CN110559804A - 烟气脱硫再生一体塔及烟气脱硫方法 - Google Patents

烟气脱硫再生一体塔及烟气脱硫方法 Download PDF

Info

Publication number
CN110559804A
CN110559804A CN201810569689.8A CN201810569689A CN110559804A CN 110559804 A CN110559804 A CN 110559804A CN 201810569689 A CN201810569689 A CN 201810569689A CN 110559804 A CN110559804 A CN 110559804A
Authority
CN
China
Prior art keywords
area
flue gas
zone
liquid
absorption liquid
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Granted
Application number
CN201810569689.8A
Other languages
English (en)
Other versions
CN110559804B (zh
Inventor
刘忠生
李磊
李欣
王明星
王昊辰
韩天竹
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Sinopec Dalian Petrochemical Research Institute Co ltd
China Petroleum and Chemical Corp
Original Assignee
China Petrochemical Corp
Sinopec Dalian Research Institute of Petroleum and Petrochemicals
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by China Petrochemical Corp, Sinopec Dalian Research Institute of Petroleum and Petrochemicals filed Critical China Petrochemical Corp
Priority to CN201810569689.8A priority Critical patent/CN110559804B/zh
Publication of CN110559804A publication Critical patent/CN110559804A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN110559804B publication Critical patent/CN110559804B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Classifications

    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/002—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by condensation
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
    • B01D53/1406—Multiple stage absorption
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
    • B01D53/1425—Regeneration of liquid absorbents
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
    • B01D53/1456—Removing acid components
    • B01D53/1481—Removing sulfur dioxide or sulfur trioxide
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
    • B01D53/18—Absorbing units; Liquid distributors therefor
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/80—Water
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2258/00—Sources of waste gases
    • B01D2258/02—Other waste gases
    • B01D2258/0283—Flue gases

Abstract

本发明公开了烟气脱硫再生一体塔及烟气脱硫方法。烟气脱硫再生一体塔，包含烟气排放区、除雾区、二级喷淋区、持液槽区、一级喷淋区、急冷降温区和吸收液再生区；吸收液再生区通过竖直隔板I、隔板II及隔板III从左到右依次分隔为预热区、汽提区及集液区，预热区与一级喷淋区连通，隔板I底部开口使预热区与汽提区连通，隔板II的高度低于隔板I的高度，汽提区与集液区通过隔板II上部的空间连通，汽提区和集液区顶部通过隔板III将汽提区和集液区与喷淋区完全隔开；预热区设置换热管组，烟气由换热管组进入塔内；设置烟气排放区的烟囱顶部设置外套筒。本发明实现了烟气中SO2回收利用及深度除雾，工艺流程短、设备少、操作费用低，具有广阔的应用前景。

Description

烟气脱硫再生一体塔及烟气脱硫方法
技术领域
本发明属于工业废气净化领域，涉及一种烟气脱硫再生一体塔及烟气脱硫方法。
背景技术
众所周知，二氧化硫是空气的主要污染物之一，更是造成酸雨的“罪魁祸首”。根据我国环境保护部公布的《2016年环境公报》，我国747个城市（区、县）开展了降水监测，酸雨城市比例为19.8%，酸雨频率平均为17.2%，酸雨区面积约69万平方千米，占国土年级的7.2%，较重酸雨区和重酸雨区面积占国土面积的比例分别为1.0%和0.03%，酸雨类型总体类型仍为硫酸型，酸雨污染主要分布在长江以南-云贵高原以东地区。
环境污染日益严重，雾霾事件频发，国家对环保的重视程度也越来越高，近年来出台了一系列环境保护的法律法规、国家标准及管理办法。GB13271-2014《锅炉大气污染物排放标准》规定：新建的燃煤锅炉、燃油锅炉、燃气锅炉排放烟气SO2浓度限值分别为300、200、50mg/Nm3，重点地区的燃煤锅炉、燃油锅炉、燃气锅炉排放烟气SO2浓度限值分别为200、100、50mg/Nm3。GB 13223-2011 《火电厂大气污染物排放标准》规定：新建燃煤锅炉烟气的SO2≯100mg/Nm3，重点地区燃煤锅炉SO2≯50mg/Nm3。《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》（环发[2015]164号）中规定燃煤电厂烟气超低排放指标为： SO2≯35mg/Nm3。GB31570-2015《石油炼制工业污染物排放标准》规定：催化裂化催化剂再生烟气，SO2≯100mg/Nm3，重点地区SO2≯50mg/Nm3。
烟气二氧化硫的净化技术分为干法、半干法和湿法三种。湿法脱硫具有脱硫率高、装置运行可靠、操作简单等优点，因而世界各国现有的烟气脱硫技术主要以湿法脱硫为主。传统的湿法脱硫技术主要有石灰石-石膏法、氨法脱硫、钠碱法脱硫等。石灰石-石膏法运行可靠性高，应用较广，但基建投资大，容易结垢堵塞管道，运行成本高，副产物为低品位的石膏，回收和利用的价值低；氨法脱硫可用于生产高附加值的农业化肥，但吸收剂氨价格昂贵，运行成本高，且存在氨逃逸造成二次污染；钠碱法脱硫国内应用最多的是贝尔格的EDV技术及中石化的湍冲文丘里湿法除尘钠法脱硫技术，但该脱硫方法存在的主要问题是碱液消耗量大、排放的高浓度含盐污水难以处理，直排会对水体生态环境造成影响，若结晶回收高纯度亚硫酸钠则需大量消耗蒸汽，造成能耗和处理成本大幅攀升。
可再生烟气脱硫技术具有回收烟气中SO2、吸收剂再生循环利用等优点，从清洁生产和循环经济的角度出发，可再生烟气脱硫技术将会成为未来发展的趋势。该技术的原理是利用吸收剂吸收烟气中的SO2，形成富含SO2的富吸收液，然后将富吸收液加热进行再生，释放出高浓度的SO2用于生产硫磺等高附加值的产品，再生后的吸收剂循环使用。
可再生烟气脱硫技术所使用的吸收剂分为有机溶剂和无机溶剂两大类。加拿大Cansolv工艺采用有机胺溶剂作为烟气脱硫吸收剂；美国Bleco公司的Labsorb工艺采用磷酸盐作为烟气脱硫吸收剂；CN200910237877.1公开了一种离子液体作为烟气脱硫吸收剂；CN201210449283.9公开了一种二胺类化合物作为主体的可再生烟气脱硫吸收剂；CN201410134925.5公开了一种有机胺盐水溶液作为烟气脱硫吸收剂；CN201510654174.4公开了一种脱硫工艺，采用柠檬酸盐缓冲液、磷酸盐缓冲液、有机胺缓冲液中的一种或多种作为烟气脱硫溶剂；CN2008102097345公开了一种使用亚硫酸钠作为可再生烟气脱硫吸收剂的方法。
由于大部分燃煤锅炉及催化裂化装置按照以前的旧标准进行建设，在建设时未考虑到烟气需进一步深度脱硫，因而在建设时没有给烟气脱硫改造留出足够的建设用地，均需在现有有限的区域内新建烟气脱硫装置或对旧装置进行改造。上述可再生烟气脱硫技术均需单独设置解析塔/再生塔/分解塔，以使富吸收剂再生，流程较长，设备较多，占地面积较大，严重制约着除尘脱硫装置的建设和升级改造，部分装置和燃煤锅炉因为缺乏足够的空间无法升级改造，导致烟气排放指标无法满足现行国家标准被迫停工或拆毁重建。因而，亟待开发流程短、设备少、占地面积少的可再生烟气脱硫技术。
湿式烟气脱硫装置投产后，烟囱排放的烟气形成长达数百米甚至几公里的“白烟长龙”，给人带来强烈的视觉冲击，尤其是冬季“白烟长龙”现象尤为明显。另外，大量水汽从烟囱直接排放于大气中，造成水资源的浪费。因而，亟待开发一种具有深度除雾功能的脱硫装置和方法。
另外，由于湿法脱硫装置采用含有大量悬浮物及可溶性盐的循环液作为烟气急冷降温、脱硫的工作介质，循环液与高温烟气接触实现烟气急冷降温过程中，水分大量汽化，可溶性盐及悬浮物随之进入烟气中，造成湿法脱硫装置出口烟气中含有较多的可溶性盐（主要为硫酸盐、亚硫酸盐），可溶性盐脱水后形成超细颗粒物，这些超细颗粒物会为雾霾的形成提供了充足的凝结核，湿法脱硫也是雾霾的成因之一。
发明内容
针对现有技术的不足，本发明提供一种烟气脱硫再生一体塔及烟气脱硫方法，本发明的烟气脱硫再生一体塔集烟气脱硫及吸收液再生于一体，实现了烟气中SO2回收利用及烟气的深度除雾，大幅减少烟气排放后的“白烟现象”，本发明方法流程短、设备少、操作费用低，具有广阔的应用前景。
本发明的烟气脱硫再生一体塔，由上至下依次为烟气排放区、除雾区、二级喷淋区、持液槽区、一级喷淋区、急冷降温区和吸收液再生区；所述的吸收液再生区通过竖直的隔板I、隔板II及隔板III由左到右依次为预热区、汽提区及集液区，预热区顶部与一级喷淋区连通，隔板I底部开口使预热区与汽提区连通，隔板II的高度低于隔板I的高度，汽提区与集液区通过隔板II上部的空间连通，汽提区和集液区顶部通过隔板III将汽提区和集液区与喷淋区完全隔开。
所述的隔板III两端分别与隔板I及汽提区集液区塔壁连接，隔板I与隔板III连接处的夹角一般为45~165°，优选为120~150°。所述的隔板I、隔板II及隔板III与塔壁之间密封，避免隔板两侧的气、液短路。
所述的隔板I底部设置开口区域，开口面积为隔板I面积的2%~30%，吸收液可通过开口区域从预热区进入汽提区；所述的隔板II高度为隔板I高度的30%~80%，吸收液可通过隔板II上部区域从汽提区进入集液区。
所述的烟气排放区与除雾区优选通过锥体形变径相连，除雾区与烟气排放区的塔径比为1.5~5；所述的除雾区与二级喷淋区优选通过倒锥体形变径相连，除雾区与二级喷淋区的塔径比为1.2~3；所述的急冷降温区与吸收液再生区优选通过锥体形变径相连，吸收液再生区与急冷降温区的塔径比为1~3。
所述的烟气排放区一般为常规的烟气湿法脱硫方法中的烟囱结构，所述的烟囱底部与除雾区塔体相连，优选通过锥体形变径与除雾区塔体相连，烟囱顶部设置烟气出口；优选在烟囱顶部设置外套筒，所述的外套筒为上下开口的筒状结构，可以为圆筒状或锥筒状，外套筒上沿高出烟囱顶部一定距离，一般为0.2～10m，优选为0.5～5m，外套筒的下沿低于烟囱的上沿，优选低于烟囱上沿0.5~5m；所述的外套筒与烟囱之间为环形空间，优选底部开口直径为烟囱顶部开口直径的1.01～1.2倍。所述的烟气从烟囱顶部进入外套筒，从外套筒顶部排出，烟气的气速较高，在流经外套筒时会在烟囱与外套筒之间产生负压，空气在负压的吸力作用下流经烟囱与外套筒之间的环形空间进入外套筒上部，空气在外套筒内与烟气混合后一起从外套筒顶部排放，烟气在离开外套筒顶部排放之前就已与空气充分混合，大幅降低了“白烟”生成量。
所述的除雾区设置除雾器，用于除去烟气携带的液滴，所述的除雾器可以为旋流除雾器、湿式静电除雾器、丝网除雾器或折流式除雾器等中的一种或几种。
所述的二级喷淋区设置一层或多层喷淋管线，设置多层喷淋管线时，喷淋管线之间的距离为0.5~5m，优选距离为1~2.5m；所述的喷淋管线连接碱液管线I，喷淋管线上设置有多个雾化喷嘴；所述的二级喷淋区用于将碱液雾化，雾化后的小液滴与烟气逆流接触，脱除烟气中携带的二氧化硫。
所述的持液槽区设置若干升气管，烟气从一级喷淋区通过升气管进入二级喷淋区；所述的持液槽区设置一个或多个溢流管，溢流管高度低于升气管高度，持液槽内的碱液通过溢流管进入一级喷淋区。
所述的持液槽区塔壁一侧分别连接碱性溶液管线I、新鲜水管线；所述的碱性溶液管线I上设置流量调节阀，用于向持液槽内加注碱性溶液调节其pH值；所述的新鲜水管线上设置调节阀，用于向持液槽内加注新鲜水调节集液区液位；所述的持液槽区底部连接有碱液抽出管线。
所述的一级喷淋区设置至少两层喷淋管线，喷淋管线之间的距离为0.5~5m，优选距离为1~2.5m；所述的喷淋管线连接贫吸收液管线I，喷淋管线上设置有多个雾化喷嘴；所述的一级喷淋区用于将贫吸收液雾化，雾化后的小液滴与烟气逆流接触，脱除烟气中携带的二氧化硫。
所述的急冷降温区的轴向上设置若干个开口向上或向下的大口径雾化喷嘴，各大口径雾化喷嘴与干净水支管相连，干净水支管与干净水总管相连；大口径雾化喷嘴的入口接头管径与急冷降温区的塔径比例为0.005~0.1，优选为0.01~0.06；所述的大口径雾化喷嘴喷淋角度为60~150°，优选角度为120~150°；喷淋的水雾呈实心圆锥形，圆锥形底面直径大于急冷降温区的塔径；优选至少包含一对开口相对（一个开口向下，另一个开口向上）的大口径雾化喷嘴，更优选为2~3对；每对开口相对的大口径雾化喷嘴喷淋出的两个圆锥形面互相撞击形成覆盖整个塔径的平面，该平面对烟气进行全面的有效拦截，实现烟气的急冷降温，并脱除烟气中携带的粉尘和二氧化硫。每根干净水支管可以连接1个大口径雾化喷嘴或开口方向相反的2个大口径雾化喷嘴；所述的大口径雾化喷嘴的入口接头管径一般可以为DN20~200。
所述的预热区设置换热管组，换热管组的下端固定于预热区的塔底与烟气管线连通，换热管组的上部出口端引至预热区液面上方；所述的换热管组上部出口端的上方设置伞帽形挡板，以避免喷淋的雾滴进入换热管组。
所述的换热管组由至少一根换热管组成，换热管可以为光管、翘片管、螺纹管、波纹管、横纹管、缩放管、螺旋槽管或高通量管等中的一种或几种；所述的换热管组由一根换热管组成时，换热管呈螺旋形布置以增大换热面积，并且换热管固定于塔底及塔壁上以减少换热管的振动延长其使用寿命；所述的换热管由两根或两根以上的换热管组成时，换热管之间相互固定，避免换热管之间的彼此碰撞。所述的换热管设置的数量可以根据烟气流量以及烟气入口温度进行调整，所述的换热管浸没于预热区富吸收液液面之下，一般经换热管换热后的富吸收液的温度为60~95℃；换热管横截面积之和为烟气管线横截面积的1~2倍，以降低烟气流速，进而降低换热管组的压降。
所述的汽提区下部设置有汽提蒸汽分布管，汽提蒸汽分布管的下端固定于汽提区的塔底；所述的汽提蒸汽分布管与蒸汽管线连通，汽提蒸汽分布管上设置有若干垂直向上的喷嘴；所述的汽提区使用汽提蒸汽作为加热介质，富吸收液在汽提区受热分解出以二氧化硫和水汽为主的再生气体，形成贫吸收液。
所述的集液区塔壁一侧连接碱性溶液管线II、外排管线及液位计；所述的集液区用于收集再生后的贫吸收液；所述的碱性溶液管线II上设置流量调节阀，用于向贫吸收液中加注碱性溶液调节其pH值；所述的外排管线用于将少量贫吸收液外排以降低贫吸收液中的硫酸盐浓度；所述的集液区上方塔壁设置气体出口，用于连接再生气体管线；所述的集液区底部连接有贫吸收液管线II，用于连接塔底循环泵。
本发明同时提供一种烟气脱硫方法，该方法中采用了上述的烟气脱硫再生一体塔。
本发明的烟气脱硫方法，包括以下内容：除尘后的烟气经烟气管线从烟气脱硫再生一体塔的预热区底部进入换热管组，与预热区的富吸收液换热后从换热管组上方进入急冷降温区，与急冷降温区雾化后的干净水接触进行急冷降温，急冷降温后的烟气进入一级喷淋区，烟气与一级喷淋区的贫吸收液逆流接触脱除烟气中大部分二氧化硫，穿过一级喷淋区的烟气进入二级喷淋区，在二级喷淋区与碱液逆流接触进行深度脱硫，夹带液滴的烟气进入除雾区进行气液分离，除雾后的烟气从烟气排放区的烟囱顶部进入外套筒与空气充分混合后从烟气排放区顶部排放；与烟气换热后的富吸收液从预热区与汽提区之间的隔板I下方进入汽提区，被蒸汽加热分解出以二氧化硫和水汽为主的再生气体，形成贫吸收液；贫吸收液在蒸汽的推动作用下进入集液区，少量贫吸收液外排，剩余贫吸收液从集液区的底部抽出，冷却降温后进入一级喷淋区循环使用，再生气体经汽提区上部的气体出口排出。
本发明方法中，所述的烟气为燃煤锅炉烟气、燃煤电厂烟气、催化裂化催化剂再生烟气、工艺加热炉烟气、焦化烟气或钢铁烧结烟气中的一种或几种。
本发明工艺中，所述的干净水中可溶性盐（溶解性总固体）含量≤30g/L，优选为≤5g/L；所述的干净水选自新鲜水、除盐水、软化水、除氧水或蒸馏水等中的一种或几种，所述新鲜水选自自来水、河水、江水、海水或井水等。干净水经干净水管线进入急冷降温区。
本发明方法中，所述的碱性溶液包括氢氧化钠溶液、氢氧化钾溶液、碳酸钠溶液、碳酸钾溶液、亚硫酸钠溶液或亚硫酸钾溶液等中的一种或几种。
本发明方法中，所述的集液区的液位高度由进入塔体中部持液槽的新鲜水管线上的调节阀进行控制。
本发明方法中，所述的少量贫吸收液外排，主要是因为亚硫酸盐溶液在烟气脱硫再生一体塔内循环过程中少部分亚硫酸盐会被烟气中的氧气氧化为硫酸盐，硫酸盐失去吸收二氧化硫的能力，因而在装置运行过程中将少量贫吸收液外排以降低贫液中的硫酸盐浓度，贫吸收液进入后续处理单元，可用于结晶制备亚硫酸钠或亚硫酸钾、硫酸钠或硫酸钾等产品，也可经氧化后达标排放。
本发明方法中，所述的贫吸收液pH值控制在6.0~7.5， pH在线检测仪位于塔底循环泵入口管线上，通过控制进入集液区的碱性溶液流量来控制贫吸收液的pH值。
本发明方法中，二级喷淋区内吸收了二氧化硫的碱液，与新鲜水、新鲜碱液混合后从持液槽底部抽出，经中段循环泵加压后循环使用。所述的碱液pH值控制在5.0~7.5，pH在线检测仪位于中段循环泵入口管线上，通过控制进入持液槽的新鲜碱液流量来控制碱液的pH值。
本发明方法中，所述的富吸收液与烟气换热后的温度一般为60~95℃，富吸收液进入汽提区，被蒸汽加热后的温度一般为70~100℃。
本发明方法中，所述的汽提区压力控制在-200~200kPa（表压），优选-200~0kPa（表压），汽提区压力由引风机入口静叶开度或引风机的变频电机进行控制。
本发明方法中，再生气体在引风机的作用下通过汽提区上部的气体出口进入冷凝器，在冷凝器内将携带的水分冷凝下来，二氧化硫进入后续的硫磺回收装置或制硫酸装置进行回收利用，冷凝水进入塔底循环泵的入口管线继续循环使用。
与现有技术相比，本发明的优点在于：
1、本发明在烟气脱硫再生一体塔下部设置吸收液再生区，通过三块隔板将吸收液再生区分为预热区、汽提区及集液区；吸收液再生区中央的竖直隔板底部设置开口区域，富吸收液在竖直隔板两侧的液位差的推动下从预热区进入汽提区；富吸收液在汽提区再生得到高附加值的SO2气体，可作为后续硫磺回收或制硫酸装置的原料，实现了烟气中SO2的回收利用。
2、本发明中烟气由预热区底部进入，高温烟气与富吸收液进行换热，充分利用了高温烟气的余热，显著降低了汽提蒸汽的用量，实现了余热利用、节能降耗的目的；烟气与富吸收液换热后温度大幅降低，因而贫吸收液及碱液在洗涤烟气过程中水分挥发量大幅降低，除雾器的负荷明显降低，排烟温度降低，烟气中的水分含量也随之减低，烟气排放后的“白烟”现象明显消减，实现了脱硫烟气的深度除雾。
3、本发明在急冷降温区设置开口相对的大口径雾化喷嘴，每对开口相对的大口径雾化喷嘴喷淋出的两个圆锥形面互相撞击形成覆盖整个塔径的平面，该平面对烟气进行全面的有效拦截，实现烟气的急冷降温，并脱除烟气中携带的粉尘和二氧化硫。
4、本发明在急冷降温区采用可溶性盐（溶解性总固体）含量较低的干净水代替含有大量悬浮物及可溶性盐的循环液作为高温烟气急冷降温介质，烟气急冷降温过程中汽化的水汽中可溶性盐含量很低，大幅降低了外排烟气中的可溶性盐含量，有助于减少雾霾的生成量。
5、本发明在除雾区与二级喷淋区之间设置倒锥体形变径，有利于降低除雾区气速，提高烟气在除雾区的除雾效率；烟气排放区与除雾区设置锥体形变径，有利于提高烟气的流速，烟气的气速越大，烟气离开烟气排放区后的抬升高度越高，越有利于烟气的扩散，因而烟羽越短。
6、本发明的烟气脱硫再生一体塔烟气排放区采用“烟囱+外套筒”的结构，烟气经过除雾区及锥体形变径的加速后，烟气流经外套筒时产生负压将外界空气吸入，烟气与空气在外套筒内充分混合后从外套筒顶部排放，大幅降低了“白烟“生成量。
7、本发明在一个塔内完成了烟气脱硫及吸收液汽提再生，各功能区域协同配合，工艺流程短，大幅降低占地面积，显著降低装置建设、改造所需的费用。
附图说明
图1为本发明烟气脱硫再生一体结构示意图。
图2为本发明分隔板A向结构示意图。
图3为本发明分隔板B向结构示意图。
图4为本发明分隔板C向结构示意图。
图5为本发明工艺流程示意图。
图中：1-烟气排放区；2-锥体形变径；3-除雾区；4-倒锥体形变径；5-二级喷淋区；6-持液槽区；7-一级喷淋区；8-吸收液再生区；9-预热区；10-汽提区；11-集液区；12-除雾器；15-升气管；16-溢流管；17-持液槽；18-锥形体变径；19-气体出口；20-隔板I；21-隔板II；22-隔板III；23-汽提蒸汽分布管；24-换热管组；25-伞帽形挡板；26-中段循环泵；27-塔底循环泵；28-冷却器；29-引风机；30-冷凝器；31-烟囱；32-外套筒；33-急冷降温区；34-大口径雾化喷嘴；35-干净水支管；
其中，5-1碱液管线I；6-1-新鲜溶液管线I；6-2-新鲜水管线；6-3-碱液抽出管线；7-1-贫吸收液管线I；9-1-烟气管线；10-1-蒸汽管线；11-1-再生气体管线；11-2-冷凝水管线；11-3-外排管线；11-4-碱性溶液管线II；11-5-贫吸收液管线II；11-6-液位计；13-1-一级喷淋区喷淋管；13-2-二级喷淋区喷淋管；14-1-一级喷淋区雾化喷嘴；14-2-二级喷淋区雾化喷嘴；33-1-干净水总管。
具体实施方式
下面将结合附图和实施例对本发明进行详细描述。
本发明的烟气脱硫再生一体塔，由上至下依次为烟气排放区1、除雾区3、二级喷淋区5、持液槽区6、一级喷淋区7、急冷降温区33和吸收液再生区8；所述的吸收液再生区8通过竖直的隔板I 20、隔板II 21及隔板III 22由左至右依次为预热区9、汽提区10及集液区11，预热区9顶部与一级喷淋区7连通，隔板I 20底部开口使预热区9与汽提区10连通，隔板II21的高度低于隔板I 20的高度，汽提区10与集液区11通过隔板II 21上部的空间连通，汽提区10和集液区11顶部通过隔板III 22将汽提区10和集液区11与一级喷淋区7完全隔开。
所述的隔板III 22两端分别与隔板I 20及汽提区10、集液区11塔壁连接，隔板I20与隔板III 22连接处的夹角一般为45~165°，优选为120~150°。所述的隔板I 20、隔板II21及隔板III 22与塔壁之间密封，避免隔板两侧的气、液短路。
所述的隔板I 20底部设置开口区域，开口面积为隔板I 20面积的2%~30%，吸收液可通过开口区域从预热区9进入汽提区10；所述的隔板II 21高度为隔板I 20高度的30%~80%，吸收液可通过隔板II 21上部区域从汽提区10进入集液区11。
所述的烟气排放区1与除雾区3优选通过锥体形变径2相连，除雾区3与烟气排放区1的塔径比为1.5~5；所述的除雾区3与二级喷淋区5优选通过倒锥体形变径4相连，除雾区3与二级喷淋区5的塔径比为1.2~3；所述的急冷降温区33与吸收液再生区8优选通过锥体形变径18相连，吸收液再生区8与急冷降温区33的塔径比为1~3。
所述的烟气排放区1一般为常规的烟气湿法脱硫方法中的烟囱31结构，所述的烟囱31底部与除雾区3塔体相连，优选通过锥体形变径2与除雾区3塔体相连，烟囱31顶部设置烟气出口；优选在烟囱31顶部设置外套筒32，所述的外套筒32为上下开口的筒状结构，可以为圆筒状或锥筒状，外套筒32上沿高出烟囱31顶部一定距离，一般为0.2～10m，优选为0.5～5m，外套筒32的下沿低于烟囱31的上沿，优选低于烟囱31上沿0.5~5m；所述的外套筒32与烟囱31之间为环形空间，优选底部开口直径为烟囱31顶部开口直径的1.01～1.2倍。所述的烟气从烟囱31顶部进入外套筒32，从外套筒32顶部排出，烟气的气速较高，在流经外套筒32时会在烟囱31与外套筒32之间产生负压，空气在负压的吸力作用下流经烟囱31与外套筒32之间的环形空间进入外套筒32上部，空气在外套筒32内与烟气混合后一起从外套筒32顶部排放，烟气在离开外套筒32顶部排放之前就已与空气充分混合，大幅降低了“白烟”生成量。
所述的除雾区3设置除雾器12，用于除去烟气携带的液滴，所述的除雾器可以为旋流除雾器、湿式静电除雾器、丝网除雾器或折流式除雾器等中的一种或几种，优选采用CN201621043983.8所述的除雾器。
所述的二级喷淋区5设置一层或多层喷淋管13-2，设置多层喷淋管13-2时，喷淋管13-2之间的距离为0.5~5m，优选距离为1~2.5m；所述的喷淋管13-2连接碱液管线I 5-1，喷淋管13-2上设置有多个雾化喷嘴14-2；所述的二级喷淋区5用于将碱液雾化，雾化后的小液滴与烟气逆流接触，脱除烟气中携带的二氧化硫。
所述的持液槽区6设置若干升气管15，烟气从一级喷淋区7通过升气管15进入二级喷淋区5；所述的持液槽区6设置一个或多个溢流管16，溢流管16高度低于升气管15高度，持液槽17内的碱液通过溢流管16进入一级喷淋区7。
所述的持液槽区6塔壁一侧分别连接碱性溶液管线I 6-1、新鲜水管线6-2；所述的碱性溶液管线I 6-1上设置流量调节阀，用于向持液槽17内加注碱性溶液调节其pH值；所述的新鲜水管线6-2上设置调节阀，用于向持液槽17内加注新鲜水以调节集液区11液位；所述的持液槽区6底部连接有碱液抽出管线6-3。
所述的一级喷淋区7设置至少两层喷淋管13-1，喷淋管13-1之间的距离为0.5~5m，优选距离为1~2.5m；所述的喷淋管13-1连接贫吸收液管线I 7-1，喷淋管13-1上设置有多个雾化喷嘴14-1；所述的一级喷淋区7用于将贫吸收液雾化，雾化后的小液滴与烟气逆流接触，脱除烟气中携带的二氧化硫。
所述的急冷降温区33的轴向上设置若干个开口向上或向下的大口径雾化喷嘴34，各大口径雾化喷嘴34与干净水支管35相连，干净水支管35与干净水总管33-1相连；大口径雾化喷嘴34的入口接头管径与急冷降温区33的塔径比例为0.005~0.1，优选为0.01~0.06；所述的大口径雾化喷嘴34喷淋角度为60~150°，优选角度为120~150°；喷淋的水雾呈实心圆锥形，圆锥形底面直径大于急冷降温区33的塔径；优选至少包含一对开口相对（一个开口向下，另一个开口向上）的大口径雾化喷嘴34，更优选为2~3对；每对开口相对的大口径雾化喷嘴34喷淋出的两个圆锥形面互相撞击形成覆盖整个塔径的平面，该平面对烟气进行全面的有效拦截，实现烟气的急冷降温，并脱除烟气中携带的粉尘和二氧化硫。每根干净水支管35可以连接1个大口径雾化喷嘴34或开口方向相反的2个大口径雾化喷嘴34；所述的大口径雾化喷嘴34的入口接头管径一般可以为DN20~200。
所述的预热区9设置换热管组24，换热管组24的下端固定于预热区9的塔底与烟气管线9-1连通，换热管组24的上部出口端引至预热区9液面上方；所述的换热管组24上部出口端的上方设置伞帽形挡板25，以避免喷淋的雾滴进入换热管组24。
所述的换热管组24由至少一根换热管组成，换热管可以为光管、翘片管、螺纹管、波纹管、横纹管、缩放管、螺旋槽管或高通量管等中的一种或几种；所述的换热管组24由一根换热管组成时，换热管呈螺旋形布置以增大换热面积，并将换热管固定于塔底及塔壁上以减少换热管的振动延长使用寿命；所述的换热管由两根或两根以上的换热管组成时，换热管之间相互固定，避免换热管之间的彼此碰撞；所述的换热管设置的数量可以根据烟气流量以及烟气入口温度进行调整，所述的换热管浸没于预热区富吸收液液面之下，一般经换热管换热后的富吸收液的温度为65~95℃；换热管横截面积之和为烟气管线9-1横截面积的1~2倍，以降低烟气流速，进而降低换热管组24的压降。
所述的汽提区10下部设置有汽提蒸汽分布管23，汽提蒸汽分布管23的下端固定于汽提区10的塔底；所述的汽提蒸汽分布管23与蒸汽管线10-1连通，汽提蒸汽分布管23上设置有若干垂直向上的喷嘴；所述的汽提区10使用汽提蒸汽作为加热介质，富吸收液在汽提区10受热分解出以二氧化硫和水汽为主的再生气体，形成贫吸收液。
所述的集液区11用于收集再生后的贫吸收液；所述的集液区11塔壁一侧连接碱性溶液管线II 11-4、外排管线11-3及液位计11-6；所述的碱性溶液管线II 11-4上设置流量调节阀，用于向贫吸收液中加注碱性溶液调节其pH值；所述的外排管线11-3用于将少量贫吸收液外排以降低贫吸收液中的硫酸盐浓度；所述的集液区11上方塔壁设置气体出口19，用于连接再生气体管线11-1；所述的集液区11底部连接有贫吸收液管线II 11-5，用于连接塔底循环泵27。
实施例1
烟气脱硫再生一体塔，由上至下依次为烟气排放区1、除雾区3、二级喷淋区5、持液槽区6、一级喷淋区7、急冷降温区33和吸收液再生区8；烟气排放区1与除雾区3优选通过锥体形变径2相连，除雾区3与烟气排放区1的塔径比为2.5~5；除雾区3与二级喷淋区5优选通过倒锥体形变径4相连，除雾区3与二级喷淋区5的塔径比为1.5；急冷降温区33与吸收液再生区8优选通过锥体形变径18相连，吸收液再生区8与急冷降温区33的塔径比为1.5。
吸收液再生区8通过竖直的隔板I 20、隔板II 21及隔板III 22由左至右依次为预热区9、汽提区10及集液区11，预热区9顶部与一级喷淋区7连通，隔板I 20底部开口使预热区9与汽提区10连通，开口面积为隔板I 20面积的10%；隔板II 21的高度为隔板I 20的高度的60%，汽提区10与集液区11通过隔板II 21上部的空间连通，汽提区10和集液区11顶部通过隔板III 22将汽提区10和集液区11与一级喷淋区7完全隔开。
隔板III 22两端分别与隔板I 20及汽提区10、集液区11塔壁连接，隔板I 20与隔板III 22连接处的夹角为120°；隔板I 20、隔板II 21及隔板III 22与塔壁之间密封，避免隔板两侧的气、液短路。
烟气排放区1设置常规的烟气湿法脱硫方法中的烟囱31结构，烟囱31底部通过锥体形变径2与除雾区3塔体相连，在烟囱31顶部设置外套筒32，外套筒32为上下开口的圆筒状结构，外套筒32上沿高出烟囱31顶部5m，外套筒32的下沿低于烟囱31上沿0.5~5m，外套筒32底部开口的直径为烟囱31顶部开口直径的1.1倍。
所述的除雾区3设置CN201621043983.8所述的除雾器12。
二级喷淋区5设置两层喷淋管13-2，喷淋管13-2之间的距离为2m,喷淋管13-2连接碱液管线I 5-1，喷淋管13-2上设置有多个雾化喷嘴14-2。
持液槽区6设置若干升气管15及一个溢流管16，溢流管16高度低于升气管15高度。持液槽区6塔壁一侧分别连接碱性溶液管线I 6-1、新鲜水管线6-2，碱性溶液管线I 6-1、新鲜水管线6-2上均设置有流量调节阀，持液槽区6底部连接有碱液抽出管线6-3。
一级喷淋区7设置两层喷淋管13-1，喷淋管13-1之间的距离为2m，喷淋管13-1连接贫吸收液管线I 7-1，喷淋管13-1上设置有多个雾化喷嘴14-1。
急冷降温区33设置的轴向上设置两组开口相对（一个开口向下，另一个开口向上）的大口径雾化喷嘴34，即急冷降温区33设置两份干净水支管，每根干净水支管35上面连接开口方向相反的2个大口径雾化喷嘴34。
预热区9设置换热管组24，换热管组24的下端固定于预热区9的塔底与烟气管线9-1连通，换热管组24的上部出口端引至预热区9液面上方，换热管组24上部出口端的上方设置伞帽形挡板25。
换热管组24由两根换热管组成，换热管之间相互固定，换热管为翘片管，换热管呈螺旋形布置并固定于塔底及塔壁上，换热管浸没于预热区富吸收液液面之下，换热管横截面积之和为烟气管线9-1横截面积的1.5倍，以降低烟气流速，进而降低换热管组24的压降。
汽提区10下部设置有汽提蒸汽分布管23，汽提蒸汽分布管23的下端固定于汽提区10的塔底，汽提蒸汽分布管23与蒸汽管线10-1连通，汽提蒸汽分布管23上设置有若干垂直向上的喷嘴。
集液区11塔壁一侧连接碱性溶液管线II 11-4、外排管线11-3及液位计11-6，碱性溶液管线II 11-4上设置流量调节阀，集液区11上方塔壁设置气体出口19，用于连接再生气体管线11-1，集液区11底部连接有贫吸收液管线II 11-5，用于连接塔底循环泵27。
本发明的烟气脱硫方法，包含以下内容：
（1）除尘后的烟气经烟气管线9-1从烟气脱硫再生一体塔的预热区9底部进入换热管组24，与富吸收液换热后进入急冷降温区33，与急冷降温区33雾化后的干净水接触进行急冷降温，急冷降温后的烟气进入一级喷淋区7，烟气与一级喷淋区7的贫吸收液逆流接触脱除烟气中携带的大部分二氧化硫，穿过一级喷淋区7的烟气通过持液槽17上设置的升气孔15进入二级喷淋区5，在二级喷淋区5与循环碱液逆流接触进行深度脱硫，夹带液滴的烟气进入除雾区3进行气液分离，除雾后的烟气从烟气排放区1的烟囱31顶部进入外套筒32与空气充分混合后从烟气排放区顶部1排放。
（2）循环碱液、新鲜水与碱性溶液（30w%的NaOH溶液）在塔体中部的持液槽17混合后从持液槽17底部抽出，经中段循环泵26加压后进入二级喷淋区5，碱液经雾化喷嘴14-2雾化后与烟气逆流接触，吸收烟气中的二氧化硫生成亚硫酸钠，反应方程式为：2NaOH+SO2→Na2SO3+H2O；吸收了二氧化硫的碱液进入塔中部的持液槽17，从持液槽17的溢流管流出在自身重力的作用下向下流动，经过一级喷淋区7后进入预热区9，循环碱液中的亚硫酸钠在向下流动的过程中与烟气逆流接触继续吸收烟气中的二氧化硫生成亚硫酸氢钠形成富吸收液，反应方程式如下：
Na2SO3+SO2+H2O →2NaHSO3
（3）集液区11的少量贫吸收液通过外排管线11-3外排，主要是因为吸收液在循环过程中少部分亚硫酸钠会被烟气中的氧气氧化为硫酸钠，2Na2SO3 + O2→2Na2SO4硫酸钠失去吸收二氧化硫的能力，故需少量外排；其余贫吸收液与少量NaOH溶液混合后从集液区11的底部抽出，经塔底循环泵27加压后进入冷却器28冷却降温，冷却降温后的贫吸收液进入一级喷淋区7，贫吸收液经雾化喷嘴14-1雾化后与烟气逆流接触，贫吸收液中的NaOH吸收烟气中的二氧化硫生成亚硫酸钠，贫吸收液中的亚硫酸钠吸收烟气中的二氧化硫生成亚硫酸氢钠形成富吸收液，反应方程式如下：
2NaOH+SO2→Na2SO3+H2O
Na2SO3+SO2+H2O →2NaHSO3
（4）吸收了二氧化硫的富吸收液进入塔底部的预热区9与烟气进行换热，换热后的富吸收液温度为65~95℃，富吸收液从预热区9与汽提区10之间的分隔板下方进入汽提区10，在汽提蒸汽的推动作用下向上流动，富吸收液在汽提区10被蒸汽加热至70~100℃，富吸收液受热分解出以二氧化硫和水汽为主的再生气体，形成贫吸收液，贫吸收液在蒸汽的推动作用下越过汽提区10与集液区11之间的隔板II进入集液区11；亚硫酸氢钠受热分解反应方程式如下：2NaHSO3→Na2SO3+SO2+H2O；再生气体在引风机29的作用下通过汽提区10上部的气体出口19进入冷凝器30，在冷凝器30内将携带的水分冷凝下来，二氧化硫进入后续的硫磺回收装置或制硫酸装置进行回收利用，冷凝水进入塔底循环泵27的入口管线继续循环使用。
某企业除尘后的烟气流量为150000Nm3/h，烟气温度为158℃，烟气中SO2含量为2000mg/Nm3，烟气排放口SO2含量为25mg/Nm3，烟气中SO2脱除率为98.75%。
富吸收液与烟气换热后温度升高至70℃进入汽提区，汽提后的再生气体经冷凝器冷凝后得到SO2气体为232kg/h，SO2气体的回收率为77.3%。
烟气与富吸收液换热后，温度由158℃降低至82℃，烟气所携带的热量大幅被富吸收液吸收，烟气在急冷降温过程中水分挥发量大幅降低，进而降低了除雾器的负荷，降低了外排烟气中水含量，在环境温度为25℃、环境风速4m/s、环境湿度为70%的情况下，烟囱口的“白烟”长度为45m。
在急冷降温区采用可溶性盐含量较低的干净水作为高温烟气急冷降温介质，烟气急冷降温过程中汽化的水汽中可溶性盐含量很低，大幅降低了外排烟气中的可溶性盐含量。通过对烟气进行过滤、用水溶解并根据HJ/T51-1999《水质全盐量的测定重量法》测定其盐含量计算得到烟气中的可溶性盐含量，经测量计算，外排烟气中可溶性盐含量为2.8mg/Nm3。
实施例2
作为对比的，烟气脱硫塔未设置外套筒32，其余同实施例1，烟囱口的“白烟”长度为60m。
实施例3
作为对比的，关闭进入急冷降温区33干净水管线上的阀门，将干净水流量调整为0m3/h，其余同实施例1，进入烟囱外排的烟气中可溶性盐含量为12.6mg/ Nm3。

Claims (24)

1.一种烟气脱硫再生一体塔，其特征在于：由上至下依次为烟气排放区、除雾区、二级喷淋区、持液槽区、一级喷淋区、急冷降温区和吸收液再生区；所述的吸收液再生区通过竖直的隔板I、隔板II及隔板III由左到右依次分隔为预热区、汽提区及集液区，预热区顶部与一级喷淋区连通，隔板I底部开口使预热区与汽提区连通，隔板II的高度低于隔板I的高度，汽提区与集液区通过隔板II上部的空间连通，汽提区和集液区顶部通过隔板III将汽提区和集液区与喷淋区完全隔开；所述的预热区设置换热管组，换热管组的下端固定于预热区的塔底与烟气管线连通，换热管组的上部出口端引至预热区液面上方；所述的换热管组上部出口端的上方设置伞帽形挡板；所述的烟气排放区为常规的烟囱结构，所述的烟囱底部与除雾区塔体相连；在烟囱顶部设置外套筒，所述的外套筒为上下开口的筒状结构，外套筒上沿高出烟囱顶部一定距离，外套筒的下沿低于烟囱的上沿，所述的外套筒与烟囱之间为环形空间；所述的急冷降温区上部的轴向上设置若干个开口向上或向下的大口径雾化喷嘴，各大口径雾化喷嘴与干净水支管相连，干净水支管与干净水总管相连；大口径雾化喷嘴的入口接头管径与急冷降温区的塔径比例为0.005~0.1；所述的大口径雾化喷嘴喷淋角度为60~150°。
2.根据权利要求1所述的烟气脱硫再生一体塔，其特征在于：所述的外套筒外套筒上沿高出烟囱顶部0.2～10m，外套筒的下沿低于低于烟囱上沿0.5~5m；所述的外套筒的底部开口直径为烟囱顶部开口直径的1.01～1.2倍。
3.根据权利要求1所述的烟气脱硫再生一体塔，其特征在于：所述的隔板III两端分别与隔板I及汽提区集液区塔壁连接，隔板I与隔板III连接处的夹角为45~165°，优选为120~150°；所述的隔板I、隔板II及隔板III与塔壁之间密封，避免隔板两侧的气、液短路。
4.根据权利要求1所述的烟气脱硫再生一体塔，其特征在于：所述的隔板I底部开口面积为隔板I面积的2%~30%，吸收液通过底部开口从预热区进入汽提区；所述的隔板II高度为隔板I高度的30%~80%，吸收液通过隔板II上部空间从汽提区进入集液区。
5.根据权利要求1所述的烟气脱硫再生一体塔，其特征在于：所述的烟气排放区与除雾区通过锥体形变径相连，除雾区与烟气排放区的塔径比为1.5~5；所述的除雾区与二级喷淋区通过倒锥体形变径相连，除雾区与二级喷淋区的塔径比为1.2~3；所述的急冷降温区与吸收液再生区通过锥体形变径相连，吸收液再生区与急冷降温区的塔径比为1~3。
6.根据权利要求1所述的烟气脱硫再生一体塔，其特征在于：所述的除雾设备为旋流除雾器、湿式静电除雾器、丝网除雾器或折流式除雾器中的一种或几种。
7.根据权利要求1所述的烟气脱硫再生一体塔，其特征在于：所述的二级喷淋区设置一层或多层喷淋管线，设置多层喷淋管线时，喷淋管线之间的距离为0.5~5m；所述的喷淋管线连接碱液管线I，喷淋管线上设置有多个雾化喷嘴；所述的二级喷淋区用于将碱液雾化，雾化后的小液滴与烟气逆流接触，脱除烟气中携带的二氧化硫。
8.根据权利要求1所述的烟气脱硫再生一体塔，其特征在于：所述的持液槽区设置若干升气筒，烟气从一级喷淋区通过升气筒进入二级喷淋区；所述的持液槽区设置一个或多个溢流管，溢流管高度低于升气筒高度，持液槽内的碱液通过溢流管进入一级喷淋区。
9.根据权利要求1所述的烟气脱硫再生一体塔，其特征在于：所述的持液槽区塔壁一侧分别连接碱性溶液管线I、新鲜水管线；所述的碱性溶液管线I上设置流量调节阀，用于向持液槽内加注碱性溶液调节其pH值；所述的新鲜水管线上设置调节阀，用于向持液槽内加注新鲜水调节集液区液位；所述的持液槽区底部连接有碱液抽出管线。
10.根据权利要求1所述的烟气脱硫再生一体塔，其特征在于：所述的一级喷淋区设置至少两层喷淋管线，喷淋管线之间的距离为0.5~5m；所述的喷淋管线连接贫吸收液管线I，喷淋管线上设置有多个雾化喷嘴；所述的一级喷淋区用于将贫吸收液雾化，雾化后的小液滴与烟气逆流接触，脱除烟气中携带的二氧化硫。
11.根据权利要求1所述的烟气脱硫再生一体塔，其特征在于：所述的急冷降温区至少包含一对开口相对的大口径雾化喷嘴。
12.根据权利要求1所述的烟气脱硫再生一体塔，其特征在于：所述的换热管组由至少一根换热管组成，换热管为光管、翘片管、螺纹管、波纹管、横纹管、缩放管、螺旋槽管或高通量管中的一种或几种；所述的换热管设置的数量根据烟气流量以及烟气入口温度进行调整；所述的换热管组浸没于预热区富吸收液液面之下，经换热管换热后的富吸收液的温度为60~95℃。
13.根据权利要求1所述的烟气脱硫再生一体塔，其特征在于：换热管横截面积之和为烟气管线横截面积的1~2倍。
14.根据权利要求1所述的烟气脱硫再生一体塔，其特征在于：所述的汽提区下部设置有汽提蒸汽分布管，汽提蒸汽分布管的下端固定于汽提区的塔底；所述的汽提蒸汽分布管与蒸汽管线连通，汽提蒸汽分布管上设置有若干垂直向上的喷嘴；所述的汽提区使用汽提蒸汽作为加热介质，富吸收液在汽提区受热分解出以二氧化硫和水汽为主的再生气体，形成贫吸收液。
15.根据权利要求1所述的烟气脱硫再生一体塔，其特征在于：所述的集液区塔壁一侧连接碱性溶液管线II、外排管线及液位计；所述的集液区用于收集再生后的贫吸收液；所述的碱性溶液管线II上设置流量调节阀，用于向贫吸收液中加注碱性溶液调节其pH值；所述的外排管线用于将少量贫吸收液外排以降低贫吸收液中的硫酸盐浓度；所述的集液区上方塔壁设置气体出口，用于连接再生气体管线；所述的集液区底部连接有贫吸收液管线II，用于连接塔底循环泵。
16.一种烟气脱硫方法，其特征在于：该方法中采用了上述权利要求1~15任一权利要求的烟气脱硫再生一体塔。
17.根据权利要求16所述的烟气脱硫方法，其特征在于包括以下内容：除尘后的烟气经烟气管线从烟气脱硫再生一体塔的预热区底部进入换热管组，与预热区的富吸收液换热后从换热管组上方进入急冷降温区，与急冷降温区雾化后的干净水接触进行急冷降温，急冷降温后的烟气进入一级喷淋区，烟气与一级喷淋区的贫吸收液逆流接触脱除烟气中大部分二氧化硫，穿过一级喷淋区的烟气进入二级喷淋区，在二级喷淋区与碱液逆流接触进行深度脱硫，夹带液滴的烟气进入除雾区进行气液分离，除雾后的烟气从烟气排放区的烟囱顶部进入外套筒与空气充分混合后从烟气排放区顶部排放；与烟气换热后的富吸收液从预热区与汽提区之间的隔板I下方进入汽提区，被蒸汽加热分解出以二氧化硫和水汽为主的再生气体，形成贫吸收液；贫吸收液在蒸汽的推动作用下进入集液区，少量贫吸收液外排，剩余贫吸收液从集液区的底部抽出，冷却降温后进入一级喷淋区循环使用，再生气体经汽提区上部的气体出口排出。
18.根据权利要求17所述的烟气脱硫方法，其特征在于：所述的烟气为燃煤锅炉烟气、燃煤电厂烟气、催化裂化催化剂再生烟气、工艺加热炉烟气、焦化烟气或钢铁烧结烟气中的一种或几种。
19.根据权利要求17所述的烟气脱硫方法，其特征在于：所述的干净水中可溶性盐含量≤30g/L。
20.根据权利要求17所述的烟气脱硫方法，其特征在于：所述的碱性溶液为氢氧化钠溶液、氢氧化钾溶液、碳酸钠溶液、碳酸钾溶液、亚硫酸钠溶液或亚硫酸钾溶液中的一种或几种。
21.根据权利要求17所述的烟气脱硫方法，其特征在于：所述的贫吸收液pH值控制为6.0~7.5，通过控制进入集液区的碱性溶液流量来控制贫吸收液的pH值。
22.根据权利要求17所述的烟气脱硫方法，其特征在于：二级喷淋区内吸收了二氧化硫的碱液，与新鲜水、新鲜碱液混合后从持液槽底部抽出，经中段循环泵加压后循环使用；所述的碱液pH值控制为5.0~7.5。
23.根据权利要求17所述的烟气脱硫方法，其特征在于：所述的富吸收液与烟气换热后的温度为60~95℃，富吸收液进入汽提区，被蒸汽加热后的温度为70~100℃。
24.根据权利要求17所述的烟气脱硫方法，其特征在于：所述的汽提区压力控制在-200~200kPa，所述压力为表压，汽提区压力由引风机入口静叶开度或引风机的变频电机进行控制。
CN201810569689.8A 2018-06-05 2018-06-05 烟气脱硫再生一体塔及烟气脱硫方法 Active CN110559804B (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201810569689.8A CN110559804B (zh) 2018-06-05 2018-06-05 烟气脱硫再生一体塔及烟气脱硫方法

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201810569689.8A CN110559804B (zh) 2018-06-05 2018-06-05 烟气脱硫再生一体塔及烟气脱硫方法

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN110559804A true CN110559804A (zh) 2019-12-13
CN110559804B CN110559804B (zh) 2021-07-09

Family

ID=68772147

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201810569689.8A Active CN110559804B (zh) 2018-06-05 2018-06-05 烟气脱硫再生一体塔及烟气脱硫方法

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN110559804B (zh)

Cited By (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN111086124A (zh) * 2019-12-30 2020-05-01 威远红卫橡胶有限公司 一种橡胶废料回收机构
CN111346479A (zh) * 2020-03-16 2020-06-30 上海化工研究院有限公司 一种船用柴油机废气泡沫洗涤降温除尘脱硫一体化装置
CN112592743A (zh) * 2020-12-09 2021-04-02 江苏鲲鹏环保工程技术有限公司 一种焦化炉煤气湿式吸收法脱硫方法及其装置
CN112657331A (zh) * 2020-12-31 2021-04-16 成都达奇环境科技有限公司 一种烟气脱硫方法及烟气脱硫设备
CN113477057A (zh) * 2021-06-15 2021-10-08 中国石油天然气股份有限公司 一种尾气处理装置停车过程中so2减排方法
CN114307492A (zh) * 2021-12-29 2022-04-12 山东赛马力发电设备有限公司 一种发电机组废气处理系统
CN114682050A (zh) * 2020-12-30 2022-07-01 中国石油化工股份有限公司 烟气处理装置及方法

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4133650A (en) * 1976-05-28 1979-01-09 Bayer Aktiengesellschaft Removing sulfur dioxide from exhaust air
JPS60118609A (ja) * 1983-11-29 1985-06-26 Mitsui Miike Kakoki Kk 硫黄化合物含有ガスのダスト除去精製法
JPH10216473A (ja) * 1997-02-13 1998-08-18 Babcock Hitachi Kk 湿式排煙脱硫装置およびその脱硫方法
CN101700463A (zh) * 2008-02-19 2010-05-05 孙伟杰 一种闭路循环脱硫脱硝及回收硫资源的方法
CN103007691A (zh) * 2012-12-12 2013-04-03 青岛双瑞海洋环境工程股份有限公司 一种船用燃机烟气脱硫脱硝一体化方法及设备
CN103071362A (zh) * 2013-01-29 2013-05-01 梅州环保设备有限公司 一种对烟气除尘脱硫的一体化装置及其应用

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4133650A (en) * 1976-05-28 1979-01-09 Bayer Aktiengesellschaft Removing sulfur dioxide from exhaust air
JPS60118609A (ja) * 1983-11-29 1985-06-26 Mitsui Miike Kakoki Kk 硫黄化合物含有ガスのダスト除去精製法
JPH10216473A (ja) * 1997-02-13 1998-08-18 Babcock Hitachi Kk 湿式排煙脱硫装置およびその脱硫方法
CN101700463A (zh) * 2008-02-19 2010-05-05 孙伟杰 一种闭路循环脱硫脱硝及回收硫资源的方法
CN103007691A (zh) * 2012-12-12 2013-04-03 青岛双瑞海洋环境工程股份有限公司 一种船用燃机烟气脱硫脱硝一体化方法及设备
CN103071362A (zh) * 2013-01-29 2013-05-01 梅州环保设备有限公司 一种对烟气除尘脱硫的一体化装置及其应用

Cited By (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN111086124A (zh) * 2019-12-30 2020-05-01 威远红卫橡胶有限公司 一种橡胶废料回收机构
CN111346479A (zh) * 2020-03-16 2020-06-30 上海化工研究院有限公司 一种船用柴油机废气泡沫洗涤降温除尘脱硫一体化装置
CN112592743A (zh) * 2020-12-09 2021-04-02 江苏鲲鹏环保工程技术有限公司 一种焦化炉煤气湿式吸收法脱硫方法及其装置
CN114682050A (zh) * 2020-12-30 2022-07-01 中国石油化工股份有限公司 烟气处理装置及方法
CN114682050B (zh) * 2020-12-30 2023-05-05 中国石油化工股份有限公司 烟气处理装置及方法
CN112657331A (zh) * 2020-12-31 2021-04-16 成都达奇环境科技有限公司 一种烟气脱硫方法及烟气脱硫设备
CN113477057A (zh) * 2021-06-15 2021-10-08 中国石油天然气股份有限公司 一种尾气处理装置停车过程中so2减排方法
CN114307492A (zh) * 2021-12-29 2022-04-12 山东赛马力发电设备有限公司 一种发电机组废气处理系统
CN114307492B (zh) * 2021-12-29 2024-01-09 山东赛马力发电设备有限公司 一种发电机组废气处理系统

Also Published As

Publication number Publication date
CN110559804B (zh) 2021-07-09

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN110559804B (zh) 烟气脱硫再生一体塔及烟气脱硫方法
CN108786398B (zh) 烟气脱硫再生一体塔及可再生湿法烟气脱硫方法
CN103868087B (zh) 一种协同增强pm2.5脱除和烟气余热深度利用的方法及装置
CN107261699A (zh) 一种脱硫烟气超净除尘消白烟的装置和方法
CN110567290B (zh) 一种非饱和高湿尾气消白烟装置及方法
CN105561776B (zh) 一种工业燃煤锅炉烟气多污染物超低排放协同脱除系统
CN110124500B (zh) 一种深度回收湿烟气中水资源的装置及方法
CN107954560A (zh) 蒸汽再压缩蒸发浓缩联合烟道喷雾技术处理废水的工艺
CN206430578U (zh) 一种尾气处理塔
CN104150552B (zh) 一种处理火电厂脱硫废水蒸干塔
CN106139866A (zh) 一种采用逆流对冲式湍流洗涤塔废气处理工艺及其装置
CN103058435A (zh) 一种循环处理锅炉热烟气和脱硫废水的方法
CN108970368A (zh) 一种零水耗湿法脱硫装置及其脱硫工艺
CN110898584A (zh) 低温湿式烟气除尘消白装置及其使用方法
CN107777820A (zh) 将空冷岛乏汽余热用于火力发电厂废水零排放处理的工艺
CN208008493U (zh) 一种将烟道余热用于火力发电厂废水零排放处理的设备
CN103977664B (zh) 一种烟气脱硫脱硝除尘的方法
CN111072091A (zh) 一种利用烟气余热处理脱硫废水处理系统和方法
CN210057764U (zh) 烟气除尘、脱硫及消白烟塔
CN107158913B (zh) 一种脱硫烟气超净除尘的装置和方法
CN208990512U (zh) 一种湿法脱硫的烟气消白系统
CN203469746U (zh) 设有多级加湿除雾装置的湿法脱硫系统
CN108619885B (zh) 一种烟气脱硫塔和烟气除尘、脱硫及废水处理方法
CN210057763U (zh) 一种烟气除尘、脱硫及消白烟塔
CN205886581U (zh) 一种采用逆流对冲式湍流洗涤塔废气处理装置

Legal Events

Date Code Title Description
PB01 Publication
PB01 Publication
SE01 Entry into force of request for substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
GR01 Patent grant
GR01 Patent grant
TR01 Transfer of patent right

Effective date of registration: 20230926

Address after: 100728 No. 22 North Main Street, Chaoyang District, Beijing, Chaoyangmen

Patentee after: CHINA PETROLEUM & CHEMICAL Corp.

Patentee after: Sinopec (Dalian) Petrochemical Research Institute Co.,Ltd.

Address before: 100728 No. 22 North Main Street, Chaoyang District, Beijing, Chaoyangmen

Patentee before: CHINA PETROLEUM & CHEMICAL Corp.

Patentee before: DALIAN RESEARCH INSTITUTE OF PETROLEUM AND PETROCHEMICALS, SINOPEC Corp.

TR01 Transfer of patent right