湿式FGD中的防护材料

第一篇：湿式FGD中的防护材料

湿式FGD中的防护材料

目前用于湿式FGD中的防护材料有：橡胶、合金钢或复合钢板、砖板、胶泥、玻璃钢、鳞片涂料等。1.橡胶装置

由于橡胶具有良好的化学稳定性和相对低的价格，长期以来被人们用于防腐场合。研究表明，丁基橡胶具有相对较低的渗透系数和更高的化学稳定性，能阻止水蒸气、氧气和二氧化硫的扩散，并且耐磨损，因而更适用于湿法FGD工艺。如：丁基橡胶、溴化丁基橡胶和氯化丁基橡胶在FGD领域得到了许多应用。德国等欧洲国家倾向于在吸收塔内表面使用橡胶衬里。其中，德国陶瓷化学有限公司（KCH）将橡胶衬里应用于FGD的内衬防腐已有近三十年的历史。中德合资的武汉KCH公司自1996年成立以来，应用KCH的橡胶衬里技术，已成功完成了杭州半山电厂等烟道脱硫工程。2.合金钢与复合钢板

一般的不锈钢和耐酸钢材难于抵御脱硫系统中的强腐蚀。国外经过多年的研究，最后确认镍基合金适合于在FGD中使用。目前，美国主要利用镍基合金或碳钢内覆高镍合金板的方法。与非金属衬里的复合材料相比，镍合金在内应力、抗介质的渗透及施工质量的保证上有优势，但耐蚀性不如橡胶和鳞片涂料，且价格十分昂贵。

3.胶泥和砖板衬里

腐蚀砖板衬里是在金属或混凝土设备的内壁以耐腐蚀胶泥衬砌耐腐蚀砖板，使腐蚀介质与设备基体隔离，从而达到设备免遭腐蚀的防腐蚀技术。砖板衬里具有耐腐蚀性好、机械强度大等优点。我国耐腐蚀砖板衬里技术发展于50年代，多年来积累了丰富的设计、施工经验，研制开发了一些性能优良的耐腐蚀砖板与胶泥。目前，我国用于FGD的砖板主要是花岗岩和铸石板。这种所谓的麻石除尘脱硫设备的主要缺点是衬里层厚、施工笨重、抗震性差和操作施工期长。

砖板衬里所用的粘合剂俗称胶泥，它由粘结剂、固化剂、耐蚀填料及添加剂等组成。目前国内外常用的耐腐蚀胶泥有无机硅酸盐胶泥和树脂胶泥二大类产品。目前国内也有在FGD直接采用无机胶泥，即俗称水玻璃铸石涂料用于FGD内衬防腐的案例，但由于无机胶泥密封性差，收缩较大，因此在施工中为了提高衬里的强度，一般都用龟甲网加固。这种衬里的设计厚度一般在3cm左右，施工繁杂，可靠性较低，目前正逐渐被树脂胶泥所替代。4.玻璃钢

玻璃钢是发展较早的一种复合材料，具有轻质、高强、绝缘、耐腐蚀、保温等性能特点，材料性能可设计，制品可一次性成型，成品维修较为方便。玻璃钢用于制作烟气脱硫装置始于二十世纪70年代，尤其是乙烯基酯树脂的诞生，进一步提高了玻璃钢的耐腐性能、物理性能以及耐热性。大直径玻璃钢缠绕技术的问世，使玻璃钢在脱硫装置中得到了实际应用。

与发达国家相比，我国用于烟气脱硫系统的玻璃钢制品还比较少，主要是缺少相关的制造技术和评价方法。连云港连众玻璃钢集团于1995年从美国引进了用于生产大直径玻璃钢制品的现场缠绕机，并于1996年首次在国内制作整套烟气脱硫装置取得成功。5.高性能防腐蚀涂料

高性能涂料，又称之为重防腐蚀涂料（Heavy duty Coating）或者长效防腐蚀涂料，是指能够在恶劣的腐蚀环境中长期防腐蚀的一种涂料。目前，国内外生产的高性能涂料一般都是鳞片涂料。鳞片涂料是以极薄的耐蚀鳞片（玻璃鳞片、不锈钢鳞片等）为骨料，以耐蚀树脂作为粘结剂所制成的一种高效防腐涂料，其结构具有独特的抗渗性能。由于此类鳞片涂料和由此制成的鳞片衬里的防腐蚀性能优良、施工简便、使用年限长、维护费用少，因而，此项技术在近二十年来受到美、英、德、法、日等发达国家的普遍重视，并已开发出多种性能良好的重防腐蚀材料，广泛应用于烟气脱硫装置，取得了明显的经济效果。

随着我国大量引进国外的先进技术，高性能防腐涂料作为FGD中的防腐内衬技术也开始进入我国。近十多年来仅日本富士树脂株式会社，就在我国承接了三十多项发电厂和石油化工厂的FGD的防腐内衬的施工。此外，日本东洋株式会社的鳞片胶泥，德国BASF公司的Keraflake鳞片涂料等在大型的FGD的防腐内衬上也有许多的应用范例。成功应用于FGD设备防腐的国内高性能涂料品种主要有：中国航天科工集团三院三十一所生产的GFT高性能防腐蚀涂料、上海理工大学生产的VEGF鳞片胶泥等。

高性能防腐蚀涂料按所采用的树脂可分为环氧树脂、不饱和树脂和聚脂树脂、乙烯基酯树脂、聚氨脂树脂等品种。所采用的耐蚀鳞片有玻璃鳞片、不锈钢鳞片、云母鳞片和石墨鳞片等。按涂料粘度可分为鳞片涂料、鳞片厚浆涂料和鳞片胶泥三种。FGD中的防腐涂层的厚度一般为2mm左右。

与橡胶衬里相比，鳞片涂层具有明显的优点。首先，在施工方法上鳞片涂料要较橡胶衬里简单，修补方便。其次，耐温性方面比橡胶衬里高得多，具有突出的优势。鳞片涂层和橡胶衬里的耐磨性对比研究表明，在有腐蚀介质的情况下，橡胶的耐磨性能急剧下降，而鳞片涂层的耐磨性却几乎保持不变。20多年的应用实践表明，鳞片涂料衬里是FGD设备防护最为经济有效和可靠的方法。

第二篇：湿式电除尘技术培训材料

湿式电除尘新技术培训材料

当前，我国环境状况总体恶化的趋势尚未得到根本遏制，环境矛盾日益凸显，环保压力持续加大。部分区域和城市大气雾霾现象突出，许多地区主要污染物排放量超过环境容量。今年以来，各级政府陆续出台多项政策措施，下大力气治理PM2.5，改善空气质量。

湿式电除尘器在满足超低排放、治理PM2.5方面的效果得到业内专家一致认可，环境保护部在《环境空气细颗粒物污染防治技术政策(试行)》(征求意见稿)中明确指出：鼓励火电企业采用湿式电除尘等新技术，防止脱硫造成的“石膏雨”污染。

作为一种先进的烟气治理技术，湿式电除尘技术在欧洲、美国、日本等国家已得到广泛应用且效果良好。国内企业自主开发的湿式电除尘技术，已在燃煤电厂取得成功应用。上海长兴岛第二发电厂燃煤锅炉湿法脱硫后改造工程配套湿式电除尘器，出口粉尘排放浓度仅为6.1mg/m3，引起业界高度关注。我国也有环保企业引进国外的湿式电除尘技术，并有多家电厂签订湿式电除尘器合同，最大配套机组为1000MW。相信随着湿式电除尘技术在我国的推广应用，其必将成为燃煤电厂满足超低排放、治理PM2.5的有力武器。大气环境形势严峻，PM2.5控制势在必行

《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223—2011)中规定，一般地区燃煤锅炉烟囱烟尘排放限值30mg/m3，重点地区燃煤锅炉烟囱烟尘排放限值20mg/m3，汞及其化合物污染物排放限值0.03mg/m3。

根据新修订的《环境空气质量标准》(GB3095—2012)，将PM2.5纳入强制监测范畴，并明确规定了时间要求，到2015年，在我国所有地级以上城市开展PM2.5监测；2016年，各地都要按照新修订的标准监测和评价环境空气质量状况，并向社会发布结果。

国务院在《重点区域大气污染防治“十二五”规划》的批复意见中明确指出：到2015年，重点区域工业烟粉尘排放量下降10%；可吸入颗粒物(PM10)、细颗粒物(PM2.5)年均浓度分别下降10%、5%。其中，京津冀、长三角、珠三角等13个重点区域将PM2.5细颗粒物纳入考核指标，细颗粒物年均浓度下降6%；上述区域复合型大气污染要得到有效控制，酸雨、灰霾和光化学烟雾污染明显减少。

新标准、严要求，是基于我国严峻的大气环境形势。近年来，在传统煤烟型污染尚未得到控制的情况下，以臭氧、细颗粒物(PM2.5)和酸雨为特征的区域性复合型大气污染日益突出，区域内空气重污染现象大范围同时出现的频次日益增多，严重制约社会经济可持续发展，威胁人民群众身体健康。

实施控制细颗粒物及前体污染物排放的重点领域包括工业污染源、移动污染源、生活污染源、农业污染源、各种施工工地、各种粉状物料贮存场等。其中工业污染源包括：火电、钢铁、建材、化工、炼油、有色冶金、各种锅炉和窑炉、各种废物焚烧装置、各种表面喷涂装置等。2005年的研究资料显示，燃煤电厂直接排放的PM2.5约占全国PM2.5排放量的10%左右，加之由燃煤产生的二次颗粒物，燃煤电厂排放PM2.5占全国PM2.5比例还会更高。

大气环境形势严峻，燃煤电厂对细微颗粒的控制势在必行。多一道把关设备，实现燃煤电厂终端控制

目前，国内燃煤电厂锅炉尾部现有的烟气治理岛工艺流程一般是由脱硝、除尘器、湿法脱硫组成，烟气从湿法脱硫后直接进入烟囱，如图1所示。脱硝负责脱除NOx，除尘器负责烟尘治理，湿法脱硫负责脱除SOx。

然而，脱硝设备工作时，在催化剂的作用下，伴有SO2转化为SO3的副反应，使烟气中的SO3含量大为增加。作为脱硝还原剂注入烟气中的NH3，在实际运行中会产生部分逃逸。但在现行工艺流程中，SO3和逃逸的NH3并不能得到有效去除。

对于湿法脱硫，一方面，通过脱硫浆液的洗涤作用可脱除烟气中的部分颗粒物；另一方面，由于存在脱硫浆液雾化夹带、脱硫产物结晶析出，也会形成PM2.5。脱硫塔对SO3的去除率很低，SO3以气溶胶的形式随烟气排出。吸收塔顶部设置的机械式除雾器对水雾、烟尘、重金属和气溶胶粒子的脱除能力有限。由于大量SO3的存在，进入烟囱的湿烟气处于酸露点以下，其冷凝液对烟囱造成腐蚀。因为现有湿法脱硫系统去除PM2.5细颗粒物的能力很弱，对汞和SO3气溶胶等的脱除也有限，从而导致烟囱风向的下游经常出现“酸雨”、“石膏雨”等现象，或是有长长烟尾的“蓝烟”现象。

上述分析表明，在燃煤电厂传统工艺流程中，烟尘控制主要靠湿法脱硫前端的除尘装置实现，但不能控制后端湿法脱硫产生的细微颗粒粉尘。因此，无论除尘装置的除尘效率有多高、湿法脱硫能除去多少前端逃逸的烟尘，烟囱排放也一定包含湿法脱硫洗涤之后仍未脱除的前端逃逸烟尘、湿法脱硫自身产生并排出的PM2.5细微颗粒物和气溶胶。现行湿法脱硫工艺允许排出的雾滴含量是75mg/m3，其含固率约为20%，这意味着，现行湿法脱硫工艺容许排出的粉尘浓度就达到15mg/m3。烟囱排放要实现国家标准要求的30mg/m3或20mg/m3，在保证除尘装置除尘效率的基础上，还要尽量减少脱硫工艺产生的细颗粒物。

在目前的烟气治理岛工艺流程中，湿法脱硫之后没有对脱硫工艺产生的细颗粒物进行控制，还有烟尘、PM2.5、SO3、汞及重金属等多种污染物直接从烟囱排出，处于一种自由开放状态。因此，在湿法脱硫装置之后，需要再有一道把关设备，湿式电除尘器是最佳选择。

图1 国内燃煤电厂锅炉尾部现有的烟气治理岛的工艺流程 实现超低排放，消烟除尘一劳永逸

湿式电除尘器的工作原理与干式电除尘器类似，在湿式电除尘器中，水雾使粉尘凝并，并与粉尘在电场中一起荷电，一起被收集，收集到极板上的水雾形成水膜，水膜使极板清灰，保持极板洁净。同时由于烟气温度降低及含湿量增高，粉尘比电阻大幅度下降，因此湿式电除尘器的工作状态非常稳定。由于湿式电除尘器采用水流冲洗，没有振打装置，不会产生二次扬尘。根据国外相关文献，湿式电除尘器对酸雾、有毒重金属以及PM10，尤其是PM2.5的微细粉尘有良好的脱除效果。所以，可以使用湿式电除尘器来控制电厂SO3酸雾，同时还具有联合脱除多种污染物的功能。

湿式电除尘器能够解决湿法脱硫带来的石膏雨、蓝烟问题，缓解下游烟道、烟囱的腐蚀，节约防腐成本。其性能稳定可靠、效率高，可有效收集微细颗粒物(PM2.5粉尘、SO3酸雾、气溶胶)、重金属(Hg、As、Se、Pb、Cr)、有机污染物(多环芳烃、二恶英)等，烟尘排放可达10mg/m3甚至5mg/m3以下，实现超低排放，彻底解决烟囱排放问题，达到“一劳永逸”的效果。

企业自主研发，核心技术关键难题有突破

上个世纪，国内已将湿式电除尘器应用于硫酸和冶金工业生产中。到目前为止，国内冶金工业还有使用湿式电除尘器的案例，其粉尘出口排放一直处于10mg/Nm3以下。由于湿式电除尘器存在腐蚀、污泥、污水等需要再处理的问题，加上当时国家对大气污染物排放标准要求比较低，湿式电除尘器没有在电力行业得到推广应用。

面对日益严峻的细微颗粒物污染问题，国内各大环保企业主动出击，有的自主研发，有的采用引进技术。在国内，湿式电除尘技术的自主研发已取得了可喜的成绩，不仅在核心技术上实现了突破，还迅速展开了工业应用，积累了宝贵经验。

湿式电除尘器的研发得到科技部的高度重视和大力支持，被列入国家863计划《燃煤电站PM2.5新型湿式电除尘技术与装备》课题，由高等院校完成湿式电除尘器理论方面的研究，企业完成湿式电除尘器应用方面的研究。

理论研究着重解决PM2.5的测试方法、湿法脱硫产物与湿法脱硫工艺过程的关系、湿法脱硫产物的物理特性、电场规律和收集性能等问题；应用研究着重解决湿式电除尘器的结构、极配、材料选择、防腐、水膜的均匀分布、水循环利用、高低压配套供电、加工工艺、安装工艺等问题。

通过理论研究和应用研究，创造出具有自主知识产权、适合中国国情的性能优越、价格低廉的新型湿式电除尘器，并完成300MW(含)以上等级机组的新型湿式电除尘器示范工程，形成新型湿式电除尘的各项专利、行业标准等，从而填补国内大型湿式电除尘技术和产品的空白。863计划的实施完成，将使中国的湿式电除尘器技术达到更高水平。

为实现863计划，迅速掌握湿式电除尘器的核心技术，企业自主设计制造了国内领先的全尺寸湿式电除尘器综合实验台(见图2所示)，用以研究湿式电除尘器的极配、特殊结构、喷淋系统、水膜形成、抗结露、配套高压供电等关键技术。通过实验，获得了许多关键的设计参数，同时建立了湿法脱硫模拟实验台，模拟湿法脱硫后的烟气工况下湿式电除尘器的工作性能。

影响湿式电除尘器应用的关键是水的二次污染和水耗问题，不解决灰水循环利用问题，湿式电除尘器就难以在燃煤电厂推广应用。经过湿式电除尘器喷淋冲洗之后排出的水，含有大量酸性物质和细微颗粒物。直接排放会产生二次污染，而且耗水量大、运行成本高，水必须进行循环利用。

水的循环利用要经过两个环节，一是中和除酸，二是分离固体悬浮物，使污水变成适合喷淋使用的工业用水。通过反复试验，掌握了湿式电除尘器的喷淋系统及均匀水膜形成规律、极配、结构、高压供电等关键技术；研发了悬浮物高效分离、水循环利用系统。

防腐是保证湿式电除尘器安全可靠运行的重要问题，通过材料分析和抗腐蚀实验，寻找重要结构件的材料选择，制定防腐措施和施工工艺。在研发过程中，相关企业已经获得了多项具有自主知识产权的湿式电除尘专利。

图2 湿式电除尘器综合实验台

降低综合投资和运行费用，具有较好经济性

采用湿式电除尘技术工艺，由于其终端把关的技术特点，布置在湿法脱硫前的除尘装置，只要满足湿法脱硫工艺要求即可，出口排放无需做到很低。这样，既可降低前端除尘装置的投资和运行成本，又能够解决脱硫设备前的场地紧张问题。同时，由于湿式电除尘器运行中的喷淋作用，对烟气中的SO2具有一定的洗涤脱除作用，可以减少湿法脱硫的投资和运行成本。

另外，湿式电除尘器大量减少了烟气中的SO3，有效缓解下游烟道、烟囱的腐蚀，降低烟囱防腐成本。湿式电除尘器在实现粉尘超低排放，解决石膏雨、细微颗粒物(PM2.5粉尘、SO3酸雾、气溶胶)问题的同时，具有较好经济性。

国内燃煤锅炉湿式电除尘工程应用案例

由于湿式电除尘技术对控制燃煤烟气中的PM2.5排放非常有效，在发达国家的电力工程领域，湿式电除尘技术得到了广泛应用。据不完全统计，已有50余套不同类型的湿式电除尘器应用于美国、欧洲及日本的电厂，主要作为大气污染物综合治理的终端设备，用于去除湿法脱硫无法收集的酸雾、控制PM2.5微细颗粒物及解决烟气排放浊度问题。

比如，日本碧南电厂1～3号700MW机组和4、5号1000MW机组，均在湿法脱硫系统后设置湿式电除尘器，投运情况良好，烟尘排放浓度长期保持在2～5mg/m3水平，运行15年来，壳体和内件未发生严重的腐蚀问题。

我国环保企业从2009年开始投入湿式电除尘器的研究和开发，从试验、中试到工业应用，目前已取得了多个项目的成功应用，并得到很好的使用效果。主要工程案例有： 案例一：福建上杭瑞翔纸业湿式电除尘工程

2011年12月，福建上杭瑞翔纸业循环流化床锅炉安装一台湿式电除尘器。这台湿式电除尘器为立式布置，烟气从电除尘器上部进入，经引风机从烟囱排出。经测试，湿式电除尘器入口含尘浓度达513mg/m3，出口排放仅为9.3mg/m3。对捕集到的粉尘进行粒径分析，PM10以下粉尘占90%，PM2.5以下粉尘占30%，表明湿式电除尘器对细微粉尘具有高效脱除效果；对喷淋水与排出水的pH值对比测试，pH值由7变为3，表明湿式电除尘器对SO3具有很高的脱除能力。案例二：上海长兴岛第二发电厂湿式电除尘工程

上海长兴岛第二发电厂装机容量为2×12MW，配套两台燃煤锅炉，电厂位于上海市区和崇明岛之间，属于污染物排放重点控制地区，两台机组各配备一台三电场干式电除尘器。由于排放标准提高，为满足SO2和粉尘的排放要求，决定在电除尘器之后建设湿法脱硫，并在湿法脱硫之后增设湿式电除尘器，以满足SO2及10mg/m3粉尘排放要求。

设备如图3所示，首次采用了灰水循环处理技术，工程于2013年1月成功投运。现场测试结果表明，湿式电除尘器出口粉尘排放浓度为6.1mg/m3，测试时出口烟道处的采样装置是干燥的，说明湿式电除尘器对粉尘与水雾均有很强的脱除作用。湿式电除尘器的循环水pH值由喷淋时的7降低至2～3，表明湿式电除尘器对SO3去除率相当高。灰水循环处理系统运行稳定，完全能满足循环用水的要求，可大大减少湿式电除尘器的用水量。长兴岛湿式电除尘器的主要技术特点：依据相关实验与中试项目的经验，结合工况和性能要求及场地条件，确定除尘器的规格、极配型式及供电方式;通过试验获得极板上均匀水膜的最佳配置和运行参数后，进行喷淋系统的选型和布置，保证水膜分布均匀；灰水处理循环利用系统将灰水中和除酸，通过高效分离去除悬浮物，实现循环使用，只需排出少量悬浮物含量高的废水，再补充等量新水即可维持水量平衡；采用新型高压供电系统，有效配合喷淋系统，运行平稳，输入功率高，避免过度闪络、间断供电、频繁启停所造成的能耗和除尘效率下降，确保湿式电除尘器高效、节能；结合试验、国外电厂和国内其他行业湿式电除尘器的运行经验，制定了一套防腐材料选用原则及防腐施工工艺守则。

长兴岛湿式电除尘项目的成功投运，是石灰石-石膏法脱硫工艺之后应用的湿式电除尘系统的成功，包括湿式电除尘器和水循环利用系统。这证明国产湿式电除尘系统能够适应燃煤电厂工艺流程的使用。案例三：华电淄博热电有限公司湿式电除尘工程

淄博热电有限公司6#炉330MW机组，锅炉烟气除尘配备两台双室四电场电除尘器和1个湿法脱硫塔，原设计是按《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223—1996)执行的，设计烟囱出口最大烟尘浓度50mg/m3。根据淄博市环保局关于落实“提前执行《火电厂大气污染物排放标准》”的通知，自2013年3月1日起，烟气污染排放应执行20mg/m3的排放标准。据此规定，6#机组烟气除尘和脱硫必须进行改造，在脱硫塔后与烟囱水平烟道之间增设一台湿式电除尘器。烟气经前端干式电除尘器，进入一级脱硫、二级脱硫，再进入湿式电除尘器最终把关处理后，进入烟囱排放，从而达到排放标准。

这个项目湿式电除尘器为能适应脱硫塔后场地布局紧张的局面，采用独特的双层复式卧式结构，结构紧凑。在极配、供电、喷淋等方面都有所创新，保证高效除尘和多污染物的综合治理，达到节能减排的效果。

图3 上海长兴岛第二发电厂湿式电除尘器

引进技术在国内燃煤电厂的应用

国内已有多家环保企业引进国外公司湿式电除尘技术，利用国外的成熟技术和经验，积极促成此项技术在我国燃煤电厂的推广应用与顺利实施。

浙能六横电厂2×1000MW机组已经签订湿式电除尘器合同，2×1000MW超超临界燃煤机组新建项目地处舟山国家海洋经济发展示范区，属于国家大气污染联防联控重点区域，对环境质量要求严格。为进一步降低燃煤电厂污染物的排放，电厂决定在湿法脱硫装置之后设置湿式电除尘器，以满足PM2.5粉尘、SO3及雾滴排放要求。

浙江舟山电厂300MW机组采用海水脱硫方式，与之配套的湿式电除尘器在引进国外技术基础上，结合燃煤电厂实际情况，进行了创新开发。项目投运后，将可高效除去烟气中的PM2.5及SO3微液滴，使烟尘排放浓度达到5mg/m3以下，燃煤电厂的烟尘排放达到燃气电厂的标准。

随着湿式电除尘工程的成功应用，还有嘉兴三期2×1000MW机组以及其他要求实现低排放地区的一些项目，也已确定采用湿式电除尘技术。

适用特殊场合，是严控PM2.5地区的好选择

作为燃煤电厂污染物控制的精处理技术设备，湿式电除尘器一般与干式电除尘器和湿法脱硫系统配合使用，不受煤种条件限制，可应用于新建工程和改造工程。在除尘改造提效工程中，可按照现场场地条件进行精心设计，能够满足改造工程场地狭小的要求。湿式电除尘器还适宜应用在下列特殊场合：

a)要求烟囱烟尘排放浓度低于特别排放限值或要求更低排放(如≤20mg/m3以及更低的要求)，且对PM2.5、SO3酸雾、气溶胶等排放有较高要求时；

b)除尘设备改造难度大或费用很高、原除尘设备不改造也不影响湿法脱硫系统安全运行，且场地允许时；

c)湿法脱硫后烟尘浓度增加，导致排放超标，且湿法脱硫系统较难改造时。

在国家执行特别排放限值和严格控制PM2.5的地区，燃煤电厂采用新的烟尘治理工艺布置是一个工期短、经济性较好的选择。

燃煤电厂锅炉尾部湿法脱硫后设置湿式电除尘器，也可以与烟气调温的低低温电除尘器组合应用，将形成强强联合，比翼双飞。新型烟气治理岛工艺流程(湿式电除尘器)有3种工艺布置形式：

新型烟气治理岛工艺流程(一)：由脱硝、电除尘器、湿法脱硫、湿式电除尘器组成，烟气从湿式电除尘器后进入烟囱，如图4所示。

图4 新型烟气治理岛(湿式电除尘器)工艺流程(一)新型烟气治理岛工艺流程(二)：

由脱硝系统、低温省煤器余热利用装置+低低温电除尘器、湿法脱硫系统、湿式电除尘器组成，烟气经湿式电除尘器后进入烟囱排放，如图5所示。

图5 新型烟气治理岛(湿式电除尘器)工艺流程(二)新型烟气治理岛工艺流程(三)：由脱硝、MGGH+低低温电除尘器、湿法脱硫、湿式电除尘器、MGGH组成，烟气由MGG升温后进入烟囱，如图6所示。

最后一道技术关口，应用前景广阔

我国湿式电除尘技术发展迅速，从2009年着手研发至今，在短短几年时间内已有数台工程业绩，并且已有燃煤电厂1000MW机组的合同，蓄势待发，大有雨后春笋的绵延之势。已投运湿式电除尘器的成功经验表明，燃煤电厂在湿法脱硫后建设湿式电除尘器，完全可以作为烟囱前的最后一道技术把关措施，在实现超低排放，全面解决烟尘、PM2.5、石膏雨、SO3、汞、多种重金属、二恶英及多环芳烃(PAHs)等多种污染物问题，为治理雾霾做出贡献。

湿式电除尘技术在燃煤电厂的成功应用，犹如冲破雾霾的一缕阳光，使燃煤电厂实现了综合治理超低排放，进入清洁生产的新时代。

第三篇：干式覆膜技术与湿式覆膜技术的比较

一、干式覆膜技术

干式覆膜工艺因采用环保型的BOPP薄膜为复合材料，具有覆膜质量高且无污染、设备构造简单、操作方便、生产效率高、废弃复合品在60oC造浆水中即可进行纸／塑分离解体的分类回收等优点，适应了21世纪印后加工精美、绿色、无菌的要求，符合IS014000系列环境管理国际标准，具有广阔的发展前景。

二、湿式覆膜工艺

湿式覆膜工艺，除应对其设备在操作中易发生粘连现象进行防范改进外，更主要的是将乳液型胶黏剂继续改进，使其真正达到无毒、无味、无污染、干燥速度快、附着力强、韧性高，黏结力强、耐候性好和可回收。

三、干式覆膜技术与湿式覆膜技术的比较

覆膜按材料和设备的不同，可分为即涂型覆膜和预涂型覆膜。而实际现在市场上流行的主要是两种覆膜工艺：无溶剂热熔胶预涂膜干式复合工艺和乳液型胶黏剂即涂胶湿式复合工艺。它们是干式覆膜技术和湿式覆膜技术的代表工艺。下面将从各方面对这两种工艺做一个大体上的介绍比较。1.两种复合工艺的流程

无溶剂热熔胶预涂膜干式复合工艺如下：

薄膜进行热压合，压合完后进行产品分切。

乳液型胶黏剂即涂胶湿式复合工艺流程如下： 首先调节BOPP薄膜使达到张力平衡，用乳液型胶黏剂和稀释剂进行调兑，将得到的胶黏剂涂布在BOPP薄膜上，此时输送印刷品，和薄膜进行热压合，固化后进行产品分切。

2，两种复合工艺中用到的材料

无溶剂热熔胶预涂膜干式复合工艺使用的主料为热溶胶，它是EVA（或EEA，EAA）树脂，增黏树脂（如聚合松香，氢化松香，石油树脂等）和改性剂（微晶蜡，抗氧剂，增塑剂等）在150度~200度下熔融产生的混聚物。热溶胶由于不含溶剂，却常用主要成分EVA无毒无味，对操作者，环境无危害，保存运输方便。它的固含量为100%能够全部用于复合。黏接强度高，透明度好。加热即黏，常温固化，适用于自动化连续生产，效率极高。而且EVA黏附性好，可以用于纸张，塑料，铝箔，织物等基材黏接。但是它耐热性不高，不宜用做黏接高温（）100度）条件下使用的物质。正因为热溶胶的上述特点，才使它同时具备了其他胶黏剂不具备的仅用热力即可黏接，同等热力下又能完好剥离，恢复解体的特性，使废弃复合物可回收利用。

乳液型胶黏剂即涂胶湿式复合工艺使用的主料是乳液型胶黏剂，它是由单体（如丙烯酸脂，醋酸乙烯脂等），引发剂（如过硫酸钾）和乳化剂（如

等）溶解分散聚合在甲苯（或二甲苯，氨）等中和溶剂中形成的乳液。

胶黏剂固含量为50~60%，为热溶胶的一半。用水稀释时，黏度会出现短暂的增加。当于酸、盐、溶剂、带有相反电荷的胶体、热、冷结、压力、水的蒸发、电流等条件接触时，会出现凝絮现象，破坏质量的稳定性。3，两种复合工艺的设备

无溶剂热熔胶预涂膜干式复合属于热压合过程，只要具备热压结构的覆膜(复合)机械均可运用．

乳液型胶黏剂即涂胶湿式复合属于即涂复合挥发固化过程．需运用即涂即覆水性覆膜机。

4，两种复合工艺的说明

无溶剂热熔胶预涂膜干式复合工艺．已将复合生产流程浓缩简化为单一的热压合．只要操作者给予合理的热力．以保证热熔胶充分熔融并向复合载体．油墨印层分于间扩散错位，即可轻松地完成复合．

乳灌型胶黏剂即涂胶湿式复合工艺．是将即涂胶湿式复合工艺中有严重污染的溶剂型胶黏剂置换为乳液型胶黏剂．因不能保证有机溶剂在即涂胶复合生产过程中的挥发效果，而溶剂含量又较低．因而干脆省去了即涂胶湿式复合机械设备中的烘干部分，溶剂由基材直接吸收后再慢慢挥发．成为一个真正的“湿”，“冷”压合工艺．这就使乳液型腔粘剂即涂胶湿式复合工艺的核心技术表现为涂布，冷压，干燥三个方面的有效控制．

5，两种复合工艺的发展

随着全球数字化经济经的到来，复合工艺的发展，必须遵循无污染、高效率、高质量、高效益、便于操作、可回收这一经济可持续发展的规律，运用先进科学技术不断提高自身．才能在国际市场中具有竞争能力。

干式覆膜工艺因采用环保型的BOPP薄膜为复合材料，具有覆膜质量高且无污染、设备构造简单、操作方便、生产效率高、废弃复合品在60oC造浆水中即可进行纸／塑分离解体的分类回收等优点，适应了21世纪印后加工精美、绿色、无菌的要求，符合IS014000系列环境管理国际标准，具有广阔的发展前景。

湿式覆膜工艺，除应对其设备在操作中易发生粘连现象进行防范改进外，更主要的是将乳液型胶黏剂继续改进，使其真正达到无毒、无味、无污染、干燥速度快、附着力强、韧性高，黏结力强、耐候性好和可回收。

第四篇：湿、干式自动喷水灭火系统 消防设施操作图解

湿、干式自动喷水灭火系统 消防设施操作图解

本文对湿式、干式自动喷水灭火系统消防设施操作做了详细的图解，供行业内朋友们参考。

一、湿式自动喷水灭火系统

1.系统用途

用于环境温度不低于4℃，且不高于70℃的高层建筑、宾馆、医院、剧院、办公楼、仓库、车库、工厂、船舶、地下工程等场所。

2.系统结构

湿式系统结构示意图

由闭式洒水喷头、水流指示器、湿式报警阀组以及管道和供水设施等组成，准工作状态时管道内充满用于启动系统的有压水的闭式系统。

3.工作原理

保护区域内发生火灾时，温度升高使闭式喷头玻璃球炸裂而使喷头开启喷水。这时湿式报警阀系统侧压力降低，供水压力大于系统侧压力（产生压差），使阀瓣打开（湿式报警阀开启），其中一路压力水流向洒水喷头，对保护区洒水灭火，同时水流指示器报告起火区域；另一路压力水通过延迟器流向水力警铃，发出持续铃声报警，报警阀组或稳压泵的压力开关输出启动供水泵信号，完成系统启动。系统启动后，由供水泵向开放的喷头供水，开放喷头按不低于设计规定的喷水强度均匀喷水，实施灭火。

4.系统工作流程图

湿式灭火系统动作流程图

5.系统各部件构成及用途

5.1湿式报警阀

湿式报警阀是只允许水单方向流入喷水系统并在规定流量下报警的一种单向阀。它在系统中的作用为：接通或关断报警水流，喷头动作后报警水流将驱动水力警铃和压力开关报警；防止水倒流。

湿式报警阀阀工作原理如图下图所示。

湿式报警阀组工作原理

如图所示，在伺应状态下，由于旁路管和补偿器在供水压力波动的情况下可使阀瓣上部水压大于其下部水压，同时在结构上阀瓣上承压面比下承压面面积大约15％，故可有效地防止因水压波动打开阀瓣而形成误报警。

当发生火灾使喷头动作喷水而造成系统侧水压下降，而旁路管的节流作用不能立即使系统侧压力与供水侧压力平衡，这个压力差就将阀瓣打开并向已开启的喷头连续供水，实施灭火。

5.2延迟器

延迟器是容积式部件，它可以消除自动喷水灭火系统因水源压力波动和水流冲击造成误报警。

功能特点

1)最大工作压力：1.2MPa

2)报警停止后，延迟器内水排空时间≤5min

3)报警延迟时间5～90s

4)当湿式报警阀因压力波动瞬时开放时，水首先进入延迟器，这时由于进入延迟器的水量很少，会很快经延迟器底部排水口排出，水就不会进入水力警铃或压力开关，从而起到防止误报警的作用。

5.3压力开关

压力开关安装在延迟器上部，将水压信号变换成电讯号，从而实现电动报警或启动消防水泵。

结构外形

压力开关外形

功能特点

1)最大工作压力：1.2MPa

2)最小动作压力：0.05MPa

3)压力可调范围:0.025～0.125MPa，本压力开关一般调为0.05MPa

5.4水力警铃

水力警铃是水流过湿式报警阀使之启动后，能发出声响的水力驱动式报警装置,适用于湿式、干式报警阀及雨淋阀系统中。它安装在延迟器的上部。当喷头开启时，系统侧排水口放水后5～90s内，水力警铃开始工作。

结构外形

水力警铃结构

功能特点

1）最大工作压力：1.2MPa

2）驱动压力：≥0.05MPa

3）警铃喷嘴进口压力为0.05MPa时，平均响度值不低于70dB(A)

4）警铃喷嘴进口压力≥0.2MPa时，距铃3m外的响度平均值≥85dB(A)

试验操作

打开湿式报警阀管路中的报警试验阀，或打开设置在喷淋管路系统末端的试验装置对水力警铃进行试验。

工程设计要求

1）所有自动喷淋系统均应安装水力警铃

2）进入水力警铃的水流应经过滤，以防堵塞，过滤器可安装在湿式报警阀旁侧报警管路上。

5.5水流指示器：

一般安装在配水干管上，是靠管内压力水流动的推力而动作，从而推动微动开关发出报警信号，从而起到检测和指示报警区域的作用。另外，也可与系统的其它组成部件联动，可控制消防泵的开启动作。

结构外形

水流指示器结构

工作原理

在自动喷水灭火系统中，水流指示器是一种把水的流动转换成电信号报警的部件，它的电气开关可以导通电警铃，也可直接启动消防水泵供水灭火。延时型水流指示器可克服由于水源波动引起的误动作，给延时电路供电，经过预设的时间后，延时继电器动作，通过一组无源常开触点发出报警信号。

功能特点

1）灵敏度：①不报警流量≤15L/min

②报警流量>15L/min、≤37.5L/min

2）开关接点容量：交流220V2A;直流24V3A。

3）延时型水流指示器可在2～60s范围内调节延时时间。

4）适用场所：适用于湿式、干式、预作用系统中。

安装调整

1）水流指示器建议在设计安装位置时应考虑安装操作方便。

2）安装时应注意水流方向，其动作方向和水流方向一致；水流指示器应有明显的水流箭头。切不可装反方向。

3）水流指示器的工作参数是预先调定的，因此，安装时应避免剧烈碰橦，以免损坏工作部件，使预先调定的工作参数发生漂移。

4）若水流指示器不动作，可适当调节调节螺母，使水流指示器动作。若水流指示器有渗漏，可拧紧并帽，将O形密封圈压紧即可。

水流指示器安装图

5.6闭式洒水喷头

由喷头体、溅水盘、感温玻璃球、释放和密封机构组成的，在热的作用下，在预定的温度范围内自行启动，并按设计的洒水形状和流量洒水的一种喷水装置。但针对鉴定站的工作特点，主要用于教学、演示及实际操作考试，所以用电磁阀代替了闭式洒水喷头。这一点希望在教学过程中给大家讲清楚，不要造成误解。

6操作说明

6.1系统操作

6.1.1关闭系统主供水阀（湿式报警阀进口端信号蝶阀）、末端试验阀。

6.1.2打开系统排水阀（湿式报警阀排水阀），排出系统侧管网水。水排尽后关闭系统排水阀。

6.1.3打开区域信号阀。

6.1.4.缓慢打开主供水阀向系统供水，逐步打开所有保护区域的末端试验阀，直到有稳定的水流从末端试验阀流出，关闭末端试验阀。

6.1.5打开报警控制阀，检查延迟器下漏水接头是否滴水，检查水力警铃是否发出响声。若滴水，关闭主供水阀，检查湿式报警阀，按安装注意事项操作。若警铃不响，关闭报警控制阀，检修警铃。

a.检查湿式报警阀

检查阀座的环形槽和小孔，不允许积存泥沙和污物，必要时进行清洗。阀座密封面应平整，无碰伤和压痕，必要时应修理或更换。

检查阀瓣是否正常转动、复位，必要时更换弹簧。

检查补偿器孔口是否堵塞，运动件是否灵活，必要时进行清洗。

b.检修水力警铃

警铃故障原因是控制口阻塞，或铃锤机构被卡住，或铃锤撞坏。须拆下喷嘴、叶轮及铃锤组件，进行冲洗，重新装合使叶轮转动灵活。

6.1.6.将主供水阀完全打开。

6.1.7.记录报警阀压力值。

6.1.8.确认所有阀在他们正常开启位置。（主供水阀和报警控制阀常开，其余球阀常闭。）

6.1.9.系统处于伺服状态。

6.2试验操作

7、维修保养

7.1湿式报警阀

报警阀及其附件应每半年检查和试验一次，以保证其能安全可靠地进行工作。

1）检查阀瓣上的橡胶密封垫密封表面，该表面应清洁无损伤，否则应清洗或更换。

2)检查阀座的环形槽和小孔，不允许积存泥沙和污物，必要时进行清洗。阀座密封面应平整，无碰伤和压痕，必要时应修理或更换。

3)若有水不断从延迟器排水口流出，表明阀瓣密封不严，应检修。

4)检查延迟器的漏水接头，必要时进行清洗，使其畅通。

5)检查水力警铃传动件的灵活性，确保其运动无阻碍。

6)检查过滤器，必要时进行清洗。

7.2延迟器

延迟器在使用中一般不会有故障，但若有脏物进入水源或管道内，积聚在延迟器内就会破坏延迟器的正常工作。因此建议对延迟器定期进行检查，防止延迟器的孔有异物堵塞。

7.3压力开关

压力开关安装完毕后应检查其动作可靠性，根据GB50084等相关标准或主管部门要求定期检查（推荐每三个月试验一次，或更频繁）。

7.4水力警铃

每季度都应对水力警铃进行一次检查：

1）开动警铃检查一下它的声音是否响亮，任何故障都应立即排除。

2）清理报警管路上的过滤器。

3）拆下铃壳，彻底清除脏物和泥沙，依次重新将铃壳与垫片安装起来。

4）拆下水轮上的漏水接头，清洗其中集聚的污物。

7.5水流指示器

水流指示器不动作，可适当调节调节螺母，使水流指示器动作。若水流指示器有渗漏，可拧紧并帽，将O形密封圈压紧即可。

8.安装注意事项

8.1湿式报警阀安装环境温度不应小于4℃，且不高于70℃，以免结冰；另阀不能安装在含腐蚀介质等有可能使阀损坏区域。

8.2保护区的环境温度不应小于4℃，且不高于70℃，否则因结冰或气化使玻璃球破裂产生误喷。

8.3不能人为对玻璃球加热，否则因璃球破裂产生误喷。

8.4避免对喷头施加涂层、镀层、覆盖层碰撞溅水盘，否则喷头体或溅水盘变形造成布水状态被破坏使喷头不能有效灭火或控火。

8.5更换喷头时新喷头必须与原喷头型号规格完全一致，不允许用塞头或堵头代替喷头。检查喷头是否完好，玻璃球有无破损，且用专用扳手进行更换，使用扳手扳拧洒水喷头时，应保证扳手作用面与洒水喷头扳拧面完整地接触，不应只接触部分扳拧面，在扳紧过程中扳手作用面始终接触洒水喷头扳拧面，并防扳手跌落，砸坏洒水喷头溅水盘。

8.6安装报警阀之前要冲洗供水管路，使其内部清洁无污物。小心生料带、混合物或其它物质进入阀或任何接管或阀开口处。

8.7清洗时不得采用对橡胶有损害的化学清洗剂；更换时应换上相同型号的密封垫，以防发生密封问题。

二、干式自动喷水灭火系统

1.系统用途

用于环境温度低于4℃，或高于70℃的场所。如北方地区、冷库、蒸汽机房等

2.系统结构

干式系统结构示意图

干式系统由闭式洒水喷头、水流指示器、干式报警阀组，以及管道和供水设施等组成，而且配水管道内充满用于启动系统的有压气体。

3.工作原理

保护区域内发生火灾时，温度升高使闭式喷头玻璃球炸裂而使喷头开启释放压力气体。这时干式报警阀系统侧压力降低，供水压力大于系统侧压力（产生压差），使阀瓣打开（干式报警阀开启），其中一路压力水流向洒水喷头，对保护区洒水灭火，水流指示器报告起火区域，另一路压力水通过延迟器流向水力警铃，发出持续铃声报警，报警阀组或稳压泵的压力开关输出启动供水泵信号，完成系统启动。系统启动后，由供水泵向开放的喷头供水，开放喷头按不低于设计规定的喷水强度均匀喷水，实施灭火。

4.系统各部件构成及用途

4.1干式报警阀

4.1.1干式报警阀结构及安装示意图如下图所示

4.1.2干式报警阀工作原理：

无加速器的干式报警阀工作原理

4.1.3主阀结构

主阀由阀体、内座圈、外座圈、阀瓣组件、阀盖等零部件组成（见上图）。阀瓣组件和内外座圈将主阀分为三个部分，即上腔、中间腔和下腔。上腔为关闭的阀瓣以上部分的阀腔，与系统管网相连，充有压力气体；中间腔为关闭的阀瓣与内、外座圈围成的环状空间，因阀瓣同时封闭外座圈和内座圈，所以中间腔既不与上腔相通，又不与下腔相通，而通过孔道与大气相通；下腔为关闭的阀瓣以下部分的阀腔，与供水侧管道相连，充有压力水。

阀瓣关闭时，下腔压力水对阀瓣的作用面积小于上腔压力气体对阀瓣的作用面积，这二者的比即为差动比。本厂生产的干式阀差动比约为1:5。即可认为，只需供水压1/4的充气压，便能克服水压产生的推力，将阀瓣封闭。根据差动比，对照不同的供水压力，下表给出合适的充气压力。

4.1.3.1阀瓣组件

阀瓣组件是干式报警阀主阀的重要部件，由阀瓣体、阀瓣密封垫、压板、扣爪、拉簧等零件组成，如下图所示，起着密封阀门的作用。

主阀结构示意图

阀瓣密封垫，是组件中的关键零件，因为它同时对外座圈和内座圈进行密封，必须保证其内外圈表面光滑，无斑驳、划痕、脏物等影响密封性能的缺陷，并且必须保证与之结合的内外座圈表面平整、光洁。当密封垫因损伤而更换时，必须换上由本公司提供的相同型号的密封垫，以防发生密封问题。

扣爪和拉簧的作用是防止阀瓣开启后自动复位，特殊的结构保证扣爪只能逆时针转动一定角度。当阀瓣在水压力的作用下开启时，扣爪前端（上部）碰在体外复位机构复位轴上，扣爪逆时针转动以避让复位轴，并不妨碍阀瓣运动；当阀瓣因自重回落时，扣爪前端（下部）同样会碰在复位轴上，因扣爪不能顺时针转动，故复位轴将阻止阀瓣继续回落，防止阀瓣自动复位。

压板和螺栓是用来紧固密封垫和阀瓣体的。在拆换密封垫时，必须保证压板平整，不得使之受损变形，并不得粘有脏物，同时必须保证密封垫和阀瓣体连接面平整，光洁。

4.1.3.2体外防复位机构

体外防复位机构可使干式报警阀开启后，干式报警阀一直处于开启位置,防止复位。

复位操作如下：将手柄旋转至槽口方向，向外拉出，阀瓣即可复位。

注：阀瓣复位后，应向内推手柄并旋转至防复位状态(下图)。

体外防复位结构

4.2压力开关

压力开关安装在延迟器上部，将水压信号变换成电讯号，从而实现电动报警或启动消防水泵。

结构外形

压力开关外形

功能特点

1)最大工作压力：1.2MPa

2)最小动作压力：0.05MPa

3)压力可调范围:0.025～0.125MPa，本压力开关一般调为0.05MPa

4.3水力警铃

水力警铃是水流过湿式报警阀使之启动后，能发出声响的水力驱动式报警装置,适用于湿式、干式报警阀及雨淋阀系统中。它安装在延迟器的上部。当喷头开启时，系统侧排水口放水后5～90s内，水力警铃开始工作。

结构外形

水力警铃结构

功能特点

1）最大工作压力：1.2MPa

2）驱动压力：≥0.05MPa

3）警铃喷嘴进口压力为0.05MPa时，平均响度值不低于70dB(A)

4）警铃喷嘴进口压力≥0.2MPa时，距铃3m外的响度平均值≥85dB(A)

试验操作

打开湿式报警阀管路中的报警试验阀，或打开设置在喷淋管路系统末端的试验装置对水力警铃进行试验。

工程设计要求

1）所有自动喷淋系统均应安装水力警铃

2）进入水力警铃的水流应经过滤，以防堵塞，过滤器可安装在湿式报警阀旁侧报警管路上。

4.4水流指示器：

一般安装在配水干管上，是靠管内压力水流动的推力而动作，从而推动微动开关发出报警信号，从而起到检测和指示报警区域的作用。另外，也可与系统的其它组成部件联动，可控制消防泵的开启动作。

结构外形

水流指示器结构

工作原理

在自动喷水灭火系统中，水流指示器是一种把水的流动转换成电信号报警的部件，它的电气开关可以导通电警铃，也可直接启动消防水泵供水灭火。延时型水流指示器可克服由于水源波动引起的误动作，给延时电路供电，经过预设的时间后，延时继电器动作，通过一组无源常开触点发出报警信号。

功能特点

1）灵敏度：①不报警流量≤15L/min

②报警流量>15L/min、≤37.5L/min

2）开关接点容量：交流220V2A;直流24V3A。

3）延时型水流指示器可在2～60s范围内调节延时时间。

4）适用场所：适用于湿式、干式、预作用系统中。

安装调整

1）水流指示器建议安装，设计安装位置时应考虑安装操作方便。

2）安装时应注意水流方向，其动作方向和水流方向一致；本公司的水流指示器有明显的水流箭头。切不可装反方向。

3）水流指示器的工作参数是预先调定的，因此，安装时应避免剧烈碰橦，以免损坏工作部件，使预先调定的工作参数发生漂移。

4）若水流指示器不动作，可适当调节调节螺母，使水流指示器动作。若水流指示器有渗漏，可拧紧并帽，将O形密封圈压紧即可。

水流指示器安装图

闭式洒水喷头

由喷头体、溅水盘、感温玻璃球、释放和密封机构组成的，在热的作用下，在预定的温度范围内自行启动，并按设计的洒水形状和流量洒水的一种喷水装置。但针对鉴定站的工作特点，主要用于教学、演示及实际操作考试，所以用电磁阀代替了闭式洒水喷头。这一点希望在教学过程中给大家讲清楚，不要造成误解。

5.系统安装、调试

5.1安装、调试

干式自动喷水灭火系统的安装应由通过专业培训、考核合格，并经审核批准的施工队伍和人员承担。

5.1.1自动喷水灭火干式系统的安装应符合GB50281-2005《自动喷水灭火系统施工及验收规范》的要求。

5.1.2干式报警阀、水流指示器、排气阀、喷头安装应在系统管网试压、冲洗合格后进行。

5.1.3管网安装完毕后，应对其进行强度试验、严密性试验和冲洗。

5.1.4干式阀应设置在无冰冻危险的环境中，要求安装场所采光充足，采暖良好，有足够的安装空间。

5.1.5干式阀宜设置在安全及易于操作的地点，阀座法兰距地面高度宜为1.2m左右。

5.1.6将干式阀安装于管网系统之前，应清洗供水管网，保证供水管网干净、无异物。

5.1.7拆下阀盖、阀盖密封垫，检查阀瓣动作是否灵活。确认动作灵活后，装好阀盖密封垫和阀盖。

5.1.8将干式报警阀安装在系统中，下端与供水管道相连，上端与系统喷淋管网相连。若需进行干式报警阀系统管道安装，应按图2.1系统图进行。注意：干式报警阀必须直立安装。建议干式阀两侧距墙不小于0.5m，正面距墙不小于1.5m，所有排水口均采取排水措施。

5.1.9干式报警阀安装及调试具体步骤如下：

1)关闭系统主供水阀。

2)清洁干式报警阀上、下法兰连接面。将阀下端与供水管道相连，上端与系统喷淋管网的配水干管相连，安装在系统中。注意：阀体法兰连接面及相配的法兰面、密封垫均应清洁无杂物；拧紧连接螺栓时应交错均匀地进行。

3)关闭干式阀管网中的所有阀门。

4)打开系统主排水阀，检查试铃阀和所有系统辅助排水阀。更换已动作过的喷头（此步骤在喷头动作后方进行）。打开末端试水阀，使系统与大气相通。在排水和预注水时，末端试水阀仍然保持开启。

5)将系统所有积水排尽，关闭系统所有辅助排水阀，但末端试水阀和系统主排水阀仍然保持开启。

6)确定积水排尽、系统无压力后，拉体外防复位机构手柄使阀瓣复位，然后将其旋至防复位状态。

7)在冷凝水排水阀关闭状态下，旋下预注水堵头。把水缓慢注入阀腔，当注水口水溢出时，停止注水。ZSFC100干式阀注水量约为7.5升。

8)打开冷凝水排水阀，排去多余的水，直到阀体不再向外排水为止。

9)关闭冷凝水排水阀，旋上预注水堵头。

10)通过自动滴水阀检查渗漏状况：

a.如果渗漏水量很少（≤3mL/min）或没有，说明阀瓣密封状况良好，可继续进行以下步骤。

b.如果渗漏水量很多，说明阀瓣密封不好，使水经过外座圈进入了中间室。此时，应开启阀盖进行修理。通常本公司所有阀门在出厂前均进行了该项密封性能试验，如出现密封不良，最大的可能是阀瓣密封垫损坏或有异物，此时应立即更换或清洗。拆下阀盖和阀盖密封垫，仔细检查内座圈、外座圈、阀瓣密封垫和阀内腔如有异物进行清洗。清洗时注意：不能使用对密封垫橡胶材料有损坏的清洁剂，不能损坏密封垫，同时不能划伤内、外座圈密封面。如密封垫有损坏请更换。再安装阀盖和密封垫。注：拧紧螺栓时应交错均匀地进行。

c.若出现其它问题，请及时与供货商联系。修理完毕后，重新按8）～10）步骤进行操作。

11)关闭系统末端试水阀。

12)如果系统安装了加速器，按加速器说明书清理加速器。清理时，可以同时进行系统充气加压。

13)打开供气阀，给系统加压。如果系统配有气压维持装置，请参考其使用说明书。注意：当系统压力升到0.07MPa时，逐个打开辅助排水阀，以便用压缩气体把系统管网中较低位置的存水吹除。当辅助排水阀吹出的完全为空气，可关闭排水阀门。

14)继续向系统中充气，直到气压表示值达到规定的压力值为止。

15)观察自动滴水阀检查干式阀渗漏情况。

a.若无水泄漏，说明阀密封良好，继续进行以下步骤。

b.若有水泄漏，说明阀瓣密封不好。必须重新拆开阀盖，进行检查，修理或更换。处理完毕后，要重新进行4）～15）步骤的操作。

16)若系统安装了加速器，按加速器说明书试验其动作。为了防止干式阀误动作，必须在干式阀供水之前进行加速器试验。

17)开启主排水阀。缓慢开启主供水阀，给系统供水。当有水从主排水口排出时，缓慢关闭主排水阀。

18)进行主排水试验（见主排水试验程序）。

19)开启试铃阀，进行报警试验（见报警试验程序）。

20)试验成功后，采用加铅封、加锁住或其它措施，确保报警截止阀和主供水阀处于常开状态。此时，系统即可投入使用。

5.2验收试验

在干式系统安装完毕后，主管部门验收之前，必须进行主排水试验、报警试验和系统功能试验，考察供水侧管道的安装质量、系统设计是否合理。试验时应作好试验记录。

5.3干式系统功能试验

本试验的目的是通过模拟喷头动作，考察系统动作功能。注意：因为试验时管网要注水，故本试验应在5℃以上的环境温度中进行。建议该试验在温暖季节进行。在进行试验之前，应先打开主排水阀，排水以冲洗供水管路，保证供水清洁。若供水管路上有消火栓则可打开消火栓进行管道冲洗。干式系统功能试验步骤如下：

第五篇：SHF20-25型锅炉中硫烟煤烟气袋式除尘湿式脱硫系统设计报告

目录

目录..................................................................................................................................................0

前言...........................................................................................................................................1 1设计任务........................................................................................................................................1

1.1设计题目.............................................................................................................................1 1.2设计原始数据.....................................................................................................................1 设计内容及要求.......................................................................................................................1 2.1燃煤锅炉烟气量、烟尘及二氧化硫的浓度计算.............................................................2

2.1.1理论空气量计算......................................................................................................2 2.1.2理论烟气量计算......................................................................................................2 2.1.3实际烟气量计算......................................................................................................2 2.1.4烟气含尘浓度计算..................................................................................................3 2.1.5二氧化硫浓度计算..................................................................................................3 2.1.6 处理流程.................................................................................................................3 2.2除尘设备的设计与计算.....................................................................................................3

2.2.1袋式除尘器的滤料及清灰形式..............................................................................3 2.2过滤面积计算.............................................................................................................4 2.3除尘器的选择.............................................................................................................4 2.3脱硫设备的设计与计算.....................................................................................................5

2.3.1石灰石用量计算......................................................................................................5 2.3.2吸收塔内流量计算..................................................................................................5 2.3.3吸收塔径计算..........................................................................................................5 2.3.4吸收塔高度计算......................................................................................................6 2.4烟囱设计计算.....................................................................................................................7

2.4.1烟气释放热计算......................................................................................................7 2.4.2烟囱直径的计算......................................................................................................8 2.4.3烟气抬升高度计算..................................................................................................9 2.4.4烟囱的几何高度计算..............................................................................................9 2.4.6烟囱高度校核..........................................................................................................9 3 设计心得.............................................................................................................................10 附录：排放标准；参考文献

福建工程学院 环境11级 《大气污染控制工程》课程设计指导书

前言

我国大气污染特征，除尘技术概述，脱硫技术概述（至少8千字）

1设计任务

1.1设计题目

SHF20-25型锅炉中硫烟煤烟气袋式除尘湿式脱硫系统设计

1.2设计原始数据(学号尾号不同，原始数据不同)新建一锅炉型号：SHF20-25，双锅筒横置式沸腾炉，蒸发量20t/h，出口蒸汽压力25Mpa。设计耗煤量：2.4t/h 设计煤成分：CY=62.5%，HY=4%，OY=3%，NY=1%，SY=1.5%，AY=20% WY=8%；排烟温度：160C；空气过剩系数＝1.2；飞灰率＝35％；烟气在锅炉出口前阻力800Pa。污染物排放按照锅炉大气污染物排放标准中2类区新建排污项目执行。

设计内容及要求

（1）根据燃煤的原始数据计算锅炉燃烧产生的烟气量，烟尘和二氧化硫浓度。（2）净化系统设计方案的分析，包括净化设备的工作原理及特点；运行参数的选择与设计；净化效率的影响因素等。（3）除尘设备结构设计计算（袋式除尘器）（4）脱硫设备结构设计计算（石灰石湿式除尘）（5）烟囱设计计算（7）绘制系统流程图一张

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2.1燃煤锅炉烟气量、烟尘及二氧化硫的浓度计算

2.1.1理论空气量计算

以1kg中硫烟煤燃烧为基础，则：

C H O N S 灰分 H2O 质量/g 625 40 30 10 15 200 80

物质的量/mol(分子）

52.08 20 0.94 0.36 0.47 — 4.44

理论需氧量/mol

52.08 10 — — 0.47 — —

所以理论需氧量为：

Q152.08100.470.9461.61mol/kg

假定干空气中氮和氧的摩尔比为3.78，则1kg中硫煤完全燃烧所需要的理论空气量为：

Q2Q1(3.781)61.61(3.781)294.05mol/kg

2.1.2理论烟气量计算

Q352.08200.474.4461.613.78309.88mol/kg 2.1.3实际烟气量计算

空气过剩系数1.2时，实际烟气量为：

Q4Q3Q20.2309.88294.500.2368.78mol/kg 即368.7822.48.26m3/kg 1000烟气流量Q应以m3/h计，设实际耗煤量为m=2400kg，所以标况下实际烟气量：

QQ4m8.26240019824m3/h

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2.1.4烟气含尘浓度计算

烟气含尘浓度： CVA0.152003.63g/m33630mg/m3 Q48.26式中： V —飞灰率

A —灰分

Q4—标准状态下实际烟气量，m3/kg。2.1.5二氧化硫浓度计算

C1640.473.65g/m33650mg/m3

Q42.1.6 处理流程

画流程图，并对流程进行说明

2.2除尘设备的设计与计算

2.2.1袋式除尘器的滤料及清灰形式

由于烟气的温度为160C，可以选择玻璃纤维滤袋，选用的清灰方式为逆气流清灰，根据表1选择过滤气速vF1.0m/min。

表1 粉尘种类 飞灰（煤）

纤维种类 玻璃、聚四氯乙

烯

玻璃 玻璃

清灰方式

逆气流、脉冲喷吹、机械振动

逆气流 逆气流

过滤气速/(m/min)

0.58~1.8 飞灰（油）飞灰（焚烧）

1.98~2.35 0.76

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2.2过滤面积计算

160C下的烟气流量为：

QQPTN101.325(273160)1982431442.45m3/h PNT101.325273式中：Q—标准状态下实际烟气量，m3/h

PN—当地实际大气压，取一个标准大气压，即PN=P=101.325KPa

TN—排烟温度 所以总过滤面积：

AQ31442.452 524.04m60vF601.02.3除尘器的选择

根据除尘器的处理烟气量和总过滤面积，可以选定除尘器型号规格，参考《除尘器手册》选择DFC-6-524型号的反吹袋式除尘器[3]。其主要性能与主要结构尺寸见下表：

表2 DFC-6-524型号反吹袋式除尘器的性能参数

型号 DFC-6-524 滤袋尺寸/mm 1806100

材质 涤纶或玻纤 滤袋数量/条

152

过滤风速/

处理风量过滤面积/m2(m/min)/(m3/h)1.0 31440 524 除尘器阻力使用温度/C 室数/个 /KPa 1.5~2.0 4 130或280

主要结构尺寸（mm）： 型号

DFC-6-524 h 810

H1

H2

15398 6060

H3 4920

a 3938

b 4012

D 700

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2.3脱硫设备的设计与计算

2.3.1石灰石用量计算

3650200100%94.5%，设系统钙硫比1.2，36502.410001.5%则需去除的SO2的mol数为：0.94510001063mol/h

32按照排放标准，则脱硫率至少为一天内石灰石的消耗量为：10631.21002412756024g3.06144t 2.3.2吸收塔内流量计算

假设吸收塔内平均温度为80C，压力为120KPa，则吸收塔内烟气流量为：

QVQ273t101.325(1K)273Pa

式中：QV—吸收塔内烟气流量，m3/s；

Q—标况下烟气流量，m3/s；

K—除尘前漏气系数，0~0.1；

Qv2.3.3吸收塔径计算

1982427380101.325(10.05)6.31m3/s 3600273120依据石灰石烟气脱硫的操作条件参数，可选择吸收塔内烟气流速v3m/s，则吸收塔截面A为：

Qv6.312.102m v A则塔径d为：

d4Aπ42.101.64 m3.14取塔径D01700mm。

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2.3.4吸收塔高度计算

吸收塔可看做由三部分组成，分成为吸收区、除雾区和浆池[6]。

（1）吸收区高度：依据石灰石法烟气脱硫的操作条件参数得，设吸收塔喷气液反应时间t=3s，则吸收塔的吸收区高度为：

H1vt339m

吸收区一般设置3～6 个喷淋层，每个喷淋层都装有多个雾化喷嘴，本设计中设置4 个喷淋层，喷淋层间距为2m，入口烟道到第一层喷淋层的距离为2m，最后一层喷淋层到除雾器的距离1m。

（2）除雾区高度：除雾器用来分离烟气所携带的液滴,在吸收塔中,由上下两极除雾器(水平或菱形)及冲水系统(包括管道、阀门和喷嘴等)构成。每层除雾器上下各设有冲洗喷嘴[8]。最后一层喷淋层到除雾器的距离1m,除雾器的高度为2.5m ,除雾器到吸收烟道出口的距离为0.5m。

则取除雾区高度为：H24m

（3）浆池高度：浆池容量V1按液气比浆液停留时间t1确定：

V1式中：

LQt GL—液气比，一般为15～25L/m3，取15L/m3； G

Q—标况下烟气量，m3/h；

t1—浆液停留时间，s，一般t1为4min~8min，本设计中取值为5min；

V11551982424.78m3 100060选取浆池直径等于吸收塔D0，本设计中选取的浆池直径D1为1700mm，然后再根据V1计算浆池高度：

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H34V1πD12

式中：H3—浆池高度，m；

V1—浆池容积，m3；

H3424.7810.92m

3.141.71.7从浆池液面到烟气进口底边的高度为0.82m。本设计中取为1.5m。

（4）喷淋塔烟气进口高度设计：

3.210.52m，烟气出口高度与进口高度相同 20

喷淋塔烟气进口高度h4

（5）吸收塔高度：

HH1H2H39410.921.50.52226.46m

2.4烟囱设计计算

具有一定速度的热烟气从烟囱出口排除后由于具有一定的初始动量,且温度高于周围气温而产生一定浮力，所以可以上升至很高的高度。这相对增加了烟囱的几何高度，因此烟囱的有效高度为：

HHSΔH 式中：H—烟囱的有效高度，m；

HS—烟囱的几何高度，m；

ΔH—烟囱抬升高度，m。2.4.1烟气释放热计算

QH0.35PaQvΔT Ts

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式中：QH—烟气热释放率，kw；

Pa—大气压力，近似取一个标准大气压101.325kPa；

Qv—实际排烟量，m3/s

Ts—烟囱出口处的烟气温度，433K；

Ta—环境大气温度

取环境大气温度Ta=293K，大气压力Pa=101.325kPa

ΔTTsTa433393140K 环境大气压下的烟气流量：

Qv19824273160101.325(10.05)9.17m3/s 3600273101.325

QH0.35PaQvΔT140 kw0.351013.295.171051.46Ts4332.4.2烟囱直径的计算

烟囱平均内径可由下式计算

4Qv

πυ

D式中：Qv—实际烟气流量，m3/s；

υ—烟气在烟囱内的流速，m/s，取20m/s。

49.170.76 m

3.1420

D取烟囱直径为DN800mm；

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校核流速v4Qv49.1718.25m/s。πD23.140.8022.4.3烟气抬升高度计算

由QH＜1700kw，可得

H2(1.v5)sD0.01HQu

式中：s—烟囱出口流速，取20m/s；

D—烟囱出口内径，m；

u—烟囱出口处平均风速，取10m/s.ΔH2.4.4烟囱的几何高度计算

本设计的锅炉燃煤量为2.4t/h，根据表2中锅炉总容量与烟囱最低允许高度的关系，取烟囱几何高度为HS30m。

表3 锅炉房总容量与烟囱最低允许高度关系 2(1.5200.800.011051.46)6.90m

10锅炉房总容量（t/h）

<1 1～2 2～4 4～10 10～20 20～40

则烟囱有效高度为：

MW <0.7 0.12～1.4 1.4～2.8 2.8～7 7～14 14～28

烟囱最低允许高度（m）25 30 35 40 45

HHSΔH306.936.9 m2.4.6烟囱高度校核

假设吸收塔的吸收效率为80%，可得排放烟气中二氧化硫的浓度为：

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CSO2(180%)3650730mg/m

二氧化硫排放的排放速率：

vso2CSO2Qv7309.17103g/s6.69g/s

用下式校核 ：

ρmaxρyρz2vso2ρyπuHeρz2

式中：—为一个常数，一般取0.5~1，此处取0.8；

26.69100030.80.098mg /m23.141035.7e

ρmax3查得国家环境空气质量二级标准时平均SO2的浓度为0.5mg/m,所以设计符合要求。设计心得

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