发电厂脱硫培训稿件

发电厂脱硫培训稿件（精选10篇）

篇1：发电厂脱硫培训稿件

铸造安全生产之基石

时间过的真快，转眼间一半时间过去了，翘首盼望的三期投产日也指日可待。随着投产的临近，此刻的心既激动又感觉很沉重。激动的是消磨了我们多少日的等待，终于有了盼头。沉重的是公司给予我们的任务还很多很重，尽管学习了很多，也学到了不少有用的知识以及现场经验，但总感觉还差的很远，想想真的是任重而道远。

为了让三期能够顺利投产，这两个多月我们过得并没有想象中的那么轻松，任务很多很重。除正常上班之外，下班以及休息日还要忙的编运规、绘图纸。尽管这样的忙，但是我们忙的不亦乐乎，最起码过得很充实，这是一次特殊的经历，也许一生中只有那么一次。这也许是对我们最大的福利，我们感到很欣慰，公司给予我们厚望，我们一定不辱使命，把技术带回厂。

我主要负责运规方面电气的启动部分和一次接线系统图的绘制工作。以后有很多的人要学习规程搞生产，这关系到以后机组能不能安全经济运行，所以编制运规必须实事求是，马虎不得，力争每个系统都需有我们厂的技术材料支持，每一个数据都要根据厂家提供的说明书进行填写。尽管我们依据青山电厂的模版进行编制工作，但很多细节方面和我们厂技术规范大相径庭。就如励磁系统来说他们厂是ABB公司的，而我们是北京四方的，编制内容除过巡检内容可以参考外，其他诸如励磁控制器型号、IPU型号以及调节通道等都是不同的，致使励磁系统的投入与退出的操作也不尽相同。还有主接线系统他们是采用单元制的，而我们的是双母线。编制过程必须谨慎，不能

胡编乱造，编制过程中不断的与俞工进行交流互动，有时提供过来的技术规范，理论上觉得不可以，不明白怎么回事，就向他讨教直至明白怎么回事再进行编制工作。编制工作中遇到很多的困难，有时候简简单单的几行字需要几天的编写，主要是没有技术资料，厂里只有纸质版没有电子版，然后直接把设备型号和厂家要过来，然后进行网上搜索，还有另一种办法是在网上找其他电厂规程，如有使用相同厂家型号的设备或一样的系统也可以参考。尽管编制工作很辛苦，但在编制的过程中学到很多东西，这一切都是值得的。

绘制系统图也是有很多的困难，尤其是厂用系统图。三期的厂用系统比较复杂，系统十分庞大。就#5机厂用系统图来说，厂用段分A、B两段，仅直接带6 kV电动机开关就有40个，低压变压器就有13个。每个低压变压器带一个PC段，有的PC段带一个ＭＣＣ柜，而有的PC段带三四个ＭＣＣ柜。一天出去用Ａ３纸打印准备学习，结果令人不可思议，整个页面很模糊，所有的文字和系统脉络都看不清，经过多次放大打印，结果都不尽如意，老板说系统太大了，必须采用喷绘，然而喷绘在很大的纸张上不便于我们学习。到晚上，趁我们大家一起编规程之际，和艾主任商议怎么办，艾主任看了说：“６ｋＶ设备没必要绘在图纸上，可以删掉，然后在图纸上并拢低压变压器，将冗余的长度裁掉。另外，可以将图纸上的一些不重要的铭牌参数删掉，变压器等名称可以适当的放大”。就这样在专业学过ＣＡＤ软件绘图过的艾力的认真修改下，系统形象立马提升起来。后来在打印店用Ａ３纸重新打印比前一次的效果明显好多了。

希望我们尽快完成规程的编制工作，提供一本合格的运规为我们及厂里同事们的学习做参考。希望编制的运规能够帮助三期顺利投产，为我们将来的安全生产打下坚实的基础。

篇2：发电厂脱硫培训稿件

#8机组小修期间，为了提高检修质量，保证检修进度，热工车间对所有班组实行严要求，高标准，所以大家从检修刚开始就投入到了紧张的忙碌之中。其中涌现了许多表现突出的工作人员。

付亮是热工车间仪控班的技术员，年纪轻轻的他不仅具有非常丰富的检修经验，而且还不怕脏不怕累，遇到工作总是冲在最前面。这次#8机组小修，付亮是汽机组的摊长，作为负责人的他却没有一点架子，许多工作都是亲力亲为。我们每次在现场看到他，他的工作服总是被汗水浸湿。即使如此辛苦，他也从来不抱怨，继续埋头工作。在这位年轻领导的带领下，汽机组的工作人员克服各种难题，工作取得了明显的进展。

篇3：燃煤发电厂主要脱硫技术性能分析

大气中的SO2不仅给工农业生产带来了不可估量的损失,同时影响人类的身体健康。据统计,2007年全国SO2排放总量达2.468 1×108t,燃煤电厂SO2排放量约占50%[1]。环保部要求SO2排放超标的发电厂在2010年底前安装脱硫设施,对投产20年以上或者装机容量为10 MW以下的机组,限期进行改造或者关停[1]。相关政策的陆续出台,很大程度上促进了烟气脱硫装置在我国的普及,SO2总量从2006年起也呈现减少的趋势[2,3]。尽管如此,大气中SO2累计总量依然居高不下。据预测:电厂燃煤含硫量将逐年增加,燃用中硫煤种(1%

世界各国研制开发的脱硫装置至今约有200余种。根据脱硫与燃烧的结合点区分,脱硫技术分为:燃烧前脱硫(煤脱硫)、燃烧中脱硫(炉内脱硫)以及燃烧后脱硫(烟气脱硫)。就各种装置的应用情况看,烟气脱硫(FGD)是最有效、最经济的手段,其中湿法脱硫是最普遍采用的FGD系统,占总量的84%(石灰石-石膏湿法脱硫占湿法脱硫的70%),喷雾干燥法约占10%,其他工艺包括循环流化床、LIFAC等都占有一定的比例[5]。在美国、德国和日本,应用湿法脱硫工艺的机组容量约占电站脱硫装机总容量的90%,已应用的最大单机容量达1 000 MW[6]。本文主要分析我国普遍采用的3种脱硫技术及其运行中存在的问题。

1 石灰石-石膏湿法脱硫技术

在现有的烟气脱硫工艺中,石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺最为成熟,运行可靠性最高,应用范围也最广,是当前国际上通行的大机组火电厂烟气脱硫的基本工艺,适合我国火电机组高参数、大容量的发展方向。

1.1 石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺

石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺流程如图1所示。

烟气先进入电除尘器除去粉尘,再进入换热器冷却后进入吸收塔,在向上流动的过程中SO2与从上部喷入的吸收剂发生反应,生成CaSO3。洁净烟气通过换热器加热后排放,CaSO3在吸收塔底部与鼓入的空气中的氧气发生反应生成石膏。吸收塔和反应器总的反应式可表示为:

SO2+CaCO3+1/2O2+H2O→CaSO4·2H2O+CO2↑

1.2 石灰石-石膏湿法烟气脱硫效率的影响因素

石灰石-石膏湿法脱硫效率的影响因素主要有吸收液pH值、液气比、烟气与吸收液的接触时间、烟气温度、氧化空气量以及Cl-浓度等[7]。重庆华能珞璜电厂为其4×360 MW机组从日本三菱重工引进并生产了配套的石灰石-石膏湿法脱硫装置,该FGD系统为100%烟气处理,脱硫率大于95%,系统有效利用率达锅炉运行时间的99%以上。

1.3 石灰石-石膏湿法烟气脱硫的优、缺点

石灰石·石膏湿法烟气脱硫的最大优点是脱硫效率高,一般可达96%以上,石灰石利用率达90%;处理烟气量大,煤种适应性好,且脱硫装置的运行不会对锅炉性能造成影响,脱硫系统投资占电厂投资的13%～19%[8,8];脱硫剂石灰石分布广泛且价格低,脱硫产物(石膏)也可以用于水泥生产及建筑等行业,具有很大的市场潜力。

石灰石-石膏湿法烟气脱硫也存在一定的缺点和局限性,如自然氧化方式易产生堵塞、结垢、硫酸钙腐蚀和机械故障等问题,而且能耗大、占地面积大,需要废水处理,投资运行费用高,投资费用占燃煤发电厂的12%～18%[3],日常运行费用也相当高。虽然该方法采用循环用水,但是水耗量依然很大,在我国北方和西北的干旱区使用困难较多。

2 喷雾干燥法脱硫技术

半干法脱硫工艺市场占有率仅次于湿法脱硫工艺,主要是喷雾干燥法,该脱硫技术于20世纪70年代初至中期开发成功,并且于1980年在美国北方电网的河滨电站投入运行,此后该技术在美国和欧洲的燃煤电站实现了商业化[9,9]。相比于湿法脱硫工艺,喷雾干燥法初期投资较低,但脱硫剂用量大,常应用于低硫煤的小型锅炉。

2.1 喷雾干燥法的脱硫工艺

喷雾干燥法用石灰浆作脱硫剂,用雾化器将石灰浆水溶液喷入吸收塔内,石灰浆以极细的雾滴与烟气中的SO2接触并发生化学反应,生成亚硫酸钙和硫酸钙,反应过程如下:

利用烟气中的热量使雾滴的水分汽化,干燥后的粉末被脱硫后的烟气带走,由除尘器捕集,脱硫率为70%～90%;当Ca/S比大约为1.5时,脱硫效率达85%。这是一种在湿状态下脱硫,在干状态下处理脱硫产物的方法,故常称之为半干法。其工艺流程如图2所示。

2.2 喷雾干燥法的影响因素

喷雾干燥法脱硫效率的影响因素主要有化学配量比、温度、相对湿度以及金属氧化物含量等[10,10]。山东黄岛热电厂从日本引进与100 MW锅炉相匹配的旋转喷雾法烟气脱硫装置,并于1994年投入实验运行,处理烟气量达30万m3/h,平均脱硫率大70%,为电厂采用该方法提供了宝贵的经验。

2.3 喷雾干燥法的优、缺点

喷雾干燥法不仅可以高效脱除SO2,SO3和Cl-脱除率也可达95%[11,11];该方法没有废水产生,所以无需专门的废水处理设施;干燥塔内运行温度高于饱和温度(15℃左右),因此净化后的烟气无需再热设备;其能耗仅相当于湿法脱硫工艺的一半,况且电厂原有的除尘设备可继续使用,适用于中、小型电厂的改造。

喷雾干燥法的副产物为亚硫酸钙、硫酸钙、飞灰和未反应的氧化钙之混和物,由于石灰的混入,很大程度上影响了脱硫产物的综合利用;运行成本较高,固态物易在吸收塔壁上沉积,雾化喷嘴易堵塞磨损,浆池、料箱和管道易结垢,废料和再循环设备维修复杂,除尘设备可能引起局部腐蚀;虽然喷雾干燥法脱硫率偏高,但是脱硫剂的利用率通常只有50%～65%[3]

3 LIFAC工艺

LIFAC工艺是在炉内喷钙脱硫工艺的基础上在锅炉尾部烟道上安装活化反应器,将烟气增湿,延长烟气滞留时间,使剩余的吸收剂和SO2发生反应,以提高脱硫效率。该方法适用于中、低硫煤锅炉,当Ca/S比为2.5及以上时,系统脱硫效率可达80%[12]。

3.1 LIFAC装置流程

LIFAC装置流程如图3所示。

LIFAC工艺中首先用压缩空气将石灰石于锅炉1 150℃左右区段注入,CaCO3立即受热分解成CaO和CO2,同时可以脱除锅炉烟气中的部分S02和几乎全部SO3:

此时通过石灰石喷入炉膛可以达到25%～35%的脱硫率,初步脱硫产物和未反应的氧化钙与飞灰随烟气流到锅炉的下游。接着即是炉后增湿活化:通过布置在管道中的文丘里管给烟气中喷入雾化水进行增湿,烟气中未反应的氧化钙与水反应生成高活性的氢氧化钙,这些氢氧化钙与烟气中剩余二氧化硫反应生成亚硫酸钙,也就是最后的脱硫产物:

3.2 LIFAC系统脱硫影响因素

LIFAC系统脱硫的影响因素主要有温度、Ca/S比、过量空气系数以及脱硫剂的品位等[13]南京下关电厂为其2×125 MW锅炉从芬兰Fortum和IVO公司引进了该工艺。该厂燃煤含硫量为0.92%,处理烟气总量为864 348 m3/h,在Ca/S比为2.5的情况下脱硫率达75%。脱硫灰渣的化学性质与喷雾干燥法脱硫副产物相近,两者在处理方法上基本相同,可分为抛弃法和综合利用法(用作建筑和铺路材料)。

3.3 LIFAC系统的优、缺点

LIFAC系统的优点是设备投资和运行费用为湿法烟气脱硫的32%和78%;占地面积小,且安装活化反应器时不影响锅炉运行,适用于改造现有的燃煤电站锅炉。

相比于湿法烟气脱硫,该系统脱硫率较低;采用炉内喷钙脱硫后,会增加受热面积灰厚度,需要增加吹灰次数和加装吹灰器;由于烟气中粉尘量增加,灰的比电阻增加,增加了除尘困难;该系统炉内喷钙部分对锅炉的运行性能有不同程度的影响,降低了锅炉效率和炉内温度,炉膛内水冷壁和过热器的结渣和积灰会影响到辐射和对流传热,加速了对流受热面的磨损和腐蚀[14,15]

4 结语

篇4：电厂脱硫系统改造探讨

摘要：随着社会经济的快速发展，电厂作为经济发展过程中的重要支柱，发电技术方面也得到不断提升及完善。而脱硫系统经过改造后的运行更加安全可靠及环保。本文根据多年工作实践，对机组脱硫系统增容及取消旁路的改造进行探讨。

关键词：电厂；脱硫系统；改造

一、概况阐述

随着我国环境污染的日益严重，电厂所排放的SO2加剧了大气污染。我国国家环境保护部环办文件要求，电厂已建的脱硫设施旁路烟道需要拆除，对原有的脱硫系统进行增容改造，达到让机组环保、安全运行。表1 为某电厂脱硫系统的设计参数。

表1 电厂脱硫系统主要设计参数

项目改造前改造后

入口SO2浓度（标干态，60%O2/m）/mg·m-312992200

出口SO2浓度/mg·m-3≤104≤50

脱硫效率/%≥92≥97.7

二、脱硫改造情况

电厂的2号机组脱硫系统改造在先，于2012年11月至2013年2月，1号机组脱硫系统于2013年4月至2013年6月进行改造，改造内容包括脱硫包括烟气系统、吸收系统、吸收剂制备及石膏脱水系统以及电气系统等。

（一）烟气系统改造

烟气系统改造内容：拆除增压风机、旁路挡板门和原烟气挡板门。脱硫系统阻力由引风机克服，原引风机为卧式、单级、轴流式风机，功率3670kW，额定电流为405 A。改造后引风机为卧式、双级、轴流式风机，功率为7400kW，额定电流为805 A。对引风机出口（第一个膨胀节之后）至烟囱之间的烟道进行了优化及加固。在GGH入口原烟段水平直段设置2层事故喷淋。

（二）吸收系统改造

吸收塔浆池区加高2.8 m，浆池容积达到3 513m3，以保证满足浆液的反应时间。在原最上层喷淋层与除雾器之间新增2层喷淋层，吸收塔实行分段提升。改造后吸收塔整体升高了3.6m。每塔配5台浆液循环泵，原3台8 800 m3/ h浆液循环泵保留2台，将另1台更换为流量11700 m3 /h的浆液循环泵，同时新增2台11700 m3/h浆液循环泵。每个吸收塔增加2台4200 m3/h的氧化风机，将原2台67 m3 / h的石膏排出泵更换为97 m3/h的泵。吸收塔原配有7台搅拌器，上层增加3台功率为22 kW的搅拌器，每塔配10台搅拌器。

（三）吸收剂制备及石膏脱水系统改造

制桨系统增容方案采用外购石灰石粉，罐车运输，新增石灰石浆液箱，设置3台石灰石浆液供浆泵，新增一座石灰石粉仓，粉仓容积满足改造后2台炉BMCR工况下3天的石灰石粉耗量。罐车自带的输送风机把石灰石粉输送到仓顶部。新增1套石灰石供浆管路。脱水系统整体更换旋流器，改造前旋流器出力为67 m3/h，改造后出力调整到97 m3/h。拆除原有真空皮带脱水机及其配套设备，更换2台31m2真空皮带脱水机（原真空气皮带脱水机有效过滤面积为15.2m2）。

（四）电气系统改造

每台机组的脱硫6 kV段现一分为二，标示为脱硫6 kV I段和脱硫6 kV II段，两段之间增加母联开关，同时完善原有的快切装置，使两侧电源互为备用1 2号炉各新增加一段脱硫6 kV母线，标示为脱硫6 kV 段，新增两段母线采用单母线分段接线方式（带快切装置），电源从高压厂工作段1号机组6 kV1A2及2号机组6 kV2A2段引接1 2号脱硫系统各新增加一段400 V脱硫PC（动力中心）段及保安MCC（电动机控制中心）段。

三、运行调整

电厂1、2号机组脱硫系统改造后，运行了一段时间，逐步进入安全平稳期 表2为2013年9月3日14∶ 00环保监测数据，当时1号机组负荷700W，2号机组负荷600 MW。

表2 電厂脱硫系统改造后监测数据

项目1号机组2号机组

出口SO2浓度/mg·m-318.5934.53

出口NOx浓度/mg·m-390.7287.62

O2含量/%3.583.90

出口烟尘浓度//mg·m-319.7316.20

烟气温度/℃82.3573.10

烟气流量/m3·h-122322951488786

脱硫效率/%97.0496.99

（一）热工逻辑调整

原先的脱硫装置当脱硫系统故障后可以迅速打开脱硫旁路挡板，使锅炉的原烟气通过旁路进入烟囱排放，而不影响机组的安全运行，只要求在锅炉烟气脱硫通道挡板故障全关的情况下紧急停炉处理当脱硫装置旁路取消后，脱硫系统故障需触发锅炉MFT（主燃料跳闸）信号，电厂1、2号机组脱硫系统相关的热工逻辑调整如下：

（1）增加脱硫系统故障触发锅炉 MFT。脱硫原烟气温度>180℃（三取二），延时180s，锅炉MFT；脱硫净烟气温度>75℃（三取二）且脱硫5台循环浆液泵全停，延时15s，锅炉MFT。

（2）调整炉膛压力低低保护设定值。原炉膛压力低低（-5880Pa）延时3s，锅炉MFT；改造后炉膛压力低低（-4500pa）延时3s，锅炉MFT。

（3）增加相关引风机跳闸条件。机组MFT且炉膛负压低低（二取二）（- 5.5kPa）跳引风机；MFT且FGD 原烟气温度>180℃ 延时 60s 跳引风机；原烟气温度>180℃（三选二）延时480s跳引风机；循环浆液泵全停且净烟气温度>75℃（三选二）延时315s跳引风机。

（二）脱硫系统启停运行调整

在机组启动前执行《吸收塔系统启动前检查卡》，机组引风机启动时如果汽包金属温度大于100℃，必须至少有1台循环浆泵在运行，在锅炉点火、脱硫系统进热烟气前，至少要有2台循环浆液泵在运行。脱硫烟气系统停运前应适当降低吸收塔液位，依次停运循环浆液泵，当吸收塔前烟气温度降至70 ℃ 以下时停运最后 1 台循环浆液泵，锅炉 MFT且原烟气温度低于 40℃时方可停运 GGH。表3是电厂脱硫系统启停条件。

表3 脱硫系统的启停条件

项目改造前改造后

脱硫系

统启动电除尘投运正常锅炉燃烧稳定随机组启动

脱硫系统停止开旁路挡板锅炉MFT且烟气温度降至

70℃以下时停运最后1台循环浆液泵，原烟气温度低于40℃时方可停运GGH

（三）运行情况及调整

2013年5月24日11∶08 时，运行中的2号机组脱硫系统3台循环浆液泵全部跳闸，2台循环浆液在备用未启，11∶12 时，净烟气温度超过 75℃，延时

15s 后锅炉 MFT 动作。脱硫现场检查发现脱硫DCS 系统OPS2号 CPU 相关画面发生蓝屏现象，2号机组脱硫吸收塔相关设备无法操作和监控。最后调查的事故原因是2 号脱硫 DCS 系统（CHR03 柜）双侧 CPU 故障初始化，导致系统 DI（开关量输入信号）与 AI（模拟量输入信号）信号全部置0，导致控制信号输出异常，误发设备保护跳闸信号。为降低跳机风险，设计单位重新对五台循环浆液泵的控制信号重新进行分配，现在 1 号机组已调整一个 CPU控制1、2、5 号循环浆泵，另一个 CPU 控制 3、4 循环浆泵，但 2 号机组循环浆泵控制做了优化处理，CPU分配控制未做调整。

2013 年 5 月，2 号机组多次出现循环浆泵进口电动阀限位故障导致循环浆泵跳闸，循环浆泵排放阀限位故障导致循环浆泵无法启动的情况，其热工逻辑进行了以下调整，见表 4。

表4 循环浆泵逻辑调整

调整前调整后

循环浆泵启动，入口阀非全开，延时1S跳循环浆泵循环浆泵启动，入口阀全关非开，延时1S跳循环浆泵

循环浆泵启动，其排放阀非关，延时1S跳循环浆泵取消

循环浆泵启动条件：循环浆泵排放阀已关取消

自2007年脱硫系统开始运行以来，就一直存在GGH堵塞问题。GGH原烟气或净烟气差压高时导致增压风机马达电流增大，电流会超过额定电流，动叶开度增大。通过在线高压水冲洗和蒸汽吹灰都无法解决，只能开旁路挡板，限制机组负荷在400MW以下停运脱硫系统，进行 GGH 换热元件化学冲洗。每台机组一年要进行2～3 次，2012 年 GGH 冲洗情况见表 5。

表5 2012 年 GGH 换热元件化学冲洗情况

机组限负荷冲洗时间冲洗前GGH压差/ kpa

原烟气净烟气

2号2012-01-01至2012-01-020.8830.040

1号2012-04-28至2012-05-020.6890.789

2号2012-09-15至2012-10-040.7240.882

1号2012-09-291至2012-10-040.6440.701

1號2012-12-31至2013-01-030.7960.880

脱硫系统取消旁路后，如果出现 GGH 烟气差压高影响机组安全运行时，只能在机组停运后才能处理。机组改造时进行了 GGH 换热元件间隙调大，吸收塔整体升高 3.6m，电除尘改为电袋复合除尘器等。脱硫运行中执行了下面规定：及时进行 GGH 吹灰，每个班至少两次，如烟气系统运行工况较差，须增加吹灰频率或连续吹灰；每个夜班执行一次 GGH高压水冲洗；每班至少进行一次除雾器冲洗。现在2台机组的 GGH 烟气差压有了明显的改善，见表6。

表6 1号脱硫系统改造前后的GGH烟气差压

负荷/MW2012年9月9日2013年9月9日

原烟气差压/kpa净烟气差压/kpa原烟气差压/kpa净烟气差压/kpa

3000.2130.2240.1160.136

4000.3870.3620.2060.259

5000.4870.4520.2400.290

6000.5960.5410.2960.348

7000.7060.6300.3690.444

四、结束语

篇5：电厂宣传稿件

张国敏是热工车间仪控班的一名小伙子。说起他，大家的第一印象就是瘦，看起来有些弱不禁风，但是他的小身体里面却蕴藏着无穷的能量。

我们在检修UPS电源柜时，发现UPS2的电池已经老化，不能继续使用。为了节约资金，最后上级决定把#2机组UPS的电池换到#8机组的UPS2电源柜中。不了解UPS的人也许不知道这项工作的难度，其实这是一项繁重而又非常危险的工作。但在这种时候，我们组的张国敏却挺身而出，把各种顾虑都抛在脑后，承担了大部分的工作。

首先是搬运电池，每个电池柜有35块电池，每块电池重达30公斤，当时由于缺少了一名配合的临时工作人员，所以张国敏也参与了搬运。也许只有少部分人知道张国敏不光身子瘦，而且有比较严重的腰病，他是干不了这样的体力活的，可是他还是咬牙和大家一起完成了搬运。其次也是最重要的工作就是要对UPS电池进行解线和接线，但差不多420伏的高压是人人都望而却步的。可任谁也想不到，张国敏却没有害怕，非常镇定的完成了这部分工作。当时我记得他还开玩笑的说，如果#8机组的UPS2能正常工作了，那其实是他接线接的好呢！

经过大家的努力，UPS2电池能正常进行放电了，但背后张国敏所付出的辛苦我们都看在眼里，我们为了张国敏而感动，他身体里所蕴藏的正能量更值得我们每个人学习。

篇6：电厂宣传稿件

随着天气的逐渐变冷，时间已悄然进入了十一月份，随之而来的电力二班每年一次的大修工作正式拉开了帷幕。

本次检修是150MW CCPP机组投产后的第二次大修，计划检修时间长达42天，检修项目共40余项，其中包括敷设电缆、仪表的校验、设备改造等大项目，电力二班全体员工克服新员工多、检修项目繁琐等诸多困难，夜以继日的奋战在工作现场。现场环境较为恶劣，虽已是冬天，工作在最一线的他们也早已是汗流浃背，分分秒秒与时间竞争着来完成当天的检修任务。

我们能看到在检修现场，有这样一群年轻的身影，他们就是刚刚步入工作岗位的新生力量，刚刚接受完三级安全教育的他们，就积极的投入到检修的氛围当中，刚刚迈出校园的他们尽管还显得十分青涩，但工作起来却不含糊，凭借着初生牛犊不怕虎一般的韧劲去接受这些新鲜事物，为此次检修工作的顺利进行贡献出自己的力量。都说人多力量大，我更想说团结才是力量!新员工们在师傅们的苦心栽培下成长的很快，

在检修过程当中，他们每天都能接受到新的知识来充实自己。此次检修时间长，检修项目较多，检修任务繁重，但是大家从来没有怨言，都主动加班加点的工作，并放弃了周末休息的时间，与家人团聚的时间，来投身到这场没有硝烟的战火当中!

篇7：电厂脱硫题库

1、除雾器叶片之间的距离越小，（D）。

（A）越有利于除雾器的高效运行；（B）除雾效果越差；

（C）除雾器压降越小；（D）越容易结垢堵塞。

2、吸收塔加入石灰石浆液的多少主要取决于（B）。

（A）吸收塔液位；（B）循环浆液pH值；（C）锅炉负荷；（D）烟气含硫量。

3、脱硫系统的工艺水中若含有颗粒性杂质，下列哪种情况不会发生（B）

（A）造成喷嘴堵塞；（B）堵塞循环泵入口滤网；

（C）造成除雾器的堵塞；（D）磨损使用轴封水的轴和密封。

4、脱硫剂颗粒变大时，在保证相同脱硫效率的前提下，（B）。

（A）脱硫剂的耗量会减小；（B）脱硫剂的耗量会增加；

（C）脱硫剂的耗量不变；（D）系统Ca/S减小。

5、喷淋层喷嘴的作用是将（C）均匀的喷出，以使烟气和它充分的接触。

（A）原烟气；（B）净烟气；（C）石灰石浆液；（D）石膏浆液。

6、对电除尘效率影响较大的因素是（A）。

（A）烟气性质、粉尘特性、结构因素、运行因素；

（B）运行结构因素；

（C）漏风量及控制的好坏；

（D）与粉尘的比电阻有关

7、如果化验表明脱硫石膏产品中亚硫酸盐的含量过高，应检查系统中（C）的运行情况。

（A）石灰石浆液泵；（B）循环泵；（C）氧化风机；（D）水力旋流器。

8、吸收塔收集池中的PH值通过注入（A）来进行控制。

（A）石灰石浆液；（B）工艺水；（C）氧化空气；（D）石膏。

9、吸收塔入口烟气温度较低时，SO2的吸收率（B）。

（A）较低；（B）较高；（C）不变；（D）不一定。

10、石灰石粉的主要成分是（C）。

（A）氧化钙；（B）氢氧化钙；（C）碳酸钙；（D）碳酸氢钙。

11、当吸收塔液位过高时，禁止（A）。

（A）冲洗除雾器；（B）向事故浆池排水；

（C）停运氧化风机；（D）停浆液循环泵。

12、用工艺水进行除雾器的冲洗的目的有两个，一个是防止除雾器的堵塞，另

一个是（A）。

（A）保持吸收塔内的水位；（B）调节pH值；

（C）保持浆液密度；（D）调节浆液流量。

13、滤液箱中滤液一部分送到吸收塔，另一部分作为制浆的补充水送到（D）系

统再次使用。

（A）除雾器；（B）工艺水；（C）吸收塔；（D）石灰石浆液制备

14、火电厂烟囱排出的烟气对大气造成的最主要的污染是（A）污染。

（A）二氧化硫；（B）氮氧化物；（C）粉尘；（D）二氧化碳。

15、湿法脱硫实际工程中，吸收装置的选型基本要求：气液之间（D），吸收阻力小，吸收效率高。

（A）气流平缓；（B）接触面积小；（C）接触时间越长约好；（D）扰动剧烈

16、二氧化硫与二氧化碳作为大气污染物的共同之处在于（A）

（A）都是一次污染；（B）都是产生酸雨的主要污染物；

（C）都是无色、有毒的不可燃气体；（D）都是产生温室效应的气体

17、在石灰石-石膏脱硫系统中，影响石膏垢形成的主要因素是（C）。

（A）循环浆液PH值；（B）循环浆液氧化程度；

（C）石膏在循环浆液中的过饱和度 ；（D）循环浆液密度。、为保护吸收塔搅拌器不会因空转而发生故障，搅拌器在收到吸收塔低液位信号后将（A）

（A）自动停运；（B）自动启动；（C）延时后启动；（D）延时后停运

19、石膏水力旋流器有双重作用，一个是石膏浆液预脱水，另一个是（B）。

（A）增加浆液PH值；（B）石膏晶体分级；

（C）回收结晶水；（D）生成石膏产品

20、事故浆液池主要用于存放（B）。

（A）系统排污水；（B）吸收塔剩余浆液；

（C）石灰石浆液清空排水；（D）石膏浆液箱清空排水。

二、判断题（每题2分，共20分）

1、旁路挡板门一半安装在垂直烟道上。（×）

2、吸收塔搅拌器的作用是使塔内浆液混合均匀，保证固体颗粒处于悬浮状态，同时将氧化空气分散到浆液中（√）

3、循环泵前置滤网主要作用是防止塔内沉淀物质吸入泵体造成泵的堵塞或损坏，以及吸收塔喷嘴的堵塞和损坏。（√）

4、石灰石－石膏湿法吸收塔内浆液的PH值越高，氧化的效果越好。×）

5、石灰石-石膏法脱硫系统中，最主要的腐蚀介质是二氧化硫和硫酸根离子。（×）

6、pH值表示稀酸的浓度，pH值越大，酸性越强。（×）

7、脱硫吸收塔内的浆液和烟气中携带的二氧化硫反应后生成了化学性质非常稳定的硫酸钙，因此，吸收塔中不需要防腐。（×）

8、经过脱硫的锅炉排烟温度越低越好。（×）

9、湿法脱硫的主要缺点是烟气温度低，不易扩散，不可避免产生废水和腐蚀。（√）

10、脱硫剂颗粒越细，烟气中的SO2浓度越低，脱硫率越高。（√）

三、问答题

1、画出我厂二期脱硫烟气系统图（15）

2、写出FGD系统主要子系统和用化学方程式说明在吸收塔中脱除SO2的过程？

（15）

3、石灰石-石膏脱硫系统中，氧化空气的作用是什么？氧化空气不足的危害？

（10）

答：在石灰石-石膏脱硫系统中，吸收塔浆液池注入氧化空气的主要目的是将亚硫酸钙强制氧化为硫酸钙。一方面可以保证吸收SO2过程的持续进行，提高脱硫效率，同时也可以提高脱硫副产品石膏的品质；另一方面可以防止亚硫酸钙在吸收塔和石膏浆液管中结垢。

篇8：电厂的脱硫（本站推荐）

电厂的脱硫、固硫技术路博环保火力发电厂的so2污染治理是“十五”期间、乃至今后的治理重点。而煤炭依然是我国的主要。在商品煤中约有85%直接作为动力燃料使用。到2000年，燃煤电厂的煤炭消耗已达到5亿吨/年以上, 是燃煤的最大用户，占当年煤炭产量的40%左右。据统计，全国发电用煤的平均硫份为1.04%，若so2排放因子按0.81计算，仅燃煤电厂2000年排放的so2就达842.4万吨/年，约占全国so2排放总量的43.6%，预计到2010年将占60%以上。因此，即使so2排放收费按200元/吨计，全国电力系统因燃煤排放的so2罚款收费就达16.646亿元/年。如1998年上海电管局仅so2排放一项就上缴罚款4600万元，江苏省电管局上缴罚款5000万元。so2排放造成的酸雨不仅危害工农业生产及人们的身心，给国家和社会带来巨大损失，而且加大了成本，尤其是自2000年7月开始执行新的环保标准及so2排放收费标准提高以来，国家对力度日益加大，广大对so2排放技术及产品的要求日益迫切。我部开发的中小锅炉的so2排放控制技术和产品能适应目前电厂so2减排达标的要求。

路博环保燃煤电厂的脱、固硫技术归纳起来有三种，即燃前——选煤，燃中固硫——加入固硫剂、工业型煤等以及燃后——等，其中选煤仅仅能脱除40%~60%的无机硫；燃后脱硫虽然脱硫效果好，脱硫率可达80%以上，但由于投资大，运行成本高以及脱硫后废石膏的出路问题，致使国内很少采用。国外普遍采用燃后脱硫技术。而燃中脱硫，即加入固硫剂——该法虽然固硫率只有50%左右，但只要在电厂的配煤系统中增加一个固硫剂添加系统即可实现，方便易行，投资少，运行费用低，效果明显，是一项比较适合中国现阶段国情的实用技术。因此，燃煤电厂采用固硫剂固硫，结合我国煤炭特征和电厂实际，选用合适的高效固硫剂，特别是对于“两控区”内so2排放总量减排及实现中低硫煤地区锅炉的达标排放，具有重要的现实意义。

电厂用固硫剂，与协作单位或者生产，已形成了年产一万吨的生产能力。已经在不同规模的电厂和35 t/h链条炉及75 t/h、225 t/h煤粉锅炉上成功使用，实测固硫效率50%以上，发电成本增加每度电不足0.005元。固硫效率、性能价格比为国内领先。

篇9：电厂脱硫运行个人总结

二○xx年十二月十四日

一、主要环保指标完成情况

(一)公司考核的脱硫投运率、SO2排放绩效指标完成情况。 1-11月脱硫平均投运率达到99.01%，公司SO2排放绩效1.87g/KWh。预计全年脱硫平均投运率达到99.04%，同比增加0.1个百分点，高出公司要求的考核目标(98%)1.03个百分点;公司SO2排放绩效1.84g/KWh，同比降低0.06g/KWh，低于公司要求的考核目标(2g/KWh)0.16g/KWh。

(二)环保统计指标完成情况(填附表1，以1-11月为基础，预测全年指标)

二、主要环保指标、设备分析

(一) 环保指标异常情况分析

各项环保指标均正常，无异常情况发生。

(二)环保设施主要故障原因、处理分析

1、吸收塔#2循环泵出口管泄漏处理，为隔离系统，短时停运脱硫装置，已处理完毕。

2、脱水机皮带老化，出现变形、裂口，吸水孔两侧脱胶严重，导致皮带跑偏，真空严密性下降;滑道板老化、磨损缺口，结垢严重;尾滚筒轴松动，目前采取临时焊接处理，消缺频繁，需在下次检修时更换。

三、环保技改项目完成情况及效果

20xx年环保技改项目只有一项，灰场废水排放治理技术改造项目。灰场废水处理系统投资108万元(其中我厂占三分之二)，采用设置移动处理系统2套，处理SS及PH，每年废水处理量约220万吨，做到了灰场废水达标排放。

四、开展的主要环保工作

我厂环保工作由厂长领导，生产副厂长主管，部门设在生产技术部。生产技术部设有一名环保专工及两名环保监督专工。各环保设施的运行维护由相关车间负责，专职环保人员负责对外联络、协调及监督各环保设施的运行情况。

根据工作需要，我厂先后制定了许多制度，制度执行情况良好。 20xx年，在我厂精心运行和维护下，各环保设施运行正常。5-6月我厂对脱硫装置和电除尘装置进行了检修。脱硫检修项目包含脱硫装置吸收塔检修及防腐处理、脱硫净烟道检查及防腐处理、脱硫再循环管道防腐检修、球磨机衬瓦更换、球磨机入口螺旋套管更换、部份膨胀节更换、斗式提升机检修、石膏仓大修、脱水机检修、制浆系统旋流器管道检修等工作。电除尘检修项目包含入口均布板出口槽型板检查加固;灰斗检查焊补、加固;阳极板、极板框架检查调整;阴极线检查更换，阴极框架、防摆装置调整等项目。

20xx年，配合××市环境监测中心做好一到四季度的节能减排监测和在线监测系统的比对监测工作。另外还配合第三方单位搞好在线监测系统的日常维护管理工作，做到有故障及时申报，尽快排除故障，保证在线监测系统的正常运行。

今年，××市环保局为配合市政府创建国家模范城市活动，开展了工业企业落实环境保护主体责任达标评估的活动，对我厂提出了更高的要求。为达到该标准要求，我厂对危险废物储存场地进行了整改，加装了煤场的喷淋设施，建成灰场废水排放处理装置。今年7月，通过了××市清洁生产评估审核。12月，迎接了环保部对××市创建国家模范城市的验收工作。对环保部门减排核查和公司的各项检查我厂均认真对待，没有发 生异常情况。由于我厂准备进行环保搬迁，因此环保设施没有安排大的技改项目。由于公司生产管理系统环保管理模块有很多属于重复填报，因此，仍然只填报了原有两个报表。

五、“十二五”环保减排责任书、限期治理要求 ×××市环保局每年给我厂下发排污许可证，我厂按许可证要求进行排放即可。没有“十二五”环保减排责任书、限期治理要求

六、新的《火电厂大气污染物排放标准》GB13223-实施面临的治理任务分析

1、在入炉煤煤质较正常情况下，我厂各种污染物月平均排放浓度分别如下：烟尘80mg/m3、二氧化硫500mg/m3、氮氧化物700mg/m3。在满负荷情况下氮氧化物排放浓度将达到1000mg/m3左右;在入炉煤硫分超过脱硫装置设计值后，二氧化硫小时平均排放浓度将超过1000 mg/m3;在入炉煤灰份达到40%时，出口烟尘浓度将达到200 mg/m3。

2、我厂脱硫系统设计脱硫效率为95.2%，在入口二氧化硫浓度小于7700 mg/m3时，出口二氧化硫排放浓度小于400 mg/m3。目前，我厂脱硫装置运行正常，当入炉煤硫分在设计范围内，效率基本上能达到设计值。但是，每年必须停运两台机组对脱硫装置进行大修，平时强对设备的运行维护，才能保证脱硫效率在设计范围以内。

3、我厂除尘器为三电场静电除尘器，设计除尘效率大于99%。现在没有单独对除尘器做效率试验，通过在线数据和每季度的监测可得知在烟囱处烟尘排放浓度约为80 mg/m3。

七、环保工作存在的问题和建议

1、由于二氧化硫排放指标仍然执行800mg/m3，因此机组的负荷率会受到一定影响。在燃煤的含硫率达不到设计工况的情况下，脱硫效率受到严重影响，脱硫装置要做到长期达标排放是非常困难的。

2、由于我厂地处××市主城区，环保要求越来越高，监督和处罚都越来越严。脱硫超标要折算成脱硫的投运率，如果脱硫的投运率达不到要求，不但要扣减脱硫电价，还要进行相应的罚款，要求非常严格。因此要同时满足环保达标排放和机组带高负荷存在困难。 八、重点工作

1、按照×××××公司标准化工作要求做好各环保设施的检修维护工作。

2、在××××××公司的指导下，积极做好各环保装置运行调整和各子系统优化工作，保证各环保装置可靠高效运行。

九、对公司环保管理工作的建议

1、对各项报表进行整理，避免重复填报。

2、电源管理部和科环部的环保工作能否统一进行。 附件1

篇10：发电厂脱硫培训稿件

摘要：本文通过SO2对人类环境的影响，环保对垃圾发电厂的要求，讲述了烟气脱硫的三种方法，并从技术上、效率上、维护方面进行了比较，着重对半干法烟气脱硫系统在垃圾发电厂的应用上从各个方面进行了解析。

关键词：烟气脱硫；垃圾发电；环境

我国SO2的污染主要是由企业生产造成的，而发电企业产生的SO2污染占相当大的比例。随着经济的发展，人们的生活水平不断提高，产生的生活垃圾和工业垃圾也越来越多。相应的垃圾发电厂的焚烧量不断增加，而由垃圾焚烧排放的SO2量也就会不断的增加。因此，控制SO2的排放量已经成为垃圾发电厂环保要求的硬性指标。

目前烟气的脱硫技术主要分为三种，主要有：湿法、干法、半干法。湿法脱硫效率高，技术成熟，但初投资高，系统复杂，不适用于垃圾发电厂；干法初投资少，但效率低，稳定性不高，维护困难；半干法脱硫效率、投资和运行费用易于接受，且工艺稳定，是一种值得深入研究、不断改进并大力推广的脱硫技术。喷雾干燥法是20世纪80年代迅速发展起来的一种半干法脱硫工艺，是目前市场份额仅次于湿钙法的烟气脱硫技术，具有设备和操作简单，可以采用碳钢作为结构材料，不产生由微量金属元素污染的废水等优点。在垃圾发电的龙头企业伟明集团里，下属各电厂均采用自主研发的半干法烟气净化系统，这套系统可以保证烟气排放达到《生活垃圾焚烧污染控制标准》（GB18485-）的要求。

一、半干法烟气脱硫原理

半干法烟气脱硫的反应机理涉及传热、传质及化学反应，主要包括：（1）反应物SO2从主流气体向颗粒表面的气相传质；（2）颗粒表面对SO2的吸收溶解，形成HSO3和SO32-离子；（3）Ca(OH) 2颗粒在液相中溶解；（4）钙与硫的液相反应，亚硫酸盐的析出；（5）液滴中水分的蒸发。对于石灰喷雾干燥，SO2吸收的总反应为：

Ca(OH) 2 + SO2+H 2O=CaSO3・2H 2O

CaSO3・2H 2O+0.5O2=CaSO4・2H 2O

从上反应可以看出，要控制烟气脱硫的效果就要从石灰的颗粒度、石灰浆液的pH值、石灰浆液与烟气的液气比、钙硫比、石灰浆液与烟气的接触时间、烟气中的含氧量着手。

二、半干法烟气脱硫系统的应用

伟明集团公司为了使烟气脱硫系统全部国产化，起到垃圾发电龙头企业的作用，投入了大量人力物力，并经多年的实践，自主研发了垃圾发电厂烟气脱硫系统。

（一）石灰制浆系统

石灰制浆系统是用于半干法烟气净化系统的石灰浆制备、储存和输送，由CaO粉末输送系统、石灰粉储仓、石灰粉末计量装置、硝化槽、储浆罐、石灰浆泵、阀门和管道等主要部件组成。

首先将纯度大于90％的400目石灰粉由电动葫芦起吊到石灰粉储仓顶部，经人工解包倒入储仓。在控制系统的控制下，石灰粉从储仓进入计量装置，石灰粉投放量由垃圾的成分而定（5-10kg/吨垃圾），硝化槽内工业水的计量由液位控制装置完成，通过石灰粉和水的计量可以方便地控制石灰浆浓度，计量后的石灰粉被输送到硝化槽进行搅拌，搅拌均匀后的石灰浆溢流到储浆罐中，再由石灰浆泵输送到喷雾系统。石灰浆浓度要控制在7%-10%之间，并调整石灰浆pH值在5-6之间(可适当加入适量的液碱来调整)。当pH值=6时，SO2吸收效果最佳。

（二）喷雾系统

喷雾系统是将石灰浆雾化的`设备，主要由三流体石灰喷枪、管道、阀门及控制系统组成。

石灰浆液从储浆罐出来，经过石灰泵升压流进石灰浆液母管，母管压力保持在0.6-0.8Mpa。石灰浆液进入三流体石灰喷枪前由电动球阀调节流量，由再循环阀调节进入石灰喷枪浆液混合室的石灰浆液压力（石灰浆到达混合室里的压力保持在0.25-0.35Mpa）,同时，工业水进入工业水混合室（工业水压力保持在0.25-0.35Mpa），压缩空气分别进入石灰喷枪的石灰浆混合室和工业水混合室（压缩空气压力保持在0.45-0.55Mpa），这时在石灰混合室里的石灰浆经过雾化盘的喷嘴，由压缩空气对石灰浆液进行雾化，由反应塔喉部垂直向上喷入中和反应塔，喷洒压力是由反应塔的筒体高度、塔内的烟气流速来决定的，保证雾化的石灰浆液在中和塔内停留时间在1.5秒左右，这样才能保证反应剂与烟气中的SO2充分反应。石灰喷枪在喷洒过程中要经常检查喷头流量计的流量读数，如石灰浆流量小于0.8m3/h时，可判断为喷嘴堵塞，要及时更换备用石灰喷枪，以保证石灰浆液的正常喷洒。

（三）中和反应塔

中和反应塔是垃圾焚烧尾气除酸脱硫的设备，主要由反应塔本体、连接桥、旋风分离器、返料器、旋转排灰阀等组成。

烟气从烟道进入中和反应塔底部，经过烟道和中和反应塔本体的锥体交接部分（喉口），在喉口设置三流体石灰喷枪，雾化的石灰浆由此喷入，由于喉部截面积缩小，流体的速度增加，产生高度紊流及气、液的混合，气体中所夹带的粉尘混入液滴之中，流体通过喉部后，速度降低，便于酸性气体与石灰浆充分反应。反应后的气体经过连接桥在经旋风分离器作用由顶部排出后进入布袋除尘器，而粉尘则进入旋风分离器下的返料器回到中和反应塔循环利用，通过物料在中和塔内的内循环和高倍率的外循环（物料循环次数约在30-100次），使得吸收剂与SO2等酸性气体间的传质交换强烈，吸收剂内的传质过程强烈，固体物料在中和塔内的停留时间达30-60分钟，且运行温度可降至露点附近，从而大大提高了吸收剂的利用率和脱硫率。同时喷入中和塔内的水分在高温下蒸发，降低了烟气温度，使反应剂与烟气中的酸性气体发生的反应更加剧烈，提高了烟气净化效率，另一方面，也可以使烟气进入布袋除尘器时的温度控制在许可范围之内。在较低的Ca/S比（Ca/S=1.1―1.5）情况下，脱硫率可大于85%。最终反应物由中和塔底部和返料器上部排出。

三、烟气脱硫系统达到的指标

在整个烟气净化系统运行过程中，不但对烟气中的SO2去除率可以达到85%以上，同时，还可以把烟气温度从中和反应塔入口的200-250℃降至出口的150-190℃，完全达到了布袋除尘器入口温度的要求，保证了布袋的安全运行。而且对HCI和HF的去除率在98%以上，粉尘去除率达到99%，完全达到了GB18485―2001的排放标准。

通过以上的数据，证明了半干式脱硫系统设计的科学性和合理性，更加说明整套系统在实际应用当中的发展前景，是完全可以信赖的全部国产化的烟气净化设备。

参考文献：

[1]《生活垃圾焚烧处理工程技术规范》CJJ90-10月

[2]电厂烟气脱硫设备及运行中国电力出版社出版 207月

[3]生活垃圾焚烧技术 化学工业出版社、环境科学与工程出版中心出版发行 8月