最新湿法脱硫工艺系统主要设备[本站推荐]

第一篇：最新湿法脱硫工艺系统主要设备[本站推荐]

湿法脱硫工艺系统主要设备为控制SO2排放污染，湿法脱硫工艺成为火电厂脱硫技术的主流。文中介绍了湿法脱硫工艺系统主要设备的概况和施工流程及质量控制要点。概述

随着我国环境标准渐趋严格，火电厂治理SO2污染的力度不断加大，湿法脱硫工艺成为火电厂脱硫技术的主流。湿法工艺的主要系统包括：烟气系统、SO2吸收系统、吸收剂（石灰石浆液制备）系统、石膏处理系统、工艺水系统、废水处理、DCS控制系统等，见图1所示。主要设备包括：增压风机、烟气挡板门、回转式烟气换热器（GGH）、吸收塔、除雾器、喷淋管、氧化风机、循环浆液泵、破碎机、湿式球磨机、石灰石旋流器、石膏旋流器、真空皮带脱水机、衬胶管道和阀门等。

湿法脱硫装置烟气一般取自锅炉引风机出口，在引风机出口至烟囱的烟道上设置旁路挡板，当FGD装置运行时，旁路挡板关闭，进、出口挡板打开。烟气由增压风机引入FGD系统经烟气换热器（GGH）降温后进入吸收塔，从吸收塔出来的净烟气再进入GGH升温后经烟囱排入大气。当FGD装置停运时，旁路挡板打开，进、出口挡板关闭，烟气直接从烟囱排入大气。

1湿法FGD装置的主要设备 1．1 烟气系统

(1)脱硫烟道。按介质性质、烟道位置分为净、原烟道。所有烟道组件采用气密性的焊接结构，所有焊接接头在里外都要进行连续焊，在需要防腐的区域采用衬玻璃鳞片或橡胶防腐。烟道组件中设有导流片，导流片由螺栓连接支座与烟道壁板固定，支撑板和弯头导流片的材质均为耐稀酸腐蚀钢，支座及连接螺栓为1.4539不锈钢。

(2)增压风机。多采用大流量静（动）叶可调式轴流风机。

(3)烟气换热器（GGH）。多采用容克式烟气换热器（GGH），传热元件由表面烧结陶瓷的钢板组成，表面易清洗。所有与净烟气接触的组件都有防腐涂层。

(4)烟气挡板门。脱硫装置烟气挡板多采用双叶片结构，双叶片之间通有密封风，与净烟气接触的部分衬有镍基合金钢，防止烟气对挡板的腐蚀。1．2 SO2吸收系统

主要有吸收塔、氧化风机、浆液搅拌器、除雾器和石灰石浆液喷淋系统。

(1)吸收塔。吸收塔是脱硫装置的核心设备，多为圆柱形罐体，主体由格栅梁、底板、多层壳体及塔顶和塔内支撑梁及托架、进出口烟道、工艺管道接口组成。每层壳体由矩形弧板拼合，外部设有加强筋及支撑。

(2)吸收塔内部浆液喷淋管。由分配管网和喷嘴组成，一般采用碳钢衬胶或FRP（玻璃钢），FRP管及配件内外表面涂有耐磨层。

(3)吸收塔循环泵。各循环泵与对应的喷淋层连接，为离心叶轮泵。叶轮和壳体采用衬胶或合金钢材料，配注水或不注水式机械密封。

(4)除雾器。除雾器一般为两级，由单体组件组合而成，组件由除雾叶片、夹具、冲洗喷头、PP或FRP水管组成。

(5)衬胶管道。脱硫工程衬胶管道，DN500以下直管采用无缝钢管，DN500以上的直管采用钢板卷制直缝焊接，所有法兰均采用锻造法兰。管道内衬丁基胶，所有法兰均配有氯丁胶垫片，在钢管制安完后衬胶前进行水压试验，合格后方能衬胶。

(6)旋流器。漩流器由切向进料管、柱锥体管、溢流管和底流管组成，按圆周中心对称布置，各个旋流器的底流汇集至环绕中心进料管的共用底流槽内排出。1．3 吸收剂制备系统

吸收剂制备系统由石灰石破碎系统和湿（干）式球磨机制浆（粉）系统组成。主要设备湿式球磨机为水平卧式，筒体采用整体结构，与进、出料端用法兰连接，筒内壁衬有橡胶衬板，出料端设有不锈钢旋转筛。1．4 石膏浆液（石膏处理）系统

真空皮带机脱水机沿皮带运动方向分别装有驱动皮带辊和从动辊，驱动皮带辊在变频电机、减速装置的驱动下转动，带动皮带转动。橡胶皮带为整圈形式，皮带上刻有沟槽，中间有一排真空孔，皮带宽度两侧粘有橡胶裙边。皮带上铺有一层被张紧在皮带上的尼龙滤布，在滤布上均匀分布的石膏浆液随皮带移动，在真空抽吸下脱水形成滤饼。沿皮带水平运动方向，皮带的下方中间设有真空箱，真空箱与皮带间有密封带和水密封，并由真空泵抽吸形成真空。皮带的上边水平段靠塑料滑板支托，上面带有沟槽，水通入后形成皮带运动的润滑水膜，下边自然下垂，皮带和滤布均设有纠偏装置。1．5 防腐

湿法脱硫工艺中烟气和浆液是具有腐蚀性的介质，目前采用的防腐材料有：橡胶、玻璃鳞片树脂、合金钢或复合钢板。

(1)衬胶材料。预硫化软质氯丁基橡胶、预硫化硬质天然橡胶、预硫化软质丁基橡胶、底涂料、粘接剂。主要衬胶设备和构件包括吸收塔、石灰石、石膏浆液箱罐、废水箱，各种搅拌器和浆液的输送管。

(2)玻璃鳞片。鳞片衬里结构由底涂、玻璃鳞片树脂和面涂组成。底涂的主要材料为树脂，为钢表面和玻璃鳞片间过渡层。鳞片树脂以乙烯基树脂加入惰性玻璃鳞片制成。面涂由分离剂和光亮剂组成。现场涂玻璃鳞片的主要设备包括：吸收塔，事故浆罐，GGH入口前、出口至吸收塔入口之间原烟气烟道，吸收塔出口后的净烟气烟道，GGH内部。2 主要设备安装和单项工程施工流程 2．1 烟道组合安装

搭建组合平台—组件单片拼接—组件组合吊装—分段或整体组合吊装。烟道挡板门，组件相关支吊架，随着组件安装同步安装。2．2 GGH安装

设备本体部件及转动部件安装—转子定位验收—内部按防腐要求进行焊接、打磨、防腐—二次安装、传热原件、密封、油系统设备及管路安装与调整。2．3 增压风机安装

同发电工程引风机。2．4 吸收塔塔体组合安装

底板梁安装—底板安装—壳体及罐顶组合后整体吊装—外部加强筋及支撑安装—吸收塔内部支撑梁及托架安装—烟气进出口管道接口及各类管接口安装—塔内壁衬胶前的打磨、喷砂—塔内设备喷淋管、除雾器、搅拌器安装。2．5 湿磨安装

基础定位—轴承箱就位—筒体、轴承座就位找正—传动设备安装—筒体内橡胶衬瓦安装—油、冷却水系统安装。2．6 浆液泵主要安装顺序

同发电工程泵类。

2．7 真空皮带脱水机安装顺序

设备框架、皮带主动辊和被动辊轴、导轮就位—收水盘和滤布冲洗水收集盘、皮带下面的润滑板安装—皮带和滤布的托辊、回转辊、支撑架、轴承和张紧装置调整—安装真空箱，密封槽、条，密封带及密封带支撑，收集管，润滑板，抽真空管—皮带驱动电机、减速箱；联轴器与皮带主动轮连接，安装滤布张紧导轮和张紧轮—带电、带水试转皮带调节润滑板安装位置—皮带、滤布纠偏装置，真空箱抬升装置，跑偏跟踪和纠偏气动装置调整—粘结皮带裙边，皮带中心打孔—安装皮带机附属设备—调整皮带松紧、真空箱密封带松紧、真空箱与皮带间隙、落料位置、冲洗位置、测厚位置等—调试开始前安装石膏滤布。2．8 衬胶施工

钢件预处理（打磨、补焊）—喷砂—涂底涂—刷粘接剂—贴胶板—固化。2．9 玻璃鳞片涂层施工

钢件预处理（打磨、补焊）—喷砂—涂底涂—涂玻璃鳞片树脂—面涂—固化。4 设备安装质量的控制

4．1 湿法脱硫装置设备安装过程中采用的质量标准及规范

(1)企业标准。包括：吸收塔、烟道、箱罐及仓制造规范，吸收塔安装施工验收技术规范，衬胶、涂鳞片施工规范。

(2)国家和行业标准。包括：电力建设施工及验收技术规范，圆桶形钢制焊接贮藏罐施工及验收规范，立式圆筒形钢制焊接油罐施工及验收规范，工业设备、管道防腐工程施工及验收规范，涂装前钢材表面锈蚀等级和除锈等级，钢结构、管道涂装技术规程，中低压化工设备施工及验收规范，机械设备安装工程施工及验收通用规范，钢结构工程施工及验收规范，钢结构高强度螺栓连接的设计、施工及验收规范，橡胶衬里设备技术条件，工业设备管道防腐蚀工程施工及验收规范。4．2 主要设备的安装质量控制要点 4.2.1 烟道安装

施工中对所有需防腐内表面检查消除毛刺、凹坑等缺陷，对焊缝打磨至光滑平整并着色检验，直至符合防腐施工要求。4.2.2 GGH安装

(1)下轴承座水平检查≤0.02/

1(2)转子水平度检查≤0.25/1

000000

mm。mm。

(3)径向轴向密封片检查调整。

(4)对需防腐组件的焊缝均打磨至光滑平整，直至符合防腐施工要求。4.2.3 吸收塔安装

(1)底板安装。底板安装要保证底板平整并紧贴混凝土基础面，防止焊接变形引起底板翘起。在焊接时，必须用配重块压在底板上保证底板的平整度，所有的焊缝焊接完毕后打磨至光滑平整，并做着色检查及真空度检查。

(2)吸收塔壳体组合。每层塔壳体在组合平台上组合，组合平台整体平整度≤3mm。壳体组合包括预组装、找正、测量、竖向焊接、焊接后复测、内壁打磨、着色检查。每层壳体的竖向焊缝仅焊到距边缘300 mm处，以便壳体安装时调整。检查内容：筒壁垂直度偏差、筒壁焊缝间隙、坡度及错口量、筒壁上平面高差。

(3)吸收塔壳体安装。质量要求：筒壁局部凹凸变形在1mm；筒壁高度允许偏差0.05%H≤30

m长度范围内允许值≤

5mm；筒壁铅锤允许偏差0.05％H≤30mm；罐轴线与垂直线偏差、中心线整体偏差≤30mm（从罐顶至底板）。每层壳体第一遍焊接后，做焊缝清根处理，将焊渣、氧化铁等打磨干净。全部焊接完毕后，将焊缝打磨平整做着色检查。内壁T字焊口打磨作PT抽查，外部焊口抽查作X光金相检查。

(4)吸收塔壳体加强筋安装。吸收塔壳体外侧有环形加强筋和竖直加强筋。加强筋随壳体同步安装。加强筋安装覆盖壳体焊缝的地方，应经射线金相检查合格。质量检查内容：加劲环标高、水平、对口间隙及坡度。要求加劲环不准修割，须调整筒壁找对口间隙。

(5)罐顶安装。吸收塔罐顶现场组装，吊至吸收塔上部与筒壁焊接。主要检查塔顶与筒壁焊口间隙、塔顶中心漂移量、塔顶钢板平整度、焊接质量。

(6)所有开孔及内部构件和进出管道接口安装。吸收塔加强筋安装完成后，安装内部构件和在筒壁上进行各种开孔。开孔前，必须准确测量划出位置线，经验收后方可进行。质检内容：检查各支架及支架梁的中心、标高，检查焊接厚度和表面质量，要求支架梁标高与喷淋管开孔中心标高误差控制在≤5mm。开孔划线并复查管接座中心、标高、角度、水平度、法兰垂直度。焊缝作5%PT抽查。

(7)烟气进出口烟道接口安装。质量检查内容：单片组合几何尺寸、法兰对角线、焊接质量、烟气进口中心、标高、法兰与水平面的角度、法兰到吸收塔中心距离、不锈钢表面保护情况。

(8)吸收塔内部衬胶准备工作。对所有的焊缝进行打磨至光滑平整，并对整个内表面进行检查消除毛刺、凹坑等缺陷直至符合衬胶要求。4.2.4 湿磨安装

(1)主轴承标高偏差±10mm，两轴承的水平偏差≤0.5mm。

(2)旋转筛必须保证与筒体同心。

(3)进料口与进料弯管径向间隙应均匀。4.2.5 真空皮带脱水机安装

(1)检查真空皮带脱水机架的水平和对正状态，支架水平误差≤1mm，确保皮带产生均布荷载。

(2)皮带滑板前、中间、尾段总成的水平误差不超过1mm，主滑轮和尾滑轮顶端部与皮带滑板之间的高差为4～5mm。

(3)真空箱与皮带间隙不得超过3mm（可根据石膏含水率进行调整）。

(4)滤布限位开关当滤布处于中心位置时两侧间隙为20～25mm。4.2.6 防腐工程：

(1)原材料进场验收。原材料的品种、质量和有效使用期是进场验收的重点。胶板验收项目包括品种、厚度、硬度、电火花（检查孔洞）检测和外观。玻璃鳞片原材料储存温度要求在20℃以下，相对湿度控制在75%以下。

(2)预处理工序质量控制。防腐施工中的预处理主要是基体补焊打磨、喷砂和衬胶施工中的胶板打磨。衬胶和玻璃鳞片施工要求喷砂后的基体表面洁净度要达到Sa2(1/2)级，粗糙度分别达到50μm和70μm。喷砂质量为必检项目，以喷砂质量标准样板为依据，对各部位的喷砂表面进行检验。同时严 格监控喷砂压缩空气质量和砂的质量，严禁压缩空气存在油污和水汽。

(3)施工环境条件控制

衬衬胶及玻璃鳞片施工现场要求温度控制在10～35℃，相对湿度控制在60%以下。

(4)施工过程控制：

1）配料。包括：衬胶底涂、粘接剂、玻璃鳞片底涂、玻璃鳞片树脂、玻璃钢环氧树脂、环氧漆、耐酸胶泥和衬砖胶泥等防腐材料，在施工过程中要现场配制。配料过程主要监检配比准确性和活化期。

2）工序衔接。防腐施工要在喷砂后24h内刷第一遍与第二遍底涂，底涂与第一遍粘接剂，两遍粘接剂之间，第二遍粘接剂与贴胶板，每道玻璃鳞片涂层之间都有最短和最长的间隔时间要求。施工时要根据工艺文件对该工序的时间间隔严格地监督检查，确保工序衔接符合工艺要求。

3）衬胶搭接。基本原则搭接方向要与介质流动方向保持一致，防止介质冲刷胶板搭接缝。施工人员须根据设备内各部位介质流向，确定胶板搭接形式。施工中应对胶板搭接部位进行严格检查，保证正确的接缝方向。

4）衬胶。吸收塔和各种箱罐衬胶质量验收项目包括：厚度、硬度、电火花、外观和粘接强度。其中厚度、硬度、电火花（100%检测规定电压14kV下不漏电）、外观验收检查在制品上进行，剥离强度（规定值≥4N/mm）检测在产品试板上进行。外观检查要求：搭接缝方向正确，无十字接缝，各部位所衬胶板品种符合规定，未见气泡、鼓包、大的裂缝等严重缺陷。

5）玻璃鳞片树脂衬里涂层。玻璃鳞片涂层质量验收项目包括：厚度、硬度、电火花、外观和粘接强度。其中厚度要求：检查前根据测厚仪标准板校验测厚仪，测定鳞片衬里厚度，使用测厚仪每4m2检测2～3处。外观要求：鳞片衬里面100%电火花检测（规定4kV/mm电压下不漏电）在制品上进行，检测时避免电压过高或在一处停滞时间过长，电压必须稳定，使用检测仪扫描所有衬里面（扫描速度为300～500mm/s）。确认有无缺陷。在产品试板上检验硬度（巴氏硬度，规定值40）和粘接强度（规定值7MPa）。

(5)烟气脱硫系统试运后的检查。根据经验，防腐层的大多数质量问题多在运行开始的一年内暴露出来，所以试运行后要对防腐层进行仔细检查，检查防腐有无开裂、鼓包、脱落，有无异常损害。建议重点检查以下部位。

1）吸收塔喷淋部位衬胶层。重点是喷淋层下部1～2m处和喷淋支管托架部位，此部位衬双层胶，受冲刷最厉害，最容易出问题。

2）吸收塔原烟入口防腐层。此部位接触的介质有烟气、浆液和各种介质蒸气，温度变化大。一般采用胶板、玻璃鳞片、耐酸磁砖防腐，在试运后要对该部位仔细检查。

3）搅拌器叶片连接部位衬胶层。箱罐、地坑的搅拌器，其叶片在现场安装，连接处在现场衬胶，形状复杂,搭接缝较多，运转时叶片受介质冲击易发生开裂。5 结束语

湿法FGD装置工艺流程中介质为含SO2湿烟气和石灰石、石膏浆液，具有较强的腐蚀、磨损和易沉积特性。所以设备的防腐对安装中结构件的焊接和钢板基体表面质量要求较高。同时浆液管道、泵、风机、GGH转动设备安装坡度及防腐和接口部位的严密性要求也很严格，所以好的安装质量对湿法FGD装置安全稳定运行具有重要的意义。

由于湿法FGD装置工艺系统的防腐特性，使其设备及管道接口在现场无法修改，只能在现场组合配制后返厂进行防腐处理，再返回现场安装，并且现场防腐施工周期长，受环境和材料特性影响较多，从而延长了湿法FGD装置的施工周期，各设备安装工期的衔接需要周密地计划安排。

总之，湿法FGD装置设备安装质量和工期，在其工艺特性和介质特性的影响下，与发电设备有较大的区别。在湿法FGD装置设备安装中，应加强设备安装质量控制要点的监督和合理制定施工计划，才能保证FGD装置安装工程优质、如期地顺利完成。

第二篇：湿法烟气脱硫工艺设计常见问题分析

石灰石石膏法烟气脱硫工艺设计常见问题

分析

内容摘要 本文针对石灰石石膏法烟气脱硫工艺设计中常见问题作了具体分析，对WFGD装置的设计者提供了相应的建议，认为各系统合理的设备选型及设计是WFGD正常调试运行的可靠保证。

关 键 词 石灰石石膏 脱硫

工艺设计 1前言

烟气脱硫是控制火电厂SO2污染的重要措施，随着近年来我国经济的飞速发展，电力供应不足的矛盾日益突出，国家在积极建设电厂的同时充分注意火电厂烟气排放带来的严重环境污染问题，相继制订了火电厂相关政策法规、积极推动火电厂安装烟气脱硫设施，如2000年9月1日开始实施的新《中华人民共和国大气污染防治法》第30条规定：“新建或扩建排放二氧化硫的火电厂和其他大中型企业超过规定的污染物排放标准或者总量控制指标的，必须建设配套脱硫。除尘装置或者采取其他控制二氧化硫排放、除尘的措施。在酸雨控制区和二氧化硫污染控制区内，属于已建企业超过规定的污染物排放标准排放大气污染物的，依照本法第四十八条的规定限期治理。”

据相关研究表明[1]在目前国内外开发出的上百种脱硫技术中，石灰石石膏法烟气脱硫是我国火电厂大中型机组烟气脱硫改造的首选方案。随着重庆珞璜电厂引进日本三菱重工的两套湿式石灰石石膏法烟气脱硫技术和设备，国华北京热电厂﹑半山电厂和太原第一热电厂等都相继采用了石灰石石膏法脱硫。该法脱硫率高，运行工况稳定，为当地带来了良好的环境经济效应。在这些运行经验基础上其它火电厂也加快了脱硫工程改造步伐，石灰石石膏法脱硫工艺往往成了大多数电厂的脱硫首选方案。

石灰石石膏法烟气脱硫工艺系统尽管优点多，但系统复杂，在系统设计方面要充分进行优化选择，考虑设计参数宽裕度以及对锅炉本体影响等问题，往往由于设计不完善为后期系统的调试运行加大难度或达不到设计效果。本文就是针对在石灰石石膏脱硫系统设计中常见问题进行分析，为脱硫系统的设计人员提供一定的技术参考。

2.石灰石－石膏法脱硫工艺中常见问题以及相应措施 2.1石灰石－石膏法脱硫工艺简介 图１给出了石灰石石膏法脱硫流程示意图。主要包括原料输送系统、吸收剂浆液配制系统、烟气系统、SO2吸收系统、石膏脱水及贮存和石膏抛弃系统。从锅炉引风机引出的烟气全部进入FGD系统，首先通过气气热交换器(MGGH)对未脱硫烟气进行降温，再进入吸收塔进行脱硫反应，完成脱硫后的净化烟气经溢流槽及两级除雾后，再通过MGGH热交换器的烟气吸热侧，被重新加热到88℃以上经烟囱排出。

2.2常见问题分析

2.2.1 吸收系统

吸收系统是脱硫工艺的核心部分。由于设计人员要综合考虑脱硫效率和脱硫系统经济性能以及运行维护量的问题，吸收塔的选择成了设计的核心问题。目前该脱硫系统吸收塔的型式主要有四种，结构型式见图2～5。

不同的吸收塔有不同的吸收区设计，其中栅格式吸收塔由于系统阻力大﹑栅格宜堵和宜结垢等问题逐渐被淘汰；鼓泡式吸收塔也由于系统阻力大﹑脱硫率相对偏低等问题应用较少；喷淋式吸收塔由于脱硫效率能达到95％以上，系统阻力小，目前应用较多，但该塔喷嘴磨损大且宜堵塞，需要定期检修，为系统的正常运行带来一定的影响，目前设计人员对喷嘴进行了技术改进，系统维护量相对降低；对于液柱塔由于其脱硫率高，系统阻力小，能有效防止喷嘴堵塞、结垢问题，应用前景广阔。因此在吸收塔的设计选择上应综合考虑厂方的要求和经济性，液柱塔是首选方案，其次是喷淋塔。

目前国内电厂在脱硫系统中核心设备上均采用进口设备，特别是吸收塔，由于技术含量比较高，因此基本上都采用进口设备。因此设计人员主要的工作要重点把握吸装置的技术指标和相应要求的技术参数。如：珞璜电厂于1988年引进了日本三菱重工湿式石灰石石膏法烟气脱硫装置，配360MW凝汽式发电机组[2]。

表1 日本三菱重工湿式石灰石－石膏FGD装置技术指标

参数 煤种 含硫量 脱硫率

钙硫比 进口烟温 出口烟温 水雾含量

吸收塔 烟气流速

停留时间 指标 ＜5% ≥95% 1.1～1.2 142℃ 90℃

≤30mg/m3 9.3m/s

＞3.3s

2.2.2 烟气及再热器系统

烟气再热器系统在脱硫工艺中占很重要的位置，在烟气系统和再热器系统设计上存在的常见问题较多，据经验表明设计中应注意的主要问题总结如下：（1）FGD入口SO2浓度。很多进行脱硫改造的电厂往往都会对来煤品质进行一定的调整，有些电厂会采用低硫份煤和高硫份煤掺烧的方案，由于混煤不均匀，入炉硫含量变化快，锅炉燃烧排放出的SO2浓度波动较大，在FGD入口SO2浓度变化频率大而FGD运行惯性大，一旦系统进入自动运行状态，系统脱硫率波动大；同时由于SO2浓度变化大，在一定的工况周期内吸收塔内PH值不能满足要求（一般要求为5.5～6.5），系统脱硫率达不到设计要求。因此在脱硫系统设计时应对电厂提出保证混煤均匀的要求或方案。

（2）FGD入口烟尘浓度。为了脱硫系统的稳定运行，在FGD入口应设计安装烟尘浓度检测装置。主要原因是考虑到除尘器在达不到设计效率时，往往烟尘浓度过高，会严重影响到脱硫系统的正常运行。因此设计时人员应对厂家提出该投资建议。

（3）旁路挡板和进出口挡板的设计。FGD系统启﹑停时烟气在旁路和主烟道间切换，在实际烟道设计时一般两路烟道阻力不同，此时对锅炉的负压会产生一定的影响。如果两路阻力压力相差悬殊，在FGD系统启﹑停时锅炉的负压会出现较大的波动。如果燃用劣质煤，在较短的时间内锅炉运行人员难以迅速调整，有可能造成熄火。因此在旁路挡板的设计应充分考虑挡板切换的时间值。设计的关键在于选择合适的弹簧，一般经验值旁路挡板通过预拉弹簧打开时间应大于2.5ｓ。另外在进出口挡板设计上要考虑FGD系统停运时由于挡板有间隙存在，加上进出口烟道阻力不同，在一般设计中停运采用集中供应密封风，往往造成烟气渗透，有可能出现热烟气漏入FGD系统，造成系统腐蚀，影响系统寿命。所以设计停运密封风时应对进出口挡板单独配备一台风机。

（4）烟气换热器GGH选择。

脱硫系统中，设置GGH的目的：一是降低进入脱硫塔的烟气温度到100℃以下，保护塔及塔内防腐内衬；二是使脱硫塔出口烟气温度升至80℃以上，减少烟气对烟道及烟囱的腐蚀。经验表明脱硫系统自动时出口烟温一般都达不到实际的出口烟温，为了减小因出口烟温低对下游的腐蚀，因此在设计出口烟温时应考虑5～10℃的宽裕度。

在考虑是否设置GGH存在两种观点：一种认为不上GGH能节约初投资，可以从腐蚀材料上解决腐蚀问题；一种认为不上GGH节约的初投资，不足以补偿为解决防腐问题而花在防腐上的投资。不装GGH，低温排放的优点是简化系统，减少GGH所需投资；缺点是吸收塔后至烟囱出口均要处于严重腐蚀区域内，烟道与烟囱内衬投资很高；与此同时，烟囱出口热升力减小，常冒白烟，不装GGH，部分烟气（15～50%）不进吸收塔，通过旁路烟道与处理后的烟气混合，从而使其排[3]烟温度上升，这仅适用于要求脱硫效率不高的工程如黄岛、珞璜二期等工程。因此对于要求高脱硫率的工程一般都设GGH。

目前脱硫装置烟气再热系统一般采用回转式、管式、蒸汽加热等几种方式。

采用蒸汽加热器投资省但能耗大，运行费用很高，采用此方式需作慎重考虑，目前在国内应用较少。国外脱硫装置中回转式换热器应用较多，这是因为国外回转式投资比管式低，在国内，运用于脱硫装置的回转式换热器生产厂较少，且均使用国外专利商技术，所以回转式价格比管式略高。回转式换热器有3%左右的泄露率，即有3%的未脱硫烟气泄露到已脱硫的烟气中，这将要求更高的吸收脱硫效率，使整个系统运行费用提高。管式换热则器设备庞大，电耗大。

因此在脱硫系统设计过程中应根据设计脱硫率﹑锅炉尾部烟气量﹑尾部烟道材料以及脱硫预留场地等情况进行方案，选出最合理的方案。2.2.3 吸收剂浆液配制系统

在脱硫工艺方案选择时一般对石灰石来源和品质都应做过调查，石灰石来源应充足，能保证脱系统长期运行的供应量，一般考虑15年左右的设计年限，设计人员可根据电厂的实际情况进行调整。但石灰石品质一定要能达到品质要求（见表2）。石灰石品质不高，杂质较多，会经常造成阀门堵塞和损坏，严重时会造成脱硫塔的管道堵塞，特别易造成喷嘴堵塞损坏，影响脱硫系统的正常运行。

在制浆系统石灰石粉送入前应保证得到良好的空气干燥，以防送粉管道堵塞，同时对整个送粉管道应设计流畅，减少阀门和连接部件，特别是浆液管的溢流管应根据系统设计良好的密封风以防止石灰石的外漏，对制浆车间和厂区造成二次污染。

表2 石灰石质量指标

参数 指标 CaO >52%

MgO ≤2%

细度要求R325

≤5%

酸不溶物 ≤1%

铁铝氧化物 ≤2%

2.2.4 石膏脱水及贮存和石膏抛弃系统

该系统中最大的问题主要是由于石膏的黏性附着，经常使水力旋转器漏斗堵塞，导致脱水系统停运。因此在漏斗底部可以设计工艺水供应管道周期进行清洗，或者提出方案建议工作人员定期进行人工清洗。

烟气脱硫后的石膏一部分通过抛弃泵将石膏浆液输送到电厂的灰渣池内，设计输送管道时应充分考虑石膏的特性，尽量考虑输送管道缩短或者在管道中设计易拆卸法兰为今后的检修带来方便。

有的电厂如湘潭电厂由于脱硫副产品有很好的销售市场，能带来一定的经济效应。因此应考虑合理的方案提高石膏的品质。一般提高石膏品质途径包括：提高石灰石的品质；提高脱硫率；提高除尘器的除尘效率；强化氧化系统以及定期清洗。

相关研究表明[3]，石膏的生成速率将随着脱硫效率的提高而增大，并且其质量也将随着脱硫效率的提高而得到改善。

在对SO2的吸收过程中，吸收塔的设计、烟气温度的合理选取、脱硫剂的选用及用量等因素都将影响脱硫效率，从而影响到石膏的质量。吸收塔的合理设计应当能够提供合理的液气比、减小液滴直径，增加传质表面积，延长烟气与脱硫剂的接触时间，有利于脱硫效率的提高，有利于脱硫反应的完全。较高的烟气温度，不仅能提高脱硫效率，而且能使浆池内温度升高，提高亚硫酸钙的氧化速率。吸收剂的化学当量对脱硫过程有直接的影响，吸收时所用石灰石浓度与数量影响到反应速度，有资料表明，在考虑到经济性问题以及化学当量与脱硫的关系等因素后，一般使用化学当量为1.2的吸收剂[5]。

脱硫剂将很大程度上决定生成石膏的质量。当石灰石质量不高、粒度不合理时，生成石膏中的杂质也将随之增多，从而影响石膏的质量和使用。有资料表明，石灰石中的惰性成分如石英砂会造成磨损，陶土矿物质会影响石膏浆的脱水性能[5]。另外，石灰石在酸内溶解后会残留一种不溶解的矿渣，其对石膏的质量有不利的影响。因此，应当尽可能提高石灰石的纯度并采用合理的粉细度。

烟气中的杂质，如飞灰、粉焦、烟怠、焦碳等，虽然经过脱硫装置的洗涤后，会有一部分沉淀下来，但还会有一部分进入浆池内，影响到石膏的质量。而且，这些杂质的存在也会对脱硫装置本身的安全运行带来一定危害。因此，应当努力提高除尘装置的除尘效果，当烟气内杂质过高，对脱硫装置产生危害时，应果断地旁路脱硫装置。

定期清洗脱硫塔底部、浆池及管道，避免残存的杂质对石膏质量的影响。对石膏脱水设备（如离心式分离器及带式脱水机等）也应进行定期的清洗，保证设备的安全运行和效率。

Hjuler和Dam-Johansen在1994年曾有试验报道发现在亚硫酸盐的氧化过程中会有SO2放出[4],同时在反应过程中会出现未完全氧化的亚硫酸氢钙。为了保证生成石膏过程中实现充分反应，驱逐反应生成的SO2，并将未完全反应的亚硫酸氢钙氧化为硫酸钙，须增设一套氧化系统，一般可采用浆池中鼓风的措施。2.2.5 供水系统

脱硫系统的工艺供水一般有两种方案，一种工艺供水来源于锅炉机组的工业水。由于脱硫系统供水成周期性，会使机组设备的冷却水压力降低和波动，造成送引风机、排粉风机、磨煤机等设备的轴承冷却效果变差，并引起电厂工业用水紧张。因此该种供水方案前提是锅炉机组工业水的宽裕度较大。另一种方案脱硫工艺设计单独的供水系统，一般在新电厂脱硫系统的设计中应用较多，对于老厂改造应根据实际情况进行优化设计。2.2.6 其它

腐蚀问题是湿法脱硫中常见问题。石灰石石膏法脱硫系统中造成腐蚀的因素主要有烟气中硫化物﹑氯化物﹑烟温以及由于石灰浆黏性附着对管道的堵塞等。因此在设计中应考虑防腐措施。烟气脱硫系统的防腐措施很多，如用合金材料制造设备和管道、使用衬里材料、用玻璃纤维增强热固性能树脂、采用旁路热烟气调节等，究竟采取什么措施，需依燃煤成分、所采用的烟气脱硫系统类型及经济状况而定。

结垢和堵塞是湿法脱硫工艺中最严重的问题，可造成吸收塔、氧化槽、管道、喷嘴、除雾器甚至换热器结石膏垢。严重的结垢将会造成压损增大，设备堵塞，因此结垢是目前造成设备停运的重要原因之一。结垢主要包括以下几种类型：碳酸盐结垢、亚硫酸盐结垢、硫酸盐结垢。大量运行经验表明[3]，前两种结垢通常可以通过将pH值保持在9以下而得到很好的控制。在实际运行中，由于pH值较低，且在浆液到达反应槽过程中亚硫酸盐达到一个较高的过饱和度，从而在石灰石/石灰系统中亚硫酸盐结晶现象难以发生，因此很少发生亚硫酸盐的结垢现象。然而对于硫酸盐而言，其结垢现象是难以得到有效控制的。防止硫酸盐结垢的方法是使大量的石膏进行反复循环从而使得沉积发生在晶体表面而不是在塔内表面上。5%的石膏浓度就足以达到这个目的。为达到所需的5%石膏浓度其中一个办法就是采取控制氧化措施。当氧化率为15%~95%，钙的利用率低于80%范围时硫酸钙易结垢。控制氧化就是采用抑止或强制氧化方式将氧化率控制在<15%或>95%。抑止氧化通过在洗涤液中添加抑止化物质（扣硫乳剂），控制氧化率低于15%。使浆液SO42-浓度远低于饱和浓度，生成的少量硫酸钙与亚硫酸钙一起沉淀。强制氧化则是通过向洗涤液鼓入空气，使氧化反应趋于完全，氧化率高于95%，保证浆液有足够的石膏品种用于晶体成长。

3.结束语

在石灰石石膏脱硫系统设计中在对设备进行优化选择的同时综合考虑诸如防腐﹑防堵等一些常见问题，不仅能达到良好的设计效果而且能使工艺得到进一步完善，为系统的正常稳定运行提供可靠保证。

[参考文献] [1] 王书肖等，火电厂烟气脱硫技术的模糊综合评价，中国电力，2001,Vol.34(12).[2] 孙雅珍, 湿式石灰石－石膏法排烟脱硫技术应用, 长春大学学报:自科版, 1994, 2: 46-49.[3] 孔华，石灰石湿法烟气脱硫技术的试验和理论研究 浙江大学博士学位论文,2001.[4] Hjuler K, Dam-Johansen K.Wet oxidation of residual product from spray absorption of sulphur dioxide.Chem Eng Sci, 1994, 49:4515~4521 [5] 骆文波等，改善湿法石灰石－石膏法脱硫产物石膏质量的分析 华中电力

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第三篇：火电厂湿法脱硫系统冬季减灾措施

火电厂湿法脱硫系统冬季减灾措施

(一)脱硫系统防冻措施

1.雨雪冰冻灾害对电厂脱硫系统的主要影响

(1)由于突然停电或未按运行规程停运脱硫系统或脱硫岛钢体与防腐衬片的树脂冷缩质量较差，导致脱硫岛底部大量结冰或防腐衬片局部脱落。

(2)烟气在线监测仪器采样管接冰，系统冻坏而瘫痪。

(3)吸收塔结垢、循环泵密封、吸收塔搅拌器和水泵、法门、密封圈、管道、喷嘴等冻裂。

(4)石膏排出泵冻裂、石膏浆液输送系统结冰、压力变送器、流量计和液位损坏、烟道内衬玻璃鳞片脱落。

(5)供浆和回浆液循环泵减速机、吸收塔集水坑搅拌器减速机损毁、废液排放管管道冻裂、氧化风机、真空脱水滤布撕裂、石膏旋流子损坏。

(6)斗轮液压缸冻裂、皮带拉裂、磨煤机端盖和轴承断裂、送风机烧毁、电磁阀、灰管爆裂。

(7)工艺水泵出口压力表变送器、除雾器冲洗水泵口压力变送器损毁。(8)其他仪表等损毁。2.脱硫系统防冰冻措施

(1)脱硫系统在雨雪冰冻期间，制浆、脱硫和脱水系统需保持连续运行，其他非必要运行部分要尽量停运，缩小整体设施的运行范围。

(2)冰冻期间脱硫循环泵停运时，必须专人就地认真监视，确认循环泵入口排放阀已开，待管道内浆液排尽后对管道进行反冲洗，冲洗3分钟，确认积水排尽后关闭排放阀。（建议：自动排放后，人员到就地确认）

(3)冰冻期间石灰石粉仓流化风不能间断，保持石灰石粉仓底部尽可能高的温度并具有较好的流动性。在石灰石粉仓内有粉情况下，必须保证流化风机的正常投运。（建议：在不制浆的情况下，投入硫化风机运行）

(4)脱硫塔石膏排出泵停运超过1小时内，必须就地将石膏排出泵出口母管排放阀打开，将积液排尽，并采用清水清洗干净。（建议：自动排放后，人员到就地确认，同时为确保备用泵随时可投运，建议两泵每班至少切换运行1次）(5)在冰冻期间确保脱硫系统各类转机的冷却水畅通、流动（即使备用设备的冷却水也应有持续小流量，特别是室外设备），严格监测水温温度，水温较低时，需采用加热措施；对于水冷设备不允许断水运行。

(6)对于室外管道的疏放水必须严格规程规定执行，在管道停运1小时内必须将所有疏放水门(阀)全部打开，并确认疏水放尽后关闭水门。

(7)对建筑物门窗进行全面检查（建议：看到开启的门窗做到随手关闭），对暖通系统进行好检修，做好厂房供暖，确保严重冰冻期间厂房温度正常。无供暖区域的建筑物厂房的门窗也要全部关闭，室外温度低于－6℃时，室内要增加供热设备，保持室内不结冰。

(8)所有备用状态的管路必须要采用清水清洗干净。

(9)无伴热的仪表取样管要增加伴热和保温。（建议：对伴热存在问题加快督促相关专业处理，对现场目前存在破损的保温联系相关维护部门予以恢复，如#6石膏排出泵入口管道、冲洗水系统管道等处）

(10)无伴热脱硫塔除雾器清洗水需增加伴热和保温。(11)压缩空气系统必须配备干燥器，并保持良好投入。

(12)做好供热设备的维护，保证供热系统和伴热系统的安全和良好运行。(13)严格执行设备巡回检查制度，每小时必须到就地巡检一次，发现现场尤其是室外有跑冒滴漏的现象，要及时采取措施或汇报处理，防止结冰现象发生。建议：如对#6PH计等管道泄漏时采用焊接处理的地方，外保温拆除且由于电化学反应，焊缝处容易出现泄漏，应加强检查。

(14)严格检查脱硫区域各类地坑人孔盖、室外地沟盖板的密封程度，防止地坑、地沟内的浆液或者水体发生冻冰。（建议：地坑搅拌器投运）

(15)对于易冻的小型室外泵体，如石灰石供浆泵和脱硫塔石膏排出泵必须准备好整体备用泵。

(16)准备好压缩空气的备用管，尤其是临近驱动设备的细管线，在冰冻期间发生冰冻时及时更换。

(17)准备好室外浆液管路的各种阀门及法兰，供发生冰冻损坏后及时更换。(18)做好防腐、材料、阀门和泵体设备商供应库，对各个厂家的现场人员支持和供货能力进行确认和登记。另外建议：对于废水系统药品储存库内价值约15万元的废水药品（絮凝剂、助凝剂均为英国进口Polymer Technology产品）妥善保管检查，防止冻坏浪费。近期，在废水压滤机厂家再次到现场培训后，将废水全部放掉。

CEMS对环境温度要求较高，暖通及空调投运情况加强检查，挡板门的控制系统要特别注意，防止影响主机的运行。

(二)脱硫系统冷冻期间的维护措施

1.在冰冻期间密切关注制浆、脱硫和脱水系统的各种流量、介质温度和物料量变化，认真做好记录。发现冰冻异常及时上报。

2.对仪表取样管、室外管道、冷却水管的保温和伴热进行检查，不符合要求的进行修补或者加大伴热和增加保温。

3.冰冻期间必须保证空压机良好运行，为避免压缩空气管道冻结，压缩空气储气罐下排污阀每班必须排两次，尽可能保证压缩空气气源水分含量较低。同时，巡检时认真检查压缩空气无热再生干燥器的良好运行，如果发现其干燥效果不佳及时检修处理。

4.GGH蒸汽吹灰管道疏水门每2小时检查排放一次，确认管道内没有积水后再关闭疏水门，防止管道内冻结，影响系统正常运行。

5.检查系统及转动机械的测量仪表、温度元件、接线端子等测量准确、指示正确、无松动、无损坏，保护及联锁无误动、不拒动、联锁正常；作好设备定期试验和轮换运行工作。

6.运行人员在气温低于－6℃时，要做到通水通浆设备的不间断使用。7.检查厂房内配电间、蓄电池间、计算机间、工程师站、控制室等设施、设备的通风、空调工作是否正常；对靠近门窗的设备要重点检查预防，并进行保养和检修维护，保证冰冻期间设备间温度处于正常范围。

8.对户外设备及端子箱特别是变压器要做好防冻防风措施。

9.在运行交接班及班内巡检时，认真检查工艺楼、泵房、风机房内暖气系统正常，门窗关闭严密。人员出进后必须随手关闭大门，发现有门窗损坏或缺玻璃的地方及时采取补救措施。

10.运行人员现场巡检时，要认真检查各转机冷却水是否流动，并增加温度监测和记录。11.冰冻期间拉运石膏时，车辆离开石膏堆料间后，及时关闭石膏堆料间大门，大门要关闭到位，大门底部不能留太大的间隙。联系相关专业确认

12.发生脱硫系统突然断电情况，应立即开启柴油发电机，保障旁路挡板门执行器、脱硫塔搅拌器等关键设备供电，同时人工打开脱硫塔排浆阀门，将脱硫浆液排入事故浆液地坑。

(三)脱硫系统冰冻减灾措施

发生脱硫设备冰冻后，首先确定容易受冰冻损害的设施和设备范围，逐步排查设备损害部位。

1.对于脱硫系统整体突然断电且发生冰冻的情况，首先要保持人工观察和记录，详细记录每天的室外和室内设备冰冻的状况，同时联系脱硫公司和设备维护单位派人到现场，积极协商解决冰冻的方案。

2.对于脱硫塔被冰冻情况，必须打开检修门和人工观察孔，逐一检查除雾器、除雾器清洗水管、喷淋层、喷嘴的冰冻情况，以及脱硫塔的防腐牢固程度，有条件的还要对脱硫浆池设备(搅拌器、氧化空气系统、循环泵滤网等)进行观察和做好观察记录。

3.厂区恢复供电后，按照脱硫控制系统、压缩空气系统、各类执行机构、各类电动阀门、各类挡板门等次序进行检验，从控制系统供电开始，逐步完成执行机构、电动阀门和挡板系统供电。

4.厂区恢复供电后，首先恢复电厂蒸汽和热水供应系统，为化解冰冻设备提供先决条件。

5.对于冰冻的脱硫塔，首先采用热水化解方式，从除雾器冲洗水管路注入热水逐步化解，打开脱硫塔溢出阀或者烟道疏水阀门，将冲洗后的水体(浆液液)排到地沟系统。对于严重冰冻的脱硫塔，可以采用人工热水冲洗方式，从上部到下部逐步冲洗，逐步化解冰冻。

6、对于浆液循环管和脱硫塔，应人工检查防腐脱落情况，存在防腐脱落的应当尽快进行修补。特别注意：防腐制作固化由于对环境温度、湿度要求极高，一般玻璃鳞片不具备在冬季施工条件，故如出现防腐脱落后果将非常严重。

7.脱硫的防腐修补方案必须在整体完成脱硫解除冰冻后进行。化解脱硫塔内部冰冻后采用温水从除雾器到搅拌器(从上到下)进行清洗。防腐修复要迅速完成脱硫塔内部施工架的搭建，在空间空气干燥度负荷要求的条件下，由专业防腐公司完成防腐修补工作。

8.对于冰冻的浆液管路，可采用蒸汽内吹或者热水注入方式加快解决。特别注意：衬胶管道、阀门在结冰后,不允许用火焊及喷灯烘烤,应拆法兰进行疏通，防止造成防腐损坏。

9.对于冰冻的管路法兰，去除结冰后必须重新紧固；对于冻损的管路阀门，需对阀门本体进行更换。

10.对于冰冻的气体管路，可采用外部加温方式加快解决。(四)脱硫系统冰冻修复后的重新启动方案 1.工艺水系统启动

启动前需检查工艺水至各个系统供水管道已经消除冰冻影响。检查工艺水箱外形正常，滤网无堵塞，并有水位指示，溢水管畅通，放水门应严密关闭。

2.石灰石储存系统恢复

检查石灰石仓储、下料、皮带输送系统是否解除了冰冻的影响，依次启动除尘器风机、振动给料机、石灰石仓进料输送机和斗式提升机等设备。

3.石灰石浆液制备系统恢复

检查石灰石浆液制备系统已经恢复良好后，开启石灰石浆液箱工艺水进水门，用工艺水对石灰石浆液箱和磨制系统进行清洗。

检查石灰石球磨机进、出口大瓦冷油器及减速器冷油器工艺冷却水冰冻消除情况，确认系统完好后按照规程启动石灰石浆液磨制系统。

检查石灰石浆液泵和供应石灰石浆管路冰冻解除后，方可启动石灰石浆液泵。

4.脱硫塔冲洗及恢复

在检查脱硫塔内部去除结冰影响，确认脱硫塔内部防腐完好后，开始脱硫塔上水程序。受冰冻影响的脱硫塔需进行一次冲洗。

开启脱硫塔工艺水进水手动门，开启其电动门，投入除雾器冲洗水向脱硫塔上水，达到脱硫塔规定液位。冲洗中需观察除雾器内部无杂质及结冰现象，确认脱硫塔放水水质清洁无杂物后，关闭脱硫塔底部排浆手动门，若脱硫塔内杂物较多，应将脱硫塔内水放尽后，再重新向脱硫塔上水，直至冲洗合格。脱硫塔的恢复先进行脱硫浆液循环泵的启动，启动期间密切关注浆液循环泵电流和脱硫塔液位变化，当连续启动多台泵时，第一台泵启动后，待泵运行正常和脱硫塔液位正常后，方可启动下一台泵。确认氧化空气系统冰冻检修工作结束后，可开启氧化风机出口电动门，并投入氧化风机就地控制。氧化风机初期投入时严密监测压力、电流和声音变化；在脱硫塔进水和配浆过程中，应及时调整氧化风机风量，维持风机电流正常，以保证氧化空气管供气正常。

5.脱硫塔充浆

冷态启动的脱硫塔可向脱硫塔充入浓度约3％的石膏浆液。采用脱硫塔区域集水坑上石膏晶种方式的需检查集水坑无冰冻及搅拌器正常，采用石膏旋流浓缩站上石膏晶种方式的需检查浆液管路是否畅通。若脱硫公用区距脱硫区域较远，建议采用脱硫塔区域集水坑上石膏晶种方式，以加快脱硫系统整体恢复。

6.增压风机的启动

恢复启动前应认真检查润滑油温情况及挡板门执行机构的压缩空气管路系统，检验挡板门驱动系统是否正常，确保油温和压缩空气管路输气状态正常后，依照规程启动增压风机系统。启动中缓慢调整增压风机进入烟气量气，逐渐关闭脱硫旁路挡板，并逐渐增大风机负荷。同时应高度注意检查风机的振动、温度、声音等应无异常。

3、烟尘烟气连续监测系统恢复

连续自动监测系统(简称“CEMS”)恢复措施：(1)抽取式CEMS a.应尽快清理探头或更换过滤器(雨雪冰冻后可能结露)；

b.尽快清理伴热管线或传输管线的冰雪，出现弯折后按规范重新铺直； c.监测小屋内温度，应不低于3℃； d.尾气管线若结冰，应尽快升温除冰； e.重新通标准气体校准系统。(2)直接测量式CEMS a.尽快清理镜头；

b.确保探头和监测小屋内的温度达到系统要求的温度； c.重新校准系统。若供电设施损坏，应尽快使用备用电源，校准后启动系统。4.水质在线监测仪器恢复措施

水质在线监测仪器遭雨雪后可能出现采样管路结冰、蒸馏水、试剂冰冻等现象，应采取如下措施：

(1)采样管路结冰:如环境温度不能保证解冻，可采取伴热管路进行加热解冻。

(2)蒸馏水、试剂冰冻:先断开仪器电源，检查仪器有无结冰，管路有无堵塞现象。待监测站房通电后，开启空调，监测站房室温上升至5℃以上，蒸馏水、试剂完全化冻，管路无堵塞现象后，接通仪器电源，在手动模式下，逐步进行采样、加入试剂和蒸馏水、加热消解、分析等步骤，然后对仪器进行标定，确认监测数据无误后，可进入自动分析模式。

5.实验室分析仪器恢复

(1)全面检查实验室危险品、药品及试剂的损毁情况，确保无泄漏。(2)全面检查仪器设备的管路有无泄漏。

(3)实验室投入运行前，应全面检查电路、水路和气路状况，确保实验室安全运行。

(4)实验室分析仪器恢复运行时，应保证实验室环境温度符合仪器设备安全运行要求的温度。

第四篇：石灰石石膏湿法脱硫工艺流程

石灰石石膏湿法烟气脱硫技术

1、石灰石/石膏湿法烟气脱硫技术特点：

1）．高速气流设计增强了物质传递能力，降低了系统的成本，标准设计烟气流速达到4.0 m/s。2）．技术成熟可靠，多于 55,000 MWe 的湿法脱硫安装业绩。

3）．最优的塔体尺寸，系统采用最优尺寸，平衡了 SO2 去除与压降的关系，使得资金投入和运行成本最低。

4）．吸收塔液体再分配装置，有效避免烟气爬壁现象的产生，提高经济性，降低能耗。从而达到：

脱硫效率高达95%以上，有利于地区和电厂实行总量控制； 技术成熟，设备运行可靠性高（系统可利用率达98%以上）； 单塔处理烟气量大，SO2脱除量大； 适用于任何含硫量的煤种的烟气脱硫；

对锅炉负荷变化的适应性强（30%—100%BMCR）； 设备布置紧凑减少了场地需求； 处理后的烟气含尘量大大减少； 吸收剂(石灰石)资源丰富，价廉易得；

脱硫副产物（石膏）便于综合利用，经济效益显著；

2、系统基本工艺流程

石灰石（石灰）/石膏湿法脱硫工艺系统主要有：烟气系统、吸收氧化系统、浆液制备系统、石膏脱水系统、排放系统组成。其基本工艺流程如下：

锅炉烟气经电除尘器除尘后，通过增压风机、GGH(可选)降温后进入吸收塔。在吸收塔内烟气向上流动且被向下流动的循环浆液以逆流方式洗涤。循环浆液则通过喷浆层内设置的喷嘴喷射到吸收塔中，以便脱除SO2、SO3、HCL和HF，与此同时在“强制氧化工艺”的处理下反应的副产物被导入的空气氧化为石膏（CaSO42H2O），并消耗作为吸收剂的石灰石。循环浆液通过浆液循环泵向上输送到喷淋层中，通过喷嘴进行雾化，可使气体和液体得以充分接触。每个泵通常与其各自的喷淋层相连接，即通常采用单元制。

在吸收塔中，石灰石与二氧化硫反应生成石膏，这部分石膏浆液通过石膏浆液泵排出，进入石膏脱水系统。脱水系统主要包括石膏水力旋流器（作为一级脱水设备）、浆液分配器和真空皮带脱水机。经过净化处理的烟气流经两级除雾器除雾，在此处将清洁烟气中所携带的浆液雾滴去除。同时按特定程序不时地用工艺水对除雾器进行冲洗。进行除雾器冲洗有两个目的，一是防止除雾器堵塞，二是冲洗水同时作为补充水，稳定吸收塔液位。

在吸收塔出口，烟气一般被冷却到46—55℃左右，且为水蒸气所饱和。通过GGH将烟气加热到80℃以上，以提高烟气的抬升高度和扩散能力。最后，洁净的烟气通过烟道进入烟囱排向大气。石灰石（石灰）/石膏湿法脱硫工艺流程图

3、脱硫过程主反应

1）SO2 + H2O → H2SO3 吸收

2）CaCO3 + H2SO3 → CaSO3 + CO2 + H2O 中和 3）CaSO3 + 1/2 O2 → CaSO4 氧化

4）CaSO3 + 1/2 H2O → CaSO3•1/2H2O 结晶 5）CaSO4 + 2H2O → CaSO4 •2H2O 结晶 6）CaSO3 + H2SO3 → Ca(HSO3)2 pH 控制

同时烟气中的HCL、HF与CaCO3的反应，生成CaCl2或CaF2。吸收塔中的pH值通过注入石灰石浆液进行调节与控制，一般pH值在5.5—6.2之间。

4、主要工艺系统设备及功能 1）烟气系统

烟气系统包括烟道、烟气挡板、密封风机和气—气加热器（GGH）等关键设备。吸收塔入口烟道及出口至挡板的烟道，烟气温度较低，烟气含湿量较大，容易对烟道产生腐蚀，需进行防腐处理。

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。前者安装在FGD系统的进出口，它是由双层烟气挡板组成，当关闭主烟道时，双层烟气挡板之间连接密封空气，以保证FGD系统内的防腐衬胶等不受破坏。旁路挡板安装在原锅炉烟道的进出口。当FGD系统运行时，旁路烟道关闭，这时烟道内连接密封空气。旁路烟气挡板设有快开机构，保证在FGD系统故障时迅速打开旁路烟道，以确保锅炉的正常运行。经湿法脱硫后的烟气从吸收塔出来一般在46—55℃左右，含有饱和水汽、残余的SO2、SO3、HCl、HF、NOX，其携带的SO42-、SO32-盐等会结露，如不经过处理直接排放，易形成酸雾，且将影响烟气的抬升高度和扩散。为此湿法FGD系统通常配有一套气—气换热器（GGH）烟气再热装置。气—气换热器是蓄热加热工艺的一种，即常说的GGH。它用未脱硫的热烟气（一般130～150℃）去加热已脱硫的烟气，一般加热到80℃左右，然后排放，以避免低温湿烟气腐蚀烟道、烟囱内壁，并可提高烟气抬升高度。烟气再热器是湿法脱硫工艺的一项重要设备，由于热端烟气含硫最高、温度高，而冷端烟气温度低、含水率大，故气—气换热器的烟气进出口均需用耐腐蚀材料，如搪玻璃、柯登钢等，传热区一般用搪瓷钢。

另外，从电除尘器出来的烟气温度高达130～150℃，因此进入FGD前要经过GGH降温器降温，避免烟气温度过高，损坏吸收塔的防腐材料和除雾器。2）吸收系统

吸收系统的主要设备是吸收塔，它是FGD设备的核心装置，系统在塔中完成。

第五篇：湿法脱硫项目可行性研究报告

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湿法脱硫项目可行性研究报告

湿法脱硫，特点是脱硫系统位于烟道的末端、除尘器之后，脱硫过程的反应温度低于露点，所以脱硫后的烟气需要再加热才能排出。由于是气液反应，其脱硫反应速度快、效率高、脱硫添加剂利用率高，如用石灰做脱硫剂时，当Ca/S=1时，即可达到90%的脱硫率，适合大型燃煤电站的烟气脱硫。但是，湿法烟气脱硫存在废水处理问题，初投资大，运行费用也较高。

湿法脱硫大致可以分为以下两种： 石灰石/石膏法

该技术与抛弃法的区别在于向吸收塔的浆液中鼓入空气，强制使CaSO3都氧化为CaSO4(石膏），脱硫的副产品为石膏。同时鼓入空气产生了更为均匀的浆液，易于达到90 %的脱硫率，并且易于控制结垢与堵塞。由于石灰石价格便宜，并易于运输与保存，因而自8 0年代以来石灰石已经成为石膏法的主要脱硫剂。当今国内外选择火电厂烟气脱硫设备时，石灰石/石膏强制氧化系统成为优先选择的湿法烟气脱硫工艺。

石灰石/石膏法的主要优点是：适用的煤种范围广、脱硫效率高（有的装置Ca/S=1时，脱硫效率大于90%）、吸收剂利用率高（可大于90%）、设备运转率高（可达90%以上）、工作的可靠性高（目前最成熟的烟气脱硫工艺）、脱硫剂—石灰石来源丰富且廉价。但是石灰石/石膏法的缺点也是比较明显的：初期投资费用报告用途：发改委立项、政府申请资金、政府申请土地、银行贷款、境内外融资等

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太高、运行费用高、占地面积大、系统管理操作复杂、磨损腐蚀现象较为严重、副产物—石膏很难处理（由于销路问题只能堆放）、废水较难处理。

石灰石/石灰抛弃法

以石灰石或石灰的浆液作脱硫剂，在吸收塔内对SO2烟气喷淋洗涤，使烟气中的SO2反应生成CaSO3和CaSO4，这个反应关键是Ca2+的形成。石灰石系统Ca2+的产生与H+的浓度和CaCO3的存在有关；而在石灰系统中，Ca2+的生产与CaO的存在有关。石灰石系统的最佳操作PH值为5.8—6.2，而石灰系统的最佳PH值约为8（美国国家环保局）。

石灰石/石灰抛弃法的主要装置由脱硫剂的制备装置、吸收塔和脱硫后废弃物处理装 置组成。其关键性的设备是吸收塔。对于石灰石/石灰抛弃法，结垢与堵塞是最大问题，主要原因在于：溶液或浆液中的水分蒸发而使固体沉积：氢氧化钙或碳酸钙沉积或结晶析出；反应产物亚硫酸钙或硫酸钙的结晶析出等。所以吸收洗涤塔应具有持液量大、气液间相对速度高、气液接触面大、内部构件少、阻力小等特点。洗涤塔主要有固定填充式、转盘式、湍流塔、文丘里洗涤塔和道尔型洗涤塔等，它们各有优缺点，脱硫效率高的往往操作的可靠性最差。脱硫后固体废弃物的处理也是石灰石/石灰抛弃法的一个很大的问题，目前主要有回 填法和不渗透地存储法，都需要占用很大的土地面积。由于以上的缺点，报告用途：发改委立项、政府申请资金、政府申请土地、银行贷款、境内外融资等

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石灰石/石灰抛弃法已被石灰石/石膏法所取代。

提高脱硫效率方法

随着我国对热电厂二氧化硫排放标准的不断提高，且燃煤的含硫量也比以前有所增加，现有的湿法脱硫机组已经不能满足相关要求。要进一步提高脱硫效率，就要在脱硫的过程中加入LY-WS脱硫添加剂、LY-WS脱硫催化剂、LY-WS脱硫增效剂等，使得二氧化硫排放标准符合国家要求。

湿法脱硫系统的常用名词 1.脱硫效率

烟气脱硫系统脱除SO2的能力，在数值上等于单位时间内烟气脱硫系统脱除得SO2量与进入脱硫系统时烟气中得SO2量之比。

2.钙硫比

投入脱硫系统中钙基吸收剂与脱硫系统脱除的SO2摩尔数之比，它同时表示脱硫系统在达到一定脱硫效率时所需要的脱硫吸收剂的过量程度。

3.液气比

单位体积烟气流量在脱硫吸收塔中用于循环的碱性浆液的体积流量，它在数值上等于单位时间内吸收剂浆液喷淋量和单位时间内脱硫吸收塔入口的标准状态湿烟气体积流量之比。

4.吸收塔

湿法脱硫系统中最核心的设备和主反应钢制容器，烟气中报告用途：发改委立项、政府申请资金、政府申请土地、银行贷款、境内外融资等

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SO2的脱除反应与石膏的生成均在此进行。

5.FGD “FLUE GAS DESULFURIZATION”的简称，意即烟气脱硫。6.GGH “GAS-GAS HEATER”的简称，即气－气换热器。其作用主要是提高脱硫后烟气的温度，通过提升温度，增加脱硫后烟气的浮力和扩散能力，降低烟羽的可见度，减少烟囱中的液滴冷凝，避免脱硫塔下游烟道和烟囱发生腐蚀。

7.旁路烟道

主烟道的旁路挡板门至烟囱入口部分，所谓”旁路“，是相对于脱硫系统烟道而言。

8.原烟道

未经脱硫处理的烟气（原烟气）所流经的FGD系统烟道，其界限为脱硫系统中自主烟道取风口至吸收塔入口。

9.净烟道

经过吸收塔脱硫处理之后的烟气（净烟气）所流经的FGD系统烟道，其界限为脱硫系统中自吸收塔出口至主烟道脱硫入风口。

10.PLC “ProgrammableLogic Controller”的简称，意即“可编程序逻辑控制器”。其作用是采用可编程序的存贮器，在其内部存贮执行逻辑运算、顺序控制、定时、计数和算术运算等操作的指报告用途：发改委立项、政府申请资金、政府申请土地、银行贷款、境内外融资等

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令，并通过数字量、模拟量的输入和输出，控制各种类型的机械或生产过程。

11.DCS “Distributed Control System ”的简称，意即“分散控制系统”，是脱硫岛热工自动化系统的中枢。运行人员通过DCS系统采集现场仪表所提供的现场数据，并通过DCS系统向就地各个设备发送指令，调整状态，保持脱硫岛的正常运行。

12.高、低压电机

即额定电压为高压或低压等级的电动机。额定功率低于200kW的电动机属于低压电机，额定功率为200kW（含）以上的电动机属于高压电机（6kV、10kV）。

13.CEMS “Continuous Emission Monitoring System ”的简称，意即“烟气连续排放监测系统”。其作用是主要监测燃煤、燃油释放的颗粒物、二氧化硫、氮氧化物等污染物，为环境管理、环境监测、排污收费、污染物治理、改善大气质量以及实施污染物总量排放控制提供可靠的依据。

另：提供国家发改委甲、乙、丙级资质

北京智博睿信息咨询有限公司 www.xiexiebang.com www.xiexiebang.com 可行性研究报告大纲（具体可根据客户要求进行调整）

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第一章 研究概述 第一节 研究背景与目标 第二节 研究的内容 第三节 研究方法 第四节 数据来源 第五节 研究结论

一、市场规模

二、竞争态势

三、行业投资的热点

四、行业项目投资的经济性 第二章 湿法脱硫项目总论 第一节 湿法脱硫项目背景

一、湿法脱硫项目名称

二、湿法脱硫项目承办单位

三、湿法脱硫项目主管部门

四、湿法脱硫项目拟建地区、地点

五、承担可行性研究工作的单位和法人代表

六、研究工作依据

七、研究工作概况 第二节 可行性研究结论

一、市场预测和项目规模

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二、原材料、燃料和动力供应

三、选址

四、湿法脱硫项目工程技术方案

五、环境保护

六、工厂组织及劳动定员

七、湿法脱硫项目建设进度

八、投资估算和资金筹措

九、湿法脱硫项目财务和经济评论

十、湿法脱硫项目综合评价结论 第三节 主要技术经济指标表 第四节 存在问题及建议

第三章 湿法脱硫项目投资环境分析 第一节 社会宏观环境分析 第二节 湿法脱硫项目相关政策分析

一、国家政策

二、湿法脱硫项目行业准入政策

三、湿法脱硫项目行业技术政策 第三节 地方政策

第四章 湿法脱硫项目背景和发展概况

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第一节 湿法脱硫项目提出的背景

一、国家及湿法脱硫项目行业发展规划

二、湿法脱硫项目发起人和发起缘由 第二节 湿法脱硫项目发展概况

一、已进行的调查研究湿法脱硫项目及其成果

二、试验试制工作情况

三、厂址初勘和初步测量工作情况

四、湿法脱硫项目建议书的编制、提出及审批过程 第三节 湿法脱硫项目建设的必要性

一、现状与差距

二、发展趋势

三、湿法脱硫项目建设的必要性

四、湿法脱硫项目建设的可行性 第四节 投资的必要性

第五章 湿法脱硫项目行业竞争格局分析 第一节 国内生产企业现状

一、重点企业信息

二、企业地理分布

三、企业规模经济效应

四、企业从业人数

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第二节 重点区域企业特点分析

一、华北区域

二、东北区域

三、西北区域

四、华东区域

五、华南区域

六、西南区域

七、华中区域

第三节 企业竞争策略分析

一、产品竞争策略

二、价格竞争策略

三、渠道竞争策略

四、销售竞争策略

五、服务竞争策略

六、品牌竞争策略

第六章 湿法脱硫项目行业财务指标分析参考 第一节 湿法脱硫项目行业产销状况分析 第二节 湿法脱硫项目行业资产负债状况分析 第三节 湿法脱硫项目行业资产运营状况分析 第四节 湿法脱硫项目行业获利能力分析 第五节 湿法脱硫项目行业成本费用分析

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第七章 湿法脱硫项目行业市场分析与建设规模 第一节 市场调查

一、拟建 湿法脱硫项目产出物用途调查

二、产品现有生产能力调查

三、产品产量及销售量调查

四、替代产品调查

五、产品价格调查

六、国外市场调查

第二节 湿法脱硫项目行业市场预测

一、国内市场需求预测

二、产品出口或进口替代分析

三、价格预测

第三节 湿法脱硫项目行业市场推销战略

一、推销方式

二、推销措施

三、促销价格制度

四、产品销售费用预测

第四节 湿法脱硫项目产品方案和建设规模

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一、产品方案

二、建设规模

第五节 湿法脱硫项目产品销售收入预测

第八章 湿法脱硫项目建设条件与选址方案 第一节 资源和原材料

一、资源评述

二、原材料及主要辅助材料供应

三、需要作生产试验的原料

第二节 建设地区的选择

一、自然条件

二、基础设施

三、社会经济条件

四、其它应考虑的因素 第三节 厂址选择

一、厂址多方案比较

二、厂址推荐方案

第九章 湿法脱硫项目应用技术方案 第一节 湿法脱硫项目组成 第二节 生产技术方案

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一、产品标准

二、生产方法

三、技术参数和工艺流程

四、主要工艺设备选择

五、主要原材料、燃料、动力消耗指标

六、主要生产车间布置方案 第三节 总平面布置和运输

一、总平面布置原则

二、厂内外运输方案

三、仓储方案

四、占地面积及分析 第四节 土建工程

一、主要建、构筑物的建筑特征与结构设计

二、特殊基础工程的设计

三、建筑材料

四、土建工程造价估算 第五节 其他工程

一、给排水工程

二、动力及公用工程

三、地震设防

四、生活福利设施

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第十章 湿法脱硫项目环境保护与劳动安全 第一节 建设地区的环境现状

一、湿法脱硫项目的地理位置

二、地形、地貌、土壤、地质、水文、气象

三、矿藏、森林、草原、水产和野生动物、植物、农作物

四、自然保护区、风景游览区、名胜古迹、以及重要政治文化设施

五、现有工矿企业分布情况

六、生活居住区分布情况和人口密度、健康状况、地方病等情况

七、大气、地下水、地面水的环境质量状况

八、交通运输情况

九、其他社会经济活动污染、破坏现状资料

十、环保、消防、职业安全卫生和节能 第二节 湿法脱硫项目主要污染源和污染物

一、主要污染源

二、主要污染物

第三节 湿法脱硫项目拟采用的环境保护标准 第四节 治理环境的方案

一、湿法脱硫项目对周围地区的地质、水文、气象可能产生的影响

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二、湿法脱硫项目对周围地区自然资源可能产生的影响

三、湿法脱硫项目对周围自然保护区、风景游览区等可能产生的影响

四、各种污染物最终排放的治理措施和综合利用方案

五、绿化措施，包括防护地带的防护林和建设区域的绿化 第五节 环境监测制度的建议 第六节 环境保护投资估算 第七节 环境影响评论结论 第八节 劳动保护与安全卫生

一、生产过程中职业危害因素的分析

二、职业安全卫生主要设施

三、劳动安全与职业卫生机构

四、消防措施和设施方案建议

第十一章 企业组织和劳动定员 第一节 企业组织

一、企业组织形式

二、企业工作制度

第二节 劳动定员和人员培训

一、劳动定员

二、年总工资和职工年平均工资估算

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三、人员培训及费用估算

第十二章 湿法脱硫项目实施进度安排 第一节 湿法脱硫项目实施的各阶段

一、建立 湿法脱硫项目实施管理机构

二、资金筹集安排

三、技术获得与转让

四、勘察设计和设备订货

五、施工准备

六、施工和生产准备

七、竣工验收

第二节 湿法脱硫项目实施进度表

一、横道图

二、网络图

第三节 湿法脱硫项目实施费用

一、建设单位管理费

二、生产筹备费

三、生产职工培训费

四、办公和生活家具购置费

五、勘察设计费

六、其它应支付的费用

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第十三章 投资估算与资金筹措 第一节 湿法脱硫项目总投资估算

一、固定资产投资总额

二、流动资金估算 第二节 资金筹措

一、资金来源

二、湿法脱硫项目筹资方案 第三节 投资使用计划

一、投资使用计划

二、借款偿还计划

第十四章 财务与敏感性分析 第一节 生产成本和销售收入估算

一、生产总成本估算

二、单位成本

三、销售收入估算 第二节 财务评价 第三节 国民经济评价 第四节 不确定性分析

第五节 社会效益和社会影响分析

一、湿法脱硫项目对国家政治和社会稳定的影响

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二、湿法脱硫项目与当地科技、文化发展水平的相互适应性

三、湿法脱硫项目与当地基础设施发展水平的相互适应性

四、湿法脱硫项目与当地居民的宗教、民族习惯的相互适应性

五、湿法脱硫项目对合理利用自然资源的影响

六、湿法脱硫项目的国防效益或影响

七、对保护环境和生态平衡的影响

第十五章 湿法脱硫项目不确定性及风险分析 第一节 建设和开发风险 第二节 市场和运营风险 第三节 金融风险 第四节 政治风险 第五节 法律风险 第六节 环境风险 第七节 技术风险

第十六章 湿法脱硫项目行业发展趋势分析

第一节 我国湿法脱硫项目行业发展的主要问题及对策研究

一、我国湿法脱硫项目行业发展的主要问题

二、促进湿法脱硫项目行业发展的对策 第二节 我国湿法脱硫项目行业发展趋势分析

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第三节 湿法脱硫项目行业投资机会及发展战略分析

一、湿法脱硫项目行业投资机会分析

二、湿法脱硫项目行业总体发展战略分析 第四节 我国 湿法脱硫项目行业投资风险

一、政策风险

二、环境因素

三、市场风险

四、湿法脱硫项目行业投资风险的规避及对策

第十七章 湿法脱硫项目可行性研究结论与建议 第一节 结论与建议

一、对推荐的拟建方案的结论性意见

二、对主要的对比方案进行说明

三、对可行性研究中尚未解决的主要问题提出解决办法和建议

四、对应修改的主要问题进行说明，提出修改意见

五、对不可行的项目，提出不可行的主要问题及处理意见

六、可行性研究中主要争议问题的结论

第二节 我国湿法脱硫项目行业未来发展及投资可行性结论及建议

第十八章 财务报表

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第一节 资产负债表 第二节 投资受益分析表 第三节 损益表

第十九章 湿法脱硫项目投资可行性报告附件 1、湿法脱硫项目位置图 2、主要工艺技术流程图 3、主办单位近5 年的财务报表、湿法脱硫项目所需成果转让协议及成果鉴定 5、湿法脱硫项目总平面布置图 6、主要土建工程的平面图 7、主要技术经济指标摘要表 8、湿法脱硫项目投资概算表 9、经济评价类基本报表与辅助报表 10、现金流量表 11、现金流量表 12、损益表、资金来源与运用表 14、资产负债表 15、财务外汇平衡表 16、固定资产投资估算表

报告用途：发改委立项、政府申请资金、政府申请土地、银行贷款、境内外融资等

北京智博睿信息咨询有限公司 www.xiexiebang.com、流动资金估算表 18、投资计划与资金筹措表 19、单位产品生产成本估算表 20、固定资产折旧费估算表 21、总成本费用估算表、产品销售（营业）收入和销售税金及附加估算表

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