热电厂脱硫可研报告.docx

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热电厂脱硫可研报告

**热电厂

脱

硫

可

研

报

告

******设计研究院

第一章概述

一、项目概况

1、项目概况

项目名称：

**（集团）有限责任公司热电厂脱硫项目工程

建设规模：

4×130t/h脱硫

建设单位：

**（集团）有限责任公司热电厂

咨询单位：

******设计研究院

2、建设单位概况

**（集团）有限责任公司热电厂（下简称电厂）位于调兵山市东南，目前装机容量为60Mw。

电厂为**（集团）有限责任公司的独立核算企业，所发电量全部公司自用，所生产的热量主要供调兵山市采暖用热。

该厂于1998年10月建成2x30Mw抽凝汽轮机组。

现有130t/h蒸汽锅炉4台，配置三电场电除尘器装置3台，四电场电除尘器装置1台。

四台锅炉年耗煤量约51万吨。

电厂烟囱SO2排放浓度标准状态下1174mg/Nm3。

电厂年SO2排放总量约3423.1t。

3、项目概述

电厂燃烧煤种为本公司小青矿生产的低热值、中低硫煤。

为了使锅炉烟气排放达到当地环保排放标准，造福环境。

公司决定对4台锅炉排烟系统增加脱硫装置，减少烟尘和SO2排放对大气的污染，达到国家环保和当地环保排放要求。

二、项目建设的必要性

随着工业化的发展，环境污染问题已经严重威胁着人类自身的生存环境，制约了国民经济的可持续发展，因此近年来国家对环境保护政策和环保投入都在不断地加大力度，国民的环保意识也在不断提高。

加强环境保护是21世纪全球化的任务，也是每一个企业和公民应尽的责任和义务。

电厂脱硫项目实施后，对厂区周围地区的大气状况将得到更好的保护。

对提高地区环境质量、改善地区投资环境、保障人民身体健康和促进社会安定团结都有着积极的意义。

三、研究范围及设计原则

1、研究范围

根据**（集团）有限责任公司热电厂提出的工程要求，本可行性研究的主要范围为：

1）脱硫工程的建设条件。

2）锅炉脱硫的技术方案选择。

3）烟气脱硫工艺的比较和选择。

4）脱硫工程吸收剂的来源和供应。

5）脱硫副产品的处置方式。

6）脱硫工程投资估算。

2、编制依据

1）**（集团）有限责任公司热电厂的设计合同。

2）甲方提供的有效资料。

（1）电厂燃煤煤质报告。

（2）《4x130T/H燃煤链条炉排热水锅炉除尘、脱硫工程技术方案》大连隆生环保科技有限公司编制。

3）现行有关设计规范、规程

《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）；

《小型火力发电厂设计规范》（GB50049-2011）；

《火力发电厂烟气脱硫设计技术规程》（DLT5196-2004）;

《火电厂烟气脱硫工程技术规范石灰石/石膏-石膏法》；

《工业锅炉及炉窑湿法脱硫工程技术规范》（HJ462一2009）;

《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）；

《燃煤烟气脱硫设备燃煤烟气湿法脱硫设备》GB/T19229.1。

3、主要技术设计原则

1）推荐先进、成熟的脱硫技术，脱硫系统的投运不会影响机组正常安全运行。

2）脱硫系统的设计脱硫效率满足目前国家排放标准和地方环保的要求，并考虑满足今后不断趋于严格的SO2排放标准。

3）论述是否设置GGH的现实意义及改造后烟囱防腐的方法。

4）各机组的脱硫系统相对独立，一台机组脱硫系统停运或故障不影响其他机组脱硫系统的正常运行。

5）设置公用的脱硫剂的储存、脱硫液的配制和脱水系统。

6）脱硫工程应尽可能减小对环境的影响，副产品处理设计原则以综合利用为前提，其处理应符合环境保护的长远要求，避免脱硫副产品的二次污染。

设置独立的脱水系统为外销做准备及考虑到副产品的品质较低与锅炉渣混合排弃至灰场的途径。

7）脱硫系统控制采用PLC系统，控制室设在除灰控制室，且主控制室也可以进行操作。

8）应节约能源、水和吸收剂，尽可能降低脱硫系统的投资与运行费用。

将锅炉冲渣水打入脱硫循环水池，参与中和反应降低吸收剂用量。

9）电厂运行时间按4700小时考虑，脱硫系统利用率96%以上。

10）脱硫系统设计寿命与对应的主机寿命一致。

11）应充分论证脱硫后湿烟气对于尾部烟气系统的腐蚀及脱硫系统分期建设的可能性。

四、简要工作过程

2013年3月，建设单位委托我院进行**（集团）有限责任公司热电厂脱硫项目工程可行性研究设计。

《**（集团）有限责任公司热电厂脱硫项目工程可行性研究报告》于2013年4月完成。

第二章电厂概况

一、位置交通略

二、电厂机组状况

热电厂锅炉型号为UG-130/9.8-M型锅炉2台，WGZ-130/9.8-4型锅炉2台。

项目现有主要固体废物为锅炉灰渣，排放量150kt/a。

锅炉炉渣用水力除渣方式排入厂区西南侧5.5km锁龙沟灰场。

锅炉电除尘器下灰，经气力输送至灰仓，罐车外运。

现有**灰渣场工程设计为坝前排灰，可供电厂贮灰57年，灰渣场拦渣大坝标高190.0m，容量15000km3，现已建立洒水设施。

坝体不渗漏，冲灰水全部返回复用。

灰场排洪设沉淀处理，避免带走大量悬浮物。

三、现有环保设施及主要污染物排放状况

1、现有环保设施

电厂两台UG-130/9.8-M型锅炉、一台WGZ-130/9.8-4型锅炉，对应配置三电场电除尘器装置3台，除尘效率99.6%；另一台WGZ-130/9.8-4型锅炉，配置DDW115-4型四电场电除尘器装置1台，除尘效率99.92%。

4台锅炉公用1座高120米，上口径3.5米的烟囱。

2、主要污染源和污染物

对空气环境的影响主要是电厂锅炉排烟，主要污染物是烟尘、SO2。

电厂烟囱SO2排放浓度标准状态下1174mg/Nm3。

电厂年SO2排放总量约3423.1t。

四、燃煤成分

锅炉设计燃用小青矿原煤，燃煤灰份43.27%，硫份0.23%，实际平均硫份0.42%，低位发热量11300kJ/kg。

设计煤种元素分析见表2.4-1表。

2.4-1表设计煤种元素分析表

项目

Aar

Mar

Car

Har

Oar

Nar

Sar

Vdaf

%

43.27

13.57

33.31

2.15

7

0.28

0.42

39.35

四、水源略

五、气象略

六、工程地质和地震烈度略

第三章脱硫工程建设条件

一、吸收剂供应与制备

电厂如采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺，其吸收剂为石灰石。

在现有煤质的情况下石灰石用量为1.3t/h,FGD年利用小时按4700小时计算，年石灰石用量为6.2kt。

石灰石-石膏湿法脱硫工艺对石灰石的品质要求为CaCO3含量88%以上，MgCO3含量小于2%，对反应活性也有一定要求。

作为吸收剂，在细度上要求达到250目或350目。

本工程设计采用成品石灰石粉。

调研结果表明**地区石灰石的储量、开采量、加工能力、运输条件及理化特性等方面均可满足湿法脱硫吸收剂的要求。

二、脱硫副产品的处置及综合利用条件

按燃用设计煤种（含硫率为0.42%），脱硫效率为90%，石灰石按90%计，脱硫系统石膏产量为9.8kt/a（二水石膏，含10%水，纯度81.5%）。

经脱硫循环池曝气氧化生成的石膏和烟尘等副产品混合物，根据最终利用方案有两种处置方法：

一种用抓斗放入淋灰池，后装车运走进行综合利用。

另一种将灰水混合物排入锅炉沉渣池与锅炉渣一起排至电厂灰场排弃。

三、脱硫建设场地

由于电厂建厂较早，原有锅炉尾部设施如电除尘器、引风机室、支烟道、上煤皮带廊间布置较紧凑，未预留脱硫空间。

本工程拟采用一炉两塔方案，吸收塔布置于引风机室与支烟道间9.1mx18m的空间内。

循环水池布置在1、2号炉支烟道与上煤廊间16mx40m空间内。

其他功能性房间分别布置在皮带廊下和附近地方。

并根据工程实施需要，对原有建筑进行拆除或改造。

四、脱硫系统的电、水、气条件

1、供电

本工程负荷等级为一级，脱硫装置配电电压等级380V/220V，三相四线制，控制电源为交流220V。

脱硫系统装机功率为737Kw.

2、供水

对于石灰石石膏脱硫工艺，为了避免喷嘴堵塞，保证脱硫石膏的品质，脱硫用水的悬浮物应小于200mg/L。

电厂清水池出水悬浮物含量低于100mg/L，满足工程需要。

脱硫系统补水用水量约32.8t/h，取自电厂工业用水系统。

年耗水量约15.4万吨。

3、氧化空气

脱硫系统所需的氧化用压缩空气，由脱硫系统自设罗茨风机提供。

第四章烟气脱硫工艺方案的选择

一、主要工艺参数和技术指标

FGD入口烟气量为设计煤种的计算值。

烟气粉尘含量以设计值为准。

主要工艺设计参数、主要工艺指标见表4.2-1，表4.2-2。

表4.2-1主要工艺设计参数

序号

参数

单位

1炉2塔

1

FGD处理烟气量（干、单塔）

Nm3/h

77566

2

FGD处理烟气量（总）

Nm3/h

155132

3

原烟气温度

℃

150

4

电除尘器出口粉尘含量

mg/Nm3

≤650

5

设计煤种SO2浓度（干）

mg/Nm3

1173.7

表4.2-2主要工艺指标

序号

项目名称

单位

参数

1

脱硫效率

%

≥90

2

脱硫产物氧化率

%

≥99

3

净烟气排放温度

℃

≥45

4

钙硫比

Ca/S

≤1.03

5

脱硫系统总阻力

Pa

≤1200

二、烟气脱硫工艺的选择

为了控制大气中的二氧化硫，早在19世纪人类就开始进行有关的研究，但大规模开展脱硫技术的研究和应用是从二十世纪50年代开始的。

经过多年研究目前已开发出的200余种SO2控制技术。

这些技术按脱硫工艺与燃烧的结合点可分为：

①燃烧前脱硫（如洗煤、微生物脱硫）；②燃烧中脱硫（工业型煤固硫、炉内喷钙）；③燃烧后脱硫，即烟气脱硫（FlueGasDesulfurization,简称FGD）。

FGD是目前世界上唯一大规模商业化应用的脱硫方式，是控制酸雨和二氧化硫污染的最主要技术手段。

烟气脱硫技术主要利用各种碱性的吸收剂或吸附剂捕集烟气中的二氧化硫，将之转化为稳定且易机械分离的硫化合物或单质硫，从而达到脱硫的目的。

FGD的方法按脱硫剂和脱硫产物含水量的多少可分为两类：

①湿法，即采用液体吸收剂如水或碱性溶液（或浆液）等洗涤以去二氧化硫；②干法，用粉状或粒状吸收剂、吸附剂或催化剂以除去二氧化硫。

按脱硫产物是否回用可分为回收法和抛弃法。

按照吸收二氧化硫后吸收剂的处理方式可以分为再生法和非再生法（抛弃法）。

1、目前工业化的主要技术有：

1）、湿式石灰/石灰石-石膏法：

该法用石灰或石灰石的浆液吸收烟气中的SO2，生成半水亚硫酸钙或再氧化成石膏。

其技术成熟程度高，脱硫效率稳定，达95%以上，是目前国内外大电厂（200MW以上机组）应用的主要方法。

2）、喷雾干燥法该法是采用石灰乳作为吸收剂喷入脱硫塔内，经脱硫及干燥后为粉状脱硫渣排出，属于干法脱硫，脱硫效率85%左右，投资比湿式石灰石-石膏法低，目前主要应用在美国。

3）吸收再生法主要有氨法、氧化钙法、双碱法、W-L法。

脱硫效率可达95%左右，技术较成熟。

4）炉内喷钙-增湿活化脱硫法该法是一种将粉状钙质脱硫剂（石灰石）直接喷入燃烧炉炉膛的脱硫技术，适用于中、低硫煤锅炉，脱硫效率约85%。

脱硫工艺比较见下表4.2-1。

表4.2-1脱硫工艺比较

项目

石灰石-

石膏工艺

喷雾干燥法

炉内喷钙

+尾部增湿

氧化镁法

双模纳法湿

适用煤种

不限

中低硫煤

中低硫煤

中低硫煤

不限

单机应

用规模

≥200MW

≥100MW

≤200MW

≤200MW

≤200MW

脱硫率

95%以上

75-85%

65-80%

90%以上

95%以上

吸收剂

石灰石/石灰

石灰

石灰石/石灰

氧化镁

氢氧化钠、碳酸钠等

吸收剂

利用率

95%以上

90%

约40%

90%以上

90%以上

副产物

石膏

亚硫酸钙

亚硫酸钙

硫酸镁

亚硫酸纳/硫酸纳

副产物处置

利用

抛弃

抛弃

回收

抛弃

废水

少量

无

无

有

少量

占地面积

大

中

小

中

小

2、本项目设计选用石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺。

三、是否设置GGH的比较

脱硫后湿烟气排放有两种方式，其一为在脱硫系统中加气气换热器（GGH），利用脱硫前烟气的热能提高净烟气温度到酸露点以上（80℃）然后通过原烟囱排放。

另一种方式是不设GGH，对原有烟囱进行防腐处理，然后直接排放湿烟气。

据初步推算目前国内火电厂石灰石－石膏湿法烟气脱硫系统采用烟气－烟气再热器（GGH）的约占80%以上。

若按每年新增石灰石－石膏湿法烟气脱硫系统容量30,000MW计算，安装GGH的直接设备费用就达10亿元左右。

因安装GGH而增加的增压风机提高压力、控制系统增加的控制点数、烟道长度增加和GGH支架及相应的建筑安装费用等，其总和约占石灰石－石膏湿法烟气脱硫系统总投资的15%左右。

GGH装置是蓄热加热工艺的一种，该设备通过蓄热原件连续循环地穿过未脱硫的原烟气区域和已脱硫的净烟气区域实现热交换。

GGH的蓄热原件进入原烟气区域，吸收烟气中的显热，降低原烟气温度。

离开原烟气区域后，蓄热原件进入到净烟气区域，释放出显热，提高烟气温度，然后返回到原烟气区域。

1、设置GGH的特点

1）提高排烟温度和抬升高度

经湿法脱硫后的烟气，温度一般在40~50℃之间。

设置GGH后可以将湿法脱硫后的排烟温度升高至80℃左右，从而提高烟气烟囱排放时的抬升高度。

2）降低污染物的落地浓度

因为烟气抬升高度的上升，使SO2、氮氧化物（NOx）等污染物的落地浓度降低，从而减轻对环境的污染。

3）降低烟羽可见度

由于湿法脱硫后的烟气湿度处于饱和状态，在环境温度较低时通过烟囱排放，烟气中水蒸汽会凝结并形成白色的烟羽。

而安装GGH后由于烟温的提升，也使烟囱冒白烟的问题在一定程度上得以减轻。

4）避免烟囱降落液及减轻烟囱腐蚀

处于饱和状态的烟气的排放过程中，随着烟温的逐渐降低，烟气易于冷凝结露并在潮湿环境下产生腐蚀的水液液体。

这些水液液体依附于烟囱内壁侧壁流下，对烟囱造成严重腐蚀。

GGH装置可以提高经脱硫处理后排放的烟气温度，从而减缓由于烟气冷凝结露产生的腐蚀性水液液体，同时减轻了烟囱腐蚀。

5）工艺耗水量降低

原烟气经过GGH后，可降温约30℃左右。

从而使进入吸收塔的烟气降温至烟气反应最佳温度，需蒸发较少的水量即可满足。

相较于不设置GGH，可节约水量约30%。

6）其进入脱硫塔的温度降至100℃左右，更有利于提高脱硫效率，同时减少了对脱硫塔内防腐材料及设备的热影响。

7）GGH在运行过程和停机后需要用压缩空气、蒸汽或高压水进行冲洗，以去除换热元件上的积灰和酸沉积物。

因此需要提供相应的压缩空气、冲洗水和蒸汽。

GGH冲洗后的废水含有很强的腐蚀性，必须进行专门的处理之后才能排放。

8）由于原烟气在GGH中由150℃左右降低到酸露点以下的80℃，因此在GGH的热侧会产生大量的粘稠的浓酸液。

这些酸液不但对GGH的换热元件和壳体有很强的腐蚀作用，而且会粘附大量烟气中的飞灰。

另外，穿过除雾器的微小浆液液滴在换热元件的表面上蒸发之后，也会形成固体的结垢物。

上述这些固体物会堵塞换热元件的通道，进一步增加GGH的压降。

国内已有电厂由于GGH粘污严重而造成增压风机振动过大的前鉴。

2、不设GGH的特点

1）投资省

由于减少GGH设备本体以及由此而带来的包括：

烟道、支架、吹扫和冲洗水等系统的配套，脱硫投资可节省。

2）运行能耗减低

由于减少了GGH驱动电机及密封和低泄露风机功率大约20kw。

增压风机的轴功率由于脱硫烟气阻力降低等，大约可以省略100kw。

3）系统简单、占地少

有利于总体布局，减少占地面积，炉后布置可优化，烟道和设备布置更为简洁合理，安装和维修通道及空间大，施工场地增加，施工安装更方便。

4）不设置GGH设备，会导致原烟气进入脱硫塔前，为保护塔内设施必须进行冷却降温从而系统的水耗增加；烟气离开烟囱出口时可能形成冷凝水滴，形成所谓的烟囱雨及酸雨降落，破坏生态及周边生活环境。

3、设置GGH方案与不设GGH方案的技术比较

针对本项目的运行特点，设置GGH与不设置GGH技术方案综合性能比较如下表4.3-1。

表4.3-1设置GGH方案与不设GGH方案的技术比较表

序号

项目

设置GGH

不设置GGH

备注

1

排烟温度℃

80

47-51

2

耗水量，t/h

低

12.1

4套量

3

烟气泄漏率

0.5-1.5

无泄漏

4

装置布置

较复杂

较简单

5

烟道长度及支架

比不设GGH钢材重约35%

较短

6

净烟气腐蚀

较弱

强

7

运行实例

相对较多

相对较少

8

运行可靠性

故障点增加，会发生堵灰

由于无GGH，故障率低

4、设置GGH方案与不设GGH方案的综合经济指标比较

对设置GGH与不设GGH两个方案的设备投资费用、年运行维护费用等综合指标比较见下表4.3-2。

表4.3-2设置GGH与不设GGH方案综合指标比较表

序号

经济指标（万元）

设置GGH

不设置GGH

备注

1

GGH投资

+210

基础价格

2

烟囱防腐投资

基础价格

+228

3

烟道投资

+50

基础价格

4

GGH支架

+36

基础价格

5

厂用电增加

+12

基础价格

6

水耗

基础价格

+19

7

蒸汽耗量

+2

基础价格

8

维护费用

+10

+5

9

万元

310

251

5、设置GGH方案与不设GGH方案初步结论

从上表可知，有GGH装置，投资费用将近310万元；不设置GGH装置，其投资在251万左右。

有GGH的投资高。

从设备运行费用来看，设置GGH与不设GGH运行费用接近，因此，从经济指标角度考虑，不设置GGH有显著的技术经济优势。

但是，通过了解未安装GGH，脱硫后净烟气温度偏低（50摄氏度左右），造成烟气抬升力的减弱，烟囱排烟在环境湿度大时会发生飘浆，亦容易引起当地NOx落地浓度超标，对电厂周边的环境可能有影响。

并且由于净烟气温度偏低湿度大，对下游设备腐蚀比较严重，烟囱进行防腐处理后，由于受到烟囱防腐材料时效性的限制，第4-5年必须对整个烟囱防腐层进行大面积维护。

烟囱飘浆等环境污染问题及烟囱的防腐周期会对电厂正常生产造成一定不利影响。

本可研采用不设置GGH方案。

四、烟囱防腐

1、烟囱防腐设计时应考虑以下几方面的因素：

1）技术可行性，满足复杂化学环境下的防腐要求；

2）经济合理，较低的建筑成本，一次性投资费用要低；

3）施工容易进行速度快，周期短；

4）运行维护费用低，并且方便检修。

需注意的是，用材的选择不仅应考虑初期成本，还应考虑装置的可靠运行周期（即大修周期）和总使用寿命等相关问题，以便作出经济上的合理决定。

目前湿法脱硫后的烟囱防腐主要有三类形式，第一类采用耐腐蚀的轻质隔热的制品粘贴，隔绝烟气和烟囱筒接触，如玻化陶瓷砖内衬；第二类贴衬薄板，采用耐腐蚀的金属合金薄板作内衬，内衬材料包括钛板、镍基合金板或铁-镍基耐蚀合金板；第三类采用耐酸耐热混凝土和玻璃鳞片涂层等防酸腐蚀涂料。

2、电厂烟囱情况

烟囱高度120m，出口内径3.5m。

3、脱硫前后湿烟囱运行情况见表4.4-1。

表4.4-1脱硫前后烟囱运行情况表

序号

烟囱入口参数

单位

目前电厂烟囱

脱硫后电厂烟囱

1

烟气

℃

135

50

2

烟气量

m3/h

891712

780023

3

烟囱出口流速

m/s

25.8

22.5

4

设计烟囱出口限值

m/s

24

16

4方案设计

鉴于电厂烟囱的结构特点，要求所使用的防腐方案必须能够满足烟囱内部温度的变化，具有抗热冲击，耐酸腐蚀，防水，良好的抗渗透性、柔韧性，抗弯和抗压强度等各方面的适应能力，同时防腐层也必须与烟囱结构具备良好的粘结能力。

初步确定采用轻质玻化陶瓷砖和TC-I型耐温耐酸胶黏剂材料作为主要材料。

轻质玻化陶瓷砖具有耐腐蚀和保温的双重性能，使原来的烟囱内衬和保温层结构合二为一。

轻质玻化陶瓷砖由专用的TC-I型耐温耐酸胶黏剂材料直接粘贴于烟筒内表面，并且由粘合材料对玻化砖间的缝隙勾缝。

阻断了烟气对烟囱内筒结构的腐蚀。

轻质玻化陶瓷砖在化学环境与温度大幅度变化的情况下，都具有防腐能力。

轻质玻化陶瓷砖具有耐酸腐蚀、高绝热性、耐高温、低热膨胀系数、安装简便等特性。

5、烟囱防腐工期总投资

采用轻质玻化陶瓷砖和TC-I型耐温酸胶黏剂材料的综合单价在1000-1200元/m2。

经初步估算，烟囱改造防腐面积约1900m2，烟囱防腐总投资在190-228万元。

第五章石灰石-石膏湿法烟气脱硫工程设想

一、脱硫工程总体布置

石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺主要包括吸收剂制备和供应、烟气系统、二氧化硫吸收反应系统、脱硫液氧化循环、副产品的脱水以及电气、控制系统。

其中二氧化硫吸收反应系统是脱硫工程的核心。

本次设计考虑脱硫场地等原因采用1炉2塔形式。

由于原电厂无脱硫设施，所以，脱硫工艺系统的设施都要新建。

二、脱硫系统物料衡算

原烟气温度按150℃计，单台锅炉脱硫系统烟气进出烟气参数见表5.2-1、单台锅炉脱硫系统水平衡见表5.2-2。

5.2-1单台锅炉脱硫系统的烟气平衡表

序号

状态参数

吸收塔进口

吸收塔出口

1

温度，℃

150

50

2

压力，Pa

3

体积流量

干态，Nm3/h

105645

105645

湿态，Nm3/h

150266

运行湿态，m3/h

202806

4

含水量，%（Vol）

10

5

SO2浓度，mg/Nm3

1174

117.4

6

含尘量mg/Nm3

650

29.9

5.2-2单台锅炉脱硫系统水平衡表

序号

物料名称

单位

数据

1

总工艺用水量

t/h

~8.2

2

蒸发水量（出）

t/h

5.2

3

石膏带水10%（出）

t/h

0.3

4

石膏结晶水量（出）

t/h

0.5

5

脱硫废水排放量（出）

t/h

0.9

6

制浆用水（进）

t/h

1

7

除雾器等冲洗用水（进）

t/h

1

8

冷却水损耗、生活用水等

t/h

1

三、脱硫工艺系统介绍

1、吸收剂供应系统

当脱硫效率为90%，燃煤含硫量为0.42%的设计煤种时，石灰石纯度按90%计，脱硫系统石灰石耗量为1.32t/h。

电厂设石灰石粉仓90m3一座。

可以满足4台炉约90小时用量。

2、烟气系统

原烟气从锅炉引风机出口引出，先经喷水降温到约100℃左右，进入脱硫塔。

在塔内经过一系列物化反应，出口净烟气经烟囱排入大气。

3、SO2吸收塔

SO2吸收塔采用超强湍流传质脱硫塔。

1）超强湍流传质塔除尘脱硫的原理

超强湍流传质是一种有别于现有FGD湿法分离机理的崭新概念——建立了超强湍流传质场，在超强湍流传质场中，参与传质的气、液、固都处于分散状态。

即多相物料在超强湍流传质场中，都处于分散状态，多相分散的基元互相撞击、凝并，实现基元细化，大大提高相间的接触面积——气、液、固比表面积，同时，基元间实现高速的表面更新，保持稳定高速的传质，特别是在超强湍流传质场中，存在化学