脫硫廢水旁路

⑴ 氧化鎂法濕式脫硫，總是造成脫硫塔堵塞的厲害。怎麼才能解決，不堵塔

氧化鎂濕法脫硫的產物是亞硫酸鎂和硫酸鎂，亞硫酸鎂是一種不溶於水溶於弱酸的物質，反應後的漿液不及時外排，漿液中的鹽達到飽和狀態析出形成沉澱。所以氧化鎂法運行時，應及時外排，控制好pH值。

⑵ 電廠煙氣脫硫系統運行調整的主要任務是什麼

目前，隨著我國電力工業的污染物的國家環保排放標准日益嚴格，新建及擴建發電廠的要求必須安裝脫硫裝置。由於近兩年電力供應緊張，新建機組迅猛增加，並且機組燃煤供應緊張，電廠燃用煤質較差，基本是輸送到什麼煤就燒什麼煤，基本沒有選擇低灰份低硫煤的餘地，污染相當嚴重，在新建機組投產的同時，要求配套的脫硫裝置也相應投產。由於脫硫裝置也就是近兩年才大量安裝，目前投產的脫硫裝置裝機容量及台數也不多，總是落後機組安裝及投產。 脫硫系統目前大部分採用是石灰石石膏濕法脫硫工藝，基本是引進國外技術，由於在短時間內我國大量安裝脫硫裝置，生產廠家是迅速搶占脫硫市場，沒有時間進行總結和技術消化，包括脫硫系統運行和調試方面。現在我國也沒有相應的行業標准和國家標准進行指導，每個脫硫工程調試大部分是外方進行指導，試驗調試的標准也是採用國外的標准，因此希望我國相應的管理部門盡快出台脫硫系統的相應技術標准。 天津大港發電廠 FGD總體設計：
FGD入口煙氣量1131000Nm3/h（濕煙氣） FGD入口SO2濃度≤507ppm
FGD入口煙塵濃度≤157mg/ N m3（干煙氣）
FGD脫硫效率≥95％ FGD入口煙溫125℃
煙囪出口煙氣溫度≥80℃
煙囪出口SO2濃度≤25.3ppm 字串1 煙囪出口粉塵濃度≤50.0mg/ Nm3（干煙氣） 鈣硫比1.034 煙氣SO2去除量1.45t/h 石灰石耗量2.7t/h
石膏產量4.6t/h 石膏含水量≤10％ 天津大港發電廠主要設備參數
吸收塔：液柱塔 11.9m×7.9m×34.05m（H） 吸收塔漿液循環泵：流量4100m3/h，揚程16mH2O
真空皮帶脫水機：出力6.9t/h（濕餅），過濾面積為9m2 氧化風機：流量2200 m3/h（濕），兩運兩備
FGD增壓風機；動葉可調軸流式風機，流量1859314 m3/h，靜壓升4084Pa
GGH：回轉式，漏風率≤0.5％
濕式球磨機；出力5.4t/h，出料細度325目，90％通過。 1 煙氣含硫量大於設計值的問題 由於目前電廠燃用煤種變化太大，煤的含硫量大於以前脫硫系統設計煙氣中的含硫量，脫硫系統無法全部脫硫，只能部分煙氣脫硫。由於脫硫系統是處理鍋爐部分煙氣，因此對脫硫系統煙道出口CEMS顯示的濃度值與實際吸收塔煙氣脫硫後濃度有一定偏差，吸收塔出口在線監測取樣點的位置在旁路原煙氣和處理後靜煙氣的混合位置，此處煙氣中的SO2濃度場和溫度場分布不均，通過我們測試，當DCS的CRT顯示濃度與實際測量段面最大濃度及最低濃度差幾倍，由於是旁路煙氣和凈煙氣混合，DCS顯示吸收塔出口溫度和旁路煙氣和凈煙氣混合，溫度顯示也可能不正確，需要重新確認溫度測點位置。因此在線監測（CEMS系統）顯示的數值只能在運行時進行參考，或對在線檢測系統（CEMS系統）數值進行系數修正。在以後可能由於煤炭市場的變化，燃煤電廠煤炭供應緩和，這種情況會減少。
2 鍋爐開脫硫系統旁路擋板的運行方式
目前大部分新建機組及老機組安裝脫硫裝置時間基本落後機組投產時間，並且現在我國供電緊張，基本是機組全部帶負荷，不可能有停爐機會進行脫硫煙風系統調試，脫硫系統的調試及投產也受到相應影響。由於目前脫硫系統設備運行的穩定性不是很好，關旁路投入脫硫系統後發電廠對機組運行的穩定性也不放心，擔心脫硫系統運行出現故障時可能造成機組停運。所以大部分機組脫硫調試期間及運行時開旁路擋板運行，防止脫硫系統突然出現故障時，對鍋爐爐膛負壓產生影響，造成機組跳閘。但這種運行方式會對脫硫系統運行產生一定影響，增壓風機動葉或靜葉調節風量是根據引風機出口風壓、旁路擋板壓差、鍋爐負荷等信號進行調節，開旁路後由於煙氣流向發生一些變化而造成這些反饋信號可能不準，脫硫煙風系統運行會造成以下二種不正常的情況； 第一種情況，鍋爐的煙氣有一部分原煙氣走脫硫系統的旁路煙道。

⑶ 有做脫硫廢水處理的嗎

脫硫廢水處理技術主要包括兩種：
第一種是蒸發結晶法，該方法可以回收水資版源和結晶鹽權，能耗過高是限制其大規模應用的主要原因。此外，為了確保蒸發結晶器正常運行和保證結晶鹽品質，需要對脫硫廢水進行嚴格的預處理，如去除廢水中的硬度、有機物和重金屬等。因此，要實現蒸發結晶法的大規模應用，必須注重強開發廢水減量化預處理技術的研發，以期降低蒸發工段的建設和和運行成本，同時還要研究高效的脫硫廢水預處理技術。
第二種是煙道蒸發處理法，該工藝操作簡單，運行成本低，但是煙道處理法不能回收水資源，而且尚有大量潛在影響不能確定，包括對後續除塵等工藝的影響，以及可能引起的煙道腐蝕問題等。因此，在煙道蒸發處理脫硫廢水方面，應注重廢水進入煙道後對煙氣排放和煙氣處理系統的影響研究。煙道處理法要得到廣泛應用，還要進行大量、長期、全面的經濟技術研究和評價。

⑷ 脫硫 脫水系統故障

脫水系統如果在運行中的話，要加強監視、巡檢。這是失去備用時必須要做的版。保證脫硫權系統可以脫水。
現有一套脫水系統，不知您廠的脫水系統出力是多少，設計時一套脫水是否可以帶兩台脫硫。如果兩台脫硫都可以順利脫水，那麼只要注意脫水正常運行即可；如果一台脫水出力不夠，那麼在運行中應該注意吸收塔漿液的密度、機組負荷、硫分等參數，在漿液密度大而脫水又出力不夠時，應該想好事故預想，做好預防措施。往事故漿液池裡倒換漿液、限制負荷、允許情況下開脫硫旁路等措施。運行中還要注意PH、漿液品質看有沒有壞漿。如果負荷與硫分一直很高，那麼在長時間運行後，必須要考慮以上措施；如果負荷不高、硫分不高，那應該只需在保證脫水正常運行的前提下做好預防即可。
個人理解，僅做參考。

⑸ 布袋除塵器的旁路不能開啟有什麼影響

旁路開啟受限或取消可能帶來的影響大部分沒有付諸表現，也就是說，目前尚回未出現因脫硫設備檢答修而被迫停運主機的情況;而鍋爐MFT、機組RB、入口煙溫高時旁路也都開啟，由此帶來的煙風系統失穩以及吸收塔內部部件損壞風險暫不存在;入口煙溫低，發生不多，持續時間短，今年煤種硫分普遍不是很高，脫硫設備鍋爐布袋除塵器系統容量尚能緩沖，因此對這兩種情況，各電廠基本能做到不開啟旁路。
在鍋爐啟停階段，浙給予電廠每台爐全年12h作為旁路可開啟時間，這其中包括了擋板定期試驗，機組度網期間擋板異常開啟時間。針對這一要求，目前電廠採用電除塵投運與鍋爐點火同步，脫硫投運與機組並網(10MW)同步的方式。為了減少運 行期間異常，進行制漿、氧化，廢水處理、事故漿液貯存能力的增容，盡量結合機組檢修安排脫硫系統缺陷設備的維修，同時開始逐步取消增壓風機。機組異常停機時，盡量採用滑參數運行方式，直到脫硫與鍋爐同步停運。在這種方式下，到目前為此，今年電廠僅因處理1號增壓風機液壓油管漏油開過1次旁路，每月脫硫投用率都接近100%。

⑹ 環保部布袋除塵器是否充許設置旁通閥

不允許設置。
為了加強對火電企業脫硫設施鍋爐布袋除塵器運行過程的監管，提高脫硫設施運行效率，2010年6月，國家環境保護部下發了《關於火電企業脫硫設施旁路煙道擋板實施鉛封的通知》(環辦[2010]91號)文件。按照要求，2010年9月底浙江省內火電廠均實施了對脫硫旁路擋板的首次鉛封。一年多來，電廠應對鉛封採取了系列措施，現就鉛封後實際旁路開啟情況及逐步過渡取消旁路的對策進行分析和討論。
1、 應對鉛封採取的措施
1.1 修改旁路開啟保護邏輯
鉛封要求下發之初，浙江省內火電廠均積極響應，經過各集團組織論證以及採納各技術單位給予的提議參考，首先對旁路開啟的保護邏輯進行了修改。在常見的旁路擋板保護聯鎖中，有四個聯鎖是所有火電廠一致選擇保留的，它們是增壓風機入口壓力超限開旁路、GGH停轉開旁路、多台循環泵跳閘開旁路以及增壓風機跳閘開旁路。這四項聯鎖的保留主要基於對脫硫設備的保護以及對煙道、擋板 安全性的考慮。對於機組MFT開旁路以及機組RB開旁路這2項聯鎖，絕大部分電廠也選擇了保留，部分取消了MFT信號直接觸發開旁路。大部分廠取消了進口煙塵 濃度高於定值、運行中煙溫偏低開啟旁路，小部分改成了報警;油槍的投運聯鎖部分被取消，部分改成人工判斷可投撤;進口溫度高於定值部分廠考慮到煙氣超溫的情況可能發生仍保留投入，部分廠則改成了報警;進出口擋板開信號消失的聯鎖也類似，電廠也酌情進行保留或改成報警。
在修改旁路開啟保護邏輯時，除了對聯鎖進行了是否保留的選擇，對於聯鎖的觸發條件也進行了修改，主要為增加延時(如超溫、失速，信號消失等)和對定值放寬(如壓力、溫度、振動條件值等)。最典型的就是增壓風機入口壓力超限保護的定值，在分析脫硫廠家的設計參數和各爐煙道、擋板實際運行中的情況後，普遍對正負限定值都予以了放寬，從後續實際運行效果看，沒有產生不利影響，這些修改還是比較謹慎和合理的。
1.2 調整旁路擋板試驗和GGH離線沖洗周期
為保證旁路擋板可靠開啟，作為檢查手段，旁路擋板定期活動試驗一直是作為一個常規工作而開展的，一般會1-2月進行一次，鉛封後近一半的廠已不進行旁路擋板周期試驗，主要利用機組調停或停運時開展這項工作。調研中發現個別廠旁路擋板存在密封片易變形的問題，由於無法掌控變形是否會對開啟帶來影響，因此取消定期試驗，會帶來一定的風險。在有GGH裝置的電廠，當GGH壓差上升到一定允許限值，在線高壓水沖洗也不能緩解時，就需要停運脫硫，進行離線高壓水沖洗，頻次高的廠可能1個月會清洗2-3次。在鉛封實施後，旁路開啟受限， 而且環保部門不再允許將旁路擋板定期試驗時間計為免責時間，因此對這兩個開旁路的頻次，電廠也進行了控制。目前，部分廠已能做到與機組檢修同步，這得益於設備本身選型較好，或近年經過了改造。投運較早的GGH普遍離線頻次較高，平均2月1次，對擋板開啟次數和投用率的影響較大。
1.3 設備改造和優化
設備的可靠性直接關繫到脫硫系統的正常運行，在向取消旁路過渡中，對設備系統的改造和優化是一個必不可少的環節。改造和優化措施主要有：
(1)GGH換熱元件改成大通道防堵型;GGH吹灰器改造，增加吹掃空壓機，盡可能延長定期離線沖洗的周期，做到與機組檢修同步。檢修時化學清洗換熱元件，有部分換熱元件可備用。
(2)因增壓風機前負壓波動多次開擋板較多的廠，通過燃燒工況調整，修改前饋、後饋系數，對煙道、擋板承壓重新核算，放寬了定值 。
(3)增壓風機入口擋板增加為2台執行機構，加雨棚;增大擋板執行機構的力距;更換所有油管路的軟管;液壓油管換成可靠型號防漏;增壓風機停運後輪轂及葉片上加強清灰，保證風機振動正常;漿液循環泵減速箱冷卻採用內部蛇形管加潤滑油外置冷卻器閉式冷卻水，保證冷卻效果好。
(4)循環泵入口濾網換型，增大通流量，降低泵氣蝕;泵出口大小頭防腐換成不銹鋼;吸收塔噴淋層增加耐磨板，中隔板位置焊接合金板;噴淋管經常損壞部位加裝不銹鋼護套，吸收塔連接短管加裝內套管。噴淋加裝監測，噴淋層加厚，除霧器加裝支撐，噴嘴更換，死區加裝沖洗;吸收塔出口增設疏水槽、管，減少水汽對尾部煙道的腐蝕和GGH的結垢;襯膠補後易脫落，加強修補質量過程式控制制;對除霧器沖洗邏輯進行修改，增加一級除霧器的沖洗頻次。確保投用率前提下，定期對吸收塔內部進行清理。
(5)煙風道的鱗片易起泡，需經常檢查，並加強修補質量過程式控制制;對煙囪腐蝕進行監控，機組停運時，對煙囪防腐要及時進行評估、修補。
(6)廢水處理系統擴容;三聯箱增設旁路;制漿系統增設補水管;工藝水管改成襯膠;在線pH計、密度計換型，改母管上測量，保證檢測的准確性;採用熔斷法在線處理電除塵陰極螺旋線故障，故障頻發電場檢修時成批更換極線，保證電場的正常投運。
2、鉛封以來旁路開啟統計及分析
我們選取了2010年11月-2011年9月這段鉛封後時間，對省內14個廠旁路開啟的次數和原因進行了歸類。統計，並與2009年11月-2010年9月進行了對比。在這兩組對照時間中，鉛封前全省總計開旁路436次，而鉛封後為318次，開啟次數明顯下降，說明了鉛封這一環保的強制力，確定起到了限制旁路開啟的作用。有9個廠開啟次數明顯下降，部分幅度較大，呈現上升的有4個廠，幅度不太大。
而造成開啟的原因中鉛封前達19項，鉛封後少了5項，這少的5項分別為氧化風系統故障，進出口擋板故障，入口煙溫異常，電網外部線路故障以及低壓脫硫變跳閘。
鉛封前開啟原因佔比合計超過80%，且位列前五位的原因依次為：GGH故障或離線清洗、增壓風機入口風壓波動、增壓風機故障、機組RB或低壓荷、鍋爐MFT;而鉛封後，原因佔比合計超過80%的仍是這五個，排名上增壓風機入負壓波動變成列最後，其他依次不變。
3、 旁路開啟受限目前帶來的影響
從浙江省內各電廠對旁路開啟邏輯的修改可以看出，由於對大部分重要聯鎖予以了保留，目前電廠在旁路開啟上還是屬於「該開則開」 的階段，環保部門總體還是持理解態度。因而旁路開啟受限或取消可能帶來的影響大部分沒有付諸表現，也就是說，目前尚未出現因脫硫設備檢修而被迫停運主機的情況;而鍋爐MFT、機組RB、入口煙溫高時旁路也都開啟，由此帶來的煙風系統失穩以及吸收塔內部部件損壞風險暫不存在;入口煙溫低，發生不多，持續時間短，今年煤種硫分普遍不是很高，脫硫設備鍋爐布袋除塵器系統容量尚能緩沖，因此對這兩種情況，各電廠基本能做到不開啟旁路。
在鍋爐啟停階段，浙江省內電廠電除塵器投用中，有3個電廠較早，基本點火後就投用電除塵器;大部分電廠還是按照電除塵入口溫度要求逐步投運電場，其後一般在50%機組負荷時投運脫硫。浙江省內4*600MW機組(無GGH)從2010年下半年開始就脫硫投運按要求進行旁路取消 的前期准備和方案認證，並把2011年作為一個過渡期，給予電廠每台爐全年12h作為旁路可開啟時間，這其中包括了擋板定期試驗，機組度網期間擋板異常開啟時間。針對這一要求，目前電廠採用電除塵投運與鍋爐點火同步，脫硫投運與機組並網(10MW)同步的方式。為了減少運 行期間異常，進行制漿、氧化，廢水處理、事故漿液貯存能力的增容，盡量結合機組檢修安排脫硫系統缺陷設備的維修，同時開始逐步取消增壓風機。機組異常停機時，盡量採用滑參數運行方式，直到脫硫與鍋爐同步停運。在這種方式下，到目前為此，今年電廠僅因處理1號增壓風機液壓油管漏油開過1次旁路，每月脫硫投用率都接近100%。
該電廠目前的運行方式已是浙江省內相對較好的做法，觀其效果，影響還是存在的。首先是低溫腐蝕風險。機組剛並網時煙氣溫度還不高，此時脫硫投入，出口煙溫必是偏低的。查閱歷史曲線發現機組剛並網時(10MW)電廠脫硫出口煙溫 一般在30度左右，等機組負荷上升，出口煙溫上升到45度以上(正常脫硫出口煙溫)往往需要2h左右，這期間脫硫後設施煙道就處於低溫高濕腐蝕風險，而該電廠為兩爐合用一內筒煙囪、兩爐啟停使該煙囪腐蝕風險進一步加大。在機組檢修時，對煙囪防腐層進行修補已成為一項定期工作。升爐期間盡管有電除塵投 用，但它對煤粉的去除效果較差，未燃盡碳，包括有時點火不好仍需投油時的油滴仍不可避免地進入到漿液，據電廠反映，採用這一運行方式後，吸收塔漿液起泡發黑(有溢流)較常見，有時還導致盲區，需加大廢水排放。如果史採取加大廢水排放的措施，啟、停爐1次造成的對 漿液的影響，需半個月左右才能完全自然置換，對石膏脫水和品質有一定影響。如果機組啟停頻次較多時，石膏脫水系統的稀釋緩沖能力下降、則危害更大。
對於運行中投油槍是否需開旁路的處理，各電廠有所不同。有一半電廠在投油負荷下均開啟擋板，另一半電廠在投油負荷下均開啟擋板，另一半則基本做到不開。為了減少影響，電廠一方面盡量與高度溝通，爭取負荷能穩定在投油負荷以上，即不投油;另一方面即使投油也盡量少股幾支油槍，並採用間斷投用方式。目前看來，投油對脫硫漿液影響主要表現為漿液起泡溢流(部分電廠定期加入消泡劑)，漿液表面有些發黑，但對塔內漿液反應、脫水和石膏品質基本沒有較大影響。
4、取消旁路的對策
目前大部分2011年閃投運的脫硫裝置都採用有旁路設計，而環保部門最近已提出2012年起即將把取消脫硫旁路提上議程。從以上浙江省內電廠脫硫開旁路的現狀看，短時內完全取消旁路難度和壓力甚大。因為目前還缺少老機組旁路無聲封堵後成熟和完善的運行經驗。一旦取消或臨時封堵旁路煙道，則脫硫裝置與主機將成為一個串聯系統而必須同步啟停，因此，必須充分考慮無旁運行時的特殊性，提出有針對性的應對策略，同時進行改造和優化，才能提高無旁路爐及脫硫系統的運行可靠性。
4.1 評估脫硫設施現狀
建議在現有脫硫設施脈沖除塵器取消旁路前進行全面謹慎的評估。評估的內容應包括煤質波動、脫硫設備可靠性、機組運行可靠性、旁路開啟的統計分析等多個方面。通過評估可找出制約電廠旁路取消的主要因素以及權重，這樣根據優先次序，在過渡期內逐步開展改造、增容和優化，使旁路開啟水平能逐步趨近於取消。也可對取消旁路的實施廠進行優先排序：沒有GGH且取消增壓風機運行的機組，是可以首先進行取消旁路的實施對象;其次是沒有GGH的機組，由於沒有該高阻力設施，對引風機擴容，從而取消增壓風機實施相對容易;GGH和增壓風機均有的機組 實施也最困難。當GGH壓差能長期控制在一個較穩定的水平，可以結合脫硝改造，考慮對引風機擴容，從而取消增壓風機。
4.2 燃料品質是首要保證
煤質是首要因素，需要通過統計分析，將最差煤種的情況納入考慮。其中灰分、硫分是主要因素，前者影響電除塵器的除塵效果，後者影響整個系統可脫硫容量，此外煤質造成點火的難易會影響微油、等離子點火的效果，燃燒不好造成鍋爐不能正常運行帶來諸如MFT影響。因而如取消旁路運行，對煤種的品質和穩定性要求必然提高，低硫煤的采購以及高低硫煤摻燒仍是從源頭保證脫硫系統正常運行的首要工作，還有在鍋爐冷態啟動階段盡可能燃用揮發分高的煤種作為啟動煤種，不但有利於縮短鍋爐的啟動過程，也降低了因點火困難、消耗大量的烯 油給脫硫裝置帶來的一系列影響。
4.3 鍋爐運行和脫硫運行對策
在電除塵器運行過程中，為了減輕未燃盡油污碳粒對吸收塔漿液系統的污染，在鍋爐點火啟動前尤其是冷態啟動前，電除塵器的灰斗加熱、絕緣支柱套管加熱及放電極絕緣室加熱最好能提前24h投入，確保電除塵器和干除灰系統投入運行且吸收塔循環泵啟動投入後再點火起爐。在鍋爐點火啟動階段，為防止部分未燃盡油污和碳粒隨煙氣經過電除塵器時發生二次燃燒，應控制電除塵器各電場的二次電壓在起暈電壓和閃絡電壓之間，並適當限制二次電流值。運行過程中密切監測電除塵器出口的煙塵濃度，必要時可考慮實施電袋除塵器或布袋除塵器的改造,其中良好運用除塵器布袋和除塵器骨架以進一步提高除塵效率。
為了防止脫硫吸收塔入口煙氣超溫，保護吸收塔內部構件、襯膠或鱗片襯里，除霧器應設置事故噴淋減溫裝置，並確保噴淋減溫裝置能夠可靠投入。在脫硫裝置運行期間，應密切監測脫硫系統的主要運行參數及吸收塔出、入口溫度的變化。在鍋爐停爐階段，也應待進入吸收塔進、出口煙溫降至耐溫極限以下並確保安全時方可停運所有循環泵。對於事故噴淋系統，在日常運行過程中加強設備維護，對高位水箱設立自動補水，並經常確認水位，系統電源接入保安電源，定期開展噴淋試驗以確保其能及時動作也是非常重要的。
在鍋爐調整和脫硫調整時，應保證鍋爐燃燒的穩定性，控制空預器漏風，確保煙氣參數不嚴重偏離設計條件。在鍋爐點火啟動階段、低負荷投油助燃階段或煤種含硫量驟升階段，密切監視脫硫系統運行參數，加大對吸收塔漿液品質的化驗分析，一旦出現吸收塔大量溢流起泡、pH值無法有效提升和穩定、漿液品質惡化、石膏脫水困難等狀況，可採取置換漿液的方式消除影響。嚴格監控脫硫系統的運行條件，加強對吸收劑、工藝水和蒸汽等品質的監控，提高在線儀表的可靠性和穩定性，加強脫硫系統的化學監督工作並制定為制度的形式，定期定時對脫硫系統各介質的化學分析，在鍋爐冷態啟動投油助燃或低負荷投油穩燃階段，密切關注和分析吸收塔漿液的含油量，為漿液置換、除霧器噴淋沖洗提供科學的參考依據。
提高檢修水平，在日常的運行實踐中，應加強脫硫系統和設備的檢修維護和管理水平，並形成嚴格的管理制度，充分重視脫硫系統的各個缺陷和故障點，發現問題必須及時分析和處理，避免形成隱患，必要時將脫硫系統關鍵設備包括煙囪納入主設備的維護和管理范疇。重點關注管道容器系統和旋轉元件的沖刷磨損和腐蝕問題、GGH和除霧器的結垢堵塞問題以及尾部煙道和煙囪的腐蝕滲漏問題，對脫硫系統真正做到逢停必檢，達到防患於未然。
4.4 與環保部門溝通
火電廠脫硫裝置取消旁路，如果倉促上馬，恐怕會給電廠生產運行帶來一定的影響，各發電集團和電廠有必要與各級環保部門積極溝通，通過分析讓其了解目前企業的旁路開啟現狀和取消旁路的影響，爭取合理的過渡期限，完成必要的改造和優化，使取消旁路能安全的、可靠的實施。

⑺ 環境學概論的題目，求詳細解答，這個是考研的論述題，分值20分

我國脫硫技術研究較多，但大多停留在小試、中試階段。20世紀80年代以來，引進一些國外先進脫硫技術裝備。其中濕法脫硫主要是日本技術，干法脫硫以引進歐美技術為主。近年來國內開發的改進的新氨法煙氣脫硫技術、脈沖電暈放電煙氣脫硫技術、活性焦可資源化煙氣脫硫技術、超重力技術煙氣脫硫技術較有發展前景。
目前市場上最為常用的脫硫技術有：石灰石-石膏法煙氣脫硫技術、海水法脫硫技術、鎂法煙氣脫硫技術等。脫硫技術的命名基本上以吸收劑的原料來進行的。
隨著環保要求越來越嚴格，對脫硫技術的要求也在一步一步的提高，主要發展方向有：脫硫廢液零排放、煙塔合一技術、低水耗、無旁路、脫硫和脫碳相結合等。
脫硫廢液零排放技術主要針對脫硫廢液的處理方案，是對現有脫硫廢水的延續處理，目前的方向是通過加裝脫硫廢水蒸干係統來實現。
低水耗：只要小幅降低脫硫塔後煙氣的分度，煙氣中的水就會凝結，通過回收利用小部分凝結水，即可實現濕法脫硫耗水下降的要求。

煙塔合一：通過採用「煙囪-脫硫吸收塔」合二為一的「煙塔合一」脫硫技術，可合理優化煙氣脫硫系統配置，有效降低工程造價風險。

無旁路：以後脫硫系統中要求採用無煙氣旁路的設計，意味著只要電廠在運行，脫硫系統就必須運行。

⑻ 純海水煙氣脫硫法,是什麼越詳細越好！望附出處，謝謝！

現有技術

純海水脫硫工藝，利用海水所具有的天然鹹度以及硫酸鹽對海洋的無害性原理。這項新工藝是目前全世界二百多種脫硫工藝中唯一無需任何人工原料，也沒有副產物排放的綠色工藝，脫硫效率高於百分之九十。其設備造價和運行成本僅為目前世界上廣泛採用的傳統脫硫工藝的三分之一。

純海水煙氣脫硫法是計算機軟體此系列產品利用了磁致伸縮技術的新一代高精度液位感測器，具有性能穩定、可靠性高、使用壽命長、安裝方便等特點。可同時連續測量介質的液面、界面和濕度；符合工業防爆、防腐要求；平均無故障工作時間達23年。可配套各種形式的測量儀表，廣泛應用於航天航空、石油化工等工業測量控制領域。

1.海水脫硫工藝原理

天然海水中含有大量的可溶鹽，其主要成分是氯化物和硫酸鹽，也含有一定量的可溶性碳酸鹽。海水通常呈鹼性，自然鹼度為1．2－2．5mmol／L。這使得海水具有天然的酸鹼緩沖能力及吸收SO2能力。利用海水這種特性洗滌並吸收煙氣中的SO2，達到煙氣凈化之目的。

海水脫硫工藝按是否添加其他化學物質作吸收劑分為2類：（l）不添加任何化學物質，用純海水作為吸收液的工藝，以挪威ABB公司開發的Flakt－Hydro工藝為代表。這種工藝已得到較多的工業化應用。（2）在海水中添加一定量石灰，以調節吸收液的鹼度，以美國Bechte公司為代表。這種工藝在美國建成了示範工程，但未推廣應用。以下介紹的海水脫硫工藝均指第1類。純海水脫硫工藝的基本流程如圖1所示。

海水脫硫工藝主要由煙氣系統、供排海水系統、海水恢復系統、電氣、控制系統等組成。其主要流程是：鍋爐排出的煙氣經除塵器後，由FGD系統增壓風機送入氣一氣換熱器的熱側降溫，然後進入吸收塔，在吸收塔中被來自循環冷卻系統的部分海水洗滌，煙氣中的SO2在海水中發生以下化學反應：

SO2＋H2O→H2SO3

H2SO3→H＋＋HSO－3

HSO－3→H＋＋SO23－

SO23－＋1/2O2→SO24－

以上反應中產生的H＋與海水中的碳酸鹽發生如下反應：

CO23－＋H＋→HCO3－

HCO3－＋H＋→H2CO3→CO2＋H2

吸收塔內洗滌煙氣後的海水呈酸性，並含有較多的SO32-,不能直接排放到海水中去。吸收塔排出的廢水流入海水處理廠，與來自冷卻循環系統的海水混合,用鼓風機鼓入大量空氣，使SO32-氧化為SO42-；，並驅趕出海水中的CO2。混合並處理後海水的PH值、COD等達到同類海水水質標准後排入海域。凈化後的煙氣通過GGH升溫後經煙囪排入大氣。

2．深圳西部電廠4號機組海水脫硫工程

2.1電廠概況

深圳西部電廠位於深圳市南頭半島西南端的媽灣港碼頭區。一期工程（2×300MW）機組屬媽灣電力有限公司，二期工程（2X300MW）機組屬西部電力有限公司，目前，正在建設的5、6號機組亦屬西部電力有限公司。整個電廠佔用媽灣港的9．10．11號泊位。電廠西面臨珠江口的內伶仃洋，廠區基本為開山填海而成，除東側沿山地帶為陸域外，其餘為海域。西部電廠建設規模為4X300MW，安裝2台引進型國產燃煤機組，3號機組已於1996年9月並網發電，4號機組於1997年10月建成投產。5、6號機組正在建設中。鍋爐採用哈爾濱鍋爐廠生產的HG－1025/18．2－YM6型，除塵器採用蘭州電力修造廠生產的雙室四電場除塵器，除塵效率＞99％。每兩台爐各合用1座高210米，出口直徑7米的套筒煙囪，外簡為鋼筋混凝土結構，內簡用耐腐蝕合金鋼製成。

2．2FGD系統主要設計依據

2、2．1燃煤

設計煤種採用晉北煙煤，含硫量0．63％。校核煤種為到貨混合煤，含硫量為0．75℅。汽機T－ECR工況時，鍋爐實際耗煤量為114．4t／h；鍋爐B一MCR工況時，鍋爐實際耗煤量126．9t/h。

2．2．2煙氣

FGD系統處理煙氣量的設計值為T－ECR工況的鍋爐煙氣量，即110萬m3／h，FGD系統按鍋爐B一MCR工況設計。FGD系統入口煙溫設計值為123℃，煙氣溫度變化范圍104－145℃。

2、2、3海水

以4號機組凝汽器循環冷卻水作為脫硫吸收液。海水流量設計值為12t／S，凝汽器出口海水溫度為27-40℃。海水鹽度2．3％。

2、3西部電廠海水FGD系統

西部電廠4號機組海水FGD工藝流程見圖2。該工藝由煙氣系統、吸收系統、海水供排水系統及恢復系統、電氣及監測控制系統組成。

2．3．1煙氣系統

FGD系統處理的煙氣自4號機組引風機出口聯絡煙道引出，系統設進、出口擋板門及旁路煙道擋板門。FGD系統正常運行時，旁路擋板門關閉，全部煙氣經脫硫系統後由煙囪排出。FGD系統停止運行時，旁路煙道開啟，FGD系統進、出口煙道擋板門關閉，煙氣直接進入煙囪排放。FGD系統內的煙氣經增壓風機進入GGH降溫後再到吸收塔，凈化後的煙氣經GGH升溫後，由煙囪排入大氣。

2．3、2SO2吸收系統

FGD系統的吸收塔採用填料塔型，為鋼筋混凝土結構。煙氣自吸收塔下部引進，向上流經吸收區，在填料表面與噴入吸收塔的海水充分反應，凈化後的煙氣經塔頂部的除霧器除去水滴後排出塔體。洗滌煙氣後的海水收集在塔底部，並依靠重力排入海水恢復系統。

2．3．3海水供排水系統

西部電廠循環水採用的海水為直流式單元制供水系統，冷卻水取自伶仃洋礬石水道，由2號取水口取深層海水供4號機組使用。FGD系統水源直接取自4號機組凝汽器排出口的虹吸井，部分海水進入吸水池，經升壓泵送人吸收塔內洗滌煙氣，吸收塔排出的海水自流進入曝氣池，在此與虹吸並直接排入曝氣池的海水匯流、充分混合並曝氣，處理後的合格海水經4號機組排水溝入海。

2．3．4海水恢復系統

海水恢復系統的主體構築物是曝氣池，來自吸收塔的酸性海水與凝汽器排出的偏鹼性海水在爆氣池中充分混合，同時通過曝氣系統向池中鼓入適量壓縮空氣，使海水中的亞硫酸鹽轉化為穩定無害的硫酸鹽，同時釋放出CO2，使海水的水質達到同類海水水質標准後排入海中。

2．3．5電氣

FGD系統用電電壓為6kV和380V，大於或等於200kw的電動機採用6kV供電，200kW以下的電機採用380V供電。

2．3．6儀表與控制

FGD系統的儀表控制系統具備以下主要功能：(1)數據採集功能。連續採集和處理反映FGD系統運行工況的重要測點信號，如FGD系統進出口煙氣的SO2、O2濃度及煙溫等。曝氣池排放口處pH、COD、水溫等。（2）控制功能。對煙氣擋板的前後壓差進行閉環控制，其他設備採用順序控制。（3）配備各種必要的煙氣、海水現場監測儀表。

2．4海水FGD系統運行狀況

負責承建西部電廠4號機組海水脫硫工程的深圳市能源環保工程公司，在深圳市能源集團公司和各級政府有關職能部門的支持下，經過參建單位2年多的緊張施工，已使該工程於1999年3月8日順利通過72h的連續運行，並移交生產。1999年6月底及7月初，由中、外雙方對投運後的海水煙氣脫硫系統進行了性能考核測試，中國環境監測總站對海水煙氣脫硫裝置進行了驗收前的現場監測工作。測試結果表明：該脫硫系統運行穩定，設備狀況良好，主要性能指標均滿足國家的審查要求，達到或超過了設計值。

有關運行、設計資料見表1。海水脫硫系統性能保證設計值、實測值見表2、表3。

3西部電廠示範工程的作用及應用前景

3．1海水脫硫工藝的特點

海水脫硫工藝與濕式石灰石一石膏工藝、旋轉噴霧脫硫工藝、爐內噴鈣及增濕活化脫硫工藝主要性能的比較見表4。

由表4可看出海水脫硫工藝有以下特點：

（l）採用天然海水作吸收液，不添加其他任何化學物質，節省了吸收劑制備系

統，工藝簡單。

（2）吸收系統不會產生結垢、堵塞等運行問題，系統可用率高.

（3）洗滌煙氣的海水經處理符合環境要求後排入海中，無脫硫灰渣生成，不需灰渣處置設施。

（4）脫硫效率較高，有明顯的環境效益。

（5）投資和運行費用較低，通常比濕式石灰石一石膏法低1／3.

3．2西部電廠海水脫硫工程的示範作用

隨著大氣環保法規的頒布和實施，我國對SO2排放的限制愈來愈嚴格。在酸雨控制區和SO2污染嚴重的地區，應用煙氣脫硫技術控制SO2排放量，減少酸雨的危害已是十分緊迫的任務。但是，脫硫工程投資高，運行費用大，一直是阻礙我國脫硫技術發展和應用的重要問題。多年來，國家經貿委、國家電力公司、國家環保總局等一直致力於開發適合我國國情的投資省、運行費用低，運行可靠的脫硫技術。海水脫硫技術的特點符合上述要求，是一種適合我國應用的脫硫工藝。

我國的海岸線長，沿海地區經濟發達，工業發展迅速，人口稠密，環境保護要求嚴格。沿海火電廠的新、改、擴建工程較多，因此海水脫硫工藝在我國有廣泛的推廣應用市場。

國家環保總局於1999年9月主持召開了「深圳西部電廠海水脫硫示範工程驗收及總結研討會」。出席會議的國家電力公司。中國環境監測總站、廣東省、深圳市環保局等有關單位，對海水脫硫工藝能否在我國沿海地區進一步推廣及國產化等問題進行了廣泛深入的討論。會議認為深圳西部電廠的海水脫硫系統各項性能指標均達到或超過了設計值，滿足國家對該項目審查的要求，符合環保標准；中國環境監測總站對曝氣池水面上空SO2濃度監測結果表明：曝氣過程中沒有SO2溢出情況，不會對周圍環境造成不良影響；

根據國家電力公司和國家環保總局的要求，在該工程建設的同時，開展了脫硫工藝排水對附近海域水質、海生物及海底沉積物影響的跟蹤監測與研究項目，自1997年以來，中國水利水電研究院和中科院南海研究所對電廠排水口附近海域進行了脫硫系統投運前的本底檢測和投運後多次檢測，深能集團公司對脫硫系統內的水質進行了同期的檢測.2000年6月15，16日，由國家環保總局主持召開了階段總結匯報會，與會領導與專家通過對檢測結果的分析，一致認為海水脫硫工藝排水對海洋水質和海生物未產生不良影響，並認為在有條件的海邊電廠可以作為一種比選脫硫工藝推廣應用。國家環保總局於2000年9月30日以環監字【2000】111號通知，將該會議紀要印發給全國各有關單位。歷時5年的海洋跟蹤監測已完成了大綱要求的全部內容，國家環保總局在組織總報告的編寫。以上的監測、研究工作為我國沿海地區火電廠推廣應用海水脫硫技術提供了有力的科學依據。

總之，海水脫硫工藝利用海水的天然鹼度脫硫，不添加任何化學試劑，系統簡單，運行可靠，脫硫效率高，投資、運行費用較低，易於實現國產化設備配套。深圳西部電廠海水脫硫示範工程和相關的試驗研究，以及目前進行的5、6號機組續建工程海水脫硫國產化建設項目，都將為我國推廣應用海水脫硫技術及國產化設計、設備配套及施工建設奠定基礎和積累經驗。

⑼ 環保是否規定鍋爐除塵裝置不得有旁路

不允許設置。
為了加強對火電企業脫硫設施鍋爐布袋除塵器運行過程的監管，提高脫硫設施運行效率，2010年6月，國家環境保護部下發了《關於火電企業脫硫設施旁路煙道擋板實施鉛封的通知》(環辦[2010]91號)文件。按照要求，2010年9月底浙江省內火電廠均實施了對脫硫旁路擋板的首次鉛封。一年多來，電廠應對鉛封採取了系列措施，現就鉛封後實際旁路開啟情況及逐步過渡取消旁路的對策進行分析和討論。
1、 應對鉛封採取的措施
1.1 修改旁路開啟保護邏輯
鉛封要求下發之初，浙江省內火電廠均積極響應，經過各集團組織論證以及採納各技術單位給予的提議參考，首先對旁路開啟的保護邏輯進行了修改。在常見的旁路擋板保護聯鎖中，有四個聯鎖是所有火電廠一致選擇保留的，它們是增壓風機入口壓力超限開旁路、GGH停轉開旁路、多台循環泵跳閘開旁路以及增壓風機跳閘開旁路。這四項聯鎖的保留主要基於對脫硫設備的保護以及對煙道、擋板 安全性的考慮。對於機組MFT開旁路以及機組RB開旁路這2項聯鎖，絕大部分電廠也選擇了保留，部分取消了MFT信號直接觸發開旁路。大部分廠取消了進口煙塵 濃度高於定值、運行中煙溫偏低開啟旁路，小部分改成了報警;油槍的投運聯鎖部分被取消，部分改成人工判斷可投撤;進口溫度高於定值部分廠考慮到煙氣超溫的情況可能發生仍保留投入，部分廠則改成了報警;進出口擋板開信號消失的聯鎖也類似，電廠也酌情進行保留或改成報警。
在修改旁路開啟保護邏輯時，除了對聯鎖進行了是否保留的選擇，對於聯鎖的觸發條件也進行了修改，主要為增加延時(如超溫、失速，信號消失等)和對定值放寬(如壓力、溫度、振動條件值等)。最典型的就是增壓風機入口壓力超限保護的定值，在分析脫硫廠家的設計參數和各爐煙道、擋板實際運行中的情況後，普遍對正負限定值都予以了放寬，從後續實際運行效果看，沒有產生不利影響，這些修改還是比較謹慎和合理的。
1.2 調整旁路擋板試驗和GGH離線沖洗周期
為保證旁路擋板可靠開啟，作為檢查手段，旁路擋板定期活動試驗一直是作為一個常規工作而開展的，一般會1-2月進行一次，鉛封後近一半的廠已不進行旁路擋板周期試驗，主要利用機組調停或停運時開展這項工作。調研中發現個別廠旁路擋板存在密封片易變形的問題，由於無法掌控變形是否會對開啟帶來影響，因此取消定期試驗，會帶來一定的風險。在有GGH裝置的電廠，當GGH壓差上升到一定允許限值，在線高壓水沖洗也不能緩解時，就需要停運脫硫，進行離線高壓水沖洗，頻次高的廠可能1個月會清洗2-3次。在鉛封實施後，旁路開啟受限， 而且環保部門不再允許將旁路擋板定期試驗時間計為免責時間，因此對這兩個開旁路的頻次，電廠也進行了控制。目前，部分廠已能做到與機組檢修同步，這得益於設備本身選型較好，或近年經過了改造。投運較早的GGH普遍離線頻次較高，平均2月1次，對擋板開啟次數和投用率的影響較大。
1.3 設備改造和優化
設備的可靠性直接關繫到脫硫系統的正常運行，在向取消旁路過渡中，對設備系統的改造和優化是一個必不可少的環節。改造和優化措施主要有：
(1)GGH換熱元件改成大通道防堵型;GGH吹灰器改造，增加吹掃空壓機，盡可能延長定期離線沖洗的周期，做到與機組檢修同步。檢修時化學清洗換熱元件，有部分換熱元件可備用。
(2)因增壓風機前負壓波動多次開擋板較多的廠，通過燃燒工況調整，修改前饋、後饋系數，對煙道、擋板承壓重新核算，放寬了定值 。
(3)增壓風機入口擋板增加為2台執行機構，加雨棚;增大擋板執行機構的力距;更換所有油管路的軟管;液壓油管換成可靠型號防漏;增壓風機停運後輪轂及葉片上加強清灰，保證風機振動正常;漿液循環泵減速箱冷卻採用內部蛇形管加潤滑油外置冷卻器閉式冷卻水，保證冷卻效果好。
(4)循環泵入口濾網換型，增大通流量，降低泵氣蝕;泵出口大小頭防腐換成不銹鋼;吸收塔噴淋層增加耐磨板，中隔板位置焊接合金板;噴淋管經常損壞部位加裝不銹鋼護套，吸收塔連接短管加裝內套管。噴淋加裝監測，噴淋層加厚，除霧器加裝支撐，噴嘴更換，死區加裝沖洗;吸收塔出口增設疏水槽、管，減少水汽對尾部煙道的腐蝕和GGH的結垢;襯膠補後易脫落，加強修補質量過程式控制制;對除霧器沖洗邏輯進行修改，增加一級除霧器的沖洗頻次。確保投用率前提下，定期對吸收塔內部進行清理。
(5)煙風道的鱗片易起泡，需經常檢查，並加強修補質量過程式控制制;對煙囪腐蝕進行監控，機組停運時，對煙囪防腐要及時進行評估、修補。
(6)廢水處理系統擴容;三聯箱增設旁路;制漿系統增設補水管;工藝水管改成襯膠;在線pH計、密度計換型，改母管上測量，保證檢測的准確性;採用熔斷法在線處理電除塵陰極螺旋線故障，故障頻發電場檢修時成批更換極線，保證電場的正常投運。
2、鉛封以來旁路開啟統計及分析
我們選取了2010年11月-2011年9月這段鉛封後時間，對省內14個廠旁路開啟的次數和原因進行了歸類。統計，並與2009年11月-2010年9月進行了對比。在這兩組對照時間中，鉛封前全省總計開旁路436次，而鉛封後為318次，開啟次數明顯下降，說明了鉛封這一環保的強制力，確定起到了限制旁路開啟的作用。有9個廠開啟次數明顯下降，部分幅度較大，呈現上升的有4個廠，幅度不太大。
而造成開啟的原因中鉛封前達19項，鉛封後少了5項，這少的5項分別為氧化風系統故障，進出口擋板故障，入口煙溫異常，電網外部線路故障以及低壓脫硫變跳閘。
鉛封前開啟原因佔比合計超過80%，且位列前五位的原因依次為：GGH故障或離線清洗、增壓風機入口風壓波動、增壓風機故障、機組RB或低壓荷、鍋爐MFT;而鉛封後，原因佔比合計超過80%的仍是這五個，排名上增壓風機入負壓波動變成列最後，其他依次不變。
3、 旁路開啟受限目前帶來的影響
從浙江省內各電廠對旁路開啟邏輯的修改可以看出，由於對大部分重要聯鎖予以了保留，目前電廠在旁路開啟上還是屬於「該開則開」 的階段，環保部門總體還是持理解態度。因而旁路開啟受限或取消可能帶來的影響大部分沒有付諸表現，也就是說，目前尚未出現因脫硫設備檢修而被迫停運主機的情況;而鍋爐MFT、機組RB、入口煙溫高時旁路也都開啟，由此帶來的煙風系統失穩以及吸收塔內部部件損壞風險暫不存在;入口煙溫低，發生不多，持續時間短，今年煤種硫分普遍不是很高，脫硫設備鍋爐布袋除塵器系統容量尚能緩沖，因此對這兩種情況，各電廠基本能做到不開啟旁路。
在鍋爐啟停階段，浙江省內電廠電除塵器投用中，有3個電廠較早，基本點火後就投用電除塵器;大部分電廠還是按照電除塵入口溫度要求逐步投運電場，其後一般在50%機組負荷時投運脫硫。浙江省內4*600MW機組(無GGH)從2010年下半年開始就脫硫投運按要求進行旁路取消 的前期准備和方案認證，並把2011年作為一個過渡期，給予電廠每台爐全年12h作為旁路可開啟時間，這其中包括了擋板定期試驗，機組度網期間擋板異常開啟時間。針對這一要求，目前電廠採用電除塵投運與鍋爐點火同步，脫硫投運與機組並網(10MW)同步的方式。為了減少運 行期間異常，進行制漿、氧化，廢水處理、事故漿液貯存能力的增容，盡量結合機組檢修安排脫硫系統缺陷設備的維修，同時開始逐步取消增壓風機。機組異常停機時，盡量採用滑參數運行方式，直到脫硫與鍋爐同步停運。在這種方式下，到目前為此，今年電廠僅因處理1號增壓風機液壓油管漏油開過1次旁路，每月脫硫投用率都接近100%。
該電廠目前的運行方式已是浙江省內相對較好的做法，觀其效果，影響還是存在的。首先是低溫腐蝕風險。機組剛並網時煙氣溫度還不高，此時脫硫投入，出口煙溫必是偏低的。查閱歷史曲線發現機組剛並網時(10MW)電廠脫硫出口煙溫 一般在30度左右，等機組負荷上升，出口煙溫上升到45度以上(正常脫硫出口煙溫)往往需要2h左右，這期間脫硫後設施煙道就處於低溫高濕腐蝕風險，而該電廠為兩爐合用一內筒煙囪、兩爐啟停使該煙囪腐蝕風險進一步加大。在機組檢修時，對煙囪防腐層進行修補已成為一項定期工作。升爐期間盡管有電除塵投 用，但它對煤粉的去除效果較差，未燃盡碳，包括有時點火不好仍需投油時的油滴仍不可避免地進入到漿液，據電廠反映，採用這一運行方式後，吸收塔漿液起泡發黑(有溢流)較常見，有時還導致盲區，需加大廢水排放。如果史採取加大廢水排放的措施，啟、停爐1次造成的對 漿液的影響，需半個月左右才能完全自然置換，對石膏脫水和品質有一定影響。如果機組啟停頻次較多時，石膏脫水系統的稀釋緩沖能力下降、則危害更大。
對於運行中投油槍是否需開旁路的處理，各電廠有所不同。有一半電廠在投油負荷下均開啟擋板，另一半電廠在投油負荷下均開啟擋板，另一半則基本做到不開。為了減少影響，電廠一方面盡量與高度溝通，爭取負荷能穩定在投油負荷以上，即不投油;另一方面即使投油也盡量少股幾支油槍，並採用間斷投用方式。目前看來，投油對脫硫漿液影響主要表現為漿液起泡溢流(部分電廠定期加入消泡劑)，漿液表面有些發黑，但對塔內漿液反應、脫水和石膏品質基本沒有較大影響。
4、取消旁路的對策
目前大部分2011年閃投運的脫硫裝置都採用有旁路設計，而環保部門最近已提出2012年起即將把取消脫硫旁路提上議程。從以上浙江省內電廠脫硫開旁路的現狀看，短時內完全取消旁路難度和壓力甚大。因為目前還缺少老機組旁路無聲封堵後成熟和完善的運行經驗。一旦取消或臨時封堵旁路煙道，則脫硫裝置與主機將成為一個串聯系統而必須同步啟停，因此，必須充分考慮無旁運行時的特殊性，提出有針對性的應對策略，同時進行改造和優化，才能提高無旁路爐及脫硫系統的運行可靠性。
4.1 評估脫硫設施現狀
建議在現有脫硫設施脈沖除塵器取消旁路前進行全面謹慎的評估。評估的內容應包括煤質波動、脫硫設備可靠性、機組運行可靠性、旁路開啟的統計分析等多個方面。通過評估可找出制約電廠旁路取消的主要因素以及權重，這樣根據優先次序，在過渡期內逐步開展改造、增容和優化，使旁路開啟水平能逐步趨近於取消。也可對取消旁路的實施廠進行優先排序：沒有GGH且取消增壓風機運行的機組，是可以首先進行取消旁路的實施對象;其次是沒有GGH的機組，由於沒有該高阻力設施，對引風機擴容，從而取消增壓風機實施相對容易;GGH和增壓風機均有的機組 實施也最困難。當GGH壓差能長期控制在一個較穩定的水平，可以結合脫硝改造，考慮對引風機擴容，從而取消增壓風機。
4.2 燃料品質是首要保證
煤質是首要因素，需要通過統計分析，將最差煤種的情況納入考慮。其中灰分、硫分是主要因素，前者影響電除塵器的除塵效果，後者影響整個系統可脫硫容量，此外煤質造成點火的難易會影響微油、等離子點火的效果，燃燒不好造成鍋爐不能正常運行帶來諸如MFT影響。因而如取消旁路運行，對煤種的品質和穩定性要求必然提高，低硫煤的采購以及高低硫煤摻燒仍是從源頭保證脫硫系統正常運行的首要工作，還有在鍋爐冷態啟動階段盡可能燃用揮發分高的煤種作為啟動煤種，不但有利於縮短鍋爐的啟動過程，也降低了因點火困難、消耗大量的烯 油給脫硫裝置帶來的一系列影響。
4.3 鍋爐運行和脫硫運行對策
在電除塵器運行過程中，為了減輕未燃盡油污碳粒對吸收塔漿液系統的污染，在鍋爐點火啟動前尤其是冷態啟動前，電除塵器的灰斗加熱、絕緣支柱套管加熱及放電極絕緣室加熱最好能提前24h投入，確保電除塵器和干除灰系統投入運行且吸收塔循環泵啟動投入後再點火起爐。在鍋爐點火啟動階段，為防止部分未燃盡油污和碳粒隨煙氣經過電除塵器時發生二次燃燒，應控制電除塵器各電場的二次電壓在起暈電壓和閃絡電壓之間，並適當限制二次電流值。運行過程中密切監測電除塵器出口的煙塵濃度，必要時可考慮實施電袋除塵器或布袋除塵器的改造,其中良好運用除塵器布袋和除塵器骨架以進一步提高除塵效率。
為了防止脫硫吸收塔入口煙氣超溫，保護吸收塔內部構件、襯膠或鱗片襯里，除霧器應設置事故噴淋減溫裝置，並確保噴淋減溫裝置能夠可靠投入。在脫硫裝置運行期間，應密切監測脫硫系統的主要運行參數及吸收塔出、入口溫度的變化。在鍋爐停爐階段，也應待進入吸收塔進、出口煙溫降至耐溫極限以下並確保安全時方可停運所有循環泵。對於事故噴淋系統，在日常運行過程中加強設備維護，對高位水箱設立自動補水，並經常確認水位，系統電源接入保安電源，定期開展噴淋試驗以確保其能及時動作也是非常重要的。
在鍋爐調整和脫硫調整時，應保證鍋爐燃燒的穩定性，控制空預器漏風，確保煙氣參數不嚴重偏離設計條件。在鍋爐點火啟動階段、低負荷投油助燃階段或煤種含硫量驟升階段，密切監視脫硫系統運行參數，加大對吸收塔漿液品質的化驗分析，一旦出現吸收塔大量溢流起泡、pH值無法有效提升和穩定、漿液品質惡化、石膏脫水困難等狀況，可採取置換漿液的方式消除影響。嚴格監控脫硫系統的運行條件，加強對吸收劑、工藝水和蒸汽等品質的監控，提高在線儀表的可靠性和穩定性，加強脫硫系統的化學監督工作並制定為制度的形式，定期定時對脫硫系統各介質的化學分析，在鍋爐冷態啟動投油助燃或低負荷投油穩燃階段，密切關注和分析吸收塔漿液的含油量，為漿液置換、除霧器噴淋沖洗提供科學的參考依據。
提高檢修水平，在日常的運行實踐中，應加強脫硫系統和設備的檢修維護和管理水平，並形成嚴格的管理制度，充分重視脫硫系統的各個缺陷和故障點，發現問題必須及時分析和處理，避免形成隱患，必要時將脫硫系統關鍵設備包括煙囪納入主設備的維護和管理范疇。重點關注管道容器系統和旋轉元件的沖刷磨損和腐蝕問題、GGH和除霧器的結垢堵塞問題以及尾部煙道和煙囪的腐蝕滲漏問題，對脫硫系統真正做到逢停必檢，達到防患於未然。
4.4 與環保部門溝通
火電廠脫硫裝置取消旁路，如果倉促上馬，恐怕會給電廠生產運行帶來一定的影響，各發電集團和電廠有必要與各級環保部門積極溝通，通過分析讓其了解目前企業的旁路開啟現狀和取消旁路的影響，爭取合理的過渡期限，完成必要的改造和優化，使取消旁路能安全的、可靠的實施。

來自：http://www.xxhbcc.com/xwzx/177.html

⑽ 電廠脫硫

我給你來個全面的回答：
第一點：電廠里的粉煤灰與是否投入脫硫設備是沒有關系的，對粉煤專灰的屬左右沒任何影響，應為脫硫設備是設立在電除塵系統之後，也就是說先有飛灰才脫硫，根本沒有影響的。

第二點：電廠使用脫硫設備，首先在設備上就要投入大量資金，還有人力，還有廠用電的消耗，脫硫里的增壓風機電耗比得上兩太引風機。還有脫硫投入還需要很多其他資源消耗，如石灰石等。
但是現在國家對電廠做了補助，也就是說有個脫硫電價，每度電大概補助幾分錢吧。但是如果火電機組沒有配備脫硫系統或者脫硫系統不投入運行、改走旁路等方式 那是不允許的，環保部門可以要求電廠停產整頓，罰款。所以電廠里都會投入脫硫系統允許，避免影響環境。

謝謝 給加分吧。