湿法烟气脱硫技术系统培训讲稿

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湿法烟气脱硫技术系统培训讲稿

张 云 峰
主 讲

Email: zhang_yunfeng45@yahoo.com.cn Tel:0731-2618565

长沙理工大学能源与动力学院

目 录
第一章：绪
论
3

1国外烟气脱硫技术的发展及现状
3

2国内烟气脱硫发展及现状
4

第二章：燃烧前脱硫技术
6

1型煤的应用
7

2 物理方法脱硫
9

3 化学方法脱硫
9

第三章：燃烧过程中脱硫
10

第四章：燃烧后脱硫技术
11

1.脱硫工艺选择的因素
11

2湿法脱硫技术介绍
15

2.1 脱硫方法简介
15

2.2 湿法脱硫工艺
16

3 湿法脱硫工艺系统示例
18

2.4
FGD辅助设备系统
25

2.4 石膏的进一步处理
28

4 湿法脱硫在我国的应用
28

4.1 常用湿法脱硫技术流派介绍
29

第五章
湿法烟气脱硫存在的问题及解决
35

附录:鳞片衬里施工技术
40第一章：绪 论1国外烟气脱硫技术的发展及现状日本是世界上最早大规模应用FGD装置的国家。应用的技术以湿式石灰/石灰石——石膏法为主，占75%以上。由于日本资源匮乏，因此大多采用回收流程。日本国内所用石膏基本来自烟气脱硫的回收产物。FGD装置的应用在日本已有近30年的历史。60年代末开始大规模应用FGD装置，使其SO2污染在70年代中后期基本得到了控制。
80年代以来，日本加强了对外出口，对美国、德国及发展中国家大量出口技术及设备，仅向中国就出口或援助近十套FGD装置，占中国进口脱硫装置的70%左右。日本的SO2排放已基本得到控制，所以开始烟气脱硝技术的研究，对同时脱硫脱硝的技术尤为关注。如被誉为新一代FGD技术的EBA法和PPCP法，最早均由日本专家提出，并进行大规模研究，目前正在进行工业性试验，有待商业化应用。
美国的FGD技术研究较日本略迟，自上世纪70年代初开始，特别是1978年重新修改了环境法规，否决了高烟囱排放，使FGD技术发展迅速并有了长足的进展。1973～1990年耗煤量由3.5亿t增加到7.3亿t，增长107%，而SO2的排放量却由2890万t减少到2120万t，降低了27%。目前其FGD总装机容量达0.7～1.0亿kW，超过日本成为世界第一。美国采用的工艺80%是湿式石灰/石灰石——石膏法，以抛弃流程为主。新建电厂已基本安装FGD装置，而早期建造的1100个燃煤电厂，大多尚无脱硫设备。为此，美国EPA正着手开发廉价、易运行、效率适中，占地较小的适合现有电厂改造的脱硫技术。如LIMB多级喷射燃烧法，ADVACATE烟道喷射法，都取得了可喜的成果。此外，美国DOE与日本联手，对等离子体法也进行了工业性试验研究。
欧洲的FGD技术以德国发展最为迅速，其装置总装机容量为0.36～0.46亿kW，居世界第三位。德国20世纪70年代后期，“黑森”大面积受害，使其不得不开展SO2的防治工作。在不到20年的发展过程中，FGD技术迅速实用化。在引进日、美先进技术的同时，立足于本国技术的开发，于70年代末开始在电站锅炉上安装FGD装置。1983年颁布环境法规后，促进了FGD装置大规模应用，在1983年至1989年7年间，其SO2排放量降低6.8倍。德国主要采用的工艺也是湿式石灰/石灰石——石膏法，占90%以上。回收流程是抛弃流程2.6倍，75%的工业用石膏来自脱硫系统。

此外，北欧各国如丹麦、芬兰等国，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法等，不仅在本国有许多工业装置运行，在境外也有技术出口。英国主张燃用低硫燃料及高烟囱稀释排方法，而法国以核电为主，因此两国对FGD技术的研究和应用都不多。

2国内烟气脱硫发展及现状

上世纪中国的脱硫装置和技术主要依靠进口，自主开发和研制的大多处于实验室阶段，极少能工业化更谈不上产业化，自从上世纪末和本世纪初近10年，国家对环保的重视，提出脱硫技术国产化的道路，国内烟气脱硫技术取得了很大的进步。

自上世纪七十年代以来我国烟气脱硫试验、研究、开发情况：

1）
1974年~1976年，上海闸北电厂进行石灰石——石膏法烟气脱硫的工程试验，试验规模为2500米3/时。

2）
1977年，上海市南市电厂进行稀酸催化氧化法试验，规模为500米3/时。

3）
1978年，湖南300电厂进行亚硫酸钠法试验，规模为5000米3/时。

4）
1979年，湖北松木坪电厂含碘铵肥法小试，规模为5000米3/时。

5）
1982年，四川成都电厂进行磷活性碳法试验，规模为1359米3/时。1988年，四川豆坝电厂中试，规模为5000米3/时。1994年~1996年四川豆坝电厂工程试验，规模为8~10万米3/时，国家重点项目，投资810-890万元。

6）
1984年，四川内江白马电厂旋转喷雾干燥法试验，规模为5000米3/时。1988年进行中试，规模为70000米3/时，投资1100万元，已经国家鉴定。原决定“八五”进行示范工程，后因故未安排。

7）
四川重庆天原化工厂自备电厂2*35吨/时锅炉进行亚硫酸钠法试验，投资2-3千万元，运行18天，因系统堵塞被迫停运。

8）
四川重庆珞璜电厂2*36万千瓦机组，进口日本三菱公司石灰石——石膏法技术。设备费3600万美元，已投运。

9）
利用日本赠款试验电厂：①山东青岛黄岛电厂进行旋转喷雾干燥法中试，已试运行。由日本电源开发公司投资36。5亿日元（其中设备费7000万日元），规模30万米3/时。设备由三菱公司负责制造、安装。②陕西太原第一热电厂日本投资36亿日元进行简易湿式石灰石工艺工程试验。规模30万米3/时。③四川成都电厂日本投资1100万美元进行电子束氨法工程试验，规模也是30万米3/时。

10）
利用德国**的软贷款都是石灰石——石膏法工艺，参与电厂有北京东郊2×410T/H热电厂、杭州半山2×12.5KW电厂、重庆2×20万KW电厂。

11）
深圳玛湾电厂二期工程——西部电厂用AB公司的海水脱硫技术。规模是30万千瓦机组，投资1570万美元（不包括土建安装）。

12）
贵州贵阳电厂8#炉5万千瓦机组用石灰石抛弃法进行工程试验。投资约500万元。是“八五”的任务。

13）
武汉水力电力大学开发的湿式石灰石三相流化床除尘脱硫工艺。

14）
南京下关电厂以及绍兴钱清热电厂利用丹麦LAVIC炉内喷钙，烟道增湿的脱硫工艺。

15）
15)清华大学：液柱喷射烟气脱硫技术和干式烟气脱硫技术

第二章：燃烧前脱硫技术第二章：燃烧前脱硫技术指在燃料进入燃烧器之前所进行的处理、加工，主要包括燃料的替换、洗选加工、形态转换等技术。技术列表看表1。

表1 燃烧前脱硫技术

技术	工作原理	特点	SO2 削减率（%）
煤的替换	用含硫量低的燃料替换煤	无需另外处理设施，简便易行，但受资源分布限制	50-80
选煤
物理法	利用比重、表面性质、磁力、电力或其它物理属性的差异来分离煤中杂质	工艺较简单，费用适度，但脱硫率底	10-50
化学法b	用化学方法去除煤中以化学键结合的硫分	脱硫率高，但能耗和费用高，有化学处理费用问题	60-90
生物法b	用特别的菌种来去除煤中的硫分	脱硫率高，费用适度，目前需寻找特别菌种	>90
煤的加工和转化
型煤	用机械方法将煤与固硫一起压制成一定强度、形状的煤制品	有提高热效、脱硫双重作用，投资小，费用底，目前需寻找廉价粘结剂	40-60
煤的气化a	在一定温度和压力的反应器中将煤转化气体	工艺较简单，脱硫率高，但使用时有煤气输送及安全问题	85-99
煤的液化b	直接液化是用物化方法将煤直接液化；间接液化是先气化，后液化	脱硫率高，燃料运输储存方便，但费用高	〉95
煤液混合物a	将细煤粉与加入适量添加剂的液体混合配成	燃料运输储存方便，可节能工艺简单，费用适度，脱硫率高	〉95

注：a
表示已商业化；b
表示尚在开发；g
表示商业示范
1型煤的应用工业锅炉一般采用控制排放和改进燃烧设备来削减二氧化硫，工业用型煤的研制与推广
应用是一个新的途径。对量大、面广的民用护的燃煤污染问题，靠控制排放和改进燃烧设备来解决，无论从经济上、技术上和监测管理上看都是很困难的，只有采取控制燃料的措施最为有利。因此，型煤的研究工作日益受到重视。
国外用煤加沥青、石灰石制成型煤使用，不仅总固硫率达87％，烟尘排放量亦可减少80％，节煤20％一30％，而且Nox和苯并(a)氏排放亦可减少。目前我国试验型煤后，一般烟尘可减少50％．总固硫串达50％．节煤15％一17％。

(I)型煤的固硫机理：生产加工固硫型煤是在原煤中添加固硫剂．因硫剂与原煤中可燃性硫起化学反应生成硫酸盐渣，残留在煤灰令，起到固硫作有用，减少了二氧化硫向外排出。常用的固硫剂有碱性纸浆黑液、石灰石、大理石、电石渣等。

(2)型煤的消烟机理；煤炭燃烧是煤炭中的碳、氢等可燃物质与空气中的氧气进行剧烈的化学反应。型煤具有粘性，因而烟尘减少，而且其孔隙度比原煤大，燃烧时可有较充足的氧气供给，由于末燃烧而散失的碳量减少，因而灰渣亦减少。

(3)粘结成型工艺技术：原煤加少量的粘结剂(同时加固硫剂)，在常温条件下．采用成型机加工成型煤，即冷压成型工艺，成型压力一般为300k8／cmz。用这种工艺技术加工成的型煤，抗压强度大，一般大于80k8人m 2。常用的粘结剂有水泥、石灰、腐殖酸、盐颓废液、石油沥青、烟煤沥青等。

(4)非粘结成型工艺技术：原煤在高温条件下自身形成的粘结物，通过成型机的外部压力加工成型煤，即热压成型工艺。为了固硫在加工时可加少量因硫剂，热压成型工艺的温度一胶为400℃左右，这时煤质软化，自身形成的胶质体借助于外部压力，使软化了的煤粉相互粒结融合在一起，g这种工艺加工成的型煤抗压强度相对减小，最小抗压强度为50k8／cm2。
2 物理方法脱硫
物理方法选煤中以泡沫浮选技术应用最为广泛。细煤和矿物质的浮选是在槽中加少量药剂，并在水和空气存在下搅拌，药剂帮助形成空气泡，空气泡聚集琉水性的煤颗粒，并将其按带到表面上来，精煤泡沫由招上部取出，而亲水性的矿物质则被水涌湿，并作为尾煤从池底部排出。泡沫浮选的效率随煤质的不同变动很大，这取决于煤的固定碳分、挥发分和固有水分等。
一般来说，低挥发分的烟煤比高挥发分烟煤易浮选，无烟煤较难浮选，再次是次烟煤，而褐煤的可浮选性最小。
3 化学方法脱硫化学净化就是采用选择性去除矿物质或有机结构组分的化学反应进行分选，包括微波脱硫、热液脱硫、氧化脱硫等。
成功的工艺具有如下特点：
(1)
大部分矿物质相有机硫都起化学反应；
(2)
将硫转变为易从煤结构中除去的形式；
(3)
减少煤的能量损失，降低工艺费用。
根据全硫的减少看，有效的工艺是氧化和氢氧化物处理。氧化处理用空气、氧、氯或硫酸铁起氧化剂作用．优秀的氢氧化物处理工艺可使用氢氧化纳、氢氧化钙的水溶液或熔融物。据报道．最成功的工艺能将95％以上的黄铁矿和高达50％的氧化硫转变为易处理的形式。化学法脱硫率高．缺点是耗费较大
第三章：燃烧过程中脱硫第三章：燃烧过程中脱硫先进的燃烧技术不仅可以提高热效率，减低燃料消耗，从而减排二氧化硫，并且大部分技术本身就采取了脱硫措施，其中多数属燃烧中脱硫技术。

燃烧中脱硫技术是在燃烧过程中通过各种手段，将煤中的硫转移到固体废物中，从而减少二氧化硫向大气的排放。技术列表看表2。

表2 燃烧中脱硫技术和先进燃烧技术

技术	工作原理	特点	SO2 削减率（%）
燃烧中脱硫
炉内喷脱硫剂g	炉内喷脱硫剂将干吸附剂直接喷入炉膛，吸附剂分解后与SO2反应	工艺简单，费用低，但脱硫率低，有管道结垢、固体废物量大、废物及烟气性质改变等问题	40-70
先进燃烧技术
常压流化床(循环流化床)a	将煤和吸附剂加入燃烧室的床层（压力为常压或接近常压，从炉底鼓风成流化燃烧）	热效及脱硫率高，可燃劣质煤，但废物、颗粒物难处理，费用高	85-90
增压流化床b	原理类似常压流化床，燃烧室内压力为8至15个大气压	除常压床的特点外，还进一步提高了热效及添加剂利用率，且占地小，但热烟气净化难，对管材要求高	95
煤气化联合循环a	将煤气化后燃烧，驱动燃气轮机，余气烧锅炉，驱动汽轮机	能显著提高热效，脱硫率很高，但工艺复杂，费用高	85-99
层燃锅炉a	将石灰石和煤在床前或床层中混合后燃烧	工艺设备简单，费用低，但脱硫率低	<50
烟气循环g	将部分烟气同空气混合后鼓入燃烧器中	工艺设备简单，费用低，但脱硫率低	15-25

第四章：燃烧后脱硫技术燃烧后脱硫，是指对燃烧装置排出的烟气进行处理，脱除其中二氧化硫的技术。FGD是去除矿物燃料燃烧所产生的硫化物最常用的方法，分为干法和湿法。
1.脱硫工艺选择的因素

1当地的自然资源和社会环境

　选择脱硫工艺时应结合当地的自然资源和社会环境。脱硫工艺所需要的吸收剂在当地容易获得，自然资源丰富、储量大、产量高、品质好(如石灰石、石灰，海水，氨水等)，以满足脱硫的需要，可降低运行成本。所产生的副产品容易处理，可用性好的副产品(当地自然资源缺乏)社会需求量大(如石膏，优质粉煤灰，农用肥，化工原料等)，以增加经济收入，整体降低运行费用。

　以大同地区为例，大同地区石灰石资源储量丰富，品质好，产量高，而天然石膏资源缺乏，社会需求量大。据调查，大同地区仅水泥厂就有大小十余家，仅大同水泥厂一家年产水泥 150 万t，需石膏约 6 万t，从太原购进价约 100元／t；年产石灰石粉 5 万t，售价约 25元／t。若大同第二发电厂1台200 MW机组采用石灰石—石膏脱硫装置，脱硫效率 95%，经计算，年需石灰石约 1.56 万t，年产石膏约 3 万t。副产品的售出收入减去吸收剂的购进费用，年产生经济效益为：3 万t×100 元／t-1.56 万t×25 元／t＝261 万元，可有效地降低脱硫装置的运行费用。若 2 台机共用 1 套脱硫装置，效果将更加明显。

2　燃煤含硫量和机组容量

　燃煤含硫量和机组容量直接决定着SO2　和烟气的产生量。要维持相同的大气质量，燃煤含硫量高或机组容量大的电厂，应考虑选择系统稳定、吸收剂利用率高、效率高、烟气处理能力大的脱硫装置；燃煤含硫量低或机组容量不大的电厂，应考虑选择系统简单、投资少、能耗低、运行灵活、效率适中的脱硫装置。比如前述的大同第二发电厂，虽然从当地的自然资源和社会环境方面考虑适宜采用石灰石—石膏脱硫工艺，但由于其燃煤含硫量(约 1% )低，机组容量小，选择该法合适否还应进行多方面的比较。

3　现有电厂的条件

　由于以前对环保要求不高，我国大多数已建的燃煤火电厂在设计时并未考虑脱硫装置的场地条件及要求，成为选择脱硫工艺的制约因素。因此在选择脱硫工艺时，应根据现有电厂可利用场地的情况、工艺系统布置，结合机组寿命和烟气系统设备等因素综合考虑。

4
环境、地理位置和环保的要求

　　西方许多国家在选择脱硫效率时，电厂所在地的地势、地形、风向、风速也是要考虑的因素。我国各地的环保要求不同，地势低、靠近大城市、人口密集的地区环保要求相对较高，地势高、偏远、人口稀少的地区环保要求相对较低。在环保要求较低的地区，可考虑选择效率较低的脱硫工艺，环保要求较高的地区，可考虑选择效率较高的脱硫工艺，同时应尽可能考虑能同时脱除NOX的工艺，因为大气中的SO2　在大量除掉后，NOX就要成为主要控制目标。

5　副产品的处理和利用

　　所有的脱硫装置都产生含硫的副产品。在石灰石、石灰的脱硫装置中，副产品一般是CaSO3、CaSO4、过量吸收剂和部分飞灰组成的固态混合物，可利用性较差，选择时要考虑二次污染、储存场地和费用问题。副产品可用性较好的脱硫工艺，要依据当地的产业结构进行选择，避免造成由于副产品销路不畅，而提高整体运行费用。

6　不应对原有的综合利用造成影响

　对电厂原有的粉煤灰利用，世界各地的市场都发展起来了。我国的粉煤灰综合利用率也在逐步提高，优质的粉煤灰不但不再造成环境的二次污染，还可创造较高的经济效益。在我国的一些大城市，粉煤灰的需求还呈供不应求的局面，因此在选择脱硫工艺时，应尽可能避免使其受到影响。

7　对锅炉和现有烟气系统的影响

　有些脱硫工艺可能对锅炉的燃烧、炉管磨损和结渣、空气预热器磨损和堵塞、烟道积灰和腐蚀、除尘效率和腐蚀、引风机负荷和腐蚀、烟囱腐蚀有影响，选择时应考虑这些因素。

8　机组运行特性

为便于电网负荷平衡的调整，各国都将机组划分为带基本负荷机组和调峰机组。带基本负荷机组由于容量较大、运行稳定，选择时应考虑系统稳定可靠、效率高的脱硫工艺。调峰机组由于容量较小、起停频繁，选择时应考虑系统简单、运行灵活、效率适中的脱硫工艺。

9　初投资和年运行费用

　同其他技术一样，选择脱硫工艺时也要在初投资和年运行费用之间作平衡比较。各脱硫装置在初投资和年运行费用上差别很大，要根据可用资金情况，考虑以上因素，作仔细的分析比较，这是脱硫装置经济运行的重要一环。

10 应用新工艺

各国都在不断探索、研究和开发低投资、低运行成本、能够变废为宝的高科技新型工艺技术。如电子束照射法、NADS法、生物脱硫法等，这些都是能够变废为宝，有效降低运行成本，甚至能够产生经济效益的高科技工艺技术，是未来脱硫技术的发展方向。

2湿法脱硫技术介绍
2.1 脱硫方法简介

目前，世界范围内的火电厂脱硫技术多种多样，达数百种之多。按脱硫工艺在燃烧过程中所处位置不同可分为：燃烧前脱硫、燃烧中脱硫、燃烧后脱硫。燃烧前脱硫主要是洗煤、煤的气化和液化，洗煤仅能脱去煤中很少一部分硫，只可作为脱硫的一种辅助手段，煤气化和液化脱硫效果好，是解决煤炭作为今后能源的主要途径，但目前从经济角度看，还不能与天然气及石油竞争。

燃烧中脱硫主要方式是循环流化床锅炉，循环流化床锅炉是近年来在国际上发展起来的新一代高效、低污染清洁燃烧技术，具有投资省、燃料适应性广等优点，是一种正在高速发展，并正在迅速得到商业推广的方法。但循环流化床燃烧技术在锅炉容量上受到限制，主要用于135MW以下机组。

燃烧后脱硫即烟气脱硫，是目前唯一大规模商业应用的脱硫方式，烟气脱硫技术很多，主要有石灰石/石膏湿法、旋转喷雾干燥法、炉内喷钙加尾部烟道增湿活化烟气脱硫工艺（芬兰Tempell和IVO公司的LIFAC）、海水烟气脱硫工艺、电子束照射加喷氨烟气脱硫工艺、气体悬浮吸收脱硫技术FLS—GSA）、ABB新型一体化烟气脱硫工艺（NID）、德国WULFF公司回流式烟气循环流化床（RCFB—FGD）脱硫技术等。

2.2 湿法脱硫工艺

湿式石灰石／石膏法脱硫工业化装置已有四十余年的历史，经过多年不断改进发展与完善，目前已成为世界上技术最为成熟、应用最为广泛的脱硫工艺，在脱硫市场特别是大容量机组脱硫上占主导地位，约占电厂装机容量的85％。应用的单机容量已达1000MW。

1 湿法脱硫工艺特点

优点：

1）
· 技术成熟、可靠，国外应用广泛，国内也有运行经验。

2）
· 脱硫效率高 >=95%。

3）
· 适用于大容量机组。

4）
· 吸收剂价廉易得。

5）
· 系统运行稳定、煤种和机组负荷变化适应性广。

6）
· 脱硫副产品石膏可以综合利用。

缺点：

1）
· 系统复杂、运行维护工作量大。

2）
· 水消耗较大，存在废水处理问题。

3）
· 系统投资较大、运行维护费用高、装置占地面积也相对较大。

2 反应原理

该工艺的主要反应是在吸收塔中进行的，送入吸收塔的吸收剂—石灰石(石灰)浆液与经烟气再热器冷却后进入吸收塔的烟气接触混合，烟气中的二氧化硫(SO2)与吸收剂浆液中的碳酸钙(CaCO3)以及鼓入的空气中的氧气(O2)发生化学反应，生成二水硫酸钙(CaSO4·2H2O)即石膏；脱硫后的烟气依次经过除雾器除去雾滴、烟气再热器加热升温后，经烟囱排入大气。

该工艺的化学反应原理如下：

吸收：SO2+H2O = H2SO3 = H＋ + HSO3－

氧化：H＋+HSO3－+ 1/2O2 = 2H2O + SO42－

结晶：CaCO3 + 2H＋ = Ca2＋ + H2O + CO2

Ca2＋+ SO42－+ 2H2O = CaSO4·2H2O

pH值的控制对反应很重要，较高的pH值有利于吸收反应的发生，而较低的pH值有利于氧化和结晶反应的进行。

3 湿法脱硫工艺系统简介

一套完整的湿法脱硫工艺系统通常包括：SO2吸收氧化系统即吸收塔系统、烟气系统、吸收剂制备系统、石膏脱水系统、废水处理系统。

各系统关系如下：在整个脱硫系统中，吸收塔系统是核心，SO2的脱除，中间产物的氧化，以及副产物石膏浆的结晶全部在吸收塔中完成，其它系统则是为吸收塔系统提供服务，而且根据要求不同，其它系统或可以简化，或可以取消，如果取消石膏脱水系统，则变为石膏抛弃法，这时废水处理系统也相应取消，烟气系统的简化主要在于烟气再热器的取舍，而吸收剂制备系统的简化则是取消石灰石磨制设备（球磨机），直接购买石灰石粉进行配制浆液。

3 湿法脱硫工艺系统示例下面以2×300MW机组为例来介绍石灰石/石膏法脱硫装置系统。吸收塔采用喷淋塔。

石灰石-右膏湿法烟气脱硫工艺流程图

烟气脱硫（FGD）系统分为以下几个系统：

吸收塔系统、烟气系统、石灰石输送系统、石灰石浆液制备系统、石膏脱水系统、FGD辅助设备系统

1 吸收塔系统

吸收塔系统每炉一套。采用的工艺是就地强制氧化湿法石灰石—石膏脱硫工艺。在吸收塔内，浆液中的碳酸钙与从烟气中捕获的二氧化硫发生化学反应，生成亚硫酸钙。脱硫并除尘后的净烟气经除雾器除去气流中夹带的雾滴及灰尘颗粒。向吸收塔内（在吸收塔的下半部，这部分所起到的是吸收塔反应塔的作用）收集的浆液中喷射空气，将亚硫酸钙就地氧化为硫酸钙（石膏）。为保持固体颗粒的悬浮，配有足够数量的搅拌器。

石膏浆液排至石膏脱水系统。配有真空皮带过滤机，以使石膏的品质满足工业应用的要求。真空皮带过滤机中滤出的滤液经收集后在FGD系统中循环使用。一部分滤液被送至FGD废水处理系统，作为从FGD系统清除氯化物的排放水。

	吸收塔喷淋层		吸收塔除雾器

2 吸收塔结构特点

吸收塔每炉一塔。FGD系统所采用的吸收塔是带就地强制氧化的极为简单的喷淋塔。吸收塔的设计确保达到最佳的设计参数，这些设计参数如pH值、L/G、Ca/S、氧化空气流量、悬浮物含量等。喷淋组件之间的距离是根据所喷液滴的有效喷射轨迹及滞留时间而确定的，液滴在此处与烟气接触，SO2通过液滴的表面被吸收。进气口连接喷嘴的底部配置是精心设计的，以保持朝向吸收塔有足够的向下倾斜坡度，进口配有一个进口档板以阻止喷淋的液滴进入烟气进口的连接烟道。吸收塔内的氯化物浓度不超过20,000 ppm。

吸收塔内基本构件的材质为含钼百分之六的优质不锈钢。这一系统在吸收系统的各种工况下具有极佳的防腐及防蚀性能。吸收塔进口的干—湿区采用ASTMUNSN10276或等同材质。

吸收塔反应塔尺寸的确定能提供足够的停留时间完成亚硫酸钙向硫酸钙的氧化、石膏结晶及液体的脱硫。在这些因素中，最关键的是液体脱硫时间的要求。

3 吸收塔再循环系统

吸收塔再循环系统包括泵、管道系统、喷淋组件及喷嘴, 在浆液及所需净化的烟气之间提供密切的接触。这一系统的设计要求是有足够和必要的液/气比（L/G）以可靠地实现所要求的SO2脱除性能且在吸收塔的内表面不产生结垢。

每层喷淋组件都配有一台与喷淋组件上升管道系统相连接的吸收塔再循环泵。该系统包括管道布置，是经过精心设计的以避免浆液累积及/或腐蚀问题。因为能根据每台锅炉负荷选择最适合/经济的泵运行模式，该再循环泵系统能大大节省电耗。

喷淋组件及喷嘴的布置设计成均匀覆盖吸收塔的横截面。一个喷淋组件是由带每个喷淋嘴连接支管的母管组成的。喷淋嘴的布置设计成有足够的重叠以确保吸收塔横截面的完全覆盖。使用由碳化硅制成的喷淋嘴取得极佳的长期无腐蚀、无磨蚀、无石膏结垢及堵塞等问题。这样就要求再循环泵系统具有与装置寿命相等同的使用寿命且无磨损问题。

4 除雾器

每台吸收塔设两级除雾器，位于吸收塔顶部最后一个喷淋组件的下游。配有除雾器清洗管道系统及与除雾器相关的喷淋嘴。

5 氧化空气系统

氧化空气系统每塔一套，氧化空气被注入由吸收塔搅拌器所产生的被搅拌液流上。注入的空气裂为细小的气泡并在液体中充分散开。

6湿法脱硫系统的主要特点:　　
1）
吸收剂:石灰石或石灰,价廉。
2）
反应产物:石膏(二水硫酸钙),可作建材使用。
3）
石膏品质:90%左右纯度。
4）
脱硫效率:高,可达95%以上。
5）
对煤种适用性:无限制,可用于高中低含硫煤种。
6）
机组适用性:无限制,尤其适用大机组。
7）
利用率:大于95%。
8）
电耗:1.2-1.6%。
9）
钙硫比Ca/S:≤1.03。
10）
水耗及废水量:与烟气与工艺水等参数有关。
11）
占地面积:取决于现场条件。
12）
市场占有率:国内市场>80%,国际市场>85%。
1998年，国电龙源环保公司采用技贸结合方式全过程引进了具有世界先进水平的德国斯坦米勒公司（现为德国巴高克博系格能源公司，简称BBP公司）石灰石/石灰-石膏湿法烟气脱硫技术，涉及到设计、设备采购、组件制作、设备监造、土建安装、调试验收等。
在技术转让合同中规定：国电龙源环保公司在国内开展的项目中，斯坦米勒公司在10年内（自1998年起）对所开展的项目提供技术支持，以确保技术指标合格。
  
与斯坦米勒公司合作承担了利用德国**贷款建设的3个火电厂（北京第一热电厂2X410t/h锅炉、浙江半山电厂2X125MW机组、重庆电厂2X200MW机组）烟气脱硫工程吸收塔及相关设备的详细设计、制作和安装工作。脱硫技术的引进，奠定了国电龙源环保公司在国内湿法脱硫技术居于领先水平的地位。

7 烟气系统

1）
烟气系统每塔一套。来自锅炉的烟气在电除尘器后由两（2）台引风机（IDF）引出。在正常运行时，旁路挡板门应关闭。每个旁路挡板门的差压通过升压风机的可调节距叶片控制为零。FGD系统的风压损失由升压风机(每塔1台)提供。升压风机安装在引风机下游。

2）
被吸入的烟气进入降温再热器（每塔1台）冷却。经冷却的烟气从再热器流进吸收塔。在吸收塔中，除去烟气中的二氧化硫、飞灰及其他污染物。从吸收塔流出的经处理的烟气经升温再热器(每塔1台)再热，经烟囱排放到大气中。

3）
在故障情况下，开启烟气旁路挡板门，烟气通过旁路绕过FGD系统直接排到烟囱。

8石灰石输送系统

1）
石灰石输送系统两炉共用一套.

2）
石灰石由卡车（17吨/辆）运到电厂，直接倒入卸料斗。卸料斗全厂共用一个，容积34吨。

3）
配置一套完整的卸料和转移输送机，将石灰石从卸料斗输送到石灰石贮仓。输送装置上配有用于分离大块石灰石、杂物和金属的分离器。石灰石贮仓全厂共用一个，包括：所有必要的装置（如：料位指示器，真空阀，出料设备），2个出口，每个配有闸板门和控制门；带风机的仓顶除尘器，除尘器的压差控制和吹扫程序等。

4）
配有全套负压除尘系统，用于去除石灰石卸料间、输送设备产生的灰尘，整套包括：过滤器、风机、风道、控制挡板、就地控制设备、除尘器的压差控制和吹扫程序等。

5）
配有保持除尘系统负压通风的风机设备（包括备用）。

6）
配有所有其他设备（包括驱动装置，防尘罩，检查门，法兰，配件等），管道，配件等。

9 石灰石浆液制备系统

石灰石浆液制备系统两塔共用一套，包括2台湿式球磨机的给料机、2台湿式球磨机（每台容量为两台锅炉BMCR工况时石灰石用量的75％）、球磨机配套的浆液再循环箱、1个石灰石浆液箱（池）、3台石灰石浆液给料泵（2运1备）、4台球磨机浆液再循环泵（2运2备）、2个石灰石旋

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