毕业设计论文云南滇东4×600MW新建工程烟气脱硫项目设计

1、云南滇东4×600MW新建工程烟气脱硫项目设计摘 要本设计针对云南滇东电厂所给出的烟气含量、石灰石成分和除尘脱硫要求，结合我国烟气除尘脱硫的技术现状而设计出的一套烟气除尘脱硫系统。本设计的主要内容为，对目前几种主要的除尘和烟气脱硫工艺做综述性介绍，然后通过比较各除尘方式以及各脱硫工艺的优缺点和使用情况，选择适合本设计工程概况的除尘方式和脱硫工艺。本设计选择电除尘和石灰石石膏湿法脱硫工艺。本设计主要是介绍该除尘脱硫系统中的各个子系统的工艺过程和设备布置，它们分别是除尘系统、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，并重点对电除尘器、吸收系统、吸收剂浆液制备系

2、统和石膏脱水系统中的主要设备进行计算设计选型。最后对所设计除尘脱硫系统做出总结性分析，并作简单的工程概算和技术经济分析。关键词：湿法石灰石石膏法, 电除尘器, 烟气脱硫，主体设备计算2×600MW new construction design of Flue Gas Desulphurization projiect In Easten YunnanAbstractThis design according to the given power of Easten Yunnan manufactory flue gas content 、limestone composition

3、and dust removal and desulfurization requirements, combined with the flue gas desulfurization and dust removal technology situation of a set of flue gas desulfurization denitration system.The major work for this design：Introduces several flue gas desulfurization technologies, chooses proper FGD proc

4、ess for this project after comparing merits and drawbacks of several major dust removal and flue gas desulfurization technologies. Finally, we applied the wet limestone-gypsum flue gas desulfurization process.This design is to introduce the system of dust removal and desulfurization process of each

5、subsystem and equipment layout. As for the FGD system, mainly introduces the process and facility arrangement of subsystems in FGD system, and they are respectively the system of limestone slurry preparation, gypsum treatment system, adsorption system, system of flue gas and wastewater treatment sys

6、tem. At the end of this design, it makes some comprehensive analysis of the whole system designed , and makes some engineering budgetary as well as some simple economic and technical analysis.Keywords: wet limestone - gypsum and scr.some method, flue gas desulfurization and denitration main equipmen

7、t目 录摘要IABSTRACTII第1章 绪论VI1.1 烟气除尘脱硫的背景VI1.2 烟气脱硫的目的及意义VI1.3 课题研究的主要内容VII第2章 工程概况VIII2.1 电厂概况VIII2.2 烟气参数VIII2.3 石灰石参数VIII2.4 总体设计原则IX第3章 烟气脱硫工艺的选择XI3.1 几种常见的脱硫工艺XI3.1.1 石灰石-石膏湿法脱硫工艺XI3.1.2 旋转喷雾半干法烟气脱硫工艺（LSD法）XII3.1.3 炉内喷钙加尾部增湿活化工艺（LIFAC法）XII3.1.4 烟气循环流化床脱硫（CFB）工艺XIII3.2 脱硫工艺比较XIV3.3 脱硫工艺的确定XIV3.4 本设

8、计采用的脱硫系统XV3.5 石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺系统XV3.5.1 烟气系统XV3.5.2 SO2吸收系统XVI3.5.3 石灰石浆液制备系统XVI3.5.4 石膏脱水系统XVI3.5.5 供水和排放系统XVII第4章 物料平衡计算184.1 除尘、脱硫效率的计算184.1.1 除尘效率的计算184.1.2 脱硫效率的计算184.2 吸收剂消耗量的计算184.2.1 净烟气中SO2浓度184.2.2 石灰石消耗量18第5章 主要设备尺寸、规格的计算205.1 除尘器205.1.1 除尘器类型的确定205.1.2 电除尘器的设计计算225.1.3 电除尘器总体尺寸的计算245.1.4 电

9、除尘器零部件设计与计算265.2 烟气系统275.2.1 旁路烟道275.2.2 FGD入口烟道275.2.3 FGD出口烟道275.2.4 烟气挡板门275.2.5 烟气换热器285.3 SO吸收系统285.3.1 吸收塔的选择285.3.2 吸收塔尺寸设计计算295.3.3 吸收塔附属设备的选型315.3.4 吸收塔高度的计算325.3.5 吸收塔附属部件设计335.4 浆液制备系统的设计计算335.4.1 浆液制备系统的选择335.4.2 主要设备的计算335.5 其他系统设备设计选择355.5.1 增压风机355.5.2 搅拌器365.5.3 石膏处置系统375.5.4 废水排放系统和

10、处理系统375.5.5 浆液排放与回收系统385.5.6 工艺水耗量的计算38第6章 烟囱的设计406.1 烟囱高度406.2 烟囱直径416.3 烟囱抽力417.1 管径的确定427.2 摩擦压力损失427.3 局部阻力损失437.3 设备阻力损失447.4 系统总阻力损失44第8章 引风机和电动机的选择458.1 标准状态下风机风量的计算458.2 风机风压的计算458.3 电动机功率的计算46第9章 工艺布置479.1 脱硫装置的平面布置479.2 浆液管道布置要求479.3 设备一览表48第10章 经济分析49结论50谢辞51参考文献52第1章 绪 论1.1 烟气除尘脱硫的背景当今世界

11、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。其中SO2 是形成酸雨的主要成分，酸雨不仅严重腐蚀建筑物，而且毁坏大面积的森林和农作物，对生态环境产生严重的影响1。国家环境保护“十一五”规划纲要中明确提出：“十一五”期间二氧化硫排放量减少10%的削减目标。这一重要约束性指标提出后，2006年火电厂二氧化硫排放总量不但没有减少，反而由2005年的1300万吨增长到1350万吨，增长了3.8%。2007年经过采取节能减排措施，每年二氧化硫排放总量有所减少，但是要完成“十一五”规定的减排任务仍十分艰巨。近期氮氧化物的减排任务也开始提上日程。这将是推动我国火电厂

12、脱硫脱硝行业快速发展的动力和要求2。1.2 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。据联合国环境规划署1988年公布的统计资料显示，SO2已成为世界第一大污染物,人类每年向大气排放的SO2达1.8亿吨3。据统计，1995年全国二氧化硫排放量2370万吨，占世界首位。电力工业的火力发电厂的排放量为830万吨，约占35%。到2000年，随火电装机容量的增长，如果再不采取有力的控制措施，燃煤电厂排放的二氧化硫将达到全国总排放量（预计2730万吨）的50%。预计在2010年燃煤电厂排放的二氧化

13、硫将增加到占全国总排放量的65%。很显然，要达到国务院提出的要求在2010年将二氧化硫排放量控制在2000年的水平，电力工业将成为消减二氧化硫排放量的重点工业4。因此本课题主要研究目的为根据设计所给参数对云南滇东电厂4x600MW烟气脱硫除尘系统进行系统的设计，使该电厂排放烟气中的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。1.3 课题研究的主要内容 1.根据设计任务进行资料收集和调研。 2.脱硫工艺的选择(石灰石粉制备方式的选择、GGH设置的选择、增压风机设置的选择、石膏储运方式的选择)。 3.净化系统工艺设

14、计计算（包括脱硫除尘系统、吸收剂制备系统、脱硫系统及副产品系统）。 4.主要烟气净化装置选择和工艺设计（除尘器、气固输送管道和泵、风机等）。 5.脱硫系统的设计优化(石膏处理系统、废水排放系统、工艺水系统、压缩空气系统)。 6.考虑管道腐蚀堵塞问题，并提出合理的解决办法。 7.脱硫设施总平面布置的合理性。 8.工程概算、技术经济分析。第2章 工程概况2.1 电厂概况云南滇东发电厂位于云南省东部，处在滇东高原向黔西高原过渡地带，地理坐标为东经 102 ° 42 105 ° 50 ，北纬 24 ° 19 27 ° 03 。曲靖市域东与贵州六盘水市、黔西南州和

15、广西百色地区毗邻，南与云南文山、红河州接壤，西与昆明交界，北靠云南昭通地区和贵州毕节地区。滇东电厂一期工程规模为4×600MW燃煤机组新建工程。FGD装置与主体工程同时设计、同时建设、同时投运。脱硫烟气经过除尘器除尘。脱硫装置布置在烟囱后。2.2 烟气参数表2-1 锅炉出口烟气参数体积流量NM /H体积百分比%.wet体积百分比%.dry HO(g) 116,6405.4 - N(g) 75.780680.1064 O(g)6.15006.5011 CO(g)12.570013.2875 SO(g)1,7970.08320.0879 SO(g)660.00310.0033 NOx(g

16、)1630.0080.0080 HCl(g)630.00310.0031 HF(g)550.00270.0027 DUST(S) TOTAL2,160,0001001002.3 石灰石参数 表2-2 石灰石分析资料（齐备材）项目单位数据烧失量wt41.16HOwt0.3CaOwt51.98MgOwt2.96SiOwt0.54Fewt0.12Alwt0.54SiOwt1.23其他微量元素wt1.71粒径mm202.4 总体设计原则 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：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。

17、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；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。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

18、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。 9.FGD装置可用率不小于99%。 10.FGD装置服务寿命为30年。第3章 烟气脱硫工艺的选择在选择脱硫工艺时，FGD系统的最重要的参数是工艺所能达到的脱硫效率。由于烟气脱硫系统的投资和今后的运行、维护费用较高，因此如何因地制宜地选择相适应的脱硫工艺，以降低投资和运行费用是一件非常重要的决策工作。3

19、.1 几种常见的脱硫工艺3.1.1 石灰石-石膏湿法脱硫工艺石灰石石膏湿法烟气脱硫工艺6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, 脱硫渣石膏可以综合利用。 石灰石（石灰）/石膏湿法脱硫主要特点如下：（1） 脱硫效率

20、高；（2） 引进早，技术成熟，可靠性高；（3） 对煤种变化的适应性强；（4） 系统复杂，占地面积较大，一次性建设投资相对较大；（5） 吸收剂资源丰富，价格便宜；(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。 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7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

21、装置。这种工艺相对于传统的石灰石一石膏法来说,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 。目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

22、7090%之间；（6）适应性广，技术日趋成熟。 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7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，石灰石粉由气力喷入炉膛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65-80%。由于增湿水的加入烟

23、气温度下降，一般控制出口烟气温度高于露点温度10-15，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。3.1.4 烟气循环流化床脱硫（CFB）工艺循环流化床锅炉脱硫是一种炉内燃烧脱硫工艺，以石灰石为脱硫吸收剂，燃煤和石灰石自

24、锅炉燃烧室下部送入，一次风从布风板下部送入，二次风从燃烧室中部送入。锅炉排出的未经脱硫的烟气从底部进入吸收塔，烟气经吸收塔底文丘里结构加速后与加入的消石灰、循环灰及水发生反应，除去烟气中的SO2等气体。烟气中夹带的吸收剂和脱硫灰，在通过吸收塔下部的文丘里管时，受到气流的加速而悬浮起来，形成激烈的湍动状态，使颗粒与烟气之间具有很大的相对滑落速度，颗粒反应界面不断摩擦、碰撞更新，从而极大地强化了气固间的传热、传质。同时为了达到最佳的反应温度，通过向吸收塔内喷水，使烟气温度冷却到露点温度以上20左右。携带大量吸收剂和反应产物的烟气从吸收塔顶部侧向下行进入脱硫除尘器，进行气固分离，经气固分离后的烟气含

25、尘量不超过50mg/Nm3。为了降低吸收剂的耗量，大部分收集到的细灰及反应混合物返回吸收塔进一步反应，只有一小部分被认为不再具有吸收能力的较粗颗粒被作为脱硫副产物排到电厂脱硫灰库。最后经除尘器净化后的烟气经引风机排入烟囱。烟气循环流化床脱硫工艺主要特点如下：（1）综合造价低；（2）维护工作量和费用低；（3）电耗低。烟气循环流化床脱硫工艺的电耗占发电量的0.5%-0.7%；（4）水耗量低；（5）不需要考虑防腐；（6）工艺简单可靠，不受燃煤含硫量限制；（7）对锅炉负荷适应力强，通过调节吸收剂加入量、水量、吸收塔压降，能快速相应锅炉负荷的变化情况6。3.2 脱硫工艺比较表3-1 脱硫工艺比较特性炉内

26、喷钙喷雾干燥LIFACCFBSO2脱除率（%）3550%8590%7585%90%以上使用的吸收剂石灰、石灰石石灰石灰石粉石灰/石灰石脱硫副产品的处置与利用灰场堆放、土地回埋灰场堆放、土地回埋灰场堆放、土地回埋灰场堆放、土地回埋对电厂现有设备的影响由于灰量增加，除尘器效率应提高，对烟气压降影响最小烟道中可能有积灰，烟气压降增加烟气性质变化对除尘器有影响，烟道中可能有灰， 烟气压降增加烟气性质变化对除尘器有影响，烟道中可能有积灰，锅炉水冷壁空预器积灰增加。对电厂的发电机组和设备运行的影响锅炉水冷壁管有结焦的可能，空预器堵塞，粉尘排放增加，电耗增加很少，无废水排放，飞灰综合利用困难电耗有中等程度增

27、加，耗水量有中等程度增加，脱硫灰综合利用待开发电耗有中等程度增加，耗水量有中等程度增加，脱硫灰综合利用待开发电耗有中等程度增加，耗水量有中等程度增加，脱硫灰综合利用待开发运行经验已有商业化运行，供应厂商不多已有成熟的商业运行经验，有几个供应商可供货已投入商业化运行，仅有一家供应商供货已投入商业化运行，有几个供应商供货费用约为机组投资3%，运行费用高约占机组总投资8%约占机组总投资5%约占机组总投资6%3.3 脱硫工艺的确定根据以上的分析，并结合云南滇东电厂的实际情况，该电厂机组容量较大（4×600MW），并是新建工程项目，对烟气除尘和脱硫要求较高，均要求达到95%以上。炉内喷钙适用于

28、300MW以上的电厂，故不适用于云南滇东电厂；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，也不适用于云南滇东电厂；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

29、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该电厂的具体情况。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4×600MW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

30、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。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

31、，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8。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。3.5.2 SO2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

32、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23。 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75mg/Nm3。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

33、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

34、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 1.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： 石灰石浆液制备用水； 烟气换热器的冲洗水； 所有浆液输送设备、输送管路、贮存箱的冲洗水。 2.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

35、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。第4章 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2003年火电厂大气污染物排放标准，粉尘含量50mg/Nm3。则：除尘效率=（1-=99.16%4.1.2 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400mg/Nm。则：烟气中SO的浓度：脱硫效率：=83.2%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

36、，烟气流量为2160000Nm3/h，烟气中SO2含量为2377mg/Nm3，按脱硫效率达95%的脱硫效率。净烟气中so2含量Cj=Cy(1-)=2377×（195%）=1188.5mg/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1.021.05； 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

37、/h； 脱硫效率 SO2分子量，g/mol。则：NSO2=2377×2043360×95%÷64×10=3794.58 mol/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：=4.89t/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4.89×24×5×1=586.8t V=586.8×103/2.61×10-3=225m3第5章 主要设备尺寸、规格的计算5.1 除

38、尘器5.1.1 除尘器类型的确定 1. 各种除尘器的比较 表5-1 各种除尘器性能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%4000-10000Pa少电除尘器90%-99.9%50-130Pa大袋式除尘器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

39、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。 2. 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

40、湿性强的很尘气体； 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。3. 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2000000，这样的气量用袋式除尘器或用旋风除尘室极不经济的； 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

41、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。3. 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

42、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。5.1.2 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

43、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：4台锅炉个采用1台电除尘器，共4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 =26247.78m2式中：We 驱进速度，m/s

44、； Q 设计工况下烟气量，/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）×26247.78=39371.6752495.56m取实际集尘总面积40000m(3)比表面积的确定 m3/h·m2(4)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=107排(10)集尘极长度 L=m，圆整后取L=10m，即集尘极长度为10000mm(11)电场设计设计4个电场，实际安装集尘

45、极个数为 4×集尘极排数=4×107=428个，安装后集尘极总面积：A=n×L×H= 107×10×20×4=85600 m2(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=40000×0.005=200A(14)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则总电晕电线个数N=100×=2500根。每个电场电晕线的有效长度：L=10×106×20/0.2×4=26500m每

46、个电场长度：L=40000/2×4×53×20=5000mm(15)电极的选择阳极系统：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

47、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14。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 电除尘器总体尺寸的计算1. 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

48、距离，mm。 取=50mm Z电场通道数 则：B=2×50+2×400×50=20100mm（2）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 =20100+2×5+300=20410mm2. 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； 两电极框架间吊杆间距，mm。依据经验取=500mm, =470mm，=400 则：=2×500+

49、2×4×470+(4-1)×400+4×5000=25960mm（2）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=5000+2×470+400/2=6140mm3. 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： mm（2）灰斗上端到支柱基础面的

50、距离依据电除尘器的大小，可取8000mm 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/3600×V=2160000/3600×8=75 考虑到进气口尽可能与电场断面相似，可取：F=8.3×9.1 进气箱长度:L=（0.550.56）×（a-a）+250式中：a，a F与F处最大边长；F 进气箱大端的面积。则，L=0.55×（20440-350-600-9100）+250=5965mm进气中心高度（从进气中心道侧部底梁下端面）H为:H=(L-100)50+600+850+0.5

51、15;9100=13000mm2.出气箱出气箱最小端面积为：F=9100×8300mm出气箱长度为：L=0.8L=0.8×5965=4772mm出气箱大端高度：h=0.8 a×0.2 a+170=17.5m3.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300mm×300mm，斗壁斜度最小60，则灰斗高度为：H=1.732（L/4-B）/2=1.732×(25960/4-200)/2=5447mm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

52、和二次飞扬的产生。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

53、设计取15m/s，烟气量为2160000m3/h，则烟道的横截面积为 A=2160000/(3600×15)=40m2 ，烟道截面设计成长方形，长×宽为10m×8m。5.2.2 FGD入口烟道FGD入口烟道截面积A=2160000/(15×3600)=40m2 ，烟道截面设计成矩形。长×宽=10m×8m。5.2.3 FGD出口烟道FGD出口烟道截面积A=2160000/(15×3600)=40m2，烟道截面设计成矩形。长×宽=10m×8m。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

54、板门、旁路挡板门，规格型号见表5-2：名 称数 量型号尺寸FGD入口挡板门4台型号：电动双百叶窗密封挡板尺寸：8000×5000外壳材质：Q235-AFGD出口挡板门4台型号：电动双百叶窗密封挡板尺寸：8000×5000外壳材质：Q235-A+316L内衬旁路挡板门4台型号：电动单板门（带密封）尺寸：8000×5500外壳材质：Q235-A+316L内衬5.2.5 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。每台机组配置一套回转式气气换热器（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。5.3 SO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