240t_h锅炉烟气氨法脱硫控制系统设计要点
氨法烟气脱硫技术控制要求与问题分析
据文献［3］报道，某企业 A 于 2014裂化装置再 生烟气，设计规模为 164 dam3 / h（ 湿基） ，原料烟 气 SO2 的质量浓度约为 1 100 mg / m3 （ 湿基） ，NOx 的质量浓度约为 280 mg / m3 （ 湿基） ，粉尘的质量 浓度约为 320 mg / m3 （ 湿基） ，净化烟气 SO2 的质 量浓度小于 100 mg / m3 （ 干基） ，NOx 的质量浓度 小于 100 mg / m3 （ 干基） ，粉尘的质量浓度小于 50 mg / m3 （ 干基） 。 1． 2 有机催化法烟气综合治理技术 1． 2． 1 技术简介
排 放，其 硫 含 量 主 要 受 原 料 汽 油 的 硫 含 量 影 响， 表 1为 S Zorb 再 生 烟 气 组 成 。 ［5］103，［6］ 苛 刻 条 件 下，SO2 的体积分数高达 5． 3%［6］13 。企业 C 根据 加工低硫原油性质特点，在保证产品脱硫效果的 同时减少汽油辛烷值的损失，S Zorb 装置吸附剂
据文献［2］报 道，采 用 臭 氧 脱 硝 氨 法 脱 硫 （ O3 + NH3 ） 用于催化裂化烟气处理的联合工艺， 与臭氧 脱 硝 钠 法 脱 硫 （ O3 + NaOH，以 LoTOx + EDV 为例） 技术相比，总投资降低约 69% ，运行成 本降低约 39% 。 1． 1 传统氨法烟气脱硫技术
有机催化法烟气脱硫技术用于处理选择性汽油加 氢装置（ S Zorb） 再生烟气（ 见图 3） 。原料烟气 SO2 的质量浓度为 11 000 ～ 19 000 mg / m3 ，净化烟气 SO2 的质量浓度为 5． 26 ～ 33． 94 mg / m3 ，副产硫酸 铵化肥产品满足 DL / T 808—2002《副产硫酸铵》技
4_260t_h锅炉新氨法脱硫技术应用
离开脱硫区域的净化烟气温度为 45 ℃～55 ℃, 一般情况下比烟气饱和温度高 3 ℃～5 ℃,具体决定 于烟气的进口温度和含水量 。本套系统未设烟气再热 装置 。增 压 风 机 设 计 流 量 为 480 000 m3 / h , 全 压 1 900 Pa 。
[ 中图分类号 ] X701
[ 文献标识码 ] A
[ 文 章 编 号 ] 1002 3364 (2008) 03 0049 05
龙羽宜电公司现有 4 台 260 t/ h 循环流化床锅炉 (东方锅炉厂制造) ,配 5 台 57. 5 MW 机组 。每台炉 燃煤 45 t/ h ,全厂年燃煤总量 130 万 t 。燃煤含硫量 1 %～2. 5 % ,平均 2 %。一期 2 台锅炉 (1 号 、2 号) 合 用 1 号烟囱 ,各配备 3 台引风机 ,分别于 2004 年 1 月 和 5 月投产 ;二期 2 台锅炉 (4 号 、5 号) 合用 2 号烟囱 , 各配备 2 台引风机 ,分别于 2004 年 10 月和 2005 年 2 月投产 。由于实际燃煤含硫量达到 2. 5 % ,循环流化 床锅炉设计脱硫效率只有 85 % ,烟气 SO2 排放难以达 到《火电厂大气污染物排放标准》( GB13223 —2003) 要 求 ,故决定安装湿式烟气脱硫装置 ,并要求脱硫效率达 到 95 %。
16 677. 21 14 469. 47 22 864. 11 16 256. 16
①分析日期为 2006 年 3 月 27 日
锅炉烟气氨法脱硫超低排放技术应用总结
锅炉烟气氨法脱硫超低排放技术应用总结锅炉烟气氨法脱硫超低排放技术应用总结近年来，环境污染已成为全球关注的重要问题之一。
大气污染特别严重，其中主要污染物之一是二氧化硫（SO2）。
锅炉烟气中的二氧化硫是大气污染的主要来源之一，因此需要研发有效的脱硫技术来实现超低排放。
锅炉烟气氨法脱硫技术是目前应用最广泛的脱硫技术之一，本文将对该技术的应用进行总结。
锅炉烟气氨法脱硫技术是利用氨与烟气中的二氧化硫进行化学反应，生成硫化氢，进而在催化剂的作用下与空气中的氧气反应生成硫酸铵，并最终形成颗粒状固体物。
该技术具有反应速度快、脱硫效率高、脱硫产物易处理等优点，因此在目前的工业生产中得到了广泛应用。
首先，锅炉烟气氨法脱硫技术的应用可以大幅度降低二氧化硫的排放浓度，实现超低排放。
通过控制适当的操作参数，如烟气温度、氨和氧气的投加量等，可以有效地将二氧化硫的浓度降低到国家规定的超低排放标准以下，达到对大气环境的保护要求。
其次，该技术对锅炉运行的稳定性和安全性也有积极影响。
在氨法脱硫过程中，氨和烟气的反应是在催化剂的存在下进行的，催化剂的使用可以提高反应效率，同时降低脱硫过程中产生的硫酸铵对设备的腐蚀作用。
这样可以保持锅炉的正常运行，并延长设备的使用寿命。
此外，锅炉烟气氨法脱硫技术的应用还可以实现多污染物联合治理。
除了二氧化硫，锅炉烟气中还包含其他有害气体，如氮氧化物（NOx）、颗粒物等。
在氨法脱硫过程中，氮氧化物也可与氨发生反应，从而实现二氧化硫和一氧化氮的联合脱除，减少对大气的综合污染。
需要注意的是，锅炉烟气氨法脱硫技术的应用还面临一些挑战。
首先是催化剂的选择和管理。
催化剂的选择需要兼顾催化活性和耐腐蚀性，以保证反应的高效进行和设备的长期稳定运行；其次是催化剂的管理和更换。
催化剂的活性会随着使用时间的增加而降低，因此需要定期更换或修复催化剂，确保脱硫效果的稳定。
另外，锅炉烟气氨法脱硫技术的应用还需要逐步完善配套的运维管理体系。
脱硫脱销操作规程
蒲城70万吨/年煤制烯烃项目4×240t/h锅炉烟气脱硫脱硝工程生产操作手册陕西联合能源化工技术有限公司二〇一三年六月目录第一章脱硫脱硝工艺 (1)1. 脱硫脱硝系统概述 (1)1.1. 工程概况 (1)1.2. 煤质资料 (1)1.3. 锅炉点火用柴油资料 (2)1.4. 烟气特征 (2)1.5. 吸收塔入口最大烟气参数 (3)1.6. 水分析资料 (3)1.7. 吸收剂 (5)1.8. 其它 (5)1.9. 脱硫脱硝系统的配电 (6)1.10. 低压供电系统 (7)1.11. 氧化剂制备低压厂供电系统 (7)1.12. 事故保安电源 (7)1.13. 脱硫脱硝系统的热工控制 (8)2. 脱硫脱硝系统工艺说明 (8)2.1. 工艺系统组成 (9)2.2. 主要工艺过程说明 (9)2.3. 主要设计工艺参数表 (9)2.4. 生产消耗 (13)第二章脱硫脱硝装置正常运行工作内容 (17)1. 系统启动前的检查 (19)1.1. 共同检查的项目 (19)1.2. 烟气系统检查 (20)1.3. 吸收氧化、浓缩系统检查 (20)1.4. 氧化剂制备系统检查与试验 (21)1.5. 氨的制备与供应系统检查与试验 (21)1.7. 公用系统检查与实验 (21)2.运行前的准备 (21)2.1. 公用系统的启动 (22)2.2. 密封空气的投入 (22)2.3. 氨的制备与供应系统系统准备 (23)2.4. 氧化剂制备系统准备 (23)2.5. 注水 (23)2.6. 运行人员确认项目 (23)3. 正常运行操作 (24)3.1. 吸收系统的启动 (24)3.2. 脱硫脱硝装置进烟的准备工作和操作 (25)3.3. 脱硫脱硝装置浓缩结晶系统准备工作和操作 . 273.4. 氧化剂制备系统准备工作和操作 (29)3.5. 液氨汽化系统及废氨气吸收系统 (33)3.6. 副产品回收系统 (38)3.7. 浆液除尘系统 (51)第三章正常停机内容 (52)1. 脱硫脱硝装置停机步骤 (52)2. 氧化剂制备系统的停运 (52)3. 液氨汽化与供给系统的停运 (52)第四章从正常运行转为短时停机的操作 (53)1. 烟气关闭程序 (54)2. 液氨汽化与供给系统的停运 (54)3. 氧化剂制备系统的停运 (55)4. 副产品回收系统的停运 (55)5. 公用系统的停运 (55)6. 脱硫脱硝系统的故障处理 (56)6.1. 脱硫脱硝系统故障机处理方法 (56)6.2. 引起脱硫脱硝系统事故跳闸的主要原因和必要条件 (56)6.3. 脱硫脱硝系统事故跳闸程序执行步骤 (57)第五章 FGD事故非联锁停机 (58)第六章事故停机后的处理 (59)第一章脱硫脱硝工艺1. 脱硫脱硝系统概述1.1. 工程概况蒲城清洁能源化工有限责任公司70万吨/年煤制烯烃项目，4×240t/h锅炉尾部烟气采用氨—硫酸铵法脱硫和湿法脱硝技术工艺，处理3×240t/h锅炉100%的烟气脱硫效率大于95%，脱硝效率大于85%，烟气脱硫、脱硝系统的可利用率大于98%。
山东魏桥8×240t／h锅炉烟气脱硫系统设计简介
在石 膏石膏滤 出液收集在滤出液箱中 ， 部分作为废水排 一 出， 一部分通过地沟进入地坑 ， 到石 灰石制浆系统或 送 返 回吸收塔 。
３ 修 复改造后 的测试
４ 结束语
（） １花键热装后花键套 的瓢偏度 ： ． ５ ｍ， 向晃 ００ ｒ 径 ４ａ 动度 ： ． ８ ｍ；２ 主轴与 主油泵装配后 主油泵的瓢偏 ０ ０ ｒ （） ２ａ 度 ：．ｌ ｍ 径 向晃动度 ：．２ ｍ（ 准 ＜００ ｒ ） （ ） ０ １ｍ ， ０ １ｒ 标 ａ ．５ ｍ ；３ ａ 加长杆晃 动度 ：．８ｍ 标准 ＜ ． ｒ ） ０ １５ ｍ（ ０ ０ａ 。 ５ｍ
（） １ 每套脱硫 装置 的烟气 处理能力 为两 台锅 炉燃 用设计煤种时 Ｂ Ｃ Ｍ Ｒ工况下 的烟气 量。 （） ２脱硫 吸收塔采用喷淋空塔脱硫工艺 ， 系统及设 备选型按设计煤种含硫量 ３ ％设计 。
进 １ ｓ ｚ含量 ３ ｏ
Ｆ Ｄ进 口温 度 Ｇ Ｆ Ｄ 出 口温度 Ｃ
１０ ．Ｂ
常情况下 ， 以电石渣作 为吸收剂 ； 当电石渣来 源存在 问 题 时， 以石灰石粉作为吸收剂。 则 （） ５ 石灰石 粉 （０ ９ ％通过 ３５目） 自卸式 密封 罐 ２ 用 车运 至厂区 ， 加水 制成合格 的石灰 石浆液 。含水 率小 于 ２ ％的电石渣汽运至 厂 电石渣 堆场 ， ０ 加水 制成 合格 的 电石渣浆液。 （） ６ 脱硫副产 品石膏脱水后 自由水分 ≤１ ％， ０ 以便 于综合 利用 。 （） ７ 脱硫装置年运行按 ７０ｈ 。 ５０ 计 （） Ｇ ８ Ｆ Ｄ负 荷 范 围 ： 用 设 计 煤种 时 ， 台 锅 炉 燃 单 ７ ％Ｂ Ｃ ０ Ｍ Ｒ工况 到两 台炉 １０ Ｍ Ｒ工况。 ０ ％Ｂ Ｃ （） ９脱硫 石膏采 用一级脱 水 （ 膏旋 流器 ） 二级 石 和 脱水 （ 真空皮带脱水机） 。
240T循环流化床锅炉设计说明书
240T循环流化床锅炉设计说明书一、锅炉简介本产品是采用循环流化床洁净燃烧技术的240 t/h高温高压蒸汽锅炉，具有燃烧效率高、低污染和节约燃料、便于调节等特点。
锅炉设计燃料为烟煤。
采用循环流化床燃烧方式，可通过向炉内加石灰石粉脱硫。
锅炉汽水系统采用自然循环，在炉膛外布置集中下降管。
过热器分Ⅲ级布置，中间设Ⅱ级喷水减温器，便于过热蒸汽温度大幅度的调节，保证额定蒸汽参数。
锅炉采用“П”型布置，框架支吊结构。
炉膛为膜式水冷壁。
尾部设顶棚管受热面和多组蛇形管受热面（过热器、省煤器）及一、二次风空气预热器。
物料循环燃烧系统由炉膛、绝热式旋风分离器，水冷料腿，U型返料器和床下点火装置等组成。
锅炉采用室内布置，按当地海拔高度1150米进行设计修正。
锅炉构架为双排柱全钢结构，运转层标高为8米，按8度地震烈度设防，当使用于地震烈度＞8度的地区，应对锅炉钢结构进行加固。
二、设计规范及技术依据——1996版《蒸汽锅炉安全技术监察规程》——JB/T6696-1993《电站锅炉技术条件》——DL/T5047-1995《电力建设施工及验收技术规范》（锅炉机组篇）——GB/T12145-2008《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》——DL/T964-2005 《循环流化床锅炉性能试验规程》——GB10184-1988《电站锅炉性能试验规程》——GB/T13223-2003《火电厂大气污染物排放标准》——TSG G0002-2010《锅炉节能技术监督管理规程》等有关国家标准最新版。
其中设计技术依据：——锅炉热力计算按《锅炉机组热力计算标准方法》——烟风阻力计算按《锅炉设备空气动力计算标准方法》——强度计算按GB/T9222-2008《水管锅炉受压元件强度计算》等锅炉专业标准。
三、 供用户资料根据《蒸汽锅炉安全技术监察规程》要求，并且保证用户进行锅炉安装、运行、维护和检修有必要的技术依据和资料，锅炉随机提供详尽的技术资料，供用户资料详见：—65800 GKT 《供客户图纸清单》 —65800 GKJ 《供客户技术文件清单》四、 锅炉主要技术经济指标和有关数据1、锅炉参数 额定蒸发量： 240 T/H 额定蒸汽压力： 9.8 MPa 额定蒸汽温度： 540 ℃3、主要技术数据 冷风温度： 20 ℃ 给水温度： 215 ℃ 排烟温度： ～140 锅炉设计热效率： 89.0 % 燃料消耗量： 50560kg/h燃煤粒度要求：≤ 10 mm(d 50=1.1～1.5mm)(其中＜1mm 质量分数：≤50%)石灰石粒度要求：≤ 1 mm(d 50=0.25~0.5mm)(其中＜45μm 质量分数：≤6%)排污率： 2 %4、设计数据 锅炉省煤器阻力： ＜0.4 MPa 锅炉过热蒸汽阻力：＜1.6 MPa锅炉烟系统阻力(至预热器后出口)：4332 Pa锅炉烟气量(t=140℃)：498000m3/h锅炉风系统阻力：一次风(包括预热器、风道、布风板、料层)：12186 Pa二次风(包括预热器、风道、料层)：8470 Pa锅炉总送风量(α=1.2,t=20℃)：309500 m3/h一、二次风比为55:45或根据煤种调整为60:40。
NADS氨肥法脱硫燃油锅炉烟气
NADS氨肥法脱硫燃油锅炉烟气NADS氨肥法脱硫是目前较为成熟、经济、可行的烟气脱硫技术之一。
其适用于燃煤、燃油、天然气等化石燃料锅炉的烟气脱硫。
工艺过程NADS氨肥法脱硫的工艺流程主要分为四步：1. 烟气预处理：烟气预处理主要是为了满足NADS脱硫过程中所需的条件。
其中包括：（1）降低烟气温度：烟气进入预处理设备后，通过喷淋水或烟气换热的方式，将烟气温度降至60℃左右。
（2）除尘：通过设备将烟气中的灰尘去除，以达到减少对后续设备污染和提高NADS 反应效果的目的。
2. NADS反应器：NADS反应器是脱硫的主要处理设备，其中包括NADS催化剂和氨水喷淋系统。
烟气经过烟道进入NADS反应器，与已喷淋的氨水反应生成硫酸铵。
NADS反应器通常采用多层填料结构，以提高反应效率。
其中NADS催化剂可在填料中添加，也可作为涂层直接包覆填料表面。
3. 沉淀器：沉淀器是将反应生成的硫酸铵沉淀成固体，减少在后续环节中的对其它设备的腐蚀和污染。
沉淀器通常采用序列反式排放的方式，将活性炭作为沉淀体，以提高其附着和固定效果。
4. 脱水设备：脱水设备是将沉淀后的硫酸铵进行脱水处理并转化为干粉状硫酸铵，以便于输送和贮存。
脱水设备通常采用离心机、滤水器、蒸发器等方式进行，其中离心机是目前较为常用的设备。
优点NADS氨肥法脱硫相对于其它脱硫技术来说，具有以下优点：1. 高效：NADS反应器的多层填料结构可提高反应的效率，同时NADS催化剂的添加也可提高反应速率和反应效率。
2. 稳定：氨水喷淋系统的使用，保证了反应液的精确计量和稳定性，有利于脱硫效果的稳定性和可控性。
3. 经济：NADS氨肥法脱硫所需原料成本、处理效率较高，同时NADS催化剂的使用寿命较长，从而显著降低了维护成本和运营成本。
4. 环保：NADS氨肥法脱硫所生成的硫酸铵可作为肥料使用，从而既能实现废物资源化利用，又能减少对环境的污染。
脱硫CEMS系统技术规范书
内蒙鑫旺再生资源有限公司2x240t/h锅炉烟气脱硫工程CEMS烟气分析系统技术规范书2014年8月目录1 总则 (3)2 厂区自然环境 (4)3 引用的标准和规范 (4)4 相关参数 (5)5 供货范围 (6)6 技术要求 (7)7 运输、交货 (14)8 提交文件 (14)9 技术服务 (16)10 质量保证 (16)11 设计联络会与工程进度 (17)12 备品备件、专用工具 (18)13 验收 (18)14 售后服务 (18)1 总则1.1 总则1.1.1本技术规范书适用于内蒙古鑫旺再生资源有限公司2x240t/h煤粉锅炉（两炉公用一组脱硫塔）烟气脱硫工程CEMS烟气排放连续监测系统的设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求。
1.1.2本技术规范书提出的是最低限度的技术要求,并未对一切技术细节做出规定，也未充分引述有关标准和规范的条文，投标方应保证提供符合本技术规范书和相关工业标准的优质产品及其相应服务。
对国家有关安全环保等强制性标准，必须满足其要求。
1.1.3如果投标方未以书面形式对本技术规范书提出异议，则意味着投标方提供的设备完全满足本技术规范书的要求，提供的 CEMS 和有关设备以及资料和服务等应完全满足本规范。
如有异议，不管是多么微小，都应在报价书中以“对规范书的意见和同规范书的差异”为标题的专门章节中加以详细说明。
1.1.4本技术规范书所使用的标准如与卖方所执行的标准不一致时，按较高标准执行。
1.1.5只有买方有权修改本规范书。
经买卖双方协商，最终确定的规范书应作为合同的一个附件，并与合同文件有相同的法律效力。
双方共同签署的会议纪要、补充文件等也与合同文件有相同的法律效力。
1.1.6设备、系统采用的专利涉及到的全部费用均被认为已包含在设备报价中，投标方应保证业主方不承担有关设备专利的一切责任。
1.1.7用户和设计单位保留更改设备的数量、型号和技术要求的权利，所有变更将以书面形式通知投标者。
氨法脱硫技术方案
220t/h锅炉烟气氨法脱硫项目技术方案山东雪花生物化工股份有限公司2011年5月目录1 项目概况 (3)2 基本参数及设计要求 (4)3 规范和标准（不仅限于此） (5)4 脱硫系统技术指标 (10)二、技术方案及工艺特点 (11)1设计原则 (12)2 氨法脱硫概述 (12)4本工艺技术特点 (15)5脱硫及硫酸铵回收工艺系统描述 (16)6 主要经济技术指标 (25)7脱硫系统运行费用与硫酸铵回收统计(年运行时间按7500小时计) (25)8主要设备选型及设备表 (26)三、投资概算 (33)四、工程施工周期 (34)五、施工组织计划....................................................... 错误!未定义书签。
六、施工准备......................................................... 错误!未定义书签。
补充说明： ................................................................. 错误!未定义书签。
一、技术方案设计大纲1 项目概况随着工业经济的不断发展，世界环境日益恶化。
尤其是随着发展中国家的工业化进程的不断推进，排向大气的污染物绝对量快速增长。
人类越来越被因自己而造成的恶果而感到疲于应付、甚至恐惧。
燃煤电厂所排放烟气中的二氧化硫是造成大气污染主要的因素之一，它不仅能造成酸雨危害人类，而且据最近世界环境专家断言，还是破坏大气臭氧层的一个重要因素。
因此，二氧化硫的治理迫在眉睫。
燃煤电厂S02排放超过全国SO2排放总量的50%。
随着新型能源基地的发展战略逐渐向煤电并举，输电为主的方向转变，在燃煤电厂的设计或脱硫改造工程中，如何合理选用脱硫工艺，并以较低的初投资和运行费用达到脱硫后SO2排放量符合国家排放标准的规定以及建设机组环境评价要求，是燃煤电厂烟气脱硫行业健康发展的关键问题。
氨法脱硫工程技术方案
氨法脱硫工程技术方案1. 概述氨法脱硫是目前使用最为广泛的脱硫技术之一，它主要通过将烟气与一定浓度的氨气在催化剂的作用下反应，使二氧化硫被还原为硫化氢，再通过催化剂的吸附、氧化等作用，将硫化氢转化为硫酸铵，最终达到脱除烟气中二氧化硫的目的。
氨法脱硫技术具有具有脱硫效果好、适应范围广、可靠性高、后处理技术简单等特点，广泛应用于煤电、石化、钢铁、化工等行业的大型烟气脱硫工程中。
2. 工艺流程（1）烟气净化烟气经过除尘器和脱硝装置处理后进入氨法脱硫系统，保证烟气中杂质的净化和氨气的使用效率。
（2）预处理预处理包括水分加热、氧气除去、烟气温度控制和氧化铵的制备等环节，确保烟气的物理、化学参数在合适的范围内，为之后的催化反应和吸附提供良好的条件。
（3）催化反应催化反应是氨法脱硫的核心，其主要包括二氧化硫与氨气的催化还原、产生硫化氢和其他副产物等环节。
其中催化剂的种类、用量、活性等因素对催化反应的效果具有重要的影响。
（4）吸附换热在催化反应后，烟气中仍存在少量的硫化氢等有害物质，需要通过吸附换热的方式将其与烟气分离，同时回收热量提高系统能量效率。
（5）逆反应为了提高催化剂的长期使用效果，氨法脱硫系统中还需要进行逆反应环节，即用硫酸铵溶液对催化剂进行再生，去除其中硫化物沉积，保证催化剂的活性和可持续使用性。
3. 设备配置氨法脱硫系统的设备包括废气处理设备、预处理设备、催化反应器、吸附换热器、脉冲喷吹器、逆流吸附器、再生器等。
其中催化反应器和再生器是氨法脱硫的核心设备，其设计和运行对脱硫效果和系统稳定性具有重要影响。
4. 工程实例以某电厂2×300MW燃煤发电机组的氨法脱硫工程为例，其主要设备及参数如下表所示：设备名称数量容量/规格预处理系统 2 1200m3/h、800℃催化反应器 3 3200 m3/h吸附换热器 3 9600 m3/h逆流吸附器 1 800 m3/h再生器 1 1200 m3/h氨气供应系统 1 1500 m3/h该工程于2010年正式投运，经过多年的运行，脱硫效果稳定，系统稳定运行。
240t锅炉炉内喷钙脱硫技术规范
山东东岳能源交口肥美铝业有限责任公司山西信发氧化铝项目循环流化床锅炉炉内喷钙法干法脱硫总承包工程技术规范书二〇一一年三月二十五日目录附件1技术规范 (1)附件2脱硫除尘岛EPC范围 (20)附件3技术资料及交付进度 (25)附件4工程进度和技术服务时间安排................... 错误!未定义书签。
附件5设备监造（检验）和性能验收试验............... 错误!未定义书签。
附件6技术服务和设计联络 (28)附件7分包与外购................................... 错误!未定义书签。
附件8大(部)件情况 ................................. 错误!未定义书签。
附件9差异表 (30)附件10工程设计、设备制造和施工及验收需遵循的标准 (31)附件1 技术规范1总则1.1本招标文件适用于山西信发氧化铝公司电厂项目#1、#2循环流化床锅炉炉内喷钙干法脱硫总承包工程(以下简称本工程)。
1.2投标方提供的脱硫工艺必须采用成熟的循环流化床炉内喷钙干法脱硫工艺技术。
1.3脱硫后保证烟气出口SO2浓度不大于400mg/Nm3。
1.4投标方提供的脱硫剂采用干式石灰或石灰石。
1.5本招标书提出的是最低限度的技术要求，并未对一切技术细节作出规定，也未充分引述有关标准和规范条文，投标方应保证提供符合国家或国际标准和本标书要求的优质产品及其相应的服务，对国家有关安全、环保、劳卫、消防等强制性标准必须满足其要求。
1.6如投标方没有以书面形式对本招标书的条文提出异议，招标方可认为投标方接受本标书的要求。
若有差异之处，投标方可在投标文件中指出，否则由招标方确定按对招标方有利的条文执行。
1.7投标方须执行本招标书所列标准（所列标准如有更新版本，应以最新版本为准）。
有矛盾时，按较高标准执行。
合同签订后1个月，投标方提出合同设备的设计、制造、检验/试验、装配、土建设计(招标方负责脱硫工程范围内0米以下基础、沟道等地下设施的勘测与施工)、安装、调试、试运、验收、运行和维护等标准清单给招标方，供招标方确认。
锅炉烟气脱硫施工方案
锅炉烟气脱硫施工方案背景介绍锅炉烟气脱硫是指通过一系列工艺措施，将锅炉烟气中的二氧化硫（SO2）去除的过程。
随着环境保护政策的不断加强和人们对空气质量的关注，烟气脱硫技术成为锅炉排放治理的重要环节。
本文将介绍一种锅炉烟气脱硫的施工方案，以实现对烟气中二氧化硫的高效去除。
施工方案概述本方案将采用湿法石膏脱硫工艺进行锅炉烟气脱硫。
该工艺以其高效、稳定的脱硫效果和较低的运行成本被广泛应用于锅炉排放治理。
该方案将分为设计、采购、安装、调试和运行五个阶段进行。
具体方案如下：1.1 技术设计在设计阶段，需要对锅炉系统进行全面的技术分析和评估，确定脱硫工艺的具体方案，包括脱硫塔的选型、各部件的布置等。
设计人员需要根据锅炉排放要求、锅炉运行参数等因素进行设计，并制定详细的工艺流程图和布局图。
1.2 安全设计安全设计是施工方案的重要组成部分。
在设计阶段，需要对脱硫系统进行安全评估，确定相关的安全措施，如防火、防爆、防腐蚀等。
同时，还需要考虑设备安装位置的合理性以及运行期间的安全管理措施。
1.3 经济评估经济评估是方案设计的重要参考依据。
在设计阶段，需要对脱硫工艺的投资、运行成本进行评估，并进行经济分析。
通过对投资回收期、运行费用等指标的计算，确定脱硫方案的经济效益。
采购阶段主要包括脱硫系统所需设备和材料的采购工作。
在采购过程中，需要与供应商充分沟通，明确设备的规格、性能、质量要求等。
同时，还需要对供应商的信誉和实力进行评估，确保采购到合适的设备和材料。
3. 安装阶段安装阶段是将脱硫系统设备和材料进行安装和调试的过程。
在安装过程中，需要按照设计要求进行设备布置、管道连接等工作，并进行必要的焊接和固定。
4. 调试阶段调试阶段是对脱硫系统进行运行试验和参数调整的过程。
在调试过程中，需要对设备和系统进行逐一检查，确保其安全可靠。
同时，需要根据运行实际情况进行参数的调整，以达到最佳脱硫效果。
运行阶段是脱硫系统正式投入使用的阶段。
240t循环流化床锅炉烟气 脱硝脱硫除尘超低排放改造
240t/h循环流化床锅炉烟气脱硝、脱硫、除尘超低排放改造技术方案目录公司简介 (3)1 概述 (3)1.1 项目名称 (3)1.2 工程概况 (3)1.3 主要设计原则 (3)2 燃煤CFB锅炉烟气污染物超低排放方案 (4)2.1 总体技术方案简介 (4)2.2脱硝系统提效方案 (4)2.3脱硫除尘系统提效 (6)2.4脱硫配套除尘改造技术 (7)2.5引风机核算 (8)3 主要设计依据 (10)4 工程详细内容 (12)5 投资及运行费用估算 (14)6 涂装、包装和运输 (15)7 设计和技术文件 (17)8 性能保证 (18)9 项目进度一览表 (20)10 联系方式 (21)公司简介1 概述1.1项目名称项目名称：××××××机组超低排放改造工程1.2工程概况本工程为××××的热电机组工程。
本期新建高温、高压循环流化床锅炉。
不考虑扩建。
同步建设脱硫和脱硝设施。
机组实施烟气污染物超低排放改造，对现有的除尘、脱硫、脱硝系统进行提效，使机组烟气的主要污染物（烟尘、二氧化硫、氮氧化物）排放浓度达到燃气锅炉机组的排放标准(GB13223-2011)。
1.3主要设计原则为了保证在满足机组安全、经济运行和污染物减排的条件，充分考虑老厂的运行管理现状，结合省环保厅要求，就电厂本期工程的主要设计原则达成了一致意见。
主要设计原则包括有：1)燃煤锅炉烟气污染物污染物超低排放改造可行性研究，主要包括处理100%烟气量的除尘、脱硫和脱硝装置进行改造，同时增设臭氧氧化污染物深度脱除系统，改造后烟囱出口烟尘排放浓度不大于10 mg/Nm3， SO2排放浓度不大于35 mg/Nm3；NOx排放浓度不大于50 mg/Nm3，达到天然气燃气轮机污染物排放标准。
2)装置设计寿命为30年。
系统可用率≥98%。
3)设备年利用小时数按7500小时考虑。
脱硫系统技术规格书
辽阳宏达热电厂2×240t/h锅炉烟气氧化镁湿法脱硫系统技术规格书编号：中冶北方工程技术有限公司二〇一三年十二月1 总则1.1 说明及范围1．辽阳宏达热电厂拟在厂区内新建2台240t/h循环流化床锅炉。
为保护环境锅炉同步配套建设烟气脱硫工程。
脱硫工程采用氧化镁湿法脱硫工艺，锅炉烟气经脱硫装置处理后返回主烟囱排放。
2．本次设计脱硫系统不单独设置增压风机，整套脱硫系统烟风阻力应≤1000Pa（含入口烟道、出口烟道以及脱硫吸收塔）。
3．脱硫系统采用1炉配1塔形式，每个锅炉配套建设1套脱硫系统，脱硫公用系统，如工艺水系统、氧化镁储存、制浆系统，副产物处理系统可以考虑2套脱硫系统合用。
本次招标范围为2台240t/h循环流化床锅炉配套的2套脱硫系统。
4．脱硫系统主要组成包括烟气系统、制浆系统、吸收系统、副产物处理系统等。
由于脱硫系统是一个一体化的相互协调的系统，各子系统之间联系紧密，相互影响，为保证脱硫系统的整体协调和运行稳定，本次招标按照脱硫系统整体招标方式进行。
脱硫系统供货范围应包括FGD装置范围内的工艺、热工自动化、电气、通讯、给排水、热力等全部相关专业设备、材料的供货（含相关设计）以及脱硫装置范围内与电厂系统的接口设计。
4．本技术规格书包括以下子系统的供货范围和设计、材料、制造、检验、试验采用的标准、规范和必须遵循的相关技术文件以及投标技术要求。
（1）烟气系统2套；（2）脱硫塔及循环池系统（三层喷淋、二级除雾，并含塔内所有组件，包括冲洗水管道、喷头等）2套；（3）氧化镁储存及制备系统2套；（4）副产物处理系统2套；（5）工艺水系统2套；（6）压缩空气系统2套；（7）密封风机系统1套；（8）电气、仪表系统2套；（9）其他脱硫相关辅助系统2套。
5．卖方的供货应完全遵循本技术规格书各规定条款的要求，如有偏离应书面列出，且在开始制作之前取得买方的认可。
1.2 规范标准及相关技术文件1．设计、制造、检验和试验应遵循本技术规格书以及设备图纸和技术文件中指明的规程、标准、规范和要求的条款。
氨、硫酸铵法脱硫脱硝
0.6～0.8MPa仪表空气
0.10
48万m3
4.8
60万m3
6
稀释风**
0.02
4273.2万m3
85.46
－
－
0.6～0.8MPa压缩空气
0.10
16万m3
1.6
5万m3
0.5
合计
2088.85
2193.49
注：*催化剂的单价为3.5～5万元/m3；**稀释风的作用是稀释氨水，降低氨水浓度。
年生产成本，万元
氨
2800
1423t
399.39
1744t
488.3
催化剂*42500250来自31062.5－
－
纯氧
0.39
－
－
1164.8万m3
454.27
循环水
0.20
－
－
400万t
80
新鲜水
4.00
12190t
4.88
8000t
3.2
生活水
4.00
4000t
1.60
4000t
1.6
电
0.53
730.8万kWh
3.4浓缩结晶效率高
采用浓缩槽，对脱硫浆液、脱硝浆液进行浓缩结晶。其中，采用烟气余热（约136℃），对脱硫浆液全部进行浓缩结晶；采用蒸汽加热空气的方法，对脱硝浆液进行浓缩结晶，这种塔内对浆液进行浓缩结晶的方法具有操作简单、安全可靠的优点。
3.5副产品价值高
锅炉烟气经过氨-硫酸铵法脱硫和湿法脱硝后，最终分别生成硫酸铵和硝酸铵的混合物（简称复混肥）与硫酸铵对比，复混肥价值更高，而与硝酸铵对比，复混肥产量更大。正是副产品的高额产出，使一体化技术投资减少。
NADS氨肥法脱硫燃油锅炉烟气
NADS氨肥法脱硫燃油锅炉烟气随着工业化进程的加快，大量的烟气排放不仅给环境带来了巨大污染，也成为了阻碍环境治理的一大要素。
硫氧化物是烟气中最主要的污染物之一，其排放量的增加直接导致了酸雨的生成，加剧了环境的恶化。
对于燃料燃烧过程中产生的硫化物进行有效的去除就显得尤为重要。
NADS（NH4)2SO3氨肥法脱硫技术正是为了这一目的而设计的，该技术在燃油锅炉烟气处理中得到了广泛的应用。
一、原理NADS氨肥法脱硫技术是一种高效的烟气脱硫技术，其原理是通过将NH3与SO2在一定条件下充分混合反应生成(NH4)2SO3，再通过气液净化器将(NH4)2SO3与烟气中的颗粒物分离，从而实现烟气中SO2的脱除。
其主要反应方程式如下：2NH3(g) + SO2(g) → (NH4)2SO3(s)上述反应中，NH3与SO2在气体状态下发生气相反应生成(NH4)2SO3，而在(NH4)2SO3与氧气或二氧化氮发生气相反应后，SO3则会随气相流出而尘埃则会被分离。
通过对反应条件的调控和气液分离的设计，可以实现对烟气中SO2的高效脱除。
二、技术特点1.高效性：NADS氨肥法脱硫技术在脱硫效率上表现突出，可以将烟气中的SO2去除率提高到90%以上，而且氨的利用率也很高，因此是一种较为高效的烟气处理技术。
2.适用性广：NADS氨肥法脱硫技术可以广泛应用于各类燃料的燃烧烟气处理中，包括煤炭、燃油、天然气等，尤其适用于高硫燃料的燃烧烟气脱硫处理。
3.操作稳定：NADS氨肥法脱硫技术操作简单，稳定性高，对操作人员的技术要求较低，可以实现自动控制。
4.低成本：与传统石灰石湿法脱硫技术相比，NADS氨肥法脱硫技术的投资和运行成本都较低，有利于企业节约成本。
5.无二次污染：NADS氨肥法脱硫技术反应生成的(NH4)2SO3可以直接作为氮肥利用，避免了对环境造成的二次污染。
三、工程实例NADS氨肥法脱硫技术已经在国内外得到广泛的应用，其在燃油锅炉烟气处理中的应用也有很多成功的工程实例。
氨法脱硫规程(烟气脱硫技术)
目录1.目录 (1)2.前言 (2)3.使用范围及职责范围 (3)4. 工艺操作规程 (3)1工艺原理 (3)2.工艺流程 (4)3技术指标 (7)4系统开车 (9)5系统运行中调整 (11)6系统停车 (12)5. 系统及设备的常见故障分析与调整维修 (12)1脱硫系统 (13)2离心泵 (14)3压滤机 (14)6. 设备维护保养制 (15)7. 带控制点工艺流程图 (15).前言河南气化厂属于化工企业中甲类安全等级的企业，脱硫系统运行过程中存在中毒、烫伤、高空坠落等不安全因素。
具体表现主要有：1、脱硫系统泄漏氨水会造成人员灼伤、中毒。
2、脱硫效率达不到要求，造成环保污染事故。
3、脱硫系统出现堵塞，造成锅炉停车。
为确保安全生产，避免和预防事故发生，加强事故的应急处理能力，在操作处置、接触控制、个体防护的过程中，结合上述危害分析，特制定此操作规程。
1 适用范围及职责范围1.1 适用范围1.1.1 本规程为DG130/3.82-9型锅炉脱硫系统运行操作规程，适用于河南气化厂热电车间1#、2#锅炉脱硫系统开停车、运行操作和事故处理。
1.1.2 下列人员应熟悉本规程车间主任、生产副主任、检修副主任、主任工程师、各技术员、正副班长、锅炉主操、锅炉副操、锅炉现场巡检、电除尘巡检.1.2 职责范围1.2.1 管辖范围a）1#、2#锅炉烟气脱硫系统b）脱硫剂供应系统系统c）过滤系统1.2.2 基本职责a）负责管辖范围内机械、设备、阀门的操作及消气防器材、安全防护设备的保养管理。
b）按时、准确、工整地填写本岗位记录报表和交接班日志。
c）配合机、电、仪人员进行正常的维护和保养。
d）负责本岗位卫生清扫、消气防器材的使用和保管。
e）服从班长的领导和指挥，遇有异常现象立即向分管管理人员汇报，遇到对人身和设备有严重危害的故障，有权先停车后汇报，对违章指挥有权拒绝执行并向有关领导汇报。
f）有权制止他人接近或操作本岗位设备。
燃煤锅炉烟气除尘脱硫系统设计方案
燃煤锅炉烟气除尘脱硫系统设计方案一、设计题目燃煤锅炉烟气除尘系统设计。
二、课程设计的目的通过课程设计进一步消化和巩固本课程所学内容，并使所学的知识系统化，培养运用所学理论知识进行除尘系统设计的初步能力。
通过设计，了解工程设计的内容、方法及步骤，培养学生确定大气污染控制系统的设计方案、进行设计计算、CAD绘制工程图、使用技术资料、编写设计说明书的能力。
三、设计原始资料锅炉型号：SZL4-13型，1台排烟温度： 160℃烟气密度(标准状态下)：1.34kg/m3空气过剩系数： =1.4排烟中飞灰占煤中不可燃成分的比例：16%烟气在锅炉出口前的阻力：800 Pa当地大气压力：97.86 Kpa冬季室外温度：-5℃空气中含水(排标准状态下)：10g/kg 烟气其它性质按近似空气计算 燃料的工业分析值：YC =85% YH = 4% YS = 1% YO =5% Y N = 1% Y W = 6% Y A = 15% Y V =13%烟尘和SO 2排放标准按《锅炉大气污染物排放标准(GB13271—2001)》执行：烟尘浓度排放（标准标准状态下）：200mg/m 3； 二氧化硫排放标准（标准标准状态下）：900 mg/m 3。
四、计划安排1、资料查询和方案选定1天2、设计计算2天3、说明书编制及绘图2天五、设计内容和要求1、燃煤锅炉排烟量及烟尘和二氧化硫浓度计算2、净化系统设计方案的分析确定3、除尘器的选择和比较确定除尘器的类型、型号及规格，并确定其主要运行参数。
4、管布置及计算：确定各装置的位置及管道布置并计算各管段的管径、长度、烟囱高度和出口内径以及系统总阻力5、风机及电机的选择设计根据净化系统所处理烟气量、烟气温度、系统阻力等计算选择风机种类、型号及电动机的种类和功率。
六、成果1、设计说明书设计说明书按设计程序编写，包括方案的确定、设计计算、设备选择和有关设计的简图(工艺管网简图和设备外形图)等内容。
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[收稿日期]2009-06-26；[修改日期]2009-10-26
[作者简介]田振宇（1965—），男，内蒙古人，硕士，高级工程师，从事电厂热工自动化设计工作。
氧化成硫酸铵溶液并溢流至循环槽；通过二级循环泵送入脱硫塔的浓缩段，被147℃的烟气加热，通过蒸发、浓缩后自流进入循环槽，得到质量分数为
40%～45%的接近饱和溶液，最后由出料泵送入硫铵
系统；脱硫后的清洁烟气进入除雾器段，除雾后的烟气中含水量小于75mg/m 3，然后经脱硫塔顶的净烟
行下的监视和调整以及系统运行异常与事故工况时的紧急处理。
系统不设置常规仪表盘，但当DCS 的电源消失、通讯中断、全部操作员站失去功能时，为确保脱硫系统能够紧急停运，在操作员控制台上设置了独立于DCS 的常规操作项目———烟气旁路挡板控制。
2.1DCS 控制系统点数统计清单
热电装置工程3×240t/h 锅炉烟气脱硫控制系
统点数统计清单见表1（3炉1塔）。
2.2控制系统功能
2.2.1数据采集与处理系统（DAS ）
数据采集与处理系统（DAS ）连续采集和处理所
有与脱硫工艺系统有关的重要测点信号及设备状态信号，以便及时向操作人员提供有关的实时信息。
2.2.2主要模拟量控制系统（MCS ）
主要调节项目有循环槽液位控制、吸收液进浓
缩段流量控制、脱硫塔吸收液pH 值控制、干燥系统蒸汽流量控制、脱硫塔液位控制。
2.2.3主要顺序控制系统（SCS ）
主要控制功能组有烟气挡板控制、脱硫塔系统、
脱硫系统启/停顺序控制系统、脱硫塔循环系统、氨水供应系统、硫铵系统、氧化空气系统、工艺水系统。
除上述功能组控制外，与脱硫有关的辅机、阀门也纳入FGD-DCS 系统实现远方控制。
2.2.4热工保护
来自FGD 装置的保护动作条件包括：FGD 进口
烟温过高，FGD 出口烟温过高，进塔烟尘含量过高，脱硫系统主电源消失，脱硫塔浓缩段出口烟温过高，烟气旁路挡板差压过高或过低，FGD 入口压力异常，FGD 原、净烟气挡板门未打开等。
来自机组的联锁条件包括锅炉MFT 、油燃烧器投入状况、煤燃烧器投入状况、除尘器投入状况等。
主要实现以下保护和联锁功能：
当满足上述保护动作和联锁动作条件时，FGD-
DCS 系统会报警提示操作人员装置停运，手动打开
烟气旁路挡板，通过关闭原、净烟气挡板来断开进入
FGD 装置的烟气通道。
在脱硫控制室设手动按钮，紧急状态时强制动作旁路挡板门，保证锅炉安全运行。
2．2．5烟气连续监测系统（CEMS ）2．2．5.1系统配置
在FGD 装置进口和烟囱2侧入口各设置1套CEMS 系统（共3套），分别监测FGD 进口、出口的原烟气和净烟气成分。
各CEMS 系统均输出4~20
mA 模拟量信号至FGD －DCS 进行监视与计算。
2．2．5.2监测项目
CEMS 监测项目包括：烟囱2侧入口净烟气中二氧化硫（SO 2）、氮氧化物（NO x ）及粉尘的质量浓度，
烟气的含氧量、含湿量、温度、压力和流量；FGD 进口原烟气中二氧化硫（SO 2）、氮氧化物（NO x ）及粉尘的质量浓度，烟气的含氧量、温度、压力和流量。
3
氨法脱硫控制系统设计要点
3.1
控制对象及控制回路3.1.1
脱硫塔吸收液的pH 值控制
吸收段的加氨量（根据需脱除的SO 2量计算得
出的）与氨的流量进行对比作为主调节，同时将吸收液的pH 值作为加氨量的辅助控制回路来保证吸收液的脱硫性能。
进脱硫塔的氨水量由脱硫塔吸收液的pH 值控制，当pH 值大于设定值时，关小氨水管道上调节门（开度调为35%左右）；当pH 值小于设定值时，开大氨水管道上的调节门（开度调为65%左右）。
本流程设置2台pH 值测试仪，1台安装在吸收塔浓缩液自流到循环槽的管线上，1台安装在吸收塔氧化段溢流到循环槽的管线上，2只加氨水调节阀分别受这2台pH 值测试仪的控制，其监测信号被送至DCS 。
若该pH 值超出设定的上限或下限，系统将会报警；另外，若氧化段、浓缩段2个pH 值之差超出设定范围，系统也会报警。
3.1.2循环槽液位控制
循环槽设定正常操作液位（可调），位于循环槽
顶部的液位计将随时监测二级循环槽的液位，该信号将被传输到控制系统，与设定值相比较，进而调节入塔工艺水调节阀开度，控制工艺水入塔的补水量。
循环槽液位高于设定值时，工艺水调节阀开度变小（开度调为65%左右）；当循环槽液位低于设定值时，调节阀开度变大（开度调为85%左右）。
3.1.3脱硫塔吸收液的溢流流量控制
吸收塔氧化段出塔进循环槽的流量将被连续监
测。
位于吸收塔下段氧化段溢流管道上的流量计将随时监测管内的流量，该信号将被传输到控制系统，与设定值相比较，进而调节一级循环泵浓缩段稀硫铵分布器管道上的调节阀开度。
3.1.4一效蒸发换热器的温度控制
一效蒸发换热器的蒸汽量由蒸汽压力控制，当
系统接收到换热器中蒸汽压力偏离了设定值的信号
表1
烟气脱硫控制系统点数统计清单
I/O 类型点
数
I/O 类型点数
AI （4~20mA ）70DI 89AO （4~20mA ）10DO 65AI （Pt100）
25
总计
259
内蒙古电力技术
2009年增刊第27卷
23
（上接第21页）式为：35kV 永巨I 、II 回带大漠电厂
35kV 母线及出线（包括巨能电石厂和农变）。
因永安站1台主变和110kV 顺永线单线路不满足N -1
要求存在缺陷，而且在高峰负荷时段和永巨I 、II 回任一线路停电或跳闸时都必须快速拉限负荷，同时该方案将乌达矿务局35kV 系统分割为2部分，农变、苏变和黄变供电可靠性降低，因此该方案只能在短期内采用。
3.3方案3
顺达站至永安站建110kV 顺永II 回,永安站扩
建2号主变，35kV 永巨双回带乌达矿务局系统，35
kV 乌矸线和乌五线作为备用，该方案可以真正实现
向乌达矿务局系统提供双电源供电通道。
2010年将按照电网运行方式改造方案3实施。
编辑：张俊英
时，就会发出相应指令调节蒸汽调节阀的开度。
3.1.5一效蒸发分离器的液位控制
一效蒸发分离器的液位由蒸发补液泵出口管路
调节阀的开度控制，液位一旦偏离设定值，系统就会随之调节该调节阀的开度。
3.1.6二效蒸发分离器的液位控制
二效分离器的液位由二效蒸发分离器的进料调
节阀开度控制，当液位偏离设定值，系统就会随之调节该调节阀的开度。
3.1.7工艺水槽的液位控制
工艺水槽的液位由工艺水槽的进水调节阀控
制。
液位高于设定值时关进口水阀，低于设定值时开进口水阀。
3.1.8干燥用蒸汽流量控制
干燥用蒸汽流量由干燥系统出口尾气温度控
制。
当尾气温度高于设定值时，减小调节阀开度；当尾气温度低于设定值时，增大调节阀开度。
3.2故障工况时的保护措施
在设计中应考虑保护脱硫系统的所有设备免受
装置中其他设备误动作的影响。
当引风机故障，一、二级循环泵停止运行，原烟气挡板未打开，原烟气温度太高，FGD 烟道压力超出了允许范围等，会使烟气系统受到干扰。
控制系统中应设有当出现上述故障时的报警功能，以便发生故障时，操作人员可迅速打开旁路挡板（打开时间≤25s ），关闭FGD 入口原烟气挡板门，断开进入FGD 装置的烟气通道。
3．3硬接线信号
本工程脱硫系统DCS 与机组DCS 之间的接口
采用硬接线方式。
主要信号如下：
（1）锅炉侧：锅炉负荷信号、锅炉MFT 信号、锅炉油枪投入信号、锅炉除尘器未运行信号；
（2）烟气脱硫侧：FGD 运行(或停止)信号、原烟气挡板状态信号、旁路挡板状态信号、净烟气挡板状态信号等。
3．4控制系统可靠性设计原则
控制系统的设计应采用合适的冗余配置和诊断
至通道级的自诊断功能，使其具有高度的可靠性。
系统内任一组件发生故障均不应影响整个系统的工作。
冗余设备的切换不得影响对其他设备的控制。
控制系统的过程I/O 及控制功能应按功能子系统或工艺流程合理组态在各处理器内。
系统设计应结合机组工艺及电气系统的特点，并遵循功能分散和物理分散的原则。
所有重要参数测点选用3取2或2取
1的方式进行监测，以保证系统可靠。
4结束语
氨法脱硫控制系统自动化程度高，不仅可以完
全满足整个脱硫系统的控制和安全运行，对整个脱硫系统进行实时监控，并且能在故障发生时及时报警，保证整个脱硫系统的高可靠性。
[参考文献]
[1]电力规划设计标准化技术委员会.DL/T 5196—2004火力
发电厂烟气脱硫设计技术规程[S].北京：中国电力出版社，
2004.
实习编辑：马婷
：：：：：：：：：：：：：：：：：：：：：：：：：：：：：：：：：：：：：：：：
内蒙古电力技术
2009年增刊第27卷
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