石灰石_石膏湿法烟气脱硫工艺的设计毕业设计

学号：14083400792毕业设计(论文)目：50000Nm3h石灰石石膏湿法烟气脱硫工艺的设计摘要本设计选择石灰石—石膏湿法脱硫工艺，脱硫能力为50000Nm3h标干烟气）.该工艺系统共有六大系统，分别是：除尘系统、烟气系统、吸收系统、吸收剂浆液制备系统、石膏脱水系统以及废水处理系统。吸收系统，石膏脱水系统，除尘系统主要涉及系统工艺设计计算。除尘系统采用电除尘器法，吸收系统采用的是喷淋塔。关键字：烟气脱硫；石灰石—石膏湿法；吸收塔AbstractThisdsignchoiclimstongypsumwtFGDprocss,dsulfurizationcapacityfor50000Nm3h(standarddryflugas).Thprocssatotalofsixsystmsar:dustrmoalsystm,flugassystm,absorptionsystmabsorbntslurryprparationsystmgypsumdwatringsystmandwastwatrtratmntsystms.Absorptionsystm,gypsumdwatringsystm,ddustingsystm,mainlyrlatdtothsystmprocssdsigncalculations.ThdustrmoalsystmusingthESPmthod,thabsorptionsystmisusdinthspraytowr.Kywords：flugasdsulfurization;wtlimstongypsum;absorbr目录1第一章绪论1.1烟气脱硫的背景11.2我国烟气脱硫技术现状11.3烟气脱硫的目的及意义2第二章烟气脱硫工艺的选择32.1烟气脱硫分类32.2几种常见的脱硫工艺32.2.1MgO湿法烟气脱硫工艺32.2.2氨法脱硫工艺32.2.3石灰石石膏湿法脱硫工艺42.3脱硫工艺的确定52.3.1石灰石石灰）石膏湿法脱硫主要优点52.3.2MgO湿法烟气脱硫发主要优点52.3.3氨法脱硫的主要优缺点62.4本设计采用的脱硫系统62.5石灰石石膏湿法烟气脱硫工艺系统的介绍72.5.1烟气系统72.5.2SO2吸收系统72.5.3石灰石浆液制备系统72.5.4石膏脱水系统82.5.5供水系统82.5.6排放系统8第三章湿法烟气脱硫存在的问题及解决83.1烟气的预处理93.2烟气的预冷却93.3净化后气体再加热103.4除雾103.5富液的处理113.6结垢与堵塞113.7脱硫装置各腐蚀区域的腐蚀123.7.1烟气输送机热交换系统腐蚀特点分析123.7.2SO2吸收及氧化系统腐蚀特点分析143.7.3吸收剂石灰石浆液）传输及收系统腐蚀特点分析15第四章物料平衡的计算164.1《锅炉大气污染物排放标准》164.2各种设计参数的确定174.3脱硫效率的计算184.4吸收剂消耗量的计算184.4.1净烟气中SO2浓度184.4.2石灰石消耗量18第五章主要设备尺寸及规格的计算205.1除尘器205.1.1各种除尘器的比较205.1.2袋式除尘器的特点205.1.3电除尘器的特点215.1.4除尘器选择结论215.2烟气系统22225.2.1旁路烟道225.2.2FGD入口烟道225.2.3FGD出口烟道225.2.4烟气换热器5.3SO2吸收系统235.3.1吸收塔的选择235.3.2吸收塔尺寸设计计算245.3.3吸收塔附属设备的选型265.3.4吸收塔高度的计算275.3.5吸收塔附属部件设计285.4浆液制备系统的设计计算285.4.1浆液制备系统的选择285.4.2主要设备的计算295.5其他系统设备设计选择305.5.1增压风机305.5.2搅拌器315.5.3石膏处置系统325.5.4废水排放系统和处理系统325.5.5浆液排放与收系统325.5.6工艺水耗量的计算32第六章工艺布置346.1脱硫装置的平面布置346.2浆液管道布置要求346.3设备一览表35参考文献36谢辞37附录39第一章绪论1.1烟气脱硫的背景当今世界上电力产量的60%是利用煤炭资源生产的，我国是世界上少数几个以煤炭为主要能源的国家之一。在80年代之前，我国燃煤工业锅炉烟气脱硫的研究及开发，基本上处于停滞阶段。到了80年代末或90年代初，由于我国大气污染及酸雨污染日趋严重，研究与开发燃煤工业锅炉烟气脱硫技术便应运而生。许多部门着手研究及开发燃煤工业锅炉烟气脱硫技术。1995年8月，我国修改后的《中华人民共和国大气污染防治法》的正式出台，在法规上定义为我国重要的必须治理的大气污染物，污染防治及酸雨污染防治纳入法律条文，以法规形式确保污染防治和酸雨污染防治。随着《中华人民共和国大气污染防治法》的贯彻和执行，在很大程度上促进了燃煤工业锅炉烟气脱硫的研究与开发。我国相当多的高等院校，中国科学院的院所，各部委的科研机构，地区的科研部门，环保局的科研院所，以及民营科研机构等，对燃煤工业锅炉烟气脱硫技术纷纷进行研究与开发。参加研究与开发的单位之广，人数之多，时间之长，在我国历史上实属罕见。燃煤工业锅炉烟气脱硫以其存在问题多，治理难度大，而成为我国当今令人关注的热点。由中国环境科学学会发起和主办的三届务实和卓有成效的“全国燃煤锅炉烟气脱硫技术交流会”，把我国燃煤工业锅炉烟气脱硫技术研究与开发，从引进、学习、消化、模拟阶段推进到独立自行研究与开发阶段，进一步推进到富有独创的研究与开发阶段。三届技术交流会，极大地促进了科研单位之间烟气脱硫技术的交流与学习，沟通了科研单位和用户之间的产销关系，促进了烟气脱硫技术及设备进入燃煤工业锅护的市场。1.2我国烟气脱硫技术现状在90年代不到10年内，我国研究与开发的烟气脱硫技术多达50种以上。时间短，种类多，技术广，在人类烟气脱硫研究与开发历史上也不多见。在研究与开发的50多种燃煤工业锅炉烟气脱硫技术中，包括炉内直接喷石灰石灰石、沸腾床石灰石和喷雾干燥法等干法烟气脱硫，钙碱法、氨碱法、钠碱法及镁碱法等湿法烟气脱硫。湿法烟气脱硫占95%左右，干法烟气脱硫占5%左右。目前，干法烟气脱硫除个别方法外，仍处于研究及中试阶段，尚未工业化，近期内很难推广应用。湿法烟气脱硫趋于成熟，正处于工业化应用，是当前可行的脱硫技术。湿法又分为除尘脱硫组合—体化设备，和除尘与脱硫分体组合式设备。在研究与开发的50多种烟气脱硫技术中，运行稳定、安全可靠的烟气脱硫技术大约有10种左右，其脱硫效率均能达到国家允许的排放标准。其性能为脱硫效率较高(7090%)，无二次污染，液气及灰水分离良好，防腐、耐磨，无结垢、无堵塞、运转效率高(>90%)，使用寿命长(10年以上)，能耗低，价格低廉，工艺过程及设备结构简单，操作方便，占地面积小。不到10年内，在烟气脱硫研究及开发中，一向被人们认为难以解决的腐蚀、磨损、结垢及堵塞等棘手的问题，取得突破性的解决，脱硫设备的使用寿命在10年以上，运转效率在90%以上。相当—部分关键技术，如防腐、耐磨、防结垢、防堵塞、灰水分离、液气分离等，达到或接近国际的先进技术。1.3烟气脱硫的目的及意义锅炉燃料中的硫在燃烧过程中与O2反应生成氧化物主要是SO2和SO3），脱硫工艺所要脱除的就是锅炉尾气中的有害气体SO2和SO3。采用湿法烟气脱硫工艺之后，排放的大气污染物(、烟尘)排放量及排放浓度均明显减小，从而降低了电厂大气污染物对当地环境的影响程度，将极大地改善区域大气环境质量，环境效益十分显著。同时根据国务院《排污费征收使用管理条例》(国务院令第369号)及《排污费征收标准管理办法》(国家计委、财政部、国家环保局、国家经贸委令第31号)，实施烟气脱硫后每年可减少大气中二氧化硫的排放量，这对人类可持续发展十分有利。因此本课题主要研究目的为根据设计所给参数对50000m3h的烟气脱硫除尘系统进行系统的设计，使排放烟气中的SO2及烟尘达到国家排放标准，有效地控制当地空气污染物，改善空气质量，提高居民生活质量，该课题是具有实际意义和具有一定必要性的。第二章烟气脱硫工艺的选择2.1烟气脱硫方法分类化烟气脱硫Flugasdsulfurization，简称FGD）,在FGD技术中,按有无液相介入划分，可分为以下五种方法：湿法，干法，半干法，电子束法，海水法。其中，湿法是利用碱性溶液为脱硫剂，应用吸收原理在气、液、固三相中进行脱硫的方法，脱硫产物和残液混合在一起，为稀糊状的流体。湿法脱硫的操作温度在4455ºC。半方法是指在有液相和气相介入脱硫方法，脱硫产物为干粉状。半方法的操作温度控制在6080ºC。干法是指无液相介入完全在干燥状态下进行脱硫的方法。如向炉内喷干燥的生石灰或石灰石粉末，即脱硫产物为粉状。干法的操作温度在8001300ºC。海水法受地域条件限制。且有氯化物严重腐蚀设备的问题。脱硫残液PH很低，必须配置参数合理的水质恢复系统，才能达到环保要求的排放条件。电子束法是一种利用高能物理原理，采用电子束辐照烟气，或以脉冲产生电晕对烟气实施脱硫的方法。电子束法使用的脱硫剂为合成氨，目前仅限于吨位不大的燃煤锅炉烟气脱硫。按脱硫剂的种类划分,可分为以下五种方法：以CaCO3石灰石）为基础的钙法，以MgO为基础的镁法，以Na2SO3为基础的钠法，以NH3为基础的氨法，以有机碱为基础的有机碱法。世界上普遍使用的商业化技术是钙法，所占比例在90%以上。按吸收剂及脱硫产物在脱硫过程中的干湿状态又可将脱硫技术分为湿法、干法和半干半湿）法。2.2几种常见的脱硫工艺2.2.1MgO湿法烟气脱硫工艺工艺系统主要包括：烟气系统，SO2吸收系统，脱硫剂浆液制备系统，副产物处理系统，工艺水系统等。2.2.2氨法脱硫工艺氨法脱硫技术在化学工业领域应用普遍，用氨吸收硫酸生产尾气中的SO2,生产亚硫铵和硫铵。2.2.3石灰石石膏湿法脱硫工艺石灰石石膏法是目前应用最广泛、最多、最成熟的典型的湿法烟气脱硫技术。我国湿法烟气脱硫率可达98％以上，接近100％。国内采用此法脱硫的电厂主要有：重庆珞璜电厂一期、重庆珞璜电厂二期、太原第一热电厂、重庆电厂、杭州半山电厂、北京第一热电厂、陕西韩城第二电厂等。该工艺具有操作方便、原理简单、脱硫效率高(部分机组Ca／S接近1，脱硫效率超过9O％)、可应用于大容量机组、高浓度条件、可利用率高(>90％)、吸收剂来源广泛、价格也低廉、副产品石灰具有综合利用价值、运行和维护成本以及脱硫成本较低，是目前公认应用最广泛、技术最为成熟的脱硫技术。石灰石石灰）石膏湿法脱硫工艺系统主要有：烟气系统、吸收氧化系统、浆液制备系统、石膏脱水系统、排放系统组成。其基本工艺流程如下：锅炉烟气经电除尘器除尘后，通过增石灰石—石膏湿法烟气脱硫工艺是当今世界各国应用最多和最成熟的湿法工艺,该工艺主要是采用廉价易得的石灰石或石灰作为脱硫吸收剂,石灰石经破碎磨细成粉状与水混合搅拌制成吸收浆液。当采用石灰作为吸收剂时,石灰粉经消化处理后加水搅拌制成吸收浆液。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吸收脱除,最终产物为石膏。脱硫后的烟气依次经过除雾器除去雾滴,压风机、GGH(可选)降温后进入吸收塔。在吸收塔内烟气向上流动且被向下流动的循环浆液以逆流方式洗涤。循环浆液则通过喷浆层内设置的喷嘴喷射到吸收塔中，以便脱除SO2、SO3、HCl和HF，与此同时在“强制氧化工艺”的处理下反应的副产物被导入的空气氧化为石膏CaSO42H2O），并消耗作为吸收剂的石灰石。循环浆液通过浆液循环泵向上输送到喷淋层中，通过喷嘴进行雾化，可使气体和液体得以充分接触。每个泵通常与其各自的喷淋层相连接，即通常采用单元制。在吸收塔中，石灰石与二氧化硫反应生成石膏，这部分石膏浆液通过石膏浆液泵排出，进入石膏脱水系统。脱水系统主要包括石膏水力旋流器作为一级脱水设备）、浆液分配器和真空皮带脱水机。经过净化处理的烟气流经两级除雾器除雾，在此处将清洁烟气中所携带的浆液雾滴去除。同时按特定程序不时地用工艺水对除雾器进行冲洗。进行除雾器冲洗有两个目的，一是防止除雾器堵塞，二是冲洗水同时作为补充水，稳定吸收塔液位。在吸收塔出口，烟气一般被冷却到4655℃左右，且为水蒸气所饱和。通过GGH将烟气加热到80℃以上，以提高烟气的抬升高度和扩散能力。最后，洁净的烟气通过烟道进入烟囱排向大气。2.3脱硫工艺的确定2.3.1石灰石石灰）石膏湿法脱硫主要优点A技术成熟，运行可靠，目前国内烟气脱硫的80﹪以上采用该法，设备和技术很容易取得，脱硫效率高；B脱硫剂石灰石易得，价格便宜，副产品石膏目前有一定的市场，吸收剂资源丰富，价格便宜；C对锅炉负荷变化有良好的适应性，在不同的烟气负荷及SO2浓度下，脱硫系统依然可以保持较高的脱硫效率及系统稳定性。D单塔处理烟气量大，SO2脱除量大，适用于任何含硫量的煤种的烟气脱硫，处理后的烟气含尘量大大减少。缺点：A系统复杂，占地面积较大，脱硫塔设备投资稍高，一次性建设投资相对较大；B脱硫塔循环量大，耗电量较高,脱硫系统无法快速响应锅炉负荷的变化运行；C石膏纯度须在94﹪以上才有出路；D后期处理复杂，二次污染严重,粉尘排放浓度较难满足要求；E整个系统物料处于浆状，制浆、喷淋系统易结垢、堵塞，工艺复杂，系统管理、维护费用较高。2.3.2MgO湿法烟气脱硫发主要优点A技术成熟，运行可靠。氧化镁脱硫技术是一种成熟度仅次于钙法的脱硫工艺。在日本和美国，氧化镁脱硫在各工业领域得到一定应用。并且目前在国内也已有使用，但副产品抛弃不收；B脱硫效率高。在化学反应活性方面氧化镁要大于钙基脱硫剂，并且由于氧化镁的分子量较碳酸钙和氧化钙都比较小。因此其他条件相同的情况下氧化镁的脱硫效率要高于钙法的脱硫效率，一般情况下氧化镁的脱硫效率可达到95﹪98﹪;C副产物有利用前景。副产物亚硫酸镁是造纸工业的化工原料，亚硫酸镁／硫酸镁是重要的肥料，可以生产含镁复合肥。缺点：A副产品收困难。因MgSO3和MgSO4在水中的溶解度较高，如采用蒸发结晶的方法将消耗大量能源。对于本项目最经济的办法就是加入生石灰CaO，此法实际上就是“双碱法”。其最终副产品也是石膏；B到目前为止，国内还没有带收副产品的镁法脱硫装置；C镁法脱硫工艺成立的前提是：副产品有市场，能收利用。其出路有造纸业MgSO3）和硫酸生产厂。2.3.3氨法脱硫的主要优缺点氨法是高效、低耗能的湿法。氨法是气液相反应，反应速率快，吸收剂利用率高，能保持脱硫效率95%—99%。氨在水中的溶解度超过20%。氨法具有丰富的原料。氨法以氨为原料，其形式可以是液氨、氨水和碳铵。目前我国火电厂年排放二氧化硫约1000万吨，即使全部采用氨法脱硫，用氨量不超过500万吨年，供应完全有保证。氨法的最大特点是SO2的可资源化，可将污染物SO2收成为高附加值的商品化产品。副产品硫铵是一种性能优良的氮肥，在我国具有很好的市场前景。缺点：1对烟气中的尘含量要求较高不大于200mg／m3),如烟气中尘含量达到350mg／m3,平均每天将近有1t的滤料要清理；2脱硫陈本主要取决于氨的价格。氨的消耗为1tSO2消耗0.5t氨。如氨的价格上涨比较多，将影响脱硫成本一般地说，硫按价格与氨的价格挂钩，同涨同降）；3系统须采用重防腐；4如氨系统泄漏，易造成二次污染。根据以上各种脱硫工艺优缺点的比较，结合当前市场运用的前景及经济状况分析，石灰石石膏湿法烟气脱硫在脱硫项目中体现了较为明显的优势，因此，该选用石灰石石膏湿法烟气脱硫工艺。2.4本设计采用的脱硫系统脱硫系统工艺采用石灰石石膏湿法脱硫工艺，系统主要由:烟气系统、吸收氧化系统、浆液制备系统、石膏脱水系统、排放系统等组成。其基本工艺流程为:锅炉烟气经电除尘器除尘后，通过增压风机、GGH降温后进入吸收塔。在吸收塔内烟气向上流动且被向下流动的循环浆液以逆流方式洗涤。循环浆液则通过喷浆层内设置的喷嘴喷射到吸收塔中，以便脱除S02、HCl和HF，与此同时在“强制氧化工艺”的处理下反应的副产物被导入的空气氧化为石膏(CaSO4·2H2O)，并通过石膏浆液泵排出，进入石膏脱水系统。浆液池底部进行搅拌，防止浆液中的固体成分沉积结垢。经过净化处理的烟气流经吸收塔顶部的两级除雾器除雾，在此处将清洁烟气中所携带的浆液雾滴去除。最后，洁净的烟气通过烟道进入烟囱排向大气。2.5石灰石石膏湿法烟气脱硫工艺系统的介绍2.5.1烟气系统锅炉出来的烟气经过电气除尘器除尘后，依次经过引风机和增压风机增压后进入气气换热器GGH）的冷却侧降温，然后进入吸收塔系统除去SO2，再经过气气换热器GGH）的加热侧升温后，通过烟囱排入大气。烟道设有旁路系统。进出口挡板门为双挡板型式，在脱硫系统运行时打开。旁路挡板门也为双挡板型式，在吸收塔系统运行时关闭。当吸收塔系统停运、事故或维修时，入口挡板和出口挡板关闭，旁路挡板全开，烟气通过旁路烟道经烟囱排放。2.5.2SO2吸收系统烟气由进气口进入吸收塔的吸收区，在上升过程中与石灰石浆液逆流接触，烟气中所含的污染气体绝大部分因此被清洗入浆液，与浆液中的悬浮石灰石微粒发生化学反应而被脱除，处理后的净烟气经过除雾器除去水滴后进入烟道。吸收塔内烟气上升流速为2.5ms5ms并配有喷淋层，每组喷淋层由带连接支管的母管制浆液分布管道和喷嘴组成。喷淋组件及喷嘴的布置设计成均匀覆盖吸收塔上流区的横截面。喷淋系统采用单元制设计，每个喷淋层配一台与之相连接的吸收塔浆液循环泵。每台吸收塔配多台浆液循环泵。运行的浆液循环泵数量根据锅炉负荷的变化和对吸收浆液流量的要求来确定。吸收塔排放泵连续地把吸收浆液从吸收塔送到石膏脱水系统。通过排浆控制阀控制排出浆液流量，维持循环浆液浓度在大约825wt％。脱硫后的烟气通过除雾器来减少携带的水滴，除雾器出口的水滴携带量不大于75mgNm3。两级除雾器采用传统的顶置式布置在吸收塔顶部或塔外部，除雾器由聚丙烯材料制作，型式为折流板型，两级除雾器均用工艺水冲洗。冲洗过程通过程序控制自动完成。2.5.3石灰石浆液制备系统浆液制备通常分湿磨制浆与干粉制浆两种方式。不同的制浆方式所对应的设备也各不相同。至少包括以下主要设备：磨机湿磨时用）、粉仓干粉制浆时用）、浆液箱、搅拌器、浆液输送泵。每个系统设置一个石灰石浆液箱，每塔设置2台石灰石浆液供浆泵。吸收塔配有一条石灰石浆液输送管，石灰石浆液通过管道输送到吸收塔。每条输送管上分支出一条再循环管到石灰石浆液箱，以防止浆液在管道内沉淀。2.5.4石膏脱水系统石膏脱水系统包括水力旋流器和真空皮带脱水机等关键设备。石膏旋流站底流浆液由真空皮带脱水机脱水到含90％固形物和10％水分，脱水石膏经冲洗降低其中的Cl－浓度。滤液进入滤液水收箱。脱水后的石膏经由石膏输送皮带送入石膏库房堆放，后由螺旋卸料装置卸至汽车运输。2.5.5供水系统从电厂供水系统引接至脱硫岛的水源，提供脱硫岛工业和工艺水的需要。工业水主要用户为：除雾器冲洗水及真空泵密封水。冷却水冷却设备后排至吸收塔排水坑收利用。工艺水主要用户为：石灰石浆液制备用水；②烟气换热器的冲洗水；③所有浆液输送设备、输送管路、贮存箱的冲洗水。2.5.6排放系统FGD岛内设置一个公用的事故浆液箱，事故浆液箱的容量应该满足单个吸收塔检修排空时和其他浆液排空的要求，并作为吸收塔重新启动时的石膏晶种。吸收塔浆池检修需要排空时，吸收塔的石膏浆液输送至事故浆液箱最终可作为下次FGD启动时的晶种。事故浆液箱设浆液返泵将浆液送吸收塔）1台。FGD装置的浆液管道和浆液泵等，在停运时需要进行冲洗，其冲洗水就近收集在各个区域设置的集水坑内，然后用泵送至事故浆液箱或吸收塔浆池。第三章湿法烟气脱硫存在的问题及解决湿法烟气脱硫通常存在富液难以处理、沉淀、结垢及堵塞、腐蚀及磨损等等棘手的问题。这些问题如解决的不好，便会造成二次污染、运转效率低下或不能运行等。3.1烟气的预处理含有SO2的烟气，一般都含有一定量的烟尘。在吸收SO2之前，若能专门设置高效除尘器，如电除尘器和湿法除尘器等，除去烟尘，那是最为理想的。然而，这样可能造成工艺过程复杂，设备投资和运行费用过高，在经济上是不太经济的。若能在SO2吸收时，考虑在净化SO2的过程中同时除去烟尘，那是比较经济的，是较为理想的，即除尘脱硫一机多用或除尘脱硫一体化。例如，有的采取在吸收塔前增设预洗涤塔、有的增设文丘里洗涤器。这样，可使高温烟气得到冷却，通常可将120180℃的高温烟气冷却到80℃左右，并使烟气增湿，有利于提高SO2的吸收效率，又起到了除尘作用，除尘效率通常为95%左右。有的将预洗涤塔和吸收塔合为一体，下段为预洗涤段，上段为吸收段。喷雾干燥法烟气脱硫技术更为科学，含硫烟气中的烟尘，对喷雾干燥塔无任何影响，生成的硫酸盐干粉末和烟尘一同被袋滤器捕集，不用增设预除尘设备，是比较经济的。近年来，我国研究及开发的燃煤工业锅炉和窑炉烟气脱硫技术，多为脱硫除尘一体化，有的在脱硫塔下端增设旋风除尘器，有的在同一设备中既除尘又脱硫。3.2烟气的预冷却大多数含硫烟气的温度为120185℃或更高，而吸收操作则要求在较低的温度下60℃左右）进行。低温有利于吸收，高温有利于解吸。因而在进行吸收之前要对烟气进行预冷却。通常，将烟气冷却到60℃左右较为适宜。常用冷却烟气的方法有：应用热交换器间接冷却；应用直接增湿直接喷淋水）冷却；用预洗涤塔除尘增湿降温，这些都是较好的方法，也是目前使用较广泛的方法。我国目前已开发的湿法烟气脱硫技术，尤其是燃煤工业锅炉及窑炉烟气脱硫技术，高温烟气未经增湿降温直接进行吸收操作，较高的吸收操作温度，使SO2的吸收效率降低，这就是目前我国燃煤工业锅炉湿法烟气脱硫效率较低的主要原因之一。3.3净化后气体再加热在处理高温含硫烟气的湿法烟气脱硫中，烟气在脱硫塔内被冷却、增湿和降温，烟气的温度降至60℃左右。将60℃左右的净化气体排入大气后，在一定的气象条件下将会产生“白烟”。由于烟气温度低，使烟气的抬升作用降低。特别是在净化处理大量的烟气和某些不利的气象条件下，“白烟”没有远距离扩散和充分稀释之前就已降落到污染源周边的地面，容易出现高浓度的SO2污染。为此，需要对洗涤净化后的烟气进行二次再加热，提高净化气体的温度。被净化的气体，通常被加热到105130℃。为此，要增设燃烧炉。燃烧炉燃烧天然气或轻柴油，产生10001100℃的高温燃烧气体，再与净化后的气体混对。这里应当指出，不管采用何种方法对净化气体进行二次加热，在将净化气体的温度加热到105130℃的同时，都不能降低烟气的净化效率，其中包括除尘效率和脱硫效率。为此，对净化气体二次加热的方法，应权衡得失后进行选择。吸收塔出口烟气一般被冷却到4555℃视烟气入口温度和湿度而定），达饱和含水量。是否要对脱硫烟气再加热，取决于各国环保要求。3.4除雾湿法吸收塔在运行过程中，易产生粒径为1060m的“雾”。“雾”不仅含有水分，它还溶有硫酸、硫酸盐、SO2等，如不妥善解决，任何进入烟囱的“雾”，实际就是把SO2排放到大气中，同时也造成引风机的严重腐蚀。因此，工艺上对吸收设备提出除雾的要求。被净化的气体在离开吸收塔之前要进行除雾。通常，除雾器多设在吸收塔的顶部。目前，我国相当一部分吸收塔尚未设置除雾器，这不仅造成SO2的二次污染，对引风机的腐蚀也相当严重。脱硫塔顶部净化后烟气的出口应设有除雾器，通常为二级除雾器，安装在塔的圆筒顶部垂直布置）或塔出口的弯道后的平直烟道上述评布置）。后者允许烟气流速高于前者。对于除雾器应设置冲洗水，间歇冲洗除雾器。净化除雾后烟气中残余的水分一般不得超过100mgm3，更不允许超过200mgm3，否则含沾污和腐蚀热交换器、烟道和风机。3.5富液的处理　用于烟气脱硫的化学吸收操作，不仅要达到脱硫的要求，满足国家及地区环境法规的要求，还必须对洗后SO2的富液含有烟尘、硫酸盐、亚硫酸盐等废液）进行合理的处理，既要不浪费资源，又要不造成二次污染。合理处理废液，往往是湿法烟气脱硫烟气脱硫技术成败的关键因素之一。因此，吸收法烟气脱硫工艺过程设计，需要同时考虑SO2吸收及富液合理的处理。所谓富液合理处理，是指不能把碱液从烟气中吸收SO2形成的硫酸盐及亚硫酸盐废液未经处理排放掉，否则会造成二次污染。收和利用富液中的硫酸盐类，废物资源化，才是合理的处理技术。典型废水处理方法为：先在废水中加入石灰乳，将PH值调至67，去除氟化物产品CaF2沉淀）和部分重金属；然后加入石灰乳、有机硫和絮凝剂，将PH升至89，使重金属以氢氧化物和硫化物的形式沉淀。3.6结垢和堵塞　在湿法烟气脱硫中，设备常常发生结垢和堵塞。设备结垢和堵塞，已成为一些吸收设备能否正常长期运行的关键问题。为此，首先要弄清楚结构的机理，影响结构和造成堵塞的因素，然后有针对性地从工艺设计、设备结构、操作控制等方面着手解决。一些常见的防止结垢和堵塞的方法有：在工艺操作上，控制吸收液中水份蒸发速度和蒸发量；控制溶液的PH值；控制溶液中易于结晶的物质不要过饱和；保持溶液有一定的晶种；严格除尘，控制烟气进入吸收系统所带入的烟尘量，设备结构要作特殊设计，或选用不易结垢和堵塞的吸收设备，例如流动床洗涤塔比固定填充洗涤塔不易结垢和堵塞；选择表面光滑、不易腐蚀的材料制作吸收设备。脱硫系统的结构和堵塞，可造成吸收塔、氧化槽、管道、喷嘴、除雾器设置热交换器结垢和堵塞。其原因是烟气中的氧气将CaSO3氧化成为CaSO4石膏），并使石膏过饱和。这种现象主要发生在自然氧化的湿法系统中，控制措施为强制氧化和抑制氧化。强制氧化系统通过向氧化槽内鼓入压缩空气，几乎将全部CaSO3氧化成CaSO4，并保持足够的浆液含固量大于12%），以提高石膏结晶所需要的晶种。此时，石膏晶体的生长占优势，可有效控制结垢。抑制氧化系统采用氧化抑制剂，如单质硫，乙二胺四乙酸EDTA）及其混合物。添加单质硫可产生硫代硫酸根离子，与亚硫酸根自由基反应，从而干扰氧化反应。EDTA则通过与过渡金属生成螯合物和亚硫酸根反应而抑制氧化反应。3.7脱硫装置各腐蚀区域的腐蚀分析煤炭燃烧时除生成SO2以外，还生成少量的SO3，烟气中SO3的浓度为1040ppm。由于烟气中含有水4%12%），生成的SO3瞬间内形成硫酸雾。当温度较低时，硫酸雾凝结成硫酸附着在设备的内壁上，或溶解于洗涤液中。这就是湿法吸收塔及有关设备腐蚀相当严重的主要原因。3.7.1烟气输送机热交换系统腐蚀特点分析(1)亚硫酸露点腐蚀：高温原烟气在正常运行条件下因无水份存在，对装置几乎无腐蚀，但在三种情形下将导致腐蚀。一是列管式换热器管程因某种原因穿孔，导致冷却水泄漏，致使高温原烟气所含SO2与水反应生成亚硫酸，形成高温亚硫酸还原性腐蚀。二是转式蓄热换热器清洗水外泻或蓄集形成高温亚硫酸还原性腐蚀。三是在装置开停车时，因环境大气湿度影响，装置内残留的气态SO2被钢基体表面凝聚水吸收生成亚硫酸，形成亚硫酸露点腐蚀虽然烟道外保温可延迟钢基体表面凝聚水生成时间，但无法完全防止该类腐蚀的形成）。低温净烟气虽只残存少量SO2且经除雾器除去大部分水雾，但微量水和SO2的存在及环境大气湿度在装置开停车时形成的钢基体表面凝聚水仍会形成缓慢的亚硫酸还原性露点腐蚀如重庆珞璜除雾器出口净烟气烟道，原设计不防腐，经多年运行可看到明显腐蚀现象，现已实施鳞片防腐）。(2)防腐蚀衬层高温热应力失效：鉴于上述腐蚀因素的存在，通常在原烟气流经区域采用1.21.5mm厚耐高温鳞片涂料防腐，但在实际使用中该区防腐蚀衬层时常发生龟裂、开裂、剥落等腐蚀失效现象，其原因主要有三：一是由于火电厂环保脱硫装置开停车较频繁，使生成的热应力处于间歇性交变状态中，加速衬层的热应力腐蚀失效；四是鳞片涂层属脆性材料，衬层内热应力的长期存在，特别是在热应力交变期内易导致涂层龟裂、开裂、剥落等物理腐蚀失效；二是衬里材料选择不合理，树脂耐温能力不足，在高温热应力作用下形成热应力开裂。三是在衬层施工中，存在有衬层厚薄不均、界面粘接不良、固化剂分布不均等局部质量缺陷，使环境热应力易于在衬层薄弱处形成应力集中，导致衬层热应力破坏。(3)防腐蚀衬层烟尘磨损失效：在配套有电除尘设备的火力发电装置中，该类腐蚀失效虽有但并不严重，若无电除尘设备，由于烟气中含有大量粉尘，则磨损较严重。低温净烟气烟道因含尘量极小，此类腐蚀失效可不作重点考虑。(4)防腐蚀衬层高温碳化烧蚀失效：正常情况下从电除尘排出的原烟气温度为140150℃，此温度不足以使耐高温鳞片衬里高温碳化烧蚀，但当锅炉的蒸汽预热器、省煤器、空气预热器等设备运行不正常时，电除尘排出的原烟气温度将达160℃以上，此温度将导致大多数耐高温鳞片衬里材料由表及里缓慢高温碳化，此类衬里材料碳化并不严重影响衬里的完整性及耐蚀性，但衬里一旦因热应力作用形成开裂，则裂纹的发展加快，介质沿裂纹渗透速度加快，导致衬里局部整块剥离。当温度超过180℃时，长期高温作用会导致大多数耐高温鳞片衬里由表及里烧蚀碳化，此种情形将导致衬里严重失强减薄，其腐蚀破坏是致命的。(5)液滴冲击磨蚀：当高速流动的烟气中夹带水滴形成双相流）时，易对烟道壁衬里，特别是对迎风面烟道壁衬里如导流板及弯烟道壁）产生液滴冲击磨蚀即空泡腐蚀），形成力学疲劳破坏。水相来源一是换热器的清洗水，二是列管式换热器的泄漏水。因液滴在烟气中分布的随机性和液滴的独立存在特点，使衬层承受着连续点击交变冲击作用，导致衬层力学疲劳破坏。(6)衬里震颤疲劳破坏：衬层在下述条件下易产生震颤疲劳破坏：一是该区烟道结构设计强度、刚性不足，特别是烟道布置受环境所限，弯道、过流截面变化较大时，高速流动的烟气在烟道中过流时会因弯道及过流截面变化的影响，产生较大的压力变化，形成不稳定流动，导致烟道结构震颤，使本来就高温失强的衬里形成疲劳腐蚀开裂，严重时形成大面积剥落。二是在烟道结构强度设计时，出于结构补强需要，采用细杆内支承补强，当高速流动的烟气在烟道中过流时，因烟气冲击压力作用引发支承细杆抖动变形，导致支承杆与烟道壁焊接区衬层开裂。由于烟气引发的结构震颤是通过衬层传导给金属基体的，而衬层与基体是通过界面底漆粘接联接的，故此类破坏往往发生在界面底漆粘接层，其对衬层的破坏是非常致命的。3.7.2SO2吸收及氧化系统腐蚀特点分析(1)防腐蚀衬层稀亚）硫酸渗透失效：导致介质渗透腐蚀失效原因有三：一是室温条件下固化成型的有机非金属树脂均为非致密体，固化树脂基体中存有大量的分子级空穴；二是衬里材料均为复合材料，不同相材料界面间总存在有界面孔隙；三是衬里材料在混配、施工过程中，必然会生成微气泡、微裂纹等缺陷。这就为介质迁移性渗透提供了通道。可以说，正是衬里自身具有的这些固有缺陷，导致腐蚀介质渗透的不可避免性。橡胶及鳞片衬里之所以被选择为烟气脱硫装置的适用防腐蚀衬里技术，鳞片衬里是因其具有优异的抗渗透能力，橡胶是因其为压延成型故胶板致密性好。(2)防腐蚀衬层热应力腐蚀失效：导致该区应力腐蚀失效原因除上述原因外，还应特别注意吸收塔内喷浆区环境状态，该区为高温原烟气与低温吸收剂浆液交汇区温度由120110℃降至4550℃），对该区防腐衬层而言，温度急变将导致处于不同温度区的衬层热膨胀状态不一样，形成不均匀热应力,其破坏性较恒定热环境下的热应力大得多。应力的存在增加了衬层内及界面间微裂纹及界面孔隙等缺陷，且为缺陷发展及介质渗透创造了条件。吸收塔非喷浆区及氧化区，由于环境温度较低，热应力小，衬层的应力腐蚀失效易较小。(3)防腐蚀衬层固体物料磨损腐蚀失效：在脱硫氧化体系中，固体物料除烟气所带粉尘外还有作为吸收剂的石灰石浆液及脱硫生成物硫酸钙。导致衬层固体物料磨损腐蚀失效的原因有五：一是石灰石浆液经浆液泵从喷浆管带压喷出，在与烟气中SO2反应过程中，同时冲刷衬层表面；二是吸收浆液自重落体对衬层产生较强的磨损能力。三是在高温环境下，树脂具有高温失强，橡胶具有高温热老化等特性，使衬层本体强度降低或材质硬化，使磨损更为严重。四是吸收塔为现场拼焊制作，表面凹凸不平，其凸起部位更易因磨损而破坏。五是吸收塔氧化池底部因工艺机械搅拌及空气搅拌作用亦产生较强的磨损。(4)防腐蚀衬层机械力损伤失效：此种情形主要发生在设备内件吊装及检修时，特别应关注吸收塔氧化池底部氧化空气对底部衬层的吹冲破坏及空气管检修时人为机械损伤。(5)含亚硫酸热蒸汽腐蚀区：该区指吸收塔原烟气入口延长段，在该区域，高温原烟气与低温吸收剂浆液交汇，浆液中的水被汽化并吸收原烟气中的SO2生成含H2SO3水蒸汽，受汽化扩散能的作用向入口延长段扩散并进一步被高温原烟气加热，经一段时间后达到平衡，在此区形成具有热冲击、间歇性交变热应力作用特征的含亚硫酸热蒸汽腐蚀环境，特别是当该区设有冷却喷淋水时，该区还同时伴随着空泡腐蚀作用，其腐蚀环境十分苛刻。橡胶衬里耐热性不足易热老化破坏，一般不锈钢因Cl及H2SO3的存在不耐腐蚀。采用鳞片衬里必须充分考虑其热冲击、间歇性交变热应力及空泡腐蚀作用特点，实施有效补强措施。国内许多业主及设计方出于对非金属衬里技术的担心，往往在该区域选择价格昂贵的高镍基合金如59合金等）纯金属结构。3.7.3吸收剂石灰石浆液）传输及收系统腐蚀特点分析(1)石灰石浆液制备输送系统的主要腐蚀介质为CaCO3、水及微量Cl和OH，对衬里而言腐蚀条件并不苛刻。石膏浆液处理输送系统的主要腐蚀介质为CaSO4·2H2O、水及微量Cl、H2SO3和H2SO4，对衬里而言腐蚀条件也不苛刻。(2)防腐蚀衬层固体物料磨损腐蚀失效：由于腐蚀环境温度较低，衬里本体强度高，尽管固体物料含量大，但磨损腐蚀失效并不十分严重，故衬里磨损余量适度考虑即可。第四章物料平衡的计算4.1《锅炉大气污染物排放标准》为符合国家大气污染物排放标准要求，引用表4.1锅炉大气污染物排放限值）和表4.2火电厂锅炉大气污染物排放限值）作为参考准则。表4.1锅炉大气污染物排放限值 污染物 锅炉类型 适用区域 燃煤锅炉 燃轻柴油燃油锅炉 燃气锅炉 ≤7MW ＞7MW Ⅰ时段 Ⅱ时段 Ⅰ时段 Ⅱ时段 全部时段 全部时段 烟尘mgm3 在用锅炉 A 150 禁排 150 80 30 10 B 150 100 150 80 新改扩锅炉 B 100 80 二氧化硫mgm3 在用锅炉 A 400 禁排 400 200 50 20 B 400 250 400 200 新改扩锅炉 B 250 200 氮氧化物mgm3 在用锅炉 A 400 禁排 400 400 300 300 B 400 400 400 400 新改扩锅炉 B 400 400 烟气黑度(林格曼,级) 全部锅炉 全部区域 1级级注：《环境空气质量标准》GB30951996中的一类区域，燃煤锅炉烟尘排放限值为80mgm3。表4.2火电厂站）锅炉大气污染物排放限值 污染物 锅炉类型 燃煤锅炉a 燃轻柴油燃油锅炉b 燃气锅炉 Ⅰ时段 Ⅱ时段 全部时段 全部时段 烟尘mgm3 在用锅炉 100 30 30 10 改扩建锅炉 30 二氧化硫mgm3 在用锅炉 1800 100 50 20 改扩建锅炉 100 氮氧化物mgm3 在用锅炉 650 450 300 300 改扩建锅炉 450 烟气黑度 林格曼黑度(级) 全部锅炉 1级 1级 1级 累计时间(分钟) 6 4.2各种设计参数的确定本设计的任务要求以及设计所用到的关键参数见表4.3。表4.3设计参数 物质类别 设计参数 烟气流量 50000Nm3h标干烟气） 烟气中SO2的含量 700×106m3m3烟气 排出口SO2的含量 ≤400mgm3 烟气密度 1.297kgm3 脱硫效率 95％ 石灰石的纯度 92％ 石灰石的密度 2.61×103Kgm34.3脱硫效率的计算根据2003年《火电厂大气污染物排放标准》，SO含量≤400mgNm。则：烟气中SO的浓度：CSO2=700×106m3m3烟气(22.4×103m3mol)×64×103mgmol=2000mgm3脱硫效率：≥(2000400)2000=80.0％按脱硫效率达到95％核算，则排出口SO2的含量为100mgNm34.4吸收剂消耗量的计算4.4.1净烟气中SO2浓度在设计煤种情况下，烟气流量为50000Nm3h，烟气中SO2含量为2000mgNm3，按脱硫效率达95%的脱硫效率。净烟气中SO2含量Cj=Cy(1)=2000×1－95%）=100mgNm3式中：Cj—净烟气中SO2含量；Cy—原烟气中SO2含量；4.4.2石灰石消耗量式中：——吸收剂碳酸钙的耗量，th；——需要脱除的SO2摩尔数，mol；——钙硫比，一般为1.021.05；——碳酸钙分子量，gmol；——石灰石纯度。该电厂脱硫系统所需的吸收剂是采用当地生产的石灰石粉，纯度为92%，其中=式中：——吸收塔入口SO2的浓度，mgNm3；——设计煤种情况下吸收塔入口干标烟气量，Nm3h；——SO2分子量，gmol。则：==2000×50000×95％×103÷64=1484.37molh理论上1摩尔的石灰石与1摩尔的二氧化硫反应，但因石灰石块中含有一定的杂质，经过化验石灰石成分之后，可确定钙硫比一般在1.021.05之间，本次设计选用优化值1.03,则：M=1484.37×1.03×100×103÷92％=166.18Kgh石灰石粉设计耗量连续运行37天，按5天计，则石灰石粉贮量应为V=166.18Kgh×24h×5÷(2.61×103Kgm3）=7.6m3。第五章主要设备尺寸及规格的计算5.1除尘器5.1.1各种除尘器的比较 除尘器的名称 除尘效率 阻力 费用 文丘里除尘器 90%98% 400010000Pa 少 电除尘器 90%99.9% 50130Pa 大 袋式除尘器 95%99% 10001500Pa 中表5.1各种除尘器性能的比较从选择除尘器的原则来看，首先是除尘效率和出口浓度，应当排除离心式除尘器和洗涤式除尘器，因为他们的除尘效率极低，一般为80%到95%。根据之前的计算表明，达不到设计要求。能满足要求的只有文丘里除尘器、袋式除尘器、电除尘器。其次从粉尘的特性以及烟气的条件来看，燃煤电站锅炉燃煤粉尘的黏性和亲水性都不适合用湿式除尘器来处理，并且湿式除尘器结构复杂，投资较大。故只有电除尘器和袋式除尘器满足设计要求。5.12.袋式除尘器的特点(1)袋式除尘器的优点：1袋式除尘器对净化含微米或亚微米数量级的粉尘粒子的气体净化效率较高，一般可达99%以上；2袋式除尘器可以捕集多种干扰粉尘，特别是高比电阻粉尘；3含尘气体浓度在相当大的范围内变化时对袋式除尘器效率和阻力影响不大；4袋式除尘器可设计制造出适应不同气量的含尘气体的要求；5袋式除尘器可以做成小型的，安装在散尘设备附近，占地面积小；6袋式除尘器运行性能稳定可靠，无污泥处理和腐蚀等问题，操作维护简单。(2)袋式除尘器的缺点：1袋式除尘器的应用主要是受滤料的耐温和耐腐蚀等性能影响；2不适合含粘结和吸湿性强的很尘气体；3据初步统计，用袋式除尘器净化大于17000含尘量的投资费用要比电除尘器高，而小于17000，则袋式除尘器比较省。5.1.3电除尘器的特点(1)电除尘器的优点1吸尘效率高，电除尘器装置可通过加长电场长度达到99%以上的除尘效率；2吸尘效率稳定，电除尘器能长期保持高效的除尘效率；3烟气阻力小，总能耗低；4适用范围大；5可处理大容量烟气，目前单台电除尘器处理气量已达2000000，这样的气量用袋式除尘器或用旋风除尘室极不经济的；6捕集到的粉尘干燥，无二次污染，维护保养简单。2）电除尘器的缺点：1一次投资大，电除尘器和其他除尘器相比，结构极为复杂，耗用钢材量较大，每个电场需配备一套高压供电装置及控制设备，因此价格大；2对粉尘的比电阻有严格的要求，烟气中粉尘的比电阻对电除尘器的运行有较大的影响。5.1.4除尘器选择结论从以上的优缺点比较分析可知：本课题设计用电除尘器。首先从除尘器的进口粉尘浓度来看，除尘器浓度较高，且必须达到最低97.5%的净化效率，燃煤电站中，燃煤费用占整个发电成本的60%到70%之间。所以。尽管含尘量大的煤对锅炉对流受热面有磨损，但为了降低成本，煤粉炉不得不用含灰量大的价格便宜的煤。导致锅炉出口粉尘浓度较高，不适合用袋式除尘器。若用袋式除尘器，高浓度的粉尘会导致除尘器的清灰频率增加，布袋磨损加剧，加快更换布袋的时间，寿命变得更短；其次，从两种投资和运行费用来看，尽管电除尘器的一次投资费用较大，但袋除尘器的阻力较大，布袋更换导致其运行费用大，总的费用来看电除尘器的设备费加上20年左右的运行费用比大多数袋除尘器费用低；再次，使用年限来看。袋除尘器的使用寿命为1到5年，而电除尘器的使用寿命为5到10年甚至为20年，刚好为一般小型电厂锅炉的使用年限。从上述几点可以看出，燃煤电站比较适合用电除尘器来处理烟尘，虽然电除尘器也有缺点，不过随着科学技术的进步，可以逐渐克服。5.2烟气系统脱硫工程每台炉分别设置1套独立的烟气系统，当FGD装置运行时，烟道旁路挡板门关闭，脱硫烟气从锅炉引风机出口汇集烟道引接，经增压风机升压后再进入吸收塔，洗涤脱硫后的烟气经除雾器出去雾滴，通过烟囱排入大气。当FGD装置停运时，旁路挡板门打开，FGD装置进出口挡板门关闭，烟气从旁路烟道进入烟囱直接排入大气。旁路烟道具有快速开启的功能，全关到全开的开启时间将小于或等于15s。5.2.1旁路烟道烟道设计按《火力发电厂烟风煤粉管道设计技术规程》DLT51212000进行烟道的强度和稳定性计算，在BMCR工况下，烟道内任意位置的烟气流速不大于15ms。旁路烟道烟气流速设计取10ms，烟气量为50000m3h，则烟道的横截面积为A=50000(3600×10)=1.39m2，圆整后取1.4m3,烟道截面设计成长方形，长×宽为1m×1.4m。5.2.2FGD入口烟道FGD入口烟道截面积A=50000(3600×10)=1.39m2，圆整后取1.4m3,烟道截面设计成长方形，长×宽为1m×1.4m。5.2.3FGD出口烟道FGD出口烟道截面积A=50000(3600×10)=1.39m2，圆整后取1.4m3,烟道截面设计成长方形，长×宽为1m×1.4m。5.2.4烟气换热器烟气换热器的作用主要是降低吸收塔入口烟温，提高排烟温度，以利于烟气抬升和污染物的输送扩散。每台机组配置一套转式气—气换热器GGH）。在MCR工况下，GGH能够将净烟气加热至80℃以上进入烟囱排房，而不需要补充其他热源。在MCR工况下，GGH最大泄露量少于1%烟气量。为了清洁和保证GGH的烟气压降满足要求，系统配备了压缩空气吹扫系统。GGH的在线冲洗水泵在GGH压降高于正常值投运，GGH的离线冲洗水泵在FGD定期检修时投运。5.3SO吸收系统吸收系统的主要设备有吸收塔、浆液循环泵、氧化风机、石膏排出泵、除雾器等。5.3.1吸收塔的选择吸收塔是烟气湿法脱硫装置的核心设备，SO的吸收与脱硫产物—亚硫酸钙的氧化均是在吸收塔内完成的。根据气液接触形式的不同，吸收塔类型分为喷淋塔、填料塔、鼓泡塔、液柱吸收塔、液幕塔、文丘里塔、孔板塔等多种形式。常用的四种类型塔的技术特性对比如表5.2所示：表5.2四种常见类型脱硫塔的技术特性比较 项目 喷淋塔 填料塔 鼓泡塔 液柱塔 结构与原理 塔内设多层喷嘴，浆液经喷嘴雾化后向下喷淋，SO2吸收区为空塔段，浆液以弥散的雾状通过吸收区与逆流的烟气传 以球状高分子材料或格栅为填料，浆液自上而流，在填料表面形成液膜，烟气与液膜发生传质 将烟气垂直鼓入浆液内，烟气以沸腾状从浆液中鼓泡向上逸出，气泡在逸出过程中与浆液传质 塔内下部喷嘴以液柱形式向上喷浆液，至最点，以水幕形式下落，浆在上下过程中与上行烟传质 脱硫率 >95% >95% 90%左右 >95% 优缺点 液气比最小，液气接触面大，塔内结构简单，系统压力损失小，但喷嘴易堵塞磨损，对脱硫剂粒径要求高 易结垢，堵塞，系统阻力较大，对石灰石粒径和烟气含尘量要求高 不需浆液循环泵，喷嘴，气液接触面大，不受烟气含尘量影响，但系统阻力大，装置体积相对大 喷嘴孔径较大，不易堵塞，对脱硫剂粒径及烟气含尘量要求低，工作稳定综上所述，喷淋塔结构简单、操作与维护方便、脱硫效率高且在工程的应用比较成熟，已成为湿法脱硫工艺的主流塔型。在设计中所选吸收塔类型为逆流喷淋空塔。逆流喷淋塔设计流速一般为2.55ms，取3ms。5.3.2吸收塔尺寸设计计算1.吸收塔塔径吸收塔截面积A==50000÷3÷3600=4.63m3,圆整后取A=5m3吸收塔塔径:D===2.52m,取2.5m2.吸收浆液量工程设计中吸收区的高度一般是指烟气进口水平中心线到喷淋层中心线的距离，该高度按照烟速和停留时间确定。原烟气与吸收液中吸收塔内反应时间25s，取5s，吸收区高度为：h=t=35=15m液气比与脱硫效率有关，一般在825Lm3,取20Lm3，所需的吸收浆液量为：V=50000×20=1000000Lh=1000m3h3.氧化槽吸收液在氧化槽内停留时间一般为47min,取4min,则氧化槽容积为：V=1000×460=66.7m3设计氧化槽直径为D=5m，氧化槽高H=VEMBEDEquation.3==3.4m.4.喷淋层设计中喷嘴选择螺旋喷嘴，喷嘴流量一般为3080mh,设计每个喷嘴流量为40mh，则所需喷嘴个数为：n=60040=15个本设计采用螺旋喷嘴，各层喷嘴之间上下空间上错开布置。根据喷嘴的设置要保证浆液的重叠覆盖率至少达到170%250%，即喷嘴顶端下0.9米处的锥形喷雾覆盖面积乘以每层的喷嘴数应能覆盖170%250%的吸收塔截面积。根据所选的喷头数量，在塔内均匀布置，用喷洒角90°的喷头，层间高差为1.7米时，其喷洒覆盖率按直径为1.8米布满塔的圆面积。喷淋塔一般选用26个喷淋层，每平方米安装0.71个喷嘴，设计每0.7平方米一个，每层需安装个数为5个，则吸收塔内喷淋层数为：n＇=155=3层，圆整后取3层喷淋层的层间距一般为为0.82米，本设计中喷淋层的层间高差根据国外离心式喷雾喷头经验，按1.7米设计。则喷淋层高度为h=3×1.7=5.1m5.氧化系统根据经验，当烟气中含氧量为6%以上时(本设计的含氧量为5.9%，与6%极为接近)，在吸收塔喷淋区域的氧化率为5060%,本设计取50%。采用枪式氧化分布技术，在浆液池中氧化空气利用率为25%30%，因此，浆液池中需要的理论氧气量为喷淋区氧化率取50%，浆液池中空气利用率取30%）：根据化学反应方程，氧化1摩尔二氧化硫需用0.5摩尔氧气。氧化空气量的计算：式中：—进入FGD系统入口的SO2含量干标），mgNm3；Q—进入吸收塔入口的烟气量，Nm3h；—脱硫效率，%；—氧气的密度，1.429Kgm3。可知，吸收1KgSO2并生成石膏，理论需氧量为0.25Kg，则实际需理论空气量为：V==79.14Nm3h而实际氧化空气的利用率为25%30%，实际所需的氧化空气量为：79.1425%30%）=316.