300MW石灰石石膏湿法脱硫脱硝工艺参数设计

目录一．前言 (2)二．工艺介绍 (2)三、工艺设计步骤 (3)3.1、烟气参数、煤质资料、吸收剂成份、脱硫效率； (3)3.1.1已知参数： (3)3.1.2设计条件： (4)3.1.3设计内容： (4)3.1.4煤质参数 (5)3.2、系统流程的确定； (6)四．设计计算 (8)4.1.原始数据 (8)4.2燃料灰渣计算 (12)4.3 FGD进口烟气量的计算 (13)4.4石灰石与石膏耗量 (17)4.5除尘器出口飞灰浓度 (18)五．烟温和水平衡计算（有GGH计算结果示例） (19)5.1、原烟气（增压风机前） (19)5.2、原烟气（增压风机后） (19)5.3、GGH原烟气出口 (19)5.4、吸收塔出口 (20)5.5、GGH净烟气出口 (20)5.6、氧化空气流量 (20)5.7、蒸发水量 (21)5.8、脱硫反应热 (21)5.9、吸收塔内放热 (22)5.10、水蒸气蒸发吸热 (22)5.11、余热比率 (22)5.12、水平衡 (22)5.13、石灰石用量(25~35%) (23)5.14、副产物的生成量(15~25%) (23)5.15、主要设备 (24)5.15.1、吸收塔 (24)5.15.2、氧化槽 (24)5.16、设计参数汇总(有GGH) (25)六．主要参考文献 (25)七．总结和心得 (26)2×300MW石灰石/石膏湿法脱硫工艺参数设计一．前言我国的能源构成以煤炭为主，其消费量占一次能源总消费量的70%左右，这种局面在今后相当长的时间内不会改变。

火电厂以煤作为主要燃料进行发电，煤直接燃烧开释出大量SO2，造成大气环境污染，且随着装机容量的递增，SO2的排放量也在不断增加，加大火电厂SO2的控制力度就显得非常紧迫和必要。

SO2的控制途径有三个：燃烧前脱硫、燃烧中脱硫、燃烧后脱硫即烟气脱硫（FGD），目前烟气脱硫被以为是控制SO2最行之有效的途径。

目前国内外的烟气脱硫方法种类繁多，主要分为干法（或半干法）和湿法两大类。

湿法脱硫工艺绝大多数采用碱性浆液或溶液作为吸收剂，技术比较成熟，是目前使用最广泛的脱硫技术，根据吸收剂种类的不同又可分为石灰石/石膏法（钙法）、氨法、海水法等。

其中钙法因其成熟的工艺技术，在世界脱硫市场上占有的份额超过80%。

截至2011年底，我国脱硫装机超过6亿千瓦，其中85%以上为湿法烟气脱硫，多存系统稳定性差，脱硫效率波动较大等问题。

火电厂大气污染物排放标准GB13223-2011将执行200mg/m3的SO2排放浓度限值，且新建脱硫装置将不允许设置旁路，对脱硫装置性能与可靠性要求极高。

二．工艺介绍本课程设计采用的工艺为石灰石-石膏湿法全烟气脱硫工艺，吸收塔采用单回路喷淋塔工艺，含有氧化空气管道的浆池布置在吸收塔底部，氧化空气空压机（1用1备）安装独立风机房内，用以向吸收塔浆池提供足够的氧气和/或空气，以便亚硫酸钙进一步氧化成硫酸钙，形成石膏。

塔内上部烟气区设置四层喷淋。

4台吸收塔离心式循环浆泵（3运1备）每个泵对应于各自的一层喷淋层。

塔内喷淋层采用FRP管，浆液循环管道采用法兰联结的碳钢衬胶管。

喷嘴采用耐磨性能极佳的进口产品。

吸收塔循环泵将净化浆液输送到喷嘴，通过喷嘴将浆液细密地喷淋到烟气区。

从锅炉来的100%原烟气中所含的SO2通过石灰石浆液的吸收在吸收塔内进行脱硫反应，生成的亚硫酸钙悬浮颗粒通过强制氧化在吸收塔浆池中生成石膏颗粒。

其他同样有害的物质如飞灰、SO3、HCI和HF大部分含量也得到去除。

吸收塔内置两级除雾器，烟气在含液滴量低于100mg/Nm3（干态）。

除雾器的冲洗由程序控制，冲洗方式为脉冲式。

石膏浆液通过石膏排出泵（1用1备）从吸收塔浆液池抽出，输送至至石膏浆液缓冲箱，经过石膏旋流站一级脱水后的底流石膏浆液其含水率约为50%左右，直接送至真空皮带过滤机进行过滤脱水。

溢流含3~5%的细小固体微粒在重力作用下流入滤液箱，最终返回到吸收塔。

旋流器的溢流被输送到废水旋流站进一步分离处理。

石膏被脱水后含水量降到10%以下。

在第二级脱水系统中还对石膏滤饼进行冲洗以去除氯化物，保证成品石膏中氯化物含量低于100ppm，以保证生成石膏板或用作生产水泥填加料（掺合物）优质原料（石膏处理系统共用）。

三、工艺设计步骤3.1、烟气参数、煤质资料、吸收剂成份、脱硫效率；3.1.1已知参数：（1）设计煤质（详细数据见指导书）。

（2）哈尔滨锅炉有限公司HG-1060/17.5-HM35型号锅炉（详细数据见指导书）。

（3）环境温度20℃，空气中的水质量含量1%。

（4）石灰石品质：CaCO3含量98.2%，SiO2含量1.1%，CaO含量54.5%，MgO含量0.65%，S含量0.025%。

（5）电除尘器除尘效率99.7%。

（6）除尘器漏风系数3%。

（7）增压风机漏风系数1%。

（8）GGH漏风系数1%。

3.1.2设计条件：（1）除尘器出口烟气温度138℃。

（2）脱硫效率95%。

（3）氧化倍率2。

（4）Ca/S摩尔比1.03。

（5）烟气流速3.5m/s。

（6）雾化区停留时间2.5s。

（7）液气比14L/m3。

（8）停留时间5s。

（9）GGH净烟气侧出口温度80℃。

3.1.3设计内容：（1）燃料灰渣计算。

（2）FGD系统烟气量计算。

（3）石灰石与石膏耗量计算。

（4）除尘器出口飞灰计算。

（5）设计计算（氧化风量、蒸发水量、脱硫反应热、吸收塔内放热、水蒸发吸收、水平衡、石灰石用量、石膏产量、吸收塔尺寸、氧化槽尺寸核算等）。

（6）对本设计的评述或有关问题的分析讨论。

（7）吸收塔工艺流程图，并在图上标注系统主要烟气流量与SO浓度2参数。

（8）绘制吸收塔塔体结构尺寸图。

3.1.4煤质参数工业与元素分析单位煤种1C y% 49.9H y% 3O y% 5.57N y% 0.86S y% 0.59A Y% 31.58W y% 8.5V r% 17.86Q y DW kJ/kg 188703.2、系统流程的确定；图1 石灰石/石膏湿法烟气脱硫工艺流程图图2 吸收塔结构尺寸图四．设计计算4.1.原始数据序号项目符号单位煤种（1）煤质资料1 应用基碳份C y% 49.92 应用基氢份H y% 33 应用基氧份O y% 5.574 应用基氮份N y% 0.865 应用基硫份S y% 0.596 应用基灰份A Y% 31.587 应用基水份W y% 8.58 低位发热量Q y DW kJ/kg 18870（2）锅炉型号及参数1 锅炉型号SG220/9.8-M6712 锅炉制造厂哈尔滨锅炉有限公司3 蒸发量D gr t/h 10604 过热蒸汽温度t gr℃5405 过热蒸汽压力p gr Mpa 17.506 过热蒸汽焓i gr kJ/kg 3395.37 再热蒸汽流量（出口/进口）D zr t/h 8798 再热蒸汽温度（出口）t"zr℃5409 再热蒸汽温度（进口）t'zr℃33210 再热蒸汽压力（出口）p"zr Mpa 3.97511 再热蒸汽压力（进口）p'zr Mpa 3.77512 再热蒸汽焓（出口）i"zr kJ/kg 3538.7313 再热蒸汽焓（进口）i'zr kJ/kg 3147.7614 汽包压力p Mpa 19.0015 排污率αps/ 0.0116 排污水焓i ps kJ/kg 1749.517 给水温度t gs℃28218 给水压力p gs Mpa 19.39219 给水焓i gs kJ/kg 1333.6020 锅炉效率（高位发热量计）ηgl/ 0.831421 锅炉效率（低位发热量计）ηdl/ 0.924722 机械未完全燃烧损失q4% 1.0023 炉膛过剩空气系数αl/ 1.1524 空预器出口过剩空气系数αky/ 1.2025 空预器进口过剩空气系数αky/ 1.33 25 灰渣分配比例Φh% 85（3）环境参数1 环境温度t0℃202 标态下SO 2密度2SO ρkg/Nm 3 2.856 3 空气中的水质量含量 % 1 4 空气密度g ρkg/m 31.29（4）石灰石品质资料（石灰石矿点）1CaCO 3含量3CaCO ϕ%98.2 2 SiO 2含量 % 1.1 3 CaO 含量 % 54.5 4 MgO 含量 % 0.65 5S 含量%0.025（5）电除尘器资料1 电除尘器数量2 每台电除尘器电场数3 厂商4 型式 5除尘效率ζep%99.7（6）吸收塔设计参数1 除尘器出口烟气温度℃138 2脱硫效率%953 氧化倍率24 空气中的水含量kg/kg 0.0085 空气密度kg/m3 1.2906 石灰石含量% 98.27 镁含量% 0.658 钙硫比 1.039 烟气流速m/s 3.510 雾化区停留时间s 2.511 液气比L/m31412 停留时间min 5 4.2燃料灰渣计算序号项目符号单位计算公式计算结果1 耗煤量B h t/h =（Dgr（i gr-i gs）+αps（i'-i gs）+D zr（i zc-i zj））/（Q gηg）161.202 计算燃料消耗量B j t/h =B h*（100-q4）/100 159.593 除尘器进口灰量G epi t/h =φh*ζep24.634 除尘器出口灰量G epo t/h =φh*（1-ζep）0.0744.3 FGD进口烟气量的计算（1）烟气量的计算序号项目符号单位计算公式计算结果1 理论空气量V o Nm3/Kg 0.0889（C y+0.375S y）+0.265H y-0.0333O y 5.0652 N2理论体积V N20Nm3/Kg 0.79V0+0.008N y 4.0083 CO2理论体积V CO2Nm3/Kg 1.866Cy/100 0.9314 SO2理论体积V SO20Nm3/Kg 0.7Sy/100 0.0045 RO2理论体积V RO2Nm3/Kg 1.866（C y+0.375S y）/100 0.9356 水蒸汽理论体积V H2ONm3/Kg 0.111H y+0.0124W y+0.0161V00.5207 燃烧产物理论体积V y0Nm3/Kg V N20+V RO20+V H2O0 5.4648 空预器出口燃烧产物实际体积（（湿）V ky Nm3/Kg V y0+0.0161（αky-1）V0+（αky-1）V0 6.4939 蒸汽吹灰量g kg/kg 锅炉厂定0.0010 空预器出口烟气比重r0y Kg/Nm3（1-0.01A y+1.285αky V0+g）/V ky 1.31611 空预器出口烟气量Q py Nm3/h V ky*B j*103103622812 除尘器漏风系数△α1/ 除尘器厂给定0.0313 增压风机漏风系数△α2/ 增压风机厂给定0.0114 GGH漏风系数△α3/ GGH厂给定0.0115 除尘器出口温度t1℃（αky*t py+△α1*t0）/（αky+△α1）13516 增压风机出口温度t2℃（αky*t py+∑△α*t0）/（αky+∑△α）13417 GGH出口温度t3℃（αky*t py+∑△α*t0）/（αky+∑△α）13318 除尘器出口烟气实际体积(湿烟气)V py1Nm3/Kg V ky+0.0161△α1*V0+△α1*V0 6.64719 除尘器出口烟气量(湿态、标态)Q py1b Nm3/h V py1*B j*103106087020 除尘器出口烟气实际体积(干烟气)V py1g Nm3/Kg V N2＋V O2＋V CO2＋V SO2 6.10821 增压风机进口烟气量（标干）Q py1m3/h V py1*B j*103*（273+t1）/273 97479822 增压风机出口烟气实际体积(湿烟气)V py2Nm3/Kg V ky+0.0161∑△α*V0+∑△α*V0 6.69923增压风机出口烟气量(湿态、标态)Q py2b Nm3/h V py2*B j*103106908424增压风机出口烟气量(湿态、实际)Q py2m3/h V py2*B j*103*（273+t3）/273 6.10825 增压风机烟气实际体积(干烟气)V py2Nm3/Kg V N2＋V O2＋V CO2＋V SO2159459426增压风机出口烟气量(干态、标态)Q py2b Nm3/h V py2b*B j*10397479827增压风机出口烟气量(干态、实际)Q py2m3/h V py2*B j*103*（273+t3）/273 1453962（2）除尘器出口烟气成分序号项目符号单位计算公式计算结果1 N2体积V N2Nm3/Kg V N20+0.79（αky+∑△α-1）V o 4.92882 O2体积V O2Nm3/Kg 0.21（αky+∑△α-1）V o0.24473 CO2体积V CO2Nm3/Kg V CO200.93114 SO2体积V SO2Nm3/Kg 0.85*V SO200.00355 水蒸汽体积V H2O Nm3/Kg∑+-∆++793.0/)1(0161.002gVVkyOHαα0.5387（3）FGD进口烟气成分序号项目符号单位计算公式计算结果1 N 2体积 V N2Nm 3/Kg V N20+0.79（αky+∑△α-1）V o4.96882 O 2体积 V O2 Nm 3/Kg 0.21（αky+∑△α-1）Vo0.25533 CO 2体积 V CO2Nm 3/Kg V CO20 0.93114 SO 2体积 V SO2Nm 3/Kg0.85*V SO200.00355 水蒸汽体积 V H2ONm 3/Kg∑+-∆++793.0/)1(0161.0002g V V ky OH αα 0.5395 （4）烟气成分与湿烟气量比值序号项目 符 号单 位 计算公式计算结果1 N 2体积百分比%100*V N2/V py474.172 O 2体积百分比 %100*V O2/V py43.813 CO 2体积百分比 %100*V CO2/V py413.904 SO 2体积百分比 %100*V SO2/V py40.055 水蒸汽体积百分比%100*V H2O /V py48.05（5）烟气成份与干烟气量比值序号项目 符 号单 位 计算公式计算结果1 N 2体积百分比%100*V N2/V py481.352 O2体积百分比% 100*V O2/V py4 4.183 CO2体积百分比% 100*V CO2/V py415.244 SO2体积百分比% 100*V SO2/V py40.06（6）原烟气中SO2浓度计算序号项目符号单位计算公式计算结果1 转换成SO2体积V SO2s Nm3/Kg V SO20.0035112 原烟气SO2体积流量Q SO2v Nm3/h V SO2s*B j*103560.243 原烟气SO2质量流量Q SO2m kg/h ρSO2*Q SO2v1600.054原烟气进口SO2浓度（干态）C SO2mg/Nm31000*1000*Q SO2m/（Q py5*273/（273+t4））2232.342448.264.4石灰石与石膏耗量序项符单计算公式计算结果4.5除尘器出口飞灰浓度序号 项目 符号 单位 计算公式计算结果1 增压风机进口飞灰浓度（湿态）wetFan G ,g/Nm 3 G epi / Q py1 *10623.2172 增压风机进口飞灰浓度（干态）dryFan G ,g/Nm 3 G epi / Qpy1 *10625.267号 目 号 位1 石灰石耗量 G lim t/h%/*10*)64/100(394'2CaCO mol Q C py g SO -***ξ 3.7162 副产物石膏产量G gy t/hQpy2*10-9*（C SO2'*172/64）+ G lim *3CaCO ϕ/100*0.04+ G lim*（1-3CaCO ϕ/100）5.964五．烟温和水平衡计算（有GGH计算结果示例）5.1、原烟气（增压风机前）烟气温度℃135.1 标态烟气体积流量Nm3/h，湿1,060,870 标态烟气体积流量Nm3/h，干974,889 实际烟气量体积流量m3/h，湿1,590,659 5.2、原烟气（增压风机后）烟气温度℃134.2 标态烟气体积流量Nm3/h，湿1,071,478 标态烟气体积流量Nm3/h，干984,638 实际烟气量体积流量m3/h，湿1,552,208 5.3、GGH原烟气出口烟气温度℃102.0 标态烟气体积流量Nm3/h，湿1,060,764 标态烟气体积流量Nm3/h，干974,792 实际烟气量体积流量m3/h，湿1,426,104干烟气质量流量kg/h 1,059,615水蒸汽质量流量kg/h 74,5135.4、吸收塔出口烟气温度℃47.8 标态烟气体积流量Nm3/h，湿1,098,380标态烟气体积流量Nm3/h，干974,975实际烟气量体积流量m3/h，湿1,283,0995.5、GGH净烟气出口烟气温度℃80.0 标态烟气体积流量Nm3/h，湿1,109,094标态烟气体积流量Nm3/h，干984,822实际烟气量体积流量m3/h，湿1,434,1045.6、氧化空气流量二氧化硫的含量mg/Nm32,448烟气中二氧化硫量kg/h 2,597 需要脱除的二氧化硫的量kg/h 2,467氧气的质量kg/h 1,234氧化空气的量kg/h（干）5,329氧化空气的量kg/h（湿）5,330氧化空气的量Nm3/h（湿）4,131 5.7、蒸发水量设出口烟温℃47.8 出口烟气中水蒸气的分压Pa 10,840出口烟气中含水体积流量Nm3/h 127,448出口烟气中含水质量流量kg/h 101,067需蒸发水量kg/h 26,553需蒸发水体积Nm3/h 33,4855.8、脱硫反应热二氧化硫脱除量kg/h 2,467二氧化硫脱除量kmol/h 39 反应放热kJ/h 13,0705.9、吸收塔内放热干烟气比热kJ/kg.℃ 1.04水蒸气比热kJ/kg.℃ 1.99烟气温降放热kJ/h 67,482,161吸收塔内放热kJ/h 67,495,230 吸收塔内有效放热kJ/h 60,745,707 5.10、水蒸气蒸发吸热水的汽化热kJ/kg 2,380蒸发水吸收kJ/h 63,207,340 5.11、余热比率余热比率% -3.6% 5.12、水平衡进口水量烟气含水kg/h 74,513 石灰石浆含水(30%) kg/h 9,521 氧化空气含水kg/h 43冲洗水、补充水kg/h 29,430 小计(kg/h) kg/h 113,506出口水量烟气带水kg/h 101,067石膏结晶水kg/h 1,388石膏浆排出水kg/h 11,052小计(kg/h) kg/h 113,506 5.13、石灰石用量(25~35%)吸收剂有效成分% 98.8石灰石用量kg/h 4080.3石灰石浆用量kg/h 13601.15.14、副产物的生成量(15~25%)二水石膏kg/h 6,631 粉尘、杂质等kg/h 737合计kg/h 7,368排浆量kg/h 36,840 其中结晶水kg/h 1,388 5.15、主要设备5.15.1、吸收塔计算直径m 11.39实际直径m 11.40烟气流速m/s 3.49雾化高度m 8.73 5.15.2、氧化槽计算循环量m3/h 15377.3实际循环量m3/h 15400.0实际液气比L/m314.0浆液池体积m3/h 1283.3浆液池高度m 12.65.16、设计参数汇总(有GGH)编号 1 2 3 4 5位置增压风机进口增压风机出口GGH原烟气出口吸收塔出口GGH净烟气出口温度（℃）135.1 134.2 102.0 47.8 80.0压力（Pa）101,025 104,325 103,525 101,925 101,325干态体积流量（Nm3/h）974,889 984,638 974,792 974,975 984,822湿态体积流量（Nm3/h）1,060,870 1,071,478 1,060,764 1,098,380 1,109,094运行工况（m3/h）（湿）1,590,659 1,552,208 1,426,104 1,283,099 1,434,104 含水量（m3/m3）0.0810 0.0810 0.0810 0.1124 0.1120 SO2浓度（mg/Nm3)2448.3 2448.3 2448.3 122.4 145.7六．主要参考文献（1）孙克勤、钟秦等编《火电厂烟气脱硫系统设计、建造和运行》，北京：化学工业出版社，2005年。