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广东南方碱业股份有限公司烟气脱硫系统性能试验及评估报告1 前言广东南方碱业股份有限公司（以下简称南碱）的湿法烟气脱硫系统于2008年8月20日正式投入运行。
该脱硫系统与传统的湿法脱硫系统相比，区别是采用了南碱的生产副产物“白泥”作为脱硫剂，而非通常的石灰石。
广东电网公司电力科学研究院于2009年7月27日～30日对该脱硫系统进行了性能试验，以初步评估白泥作为脱硫剂在大型火电机组应用的可行性。
2 设备概况2.1 南碱简介广东南方碱业股份有限公司分为厂区和矿区，厂区位于广州市东部黄埔区南岗，北接广深公路和高速公路，南濒东江，水陆交通便利，占地面积17.22万平方米，该地区是广东省规划的经济技术发展区，目前已具规模，有多个世界著名企业在此投资建厂，仅玻璃行业就有八条生产线投入运行。
矿区位于广州市北郊龙归镇，占地面积3.75万平方米，通过46公里的输卤管道与厂区连接。
公司自有盐矿、4个500吨级泊位码头、热电装置和完善的基础设施。
南碱工程是广州市“八五”计划重点建设项目之一，设计生产规模为年产纯碱15万吨、芒硝5.6万吨，是华南地区唯一的大、中型化工原材料生产企业，全国十大纯碱生产企业之一，现为广州市国际信托投资公司（广州国际集团有限公司）直属企业。
纯碱装置于91年1月开工建设，94年2月试车成功，97年生产纯碱20万吨，达到设计生产能力，97年9月正式竣工验收。
硝盐矿区位于西郊白云区龙归镇，矿产丰富，具有每年开采160万立方米卤水的能力。
南碱纯碱生产采用氨碱法工艺，引进比利时索尔维公司的工艺技术和部分国外先进的单机设备及检测仪表，综合了国内制碱行业的先进技术；自备热电站、能源运用合理，曾被广州外经贸委评为“先进技术企业”。
南碱公司产品有轻质纯碱、重质纯碱、食品纯碱和副产品芒硝。
经过十余年的不断改造和调整，南碱公司目前纯碱生产装置能力已达35万吨/年，芒硝8万吨/年，每年生成的白泥约为16万吨（干基）。
****发电有限公司*期机组烟气脱硫工程性能试验报告********************二OO*年十二月参加工作单位：***************工作人员：*********************************** 技术负责人：**工作时间：200*年11月10日至200*年12月10日编写：审核：批准：目录1 前言 (1)2 试验引用资料及标准 (1)3 脱硫工程概况及设计参数、保证值 (2)3.1脱硫系统概况 (2)3.2脱硫系统设计参数 (3)3.2.1锅炉及其辅机参数 (3)3.2.2 FGD设计煤质 (4)3.2.3 FGD入口烟气参数 (7)3.2.4 石灰石设计参数 (9)3.3脱硫系统性能保证值 (9)4性能试验分工 (11)5 性能试验条件 (12)6 性能试验项目 (12)7 主要试验仪器 (13)8试验过程及试验结果 (15)8.1试验工况安排及测点设置 (15)8.2脱硫装置性能试验 (15)8.2.1 脱硫系统处理烟气量试验 (15)8.2.2 净烟气中SO2浓度及其脱除效率试验 (18)8.2.3 净烟气中HCl、HF、SO3的浓度及其脱除效率试验 (24)8.2.4 FGD进、出口的烟尘浓度测试 (28)8.2.5 FGD出口净烟气温度测试 (32)8.2.6 脱硫系统运行压降测试 (34)8.2.7 脱硫系统电耗量测量 (35)8.2.8 脱硫系统水耗量测量 (37)8.2.9 石膏质量测试 (39)8.2.10 石灰石纯度及石灰石浆液粒径试验 (40)8.2.11 脱硫装置的Ca/S与石灰石耗量 (43)8.2.12 脱硫系统作业场所噪声试验 (51)8.2.13 脱硫系统作业场所粉尘浓度试验 (55)8.2.14 脱硫废水检测 (56)9 脱硫性能试验结论 (60)附件1：脱硫性能试验使用仪器检定证书号及有效期 (62)附件2：#3、4机组负荷曲线 (64)附件3：脱硫性能试验采样位置及测点清单 (67)附件4：脱硫性能试验修正曲线 (68)1 前言*****发电有限公司*期机组（2×670MW）烟气脱硫工程由山东**环保工程有限公司总承包建设，脱硫装置采用石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺。
脱硫分析报告1. 背景介绍脱硫是指对燃煤电厂等工业生产过程中排放的含硫气体进行处理，使之达到环保排放标准。
通过脱硫处理，可有效降低二氧化硫的排放量，减少空气污染。
2. 脱硫技术概述常见的脱硫技术包括湿法脱硫和干法脱硫两种。
2.1 湿法脱硫湿法脱硫是将燃煤后产生的烟气与脱硫剂进行接触反应，将二氧化硫转化为硫酸溶液，从而达到脱硫的目的。
常见的湿法脱硫工艺包括石膏法、海水脱硫法等。
2.2 干法脱硫干法脱硫是通过化学反应或物理作用，将燃烧过程中产生的二氧化硫吸附或转化为其他无害物质，实现脱硫的目的。
这种脱硫技术不需要额外添加脱硫剂，操作简便，但处理效率较低。
常见的干法脱硫技术包括活性炭吸附法、浮选法等。
3. 实验过程及结果分析本次脱硫实验采用湿法脱硫技术进行脱硫处理，具体步骤如下：1.准备实验设备和试剂：脱硫反应器、喷嘴、脱硫剂等实验设备和试剂材料。
2.通过燃烧煤炭产生脱硫气体，将脱硫气体导入脱硫反应器。
3.同时向脱硫反应器中喷洒脱硫剂，与脱硫气体进行反应。
4.将反应后的产物收集，进行分析和测试。
经过实验处理后，我们对脱硫后的产物进行了分析和测试。
测试结果显示，二氧化硫的排放浓度显著下降，达到了环保排放标准。
4. 脱硫效果评价脱硫效果的评价可以从以下几个方面进行考虑：4.1 二氧化硫去除率二氧化硫去除率是衡量脱硫效果的重要指标之一。
根据实验结果，我们计算出二氧化硫去除率为90%，说明脱硫效果良好。
4.2 脱硫处理成本脱硫处理成本包括设备设施投资、能耗成本、脱硫剂使用成本等。
通过综合评估各项成本指标，可以判断脱硫技术的经济性和可行性。
4.3 环境影响评估脱硫处理过程中会产生一定的废水和废气，对环境产生一定的影响。
评估脱硫技术对环境的影响程度，可以从污染物排放、资源利用和生态环境恢复等方面考虑。
5. 结论根据实验结果和分析，本次脱硫处理的效果良好，二氧化硫排放浓度显著下降。
脱硫技术在燃煤电厂等工业领域具有广泛的应用前景，也是保护环境、实现可持续发展的重要措施之一。
脱硫检测报告检测机构：XXX化验室
检测编号：XXX
检测日期：XXXX年XX月XX日
检测对象：某某发电厂脱硫设备
检测标准：国家标准 GB 12345-XXXX
检测方法：重量法
检测结果：
样品编号检测结果（%）
样品1 99.85
样品2 99.95
样品3 99.90
检测结论：
本次检测结果显示，样品1、样品2和样品3的脱硫效率均达到了标准要求。
因此，该脱硫设备的脱硫效率良好，可正常运行使用。
备注：检测过程中，我们对样品的取样、保存、分析等环节严格按照国家标准进行，并对仪器设备进行了校准和监控，保证了测试结果的准确可靠。
检测技术员：XXX
审核人：XXX
机构负责人：XXX
附：样品编号及对应样品名称
样品1：脱硫前进口烟气
样品2：脱硫后出口烟气
样品3：重金属废水
以上为本次脱硫检测报告，如有疑问或需要进一步了解，请联系本机构。
脱硫尾气处理报告范文一、引言随着工业化进程的加快，大量的尾气排放给环境带来了严重的污染问题。
尾气中的二氧化硫（SO2）是其中的一种主要污染物，对大气和人体健康都有不可忽视的危害。
因此，脱硫尾气处理技术的研究和应用变得日益重要。
本报告旨在总结并评估一种脱硫尾气处理技术的效果，为环境保护和减少污染做出贡献。
二、方法本次实验选择了硫磺燃烧过程产生的含有SO2的尾气作为研究对象，采用湿法脱硫技术进行处理。
具体步骤如下：1. 实验室搭建：搭建一个小型的尾气处理实验室，包括反应器、吸收塔、冷却装置、储存罐等设备。
2. 实验条件设置：调整实验参数，包括吸收液浓度、气体流速、温度等，以优化脱硫效果。
3. 尾气处理实验：将含有SO2的尾气通入吸收塔，并在吸收塔中喷洒预先准备好的吸收液，通过酸碱中和反应将SO2转化为硫酸盐。
4. 产物分析：采集处理后的尾气样品，使用离子色谱法进行SO2浓度分析，以评估脱硫效果。
三、结果与讨论经过一系列实验，我们得到了以下结果：1. 实验条件选择：在实验过程中发现，较低浓度的吸收液、较高气体流速和适宜的温度能够提高脱硫效果。
但过高的浓度和低温则会导致脱硫效果不佳。
2. 脱硫效果评估：通过离子色谱法分析处理后的尾气样品，发现SO2的浓度明显降低，符合环保要求。
脱硫效率为90%以上，证明该湿法脱硫技术具有较好的处理效果。
3. 经济性评估：根据实验室规模，计算了该湿法脱硫技术的投资成本和运营成本。
结果显示，该技术在较大规模工业应用中具有较好的经济性和可行性。
四、结论通过本次实验，我们对一种湿法脱硫技术进行了研究和评估，并得出以下结论：1. 该湿法脱硫技术在处理含有SO2的尾气方面具有较好的效果和高脱硫效率。
2. 适当调整实验条件可以进一步提高脱硫效果。
3. 经济性评估结果显示，该湿法脱硫技术在工业应用中具有较好的经济性和可行性。
综上所述，该湿法脱硫技术可作为一种较为理想的尾气处理方案，对环境保护和减少SO2排放具有重要意义。
火电厂湿法脱硫系统水平衡测试分析本文以石灰石-石膏湿法脱硫(FGD)装置的水系统为研究对象,首先对湿法脱硫系统开展用水和耗水的分析计算,并对脱硫系统的水平衡测试开展分析, 利用物料平衡方法,计算了新华热电脱硫系统的耗水总量,以及对脱硫系统的废水排放、石膏携带水、烟气携带液滴、吸收塔内水分蒸发等水耗情况开展了统计。
根据计算结果,指出滤液返回吸收塔量是影响脱硫系统水平衡的主要原因,并提出了合理调整脱硫用水水源等措施,实现脱硫系统的水平衡目的。
一、前言随着国家对环境保护工作的日益重视，环保排放标准的相应提高，对于火电厂锅炉的烟气脱硫(FGD)工作提出了更高的要求。
20**年1月1日起，***新华热电分公司执行环保超低排放标准为SO2:35mg/Nm3;NOX:100 mg/Nm3;烟尘:10 mg/Nm3。
为保证到达环保排放标准，***新华热电分公司在20**年开始开展环保设施工程改造项目。
脱硫工程为3×220t/h 锅炉湿法脱硫系统采用石灰石-石膏湿法脱硫方式，石灰石-石膏湿法脱硫装置采用三炉两塔设计，对三台锅炉100%的烟气量开展脱硫，两炉一塔，其中#2锅炉烟气可分别切换至#1和#2吸收塔，锅炉燃煤为设计煤种时，FGD装置SO2脱除率不低于98%;FGD装置年设备利用小时数为7500h，可用率大于98%。
两台脱硫装置为同一设计、同时建造，设备一样、运行方式一样。
二、湿法脱硫系统(FGD)用水分析湿法烟气脱硫系统(FGD)装置消耗掉的水量，即锅炉烟气完成脱硫反应时通过整个FGD系统所消耗的工艺水量是FGD耗水量的主要考核方法。
FGD装置的用水主要分为以下2部分：一是工艺水：主要是指间接或直接参与脱硫系统反应的水，即在锅炉烟气通过FGD系统完成脱硫反应的过程中服务于脱硫反应或参与脱硫反应的用水。
脱硫系统工艺水水质满足以下条件: ρ(SS)<500 mg/L、ρ(Ca2+) <300 mg/L 、pH<7、ρ(SO2-4)<800 mg/L;水中没有大于100μm大颗粒杂质，且无油。
烟气湿法脱硫实验报告1. 引言烟气中的二氧化硫（SO2）是由燃烧过程中的硫分子氧化形成的，它是一种强烈的大气污染物，对人体健康和环境造成严重威胁。
烟气湿法脱硫是一种常用的减少烟气中SO2排放的方法，通过将烟气与一定质量分数的乙醇胺水溶液接触，来实现SO2的吸收和去除。
本实验旨在通过模拟烟气中SO2的浓度，探究SO2在不同条件下的吸收效果，并评估该湿法脱硫方法的可行性。
2. 实验原理烟气湿法脱硫主要依赖于SO2的溶解性，乙醇胺作为溶剂被广泛使用。
乙醇胺的主要反应：SO2 + H2O + 2 C2H5OH (NH2CH2CH2OH)2SO4该反应是一个可逆反应，当烟气中SO2浓度较高时，乙醇胺会与SO2迅速反应生成硫酸氢乙醇胺，并从烟气中吸收SO2，达到脱硫效果。
3. 实验装置和药品- 实验装置：烟气模拟装置（包括送风机、加热炉、温控仪等）、乙醇胺水溶液、SO2气源- 药品：乙醇胺（C2H7NO）、蒸馏水（H2O）、硫酸4. 实验步骤4.1 准备工作- 搭建烟气模拟装置，调整好送风机的风量和加热炉的温度；- 配制乙醇胺水溶液，浓度为10%。
4.2 吸收实验- 连接烟气模拟装置的出口和乙醇胺水溶液的入口；- 开启烟气模拟装置，将SO2气体通过装置中并调整浓度至1000ppm；- 开始记录时间和SO2浓度，并定期取样分析。
4.3 分析实验- 取样品分析SO2浓度，常用的分析方法有重碳酸钠法、脱硝液滴管法等；- 计算每个时间点的SO2去除率。
5. 实验结果与讨论5.1 SO2去除率随时间的变化曲线5.2 影响SO2去除率的因素- 乙醇胺浓度：实验中采用了10%浓度的乙醇胺水溶液，若浓度过低，溶解SO2的能力将下降，从而影响去除效果；- 温度：实验中加热炉的温度保持在70摄氏度，较高的温度可以促进SO2的吸收，但过高的温度可能影响乙醇胺水溶液的稳定性；- 烟气流速和接触时间：足够的接触时间可以增加SO2的吸收和去除。
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
报告编写人：审核：批准：
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
·冷却水系统
·压缩空气系统
(6) 浆液排放及收集系统
·事故浆液池系统
·吸收塔排放池系统
(7) 废水处理系统
山东三融环保工程有限公司于2007年4月23日至2007年4月28日对1号脱硫系统进行了性能试验。
1相关性能保证值
（注：本节选自买卖双方之间的供货协议）
1.1 FGD装置出口SO2排放浓度保证
FGD装置出口SO2去除率保证不小于95%，Ca/S=1.03当燃用设计煤种及校核煤种时，确保FGD出口SO2浓度不超过允许最大排放浓度125 mg/Nm3（干态、6%氧量）。
在所有运行测试点或当负荷改变时，都应满足这一要求。
注：
以下保证值基于：
烟气量为111.9126万Nm3/h（实际O2,干基）；
SOx(以SO2)浓度为2379.8 (煤中含硫量1. 06%)mg/Nm3（6%O2,干基）；
烟气入口温度为134.5 ℃；
烟气灰尘含量为<200 mg/Nm3。
1.2 FGD装置出口烟尘浓度保证
当燃用设计煤种时,进口烟尘浓度不超过200 mg/Nm3时，确保FGD出口烟尘浓度不超过允许最大排放浓度50 mg/Nm3。
烟尘浓度包括飞灰、钙盐类以及其它惰性物质（这些物质悬浮在烟气中，标准状态下以固态或液态形式存在），不包括游离态水。
1.3 净烟气温度保证
设计工况脱硫后净烟气经GGH加热后温度≥80 ℃，在最低稳燃负荷工况下（换热器前烟温不低于110 ℃），净烟气温度≥80 ℃。
1.4 净烟气温度保证
设计工况下，整个FGD装置系统总压降不大于2900 Pa。
1.5 石灰石耗量、工艺水耗量、电量消耗量保证
FGD 装置连续运行14天的石灰石消耗量平均值不大于 4.9 t/h（CaO纯度50.37%）；工艺用水量消耗量平均值不大于45 t/h；电量消耗量平均值不超过3640 kWh/h。
1.6 石膏品质保证
纯度≥ 91%~94%
CaCO
含量≯ 1.5%
3
自由水份≯ 10%
Cl离子含量≯ 100ppm
1.7 噪声控制要求
a、离地坪、楼面以及设备所安装的平台以上1.5m高，离设备外壳1.0m远处，测得噪声级为：
增压风机，氧化风机，空压机≤85dB(A)
球磨机≤85dB(A)
其它风机及泵≤85dB(A)
b、特定工作场所的连续噪声水平不大于：
控制室、电子室55dB(A)
各种车间85dB(A)
2性能考核试验内容
2.1脱硫系统烟气量
旁路挡板全开，在90%以上负荷下调整BF动叶开度，观察旁路压力及烟气温度，保证烟气全部通过FGD装置，通过观察DCS在线烟气流量计记录烟气流量（标准
状态，实际O 2）。
2.2 污染物的脱除率
旁路挡板全开，在90％以上负荷下，根据脱硫岛入口和出口烟气中的SO 2、SO 3浓度，计算出这些污染物的脱除率。
计算公式如下：
100%rawgas cleangas
rawgas
C C C η-=
⨯
rawgas
C －－折算到标准状态、干态、6%O 2下的原烟气中污染物浓度； cleangas
C －－折算到标准状态、干态、6%O2下的净烟气中污染物浓度。
2.3 能量和物料耗量
在90%以上负荷下的一段时间内进行测试，测量脱硫系统电量、工艺水量、脱硫剂（石灰石）的平均消耗量。
2.4 烟囱入口烟气温度
通过标定的在线温度计记录温度。
2.5 脱硫系统压力损失
在90%以上负荷下，通过在线压力计测量烟气脱硫系统的压力损失。
3试验结果 1．FGD 烟气量
试验时间：2007年4月27日 09:00~17:00 350MW 测验阶段内FGD 平均烟气量为1034 （KNm 3/h ，湿，实际O 2），达到试验要求的90%以上负荷。
2．脱硫效率
试验时间：2007年4月27日 09:00~17:00 350MW 测验阶段内FGD 平均进口SO 2含量为1369 mg/Nm 3（标准状态，干态，6%O 2），平均出口SO 2含量为41 mg/Nm 3（标准状态，干态，6%O 2），平均脱硫效率为97．3%
达到设计要求。
1号脱硫系统脱硫效率结果汇总
3．净烟气中粉尘浓度
试验时间：2007年4月27日09:00~15:00
试验时间段内，脱硫系统原烟气粉尘浓度为58.6mg/Nm3（干，6%O2），净烟气粉尘浓度为21.6mg/Nm3（干，6%O2），低于FGD出口烟尘最大排放浓度保证值50 mg/Nm3（干，6%O2）。
4．净烟气温度测试
净烟气温度在350MW负荷下进行测试。
试验时间：2007年4月27日10:00~12:00 350MW
试验期间，350MW负荷下净烟气温度平均值为91.0℃，高于GGH出口净烟气温度保证值80℃。
5．1号脱硫系统压降
试验时间：2007年4月27日14:30~17:30
试验方法：旁路挡板全开，在90%以上负荷下，在增压风机出口平均压力为2421 Pa，FGD出口压力为105 Pa，整个FGD装置压力损失为2316，小于系统总压降2900 Pa的设计要求。
6．噪音
试验时间：2007年4月27日13:00~14:00
结果如下表所示：
表主要设备噪音测试结果
7．1号脱硫系统电耗、水耗
试验时间：2007年4月27日09:00~17:00
测量方法：旁路挡板全开，与脱硫效率试验同时进行。
根据6KV高压变A段的的电表记率结果八个小时之内，2套FGD装置全部运行情况下总电耗为56896 kwh/h，平均每套装置没小时电耗为3556 kwh/h，小于设计最大工况不超过3620 kwh/h的要求。
水量消耗采用工艺水箱液位和吸收塔液位计量。
试验时间段内采集DCS中工艺水箱液位和吸收塔液位数据，然后根据水箱直径与液位差计算得出。
在测验阶段，2套装置8小时水耗为480吨，每小时单套FGD装置水耗30吨，小于设计值每小时45吨。
8．1号脱硫系统石灰石消耗
试验时间2007年4月23日00:00~2007年4月28日00:00
试验方法：旁路挡板开启，2套FGD装置运行，记录称重皮带的累积石灰石量得出每台FDG装置的石灰石消耗。
根据统计结果，2套FGD在测试期间的平均石灰石消耗为2.45 t/h，低于设计的石灰石消耗，由于现有的石灰石杂质含量高，因此不做进一步修正。
9．石膏品质
现有石灰石达不到设计要求，导致石膏明显不合格，等更换石灰石后进一步分析考核。
4结果汇总
8。
