m烧结机烟气脱硫项目专业技术方案书Word文件下载.docx

1、6） 采用烟囱背后旁路布置，后续脱硫系统的建设不影响烧结主机的正常运行，只需不到十天的停机交驳时间。7） 脱硫系统不用防腐，整体占地面积小，造价低，今后的维护费用小。8） 脱硫塔出口的烟温为70以上，无需再热排放，烟囱出口烟气流速较高，不会产生白烟，不影响烟囱的自拔力，出口粉尘、NOx的落地浓度较低，满足排放要求，对周围环境影响小。9） 无废水排放，且可脱除95以上的重金属，符合工业用水零排放的要求。10） LJS烧结机烟气循环流化床干法脱硫工艺可以有效地脱除HCl、HF、重金属等有害物质，而在湿法工艺中由于吸收液为酸性，无法脱除这些污染物。11） 启停方便，烟气工况适应性强，对各种SO2浓度

2、烟气均能有效进行净化，设有清洁烟气再循环系统，对烧结机烟气负荷的变化均能快速适应。12） 技术成熟、可靠，适合烧结厂实际，设备可靠，经济上有好的性价比。2. 烟气参数2.1 工程原始参数工程单位参数备注炉型烧结机数量台1产量m278工况烟气量m3/h520000550000（短时）标况烟气量Nm3/h350000SO2浓度mg/Nm32000烟气温度120140最低80、最高200（瞬时）烟尘浓度100设定值2.2 烟气排放参数脱硫装置出口烟气排放标准：SO2：90%并符合钢铁工业污染物排放标准DB37/990-2008有关条文规定。3. 脱硫建设条件3.1 吸收剂的供应目前脱硫工艺的主要吸收

3、剂为石灰石或生石灰粉。石灰石/石膏湿法脱硫工艺采用石灰石作为吸收剂，LJS烧结机烟气循环流化床干法脱硫工艺采用生石灰作为吸收剂。吸收剂的来源一般为市场直接采购。其品质要求如下：3.1.1 石灰石品质要求为CaCO3含量 90%MgO含量2%细度 250目筛余量 5%3.1.2 生石灰品质要求目前LJS烧结机烟气循环流化床干法脱硫工艺的主要吸收剂为生石灰。吸收剂的来源一般有市场直接采购、烧结厂自建石灰厂制备生石灰两种方式，其品质要求如下：CaO纯度 80%活性 满足t604min（注：t60表示石灰加水后升温至60所需时间，按DINEN459-2标准执行）粒径 1mm3.2 供脱硫用的电、水、汽

4、、气等条件3.2.1 电电压等级6kV、380V、220V（照明和检修）、110V，电机功率大于800kW用高压电源。3.2.2 水LJS烧结机烟气循环流化床干法脱硫工艺用水水质要求较低，可以使用处理后的工业废水进行脱硫，本工程脱硫用水从烧结厂工业水系统接入。水质要求如下：1） 脱硫塔内烟气降温用水水质要求：可允许的悬浮物最大粒径： 30m可允许的磨损物含量： 10ppm可允许的最高固体浓度： 200ppm2） 石灰干消化用水质要求：水硬度：120dHpH： 7SO42含量： 100mg/LCl-含量： 40mg/LNH3含量： 7mg/L 100ppm干残留物： 400mg/L3.2.3 蒸

5、汽LJS烧结机烟气循环流化床干法脱硫工艺系统的蒸汽主要供灰斗及流化风加热用，所需蒸汽品质为0.3MPa、150的过热蒸汽，可从烧结厂蒸汽系统引接。3.2.4 压缩空气LJS烧结机烟气循环流化床干法脱硫工艺系统的压缩空气主要供脱硫灰气力输送、脱硫塔吹扫、检修杂用、布袋除尘器吹扫及岛内仪表用。脱硫除尘岛压缩空气品质要求见下表：名称数值布袋除尘器清灰用压缩空气压力（MPa）0.080杂用压缩空气压力（MPa）0.50.7仪用压缩空气：压力（MPa）0.40.6含油量（mg/m3）1干气体露点温度（）-22含尘量（mg/m3）1（含尘粒度3m）4. 脱硫工艺的选择目前，烟气脱硫工艺达数百种，这些工艺有

6、的已经达到商业化应用的水平，有的尚处于实验阶段。以下主要介绍石灰石石膏湿法脱硫工艺和LJS烧结机烟气循环流化床干法脱硫工艺。4.1 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石灰石或石灰做脱硫吸收剂，石灰石经破碎磨细成粉状与水混合搅拌成吸收浆液。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，烟气中的二氧化硫与浆液中的碳酸钙以及鼓入的氧化空气进行化学反应被脱除，最终反应产物为石膏。脱硫后的烟气经除雾器除去细小液滴，经换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。由于吸收浆液循环利用，脱硫吸收剂的利用率很高。石灰石/石膏

7、湿法烟气脱硫工艺的主要化学反应式如下：SO2+H2OH2SO3 吸收过程CaCO3+H2SO3CaSO3+CO2+H2O 中和反应CaSO3+1/2O2CaSO4 氧化反应CaSO3+1/2H2OCaSO31/2H2O 结晶过程CaSO4+2H2OCaSO42H2O 结晶过程石灰石（石灰）/石膏湿法脱硫主要特点如下：1） 脱硫效率高。石灰石（石灰）/石膏湿法脱硫工艺脱硫率高达95%，但是由于湿法无法脱除SO3，且GGH存在漏风问题，会使未脱硫的烟气通过GGH漏到净烟气区，因此脱硫率很难突破95%。2） 引进早，技术成熟，可靠性高，其工艺成熟于上世纪七十年代中期，在火力发电行业有大型机组的应用业

8、绩。3） 该工艺适用于任何含硫量的烟气脱硫，但是在对烟气量含硫量低于3000mg/Nm3时，湿法工艺会存在资源大量浪费的情况。4） 系统复杂，占地面积较大，一次性建设投资相对较大。石灰石（石灰）/石膏湿法脱硫工艺比干法工艺的占地面积要大，即使合理布置，占地大幅度减少，其一次性建设投资比干法工艺也要高一些。5） 脱硫副产物便于综合利用。石灰石（石灰）/石膏湿法脱硫工艺的脱硫副产物为二水石膏。主要用于建材产品和水泥缓凝剂。但我国是盛产石膏的国家，现在全国大型火力发电厂基本上是采用湿法脱硫，石膏的产量已经大幅度上升，加之湿法脱硫无法脱除一些重金属和杂质，石膏品质较低，在现阶段石膏的综合利用已经无优势

9、。6） 后期处理复杂，二次污染严重。石灰石（石灰）/石膏湿法脱硫工艺需要配置废水处理系统，GGH清洁系统，这些是石灰石（石灰）/石膏湿法脱硫工艺无法避免的。7） 烟囱必须防腐处理。由于湿法烟气脱硫只能脱除20%左右的SO3，而低浓度比高浓度酸液的腐蚀性更强，加之经过湿法脱硫后，脱硫烟气湿度增加，温度下降，烟气中存在过饱和水，湿法脱硫后的烟气露点温度反而上升，因此，无论是否采用GGH，后续烟道、烟囱均存在很大的腐蚀。因此，烟道和烟囱内壁必须进行防腐处理，烟囱进行防腐需要增加造价。8） 湿法装置出口温度仅50左右，烟囱出口烟气流速远低于正常排烟温度（约70）下的烟气流速，同时，由于烟温较低，烟气所

10、携带的热释放率低，造成烟气抬升高度大大降低，造成烟气中的粉尘、NOx的落地浓度大大高于正常排烟温度下的落地浓度，对周围环境造成不良影响。另外，排放的湿烟气在低温状态下容易产生白烟。一般而言，湿法FGD系统后冒“白烟”是很难彻底解决的，如果要完全消除“白烟”，必须将烟气加热到100以上。设置烟气再热器（GGH）也只能使烟囱出口附近的烟气不产生凝结，使“白烟”在较远的地方形成。但烟囱排放的湿烟气的凝结水可能在烟囱周围地区形成“烟囱雨”，影响局部地区的环境质量。如图4-1图4-1 “白烟”现象9） 湿法脱硫工艺使可吸入颗粒物排放增加。湿法脱硫塔虽脱除了部分粗颗粒，却提高了细颗粒的浓度，这些细颗粒是除

11、雾器无法除去的湿法脱硫烟气中的细小液滴在换热器中干燥后产生的浆渣所形成的。此外，湿法脱硫工艺对烟气中的SO2脱除效率较高，但对SO3脱除效率并不高，仅20%左右。当脱硫后湿烟气排入大气中之后，未被脱除的SO3易与水蒸汽结合形成硫酸气溶胶，硫酸气溶胶会和大气中的其他物质反应，产生二次可吸入颗粒物。硫酸气溶胶是强氧化剂，其毒性比SO2更大。可吸入颗粒物对光的散射会使烟羽显现出颜色，根据入射光线的角度不同，烟羽会变黄或变蓝，造成“蓝烟”（如图4-2）。可吸入颗粒物（PM10）已经逐渐成为中国许多大中城市的首要空气污染物，对人体健康、气候和大气能见度等造成了一定的危害和影响。图4-2 烟囱“蓝烟”现象

12、10） 脱硫系统无法快速响应烧结烟气负荷的变化运行。石灰石（石灰）/石膏湿法脱硫工艺的启停较为麻烦，需要的时间较长，无法快速相应烧结烟气负荷变化情况，而且在系统不进行投运时必须进行维护。11） 粉尘排放浓度较难满足要求。石灰石（石灰）/石膏湿法对细微颗粒的捕捉效果很差，要求脱硫前必须配置高效除尘器，烟气经过脱硫系统后，烟气还将增加夹带约15mg/Nm3左右的固体颗粒，因此粉尘浓度将会提高，很难满足国家50mg/Nm3的排放要求，更难以达到30mg/Nm3的排放要求。12） 整个系统物料处于浆状，制浆、喷淋系统、除雾器、GGH易结垢、堵塞，工艺复杂，系统管理、维护费用较高。石灰石（石灰）/石膏湿法脱硫是目前世界上技术成熟、应用最多的脱硫工艺，特别在美国、德国、日本，应用该工艺的机组容量约占电站脱硫装机总容量的80%以上，应用的单机容量已达100万千瓦。4.2 LJS烧结机烟气循环流化床干法脱硫工艺LJS烧结机烟气循环流化床干法脱硫工艺是龙净环保在世界著名环保公司德国鲁奇能捷斯公司（LLA