电厂脱硫及效果分析

1、电厂脱硫及效果分析【摘要】我国是燃煤大国，煤炭占一次能源消费总量的75%，这种能耗格局，致使我国二氧化硫好氮氧化物的大气污染日趋严重。燃煤排放的SO2现居各国首位，NOX排放总量快速增长且难以逆转。火电行业是我国最主要的燃煤行业，经济快速发展对电力的旺盛需求，现役火电机组的容量、参数结构，日益巨大的环保压力，治理资金的匮乏，这些因素在今后若干年内将是困扰电力工业发展的主要难题。 目前火电厂减排SO2的主要途径有煤炭洗选、洁净煤燃烧技术、燃用低硫煤好烟气脱硫。受技术经济的综合制约，在未来较长的时间内，控制火电厂SO2排放的主流和根本、有效的手段仍将是烟气脱硫。当前国际上燃煤电站所采用的烟气脱硫工

2、艺达数百种之多，而投入工业应用较为广泛的不外乎七八种，对此我国已先后建成或在建、拟建了一批烟气脱硫试验项目和示范项目。 目前火电厂NOX排放的措施可分为两类。一类是燃烧技术措施，即通过运行方式的改进或对燃烧过程进行特殊控制，抑制燃烧过程中NOX的生成反应；另一类是烟气净化技术，即把已经生成的NOX通过某种手段还原为N2，从而降低NOX的排放量。燃煤火力发电机组在电力生产中占绝对优势，引进、消化、吸收国外先进工艺，研究并实现技术和设备的国产化，是火电厂烟气净化技术的主攻方向，也是符合国情、省情的可靠途径。学习借鉴近年来国内外火电厂烟气脱硫、脱硝方面的技术，有助于治理我省火电厂烟气SO2、NOX的

3、排放，促进脱硫、脱硝技术的创新，不断提高电厂清洁生产的工艺水平。【关键词】 脱硫吸收塔 脱硫率 钙硫比 PH值一、设计（论文）题目 火电厂湿法脱硫装置的运行特点二、设计（论文）要求及原始资料1、电厂烟气脱硫设备及运行2、火电厂烟气脱硫与脱硝新技术3、漳山电厂600MW机组湿法脱硫系统资料4、全国火电厂湿法脱硫技术交流论文集三、设计（论文）主要内容 为了解决我国北方地区火电厂烟气二氧化硫排放引起的环境污染和酸雨问题，我国目前在北方地区新建的火电厂大多采用湿法脱硫装置，对湿法脱硫装置的设计和运行经验，尚属攻关阶段。本课题对我国目前运行的湿法脱硫装置和辅助设备系统的运行情况进行研究和整理，为发电厂湿

4、法脱硫系统的运行和维护提供帮助，并为专业教学打下理论基础。四、应交的设计文件五、主要参考文献（资料）1、电厂烟气脱硫设备及运行 孙克勤中国电力出版社2、火电厂烟气脱硫与脱硝新技术 山西电力科学研究院4、全国火电厂湿法脱硫技术交流论文集 中电联内部资料六、进度要求1、毕业实习阶段：2008年5月10日至2008年9月20日2、设计阶段（阶段任务）3、答辩日期 2008年11月29日 指导老师签名：杨辉江 学生签名：秦保钢 目 录火电厂湿法脱硫装置的运行特点1目录3引 言一、SO2的危害 二、湿法脱硫技术发展简述第一章 石灰石/石膏湿法烟气脱硫系统简介第一节 石灰石/石膏湿法烟气脱硫主要特点第二节

5、 石灰石/石膏湿法烟气脱硫系统工艺流程第三节 吸收塔内部的工艺过程第四节 湿法烟气脱硫的结垢和堵塞第二章 湿法脱硫装置存在的问题第一节 入炉煤对脱硫装置的影响第二节 FGD系统的运行现状和对锅炉的影响第三节 影响脱硫率的主要因素分析结 束 语参考文献 绪论一、SO2的危害二氧化硫（SO2）又名亚硫酸酐，是一种无色不燃的气体，具有强烈的辛辣、窒息性气味，遇水会形成具有一定腐蚀作用的亚硫酸。二氧化硫是当今人类面临的主要大气污染物之一，其污染源分为两大类：天然污染源和人为污染源。天然污染源由于总量较少、面积较广、容易稀释和净化，对环境危害不太大；而人为污染绝对量大、比较集中、浓度较高，对环境造成的危

6、害比较严重。SO2主要通过呼吸系统进入人体，与呼吸器官发生生物化学作用，引起或加重呼吸器官的疾病，如鼻炎、咽喉炎、支气管炎、支气管哮喘、肺气肿、肺癌等，危害人体健康， 二、湿法脱硫技术发展简述 为了控制火电厂SO2排放和污染，自60年代起，世界主要发达国家开始进行大规模火电厂烟气脱硫。到80年代末，发达国家常规火电厂基本上已实现烟气脱硫技术的普及化，环保效益非常明显。目前，应用最广的烟气脱硫技术是以石灰/石灰石石膏湿法脱硫技术，约占总脱硫机组容量的85%以上，其次是旋转喷雾法和炉内喷钙法等半干法和干法脱硫技术。前者主要应用于大中型火电机组，后者主要应用于中小型调峰和供热机组。 自80年代末起，

7、烟气脱硫技术开始进入新的发展阶段。研究和开发的重点是水平更高、综合投资和运行费用更低、经济效果更好、适应性和针对性更强的技术，并已取得突破性进展。这些技术的开发成功，必将对21世纪上半叶的脱硫市场格局产生重大的影响。 第一章 石灰石/石膏湿法烟气脱硫系统简介 第一节 石灰石/石膏湿法烟气脱硫主要特点 1、 石灰石/石膏湿法烟气脱硫技术特点：    1）高速气流设计增强了物质传递能力，降低了系统的成本，标准设计烟气流速达到4.0 m/s。     2）技术成熟可靠，多于 55,000 MWe 的湿法脱硫安装业绩。   

8、0; 3）最优的塔体尺寸，系统采用最优尺寸，平衡了 SO2 去除与压降的关系，使得资金投入和运行成本最低。     4）吸收塔液体再分配装置，有效避免烟气爬壁现象的产生，提高经济性，降低能耗。 从而达到：     脱硫效率高达95%以上，有利于地区和电厂实行总量控制；     技术成熟，设备运行可靠性高（系统可利用率达98%以上）；     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；   &

9、#160; 对锅炉负荷变化的适应性强（30%100%BMCR）；     设备布置紧凑减少了场地需求；     处理后的烟气含尘量大大减少；     吸收剂(石灰石)资源丰富，价廉易得；     脱硫副产物（石膏）便于综合利用，经济效益显著。2、石灰石/石膏湿法烟气脱硫运行特点： 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以上，脱硫后的烟气不但二氧化硫浓度很低，而且烟气含尘量也大大减少。大机组采用湿法脱硫工艺，二氧化硫脱除量大，有利于地区和电厂实行总量控制。

10、（2）技术成熟，运行可靠性好。国外火电厂石灰石(石灰)一石膏湿法脱硫装置投运率一般可达98以上，由于其发展历史长，技术成熟，运行经验多，因此不会因脱硫设备而影响锅炉的正常运行。特别是新建的大机组采用湿法脱硫工艺，使用寿命长，可取得良好的投资效益。(3)对煤种变化的适应性强。该工艺适用于任何含硫量的煤种的烟气脱硫，无论是含硫量大于3的高硫煤，还是含硫量低于1的低硫煤，石灰石(石灰)一石膏湿法脱硫工艺都能适应。(4)占地面积大，一次性建设投资相对较大。石灰石(石灰)一石膏湿法脱硫工艺比其它工艺的占地面积要大，所以现有电厂在没有预留脱硫场地的情况下采用该工艺有一定的难度，其一次性建设投资比其它工艺也

11、要高一些。(5)吸收剂资源丰富，价格便宜。作为石灰石(石灰)一石膏湿法脱硫工艺吸收剂的石灰石，在我国分布很广，资源丰富，许多地区石灰石品位也很好，碳酸钙含量在90以上，优者可达95以上。在脱硫工艺的各种吸收剂中，石灰石价格最便宜，破碎磨细较简单，钙利用率较高。(6)脱硫副产物便于综合利用。石灰石(石灰)一石膏湿法脱硫工艺的脱硫副产物为二水石膏。在日本、德国脱硫石膏年产量分别为250万吨和350万吨左右，基本上都能综合利用，主要用途是用于生产建材产品和水泥缓凝剂。脱硫副产物综合利用，不仅可以增加电厂效益、降低运行费用，而且可以减少脱硫副产物处置费用，延长灰场使用年限。(7)技术进步快。近年来国外

12、对石灰石(石灰)一石膏湿法工艺进行了深入的研究与不断的改进，如吸收装置由原来的冷却、吸收、氧化三塔合为一塔，塔内流速大幅度提高，喷嘴性能进一步改善等。通过技术进步和创新，可望使该工艺占地面积较大、造价较高的问题逐步得到妥善解决。第二节 石灰石/石膏湿法烟气脱硫系统工艺流程1、系统基本工艺流程 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

13、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

14、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。 3、脱硫过程主反应 1） SO2 + H2O H2SO3 吸收 2） CaCO3 + H2SO3 CaSO3 + CO2 + H2O 中和     3） CaSO3 + 1/2 O2 CaS

15、O4 氧化     4） CaSO3 + 1/2 H2O CaSO31/2H2O 结晶     5） CaSO4 + 2H2O CaSO4 2H2O 结晶     6） CaSO3 + H2SO3 Ca(HSO3)2 pH 控制     同时烟气中的HCL、HF与CaCO3的反应，生成CaCl2或CaF2。吸收塔中的pH值通过注入石灰石浆液进行调节与控制，一般pH值在5.56.2之间。 4、主要工艺系统设备及功能 1）烟气系统 烟气系统包括烟道、烟气挡板、密封风机和气气加热器

16、（GGH）等关键设备。吸收塔入口烟道及出口至挡板的烟道，烟气温度较低，烟气含湿量较大，容易对烟道产生腐蚀，需进行防腐处理。     烟气挡板是脱硫装置进入和退出运行的重要设备，分为FGD主烟道烟气挡板和旁路烟气挡板。前者安装在FGD系统的进出口，它是由双层烟气挡板组成，当关闭主烟道时，双层烟气挡板之间连接密封空气，以保证FGD系统内的防腐衬胶等不受破坏。旁路挡板安装在原锅炉烟道的进出口。当FGD系统运行时，旁路烟道关闭，这时烟道内连接密封空气。旁路烟气挡板设有快开机构，保证在FGD系统故障时迅速打开旁路烟道，以确保锅炉的正常运行。   

17、0; 经湿法脱硫后的烟气从吸收塔出来一般在4655左右，含有饱和水汽、残余的SO2、SO3、HCl、HF、NOX，其携带的SO42-、SO32-盐等会结露，如不经过处理直接排放，易形成酸雾，且将影响烟气的抬升高度和扩散。为此湿法FGD系统通常配有一套气气换热器（GGH）烟气再热装置。气气换热器是蓄热加热工艺的一种，即常说的GGH。它用未脱硫的热烟气（一般130150）去加热已脱硫的烟气，一般加热到80左右，然后排放，以避免低温湿烟气腐蚀烟道、烟囱内壁，并可提高烟气抬升高度。烟气再热器是湿法脱硫工艺的一项重要设备，由于热端烟气含硫最高、温度高，而冷端烟气温度低、含水率大，故气气换热器的烟气进出口

18、均需用耐腐蚀材料，如搪玻璃、柯登钢等，传热区一般用搪瓷钢。     另外，从电除尘器出来的烟气温度高达130150，因此进入FGD前要经过GGH降温器降温，避免烟气温度过高，损坏吸收塔的防腐材料和除雾器。 2）吸收系统 吸收系统的主要设备是吸收塔，它是FGD设备的核心装置，系统在塔中完成对SO2、SO3等有害气体的吸收。湿法脱硫吸收塔有许多种结构，如填料塔、湍球塔、喷射鼓泡塔、喷淋塔等等，其中喷淋塔因为具有脱硫效率高、阻力小、适应性、可用率高等优点而得到较广泛的应用，因而目前喷淋塔是石灰石/石膏湿法烟气脱硫工艺中的主导塔型。    

19、喷淋层设在吸收塔的中上部，吸收塔浆液循环泵对应各自的喷淋层。每个喷淋层都是由一系列喷嘴组成，其作用是将循环浆液进行细化喷雾。一个喷淋层包括母管和支管，母管的侧向支管成对排列，喷嘴就布置在其中。喷嘴的这种布置安排可使吸收塔断面上实现均匀的喷淋效果。     吸收塔循环泵将塔内的浆液循环打入喷淋层，为防止塔内沉淀物吸入泵体造成泵的堵塞或损坏及喷嘴的堵塞，循环泵前都装有网格状不锈钢滤网（塔内）。单台循环泵故障时，FGD系统可正常进行，若全部循环泵均停运，FGD系统将保护停运，烟气走旁路。     氧化空气系统是吸收系统内的一个重要部分，氧化

20、空气的功能是保证吸收塔反应池内生成石膏。氧化空气注入不充分将会引起石膏结晶的不完善，还可能导致吸收塔内壁的结垢，因此，对该部分的优化设置对提高系统的脱硫效率和石膏的品质显得尤为重要。    吸收系统还包括除雾器及其冲洗设备，吸收塔内最上面的喷淋层上部设有二级除雾器，它主要用于分离由烟气携带的液滴，采用阻燃聚丙烯材料制成。 3）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。   

21、60; 浆液制备系统的任务是向吸收系统提供合格的石灰石浆液。通常要求粒度为90小于325目。 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。     水力旋流器作为石膏浆液的一级脱水设备，其利用了离心力加速沉淀分离的原理，浆液流切进入水力旋流器的入口，使其产生环形运动。粗大颗粒富集在水力旋流器的周边，而细小颗粒则富集在中心。已澄清的液体从上部区域溢出(溢流)；而增稠浆液则在底部流出(底流)。     真空皮脱水机将已经水力旋流器一级脱水后的石膏浆液进一步脱水至含固率达到90%以上。 5）

22、排放系统 排放系统主要由事故浆池、区域浆池及排放管路组成。  6）热工自控系统     为了保证烟气脱硫效果和烟气脱硫设备的安全经济运行，系统装备了完整的热工测量、自动调节、控制、保护及热工信号报警装置。其自动化水平将使运行人员无需现场人员配合，在控制室内即可实现对烟气脱硫设备及其附属系统的启、停及正常运行工况的监视、控制和调节，系统同时具备异常与事故工况时的报警、连锁和保护功能。第三节 吸收塔内部的工艺过程1、吸收塔内部的工艺过程含有污染物的原烟气进入吸收塔内的吸收区，烟气向上流动，加入吸收塔的吸收剂石灰石浆液通过浆液循环泵由吸收塔的下部抽出送入吸收塔

23、喷淋层，喷淋层喷嘴喷出的雾状浆液向下流动以逆流方式洗涤烟气。烟气中的污染物SO2、SO3、HCL和HF与浆液中的石灰石反应，烟气中的灰尘随洗涤浆液进入吸收塔浆池。净化处理后的烟气流经两级除雾器，将清洁烟气所携带的液滴去除。同时按特定程序用工艺水对除雾器进行冲洗，进行除雾器冲洗有两个目的，一是防止除雾器结垢堵塞，二是冲洗水同时作为烟气蒸发补充水稳定吸收塔液位。2、吸收塔内部的主要化学反应吸收塔内实际的化学反应情况比较复杂,反应是连续进行,而且是可逆的。化学反应总是处在动态平衡过程中,旧的平衡被打破,新的平衡建立。吸收塔内部的有如下主要化学反应：2.1石灰石的溶解过程：CaCO3 H2O CO2C

24、a(HCO3)2CaCO3 2H Ca2 CO2 H2O2.2吸收过程：SO2 H2OH2SO3HCL H2O2H CL- OH-HF H2O2H F- OH-H2SO3H HSO3-(低PH值时)（吸收区下部）H2SO32H SO32-(高PH值时)（吸收区上部）Ca2 2HSO3-Ca(HSO3)2CaCO3 H HSO3-CaSO3 CO2 H2OCaCO3 2H SO42-CaSO4 CO2 H2OCa2 SO32-CaSO3Ca2 2F-CaF2Ca2 2CL-CaCL22.3反应产物的氧化：2HSO3- O22H SO42-2Ca(HSO3)2 O2CaSO4 2H2O2CaSO3

25、 O22CaSO42.4结晶生成石膏：CaSO4 2H2OCaSO4.2H2OCaSO3 1/2H2OCaSO3·1/2H2O吸收塔中的pH值通过注入石灰石浆液进行调节与控制，一般pH值在4.55.5之间。吸收塔内的化学反应可以用下图形象表述。亚硫酸钙的氧化石膏形成浆液循环净烟气吸收区pH值范围：5.0-5.6pH值范围：4.8-5.2氧化区与SO2反应（pH<5.5）石灰石溶解与HCl反应吸收塔内的化学反应3、吸收塔内部的工艺设计3.1除雾区的工艺设计漳山电厂的除雾区在吸收塔内部，除雾器布置在吸收区顶层喷淋层的上部，它主要用于分离由烟气携带的液滴。除雾器具有良好的除雾效果，由

26、阻燃聚丙烯材料制成，其结构形式有平板式和屋顶式，一般设置二级。经浆液洗涤后的净烟气携带有少量的液滴，通过除雾器后液滴含量可以控制在75mg/Nm3以下。除雾器还设有冲洗设备，以便运行时对除雾器进行定时冲洗或根据设定的前后差压进行冲洗。国华荏原吸收塔除雾区将除雾器上部的吸收塔净烟气引出口设计成圆锥形，这样使烟气经过除雾器时流速均匀分布，避免了因流速不均匀而影响除雾效果。如果除雾效果不好，烟气中携带大量的液滴会对后面的烟道、设备产生积水和结垢。3.2吸收区的工艺设计吸收塔内从原烟气入口到最上面的喷淋层喷淋层这一区域为吸收区。吸收区主要布置有原烟气入口和喷淋层。原烟气入口设计成向下倾斜的矩形接口，与

27、吸收塔液面成15°角。采用矩形接口使吸收塔高度降低，一般接口的宽/高比控制在22.5之间，倾斜有利于原烟气在吸收塔内扩散，延长烟气在塔内冷却停留时间并保护吸收塔原烟气入口对侧的防腐层。吸收塔原烟气入口处烟气温度较高、喷淋层浆液飞溅，冷热交融、工作环境恶，在这一区域采用耐热变和耐腐蚀性能好的合金材料进行防腐，并设计有冲洗装置。单层喷淋层多层喷淋层喷淋层由喷淋主管、喷淋支管、喷嘴和支撑件组成。喷淋支管和雾化喷嘴合理分布喷嘴使平面使喷嘴喷出的雾状浆液能覆盖吸收塔断面而不漏空隙，喷淋层喷出的雾化浆液减小了烟气的有效通流面积减小使相对流速提高，烟气与雾状液滴强烈磨檫碰撞增强了传质强度。各层喷淋

28、管束交错布置在不同层上将浆液喷入吸收区，喷淋浆液在吸收区均匀分布，使进入吸收塔内的全部烟气均能与浆液充分接触，避免了因浆液分布不均而使部分烟气未与浆液接触、反应而逃逸出吸收区。喷淋管束交错布置增大了烟气与浆液液滴接触的传质面积，并且对向上流动的烟气产生强烈的扰流作用，从而使传质增强，延长了烟气在吸收区的停留时间，使反应更为充分。吸收区喷淋层数的设置取决于烟气量和烟气中污染物SO2的浓度，烟气量越大、SO2浓度越高需要的设置喷淋层数就越多，反之，烟气量越小、SO2浓度越低需要设置的喷淋层数就越少，但一般不少于三层。每层喷淋层对应一台泵浆液循环泵，保证了FGD装置有良好的负荷适应性和对SO2浓度变

29、化的适应性。烟气量较少或烟气中SO2浓度较低工况下，通过停运部分喷淋层和对应的浆液循环泵可以有效地降低厂用电耗，提高运行的经济性。喷淋层喷嘴的布置和喷嘴形式选择对提高SO2脱硫效率及降低烟气携带液滴的含量有很大影响。喷淋层喷嘴均匀布置使浆液能覆盖吸收塔断面，从结构上为浆液在整个吸收塔断面上均匀分布使烟气不从空隙逃逸提供了可能。喷嘴的形式和性能是保证雾滴均匀分布的重要因素。每层喷淋层上布置有足够数量的中空锥切线型浆液喷嘴以保证雾滴均匀分布在吸收塔断面上。为达到要求的SO2脱硫效率，雾滴直径不能过大也不能过小，如果雾滴过大，则烟气与浆液间的传质面积减小，不能保证SO2充分脱除，如果雾滴直径过小，会

30、导致在吸收区滞留时间太短，还未来得及与烟气中的SO2充分反应，就被烟气带走，也不能保证SO2充分脱除，还会造成烟气携带水量大。国华荏原在喷淋层设计中，最高层喷淋层选用中空锥切线型单向喷嘴，向下喷射；最高层以下喷淋层选用中空锥切线型双向喷嘴，向上、向下同时喷射。中空锥切线型喷嘴具有单个喷嘴流量低、喷射角度大、雾滴粒径均匀、在小体积流量时也不易堵塞等优点。为防止介质腐蚀和磨损，喷嘴采用碳化硅材料制成，使FGD装置可用性提高。氧化空气分隔管3.3吸收塔浆池分区设计吸收塔浆池汇集来自吸收区的浆液、加入的石灰石浆液以及滤液水，经浆液循环泵送到吸收区吸收烟气中的SO2，鼓入的氧化空气将CaSO3强制氧化为

31、CaSO4，生成的石膏晶体从浆池排出。漳山电厂的浆池采用了独特的分隔管设计方案，浆池分隔管也称为氧化空气分隔管，将浆池分成上下两个部分，并在分隔管之间布置氧化空气喷管。氧化空气分隔管上部为氧化区，下部为结晶区，在靠吸收塔底部设置有独特的浆液扰动系统。氧化区位于浆池的上部，大截面的氧化空气分隔管把它与下部的结晶区分开。分隔管的面积占据了吸收塔浆池一半的断面面积，氧化空气管布置于分隔管之间，在每根氧化空气管的下部分布有足够数量的小孔，使由氧化风机鼓入的空气均匀分布在浆液中，从而提高了氧化空气的利用率。分隔管之间因通流面积减小，向下流动的浆液与向上移动的氧化空气逆流接触，加强了氧化的效能。氧化区浆液

32、PH较低，由于硫酸根和亚硫酸根的平衡，提高了氧化效率。氧化空气分隔管的阻挡作用使喷淋层洗涤烟气后的浆液在氧化区的下降速度减慢，延长了浆液中CaSO3在浆池氧化区的停留时间，使CaSO3充分氧化为CaSO4，有效避免了CaSO3在吸收塔内壁上的结垢。CaSO3的稳定性差，易分解，CaCO4性能稳定，优于天然石膏，不会对环境造成二次污染。随着氧化空气的喷入，石灰石溶解反应后的CO2被强制排出，加速了石灰石的溶解，提高了石灰石的利用率。氧化空气分隔管下部为结晶区，氧化生成的CaSO4结晶成石膏晶体CaSO4·2H2O，在此区域被排出吸收塔，同时新鲜的石灰石浆液加入浆池，然后随洗涤浆液送到吸

33、收区。较大的浆池容积保证了石膏浆液在吸收塔内有较长的停留时间，一般在十个小时以上，使石膏有足够的时间结晶和长大，以利于石膏脱水。石膏浆液的排出口位于石灰石含量最低而石膏含量最高之处，有利于获得高纯度的石膏，为石膏的综合利用创造了有利条件。新鲜石灰石浆液加入到浆池底部，提高了浆液pH值，通过循环泵送至吸收区，从而提高了循环浆液吸收SO2的能力。石灰石加入量取决于进入吸收塔的烟气量和烟气中SO2浓度，直接体现在浆液pH的变化上。当进入吸收塔的烟气量和（或）烟气中SO2浓度增大，浆液中的石灰石因与烟气中的SO2反应而减少，浆液pH值降低，加入石灰石后浆液的PH值提高，运行中通过调节石灰石浆液的加入量

34、将吸收塔浆池的pH值控制在4.55.5的范围。大容量的浆池以及优化的吸收区设计使系统对烟气量的变化和SO2浓度的变化适应范围广，更适合于处理烟气量大，SO2含量高的烟气。3.4吸收塔浆液“扰动”设计漳山电厂在吸收塔浆池的设计中采用传统的搅拌器，通过搅拌器和塔内的氧化喷嘴层把吸收塔浆池内的浆液进行扰动；喷嘴向吸收塔浆池底部喷射空气，扰动浆池中的浆液，带动浆池中的浆液扰动悬浮起来，有效地防止了浆液中固体物的沉积。在吸收塔停运期间，搅拌器不停运，当吸收塔准备启动运行时，先启动搅拌器，将塔浆池上部的含固量较低的“清水”通过搅拌器和氧化喷嘴层对吸收塔浆液进行扰动，等到塔底部浆池的浆液被扰动均匀后，切换泵

35、的入口阀门，抽取浆池底部的浆液进行循环扰动，增强扰动效果，浆液的喷射扰动有利于加入的新鲜石灰石浆液在浆池内得到均匀混合。第四节 湿法烟气脱硫的结垢和堵塞 在湿法脱硫'>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，

36、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。第二章 湿法脱硫装置存在的问题第一节

37、入炉煤对脱硫装置的影响1、存在的问题与影响机理烟气脱硫总烟气量、烟气中SO2含量和排烟温度等是脱硫装置的重要设计参数，它决定了脱硫装置各主要技术参数和主要辅助系统设备的容量。大多数脱硫项目都规定了脱硫装置应在锅炉燃用设计煤种时脱硫效率能沟达到保证值，但由于目前我国电煤供需矛盾突出，电煤质量下降严重，一些电厂实际燃用煤种已与原设计煤种有较大差异，原煤中硫含量和灰成分明显增加，这不但严重影响了锅炉的安全运行，也给脱硫装置的稳定运行带来较大影响。当进入吸收塔的烟气量不变而烟气中SO2含量增大时，受气/液接触面积和传质速率的限制，脱硫效率将会显著下降；另一方面，进入浆液中的SO2摩尔数增加使得浆液池中

38、的吸收反应和氧化结晶的时间和空间不足，浆液的PH值将下降，对设备的安全性带来影响。同时，浆液中亚硫酸钙质量浓度增高，影响石膏脱水系统的正常运行。当进入吸收塔的SO2质量数增大到一定数值后，整个吸收塔的动态平衡将被破坏，脱硫系统将无法维持运行。2、应对策略1）加强脱硫运行和燃料运行的联系，随时掌握来煤含硫情况以便及时进行调整和掺混，可以通过脱硫装置入口SO2含量的监测及时进行信息反馈，燃料运行在一定范围内将含硫量较低与较高的原煤混合使用，保持入炉煤含硫量不要偏离设计值太大。2）尽量采用与设计煤种相同的燃煤，保证进入脱硫的烟气品质符合设计参数要求。在烟气含硫量有限增加时可调整运行控制参数的方法，尽

39、量维持脱硫系统稳定运行。主要可采用的手段是适当提高吸收浆液的PH值以增加吸收反应的强度：另一方面应增加氧化空气量，提高吸收塔液位高度，这样可在一定范围内增大亚硫酸钙的氧化量。但是吸收浆液的PH值不可能过高，过高的PH值会降低钙利用率，副产品石膏的品质会下降。氧化空气量的增加对亚硫酸根的氧化量的增加也受到氧化空间和时间的限制，因此，脱硫装置对烟气含硫量增大的适应性是有限的。3）当烟气参数大幅度和较长时间偏离设计值时，脱硫装置的运行平衡将被破坏，最终导致脱硫装置被迫退出运行。为了避免这种情况，可采取人为限制脱硫装置的进烟量，以保持脱硫装置在设计的含硫负荷下运行。这种方法可有效避免由于脱硫运行参数恶

40、化对设备寿命带来的严重影响，也避免了由于脱硫设备被迫退出运行给环境带来的更大污染。 第二节 FGD系统的运行现状和对锅炉的影响 虽然石灰石石膏湿法FGD系统是目前比较成熟、采用最多的脱硫方式，但是我国目前投产运行的FGD系统的投运率却很低。在FGD系统基建和投运初期，人们对FGD系统关心较多的是脱硫效率、初期投资及计运行费用等，而对FGD系统对锅炉正常运行会产生怎样的影响、FGD系统本身的安全性如何关心较少。在FGD系统正式投产运行以后，人们才发现，FGD系统的磨损、腐蚀、堵塞、结垢等其实不是大问题，真正的大问题是FGD系统对电厂安全性的潜在威胁。1、增压风机对锅炉的影响和对策分析图1是典型的

41、FGD系统处理烟气量系统结构图，其中主要包括旁路挡板、入口挡板、出口挡板、增压风机、吸收塔、除雾器等设备。FGD系统停运期间，进出口挡板关闭，旁路挡板打开，烟气通过旁路烟风道直接进入烟囱排放。FGD系统运行期间，进出口挡板打开，旁路挡板关闭，烟气通过引风机从锅炉送入布袋除尘器，经增压风机（BUF）升压后进入吸收塔。在吸收塔内由吸收工艺除去二氧化硫，脱硫后的烟气经除雾器除雾后进入湿烟囱排放。一般对增压风机要求采用动叶可调轴流风机，在控制系统中通过调节增压风机动叶角度控制通过FGD的烟气流量。对烟气流量控制的要求是：能将要求脱硫的烟气量引入FGD系统，而且能迅速跟踪锅炉负荷的变化，BUF的启停和运

42、行不能影响锅炉炉膛工作压力。在增压风机动叶控制系统中，为了快速跟踪锅炉负荷的变化，采用锅炉风量指令作为系统的前馈信号，采用增压风机入口烟道压力测量值作为反馈信号，将该压力测量值与设定值进行比较，得到的偏差信号经PID计算后与锅炉风量指令信号相叠加，即前馈与反馈控制共同作用于增压风机的动叶片调节机构，使增压风机入口烟道压力值维持在设定值，如图2所示。2、传统增压风机控制系统的不足图2所示增压风机控制系统是脱硫系统比较常用的，但是这种控制方式存在一些不足；增压风机和锅炉引风机之间协调配合不好，入口负压很容易波动。因为引风机和BUF之间烟道很短，这段烟道的压力缓冲性很差，引风机叶片微小的开关都会引起

43、BUF入口负压变化很大，这就给增压风机的自动调节系统带来了难度。一旦锅炉有大的波动，BUF入口负压超过保护值时，不得不依靠旁路挡板快开来保护锅炉的安全。另外，当引风机叶片迅速大幅度的开和关，容易造成BUF入口负压发散振荡，对锅炉负压带来很大的影响，甚至导致锅炉因负压超过保护值跳闸。3、降低BUF对锅炉影响的对策依靠旁路挡板快开来维护锅炉负压的稳定，以保护锅炉安全是目前行之有效的手段。但是依靠牺牲脱硫效率来保护锅炉安全的做法，随着环保要求的提高，越来越不可取。在环保的前提下，降低BUF对锅炉安全性影响的方法大概有以下几种：（1）旁路挡板全开，依靠增压风机控制全部待处理烟气流量。如图3所示，BUF

44、需要吸入锅炉全部排烟量的105%，其中5%的烟量是经过旁路挡板返回至系统入口的清洁烟气。如果没有一定量的清洁烟气返回系统入口，很难避免部分原烟气经旁路挡板排入大气，但是由于旁路顶部全开，对锅炉来说是安全的。然而，增压风机的容量和FGD系统的电耗也会因这5%的循环烟气而较正常增加5%。另外，当返回至系统入口的烟气量比较大时，会对BUF造成腐蚀，这种方法也存在一定的弊端。依靠引风机控制全部待处理烟气量，就是保证引风机对FGD系统有足够的压头，省去BUF，使脱硫系统对锅炉负压的影响降至最低。但这种方法需要在电厂设计初期就得将脱硫系统考虑进去，对于FGD系统已投产的电厂不适用。 （2）改善BUF的控制

45、方式，利用引风机的叶片开关信号直接控制增压风机的动叶开度。当然这需要一个比值函数F(x),就是说引风机静叶开度和增压风机的动叶开度设定一个比值，以维持增压风机入口压力，这个比值可以根据以往的实验数据确定。然后把增压风机入口压力作为反馈信号来调节该比值。控制结构如图4所示。这样将增压风机看成锅炉引风机的一部分，锅炉负压的调节完全由送、引风机来完成，大大简化了增压风机控制系统，而且不会再产生振荡。第三节 影响脱硫率的主要因素分析1、温度对脱硫率的影响吸收塔洗涤液的温度对脱硫率影响较大。从传质方程来看，吸收液温度对传质的影响有两个方面：首先，在其它参数不变的情况下，温度越低，总传质系数越大，从这个方

46、面看，低温有利于传质的强化：另一方面，吸收液温度越低，SO2溶解度越大，也导致总传质系数越大，从这个方面看，低温也是有利于传质。另外，温度较高，SO2溶解生成后可能也会重新分解出SO2，从而使脱硫率下降。在一定范围内调节液气比可显著地影响吸收温度，当液气比增大时，加大了液雾喷淋密度，相当于增大了传质单元数，在提高了脱硫率的时候，由于烟气与大面积吸收液相接触，热湿交换程度提高，进入烟气中的水蒸气量增多，导致出口烟气温度降低。系统出口烟气温度与绝热饱和温度的差值减小，含湿量增多，饱和程度提高，总的效果也提高了脱硫率。若依次趋势，当液气比增大到一定程度时，热湿交换非常充分，出口烟气达到饱和，出口吸收液温度减小到一定值。在此基础上再增加液气比，出口烟气仍维持饱和状态，其干球温度有所降低，出口吸收液温度也有小幅度降低，但几乎可以忽略不计，此时的脱硫率随液气比的影响就不大了，反而因为液气比的增加，增加能耗，加大了除湿负担。漳山电厂实际运行结果也证实了这一点。实际运行过程中，机组负荷变化较频繁，FGD进口烟温也会随之波动，对脱硫率有一定的影响。漳山电厂的测试结果，在进口烟气浓度和氧量基本不变的工况下，当进入吸收塔的烟温为96温度时，脱硫率为92.1%，当烟温升到103温度时，