论文：山西柳林电力有限公司除尘脱硫脱硝设备升级改造|除尘脱硫脱硝脱氮

　 毕业设计（论文）封面

　**科技大学 毕 业 设 计（论 文）

　 设计（论文）题目：山西柳林电力有限公司除尘脱硫脱硝设备升级改造

　 姓

　名

　 ***

　 学院（系）

　环境与安全

　专

　业

　 环境工程

　 年

　级_______________ 指导教师_______________

　年

　月

　 目

　录

　1 绪论 3 1.1 研究背景 3 1.2 研究内容 4 1.3 研究综述 4 2 除尘脱硫脱硝工艺流程现状及其问题 5 1.1 案例公司概况 5 1.2 主要设计原则 5 1.3 设计原始资料 6 3 除尘脱硫脱硝工艺改造方案 9 3.1脱硝工艺选择 9 3.2除尘工艺选择 11 3.3脱硫工艺选择 12 4 脱硫脱硝除尘工艺改造设计 14 4.1 标准与参数 14 4.2 除尘设备的设计与计算 14 4.3 脱硝设备的设计与计算 17 4.4 脱硫设备的设计与计算 25 5 结论 30 参考文献 31 致谢 32

　 1 绪论 1.1 研究背景 中国发电量属世界第二，主要是利用火力发电。过去，因为各种原因，电厂锅炉烟气的袋式除尘技术未能推广应用在电力行业。发达国家电厂除尘和脱硫中的袋式除尘设备占据很大的份额，特别是澳大利亚，已接近80%。我国环保要求的日益严格，现用电除尘器的排尘浓度难于达到电厂烟尘排放的新标准（5mg/m3）和总量控制的要求。然而袋式除尘器因为对烟尘适应性强、对粉尘比电阻的影响小、除尘效率高。而成为电厂燃煤锅炉袋式除尘的适宜之选，也成为环保市场关键。 中国目前为什么缺乏具有自主知识产权的大型电厂袋式除尘器，关键是因为未掌握技术关键。包括袋式除尘器长期运行的可靠性和安全性，滤袋寿命技术以及降低运行阻力与能耗等等。直通均流式袋式除尘器这种除尘器是针对中国燃煤电厂锅炉烟气开发的，该除尘器系统阻力较低、净化效率较高、运行可靠、维修简便，关键是可用于处理高浓度烟尘，很适合用于大型燃煤电厂锅炉的烟气除尘。 我国城市目前大气污染状况十分严重。根据世界卫生等组织的监测结果显示，全球污染最严重的10个城市中国占有8个，全球大气污染最严重的20个城市中国占有10个。二氧化硫平均浓度没有达到国家空气质量二级标准城市约占有百分之二十二，二氧化硫平均浓度超过国家空气质量三级标准的城市约占有百分之八，但大气中的年日平均浓度超过三级标准（）则达到百分之六十二。我国南方地区酸雨污染较为严重，酸雨控制区内百分之九十的城市出现酸雨，酸雨总面积占国土面积的百分之三十，而每年因酸雨和二氧化硫污染造成的损失达1100多亿。主要因为以煤为主的能源消费结构及，致使中国面临如此严重的大气污染，尤其是二氧化硫污染，导致了巨大经济损失，影响了国民经济的发展和人民群众的正常生活。 21世纪初期，人们环境保护得意识增强， 改善大气环境、削减SO2排放量和控制SO2污染也逐渐称为了社会共识，中国已把煤炭的脱硫列为洁净煤技术的研究项目，在目前及未来相当长时间内，煤炭脱硫是我国环境保护的重要研究课题之一，故解决它具有重大的现实意义。 1.2 研究内容 对现有柳林电力公司的除尘脱硫脱硝设备进行升级改造，使之达到该行业的超低排放标准。设计一套脱硫脱硝除尘装置，使锅炉烟气排放能够达到最低排放标准：氮氧化物50mg/Nm³，二氧化硫35mg/Nm³，烟尘5mg/Nm³。 相关技术参数：烟气排放浓度，流量，湿度，烟温。 1.3 研究综述 烟气除尘脱硫脱硝工艺理论研究方面，项目研究人员主要从项目流程管理理论、成本控制理论及烟气除尘技术理论三个方面入手，通过项目流程管理理论、成本控制及烟气除尘技术理论的研究，从经济性、适应性等方面开展项目流程管理及烟气除尘技术的对比与研究，为工艺优化方案提供多方面支持。 在项目流程管理理论研究方面，樊瑾兰(2011)认为，项目需要完善的组织计划流程，需要丰富组织计划流程所涵盖的内容范围，能够促使项目内部供应链条所涉及到的各个环节能够充分融合，因而能够提升项目各个业务单元的工作效率，使其效率大幅度提高，同时需要项目信息传递得到充分的透明化，使业务单元的客户满意度得到提升的同时减少多余的投资成本消耗。王义良(2011)研究后认为，企业项目必须将项目业务流程再造理论与价值链理论充分融合并加以利用，从项目本身的业务领域、行业的竞争关键点以及项目竞争优势的现状开展充分的分析，并提出面对市场的多样化项目需求而推行业务增值服务的战略，因而对项目的总体业务流程开展不断优化，提升项目的盈利能力和竞争实力。张瑞贤(2012)指出，在劳动分工理论支持下的项目业务流程已经非常严重的影响了项目信息化的推进进程，其所研究的在项目业务流程管理理论和项目业务流程改善理论的平台上对业务流程开展了不断的分析与改进，强调项目管理信息化建设是传统制造企业项目提升本身竞争实力必须走的改革之路。 在项目成本控制理论研究方面，成本的控制成为决定项目成败的核心环节，是管理者对生产运营整体过程所需资金消耗开展全面规划并依据项目情况开展具体调整，并能够使成本以既定目标方向开展发展的过程。雍辉(2006)指出，工程项目成本的管理要依据公司预期全部目标和方案项目的详细标准开展组织与推进，成为一个动态控制与管理的过程。在此阶段，要对成本开展符合实际的组织、管控、研究并推进绩效考核等工作，从而达到强化成本管理不断提升，成本管理制度不断完备，成本的核算水平不断提高，工程成本不断实现预期目标。蒋华(2009)提出，公司是以盈利为主要目的的经济实体，只有实施低成本领先战略，都能使企业走出困境，在市场全球化、一体化的市场经济中，在公司面临产品价格持续走跌，原燃料涨价的不利局面下脱颖而出。周璟茜等(2011)提出我国公司经营成本管理理念相当落后，成本管理的工具也相对老化，国家企业更加严重，中国企业在引进西方管理理念时，不能推行拿来主义，应该结合我国社会发展的实际情况，根据公司个性确定成本管理实施战略与战术，确立系统性的成本控制管理理念，强化项目实施过程中的成本控制，建立起项目成本管理的有关保障措施。 在烟气除尘技术理论研究方面，赵蕾(2014)认为燃煤烟气中的二氧化硫和 氮氧化物的排放是空气污染的主要原因，所以目前烟气脱硫、脱硝的研究已成为热点。同时介绍了烟气脱硫脱硝技术进展和运用现状相关研究工作，以及烟气脱硫等技术的发展潜力。詹玮(2015)在燃煤火电厂脱硫脱硝技术发展分析中对电厂脱硫脱硝同步化技术分类、原理等开展了系统研究，对中粮肇东公司脱硫脱硝工艺优化方案的研究具有参考价值。 2 除尘脱硫脱硝工艺流程现状及其问题 1.1 案例公司概况 山西柳林电力有限责任公司是山西省人民政府在吕梁革命老区兴建的能源性扶贫项目。该项目一次规划，分期建设。公司位于黄河支流三川河下游，地处河东煤田离柳矿区腹部，东与孝柳铁路相连，西同307国道相接，煤水资源丰富，交通运输便利。一期工程2×100MW机组是山西省政府引进亚行贷款并配套内资兴建的火电企业。总投资116 509万元人民币，其中亚行贷款6 307万美元，两台机组分别于1995年12月和1996年7月投产发电。一期2×100MW机组投产发电以来，在各级政府部门和格盟国际能源有限公司的正确领导和大力支持下，柳电公司按照现代企业制度要求，求真务实，开拓创新，强化内部生产经营管理，各项指标创全省同类型机组最高水平，部分指标创全国同类型机组先进水平。 1.2 主要设计原则 根据电厂目前实际运行时脱硫装置入口SO2浓度情况，以及考虑今后煤质一定的变化，使锅炉烟气排放能够达到最低排放标准：氮氧化物50mg/Nm³，二氧化硫35mg/Nm³，烟尘5mg/Nm³。改造工程方案应力求缩短机组停机时间，尽量将机组停机时间控制在一个大修期内。 1.3 设计原始资料 1.3.1 气象条件 （1）基本气象要素 根据柳林县气象站1975～2003年共29年实测资料统计，其基本气象要素累年特征值如下： 平均气压：

　 917.5 hPa 平均气温：

　 10.7 ℃ 平均最高气温：

　17.4 ℃ 平均最低气温：

　5.5 ℃ 极端最高气温：

　39.4 ℃ （1987.07.31） 极端最低气温：

　 -21.0 ℃ （1984.12.24） 最热月平均气温：

　25.0 ℃ 最冷月平均气温：

　-6.0 ℃ 平均水汽压：

　8.6 hPa 最大水汽压：

　32.3 hPa 平均相对湿度：

　55 % 最小相对湿度：

　0 % （1986.03.05） 年降水量：

　463.2 mm 一日最大降水量：

　 90.6 mm （1977.08.05） 年平均蒸发量：

　2023.9 mm 年最大蒸发量：

　 2558.0 mm 平均风速：

　 1.8 m/s 最大积雪深度：

　 13 cm （1979.02.02） 最大冻土深度：

　 100 cm （1984.02.07）

　平均雷暴日数：

　 10 d 最多雷暴日数：

　 28 d 平均大风日数：

　 5 d 最多大风日数：

　 22 d 平均雾日数：

　 1 d 最多雾日数：

　 3 d 平均降水日数：

　 29 d 最多降水日数：

　 111 d 平均积雪日数：

　 11 d 最多积雪日数：

　 43 d 最长连续降水天数：

　 10 d 全年主导风向为：

　NE 夏季主导风向为：

　E 冬季主导风向为：

　NE 三十年一遇10m高10min平均最大风速为23.0m/s，其相应的风压为0.33kN/m2。 五十年一遇10m高10min平均最大风速为25.3m/s，其相应的风压为0.40kN/m2，对应的最低气温为-10.5℃。 三十年一遇最低气温为-21.6℃，相应风速为8.5m/s。 （2）频率为5%和10%的气象条件 根据柳林县气象站最近5年（1999～2003年）夏季6、7、8月三个月逐日平均湿球温度资料，按累积频率统计法计算出：频率为P=5%的湿球温度为22.7℃，相应的干球温度为28.9℃，平均风速为2.5m/s，平均气压为907.4hpa，相对湿度为58%；频率为P=10%的湿球温度为21.6℃，相应的干球温度为26.9℃，平均风速为2.3m/s，平均气压为911.1hpa，相对湿度为61%。 1.3.2 当前生产设备参数 电站锅炉/燃气轮机类型：R1|燃煤锅炉，2套机组，共计20万千瓦。主要能源消耗：一般烟煤，318256.7吨，氨水20%16022.53吨，石灰石13766.6吨。电站锅炉燃烧方式：RM05|煤粉炉，蒸吨/小时410。柳林电厂一期工程燃煤由离柳矿区乡镇煤矿供应。

　指标名称 计量单位 指标值 锅炉1 锅炉2 燃料平均收到基含硫量 % 1.273 1.273 燃料平均收到基灰分 % 37.11 37.11 燃料平均干燥无灰基挥发分 % 29.7 29.7 发电量 万千瓦时 41180 7288.48 燃料类型 — 一般烟煤 燃料消耗量 吨 329800 55600 其中：发电消耗量 吨 273400 45100 供热消耗量 吨 56400 10500 燃料低位发热量 千卡/千克 3452.68 3452.68 1.3.3 脱硫脱硝除尘设备 （1）烟气性质 根据测算，最大烟气量350000m3/h，烟气温度400℃，NOx浓度300mg/Nm3，SO2浓度410mg/Nm3，颗粒物浓度30g/Nm3。 根据目标要求，现有设备排放并不满足要求。即氮氧化物50mg/Nm³，二氧化硫35mg/Nm³，烟尘5mg/Nm³。具体情况见下表。 表 2018年1月1日至4月9日 脱硫设施“出口”CEMS监测数据平均值 烟气流速 O2含量 NOX浓度 SO2浓度 颗粒物浓度 烟气流量 温度 折标 实测 折标 实测 实测 折标 m/s % mg/Nm3 mg/Nm3 mg/Nm3 m3/h ℃ 平均值 9.61 88.08 66.83 76.36 57.97 9.08 11.99 340502.61 71.59 （2）治理设施 表 治理设施及污染物产生排放情况 指标名称 计量单位 指标值 排放口地理坐标 — 经度 110度 49分 23.45秒 纬度 37度 25分 7.71秒 排放口高度 米 180 脱硫工艺 — S04|石灰/石膏法 脱硫效率 % 92 脱硫设施年运行时间 小时 3684 脱硫剂名称 — 石灰石 脱硫剂使用量 吨 13766.6 是否采用低氮燃烧技术 — 否 脱硝工艺 — N04|选择性非催化还原法（SNCR） 脱硝效率 % 78 78 脱硝设施年运行时间 小时 6195 1174 脱硝剂名称 — 氨水（20%） 脱硝剂使用量 吨 13168.27 2854.26 除尘工艺 — P01|袋式除尘 除尘效率 % 99.96 99.96 除尘设施年运行时间 小时 6195 1174 工业废气排放量 万立方米 269710.44 45469.68 二氧化硫排放量 吨 563.3 93.93 氮氧化物排放量 吨 1265.66 213.72 颗粒物排放量 吨 58.64 9.61 3 除尘脱硫脱硝工艺改造方案 3.1脱硝工艺选择 氮氧化物排放的迅速增长给环境和人类健康带来了巨大压力。在不远的将来，环境问题将成为制约经济发展的重要因素，因此保护和改善环境是保证我国经济可持续发展的必要条件。积极开发研究脱硝技术，满足环境保护的要求，具有非常现实的环境、经济和社会意义。 3.1.1 现有脱硝技术类型 （1）选择性非催化还原法（SNCR） 直接在锅炉内烟温合适的区域喷入还原剂，使NOx直接与还原剂反应，还原剂可以选择氨气或者尿素。SNCR反应的最佳温度为900～1100℃，在低于900℃时，反应不完全，反映为脱硝效率低，NH3逃逸率高；当高于1100℃时，氨气会被氧化为NO。选择合适的温度区段以及控制停留时间，对SNCR脱硝效率影响较大，一般还原剂注入位置为炉膛烟窗后，为提高效率可以高温过热器后（～800℃）设置第二个还原剂注入位置，虽然NH3利用率开始降低，但是还是可以一定程度提高脱硝效率。一般SNCR的效率理论上最高可到达60%，但实际应用是受各种条件限制，一般效率只有30%～50%左右。 （2）选择性催化还原法（SCR） SCR法采用催化剂，选择性的对NOx进行催化还原，还原剂一般采用氨气。SCR的最佳反应温度为350～400℃左右，SCR具有效率高的优点，缺点是投资高、烟气阻力大、并且催化烟气中的SO2转化为SO3，与氨气生成硫酸氢铵（NH4HSO4）副产品，容易引起空预器堵灰。此外SCR的催化剂有一定的化学寿命和机械寿命，当催化剂失效更换时，还要对催化剂进行回收处理。 （3）低氮燃烧技术 现阶段，燃用烟煤的锅炉其燃烧器主要有两种：第一种，是旋流燃烧器，该燃烧器采取前后墙对冲燃烧的方式；第二种，是直流燃烧器，采用四角切圆大火炬的燃烧方式。这两种燃烧器都有低NOx燃烧的措施。 对冲布置燃烧器采用的低NOx燃烧措施是：NO火焰内还原技术，通过控制燃烧的进程，在燃烧初期产生还原性媒介与燃料生成的NO反应化合，在火焰内完成了NO的还原，在不降低火焰温度的同时使得NO的排放减少，解决了NO排放的减少与未燃烬碳损失增加之间的矛盾[1]。 四角切圆燃烧器采用的低NOx燃烧措施是：利用燃烧器喷嘴体内部的百叶窗和喷口处的钝体分离作用将煤粉气流分成浓淡两股，分别进入炉膛，浓相煤粉浓度高所需着火热少，利于着火和稳燃；淡相补充后期所需的空气，利于煤粉的燃尽，同时浓淡燃烧均偏离了化学当量燃烧，大大降低了NOx的生成。 3.1.2脱硝工艺选择结果 经对比几种脱硝工艺，并结合相关资料，SCR脱硝工艺二次污染小，净化效率高，技术成熟，且适用于该厂烟气排量大，连续排气的特点。故本设计脱硝工艺选择SCR法。 3.2除尘工艺选择 随着中国工业多年发展，工业废气排放导致大气环境恶化，生态环境与经济可持续发展矛的盾日益突出。而且我国工业化的脚步仍在快速迈进，大气环境压力增加。日渐严重的大气环境，严重影响着人们的身体健康和生活质量特别是城市居民。所以，对大气污染物排放源的加强治理，是环境可持续发展的必然措施。 3.2.1除尘器的分类 根据主要除尘机理，目前比较常用的除尘器可以分为：机械除尘器、电除尘器、过滤式除尘器、湿式除尘器等。 （1）机械除尘器 它是利用重力、离心力或惯性的作用使粉尘与烟气分离沉降的装置，其特点是结构简单，设备用和运行费低，除尘效率不高。按尘粒的不同可分为重力尘降室、惯性除尘器和旋风除尘器。 （2）电除尘器 该除尘器适用于高温、细微粉尘。其是当烟气通过高压电场电离，尘粒荷电后，在电场力作用下沉积于电极上，使尘粒与含尘气体分离。它能有效地回收气体中的粉尘，净化气体。该除尘器效率高、阻力低，其比其他除尘器发展更快，且投资大。 （3）过滤式除尘器 它是使含尘气体通过织物或多孔填料曾进行过滤分离的装置，包括袋式过滤器、颗粒层过滤层等。其中，袋式除尘器是使用最多的过滤式除尘器，它对亚微米级的粉尘也能很好的去除，且不会造成二次污染。故除尘效率极高，而且还可直接回收利用干料。目前，袋式除尘器在国内外多领域应用广泛，占除尘设备的80%。 （4）湿式除尘器 该除尘器利用液滴、液膜来洗涤烟气，进而使粉尘与气流分离和沉降的装置。原理是利用水形成的液膜、液滴和尘粒发生惯性碰撞、黏附、扩散效应等等作用，从而捕集、分离烟气中的粉尘。该除尘器能去除直径为0.1～20微米的液态、固态粉尘，除尘效率很高。 上述四类六种除尘器式于下表。 表 四大类六种除尘器的除尘过程 项目 机械力除尘器 电除尘器 过滤式除尘器 洗涤除尘器 捕集分离过程 捕集阶段作用（力） 重力 惯性力 离心力 电力 惯性碰撞 拦截 扩散 惯性碰撞 拦截 扩散 分离区与作用力 流动呆滞区重力 边壁上超极限负荷 外筒内壁超极限负荷 沉降极附着力 滤料层附着力 液体表面张力 3.2.2 除尘工艺选择结果 经过对各类除尘器进行分析对比，并结合相关资料，袋式除尘器的初始投资和后期运行费用都不高，且除尘性能很好，运行管理方便，故本设计的除尘器选择袋式除尘器。 3.3脱硫工艺选择 世界上目前已实现工业化应用的燃煤烟气脱硫技术有：湿法烟气脱硫、喷雾干燥脱硫、炉内喷射吸收剂/增温活化脱硫法、海水脱硫、电子束脱硫、脉冲等离子体脱硫和烟气循环流化床脱硫等技术。 3.3.1湿法烟气脱硫 湿法烟气脱硫指在湿状态下的液体或浆状吸收剂中脱硫和处理脱硫产物。此法脱硫反应速度很快、效率很高。但是湿法烟气脱硫法存在的结垢及烟气温降也是急需解决。 该法脱硫系统置于除尘器之后但在烟囱之前。该特征是：脱硫反应温度低于露点，故净烟气加热后才可排出；脱硫反应是气液反应，其反应速度很快，吸收剂利用率高，例如将石灰作为脱硫剂，钙硫比为1时，脱硫率即可达90％；缺点是存在废水处理问题，而且初投资大，运行费用也比较高。 湿法烟气脱硫技术比较成熟的技术主要包括:镁法、钙法、氨法、双碱法和海水脱硫法等等。 3.3.2其它烟气脱硫 这些方法占了世界脱硫整个市场份额的90％，其他的份额则是被烟气脱硫技术占据，虽然这些技术市场份额占据的很小，但是也有着它存在的意义所在之处。 （1）喷雾干燥法 该工艺脱硫剂预先浆化用泵送至雾化器，边蒸发边与烟气中SO2 反应，产生的干态反应产物随着烟气进入除雾器；该干态产物与除雾器中分离出来的飞灰，部分被送回制浆系统再循环。该工艺常用于含硫量小于2％的低硫煤锅炉和循环流化床锅炉。喷雾干燥法的脱硫效率正常不高于70％，且高速旋转的喷头容易损坏，可靠性比较差，所以很少采用。 （2）炉内喷钙尾部增湿活化法 该法除向炉内喷石灰石粉外，还需在电除尘器之前增加一活化反应器。水从活化反应器的上部喷入，并随着烟气进入到活化反应器，尚未反应的氧化钙遇到水反应生成了氢氧化钙，然后在活化反应器中去除烟气中剩余的二氧化硫。 （3） 电子束烟气脱硫 该技术基本特征是：可同时去除硫、硝，且去除率分别达到90％和80％；不产生二次污染，且能综合利用资源；其处理过程是干法，不会产生废水、废渣；且副产品硝铵和硫铵可用作化肥；电子书烟气脱硫工艺流程简单、操作方便、运行可靠、无堵塞、泄漏及腐蚀等的问题，而且对负荷变动的适应能力很强；净烟气可以直接排放不需二次加热；占地小；运行费用和投资都比常规方法要低；且不需用昂贵的脱硝催化剂脱硝。 （4） 海水烟气脱硫 海水法主要利用海水中的天然碱度中和二氧化硫。海水中的碱度主要由海水所含的钙、镁及碳酸盐等等物质组成，使得其海水pH值为7.5～8.5，故可以与烟气中的二氧化硫中和。海水烟气脱硫法投资低、运行费用少、管理简单，仅仅适合用于含硫量不高的燃煤。 3.3.3 脱硫工艺选择结果 经过对各类脱硫工艺进行分析对比，湿法烟气脱硫不断技术成熟，运行可靠性高，而且成本也不高，并且不影响除尘系统的运行；另外根据电厂相关产业政策，本设计决定选用目前应用较为广泛的湿法石灰石-石膏烟气脱硫技术。

　4 脱硫脱硝除尘工艺改造设计 4.1 标准与参数 （1）项目执行标准 《火电厂大气污染物排放标准》GB13223-2003 《大气污染物综合排放标准》GB16297-1998 《火电厂烟气脱硝工程技术规范——选择性催化还原法》HJ562-2010 《火电厂烟气脱硫工程技术规范石灰石/石灰-石膏法》HJ/T179-2005 《火电厂除尘工程技术规范》HJ2039-2014 （2）原始参数 烟气处理量：360000m3/h； 烟气温度：400℃； 颗粒物进口浓度30g/Nm3； 颗粒物出口浓度5mg/Nm3。 NOx进口浓度：300mg/Nm3； NOx出口浓度：≤50mg/Nm3。 SO2进口浓度410mg/Nm3； SO2出口浓度35mg/Nm3。 （3）排放参数 氮氧化物50mg/Nm³，二氧化硫35mg/Nm³，烟尘5mg/Nm³。 4.2 除尘设备的设计与计算 4.2.1 袋式除尘原理 袋式除尘是采用过滤技术将空气中的固体颗粒物进行分离的过程。袋式除尘设备是采用过滤技术进行气固分离的设备。目前，空气过滤技术主要有纤维过滤、膜过滤和颗粒过滤三种，组合而成袋式除尘设备。袋式除尘机理是粉尘通过纤维时产生筛滤、碰撞、钩住、扩散、重力和静电等效应而被阻留，从而得以捕获。

　图 袋式除尘设备基本原理 含尘气体从下部进入滤袋，在通过滤料空隙时，粉尘被捕获于率疗伤。透过滤料的清洁气体由滤袋的另一侧排出口排出。粉尘因截流、惯性碰撞、静电和扩散等作用，聚集在滤袋表面形成粉尘层，常称为粉尘初层。粉尘初层将成为袋式除尘设备的主要过滤层，提高了过滤效率。滤布只起到形成粉尘初层和支撑骨架作用。沉积在滤料上的粉尘可在机械振动、逆气流反吹的作用下从滤料表面脱落，落入灰斗中。 4.2.2 除尘设备工艺流程 一般袋式除尘系统由尘源捕获及控制装置、广岛、风量调节装置、温度调节装置、除尘设备、风机、烟囱等部分组成。

　图 袋式除尘工艺流程图 4.2.3 滤料的选取 由于本项目烟气温度较高，且含有有害气体，故本文选取HBT复合滤料。 4.2.4 布袋除尘器设计计算 （1）处理气体量

　=35997m3/h Q——通过防尘器的台尘气体量，m3/h；QS——生产过程产生的气体量，m3/h；tc——除尘器内气体的温度，℃；Pa——环境大气压，kPa；K——除尘器漏风系数，取值为0.03。 （2）过滤风速的选取 过滤风速是袋式除尘处理气体能力的重要既经济指标。脉冲式除尘器的过滤风速一般在1.2-2m/min。本项目使用设计风速为1.2m/min。 （3）过滤面积 单条过滤袋面积：

　=0.8164m2 式中，D——滤袋直径，m，本文选取130mm的圆形滤袋；L——履带长度，m，本文选取长度为2m的圆形滤袋。 单条过滤袋净过滤面积：

　=0.7756m2 式中，Θ——滤袋使用面积比例，一般为90%~95%，取95%。 （4）花板的布置 滤袋数量

　=192条 考虑到安装和检修的问题，采用正方形排列方式，滤袋直径为130mm，间距选取185mm。花板采用4行4列的排布方式。

　图 花板孔布置 花板总计需要： 块 （5）阻力计算 袋式除尘器总阻力为：

　式中，Pc——除尘器设备阻力，50~500Pa；Pf——滤料阻力，20Pa；Pd——积淀粉尘层阻力，100Pa. 4.3 脱硝设备的设计与计算 4.3.1 SCR基本原理 选择性催化还原（SCR）脱硝原理是在一定地温度和催化剂地作用下，还原剂有选择地把烟气中地NOx还原为无毒无污染地N2和H2O催化地作用是降低分解反应地活化能，使其反应温度降低至150 ℃~ 450℃之间，因为电厂实际使用的温度范围是290℃ ~ 430℃，若无催化剂，反应温度较高（ 980℃左右） ，超出电厂温度范围还原剂有氨水、液氨及尿素，工业上常应用地是液氨，其次是尿素以氨为还原剂，反应如下 主要反应方程式： 4NO + 4NH3 + O2

　→ 4N2 + 6H2O

　（1） NO + 2NO2 + 2NH3 → 2N2 + 3H2O

　 （2） 6NO + 4NH3 → 5N2 + 6H2O

　（3） 6NO2 + 8NH3 → 2N2 + 6H2O

　 （4） 副反应方程式： 4NH3 + 3O2 → 2N2 + 6H20

　 （5） 2NH3 → N2 + 3H2

　（6） 4NH3 + 3O2 → 4NO + 6H2O

　（7） 2SO2 + O2 → 2SO3

　 （8） NH3 + SO3 + H2O → NH3HSO4

　（9） 2NH3 + SO3 + H2O → （NH4）SO4

　（10） 其中，反应（1）为主要反应，因为烟气中地几乎95%地NOx均是以NO地形式存在在反应过程中，NH3可以选择性地和NOx反应生成N2，H2和H2O，而不是被O2所氧化。 4.3.2 SCR工艺流程 典型地SCR主要工艺流程为：还原剂即液氨用灌装卡车运输，以液体形态储存于氨罐中，液态氨在注入SCR系统烟气之前经由蒸发器蒸发汽化；汽化地氨和稀释空气混合，通过喷氨格栅喷入SCR反应器上游地烟气中；充分混合后地还原剂和烟气在SCR反应器中催化剂地作用下发生反应，以达到去除NOx的目地。 在高温高尘布置。该布置方式中SCR反应器在省煤器地下游、空气预热器和除尘装置地上游、烟气温度约为350℃地位置。SCR高温高尘布置工艺系统见下图所示：

　图1-3 高温高尘布置 这种布置地优点是进入反应器地烟气温度达到280-420℃,多数催化剂在这个温度范围内有足够地活性。缺点是催化剂在未经除尘地烟气中,寿命会受以下因素影响, ,1,飞灰含有Na、K、Ca、Si、As等,使催化剂中毒,受污染,,2,催化剂受飞灰磨损,,3,飞灰是催化剂通道堵塞,,4,烟气温度降低,NH和SO反应生成33(NH)SO,使反应器通道和下游地空气预热器堵塞。为尽可能延长催化剂地使用寿命,除l应选择合适地催化剂外,还要使反应器通道有足够地空间以防堵塞,同时要有防腐和防磨地措施。 4.3.3 影响SCR法脱硝性能的关键因素 （1）催化剂 催化剂是SCR系统中地主要部分其成分组成、结构、寿命及相关参数直接影响SCR系统地脱硝效率及运行状况。在相同条件下，反应器中催化剂体积越大，NO的脱除率越高，同时氨的逃逸量也越少，但SCR工艺的费用也会随之增加。催化剂的体积也决定了催化剂地使用寿命，而且催化剂的使用寿命受很多不利因素的影响，比如中毒和固体物的沉积等，催化剂的投资成本约占项目总投资的50%，因此，催化剂性能在SCR系统中是很关键的因素。因此，要求催化剂具有以下几个条件： ①　 在较低温度下和较宽的温度范围内，具有较高的活性； ②　 具有较高的选择性； ③　 具有较高的抗化学性能； ④　 在较大的温度波动下，有较强的热稳定性； ⑤　 压力损失低，使用寿命长。 （2）反应温度 反应温度不仅决定反应物的反应速度也决定了催化剂的反应活性。烟气温度低于催化剂的反应温度时，氨分子与SO3和H2O反应生成NH3HSO4和（NH4）SO4，减少与NOx的反应而且生成物附着在催化剂表面容易引起积灰污染，进而堵塞催化剂的通道和微孔，降低催化剂活性和脱硝效率；烟气温度高于催化剂反应温度时，催化剂通道与微孔将发生变形，导致有效通道和面积减少，加速催化剂老化，另外，温度过高还会使NH3直接转化为NOx。一般地，SCR系统温度大多设定在300℃-400℃之间。 （3）氨气输入量 NH3输入量必须既保证SCR系统的脱硝效率，也要保证较低的氨逃逸率。只有气流在反应器中速度分布均匀以及流动方向调整得当，NOx转化率、氨的逃逸率和催化剂使用寿命才能得以保证。采用合理的喷氨格栅并为氨和烟气提供足够长的混合烟道，是使氨和烟气混合均匀的有效措施，这样可以避免由于氨和烟气混合不均匀而引起的一系列问题。 4.3.4 SCR反应器设计计算 （1）SCR反应器横横截面尺寸计算 锅炉排气设置两台SCR反应器。 单个SCR反应器烟气流量： q0=180000mg/Nm3 催化剂横截面积：

　= =10m2 式中,qfluegas——锅炉烟气流量,m/h,V——典型地流经催化剂表面地速度,m/s,通常取5m/s,3600——单位换算系数。 SCR反应器横截面积： 考虑催化剂模块几何形状及其它方面,SCR反应器横截面积约比催化剂横截面积大15%,则SCR反应器横截面积

　=1.1510 =11.5m2 式中,Acatalyst——催化剂横截面积,m2 SCR反应器平面布置采取正方形，其流场分布较长方形有利于流场保证。

　SCR反应器平面布置 则SCR反应器边长为： L= =3.39m （2）SCR反应器竖断面尺寸计算 NOx去除率： = = =83% 理论氨逃逸率：

　=1.05-0.83 =0.22 式中，ASR为NH3与NOX化学摩尔比,典型地SCR系统中值大约取1.05。 SCR催化剂体积：

　=14 式中，qfluegas——锅炉烟气流量,m3/h,η——设计脱硝率,M为NH3与NOX化学摩尔比,Kcatalyst——催化剂活性常数,取厂商经验值,Aspecific——催化剂比表面积,由厂商提供。 催化剂层数估算：

　≈2 式中,Vcatalyst——催化剂体积，h’layer——典型地催化剂额定高度约为1m,Acatalyst——催化剂横截面积。 Nlayer取值为整数。 催化剂总层数：

　=3 式中, Nlayer——估算地催化剂层数,Nempty——将来再安装地备用催化剂层数,取值为1。 SCR反应器高度 SCR反应断面吃醋一般根据催化剂的层数（包括初始安装和预留层）、整流层安装高度和催化剂的安装空间等因素确定。因此，反应器的高度计算为

　=12m 式中,Ntotal——催化剂总层数,hlayer——催化剂层高度,C1——支撑、安装催化剂所需要地空间高度,取7英尺,即2.1m,C2——整流层安装高度及安装需要地空间高度,取9英尺,即2.7m。C1与C2为工程经验数据。 4.3.5 催化剂选型 根据板式与蜂窝式催化剂的比较,由于脱硝效率要达到83%,故本设计中选择比表面积较大、硝效率更高地蜂窝式催化剂作为SCR催化剂。具体选用美国康宁Cormetech公司地蜂窝式催化剂,金属基含有氧化矾,氧化钛,以氧化钛作骨架材料,比表面积502m2/m3,孔径7.1mm,单元体截面150mm×150mm,模块截面1910mm×950mm,高1000mm,每一催化剂层共32个模块。 4.3.6 喷氨系统喷射管设计 喷氨格栅垂直布置在烟道地直管段,直管段在反应器的上游，SCR系统喷射管道的一般类型分为网状型和分区型。网状型中，而每个阀门控制几个区域，设计调整较难。此项目采用分区型,每个分区地流量分别控制、单独可调。在实际运行中，灵活调整分区内的氨喷射量，以匹配烟气中NO浓度分布。喷射管和喷嘴如图所示：

　图 喷射管和喷嘴示意图

　根据一般工程经验，设计喷射管直径75mm,喷射孔直径25mm喷射管共18支,198孔,喷嘴角度与烟气流向呈45°,平均分布在烟道截面上,如图2-3所示。

　图 喷嘴布置图 4.3.7氨气/烟气静态混合器

　选用托普索公司开发地专有星形混合器,由形状为有四角星地圆盘组成,根据烟道截面尺寸设计与烟道截面呈45°角度安装,使盘后地气流形成涡流,为实现短距离内地最佳混合效果设计尺寸。如图所示

　图 星形板混合器图 4.3.8 吹灰器设计 理论上，燃煤中灰分在10%以上，灰颗粒在催化剂表明的聚集就不可避免，采用烟气自吹灰能力不能解决问题。本项目燃煤灰分比例远大于10%，而且蜂窝式催化剂更容易积淀飞灰,成为导致催化剂逐渐损失活性老化的主要因素。因此，项目设置吹灰器，采用声波吹灰器在对声波吹灰器进行选型设计时,必须要严格考虑声波吹灰器地横向作用距离及纵向作用距离,必须要保证两个吹灰器之间地作用范围有一定地重叠。 本项目选用GE公司生产地DC-75型声波吹灰器,其频率为75Hz。其声波传播距离为：

　=4.5m 因此，每一层催化剂配置1个声波吹灰器，吹灰器与催化剂层之间距离500mm,最上面一层吹灰器以20°角倾斜向下安装,其余层地吹灰器水平布置。

　图 DC-75型声波吹灰器 4.4 脱硫设备的设计与计算 4.4.1 脱硫设备原理 用于去除SOx的浆液收集在吸收塔浆池内。吸收塔浆池分为氧化区和结晶区，在上部氧化区内，氧化空气通过一个分配系统吹入，在PH值为4-5的浆液中生成石膏；在结晶区，石膏晶种逐渐增大，并生成为易于脱水的较大的晶体，新的石灰石浆液也被加入这个区域。 化学反应过程描述如下： 石灰石的溶解：CaCO3+CO2+H2O®Ca(HCO3)2 与SO2反应：Ca(HCO3)2+2SO2®Ca(HSO3)2 +2CO2 氧化： Ca(HSO3)2 + CaCO3 + O2®2CaSO4+CO2+H2O 石膏生成： CaSO4 + 2H2O®CaSO4·2H2O 去除SO2总反应方程式： CaCO3+ SO2 + ½ O2 + 2H2O ® CaSO4 · 2H2O + CO2 石灰石在水中的低溶解性在吸收塔内被二氧化碳提高。通过溶解过程，生成碳酸氢钙。碳酸氢钙与二氧化硫反应生成可溶的亚硫酸氢钙。在氧化区，亚硫酸氢钙与空气中的氧发生反应，生成硫酸钙。浆液中的硫酸钙再结晶生成二水硫酸钙，即石膏。 4.4.2 脱硫工艺流程 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。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SO2、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(CaSO4·2HO)，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。

　4.4.3 物料平衡计算脱硫设备的设计与计算 除硫效率：

　=91% 该电厂脱硫系统所需吸收剂采用当地生产的石灰粉，纯度为92%。其中， 需要脱除的SO2摩尔数为：

　=(410-35)·360/64 =2109.38mol/h 式中，q——锅炉烟气总流量；MSO2——二氧化硫分子量，g/mol。 石灰石消耗量：

　=0.2362t/h 式中，Mcost——吸收剂硫酸钙耗量，t/h；nso2——需要脱除的SO2摩尔数，mol；Rat——钙硫比，一般为1.02~1.05；MCaCO3——硫酸钙分子量，g/mol；Percent——石灰石纯度。 石灰石粉设计消耗量连续运行3~7天，按5天计，则石灰石粉储量为 =28.34t 所需储存容积为： =10.86m3 4.4.4 SO2吸收塔设计 吸收塔是烟气湿法脱硫装置的核心设备，SO2的吸收与脱硫产物的氧化均是在吸收塔内完成的。根据气液接触形式的不同，吸收塔类型分为喷淋塔、填料塔、鼓泡塔、液柱吸收塔、液幕塔、文丘里塔、孔板塔等多种形式。本项目选择的比晓芙喷淋吸收塔由吸收塔浆池和吸收区及除雾器区组成。烟气中SOx的去除和石膏的生成就在吸收塔内完成。

　图 吸收塔内部构造图 根据被处理烟气的流量和SO2含量，布置3层喷淋层，浆液通过喷嘴成雾状喷出。循环泵把吸收塔浆池中的浆液输送至喷淋层。最上面的喷淋层只布置与烟气逆流的喷嘴，其余喷淋层均布置有顺流和逆流双向喷射喷嘴。SOx被喷淋浆液吸收，并与之反应。通过吸收区后的净烟气经位于吸收塔上部的两级除雾器后排出。 空气通过氧化风机送入氧化区。氧化空气在进入吸收塔之前在管道中被加入工艺水，目的是为了冷却并使氧化空气达到饱和状态。通过这种方式，可以防止热的氧化空气在进入吸收塔时，在氧化空气管出口使浆液中的水份蒸发而造成出口浆液粘结、结垢的现象发生。氧化空气经过一个特殊的分配系统进入氧化区。这个分配系统是由几个管道组成的管线系统构成。氧化空气通过氧化管道上的开孔喷入浆液。由于开孔向下，FGD停运时，浆液中的固体不会进入氧化空气分配系统。氧化空气分配管布置在分区管之间，相应减少了吸收塔自由横截面，增加了浆液喷入结晶区的流速，从而阻止了浆液从结晶区向氧化区的回流混合。因为回流混合将会增加氧化区的PH值，以至于使氧化反应变得困难。 结晶区位于吸收塔浆池中氧化区下部。在结晶区，逐渐形成大的易于旋流器分离的石膏晶体。最佳的结晶过程要求浆液中固体含量为100-180g/l，同时在浆池中要有足够的停留时间。新的石灰石浆液也在此区域加入，以保持吸收剂的活性。通过控制系统调节加入的浆液量。 石膏浆液通过石膏浆液泵输送至石膏旋流站，石膏浆液泵的吸入口位于氧化空气分配系统的下部。 喷淋浆液在吸收塔中被氧化和更新，通过吸收塔循环泵输送至喷淋层。通常情况下，2台或者3台循环泵同时运行，这取决于未处理烟气量的大小及烟气中中SO2的含量；为了保障吸收塔内的安全运行，至少2台吸收塔循环泵同时运行。 吸收塔浆池还配置有脉冲悬浮系统，通常情况下由一运一备的两台脉冲悬浮泵组成。脉冲悬浮系统的喷嘴把浆液喷向吸收塔底部，防止底部浆液沉积。喷嘴数量取决于吸收塔直径。脉冲悬浮泵有两个吸入管，通常情况下使用低位的吸入口。脉冲悬浮泵启动时，浆液取自高位吸入口，运行一段时间后，底部的固体沉积物被悬浮起来，然后转换至低位吸入口运行。因为在任何负荷情况下脉冲悬浮泵均运行，所以分析仪表（PH计与密度计）及事故排浆管道安装在脉冲悬浮泵排出管上。 当浆液通过吸收区时会带走液滴。为了满足净烟气的要求及防止液滴在下游部件中发生沉积，大部分液滴必须被再次分离。在吸收塔上部安装了一个两级除雾器，当净烟气通过第一级除雾器时，大部分液滴被分离出来，通过第二级除雾器可以获得更好的分离效果。在除雾器的表面会产生固体沉积，因此必须设置冲洗水。烟气蒸发会带走吸收塔内的一部分水，同时石膏浆液排出也会带走一部分水，因此吸收塔的液位会降低。吸收塔的补水通过除雾器的冲洗水和单独的工艺水补水实现。 在吸收塔烟道入口设置有内表面冲洗系统。当热的烟气进入吸收塔时，会在入口烟道下表面形成固体沉积。这些固体沉积通过内表面冲洗系统来清洗。 4.4.5 烟气系统 每台机组设一台静叶可调轴流式风机。两台锅炉烟气增压后汇集输送到一台回转式换热器（原烟气侧）。然后再在脱硫系统中除去SOX，净化后的烟气通过回转式换热器（净烟气侧）加热，再分成两路分别进入烟囱排放。 烟道包括必要的烟气通道、吸收塔入口烟道冲洗装置、排放漏斗、膨胀节、法兰、导流板、垫片/螺栓材料以及烟道供货范围内的其它附属设备。 在BMCR工况下，烟道内任意位置的烟气流速不大于15m/s。烟道留有适当的取样接口、试验接口和人孔。 烟道装有旁路挡板门、FGD进出口挡板门及增压风机出口挡板门，脱硫系统运行时FGD进出口挡板和增压风机出口挡板门打开，旁路挡板关闭。当脱硫系统停运、事故或维修时，FGD进出口挡板和增压风机出口挡板门关闭，旁路挡板全开，烟气通过旁路烟道经烟囱排放。 4.4.6 石膏脱水及储存系统 石膏脱水系统为2×100MW机组脱硫装置公用系统。 4.4.7 石灰石浆液制备系统 吸收剂供应与制备系统为一期2×100MW机组脱硫装置公用系统。一座吸收塔设两台100%容量石灰石浆液泵（其中一台备用），石灰石浆液泵室内布置。

　5 结论 本文针对该发电厂的实际情况，采用袋式除尘+SCR系统脱硝+湿法脱硫相结合处理锅炉烟气，主要包括了工艺设计包括设计思路、标准规范、设计原理以及最终的设计流程。工艺技术选型包括关键核心设备的参数计算设计。 主要成果包括：遵循国家相关规范标准，根据厂址实际情况，优化总图和工艺生产线布置，本文设计工艺选用了可靠的生产技术设备，既可以减少环境污染又可以节能资源。设备投产运行，能够达到氮氧化物50mg/Nm³，二氧化硫35mg/Nm³，烟尘5mg/Nm³，满足国家排放标准。

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　 致谢 本论文是在我的导师的悉心指导和热情关怀下完成的。从选题到修改直至最后完成，花费了老师许多宝贵的时间和精力，在此向老师表示衷心的感谢。老师渊博的学识、严谨的治学态度及随和的为人之道给我留下了难以磨灭的印象，这将使我终身受益。 就读期间，我与同学建立了深厚的友谊，他们在我学习或生活中遇到困难时无私地伸出援助之手，让我度过了愉快的深造时光。还有很多可敬的师长、同学、朋友都给了我无言的帮助，让我铭记在心，在这里向你们表示诚挚的谢意！ 谢谢你们！