第一篇：脱硫作业9
烟气脱硫技术进展与我国烟气脱硫技术现状
学生姓名：
曹亮瑜
学号：
20041208
专
业：机械设计制造及其自动化 班级：
2004132
煤在我国一次能源中占75 %左右。而且今后相当长的时间内以燃煤发电机组为主的基本格局不会改变，由此造成了严重的环境污染，特别是SO2以及形成的酸雨的污染尤为突出。火电厂的SO2排放量在全国SO2总排放量中占有相当的比例，为遏制酸雨污染的进一步扩展,国务院以国函[ 1998] 5 号文批准了国家环保总局制定的《酸雨控制区和二氧化硫污染控制区划分方案》。在两控区内, 对工业污染源排放实行分阶段控制。以火电厂为例,新建、改建燃煤含硫量大于1 %的电厂, 必须同步建设脱硫设施;现有燃煤含硫量大于1 %的电厂, 应实行减排措施, 在2010年前分批建成脱硫设施或采取其它具有相应效果的措施。
世界上第一套脱硫装置诞生于20世纪70年代的美国。是一套湿法洗涤烟气脱硫装置。从七十年代初到本世纪末的30年里，针对湿法烟气脱硫洗涤系统，尤其是脱硫塔易结垢、堵塞、腐蚀以及机械故障等一系列的弊病，日本、美国及德国对湿法烟气脱硫开展了深入不间断的的研究，在脱硫效率、运行可靠性和成本方面有了很大的改进，运行可靠性可达99%。到目前为止，湿法烟气脱硫技术已经成熟，并步入实用化阶段。在最近30年内，湿法烟气脱硫技术每隔10年就攀升一个新的台阶，取得了新的进展。
20世纪70年代初到70年代末为脱硫技术的起步阶段。当时，在1970年美国颁布了空气净化法，要求新建燃煤发电厂SO2的排放量控制在516mg/Nm3以下，以法律手段强制燃煤发电厂安装烟气脱硫装置，削减SO2排放量。七十年代初，以湿法石灰石为代表的第一代湿法烟气脱硫技术开始在电厂应用。从七十年代初到七十年代末，主要湿法烟气脱硫技术有湿法石灰石/石灰法、湿法氧化镁法、双碱法、钠基洗涤、碱性飞灰洗涤、柠檬酸盐清液洗涤、威尔曼－洛德法等。第一代烟气脱硫多安装在美国和日本。第一代烟气脱硫技术的主要特点是：吸收剂和吸收装置种类众多，投资和运行费用很高，设备可靠性和系统可用率较低，设备结垢、堵塞和腐蚀最为突出，脱硫效率不高，通常为70~85%，大多数烟气脱硫的副产物被抛弃。
20世纪80年代初到80年代末为脱硫技术的发展阶段。在80年代初，西方发达国家SO2排放标准日趋严格，批准了执行SO2削减计划，促使烟气脱硫技术进一步发展，烟气脱硫出现了第二代高峰,烟气脱硫技术得到了迅速推广。1979年美国国会通过了“清洁空气法修正案”（AAA1979），确立了以最小脱硫效率和最大SO2排放量为评价指标的新标准，由此，80年代第二代烟气脱硫系统进入商业化应用。第二代烟气脱硫以干法、半干法为代表，主要有喷雾干燥法、LIFAC、CFB、管道喷射法等。在这个阶段，湿法石灰石/石灰法得到了显著的改进和完善。在解决结垢、堵塞、腐蚀、机械故障等方面取得了显著的进展。
20世纪90年代初至今为脱硫技术的成熟阶段。1990年美国国会再次修订了“清洁空气法”（CAAA1990），新的修正案要求现有电厂减少SO2的排放量，到2002年1月1日，SO2总排放量比1990年SO2排放量减少900万吨。1990年以来，美国燃煤发电厂使用的第三代湿法烟气脱硫，均为脱硫效率≥95%的石灰石湿法工艺，脱硫副产品石膏实现商业化应用。第三代烟气脱硫技术的主要特点如下：投资和运行费用大幅度降低，性能价格比高，喷雾干燥法烟气脱硫需要量大大减少，各种有发展前景的新工艺不断出现，如LIFAC、CFB、电子束辐照工艺，NID工艺以及一些结构简化、性能较好的烟气脱硫工艺等。这些工艺的种性能均好于第二代，而且商业化、容量大型化的速度十分迅速；湿法、半干法和干法脱硫工艺同步发展。
我国对烟气脱硫技术的研究与开发，始于70年代。到90年代，已进行了四种烟气脱硫的试验研究（活性炭磷铵肥法、旋转喷雾干燥法、简易石灰喷雾法和石灰石三相硫化床法的中试规模）。90年代，我国先后从国外引进了各种类型的烟气脱硫技术。近年来我国也加大烟气脱硫国产化的力度，并已取得了突破性进展；国家对于烟气脱硫装置国产化持支持态度。目前国内火电厂烟气脱硫工程绝大多数是从国外进口设备，国内负责土建和安装。我国政府在最近10年内，颁布了一系列有关燃煤发电厂SO2污染控制法规、条例及排放标准。严格的法规和排放标准，是治理SO2污染和控制的重要推动力。
因此，我国烟气脱硫市场庞大、前景诱人, 从目前来看,全国已建成的脱硫装机容量超过700 万kW,在建脱硫装机容量约1 000 万kW, 只占目前全国火电总装机3.845 亿kW的4.42 % ,远低于发达国家的洁净煤技术发电比重90 % , 假定我国的洁净煤技术发电比重要求达到90 % ,产生的市场容量将超过1000亿元,如此大规模烟气脱硫工程建设,完全依靠国外厂商,重复引进,无论在资金和政策上都是不现实的。因此烟气脱硫技术国产化的必要性体现如下：(1)国产化是降低造价的需要。目前国内燃煤电厂的烟气脱硫工程, 绝大多数是国外进口设备。以石灰石(石灰)/石膏湿法脱硫工艺为例,国外引进平均造价1 000 元/ kW,若实现国产化可控制在600 元/ kW以下, 一台30 万kW机组可节约投资1 亿元。(2)国产化是治理SO2 污染的需要。治理燃煤电厂SO2 污染需要经济、有效的控制技术及设备。我国烟气脱硫设备在技术水平、产品质量和成套方面与国外有较大的差距。一些已建成的烟气脱硫工程, 在运行中的备品备件都要从国外进口,不但增加运行成本,而且因备品备件不能及时更换而影响设备的正常运行, 必须加快实现烟气脱硫技术和设备国产化。(3)国产化是发展环保产业、提高机电制造企业竞争力、培育新的经济增长点的需要。
因此如何提高脱硫设备的国产化是我国提高脱硫技术普及率切实而有效果的方法，是降低造价的唯一出路！然而我国烟气脱硫设备在技术水平、产品质量和成套方面与国外有较大的差距。一些已建成的烟气脱硫工程,在运行中的备品备件都要从国外进口,不但增加运行成本,而且因备品备件不能及时更换而影响设备的正常运行, 必须加快实现烟气脱硫技术和设备国产化。
我个人认为，目前我国推行脱硫设备国产化已经脱硫技术的主要还应注意以下问题:(1)虽然国家已经将脱硫法制化，然而还是应该加大脱硫政策扶持力度, 逐渐形成自己的烟气脱硫市场。毕竟脱硫设备在制造的工艺上我们国家还是存在着一些不足。尤其是脱硫设备的加工工艺。设备引进了那么多，照理来说图纸自己测绘也测得出来了。为什么在脱硫设备国产化道路上仍那么艰难呢？原因就是出在加工工艺上。有些零件照着图纸要求加工出来后，但强度或者其他指标往往不能打到预期的标准，或者根本加工不出来。所以如何啃下这个难题是关键。再加上传统的加工工艺在面临脱硫过程中高温酸性的大环境，很容易发生氧化损坏。因此改善加工工艺，制造出合格的脱硫设备，是脱硫设备国产化必不可少的前提。同时加大培养了脱硫人才的力度，并积累一定的工程经验。
(2)加强国际交流与合作。虽然脱硫设备的国产化是我们最终目标，但是仍不能排除适当引进先进、成熟的脱硫设计技术及制造技术。一个能用于商业化运行的大型火电厂脱硫技术, 从科研开发到制造, 长久的时间, 而且还不一定能够获得很好的效果。纯粹由我国自行研制，不仅会耗费大量人力、财力，反而从侧面拉慢了设备国产化的进程。而我国目前控制二氧化硫污染日趋严重的情况, 借鉴国际经验，少走弯路，花最少的钱取得最大的利益才是一条捷径。
(3)加强国有企业工程总承包能力。国产化的关键在于掌握系统设计技术和设备成套化能力, 但目前国内具有系统设计、设备成套、施工、安装、调试和管理一条龙服务的工程公司较少。一旦设备不能形成产业链，势必会增加国产化的步伐与成本。
随着环保标准日趋严格,SO2污染治理成为当务之急。面临烟气脱硫广阔的市场和空间,应积极完善现有法律法规、加强规范化管理、加大国家政策引导及扶持力度, 尽快实现烟气脱硫技术与设备的国产化,推动燃煤电厂SO2 治理进度、降低工程造价。这对我国制造业是条任重而道远的道路。
参考文献:(1)钟秦.燃煤烟气脱硫脱硝技术及工程实例[M].化学工业出版社,2002.(2)陶其鸿.锅炉烟气脱硫防治对策探讨[M].山西环境保护,1998(2):9～15.(3)郝吉明,大气污染控制工程[M].高教出版社,2002.(4)朱世勇.环境与工业气体净化技术[M].化学工业出版社,2001.(5)郝吉明、王书肖等.燃煤二氧化硫污染控制技术手册[M].化学工业出版社,2001.(6)燃煤烟气脱硫技术,中国环境科学学会,青岛,1998.(7)中国电力工业脱硫现状及发展趋势, 环境污染治理技术与设备,2004(6):12～16.
第二篇：脱硫自查报告
脱硫专项检查自检报告 1．脱硫基本情况 1.1 脱硫设施建设
大唐洛阳热电厂总装机容量100.5万千瓦，6炉5机设置，其中2×300mw机组5、6号炉脱硫岛为一炉一塔，分别于2006年1月12日和2006年2月26日投运，2×165mw机组1、2、3、4炉脱硫岛为二炉一塔，2006年12月21日和2006年12月28日投运，165 mw机组脱硫与300mw机组公用一套脱硫湿磨制浆、石膏脱水设备，2007年7月实现了和省市环保部门、电力监管部门在线监测系统的联网运行。脱硫工程均由大唐环境科技工程有限公司epc方式总承包，西北电力建设工程有限责任公司负责监理，总投资2.932亿元。烟气脱硫采用石灰石/石膏湿法脱硫技术，技术支持方为奥地利aee公司，设计脱硫效率不低于95%，使用寿命30年。目前脱硫设施运行基本稳定，脱硫效率满足设计要求。各项审批手续齐全，如：项目备案表、可行性研究报告及批复文件、标书及批复文件、招投标及批复文件、合同及技术协议、开工及批复、初步设计、环境影响报告表及批复、限期治理方案及批复、环保竣工验收批复、脱硫电价批复等。1.2 脱硫规章制度建设
大唐洛阳热电厂制定了脱硫设施运行规程、检修规程、点检定修标准、脱硫设施系统图册、操作票和工作票标准票、脱硫运行交接班制度、文明生产管理制度、脱硫设施巡回检查制度、脱硫设备定期切换与试验制度、脱硫运行人员岗位责任制度、脱硫设备技术规范等管理制度和标准，而且对脱硫设施安全管理、检修管理、缺陷管理以及运行管理纳入电厂的有关管理制度中，把脱硫设备纳入主机管理，把脱硫环保设备的技术监督项目纳入全厂技术监督管理，并明确设备管理部化学环保高级主管做为专业负责人负责脱硫设施的技术监督管理工作。对于石灰石也建立了石灰石管理制度，建立烟气在线连续监测系统管理制度。1.3 脱硫管理机构和人员
设备管理部成立了除灰脱硫专业，并设置高级主管1名，主管1名，脱硫专业点检员3名，其主要负责全厂脱硫设备，并全部已取得集团公司下发的点检员上岗证；发电部将脱硫系统的运行管理纳入了辅机集控管理，并设置高级主管1名，主管1名，脱硫运行人员34名，其中5名主值具有集团公司颁发的脱硫值班员合格证，其他值班员全部具有脱硫高级工技能鉴定证。
1.4 脱硫设备管理
脱硫设备管理已纳入主设备管理，严格执行《缺陷管理制度》，进行脱硫设备点检，点检通过日报、周报、月报形式，掌握设备性能和恶化趋势，及时安排设备检修，每月每人要进行缺陷分析总结，脱硫设备消缺率达到95%以上。
脱硫设备检修纳入企业计划检修管理，并制订大、小修计划、辅助检修计划、技术改造计划。
脱硫系统主设备运行基本正常；165mw机组烟囱已防腐，无腐蚀，有冷凝液收集系统；300mw机组烟囱无防腐，有ggh，烟道系统防腐层有脱落现象；cems装置及ph计、浊度仪等在线仪表配备是齐全，测量准确，仪表冲洗、吹扫系统合理；但仪表探头存在着腐蚀、磨损等现象；烟道挡板开、闭正常；浆液循环泵轴承运行中正常；叶轮、泵体腐蚀泄漏；除雾器有堵塞脱落现象，ggh堵塞结垢。
执行“逢停必查”原则，制定逢停必检项目，利用每一次机组停运机会，对脱硫塔塔体防腐层、烟道防腐层、烟道接口等重点部位进行全面检查，发现问题及时处理。
脱硫设施备品配件储备充分，特别是公用系统以及容易受到腐蚀的系统和设备，其备品配件储备率达到90％以上，重要部件采购周期长。1.5 脱硫运行管理
脱硫设备运行现场按照厂部安全文明生产责任分工进
行保洁，现场各处安全标识、铭牌编号、介质流向、设备着色应均按照集团公司有关规定执行。
脱硫系统“两票三制”管理统一纳入厂安全生产管理，并不断修订完善。设备缺陷及缺陷处理纳入厂设备缺陷管理系统按期消缺。
脱硫运行纳入了辅机集控管理，运行人员配备齐全，岗位责任清晰，脱硫系统运行日志纳入厂运行日志记录系统，抄录参数按照2009年3月1日集团公司下发的标准进行抄录，各种脱硫系统记录台帐基本完备。
脱硫石灰石每车称重、取样化验，化验工作从2009年2月份开始按照每个工作日化验一次，当天每车取样混合后化验，记录齐全；脱硫石膏拉运时进行称重，并积极进行综合利用。
脱硫系统用电单耗纳入厂用电小指标考核体系，制定脱硫系统节电竞赛管理办法，物料平衡进行分析有待完善。1.6 脱硫在线监控
制订了脱硫烟气连续监测系统的运行管理制度，每天坚持巡视烟气在线监测装置运行情况，对cems和脱硫dcs历史数据站的检修维护，均明确了职责，实行设备专责工管理，检修记录、校准记录齐全，历史数据站数据、曲线齐全、完善。1.7 脱硫台账及记录数据
制订了《脱硫档案管理制度》，明确了发电部、设备部脱硫专业、设备部环保主管、环保科、物资部、燃料质检部等相关部门及专业的职责，各相关专业每月将脱硫相关支持性材料汇总至环保科环保主管处进行汇总、分析，并归档。1.8其它（环保验收、脱硫电价、特许及委托运行、限期治理、通报与处罚等）2×165mw机组1、2脱硫塔，2006年12月21日和2006年12月28日投运，2007年1月1日开始享受脱硫电价，2007年1月21日通过省环保局的环评验收。洛阳双源公司2×165mw机组1、2脱硫塔2007年因脱硫系统运行不稳定，2008年6月份被国家环保通报。2×300mw机组5、6号脱硫塔，分别于2006年1月12日和2006年2月26日投运，2006年4月1日开始享受脱硫电价，2007年3月13日通过国家环保局的环评验收。1.9 各脱硫系统2008年1-12月份和2009年1-2月份统计数据 表1
2008年1-12月份统计数据 篇二：环保自查报告
东海热电脱硫设施建设和试运情况自查报告
根据鲁电监价财〔2008〕19号文件《关于对省燃煤电厂脱硫设施建设和运行情况检查的通知》要求，东海热电有限公司对脱硫设施的建设和运行情况进行了全面检查。现将自查情况汇报如下：
一、2×150mw炉后烟气脱硫设施建设情况
根据鲁环审〔2007〕187号文件要求，东海热电一期2×150mw炉后烟气脱硫和除尘改造工程在2007年底前完成。该工程由南京龙源环保工程有限公司以总承包方式负责设计、安装、调试等，其中土建部分由南山建筑公司负责。工程采用循环流化床干法脱硫工艺，脱硫效率在90％以上，同时安装袋式除尘器，确保锅炉烟气在脱硫设施正常运行后能够满足《火电厂大气污染物排放标准》（山东省地方标准db37/664-2007）第三时段标准要求，实现烟气的达标排放。一期脱硫工程2007年5月份开工建设，为了按质按量按期完成，公司领导高度重视，加强组织协调，施工安装队伍加班加点进行施工，终于在2007年12月21日建成并开始整体投入试运行。
二、2×150mw炉后烟气脱硫设施试运情况 自2007年12月中旬开始，南京龙源环保工程有限公司分别对脱硫设施的烟气系统、脱硫剂制备存储输送系统、脱硫灰循环系统、工艺水系统、流化风系统、除尘系统、输灰系统、电气系统、自控系统进行了分部调试，于12月21日开始投入整体试运行。
为了明确调试任务和责任，提高调试质量，公司成立了以运行副总为总指挥、脱硫办和承包方及灰水、热控等有关分场人员参加的脱硫试运指挥部，对脱硫系统试运工作进行总体协调指挥。
调试程序如下：厂用电带电——dcs内部调试——工艺系统分部试运（包括单体和分系统试运）——烟风系统冷态试运——整套启动试运——热态试验——系统参数优化——(72+24)h试运
调试过程中发现生石灰给料设备出力不够，现场技术人员便对其进行了加大改造，取得了较好效果。
在从单体设备到整体系统进行调整试运和消缺过程中，建立了脱硫设施运行日志、烟气连续监测数据、脱硫剂的使用量记录、运行故障及处理记录等有关记录。目前，南京龙源环保工程有限公司的有关技术人员还在现场进行设备调试并收集整理各种原始资料，东海热电有限公司拟在其设备系统整体调试合格并正式投运后，向环保部门申请正式验收。
煤质分析和脱硫剂的年用量：
煤 质 特 性 表
根据脱硫技术协议要求，所提供的生石灰粉必须满足以下要求: 氧化钙〈cao〉含量： ≥85％ 粒径: ≤1mm 消化速度：德国t60标准，4分钟温升 〉60℃ 脱硫系统的设计采用一炉一套独立的系统。
脱硫除尘岛ca/s(mol/mol)≤1.25（硫份为锅炉出口烟气中so2的摩尔数，bmcr工况）。以上述品质的生石灰作原料，设计煤种脱硫剂用量：2.2吨/小时。生石灰仓总的有效容积将不小于锅炉bmcr工况下校核煤种3天用量。脱硫系统不影响机组的安全、稳定运行。脱硫系统不降低机组的出力，不影响锅炉效率。脱硫系统运行及停运不造成锅炉停炉和影响锅炉的负荷，脱硫系统的负荷范围与锅炉负荷范围相协调，为锅炉最大连续出力的50%～100%。在负荷调整时有良好的、适宜的调节特性，在电厂运行的条件下能可靠和稳定地连续运行。脱硫系统运行及停运时保证不影响除尘器的安全正常运行。脱硫后烟气温度保证满足布袋除尘器进口处烟气温度高于烟气水露点20℃以上的要求，保证脱硫系统所有设备不产生腐蚀和结露现象。
脱硫副产物采用气力输送至灰库，然后由汽车直接送至砖厂综合利用。
三、2×220mw机组烟气脱硫设施在建情况
二期2×220mw机组烟气脱硫工程采用旋转喷雾半干法脱硫工艺，设计脱硫效率为95％以上，该工程总投资约8500万元，除土建部分由南山集团建筑公司负责施
工外，其余设计、安装、调试等全部由广州天赐三和环保工程有限公司以总承包方式负责完成，计划于2008年7月底前建成投运。此工程自2007年10月下旬土建开工，至目前已完成土建总工程量的约50％；天赐三和公司安装队伍于12月中旬进场开工，目前已完成安装总工程量的约35％。我公司计划通过加强协调，在确保安全、质量的同时，进一步加快施工安装速度，力争提前建成投运。
四、烟气在线监测系统安装、联网及运行情况。
公司共4台机组，每台机组按装一台烟气在线监测装置。原烟在线监测系统于2007年9月底前安装调试完毕并投入正常运行，11月与烟台市环保局监控中心联网。自投运以来，在装置连续运行的基础上，有关人员认真填写“烟气在线监测运行记录”，出现问题及时联系青岛佳明厂家进行维修，保证了烟气在线监测装置正常运行。
目前烟气自动在线监测系统运行正常。
龙口市东海热电有限公司
2008年2月25日篇三：环境保护自查报告
山东菏泽德泰化工有限公司100万吨/年芳烃抽提项目 环境保护自查报告
建设单位：山东菏泽德泰化工有限公司（盖章）2009年6月17日
一、建设单位基本情况，本项目概况
1、单位基本情况： 山东菏泽德泰化工有限公司地处菏泽市开发区煤化工业园，2007年12月，投资24000万元建设100万吨/年油浆芳烃抽提装置采用与其他科研单位联合开发了催化裂化外甩油浆双溶剂抽提新工艺，对重油催化装置的产品油浆进一步加工，生产重芳烃系列高附加值化工产品，广泛用于道路沥青、橡胶、塑料和碳素纤维材料等行业，延伸了产业链并达到催化油浆综合利用之目的，减轻了环境污染。
2、项目概况：
（1）项目组成：拟建项目建设内容为100万t/a芳烃抽提装置，由主体工程、储运工程、环保工程和公用工程部分组成，拟建项目组成情况见表1-1。
项目组成一览表1-1 1（2）主要建设内容： 见工程主要设备表1-2。表1-2 主要设备一览表 2 菏泽德泰化工有限公司100万吨/年芳烃抽提项目于2008年9月委托山东省环境保护科学研究设计院编制了《山东菏泽德泰化工有限公司100万吨/年芳烃抽提项目环境影响报告书》，并于2008年10月得到山东省环保局批复。
菏泽德泰化工有限公司100万吨/年芳烃抽提项目于2008年10 3 月开工建设，2009年3月竣工验收，在2009年4月得到菏泽市环保局同意进行试生产，批复试生产时间为：2009年4月2日—2009年7月1日。在试生产期间未出现环境污染情况。菏泽德泰化工有限公司100万吨/年芳烃抽提项目总投资24000万元，其中环保投资1920万元。
二、环评批复落实情况
1、施工期间环保措施落实情况
该项目在施工期间严格按照《山东菏泽德泰化工有限公司100万吨/年芳烃抽提项目环境影响报告书》要求，认真落实环境影响报告书中环保措施。为减少对周围环境的影响，我们采取了以下控制措施，将不利影响降到了最低。1.1噪声污染控制措施
（1）、合理安排施工时间。安排施工计划时，应尽可能避免大量的高噪声设备同时施工，避开周围环境对噪声的敏感时间，避免夜间施工量。尽量加快施工进度，缩短整个工期。
（2）、降低设备声级。尽量选用了低噪声施工机械；施工过程中有专门的设备维护人员，运输车辆采取控速进场措施。
（3）、降低人为噪声。根据当地环保部门制定的噪声防治条例的要求施工，以免影响周围村民的生活。1.2扬尘污染控制措施
（1）、施工场地每天定时洒水，防止浮尘产生，在大风日加大了洒水量及洒水次数。（2）、施工场地内运输通道及时进行了清扫、冲洗，以减少汽车行驶扬尘。
（3）、运输车辆进入施工场地应低速行驶，或限速行驶，减少扬 4篇四：环境保护自查报告(改进版)××××××有限公司3000吨/年糠醛加工项目
环境保护自查报告
建设单位：××××××有限公司（盖章）20014年9月15日
一、建设单位基本情况，本项目概况
1、单位基本情况：
××××××糠醛有限公司地处××××××市××××××工业园区，始建于2009年8月，项目一期工程投资3000万元，预期可年产3000吨工业糠醛。糠醛是一种重要的化工产品，广泛应用于合成塑料，农药，医药，钢铁，石油等工业。生产工艺采用目前较为成熟和先进的水解三双串联和连续精制工艺进行糠醛生产。同时配备使用了先进的废水蒸发处理器及烟气脱硫除尘系统，有效地减轻了环境污染。
2、项目概况：
（1）项目组成：拟建项目建设内容为3000万t/a糠醛提取装置，由主体工程、储运工程、环保工程和公用工程部分组成，拟建项目组成情况见表1-1。
项目组成一览表1-1 1（2）主要建设内容： 见工程主要设备表1-2。表1-2 主要设备一览表 2（3）项目基本概况：
① 环评情况项目建设用地为××××××工业园区预留工业用地，厂区占地10000㎡,项目为公司新建工程，且与阿荣旗产业定位相符，符合×××××市统筹规划建设。② ××××××糠醛有限公司3000吨/年工业糠醛生产项目于2010年06月委托内蒙古自治区环境科学院编制了《××××××糠醛有限公司年产3000吨糠醛生产项目环境影响报告书》。于2011年9月27日得到了内蒙古自治区环境卫生厅的批复。③ 项目总投资2603万元，其中环保设施投资300万元。
××××××糠醛有限公司3000吨/年工业糠醛生产项目于 2009年08月开工建设，2011年4月竣工验收，在2011年月6得到
××××××旗环保局同意进行试生产。
二、环评批复落实情况
1、施工期间环保措施落实情况
该项目在施工期间严格按照《××××××糠醛有限公司年产 3 3000吨糠醛生产项目环境影响报告书》要求，认真落实环境影响报告书中环保措施。为减少对周围环境的影响，我们采取了以下控制措施，将不利影响降到了最低。1.1噪声污染控制措施
（1）、合理安排施工时间。安排施工计划时，应尽可能避免大量的高噪声设备同时施工，避开周围环境对噪声的敏感时间，避免夜间施工量。尽量加快施工进度，缩短整个工期。
（2）、降低设备声级。尽量选用了低噪声施工机械；施工过程中有专门的设备维护人员，运输车辆采取控速进场措施。
（3）、降低人为噪声。根据当地环保部门制定的噪声防治条例的要求施工，以免影响周围村民的生活。1.2扬尘污染控制措施（1）、施工场地每天定时洒水，防止浮尘产生，在大风日加大了洒水量及洒水次数。
（2）、施工场地内运输通道及时进行了清扫、冲洗，以减少汽车行驶扬尘。
（3）、运输车辆进入施工场地应低速行驶，或限速行驶，减少扬尘产生量。
（4）、施工渣土外运车辆加盖蓬布，减少了沿路遗洒。（5）、避免了起尘原材料的露天堆放。
（6）、所有来往施工场地的多尘物料应用帆布覆盖。
（7）、施工过程中，采用商品（湿）水泥和水泥预制件，尽量少用干水泥。1.3生活废水控制措施
生活污水主要含ss、cod和动植物油类等，经埋地式无动力生活 4篇五：环保自查自检报告
子长县余家坪乡志安煤矿
环保工作自查自检报告
一、矿井概况
子长县余家坪乡志安煤矿地处子长县城南约6km，北与恒发煤炭股分合作公司整合区及志安煤矿整合区为邻，西与永兴煤矿及石家沟煤矿整合区对接，南与禾草沟二矿整合区接壤。
志安煤矿行政区划隶属于子长县余家坪乡管辖，交通便利，北距子长县城6km。子长县南距延安市93km，北距榆林市208km。西（安）---包（头）公路通过子长矿区，从子长县城到各煤矿均有公路相联。西（安）---包（头）铁路经过子长矿区，并在县城东约3km处建有子长煤台。矿区内各煤矿的煤炭均可运输到子长煤台，能通过铁路外运。
根据延安市人民政府于2007年4月编制的《延安市煤炭资源整合方案》和《延安市煤炭资源矿权设置方案》煤矿资源整合的区段，志安煤矿列入子长县煤矿资源整合区的《子长县双流湾煤矿资源整合区》，陕西省政府2007年6月20日以“陕政函[2007]74号”文批准由原子长县余家坪乡志安煤矿、张家坪煤矿整合而成志安煤矿，整合区编号：zh16。整合后矿区面积为11.9279km2，可采煤层5号和3号两层，煤层厚度为0.60～0.75m，保有资源/储量650万t。2008年2月，建设单位委托陕西省榆林市榆神煤炭建筑设计有限公司进行了《志安煤矿煤炭资源整合实施方案开采设计》和《志安煤矿煤炭资源整合实施方案安全设施设计》设计，矿井设计可采储量598万t，设计生产能力30万t/年，服务年限12.7a。矿井设计采用两斜一立综合开拓，采用一个水平开采，开采层位于3号煤层中，标高+1048m。矿井通风采用中央并列式，抽出式通风，回采工作面采用高档普采采煤工艺，机械化生产。陕西省煤炭工业局和陕西省煤矿安全监察局分别以“陕煤局发 [2008]194号”和“陕煤安局发[2009]64号”文予以批复，陕西省环保厅以 “陕环批复
[2009]97号”文件对该项目环境影响报告书予以批复。
二、环保工作开展情况
（一）施工情况
矿井根据《建设项目环境保护管理条例》、《建设项目环境影响评价分类管理名录》及陕环函（2007）599号文等有关规定，由西安地质矿产研究院承担矿井建设项目的环境影响评价工作。根据环境保护设施与主体工程“三同时”制度的要求，委托西安新业建设咨询有限公司对子长县余家坪乡志安煤矿30万吨/年改扩建项目的进行环境保护工程施工进行监督及监测工作。
目前，我矿排矸厂、污水处理站、锅炉除尘、噪音防治、地面防尘等环境保护设施已基本形成并投入使用。
（二）运行情况 矿井采暖系统：安装2.8mw热风锅炉一台，clg-1.05-85/70常压热水锅炉一台，clg-0.70-85/70热水锅炉一台，5吨茶浴炉一台，每台锅炉均采用麻石水浴除尘器，除尘效率达95%以上，脱硫效率10%，锅炉烟气中烟尘和so2排放浓度分别为80mg/m3和459 mg/m3，均能满足《锅炉大气
污染物排放标准》二类区ⅱ时段排放标准要求。
矿井污水处理系统：井下污水处理站处理能力为q=150m3/ d，对井下泵房排至地面的矿井水进行处理。矿井水处理后水质可满足《煤炭工业水污染物排放标准》的规定。矿井水处理后，通过联合泵房，将水压入各生产场所，主要用于井上、下消防洒水系统和地面储煤场降尘和工业广场绿化使用。
生活污水处理系统：生活污水处理站处理能力为q=80m3/d，对生活污水进行深度处理，处理后水质可达到《污水综合排放标准》中的一级标准和《生活杂用水水质标准》，达到城市绿化标准和道路洒水标准，主要用于煤场降尘、道路洒水。
降噪系统：矿井充分考虑噪声对人员的影响，对产生噪声场所采用全密闭式处理，或选择带有消音装置的设备，努力降低噪音污染。
在矿区规划时，利用地形及建筑隔离等方式使生产区的噪声和尘源等与职工生活和办公区尽量隔绝，给职工创造宁静、温馨的生活和办公环境。
防尘系统：为防止煤场煤尘污染双刘湾河沟水体，煤场地面生产系统设置喷雾降尘设施、高压喷水设施、煤场周围设置降尘洒水管路，并在工业场地四周建成高8米的防风抑尘网，防止煤尘飞扬。
对主斜井原煤皮带输送机建设了皮带走廊，利用封闭的走廊来控制原煤运输过程中产生的粉尘。
固废处理工艺：矿井生活垃圾集中存放，定期运至子长县垃圾填埋场进行处理。
矸石处理：由汽车装运至矿矸石场，按照固体废物填埋场要求填埋并覆土绿化，并寻求矸石综合利用途径，以实现无害化、减量化、资源化。
三、存在问题
1、矿区道路因当地农民阻挠，迟迟没有动工，后来在多方努力及协调下，现正在建设阶段。
2、工业场地因洗煤厂建设迟缓，还没有硬化，在洗煤厂建成后，即进行硬化。
3、因建设需要对土方进行开挖，植被的恢复还没有到位，我矿将继续按照上级环保部门要求进行植被恢复及矿井绿化工作。
4、“两站”设备需要尽快完善，以便早日投入试运行。
5、矸石场边坡需要进行进一步修整。
6、场地内及周边部分地点存在弃土和矸石随意堆放现象。矿井建设以来，我矿在开展环境保护方面进行了有益的探索和实践，积累了一些经验，取得了一定的成效。但我矿环境保护工作还处在起步阶段，与建设环境友好型矿井和实现可持续发展要求相比，还有差距，我们仍要加倍努力，进一步增强责任感和使命感，积极做好环境保护工作，为煤炭环境保护事业的发展作出贡献。
第三篇：脱硫承包合同
山西省电力公司太原第二热电厂
五期技改工程（1×200MW）
烟气脱硫合同
甲方：太原第二热电厂扩建处
一、合同范围
1.1合同范围：本合同为“山西省电力公司太原第二热电厂五期技改工程（1×200MW）
”从烟气系统原烟气接入口(引风机出口)至吸收塔净烟气的接出口至烟囱（含进出口和旁路挡板门、非金属膨胀节）的全套脱硫装置及配套设备的总包合同，内容包括该工程的设计、设备的供给、安装、调试、技术资料以及售后服务、人员培训、工程文件等。
1.2乙方应提供崭新的设备、技术服务和所需的其它事项。在履行合同过程中，如
乙方没有提供或没有达到合同规定的技术性能所必须的某项指标，乙方应免费采取挽救措施，直到达到指标为止。
1.3对甲方需要而《技术协议》又没有提出的技术要求，甲方有权按照本合同向乙
方发出变更通知，乙方有责任以合理的供货期以及最优惠的价格向甲方供货，并经甲方确认后投入使用。
1.4供货清单详见《技术协议》。
二、合同价格
合同总价为：人民币780.00万元（大写为：柒佰捌拾万元整），该总价包括“山西
省电力公司太原第二热电厂五期技改工程（1×200MW）”的设计费、设备费、随机备品备件费、包装费、运杂费、脱硫的安装费（含连接部位的安装）、调试费、技术资料费、技术服务费、培训费、各种保险费、税金（含增值税和其他税费）等一切费用。
三、交货
本工程交付使用时间为合同签定后180天。具体工程进度和交货时间按《技术协议》
中工程进度要求执行。乙方设备交货地点为甲方项目施工现场, 即“山西省电力公司太原第二热电厂五期技改工程（1×200MW）”项目施工现场地面交货，为交钥匙工程。甲方在收到乙方土建设计、施工图后，30天内完成基础土建出±0.00m，若因甲方基础因素导致时间延迟（最长时间不超过10天），则乙方交货时间和工期顺延。
四、支付
4.1预付款：合同签定后30日内甲方向乙方支付预付款，预付款为合同总价的30%，共计人民币234.00万元（大写为：贰佰叁拾肆万元整）。
4.2主体工程设备在甲方现场开始安装10日内,甲方向乙方支付合同总价的30%，共计人民币234.00万元（大写为：贰佰叁拾肆万元整）。
4.3全部设备在甲方现场连续运行168小时验收合格后 10日内，甲方支付给乙方
合同总价的30 %，共计人民币234.00万元（大写为：贰佰叁拾肆万元整），同时乙方
应向甲方提供全额增值税发票。
4.4全部设备验收合格后一年，若无质量,甲方一次性向乙方支付合同总价的 10%，共计人民币 78.00 万元（大写为:柒拾捌万元整）。
五、设计及工程文件
5.1乙方应参照国家或国际有关的标准与规范及合同中的要求，进行“山西省电力
公司太原第二热电厂五期技改工程（1×200MW）”的设计、供货及安装调试。
5.2 甲方应尊重乙方的设计，应按乙方设计文件执行，甲方如有异议应以书面形式
向乙方提出，经乙方同意后作出变更要求。
5.3设备文件资料的提交应按照技术协议要求之规定进行，并使用公制单位。
六、变更通知
6.1乙方如因甲方原因影响了合同成本或交货期限，须立即以书面形式向甲方提出，甲方在核实同意后将向乙方发出书面变更通知。
6.2设计文件去定的材料及部件乙方不得变更，除非在甲方指示下双方认可的材料
及部件方能变更，双方认可变更单是更改合同价和交货期限的唯一合法方式。
6.3如果乙方认为所做的变更可能会使自己不能履行合同中义务时，须及时向甲方
提出。
七、违约责任
7.1由于甲方原因出现如逾期付款、未按有关要求验收设备及甲方工程项目批复原
因致使乙方延期交货和损失等由甲方承担相应责任，并负责赔偿损失。
7.2 由于技术、质量、非不可抵抗力等原因给甲方造成经济损失时，由乙方承担相
应责任，并负责赔偿损失。
八、索赔
如果乙方对偏差负有责任，而甲方在合同条款的其他条款规定的检验、安装、调试、验收和质量保证期内提出了索赔，因甲方失误疏忽而验收的材料货物除外，乙方应按照
相关法律法规索赔。
九、终止合同
9.1在甲方对乙方违约而采取的任何补救措施不受影响的情况下，甲方可向乙方发
出书面违约通知书，提出终止部分或全部合同。
9.2如果乙方破产或无清偿能力，甲方可在任何时候以书面形式通知乙方，提出终
止合同而不给乙方补偿。该合同的终止将不损害或影响甲方已经采取或将要采取的任何
行动或补救措施的权力。
十、合同生效及其它
10.1合同自双方签字、盖章之日起生效。双方均已履行完合同规定的全部责任和义
务时终止。
10.2在合同执行期间，双方均不得单方随意做出合同规定范围以外的变更或解除合同。
10.3合同或有未尽事宜，须经双方共同协商做出补充规定，补充规定经双方签字盖
章后生效，并与合同具有同等法律效力，若补充规定与合同不一致时，以签定日期在后
者为准。
10.4合同组成部分：包括本合同、技术协议、补充规定等，具有同等法律效力。
10.5合同一式六份，甲方执三份、乙方执三份。
甲方乙方
单位名称：太原第二电厂扩建处单位名称：武汉凯迪电力股份有限公司
地址：太原市尖草坪区留路5号地址：武汉武珞路江天大厦F22电话号码：0351-3112468电话号码：027-87655171
传真号码：0351-3112129传真号码：027-87655218
邮编： 030041邮政编码：430070
开户银行：中国银行洪山支行
账号：00437508093001
纳税人登记号：***
法人代表：法人代表：
委托代表：委托代表：
山西电能成套设备有限公司
法人代表：
委托代表：
日期：2002年5月16日
第四篇：《脱硫值班员_判断题》
《脱硫值班员_判断题》
4.1.2 判断题
判断下列描述是否正确，正确的在括号内打“√”，错误的在括号内打“×”。L5aB1001 pH值表示稀酸的浓度，pH值越大，酸性越强。（）答：×
L5aB1002 空气污染物按其形成的过程，可分为一次污染物和二次污染物。（）答：√
L5aB2003 高烟囱排放是处理气态污染物的最好方法。()答：×
L5aB3004 火电厂大气污染物监测机组应在运行负荷75％以上进行。（）答：√
L5aB3005 我们俗称的“三废”是指废水、废气和废热。()答：×
L5aB3006 酸雨属于二次污染。（）答：√
L5aB4007 “环保三同时”是指环保设施与主体设施同时设计、同时施工、同时投运。（）答：√
L4aB1008 二次污染对人类的危害比一次污染物要大。（）答：√
L4aB2009 大气污染是人类活动所产生的污染物超过自然界动态平衡恢复能力时，所出现的破坏生态平衡所导致的公害。（）答：√
L4aB2010 GB3095—1996《环境空气质量标准》规定，SO2 日平均二级标准为0.15mg/m（标准状态下）。（）答：√
L4aB3011 火力发电厂的燃料主要有固体燃料、液体燃料和气体燃料三种。（）答：√
L4aB3012 火力发电厂对大气的污染主要来自燃料的燃烧。（）答：√
L4aB3013 我国的大气污染属于典型的煤烟型污染，以粉尘和酸雨的危害最大。（）答：√
L4aB4014 企业三废是指废水、废气、废渣。（）答：√
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3《脱硫值班员_判断题》
L3aB1015 电厂的热污染主要是指烟囱排烟的温度高。()答：×
L3aB2016 《火电厂烟尘排放标准》中，允许烟气排放浓度与火电厂投产年限、除尘器类型、燃烧灰分、烟囱的高度有关。（）答：×
L3aB3017 酸雨控制区和二氧化硫污染控制区简称两控区。（）答：√
L2aB2018 一般将pH值≤5.6 的降雨称为酸雨。（）答：√
L4aB3019 二氧化硫是形成酸雨的主要污染物之一。（）答：√
L5bB1020 二氧化硫是无色而有刺激性的气体，比空气重，密度是空气的2.26倍。（）答：√
L5bB1021 煤是由古代的植物经过长期的细菌、生物、化学作用以及地热高温和岩石高压的成岩、变质作用逐渐形成的。（）答：√
L5bB1022 按煤干燥基全硫分（St , d）范围分级，将煤分为三个等级。（）答：×
L5bB1023 煤灰中通常含有五六十种元素，其中最主要的元素为硅、铝、铁、钙、镁、硫、钛、钠、钾等。（）答：√
L5bB1024 煤中的硫通常以四种形态存在：单质硫（S）、有机硫（与C、H、O 等元素组成的复杂化合物）、黄铁矿硫(FeS2）和硫酸盐硫（CaSO4、MgSO4、FeSO4等）。（）答：√
L5bB2025 燃用中、高硫煤的电厂锅炉必须配套安装烟气脱硫设施进行脱硫。（）答：√
L5bB2026 火电机组烟气排放应配备二氧化硫和烟尘等污染物在线连续监测装置，并与环保行政主管部门的管理信息系统联网。（）答：√
L5bB2027 火力发电厂的基本循环是朗肯循环。（）答：√
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《脱硫值班员_判断题》
L5bB2028 标准状态指烟气在温度为273.15K，压力为101325Pa时的状态。（）答：√
L5bB2029 火力发电厂烟囱排出的烟气对大气造成的最主要污染是粉尘污染。（）答：×
L5bB2030 电站锅炉的烟囱高度根据电站有害物质的排放量及附近环境允许的污染条件来确定。（）答：√
L5bB2031 烟囱烟气的抬升高度是由烟气的流速决定的。（）答：×
L5bB3032 烟囱越高，越有利于高空的扩散稀释作用，地面污染物的浓度与烟囱的高度的平方成反比。（）答：√
L5bB3033 带有脱硫系统的火力发电厂，一般不会规定烟囱排烟温度。（）答：×
L5bB3034 火力发电厂按最终排烟温度的不同，可将烟囱分为干湿两种。（）答：√
L5bB3035 从废气中脱除SO2等气态污染物的过程，是化工及有关行业中通用的单元操作过程。（）答：√
L5bB3036 火力发电厂脱硫技术主要分为燃烧前脱硫和燃烧后脱硫两大类。（）答：×
L5bB3037 湿法脱硫效率大于干法脱硫效率。（）答：√
L5bB3038 总的来说，干法脱硫的运行成本要高于湿法脱硫。（）答：×
L5bB3039 按流态的不同，习惯上把流化床锅炉分为鼓泡流化床和循环流化床。（）答：√
L5bB3040 喷雾干燥脱硫工艺产生的灰渣主要是钙硫反应产物。（）答：×
L5bB3041 FGD 是Flue Gas Desulfurization的简称。（）答：√
L5bB3042 根据吸收剂及脱硫产物在脱硫过程中的干湿状态将脱硫技术分为湿法、干法和半干（半湿）法。（）
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《脱硫值班员_判断题》
答：√
L5bB4043 脱硫工艺按燃烧过程中所处位置可分为：燃烧前脱硫、燃烧中脱硫和燃烧后脱硫。（）答：√
L5bB4044 燃烧前脱硫的主要方式是：洗煤、煤的气化和液化以及炉前喷钙工艺。（）答：×
L5bB4045 电子束脱硫属于燃烧前脱硫。（）答：×
L5bB5046 在炉前喷钙脱硫工艺中，碳酸钙（CaCO3）在炉膛温度900～1250℃的区域内，受热分解成氧化钙（CaO)和二氧化碳（CO2），即：
CaCO3CaOCO2；
（）答：√
L4bB1047 石灰石—石膏湿法脱硫是燃烧后脱硫的主要方式之一。（）答：√
L4bB1048 根据脱硫产物的用途，脱硫工艺可分为抛弃法和回收法。（）答：√
L4bB1049 湿式石灰石／石灰洗涤工艺分为抛弃法和回收法，其最主要的区别是抛弃法脱硫效率较低。（）答：×
L4bB1050 石灰石粉的主要成分是氧化钙CaO。（）答：×
L4bB1051 燃烧时脱硫的主要方式是流化床燃烧。（）答：√
L4bB2052 燃烧前脱硫就是在燃料燃烧前，用物理方法、化学方法或生物方法把燃料中所含有的硫部分去除，将燃料净化。（）答：√
L4bB2053 通过煤炭洗选工艺，可以把煤中的有机硫和无机硫去除80％以上。（）答：×
L4bB2054 燃烧过程中脱硫就是在燃烧过程中加入固硫剂，使燃料中的硫分转化成硫酸盐，随炉渣一起排出。按燃烧方式可分为层燃炉脱硫、煤粉炉脱硫和沸腾炉脱硫。（）
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《脱硫值班员_判断题》
答：√
L4bB2055 根据吸附剂在吸附器中的工作状态，吸附工艺可分为：固定床、流动床及沸腾（流化）床。（）答：√
L4bB2056 按吸附剂在吸附器中的工作状态，吸附工艺可分为固定床和流动床。（）答：×
L4bB2057 吸附量取决于吸附过程，而吸附速度与吸附速率有关。（）答：×
L4bB2058 煤粉炉内喷钙脱硫是指在常规燃烧方式下向煤中混入脱硫剂（一般为石灰石），在锅炉燃烧系统中起到固硫作用。（）答：√
L4bB3059 HFAC 是 Umestone Injection into Furnace and Activation of Calcium Oxide 的英文缩写，是一种炉内喷钙和炉后活化增湿联合的脱硫工艺。（）答：√
L4aB1060 LIFAC工艺分为两个工艺阶段：炉内喷钙、炉后增湿活化。（）答：√
L4aB1061 LIFAC工艺的炉膛喷射阶段，石灰石粉的利用率为50％～70％。（）答：×
L4aB1062 LIFAC工艺中，活化器的雾化空气停用后，应立即停增湿水。（）答：×
L4aB1063 吸收剂按其来源大致可以分为天然产品与化学制品两类。（）答：√
L4aB3064 常用工业吸附剂主要有：活性炭、活性氧化铝、硅胶、白土和沸石分子筛。（）答：√
L4aB3065 钙基吸收剂主要是：石灰石、石灰、消石灰。（）答：√
L4bB3066 石灰石在大自然中有丰富的储藏量，其主要成分是CaOH2。（）答：√
L4aB3067 石灰石与SO2的反应速度取决于石灰石粉的粒度和颗粒比表面积。（）答：√
L4bB3068 石灰的主要成分是CaOH2，大自然中没有天然的石灰资源。（）答：×
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《脱硫值班员_判断题》
L4bB4069 消石灰是石灰加水经过消化反应后的生成物，主要成分为CaOH2。（）答：√
L4bB4070 根据吸附剂表面与被吸附物质之间作用力的不同，吸附可分为物理吸附和化学吸附。（）答：√
L4bB4071 物理吸附是由于分子间范德华力引起的，它可以是单层吸附，也可以是多层吸附。（）答：√
L4bB5072 化学吸附是由于吸附剂与吸附间的化学键力而引起的，是单层吸附，吸附需要一定的活化能。（）答：√
L4bB5073 物理吸附的吸附力比化学吸附力强。（）答：×
L3bB1074 物质在静止或垂直于浓度梯度方向作层流流动的流体中传递，是由流体中的质点运动引起的。（）答：×
L3bB1075 物质在湍流流体中的传递，主要是由于分子运动引起的。（）答：×
L3bB1076 扩散系数是物质的特性常数之一，同一物质的扩散系数随介质的种类、温度、压强及浓度的不同而变化。（）答：√
L3bB2077 气体在液体中的扩散系数随溶液浓度变化很大，SO2在水中的扩散系数远远大于在空气中的扩散系数。（）答：×
L3bB2078 气体吸附传质过程的总阻力等于气相传质阻力和液相传质阻力之和。（）答：√
L3bB2079 当总压不高时，在一定温度下，稀溶液中溶质的溶解度与气相中溶质的平衡分压成反比。（）答：×
L3bB2080 增大气相的气体压力，即增大吸附质分压，不利于吸附。（）答：×
L3bB3081 吸附剂的活性是吸附能力的标志。（）答：√
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《脱硫值班员_判断题》
L3bB3082 吸附剂的再生方法有：加热解吸再生、降压或真空解吸、置换再生、溶剂萃取再生、化学转化再生。（）答：√
L3bB3083 吸附量取决于吸附速率，而吸附速率与吸附过程有关。（）答：√
L3bB3084 接人气动执行机构的压缩空气必须经过除油、气水分离、干燥，确保气动执行机构动作可靠。（）答：√
L3bB3085 影响电除尘器除尘效率的主要因素有烟气流量、粉尘比电阻、粉尘粒径和烟气中含尘浓度等。（）答：√
L3bB3086 电除尘器运行工况对其后的脱硫系统的运行工况影响不大。（）答：×
L3Bb4087 电除尘器单侧电场有两个以上电场退出运行时，应退出脱硫系统的运行。（）答：√
L3bB5088 布置有管网式氧化空气管的脱硫吸收塔中液位过低时，可能因浆液中亚硫酸钙氧化不足，造成循环浆液脱水困难。（）答：√
L2bB1089 石灰石的主要成分是氧化钙。（）答：×
L2bB1090 石灰石浆液的质量分数一般为20％～30％。（）答：√
L2bB2091 石灰石粉粒度越小，利用率就越高，副产品石膏的品质也越好。（）答：√
L2bB2092 对石灰石粉细度的一般要求是：90％通过325 目筛（44m（63m答：√
L2bB2093 石灰石粉仓内加装流化风的主要目的是防止石灰石粉受潮板结。（）答：×
L2bB3094 湿法脱硫用石灰石纯度越高越好。（）答：√
L2bB3095 脱硫吸收塔内的浆液和烟气中携带的二氧化硫反应，生成了化学性质非常稳定 Page 7 of 23）或250 目筛）。（）
《脱硫值班员_判断题》 的硫酸钙，因此，吸收塔中不需要防腐。（）答：×
L2bB3096 溶液中氢离子浓度的负对数叫做溶液的pH值。（）答：√
L2bB3097 溶液的pH值越高，越容易对金属造成腐蚀。()答：×
L2Bb4098 湿法FGD设备防腐措施的采用主要取决于所接触介质的温度、成分。（）答：√
L2bB5099 提高脱硫设备的使用寿命，使其具有较强的防腐性能，唯一的办法就是把金属设备致密包围，有效地保护起来，切断各种腐蚀途径。（）答：√
L5cB1100 在温度作用下，衬里内施工形成的缺陷如气泡、微裂纹、界面孔隙等受热力作用为介质渗透提供条件。（）答：√
L5cB2101 锅炉烟道气脱硫除尘设备腐蚀原因可归纳为三类：化学腐蚀、结晶腐蚀和磨损腐蚀。（）答：×
L5cB2102 脱硫设备采用的防腐材料应不因温度长期波动而起壳或脱落。（）答：√
L5cB3103 内衬采用橡胶是目前烟气脱硫装置内衬防腐的首选技术。（）答：×
2L5cB3104 脱硫过程中生成的SO32、SO4有很强的化学活性和渗透能力。（）
答：√
L5cB4105 吸收塔主要由吸收系统、除雾器、浆液池和搅拌系统四部分组成。（）答：√
L4cBll06 循环泵前置滤网的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。（）答：√
L4cB2107 脱硫系统退出运行时，必须及时关闭吸收塔对空排气门，以防热烟气损坏吸收塔防腐层。（）答：×
J5dB1108 脱硫系统需要投入的循环泵的数量和锅炉负荷的大小及烟气中二氧化硫的浓度无关。（）
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《脱硫值班员_判断题》
答：×
Je5B4109 目前保持吸收塔浆液池内的浆液不沉淀有两种方式：脉冲悬浮和机械搅拌。（）答：√
J5dBlll0 除雾器冲洗水量的大小只取决于吸收塔液位。（）答：×
J5dB2111 除雾器烟气流速一般选定为3.5 ～5.m/s。（）答：√
J5dB2112 运行中应保证每级除雾器冲洗水压力都相同。()答：×
J5dB3113 吸收塔中最后一级除雾器的背风侧是粘污最严重的一面，运行中应加大冲洗水量并适当增加冲洗频率。（）答：×
J5dB3114 水力旋流器运行中的主要故障是结垢严重。()答：×
J5dB3115 冷烟气中残余水分一般不能超过100mg/m，更不允许超过200mg/m，否则会粘污热交换器、烟道和风机等。（）答：√
J5dB3116 除雾器的冲洗时间长短和冲洗间隔的时间完全取决于除雾器的压差。（）答：×
J5dB4117 日刃系统内的结垢和沉积将引起管道的阻塞、磨损、腐蚀以及系统阻力的增加，应尽量减少结垢现象的发生。（）答：√
J5dB4118 适当提高吸收塔内的pH值，可以达到减少结垢的目的。（）答：×
J4cB3119 湿法FGD 系统中，保证吸收塔浆液充分氧化，可以减少结垢现象的发生。（）答：√
J4cB4120 氧化不充分的浆液易结垢的主要原因是浆液中二水硫酸钙的化学性质不太稳定。（）答：×
J4dB1121 湿法f ℃ D 系统中，应选择合理的州值运行，尤其要避免pH 值的急剧变化。（）
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3《脱硫值班员_判断题》
答：√
J4dB1122 湿法FGD系统中，吸收塔内的pH值过高，会降低循环浆液对二氧化硫的吸收能力，从而使系统脱硫效率下降。（）答：×
J4dB2123 表示SO2排放含量的单位主要有ppm和mg/m，它们之间可以相互转换。（）答：√
L3cB2124 吸收塔入口处烟气中的SO2体积分数为：1000×10，相当于SO2质量浓度为2860mg/m（标准状态下）。（）答：√
L3cB3125 在湿法脱硫中，烟气冷却到越接近露点温度，脱硫效果就越好。、（）答：√
J4dB2126 启动氧化罗茨风机前，必须先关闭出口门。（）答：×
J4dB2127 氧化罗茨风机人口过滤器太脏，会导致运行电流大大提高。（）答：√
J4dB3128 多投人氧化风机，可以适当提高石灰石一石膏脱硫系统的脱硫效率。（）答：√
J4dB4129 使用管网式氧化空气系统的吸收塔，氧化配气管的喷嘴鼓泡应均匀。（）答：√
J3cB3130 经过脱硫的锅炉排烟温度越低越好。（）答：×
L2cB2131 烟气通过除雾器通道时所产生的压力损失，称为除雾器的系统压力降。（）答：√
J3cB3132 除雾器叶片结垢会使系统压降明显降低。（）答：×
J4dB3133 旋转喷雾器耐磨衬套磨损不得超过壁厚的2/3 ,不得有裂纹、破损现象。（）答：√
J4dB3134 湿法烟气脱硫工艺和干法烟气脱硫工艺相比较，湿法的脱硫效率偏低。（）答：×
J4dB3135 湿法脱硫工艺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 Page 10 of 23
3-6
3《脱硫值班员_判断题》
蚀。（）答：√
J4dB3136 燃煤电厂所使用的脱硫工艺中，湿法脱硫工艺所占的比例比干法脱硫工艺所占的比例低。（）答：×
J4dB4137 用湿式消石灰吸收法脱除烟气中的二氧化硫的过程有两部分：一是吸收，产生亚硫酸氢钙；二是氧化，产生石膏。（）答：√
J4dB5138 当烟气换热器发生故障时，应立即申请锅炉总燃料跳闸。（）答：×
J3dBll39 气体的传质过程是借助于气体扩散过程来实现的。（）答：√
J3dB2140 当脱硫增压风机发生故障时，应立即申请锅炉总燃料跳闸。（）答：×
J3dB2141 扩散过程包括分子扩散和湍流扩散两种方式。（）答：√
J3dB3142 当电除尘器有一个电场退出运行时，就应立即停止脱硫系统的运行。（）答：×
J3dB3143 扩散的结果会使气体从浓度较高的区域转移到浓度较低的区域。（）答：√
J3dB4144 Ph值测量传感器有浸入式、流通式和直接插入式三种形式。（）答：√
J2dB1145 吸收塔内的pH 值降低，有利于SO2的吸收。（）答：×
J2dB2146 吸收塔内温度降低，有利于SO2的吸收。（）答：√
J2dB2147 钙硫比是指注入吸收剂量与吸收的SO2量的摩尔比，它反映单位时间内吸收剂原料的供给量，通常以浆液中的吸收剂浓度作为衡量度量。（）答：√
J2dB3148 二氧化硫在线监测仪的探头必须定期进行吹扫。（）答：√
J5eB1149 SO2的排放浓度是由二氧化硫连续在线监测仪在烟囱入口处对烟气中SO2浓度检测的数值，仪器直接测量的含量是以ppm或mg/m 表示的。（）
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3《脱硫值班员_判断题》
答：√
Je5B1150 锅炉启动后，即可投用脱硫系统。（）答：×
Je5Bll51 通过除雾器断面的烟气流速过高或过低都不利于除雾器的正常运行。（）答：√
Je5Bll52 除雾器叶片之间的距离越小，越有利于除雾器的高效运行。（）答：×
Je5Bll53 FGD答：×
Je5B1154 答：√
Je5Bll55 答：√
Je5Bll56（）答：×
Je5B2157 答：√
J5eB2158 答：√
J5eB2159 答：√
J5eB2160（）答：√
J5eB2161 答：×
J5eB2162 量。（答：√
Je5B2163 答：√
J5eB2164 系统中除雾器的冲洗时间越长越好。（）脱硫系统阀门应开启灵活，关闭严密，橡胶衬里无损坏。（）机组正常运行时，每隔8h必须化验煤中含硫量。（）在运行过程中，发现空气压缩机油位较低，可直接打开加油孔旋塞进行加油。锅炉MFT后，应连锁停用脱硫系统。（）烟气中的二氧化硫在吸收塔中与石灰石浆液进行反应。（）脱硫烟气系统一般都设有旁路烟道，以保证锅炉的安全运行。（）在吸收塔中主要除去了烟气中的二氧化硫、灰分、氯化氢、氟化氢等。烟气挡板设有密封气的主要目的是防止烟道的腐蚀。（）
脱硫系统中所需的浆液循环泵数量主要取决于烟气中二氧化硫的含量和烟气）吸收塔收集池中的pH 值是通过注人新鲜的石灰石浆液来控制的。（）石灰石浆液的加人量取决于吸收塔的液位。()
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《脱硫值班员_判断题》
答：×
J5eB2165 吸收塔中循环浆液的空心锥喷嘴的作用是将浆液进行细化喷雾。（）答：√
J5eB2166 除雾器能分离烟气中携带的大量的液滴。（）答：√
J5eB2167 吸收塔内的两级除雾器的冲洗周期和时间应相同，以保证每级除雾器都清洁不结垢。（）答：×
Je5B4168 答：√
Je5B4169 答：√
Je5B4170 答：×
Je5B4171 DCS 答：√
Je5B4172 答：×
Je5B4173 答：×
Je5B4174（）答：√
Je5B4175 答：√
Je5B4176 答：√
Je5B4177 答：×
Je5B4178 答：√
Je5B4179 答：×
事故浆液池用于在系统检修期间保存吸收塔内全部或部分的浆液。（加热烟气挡板密封空气的目的是防止烟气挡板处结露。（）脱硫增压风机启动前，必须关闭吸收塔出口烟气挡板。（）中所有的重要信号均采用3 取2 的方式。（）脱硫系统中的工艺水中即使含有杂质也不会影响系统的正常运行。（石膏浆液泵出口压力过低不会影响水力旋流器的脱水能力。（）真空皮带过滤机是利用水环真空泵产生的负压，强制将水与石膏分离。水力旋流器运行中主要故障有管道堵塞和内部磨损。（）吸收塔内的石膏浆液的质量分数一般为10％～30％。（）石膏水力旋流器投入运行的数目过多，会导致石膏浆液脱水能力不足。（水力旋流器分离出的浓浆的密度一被可达1400～1600kg/m。（）吸收塔内液位低于5m时，就可以停运全部吸收塔搅拌器。（）, Page 13 of 23）))
《脱硫值班员_判断题》
Je5B4180 湿法FGD停运后，必须对系统中可能有浆液沉积的泵体及管路进行冲洗。（）答：√
Je5B4181 烟气流量增大会造成系统脱硫效率下降。（）答：√
Je5B4182 吸收塔内浆液的州值越高，越不利于二氧化硫的吸收。（）答：×
Je5B4183 向吸收塔内补充石灰石浆液会使吸收塔的pH值降低。（）答：×
Je5B4184 对除雾器进行冲洗时，不必监视吸收塔内水位的变化情况。（）答：×
J5eB4185 烟气由旁路切换到FGD 运行时，不应引起炉膛内负压的波动。（）答：√
J5Eb4186 脱硫系统短时间停机后的启动一般指系统停运一个星期以上的启动。（）答：×
J5eB5187 吸收塔内正常的pH值应控制在4.5 左右。（）答：×
J5eB5188 吸收塔内鼓人的氧化空气量过小，会降低脱硫系统的脱硫效率。（）答：√
J5eB5189 立式喷淋吸收塔内加装烟气托盘，可以明显改善吸收塔内烟气分布的均匀性。（）答：√
J4Eb1190 脱硫系统临时停运时必须停止工艺水系统、压缩空气系统、吸收塔系统的运行。（）答：×
J4eBll91 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。（）答：√
J4Eb1192 脱硫系统临时停运只停运几小时，只需将烟气系统、石灰石浆液系统、石膏浆液系统和吸收塔系统停运。（）答：√
J4eBll93 启动烟气系统前，必须沿烟道检查烟气系统。（）答：√
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《脱硫值班员_判断题》
J4eBll94 二氧化硫吸收塔防腐内衬应无针孔、裂纹、鼓泡和剥离，磨损厚度小于原厚度的2/3。（）答：√
J4eB1195 脱硫塔体和出口烟道部分的腐蚀都属于高温腐蚀。（）答：×
J4eB1196 吸收塔是烟气脱硫的核心装置，要求气液接触面积大，气体的吸收反应良好，压力损失小，并且适用于大容量烟气处理。（）答：√
J4Eb1197 随着吸收塔内循环浆液温度的升高，对烟气中二氧化硫的淋洗吸收的效率也提高。（）答：×
J4eB2198 石灰石—石膏湿法脱硫工艺不适用于燃烧高硫煤的锅炉。（）答：×
J4eB2199 石灰石—石膏湿法脱硫工艺流程复杂，脱硫效率较低。（）答：×
J4eB2200 立式喷淋吸收塔内加装烟气托盘的主要目的是为了方便检修循环浆液喷嘴。（）答：×
J4eB2201 氧化槽的功能是接收和储存脱硫剂，溶解石灰石，鼓风氧化CaSO3，结晶生成石膏。（）答：√
J4eB2202 燃烧后的烟气中含有三氧化硫，是造成脱硫设备腐蚀的重要原因之一。（）答：√
J4eB2203 石膏的化学性质不太稳定，是造成石灰石—石膏脱硫系统结垢的主要因素。（）答：×
J4eB2204 烟气换热系统有蓄热式和非蓄热式两种形式。（）答：√
J4eB2205 脱硫风机（BUF）装设在烟气脱硫装置后为最佳。（）答：×
J4eB2206 在脱硫系统跳闸后，系统应自动打开脱硫系统的旁路烟气挡板。（）答：√
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《脱硫值班员_判断题》
J4eB2207 在脱硫系统跳闸后，系统自动打开脱硫系统的旁路烟气挡板即可，不必到就地检查旁路烟气挡板的开启情况。（）答：×
J4eB2208 烟气挡板是脱硫装置进入和退出运行的重要设备，分为FGD主烟道烟气挡板和旁路烟气挡板。（）答：√
J4eB3209 FGD 正常运行时，旁路烟道烟气挡板应处于开启位置。（）答：×
J4eB3210 脱硫后净烟气通过烟囱排入大气时，有时会产生冒白烟的现象。这是由于烟气中还含有大量未除去的二氧化硫。（）答：×
J4cB3211 当脱硫系统发生必须停运的故障时，首先应立即关闭脱硫系统的出、入口烟气挡板。（）答：×
J4eB3212 石膏脱水系统由初级旋流器浓缩脱水和真空皮带脱水两级组成。（）答：√
J4eB3213 干法烟气脱硫是指无论加入的脱硫剂是干态的或是湿态的，脱硫的最终反应产物都是干态的。（）答：√
J4eB3214 长期停运的脱硫系统在第一次启动时，首先应投人石灰石浆液制备系统，以保证脱硫剂的供应。（）答：×
J4eB3215 最主要的干法脱硫技术有三类：喷雾干燥法、炉内喷钙法和简易石灰石—石膏抛弃法。（）答：×
J4eB3216 长期停运的脱硫系统在第一次启动时，首先应投入工艺水系统，向石灰石浆液箱、石膏浆液箱及吸收塔注水。（）答：√
J4eB3217 运行中应始终将吸收塔内浆液密度保持在1250kg/m左右。（）答：×
J4eB3218 常规喷雾干燥技术多用在中小规模的机组和燃用中低硫煤的场合。（）答：√
J4eB3219 6kV高压手车开关的三种位置是指：工作位置、试验位置、运行位置。（）
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《脱硫值班员_判断题》
答：×
J4eB3220 炉内喷钙和尾部增湿活化工艺（LIFCA）分步实施的三步为：石灰石炉内喷射、烟气增湿及干灰再循环、加湿灰浆再循环。（）答：√
J4cB3221 吸附法治理烟气中SO2，常用的吸收剂是活性炭、分子筛和硅胶等。（）答：√
J4eB3222 常用的脱硫剂有石灰石（CaCO3消石灰CaOH2答：√
J4eB3223 石灰（CaO）、氢氧化钙[Ca(OH)2 ]、碳酸钙(CaCO3）是烟气脱硫较为理想的吸收剂。（）答：√
J4eB4224 用水冲洗烟气换热器的主要目的是防止再热器的金属翅片过热烧损。（）答：×
J4eB4225 回转式GGH一般配有低压水冲洗系统，主要用于在运行中对换热器进行冲洗，防止换热元件粘灰。（）答：×
J4eB4226 在运行过程中发现烟气换热器两端压差增大时，应立即对烟气换热器进行吹扫。（）答：√
J4eB4227 脱硫剂颗粒越细，烟气中的SO2浓度越低，脱硫率越高。（）答：√
J4eB5228 脱硫剂颗粒变大时，在保证相同脱硫效率的前提下，脱硫剂的耗量会减小。（）答：×
J4eB5229 石灰石品质对FGD的脱硫效率有一定的影响。（）答：√
J4eB5230 当燃料含硫量增加时，排烟SO2浓度随之上升，在石灰石—石膏湿法工艺中，在其他运行条件不变的情况下，脱硫效率也会上升。（）答：×
J3eB1231 氧化风机出力不足会造成脱硫效率下降。（）答：√
J3eB1232 在脱硫系统的启停过程中如果操作不当，锅炉炉膛负压将有较大的波动。Page 17 of 23）、生石灰(CaO）、及白云石（CaCO3MgCO3）。（）
《脱硫值班员_判断题》
（）答：√
J3eB1233 脱硫系统设置100％烟气旁路，以保证脱硫装置在任何情况下不影响发电机组的安全运行。（）答：√
J3eB1234 吸收塔内水的消耗主要是由于吸收塔向地沟排水。（）答：×
J3eB1235 吸收塔内补充水的途径有工艺水补水、除雾器冲洗水、旋流站回收水等。（）答：√
J3eB2236 Ca/S摩尔比增大，SO2排放量降低，脱硫率增大。（）答：√
J3eB2237 在FGD 装置中，用的较多的玻璃钢是由玻璃纤维和碳纤维制成的。（）答：√
J3eB2238 Ca/S摩尔比越高，Ca的利用率也就越高。（）答：×
J3eB2239 KKS 是德语 Kraftwerk-Kennzeichen System 的缩写，即发电厂标识系统。（）答：√
J3eB2240 如果测定的吸收塔内循环浆液的pH值低于规定值，应将石灰石浆液流量适量增加。（）答：√
J3eB2241 L/G的大小反映了吸收过程推动力和吸收速率的大小，对FGD 系统的技术性能和经济性具有重要的影响。（）答：√
J3eB2242 用工艺水进行除雾器的冲洗只有一个目的，即防止除雾器堵塞。（）答：×
J3eB3243 在其他条件不变的情况下，增加吸收塔循环浆液流量，即增大L/G，脱硫效率会随之下降。（）答：×
J3eB3244 通过除雾器的烟气的流速过低会减弱气液分离的能力，降低除雾效率。（）答：√
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《脱硫值班员_判断题》
J3eB3245 通过除雾器的烟气流速越高，除雾效率也越高。（）答：×
J3eB3246 氯腐蚀的现象在海水脱硫系统中最明显。（）答：√
J3eB3247 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。（）答：×
J3eB3248 残余应力、介质渗透、施工质量是衬里腐蚀破坏的三个方面。（）答：√
J3eB3249 按照金属腐蚀破坏形态可把金属腐蚀分为全面腐蚀和局部腐蚀。（）答：√
J3eB3250 按照腐蚀发生的温度把金属腐蚀分为高温腐蚀和低温腐蚀。（）答：√
J3eB3251 缝隙腐蚀主要发生在沉积物下面、螺栓、垫片和内部金属构件的金属接触点的不流动区。（）答：√
J3eB4252 密封风机的主要作用是防止烟气挡板结露腐蚀。（）答：×
J3eB4253 增压风机用来提供足够烟气通过系统到烟囱入口处所需的压力。（）答：√
J3eB4254 增压风机的运行压力基于维持锅炉压力控制的引风机的出口压力。（）答：√
J3eB5255 脱硫系统长期停运时，只需将烟气系统、石灰石浆液系统、石膏浆液系统和吸收塔系统停运。（）答：×
J3eB5256 吸收塔液位没有完全淹没吸收塔搅拌器叶片时，不准启动吸收塔搅拌器。（）答：√
J2eB1257 目前石灰石/石灰—石膏法是世界上应用最多的一种烟气脱硫工艺。（）答：√
J2eB1258 石灰石／石灰—石膏法占地面积小，一次性建设投资相对较小，较适于老电厂改造。（）答：×
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《脱硫值班员_判断题》
J2eB1259 脱硫系统停运前，应在粉仓内储存大量石灰石粉，以保证系统下一次的正常启动。（）答：×
J2eB2260 石灰石仓、石灰石粉仓及石膏仓料位的测量目的是为了控制上料和卸料，信号用于连锁和报警。（）答：√
J2eB2261 封风机的主要作用是防止烟气泄漏。（）答：√
J2eB2262 保护动作后要注意调整和监视各浆液池内浆液的液位。（）答：√
J2eB2263 机排出的压力应低于烟气的运行压力。（）答：×
J2eB2264 泵流量与效率成正比。（）答：√
J2eB3265 心泵的效率在50％左右。（）
答：×
J2eB3266 水泵的实际扬程总是比理论扬程大。（）答：×
J2eB3267 改变管道阻力特性的常用方法是节流法。（）答：√
J2eB3268 启动脱硫循环泵前，首先应开启轴封水，以防机械密封装置烧伤。（）答：√
J2eB3269 应在脱硫循环泵已经启动3～5s之后再打开泵的入口门。（）答：×
J2eB3270 循环浆液固体物含量高有利于石膏的脱水。（）答：√
J2eB4271 脱硫循环泵停运7 天以上再次启动时，必须联系电气人员对高压电动机绝缘进行测量。（）答：√
J2eB4272 系统中所有浆液循环泵因故障而不能投人运行时，必须将脱硫系统退出运行。（）答：√
J2eB5273 当发生威胁人身和设备安全的情况时，运行人员应紧停个别设备或FGD 系统。Page 20 of 23
《脱硫值班员_判断题》
（）答：√
J5eB1274 当DCS 自动执行某一顺控程序出现故障时，可手动按顺控程序完成操作。（）答：√
J5fB1275 氧化风机启动时，应检查油箱油位在油位计的2/3 处。（）答：√
J5fB2276 运行中的氧化风机各油箱的油位不得低于油位计的2/3。（）答：×
J5fB2277 吸收塔的作用是将原烟气中的污染气体以及固体污染物脱除。（）答：√
J5fB2278 在脱硫系统中，石膏的生成是在水力旋流器中完成的。（）答：×
J5fB3279 吸收塔喷淋层由许多管道和喷嘴组成。（）答：√
J5fB3280 喷淋层喷嘴的作用是将原烟气均匀地喷出，以使烟气和石灰石浆液充分接触。（）答：×
J5fB3281 氧化空气中加人工艺冷却水使氧化空气冷却增湿的目的是防止氧化空气喷口结垢。（）答：√
J5fB3282 不断向吸收塔浆液池中鼓入空气是为了防止浆液池中的固体颗粒物沉淀。（）答：×
J5fB4283 为了保持吸收塔内浆液一定的密度，必须定期或连续地将吸收塔内生成的石膏浆液排出吸收塔。（）答：√
J5fB5284 吸收塔内除雾器能够除去流过的烟气中所携带的大部分液滴。（）答：√
J4fB1285 除雾器能进一步除去烟气淋洗时所未能除去的二氧化硫气体。（）答：×
J4fB1286 吸收塔内喷淋层喷嘴的作用是将循环浆液进行细化喷出。（）答：√
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《脱硫值班员_判断题》
J4fB2287 除雾器是依据挡板原理工作的。（）答：√
J4fB2288 影响喷雾干燥法FCD 系统脱硫效率的因素有钙硫比、吸收塔出口烟温、灰渣再循环等。（）答：√
J4fB2289 脱硫设备检修，需要断开电源时，在已拉开的开关、刀闸和检修设备控制开关的操作把手上悬挂“禁止合闸，有人工作！”警告牌即可，不需要取下操作保险。（）答：×
J4fB3290 大修后脱硫系统启动前，脱硫系统连锁保护装置因为检修已经调好，运行人员可不再进行校验。（）答：×
J4fB3291 锅炉紧急停炉时，脱硫系统可按正常步骤停运。（）答：×
J4fB3292 由于发电厂脱硫系统停运不影响锅炉正常燃烧，所以不考核。（）答：×
J4fB3293 由于投用脱硫系统增加了发电厂的费用，所以锅炉运行中尽可能不投运或少投运。（）答：×
J4fB4294 脱硫系统大小修后，必须经过分段验收，分部试运行，整体转动试验合格后方能启动。（）答：√
J4fB5295 脱硫增压风机停运时间没有超过半个月，启动前不必联系电气人员测电动机绝缘，如果停运超过了半个月，启动前必须测电动机绝缘。（）答：×
J3fB1296 脱硫系统检修后的总验收分为冷态验收和热态验收。（）
答：√
J3fB2297 脱硫系统停止运行，一般分为正常停运和事故停运两种。（）答：√
J3fB2298 脱硫系统的长期停运是指系统连续停运三天以上。（）答：×
J3fB3299 脱硫系统事故停运是指无论由于脱硫系统本身还是外部原因发生事故，必须停止运行。（）
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《脱硫值班员_判断题》
答：√
J3fB3300 脱硫系统因故障停运后，应立即将吸收塔内的浆液排到事故浆液池。（）答：×
J3fB4301 LIFAC 系统中，活化器启动过程中，烟温下降速率应小于2 ℃/min，以防湿壁。（）答：√
J3fB5302 HFAC 系统中，活化器启动过程中，应先开活化器进出口挡板门，再关闭活化器旁路挡板门。（）答：√
J2fB1303 LIFAC系统中，灰再循系统必须等石灰石喷射系统投用正常后，方可投用。（）答：×
J2fB2304 LIFAC系统中，炉前喷射上、下层切换时，必须先停给料机，待运行喷射管吹扫干净，方可开启备用喷射管阀门，关闭停用喷射管阀门，重新开启给料机。（）答：√
J2fB3305 锅炉受热面高温腐蚀一般有两种类型，硫酸盐型腐蚀和硫化物腐蚀。（）答：√
J2fB3306 LIFAC 系统中，在活化器启动过程中，为保证电除尘器进口温度大于70℃，应先投入烟气加热系统。（）答：√
J2fB4307 LIFAC系统的脱硫率取决于钙硫比和煤的含硫量。（）答：√
J2fB5308 HFAC系统中，设置灰再循环的目的是提高脱硫效率。（）答：√ 〖全文完〗
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第五篇：干法脱硫交流
脱硫工艺方案
工艺流程描述：循环流化床干法脱硫工艺系统主要由生石灰消化输送系统、循环流化床吸收塔、喷水增湿系统、返料系统、气力输送系统、灰库、脱硫除尘器以及仪表控制系统组成，如图1-1。
图1-1
循环干法工艺流程示意图
工艺简介：
CFB烟气脱硫工艺是八十年代末德国鲁奇(Lurgi)公司开发的一种新的干法脱硫工艺，这种工艺以循环流化床原理为基础，通过吸收剂的多次再循环，延长吸收剂与烟气的接触时间，大大提高了吸收剂的利用率。它不但具有干法工艺的许多优点，如流程简单、占地少，投资小以及副产品可以综合利用等，而且能在很低的钙硫比（Ca/S＝1.1~1.3）情况下达到湿法工艺的脱硫效率，即95%以上。实践证明，CFB烟气脱硫工艺处理能力大，对负荷变动的适应能力很强，运行可靠，维护工作量少，且具有很高的脱硫效率。
我公司在自主知识产权干法脱硫技术的基础上，结合本公司在大型火电厂烟气脱硫工程实践中积累的丰富经验，并消化吸收国外先进技术，开发的干法循环流化床脱硫工艺，具有较高的性价比。该工艺系统由脱硫系统、除尘系统和输灰系统等组成。是目前国内干法类脱硫技术中处理能力大、脱硫综合效益优越的一种脱硫工艺。
烟气经过预除尘后由反应塔下部经过整流后进入反应塔，与消石灰颗粒充分混合，HCL、HF、SO2、SO3和其他有害气体与消石灰反应，生成CaCL2·2H2O、CaF2、CaSO3·1/2H2O、CaSO4·2H2O和CaCO3。反应产物由烟气从反应塔上部带出。经后布袋除尘器收集。分离出的固体绝大部分被送回流化床反应器，以延长吸收剂的作用时间，提高利用效率。将水直接喷入反应器下部，使反应温度尽可能接近露点温度，以提高脱硫效率。
该烟气脱硫工艺的吸收剂可以直接用生石灰干消化所得的氢氧化钙细粉，由于这种消石灰颗粒很细，因此无须磨细，即节省了购买磨机等大型设备的投资费用，也减少了能源消耗，使运行费用大为降低。
脱硫副产品呈干粉状，其化学组成与喷雾干燥工艺的副产品相类似，主要有飞灰、CaCl2、CaSO3、CaSO4、CaF2以及未反应的吸收剂等组成，其处置方法与喷雾干燥的副产品基本相同。工艺原理：
循环干法工艺的原理是Ca(OH)2粉末和烟气中的SO2和几乎全部的SO3、HCl、HF等酸性气体，在Ca(OH)2粒子的液相表面发生反应，反应如下：
在循环干法工艺的循环流化床内，Ca(OH)2粉末、烟气及喷入的水分，在流化状态下充分混合，并通过Ca(OH)2粉末的多次再循环，使得床内参加反应的Ca(OH)2量远远大于新投加的Ca(OH)2量，即实际反应的吸收剂与酸性气体的摩尔比远远大于表观摩尔比，从而使HCl、HF、SO2、SO3等酸性气体能被充分地吸收，实现高效脱硫。
工艺流程描述：
从锅炉的空气预热器出来的烟气温度约150℃左右，直接从底部进入吸收塔，烟气通过吸收塔底部的文丘里管的加速，进入循环流化床体，物料在循环流化床里进行反应；含有大量粉尘的烟气进入袋除尘器，经袋除尘器除尘净化的烟气通过脱硫除尘器后引风机从烟囱排放；采用消石灰作为吸收剂，外购消石灰先存入消石灰储仓内，再经计量系统加入反应塔；而经袋除尘器捕集下来的固体颗粒，一部分循环回吸收塔进一步参加反应，一部分经仓泵输送至灰库，工艺流程附图。
进入吸收塔的烟气通过吸收塔底部的文丘里管的加速，进入循环流化床体，物料在循环流化床里，气固两相由于气流的作用，产生激烈的湍动与混合，充分接触，在上升的过程中，不断形成聚团物向下返回，而聚团物在激烈湍动中又不断解体重新被气流提升，使得气固间的滑移速度高达单颗粒滑移速度的数十倍。这样的循环流化床内气固两相流机制，极大地强化了气固间的传质与传热，为实现高脱硫率提供了保证。
在文丘里的出口扩管段设一套喷水装置，喷入雾化水以降低脱硫反应器内的烟温，使烟温降至高于烟气露点20℃左右，从而使得SO2与Ca(OH)2的反应转化为可以瞬间完成的离子型反应。吸收剂、循环脱硫灰在文丘里段以上的塔内进行第二步的充分反应，生成副产物CaSO3·1/2H2O，还与SO3、HF和HCl反应生成相应的副产物CaSO4·1/2H2O、CaF2、CaCl2·Ca(OH)2·2H2O等。
烟气在上升过程中，颗粒一部分随烟气被带出吸收塔，一部分因自重重新回流到循环流化床内，进一步增加了流化床的床层颗粒浓度和延长吸收剂的反应时间，从而有效地保证了脱硫效率。
喷入用于降低烟气温度的水，通过以激烈湍动的、拥有巨大表面积的颗粒作为载体，在塔内得到充分蒸发，保证了进入后续除尘器中的灰具有良好的流动性能。
由于SO3几乎全部得以去除，加上排烟温度始终控制在高于露点温度20℃，因此烟气不需要再加热，同时整个系统也无须任何防腐处理。
净化后的含尘烟气从吸收塔顶部侧向排出，然后转向进入脱硫后除尘器，再通过锅炉风机排入烟囱。经除尘器捕集下来的固体颗粒，通过除尘器下的再循环系统，返回吸收塔继续参加反应，如此循环，多余的少量脱硫灰渣经仓泵输送至灰库再通过罐车外运。我公司循环干法烟气脱硫技术的工艺、结构特点如下：
1)设备使用寿命长、维护量小。
塔内完全没有任何运动部件和支撑杆件，烟气流速合理，塔内磨损小，没有堆积死角，设备使用寿命长、检修方便。
2)烟气、物料、水在剧烈的掺混升降运动中接触时间长、接触充分，脱硫效率高。由于设计选择最佳的烟气流速，使得气固两相流在吸收塔内的滑移速度最大，脱硫反应区床层密度高，颗粒在吸收塔内单程的平均停留时间长，烟气在塔内的气固接触时间高达6秒以上，使得脱硫塔内的气固混合、传质、传热更加充分，优化了脱硫反应效果，从而保证了达到较高的脱硫效率。
3)控制简单。
工艺控制过程主要通过三个回路实现（如下图1-2），这三个回路相互独立，互不影响。脱硫剂给料量控制
根据脱硫反应塔入口和出口烟气中SO2浓度控制消石灰粉的给料量，以确保烟囱排烟中SO2的排放值达到标准。
循环灰量控制
干法吸收塔内的固/气比（固体颗粒浓度）是保证其良好运行的重要参数。沿床高度的固/气比可以通过沿床高度底部和顶部的压差△P来表示。固/气比越大，表示固体颗粒浓度越大，因而床的压力损失越大。根据沿床高度底部和顶部的压差△P来控制反应器进口的回灰量，将△P控制在一定范围内，从而保证床内必需的固/气比，使反应器始终处于良好的运行工况。△P的最大值由锅炉引风机所能克服的最大阻力和电除尘器的除尘效率所决定。
脱硫烟温控制 根据反应塔顶部处的烟气温度直接控制反应器底部的喷水量。以确保反应器内的温度处于最佳反应温度范围内。喷水量的调节方法一般采用回水调节阀，通过调节回流水压来调节喷水量。
雾化喷嘴喷嘴型式可根据具体情况选单相喷嘴和两相流两种型式。
图1-2 循环干法工艺控制回路图
4)单塔处理能力大，已有大型化的应用业绩。
通过采用一个塔内配置多个文丘里管的结构，单塔理论上最高可处理2.5×106Nm3/h的烟气。同类型配置单个文丘里单塔流化床系统已在山西××电厂（200MW燃煤机组）上得到成功运行。
为克服单个大文丘里喷嘴的缺点，以便适于处理大烟气量，在该工艺中采用一种入口为多个文丘里喷嘴的吸收塔，其优点：一是减少单个喷嘴的高度和自由射流区的长高，由于在自由射流区内颗粒物的含量较低，减少其长度，可增大有效反应空间；使烟气与固体颗粒物的混合得到加强。
5）采用计算机直接模拟底部进气结构，保证了脱硫塔入口气流分布均匀。
为了适应处理大烟气量，必须采用一塔多个文丘里喷嘴结构的吸收塔，还必须使进入塔内的烟气流场分布较为均匀，否则因各个喷嘴流速差异较大，可能导致固体颗粒物从某个喷嘴向下滑落。
为了解决布气不均匀造成塔内形成不均匀的固体颗粒分布的问题，我们采用了直接数值模拟的蒙特卡洛方法（DSMC）对脱硫塔内的气固两相流动进行直接模拟。通过计算机全尺寸直接模拟，来确定脱硫塔底部进气结构，从而保证了脱硫塔入口气流分布均匀。
6）无须防腐。
吸收塔内具有优良的传质传热条件，使塔内的水分迅速蒸发，并且可脱除几乎全部的SO3，烟气温度高于露点20℃以上，可确保吸收塔及其下游设备不会产生腐蚀。
7）良好的入口烟气二氧化硫浓度变化适应性。
当煤的含硫量或要求的脱硫效率发生变化时，无需增加任何工艺设备，仅需调节脱硫剂的耗量便可以满足更高的脱硫率的要求。
其它
在燃用煤种符合设计和校核煤种的要求下，脱硫布袋除尘器出口烟温≥70℃，脱硫效率≥90％工况下，脱硫剂、工艺水、电耗量、物耗总价格不超过我方保证值。
脱硫除尘装置系统总阻力(脱硫塔入口到引风机入口)不超过我方保证值。系统总阻力≤3200Pa。脱硫装置本体漏风率应至少达到≤2%；布袋除尘器本体漏风率应至少达到≤2%，总漏风率≤4%。钙硫比为1.3。
脱硫剂消耗量约为1.27t/h。烟尘排放指标
烟尘排放浓度保证值≤50mg/Nm3。脱硫装置可用率
脱硫装置可用率保证值≥95%。气力除灰系统综合出力
气力除灰系统在锅炉BMCR工况下能够长期连续稳定运行，系统综合出力满足业主方需要。
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