广州石化热电站脱硫技术应用研究

摘要

SO2的大量排放是各地区造成酸雨污染的主要原因，我国每年因酸雨和大气污染造成的经济损失在1000亿元以上，目前我国治理大气污染的战略重点就是酸雨和二氧化硫的污染防治。广州市酸雨频率高达50﹪，空气SO2指数已有突破国家二级标准的趋势，广州石化是广州市65家重点工业污染企业之一，热电站锅炉是广州石化SO2排放的主要来源，随着广州石化生产规模的不断扩大，SO2排放总量将大幅增加，SO2排放总量已成为企业发展的瓶颈。论文对广州石化热电站已采用和即将采用的几种锅炉脱硫技术进行研究，总结经验，吸取教训，为广州石化现在和今后的脱硫技术应用提供参考。 论文采用实例分析法、比较分析法。对已经应用于广州石化3＃、4＃煤粉锅炉的DCL型燃煤固硫剂炉内催化脱硫技术进行分析总结，找出存在的不足和问题，并有针对性的提出解决办法；对于即将完成的1＃、2＃煤粉锅炉半干法脱硫技术项目进行技术指标分析和应用前景预测；对即将应用在循环流化床锅炉(CFBB，CirculatingFluidizedBedBoiler)的循环流化床脱硫技术进行了技术分析和应用前景讨论，而且还根据论文作者在镇海炼化CFBB装置学习期间，对该单位的循环流化床脱硫技术应用实践的了解，对循环流化床脱硫技术在广州石化新建CFB锅炉上的应用效果进行分析预测。 广州石化计划2006-2007年完成1＃、2＃煤粉锅炉烟气脱硫改造后，2007年再对3＃、4＃煤粉锅炉进行尾部烟气增湿脱硫或重新安装循环悬浮式半干法烟气脱硫，2008年广州石化热电站1＃、2＃、3＃、4＃煤粉锅炉将全部采用半干法脱硫，烟气脱硫率平均达到85﹪。2007、2008年广州石化2台420t/hCFB锅炉陆续投产后，SO2年排放量为2320t/a，届时全厂热电站(99MW+2×100MW)脱硫后SO2实际排放总量为0.516t/h，占广州市最高允许排放量2.002t/h的38.8﹪，满足排放要求。 广州石化热电站脱硫项目的技术应用见证了我国和国外近阶段脱硫技术的发展、应用，具有典型意义。如2001年建成投用的3＃、4＃煤粉锅炉DCL型燃煤固硫剂炉内催化脱硫装置是广州市第一个该技术示范工程；计划2006年底完成的1＃、2＃煤粉锅炉半干法脱硫技术改造项目也在国内处于领先地位；而循环流化床脱硫技术则是目前世界上公认的最先进的脱硫技术。广州地区的环保技术应用在全国处于领先地位，因此，广州石化热电站在各个不同阶段采用的不同脱硫技术对于广大工矿企业进行脱硫改造和新装置脱硫技术选型具有较典型的示范和指导意义。

目录

文摘

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第一章绪论

1.1研究背景

1.2论文主要研究内容和研究意义

1.3论文结构

1.4论文研究方法

第二章国内外烟气脱硫理论和技术的现状、趋势、特色

2.1国内开发的烟气脱硫技术发展及应用

2.2目前国内应用的几种脱硫技术简介

2.2.1钠钙双碱法

2.2.2半干法循环悬浮式烟气脱硫

2.2.3石灰石/石灰-石膏法(湿法)

2.2.4炉内喷钙尾部增湿脱硫工艺(LIFAC)

2.2.5荷电干法烟气脱硫技术

2.2.6国内应用的几种脱硫技术的比较

2.3国外脱硫技术发展及应用情况

2.3.1半干法循环硫化床烟气脱硫原理

2.3.2湿式石灰石膏法原理

2.4国外烟气脱硫技术在国内的应用情况

2.5广东省火电厂现有典型烟气脱硫技术应用情况

2.5.1深圳西部电厂海水脱硫技术

2.5.2沙角发电A厂的湿式石灰石-石膏法烟气脱硫

2.5.3连州电厂的简易湿式石灰石-石膏法烟气脱硫

2.5.4广州造纸有限公司的荷电干法烟气脱硫

2.5.5瑞明电厂石灰石-石膏湿法烟气脱硫技术

2.5.6广东省几种脱硫工艺的简要小结

2.6本章小结

第三章广州石化3#、4#煤粉锅炉脱硫技术应用及工艺改进

3.1 DCL型燃煤固硫剂脱硫项目简介

3.2 DCL型燃煤固硫剂脱硫工艺及原理简介

3.2.1 DCL型燃煤固硫剂炉内催化脱硫工艺

3.2.2 DCL型燃煤固硫剂脱硫技术原理

3.2.3 DCL型燃煤固硫剂脱硫技术优点

3.3 DCL型燃煤固硫剂脱硫技术实际应用效果

3.4 DCL型燃煤固硫剂脱硫技术应用存在的问题

3.4.1对锅炉效率的影响

3.4.2对锅炉受热面的影响

3.4.3对锅炉燃烧的影响

3.4.4对电除尘器的影响

3.4.5对粉煤灰的影响

3.4.6脱硫效率偏低的问题

3.4.7脱硫设施设备故障问题

3.4.8固定钙硫比下燃料含硫增加可能对锅炉燃烧和电除尘运行产生负面影响

3.5 DCL型脱硫系统应用存在问题的分析

3.5.1影响脱硫率的因素分析

3.5.2固硫剂的最佳喷射位置分析

3.5.3固硫剂纯度和活性分析

3.5.4钙硫摩尔比应用分析比较

3.5.5罗茨风机或给料机故障分析

3.5.6球形气锁阀故障分析

3.6 DCL型燃煤固硫剂炉内催化脱硫系统应用技术改进

3.6.1改进喷射口

3.6.2改进控制系统

3.6.3 3#炉脱硫装置固硫剂输送管道经常堵管问题及对策

3.6.4炉前仓上的布袋除尘器存在不能除尘的问题及对策

3.6.5球形气锁阀故障问题对策

3.6.6针对存在问题采用的工艺运行控制措施

3.6.7针对电除尘影响的改进措施

3.7技术改造后3#炉脱硫效率

3.8本章小结

第四章广州石化1#、2#煤粉锅炉脱硫改造技术论证、选型及项目进展

4.1技术可行性、技术选型

4.2烟气脱硫工艺方案比较与选择

4.2.1烟气脱硫技术方案的选择原则

4.2.2脱硫工艺的综合分析比较

4.2.3烟气脱硫方案选定

4.3广州石化循环悬浮式半干法烟气脱硫系统工艺说明

4.3.1工艺原则

4.3.2工艺方案

4.3.3循环流化床烟气脱硫技术(CFB-FGD)的脱硫原理

4.3.4工艺系统说明

4.4广州石化1#、2#煤粉锅炉脱硫改造项目进展情况

4.4.1四台220t/h锅炉基本情况

4.4.2 3#、4#炉烟气脱硫进展情况

4.4.3 1#、2#炉脱硫项目进展情况

4.5本章小结

第五章广州石化CFB机组新型脱硫技术应用效果预测

5.1循环流化床烟气脱硫技术原理

5.1.1循环流化床烟气脱硫技术原理

5.1.2循环流化床烟气脱硫技术特点

5.1.3影响循环流化床锅炉脱硫效率的主要因素

5.1.4燃烧高硫石油焦的循环流化床锅炉的脱硫

5.2广州石化循环流化床烟气脱硫项目简介

5.2.1广州石化循环流化床整体流程简介

5.2.2广州石化循环流化床脱硫项目简介

5.3 CFB机组SO2及其他大气污染物控制效果预测

5.3.1 SO2及其他大气污染物排放治理措施

5.3.2 SO2及其他大气污染物允许排放量的确定

5.3.3 SO2及其他烟气污染物排放情况

5.3.4 SO2及其他污染物实际排放量与国家标准值的比较

5.3.5 SO2及其他污染物实际落地浓度与国家标准的比较

5.3.6 SO2及其他烟气污染物治理结论

5.4同类型机组烟气脱硫技术应用实际效果

5.4.1镇海炼化三电站脱硫石灰石系统布置简介

5.4.2镇海炼化三电站2006年脱硫效果

5.4.3镇海炼化三电站脱硫石灰石系统存在问题及系统改造

5.5本章小结

第六章广州石化热电站全部锅炉脱硫改造完成后的整体效果预测

6.1广州石化全厂SO2的排放现状

6.2新建两台100MWCFB机组的SO2排放量

6.3广州石化新建两台100MWCFB机组后全厂SO2的排放总量

6.3.1以2002年实际用煤情况为基础的分析预测

6.3.2以2003年实际用煤情况为基础的分析预测

6.3.3煤的含硫量取高值为基础的分析预测

6.4本章小结

结论

参考文献

攻读学位期间发表的与学位论文内容相关的学术论文

致谢