，充分优化，使实施方案经济合理、可用率高，并在保证技术指标的前提下努力降低工程造价。3）脱硫系统工艺设计方案的拟定视本工程的实际情况，妥善处理好与已建工程的衔接关系，尽可能减少在工程实施过程中对主体锅炉运行的影响。4）充分利用化肥厂的现有场地、现有公用工程设施，节约工程投资。5）根据脱硫副产品回收系统的工艺要求，以及物料特性，设计方案简单可靠。6）吸收剂由废氨水及纯氨水配置而成；副产品硫铵以含杂质的干燥固体形态送出界区，作为某石化总厂的复合肥装置的生产原料。7）综合考虑化肥厂燃煤含硫量的变化趋势，脱硫装置系统设计及设备选型考虑一定适应能力。8）脱硫装置采用可与主体工程接口的DCS集中控制。提高自动化程度，控制定员，减轻工人劳动强度。9）为保证化肥厂锅炉的可靠、稳定运行，脱硫装置的启动与停运不影化肥厂的正常运行。当锅炉负荷调节时，脱硫装置可以同步调节，避免超量投入，降低运行成本。13研究范围（1）本工程可行性研究的范围包括脱硫工程的建设条件描述；脱硫技术方案的比较与优化；总平面布置方案设计；锅炉烟气脱硫装置界区范围内的烟气系统、吸收系统、氨/水系统、氧化空气系统、硫酸铵分离、干燥系统的工艺、管道、设备、电气、自控、土建、给排水、技术经济等各专业方案设计；15投资估算及运行成本、财务经济分析。（2）边界条件装置边界条件原则上以装置界区范围外1M为限，工程所需的原材料和公用工程介质（水、电、蒸汽、压缩空气）均由业主负责送至装置边界。边界外新增内容费用在概算中单列。14项目背景及建设理由141项目背景中国石油天然气股份有限公司某石化分公司（以下简称某石化）位于某某市郊区东北部的东山区，大部分与米泉市相邻，西南与某矿务局相邻，距某市中心约25公里。某石化系20世纪70年代建设的大型石油化工综合企业，所辖主要生产厂和装置有炼油厂、化肥厂、化纤厂、编织袋厂及复合肥装置、三聚氰胺装置以及为某石化服务的自备热电厂等。生活区集中在西部，工业区在东北部。配套的生活福利设施有医院、剧院、体育场、学校、宾馆、公园及职工家属宿舍，总占地面积16平方公里，职工11万人，全区共3万人。根据某市环保局某市地面水域功能区划分规定，建设项目所在的某石化地区远离饮用水水源保护区，亦不属于农业用水区域。工业废水经污水处理系统处理后排入污水库，并经污水库（天然氧化塘）的进一步处理，污水库出水水质低于污水综合排放标准（GB89781996）中二级标准。根据某环保局对某石化公司一化肥油改气项目环评适用标准的批复和某市环保局某市环境空气质量功能区划分规定，某石化公司生产区环境空气质量功能区划分为三类区，生活区环境空气质量功能区划为二类区（混合区）。根据某市环保局某市城市区域环境噪声标准适用区域划分规定，某石化地区为石油化工工业区，为噪声3类标准适用区。在某石化日常环境管理工作中，生产区执行环境空气质量标准（GB30951996及其2000年修改单）中的三级标准，生活区执行环境空气质量标准（GB30951996及其2000年修改单）中的二级（混合区）标准。加热炉及工业炉窑废气执行工业炉窑大气污染物排放标准（GB90781996）中的三级标准，其它工艺废气执行大气污染物综合排放标准（GB162971996）表2中三级标准；恶臭污染物排放标准（GB1455493）中的三级新扩改标准。电厂煤锅炉执行火电厂大气污染物排放标准（GB132232003）时段标准，化肥厂煤锅炉执行锅炉大气污染物排放标准（GB132712001）时段标准。厂界噪声执行工业企业厂界噪声标准（GB1234890）。污水库出口排放废水执行污水综合排放标准（GB89781996）中二级标准。142项目建设的理由某地区大气污染性为沙尘、煤烟混合型污染，SO2的年日均值平均为0024MG/NM3，总悬浮物年日平均值0434MG/NM3。其中石油化工行业在某地区烟尘16排放占1085、SO2排放占1034。在城市环境综合整治定量考核指标中，某是污染最严重的城市，是SO2的排放量最大的地区。某市近年来全年平均SO2的排放量为6500923吨，烟气排放量3071292吨。超过国家环境空气质量标准的三级标准，被列为二氧化硫污染控制区。某石化公司地处二氧化硫控制区，不仅要求二氧化硫达标排放，同时，还要实行总量控制。根据某环保局新环财函200554号文关于中国石油某石化分公司污染物排放总量控制指标的批复，某石化公司“十一五”期间拟建项目建成，拟采取的SO2减排措施实施后，“SO2排放量控制在16万吨的总量以下。”而化肥厂煤锅炉排放的SO2占公司二氧化硫排放总量约26，因此，某石化公司已将削减燃煤锅炉二氧化硫排放量作为公司下一步的环保目标。某石化全厂烟气排放总量及主要污染物排放浓度现状详见附件一。根据某石化分公司化肥厂锅炉烟气2003年至2005年期间监（检）测数据，某石化化肥厂现有2台210T/H燃煤锅炉烟气中污染物排放浓度在以下范围内最低值最高值NOX395MG/M3450MG/M3烟尘75MG/M3135MG/M3CO13MG/M3（几乎检不出）烟气排放量423000NM3/H505000NM3/HSO2645MG/M31150MG/M3每年锅炉运行按8400小时计，则两台锅炉烟道气排放量为355320424200万标立方/年，按污染物排放浓度测算，SO2排放量为22924878吨/年；烟尘排放量为266573吨/年。对某石化化肥厂现有的2210T/H锅炉进行烟气脱硫技术改造，实施锅炉烟气净化治理措施，对削减公司二氧化硫排放总量有较好的效果。某石化化肥厂燃煤锅炉烟气排放总量及主要污染物排放浓度现状详见附件二、附件三。143主要外部有利条件炼油厂两套污水汽提装置有充分的待综合利用的汽提氨水，同时某石化的大型合成氨化肥装置（230万吨合成氨/252万吨尿素）有丰富的待综合利用的低浓度氨水和稀尿素液资源，可作为锅炉烟气脱硫的吸收剂原料，做到废物利用，同时根据某石化的发展规划，20042006年期间拟将一化肥扩能50，并已建成了30万吨/年高浓度复合肥装置，锅炉烟气脱硫的副产品硫酸铵可以用来替代商品化肥尿素作为复合肥的原料。因此，某石化化肥厂的锅炉烟气脱硫具有采用氨硫铵法脱硫得天独厚的良好基础。这也使得该项目除具有良好的社会环保效益外，还具有一定企业经济效益。所以，无论从社会、环保、经济效益分析，还是从企业可持续发展考虑，采用氨硫铵法脱硫技术进行本项目的建设均是有益的。15主要研究结论本技改工程拟采用氨硫酸铵法脱硫工艺，对某石化化肥厂现有的2台210T/H锅17炉排出的烟气进行脱硫处理，增加相应的副产品回收处理系统，同时对排烟系统进行改造。工艺系统为“二炉一塔”，按锅炉烟气脱硫要求配置独立的烟气系统、吸收系统、氨/水系统、氧化空气系统、副产品硫酸铵分离、干燥和包装系统。工程拟采用工程总承包方式建设。2硫酸铵市场分析与价格预测21副产品硫酸铵的品种、规格和用途211副产品硫酸铵的品种、规格两台锅炉烟气脱硫装置投运后，燃用含硫量065的煤，预计固体硫铵年产量约1万吨，脱硫副产物（NH42SO4）的品质参数如下氮（N）含量（以干基计）195209水（H2O）1游离酸（H2SO4）含量，2外观白色或灰白色、粒状或粉末状，可见微量粉煤灰杂质212副产品硫酸铵的主要用途硫酸铵NH42SO4，是我国使用和生产最早的一种氮肥，为白色结晶，含氮、硫两种营养元素，理论含氮量为212，易溶于水，是酸性肥料，化学性质稳定，便于储藏、运输和使用。在国际上，硫酸铵主要有两个方面的用途一是直接用于农业做化肥，二是作为复合肥厂的生产原料，这两者都与农业生产状况密切相关。近年来，国际农业生产状况有所好转，粮食产量一举扭转了连续几年下降的趋势，出现了正增长。随着国际农业生产形势的逐渐好转，对硫酸铵的需求量也有所增加，另外，由于国际石油和天然气价格居高不下，导致硫酸铵生产成本也处于高位，这两个因素综合起来使得国际硫酸铵市场价格呈现一种稳中有升的走势。我国目前基本上不将硫酸铵直接用于农业化肥，而大量用作复合肥的生产原料。硫铵型复合肥尤其适合我国北方、西北的广大地区，因为在我国北方、西北的广大地区，大部分土壤呈弱碱性，使用偏酸性的硫铵复合肥可起到一定的改良土壤作用。213硫酸铵的质量指标GB53595中规定的硫酸铵质量指标如下指标指标名称优等品一等品合格品氮（N）含量（以干基计），210210205水分（H2O）含量，02031018游离酸（H2SO4）含量，003005020铁（FE）含量，0007砷（AS）含量，000005重金属（以PB计），0005水不溶物含量，0052002年4月27日，原国家经济贸易委员会发布了中华人民共和国电力行业标准副产硫酸铵（DL/P8082002），此标准于2002年9月1日实施。其中规定了火电厂氨法烟气脱硫生产的副产硫酸铵品质要求如下项目指标外观白色或灰白色粒状或粉末状，无可见机械杂质总氮N含量180水分H2O15游离酸以H2SO4计含量20本脱硫装置的副产物硫酸铵已超过DL/P8082002标准，已达到了GB53595中中规定的合格品标准。22副产品硫酸铵综合利用前景分析某石化总厂现有一套30万吨年的复合肥厂，每年需硫酸铵1500020000吨年。某石化复合肥厂目前是采用尿素作为复合肥的氮素原料，改用脱硫的副产品硫酸铵为原料后，在降低生产成本的同时，还增加了尿素化肥的供应量。发达国家的复合肥生产均占到整个化肥产量的一半以上；而我国据1998年统计数字，全国复合肥产量仅占到全部化肥产量的12。由此看来，复合肥存在着很大的发展潜力。国际硫酸铵市场价格波动较大，去年上半年硫酸铵国际市场价格小幅上涨，大多数市场的上涨幅度为25美元/吨，高的上涨了10美元/吨。当时国际硫酸铵市场的价格行情为波罗的海地区离岸价9398美元/吨，同前期相比，上涨了2美元/吨；黑海地区离岸价9799美元/吨，比前期上涨了4美元/吨；（某克兰）赫尔松离岸价7072美元/吨，比前期上涨了5美元/吨；东南亚地区到岸价135140美元/吨，比前期上涨了10美元/吨。以硫酸铵和氯化钾为原料制取硫酸钾的新技术，利用硫酸铵和氯化钾经过两段19转化制取产品硫酸钾，一次冷却得到副产品氯化钾铵，母液闭路循环，无工艺三废排放。给硫酸铵市场带来了更大的需求，目前我国农业的硫酸钾年需求量在100万吨以上，国内的生产能力约有30万吨/年，实际产量为15万吨/年。年进口量60万吨，市场处于供不应求的局面。可以预计，随着我国经济作物种植业的发展，其需求量将日益增加。以氨法脱硫的副产品硫酸铵为原料生产的复合肥，从脱硫的角度而言，由于硫酸铵是作为环保副产物的废物再利用，因而复合肥生产成本要大大低于目前生产的各种复合肥。相应的售价亦可定的比较低，具有很强的市场竞争力。3工艺技术方案的选择31工艺基础数据311化肥厂现有燃煤锅炉运行状况某石化公司化肥厂现有燃煤锅炉2台，设计参数蒸汽压力103MPA、温度485、蒸发量210T/H台；所产蒸汽主要向全厂各装置提供动力及工艺用汽。两台燃煤锅炉自建成投运以来，生产的蒸汽基本达到了设计能力（210T/H）。该锅炉为DG210/1051型锅炉系高压、自然循环汽包炉，型结构、四角切园燃烧、平衡通风、固态排渣、钢结构炉架、全封闭布置，其主要技术参数见下表序号项目单位设计值备注1额定蒸发量T/H210最佳为18752汽包工作压力MPA1113过热蒸汽压力MPA1054过热蒸汽温度4935排烟温度1302206烟气含氧量20607炉膛负压PA201008排烟温度130220引风机的额定电流为47A、扬程4060PA、设计流量186400M3/H、转速960R/MIN；锅炉正常运行时主要燃料为煤、工艺废气，并可掺烧炼厂干气或天然气。下表是各种燃料的主要技术指标A、点火用柴油项目夏季用0柴油冬季用20柴油闪点6060运动粘度2038MPAS258MPAS流动点020残灰1250灰熔点T31350312燃煤锅炉耗煤及煤质情况耗煤量化肥厂的燃煤锅炉近几年燃煤消耗量一直在10001100吨日左右，按平均值1050吨日计算，每台炉每小时耗煤量约2188吨小时台。全年锅炉耗煤量3775万吨年。见下表煤质情况化肥厂燃煤锅炉近两年一直使用的是大洪沟、铁厂沟、芦草沟、小红沟、碱沟等附近煤矿提供的，煤质比较稳定，其煤质分析数据见下表（单位）全水份分析水份灰分挥发份全硫热值，KJ/KG最高值11455643345338823028552最低值398128355274203422077平均值7192681322311606626110注取自化肥厂煤质分析报表（2005年59月分析数据）预计今后采用的煤种及煤质数据应与目前采用的煤种煤质变化不大。按照某市政府环保部门的规定，凡燃煤锅炉设计燃煤的含硫率必须小于08，设计锅炉燃煤的含硫率根据化肥厂近年来煤质分析报告确定在0508范围内，设计时取平均值065。化肥厂煤质分析报告详见附件四。项目单位设计煤种实际耗量小时耗煤量T/H45564375日耗煤量（24H/D）T/D10394410001100年耗煤量（按8400小时计）T/A364483675002232工艺技术方案比较321选择脱硫工艺技术的原则目前，可供使用的烟道气脱硫技术多种多样，各种不同的烟道气脱硫技术所用的吸收剂、生产的副产品，以及脱硫效率和投资成本差别很大。对于某一具体项目，最适用的烟道气脱硫技术一般是根据吸收剂来源、现场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。然而，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。技术因素包括脱硫技术所能提供的脱硫效率、技术的适用性和烟道气脱硫设备所需的空间大小以及技术的风险性。经济因素包括投资成本和生产成本，其中投资成本包括设备自身的费用和对原有设备的改造费用（如果脱硫工艺需要对现有锅炉、除尘器、引风机等进行改造，则该项费用在投资成本和生产成本中所占比重很明显）；所用的吸收剂的费用；副产品处理所带来的创收或支出；以及维修费用。商业因素包括商业风险度；技术成熟度；与该技术相应的规模适度；以及技术供应商的可信度。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，脱硫效率能够满足不断提高的环保排放标准要求，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。322脱硫工艺技术概述二氧化硫污染控制技术颇多，诸如改善能源结构、采用清洁燃料等，但是，烟气脱硫是有效削减SO2排放量不可替代的技术。烟气脱硫的方法甚多，但根据物理及化学的基本原理，大体上可分为吸收法、吸附法、催化法三种。吸收法是净化烟气中SO2的最重要的应用最广泛的方法。吸收法通常是指应用液体吸收净化烟气中的SO2，因此吸收法烟气脱硫也称为湿法或湿式烟气脱硫。湿法烟气脱硫的优点是脱硫效率高，设备小，投资省，易操作，易控制，操作稳定，以及占地面积小。目前常见的湿法烟气脱硫有石灰石/石膏法抛弃法、钠碱法、氨法及氧化镁法等。其中石灰石/石灰石膏法，在200MW以上机组的燃煤电厂广泛应用。323脱硫工艺方案比较这里主要将在燃煤电厂广泛应用的石灰石石膏法和本工程拟采用的氨硫酸铵法进行详细比较。1）石灰石石膏湿法脱硫工艺石灰石（石灰）石膏湿法脱硫工艺采用价廉易得的石灰石或石灰作脱硫吸收剂，石灰石经破碎磨细成粉状与水混合搅拌制成吸收浆液。当采用石灰为吸收剂时，石灰粉经消化处理后加水搅拌制成吸收浆。在吸收塔内，吸收浆液与烟气接触混合，23烟气中的SO2与浆液中的碳酸钙以及鼓入的氧化空气进行化学反应而被脱除，最终反应产物为石膏。脱硫后的烟气经除雾器除去带出的细小液滴，经加热器加热升温后排入烟囱。脱硫石膏浆经脱水装置脱水后回收。常用的湿式石灰石石膏的烟道气体脱硫方法，投资成本较高、系统比较复杂、维护量大、能耗高，增加运营成本。副产物石膏含有多种杂质，其抗压强度、抗拉强度等无法与矿石膏竞争，再利用的价值不大，最终不得不作抛弃处理，占用大量的土地（脱除1吨SO2将产生27吨的脱硫二水石膏）；同时，湿式石灰石石膏法脱硫设备每处理一吨二氧化硫要排放07吨二氧化碳。以我国现有消耗含硫矿产物总量推算，如果全部用湿式石灰石石膏法来处理所产生的二氧化硫，每年就要新增加二氧化碳几千万吨，形成二次污染，最终还需要进行第二次的治理和投资。该工艺的优点主要是脱硫效率高；吸收剂利用率高，可达到90；吸收剂资源广泛，价格低廉；适用于不同含硫量的燃料，尤其适用于大容量电站锅炉的烟气处理；该工艺的缺点是系统复杂，占地面积大；造价高，一次性投资大；运行问题较多由于副产品CASO4易沉积和粘结，所以，容易造成系统积垢，堵塞和磨损；综合运行费用高，耗电量非常大；副产品处理问题在中国，天然石膏资源丰富，而石灰石的成分却很难保证，因此脱硫石膏的成分不稳定，建筑行业很难采用。目前，要得到高品质的脱硫石膏，需增加后产物设备投资，导致生产出的石膏价格高于市场的天然石膏价格，因而副产物处理存在问题。2）氨法脱硫工艺氨法烟气脱硫技术是用氨水洗涤含SO2的烟气，形成NH42SO3NH4HSO3H2O的吸收液体系，该溶液中的NH42SO3对SO2具有很好的吸收能力，它是氨法中的主要吸收剂。吸收SO2以后的吸收液可用不同的方法处理，获得不同的产品，从而也就形成了不同的脱硫方法。其中比较成熟的为氨酸法、氨亚硫酸铵法和氨硫铵法等。在氨法的这些脱硫方法中，其吸收的原理和过程是相同的，不同之处仅在于对吸收液处理的方法和工艺技术路线。氨法是烟气脱硫各方法中较为成熟的方法，较早地被应用于工业过程。早期由于氨的逃逸和副产物处理等方面存在问题，没有得到大规模的推广和应用。同时由于在没有氨源的地方，需要增加氨的贮存和氨水的配置单元，所以应用受到了限制。该法脱硫费用低，氨可留在产品内，以氨肥的形式提供使用，因而产品实用价值较高。由于氨法脱硫气液比较小，因此，能耗低、综合运行费用低。并能做到资源化、产业化综合利用，适合可持续发展的要求。24脱硫工艺主要性能参数对比表序号方案石灰石石膏法氨硫铵法一工程参数对比建设投资大，工期长建设投资较小，工期短1核心设备1）增压风机2）吸收塔本体3）石灰粉储仓4）石灰浆配置系统5）氧化风机及循环泵6）真空皮带脱水机7）各种管道、旋流器及主要辅助设备8）污水处理站1）吸收塔本体2）氨水储存箱3）氧化风机及循环泵4）硫酸铵离心和结晶器5）干燥及包装设备6）各种管道、氨水混合器及主要辅助设备2建设工期设备要求高，部分货源依赖进口，并且设备占地面积大；工期时间长。设备国产化，占地面积小；采购、安装和调试周期短，施工期时间较短。二工艺方案对比启、停操作复杂，易堵塞应用在大型脱硫项目工艺流程短，启停操作简捷，大、中、小型锅炉均适用1脱硫原理SO2CACO3CASO3CO2石灰石石膏法属于气体和固体之间反应，反应速度较慢，所以需要大量的工艺水，将石灰石粉制造成石灰石浆液，让SO2（气体）和固体石灰石提供溶液环境，加快反应速度，但即使这样，反应还是很有限，不能充分反应，所以需要较高的CA/S比，非常细的石灰石粒度，但提高了运行成本。2NH3SO2H2O（NH4）2SO3氨硫酸铵法是用1020浓度的氨水为吸收剂与烟气中SO2的反应，属于气汽或气液反应，反应速率非常快，属于瞬间反应，反应趋近完全。氨液也不需要经过复杂的预处理，只需要简单混合就可使用，生成硫酸铵产物，具有很高的利用价值。2工艺设备1）浆液含固量高，设备耐磨、防腐要求高，设备使用寿命受到限制，检修、维护频繁，工作量大、费用高。2）对各种用于浆液的设备都需要考虑防止固体颗粒沉淀，要增加必须的搅拌设备，冲洗设备来解决问题。氨水是属于液体吸收剂，循环液溶解度大、流动性好，对设备的磨损轻。不会存在像石灰石石膏法的堵塞等问题。三综合参数对比脱硫效率9090吸收剂质量比CACO3/SO2164按105富裕考虑NH3/SO2055按105富裕考虑1主要运二氧化硫4914T/A4914T/A25脱除量吸收单价元/吨吸收用量吨总价万元吸收单价元/吨吸收用量吨总价万元吸收剂2808061422571940013053652214石膏单价元/吨产量吨/年总价万元硫酸铵单价元/吨产量吨/年总价万元副产物4010963438527001013887097单价元/KWH耗电量KWH/年总价万元耗电量KWH/年单价元/KWH总价万元电费0293128107375043781060293110754单价元/吨耗水量吨/年总价万元耗水量吨/年单价元/吨总价万元工艺水费105240000252184800105194单价元污水量吨/年总价万元污水处理费耗气量吨/年单价元总价万元系统耗汽费/79803662921少交SO2排污费用30958万元30958万元行费用经济分析总计亏损274987万元/年赢利337776万元/年2维护成本石灰石石膏法的初期投资比较大，设备较多，所以设备维护量和费用也是相对较高。相对石灰石石膏法少了一些复杂的设备，氨硫酸铵的设备国产率高，所以维护及费用相对较少。四综合参数对比1二次污染石灰石石膏法脱硫中的副产品石膏的质量和中国建材市场的现状，造成脱硫石膏基本没有销路，电厂目前石膏都是堆积或者抛弃，脱硫的同时又产生大量的二氧化碳和污水生成，这样又产生了新的二次污染，这已引起业界人士的关注。氨硫酸铵法做到了资源化、产业化。附合清洁生产要求，不仅治理了二氧化硫的污染，而且还带了很高的效益，没有任何污染物产生。符合全球的3R会议提出“资源，减量，再循环”的精神。2从长远性分析随着环保对大气质量要求越来越高，下一步就是对NOX的治理，而石灰石石膏只能脱硫，并不能脱硝，势必又的再增加一套脱硝的装置，可以想象这又会给电厂带来不少负担。氨硫酸铵法不但可以高效的脱硫，同时也能去除部分的NOX化物，所以氨硫酸铵法是“脱硫、脱硝、除尘一体化”的结合，非常适合我国国情。氨是一种良好的碱性吸收剂，从化学反应机理上分析，烟气中二氧化硫的吸收26是通过酸碱中和反应来实现的。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，即固相的石灰石（CACO3）先酸溶于亚硫酸，生成亚硫酸氢钙CAHSO32；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。由于氨的化学活性远大于石灰石浆，吸收塔循环喷淋量可以降至石灰石石膏法的1/51/4，脱硫塔循环喷淋的动力消耗远低于石灰石石膏法。石灰石石膏法循环吸收浆液的固含量浓度很高（20），系统一旦PH值发生比较大的波动，很容易结垢并难以清除，为了稳定操作，需要配置复杂的工艺系统和自动控制系统。而氨法脱硫副产品硫酸铵的水溶性极好，其吸收液循环系统简单、工艺操作稳定性优于石灰石石膏法的浆液系统，且系统启停快速，维护简单，占地面积小，无堵塞、结垢等故障发生。氨硫铵法工艺中的氯离子可以和氨结合生成氯化铵（化肥）随副产品一并排出，因此氨法脱硫是一个完全闭路循环的吸收系统，其间不需要排放废水。燃用高硫煤（硫含量2）时，氨法脱硫装置在不需要改造，不增加投资和运行费用的情况下可取得更好的效益，而石灰石石膏法由于适应性有限，需要增加相应投资和运行费用，煤种的选择必须控制在设计范围内。脱硫副产品硫酸铵可以作为高效复合化肥的原料，变废为宝，化害为利，防止二次污染。硫酸铵的销售收入基本上可冲抵脱硫装置的运行费用。因此，采用氨硫酸铵法脱硫工艺。稳定的气液反应系统，系统阻力小；脱硫效率高；启动与退出运行快捷简便；副产品是商品价值较高的硫酸铵。33几种氨法脱硫技术简介（1）氨法基本原理氨法烟气脱硫工艺是用氨水洗涤含SO2的废气，形成NH42SO3NH4HSO3H2O的吸收液体系，该溶液中的NH42SO3对SO2具有很好的吸收能力，它是氨法中的主要吸收剂。吸收SO2以后的吸收液可用不同的方法处理，获得不同的产品，从而也就形成了不同的脱硫工艺路线。其中比较成熟的为氨酸法、氨亚硫酸铵法和氨硫铵法等。在氨法的这些脱硫方法中，其吸收的原理和过程是相同的，不同之处仅在于对吸收液处理的方法和工艺路线。氨法是烟气脱硫各种方法中较为成熟的方法，较早地被应用于工业过程。该法脱硫综合运行费用低，氨可留在产品内，以氨肥的形式提供使用，因而产品实用价值较高。但氨易挥发，因而如何控制吸收剂的消耗是氨法脱硫的主要技术之一，另外氨的来源受地域的限制。尽管如此，氨法仍不失为一个治理烟气中SO2的最有前瞻性且适合国情的脱硫方法。（2）氨法吸收原理氨法吸收是将氨水通入吸收塔中，使其与含SO2的烟气接触，发生如下反应27NH3H2OSO2NH4HSO32NH3H2OSO2NH42SO3NH42SO3SO2H2O2NH4HSO3在通入氨量较少时，发生反应，在通入氨量较多时发生反应，而式表示的才是氨法中真正的吸收反应。在吸收过程中所生成的酸式盐NH4HSO3对SO2不具有吸收能力，随吸收过程的进行，吸收液中的NH4HSO3数量增多，吸收液吸收能力下降，此时需向吸收液中补充氨，使部分NH4HSO3转变为NH42SO3，以保持吸收液的吸收能力。NH4HSO3NH3NH42SO3因此氨法吸收是利用NH42SO3NH4HSO3的不断循环的过程来吸收烟气中的SO2。补充的NH4并不是直接用来吸收SO2，只是保持吸收液中NH42SO3的组份量比。达到一定浓度的吸收液要不断从洗涤系统中引出，然后用不同的方法对引出的吸收液进行处理。当被处理烟气中含有O2或SO3时，可能发生如下反应2NH42SO3O22NH42SO42NH4HSO3O22NH4HSO42SO2O22SO3以上叙述可知，NH42SO3NH4HSO3溶液中的NH42SO3与NH4HSO3的组成状况对吸收影响很大，而控制吸收液组份的重要依据是吸收液上的SO2和NH3的分压。在实际的洗涤吸收系统中，由于氧的存在使部分NH42SO3氧化为NH42SO4，氧化的结果，使氨的有效浓度变低，于吸收不利。实际烟气脱硫工业应用中，PH值是最易直接获得的数据，而PH值又是NH42SO3NH4HSO3溶液组成的单值函数。控制吸收液的PH值，就可获得稳定的吸收组份，也就决定吸收液对SO2的吸收效率以及相应NH3的消耗。（3）氨硫铵法工艺原理氨硫铵法和氨法中的其它方法的吸收原理相同，都是用NH3吸收SO2，用所生成的NH42SO3NH4HSO3吸收液循环洗涤含SO2的烟气。不同之处是在氨法的吸收过程中，要尽量防止和抑制氧化副反应的发生，避免将吸收液中的NH42SO3氧化为NH42SO4，以保持吸收液对SO2的吸收效率。在氨硫铵法烟气脱硫中，氧化产物NH42SO4是脱硫的最终产品，因此在吸收过程中需要促使循环吸收液的氧化。由此导致了氨硫铵法在工艺、设备等方面与氨酸法、氨亚铵法存在着不同。氨硫铵法一般用于处理燃烧后烟气中的SO2，因为通常情况下，烟气中的氧含量将吸收液中的NH42SO3部分氧化为NH42SO4，而吸收液氧化率的高低直接影响到对SO2的吸收效率，吸收液的氧化使亚硫酸盐变为硫酸盐，氧化愈完全，溶液吸收SO2的能力就愈低。为了保证吸收液吸收SO2的能力，吸收液内应保持足够的亚硫酸铵浓度。因而亚硫酸铵不能在吸收塔内全部被氧化，为此必须设置专门的氧化系统，以保证亚硫酸铵的全部氧化。在吸收液被引出吸收塔后，是将吸收液用氨进行中和，使吸收液中全部的28NH4HSO3转变为NH42SO3，以防止SO2从溶液内逸出。整个过程的反应如下NH4HSO3NH3NH42SO3生成的NH42SO3用空气中的氧进行氧化NH42SO31/2O2NH42SO4采用压缩空气对亚硫酸铵强制氧化，并利用烟气的热量浓缩生产硫铵。自二十世纪50年代以来，氨洗涤法一直在断断续续被应用。国外早期的一套大型氨法烟气脱硫装置由GE环境系统工程公司设计建造，安装在美国达科塔（DAKOTA）煤气公司的大平原电厂，装机容量为350MW的燃油锅炉发电系统上。这套装置的SO2设计脱除率为9398，处理高硫油排放的烟道气。这套装置目前仍在成功运行。由于烟气SO2含量高达5，且电厂和合成氨/化肥厂同属大型联合企业集团，离开吸收器的饱和溶液被加工生产成可直接用作肥料的、价值相当高的复合肥产品，其销售收入超过了烟道气脱硫装置的运行费用。国外的氨法技术商主要有美国的GE环境系统工程公司（现已被美国玛苏莱公司收购）、德国的LURGILENJETSBISCHOFF公司、日本的NKK钢管公司。国内也有少数几家氨法脱硫的专业公司，主要用于氨水来源比较丰富的中、小型电厂和化工、医药生产装置。331GE氨法GE氨法的流程如下图所示，主要分为预洗涤、SO2吸收、亚硫酸铵氧化和结晶四个工序。291）预洗涤工序热烟气经电除尘后进入预洗涤器（喷淋吸收塔），与硫酸铵饱和溶液并流接触，烟气被绝热饱和而被冷却，同时，由于硫酸铵饱和溶液中水的蒸发而析出硫酸铵结晶。因此，在预洗涤器中，烟气的余热得到充分有效的利用，而不必使用外部热源。预洗涤液流入储槽，由循环泵进行循环洗涤，储槽中装有搅拌装置，以防止硫酸铵结晶沉积。在预洗涤器中，不通入氨气，预洗涤液的PH值较低，此时对SO2的吸收不明显。2）SO2吸收工序（含亚硫酸铵氧化）来自于洗涤器的已被冷却饱和的烟气经过除雾器进入SO2吸收塔。烟气也与喷淋而下的稀硫酸铵溶液逆流接触，烟气中的SO2在此被吸收。吸收器中的稀硫酸铵溶液用泵进行循环。在吸收塔下部鼓入空气，氧化亚硫酸铵，生成硫酸铵。补充水全部加入吸收器中。吸收器下部排出适量的吸收液进入预洗涤器，以移出所生成的硫酸铵。通过控制，可以实现进入洗涤器的吸收液所带的水量等于预洗涤器中水分的蒸发量，在吸收器中形成的全部硫酸铵在预洗涤系统中结晶。3）结晶分离、干燥，造粒、筛分、包装等工序副产品后处理的完善化、商品化是GE氨法脱硫装置的最大特点。排出的硫酸铵浆料经过水力旋流器脱水，再经过离心机得到含水量较低的湿滤饼。滤饼干燥后得到的细粉作为中间产品转往造粒车间。硫酸铵细粉经高压轧辊压制成35MM的坚硬颗粒，再经筛分后包装。4）GE氨法的特点制得的晶粒平均为300M，利用简单的水力旋流器和离心机就可以得到相当好的分离效果。含固量98的硫酸铵滤饼经干燥、挤压造粒得到含水量低于05的颗粒硫酸铵。可以直接作为含硫、含氮的肥料。但GE氨法使用的是液氨减压生成的氨气，不仅经济上代价较高，而且在液氨的储存，输运，控制，安全管理等方面需要较高的代价。GE氨法的硫酸铵的晶体部分的后继处理是针对美国的硫酸铵市场开发的，整个后处理单元设备的投资很高。美国专家认为由于液氨储运和硫酸铵化肥的生产，GE氨法投资应该高于石灰石石膏法脱硫装置，占地面积也较之为大。GE氨法脱硫投资重点是化肥商业化生产，高昂的投入和技术引进费用，是中国只想解决环保准许问题的电厂所不能接受的。因此GE氨法脱硫在国内始终没有得到30推广应用。332BISCHOFF氨法1）工艺流程该工艺与GE氨法较为相似，也是两段吸收，分为洗涤塔I和洗涤塔II，如下图所示。热烟气经过电除尘器后进入GGH，再经过工艺冷却水喷雾冷却，将温度降到70以下，进入第一洗涤塔（吸收塔）。在吸收塔内，烟气和喷淋的吸收液并流接触，其中的SO2被吸收，然后经过两个吸收塔之间的除雾器，再进入第二个吸收塔。在第二吸收塔，烟气和吸收液逆流接触，烟气从塔顶排出，进入特别的湿式静电除雾器，再经过GGH，将烟气升温到70以上排入烟囱。后来BISCHOFF氨法进行了改进，其特点是将原来的两个吸收塔及湿式静电除雾器组合在一个设备中，相对减少了设备投资和占地面积。同时采用了填料吸收塔代替了原来的喷淋塔。2）BISCHOFF氨法的特点传统的BISCHOFF氨法由于采用了双塔操作，所以投资费用，占地面积较高。改进的BISCHOFF氨法，虽然占地面积减少了，但由于采用了复杂的塔结构在造价上的优势被削弱了，而且制造加工和安装的要求也大大的提高了。专用设备湿式静电除雾器的采用对投资也有相当的影响。BISCHOFF氨法脱硫工艺对副产品的回收缺乏研究，一般配备蒸汽蒸发、浓缩结晶分离取出。改进的BISCHOFF氨法在国内目前尚处于推广应用阶段。333NKK氨法NKK氨法是日本钢管公司开发的工艺。NKK氨法分为SO2吸收、亚硫酸铵氧化31和硫酸铵蒸发结晶三个工序。1）NKK氨法的SO2吸收工序从引风机出口的热烟气，经脱硫风机增压后，进入吸收塔。该塔分为三段，从下往上，下段的作用是预洗涤除尘和降温，在这一段没有吸收剂NH3加入；中间段是第一吸收段，吸收剂NH3从此段加入；上段是第二吸收段，不加入NH3只是加入工艺水。吸收处理后的烟气经过加热器升温后排向烟囱。NKK氨法的吸收塔采用的是填料塔。2）亚硫酸铵氧化工序NKK氨法对亚硫酸铵的氧化在单独的一个氧化反应器中进行，需要的氧气由压缩空气补充，氧化后的剩余气体（含NH3和SO2）排向吸收塔。压缩空气压力一般是0510MPA。氧化反应其底部安装了一个高速旋转的空气分散和鼓泡促进器。3）硫酸铵结晶工序32该部分NKK采用了单效蒸发结晶，再经过离心过滤、干燥，可以得到结晶状的高质量硫酸胺。干燥部分采用了气流干燥机，效率较高，热源为电加热空气。干燥尾气经过洗涤除尘后排空。4）NKK氨法的特点NKK氨法采用分段填料塔作为吸收塔，由于大机组锅炉烟气量巨大，塔的制造困难比较突出，特别是填料塔的吸收液均匀分布以及抗堵塞是一个难题。此外，氧化采用压缩空气和一个独立的设备单元，投资增大，能耗高；硫酸铵蒸发结晶采用一效循环、蒸汽加热浓缩，同时净烟气再热也采用蒸汽，蒸汽消耗量很大。整套装置系统复杂，投资高，占地面积大。该法是在70年代为钢铁厂的烧结系统烟气脱硫开发的，后来虽然也在我国一些引进日本