鹏-火电厂烟气脱硫装置自动控制系统分析

毕业设计论文

姓名：学号：学院：技术学院专业：热能动力工程

题目：火电厂烟气脱硫技术

指导教师：讲师

2014 年 6 月

摘要

本论文简要阐述了烟气脱硫的目的，比较了湿法、干法、半干法脱硫的优缺点，论证了石灰石-石膏湿法烟气脱硫技术是脱硫效率最高且最常用的方法，分析了湿法烟气脱硫的工艺过程。介绍了烟气脱硫装置的运行参数检测和控制及连锁保护。特以韩城第二发电厂为例集中分析。经FGD处理后的烟气达到国家环保标准，其效率达95％以上。根据湿式石灰石烟气脱硫工艺及方案，文中给出以参与采集数据与过程控制的可编程控制器（PLC）为现场控制级，通过以太网技术搭建集散式控制系统，并以MCGS组态软件实时监控系统的设计方案。其中，针对湿式石灰石-石膏烟气脱硫过程具有的大惯性、时滞，非线性等特点，利用PLC的PID算法实现烟气脱硫中的吸收塔ph控制与流量控制。MCGS作为上位机软件提供友好的用户界面，实现了运行参数流程与列表数据显示。

关键词：石灰石-石膏湿法烟气脱硫；吸收塔；石灰石；烟气脱硫

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Abstract

This paper briefly expounds the objective comparison of flue gas desulfurization, wet, dry, semi-dry desulfurization advantages and disadvantages, discusses limestone - gypsum wet flue gas desulfurization technology is the desulfurization efficiency is highest and most commonly used method, analysis of wet flue gas desulfurization process. Introduces the flue gas desulfurization device operating parameters detection and control and interlock protection. Special to the Hancheng second power plant is exemple concentration analysis. After treatment of FGD flue gas to reach the national environmental protection standards, its efficiency is more than 95%. According to the wet limestone flue gas desulfurization process and scheme, is presented in this paper in order to participate in the data collection and process control of the programmable logic controller ( PLC ) for field control level, through the Ethernet technology to build distributed control system, and MCGS configuration software real-time monitoring system design. Among them, the wet limestone gypsum flue gas desulfurization process with great inertia, time delay, nonlinear, using PLC PID algorithm in flue gas desulfurization absorption tower pH control and flow control. MCGS as a host computer software with friendly user interface, to achieve the operation parameters of process and data display list.

Key words: Limestone - gypsum wet flue gas desulfurization; absorption tower; limestone; desulfurization of flue gas

摘要 ...................................................................................................................................... I Abstract ............................................................................................................................... II 第1章绪论 .. (1)

1.1 我国SO2排放现状和SO2的危害 (1)

1.2 烟气脱硫的目的 (6)

1.3 烟气脱硫FGD的控制水平 (6)

第2章火电厂烟气脱硫技术的概述 (7)

2.1 FGD的分类 (7)

2.1.1 湿法FGD技术 (7)

2.1.2 干法FGD技术 (7)

2.1.3 半干法FGD技术 (7)

2.1.4 三种工艺的比较 (8)

第3章石灰石\石灰-石膏湿法烟气脱硫 (9)

3.1 石灰石\石膏-石膏湿法烟气脱硫的基本原理 (9)

3.2 石灰石\石灰-石膏湿法烟气脱硫的工艺流程 (10)

3.3 烟气脱硫的工艺系统简述 (10)

3.4 火电厂锅炉烟气脱硫的工艺特点 (11)

第4章石灰石湿法烟气脱硫装置的构成 (12)

第5章石灰石湿法烟气脱硫装置的运行参数检测 (13)

5.1 脱硫装置运行参数检测的特点 (13)

5.2 主要参数的检测 (13)

5.3 主要检测参数的测点布置 (14)

第6章脱硫装置的运行的主要控制系统 (15)

6.1 增压风机入口压力控制 (15)

6.2 吸收塔PH值及塔出口SO2浓度控制 (15)

6.3 吸收塔液位控制 (18)

6.4 石膏浆液排出量控制 (19)

6.5 石灰石浆液箱的液位与浓度控制 (20)

6.6 真空皮带脱水机石膏层厚度控制 (20)

第7章烟气脱硫装置的顺序控制、保护与连锁 (21)

7.1 烟气脱硫主要SCS功能组 (21)

7.2 烟气脱硫装置的保护连锁 (21)

第8章工程实例 (22)

8.1 烟气脱硫工艺概况 (22)

8.2 烟气脱硫系统 (23)

8.2.1 石灰石浆液制备系统 (23)

III

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8.2.2 脱硫吸收氧化系统 (24)

8.2.3 烟气再热系统 (26)

8.2.4 石膏脱水及存储系统 (26)

8.2.5废水处理系统 (27)

结论 (29)

致谢 (30)

参考文献 (31)

第1章SO2排放现状及脱硫目的

第一章绪论

近10多年来，随着我国国民经济增长，对电力方面的需求也越大。大容量、高参数、高效率的大型机组在我国日益普及。作为主要电源供应的燃煤发电机组逐年增加，电力工业煤炭的消耗量约为全国原煤产量的40%。燃煤火力发电装置排放的对人类生存环境构成直接危害的主要污染物有粉尘、二氧化硫、氮氧化物及二氧化碳。我国火电厂动力用煤的特点是高灰分、高硫分煤的比例较大，而且几乎不经任何洗选等预处理过程，同时，火电厂硫氧化物排放的总量大而且集中。因此，火电厂的硫氧化物排放控制工作倍受重视。

在锅炉炉膛内的燃烧环境下，几乎煤中所有的可燃硫分均会迅速转化成为SO2。对占绝大多数的常规燃煤粉电站锅炉，其炉内燃烧温度很高，现在尚没有可以在炉内燃烧过程中高效脱除SO2的可行技术，也不可能通过改进炉内燃烧过程来抑制SO2的生成。

通过湿法烟气脱硫技术控制硫氧化物的排放，是目前世界上应用最广泛的一种控制SO2排放技术。国外发达国家如美国、日本和德国等的大型火电厂已广泛安装了脱硫装置，其烟气脱硫技术已发展得很成熟。虽然我国烟气脱硫技术起步较晚，但在北京、重庆、广东等地的大中型火电厂已建立了石灰石/石膏湿法、循环流化床干法、海水脱硫湿法等主要脱硫工艺的示范工程。

烟气脱硫装置布置在锅炉的尾部，对现有锅炉系统没有显著的影响，既可用于新装机组，也可用于现有机组的加装。近年来，烟气脱硫装置的采用和技术的发展非常迅速。大型电站燃煤锅炉烟气脱硫技术已经历了30多年的发展过程，已经投入应用的烟气脱硫技术有几十种。在烟气脱硫技术数十年的发展和大量实际应用的基础上，通过对脱硫工艺反应过程的深人理解和工程实践，一些脱硫工艺由于技术和经济上的原因逐步被淘汰，一些先进的脱硫工艺随着技术的发展而不断改善脱硫率、运行可靠性和成本。我国从2004年1月开始实施国家环境保护总局与国家质量监督检验检疫总局2003年12月30日颁布的《火电厂大气污染物排放标准》（GB 13223-2003 ）。

1.1我国SO2排放现状和SO2的危害

我国已探明的一次能源储备中，煤炭约占总储量的90%。在我国一次能源的生产和消费构成中，煤炭约占2/3，是我国能源工业的支柱。2004年，我国原煤产量接近17亿t，预计2005年我国的原煤产量将达到20亿t。我国的经济发展需要长期依赖煤炭提供可靠的能源供应，以煤炭为主的能源格局在今后相当长的一段时间内不会改变。

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燃煤排放对人类生存环境构成直接危害的主要污染物有粉尘、硫氧化物（大部分为SO2，极少部分SO3）、氮氧化物（NO X）及二氧化碳（CO2）。

SO2是当今人类面临的主要大气污染物之一，其2/3以上来源于人类的生产活动，其余来源于天然污染源。SO2的污染属于低浓度、长期的污染，对人类的健康、自然生态环境、工农业生产等方面均造成很大的危害。

（1）SO2对人体健康的危害

SO2是一种无色具有强烈刺激性气味的气体，易溶于人体的体液和其他黏性液中，长期的影响会导致多种疾病，如：上呼吸道感染、慢性支气管炎、肺气肿等，危害人类健康。SO2在氧化剂、光的作用下，会生成使人致病、甚至增加病人死亡率的硫酸盐气溶胶，据有关研究表明，当硫酸盐浓度在10μg/m3左右时，每减少10%的浓度能使死亡率降低0.5%；

（2）SO2对植物的危害

研究表明，在高浓度的SO2的影响下，植物产生急性危害，叶片表面产生坏死斑，或直接使植物叶片枯萎脱落；在低浓度SO2的影响下，植物的生长机能受到影响，造成产量下降，品质变坏。

（3）SO2对金属的腐蚀

大气中的SO2对金属的腐蚀主要是对钢结构的腐蚀。据统计，发达国家每年因金属腐蚀而带来的直接经济损失占国民经济总产值的2%～4%。由于金属腐蚀造成的直接损失远大于水灾、风灾、火灾、地震造成损失的总和。且金属腐蚀直接威胁到工业设施、生活设施和交通设施的安全。

（4）对生态环境的影响

SO2形成的酸雨和酸雾危害也是相当的大，主要表现为对湖泊、地下水、建筑物、森林、古文物以及人的衣物构成腐蚀。同时，长期的酸雨作用还将对土壤和水质产生不可估量的损失。

1.2 烟气脱硫的目的

（1）减少二氧化硫的排放，从而减少酸雨对人体健康的危害，减少对植物的危害，减少对金属的腐蚀，减少对生态环境的影响，维持我国社会和经济的健康可持续发展。

（2）回收利用资源，脱硫的过程中形成的石膏可以作为水泥或作为纸面石膏板的原材料，加以回收利用，提高火电厂经济效益。

1.3 烟气脱硫FGD的控制水平

在控制系统的选择上，用户都会倾向于采用分散控制系统（DCS）而不采用（PLC）进行控制。且用户一般都会要求脱硫DCS 硬件配置与主机控制系统DCS 保持一致性，主要原因有：（1）减少备品备件，减少维护量；（2）便于与主机实现通信联网，实现DCS主机脱硫一体化。脱硫DCS主要功能包括数据采集系统（DAS）、模拟量控制系统（MCS）、顺序控制系统（SCS）电气控制系统（ECS）。

第2章火电厂烟气脱硫技术的概述

所谓烟气脱硫，就是把烟气中的二氧化硫及少量的三氧化硫转化为液体或固体化合物，令其从排出的烟气中分离出去。世界各国烟气脱硫技术达200多种，但能够商业应用的不超过20种。

2.1 FGD的分类

2.1.1湿法FGD技术

采用易和二氧化硫进行反应的碱性化合物，溶解于水或形成悬浊液作为吸收剂来洗涤排出的烟气，称为湿式脱硫法。该方法具有脱硫反应速度快、脱硫效率高脱硫效率达95%、吸收剂利用率高、技术成熟可靠、烟气脱硫系统的运行可靠性达99%以上等优点，但也存在初投资大、运行维护费用高、需要处理二次污染等问题。

常见的脱硫工艺有：石灰石\石灰－石膏湿法工艺，海水烟气脱硫工艺，氨法烟气脱硫工艺。应用最多的湿法烟气脱硫技术为石灰石湿法，如果将脱硫产物处理为石膏并加以回收利用，则为石灰石－石膏湿法，否则为抛弃法。抛弃法的设备简单、操作较容易，设备投资及运行费用可降低。

2.1.2 干法FGD技术

干法烟气脱硫是指反应在无液态介入完全干燥状态下进行，反应产物也为干粉状。无污水排放，烟气无明显温降，设备腐蚀较轻，但存在脱硫效率较低脱硫效率达到70%～75%、反应速度慢、石灰石利用率较低等问题，有些方法在设备大型化进程中遇到很大的困难，技术尚不成熟。

常见的脱硫工艺有：炉内喷钙加尾部增湿活化法（LIFAC）、高能电子活化氧化法、荷电干粉喷射脱硫法等。

2.1.3 半干法FGD技术

半干法FGD技术是指利用烟气加热蒸发石灰石浆液滴中的水分，同时在干燥过程中，石灰石与烟气中的SO2反应生成亚硫酸钙等，并使最终产物为干粉状。半干法通常具有在湿态下进行脱硫反应，在干态下处理脱硫产物的特点，可以兼备干法与湿法的优点。

常见的脱硫工艺有：增湿灰循环脱硫技术，旋转喷雾干燥法。旋转喷雾干燥法的脱硫率达70%~95%。

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2.1.4 三种工艺的比较

参数方法石灰石—石膏湿法

喷雾干燥法 LIFAC 适用煤种含S 量（%）＞1.5

1~3 ＜2 Ca/S 1.1~1.2

1.5~2 ＜

2.5 脱硫率（%）＞90

80~90 60~85 占电厂总投资的（%） 15~20

10~15 4~7 钙利用率＞90

40~45 35~40 运行费用高

较高较低设备占地面积大

较大小灰渣状态

湿干干图 2-1

在所有分类当中，相比较而言，石灰石\石灰-石膏湿法烟气脱硫是目前世界技术上最为成熟、效率最高、应用最多的脱硫工艺，特别是在美国、德国和日本，应用该脱硫工艺机组容量约占电站脱硫装机总容量的90%，已应用的单机容量达1000MW 。

石灰石\石灰－石膏湿法烟气脱硫具有在大型发电机组上应用的业绩，可以满足大容量机组和高脱硫率的要求，其脱硫副产品石膏可以作为水泥或作为纸面石膏板的原材料得到有效的利用。因脱硫系统布置在除尘器之后，不会对灰渣的成分造成影响，不影响电厂粉煤灰的综合利用。

第3章石灰石\石灰-石膏湿法烟气脱硫

3.1 石灰石\石膏-石膏湿法烟气脱硫的基本原理

（1）吸收反应

烟气与喷嘴喷出的循环浆液在吸收塔内有效接触，SO2被水吸收后生成H2SO3，H2SO3电离成H＋和HSO3－，一部分HSO3－被烟气中的氧气氧化成H2SO4；SO3溶于水生成H2SO4。

SO2＋H2O→H2SO3（溶解）

H2SO3→H＋＋HSO3－（电离）

HSO3－+ H＋→SO32－+ 2H＋

SO3+H2O→H2SO4

（2）溶解反应

CaCO3+2 H＋→CO2+ H2O+Ca2+

（3）中和反应

吸收剂浆液被引入吸收塔内中和H＋反应，使吸收液保持一定的pH值。中和后的浆液在吸收塔内再循环。中和反应如下：

HCO3－＋H＋→H2O＋CO2↑

（4）氧化反应

一部分HSO3－在吸收塔喷淋区被烟气中的氧所氧化，其它的HSO3－在反应池中被氧化空气完全氧化，反应如下：

HSO3－＋1/2O2→HSO4－

HSO4－→H＋＋SO42－

（5）CaSO4晶体生成

由于浆液在反应器内有足够的停留时间，可以促成硫酸钙晶体的增长。浆液中所残余的HSO3－被空气氧化生成H2SO4后，在将浆液中的CaCO3中和形成

CaSO4＋2H2O→CaSO4·2H2O

2H＋＋SO42ˉ+ CaCO3+ H2O→CaSO4·2H2O+ CO2

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3.2 石灰石\石灰-石膏湿法烟气脱硫的工艺流程

排

空

石膏CaSO4.2H2O

真空系

统过滤水

泵石

灰

石

旋

流

泵石灰石浆泵氧化风机循

环

浆

泵工艺水吸收

塔

热交换器烟囱增压风机原烟道石膏浆泵

废水旋流泵

废水

旋

流

器

石膏旋流器石灰石浆液旋

流

器

石

灰

石

仓湿式球磨机

3-1 流程图

3.3 烟气脱硫的工艺系统简述

本工艺是以石灰石（CaCO3 ）为脱硫剂，石灰石仓中的石灰石，经石灰石仓下的1台封闭式称重皮带给料机，将石灰石颗粒送至湿式球磨机，并加人合适比例的工业水，磨制成石灰石浆液，流入球磨机浆液箱。由球磨机浆液泵输送至石灰石浆液旋流站，经水力旋流循环分选，不合格的返回湿式球磨机重磨；合格的石灰石浆液送至石灰石浆液箱储存。再根据需要由石灰石浆液箱配备的浆液泵输送至吸收塔。为了防止石灰石在浆液箱中沉淀，设有浆液循环系统和搅拌器。

烟气系统设置了旁路挡板和出、入口挡板门，FGD 上游热端前置增压风机和回转式气—气热交换器（GGH ）。原烟气经增压风机增压后，由GGH 将原烟气降温至90～100℃送至吸收塔下部，经吸收塔脱除SO2后，将净烟气送回GGH 升温至高于80℃后经烟囱排放。其中部分原烟气和全部净烟气通道内壁需要防腐设计。

进入吸收塔的热烟气经逆向喷淋器的循环浆液冷却、洗涤，烟气中的SO2与浆

第3章石灰石\石灰-石膏湿法烟气脱硫

液进行吸收反应，生成亚硫酸氢根（HSO3－）。HSO3-被鼓入的空气氧化为硫酸根（SO42－），SO42－与浆液中的钙离子（Ca2＋）反应生成硫酸钙（CaSO4），CaSO4进一步结晶为石膏（CaSO4·2H2O）。同时烟气中的C1，F和灰尘等大多数杂质也在吸收塔中被去除。含有石膏、灰尘和杂质的吸收剂浆液的一部分被排入石膏脱水系统。脱除SO2后的烟气经除雾器去除烟气中的液滴，排出吸收塔。由于吸收浆液的循环利用，脱硫吸收剂的利用率很高。吸收塔中装有水冲洗系统，将定期进行冲洗，以防止雾滴中的石膏、灰尘和其他物质堵塞元件。

由吸收塔底部抽出的浆液主要由石膏晶体（CaSO4·2H2O）组成，经一级水力旋流器浓缩为40%-50%的石膏浆液，并自流至真空皮带式脱水机，脱水至小于10%含水率的湿石膏后进石膏仓暂时储存。为了控制石膏中的C1－等成分的含量，确保石膏的品质，在石膏脱水过程中用工业水对石膏及滤布进行冲洗。石膏过滤水收集在滤液水箱中，然后用滤液泵送至吸收塔和湿式球磨机。在固体含量低时，石膏水力旋流器底流切换至吸收塔循环使用。石膏水力旋流器溢流液送至废水箱。

FGD的工艺水一般来自电厂循环水，并输送至工艺水箱中。工艺水由工艺水泵从工艺水箱输送到各用水点。工艺水由除雾器冲洗水泵输送到除雾器，冲洗除雾器，同时为吸收塔提供补充用水，以维持吸收塔内的正常液位。如GGH的高压冲洗水和低压冲洗水、各浆液管路冲洗水、各浆液泵冲洗水以及设备密封水。FGD冷却水主要用户有增压风机电机、氧化风机电机、循环浆液泵电机、磨机主轴承、减速器电机。

3.4 火电厂锅炉烟气脱硫的工艺特点

（1）烟气脱硫技术的基本原理都是以一种碱性物质作为SO2的吸收剂（脱硫剂）。石灰石是大规模烟气脱硫较为有效、廉价的理想吸收剂之一，用石灰石制成的吸收剂浆液与烟气接触来进行脱硫反应。目前，以石灰石作为SO2吸收剂的脱硫装置在国内外火电厂烟气脱硫中得到最广泛的应用。

（2）烟气脱硫是指脱除烟气中的SO2，有的脱硫工艺在脱除SO2的同时也脱除SO3，有的工艺则不能有效地脱除SO3。但由于烟气中SO3的含量仅为SO2的3%～5%，在锅炉烟气中SO3一般只占到几十万分之几（按容积）。因此，通常并不考虑SO3的脱除率。

（3）由于燃煤电厂所产生的烟气量巨大，一般达每小时数十万到数百万立方米，烟温通常为120℃～150℃，而烟气中的SO2浓度却十分低，通常每标准立方米烟气中只有数千毫克的SO2，而SO2脱除率通常要求在90%以上。因此，烟气脱硫装置庞大，运行费用也较高。

（4）烟气脱硫工艺均会产生脱硫副产品，因此，实施烟气脱硫技术的同时还需考虑脱硫产物的有效回收与处理，以防止二次污染。

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第4章石灰石湿法烟气脱硫装置的构成

（1）石灰石浆液制备系统。

制备并为吸收塔提供满足要求的石灰石浆液。石灰石浆液制备系统的主要设备包括石灰石储仓、球磨机、石灰石浆液罐、浆液泵等。

（2）烟气系统。

为脱硫运行提供烟气通道，进行烟气脱硫装置的投入和切除，降低吸收塔入口的烟温和提升净化烟气的排烟温度。烟气系统的主要设备包括烟道挡板、烟气换热器、脱硫（增压）风机等。

（3）SO2吸收系统。

通过石灰石浆液吸收烟气中的SO2，生成亚硫酸产物，氧化空气将其氧化，并以石膏的形式结晶析出。同时，由除雾器将烟气中的液滴除去。SO2吸收系统的主要设备包括吸收塔、石灰石浆液循环泵、氧化风机、除雾器等。

（4）石膏脱水及储存系统。将来自吸收塔的石膏浆液浓缩、脱水，生产副产品石膏，储存和外运。石膏脱水及储存系统的主要设备包括石膏浆液排出泵、石膏浆液箱、石膏浆液泵、水力旋流器、真空皮带脱水机、石膏储仓等。

（5）废水处理系统。

处理脱硫系统产生的废水（正常情况下主要是石膏脱水系统产生的废水），以满足排放要求。系统的主要设备包括氢氧化钙制备和加药设备、澄清池、絮凝剂加药设备、过滤水箱、废水中和箱、絮凝箱、沉降箱、澄清器等。

（6）公用系统。

为脱硫系统提供各类用水和控制用气。公用系统的主要设备包括工艺水箱、工艺水泵、工业水箱、工业水泵、冷却水泵、空压机等。

（7）事故浆液排放系统。

包括事故储罐系统和地坑系统，用于储存FCD装置大修或发生故障时由FGD 装置排出的浆液。事故浆液排放系统主要设备包括事故浆液储罐、地坑、搅拌器和浆液泵。

（8）电气与监测控制系统。

主要由电气系统、监控与调节系统和联锁环节等构成，其主要功能是为系统提供动力和控制用电；通过DCS系统控制全系统的启停、运行工况调整、联锁保护、异常情况报警和紧急事故处理；通过在线仪表监测和采集各项运行数据，还可以完成经济分析和生产报表。电气与监测控制系统的主要设备包括各类电气设备、控制设备以及在线仪表等。

第5章石灰石湿法烟气脱硫装置的运行参数检测

在石灰石湿法烟气脱硫装置的运行中，需要检测与控制的参数，除了温度与压力外，还包括浆液流量、液位、烟气成分（SO2，CO，O2，NOx，CO2等）、烟尘浓度和浆液pH值、浆液浓度等物性参数。

5.1 脱硫装置运行参数检测的特点

运行参数的检测是脱硫装置自动控制系统的一个基本组成环节。脱硫装置的工作过程实际上是一典型的化工过程，因此，其运行参数的检测与控制均与化工过程参数的检测与控制类似，而与火电厂热力设备明显不同。

脱硫装置运行中需要检测的过程参数包括温度、压力、流量、液位、烟气成分、石灰石浆液与石膏浆液pH值、浆液浓度（或密度）等。

温度、压力与流量参数的检测在火电厂热力设备中广泛采用，在脱硫装置中这类参数的测量原理与方法没有明显区别，且不涉及高温、高压条件下的参数检测。不同之处主要是脱硫装置运行中需要测量、控制高浓度石灰石、石膏浆液，参数检测时，需要考虑被测介质的氧化性、腐蚀性、高黏度、易结晶、易堵塞等特殊性。譬如，在浆液温度检测时，需要选择适当的保护套管、连接导线等附件；测量腐蚀性、黏度大或易结晶的介质压力时，必须在取压装置上安装隔离罐，利用隔离罐中的隔离液将被测介质与压力检测元件隔离开来，以及采取加热保温等措施。测量石灰石、石膏浆液的流量时，需要采用适合于高浓度固液两相流的测量装置。

各个参数的具体检测系统由被测量、传感器、变送器和显示装置组成。传感器又称为检测元件或敏感元件，它直接响应被测量，经能量转换并转化成一个与被测量成对应线性关系的便于传输的信号，如电压、电流、电阻、力等。从自动控制的角度，由于传感器的输出信号往往很微弱，一般均需要变送环节的进一步处理，把传感器的输出转换成如0～l0mA或者4～20mA等标准统一的模拟信号或者满足特定标准的数字量信号，这种仪表称为变送器，变送器的输出信号或送到显示仪表把被测量显示出来，或同时送到控制系统对其进行控制。

5.2 主要参数的检测

（1）压力（压差）检测

（2）流量检测

（3）液位检测

（4）烟气成分检测

（5）浆液PH值检测

（6）石灰石、石膏浆液浓度（密度）检测

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5.3 主要检测参数的测点布置

下图标明了典型石灰石湿法烟气脱硫装置主要工艺过程运行检测参数检测表计的布置位置，包括温度、压力、压差、液位、PH 值、浓度（密度）、流量、烟气成分、石膏层厚度等，这些参数均实时显示在控制系统的计算机画面上，并用于运行参数控制。 T A

P A P P T T P

L 过虑槽

F D L

石灰石粉仓L L 石灰石

浆液箱至烟囱

原烟气石膏仓L

P pH 吸收

塔增压风机

带式过虑器

工艺水水箱F H

旋流器石膏浆液罐

氧化空气

5-1 典型石灰石湿法烟气脱硫装置主要测点布置示意图

注：当石灰石浆液经在循环泵补入吸收塔，PH 计布置在浆液箱出口管道；

当石灰石浆液经直接补入吸收塔，PH 计可布置在再循环泵出口管道。P －压力；

△P －压差；T －温度；PH －计；D －浓度计（密度计）；F －流量计；L －液位（物位）；

H －石膏层厚度；A －烟气成分：O 2，SO 2，CO ，NO X 粉尘

为了检测送入脱硫塔中的石灰石浆液质量流量，通常需要布置体积流量计（如电磁流量计）和浓度计（如核射线式浓度计）；PH 值是脱硫装置运行与控制的重要参数，通常需要采用冗余设计，布置两台PH 值计，并采用清洗维护措施；检测浆液的压力或压差的取压装置必须安装隔离装置。

第6章脱硫装置的运行的主要控制系统

6.1 增压风机入口压力控制

为了克服脱硫装置所产生的额外压力损失，通常需要增设一台独立的增压风机（比如动叶可调轴流式风机）。由于锅炉的负荷变化，流过脱硫装置的烟气量及其造成的压力损失也随之变化，因此，需要设置专门的控制回路来控制增压风机的叶片调节机构，以控制脱硫装置进口烟道的压力值。

增压风机压力（流量）控制回路采用复合控制系统。为了跟踪锅炉负荷的变化，采用锅炉负荷作为控制系统的前馈信号，采用增压风机入口烟道压力测量值作为反馈信号。将压力测量值与不同锅炉负荷下的设定值进行比较，得到的差值信号与锅炉负荷信号相叠加，前馈与反馈控制共同作用产生一个调节信号，来控制增压风机的叶片调节机构，使增压风机入口烟道压力值维持在设定值。

吸收塔

增压风机

进口挡板原烟气

旁路挡板

去烟囱锅炉负荷

∑

＋－执行器调节器

p 设定值

P 测量值

前馈控制器出口挡板

6-1 所示为增压风机压力（流量）复合控制回路 6.2 吸收塔PH 值及塔出口SO2浓度控制

吸收塔内浆液pH 值是由送入脱硫吸收塔的石灰石浆液的流量来进行调节与控制的，也常被称为石灰石浆液补充控制，其控制的目的是获得最高的石灰石利用率、保证预期的SO2脱除率及提高脱硫装置适应锅炉负荷变化的灵活性。

吸收塔内的石灰石浆液pH 值在一定范围内时，pH 值增大，减小输入的石灰石浆液流量，脱硫效率提高；pH 值降低，需要增大输入的石灰石浆液流量，脱硫效率降低。通常浆液pH 值应维持在5.0～5.8范围内。

脱硫装置运行中，可能引起吸收塔浆液pH 值变化或波动的主要因素为烟气量烟气中SO2的浓度，还有石灰石浆液的浓度和供给量等。

（1）烟气量。如果送入脱硫吸收塔的石灰石浆液的流量不变，烟气量的增加

东北电力大学本科毕业论文

会使浆液的pH 值减小，反之会使pH 值增大。烟气量变化是最主要的外界干扰因素。

（2）烟气中SO2。的浓度。即使烟气量维持不变，由于锅炉所燃煤的含S 量发生变化，烟气中SO2的浓度也将随之波动。但由于煤质变化幅度不会如负荷变化那么大，因此，烟气中SO2浓度的变化通常不会很大。

所以，输入吸收塔的新鲜石灰石浆液的量取决于锅炉的原烟气量、烟气SO2浓度（二者乘积运算结果为送入吸收塔的SO2质量流量）及实时检测的吸收塔浆液pH 值，这些参数为检测参数；被控对象为吸收塔内石灰石浆液pH 值，调节量为输入吸收塔的新鲜石灰石浆液流量。采用锅炉烟气量与烟气中SO2的浓度作为控制系统的前馈信号。

锅炉的送风量即反映锅炉负荷的变化，也反映燃烧煤质及过量空气系数的变化，总是与烟气量成线性关系，而且锅炉侧通常设置检测送风量的表计，因此，可以将锅炉负荷与送风量一起连同实时检测的原烟气中SO2的浓度作为控制系统的前馈信号。

复合控制系统有单回路加前馈和串级加前馈两种构成方式，在吸收塔浆液pH 值控制系统设计中均有采用。

1-4所示为吸收塔内浆液pH 值单回路加前馈的复合控制系统，图4中前馈控制器起前馈控制作用，用来克服由于烟气量与烟气中SO2浓度的变化对被控变量pH 值造成的影响；而反馈控制器起反馈控制作用，将浆液pH 测量值与设定的pH 值进行比较，得到的差值信号与作为前馈信号的锅炉烟气中SO2浓度的综合信号（为进入吸收塔的SO2质量流量）相叠加，前馈与反馈控制共同作用产生一个调节信号，来控制石灰石浆液供给阀门的开度，使吸收塔内浆液pH 值维持在设定值上。

与锅

炉

负

荷送风量SO 2浓度前馈控制器石灰石浆液原烟气

吸收塔

调节器

PH 值

设定值∑

净烟气增压风机

6-2 吸收塔浆液pH 值单回路加前馈的复合控制系统

第6章脱硫装置的运行的主要控制系统

6-3是吸收塔浆液pH 值单回路加前馈复合控制系统的方框图，是由一个反馈闭环回路和一个开环的补偿回路叠加而成。

6-4所示为吸收塔内浆液pH 值串级加前馈的复合控制系统，其主要区别在于增加了石灰石浆液流量测量仪表，流量测量值要比pH 测量值更快、更直接。为了防止依据pH 测量值可能造成的过调，采用流量测量值构成一个副反馈回路，pH 测量值仍构成主反馈回路。在串级系统中，有两个调节器（主、副）分别接收来自被控对象不同位置的测量信号，主调节器接收浆液pH 测量值，副调节器接收送入吸收塔的石灰石浆液流量测量值，主调节器的输出作为副调节器的设定值，副调节器的输出与前馈信号（进入吸收塔的SO2质量流量）相叠加，来控制石灰石浆液供给阀门的开度，使吸收塔内浆液pH 值维持在设定值上。串级回路由于引入了副回路，改善了对象的特性，使调节过程加快，具有超前控制的作用，并具有一定的自适应能力，从而有效地克服滞后，提高了控制质量。反馈控制器前馈控制器

石灰石浆

液阀门

设定pH 值

被控对象pH 值

变送器锅炉负荷、SO 2浓度

变送器干扰pH 值

6-3 吸收塔浆液pH 值单回路加前馈复合控制系统的方框图锅

炉

负

荷送风量SO 2浓度前馈控制器石灰石浆液原烟气

吸收塔

副控制器PH 值

设定值

∑

流量

主控制器净烟气

增压风机

6-4 吸收塔内浆液pH 值串级加前馈的复合控制系统

东北电力大学本科毕业论文

6-5是吸收塔浆液pH 值串级加前馈复合控制系统的方框图，是由两个反闭环回路和一个开环的补偿回路叠加而成。

另外，该控制系统的设计中还应合理考虑浆液pH 值测量仪表的纯滞后时间的影响。由于pH 值测量元件安装位置引起的测量纯滞后通常很显著，一般情况下，被调量（浆液pH 取样口设置在循环泵的出口管道或石膏浆液排出管道上，从取样口到吸收塔内的浆液有一段距离，取样口到测量电极之间的取样管也有一段较长长度，因此，吸收塔浆液pH 值的分析测定需要较长的工作周期，从而造成纯滞后，这一滞后使测量信号不能及时反映吸收塔中浆液的pH 值的变化。pH 值计电极所测得的pH 值的时间延迟0τ可按下式估计，即

2110v l v l +=τ 式中：1v ，2v —分别为出口管道与取样管道中浆液的流速；

1l ，2l —分别为出口管道与取样管道的长度。主控制器前馈控制

器

石灰石浆

液阀门被控对象pH 值变送器

锅炉负荷、SO 2浓度

变送器

干扰

pH 值副控制器流量变送器

6-5 吸收塔浆液pH 值串级加前馈复合控制系统的方框图

6.3 吸收塔液位控制

吸收塔浆池的液位是由调节工艺水进水量来控制的，由于浆液中水分蒸发和烟气携带水分的原因，流出吸收塔的烟气所携带的水分要高于进入吸收塔的烟气水分，因此，需要不断地向吸收塔内补充工艺水，以维持脱硫塔的水平衡。在维持液位的同时也起到调节补水量调节吸收塔浆液浓度的作用，控制吸收塔浆液浓度的主要手段是控制石膏浆液的排放量。

吸收塔浆池液位控制系统的被调量为浆池液位；调节量为输入脱硫塔的工艺水流量，该补充水均是以除雾器冲洗水送入。吸收塔浆池液位是通过控制除雾器冲洗间隔时间来实现的，采取间歇补水方式，吸收塔浆池液位控制系统为闭环断续控制系统。

吸收塔浆液池液位控制系统将烟气量（锅炉负荷）作为水位调节的提前补偿信号，来补偿烟气量变化对液位的影响，以克服液位调节的较大惯性，加快调节速度。

6-7为吸收塔浆液池液位闭环断续控制系统原理框图。控制系统的作用是启动

第6章脱硫装置的运行的主要控制系统

除雾器冲洗顺控，冲洗水阀门为电动门，接受开关量信号形，在w=1时开启补水门，进入除雾器冲洗顺控，结束后关闭补水门。吸收塔

1/T

工艺水

原烟气触发器

∫÷×F(x)烟气量

液位测量值h

液位给定值h0A Ah B=Ah/h0

C=h0t/T

B=C B ≠C W=1 W=0

6-7 为吸收塔浆液池液位闭环断续控制系统

运算回路首先将进入吸收塔的烟气量测量值进行运算变换得到A ，然后A 经乘法器与液位测量值h 相乘，再经除法器除以液位设定值，得到一个经烟气量补偿的比较值B ；液位设定值h0，经积分器输出积分值C ，用比较器比较B 与C 的值，当B=C 时，触发器输出w=1，启动除雾器冲洗顺控，同时将C 清零，除雾器冲洗顺控结束后进入新一轮等待时间。C 的上升速率由积分器设定的积分时间常数T 来控制。该系统为单向补水调节，运行调整中需要根据吸收塔中水分实际消耗量调整除雾器阀门开启最长等待时间（即积分时间常数T ），延长等待时间，可相应减少吸收塔的补充水量，避免液位上涨。

6.4 石膏浆液排出量控制

脱硫吸收塔运行中，需要从浆池底部排放浓度较高的石膏浆液，以维持脱硫塔的质量平衡及合适的浆液浓度。过高的浆液浓度将会造成浆液管道堵塞，过低的浓度会降低脱硫效率。吸收塔石膏浆液为断续排放，因此，石膏浆液的脱水系统也是以间歇方式运行的，吸收塔石膏浆液排放的开关指令同时送给石膏浆液脱水控制系统。

该控制系统为单回路闭环断续控制系统。

目前，常采用两种石膏浆液排出流量控制方式，区别在于所依据的检测参数不同。

（1）依据石灰石浆液供给量。根据进入吸收塔的石灰石浆液量与流出吸收塔的石膏浆液量的质量平衡关系，由检测的石灰石浆液质量流量计算出应排出吸收塔的石膏浆液的质量流量，依据计算得到的二者之间的线性比例关系，通过开、关石膏排出泵与阀门来控制吸收塔石膏浆液排出。

（2）依据浆液浓度检测参数。需要在浆液循环泵出口的管道上或者石膏浆排放泵出口管道上布置浆液浓度计，实时检测浆液的浓度值，根据检测值与设定值的

火电厂脱硫的几种方法

火电厂脱硫的几种方法(总12 页) -CAL-FENGHAI.-(YICAI)-Company One1 -CAL-本页仅作为文档封面，使用请直接删除

火电厂脱硫的几种方法(1) 通过对国内外脱硫技术以及国内电力行业引进脱硫工艺试点厂情况的分析研究，目前脱硫方法一般可划分为燃烧前脱硫、燃烧中脱硫和燃烧后脱硫等3类。其中燃烧后脱硫，又称烟气脱硫(Flue gas desulfurization，简称FGD),在FGD 技术中,按脱硫剂的种类划分,可分为以下五种方法：1、以CaCO3(石灰石)为基础的钙法，2、以MgO为基础的镁法，3、以Na2SO3为基础的钠法，4、以NH3为基础的氨法，5、以有机碱为基础的有机碱法。世界上普遍使用的商业化技术是钙法，所占比例在90%以上。按吸收剂及脱硫产物在脱硫过程中的干湿状态又可将脱硫技术分为湿法、干法和半干(半湿)法。A、湿法FGD技术是用含有吸收剂的溶液或浆液在湿状态下脱硫和处理脱硫产物，该法具有脱硫反应速度快、设备简单、脱硫效率高等优点，但普遍存在腐蚀严重、运行维护费用高及易造成二次污染等问题。B、干法FGD技术的脱硫吸收和产物处理均在干状态下进行，该法具有无污水废酸排出、设备腐蚀程度较轻，烟气在净化过程中无明显降温、净化后烟温高、利于烟囱排气扩散、二次污染少等优点，但存在脱硫效率低，反应速度较慢、设备庞大等问题。C、半干法FGD技术是指脱硫剂在干燥状态下脱硫、在湿状态下再生(如水洗活性炭再生流程)，或者在湿状态下脱硫、在干状态下处理脱硫产物(如喷雾干燥法)的烟气脱硫技术。特别是在湿状态下脱硫、在干状态下处理脱硫产物的半干法，以其既有湿法脱硫反应速度快、脱硫效率高的优点，又有干法无污水废酸排出、脱硫后产物易于处理的优势而受到人们广泛的关注。按脱硫产物的用途，可分为抛弃法和回收法两种。 1脱硫的几种工艺 (1)石灰石——石膏法烟气脱硫工艺

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火电厂烟气脱硫脱硝技术应用与节能环保单晓敬摘要：近年来雾霾天气逐渐加重，出现这种天气的主要原因是因为空气中含有的二氧化硫和氮氧化物等物质比较多，而火电厂所排放的烟气中大部分都是这两种物质，虽然浓度不是很高，但是其排放量巨大，所以严重影响着环境质量。因此加强火电厂烟气处理具有重要作用，脱硫脱硝技术的出现，具有强大优势，一方面工作效率比较高，具有良好的性能，另一方面投入成本比较低，能够实现能源的循环使用。文章以河曲发电厂为研究背景，分析了脱硫脱硝技术的应用。关键词：烟气；脱硫脱硝；技术应用前言河曲发电厂厂址位于山西省河曲县境内，随着煤炭市场供应的不稳定性，河曲发电厂实际燃料的含硫量与设计煤质存在一定的偏差，实际FGD入口SO2的浓度常常超出脱硫装置的设计值，并且伴随全新的大气污染物的排放标准颁布实施，净烟气中SO2、NOX排放浓度已无法满足最新环保排放标准。为保证电厂烟气排放在任何时候都不能超标排放。在不改造脱硫系统前提下．通过运行措施尽量提高脱硫能力已成为一种现实而迫切的需要。 1脱硫脱硝技术概述环保理念的不断发展，受到各个行业的广泛关注，在环保理念下，对火电厂烟气的排放要求越来越高，传统的脱硫技术和脱硝技术已经无法满足当前社会发展的需求，所以必须对烟气处理技术进行创新，针对这一问题，技术人员将脱硫技术和脱硝技术进行结合，形成一种新型装置，这种一体化装置改变传统工作模式，优化脱硫脱硝技术。 2火电厂主要脱硫设备形式分析 2.1液柱塔液柱塔中没有填料，主要是利用由下向上垂直喷射的液柱进行脱硫处理，烟气经过塔底或者塔顶进入吸收塔中，就会与液体产生强烈的扰动，从而吸收烟气中的二氧化硫。但是在液柱塔中的烟气会产生一定的阻力，从而降低液体吸收二氧化硫的效果，最终影响到脱硫效率。 2.2填料塔填料塔主要是利用吸收塔中的填料进行脱硫处理，在吸收塔内装设固体填料，烟气在经过吸收塔时就会与填料层流淌的浆液接触并且发生反应，从而去除烟气中的硫。填料塔的结构比较简单，但是在运行的过程中会出现填料堵塞的现象，增加实际操作的难度，会直接影响到脱硫效果。 2.3鼓泡塔鼓泡塔的运行主要是将烟气输送到浆液面以下，在液流与气流相遇时，烟气就会从浆液中鼓泡冒出。这种脱硫效果比较好，并且还能够达到除尘的目的，也具有较好的适应性。但是鼓泡塔的设计结构比较复杂，在运行的过程中还存在较大的阻力，并且设备的占地面积较大，初期投入成本较高。 2.4喷淋塔这种形式的吸收塔结构设计比较简单，所以初期成本投入较少，但是在实际运行过程中，进入的烟气不能够均匀的分布，所以脱硫效果一般。 3 火电厂脱硫脱硝流程简述火电厂中排放出烟气以后，会被旋风器进行首次清除，并将大型颗粒进行回收，之后大部分的除尘和脱硫脱氮工作在自激式除尘器中完成，然后再次经过冲

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此文介绍环保数据公式介绍，对于环保设备运维和上级迎检尤为重要烟气系统有关计算公式一、污染物浓度值的换算：（我厂所用到的有两种：SO2和NO） 1、SO2mg/m3与ppm的换算（SO2 mg/m3）=2.86C1 2、NOmg/m3与ppm的换算（NO mg/m3）＝1.34C2 式中C1是SO2的体积浓度（ppm），2.86是SO2从体积浓度（ppm）转换为标态下质量浓度（mg/m3）的转换系数；式中C2是NO的体积浓度（ppm），1.34是SO2从体积浓度（ppm）转换为标态下质量浓度（mg/m3）的转换系数。例如：体积浓度（ppm）为866.9ppm的SO2气体转换成标态下质量浓度为2.86×866.9＝2479mg/m3。体积浓度为200ppm的NO气体转换成标态下的质量浓度为 1.34×200＝268mg/m3。二、污染物的排放量 1、工况流量（Qg）m3/h－日常运行状况下湿烟气流量 Qg＝V×A×3600 2、标态流量（Qo）m3/h－标准状态下干烟气流量 Qo＝Qg×〔273／(273＋T)〕×〔(Ba＋P)／Ba〕×〔(100－F)／100〕 3、污染物排放量（W）m3/h W＝G×Qo×10－6 式中： Qo：标准状态下的流量（m3/h） Qg：工作状态下的流量（m3/h） V：工况流速（m/s） A：烟道断面截面极（m2）目前我厂取的是66m2 T：气体温度（℃） Ba：大气压力我厂取的是89300pa P：烟气静压（kPa） F：湿度（%） W：排放量（kg/h） G：污染物浓度（mg/m3）为了监测排放的气体污染物浓度是否超过规定的排放浓度，需要计算折算浓度，国家环保规定中的排放浓度指的是折算浓度。为了计算折算浓度，需要测量气体中的含氧量，通

火电厂烟气脱硝SCR装置运行技术规范

ICS 号中国标准文献分类号 P DL/T ××××—201× 火力发电厂锅炉烟气袋式除尘器滤料滤袋技术条件 Technical Requirement of Fabric and Filter Bag of Deduster for Coal-fired Power Plants （征求意见稿） ICS 号：文献分类号：备案号：中华人民共和国电力行业标准 2011-××-××发布 2011-××-××实施

DL/T ×××—201× 目次目次................................................................................ I 前言............................................................................. II 1范围.. (3) 2规范性引用文件 (3) 3术语和定义 (3) 4一般规定 (5) 5基础参数 (6) 6材料选用的技术要求 (10) 7滤袋的运行、更换及处置 (10) 8试验方法 (11) 9抽样检验 (11) 10包装、标志、贮存和运输 (13) I

DL/T ××××—×××× II 前言本标准由中国电力企业联合会提出。本标准由中国电力行业环境保护标准化技术委员会归口。本标准起草单位：本标准主要起草人员：本标准为首次发布。本标准在执行过程中的意见或建议反馈至中国电力企业联合会标准化中心（北京市宣武区白广路二条一号，100761）。

DL/T ×××—201× 3 火力发电厂锅炉烟气袋式除尘器滤料滤袋技术条件 1 范围本标准规定了火力发电厂锅炉烟气袋式除尘器用滤料、滤袋的技术条件。本标准适用于火力发电厂锅炉烟气袋式除尘器用滤料、滤袋的选用、检查、维护、测试、管理。 2 规范性引用文件下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注明日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。 GB 12625 袋式除尘器用滤料及滤袋技术条件 GB 13223 火电厂大气污染物排放标准 GB/T 6719 袋式除尘器技术条件 GB/T 14334 化学纤维短纤维取样方法 GB/T 14335 化学纤维短纤维线密度试验方法 GB/T 14337 化学纤维短纤维拉伸性能试验方法 GB/T 14336 化学纤维短纤维长度试验方法 GB/T 14338 化学纤维短纤维卷曲性能试验方法 GB/T 14342 合成短纤维比电阻试验方法 GB/T 6505 化学纤维热收缩率试验方法 GB/T2828.1 计数抽样检验程序第一部分：按接受质量限（AQL ）检索的逐批检验抽样计划 GB/T 3820 纺织品和纺织制品厚度的测定 GB/T 24218.1 纺织品非织造布试验方法第一部分：单位面积质量的测定 GB/T 5453 纺织品织物透气性的测定 GB/T 3923 纺织品织物拉伸性能 HJ/T 324 袋式除尘器用滤料 HJ/T 326 袋式除尘器用覆膜滤料 HJ/T 327 袋式除尘器滤袋 3 术语和定义下列术语和定义适用于本标准。 3.1 袋式除尘器 Bag filter 利用滤袋拦截阻留及烟尘的惯性碰撞、扩散作用，捕集烟气中粉尘的设备。 3.2 电-袋组合式除尘器Electrostatic-fabric filter dust collector 将静电除尘与袋式除尘组合为一体的除尘设备。 3.3 聚苯硫醚 Polyphenylene sulfide （PPS ）

《火电厂烟气脱硫工程后评估管理暂行办法》正式版

Through the reasonable organization of the production process, effective use of production resources to carry out production activities, to achieve the desired goal.《火电厂烟气脱硫工程后评估管理暂行办法》正式版

《火电厂烟气脱硫工程后评估管理暂行办法》正式版下载提示：此安全管理资料适用于生产计划、生产组织以及生产控制环境中，通过合理组织生产过程，有效利用生产资源，经济合理地进行生产活动，以达到预期的生产目标和实现管理工作结果的把控。文档可以直接使用，也可根据实际需要修订后使用。火电厂烟气脱硫工程后评估管理暂行办法第一章总则第一条为促进火电厂烟气脱硫产业健康发展，引导火电厂烟气脱硫装置供应商、使用方提高工程质量和运行管理水平，根据《国家发展改革委关于印发加快火电厂烟气脱硫产业化发展的若干意见的通知》（发改环资［2005］757号）和《国家发展改革委办公厅关于委托中国电力企业联合会开展火电厂烟气脱硫产业化发展有关工作的函》（发改办环资［2005］1988

号），特制定本办法。第二条火电厂烟气脱硫工程后评估（以下简称后评估）原则上是针对已建成投产并连续运行一年以上或合同约定的质保期满后的烟气脱硫装置。第三条后评估工作应遵循科学、客观、公正、公平的原则，并应充分依靠专家。第四条受国家发展和改革委员会（以下简称国家发展改革委）委托，中国电力企业联合会负责后评估工作的组织和实施。第五条被评估单位为脱硫装置使用方（火电厂）和脱硫装置供应商（脱硫工程公司及主要设备供货商等）。具体项目的

电厂烟气处理

火电厂石灰石湿法烟气脱硫的控制电子电气单片机, 2009-01-10 23:29:00 阅读47 评论0 字号：大中小订阅摘要随着国家环保法规的进一步完善，特别是对环境的更高要求，将有更多的电厂和二氧化硫排放企业要进行烟气脱硫（FGD：flue gasdesulfurization）改造，电厂所普遍采用的石灰石-石膏湿法脱硫工程规模庞大，为系统开发相关的自动化控制系统成了迫在眉睫的问题。本文研究了当今先进的烟气脱硫技术及其控制系统的发展成果，将先进的设计思想和控制理论应用到了烟气脱硫改造实际生产中，并设计了一套烟气脱硫控制系统。为了保证FGD装置安全、正常运行，本文设计了一种FGD自动控制系统的方案。针对pH值控制的大滞后、参数时变系统，本文采用了PID控制，并对控制算法进行了仿真。仿真试验结果表明，PID控制的效果较理想，验证了方案的可行性。本文设计的方案对火电厂FGD控制系统的设计具有一定的参考价值。关键词：烟气脱硫；PID控制；MATLAB仿真 Abstract As the environment laws become stricter, especially a high demandof the environment is put forward. More and more power plants andenterprises which emit sulfur dioxide will be forced to set up aflue gas desulfurization (FGD) system. It is of great importance todevelop a highly automatic control system for the limestone-gypsumwet desulfurization which adopt by many power plants abroad. Thisthesis brings the advanced design and control theories into thepractice of FGD, we have developed a distributed control system forthe FGD system . In order to insure the safety running of the FGD device . A controlsystem of FGD is introduced. Based on the special characteristicsof the pH value control, such as Pure-lag, parameterstime-variable, PID is applied and computer simulation is used. Theresult indicates that algorithm is less influenced by theenvironment , it is robust and contains better track ability. Theconclusion of this thesis has reference value for the design of FGDcontrol system. Key words：flue gas desulfurization (FGD)；PID control；MATLABSimulation 目录第一章绪论 (1) 1.1燃煤二氧化硫的排放及危害 (1) 1.1.1二氧化硫(SO2)的排放 (1) 1.1.2酸雨的形成及危害 (1) 1.1.3燃煤二氧化硫的排放控制对策 (1) 1.2烟气脱硫技术 (2) 1.2.1干法烟气脱硫技术 (2) 1.2.2半干法烟气脱硫技术 (3) 1.2.3湿法烟气脱硫技术 (5) 1.2.4烟气脱硫方法比较与选择 (7) 1.3湿法烟气脱硫技术研究及其应用现状 (9)

火电厂烟气脱硝工艺特点及工作原理概述

火电厂烟气脱硝工艺特点及工作原理概述一、工作原理电厂脱硫设备采用石灰石或石灰作为脱硫吸收剂，石灰石经破碎磨细成粉状与水混合搅拌成吸收浆液，当采用石灰为吸收剂时，石灰粉经消化处理后加水制成吸收剂浆液。脱硫处理技术在吸收塔内，吸收浆液与烟气触混合，烟气中的二氧化硫与浆液中的碳酸钙以及鼓入的氧化空气进行化学反应从而被脱除，最终反应产物为石膏。二、系统组成脱硫系统主要由烟气系统、吸收氧化系统、石灰石/石灰浆液制备系统、副产品处理系统、废水处理系统、公用系统(工艺水、压缩空气、事故浆液罐系统等)、电气控制系统等几部分成。三、工艺流程锅炉/窑炉—>除尘器—>引风机—>吸收塔—>烟囱来自于锅炉或窑炉的烟气经过除尘后在引风机作用下进入吸收塔，吸收塔为逆流喷淋空塔结构，集吸收、氧化功能于一体，上部为吸收区，下部为氧化区，经过除尘后的烟气与吸收塔内的循环浆液逆向接触。系统一般装3-5台浆液循环泵，每台循环泵对应一层雾化喷淋层。当只有一台机组运行时或负荷较小时，可以停运1-2层喷淋层，此时系统仍保持较高的液气比，从而可达到所需的脱硫效果。吸收区上部装二级除雾器，除雾器出口烟气中的游离水份不超过75mg/Nm3。吸收SO2后的浆液进入循环氧化区，在循环氧化区中，亚硫酸钙被鼓入的空气氧化成石膏晶体。同时，由吸收剂制备系统向吸收氧化系统供给新鲜的石灰石浆液，用于补充被消耗掉的石灰石，使吸收浆液保持一定的pH值。反应生成物浆液达到一定密度时排至脱硫副产品系统，经过脱水形成石膏。四、工艺特点 1、脱硫效率高，可保证95%以上; 2、技术成熟、运行可靠性好; 3、对煤种变化、负荷变化的适应性强，适用于高硫煤; 4、脱硫剂资源丰富，价格便宜。

火电厂脱硫技术全解

火电厂脱硫技术全解目前烟气脱硫技术种类达几十种，按脱硫过程是否加水和脱硫产物的干湿形态，烟气脱硫分为：湿法、半干法、干法三大类脱硫工艺。湿法脱硫技术较为成熟，效率高，操作简单。传统的石灰石/石灰—石膏法烟气脱硫工艺采用钙基脱硫剂吸收二氧化硫后生成的亚硫酸钙、硫酸钙，由于其溶解度较小，极易在脱硫塔内及管道内形成结垢、堵塞现象。双碱法烟气脱硫技术是为了克服石灰石—石灰法容易结垢的缺点而发展起来的。一、主要来源：近年来，随着机动车的增多，汽车尾气已成为主要的大气污染源，酸雨也因此更加频繁，严重危害到了建筑物、土壤和人类的生存环境。因此，世界各国纷纷提出了更高的油品质量标准，进一步限制油品中的硫含量、烯烃含量和苯含量，以更好地保护人类的生存空间。随着对含硫原油加工量的增加及重油催化裂化的普及，油品含硫量超标及安定性不好的现象也越来越严重。由于加氢脱硫在资金及氢源上的限制，对中小型炼油厂来说进行非加氢精制的研究具有重要的意义。本文简单介绍了非加氢脱硫技术进展及未来的发展趋势。二、硫的分布：原油中有数百种含硫烃，目前已验证并确定结构的就有200余种，这些含硫烃类在原油加工过程中不同程度地分布于各馏分油中。燃料油中的硫主要有两种存在形式：通常能与金属直接发生反应的硫化物称为“活性硫”，包括单质硫、硫化氢和硫醇;而不与金属直接发生反应的硫化物称为“非活性硫”，包括硫醚、二硫化物、噻吩等。对于汽油馏分而言，含硫烃类以硫醇、硫化物和单环噻吩为主，其主要来源于催化裂化(简称FCC)汽油。因此，要使汽油符合低硫汽油的指标必须对FCC汽油原料进行预处理或对FCC汽油产品进行后处理。而柴油馏分中的含硫烃类有硫醇、硫化物、噻吩、苯并噻吩和二苯并噻吩等，其中二苯并噻吩的4，6位烷基存在时，由于烷基的位阻作用而使脱硫非常困难，而且随着石油馏分沸点的升高，含硫化合物的结构也越来越复杂。三、生产方法： 1.酸碱精制

浅谈火电厂中的烟气脱硫技术(标准版)

Enhance the initiative and predictability of work safety, take precautions, and comprehensively solve the problems of work safety. （安全管理）单位：___________________ 姓名：___________________ 日期：___________________ 浅谈火电厂中的烟气脱硫技术 (标准版)

浅谈火电厂中的烟气脱硫技术(标准版)导语：根据时代发展的要求，转变观念，开拓创新，统筹规划，增强对安全生产工作的主动性和预见性，做到未雨绸缪，综合解决安全生产问题。文档可用作电子存档或实体印刷，使用时请详细阅读条款。摘要：目前我国的发电还是主要已火力发电为主，其火电脱硫技术在我国脱硫技术中的应用比较广泛，但后期造成环境污染也受到了群众的重视，本文主要对湿法脱流中的工艺及防腐问题进行了分析。关键词：火电厂；烟气脱硫；防腐我公司总承包的新疆天龙矿业股份有限公司电解铝技改配套(1×200MW)发电机组烟气脱硫工程配置一套石灰石-石膏湿法脱硫装置（简称FGD），全烟气脱硫，脱硫效率要求不小于95%，不设GGH，有增压风机、设置全烟气旁路。本工程是采用的石灰石/石膏湿法脱硫。即CaCO3＋ SO2Ca2SO3·1/2H2O，然后将亚硫酸钙（Ca2SO3·1/2H2O）充分氧化成石膏。脱硫岛的关键设备是脱硫吸收塔。吸收塔为圆筒型常压设备，吸收塔下部内径为φ12400mm，上部内径为φ9700mm，烟气入口高度为11715mm，烟气出口高度为25525mm，液位高度为8430mm，吸收塔高为27070mm。吸收塔底部浆液池设有一层氧化空气管网和3台侧进式搅拌

火电厂脱硫脱硝及烟气除尘的技术分析

火电厂脱硫脱硝及烟气除尘的技术分析摘要：在改革开放的新时期，我国的社会经济有了突飞猛进的进步，经济的高速发展与煤炭资源有着密切关系，但是由于煤炭资源利用率在不断增加，这样煤炭资源在燃烧的过程中，污染物就在不断增加，这样就给我国的环境带来了严重的影响。针对这样的情况，就必须要不断对火电厂锅炉的排放进行合理设置，这样就可以很大程度上提高煤炭燃烧的效率。基于此，本文主要对火电厂锅炉脱硫脱硝及烟气除尘技术进行了详细分析，希望能够给有关人士提供参考意见。关键词：火电厂锅炉；脱硫脱硝；烟气除尘；技术引言我国既是煤炭的重要生产国，也是最大的煤炭消费国，伴随着我国工业的快速发展，污染问题愈加突出，环境污染会威胁人们的生命健康。在火电厂发电过程中，会排放出大量的NOx和SO2，火电厂发电已然成为工业污染的重要来源之一，合理应用火电厂锅炉脱硫脱硝及烟气除尘技术，可以减少其工业污染，对我国社会经济的可持续发展具有重要意义。 1研究火电厂锅炉脱硫脱硝及烟气除尘技术的现实意义科学技术水平的提升，使得各行各业的发展对煤炭能源的需求量越来越大。据统计，平均每天直接用于燃烧的煤炭量高达12t。其中火电厂对煤炭的燃耗量，在当前节能减排的发展背景下，仍呈现出递增趋势。这种情况下，火电厂大量排放的污染物就会对周边的生态环境建设造成严重的污染影响，严重的甚至会形成酸雨。基于此，我国采用脱硫方式，来降低污染物的排放量，截止到2014年，市场环境中的火电厂脱硫容量达到了3600万kW。虽然处于运行状态的燃煤机组的脱硫设备安装基本完成，但其脱硝以及除尘设备的应用，仍有很大的提升改造空间。为此，相关建设人员应在明确脱硫脱硝及烟气除尘技术应用现状的情况下，找出优化控制的方法策略。这是实现工业发展可持续目标的重要课题内容，相关人员应将其充分重视起来，以用于实践。 2脱硫脱硝技术发展 2.1脱硫技术在脱硫技术当中主流是以石灰石-石膏湿法进行处理，然而在火力发电厂进行脱硫处理之时其重点为吸收塔，吸收塔的形制不同，所达到的效果也会产生明显的差异性，一般情况下吸收塔可分成三类：⑴填料塔。这一种类型是应用内部固体填料，来促使浆液从填料层表层流入，和炉膛当中的烟气相融合，从而便可达到脱硫效果，然而其缺点也十分明显即较易造成堵塞；⑵液柱塔。采用烟气和气、液互相融合的方式，来达到脱硝效果，尽管其脱硝率较高，然而在芦荡当中没有阻塞，烟气所导致的阻力会造成较大脱硫损失；⑶喷淋吸收塔。这一技术是当前应用较为普遍的一种脱硫技术手段，一般炉膛当中的烟气是由上到下运动的，喷淋吸收塔形制为喇叭状，或是通过特定角度来向下喷射，可较为充分的吸收烟气。 2.2脱硫技术的发展我们都知道，脱硫技术主要是采用石灰石或者石膏湿的方法，但是对于火电厂来说，脱硫技术重点的部分主要在吸收塔。但是由于吸收塔的型号和样式有很大不同，这样就使得其产生的效果也有很大区别。一般通常下，吸收塔可以分为四种类型，第一种就是填料塔，这种类型的塔主要是通过利用结构内部的填料将其固定，然后将浆液填料在表面层，这样浆液就会从表面顺流而下，从而就与锅炉内部的烟气进行有效融合和反应，即完成了脱硫。但是这种方式非常容易出现

火力电厂锅炉脱硫脱硝及烟气除尘的技术分析汪心宇

火力电厂锅炉脱硫脱硝及烟气除尘的技术分析汪心宇发表时间：2019-03-14T14:47:09.383Z 来源：《电力设备》2018年第27期作者：汪心宇 [导读] 摘要：在城市化进程不断加快的信息时代下，人们对电力的需求日益增多。（合肥热电集团有限公司天源分公司安徽合肥 230088）摘要：在城市化进程不断加快的信息时代下，人们对电力的需求日益增多。在此基础上，我国工业化得到了迅猛的发展。虽然工业化的发展，在一定程度上促进了社会经济的繁荣，但是也导致我国环境污染受到了严重破坏。因此，现阶段，人们逐渐加强对生态环境和空气质量的重视。为了满足人们的生活需求，工业化电厂企业逐渐开始重视脱硫脱硝和烟气除尘技术。关键词：火力电厂；锅炉脱硫脱硝；烟气除尘；技术 1电厂锅炉脱硫脱硝及烟气除尘技术特点近年来，较多的电厂锅炉企业在发展中，均加强对脱硫脱硝及烟气除尘技术的使用。分析脱硫脱硝及烟气除尘技术的特点，能够发现其具有较多的优势。第一，脱硫脱硝及烟气除尘技术工艺简单，耗费的人工劳动力较少。我国现有的脱硫脱硝及烟气除尘技术，其工艺流程较为简单，能够实现全程自动化控制。在此基础上，需要电厂锅炉工作人员所做的工作不断减少。其只需要在脱硫脱硝及烟气除尘技术应用期间，对脱硫脱硝环境的酸碱值和温度等进行观测。第二，脱硫脱硝及烟气除尘技术的运行成本相对较低。由于该技术具有工艺简单的特点，在工作过程中其所耗费的人工劳动力较少，因此能够减少在此环节中的人工劳动力，从而节省人力资源和人力成本。第三，脱硫脱硝及烟气除尘技术适应性较强。该技术能够适用于规模不一的电厂或是锅炉，不会对燃烧装置产生不良的影响，也不会造成对环境的二次污染。 2火电厂锅炉脱硫脱硝技术 2.1火电厂锅炉脱硫技术利用石灰石粉的投入可以对SO2排放进行控制，WFGD（湿式石灰石-石膏法）、烟道流化床脱硫、炉内脱硫+燃烧优化工艺已经成为现阶段火电厂主要脱硫技术。烟道流化床脱硫技术需要空间较为庞大，其改造工程量相对较大。因此，在火电厂中的锅炉脱硫技术主要是采用石灰石-石膏湿法，在具体脱硫过程中，吸收塔占有关键地位。根据不同的脱硫方法，可以将吸收塔划分为3种类型：（1）喷淋吸收塔。喷淋吸收塔脱硫技术的应用较为广泛，通常情况下，炉膛烟气为自上到下运动，外形为喇叭形状，或是利用特定角度可以向下喷射，对烟气进行充分吸收。（2）液柱塔。利用烟气、液、气相融合方法，可以实现脱硫目的，这种方法的脱硝率相对较高，但是可能会因为烟气造成阻力，进而形成脱硫损失。（3）填料塔。填料塔利用了内部固体填料，可以让浆液从填料层表层流入其中，和炉膛内烟气融合，可以实现脱硫目的，但在应用这种方法时，可能会形成堵塞现象。 2.2火电厂锅炉脱硝技术火电厂锅炉脱硝技术主要可分为2种类型，一是SCR烟气脱硝，二是低氮脱硝。这2种方式可以保证火电厂发电过程中的煤炭燃烧充分，可以让锅炉内部压力大幅提升。采用SCR烟气脱硝技术时，需要在烟气内放入还原剂，通过化学反应可以产生水和氮气，其温度可达350℃，可以达到90%的脱硝率，具体反应如以下化学方程式。利用此种脱硝方式，催化剂类型、品种对脱硝反应温度起到决定作用。采用SNCR烟气脱硝技术时，反应器为炉膛，在温度达到850℃之后，炉膛中NOX与脱硝还原剂分解的NH3会产生化学反应，进而出现N2。除此之外，还有部分火电厂采用SCR+SNCR混合法，这种工艺技术可以结合二者优点，但是所需投资相对较大。 3火电厂锅炉除尘技术在火电厂中，除尘技术在锅炉生产阶段的稳定性相对较高，具有较高的除尘效率，就目前来看，利用旋转电极形式进行除尘处理是未来发展的主要方向。在火电厂中，旋转清灰刷、回转阳极板共同组成了旋转电极阳极部分，灰尘积累到一定厚度时，需要对其予以彻底清除，防止出现二次烟尘，此种方法具有较为合理的除尘效果。在实际除尘过程中，如果具有较高的粉尘排放标准，那么需要将湿式静电除尘设备予以适当增设。与干式电除尘器进行比较，利用这种除尘设备可以避免二次灰尘的出现，除尘较为高效。通常情况下，其除尘率约在70%。就目前来看，在火电厂锅炉生产过程中，利用脱硫脱硝技术和除尘技术依然存在一定局限，对此，可以选择一体化作用模式，将煤炭燃烧技术与烟气脱硝技术结合，将脱硫技术与除尘技术相结合，如在脱硫工作开始之前利用干式先转电极除尘器，在脱硫完成之后利用湿式除尘器，可以让热量增加，完成装置回收工作，进而有效提升除尘效率。 4火电厂锅炉脱硫脱硝系统优化 4.1工程概况该火电厂为国家电投大连泰山电厂，其厂区占地约为8.57km2。 4.2脱硫工艺优化 4.2.1方案选择如前文所说，利用石灰石粉的投入可以对SO2排放进行控制，CaCO3会分解为CaO与CO2，CaO与SO2会反应生成CaSO3，之后会再次发生固硫反应。也就是说，石灰石反应活性、石灰石粒度、含硫量以及锅炉运行参数、入炉煤发热量与锅炉分离器工作效率会对脱硫效率造成影响。考虑到湿式石灰石-石膏法在现有场地中无法完成布置，且受到资金、运营费用等方面的限制，在本工程中主要采用炉内脱硫+燃烧优化工艺。 4.2.2机械改造首先，将一层高压力ROFA风系统喷口设置在锅炉稀相区部位，出口风速为110m/s。共有喷射口数量为12个。利用ROFA风，可以保证此层面物料颗粒共同形成旋转对流。其次，需要改造原有锅炉机壳与叶轮，让当前风机出力增加。然后，需要改造锅炉原有二次喷口与喷射角度，让二次风功能得到保持。之后，需要将压力监测装置加入到原有二次风喷口挡板控制模式中。接着，需要对锅炉石灰石入炉部位进行改变，改为炉后锅炉返料腿部位，并优化改造石灰石系统的管系。最后，需要改造石灰石主粉仓及其输送管路，原主粉仓容量改为

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