循环流化床干法脱硫技术在大型火电机组的应用
循环流化床干法脱硫在摩洛哥杰拉达电站的应用
循环流化床干法脱硫在摩洛哥杰拉达电站的应用摩洛哥位于非洲北部，是一个充满活力的国家，正面临着经济和社会发展的挑战。
为了满足不断增长的电力需求，摩洛哥政府正在积极推动能源领域的发展。
杰拉达电站是摩洛哥境内最大的电力生产基地之一，电站拥有多台燃煤机组，是摩洛哥电网的重要组成部分。
为了减少环境污染，提高发电效率，杰拉达电站选择采用循环流化床干法脱硫技术进行脱硫处理。
循环流化床干法脱硫技术是一种先进的烟气脱硫技术，通过在高温下使固态脱硫剂变为流化状态，达到脱除燃煤烟气中二氧化硫的目的。
该技术具有高效、低成本、环保等优点，被广泛应用于燃煤电厂的烟气治理中。
在杰拉达电站的实际应用中，循环流化床干法脱硫技术取得了良好的脱硫效果，成为了该电站烟气治理的重要手段。
循环流化床干法脱硫技术能够高效地去除燃煤烟气中的二氧化硫。
在燃煤过程中，煤中的硫元素与氧气反应生成二氧化硫，排放到大气中会造成严重的空气污染。
而循环流化床干法脱硫技术能够在高温下将固态脱硫剂喷入燃烧烟气中，与二氧化硫发生化学反应，将其转化为硫酸盐并捕集下来，从而有效地降低了烟气中的二氧化硫含量。
经过脱硫处理后的烟气达到了环保排放标准，为保护环境做出了积极贡献。
循环流化床干法脱硫技术具有低成本的特点。
相比于传统的湿法脱硫技术，循环流化床干法脱硫不需要额外的水资源和排放废水处理系统，大大减少了后期的运行成本。
该技术的脱硫剂采用可再生的石膏，降低了对原材料的依赖，减少了成本支出。
这使得循环流化床干法脱硫技术成为了电厂烟气治理的经济有效选择。
循环流化床干法脱硫技术在实际操作中运行稳定，维护成本低。
由于该技术采用了循环流化床反应器，烟气与脱硫剂充分接触，使得脱硫效率高。
反应器结构简单，不易受到燃烧烟气中的颗粒物和高温腐蚀的影响。
这使得该技术运行稳定，维护成本低，为电站的长期运行提供了保障。
循环流化床干法脱硫技术在摩洛哥杰拉达电站的应用取得了良好的效果。
通过该技术的应用，电站不仅提高了燃煤发电的环保水平，也降低了运行成本，为摩洛哥的节能减排工作做出了积极贡献。
干法脱硫在电厂的运用
量 瓶 内定 溶至 ５． ｌ 行 测定 加标 试样 为 ４．ｍ ．和 ４． 结果 表明 ， 回收 良好 。 ０ ｍ 。平 ０ ０ ｇ ６ ／ ｔ ｏ１ 加标 ｍｇ１ ／。 ６ 精 密度计算结 果表 明 ， ． ３ ６次重复测 定值 的相对标准 偏差满 足 ５ 结 果 及 分 析 ４ ％的要 求 。 ． ８ ５１ 组 空 白测定值 ， 算批 内标 准偏差 Ｓ ｂ为 ０ ８７实 验室 ６ 一３ ６ 口 用试剂每 瓶（ ０ ０ １价格在 ２ ０ 元 以上 ， ．５ 计 ｗ ． ３， ０ ． Ｓ ｌ进 专 ４ １０ ｍ ） ００ 而 检 出限 Ｌ Ｌ为 ０４ ７ ／ Ｄ ． ｍｇ１ ７ 。 ｃ ｌ 分析 纯 ） ｃ （ 每瓶 （０ １在 几十 元左 右 ， 价格 优 势非 常 明 ５０ｍ ） 其 ５ 准确 度控制 ． ２ 显， 在油 的分析过程 中使用 ， 以大 幅降低 分析成本 。在使用该 可 ５ ．误差 ： ．１ ２ 油标 样 ６ 重复测定 的平均值 为 ４ ． ， 次测定 仪器 的 电厂推 广 ， 次 Ｊ５ Ｄｍ 单 其经济 效益 十分显著 。
１脱硫装置 前无需安装 高效预 除尘 器 ； ） ２脱硫 副产 物为干灰 ； ） ３无需烟气再热装置 （ ） 始终在烟气露点温度 以上运行 ） ； ４ 几乎 １０ 】 ０ ％脱除 ｓ ， 酸性气体 ，脱硫下游 装置 烟气无 Ｏ的 酸露点 ， 因此下游 装置无需 防腐 ；
５Ｓ ｘ ） Ｏ 脱除率可 达 ９ ％ 以上 ； ０
差 （０５ ８６ ／３ ．－ ．２ ４ ．—３ ．） ８６ －９ ％。 ４ ５ ． ． ２回收率 ： ２ 两次 测定加 标 回收率 分别 为 Ｐ： ４ ．—１６ｘ ／ ｌ（ ｏ ６ ９ ５ ５ ） １０ ． ０） ０ ％＝ ０ ％，￣１ ２ ０ ／（ ００ｘ１ ０／５ ×１０ １５ Ｐ ０ ％。
浅析湍流式循环流化床干法脱硫工艺及优化运行
浅析湍流式循环流化床干法脱硫工艺及优化运行[摘要]目前，我国仍是燃煤为主的能源结构国家，2012年煤的产量可达36亿吨，居世界的第一位，煤炭占一次能源消费的70%以上。
燃煤造成的大气污染主要是粉尘、SO2、NOX和CO2等，随着煤碳消费的不断增长，燃煤排放的二氧化硫也不断的增加，以连续多年超过2000万吨，已居世界前列，致使我国的酸雨和二氧化硫污染日趋严重。
按污染工业的部门排序是火电厂，化工厂和冶炼厂，而燃煤火电厂的污染物排放量占全部工业排放总量的60%左右。
[关键字]湍流式循环流化床干法脱硫工艺优化运行本文主要介绍浑江发电公司2×200MW机组配套的湍流式循环流化床干法脱硫工艺及在实际运行中的优化。
目前，我国仍是燃煤为主的能源结构国家，2012年煤的产量可达36亿吨，居世界的第一位，煤炭占一次能源消费的70%以上。
燃煤造成的大气污染主要是粉尘、SO2、NOX和CO2等，随着煤碳消费的不断增长，燃煤排放的二氧化硫也不断的增加，以连续多年超过2000万吨，已居世界前列，致使我国的酸雨和二氧化硫污染日趋严重。
按污染工业的部门排序是火电厂，化工厂和冶炼厂，而燃煤火电厂的污染物排放量占全部工业排放总量的60%左右。
二氧化硫（SO2）是煤中可燃性硫经在锅炉中高温燃烧，大部分氧化为二氧化硫，其中只有0.5～5%再氧化成三氧化硫。
在大气中二氧化硫氧化成三氧化硫的速度非常缓慢，但在相对湿度较大，有颗粒物存在时，可发生催化氧化反应。
此外在太阳光紫外线照射并有氧化氮存在时，可发生光化学反应生成三氧化硫和硫酸酸雾，这些气体对人体和动、植物均非常有害。
大气中二氧化硫是造成酸雨的主要原因。
中国遭受酸雨污染的农田已达4000万亩，每年造成的农业损失在15亿元以上。
为了清洁生产，提高资源利用效率，减少和避免污染物的产生，保护和改善环境，保障人体健康，促进经济和社会的可持续发展，国务院制定了，中华人民共和国清洁生产促进法，规范了燃煤电厂的清洁生产标准，明确了火力发电厂大气污染排放标准。
干法脱硫在电厂生产中的应用
变送器 、 灰斗流量控制阀开度信号是 否故 障 ， 防止 出现 “ 假床层”导致物料过湿或塔床。 ，
３ 故障 及处 理 ３１ 灰 斗无 法排 灰 ．
现 象 ： 斗 料位灰 达 到高料 位报 警 。 灰
原因：
灰斗的脱硫灰循环和外排系统不能运行 ， 灰斗无法
下灰 ， 为保 证 结 构 安 全 ， 须 在 出现 高 高料 位 报 警 必 后 ２ｍｉ 清除 故 障 ， ０ ｎ内 否则 退 出脱硫 系统 。２ 单 个 （） 灰 斗 的脱 硫 灰 外 排 故 障 、 环 系统 正 常 运 行 时 ， 循 必 须 加 大该 灰 斗 的循 环灰 量 ， 同时加 大 其他 灰 斗 的外 排灰 量直 至 外排 故 障 消除 ， 故 障未 排 除且 灰 斗 的 若 料 位继 续 增 加 ， 出现 高 高料 位 报 警后 ８ 时 内故 在 小
现 布袋 糊袋 、 吸收 塔 内壁 、 除尘 器 内壁 粘灰 、 斗堵 灰
原烟气从 ３ 台锅炉 引风机 出 口烟道引出 ， 然后 汇合从底部进入吸收塔。在此处 ， 高温烟气与加入
的消 石灰 和 循环 脱硫 灰 充分 预混 合 ， 行初 步 的脱 进 硫反应 ， 这一 区域 主要 完 成 消石 灰 与 Ｈ Ｌ Ｈ Ｃ 、 Ｆ的反 应， 混合 物 由塔 底 向上 进入 文丘 里 管 加 速 ， 在文 丘
货， ０ 而 号柴油运到北方火车和汽车都要使用加热
油罐车， 而且 运距 很 长 。另 一 个 办法 就是 和北 方 地
区的炼油厂定货 ， 但这样也要 出现 ０ 号柴油 的加温 储存和加温运输的问题 。如果能解决以上 问题 ， 那 么 运到 使用 单 位 的 ０ 柴 油 的价格 还 能是 每升 号
化硫 达标 排放 。
循环流化床烟气脱硫技术在燃煤机组脱硫工程中的应用
再生 ， 同时从循环槽 抽 出部分 含 Ｃ Ｓ 和 Ｃ Ｓ 的混合浆 液经过调 整 ｐ ａＯ ａＯ Ｈ至 ４后送 人氧 化塔 ， 向塔 内 并
鼓人空气进 行氧化 ， 得石膏浆来自液经离 心分离后 得到成 品石膏 。工艺流 程如 图 １ 所 。 １ ２ 烟气循环 流化床 法 ．
经除尘后 的含有 Ｓ ， Ｏ 的高温烟气从 循环 流化床底部 通人 ， 将石灰 粉料从 流化床 下部喷人 ， 时喷 并 同
ｉ ｖ ｓ ｍｅ ｔ ｎ ｅ ｔ ｖ ｓ ａ ｆｅ ｔ ｆ ｅ ｓ ｉ ｎｓ ＰＷ — Ｂ ｓ ｐａ ｔｃ ｌ ｒｙ ａ ｌ ａ ｌ ｏ ａ ｉ ｇ ｕ ｉ ｎ ｅ ｔ ｎ ，ａ ｄ ｂ ｓ ｉｕ ｌ ｅ ｆ ｃ ｓ ｏ ｍｉ ｓｏ ． ＣＦ ｉ ｒｉ ｕ ａ ｌ ｐｐ ｉ ｂ ｅ ｔ ｇ ｎ ｎ ｔ ｃ
长 、 组寿命短 、 机 占地 紧张 等矛盾 。本文通过 工艺技 术对 比分 析 和工 程应 用 的实 例 ， 明该技 术在 我 国 说 已经成 熟 ， 具有投 资低 、 占地小 、 次污染小 、 烟气 中粉 尘浓 度要 求 低 等特 点 ， 现役 机 组脱 硫改 造 的 二 对 是
理想工艺 。
ＸＵＥ Ｙａ —ｏ ｇ． ＩＤａ ｗｅ ． Ｗ ＥｌＺｈ ｎ ｈ ｌｎ Ｌ ． ｉ ｅｇ
（ ｎ ｉ ｎ ｎ ｒｔｃｉｎ Ｂ ｒａ ｆＣ ｅ ｇ ｅ Ｅ ｖｒ ｍｅ ｔ ｏｅ ｔ ｕｅ ｕ ｏ ｈ ｎ ｄ ，Ｃｈ ｎ ｅ０ ７ ０ ｏ Ｐ ｏ ｅ ｄ ６ ０ ０，Ｈｅ ｅ ，Ｃ ｉａ ｂ ｉ ｈｎ ）
关 键 词 ： 环 流化 床 ； 气脱 硫 ； 煤 机组 循 烟 燃
中 图分 类 号 ： ７ １ ３ Ｘ ０ ． 文 献 标识 码 ： Ｂ 文 章编 号 ：０ ８９ ４ （ ０１ ０ —０ ２０ １ ０ —４ ６ ２ Ｏ） １０ １ －４
循环流化床干法脱硫在摩洛哥杰拉达电站的应用
循环流化床干法脱硫在摩洛哥杰拉达电站的应用摩洛哥杰拉达电站是位于非洲摩洛哥的一座燃煤电站，其发电量大约为2.1万千瓦。
由于燃煤电站所排放的气体中含有二氧化硫等有害气体，这些排放物质会对环境和人体健康产生不良影响。
因此，杰拉达电站必须采取有效的脱硫方法降低这些排放物质的量。
循环流化床干法脱硫是一种行之有效的脱硫方法。
这种技术采用了循环流化床反应器，在这个反应器中煤燃烧时产生的二氧化硫会与吸收剂反应，最终形成不易挥发的硫酸钙。
在这个过程中，反应产生的水分会被吸收剂和硫酸钙吸收，脱硫后的气体中的二氧化硫排放量显著降低。
杰拉达电站选择了循环流化床干法脱硫技术来满足其脱硫需求。
该技术的主要优点之一是其高效性。
因为它采用了循环流化床反应器，可以提供高度接触效率，从而更好地促进吸收剂和煤燃烧排放物的反应。
这种技术同时还可以在较高的温度和很低的氧气浓度下运行，从而更好地降低了脱硫反应的成本。
由于没有产生悬浮颗粒物，这种方法还有助于减少污染物的排放。
另一个循环流化床干法脱硫技术的优点在于它的灵活性。
因为这种技术可以在较小的空间内运行，所以对于一些空间有限的电站，循环流化床干法脱硫技术是一个十分可行的选择。
它还具有快速响应的特点，因此可以在需要时随时进行调整以适应不同的燃烧条件和负载变化，从而满足杰拉达电站的不同脱硫需求。
然而，应该注意的是，循环流化床干法脱硫仍然存在一些缺点，例如需要更高的能耗，这会增加电站成本。
此外，由于操作复杂，需要定期维护，也会增加维护和运营成本。
尽管存在一些缺点，循环流化床干法脱硫技术仍然是一种高效、灵活和可行的脱硫技术。
在摩洛哥杰拉达电站的应用中，这种技术已经证明了其可靠性和有效性，对电站排放的有害气体有明显的减少作用，使其成为一种值得推广的脱硫技术。
循环流化床干法脱硫在摩洛哥杰拉达电站的应用
循环流化床干法脱硫在摩洛哥杰拉达电站的应用摩洛哥是一个能源生产和消费相对不平衡的国家。
与其他地中海沿岸国家相比，摩洛哥不仅严重依赖进口化石燃料，而且缺乏自己的天然资源。
摩洛哥政府正在寻求有效的方法来改善能源生产和环境保护，其中之一就是提高燃煤电厂的环保技术水平。
循环流化床干法脱硫技术在此背景下的应用，成为摩洛哥杰拉达电站污染控制的重要环节。
杰拉达电站是摩洛哥南部的一座大型煤电站，占据了该国燃煤发电总容量的相当大的比例。
由于燃煤发电在污染和二氧化碳排放方面的弊端，电站所带来的环境问题日益凸显。
改善电站的环保技术水平成为摩洛哥政府的首要任务之一。
循环流化床干法脱硫技术的引入，将为杰拉达电站的环保治理提供有力支持。
循环流化床干法脱硫技术是一种先进的脱硫技术，其主要原理是利用循环流化床干燥脱硫剂，使其在高温下吸收燃煤中的二氧化硫，从而达到减少或消除燃煤发电厂二氧化硫排放的效果。
这种技术在脱硫效率和能耗上都有很大的优势，且操作灵活、运行稳定，广泛应用于国内外的煤电厂。
在杰拉达电站的应用中，循环流化床干法脱硫技术将为电站的环保治理带来以下几点显著效益：提高脱硫效率。
循环流化床干法脱硫技术采用高温循环流化床干燥脱硫剂，对脱硫剂进行再生利用，能够有效提高脱硫效率，减少二氧化硫排放。
这对降低电站的环境污染有着积极的作用。
减少能耗。
循环流化床干法脱硫技术在脱硫过程中采用循环热风干燥技术，集成了脱硫和干燥两个过程，使得脱硫剂的干燥和再生利用更加高效，降低了能耗。
安全稳定。
循环流化床干法脱硫技术在运行时能够保持稳定的脱硫效率，减少因为脱硫工艺变化导致的系统不稳定性，保障了电站的安全生产。
节约成本。
通过循环利用脱硫剂和降低能耗，循环流化床干法脱硫技术能够显著降低脱硫成本，为电站的长期运营提供经济支持。
循环流化床干法脱硫技术的应用将极大地改善摩洛哥杰拉达电站的环保治理水平，为整个国家乃至地中海沿岸地区的能源结构调整和环境保护作出了积极的贡献。
循环流化床干法脱硫在摩洛哥杰拉达电站的应用
循环流化床干法脱硫在摩洛哥杰拉达电站的应用摩洛哥是一个富饶的矿产资源国家，同时也是非洲大陆上的一个新兴工业国家。
随着工业化进程的加速和能源需求的增长，电力工业成为摩洛哥国家经济发展的重要支柱之一。
摩洛哥杰拉达电站作为摩洛哥重要的火力发电厂之一，其日益增长的电力出口需求使其需要更高效的脱硫技术来应对国际环保标准。
为了满足环保要求并提高电站的环保能力，摩洛哥政府积极引进了循环流化床干法脱硫技术，并在杰拉达电站进行了成功的应用。
循环流化床干法脱硫技术具有脱硫效率高、运行成本低、废水处理方便等优点，在国际上得到了广泛的应用。
该技术通过喷射嘴将CaCO3喷入到燃烧系统中，与燃烧产生的SO2进行反应，生成CaSO4和CO2，从而实现对SO2的脱除。
与传统的湿法脱硫技术不同，循环流化床干法脱硫技术不需要使用大量的水，可以避免废水排放对环境的污染，因此受到了越来越多国家和地区的重视。
在摩洛哥杰拉达电站的应用中，循环流化床干法脱硫技术经过了多次的改进和优化，取得了显著的效果。
该技术能够在保证脱硫效率的保持较高的发电效率，降低了电站的运行成本。
由于不需要使用大量的水，可以避免废水处理的难题，大大减轻了电站的环保压力，符合国际环保标准的要求。
循环流化床的运行稳定性高，可以满足电站长时间稳定运行的需求，提高了电站的整体稳定性和可靠性。
循环流化床干法脱硫技术在摩洛哥杰拉达电站的应用取得了非常显著的效果，为电站的环保与可持续发展做出了贡献。
循环流化床干法脱硫技术在摩洛哥杰拉达电站的应用还带动了相关产业的发展。
在技术引进和应用的过程中，摩洛哥本土企业得到了机会，参与了技术改进、装备制造、运行维护等方面的工作，提高了本土企业的技术水平和竞争力，为摩洛哥的环保产业发展做出了贡献。
循环流化床干法脱硫技术的应用也为摩洛哥相关电力和环保产业带来了新的发展机遇，推动了产业结构优化和转型升级。
循环流化床干法脱硫技术在摩洛哥杰拉达电站的应用也面临一些挑战和问题。
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烟气循环流化床干法脱硫技术在300MW大型火电机组上的应用福建龙净环保股份有限公司二OO四年十二月目录1. 前言 (1)2. 项目概况 (1)3. 煤质特性及烟气参数 (2)4. 榆社电厂脱硫除尘系统设计基本介绍 (4)5. 主要设计参数 (5)6. 投运情况介绍 (6)7. 运行参数表 (8)8. 总结 (8)1.前言我国是燃煤大国，全国二氧化硫排放总量的90%由燃煤产生。
我国现有的3亿多千瓦发电机组中，约有2.4亿千瓦是火电机组，每年发电耗煤约占全国煤炭消费总量的60％。
我国已连续多年SO2排放总量超过2000万吨，已成为世界上最大的排放国，二氧化硫的大量排放，是造成我国酸雨污染加重的首要原因，每年给国家造成的经济损失高达1000亿元以上。
因此，控制燃煤电厂二氧化硫的排放是我国控制二氧化硫污染的重点。
燃煤脱硫有三种方式，一是锅炉燃烧前脱硫，如洁净煤技术；二是燃烧过程中（炉内）脱硫，如循环流化床燃烧技术；三是燃烧后脱硫技术，即烟气脱硫(FGD)。
由于燃烧前和炉内脱硫的效率率较低，难以达到较高的环保要求。
因此目前火电厂，特别是大型火电机组烟气脱硫主要采用炉后烟气脱硫工艺。
目前，我国大型火电厂烟气脱硫主要采用国外应用较成熟、业绩较多的湿法（石灰石/石膏法）脱硫工艺，但由于湿法脱硫工艺的系统复杂、投资较大、占地面积大、耗水较多、运行成本较高，在一些应用场合并不是一种最佳选择。
德国鲁奇能捷斯集团（LLAG）公司最早在上世纪七十年代末开始研制一种能在一定的应用场合替代湿法脱硫工艺的，更为简洁脱硫工艺，他们率先将循环流化床工艺技术用于烟气脱硫，形成了一种有别于石灰石/石膏湿法的，全新的干法脱硫工艺。
经过近三十年的不断改进（主要是在90年代中后期），解决了烟气循环流化床脱硫技术在负荷适应性、煤种适应性、物料流动性、可靠性、大型化应用等方面的问题，使烟气循环流化床脱硫（干法）技术得以成熟地进行工业应用。
龙净环保于2002年10月18日，在国内率先引进了德国LLAG公司的烟气循环流化床干法脱硫工艺技术。
2003年底，华能国际为其下属榆社电厂的2×300MW机组选择配套由福建龙净环保股份有限公司负责设计、制造的烟气循环流化床干法脱硫、除尘系统。
现就榆社电厂2×300MW机组配套烟气循环流化床脱硫系统的设计、应用情况简单介绍如下：2.项目概况榆社电厂位于山西省的中部地区的榆社县，是个典型的多煤缺水地区，距太原东南方向150公里。
一期已建2×100MW燃煤机组。
2002年新建二期工程，安装2×300MW空冷燃煤发电机组，配置2台1053 t/h煤粉锅炉。
榆社电厂2×300MW机组配套烟气循环流化床脱硫系统于2003年4月开始设计，2003年12月开始安装。
2004年10月初和11月中旬，两套脱硫系统分别与锅炉一起同步投运。
3.煤质特性及烟气参数3.1煤质特性榆社电厂二期工程燃燃用贫煤，主要的煤质特性及灰份分析如下表3-1、3-2。
表3－1 煤质特性表序号项目符号单位设计煤种校核煤种1 校核煤种2 1收到基全水份Mar % 9.00 9.00 6.002空干基水份Mad % 1.15 1.15 1.153收到基灰份Aar % 24.25 29.72 25.554收到基碳Car % 58.25 52.93 59.155收到基氢Har % 2.87 2.53 3.26收到基氧Oar % 3.28 3.49 3.387收到基氮Nar % 0.95 0.93 0.928收到基全硫St.ar % 1.4 1.4 1.89干燥无灰基挥发份Vdaf % 15.00 14 1610低位发热量 kJ/kg22278(5321 Kcal/kg)20096(4800 Kcal/kg)23026(5500 Kcal/kg)11哈氏可磨指数HGI 65 74 74表3－2 灰份特性表序号项目符号单位设计煤种校核煤种1 校核煤种2 1灰成份分析1.1二氧化硅SiO2% 51.78 52.26 52.52 1.2三氧化二铝Al2O3% 36.29 38.65 39.99 1.3三氧化二铁Fe2O3%3.64 2.47 1.82 1.4氧化钙CaO % 1.64 1.18 0.91 1.5氧化镁MgO % 0.62 0.64 0.661.6氧化钠Na2O % 0.03 0.02 0.011.7氧化钾K2O % 0.47 0.44 0.421.8三氧化硫SO3% 1.13 0.6 0.311.9二氧化钛TiO2%2.03 1.77 1.62 1.10五氧化二磷P2O5% 0.2 0.17 0.151.11其他SiO2%2.17 1.8 1.592灰熔点2.1变形温度DT ℃1390 1310 1390 2.2软化温度ST ℃＞1500 ＞1500 ＞1500 2.3熔融温度FT ℃＞1500 ＞1500 ＞15003粉尘比电阻（500V）3.1温度28.5℃Ω.cm 1.68×1010测量电压500V3.2温度80℃Ω.cm 5.0×1010测量电压500V3.3温度100℃Ω.cm 6.35×10113.4温度120℃Ω.cm 1.37×10123.5温度150℃Ω.cm4.65×10123.6温度180℃Ω.cm 2.0×10123.2烟气参数脱硫除尘岛入口烟气参数如下表3-3：表3－3 烟气参数表序号项目名称单位设计煤种校核煤种1 校核煤种2 1燃煤收到基含硫分% 1.4 1.4 1.82锅炉耗煤量（实际量/计算量）t/h 131.46/129.36 145.92/143.29 137.16/126.27 3要求FGD负荷范围% 40～10070%以上：≤5%；50～70%：≤3%；4锅炉负荷变化速度%/min50%以下：≤2%5进口烟气量（干标）Nm3/h 1024455 1025689 1009711进口烟气量（湿标）Nm3/h 1100034 1101716 10835326进口/出口温度℃118/75 116/75 120/757入口压力kPa 86.1 86.1 86.18入口烟气成分CO2（干标）%V ol 13.36 13.41 13.35O2（干标）%V ol 6.07 6.10 5.92SO2（干标，6% O2）mg/Nm33610 4000 4860SO3（干标，6% O2）mg/Nm340 40 50粉尘（干标，6% O2）g/Nm3 6.48 8.75 6.609要求脱硫率（保证值）% 91 90 9010出口粉尘浓度（干标，6% O2）mg/Nm3100 100 1004.榆社电厂脱硫除尘系统设计基本介绍榆社电厂2×300MW机组干法脱硫除尘岛，由龙净环保根据许可证引进德国LLAG 公司的CFB-FGD（Circulating Fluidised Bed Flue Gas Desulphurization，简称CFB-FGD）工艺技术设计和制造。
龙净环保负责全部的系统工艺设计和设备的选型、结构设计，德国LLAG公司提供工艺设计审查。
一些关键工艺回路的阀门、物料输送设备采用国外进口设备。
脱硫电除尘器、吸收塔、脱硫气力输送系统、配套设备等由龙净环保设计、制造和成套。
二台机组的脱硫除尘岛内各个子系统均独立设置，即所有的工艺、电气设备均为一炉一套。
脱硫除尘岛沿锅炉中心轴成一字形布置，即原烟气主烟道中心线、预电除尘器、吸收塔中心线、脱硫电除尘器中心线、锅炉引风机、烟囱在一条直线上。
主要工艺装置和辅助设施围绕脱硫塔，按工艺要求集中布置。
脱硫岛内的建构筑物主要有石灰仓、消石灰仓、一级电除尘器、脱硫电除尘器、CFB 脱硫塔、电控楼等。
除电控楼外，脱硫岛零米以上的设备支撑均采用钢结构。
两台炉脱硫除尘岛照片见下图一所示。
工艺系统布置图见附图。
图一：榆社电厂2×300MW机组脱硫除尘岛全景照片5.主要设计参数脱硫除尘岛的工艺设计按照同时满足锅炉燃用设计煤种和校核煤种两种情况考虑，具体设计值如下：5.1设计煤种（硫份为1.4%）1)脱硫效率：≥91%，出口烟气含尘量浓度≤100mg/Nm3；2)Ca/S(mol/mol)≤1.22（硫份为锅炉出口烟气中SO2的摩尔数，BMCR工况）；3)烟气通过脱硫除尘岛的压降≤2500Pa（不含ESP1）；4)脱硫后电除尘器出口温度≥75℃；5)脱硫除尘岛电耗功率≤2600kW；6)脱硫除尘岛耗水量≤31.8t/h；7)脱硫除尘岛生石灰粉耗量≤4.4t/h（生石灰纯度为90％，t60≤4min，d100≤1mm）；8)系统可用率不低于98%；9)脱硫除尘岛漏风率≤5%；10)脱硫除尘岛设备的噪音不高于85dB(A)。
5.2校核煤种（硫份为1.8％）1)脱硫效率：≥90%，出口烟气含尘量浓度≤100mg/Nm3；2)Ca/S(mol/mol)≤1.26（硫份为锅炉出口烟气中SO2的摩尔数，BMCR工况）；3)烟气通过脱硫除尘岛的压降≤2500Pa（不含ESP1）；4)脱硫后电除尘器出口温度≥75℃；5)脱硫除尘岛电耗功率≤2600kW；6)脱硫除尘岛耗水量≤33.2t/h；7)脱硫除尘岛石灰粉耗量≤5.75t/h（生石灰纯度为90％，t60≤4min，d100≤1mm）；8)系统可用率不低于98%；9)脱硫除尘岛漏风率≤5%；10)脱硫除尘岛设备的噪音不高于85dB(A)。
6.投运情况介绍：榆社电厂#3脱硫除尘岛于2004年10月3日投入吸收剂，在流化床脱硫塔内建立床层，由于当时没有采购到纯度较高的石灰，用纯度较差的石灰和石灰石粉的混合物，进行了系统运行试验，整个系统在脱硫塔内床层压降达到设计要求、烟温降低到脱硫所需的设计温度的情况下，整个系统运转正常，其中脱硫后电除尘器出口粉尘排放由脱硫投入前的40～80多mg/Nm3，降低到20多mg/Nm3。
由于采用石灰与石灰石的混合物做吸收剂，当时脱硫率只有45%。
后由于吸收剂用完，脱硫退出，脱硫后的电除尘器出口排放重新回到40～80多mg/Nm3左右。
12月2日，榆社电厂购入品质约为70%左右的石灰，经过脱硫系统自带的消化器消化生成消石灰用于脱硫。
经#3脱硫除尘岛所配置的经标定过的稀释法在线CEM仪表的测量值显示，烟气SO2含量在5000mg/Nm3左右（对应煤的含硫量约为2.5%，高于设计或校核煤种的含硫量），脱硫烟温控制在70℃时，脱硫后的烟气SO2含量小于100mg/Nm3左右，脱硫率约为98%。
（详见下图三、四）图三脱硫塔进口原烟气含硫量图四脱硫塔出口烟气含硫量7.运行参数表：序号运行项目单位脱硫时不脱硫时1脱硫塔入口烟气量（干标）Nm3/h 1100000 11000002脱硫塔入口烟气量（湿标）Nm3/h 1240000 12400003脱硫塔入口烟气温度℃126 1264脱硫塔入口粉尘浓度g/Nm312 125脱硫塔入口SO2浓度mg/Nm35000 50006脱硫塔入口烟气含氧量％ 5.2 5.27脱硫塔压降Pa 1840 7408脱硫塔出口烟气温度℃75 1259电除尘器出口粉尘浓度mg/Nm3～25 40～8010电除尘器出口SO2浓度mg/Nm3100～400 500011电除尘器出口含氧量％ 6.1 6.312Ca/S mol/mol 1.2~1.5 013脱硫率％90～98 014脱硫电除尘器效率% ～99.996 ～99.615吸收塔降温用水量t/h 32 016消石灰消耗量t/h 7.1~15 08.总结由龙净环保承揽的山西华能榆社电厂2×300MW机组烟气循环流化床干法脱硫系统是目前世界上的初步投运成功的，处理烟气量最大同时也是配套火电机组容量最大的干法脱硫装置。