200000n立方米hfcc催化裂化装置烟气脱硫项目可行性研究报告.doc

山东成达新能源科技有限公司
200000Nm³/h FCC催化裂化装置烟气脱硫项目
可
行
性
研
究
报
告

重庆川仪自动化股份有限公司
2014年12月20日

审定：诸建民
审核：张浩
校核：秦杨
编制人员：孙鉴 杨俊 许剑 吴旭奇

第一章 总论 9
1.1 项目名称及承办单位 9
1.1.1 项目名称 9
1.1.2 项目法人及法人代表 9
1.1.3 项目建设地点 9
1.1.4 报告编制单位 9
1.2 编制依据 9
1.2.1 国家及行业法规 9
1.2.2 编制原则 11
1.2.3 项目单位提供的资料 12
1.2.4 项目性质及建设规模 12
1.3 研究目的及研究范围 12
1.3.1 研究目的 12
1.3.2 研究范围 13
1.4 主要技术原则 13
1.5 工程建设的必要性 14
1.6 项目总投资及资金来源 15
1.6.1 项目管理与实施 15
1.6.2 环境保护 15
1.7 项目结论及建议 15
1.7.1 项目结论 15
1.7.2 建议 16
第二章 项目建设条件及选址 16
2.1 项目建设条件 16
2.1.1 地理位置 16
2.1.2 气象条件 17
2.1.3 地质条件 18
2.1.4 水文条件 19
2.2 水、电、气供应条件 19
2.2.1 供水 19
2.2.2 供电 19
2.2.3 供压缩空气 19
2.3 项目选址 20
第三章 工程技术方案可行性 20
3.1 主要脱硫工艺及项目脱硫工艺的选择 20
3.1.1 主要脱硫工艺 20
3.1.2 项目脱硫工艺的选择 24
3.2 钠-镁双碱法脱硫工程描述 26
3.2.1 钠-镁双碱法工艺原理 26
3.2.2 工程描述 27
3.2.3 技术特点 29
3.3 装机方案及选型 30
3.3.1 螺杆膨胀发电站配置 30
3.2.2 热水参数的选定 30
3.2.3 热力设计内容和范围 30
3.4 设计基础参数 30
3.4.1 脱硫系统设计基础参数 30
3.4.2 脱硫系统各项性能参数 32
第四章 脱硫工程系统 33
4.1 脱硫装置的总平面布置 33
4.2 脱硫工艺系统设计 33
4.2.1 脱硫工艺系统 33
4.2.2 脱硫工艺系统设计 34
4.2.3 主要设备表 41
4.3 脱硫电器系统设计 43
4.3.1 0.4kV供电配电系统 43
4.3.2 控制与保护 44
4.3.3 防雷接地系统 45
4.3.4 电缆和电缆构筑物 45
4.3.5 电气设备布置 47
4.4 脱硫仪表系统设计 47
4.4.1 就地远传仪表 47
4.4.2 分析仪表 47
4.4.3 控制方式 48
4.5 建筑、结构设计 49
4.5.1 设计准则 50
4.5.2 建筑标准 50
4.5.3 材料 51
4.5.4 建筑物的结构型式 51
4.5.5 建（构）筑物基础及其地基处理 51
4.9 总平面布置 51
4.9.1 平面布置 52
4.9.2 竖向设计 52
4.9.3 管线布置 52

第五章 环境保护 63
5.1 项目周围环境现状 63
5.2 主要污染源 63
5.2.1 施工期 63
5.2.2 运营期 63
5.3 治理方案 63
5.3.1 编制依据 63
5.3.2 执行标准 64
5.3.3 治理方案 64
5.4 绿化 65
5.5 项目对周围环境影响的变化 65
5.5.1 总量控制和环境保护标准 65
5.5.2 对周围环境影响的改善 65
5.6 其他污染物处理效果评估 66
5.7 工程实施后的社会效益 67
第六章 劳动安全和工业卫生 68
6.1 消防 68
6.2 劳动安全和工业卫生 69
6.2.1 生产过程中主要职业危险，危害因素分析 69
6.2.2 职业安全卫生防护的措施 70
6.2.3 事故状态下环境应急措施 71
第七章 节约能源 72
7.1 必要性 72
7.2 节能原则 72
7.3 节能措施 72
7.3.1 主要节能措施 72
7.3.2 其它节能措施 73
第八章 项目管理及实施计划 73
8.1 项目实施领导小组 73
8.2 项目管理 74
8.2.1 原则 74
8.2.2 施工管理 74
8.2.3 财务管理 74
8.3 项目实施计划 75
8.3.1 项目实施条件 75
8.3.2 项目实施计划 75
第九章 项目定员 76
9.1 生产管理 76
9.2 人员编制 76
9.3 人员培训 76
第十章 投资估算 77
10.1 投资估算说明 77
10.1.1 本工程预算包括 77
10.1.2 本工程估算不包括如下部分 77
10.2 投资估算 78
10.2.1 编制依据 78
10.2.2 编制方法 78
10.2.3 总投资 79
第十一章 结论与建议 79
11.1 结论 79
11.2 建议 80

第一章 总论
1.1 项目名称及承办单位
1.1.1 项目名称
200000Nm³/h FCC催化裂化装置烟气脱硫项目
1.1.2 项目法人及法人代表
项目法人：山东成达新能源科技有限公司
法人代表：蔡君普
1.1.3 项目建设地点
项目建设地点选于山东成达新能源科技有限公司现址内。
1.1.4 报告编制单位
编制单位：浙江经纬工程项目管理有限公司
资格证书号：11220070052
1.2 编制依据
1.2.1 国家及行业法规
（1）《中华人民共和国环境保护法》（GB13271-2001）
（2）《中华人民共和国大气污染防治法》（GB13271-2001）
（3）《催化裂化大气污染物排放标准》（GB13271-2001）
（4）《火电厂大气污染物排放标准》（GB13271-2011）
（5）《污水综合排放标准》（GB8978-1996）
（6）《环境空气质量标准》（GB3095-2012）
（7）《大气污染物综合排放标准》（GB16297－1996）
（8）《工业企业厂界噪声标准》（GB12348－90）
（9）山东成达新能源科技有限公司与上海川仪工程技术有限公司签订的《山东成达新能源科技有限公司200000Nm³/h FCC催化烟气脱硫工程 技术协议》
（10）山东成达新能源科技有限公司提供的有关设计基础数据和资料。
（11）国家发展计划委员会、国家经济贸易委员会、建设部计基础〔2001〕26号关于《热电联产项目可行性研究技术规定》等。
（12）山东永鑫能源集团提供的企业基本情况、项目备案证、节能备选项目汇总表、企业基本情况表、项目基本情况表、相关文件、设计基础资料等；
（13）《建设项目经济评价方法与参数》（第三版），国家发改委、建设部发布；
（14）国家现行的有关法规、政策及标准；
（15）《中华人民共和国国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要》。
1.2.2 编制原则
（1）项目建设必须符合国家产业政策和发展方向。严格贯彻执行《国民经济和社会发展第十一个五年规划纲要》、国务院《关于加快发展循环经济的若干意见》及《关于落实科学发展观加强环境保护的决定》和国家发展和改革委员会《关于印发“十一五”十大重点节能工程实施意见的通知》精神及国家标准、规范、政策。
（2）走新型工业化发展道路，大力推进节能降耗，以技术创新为动力，以项目实施为基础，实现“十二五”期间废气、废弃物减排的目标；
（3）根据山东成达新能源科技有限公司的实际情况和建设要求，采用技术先进可靠、高效环境治理的成熟技术，力求做到环保治理技术先进、设备配置先进可靠、不影响原装置的稳定操作、产品质量符合有关标准。在确保治理效果的前提下，尽量减少占地、降低运行费用和一次性投资；
（4）项目建设与生产同时进行，尽量做到不影响正常生产。充分利用现有的生产设备、公用工程、辅助工程、生活福利设施和人员的有利条件，节约投资，加快建设进度；
（5）严格执行环境保护、消防、安全工业卫生法规，落实“三废”处理和安全卫生措施，使项目实施后，各项指标符合国家和企业安全卫生要求，企业在获得经济效益的同时，产生良好的社会效益。注重采取环境保护措施，努力避免产生新的污染源。执行《化工建设项目环境保护设计规范》，注重采取环境保护措施，环保工程与工艺装置同步设计、同步施工和同步投产；
（6）厂区总体规划布局、车间的平面布置及生产配套设施，执行《危险化学品安全管理条例》（国务院令第344号）、《安全生产许可证条例》（国务院令第397号）的有关规定和要求。
（7）项目建设必须符合企业的整体发展规划。充分利用公司现有生产装置、公用工程、辅助工程、生活福利设施和人员的有利条件，节约投资，加快建设进度。在满足生产工艺要求的前提下，严格控制辅助设施的建设规模。
（8）根据地方和行业基价表，结合企业的实际情况，实事求是地编制工程投资估算。
1.2.3 项目单位提供的资料
（1）厂址气象和地理、地质条件；
（2）山东成达新能源科技有限公司现有工程设计资料；
（3）FCC再生烟气量、烟气温度、烟气压力、含硫量、粉尘含量等资料；
1.2.4 项目性质及建设规模
本项目属于现有FCC催化裂化装置加装烟气脱硫装置及余热综合发电的老厂技改项目，拟对山东成达新能源科技有限公司200000Nm³/h烟气实施脱硫
1.3 研究目的及研究范围
1.3.1 研究目的
本可行性研究的目的是为了寻求先进适用的脱硫工艺技术；在现有有限的场地上实现紧凑的设备布置；工程的安全实施；与主体机组的无缝连接和装置的稳定可靠运行；各项脱硫指标能够满足现行的环境保护标准和其它相关规定的要求；脱硫剂价廉易得；脱硫副产品可综合利用。
1.3.2 研究范围
本项目可行性研究的范围为：为现有200000Nm³/h FCC催化裂化再生烟气配套建设烟气脱硫装置具体包括以下内容：
（1）脱硫工程建设条件的落实和描述；
（2）脱硫工程工艺技术的比较和选定；
（3）脱硫工程实施方案的确定；
（4）本次节能改造节能工程的可行性、必要性、有利条件；
（5）改造的技术内容，包括技术方案、设备方案及工程方案；
（6）公用辅助工程方案；
（7）改造工程中的环保、安全、消防按“三同时”原则提出方案；
（8）本次改造工程的节能量计算和校核；
（9）改造工程的投资估算及运行成本分析；
（10）提出研究结论，存在问题和建设性意见。
1.4 主要技术原则
（1）通过对对山东成达新能源科技有限公司200000Nm³/h加装烟气脱硫装置的实施，使公司的SO2排放总量不超过目前的配额目标，并为公司的进一步发展留有余量。
（2）结合工程的实际情况，在脱硫系统工艺设计方案拟定时，要妥善处理好与运行机组的衔接关系，尽可能减少在工程实施过程中对主体机组的影响，确保主体装置正常运行并充分利用公司的现有场地和现有公用设施，以利于节约工程投资。
（3）脱硫工艺的选择应遵循“工艺成熟，运行稳定，脱硫效率高，投资省，无二次污染”的原则，结合公司特点和现状，提出推荐方案。
（4）脱硫装置按相对独立的脱硫系统进行设计，同时充分注意烟气脱硫装置（FGD）与主机系统的有机联系，烟气脱硫系统的配套辅助设施尽量与主机系统共用，所需的工艺水、电、仪用压缩空气等由电厂相应系统引出。
（5）在周围资源许可的情况下，优先考虑供应可靠、价格便宜、质量稳定、对周围环境不会产生污染的吸收剂。
（6）脱硫副产物应尽可能综合利用，当综合利用受阻时，其处置应避免对环境带来不利影响。应与灰渣分开堆放，留有今后综合利用的可能性，并采取防止副产物造成二次污染的措施。
（7）综合考虑公司FCC催化裂化装置实际含硫量的变化趋势，脱硫装置系统设计及设备选型时有一定的适应能力。FGD系统的设计寿命与对应主机的剩余寿命相适应。

1.5 工程建设的必要性
山东成达新能源科技有限公司位于山东省博兴县湖滨工业园，距离县城15公里，虽不在酸雨控制区和二氧化硫控制区范围内，但以清洁生产、达标排放和总量控制为基本原则，通过有效削减烟气污染物的排放量，结合环境保护发展规划和城市发展总体规划，对污染排放实施有效的治理是必要的。FCC装置加设烟气脱硫装置后，每年可大幅度减少二氧化硫和烟尘的排放，减小对周边环境的污染影响。
1.6 项目总投资及资金来源
项目总投资2150万元，全部为企业自筹。
1.6.1 项目管理与实施
项目建设期为项目建设进度拟定为4个月。
1.6.2 环境保护
该项目是利用新工艺、新技术和新设备对FCC催化裂化装置加设烟气脱硫装置，每年可大幅度减少二氧化硫的排放，减小对周边环境的污染影响。
1.7 项目结论及建议
1.7.1 项目结论
山东成达新能源科技有限公司积极响应政府号召，实施FCC催化再生装置的烟气脱硫项目，在很大程度上减少污染物的产生量和排放量，有效地降低SO2和烟尘的排放量，对保护环境，确保“十二五”节能减排目标的实现，促进资源节约型、环境友好型社会建设，都具有十分重要的意义。
项目总投资2150万元，全部由企业自筹。项目建成后，锅炉主要污染物SO2减排量为350t/a,同时减排烟尘78.8t/a，
1.7.2 建议
建议项目建设中加强质量监督管理，加强成本控制，降低造价。同时政府应加大扶持力度，确保项目的正常运行。

第二章 项目建设条件及选址
2.1 项目建设条件
2.1.1 地理位置
山东省博兴县位于鲁北平原,黄河下游南岸,为黄河冲积平原的一部分,区内地形比较平坦,总的地势南高北低,西高东低,自西南向东北缓倾,地面坡降1/10000左右,海拔高度8～15米,最高海拔20米.地貌层在各种自然因素的影响作用下,形成高、坡、洼地相间的地貌景观。
博兴县南邻淄博市的桓台县和临淄区,北接滨州市的滨城区,东与东营市的广饶县毗邻,西与淄博市的高青县接壤,处在环渤海经济区\黄河三角洲腹地.山东成达新能源科技有限公司位于博兴县城东南的湖滨镇项目集中区,厂区北靠柳辛公路,交通运输十分便利。

2.1.2 气象条件
博兴县属暖温带亚湿润季风气候区,受海洋气流影响明显,其主要特征是:春旱多风、夏热多雨、冬季干冷、四季分明.根据博兴气象站1961～2000年40年间观测资料统计,博兴县气候、气象为:
（1）气温
年平均气温12.9℃
极端最高气温41.4℃,出现在1972年7月5日
极端最低气温-23.4℃,出现在1972年2月7日
最热月平均气温26.7℃
最冷月平均气温-3.1℃
（2）降雨量
年降雨量576mm
年最大降雨量1073.1mm
年最小降雨量276mm
月最大降雨量496mm
年平均降水日数71天
（3）蒸发量
年平均蒸发量1850.4mm
年最大蒸发量2417mm
（4）风
常年主导风向为ESE
平均风速为2.6m/s
年平均大风日数13.7天
（5）气压
平均气压1016.2毫帕
（6）其他
冬季冻土深度49cm
最大积雪厚度30cm
平均雾天日数20.3天
平均雷暴日数26.8天

2.1.3 地质条件
博兴县县境地处燕山运动断裂带，渤海凹陷西南边缘与泰沂山区山前冲击平原的交接地带，齐河至广饶大断裂带从中部穿过，今小清河基本上处断裂层裂痕处。从而将博兴县分成两个南北不同的地质构造单位。小清河以南属泰沂山区山前冲积平原。形成全境西高东低，南北高中间洼的簸箕状地形特点。
2.1.4 水文条件
博兴县平均海拔8米，最高21.6米，最低5.4米。境内有黄河、小清河、支脉河三大水系，与其支系预备河、北支新河自西向东穿境而过。兴福河、溢洪河、渔沟子、小河子、三号沟、蒲洼沟、工农河、打渔张河8条河流为季节性河流。胜利河纵观南北，对北水南调起重要作用。全境河网纵横，排灌畅通。麻大湖位于博兴、桓台交界处，入湖河流有乌河、孝妇河等，是小清河水量的调蓄区。
2.2 水、电、气供应条件
2.2.1 供水
按照脱硫工程及余热发电工程的有关设计参数，FCC烟气脱硫装置工艺水总消耗量约为15m3/h，引用厂内冷却水即可。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5000ONm3/h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。优点：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。缺点：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。优点：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。缺点：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；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。优点：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。缺点：投资高，因设备元件不过关，大型机组应较困难。
（10）海水脱硫法
利用海水洗涤烟气吸收烟气中的SO2气体。优点：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；缺点：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：
l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。
l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。
l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30kg/h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 +1/2 O2 = Na2SO4
MgSO3 +1/2 O2 = 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 + 1/2 H2O = 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 + 2 H2O
Na2SO3 + Mg(OH)2 = 2NaOH + MgSO3
在反应池中，吸收液发生如下反应如下：
MgSO3+ 1/2 O2 = MgSO4·7H2O
也有副反应进行：
Na2SO3 +1/2 O2 = Na2SO4
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
Nm3/h
200,000
入口烟气温度
℃
200～250
入口二氧化硫
kg/h
400
入口SO2浓度
mg/Nm3
2000
入口烟尘
kg/h
40
入口烟尘浓度
mg/Nm3
200
出口烟气量
m3/h
265200
出口烟气温度
℃
55.5
出口二氧化硫
kg/h
11.02
出口SO2浓度
mg/Nm3
50
出口烟尘
kg/h
11.02
出口烟尘浓度
mg/Nm3
50
液气比
L/ m3
4
镁硫比

1.05
脱硫率
%
97.5
除尘率
%
99
脱硫剂30%NaOH用量（启动）
kg/h
300
脱硫剂NaOH液用量（补充）
kg/h
30
脱硫剂氧化镁用量
kg/h
230
水
m3/h
15
电
kw
144
运行时间
h
8000
脱硫塔入口水温
度
30

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
Pa
600
除尘器
Pa
1000
总烟道（自引风机出口到水平烟道进口）
Pa
200
1.2 吸收剂摩尔比Mg/S
mol/mol
1.05
1.3 循环液气比
L/Nm3
4
1.4 SO2脱除率
%
97.5
1.5 出口SO2浓度
mg/Nm3
50
1.6 脱硫塔出口含尘浓度
mg/Nm3
50
2．消耗

---氧化镁粉（100%MgO）
kg/h
230
---其他助脱硫剂（30%NaOH）
kg/h
30
---工业水（规定品质）
m3/h
15
---电力（电动机总容量）
kW
144
---电力（BMCR工况设备耗电量）
kW.h
144
---压缩空气（仪表控制用）
m3/min
5
3．脱硫塔

---设计压力
Pa
600
---烟气流速
m/s
3.5
---脱硫塔直径
m
5
---脱硫塔高度
m
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
kW.h
7.5
---系统耗水量
t/h
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