脱硫方式选择

随着国家环保政策的日趋严格，新颁布的《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)也在排放总量和排放浓度两方面提出更高的要求，新的排污收费制度的实施也对火电厂形成了很大的压力。也有报告中指出，燃煤对以大气雾霾为代表的大气污染形成扮演着最重要的角色，不清洁的能源使用，是我国雾霾产生的最根本的原因。这个不清洁的能源，最主要的是指煤炭。

2014年，国内浙江、江苏、广东等省份已开始对个别已达到排放新标的机组的烟气脱硫、脱硝和除尘系统进行进一步提效改造，实现烟气污染物的超低排放，在满足特别排放限值的基础上，达到以天然气为燃料的燃气轮机组的排放标准，即烟尘排放浓度不大于5mg/Nm3，二氧化硫排放浓度不大于35mg/Nm3，氮氧化物排放浓度不大于

50mg/Nm3。

已达新标并拟开展超低排放的机组的烟尘和脱硝的改造方案相对单一，烟尘超低排放是通过增加湿式电除尘器，脱硝超低排放是通过增加催化剂反应层来实现改造目标，而脱硫超低排放因存在各种技术的组合，以及吸收塔选择技术路线的不同，可选择方案较多。

湿法脱硫方案通过向吸收塔的浆液中鼓入空气，强制使CaSO3都氧化为CaSO4(石膏)，脱硫的副产品为石膏。同时鼓入空气产生了更为均匀的浆液，易于达到90 %以上的脱硫率，并且易于控制结垢与堵塞。由于石灰石价格便宜，并易于运输与保存，因而自80年代以来石灰石已经成为石膏法的主要脱硫剂。该方案还具有适用的煤种范围广、脱硫效率高、吸收剂利用率高、工作的可靠性高的优点。当今国内外选择火电厂烟气脱硫设备时，石灰石/石膏强制氧化系统成为主要的湿法烟气脱硫工艺，该工艺。吸收塔内的反应符合德拜-休克尔理论，根据这个基本原理，在实际运行的浆液 PH值(一般为 5～6)下，对于烟气中 SO2的脱除极限，取决于SO2的气、液相平衡。在通常的石灰石-石膏湿法脱硫装置中，SO2气相平衡浓度为5ppmdv(相当于 15mg/Nm3)。也就是说对于采用石灰石作为脱硫剂的脱硫装置，出口SO2浓度小于 15mg/Nm3是其平衡浓度，是可能脱除到的最低浓度。因此，在燃煤电厂湿法脱硫装置上使 SO2排放值低于 35mg/Nm3上是可以实现的。但需要对影响脱硫效率的主要有液气比、烟气分布均匀性、吸收区高度、吸收塔浆池容量等因素进行分析和选择。

湿法石灰石/石膏脱硫工艺根据吸收塔设计结构的不同，可分为单塔双循环、双塔双循环、单塔单循环强化传质、单塔单循环提高液气比。

1、单塔双循环

单塔双循环湿法脱硫技术是在单循环湿法脱硫技术上发展而来的。其主要工艺在脱硫塔内设置积液盘将脱硫区分隔为上、下循环脱硫区，下循环脱硫区、下循环中和氧化池及下循环泵共同形成下循环脱硫系统，上循环脱硫区、上循环中和氧化池及上循环泵共同形成上循环脱硫系统，在一个脱硫塔内形成相对独立的双循环脱硫系统，烟气的脱硫由双循环脱硫系统共同完成。本工艺双循环脱硫系统相对独立运行，但又布置在一个脱硫塔内，既保证了较高的脱硫效率，又降低了浆液循环量和系统能耗，并且单塔整体布置还减少了占地，节约了投资;本工艺特别适合于燃烧高硫煤产生的烟气脱硫，脱硫效率可达到99%以上，若要控制二氧化硫排放浓度不大于35mg/Nm3，理论入口浓度可达3500 mg/Nm3。

本技术的重点在于浆液分区使用，吸收区循环和氧化区循环，单塔双循环两个系统浆液性质分开后，可以满足不同工艺阶段对不同浆液性质的要求，更加精细地控制了工艺反应过程，高PH 值的吸收区循环在较低的液气比和电耗条件下，可以保证很高的脱硫效率。低PH 值的氧化区循环可以保证吸收剂的完全溶解以及很高的石膏品质，并大大提高氧化效率，降低氧化风机电耗。氧化区循环可以去除烟气中的杂质，包括部分的SO2、灰尘、HCL和HF。杂质对二级循环的反应影响将大大降低，提高二级循环效率。石灰石的流向为先进入二级循环再进入一级循环，两级工艺延长了石灰石的停留时

2、双塔双循环

双塔双循环技术是在单塔双循环技术上的发展和延伸，非常适用于高含硫煤和高脱硫效率的改造工程。能有效的利用原有脱硫装置，避免了重复建设和资源浪费。可适用二氧化硫排放入口浓度不大于3500mg/Nm3的烟气处理，若建设用地足够可在机组运行期间建设串塔，留接口在停机后施工，可大大减少机组停运改造时间。但存在后期维护和使用费用偏高的问题。

3、单塔单循环强化传质

本工艺是在单塔单循环湿法脱硫技术的基础上进行内部的改造(塔本体高度不做改动)，提高气液传质，强化对流效果，从而提高SO2的脱除率。本方案改造工作量较小，特别适用于老塔改造，在原有吸收塔内部进行一系列改造(包括优化喷嘴布置、增加均流提效构件、控制内部PH等)来实现系统提效的目标。

典型单循环钙基湿法烟气脱硫系统影响脱硫效率的因素主要有：塔内烟气流速、液气比、吸收区高度、浆液池容量、浆池pH值、烟气分布均匀性等等，在工程应用中要根据实际情况选择合适的参数，实现高脱硫率和良好的经济性，根据目前国内外的情况，提高石灰石-石膏湿法脱硫效率的方案主要有：

(一) 增加液气比

液气比对脱硫效率的高低有着重要影响。在吸收塔设计中，循环浆液量的多少决定了SO2吸收表面积的大小，在其他参数恒定的情况下，提高液气比相当于增大了吸收塔内的浆液喷淋密度，从而增大了气液传质表面积，强化传质，提高脱硫效率，提高液气比是提高脱硫效率的有效措施。液气比增大带来的问题是循环泵流量和吸收塔阻力增大，电耗增高。

(二) 采用均流提效构件提高脱硫效率

吸收塔均流构件能改善吸收塔内烟气分布，烟气和浆液的流场分布直接决定着吸收塔内的传质、传热和反应进行程度。对于无均流提效构件塔，改善烟气分布最有效的措施是增加均流提效构件，使进入吸收塔内的烟气分布均匀，避免偏流问题;而对于已有均流提效构件的吸收塔，可以通过调节均流提效构件开孔率、加装第二层均流提效构件满足要求。均流提效构件塔相对于空塔的缺点是吸收塔阻力相对较高，引风机电耗较高。

(三) 合理布置喷嘴，强化传质效果

采用120o空心锥碳化硅喷嘴，密集布置，面积覆盖率达200%以上，在一定的喷射压力下获取直径2000 μm以下的浆液液滴，增大浆液与烟气的接触面积;布置在吸收塔周边的喷嘴流量比中心喷嘴流量大15%，便于烟气向中心流动，避免在周边“短路”。烟气经均流提效构件后，在喷淋区域进一步与浆液接触，再次强化传质，提高脱硫吸收剂的利用率。

(四) 将标准喷淋层改为对向互补喷淋层

对向互补喷淋层是在中高硫煤或大型机组的脱硫项目的实施中，改进了的喷嘴母管的布置方式，其将两个喷淋管对向布置在同一层上。据计算，在保证脱硫效率的同时，该种布置可以有效降低脱硫塔的高度及循环泵的电耗。对向互补喷淋层实际上是两台循环泵对应的两个喷淋母管分别从吸收塔的两侧进入吸收塔，在同一个平面内交互布置。显而易见，在同一层塔的截面内，对向互补喷淋层可布置更密的喷嘴，这样喷淋的覆盖率和均匀性更好，从而获得更高的效率。

(五) 加装气液传质强化构件

吸收塔内的流场分布情况决定了气液两相的混合和传质效果，从而直接影响着SO2的脱除效率。对于传统的喷淋塔来说，在塔壁区域，由于喷嘴的布置不尽合理而使得喷淋浆液的覆盖不足，使得烟气沿塔壁逃逸，从而降低了脱硫效率。为改善这一状况，可以通过在喷淋层下面的塔壁区域安装气液传质强化构件，充当塔壁喷嘴的角色，使得吸收区浆液的喷淋密度分布更为均匀，从而提高脱硫效率。

(六) 建塔外浆池

扩大浆池容积，使得浆池中浆液停留时间延长，浆液与氧气的接触时间也延长，氧化更充分，加入的石灰石浆液利用率更高，有利于系统的PH值控制，确保系统脱硫效率;同时有利于石膏浆液的结晶并生长，使得反应生成的石膏浆液顺利结晶长大，对后期的脱水效果有明显的提升，设备运行也更加稳定。

通过以上几种技术的组合，机组燃用含硫1%以内的燃煤时，可实现98.5%以上的脱硫效率，并可达到超低排放的脱硫标准。

4、单塔单循环提高液气比

本工艺主要依靠提高液气比，并辅以优化流场结构，从而提高SO2的脱除率。本方案改造工作量较大，需对原有吸收塔进行拔高，并在塔内部进行一系列改造(包括提高吸收塔高度、增加喷淋层数量、优化喷嘴布置)来实现超低排放的目标。

利旧原有吸收塔现有喷淋层等设施，在吸收塔顶部加高，增加新的喷淋层。吸收塔入口烟道及出口烟道尽可能利旧，新增吸收塔段烟气出口接至原吸收塔烟气出口，此方案的优点是改造费用较低，但缺点是对燃煤质量要求高，吸收塔内烟气流速太高，且烟气进、出口流场不佳，严重影响脱硫效率，脱硫塔系统的能耗太高，同时还需对原有吸收塔基础进行核算。

5、结语

四种方案都有各自的优缺点，在设计选型时要根据具体设计条件而定。大部分达新标拟超低排放改造机组，都会遇到现场布置局限、系统阻力增加、施工周期短、改造费用、配套辅机升级等一系列问题，而单塔双循环和单塔单循环强化传质对于超低排放改造项目来说，相对还是易于实施，改造费用和工期均得到有效控制，运行实例最多，成为已投运超低排放机组的主流选择。

文章来源：《全国煤电节能减排升级与改造技术交流会论文集》

湿法脱硫系统

一、系统介绍 1.1 湿式吸收塔系统 吸收塔采用喷淋塔，每台锅炉配一套湿式吸收塔系统。吸收塔系统至少包括： 1、吸收塔 至少包括：由带有防腐内衬或其它防腐衬层钢制塔体和烟气出口和入口、人孔门、观察孔、法兰、液位控制、溢流管及所有需要的管口与连接件等。 2、浆液循环系统 每套包括：浆池、搅拌器、浆液循环泵、管道、喷雾系统、支撑、加强件和配件等；浆液循环泵采用单元制运行方式，每台循环泵对应一层喷嘴，循环泵不设运行备用。每个吸收塔考虑设一台（最高压头）备用泵叶轮。 吸收塔内部浆液喷雾系统由分配管网和喷嘴组成，喷雾系统的设计能使喷雾流量均匀分布，浆液喷雾系统采用FRP（原材料进口），采用四层喷淋。 每台循环泵与各自的喷雾层连接，不考虑备用循环泵。吸收塔浆液循环泵为离心叶轮泵（无堵塞离心式）。 3、吸收塔氧化风系统 氧化风机为每塔两台，一运一备，流量裕量为10%，压头裕量为20%。氧化风机为罗茨型。吸收塔外部的氧化风管进行保温。 4、除雾器 每塔1套，包括：进出口罩、优化布置的除雾器、冲洗水系统和喷淋系统等。采用屋脊式，塔内设计流速不超过 3.5M/S。除雾器安装在净烟气出口处分离夹带的雾滴，吸收塔出口净烟气携带水滴含量小于75mg/Nm3。 5、石膏浆液输送泵 每塔配2台石膏浆液输送泵（1运1备）。含泵本体、配套电机、联轴器、泵和电机的共用基础底座、法兰、配件以及内衬、冲洗装置等。 6、事故浆液箱 二台机组的FGD岛内设有一个事故浆液箱，其容积满足：不小于一座吸收塔最低运行液位时的浆池容量。 事故浆液箱配备内衬、泵、阀门、管件和控制件，以便将箱体内浆液转送至吸收塔。提供搅拌措施以防止浆液沉淀。 事故浆液箱浆液的传送速度能使箱体内浆液在15个小时内彻底放空，安装

火电厂脱硫的几种方法

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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

烟气脱硫系统节能优化措施

烟气脱硫系统节能优化措施 1背景 根据国家发展改革委、环境保护部等“关于印发《煤电节能减排升级 与改造行动计划(2014—2020年)》的通知”(发改能源［2014］2093号)中明确了燃煤电厂节能减排主要参考技术。其中，针对现役机组节 能部分提出了脱硫系统运行优化，预计可以降低供电煤耗约0.5g/kWh。本文主要对现有脱硫运行优化措施进行简单的描述。 2节约设备运行电耗 因为旋转设备较多，脱硫系统的厂用电率占整个机组运行电耗的1%以上，降低脱硫系统的运行电耗，可以有效的降低机组的运行费用。在 脱硫系统中，浆液循环泵的电机功率约在1000kW左右、氧化风机的电 机功率约在600kW左右，石膏脱水系统中的真空泵的电机功率也超过200kW，均为高压电机(6kV或者10kV)，想降低脱硫系统的运行成本， 必须有效降低高压大电机的运行电耗。 2．1引增合一改造目前新建机组均不在单独设置增压风机。处于安全及经济性考虑，有增压风机的在役机组大多进行了引增合一改造，改 造增压风机后，针对600MW机组而言，可有效降低厂用电率0.05%以上。 2．2降低浆液循环泵的运行电耗(1)在现役机组进行脱硫系统改造时，有条件时可以通过对吸收塔的塔型进行优化，调整石灰石浆液的pH值、脱硫系统的钙硫比等数值，或者通过调整塔内的烟气流速参数，使浆 液循环泵的运行功率达到最低值。如果设置烟气换热器后，吸收塔入 口的烟气温度会大大降低，烟气的体积流量也会随之降低。在液气比 等参数不变的情况下，浆液循环泵的流量可以相对应的减少，泵的耗 电量可以随之降低。(2)合理的选取系统的设计阻力，使浆液循环泵的 扬程降低，可以减少泵的耗电量。例如适当加大浆液循环管的管径， 使系统的流速降低，一是可以在停泵时避免损坏滤网，同时又减少系 统的水力损失。(3)根据机组的实际情况来调整泵的运行方式。受上网

脱硫系统运行管理及考核标准20080319

H Z D 华能国际电力股份有限公司管理标准 HZD-00-0000 脱硫系统运行管理及考核标准2008-03-00发布 2008-03-00实施

HZD-00-0000 华能国际电力股份有限公司 脱硫系统运行管理及考核标准 第一章 总 则 第一条 为规范公司管辖范围的机组脱硫系统运行管理工作，建立脱硫系统运行管理及考核体系，确保脱硫系统安全、优质、高效的运行，特制定本标准。 第二条 本标准依据国家相关法律法规和有关脱硫系统运行管理规定及公司的有关标准制定下属条款，以加强脱硫系统运行、维护、管理和考核工作。 引用规范：《燃煤发电机组脱硫电价及脱硫设施运行管理办法》（发改价格[2007]1176号），国家发展改革委和国家环保总局2007年5月29日颁布。 第三条 本标准适用于公司本部及公司所属分支机构、控股公司和受委托管理的公司（电厂）。公司所属分支机构、控股公司和受委托管理的公司（电厂）以下称“公司所属单位”。 第二章 脱硫系统运行管理模式 第四条 公司所属单位内部须设置独立的脱硫系统运行管理机构。 第五条 公司所属单位的脱硫运行管理机构具备以下管理职能。 负责脱硫系统的正常运行管理； 负责脱硫系统的计划检修管理； 负责脱硫系统的日常检修维护； 第六条 公司所属单位的脱硫运行管理机构具备以下管理权限。 根据国家、地方及公司有关标准、规定，制定、修改脱硫系统运行规程、检修规程。 根据公司有关标准、规定，制定、修改本单位脱硫系统运行考核细则。 第七条 公司所属单位应按脱硫系统安全稳定运行及正常检修维护的要求配置脱硫系统运行值班和检修维护人员。 第八条 公司所属单位应按下列岗位配置脱硫系统运行管理人员： 脱硫系统运行管理机构负责人 脱硫系统运行管理机构专业技术工程师 脱硫系统运行管理机构专职安全员 第九条 公司生产部负责公司所属单位脱硫运行考核指标的统计汇总。 1

脱硫工艺的选择

脱硫工艺的选择 针对某新建燃煤锅炉，由于地理位置毗邻北京，对新建机组实施严格的排放限制是必然的，简单地说，粉尘排放限值≤10mg/Nm3，SO2排放限值≤35mg/Nm3，NO X排放限值≤50mg/Nm3。 一、烟气脱硫技术现状 烟气脱硫（FGD）的发展历程已有30多年、上百种工艺，适合电厂燃煤锅炉使用的有10多种。目前，各种类型的烟气脱硫装置在世界各国的燃煤电厂都得到了应用，很多工艺已经成为成熟而且稳定的技术，并不断取得发展。 在诸多工艺中，湿法工艺应用最为广泛，约占全球商业FGD的85%以上，又以石灰石—石膏法脱硫工艺为主流。其它工艺中，烟气循环流化床工艺（CFB-FGD）通过多年发展取得了长足的进步，具有一定的市场占有率，但是这两年环保要求的日益严格，瓶颈凸显，很难发展。此外，NO X的控制使得氨法脱硫工艺也日益得到广泛的关注，发展迅猛。 先进FGD的发展正走向高脱硫效率、高可用率、工艺流程简化、投资经济和低运行维护成本之路。 二、主流脱硫工艺的特点 要建设“适用、实用、低成本”的FGD，必须根据电厂现实情况，遵循一定的程序结合科学的方法进行合理的选择。 脱硫工艺选择的主要原则，我们简单归纳一下主要有以下几点： 1、脱硫效率满足环保要求，在使用周期内能适应今后环保要求的进一步提 高； 2、技术先进成熟、设备可靠，运行、维护简单，可用率高，市场占有率高； 3、脱硫装置的启停及运行不影响机组运行的安全，对机组负荷、燃煤硫份 等有较好的适应性； 4、吸收剂价廉易得，运行危害性低； 5、脱硫副产品应有良好的处置方式，不造成二次污染。 根据上述选择原则，针对本案潜在的几种脱硫工艺（石灰石—石膏法、烟气循环流化床工艺、氨法）做如下评价，供参考。

火电厂石灰石——石膏湿法脱硫系统优化运行的策略改进 张海军

火电厂石灰石——石膏湿法脱硫系统优化运行的策略改进张海军 发表时间：2017-11-07T19:35:38.157Z 来源：《基层建设》2017年第19期作者：张海军 [导读] 摘要：石灰石—石膏湿法脱硫是一种历史较为悠久的脱硫工艺，在实际生产中，为了能够降低生产成本、提升生产效率，做好其运行策略的优化十分关键。 神华陕西国华锦界能源有限责任公司 719300 摘要：石灰石—石膏湿法脱硫是一种历史较为悠久的脱硫工艺，在实际生产中，为了能够降低生产成本、提升生产效率，做好其运行策略的优化十分关键。在本文中，将就火电厂石灰石——石膏湿法脱硫系统优化运行的策略改进进行一定的研究。 关键词：火电厂；石灰石——石膏湿法脱硫系统；优化；策略改进； 1 引言 在火电厂运行中，脱硫是非常重要的一项工作内容。其中，石灰石—石膏湿法脱硫是我国很多电厂经常使用道的一种方式，但在实际应用当中，还存在着一定的问题，如运行稳定性差以及经济水平较差等，对此，即需要在原有基础上积极做好改进，保障脱硫效果。 2 石灰石—石膏湿法脱硫特点 该技术的特点有：第一，脱硫效率高。就目前来说，该方式在实际脱硫工作中已经具有了较高的完成效率，其完成率在95%左右。但在以该方式脱硫处理时，在完成脱硫后，二氧化碳依然具有较低的浓度，在处理后烟气当中的含尘量大幅度减少。在较大规模机械设备运行中，通过该技术的应用即能够对大幅度对二氧化硫含量进行降低，以此提升电厂与地区总量控制效率；第二，可靠性高。在以该方式生产时，其将具有98%以上的投运率。在我国，大部分电厂都在生产当中对该技术进行应用，可以说该技术在我国具有着较长的发展以及应用历史。该种情况的存在，则使得该技术在我国具有着较为成熟的使用水平，且在技术使用经验方面十分丰富，在脱硫设备实际应用中，也并不会影响导火电厂锅炉的正常运行。而当大机组实际脱硫工艺开展中，其使用寿命相对较长，且部分厂家在实际技术应用时也将获得较好的投资效益；第三，实用性较强。石灰石—石膏湿法脱硫技术具有着较强的实用性。在以该方式开展烟气脱硫处理时，并没有对具体煤种具有较高的要求，即无论是含硫量在1%以下的低硫煤还是含硫量在3%以上的高硫煤，都能够以该方式进行烟气脱硫处理，该种情况的存在，也正是该技术对不同类型煤种良好适应性的表现；第四，资金投入较大。在该技术当中，其需要较多的资金投入，火电厂要想应用该技术进行脱硫处理，即需要通过大量资金的投入用于生产区域面积以及设备购入等。以电厂在使用石灰石—石膏湿法脱硫技术时，需要相对较大物力以及财力的支持。火电厂要想使用该技术，即需要对较多该方面的困难进行良好的克服；第五，副产品利用性强。在石灰石—石膏湿法脱硫技术应用中，将产生一种称之为二水石膏的副产品。该类副产品能够应用在水泥缓凝剂以及建设材料生产当中，以此获得较好的应用价值。可以说，对于脱硫副产品的合理、充分运用，对于火电厂的经济效益将具有积极的作用，在对电厂运行效率进行提升的基础上帮助火电厂实现脱硫副产品处理费用的节约，对于火电厂的可持续运行具有着较好的促进作用；第六，进步效率高。近年来，我国电厂在以该技术实际应用时水平已经较为成熟，无论在技术进步程度还是研究方面度已经达到了较高的应用水平。如在脱硫工艺实际处理时，其已经能够将吸收、氧化以及冷却这几个步骤进行合并处理，在技术不断创新、改进过程中，即能够对该技术实际使用当中存在的问题进行较好的解决。 3 优化策略 3.1 强化技术研究 在以该方式生产当中，pH值是非常关键的一项因素，当pH值过高时，对氧化硫的吸收将具有有利作用，而当pH值较低时，则能够加快石灰石的融解速度。对此，在实际该技术当中即需要能够做好最佳pH值的选择，在最大程度加大传质速率的基础上对脱硫速率以及利用率进行保证，避免生产当中结垢问题的发生。在实际pH值设置中，如4-6是合理范围，则可以在生产当中将其设置在一个较小的区间当中，如5.45-5.6之间，在将脱离效率在一个合理范围当中控制的基础上便于脱硫工艺运行参数的协调稳定，进一步降低脱硫盲区发生概率。同时，在吸收塔浆液当中pH值控制在该区间当中，则能够使脱硫石膏在脱水处理后在品质方面具有了较好的表现，在帮助脱水皮带机器稳定运行的基础上对设备发生的损害进行减少。 3.2 改造应用设备 对技术的应用环境进行创新同样是一项关键内容。在很多火电厂中，其无论是在施工现场建筑质量方面还是脱硫设计方面都存在着不足情况，部分火电厂在对脱硫工艺实际应用时也将出现一定不是很恰当的处理措施。其中，脱硫系统换热器在运行当中更是有较大的几率发生结垢情况，吸收塔、机械密封会出现防腐问题，浆液泵过流部位存在较大程度磨损等，为了避免这部分情况的发生，在石灰石—石膏湿法脱硫方式实际应用时即需要对相关设备的优化引起重视。在对气与气换热器设备开展优化处理时，即需要做好气体种类以及机械设备温度情况的掌握，保证设备在运行当中其内部温度在80℃以内，并做好烟气当中灰尘以及酸性物质的控制优化，避免出现烟气在设备表面附着情况。换热器在实际运行中，当发生结垢现象后，机械内部则将具有更大的压力差值，并因此对换热器的工作效率产生影响。

脱硫系统的运行维护

脱硫系统的运行维护 1石灰石/石灰-石膏湿法脱硫设施的启停要求 1.1投运前检查 1、投运前试验 投运前试验包括：重要转动设备开关电气试验；各种联锁、保护、程控、报警；电（气）动阀门或挡板远方开、关；仪器仪表校验合格。 2、投运前检查 启动前应对工艺（业）水、仪用空气、吸收剂制备、SO2吸收、烟气、石膏脱水、废水处理等系统、设备进行检查，保证各系统符合启动相关要求。 1.2系统启动 1、工艺（业）水系统供水管道畅通，水箱液位指示正常，水箱补水阀切换到“自动”模式。 2、吸收剂制备系统料仓料位满足启动条件，球磨机及其附属设备运转正常，石灰石浆液密度符合设计要求，石灰石供浆调节阀切换到“自动”模式。 3、SO2吸收系统氧化风机、循环浆液泵运转正常，除雾器冲洗自动投入，密度计、pH计正常投运。 4、CEMS系统正常投运，原、净挡板门动作正确，各压力、温度测点正常投运，烟气换热器（以下简称GGH）、增压风机及其附属设备运行正常，烟气脱硫（以下简称FGD）入口压力自动投运。 5、石膏脱水系统启动真空皮带机运转正常，各冲洗水正常投入，石膏脱水效果应达到设计要求。 6、废水系统正常投入，加药系统自动投入，出水指标达到设计要求。 1.3系统停运 1、停运方式 （1）长期停运，需对吸收塔内浆液及其它罐内浆液排到事故浆液罐储存，其它浆液罐均应排空，除事故浆液罐搅拌器运行外，系统设备全部停运； （2）短期停运，需停运的系统有烟气系统、SO2吸收系统、石膏脱水系统、吸收剂制备系统；各箱罐坑都存有液体时，搅拌器应运行，仪用空气系统、工艺

（业）水系统应保持运行； （3）临时停运，需对烟气系统、石灰石浆液供给系统停运，其它系统视锅炉和脱硫设施情况停运。 2、停运注意事项 （1）根据FGD停运方式制定停运计划； （2）根据设备运行情况，提出在停运期间应重点检查和维护保养的设备和部位； （3）系统停运前应将吸收塔的液位控制在低液位运行，并尽可能在系统停运前将各箱罐坑控制在低液位运行； （4）烟气系统停运完毕，应尽快将吸收塔循环泵及氧化风机停运； （5）根据停运方式决定是否对石灰石（粉）仓、箱、罐、坑排空。 2石灰石-石膏湿法脱硫设施故障处理及措施 2.1事故处理的一般原则 1、发生事故时，运行人员应综合参数的变化及设备异常现象，正确判断和处理事故，防止事故扩大，限制事故范围或消除事故的根本原因；在保证设备安全的前提下迅速恢复设施正常运行，满足机组脱硫的需要。在设施确已不具备运行条件或继续运行对人身、设备有直接危害时，应停运脱硫设施。 2、运行人员应视脱硫设施恢复所需的时间长短使FGD进入临时停机、短期停机或长期停机状态；在处理过程中应首先考虑出现浆液在管道内堵塞、在吸收塔、箱、罐、坑及泵体内沉积的可能性，尽快排空这些管道和容器中的浆液，并用工艺（业）水冲洗干净。 3、若为电源故障，应尽快恢复供电，启动各搅拌机和冲洗水泵、工艺（业）水泵、增压风机轴承冷却风机运行。若8小时内不能恢复供电，必须将泵、管道、容器内的浆液排出，并用工艺（业）水冲洗干净。 4、当发生本规范没有列举的事故时，运行人员应根据自己的经验和判断，主动采取对策，迅速处理，具体操作内容及步骤应在现场规程中规定。 2.2脱硫设施事故停运 1、脱硫设施紧急停运 发生下列情况之一时，应紧急停运脱硫设施：

几种脱硫工艺选择

1脱硫工艺的选择 目前国外脱硫技术已有多种，而应用较为广泛的主要有：湿式石灰石/石膏法、烟气循环流化床法、新型一体化脱硫（NID）工艺、旋转喷雾半干法、炉内喷钙-尾部加湿活化法等。国内目前通过引进技术、合资以及自行开发已基本掌握了以上几种脱硫技术，并使这几种脱硫技术在国内不同容量机组上均有应用。 1.1 湿式石灰石/石膏法 湿式石灰石/石膏法其工艺特点是采用石灰石浆液作为脱硫剂，经吸收、氧化和除雾等处理过程，形成副产品石膏。其工艺成熟、适用于不同容量的机组，应用范围最广，脱硫剂利用充分，脱硫效率可达90%以上。并且脱硫剂来源丰富，价格较低，副产品石膏利用前景较好。其不足之处是系统比较复杂，占地面积大，初投资及厂用电较高，一般需进行废水处理。该法是目前世界上技术最为成熟、应用最广的脱硫工艺，特别在美国、德国和日本，应用该工艺的机组容量约占电站脱硫装机总容量的80%以上，应用的单机容量已达1000MW。在国内已有珞璜电厂一、二期300MW机组及北京一热、重庆电厂和浙江半山电厂三个分别相当于300MW脱硫容量的机组使用。引进技术国内脱硫工程公司总承包完成的北京石景山热电厂、太原第二热电厂五期、贵州安顺（300MW）电厂、广东台山电厂（600MW）、河北定州电厂（600MW）等也均已投入运行。且国内有近20台600MW机组湿法脱硫正在实施中。其基本原理与系统图如下：

1.2 烟气循环流化床干法 烟气循环流化床干法脱硫(CFB-FGD)技术是世界著名环保公司德国鲁奇·能捷斯·比肖夫（LLB）公司开发的世界先进水平的循环流化床干法烟气脱硫技术。CFB-FGD是目前干法脱硫技术商业应用中单塔处理能力较大、脱硫综合效益较为优越的一种方法。该工艺已经先后在德国、奥地利、波兰、捷克、美国、爱尔兰等国家得到广泛应用，最大已运行单机、单塔机组容量为300MW，采用该技术设计的单塔处理烟气量可达到2800000Nm3/h。目前LLB公司的CFB-FGD技术的应用业绩达32台套，投入运行的CFB-FGD中其最高设计脱硫效率为99.7%。 该技术已由福建龙净环保科技公司引进，并实施于华能榆社电厂二期2×300MW燃煤机组上（煤种含硫量1.2％），且于2004年11月投入运行，实际脱硫效率不低于90%。此外，山东三融环保有限责任公司、国华荏原环境工程有限责任公司也引进了该项技术。 德国的Wulff公司在该技术基础上开发了回流式循环流化床（RCFB-FGD）烟气脱硫工艺。RCFB-FGD与CFB-FGD相比，在脱硫吸收塔上部出口区域布置了回流装置，旨在造成烟气流中固体颗粒的回流。通过这种方式，固体颗粒在塔内的停留时间获得了延长，同时改进了气固间的混合。此外，新开发的RCFB脱硫装置还在吸收塔底部装有

汽油脱硫技术

汽油脱硫技术 摘要：我国成品汽油中90%以上的含硫化合物来自催化裂化汽油,降低成品油中硫含量的关键是降低FCC汽油的硫含量。本文主要综述了FCC汽油脱硫技术的优缺点。 关键词：催化裂化；汽油；脱硫技术 前言 据统计，我国车用汽油中90%的硫来自催化裂化。而催化裂化汽油中的硫化物存在形式以硫醇、硫醚、二硫化物和噻吩类硫化物为主，其中噻吩类硫的含量占总硫含量的60%以上，而硫醚硫和噻吩硫的含量占总硫的85%以上。因此，催化汽油脱硫过程中如何促进噻吩类和硫醚类化合物的转化是降低催化汽油硫含量的关键。围绕低硫和超低硫油品的生产，开发出了许多相关的脱硫技术，目前相关的脱硫技术大体上可以分为两类：加氢脱硫和非加氢脱硫。加氢脱硫技术主要包括催化裂化进料加氢脱硫技术、选择性加氢脱硫技术、非选择性加氢脱硫技术和催化蒸馏加氢脱硫技术；非加氢脱硫技术主要包括吸附脱硫、氧化脱硫和生物脱硫以及添加剂技术等。 1. 加氢脱硫技术 1.1 FCC原料加氢预处理脱硫技术 是通过对FCC原料油加氢处理来降低FCC汽油硫含量，可将FCC原料硫含量降至0.2%以下，从而使FCC汽油硫含量降到200μg/g。 对催化裂化原料油进行加氢处理，可以同时降低催化裂化汽油和馏分油的硫含量，可以显著地改善产品的产率和质量。但投资高（FCC原料加氢预处理所需投资为其他方法的4～5倍)，要消耗氢气，操作费用高，且难以满足硫含量小于30μg/g的要求。 1.2 FCC过程直接脱硫技术 该技术是在FCC过程中使用具有降低硫含量的催化剂和助剂以及其他工艺新技术，从而在催化裂化反应过程中直接达到降硫的目的。 该类技术的特点是使用方便、不需增加投资和操作费用，缺点是脱硫效果差。 1.3 FCC汽油加氢处理

循环流化床锅炉炉内脱硫系统存在问题及优化脱硫方案

循环流化床锅炉炉内脱硫系统存在问题及优化脱硫方案 来源：北极星电力网作者：张全胜马玉川虞晓林2009-07-06 16:40:58 | 字号:大中小 [摘要] 通过对大中小型循环流化床锅炉的脱硫石灰石输送系统设计及运行情况分析，提出循环流化床锅炉实际脱硫过程中存在的诸多问题及技术因素和经济因素，指出了循环流化床锅炉烟气可以达标排放的更可靠、更实用、更经济的优化脱硫方案。 [关键词] 循环流化床锅炉脱硫固化剂优化脱硫 0 前言 循环流化床锅炉具有效率高、燃料适应性广、负荷调节灵活、环保性能好等优点，近年来发展非常迅速，技术日趋成熟。随着我国对环保要求越来越高，环保电价政策的出台，国内一些拥有循环流化床锅炉的电厂正在抓紧改造或新加脱硫装置。 近几年，一些采用循环流化床锅炉的电厂还是被环保部门坚决要求进行锅炉尾部烟气脱硫，主要原因就是CFB锅炉炉内脱硫的效率令人怀疑。传统的粗糟的炉内脱硫系统设计及设备制造使脱硫效率低下，同时脱硫固化剂的消耗量却非常可观，即使采用廉价的石灰石脱硫也使发电成本显著增加。加之出现了锅炉灰渣的综合利用受到脱硫固化剂品种的影响，有的电厂只能将灰渣当做废品的废品抛弃掉。 更可靠、更实用、更经济的CFB锅炉炉内脱硫系统优化设计方案的重点是强化系统防堵设计、合理布置炉膛接口、选择合适脱硫固化剂，能够保证循环流化床锅炉烟气脱硫效率90%以上，烟气能够

达标排放，灰渣能够综合利用。下文中按习惯称呼的石灰石（粉）实际上泛制指脱硫固化剂（粉）。 1 循环流化床锅炉炉内烟气脱硫特点 循环流化床（CFB）锅炉炉内稳定的870℃左右的温度场使其本身具有了炉内烟气脱硫条件，炉外的脱硫装置实际上就是石灰石的制粉、存储及输送系统，并科学经济实用地选择脱硫固化剂。 一般电厂大多是外购满足要求的石灰石粉，由密封罐车运至电厂内，通过设置于密封罐车上的气力卸料系统将石灰石粉卸至石灰石粉储仓。在石灰石粉储仓底部，安装有气力输送系统，将石灰石粉通过管道输送至炉膛进行SO2吸收反应。 循环流化床脱硫的石灰石最佳颗粒度一般为0.2～1.5mm，平均粒径一般控制在0.1～0.5mm范围。石灰石粒度大时其反应表面小，使钙的利用率降低；石灰石粒径过细，则因现在常用的旋风分离器只能分离出大于0.075mm的颗粒，小于0.075mm的颗粒不能再返回炉膛而降低了利用率（还会影响到灰的综合利用）。循环流化床锅炉与其分离和返料系统组成外循环回路保证了细颗粒（0.5～0.075mm 的CaC2O3、CaO、CaS2O4等）随炉灰一起的不断循环，这样SO2易扩散到脱硫剂核心，其反应面积增大，从而提高了循环流化床锅炉中石灰石的利用率。0.5～1.5mm粒径的颗粒则在循环流化床锅炉内进行内循环，被上升气流携带上升一定高度后沿炉膛四面墙贴壁流下又落入流化床。循环流化床锅炉运行时较经济的Ca/S比一般在 1.5～ 2.5之间。

脱硫系统运行操作手册(脱硫)

榆林市天龙镁业有限责任公司 还原炉和精炼炉尾气除尘脱硫工程项目 操 作 手 册 榆林市天龙镁业有限责任公司 2015年8月

目录 前言 (3) 一、工艺流程及说明 (4) 1.1、工艺流程 (4) 1.2、流程概述 (4) 二、工艺原理 (6) 三、脱硫剂的制备 (7) 四、工艺过程参数检测及控制调节系统 (7) 4.1、主要操作参数和技术指标： (7) 4.2、控制调节系统说明 (7) 五、脱硫系统运行管理 (8) 5.1．操作运行前的准备工作 (8) 5.2．操作运行程序 (10) 5.3、正常运行管理 (12) 5.4、系统运行异常处理 (13) 5.5、停炉检修 (15) 六、操作运行制度 (16) 6.1、脱硫除尘装臵岗位责任制 (16) 6.2、巡回检查制度 (17) 七、劳动安全及职业卫生 (17) 7.1、本工程应采取安全措施和实施劳保卫生防护的工艺环节与场所.. 17 7.2、防水污染、防尘 (17) 7.3、防电伤、防机械伤害及其它伤害 (18)

前言 本操作手册适用于“天龙镁业有限责任公司还原炉和精炼炉尾气除尘脱硫工程项目”，本系统除尘脱硫部分采用湿式氧化镁法脱硫工艺+独立分水式除尘脱硫设备技术。为了保证烟气中的二氧化硫和烟尘达标排放，确保系统长期稳定运行，特制定本操作手册，在启动和运转本系统以前，要求操作人员认真地阅读并理解本操作手册，因为不正确的操作将导致装臵运行性能低劣或将导致设备损坏。 本手册为技术资料，仅限于相关人员参阅。 希望所有操作人员通力合作，共同维护好系统各部分装臵。

一、工艺流程及说明 1.1、工艺流程 除尘脱硫工艺流程图 1.2、流程概述 本工艺流程为： ⑴各生产线烟气在引风机的作用下经过管道输送，烟气进入DLFS 型除尘脱硫一体化设备（独立分水式除尘脱硫器）的除尘室内，在除尘室内，从上而下的第一层喷淋水将大部分的颗粒物除去，粉尘下落，随水冲入水沟，流入沉淀池，经过长时间沉淀静臵后的上清液用水泵打入除尘室进行循环利用。另一方面降低烟气出口温度，更提高了后续脱硫室的脱硫效率。 ⑵ 除尘后的气体继续上升至隔离旋风子，烟气旋转，和下降的吸收液充分接触，二氧化硫被吸收反应生成亚硫酸盐。脱硫后的废水曝气氧化后经脱硫循环泵循环利用。当循环池内浓度达到一定程度时，将循环池中的水排入沉淀池，进行固液分离，液体返回沉淀池，沉淀物经过板框压滤机压滤固化后外运。另一方面利用沉淀池沉淀后的澄清水或自来水给循环池内补水。 ⑶ 烟气继续上升，经水器分离装臵进行脱水，脱水后的烟气通过水气分一次引风机 二次引风机 独立分水式 除尘脱硫器 沉淀池 烟囱 循环池 脱硫溶液 脱硫剂 渣处理 曝气风机 各生产线 污染源 澄清池

各种脱硫方法简介

新型脱硫方法简介 1 炭基催化法烟气脱硫技术 2 石灰石——石膏法烟气脱硫工艺 3 旋转喷雾干燥烟气脱硫工艺 4 磷铵肥法烟气脱硫工艺 5 炉内喷钙尾部增湿烟气脱硫工艺 6 氨水洗涤法脱硫工艺 7 海水脱硫工艺海水脱硫工艺 炭基催化法烟气脱硫技术 该技术是以四川大学国家烟气脱硫工程技术研究中心多项专利为技术支撑，主要针对目前国内工业生产企业在生产过程中所产生的二氧化硫污染，如化工厂、钢铁厂、冶炼厂、电厂的生产过程及锅炉燃烧过程中排放的含二氧化硫的废气，利用农作物秸秆、菌渣及废旧轮胎等生活及生产废弃物制作炭基催化剂，将废气经除尘、调质后通过炭基催化剂层，使SO2在催化剂表面与O2进行催化反应，最后将其转化为硫酸，从而达到减少污染排放，回收硫资源的目的。 其技术优势在于催化剂原料来源广泛且脱硫效果显著、脱硫工艺集成度高、工艺流程短、副产物为硫酸以及硫酸盐复合肥料，实现了以废治废、清洁脱硫、节能减排的目的，为改变传统的“高开采、高消耗”的污染治理模式提供了一条新的技术模式。目前该技术已被列为国家“当前优先发展的高技术产业化重点领域”项。 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% 。 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。

半干法脱硫系统组成

附件2脱硫系统组成 脱硫除尘岛主要由烟气系统、一级除尘器、脱硫塔、脱硫布袋除尘器、脱硫灰循环系统、吸收剂供应系统、烟气系统、工艺水系统、流化风系统等组成。 1.烟气系统 从锅炉空气预热器出来的原烟气经一级除尘器后，从底部进入脱硫塔进行脱硫，脱硫后的烟气进入脱硫除尘器除尘，经净化后的烟气经引风机通过烟囱排往大气。脱硫除尘后的SO2浓度、粉尘浓度达到环保排放要求。 2. 一级除尘器 脱硫反应器前设置一级除尘器，除了考虑利用预除尘器收集粉煤灰，提高粉煤灰的综合利用外，主要是考虑机组燃煤中灰分的含量对脱硫反应的影响。若在脱硫反应器前不设置预电除尘器，大量的粉煤灰直接进入脱硫反应器并在脱硫系统内富集，由于反应器内的物料量是一定的，当大量的无效粉煤灰占据了脱硫反应空间，反应器内有效的吸收剂成分自然就要降低，这种情况的直接后果一是脱硫率降低；二是大量吸收剂与多余的物料一起排到系统外，造成吸收剂的严重浪费，运行成本急剧提高。 因此，一级除尘器通常采用静电除尘器（BEL型），除尘效率大约在80%即可。 3.脱硫塔 脱硫塔是一个有7个文丘里喷嘴的空塔结构，主要由进口段、下部方圆节、文丘里段、锥形段、直管段、上部方圆节、顶部方形段和出口扩大段组成，全部采用钢板焊接而成。塔内完全没有任何运动部件和支撑杆件，也无需设防腐内衬。脱硫塔采用钢支架进行支撑，并在下部设置两层满铺平台。 脱硫塔进口烟道设有均流装置，出口扩大段设有温度、压力检测装置，以便控制脱硫塔的喷水量和物料循环量。塔底设紧急排灰装置，并设有吹扫装置防堵。

4. 脱硫布袋除尘器 脱硫布袋除尘器具有除尘效率高、对粉尘特性不敏感的特点，本工程所配的脱硫除 尘器为鲁奇型低 压回转脉冲布袋除尘器，下面具体说明这种布袋除尘器的设计特点: LPJJFF 型布袋除尘器的设计技术特点介绍如下: 图2-1脱硫布袋除尘器示意图 1) 采用上进风方式，降低入口粉尘浓度，提高滤袋的使用寿命。 烟气从脱硫塔进入布袋除尘器，采用上进风方式。这一结构既可减小烟气的运行阻 力，又可以充分 利用重力，使粗颗粒的粉尘直接进入灰斗，减少滤袋的负荷，提高滤袋 的使用寿命。 2) 采用经特殊表面处理的聚苯硫醚(PPS )改性滤料。 采用经特殊表面处理的进口 PPS 改性滤料，可很好地适应长期使用要求，持续运行 温度为75C ? 160C ，瞬间可耐190C 。 选择合理的气布比，以同时适合脱硫和不脱硫两种工况。 3) 采用不间断回转的脉冲清灰方式，减少了脉冲阀数量，大大降低了维护工作量。 1、净气室 2、出风烟道 3、进风烟道 T i 5、花板 6、滤袋 7、检修平台 8、灰斗 IO 占 4、进口风门

脱硫水系统优化方案

脱硫水系统优化方案 脱硫水系统自2009年投运以来，经过7年的长期运行。管道磨损及腐蚀严重漏泄较多，特别是二厂工艺水系统各管路存在设计不合理，冬季防冻措施难以落实。 三厂水系统优化建议： 1、对于三厂脱硫工业水母管（2号吸收塔东侧的死区）进行拆除。 2、对于三厂脱硫工艺水母管（2号吸收塔东侧的死区）进行拆除。 3、在脱硫1号吸收塔搅拌器冲洗水支管与1号吸收塔工艺水母管连接处加装截门。（冬季防冻期且不使用时关闭截门，开启A搅拌器处的放水门防冻。） 4、在脱硫1号吸收塔供浆管冲洗水支管与1号吸收塔工艺水母连接处加装截门，门后加装放水门。（冬季防冻期且不使用时关闭截门，开启放水门防冻。） 5、在脱硫2号吸收塔搅拌器冲洗水支管与2号吸收塔工艺水母管连接处加装截门，在A搅拌器的工艺水支管处加装放水门。（冬季防冻期且不使用时关闭截门，开启A搅拌器处的放水门防冻。） 6、在脱硫2号吸收塔供浆管冲洗水支管与工艺水母管（脱硫2号吸收塔）连接处加装截门，门后加装放水门。（冬季防冻期且不使用时关闭截门，开启放水门防冻。） 7、对于脱硫1、2号塔工艺水及工业水去事故喷淋的管路加装电

伴热。 工艺楼水系统优化建议： 1、利用湿磨机检修期间对两台湿磨机再循环泵机封水管进行更换。（建议更换成无缝管） 2、利用脱水皮带机检修期间对两台脱水皮带机的滤布冲洗水母管进行更换。（建议更换成无缝不锈钢管） 二厂水系统优化建议： 1、自10号塔工艺水引一路接至二厂石膏浆液箱冲洗水总门后（供石膏排出泵机封水及冲洗水使用）。原因说明：目前二厂石膏浆液箱冲洗水使用9号吸收塔工艺水。9号吸收塔停运后，为保证10号吸收塔脱水必须保证9号塔工艺水系统运行，运行方式薄弱。改造后即使9号吸收塔停运，也可以停运9号塔工艺水系统。 2、在脱硫9、10号塔工艺水母管处加装截门，门后加装放水门。（在二厂脱硫浆液循环泵房内穿墙处）。原因说明：目前工艺水系统泄漏（或更换阀门）后，运行隔离系统十分困难。既要保证浆液循环泵机封水又要保证检修管路内无水，所采取的方法只有在保证浆液循环泵机封水的情况下，适当降压。改造后只需要关闭此阀门，就可以隔离吸收塔工艺水母管及去各分支管截门，方便系统隔离。 3、在脱硫9号吸收塔供浆管冲洗水管与9号吸收塔工艺水母连接处加装截门，门后加装放水门。（冬季防冻期关闭截门，开启放水门防冻。）此供浆管冲洗水管也需要整体更换成无缝管，并将整个管路整体外移15至20厘米（方便管路检修工作）。

脱硫工艺过程介绍及控制方法

石灰石-石膏湿法烟气脱硫 脱硫工艺过程介绍及控制方法 摘要：从煤燃烧中降低SO2的排放的方法包括流化床燃烧（CＦB)和整体气化燃烧循环(IG ＣＣ)发电。常规的火力电厂主要通过加装烟气脱硫装置(FGD)进行烟气脱硫。基于对烟气脱硫工艺过程和自动化控制的认识变得迫切，本文重点介绍几种常用电厂脱硫工艺原理和控制方法。 1.常用烟气脱硫工艺原理: 目前，几种常用成功的电厂烟气脱硫工艺原理介绍如下。 1.１石灰／石灰石洗涤脱硫工艺：（后面详细介绍） 石灰/石灰石洗涤器一般用于大型的燃煤电厂,包括现有电厂的改造。湿法石灰／石灰石是最广泛使用的FGＤ系统,当前流行的石灰/石灰石ＦＧD系统的典型流程如图所示。石灰石的FGD几乎总能达到与石灰一样的脱硫效率,但成本比石灰低得多。 从除尘器出来的烟气进入FＧD吸收塔，在吸收塔里S０２直接和磨细的石灰石悬浮液接触并被吸收去除。新鲜的石灰石浆液不断地喷人到吸收塔中，被洗涤后的烟气通过除雾器，然后通过烟囱或冷却塔释放到大气中。反应产物从塔中取出，然后被送去脱水或进一步进行处理。 湿法石灰石根据其氧化方式不同一般可以分为强制氧化方式和自然氧化方式。氧化方式由化学反应,吸收浆液的PH值和副产品决定。其中强制氧化方式(PH值在5—6之间)在湿法石灰石洗涤器中较为普遍,化学反应方程式如下: CaCO３+SＯ２+1/2O２+２H2O=ＣａSＯ４·２H2O+ＣO2 图示是石灰石洗涤器中最简单的布置，目前已成为FGD的主流。所有的化学反应都是在一个一体化的单塔中进行的。这种布置可以降低投资和能耗,单塔结构占地少,非常适用于现有电厂的改造。因其投资低，脱硫效率高，十分普及。 １．2 海水洗涤脱硫工艺： 由于海水中含有碳酸氢盐，因而是碱性的，这说明在洗涤器中有很高的SO2脱除效率。被吸收的SＯ2形成硫酸根离子，而硫酸根离子是海水中的一种自然组分，因而可以直接排放到海水中。此工艺设备简单，不需要大量的化学药剂,基建投资和运行费用低。脱硫率高,可连续保持99%的二氧化硫除去率，能够满足严格的环保要求。

半干法脱硫技术介绍

半干法脱硫技术介绍 一、概述 循环流化床烟气脱硫工艺是八十年代末德国鲁奇(LURGI)公司开发的一种新的半干法脱硫工艺，这种工艺以循环流化床原理为基础以干态消石灰粉Ca（OH）2作为吸收剂，通过吸收剂的多次再循环，在脱硫塔内延长吸收剂与烟气的接触时间，以达到高效脱硫的目的，同时大大提高了吸收剂的利用率。通过化学反应，可有效除去烟气中的SO2、SO3、HF与HCL等酸性气体，脱硫终产物脱硫渣是一种自由流动的干粉混合物，无二次污染，同时还可以进一步综合利用。该工艺主要应用于电站锅炉烟气脱硫，单塔处理烟气量可适用于蒸发量75t/h～1025t/h之间的锅炉，SO2脱除率可达到90%～98%，是目前干法、半干法等类脱硫技术中单塔处理能力最大、脱硫综合效益最优越的一种方法。 二、CFB半干法脱硫系统工艺原理 Ca（OH）2+ SO2= CaSO3 + H2O Ca（OH）2+ 2HF= CaF2 +2H2O Ca（OH）2+ SO3= CaSO4 + H2O Ca（OH）2+ 2HCl= CaCl2 + 2H2O CaSO3+ 1/2O2= CaSO4 三、流程图 四、CFB半干法脱硫工艺系统组成 1. 脱硫剂制备系统 2. 脱硫塔系统 3. 除尘器系统 4. 工艺水系统 5. 烟气系统

6. 脱硫灰再循环系统 7. 脱硫灰外排系统 8. 电控系统 五、CFB半干法脱硫工艺技术特点 1. 脱硫塔内烟气和脱硫剂反应充分，停留时间长，脱硫剂循环利用率高； 2. 脱硫塔内无转动部件和易损件，整个装置免维护； 3. 脱硫剂和脱硫渣均为干态，系统设备不会产生粘结、堵塞和腐蚀等现象； 4. 燃烧煤种变化时，无需增加任何设备，仅增加脱硫剂就可满足脱硫效率； 5. 在保证SO2脱除率高的同时，脱硫后烟气露点低，设备和烟道无需做任何防腐措施； 6. 脱硫系统适应锅炉负荷变化范围广，可达锅炉负荷的30%～110%； 7. 脱硫系统简单，装置占地面积小； 8. 脱硫系统能耗低、无废水排放； 9. 投资、运行及维护成本低。

脱硫工艺原理介绍

脱硫工艺原理介绍 文丘里及水膜脱硫除尘器工作原理 含尘烟气进入收缩管后，气流速度增大，至喉管时流速达到最大。在喉管处加入的洗涤水被高速气流冲击，形成液滴并发生雾化，尘粒被润湿。在尘粒之间以及液滴与尘粒间发生碰撞和凝聚。在扩散管，气流速度锐减，便于形成较大的含尘水滴。当洗涤水中加有碱液时，碱液良好的雾化，当二氧化硫气体通过时候，能够很好的与碱液混合反应，达到脱硫的效果。 此后烟气切向或蜗向进入圆形除尘器筒体，水从除尘器上部注水槽进入筒内，使整个圆筒内壁形成一层水膜从上而下流动，烟气在筒体内旋转上升，含尘气体在离心力作用下始终与筒体内壁面的水膜发生摩擦，这样含尘气体被水膜湿润，尘粒随水流到除尘器底部，从溢水孔排走，在筒体底部封底并设有水封槽以防止烟气从底部漏出，有清理孔便于进行筒体底部清理。除尘后废水由底部溢流孔排出进入沉淀池，沉淀中和，循环使用。净化后的气体通过付筒下部排入引风机，完成整个工作过程。当在水池中加入脱硫剂，由于气流在脱硫塔内的时间大于三秒，这样气液有较长的接触时间，有利于二氧化硫和脱硫剂的反应。 脱硫液双碱法工作原理 脱硫液采用外循环吸收方式，循环池内一次性加入碳酸钠或氢氧化钠制成脱硫液(循环水)，用循环泵打入文丘里段与脱硫除尘器进行除尘脱硫。吸收了SO2的脱硫液落入塔底流入再生池，与新来的石灰浆液进行再生反应，反应后的浆液流入沉淀再生池沉淀，当一个沉淀再生池沉淀物集满时，浆液切换流入

到另一个沉淀再生池，然后由人工或用潜污泵清理这个再生池沉淀的沉渣，废渣晾干后外运处理。再生上清液流入循环池，循环池内经再生和补充新鲜碱液的脱硫液还是由循环泵打入文丘里段和主除尘水膜脱硫除尘器，经喷嘴雾化后与烟充分接触，然后流入再生池，如此循环，循环池内脱硫液PH下降到一定程度后则补充新鲜碱液，以恢复循环脱硫液的吸收能力。 双碱法理论上只消耗石灰，不消耗钠碱，但是由于脱硫渣带水会使脱硫液损失一部分钠离子，再加上烟气中的氧气会将部分Na2SO3氧化成Na2SO4（在循环喷淋过程中，Na2SO4不能吸收SO2），故需在循环池内补充少量纯碱或废碱液。 基本化学原理可分为脱硫过程和再生过程两部分。 在塔内吸收SO2 Na2CO3＋SO2＝Na2SO3＋CO2 （1） Na2SO3＋SO2＋H2O＝2NaHSO3 （2） 2NaOH＋SO2＝Na2SO3+H2O （3） 其中式（1）是启动阶段纯碱溶液吸收SO2反应方程，式（2）是运行过程的主要反应式，式（3）是再生液PH较高时的主要反应式。 用消石灰再生 Ca（OH）2＋Na2SO3+1/2H2O＝2NaOH＋CaSO3·1/2H2O Ca（OH）2＋2NaHSO3＝Na2SO3＋CaSO3·1/2H2O＋3/2 H2O 在石灰浆液（石灰达到达饱和状况）中，NaHSO3很快与Ca（OH）2 反应从而释放出［Na＋］，［SO32-］与［Ca2＋］反应，反应生成的CaSO3以半水化合物形式沉淀下来从而使［Na＋］得到再生。Na2CO3只是一种启动碱，起动后实际上消耗的是石灰，理论上不消耗纯碱（只是清渣时会带也一些，被烟气中氧气氧化会有损失，因而有少量损耗）