石灰石_石膏湿法烟气脱硫工艺的设计毕业设计

学号：14083400792

毕业设计(论文)

题目：50000Nm3/h石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺的设计

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摘要

本设计选择石灰石—石膏湿法脱硫工艺，脱硫能力为50000Nm3/h（标干烟气）.该工艺系统共有六大系统，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。吸收系统，石膏脱水系统，除尘系统主要涉及系统工艺设计计算。除尘系统采用电除尘器法，吸收系统采用的是喷淋塔。

关键字：烟气脱硫；石灰石—石膏湿法；吸收塔

Abstract

This design choice limestone - gypsum wet FGD process, desulfurization capacity for 50000Nm3 / h (standard dry flue gas). The process a total of six systems are: dust removal system, flue gas system, absorption system absorbent slurry preparation systemgypsum dewatering system and wastewater treatment systems. Absorption system, gypsum dewatering system, dedusting system, mainly related to the system process design calculations. The dust removal system using the ESP method, the absorption system is used in the spray tower.

Keywords：flue gas desulfurization; wet limestone - gypsum; absorber

目录

第一章绪论 (1)

1.1 烟气脱硫的背景 (1)

1.2我国烟气脱硫技术现状 (1)

1.3烟气脱硫的目的及意义 (2)

第二章烟气脱硫工艺的选择 (3)

2.1 烟气脱硫方法分类 (3)

2.2 几种常见的脱硫工艺 (3)

2.2.1 MgO湿法烟气脱硫工艺 (3)

2.2.2 氨法脱硫工艺 (3)

2.2.3 石灰石-石膏湿法脱硫工艺 (4)

2.3脱硫工艺的确定 (5)

2.3.1 石灰石（石灰）/石膏湿法脱硫主要优点 (5)

2.3.2 MgO湿法烟气脱硫发主要优点 (5)

2.3.3氨法脱硫的主要优缺点 (6)

2.4本设计采用的脱硫系统 (6)

2.5石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺系统的介绍 (7)

2.5.1烟气系统 (7)

2.5.2 SO2吸收系统 (7)

2.5.3石灰石浆液制备系统 (7)

2.5.4 石膏脱水系统 (8)

2.5.5供水系统 (8)

2.5.6 排放系统 (8)

第三章湿法烟气脱硫存在的问题及解决 (8)

3.1烟气的预处理 (9)

3.2烟气的预冷却 (9)

3.3净化后气体再加热 (10)

3.4除雾 (10)

3.5富液的处理 (11)

3.6结垢与堵塞 (11)

3.7脱硫装置各腐蚀区域的腐蚀分析 (12)

3.7.1 烟气输送机热交换系统腐蚀特点分析 (12)

3.7.2 SO2吸收及氧化系统腐蚀特点分析 (14)

3.7.3 吸收剂（石灰石浆液）传输及回收系统腐蚀特点分析 (15)

第四章物料平衡的计算 (16)

4.1《锅炉大气污染物排放标准》 (16)

4.2各种设计参数的确定 (17)

4.3脱硫效率的计算 (18)

4.4吸收剂消耗量的计算 (18)

4.4.1 净烟气中SO2浓度 (18)

4.4.2 石灰石消耗量 (18)

第五章主要设备尺寸及规格的计算 (20)

5.1 除尘器 (20)

5.1.1 各种除尘器的比较 (20)

5.1.2 袋式除尘器的特点 (20)

5.1.3 电除尘器的特点 (21)

5.1.4 除尘器选择结论 (21)

5.2 烟气系统 (22)

5.2.1 旁路烟道 (22)

5.2.2 FGD入口烟道 (22)

5.2.3 FGD出口烟道 (22)

5.2.4 烟气换热器 (22)

5.3 SO2吸收系统 (23)

5.3.1 吸收塔的选择 (23)

5.3.2 吸收塔尺寸设计计算 (24)

5.3.3 吸收塔附属设备的选型 (26)

5.3.4 吸收塔高度的计算 (27)

5.3.5 吸收塔附属部件设计 (28)

5.4 浆液制备系统的设计计算 (28)

5.4.1 浆液制备系统的选择 (28)

5.4.2 主要设备的计算 (29)

5.5 其他系统设备设计选择 (30)

5.5.1 增压风机 (30)

5.5.2 搅拌器 (31)

5.5.3 石膏处置系统 (32)

5.5.4 废水排放系统和处理系统 (32)

5.5.5 浆液排放与回收系统 (32)

5.5.6 工艺水耗量的计算 (32)

第六章工艺布置 (34)

6.1 脱硫装置的平面布置 (34)

6.2 浆液管道布置要求 (34)

6.3 设备一览表 (35)

参考文献 (36)

谢辞 (37)

附录 (39)

第一章 绪论

1.1 烟气脱硫的背景

当今世界上电力产量的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。在80年代之前，我国燃煤工业锅炉烟气脱硫的研究及开发，基本上处于停滞阶段。到了80年代末或90年代初，由于我国大气2SO 污染及酸雨污染日趋严重，研究与开发燃煤工业锅炉烟气脱硫技术便应运而生。许多部门着手研究及开发燃煤工业锅炉烟气脱硫技术。1995年8月，我国修改后的《中华人民共和国大气污染防治法》的正式出台，2SO 在法规上定义为我国重要的必须治理的大气污染物，2SO 污染防治及酸雨污染防治纳入法律条文，以法规形式确保2SO 污染防治和酸雨污染防治。随着《中华人民共和国大气污染防治法》的贯彻和执行，在很大程度上促进了燃煤工业锅炉烟气脱硫的研究与开发。我国相当多的高等院校，中国科学院的院所，各部委的科研机构，地区的科研部门，环保局的科研院所，以及民营科研机构等，对燃煤工业锅炉烟气脱硫技术纷纷进行研究与开发。参加研究与开发的单位之广，人数之多，时间之长，在我国历史上实属罕见。燃煤工业锅炉烟气脱硫以其存在问题多，治理难度大，而成为我国当今令人关注的热点。由中国环境科学学会发起和主办的三届务实和卓有成效的“全国燃煤锅炉烟气脱硫技术交流会”，把我国燃煤工业锅炉烟气脱硫技术研究与开发，从引进、学习、消化、模拟阶段推进到独立自行研究与开发阶段，进一步推进到富有独创的研究与开发阶段。三届技术交流会，极大地促进了科研单位之间烟气脱硫技术的交流与学习，沟通了科研单位和用户之间的产销关系，促进了烟气脱硫技术及设备进入燃煤工业锅护的市场。

1.2我国烟气脱硫技术现状

在90年代不到10年内，我国研究与开发的烟气脱硫技术多达50种以上。时间短，种类多，技术广，在人类烟气脱硫研究与开发历史上也不多见。在研究与开发的50多种燃煤工业锅炉烟气脱硫技术中，包括炉内直接喷石灰/石灰石、沸腾床石灰石和喷雾干燥法等干法烟气脱硫，钙碱法、氨碱法、钠碱法及镁碱法等湿法烟气脱硫。湿法烟气脱硫占95%左右，干法烟气脱硫占5%左右。目前，干法烟气脱硫除个别方法外，仍处于研究及中试阶段，尚未工业化，近期内很难推广应用。湿法烟气脱硫趋于成熟，正处于工业化应用，是当前可行的脱硫技术。湿法又分为除尘脱硫组合—体化设备，和除尘与

脱硫分体组合式设备。在研究与开发的50多种烟气脱硫技术中，运行稳定、安全可靠的烟气脱硫技术大约有10种左右，其脱硫效率均能达到国家允许的排放标准。其性能为脱硫效率较高(70～90%)，无二次污染，液气及灰水分离良好，防腐、耐磨，无结垢、无堵塞、运转效率高(>90%)，使用寿命长(10年以上)，能耗低，价格低廉，工艺过程及设备结构简单，操作方便，占地面积小。不到10年内，在烟气脱硫研究及开发中，一向被人们认为难以解决的腐蚀、磨损、结垢及堵塞等棘手的问题，取得突破性的解决，脱硫设备的使用寿命在10年以上，运转效率在90%以上。相当—部分关键技术，如防腐、耐磨、防结垢、防堵塞、灰水分离、液气分离等，达到或接近国际的先进技术。

1.3烟气脱硫的目的及意义

锅炉燃料中的硫在燃烧过程中与O

2反应生成氧化物（主要是SO

2

和SO

3

），脱硫工艺

所要脱除的就是锅炉尾气中的有害气体SO

2和SO

3

。

采用湿法烟气脱硫工艺之后，排放的大气污染物(

2

SO、烟尘)排放量及排放浓度均明显减小，从而降低了电厂大气污染物对当地环境的影响程度，将极大地改善区域大气

环境质量，环境效益十分显著。同时根据国务院《排污费征收使用管理条例》(国务院令第369号)及《排污费征收标准管理办法》(国家计委、财政部、国家环保局、国家经贸委令第31号)，实施烟气脱硫后每年可减少大气中二氧化硫的排放量，这对人类可持续发展十分有利。

因此本课题主要研究目的为根据设计所给参数对50000m3/h的烟气脱硫除尘系统进

行系统的设计，使排放烟气中的SO

2

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。

第二章烟气脱硫工艺的选择

2.1 烟气脱硫方法分类

化烟气脱硫（Flue gas desulfurization，简称FGD）,在FGD技术中,按有无液相介入划分，可分为以下五种方法：湿法，干法，半干法，电子束法，海水法。其中，湿法是利用碱性溶液为脱硫剂，应用吸收原理在气、液、固三相中进行脱硫的方法，脱硫产物和残液混合在一起，为稀糊状的流体。湿法脱硫的操作温度在44～55oC。半方法是指在有液相和气相介入脱硫方法，脱硫产物为干粉状。半方法的操作温度控制在60～80oC。干法是指无液相介入完全在干燥状态下进行脱硫的方法。如向炉内喷干燥的生石灰或石灰石粉末，即脱硫产物为粉状。干法的操作温度在800～1300oC。海水法受地域条件限制。且有氯化物严重腐蚀设备的问题。脱硫残液PH很低，必须配置参数合理的水质恢复系统，才能达到环保要求的排放条件。电子束法是一种利用高能物理原理，采用电子束辐照烟气，或以脉冲产生电晕对烟气实施脱硫的方法。电子束法使用的脱硫剂为合成氨，目前仅限于吨位不大的燃煤锅炉烟气脱硫。

按脱硫剂的种类划分,可分为以下五种方法：以CaCO

3

（石灰石）为基础的钙法，以

MgO为基础的镁法，以Na

2SO

3

为基础的钠法，以NH

3

为基础的氨法，以有机碱为基础的有

机碱法。世界上普遍使用的商业化技术是钙法，所占比例在90%以上。按吸收剂及脱硫产物在脱硫过程中的干湿状态又可将脱硫技术分为湿法、干法和半干（半湿）法。

2.2 几种常见的脱硫工艺

2.2.1 MgO湿法烟气脱硫工艺

工艺系统主要包括：烟气系统，SO

2

吸收系统，脱硫剂浆液制备系统，副产物处理系统，工艺水系统等。

2.2.2 氨法脱硫工艺

氨法脱硫技术在化学工业领域应用普遍，用氨吸收硫酸生产尾气中的SO

2

, 生产亚硫铵和硫铵。

2.2.3 石灰石-石膏湿法脱硫工艺

石灰石/石膏法是目前应用最广泛、最多、最成熟的典型的湿法烟气脱硫技术。我国湿法烟气脱硫率可达98％以上，接近100％。国内采用此法脱硫的电厂主要有：重庆珞璜电厂一期、重庆珞璜电厂二期、太原第一热电厂、重庆电厂、杭州半山电厂、北京第一热电厂、陕西韩城第二电厂等。该工艺具有操作方便、原理简单、脱硫效率高(部分机组Ca／S接近1，脱硫效率超过9O％)、可应用于大容量机组、高

2

SO浓度条件、可利用率高(>90％)、吸收剂来源广泛、价格也低廉、副产品石灰具有综合利用价值、运行和维护成本以及脱硫成本较低，是目前公认应用最广泛、技术最为成熟的脱硫技术。

石灰石（石灰）/石膏湿法脱硫工艺系统主要有：烟气系统、吸收氧化系统、浆液制备系统、石膏脱水系统、排放系统组成。其基本工艺流程如下：

锅炉烟气经电除尘器除尘后，通过增石灰石—石膏湿法烟气脱硫工艺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, 压风机、GGH(可选)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SO

2、SO

3

、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

（CaSO

4?2H

2

O），并消耗作为吸收剂的石灰石。循环浆液通过浆液循环泵向上输送到喷淋

层中，通过喷嘴进行雾化，可使气体和液体得以充分接触。每个泵通常与其各自的喷淋层相连接，即通常采用单元制。

在吸收塔中，石灰石与二氧化硫反应生成石膏，这部分石膏浆液通过石膏浆液泵排出，进入石膏脱水系统。脱水系统主要包括石膏水力旋流器（作为一级脱水设备）、浆液分配器和真空皮带脱水机。

经过净化处理的烟气流经两级除雾器除雾，在此处将清洁烟气中所携带的浆液雾滴去除。同时按特定程序不时地用工艺水对除雾器进行冲洗。进行除雾器冲洗有两个目的，一是防止除雾器堵塞，二是冲洗水同时作为补充水，稳定吸收塔液位。

在吸收塔出口，烟气一般被冷却到46～55℃左右，且为水蒸气所饱和。通过GGH将烟气加热到80℃以上，以提高烟气的抬升高度和扩散能力。

最后，洁净的烟气通过烟道进入烟囱排向大气。

2.3脱硫工艺的确定

2.3.1 石灰石（石灰）/石膏湿法脱硫主要优点

A 技术成熟，运行可靠，目前国内烟气脱硫的80﹪以上采用该法，设备和技术很容易取得，脱硫效率高；

B 脱硫剂石灰石易得，价格便宜，副产品石膏目前有一定的市场，吸收剂资源丰富，价格便宜；

C 对锅炉负荷变化有良好的适应性，在不同的烟气负荷及SO

2

浓度下，脱硫系统依然可以保持较高的脱硫效率及系统稳定性。

D 单塔处理烟气量大，SO

2

脱除量大，适用于任何含硫量的煤种的烟气脱硫，处理后的烟气含尘量大大减少。

缺点：

A系统复杂，占地面积较大，脱硫塔设备投资稍高，一次性建设投资相对较大；

B 脱硫塔循环量大，耗电量较高,脱硫系统无法快速响应锅炉负荷的变化运行；

C 石膏纯度须在94﹪以上才有出路；

D 后期处理复杂，二次污染严重, 粉尘排放浓度较难满足要求；

E 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。

2.3.2 MgO湿法烟气脱硫发主要优点

A 技术成熟，运行可靠。氧化镁脱硫技术是一种成熟度仅次于钙法的脱硫工艺。在日本和美国，氧化镁脱硫在各工业领域得到一定应用。并且目前在国内也已有使用，但副产品抛弃不回收；

B 脱硫效率高。在化学反应活性方面氧化镁要大于钙基脱硫剂，并且由于氧化镁的分子量较碳酸钙和氧化钙都比较小。因此其他条件相同的情况下氧化镁的脱硫效率要高于钙法的脱硫效率，一般情况下氧化镁的脱硫效率可达到95﹪-98﹪;

C副产物有利用前景。副产物亚硫酸镁是造纸工业的化工原料，亚硫酸镁／硫酸镁是重要的肥料，可以生产含镁复合肥。

缺点：

A 副产品回收困难。因MgSO

3和MgSO

4

在水中的溶解度较高，如采用蒸发结晶的方法

将消耗大量能源。对于本项目最经济的办法就是加入生石灰CaO，此法实际上就是“双碱法”。其最终副产品也是石膏；

B 到目前为止，国内还没有带回收副产品的镁法脱硫装置；

C 镁法脱硫工艺成立的前提是：副产品有市场，能回收利用。其出路有造纸业（MgSO

3

）和硫酸生产厂。

2.3.3氨法脱硫的主要优缺点

氨法是高效、低耗能的湿法。氨法是气液相反应，反应速率快，吸收剂利用率高，能保持脱硫效率95%—99%。氨在水中的溶解度超过20%。氨法具有丰富的原料。氨法以氨为原料，其形式可以是液氨、氨水和碳铵。目前我国火电厂年排放二氧化硫约1000万吨，即使全部采用氨法脱硫，用氨量不超过500万吨/年，供应完全有保证。

氨法的最大特点是 SO

2的可资源化，可将污染物SO

2

回收成为高附加值的商品化产

品。副产品硫铵是一种性能优良的氮肥，在我国具有很好的市场前景。

缺点：

1 对烟气中的尘含量要求较高（不大于200mg／m3),如烟气中尘含量达到350mg／m3,平均每天将近有1t的滤料要清理；

2 脱硫陈本主要取决于氨的价格。氨的消耗为1tSO

2

消耗0.5t氨。如氨的价格上涨比较多，将影响脱硫成本（一般地说，硫按价格与氨的价格挂钩，同涨同降）；

3 系统须采用重防腐；

4 如氨系统泄漏，易造成二次污染。

根据以上各种脱硫工艺优缺点的比较，结合当前市场运用的前景及经济状况分析，石灰石-石膏湿法烟气脱硫在脱硫项目中体现了较为明显的优势，因此，该方案选用石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺。

2.4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S0

2

、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(CaSO

4·2H

2

O)，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。

2.5石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺系统的介绍

2.5.1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

，再经过气气换热器（GGH）气换热器（GGH）的冷却侧降温，然后进入吸收塔系统除去SO

2

的加热侧升温后，通过烟囱排入大气。

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。

吸收系统

2.5.2 SO

2

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2.5m/s～5m/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8～25wt％。

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。冲洗过程通过程序控制自动完成。

2.5.3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。

2.5.4 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。

2.5.5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。

2.5.6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。

第三章湿法烟气脱硫存在的问题及解决

湿法烟气脱硫通常存在富液难以处理、沉淀、结垢及堵塞、腐蚀及磨损等等棘手的问题。这些问题如解决的不好，便会造成二次污染、运转效率低下或不能运行等。

3.1烟气的预处理

含有SO

2的烟气，一般都含有一定量的烟尘。在吸收SO

2

之前，若能专门设置

高效除尘器，如电除尘器和湿法除尘器等，除去烟尘，那是最为理想的。

然而，这样可能造成工艺过程复杂，设备投资和运行费用过高，在经济上是

不太经济的。若能在SO

2吸收时，考虑在净化SO

2

的过程中同时除去烟尘，那是比

较经济的，是较为理想的，即除尘脱硫一机多用或除尘脱硫一体化。

例如，有的采取在吸收塔前增设预洗涤塔、有的增设文丘里洗涤器。这样，可使高温烟气得到冷却，通常可将120～180℃的高温烟气冷却到80℃左右，并使烟气增湿，有利于提高SO

2

的吸收效率，又起到了除尘作用，除尘效率通常为95%左右。

有的将预洗涤塔和吸收塔合为一体，下段为预洗涤段，上段为吸收段。喷雾干燥法烟气脱硫技术更为科学，含硫烟气中的烟尘，对喷雾干燥塔无任何影响，生成的硫酸盐干粉末和烟尘一同被袋滤器捕集，不用增设预除尘设备，是比较经济的。

近年来，我国研究及开发的燃煤工业锅炉和窑炉烟气脱硫技术，多为脱硫除尘一体化，有的在脱硫塔下端增设旋风除尘器，有的在同一设备中既除尘又脱硫。

3.2烟气的预冷却

大多数含硫烟气的温度为120～185℃或更高，而吸收操作则要求在较低的温度下（60℃左右）进行。低温有利于吸收，高温有利于解吸。因而在进行吸收之前要对烟气进行预冷却。

通常，将烟气冷却到60℃左右较为适宜。常用冷却烟气的方法有：应用热交换器间接冷却；应用直接增湿（直接喷淋水）冷却；用预洗涤塔除尘增湿降温，这些都是较好的方法，也是目前使用较广泛的方法。

我国目前已开发的湿法烟气脱硫技术，尤其是燃煤工业锅炉及窑炉烟气脱硫技术，高温烟气未经增湿降温直接进行吸收操作，较高的吸收操作温度，使SO

2的吸收效率降低，这就是目前我国燃煤工业锅炉湿法烟气脱硫效率较低的主要原因之一。

3.3净化后气体再加热

在处理高温含硫烟气的湿法烟气脱硫中，烟气在脱硫塔内被冷却、增湿和降温，烟气的温度降至60℃左右。将60℃左右的净化气体排入大气后，在一定的气象条件下将会产生“白烟”。

由于烟气温度低，使烟气的抬升作用降低。特别是在净化处理大量的烟气和某些不利的气象条件下，“白烟”没有远距离扩散和充分稀释之前就已降落到污

污染。

染源周边的地面，容易出现高浓度的SO

2

为此，需要对洗涤净化后的烟气进行二次再加热，提高净化气体的温度。被净化的气体，通常被加热到105～130℃。为此，要增设燃烧炉。燃烧炉燃烧天然气或轻柴油，产生1000～1100℃的高温燃烧气体，再与净化后的气体混对。

这里应当指出，不管采用何种方法对净化气体进行二次加热，在将净化气体的温度加热到105～130℃的同时，都不能降低烟气的净化效率，其中包括除尘效率和脱硫效率。

为此，对净化气体二次加热的方法，应权衡得失后进行选择。

吸收塔出口烟气一般被冷却到45~55℃（视烟气入口温度和湿度而定），达饱和含水量。是否要对脱硫烟气再加热，取决于各国环保要求。

3.4除雾

湿法吸收塔在运行过程中，易产生粒径为10～60m的“雾”。“雾”不仅含有

等，如不妥善解决，任何进入烟囱的“雾”，水分，它还溶有硫酸、硫酸盐、SO

2

实际就是把SO

排放到大气中，同时也造成引风机的严重腐蚀。

2

因此，工艺上对吸收设备提出除雾的要求。被净化的气体在离开吸收塔之前要进行除雾。通常，除雾器多设在吸收塔的顶部。

的二次污染，目前，我国相当一部分吸收塔尚未设置除雾器，这不仅造成SO

2

对引风机的腐蚀也相当严重。

脱硫塔顶部净化后烟气的出口应设有除雾器，通常为二级除雾器，安装在塔的圆筒顶部（垂直布置）或塔出口的弯道后的平直烟道上（述评布置）。后者允许烟气流速高于前者。对于除雾器应设置冲洗水，间歇冲洗除雾器。净化除雾后烟气中残余的水分一般不得超过100mg/m3，更不允许超过200mg/m3，否则含沾污和腐蚀热交换器、烟道和风机。

3.5富液的处理

用于烟气脱硫的化学吸收操作，不仅要达到脱硫的要求，满足国家及地区环境

的富液（含有烟尘、硫酸盐、亚硫酸盐等废液）进法规的要求，还必须对洗后 SO

2

行合理的处理，既要不浪费资源，又要不造成二次污染。合理处理废液，往往是湿法烟气脱硫烟气脱硫技术成败的关键因素之一。因此，吸收法烟气脱硫工艺过

吸收及富液合理的处理。

程设计，需要同时考虑SO

2

形成的硫酸盐及亚硫酸所谓富液合理处理，是指不能把碱液从烟气中吸收SO

2

盐废液未经处理排放掉，否则会造成二次污染。回收和利用富液中的硫酸盐类，废物资源化，才是合理的处理技术。

典型废水处理方法为：先在废水中加入石灰乳，将PH值调至6～7，去除氟化沉淀）和部分重金属；然后加入石灰乳、有机硫和絮凝剂，将PH升物（产品CaF

2

至8～9，使重金属以氢氧化物和硫化物的形式沉淀。

3.6结垢和堵塞

在湿法烟气脱硫中，设备常常发生结垢和堵塞。设备结垢和堵塞，已成为一些吸收设备能否正常长期运行的关键问题。

为此，首先要弄清楚结构的机理，影响结构和造成堵塞的因素，然后有针对性地从工艺设计、设备结构、操作控制等方面着手解决。

一些常见的防止结垢和堵塞的方法有：在工艺操作上，控制吸收液中水份蒸发速度和蒸发量；控制溶液的PH值；控制溶液中易于结晶的物质不要过饱和；保

持溶液有一定的晶种；严格除尘，控制烟气进入吸收系统所带入的烟尘量，设备结构要作特殊设计，或选用不易结垢和堵塞的吸收设备，例如流动床洗涤塔比固定填充洗涤塔不易结垢和堵塞；选择表面光滑、不易腐蚀的材料制作吸收设备。

脱硫系统的结构和堵塞，可造成吸收塔、氧化槽、管道、喷嘴、除雾器设置

热交换器结垢和堵塞。其原因是烟气中的氧气将CaSO

3氧化成为CaSO

4

（石膏），

并使石膏过饱和。这种现象主要发生在自然氧化的湿法系统中，控制措施为强制氧化和抑制氧化。

强制氧化系统通过向氧化槽内鼓入压缩空气，几乎将全部CaSO

3氧化成CaSO

4

，

并保持足够的浆液含固量（大于12%），以提高石膏结晶所需要的晶种。此时，石膏晶体的生长占优势，可有效控制结垢。

抑制氧化系统采用氧化抑制剂，如单质硫，乙二胺四乙酸（EDTA）及其混合物。添加单质硫可产生硫代硫酸根离子，与亚硫酸根自由基反应，从而干扰氧化反应。EDTA则通过与过渡金属生成螯合物和亚硫酸根反应而抑制氧化反应。

3.7脱硫装置各腐蚀区域的腐蚀分析

煤炭燃烧时除生成SO

2以外，还生成少量的SO

3

，烟气中SO

3

的浓度为10～

40ppm。由于烟气中含有水（4%～12%），生成的SO

3

瞬间内形成硫酸雾。当温度较低时，硫酸雾凝结成硫酸附着在设备的内壁上，或溶解于洗涤液中。这就是湿法吸收塔及有关设备腐蚀相当严重的主要原因。

3.7.1烟气输送机热交换系统腐蚀特点分析

(1) 亚硫酸露点腐蚀：高温原烟气在正常运行条件下因无水份存在，对装置几乎无腐蚀，但在三种情形下将导致腐蚀。

一是列管式换热器管程因某种原因穿孔，导致冷却水泄漏，致使高温原烟气所含SO2与水反应生成亚硫酸，形成高温亚硫酸还原性腐蚀。

二是回转式蓄热换热器清洗水外泻或蓄集形成高温亚硫酸还原性腐蚀。

三是在装置开停车时，因环境大气湿度影响，装置内残留的气态SO

2

被钢基体表面凝聚水吸收生成亚硫酸，形成亚硫酸露点腐蚀（虽然烟道外保温可延迟钢基体表面凝聚水生成时间，但无法完全防止该类腐蚀的形成）。

低温净烟气虽只残存少量SO

2且经除雾器除去大部分水雾，但微量水和SO

2

的

存在及环境大气湿度在装置开停车时形成的钢基体表面凝聚水仍会形成缓慢的亚

硫酸还原性露点腐蚀（如重庆珞璜除雾器出口净烟气烟道，原设计不防腐，经多年运行可看到明显腐蚀现象，现已实施鳞片防腐）。

(2) 防腐蚀衬层高温热应力失效：鉴于上述腐蚀因素的存在，通常在原烟气流经区域采用1.2～1.5mm厚耐高温鳞片涂料防腐，但在实际使用中该区防腐蚀衬层时常发生龟裂、开裂、剥落等腐蚀失效现象，其原因主要有三：一是由于火电厂环保脱硫装置开停车较频繁，使生成的热应力处于间歇性交变状态中，加速衬层的热应力腐蚀失效；四是鳞片涂层属脆性材料，衬层内热应力的长期存在，特别是在热应力交变期内易导致涂层龟裂、开裂、剥落等物理腐蚀失效；

二是衬里材料选择不合理，树脂耐温能力不足，在高温热应力作用下形成热应力开裂。

三是在衬层施工中，存在有衬层厚薄不均、界面粘接不良、固化剂分布不均等局部质量缺陷，使环境热应力易于在衬层薄弱处形成应力集中，导致衬层热应力破坏。

(3) 防腐蚀衬层烟尘磨损失效：在配套有电除尘设备的火力发电装置中，该类腐蚀失效虽有但并不严重，若无电除尘设备，由于烟气中含有大量粉尘，则磨损较严重。低温净烟气烟道因含尘量极小，此类腐蚀失效可不作重点考虑。

(4) 防腐蚀衬层高温碳化烧蚀失效：正常情况下从电除尘排出的原烟气温度为140～150℃，此温度不足以使耐高温鳞片衬里高温碳化烧蚀，但当锅炉的蒸汽预热器、省煤器、空气预热器等设备运行不正常时，电除尘排出的原烟气温度将达160℃以上，此温度将导致大多数耐高温鳞片衬里材料由表及里缓慢高温碳化，此类衬里材料碳化并不严重影响衬里的完整性及耐蚀性，但衬里一旦因热应力作用形成开裂，则裂纹的发展加快，介质沿裂纹渗透速度加快，导致衬里局部整块剥离。当温度超过180℃时，长期高温作用会导致大多数耐高温鳞片衬里由表及里烧蚀碳化，此种情形将导致衬里严重失强减薄，其腐蚀破坏是致命的。

(5) 液滴冲击磨蚀：当高速流动的烟气中夹带水滴（形成双相流）时，易对烟道壁衬里，特别是对迎风面烟道壁衬里（如导流板及弯烟道壁）产生液滴冲击磨蚀（即空泡腐蚀），形成力学疲劳破坏。水相来源一是换热器的清洗水，二是列管式换热器的泄漏水。因液滴在烟气中分布的随机性和液滴的独立存在特点，使衬层承受着连续点击交变冲击作用，导致衬层力学疲劳破坏。

(6) 衬里震颤疲劳破坏：衬层在下述条件下易产生震颤疲劳破坏：

一是该区烟道结构设计强度、刚性不足，特别是烟道布置受环境所限，弯道、过流截面变化较大时，高速流动的烟气在烟道中过流时会因弯道及过流截面变化