00N立方米hFCC催化裂化装置烟气脱硫项目可行性报告Word格式.docx

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本期脱硫装置所需的工艺水来源于电厂主体工程的工业水，主要用于制作氧化镁浆液，以及烟气喷雾降温。

2.2.2供电

脱硫系统所用380V交流电源由FCC装置配电室提供，用于脱硫段与脱硫电机的供电及余热发电装置的仪表供电，正常运行情况下，用电负荷140KW.h-1。

2.2.3供压缩空气

脱硫装置及余热发电装置的压缩空气消耗量不大，主要用于喷雾冷却系统。

压缩空气气源由主体工程的仪用压缩空气系统提供。

2.3项目选址

FCC装置烟气脱硫工程在公司现有装置位置西南空地上建设，不需另外选址。

第三章工程技术方案可行性

3.1主要脱硫工艺及项目脱硫工艺的选择

3.1.1主要脱硫工艺

烟气脱硫的历史悠久，早在一百多年前就有人进行了这方面的研究。

据美国环保局（EPA）统计，世界各国开发、研究、使用的S02控制技术达200种。

这些技术归纳起来可分为三大类:

（l）燃烧前脱硫，如洗煤、微生物脱硫;

（2）燃烧中脱硫，如工业型煤固硫、炉内喷钙;

（3）燃烧后脱硫，即烟气脱硫（FGD）。

FGD法是世界上唯一大规模商业化的脱硫技术,主要是利用吸收剂或吸附剂去除烟气中的S02，并使其转化为较稳定的硫的化合物。

FGD技术种类繁多，但是真正工业化的只有十几种。

FGD技术按脱硫后产物的含水量大小可分为湿法、半干法和干法;

按脱硫剂是否再生分为再生法和不可再生法;

按脱硫产物是否回收分为回收法和抛弃法。

其中湿法脱硫技术应用约占整个工业化脱硫装置的85%左右。

主要有以下几种：

（1）湿法石灰石石灰烟气脱硫技术

该法是利用成本低廉的石灰石或石灰作为吸收剂吸收烟气中的S02，生成半水亚硫酸钙或石膏。

这种技术曾在70年代因其投资大、运行费用高和腐蚀、结垢、堵塞等问题而影响了其在火电厂中的应用。

经过多年的实践和改进，工作性能和可靠性大为提高，投资与运行费用显著减少。

该法主要优点为:

a.脱硫效率高（脱硫效率大于90%）;

b.吸收剂利用率高，可大于90%;

c.设备运转率高（可达90%以上）。

该法是目前我国引进的烟气脱硫装置中主要方法。

主要缺点是投资大、设备占地面积大、运行费用高。

“七五”期间重庆路磺电厂引进日本三菱重工的与2又360MW机组配套2套湿式石灰石石膏法烟气脱硫技术与设备，率先建成了大型电厂锅炉烟气莫建松，双碱法烟气脱硫工艺的可靠性研究及工业应用脱硫示范工程，并于1992年和1993年正式投入商业运转，系统脱硫率达95%以上，副产品石膏纯度高于90%。

目前，从设计上综合考虑加强反应控制，强制氧化，从而减少吸收塔和附属设备体积、降低电耗、减少基本建设投资和运行费用。

选用耐腐蚀材料，提高吸收塔及出口烟气、挡板、除雾装置等的使用寿命，提高气液传质效率，建造大尺寸的吸收塔等因素，对此项技术作了进一步改进和提高。

（2）氨法烟气脱硫技术

氨法烟气脱硫采用氨作为二氧化硫的吸收剂，氨与二氧化硫反应生成亚硫酸铵和亚硫酸铵，随着亚硫酸氢铵比例的增加，需补充氨，而亚硫酸铵会从脱硫系统中结晶出来。

在有氧气存在的情况下还可能发生氧化反应生成硫酸铵。

该法根据吸收液再生方法不同，可以分为氨一酸法、氨一亚硫酸铵法和氨一硫铵法。

影响氨法脱硫效率的主要因素是脱硫液的组成，受溶液蒸气压和pH值的影响。

氨法的主要优点是脱硫剂利用率和脱硫效率高，且可以生产副产品。

但氨易挥发，使得吸收剂的消耗量增加，产生二次污染。

此外该法还存在生产成本高、易腐蚀、净化后尾气中含有气溶胶等问题。

（3）双碱法脱硫工艺

为了克服石灰石灰石法容易结垢和堵塞的缺点，发展了双碱法。

该法先用可溶性的碱性清液作为吸收剂吸收，然后再用石灰乳或石灰对吸收液进行再生。

双碱法的明显优点是，由于主塔内采用液相吸收，吸收剂在塔外的再生池中进行再生，从而不存在塔内结垢和浆料堵塞问题，从而可以使用高效的板式塔或填料塔代替目前广泛使用的喷淋塔浆液法，减小吸收塔的尺寸及操作液气比，降低成本。

另外，双碱法可得到较高的脱硫率，可达85%以上，应用范围较广，该法的主要缺点是再生池和澄清池占地面积较大。

（4）喷雾干燥法烟气脱硫技术

这种技术属半干法脱硫技术，多数采用旋转喷雾器，石灰浆液作吸收剂，以细雾滴喷入反应器，与二氧化硫反应并同时干燥，在反应器出口，随着水分蒸发，形成了干的颗粒混合物。

其工艺特点是投资较低，设计和运行费用较为简单，占地面积较少，脱硫率一般为60一80%。

在西欧的德国、奥地利、意大利、丹麦、瑞典、芬兰等国家应用比较多。

美国也有巧套装置（总容量500OMW）在运行，燃煤含硫量一般不超过1.5%，脱硫效率均低于90%。

黎明发动机厂从丹麦引进技术并建成一套5000ONm3h工业装置，并对低硫煤（含硫率0.97%）烟气进行了脱硫试验，在钙硫比为2.2时，取得80%的系统总脱硫效率。

（5）炉内喷吸收剂增湿活化烟气脱硫工艺

该法是一种将粉状钙质脱硫剂直接喷入燃烧锅炉炉膛的技术，由于投资及运行费用较低，该类工艺方法在近期内取得较大进展，在西北欧广大国家均已有工业运行装置。

芬兰IVO公司开发了炉内喷钙活化脱硫工艺（LIFAC），克服了脱硫效率不高及粉尘比阻升高而影响除尘效果的弊端，具体做法是:

在锅炉尾部安活化反应器，将烟气增湿，使剩余的吸收剂活化与二氧化硫反应。

其工艺简单，占地小，主要适用于中、低硫煤锅炉，脱硫率一般为60一80%。

其主要缺点是脱硫剂消耗量大，易产生粉灰，使除尘负荷加重。

南京下关电厂引进LIFAC全套技术，配套125MW机组（燃煤含硫率0.92%），设计脱硫率75%。

（6）烟气循环流化床法

在流化床中将石灰粉按一定的比例加入烟气中，使石灰粉在烟气当中处于流化状态反复反应生成亚硫酸钙。

优点：

钙利用率高、无运动部件、投资省。

缺点：

脱硫率较低≥80%、对石灰纯度要求较高，国内石灰不易保证质量、烟气压头损失大、由于加料不均匀会影响锅炉运行。

（7）活性炭法

使烟气通过加有催化剂的活性炭，烟气中的SO2经催化反应成SO3并吸附在活性炭中，用水将活性炭中的SO3洗涤成为稀硫酸同时使活性炭再生。

脱硫率较高：

≥90%、工艺流程简单、无运动设备、投资较省、运行费用低。

副产物为稀硫酸，不适宜运输，只能就地利用消化。

活性炭每5年需要更换。

（8）电子束法

将烟气冷却到60℃左右，利用电子束辐照；

产生自由基，生成硫酸和硝酸，再与加入的氨气反应生成硫酸铵和硝酸铵。

收集硫酸铵和硝酸铵粉造粒制成复合肥。

脱硫率高：

≥90%、同时脱硫并脱硝，副产物是一种优良的复合肥，无废物产生。

投资高，因设备元件不过关，大型机组应较困难。

（9）脉冲电晕法

将烟气冷却到60℃左右，利用高压电场辐照；

（10）海水脱硫法

利用海水洗涤烟气吸收烟气中的SO2气体。

脱硫率比较高：

≥90%、工艺流程简单，投资省、占地面积小、运行成本低；

受地域条件限制，只能用于沿海地区。

只适用于中、低硫煤种、有二次污染。

3.1.2项目脱硫工艺的选择

根据目前国内外脱硫技术的状况,要选择好适当的脱硫技术必须从以下几点进行综合考虑：

（1）所选择的脱硫技术是否影响原有或新建装置的正常生产。

有些脱硫技术在对已建成的装置进行实施脱硫工程，须对原有装置进行改造，脱硫工程建成后有可能影响到原有装置的生产或锅炉的运行情况，此类影响包括两方面的内容；

一是脱硫装置在建设期的影响；

即在装置建设期间，原装置需停工，由此会造成经济损失；

二是装置投用后对原有设施的影响。

即装置建成后会造成原有生产装置或锅炉运行不稳定，特别是脱硫设施在开停车时对原有装置或锅炉的影响。

（2）所选择的脱硫技术是否技术先进可靠。

技术的先进性表现在该技术是否能达到预期的脱硫目的；

是否具有占地面积少、能耗和操作费用低等特点。

可靠性表现在装置或锅炉是否维修容易；

是否能够长期稳定运行。

（3）脱硫装置的现场条件是否满足脱硫技术的要求。

脱硫工艺中所需的脱硫剂和脱硫所产生的废弃物或副产品的量都很大，脱硫装置附近可提供何种脱硫剂；

脱硫废弃物和副产品如何处理是非常关键的，就近获取脱硫剂和处理废弃物及副产品的地点可减少总运输量，从而可减少脱硫的运行费用，此外是否能够选取经济合理、安全可靠的堆渣场。

另外，脱硫工艺是否要消耗大量水、电、汽等公用工程。

（4）所选择的脱硫技术在装置投用后，其一次性投资和运行费用的综合性考虑是否经济可行。

需将装置总投资和将来运行的概况进行经济分析，准确作出该脱硫装置的可行性研究报告。

（5）脱硫装置投用后是否会产生新的污染。

有些脱硫装置在运行时有可能产生新的污染物，污染物的处理又会增加新的费用。

脱硫工艺的种类虽然很多，但根据实际情况进行准确选择，从烟气量、SO2的浓度、吸收剂、占地面积及脱硫后产生的废物如何处理等情况进行综合考虑，结合不同脱硫工艺特点，对不同的脱硫工艺进行科学分析，并对选择的工艺进行技术经济评价，使最终选择的脱硫工艺装置经济可行。

据以上考虑比较，通过与现有湿法脱硫工程运行情况的对比研究，钠-镁双碱法（改良氧化镁法）烟气脱硫技术比较优势表现在以下方面：

成本优势：

依托国内氧化镁的资源优势和亚硫酸镁清液吸收法循环吸收液的高反应活性、高吸收剂浓度、高pH运行区间的技术优势，实现了低液气比下的高吸收传质效率，降低了动力消耗，从而大幅度降低了运行成本。

投资优势：

亚硫酸镁清液法循环吸收液的高反应活性、高浓度、高pH运行的技术优势，提高了吸收塔的容积效率、有效降低了吸收循环系统的规模；

诱导结晶再生过程的特点，有效地降低了再生系统的规模。

设备可靠性优势：

系统为高pH清液循环吸收体系，降低了设备磨损和腐蚀，杜绝了浆液循环脱硫塔内积垢和管路、喷头堵塞问题，系统运行可靠，维护成本低。

钠-镁双碱法具有反应活性高、液气比低、运行成本低、脱硫装置压力损失低等突出的优点，且作为主反应物的MgO原材料供应方便，在山东地区的储量非常丰富。

另外，钠-镁双碱法需要消耗30kgh左右的氢氧化钠，而石化上游装置产生1吨天的氢氧化钠废碱液，碱液浓度为15%，这部分废碱液恰好可作为脱硫装置的启动药剂，即节约了脱硫药剂的成本，又同时处理了相应的废水。

综上所述，本项目选择钠-镁双碱法脱硫技术是切实可行的，在工程经济上具备不可替代的便利条件。

3.2钠-镁双碱法脱硫工程描述

3.2.1钠-镁双碱法工艺原理

双碱法脱硫工艺技术是目前应用的一种先进烟气脱硫技术，尤其是在小热电燃煤锅炉烟气污染治理方面应用效果较好,脱硫剂采用氢氧化钠溶液（含15%NaOH）和氧化镁（含80%MgO）。

其工艺原理是：

本双碱法是以氢氧化钠溶液为第一碱吸收烟气中的二氧化硫，然后再用氧化镁加水熟化成氢氧化镁溶液作为第二碱，再生吸收液中NaOH，副产品为七水硫酸镁晶体。

再生后的吸收液送回脱硫塔循环使用。

各步骤反应如下：

吸收反应：

SO2+2NaOH=Na2SO3+H2O

Na2SO3+SO2+H2O=2NaHSO3

MgSO3+SO2+H2O=Mg（HSO3）2

副反应如下：

Na2SO3+12O2=Na2SO4

MgSO3+12O2=MgSO4

用氢氧化钙溶液对吸收液进行再生

2NaHSO3+Mg（OH）2=Na2SO3+MgSO3

Na2SO3+Mg（OH）2+12H2O=2NaOH+MgSO3

3.2.2工程描述

NaOH溶液由管线运送到厂内，通过碱液泵送入碱液罐，再由碱液罐直接流入循环池，通过循环泵将碱液送到脱硫塔进行喷淋脱硫。

脱硫吸收剂（氧化镁）干粉由罐车直接运送到厂内，同时按一定比例加水并搅拌配制成一定浓度的吸收剂氢氧化镁（Mg（OH）2）浆液，再由输送泵送入沉淀反应池，进行再生反应。

工艺流程如下:

循环液从脱硫塔底排入沉淀池。

在沉淀反应池中加入氢氧化镁,氢氧化镁在沉淀反应池内发生如下再生反应：

2NaHSO3+Mg（OH）2=Na2SO3+MgSO3+2H2O

Na2SO3+Mg（OH）2=2NaOH+MgSO3

在反应池中，吸收液发生如下反应如下：

MgSO3+12O2=MgSO4·

7H2O

也有副反应进行：

循环液从反应池继续溢流到循环沉淀池，让少量杂质（主要来自于氧化镁矿粉）在此处沉淀下来，并通过压滤机压滤除水，最后一起外运或作其他处理。

循环液中再生得到的NaOH可重复使用。

需要说明的是因为烟气中有大量氧气且温度较高二氧化硫浓度较低副反应会较多，也就是说要补充一定量的氢氧化钠。

再通过循环泵把循环液（含补充的新鲜氢氧化钠）再送入脱硫塔进行脱硫。

对向反应池中加Mg（OH）2和循环池加NaOH都是通过PH计测定PH值后加入碱液，达到脱硫工艺要求的PH值。

3.2.3技术特点

（1）从技术、经济及装置运行稳定性、可靠性上考虑采用生石灰和氢氧化钠作为脱硫剂，保证系统脱硫效率可达96~98%。

（2）采用钠-镁双碱法脱硫工艺，可以基本上避免产生结垢堵塞现象，减少昂贵的NaOH耗量和降低运行费用。

（3）参与反应的主要成分是Na2SO3，Na2SO3是非常具有活性的组分，可有效吸收烟气中的二氧化硫气体。

（4）保证本脱硫装置连续运行，年运行时间大于8400小时。

（5）为确保整个系统连续可靠运行，采用优良可靠的设备，以确保脱硫系统的可靠运行.

（6）按现有场地条件布置脱硫系统设备，力求紧凑合理，节约用地。

（7）最大限度的把脱硫水循环利用，但是由于烟气中含有一定浓度的盐份和Cl离子，反应塔内部分水分蒸发，因此形成循环水中盐和Cl离子的积累，由于过高的盐和Cl离子浓度会降低脱硫效率和腐蚀反应装置，所以必须调整脱硫循环水水质并补充少量工业用水。

3.3设计基础参数

为保证系统运行稳定可靠以及出口烟气达到合格的排放标准,要求提供的反应剂和工业水必须符合相关标准。

3.3.1脱硫系统设计基础参数

根据公司燃煤锅炉近年平均燃煤含硫的变化，建议在编制脱硫技术规范书时，FGD装置燃料含硫量变化用FGD入口SO2浓度变化进行覆盖，即：

“脱硫装置燃用设计燃料时，脱硫效率≥95%，当FGD入口SO2浓度增加30%时脱硫率不低于92%，当FGD入口SO2浓度增加50%时，脱硫系统能安全运行。

”

表3.4.1：

脱硫系统设计基础参数

项目

单位

数值

入口烟气量

Nm3h

200,000

入口烟气温度

℃

200～250

入口二氧化硫

kgh

400

入口SO2浓度

mgNm3

2000

入口烟尘

40

入口烟尘浓度

200

出口烟气量

m3h

265200

出口烟气温度

55.5

出口二氧化硫

11.02

出口SO2浓度

50

出口烟尘

出口烟尘浓度

液气比

Lm3

4

镁硫比

1.05

脱硫率

%

97.5

除尘率

99

脱硫剂30%NaOH用量（启动）

300

脱硫剂NaOH液用量（补充）

30

脱硫剂氧化镁用量

230

水

15

电

kw

144

运行时间

h

8000

脱硫塔入口水温

度

3.4.2脱硫系统各项性能参数

表3.2：

脱硫系统各项性能参数

性能和设计数据

单位

数据

1．一般数据

1.1脱硫系统总压力损失

Pa

1800

其中：

脱硫塔

600

除尘器

1000

总烟道（自引风机出口到水平烟道进口）

1.2吸收剂摩尔比MgS

molmol

1.3循环液气比

LNm3

1.4SO2脱除率

1.5出口SO2浓度

1.6脱硫塔出口含尘浓度

2．消耗

---氧化镁粉（100%MgO）

---其他助脱硫剂（30%NaOH）

---工业水（规定品质）

---电力（电动机总容量）

kW

---电力（BMCR工况设备耗电量）

kW.h

---压缩空气（仪表控制用）

m3min

5

3．脱硫塔

---设计压力

---烟气流速

ms

3.5

---脱硫塔直径

m

---脱硫塔高度

24

---脱硫塔壁厚

mm

14、12、10

---脱硫塔本体材质

316L

4．吸收剂再生系统

---系统耗电量

7.5

---系统耗水量

th

10

第四章脱硫工程系统

4.1脱硫装置的总平面布置

脱硫系统按其工艺特性集中布置于炉后烟囱西南侧。

脱硫采取喷淋结构，无升压风机，脱硫岛布置在炉后烟囱西南侧，吸收塔的西侧及东侧分别布置吸收塔浆液循环泵。

4.2脱硫工艺系统设计

4.2.1脱硫工艺系统

本工程烟气脱硫技术为钠-镁双碱法湿法烟气脱硫工艺。

方案设计采用低压损的喷淋塔工艺，塔内上部设置喷淋层。

在吸收塔内，烟气中的SO2被脱硫剂浆液洗涤并与浆液中的NaOH发生反应，最终生成亚硫酸钠和亚硫酸氢钠，在吸收塔的出口烟囱上设二级除雾器。

以除去脱硫后烟气带出的细小液滴，使烟气在含液滴量低于75mgNm3下排出。

其他同样有害的物质如飞灰，SO3，HCL和HF也大部分得到去除。

氢氧化钠溶液为第一碱吸收烟气中的二氧化硫，然后再用氧化镁加水熟化成氢氧化镁溶液作为第二碱，再生吸收液中的亚硫酸氢钠，付产品为七水硫酸镁。

4.2.2脱硫工艺系统设计

双碱法脱硫装置分除尘系统、烟气系统、吸收塔系统、吸收液制备、再生系统等。

（1）除尘系统

FCC烟气含尘量为300~400mgNm³

，瞬时波动可达500mgNm³

，粉尘大多是0~20微米的催化剂颗粒，很难用常规的除尘方法除去。

本工程采用FN=4000㎡布袋除尘器，除尘布袋为PPS覆膜材质，可有效捕捉0~20微米的粉尘颗粒，经除尘器后的烟气粉尘浓度在50mgNm³

以下。

PPS除尘布袋广泛应用于是垃圾电厂、燃煤锅炉等恶劣工况下除尘。

在高温、高浓度SO2场合下表现出优良的耐高温、耐强酸碱腐蚀的性能，在烟气温度190~232℃的工况下表现出良好的耐高温性能。

在烟气含氧量15%的高含氧量场合表现出优异的抗氧化性能。

本工程配置的布袋除尘器面积FN=4000㎡，结构适应于正压烟气场合。

结构上分上箱体、中箱体、灰斗组件、吹灰系统、压缩空气系统等。

布袋除尘器分10个各自独立的箱体，可实现在线清灰和在线检修功能。

●除尘器的漏风率不大于0.5%，焊缝形式及尺寸符合GB985之规定。

●除尘器灰斗设低压蒸汽保温装置，防止烟气冷凝腐蚀除尘器箱体。

●除尘器灰斗下料口安装双层锁风阀，密封性能良好。

●为防止烟气在布袋除尘器中结露，除尘器外表面做好保温措施。

●在除尘器内壁涂刷耐高温防腐漆2道，有效阻止除尘器的腐蚀问题。

（2）烟气系统

烟气系统由烟道、烟气插板门、烟道膨胀节、密封风机。

加热器等部分组成。

整套脱硫系统烟气阻力小于1800Pa，故不设置增压风机。

烟道留有适当的取样接口、试验接口和人孔，并装有旁路系统。

当吸收塔系统停运、事故或维修时，入口插板和出口插板关闭，旁路插板全开，烟气通过旁路烟道经烟囱排放。

烟气系统的温度波动峰值可达250℃，持续时间30分钟，超过了PPS布袋的温度耐受范围，本方案采取了安全可靠的喷雾降温方法，当烟气含水量增加2%时，烟气温度可降低23℃，原来250℃的温度峰值降低至227℃，达到PPS布袋的许用范围。

喷雾降温作为安全可靠的技术，广泛应用于高炉煤气、玻璃窑炉尾气除尘器前降温。

烟气系统设计满足如下要求：

●烟道的设计应符合《火力发电厂烟风煤粉管道设计技术规程》（DLT5121-2000）的规定，烟气最大流速不超过25ms。

●烟道应根据可能发生的最差运行条件（如温度、压力、流量、湿度等）进行设计。

特别注意水平烟道的防腐处理和在脱硫装置解列运行后高温烟气对防腐层的破坏和加速老化问题。

●烟道上设压力表、温度计等用于运行观察的仪表。

在烟气系统中，设有人孔和卸灰门。

●本工程的设计范围内，所有没有接触到低温饱和烟气冷凝液或没有接触从吸收塔循环来的雾气或液体的全部烟道，用碳钢制作，壁厚不小于6mm。

●所有暴露在如上所述的腐蚀环境中的净烟气应以适当的涂层或相当的材料进行保护，烟道内不允许存在死角、不允许有水或冷凝液的积水坑。

任何情况下膨胀节和挡板不能布置在低位点。

●排水设施的大小将考虑预计的水流量，排水设施将由合金材料或者是FRP制作。

排水将返回到FGD排水坑或吸收塔浆池。

●在FCC停运期间，烟道（包括旁路烟道）采取适当的措施避免腐蚀。

●脱硫装置在不可接受的高温烟气情况下（最低停运温度不能低于250℃），FCC应旁路运行，相关挡板门必须具备快速开启功能，调整时间应满足在事故情况下，保护吸收塔。

●烟气挡板门采用带有密封空气的百叶窗式双层挡板门，提供两台100%容量密封风机，全套带有：

底座、挡板、电机、连轴、风道及支架和控制件等。

●吸收塔进出口百叶窗挡板门应满足锅炉运行时关断FCC设备进行检修的要求。

在旁路烟道上的双挡板门用于脱硫装置运行时与烟囱的隔绝，保证100%烟气进入吸收塔。

挡板和驱动装置的设计应能承受所有运行条件下工作介质可能产生的腐蚀。

●烟气挡板应能够在最大