脱硫（精选8篇）
我公司现有合成氨生产能力6万t, 采用固定床间歇制气工艺产生半水煤气, 经造气、脱硫、压缩、变换、碳化或脱碳、精炼、合成等工艺制得碳铵产品, 日产液氨70t, 碳铵380t。
我公司位于苏、鲁、豫、皖四省交界处, 属淮河流域, 随着国家对淮河水系环保治理, 淮河流域1 500多家排污企业, 有毒化学物质废水排放问题形成企业发展的瓶颈, 我公司先后进行了铜洗工段双甲工艺的技改;变换工段全低变技改等, 本文重点介绍了脱硫工段“精脱硫”技术技改思路、方案。
1 技改前氨水液相催化法硫对生产影响
丰源化肥公司煤制气是以煤为原料, 原料气中有较高含量的H2S、COS及CS2, 总硫高达1.2g/m3左右。半水煤气脱硫采用的是氨水液相催化法, 脱硫后的H2S含量仍然较高, 而且不能脱除有机硫。硫对生产的危害有重要的危害, 它使氨合成催化剂中毒, 造成巨大的经济损失;在脱碳工段硫对脱碳溶剂的危害也很大, 引起脱碳各塔填料硫堵, 特别是引起脱碳净化气中的CO2含量偏高;在碳化工段, 硫能引起碳铵发青;高含量的硫对甲醇催化剂是致命的。
去年我公司获得了国家批准的国债资金项目《丰源化肥公司清洁生产环保综合治理工程》, 要求将铜洗工段改造为双甲工艺, 该工艺对脱硫提出了更严的要求, 总硫不得高于0.5ppm, 所以必须进行精脱硫技改以满足双甲工艺的要求。
2 “精脱硫”技改工程实施方案
2.1 技术依托
经过考察论证, 我们决定采用湖北化学研究院开发的常温精脱硫新技术, 他们的常温精脱硫技术处于国内领先地位, 占有70%的国内市场。它们可在5～80℃下解决煤制气中各种工况下的精脱硫问题。脱硫精度高, H2S+COS+CS2<0.1×10-6。他们这种精脱硫技术的开发应用已有二十年的历史, 各种精脱硫剂及配套产品达二十多个, 是我国常温精脱硫剂的最大生产基地, 已有600多个厂次应用, 常温气体精脱硫剂的6个国家命名牌号全部为其所有, 在国内影响很大。据我们对有关使用厂家考察结果表明, 湖北化学所的精脱硫技术成熟、工艺先进, 所有使用厂家都达到了设计要求。
2.2 工艺条件及设计要求
3 工程内容及投资预算
3.1 主要设备
3.2 投资预算
项目的设备 (均可自制) 投资约为55万元, 精脱硫剂一次性装填量80m3, 投资约为52万元, 合计107万元。
4 脱硫原理及工艺流程
4.1 脱硫原理
原料气中加入少量的O2、NH3, 经过汽水分离器首先进入精脱硫塔A (装填T103型活性炭精脱硫剂) 、脱出大部分H2S, 然后经过加热器提温至60-80℃, 进入精脱硫塔B、C (装填水解型催化剂) , 将COS、CS2等有机硫转化成H2S, 工艺气经降温后进入精脱硫塔D (活性炭催化剂) , 将转化后的无机硫脱除。相关反应如下:
2H2S+O2=2H2O+2S+106千卡 (1)
有机硫中的COS与O2及NH3反应后生成单质硫。
2COS+O2=2CO2+2S (2)
COS+2O2+H2O+2NH3= (NH4) 2SO4+CO2
COS+2NH3= (NH4) 2CS+H2O
有机硫中的硫醇同样能在脱硫剂的表面被催化氧化
4CH3SH+O2=2CH3SSCH3+2H2O (3)
与气体中的CO2、H2S、O2发生副反应
NH3+CO2+H2O=NH4HCO3 (4)
2NH3+H2S+2O2= (NH4) 2SO4
生成的碳酸氢氨和 (NH4) 2SO4覆盖在脱硫剂的表面。
CS2+O2=CO2+2S (5)
4.2 工艺流程
5 经济运行
我公司进行“精脱硫“技改后, 保证了国债资金项目《丰源化肥公司清洁生产环保综合治理工程》的实施, 这种成熟的常温精脱硫技术的运行产生了较大的经济效益:
1) 精脱剂的年操作费用约为39万元, (包括设备折旧、脱硫剂消耗等费用) 。
2) 技改后甲醇催化剂每年少更换1～2炉, 以每炉装填催化剂8t计, 仅此效益, 每年节省约100万元 (包括节约的开车、还原费用) 。
3) 技改后甲烷与合成氨催化剂寿命可延长, 每年节省约30万元。
4) 项目投资回收期:55万元 (设备投资) /91万元 (年收益) =0.61a。
综上所述, 上精脱硫后, 年经济效益达91万元 (130万元-39万元=91万元) , 效益十分显著。
6 结 论
精脱硫技术经过近阶段的运行达到了预期的经济指标和环保节能指标。
关键词：烟气脱硫湿法石灰石石膏反应机理
随着人们的环境保护意识日益增强以及环境保护标准的日益提高，燃煤电站中的大气排放问题越来越受到人们的关注，煤炭是我国的主要能源，在中国目前的一次能源的生产和消费结构中煤炭约占70%，而且在相当长的一段时间内不会发生改变。由于煤炭消耗量较大，燃烧效率不高，煤燃烧所产生的主要污染物SO2、NOX和烟尘排放量随着中国工业化进程的不断加快也日益增多。大量的燃煤和煤中较高的含硫量必然导致SO2的大量排放。
大气污染严重破坏了生态环境、危害人体的呼吸系统、加大了癌症的发病率，甚至影响人类基因造成遗传疾病。如何有效地消减二氧化硫的排放量，控制二氧化硫对大气污染，保护大气环境质量是目前及未来相当长时间内环境保护的重要课题之一。目前世界上烟气脱硫工艺大数百种之多，在这些脱硫工艺中。石灰石/石膏湿法烟气脱硫工艺技术成熟，具有吸收剂资源丰富、价格低廉、脱硫效率高等优点，是目前控制酸雨和二氧化硫污染最有效地手段[1]。湿法烟气脱硫技术工艺已有几十年的发展历史，技术上日趋成熟、完善，传统湿法工艺中的堵塞、结垢问题得到了很大的改善。
一、FGD系统的吸收原理及工艺流程
石灰石/石膏湿法烟气脱硫采用低廉易得的石灰石或石灰做脱硫吸收剂，石灰石经破碎磨细成粉状与水混合搅拌成吸收浆液，采用石灰为吸收剂时，石灰粉经消化处理后加水制成吸收剂浆液。在吸收塔内，吸收浆液于烟气接触混合，烟气中的二氧化硫与浆液中的碳酸钙以及鼓入的氧化空气进行化学反应从而被脱除，最终反应产物为石膏。具体反应过程由以下五步实现：（1）溶质二氧化硫由气相主体扩散到气液两相界面气相的一侧；（2）二氧化硫在相界面上的溶解，并转入液相；（3）二氧化硫电离，同时剩余的二氧化硫由液相界面扩散到液相主体；（4）石灰石的溶解、电离于扩散；（5）反应产物向液相主体的扩散剂反应产物沉淀的生成。5个阶段是同时进行的，脱硫后的烟气经除雾器出去携带的细小液滴，经烟囱排入大气，脱硫石膏浆液经脱水装置脱水后回收利用。剩余浆液于新加入的石灰石浆液一起循环，这样可以使加入的吸收剂充分利用，并确保石膏晶体的增长。石膏晶体的正常增长时最终产品处理比较简单的先决条件。新鲜的吸收剂石灰石浆液根据PH值和分离二氧化硫量按一定比例直接加入吸收塔[2]。基本工艺流程主要包括制粉、浆液制备、预吸收、吸收塔、氧化、烟气换热、石膏脱水等子系统以及其他辅助系统。由除尘器出来的烟气经脱硫风机增压后，进入换热器，与来自吸收塔的净烟气进行热交换，一方面将含有较高的二氧化硫浓度的高温烟气降温，以利于石灰石浆液吸收二氧化硫，另一方面，将来自吸收塔的净烟气加热，以利于烟气抬升和污染物的运输扩散。降温后的烟气进入吸收塔，由制浆系统制成满足工艺需要的石灰石浆液于烟气中的二氧化硫发生一系列复杂的物理化学反应，生成亚硫酸钙和硫酸钙。净化后的烟气再经换热器排除脱硫装置。由于亚硫酸钙不稳定，需要进一步经氧化系统氧化成稳定度恶硫酸钙，硫酸钙结晶生成石膏。石膏浆液经石膏脱水制成石膏产品。
二、FED脱硫效率的影响因素
1.吸收液的pH值
吸收液的pH值是影响FED系统脱硫效率的重要因素，它对系统的影响是非常复杂的，当时吸收液的PH增高时，溶液中的氧化钙浓度相应的增大，吸收也中的氢氧化钙离解成氢氧根离子会不断的于二氧化硫水合后离解出的氢离子发生中和反应生成水分子，促使反应不断向右进行，所以只要吸收液的ph值足够高，溶液中存在大量的氢氧根离子，就能得到高的二氧化硫吸收率，吸收液的PH与此吸收反应式的进行程度关系密切，所以吸收液的PH值直接影响系统的最终脱硫效率。
2.液气比
液气比（L/G）是指与流经吸收塔单位体积烟气量相对应的浆液喷淋量。他决定酸性气体吸收所需要的吸收表面。在其他参数恒定的情况下提高液气比相当于增大了吸收塔内的喷淋密度使液气间的接触面积增大，传质单元数将随之增大，脱硫效率也将增大。要提高吸收塔的脱硫效率，提高液气比是一个重要的技术手段。在实际工作过程中，允许最小的液气比由吸收剂浆液特性，控制结垢和堵塞决定。理论分析的液气比不适用于所有的吸收塔的工程设计，但可根据以下原则考虑：对于喷淋塔，气液接触面积与液气比成正比，因此液气比与脱硫效率有直接的正比关系，而与二氧化硫浓度无关。
3.烟气流速和温度
在其他参数恒定的情况下，提高塔内烟气流速可提高气液两相的湍动，降低烟气和液滴间的膜厚度，提高传质效果。从节能的观点来说，空塔流速尽量偏大。另外，喷淋液滴大的下降速度将相对降低，使单位体积内持液量增大，增打了传质面积，增加了脱硫效率。但气速增加，由会使气液接触时间缩短，脱硫效率可能下降，这样要求增加塔高。实际中烟气流速提高还影响除雾效果。目前，将吸收塔内烟气流速控制在2.6—3.5m/s较合理，典型值为3m/s[3]。
4.钙硫比的影响
在保持液气比不变的情况下，钙硫比增大，注入吸收塔的吸收剂的量相应增大，引起浆液PH值上升，可增大中和反应的速率，增加反应的表面积，使二氧化硫吸收量增加，提高脱硫效率。但是，由于石灰石的溶解度较低，其供给量的增加将导致浆液浓度的提高，会引起石灰石的过度饱和凝聚，最终使反应的表面积减小，脱硫效率降低。钙硫比一般控制在1.02—1.05之间[4]。
三、结束语
石灰石—石膏法脱硫技术成熟，石灰石来源丰富，脱硫效率高，可减少二氧化硫的排放量，是目前电厂烟气治理的一种较完善的治理技术。在今后我们要努力做好系统的优化设计和及运行经验总结，对脱硫系统的安全稳定运行具有十分重要的意义。
参考文献：
[1]曾华庭，杨华，马斌等.湿法烟气脱硫系统的安全性及优化[M]. 北京 中国电力出版社，2004：8—9，274—277.
[2]钟毅，林永明，高翔，等. 石灰石/石膏湿法烟气脱硫系统石灰石活性因素研究[J].广西电力工程，2000.4：92—98.
[3]丁承刚.湿法烟气脱硫关键参数简分析[J].国际电力，2002，6（1）：53—55.
脱硫管道事业部获悉湖北电力行业脱硫脱硝工作加快部署
为切实做好2013年主要污染物总量减排工作，加快电力行业重点减排项目建设，省环保厅近日印发了《关于进一步推进电力行业脱硫脱硝工作的通知》（鄂环办 [2013]62号），就全省如何推进电力企业脱硫脱硝工作进行了安排部署。
一是加强脱硫脱硝工作组织领导。要求各相关企业必须、按照时限要求，制定切实可行的脱硫脱硝实施方案，落实建设资金，合理安排工期，加快建设进度，确保按期完成建设任务。
二是强力推进火电脱硝工程建设。要求列入减排目标责任书及“十二五”减排规划的火电脱硝改造项目务必按规定时间节点要求建成投运，所有现有火电机组脱硝改造项目须2014年6月底前完成，机组氮氧化物排放浓度应在2014年7月1日前达到《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）规定的排放浓度限值。对于2014年6月底前未能建成投运的火电脱硝改造项目，省级减排专项资金将不再给予奖励，同时环保部门将按国家环保法律法规和新标准要求加大排污费征收和行政处罚力度。
三是加快火电脱硫设施建设与改造。要求加快小热电机组脱硫设施建设，目前未建设脱硫设施的小火电企业务必按照时间节点要求建成脱硫设施并投入运行。进一步改造完善火电机组脱硫和除尘设施，电力企业二氧化硫和烟尘浓度2014年7月1日前达到新标准要求。推进脱硫烟气旁路取消工作。所有机组务必2014年6月底前全面完成旁路拆除工作。新审批的火电项目，一律不得设置脱硫设施烟气旁路。
四是强化脱硫脱硝设施运行管理。对已建成烟气脱硫和脱硝设施的企业，要加强运行管理，确保设施正常稳定运行，综合脱硝效率不低于70%。省厅将严格实施脱硫、脱硝设施投运率考核，扣减相应脱硫脱硝电价，并依具体情况对企业存在问题进行挂牌督办。
制造、拆除及安装技术协议
甲方： 乙方：
乙方按照甲方提供的图纸为甲方承制脱硫塔、原料气分离器、净化气分离器各2台，并且包括设备的拆除、安装。为保证该设备的制造及安装质量，保证甲方对设备的工艺技术要求，经双方协商，达成如下技术协议： 1 工作内容
1.1甲方向乙方提供制造脱硫塔、原料气分离器、净化气分离器所需图纸各4套（图纸编号：CS07-02R/B-T01、CS07-03R/B-YLQ-01、CS07-04R/B-JHQ-01）。
1.2乙方按甲方所提供的图纸（图纸编号：CS07-02R/B-T01、CS07-03R/B-YLQ-01、CS07-04R/B-JHQ-01），为甲方制作脱硫塔、原料气分离器、净化气分离器各两台,共计六台设备，包括设备内外防腐。
1.3 乙方承担上述六台设备的旧设备拆除，新设备的安装，包括设备原有进出口管的拆除及安装，原有设备周围爬梯、平台按原样新制作并防腐，原有避雷针恢复。
1.4 乙方承担脱硫塔进出管道￠325×8（长度25m，材质20钢）的更换，材料由甲方提供。
1.5 乙方承担设备从制作地到安装现场的转运。
1.6安装过程中搭建脚手架以及防腐恢复由乙方负责。
1.7设备制作及现场安装，甲方不提供主、辅材，不提供吊车、拖车等任何机具、器具及其它辅助材料。遵循的法规、标准规范和其它技术要求 2．1法规
a 《压力容器安全技术监察》 2.2 标准
a GB150-1998《钢制压力容器》
b JB/T4710-2005《钢制塔式容器》
c JB4708-2000《钢制压力容器焊接工艺评定》
d JB/T4730-2005《承压设备无损检测》
e GB4053.2-1993《固定式工业钢斜梯安全技术条件》、GB4053.3-1993《固定式工业防护栏杆安全技术条件》、GB4053.4-1993《固定式工业钢平台》 2．3 技术要求
2.3.1此台设备的材料、制造、检验、验收应遵循《压力容器安全技术监察》、GB150-1998《钢制压力容器》及本技术要求的有关要求，如有冲突以要求严格的为准。2.3.2乙方如果在制造过程中需要作更改，必须以书面方式征得甲方同意。
2.3.3设备的结构型式及外形尺寸、管口方位、安装尺寸、接管尺寸必需按照甲方所提的图纸要求（另有要求除外）。
2.3.4 设备所用材料不得使用经焊接修复合格的材料。
2.3.5 压力容器在焊接前所有坡口应进行100%表面无损检测，不得存在任何裂纹，如存在
裂纹缺陷必须进行打磨清除。
2.3.6 设备筒体纵、环焊缝内表面要求打磨与母材平齐，筒体纵、环焊缝外表面焊缝、角焊缝要求打磨圆滑过度。
2.3.7接管、筒体、封头焊缝均作焊后热处理。所更换管道新的焊缝均做焊后热处理。2.3.8 脱硫塔要求分段制作，水平组焊，整体吊装。组焊好后焊缝100%PT，符合JB/T4730-2005Ⅰ级；20%RT，符合JB/T4730-2005Ⅲ级，PT、RT合格后才能做水压试验，水压试验合格后，须再对现场组对焊缝100%PT，符合JB/T4730-2005，Ⅰ级合格。2.3.9脱硫塔旧地脚螺母拆除，不得损坏螺栓螺纹。
2.3.10压力容器的压力试验报告应记载试验压力、试验介质、介质温度、保压时间和试验结果。试验报告随同设备同时交给甲方。
2.3.11在设备的明显位置安装不锈钢铭牌，铭牌上的项目至少应包括：制造厂名、安全质量认可证书编号、介质、设计温度、设计压力、最高使用压力、产品出厂编号、制造日期、设备名称、设备位号。
2.3.12环氧玻璃钢内衬等级：特加强级；结构：底漆—中间漆—玻璃布—中间漆—玻璃布—中间漆—玻璃布—中间漆—面漆—面漆；干膜厚度≥0.8mm 3质量监检
设备制造过程中，乙方根据图纸要求编制制造工艺及质量检验方案或过程控制卡，而现场设备的拆除及安装，乙方应编制详细的施工及吊装方案（包括起吊施工现场布置图，现场吊装示意图，施工进度表或施工网络图等）、甲方根据编制资料进行质量监督。
3.1 甲方将派人到乙厂现场进行检验，检验项目主要有：
a 材料进场检验
b 目睹设备水压试验。
C 按图确定接管、人孔等的位置、尺寸，划线确认。d 审查产品质量证明文件。
e 设备宏观检查和几何尺寸抽查。f 环氧玻璃钢质量检验 g 抽查射线底片
3.2 3.1a、b、c条乙方必须提前1周以书面方式通知甲方，3.1条中的其余项作为定作方不定期检查项。
3.3 检验时，乙方将提供必要的技术资料、标准、图纸、工具、仪器。
3.4 检验中如发现供货设备与部件有不符合合同规定的要求，甲方有权提出意见，乙方应尊重甲方的意见并采取积极有效的措施确保供货质量； 3.5 甲方代表在现场的检验不能替代其最终检验，并不得解除乙方对其供货范围内设备与部件应承担的责任；
3.6若由于甲方原因不能按时到场，即视为认可乙方此道工序，乙方可继续进行下道工序。3.7 现场组焊设备的质量验收，必须有当地安全监察机构的代表参加。交工资料
4.1 整个工程完工后乙方向甲方交送各台设备竣工资料，包括竣工图纸1套、产品质量证明书、监检证书、合格证书、主要受压部件金属材料证明书、无损检测报告、热处理报告书、压力试验报告书、设备拆除安装记录、脱硫塔现场组焊及监检记录各1份以及《压力容器安全技术监察规程》中所规定的相关资料。
5.包装运输要求
5.1设备发运前应将内部积水吹干，焊渣、油污、杂物清理干净，设备表面应保证美观。5.2设备管口应用盲板遮盖，带螺栓固定。
5.3 应采取加固支撑措施以防止分段筒体在运输中变形。由于设计图纸可能存在不完善的情况,乙方应及时向甲方反馈，按甲方的修改通知单执行(总体尺寸和主材不变)。本协议一式四份，甲方2份，乙方2份，双方签字后与商务合同同时生效。其余未尽事宜，双方协商解决。
附件：环氧玻璃钢技术要求 1环氧玻璃钢等级及结构要求
环氧玻璃钢内衬等级：特加强级；结构：底漆—中间漆—玻璃布—中间漆—玻璃布—中间漆—玻璃布—中间漆—面漆—面漆；干膜厚度≥0.8mm 2交工资料
钢制储罐内衬环氧玻璃钢施工结束后．施工单位应提供下列文件：
设计文件、设计变更和材料代用联络单；
材料出厂合格证及复检报告；
工程实物量表； 环氧玻璃钢施工过程检查记录、交工检查记录： 修补记录，包括修补部位、原因，方法、数量及检验结果； 6 其他记录。3表面预处理
按SY／T 0407规定的方法对钢制储罐防腐表面进行喷砂除锈；除锈质通心达到《涂装的钢材表面锈蚀等级和除锈等级》GB/T 8923规定的Sa2.5级；局部喷砂达不到的地方．可采用手工除锈，其除锈质量不应低于GB/T8923中规定的St3级；喷砂作业时，应先按罐顶再罐壁后罐底的顺序进行；除锈完毕，应立即用洁净干燥的空气吹扫或用丙酮擦洗金属表面。内衬施工前对罐体表面存在的焊瘤、毛刺，棱角及焊缝不满等现象应进行处理。
4环氧玻璃钢内衬层的最终质量检验
4.1 养护完毕后应对其外观、固化度、厚度、针孔和粘接力进行检验，检验结果应作好记录。
4.2 外观检验应符合下列规定：色泽均匀、平整光滑，无其他杂物，无起鼓、裂纹、脱层、发白和玻璃纤维外露等现象，不存在直径大于3mm的气泡，否则应将气泡划破并修补。4.3 固化度检验应符合下列规定：
4.3.1 用手指按摸或用棉花蘸丙酮在固化后的玻璃钢表面擦拭3~5遍，如前者发现粘手，后者发现棉花变黄，即认为固化不完全，应全部返工。
4.3.2 采用巴氏（巴柯尔）硬度计（Hba-1型，GYZJ934-1型）在已测知固化度的玻璃钢试件上测出相应的巴氏硬度，随即用测出的巴氏硬度换算出近似固化度，其测试面应平整。测定方法应符合本《纤维增强塑料巴氏（巴柯尔）硬度试验方法》GB/T3854的规定。4.4 厚度检查应符合下列规定：
玻璃钢内衬层的厚度应用磁性测厚仪检查。塔内壁分为塔顶、塔壁、塔底三个部分，每一部分随机抽查点覆盖面积不低于该部分总面积的60%，且每平方米最多不超过两个抽查点。若某部分不合格点超过15%，则该部分视为不合格。4.5 针孔检查应符合下列规定：
4.5.1检漏电压应为5000V。以无火花为合格，对漏点处应作记号。4.5.2 对塔内部的复杂部位和焊缝等薄弱环节重点检查。
4.5.3检查出的漏点应进行修补，每平方米不合格点超过两个时，应全面修补或返工。4.6 粘接力检查
4.6.1 环氧玻璃钢内衬完全固化后，进行粘接力检查，用锋利刀刃在30mm×30mm范围垂直于防腐层割一夹角45。的“V”形口，在“V”形的顶端用刀刃翘起，然后拉扯被翘起的一角，以拉不开玻璃钢层或拉开后不露出金属基体且玻璃布不与树脂脱层为合格。
4.6.2粘接力检查时，把塔内壁分为塔顶、塔壁、塔底三个部分，每一部分随机检查一点，若有测点不合格，应加倍抽查，如仍不合格，即为不合格，必须返工。
4.6.3粘接力检查时损伤的玻璃钢层应按规定进行修补，不合格的不允许修补，必须返工。4.7 树脂含量应符合下列规定
按《玻璃纤维增强塑料树脂含量试验方法》GB/T 2577进行测定，树脂含量不低于75%。
甲方代表：
乙方代表：
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期：
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2008年10月20日至10月26日，我参加了由国家建筑材料工业技术情报研究所举办的 “石膏建材质量检验技术研修班”，并按照规定修满全部理论和实践课程。通过这次学习使我了解了石膏生产和应用的理论知识及操作技能，也了解了脱硫石膏的利用和开发的相关知识。在学习期间认识了一些从事脱硫石膏和粉煤灰的专业人士，在课余时间也从他们的谈话中也获得了很多国内脱硫石膏利用的信息。现在对这次学习和了解脱硫石膏方面的知识进行整理如下。
一、石膏的基本知识：
石膏在自然界中主要以二水石膏（CaSO4•2H2O）无水硬石膏（CaSO4•2H2O）存在。石膏作为一种有用的工业原料的重要原因，在于将它加热时能部分或全部地失去结晶水而成为烧石膏，烧石膏遇水后凝结硬化，生成原来化学成分的二水石膏。这些现象分别称作脱水与水化，是石膏工业的工艺基础。
二水石膏在常温下是稳定相，但随着温度的提高和外界条件的不同，可以得到半水石膏与无水石膏的各种变体。各国学者对石膏各相及各种变体的存在条件及其相互转化做了大量的研究工作，观点不尽相同。
CaSO4.H2O系统有五个相，其中有四个相可以在常温常压条件下存在，即二水石膏、半水石膏、无水石膏Ⅲ和无水石膏Ⅱ，而第五个相无水石膏Ⅰ只能在1180℃以上存在。各种混水后胶结的石膏料都由二水石膏制得的，因加热温度和环境条件的不同，可以得到含水及无水硫酸钙的变体。在石膏的工业脱水时，总是希望用最低的能耗和尽可能能短的时间完成，所以石膏工业脱水温度总是比希望获得的石膏相或变体的实验转化温度高的多，也就不可能产生单一相组成的产品，经常是CaSO4.H2O系统各相变体混合物，统称为熟石膏或烧石膏。
二、烟气脱硫的主要工艺及脱硫产物特点: 烟气脱硫方式种类繁多，大致分为干法、半干法及湿法等。根据调研，未来我国的主要的大型燃煤电厂采用的烟气脱硫技术将主要是湿式石灰石石膏法（FGD），这是由于“石灰石石膏”法脱硫效率高、技术成熟且脱硫副产物具有较高的利用价值。该方法是目前世界各国火电厂采用的主导烟气脱硫技术。
采用“石灰石石膏湿法”工艺脱硫经强制氧化及脱水后所得的副产品称为烟气脱硫石膏（Desulfo－Gypsum，简称DSG），与天然石膏相比，脱硫石膏具有纯度高、成分稳定、粒度小、有害杂质少等特点，是一种品质较好的石膏。各国实践证明，脱硫石膏能较好替代天然石膏，既能做到资源综合利用，又能给企业带来经济效益。
三、脱硫石膏品质差异的原因：
1、欲得到高品质的脱硫石膏，作为脱硫吸收剂的石灰石的粉磨细度和品质的提高是非常必要的。在美国、日本、德国对石灰石细度要求一般是90%~95%通过325目的筛网；目前啊我国对石灰石粉在实际中的运行情况是石灰石粉磨细度每提高一点，是对石灰石的反应活性增高一些，可对磨机的磨损就会大一点，使用的电费能耗就会多一些，相对的生产率就要低一些。这对石灰石粉供应商的利润就会影响大一些，生产商为了降低成本所生产的石灰石细度不一定都能够保证80%以上的石灰粉通过280目筛网，因此对结晶形成脱硫石膏中CaCO3的就会多一点。而且一些石灰石粉供应厂家的生产过程，有的是在矿区先生产不同粒经的石子，使生产石子筛分下来的小颗粒用雷蒙磨进行粉磨，这样出来的石灰石粉中就会有很多的杂质。
2、石灰石可分为高钙石灰石（CaCO3的含量大于95%）；镁石灰石（CaCO3的含量在80%~90%、MgCO3含量在5%~15%）；白云石（CaCO3的含量为50%~80%、MgCO3含量在15%~45%）用于生产脱硫石膏的脱硫吸收剂只能使用高钙石灰石，才能保证脱硫石膏的应用要求。因采用纯度90%石灰石，可获得纯度为90%的脱硫石膏。如果在工况运行一样的条件下要通过提高石灰石纯度使石膏纯度提高到93%，则需要采用纯度为95.1%的石灰石。如采用镁含量高的石灰石、脱硫熟石膏性能变差、强度变低、凝结时间变长、对石膏制品还会产生返霜现象，严重影响制品质量。
3、对含镁较多的脱硫石膏在仅为了除去石膏中的游离水时，烘干温度不应超过40℃，因镁石灰石和白云石的煅烧温度比石灰石低的多。含镁多的石膏在66℃时就可脱水，当温度大于180℃时，大部分的结晶水会析出，石膏转化为CaCO3的形式存在这也是造成熟石膏强度低的原因。
4、石灰的结晶较细，其平均粒径为15~19um，在脱硫浆液中含较高浓度的可溶性的MgSO4硫酸镁时，对SO2的吸收起到良好的缓冲作用，同时也防止了运行设备结垢的可能性。这些对电厂的脱硫运行中是乐意使用的。有的电厂在脱硫运行中有时还要添加些可溶性镁用于一直SO2的氧化，这样不但对脱硫石膏产生了不好的影响，而且镁含量的增加会直接影响脱硫石膏结晶形态、大小、粘度和后阶段的脱水。这方面是脱硫运行和石膏制品生产相矛盾的，所以我们必须按石灰石的杂质成分在脱硫运行中找到一个合适的范围来解决。
5、亚硫酸钙是二氧化硫通入石灰乳进行中和反应产生、它微溶于水，在空气中缓慢氧化成硫酸钙，在酸中分解放出SO2，100℃失去结晶水、650℃分解；杂脱硫运行中所反应的生成物是MgSO3和CaCO3的混合物。MgSO3在脱硫石膏中的含量应小于0.35%。
6、要保证脱硫石膏的质量必须从设计和运行管理两方面着手，确定脱硫石膏产品纯度时，往往优先考虑的是石灰石的利用率，如果石灰石利用率要求达到95%~97%，那么石灰品位应大于93%，石灰石中的CaCO3含量就应接近95%左右。
7、脱硫运行中当氧化率下降时，循环浆液中的可溶性亚硫酸盐浓度增大，严重时石膏中会出现较高含量的固体CaSO3·1/2H2O。浆液中可溶性亚硫酸盐浓度的增大将抑制CaCO3的溶解，使浆液中为反应的CaCO3浓度增大，所以完全氧化不仅是有利提高脱硫率，而且是保证石膏质量的重要因素。
四、脱硫石膏干燥煅烧工艺与设备的选择：
脱硫石膏生产线的先进程度和成功，关键取决于干燥煅烧工艺技术和设备的先进性和合理性。
根据石膏煅烧工艺和设备的选择原则，在脱硫石膏含水率较底的情况下采用一步法生产工艺，即干燥煅烧一并完成，但在实际生产中脱硫石膏的含水率为10%~12%，则选用干燥和煅烧分开进行的工艺比较合理。干燥设备选用闪蒸式气流干燥设备效果比较理想。另外浙江宁波联达建材实业有限公司自己研发的利用蒸汽的干燥设备也比较适合电厂（投资在400万元，10万吨/年）。
主要的煅烧设备有连续烧锅、间接式回转窑、沸腾炉，FC-分室炉、流化床式炉、直热式回转窑、沙士基打磨、DELTA磨、斯德炉和彼得磨。其中利用蒸汽的是间接式回转窑（投资在800~1000万元左右，20~24万吨/年）。适用于热烟气的有连续烧锅（投资在300万元，5万吨/年），FC-分室炉（投资在300万元~500万元，5~10万吨/年），直热式回转窑（投资在400万元，10万吨/年），彼得磨（投资在1200万元，30万吨/年）。这些干燥和煅烧设备的煤耗一般在35kg/吨以上，电耗一般在8千瓦时/吨以上。
五、国内外脱硫石膏的主要利用途径：
目前脱硫石膏的主要利用途径有：在建筑、建材业中生产建筑石膏、粉刷石膏、石膏砌块、纸面石膏板、石膏空心板、自然平地面石膏浆料、水泥缓凝剂等，农业方面有报道用于生产化肥、盐碱土壤改良等。
在国外，脱硫石膏的工业化生产和使用已超过20年，德国是烟气脱硫石膏研究开发和应用最发达的国家，几乎所有的德国石膏企业都使用脱硫石膏，主要用于生产建筑制品和水泥缓凝剂，国内对脱硫石膏的综合处理和应用已开始起步，如四川的珞磺电厂和重庆电厂将烟气脱硫石膏加工成石膏球和半水石膏，作为制作水泥和建筑材料的原料，运往石膏制品厂、水泥厂及相关建筑单位加以利用；杭州半山电厂将脱硫石膏供应给附近中小纸面石膏板厂和石膏空心砌块生产企业使用；北京第一热电厂将脱硫产物制成石膏砌块（年产量30万m3）等。但总体来说，国内脱硫石膏的处置、利用发展比较缓慢，目前尚未形成工业化、规模化和专业化生产。农业方面，脱硫石膏的改良盐碱地还处于研究阶段。实验发现脱硫石膏能降低土壤中pH值、ESP和交换性Na+，提高作物的产量。
目前我了解到大多数电厂还是把脱硫石膏卖给水泥厂做缓凝剂，但是由于地域的差异，脱硫石膏的价格浮动也比较大。相对于天然石膏比较丰富的地方脱硫石膏的价格比较低，比如：托克托云发电力有限公司是直接把脱硫石膏卖给水泥厂，价格在14元/吨，而相对于天然石膏比较短缺的天津，烘干后的脱硫石膏卖给水泥厂一般在100元/吨以上，而成本为60元左右。做成粒状脱硫石膏的成本价是65元，出厂价格一般定价也在100元/吨。
通过这次学习，使我了解到目前我国对脱硫石膏的利用和开发还在一个初级阶段，导师对脱硫石膏煅烧设备的选用也有不同的观点。我想通过一年多的学习，等到明年电厂发电以后，我对脱硫石膏利用知识的掌握会更加成熟，为我们龙昌公司以后开发脱硫石膏做好前期工作。
高佑铭
一、简述我系统的一些概况及流程
我们脱硫系统设计处理煤气能力为50000m3/h-55000 m3/h左右,在实际生产中我们脱硫系统的处理煤气量达到了75000m3/h-80000 m3/h左右.在脱硫系统中我们采用填料式预冷塔对煤气进行冷却。
首先,冷凝鼓风过来的煤气(其中含焦油≤50mg/m3,萘含量≤500 mg/m3)进入预冷塔,由底部进入,与塔顶喷洒的循环液逆向接触,降温后进入脱硫塔底,与脱硫塔顶喷淋的脱硫贫液逆向接触吸收煤气中H2S、HCN等,吸收了H2S、HCN的富液经过液封槽进入反应槽,经脱硫液循环泵打入再生塔低部与塔底通入的压缩空气混合进入再生塔,使脱硫液在再生塔内氧化再生。而硫泡沫经压滤后形成硫膏出售。
在脱硫过程中所需的催化剂均在加药槽内溶解后均匀加入反应槽。而系统中所需的氨由蒸氨后的浓氨水补充至反应槽。
二、各温度对脱硫效率的影响
1、保证风机后温度的稳定
保证风机后温度控制在45-55℃的范围内,过高,整个脱硫系统的控制将会非常困难,会直接导致脱硫的效果不理想,煤气中硫化氢含量超标。
2、预冷塔后煤气温度的控制
从风机过来的煤气温度约45-55℃,经预冷塔降温后煤气温度达到25-30℃。预冷塔采用低温氨水循环喷洒来降低煤气温度,而循环氨水喷洒液采用低温水来冷却,循环喷洒液温度控制在28℃以下。预冷塔采用填料塔,内有3m的轻瓷填料,以加大煤气与循环喷洒液的接触面积。在此过程中,我们要保证煤气温度在进入脱硫塔前时保持在25-30℃。因为,煤气温度在进入脱硫塔时过高,就会直接影响与脱硫液接触面的氨气分压,脱硫的效果就会降低。另一方面,温度过低会导致预冷塔内焦油和萘的含量超标,增加预冷塔阻力。而要保证进入脱硫塔时煤气温度保持在一定范围内,就要不断的通过调节低温水的流量来控制循环喷洒液的温度进而来调节预冷塔后煤气温度。而循环喷洒液换热器的换热面积和低温水流量的大小决定了这一因素。
3、脱硫液温度的影响
当脱硫液温度较高时,就会增大接触面上的氨气分压。氨在液相中的浓度受亨利定律支配,温度升高势必会导致脱硫液中氨浓度的下降。脱硫效率就会随着脱硫液中氨含量的降低而下降。事实根据实践证明,当脱硫液温度每升高1-2℃,脱硫的效率就会下降4-5%,其影响脱硫效率非常明显。当脱硫液温度高于40℃时,其脱硫效率只有正常时的60%-65%。同时,副盐的含量增长较快。因而,在实际生产过程中,脱硫液的温度控制在35-40℃之间。
同时在脱硫液氧化再生过程中,脱硫液温度高,对硫泡沫的生成有好处,但是对其再生效果不好。脱硫液温度低对其再生效果明显,但是对硫的析出和生成有影响,会导致脱硫液中悬浮硫含量超标而造成堵塔,直接影响脱硫效率。
4、冬季再生空气温度的影响
再生空气对脱硫效率的影响也是比较显著的。在冬季,再生空气的温度会和其管道的温度形成一个差值。再在周围环境的影响下,会在其管道内形成许多的冷凝水,并且会冻结在管道内,影响再生空气的流量。进一步影响脱硫液的再生效果。因此,有必要对再生空气管道进行保温设计。可以在其管道上直接加蒸汽伴管,或对其管道进行直接保温。我厂采用的是对再生空气管道直接进行保温,效果显著。
结论:
在脱硫系统中,温度的控制是一环紧扣一环,前因连着后果。把温度控制在一定的范围内,并不是一件容易的事情。因为制约其中的因素非常多。但是在生产实践中,我们不能忽视了其他因素对脱硫效率的影响。在整个脱硫系统中,我们要通过自己不断的学习和掌握不同的技术来克服所面临的困难,在学习和借鉴的同时来提高自己,总结出一套适合自己的经验和理论。
摘要：脱硫在整个化工行业中的地位日益突显,尤其在粗煤气被用作燃料气时(如:甲醇、二甲醚等),其中的硫化物等必须被脱除。因而,脱硫效率的好坏,决定其后续工段的生产是否正常进行。影响脱硫效率的因素是多方面的,但是在诸多因素中温度对脱硫效率的影响是至关重要的。
关键词：温度,脱硫效率
参考文献
[1].《化产工艺学》
[2].《炼焦及化产品回收》
【关键词】微生物脱硫；无机硫脱除；有机硫脱除；浸出法；表面氧化法
引言
由矿山、煤矿渗排的废水旱强酸性，说明某些生物具有溶解矿石而繁衍的特性。美国曾因此开发了细菌浸出技术，自低品位铜矿中回收铜，其铜产量占全国总产铜量地10%以上，煤炭微生物脱硫便是在在细菌浸出金属的基础上应用于煤炭工业的一项生物工程新技术。
1 .煤炭中硫的形态
煤炭中的硫分为无机硫和有机硫两大类，两者的比例视煤炭种类而异。无机硫以矿物质态存在，其大部分是黄铁矿形态存在，还会有少量的硫酸盐和单质硫。有机硫在煤中与碳原子以共价键相结合，以噻吩型、硫化物型和硫醇型等形态存在；其中又以噻吩型为主。
2 .无机硫脱除原理
煤炭中无机硫大多以黄铁矿的形态存在。在微生物的作用下，无机硫被氧化、溶解而脱除，该过程涉及两方面的作用：一是微生物的直接作用，中间产物引起的纯粹化学作用。无机硫的脱除机理：首先是微生物附着在黄铁矿表面发生氧化溶解作用，生成硫酸和二价铁离子；而且二价铁离子被氧化为三价铁离子；由于三价铁离子具有氧化性，又与其他黄铁矿发生化学氧化作用，自身被还原成二价铁离子同时生成单质硫；单质硫在微生物作用下被氧化成硫酸而除去，显见，在这一循环氧化还原反应过程中，铁离子是中介体，由于微生物和化学氧化两种相互作用，加速了黄铁矿的溶解，微生物的重要作用在于使二价铁变成三价铁的铁氧化作用以及使单体硫变成硫酸的硫氧化作用。而中间产物又能被微生物用作能源，促进微生物繁衍。目前已知能脱除无机硫的微生物有氧化亚铁硫杆菌、氧化硫硫杆菌以及能在70度高温下生长发育的古细菌。这些细菌自铁和硫等无机物氧化中获取能量，并能固定空气中二氧化碳而繁殖，属自养菌。它们在自然界的温泉、硫化物矿床等含铁、硫丰富的酸性环境中生息，一般生长缓慢，较难得到大量菌体，有资料报道，利用此类细菌在实验室烧瓶试验条件下，脱除煤中90%的无机硫需1-2周时间。
3. 有机硫脱除机理
在微生物的作用下二苯并噻吩分解有两条途径：第一条途径不破坏碳骨架，将硫变成硫酸而脱除。经人工变异遗传因子的假单胞菌属能按第一条途径分解二苯并噻吩。此类细菌不以硫为能源，而以分解的有机物为源能而繁殖，属异养菌。按第一条途径，有机硫的最大脱除率为57%或91%；第二条途径氧化分解碳骨架，将二苯并噻吩变成水溶性产物，但硫原子仍残留在二苯并噻吩的分解产物中，致使去除嵌在碳骨架中硫原子的可能性甚小。
4. 微生物脱硫技术开发现状
4.1 浸出法
浸出法在微生物作用下将煤中无机硫变成硫酸而脱除的一种方法。最简易的是堆积浸出，即将含微生物的水喷洒在贮煤场地块煤上，在微生物的作用下煤中无机硫最终变成硫酸并随废水渗漏至煤堆底部除去。该法简单、经济，但处理时间较长，一般需数个月时间。为缩短浸出时间，有采取空气搅拌式浸出反应器。其特点是利用气泡的搅拌使粉末状煤与含微生物的反应液间的接触作用增强，且对微生物的损伤减少，同时能及时补充微生物繁衍所需的二氧化碳和氧气，提高脱硫效率，处理时间缩短至半天至几周，目前已有管道式及水平的转滚浸出反应器的研究报道。
4.2 表面氧化法。
表面氧化法是采用物理鼓泡浮选法，利用粒子的表面性质相异的一种分离技术。基本原理是细微的空气泡自煤粉悬浮液的下部鼓入，具亲水表面的粒子则下沉。黄铁矿粒子表面是憎水的，在微生物表面氧化作用下变成亲水粒子而下沉，而煤炭粒子仍带憎水性向上浮液。这样，除去沉降的黄铁矿粒子便脱除了硫。该法的关键是粉碎煤炭，使其中的黄铁矿尽量裸露于煤炭表面，以利于微生物的表面氧化作用。
5. 微生物脱硫技术的前景
5.1 微生物的供给
能脱除无机硫的微生物是一类以铁和硫为能源的自氧菌，存在繁殖缓慢的缺点。这样，在连续脱硫系统中微生物的供给能力便成为制约全系统煤炭脱硫能力的重要因子之一。因此，今后开发研究的课题之一是微生物的培养，应通过选择最佳培养条件和改良微生物的特性着两个途径，培养出性能优良且能快速繁殖的菌种，确保微生物供给。同时，要注重适宜于有机硫脱除的微生物的基础研究。
5.2 浸出法的应用
浸出脱除法去除无机硫周期较长，一般需数周时间，不适宜连续处理系统应用。但是对于船舶运输或贮煤场等煤炭贮存期较长的场合，宜采用堆积浸出法脱硫。另外，使用高硫煤部门亦适宜建贮煤场并采用此技术脱硫。随着能脱除有机硫的微生物的进一步开发，亦能拓宽浸出法脱硫的应用范围。
5.3 表面氧化法的应用
表面氧化法采用物理浮选原理，脱硫速度快，在各类微生物脱硫方法中最适于大量煤脱硫处理，该法可以与煤水浆技术组合应用。鉴于部分煤水浆工程的煤炭脱灰采用浮选技术，因此在煤水浆工程中组合应用表面氧化法，可同时脱硫脱灰。
结论
国际上以美国为中心最早开展煤炭微生物脱硫技术研究，美国ARTECH公司研究的CBI菌株，在实验室可脱去18%-47%的有机硫。而美国煤炭技术研究所筛选出IGTS7混合菌，能脱除有机硫达91%，使硫从2.25%降至0.205%，日本中央电力研究所从土壤中分离出一种铁流氧化硫杆菌。能有效除去煤中无机硫，同时在煤水浆中添加丝状菌青霉成功地脱除煤中硫。美国、荷兰等国均报道了半工业试验成果。
参考文献
[1]Denome S A，Olson E S，Young K D.Identification and Cloning of Genes Involved in Specific Desulfurization of Dibenzothiphene by Rhodococcus sp.Strain IGTS8[J].
Appl.Environ.Microb.，1993，59：2837-2843.
[2] 关梦嫔，张双全.煤化学实验[M].徐州：中国矿业大学出版社，1993：294-300.
第一部分 20xx年安全生产目标及完成情况
一、安全生产目标
一年以来，在公司的正确领导、分公司全体员工和各外委单位的共同努力下，虽然实现了公司安全生产“八无”总体目标，但总体安全形势不容乐观，全年累计发生事故合计20起。
(一)试生产期间(6起)
1. 发生内部统计二级事故1起：
——8月19日上午10时30分，发电公司检修车间发生一起因违章操作电气设备引发电弧烧伤的事故，造成一人轻微伤;
2. 内部统计三级事故1起：
——9月1日#2皮带减速机损坏事故;
3. 内部统计四级事故4起：
——9月10日#1斗轮机故障事故;
——11月4日#1机组C1给煤机内煤炭自燃造成机组负荷下降事故;
——12月1日翻车机系统车辆脱轨事故;
——12月7日#6皮带冲洗水流入雨水井造成外排事故;
(二)调试期间(10起)
——6月9日B供油泵故障事故;
——6月10日35KV旗能变电站10KV侧624开关事故;
——6月13日循环水泵房水淹事故;
——6月18日脱硫吸收塔除雾器损坏事故;
——7月13日#1机组B给水泵跳闸引发锅炉MFT动作机组跳闸事故;
——7月14日#1机组高压缸胀差超限保护动作机组跳闸事故;
——7月28日 #1炉A1给煤机皮带划伤事故;
——8月2日#1机组因电网波动引起#1机组甩负荷跳机事故;
——12月2日#2机组因低压缸次末级隔板装反造成停机事故;
——12月26日#1机组因炉膛垮灰引起MFT动作造成跳机事故。
二、两票执行情况
全年978份 ，动火票85份，合格率100%。操作票累计160份，合格率100%。抢修单累计4份。虽然“两票”合格率100%，但存在废票较多现象，多体现为工作票办理流程不熟、系统不熟造成安措遗漏以及检修时间的不确定性等方面因素引起，工作票办理水平还有待加强，“两票”制度的学习还需深化。
第二部分 20xx年安全生产工作开展情况
一、强化安全目标管理
1、建立健全各项规章制度。在机组投产前，编制完成了各生产岗位工作标准，明确了各级生产人员的工作要求。编制完成了《集控运行规程》等各专业规程，以及各专业系统图等。编制完成了各类操作卡、操作票、运行日志、运行报表等日常台帐。本年度，结合分公司各项管理活动的要求，逐步修订发布了各项规章制度。其中管理标准66个、技术规程195项、工作规范4个。
此外，完成了36个应急预案的编制，完善了《发电公司环保应急预案》、《脱硫系统异常处臵方案》、《氨区事故处臵方案》、《油罐区泄露处臵方案》和《氢站泄漏处臵方案》等4预案，协助公司完成了环保评审的材料准备工作。
2、落实安全生产责任制。根据公司年度安全生产工作目标，公司及时组织学习并传达，总体部署全年安全生产工作。明确各部门的安全生产任务，同时各部门对安全生产指标目标进行层层分解和落实，责任分解到人，把安全生产主体责任落实到位，建立和落实自上而下的安全责任体系，形成“一级抓一级，一级保一级，下级对上级负责”的安全生产责任网络，确保“一岗双责”制度的全面落实。
二、夯实安全管理基础
3、进一步健全安全管理体系。公司进一步健全安全生产保障体系和监督体系，动力车间生产准备与工程二部合并后，根据公司领导人员变动、部分岗位调整以及实际工作需要，及时调整安全生产保障体系和监督体系成员，明确各自的工作职责。落实安全生产办公会议制度，由副总经理每月主持召开安全生产办公会议，及时分析、研究和解决各个时期安全生产方面存在的问题;树立“大部门”管理理念，坚持安全事件说清楚制度，将外委队伍安全活动纳入专业管理，做为公司安全生产管理体系的组成部分，实行统一协调管理，严禁以包代管、以罚代管。
4、健全完善安全生产管理制度。结合公司生产实际，对一些安全生产管理制度进行了梳理，20xx年发电公司共行文下发了《发电公司关于印发“操作及操作监护制度”的通知》、《发电公司安全生产管理网络体系与职责(修订)》、《发电公司关于下发安全责任区管理制度的通知》、《发电公司安全“三基”工作管理实施细则》、《氨区管理规定》、《发电公司安全生产工作问责办法》、《环保、职业健康管理体系与职责》、《发电公司关于成立安全培训教材编写小组的通知》等8份文件;编制《事故案例汇编》、《安全月活动方案》、《安全文明生产标准化规划方案》、《安全操作(作业)竞赛活动实施方案》等18份文件，通过完善制度建设，建立长效机制，不断提高安全管理整体水平，进一步规范安全生产管理工作。
5、建立有效的生产会议制度。发电公司建立起了规范的生产例会制度，从5月份起，每月召开“安全生产工作会议”，剖析安全运行和节能降耗中存在的问题，总结分析月度安全生产形势，对发生的不安全事件进行讲评，布臵下一阶段的重点工作;9月份起，通过每日早上8:30召开“生产早调会”，协调解决生产中存在的问题;每周进行“安全文明生产会”，对现场存在的不安全现象和影响安全文明生产的设施、设备进行分析盘点;每月召开“运行分析会”，分析机组和设备的运行情况;每月召开“检修分析会”，总结分析设备检修、消缺维护过程中各类问题。通过一系列有效的生产会议，为生产问题的有效解决提供了强有力的保障。同时，通过认真学习和贯彻执行上级主管部门有关文件精神，严格落实《安全生产法》和国标《电业安全工作规程》等安全生产法律法规和制度，充分发挥安全保障体系、安全监察体系和群众性监督的作用，抓好安全生产管理基础工作，确保全年安全生产目标的顺利实现。
6、深刻吸取事故教训，落实防范措施。一是针对我司发生的一些不安
全事件(如“8.19”人身事故)，严格按照“四不放过”的原则，及时组织相关人员分析原因、落实责任和防范措施。二是针对国内其它单位的一些典型事故(专门收集、编制了电力企业发生的各种典型的事故案例和本公司20xx年以来发生的事故案例并下发到每位员工)，要求各相关部门认真组织学习、借鉴、比较、总结。三是针对各类事故，举一反三，结合部门、班组和工作实际，及时开展自查自纠工作，对查到的问题或隐患认真加以整改，不留死角，对一时无法整改的应制定有效的防范措施并加以落实，切实提高防范各类事故的能力。
三、突出安全动态管理
7、安全“三基”管理。发电公司充分发挥三级安全监察网络功能，充分行使上级赋予的职权，对生产进行全过程的安全监督和管理。一是加强班组安全管理，注重班组安全规章制度学习，严格推行部门管理人员参加班组安全活动，切实提高班组安全活动质量，有效地预防和控制事故的发生。二是严格监督安全“三基”的实施。结合公司下发的安全“三基”工作要求，建立监督台帐，每月汇总，及时总结并推广;对未能完成的工作，加以分析，制定相应措施。三是严格执行“两票三制”，深入开展反违章工作，加大对违章违纪人员的考核力度，特别加强现场安全控制，加大现场检查力度，以反“三违”为重点，落实防止人身触电、烫伤、高空坠落、机械伤害、起重伤害等安全防范措施。
四是加强劳动作业环境的监督、监督劳保用品及安全工器具的购臵、发放和使用情况，保障员工工作的安全。
五是继续强化领导24小时现场值班。由公司领导和副科级以上人员组成每天夜间巡视检查组，抽查夜间现场劳动纪律，协助当值值长处理突发事件，确保安全生产。
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