毕业设计（论文）-600MW机组脱硫系统的设计.doc

600MW机组脱硫系统的设计摘要本文根据已知600MW机组对应的锅炉出口烟气成分、石灰石成分，结合我国最新的要求进行脱硫系统的设计。首先，对当下常见的几种脱硫工艺进行综述性介绍，然后通过对比各种工艺的优缺点以及适用范围，选出最适合本设计工况的除尘方式和脱硫工艺。本次设计最终采用了电除尘器方式除尘和石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺进行脱硫。本文主要介绍了除尘系统和脱硫工艺各子系统的工艺过程和设备的设计计算选型以及布置，并且对烟道烟囱进行了尺寸的计算，以及系统阻力的核算。设计的系统主要包括除尘系统、烟气系统、吸收系统、吸收剂浆液制备系统和石膏脱水系统。最后对本设计做综述性评价和简单的经济分析。关键词：脱硫；石灰石-石膏湿法脱硫；除尘；设备选型The design of 600 MWunits desulfurization system AbstractAccording to the known corresponding 600MWunits composition of flue gas and limestone, I designthe desulfurization system combined with the latest requirements in our country. First of all,I summarized several common desulfurization process which is popular at present;Then I compared the advantages and disadvantages of various technology and scopeof application .At last,I choose the most suitable way of dust removal and desulfurization process. Eventually, I adopted the way of electrostatic precipitators and limestone-gypsum wet flue gas desulfurization process for desulfurization. The artical mainly introduced the processes of the subsystems of the dedusting system、the desulphurization process and the design and calculation of equipment for the selection and arrangement. At the same time, I calculate the size of chimney, and the resistance of the accounting system.The system mainly includes the dust removing system, flue gas sys-tem, absorption system, sorbent slurry preparation system, gypsum dewatering system. Finally I do a review assessment to this design and make a economic analysis.Keywords:desulfurization；limestone-gypsum wet flue gas desulfurization；dedusting;equipment selection目 录600MW机组脱硫系统的设计I摘要IABSTRACTII1 绪论11.1 火电厂脱硫的背景11.2 燃煤电厂烟气脱硫情况11.3 最新燃煤电厂大气污染物排放标准22 工程概况42.1 已知设计参数42.2 设计原则及依据52.2.1 设计原则52.2.2 设计依据53 脱硫工艺的选择73.1 常用烟气脱硫工艺73.1.1 石灰石-石膏法脱硫工艺73.1.2 旋转喷雾半干法烟气脱硫工艺（LSD法）93.1.3 炉内喷钙加尾部增湿活化工艺（LIFAC法）93.2 脱硫工艺对比103.3 脱硫工艺的确定103.4 本设计采用的脱硫系统113.5 石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺系统113.5.1 烟气系统113.5.2 SO2吸收系统113.5.3 石灰石浆液制备系统123.5.4 石膏脱水系统123.5.5 供水和排放系统124 物料平衡计算144.1 除尘、脱硫效率的计算144.1.1 除尘效率的计算144.1.2 脱硫效率的计算144.2 吸收剂消耗量的计算144.2.1 净烟气中SO2浓度144.2.2 石灰石消耗量145 脱硫系统主要设备尺寸、规格的计算165.1 除尘器165.1.1 除尘器类型的确定165.1.2 电除尘器的设计计算185.1.3 电除尘器零部件设计与计算205.1.4 电除尘器总体尺寸的计算215.2 烟气系统235.2.1 旁路烟道235.2.2 FGD入口烟道235.2.3 FGD出口烟道235.2.4 烟气挡板门235.2.5 烟气换热器245.3 SO2吸收系统245.3.1 吸收塔的选择245.3.2 吸收塔尺寸设计计算255.3.3 吸收塔附属设备的选型275.3.4 吸收塔高度的计算295.4 浆液制备系统的设计计算305.4.1 浆液制备系统的选择305.4.2 主要设备的计算305.5 其他系统设备设计选择325.5.1 增压风机325.5.2 搅拌器335.5.3 石膏处置系统335.5.4 废水排放系统和处理系统345.5.5 浆液排放与回收系统346 烟囱的设计356.1 烟囱高度356.2 烟囱直径356.3 烟囱抽力367 系统阻力的计算377.1 管径的确定377.2 摩擦压力损失377.3 局部阻力损失387.4 设备阻力损失397.5 系统总阻力损失398 引风机和电动机的选择408.1 工况下风机风量的计算408.2 风机风压的计算408.3 电动机功率的计算419 工艺布置429.1 脱硫装置的平面布置的要求429.2 浆液管道布置要求429.3 设备一览表43结论44参考文献45外文文献46外文翻译52致谢6361绪论1.1火电厂脱硫的背景我国能源结构与世界其他国家显著不同，煤炭在中国能源资源结构中居绝对优势地位，水能次之，油气相对较少。而煤炭的利用会产生各种各样的污染物，若不加以控制将对人类健康和生态环境带来巨大危害。燃煤电厂是煤炭的最大用户，火电厂的SO2排放量在全国SO2总排放量中占有最大的比例，1995年全国的SO2总排放量为2370万t，排在世界第一位，也达到了国内最高纪录。其中电力行业排放SO2约为800万t，到2000年电力行业的SO2年排放量约占到全国SO2总排放量的44%，是SO2污染大户。近年来，随着国民经济的发展、人民对环境保护意识的提高以及雾霾问题的加重，促使我国开始加速对环境污染的治理。SO2是大气的重要污染物之一，SO2的排放可以引起酸雨，对农作物、森林、建筑物和人体健康等方面造成严重的危害，造成了极大的经济损失。另外，污染排放标准也越来越严格，按照国务院关于印发“十二五”节能减排综合性工作方案的通知中的主要目标,到2015年,全国二氧化硫的排放总量要控制在2086.4万吨,同比2010年的2267.8万吨下降8%1。至今，针对火电行业大气污染物排放己经进行了四次修订,最新的火电厂大气污染物排放标准(GB-13223-2011)于2012年1月1日开始执行,新建机组于2014年7月1日开始执行新标准,新标准规定二氧化硫的排放标准由400mg/m3降到了100mg/m3。因此，控制燃煤电厂SO2排放已经势在必行。1.2燃煤电厂烟气脱硫情况燃煤锅炉脱硫技术的研究到现在已有百年的历史，据统计，世界上现有的SO2脱除技术已有上百种，其中很多种脱硫技术相当成熟，可应用于实际工程。燃烧前脱硫技术主要有洗选煤、化学和生物等脱硫技术。燃烧中脱硫技术主要有循环流化床燃烧技术和炉内喷钙技术，使用时往往与烟气脱硫联合使用。燃烧后脱硫也称烟气脱硫，是指对燃煤经过燃烧以后所产生的含有SO2的烟气进行处理的技术。烟气脱硫技术具有脱硫效率高、稳定性较好、安装费用较低等优点，是目前世界上唯一大规模商业化应用的脱硫方法。我国烟气脱硫技术起步虽早但是发展相当缓慢,而且仅限于有色冶金废气与硫酸尾气的净化。70年代初开始进行燃煤发电厂烟气脱硫的试验,但是我国对燃煤发电厂大烟气量工业化的烟气脱硫装置的研究还不够深入。国家为了鼓励研究开发烟气脱硫技术, 有目的有计划地引进了国外先进的技术和装置,以日本、欧美的技术为主。随着国家科技的迅猛发展,烟气脱硫技术有了大大的提高。目前国内外防治二氧化硫的途径有很多,但是从成本费用与科技技术要求方面考虑,在相当长的一段时间内防治二氧化硫的方法仍然会以烟气脱硫为主体。我国目前采用的主流烟气脱硫技术还是石灰石-石膏湿法烟气脱硫。石灰石-石膏湿法烟气脱硫所产生的副产品对环境和大气没有新的污染威胁,而选择工艺安全可靠,简单环保,经济合理的烟气脱硫技术也是我国选择脱硫技术所要考虑的因素。因此石灰石-石膏湿法烟气脱硫被大规模的应用，得到了商业化的运行。随着生物技术等高科技的不断发展,一系列高新且适用性强的脱硫技术将会代替经典、传统的脱硫技术。比如下列所述新型技术:1)电子束烟气脱硫技术工艺。此工艺是二十世纪70年代日本制作提出并完成研究的。目前仅适于在中小型的装置应用。2)荷电干式喷射工艺。荷电干式喷射工艺是美国能源公司在20世纪末研究开发出来的技术,其特点是投资小、占地小并且没有废水。但有很多劣势需要改进。目前国内广州造纸有限公司自备热电厂、山东德州热电厂均采用该技术。3)膜法烟气脱硫技术。该技术是目前仍然在研究阶段的技术,但是实验结果已经证明该技术的脱硫率可以达到90%,膜法烟气脱硫技术是有着巨大应用潜力的烟气脱硫技术,也将会是未来湿法脱硫领域的研究热点。4)活性焦干法脱硫技术。活性焦干法脱硫技术是我国煤炭科学研究院开发的项目之一, 该方法是比较新型的脱硫方法,在日本有该技术的应用,其脱硫率高达95%。5)磁流化床烟气脱硫。该技术是新型的半干法烟气脱硫技术,能克服各种烟气脱硫技术法的多种缺点。1.3最新燃煤电厂大气污染物排放标准（GB13223-2011代替GB13223-2003）l 自2014年7月1日起，现有火力发电锅炉及燃气轮机组执行表1-1规定的烟尘、二氧化硫、氮氧化物和烟气黑度排放限值。l 自2012年1月1日起，新建火力发电锅炉及燃气轮机组执行表1-1规定的烟尘、二氧化硫、氮氧化物和烟气黑度排放限值。l 自2015年1月1日起，燃烧锅炉执行表1-1规定的汞及其化合物污染物排放限值。表1-1燃煤发电锅炉大气污染物排放浓度限值单位：mg/m3污染物项目适用条件限值污染物排放监控位置烟尘全部30烟囱或烟道SO2新建锅炉100 200（1）现有锅炉200 400（1）氮氧化物以（NO2计）全部100 200（2）汞及其化合物全部0.03注：(1) 位于广西壮族自治区、重庆市、四川省和贵州省的火力发电锅炉执行该限值。(2) 采用W型火焰炉膛的火力发电锅炉，现有循环流化床火力发电锅炉，以及2003年12月31日前建成投产或通过建设项目环境影响报告书审批的火力发电锅炉执行该限值。2 工程概况2.1已知设计参数山西某电厂拟安装2台国产600MW超临界燃煤汽轮发电机组，配套建设除尘、脱硫、脱硝装置。本课题将为该电厂600MW机组锅炉烟气脱硫装置进行初步设计。已定参数如下：表2-1 锅炉出口烟气参数烟气成分体积流量Nm3/h体积百分比%.wet体积百分比%.dryH2O(g)116,6405.4 N2(g)1,636,86275.780680.1064 O2(g)132,8406.15006.5011CO2(g)271,512 12.570013.2875SO2(g)1,7970.08320.0879SO3(g)660.00310.0033NOx(g)1630.0080.0080HCl(g)630.00310.0031HF(g)550.00270.0027DUST(s)2-TOTAL2,160,000100100表2-1 石灰石参数项目单位数据烧失量wt-41.16H2Owt-0.3CaOwt-51.98MgOwt-2.96SiO2wt-0.54Fe2O3wt-0.12Al2O3wt-0.54SiO2wt-1.23其他微量元素wt-1.71粒径mm202.2设计原则及依据2.2.1设计原则1）脱硫装置的设计要保证能快速启停(旁路挡板有快速开启功能)。2）FGD装置性能：l 能适应锅炉最低稳燃负荷（40%BMCR）工况和100%BMCR工况之间的任何负荷。l FGD装置在没有大量的和非常规的操作或准备的情况下，能通过冷或热起动程序投入运行。l 在锅炉运行时，FGD装置和所有辅助设备能投入运行而对锅炉负荷和锅炉运行方式不产生任何干扰。l FGD装置能够在烟气排放浓度为最小值和最大值之间任何点运行，并确保排放指标不大于保证值。3）最低停运温度不低于170。4）整套FGD系统及其装置的设置能够满足整个系统在各种工况下自动运行的要求，FGD装置及其辅助设备的启动、正常运行监控和事故处理应在FGD电子设备间实现完全自动化。5）在电源故障时，所有可能造成不可挽回损失的设备，应同由业主提供的保安电源连接。6）在装置停运期间，各个需要冲洗和排水的设备和系统能实现自动冲洗和排水。在短期停运或事故中断期间，主要设备和系统的排水和冲洗应能通过FGD_DCS的远方操作实现。7）对于容易损耗、磨损或出现故障并因此影响装置运行性能的所有设备设计成易于更换、检修和维护。8）在设备的冲洗和清扫过程中产生的废水应收集在FGD岛的排水坑内，然后送至吸收塔系统中重复利用的设备。9）FGD装置可用率不小于99%。10）FGD装置服务寿命为30年。2.2.2设计依据火电厂大气污染物排放标准(GB132232011)；大气污染物综合排放标准(GB162971996)；环境空气质量标准(GB30952012)；火力发电厂烟气脱硫设计技术规程(DL/T51962004)；火力发电厂设计技术规程(DL50002000)；火电厂烟气脱硫工程技术规范石灰石/石灰石膏法(HJ/T1792005)；火力发电厂烟风煤粉管道设计技术规程(DL/T51212000)；环境空气质量标准（GB30952012）工业设备及管道绝热工程设计规范（GB5026497）3 脱硫工艺的选择随着电力建设的快速发展和对环境保护的日益重视，我国的烟气脱硫工作取得了重大进展，越来越多的烟气脱硫系统在燃煤电厂投产运行。与此同时，脱硫设施投运后暴露出来的问题也日益突现，如投运率不高、可靠性差、经济性低下等，有些问题严重困扰着电厂，成为发电企业新的包袱。分析原因是多方面的，在法规上，有关烟气脱硫的设计、设备改造、施工、调试、性能的考核、运行等国家及行业规范出台较晚或不够完善，脱硫设施缺乏科学的评价体系；在管理上，脱硫公司良莠不济，招投标中存在低价竞争现象，使整体脱硫设备性能低劣，同时建设过程又缺少有效的质量监督；在技术上，不少问题的出现则是由于脱硫设计不合理、不规范引起的。因此，燃煤电厂如何以国家和行业法规为依据，满足系统运行可靠性和经济性的要求，完成脱硫项目的决策和脱硫工艺的选择意义重大。3.1常用烟气脱硫工艺3.1.1 石灰石-石膏法脱硫工艺石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺2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,加热器加热升温后,由增压风机经烟囱排放,脱硫石膏可以综合利用。l 工艺组成与设备1）工艺系统组成：烟气系统、石灰石浆液制备系统、石灰石-二氧化硫反应吸收系统、密封风系统、气-气热交换器（GGH）、再热系统、空压机系统、工业水系统及就地控制系统等。其中烟气系统和石灰石-二氧化硫反应吸收系统是主要的工艺系统。2）主要设备：增压风机、气-气热交换器、脱硫塔、浆液循环泵、氧化风机、石灰石浆液输送泵、石膏浆液输送泵、密封风机、高压冲洗泵、搅拌器等。l 石灰石（石灰）-石膏湿法脱硫主要特点1）脱硫效率高，一般可达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；对高硫煤、大机组的烟气脱硫更有特殊的意义；2）引进早，技术成熟，可靠性高，从70年代以来，已是最成熟的烟气脱硫技术，全世界已有数百套装置投入商业运行，在世界脱硫市场上占有的份额达85%以上。国外火电厂石灰石（石灰）-石膏湿法脱硫装置投运率一般可达98%以上，不会因脱硫设备而影响锅炉的正常运行；3）对煤种变化的适应性强；4）脱硫吸收剂石灰石易采购，价格便宜；脱硫副产物石膏可作为水泥缓凝剂或加工成建材产品。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；5）系统复杂，占地面积较大，一次性建设投资相对较大；6）脱硫副产物便于综合利用；7) 后期处理复杂，二次污染严重；8)脱硫系统无法快速响应锅炉负荷的变化运行；9)粉尘排放浓度较难满足要求；10) 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。l 工艺原理3石灰石经破碎磨细成粉状与水混合搅拌制成吸收浆液。吸收剂浆液与烟气在吸收塔内混合接触，烟气中的SO2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携带的细小液滴，经加热器加热升温后排入烟囱，脱硫石膏浆经脱水装置脱水后抛弃或利用。反应过程如下：1）PH7时CaO+H2OCa(OH)2Ca(OH)2+ SO2CaSO3+H2OCaSO3+O2CaSO43.1.2旋转喷雾半干法烟气脱硫工艺（LSD法）旋转喷雾半干法烟气脱硫工艺4是一种在国外有较多应用的烟气脱硫工艺，特别在欧州应用多,原西德截止1990年有2480MW容量的燃煤机组采用喷雾干燥法烟气脱硫装置。这种工艺相对于传统的石灰石-石膏法来说,具有设备简单、投资较低、占地而积小等特点、但脱硫率相对较低。针对我国国情而言则具有一定的推广价值。之前在山东黄岛电厂进行的中日合作项目高硫煤烟气脱硫试验工程采用的就是这种旋转喷雾烟气脱硫工艺。旋转喷雾烟气脱硫是利用喷雾干燥的原理，将吸收剂浆液以雾状形式喷入吸收塔内，发生化学反应过程中，又不断吸收烟气中的热量使雾料中水份蒸发干燥，最后完成脱硫后的废渣以干态灰渣形式排出。旋转喷雾法烟气脱硫工艺具有如下特点:1）投资费用较低；2）设备简单、维护量小；3）占地面积较少；4）能耗低、水耗低, 运行费用主要是购置生石灰的费用；5）脱硫效率不高，多在7090%之间；6）适应性广，技术日趋成熟。3.1.3 炉内喷钙加尾部增湿活化工艺（LIFAC法）炉内喷钙加尾部增湿活化器脱硫工艺4是在炉内喷钙脱硫工艺的基础上在锅炉尾部增设了增湿段，以提高脱硫效率。该工艺多以石灰石粉为吸收剂，石灰石粉气力喷入炉膛8501150温度区，石灰石受热分解为氧化钙和二氧化碳，氧化钙与烟气中的二氧化硫反应生成亚硫酸钙。由于反应在气固两相之间进行，受到传质过程的影响，反应速度较慢，吸收剂利用率较低。在尾部增湿活化反应器内，增湿水以雾状喷入，与未反应的氧化钙接触生成氢氧化钙进而与烟气中的二氧化硫反应。当钙硫比控制在2.5及以上时，系统脱硫率可达到6580%。由于增湿水的加入烟气温度下降，一般控制出口烟气温度高于露点温度1015，增湿水由于吸收烟气热量而被迅速蒸发，未反应的吸收剂、反应产物呈干燥态随烟气排出，被除尘器收集下来。该法的主要特点：1)工艺简单灵活，投资少，占地面积小，能耗低；2)吸收剂一般为石灰石，利用率较低，约2.5%；3)脱硫效率中等，一般为(7585)%；4)耗水量小，无污水排放，在燃煤含硫量不高的中小容量机组中应用优势突出；5)对锅炉和烟气处理系统略有影响；6)副产品为CaSO3和CaSO4，对粉煤灰利用有影响。3.2 脱硫工艺对比表3-1 国内火电厂烟气脱硫的应用技术内容石灰石/石膏湿法烟气脱硫技术旋转喷雾半干法烟气脱硫技术炉内喷钙+尾部增湿活化法脱硫技术技术成熟度成熟成熟成熟适用煤种不限中低硫煤中低硫煤单机应用规模200MW及以上200MW及以下200MW及以下脱硫率95%以上75-90%75-85%吸收剂石灰石/石灰石灰石灰石市场占有率高一般一般技术德国/日本日本芬兰特点及经济性投资较高投资低于湿法投资和运行费较低国内应用北京、半山、重庆黄岛、白马、恒运下关、钱清3.3 脱硫工艺的确定根据以上的分析，对烟气除尘和脱硫要求较高，均要求达到95%以上。喷雾干燥法脱硫工艺脱硫效率较低，系统机械传动部件较多，而故障率较高，占地面积大，且到目前为止尚无用于600MW机组脱硫的先例，也不适用于本设计工况；而湿式石灰石-石膏法脱硫技术具有工艺最为成熟、运行可靠性最高、吸收剂资源广泛、成本低廉、反应速度快、设备简单、脱硫效率高、钙利用率高、其废渣可抛弃也可作为石膏回收、对高硫煤脱硫率可达90%以上、对低硫煤脱硫率可达95%以上、适用煤种及机组范围广、运行稳定、适合水源较充足地区及大型燃煤电站安装使用等优点，该工艺最大的优势在于国产化水平高，这对降低工程成本和运行费用非常的重要，而且已经在600MW机组得到商业运行。当燃煤含硫量大于1，钙硫比等于1时，脱硫率可达98以上，排烟温度在55左右，经过GGH加热后，能够满足本工程的要求。综上所述，石灰石-石膏湿法烟气脱硫在该自备电厂新建脱硫项目中体现了较为明显的优势，比其他脱硫工艺更加适合本设计工况的具体情况。因此，该方案采用石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺进行该电厂600MW工程的新建脱硫装置。3.4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SO2、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。3.5 石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺系统3.5.1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5。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。3.5.2SO2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2.55m/s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825。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75mg/Nm36。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。3.5.3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台石灰石浆液供给泵。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回到石灰石浆液箱，以防止浆液在管道内沉淀。3.5.4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。滤液进入滤液水回收箱。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。3.5.5供水和排放系统l 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回收利用。工艺水主要用户为：1）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。l 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回泵（将浆液送回吸收塔）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。644 物料平衡计算4.1 除尘、脱硫效率的计算4.1.1除尘效率的计算根据2011年火电厂大气污染物排放标准，粉尘含量30mg/Nm3。在这里飞灰密度按2200kg/Nm3则：除尘效率=（1-=98.5%4.1.2脱硫效率的计算根据2011年火电厂大气污染物排放标准，新建电厂SO2含量100mg/Nm。则：烟气中SO2的浓度：脱硫效率：=95.79%C为以ppm（V/V）表示的浓度。4.2吸收剂消耗量的计算4.2.1净烟气中SO2浓度在设计煤种情况下，烟气流量为2160000Nm3/h，烟气中SO2含量为2377mg/Nm3，按脱硫效率达96%的脱硫效率。净烟气中SO2含量Cj=Cy(1-)=2377（1-96%）=95.08mg/Nm3式中：Cj净烟气中SO2含量；Cy原烟气中SO2含量；4.2.2石灰石消耗量式中：吸收剂碳酸钙的耗量，t/h；需要脱除的SO2摩尔数，mol；钙硫比，一般为1.021.057；碳酸钙分子量，g/mol；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 nso2=式中：吸收塔入口SO2的浓度，mg/Nm3；设计煤种情况下吸收塔入口干标烟气量，Nm3/h；脱硫效率SO2分子量，g/mol。则：NSO2=2377（2160000-116640）95%6410=72856mol/h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：=8.15t/h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8.15245=978t 粉仓体积V=97810310-3/2.7=362m3石灰石=2.7g/cm35 脱硫系统主要设备尺寸、规格的计算5.1 除尘器5.1.1除尘器类型的确定l 各种除尘器的比较表5-1 各种除尘器性能的比较8除尘器的名称除尘效率阻力费用文丘里除尘器90%-98%4000-10000Pa低电除尘器90%-99.9%50-130Pa高袋式除尘器95%-99%1000-1500Pa中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很低，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。l 袋式除尘器的特点1） 袋式除尘器的优点： 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； 袋式除尘器可以捕集多种干扰粉尘，特别是高比电阻粉尘； 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； 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； 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； 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： 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； 不适合含粘结和吸湿性强的粉尘气体； 据初步统计，用袋式除尘器净化大于17000m3/h含尘量的投资费用要比电除尘器高，而小于17000m3/h，则袋式除尘器比较低。l 电除尘器的特点1)电除尘器的优点 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； 吸尘效率稳定，电除尘器能长期保持高效的除尘效率； 烟气阻力小，总能耗低； 适用范围大； 可处理大容量烟气，目前单台电除尘器处理气量已达2000000m3/h，这样的气量用袋式除尘器或用旋风除尘是极不经济的； 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： 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； 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。l 除尘器选择结论从以上的优缺点比较分析可知：本课题设计选用电除尘器。首先从除尘器的进口粉尘浓度来看，粉尘浓度较高，且必须达到最低98.5%的净化效率，燃煤电站中，燃煤费用占整个发电成本的60%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。袋式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。5.1.2电除尘器的设计计算本设计选用单区电除尘器，即粒子的捕集和荷电在同一个区域中进行的，集尘极和放电极也在同一个区域。单区除尘器按结构和类型可分为立式和卧式电除尘器。立式电除尘器一般用于含尘量较小，除尘效率不高的场合；卧式电除尘器内的气流是沿水平方向流动，它的优点是按照不同的要求可以任意的增加电场的长度和电场个数，能分段供电，适合于负压操作，引风机的使用寿命长。本次设计烟气量大，除尘效率高，电场多，因此采用卧式电除尘器。综上所述，本次设计采用卧式，板式，无辅助电极的电除尘器。电除尘器台数的确定：2台锅炉各自采用1台电除尘器，共2台。静电除尘器电场风速一般在0.71.4m/s，本设计取1m/s。驱进速度一般在0.040.2m/s，本设计取0.15m/s。集尘极间距设计为405mm，电晕线间距400mm。1)集尘极板总面积A=(-Qln(1)/We=(-3109450.5ln(199%)/(0.153600)=26517.680式中：We 驱进速度，m/s； Q 设计工况下烟气量，m3/h。2)实际需集尘极面积考虑到处理烟气量、温度、压力、供电系统可靠性等因素的影响，参照实际情况，取储备系数k=1.52.0，则所需集尘极面积：A=（1.52.0）26517.68=39776.5253035.36m取实际集尘总面积40000m3)比表面积的确定m3/sm24)除尘效率验算5)电场断面积6)极板高度 h=7)电场断面宽度8)气流通道数9)集尘极排数集尘极排数=气流通道数+1=75排10)集尘极长度 L=m，圆整后取L=14m，即集尘极长度为14000mm11)电场设计设计4个电场，实际安装集尘极个数为4集尘极排数=475=300个。12)停留时间13) 工作电流：取单个电流常数为i=0.005A/m，则：I=Ai=400000.005=200A14)电除尘器阴极线的个数电晕线间距400mm，采取3mm的圆形线，1个通道的电晕线个数N=10/0.4=25则每个电场总电晕电线个数：N=7425=1850根。每个电场长度：l=A/(2nZh)=40000/(247520)=3333.33mm取3500mm.总电场长度：L=43500=14000mm=14m15)电极的选择9阳极系统：阳极板的作用是捕集荷电粉尘，通过振打机构冲击振打，使阳极发生冲击或抖动，将阳极表面附着的粉尘成片状或团状剥落到灰斗中，达到除尘的目的。板式阳极板形式有鱼鳞形、波纹形、棒帷形、Z形、C形等。C形板从其断面形状组成来看，基本上由两部分组成，中间是凹凸条槽较小，平直部分较大，两边做成弯钩形，通常称为防风沟。防风沟能防止气流直接吹到极板表面，这样可减少粉尘的二次扬尘，提高除尘效率。这种板面电性能好，有足够的刚度，板面的振打加速度分布较均匀，粉尘的二次扬尘少。材料一般采用1.21.5mm的普通碳素钢卷板，质量较轻，耗钢量少。目前，国内静电除尘器制造厂在设计生产中采用这种断面形式的最多，尤其在大型静电除尘器中，几乎都采用这种C形极板。所以本次设计中，静电除尘器阳极板采用C形板。阳极板振打装置选用电磁锤振打，因为这种方式工艺成熟，运行可靠，且此种振打装置布置在除尘器外侧，不知空间与电场隔离，故可以在静电除尘器运行期间进行必要的维修。阴极系统：阴极线的形式有圆形线、管形芒刺线、星形线、锯齿线、鱼骨针刺线、螺旋线、角钢芒刺线等。本设计采用圆形线。5.1.3电除尘器零部件设计与计算1）进气箱采用水平引入式进气箱，取V=8m/s，则进气箱进气口的面积为：F=Q/3600V=3109450.5/(36008)=108m2考虑到进气口尽可能与电场断面相似，可取：F=10.3910.39m2进气箱长度:L=（0.550.56）（a-a）+250式中：a，a FK与F0处最大边长；F 进气箱大端的面积。进气箱大端的顶角可取距底梁面350mm左右，考虑下端气流不要垂直冲击收尘极的振打装置，所以需上移600mm，为了防止粉尘在进气箱底板的沉积，底板的斜度要大于50度，所以：a1=29440-350-600=28490mm a2=10390mm则L=0.56（29440-10390）+250=6678mm2）出气箱出气箱最小端面积为：F0=1039010390mm出气箱长度为：L=0.8L=0.86678=5342.4mm3）灰斗采用锥形灰斗，沿气流方向设4个，垂直于气流方向也设4个，灰斗下口取300mm300mm，斗壁斜度最小60，则灰斗高度为：H=sin60（LH/4-300）=1.732(30780.4/4-300)/2=6404.07mm灰斗采用钢结构。为了保持灰斗的倾角大于灰斗的安息角，每个电场有4个灰斗，总共16个，并在灰斗内有3道隔板，用来防止气流短路和二次飞尘的产生。5.1.4 电除尘器总体尺寸的计算l 宽度方向上的尺寸1）内壁宽由公式:式中：电除尘器的内壁宽，mm；最外层的一排极板中心线与内壁间的距离，mm。取=50mmZ电场气流通道数则：B=250+40074=29700mm2）柱间距由公式：式中：电除尘器宽度方向上的柱间距，mm；收尘器壳体钢板的厚度，mm；柱的宽度，mm。依据经验取=5mm，=300mm，则：Lk=29700+25+300=30010mml 长度方向上的尺寸1）电除尘器长度由公式：式中：电除尘器长度，mm；电晕极吊杆至进气箱大端面的距离，mm；集尘极一侧距电晕极吊杆的距离，mm；依据经验取=500mm, =470mm则：=2500+24470+43500+6678+5342.4=30780.4mm2）长度方向上柱间距将收尘极板安装在顶梁底面，每电场的荷重由两根梁和柱承担，立柱设成等距。由公式：式中：长度方向上柱间距，mm。则：Ld=3500+2470+400=4840mml 高度方向上的尺寸1）从收尘器顶梁底面到阳极板上端的距离由公式：式中：从收尘器顶梁底面到阳极板上端的距离，mm；除尘器下端至撞击杆的中心距离，mm；撞击杆中心至灰斗上端的距离，mm。依据经验取=200mm，=40mm, =200mm，则：mm2）灰斗上端到支柱基础面的距离依据电除尘器的大小，可取8000m5.2 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除去雾滴，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DL/T5121-2000 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15m/s。旁路烟道烟气流速设计取15m/s，烟气量为2160000m3/h，则烟道的横截面积为 A=2160000/(360015)=40m2，烟道截面设计成矩形，长宽为8m5m。5.2.2FGD入口烟道FGD入口烟道截面积A=2160000/(153600)=40m2，烟道截面设计成矩形。长宽=8m5m。5.2.3FGD出口烟道截面积A=2160000/(153600)=40m2，烟道截面设计成矩形。长宽=8m5m。5.2.4烟气挡板门烟气挡板门包括FGD入口挡板门、FGD出口挡板门、旁路挡板门。规格见表5-2：表5-2 挡板门规格型号表名称数量