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1、10申请公布号CN102343209A43申请公布日20120208CN102343209ACN102343209A21申请号201110293740522申请日20110928B01D53/78200601B01D53/5020060171申请人西安交通大学地址710049陕西省西安市咸宁西路28号申请人张家港市江南锅炉压力容器有限公司72发明人王树众李晖艳王龙飞张建东74专利代理机构西安通大专利代理有限责任公司61200代理人朱海临54发明名称应用锅炉排污水的烟气海水脱硫系统57摘要本发明公开了一种应用锅炉排污水的烟气海水脱硫系统，其特征在于，设有预冷却器实现脱硫前烟气温度的降低，利用管壳。
2、式热交换器，使锅炉排污水与脱硫后烟气进行热量交换，从而提高脱硫后烟气温度，减轻后续设备的腐蚀，同时降低排污水的温度，温度降低的锅炉排污水与海水混合，可以提高吸收液的碱性，从而增加脱硫效率；通过设置预曝汽池和采用深度曝气方式提高脱硫后海水和锅炉排污水的水质，减少了曝气池占地面积，从而降低了投资费用。本发明系统集烟气脱硫、水质恢复以及锅炉排污水利用于一体，对提高滨海电厂的环保经济性具有重要的应用价值。51INTCL19中华人民共和国国家知识产权局12发明专利申请权利要求书1页说明书4页附图1页CN102343227A1/1页21一种应用锅炉排污水的烟气海水脱硫系统，包括吸收塔、曝气池、与曝气池出口。
3、相通的排水池，其特征在于，所述吸收塔底部进口端与一个预冷却器的出口端连接，该预冷却器的进口端与锅炉含硫烟气连通，吸收塔底部设置有一个预曝气池，预曝气池的出口端与一个混合池连接，该混合池的出口与曝气池的进口相通，吸收塔的喷淋入口端母管与一个泵吸池的出口连通；泵吸池的出口还连接混合池，泵吸池的入口与配水井的出口连通，配水井的入口连通海水；吸收塔顶端脱硫烟气出口连通一个管壳式热交换器壳侧的入口，管壳式热交换器壳侧的出口排出干净的烟气通过湿烟囱排放，管壳式热交换器管侧的入口端连接装有锅炉排污水的沉淀池，出口端连接吸收塔的喷淋入口端母管。2如权利要求1所述的应用锅炉排污水的烟气海水脱硫系统，其特征在于，。
4、所述的沉淀池与二级排污扩容器连通，二级排污扩容器与一级排污扩容器连通，一级排污扩容器与锅炉汽包的连排排污管相通。3如权利要求1所述的应用锅炉排污水的烟气海水脱硫系统，其特征在于，在吸收塔底部进口端与预冷却器出口端连接的管路上设置有SO2第一测点；在吸收塔顶端脱硫烟气出口与管壳式热交换器壳侧入口连通的管路上设置SO2第二测点；在管壳式热交换器壳侧出口与湿烟囱连通的管路上设置有SO2第三测点。权利要求书CN102343209ACN102343227A1/4页3应用锅炉排污水的烟气海水脱硫系统技术领域0001本发明属于环境保护技术，涉及一种烟气海水脱硫系统，特别涉及一种应用锅炉排污水的烟气海水脱硫系。
5、统。背景技术0002烟气海水脱硫主要是利用海水的天然碱度吸收SO2，由于在沿海火力发电厂应用时，可以直接利用工艺冷却水，因而也成为对自然资源综合利用的典型工艺，海水脱硫工艺具有以下优点00031被吸收的二氧化硫转化成海水中的天然组分硫酸盐，吸收二氧化硫后的海水经处理符合环境要求后排入大海，不产生固体废弃物；00042系统不产生结垢和堵塞等问题，系统利用率高；00053以海水作为吸收剂，节约淡水资源，对于采用海水冷却的发电厂，可直接将凝汽器下游循环水引入脱硫装置，无须专门建设取水设施，降低装置建设投资；00064投资和运行费用较低，通常比湿法石灰石石膏FGD烟气脱硫FLUEGASDESULFUR。
6、IZATION技术低1/3以上。0007虽然烟气海水脱硫技术有很多优势，但是工程实践证明，仍有若干关键技术问题需要解决，主要表现在以下几个方面00081海水脱硫主要是利用海水的天然碱性进行脱硫，因此适用煤种范围较窄，主要适用于中、低硫煤，因此在处理高含硫烟气时，效率不高，同时，为了达到一定的排水要求，需要设置海水水质恢复装置，一般来说，海水水质恢复装置占地面积较大。00092在实际工程应用中，为了使脱硫效果更好，常采用海水和烟气逆流式接触，且由于海水温度较低，会使脱硫后烟气温度偏低，对后续设备造成腐蚀。00103目前大型海水脱硫系统中，常采用回转式GGH气气换热器来提高脱硫后的烟气温度，但是回。
7、转式换热器存在较大的漏风系数，影响脱硫效率，研究表明，不设置GGH带来的经济效益更高，但是考虑到脱硫后烟气温度低，容易造成后续设备的腐蚀，同时也不利于烟气的排空，因此如何在不使用GGH的前提下提高烟气温度成为烟气海水脱硫技术的关键点。发明内容0011本发明的目的是解决烟气海水脱硫系统现存的脱硫后烟气温度低，容易造成后续设备腐蚀、同时不利于烟气的排空问题，提供一种应用锅炉排污水的烟气海水脱硫系统。0012为达到以上目的，本发明是采取如下技术方案予以实现的0013一种应用锅炉排污水的烟气海水脱硫系统，包括吸收塔、曝气池、与曝气池出口相通的排水池，其特征在于，所述吸收塔底部进口端与一个预冷却器的出口。
8、端连接，该预冷却器的进口端与锅炉含硫烟气连通，吸收塔底部设置有一个预曝气池，预曝气池的出口端与一个混合池连接，该混合池的出口与曝气池的进口相通，吸收塔的喷淋入口端母管与一个说明书CN102343209ACN102343227A2/4页4泵吸池的出口连通；泵吸池的出口还连接混合池，泵吸池的入口与配水井的出口连通，配水井的入口连通海水；吸收塔顶端脱硫烟气出口连通一个管壳式热交换器壳侧的入口，管壳式热交换器壳侧的出口排出干净的烟气通过湿烟囱排放，管壳式热交换器管侧的入口端连接装有锅炉排污水的沉淀池，出口端连接吸收塔的喷淋入口端母管。0014上述系统中，所述的沉淀池与二级排污扩容器连通，二级排污扩容器。
9、与一级排污扩容器连通，一级排污扩容器与锅炉汽包的连排排污管相通。0015在吸收塔底部进口端与预冷却器出口端连接的管路上设置有SO2第一测点；在吸收塔顶端脱硫烟气出口与管壳式热交换器壳侧入口连通的管路上设置SO2第二测点；在管壳式热交换器壳侧出口与湿烟囱连通的管路上设置有SO2第三测点。0016与现有烟气海水脱硫系统相比，本发明的优点是00171、本发明不设置GGH，减少了漏风系数，提高了脱硫效率，且降低了经济成本。由于较低的吸收温度有利于二氧化硫吸收，因此系统中主要通过由扩充的圆形管道外加喷淋装置冷却进入吸收塔前的烟气；通过管壳式热交换器，使二次扩容后的锅炉排污水加热脱硫后的烟气，可以提高烟气。
10、的温度，从而减轻对后续设备的腐蚀，同时锅炉排污水温度的降低也有利于吸收塔中对二氧化硫的吸收。00182、本发明的锅炉排污水通过管壳式热交换器换热后，温度降低，添加到海水中，可以增加海水的天然碱性，从而可以用于处理高硫煤种的烟气脱硫，脱硫效率也相应提高。00193、本发明系统中，为了减轻后续曝气系统的负担，在吸收塔底部设置了预曝汽池，而在后续曝气池中，采用深度曝气，并增加曝气时间，从而水质恢复更理想，在深度曝气的同时，也减少了曝气系统的占地面积，因此减少了基建成本。00204、本发明系统中，充分利用了二次扩容后锅炉排污水的碱性以及较高热值，在一定程度上体现了节能减排的理念。附图说明0021下面结。
11、合附图和具体实施方式对本发明做进一步详细说明。0022图1是本发明系统的结构示意图。其中1、湿烟囱，2、旁路挡板，3、FGD入口挡板，4、FGD出口挡板，5、预冷却器，6、吸收塔，7、除雾器，8、预曝汽池，9、氧化风机，10、热交换器，11、沉淀池，12、二级排污扩容器，13、一级排污扩容器，14、锅炉汽包，15、配水井，16、转子流量计，17、曝气风机，18、海水增压泵，19、泵吸池，20、混合池，21曝汽池，22排水池，23、阀门，24、海水，25、海水旁路，26、至高压加热器，27、至除氧器，28、工艺清洗水，29、锅炉排污水，30、工业水，31、除尘后的烟气，C1、SO2第一测点，C2。
12、、SO2第二测点，C3、SO2第三测点。0023图1中的仪表代码含义见表1。0024表10025代码代码意义代码代码意义PT压力测点TT温度测点具体实施方式说明书CN102343209ACN102343227A3/4页50026参照图1所示，应用锅炉排污水的烟气海水脱硫系统中设备连接方式如下0027FGD入口挡板3与预冷却器5的底端相连，预冷却器5的顶端与吸收塔6的底端连通，吸收塔6的顶端与热交换器10的壳侧入口端相连通，热交换器10的壳侧出口端与FGD出口挡板4的入口端连通，FGD出口挡板4的出口端与湿烟囱1连接。0028热交换器10的管侧入口端与装有锅炉排污水的沉淀池11相连通，热交换器1。
13、0的管侧出口端与吸收塔6的喷淋入口端的母管连通，该母管中汇集了来自热交换器10管侧出口端的锅炉排污水以及来自海水增压泵18出口端的海水。0029吸收塔6的喷淋入口端与海水增压泵18的出口端相连，吸收塔底部设置有一个带有氧化风机9的预曝气池8，设置预曝气池可以减轻后续曝气设备的负担，从而减小占地面积。预曝气池8的出口端与混合池20连接，吸收二氧化硫后的海水通过预曝汽池处理后送入混合池。混合池的出口与曝气池21相通，曝气池21出口与排水池22相通，曝气池处理后的海水达标后经过排水池排放。海水增压泵18的入口端与泵吸池19相连接，泵吸池与配水井15的出口端经阀门23连通，配水井15的入口端与凝汽器来。
14、的海水相通。0030曝气风机17的出口端与转子流量计16的入口端连通，转子流量计16的出口端与曝气池21底部相连通。曝气池采用深度曝气方式，同时为了提高水质，增加了曝气时间，0031沉淀池11与二级排污扩容器12连通，二级排污扩容器12与一级排污扩容器13连通，一级排污扩容器13与锅炉汽包14的连排排污管相通。0032旁路挡板2的入口端与FGD入口挡板3的入口端连通，旁路挡板2的出口端与FGD出口挡板4的出口端连通。0033在吸收塔底部进口端与预冷却器出口端连接的管路上设置有SO2第一测点C1；在吸收塔顶端脱硫烟气出口与管壳式热交换器壳侧入口连通的管路上设置SO2第二测点C2；在管壳式热交换器。
15、壳侧出口与湿烟囱连通的管路上设置有SO2第三测点C3。通过测点C1和C2可以监测烟气脱硫的效果，通过对测点C2和C3的观察可以监测管路是否发生了低温腐蚀。0034在整个系统中没有设置GGH，而是通过预冷却器降低脱硫前烟气温度，利用锅炉排污水加热脱硫后烟气温度。0035图1所示应用锅炉排污水的烟气海水脱硫系统的工作原理如下00361除尘后的烟气31经过FGD入口挡板3后，送入预冷却器5，在预冷却器中与工业水30进行热量交换，将温度降至90后，再送往吸收塔6的底端，在吸收塔6中与喷淋管中的海水和锅炉排污水的混合液进行逆流吸收后，经过除雾器7除去雾滴后再送往热交换器10的壳侧入口端此时烟气温度较低在。
16、热交换器10中与经过二次扩容后且沉淀处理后的锅炉排污水进行热量的交换，将温度升高后，经过FGD出口挡板4，排往湿烟囱1，整个过程中，设有四个温度监控点、四个压力监控点和三个SO2浓度测点C1、C2、C3。00372锅炉汽包14的连排排污管出来的锅炉排污水，先经过一级排污扩容器13的排污扩容后，再送往二级排污扩容器12，其中扩容工质的回收率为30，经过二次扩容后的锅炉排污水经沉淀池11处理后，再送往热交换器10的管侧入口端。00383在热交换器10中与烟气换热后的锅炉排污水，温度由104降至55，并经热交换器10的管侧出口端进入吸收塔6的喷淋入口端，在喷淋入口端与来自海水增压泵18的海水混合后，。
17、送入喷淋层与烟气逆流接触进行二氧化硫的吸收。说明书CN102343209ACN102343227A4/4页600394来自凝汽器的海水送入泵吸池19后，经海水增压泵18送往吸收塔6的喷淋入口端与锅炉排污水混合后，与烟气进行逆流吸收，吸收完成后的海水和锅炉排污水的混合液在吸收塔6底部的预曝汽池8中先进行预曝气处理，目的是减轻后续曝气系统的负担，同时又能减少占地面积。经过预曝气处理后的海水和锅炉排污水的混合液PH值以及DO值溶解氧DISSOLVEDOXYGEN有所上升，而COD值化学需氧量CHEMICALOXYGENDEMAND有所下降，此时再送往曝气系统中的混合池20，在混合池中，脱硫后的海水和。
18、锅炉排污水的混合液先与大量的新鲜海水混合，此时也有利于PH值的上升，经过混合池后，送往曝气池中进行深度曝气处理，主要是通过曝气风机17将空气通过曝气池底部的空气分配管以及喷嘴送入曝气池21中进行曝气氧化，当水质达到国家规定的污染物排放标准后再通过排水池排入大海。0040本发明系统与传统的大型海水脱硫系统不同的是，没有设置GGH，从而降低了漏风系数，并减少了安装维修等费用，而脱硫前烟气温度的降低通过低成本的预冷却器5来实现，脱硫后烟气温度的升高则是由设置的热交换器10来实现，通过这种系统的布置，不仅减少了海水脱硫系统的占地面积，而且还降低了运行成本。0041本发明系统充分利用了二次扩容后锅炉排污。
19、水的较高热值以及碱性，在一定程度上体现了节能减排的宗旨。首先通过热交换器10使锅炉排污水和脱硫后的烟气进行热量的交换，一方面提高了脱硫后烟气的温度，从而减轻了由于烟气温度低带来的后续设备的防腐负担，通过计算至少可以减少50万元的防腐费用；另一方面，锅炉排污水在与烟气进行热量交换后，自身温度也降低至55，而工程实践证明，较低的吸收液温度有利于烟气中二氧化硫的吸收，因此通过对锅炉排污水热量的利用，可以带来明显的经济效益。0042本发明系统中，锅炉排污水在经过热交换器10后，温度降低，将温度低的锅炉排污水引至吸收塔6的喷淋入口端，与海水进行混合后对烟气脱硫，由于二次扩容后的锅炉排污水的PH值可以达到。
20、1014，比海水的PH值高，因此，在海水中加入锅炉排污水后，可以提高海水的碱性，从而使得海水可以适用于高硫煤种的烟气脱硫。0043本发明系统中，为了减轻后续曝气系统的负担，在吸收塔6的底部设置了预曝汽池8，而在后续曝气池中，采用深度曝气，并增加曝气时间，从而水质恢复更理想，在深度曝气的同时，也减少了曝气系统的占地面积，因此减少了基建成本。0044本发明系统中预冷却器5主要是由一段扩充的圆形烟道构成，烟道上方设有喷嘴，烟气经过圆形烟道时，工业水通过喷嘴喷入，与烟气进行热量的交换，从而降低进入吸收塔6前的烟气温度，更有利于二氧化硫吸收反应的进行。0045本发明系统还设置了旁路系统，目的是防止系统不能正常工作时，可以通过旁路系统将烟气排出。0046本发明系统中海水来自于电厂自身的凝汽器用工艺冷却水，因而也成为对自然资源综合利用的典型工艺。说明书CN102343209ACN102343227A1/1页7图1说明书附图CN102343209A。