AG-2型燃煤固硫剂在循环流化床锅炉应用的脱硫效率试验
测试报告
广州市粤首实业有限公司
2007年1月
第一节概述
AG-2型燃煤固硫剂是广州市粤首实业有限公司在与中科院合作研制的DCL型燃煤固硫剂专利技术的基础上自主开发出的一种新型高效脱硫剂（发明名称：一种高效燃煤固硫剂及其制备方法和用途；专利号：ZL01114874.8），广州市粤首实业有限公司完全拥有以上专利技术的全部知识产权。该新型固硫剂已被国家科技部列入《2002年度国家科技成果重点计划、重点新产品计划、科技兴贸行动计划》（国科发［2002］264号）中2003年国家重点新产品计划（新产品项目编号2002ED780033）。
为了验证该AG-2型燃煤固硫剂在循环流化床锅炉上应用的脱硫效果，于2006年10月17日、2006年11月7日~2007年1月8日，分别在东莞东糖集团热电厂130t/h循环流化床锅炉和东莞理文集团有限公司热电站260t/h 循环流化床锅炉，利用原有的脱硫装置进行了脱硫效率试验的测试。
以上测试由广州市粤首实业有限公司和热电厂相关部门的技术人员共同完成。
第二节固硫剂在130t/h循环流化床锅炉试验方案
一、试验目的
将石灰石粉脱硫剂更换为AG-2型燃煤固硫剂，从而验证AG-2型燃煤固硫剂在130t/h循环流化床锅炉上应用的脱硫效果。
二、试验组织
1．现场总协调（热电厂）：黄金星（厂长）、黄飞舟（工程师）、运行值长；
2．技术负责（粤首公司）：林童福（总工程师）、詹伟才（工程师）；
3．测试、记录：蔡红旗（粤首公司）、吴工（热电厂）。
4．测试仪器：应用3012H型自动烟尘（气）分析仪（青岛崂应）。
三、试验内容
1．时间：2006.10.17；
2．地点：东莞市东糖镇东糖集团热电厂；
3．脱硫装置简介：东糖集团热电厂130t/h循环流化床锅炉已配有一套简单的脱硫装置，使用的脱硫剂为0.8～1.2mm的石灰石粉，在输煤皮带正上方建一座容积约4m3的炉前料仓，仓底锥部的插板阀开口正对着输煤皮带，落下的粉料和煤粉一起进入炉膛，利用插板阀的开度来调节给料量。三、试验步骤（利用锅炉原有的脱硫装置）
1．将原脱硫装置炉前料仓内的石灰石粉清空；
2．通过电动葫芦将袋装的AG-2固硫剂吊至炉前料仓附近，并卸至料仓内；
3．锅炉满负荷时，监测出未运行脱硫系统时烟气中的SO2浓度；
4．在锅炉满负荷运行、工况稳定状态下，打开仓底锥部的插板阀（DN100），将插板阀的开度调到1/2（给料量约1.2t/h，Ca/S比=2.5）；
5．脱硫装置稳定运行半小时后，测试烟气中的SO2的排放浓度。
四、试验结论
固硫剂给料量
(t/h)脱硫前SO2浓度
均值(mg/Nm3)
脱硫后SO2浓度
均值(mg/Nm3)
脱硫率均值(％)
1.21037.358.494.4
注：具体试验测试数据见附件一。
附件一
东莞东糖集团热电厂130t/h 循环流化床锅炉固硫剂试验数据
编制日期：2006.10.18
序号时间氧量（O 2）
SO 2浓度（mg/Nm 3）
氧量修正后SO 2浓度
（mg/Nm 3）脱硫率（%）
备注
114:32
6.110141020.8空白
2 6.310211041.8
3 6.310321053.1
4 6.210111024.7
5 6.1
10391046.0
6平
均
1037.3
715:13
6.26565.9
93.6固硫剂耗量1.2t/h
8 6.25858.894.39 6.35556.194.610 6.16161.494.111 6.25858.894.312 6.2
5656.894.513
平均
58.4
94.4
采样：蔡红旗
詹伟才
编制：詹伟才黄飞舟审核：林童福黄金星
第三节固硫剂在260t/h循环流化床锅炉试验方案
一、锅炉特性
1.锅炉型式：260t/h高温高压、单锅筒横置式、单炉膛、自然循环、半露天布置、全钢构架、全悬吊结构、∏型布置循环流化床锅炉。
2.锅炉相关特性参数如下：
1）锅炉型号：UG-269/9.8-M3锅炉；
2）锅炉最大连续蒸发量：260t/h；
3）主蒸汽压力（汽包）：11.4MPa；
4）过热蒸汽温度540℃；
5）给水温度：215℃；
6）过热蒸汽压力9.81MPa；
7）耗煤量：32.45t/h。
8）锅炉烟气量：245842m3/h
3.锅炉燃料
锅炉使用燃料为越南无烟煤，其燃料特性如下：
元素分析单位设计煤种校核煤种
碳C y（应用基）%59
硫S y（应用基）%0.4~0.8
全水份W y（应用基）%8
灰份A y（应用基）%24
可燃基挥发份V y（应用基）%8
元素分析单位设计煤种校核煤种
低位发热量Q y
KJ/kg22604
D
二、试验目的
将石灰石粉脱硫剂更换为AG-2型燃煤固硫剂，从而验证AG-2型燃煤固硫剂在260t/h循环流化床锅炉上应用的脱硫效果。
三、试验组织
1、现场总协调（热电站）：吴晓师（站长）、夏憬（工程师）、运行值长；
2、技术负责（粤首公司）：林童福（总工程师）、詹伟才（工程师）；
3、测试、记录：蔡红旗（粤首公司）、陈工（热电站）。
4．测试仪器：应用3012H型自动烟尘（气）分析仪（青岛崂应）。
四、试验内容
1．时间：2006.11.7、2007.1.8；
2．地点：东莞市洪梅镇理文集团有限公司热电站；
3．脱硫装置简介：东莞理文集团有限公司热电站260t/h循环流化床锅炉已配有一套脱硫装置，使用的脱硫剂为0.8～1.0mm的石灰石粉，在±0.0m 地面上建有一座容积约200m3的储料仓，通过储料仓锥斗下部连接的仓泵，用输送管道将储料仓内的石灰石粉输送至布置在+9.0m层的一座容积约20m3炉前料仓，炉前料仓内的石灰石粉通过安装在炉前料仓底部的螺旋给料机和罗茨风机将石灰石粉送入炉膛，利用螺旋给料机的变频调速电机来实现不同Ca/S比的给料量。
五、试验步骤（利用锅炉原有的脱硫装置）
1．将原脱硫装置储料仓和炉前料仓内的石灰石粉清空；
2．运送AG-2固硫剂储料仓现场附近，利用密闭运料罐车自带的风送装置通过进料管道将AG-2固硫剂卸至大料仓内；
3．启动安置在储料仓锥斗下部连接的仓泵，将储存在大料仓的固硫剂发送至炉前料仓，直到炉前料仓高料位报警；
4．锅炉满负荷时，监测出未运行脱硫系统时烟气中的SO2浓度；
5．在锅炉满负荷运行、工况稳定状态下，启动脱硫系统，给料机输出频率调到32Hz（给料量约1.8t/h）；
6．脱硫装置稳定运行半小时后，测试烟气中的SO2的排放浓度；
7．锅炉工况不变，给料机频率输出调到22Hz（给料量约1.3t/h）；
8．脱硫装置稳定运行半小时后，测试烟气中的SO2的排放浓度；
9．锅炉工况不变，给料机频率输出调到15Hz（给料量约1.0t/h）；
10．脱硫装置稳定运行半小时后，测试烟气中的SO2的排放浓度；
11．锅炉工况不变，给料机频率输出调到10Hz（给料量约0.7t/h）；
12．脱硫装置稳定运行半小时后，测试烟气中的SO2的排放浓度；六、试验结论：
序号给料机频
率（Hz）
固硫剂给
料量(t/h)
脱硫前SO2浓度
均值(mg/Nm3)
脱硫后SO2浓度
均值(mg/Nm3)
脱硫率均
值(％)
110Hz0.71328452.565.9 215Hz 1.01328340.674.4 322Hz 1.3842.4117.286.1
532Hz 1.8842.441.295.1
以上试验的测试数据显示：脱硫装置投加AG-2型燃煤固硫剂，在锅炉满负荷、Ca/S比=2.5时，其脱硫率可达95%，比传统的投加石灰石粉的脱硫效率增加25%以上。而且从《脱硫投加前后锅炉工况参数的对比表》中，可看出在投加AG-2固硫剂的过程中，并未对锅炉的正常运行产生影响。说明广州市粤首实业公司的AG-2固硫剂烟气脱硫专利技术在循环流化床的应用是非常成功的。
七、附件：1.附件一：固硫剂试验数据（一）；
2.附件二：固硫剂试验数据（二）；
3．附件三：脱硫投加前后锅炉工况参数的对比表。
东莞理文集团有限公司热电站
260t/h 循环流化床锅炉固硫剂试验数据（一）
编制日期：2006.11.8
序号时间氧量（O 2）SO 2（mg/m 3）氧量修正后SO 2（mg/m 3）脱硫率（%）备注
111:00
4.990784
5.0空白
2 4.9897835.7
3 4.8907839.8
4 4.8921852.8
5 5.3878838.9
6平均842.4
714:30
5.343
41.195.1给料机频率32Hz
8 5.34845.994.69 5.34543.094.910 5.54139.795.311 5.44038.595.412 5.44139.495.313平均41.395.114 4.9121112.786.6给料机频率22Hz
15 4.9120111.886.716 4.8125115.786.317 4.9123114.686.418 4.8135125.085.219 4.8
133123.185.420
平均117.2
86.1
采样：蔡红旗
詹伟才
编制：詹伟才夏憬审核：林童福吴晓师
东莞理文集团有限公司热电站
260t/h循环流化床锅炉固硫剂试验数据（二）
编制日期：2007.1.10
采样：蔡红旗詹伟才编制：詹伟才夏憬审核：林童福吴晓师
东莞理文集团有限公司热电站
260t/h循环流化床锅炉脱硫投加前后锅炉工况参数的对比表编制日期：2007.1.10
脱硫投加前脱硫投加后
左右左右负荷216t/h204t/h负荷216t/h206t/h 排烟温度153C154C排烟温度155C156C 炉室下端温度889C882C炉室下端温度898C880C 氧量 4.0C 4.2氧量 4.4C 4.3负压负压
给煤量26.5t/h给煤量26.0t/h
低温过热器温度570C562C低温过热器温度577C560C 高温过热器出口
680C688C高温过热器出口温度678C689C 温度
主汽温度533C主汽温度533C
炉床温度917C炉床温度918C
记录：蔡红旗詹伟才编制：詹伟才夏憬审核：林童福吴晓师
x x x电厂2×660M W机组脱硫性能考核试验方案 西安热工研究院有限公司 2011年5月
西安热工研究院有限公司技术方案 版本更新记录
目录 1前言 .................................... 错误！未定义书签。2设备概述 ................................ 错误！未定义书签。3性能保证值 .............................. 错误！未定义书签。4试验依据 ................................ 错误！未定义书签。5试验条件及要求 .......................... 错误！未定义书签。6试验内容及测量方法 ...................... 错误！未定义书签。7试验工况设置 ............................ 错误！未定义书签。8试验测点 ................................ 错误！未定义书签。9试验仪器、仪表校验 ...................... 错误！未定义书签。10试验方法 ................................ 错误！未定义书签。11试验数据处理 ............................ 错误！未定义书签。12试验组织机构 ............................ 错误！未定义书签。附件 1 试验测点清单....................... 错误！未定义书签。附件 2 试验所需仪器及材料................. 错误！未定义书签。 2
*****************安装脱硫设施工程石灰石_石膏法湿法脱硫工程 操 作 手 册 ***************** 2017年10月
前言 制定本操作手册的目的是为了加强本工程脱硫装置的标准化管理，保证脱硫装置的正常安全运行，使脱硫装置的运行维护操作程序化、规范化。本手册只对操作和维护起指导作用。 如果在长时间运行后，由于脱硫操作人员经验的不断积累，最终发现操作程序与目前的手册不同，应向承包商报告此情况以修改操作手册，承包商保留修改和添加的权利。为保证系统的正常运行，装置必须置于有效的监督之下，且操作人员必须明确自己应承担的责任。
1.烟气脱硫系统工艺介绍 1.1设计原则 （1）认真贯彻执行国家关于环境保护的方针政策，严格遵守国家有关法规、规范和标准进行设计，能够适应锅炉运行时的负荷波动，在满足供热的同时，达到设计的排放参数； （2）选用先进可靠的脱硫技术工艺，确保脱硫效率高的前提下，强调系统的安全、稳定性能，并减少系统运行费用。 （3）充分结合厂方现有的客观条件，因地制宜，制定具有针对性的技术方案。 （4）系统平面布置要求紧凑、合理、美观，实现功能分区，方便运行管理。 （5）设计采用石灰石—石膏湿法脱硫工艺，该方法技术成熟、脱硫效率高达98%以上、运行安全可靠、操作简便。 （6）烟气系统不设增压风机，设置烟气旁路，不设置烟气—烟气换热器，脱硫后的烟气排入厂里现有大烟囱。 （7）采用烟气在线自动监测系统，对脱硫后的烟气排放进行实时监控，严格执行环保要求排放标准。 1.2工艺原理及工艺流程 1.2.1工艺化学反应机理 石灰石—石膏湿法脱硫工艺的主要原理是：送入吸收塔的脱硫吸收剂石灰石浆液，与进入吸收塔的烟气接触混合，烟气中的二氧化硫与浆液中的碳酸钙以及鼓入的空气中的氧气发生化学反应，生成二水
影响湿法烟气脱硫效率的因素 及运行控制措施 前言 目前我厂两台600MW及两台1000MW燃煤发电机组所采用的石灰石——石膏湿法烟气脱硫系统运行情况良好，基本能够保持系统安全稳定运行，并且脱硫效率在95%以上。但是，有两套脱硫系统也出现了几次烟气脱硫效率大幅波动的现象，脱脱效率由95%逐渐降到72%。经过对吸收系统的调节，脱硫效率又逐步提高到95%。脱硫效率的不稳定，会造成我厂烟气SO2排放量增加，不能达到节能环保要求。本文将从脱硫系统烟气SO2的吸收反应原理出发，找出影响脱硫效率的主要因素，并制定运行控制措施，以保证我厂烟气脱硫系统的稳定、高效运行。 一、脱硫系统整体概述 邹县发电厂三、四期工程两台600MW及两台1000MW燃煤发电机组，其烟气脱硫系统共设置四套石灰石——石膏湿法烟气脱硫装置，采用一炉一塔，每套脱硫装置的烟气处理能力为每台锅炉100%BMCR工况时的烟气量，其脱硫效率按不小于95%设计。石灰石——石膏湿法烟气脱硫，脱硫剂为石灰石与水配置的悬浮浆液，在吸收塔内烟气中的SO2与石灰石反应后生成亚硫酸钙，并就地强制氧化为石膏，石膏经二级脱水处理作为副产品外售。 烟气系统流程：烟气从锅炉烟道引出，温度约126℃，由增压风机升压后，送至烟气换热器与吸收塔出口的净烟气换热，原烟气温度降至约90℃，随即进入吸收塔，与来自脱硫吸收塔上部喷淋层（三期3层、四期4层）的石灰石浆液逆流接触，进行脱硫吸收反应，在此，烟气被冷却、饱和，烟气中的SO2被吸收。脱硫后的净烟气经吸收塔顶部的两级除雾器除去携带的液滴后至烟气换热器进行加热，温度由43℃上升至约80℃后，通过烟囱排放至大气。 二、脱硫吸收塔内SO2的吸收过程 烟气中SO2在吸收塔内的吸收反应过程可分为三个区域，即吸收区、氧化区、中和区。 1、吸收区内的反应过程： 烟气从吸收塔下侧进入与喷淋浆液逆流接触，由于吸收塔内充分的气/液接触，在气-液界面上发生了传质过程，烟气中气态的SO2、SO3等溶解并转变为相应的酸性化合物： SO2 + H2O H2SO3 SO3 + H2O H2SO4 烟气中的SO2溶入吸收浆液的过程几乎全部发生在吸收区内，在该区域内仅有部分HSO3-被烟气中的O2氧化成H2SO4。由于浆液和烟气在吸收区的接触时间非常短（仅有数秒），浆液中的CaCO3仅能中和部分已氧化的H2SO4和 H2SO3。在此区域内，浆液中的CaCO3只有很少部分参与了化学反应，因此液滴的pH值随着下落急剧下降，其吸收能力也随之减弱。由于在吸收区域内上部pH较高，浆液中HSO3-浓度低，易产生CaSO3·1/2H2O，随着浆液的下落，接触的SO2溶浓度越来越高，使浆液pH值下降较快，此时CaSO3·1/2H2O可转化成Ca（HSO）2。 2、氧化区内的反应过程： 氧化区是指从吸收塔液面至氧化风管道下方约200mm至300mm处，该区域内的主要反应是： H+ + HSO3- +1/2O2 2H+ + SO42- CaCO3+2H+ Ca2++ H2O+CO2 Ca2+ + SO42-+2H2O CaSO4·2H2O 过量氧化空气均匀地喷入氧化区的下部，将在吸收区形成的未被氧化的HSO3-几乎全部氧化成H+和SO42-，此氧化反应的最佳pH值约为4至4.5，氧化反应产生的H2SO4是强酸，能迅速中和浆液中剩余的CaCO3，生成溶解状态的CaSO4，随着CaSO4的不断生成，当Ca2+、SO42-浓度达到一定的过饱和度时，结晶析出CaSO4·2H2O即石膏。 当吸收塔内浆液缓慢通过氧化区时，浆液中过剩的CaCO3含量也逐渐减少，当浆液到达氧化区底
1设备系统简介 华润电力唐山丰润有限公司工程安装两台350MW超临界燃煤供热机组，同步建设烟气脱硫、脱硝装置。锅炉型号为B&WB-1140/25.4-M，是北京巴布科克?威尔科克斯有限公司生产的超临界参数、螺旋炉膛、一次中间再热、平衡通风、固态排渣、全钢构架、紧身封闭的型锅炉，锅炉设有大气扩容式的内置式启动系统。配套汽轮机是哈尔滨汽轮机厂有限责任公司制造的CC300/N350-24.2/566/566型，超临界、单轴、三缸两排汽、一次中间再热、抽汽凝汽式汽轮机，配套发电机是哈尔滨电机厂有限责任公司制造的QFSN-350-2型，水－氢－氢冷却、静态励磁发电机。 本锅炉采用美国B&W公司SWUP超临界直流燃煤锅炉的典型布置。汽水分离器及贮水箱布置在炉前，炉膛由下部的螺旋膜式水冷壁和上部的垂直膜式水冷壁构成。炉膛出口布置屏式过热器，炉膛折焰角上方布置后屏过热器和末级过热器，高温再热器布置在水平烟道处。尾部竖井由隔墙分隔成前后两个烟道，前烟道布置低温再热器，后烟道布置低温过热器和省煤器。来自高加的给水首先进入省煤器进口集箱，然后经过省煤器管组和悬吊管进入省煤器出口集箱。水从省煤器出口集箱经一根炉膛下降管被引入位于炉膛下部的水冷壁进口集箱，然后沿炉膛向上经螺旋水冷壁进入水冷壁中间集箱。从水冷壁中间集箱出来的工质再进入上部的垂直水冷壁，由水冷壁出口集箱经连接管进入出口混合集箱，充分混合后进入锅炉前部的汽水分离器。在本生点以下负荷，给水经炉膛加热后，工质流入汽水分离器，分离后的热态水通过341管道排入疏水扩容器，通过疏水泵进入冷凝器。分离出的蒸汽进入锅炉顶棚、对流烟道侧包墙和尾部竖井包墙，然后依次流经低温过热器、屏式过热器、后屏过热器和末级过热器，最后由主汽管道引出。当机组负荷达到本生点以上时，启动系统将被关闭进入热备用状态，锅炉处于直流运行状态。 过热汽温度采用煤/水比作为主要调节手段，并配合二级喷水减温作为主汽温度的细调节，过热器共设二级（左右两侧共4个）减温器，分别布置在低温过热器至屏式过热器、屏式过热器至后屏过热器之间。同时为消除汽温偏差，屏式过热器至后屏过热器汽水管路左右交叉布置。再热器
1.烟气温度的影响 进入吸收塔的烟气温度越低，越有利于二氧化硫气体溶于浆液，即低温有利于吸收高温有利于解析。 2.烟气中二氧化硫浓度的影响 在钙硫摩尔比一定时，当烟气中的二氧化硫浓度很低时，由于吸收塔出二氧化硫浓度不会低于其平衡浓度，所以不可能获得很高的脱硫效率。一般情况下，随着烟气中的二氧化硫的浓度的增加，脱硫效率随之提高，但当烟气中的二氧化硫浓度高于某一极限值时，脱硫效率会随着烟气中的二氧化硫浓度的增加而下降。 3.烟气中氧浓度的影响 氧气参与烟气脱硫的化学过程，使亚硫酸根氧化为硫酸根，随着烟气中氧气含量的增加，二水硫酸钙的形成加快，脱硫效率也呈上升趋势。 4.烟气含粉尘浓度的影响 原烟气中的飞灰在一定程度上阻碍了二氧化硫与脱硫剂的接触，降低了石灰石中钙离子的溶解速率，同时飞灰中不断溶出的一些重金属会一直钙离子与亚硫酸根的反应，降低脱硫效率。 5.石灰石粒度及纯度的影响 石灰石颗粒越细，其表面积越大，反应越充分，吸收速率越快，石灰石的利用率高。石灰石中的杂质对石灰石颗粒的消溶起阻碍作用，降低脱硫效率。 6.浆液PH值的影响 PH值越高越有利于二氧化硫的吸收，但不利于亚硫酸钙的氧化。PH值低有利于亚硫酸钙的溶解，但是不利于二氧化硫的吸收。一般控制PH在5.2~5.7左右。 7.液气比L/G的影响 液气比增大，代表液气接触几率增加，脱硫效率提高，但二氧化硫与吸收液有一个液气平衡状态，液气比超过一定值后，脱硫效率增加幅度减小。新鲜的石灰石浆液喷淋下来后与烟气接触后，二氧化硫等气体与石灰石的反应不完全，需要不断的循环反应，增加浆液的循环量，也就加大了碳酸钙与二氧化硫的接触机会，从而提高了脱硫效率。 8.烟气与脱硫剂接触时间的影响 烟气进出吸收塔后，自上而下流动，与喷淋而下的石灰石浆液接触反应，接触时间越长，反应的越完全。因此，长期投运高位的喷淋层对应的浆液循环泵，有利于二氧化硫的吸收，相应的提高脱硫效率。 9.钙硫比CA/S的影响 在保持液气比不变的情况下，钙硫比增加，即注入吸收塔内石灰石的量增加，吸收塔内浆液PH值上升，脱硫效率增加。一般控制钙硫比在1.02~1.05之间。 10.氯离子含量 氯在系统中主要以氯化钙形式存在，去除困难，影响脱硫效率，但是必须到达一定程度才能显示出来，主要是干扰了离子间的反应。
实验五烟气脱硫除尘综合性实验 一、实验目的 大气污染的主要来源是工业污染源排出的废气，其中烟道气造成的危害极为严重。因此，烟道气（简称烟气）的测试是大气污染源检测的主要内容之一。从烟道排出的废气中，引起人们注意的污染物之一是SO2，其排放数量多，腐蚀性强、危害大，故监测SO2对检验其是否符合国家现行排放标准、净化设备效果，控制大气污染等有重要的实验意义。通过本实验应达到以下目的： （1）掌握烟气测试的原则和各种测定仪器的使用方法； （2）掌握从烟道气中采集SO2气的方法。 （3）熟练操作用吸收法净化废气中SO2的实验方法。 二、实验原理 （一）烟气中SO2的采样及测定 从烟道排出的废气中，引起人们注意的污染物之一是SO2，其排放量多、腐蚀性强、危害大，故监测SO2对检验其是否将合国家现行排放标准、净化设备效果、控制大气污染等有重要的实际意义。 用抽气泵从烟道气中排出的SO2气体被甲醛吸收液吸收后，用比色法测定出SO2浓度。 1、采样系统 （1）采样管 用耐腐浊材料〔不锈钢、石英)制成，其长度以能达到烟道中心部位为标准，其周围有加热元件（加热丝）。采样前需预热采样管，因热烟气遇冷的采样管易冷凝而积水，积水吸收SO2造成测定结果偏低，若长时间吸收SO2冷凝液流进吸收瓶又会造成测定结果偏高。加热采样管则可避免测值不准，在采样管的进口处装有滤料一般为无硫玻璃棉或石棉以防止尘粒或未燃尽物质吸入吸收瓶引起干扰。 （2）采样系统与装置 采样系统通常由采样管、颗粒物捕集器干燥器、流量计、和控制装置组成。用两个75 mL 的多孔玻璃板吸收瓶串联，内装30 mL已配好的甲醛吸收液，以0.5 L/min流量采样。 （3）采样时间
1号机组脱硫系统效率低的报告分析 一、脱硫添加剂的试验影响 添加剂的试验目的：促进石灰石的溶解和SO2的吸收，增加溶液的反应活性，总反应速度得到提高。添加剂具有分散作用，可以增强石灰石的表面活性，增加石灰石的分散性，降低其沉降速度，增大有效传质面积，减少设备的结垢。 4月22日－4月24日进行的脱硫添加剂提高脱硫效率试验，其中添加剂的主要成分：复合硫质催化剂、CP活性剂、含羧基类盐。复合硫质催化剂的作用：缓冲作用，促进SO2吸收和CaCO3溶解。CP活性剂：增加浆液反应活性，提高总反应速率。含羧基类盐：促进SO2的溶解。 试验过程：4月23日向1号JBR地坑注入1.2吨添加剂，搅拌均匀后23日8时按照试验要求进行参数调整，10：30基本到位，效率91.4%、负荷500MW以上、PH值4.9—5.0之间，10：40开始开用地坑泵加药，打入吸收塔，23号加药后至25号期间负荷在300MW以上效率最高上至97.8%，PH值在23号加药有降低现象，后调整至5.0—5.2，24号上午调至5.3，下午调回；于24号上午补充添加剂至地坑15袋，9时开始打入吸收塔，24号下午参数开始有运行人员自行掌握。 数据分析： 1、在同等条件下（负荷500MW，ph值5.0—5.1，入口1200mg/nm3左右，JBR液位在100mm 以下），与添加前效率起始值91.4%比较，可认为提高3%--4%的。 23日11：00—12：00，93.8%； 14：00—16：00，94%； 19：00—20：00，95.5%； 2、1#系统在使用添加剂后，系统效率提升有改善，之前效率基本在95%以下，现在可轻松维持在96%以上。 结论及建议： 1、脱硫添加剂有提效作用，但由于机组目前运行状况较好，燃煤含硫量较低，添加前效率运行在94%左右，致使添加剂提效作用效果缩水(添加剂的最好使用效果是含硫量超设计值30%以内)。 2、再做试验前，应储存适量的超设计值含硫量的燃煤，如在0.8%—1.2%之间，确实使系统的脱硫效率降下来，再使用添加剂，效果会更好。
山东三融环保工程有限公司技术报告 报告编号： 广深沙角B电力有限公司 2×350MW燃煤发电机组 1号脱硫系统性能报告 山东三融环保工程有限公司 二○○七年四月
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摘要 广深沙角B电力有限公司2×350MW机组，均采用三融环保引进德国比晓芙公司的石灰石-石膏湿法脱硫技术。 山东三融环境工程有限责任公司于2007年4月23日～4月28日进行了广深沙角B电力有限公司1号脱硫系统性能试验。性能考核内容包括：SO2的脱除率（脱硫效率）及出口SO2浓度，烟囱入口净烟气温度和原/净烟气中粉尘含量，水、电、石灰石消耗量等。 试验结果表明： ?广深沙角B电力有限公司1号脱硫系统的脱硫效率、净烟气SO2 浓度、净烟气粉尘浓度及净烟气温度均达到了性能保证值，考 核合格。 ?广深沙角B电力有限公司1号脱硫系统的工艺水消耗量、耗电 量、石灰石消耗量均达到了性能保证值，考核合格。 ?广深沙角B电力有限公司1号脱硫系统的FGD装置的压力降达 到性能保证值，考核合格。 ?石膏品质由于现有的石灰石达不到设计要求，因此不做石膏品 质的分析，等买方提供达到设计要求的石灰石后，在性能试验 时再做考核。
前言 广深沙角B电力有限公司2×350MW机组，均采用三融环保引进德国比晓芙公司的石灰石-石膏湿法脱硫技术。脱硫系统包括： (1) 吸收塔系统 ·吸收塔本体 ·吸收塔循环管线系统 ·脉冲悬浮系统 ·分析仪表系统 ·氧化空气系统 ·除雾器系统 ·石膏浆液泵系统 (2) 烟气系统 ·烟道系统 ·烟气再热器系统 ·增压风机系统 ·挡板门密封空气系统 (3) 石膏脱水及储存系统 ·石膏旋流站系统 ·真空皮带脱水机系统 ·石膏储存及转运系统 ·石膏制备回水系统 ·废水旋流站系统 (4) 石灰石浆液制备系统 ·石灰石接收和储存系统 ·石灰石湿磨制浆系统 ·石灰石浆液供给系统 (5) 公用系统 ·工艺水系统
山西国际能源集团宏光发电有限公司联盛2×300MW煤矸石发电项目 烟气脱硫工程 吸收塔系统调试措施 编制： 审核： 批准： 山东三融环保工程有限公司 2012 年8月
目录 1、系统概述 (1) 1、编制依据 (3) 2、调试范围及相关项目 (3) 3、组织与分工 (4) 4.1施工单位 (4) 4.2生产单位 (4) 4.3调试单位 (4) 4、调试前应具备的条件 (5) 5、调试项目和程序 (6) 5.1吸收塔系统启动调试工作流程图 (6) 5.2调试步骤 (6) 6、调试质量的检验标准 (11) 7、安全注意事项 (11) 8、调试项目的记录内容 (12) 附录1 吸收塔系统启动前试验项目检查清单 (13) 附录2. 试运参数记录表 (14) 附录3 FGD装置分系统试运质量检验评定表 (15)
1、系统概述 本工程厂址位于山西省中部西缘柳林县的薛村镇，地处联盛能源有限公司规划的工业集中区内，东北距柳林县约11km，西北距军渡约5km，黄河在厂址西面约12km处。本工程规划建设两台300MW循环流化床锅炉机组，汽机直接空冷，脱硫系统同步建设。本期脱硫岛整体布置在烟囱后，两炉一塔方式，采用石灰石—石膏湿法脱硫工艺，副产物为二水石膏。整套脱硫系统中吸收剂制备系统、石膏脱水系统、废水处理系统以及工艺水系统、GGH系统、吸收塔系统为公用，每台机组设置单独的增压风机系统。 吸收塔系统主要功能将引入的原烟气在喷雾吸收塔内通过吸收塔浆液的喷雾洗涤去除大量的SO2，脱硫反应生成的脱硫产物在吸收塔浆池中被通入的氧化空气强制反应生成硫酸钙并在浆池中结晶生成二水石膏。石膏浆液通过石膏浆液排出泵送入石膏脱水系统，脱硫效率可达85%以上。 进入吸收塔的石灰石浆液在吸收塔浆池中溶解，通过调节进入吸收塔的石灰石浆液量或吸收塔排出浆液浓度，使吸收塔浆池pH值维持在4.5~5.5之间以保证石灰石的溶解及SO2的吸收。烟气在吸收塔内经过吸收塔浆液循环洗涤冷却并除去SO2。脱硫后净烟气由装设于吸收塔上部的2级除雾器除雾使烟气中液滴浓度不大于75mg/Nm3。除去雾滴后的净烟气接入主烟道，并经烟囱排入大气。脱硫反应生成的反应产物经吸收塔氧化风机鼓入吸收塔浆液的氧化空气强制氧化，生成硫酸钙并结晶生成二水石膏，主要成分为二水石膏的吸收塔浆液由石膏浆液排出泵排出吸收塔。SO2吸收系统可细分为吸收塔本体、浆液循环系统、脉冲悬浮系统、氧化空气系统及石膏浆液排出系统。 根据BMCR工况下烟气量以及烟气中SO2含量，本FGD装置每台吸收塔设置3台浆液循环泵，采用3层浆液雾化喷淋方式。 吸收塔除雾器布置于吸收塔上部，烟气穿过循环浆液喷淋层后，再连续流经两级除雾器除去所含浆液雾滴。在一级除雾器的上面和下面各布置一层清洗喷嘴。清洗水从喷嘴强力喷向除雾器元件，带走除雾器顺流面和逆流面上的固体颗粒。二级除雾器下面也布置一层清洗喷淋层。烟气通过两级除雾后，其烟气携带水滴含量不大于75mg/Nm3（干基）。除雾器清洗系统间断运行，采用自动控制。
湿法脱硫效率低的原因分析 作为湿法脱硫中最常见的一种方式，石灰石-石膏湿法烟气脱硫的优点十分突出，但是在工艺流程方面仍存在着很多问题。烟气入口参数问题、吸收塔内吸收液问题、氧化空气量的多少以及除雾器的工作效率等等都对湿法脱硫的效率有着巨大的影响。然而这些因素又都环环相扣，因此只有综合考虑各方面因素，总结出完美的方案去解决这些问题，才能提高脱硫效率，为人类社会做出一份贡献。 标签：湿法脱硫；脱硫效率；导致原因 1 概述 二氧化硫是主要的大气污染物之一，而燃煤供电是它的主要来源。石灰石-石膏湿法烟气脱硫由于其技术成熟，运行稳定且成本相对低廉而占据了世界75%的脱硫市场。石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺复杂，化学反应步骤较多，对反应条件要求较高，因此协调各方面因素改进脱硫工艺从而提高脱硫效率势在必行。 2 石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺概述 石灰石-石膏湿法烟气脱硫是湿法脱硫最常见的方法。它的脱硫吸收剂以石灰或石灰石为原料，将石灰石仔细研磨成粉后与水混合搅拌制成吸收剂浆液，当使用石灰作为吸收剂原料时，石灰粉经过消化处理后与水混合制成吸收劑浆液。吸收浆液与烟气在吸收塔中接触混合，烟气中的二氧化硫在有空气参与的状态下借助氧气的氧化作用与吸收浆液中的碳酸钙进行化学反应从而被脱除，最终得到石膏。来自于锅炉等燃煤设备的烟气经过除尘作用后在引风机的推动下进入吸收塔，吸收塔是一个空间喷淋结构，为了保证反应的充分进行，让烟气与吸收浆液有更大的接触面积，在这一部分烟气与吸收浆液逆向接触，如此一来吸收塔既有吸收功能又有氧化功能，上半部分为吸收区，下半部分为氧化区。系统一般装有3-5台循环泵保证吸收浆液的流动，每台循环泵对应一层喷淋层。当系统负荷较小的时候，为了保持较高的液气比可以停运1-2层喷淋层，从而达到最理想的脱硫效果。吸收区上部设置有二级除雾器，除雾器出口烟气中的小液珠不超过75毫克每标准立方米。浆液吸收二氧化硫后进入循环氧化区，在这一区域内，亚硫酸钙被空气中的氧气氧化成石膏晶体。与此同时，由吸收剂制备系统向吸收氧化系统提供新鲜的石灰石浆液，填补所需要的碳酸钙成分，使吸收浆液保持一定的pH值。含有石膏晶体的浆液达到一定密度后排放到副产品收集系统，经过脱水得到石膏。 3 吸收塔内的化学反应 4 影响石灰石-石膏湿法脱硫效率低的因素分析 4.1 烟气入口参数问题
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
浅析影响脱硫效率的因素 近年来，大气质量变差，随着人们对良好环境的渴望，国家对环保的要求越来越严格。许多火电厂已建和正建脱硫装置（FGD），进一步净化烟气，使其达到排放标准。国内大部分采用了石灰石-石膏湿法脱硫。对2×50MW机组烟气脱硫（FGD）装置脱硫效率的几项参数进行研究分析，查找出影响土力学的几个主要因素，并提出解决措施，使之达到最优的脱硫效率。 石灰石-石膏湿法脱硫的基本原理：烟气经过电除尘后由增压风机送入吸收塔内。烟气中的SO2与吸收塔喷淋层喷下的石灰石浆液发生反应生成HSO3-，反应如下：SO2+H2O→H2SO3，H2SO3→H++HSO3-。其中部分HSO3-在喷淋区被烟气中的氧所氧化，其它的HSO3-在反应池中被氧化空气完全氧化，反应如下：HSO3- +1 O2→HSO4-，HSO4-→H++SO42-。吸收塔内浆液被 2 引入吸收塔内中和氢离子，使浆液保持一定的PH值。中和后的浆液在吸收塔内循环。反应如下：Ca2++CO32-+2H++SO42-+H2O→CaSO4·2H2O+CO2↑，2H++CO32-→H2O+CO2↑。脱硫后的烟气经吸收塔顶部的除雾器去除水分后，被净化的烟气经烟囱排向大气中，生成的石膏副产品留作他用。从此可以看出，浆液的PH值、烟气的性质、吸收剂的质量、液气比、等是影响脱硫效率的主要因素。
○1吸收塔浆液的PH值。PH值是影响脱硫效率、脱硫产物成分的关键参数。PH值太高，说明脱硫剂用量大于反应所需量，造成脱硫剂的利用率降低。当PH值＞6时，虽然SO2的吸收好，但是Ca2+浓度减小，影响Ca2+析出，同时也容易使设备堵塞和结垢。而PH值太低，则影响脱硫效率，不能使烟气中SO2的含量达到预期的效果。当PH值＜4时，几乎就不吸收SO2。所以必须在运行中监测好PH值，及时加减脱硫剂，保证脱硫效率的同时，也提高脱硫剂的利用率和脱硫产物的品质。一般PH值控制在5~6之间。 ○2烟气性质的影响。进入脱硫塔的烟气，其浓度、含尘量、流速都对脱硫效率有一定的影响。相同条件下，烟气中的SO2浓度越高，脱硫效率越低，相反，若SO2浓度越低，脱硫效率越高。在其他条件相同时，烟气温度越高，脱硫效率下降。烟气含尘量越高，SO2吸收效果越差。原烟气中的飞灰在一定程度上阻碍了Ca2+和脱硫剂的接触，飞灰中的一些重金属抑制Ca2+与HSO3-反应，降低了脱硫效率。脱硫塔内烟气流动速度影响了烟气和脱硫浆液的接触时间，流速越快，接触时间短。在相同条件下，脱硫效率就可能低，同时，烟气流速也影响烟气中携带的水含量，烟气流速越高，烟气中携带的浆滴越多。 ○3脱硫剂的细度和纯度。脱硫剂越细其表面积越小，越有利于脱硫效率的提高，石灰石粒度要求90%通过325目筛。
中国神华煤制油化工有限公司 鄂尔多斯煤制油分公司 热电生产中心锅炉烟气脱硫工程性能考核试验方案 批准： 审核： 编制： 北京国信恒润能源环境工程技术有限公司 2015年1月
目录 1 前言 (1) 2 试验目的 (2) 3 执行标准 (2) 4 性能试验内容及保证值 (6) 5 试验条件及要求 (6) 6 试验内容及测试方法............................... 错误!未定义书签。 7 试验工况设计 (12) 8 试验测点 (12) 9试验仪器、仪表校验 (12) 10试验数据处理 (13) 11 试验组织机构 (13) 12 附件 ......................................................................... .. (14)
1 前言 中国神华煤制油化工有限公鄂尔多斯煤制油分公司热电生产中心是煤直接液化配套项目的自备热电厂，有三台440T/h CFB锅炉，型号为UG-440/10-M，由无锡锅炉厂生产，高温高压，单锅筒，单炉膛，自然循环，全悬吊结构，全钢架π型布置；额定主蒸汽压力10.0MPa,额定主蒸汽温度540℃，主给水温度230℃，设计锅炉排烟温度138℃，空气预热器进风温度20℃，锅炉效率91.52%，燃料消耗量为56吨/时，利用炉内喷钙脱硫，石灰石消耗量4.5吨/时，脱硫效率（钙硫摩尔比为2.0时）≥85%。炉膛采用膜式水冷壁，锅炉中部是两只蜗壳式绝热旋风分离器，尾部竖井烟道布置两级三组对流过热器，过热器下方布置四组省煤器及一、二次风各三组空气预热器。锅炉采用的循环流化床燃烧技术，燃烧系统中，给煤机将煤送入落煤管进入炉膛，锅炉燃烧所需空气分别由一、二次风机提供。燃料在炉膛内与流化状态下的循环物料掺混燃烧，床内浓度达到一定后，大量物料在炉膛内呈中间上升，贴壁下降的内循环方式，沿炉膛高度与受热面进行热交换，随烟气飞出炉膛的众多细小物料经蜗壳式绝热旋风分离器，绝大部分物料又被分离出来，从返料器返回炉膛，再次实现循环燃烧。而比较洁净的烟气经转向室、高温过热器、低温过热器、省煤器、一、二次风空气预热器由尾部烟道排出。由于采用了循环流化床燃烧方式，通过向炉内添加石灰石，能显著降低烟气中SO2的排放，采用低温和空气分级供风的燃烧技术能够显著抑制NO X的生成。由于新的环保要求，现有的烟气状况不能达标排放。为了满足新的环
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
1号机组脱硫系统效率低的报告分析一、脱硫添加剂的试验影响 添加剂的试验目的：促进石灰石的溶解和SO2的吸收，增加溶液的反应活性，总反应速度得到提高。添加剂具有分散作用，可以增强石灰石的表面活性，增加石灰石的分散性，降低其沉降速度，增大有效传质面积，减少设备的结垢。 4月22日－4月24日进行的脱硫添加剂提高脱硫效率试验，其中添加剂的主要成分：复合硫质催化剂、CP活性剂、含羧基类盐。复合硫质催化剂的作用：缓冲作用，促进SO2吸收和CaCO3溶解。CP活性剂：增加浆液反应活性，提高总反应速率。含羧基类盐：促进SO2的溶解。 试验过程：4月23日向1号JBR地坑注入1.2吨添加剂，搅拌均匀后23日8时按照试验要求进行参数调整，10：30基本到位，效率91.4%、负荷500MW 以上、PH值4.9—5.0之间，10：40开始开用地坑泵加药，打入吸收塔，23号加药后至25号期间负荷在300MW以上效率最高上至97.8%，PH值在23号加药有降低现象，后调整至5.0—5.2，24号上午调至5.3，下午调回；于24号上午补充添加剂至地坑15袋，9时开始打入吸收塔，24号下午参数开始有运行人员自行掌握。 数据分析： 1、在同等条件下（负荷500MW，ph值5.0—5.1，入口1200mg/nm3左右，JBR 液位在100mm以下），与添加前效率起始值91.4%比较，可认为提高3%--4%的。 23日11：00—12：00，93.8%；
14：00—16：00，94%； 19：00—20：00，95.5%； 2、1#系统在使用添加剂后，系统效率提升有改善，之前效率基本在95%以下，现在可轻松维持在96%以上。 结论及建议： 1、脱硫添加剂有提效作用，但由于机组目前运行状况较好，燃煤含硫量较低，添加前效率运行在94%左右，致使添加剂提效作用效果缩水(添加剂的最好使用效果是含硫量超设计值30%以内)。 2、再做试验前，应储存适量的超设计值含硫量的燃煤，如在0.8%—1.2%之间，确实使系统的脱硫效率降下来，再使用添加剂，效果会更好。 2.1入口SO2浓度与负荷因素 2浓度 根据双膜理论，入口SO2浓度的升高，使烟气中的SO2分压增大，降低了气相传质阻力，有利于SO2吸收，但在SO2浓度增大的同时吸收浆液的碱性并未随之增大，这就使得吸收反应的增强因子减小。但后一种作用的影响更为明显，这两种作用的综合结果使得传质单元数减小从而降低了脱硫效率。
山东香驰热动有限公司3×75t/h循环流化床锅炉烟气脱硝工程 168h试运行性能试验报告 山东华能恒生窑炉材料有限公司 二〇一三年三月
第一部分168小时试运行 性 能 试 验 报 告
一、项目简介 山东香驰热动有限公司位于博兴县经济开发区内，为山东香驰粮油有限公司、山东御馨豆业蛋白有限公司、山东香驰健源生物科技有限公司和博兴县洁源环保有限公司供汽供电，同时担负着博兴县经济开发区生产供汽和城区居民的供暖任务。 热动公司始建于2004年12月，于2005年7月建成投产，占地7.2万平方米，现有员工196人，其中，本科31人，专科66人，专业工程师5人。 公司现有3×75t/h+2×130t/h循环流化床锅炉，配备1×C12MW和2×B12MW汽轮发电机组，年供热能力165万吨，电2.6亿度。 该项目采用选择性非催化还原法技术（SNCR) 法，采用氨水作为还原剂，还原剂喷入炉膛温度为 850～1100℃的区域，该还原剂氨水迅速热解分解成NH3并与烟气中的N0×进行SNCRA反应生成N2,从而降低N0×浓度达到脱硝目的。 本工程由山东华能恒生窑炉材料有限公司总承包，有大量成功的SNCR法脱硝工程经验，为本工程提供坚实的技术支持与保障。本套烟气脱硝系统采用氨水作为还原剂脱硝工艺，按三台炉共用一套储备系统的方式布置，在最大浓度为300mg/Nm3的条件下，综合脱硝效率大于70%，设备可用率大于98%。 脱硫工程于2013年6月正式开始，2013年10月初完工，2013年10月单机调试完成，并进行联机试运行，试运行合格。
2013年11月1日缺陷处理全部完成，2日进入168h试运行，试运行11月8日结束，在试运行期间系统设备运行正常，运行参数符合设计要求。 二、设备调试组建 （一）、小组成员 组长：杜庆文 副组长：乔海彪 成员：高世军、张雷 王威、潘小峰、吴兵、赵涛 （二）、分工 组长：对调试工作总负责，确定调试方案，调试计划和实施。 副组长：负责调试计划的实施，现场管理，设备缺陷处理，现场指挥等工作。 康亭军：现场指挥，现场调试，数据的采集与整理，资料的整理等工作。 张雷：负责现场操作，缺陷处理，现场设备的调试等工作。 王威、潘小峰、吴兵、赵涛配合调试工作，现场协调等。 三、脱硝方案简介 选择性非催化还原法脱硝工艺（以下称SNCR)，是在没有催化剂存在条件下，利用还原剂将烟气中的氮氧化物还原为无害的氮气和水的一种脱硝方法。该方法首先将含有氨基的还原剂喷入炉膛内适合的温度区域。高温下，还原剂迅速分解为氨并于烟气中的氮氧化物进
脱硫实验报告 篇一：湿法废气脱硫净化实验 湿法烟气脱硫净化实验 一、实验目的 烟气脱硫是控制二氧化硫的重要手段之一，而湿法烟气脱硫是重要的烟气控制与处理方法。本实验采用我国广泛存在的低品位软锰矿作为湿法烟气脱硫的吸收剂，可同时产生具有一定工业价值的产品。通过本实验，要达到以下目的：（1）掌握从含二氧化硫烟气中回收硫资源的工艺选择原则、反应原理、反应器设计选型原则； （2）掌握湿法烟气脱硫工程设计要点、工艺运行特性；（3）培养并提高学生的理论联系工程实际及工程设计实践能力。 二、实验原理与实验内容 （1）实验原理 软锰矿烟气脱硫技术利用烟气中SO2与软锰矿中MnO2的氧化─还原特性同步进行气相脱硫与液相浸锰，同步实现了废气中SO2与低品位软锰矿的资源化利用，更具有实际应用和推广价值。其主要的反应方程式： MnO2 + SO2·H2O = MnSO4 + H2O （2）实验内容 1）各级反应器脱硫效果的确定。实验过程中，通过测
定各级吸收反应器进出口气体中SO2的含量，即可近似计算出软锰矿浆的平均吸收净化效率，进而确定各级的吸收效果及总的吸收净化情况。气体 中SO2含量的测定由气体在线监测仪测定。 2）不同工艺条件对废气脱硫的影响。实验过程中，通过改变二氧化硫浓度、固液比等工艺条件，观察反应温度的变化及分析其对脱硫率的影响，进而找到最佳脱硫工艺参数。 三、实验装置与试剂 1. 装置与流程 在配浆槽中按一定固液比配好的浆液由吸收液计量输送泵打入1级吸收反应器中，注满后通过溢流，浆液进入2级吸收反应器，最后进入3级吸收反应器，而二氧化硫气体则首先从3级吸收反应器进入，待反应后的尾气再进入2级吸收反应器中继续反应，最后经过1级吸收反应器反应后的尾气进行排空。 2. 仪器 （1）I级脱硫吸收反应器：Φ1000×2600,304L,1台，（2）II级脱硫吸收反应器：Φ800×2500,304L,1台，（3）III级脱硫吸收反应器：Φ750×2500,304L,1台，（4）吸收液计量泵送装置：LG-600L，2台，（5）吸收浆液配置器：Φ1200×XX×1000,1台，（6）搅拌器：1.5kW，3台，（7）配浆槽：Φ1200×XX×1000，2台。四、实验方
郴州氟化学有限公司烟气脱硫工程整套启动调试报告 湖南有色郴州氟化学有限公司氟化氢反应炉尾气脱硫工项目 一、技术说明 1设备安装地点 湖南有色郴州氟化学有限公司内 2公用工程条件 3 电源条件 低压：三相四线制，380V /220V，中性点直接接地 直流：DC 220V 频率：50±0.5HZ 4 设备订货技术要求(以实际测量值为准) 5 装置设计处理烟气量：≤6000m3/h 6 甲方提供烟气参数：烟气温度≤70℃；SO2浓度≤35000mg/m3 7 装置设计排放浓度：≤200 mg/Nm3 。2015年11月到2016年3月18日完成整套机组烟气脱硫装置的整组调试，报告如下： 1．设备系统概述 1.1主要设计数据 1.1.2主要设备参数 与脱硫系统有关的主设备参数见下表。
1.3 工艺说明 工艺系统原理 气动乳化脱硫塔由三部分组成，含硫烟气首先进入均气室，再进入气动乳化过滤元件组，最后通过气液分离室，净化后的烟气出塔并排入大气。各部件的作用简述如下：均气室的作用是均匀分配烟气给每一过滤元件，使每一过滤元件发挥同等的过滤作用。烟气分配不均匀，将严重影响过滤器除尘脱硫效率；气动乳化过滤元件组，是过滤器的核心，它提供一个主要是紊流掺混的强传质气动乳化空间，它是烟气净化的主要构件，气动乳化过滤元件的结构，气流速度，布液量都直接影响烟气净化的效率。气液分离室，用于气液分离，液气分离采用凝并和惯性原理，结构简单，气液分离室还有进一步除尘脱硫的作用。 气动机理 气动乳化是一种过程，乳化是一种状态。气动乳化过程是这样形成的：在一圆形管状容器中，经加速的含硫烟气以一定角度从容器下端进入容器，与容器上端下流的不稳定循环液相碰，烟气高速旋切下流循环液，循环液被切碎，气液相互持续碰撞旋切，液粒被粉碎得愈来愈细，气液充分混合，形成一层稳定的乳化液。在乳化过程中，乳化液层逐渐增厚，当上流的气动托力与乳化液重力平衡后，最早形成的乳化液将被新形成的乳化液取代。 脱硫机理 循环液带着被捕集的SO2连续流经均气室直至回到循环池,在乳化室内，只要有足够的处理气量，总将保持相对稳定的乳化液层。含硫烟气在乳化室内参与了气动乳化过程，烟气中的SO2与乳化液层中的循环液微细液粒接触，由于在乳化液中，液粒的比表面积比起水膜除尘、喷淋除尘方式中液滴要大数倍至数十倍，因而，单位液量捕集SO2的效率显著增大。对于含硫烟气来说，液粒趋细，活化了液粒，更有利于化学净化过程。对于烟气，脱硫过程中的吸收、中和、氧化全部在乳化液层内完成。 3 调试范围 脱硫塔在完成各分系统调试后，进行整个脱硫系统的调试，包括各分系统的投运和整套启动调整试验。
影响脱硫效率的因素很多，如吸收温度，进气S02浓度，脱硫剂品质、粒度和用量（钙硫比），浆液pH值，液气比，粉尘浓度等。以下就其影响因素进行具体分析。 首先是浆液pH值，它可作为提高脱硫效率的调节手段。 据悉，当pH～在4～6之间变化时，CaC03的溶解速率呈线性增加，pH值为6时的速率是pH值为4时的5～10倍。因此，为了提高S02的俘获率，浆液要尽可能地保持在较高的pH值。但是高pH值又会增加石灰石的耗量，使得浆液中残余的石灰石增加，影响石膏的品质。另一方面浆液的pH值又会影响HS03的氧化率，pH值在4～5之间时氧化率较高，pH值为时，亚硫酸盐的氧化作用最强。 随着pH值的继续升高，HS03的氧化率逐渐下降，这将不利于吸收塔中石膏晶体的生成。在石灰石一石膏法湿法脱硫中，pH值应控制在5．O～之间较适宜。因此在调节pH值时，必须根据每天的石膏化验结果、实际运行工况及燃煤硫分等进行合理调整，这样才能更好的调节脱硫效率。 其次是钙硫比，据悉，在诸多影响脱硫效率的因素中，钙硫比中90%比对脱硫效率的影响是最大。但在其他影响因素一定时，钙硫比为1时的湿法烟气脱硫效率可达90%以上。这是很重的影响因素。 再者是液气比，它是决定脱硫效率的主要参数，液化比越大气相和液相的传质系数提高利于SOz的吸收，但是停留时间减少，削减了传质速率提高对S02吸收有利的强度，因此存在最佳液气比。这也是影响脱硫效率的因素之一。 当然，石灰石的影响也是存在的。当出现pH值异常，可能是加入的石灰石成分变化较大引起的。如果发现石灰石中Ca0质量分数小于50%，应对其纯度系数进行修正。另外，石灰石中过高的杂质如Si02等虽不参加反应，但会增加循环泵、旋流子等设备的磨损。 所以，石灰石的颗粒度大小会影响其溶解，进而影响脱硫效率。 再者就是温度的影响，进塔烟温越低，越有利于SO。的吸收，降低烟温，S02平衡分压随之降低，有助于提高吸附剂的脱硫效率。但进塔烟温过低会使H2SO。与CaCO。或Ca(OH)2的反应速率降低，使设备庞大。所以，温度的适合也是影响脱硫效率的一个重要因素。