220th燃煤锅炉烟气脱硫工程设计 -

220t/h燃煤锅炉烟气脱硫工程设计学生(签字):年月日I摘要本次设计的项目是对南方某企业220t/h燃煤锅炉烟气进行脱硫工程设计。根据任务说明书中提供的原始数据,包括锅炉烟气参数、煤质情况、SO2排放标准等,通过对石灰石-石膏、氨法、MgO湿法、双碱法、喷雾干燥法进行技术、经济、脱硫效果等比较,最终采用湿法石灰石-石膏脱硫技术。此外,在工艺基础上进行了优化,取消了GGH及旁路烟道,同时取消了增压风机实现“增引合一”。湿式石灰石-石膏脱硫技术主要分为三个部分:一是烟气与脱硫剂的接触反应,即吸收塔内进行的SO2吸收反应。该部分是本次设计的重点,主要有喷淋空塔的结构参数,用于气液反应的吸收器、浆液循环系统、氧化系统和除雾器等。二是吸收剂制备系统,主要有石灰石磨制系统、石灰石输送系统等。三是石膏产物脱水系统,主要有一级脱水系统水力旋流器、二级脱水系统真空皮带脱水机、石膏输送系统等。计算内容主要包括两部分。第一部分是物料平衡及能量守恒。第二部分是对FGD系统主要设备进行计算及选型,该部分包括烟道尺寸、引风机增压等计算,并对设计的吸收塔、除雾器、氧化风机、浆液循环泵、湿式球磨机、真空脱水机、事故浆液罐等进行计算,从而完成了整个工艺的设计。最后对本项目进行成本概算,预计二氧化硫的脱除费用为1.21元/kg。关键词:烟气脱硫;石灰石-石膏法;喷淋塔;脱硫效率IIAbstractTheprojectofthisdesignistodesulfurizethefluegasofa220t/hcoal-firedboilerinasouthernenterprise.Accordingtotheoriginaldataprovidedinthetaskspecification,includingfluegasparameters,coalquality,SO2emissionstandard,etc.,throughthetechnical,economic,anddesulfurizationefectcomparisonofspraydryingmethod,tadopted.Inaddition,theoptimizationiscarriedoutonthebasisoftechnology,GGHandbypassflueareeliminated,andtheboosterfaniseliminatedtoachieveWetlimestone-gypsumdesulfurizationtechnologyismainlydividedintothreeparts:oneisthecontactreactionbetweenfluegasanddesulfurizer,namelytheSO2reactionintheabsorptiontower.Thispartisthefocusofthedesign,mainlyincludingthestructuralparametersofthesprayemptytower,gas-liquidreactionusedfortheabsorber,slurrycirculationsystem,oxidativesystemanddefoggingdevice.Second,absorbentpreparationsystem,mainlyincludinglimestonegrindingsystemandlimestoneconveyingsystem.Third,thegypsumproductdehydrationsystem,mainlyincludingthefirststagedehydrationsystemhydrauliccyclone,thesecondstageon.Thecalculationmainlyincludestwoparts.Thefirstpartismaterialbalanceandenergyconservation.ThesecondpartisthecalculationandselectionofthemainequipmentofFGDsystem,whichincludesthecalculationofgaschannelsize,induceddraftfansupercharging,etc.,whatmore,thedesignedabsorber,defogger,oxidationfan,slurrycirculationpump,wetballmill,vacuumdehydrator,accidentslurrytankarealsocalculated,soastocompletethedesignofthewholeprocess.Finally,costestimatesaremadefortheproject,withanestimatedcostof1.21yuan/kgfortheremovalofsulphurdioxide.KeyWords:Fluegasdesulfurization,Limestone-gypsummethod,Spraytower,DesulfurizationefficiencyIII目录摘要 IAbstract II1总论 11.1项目背景 11.2国内外烟气脱硫研究概况 11.3烟气脱硫的目的及意义 22烟气脱硫(FGD)技术的确定 32.1烟气脱硫技术的应用 32.2方案比选 53湿法石灰石-石膏脱硫工艺及系统说明 73.1湿法石灰石-石膏脱硫工艺原理 73.2工艺系统介绍 83.3工艺特点 94工艺流程的优化 4.1取消旁路烟道的优化 4.2取消GGH的优化 5物料平衡及能量衡算 5.1项目概况 5.2物料平衡 5.3能量衡算 5.4衡算一览表 6厂区总体布置 6.1总体布置原则 6.2厂区平面布置 7吸收塔的选择和设计 7.1吸收塔的选择 7.2喷淋塔的设计原则 7.3喷淋塔尺寸设计计算 IV7.4喷淋塔的物料平衡表 7.5吸收塔主要参数计算表 8辅助系统 8.1石灰石浆液制备系统 8.2烟气系统 8.3石膏脱水系统 8.4废水处理系统 8.5浆液排放系统 8.6工艺水系统 9设备清单和经济分析 9.1主要设备清单 9.2工程投资预算 9.3运行成本 参考文献 致谢 11总论1.1项目背景煤炭作为发展中国家经济发展第一大能源,为全球经济发展作贡献的同时,也将一个最严重的问题留给了人们,那就是二氧化硫(SO2)的超标排放[1]。我国煤炭中灰分、硫分含量高,大量的燃煤和高含硫量的煤导致大批的SO2排放。SO2排放量的增加,使中国的酸雨增加异常迅速,严重的酸性降水和脆弱的生态系统使我国经济损失严重,仅酸雨污染给森林和农作物造成的直接经济损失已达几百亿元[2]。因而,2015年12月2日国务院常务决议,在2020年之前全面实施燃煤电厂的超低排放,大幅降低SO2的排放。超低排放,指燃煤电厂的主要污染物排放接近或达到天然气燃气轮机组的排放标准,即烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不超过5mg/m3、35mg/m3、50mg/m3,比《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)中规定的燃煤锅炉排放限值分别下降75%、30%和50%,这意味着严苛的脱硫控制技术需求更为迫切。1.2国内外烟气脱硫研究概况1.2.1国外烟气脱硫概况自20世纪60年代开始,随着工业污染的日趋严重,环境状况逐日恶化。一些发达国家相继制定严格的法规和标准,以限制烟气中SO2的排放。美国在20世纪70年代中期开始实施烟气脱硫技术;日本最早于1965年大规模建设FGD装置,其数量在70年代初期急剧增长,随后趋于饱和;德国的烟气脱硫工业起步虽迟于美、日两国,但脱硫行业发展迅猛,目前德国90%以上的FGD装置采用石灰石/石膏法,75%的工业用石膏来自于脱硫石膏[3]。此外,丹麦、芬兰、挪威、奥地利等国对FGD技术也开展了大规模的研究,开发出许多先进工艺,如丹麦的SDA法、芬兰的LIFAC法、挪威的NID法和海水脱硫技术以及奥地利的DCFB循环流化床工艺等[3]。这些工业发达国家对烟气脱硫装置的试验和开发极大地促进了FGD技术的应用与发展,表明控制SO2的排放已经在这些国家取得了一定成效。1.2.2国内烟气脱硫概况以煤作为主要能源,我国对火电厂烟气脱硫装置的研究起步于20世纪702年代,自“八五”以来对烟气脱硫工艺进行了各种试验。虽然近年来取得了一定成效,但目前国内已建或在建发电厂几乎都引进了国外工业化国家的烟气脱硫设备,绝大部分是湿法石灰石-石膏技术。在已投运和在建的火电厂烟气脱硫项目中,拥有国内自主知识产权项目的总装机容量仅占脱硫项目总装机容量的7.4%,自主研发的技术难以投入工业应用[4]。引用国外的技术,虽降低了脱硫成本,但极大地限制了我国脱硫产业的自主创新和技术革新能力。因而,应在消化吸收国外转让技术的基础上,结合国内经济情况、脱硫系统发展状况,提出具有自主知识产权的国产化SO2整体减排解决措施。目前我国火电厂脱硫行业总体呈现较快发展趋势,部分大型脱硫产业已具备独立设计的能力。至2010年,湿法烟气脱硫设备国产化率将达100%,其他若干烟气脱硫工艺的设备国产化率达到95%以上[1]。1.3烟气脱硫的目的及意义对燃煤电厂实施二氧化硫减排是改善大气质量的关键所在。我国中小型燃煤烟气锅量大面广,且主要分布于人口相对集中的大中城市,对居民身体健康和环境危害更为直接、更为严重[5]。因此就中小型锅炉而言,研究和开发经济性能好、技术可靠、具有真正使用价值和推广前景的脱硫技术,这对我国控制酸雨发生、促进社会和经济可持续发展具有重大的意义。因此本课题主要研究目的为根据设计所给参数对进口烟气量为360000Nm3/h的烟气脱硫系统进行设计,使排放烟气中的SO2达到国家公布的超低排放标准,有效地控制空气污染物排放,极大改善区域的大气质量,提高生态环境质量和增加居民生活幸福指数,该课题具有一定重要的实际意义和必要性。32烟气脱硫(FGD)技术的确定2.1烟气脱硫技术的应用目前,世界各国研究开发的烟气脱硫技术达200多种,但商业应用的不超过20种。按脱硫过程是否加水和脱硫产物的干湿形态,烟气脱硫可分为湿法、干半法和干法三类工艺。湿法脱硫技术成熟,效率高,Ca/S比低,运行可靠,操作简单[3],烟气的脱硫率可达90%以上。目前,湿法脱硫在工业应用中占主导地位,其装机总容量占世界装机总容量的80%以上。现对燃烧后脱硫技术进行分析,对其中较为成熟的石灰石-石膏湿法、氨法、氧化镁湿法、双碱法及喷雾干燥法等脱硫工艺技术进行优缺点比较。2.1.1石灰石-石膏湿法脱硫石灰石-石膏湿法是世界上应用最广泛,技术最成熟的烟气脱硫工艺。该脱硫技术的原理是将石灰石制成吸收浆液,利用SO2良好的水溶解性使烟气与吸收浆液接触,从而除去烟气中的SO2。通过向塔底浆液池中鼓入空气,将生成的亚硫酸钙氧化成二水硫酸钙(CaSO4²2H2O),即脱硫石膏。脱硫后的烟气经除雾器除去雾滴,最后通过烟囱排入大气,脱硫石膏产品脱水后可进行回收或综合处理。石灰石-石膏湿法脱硫技术的主要特点为:(1)脱硫效率较高,可达95%~98%;(2)脱硫剂价廉易得,脱硫成本低;(3)工艺简单安全,系统可靠率达98%以上;(4)副产品石膏可商品化;(5)对不同锅炉负荷有良好的适应性及稳定性。但同时该技术也具有一些缺点:(1)工艺复杂,占地面积大;(2)设备造价高,初期投资成本大。因而湿法石灰石-石膏脱硫技术适用于大型烟气脱硫工程,中、小型规模脱硫系统及对环境要求较高的场合不宜采用。2.1.2氨法烟气脱硫技术氨法烟气脱硫技术是以氨水做脱硫剂除去烟气中SO2等污染物的烟气净化技术。氨水与含SO2的废气接触反应,形成亚硫酸铵[(NH4)2SO3]和硫酸氢铵(NH4HSO3)。4该吸收液中的(NH4)2SO3对SO2具有较强的吸收能力。脱硫后的吸收塔浆液可经处理,生产出硫酸氨副产品。氨法脱硫技术具有其独特的优势:(1)对燃煤负荷变化适应性强,不受机组容量限制;(2)脱硫效率高,液气比较小,能耗低;(3)脱硫过程中不产生废水和废渣;(4)占地面积小,布置方式较灵活。氨法存在的问题有:(1)氨的价格较高,需要专用的运输、储存设施;(2)氨气泄露会造成恶臭、中毒等二次污染问题;2.1.3MgO湿法烟气脱硫技术氧化镁法是利用氢氧化镁溶液与烟气中SO2反应,得到含结晶水的亚硫酸镁和硫酸镁的固体产物。经脱水、干燥和煅烧后,生成氧化镁,再循环脱硫。这项技术在美国、台湾等工业领域都得到了一定应用。氧化镁脱硫技术的优点如下:(1)脱硫设备不易堵塞及腐蚀,便于运行与和保养;(2)脱硫效率高于钙法,一般可达95%以上;(3)系统简单,运行费用低。氧化镁脱硫技术的缺点如下:(1)脱硫剂(MgO)成本较高;(2)副产品亚硫酸镁和硫酸镁的回收困难。2.1.4双碱法脱硫技术双碱法烟气脱硫工艺解决了石灰石-石膏湿法易结垢的问题。利用Na2SO3溶液吸收SO2生成NaHSO3,然后在另一反应池中用氢氧化钙进行脱硫后吸收液的再生,再生后的溶液循环使用,最终产物是亚硫酸钙和石膏。双碱烟气脱硫法(纳碱双碱法)的优点如下:(1)脱硫过程中无腐蚀与堵塞现象,运行可靠;(2)液气比小,初期投资少,国内运行经验丰富;(3)脱硫效率高,通常大于90%。5但在实际操作中,Na2SO3氧化副反应产物Na2SO4较难再生,需不断向系统补充NaOH或Na2CO3而增加碱的消耗量[6]。此外,氢氧化钠[Ca(OH)2]置换速率慢,石膏产品质量会有所下降。2.1.5喷雾干燥法脱硫喷雾干燥法是半干法脱硫工艺中的一种,其工艺原理是以CaO固体制成的Ca(OH)2吸收液被雾化形成极细雾滴,与烟气中的SO2发生化学反应,生成亚硫酸钙和硫酸钙,同时脱硫产物和未反应的脱硫液被干燥成固体粉末,随烟气排出吸收塔。喷雾干燥法具有的优点有:1、系统可靠、技术成熟、工艺流程简单;2、占地面积小、投资费用低;3、脱硫系统耗水量小、无废水排放。但是喷雾干燥脱硫工艺采用的脱硫剂(CaO)利用率低且成本较高。另外,该工艺脱硫副产品为飞灰和脱硫产物的混合物,综合利用会受到影响。2.2方案比选2.2.1各工艺优缺点比较针对上述的五种脱硫工艺(石灰石-石膏法、湿式氨法、氧化镁湿法、钠钙双碱法、喷雾干燥法)进行优缺点比较分析,如表2.1所示。工艺表2.1各种烟气脱硫工艺的特点和优缺点比较工艺评价项目石灰石-石膏法湿式氨法氧化镁湿法钠钙双碱法喷雾干燥法脱硫效率>95%>95%>95%大于90%85%~90%脱硫吸收剂石灰石液氨/氨水MgO钠碱及石灰石灰工艺流程主流程简单制浆过程复杂较复杂较简单较简单较简单结垢堵塞易结垢不结垢不结垢可能结垢易结垢堵塞不堵塞不堵塞不堵塞堵塞占地面积最大较小中大中副产品石膏硫酸氨硫酸镁石膏亚硫酸钙6运行费用高低较高般般技术成熟度成熟较成熟成熟国外成熟成熟运行可靠性高高高一般一般脱硫物处理装置需需需2.2.2脱硫工艺选择原则根据任务设计书的要求,本项目应遵循的原始技术参数如表2.2所示。表2.2本项目的原始技术参数进口烟气量燃煤含硫量0.892锅炉额定蒸发量220t/h进口烟气温度进口粉尘浓度150°C脱硫效率96%此外,综合我国的燃煤电厂工业情况,脱硫工艺的选择原则有以下几点:(1)达标排放脱硫排出的SO2要符合国家排放标准及当地环境的要求,即符合新执行的超低排放规定燃煤锅炉SO2的排放限值为35mg/m3。(2)稳定运行,经济性能好选择技术成熟,可靠性高,市场占有率高的脱硫装置。在此前提下,宜优先选用国产化程度高的脱硫工艺。国产化率高不但可以降低初期投资,而且在日后长期脱硫技术指导、脱硫设备供应中更加方便。(3)吸收剂来源及副产品脱硫剂来源可靠,价廉易得;脱硫副产品能被良好处置,避免二次污染。副产品综合利用性强,以便降低工程投资成本。最终,结合原始设计参数,根据技术成熟度、适用条件、经济和环境效益等因素进行初步筛选后,选择湿法石灰石-石膏进行烟气脱硫。该系统的运行可靠性达99%以上,脱硫效率高达95%[3],具有技术成熟、吸收剂来源广泛、能适应不同机组负荷和SO2浓度变化、副产品具有综合利用价值等优点。73湿法石灰石-石膏脱硫工艺及系统说明3.1湿法石灰石-石膏脱硫工艺原理石灰石-石膏脱硫工艺的原理首先是气相SO2进入液相发生一系列电离,建立SO2—HSO3—SO32—H+之间的平衡。随着石灰石脱硫剂的加入,打破了这一平衡。于是在适宜条件下,石膏副产物不断析出,SO2能够连续不断被脱除。脱硫过程中需向吸收塔中提供石灰石浆液来维持浆液池中的pH值稳定,以使石膏产品质量良好。湿法石灰石-石膏脱硫工艺的脱硫反应速率主要取决于下列4个主要步骤:(1)吸收反应SO2(g)+H2O↔H2SO3(l)H2SO3(l)↔H++HSOHSO↔H++SO−(2)溶解和中和反应CaCO3(s)→CaCO3(l)CaCO3(l)+H++HSO→Ca2++SO−+H2O+CO2(g)(3)氧化反应SO−+1/2O2→SO−HSO+1/2O2→SO−+H+(4)结晶反应Ca2++SO−+2H2O→CaSO4.2H2O(s)Ca2++SO−+1/2H2O→CaSO3.1/2H2O(s)(5)总反应式脱硫过程中,还存在其它气体污染物的反应:CaCO3+2HCl→CaCl2+H2O+CO2(g)CaCO3+2HF→CaF2+H2O+CO2(g)83.2工艺系统介绍该基本工艺系统主要包括:石灰石浆液制备系统、吸收塔系统、烟气系统、石膏脱水及储存系统、废水处理系统、公用系统、事故浆液排放系统、电气与监测控制系统[1],下面对主要系统进行分别介绍:3.2.1石灰石浆液制备系统浆液制备系统的作用是向吸收塔提供石灰石浆液进行脱硫。制浆系统分为湿磨制浆与干粉制浆两种形式,由于湿磨制浆系统能量消耗较小,电动驱动功率也较小,在国内应用更为普遍,因此,本项目中采取湿式制浆方案。湿磨制浆系统主要包括石灰石输送机、称重给料机、石灰石磨机、水力旋流器、磨机浆液循环泵、浆液箱等设备。粒度≤20mm的石灰石经预破碎后进入石灰石储仓,再由称重式给料机送至湿式球磨机,磨制成浆液,研磨后合格的石灰石浆液自流至石灰石浆液箱中,最终被石灰石浆液泵输送至吸收塔内。3.2.2烟气系统烟气系统的主要任务是提供烟气通道,保证FGD装置的正常运行。烟气系统由进出口烟道、烟气挡板和烟道补偿器等组成。由于吸收塔出口烟气温度较低且含湿量大,因此需对烟囱采取必要的防腐措施。3.2.3SO2吸收系统吸收系统是FGD的核心装置,一般由SO2吸收系统、浆液循环系统、石膏氧化系统、除雾器组成[1]。石灰石吸收浆液经喷淋管上的雾化喷嘴喷出,与进入吸收塔的烟气逆流接触,烟气中的SO2被吸收,生成亚硫酸钙(CaSO3),最终在氧化空气的作用下,生成石膏(CaSO4.2H2O)。吸收塔内石灰石浆液被循环泵连续不断的向上输送到喷淋层中,每个循环泵与各自的喷淋层相连接,形成循环泵与喷淋层相对应的单元制结构[7]。3.2.4石膏脱水处理系统石膏脱水系统的作用是脱除石膏浆液中的水分便于储存及外运。脱水系统包括一级脱水和二级脱水系统,本设计采用二级脱水处理形式。吸收塔底部的石膏浆液先经一级水力旋流器浓缩,使含固量达到40%~50%,然后浓石膏浆液进入皮带机脱水,至石膏的含水率≤10%,最后进入石膏储仓内堆放。一级旋流器的稀相溶液进入溢流箱,返回至吸收塔作进一步反应,二级皮带脱水机的滤液进入滤9液水箱,返回至制浆系统。3.2.5工艺水和工业水系统工艺水和工业水系统的主要设备有工艺水箱、工艺水泵、工业水箱和工业水泵。工艺水系统的主要作用是补充烟气脱硫系统运行时造成的水损失(包括冷却烟气蒸发的水量、废水排放、石膏产物携带的水量)。同时为除雾器冲洗、浆液管道冲洗、设备冷却等提供水源。工业水系统为脱硫装置的湿磨和真空皮带脱水机提供水量,该水质优于工艺水。3.3工艺特点本工程采用石灰石-石膏湿法工艺对220t/h燃煤锅炉排出的烟气进行脱硫处理,工程设计一套独立的烟气脱硫装置,取消旁路烟道和GGH的设置,取消增压风机,实现“增引合一”,采用石灰石作为吸收剂,系统的脱硫效率要求不小于96%。相比于典型的石灰石-石膏湿法脱统,该FGD系统的工艺特点如下:(1)不设增压风机。通过对引风机增容来克服烟气脱硫系统的阻力,减少用地面积,降低投资成本。(2)不设GGH。简化系统,优化平面布置,减少运行维护工作量,降低运行费用。但烟囱必须进行防腐。(3)不设旁路烟道。此时FGD与机组串联,FGD系统的运行可靠性直接影响整个机组的正常运转。因此,需在吸收塔入口烟道处安装事故喷淋装置,当烟气温度过高时,起到喷淋降温,保护FGD系统的作用。104工艺流程的优化4.1取消旁路烟道的优化4.1.1烟气旁路烟道的作用旁路烟道位于脱硫系统进口烟道和烟囱之间,其主要任务是在FGD发生故障或检修时,烟气可通过旁路烟道从烟囱排放,而不对整个FGD系统造成影响。4.1.2旁路烟道的利弊分析1、取消旁路烟道存在的问题①降低脱硫率当烟气参数异常时,其中未燃烧完全的油污、炭黑不能被除尘器捕集,造成烟气中的高浓度粉尘进入FGD系统,堵塞除雾器,从而降低脱硫率。②系统可靠性要求高旁路烟道取消后,对FGD系统其它设备的可靠性要求更高。例如旁路系统取消后,脱硫增压风机与引风机串联运行,一旦增压风机停运,引风机将无法克服系统阻力[8]。2、取消旁路烟道的优势①工艺系统简单取消旁路烟道能简化工艺系统,减少旁路挡板等配套设施数量。同时可以优化烟道布置结构,节省场地,降低运行费用。②减少设备故障点取消旁路烟道减少了设备和配套设施数量,从而降低设备故障发生率,同时检修维护工作量也相应降低。③避免烟道腐蚀设置旁路烟道易使净烟气部分回流,从而导致部分原烟气烟道腐蚀,并增加了对锅炉炉膛负压的扰动,如取消旁路烟道则可完全杜绝此现象的发生[8]。下面对FGD系统是否设置旁路烟道进行方案比较,如表4.1所示。目前不设置旁路烟道已成为湿法烟气脱硫工程中的一种主体趋势。此外,随着国内环保法规日趋严格,《火电厂大气污染物排放标准》已要求部分新建燃煤锅炉取消旁路烟气系统。因此本项目中不设烟气旁路。表4.1FGD系统工艺是否设置旁路烟道的方案比较11项目不设置旁路烟道设置旁路烟道工艺系统复杂程度简单复杂投资费用少多应用范围发达国家国内较多可靠性高高烟囱防腐处理无有后期维护维护工作量少维护工作量较多占地面积小较大4.2取消GGH的优化4.2.1GGH的作用由于脱硫后的烟气温度在45~55°C之间[10],含湿量高且温度低于烟气的酸露点,直接排放会使烟气冷凝对烟囱内壁产生大量腐蚀。因此,我国湿法脱硫系统大部分都采用了烟气换热器(Gas-GasHeater,简称GGH)对脱硫塔出口净气进行加热后排放。GGH的主要功能是①利于烟气抬升和污染物的扩散程度;②降低“烟羽”的可见度;③避免烟囱降落液滴;④避免脱硫尾气冷凝后腐蚀烟囱内壁及管道。4.2.2GGH的利弊分析1、不设置GGH存在的问题①加重烟囱腐蚀在不设GGH的系统中,吸收塔出口的饱和净烟气直接进入烟囱,烟气中含有大量的水蒸气和少量的SO3气体。此时,烟囱内烟气的温度处在酸露点以下,会对烟囱内壁产生腐蚀作用,并且腐蚀速率随酸浓度和烟囱壁温的变化而变化[9]。②石膏雨的形成“石膏雨”是指由于温度降低,饱和湿烟气在烟囱附近不能有效抬升及扩散,烟气中的粉尘及液滴在烟囱旁形成白色烟雾,落地后形成“石膏雨”的现象。“石膏雨”的形成会腐蚀燃煤电厂的设备和构筑物,并对其附近环境产生不利影响。③工艺水耗量增加由于原烟气烟温较高,因此烟气中的更多水分会蒸发为水汽;根据物料平衡计算可知,若取消GGH,进入吸收塔内的烟气不经过升温,工艺水耗量也随之增12加。相关资料表明,取消GGH的FGD系统工艺水耗量要比安装GGH时约增加2、不设置GGH的优势①脱硫效率达标安装GGH的原烟气侧向净烟气侧的泄漏会降低系统的脱硫效率,尽管GGH的泄露率可以控制在1.0%以下[11],但是对于超低排放SO2排放浓度在35mg/m3以下这个条件下来说,这个损失不可忽视,因此烟气脱硫系统取消GGH后可达到超低排放的标准。②减少投资和运行费用安装GGH连同钢支架等建筑安装费用的总和占整个FGD投资的20%左右[11]。同时由于GGH而引起的烟道压降损失,也会大大地增加脱硫系统的运行费用。③降低FGD系统故障发生率通过除雾器的微小液滴在换热元件的表面蒸发,形成固体结垢物,将堵塞换热元件通道进一步增加GGH的压降[12],因此,当FGD系统不设置GGH时,系统的故障点减少,系统的可利用率得以提高。下面对FGD系统是否设置GGH进行方案比较,如表4.2所示。进行利弊综合分析后,认为湿法FGD工艺设置GGH弊大于利,不但不能有效控制SO2气体的排放,而且大大增加运行和维护费用,降低系统可利用率,影响FGD系统的高效稳定运行。因此本项目中不设置GGH。表4.2FGD系统工艺是否设置GGH方案比较项目设置GGH不设置GGH投资费用高低水耗量低比不设置GGH方案高30%~40%烟气泄漏率<1%无泄漏布置布置较复杂布置简单耐腐蚀程度烟温达不到酸露点温度但也存在腐蚀对烟囱的腐蚀性强可靠性故障点增加,可靠性差可靠性好后期维护设备庞大,维护工作量大维护工作量较少13应用范围欧美应用广亚洲应用广145物料平衡及能量衡算5.1项目概况本项目为南方某新建企业220t/h燃煤锅炉烟气脱硫的设计。脱硫系统采用湿法石灰石-石膏烟气脱硫技术,终产物为商业级石膏。脱硫设计参数如表5.1所示。表5.1脱硫设计参数项目数值烟气流量(标况)/Nm3/h360000进口烟气温度/°C150脱硫效率/%965.2物料平衡5.2.1物料平衡的原理石灰石-石膏湿法烟气脱硫(FGD)工艺系统物料平衡图如图5.1所示。图5.1FGD工艺系统物料平衡图5.2.2物料基本计算5.2.2.1烟气来源本项目的烟气来自于220t/h燃煤锅炉经电除尘器除尘,标准状态下烟气密度为1.34kg/m3。任务书中给定烟气量为360000Nm3/h,标态下含水量为0.01293kg/Nm3,锅炉设计耗煤量为34.0t/h,空气过剩系数为1.45,年运行时间为7200h。燃煤工业分析及元素分析见表5.2。表5.2锅炉燃煤工业分析及元素分析项目工业分析元素分析15水分灰分挥发分碳氢氧硫氮符号WyAyVrCyHyOySyNy含量6.5021.5010.0164.512.152.460.8920.92平均低位发热量23908kJ/kg5.2.2.2进口烟气中的SO2含量根据《火力发电厂烟气脱硫设计技术规程》[13]中规定,脱硫装置入口烟气中SO2浓度计算公式如下:=2×0.9×34000×(1-4%)×0.892%=524.068kg/h式中:MSO2——脱硫装置入口烟气中的SO2质量流量,kg/h;K——燃料燃烧中硫的转化率(煤粉炉取K=0.9);Bj—锅炉额定负荷时的燃煤量,kg/h;Sar——燃料的收到基硫分,%;q4——锅炉机械未完全燃烧的热损失,%。其中,煤粉炉的热损失q4一般取4%~8%,考虑S的最大转化率,计算中q4取4。则SO2的实际转化系数KSO2为:因此,进口烟气的SO2浓度为式中:Cs——脱硫装置入口烟气中的SO2浓度,mg/Nm3;Q——标准状态下湿烟气的体积流量,Nm3/h,Q=360000Nm3/h。5.2.2.3理论下单位燃煤产烟气量1、理论空气量VV=0.0889(Car+0.375Sar-实际)+0.265Har-0.0333Oar=6.248Nm3/kg式中:V——燃烧每千克煤需要消耗的理论空气体积(标况),Nm3/kg;Car——燃料的收到基碳分,%;Sar-实际——燃料实际的收到基硫分,%,Sar-实际=K×Sar16Har——燃料的收到基氢分,%;Oar——燃料的收到基氧分,%。2、实际空气量VkVk=V×α=9.060Nm3/kg式中:Vk——燃烧每千克煤需要消耗的实际空气体积(标况),Nm3/kg;α——空气过剩系数,根据设计任务书,取1.45。3、理论烟气量V=4.943+1.204+5.395×10-3+0.449=6.602Nm3/kg式中:V——燃烧每千克煤产生的理论烟气体积(标况),Nm3/kg;V2——燃烧每千克煤产生的N2体积(标况),Nm3/kg;VCO2——燃烧每千克煤产生的CO2体积(标况),Nm3/kg;VSO2——燃烧每千克煤产生的SO2体积(标况),Nm3/kg;V2O——燃烧每千克煤产生的H2O体积(标况),Nm3/kg;dk——标态下含水量,为0.01293kg/Nm3;Mar——燃煤工业分析中水分量,%。4、燃烧产物实际干烟气体积Vgy,V=V+V2+(α-1)V=8.964Nm3/kg式中:Vgy,—燃烧每千克煤产生的实际干烟气体积(标况),Nm3/kg;α——空气过剩系数,根据设计任务书,取1.45。5、燃烧产物实际烟气体积Vy,Vy,=V+1.61(α-1)dkV+(α-1)V=9.472Nm3/kg式中:Vy,—燃烧每千克煤产生的实际烟气体积(标况),Nm3/kg;17α——空气过剩系数,根据设计任务书,取1.45;dk——标态下含水量,为0.01293kg/Nm3。5.2.2.4实际进口烟气组成根据设计处理烟气量为360000Nm3/h,平均每燃烧1kg燃煤实际产生烟气量Vy,,=10.588Nm3/kg,大于理论计算下实际产生的烟气量Vy,/kg。V=Vy,,-Vy,=1.116Nm3/kg式中:Vdckq——燃烧每千克煤多出的湿空气量,Nm3/kg多出的水蒸气(Vc,-H2O)、氮气(Vc-N2)和氧气(Vd,c-O2)的量计算如下:Vc,-H2O=1.61dkVdckq=0.023Nm3/kgVc-N2=0.79(Vdckq-V)=0.863Nm3/kgV=0.21(Vdckq-V)=0.230Nm3/kg1、实际进口烟气中N2的体积=272923.576Nm3/h2、实际进口烟气中CO2的体积,V=VCO2=1.204Nm3/kg=40927.724Nm3/h3、实际进口烟气中SO2的体积,V2=VSO2=5.395×10-3Nm3/kg=183.424Nm3/h4、实际进口烟气中O2的体积,V2=Vdc-O2+0.21(α-1)V=0.820Nm3/kg=27894.824Nm3/h5、实际进口烟气中H2O的体积,V=V2O+Vc,-H2O+1.61(α-1)dkV=0.531Nm3/kg=18038.017Nm3/h6、总燃烧产物实际湿体积V=Vy,×Bj×1000=322048Nm3/h7、总燃烧产物实际干体积18′Vtgy=Vtshy−V2O=304009.983Nm3/h根据计算,以总燃烧产物实际湿体积Vtshy=322048Nm3/h计算时,进口实际烟气组成如表5.3所示。表5.3实际进口烟气组成组分烟气中的体积量/(Nm3/h)总湿烟气中含量/%总干烟气中含量/%N2′V2272923.5762nshN284.745ngN289.547CO2′V40927.724nshCO212.711ng13.432SO2′V2183.424nshSO25.696×10-2ng6.019×10-2O2′V227894.824nshO28.657ngO29.148H2O′′o2OVHo2O18038.0172OnH2O5.606————5.2.3CaSO3强制氧化曝气量根据脱硫反应式CaCO3+SO2+H2O→CaSO3+SO2+H2O可知CaSO3的生成量(WCa3)为式中:MCa3——CaCO3的相对分子质量;MSO2——SO2的相对分子质量。再根据强制氧化反应式式中:M02——O2的相对分子质量。曝气的氧化利用率为0.25时,折算到空气式中:0.2315——空气中氧含量取23.15%。19温度为20°C的空气密度为1.285kg/m3,,曝气需用空气量Qk205.2.4石灰石用量根据SO2的脱除量,计算实际CaCO3消耗量WCaCO3式中:WSO2——脱硫装置需脱除的SO2质量流量,kg/h;CS——脱硫装置入口烟气中的SO2浓度,mg/Nm3;Q——标准状态下湿烟气的体积流量,Nm3/h,Q=360000Nm3/h;η——脱硫效率,根据设计任务书,取96%。由于CaCO3溶解度很小,只有在H+离子的作用下才能生成Ca2+,所以湿法石灰石的钙硫比(Ca/S)比一般为1.05~1.10。同时,相关资料表明,生成商业级石膏时,Ca/S宜取1.0~1.03[4]。综合考虑本项目实际情况后,Ca/S取1.03。本项目中CaCO3的含量取95%,则石灰石实际消耗量WCaCO3为式中:MCaCO3——CaCO3的相对分子质量;MSO2——SO2的相对分子质量;WSO2——脱硫装置需脱除的SO2质量流量,kg/h。5.2.5脱硫过程水平衡1、水平衡基本假定①系统运行稳定;②不考虑废水的循环利用;③进口烟气中的水蒸气不在吸收塔内参与反应。2、水平衡原理和计算方法FGD系统的水平衡是指进入吸收塔的水量与排出吸收塔的水量相等,进塔水量有原烟气带入水分、氧化鼓入空气所带入的水分、除雾器冲洗水和工艺水,出20塔水量有脱硫净烟气带走的水分,石膏产品(CaSO4.2H2O)排放带走的水分和废水。图5.2为脱硫过程水平衡分析图。图5.2脱硫过程水平衡分析图5.2.5.1原烟气带入水分根据5.2.2.4计算,进口烟气带入的水量WHy为′式中:V2O——进口烟气中水蒸气体积,Nm3/h;ρ150°C时的密度,取0.853kg/Nm3。5.2.5.2出口净气带出水分根据5.3.5.4计算,出口净气带出的水量WHW为WHW=V′′×ρ150×(1−xH2O)×xtw=22277.085kg/h式中:V′′——出口净气总体积,Nm3/h;′xH2O——出口烟气水蒸气含量,xH2Oxtw——饱和状态烟气含湿量,参考资料[13]查得,kg/kg绝干气。5.2.5.2工艺蒸发的水量根据水平衡得吸收塔内蒸发水量Wzf为Wzf=WHW−WHy=Wb+Wf−WHW式中:WHW——脱硫烟气带出的水量,kg/h;WHy——脱硫烟气带入的水量,kg/h;21Wb——出口脱硫烟气中以饱和水蒸气形式存在的水量,kg/h;Wf——出口脱硫烟气以液态水形式存在的水量,kg/h。1、出口脱硫烟气中以饱和水蒸气形式存在的水量在工程实际中每个工程烟气参数都不一致,但是同状态下干烟气密度和干空气密度相差不大,因此用干空气的含湿量公式来计算干烟气的含湿量[14]。假设本项目净烟气的相对湿度φ=100%,吸收塔出口处湿烟气的压力为大气压力。根据计算得出口烟气温度为46°C,查表得该温度下烟气的饱和蒸汽压为10.09kPa,因此得出口烟气的含湿量dout为式中:dout——出口烟气的含湿量,g/kg;。P,out——出口烟气温度下干饱和水蒸气的压力,取10.09kPa;P——出口处湿烟气压力,根据上述假设,取101.305kPa。根据5.3.5.1计算得到出口干烟气体积流量,又因上述取干烟气密度为干空气密度,即ρWdry,out=Vtgy×ρ干烟气=462803.474kg/h式中:Wdry,out——出口干烟气质量流量,kg/h;Vt′gy——出口绝干烟气体积流量,Nm3/h。则出口脱硫烟气中以饱和水蒸气形式存在的水量Wb为Wb=Wdry,out×dout×10−3=31835.788kg/h式中:Wb——出口脱硫烟气中以饱和水蒸气形式存在的水量,kg/h。2、出口脱硫烟气以液态水形式存在的水量离开吸收塔的净烟气会携带一定量的液滴,一般烟气最大携带液态水量Wf=75×10−6×V′′=28.555kg/h式中:Wf——出口烟气携带水量,kg/h;V′′——出口湿烟气体积流量,Nm3/h。3、吸收塔内蒸发水量22Wzf=Wb+Wf-WHW=9587.258kg/h式中:Wzf——吸收塔内蒸发水量,kg/h。5.2.5.3进口浆液中的水量进口浆液中的水量主要由浆液固含量决定。进口浆液浓度过高时,可能导致设备结垢;进口浆液浓度过低时,石灰石利用率降低,脱硫率会有所下降。实践证明,吸收塔的浆液浓度选择在20%~30%为宜[16],本项目的进口浆液浓度(Cjkjy)取30%。因此,脱硫石灰石浆液带入水量WHCa为式中:WCaCO3——石灰石实际消耗量,kg/h;Cjkjy——进口石灰石浆液浓度,取30%。5.2.5.4出口浆液中的水量物的溶解量超过其溶解饱和度时,就会以固体沉淀物析出,生成结垢。循环浆液浓度一般为12%~18%,本项目将出口浆液浓度(Cckjy)设为12%。脱硫产物排出塔外的排浆量WJP为排放脱硫产物浆液带出的水量WHJ为式中:Wcw——脱硫干产物总量,kg/h;Cckjy——出口石灰石浆液浓度,取12%5.2.5.5除雾器冲洗水量吸收塔除雾器冲洗水量的值根据塔内浆液浓度和蒸发水量计算,因此除雾器冲洗水量WHM为23WHM=WHJ+Wzf-WHCa=15414.083kg/h式中:WHJ——出口浆液中的水量,kg/h;WHCa——进口浆液中的水量,kg/h;Wzf——吸收塔内蒸发水量,kg/h。5.2.5.6氧化鼓入空气带入水量根据5.2.3计算,氧化鼓入空气带入水分WHA为WHA=Qk20×dk=15.063kg/h式中:Qk20——曝气需用空气量,Nm3/h;dk——标态下含水量,为0.01293kg/Nm3。5.2.5.7脱硫副产品总水量1、结晶水量根据强制氧化反应则生成的CaSO4.2H2O量为式中:MCa3——CaSO3的相对分子质量;MCa4——CaSO4.2H2O的相对分子质量。所以,产物石膏结晶水量为式中:M2H2O——2H2O的相对分子质量;MCa4——CaSO4.2H2O的相对分子质量。2、脱硫副产品表面水量脱硫产物中除了纯度为90%的CaSO4.2H2O外,还有原烟气携带的飞灰、未反应的CaCO3等其它杂质。飞灰、未反应的CaCO3等杂质的量为式中:90%——本项目将脱硫产物中石膏含量按90%计算。24则脱硫干产物总量为Wcw=WCa4+W其他=969.588kg/h式中:Wcw——脱硫干产物总量,kg/h。目前大多数燃煤电厂脱硫石膏的含水量指标是10%[17],因此本项目将最终脱硫产物的含水量设为10%。式中:Wgys——总石膏产品表面水量,kg/h。3、脱硫副产品总水量WHJP=Wgyc+Wgys=290.375kg/h式中:WHJP——脱硫副产品总水量,kg/h。5.2.5.7系统废水量1、维持氯离子浓度排浆量废水的排放量取决于煤中氯含量、浆液有害成分的控制浓度、脱硫副产物的处理方式以及工艺水的水质[18]。我国电站脱硫浆液Cl-离子浓度的设计值不超过20g/L[13]。若超出此范围,那么系统必须通过排放废水来维持氯离子的平衡。以我国大多数煤中含氯量0.05%计算,烟气中含氯量WCl为WCl=0.0005×K×Bj×(1-q4)=14.688kg/h式中:K——燃料燃烧中硫的转化率(煤粉炉取K=0.9);Bj—锅炉额定负荷时的燃煤量,kg/h;q4——锅炉机械未完全燃烧的热损失,取4%。如果要维持浆液中氯离子允许浓度MOCl为20g/L,每小时要排出14.688kg氯离子。因此排浆量WClJ为根据5.2.5.4计算所得,为了控制循环浆液浓度为12%,每小时必须排放浆液量WJP=8079.9kg/h,此时即已满足国家排氯的要求。2、脱硫系统废水水量25脱硫塔总平衡水量WZON为=9549.639kg/h式中:WHy——脱硫烟气带入的水量,kg/h;WHM——除雾器冲洗水量,kg/h;WHCa——进口浆液中的水量,kg/h;WHA——氧化鼓入空气带入水量,kg/h;WHW——脱硫烟气带出的水量,kg/h;WHJP——脱硫副产品总水量,kg/h。为了维持塔内液位稳定,必须排出等质量的水,即有WFEI=WZON=9549.639kg/h式中:WFEI——脱硫系统废水水量,kg/h。因此,FGD系统的水平衡如表5.4所示。表5.4水的物料平衡项目进/(kg/h)出/(kg/h)烟/净气含水量15404.46622277.085除雾器冲洗水量15414.083——固体含水量1283.487290.375通入空气含水量15.063——系统废水量——9549.639总计32117.09932117.0995.3能量衡算5.3.1能量衡算的任务在物料衡算结束后,用能量守恒定律进行热量衡算。整个脱硫过程中,气体中的焓保持不变。气体冷却后的焓等于它冷却前的焓加被汽化的水的焓[19],即式中:t2——脱硫塔出口烟气绝热饱和温度,°C;t1——脱硫塔进口烟气温度,°C;26γ0°C时的汽化潜热,kJ/kg;Cp——湿烟气的定压比热容,kJ/(kg.K);d1——脱硫塔进口烟气的湿度,kg水蒸气/kg绝干气;d2——脱硫塔出口烟气的湿度,kg水蒸气/kg绝干气。假设本项目中FGD系统的湿烟气参数与湿空气系统参数相同,但绝干烟气的相对湿度、比热容等参数不同于绝干空气。先计算进口烟气的焓、氧化空气带入焓和化学反应热,用湿空气的H-I图粗略假设出口烟气温度,从而计算出口烟气焓值,再根据热平衡,计算蒸发的水量,最后进行验证,选取最佳出口净气温度及其它相关参数。5.3.2进口烟气焓值5.3.2.1进口烟气基本性质经物料衡算和设计任务书已知的进口烟气的基本性质如表5.5所示。表5.5进口烟气基本性质项目符号数值单位进口烟气温度t1150°C进口烟气总压p101.325kPa进口烟气量V360000Nm3/h进口烟气密度ρ1.34kg/Nm3进口烟气质量msh482400kg/h进口水汽体积/V18038.017Nm3水蒸气/h进口干烟气体积V304009.983Nm3绝干气/h由表中数据可知,FGD系统中,进口烟气中水蒸气的质量mH2O为mH2Okg水蒸气/h进口绝干烟气的质量mtgy为mtgy=msh−mH2O=467905.165kg绝干气/h5.3.2.2进口烟气的湿度27d式中:dv——进口烟气的湿度,Nm3水蒸气/Nm3绝干气。5.3.2.3平均定压比容积热容根据5.2.2.3得到进口烟气中各成分的体积含量,现有资料获得这四种成分在基准状态下的定压比容积热容[kJ/(Nm3.K)][20],见表5.6所示。表5.6FGD系统入口绝干气的组分项目φiCP,V,i/(kJ/(Nm3.K))CO20.13430.2216SO20.00060.0010O20.06580.0797N20.79931.3378则进口干烟气的平均定压比容积热容Cp,vdg为{CP,Vdg}3.K)=ΣφiCP,V,i=φCO2×CP,V,CO2+φSO2×CP,V,SO2+φO2×CP,V,O2+φN2×CP,V,N2=1.1043kJ/(Nm3.K)式中:CP,Vdg——进口干烟气的平均定压比容积热容,kJ/(Nm3.K); C,,i—进口烟气中,i组分的气体定压比容积热容,kJ/(Nm3.K);φi—进口i组分的体积分数。5.3.2.4进口烟气的容积焓{hv}3=C×t1+dv(γ0+Cp,vH2O×t)=622.441kJ/Nm3式中:hv——进口烟气的容积焓,kJ/Nm3;C,Vdg——进口干烟气的平均定压比容积热容,kJ/(Nm3.K);Cp,vH2O——水蒸气的定压比容积热容,取Cp,vH2O=1.86kJ/(kg水蒸气.K);28t1——进口烟气温度,°C;γ0——水在0°C时的汽化潜热,取γ0=2492kJ/kg;dv——进口烟气的湿度,Nm3水蒸气/Nm3绝干气。5.3.3反应热湿法FGD系统的脱硫反应为放热反应,即.2H根据5.2.5.7计算得每小时生成CaSO4.2H2O的量为5.073kmol/h,因此脱硫反应放热量hSO2=1719890.878kJ/h。由5.3.3.4计算可知进口烟气焓值{hv}kJ/h=189228277.8kJ/h,两者比值即为hSO2/{hv}反应热与进口烟气总焓相比,可忽略不计,故不考虑反应热对FGD系统的影响。5.3.4出口净气焓值5.3.4.1出口烟气基本性质设计初步判断出口烟气达到湿饱和并冷却44~49°C,不同温度下水的饱和蒸气压如表5.7所示。表5.7不同温度下水的饱和蒸气压ps温度/°C444546474849ps/kPa9.119.5910.0910.6211.1711.75已知的出口烟气的基本性质如表5.8所示。表5.8出口烟气基本性质项目符号数值单位出口烟气温度t244~49°C出口烟气总压p101.325kPa出口烟气中O2体积ck−O2ck−O228038.444Nm3/h出口烟气中CO2体积V40927.724Nm3/h出口烟气中SO2体积ck−SO2ck−SO27.337Nm3/h出口烟气中N2体积V273843.882Nm3/h29出口绝干气体积tgyVtgy342817.388Nm3绝干气/h5.3.4.2出口饱和烟气的湿度 ps{d}3水蒸气/Nm3绝干气=p—ps式中:dsv——出口饱和湿烟气湿度,Nm3水蒸气/Nm3绝干气;ps——水的饱和蒸气压,kPa;p——出口饱和湿烟气压力,取p=101.325kPa。表5.9不同温度下饱和湿烟气湿度温度/°C444546474849湿度(Nm3水蒸气/Nm3绝干气)0.0990.1050.1110.1170.1240.1315.3.4.3平均定压比容积热容出口绝干烟气中的主要成分为CO2、N2、O2和少量的SO2,这四种成分的体积含量和基态下的定压比容积热容见表5.10所示。表5.10FGD系统出口绝干气的组分项目CO20.11940.2216SO22.14×10-50.0010O20.08180.0797N20.79881.3378则出口干烟气的平均定压比容积热容Cp,vdg为=φCO2×CP,V,CO2+φSO2×CP,V,SO2+φO2×CP,V,O2+φN2×CP,V,N2=1.1016kJ/(Nm3.K)式中:Cp,,vdg——出口干烟气的平均定压比容积热容,kJ/(Nm3.K);φ——出口i组分的体积分数。5.3.4.4出口湿烟气的定压热容{h}3=Cp,,vdg×t+dsv(γ0+Cp,vH2O×t)30式中:hsv——出口湿烟气的定压容积热容,kJ/Nm3;C,vdg——出口干烟气的平均定压比容积热容,kJ/(Nm3.K);tw——出口烟气温度,°C;dsv——出口饱和烟气湿度,Nm3水蒸气/Nm3绝干气。根据上述公式计算出口湿烟气在不同温度下的定压容积热容,见表5.11所示。表5.11不同温度下饱和湿烟气定压热容温度/°C444546474849定压容积热容(kJ/Nm3)594.361610.477626.612642.764661.416680.0895.3.4.5出口净气温度及其他参数1、出口净气温度根据能量守恒,在上述列表中查找略大于进口烟气焓值{hv}3的出口湿烟气焓值{hsv}3对应的饱和温度t2,此即为吸收塔最佳的出口湿烟气温度。由表可知,当出口烟气温度为46°C时{hsv}3/{hv}3最接近且略大于1,因此本项目中FGD系统出口净气温度定为46°C。2、出口净气总体积根据理想气体状态方程PV=nRT可知,出口净气中的水蒸气与总烟气的压力比等于水蒸气与总烟气的体积比,即有式中:ps——46°C下水的饱和蒸气压,取ps=10.09kPa;V2O——出口净气中水蒸气体积,Nm3水蒸气/h;V′′——出口净气总体积,Nm3/h。计算得V2O=37913.382Nm3水蒸气/hV′′=380730.770Nm3/h315.4衡算一览表FGD系统的物料平衡和能量衡算一览表见表5.12所示。表5.12FGD系统的物料平衡和能量衡算一览表项目符号单位计算公式或依据取值计算结果湿烟气体积(标态)QNm3/h设计任务书给定360000绝干烟气体积(标态)V干气/h′Vtgy=Vtshy−V2O304009.983实际湿烟气量VNm3/hVtshy=Vy′×Bj×1000322048烟气温度t1°C设计任务书给定150燃煤含硫量arSar%设计任务书给定0.892SO2浓度CsCs=MSO2/Q1455.744N2体积′V2Nm3/h′V2=V−N2+0.79(α−1)V+V2272923.576CO2体积′2VO2Nm3/h40927.724SO2体积′Nm3/h183.4242V2O2体积′V2Nm3/h′V2=Vc−O2+0.21(α−1)V27894.824烟气含水量′V蒸气/h′V2O=V2O+V−H2O+1.61(α−1)dkV18038.017脱硫效率η%给定,>=95%96钙硫比Ca/Smol/mol给定,一般取1.05~1.11.03空气含水量dk设计任务书给定0.01293湿净气体积(标态)VNm3/h380730.770绝干净气体积(标态)tgyVtgy干气/hV=V−V342817.38832石灰石消耗量WCaCO3kg/h550.066质量WCa4kg/h872.629固体产物总量Wcwkg/hWcw=WCa4+W其他969.588除雾器冲洗水WHMkg/hWHM=WHJ+Wzf-WHCa15414.083FGD废水WFEIkg/hWFEI=WHy+WHM+WHCa+WHA-WHW-WHJP9549.639336厂区总体布置6.1总体布置原则6.1.1平面布置(1)布置应分区明确、生产方便、整体协调性好,尽量采用联合布置、多层布置,并与主体工程相协调,不应影响燃煤电厂扩建的可能。(2)布置宜以吸收塔为中心,制浆、吸收、脱硫副产品处理场地宜遵循工艺流程合理的原则,结合周边场地特征,因地制宜地布置,以便使管路压损最小,方便设备及配套设施的维修,降低运行费用。(3)废水处理间宜布置在石膏脱水间旁,紧邻废水处理间的卸酸、碱场地应选择在避开人流通行较多的偏僻地带[21]。石膏储存间宜与石膏脱水间紧邻布置,并设有相应的石膏运输通道。(4)脱硫装置一般采用露天布置,浆液循环泵、引风机、氧化风机可根据当地气象条件决定可否露天布置。露天布置时应考虑防振、防噪声。6.1.2断面布置(1)脱硫系统断面布置应服从燃煤电厂的总体规划,与厂区协调一致。(2)场地最小坡度及坡向以能较快排出地面水为原则,一般为0.5%~2%,困难地段不小于0.3%[21]。(3)脱硫建筑物底层地面标高高出室外地面150~300mm,并应根据地址条件考虑建筑物沉降的影响。6.2厂区平面布置本项目企业位于我国南方,提供的备用场地为锅炉南侧长200m、宽100m、高度没有限制的露天区域,默认备用地为平地。在设计时,以典型的南方主导风向(夏季东南风、冬季北风)为厂区平面布置的依据。厂区主要分为四个区域:吸收塔区域、石灰石浆液制备区域、石膏脱水区域和电控区域,主要的建筑物有吸收塔、烟囱、浆液循环泵房、引风机房、浆液制备间、石膏脱水间、废水处理间、电控楼、事故浆液间、烟道支架等。结合本项目的年处理烟气量,主导风向,最大风载等各项参数,本项目设计出的厂区平面布置图如图6.1所示。34图6.1厂区平面布置图本厂厂区长81m,宽52m,总面积为4212m2。厂区实际面积计算见表6.1。不设置GGH及旁路烟道时,吸收塔宜布置在烟囱的主通道上;电控楼紧靠近烟囱及吸收塔布置,位于两建筑物的东南方,以便于对脱硫系统进行全过程控制并节省控制电缆;引风机室位于吸收塔东侧的上游烟道上;浆液循环泵房紧挨吸收塔,布置于其北侧,氧化风机布置其中;烟囱位于吸收塔南侧,处于全年主导的下风向。为方便石灰石的运输、卸料,石灰石浆液制备间布置在厂区的东南角,主要建筑物包括卸料间、斗提机室、石灰石贮仓、浆液制备车间。石膏脱水及储存、废水处理间等建筑物统一布置在厂区的东北,事故浆液池为公用设施,其位置选择应方便其它设备共用的需要,布置于吸收塔和烟囱的中心线的西侧。主要工艺设备和辅助生产设备之间设有4.0m宽道路,各设备内部设有足够的消防间距,消防通道畅通。表6.1厂区实际面积计算建筑物名称实际面积/m2循环浆液泵房81.0吸收塔32.2浆液制备间275.6石膏脱水及储存间288.035废水处理间96.0引风机室60.0烟囱56.1电控楼194.1事故浆液池216.0其它40.9根据上表计算结果,厂区建筑实际总面积为1339.9m2,预留发展地面积初步估算为280m2;绿化面积概算为960m2,因此该厂区建筑的实际用地系数为36.84%,厂区内部绿化率为22.79%,满足燃煤电厂绿化率要求。367吸收塔的选择和设计7.1吸收塔的选择吸收塔按烟气和吸收剂浆液的接触方式可分为顺流塔和逆流塔;按塔内结构不同主要有喷淋塔、填料塔、鼓泡塔、液柱塔等几种类型。各种吸收塔的性能比较如表7.1所示。表7.1几种常见吸收塔的性能比较[22][23]项目喷淋塔填料塔鼓泡塔液柱塔原理吸收剂浆液在吸收塔内经喷嘴喷淋雾化,与烟气接触过程中脱除SO2吸收剂浆液在吸收塔内沿格栅表面下流,形成液膜与烟气接触脱除SO2吸收剂浆液以液层形式存在,而烟气以气泡形式通过,吸收去除SO2吸收剂浆液由布置在塔内的喷嘴垂直向上喷射,形成液柱,在高效气液接触中脱除SO2脱硫效率≥95%≥95%90%左右≥95%塔内构件少多多少结垢可能性低高高低运行喷嘴易磨损、堵塞格栅易结垢、堵塞,系统阻力较大系统阻力较大,无喷嘴堵塞问题能有效防止喷嘴堵塞和结垢问题维护喷嘴易损坏,需要定期检修更换经常清洗除垢运行较稳定可靠运行较稳定可靠自控水平设备投资高高较高较高高高低较高综上所述,喷淋塔具有结构简单、脱硫效率高、运行维护方便等优点,在湿法石灰石-石膏烟气脱硫工艺中应用较为广泛。因此本设计选用喷淋塔进行烟气脱硫。7.2喷淋塔的设计原则吸收塔的设计应遵循以下基本原则:1、喷淋层的数量一般不少于三层,喷嘴的布置确保浆液的覆盖率为200%~300%。在不设置烟气旁路时,喷淋层至少应设置一层备用层。372、每个喷淋层设置一台吸收塔浆液循环泵,可保证每个喷淋层浆液流量相等。每个喷淋层安装足够数量的喷嘴,喷嘴应具有较大的自由畅通孔径,一般应大于45mm,以避免结垢堵塞等问题。3、逆流喷淋塔烟气流速通常为2.5~3.8m/s,流速过高导致吸收塔带浆,流速过低则设计性价比低。7.3喷淋塔尺寸设计计算7.3.1概述喷淋塔塔内布置多层喷淋管网,吸收剂浆液经喷淋管上的喷嘴雾化后,液滴与烟气逆向充分接触,烟气中的SO2被洗涤脱除。每层喷淋管都布置了足够数量的喷嘴,相邻喷嘴喷出的浆液液滴互相搭接叠盖,不留空隙,使喷出的液滴能覆盖整个吸收塔截面[24]。喷淋塔脱硫塔结构如图7.1所示。图7.1喷淋脱硫反应塔7.3.2基本工艺参数7.3.3.1烟气流速与接触时间在FGD装置运行时,烟气流速的增加可以减小吸收塔的横截面积,降低工程成本。然而,烟气流速的增加将对吸收塔内除雾器的性能提出更高要求,同时还会使吸收塔内的压力损失增大,能耗增加[25]。对于湿法FGD系统中所采用的主流塔型逆流喷淋塔来说,烟气流速一般为2.5~3.8m/s。38烟气接触时间越长,气液传质反应进行的越彻底,脱硫效率越高,但同时吸收塔的高度也会随之增加,从而加大设备投资。在湿法石灰石FGD系统中,烟气接触时间一般为2~5s。7.3.2.2液气比在湿法石灰石-石膏工艺中,液气比(L/G)表示循环浆液流量与烟气体积流量之比,单位为L/m3。当烟气流速一定时,增大L/G,脱硫效率将随之增大。但增大L/G会需要更多的浆液循环泵,从而增加FGD系统的能耗。运行经验表明,石灰石吸收塔的液气比L/G建议范围为8~25L/m3。本设计中液气比L/G取值为12L/m3。7.3.2.3浆液pH值某湿法FGD系统中吸收塔脱硫效率与循环浆液pH值的关系曲线如图7.2所示[26]。结果显示,脱硫效率随循环浆液pH的增加而提高。对于湿式石灰石法,循环浆液的pH值宜控制在4.8~6.0范围之间。图7.2循环槽浆液pH对吸收塔出口处脱硫率的影响[26]7.3.2.4固体物停留时间与浆液循环停留时间固体物的停留时间(τt)即为浆液固体物在氧化槽中的停留时间,其大小表示为式中:V——氧化槽中浆液体积,m3;B——吸收塔排浆泵流量,m3/h。在典型湿法石灰石FGD脱硫系统中,τt一般取值为12~24h,通常不低于15h。39浆液循环停留时间(τc)表示浆液在氧化池内循环一次时的平均停留时间,其计算公式为式中:V——氧化槽正常运行时的浆液体积,m3;L——循环浆液流量,m3/s。从上述两式可看出,τt值越大,氧化池体积越大,τc值越大。石灰石工艺中的τc一般为3.5~7min,典型的τc为5min左右[24]。7.3.3喷淋空塔设计7.3.3.1喷淋塔内径根据设计规范,本设计方案选取烟气流速u=3.5m/s,吸收塔内径D0计算公式如下V=A×u=π(D0/2)2×u式中:u—烟气流速,取3.5m/s;A——吸收塔横截面面积,m2;V——烟气体积流量,m3/s。设塔内的操作温度为75°C,则此条件下的烟气流量为:式中:Vy,——燃烧产物实际体积,根据3.2.2取322048Nm3/h;K——除尘前漏气系数,取0.1。则吸收塔内径为:7.3.3.2喷淋塔高度1、吸收区高度(一)理论计算式中:h0——吸收区高度,m;KGa——气相总体积传质系数,kmol/(m3.s);40a——单位体积吸收塔中的有效传质面积,(m2/m3);Fh——吸收塔横截面积,m2;G——通过吸收塔气体流量(kmol/s);NOG——吸收塔传质单元数。式中:ya——烟气出口SO2的摩尔分数;yb——烟气入口SO2的摩尔分数;ηs——脱硫效率,本设计中取96%。石灰石-石膏法吸收SO2的传质系数大体范围[27]为KGaa=(85~110)kmol/(m3·h)=(5440~7040)kg/(m3·h)NOG取3.2时,吸收区的高度范围为h0=14.5~18.8m(二)经验取值吸收区高度一般在5~15m之间[22],在本工程设计中,塔内烟气流速为3.5m/s,接触反应时间为2~5s,所以h0=7~17.5m实际脱硫过程中,吸收浆液液面到除雾器这整个高度范围内都在进行反应,因此实际吸收区的高度要比h0高出6~8m。综合考虑后,本项目中喷淋塔吸收区的高度为15.0m。2、浆液池高度浆液池容量根据液气比L/G和浆液循环停留时间τc来确定,其计算公式为式中:V1——喷淋塔浆液池体积,m3;Q——标况下湿烟气的体积流量,Q=360000Nm3/h;τc——浆液循环停留时间,τc=5min。选取浆液池的内径等于喷淋区内径,D1=D0=6.4m。则喷淋塔浆液池的高度为41式中:h1——喷淋塔浆液池高度,m。3、吸收塔高度吸收塔塔内高度取值见下表7.2,布置示意图7.3如图所示。表7.2吸收塔高度取值项目符号计算公式或依据取值塔底液面高度/mh16~1511.2塔底液面到入口烟道距离/mh11.5~32.0最低喷淋层离入口烟道距离/mh21.2~4.02.0入口烟道高度/mh3见7.3.3.32.1喷淋层间距/mh41.2~2.01.6最顶端喷淋层到除雾器距离/mh51.2~2.01.6除雾器高度/mh62.0~3.02.5除雾器到吸收塔出口距离/mh70.5~1.00.6出口烟道高度/mh8见7.3.3.41.8图7.3吸收塔的布置图因此,吸收塔总高度为H=h1+h+h2+h3+(Npl-1)h4+h6+h7+h8=28.6m42式中:Npl——喷淋层层数,取4。7.3.3.3塔入口烟道设计喷淋塔入口烟道布置于高温烟气和石灰石浆液接触的干湿交界面上。入口烟道设计应满足:①防止在烟道内沉淀固体物;②压损小;③进入塔内的烟气分布均匀;④结构材料的选择考虑高温、沉淀物中高浓度腐蚀物质和沉淀物引起的点蚀和缝隙腐蚀[24]。1、入口烟气流速我国在“火力发电厂烟风煤粉管道设计技术规程”中推荐的烟道流速为10~15m/s,而FGD工程招标书一般规定≤15m/s。因此,本设计中的入口烟气流速为vrk=15m/s式中:vrk——入口烟气流速,m/s。2、入口烟道倾角改变烟道入口角度有利于塔内烟气流向,在实际应用中,喷淋塔的烟气入口向上倾斜角度多为15~18°[27],当倾斜角等于18°时,烟气脱硫效果最佳。因此,本设计中取入口烟道倾角为θ1=18°式中:θ1——入口烟道倾角,°。3、入口烟道宽度和高度入口烟道应尽量设计扁平,建议烟道宽度取值为塔内径的60%~90%。根据7.3.3.1计算,塔体直径为6.4m,故入口烟道宽度取值在3.9m~5.8m之间。因此,本设计中取入口烟道宽度为Brk=5.0m式中:Brk——入口烟道宽度,m。则入口烟道高度为式中:Arkyd——入口烟道面积,m2;43hrk——入口烟道高度,m。烟气入口示意图和结构参数分别如图7.4和表7.3所示。表7.3入口烟道结构参数项目烟气流速/m/s烟道倾角/°烟道面积/m2烟道宽度/m烟道高度/m符号vθ1ABh数值151810.335.02.1图7.4烟气入口示意图7.3.3.4塔出口烟道设计1、出口烟气流速出口烟气流速的范围一般在10~15m/s之间,本设计中取出口烟气流速为vck=13m/s式中:vck——出口烟气流速,m/s。2、出口烟道倾角根据《火电厂无旁路湿法烟气脱硫装置设计技术导则》中规定:吸收塔出口烟道设计宜按不小于1%向下倾角与吸收塔连接[26]。即有式中:θ2——出口烟道倾角,°;Bck——出口烟道的宽度,m;hck——出口烟道的高度,m。因此,本设计中将出口烟道倾角定为1°。3、出口烟道宽度和高度出口烟道宽度多为塔内径的60%~100%。本项目塔体直径为6.4m,故出口烟道宽度取值在3.9m~6.4m之间。因此,本设计中取出口烟道宽度为44Bck=5.5m式中:Bck——出口烟道宽度,m。则出口烟道高度为式中:Ackyd——出口烟道面积,m2;hck——出口烟道高度,m。烟气出口示意图和结构参数分别如图7.5和表7.4所示。表7.4出口烟道结构参数项目烟气流速/m/s烟道倾角/°烟道面积/m2烟道宽度/m烟道高度/m符号vθ2ABh数值1319.515.51.8图7.5烟气出口示意图7.3.4喷淋层喷淋层包括支管连接的喷淋管网和喷嘴,典型喷淋层结构如图7.6所示。通常FGD系统的喷雾覆盖率应达到200%~300%。喷淋覆盖率的计算公式为式中:np——单层喷嘴数量;Ap——距喷嘴出口1m处,每个喷嘴雾化覆盖面积,m2;Axi——距喷嘴1m处的吸收塔横截面积,m2。根据计算,单层喷嘴个数为26,则实际喷淋覆盖率的大小为45图7.6标准喷淋层示意图7.3.4.1喷嘴的布置喷嘴是将液体介质分散成细小液滴的设备,喷嘴雾化程度越高,越有利于烟气与石灰石浆液的接触。对于逆流喷淋塔,通常要满足直径小于500μm的液滴不能超过总量的5%,小于100μm的液滴应尽量减少。典型的雾滴直径在1300~2000μm范围内。在湿法石灰石-石膏烟气脱硫工艺中,喷嘴通常根据其结构形式分为以下三种类型:(1)空心锥切线型:脱硫浆液以切线角度进入喷嘴的涡旋腔内后以90°喷射角喷出,产生的水雾形状为中空锥形,其外形如图7.7(a)所示。喷嘴结构简单,自由畅通直径大,达喷孔直径的80%~100%,其工作压力为0.05~0.2MPa[4]。(2)实心锥切线型:这种喷嘴产生的水雾形状为全充满锥形,结构类似于空心锥型,外形如图7.7(b)所示。一般实心锥型喷嘴的工作压力为0.07~0.2MPa,自由畅通直径为喷孔直径的80%~100%。(3)螺旋型:该喷嘴尖头呈螺旋形,浆液喷射形成实心锥喷雾群,其外形如图7.7(c)所示。螺旋型实心锥喷嘴的自由畅通直径为喷孔直径的30%~100%,雾滴的平均粒径相当于相同尺寸的空心锥切线型喷嘴的50%~60%[22]。46(a)(b)(c)图7.7应用于FGD的几种常见喷嘴(a)空心锥切线型;(b)实心锥切线型;(c)螺旋型目前,湿法烟气脱硫中喷嘴所用的材料主要有以下几种:(1)氮连接碳化硅:这类材料属于