锅炉尾气钠碱法脱硫方案

锅炉尾气钠碱法脱硫方案锅炉尾气钠碱法脱硫方案锅炉尾气钠碱法脱硫方案资料仅供参考文件编号：2022年4月锅炉尾气钠碱法脱硫方案版本号：A修改号：1页次：1.0审核：批准:发布日期：XXX热电厂锅炉烟气钠碱法脱硫工程技术方案XXX公司XXX公司2016年3月

目录TOC\o"1-2"\h\z\u第一章总述 2烟气脱硫技术简介 2技术选择依据 2工艺特点 3第二章工程概况 4自然条件及气象资料 4机组、系统概况 5燃料 6其他 7第三章设计依据 9基本依据 9基本原则 9设计标准 9第四章设计描述 11工作范围 11设计思路 11工艺方案 11工艺描述 12装置组成 17保温、油漆材料设计 18伴热措施设计 错误！未定义书签。配置、材料及自动化程度设计 错误！未定义书签。公用物料消耗 20第五章节能与环保 24节能 24环保 24第六章项目实施规划 25项目实施 25实施进度规划 26第七章投资预算与经济分析 27投资预算 27经济性分析 28第八章总结 30

第一章总述烟气脱硫技术简介为了控制大气中二氧化硫，早在19世纪人类就开始进行有关的研究，但大规模开展脱硫技术的研究和应用是从二十世纪50年代开始的。经过多年研究目前已开发出的200余种SO2控制技术。这些技术按脱硫工艺与燃烧的结合点可分为：①燃烧前脱硫(如洗煤，微生物脱硫)；②燃烧中脱硫(工业型煤固硫、炉内喷钙)；③燃烧后脱硫，即烟气脱硫(FlueGasDesulfurization，简称FGD)。FGD是目前世界上唯一大规模商业化应用的脱硫方式，是控制酸雨和二氧化硫污染的最主要技术手段。烟气脱硫技术主要利用各种碱性的吸收剂或吸附剂捕集烟气中的二氧化硫，将之转化为较为稳定且易机械分离的硫化合物或单质硫，从而达到脱硫的目的。FGD的方法按脱硫剂和脱硫产物含水量的多少可分为两类：①湿法，即采用液体吸收剂如水或碱性溶液(或浆液)等洗涤以除去二氧化硫。②干法，用粉状或粒状吸收剂、吸附剂或催化剂以除去二氧化硫。按脱硫产物是否回用可分为回收法和抛弃法。按照吸收二氧化硫后吸收剂的处理方式可分为再生法和非再生法（抛弃法）。技术选择依据各种不同的烟气脱硫技术所用的吸收剂、脱硫副产品，以及脱硫效率和投资成本差别很大。对于某一具体项目，最适用的烟气脱硫技术一般是根据现场的客观条件和经济情况来选择的，即这种脱硫技术充分利用了现场的有利条件，并在整个使用期间总成本最低。影响总成本的因素有很多，这些因素包括：技术因素；经济因素（生产成本、投资成本）；商业因素等。理想的脱硫工艺应该是投资少，占地小，运行成本低，与主体工程兼容性好，脱硫效率能够满足排放标准要求，脱硫副产品容易处理，无二次污染。如果副产品能有较好的销售市场，所产生的经济效益可冲抵部分装置运行费用，甚至有所结余，则是最理想的。工艺特点目前国内烟气脱硫湿法技术主要有石灰石-石膏法技术和氨法脱硫技术。氨是一种良好的碱性吸收剂，从化学反应机理上分析，烟气中二氧化硫的吸收是通过酸碱反应来实现的。吸收剂碱性越强，越利于吸收，氨的碱性强于钙基吸收剂。与大型电厂常用的石灰石-石膏法脱硫相比，石灰石浆液吸收二氧化硫需要先有一个固－液反应过程，即固相石灰石（CaCO3）先酸溶于亚硫酸，生成亚硫酸氢钙Ca(HSO3)2；而氨吸收烟气中的二氧化硫是反应速率极快的气－液或气－汽反应过程，可以比较容易地达到很高的脱硫效率。而钠碱法脱硫工艺主要特点是系统简单，液/气比小，不结垢不堵塞，设备造价低，占地小。脱硫废液主要成分为硫酸钠、亚硫酸钠和亚硫酸氢钠。此外，钠基还具有吸收其它酸性气体（如HCl，HF，HBr）等的良好性能。****有限公司，长期致力于电厂烟气污染治理的研究与实践工作，不仅获得了大量的研究成果，也取得了相当多的工程经验。目前承担的国家863计划重点项目“燃煤烟气复合污染物控制与资源化”已获得重大技术突破，在多个领域处于国内领先水平，特别是在脱硫的同时低成本联合脱硝、出塔烟气复合污染物控制、烟气直排设计与技术、以及提高电除尘器效率等方面优势明显，并得到临汾热电2X300MW机组的应用示范，现该工程已基本完成建设和安装，定于今年11月下旬与电厂机组同时投运，将成为我国第一个能够自负盈亏的电厂脱硫项目。

第二章工程概况XXX10MPa410t/h高压煤粉炉锅炉，生产过程中产生烟气431796Nm3/h(5#炉标况)和674000m3/h(6#炉工况)，根据国家标准《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2003)，该锅炉需要配套建设烟气脱硫装置，脱硫技术方法采用钠碱法脱硫，5#、6#锅炉烟气一体脱硫，采用“2炉1塔”方案。因为本次吸收剂采用的是乙烯废碱液，为了实施时能够稳定运行，XXX公司决定先做一套1万Nm3/h钠碱法脱硫的中试处理装置。自然条件及气象资料厂址地理位置热电厂隶属于XXX分公司，位于乙烯厂区内的东南角。地震基本烈度为6度，电厂海拔高度。交通运输铁路：热电厂燃煤经国铁运至XXX公司的交接站，再由公司的自备机车经公里厂外专用线送至热电厂卸煤线。按规划一期工程预留了四股铁路专用线，在二期工程中四股铁路专用线已全部建成，可满足本项目需要。公路：热电厂四面都与化工厂厂区的环形公路相通，内、外部道路运输极为方便，可满足本项目需要。水文气象项目值年平均气温℃极端最高气温℃极端最低气温－℃冬季采暖/通风室外计算温度－26/－20℃绝对最大气压绝对最小气压冬季平均气压夏季平均气压年平均相对湿度%年平均降雨量440mm最大年降雨量基本雪压m2最大积雪厚度220mm年平均风速s瞬时最大风速s基本风压m2全年主导风向NW夏季主导风向S冬季主导风向NW最大积雪厚度22cm最大冻土深度209cm地震基本烈度6度工程地质厂区地形平坦，坡度较小。自然地面标高在米左右，为了满足排水坡度，主厂房零米标高取用米，高于百年一遇洪水水位米。地质断面上部为第四纪冲积层，由亚粘土和轻亚粘土构成，下部为第四纪湖沼沉积的灰色粘土构成。地基基本强度～。地下水位接近低水位时期，静止水位高度为～米，据经验该区平均年水位变化幅度为～米左右，地下水对混凝土无侵蚀性。机组、系统概况（1）主要设备及设计参数表1：主要设备及设计参数设备名称参数名称单位5#炉数据6#炉数据锅炉型号HG-410/NG-410/最大连续蒸发量t/h410410过热器出口蒸汽压力MPa过热器出口蒸汽温度℃540540空预器出口烟气量Nm3/h431796（标况）674000m3/h（工况）设计排烟温度℃139（设计）129-158℃(实际运行)138（设计）129-160℃(实际运行)煤耗量t/h炉膛设计负压Pa-20～-40-20～-40烟囱高度m180180出口内径m引风机型号Y4-73-25FY4-73№25F电机功率KW6301120数量台/炉22出力m3/h337700409987全压Pa32185732(2)锅炉点火系统锅炉点火采用渣油或天然气。天然气作为废气回收掺烧利用，最大掺烧比例为15%B-MCR（锅炉额定出力410t/h）。渣油和天然气不同时点火和助燃。(3)燃烧制粉系统锅炉采用水平浓淡直流式煤粉燃烧器，正四角切向布置；制粉系统采用钢球磨，中间仓储式热风送粉系统。燃料（1）燃煤本工程实际燃用煤种煤质资料见下表表2：煤质分析表序号名称符号单位设计煤种校核煤种1全水份Mt％2灰份Aar％3碳Car％474氢Har％5氧Oar％6氮Nar％7硫Sar％8可燃质挥发份Vdaf％9低位发热量Qnet,arKJ/kg10灰温度特性t1t2t3℃℃℃111013001400（2）燃气表3：天然气成份分析表序号成分数据1（）数据2（）单位1甲烷m/m%%2乙烷m/m%%3乙烯m/m%＜＜%4乙炔%5丙烷m/m%%6丙烯m/m%＜%7PD%8MA%9C4%10发热量89328954Kcal/Nm3表4火炬气成份分析表序号成分数值最大最小单位1氢气m/m%％2甲烷％3乙烷％4乙烯％5丙烷＜％6丙烯％7乙炔＜＜％8PD＜％9MA＜％10C4％11C5％12CO＜＜％13N20％14低位发热量4342Kcal/Nm3其他（1）烟尘处理布袋除尘器（2）水源工业水水质：PH值氯离子含量：10-30mg/L（3）废水处理送往XXX公司污水处理场统一加工和处理。（4）建筑状况水膜除尘器拆除、引风机厂房为排架结构，除尘器控制室利旧。（5）脱硫吸收剂资料表5：乙烯废碱液成份分析（以下数据需要进一步试验确定，仅供参考）日期PH（无量纲）NaOH（g/l）Na2SO4（g/l）Na2CO3（g/l）Na+（g/l）Cl-（mg/l）湿式氧化进料（t/h）湿式氧化出水（t/h）以内利用乙烯废碱液做脱硫剂，乙烯废碱液成份分析：NaOH：%～%,平均%Na2CO3：4%～9%，平均%Cl-含量在100mg/L以内

第三章设计依据基本依据XXX公司热电工程脱硫装置招标文件；《火力发电厂设计技术规程》DL5000--2000；国家现行有效的环保标准、法规；各专业现行有效的中华人民共和国电力行业标准DL/T系列；各专业所涉及的现行有效的中华人民共和国国家标准GB系列；基本原则本方案遵循国家有关法规及规定进行编制。选用较新专利技术，结合XXX工程项目的具体条件，采用优化设计方法，提高设计水平和降低工程投资额。严格执行资源综合利用原则，积极改进工艺技术，采用无害或少害的工艺。贯彻“安全生产，预防为主”的方针。充分利用XXX工程项目相应的公用设施、辅助设施，以节约投资，加快工程的建设周期。设计脱硫效率≥96％。同时脱硝效率≥60%。设计标准序号编号名称1DL5000-2000《火力发电厂设计技术规程》2DL/T5032-94《火力发电厂总图运输设计技术规程》3DL/T5035-94《火力发电厂采暖通风与空气调节设计技术规定》4DL/T5041-95《火力发电厂厂内通信设计技术规定》6DL/T5046-95《火力发电厂废水治理设计技术规程》7DL/T5121-2000《火力发电厂烟风煤粉管道设计技术规程》8DL/T5054-2000《火力发电厂汽水管道设计技术规程》9SDGJ6-90《火力发电厂汽水管道应力计算技术规定及条文说明》10GB50264-97《工业设备及管道绝热工程设计规范》11DL/T5072-1997《火力发电厂保温油漆设计规程》12DL/T5068-1996《火力发电厂化学设计技术规范》13DL/T5094-99《火力发电厂建筑设计规程》14DL/T620-1997《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》15DL/T621-1997《交流电气装置的接线》16DL/T680-99《耐磨管道技术条件》17DL5004-91《火力发电厂热工自动化试验室设计标准》18DL5022-93《火力发电厂土建结构设计技术规定》19DL468-92《电站锅炉风机选型和使用导则》20DL5027-93《电力设备典型消防规程》21DLGJ102-91《火力发电厂环境保护设计规定》22DLGJ24-91《火力发电厂生活消防给水及排水设计技术规定》24DLGJ158-2001《火电厂钢制平台扶梯设计技术规定》25GB50033-91《工业企业采光设计标准》26GB50034-92《工业企业照明设计规范》27GB50037-96《建筑地面设计规范》28GB50046-95《工业建筑防蚀设计规范》29HG20679-1990《化工设备、管道外防腐设计规定》30GB50052-95《供配电系统设计规范》31GB50054-95《低压配电设计规范》32GB50057-2000《建筑物防雷设计规范》33GBJ16-2001《建筑设计防火规范》34GB50116-98《火灾自动报警系统技术规范》

第四章设计概况设计范围本次工程包括脱硫岛、烟气排放、碱液循环系统且能满足机组脱硫系统正常运行所必需具备的工艺系统设计、设备选择、采购、运输及储存、制造及安装、土建建（构）筑物的设计、施工、调试、试验及检查、试运行、考核验收、消缺、培训和最终交付投产等，产生的脱硫后废碱液由XXX公司污水处理场统一加工和处理。设计思想脱硫工艺采用成熟的钠碱湿法烟气脱硫技术，一塔，塔型为喷淋空塔，并加上等离子脱硝和除雾装置。脱硫工程的设计结合现场的场地条件，力求系统简单，流程和布置合理。脱硫装置的烟气处理能力为1万Nm3/h烟气量。脱硫后净烟气不加热，烟气脱硫后从塔顶直排放空，符合国际发展潮流、简便易行。吸收剂采用乙烯废碱液，设置碱液缓冲槽，保证碱液浓度平衡。碱液泵用来向塔内加碱液，控制调节脱硫率和浆液池pH值。脱硫系统设有可靠的保护系统，以避免因脱硫系统或其他相关设备的故障引起吸收塔内装置的损坏。方案控制系统采用DCS控制系统，控制全面精确可靠。钠碱湿法脱硫工艺能节约能源和水源，能降低脱硫系统的投资与运行费用。设计脱硫后烟气SO2含量≤100mg/Nm3，粉尘浓度不大于50mg/Nm3，NOx≤200mg/Nm3，，经除雾器后烟气中水分≤75mg/Nm3。整套脱硫系统阻力≤1200Pa，如原引风机余压不足有可能需要进行改造。脱硫塔进行严密的防冻保温，系统的其他动静设备均布置在室内，所有建筑体均有采暖措施，所有的工艺管线除却必要的保温，还设计有伴热措施(蒸汽或电加热)。在运行中产生的溢流、冲洗和清扫等废水集中排放，保证现场清洁。设计方案本装置工艺设备本着便于生产、操作、维修等原则，尽量布置紧凑，节约用地。脱硫界区布置在锅炉的现场，它包括：烟气吸收系统(等离子脱硝活化装置、吸收塔、吸收液循环泵和管路、等离子后处理装置、湿式烟气后处理装置等)、直排烟囱等；检修排空系统(事故池、地池及管路)；碱液站(碱液缓冲槽、碱液泵及管路系统)；乙烯废碱液脱硫工艺原理钠碱法脱硫工艺是用NaOH/Na2CO3吸收烟气中的二氧化硫，将浆液送至厂内污水处理场集中处理。（1）吸收在吸收塔中，烟气中的SO2与碱吸收接触后。发生如下反应：湿式钠碱法吸收实际上是利用NaXH2-XSO3(x=1~2)不断循环的过程来吸收烟气中的SO2，在吸收过程中所生成的酸式盐NaHSO3对SO2不具有吸收能力，随着吸收过程的进行，吸收液中的NaHSO3数量增多，吸收液的吸收能力下降，因此需向吸收液中补充碱液，使部分NaHSO3转化为Na2SO3，保持吸收液中Na2SO3的浓度比例相对稳定以保持吸收液的吸收能力。同时烟气中含有的SO3、HCl等酸性气体也会同时被吸收剂吸收，发生如下反应：因此，在钠碱法脱硫工艺中吸收塔的吸收段将烟气中的SO2吸收，得到亚硫酸钠或亚硫酸氢钠中间品及少量硫酸钠和氯化钠。（2）排浆由于不需要经过氧化环节，系统所排出的脱硫后废碱液用泵直接排到厂内污水处理场中。干、湿等离子体原理等离子体原理：用高压脉冲电源放电，使烟气中的一氧化氮形成等离子体，便于被氧化成二氧化氮的烟气脱硫脱硝技术（简称PPCP，PulsedcoronainducedPlasmaChemicalProcess）。NOx是主要的大气污染物之一，来源于各种燃烧锅炉的烟气及机动车的尾气。全世界对NOx的排放都有严格的限制，且标准越来越高。等离子脱硫脱硝作为继干法、半干法、湿法等经典脱硫脱硝方法之后的一种全新的脱硫脱硝方法，以其具有的投资少、占地面积小、脱硝效率高、运行费用低、设备腐蚀低、不易造成二次污染等独有的诸多特点，已经成为国际上公认的具有极大市场潜力的良好应用前景的烟气脱硫脱硝新工艺。等离子体由大量带点粒子组成的活性粒子系统，一般存在着电子、离子、原子、或自由基等粒子。由于电子和离子性质的差别，在一定情况下，电子温度Te和离子温度Ti并不平衡，Te高达104K以上，而离子和原子之类的重粒子温度却低到10-102K数量级，这种粒子宏观上体现常温特性，称为低温等离子体或非平衡态的等离子体。由于电子温度很高，使许多只有在高温高压或有催化剂存在下的反应得以在常温常压及无催化剂的情况下实现。NOx的脱除比SO2的去除要复杂许多，通过气体放电产生的非平衡等离子体来诱导自由基反应脱除烟气中的NOx和SO2是当前最有效、最有前途的烟气治理技术之一。气体中的气体分子（N2、O2、H2O等）被高能电子电离，形成各种自由基和活性粒子（N、N*、O、O3、02*、OH、HO2等），这些活性物质引发的化学反应首先把气态的SO2和NOx转变称为高价氧化物，然后形成HNO3和H2SO4。在有氨注入的情况下，进一步生成硫胺和硝铵等细粒气溶胶，所生成的产物有常规方法（ESP或布袋）收集，从而实现对烟气的脱硫脱硝同时进行。脉冲放电等离子体法脱硫脱硝主要是通过下面的一些反应过程进行的。NO+O NO2NO+O3NO2+O2NO+HO2NO2+OHNO+OHHNO2NO2+OHHNO32NO2+O3N2O5+O2N2O5+H2O2HNO3HNO2+OHNO3SO2+ON2O5+O2SO2+OHHSO3SO2+HO2SO3+OHHSO3+O2SO3+HO2HSO3+OHH2SO4SO3+H2OH2SO4HNO3+NH3NH4NO3H2SO4+2NH3(NH4)2SO41986年前后，日本Masuda和Mizuno等人提出了用高压脉冲电源代替电子加速器的脉冲放电等离子体烟气脱硫脱硝技术（简称PPCP，PulsedcoronainducedPlasmaChemicalProcess）。而后，日本、荷兰、美国、意大利、韩国、加拿大、俄罗斯、中国等国都进行了大量的研究工作。脉冲电晕等离子法是靠脉冲高压电源在普通的反应器中形成等离子体，产生高能电子（5-20ev）。它是利用快速上升的窄脉冲电场加速而得到高能电子形成非平衡等离子体状态，产生大量的活性粒子，二驱动离子的能耗极小，能量利用效率高，同时获得较高的脱硫脱销效率。通过脉冲放电产生的等离子体中含有很强氧化性的自由基，其中活性粒子的平均能量高于气体分子的键能，这些活性粒子和有害分子碰撞的结果：一方面打开气体分子键生成一些单原子分子和固体微粒；另一方面产生大量的OH、OH2、O等自由基和氧化性极强的O3。由这些单元分子、自由基和O3等组成的活性粒子引起一系列化学反应最终将废气中的有害物质变为无害物质。国内从上个世纪80年代后期首先在国家自然科学基金和水电部的资助下在北京理工大学开始了对PPCP的基础研究。目前在美国、韩国和中国等都积极进行了该技术的工业化应用开发，建有数万标方烟气处理量的工业中试装置，并在脉冲电源、工艺流程、添加剂等方面的研究取得了很大进展。十五期间在国家科技部“863”计划的资助下，中物院环保工程研究中心主持完成了40,000～50,000Nm3/h工艺优化实验，在关键设备、降低能耗和提高脱硫脱硝效率等方面取得了可喜的进展。使该技术已经具备产业化的条件，并开展了50MW机组以上脱硫脱硝装置的技术经济分析和市场调研，得出该技术具有较好的竞争力和市场前景的结论。近几年，PPCP技术转入工业试验阶段。1997年，韩国Pohang加速器实验室采用MPC技术研制了30kW的高压脉冲电源，应用在燃油锅炉的烟气处理装置上；随后又研制了120kW脉冲电源，并开展了有关的脱硫脱硝工业试验，取得了令人满意的效果。九十年代初，中国工程物理研究院（CAEP）尹华碧等研制了一台1kHz、30kV的MPC，为大功率的MPC建造打下了基础；在此基础上，1998年又建造了一台5～15kW的氢闸流管与MPC技术相结合的脉冲电源，并在1,000～3,000Nm3/h的脱硫脱硝试验装置上进行试验，取得了很好的效果。2000年，中国工程物理研究院研制了50～100kW的脉冲电源，应用在20,000Nm3/h的工业中试装置上。另外浙江大学闫克平设计了10～100kW的脉冲混合式和交直流叠加等离子体电源并在几个不同的气体处理装置中得到应用。针对燃煤烟气净化，等离子体反应器结构主要有线－板。电源与反应器间的有效匹配对降低能耗、提高系统稳定性、增加电源的功率及降低电源造价等具有重要意义。但另一方面，匹配的有效性与电源特性、反应器的结构、烟气成分、温度湿度、副产物状况等多方面因素相关，实现优化的等离子体系统仍需要开展多方面的研究。如浙江大学闫克平等人发现对于给定的高压脉冲电压发生器，改变电晕线的直径和增加直流偏压可以改善系统的匹配；反之，对于一个给定的电晕反应器，提高脉冲电压可使反应器的阻抗等于电源的输出阻抗，达到最佳匹配。电源和反应器间的耦合技术可以大幅度地改善系统的能量效率。近年来，国内外学者对此技术开展了多个工业化应用研究，其中，以浙江大学闫克平等人的研究成果最为成熟，其中试装置规模最大、运行时间最长、效果最为稳定，已得到国内同行的认可，并获得国家863计划重点资助，以建设国内示范项目，可保证部分重点设备资金由863项目经费出资建设。工艺流程简述XXX公司热电厂2×410t/h锅炉烟气脱硫项目的部分烟气，经过干式等离子体，由脱硫塔体中下部进入，进气口的布置是精心设计的，以保持向塔内有足够的向下倾斜坡度，从而保证烟气的停留时间和均匀分布，有效地避免烟气的旋流及壁面效应。吸收液由泵打入喷淋母管，经喷嘴从塔体上部均匀喷出。这时，喷出的吸收液和上流向的烟气充分接触，碱液液滴、液雾与烟气中的SO2发生剧烈碰撞，经反应生成亚硫酸钠，钠盐液体流到塔体底部，继续循环吸收。脱硫后的净烟气，经吸收塔上部的一级除雾器除水后再经过湿式等离子体由塔顶直接排放，塔底排出吸收液送入公司污水处理场。脱硫后的烟气采用国际流行的直排方案，其原因是经过联合脱硝脱硫的工艺，烟气内的污染物含量已经非常小，从塔顶加高后直接排出即可确保对周边环境无影响，符合国家环保标准。烟气直排：塔顶直排方式是在吸收塔上加装烟气管道,烟气经过吸收除雾装置后直接在塔顶排放,不回原烟道，其总高度满足烟囱最低允许高度要求。烟气直排的优越性：湿法脱硫后烟气仍具有腐蚀性，烟气按原烟囱排放对烟道及烟囱等的防腐是一个很大的考验，鉴于本电厂现有烟囱的使用时间长、原用材料更新困难等客观原因，经过多方研究，还难以找到合适的烟囱防腐方案。而采用烟气直排可省去烟道制作、安装、烟道和烟囱防腐以及增压风机等费用，投资大大减少，并且占地小，易于厂区布置，大大减轻电厂的经济负担。详见工艺流程附图。主要设备简况吸收塔按适宜的液气比设计，采用碳钢作为骨架材料(亦可用玻璃钢)，塔内做耐酸碱的防腐。吸收塔采用的是喷淋空塔，内装喷淋层，通过计算机模拟设计(CFD)，确定了塔内喷嘴和喷淋层的布置以及除雾器、烟气入口和烟气出口的位置，优化了浆液浓度、喷淋的覆盖率、烟气气速等性能参数，以求降低阻力、提高洗涤效果。塔体为圆柱形，塔内根据需要装设喷淋母管和一定数量的喷嘴，分三层布置。布置方式为均匀布置，使喷淋层之间不会相互干扰，并保证液滴的均匀分布。改善气液接触条件，提高脱硫效率。湿式等离子体装于塔顶，。详见吸收塔附图。循环系统采用单元制设计，每个喷淋层都配有一台与喷淋层上升管道系统相连接的吸收塔循环泵，从而保证吸收塔内200%以上的吸收浆液覆盖率。运行的循环泵数量可根据锅炉负荷调整。脱硫系统正常运行时，烟气由塔体中下部进入，进气口的布置是精心设计的，以保持向塔内有足够的向下倾斜坡度，从而保证烟气的停留时间和均匀分布，有效地避免烟气的旋流及壁面效应。吸收液由泵打入喷淋母管，经喷嘴从塔体上部均匀喷出。这时，喷出的吸收液和上流向的烟气充分接触，碱液液滴、液雾与烟气中的SO2发生剧烈碰撞，经反应生成亚硫酸钠，钠盐液体流到塔体底部，继续循环吸收。乙烯废碱液直接加入到循环泵入口处，维持浆液的pH值在－范围内，该pH值优化了SO2的去除效率。通过碱液泵来调节碱液的加入量。SO2与吸收浆液反应生成亚硫酸钠进入到吸收塔底部的浆液池中，其溶液可用于对烟气降温，之后用浆液排出泵排至石化公司污水处理场。装置组成根据工艺和功能划分，可以把钠碱法烟气脱硫装置分为以下系统：吸收循环系统：由吸收塔及其内构件组成，该系统是整个脱硫系统的核心，功能是吸收烟气中的SO2等酸性气体，使之达标排放。吸收塔按适宜的液气比设计，钢结构，玻璃鳞片树脂内衬防腐。塔内安装有喷淋层和除雾器及冲洗层等内构件。该塔型具有结构简单，阻力小，塔体不易堵塞，维护方便，脱硫效率高等特点。喷淋层共设三层，喷嘴采用碳化硅螺旋喷嘴，喷淋管道采用FRP玻璃钢管道，每层设~280个喷嘴，喷淋角度90°，布置方式为均匀布置，喷淋层间距2m，交错45°布置，使喷淋层之间不会相互干扰，并保证液滴的均匀分布。改善气液接触条件，提高脱硫效率。吸收剂供给系统的功能是存储系统所需的乙烯废碱液，存储乙烯废碱液(NaOH平均%，Na2CO3平均%)，将定量的碱液输送到吸收塔。系统布置在脱硫岛以外，以满足防火规范的要求。设置碱液缓冲池，以保证碱液具有一定的浓度，不足时可加入强碱进行调节，碱液泵用来向塔内加碱液，控制调节脱硫率。送入吸收塔的碱液流量信号进入DCS系统，碱液流量根据吸收塔浆池内的浆液pH值进行控制，有关阀门的设计满足系统自动运行和控制要求。工艺水系统：装置所需的工艺水由公司工业给水系统送至工艺水箱，再用泵从工艺水箱输送到包括吸收塔除尘降温水和除雾器冲洗用水点。检修排空系统：设置事故浆液池用来储存吸收塔在停运检修或修理期间塔中的浆液。事故浆液池的容量满足吸收塔检修排空时和其他浆液排空的要求。吸收塔浆池检修需要排空时，吸收塔的硫酸钠浆液由吸收塔排出泵输送至事故浆液池。DSC控制系统有完善的热工模拟控制、数据控制、数据采集和处理及连锁、保护、脱硫电源系统监控等功能。等离子处理系统包括前段的氧化脱硝活化系统和湿式等离子体后处理系统在温度较高的烟气中，注入脉冲能量，会有更多的SO2和氮氧化物等污染物被氧化，脱除效率更高，能量更省。锅炉排放的烟气首先进入电除尘器除尘，烟气温度大约在130-150℃，进入等离子体活化脱硝装置，同时，氧化烟气中的SO2、NOx、VOCs、Hg和PAHs等，转化为钠碱法可以吸收的物质，并且生成能够提高吸收效率的活性物种。在该工艺段，拟采用完全拥有自主知识产权的活化技术（或自由基簇射技术和脉冲电源技术。在该装置上，预计投入1Wh/Nm3的能量，装置可以由除尘器的尾部电场经过改造得到，设计脱除硝50%-60%。湿式等离子体后处理系统的特点和作用在脱硫吸收塔后面，增设湿式等离子体后处理系统，其作用有：①强化吸收残余SO2，控制尾气SO3排放；②除雾，控制尾气中的气溶胶和有机污染物的排放；③进一步氧化烟气的复合污染物；④将亚硫酸盐部分转换为硫酸盐。电气系统：供配电与控制仪表部分包括：低压供配电系统、照明及消防检修、防雷接地系统以及通讯电视监控部分。均为二级负荷。为了保证脱硫系统的可靠运行和保障设备及现场工作人员的安全，按照要求进行严格的电气系统设计。整套脱硫系统烟气阻力小于1500Pa。保温、油漆材料设计保温采用保温是为了降低散热损失。保温厚度应根据经济性计算确定。当环境温度(指距保温结构外表面1米处测得的空气温度)不高于27℃时，设备及管道保温结构外表面温度不超过50℃，环境温度高于27℃时，可比环境温度高25℃。对于防烫伤保温，保温结构外表面温度不超过60℃。保温设计使散热最小并使保温层的寿命达到最大。我方在设计中考虑各设备除了保温是否另外还需要配备隔音措施。对运行温度低于最大酸露点温度的设备，应采取防止凝结的保温，防止凝结对装置结构或设备造成损害。为了防止腐蚀，对不保温和介质温度低于120℃保温的设备、管道及其附件、支吊架、平台扶梯进行油漆。对维护时需要拆卸的设备，要求其保温也能拆卸。阀门和管件(三通等)采用压制成型可拆卸式保温材料(可重复利用的型材)。我方提出保温材料的类型，化学物理特性和预计用量。并考虑保温和包壳10%的裕量，固定件和辅助配件15%的裕量。烟道采用预制保温板保温。保温层主材采用聚苯乙烯保温材料，将采用相邻保温板水平和垂直搭接的方式，搭接必须紧密，不需要单独的填充带。保温层的外装板应与烟道的外装板同样规格、型号、工艺。提供保温层和外装板的支撑，支撑与镀锌铁丝网焊在一起形成网状构造物，以固定保温层。对露天设备的保温层外装板能防止雨水入侵保温层。油漆凡需要油漆的所有部件，在油漆前，必须对金属表面按有关技术规定进行清扫、喷砂等处理，将污物和铁锈等清除干净，表面的洁净程度满足油漆规范的要求。钢结构件、箱体、容器、管道在涂装前均需喷砂处理，经处理后的表面除锈等级符合GB8923-88标准“涂装前钢材表面锈蚀等级和除锈等级”中的级，即“彻底地喷射或抛射除锈”等级。仪表和控制仪表的防护等级至少为IP65，配置有进出线防水接头。仪表的材质满足介质和环境的要求。计量检测仪表必须经过计量认证。吸收塔浆液PH计具备闭环在线检测、控制和自动冲洗功能，接触浆液的材质满足浆液工况的要求，PH值检测仪考虑冗余配置，即一塔二个。压力变送器采用陶瓷膜片的法兰式(至少DN50/PN10)智能压力变送器，法兰材质能满足接触介质的防腐要求。液位变送器采用法兰式智能压力变送器，液位设置冗余液位测量，并设置就地液位计。温度检测采用Pt100热电阻，均选用防水型，接触介质的护套材质需满足介质工况的耐腐耐磨要求。所有原料、循环液等设置无压损流量测量装置。流量计接触介质的材质满足介质工况的耐腐耐磨要求。泵的出口设置就地压力表，接触介质的材质需满足介质工况的耐腐耐磨要求，压力表采用防腐隔膜式压力表。脱硫控制系统采用DCS控制，DCS控制系统采用MACS-F分布式控制系统。保证脱硫系统工艺和流程的自动控制。脱硫DCS系统完全可靠实现招标文件规定的功能，完成数据采集(DAS)、模拟量控制(MCS)、顺序控制(SCS)、事件顺序记录(SOE)等功能以满足脱硫系统各种运行工况的要求，确保脱硫系统安全、高效运行。整个脱硫DCS的可利用率至少为%。并满足单炉运行时的经济工况状态。脱硫DCS系统针对脱硫塔系统独立设置中心处理控制单元系统，中心控制处理单元、电源、网络设置冗余。DCS系统I/O点至少有15%的余量。脱硫DCS系统设一台操作员站和一台工程师兼操作员站，使用当前先进可靠的工控机。公用物料消耗序号名称规格单位消耗量界区接口管路尺寸1水工艺水t/hDN150冲地水t/h1~2DN65冷却水循环水t/h20~25DN200生活水自来水t/h4DN502碱液%，Na2CO3%t/hDN323电kWh15004仪用空气Nm3/h130DN25主要设备表序号设备位号设备名称及规格型号或图号单位数量1脱硫塔Φ1000总高H15000(以设备图为准)台1碳钢内刷防腐涂料附：喷淋分布管FRP层3喷嘴PVC个20x3除雾器PP层12非金属补偿器Φ700个23脱硫循环泵A,B,C（碳钢衬塑）台3Q=20m3/hH=20m/22m/24m附：电动机N=台34吸收液排出泵（碳钢衬塑）台1Q=2m3/hH=10m附：电动机N=1kw台15吸收塔地坑(砼结构)座11000×1000×20006吸收塔地坑泵台1立式液下泵Q=2m3/hH=20m电动机N=7乙烯废碱液缓冲罐FRP台1V=2m3Φ1400×14008脱硫后废碱液缓冲罐FRP台1V=2m3Φ1400×14009废碱液输送泵（碳钢衬塑）台1Q=5m3/hH=30m附：电动机N=台110供碱泵A,B台2柱塞式计量泵Q=h，电动机N=附：变频器台211工艺水槽/事故浆液槽FRP台1V=5m3Φ1600×260012工艺水泵台1Q=2m3/h，H=30m附：电动机N=台113烟风道Φ700m10

第五章节能与环保节能节能原则(1)认真贯彻国家产业政策和行业设计规范，严格执行节能规定，努力做到合理利用能源和节约能源。(2)采用先进的节能新工艺、新设备、新技术，严禁使用国家已公布淘汰的机电产品。(3)提高自控、管理水平，加强计量。具体措施（1）工艺流程对脱硫装置系统、设备、管道进行优化配置，设计简单、合理的工艺流程和设备排布，合理应用烟气的热量，降低消耗。（2）设备选型选择效率高的风机、泵类。国内供货的电机选用Y型电机，安全、省电。选用性能好，损耗低的变压器。照明灯具选用高能低耗型。选择质轻、高效的保温材料，控制表面温度，优化保温设计。环保尾气治理用等离子法对出塔烟气进行后处理，去除大部分可能的有害气体。废水治理送往XXX公司污水处理场统一加工和处理。噪声治理本工程设计机泵选用上尽量选用低噪设备，对高噪和振动较大设备如风机、泵采取隔音和减振措施。

第六章项目实施规划项目实施本公司将积极配合用户，提供最佳的技术服务，确保该工程的顺利实施。（1）公司承诺•工程进度、质量、投资满足合同要求；•单位工程质量合格率：100%；•单位工程质量优良率：95%；•顾客满意度：98%；•系统负荷联动试车：一次成功；•重大安全事故率为：零。（2）项目实施•精心组织设计、施工、调试；•严格按照质量管理体系实施；•提供全套的图纸、施工记录、调试方案、调试记录和运行操作规程等技术资料；•提供一流的调试、运行培训服务。（3）安全施工保证措施•建立健全安全管理体系，以项目经理为首的安全管理领导小组，现场设专职安全员；•严格遵守国家、业主的安全操作规程，对所有施工人员进行安全教育，提高安全施工意识；•认真做好安全生产，不违章作业；•