企业管理脱硫培训PPT学习课件

主要内容介绍1、前言2、第一章 烟气脱硫技术概况 3、第二章 典型的湿式石灰石-石膏法脱硫系统介绍4、第三章 设备及子系统介绍5、第四章 运行调节6、第五章 脱硫系统的启停 7、第六章 脱销系统介绍 前言 能源和环境是当今世界上备受瞩目的两大问题。能源是创造现代工业文明的动力。但是，从钻木取火到蒸汽机，再到火力发电，能源利用过程中的“熊熊烈火”也把数以亿吨的废气和废物排入大气之中，从而造成了今天困扰世界的酸雨问题、臭氧层空洞问题、温室效应问题以及烟尘问题等一系列大气环境问题。这些问题已经严重地破坏地球的生态和人类的生存条件。 我国是煤炭大国，探明储量在8600亿吨以上，年开采量14亿吨左右，分别居世界第三位和第一位。我国的一次能源以煤为主，在能源消费结构中，煤占75%。在商品煤中，80%用做燃料。在今后的相当长的时期内，中国能源不会改变以煤炭发电为主的发展特点。“以电力为中心，以煤炭为基础”的能源政策是中国能源发展的必然选择。这种能源状况决定了我国主要大气污染物排放总量很大，如2002年二氧化硫年排放量高达1995万吨，超过环境容量的60%，如果不对这一问题加以控制和防治，将使我国承载着13亿人口的本来就已经很脆弱的生态系统受到严重的破坏，进而影响经济的发展。研究结果表明，每年大气污染所造成的损失相当于我国GDP的2%3%。其中仅酸雨一项给国内经济造成的损失就超过1100亿元。 在人为污染源中，火电厂是最大的大气污染源，其排出的大气污染物总量是相当大的，据统计我国每年排入大气中90%的二氧化硫，70%的烟尘，85%的二氧化碳都来自燃煤。当前，我国电力行业进入了一个新的发展阶段，为达到2020年经济总量在2000年的基础上翻两番的目标，电力需求量将大幅度增长，预计届时全国总装机容量必须达9亿10亿KW才能满足经济发展的要求。而按照目前的排放控制水平，我国火电厂年排放的二氧化硫、烟尘和氮氧化物将分别达到2100万吨、500万吨和1000万吨以上。因此，如果火电厂排放的大气污染物得不到有效控制，我国将面临十分严峻的大气环境恶化问题，电力工业的可持续发展也将成为一纸空谈。 目前，全世界烟气脱硫工艺共有200多种，经过几十年不断的探索和实践，在火电厂上应用的脱硫工艺仅在10种左右，主要包括有：石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺；旋转喷雾半干法烟气脱硫工艺；炉内喷钙加尾部烟道增湿活化脱硫工艺；循环流化床锅炉脱硫工艺；海水脱硫烟气工艺；电子束烟气脱硫工艺以及荷电干式喷射法烟气脱硫等工艺。 脱硫基本术语及其意义 烟气脱硫效率： 烟气脱硫效率表示脱硫能力的大小，一般用百分比表示，是衡量脱硫系统技术经济性的最重要的指标。脱硫系统的设计脱硫效率为在锅炉正常运行中（包括各种负荷条件和最差锅炉工况下），并注明在给定的钙硫摩尔比的条件下，所能保证的最低脱硫效率。脱硫效率除了取决于所采用的工艺和系统设计外，还取决于排烟烟气的性质等因素。 脱硫效率也是考核烟气脱硫设备运行状况的重要指标，是计算SO2排放量的基本参数。对于连续运行的脱硫设备，入口SO2的浓度是随时间变化的，而且变化幅度有时很大，因此，实时计算的脱硫效率也是随时间变化的。因此，某一监测时段内设备的脱硫效率，应取整个时段内脱硫效率的平均值。在计算脱硫效率时，只计入SO2的脱除率，而通常不考虑SO3的脱除率。 烟气流速 烟气流速是指设计处理烟气量的空塔截面流速，以m/s为单位，因此，烟气设计流速决定了吸收塔的横截面面积，也就确定了塔的直径。烟气设计流速越高，吸收塔的直径越小，可降低吸收塔的造价。但另一方面，烟气流速越高，烟气与浆液的接触和反应时间相应减少，烟气携带液滴的能力也相应增大，升压风机的电耗也加大。 比较典型的逆流式吸收塔烟气流速一般在2.55m/s的范围内，大多数的FGD装置吸收塔的烟气设计流速选取为3m/s，并趋向于更高的流速。国外FGD装置的运行经验表明，在SO2脱除率恒定的情况下，液气比L/G随着吸收塔烟气流速的升高而降低，带来的直接利益是可以降低吸收塔和循环泵的初投资，虽然升压风机的电耗要增加，但可由循环泵降低的电耗冲减。 因此，吸收塔烟气设计流速的选取是一个技术经济的综合比较，随着吸收塔的设计不断改进，烟气和浆液的反应吸收过程不断改善，设计和运行的烟气流速也在趋于提高。 液气比 液气比是指洗涤每立方米烟气所用的洗涤液量，单位是L/m3。比率为：循环浆液流量/处理烟气流量（井电公司脱硫装置设计的液气比为16.24 L/m3。 )浆液的pH值 浆液的pH值是FGD装置运行中需要重点检测和控制的化学参数之一，它是影响脱硫率、氧化率、吸收剂利用率及系统结垢的主要因素之一。浆液的pH值高，意味着碱度大，有利于碱性溶液与酸性气体之间的化学反应，对脱除SO2有利，但会对副产物的氧化起抑制作用。降低pH值可以抑制H2SO3分解为SO32-，使反应生成物大多为易溶性的Ca(HSO3)2，从而减轻系统内的结垢倾向。浆液的pH值是靠补充新鲜的石灰石浆液来维持的。通常喷淋吸收塔浆池的pH值维持在5.05.8之间。 钙硫摩尔比 从化学反应的角度，无论何种脱硫工艺，在理论上只要有一个钙基吸收剂分子就可以吸收一个SO2分子，或者说，脱除1mol的硫需要1mol的钙。但在实际反应设备中，反应的条件并不处于理想状态，因此，一般需要增加脱硫剂的量来保证吸收过程的进行。钙硫摩尔比就是用来表示达到一定脱硫效率时所需要钙基吸收剂的过量程度，也说明在用钙基吸收剂脱硫时钙的有效利用率。一般用钙与硫的摩尔比值表示，即Ca/S比，所需的Ca/S越高，钙的利用率则越低。 湿法脱硫工艺的反应是在气相、液相和固相之间进行的，反应条件比较理想，因此，在脱硫效率为90以上时，其钙硫摩尔比略大于1，目前国外脱硫公司的先进技术一般不超过1.05，最佳状态可达1.011.02。井电公司脱硫装置设计的钙硫摩尔比为1.03。 第一章 烟气脱硫技术概况 一、烟气脱硫技术的发展与现状 1国外烟气脱硫技术的发展与现状 发达国家从本世纪20年代就开始研究烟气脱硫（简称FGD）技术，70年代开始大量应用，目前在美国、德国、日本等国家已普遍对尾部烟气实施了脱硫措施，这些国家火电厂的二氧化硫排放控制问题已经基本得到了解决。 回顾FGD的发展历程，大致可分为3个阶段70年代的第一代FGD阶段，80年代的第二代FGD阶段以及90年代的第三代FGD阶段。 国外烟气脱硫技术的发展 第一代FGD以湿式石灰石法为代表，主要包括：石灰石湿法、石灰湿法、双碱法、钠基洗涤、碱性飞灰洗涤、柠檬酸盐清液洗涤工艺等。第一代FGD工艺的主要特点是： 吸收剂和吸收装置形式种类众多，在吸收塔内通常加入填料以提高传质效果； 基建投资和运行成本高； 设备可靠性和系统可用率较低； 脱硫效率不高（通常在7085）； 大多数FGD工艺为抛弃法（即脱硫副产物均被抛弃）。 国外烟气脱硫技术的发展 第二代FGD阶段除湿法外又出现了干法和半干法，如喷雾干燥法和烟道或炉内喷射法。这一时期FGD技术的主要特点是： 湿式石灰石洗涤法得到了进一步发展，特别在用单塔、塔型设计和总体布置上有较大改进。湿式石灰石洗涤法脱硫效率提高到90以上。且脱硫副产品的应用开始得到重视，如德国、日本的FGD装置大多利用强制氧化使脱硫副产品转化为CaSO42H2O以便利用。 在发展湿式石灰石工艺的同时，为降低投资、减少占地，开发了喷雾干燥法和烟道或炉内喷射法等半干法和干法工艺。这些方法与湿法相比，结构简单、占地面积小、初投资较低、能耗低，但吸收剂耗量相对较高。适合于燃用中低硫煤的中小型锅炉，以及现有电厂和调峰电厂加装烟气脱硫装置的情况。由于脱硫副产品是含有CaSO3、CaSO4、飞灰和为未反应的吸收剂的混合物，故脱硫副产品的处置和利用，成为80年代中期发展干法、半干法FGD的重要课题。 国外烟气脱硫技术的发展 第三代FGD阶段，除了对湿法工艺的进一步完善外，还出现了若干有发展前景的新工艺，如炉内喷钙后增湿活化（LIFAC）工艺，烟气循环流化床工艺、电子束辐射工艺等。其主要特点是： 投资和运行费用都有较大幅度的下降，性能价格比大大提高，大容量、商业化发展进程十分迅速。 湿法工艺更趋成熟，大容量机组的大量投运，使湿法工艺的经济性进一步得到提高，因而更具有优势。 近年来，烟气脱硫技术不断进步，脱硫、脱硝、除尘一体化的技术的研究开发受到重视。 2我国火电行业脱硫技术的发展与现状 我国火电厂对烟气进行脱硫最早可以追朔到上个世纪六十年代初，但当时主要是为了防止锅炉尾部受热面的低温腐蚀，所采用的措施是在过热器前喷入白云石粉，以减少烟气中二氧化硫浓度，降低烟气酸露点，保护低温空气预热器在正常工作温度下不受或减轻腐蚀。 伴随着改革开放带来的经济快速发展，我国电力行业先后开展了10多项不同规模、不同工艺的试验研究，取得了一些阶段性研究成果，积累了宝贵的经验。主要的试验有：湖北松木坪电厂活性炭脱硫工业性试验；四川白马电厂旋转喷雾脱硫工业性试验；四川豆坝电厂磷铵复合肥料脱硫工业性试验；炉内喷钙脱硫中间试验等。但由于技术、经济等多方面的原因，一直未能在大型工业装置上应用。 到80年代后期，国际上燃煤电厂脱硫技术已趋于成熟，电力部门为了解决电力生产带来的SO2污染问题。先后从国外引进了几种具有代表性的脱硫技术，在7个电厂建立了示范工程。7个示范工程分别为华能珞璜电厂石灰石石膏湿法、太原第一热电厂简易湿法、深圳西部电厂海水洗涤法、黄岛电厂旋转喷雾干燥法、下关电厂炉内喷钙后增湿活化法、成都热电厂电子束辐射法、白马电厂的循环硫化床锅炉，这些示范项目涉及湿法、半干法和干法等国际上该领域中主要的先进技术。 目前经过十余年的努力，全国火电厂烟气脱硫的实施取得了长足的进展，截止到2011年底，我国脱硫机组装机容量比例达到了87.6%。 二、火电厂烟气的特点和脱硫方法分类 1火电厂烟气的特点： 火电厂烟气主要具有如下特点： （1）烟气量大，污染物浓度低； （2）烟气成分复杂，如燃煤烟气中有SO2、NOX、CO、CO2、O2和粉尘等； （3）烟气温度高、压力低。 由于烟气的以上特点，要求火电厂的脱硫技术必须有较高的脱除率和脱除速度。而且由于烟气治理系统在极为不利的条件下进行，给操作带了诸多困难。另外，由于处理量极大，脱硫工艺产生的数量庞大的副产品必须考虑利用或妥善处理，否则将造成严重的二次污染。 2脱硫方法分类 目前应用的脱硫技术可以分为三类燃烧前脱硫、燃烧中脱硫和燃烧后脱硫即烟气脱硫(FGD)。 燃烧前脱硫包括洗煤、煤气化、液化以及利用机械、电磁等物理技术对煤进行脱硫。燃烧前的物理方法脱硫只能脱去煤中部分的硫（主要是无机硫），不能从根本上解决二氧化硫对大气的污染问题。而曾经引起广泛重视的生物脱硫技术，由于占地太大，无法实现大批量机械化连续生产，尚无工业应用价值。 2脱硫方法分类 燃烧中脱硫主要包括炉内喷钙、循环流化床锅炉添加石灰石燃烧等。流化床添加石灰石燃烧的脱硫技术具有良好的前景，国内外近年来发展很快。炉内喷钙工艺早在20世纪60年代就已经开始研究，但由于脱硫效率不高，一直未能得到广泛应用。 燃烧后脱硫即烟气脱硫是目前控制燃煤电厂SO2气体排放最有效和应用最广的技术。20世纪60年代后期以来，烟气脱硫技术发展迅速，从发表的文献统计，其工艺有213种之多，但除少数付诸工业应用之外，大部分方法都处于实验室研究阶段或小规模试验阶段。 烟气脱硫技术按其脱硫方式以及脱硫反应产物的形态可分为湿法、干法及半干法三大类。一般把以水溶液或浆液作脱硫剂，生成的脱硫产物存在于水溶液或浆液中的脱硫工艺称为湿法工艺；把以水溶液或浆液为脱硫剂，生成的脱硫产物为干态的脱硫工艺称为半干法工艺；把加入的脱硫剂为干态，脱硫产物仍为干态的脱硫工艺称作干法工艺。 表 湿法、干法、半干法烟气脱硫技术的主要特点代 表 性 工 艺 主 要 特 点 湿 法 烟 气 脱 硫 技术 （ WFGD） 湿 式 石 灰 石 /石 膏工 艺 （ L/GFGD） 脱 硫 反 应 速 度 快 ； 脱 硫 吸 收 与 产 物 生 成 均 在 中 低 温 状 态 下 进 行 ；脱 硫 效 率 高 。 但 设 备 较 为 复 杂 ， 并 普 遍 存 在 腐 蚀 严 重 ， 运 行 维 护费 用 高 及 废 水 处 理 等 问 题 。 干 法 烟 气 脱 硫 技术 （ DFGD） 炉 内 喷 钙 固 体 脱 硫 剂 在 干 态 下 与 SO2反 应 ， 并 在 干 态 下 处 理 ； 烟 气 在 脱 硫过 程 中 无 明 显 降 温 ， 利 于 排 放 后 扩 散 ； 无 废 液 二 次 污 染 。 但 反 应速 度 慢 ， 脱 硫 效 率 及 脱 硫 剂 利 用 率 低 。 半 干 法 烟 气 脱 硫技 术 （ SDFGD） 旋 转 喷 雾 干 燥 技 术 (SDA) 脱 硫 剂 一 般 在 湿 态 下 脱 硫 、 干 态 下 处 理 或 再 生 ； 也 有 在 干 态 下 脱硫 、 湿 态 下 处 理 脱 硫 产 物 的 半 干 法 工 艺 。 半 干 法 工 艺 兼 有 WFGD技 术 和 DFGD技 术 的 某 些 特 点 。 三、主要烟气脱硫技术简介 1. 湿式石灰石-石膏法 （1）工艺原理 化学反应式分别如下： 脱硫反应的基础是溶液中H的生成，只有H的存在才促进了Ca2+的生成，因此，吸收速率主要取决于溶液的pH值。故湿式脱硫工艺的应用中控制合适的pH值和保持pH值的稳定是保证脱硫效率的关键。 烟气中除含SO2外，还含其它有害气体如HCl、HF等。CaCO3与这些有害气体发生反应，反应方程式如下： SO2 +1/2O2 +2H2O + CaCO3 CaSO42 H2O+ CO2 2HCl + CaCO3) CaCl2 + H2O + CO2 2HF+ CaCO3 CaF2 + H2O + CO2 其中，CaCl2溶于水，可随废水排放。 （2）吸收剂 湿法烟气脱硫的吸收剂可以用石灰石、石灰和镁加强石灰（MEL）等。 在烟气脱硫实施的早期，由于石灰具有比石灰石更好的与SO2的反应活性，所以石灰曾广泛被用作吸收剂，但是石灰要通过石灰石煅烧获得，耗能较大，导致费用偏高，因此，现在多用石灰石替代石灰。随着技术的不断改进，目前，使用石灰石的湿式烟气脱硫技术已经几乎达到了与石灰一样的脱硫效率。 (3) 技术特点 技术成熟，脱硫效率高，吸收剂价廉易得、利用率高； 能适应大容量机组的需要，煤种适应性好，尤其适用高浓度SO2的烟气条件； 吸收剂来源广、价格低； 副产品石膏有综合利用的商业价值； 工艺系统较复杂、占地面积大、有废水排放湿式石灰石石膏工艺是目前世界上应用最广泛的脱硫技术。 三、主要烟气脱硫技术简介 2旋转喷雾干燥法 旋转喷雾干燥法烟气脱硫，是最先由美国JOY公司和丹麦Niro Atomier公司共同开发出的一种脱硫工艺，70年代中期得到发展，并在电力工业迅速推广应用。 () 工艺原理 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反应的同时不断吸收烟气中的热量使雾滴中水分蒸发干燥，使生成物成固体状，可以连同飞灰一起被除尘器收集。 () 工艺流程 旋转喷雾半干法工艺主要由以下几个系统组成： 生石灰制粉系统：采购来的块状生石灰在这里被制成粉状，送到生石灰贮存仓贮存； 浆液制造供给系统：生石灰粉在这里被消化成熟石灰浆液，并被输送到旋转喷雾器； 烟气脱硫塔系统：石灰浆液从安装在脱硫塔内的喷雾器以雾状喷出，和烟气中的酸性气体反应生成干态的颗粒状物质，一部分沉降到硫塔下部，一部分被烟气带走。 灰处理系统：包括脱硫塔下部、电除尘器的排灰和输送，烟气经电除尘器除尘，净化后的烟气由风机引入电厂烟囱排放。脱硫灰渣收集再循环利用或处置。 () 技术特点 系统简单，占地面积小，投资费用低； 以石灰作吸收剂且品质要求高、价格高； 脱硫产物为干态，无废水排放，但其综合利用受限制； 下游除尘设备受一定影响。 三、主要烟气脱硫技术简介 3.石灰石粉炉内喷射和钙活化 （1）工艺原理 分成两个阶段炉内喷射阶段和炉后活化阶段 （2）工艺流程 炉内喷钙-尾部增湿活化工艺主要由以下几个子系统组成： 石灰石制备系统：制备系统一般由主粉仓、输送仓泵、计量仓、平衡仓、喷射仓以及螺旋给料机等设备组成 炉内喷射系统：炉内喷钙部分由给料系统和喷射系统组成，喷射系统由罗茨风机和吸收剂喷嘴组成。喷嘴的布置根据炉膛的情况设定层数和喷嘴个数，一般分为上下2层。 增湿活化系统：增湿活化系统由活化器本体及辅助设备组成。通过喷水强化脱硫反应。 (3).技术特点 脱硫效率中等，适用于中低硫煤； 系统简单，占地面积小，投资费用低； 脱硫产物呈干态，无废水排放； 副产品产物综合利用受限制。 三、主要烟气脱硫技术简介 4海水脱硫 （1）工艺原理 天然海水中含有大量的可溶盐，其主要成分是氯化物和硫酸盐，也含有一定量的可溶性碳酸盐。海水通常呈碱性。这使得海水具有天然的酸碱缓冲能力及吸收SO2能力。利用海水这种特性洗涤并吸收烟气中的SO2，达到烟气净化之目的。 海水脱硫的主要特点是: 1）工艺简单。采用天然海水作吸收剂，既无需添加其它脱硫剂，也无废料产生，因此可节省脱硫剂制备和废渣液处理系统； （2）系统可靠可用率高。因为海水脱硫系统中不存在堵塞、结垢等问题，根据国外经验，可用率保持在100%； （3）脱硫效率高，可达90%以上，有明显环境效益； （4）投资低，运行费用也低； （5）只能用于海边电厂，且只能适用于燃煤含硫量小于1.5的中低硫煤。 三、主要烟气脱硫技术简介 5氨肥法 氨肥法是华东理工大学在FGD领域开展了长期的工作所提出的适合国情的专利技术，1999年9月，国家“九五”攻关项目氨肥法通过教育部和科技部组织的验收鉴定后，被评价为国际领先水平，它以我国庞大的化肥工业为基础，将火电厂烟气中的SO2回收，生产高效化肥，化害为利，变废为宝，一举多得，同时促进我国煤炭、电力和化肥工业的可持续发展。 (1)工艺原理:利用氨水为吸收剂，与烟气中的SO2反应生成硫酸铵化肥。氨肥法烟气脱硫工艺主要包括吸收过程和结晶过程。在吸收塔中，烟气中的SO2与氨水吸收剂逆向接触，SO2被氨水吸收，生成亚硫酸铵与硫酸氢铵 （）工艺流程 该工艺由三个模块组成，各个模块的设备和技术都是成熟和常用的。 吸收剂输送系统：这一子系统负责将氨水运进电厂、贮存和按一定比例送入吸收塔； 吸收塔系统：烟气与氨水逆向接触，SO2被氨水吸收，强制氧化，生成硫酸氢铵与硫酸铵； 硫酸铵析出、贮运系统：由底槽排出的硫酸铵吸收液，先经灰渣过滤器滤去飞灰，再在结晶反应器中析出硫酸铵结晶液，经脱水、干燥后得到副产品硫酸铵化肥。 () 技术特点 该工艺的主要技术特点为： 对烟气条件变化适应性强，脱硫效率高，能满足任何当地的环保要求； 也不产生二次污染和新的生态环境问题。 作为原料的氨来源丰富。 副产物为直径0.20.6mm的硫酸铵晶体，在某些地区可做肥料； 煤的含硫量越高效果越好。 整个系统不产生废水或废渣；能耗低；具有高安全运行可靠性和适用性。 基建和运行成本底。 这项技术被国家科技部和教育部列入“十五”专项攻关计划、“清洁能源行动”，并已经列为在200MW机组上进行烟气脱硫的样板工程。 三、主要烟气脱硫技术简介 6电子束辐照法（EBA） （）工艺原理 电子束（数百KeV）辐照含有水蒸气的烟气时，其中的N2、O2和水蒸气（H2O）被电离、激发，生成大量易于进行化学反应的离子、自由基团，特别是OH-等基团与SO2，NO x作用生成硫酸、硝酸，然后与添加进去的氨（NH3）反应生成农用化肥（硫铵、硝铵），致使SO2、NO x被清除掉。 （2）技术特点 该工艺的特点是： 干式脱硫脱硝可同时进行； 工艺简单，占地少； 副产品可作肥料使用； 粉尘影响较小； 不需要排水处理。 但该工艺需要大功率连续稳定的电子枪，同时需要防辐射屏蔽，而且运行、维护技术要求高。目前，减少该技术所需要的放射量。开发廉价的加速器是该技术应用于实际的关键。 四、烟气脱硫技术综合评价 近十几年来，我国加大了对火电厂二氧化硫排放控制的力度，为此，先后从国外引进了几种成熟的烟气脱硫工艺，这些工艺有湿式石灰石/石膏法、旋转喷雾法、炉内喷钙尾部增湿法、海水脱硫法、电子束法。通过实践，火电行业已经基本掌握了这些工艺在设计、施工、运行、检修等方面的技术，为今后的应用取得了第一手经验。 目前我国火电行业已经将湿式石灰石/石膏法作为大型火电厂采用的主要烟气脱硫技术。因该法具有脱硫效率高、技术成熟、设备投运率高、对煤种含硫量变化适应性强等优点，而且我国石灰石资源丰富、价廉，多数地区石灰石品位高、质优。另外，脱硫渣可进行综合利用如做建筑材料、水泥缓凝剂等。加之该方法经过不断改进，造价也有了大幅度地下降，是一种在经济上和技术上都比较适用于我国现阶段火电厂发展水平的工艺。 五、脱硫工艺的选择 1脱硫工艺选择的影响因素 在选择脱硫工艺时，除了工艺的可靠性以外还应考虑以下因素： （1）设备投资； （2）环保要求； （3）系统所占场地面积； （4）吸收剂来源； （5）水源问题； （6）脱硫系统的电耗； （7）燃煤含硫量； （8）脱硫渣的处理与利用。 五、脱硫工艺的选择 2脱硫工艺选择的原则 根据中华人民共和国电力行业标准火力发电厂烟气脱硫设计技术规程DL/T 5196 2004 规定，脱硫工艺的选择一般可按照以下原则： 燃用含硫量2煤的机组、或大容量机组（200MW）的电厂锅炉建设烟气脱硫装置时，宜优先采用石灰石石膏湿法脱硫工艺，脱硫率应保证在90以上。 燃用含硫量2煤的中小电厂锅炉（200MW），或是剩余寿命低于10年的老机组建设烟气脱硫装置时，在保证达标排放，并满足SO2排放总量控制要求，且吸收剂来源和副产物处置条件充分落实的情况下，宜优先采用半干法、干法或其它费用较低的成熟技术，脱硫率应保证在75以上。 燃用含硫量1煤的海滨电厂，在海域环境影响评价取得国家有关部门审查通过，并经全面技术经济比较合理后，可以采用海水法脱硫工艺；脱硫率宜保证在90以上。 脱硫装置的可用率应保证在95以上。 第二章 典型的湿式石灰石-石膏法脱硫系统介绍 湿式石灰石-石膏工艺具有脱硫效率高，能适应大容量机组、高浓度SO2含量的烟气条件等特点，且吸收剂价廉易得，副产品具有综合利用的商业价值。随着系统的逐步简化，不但运行、维修更为方便，而且造价也有所下降。是目前世界上应用最广泛、技术最为成熟的SO2排放控制技术。 典型的湿式石灰石石膏烟气脱硫工艺流程简图 ： 1.锅炉; 2.电除尘器 3.未净化烟气 4.净化烟气 5.烟气/烟气换热器 6.吸收塔7.吸收塔持液槽（吸收塔底槽） 8.除雾器 9.氧化用空气 10.工艺过程用水 11.粉状石灰石12.工艺过程用水 13.粉状石灰石储仓 14.石灰石中和剂储箱 15.水力旋流分离器16.皮带过滤机 17.中间储箱 18.溢流储箱 19.维修用塔槽储箱 20.石膏储仓21.溢流废水 22.石膏 第三章 设备及子系统介绍 石灰石石膏湿法烟气脱硫系统由七个子系统组成吸收剂制备系统、吸收塔系统、烟道系统、石膏脱水贮存系统、工艺水系统、排水系统（废水处理系统）、排空系统。 一、 吸收剂制备系统 石灰石（CaCO3）在自然界的数量仅次于硅酸盐而居第二位，且价廉易得，无毒无害，在使用和处置中很安全。但其成分和性能区别很大，其特性会影响到FGD系统的运行，而且当煤种含硫量较高时石灰石消耗将占用相当部分的运行费用。所以在选择时必须考虑石灰石的纯度和活性，其脱硫反应主要取决于石灰石粉纯度、颗粒度和颗粒比表面积。 H:脱硫脱硫照片石灰石检验项目.JPG照片（井冈山石灰石进厂检验项目） 石灰石主要由碳酸钙组成，也含有碳酸镁及砂、粘土等杂质。碳酸镁以溶解形式或白云石形式存在，石灰石中的白云石（CaCO3.Mg3）在吸收塔中不随固体副产物而离开系统，所以含高浓度白云石的石灰石活性较低。湿法FGD工艺一般要求CaCO390%；MgCO32%。通常要求石灰石粉90%325目（44微米）。石灰石越细越易溶解。某些化学物质会阻碍石灰石的溶解，如氟化铝络合物和氯化物。如果氟化物浓度过高，氟化铝会从溶液中析出覆盖在未溶解的石灰石颗粒上，导致石灰石闭塞，抑制了石灰石的溶解和利用。溶解的氯化物也影响石灰石的溶解，导致CaCl2浓度增加，共同离子效应使溶解的CaCl2阻碍了石灰石中的CaCO3的溶解。 井冈山电厂脱硫所需石灰石外购购，粒度20mm，由自卸汽车运至厂内，卸至制浆楼的地下卸料斗内，经斗式提升机输送进石灰石仓。石灰石仓排料再经称重给料机和皮带输送机送入湿式球磨机加水碾磨后进入磨机循环浆液箱，然后由磨机循环浆液泵送至石灰石浆液旋流器。经旋流器分离后的底流返回磨机、而浓度约30%、固体粒径为325目（90%通过）的石灰石浆液溢流至石灰石浆液箱，再由石灰石浆液泵送至SO2吸收塔。 吸收塔内的石灰石浆液供给量根据进入FGD的烟气量、进出FGD的烟气中SO2含量以及吸收塔的pH值进行调整。磨机制浆补充用水采用石膏脱水机的滤液水。 1、系统流程： 粒径小于20mm的石灰石块由卡车卸入卸料斗，进入卸料斗内的石灰石由振动给料机送至斗式提升机，经石灰石输送机由犁式卸料器卸至石灰石仓，石灰石输送机上配有用于分离大金属的电磁除铁器（金属分离器）。石灰石从石灰石贮仓经皮带秤重给料机送至湿式球磨机进行研磨。滤液水将按与送入石灰石成定比的量而加入湿式球磨机的入口，经过湿式球磨机的强力研磨，石灰石旋流器的分离，最后得到细度为9060m、浓度为30的石灰石浆液。 石灰石在湿式球磨机中被磨成浆液并自流至湿磨排浆罐，然后再由湿磨浆液泵打至石灰石旋流器。旋流器底流再循环至湿式球磨机入口，进入球磨机内重磨；而溢流则自流入石灰石浆液箱中，再由石灰石浆液输送泵送至两台机组的吸收塔。 典型的系统流程(井冈山电厂） 济南重工股份有限公司生产的湿式球磨机的典型石灰石浆液制备系统立面图 大部分电厂都是用汽车将商品石灰石运入厂内，再在厂内将石灰石加工成石灰粉，也有一些电厂直接使用商品石灰粉。后者只需在厂内建立制浆系统。下图是一个直接使用商品石灰石粉的制浆系统示意图。 1-状石灰石粉仓 2-除尘器 3-压缩空气填充装置； 4-计量和输送装置 5-浆液罐； 6-灰浆泵 2、 吸收剂制备系统主要设备和功能2.1、湿式球磨机湿式球磨机是一种低速筒体球磨机。它利用低速旋转的滚筒带动筒内钢球运动，通过钢球对石灰石块的撞击、挤压、研磨，实现石灰石块的破碎并且磨制成细度为9095%,、投运率98%； FGD出口烟气 SO2浓度设计261 mg/Nm3，标准小于400 mg/Nm3 。 脱硫运行主要参数控制范围项 目 单 位 正 常 范 围 报 警 备 注 吸 收 塔 液 位 12.5-13.5m 13m 吸 收 塔 PH 5.0 5.8 4.8低 报 5.8高 报 石 膏 浆 液 密 度 kg/m3 1120 1160 1200高 报 浓 度 22 30% 石 灰 石 浆 液 密 度 kg/m3 1200 1240 浓 度 25 30% 旁 路 挡 板 差 压 pa -300 300 -300低 报 300高 报 +1000， -600保 护开 脱硫系统的主要运行调整 吸收塔的液位调整 调整目的： 维持吸收塔液位在正常范围内；提高脱硫效率；保证烟气系统安全运行。 调整方法： 脱硫系统运行时，由于烟气蒸发、携带，石膏带水，废水排放等，脱硫装置有一定的水耗，为了维持整套脱硫系统的运行液位，需不断的往吸收塔内补水。 吸收塔液位对于脱硫效果及系统安全影响极大，吸收塔正常液位应控制在12.513.5m。液位高时，会缩短吸收剂与烟气的接触空间，降低脱硫效率，可能造成吸收塔溢流，甚至造成脱硫热烟道进浆，严重影响增压风机安全运行；液位低时，吸收塔内的氧化反应空间减少，使吸收塔内亚硫酸钙不能完全氧化，从而影响石膏品质。 1) 吸收塔正常运行液位为13m，最高液位不超过14m。 2) 吸收塔液位偏差较大时，应确认排浆管路阀门开关正确，吸收塔补水管路无泄漏或堵塞，液位控制系统无误。 3) 液位高必须手动调节时，应关闭除雾器冲洗水及吸收塔补水阀，并减小或关闭滤液至吸收塔的回流量，必要时可排浆至事故浆液箱。 4） 液位低必须手动调节时，应确认除雾器冲洗程序正常，同时调整除雾器冲洗时间间隔，开大吸收塔补水阀，并增加石膏浆液溢流输送泵至吸收塔的回流量（配合吸收塔浓度调整）。 吸收塔浆液浓度调整 调整目的： 1） 提高脱硫效率； 2） 减少对设备磨损和管道的堵塞及系统结垢； 3）提高石膏品质及石灰石利用率； 4）降低吸收塔搅拌器、浆液循环泵的运行电流达到节能降耗的目的。 调整方法：吸收塔内的石膏浆液浓度一般控制在11201160 kg/m3之间，石膏浓度的调整主要通过石膏浆液连续排出量控制。 1） 如石膏浆液流量波动过大时，会带走吸收塔内未完全反应的石灰石，导致吸收塔PH值降低，造成石膏脱水困难。 2） 石膏浆液浓度大于1160 kg/m3时，加大石膏浆液排出量，控制吸收塔内浆液浓度在正常范围。 3） 石膏浆液浓度低于1120 kg/m3时，系统石膏浆液停止外排，或者通过事故浆液箱管道补充浆液，减少工艺水补充以及除雾器冲洗。待浓度高于1140 kg/m3，适当排放石膏浆液。 吸收塔PH值调整 调整目的： 1） 保证脱硫系统连续高效运行； 2） 减少设备腐蚀、结垢； 3） 提高石灰石利用率。 调整方法： 1） 吸收塔PH值通过反馈PH值与设定值控制，保证新鲜石灰石浆液不断的供入吸收塔内，控制PH值在5.05.8之间。 2） PH值高于5.7或低于5.0时，注意监视石灰石浆液调节门自动调节是否正常：PH偏高时调节门动作关小、PH偏低时调节门动作开大，调整石灰石浆液的供给量，使PH值回到正常范围。如自动调节异常，改为手动调整。 3） PH值高于5.7时，需手动关小石灰石浆液调节门或降低PH值的设定值，减少石灰石浆液的供给量，防止脱硫产物CaSO31/2H2O的溶解度降低，引起设备结垢。 4） PH值低于5.0时，需手动开大石灰石浆液调节门或提高PH值的设定值，增大石灰石浆液的供给量，防止SO2吸收速度下降，造成吸收塔内低温酸腐蚀加剧。 吸收塔PH值异常检查 1） 吸收塔PH值通过调节石灰石浆液的流量来控制。 2） 如果吸收塔PH值与设定值偏差较大，应确认PH计工作正常，对PH计进行清洗，必要时进行校验。 3） 确认石灰石供浆管路无泄漏或堵塞，阀门开关无误。 4） 确认石灰石供浆量控制系统无误。 5） 检查FGD入口烟气S02浓度的有无异常变化。 6） PH值持续降低必须手动调节时，可适当开大石灰石给浆调节阀的开度，增加石灰石给浆量。 石灰石浆液品质调整 1、运行中若发现球磨机电流小于额定值较大时（一般主电机电流保持在50A左右），应及时补充合格的钢球。 2、设计石灰石哈氏可磨指数92，粒径20mm，石灰石料不合格时，应及时通知上级领导，保证来料硬度符合要求。 3、钢球装载量不够并且来不及补充时，应及时减少称重皮带给料机的给料量。 4、运行中应严格控制石灰石给料、磨机研磨水、稀释水的比例，料水比约为1：2.4。 5、运行中要密切监视调整旋流器入口压力在适当范围内,约1.1bar。 6 、加强监督，定期化验浆液细度（90%通过250目），为细度调节提供依据。 .7、 石灰石浆液浓度为30%左右，对应密度为1230kg/m3左右。主要是通过磨机出口浓度控制、磨机浆液循环箱浓度控制以及旋流子的投入个数和入口压力调节来实现。 8 、石灰石浆液浓度与设定值偏差较大，应首先确认磨机制浆系统管路无泄漏或堵塞，各阀门开关位置正确，流量变送器、液位变送器工作正常，控制系统无误。必要时停机检查磨机出口筛网是否堵塞，旋流子磨损或堵塞情况。 石膏品质调整 1、 若石膏水份含量大于10，应确认滤饼厚度控制系统无误，真空泵运转正常，管路无泄漏。检查滤布无破损。 2、必须手动调节时可调整真空皮带脱水机给浆量或转速，保证脱水机真空度和石膏厚度在合格范围内。 3、若石膏中含尘量过大，应及时通知电厂检查静电除尘器的除尘效果，并予以调整，降低原烟气中的粉尘含量。 4、若石膏中CaCO3过多，应及时调整吸收塔给浆量， 在系统不超标的情况下，尽可能保证系统低PH值运行，；化验石灰石浆液品质及石灰石原料品质，如果石灰石浆液粒径过大，应调整细度在合格范围内。如果石灰石原料中杂质过多，则应通知有关部门，保证石灰石来料品质在合格范围。 5、若石膏中CaSO3.1/2H2O过多，应及时调整氧化空气量，检查氧化空气管道和搅拌器的运行情况，以保证吸收塔氧化池中CaSO3.1/2H2O充分氧化。 第五章 脱硫系统的启停（井电为例） 一、脱硫系统的启动1 、FGD启动时应具备的条件 1.1机组负荷30%额定负荷 1.2锅炉机组油枪全撤 1.3电除尘器已投运正常2 挡板密封系统的启动锅炉启动时，及时启动FGD 挡板密封风机 2.1 开启密封风机出口手动门。 2.2 启动一台密封风机，缓慢开启其进口手动门。 2.3 逐个开启烟气挡板的密封气进气手动门（处于关闭状态的烟气挡板） 3石灰石制浆系统的启动3.1 石灰石卸料系统的启动 3.1.1石灰石卸料系统（卸料斗、振动给料机、斗式提升机、皮带输送机、电磁除铁器）检修工作全部结束，工作票终结并供电完毕。 3.1.2 启动石灰石卸料斗顶部除尘器，开启反吹压缩空气手动截止门。 3.1.3 启动准备上料的石灰石仓顶袋式除尘器，送上反吹压缩空气，当除尘器进出口压差至2000 Pa时，对滤袋进行自动反吹。 3.1.4 石灰石贮仓料位测量装置正常，料仓下部插板关闭严密。 3.1.5 启动皮带输送机空转，经过调整无跑偏现象；投用电磁除铁器。 3.1.6 启动斗式提升机，检查无链条摩擦、卡涩现象。 3.1.7 启动振动给料机运转正常，调整振动频率至需要值，卸料至石灰石贮仓。 3.2 制浆系统的启动 3.2.1 启动声光信号报警。 3.2.2 投入球磨机润减速机润滑油系统，确认油泵出口压力和流量。 3.2.3 投入球磨机前后轴承润滑油泵，确认油泵出口压力和流量。 3.2.3 启动磨机浆液循环泵，调节湿磨浆液循环泵变频器，维持磨机浆液循环箱液位正常和石灰石旋流器入口压力正常。调整浆液分配箱确保磨机浆液箱液位稳定。 3.2.4 开启磨机研磨水和磨机浆液箱稀释水。 3.2.5 启动球磨机1）任一减速机油泵运行2）减速机油压不低3）减速机油箱油位不低4）轴承1润滑油泵运行5）轴承1润滑油有流动状态6）轴承1温度小于557）轴承2润滑油泵运行8）轴承2润滑油有流动状态9）轴承2温度小于5510）磨机主电机线圈温度小于7011）磨机电机轴承温度小于7012）减速机温度小于7013）慢传电机未运行 3.2.6 启动皮带称重给料机，调整进料量 3.2.7 启动完毕，应及时调整湿式球磨机进水量和给料量适当。 4、吸收塔系统的启动 4.1 投运吸收塔液位控制系统 4.2 投运吸收塔PH控制系统 4.3 投运吸收塔密度控制系统 4.4 吸收塔滤液补水调节阀置为自动。 4.5 石灰石浆液输送调节阀置为自动。 4.6 启氧化风机 4.7 启吸收塔搅拌器。 4.7.1吸收塔液位10.5m；（上层搅拌器） 4. 7.2吸收塔液位3.8m；（下层搅拌器） 4.8 启除雾器冲洗水系统。 4.9 吸收塔浆液循环泵的启动（至少两台） 4.9.1 启动条件 1）电机轴承温度70 2）电机线圈温度70 3）泵轴承温度90时报警，并启动另外一台冷却风机，其温度降到70后停止。 5.3、启动增压风机电动机润滑油站。 5.4、投用增压风机电动机润滑油站冷却水系统 5.5、启动任意一台浆液循环泵 5.6、启动增压风机电动机。 5.7、电动机达额定转速后180s内，开启增压风机入口烟气挡板。 5.8、调节增压风机静叶开度，直到旁路挡板压差为零。 5.9、将增压风机静叶执行机构设置为自动 ，关闭旁路挡板门。 6石膏脱水系统的启动 FGD启动初期吸收塔浆液浓度可能较低，此时应尽量避免过量地向吸收塔进水，而应通过调整系统的有关参数使之逐步达到稳定，待系统各参数稳定后，将浆液浓度、PH值、石膏含量等达设计值后，根据生产需要可启动石膏脱水系统回收石膏。 6.1 真空皮带脱水系统的启动 6.1.1、该系统投入前，吸收塔内浆液密度达到1120-1160kg/m3,其余杂质含量化验合格。 6.1.2、启动滤液水泵，将滤液水箱的液位降低。 6.1.3、开启滤布冲洗水箱、滤布冲洗水箱工艺水各手动门，上水。 6.1.4、开启真空泵循环水、密封水进水手动门、电动门。 6.1.5、开启滤布清洗水、真空盒密封水、皮带滑道冲洗水手动一，二次门。 6.1.6、开启滤饼冲洗水泵进口手动门，滤饼冲洗水出口手动门。 6.1.7、启动石膏皮带输送机。 6.1.8、 启动真空泵工艺水总门，调整真空泵循环水流量8m3/h。 6.1.9、启动真空皮带脱水机，投入石膏厚度控制。 6.1.10、投用一台石膏旋流器，调节压力及旋流子的数量。 6.2、离心泵的启动 6.2.1按泵的“启动”按纽（可远方和就地操作）。 6.2.2、检查转动方向正确，压力表是否指示正常及泵的振动正常。 6.2.3、待压力稳定后，缓慢开启泵的出口门并调整至所需流量。 7 废水处理系统的启动 7.1 废水箱液位1.2m,启动废水泵； 7.2 投入启动石灰乳、有机硫、絮凝剂、助凝剂、氧化剂加药系统，根据废水流量按比例加药； 7.3 中和箱、沉降箱、絮凝箱液位达到0.8m时，启动搅拌器； 7.4 絮凝箱达到溢流液位时，启动助凝剂加药系统，按比例进行加药； 7.5 启动刮泥机，澄清池达到溢流液位时，启动氧化剂加药系统进行加药； 7.6 启动盐酸加药系统，调整出水PH值； 7.7澄清池泥位达L值时，启动污泥循环泵；达到H时启动污泥排出泵； 7.8 启动离心脱泥机（目前是直接将污泥输送至脱水机进行脱水）； 7.9 出水箱液位1.5m,启动废水排出泵进行废水循环 ，出水化验合格后，开启废水排放阀门，关闭循环阀门。 中华人民共和国火电厂烟气脱硫系统运行导则中提示，整套启动步骤如下： a） 启动空压机系统； b） 启动工艺水系统； c） 启动吸收剂制备系统； d） 启动吸收塔系统； e） 启动烟气系统； f） 启动废水处理系统； g） 启动脱水系统。 二、脱硫系统的停运 脱硫系统停运可分长期停运、短期停运和临时停运。 长期停运指脱硫系统随主机进行大修，需对吸收塔内浆液及其它罐浆液排到事故浆液罐储存，除事故浆液罐搅拌器运行外，其它浆液罐均应排空，设备全部停运以备检修。 短期停运指脱硫系统停运数天。需停运的系统有烟气系统、吸收塔循环系统、石膏脱水系统、石灰石制浆系统；各箱罐坑都存有液体，其搅拌器应运行，仪用空气系统、工艺水系统应保持运行。 临时停运指脱硫系统停运数小时，只需对烟气系统、吸收塔循环系统、氧化风机、石灰石浆液供给系统停运。 1、停运注意事项 根据FGD停运方式制定停运计划。 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。 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。 FGD正常停机应在锅炉准备停炉点油枪稳燃之前停运烟气系统。为了使各箱罐坑液位提前排空或控制在低液位运行，需根据实际运行情况提前减载或停运部分设备运行。 带有联锁启动备用设备的设备停运前，运行人员应先将备用启动联锁解除。 根据停运方式决定是否排空各箱罐坑内的液体和腾空石灰石仓（粉）料。 2、脱硫系统停运步骤如下： a） 停运石灰石（粉）输送系统； b） 停运石灰石浆液制备系统； c） 停运石灰石浆液系统； d） 停运烟气系统； e） 停运吸收塔系统； f） 停运真空皮带脱水系统； g） 石膏浆液排出系统； h） 停运空压系统、工艺水系统； i） 停运废水处理系统。 3、停运后检查及注意事项 应及时对各停用设备及其管线进行冲洗。 定时检查系统中各箱罐液位，检查各搅拌器运行情况，如果是长期停运，应将各箱罐清空。 应考虑设备的换油和维护工作。 停运期间应进行必要的消缺工作。 三、脱硫系统事故停运发生下列情况之一时，应紧急停运脱硫系统。 增压风机因故障停运； 循环泵全停； 脱硫系统入口烟气温度高于极限值； 脱硫系统入口烟道压力超出极限值； 净烟气或原烟气挡板未开启； 6KV电源中断； 锅炉发出熄火信号； 锅炉投油枪或除尘器故障； GGH因故障停运。 脱硫系统异常运行停运 发生下列情况之一时，应停运脱硫系统: a） 吸收塔浆液浓度超设计30%，真空皮带机无法维持正常运行； b） GGH堵灰严重，吹扫、冲洗无效果，GGH无法正常运行； c） 系统吸收塔浆液品质损坏，系统脱硫率达不到排放标准； d） 石灰石浆液系统故障，无法向吸收塔正常供给石灰石浆液； e） 吸收塔液位计全部损坏； f） 氧化风机长时不能投入运行； g） 吸收塔两个以上搅拌器长时间不能投入运行。 井冈山电厂事故停机条件介绍联锁保护紧急停机动作条件： 1）4台吸收塔循环泵运行状态消失，延时10s； 2）增压风机运行延时180s，入口烟气挡板未开，或出口烟气挡板未打开，或增压风机导叶全关位置（3%）,延时10s 3）FGD入口烟气温度180延时5s 4）FGD入口烟气温度160延时300s 5）增压风机停运，延时2s；紧急停机后的联动操作： 1）旁路挡板紧急开； 2）旁路挡伴开到位，停增压风机； 3) 关闭进出口挡板门。 非联锁保护停机 1).烟道压力超出允许范围； 2).FGD入口烟气灰尘浓度超标，除尘器全部故障停运。 3).仪用空气短缺，长时间不能恢复正常； 4).工艺水失去不能满足需求； 6).石灰石制备系统故障不能供给石灰石浆液时； 7).生产现场和控制室发生如火灾等以外情况危及设备和人身安全时； 8).石膏脱水系统故障长时间不能恢复时； 9).电源故障 10).锅炉事故停机 11). 操作员手动紧急停机 几个典型的事故介绍 增压风机故障 现象：“增压风机跳闸”声光报警发出。增压风机电流到零，就地电机停止转动。脱硫旁路挡板自动开启，原、净烟气挡板自动关闭。 原因：旁路挡板关闭且原烟气挡板或净烟气挡板关闭。增压风机失电。增压风机轴承温度过高。增压风机电机轴承温度过高。两台轴承冷却风机均停运。电气故障（过负荷、过流保护、差动保护动作）。运行人员误操作。 处理： 确认脱硫旁路挡板自动开启，若联锁不正常应手动处理。 确认原、净烟挡板关闭，吸收塔顶部放散阀开启，否则手动完成。 检查增压风机跳闸原因，若属联锁动作造成，应待系统恢复正常后，方可重新启动。 若属增压风机设备故障造成，应及时汇报值长，联系检修人员处理。在故障未查实处理完毕之前，严禁启动增压风机。 若短时间内不能恢复运行，按短时停机的有关规定处理。 脱硫效率低现象：显示脱硫效率下降；PH值下降。原因： 热工测量表计不准，SO 、PH值、密度值测量有误。 吸收塔入口烟气流量增大。 烟气中的SO 浓度增大。 吸收塔入口烟温升高。 烟气中的粉尘含量增大。 氧化风机异常。 石灰石料质量太差。 石灰石浆液颗粒度大。 吸收塔浆液的PH值过低。 循环浆液的流量减小，液气比过低。 吸收塔浆液密度过高或过低。 处理： 联系检修校准仪表，确保SO 、PH值、密度值的正确。 吸收塔入口SO 总量升高，值班员应相应增加吸收塔的补浆液量，若超过设计值时，应汇报值长，减小FGD入口烟气流量。 如果是由于吸收塔入口烟温上涨引起脱硫率下降，应检查烟气冷却器工作是否正常，加强吹灰，并通知主机调整锅炉出口烟温。 监测烟气中的粉尘含量增多，应及时联系电除尘了解电场工作情况，若粉尘含量达到保护值，应立即停止FGD运行。 切换备用氧化风机运行。 检查石灰石的来料质量，增加石灰石的投入， 并检查石灰石的反应性能。 检查浆液循环泵的运行数量，检查浆液循环泵的出力，视情况增加投运台数。 调整吸收塔浆液密度值到设计范围内运行。 第六章 脱销系统介绍 在火电机组排放的多种大气污染物中，氮氧化物是最近三十多年来受到世界极大关注的一种污染物。氮氧化物的排放对人体的致毒作用、对植物的损害以及在酸雨和光化学烟雾的形成、对臭氧层的破坏中所起的作用已经得到了科学的证明。随着今后电力工业的发展，NOx排放量将越来越大。如果不加强控制，NOx对我国大气环境污染所造成的严重后果将不堪设想。 火电厂大气污染物排放标准(二次征求意见稿)计划从2012年开始实施，其中，从2012年1月1日开始，所有新建火电机组NOx排放量要达到100毫克/立方米；从2014年1月1日开始，重点地区所有火电投运机组NOx排放量要达到100mg/立方米，而非重点地区2003年以前投产的机组达到200mg/立方米。 第一节 概 述 一般意义上的氮氧化物包括N2O、NO、NO2、N2O3、N2O4、N2O5等，但对大气造成污染的主要是NO、NO2和N2O。燃烧过程中产生的氮氧化物主要是NO和NO2被统称为NOx。在绝大多数燃烧方式中，产生的NO占90%以上，其余为NO2。 一、NOx的形成机理 在化石燃料的燃烧过程中，NOx的生成通过三种机理，三种机理所生成的NOx分别称作燃料型NOx、温度型或热力型NOx和快速型（或速度型）： 1燃料型NOx 燃料本身所含的氮的有机物诸如喹啉(C5H5N)、吡啶(C9H7N)等，在高温下释放出氮和氧化合生成的NOx，称作燃料型NOx。 2温度型或热力型NOx 燃烧时空气中的2在高温下氧化生成的NOx，称作温度型或热力型NOx。 3快速型（或速度型）NOx 碳氢燃料在燃料过多时燃烧所产生的NOx，即燃料燃烧产生的CN原子团撞击N2分子，生成CN类化学物，再进一步氧化生成NO,称作快速型（或速度型）NOx，对于大多数的矿物燃料，这类NOx含量较小。 温度、氧浓度、燃料含氮量和反应时间是燃烧过程中影响NOx生成量的主要因素。在这些因素中，又以温度的影响最强。 根据研究结果表明，在煤粉燃烧装置常规氧量运行条件下，NOx生成量与温度之间的关系存在一个“边界温度”，高于该“边界温度”时，NOx生成量将随温度的升高以指数规律增加，这个“边界温度”大约为1300。 二、脱硝技术介绍 1. 脱硝技术介绍 降低 NOx 排放主要有两种措施。一是控制燃烧过程中 NOx 的生成，即低NOx 燃烧技术；二是对生成的NOx 进行处理，即烟气脱硝技术。 1.1 低NOx 燃烧技术 为了控制燃烧过程中NOx 的生成量所采取的措施原则为：（1）降低过量空气系数和氧气浓度，使煤粉在缺氧条件下燃烧；（2）降低燃烧温度，防止产生局部高温区；（3）缩短烟气在高温区的停留时间等。低NOx 燃烧技术主要包括如下方法。 1.1.1 空气分级燃烧 燃烧区的氧浓度对各种类型的 NOx 生成都有很大影响。当过量空气系数a1，燃烧区处于“贫氧燃烧”状态时，对于抑制在该区中NOx的生成量有明显效果。根据这一原理，把供给燃烧区的空气量减少到全部燃烧所需用空气量的70左右，从而即降低了燃烧区的氧浓度也降低了燃烧区的温度水平。因此，第一级燃烧区的主要作用就是抑制NOx的生成并将燃烧过程推迟。燃烧所需的其余空气则通过燃烧器上面的燃尽风喷口送入炉膛与第一级所产生的烟气混合，完成整个燃烧过程。 炉内空气分级燃烧分轴向空气分级燃烧（OFA 方式）和径向空气分级。轴向空气分级将燃烧所需的空气分两部分送入炉膛：一部分为主二次风，约占总二次风量的7085，另一部分为燃尽风（OFA），约占总二次风量的1530。炉内的燃烧分为三个区域，热解区、贫氧区和富氧区。径向空气分级燃烧是在与烟气流垂直的炉膛截面上组织分级燃烧。它是通过将二次风射流部分偏向炉墙来实现的。空气分级燃烧存在的问题是二段空气量过大，会使不完全燃烧损失增大；煤粉炉由于还原性气氛易结渣、腐蚀。 1.1.2 燃料分级燃烧 在主燃烧器形成的初始燃烧区的上方喷入二次燃料，形成富燃料燃烧的再燃区，NOx进入本区将被还原成N2。为了保证再燃区不完全燃烧产物的燃尽，在再燃区的上面还需布置燃尽风喷口。改变再燃烧区的燃料与空气之比是控制NOx 排放量的关键因素。存在问题是为了减少不完全燃烧损失，