脱硫系统划分
煤的脱硫
脱硫,是指将煤中的硫元素用钙基等方法固定成为固体防止燃烧时生成SO2。
目前脱硫方法一般可划分为燃烧前脱硫、燃烧中脱硫和燃烧后脱硫等3类。
一、燃烧前煤脱硫技术主要为煤炭洗选脱硫，即在燃烧前对煤进行净化，去除原煤中部分硫分和灰分。
分为物理法、化学法和微生物法等。
1、物理法：主要指重力选煤，利用煤中有机质和硫铁矿的密度差异而使它们分离。
该法的影响因素主要有煤的破碎粒度和硫的状态等。
主要方法有跳汰选煤，重介质选煤，风力选煤等。
2、化学法：可分为物理化学法和纯化学法。
物理化学法即浮选；化学法又包括碱法脱硫，气体脱硫，热解与氢化脱硫，氧化法脱硫等。
3、微生物法：在细菌浸出金属的基础上应用于煤炭工业的一项生物工程新技术，可脱除煤中的有机硫和无机硫。
我国当前的煤炭入洗率较低，大约在20％左右，而美国为42％，英国为94．9％，法国为88．7％，日本为98．2％。
提高煤炭的入洗率有望显著改善燃煤二氧化硫污染。
然而，物理选洗仅能去除煤中无机硫的80％，占煤中硫总含量的15％～30％，无法满足燃煤二氧化硫污染控制要求，故只能作为燃煤脱硫的一种辅助手段。
二、燃烧中煤脱硫技术煤燃烧过程中加入石灰石或白云石作脱硫剂，碳酸钙、碳酸镁受热分解生成氧化钙、氧化镁，与烟气中二氧化硫反应生成硫酸盐，随灰分排出。
在我国采用的燃烧过程中脱硫的技术主要有两种：型煤固硫和流化床燃烧脱硫技术。
1、型煤固硫技术：将不同的原料经筛分后按一定比例配煤，粉碎后同经过预处理的粘结剂和固硫剂混合，经机械设备挤压成型及干燥，即可得到具有一定强度和形状的成品工业固硫型煤。
固硫剂主要有石灰石、大理石、电石渣等，其加入量视含硫量而定。
燃用型煤可大大降低烟气中二氧化硫、一氧化碳和烟尘浓度，节约煤炭，经济效益和环境效益相当可观，但工业实际应用中应解决型煤着火滞后、操作不当会造成的断火熄炉等问题。
2、流化床燃烧脱硫技术：把煤和吸附剂加入燃烧室的床层中，从炉底鼓风使床层悬浮进行流化燃烧，形成了湍流混合条件，延长了停留时间，从而提高了燃烧效率。
脱硫技术简介
脱硫技术简介目前国内烟气污染形势严峻，SO2作为锅炉烟气的主要污染物之一，越来越受到国家及行业的重视。
1.SO2的危害SO2易被湿润的粘膜表面吸收生成亚硫酸、硫酸，对眼及呼吸道粘膜有强烈的刺激作用。
大量吸入可引起肺水肿、喉水肿、声带痉挛而致窒息。
并且SO2可溶于雨雪中形成酸雨，对动植物及建筑物造成危害。
2.SO2相关国家标准2.1 10t/h以上在用蒸汽锅炉和7MW以上在用热水锅炉2015年9月30日前执行GB 13271-2001中规定的排放限值，10t/h及以下在用蒸汽锅炉和7MW及以下在用热水锅炉2016年6月30日前执行GB 13271-2001中规定的排放限值。
2.2 10t/h以上在用蒸汽锅炉和7MW以上在用热水锅炉2015年10月1日起执行表1规定的大气污染物排放限值，10t/h及以下在用蒸汽锅炉和7MW及以下在用热水锅炉2016年7月1日起执行表1规定的大气污染物排放限值。
表1在用锅炉大气污染物排放浓度限值3注：(1)位于广西壮族自治区、重庆市、四川省和贵州省的燃煤锅炉执行该限值。
2.3自2014年7月1日起，新建锅炉执行表2规定的大气污染物排放限值。
表2新建锅炉大气污染物排放浓度限值单位：mg/m32.4重点地区锅炉执行表3规定的大气污染物特别排放限值。
执行大气污染物特别排放限值的地域范围、时间，由国务院环境保护主管部门或省级人民政府规定。
表3大气污染物特别排放限值单位：mg/m33.脱硫技术脱硫方法可划分为燃烧前脱硫、燃烧中脱硫和烟气脱硫（FGD）3类。
燃烧前脱硫：分物理脱硫和化学脱硫两种。
其优点是能同时除去灰分，减轻运输量，减轻窑炉的沾污和磨损，减少灰渣处理量，还可回收部分硫资源。
但煤的燃烧前的脱硫技术还存在着种种问题，得不到广泛应用。
炉内脱硫：是在燃烧过程中，向炉内加入固硫剂如CaCO3等，使煤中硫分转化成硫酸盐，随炉渣排除。
应用较多的就是循环硫化床锅炉。
缺点：脱硫效率低，对锅炉受热面磨损大。
干式和半干式脱硫技术
干法脱硫技术摘要：本文主要论述了干法脱除烟气中SO2的各种技术应用及其进展情况，对烟气脱硫技术的发展进行展望，即研究开发出优质高效、经济配套、性能可靠、不造成二次污染、适合国情的全新的烟气污染控制技术势在必行。
关键词：烟气脱硫二氧化硫干法前言：我国的能源以燃煤为主，占煤炭产量75%的原煤用于直接燃烧，煤燃烧过程中产生严重污染，如烟气中CO2是温室气体，SOx可导致酸雨形成，NOX也是引起酸雨元凶之一，同时在一定条件下还可破坏臭氧层以及产生光化学烟雾等。
总之燃煤产生的烟气是造成中国生态环境破坏的最大污染源之一。
中国的能源消费占世界的8%～9%，SO2的排放量占到世界的15.1%，燃煤所排放的SO2又占全国总排放量的87%。
中国煤炭一年的产量和消费高达12亿吨，SO2的年排放量为2000多吨，预计到2010年中国煤炭量将达18亿吨，如果不采用控制措施，SO2的排放量将达到3300万吨。
据估算，每削减1万吨SO2的费用大约在1亿元左右，到2010年，要保持中国目前的SO2排放量，投资接近1千亿元，如果想进一步降低排放量，投资将更大[1]。
为此1995年国家颁布了新的《大气污染防治法》，并划定了SO2污染控制区及酸雨控制区。
各地对SO2的排放控制越来越严格，并且开始实行SO2排放收费制度。
随着人们环境意识的不断增强，减少污染源、净化大气、保护人类生存环境的问题正在被亿万人们所关心和重视，寻求解决这一污染措施，已成为当代科技研究的重要课题之一。
因此控制SO2的排放量，既需要国家的合理规划，更需要适合中国国情的低费用、低耗本的脱硫技术。
烟气脱硫技术是控制SO2和酸雨危害最有效的手段之一，按工艺特点主要分为湿法烟气脱硫、干法烟气脱硫和半干法烟气脱硫。
湿法脱硫是采用液体吸收剂洗涤SO2烟气以脱除SO2。
常用方法为石灰/石灰石吸收法、钠碱法、铝法、催化氧化还原法等，湿法烟气脱硫技术以其脱硫效率高、适应范围广、钙硫比低、技术成熟、副产物石膏可做商品出售等优点成为世界上占统治地位的烟气脱硫方法。
火电厂脱硫系统化验数据解析与控制
火电厂脱硫系统化验数据解析与控制摘要：本文对脱硫系统石灰石(粉)、石灰石浆液、石膏、吸收塔浆液、工艺水的化学成份的解析及控制措施,从而实现导向脱硫系统的操作的目的.希望可以对其他电厂脱硫系统安全稳定运行和运行管理起到借鉴作用.关键词：火电厂；烟气脱硫；化验数据分析一、火电厂脱硫系统现状1.火电厂脱硫系统分类脱硫系统是火电厂重要的工艺设施，也是最基本、效率最高且最为关键的设备。
它不仅能够将烟气中所含的SO2进行回收利用，从而达到减少排放量和节约资源消耗目的，还可以提高能源使用效果。
根据不同类型脱除酸兰石化雾化二氧化钛气体来划分：酸性氧化塔为石灰石型结构；亚硫酸钠为硫酸盐型；硫化氯化铝、磷酸二氢钾等作为燃料的蒸汽锅炉。
其脱硫系统分为两个子厂房和三个子车间。
其中，酸性氧化塔为石灰石型结构。
亚硫酸钠、硫化氯化铝及硫化镁作为原料，经过水洗与除尘后再进行燃烧生成SO2等气体的过程称为酸兰石化雾化二氧化钛气净化装置(PDEM)。
燃煤电厂为烟粉锅炉，湿式炉渣为主要渣种，热力加热所产生的废气物即为脱硫塔中主要工艺。
2.脱硫工艺的安全结构脱硫工艺的安全结构主要是由以下几部分组成：①防火门和消防通道。
在火电厂中，有许多的设备，因此必须要做好防震措施。
首先是对其进行合理布局，比如设置防火门、消防车道以及相应数量出入口等；其次是将风管与水循环系统相连接或通过管道联通到锅炉房内来实现对整个燃烧过程的控制；最后是需要保证安全阀处于正常工作状态下才可以使用。
②锅炉房门。
对于火发电厂来说，在进行脱硫工艺过程中，需要保证其与电厂的安全阀、消防通道以及相应数量等都要保持一致。
比如说：对风管和消防水泵进行合理布局；同时还要注意防火管道与锅炉房之间的距离一定不要太大或者太小了，会影响烟气处理装置和燃烧设施之间是否能够顺利运行工作。
3.火力发电厂脱硫系统的运行特点与特性火电厂在脱硫系统的设计与运行中，主要有以下几个特点：①燃煤锅炉压力高，受热面面积大。
脱硫DCS控制系统改造实施经验
脱硫DCS控制系统改造实施经验[摘要]主要对金竹山电厂全厂脱硫DCS控制系统改造工程概况；介绍在三机不同时停运的情况下，以机组运行安全为第一，逐步完成全厂脱硫DCS控制系统改造的过程；列举改造过程中出现的系列问题及处理方法，给火力发电厂在实现DCS控制系统升级改造工程中提供借鉴意义。
[关键词]脱硫 DCS 改造经验1 前言金竹山电厂脱硫系统一期（2*600MW）于2007年1月投产，二期（1*600MW）于2009年7月投产，DCS控制系统采用北京ABB贝利公司Symphony系统。
一期（#1、#2机组）脱硫DCS系统合并组建为一期脱硫环网，位于一期脱硫电子设备间，设计有上位机操作员站4套（服务器2套，客户机2套）、工程师站1套和历史站1套。
二期（#3机组）脱硫含公用系统DCS系统机柜位于二期脱硫电子设备间，设有上位机操作员站3套（服务器2套，客户机1套）、工程师站（1套）和历史站（1套），组建二期脱硫环网。
根据《火力发电厂分散控制系统技术条件》（DL/T-1083-2019）第4.13条，受电子设备安全使用年限限制，DCS使用寿命不宜超过10年。
目前脱硫DCS系统使用已超15年了，其硬件老化现象严重，性能落后，DPU控制器的负荷率也超过了的相关规定，现场脱硫DCS控制系统硬件设备问题导致的故障率持续升高。
据统计，近两年内脱硫控制系统一共出现过BRC模块故障的情况2次；ASI23模块故障的情况有5次；ASO11模块故障的情况有3次；电源组件损坏的情况1次；环路通讯模块故障的情况有8次；机柜风扇故障2次。
由于脱硫DCS控制系统采取局部升级改造后，还导致系统配置不统一，在集中监控联网后的网络故障频繁发生，存在较大的安全隐患。
全厂脱硫系统控制有2个集控室，区域分散，需要配置的值班人员较多，两个集控室互相之间运行数据不能互通。
拟通过全厂脱硫DCS改造将一期、二期脱硫系统纳入一个控制系统内统一监控，实现多机一控。
目前广泛使用的5种脱硫工艺技术方案简介
目前广泛使用的5种脱硫工艺技术方案简介目录目前广泛使用的5种脱硫工艺技术方案简介 (1)1、湿法烟气脱硫工艺 (1)2、半干法烟气脱硫工艺 (3)3、烟气循环流化床脱硫工艺 (4)4、干法脱硫工艺 (5)5、NID半干法烟气脱硫 (6)目前世界上燃煤电厂烟气脱硫工艺方法很多，这些方法的应用主要取决于锅炉容量和调峰要求、燃烧设备的类型、燃料的种类和含硫量的多少、脱硫率、脱硫剂的供应条件及电厂的地理条件、副产品的利用等因素。
近年来，我国电力工业部门在烟气脱硫技术引进工作方面加大了力度，对目前世界上电厂锅炉较广泛采用的脱硫工艺都有成功运行工程，主要有湿法烟气脱硫、干法烟气脱硫和半干法烟气脱硫。
现将目前应用较为广泛的几种脱硫工艺原理、特点及其应用状况简要说明如下：1、湿法烟气脱硫工艺湿法烟气脱硫包括石灰石/石灰－石膏法烟气脱硫、海水烟气脱硫和用钠基、镁基、氨作吸收剂，一般用于小型电厂和工业锅炉。
氨洗涤法可达很高的脱硫效率，副产物硫酸铵和硝酸铵是可出售的化肥。
以海水为吸收剂的工艺具有结构简单、不用投加化学品、投资小和运行费用低等特点。
而以石灰石/石灰－石膏法湿法烟气脱硫应用最广。
《石灰石/石灰－石膏法烟气脱硫工程设计规范》中关于湿法烟气脱硫工艺的选择原则为：燃用含硫量Sar≥2%煤的机组或大容量机组（200MW及以上）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96%以上。
湿法烟气脱硫工艺采用碱性浆液或溶液作吸收剂，其中石灰石/石灰－石膏湿法脱硫是目前世界上技术最成熟、应用最广，运行最可靠的脱硫工艺方法，石灰石经破碎磨细成粉状与水混合搅拌制成吸收剂浆液；也可以将石灰石直接湿磨成石灰石浆液。
石灰石或石灰浆液在吸收塔内，与烟气接触混合，烟气中的SO2与浆液中的碳酸钙以及鼓入的氧化空气进行化学反应，最终反应产物为石膏，经脱水装置脱水后可抛弃，也可以石膏形式回收。
由于吸收剂浆液的循环利用，脱硫吸收剂的利用率很高。
燃煤烟气脱硫技术
近年来，我国越来越重视环境污染问题，相关环保政策和大气污染物排放标准的相继出台，对烟气排放的要求越发严格。
在超低排放的背景下，降低燃煤烟气中的硫含量排放势在必行。
目前，我国燃煤烟气脱硫工艺迅速发展，也引进了许多国外先进的脱硫技术并实现了本土化。
常见的脱硫技术以燃烧阶段为基础可以分为三大类，即燃烧前脱硫、燃烧中脱硫、燃烧后脱硫。
目前，燃烧后脱硫技术以其成熟的技术优势在世界范围内广泛应用，尤其是在发达国家内更是占有最高的市场比例，取得的效果显著。
1 燃烧前脱硫在煤炭燃烧前将硫分从煤炭中脱离出来，以减少最终排放烟气中二氧化硫含量的技术称为燃烧前脱硫。
这种技术不仅能够提高煤炭自身的燃烧效率，使煤炭充分燃烧，还可以将硫元素对后续存在的工艺设备造成的伤害和影响降至最低。
根据脱硫基本原理燃烧前脱硫可分为物理法脱硫、化学法脱硫和微生物法脱硫。
1.1 物理法脱硫物理法脱硫利用煤中硫分和煤基体的密度、导电性、悬浮性等物理性质之间的差异而在洗选煤过程中脱除存在于煤中的无机硫，是我国目前较为常用的燃烧前脱硫方法。
该法的优点是工艺简单，投资少；缺点是只能脱除煤中的无机硫，对于煤中的有机硫没有脱除效果，并且脱硫效率也不高。
目前常用的工艺有：重选法、浮选法、磁选法、电选法。
重选法常用的脱硫设备有水力旋流机、摇床等。
该方法的优点是成本低、处理量大、污染小，但局限性也比较大，几乎不能脱除有机硫，对颗粒较细的煤炭脱除效果也不好。
浮选法利用矿物的疏水性，通过较多气泡黏附在其表面而上浮在浮选液之上，形成一种矿化泡沫层，刮除该层泡沫层从而实现煤炭与矿物杂质的分离。
磁选法首先将煤与含硫矿物经过强磁场，然后进入磁选，利用它们磁性的差异来分离煤中的含硫矿物。
但该方法只能脱除部分无机硫，对有机硫无脱除作用。
1.2 化学法脱硫化学法脱硫是在高温、高压、氧化剂等作用下，将煤中的硫氧化或者置换，最终实现脱硫目的。
该法的优点是能够脱除无机硫和大部分有机硫，但所用设备复杂，能耗大，成本较高，并且脱硫试剂对设备具有一定的腐蚀性，会破坏煤炭结构，难以工业化利用。
煤的脱硫
煤的脱硫分为燃烧前、燃烧中、和燃烧后的燃烧前的： （1）物理法：主要指重力选煤，利用煤中有机质和硫铁矿的密度差异而使它们分离。
该法的影响因素主要有煤的破碎粒度和硫的状态等。
主要方法有跳汰选煤，重介质选煤，风力选煤等。
（2）化学法：可分为物理化学法和纯化学法。
物理化学法即浮选；化学法又包括碱法脱硫，气体脱硫，热解与氢化脱硫，氧化法脱硫等。
（3）微生物法：在细菌浸出金属的基础上应用于煤炭工业的一项生物工程新技术，可脱除煤中的有机硫和无机硫。
燃烧中的：就是炉内脱硫 炉内脱硫是在燃烧过程中，向炉内加入固硫剂如CaCO3等，使煤中硫分转化成硫酸盐，随炉渣排除。
其基本原理是： CaCO3→CaO＋CO2↑ CaO ＋SO2→CaSO3 CaSO3＋1／2×O2→CaSO4燃烧后脱硫（炉外脱硫） 燃烧后烟气脱硫（FGD） 1) 干法烟气脱硫a）炉内喷钙+尾部增湿活化（LIFAC） b）旋转喷雾法（SDA） c）循环流化床烟气脱硫（CFB-FGD） d）增湿灰循环法（NID） e）荷电干粉喷射法（CDSI） f）其他 2）湿法烟气脱硫 a) 石灰石/石灰—抛弃/石膏法— b) 海水法— c) 氨法— d) 镁法--- e) 磷氨法— f) 其他 3）其他脱硫法（同时脱硫和脱硝） a) 电子束— b) 脉冲电晕 c)活性炭可以往煤加氧化钙处理煤，使普通煤变成脱硫煤通过对国内外脱硫技术以及国内电力行业引进脱硫工艺试点厂情况的分析研究，目前脱硫方法一般可划分为燃烧前脱硫、燃烧中脱硫和燃烧后脱硫等3类。
其中燃烧后脱硫，又称烟气脱硫（Flue gas desulfurization，简称FGD）,在FGD技术中,按脱硫剂的种类划分,可分为以下五种方法：以CaCO3（石灰石）为基础的钙法，以MgO为基础的镁法，以Na2SO3为基础的钠法，以NH3为基础的氨法，以有机碱为基础的有机碱法。
世界上普遍使用的商业化技术是钙法，所占比例在90%以上。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
2.1.1 烟气脱硫
基本流程：空气预热器出口烟气→电除尘器（ESP1）→吸收塔（RCFB）→电除尘器（ESP2）→吸风机→烟囱
从锅炉空气预热器出来的烟气，引入一级电除尘器（简称ESP1）。
经过ESP1 除尘器后烟气进入RCFB吸收塔，烟气在塔内发生脱硫反应，烟气被吸入到吸收塔底部，吸收塔底部为一文丘里装置，烟气流经时被加速并与喷入的吸收剂（消石灰）相混合，且在吸收塔内喷入的雾化水使烟气温度降至70~75°左右，吸收剂与烟气中的SO2和含量极少的SO3反应生成亚硫酸钙和硫酸钙，然后烟气从吸收塔顶部直接进入后电除尘器2（ESP2），ESP2入口烟气含量800G/NM3，经ESP2除尘后的含尘量≦100MG/NM3，经过两台引风机引入烟囱排放。
2.1.2 工艺水系统
脱硫岛工艺水系统分LDH消化用水系统和吸收塔降温用水系统。
电厂来的水源经自动反冲洗滤水器后进储水箱；水箱内的水由水泵（一用一备共两台）输送到特制的回水喷嘴，喷入消化器/吸收塔；喷嘴的回水直接由管道回流到水箱。
喷嘴的回水调节由回水管道上的调节阀来实现。
2.1.3 流化、输送空气系统
流化用气点主要有：再循环斜槽、ESP2直通灰斗斜槽、石灰仓、消石灰仓底部流化板再循环斜槽由于需要的压力较小，可以通过离心风机出来的空气流化，ESP2直通灰斗斜槽、石灰仓、消石灰仓底部流化板一般利用罗茨风机出来的空气流化，也可以用压缩空气来流
化。
输送用气点有：石灰仓下料、LDH斜槽下料、旋风分离器Ⅱ下料、消石灰仓下料、吸收塔下料、ESP2四电场下料、缓冲灰仓下料。
这些下料均需要输送到附图中所示的相应的位置，输送空气利用罗茨风机的实现。
空气系统还包括一路，消化器鼓风机到消化器底部，顺便可以流化LDH再循环斜槽。
2.1.4 石灰输送系统
基本流程：罐车→石灰仓→石灰干消化粉斗→消化器→旋风分离器1→消石灰仓→吸收塔
石灰输送系统的输送介质为生石灰和消石灰，当在消石灰仓下料输送系统故障时，LDH再循环斜槽下料消石灰和旋风分离器2下料消石灰可以直接送到吸收塔。
在消化岛调试期间，也可以用罐车直接将外买的合格消石灰粉送到送到消石灰仓，然后再输送到吸收塔。
由上可见，不论某输送系统出现问题，整个系统都能保证吸收塔反应的正常运行。
另有一套由外运石灰直接输送到除尘器2，以保证锅炉启动时斜槽有一定的物料回到吸收塔。
2.1.5 压缩空气系统
压缩空气系统仪用气点主要有：仓顶除尘器吹扫用气；到各气动阀、控制箱仪用气。
检修用气点：消化器喷嘴回水调节用气；吸收塔喷嘴回水调节
用气；吸收塔底部空气炮吹扫用气；FGD、LDH再循环桥观察孔吹扫用气；石灰仓、消石灰仓、脱硫渣仓用流化空气也可以用压缩空气。
从电厂压缩空气母管来的气分别引入到相应的用气点，组成了这一压缩空气系统。
2.1.6 除灰系统
除灰系统的介质是脱硫后副产物即脱硫灰，脱硫岛主要有以下几个排灰点：
二级电除尘一、二电场灰斗排灰口、三电场灰斗排灰口、四电场灰斗排灰口、缓冲灰仓。
二级电除尘一、二电场灰斗排灰大部分再循环至吸收塔，小部分直接落入缓冲灰仓，三电场排灰正常情况经过ESP2三电场再循环斜槽落入缓冲仓，事故情况下再循环回到吸收塔下部。
脱硫塔灰斗排灰由飞灰输送器送入缓冲仓。
缓冲灰仓排灰由螺旋泵输送到脱硫灰仓；灰经布置在仓顶的袋式收尘器分离，落入脱硫灰仓存储。
由于二级电除尘排灰系统排灰量少，输送距离近，因此，除灰系统采用低正压气力飞灰输送系统，保证了脱硫系统的正常运行。