随着国家“十二.五”规划出台，国家环保政策及要求日益严格，《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）（以下简称“新标准”）的出台，完全涵盖了GB13223-2003标准的适用范围，与《锅炉大气污染物排放标准》GB13271-2001相衔接。 新标准适用于：
（1）各种容量的煤粉发电锅炉。
（2）单台出力65t/h 以上的燃煤循环流化床等发电锅炉。 （3）单台出力65t/h 以上的燃油及燃气发电锅炉。 （4）各种容量的燃气轮机组。
（5）单台出力65t/h 以上采用甘蔗渣、锯末、树皮、油页岩、石油焦等为燃料的发电锅炉。
新标准不适用于：
（1）各种容量的层燃炉、抛煤机炉发电锅炉。
（2）各种容量的以生活垃圾、危险废物为燃料的发电厂。 （3）内燃发电机组。
各种容量的以生活垃圾、危险废物为燃料的发电厂分别执行《生活垃圾焚烧污染物控制标准》GB18485-2001 和《危险废物焚烧污染物控制标准》GB18484-2001。 1.2 时段划分
新标准时段区分现有和新建火力发电锅炉及燃气轮机组，分别规定排放控制要求。 现有：指本标准实施之日前，建成投产或环境影响评价文件已通过审批的火力发电锅炉及燃气轮机组。
新建：指本标准实施之日起，环境影响评价文件通过审批的新建、扩建和改建的火力发电锅炉及燃气轮机组。
1.3 各时段对新污染物排放限值的响应时间
（1）自2014年7月1日起，现有火力发电锅炉及燃气轮机组执行新排放限值。 （2）自2012年1月1日起，新建火力发电锅炉及燃气轮机组执行新排放限值。 （3）自2015年1月1日起，燃烧锅炉执行新规定的汞及其化合物污染物排放限值。 1.4 燃煤电厂大气污染物排放限值
新标准燃煤锅炉大气污染物排放限制见下表
表：燃煤锅炉大气污染物排放浓度限值单位：mg/Nm3 污染物项目 适用条件 限值 污染物排放监控位置 烟尘 全部 30 100 新建锅炉 200（1） 二氧化硫 200 现有锅炉 400（1） 烟囱或烟道 氮氧化物（以NO2计） 全部 100 200（2） 汞及其化合物 全部 0.03 注：（1）位于广西壮族自治区、重庆市、四川省和贵州省的火力发电锅炉执行该限值 （2）采用W型火焰炉膛的火力发电锅炉，现有循环硫化床火力发电锅炉，以及2003年12月31日前建成投产。或通过建设项目环境影响报告书审批的火力发电锅炉执行该值。
新标准重点地区燃煤锅炉大气污染物排放限制见下表
表： 重点地区燃煤锅炉大气污染物排放浓度限值单位：mg/Nm3 污染物项目 烟尘 二氧化硫 适用条件 全部 全部 限值 20 50 烟囱或烟道 氮氧化物（以NO2计） 全部 汞及其化合物 全部 100 0.03 污染物排放监控位置 注：（1）位于广西壮族自治区、重庆市、四川省和贵州省的火力发电锅炉执行该限值 （2）采用W型火焰炉膛的火力发电锅炉，现有循环硫化床火力发电锅炉，以及2003年12月31日前建成投产。或通过建设项目环境影响报告书审批的火力发电锅炉执行该值。
重点地区：指根据环境保护工作的要求，在国土开发密度较高，环境承载
能力开始减弱，或大气环境容量较小、生态环境脆弱，容易发生严重大气环境污 染问题而需要严格控制大气污染物排放的地区。
1.5 大气污染物基准氧含量排放浓度折算方法
实测的火电厂烟尘、二氧化硫、氮氧化物和汞及其化合物排放浓度，必须 按公式（1）折算为基准氧含量排放浓度。 21o2cc'
21o2'式中：
C ——大气污染物基准氧含量排放浓度，mg/m3 C′ ——实测的大气污染物排放浓度，mg/m O2 ——基准含氧含量，% O2′ ——实测的氧含量，%
各类热能转化设施的基准氧含量按下表：
表：基准含氧量 序号 热能转化设施类型 基准氧含量（O2）% 1 燃煤锅炉 6 2 燃油锅炉、燃气锅炉 3 3 燃气轮机组 15
烟气脱硫的概述
烟气脱硫（Flue gas desulfurization，简称FGD）,在FGD技术中,按脱硫剂的种类划分,可分为以下五种方法：以CaCO3（石灰石）为基础的钙法，以MgO为基础的镁法，以Na2SO3为基础的钠法，以NH3为基础的氨法，以有机碱为基础的有机碱法。世界上普遍使用的商业化技术是钙法，所占比例在90%以上。按吸收剂及脱硫产物在脱硫过程中的干湿状态又可将脱硫技术分为：
湿法：浆液态脱硫剂，浆液态脱硫产物，如石灰石-石膏法、海水脱硫等
干法：固态脱硫剂，固态脱硫产物，如炉内喷钙-增湿活化法、循环硫化床掺烧石灰石等；
半干法：浆液态脱硫剂，固态脱硫产物，如循环流化床半干法等；
湿法FGD技术是用含有吸收剂的溶液或浆液在湿状态下脱硫和处理脱硫产物，该法具有脱硫反应速度快、设备简单、脱硫效率高等优点，但普遍存在腐蚀严重、运行维护费用高及易造成二次污染等问题。
本厂烟气脱硫为石灰石—石膏湿法工艺。石灰石由制浆系统研制成浓度为25-30％的石灰石浆液作为吸收剂，主机引风机来的烟气经增压风机送入吸收塔，在吸收塔内烟气中的SO2 与石灰石浆液的CaCO3反应生成二水硫酸钙或亚硫酸钙，亚硫酸钙被强制氧化为石膏，从而达到脱除SO2目的。石膏浆液经两级脱水处理后可作为副产品外售。 FGD系统主要流程：
旁路烟气挡板（脱硫装置检修时）→烟囱 ↑
烟气→锅炉引风机→原烟道→原烟气挡板→增压风机 ↓ 烟囱←净烟气挡板←吸收塔 ↓ ↑
抛弃缓冲箱←吸收塔排出泵 氧化空气、石灰石浆液
烟气脱硫装置包括下列工艺系统：烟气系统、SO2吸收系统、吸收剂供应与制备系统、石膏脱水机储存系统、FGD供水及排放系统、FGD废水处理系统、压缩空气系统、脱硫岛电气配置系统及热控系统。
2、各工艺系统描述 2.1 烟气系统
整个烟气系统采用将增压风机布置在吸收塔上游烟气侧运行的方案，以保证整个FGD系统均为正压操作，并同时避免增压风机可能受到的低温烟气的腐蚀，从而保证了增压风机及整个FGD系统安全长期运行。为防止烟气的泄漏，增压风机入口挡板门、旁路挡板门、净烟道出口挡板门均设置密封风系统。当脱硫系统正常运行时，旁路挡板门关闭，增压风机入口挡板门、净烟气出口挡板门开启。原烟气进入FGD装置进行脱硫反应。
在要求关闭FGD系统的紧急状态下，旁路挡板门快速开启，增压风机入口挡板门和净烟气出口挡板门自动关闭。烟道均采用普通钢制烟道，烟道壁厚为6mm。根据《火力发电厂烟风煤粉管道设计技术规程》，烟道按选定风机型式（压力）确定设计等级。原烟气段烟道由于烟气温度较高，无需防腐处理。增压风机出口挡板门后的原烟气烟道、吸收塔后净烟气烟道采用玻璃鳞片树脂涂层。
2.1.1 主要设备及工作原理简介
烟气系统主要设备包括：增压风机、GGH、烟气挡板门、膨胀节等。
（1）增压风机：为烟气提供压头，使烟气能克服整个FGD系统从进口分界到烟囱之间烟气系统的阻力。FGD系统配动叶可调轴流式增压风机，当烟气负荷在30%～100%范围变化时，该轴流风机仍能保证较高的效率运行。
增压风机由于避免了受到低温烟气的腐蚀,因此在设计和制造上，叶片的材质主要考虑防止磨损並能保证长寿命运行。在结构上考虑了叶轮和叶片的检修和更换的方便性。风机配有独立的润滑油系统。
增压风机配备必要的仪表和控制，主要是监控主轴温度的热电偶、振动测量装置、失速报警装置等。
（2）烟气换热器（GGH）：在满足环保要求,经环保部门同意，且烟囱和烟道有完善的防腐和排水措施并经技术经济比较合理时宜不设GGH。对于无GGH 系统，建议增设FGD入口 烟道低温换热器，降低吸收塔入口烟气温度，同时达到节能目的。
GGH可以选择回转式换热器或以热媒水为传热介质的管式换热器，当原烟气侧设置降温换热器有困难时，也可采用在净烟气侧装设蒸汽换热器。用于脱硫装置的回转式换热器漏风率，一般不大于1％；出口烟气温度应不小于72～80℃。GGH吹灰器吹灰介质可选用蒸汽，蒸汽参数选择应能满足吹灰要求，并考虑蒸汽对搪瓷元件、转子隔仓、密封系统等结构的冲击和腐蚀，一般宜选用0.8～1.0MPa（g），过热度应大于100℃。吹灰器吹灰介质也可采用压缩空气，压缩空气的压力宜高于0.8MPa（g）。高压冲洗水泵可2套GGH设置1台。
GGH的受热面均应考虑防腐、防磨、防堵塞、防沾污等措施，与脱硫后的烟气接触的壳体也应采取防腐，运行中应加强维护管理。GGH 换热元件板型应。选择易于冲洗的波形，确保GGH 的安全运行。
（3）烟气挡板门：烟道上的挡板门用来切断烟气改变烟气流动方向；脱硫装置进、出口和旁路挡板门（或插板门）应有良好的操作和密封性能且能承受空预器火灾的运行工况。旁路挡板门的开启时间应能满足脱硫装置故障不引起锅炉跳闸的要求。挡板门宜垂直安装，脱硫装置烟道挡板采用带密封风的挡板门，旁路挡板门也可采用压差控制不设密封风的单挡板门。对于无脱硫旁路的系统，根据实际情况保留脱硫出口净烟气挡板门，相应密封风系统可合并设置一套。
挡板门密封风机应按每套脱硫两台设置，一运一备，密封风压力应高于烟气压力500Pa；挡板门密封风温度应不小于烟气中水露点温度，密封风加热器入口风温应为最冷月平均温度，挡板门密封风设计温升不小于80℃。
当脱硫系统解列、需要检修时，脱硫系统FGD进、出口挡板门关闭，旁路烟道挡板门关闭，机组烟气经增压风机进入FGD脱硫系统；当脱硫系统解列、需要检修时，脱硫系统FGD进、出口挡板门关闭，旁路烟道挡板门打开，机组烟气经引风机和旁路烟道直接进入烟囱排出。为隔断热烟气，为防止挡板门原烟气侧的烟气向净烟侧泄漏，设置了挡板门密封风系统。旁路挡板门执行机构至少设置2 个执行机构，旁路挡板快开型执行机构从关闭到完全打开的时间宜不大于25 秒。
挡板门附近应设置供检修维护的平台和扶梯，平台设计荷载不应小于4kN/m2。 在脱硫装置停运检修时，开启挡板门密封风机向FGD进、出口挡板门的双层挡板之间注入密封风；当脱硫装置运行时，挡板门密封风机向旁路挡板门的双层挡板之间注入密封风。每台机组的密封风系统设密封风机2台（一用一备）。
3套烟气挡板门配一套密封空气系统,包括2台挡板门密封风机（一运一备）。密封气压力至少比烟气压力高0.5kPa，风机在设计上考虑有足够的容量和压头。
2.2 SO2吸收系统
SO2吸收系统是FGD装置的核心部分，脱硫系统的化学反应是在吸收塔内完成，石膏浆液与烟气接触洗涤，从而脱除二氧化硫（SO2）。同时，洗涤后的浆液在吸收塔浆池完成强制氧化和固体物沉淀。
2.2.1 主要设备及工作原理简介 吸收塔：
吸收塔入口设计温度：脱硫装置设计用进口烟温应采用锅炉设计煤种BMCR工况下从主机烟道进入脱硫装置接口处的运行烟气温度。短期运行温度一般为锅炉额定工况下脱硫装置进口处运行烟气温度加50℃（最高不超过160℃）。技改项目根据实际运行情况确定。
对于无旁路烟道的脱硫系统，应设置事故喷淋系统和高位水箱，水箱容积满足风机惰走时间冷却烟温（烟气温度由160℃降至80℃）的要求。
当设有石膏浆液抛弃系统时固体在吸收塔内的停留时间不小于12 小时；当脱硫石膏为综合利用时，固体在塔内停留时间不小于15小时。浆液循环时间不小于4分钟。 塔内烟气设计流速不宜超过3.8m/s。
当采用喷淋吸收塔时，吸收塔浆液循环泵宜按照单元制设置，每台循环泵对应一层喷淋层。
氧化风机宜采用罗茨风机，也可采用离心风机。每座吸收塔应设置两台全容量氧化风机（每塔一用一备）或两座吸收塔设置三台氧化风机，其中一台为公用备用。
脱硫装置应设置事故浆池或事故浆液箱，其数量应结合各吸收塔脱硫工艺的方式、距离及布置等因素综合考虑确定。当布置条件合适且采用相同的湿法工艺系统时，宜全厂合用一套。事故浆池的容量宜不小于单座最大浆池容积吸收塔正常运行低液位时的浆池容量。当设有石膏浆液抛弃系统时，事故浆池的容量可按照不小于500m3 设置。
吸收塔上部为喷淋洗涤区和烟气除雾区。在吸收塔顶部设置了排气蝶阀，在正常运行时排气蝶阀是关闭的。当烟气走旁路或当FGD装置停运时，排气蝶阀开启；当旁路挡板门开启时，原烟气挡板门和净烟气挡板门关闭，这时开启吸收塔排气蝶阀目的是为了消除在吸收塔氧化风机还在运行时或停运后冷却下来时产生的与大气的压差。
吸收塔内下部浆液罐中水平径向布置有侧进式搅拌器或悬浮脉冲泵、氧化空气喷嘴。设置搅拌器或悬浮脉冲泵的目的是使浆液保持混流状态，从而使其中的脱硫有效物质(CaCO3固体微粒)也保持在浆液中的均匀悬浮状态,以保证浆液对SO2的吸收和反应能力及不会因为固体悬浮物沉淀而堵塞设备及管道；另一作用有助于氧化空气充分扩散，每根氧化空气管的出口都非常靠近搅拌器，有利于空气被迅速送至高度湍流的浆液区，从而使得空气和浆液得以充分混合，空气通过浆液的剪切力使浆液产生很细的气泡而增大了接触面积，进而实现了高氧化率。
浆液罐中的浆液通过循环浆液泵送到喷淋层喷嘴，吸收塔循环泵每台泵对应于各自的一层喷淋层。
在吸收区，原烟气入吸收塔，塔上喷淋而下的浆液中的水被迅速蒸发，使烟气中的水蒸汽处于饱和状态，吸收塔浆液中水的损耗通过除雾器冲洗水来补充。吸收塔通过改变除雾器冲洗水控制程序来保证水的加入量以维持塔的正常液位。（注意：为了防止除雾器因烟气带出的浆液液滴产生结垢，最长的间隔时间依据要求的最短冲洗时间来定，而最短的间隔时间依据吸收塔的液位而定。除雾器的冲洗使用的是工艺水，冲洗有两个目的，一方面是防止除雾器结垢，另一方面是补充因烟气饱和而带走的水份，以维持吸收塔内要求的液位。）
当脱硫系统解列或出现事故停机需要检修吸收塔时，吸收塔内的浆液由石膏浆液排出泵排出并存入事故浆液罐中，以便对吸收塔进行维修。
当系统停运时，为了避免烟气和喷淋液在入口气液接触区形成沉淀，可打开吸收塔入口的检查孔，用工艺水清洗吸收塔入口部分的内壁。
原烟气经增压风机增压后从吸收塔的吸收区下部进入塔内，新鲜石灰石浆液补充到吸收塔下部浆液罐内，用浆液循环泵将罐内浆液送至吸收塔上部喷淋而下，气液两相充分接触，烟气中SO2被脱除。
氧化空气系统
对于湿法脱硫，在吸收塔内自然形成的化学产品是亚硫酸钙，为了使其成为硫酸钙，必须采取强制氧化方法，目前采用的方法通常有2种：一种是氧化矛枪（喷枪）加搅拌器；另一种氧化管网加扰动泵或搅拌器。氧化风经过压缩后，其出口温度较高（通常罗茨风机出口达80~120℃，离心氧化风机可达160℃或更高），其直接进行吸收塔，将会在吸收塔内氧化矛枪或管网内气液接触表面形成快速的热交换过程，使部分浆液快速失去水分而变成固体，这样将堵塞管路增加管路阻力损失。为了避免出现这种情况，在氧化风进入吸收塔前都采用喷洒工艺水对其进行降温（温度降低到与吸收塔浆液温度相近或略低），通常氧化风减温喷嘴采用实心锥（全锥）逆流减温方式
浆液循环系统
吸收塔浆液循环系统包括浆液循环泵、喷淋管、喷嘴。浆液循环泵为塔内浆液循环提供压头，浆液循环泵选用离心泵。
石灰石浆液供给系统
为了保证脱硫系统能正常工作，需要及时向吸收塔补充消耗掉的石灰石。对石灰石的补给控制有两种方式：一种是连续补给；另一种是断续补给。由于无法在线测量浆液中剩余石灰石的含量，运行中石灰石浆液补给阀控制依靠浆液的PH值来进行控制（通常吸收塔浆液PH值控制在5.0~6.0）。但由于PH值只表示浆液中溶解物的碱度——正常时主要是CaCO3的溶解量（CaCO3不宜溶于水），如果有其他碱性溶解性金属盐，则代表除去碱性金属后的CaCO3的溶解量。因此为了准确了解石膏浆液中石灰石的过量情况，需要对不同PH 值条件下浆液取样分析其过量CaCO3的含量，而不是机械的控制吸收塔浆液的PH在一个固定值。
石膏处理
石膏排出及一级浓缩:石膏排出泵将浓度达到排放标准的石膏浆液输送到石膏旋流器，通过水力旋流器进行初级分离：浓度达到50%的浆液从旋流器底部排出到二级浓缩；浓度达到5%左右的浆液从旋流器顶部流出后汇集，然后返回吸收塔再利用。
对于石膏旋流器，其采用机械旋流（靠旋流子的内壁预制流道对浆液中的固体的离心分离作用来实现），由于其预制完成后，将无法进行过量调整，而只能通过旋流器入口压力和旋流子的底部阻力调节来实现调整。 二级浓缩：浆液的二级浓缩通常采用真空皮带脱水机，利用真空泵抽吸产生的真空，通过滤布将一级浓缩后的石膏浆液中的大量水抽吸，使脱水后的石膏含水率低于10%。
脱硫过程的主要化学反应： 石灰石溶解
CaCO3→Ca2++ CO32‐;CO32‐+ 2H+→CO2+ H2O SO2的吸收/中和
SO2+ H2O →2H++ SO32‐;Ca2+ + SO32‐→CaSO3;CaSO3+ H2SO3→Ca(HSO3)2 强制氧化
CaSO3+ ½O2→CaSO4 结晶
CaSO4+ ½H2O →CaSO4⋅s48 ½2O CaSO4+ 2H2O →CaSO4⋅s48 2H2O
影响脱硫过程的关键因素： 石灰石溶解
CaCO3→Ca2++ CO32‐;CO32‐+ 2H+→CO2+ H2O
浆液的pH值：小pH值（更多的H+）有助于CaCO3向溶解方向移动；
石灰石中的杂质：石灰石中的不溶杂质在固侧妨碍CaCO3与H2O的接触； 浆液中的杂质油膜、气泡等杂质在液侧妨碍H2O与CaCO3的接触；
SO2的吸收/中和
SO2+ H2O →2H++ SO32‐;Ca2+ + SO32‐→CaSO3; CaSO3+ H2SO3→Ca(HSO3)2
时间：较长的烟气/浆液接触时间有利于反应的充分进行（煤种、负荷等影响烟气量，进而影响脱硫塔内的烟气流速和停留时间）；
浆液pH值：较高的pH值（较少的H+）有助于SO2的吸收； 烟气与脱硫浆液的混合壁面效应；
SO2浓度：烟气中较高的SO2浓度有助于SO2的吸收；
浆液中的过渡金属离子：Fe3+、Cu2+等离子对Ca2+的脱硫反应具有一定的催化作用； 强制氧化
CaSO3+ ½O2→CaSO4
时间：一定的反应时间有助于CaSO3与O2充分反应；
O2与CaSO3的混合：氧化风量；氧化风穿透深度；浆液池搅拌的均匀程度；
浆液中的过渡金属离子：Mn4+、Fe3+、Co2+等离子对亚硫酸盐氧化有一定的催化作用； 浆液中杂质：浆液中的飞灰颗粒、油膜等杂质阻碍CaSO3的氧化； 结晶
CaSO4+ ½H2O →CaSO4⋅½2O CaSO4+ 2H2O →CaSO4⋅2H2O
时间：结晶过程需要一定的时间使晶核产生，晶体生长；
温度：在30 –60 °C范围内，较高温度下结晶诱导时间缩短，生成的晶形质量相对要好；
浆液中的金属离子：Al3+、Fe3+和Mg2+等离子使石膏晶体由斜方体晶形转向针形晶形，降低了石膏的脱水性能；
浆液中的杂质：浆液中的飞灰、油膜等杂质阻碍晶体的生长；
2.3 吸收剂供应与制备系统
来自石灰石仓的预破碎的石灰石（颗粒尺度≤20mm）通过称重给料机，给入湿式球磨机，并根据给料量的大小加入合适比例的工艺水，在脱硫湿式球磨机中钢球的研磨作用下，石灰石和水被研磨成石灰石浆液，并溢流进入石灰石浆液循环箱，在石灰石浆液循环箱内加入适量的工艺水，调制成要求的浆液浓度后，经浆液再循环泵送入水力漩流器进行分离，（靠离心力对浆液中的固体进行分离）分离器的溢流为细度合格的石灰石浆液，送入石灰石浆液箱待用，进入分离器的大部分石灰石浆液以底流的方式返回磨机，
同新加入的石灰石一起重新磨制。
石灰石浆液箱中的浆液加水混合至吸收塔要求的浆液含固量，通过石灰石浆液泵送入吸收塔参与脱硫反应。
2.4 废水处理系统
脱硫系统不仅将烟气中的SO2、SO3洗涤，同时还将烟气中HF、HCL、与浆液接触的灰尘中的溶解性金属盐全部洗涤。其中，F离子、CL离子、溶解性金属盐对脱硫系统的化学反应有抑制作用（同离子效应）：作为阴离子：F离子、CL离子比SO4根离子活性强，其与浆液中的Ca离子形成溶解性的Ca盐，其阻碍CaCO3的溶解；作为阳离子：溶解性金属盐其活性比Ca离子强，其容易与SO根离子形成溶解性的硫酸盐，使浆液中的游离的SO4根离子减少，阻碍SO4根离子与Ca离子形成硫酸钙。同时，过量的金属盐溶解物（Mg离子、Zn离子）容易引起浆液起泡。Zn离子与过高的F离子会形成络合物，其容易将石灰石颗粒包覆，造成浆液中毒（石灰石致盲），等等。
由于有上述的危害，脱硫系统如果需要正常运行，就必须保证浆液中有害的物质不要积累到产生危害的情况。虽然脱硫副产品石膏排放时将部分有害物质排出，但浆液中溶解性离子无法大量排出，因此，需要通过废水排放的途径将这些物质排放。由于脱硫废水中可溶性盐类和氯离子含量非常高，对再利用用户的系统材质和产品不应造成不良响。 澄清废水可用作废水处理设备、废水管道和污泥管道的冲洗水。 脱硫废水可用作锅炉捞渣、冲灰、冲渣的补充水等。
2.5 辅助系统 2.5.1 工艺水
工艺水供脱硫系统运行期间的水消耗和所有泵和管道的冲洗，水箱的灌注，石灰石浆液制备的备用水源。
工艺水系统运行过程中需要注意工艺水箱补水量、工艺水箱液位。
工艺水箱液位计可以采用人工控制其溢流的方式检测其工作是否正常。
2.5.2 浆液存储
事故浆液箱用于存储吸收塔检修时的石膏浆液或作为临时缓冲容器存储吸收塔需要外排的浆液。
事故浆液浆液箱是系统中紧急存储设备，正常时应使其处于备用状态，而不能将其作为浆液的长期存储设备使用。
2.5.3 浆液排放和收集
地坑系统用于收集区域内管道排污、冲洗浆液，重新返回脱硫系统。 地坑系统承担了系统正常运行排污处理功能，因此，其应该时刻注意其是否能正常运行。如果发现其异常，应及时处理。
脱硫装置运行调整策略和注意事项 FGD的运行状态可以分为三种情况：
（1）正常运行状态：指FGD装置无故障地随锅炉负荷运行；
（2）短期停运状态：短期停运是指FGD装置处于备用状态且准备引导烟气进入FGD系统。在这种情况下，主设备停运（吸收塔浆液循环泵、氧化风机等），一些浆液泵和搅拌器仍保持运行，以避免浆液在各种罐体及管道中沉积，烟气导入必须从该阶段开始；（3）长期停运：大多数设备停运，装有浆液的罐体的搅拌器及公用系统除外。 脱硫系统的启动分冷态启动和热态启动两种。
其停机状态分为大小修状态，长时停机备用状态——冷备用，短期停机备用状态——热备用。
1）加强脱硫设施的运行、维护和管理，严禁开启烟道旁路运行和严禁脱硫设施无故停运。建立台账，记录主要设备、烟气连续监测数据、机组负荷、燃料硫份和脱硫剂的用量、厂用电率、脱硫副产物产生量和处置情况、旁路挡板门启停时间、运行事故及处理情况等。以备环保部门的核查。
2）DCS系统要记录发电负荷（或锅炉负荷）、烟气温度、烟气流量、增压风机电流和叶片开启度、氧化风机和密封风机电流、脱硫剂输送泵电流、烟气旁路开启度、脱硫岛PH值以及烟气进口和出口二氧化硫、烟尘、氮氧化物浓度等参数；DCS系统要确保能随机调阅上述运行参数及趋势曲线，相关数据至少保存六个月以上。
3）需暂停运行而开启旁路的，需按有关规定提前报当地环保部门备案；脱硫设施遇事故停运、在线监控系统或中控系统发生故障不能正常监测、采集、传输数据的，应在事故发生24小时内向当地市级以上环保部门报告。
另注意：国家环保总局《主要污染物总量减排统计办法》第六条规定：对煤粉炉而言，煤中硫分转换为二氧化硫的系数为0.8。脱出二氧化硫测算公式如下：燃料燃烧二氧化硫的脱除量=燃料煤消费量×煤含硫率×0.8×2×脱硫率注：S的分子量为32；二氧化硫分子量为64，故公式中乘以2）
吸收塔的液位是根据压力变送器的压力值反推的，压强P=ρ×g×h，h=P÷（ρ×g)+H(H为压力变送器安装高度)。h就是我们DCS看到的液位值。如果公式中采用固定密度，当吸收塔浆液密度高时，我们看到的液位值比实际值偏大，反之偏小。而实际上由于泡沫的作用，实际液位往往比我们看到的液位偏高。
循环泵运行中注意事项：
关注机封水；检查减速器油温；注意循环泵运行电流、出口压力，关注循环泵电流和浆液密度的关系，长时间运行循环泵叶轮磨损后，电流会变小，出口压力降低、喷淋效果变差，脱硫效率降低；定期测量循环泵振动值，（DCS无此信息，需要定期测试，及时发现问题）；关注循环泵轴承温度、电机轴承温度、
电机绕组温度，当温度升高过快出现异常，即时没有达到报警值、保护动作值，也应分析原因，排除故障，以免温度高引起循环泵停运；关注连锁定值和相关参数的关系。 循环泵一个重要保护就是液位，液位计处理过程中防止导致循环泵误跳，应采取适当措施。
除雾器冲洗注意事项
1）关注除雾器冲洗水压力正常（确认自励式调压阀工作正常） 2）关注除雾器冲洗水流量。关闭时流量为“0”，否则为阀门关不严泄漏。冲洗过程压力不低，流量变小，则可能是喷嘴或管路堵塞，尽早进行处理。
3）不能同时打开2个冲洗阀门，否则冲洗水压力降低，影响冲洗效果。
4）一般应先冲洗一级除雾器，再冲洗二级除雾器
5）每班应对除雾器至少冲洗一次，观察除雾器压差，当除雾器压差增大，应加大冲洗频率。（除雾器压差大于120Pa报警）
6）当吸收塔液位偏高，不能进行冲洗时，应采取浆液外排的非常措施（如临时排到事故浆液箱），降低吸收塔液位，保证对除雾器的正常冲洗。同时查找液位偏高的原因，保持系统水平恒。
7）系统停运情况下，应打开除雾器人口门，对除雾器冲洗效果进行检查，是否有结垢和石膏堆积，如有异常进行人工冲洗清理。 8）启停脱硫过程中建议进行除雾器冲洗。
9）除雾器的压差与负荷、烟气量直接相关，因此在判断除雾器是否堵塞情况时，应考虑负荷变化因素。
运行管理及基本操作 运行管理
脱硫系统取消旁路后，脱硫系统与主机形成串联模式，在主机启动同时必须先启动脱硫系统，因此，脱硫系统设备管理、运行操作都必须按主机运行要求严格管理。整个脱硫系统运行和操作应纳入主机运行管理范畴，在主机值长统一指挥和协调下进行。 在脱硫系统运行过程中，运行人员应严格执行“两票三制”制度，加强设备运行监控和巡检工作，并严格按操作规程进行操作。脱硫系统投用后，严格控制各种运行参数，对于影响整个脱硫系统运行的重要参数如石灰石品质、入口烟气温度、SO2 含量、粉尘浓度等条件变化及时进行协调处理。
化验人员应加强脱硫系统化验监督工作，及时发现并反馈现场异常问题。
检修人员应加强设备消缺管理工作，及时消除脱硫系统运行缺陷，确保设备稳定运行；同时，重视脱硫设备维护管理工作，利用机组大、小修对脱硫系统主要设备如吸收塔内部件，循环泵，烟道防腐等进行彻底检查和处理；加强设备备品.
备件管理，保证脱硫设备备品备件充足，如浆液泵叶轮、机封、轴承、石膏旋流子、真空皮带机滤布，磨机钢球、衬胶或不锈钢管道、弯头等。
脱硫系统启动顺序
取消旁路前，由于在主机组启动过程中，脱硫旁路挡板全开，脱硫系统基本不参与主机启动工作，对主机运行无影响。等机组启动稳定后，脱硫系统再逐步启动并正常投入。在整个过程中，主机和脱硫系统互不影响。因此，取消旁路前，锅炉、电除尘及脱硫系统基本启动顺序如下：
锅炉上水→锅炉启动风机建立炉膛通风→锅炉投油点火→炉膛具备一定温度后启动锅炉输煤设备锅炉投煤→锅炉具备一定蒸发量后锅炉停止投油→电除尘系统投入→机组具备脱硫条件后启动脱硫系统→脱硫系统稳定后关闭旁路挡板→脱硫系统正常投入。
脱硫系统取消旁路后，整个脱硫系统成为主机一部分。从工艺流程看，脱硫系统作为机组烟风系统一部分，与锅炉关系联系密切，脱硫系统需在机组锅炉启动前启动。 从锅炉准备上水开始脱硫系统先启动公用系统，完成工艺水系统、仪用空气系统、制浆系统启动工作，同时完成吸收塔进水和循环泵启动工作。
对于电除尘，为了有效减轻锅炉启停、投运助燃和低负荷稳燃阶段烟气中未燃尽油污和碳粒对脱硫吸收塔系统的污染，在锅炉点火启动前尤其冷态启动前启动电除尘器和除灰系统，后再点火起炉。
为了保证除尘系统安全，某电厂采取如下措施：灰斗加热、绝缘支柱套管加热及放点极绝缘室加热提前8 小时投入；为了部分未燃尽油污和碳粒随烟气经过电除尘器，在电除尘内部发生二次燃烧，应控制电除尘器内各电场的二次电压在起晕电压和闪络电压之间，并适当限制二次电流值。
旁路取消后，锅炉及脱硫系统启动顺序如下：
（开FGD 出口挡板门）启动循环泵(2台以上)启动增压风机（FGD出口挡板门全开、导叶最小、维持增压风机入口微负压）启动电除尘主机组
启动点火启动程序烟气通过脱硫关注吸收塔出入口温度机组稳定（根据负荷和SO2含量投入后续循环泵）。 运行基本操作
旁路取消后，机组启动时，应先启动脱硫系统和电除尘系统或袋除尘，然后启动锅炉。机组停运时，应先停运锅炉和电除尘系统或袋除尘，最后停运脱硫系统。下面以某电厂为例进行说明。 机组启动步骤
等离子点火启动：
1) 值长在机组启动前8小时下达启动命令，投入电除尘灰斗及保温箱加热，向 锅炉、吸收塔注水，保持吸收塔较低液位。 2) 启动空预器及GGH；
3) 锅炉空气通道建立（送风机进、出口门全开且风机导叶开度大于50%；引风 机进、出口门全开且风机导叶开度大于50%；二次门开度大于85%;） 4) 启动一台浆液循环泵；
5) 值长下令启动增压风机，增压风机导叶投自动。
6) 主机启动引风机后，投入电除尘，选择合适的运行方式，强制电除尘器各振 打连续运行。 7) 启动送风机；
8) 机组点火。机组点火后启动除雾器冲洗水进行冲洗，同时根据烟气温度、烟 气量适时增加循环泵的投入数量。 9) 启动一次风机、磨煤机； 10) 锅炉调整，启动汽机。
11) 机组并网，投入电除尘全部电场，第一、二电场按电流极限60%运行。第三、 四电场电流按极限30%运行。12) 锅炉燃烧稳定，等离子撤出后，电除尘正常运行，取消各振打强制运行，投 入自动运行。
13) 吸收塔开始置换浆液，向吸收塔供新鲜浆液。 14) 启动完毕。
油枪点火启动：
1) 值长在机组启动前8小时下达启动命令，投入电除尘灰斗及保温箱加热，向 锅炉、吸收塔注水，保持吸收塔较低液位。 2) 启动空预器及GGH； 3) 启动一台浆液循环泵；
4) 值长在机组启动前30min下令启动增压风机，增压风机导叶投自动。
5) 主机启动引风机后，投入电除尘二、三电场，电流按极限30%运行，强制电 除尘器各振打连续运行。 6) 启动送风机；
7) 油枪点火。机组点火后根据烟气温度、烟气量适时增加循环泵的投入数量。 8) 启动一次风机、磨煤机； 9) 锅炉调整，启动汽机。
10) 机组点火1h后，投入电除尘第四电场，电流按极限30%运行。
11) 启动除雾器冲洗水，同时，根据烟气温度、烟气量适时增加循环泵的投入数 量。
12) 机组并网，投入电除尘全部电场，第二、三电场按电流极限60%运行。
13) 锅炉燃烧稳定，撤出油枪，电除尘正常运行，取消各振打强制运行，投入自 动运行。
14) 吸收塔开始置换浆液，向吸收塔供新鲜浆液。 15) 启动完毕。
机组停机步骤
机组和脱硫系统停机步骤如下：
1) 接到值长命令后，根据主机停运事件和停运类型，及时做好脱硫系统停运的 检查准备工作。
2) 将吸收塔液位调整到低液位，加强除雾器冲洗。3) 机组开始减负荷，调整电除尘第一、二、三、四电场电流至极限90%，投入 各振打强制运行方式。
4) 根据脱硫效率，及时停运循环泵。
5) 机组负荷30%时，除灰调整电除尘第一、二电场电流至极限90%，第三、四 电场电流调整至极限60%运行。
6) 锅炉熄火，保持一台循环泵及增压风机正常运行，严密监视吸收塔入口温度 不高于报警值。
7) 锅炉熄火10min，停运电除尘，保持强制振打。 8) 根据值长命令，停送、引风机。 9) 根据值长命令，停增压风机。
10) 根据操作规程，停循环泵及其他脱硫设备。
改造后运行面临的主要问题及处理
旁路取消后，脱硫系统无法解裂，直接关系到主机组的正常运行，这对脱硫 系统稳定性和可靠性提出更高要求。脱硫系统取消旁路后，面临的主要运行问题 包括：机组燃烧工况变化、浆液污染，脱硫系统设备腐蚀、磨损、结垢和堵塞等 的问题。
机组燃烧工况变化
脱硫系统取消烟道旁路后，脱硫系统和主机形成串联，机组燃烧工况无法避 免直接影响脱硫系统。机组燃烧工况对脱硫系统影响因素主要包括：烟气温度、 粉尘、二氧化硫浓度等。
（1）烟气温度超高及应对措施
当FGD 入口烟温偏高，容易造成吸收塔、烟道防腐衬胶以及除雾器等内构
件损坏，脱硫系统及主机需停运检修。机组烟气温度偏高主要包括两种情况：一 种为主机设备故障，如空预器出现故障；第二种，脱硫系统重要设备如循环泵故 障全停。发生烟气温度超高时，需如下措施进行处理：
发生第一种事故时，脱硫系统和主机应同时报警，并紧急启动事故喷淋装置
进行事故降温；延时故障无法解除主机MFT。发生第二种事故时，脱硫系统和主机应同时报警，并紧急启动事故喷淋装 置进行事故降温；同时主机MFT。
为防止因电源原因造成此类事故发生，在设计上，循环泵电源应避免集中
布置，同时循环泵齿轮箱油泵电源分散布置，并由各自独立电源接入400V脱硫 电源，防止循环泵因油泵故障同时事故跳闸。对于循环泵跳闸保护逻辑，尽量减 少误报误跳可能，取消不必要跳闸条件。 （2）含硫量增大及应对措施
受设计原因及实际燃用煤质变化等因素影响，脱硫系统经常出现燃用煤质含 硫量超过设计值。如机组含硫量超过脱硫系统最大处理能力，受吸收塔浆池容积 限制、氧化风供给量不足等因素影响将导致浆液中的亚硫酸钙含量急剧升高，严 重影响化学吸收反应，造成脱硫效率无法有效提升，脱硫设备无法正常运行。如 长期运行，循环泵喷嘴、除雾器等部位易出现结垢、堵塞，造成机组停运。 针对含硫量高于脱硫设计处理能力，需采取如下措施：
电厂严格控制燃煤采购，尽量采购与设计煤质相当的燃煤；如采购有难 度，需对全厂煤质进行分区管理，运行过程中有效进行燃煤掺烧，控制机组 燃煤含硫量。
如出现含硫量大幅度增加，甚至翻倍时，为了保证脱硫的安全运行，可 采取适当降低机组负荷方式运行。
针对吸收塔氧化效果不好，应加大石膏浆液排放，适当降低吸收塔PH 值及浆液浓度，促进氧化反应，提高氧气利用率。
采用增加增效剂等措施，促进化学吸收反应，维持系统较低PH 运行， 有利于氧化反应，短期内可有限提高脱硫效率，维持脱硫系统运行。 根据风机出口压力情况，启动备用氧化风机（短期）。 （3）粉尘浓度增大及应对措施
当机组燃煤变化及除尘器故障时，FGD 入口烟尘含量超过脱硫系统允许值
时，脱硫系统长期运行，将引起吸收塔浆液品质变差，二氧化硫吸收受到影响， 脱硫效率下降，脱水系统无法正常运行。 针对粉尘浓度超高，需采取如下措施： （1） 严格控制采购燃煤灰分。（2） 调整电除尘器操作，加强气力输灰，改善电除尘器效果。
（3） 对静电除尘进行及时检修维护。必要时对除尘器进行改造，尽量采用布 袋或电带结合等除尘效率较高的除尘器，提高电除尘效果。
（4） 置换浆液，加大吸收塔浆液脱水或外排。旁路取消后，建议适当增大事 故浆液排放存储容量，如增设事故浆液池。当通过事故浆液箱无法有效解决 时，应考虑临时外排措施，如增加事故排放通道，将吸收塔浆液进行定期外 排。
（5） 在外排浆液过程中加强除雾器冲洗，通过除雾器冲洗向吸收塔内补水。
2.6热控系统
控制系统：烟气脱硫的控制系统宜采用分散控制系统（DCS），也可采用可编程控制器（PLC），其功能包括数据采集和处理（DAS）、模拟量控制（MCS）、顺序控制（SCS）及联锁保护、脱硫变压器和脱硫厂用电源系统监控。
若 脱硫系统取消烟气旁路挡板门，则脱硫FGD烟气系统和吸收塔本体系统的控制应纳入锅炉烟风系统功能组中，以实现机组对脱硫装置烟气系统和吸收塔本体系统的监视、报警和联锁。
脱硫DCS\\PLC的I/O通道、DPU分别按照单元机组、公用系统独立配置。 脱硫系统控制对象的I/O点配置宜与主机控制对象的I/O点配置原则一致。 热工检测烟气脱硫热工检测包括： 1 脱硫工艺系统主要运行参数； 2 辅机的运行状态；
3 仪表和控制用电源、气源、水源及其他必要条件的供给状态和运行参数； 4 烟气参数；
5 脱硫变压器、脱硫电源系统及电气系统和设备的参数与状态检测。 6 脱硫与机组相关连的参数
参与脱硫系统保护、调节的测点FGD入口烟气压力、FGD入口烟气温度、FGD出口烟气温度、吸收塔液位，应采用三重冗余的测量方式；PH值应采用双重冗余的测量方式；
热工报警
热工报警由DCS\\PLC系统中的报警功能组成，不设常规报警，热工报警应包括下列内容：1 工艺系统主要热工参数和电气参数偏离正常运行范围； 2 热工保护动作；
3 热工监控系统故障； 4 热工电源、气源故障； 5 主辅系统故障；
6 主要电气设备故障。
热工保护
当脱硫系统发生下列情况时，脱硫装置解列： 1 原烟气入口烟气压力异常； 2 原烟气入口烟气温度异常； 3 增压风机跳闸； 4 GGH故障；
5 所有循环浆液泵跳闸；
6 吸收塔出口温度异常（保护除雾器） 7 锅炉MFT。
脱硫烟气监测
1）脱硫实时在线监控的烟气监测系统每台炉原烟气侧监测参数为SO2、NOx、烟尘、O2、烟气流量和压力、温度;每台炉净烟气侧监测参数为SO2、NOx、O2、烟尘、烟气流量、压力、温度和湿度，所有参数用4-20mA 信号接入DCS\\PLC进行监控。原、净烟气侧烟气监测参数应通过硬接线或通讯接口接入CEMS 系统。CEMS共设置一个分析小间。 2）固定污染源烟气排放连续监测系统（CEMS）用于环保监测的CEMS 应符合最新
HJ/T75-2007和HJ/T76-2007 规范的要求。其监测探头应安装在烟气脱硫装置净烟气烟道和旁路烟道的汇流点的下游。每台炉烟囱入口处设置一套CEMS取样探头及分析仪，设置一套CEMS的数据采集处理系统(DAS)，设有与DCS\\PLC、环保监测站、电监会、华电集团等的接口。
3）当脱硫系统取消旁路系统时，净烟气侧烟气监测可与固定污染源烟气排放连续监测系统（CEMS）合用。
4)应在旁路烟道设置烟气流量计，信号送入FGD-DCS及CEMS系统。
闭路工业电视监视系统
脱硫岛闭路工业电视系统的监视点常规如下： 1) 石灰石卸料车间 2) 石灰石制备车间
3) 石膏脱水车间（石膏皮带宜与真空皮带机分开设置） 4) 废水处理车间 5) 增压风机 6) 吸收塔 7) GGH
8) 循环浆液泵及氧化风机）
密度计操作的有关注意事项
1）可按顺控操作，也可在画面上手动操作
2）冲洗过程注意观察密度计的指示值，应显示1000kg/m3左右，如显示异常，可能是堵塞或仪表异常，应及时处理
3）正常运行情况下控制密度计的流量，流速大对设备磨损严重，当流量太小时易导致堵塞。。
4）密度计是确定是否脱水的依据，正常运行情况下，密度变化较大的原因与吸收塔补水有关。密度计故障可取样来指导脱水，也可根据相关设备运行参数，如循环泵的运行电流从侧面推测密度的大小。
5）补浆门关闭后，自动冲洗流量计，该情况下可不累计，只累计石灰石浆液的流量。注意累计流量不要随意清零。
PH计有关注意事项
1）PH值是补浆的依据，PH 计应定期冲洗，冲洗过程其显示值应明显变化，增大。但不一定为7，这和工艺水的酸碱度有直接关系。PH值的变化快慢与PH计探头的污染程度有直接关系，当反应慢，不准确时，应及时进行清洗和标定。
2）由于吸收塔浆液PH计的运行环境为酸性，因此PH计的标定应采用PH为4和7的标准试剂标定。对于探头污染的PH 计标定之前应用草酸清洗。
3）根据实际运行经验，反应快的、显示温度相对较高的一般比较准确。
4）为了验证PH计的准确性，应定期取浆液手动测试，现场直接测试比较准确，拿到试验室再进行测试，所得的值比现场所测值偏大，经过多个项目经验大约相差0.2左右，应考虑该因素。pH值的测量：应该现场测量，避免取样回实验室过程中，温度变化、亚硫酸盐被氧化等因素对pH值的影响。
2.7 脱硫电气系统
2.7.1 运行人员需要了解几个概念开关工作位置 开关试验位置
开关合闸、跳闸状态
绝缘的测试方法与合格标准 “送电”的内涵 设备热被用状态
2.7.2 高压开关五防内容与操作注意事项
高压开关的五防内容，运行人员必须掌握，其防止的是错误操作，虽然从设备性能上，能防止误操作，但也是运行人员必须掌握和严禁违犯的。 2.7.3 脱硫变开关
脱硫变开关位于高压段内（设脱硫高压段的电厂，该开关位于脱硫高压段内，无脱硫高压段的，设在主机组高压段），是指脱硫变的高压侧开关，该开关合闸
脱硫变就带电。该开关没有自动合闸、跳闸功能，只有保护跳开关。因此当开关断开，系统失电，需要人为及时恢复。一旦出现该现象，要及时确认处理恢复。 PC一段进线、PC二段进线开关、母联开关这三个开关只能同时合两个开关， 严禁同时合三个开关，在连锁里面有要求，以免两路电源并列。
首次带电和大修后带电，运行人员应配合检修人员进行相关传动试验，两路电源供电的要进行核相试验。
当发现电机反转倒相序的时候，可在电机接线盒、开关后倒相，严禁在开关内倒相，否则更换开关时会导致设备反转，甚至酿成重大安全事故。
有的电厂脱硫电源取自高厂变一个分支，只有机组发电后才能给脱硫供正式电源，该运行方式在无旁路系统、取消旁路后不能运行，需要改造电源方式详细情况再取消旁路部分说明。
充分利用检修时机进行备用电源切换：PC段母联、MCC两路电源、保安电源、不停电电源、热工盘柜阀门电源等切换试验。切换试验充分考虑不成功的后果，并采取措施，特别是旁路挡板门要防止误动措施。
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