焦炉烟气脱硫脱硝及余热回收方案书.docx
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焦炉烟气脱硫脱硝及余热回收方案书
山西焦化股份有限公司
焦炉烟气脱硫脱硝项目二期工程
方案书
1#焦炉烟气脱硫脱硝及余热回收
2017年03月02日
一、设计方案
1、工程概述
山西焦化股份有限公司焦炉烟气脱硫脱硝项目工程二期，共有3台50孔焦炉，每台产能50万吨/年。
由于现有生产工艺并未配备相应的烟气净化处理装置及设施，生产过程中产生的烟气（含SO2和NOx）通过地下烟道引至烟囱直接排放。
随着环保形式的日益严峻，个别地区机械焦炉烟囱已经开始执行《炼焦化学工业污染物排放标准》（GB16171-2012）中的特别排放限值要求：
SO2≤30mg/Nm3（干基），NOx≤150mg/Nm3（干基），颗粒物≤15mg/Nm3（干基）。
为积极响应国家环保部关于焦炉生产污染物排放指标的控制，峰煤焦化厂相关领导拟对焦炉烟气进行脱硫脱硝净化处理，以达到污染物排放指标。
2、基础参数及条件
2.1、焦炉烟气参数
在正常生产过程中，1#、4#、5#焦炉各有一个烟囱，每个烟囱排放的烟气量和烟气成分基本相同，详细参数见下表：
序号
名称
单位
数值
1
烟气量
Nm3/h
90000-120000
2
烟气温度
℃
230-290
3
SO2浓度
mg/Nm3
≤200
4
NOx浓度
mg/Nm3
≤1200
5
粉尘浓度
mg/Nm3
≤30
6
含O2量
%
7-11%
2.2、设计原则及标准
《焦化安全规程》GB12710—2008
《炼焦化学工业污染物排放标准》GB16171-2012
《火电厂烟气脱硝工程技术规范-选择性催化还原法》HJ562-2010
《工艺金属管道设计规范》GB50316-2000
《工业企业厂界噪声标准Ⅲ类标准》GB12348-90
《工业企业设计卫生标准》GBZ1－2002
《工业金属管道工程施工及验收规范》GB50235-97
《自动化仪表施工及验收规范》GB50093-2002
《机械设备安装工程施工及验收规范》GB50231-98
《压缩机、风机、泵安装工程施工及验收规范》GB50275-98
《工业设备及管道绝热工程施工及验收规范》GBJ126－89
《工业设备、管道防腐蚀工程施工及验收规范》HGJ229-91
《自动化仪表工程施工及验收规范》GB50093—2002
《电气装置安装工程电器设备交接试验规程》GB50150—91
《继电保护和安全自动装置技术规程》DL400-91
《电力工程直流系统设计技术规程》DL/T8044-2004
《低压配电设计规范》DL/T50044-95
《袋式除尘器分类及规格性能表示方法》GB6719—86
《袋式除尘器用滤料及滤袋技术条件》GB12625—90
《脉冲袋式除尘器用滤袋框架技术条件》GB/T5917—91
《袋式除尘技术性能及测试方法》GB11653—89
《机电产品包装通用技术条件》GB/T13384—91
《气焊、电弧焊及气体保护焊缝的基本型式及尺寸》GB/T985-1988
《埋弧焊焊缝的基本型式及尺寸》GB/T986-1988
以上标准不限于此，如遇最新标准，按最新标准执行。
2.3、项目设计指标
根据招标文件，以及GB16171-2012《炼焦化学工业污染物排放标准》规定的大气污染物特别排放限值，实现以下排放指标：
（1）、烟囱排放温度：
≥130℃
（2）、NOx排放浓度：
≤150mg/Nm3
（3）、SO2排放浓度：
≤30mg/Nm3
（4）、粉尘排放浓度：
≤15mg/Nm3
（5）、氨逃逸：
≤10ppm
3、工艺技术方案
按照招标文件中焦炉烟气脱硫脱硝既定的工艺路线，采用“中低温SCR脱硝+余热回收+循环流化床（CFB）半干法脱硫+布袋除尘器”的技术，对焦炉烟气进行脱硫脱硝以及余热回收，具体工艺流程为：
（1）、将焦炉烟气从地下烟道挡板门以前引出，然后通过焦油吸附装置，去除烟气中大部分焦油，减少对后续工艺系统的影响。
（2）、经焦油吸附后的烟气进入中低温SCR脱硝反应器：
在催化剂的作用下，烟气中的NOx与喷入的NH3发生选择性还原反应，生成N2和H2O，以达到NOx脱除的目的，确保NOx浓度小于150mg/Nm3。
反应器采用分仓室结构，分成3个独立的通道，并在各个通道的进、出口设置阀门，实现各个通道内脱硝催化剂的在线检修和更换。
（2）、为了确保催化剂的活性，设置一套热风炉，通过升温，结合SCR反应器的分仓室结构，可定期进行催化剂在线热解析。
同时，当焦炉烟气温度低于原始设计温度时，可通过热风炉来稳定烟气温度，确保脱硝效率。
（2）、从SCR脱硝反应器出来的烟气进入余热锅炉，通过热交换，回收烟气中的显热，降低烟气温度，并产生一定量的饱和蒸汽，实现焦炉烟道气的余热回收。
（3）、从余热锅炉出来的烟气进入后部的循环流化床（CFB）脱硫塔：
利用循环流化床强烈的传热和传质特性，通过向塔内加入脱硫剂（Na2CO3），在高速气流的作用下，脱硫剂呈流化态并与烟气强烈混合并接触，与烟气中的酸性物质（主要为SO2、SO3等）发生中和反应，从而实现SO2的固化及脱除，确保出口SO2浓度小于30mg/Nm3。
（4）、从CFB脱硫塔中出来的含尘烟气进入布袋除尘器，经布袋的拦截、捕集后，布袋除尘器出口烟气中的粉尘浓度小于15mg/Nm3。
（5）、经脱硝、余热回收、脱硫、除尘后的洁净烟气经由系统引风机引出，然后返送回地下烟道挡板门后，经由原焦炉烟囱达标排放。
由于排放的烟气温度＞140℃，确保焦炉烟囱一直处于热备状态。
（6）、为了防止焦炉烟气量的变化对CFB脱硫系统的正常运行造成影响，在风机出口增加一路循环管路，返送至脱硫进口阀以前，并在该管道上设置电动调节阀门，以便调节脱硫进口的烟气量，防止脱硫塔发生塌床等事故。
此外，还需对原有焦炉地下烟道进行改造，具体改造工作如下：
（1）、以原有地下烟道挡板门进行改造，加强阀门的密封性，并将阀门与脱硫脱硫系统进行联锁，实现该阀门的快开快关，确保焦炉的安全生产。
（2）、在地下烟道挡板门入口端与出口端各引出一根烟气管道与脱硫脱硝系统对接，作为系统的进口和出口，并分别设置电动挡板门。
系统正常运行时，进、出口电动挡板门打开，地下烟道挡板门关闭，焦炉烟气经脱硫脱硝及余热回收后，从原焦炉烟囱达标排放。
当脱硫脱硝系统出现故障或系统引风机断电的情况下，地下烟道挡板门基于联锁控制程序，快速开启，烟气直接从地下烟道进入烟囱排放，确保焦炉的安全正常生产。
此外，地下烟道的气动挡板门还设置现场操作箱，可实现就地和远传两个操作模式。
系统主要组成如下：
序号
名称
备注
1
焦油吸附装置
共2层，1用1备
2
中温SCR脱硝系统
出口NOx≤150mg/Nm3
3
热风炉系统
1套
4
余热锅炉
热管式
5
CFB脱硫系统
出口SO2≤30mg/Nm3
6
布袋除尘器
出口粉尘≤15mg/Nm3
7
引风机
变频，450KW
8
烟气管网
1套
9
控制系统
1套
3.1、焦油吸附装置
该装置采用焦炭（或活性炭）作为吸附剂，焦炭是一种多孔结构，可提供很大的表面积，并且具有很强的吸附能力，通过毛细管的吸附作用，从而去除烟气中绝大部分的焦油。
当吸附量接近饱和时（表征为吸附装置阻力变大），需要进行吸附剂的更换。
焦油吸附装置采用整体抽屉式快装模块化的设计，可以实现吸附剂的快速在线更换及检修。
具体配置为：
吸附层数：
2层（1用1备）
单层吸附层外形尺寸：
1000x7000
每层吸附模块数量：
7个（2层，共16个）
单个模块外形尺寸：
1000x1000
3.2、中低温SCR脱硝系统
3.2.1、催化剂的选型说明
本项目中，进入SCR脱硝反应器的烟气温度约170-230℃，如何选择催化剂以适应焦炉烟气特点是本项目的技术重点。
SCR法按催化剂使用温度区间主要分三种：
高温脱硝催化剂、中温脱硝催化剂、低温脱硝催化剂。
高温脱硝催化剂（300-400℃）近两年由于电力行业NOx排放要求的提高，产能迅速增加，世界范围电厂脱硝80%采用此中方法。
作为最成熟的脱硝工艺，其反应温度对于焦炉烟气偏高，不适用于焦炉烟气脱硝，即便使用也会面临大量烟气加热能耗费用，成本巨大。
中温脱硝催化剂（220-300℃）及低温脱硝催化剂（低于220℃）作为大型烟气脱硝处理装置应用较少，但在国内已有成功应用。
针对本项目焦炉烟气排放温度特点，进入SCR反应器的烟气温度在230-290℃左右，且烟气中SO2的浓度小于200mg/Nm3，为催化剂的选型提供了有利条件。
焦炉烟气脱硝催化剂选择受焦炉烟气特点影响较大，主要受制因素是烟气温度、含尘量、SO2浓度等。
本方案选择中温型蜂窝式催化剂。
催化剂选型依据：
（1）根据飞灰浓度确定催化剂孔最小截距，在保证不堵灰的情况下，尽量选用比表面积多的催化剂型号；
（2）根据烟气量、温度和脱硝性能，利用动力学方程确定催化剂基本体积；
（3）根据有毒元素含量和温度等因素估算失活速率，推算催化剂末期活性，对催化剂参数进行修正，最终确定催化剂体积用量。
3.2.2、脱硝反应机理
选择性催化还原法（SCR）是在催化剂作用下，通过NH3将烟气中的NOx还原成N2和H2O，从而达到烟气脱硝的目的。
常见的SCR脱硝系统通常采用高温催化剂，最佳反应温度区间为360℃左右。
由于焦炉烟气温度在230-290℃之间，因此，本项目采用中温催化剂，反应温度区间在220-300℃左右。
发生的主要反应：
NO＋NH3＋O2→N2＋H2O
NO2+NH3→N2+H2O
NO＋NO2＋NH3→N2＋H2O
3.2.3、系统构成
由于项目新建一套液氨站及氨蒸发系统，可以向系统直接提供合格的氨气，所以此项目SCR脱硝系统构成比较简单。
从氨气缓冲罐出来的氨气与空气在混合器内进行充分混合，然后通过喷氨格栅将其均匀喷入到SCR反应器上升烟道中；NH3随烟气一起进入反应器的催化剂层，并与烟气中的NOx发生还原反应，实现NOx的脱除，确保反应器出口NOx的浓度小于150mg.Nm3。
（1）、液氨站
本项目采用液氨作为还原剂，我方在业主方指定的区域设计、建设一套液氨站。
液氨法是SCR系统最早采用的氨气制备工艺，以加热减压方式将高压液氨转换成气氨，物理生产过程不伴随化学反应。
工艺流程详见下图：
（a）、流程简述：
接卸：
液氨自汽车槽车运到本站，分别将其气液相管道与接卸台的金属接卸臂连接，经氨压缩机抽吸液氨贮罐中的气相，加压后经气相阀门组压入汽车槽车，迫使车内液氨卸入液氨贮罐，当液相卸完后关闭液相阀门，切换氨压缩机四通阀抽吸槽车内气相至贮罐，当汽车槽车内压力小于0.1~0.2MPa时关闭氨压缩机即卸完。
利用液氨贮罐自身的压力或用氨压缩机加压，将液氨送至气化器气化，气化器采用蒸汽加热，气化后氨气送至车间用气装置。
气化：
利用液氨贮罐自身的压力或用氨压缩机加压，将液氨送至气化器气化，气化器采用蒸汽水浴式加热，气化后氨气经氨气缓冲罐减压后送至车间用气装置。
废气及废水处理：
液氨站设置氨气泄放总管，储罐、气化器、氨压缩机、氨气缓冲罐等手动泄放及安全阀自动泄放的氨气均通过泄放总管接入系统二级水喷淋吸收塔，经水吸收后放空。
吸收的氨水进入站区内废水池，收集废水经由废水泵送去厂区指定区域。
（b）、建设项目配套及辅助工程概况
本项目配套及辅助工程涉及供配电、给排水、消防、供气和供热。
供配电：
本项目供电为380/220V供电回路。
氨区区设置一段MCC为就地负荷供电，MCC采用单母线接线方式，由附近PC段引来两路电源，两路进线互为备用，自动切换。
本工程生产装置用电负荷等级为二级，双回
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