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石灰石石膏湿法脱硫的工艺【石灰石石膏湿法脱硫的工艺】导语：石灰石石膏湿法脱硫是一种常见的烟气脱硫技术，通过将石灰石与石膏反应，可以高效地去除燃煤发电厂和工业锅炉烟气中的二氧化硫。
本文将深入探讨石灰石石膏湿法脱硫的工艺原理、优势以及相关问题。
一、工艺原理1. 石灰石石膏湿法脱硫原理：石灰石与石膏发生反应生成硬石膏，将烟气中的二氧化硫转化为硫酸钙，并形成可回收利用的石膏产物。
主要反应方程式如下所示：CaCO3 + SO2 + 2H2O → CaSO4·2H2O + CO22. 脱硫反应的特点：该反应是一个快速的液相反应，在一定反应温度、气体流速和石膏浆液浓度下进行。
反应速率受碱性、反应温度、质量浓度等因素的影响。
二、工艺步骤1. 石灰石石膏湿法脱硫的基本步骤：（1）石灰石破碎、磨细：将原料石灰石经过破碎和磨细处理，提高其活性和反应速率。
（2）制备石膏浆液：将石灰石与水混合，形成石灰石浆液。
为了提高脱硫效果，还可加入一定量的添加剂。
（3）脱硫反应：将石灰石浆液喷入脱硫塔，通过与烟气的接触和反应，使二氧化硫转化为硫酸钙。
（4）石膏产物处理：将脱硫过程中生成的硬石膏经过脱水、干燥等处理后，得到成品石膏。
2. 工艺改进：为了提高脱硫效率和经济性，石灰石石膏湿法脱硫工艺进行了多方面的改进。
例如引入喷雾器、增加反应塔数目、采用高效填料等，以增加烟气与石灰石浆液的接触面积，加强反应效果。
三、工艺优势1. 脱硫效率高：石灰石石膏湿法脱硫工艺能够高效地将烟气中的二氧化硫转化为重质石膏产物，脱硫效率可达到90%以上。
2. 石膏产物可回收利用：脱硫过程中生成的硬石膏可以用于建材、石膏板等行业，实现资源的循环利用。
3. 工艺成熟可靠：石灰石石膏湿法脱硫工艺经过多年的实践应用，技术成熟可靠，广泛应用于燃煤发电厂和工业锅炉等领域。
四、问题与挑战1. 石膏处理与排放：脱硫过程中生成的硬石膏需要进行后续的脱水、干燥等处理，同时还需要解决石膏产物的长期存储和排放问题。
石灰石-石膏湿法脱硫系统设计(内部资料)编制:xxxxx环境保护有限公司2014年8月1.石灰石-石膏法主要特点（1）脱硫效率高，脱硫后烟气中二氧化硫、烟尘大大减少，脱硫效率高达95％以上。
（2）技术成熟，运行可靠性高。
国外火电厂湿法脱硫装置的投资效率一般可达98％以上，特别是新建的大机组采用湿法脱硫工艺，使用寿命长，可取得良好的投资效益。
（3）对燃料变化的适应范围宽，煤种适应性强。
无论是含硫量大于3％的高硫燃料，还是含硫量小于1％的低硫燃料，湿法脱硫工艺都能适应。
（4）吸收剂资源丰富，价格便宜。
石灰石资源丰富，分布很广，价格也比其它吸收剂便宜。
（5）脱硫副产物便于综合利用。
副产物石膏的纯度可达到90％，是很好的建材原料。
（6）技术进步快。
近年来国外对石灰石-石膏湿法工艺进行了深入的研究与不断改进，可望使该工艺占地面积较大、造价较高的问题逐步得到妥善解决。
（7）占地面积大，一次性建设投资相对较大。
2.反应原理（1）吸收剂的反应购买回来石灰石粉（CaCO3）由石灰石粉仓投加到制浆池，石灰石粉与水结合生成脱硫浆液。
（2）吸收反应烟气与喷嘴喷出的循环浆液在吸收塔内有效接触,循环浆液吸收大部分SO2，反应如下：SO2(气)+H2O→H2SO3(吸收)H2SO3→H+ +HSO3－H+ +CaCO3→ Ca2+ +HCO3－（溶解）Ca2+ +HSO3－+2H2O→ CaSO3·2H2O+H+ (结晶)H+ +HCO3－→H2CO3(中和)H2CO3→CO2+H2O总反应式：SO2＋CaCO3+2H2O→CaSO3·2H2O+CO2（3）氧化反应一部分HSO3－在吸收塔喷淋区被烟气中的氧所氧化，其它的HSO3－在反应池中被氧化空气完全氧化并结晶，反应如下：CaSO3＋1/2O2→CaSO4(氧化)CaSO4+2H2O→CaSO4·2H2O(结晶)（4）其他污染物烟气中的其他污染物如SO 3、Cl －、F －和尘都被循环浆液吸收和捕集。
脱硫系统设计---- 石灰石 - 石膏湿法脱硫1 脱硫系统设计的初始条件在进行脱硫系统设计时，所需要的初始条件一般有以下几个：（1）处理烟气量，单位：m3/h或Nm3/h；（2）进气温度，单位：℃；（3）SO2初始浓度，单位：mg/m3或mg/Nm3；（4）SO2排放浓度, 单位：mg/m3或mg/Nm3；2 初始条件参数的确定2.1 处理风量的确定处理烟气量的大小是设计脱硫系统的关键，一般处理烟气量由业主方给出或从除尘器尾部引风机风量大小去确定。
处理风量还存在标况状态（Nm3/h）和工况状态（m3/h）的换算，换算采用理想气体状态方程：PV = nRT（P、n、R均为定值）V1/T1=V2/T2V1: mg/Nm3，T1：273K； V2: mg/m3，T2：t+273K(t为进气温度)；怀化骏泰提供的是工况烟气量是300000m3/h,烟气温度150℃,经上述公式转换得出标况烟气量193600 Nm3/h(液气比计算用标况烟气量)2.2 进气温度的确定进气温度为经过除尘后进入脱硫塔的烟气温度值，进气温度大小关系到脱硫系统烟气量的换算和初始SO2浓度换算。
2.3 SO2初始浓度的确定SO2初始浓度一般由业主方给出，并且由此计算脱硫系统中各项设备参数，也是系统选择液气比的重要依据。
SO2初始量计算公式如下:S+O2→SO232 64C SO2=2×B×S ar/100×ηso2/100×109C SO2-SO2初始量,mg； B-锅炉BMCR负荷时的燃煤量，t/h；S ar-燃料的含S率，%；ηso2-煤中S变成SO2的转化率，%,一般取0.85；怀化骏泰提供的是4000 mg/Nm32.4 SO2排放浓度的确定一般根据所在地区环保标准确定。
二氧化硫排放限值与烧煤、油、气有关，与新建或改造锅炉有关，与地区有关，设计之前需要查看当地环保排放标准。
按照国家标准,污染物排放浓度需按公式折算为基准氧含量排放浓度,所以实测的排放浓度还需要经过折算,燃煤锅炉按基准含氧量O2=6%进行折算，c = c’× (21 - O2) / (21 - O2’)式中c –大气污染物基准氧含量排放浓度 , mg/m3;c’—实测的大气污染物排放浓度, mg/m3; 38 mg/m3O2’-- 实测的含氧量 ,%; 15%O2 -- 基准含氧量 ,%; 6%计算: SO2浓度(6%O2)=38×(21-6)/(21-15)=95mg/m3,结果也是与在线监测值相符根据在线监测电脑上显示实测的大气污染物排放浓度, 实测的含氧量,我们可以自己计算出折算值.当然电脑上也给我们自动折算并且给出了折算值,但是这个值怎么来的,我们需要知道,怀化骏泰的排放浓度是100mg/ m3,折算值,不是实测值,3 脱硫系统的设计计算3.1 参数定义（1）液气比（L/G ）：即单位时间内浆液喷淋量和单位时间内流经吸收塔的烟气量之比.单位为L/m3；)/3()/(h m h L 的湿烟气体积流量单位时间内吸收塔入口单位时间内浆液喷淋量液气比石灰石法液气比范围在8l/m3-25l/m3之间,一般认为12.2就可以了(液气比超过某个值后,脱硫效率的提高非常缓慢,而且提高液气比将使浆液循环泵的流量增大,增加循环泵的设备费用,塔釜的体积增大.增大脱硫塔制造成本,同时还会提高吸收塔的压降,加大增压风机的功率及设备费用)通过液气比可以计算出循环浆液量Q 循 = 12.2 × 193600 / 1000 = 2362 m3/h（2）钙硫比（Ca/S ）：理论上脱除1mol 的S 需要1mol 的Ca ，但在实际反应设备中，反应条件并不处于理想状态，一般需要增加脱硫剂的量来保证一定的脱硫效率，因此引入了Ca/S 的概念。
电厂烟气脱硫系统典型工艺（石灰石-石膏湿法脱硫技术）1.石灰石－石膏湿法脱硫工艺及脱硫原理从电除尘器出来的烟气通过增压风机BUF进入换热器GGH，烟气被冷却后进入吸收塔Abs，并与石灰石浆液相混合。
浆液中的部分水份蒸发掉，烟气进一步冷却。
烟气经循环石灰石稀浆的洗涤，可将烟气中95%以上的硫脱除。
同时还能将烟气中近100%的氯化氢除去。
在吸收器的顶部，烟道气穿过除雾器Me，除去悬浮水滴。
离开吸收塔以后，在进入烟囱之前，烟气再次穿过换热器，进行升温。
吸收塔出口温度一般为50-70℃，这主要取决于燃烧的燃料类型。
烟囱的最低气体温度常常按国家排放标准规定下来。
在我国，有GGH 的脱硫，烟囱的最低气温一般是80℃，无GGH 的脱硫，其温度在50℃左右。
大部分脱硫烟道都配备有旁路挡板（正常情况下处于关闭状态）。
在紧急情况下或启动时，旁路挡板打开，以使烟道气绕过二氧化硫脱除装置，直接排入烟囱。
石灰石—石膏稀浆从吸收塔沉淀槽中泵入安装在塔顶部的喷嘴集管中。
在石灰石—石膏稀浆沿喷雾塔下落过程中它与上升的烟气接触。
烟气中的SO2溶入水溶液中，并被其中的碱性物质中和，从而使烟气中的硫脱除。
石灰石中的碳酸钙与二氧化硫和氧（空气中的氧）发生反应，并最终生成石膏，这些石膏在沉淀槽中从溶液中析出。
石膏稀浆由吸收塔沉淀槽中抽出，经浓缩、脱水和洗涤后先储存起来，然后再从当地运走。
2.脱硫过程主反应1．SO2 + H2O → H2SO3 吸收2．CaCO3 + H2SO3 → CaSO3 + CO2 + H2O 中和3．CaSO3 + 1/2 O2 → CaSO4 氧化4．CaSO3 + 1/2 H2O →CaSO3•1/2H2O结晶5．CaSO4 + 2H2O →CaSO4•2H2O结晶6．CaSO3 + H2SO3 → Ca(HSO3)2 pH控制同时烟气中的HCL、HF与CaCO3的反应，生成CaCl2或CaF2。
吸收塔中的pH值通过注入石灰石浆液进行调节与控制，一般pH值在5.5~6.2之间。
第33卷 第10期2005年10月华东电力East China Electric PowerVol.33 No.10Oct. 2005 2×300MW机组湿法烟气脱硫控制系统的应用与分析黄红艳1,陈华东2(1.浙江电力教育培训中心,浙江 杭州 310015;2.浙江省电力设计院,浙江 杭州 310014)摘 要:脱硫控制系统设计是否合理,会直接影响脱硫系统的长期安全稳定运行。
针对安顺电厂二期(2×300MW)石灰石—石膏湿法脱硫系统,介绍了其工艺流程、控制系统DCS的硬件配置、主要模拟量控制、顺序控制、辅助系统P LC以及烟气监测系统,分析了全厂控制系统配置的优缺点,提出系统改造的建议和方案。
关键词:烟气脱硫;DCS;P LC中图分类号:X701.3 文献标识码:B 文章编号:100129529(2005)1020056203Appli ca ti on of con trol syste m of wet flue ga s desulfur i za ti on for2×300un itsHUAN G Hong2yan1,CHEN Hua2dong2(1.Zhejiang Electric Power Educati on and Training Center,Hangzhou310015,China;2.Zhejiang Electric Power Design I nstitute,310014,China)Abstract:The design of the flue gas desulfurizati on directly affects the operati on of FG D in a l ong ter m.The tech2 nique p r ocess,hard ware configurati on of DCS,contr ol of maj or anal ogs,sequence contr ol,auxiliary syste m P LC and the flue gas monit oring syste m of the li m e st one/gyp su m wet FG D syste m in the Anshun Power Plant phase II p r oject with t w o300MW units are intr oduced.The merits and de merits of the contr ol syste m configurati on of the power p lant are analyzed,and retr ofit suggesti ons and p lan are put for ward.Key words:flue gas desulfurizati on;DCS;P LC 安顺电厂二期3号、4号机组建设2台300 MW燃煤机组,每台机组配备1台最大连续出力为1025t/h的亚临界自然循环汽包锅炉,燃用无烟煤。
石灰石 - 石膏湿法脱硫系统设计（内部资料）编制: xxxxx 环境保护有限公司2014年 8 月1. 石灰石 - 石膏法主要特点（1）脱硫效率高，脱硫后烟气中二氧化硫、烟尘大大减少，脱硫效率高达95％以上。
（2）技术成熟，运行可靠性高。
国外火电厂湿法脱硫装置的投资效率一般可达98％以上，特别是新建的大机组采用湿法脱硫工艺，使用寿命长，可取得良好的投资效益。
（3）对燃料变化的适应范围宽，煤种适应性强。
无论是含硫量大于3％的高硫燃料，还是含硫量小于1％的低硫燃料，湿法脱硫工艺都能适应。
（4）吸收剂资源丰富，价格便宜。
石灰石资源丰富，分布很广，价格也比其它吸收剂便宜。
（5）脱硫副产物便于综合利用。
副产物石膏的纯度可达到90％，是很好的建材原料。
（6）技术进步快。
近年来国外对石灰石- 石膏湿法工艺进行了深入的研究与不断改进，可望使该工艺占地面积较大、造价较高的问题逐步得到妥善解决。
（7）占地面积大，一次性建设投资相对较大。
2. 反应原理（1）吸收剂的反应购买回来石灰石粉（CaC03）由石灰石粉仓投加到制浆池，石灰石粉与水结合生成脱硫浆液。
（2 ）吸收反应烟气与喷嘴喷出的循环浆液在吸收塔内有效接触，循环浆液吸收大部分S02,反应如下：S02（气）+H20—H2SO3（吸收）H2SO3—H+ +HS03一H+ +CaC03—Ca2+ +HCO3一（溶解）Ca2+ +HSO3- +2H2O—CaSC3 2H2O+H+（结晶）H+ +HCO3_—H2CO3 （中和）H2CO S CO 2+H2O总反应式：SO2 + CaCO3+2H2O—CaSO3 • 2H2O+CO2（3）氧化反应一部分HSO3-在吸收塔喷淋区被烟气中的氧所氧化，其它的HSO3-在反应池中被氧化空气完全氧化并结晶，反应如下：CaSO3+ 1/2O2—CaSC4（氧化）CaSC4+2H2O—CaSO4 • 2H2O（结晶）4）其他污染物烟气中的其他污染物如S03、C「、F_和尘都被循环浆液吸收和捕集。
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............................................................................................. 错误！未定义书签。
2×300MW石灰石/石膏湿法脱硫工艺参数设计（有GGH）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。
浓度（7）吸收塔工艺流程图，并在图上标注系统主要烟气流量与SO2参数。
（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。
