火电厂脱硫技术 文献综述（精选11篇）
一 火电厂脱硫技术的概述
纵观现阶段火电厂SO2污染控制技术，火电厂为实现减排SO2而采取的主要
措施有：燃用低硫煤、煤炭洗选、洁净煤燃烧技术和烟气脱硫。目前SO2的控制
途径有：燃烧前脱硫、燃烧中脱硫、燃烧后脱硫，即烟气脱硫。目前，烟气脱硫被认为是控制SO2排放量最有效的途径。脱硫技术的选择必须综合考虑脱硫效率、[1]经济性、可靠性等因素。
1.脱硫效率高，但不要盲目追求高效率，因为提高脱硫效率将增加设备投资。有资料统计，脱硫效率为60%的脱硫设备，若效率提高到70%～80%，则单位设备投资将会增加0.9～1.2倍，脱硫率提高到85%时要提高1.64倍。因此只要SO2排放浓度和脱硫效率能满足国家排放标准，应尽量选用初始投资低的脱硫工艺；
2.投资少，脱硫装置投资最好不超过电厂总投资的15%；
3.技术成熟，运行可靠，工艺流程简单；
4.运行费用低，脱硫剂质优价廉，有可靠稳定的来源；
5.对煤种及机组容量适应性强，并能够适应燃煤含硫量在一定范围内的变化；
6.脱硫副产品均能得到处置和利用，对环境不造成二次污染。脱硫工程中最主要的物料就是石灰石粉。
二火电厂脱硫技术的发展形势
目前，国内外应用脱硫技术途径有三种：燃烧前脱硫、燃烧中脱硫和燃烧后脱硫。燃烧前，可以对燃料的含硫量进行控制，如选用低硫燃料、选煤、洗煤、对煤或油进行气化。在燃烧中的控制主要是炉内喷钙，使硫在燃烧过程中生成亚硫酸钙或硫酸钙，与炉渣一起排掉，另外还有循环流化床锅炉技术。燃烧后主要是对烟气进行脱硫，使烟气达到排放标准。[7]燃烧前脱硫技术
燃烧前脱硫的主要内容是采用物理、化学或生物方式对锅炉使用的原煤进行清洗，将煤中的硫部分除掉，使煤得以净化。其中煤的物理净化技术是目前世界上应用最广泛的燃烧前脱硫技术，该方法利用煤中有机质和黄铁矿的物理性质和密度、表面性质、电磁特性等的差异来实现硫的分离，工艺简单，投资少，操作成本低，但不能脱除煤中有机硫，对黄铁矿硫的脱除率也只有50%左右。化学法脱硫多数针对煤中有机硫，主要利用不同的化学反应，包括生物化学反应，将煤中的硫转变为不同形态硫而使之分离，广义地讲液化、气化和热解等转化工艺，达到便于分离的目的。这类方法一般具有脱硫效率高、能脱除煤中的有机硫等优点，但反应常需在高温高压下进行，投资和运行费用较高，还未取得商业化应用。生物脱硫技术虽然从本质上讲也是一种化学法，但由于其自身的特殊性，可把它单独归为一类。它是把煤粉悬浮在含细菌的气泡液中，细菌产生的酶能促进硫氧化成硫酸盐，从而达到脱硫目的。目前，微生物脱硫还仅停留在实验室阶段，但却是当前国际上脱硫研究开发的热点，我国在这方面也做了许多有益的工作。[4] 2 燃烧中脱硫技术
煤燃烧过程中进行脱硫处理，即在煤中掺烧固硫剂固硫，固硫物质随炉渣排出。也就是在煤中掺入或向炉内喷射各种石灰石粉、白云石粉、生石灰、电石渣及富含金属氧化物的矿渣、炉渣等作为固硫剂，在燃烧中，由于固硫剂的作用，煤燃烧产生的SO2还没有逸出就与煤中含钙的固硫剂(如石灰石)发生化学反应，生成固相硫酸盐，随炉渣排出，从而减少SO2随烟气排入大气而污染环境。固硫
技术主要有型煤固硫技术和流化床燃烧固硫技术。型煤固硫技术指在煤中掺加脱硫剂，做成一定形状的煤制品。脱硫剂在燃烧过程中起到控制SO2的作用。[2]型
煤燃烧技术对于占工业锅炉总量70%以上层燃式锅炉及工业窑炉的有害物质排放能起到一定的治理作用，但这一技术不能用于悬浮燃烧的锅炉(如电站煤粉炉)，由于炉温较高，脱硫率较低。循环流化床燃烧固硫技术是把煤和吸收剂加入燃烧室内的床层中，从炉底鼓风使床层悬浮，进行燃烧流化形成湍流混合条件，从而将燃烧效率提高到97%～99%，石灰石固硫效率可达70%～90%，还可使NOx生成量大大减少。目前在工业发达国家成熟的、已经商业化运行的有：常压循环流化床、增压循环流化床燃烧等技术。国内锅炉燃烧中脱硫普遍采用循环流化床工艺，煤与脱硫剂在床层内充分混合，脱硫剂多次循环，烟气与脱硫剂充分接触，[15]脱硫率可达90%以上。燃烧后脱硫技术
煤燃烧后进行脱硫处理，即对尾部烟气进行脱硫处理，净化烟气，降低烟气中的SO2排放量。亦即烟气脱硫，是在烟道处加装脱硫设备对烟气进行脱硫的方
法。是目前世界上大规模商业化应用的脱硫技术，是控制SO2最行之有效的途径。
烟气脱硫可分为湿法和干法两种。其中典型的技术有石灰石/石膏法，喷雾干燥法，电子束法、氨法等。
1）湿法脱硫工艺
湿法脱硫工艺绝大多数采用碱性浆液或溶液作为吸收剂，是目前使用最广泛的脱硫技术。
石灰—石膏湿法烟气脱硫技术是将石灰石、熟石灰等的细粉制成浆液吸收SO2，副产品为石膏。该方法是目前应用最广的一种烟气脱硫方法，占湿法烟气
脱硫的70%。该工艺突出优点是：脱硫率大于90%；吸收剂利用率可超过90%；设备运转率高；可适合高、中、低硫煤。缺点是设备庞大，占地面积大，投资和运行费用高。海水烟气脱硫技术主要工艺是：冷却后的烟气进入吸收塔，与海水在塔板上逆向接触去除SO2。清洁烟气经除雾后排放，吸收了SO2的海水进入曝
气池进行曝气处理, 待水质充分恢复后返回大海。此工艺的设备比较简单，主要有换热降温塔、吸收塔、曝气池、烟气升温装置等。海水脱硫工艺经验的基础上，[3,5]可进一步对装置进行改进和提高。
氨法脱硫技术是以天然磷矿石和氨为原料，在烟气脱硫过程中回收副产品磷铵复合肥料的脱硫技术。工艺过程主要包括：活性炭一级脱硫并制稀硫酸；稀硫酸萃取磷矿石至稀磷酸溶液；磷酸和氨的中和液二级脱硫：料浆浓缩干燥制磷铵复合肥。目前国内已在豆坝电厂完成5000m3/h烟气处理量的中试。氧化镁法烟气脱硫工艺是将氧化镁熟化生成氢氧化镁并制成一定浓度的浆液，在吸收塔内，氢氧化镁与烟气中的SO2反应生成亚硫酸镁，亚硫酸镁再经强制氧化生成硫酸镁，分离干燥后形成固体硫酸镁。中国的镁资源储量居世界第二位，资源丰富，而脱硫副产品有广泛用途, 所以镁法脱硫还是有不错的发展前景的。比较适合于燃烧中低硫煤的沿海电厂，其工艺比较简单，投资及运行费用较低，不存在脱硫产生的废弃物处理问题，且脱硫效率较高。目前在充分吸取国外设计及国内外运行
2）半干法脱硫工艺
半干法的工艺特点是反应在气、液、固三相中进行，利用烟气的湿热蒸发吸收剂中的水分，使最终产物为干粉。典型工艺有喷雾干燥法和吸着剂喷射法。喷
雾干燥法是20世纪70年代中后期发展起来的脱硫新技术，其基本原理是利用快速离心喷雾机将吸收剂喷射成极其细小且均匀分布的雾粒，雾粒与热烟气接触，一方面吸收剂吸收烟气中的SO2，另一方面水分迅速蒸发而形成含水量很低的固
体灰渣，从而达到净化烟气中SO2的目的。脱硫率可达75%～90%。该方法具有设
备简单、投资小、运行维护方便及运行费用低等优点，从而得到较广泛的应用。吸着剂喷射法按所用吸着剂的不同可分为钙基和钠基工艺。吸着剂可以是干态、湿润态或浆液，喷入部位可以为炉膛、省煤器或烟道。该方法比较适合老电厂改造，因为在电厂排烟流程中不需增加任何设备就能达到脱硫的目的。[12]
3）干法脱硫工艺
干法脱硫工艺利用粉状或颗粒状吸收剂，通过吸附、催化反应或高能电子电解等作用除去烟气中的SO2。反应在无液相介入的完全干燥状态下进行，反应物
亦为干粉状，不存在腐蚀和结垢等问题。相对于湿法脱硫技术，干法脱硫技术具有耗水量少、不造成二次污染、硫便于回收等优点，但由于气固反应速率较低，致使脱硫过程空速低、设备庞大，脱硫率不及湿法。[9]近年来，对干法脱硫技术的研究呈上升趋势，出现了不少新技术，其中研究较多的是20世纪70年代发展起来的用于同时脱硫、脱硝的电子束法。电子束脱硫技术采用电子加速器产生的电子束辐照烟气，利用产生的自由基等活性基团氧化烟气中SO2、NOx等污染物，然后同投加的氨反应，生成硫酸铵和硝酸铵，最终实现污染物脱除。该技术的工艺分为干法和半干法。一般皆采用烟气降温增湿、加氨、电子束辐照和副产物收集的工艺流程。[11]
三 总结部分
世界上发达国家均十分重视火电厂SO2 排放的问题，目前日本的电厂已全部
安装了烟气脱硫装置，德国已有90%的机组安装了烟气脱硫设备，美国、芬兰等国亦正在火电厂中大力推广脱硫技术。
石灰石—石膏湿法烟气脱硫工艺因其高脱硫效率高、运行成本低和循环利用率高，成为火电厂锅炉烟气脱硫的主流工艺，目前在国内大、中型火电厂已被普遍采用和推广。按我国现行政策和规划，燃用含硫量> 2% 煤的大容量机组(> 200MW)的电厂锅炉建设烟气脱硫设施时，宜优先考虑采用湿式石灰石—石膏法工艺；燃用含硫量< 2% 煤的中小容量机组(< 200MW)的电厂，可采用循环流化床烟气脱硫技术。目前我国已制定了以上两类脱硫工程技术规范，从2005年10月1 日起正式实施。在老厂环保改造时，可选择炉内喷钙尾部增湿脱硫法进行电厂脱硫。[8]
在脱硫问题向人们提出挑战的同时，也给经济发展带来了巨大的契机。烟气脱硫在环境保护中上演越来越重的角色，今后应开展适合我国国情、不产生二次污染，副产品可资源化的脱硫技术研究、工业化试验、推广应用的工作。
四 参考文献
近年来, 伴随着我国经济快速发展, 电力需求和供应持续增长。截至2013年年底, 全国电力装机容量已达12.473 8亿k W, 其中, 火电装机容量8.623 8亿k W, 占全总装机容量的69%[1]。火电行业高速发展, 已经成为我国主要的大气污染物排放源之一。化石燃料的燃烧产生了大量的烟气, 而烟气中含有的氮氧化物 (NOx) 、二氧化硫 (SO2) 、汞 (Hg) 、烟尘等有害物质是造成大气污染、酸雨问题的主要根源。目前火电厂多采用脱硫脱硝单独处理的技术, 即SCR加湿法脱硫。单独脱硫脱硝存在占地面积比较大、能耗高等等多种问题。因此, 一体化脱硫脱硝技术成为研究的趋势。
1 一体化脱硫脱硝技术
一体化脱硫脱硝技术由同时脱硫脱硝 (Simultaneous SO2/NOx) 技术和联合脱硫脱硝 (Combined SO2/NOxRemoval) 技术两大类组成。联合脱硫脱硝技术在本质上是将不同的两个工艺流程整合在同一装置内分别脱除SO2和NOx。例如干式一体化NOx/SO2技术、SNRB技术、SNOx技术等。同时脱硫脱硝技术是通过同一工艺流程在同一装置内将SO2和NOx同时脱除的技术。例如:电子束照射同时脱硫脱硝技术、脉冲电晕等离子技术、LI-LAC技术、络合吸收法等。
2 联合脱硫脱硝技术
2.1 SNOx技术
SNOx技术是烟气首先通过传统的袋式除尘器将其中的大的颗粒物除去, 避免催化剂中毒失活, 再通过WSA (湿式烟气硫酸塔) 将剩余的颗粒物除去, 随后在热交换器中被加热到405℃, 进入SCR单元进行脱硝。SCR主要分为氨法SCR和尿素法SCR两种。此两种法都是利用氨对NOx的还原功能, 在催化剂的作用下将NOx (主要是NO) 还原为对大气没有多少影响的N2和水, 在SNOx技术中使用的是氨法脱硝。在经过SCR单元之后, 烟气进入下一个催化单元, SO2被催化氧化成为SO3, 最后, 烟气在经过热交换器后温度被降低, 再通过玻璃管冷凝器进一步冷却, 最终产物转变为硫酸。该技术的关键是SCR和SO2的转化以及WSA (湿式烟气硫酸塔) , 在运行过程中需要投入的运行费用比较低, 维护费用也较低, 系统的稳定性和可靠性高。但是因为系统的流程增加导致能源消耗比较大, 投资设备的费用比较高, 其副产品浓硫酸是一种危险品, 储运比较困难, 最理想的是在附近有能够接收的受体企业[4]。
2.2 SNRB技术
SNRB (SOx-NOx-ROxBOx) 技术也称气/固催化同时脱硫脱硝工艺, 可以在同一个设备内实现脱硫、脱硝和除尘。它由装有SCR催化剂的高温布袋除尘器和与相连接的上游管道组成。在上游管道中喷入钙基或钠基吸附剂与SO2发生化学反应后脱除SO2, 脱硫效率可达80%以上, 产生的灰尘和反应后的吸附剂被纤维过滤布袋除去。在高温布袋除尘器入口处喷入氨气与被包裹在布袋中的圆柱形SCR催化剂相接触脱除NOx。因为SCR催化剂的最佳催化温度在400℃左右, 所以将SNRB技术装置布置于省煤器和空气预热器之间。但是由于烟气温度很高, 对布袋的材质要求较高, 所以成本比较高。但该技术将脱硫脱硝除尘集中在一个高温室内, 占地面积小, 适用范围广[5]。
2.3 干式一体化NOx/SO2技术
干式一体化NOx/SO2技术由4项控制技术组成, 分别为LNB (低NOx燃烧器) 、OFA (燃尽风) 、SNCR (选择性非催化还原) 以及DSI (干吸附剂喷射) 加上烟气增湿。低NOx燃烧器基本原理是通过改进燃烧器的结构以及通过改变燃烧器的风燃比例, 来降低烟气中氧气浓度、适当降低着火区火焰的最高温度、缩短气体在高温区的滞留时间, 以达到最大限度地抑制NOx生成以及降低排气中NOx浓度的目的;OFA (燃尽风) 是指将燃烧所需的空气分成二 (或三) 级送入炉内的燃烧技术;SNCR是指无催化剂的作用下, 在适合脱硝反应的“温度窗口”内喷入还原剂将烟气中的氮氧化物还原为无害的氮气和水;以上三种技术相互配合来降低NOx。DSI (干吸附剂喷射) 加上烟气增湿技术可以有效地除去SO2。该技术脱硝完全在炉内进行, 脱硫在空气预热器和纤维布袋除尘器之间的管道系统内完成, 所占空间比较小, 脱硫和脱硝效率可达到70%和80%, 适用于中小机组和燃用低硫煤和需要同时脱硫脱氮的机组[6]。
2.4 活性炭吸附法脱硫脱硝技术
活性炭主要指木材或其他含碳材料经过热解加工而得到的具有大表面积和发达微孔的功能材料。活性炭吸附法脱硫脱硝技术中的活性炭既可以利用其发达的微孔将SO2吸附催化氧化为硫酸, 也可以作为SCR的催化剂在喷入氨气的条件下将NOx催化还原成水和N2。烟气在吸收塔内自下而上流动, 活性炭自上而下移动。塔身分为上下两个反应部分, 在下部喷入氨气将NOx还原为N2和H2O。烟气进入上部后, 被吸附催化氧化为硫酸, 并与氨反应后生成 (NH4) 2SO4, NH4HSO4。反应后的活性炭被送入再生器中加热到400℃, SO2就被解析出来[7]。
2.5 Cu O吸附法脱硫脱硝技术
该技术属于固相吸收/再生同时脱硫脱硝工艺。Cu O为活性成分, 载体为Al2O3。烟气中的SO2可以与Cu O发生化学反应生成Cu SO4, Cu SO4/Cu O体系又成为良好的催化剂在氨气存在的条件下将NOx分解为氮气和水。吸附剂饱和后可以通过再生装置再生产生SO2被Claus装置回收。其整个过程中不产生一点废渣, 是比较理想的工艺流程, 但是其脱氮的效率不是很高, 在75%~80%, 脱硫率90%以上[8]。
2.6 NOx, SO2干式吸附再生技术
NOx, SO2工艺是利用碳酸钠浸渍过的γ-Al2O3圆球作吸收剂。该吸收剂可以同时吸收氮氧化物和二氧化硫, 其脱硫效率可达90%, 脱氮效率可达70%~90%。吸收后的吸附剂可以在高温下通入还原性气体, 生成H2S, 用Clause反应装置回收硫。该工艺流程复杂, 反应需要加热并通过化学反应能耗比较高, 限制了其应用, 但其具有效率高和可以产生硫酸或硫副产品的优点[9]。
3 同时脱硫脱硝技术
3.1 电子束 (EBA) 照射同时脱硫脱硝技术
电子束 (EBA) 照射法是利用电子加速器产生高能等离子束, 烟气中SO2和NOx等气态污染物被高能等离子束照射发生氧化反应, 生成HNO3和H2SO4, 与加入烟气中适量的NH3反应生成硝酸铵和硫酸铵, 最后用静电除尘器去除这些副产品颗粒。此方法可分别达到90%的脱硫率和80%的脱硝率, 且不产生污染物, 副产物可以加工成农业肥料, 普遍认为它是一种有前景的烟气净化技术。但此方法仍存在以下问题:设备的可靠性低, 加速器能耗较高, 副产品的捕集困难, 要考虑X射线的防护, 还有氨泄露等问题[10]。
3.2 脉冲电子晕同时脱硫脱硝技术
脉冲电子晕脱硫脱硝技术 (PPCP) 是利用高压电源形成等离子体, 产生高能电子, 烟气中SO2和NOx的化学键被高能电子打断, 产生自由基, 从而达到脱硫脱硝的目的。其特点是不需要电子枪和辐射屏蔽, 在超窄脉冲作用时间内, 就可以加速电子, 不存在自由基惯性大的离子没有被加速的情况, 因此, 在节能方面该方法具有很大的提升空间。实验证明该方法还可以除去烟气中的粉尘, 烟气中存在的粉尘对脱硫脱硝有协同作用。因为该技术使用高压电源, 能耗比较高, 运行不稳定。目前实验研究还不够充分, 无法大范围的进行使用, 其投资较电子束照射法低40%左右。
3.3 LILAC技术
Mit subishi重工业有限公司和Hokkaido电力公司合作开发了LILAC (增强活性石灰—飞灰化合物) 吸收剂。该吸收剂由消石灰、石膏和飞灰与5倍于总固体重量的水混合制成浆液, 温度95℃, 匀速搅拌3 h~12 h。在管道内喷射以除去SO2和NOx, 实验证明Ca∶S摩尔比为2.7, 烟气处理量为80 m3/h时脱硫率为90%, 脱硝率为70%[11]。
3.4 络合吸收技术
络合吸收技术是氨基羟酸亚铁鳌合物和NO反应生成亚硝酰亚铁鏊合物。氨基羟酸亚铁鳌合物由亚铁离子在中性或碱性溶液中形成, 如Fe (NTA) 和Fe (EDTA) 。配位的一氧化氮能够和溶解在吸收液中的O2和SO2反应生成N2O, N2, 各种N—S化合物、三价铁鏊合物和硫酸盐, 以除去SO2, 同时三价铁鏊合物反应生成亚铁鏊合物实现再生。该技术存在的主要问题是鳌合物在反应过程中损失严重, 再生率不高, 运行成本较高。
3.5 氯酸氧化技术
氯酸氧化技术是一种湿式洗涤的方法。该技术分为氧化吸收塔和碱性吸收塔两部分。氧化吸收塔内装有含氧化剂HCl O3的溶液, 用来将NO、有毒金属、SO2氧化。碱式吸收塔内装有含Na2S及Na OH的吸收剂, 用来吸收残余的酸性气体。该工艺脱氮率达95%以上, 脱硫率达90%以上, 同时可以除去部分的有毒金属元素。因为该技术中不使用催化剂, 所以较催化转化原理的技术相比不存在催化剂中毒和催化效率随时间下降等问题。在20世纪70年代Teramoto就发现次氯酸对NOx的吸收, 到了90年代Brogren等人也进行了填充柱的研究, 到目前该工艺还处于探索阶段[12]。
3.6 过氧化氢氧化
本法与氯酸氧化工艺类似, 先将过氧化氢喷入烟道内使NO氧化成NO2, 然后再利用湿法脱硫浆液或者碱液将其吸收。本法目前还停留在中试试验阶段。SO2会极大影响过氧化氢的氧化效果和经济性, 如何降低H2O2/NO摩尔比, 提高H2O2氧化NO效率和NOx脱除效率, 减小工程投资和运行成本等是本法还需解决的难点问题。
4 结语
改革开放以来，我国的电力需求急速增长，火电厂也得到了飞速的发展，导致我国火电厂在尾气排放方面未进行较高的要求，粗放式管理。导致大量二氧化硫等有害气体和烟尘超标排放，污染大气，造成酸雨和雾霾等恶劣环境问题，极大的影响人民的生存和社会的发展。
2、火电厂除尘脱硫技术简介
2.1火电厂脱硫技术
国内外通常采用燃烧后脱硫法。根据脱硫剂及脱硫过程中的干湿状态可以分为湿法脱硫法、干法脱硫法和半干脱硫法。根据脱硫剂的不同又可以分为很多种方法。根据各种脱硫剂的效果、性能以及综合性价比，商用最广的为石灰石法脱硫法。
石灰石主要成分为碳酸钙，脱硫法通过将石灰石研磨成粉，加水及其他制剂制成一定浓度的浆液，将含有二氧化硫的烟气通过浆液，实现二氧化硫与水首先形成亚硫酸，再与碳酸钙反应形成亚硫酸钙，再与制剂发生氧化，形成硫酸钙，通过结晶析出形成含水硫酸钙（石膏），以此来完成烟气中二氧化硫的净化。
采用石灰石脱硫法，燃料适用范围广，工艺简单，脱硫效果好，脱硫率高92%～98%，脱硫剂原料来源广，成本低，副产品石膏纯度好，商用价值高。同时采用石灰石法还可以吸收烟气中的含氮污染物，降低氮的氧化物造成的各类污染。
2.2火电厂除尘技术
火电厂除尘技术基本上可以分为机械式、过滤式、湿式及静电式。电除尘技术利用烟尘易附电荷的特性，利用静电原理的，在烟气通过高压静电场，使烟尘粒被附上电荷，在电场力作用下，向异性电极运动，吸附来实现烟尘粒在烟气中的分离与收集。袋式除尘技术，通过利用布袋实现过滤作用，细粉粒除尘率高、适应性强、收其他因素干扰小、规格多样、使用方便。水流冲洗法，通过利用气体难溶于水的的特性，利用水流冲洗掉烟气中的烟尘。机械除尘法，利用烟尘粒密度大、惯性强，进行重力沉降或旋风离心进行分离。不仅如此，随着技术水平的提高还逐渐衍生出了各种综合利用的方法如：电袋复合除尘技术等。
3、火电厂烟气除尘-脱硫一体化技术
高温气体除尘脱硫一体化技术是将颗粒状脱硫剂置于颗粒床内部，使烟气在经过颗粒床过滤除尘时，同时与硫化剂反应，实现脱硫效果，以此来达到除尘和脱硫效果的二合一。
半干法除尘脱硫一体化技术是通过采用喷雾法结露脱硫，联合袋式除尘器除尘。利用换热器，将烟气温度降低，然后通过脱硫浆液喷雾，实现高效率的脱硫反应，再通过水雾喷洒降温实现结露，进而分离颗粒，实现脱硫步骤；在通过气体升温，进入袋式除尘器进行过滤除尘，以此来实现除尘脱硫效果。
4、火电厂除尘脱硫运行技术的现状
由于国家的重视，人们环保意识的提高，对火电厂实施除尘脱硫技术的要求也越来越强烈。同时大批量除尘脱硫技术设备已运行，并取得了良好的效果。但由于我国火电厂除尘脱硫技术距世界发达国家水平仍然有较大的差距，部分火电厂除尘系统、脱硫系统在运行中有许多问题亟待解决，除尘脱硫一体化系统的运行并未达到理论效果等，仍然制约着除尘脱硫技术的发挥。由于煤质的不同，烟气中粉尘及成分的性质差别很大，导致除尘速度慢，效率低，脱硫效果差甚至导致设备的堵塞、腐蚀造成设备故障。
5、发展和应用前景探究
火电厂烟气的除尘脱硫处理不能放松，做好火电厂除尘是贯彻和落实我国环境方针政策的需要，是减少酸雨和雾霾等环境问题的需要，是保卫我们共同生存的环境的需要，酸雨和雾霾等环境问题已经严重影响了我们的生产、生活甚至生存。
随着新火电厂除尘脱硫技术在当前，在不远的将来都会得到巨大的发展。随着我国政策的支持、企业的扶持，除尘脱硫技术科技的必定取得巨大的进步，新的技术将不断的出现，新的材料将不断的更新，除尘脱硫技术的效果和效率也将极大的提升。随着绿色产业、超净排放概念的提出，火电厂除尘脱硫技术也终将朝着一体化、高效化发展，循环经济方向发展，实现高效除尘脱硫、超净排放，高效回收创收，促进企业和社会的发展。
6、结论
火电厂除尘脱硫技术是立足于我国环境污染现状下，亟需大力发展的技术，是改善我国环境污染问题的重要举措。虽然我国火电厂除尘脱硫技术仍有许多不足，但我们都不断努力改进，为改善我们赖以生存的环境而奋斗。
火电厂湿法烟气脱硫系统取消GGH的技术经济分析
摘要：简要介绍了火电厂湿法烟气脱硫装置中烟气换热器(GGH)的作用,分析了安装GGH带来的.利弊,结合工程实例对GGH作了技术经济分析.结果表明:GGH在防止尾部排烟装置的腐蚀方面作用不大,反而影响系统的稳定性,增加运行成本.作 者：陈方 梁 杨浩 余万 景振涛 王钦 徐乔 胡益 李培生 CHEN Fang LIANG Zhe YANG Hao YU Wan JING Zhentao WANG Qin XU Qiao HU Yi LI Peisheng 作者单位：陈方,梁,余万,景振涛,王钦,徐乔,胡益,李培生,CHEN Fang,LIANG Zhe,YU Wan,JING Zhentao,WANG Qin,XU Qiao,HU Yi,LI Peisheng(武汉大学动力与机械学院,湖北,武汉,430072;武汉大学污淤泥研究中心,湖北,武汉,430072)杨浩,YANG Hao(武汉龙净环保科技有限公司,湖北,武汉,430077)
期 刊：水电与新能源 Journal：HUBEI WATER POWER 年，卷(期)：, “”(3) 分类号：X701 关键词：烟气脱硫 烟气换热器 技术经济分析海水脱硫技术在日照电厂一期工程中的应用
随着国家节能减排政策的.落实,我国沿海地区的很多大型燃煤电厂将选择烟气海水脱硫技术来改善大气环境质量.介绍了烟气海水脱硫技术在山东日照电厂一期工程中的应用情况,并对海水脱硫技术应用中出现的一些问题提出了建议.
作 者：吴真 WU Zhen 作者单位：北京国电华北电力工程有限公司,北京,100120刊 名：电力环境保护英文刊名：ELECTRIC POWER ENVIRONMENTAL PROTECTION年，卷(期)：25(6)分类号：X701.3关键词：燃煤电厂 海水脱硫 建议
核心提示：1 运行技术规格书的重要性 核电厂运行技术规格书（以下简称技术规格书）（OTS）是核电厂运行阶段必须遵循的极其重要的文件，可以认为它是运行核电厂的“宪法”。如果在运行中发现偏离了技术规格书某一要求，如某一参数超出了规定范围、某一台处于备用的设备发生故障运行技术规格书的重要性
核电厂运行技术规格书（以下简称技术规格书）（OTS）是核电厂运行阶段必须遵循的极其重要的文件，可以认为它是运行核电厂的“宪法”。如果在运行中发现偏离了技术规格书某一要求，如某一参数超出了规定范围、某一台处于备用的设备发生故障、某一定期试验未能按规定的时间和频度进行等，机组就必须按技术规格书规定的后撤时间撤到规定的某一安全停堆工况。除非在此期间纠正了偏离，或者针对这项偏离的特许申请获得了国家核安全当局的批准。
广东大亚湾核电站1995年2～7月发生的落棒时间超差事件就是体现技术规格书重要性的一个例证。该事件曾引起国内外，特别是核电界的普遍关注，给广东大亚湾核电站造成了巨大的经济损失。起因是1995-02-14该电站1号机组在热停堆工况下进行落棒试验时发现53组控制棒中有7组落棒时间（从控制棒组开始下落到达导向管缓冲段入口的时间）超出了技术规格书监督要求中不大于2.15s的要求。尽管2.15s这个数据在安全上定得未必完全合理，而且随着安全分析技术和评价模型的改进，这一限值有可能适当放宽，但一旦作为技术规格书的要求被确定下来，即使付出再大代价也必须予以遵守。
技术规格书是运行和设计的接口文件之一，由电力公司设计部门编写，国家核安全当局审批，电厂运行部门执行。技术规格书规定了机组在正常运行期间的技术要求，以及在故障和事故期间必须遵守的相应事故处理规程。
技术规格书的出发点是认为设计是足够安全的（“基准工况”）。其任务是维持“基准工况”的安全水平，一旦发现偏离安全基准，必须指出纠正措施。如果设计基准发生变化，技术规格书也要作相应的修改。由于技术规格书的文件质量关系到运行核电厂的安全水平，其要求是否合理得当，对核电厂可用率、经济性影响极大。因此，世界上主要核电国家均花费很大人力、财力用于技术规格书的改进和发展。
技术规格书的主要目的有：
（1）实现核电厂的安全目标，即建立并保持对辐射危害的有效防御，保护厂区人员、公众和环境的安全；
（2）防止核电厂偏离正常运行，以及在偏离正常运行的情况下,防止预计运行事件升级为事故工况；
（3）保证正常运行期间或中等频率事件下实体屏障（燃料芯块、燃料包壳、反应堆冷却剂系统压力边界）的完整性。
技术规格书的作用是：
（1）规定正常运行限值，以保证安全限值和设计假设不被超过，使核电厂运行在设计阶段确定的安全水平上；
（2）规定保护系统和安全设备设施满足单一故障准则的可用性要求，规定运行限制条件，保证事件和事故操作规程的可实施性并维持安全分析报告的有效性；
（3）规定在安全功能不可用或当反应堆状态超过正常运行限值时要采取的行动，以便保证核电厂不在低于设计确定的安全水平下运行并防止设计预期事件发展成事故；
（4）确定监督要求、内容和频度，以便及时监测对技术规格书要求的偏离。运行技术规格书的主要内容
2.1 安全限值
设计中采用的或按安全准则确定的限值。在正常运行期间或中等频率的故障情况下不得超过安全限值。压水堆核电厂技术规格书一般规定与3道屏障有关的安全限值：
（1）燃料包壳，如偏离泡核沸腾比（DNBR）和燃料棒最大线功率密度；
（2）反应堆冷却剂边界，如反应堆冷却剂系统的最大绝对压力以及反应堆冷却剂系统的最高温度；
（3）安全壳，如相对压力、最高平均温度和LOCA峰值压力下的最大泄漏率。
2.2 保护阈值
触发主要保护系统和安全系统自动动作的整定值，以保证不达到安全限值。
保护阈值包括：
（1）触发反应堆紧急停堆的整定值；
（2）反应堆紧急停堆保护系统的允许信号和连锁信号的整定值；
（3）触发专设安全系统（如安注、安全壳喷淋、主蒸汽管道隔离、主给水隔离、辅助给水启动）的保护系统整定值；
（4）限制一回路冷却剂系统和二回路系统压力的安全阀整定值。
2.3 运行限制条件
对每种运行模式和每个安全相关系统规定相应的运行限制条件，以便当某一安全重要物项不可用或某一安全重要参数偏离正常时，要求机组在规定的时间内（后撤时间）处于特定的运行模式（后备模式），从而防止事故发生或在发生事故时能缓解事故后果。
2.4 监督要求
规定了对安全相关物项和参数在适当的深度和频度范围内进行试验、检定、监测和检查的监督要求，以保证技术规格书规定的安全限值、保护阈值和运行限制条件的有效性。对技术规格书内容，有几点说明：
（1）安全限值、保护阀值和运行限制条件之间的关系是互留裕度、多层设防的，从而防止在正常运行状况以及中等频率事件工况下发生突破设计规定的限值的事件，为防止和缓解事故提供必要的保证。
（2）不可用事件按其对安全的影响分为2组。大亚湾核电站与法国新标准技术规格书的分组原则见表1。（3）当出现某一不可用事件，后撤时间的确定一般采用基于风险评价的方法。
（4）由于机组状况要求，如果严格遵守OTS可能对安全反而不利时，电厂可做出机组运行暂时偏离OTS某项要求的决定，如：在部分不可用性超过容许限值情况下维持反应堆运行在初始运行模式下；带有在运行期间能够修理的不可用性情况下启动反应堆。但在决定实施之前电厂必须向核安全当局提交特许申请，并经审批后方可严格按照申请中的承诺（如期限、预防措施、补充安全措施等）执行。运行技术规格书的改进
核电厂技术规格书是随着核电的发展而不断补充完善的，如法国电力公司（EDF）的技术规格书，开始仅仅涉及满功率运行状态以及与满功率运行状态有关的保护系统（如反应堆紧急停堆和专设安全系统触发）和专设安全系统，然后逐渐增加了运行限制条件的内容，涵盖了认为需要可用的所有的系统和设备，以及不可用事件出现时的后备模式和后撤时间，并在事故后研究的基础上增加了维修冷停堆模式下以及事故规程可操作性方面的要求。由于传统的技术规格书是增补拼凑的产物，因而存在以下缺陷：
（1）结构零乱松散，格式不科学合理，不太适合电厂运行人员的理解和应用；
（2）内容的选取和要求的制定缺乏明确一致的规则，因此技术规格书内容难免存在一些遗漏、多余和不协调；
（3）没有充分反馈运行经验，没有充分利用先进的设计方法和思想；
（4）其要求制定得不尽合理、合适，因此造成了特许申请较多，影响了机组运行的灵活性
和可利用率，进而影响了电厂的安全运行和经济效益。
鉴于技术规格书的重要性以及原来技术规格书存在的一些缺陷，一些主要核电国家，如美国、法国等十几年来一直致力于技术规格书的改进。改进的主要方面有：
（1）对制定技术规格书的原则进行改进。
美国核管会（NRC）在1993-07-22颁布的《核电厂技术规格书改进的最终方针声明》（58FR39132）和10CFR50.36的1996年版中规定了确定运行限制条件（LCD）的4条准则： 准则1：用于主控室探测、指示反应堆冷却剂压力边界性能明显异常恶化的仪表；
准则2：作为设计基准事故或瞬态分析初始条件的过程变量、设计特征或运行限制，这些事故或瞬态能使某个裂变产物的屏障失效，或者危及其完整性；
准则3：作为主要成功途径一部分的构筑物、系统或部件，它们的功能或触发能缓解一个设计基准事故或瞬态，这些设计基准事故或瞬态能使某个裂变产物屏障失效或危及其完整性； 准则4：运行经验或概率风险评价已经证明对公众健康和安全重要的构筑物、系统或部件。法国电力公司1998年制定了《压水堆核电厂运行技术规格书总的原则》，文件中规定了技术规格书的作用，事故处理规程、核安全相关设备监督要求以及预防性维修大纲之间的接口，以及技术规格书要求的编写原则等。该文件作为审查技术规格书内容选取的依据。
（2）对技术规格书的格式进行改进。
①同类型的核电厂制定一份标准的运行技术规格书。
例如，美国NRC于1992年9月颁布了分别由巴布寇克与威尔柯克斯公司、西屋公司、燃烧工程公司和通用电气公司NSSS业主集团对他们的PWR和BWR核电厂编制的5份标准技术规格书。
又如，法国EDF分别按1 300MW系列（P4），1 400MW系列（N4）和900MW系列（CPY，CPO）制定了标准技术规格书。法国核安全当局分别于1994，1995,1997年批准了这些标准的技术规格书。
②美国和法国标准技术规格书都分成技术规格书要求和依据2个部分。这样划分既有利于理解和使用，也减少了核安全当局审评的工作量，因为技术规格书要求的依据不属于送审文件。③技术规格书每一部分内容的编写都尽量格式化，尽量简洁，以便于运行时的查找和使用。例如，美国标准技术规格书第1卷“技术规格书”由应用和适用、安全限值、运行限制条件（保护阀值包含在§3.3“仪表”中）、设计特征以及行政管理5章组成。第2、3卷“依据”仅对第1卷中各项要求逐条加以论证。标准技术规格书中，PWR电厂分成6个运行模式（功率运行、启动、热备用、热停堆、冷停堆和换料），并按9个系统或方面（反应性控制系统、功率分布限制、仪表、反应堆冷却剂系统、应急堆芯冷却系统、安全壳系统、电厂系统、电力系统和换料操作）给出运行限制条件。每款运行限制条件包括运行限制条件适用的运行模式，违背运行限制条件要求采取的行动及其完成的时间，以及保证运行限制条件有效性的监督要求（监督内容和监督频度）。
又如，法国标准技术规格书由8章组成，除第1章“总则”（给出与整个技术规格书有关的说明、原则及规定）和第8章“定义”外，其它则是每个运行模式一章，相互独立，自成体系。对于每一个运行模式，均按反应性控制、余热导出、放射性物质的屏蔽、辅助支持功能（包括动力电源、控制电源、压缩空气气源、反应堆保护通道、火灾监测及保护和现场通风空调）和出现随机不可用时采取的措施5个方面给出技术规格书的要求。法国标准技术规格书的格式优点明显，每个运行模式独立一章，自成体系，运行人员使用时只需查看机组所在模式的技术规格书章节，非常便利。其运行模式划分吸取了状态导向（State Orientation）的先进思想，比较科学、合理。
④电厂在编写技术规格书时只要在同类型核电厂标准技术规格书的基础上增加或修改少数的不同点，而核安全当局也只需审查该电厂与该类型电厂标准技术规格书不同的方面即可，大大简化了技术规格书的编写和核安全审评的工作量。
（3）对技术规格书的内容进行精简。
由于技术规格书是国家核安全当局必审的文件，核电厂的运行一旦偏离技术规格书要求，必须按要求停堆并后撤到规定的安全停堆模式。如果能按照技术规格书的内容确定准则删除技术规格书中的一些内容，对于核电厂运行的机动性将是很有意义的。
美国根据前面提到的NRC的4条准则，将传统的运行技术规格书内容精简了40%。法国新技术规格书也根据其编写原则精简了不少内容，如原技术规格书中的化学规范。有些精简的内容将作为电厂管理文件的一部分予以控制，这些文件修改不需要国家核安全当局的审批。
（4）将概率风险评价（PRA）方法应用在技术规格书的制定中。
传统的技术规格书是建立在确定论基础上的，在其改进和发展中，PRA方广泛而深入的应用是一个显著特点，它在选择技术规格书内容、确定安全有关限值、优化纠正措施、合理制定监督计划和预防性维修大纲、提高电厂安全性和可用率方面都起了相当大的作用。
①NRC要求电力公司在改进技术规格书时尽量广泛地应用PRA方法，同时要求NRC工作人员应用风险观点和PRA方法评价技术规格书，并就此NRC发布了一系列文件； ②EDF应用风险的概念重新定义了第1组不可用事件和第2组不可用事件；
③发展了一些利用PRA改进技术规格书的方法，如在线风险评价手段；
④PRA方法用于许多技术规格书要求的改进，例如：确定后撤时间和监督试验频度，分析停堆工况和运行模式转换的风险，检查并修改运行限制条件和保护阀值，安排预防性维修（计划不可用），缩短换料大修时间等。
（5）对限制条件和限值进行修改。
由于应用了新的设计方法和思想，充分考虑了运行经验的反馈，在技术规格书的改进中对一些与运行安全性、可靠性和经济性相关的重要限制条件和限值做了修改，放宽了某些要求。例如：美国西屋公司标准技术规格书对一些紧急停堆阈值做了修改：除紧急停堆整定值外增加了适当放宽的可允许的阈值，只要电厂分析证明可允许的阈值满足了安全要求，就可用可允许的阈值代替作为紧急停堆整定值。这些保护阈值的修改有利于运行的灵活性，有利于减少非计划停堆的次数和提高核电厂的可利用率。
（6）加强沟通与交流。
在技术规格书改进中注意技术规格书制定者（设计部门）、审批者（核安全当局）和使用者（运行部门）之间的沟通和交流。核电厂运行技术规格书编制和改进工作需要注意的方面
（1）消化理解安全分析报告、系统设计手册、事故和瞬态分析报告、事故处理规程等文件，以确定技术规格书所要求的安全功能和安全水平，事故分析的初始条件以及缓解事故后果的控制、保护和设备的可用性要求。
（2）深入理解和思考运行限制条件和限值的论证和依据，每款限值和限制条件往往都有其深刻的背景和内涵。必要时，也可利用经验反馈、先进的设计思想和评价方法，对论证和依据，进而对限值和限制条件本身作必要的修改。
（3）对于一个具体的核电站，其技术规格书编制的重点应放在该电站与其标准系列及参考电站不一致的方面。
（4）应重视技术规格书条款之间的一致性，特别是监督要求与限制条件和限值、定期试验文件、事故处理规程等文件之间的一致性。在这一方面，既要注重相关文件的研究，也要注意运行经验的反馈。
在中国, 能源主要以煤炭为主, 而大部分煤用来发电, 燃煤过程中会产生大量的SO2, 虽然经过脱硫, 很大程度上减少了SO2的排放量, 但仍有大量SO2排放到空气中, 对空气造成了严重的污染。据统计, 2011年中国SO2排放量为2 468.1×104t。因此, 采用有效的脱硫技术对减少SO2的排放量至关重要。同时, 低成本、高效率的脱硫技术既能实现一定的经济效益, 又符合国家节能减排的政策。
1 中国燃煤电厂脱硫现状
目前, 中国火电厂烟气脱硫技术产业化取得了很大的进展, 石灰石一石膏法、烟气循环流化床法、海水脱硫法、脱硫除尘一体化法、半干法、炉内喷钙尾部烟气增湿活化法、活性焦吸附法等技术在火电厂得到很大的推广与应用。其中, 石灰石一石膏法烟气脱硫技术应用最为广泛。据不完全统计, 已建和在建火电厂的烟气脱硫项目中, 93%以上采用石灰石一石膏湿法脱硫工艺。在实际发电项目中, 有时候不单采用一种脱硫技术, 一个电厂会选择两种或两种以上的脱硫技术, 从而提高脱硫效率, 实现SO2的低排放[1]。
2 燃煤电厂脱硫技术的选择
火电厂脱硫技术的选择原则:a) 脱硫技术相对成熟, 脱硫效率高, 能达到环保控制要求, 已经得到推广与应用;b) 脱硫成本比较经济合理;c) 脱硫所产生的副产品是否好处理, 最好不造成二次污染, 或者具有可回收利用价值;d) 对发电燃煤煤质不受影响;e) 脱硫剂的能够长期的供应, 且价格要低廉。
3 燃煤电厂脱硫技术介绍
根据燃煤发电过程和阶段, 脱硫技术分为:燃烧前脱硫技术、燃烧中脱硫技术和燃烧后烟气脱硫技术。
3.1 燃烧前脱硫
燃烧前脱硫就是在煤炭燃烧发电之前通过各种方法降低煤炭中的含硫量, 降低煤炭硫含量的主要方法有物理洗选煤法、化学洗选煤法、煤的气化和液化等。其中化学法、煤的气化和液化技术由于成本高, 在燃煤发电中基本不使用, 物理洗选煤法最经济, 应用最广泛, 但只能脱无机硫。电煤在燃烧发电前通过洗选环节, 不仅能降低煤炭中的无机硫;还能降低煤炭灰分, 减轻煤炭运输量, 减轻锅炉的沾污和磨损, 减少发电中产生的灰渣量, 回收部分硫资源;提高电煤的热值, 尤其是低热值发电厂, 通过煤炭洗选弥补热值不高的缺点, 提高发电量[2]。
3.2 燃烧中脱硫
燃烧中脱硫技术又称炉内脱硫, 即向炉内加入固硫剂如Ca CO3等, 使煤中硫分转化成硫酸盐, 随炉渣排除。其基本原理是:Ca CO3Ca O+CO2↑, Ca O+SO2Ca SO3, Ca SO3+1/2×O2Ca SO4。
目前, 燃煤发电使用最多的是流化床燃烧固硫技术。随着, 中国火力发电厂循环液化床锅炉的广泛使用, 炉内脱硫效率得到了很大的提高。流化床燃烧固硫技术是把煤粉和固硫剂加入燃烧室内的床层中, 从炉底鼓风使床层悬浮进行燃烧, 提高燃烧效率, 让煤与脱硫剂在床层内充分混合, 脱硫剂多次循环, 烟气与脱硫剂充分接触, 提高脱硫率。常用的石灰石固硫剂, 其脱硫效率可达到70%~90%。此外, 流化床固硫技术还分为常压循环流化床、增压循环流化床燃烧等技术。
3.3 燃烧后脱硫
燃烧后脱硫又称尾部烟气脱硫, 是在烟道处加装脱硫设备。对烟气进行脱硫的方法是最有效的脱硫法。烟气脱硫可分为湿法和干法 (包括半干法) 2种。其中最典型的脱硫技术:石灰石/石膏法、喷雾干燥法、电子束法、氨法等。下面简单介绍下火电厂最常用的脱硫技术。
3.3.1 石灰石—石膏湿法脱硫技术
石灰石—石膏湿法脱硫技术, 是一种最成熟的脱硫工艺, 应用最为广泛, 其特点:脱硫效率高、运行稳定、运行费用低等, 机组容量较大的新建火电厂大多采用此法。
该工艺系统主要由烟气系统、吸收氧化系统、浆液制备系统、石膏脱水系统、排放系统组成, 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换热器降温后进入吸收塔, 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, 同时在“强制氧化工艺”的处理下反应的副产物Ca SO3·1/2H2O被导入的空气氧化成石膏, 并消耗作为吸收剂的石灰石。循环浆液通过循环泵向上输送到喷淋层中, 通过喷嘴进行雾化, 使气体和液体得以充分接触。吸收塔中, 石灰石与SO2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。经过净化处理后的烟气流经两级除雾器除雾, 同时按特定程序不时地用工艺水冲洗除雾器。在吸收塔出口, 烟气一般被冷却成46℃~55℃冷凝水, 且被水蒸汽饱和。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, 清洁的烟气通过烟道进入烟囱排向大气。
该工艺的技术特点有:a) 高速气流设计增强了物质传递能力, 降低了系统的成本;b) 系统采用最优尺寸, 平衡了SO2去除与压降的关系;c) 吸收塔液体再分配装置有效避免了烟气爬壁现象的产生, 降低了能耗;脱硫效率高达95%以上;d) 技术成熟, 设备运行可靠性高;单塔处理烟气量大, 脱硫量大;e) 适用于任何含硫量的煤种的烟气脱硫;对锅炉的适应性强;f) 处理后的烟气含尘量大大减少;g) 石灰石资源丰富, 价廉易得;h) 脱硫副产品便于回收利用。
3.3.2 氨法烟气湿法脱硫技术
湿法氨法工艺过程一般分为3个步骤:脱硫吸收、中间产品处理、副产品制造。其中, 脱硫吸收过程是氨法烟气脱硫技术的核心, 它以水溶液中的SO2和NH3的反应为基础, 得到亚硫酸铵中间产品;中间产品的处理主要分为两大类:直接氧化和酸解。直接氧化是在多功能脱硫塔中, 鼓入空气将亚硫酸铵氧化成硫铵, 酸解是用硫酸、磷酸、硝酸等酸将脱硫产物亚硫酸铵酸解, 生成相应的铵盐和气体SO2;副产品制造是将中间产品处理后得到的铵盐送制肥装置制成成品氮肥或复合肥。
由于氨是一种良好的碱性吸收剂, 氨的碱性强于钙基吸收剂, 而且氨吸收烟气中SO2是气—液或气—气反应, 反应速度快、反应完全、吸收剂利用率高, 可以得到很高的脱硫效率, 相对于钙基脱硫工艺来说系统简单、设备体积小、能耗低。另外, 其脱硫副产品是常用化肥, 其销售收入可以大幅度降低运行成本。并且氨法脱硫工艺在脱硫的同时可以脱氮, 且脱硫过程中没有废水、废渣产生, 从实际运行效果看, 其脱硫效果满足各地环保要求, 运行费用低, 因此氨法脱硫是较适合中国国情的一项烟气脱硫技术。
3.3.3 半干法脱硫
半干法脱硫采用的脱硫剂以固液混合物的形式喷入吸收塔, 在与烟气中的SO2反应的同时水分被蒸发, 脱硫剂被干燥为固体, 过剩的脱硫剂与生成的副产品均以固体形式被收集, 其代表工艺有喷雾干燥法工艺和气体悬浮吸收工艺。喷雾干燥法脱硫工艺技术比较成熟, 具有工艺流程简单、系统可靠性高等特点。
系统采用双流体雾化喷嘴, 双流体雾化喷嘴与旋转雾化喷嘴相比, 设计简单, 可以更好地控制雾化粒度和雾化质量。由布袋除尘器回送的吸收剂由两级水雾化喷嘴活化增湿, 进一步提高吸收剂脱硫效率, 脱硫效率可达到80%左右, 但单塔烟气处理量较小。
3.3.4 电子束烟气脱硫技术
电子束烟气脱硫技术是物理方法与化学方法相结合的新技术, 它是利用电子加速器产生的等离子体促使烟气中的SO2及NOx与加入的NH3反应, 实现烟气脱硫脱硝的目的, 脱硫效率可达90%左右。
4 结语
总之, 燃煤电厂脱硫工艺的选择要注重脱硫效率高、经济成本低、脱硫副产生的可回收利用, 发展循环经济, 促进节能减排, 实现可持续发展。
参考文献
[1]付玉梅, 禹兴利, 李彩波.火电厂烟气脱硫技术进展[J].化工矿物与加工, 2009 (04) :35-28.
【关键词】核电厂；技术规格书；改进
1.运行技术规格书概述（347）
核电厂运行技术规格书（以下简称技术规格书）是核电厂运行阶段的“宪法”。一旦发现偏离了技术规格书的某一要求（如某一参数超限、某一备用设备故障、某一定期试验未能如期进行等），且未能及时纠正或者获得国家核安全局对这项偏离的特许，则机组必须在技术规格书规定的后撤时间内撤到规定的工况。
具体来讲，技术规格书有三大目的，一是实现核电厂的安全目标，即建立并保持对辐射危害的有效防御，保护厂区人员、公众和环境的安全；二是防止核电厂偏离正常运行，以及在偏离正常运行的情况下，防止预计运行事件升级为事故工况；三是保证正常运行期间或中等频率事件下实体屏障的完整性。
鉴于技术规格书对核电厂的安全性、经济性以及稳定性的极大影响，世界上主要核电国家均花费很大人力、财力用于技术规格书的编制和改进。
2.运行技术规格书的主要内容（608）
技术规格书规定电厂在正常运行、瞬态和异常运行工况下的技术参数和技术要求，主要有安全限制、保护阈值、运行限制条件以及监督要求等四个部分。
1.1安全限值
设计中采用的或按安全准则确定的限值。在正常运行期间或中等频率的故障情况下不得超过安全限值。压水堆核电厂技术规格书一般规定与三道屏障有关的安全限值：
（1）燃料包壳，如偏离泡核沸腾比（DNBR）和燃料棒最大线功率密度；（2）反应堆冷却剂边界，如反应堆冷却剂系统的最大绝对压力以及反应堆冷却剂系统的最高温度；（3）安全壳，如相对压力、最高平均温度和LOCA峰值压力下的最大泄漏率。
1.2保护阈值
触发主要保护系统和安全系统自动动作的整定值，以保证不达到安全限值。保护阈值包括：
（1）触发反应堆紧急停堆的整定值；（2）反应堆紧急停堆保护系统的允许信号和连锁信号的整定值；（3）触发专设安全系统（如安注、安全壳喷淋、主蒸汽管道隔离、主给水隔离、辅助给水启动）的保护系统整定值；（4）限制一回路冷却剂系统和二回路系统压力的安全阀整定值。
1.3运行限制条件
对每种运行模式和每个安全相关系统规定相应的运行限制条件，以便当某一安全相关物项不可用或某一安全相关参数偏离正常时，要求机组在规定的时间内后撤到规定的工况，从而防止事故发生或缓解事故后果。
1.4监督要求
规定了对安全相关物项和参数在适当的深度和频度范围内进行试验、检定、监测和检查的监督要求，以保证技术规格书规定的安全限值、保护阈值和运行限制条件的有效性。
3.运行技术规格书的缺陷（347）
技术规格书是随着核电的发展而不断补充完善的，如法国电力公司（EDF）的技术规格书，开始仅仅涉及满功率运行状态以及与满功率运行状态有关的保护系统和专设安全系统；之后增加了运行限制条件的内容，涵盖了认为需要可用的所有的系统和设备，以及不可用事件出现时的后备模式和后撤时间；在对事故后序列进行研究的基础上，增加了冷停堆状态以及事故规程可操作性方面的要求。由于技术规格书拼凑形成的，因而存在以下缺陷：
（1）结构零乱松散，格式不合理，不太适合电厂运行人员的理解和应用；（2）编制的内容和要求缺乏明确一致的规则，因此技术规格书内容难免存在一些遗漏、多余和不协调，影响了机组运行的灵活性和可利用率，进而影响了电厂的安全运行和经济效益；（3）没有充分考虑运行经验，没有充分利用先进的设计方法和思想。
4.运行技术规格书的改进（1150）
鉴于技术规格书的重要性以及存在的缺陷，以美国、法国为代表的核电国家在过去的十几年里一直致力于技术规格书的改进。
4.1改进技术规格书的制定原则
美国核管会（NRC）规定了确定运行限制条件（LCD）的4条准则：
准则一：用于主控室探测、指示反应堆冷却剂压力边界性能明显异常恶化的仪表；
准则二：作为设计基准事故或瞬态分析初始条件的过程变量、设计特征或运行限制，这些事故或瞬态能使某个裂变产物的屏障失效，或者危及其完整性；
准则三：作为主要成功途径一部分的构筑物、系统或部件，它们的功能或触发能缓解一个设计基准事故或瞬态，这些设计基准事故或瞬态能使某个裂变产物屏障失效或危及其完整性；
准则四：运行经验或概率风险评价已经证明对公众健康和安全重要的构筑物、系统或部件。
4.2改进技术规格书的格式
（1） 制定标准的技术规格书 NRC于1992年颁布了针对PWR和BWR核电厂的5份标准技术规格书。电厂在编写技术规格书时只要在同类型核电厂标准技术规格书的基础上完善不同点，而核安全当局也只需审查不同点即可，大大简化了技术规格书的编写和核安全审评的工作量。
（2） 内容分级 美国和法国标准技术规格书都分为技术规格书要求和依据两个部分。这样划分既有利于理解和使用，也减少了核安全当局审评的工作量，因为技术规格书依据不属于送审文件。
4.3精简技术规格书的内容
如果能在满足按照技术规格书的内容确定准则的前提下，删除技术规格书中不必要的内容，对于核电厂运行的机动性将是很有意义的。美国根据前面提到的NRC的4条准则，将传统的运行技术规格书内容精简了40%。
4.4应用概率风险评价（PRA）方法
传统的技术规格书是建立在确定论基础上的，在其改进和发展中，PRA方法的应用是一个显著特点，它在选择技术规格书内容、确定安全有关限值、优化纠正措施、合理制定监督计划和预防性维修大纲、提高电厂安全性、经济性和稳定性方面都起了相当大的作用。
4.5修改限制条件和限值
由于应用了新的设计方法和思想，充分考虑了运行经验的反馈，在技术规格书的改进中对一些与运行安全性、可靠性和经济性相关的重要限制条件和限值做了修改，放宽了某些要求。
5.对我国核电厂运行技术规格书编制的思考与建议（359）
1、除雾器叶片之间的距离越小，（D）。
（A）越有利于除雾器的高效运行；（B）除雾效果越差；
（C）除雾器压降越小；（D）越容易结垢堵塞。
2、吸收塔加入石灰石浆液的多少主要取决于（B）。
（A）吸收塔液位；（B）循环浆液pH值；（C）锅炉负荷；（D）烟气含硫量。
3、脱硫系统的工艺水中若含有颗粒性杂质，下列哪种情况不会发生（B）
（A）造成喷嘴堵塞；（B）堵塞循环泵入口滤网；
（C）造成除雾器的堵塞；（D）磨损使用轴封水的轴和密封。
4、脱硫剂颗粒变大时，在保证相同脱硫效率的前提下，（B）。
（A）脱硫剂的耗量会减小；（B）脱硫剂的耗量会增加；
（C）脱硫剂的耗量不变；（D）系统Ca/S减小。
5、喷淋层喷嘴的作用是将（C）均匀的喷出，以使烟气和它充分的接触。
（A）原烟气；（B）净烟气；（C）石灰石浆液；（D）石膏浆液。
6、对电除尘效率影响较大的因素是（A）。
（A）烟气性质、粉尘特性、结构因素、运行因素；
（B）运行结构因素；
（C）漏风量及控制的好坏；
（D）与粉尘的比电阻有关
7、如果化验表明脱硫石膏产品中亚硫酸盐的含量过高，应检查系统中（C）的运行情况。
（A）石灰石浆液泵；（B）循环泵；（C）氧化风机；（D）水力旋流器。
8、吸收塔收集池中的PH值通过注入（A）来进行控制。
（A）石灰石浆液；（B）工艺水；（C）氧化空气；（D）石膏。
9、吸收塔入口烟气温度较低时，SO2的吸收率（B）。
（A）较低；（B）较高；（C）不变；（D）不一定。
10、石灰石粉的主要成分是（C）。
（A）氧化钙；（B）氢氧化钙；（C）碳酸钙；（D）碳酸氢钙。
11、当吸收塔液位过高时，禁止（A）。
（A）冲洗除雾器；（B）向事故浆池排水；
（C）停运氧化风机；（D）停浆液循环泵。
12、用工艺水进行除雾器的冲洗的目的有两个，一个是防止除雾器的堵塞，另
一个是（A）。
（A）保持吸收塔内的水位；（B）调节pH值；
（C）保持浆液密度；（D）调节浆液流量。
13、滤液箱中滤液一部分送到吸收塔，另一部分作为制浆的补充水送到（D）系
统再次使用。
（A）除雾器；（B）工艺水；（C）吸收塔；（D）石灰石浆液制备
14、火电厂烟囱排出的烟气对大气造成的最主要的污染是（A）污染。
（A）二氧化硫；（B）氮氧化物；（C）粉尘；（D）二氧化碳。
15、湿法脱硫实际工程中，吸收装置的选型基本要求：气液之间（D），吸收阻力小，吸收效率高。
（A）气流平缓；（B）接触面积小；（C）接触时间越长约好；（D）扰动剧烈
16、二氧化硫与二氧化碳作为大气污染物的共同之处在于（A）
（A）都是一次污染；（B）都是产生酸雨的主要污染物；
（C）都是无色、有毒的不可燃气体；（D）都是产生温室效应的气体
17、在石灰石-石膏脱硫系统中，影响石膏垢形成的主要因素是（C）。
（A）循环浆液PH值；（B）循环浆液氧化程度；
（C）石膏在循环浆液中的过饱和度 ；（D）循环浆液密度。、为保护吸收塔搅拌器不会因空转而发生故障，搅拌器在收到吸收塔低液位信号后将（A）
（A）自动停运；（B）自动启动；（C）延时后启动；（D）延时后停运
19、石膏水力旋流器有双重作用，一个是石膏浆液预脱水，另一个是（B）。
（A）增加浆液PH值；（B）石膏晶体分级；
（C）回收结晶水；（D）生成石膏产品
20、事故浆液池主要用于存放（B）。
（A）系统排污水；（B）吸收塔剩余浆液；
（C）石灰石浆液清空排水；（D）石膏浆液箱清空排水。
二、判断题（每题2分，共20分）
1、旁路挡板门一半安装在垂直烟道上。（×）
2、吸收塔搅拌器的作用是使塔内浆液混合均匀，保证固体颗粒处于悬浮状态，同时将氧化空气分散到浆液中（√）
3、循环泵前置滤网主要作用是防止塔内沉淀物质吸入泵体造成泵的堵塞或损坏，以及吸收塔喷嘴的堵塞和损坏。（√）
4、石灰石－石膏湿法吸收塔内浆液的PH值越高，氧化的效果越好。×）
5、石灰石-石膏法脱硫系统中，最主要的腐蚀介质是二氧化硫和硫酸根离子。（×）
6、pH值表示稀酸的浓度，pH值越大，酸性越强。（×）
7、脱硫吸收塔内的浆液和烟气中携带的二氧化硫反应后生成了化学性质非常稳定的硫酸钙，因此，吸收塔中不需要防腐。（×）
8、经过脱硫的锅炉排烟温度越低越好。（×）
9、湿法脱硫的主要缺点是烟气温度低，不易扩散，不可避免产生废水和腐蚀。（√）
10、脱硫剂颗粒越细，烟气中的SO2浓度越低，脱硫率越高。（√）
三、问答题
1、画出我厂二期脱硫烟气系统图（15）
2、写出FGD系统主要子系统和用化学方程式说明在吸收塔中脱除SO2的过程？
（15）
3、石灰石-石膏脱硫系统中，氧化空气的作用是什么？氧化空气不足的危害？
（10）
答：在石灰石-石膏脱硫系统中，吸收塔浆液池注入氧化空气的主要目的是将亚硫酸钙强制氧化为硫酸钙。一方面可以保证吸收SO2过程的持续进行，提高脱硫效率，同时也可以提高脱硫副产品石膏的品质；另一方面可以防止亚硫酸钙在吸收塔和石膏浆液管中结垢。
二○xx年十二月十四日
一、主要环保指标完成情况
(一)公司考核的脱硫投运率、SO2排放绩效指标完成情况。 1-11月脱硫平均投运率达到99.01%，公司SO2排放绩效1.87g/KWh。预计全年脱硫平均投运率达到99.04%，同比增加0.1个百分点，高出公司要求的考核目标(98%)1.03个百分点;公司SO2排放绩效1.84g/KWh，同比降低0.06g/KWh，低于公司要求的考核目标(2g/KWh)0.16g/KWh。
(二)环保统计指标完成情况(填附表1，以1-11月为基础，预测全年指标)
二、主要环保指标、设备分析
(一) 环保指标异常情况分析
各项环保指标均正常，无异常情况发生。
(二)环保设施主要故障原因、处理分析
1、吸收塔#2循环泵出口管泄漏处理，为隔离系统，短时停运脱硫装置，已处理完毕。
2、脱水机皮带老化，出现变形、裂口，吸水孔两侧脱胶严重，导致皮带跑偏，真空严密性下降;滑道板老化、磨损缺口，结垢严重;尾滚筒轴松动，目前采取临时焊接处理，消缺频繁，需在下次检修时更换。
三、环保技改项目完成情况及效果
20xx年环保技改项目只有一项，灰场废水排放治理技术改造项目。灰场废水处理系统投资108万元(其中我厂占三分之二)，采用设置移动处理系统2套，处理SS及PH，每年废水处理量约220万吨，做到了灰场废水达标排放。
四、开展的主要环保工作
我厂环保工作由厂长领导，生产副厂长主管，部门设在生产技术部。生产技术部设有一名环保专工及两名环保监督专工。各环保设施的运行维护由相关车间负责，专职环保人员负责对外联络、协调及监督各环保设施的运行情况。
根据工作需要，我厂先后制定了许多制度，制度执行情况良好。 20xx年，在我厂精心运行和维护下，各环保设施运行正常。5-6月我厂对脱硫装置和电除尘装置进行了检修。脱硫检修项目包含脱硫装置吸收塔检修及防腐处理、脱硫净烟道检查及防腐处理、脱硫再循环管道防腐检修、球磨机衬瓦更换、球磨机入口螺旋套管更换、部份膨胀节更换、斗式提升机检修、石膏仓大修、脱水机检修、制浆系统旋流器管道检修等工作。电除尘检修项目包含入口均布板出口槽型板检查加固;灰斗检查焊补、加固;阳极板、极板框架检查调整;阴极线检查更换，阴极框架、防摆装置调整等项目。
20xx年，配合××市环境监测中心做好一到四季度的节能减排监测和在线监测系统的比对监测工作。另外还配合第三方单位搞好在线监测系统的日常维护管理工作，做到有故障及时申报，尽快排除故障，保证在线监测系统的正常运行。
今年，××市环保局为配合市政府创建国家模范城市活动，开展了工业企业落实环境保护主体责任达标评估的活动，对我厂提出了更高的要求。为达到该标准要求，我厂对危险废物储存场地进行了整改，加装了煤场的喷淋设施，建成灰场废水排放处理装置。今年7月，通过了××市清洁生产评估审核。12月，迎接了环保部对××市创建国家模范城市的验收工作。对环保部门减排核查和公司的各项检查我厂均认真对待，没有发 生异常情况。由于我厂准备进行环保搬迁，因此环保设施没有安排大的技改项目。由于公司生产管理系统环保管理模块有很多属于重复填报，因此，仍然只填报了原有两个报表。
五、“十二五”环保减排责任书、限期治理要求 ×××市环保局每年给我厂下发排污许可证，我厂按许可证要求进行排放即可。没有“十二五”环保减排责任书、限期治理要求
六、新的《火电厂大气污染物排放标准》GB13223-实施面临的治理任务分析
1、在入炉煤煤质较正常情况下，我厂各种污染物月平均排放浓度分别如下：烟尘80mg/m3、二氧化硫500mg/m3、氮氧化物700mg/m3。在满负荷情况下氮氧化物排放浓度将达到1000mg/m3左右;在入炉煤硫分超过脱硫装置设计值后，二氧化硫小时平均排放浓度将超过1000 mg/m3;在入炉煤灰份达到40%时，出口烟尘浓度将达到200 mg/m3。
2、我厂脱硫系统设计脱硫效率为95.2%，在入口二氧化硫浓度小于7700 mg/m3时，出口二氧化硫排放浓度小于400 mg/m3。目前，我厂脱硫装置运行正常，当入炉煤硫分在设计范围内，效率基本上能达到设计值。但是，每年必须停运两台机组对脱硫装置进行大修，平时强对设备的运行维护，才能保证脱硫效率在设计范围以内。
3、我厂除尘器为三电场静电除尘器，设计除尘效率大于99%。现在没有单独对除尘器做效率试验，通过在线数据和每季度的监测可得知在烟囱处烟尘排放浓度约为80 mg/m3。
七、环保工作存在的问题和建议
1、由于二氧化硫排放指标仍然执行800mg/m3，因此机组的负荷率会受到一定影响。在燃煤的含硫率达不到设计工况的情况下，脱硫效率受到严重影响，脱硫装置要做到长期达标排放是非常困难的。
2、由于我厂地处××市主城区，环保要求越来越高，监督和处罚都越来越严。脱硫超标要折算成脱硫的投运率，如果脱硫的投运率达不到要求，不但要扣减脱硫电价，还要进行相应的罚款，要求非常严格。因此要同时满足环保达标排放和机组带高负荷存在困难。 八、重点工作
1、按照×××××公司标准化工作要求做好各环保设施的检修维护工作。
2、在××××××公司的指导下，积极做好各环保装置运行调整和各子系统优化工作，保证各环保装置可靠高效运行。
九、对公司环保管理工作的建议
1、对各项报表进行整理，避免重复填报。
2、电源管理部和科环部的环保工作能否统一进行。 附件1
摘要：随着社会经济的快速发展，电厂作为经济发展过程中的重要支柱，发电技术方面也得到不断提升及完善。而脱硫系统经过改造后的运行更加安全可靠及环保。本文根据多年工作实践，对机组脱硫系统增容及取消旁路的改造进行探讨。
关键词：电厂；脱硫系统；改造
一、概况阐述
随着我国环境污染的日益严重，电厂所排放的SO2加剧了大气污染。我国国家环境保护部环办文件要求，电厂已建的脱硫设施旁路烟道需要拆除，对原有的脱硫系统进行增容改造，达到让机组环保、安全运行。表1 为某电厂脱硫系统的设计参数。
表1 电厂脱硫系统主要设计参数
项目改造前改造后
入口SO2浓度（标干态，60%O2/m）/mg·m-312992200
出口SO2浓度/mg·m-3≤104≤50
脱硫效率/%≥92≥97.7
二、脱硫改造情况
电厂的2号机组脱硫系统改造在先，于2012年11月至2013年2月，1号机组脱硫系统于2013年4月至2013年6月进行改造，改造内容包括脱硫包括烟气系统、吸收系统、吸收剂制备及石膏脱水系统以及电气系统等。
（一）烟气系统改造
烟气系统改造内容：拆除增压风机、旁路挡板门和原烟气挡板门。脱硫系统阻力由引风机克服，原引风机为卧式、单级、轴流式风机，功率3670kW，额定电流为405 A。改造后引风机为卧式、双级、轴流式风机，功率为7400kW，额定电流为805 A。对引风机出口（第一个膨胀节之后）至烟囱之间的烟道进行了优化及加固。在GGH入口原烟段水平直段设置2层事故喷淋。
（二）吸收系统改造
吸收塔浆池区加高2.8 m，浆池容积达到3 513m3，以保证满足浆液的反应时间。在原最上层喷淋层与除雾器之间新增2层喷淋层，吸收塔实行分段提升。改造后吸收塔整体升高了3.6m。每塔配5台浆液循环泵，原3台8 800 m3/ h浆液循环泵保留2台，将另1台更换为流量11700 m3 /h的浆液循环泵，同时新增2台11700 m3/h浆液循环泵。每个吸收塔增加2台4200 m3/h的氧化风机，将原2台67 m3 / h的石膏排出泵更换为97 m3/h的泵。吸收塔原配有7台搅拌器，上层增加3台功率为22 kW的搅拌器，每塔配10台搅拌器。
（三）吸收剂制备及石膏脱水系统改造
制桨系统增容方案采用外购石灰石粉，罐车运输，新增石灰石浆液箱，设置3台石灰石浆液供浆泵，新增一座石灰石粉仓，粉仓容积满足改造后2台炉BMCR工况下3天的石灰石粉耗量。罐车自带的输送风机把石灰石粉输送到仓顶部。新增1套石灰石供浆管路。脱水系统整体更换旋流器，改造前旋流器出力为67 m3/h，改造后出力调整到97 m3/h。拆除原有真空皮带脱水机及其配套设备，更换2台31m2真空皮带脱水机（原真空气皮带脱水机有效过滤面积为15.2m2）。
（四）电气系统改造
每台机组的脱硫6 kV段现一分为二，标示为脱硫6 kV I段和脱硫6 kV II段，两段之间增加母联开关，同时完善原有的快切装置，使两侧电源互为备用1 2号炉各新增加一段脱硫6 kV母线，标示为脱硫6 kV 段，新增两段母线采用单母线分段接线方式（带快切装置），电源从高压厂工作段1号机组6 kV1A2及2号机组6 kV2A2段引接1 2号脱硫系统各新增加一段400 V脱硫PC（动力中心）段及保安MCC（电动机控制中心）段。
三、运行调整
电厂1、2号机组脱硫系统改造后，运行了一段时间，逐步进入安全平稳期 表2为2013年9月3日14∶ 00环保监测数据，当时1号机组负荷700W，2号机组负荷600 MW。
表2 電厂脱硫系统改造后监测数据
项目1号机组2号机组
出口SO2浓度/mg·m-318.5934.53
出口NOx浓度/mg·m-390.7287.62
O2含量/%3.583.90
出口烟尘浓度//mg·m-319.7316.20
烟气温度/℃82.3573.10
烟气流量/m3·h-122322951488786
脱硫效率/%97.0496.99
（一）热工逻辑调整
原先的脱硫装置当脱硫系统故障后可以迅速打开脱硫旁路挡板，使锅炉的原烟气通过旁路进入烟囱排放，而不影响机组的安全运行，只要求在锅炉烟气脱硫通道挡板故障全关的情况下紧急停炉处理当脱硫装置旁路取消后，脱硫系统故障需触发锅炉MFT（主燃料跳闸）信号，电厂1、2号机组脱硫系统相关的热工逻辑调整如下：
（1）增加脱硫系统故障触发锅炉 MFT。脱硫原烟气温度>180℃（三取二），延时180s，锅炉MFT；脱硫净烟气温度>75℃（三取二）且脱硫5台循环浆液泵全停，延时15s，锅炉MFT。
（2）调整炉膛压力低低保护设定值。原炉膛压力低低（-5880Pa）延时3s，锅炉MFT；改造后炉膛压力低低（-4500pa）延时3s，锅炉MFT。
（3）增加相关引风机跳闸条件。机组MFT且炉膛负压低低（二取二）（- 5.5kPa）跳引风机；MFT且FGD 原烟气温度>180℃ 延时 60s 跳引风机；原烟气温度>180℃（三选二）延时480s跳引风机；循环浆液泵全停且净烟气温度>75℃（三选二）延时315s跳引风机。
（二）脱硫系统启停运行调整
在机组启动前执行《吸收塔系统启动前检查卡》，机组引风机启动时如果汽包金属温度大于100℃，必须至少有1台循环浆泵在运行，在锅炉点火、脱硫系统进热烟气前，至少要有2台循环浆液泵在运行。脱硫烟气系统停运前应适当降低吸收塔液位，依次停运循环浆液泵，当吸收塔前烟气温度降至70 ℃ 以下时停运最后 1 台循环浆液泵，锅炉 MFT且原烟气温度低于 40℃时方可停运 GGH。表3是电厂脱硫系统启停条件。
表3 脱硫系统的启停条件
项目改造前改造后
脱硫系
统启动电除尘投运正常锅炉燃烧稳定随机组启动
脱硫系统停止开旁路挡板锅炉MFT且烟气温度降至
70℃以下时停运最后1台循环浆液泵，原烟气温度低于40℃时方可停运GGH
（三）运行情况及调整
2013年5月24日11∶08 时，运行中的2号机组脱硫系统3台循环浆液泵全部跳闸，2台循环浆液在备用未启，11∶12 时，净烟气温度超过 75℃，延时
15s 后锅炉 MFT 动作。脱硫现场检查发现脱硫DCS 系统OPS2号 CPU 相关画面发生蓝屏现象，2号机组脱硫吸收塔相关设备无法操作和监控。最后调查的事故原因是2 号脱硫 DCS 系统（CHR03 柜）双侧 CPU 故障初始化，导致系统 DI（开关量输入信号）与 AI（模拟量输入信号）信号全部置0，导致控制信号输出异常，误发设备保护跳闸信号。为降低跳机风险，设计单位重新对五台循环浆液泵的控制信号重新进行分配，现在 1 号机组已调整一个 CPU控制1、2、5 号循环浆泵，另一个 CPU 控制 3、4 循环浆泵，但 2 号机组循环浆泵控制做了优化处理，CPU分配控制未做调整。
2013 年 5 月，2 号机组多次出现循环浆泵进口电动阀限位故障导致循环浆泵跳闸，循环浆泵排放阀限位故障导致循环浆泵无法启动的情况，其热工逻辑进行了以下调整，见表 4。
表4 循环浆泵逻辑调整
调整前调整后
循环浆泵启动，入口阀非全开，延时1S跳循环浆泵循环浆泵启动，入口阀全关非开，延时1S跳循环浆泵
循环浆泵启动，其排放阀非关，延时1S跳循环浆泵取消
循环浆泵启动条件：循环浆泵排放阀已关取消
自2007年脱硫系统开始运行以来，就一直存在GGH堵塞问题。GGH原烟气或净烟气差压高时导致增压风机马达电流增大，电流会超过额定电流，动叶开度增大。通过在线高压水冲洗和蒸汽吹灰都无法解决，只能开旁路挡板，限制机组负荷在400MW以下停运脱硫系统，进行 GGH 换热元件化学冲洗。每台机组一年要进行2～3 次，2012 年 GGH 冲洗情况见表 5。
表5 2012 年 GGH 换热元件化学冲洗情况
机组限负荷冲洗时间冲洗前GGH压差/ kpa
原烟气净烟气
2号2012-01-01至2012-01-020.8830.040
1号2012-04-28至2012-05-020.6890.789
2号2012-09-15至2012-10-040.7240.882
1号2012-09-291至2012-10-040.6440.701
1號2012-12-31至2013-01-030.7960.880
脱硫系统取消旁路后，如果出现 GGH 烟气差压高影响机组安全运行时，只能在机组停运后才能处理。机组改造时进行了 GGH 换热元件间隙调大，吸收塔整体升高 3.6m，电除尘改为电袋复合除尘器等。脱硫运行中执行了下面规定：及时进行 GGH 吹灰，每个班至少两次，如烟气系统运行工况较差，须增加吹灰频率或连续吹灰；每个夜班执行一次 GGH高压水冲洗；每班至少进行一次除雾器冲洗。现在2台机组的 GGH 烟气差压有了明显的改善，见表6。
表6 1号脱硫系统改造前后的GGH烟气差压
负荷/MW2012年9月9日2013年9月9日
原烟气差压/kpa净烟气差压/kpa原烟气差压/kpa净烟气差压/kpa
3000.2130.2240.1160.136
4000.3870.3620.2060.259
5000.4870.4520.2400.290
6000.5960.5410.2960.348
7000.7060.6300.3690.444
四、结束语
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