锅炉烟气氨法脱硫及硫铵装置情况汇报材料.docx
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锅炉烟气氨法脱硫及硫铵装置情况汇报材料
锅炉烟气氨法脱硫及硫铵装置情况汇报材料
资产公司宜昌分公司
一、宜昌分公司动力厂锅炉及烟气脱硫的基本概况
中国石化资产公司宜昌分公司原有一号、二号2台240吨/小时高压煤粉锅炉，1台25MW发电机组。
2007年10月建成一台220吨/小时3号高压煤粉锅炉，12月建成一台25MW发电机组。
2007年9月底3号锅炉烟气脱硫及硫铵装置建成并投用，2008年5月中旬1号锅炉、2号锅炉脱硫系统投用。
我分公司3台锅炉烟气总量为820000NM3/h。
若按燃煤含硫量1.08%，锅炉满负荷年运行8000小时测算,每年烟气中SO2总量达1.44万吨。
在扩建第三台高压煤粉锅炉时,遵照“以新带老，总量减少”的“三废”排放要求，在第三台煤粉锅炉建设的同时配套建设三台煤粉锅炉烟气脱硫系统。
2005年初，我分公司着手进行脱硫前期工作，经过一年多对近二十家脱硫公司和已投用烟气脱硫项目的厂家进行考查和调研，经过反复论证和比选，结合企业的实际情况，选择了氨法烟气脱硫技术。
选用烟气脱硫方案基于以下基本原则：
1、达到国家环保排放标准要求（SO2含量≤400mg/Nm3，烟尘含量≤50mg/Nm3，NOX含量≤650mg/Nm3）。
2、运行费用低。
3、装置能稳定、可靠、长周期运行。
4、工程投资合理，装置运行寿命较长。
5、结合企业实际情况，尽量利用企业已具备的各种资源优势。
2006年完成烟气脱硫的可行性研究报告及基础设计，2006年11月经总部组织基础设计审查、批复后，进行施工图设计。
2007年元月开始进行脱硫系统的土建施工，3月开始进行设备安装，9月初完成了3号煤锅炉烟气脱硫系统及硫铵装置的设备安装及调试工作，2007年9月底实现3号锅炉烟气脱硫系统及硫铵装置的试运行，生产出合格的附产品硫铵。
2008年5月中旬，1号、2号锅炉烟气脱硫系统投入运行。
二、我分公司氨法脱硫及硫铵主要工艺
氨法脱硫系统不但脱除烟气中95％以上的SO2，而且生产出高附加值的硫酸铵产品。
脱硫反应方程式如下
SO2+H2O+xNH３→（NH4）xH2—xSO３
（NH4）xH2—xSO３＋1/2O2＋（2—X）NH３→（NH4）2SO４
主要工艺如下：
引风机来的温度约135－160℃的烟气进入脱硫塔，用氨化吸收液循环吸收烟气中的SO2生成亚硫酸铵，脱硫后的烟气（温度50-60℃），升温到75℃进入烟囱排放。
由本厂尿素装置生产过程中产生6%—8%左右的氨水与吸收液混合后进入吸收塔，吸收形成的亚硫酸铵进入吸收塔底部与氧化空气接触反应生成硫酸铵溶液。
循环泵将硫酸铵溶液送入结晶段，将烟气温度降低并蒸发水份，形成浓度48.5%、固体含量3～5％的硫酸铵浆液。
硫酸铵浆液由结晶泵送至硫铵装置。
由结晶泵的硫酸铵浆液进入硫铵系统旋液分离器增稠得到固含量约15－20％的硫酸铵浆，清液回到硫铵料液槽；硫酸铵浆液进入稠厚器，经过稠厚器的进一步增稠得到40％左右固含量的浆液，低固含量的浆液从上部溢流到硫铵料液槽；40％左右的硫酸铵浆液将从稠厚器底部进入离心机进行固液分离，得到含水量3～5％硫酸铵湿粉，母液进入硫铵料液槽；硫酸铵湿粉送入干燥机干燥，得到含水量小于1％的硫酸铵固体，干燥尾气除尘后排放；硫铵料液槽内的浆液经料液泵送回脱硫装置的结晶槽；固体硫铵进入包装机包装得到商品硫酸铵。
三、脱硫及硫铵装置运行情况
1、三号锅炉脱硫系统试运行情况：
2007年9月19日三号锅炉脱硫系统正式开始运行，脱硫系统运行正常。
10月2日脱硫系统硫铵母液与硫铵装置贯通循环、联动运行。
硫铵料液进离心机投料试车，生产出第一批硫酸铵，此批成品呈灰色结晶状，氮的含量为15.7-20.8%，尚未达到GB535-1995合格品标准。
主要原因为试生产期间系统内部积灰较多造成。
10月7日，脱硫及硫铵装置停车消缺。
试生产期间，脱硫装置连续运行19天，硫铵装置运行4天，共生产硫铵61吨。
2、三号锅炉脱硫系统运行情况：
2007年10月15日脱硫系统投入运行，系统运行正常。
10月18日硫铵开始出料。
经分析，此批产品各项指标达到GB535-1995合格品标准，含氮量达到20.57%，含水0.31%。
12月31日，因主装置原因，全厂停运。
3号锅炉、脱硫装置及硫铵装置相应停运。
生产硫铵372吨,累计生产硫铵433吨。
3、1号、2号锅炉脱硫系统运行情况
2008年5月27日1号、2号锅炉脱硫系统投入运行，运行正常，6月28日由于一级、二级循环泵壳体腐蚀泄漏，更换襄樊五二五泵业有限公司的耐腐蚀泵，装置停车。
2008年7月5日1号、2号锅炉脱硫系统投入运行，运行正常，8月2日由于硫铵装置离心机出现故障，装置停车。
此次运行生产硫铵61吨，累计生产硫铵494吨。
4、近期运行情况
随着湖北化肥煤代油投入运行，动力厂1号、2号锅炉生产供汽。
因煤价过高，三号锅炉停运。
2008年9月6日1号、2号锅炉脱硫系统投入运行。
系统各设备及工艺系统均处于良好状态，系统运行正常。
烟气出口SO2含量控制在180mg/Nm3左右，烟尘含量在40mg/Nm3左右。
9月19日脱硫系统硫铵母液开始结晶，脱硫系统与硫铵装置贯通循环、联动运行。
9月22日8点硫铵料液进离心机投料生产，生产出硫酸铵。
经化验产品达到GB535-1995一等品标准，接近优等品。
9月底因主装置停车全系统停运，此次生产硫铵171吨。
现已累计生产硫铵665吨。
四、对氨法烟气脱硫技术实际应用上的改进和创新
我国氨法烟气脱硫副产硫酸铵的技术虽然已经有四套工业化装置，取得较理想的脱硫效果，但在一些方面还需要改进。
我分公司在总结吸取前几套脱硫及硫铵装置经验验教训及存在问题的的基础上，对原有的技术进行了改进，并采用了很多新技术及创新。
本项目的改进及创新主要体现在以下几个方面：
1、两炉并塔。
两炉烟气处理并塔，烟气处理量达到56万Nm3/h，通过优化塔内喷嘴的分配布置，保证喷淋覆盖整个塔截面，避免形成喷淋盲点，使烟气处理达到国家对脱硫环保指标的各项要求。
2、脱硫塔塔内结晶技术的应用。
主要是通过控制循环液浓度，避免堵塞现象产生，同时保证脱硫效率，和提高装置运行可靠性与长周期，又能降低系统的能耗。
3、防腐新材料在脱硫装置中的应用。
主要内容有玻璃钢防腐材料应用和防烟气露点腐蚀材料的应用，硫铵溶液对泵、阀门的腐蚀研究及材料选择。
4、减少气溶胶的产生。
主要是通过控制吸收时的温度，减小气相中氨的分压，使之不形成氨雾。
5、减少氨损。
主要是通过控制吸收塔内吸收温度，增加氨循环吸收时间，减少氨的逃逸。
6、利用尿素工艺过程中的废氨水作脱硫剂，以废治废，并对氨的浓度在2%至10%之间变化过程中吸收情况的分析。
7、新型高效稠厚器的应用。
主要是将当前硫酸铵生产中普遍使用的搅拌式稠厚器改为较先进的重力式稠厚器，使工艺运行更加稳定。
8、除雾器的研发。
利用国内及国际先进的除雾技术对脱硫塔内除雾器进行改进，减少水分流失及氨逃逸。
9、湿烟气低温排放的研发。
由于脱硫后烟气温度低于露点温度，加热到露点温度以上费用高。
若采用对烟道及烟囱进行处理，湿烟气低温直接排放可节约大量费用及资源。
10、减少烟尘等的堵塞。
在系统中排除烟气中的烟尘及脱硫系统中杂质的积累，减少烟尘及杂质对系统的堵塞。
11、增设事故罐和缓冲槽。
在脱硫系统中增设事故罐，硫铵系统中增设缓冲槽对保证系统长周期运行，减少废水的排放，资源的利用，及提高产品质量都有好处。
12、提高产品质量。
解决国内氨法脱硫的附产品硫铵的质量难以达到优等品，通过实验确定达到优等品的可行性，并进行研究。
13、优化设计。
（1）工程放大后，选取合适的液气比、硫氨比。
（2）提高整个脱硫（硫铵）装置自控水平，如：
循环量控制、PH值、硫酸铵结晶浓度的控制，使装置能长期稳定可靠运行。
（3）通过优化设计进一步降低投资费用和运行费用。
五、经济效益与环保社会效益分析
动力厂脱硫装置及硫铵总投资约4100万元（不含电袋及引风机改造）。
按480吨／小时负荷，全年运行8000小时,煤的含硫量0.8％测算，脱硫年运行费用2322万元（见下表）。
年副产硫酸铵20361吨，按平均销售价格1000元/吨测算,年销售收入2036万元。
2006年国家脱硫配套电价调改政策出台,对有脱硫装置电厂电上网价格提高0.015元/KWH,每年按上网电量8000万KWH测算,可增经济效益120万元（此项工作正在进行）。
脱硫系统通过附产品销售及电上网增收基本可实现收入与费用相抵。
同时每年企业还可减少排污费550万元。
湖北化肥三台煤粉锅炉氨法烟气脱硫装置投用后，经测算，每年可减少SO2排放1.4万吨，减少烟尘排放3192吨,氨法烟气脱硫过程中不产生废水、废渣，极大地保护了环境。
采用氨法烟气脱硫按照循环型经济发展的要求，不仅有可观的经济效益，而且有良好的环保社会效益。
脱硫系统年运行费用计算
序号
项目
单价/元
消耗量/小时
年消耗数
费用/万元
1
氨水（8%）/吨
160
8T
64000
1024
2
循环水
0.21
50T
400000
8.4
3
水/吨
1
38T
304000
30.4
4
电/KWH
0.49
797kw
6376000
312.4
5
蒸汽/吨
110
4
32000
352
6
编织袋
2
510000
102
7
人工工资
72
8
维护检修
69.2
9
管理费及其它
67.2
10
折旧
284
合计
2322
六、脱硫及硫铵装置运行主要特点及存在的问题
在运行过程中，对三号炉脱硫系统进行初步考核，主要的考核指标数据如下：
主要指标考核值实测值
1、烟气出口SO2含量≤200mg/Nm3小于180mg/Nm3
2、烟尘≤50mg/Nm320—40mg/Nm3
3、脱硫岛的压力降小于1500Pa小于1200Pa
4、氨（100％）的消耗0.26t/t硫酸铵初步测算为0.30t/t
5、污水排放零排放正常情况下零排放
6、产品硫酸铵含氮量≥20.5%（国标）20.6%
7、产品硫酸铵含水率≤1.0%（国标）0.4%
8、产品硫酸铵游离酸含量≤0.2%（国标）0.12%
2007年12月20日由湖北省枝江市环境监测站对3号锅炉脱硫情况进行监测，脱硫后SO2含量为25.7mg/Nm3,烟尘含量为38.6mg/Nm3,氮氧化物含量为25.7mg/Nm3。
脱硫效率98.5%,脱氮效率55.5%。
从装置试运行来看,主要有以下一些优点:
1、脱硫化学吸收反应速度快，脱硫效率高。
脱硫效率能达到95%以上，一般在96%—98%之间。
烟气中含尘量比脱硫前更低，可达50mg以下，一般在20—30mg/Nm3。
2、工艺技术较成熟，运行可靠性有待提高。
3、工艺流程相对简单。
充分利用本企业尿素装置生产过程中产生的废氨水作吸收剂，工艺流程紧凑。
4、生产过程不产生废水、废渣，不形成二次污染。
5、拓宽了企业采购煤种的范围，可选用含硫量较高、价格较低的煤种。
有利于节约生产成本，也可增加硫铵产量。
6、脱硫副产物硫铵经济效益高
7、从投资和运行成本来看，氨法比其他工艺低。
主要存在的问题：
1、在设备选型方面，系统还存在一些缺陷，特别是总承包单位选择的泵,质量较差，主要是耐腐蚀性能差，不能满足长周期运行要求,目前已进行全部更换，更换后的设备能满足工艺运行要求。
2、因脱硫系统没有事故罐导致系统在停车或事故状态下，塔内溶液没有位置存放。
硫铵装置没有中间罐，在硫铵装置出现事故后，硫铵溶液只能在系统内循环，容易使系统阻塞。
为解决系统停车塔内溶液的存放事故罐及中间罐已完成设计并已开始安装施工。
3、系统中存在的碳酸根离子、氯离子对工艺与设备的影响有待于进一步测试与解决。
4、塔内除雾器效果不好，下一步要进行改造。
5、烟道内烟气加热器腐蚀严重，下一步要对湿烟囱耐低温腐蚀改造作前期调研工作，提出处理方案。
6、硫铵装置有不合理的地方：
一是送风系统与引风系统风量控制存在问题，导致干燥床内负压不稳定。
二是尾气回收系统还需进行改进。
针对以上问题,有些已经进行了整改,有些正在落实方案,我们要举一反三，不断总结经验，并切实抓好装置运行过程中的各项工作，确保装置能开稳开好。
七、今后的工作安排
经过前一段的试运行，我们初步可以看到，烟气脱硫装置投用后烟气中SO2、烟尘排放可以达到国家环保要求，运行费用较低，没有二次污染产生，附产的硫酸氨化肥有较高经济价值，销售情况良好。
有以下几个方面问题有待解决。
1、对已运行的各系统要进一步优化工艺，把装置开稳开好。
同时对存在的各项问题和新出现的问题落实整改方案和措施，逐项消缺，不断完善。
2、对硫铵装置目前存在的问题进行技术改进，对不合理的部位进行改造。
充分吸取硫铵生产的先进经验，不断提高产品质量和降低生产成本。
3、完成总部委托的氨法烟气脱硫工程技术研究开发工作。
针对系统运行的情况，成立攻关小组，对目前装置存在的问题进行整改与改进并开发好氨法脱硫中的一些新技术、新工艺，将这些新技术、新工艺用于工程实践中。
4、对已运行的装置做好考核工作。
对脱硫后烟气的排放指标、运行成本进行考核、跟踪。
5、尽快与地方环保部门一起做好装置的考核与验收工作。
我分公司在总部的领导下，将认真做好下一阶段的各项工作，把动力站二期扩建工程各系统开稳开好，尽快发挥效益，不辜负总部领导对我分公司的支持和期望。
2008年12月
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