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1、1,湿式石灰石石膏法脱硫工艺流程,2,3,石灰石-石膏湿法烟气脱硫系统原则上可由下列结构系统构成： 由石灰石粉料仓和石灰石研磨及测量站构成的石灰石制备系统； 由洗涤循环、除雾器和氧化工序组成的吸收塔； 由回转式烟气-烟气换热器、清洁烟气冷却塔排放或湿烟囱排烟构成的烟气再热系统； 脱硫风机； 由水力旋流分离器和过滤皮带组成的石膏脱水装置； 石膏贮存装置； 废水处理系统。,图1-7 石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺流程,1.2.4湿式石灰石石膏法脱硫工艺流程,4,1.2.4.1 石灰石浆液制备系统吸收剂制备系统的选择应根据吸收剂来源、投资、运行成本及运输条件等进行综合技术经济比较后确定。当资源落实、价
2、格合理时，应优先采用直接购买石灰石粉方案；当条件许可且方案合理时，可由电厂自建湿磨吸收剂制备系统。当必须新建石灰石加工粉厂时，应优先考虑区域性协作即集中建厂，且应根据投资及管理方式、加工方式、厂址位置、运输条件等因素进行综合技术经济论证。石灰石浆液制备系统主要由石灰石粉贮仓、石灰石粉计量和输送装置、带搅拌的浆液罐、浆液泵等组成，如图1-8所示。将石灰石粉由罐车运到料仓存储，然后通过给料机、计量器和输粉机将石灰石粉送入在浆配制罐。在罐中与来自工艺过程的循环水一起配制成石灰石质量分数为15%20%浆液。用泵将该浆液经由一带流量测量装置的循环管道打入吸收塔底槽。,5,图1-8 石灰石储存和制浆系统,
3、6,石灰石/石膏法各系统石灰石浆制备系统,石灰石粉贮罐,石灰石粉贮罐支架,石灰石加料箱,石灰石罐,球磨机,石灰石浆制备系统 核心设备： 湿式球磨机 橡胶内衬和硬化钢球,7,1.2.4.2 吸收塔吸收塔是烟气脱硫系统的核心装置，要求气液接触面积大，气体的吸收反应良好，压力损失小，并且适用于大容量烟气处理。吸收塔的数量应根据锅炉容量、吸收塔的容量和可靠性等确定。300MW及以上机组宜一炉配一塔。200MW及以下机组宜两炉配一塔。根据国外脱硫公司的经验，一般二炉一塔的脱硫装置投资比一炉一塔的装置低5%10%，在200MW以下等级的机组上采用多炉一塔的配置有利于节省投资。吸收塔的设计在湿法FGD系统中
4、是十分关键的。吸收塔最主要的塔型是喷淋吸收塔，在世界的湿法FGD系统中占有突出的地位，大多采用逆流喷淋塔。,8,烟气从喷淋区下部进入吸收塔与均匀喷出的吸收浆液流接触，烟气流速为34m/s左右，液气比与煤含硫量和脱硫率关系较大，一般在825L/m3之间。喷淋塔的优点是塔内部件少，故结垢可能性小，压力损失小。逆气流运行有利于烟气与吸收液充分接触，但阻力损失比顺流大。吸收区高度为515m，如按塔内流速3m/s计算，接触反应时间25s。区内设36个喷淋层，每个喷淋层都装有多个雾化喷嘴，交叉布置，覆盖率达200%300%。喷嘴入口压力不能太高，在0.51052105Pa之间。喷嘴出口流速约为10m/s雾
5、滴直径约13202950m，大液滴在塔内的滞留时间110s，小液滴在一定条件下呈悬浮状态。,9,图1-9 逆流喷淋吸收塔,10,石灰石/石膏法各系统吸收塔系统, 吸收塔内的喷头喷头材料：炭化硅 吸收塔内的喷淋层喷淋层管材：PP或FRP,11,石灰石/石膏法各系统吸收塔系统, 吸收塔内的喷淋层,12,13,吸收塔中除了浆液洗涤系统外，还有除雾器（ME）和氧化系统。干净烟气出口设除雾器，通常为二级除雾器，装在塔的圆筒顶部（垂直布置）或塔出口弯道后的平直烟道上（水平布置）。后者允许烟气流速高于前者。并设置冲洗水，间歇冲洗除雾器。冷烟气中残余水分一般不能超过100mg/m3，现在大多要求不超过75mg
6、/m3，否则会玷污热交换器、烟道和风机等。湿法烟气脱硫塔采用的除雾器主要为折流板除雾器、旋流板除雾器。,14,通常，折流板除雾器中两板之间的距离为2030mm，对于垂直安置的折流板气体的平均流速为23m/s；对于水平放置的折流板，气体的流速可以高些，一般为610m/s。气速过高会引起二次夹带。折流板除雾器结构与除雾原理见图1-12所示。,图1-12 折流板除雾器结构与除雾原理,15,旋流板的结构如图1-13所示，气流在穿过板片间隙时变成旋转气流，其中的液滴在惯性作用下以一定的仰角射出作螺旋运动而被甩向外侧，汇集留到溢流槽内，达到除雾目的，除雾效率可达到9099。,图1-13 旋流板除雾器示意图
7、,16, 吸收塔内的除雾器 通常为二级除雾器、安装在塔的顶部。 处理后的烟气残余水分不能超过100mg/m3 脱硫中主要采用折流板，其次是旋流板式。,17, 吸收塔内的除雾器 通常为二级除雾器、安装在塔的顶部。 处理后的烟气残余水分不能超过100mg/m3 脱硫中主要采用折流板，其次是旋流板式。,18,1.2.4.3 脱硫系统氧化方式在石灰石湿法烟气脱硫工艺中有强制氧化和自然氧化之分，其区别在于脱硫塔底部的持液槽中是否充入强制氧化空气。对于自然氧化工艺，吸收浆液中的HSO3在吸收塔中被烟气中剩余的氧气（电厂烟气含氧量一般在6%左右）部分氧化成SO42,其脱硫副产物主要是亚硫酸钙和亚硫酸氢钙。自
8、然氧化因锅炉和脱硫系统运行参数不同而氧化程度各异，当氧化率在1595%，钙的利用率低于80%范围内亚硫酸钙易结垢，因为氧化率较高时（15%），生成的硫酸钙不能与亚硫酸钙一起沉淀析出；氧化率达不到一定程度（95%），就不能产生足够的石膏晶种而使石膏晶体迅速增长，导致石膏在脱硫塔内结垢。,19,控制氧化就是采用抑制氧化或强制氧化方式将氧化率控制在15%或95%。抑制氧化通过在洗涤液中添加抑制性物质，控制氧化率低于15%，使浆液SO42-浓度远低于饱和浓度，生成的少量硫酸钙与亚硫酸钙一起沉淀。抑制氧化采用的抑制有：单质硫、EDTA以及其他的有机物。强制氧化通过向洗涤液中鼓入空气，并添加催化剂使氧化反
9、应趋于完全，氧化率提高到高于95%，并保持足够的浆液含固量（12%），以提供石膏结晶所需的晶种，此时，石膏晶体生长占优势，产生沉淀性能优良的石膏，从而避免在塔内结垢,20,目前国际上石灰石湿法工艺主要以强制氧化为主，目前国际上强制氧化工艺的操作可靠性已达99%以上，已成为FGD中的主流。自然氧化的可靠性虽然已得到改善，但仍然只有95%99%，主要问题仍是石膏结垢。目前，在自然氧化工艺的主要应用国美国，也有改自然氧化为强制氧化的趋势。因为即使是作为土地回填，在质量上，石膏也要比亚硫酸钙渣泥好。,21,1.2.4.4 烟气再热系统烟气经过湿法FGD系统洗涤后，温度降至5060，已低于露点，为了增加
10、烟囱排出烟气的扩散能力，减少可见烟囱的出现，许多国家规定了烟囱出口的最低排烟温度。德国有关大型燃煤装置的法规中，要求对洗涤后的烟气进行再热。在燃用烟煤的情况下，再热温度为4552；当燃料为褐煤时，温度为60，到烟囱顶部达到72。英国规定的排烟温度为80;日本要求把烟气加热到90110，防止烟囱排出蒸汽白烟。美国一般不采用烟气再加热系统，而对烟囱采取防腐措施。从改善烟气污染扩散、减少可见的烟羽(白烟)、避免烟囱出口的酸雨以及消除烟道下游材料的腐蚀等多方面考虑，采用烟气再热是必要的。,22,烟气再热系统的作用是向低温烟气传递热量，总的加热量是烟气抬升和扩散的热量、消除(或减少)可见烟羽的热量、蒸发
11、液滴的热量以及防止在烟道和烟囱凝结的热量之和。最常用的再热形式是循环再热。循环再热是把吸收塔之前的未处理烟气的热量传递给处理过的烟气，如图1-14所示。 在德国和日本的大多数燃煤机组都采用循环再热。自从20世纪80年代开始，上百套脱硫装置都采用了旋转再生式换热器，也叫回旋式气气换热器（GGH）。虽然循环再热系统具有较低的运行费用，但是其初始投资却较高，设备庞大(要处理所有烟气)，而且材料必须耐腐蚀。,23,图1-14 回旋式气气加热器,24,回旋式GGH的总体机构包括GGH的本体及外围配套件。GGH的本体由上连接板、上部中间梁、外壳、下连接板、下部中间梁、转子、中心筒、传热元件、导向轴承、支承
12、轴承等主要机构件组成。GGH的外围配套件由轴承润滑装置、转子测速装置、高压水泵、吹灰器、传动装置、密封风机系统、净化/加压风机系统等组成。这些结构件和外围的配套件组成一个具有完整功能的GGH系统。GGH是在原烟气和净烟气之间通过受热面回转进行热交换，原烟气和净烟气间采用逆流布置来强化换热。传热元件平行于流动方向布置在转子中，转子以衡定速度转动。当传热元件转到原烟气侧时，元件吸收原烟气的热量；转到净烟气侧时，传热元件将吸收到的热量散发给净烟气，达到加热净烟气的目的。,25,为防止原烟气与净烟气间 的泄漏GGH采用增压和置换密 封系统。由于密封片两侧存在 着压差，当原烟气侧的压力高 于净烟气侧时，
13、就产生了原烟 气向净烟气的直接泄漏。为改 变这种状况，通过布置一套加 压密封系统，从热端扇形板的 中心线上向转子喷出具有比原 烟气压力高的净烟气流，形成 一道局部高压区，将原烟气与净烟气进行隔离。当转子部件转到此处时，高压净烟气流将阻止原烟气向净烟气泄漏，起到密封隔离作用。增压密封系统如图1-15所示,图1-15 增压密封系统,26,转子的连续旋转，会将留在仓格内的烟气从一侧携带到另一侧。而原烟气被携带至净烟气中去，产生携带泄漏。为减小携带泄漏，根据转子转向，在上游密封区可布置一套净化系统，从GGH净烟气侧的出口处抽取一定量的净烟气，喷入密封区的转子内来置换转子内的原烟气从而达到减少携带原烟气
14、的目的。要求GGH的烟气泄漏率低于1%。,27, 烟风系统烟气换热器（GGH） 较低的烟气阻力 低漏风率（一般要求小于1） 高的传热效率和性能（传热元件：UNFo低碳钢镀高质量的搪瓷） 外壳材质:Q235+玻璃鳞片 转子材质：考登钢板,石灰石/石膏法各系统烟风系统,28,29,从冷却塔排放烟气，可避免成本高、耗能集中的再热段，在欧洲使用较多。如图6-17所示。在塔内，烟气从配水装置上方均匀排放，与冷却水不接触。由于烟气温度约50，高于塔内湿空气温度，发生混合现象，混合的结果改变了塔内气体的流动工况。塔内气体向上流动的原动力是湿空气（或湿空气与烟气的混合物）产生的热浮力，热浮力克服流动阻力而使气
15、体流动。热浮力Z为：Z=hcpg 式中 hc冷却塔有效高度；p塔外空气密度与塔内气体密度之差。,烟气通过冷却塔排放,优点: 充分利用冷却塔的热交换能力烟气在大气中的扩散 较低的投资和运行费用,33,1.2.4.5 脱硫风机安装烟气脱硫装置后，整个脱硫系统的烟气阻力约为25003000Pa，单靠原有锅炉引风机（IDF）不足以克服这些阻力，需增设推风机，或称脱硫风机（Boost-up Fan，BUF），脱硫增压风机宜装设在脱硫装置进口处，在综合技术经济比较合理的情况下也可装设在脱硫装置的出口处。当条件允许时，也可与引风机结合设置。脱硫增压风机的布置位置可以有4种情况： A位：烟道接口与烟气换热器之
16、间； B位：烟气换热器和吸收塔进口之间； C位：吸收塔出口和烟气换热器之间； D位：烟气换热器和烟囱之间。,34,A位布置的优点在于增压风机不需要防腐，并且用常规的风机就可用来做引风机，风机的造价低。缺点是能耗较大，气压造成气气换热器漏风率升高。尽管如此，在WFGD中常常选用A位。B位和C位布置主要用于采用回转式烟气换热器时减少加热器净烟气和原烟气之间的压差，在要求很高的脱硫率时，减少烟气泄漏带来的影响，但是风机需要采用防腐材料，价格昂贵；C位风机容易发生腐蚀问题，它们是所谓的“湿风机”，它易于受到湿烟气中的SO3和Cl的腐蚀。可能的解决办法：一是选用高镍合金材料；二是通过连续或间歇性地喷水保持风机叶片表面的湿度，从而降低叶片表面沉积物和氯化物浓度。由于风机位于气气热交换器的下游，水的使用量必须在一定限度范围内。D位布置的电耗较低，但是需要采取一些防腐措施和避免石膏结垢的冲洗设施。,
