脱硫系统主要技术指标
脱硫运行指标
脱硫运行指标1、脱硫效率：η＝{标干太氧量6％时进口烟气SO2质量浓度－标干太氧量6％时出口烟气SO2质量浓度}/ 标干太氧量6％时进口烟气SO2质量浓度荆门厂对上述计算公式进行修改（热工）保证脱硫效率数据显示在90％以上，实际脱硫效率在85％左右。
设计煤种（含硫1.62%）脱硫效率大于等于94％。
2、净烟气SO2质量浓度：小于等于200mg/m3, 锅炉BMCR工况、保证钙硫摩尔比、验收试验在设计煤种考核168小时连续运行的平均值，在验收试验期间FGD装置SO2脱除率≥94%，同时烟囱入口SO2排放浓度≤200 mg/Nm3。
燃用校核煤种，锅炉最大连续出力和额定出力直到30％BMCR下，脱硫效率≥92%，烟囱入口SO2排放浓度≤400mg/Nm3。
实际运行中由于荆门厂燃用川煤（含硫≥5%）无法保证净烟气SO2质量浓度的设计和校核值。
3、脱硫电耗设计值6635kw.h/h，实际运行中由于旁路烟气挡板存在一定开度，电耗一般在4000－5500kw.h/h。
4、石灰石耗量：设计最大值11.75t/h，运行中实际5－6 t/h。
5、吸收塔浆液PH值5.0-5.4，实际运行中由于一级脱水系统没有连续运行，PH计不能监控，吸收塔浆液PH值波动较大。
浆液pH值不能太高又不能太低，一般控制吸收塔浆液的pH在5.4～5.5之间，Ca/S保持在设计值（1.03左右）内6、脱硫水耗:按设计条件中提供的水质（汽机循环水），FGD按设计BMCR负荷条件运行，保证最大工艺水耗量不超过62.8t/h。
由于流量计故障实际没有统计。
7、石灰石浆液浓度1200kg/m3，反应浆液密度1080kg/m3。
8、石灰石粒度：一般控制石灰石粒度44微米。
9、成品石膏品质：水份份<10% ，石膏纯度：90--95% ，Cl含量：< 0.01% ，低重金属含量。
火电厂脱硫系统化验数据解析与控制
火电厂脱硫系统化验数据解析与控制摘要：本文对脱硫系统石灰石(粉)、石灰石浆液、石膏、吸收塔浆液、工艺水的化学成份的解析及控制措施,从而实现导向脱硫系统的操作的目的.希望可以对其他电厂脱硫系统安全稳定运行和运行管理起到借鉴作用.关键词：火电厂；烟气脱硫；化验数据分析一、火电厂脱硫系统现状1.火电厂脱硫系统分类脱硫系统是火电厂重要的工艺设施，也是最基本、效率最高且最为关键的设备。
它不仅能够将烟气中所含的SO2进行回收利用，从而达到减少排放量和节约资源消耗目的，还可以提高能源使用效果。
根据不同类型脱除酸兰石化雾化二氧化钛气体来划分：酸性氧化塔为石灰石型结构；亚硫酸钠为硫酸盐型；硫化氯化铝、磷酸二氢钾等作为燃料的蒸汽锅炉。
其脱硫系统分为两个子厂房和三个子车间。
其中，酸性氧化塔为石灰石型结构。
亚硫酸钠、硫化氯化铝及硫化镁作为原料，经过水洗与除尘后再进行燃烧生成SO2等气体的过程称为酸兰石化雾化二氧化钛气净化装置(PDEM)。
燃煤电厂为烟粉锅炉，湿式炉渣为主要渣种，热力加热所产生的废气物即为脱硫塔中主要工艺。
2.脱硫工艺的安全结构脱硫工艺的安全结构主要是由以下几部分组成：①防火门和消防通道。
在火电厂中，有许多的设备，因此必须要做好防震措施。
首先是对其进行合理布局，比如设置防火门、消防车道以及相应数量出入口等；其次是将风管与水循环系统相连接或通过管道联通到锅炉房内来实现对整个燃烧过程的控制；最后是需要保证安全阀处于正常工作状态下才可以使用。
②锅炉房门。
对于火发电厂来说，在进行脱硫工艺过程中，需要保证其与电厂的安全阀、消防通道以及相应数量等都要保持一致。
比如说：对风管和消防水泵进行合理布局；同时还要注意防火管道与锅炉房之间的距离一定不要太大或者太小了，会影响烟气处理装置和燃烧设施之间是否能够顺利运行工作。
3.火力发电厂脱硫系统的运行特点与特性火电厂在脱硫系统的设计与运行中，主要有以下几个特点：①燃煤锅炉压力高，受热面面积大。
脱硫系统运行工作标准(通用版)
( 岗位职责 )单位：_________________________姓名：_________________________日期：_________________________精品文档 / Word文档 / 文字可改脱硫系统运行工作标准(通用版)Regular daily safety management training, and establish a system to control and improve thecompany's sudden accidents.脱硫系统运行工作标准(通用版)一、运行工艺指标以下CFB-FGD系统的主要工艺参数将在DCS画面上显示：1.脱硫效率≥85%2.出口SO2含量≤200mg/Nm33.粉尘排放浓度≤100mg/Nm34.吸收塔出口烟气量≥450654Nm3/h(干标)5.CFB吸收塔的床层压降2100Pa≥吸收塔压差≥1300Pa6.CFB吸收塔出口温度100℃≥吸收塔出口温度≥75℃7.吸收塔的喷水量16.4≥吸收塔喷水量≥8m3/h8.脱硫剂消耗量≤0.5T/h二、主要调整参数：1、减温减压装置维持压力：0.15～0.24mpa，压力SP值设0.2mpa，温度SP值设：80—120℃2、脱硫电场灰斗流化风维持压力：10KPa～30Kpa温度：80℃～120℃,SP值设：80℃。
3、空气斜槽流化风维持压力：6.6KPa～9.8Kpa温度：80℃～120℃,SP值设：80℃4、生石灰仓流化风维持压力：30KPa～40Kpa5、气力输送风维持压力：50KPa～78.4Kpa6、脱硫电除尘电场灰斗料位：低料位左右7、吸收塔压差回路设定范围：1800pa～2100pa之间8、吸收塔出口烟气温度调节回路设定范围：75℃～100℃9、高压水泵出口压力：3500Kpa～4000Kpa10、脱硫电除尘一电场要有两台仓泵顺控开机，一电场灰斗低料位延时时间设为：600S，若延时到灰斗低料位仍不出现，一电场仓泵投入运行进行排灰。
脱硫运行管理制度
脱硫系统运行治理制度一、脱硫系统投运率和脱硫效率掌握1. 脱硫系统投运率掌握。
(1)脱硫系统的检修工作进度应与主机同步,锅炉点火前,脱硫吸取塔系统和烟气系统应具备备用状态。
(2)机组并网,锅炉燃烧稳定,油枪退出运行,应马上将脱硫系统投入运行,尽早关闭脱硫旁路挡板。
(3)机组停运,油枪投入运行前,开启烟气旁路挡板,退出脱硫系统运行,尽量延长脱硫系统的运行时间。
(4)严禁开启烟气旁路挡板运行或严禁脱硫设施无故停运。
2.脱硫效率掌握。
(1)环保部门考核指标脱硫效率月均值≥98.5﹪,或净烟气 SO2 排放浓度<100mg/Nm3。
(2)我公司掌握脱硫效率班均值≥98.5﹪,或净烟气 SO2 排放浓度班均值<70mg/Nm3。
严格 SO2 分阶指标考核执行二、脱硫系统运行参数调整(一) 脱硫效率调整1.当脱硫效率低于98.5﹪时,应做如下处理。
(1)首先检查脱硫系统入口 SO2 浓度是否超过设计值,超过设计值应调整锅炉制粉系统不同煤种出力,降低 SO2 浓度至设计值,调整不成功汇报主管领导申请降负荷运行。
(2)脱硫系统入口 SO2 浓度未超过设计值,检查吸取塔浆液 pH 值是否在5.4~5.8,并通知化验人员手工测量吸取塔浆液 pH 与在线数据比照,假设 ph 较低,增加石灰石浆液的供给量,提高 pH。
(3)假设 ph 已接近 5.8,效率照旧低,检查吸取塔浆液密度是否在1110~1130kg/m3,密度较低,应停顿出石膏,增加石灰石浆液的供给量,密度较高,应尽快出石膏,降低吸取塔浆液密度。
(4)检查吸取塔浆液循环泵的运行台数,假设负荷较高或吸取塔入口 SO2 浓度较高,运行 3 台浆液循环泵。
(5)检查旁路挡板关闭是否严密,密封风机运行是否正常,否则通知检修处理。
(6)检查氧化风温度和压力、风量运行是否正常。
(7)脱硫系统运行参数和设备运行正常,通知热工人员检查烟气监测装置。
2.脱硫净烟气 SO2 浓度掌握(1)机组负荷较高或入炉煤硫份较高,应保证脱硫效率不低于 98.5﹪,或净烟气SO2 浓度不能高于100mg/Nm3。
脱硫脱硝设备参数
脱硫脱硝设备参数摘要：一、脱硫脱硝设备概述二、脱硫脱硝设备主要参数1.脱硫效率2.脱硝效率3.处理气量4.设备阻力5.运行成本6.设备寿命三、脱硫脱硝设备选型注意事项四、脱硫脱硝设备在我国的应用现状与前景正文：一、脱硫脱硝设备概述脱硫脱硝设备是一种用于治理工业废气中二氧化硫和氮氧化物的环保设备。
在我国，燃煤电厂是二氧化硫和氮氧化物排放的主要来源。
为了减少这些污染物对环境和人体健康的影响，脱硫脱硝设备在工业生产中得到了广泛应用。
脱硫脱硝过程主要有两种方法：湿式脱硫和干式脱硫。
脱硝技术主要有选择性催化还原法（SCR）和选择性非催化还原法（SNCR）。
二、脱硫脱硝设备主要参数1.脱硫效率：脱硫设备的关键性能指标，表示脱硫设备对二氧化硫的去除能力。
脱硫效率越高，说明设备的脱硫效果越好。
2.脱硝效率：脱硝设备的关键性能指标，表示脱硝设备对氮氧化物的去除能力。
脱硝效率越高，说明设备的脱硝效果越好。
3.处理气量：指脱硫脱硝设备在单位时间内处理废气的量。
处理气量越大，设备的处理能力越强。
4.设备阻力：脱硫脱硝设备在运行过程中产生的阻力。
设备阻力越小，能耗越低，运行成本越低。
5.运行成本：脱硫脱硝设备运行过程中的费用，包括能耗、人力、物料等。
运行成本越低，设备的性价比越高。
6.设备寿命：脱硫脱硝设备从投入使用到不能正常运行的时间周期。
设备寿命越长，说明设备的可靠性和耐用性越好。
三、脱硫脱硝设备选型注意事项在选择脱硫脱硝设备时，应充分考虑以下因素：1.工艺成熟度：选择经过实践检验、技术成熟的设备。
2.投资成本：合理控制设备投资成本，确保项目经济性。
3.占地面积：根据项目现场实际情况，选择占地面积合适的设备。
4.运行维护：选择运行维护简便、易于管理的设备。
5.环保性能：确保设备达到国家和地方环保要求。
四、脱硫脱硝设备在我国的应用现状与前景近年来，我国在脱硫脱硝设备研发和应用方面取得了显著成果。
目前，国内脱硫脱硝设备市场主要以湿式脱硫和干式脱硫为主。
脱硫技术介绍
脱硫技术介绍1.燃烧前脱硫技术：燃烧前脱硫技术也就是煤炭洗选技术。
目前我国的煤炭入选率不至17%，而美国为42%，英国为94.9%，日本为98.2%。
我国曾对微波脱硫和高硫煤强磁分离进行过小试研究，总脱硫率达50%左右。
但由于所需基建投资和运行费用都较高，脱硫后的煤是水煤浆，使用上受到一定的限制。
因此这项技术没有得到在有效推广应用。
2.燃烧中脱硫技术：是往煤中加入固硫剂，在煤的燃烧过程中，煤中的硫燃烧氧化，再与煤中的碱性物质或固硫剂反应生成硫酸盐而留在渣中，从而减少烟气中的SO2的浓度。
我国从70年代开始进行型煤固硫的研究工作。
目前美国的型煤固硫率为87%，日本为70－90%，我国为40%左右。
我国与外国固硫率差异的主要原因是采用的固硫剂及固硫催化剂的不同。
2.1型煤固硫技术：由型煤加工厂集中制作型煤，再向用户销售，技术如下：原煤筛分－－－搅拌机（加入固硫剂、粘土与水）－－成型面－－干燥－－成品，其技术的制约因素是：制成的型煤需要干燥，干燥后的型煤又易潮解而降低强度。
2.2工业型煤炉前成型技术：为解决型煤堆放占用场地和干燥等问题，研究出了这项技术，把型煤成型机整体安装在链条炉前原装的煤斗中。
型煤下落到炉排。
随移动的炉排进入煤闸门成为平整的燃料层受热着火和稳定燃烧。
其技术指标为：用固硫剂的固硫率为40－50%，锅炉热效率提高4%左右，原始烟尘浓度下降50－60%。
目前，此种成型机已推广应用约700多台。
3.燃烧后的脱硫也就是平时我们说的脱硫技术，即对锅炉烟气进行脱硫，主要方法有：3.1.PS型燃煤锅炉烟气脱硫技术这种技术具有脱硫和除尘两种功能。
脱硫除尘装置有两部分组成：上部为喷雾脱硫塔，下部为湿式除尘器。
在脱硫塔内，烟气中的SO2被喷嘴喷出的分散的石灰浆液滴吸收，生成CaSO4和CaSO3，烟气温度由150－190摄氏度下降到80摄氏度左右，烟气在脱硫塔内完成第一次脱硫除尘后，直接进入下部的湿式除尘器。
脱硫系统评价指标
第3章 脱硫系统评价指标脱硫装置运行控制的目的是提高脱硫效率、降低石灰石的消耗、保证装置的安全与经济运行。
虽然脱硫装置的运行控制远不如火电厂热力设备的控制复杂，但是，在运行参数检测、控制指标上有其特殊性，更具有化工过程控制的特点。
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（SO 2、CO 、O 2、CO 2、NO x 等）、烟尘浓度和浆液PH 值、浆液浓度等物性参数。
由于脱硫装置中的某些被控对象具有较大的迟延和惯性，因此，在控制系统的设计中必须考虑这一特性。
脱硫装置的动态特性主要反映在大量液固物料所具有的质量惯性和化学反应惯性上，基本与蓄热量无关，这与火电厂热力设备的动态特性不同。
另外，控制系统的设计不仅要考虑脱硫装置本体的特点，还需要考虑脱硫装置的运行对过了发电机组的影响。
因此，建立电厂脱硫系统的在线评价分析具有一定的必要性，通过对电厂脱硫系统的参数测定，了解设备运行的即时状态和脱硫情况，通过测量数据的比对，对设备运行进行必要的调整，使设备运行达到最佳状态，提高设备运行的稳定性，同时提高脱硫设备的脱硫效率，将排放的烟气污染降到最低，保护环境同时也是保护人类。
第3.1节 烟气中SO 2脱除率的计算3.1.1 SO 2脱除率的定义石灰石湿法烟气脱硫工艺主要是脱除SO 2，因此，脱硫率实际是指烟气中的SO 2的脱除率，严格按质量平衡的关系，SO 2脱除率定义为被脱除的SO 2质量流量占进口的SO 2质量流量的百分数，即,%100'"'222SO SO SOFGD G G G -=η （3.1） 式中：G ＇SO 2，G 〞SO 2 ——分别为脱硫装置进口与出口烟气中的SO 2的质量流量，kg/s ，分别按式（3.2）与（3.3）计算。
6Std SO SO 10 V'c" G"22⨯=，kg/s (3.2) 6Std SO SO 10 V"c" G"22⨯=，kg/s (3.3)式中：c ＇SO2，c 〞SO2 ——分别为进口与出口烟道截面上烟气中SO 2的浓度平均值，mg/m 3，均基于标准状态下的干烟气。
脱硫运行中主要监控的指标
一、脱硫运行中主要考核的指标1、脱硫效率2、SO2 排放浓度3、投运率二、脱硫运行中主要监控的参数1、浆液的PH 值（4-6）2、机组负荷3、浆液的密度4、吸收塔液位5、除雾器进出口压差6、增压风机的进出口压力、电流7、氧化风机出口风压8、脱硫效率9、SO2 排放浓度等。
三、PH 值的高低对脱硫效率的影响烟气中SO2 与吸收塔浆液接触后发生如下一些化学反应：－＋S02^ H2O= HS03+ H+CaCO3- H+= HCO3 + CaHSO3+ 1 / 202= S04 + H+ SO知Ca+ 2H2O= CaS04- 2H2O 从以上反应历程可以看出，高pH 的浆液环境有利于SO2 的吸收，而低pH 则有助于Ca2 +的析出，二者互相对立。
因此选择一合适的pH 值对烟气脱硫反应至关重要。
pH 值= 6 时，二氧化硫吸收效果最佳，但此时易发生结垢，堵塞现象。
而低的pH 值有利于亚硫酸钙的氧化，石灰石溶解度增加，却使二氧化硫的吸收受到抑制，脱硫效率大大降低，当pH= 4时，二氧化硫的吸收几乎无法进行，且吸收液呈酸性，对设备也有腐蚀。
具体最合适的pH 值应在调试后得出，但一般pH在4.5 —6之间。
第1 章吸收塔本体及烟气系统1.1 本体吸收塔为圆柱形，由锅炉引风机来的烟气，经增压风机升压后，从吸收塔中下部进入吸收塔，脱硫除雾后的净烟气从塔顶侧向离开吸收塔。
塔的下部为浆液池，设四个侧进式搅拌器。
氧化空气由四根矛式喷射管送至浆池的下部，每根矛状管的出口都非常靠近搅拌器。
烟气进口上方的吸收塔中上部区域为喷淋区，喷淋区的下部设置一合金托盘，托盘上方设三个喷淋层，喷淋层上方为除雾器，共二级。
塔身共设六层钢平台，每个喷淋层、托盘及每级除雾器各设一个钢平台，钢平台附近及靠近地面处共设六个人孔门。
吸收塔本体1—烟气出口2—除雾器3—喷淋层4—喷淋区5—冷却区6—浆液循环泵7—氧化空气管8—搅拌器9—浆液池10—烟气进口11—喷淋管12—除雾器清洗喷嘴13 —碳化硅空心锥喷嘴1.1.1 技术特点1）吸收塔包括一个托盘，三层喷淋装置，每层喷淋装置上布置有549 ＋122 个空心锥喷嘴，流量为51. 8m3/h 的喷嘴549 个，喷嘴流量为59.62m3/h 的122 个，进口压头为103.4KPa ，喷淋层上部布置有两级除雾器。
脱硫系统评价指标
第3章脱硫系统评价指标脱硫装置运行控制的目的是提高脱硫效率、降低石灰石的消耗、保证装置的安全与经济运行。
虽然脱硫装置的运行控制远不如火电厂热力设备的控制复杂，但是，在运行参数检测、控制指标上有其特殊性，更具有化工过程控制的特点。
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、CO2、NOx等）、烟尘浓度和浆液PH值、浆液浓度等物性参数。
由于脱硫装置中的某些被控对象具有较大的迟延和惯性，因此，在控制系统的设计中必须考虑这一特性。
脱硫装置的动态特性主要反映在大量液固物料所具有的质量惯性和化学反应惯性上，基本与蓄热量无关，这与火电厂热力设备的动态特性不同。
另外，控制系统的设计不仅要考虑脱硫装置本体的特点，还需要考虑脱硫装置的运行对过了发电机组的影响。
因此，建立电厂脱硫系统的在线评价分析具有一定的必要性，通过对电厂脱硫系统的参数测定，了解设备运行的即时状态和脱硫情况，通过测量数据的比对，对设备运行进行必要的调整，使设备运行达到最佳状态，提高设备运行的稳定性，同时提高脱硫设备的脱硫效率，将排放的烟气污染降到最低，保护环境同时也是保护人类。
第3.1节烟气中SO2脱除率的计算3.1.1 SO2脱除率的定义石灰石湿法烟气脱硫工艺主要是脱除SO2，因此，脱硫率实际是指烟气中的SO2的脱除率，严格按质量平衡的关系，SO2脱除率定义为被脱除的SO2质量流量占进口的SO2质量流量的百分数，即（3.1）式中：G'SO2，G〞SO2 ——分别为脱硫装置进口与出口烟气中的SO2的质量流量，kg/s，分别按式（3.2）与（3.3）计算。
，kg/s (3.2)，kg/s (3.3)式中：c'SO2，c〞SO2 ——分别为进口与出口烟道截面上烟气中SO2的浓度平均值，mg/m3，均基于标准状态下的干烟气。
V'std，V〞Std ——分别为脱硫装置进口与出口截面上、标准状态下干烟气的体积流量，m3/s。
烟气脱硫工艺设计标准
烟气脱硫工艺设计标准
1、控制SO2排放浓度，要求烟气出口SO2浓度符合国家标准或行业技术标准要求。
2、工艺流程可靠，稳定，取得良好的脱硫效果，脱硫效率
≥95%。
3、工艺流程选择要从技术经济两方面综合考虑，选择新型高效、低能耗、低投资、易操作、易维修、不易出现二次污染等技术。
4、脱硫系统可操作性强，能够适应各种烟气参数变化和燃料质量变化等不利因素带来的影响。
5、脱硫设备材料选用耐用、抗腐蚀、防渗漏、耐高温、耐高压、易清洗、易更换等特性，以适应不同介质作用之下。
6、脱硫系统具有合理的工艺布局，设备型号、数量和能力合理，能充分利用现场条件，确保系统正常运行。
7、运行成本低，运行管理方便、固定化指标不超过国家的污染物排放标准。
8、设计，制造，安装，调试和保养符合相关技术规范、标准和法规的要求，满足环保要求，运行稳定，安全可靠。
机组脱硫性能试验报告
机组脱硫性能试验报告一、试验目的：本试验旨在评估机组脱硫系统的性能，验证其脱硫效率和处理能力是否符合设计要求，为后续运行提供依据。
二、试验设备和方法：本试验采用机组脱硫系统，包括烟气脱硫塔、石膏输送系统等设备。
试验方法为连续运行试验，持续12小时，期间记录系统运行状态，并进行取样分析。
三、试验结果：1.脱硫效率：本试验中，机组脱硫系统的脱硫效率为90%。
通过对进出口烟气中二氧化硫浓度的测量，确认了系统的脱硫效果。
2.工艺指标：试验结果表明，机组脱硫系统的排放浓度符合国家相关标准。
进口烟气中二氧化硫浓度为1000mg/Nm3，出口烟气中二氧化硫浓度为100mg/Nm3，符合国家要求。
3.处理能力：试验期间，机组脱硫系统处理能力稳定。
系统每小时处理烟气量为10,000m3，满足设计要求。
进口烟气中二氧化硫浓度的变化对系统运行没有明显影响。
4.设备运行稳定性：试验显示，机组脱硫系统在试验期间运行稳定，无设备故障和异常现象。
各设备运行指标正常，电流、温度、压力等参数在正常范围内波动。
五、总结与建议：根据本次试验结果，机组脱硫系统的脱硫效率、处理能力和设备稳定性均符合设计要求。
系统运行正常，无异常现象。
建议在后续运行中加强设备的检修和维护，确保系统运行的稳定性和可靠性。
[1]《烟气脱硫技术及设备应用》，出版社，2024年。
[2]《大型火力发电厂脱硫技术研究与应用》，那期刊，2024年。
[3]《火力发电厂烟气脱硫工艺及设备分析》，研究报告，2024年。
FGD脱硫系统简介
FGD脱硫系统简介FGD脱硫系统简介烟气脱硫系统一般采用浆液循环、塔内强制氧化方式的石灰石—石膏湿法烟气脱硫工艺。
吸收剂采用325目95％通过的石灰石浆液，副产物为石膏（二水硫酸钙）；石膏浆液先采用一级水力旋流器进行初脱水，然后采用真空皮带脱水机脱水至含水量小于10%，再采用气流干燥设备将石膏烘干至含水量小于4%。
在MBCR工况条件下，全烟气脱硫效率不低于95%。
主要工艺流程为原烟气经增压风机升压，通过吸收塔烟气入口进入吸收塔，进入吸收塔的烟气向上流动并与逆向喷淋下降的循环浆液的小液滴相遇，在喷淋区烟气与碱性石灰石浆液得到充分的接触反应，脱除烟气中的二氧化硫后，经除雾器除去烟气中的雾滴，再经由烟囱排出；石灰石浆液由设置在吸收塔内喷淋母管上的多个喷嘴喷出，与烟气接触发生中和反应脱除烟气中的二氧化硫后，流入吸收塔浆池内。
吸收浆液中的HSO3-，被鼓入浆池中的空气强制氧化成 HSO4-。
最终反应生成二水硫酸钙(CaSO4.2H2O)浆液即石膏浆液。
脱硫系统主要工艺设备参数石灰石卸料储存系统及石灰石浆液制备系统主要设备振动给料机（1台）处理量：0－80t/h 电机380v/1.1kw金属分离器 (1台) 电机380v/2.2kw挡边皮带输送机（1台）输送量：65-80t/h 电机380v/22kw皮带长88m 带宽0.8m 带速1.0m/s 倾角75度石灰石仓（1台）（钢筋混凝土）贮仓有效容量：1073m3 贮存量1392t贮仓尺寸：φ10×12m皮带称重式给料机（2台）每台出力：0～25t/h 电机380v/3kw输送距离：11m称重精度：±1%湿式球磨机系统（2套）每台出力：15t/h给料粒度0—20mm出料粒度325目，通过率95%。
石灰石浆液水力旋流器（二套FGD共享二台）外理能力: 110m3/h入口含固量: 45%底流含固量: 52.5%溢流含固量: 30%石灰石浆液箱（1台）石灰石浆液箱用于配制浆及储存浆液。
脱硫岗位工艺指标
脱硫岗位工艺指标
一. 温度：
1. 罗茨鼓风机进口煤气＜35℃
2. 清洗塔出口气温＜35℃
3. 脱硫液温度30-40℃
二. 压力：
1. 罗茨鼓风机出口＜360mmHg柱
2. 脱硫泵出口＞0.4Mpa
3. 再生泵出口＞0.5Mpa
三. 工艺指标：
1. 脱硫后煤气中H2S含量≤0.068g/ m3
2. 半水煤气中O2含量＜0.6%
3. 脱硫液中总碱含量0.2～0.3g/L
4. 脱硫液中氨水浓度4～8滴度
5. 正常生产中每天加入对苯二酚8-10袋
6. 富液槽硫泡沫沉淀量每日排放一次，每次排出量以无硫泡沫为止。
7. 脱硫后煤气中H2S含量1次/1小时
8. 入口H2S含量1次/班
9. 分析煤气成分16次/班
10. 变换气成分8次/班
11. 各处排污口排污2次/班
12. 脱硫再生泵电流250～248A
四. 熔硫釜
1. 压力夹套≤0.5 Mpa 釜内≤0.4~0.5 Mpa
2. 温度清液≤90℃
脱碳岗位工艺指标
一. 温度：
1. 系统进口（变换气）≤35℃
二. 压力：
1. 吸附压力0.7±0.05Mpa
2. 均匀压差＜0.05Mpa
3. 逆放终压力＜0.05Mpa
4. 抽空终压≤-0.08Mpa
5. 系统进出口压差＜0.2Mpa
6. 终充终压等于或接近吸附压力
三. 其它
1. 巡回检查一次/半小时
2. 气水分离器排水一次/半小时
3. 各泵油位1/2～2/3
四. 工艺指标
1.脱碳出口CO+CO2 ≤0.4%。
湿法烟气脱硫浆液控制指标
湿法烟气脱硫浆液控制指标
湿法烟气脱硫浆液的控制指标主要包括pH值、钙硫比、烟气剩余SO2浓度等。
这些指标对于脱硫效率和设备腐蚀等问题都有着至关重要的影响。
•pH值：较高的石灰浆液pH值有利于提高脱硫效率，减少设备腐蚀。
然而，过高的pH值会导致设备内部颗粒堆积、结垢堵塞等问题。
因此，pH值的控制需要平衡脱硫效率和设备运行的稳定性。
•钙硫比：在湿法烟气脱硫中，钙硫比是影响脱硫效率的重要因素。
适当的钙硫比可以提高脱硫效率，降低能耗和物耗。
但是，过高的钙硫比会导致浆液杂质增多，影响设备正常运行。
因此，在控制钙硫比时，需要综合考虑脱硫效率和设备运行的稳定性。
•烟气剩余SO2浓度：烟气剩余SO2浓度是评价脱硫效率的重要指标。
较低的烟气剩余SO2浓度意味着较高的脱硫效率。
在实际操作中，应尽可能降低烟气剩余SO2浓度，以满足环保要求。
总之，湿法烟气脱硫浆液控制指标的优化是提高脱硫效率和降低能耗的重要手段。
在实际操作中，应根据实际情况和工艺要求，综合运用各种手段和措施，优化控制指标，实现脱硫效率和经济效益的双赢。
脱硫脱硝工艺参数
一、工艺指标1、目前出口烟气指标控制范围：NOX含量＜150mg/Nm3(控制在100—120mg/Nm3）、SO2含量＜30mg/Nm3。
公辅介质:压缩空气压力不低于0.5MPa；压缩氮气压力不低于0.5MPa ;蒸汽压力不低于0.5MPa;焦炉煤气压力不低于5000Pa，氨气压力不低于0。
2 MPa.2、脱硫系统：3.1脱硫剂粉仓料位上限：8m，下限：0.6m。
3.2 脱硫灰仓料位上限：6.5m，下限:0.6m。
3。
3 配液罐温度上限：75℃，下限：35℃.3.4溶液罐温度上限：75℃，下限：35℃.3。
5 溶液罐液位上限：2.2m，下限:1.1m。
3。
6脱硫剂溶液浓度：15%～25％。
3.7循环溶液罐温度上限：75℃，下限：35℃.3.8 循环溶液罐液位上限:2。
6m,下限：1。
7m。
3.9 搅拌器运行液位：＞0.8m.3.10 脱硫塔初次喷液温度：＞130℃。
3。
11雾化器轴振动值:＜400μm。
3.12雾化器油温：＜95℃。
3.13雾化器冷却水（保护水）压力：＞0。
1MPa,流量：＞0.12m3/h.3.14 工艺水箱液位上限:1.7m，下限：0.4m。
3.15加热水箱液位上限:1.0m，下限：0。
4m。
3。
16加热水箱上限:50℃，下限：45℃。
3。
17顶罐液位：＜0.7m。
4、除尘脱硝系统:4。
1 除尘脱硝装置入口烟气温度:＞180℃(低于此温度时可投运热风炉）。
4.2 纯氨气压力：＞0。
15MPa，控制在 0。
3～0.6MPa。
4。
3 稀释氨气中氨气浓度（体积比)≤5%。
4.4 氨气区域氨气泄漏值：＜30mg/m3。
4.5 稀释风机轴承冷却水流量：＞0.2m3/h。
4。
6 催化剂层温度下限:180℃,（控制 200±3℃）。
4.7出口烟气氨逃逸：＜3mg/Nm3。
4。
8压缩空气：耗量 5m3/min，压力 0.3～0.6MPa。
4.9热风炉温度控制在680±20℃4.10方信立华公司催化剂起活适用烟气温度为 240~280℃，起活时间不低于48h；思博盈公司催化剂起活适用烟气温度为180～280℃，起活时间不低于24h；.5、引风机系统：引风机冷却水流量计水流量＞3t/h;引风机轴承振幅＜6.3mm/s；引风机轴承温度＜70℃;电机轴承温度＜90℃;电机定子温度＜140℃。
SCR脱硫技术方案
SCR脱硫技术方案概述本文档旨在提供一种有效的SCR脱硫技术方案，以减少燃煤电厂排放的二氧化硫（SO2）对环境的影响。
SCR（Selective Catalytic Reduction）脱硫技术是一种利用催化剂将NOx和NH3还原生成氮气和水蒸气的技术，同时可以去除一部分SO2。
技术原理SCR脱硫技术基于以下原理进行：1. 燃煤电厂烟气中的NOx在高温下与NH3反应生成氮气和水蒸气；2. 氮气和水蒸气通过催化剂床层，其中催化剂可以是V2O5-WO3/TiO2等；3. 温度控制非常重要，催化剂的工作温度通常在250-400摄氏度之间；4. 技术中的关键是通过选用合适的催化剂和控制温度来最大限度地减少NOx和SO2的排放。
方案实施为了实施SCR脱硫技术方案，我们建议采取以下步骤：1. 系统设计：根据燃煤电厂的具体情况，设计和布置SCR系统，包括催化剂床层、催化剂喷射装置、氨水喷射装置等。
2. 选材催化剂：选择合适的催化剂材料，如V2O5-WO3/TiO2，以确保良好的SCR效果。
3. 温度控制：通过合理的温度控制来实现最佳的脱硫效果。
温度过低会导致催化剂活性下降，温度过高则会带来其它问题。
4. 氨水供应：确保氨水的稳定供应，以满足SCR过程中反应所需的氨气。
5. 系统监测：安装必要的传感器和监测设备，对SCR系统进行实时监测和调整，以确保其持续高效运行。
效果评估方案实施后，应进行效果评估，包括以下指标的监测和分析：1. NOx排放浓度：通过监测烟气中的NOx浓度变化，评估SCR脱硫技术对NOx的去除效果。
2. SO2排放浓度：监测烟气中的SO2浓度变化，评估SCR脱硫技术对SO2的去除效果。
3. 催化剂效果：定期检测催化剂床层的活性，以确保其正常工作并及时更换。
4. 投资和运行成本评估：对SCR系统的投资和运行成本进行评估，以确定方案的经济可行性和可持续性。
结论通过实施SCR脱硫技术方案，燃煤电厂可以有效降低二氧化硫（SO2）和氮氧化物（NOx）的排放浓度，减少对环境的影响。
火力发电厂氨法脱硫技术介绍及其技术经济性分析
湿式氨法烟气脱硫技术介绍及技术经济性分析摘要:首先分别介绍了湿式氨法烟气脱硫法和石灰石－石膏法。
然后从技术性和经济性这两个方面对这两个方法进行比较和分析。
分析结果显示，湿式氨法脱硫技术优势明显，更加符合我国国情以及更加严格的SO2排放标准的要求，该法有着更加广阔的应用前景。
1 背景介绍目前，我国是煤炭型能源国家，随着经济的增长，煤炭的消耗量呈逐年递增的形式。
燃煤排放的二氧化硫是二氧化硫的主要来源，二氧化硫是大气中分布很广、影响较大的污染物质之一，易对人及其它动植物造成危害，如：刺激人和动物的呼吸器官和眼睛粘膜；与大气中的飘尘结合，进入人和其它动物肺部；在高空中与水蒸汽结合成酸雨，造成土壤、水体环境的酸化；在成为酸雨降落前扩散数千里，成为全球性环境问题。
人为排放的二氧化硫主要来源于含硫的矿物燃料的燃烧或含硫金属矿的冶炼排放废气。
在我国电力行业是煤炭消耗的大户，每年的燃煤量约占总量的60%左右，排放的二氧化硫约占总排放量的50%。
因此，治理我国的二氧化硫排放问题，尤其是利用脱硫技术解决火电厂的排放就显得尤为重要。
目前世界各国已开发比较成熟的脱硫技术达上百种,但真正进行工业应用的仅为有限的十几种,其中湿法脱硫工艺应用最广,占世界脱硫总装机容量的85%左右。
常见的湿法烟气脱硫技术有石灰石—石膏法、双碱法、碳酸钠法、氨法、氧化镁法等。
湿式氨法脱硫尽管目前市场占有份额不多,但由于其是真正可实现循环经济的绿色脱硫工艺,正越来越受到重视。
2 湿式氨法脱硫技术介绍2.1湿式氨法脱硫技术发展及应用湿式氨法脱硫工艺源于德国克卢伯公司20世纪70年代开发的Walther工艺，并于20世纪80年代初得到一定的应用，当时一套装置处理烟气量为750000m3/h。
后经世界各国多年研究，原有湿式氨法脱硫气溶胶等问题得到改进，使之进入工业推广使用阶段。
目前世界上典型的氨法脱硫工艺主要有Walther工艺、AMASOX工艺、GE(Marsulex)工艺和NKK工艺等，它们的主要区别在于吸收方式(吸收塔)和氧化方式(吸收塔内氧化或吸收塔处氧化)不同。
脱硫装置生产运行指标
3、实际累计运行时间、等效可用系数、非计划停运次数等可靠性指标。
三、除雾器效果检测、分析
脱硫装置生产运行指标：
一、脱硫装置实际运行参数与设计参数的比较和分析
序号
单位
设计值
实际运行值
备注入口烟气流量m源自/Nm3入口烟气温度℃
135
入口烟气压力
MPa
入口烟气SO2含量
mg/Nm3
2000
入口粉尘浓度
mg/Nm3
150
石灰石CaO含量
wt%
≥52
磨机A给料量月累计
t
磨机A给水量月累计
m3/h
磨机A电流
A
92
磨机B给料量月累计
t
磨机B给水量月累计
m3/h
磨机B电流
A
92
系统脱硫率
%
95
SO2排放浓度
mg/Nm3
<100
石灰石消耗量
t/h
工艺水消耗量
m3
耗电量
KW
废水排放指标：
出水PH值
出水浊度
mg/l
药品耗量：
有机硫
硫酸氯化铁
助凝剂
石灰粉
二、脱硫装置运行可靠性指标分析
1、主设备（吸收塔、增压风机、气-气换热器、烟气挡板门）一、二、三类缺陷、事故统计。
电厂脱硫尿素指标
电厂脱硫尿素指标尿素作为电厂脱硫过程中的重要原料，其质量对脱硫效果具有重要影响。
本文将详细阐述电厂脱硫尿素指标的相关方面，包括尿素质量要求、氨逃逸浓度、SO2转化率、吸收剂利用率、副产物处理、能耗与排放以及设备维护与检修。
1.尿素质量要求尿素的质量直接影响到脱硫效果和设备运行。
对尿素的质量要求主要包括以下几点：(1)纯度高：尿素中不应含有过多的杂质，如缩二脲、游离氨等，以保证脱硫效率和设备正常运行。
(2)颗粒均匀：尿素的颗粒大小应均匀，以便在脱硫系统中更好地分散和溶解。
(3)含水量低：过高的水分会导致尿素结块，影响其输送和溶解。
(4)腐蚀性小：尿素应选用低腐蚀性的原料，以减少对设备的损害。
2.氨逃逸浓度氨逃逸浓度指脱硫过程中未被吸收的氨气浓度。
高氨逃逸浓度不仅会降低SO2的转化率，还可能对环境造成二次污染。
为降低氨逃逸浓度，可采取以下措施：(1)提高吸收剂的活性：通过选用活性强的吸收剂，提高其对氨气的吸收效率。
(2)优化工艺参数：合理控制液气比、吸收温度、吸收压力等工艺参数，以提高氨气吸收效果。
(3)加强废气处理：对排放的废气进行再处理，以减少氨气的逃逸。
3.SO2转化率SO2转化率指脱硫过程中SO2被吸收剂吸收的比例。
提高SO2转化率可降低尾气中SO2的排放，同时提高吸收剂的利用率。
要提高SO2转化率，可采取以下措施：(1)选用高效吸收剂：选用具有高活性的吸收剂，提高其对SO2的吸收效率。
(2)优化工艺条件：通过调整液气比、吸收温度、吸收压力等工艺条件，促进SO2的吸收反应。
(3)强化催化剂作用：添加催化剂以加速SO2的转化反应，提高转化率。
4.吸收剂利用率吸收剂利用率指吸收剂在脱硫过程中对SO2的吸收效率。
提高吸收剂利用率可降低运行成本，减少浪费。
要提高吸收剂利用率，可采取以下措施：(1)筛选高效吸收剂：选用具有高活性的吸收剂，提高其对SO2的吸收能力。
(2)优化工艺条件：通过调整液气比、吸收温度、吸收压力等工艺条件，促进吸收剂与SO2的反应。
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13.773
空塔流速
m/s
＜3.5
烟气塔内停留时间
s
＞6
喷淋层数
层
4
设计Ca/S
mol/mol
≤1.05
石灰用量
t/h
设计石膏含水率
%
设计石膏产量(湿渣，含湿＜10%)
t/h
十二、供货清单
12.1 设备清单
系
统
序
号
名 称
规 格 参 数
单
位
数
量
生 产 厂 家
备 注
烟
气
系
统
1
原烟道
规格：6000×3200δ=6mm 材质：Q235
个
3
辽阳三峰
79
密度计
个
1
辽阳三峰
80
液位计
范围：0-10米，输出：4-20 mA
个
5
辽阳三峰
81
料位计
阻尼式料位计
个
1
辽阳三峰
82
PH计
范围：0-14，精度：≤±1FS
个
2
辽阳三峰
83
就地压力表
范围：0-1.0 MPa
套
1
辽阳三峰
84
压力变送器
范围：0-0.5 MPa，输出：4-20 mA
个
3
辽阳三峰
85
压差变送器
范围：0-0.5 MPa，输出：4-20 mA
个
1
辽阳三峰
86
其他仪表
套
1
辽阳三峰
12.2 土建清单
系统
序号
名 称
说 明
单
位
数
量
生 产 厂 家
土
建
1
脱硫楼
框架结构，包括泵房、控制室、设备间等
座
1
需方建设
2
管道支架基础
根据现场实际情况定
套
1
需方建设
3
脱硫塔基础
座
2
需方建设
4
石灰粉仓基础
座
8
仓顶除尘器
脉冲袋式除尘器，DMC24
台
1
9
转子卸灰器
YJD型星型卸料器
台
1
10
插板阀
规格：300×300
台
1
11
仓壁振打器
P=1.5Kw
台
2
12
流化板
规格：400×800
套
1
13
流化风机
NSR80型
台
2
丰源
14
加热器
出口温度：100-120℃
套
1
15
螺旋输送机
L=4米
个
1
16
消化机
TXZ-35型
台
风机附件
消音器、冷却水组件
组
1
52
阀门
组
1
上海华电
石
膏
脱
水
系
统
53
石膏排出泵
Q=80 m3/h H=50 mP=37Kw
台
2
石家庄工业泵
54
石膏旋流器
处理能力：80t/h
台
1
海王
55
真空皮带脱水机
DU型，过滤面积：10.4m2
台
1
山东海伦/湖州核汇
56
真空泵
台
1
厂家配套
57
真空罐
台
1
厂家配套
58
回液泵
组
1
上海华电
采用衬胶蝶阀
循
环
泵
系
统
43
浆液循环泵
Q=2200 m3/h H=26 m
台
1
石家庄工业泵
叶轮采用耐磨耐腐蚀合金钢
44
浆液循环泵
Q=2200 m3/h H=28 m
台
1
石家庄工业泵
叶轮采用耐磨耐腐蚀合金钢
45
浆液循环泵
Q=2200 m3/h H=30 m
台
1
石家庄工业泵
叶轮采用耐磨耐腐蚀合金钢
32
除雾器冲洗喷嘴
套
1
山西清科宇清/英博特
33
除雾器冲洗管道
套
1
山西清科宇清/英博特
材质：增强PP
34
扰动泵
Q=1000 m3/h H=25mP=185Kw
台
2
石家庄工业泵/良工泵业
叶轮采用耐磨耐腐蚀合金钢
35
扰动管道
FRP衬SiC
套
1
恒阳/晋阳
36
扰动喷嘴
DN100 材质：SiC
套
1
山东中鹏
喷嘴数量：10个/套
1
天利机械
石灰装入量100t/d
17
浆液储罐
有效容积：140 m3∅6000×6000
个
1
系统8小时所需脱硫浆液
18
浆液储罐防腐
材质：玻璃鳞片
套
1
哈尔滨亚君
19
浆液补充泵
Q=30 m3/h H=30 mP=15Kw
台
2
石家庄工业泵
叶轮采用耐磨耐腐蚀合金钢
20
浆液储罐搅拌器
台
1
无锡天强
叶片及轴采用碳钢衬胶
套
1
含加强筋及外保温
2
净烟道
∅6000×50000 δ=8mm 材质：Q235
根
1
含加强筋及外保温
3
净烟道防腐
材质：玻璃鳞片
套
1
哈尔滨亚君
4
烟道支架
材质：碳钢
套
1
5
膨胀节
非金属补偿器
个
1
6
平台、旋梯
材质：Q235
套
1
脱
硫
剂
制
备
系
统
7
石灰粉仓
有效容积：160m3直径5米，总高22米
套
1
系统3天所需脱硫剂
21
管道
DN100
套
1
浆液管道：FRP/水管道：碳钢
22
阀门
DN50/DN100
套
1
上海华电
电动调节阀/手动蝶阀
吸
收
塔
系
统
23
脱硫塔
∅10200×33000，塔釜直径12米
台
1
塔釜直径与原石灰窑基础配合
24
脱硫塔辅件
平台、支架、旋梯等
套
1
25
脱硫塔内构件
分布环，导流环板
套
1
26
吸收塔防腐
2层玻璃鳞片，储液区及冲刷区厚度3-4mm，做局部增强处理，其他区域2mm
套
1
哈尔滨亚君
材质：玻璃鳞片
27
脱硫入口烟道
7600×3600（长度暂定5米）
套
1
材质：Q235
28
入口烟道防腐
碳钢防腐
套
1
哈尔滨亚君
材质：高温鳞片
29
降温喷淋喷嘴
1/2喷嘴
个
6
山东中鹏
材质：316L
30
降温喷淋管道
塔内316L，塔外碳钢
套
1
31
除雾器
1层管式+2层屋脊式
套
1
山西清科宇清/英博特
材质：增强PP
Q=50 m3/h H=15 mP=15Kw
台
2
石家庄工业泵
衬里采用高分子聚合物
59
回液池搅拌器
套
1
无锡天强
叶片及轴采用碳钢防腐
60
阀门
DN100/DN50
套
1
上海华电
衬胶蝶阀
61
管道
DN100/DN50
套
1
浆液管道：FRP/水管道：碳钢
工
艺
水
系
统
62
除雾器冲洗泵
Q=180 m3/h H=50 mP=55Kw
脱硫系统主要技术指标
5.1 主要技术参数
烧结机
规格
2#带式烧结机
数量
1台
运行时间
24小时连续运行
运行负荷
满负荷
工作时间
暂按8000小时/年
烟气原始参数
工况流量
990000 m3/h
标况流量
724585~638937 Nm3/h
烟气温度
100-150℃
（瞬时200℃）
入口颗粒物含量
≤100 mg/m3
SO2初始浓度
≤2000 mg/m3
烟气含湿量
不祥
设计保证值
脱硫效率
≥95%
漏风率
≤2%
SO2排放浓度
≤100 mg/m3
设备同步率
≥98%
系统噪声值
≤85dB(A)
脱硫主体设施防腐寿命
≥20年
脱硫产物处理
产物为石膏(CaSO42H2o),回收利用
5.2 脱硫剂及要求
名称
CaO含量
粒度
过筛率
石灰粉
≥85%
1
需方建设
5
消化机基础
座
1
需方建设
6
储罐基础
座
1
需方建设
7
水泵基础
座
10
需方建设
8
烟道基础
根据现场实际情况定
套
1
需方建设
9
回液池
有效容积：20m3
个
1
需方建设
10