火电厂脱硫的几种方法
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
石灰石——石膏法脱硫工艺是世界上应用最广泛的一种脱硫技术，日本、德国、美国的火力发电厂采用的烟气脱硫装置约90%采用此工艺。
它的工作原理是：将石灰石粉加水制成浆液作为吸收剂泵入吸收塔与烟气充分接触混合，烟气中的二氧化硫与浆液中的碳酸钙以及从塔下部鼓入的空气进行氧化反应生成硫酸钙，硫酸钙达到一定饱和度后，结晶形成二水石膏。经吸收塔排出的石膏浆液经浓缩、脱水，使其含水量小于10%，然后用输送机送至石膏贮仓堆放，脱硫后的烟气经过除雾器除去雾滴，再经过换热器加热升温后，由烟囱排入大气。由于吸收塔内吸收剂浆液通过循环泵反复循环与烟气接触，吸收剂利用率很高，钙硫比较低，脱硫效率可大于95% 。
(2)旋转喷雾干燥烟气脱硫工艺
喷雾干燥法脱硫工艺以石灰为脱硫吸收剂，石灰经消化并加水制成消石灰乳，消石灰乳由泵打入位于吸收塔内的雾化装置，在吸收塔内，被雾化成细小液滴的吸收剂与烟气混合接触，与烟气中的SO2发生化学反应生成CaSO3,烟气中的SO2被脱除。与此同时，吸收剂带入的水分迅速被蒸发而干燥，烟气温度随之降低。脱硫反应产物及未被利用的吸收剂以干燥的颗粒物形式随烟气带出吸收塔，进入除尘器被收集下来。脱硫后的烟气经除尘器除尘后排放。为了提高脱硫吸收剂的利用率，一般将部分除尘器收集物加入制浆系统进行循环利用。该工艺有两种不同的雾化形式可供选择，一种为旋转喷雾轮雾化，另一种为气液两相流。喷雾干燥法脱硫工艺具有技术成熟、工艺流程较为简单、系统可靠性高等特点，脱硫率可达到85%以上。该工艺在美国及西欧一些国家有一定应用范围(8%)。脱硫灰渣可用作制砖、筑路，但多为抛弃至灰场或回填废旧矿坑。
(3) 磷铵肥法烟气脱硫工艺
磷铵肥法烟气脱硫技术属于回收法，以其副产品为磷铵而命名。该工艺过程主要由吸附(活性炭脱硫制酸)、萃取(稀硫酸分解磷矿萃取磷酸)、中和(磷铵中和液制备)、吸收(磷铵液脱硫制肥)、氧化(亚硫酸铵氧化)、浓缩干燥(固体肥料制备)等单元组成。它分为两个系统：
烟气脱硫系统——烟气经高效除尘器后使含尘量小于
200mg/Nm3，用风机将烟压升高到7000Pa，先经文氏管喷水降温调湿，然后进入四塔并列的活性炭脱硫塔组(其中一只塔周期性切换再生)，控制一级脱硫率大于或等于70%，并制得30%左右浓度的硫酸，一级脱硫后的烟气进入二级脱硫塔用磷铵浆液洗涤脱硫，净化后的烟气经分离雾沫后排放。
肥料制备系统——在常规单槽多浆萃取槽中，同一级脱硫制得的稀硫酸分解磷矿粉(P2O5 含量大于26%)，过滤后获得稀磷酸(其浓度大于10%)，加氨中和后制得磷氨，作为二级脱硫剂，二级脱硫后的料浆经浓缩干燥制成磷铵复合肥料。
(4)炉内喷钙尾部增湿烟气脱硫工艺
炉内喷钙加尾部烟气增湿活化脱硫工艺是在炉内喷钙脱硫工艺的基础上在锅炉尾部增设了增湿段，以提高脱硫效率。该工艺多以石灰石粉为吸收剂，石灰石粉由气力喷入炉膛850~1150℃温度区，石灰石受热分解为氧化钙和二氧化碳，氧化钙与烟气中的二氧化硫反应生成亚硫酸钙。由于反应在气固两相之间进行，受到传质过程的影响，反应速度较慢，吸收剂利用率较低。在尾部增湿活化反应器内，增湿水以雾状喷入，与未反应的氧化钙接触生成氢氧
化钙进而与烟气中的二氧化硫反应。当钙硫比控制在~时，系统脱硫率可达到65~80%。由于增湿水的加入使烟气温度下降，一般控制出口烟气温度高于露点温度10~15℃，增湿水由于烟温加热被迅速蒸发，未反应的吸收剂、反应产物呈干燥态随烟气排出，被除尘器收集下来该脱硫工艺在芬兰、美国、加拿大、法国等国家得到应用，采用这一脱硫技术的最大单机容量已达30万千瓦。
(5)烟气循环流化床脱硫工艺
烟气循环流化床脱硫工艺由吸收剂制备、吸收塔、脱硫灰再循环、除尘器及控制系统等部分组成。该工艺一般采用干态的消石灰粉作为吸收剂，也可采用其它对二氧化硫有吸收反应能力的干粉或浆液作为吸收剂。
由锅炉排出的未经处理的烟气从吸收塔(即流化床)底部进入。吸收塔底部为一个文丘里装置，烟气流经文丘里管后速度加快，并在此与很细的吸收剂粉末互相混合，颗粒之间、气体与颗粒之间剧烈摩擦，形成流化床，在喷入均匀水雾降低烟温的条件下，吸收剂与烟气中的二氧化硫反应生成CaSO3 和CaSO4。脱硫后携带大量固体颗粒的烟气从吸收塔顶部排出，进入再循环除尘器，被分离出来的颗粒经中间灰仓返回吸收塔，由于固体颗粒反复循环达百次之多，故吸收剂利用率较高。
此工艺所产生的副产物呈干粉状，其化学成分与喷雾干燥法脱硫工艺类似，主要由飞灰、CaSO3、CaSO4和未反应完的吸收剂Ca(OH)2等组成，适合作废矿井回填、道路基础等。
典型的烟气循环流化床脱硫工艺，当燃煤含硫量为2%左右，钙硫比不大于时，脱硫率可达90%以上，排烟温度约70℃。此工艺在国外目前应用在10~20万千瓦等级机组。由于其占地面积少，投资较省，尤其适合于老机组烟气脱硫。
(6)海水脱硫工艺
海水脱硫工艺是利用海水的碱度达到脱除烟气中二氧化硫的一种脱硫方法。在脱硫吸收塔内，大量海水喷淋洗涤进入吸收塔内的燃煤烟气，烟气中的二氧化硫被海水吸收而除去，净化后的烟气经除雾器除雾、经烟气换热器加热后排放。吸收二氧化硫后的海水与大量未脱硫的海水混合后，经曝气池曝气处理，使其中的SO32-被氧化成为稳定的SO42-，并使海水的PH值与COD调整达到排放标准后排放大海。海水脱硫工艺一般适用于靠海边、扩散条件较好、用海水作为冷却水、燃用低硫煤的电厂。海水脱硫工艺在挪威比较广泛用于炼铝厂、炼油厂等工业炉窑的烟气脱硫，先后有20多套脱硫装置投入运行。近几年，海水
脱硫工艺在电厂的应用取得了较快的进展。此种工艺最大问题是烟气脱硫后可能产生的重金属沉积和对海洋环境的影响需要长时间的观察才能得出结论，因此在环境质量比较敏感和环保要求较高的区域需慎重考虑。
(7) 电子束法脱硫工艺
该工艺流程有排烟预除尘、烟气冷却、氨的充入、电子束照
射和副产品捕集等工序所组成。锅炉所排出的烟气，经过除尘器的粗滤处理之后进入冷却塔，在冷却塔内喷射冷却水，将烟气冷却到适合于脱硫、脱硝处理的温度(约70℃)。烟气的露点通常约为50℃，被喷射呈雾状的冷却水在冷却塔内完全得到蒸发，因此，不产生废水。通过冷却塔后的烟气流进反应器，在反应器进口处将一定的氨水、压缩空气和软水混合喷入，加入氨的量取决于SOx 浓度和NOx浓度，经过电子束照射后，SOx和NOx在自由基作用下生成中间生成物硫酸(H2SO4)和硝酸(HNO3)。然后硫酸和硝酸与共存的氨进行中和反应，生成粉状微粒(硫酸氨(NH4)2SO4与硝酸氨NH4NO3的混合粉体)。这些粉状微粒一部分沉淀到反应器底部，通过输送机排出，其余被副产品除尘器所分离和捕集，经过造粒处理后被送到
副产品仓库储藏。净化后的烟气经脱硫风机由烟囱向大气排放。
(8)氨水洗涤法脱硫工艺
该脱硫工艺以氨水为吸收剂，副产硫酸铵化肥。锅炉排出的烟气经烟气换热器冷却至90~100℃，进入预洗涤器经洗涤后除去HCI和HF，洗涤后的烟气经过液滴分离器除去水滴进入前置洗涤器中。在前置洗涤器中，氨水自塔顶喷淋洗涤烟气，烟气中的SO2被洗涤吸收除去，经洗涤的烟气排出后经液滴分离器除去携带的水滴，进入脱硫洗涤器。在该洗涤器中烟气进一步被洗涤，经洗涤塔顶的除雾器除去雾滴，进入脱硫洗涤器。再经烟气换热器加热后经烟囱排放。洗涤工艺中产生的浓度约30%的硫酸铵溶液排出洗涤塔，可以送到化肥厂进一步处理或直接作为液体氮肥出售，也可以把这种溶液进一步浓缩蒸发干燥加工成颗粒、晶体或块状化肥出售。
2燃烧前脱硫
燃烧前脱硫就是在煤燃烧前把煤中的硫分脱除掉，燃烧前脱硫技术主要有物理洗选煤法、化学洗选煤法、煤的气化和液化、水煤浆技术等。洗选煤是采用物理、化学或生物方式对锅炉使用的原煤进行清洗，将煤中的硫部分除掉，
使煤得以净化并生产出不同质量、规格的产品。微生物脱硫技术从本质上讲也是一种化学法，它是把煤粉悬浮在含细菌的气泡液中，细菌产生的酶能促进硫氧化成硫酸盐，从而达到脱硫的目的;微生物脱硫技术目前常用的脱硫细菌有：属硫杆菌的氧化亚铁硫杆菌、氧化硫杆菌、古细菌、热硫化叶菌等。煤的气化，是指用水蒸汽、氧气或空气作氧化剂，在高温下与煤发生化学反应，生成H2、CO、CH4等可燃混合气体(称作煤气)的过程。煤炭液化是将煤转化为清洁的液体燃料(汽油、柴油、航空煤油等)或化工原料的一种先进的洁净煤技术。水煤浆(Coal Water Mixture，简称CWM)是将灰份小于10%，硫份小于%、挥发
份高的原料煤，研磨成250~300μm的细煤粉，按65%~70%的煤、30%~35%的水和约1%的添加剂的比例配制而成，水煤浆可以像燃料油一样运输、储存和燃烧，燃烧时水煤浆从喷嘴高速喷出，雾化成50~70μm的雾滴，在预热到600~700℃的炉膛内迅速蒸发，并拌有微爆，煤中挥发分析出而着火，其着火温度比干煤粉还低。
燃烧前脱硫技术中物理洗选煤技术已成熟，应用最广泛、最经济，但只能脱无机硫;生物、化学法脱硫不仅能脱无机硫，也能脱除有机硫，但生产成本昂贵，距工业应用尚有较大距离;煤的气化和液化还有待于进一步研究完善;
微生物脱硫技术正在开发;水煤浆是一种新型低污染代油燃料，它既保持了煤炭原有的物理特性，又具有石油一样的流动性和稳定性，被称为液态煤炭产品，市场潜力巨大，目前已具备商业化条件。
煤的燃烧前的脱硫技术尽管还存在着种种问题，但其优点是能同时除去灰分，减轻运输量，减轻锅炉的沾污和磨损，减少电厂灰渣处理量，还可回收部分硫资源。
3燃烧中脱硫，又称炉内脱硫
炉内脱硫是在燃烧过程中，向炉内加入固硫剂如CaCO3等，使煤中硫分转化成硫酸盐，随炉渣排除。其基本原理是：
CaCO3→CaO+CO2↑
CaO+SO2→CaSO3
CaSO3+1/2×O2→CaSO4
(1)LIMB炉内喷钙技术
早在本世纪60年代末70年代初，炉内喷固硫剂脱硫技术的研究工作已开展，但由于脱硫效率低于10%～30%，既不能与湿法FGD相比，也难以满足高达90%的脱除率要求。
一度被冷落。但在1981年美国国家环保局EPA研究了炉内喷钙多段燃烧降低氮氧化物的脱硫技术，简称LIMB，并取得了一些经验。Ca/S在2以上时，用石灰石或消石灰作吸收剂，脱硫率分别可达40%和60%。对燃用中、低含硫量的煤的脱硫来说，只要能满足环保要求，不一定非要求用投资费用很高的烟气脱硫技术。炉内喷钙脱硫工艺简单，投资费用低，特别适用于老厂的改造。
(2)LIFAC烟气脱硫工艺
LIFAC工艺即在燃煤锅炉内适当温度区喷射石灰石粉，并在锅炉空气预热器后增设活化反应器，用以脱除烟气中的SO2。芬兰Tampella和IVO公司开发的这种脱硫工艺，于1986年首先投入商业运行。LIFAC工艺的脱硫效率一般为60%～85%。
加拿大最先进的燃煤电厂Shand电站采用LIFAC烟气脱硫工艺，8个月的运行结果表明，其脱硫工艺性能良好，脱硫率和设备可用率都达到了一些成熟的SO2控制技术相当的水平。我国下关电厂引进LIFAC脱硫工艺，其工艺投资少、占地面积小、没有废水排放，有利于老电厂改造。4燃烧后脱硫，又称烟气脱硫(Flue gas desulfurization，简称FGD)
燃煤的烟气脱硫技术是当前应用最广、效率最高的脱硫技术。对燃煤电厂而言，在今后一个相当长的时期内，FGD 将是控制SO2排放的主要方法。目前国内外火电厂烟气脱硫技术的主要发展趋势为：脱硫效率高、装机容量大、技术水平先进、投资省、占地少、运行费用低、自动化程度高、可靠性好等。
干式烟气脱硫工艺
该工艺用于电厂烟气脱硫始于80年代初，与常规的湿式洗涤工艺相比有以下优点：投资费用较低;脱硫产物呈干态，并和飞灰相混;无需装设除雾器及再热器;设备不易腐蚀，不易发生结垢及堵塞。其缺点是：吸收剂的利用率低于湿式烟气脱硫工艺;用于高硫煤时经济性差;飞灰与脱硫产物相混可能影响综合利用;对干燥过程控制要求很高。
(1)喷雾干式烟气脱硫工艺：喷雾干式烟气脱硫(简称干法FGD)，最先由美国JOY公司和丹麦Niro Atomier公司共同开发的脱硫工艺，70年代中期得到发展，并在电力工业迅速推广应用。该工艺用雾化的石灰浆液在喷雾干燥塔中与烟气接触，石灰浆液与SO2反应后生成一种干燥的固体反应物，最后连同飞灰一起被除尘器收集。我国曾在四川省白马电厂进行了旋转喷雾干法烟气脱硫的中间试验，
取得了一些经验，为在200～300MW机组上采用旋转喷雾干法烟气脱硫优化参数的设计提供了依据。
(2)粉煤灰干式烟气脱硫技术：日本从1985年起，研究利用粉煤灰作为脱硫剂的干式烟气脱硫技术，到1988年底完成工业实用化试验，1991年初投运了首台粉煤灰干式脱硫设备，处理烟气量644000Nm3/h。其特点：脱硫率高达60%以上，性能稳定，达到了一般湿式法脱硫性能水平;脱硫剂成本低;用水量少，无需排水处理和排烟再加热，设备总费用比湿式法脱硫低1/4;煤灰脱硫剂可以复用;
没有浆料，维护容易，设备系统简单可靠。
湿法FGD工艺
世界各国的湿法烟气脱硫工艺流程、形式和机理大同小异，主要是使用石灰石(CaCO3)、石灰(CaO)或碳酸钠(Na2CO3)等浆液作洗涤剂，在反应塔中对烟气进行洗涤，从而除去烟气中的SO2。这种工艺已有50年的历史，经过不断地改进和完善后，技术比较成熟，而且具有脱硫效率高(90%～98%)，机组容量大，煤种适应性强，运行费用较低和副产品易回收等优点。据美国环保局(EPA)的统计资料，全美火电厂采用湿式脱硫装置中，湿式石灰法占%，石灰石法占%，两法共占87%;双碱法占%，碳酸钠法占%。
世界各国(如德国、日本等)，在大型火电厂中，90%以上采用湿式石灰/石灰石-石膏法烟气脱硫工艺流程。
石灰或石灰石法主要的化学反应机理为：
石灰法：SO2+CaO+1/2H2O→CaSO31/2H2O
石灰石法：SO2+CaCO3+1/2H2O→CaSO31/2H2O+CO2
其主要优点是能广泛地进行商品化开
发，且其吸收剂的资源丰富，成本低廉，废渣既可抛弃，也可作为商品石膏回收。目前，石灰/石灰石法是世界上应用最多的一种FGD工艺，对高硫煤，脱硫率可在90%以上，对低硫煤，脱硫率可在95%以上。
传统的石灰/石灰石工艺有其潜在的缺陷，主要表现为设备的积垢、堵塞、腐蚀与磨损。为了解决这些问题，各设备制造厂商采用了各种不同的方法，开发出第二代、第三代石灰/石灰石脱硫工艺系统。
湿法FGD工艺较为成熟的还有：氢氧化镁法;氢氧化钠法;美国Davy Mckee公司Wellman-Lord FGD工艺;氨法等。在湿法工艺中，烟气的再热问题直接影响整个FGD工艺的投资。因为经过湿法工艺脱硫后的烟气一般温度较低
(45℃)，大都在露点以下，若不经过再加热而直接排入烟囱，则容易形成酸雾，腐蚀烟囱，也不利于烟气的扩散。所以湿法FGD装置一般都配有烟气再热系统。目前，应用较多的是技术上成熟的再生(回转)式烟气热交换器(GGH)。GGH价格较贵，占整个FGD工艺投资的比例较高。近年来，日本三菱公司开发出一种可省去无泄漏型的GGH，较好地解决了烟气泄漏问题，但价格仍然较高。前德国SHU公司开发出一种可省去GGH和烟囱的新工艺，它将整个FGD装置安装在电厂的冷却塔内，利用电厂循环水余热来加热烟气，运行情况良好，是一种十分有前途的方法。
5等离子体烟气脱硫技术
等离子体烟气脱硫技术研究始于70年代，目前世界上已较大规模开展研究的方法有2类：
(1)电子束辐照法(EB)
电子束辐照含有水蒸气的烟气时，会使烟气中的分子如O2、H2O等处于激发态、离子或裂解，产生强氧化性的自由基O、OH、HO2和O3等。这些自由基对烟气中的SO2
和NO进行氧化，分别变成SO3和NO2或相应的酸。在有
氨存在的情况下，生成较稳定的硫铵和硫硝铵固体，它们被除尘器捕集下来而达到脱硫脱硝的目的。
(2)脉冲电晕法(PPCP)
脉冲电晕放电脱硫脱硝的基本原理和电子束辐照脱硫脱硝的基本原理基本一致，世界上许多国家进行了大量的实验研究，并且进行了较大规模的中间试验，但仍然有许多问题有待研究解决。
6海水脱硫
海水通常呈碱性，自然碱度大约为～L，这使得海水具有天然的酸碱缓冲能力及吸收SO2的能力。国外一些脱硫公司利用海水的这种特性，开发并成功地应用海水洗涤烟气中的SO2，达到烟气净化的目的。
海水脱硫工艺主要由烟气系统、供排海水系统、海水恢复系统等组成。
脱硫法以及脱硫法的方程式：
(1) SO2被液滴吸收;
SO2(气)+H2O→H2SO3(液)
(2) 吸收的SO2同溶液的吸收剂反应生成亚硫酸钙;
Ca(OH)2(液)+H2SO3(液)→CaSO3(液)+2H2O
Ca(
OH)2 (固) +H2SO3(液)→CaSO3(液)+2H2O
(3) 液滴中CaSO3达到饱和后，即开始结晶析出; CaSO3(液)→CaSO3(固)
(4) 部分溶液中的CaSO3与溶于液滴中的氧反应，氧化成硫酸钙;
CaSO3(液)+1/2O2(液)→CaSO4(液)
(5) CaSO4(液)溶解度低，从而结晶析出
CaSO4(液)→CaSO4(固)
SO2与剩余的Ca(OH)2 及循环灰的反应
Ca(OH)2 (固) →Ca(OH)2 (液)
SO2(气)+H2O→H2SO3(液)
Ca(OH)2 (液)+H2SO3(液)→CaSO3(液)+2H2O CaSO3(液)→CaSO3(固)
CaSO3(液)+1/2O2(液)→CaSO4(液) CaSO4(液)→CaSO4(固)
制浆系统(脱硫调试方案)
1.工艺系统描述 石灰石浆液制备系统为一、二期公用系统，由制浆系统、石灰石接收系统、给浆系统组成。制浆系统设有3套湿式球磨机系统，对应有3套石灰石接收系统，每套系统的出力为一期FGD用量的100%。3套系统制出的浆液输送至两个石灰石浆液箱，#1箱供一期，#2箱供二期。 汽车运来的石灰石颗粒由卸料斗经振动给料机、斗式提升机、石灰石皮带输送机输送至石灰石仓储存。 石灰石仓中石灰石颗粒经称重皮带给料机计量后与工艺水泵来的工艺水一起进入球磨机内碾磨。从球磨机出来的浆液进入循环箱，通过浆液循环泵送至旋流器。浆液在旋流器中进行水力旋流，通过分离不合格的浆液返回磨机再次进行碾磨，溢流稀浆既为合格浆液进入石灰石浆液箱。石灰石浆液箱中的浆液通过石灰石浆液泵，根据工艺需求送入吸收塔内。 2.石灰石浆液制备系统调试前应达到的条件: 2.1所有热工测点位置安装正确，布置合理，信号传输正常； 2.2所有电动门、气动门、手动门等进行了开、关试验，并有记录可 查； 2.3所有管道系统已联接并安装完毕； 2.4所有箱、罐、池、坑、设备及系统等完成了冲洗、冲管和试压工 作； 2.5所有就地控制盘已实现就地/远方控制；
2.6电气系统各设备、系统调试试验工作结束，能保证正常供电；2.7仪控系统安装完毕，接线正确，各项报警值、保护跳闸值已设定； 2.8各设备单机试运转工作结束，川电二公司已提供出单体调试即以 下设备、系统的调试质量检验及评定验收签证： 2.8.1石灰石接收系统空负荷试转正常； 2.8.2给料机单转正常； 2.8.3润滑油系统试转正常； 2.8.4球磨机已进行了第一次加钢球的空负荷试运转； 2.8.5石灰石浆液循环泵及旋流装置试转正常； 2.8.6 石灰石浆液泵试转正常； 2.8.7 系统内各箱、罐、坑搅拌器试转正常； 2.8.8 制浆区域排水坑泵试转正常。 2.9 .川电二公司已提供未完项目清单,并确定未完项目不影响本系 统的分部调试工作。 3.石灰石接收系统调试 3.1石灰石接收系统整定点试验： 石灰石仓顶皮带接收机速度低开关动作 L：跳闸 石灰石仓顶皮带接收机跑偏开关动作跳闸 石灰石仓顶皮带接收机拉线开关动作跳闸 斗式提升机速度低开关动作 L：跳闸
脱硫系统的安装和调试
脱硫系统的安装和调试 发表时间：2017-11-13T12:42:13.137Z 来源：《基层建设》2017年第24期作者：于振海[导读] 摘要：当前，我国电力工业污染物的国家环保排放标准日益严格,对于新建及扩建以发电厂要求必须安装脱硫装置，部分老电厂也进行脱硫、脱硝改造。在新建机组投产的同时,要求配套的脱硫装置也相应投产。本文将对脱硫系统的安装和调试工作进行分析，以供参考。 中电投电力工程有限公司 摘要：当前，我国电力工业污染物的国家环保排放标准日益严格,对于新建及扩建以发电厂要求必须安装脱硫装置，部分老电厂也进行脱硫、脱硝改造。在新建机组投产的同时,要求配套的脱硫装置也相应投产。本文将对脱硫系统的安装和调试工作进行分析，以供参考。 关键词：脱硫系统；安装；调试 1.前言 我国的耗煤大户主要是火力发电厂，其二氧化硫排放量占工业总排放量的60%以上。因此，削减和控制火电厂燃煤二氧化硫污染，是目前我国大气污染控制领域最紧迫的任务之一。 2.脱硫塔主体安装就位 2.1脱硫塔主体安装前必须完成主体钢架的制作、吊装就位。钢架制作前必须考虑每榀钢架的就位位置，考虑其吊装次序。然后根据现场搭设制作平台，依据施工图纸下料，组焊。实时测量由于组焊导致热胀冷缩产生的偏差，并采取消除应力的措施，确保钢架的相对距离误差符合规范要求。钢架吊装就位过程，必须严格按照专项吊装方案和现场件选择符合要求的吊装机具，合理安排吊装顺序。组织人力现场调整钢架的相对标高、相对距离、垂直度、水平度等。最后，三榀钢架之间的横梁依次吊装就位，先用M12的螺栓固定调整，调整好水平度和相对距离后进行点焊。三榀钢架之间的连接完毕后，复测水平度、垂直度、相对距离。一切完好后进行钢架之间的焊接，焊接时注意应力和变形。 2.2脱硫塔塔体进行现场制作，采用倒装法进行安装。倒装法在施工工效、施工质量、安全性等方面都比较占优势。找出塔体的中心点，根据塔体的直径，在底板上划出塔体的圆周线。按照塔体的排版图进行计算下料，从上向下的顺序进行制作安装，沿环形焊缝对两层塔体错边进行调整，调整好后进行点焊。为了减少焊接变形量，沿塔体均匀布置焊工向同一方向同时施焊。依次逐段进行施工，然后对塔体的中心度、设计标高进行复测，符合要求后对塔体整体进行焊接固定。其他活性炭容器、消石灰容器、水箱等容器都采用地面现场下料制作，然后整体吊装就位的方法。 2.3主要设备安装就位。 （1）现场开箱、清点和设备交接。设备运至现场后，根据设备装箱清单逐项进行核对。检查设备的数量、规格、型号、尺寸，出厂合格证以及性能检测报告，附带文件。确认无误后现场进行设备交接。 （2）设备安装前对设备基础进行复验。清除设备基础表面和地脚螺栓孔洞内的杂物、积水、泥土。将设备吊装就位，合理布置垫铁，调整设备标高、水平度、斜度等。本工程主要的设备有风机、空气斜槽、螺旋输送机、储气罐、水泵、仓泵等。 2.4布袋除尘器安装。 （1）基本结构：①本体：支架、箱体、灰斗、雨棚等；②过滤系统：布袋、笼骨等；③清灰系统：压缩空气系统、喷吹管、脉冲喷吹阀等；④烟气系统：进风烟道、排风烟道、旁通烟道、一次导流板、二次导流板、进口风门、出口风门、旁通风门等；⑤控制系统：温度、压力及差压变送器、PLC控制系统。 （2）基础检查和划线。将基础地脚螺栓孔清理干净，并对钢支柱基础编号，向土建索取基准线，做好标记，根据图纸所示位置，画出每个钢柱的坐标位置，用墨线弹出，测量准确作好记录，测量每根地脚螺栓的位置误差并校正、调直。 （3）钢立柱及斜撑安装。吊装前将立柱底板划线然后吊起找正后与柱底板螺栓连接，总体吊装顺序为先吊装中间固定支柱，而后依次向外吊装；吊装使用经纬仪找支柱铅垂度，后用钢卷尺检查柱距、对角线。安装斜撑时注意保证钢支柱垂直度、柱距、对角线，斜撑点焊后，应校核钢支柱垂直度、柱距、对角线，合格后再进行斜撑焊接，全部钢支柱立好后按设计标准校验钢支柱的柱距、标高、垂直度应符合规范要求。 （4）壳体结构安装。首先进行立柱大梁的安装。把立柱大梁按图纸位置摆好，用枕木找平、找正，安装连接螺栓定位，校正各部尺寸，合格后施焊。墙板在地面组合后吊装就位，焊接固定。 （5）灰斗组合安装。首先将灰斗各片组合，在平台上清点编号，对缺陷进行校正，将灰斗上部四片大口朝下按编号对接施焊，再将下部灰斗与上部焊成一体，安装导流板，各部组合要按图施工，焊缝严密。 （6）笼骨、滤袋安装。布袋除尘器箱体安装焊接完成后，经检查验收合格，即可进行笼骨、滤袋等的安装。笼骨安装时应检查无毛刺、变形，笼骨固定后应垂直、牢靠，各笼骨间距均匀、排列整齐，与箱体保持一定的安全距离。布袋安装时应检查有无孔洞、破损等缺陷，安装时应缓慢，防止布袋与周围硬物、尖角物件接触、碰撞。禁止脚踩、重压，以防破损，应用专用卡套固定牢靠。除尘器布袋安装过程严禁烟火，安装完成后应采取一定措施，防止火灾事故发生。 2.5管道系统安装。 首先要详细了解管道系统工艺流程，该管道系统主要有压缩空气管道、水管、输送灰系统管道、输送原料管道。根据不同的管道系统，选择不同管径和材质的管材，然后进行现场实地测量下料，合理布置走向。注意设备就位位置、坡度设置和阀门方向。在塔体上的开开孔位置必须根据图纸设计准确测量后进行。 3.脱硫系统调试技术控制点 3.1整套启动前切实完成所有联锁保护试验 脱硫系统虽然相对独立，不直接影响到电厂机组的安全及经济运行，但是由于其主要运行介质为石灰石浆液，运行条件恶劣，对自动化水平要求较高，因此更需要完善的保护和精确的自动调节来确保其安全稳定运行。尤其是增压风机、湿磨机、吸收塔浆液循环泵等6kV设备和三个烟气挡板的联锁保护试验，以及增压风机自动开度、石灰石自动供浆、石膏浆液自动排出三大调节的精确控制，都直接关系到脱硫系统整套启动的安全稳定运行。
火电厂脱硫的几种方法
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 石灰石——石膏法脱硫工艺是世界上应用最广泛的一种脱硫技术，日本、德国、美国的火力发电厂采用的烟气脱硫装置约90%采用此工艺。 它的工作原理是：将石灰石粉加水制成浆液作为吸收剂泵入吸收塔与烟气充分接触混合，烟气中的二氧化硫与浆液中的碳酸钙以及从塔下部鼓入的空气进行氧化反应生成硫酸钙，硫酸钙达到一定饱和度后，结晶形成二水石膏。经吸收塔排出的石膏浆液经浓缩、脱水，使其含水量小于10%，然后用输送机送至石膏贮仓堆放，脱硫后的烟气经过除雾器除去雾滴，再经过换热器加热升温后，由烟囱排入大气。由于吸收塔内吸收剂浆液通过循环泵反复循环与烟气接触，吸收剂利用率很高，钙硫比较低，脱硫效率可大于95% 。 (2)旋转喷雾干燥烟气脱硫工艺
HPF脱硫工艺流程图
粗焦炉煤气脱硫工艺有干法和湿法脱硫两大类。干法脱硫多用于精脱硫,对无机硫和有机硫都有较高的净化度。不同的干法脱硫剂,在不同的温区工作,由此可划分低温(常温和低于100 ℃) 、中温(100 ℃～400 ℃) 和高温(> 400 ℃)脱硫剂。 干法脱硫由于脱硫催化剂硫容小,设备庞大,一般用于小规模的煤气厂脱硫或用于湿法脱硫后的精脱硫。 湿法脱硫又分为“湿式氧化法”和“胺法”。湿式氧化法是溶液吸收H2S后,将H2S直接转化为单质硫,分离后溶液循环使用。目前我国已经建成(包括引进)采用的具有代表性的湿式氧化脱硫工艺主要有TH法、FRC法、ADA法和HPF法。胺法是将吸收的H2S 经再生系统释放出来送到克劳斯装置,再转化为单质硫,溶液循环使用,主要有索尔菲班法、单乙醇胺法、AS法和氨硫联合洗涤法。湿法脱硫多用于合成氨原料气、焦炉气、天然气中大量硫化物的脱除。当煤气量标准状态下大于3000m3/h 时,主要采用湿法脱硫。 HPF法脱硫工艺流程： 来自煤气鼓风机后的煤气首先进入预冷塔，与塔顶喷洒的循环冷却液逆向接触，被冷却至25℃～30℃；循环冷却液从塔下部用泵抽出送至循环液冷却器，用低温水冷却至2 3℃～28℃后进入塔顶循环喷洒。来自冷凝工段的部分剩余氨水进行补充更新循环液。多余的循环液返回冷凝工段。
预冷塔后煤气并联进入脱硫塔A、脱硫塔B，与塔顶喷淋下来的脱硫液逆流接触，以吸收煤气中的硫化氢（同时吸收煤气中的氨，以补充脱硫液中的碱源）。脱硫后煤气进入下道工序进行脱氨脱苯。 脱硫基本反应如下： H2S+NH4OH→NH4HS+H2O 2NH4OH+H2S→(NH4)2S+2H2O NH4OH+HCN→NH4CN+H2O NH4OH+CO2→NH4HCO3 NH4OH+NH4HCO3→(NH4)2CO3+ H2O 吸收了H2S、HCN的脱硫液从脱硫塔A、B下部自流至反应槽，然后用脱硫液循环泵抽送进入再生塔再生。来自空压机站压缩空气与脱硫富液由再生塔下部并流进入再生塔A、B，对脱硫液进行氧化再生，再生后的溶液从塔顶经液位调节器自流回脱硫塔循环使用。 再生塔内的基本反应如下： NH4HS+1/2O2→NH4OH+S （NH4）2S+1/2O2+ H2O→ 2NH4OH+S （NH4）2Sx+1/2O2+ H2O→2NH4OH+Sx 除上述反应外，还进行以下副反应： 2NH4HS+2O2→（NH4）2S2O3+ H2O 2（NH4）2S2O3+O2→2（NH4）2SO4+2S 从再生塔A、B顶部浮选出的硫泡沫，自流入硫泡沫槽，在此经搅拌，沉降分离，排出清液返回反应槽，硫泡沫经泡
海安华新脱硫工程整套调试方案整套启动
XXXX XXXX 热电有限公司 2 X75T/H 循环流化床锅炉脱硫工程 整套启动调试方案 电力工程有限公司 2012 年X 月XX 日
xxxx热电有限公司 2 X75T/H循环流化床锅炉脱硫工程 整套启动调试方案 会签单 编制单位 f ????■?— 签名日期1 xxxx电力工程有限公司1i j 1 会审单位i ?签名日期1 xxxx热电有限公司111 1 xxxx电力建设监理有限公司1:1 1 1 xxxx有限公司I1 xxxx电力工程有限公司 1 批准单位 1 签名日期1
调试说明 本方案于年月日经海安华新热电有 限公司、南通三创机械制造有限公司、监理公司、调试公司有关专业人员讨论修改和通过。 编写: 审核: 批准:
目录 1 编制目的 5 2 工程概况 5 3 组织分工 5 4 调试主要标准和规范 7 5．系统概况7 6．调试人员和仪器8 7 整套启动前应具备的条件 9 8 整套启动程序 11 9 整套启动试运期间的主要调试 13 10 安全与作业风险控制措施 14 11、附件15
1．编制目的 烟气脱硫工程的整套启动试运是全面检验脱硫工程主体及其配套的附属设备制造、设计、施工、调试、生产准备情况质量的重要环节，是保证脱硫设备能安全、可靠、经济、有效地投入生产、发挥投资效益的关键性程序，是一项复杂而细致的系统工程。脱硫工程的整套启动试运为脱硫工程试运的一个重要阶段，为了优质高效、积极稳妥、有条不紊地做好脱硫工程整套启动调试的各项工作，特编制本方案。本方案经试运总指挥批准后实施。 2．工程概况 本工程为XXXX热电有限公司2X 75t/h循环流化床锅炉配置石灰石一石膏湿法烟气脱硫装置，配有烟气系统，吸收塔系统、脱硫剂制备及供给系统、石膏脱水系统、工艺水系统、事故浆液系统、电气控制系统等。其中FGD 控制系统采用DCS 控制系统。在设计工况下，系统设计脱硫效率为98%。 为适应当前脱硫工程技术水平及自动化程度越来越高的需要，提高工程整体质量和投产水平，充分发挥投资效益的原则，本工程将参照国家发展和改革委员会2007年发布的《DL / T 5403 —2007火电厂烟气脱硫工程调整试运及质量验收评定规程》进行启动和验收。其性能验收将同时参照国家标准化管理委员会2008 年发布的《燃煤烟气脱硫设备性能测试方法》进行试验和验收。部分性能指标将对照本工程合同及技术协议要求进行试验及验收。 3. 组织与分工 3．1 启动验收委员会 启动验收委员会由业主、总承包、监理、施工、调试、工艺等有关代表组成。启委会必须在整套启动前组成并开始工作，直到完成试生产为止。启委会的主要职责是在整套启动试运前，审议试运指挥部有关机组整套启动准备情况的汇报、协调整套启动的外部条件、决定FGD 整套启动的时间和其它有关事宜；在完成整套启动试运后审议试运指挥部有关整套启动试运和交接验收情况的汇报、协调整套启动试运后的未完事项，决定FGD 移交试运行后的有关事项，主持移交试运行的签字仪式，办理交接手续。 3．2 试运指挥部
现运行的各种脱硫工艺流程图汇总
现运行的各种脱硫工艺流程图汇总 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：以CaCO3（石灰石）为基础的钙法，以MgO为基础的镁法，以Na2SO3为基础的钠法，以NH3为基础的氨法，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。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。 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。 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。 烧结烟气脱硫 海水脱硫技术
脱硫工程调试方案
忻州华茂精密铸造有限公司 80m2烧结机烟气脱硫工程 调 试 方 案 编制： 校对： 审核： 河北冶金建设集团有限公司 二○一二年三月
目录 前言 (3) 第一章编写依据 (4) 第二章人员配备 (4) 第三章调试方案与措施 (4) 1、设备单体调试 (4) 2、分系统调试 (5) 2.1控制系统调试 (5) 2.2注水 (8) 2.3管道设备试漏、吹扫 (8) 2.4开启所有搅拌器 (8) 2.5 水系统水力特性的检查 (8) 2.6化灰系统试运行 (9) 2.7烟气系统的水力特性及其与烧结机匹配情况的检查 (9) 2.8真空带式过滤机调试 (9)
前言 本方案致力于规范整套脱硫系统的调试方法，方便调试人员更有效的操作该脱硫系统，力求做到简明实用、重点突出、层次分明、概念清楚。 由于编写人员水平、时间及经验有限，该方案中缺点和错误在所难免，敬请提出宝贵意见，批评指正。
第一章编写依据 1 电建[1996]159号，《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程及相关规程》。 2 建质[1996]40号，《火电工程启动调试工作规定》。 3 电建[1996]868号，《电力建设工程调试定额》。 4 1996年版，《火电工程调整试运质量检验及评定标准》。 5 制造和设计部门的图纸、设备安装及使用说明书。 6 工程合同，技术协议等。 第二章人员配备 第三章调试方案与措施 1、设备单体调试 主要是对各设备、热控电气仪表进行检查和校订，并对机电设备进行空转试验。在设备具备运转条件后，再对主要设备进行运转试验。 1.1各水泵电机试转工作。 检查靠背轮良好，盘动无卡塞，各部地脚无松动并完整，转向是否正确。水泵单机试运。 1.2流程检查 检查脱硫剂配制系统管线、循环水管线、渣处理系统管线和公用工程系统管线，保证流程无误。 1.3管道冲洗 洗去管道中可能存在的焊渣、污泥、铁锈等杂质。根据现场情况，每条管线均需清洗，清洗应达到管道出水清洁无杂物。 1.4 阀门位置：各清洗水阀门关闭、各水泵进出口阀门关闭。
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 发表时间：2019-01-08T15:23:57.747Z 来源：《电力设备》2018年第24期作者：步晓波 [导读] 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。 （国家能源集团大武口热电有限公司宁夏石嘴山 753000） 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堵塞情况，并且实际操作相对比较少。第二种就是液柱塔，这种类型主要是将烟气与气、液体相融合，这样就从充分进行质的传递，从而就完成了脱硝。尽管这种类型的脱硝使用效率非常大，但是由于锅炉内部没有出现堵塞的情况，这样产生的大量烟气就会导致比较多的脱硫损失。第三种就是喷淋吸收塔，从目前的现状来看，这种技术是应用最多的一种脱硫技术，一般情况下，锅炉内部的烟气在运动的时候，采用的形式是自上而下的，同时这种类型的吸收塔主要是喇叭垂直的，并且是以一种角度直接向下喷射，从而就使得其能够更加充分进行烟气吸收。尽管从结构和价格上比之前的两种类型要更好，但是烟气的分布非常不均匀。第四种就是鼓泡塔，这种类型主要是通过利用石灰石将烟气压在下面，但是由于烟气与浆液融合在一起之后，会产生很多鼓泡，这样就会有非常好的脱硫效果，并且效率很高，此外，其也有很多缺陷，例如：阻碍压力比较大，以及结构比较复杂。 2.3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。 2.4创新研究 由当前的实际情况来分析，在火电常锅炉生产阶段，将脱硫脱硝以及烟气除尘这三项技术予以综合应用之时，仍然会存在着不少的问题情况，这也会在一定程度上导致火力发电厂的未来的发展将面临着巨大的挑战。有经济性角度来看，火力发电厂采取脱硫、脱销与烟气除尘技术所需花费的改造成本较大，由此也就会造成在火力发电企业的经营阶段，会产生出一笔不斐的运营成本，进而也便会导致火力发电厂在较长的一段时期内都无法开展相关的技术改造与运行。在火力发电厂当中，应用脱硫技术之时，可将煤炭燃烧技术和锅炉在生产后的烟气脱硝技术相结合，从而便可达到一定的资金节约目的。并且，锅炉在处于较低的运行负荷之时，如果温度达到要求，同时和催化剂发生了反应，则便可在该温度区域内增设脱销设备。在火电厂锅炉运行时若应用脱硝技术，应尽可能选用液柱和喷淋配合使用的双塔技术，在前塔位置应选用液柱塔，同时将烟气内绝大多数的二氧化硫彻底清除，所清除的二氧化硫一般需达到整体烟气的70%以上；之后便应直接进到逆流喷淋塔内，从而便可由本质上将残存的二氧化硫基本脱除，采取这一方式所能够达到的脱硫率最大可达到98%以上。在应
脱硫系统调试、启动方案
脱硫系统调试、启动方案 一、目的 烟气脱硫工程的整套启动试运是全面检验脱硫工程主体及其配套的附属设备质量的重要环节，是保证脱硫设备能安全、可靠、经济、有效地投入生产、发挥投资效益的关键性程序，为了优质高效、积极稳妥、有条不紊地做好脱硫工程整套启动调试的各项工作，保证安全生产，降低调试过程中物资消耗，特编制本方案。 二、精心策划，认真组织，做好前期生产准备工作 成立运行准备小组 职责分工： 1) 领导小组组长是本次启动的总指挥，其余成员负责各项试验、启动操作的协调和技术指导工作。 2) 当班值长负责启动的总体指挥。 3) 当班运行人员负责具体运行操作，并按规程规定进行突发性事故处理。 4) 检修部门对所辖范围设备按照启动试运应具备的条件进行全面检查，并分工明确，落实到责任人。 主动介入，着眼未来，加强机组启动调试全过程管理 为了机组投产后的安全经济运行，生产准备人员全面参与基建全过程，运行和设备管理人员参与设备选型、设计审查、系统优化；参与设备的安装与验收；做好机组调试、试运行操作、设备代保管等各项工作。 2.1 优化设计方案，提高设备的安全经济运行水平在机组安装调试及试运行时期，生产准备人员主动介入，参与设备安装与调试工作，理解消化设计意图，熟悉了解设备性能，为以后的设备系统验收、运行操作等做好准备。由于介入程度较深，能够察觉一些问题症结，提出优化设备系统建议，从而及时消除设计、安装、设备缺陷，提高了设备的可靠性。 2.2 做好设备验收，保证健康的设备移交生产 #2炉脱硫系统改造调试启动预案 一、#2脱硫系统启动前准备工作（建议此项工作在启机三天前 结束） 1．检查#2脱硫所有系统设备工作票已终结、所有措施已恢复，并做到工完料尽场地清，现场照明完好。 2．检查#1.2脱硫系统电气系统运行方式正确，#2脱硫系统所有电气设备绝缘合格备用；#1.2脱硫直流系统投入正确。 3．检查#1.2脱硫公用设备、阀门运行状态正确，并对#2塔所属箱、池、管道进行彻底冲洗，确认管道通畅无杂物。检查#2吸收塔工艺水总阀开
醇胺法脱硫工艺流程图
1.醇胺法脱硫工艺流程图。 (一) 工艺流程 醇胺法脱硫脱碳的典型工艺流程见图2-2。由图可知，该流程由吸收、闪蒸、换热和再生(汽提)四部分组成。其中，吸收部分是 将原料气中的酸性组分脱除至规定指标或要求；闪蒸部分是将富液 (即吸收了酸性组分后的溶液)在吸收酸性组分时所吸收的一部分烃 类通过闪蒸除去；换热是回收离开再生塔的贫液热量；再生是将富液 中吸收的酸性组分解吸出来成为贫液循环使用。 图2-2中，原料气经进口分离器除去游离液体和携带的固体杂质后进入吸收塔底部，与由塔顶自上而下流动的醇胺溶液逆流接 触，吸收其中的酸性组分。离开吸收塔顶部的是含饱和水的湿净化气， 经出口分离器除去携带的溶液液滴后出装置。通常，都要将此湿净化 气脱水后再作为商品气或管输，或去下游的NGL回收装置或LNG生产 装置。 由吸收塔底部流出的富液降压后进入闪蒸罐，以脱除被醇胺溶液吸收的烃类。然后，富液再经过滤器进贫富液换热器，利用热贫 液将其加热后进入在低压下操作的再生塔上部，使一部分酸性组分在 再生塔顶部塔板上从富液中闪蒸出来。随着溶液自上而下流至底部， 溶液中剩余的酸性组分就会被在重沸器中加热汽化的气体(主要是水 蒸气)进一步汽提出来。因此，离开再生塔的是贫液，只含少量未汽 提出来的残余酸性气体。此热贫液经贫富液换热器、溶液冷却器冷却 和贫液泵增压，温度降至比塔内气体烃露点高5～6℃以上，然后进 入吸收塔循环使用。有时，贫液在换热与增压后也经过一个过滤器。 从富液中汽提出来的酸性组分和水蒸气离开再生塔顶，经冷凝器冷却与冷凝后，冷凝水作为回流返回再生塔顶部。由回流罐分出 的酸气根据其组成和流量，或去硫磺回收装置，或压缩后回注地层以 提高原油采收率，或经处理后去火炬等 2.甘醇法吸收脱水工艺流程 1. 工艺流程 图3-5为典型的三甘醇脱水装置工艺流程。该装置由高压吸收系统和低压再生系统两部分组成。通常将再生后提浓的甘醇溶液称为贫甘醇，吸收气体中水蒸 气后浓度降低的甘醇溶液称为富甘醇。
湿法脱硫调试大纲
湿法烟气脱硫工程 调试大纲 （通用） 批准 审核 编制 武汉森源蓝天环境科技工程有限公司 2017年8月
目录 前言： (3) 1. 工程设备概况 (4) 2. 启动试运的组织及职责 (12) 3. 启动调试工作分工 (13) 4. 启动调试范围及项目 (15) 5. 主要调试工作程序 (17) 6. FGD启动调试阶段主要控制节点及原则性调试方案 (20) 7. 调试管理目标和调试管理措施 (21) 8. 调试进度计划 (23) 9. 附表 (25)
前言： 为确保脱硫项目的调试工作能优质、有序、准点、安全、文明、高效地进行，并使参加调试工作的各方对调试过程及要求有较全面的了解，特制定本调试大纲。 编制依据： 《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》 《火电工程启动调试工作规定》 《电力建设施工及验收技术规范》 《火电工程调整试运质量检验及评定标准》 《电力建设安全工作规程》 《火电厂大气污染物排放标准》 《火电厂烟气排放连续监测技术规范》 《火电厂烟气脱硫工程技术规范石灰石/石灰—石膏法》
1. 工程设备概况 本调试大纲适用于石灰石-石膏湿法脱硫技术，主要工艺系统流程及构成：FGD 装置运行时，烟气通过位于吸收塔中部的入口烟道进入塔内。烟气进入塔内后向上流 被石灰石浆液吸过喷淋段，以逆流方式与喷淋下来的石灰石浆液接触。烟气中的SO 2 收并发生化学反应，在吸收塔下部反应池内被鼓入的空气强制氧化，最终生成石膏晶体。在吸收塔上部，脱硫后的烟气通过除雾器除去夹带的液滴后，从顶部净烟道离开吸收塔，并经烟囱最后排入大气中。 FGD装置所需石灰石吸收剂浆液由泵车将石灰石粉送至石灰石仓储存，然后通过给料机输送到石灰石浆液箱进行制浆，并将制好的浆液送入吸收塔后进行吸收反应。脱硫反应后所产生的石膏浆液由泵送至石膏浆液旋流站进行初步脱水，初步脱水后的浆液送至真空皮带机脱水，生成含水率小于10%的石膏。 1.1工程主要性能参数如下： 1.1.1烟气参数（单台炉） 1.1.2设计煤种数据表
火电厂工艺流程简介教学提纲
火电厂工艺流程 火力发电厂。 以煤、石油或天然气作为燃料的发电厂统称为火电厂 1、火电厂的分类 （1）按燃料分类： ①燃煤发电厂，即以煤作为燃料的发电厂；邹县、石横青岛等电厂 ②燃油发电厂，即以石油（实际是提取汽油、煤油、柴油后的渣油）为燃料的发电厂； 辛电电厂 ③燃气发电厂，即以天然气、煤气等可燃气体为燃料的发电厂； ④余热发电厂，即用工业企业的各种余热进行发电的发电厂。此外还有利用垃圾及工 业废料作燃料的发电厂。 （2）按原动机分类：凝汽式汽轮机发电厂、燃汽轮机发电厂、内燃机发电厂和蒸汽-燃汽轮机发电厂等。 （3）按供出能源分类： ①凝汽式发电厂，即只向外供应电能的电厂； ②热电厂，即同时向外供应电能和热能的电厂。 （ 4）按发电厂总装机容量的多少分类： 容量发电厂，其装机总容量在100MW以下的发电厂； ②中容量发电厂，其装机总容量在100～250MW范围内的发电厂； ③大中容量发电厂，其装机总容量在250～600MW范围内的发电厂； ④大容量发电厂，其装机总容量在600～1000MW范围内的发电厂； ⑤特大容量发电厂，其装机容量在1000MW及以上的发电厂。 （5）按蒸汽压力和温度分类：①中低压发电厂，其蒸汽压力在3.92MPa（40kgf／cm2）、温度为450℃的发电厂，单机功率小于25MW；地方热电厂。 ②高压发电厂，其蒸汽压力一般为9.9MPa（101kgf／cm2）、温度为540℃的发电厂，单机功率小于100MW； ③超高压发电厂，其蒸汽压力一般为13.83MPa（141kgf／cm2）、温度为540／540℃的发电厂，单机功率小于200MW； ④亚临界压力发电厂，其蒸汽压力一般为16.77MPa（171 kgf／cm2）、温度为540／540℃的发电厂，单机功率为30OMW直至1O00MW不等； ⑤超临界压力发电厂，其蒸汽压力大于22.llMPa（225.6kgf／cm2）、温度为550／550℃的发电厂，机组功率为600MW及以上，德国的施瓦茨电厂; ⑥超超临界压力发电厂, 其蒸汽压力不低于31 MPa、温度为593℃. 水的临界压力：22.12兆帕；临界温度：374.15℃ （6）按供电范围分类： ①区域性发电厂，在电网内运行，承担一定区域性供电的大中型发电厂； ②孤立发电厂，是不并入电网内，单独运行的发电厂； ③自备发电厂，由大型企业自己建造，主要供本单位用电的发电厂（一般也与电网相连）。
【精品】烟气脱硫工程石膏脱水系统调试方案
脱硫工程石膏脱水系统调试方案
本方案详细介绍了烟气脱硫工程石膏脱水系统的调试目的、方法、内容等，阐述了系统冷态调试步骤和热态优化调整中的有关试验计划,方案后附有分系统调试前检查清单、联锁保护和报警试验记录表、启动试运主要参数记录表等。 【关键词】石膏脱水石膏旋流站真空皮带脱水机含水率 1．前言 1．1调试目的 本方案用于指导石膏脱水系统安装工作结束后的调试工作，以确认石膏脱水系统及辅助设备安装准确无误，设备状态良好，系统能正常投入运行，调试的目的有: 1)检查该系统工艺设计的合理性，检查设备、管道以及控制系统的安装质量。 2）确保输入／输出信号接线正确，软硬件逻辑组态正确,系统一次元件、执行机构状态反馈符合运行要求，运行参数显示正确。 3)确认系统内各设备运行性能良好,控制系统工作正常,系统功能达到设计要求，能满足FGD运行中的石膏脱水需要。 4)通过调试为系统的正常、稳定运行提供必要的参考数据。
本次调试参照以下规程或标准: 《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》《锅炉启动调试导则》 《电力建设施工及验收技术规范》 《火电工程启动调试工作规定》 《火电工程调整试运质量检验及评定标准》 《火电施工质量检验及评定标准》 设计资料和系统图、逻辑图、接线图. 制造商提供的设备说明书。
调试范围为石膏脱水系统及相关辅助设备。调试从设备单体调试等项目交接验收完成后开始，包括冷态调试和热态调试。石膏脱水系统及相关辅助设备先进行独立试运转，然后进行各设备的冷态联锁试验和系统启动及关闭的顺控试验.由于石膏脱水与FGD系统石膏氧化有密切关系,因此在FGD系统烟气导入进入热态调试阶段，石膏脱水系统需同步调试,并根据FGD系统石膏的品质和产量及时优化工艺控制参数，同时进行一些与机组运行有关的试验,以保证FGD系统和机组的正常运行. 1．4调试质量目标 本系统调试的质量目标是最终质量验评合格率100％，优良率90％以上,为FGD整套运行创造良好的条件. 2．系统及主要工艺设备 2．1系统概述 4台锅炉均采用双室四电场静电除尘器,＃1～＃2炉及＃3～＃4炉分别共用一个出口内径5米高180米的钢筋混凝土烟囱。脱硫装置布置在烟囱北侧。采用二炉一塔，电石渣－石膏湿式脱硫工艺，副产物为二水硫酸钙。设计范围内，全烟气脱硫，设计脱硫效率不低于95％。产生的石膏经脱水烘干后储存在石膏仓内。配置的是一套较为完整的湿法烟气脱硫系统,采用国产主体设备;它包括烟气
脱硫工艺流程
现运行得各种脱硫工艺流程图汇总
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得分析研究,目前脱硫方法一般可划分为燃烧前脱硫、燃烧中脱硫与燃烧后脱硫等3类、 其中燃烧后脱硫,又称烟气脱硫(Fｌｕe gａｓdesulfurization,简称FGD),在ＦGD技术中,按脱硫剂得种类划分,可分为以下五种方法:以ＣａCO３(石灰石)为基础得钙法,以ＭｇO为基础得镁法,以Na2ＳO3为基础得钠法,以NH3为基础得氨法,以有机碱为基础得有机碱法、世界上普 遍使用得商业化技术就是钙法,所占比例在9０%以上。 按吸收剂及脱硫产物在脱硫过程中得干湿状态又可将脱硫技术分为湿法、干法与半干(半湿)法。湿法FGＤ技术就是用含有吸收剂得溶液或浆液在湿状态下脱硫与处理脱硫产物,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。 干法FGD技术得脱硫吸收与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。 半干法FGD技术就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)得烟气脱硫技术。特别就是在湿状态下脱硫、在干状态下处理脱硫产物得半干
法,以其既有湿法脱硫反应速度快、脱硫效率高得优点,又有干法无污水废酸排出、脱硫后产物易于处理得优势而受到人们广泛得关注。按脱硫产物得用途,可分为抛弃法与回收法两种、 烧结烟气脱硫
脱硫工程烟气系统调试方案(正式版)
脱硫工程烟气系统调试方案
本方案详细介绍了烟气脱硫工程烟气系统(含挡板门密封风)的调试目的、方法、内容等，阐述了系统冷态调试步骤和热态优化调整中的有关试验计划，方案后附有烟道完整性检查单、防腐完整性检查单、联锁保护及报警试验记录表、风机试运行记录表、分系统调整试运质量检验评定表等。 1．前言 1．1调试目的 本方案用于指导烟气系统的调试工作，以确认挡板门、增压风机、烟道及其辅助设备（含挡板门密封风）安装正确无误，设备状态良好，系统能正常投入运行。调试的目的有： 1)检查该系统工艺设计的合理性，检查设备、烟道以及控制系统的安装质量。 2)确保输入／输出信号接线正确，软硬件逻辑组态正确，系统一次元件、执行机构状态反馈符合运行要求，运行参数显示正确。 3)确认系统内各设备运行性能良好，控制系统工作正常，系统功能达到设计要求，能满足FGD整套启动的要求。 4)通过调试为系统的正常、稳定运行提供必要的参考数据，掌握在特殊状态下烟气系统的调节特性和锅炉相应的调节方法。 1．2调试依据 本次调试参照以下规程或标准： 《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》 《锅炉启动调试导则》DL/T852-2004。 《电力建设施工及验收技术规范》 《火电工程调整试运质量检验及评定标准》 设计资料和系统图、逻辑图、接线图。 提供的设备说明书。
1．3 调试范围 调试范围为#3、#4机组烟道进口挡板、旁路挡板、出口挡板、进口氧化烟道挡板、出口氧化烟道挡板以及挡板密封风系统；主增压风机的前导叶动作试验＼辅助设备调试、联锁保护试验、主增压风机试转；副增压风机试转等项目。 烟气系统调试从系统单体调试等项目交接验收完成后开始，包括冷态调试和热态调试。挡板（含挡板密封风）、主增压风机、副增压风机等各设备先经冷态试运转，然后进行烟气系统设备的冷态联锁试验、顺控试验。待FGD进入整套启动后，对烟气系统进行热态调整，确保FGD的投运不影响机组的正常运行。调试过程中需进行烟气挡板启闭对锅炉炉膛负压的影响、主增压风机启停对机组的影响、单台机组烟气撒出、烟气负荷波动对机组的影响等一系列涉及锅炉安全运行的试验，此外，需进行烟气系统与吸收塔系统的联锁保护试验、热态性能试验等。 1．4调试质量目标 本系统调试的质量目标是最终质量验评合格率100％，优良率90％以上，为FGD整套启动创造良好的条件。 2．系统及主要工艺设备 2．1 系统概述 4台锅炉均采用双室四电场静电除尘器，＃1～＃2炉及＃3～＃4炉分别共用一个出口内径5米高180米的钢筋混凝土烟囱。脱硫装置布置在烟囱北侧。采用二炉一塔，电石渣－石膏湿式脱硫工艺，副产物为二水硫酸钙。设计范围内，全烟气脱硫，设计脱硫效率不低于95%。产生的石膏经脱水烘干后储存在石膏仓内。 机组配置的是一套较为完整的湿法烟气脱硫系统，它包括烟气系统、吸收塔系统、氧化塔系统、脱硫剂制备系统、石膏脱水系统、石膏干燥及储存系统、工艺水及辅助系统、电气控制系统等。其中FGD控制系统采用浙大中控工程有限公司的分散控制系统(DCS)，主增压风机采用的静调轴流风机。
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