隧道窑余热利用的理论分析.docx

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隧道窑余热利用的理论分析

4.3.1受热面积灰

对于本余热利用装置来说，受热面积灰指的是水冷壁管的积灰，有可能包括松散性积灰和低温黏结性积灰两种。

松散性积灰是烟气携带飞灰流经受热面时，部分灰粒沉积在受热面上形成的；低温黏结性积灰是烟气中的硫酸蒸汽在低温受热面上凝结，将灰黏聚而形成的。

低温黏结灰不易清除，而且和低温腐蚀相互促进，危害更大。

受热面积灰时，由于灰的传热系数很小，使受热面的热阻增大，吸热量减少，以致排烟温度升高，排烟热损失增加，热效率降低。

积灰严重而堵塞部分通道时，将使流动阻力增大，导致引风机电耗增大甚至出力不足，造成出力降低或被迫停工清灰。

由于积灰使烟气温度升高，还合影响以后受热面的安全运行。

积灰的影响因素包括：

（1）烟气流速。

烟气流速对积灰程度影响很大。

烟气流速越高，灰粒的动能越大，灰粒冲击作用也就越强，积灰程度越轻；反之则积灰越多

（2）飞灰颗粒度。

烟气中粗灰多细灰少时，冲刷作用大，积灰减少；反之则积灰增多。

（3）管束结构特件。

错列布置管束比顺列布置管束的积灰轻。

因为错列布置的管束不仅迎风面受到冲刷，而且背风面也较容易受到冲刷，故积灰较轻。

而顺列布置的管束从第二排起，管子不仅背风面受到冲刷少，而且迎风面也不能直接受冲刷，所以积灰较严重。

随着管束的纵向相对节距s/d的增大，错列管束的灰层厚度也越厚，而顺列管束的积灰则越轻。

4.3.2受热面磨损

受热面磨损是一种常发生的现象。

当携带大量固态飞灰的烟气以一定速度流过受热面时，灰粒撞击受热面。

在冲击力的作用下会削去管壁微小金属屑而造成磨损。

磨损使受热圆管壁逐渐减薄，强度降低，最终将导致泄漏或爆管事故，直接威胁安全运行。

烟气对管子表面的冲击有垂直冲击和斜向冲击两种。

垂直冲击引起的磨损叫冲击磨损。

垂直冲击时，灰粒对管子作用力的方向是管子表面的法线方向，因此，其现象是在正对气流方向管子表面有明显的麻点。

斜向冲击时，灰粒对管子的作用力可分解为切向分力和法向分力。

法向分力产生冲击磨损，切向分力对管壁起切削作用，称为切削磨损。

两者的大小取决于烟气对管子的冲击角度。

影响飞灰磨损的主要因素有烟气流速、尾灰浓度、灰粒特性、管束结构特性等。

（1）烟气速度。

受热面金属表面的磨损与冲击管壁的灰粒动能和冲击次数成正比。

研究表明，金属磨损与烟气速度的3~3.5次方成正比。

可见烟气速度对受热面磨损的影响很大。

（2）飞灰浓度。

飞灰浓度大，灰粒冲击受热面次数多，磨损加剧。

（3）灰粒特性。

灰粒越粗、越硬，冲击与切削作用越强．磨损越严重。

另外，灰粒形状对磨损也有影响，具有锐利棱角的灰粒比球形灰粒磨损严重。

（4）管束的结构特性。

烟气纵向冲刷时，因灰粒运动与管子平行，冲击管子的机会少，故比横向冲刷磨损轻。

烟气横向冲刷时，错列管束因烟气扰动强烈。

灰粒对管束的冲击机会多，则比顺列管束磨损重。

4.3.3低温腐蚀

当受热面壁温低于酸*时，烟气中的硫酸蒸汽在受热面上凝结而发生的腐蚀，称为低温腐蚀，这种腐蚀也称硫酸腐蚀。

低温腐蚀带来的危害是：

（1）导致受热面穿孔；

（2）造成低温黏结性积灰，在运行中难以清除，不仅影响传热，使排烟温度升高，而且严重时堵塞烟气通道，引风阻力增加，出力下降，严重时被迫停机清灰；

（3）严重的腐蚀将导致大量受热面更换，造成经济上的巨大损失。

烟气*与燃料中的硫分和灰分有关。

燃料中的折算硫分越高，燃烧生成的SO2进一步氧化生成的SO3就越多，烟气的*也越高；烟气携带的飞灰粒子中所含的铁镁和其它碱金属的氧化物以及磁性氧化铁，有吸收烟气中部分硫酸蒸汽的能力，从而可减低烟气中硫酸蒸汽的浓度。

由于硫酸蒸汽分压力减小，烟气*也就降低。

烟气中灰粒子数量愈多，这个影响就愈显著。

腐蚀速度与管壁上凝结的酸量、硫酸浓度以及管壁温度等因素有关。

凝结酸量越多，腐蚀速度越快，但当凝结酸量大到一定程度时，对腐蚀的影响减弱；金属壁温越高，化学反应速度越快，低温腐蚀速度也越快；而随着硫酸浓度的增大，腐蚀速度先是增加，当浓度为56％时达到最大值，随后急剧下降。

在浓度为60％以上时，腐蚀速度基本不变并保持在一个相当低的数值。

4.3.4本余热利用装置安全问题分析

（1）受热面积灰

隧道窑内烟气流速较高，积灰较弱。

更重要的因素是：

余热利用装置位于隧道窑冷却段，此段的煤矸砖已经烧结，产生飞灰的量非常少；气流的流程是外界空气由隧道窑冷却段出口进入，经过余热利用装置段，然后再进入隧道窑的烧结段等，进入余热利用装置段的气流本身并未携带灰粒，所以基本没有积灰。

总之，积灰问题非常轻微，可以不考虑。

（2）受热面磨损

虽然隧道窑内烟气流速较高，不利于减轻受热面磨损，但因为受热面积灰中所说的原因，气流中灰粒很少，即飞灰浓度很低，所以受热面磨损轻微，可以不考虑。

（3）低温腐蚀

余热利用装置段内的煤矸砖处于燃尽阶段，故其含硫量很低，同时如前所述的原因，气流本身并未带入硫分，故硫酸腐蚀非常轻微。

并且余热利用装置段内的温度还是比较高的，基本不算做低温腐蚀区域。

热能与动力工程是以工程热物理学科为主要理论基础，以内燃机和正在发展中的其它新型动力机械及系统为研究对象，运用工程力学、机械工程学、自动控制、计算机、环境科学、微电子技术等学科的知识和内容，研究如何把燃料的化学能和液体的动能安全、高效、低（或无）污染地转换成动力的基本规律和过程，研究转换过程中的系统和设备的自动控制技术。

随着常规能源的日渐短缺，人类环境保护意识的不断增强，节能、高效、降低或消除污染排放物、发展新能源及其它可再生能源成为本学科的重要任务，在能源、交通运输、汽车、船舶、电力、航空宇航工程、农业工程和环境科学等诸多领域获得越来越广泛的应用，在国民经济各部门发挥着越来越重要的作用。

    这方面人才在加强学生基础理论和综合素质教育的同时，加强计算机及自动控制技术的应用，强化专业实践教学，注重全能训练，全面提高自己的实践动手能力和科学研究潜力.

我国能源动力类专业形成于20世纪50年代。

以交通大学为例，1952年院系调整时，当时设在机械系中的动力组就单独成立了动力机械系。

由于受当时苏联教育体制的影响，在该学科的发展过程中，专业面曾一度越分越细。

50年代初期只有锅炉、气轮机、内燃机等专业，以后又先后办起制冷专业与风机专业，制冷专业又细分出压缩机，制冷及低温专业。

在50年代末又创办了核能专业，在60～70年代有些学校先后设立了工程热物理专业。

这样能源动力学科中的专业就先后包括有锅炉、涡轮机、电厂热能、风机、压缩机、制冷、低温、内燃机、工程热物理，水力机械以及核能工程等11个专业，形成了明显的以产品带教学的基本格局。

热能与动力工程专业中包含的水利水电动力工程专业的前身为水电站动力装置专业。

该专业形成于20世纪50年代。

新中国成立以后，随着国家对水患的治理和经济建设的发展，国家设立了华东水利学院、武汉水利水电学院、华北水利水电学院等一些专门的水利院校，1958年起在这些院校和西安交通大学水利系（西安理工大学水电学院的前身）设立了水电站动力装置专业，以满足国家对水电建设人才的迫切需求。

1977年恢复高考招生后，该专业更名为水电站动力设备专业。

1984年该专业更名为水利水电动力工程专业，涵盖了原水能动力工程、水电站动力装置、水电站动力设备、水能动力及其自动化、机电排灌工程、水能动力与提水工程等专业，昆明工业学院、成都科技大学等一些院校都设置了该专业。

1998年，按照国家教育部颁布的新的专业目录，水利水电动力工程专业并入热能与动力工程专业，新的热能与动力工程专业包含了原来的热力发动机、流体机械及流体工程、热能工程与动力机械、热能工程、制冷与低温技术、能源工程、工程热物理、水利水电动力、工程冷冻冷藏工程等9个专业。

客观上说，这种专业划分与当时我国计划经济的体制以及工业发展的实际情况，在一定程度上是相适应的。

过窄的专业面，但却培养了专业工作能力较强的学生。

因此，在当时对我国经济的发展和工业体系的重建，曾经起到过积极的作用。

但随着社会经济向现代化方向的发展和高新科学技术的进步，特别是我国改革开放以后，国外先进科技、管理体系的大量引进，学科的交叉融合不断产生新的经济增长点，当时实际存在的过细过窄的工科专业设置，总体上已不能适应新的形势和发展对人才的需要，必须进行专业调整。

因此，在1993年原国家教委进行的专业目录调整中，将能源动力学科的上述前10个专业压缩为4个专业，即热能工程，热力发动机，制冷与低温工程，流体机械与流体工程，核工程与核技术保留。

1998年，教育部颁布了新的专业目录，将上述前4个专业进一步合并为热能与动力工程专业，核工程与核技术专业单独设立，而在引导性的专业目录中，则建议将热能工程与核能工程合并。

但当时我国大多数学校还是采用了热能工程与核能工程单独设专业的方案。

因此，在2000年教育部设立的新一轮教学指导委员中，在能源动力学科教学指导委员会下分设了三个委员会：

热能动力工程，核工程与核技术以及热工基础课程教学指导分委员会。

能源动力工业是我国国民经济与国防建设的重要基础和支柱型产业，同时也是涉及多个领域高新技术的集成产业，在国家经济建设与社会发展中一直起着极其重要的作用。

近年来，随着我国各个方面改革的深化发展，包括市场经济的逐步建立，国有大中型企业机制的转换，加入WTO后面临的挑战，以及能源动力领域技术的发展，并考虑到我国核科技工业“十一五”以及到2020年发展所面临的形势与任务，我国能源动力类以及核相关专业人才的培养面临着严峻的挑战。

能源动力及环境是目前世界各国所面临的头等重大的社会问题，我国能源工业面临着经济增长、环境保护和社会发展的重大压力。

我国是世界上最大的煤炭生产和消费国，煤炭占商品能源消费的76％，已成为我国大气污染的主要来源。

已经探明的常规能源剩余储量（煤炭、石油、天然气等）及可开采年限十分有限，2000年的统计资料表明，我国化石能源剩余可储采比煤炭为92年，石油20.5年，仅为世界储采比的一半；天然气为63年，优质能源十分匮乏。

我国已成为世界第二大石油进口国，对国际石油市场的依赖度逐年提高，能源安全面临挑战，存在着十分危险的潜在危机，比世界总的能源形势更加严峻。

现在，能源资源的国际间竞争愈演愈烈，从伊拉克战争及战后重建，到中日双方在俄罗斯输油管线走向上的角逐等一系列国际问题，无不是国家间能源战略利益冲突、斗争的具体反映。

因此开发利用可再生能源、实现能源工业的可持续发展具有应该说更加迫切、更具重大意义。

我们应该清楚地认识到：

我国的能源资源是有限的，我国现有能源开发利用程度与效率很低，在清洁能源开发、能源综合高效利用和环境保护领域内，与发达国家存在着较大的差距：

我国水能资源理论蕴藏量（未包括台湾省）为6.76亿KW，可开发容量3.78亿KW,相应年发电量19200亿KWh，均居世界第一；至2003年底水电装机容量达到9139万KW，年电量2710亿KWh，开发率按电量算只有14％，按装机容量算只有24.2％，远远落后于美国、加拿大、西欧等发达国家，也落后于巴西、埃及、印度等发展中国家。

高耗能产品能源单耗比发达国家平均水平高40%左右，单位产值能耗是世界平均水平的2.3倍。

同时，实施可持续发展战略对能源发展提出了更高的要求。

长期以来，粗放型的增长方式使能源发展与保护环境、资源之间的矛盾日益尖锐。

未来能源发展中，如何充分利用天然气、水电、核电等清洁能源，加快新能源与可再生能源开发，推广应用洁净煤技术，逐步降低用于终端消费煤炭的比重，实现能源、经济、环境的可持续发展将是"十五"以及中长期能源发展面临的重要选择。

特别地，我国核科技工业是国家的战略行业。

完善的核科技工业体系是确立一个国家核大国地位的基本条件。

它既是国家战略威慑力量和国防科技工业的重要组成部分，是国家政治、国防安全的重要保障和外交利益所在，同时又是国民经济的重要产业。

核军工、核能、核燃料和核应用技术产业，是我国核科技工业的主要组成部分。

与此相适应，如何培养适应上述21世纪社会需要的能源动力类以及核相关专业人才，是每个大学相关专业以及每位从事能源动力类专业教育的工作者需要解决的重要问题。

常规化石能源的使用是能源动力学科专业教学的主要内容之一，而常规化石能源的使用与环境问题密切相关。

目前，煤炭、石油、天然气等化石能源仍在整个能源构成中占据主导地位，而且估计在今后几十年地时间内这一局面还不会改变。

这些常规化石能源主要直接应用于火力发电，这会带来一系列严重的环境问题，比如硫氧化物、氮氧化物等的大气污染、固体废物、水污染和热污染等。

据最近的报载，当前我国每年火力发电的煤炭耗量超过8亿吨，电厂的烟尘排放量约为350万吨，占全国烟尘排放量的35％。

其中微细粒子（小于10微米）排放量超过250万吨，是影响大城市大气质量和能见度的主要因数，并严重危害人体健康。

因此，对能源动力生产过程中的这些环境问题必须进行妥善处理和控制，实现其环境友好化，才能保证人类的生存和社会经济的可持续发展。

环境问题已经成为能源动力技术研究中的重要组成部分，也必须在专业课程的教学中有相应的体现。

也正是基于这一原因，浙江大学已经将原来的热能与动力工程专业改名为能源与环境系统工程专业。

核能发电虽然没有上述火力发电那样的问题，但有其独特的问题，如辐射防护与保健、核废料的处置与处理等均与环境保护有关。

迫于环境方面对能源开发与利用的巨大压力，作为常规能源的水能由于具有清洁与可再生的特点，其开发与利用越来越得到重视，在我国能源发展战略占有十分重要的地位。

发布日期：

2009-5-1213:

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关键词:

烟气脱硫脱硫湿法脱硫

引言

我国目前的酸雨区已超过国土面积的三分之一，2005年的S排放量达到2549万t，超过总量控制指标749万t，加剧了我国的大气污染火电厂是S的主要排放源，我国2004年1月1日实施的GBl3223-2003《火电厂大气污染排放标准》按时段规定了火电厂的大气污染物最高允许排放值，加快了我国火电厂脱硫装置的投入使用，对于单机容量超过20MW的大型燃煤火电机组，国内外目前流行的脱硫工艺是采用湿法脱硫，在完成脱硫要求的同时，可以同时产生副产品石膏，实现脱硫副产品的资源再利用，我国现在运行的许多火电厂在原设计中没有考虑脱硫装置的安装位置，这使运行的火电厂增加脱硫装置带来了困难，未来10年装机容量3×10MW的火电机组均需要安装脱硫'>烟气脱硫装置，因此，我国现在运行的火电厂急需一种既具有高脱硫效率且节省占地面积的湿法脱硫新工艺，母公司为德国鲁尔集团公司（RuhrAG）的德国斯特雅克集团公司（steagAG）自1969年开始研发以CaO或CaCO为脱硫剂的紧凑式湿法脱硫新工艺，该工艺具有脱硫效率高、占地面积小的独特优点，1977年在德国wilhelmshaven第一套具有商业化使用价值的紧凑式湿法脱硫工业化试验设备对5×10Nm/h的燃煤电厂烟气进行脱硫，相应的汽轮发电机组的电功率为140MW；1982年第一台工艺脱硫设备在该电厂投入运行，脱硫的烟气量为1.5×10Nm/h，相应的汽轮发电机组的电功率为450MW，该工艺到2000年已成功应用的火电机组容量超过2×10MW，单台锅炉的最大额定烟气流量为2.29×10Nm/h，单台汽轮发电机组的最大额定电功率为750MW，紧凑式湿法脱硫工艺特别适用于已运行电厂增加脱硫装置的改造方案，对我国大批火电厂的增加脱硫装置的改造方案具有重要的实用价值。

1、燃煤火电厂紧凑式湿法脱硫工艺

紧凑式湿法脱硫工艺的流程图如图1所示，来自电除尘器

（1）温度为120～130％的待脱硫的烟气进入回转式烟气加热器

（2），把热量放给来自脱硫塔（4）温度为40～45℃的净化烟气，净化后的烟气是经过立式风机（3）使其压力升高来克服回转式烟气加热器的流动阻力，净化后的烟气温度升高到80～90％后排人烟囱（17），以达到烟气进入烟囱的温度要求，放热后的烟气从脱硫塔底部进入脱硫塔向上流动，在脱硫塔内待脱硫的烟气与来自脱硫塔底部经泵（6），升压后从分布在脱硫塔上部的喷嘴（5）喷出的脱硫剂浆液进行混合发生化学反应达到脱硫目的，化学反应产物从脱硫塔上部流向脱硫塔下部，与经风机（8）送人脱硫塔的空气进一步进行化学反应，形成脱硫'>烟气脱硫的副产品石膏的浆液，石膏浆液进入经浆泵（9）送人分离器（10），分离出来的浓石膏浆液进入石膏生产系统（11），产生石膏产品，从石膏生产系统（11）分离出来的废液与分离器（10）分离出来的废液进入混合器（12），流出混合器（12）的浆液分成3部分，一部分进入脱硫剂制浆系统（16），另一部分进入脱硫塔再循环利用，还有一部分经浆泵（13）升压后送人分离器（14），分离出来的废水送入废水处理系统（15）进行净化处理，浆泵（7）将浆液升压后在脱硫塔下部进行搅拌，防止脱硫塔下部浆液沉淀，脱硫所需的工艺用水经水泵送入脱硫塔，随着脱硫剂的不断补充，就可以使脱硫系统连续运行，完成对烟气的连续脱硫。

2、紧凑式湿法脱硫'>烟气脱硫工艺的应用实例

紧凑式湿法脱硫工艺与常见的湿法脱硫工艺相比，主要差别是脱硫净化后的烟气经立式风机升压后送入回转式烟气加热器升温，然后再送人烟囱排入大气中。

紧凑式湿法脱硫工艺已在德国、荷兰、土耳其、印尼、意大利、西班牙、巴西等十几个国家得到推广和应用，脱硫剂分别可以采用CaO、CaO/CaC03、海水，电厂的燃料可以是烟煤、褐煤、石油焦等，长期实际运行的脱硫效率从早期的90％达到目前的95％以上，最高可达98.5％，列出了紧凑式湿法脱硫工艺的部分实例。

德国对电厂排放要求十分严格，燃煤火电厂烟气的排放限定值S为400mg/Nm脱硫效率要大于85％，NO为200mg/Nm，烟尘50mg/Nm，这使电力生产中为环保支出的成本十分可观，在德国燃煤火力发电厂电力成本的构成中：

燃料成本65％、湿法脱硫及生产石膏15％、脱氮成本9％、除尘成本5％、噪音治理2％、水费3％、厂区生态维护费用1％，德国燃煤电厂实际的烟气排放值优于排放限定值，某电厂脱硫'>烟气脱硫的实际运行记录绘出的烟气SO，出口含量和实际运行的脱硫效率，图中表明，脱硫前烟气中的SO浓度约为11000mg/Nm，脱硫后烟气中的SO浓度约为33mg/Nm，脱硫效率为99.7％紧凑式湿法脱硫过程产生的石膏产量可由下式计算。

3、紧凑式湿法脱硫工艺应用过程中的改进措施

在紧凑式湿法脱硫工艺的实用过程中，为了进一步提高该脱硫工艺的安全性、经济性和可靠性，主要进行了如下几个方面的技术改进：

3、1提高设备运行的可靠性

采用耐磨材料和螺旋型大口径喷嘴，解决了喷嘴的堵塞和磨损问题，不仅提高了喷嘴的耐磨性能和浆液流场的均匀性，而且使喷嘴的压差由改进前的0.20MP下降到0.08MP，实现了喷嘴节能超过30％。

脱硫塔内部采用橡胶内衬结构，不仅节省了钢材，而且提高了脱硫塔的耐腐蚀性能，从而也提高了脱硫塔的使用寿命和运行可靠性。

3、2减少脱硫装置的占地面积和初投资

采用立式风机给进入烟气加热器的净化烟气升压，节省了紧凑式脱硫装置的安装尺寸，节约了烟气管道的长度，不仅可以大幅度降低烟气的流动阻力，而且节约了该脱硫工艺的占地面积和降低了该脱硫工艺的初投资，便于在已运行的燃煤机组上采用此脱硫工艺，如单机容量400MW燃煤机组的脱硫塔的直径为12.5m，回转式烟气加热器的直径为10m。

3、3优化脱硫工艺的运行方式和参数

为了改善净化后的烟气中液体颗粒的分离效果，使气液分离器采用瓦楞板折返结构，在增加气液分离面积和增加气液分离流程的同时，降低了分离器的高度，从而也达到了降低脱硫塔高度的效果。

在脱硫塔底部采用浆液循环搅拌措施，使脱硫塔底部的浆液的浓度变得十分均匀，提高了脱硫塔底部的容积有效利用率，从而降低了脱硫塔的高度，如930MW燃煤机组的锅炉高度为175m，而紧凑式脱硫塔的高度为48m。

将脱硫塔内的喷嘴层设为6层，每两层喷嘴用一台浆泵供给喷嘴浆液，使喷嘴的流量可以调节，从而保证不同烟气SO浓度时均能达到较高的脱硫效率，以增强该脱硫工艺对燃料的适应性。

经过上述改进措施的实施，使紧凑式湿法脱硫工艺具有改造费用低、节省占地面积、系统的安全性、经济性和可靠性都很高的一种新的湿法脱硫工艺，得到广泛推广和应用，成为运行中的大型燃煤电厂脱硫改造的首选新工艺。

4、结束语

紧凑式湿法脱硫工艺实际长期运行的脱硫效率现在已经超高95％，最高已达到98，5％，脱硫效率可以满足燃煤电厂脱硫效率的要求；

紧凑式湿法脱硫工艺产生的脱硫石膏产品的质量和石膏中微量元素的含量，完全可以满足市场对石膏产品的质量要求，实现了脱硫副产品的资源化再利用；

经过改进的紧凑式湿法脱硫工艺具有改造费用低、节省占地面积、系统的安全性、经济性和可靠性高等独特优点，是已运行的大型燃煤电厂脱硫改造的首选新工艺。

　第五章湿法烟气脱硫工艺

　　第一节石灰石—石膏湿法烟气脱硫技术

　　一、工艺流程与过程化学

（一）典型工艺流程

　　石灰（石灰石）—石膏法的典型工艺流程如图5—1所示。

烟气在冷却塔内用水洗涤降低温度并增湿，同时除去大部分的烟尘。

冷却后的烟气进入吸收塔用石灰浆液洗涤脱硫，然后经过除沫、升温由烟囱排放。

吸收后的含亚硫酸钙和硫酸钙的混合浆液经过氧化，得到的石膏浆料经离心过滤和洗涤得成品石膏。

（二）过程化学

　　烟气中的S02在水中具有良好的溶解性，在其遇到雾滴时，分解为H+和HS03—或SO2—，与吸收液中的Ca2+反应生成C9（HS03）：

或CaS（）3，CaSO。

极难溶于水，在这种化学推动力作用下，推动SO2进一步的溶解，发生链锁式的反应。

通过与烟气中的SO：

与吸收液的这种反应来达到脱硫的H的。

　　用于FGD的石灰石吸收湿法洗涤工艺是按下列化学过程进行的。

在水中，气相SO：

被吸收，并经下列化学平衡反应后生成亚硫酸：

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　　工艺过程中生成的氯化钙溶于水，并随废水一起排放。

　　二、脱硫系统的主要影响因素

（一）影响脱硫率的主要因素

　　影响脱硫率的因素很多，如吸收温度，进气SO2浓度，脱硫剂品质、粒度和用量（钙硫比），浆液pH值，液气比，粉尘浓度等。

　　1．浆液pH值

　　浆液pH值可作为提高脱硫率的细调节手段。

较低pH值有利于石灰石的溶解。

有关资料显示，当pH值在4～6之间变化时，CaCO，的溶解速率呈线性增加，pH值为6时的速率足pH值为4时的5—10倍。

因此，为了提高S02的俘获率，浆液要尽可能地保持在较高的pH值。

但是，高pH值又会增加石灰石的耗量，使得浆液中残余的石灰石增加，影响石膏的品质。

另一方面，浆液的pH值又会影响HSO3-的氧化率，pH值在4～5之间时氧化率较高，pH值为4．5时，亚硫酸盐的氧化作用最强，随着pH值的继续升高，HS03—的氧化率逐渐下降，这将不利于吸收塔中石膏晶体的生成。

在石灰石—石膏法湿法脱硫中，pH值应控制在5．o一5．5之问较适宜。

因此，在调节pH值时，必须根据每天的石膏化验结果、实际运行工况及燃煤硫分等进行合理调整。

　　2．钙硫比

　　钙硫比的大小表示加入到吸收塔中的吸收剂量的多少。

从脱除SO：

的角度考虑，在所有影响因素中，钙硫比对脱硫率的影响是最大的。

在其他影响因素—·定时，钙硫比为1时的湿法烟气脱硫率可达90％以上。

　　3．石灰石

　　石灰石的配制及加入是根据吸收塔内浆液pH值、烟气中S02含量及烟气量来调节的，设计要求石灰石中CaO质量分数为51．5％～54．S8％左右，浆液中石灰石的质量分数为20％一30％左右。

运行中发现，若主要燃用混煤，煤的含硫量变化较大，在遇低硫煤时，需要加人的石灰石浆液较少，小流量运行易造成管线的堵