标准规范下载简介
DL／T 5609-2021 火力发电厂烟气海水脱硫系统设计规程.pdf1对于填料塔，当设置脱硫旁路烟道时，海水升压泵可不设 备用泵，可按2×50%配置；当未设置脱硫旁路烟道时，海水升压 泵应设备用泵，宜按3×50%配置，也可按2×100%配置； 2对于喷淋塔，当设置脱硫旁路烟道时，海水升压泵可不设 备用泵；当未设置脱硫旁路烟道时，每个吸收塔宜设置1台海水升 压泵备用泵；
1海水脱硫补水系统总出力应等于该机组扣除凝汽器排水 量后的最大计算用水量，2台或多台机组宜共用1套海水补给水 系统； 2当脱硫补给水系统年度中部分时段运行时，脱硫补给水泵 可配置1台；当常年经常运行时，宜设置多台； 3海水补给水泵选型应符合现行行业标准《火力发电厂水工 设计规范》DL/T5339的规定。
1管道流速宣按现行行业标准《火力发电厂水工设计规范》 DL/T5339的规定选取； 2海水供应系统管道宜采用玻璃钢管，也可选用碳钢衬胶管 道或采用了阴极保护措施的碳钢管道等； 3海水供应系统管道应设置排空措施
6.2.7海水升压泵应符合下列规定： 1海水升压泵应在取水前池人口处设置滤网： 2海水升压泵出口应设防水锤的措施，可在泵出口处设置缓 闭蝶阀； 3泵内壳应采用耐腐蚀材料制造，叶轮等与海水直接接触的 部件的材质应有防腐蚀和防磨损的特性。
6.3.1海水升压泵布置位置宜靠近吸收塔，海水升压泵吸水前池 宜与曝气池混合前池合并设置。 6.3.2海水管道宜理埋地敷设，当海水管路需要穿过道路等设施 时JGJ367-2015《住宅室内装饰装修设计规范》.pdf，在可能承压的理地管道上方应采取保护措施，并符合现行行业 标准《火力发电厂水工设计规范》DL/T5339的规定。 6.3.3海水升压泵采用室内布置时，海水升压泵房布置应符合现 行国家标准《室外给水设计标准》GB50013的规定。 6.3.4海水升压泵及驱动电机上方应设置检修起吊设施。 6.3.5当增设海水脱硫补给水系统时，海水脱硫补给水泵宜安装 在循环水泵房内，其布置要求应与循环水泵一致，设计应符合现行 行业标准《火力发电厂水工设计规范》DL/T5339的有关规定。
7.1.2海水恢复系统设计应取得以下烟气和海水的特性参数： 1脱硫装置入口烟气流量、污染物成分、温度、压力等，其中 烟气污染物成分至少包括二氧化硫浓度、三氧化硫浓度、氧气浓 度、粉尘浓度等资料； 2吸收塔脱硫效率； 3吸收塔排水的水量、pH、水温、悬浮物浓度等资料； 4海水供应条件至少包括不同季节机组循环水供水的海水 量、海水总碱度、水温、PpH、溶解氧、化学需氧量和机组循环水排水 的水温和压力等资料； 5循环水供排水高程系统及循环水供排水建（构）筑物布置 资料。
7.2.1当采用部分机组循环水排水进入曝气池时，海水恢复系统 基本工艺流程如图 7. 2. 1 所示,
7.2.1海水恢复系统基本工艺流程（一
7.2.2当采用全部机组循环水排水进入曝气池时，海水
基本工艺流程如图7.2.2所示，
图7.2.2海水恢复系统基本工艺流程（
7.2.3海水恢复系统宜采用纯塔外曝气池曝气的方式。 7.2.4曝气池混合前池注入的海水量宜将吸收塔排放的酸性海 水稀释至pH达到5以上。曝气池所需注入的最低海水量可按本 标准附录B的方法估算
7.2.3海水恢复系统宜采用纯塔外曝气池曝气的方式。
7.2.5曝气池设计应符合下列规定：
1当电厂循环水排水口的排放海水pH要求达到不低于 6.8时，曦气池内曝气区域海水停留时间不宜低于3min； 2曦气池位置及有效曝气区域的容量应根据脱硫场地条件， 脱硫装置人口烟气参数、脱硫效率、海水供水水质、循环水排水高 程系统、受纳水体环保要求等因素综合确定； 3曦气池池项的设计标高应结合总平面布置确定，且应符合 现行行业标准《火力发电厂水工设计规范》DL/T5339中有关水 工建（构）筑物土0.00m层标高确定原则及要求，当曝气池池顶设 计标高不能满足上述要求时应有防洪措施： 4当曝气池与虹吸井合并布置时，曝气池排水堰设计应符合 现行行业标准《火力发电厂水工设计规范》DL/T5339中虹吸井 设计的有关规定； 5当曝气池与虹吸井独立布置时，曝气池排水堰堰顶标高应 结合虹吸井堰顶标高、从虹吸井至曝气池排水堰之间的水力损失、 曝气池排水堰堰后至排水口之间的水力损失及受纳海水水体潮位 确定； 6曦气池排水堰为没式溢流堰时，曝气池曝气系统设计应 考虑雍水影响；
曝气池应考虑曝气池排空和检修措施
7.2.6曝气风机的选型可按本标准附录C的方法计算，
机的型式、台数和容量的选择应符合下列规定： 1每个曦气池宜设置1台备用曝气风机； 2曝气风机宜选用离心式风机； 3曝气系统设计风量应根据吸收塔设计工况二氧化硫的脱 除量、海水供水总碱度、海水水质排放标准中的溶解氧和化学需氧 量等指标确定；风机选型风量裕量不宜小于基本风量的10%，另 加温度裕量，宜按复季通风室外计算温度确定； 4曝气系统设计压头应包括曝气风机进出口管道及零部件 阻力、曝气器处最高海水深度产生的静压、曝气装置阻力，风机选 型压头裕量不宜小于基本压头的20%； 5曝气风机吸风口应设置消音器。 7.2.7曝气器设计选型应符合下列规定： 1每个曝气池宜为一个曝气单元，应分组设置曝气管网及曝 气器； 2曝气器宜选用中气泡型气器。 7.2.8每台曦气风机出口管道上宜设电动阀门或止回阀，电动阀 门宜选用V型球阀或对夹式电动碟阀，止回阀宜选用蝶式止 回阀。 7.2.9海水恢复系统中海水管道组成件选择设计应符合现行国 家标准《室外排水设计标准》GB50014的相关规定。 7.2.10海水恢复系统空气管道的流速宜控制在10m/s~15m/s。 空气管道组成件设计应符合现行行业标准《火力发电厂烟风煤粉 管道设计技术规程》DL/T5121的相关规定。
7.3.1曝气池应靠近循环水排水沟布置。
7.3.1曝气池应靠近循环水排水沟布置。
3.1曝气池应靠近循环水排水沟
.1曦气池应靠近循环水排水沟布置。 .2曝气池周围应设置适用的栏杆、防滑梯等安全措施和检修
7.3.2曝气池周围应设置适用的栏杆、防滑梯等安全措
7.3.3曝气风机宜布置在曝气池附近，采用高位布置，保
7.3.5曝气风机宜采用室内布置
8.1.1火力发电厂脱硫工艺水宜采用机组工业水。
8.1.1火力发电厂脱硫工艺水宜采用机组工业水。 8.1.2工艺水管道设计应符合现行行业标准《火力发电厂汽水管 道设计规范》DL/T5054的规定。
8.2.1工艺水系统工艺流程宜为：厂区工业水→工艺水箱→工艺 水泵→至各工艺用水点。 8.2.2工艺水箱宜为2台及以上机组公用，其有效容量宜为锅炉 燃用脱硫设计煤种、在BMCR工况下脱硫系统工艺水总耗量的 0.5h～1h。工艺水箱设计应符合现行行业标准《钢制焊接常压容 器》NB/T47003.1的规定。 8.2.3工艺水泵型式、台数和容量的选择应符合下列规定： 1宜选用离心式； 2每2台机组可按2×100%或3×50%配置工艺水泵，其中 1台备用； 3泵流量裕量不宜小于10%； 4泵扬程应按工艺水箱最低运行液位至用水压力要求最高 的用水点的管道系统阻力设计，裕量不宜小于15%。 8.2.4吸收塔人口设置事故高温烟气降温系统时，应符合下列 规定： 1事故降温喷嘴可选用实心锥喷嘴或空心喷嘴； 2烟气事故降温系统供水应保证不小于5min的事故喷淋 用水量；
3喷嘴喷淋压力不宜小于0.2MPa。 8.2.5除雾器冲洗水母管宜设置恒压阀，母管冲洗水压力不宜小 于0.2MPa。
3喷嘴喷淋压力不宜小于0.2MPa。
8.3.1除雾器冲洗水母管恒压阀宜靠近除雾器冲洗水接口布置。
8.3.1除雾器冲洗水母管恒压阀宜靠近除雾器冲洗水接口布置。 8.3.2吸收塔事故降温喷嘴应布置在吸收塔入口烟道内，距离吸 收塔入口法兰接口水平投影长度宜大于5.0m。 8.3.3在严寒地区，工艺水箱和工艺水泵应室内布置。
9.1.1烟气海水脱硫系统所有设备、烟道、管道的外表面及附属 钢结构、池、沟等均应有防海边盐雾腐蚀的措施，应符合现行行业 标准《火力发电厂保温油漆设计规程》DL/T5072的规定。 9.1.2烟气海水脱硫防腐的设计范围应包括以下部分： 1烟气系统的烟气换热器、风门、烟道及其组成件； 2二氧化硫吸收系统的吸收塔本体及内部件； 3海水供应系统的海水升压泵、池、沟、管道及其组成件： 4海水恢复系统的池、沟、管道及其组成件
9.2.1脱硫烟气系统工艺设备及部件的防腐材料选取应符合下 列规定： 1净烟气挡板门和旁路挡板门叶片及轴宜选用DIN1.4529 合金材料或碳钢贴衬不小于2mm厚的DIN1.4529合金材料，挡 板门的密封片和连接件宜选用C276合金钢，密封片厚度不宜小 于0.25mm; 2回转式烟气一烟气换热器的换热元件宜选用耐腐蚀的碳钢 冷镀糖瓷材质，塘瓷厚度不宜小于0.13mm；与脱硫后的烟气接触 的壳体也应考虑防腐； 3旁路烟道和烟气温度低于酸露点的原烟气烟道及其附件 宜采用耐高温玻璃鳞片树脂防腐或其他等同效果的防腐措施；所 有净烟气烟道及其附件宜采用标准玻璃鳞片树脂防腐或其他等同 效果的防腐措施；防腐材料应满足烟道运行温度的要求；
4烟道非金属补偿器的蒙皮宜选用氟橡胶、聚四氟乙烯、玻 璃纤维布等复合组成的材料； 5烟道内的冲洗及喷淋管道应采用耐酸蚀的合金钢或双相 不锈钢材料，
9.2.2吸收塔及其内部件的防腐设计应符合下列规定：
1吸收塔底板及底板以上2m高度海水池的内壁、塔内支撑 件及人孔等部位严重腐蚀区域宣采用标准玻璃鳞片加玻璃钢增强 层的复合结构耐磨防腐或其他等同效果的防腐措施； 2吸收塔原烟气入口烟道宜采用碳钢贴衬厚度不宜小于 2mm的C276合金钢或其他等同效果的防腐措施，贴衬烟道长度 距吸收塔壁最短距离不宜小于2m； 3吸收塔原烟气人口至高温区填料层下区域宜采用耐高温 玻璃鳞片加玻璃钢增强层的复合结构防腐或其他等同效果的防腐 措施； 4填料层或喷淋层上部至吸收塔出口区域的吸收塔内壁宜 采用标准玻璃鳞片防腐或其他等同效果的防腐措施； 5填料层或喷淋层支撑梁宜采用耐高温玻璃鳞片加玻璃钢 增强层的复合结构防腐或其他等同效果的防腐措施； 6喷淋层宜采用耐海水腐蚀的玻璃钢材料；喷淋层喷嘴宜选 用耐海水腐蚀的碳化硅材料或陶瓷内衬等材料；喷嘴与喷淋层支 管采用法兰及螺栓方式连接时，连接件宜采用高镍合金材料； 7除雾器组件及其塔内冲洗管路等附件、喷嘴宜选用加强聚 丙烯、玻璃钢或其他等同效果的材料。 9.2.3海水供应系统的海水升压泵、沟、管道及其附件均应有防 腐措施,其防腐措施与防腐材料宜与机组循环冷却水系统一致。 9.2.4海水恢复系统中工艺设备及部件的防腐材料选取，应符合 下列规定： 1所有接触一次海水的沟、曝气池等混凝土结构应使用耐海 水腐蚀的混凝土，外表面宜采用环氧煤沥青涂料或其他等同效果
的防腐措施； 2对接触脱硫后的海水水道、曝气池体内壁，应采取耐酸腐 蚀防腐设计； 3曝气风管及曝气器宜采用玻璃钢或其他等同效果的材料 制作。 9.2.5防腐材料的使用寿命应符合下列规定： 1由镍及合金制造或高镍基合金包裹和衬里的部件，保证使 用寿命不应少于42000h；由合金钢、不锈钢制造或合金钢、不锈钢 包裹和衬里的部件，保证使用寿命不应少于30000h；
的防腐措施； 2对接触脱硫后的海水水道、曝气池体内壁，应采取耐酸腐 蚀防腐设计； 3曝气风管及曝气器宜采用玻璃钢或其他等同效果的材料 制作。
1由镍及合金制造或高镍基合金包裹和衬里的部件，保证使 用寿命不应少于42000h；由合金钢、不锈钢制造或合金钢、不锈钢 包裹和衬里的部件，保证使用寿命不应少于30000h； 2钢衬橡胶或钢衬鳞片树脂保证使用寿命不应少于30000h； 3玻璃钢、聚氯乙烯、聚丙烯材料保证使用寿命不应少于30000h; 4碳化硅部件保证使用寿命不应少于60000h； 5非金属补偿器保证使用寿命不应少于30000h
10.0.1烟气海水脱硫装置布置在临近海岸时，应采取措施防正 海浪冲刷及滑坡。 10.0.2脱硫场地的标高不应受洪水影响。脱硫装置在主厂房区 环形道路内，防洪标准与主厂房区相同；在主厂房区环形道路外： 防洪标准与其周围场地相同。 10.0.3进入吸收塔、曝气池的海水管道及各类沟道不宜平行布 置在道路行车道下面。 10.0.4海水管道宜理地敷设，在可能承压的直埋管道上方应采 取保护措施。 10.0.5对于不设脱硫旁路烟道的系统，全部吸收塔海水升压泵 跳闸时，锅炉应主燃料跳闸，并应联锁启动事故高温烟气降温 系统。 10.0.6对于设置脱硫旁路烟道的系统，全部吸收塔海水升压泵 跳闻时，应联锁快开脱硫路挡板门，劳路挡板门不能快开时，锅 炉应主燃料跳闸，并应联锁启动事故高温烟气降温系统。 10.0.7当出现锅炉尾部空气预热器着火燃烧等事故造成吸收塔 入口烟气温度超温时，应联锁启动事故高温烟气降温系统。 10.0.8烟气海水脱硫烟气系统的入口和出口均应设置在线烟气 分析仪。环保监测所需的烟气排放连续监测系统（CEMS）的性能 和安装位置应满足环保规范的要求。 10.0.9海水排放出口监测和取样的要求应符合现行国家标准 《燃煤烟气脱硫设备第3部分：燃煤烟气海水脱硫设备》GB/T 19229.3的规定。 10.0.10除雾器冲洗水压力应控制为恒定。
付录A海水升压泵选型计
A.0.1海水脱硫吸收塔所需海水量最终应由脱硫装置物料平衡 提供，在项目前期设计时可按下式估算：
Q = kra 100
式中：Qr一一海水升压泵流量（m/h）； kr—一单台海水升压泵流量占单台脱硫吸收塔所需海水量 的百分比，由海水升压泵配置方案确定。如配置2台 运行海水升压泵时，则k，为50%（%）。 A.0.3海水升压泵的扬程应按照回路总阻力计算，回路总阻力 可按下式计算：
中:H,—总阻力(MPa);
H, =(hsi +hs2 +h3 +hs)
h.一泵进口管道阻力(MPa)； hs2一泵出口管道阻力(MPa); h3—吸收塔最高海水供应管道与泵吸水前池最低工作液 位间的静压（MPa）； hs4一一吸收塔海水供应管道接口处所要求的压力（MPa）。 A.0.4海水升压泵设备选型时，流量、扬程参数不应考虑其他 裕量。
B.0.1曝气池所需海水量最终应由脱硫装置供货商提供。在项 直前期设计时，可按下式估算
射录C曝气风机选型计算
C.0.1曝气风机基本风量应根据吸收塔SO2脱除量、海水碱度、 海水水质排放标准中要求的溶解氧和化学需氧量指标确定。曝气 基本风量可按下列公式估算：
1为便于在执行本标准条文时区别对待，对要求严格程度不 司的用词说明如下： 1）表示很严格，非这样做不可的： 正面词采用“必须”，反面词采用“严禁”； 2）表示严格，在正常情况下均应这样做的： 正面词采用“应”，反面词采用“不应”或“不得”； 3）表示允许稍有选择，在条件许可时首先应这样做的： 正面词采用“宜”，反面词采用“不宜”； 4）表示有选择，在一定条件下可以这样做的，采用“可”。 2条文中指明应按其他有关标准执行的写法为：“应符合.. 的规定”或“应按……执行”。
中华人民共和国电力行业标准
华人民共和国电力行业标
火力发电厂烟气海水脱硫系统
DL/T56092021
《火力发电厂烟气海水脱硫系统设计规程》DL/T5609一2021， 经国家能源局2021年4月26日以第3号公告批准发布。 本标准制定过程中，编制组进行了有关火电厂烟气海水脱硫 系统设计、运行以及维护的调查研究，总结了国内外火电厂烟气海 水脱硫系统工程建设的实践经验，同时参考了国外有关火电厂烟 气海水脱硫系统工程建设的先进技术标准。 为便于广大设计、施工、科研、学校等单位有关人员在使用本 标准时能正确理解和执行条文规定，编制组按章、节、条顺序编制 了本标准的条文说明，对条文规定的自的、依据以及执行中需注意 的有关事项进行了说明。但是，本条文说明不具备与标准正文同 等的法律效力，仅供使用者作为理解和把握标准规定的参考。
附录 A 海水升压泵选型计算 附录B曝气池所需海水量计算 附录C曝气风机选型计算
1.0.2个别火力发电厂海水脱硫系统在海水水质条件不满足脱 硫需要的情况下，通过在海水中加入添加剂改变海水特性以达到 脱硫目标，这种情况极为少见且不具备代表性，因此本标准不涉及 采用添加剂的相关技术要求。
4.2.2关于烟气旁路的设置，随着我国环保政策的日益严格，
换热器由于漏风率大，难以满足日益严格的污染物排放要求，对国 内项目不推荐采用回转式烟气换热器。但鉴于一些国外项目或明 确要求设置脱硫旁路烟道或回转式烟气换热器的工程，海水脱硫 烟气系统中仍保留相关系统流程供参考，是否设置应根据具体的 项目要求确定。 关于脱硫增压风机的设置，随着我国环保政策的日益严格，目 前除尘器出口粉尘浓度达到30mg/Nm3以下，低低温除尘器出口 的粉尘浓度甚至达到20mg/Nm3以下，除尘器后风机运行条件大 为改善，脱硫增压风机与引风机工作条件基本相同，且脱硫增压风 机与引风机合并后具有一定的经济效益，国内采用烟气海水脱硫 系统的已建电厂大多数采用脱硫增压风机与引风机合并，运行效 果良好。本标准推荐对新建机组的增压风机宜与锅炉引风机合并 设置。对于改造机组，可单独设置增压风机，也可根据工程实际采 用合并风机。鉴于一些国外项目合同要求设置脱硫增压风机，或 充许执行我国相关设计标准，可参照本标准执行。 关于管式烟气换热器的设置，2019年10月生态环境部《京津 冀及周边地区2019一2020年秋冬季大气污染综合治理攻坚行动 方案》（环大气【2019］88号）指出：对于稳定达到超低排放要求的 电厂，不得强制要求治理“白色烟羽”。脱硫后净烟气是否设置烟 气加热措施消除“白烟”，应根据环境影响评价报告及国家及地方 烟气排放要求确定。 4.2.5国产动叶可调和静叶可调脱硫增压风机已应用于几百个 300MW、600MW、1000MW级机组的脱硫工程，总体运行情况良 好。除风机轴承及部分1000MW级机组风机液压缸、液压油站需 要进口外，全部设备均已实现国产化。目前除尘器出口粉尘浓度 达到30mg/Nm以下，低低温除尘器出口的粉尘浓度甚至达到 20mg/Nm3以下，因此风机叶片抗磨损寿命可以显著提高；另外：
4.2.5国产动叶可调和静叶可调脱硫增压风机已应用于几百个
300MW、600MW、1000MW级机组的脱硫工程，总体运行情况良 好。除风机轴承及部分1000MW级机组风机液压缸、液压油站需 要进口外，全部设备均已实现国产化。目前除尘器出口粉尘浓度 达到30mg/Nm以下，低低温除尘器出口的粉尘浓度甚至达到 20mg/Nm3以下，因此风机叶片抗磨损寿命可以显著提高；另外， 国内风机制造厂改进了叶片制造工艺，提高耐磨寿命的方法是在 叶轮叶片和后导叶上再喷熔镍基碳化钨材料耐磨材料，硬度为
HRC5560，可以大幅度提高动叶可调轴流风机的耐磨性能；无 论是动叶可调轴流风机还是静叶可调轴流风机，其设备的可靠性 能够完全满足电厂长期稳定运行的要求，因此本条提出增压风机 宜选用轴流风机。
能够完全满足电厂长期稳定运行的要求，因此本条提出增压风机 宜选用轴流风机。 4.2.7脱硫防腐烟道采用鳞片树脂防腐时，要求烟道内壁光滑平 整，使得鳞片树脂便于涂刷和不易破损。设置内撑杆时，内撑杆与 烟道壁衬板之间以及内撑杆之间连接处的鳞片树脂易脱落，造成 腐蚀，因此宜尽量减少内撑杆的设置以减少烟道腐蚀的机会，
4.2.7脱硫防腐烟道采用鳞片树脂防腐时,要求烟道内壁
整，使得鳞片树脂便于涂刷和不易破损。设置内撑杆时，内撑杆
整，使得鳞片树脂便于涂刷和不易破损。设置内撑杆时，内撑杆与 烟道壁衬板之间以及内撑杆之间连接处的鳞片树脂易脱落，造成 腐蚀，因此宜尽量减少内撑杆的设置以减少烟道腐蚀的机会
4.3.2与吸收塔入口连接的烟道宜采用适当斜坡式入口，适当的 宽高比使得烟气能够均匀地进入吸收塔，同时当脱硫系统运行时 可以优化烟气进入塔内的流态，当脱硫系统停运时能防止烟气 倒流。
采用露天布置还是室内布置，并且应符合现行国家标准《工业企业 噪声控制设计规范》GB/T50087的相关要求，
采用露天布置还是室内布置，并且应符合现行国家标准《工业企业
5.1.2锅炉燃用设计煤种和校核煤种时，燃煤含硫量或其热值范 围可能偏差较大，为了满足锅炉负荷及燃煤含硫量的设计范围要 求，二氧化硫吸收系统设计时应以锅炉最大连续蒸发量工况下对 脱硫装置烟气处理能力最不利的烟气条件为设计条件，此时对应 的煤种为脱硫设计煤种，脱硫系统应按该工况下烟气参数进行 设计。
5.2.1二氧化硫吸收系统主要包括吸收塔本体和塔内设备。吸 收塔型式可选用填料塔或喷淋塔，也有少量采用液柱塔型式，采用 气液逆流方式。 采用填料塔时，吸收塔内包含海水分配器、填料、除雾器等设 备或组件。来自海水升压泵的海水进人海水分配器，通过海水分 配器在吸收塔截面上均匀地流经填料层。未处理烟气则由塔下底 进入，逆流向上通过填料层，在填料层中与海水进行充分接触，脱 除SO2。 采用喷淋塔时，来自海水升压泵的海水通过雾化喷嘴形成雾 化液滴，与逆流向上流动的烟气充分混合接触，吸收SO2。部分技 术流派为提高烟气分布均匀性，强化气液接触，在塔内设置一层或 多层筛板。 液柱塔目前在国内外海水脱硫项目中应用业绩不多。液柱塔 为空塔塔型，采用母管制配置，海水升压泵将吸收塔中的海水送至 母管中，再分散到各个平行支管中向上喷出，将原烟气卷入液柱，
5.2.4海水脱硫适用于中低硫份的海滨燃煤电厂，为满足超低抖
放要求的国内海水脱硫项目，限于单台机组凝汽器的冷却海水量 有限，并考虑到技术经济性，脱硫系统入口烟气二氧化硫浓度不宜 大于2000mg/m（标准状态、干基、6%含氧量）。在一定的海水水 质条件下，海水脱硫装置的脱硫效率可达95%以上。国内目前已 投运的海水脱硫超低排放项目，二氧化硫排放浓度小于35mg/m²， 其脱硫效率大于98%。 根据调研情况，神华国华舟山电广海水脱硫系统设计工况时， 吸收塔入口烟气二氧化硫浓度为950mg/m3；华能海门电厂海水脱 硫系统设计工况时，吸收塔入口烟气二氧化硫浓度为1960mg/m²； 秦岛秦热电厂二期工程海水脱硫系统设计工况时，吸收塔入口 烟气二氧化硫浓度为2046mg/m3。对于国外项目，若项目所在地 环保排放标准要求不高时，吸收塔入口烟气二氧化硫浓度可根据 脱硫效率情况适当提高某施工临时用电施工方案，臂如印度尼西亚爪哇2×1050MW燃煤 机组海水脱硫项目，吸收塔入口烟气二氧化硫浓度为2748mg/m² 出口二氧化排放浓度按小于495mg/m控制，脱硫效率性能保 证值为82%。
5.2.5控制海水脱硫吸收塔入口烟气含尘浓度，一方面减少脱硫 后的海水对海域环境的影响，另一方面可降低吸收塔协同除尘的 负荷。 5.2.6吸收塔液气比是影响脱硫性能的关键参数之一，液气比增 大使气液接触概率增大，传质面积明显增加。在相同液气比下，低 碱度海水比高碱度海水对二氧化硫的吸收能力低。这种差别在液 气比较小时尤为明显，但当液气比大于12.0L/m3时，碱度的影响 将不再突出。高碱度海水在较宽的液气比范围内都能起到很理想 的脱硫效率。建议在实际工程中，海水取水口选择时应尽可能远
5.2.5控制海水脱硫吸收塔入口烟气含尘浓度，一方面减少脱硫 后的海水对海域环境的影响，另一方面可降低吸收塔协同除尘的 负荷。
5.2.5控制海水脱硫吸收塔入口烟气含尘浓度，一方面减少脱硫
大使气液接触概率增大，传质面积明显增加。在相同液气比下，低 碱度海水比高碱度海水对二氧化硫的吸收能力低。这种差别在液 气比较小时尤为明显，但当液气比大于12.0L/m时，碱度的影响 将不再突出。高碱度海水在较宽的液气比范围内都能起到很理想 的脱硫效率。建议在实际工程中，海水取水口选择时应尽可能远 离海岸线，特别要避开有淡水注入的河口及排污口。另外取水口 也尽可能离海平面较近，这样能够保证海水较高的碱度。在此条 件下液气比与工程实际应用液气比（如填料塔为6.8L/m）相近
时，海水碱度每提高0.3mmol/L，吸收效率将有6%左右的提高。 在一定液气比范围内，液气比对脱硫效率的影响呈线性变化 液气比越大，吸收效率越高；另外，入塔海水温度的变化能显著影 响海水脱硫的效率，由于二氧化硫的溶解度随水温的升高而降低 导致了二氧化硫吸收率的减小，但液气比增大到一定程度后，二氧 化硫在海水中的溶解度不再成为制约吸收率的因素。当入塔海水 温度降低时，塔内吸收液面上的二氧化硫的平衡分压也降低，有助 于气液传质，脱硫效率增加。在不同季节时，可以通过适当调整海 水的液气比来消除因温度（季节）变化带来的脱硫效率改变，但是 这种调节存在一个液气比约为6L/m的下限值。 在同等条件下，喷淋塔液气比要高于填料塔5%10%。 表1为部分国内外火力发电厂海水脱硫吸收塔液气比参数调 研统计情况，吸收塔入口不同二氧化硫浓度、不同吸收塔类型及脱 硫效率条件下，液气比参数均各不相同
内外火力发电厂海水脱硫吸收塔液气比
5.2.8吸收塔型式应根据吸收塔技术特点、脱硫效率要求、运行 能耗、场地布置条件和长期稳定运行性能等因素确定。根据海水 脱硫技术流派不同大六角高强度螺栓连接施工工艺技术交底，吸收塔可选用喷淋塔或填料塔。 喷淋塔是湿法烟气脱硫工艺中应用最广的洗涤器。塔体的横 断面可以是圆形或矩形。烟气从塔的下部进入吸收塔，然后向上
5.2.8吸收塔型式应根据吸收塔技术特点、脱硫效率要求、运行 能耗、场地布置条件和长期稳定运行性能等因素确定。根据海水 脱硫技术流派不同，吸收塔可选用喷淋塔或填料塔。 喷淋塔是湿法烟气脱硫工艺中应用最广的洗涤器。塔体的横 断面可以是圆形或矩形。烟气从塔的下部进入吸收塔，然后向上