离子液循环吸收烟气脱硫除尘技术和成套设备
应用市场
有色冶金、石油石化、煤电、钢铁、燃煤锅炉、硫酸行业及其它产生SO2烟气、尾气的行业
工程装置规模
50,OOO~5,000,000 Nm3/h
工艺流程
含SO2烟气先进入高效洗涤塔，除尘降温，再经过除雾器进一步去除粉尘、酸雾、汞、重金属等有害杂质。
通过洗涤除尘后的烟气送到脱硫段，由离子液喷淋吸收，脱除烟气中的SO2，降低至400mg/m3以下。再经过精脱段进一步脱除，SO2降至100mg/m3以下或更低，可实现低于35mg/Nm3超低排放要求。
吸收SO2的离子液进入解吸工段解吸，再生后返回吸收塔循环使用。解吸产生的SO2用于生产硫酸、硫磺和液态SO2或者其它含硫化合物。
技术特点
1、高效脱硫。SO2脱除率可达到99.5%，且灵活可调控；
2、适应性。烟气含硫量从0.02~5%范围内系统运行成本稳定。
对烟气种类无限制。在烟气含硫高时更具有经济性；
3、经济性。可回收纯度不小于99%的气态SO2生产硫酸、硫磺或液态SO2。离子液循环使用。系统可使用工厂废热，能耗低。可连续不间断生产运行。不需要废渣堆放场所及辅料运输。占地少，总体运行费用低；
4、运行稳定。系统流程简单，运行安全稳定，自动化程度高，开停车便捷。调试和维修费用低，可保持长期无系统故障运行；
5、环保效益突出。无二次污染物排放，无粉尘，噪声低；
6、知识产权。拥有完全自主知识产权。所有设备均实现国产化制造。
与其他类似技术竞争者相比较的优势
1、有各类烟气处理的工程化业绩，工程建设经验丰富；
2、独有离子液回收专利技术，吸收剂工作消耗低，再生技术领先，再生品质优异；
3、系统运行能耗大大低于同类竞争技术装置；
4、运行技术指标有明显优势，运行成本更低。
工程装备技术指标
1、排放指标满足超低排放要求，即排放SO2≤35mg/m3，颗粒物≤10mg/m3
2、能耗(蒸汽):≤3.5t/tSO2
3、脱硫剂消耗:≤5kg/MNm3
4、回收硫酸品质：工业硫酸标准（GB/T 534-2014）一等品以上
5、运行同步率:≥99%
主要工程业绩
超效节能水泵 1、提高蒸汽参数 常规超临界机组汽轮机典型参数为24.2MPa/566C /566C，常规超超临界机组典型参数为25-26.25MPa/600C /600C。提高汽轮机进汽参数可直接提高机组效率，综合经济性、安全性与工程实际应用情况，主蒸汽压力提高至27-28MPa,主蒸 汽温度受主蒸汽压力提高与材料制约一般维持在600C,热再热蒸汽温度提高至 610C或620C,可进一步提高机组效率。主蒸汽压力大于27MPa时，每提高1MPa 进汽压力，降低汽机热耗0.1%左右。热再热蒸汽温度每提高10C，可降低热耗 0.15%。预计相比常规超超临界机组可降低供电煤耗 1.5?2.5克/千瓦时。技术较成熟。 适用于66、100万千瓦超超临界机组设计优化。 2、二次再热 在常规一次再热的基础上，汽轮机排汽二次进入锅炉进行再热。汽轮机增加超高压
缸，超高压缸排汽为冷一次再热，其经过锅炉一次再热器加热后进入高压缸， 高压缸排汽为冷二次再热，其经过锅炉二次再热器加热后进入中压缸。比一次再热机组热效率高出2%?3%,可降低供电煤耗8?10克/千瓦时技术较成熟。 美国、德国、日本、丹麦等国家部分30万千瓦以上机组已有应用。国内有100 万千瓦二次再热技术示范工程。 3、管道系统优化通过适当增大管径、减少弯头、尽量采用弯管和斜三通等低阻力连接件等措施， 降低主蒸汽、再热、给水等管道阻力。机组热效率提高0.1%?0.2%，可降低供 电煤耗0.3?0.6克/千瓦时。技术成熟。 适于各级容量机组。 4、外置蒸汽冷却器 超超临界机组高加抽汽由于抽汽温度高，往往具有较大过热度，通过设置独立外置蒸汽冷却器，充分利用抽汽过热焓，提高回热系统热效率。预计可降低供电煤耗约0.5克/千瓦时。技术较成熟。 适用于66、100万千瓦超超临界机组。 5、低温省煤器 在除尘器入口或脱硫塔入口设置1级或2级串联低温省煤器，采用温度范围合 适的部分凝结水回收烟气余热，降低烟气温度从而降低体积流量，提高机组热效
常规超临界机组汽轮机典型参数为 24.2MPa/566 C /566 C,常规超超临界机组典型参数为 25-26.25MPa/600 C /600 C 。提高汽轮机进汽参数可直接提高机组效率，综合经济性、安全 性与工程实际应用情况，主蒸汽压力提高至 27-28MPa ，主蒸汽温度受主蒸汽压力提高与材 料制约一般维持在 600 C,热再热蒸汽温度提高至 610 C 或620 C,可进一步提高机组效率。 主蒸汽压力大于27MPa 时，每提高1MPa 进汽压力，降低汽机热耗0.1%左右。热再热蒸汽 温度每提高10 C,可降低热耗 0.15%。预计相比常规超超临界机组可降低供电煤耗 1.5? 2.5克/千瓦时。技术较成熟。 适用于66、100万千瓦超超临界机组设计优化。 2、二次再热 在常规一次再热的基础上，汽轮机排汽二次进入锅炉进行再热。 汽轮机增加超高压缸，超高 压缸排汽为冷一次再热，其经过锅炉一次再热器加热后进入高压缸， 高压缸排汽为冷二次再 热，其经过锅炉二次再热器加热后进入中压缸。比一次再热机组热效率高出 2%?3%，可 降低供电煤耗8?10克/千瓦时技术较成熟。 美国、德国、日本、丹麦等国家部分 30万千瓦以上机组已有应用。国内有 100万千瓦二次 再热技术示范工程。 3、管道系统优化 减少弯头、尽量采用弯管和斜三通等低阻力连接件等措施, 0.1%?0.2%，可降低供电煤耗 0.3?0.6克/千瓦 时。技术成熟。 适于各级容量机组。 4、外置蒸汽冷却器 超超临界机组高加抽汽由于抽汽温度高， 往往具有较大过热度， 通过设置独立外置蒸汽冷却 器，充分利用抽汽过热焓，提高回热系统热效率。预计可降低供电煤耗约 0.5克/千瓦时。 技术较成熟。 适用于66、100万千瓦超超临界机组。 5、低温省煤器 在除尘器入口或脱硫塔入口设置 1级或2级串联低温省煤器，采用温度范围合适的部分凝 结水回收烟气余热，降低烟气温度从而降低体积流量，提高机组热效率，降低引风机电耗。 降低主蒸汽、 、给水等管道阻力。机组热效率提高
(脱硫题库) 一、填空题(1×5分)。 1、华电国际公司系统按照(谁主管谁负责)、(谁审批谁负责)、(管生产必须管安全)得原则建立健全各级安全生产责任制、 2、在电力生产设备及系统上进行操作必须执行(危险点分析预控制度 )、(操作票制度)与(操作监护制度)。 3、安全生产五要素就是指(安全文化)、(安全科技)、(安全投入)、(安全责任)、(安全法制)。其中(安全法制)安全生产工作进入规范化与制度化得必要条件,就是开展其她各项工作得保障与约束;(安全文化)就是灵魂与统帅,就是安全生产工作基础中得基础、 4、动火作业包括(焊接)、(打磨)、(切割)与(明火烘烤)等。 5、在电力生产现场设备、系统进行检修工作,必须执行(危险点分析预控制度)、(工作票制度)、(工作许可制度)、(工作监护制度)、(工作间断、转移与终结制度)。 6、我厂锅炉采用(低NOx燃烧)＋(SCR脱硝技术),能够实现机组得全负荷脱硝。按脱硝效率不小于8６％计算,脱硝出口NOx指标为(≤5０mg／Ｎm3)。 7、脱硫装置出口SO2浓度将按照低于3５mg/Nｍ3进行设计,脱硫效率按照98.８%进行设计、吸收塔内设置FGＤPＬＵS,采用(双塔双循环脱硫)工艺、 二、选择题(1×10分)。 1、火力发电厂排出得烟气会对大气造成严重污染,其主要污染物就是烟尘与(C)。 (Ａ)氮氧化物;(B)二氧化碳;(C)二氧化硫与氮氧化物;(D)微量重金属微粒、 2、为防止脱硫后烟气携带水滴对系统下游造成不良影响,必须在吸收塔出口处加装(Ｂ)、 (A)水力旋流器;(B)除雾器;(Ｃ)布风托盘;(D)再热器、 3、钙硫比就是指注入吸收剂量与吸收二氧化硫量得(C)。 (A)体积比;(B)质量比;(C)摩尔比;(Ｄ)浓度比。 4、石灰石-石膏湿法脱硫工艺中,吸收剂得利用率较高,钙硫比通常在(A)之间、 (A)１。02-1、0５;(B)１、0５—1、08;(C)1.0８－1.1;(D)1、1-1、2。 5、对二氧化硫得吸收速率随ph值得降低而下降,当ph值降到(B)时,几乎不能吸收二氧化硫了、 (Ａ)3;(B)4;(C)5;(D)６。 ６、石灰石-石膏湿法中,通常要求吸收剂得纯度应在(C)以上、 (A)７0%;(Ｂ)80%;(C)90%;(D)95％。 7、若除雾器冲洗不充分将引起结垢与堵塞,当这种现象发生时,可从经过除雾器得烟气(B)得现象来判断、 (A)流量增加;(Ｂ)压降增加;(C)带水量加大;(Ｄ)排出温度升高。 ８、启动吸收塔搅拌器前,必须使吸收塔(D)否则会产生较大得机械力而损坏轴承。
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系统可使用工厂废热，能耗低。 可连续不间断生产运行。 不需要废渣堆放场所及辅料运输。 占地少，总体运行费用低； 4、运行稳定。 系统流程简单，运行安全稳定，自动化程度高，开停车便捷。 调试和维修费用低，可保持长期无系统故障运行； 5、环保效益突出。 无二次污染物排放，无粉尘，噪声低； 6、知识产权。 拥有完全自主知识产权。 所有设备均实现国产化制造。 与其他类似技术竞争者相比较的优势 1、有各类烟气处理的工程化业绩，工程建设经验丰富； 2、独有离子液回收专利技术，吸收剂工作消耗低，再生技术领先，再生品质优异； 3、系统运行能耗大大低于同类竞争技术装置； 4、运行技术指标有明显优势，运行成本更低。 工程装备技术指标 1、排放指标满足超低排放要求，即排放SO235mg/m3，颗粒物10mg/m3 2、能耗(蒸汽):3.5t/tSO2 3、脱硫剂消耗:5kg/MNm3 4、回收硫酸品质： 工业硫酸标准（GB/T 534-2019）一等品以上 5、运行同步率:99% 主要工程业绩业主名称烟气类型处理气量 Nm3/h 行业项目类型攀钢集团烧结烟气 1,200,000 钢铁 EPC 攀钢集团烧结烟气550,000 钢铁 EPC 内蒙紫金矿业锅炉烟气 50,000 有色冶金设计
基于PLC的火电厂烟气脱硫控制系统研究与设计 0 引言我国是燃煤大国，煤炭占一次能源消费总量的75％。随着煤炭消费的不断增长，燃煤排放的二氧化硫也不断增加，致使我国酸雨和二氧化硫污 染日趋严重。为了实现SO2 的减排目标，国家制定了一系列的环保措施。目前国内烟气脱硫工艺设备的设计、制造、安装和调试水平已有了大幅度的提高， 已建成、投运了一大批大型机组火电机组烟气脱硫系统。但据了解，目前投运 的火力发电厂都还存在着不少这样或那样的技术问题，其中热工自动化投入水 平不高是其中的一个重要技术问题，如测量不准，系统自动投不上，系统调节 品质差等，致使一些电厂的脱硫系统出现运行故障多、不能与发电机组完全同 步运行或运行中脱硫效率达不到设计值或系统运行成本高等问题。对于整个烟 气脱硫系统，作为监视、控制脱硫系统运行的控制系统是重要的组成部分，它 既要保证脱硫系统的正常工作和异常工况的系统安全，又要与单元机组控制系 统相协调，保证锅炉的安全运行。控制系统采用DCS 虽然自动化程度大为提高，但由于脱硫工艺系统总的监控点数(一般为600～1 000 点)远低于能满足单元机组控制的DCS 系统的经济规模(一般为5 000～10 000 点)，造成控制系统造价偏高，经济性下降。目前，国内许多电厂在烟气脱硫控制上己开始尝试采 用可编程控制器PLC 作为控制主机，将脱硫控制纳入全厂辅助系统网络集中监控，既保证可靠性，又能大幅度降低系统造价。本文研究采用可编程控制器PLC 作为控制主机，进行脱硫控制系统的硬件设计，给出了具体的设计方案及各功能模块的详细设计。现场实际运行结果证明了设计方法的有效性。 1 烟气脱硫工艺流程石灰石／石膏湿法烟气脱硫的基本工艺流程为：锅炉烟气经过除尘器除尘后，由引风机送入脱硫系统，烟气由进口烟道进入由增压 风机增压后，经气气换热器(GGH)降温，进入吸收塔。在吸收塔内，烟气由下
2离子液循环脱硫技术及成 套装置 -标准化文件发布号：（9456-EUATWK-MWUB-WUNN-INNUL-DDQTY-KII
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2、适应性。烟气含硫量从0.02~5%范围内系统运行成本稳定。对烟气种类无限制。在烟气含硫高时更具有经济性； 3、经济性。可回收纯度不小于99%的气态SO2生产硫酸、硫磺或液态SO2。离子液循环使用。系统可使用工厂废热，能耗低。可连续不间断生产运行。不需要废渣堆放场所及辅料运输。占地少，总体运行费用低； 4、运行稳定。系统流程简单，运行安全稳定，自动化程度高，开停车便捷。调试和维修费用低，可保持长期无系统故障运行； 5、环保效益突出。无二次污染物排放，无粉尘，噪声低； 6、知识产权。拥有完全自主知识产权。所有设备均实现国产化制造。 与其他类似技术竞争者相比较的优势 1、有各类烟气处理的工程化业绩，工程建设经验丰富； 2、独有离子液回收专利技术，吸收剂工作消耗低，再生技术领先，再生品质优异； 3、系统运行能耗大大低于同类竞争技术装置； 4、运行技术指标有明显优势，运行成本更低。 工程装备技术指标 1、排放指标满足超低排放要求，即排放SO2≤35mg/m3，颗 粒物≤10mg/m3
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
4x240t/h循环流化床锅炉脱硫脱硝除尘超低排放改造方案 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：XXXXXX机组超低排放改造工程 1.2工程概况 本工程为XXXX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%因气量 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/Nn3，SO2排放浓度不大于35 mg/Nn3; NO排放浓度不大于50 mg/Nn i，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。 4）减排技术要求安全可靠。 5）尽量减少对原机组系统、设备、管道布置的影响。 6）改造时间合理，能够在机组停机检修期内完成改造。 7）工艺应尽可能减少噪音对环境的影响。 8）改造费用经济合理。 2燃煤CFB锅炉烟气污染物超低排放方案 2.1总体技术方案简介
脱硫双塔双循环系统水平衡存在的问题及应对措施 作者：王甲品 摘要：华电滕州新源热电有限公司#4机组脱硫超低排放改造后投产运行，发现废水量比原来有所增大，针对此运行情况，运行部组织人员对系统进行了分析，制定了节源分流的措施，提出了改进措施，有效控制了双塔运行的水平衡问题。 Abstract:Huadian Tengzhou Xinyuan Power Company Limited，Unit 4 Desulfurization ultra low emissions after transformation put into operation，It was found that the amount of waste water increased than that of the original，In view of this operation，The operation department organization personnel to carry on the analysis to the system，The measures for the source separation of the source are established，Put forward the improvement measures，Effectively control the water balance of Twin Towers。 关键词：双塔双循环；水平衡；节源分流 Key word:Twin Towers double cycle；The water balance；Source separation 华电滕州新源热电有限公司#4机组脱硫超低排放改造结束，于2016年10月19日4时49分并网发电运行，脱硫系统随机组同时启动运行。经过一周试运行，运行人员发现双塔水位始终处于高水位，我们组织人员进行了认真的分析。 一、脱硫系统进水的水源 1、吸收塔补充石灰石浆液，石灰石浆液携带水进入吸收塔。 2、除雾器冲洗水进入吸收塔。 3、真空皮带脱水机滤布冲洗水和石膏滤饼冲洗水进入脱硫系统。 4、浆液泵机械密封水进入脱硫系统。 5、浆液管道及备用浆液泵冲洗水进入系统。 6、工艺冲洗水阀门泄漏进入系统。 二、系统设计存在的问题 1、二级塔的溢流系统及PH计、密度计取样存在问题 二级塔溢流管安装在浆池最高位置，塔内安装一垂直管道至液位以下，溢流管口中心标高12米，塔内垂直管段从溢流口向下2.5米，即二级塔物理液位必须高于9.5米才能封住塔内烟气，由于二级塔浆液不作氧化处理，塔内溢流垂直管段可以更长，控制液位在6米至12米之间变动，可以有效扩大二级塔的备用存储空间。
脱硫系统逻辑控制 1.1 石灰石系统 1.1.1 石灰石加料系统顺控启动程序； 1.1.1.1 开启石灰石料斗布袋除尘风机； 1.1.1.2 石灰石了头布袋除尘风机运行后，启动斗式提升机； 1.1.1.3 斗式提升机运行反馈后空载运行2分钟； 1.1.1.4 启动除铁器； 1.1.1.5 除铁器运行后，启动卸料振动给料机； 1.1.2 石灰石加料系统顺控停止程序： 在工业电视系统中人工监视石灰石卸料斗内物料卸空后，按照以下逻辑停止石灰石加料系统。 1.1. 2.1 停止振动给料机； 1.1. 2.2 振动给料机停止反馈后延时5min停止斗式提升机， 1.1. 2.3 斗式提升机停止后，停仓顶收尘； 1.1. 2.4 手动清除除铁器上杂物，停止除铁器。（此步不入程控） 1.1.3 布袋除尘启动允许条件： “石灰石料仓除尘器备妥”信号； 1.1.4 振动给料机启动允许条件： 斗式提升机运行反馈后，才允许启动卸料振动给料机； 1.1.5 振动给料机联锁停止条件 1.1.5.1 石灰石仓料位高于8m时； 1.1.5.2 斗式提升机故障或停止； 注：振动给料机联锁停止条件满足后，按照石灰石加料系统顺控停止顺序运行。 1.2 湿式球磨机系统 1.2.1 球磨机 1.2.1.1 启动允许条件： “湿式球磨机油站允许主机起动”条件满足； 1.2.1.2 停止允许条件： 皮带称重机已停； 1.2.1.3 联锁停止： 湿式球磨机油站油压低停主机； 球磨机轴承温度>60℃; 球磨机电机轴承温度>85℃; 球磨机定子线圈温度>125℃； 以上条件满足任意一个，联锁停止球磨机。 注：为避免线路接触不实等原因出现错误信号造成设备保护跳，影响机组正常运行，所有保护点在上升曲线>600/min的情况下，系统认为是坏点自动切除，保护不起作用。 1.2.1.4 球磨机报警： 球磨机轴承温度>55℃; 球磨机电机轴承温度>80℃; 球磨机定子线圈温度>120℃； 湿式球磨机油站综合报警； 1.2.2 皮带称重机 1.2.2.1 启动允许条件： 球磨机已运行；
（脱硫题库） 一、填空题（1×5分）。 1、华电国际公司系统按照（谁主管谁负责）、（谁审批谁负责）、（管生产必须管安全）的原则建立健全各级安全生产责任制。 2、在电力生产设备及系统上进行操作必须执行（危险点分析预控制度）、（操作票制度）和（操作监护制度）。 3、安全生产五要素是指（安全文化）、（安全科技）、（安全投入）、（安全责任）、（安全法制）。其中（安全法制）安全生产工作进入规范化和制度化的必要条件，是开展其他各项工作的保障和约束；（安全文化）是灵魂和统帅，是安全生产工作基础中的基础。 4、动火作业包括（焊接）、（打磨）、（切割）和（明火烘烤）等。 5、在电力生产现场设备、系统进行检修工作，必须执行（危险点分析预控制度）、（工作票制度）、（工作许可制度）、（工作监护制度）、（工作间断、转移和终结制度）。 6、我厂锅炉采用（低NOx燃烧）+（SCR脱硝技术），能够实现机组的全负荷脱硝。按脱硝效率不小于86%计算，脱硝出口NOx指标为（≤50mg/Nm3）。 7、脱硫装置出口SO2浓度将按照低于35mg/Nm3进行设计，脱硫效率按照98.8%进行设计。吸收塔内设置FGD PLUS，采用（双塔双循环脱硫）工艺。 二、选择题（1×10分）。 1、火力发电厂排出的烟气会对大气造成严重污染，其主要污染物是烟尘和（C）。 （A）氮氧化物；（B）二氧化碳；（C）二氧化硫和氮氧化物；（D）微量重金属微粒。 2、为防止脱硫后烟气携带水滴对系统下游造成不良影响，必须在吸收塔出口处加装（B）。（A）水力旋流器；（B）除雾器；（C）布风托盘；（D）再热器。 3、钙硫比是指注入吸收剂量与吸收二氧化硫量的（C）。 （A）体积比；（B）质量比；（C）摩尔比；（D）浓度比。 4、石灰石-石膏湿法脱硫工艺中，吸收剂的利用率较高，钙硫比通常在（A）之间。 （A）1.02-1.05；（B）1.05-1.08；（C）1.08-1.1；（D）1.1-1.2。 5、对二氧化硫的吸收速率随ph值的降低而下降，当ph值降到（B）时，几乎不能吸收二氧化硫了。 （A）3；（B）4；（C）5；（D）6. 6、石灰石-石膏湿法中，通常要求吸收剂的纯度应在（C）以上。 （A）70%；（B）80%；（C）90%；（D）95%。 7、若除雾器冲洗不充分将引起结垢和堵塞，当这种现象发生时，可从经过除雾器的烟气（B）的现象来判断。 （A）流量增加；（B）压降增加；（C）带水量加大；（D）排出温度升高。 8、启动吸收塔搅拌器前，必须使吸收塔（D）否则会产生较大的机械力而损坏轴承。
烟气脱硫DCS控制系统 一、概述 环境保护部于2009年1月19日发布了《关于加强燃煤脱硫设施二氧化硫减 排核算工作的通知》，通知要求，所有脱硫设施必须安装完成分布式控制系统（或 集散控制系统，简称脱硫DCS系统），实时监控脱硫系统的运行情况。对湿法脱 硫系统和烟气循环流化床脱硫系统，DCS系统要记录发电负荷（或锅炉负荷）、 烟气温度、烟气流量、增压风机电流和叶片开启度、氧化风机和密封风机电流、脱硫剂输送泵电流、烟气旁路开启度、脱硫岛PH值以及烟气进口和出口二氧化硫、烟尘、氮氧化物浓度等参数；对于循环流化床锅炉炉内脱硫系统和炉内喷钙 炉外活化增湿脱硫系统，DCS系统要记录自动添加脱硫剂系统输送风机电流以及 烟气出口温度、流量、二氧化硫、烟尘、氮氧化物浓度等参数。在旁路烟道加装 的烟气温度和流量等参数应记录入DCS系统。DCS系统要确保能随机调阅上述运 行参数及趋势曲线，相关数据至少保存六个月以上。 二、系统构成 根据DCS系统原理，即集中管理分散控制的理论。组成DCS系统分为两种途径，一种是PLC加上位机，一种是专用DCS控制卡与控制软件。其技术比较如下：项目PLC加上位机专用DCS控制卡与控制软件使用范围中小型控制系统大中型控制系统 技术难度低一般上位机稳定性高高 性价比高一般 三、系统介绍 下面重点介绍以PLC加上位机系统。 1.结构形式
如上图所述，系统现场控制级、集中操作监视级为脱硫过程控制PLC、系统监测模块、烟气检测。综合信息管理级及为主机、备用机和服务器。系统可通过工业以太网上下连接。 2.系统特点 ●系统功能强大、可同时控制多台烟气脱硫装置。 ●用网线或电话线可远程监控烟气脱硫系统的运行。 ●数据记录和存储功能强大，记录画面可同时显示八条不同曲线，只需拖动鼠标便可读出曲线上各时间所对应的数据；可以选择不同批次的任意几条曲线同时显示，以便对比分析。数据在硬盘上可保存几年以上。 ●参数控制画面显示十分清楚，每个参数有PID调节过程显示，如设定值、实时值、调节偏差，调节输出值，PID设定值，上下限位值，瞬时曲线跟踪显示，长时曲线跟踪显示，手自动切换，在线设定。 ●对于任一点参数的变化，系统响应速度小于一秒。 ●采用分布式数据库，取消不可靠的集中式服务器，系统局部故障不会造成系统瘫痪。 3.系统功能
大家先来看一道2017年的大气知识题： ?2017-1-P-50 50.关于循环流化床干法烟气脱硫，在正常运行条件下，以下哪些说法是正确的？【】（A）循环是指烟气循环（B）循环是指灰渣循环 （C）脱硫塔内温度越高，脱硫效率越高（D）塔内流速越低，脱硫效率越高 解析： 《教材上册（第四版）》P197，CFB-FGD借助循环流化床原理，通过脱硫剂（灰渣）的多次循环利用，增大脱硫剂与烟气的接触时间，从而提高脱硫剂的利用率，故A选项错误、B选项正确；《教材第1分册（第三版）》P759，近绝热饱和温度越低，浆液蒸发慢，液相存在时间长，脱硫剂与烟气中二氧化硫的离子反应时间长，脱硫效率高，另一方面必须保证脱硫剂到达脱硫塔出口前完全干燥，以及整个脱硫系统在露点以上安全运行，否则将引起系统黏壁堵塞和结露，这要求近绝热饱和温度大于℃，故C选项错误；塔内流速越低，接触时间长，脱硫效率越高，D选项正确。 张工培训答案：【BD】 上面这道题的“C选项”涉及到的是“CFB-FGD”设计参数对脱硫性能的影响因素，那么，现在咱们来看看《第一分册（第三版）》P759关于该部分知识点的介绍是怎么样的（如下）：
再来看看《教材上册（第四版）》，P197也有关于“烟气循环流化床脱硫技术”相关知识点的介绍，但是相对于《第三版》教材来说，删除了“烟气循环流化床脱硫技术”的反应机理、主要性能设计参数及性能影响因素两个最重要的知识点，而2017年第一天下午的多选题-50题恰好就考到了，这充分说明：并不是第三版教材中删掉的内容就不考了，注册环保工程师考试的内容范围是不固定的，而且每年考试的范围比较广。 针对上述问题，笔者在张工培训注册环保工程师大气精讲班上特意补充了上述内容（如下），还请各位小伙伴们能补充到复习教材的相应位置处哦：
湿法烟气脱硫双塔双循环系统运行优化措施 石灰石-石膏湿法脱硫技术是当前应用最广泛的脱硫技术。京能宁东发电厂1号机组660MW燃煤机组脱硫增容改造圆满成功，采用石灰石-石膏湿法脱硫技术，脱硫装置采用一炉双塔双循环配置，大大降低污染物SO2的排放量。脱硫系统中的浆液循环泵、氧化风机占据了脱硫耗电的绝大部分，为了确保脱硫系统高效稳定运行，同时有效降低耗电量，实现节能与减排双赢，通过优化脱硫运行方式，有效的降低脱硫系统耗电量。 1 节水方面的优化 脱硫系统是全厂耗水量最大的用户，系统水消耗主要是吸收塔烟气蒸发水、石膏携带水、废水排放水。 1.1 烟气蒸发水 烟气蒸发水是烟气在浆液洗涤过程中，通过烟气换热由于水的蒸发和烟气携带的水分。脱硫装置不设GGH，改造之前BMCR工况时原烟气温度135℃，净烟气温度48℃，改造之后电除尘前增加低温省煤器，脱硫设置双塔双循环，改造之后BMCR工况时原烟气温度降至110℃，净烟气温度降至46℃。为了减少烟气携带水，一级吸收塔设置两级除雾器、二级吸收塔原有两级除雾器，可以除去雾滴中50%的液体。 1.2 石膏含水率 石膏含水率是由于石膏脱水过程中石膏结晶不规则及石膏杂质的影响，导致石膏含水率的产生。石膏含水率的要求低于10%，但由于石膏品质的影响导致石膏含水率有所增加。脱硫增容改造吸收塔、氧化风量增加，新增两条脱水皮带机，石膏纯度提高，石膏含水率由原有的18%，降低为15%。 针对石膏品质情况，主要从以下几点控制： (1)提高锅炉除尘器运行状况，烟气粉尘浓度降低，从而降低大量惰性物质及杂质进入吸收塔，致使吸收塔浆液重金属含量降低。 (2)保证吸收塔补水水源品质及吸收塔废水的排放量，降低吸收塔氯离子的含量，从而提高石膏的品质。 (3)通过对石膏含湿量的化验，通过对吸收塔运行参数进行控制，调整石膏品质： 1)一级吸收塔PH值的调整：由原来的(5.5-5.8)调整到(4.6-5.0)，二级塔PH值由原来的(5.0-5.2)调整到(5.2-5.5)。
离子液循环吸收烟气脱硫除尘技术和成套设备 应用市场 有色冶金、石油石化、煤电、钢铁、燃煤锅炉、硫酸行业及其它产生SO2烟气、尾气的行业 工程装置规模 50,OOO~5,000,000 Nm3/h 工艺流程 含SO2烟气先进入高效洗涤塔，除尘降温，再经过除雾器进一步去除粉尘、酸雾、汞、重金属等有害杂质。 通过洗涤除尘后的烟气送到脱硫段，由离子液喷淋吸收，脱除烟气中的SO2，降低至400mg/m3以下。再经过精脱段进一步脱除，SO2降至100mg/m3以下或更低，可实现低于35mg/Nm3超低排放要求。 吸收SO2的离子液进入解吸工段解吸，再生后返回吸收塔循环使用。解吸产生的SO2用于生产硫酸、硫磺和液态SO2或者其它含硫化合物。 技术特点 1、高效脱硫。SO2脱除率可达到%，且灵活可调控； 2、适应性。烟气含硫量从~5%范围内系统运行成本稳定。对烟
气种类无限制。在烟气含硫高时更具有经济性； 3、经济性。可回收纯度不小于99%的气态SO2生产硫酸、硫磺或液态SO2。离子液循环使用。系统可使用工厂废热，能耗低。可连续不间断生产运行。不需要废渣堆放场所及辅料运输。占地少，总体运行费用低； 4、运行稳定。系统流程简单，运行安全稳定，自动化程度高，开停车便捷。调试和维修费用低，可保持长期无系统故障运行； 5、环保效益突出。无二次污染物排放，无粉尘，噪声低； 6、知识产权。拥有完全自主知识产权。所有设备均实现国产化制造。 与其他类似技术竞争者相比较的优势 1、有各类烟气处理的工程化业绩，工程建设经验丰富； 2、独有离子液回收专利技术，吸收剂工作消耗低，再生技术领先，再生品质优异； 3、系统运行能耗大大低于同类竞争技术装置； 4、运行技术指标有明显优势，运行成本更低。 工程装备技术指标 1、排放指标满足超低排放要求，即排放SO2≤35mg/m3，颗粒物≤10mg/m3 2、能耗(蒸汽):≤tSO2
烟气脱硫系统控制说明 批准： 审定： 校核： 编制：
目录 一、FGD自动控制系统组成 二、FGD系统启动、停止顺序 三、FGD分系统启动、停止顺序 四、FGD闭环控制系统
系统说明 一、 本说明对脱硫工程系统及相关设备的控制和顺序启动。本工程主要由以下系统构成： 1)石灰石浆液制备系统 2)烟气系统 3)挡板密封空气系统 4)吸收塔系统 5)吸收塔浆液循环系统 6)氧化空气系统 7)石膏脱水系统、石膏浆液输送系统 8)工艺水系统 9)除雾器冲洗水系统 二、机组FGD系统 1．机组FGD启动允许条件 1)锅炉电除尘运行正常。 2)锅炉达到不投油稳燃负荷 3)FGD入口烟气温度正常 4)FGD入口压力正常 5)石灰石浆液箱液位正常 2．机组FGD紧急停运条件 1)FGD入口烟气温度超限延时跳闸 2)FGD入口烟气压力超限 3)锅炉MFT 4)电除尘器故障 5)增压风机停运。 6)吸收塔浆液循环泵均停 7)吸收塔排气门打开 8)锅炉油枪投油
9)锅炉侧引风机跳闸 10)厂用电源故障FGD系统失电 3．机组FGD启动程序 1)启动吸收塔系统。 2)启动烟气系统。 3) 4．机组FGD停止程序 1)停烟气系统。 停止吸收塔系统。 5．机组FGD短时停机程序。 1)停烟气系统。 2)停止吸收塔系统 3)石灰石浆液箱搅拌器不停 4)石膏浆液搅拌器不停 5)事故浆液箱搅拌器不停 6)排水坑搅拌器不停 6．原烟气挡板门、净烟气挡板门无法关闭，且旁路无法打开，锅炉应进行保护动作以下详细叙述各系统的功能与连锁控制要求:
三、FGD分系统启动、停止顺序 1．石灰石输送系统 1.1 系统功能 将厂外来石灰石运至石灰石卸料间。贮存在石灰石料斗中的石灰石（≤20mm）由料斗出口经除铁器除铁后，通过料斗下设电机振动给料机卸入斗式提升机，提升后经配仓带式输送机送至石灰石仓贮存。贮仓的石灰石经仓下电动插板门卸至称重计量带式输送机。 1.2 控制设备 流化风机 称重带式皮带给料机、闸板阀 仓顶除尘 2．石灰石浆液制备系统 2.1 系统功能 贮存在石灰石仓中的石灰石块（0～20mm）由贮仓出口经皮带秤重给料机进入石灰石浆液箱。 2.2 控制设备 石灰石浆液泵 1台浆液泵有入口阀、出口阀、冲洗阀各1个 浆液调整执行器 3．石灰石浆液供应系统 3.1 系统功能 来自石灰石浆液制备系统的合格浆液进入石灰石浆液箱，再由石灰石浆液泵送至吸收塔，浆液输送管路靠近吸收塔处设有再循环管路，以保证输送管路介质处于最佳流速；来自工艺水系统的工艺水对石灰石浆液箱内的浆液浓度进行调节。 3.2 控制设备 石灰石浆液供应箱搅拌器 石灰石浆液泵（1运1备） #1石灰石浆液泵入口阀、出口阀、冲洗阀 #2石灰石浆液泵入口阀、出口阀、冲洗阀 #1石灰石浆液箱工艺补水阀 3.3 子功能组控制 （1）允许启动条件 石灰石浆液箱液位≥？m 对应石灰石浆液管道母管门打开 （2）允许停止条件 对应石灰石浆液管道母管门关闭 （3）自动停 石灰石浆液箱液位≤？m 石灰石浆液箱搅拌器停运（延时） （4）启动顺序 完成对入口管路冲洗 启动石灰石浆液泵 开对应石灰石浆液泵的出口门
1、前言 循环流化床燃烧是指炉膛内高速气流与所携带的稠密悬浮颗粒充分接触，同时大量高温颗粒从烟气中分离后重新送回炉膛的燃烧过程。循环流化床锅炉的脱硫是一种炉内燃烧脱硫工艺，以石灰石为脱硫吸收剂，与石油焦中的硫份反应生成硫酸钙，达到脱硫的目的。较低的炉床温度（850℃～900℃），燃料适应性强，特别适合较高含硫燃料，脱硫率可达80%～95%，使清洁燃烧成为可能。 2、循环流化床内燃烧过程 石油焦颗粒在循环流化床的燃烧是流化床锅炉内所发生的最基本而又最为重要的过程。当焦粒进入循环流化床后，一般会发生如下过程：①颗粒在高温床料内加热并干燥；②热解及挥发份燃烧；③颗粒膨胀及一级破碎；④焦粒燃烧伴随二级破碎和磨损。符合一定粒径要求的焦粒在循环流化床锅炉内受流体动力作用，被存留在炉膛内重复循环的850℃～900℃的高温床料强烈掺混和加热，然后发生燃烧。受一次风的流化作用，炉内床料随之流化，并充斥于整个炉膛空间。床料密度沿床高呈梯度分布，上部为稀相区，下部为密相区，中间为过渡区。上部稀相区内的颗粒在炉膛出口，被烟气携带进入旋风分离器，较大颗粒的物料被分离下来，经回料腿及J阀重新回入炉膛继续循环燃烧，此谓外循环；细颗粒的物料随烟气离开旋风分离器，经尾部烟道换热吸受热量后，进入电除尘器除尘，然后排入烟囱，尘灰称为飞灰。炉膛内中心区物料受一次风的流化携带，气固两相向上流动；密相区内的物料颗粒在气流作用下，沿炉膛四壁呈环形分布，并沿壁面向下流动，上升区与下降区之间存在着强烈的固体粒子横向迁移和波动卷吸，形成了循环率很高的内循环。物料内、外循环系统增加了燃料颗粒在炉膛内的停留时间，使燃料可以反复燃烧，直至燃尽。循环流化床锅炉内的物料参与了外循环和内循环两种循环运动，整个燃烧过程和脱硫过程就是在这两种形式的循环运动的动态过程中逐步完成的。 3、循环流化床内脱硫机理 循环流化床锅炉脱硫是一种炉内燃烧脱硫工艺，以石灰石为脱硫吸收剂，石油焦和石灰石自锅炉燃烧室下部送入，一次风从布风板下部送入，二次风从燃烧室中部送入。石灰石在850℃～900℃床温下，受热分解为氧化钙和二氧化碳。气流使石油焦、石灰石颗粒在燃烧室内强烈扰动形成流化床，燃料烟气中的SO2与氧化钙接触发生化学反应被脱除。为了提高吸收剂的利用率，将未反应的氧化钙、脱硫产物及飞灰等送回燃烧室参与循环利用。按设计，II电站CFB锅炉钙硫比达到1.97时，脱硫率可达90%以上。 高硫石油焦在加热到400℃就开始有硫份析出，经历下列途径逐步形成SO2，即硫的燃烧过程： S--→H2S--→HS--→SO--→SO2 硫的燃烧需要一定的时间，石油焦床内停留时间将影响硫的燃烧完全程度，其随时间同步增长。同时床温对硫的燃烧影响很大，硫的燃烧速率随床温升高呈阶梯增高。 以石灰石为脱硫剂在炉膛内受高温煅烧发生分解反应： △CaCO3--→CaO + CO2 - 179 MJ/mol 上式是吸热反应。由于在反应过程中分子尺寸变小，石灰石颗粒变成具有多孔结构的CaO颗粒，在有富余氧气时与床内石油焦的析出硫分燃烧生成的SO2气体发生硫酸盐化反应：CaO + SO2 + 1/2 O2--→CaSO4 + 500 MJ/mol 使Ca0变成CaSO4即达到脱硫目的。但是生成的CaSO4密度较低，容易堵塞石灰石的细孔，使SO2分子不能深人到多孔性石灰石颗粒内部，所以，Ca0在脱硫反应中只能大部分被利用。 4：影响脱硫的因素与清洁燃烧控制 影响脱硫的因素有许多，一部分属于设计方面的因素，诸如给料方式的不同会有不同的脱硫效果；炉膛的高度影响脱硫时间等。另一部分属于运行方面的因素，如Ca／S摩尔比、床温、物料滞留时间、石灰石粒度、石灰石脱硫活性等，本文仅从运行角度，对II电站CFB锅炉的脱硫工艺进行研究分析。 4.1：Ca／S摩尔比的影响 当Ca／S比增加时，脱硫效率提高。由于II电站CFB锅炉燃烧用高硫石油焦的硫含量基本上为4％～4.5％，
福建龙净环保循环流化床干法脱硫除尘一体化工艺描述 1.循环流化床干法脱硫系统（CFB－FGD）概述 CFB－FGD烟气循环流化床干法脱硫技术是循环流化床干法烟气脱硫技术发明人---世界著名环保公司德国鲁奇能捷斯公司（LLAG）公司具有世界先进水平的第五代循环流化床干法烟气脱硫技术（CirculatingFluidizedBedFlueGasDesulphurization，简称CFB-FGD），该技术是目前商业应用中单塔处理能力最大、脱硫综合效益最优越的一种干法烟气脱硫技术。该技术已先后在德国、奥地利、波兰、捷克、美国、爱尔兰、中国、巴西等国家得到广泛应用，最大机组业绩容量为660MW。简要介绍如下：发展历史 德国鲁奇能捷斯（LLAG）公司是世界上最早从事烟气治理设备研制和生产的企业，已有一百多年的历史（静电除尘器的除尘效率计算公式——多依奇公式，就是该公司的工程师多依奇先生发明的）。LLAG在上世纪六十年代末首先推出了循环流化床概念，此后把循环流化床概念应用到四十多个不同的工艺。LLAG在发明循环流化床锅炉的基础上，首创将循环流化床技术（CFB）应用于工业烟气脱硫，经过三十多年不断的完善和提高，目前其循环流化床干法烟气脱硫技术居于世界领先水平。 LLAG公司的循环流化床干法烟气脱硫技术（CFB-FGD）的应用业绩已达150多台套，居世界干法脱硫业绩第一位。 （90年代初，全世界还只有LLAG公司拥有循环流化床烟气脱硫技术。目前，全世界除了直接转让鲁奇能捷斯公司的烟气循环流化床技术的公司外，其它所有的烟气循环流化床脱硫技术均来自于鲁奇能捷斯公司90年代初从鲁奇公司离开的个别职工所带走的早期技术。） 2001年10月，福建龙净首家技术许可证转让LLAG公司的CFB-FGD技术；
第38卷第9期华电技术Vol．38No．9 2016年9月Huadian Technology Sep．2016 单塔双循环石灰石－石膏湿法脱硫技术的应用 刘红蕾1，李旭同 2 （1．山东电力高等专科学校，山东泰安271000；2．北京博奇电力科技有限公司，北京100022） 摘 要：石灰石－石膏湿法脱硫技术是目前应用最广的烟气脱硫技术，单塔双循环石灰石－石膏湿法脱硫技术是在传统的 单塔单循环脱硫技术的基础上逐步改进发展起来的新技术，该技术克服了效率低、能耗高的缺点，可有效提高脱硫效率，满足最新的排放标准。介绍了单塔双循环脱硫技术的机理，通过某电厂的技术应用，对该技术的发展趋势进行了展望。关键词：石灰石－石膏湿法脱硫；单塔双循环；吸收塔；浆液循环泵中图分类号：X 701．3 文献标志码：B 文章编号：1674－1951（2016）09－0065－04 收稿日期：2016－06－07；修回日期：2016－08－ 03 图1石灰石－石膏湿法单塔单循环烟气脱硫工艺流程 0引言 随着国家环保力度的不断加大，火力发电厂的烟气粉尘排放、脱硫率及脱硝率的监控日趋严格，目前不少地区已经要求排放烟气中硫的质量浓度必须 小于35mg /m 3 （标态），该标准已经远远高于欧盟标 准要求的100mg /m 3（标态）［1］ 。为了达标， 各火力发电厂纷纷对原有机组的脱硫系统进行技术改造， 新建电厂则选择满足脱硫、脱硝和除尘要求的新技术，单塔双循环湿法石灰石－石膏脱硫技术就是从诸多脱硫技术中脱颖而出的新技术。 吸收塔是脱硫系统中吸收氧化系统的主要设备，是石灰石－石膏湿法脱硫工艺中的关键模块 ［2］ 。吸收塔设计的最主要目标是：以尽可能低的成本，使吸收塔具有尽可能大的液体表面积，而且具 有高的可靠性和稳定性。目前，世界上运行的脱硫 系统中相当大的一部分使用喷淋吸收塔，从近20年 的运行情况看，该工艺较成熟，定期维护即能保证装 置的运行稳定；为了提高吸收塔的脱硫率，满足环保监测的技术要求，在此基础上又发展出了单塔双循 环喷淋塔技术［3］ 。 1喷淋吸收塔 典型的单塔单循环石灰石－石膏湿法脱硫工艺 是将石灰石制成浆液，由浆液循环泵打至吸收塔内，石灰石浆液在塔内与烟气及从塔下部鼓入的空气充分接触混合，烟气中的SO 2、空气中的O 2与浆液中的CaCO 3充分氧化，生成CaSO 4·2H 2O ，达到饱和后结晶形成石膏浆液，由石膏排出泵送至石膏脱水系统，经浓缩、脱水，使其含水量小于10%，最后输送至石膏贮仓堆放或外销；脱硫后的尾气经过除雾器除去雾滴后经烟囱排入大气。石灰石－石膏湿法单塔单循环烟气脱硫工艺流程如图1所示。 喷淋吸收塔简称喷淋塔，是气－液反应工程中 的常用设备，其结构如图2所示。石灰石浆液通过 循环泵送至塔中不同高度布置的喷淋层喷嘴（喷嘴