电厂脱硫运行个人总结

电厂脱硫运行个人总结（精选9篇）

电厂脱硫运行个人总结 第1篇

××发电厂20xx年 环保工作总结

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

××××公司环境保护统计年报表

电厂脱硫运行个人总结 第2篇

2008年是卓资电厂全面走向生产的一年，同样对我来说是新专

开始成长的一年。在这一年里，在单位领导的精心培育和教导下，我通过自身的不断努力，无论在思想上、技术上还是在设备运行工作上，都取得了长足的进步和巨大的收获，现将这一年来的工作总结如下：

首先，在思想上，通过各级领导的精心培训，耐心教导下，我更

加全面掌握了电气运行专业知识,增强了安全稳定意识，提高了反事

故控制能力；拥护公司各项方针政策，自觉遵守各项规章制度，集中

精力学习技术，为能更好地做好本职工作而努力。在这一年中不断完

善思想，提高觉悟。

其次，在工作上，这一年，通过领导的指拨，师傅的带领，同

事的帮助，专业能力得到很大的提高。我是从一名电气巡检发展成为

电气主操的。在这一年来在电厂运行中遇到的突发事故和事故演习的工作中，我获得了许多宝贵的经验，提高了自己在运行工作的能力。在这一年里，政治任务上我们经历了奥运保电，在奥运期间，机组稳

定，人员团结，圆满完成党的任务。同样我们还进行了卓资发电厂得

升压站改造，以前的220kV是一个升压站，通过改造，成为2个独立的升压站。将原来的双母线结构升级为4段母线结构。增加了1个母

联间隔、2个母线PT间隔、2条电源出线间隔。在改造期间，我们进

行大型操作42次，技术改造27点。无一次违章及失误操作。

最后，能有这1年来的成果，最主要原因还是我们能够亲自落

实各项安全防护措施，个人安全意识不断增强。在这1年中我们班组

违章被考核0起，人身轻伤及以上事故0起、火警及火灾事故0起。严格执行两票三制，对不合格和有疑问的工作票坚决不予批准，对不合格工作票打回重新办理11次，制止无票工作3起，不按规定动火工作2起，保证了全年两票的合格率达100%。在安全生产方面，利用班前.班后会.学习班的时间,认真贯彻落实“安全第一、预防为主”的工作方针，积极参与和认真学习贯彻春季、夏季、冬季安全大检查活动精神，全面做好各项安全管理工作.本班多次发现处理不安全隐患

电厂脱硫运行个人总结 第3篇

关键词：运行优化,GGH,工艺水

广州黄埔电厂容量各300MW的#5、#6燃煤机组分别投产于1989年12月和1990年10月, 2004年6月, #5、#6号机组石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置开始动工建设, 受场地限制, 电厂拆除了运行中容量为1万立方米的大型油罐, 并设计为两炉一塔, 装置于2006年5月12日完成168小时考核试验, 正式投入运行。

针对脱硫装置投运初期出现的设备缺陷, 黄埔电厂在提高脱硫装置运行的稳定性、经济性方面主要进行了以下运行优化工作。

1 减少GGH堵塞, 提高脱硫投用率

黄埔电厂#5、#6机组脱硫装置GGH是豪顿华工程有限公司生产的容克式烟气加热器, 换热元件为DU型波纹板 (2.8Due) , 深420mm, 在GGH原烟气冷端设置了一支吹灰器, 吹扫介质为压缩空气或工艺水, 压缩空气吹扫、高压水冲洗压力分别为0.58MPa和11.5MPa。为减少GGH堵塞, 我们主要进行了以下运行优化:

1.1 G G H压缩空气吹扫和高压水冲洗的运行优化

脱硫停运期间通过打开GGH人孔观察GGH吹灰器压缩空气吹扫及高压水冲洗的运行状况, 优化了GGH吹灰器的行程, 消除了吹扫死角。正常运行中要求运行人员严密监控GGH吹灰器运行状况, 详细记录每一次吹灰器投退时间及吹扫、冲洗压力, 加强检查吹灰器步进距离、停留时间, 当吹灰器发生故障时能及时发现、及时处理。

将GGH压缩空气吹扫频率由每值一次增加至每值不少于三次 (具体由运行人员根据设备运行情况执行) , 并相应将压缩空气储气罐疏水频率由每天一次增加至每值一次。

编写《GGH高压水冲洗》操作票, 规范、细化操作。在线高压水冲洗时开启烟气旁路适当减少脱硫烟气量, 减少冲洗水与原烟气飞灰混合后在抵换热元件上结垢;高压水冲洗后即进行一次压缩空气吹扫, 使GGH完全于燥后再恢复正常脱硫烟气流量。由于GGH高压水冲洗喷嘴内径仅1.5mm, 容易发生堵塞, 因此制定每次GGH高压水冲洗前检查清通吹灰器高压水进口滤网和高压水冲洗喷嘴措施, 并规定当GGH压差高于洁净时压差1.5倍时, 即进行在线高压水洗。通过上述措施, 在线GGH高压水冲洗一次能降低GGH压差约200Pa, 离线吹灰器高压水冲洗后GGH压差接近GGH洁净状态压差。

脱硫装置的启、停操作期间往往也是机组的启、停期间, 可能存在原烟气含尘率偏高、烟气流量过小等加快GGH堵塞的因素, 因而该期间应投入GGH压缩空气连续吹扫。

1.2 除雾器冲洗的优化

黄埔电厂脱硫装置在吸收塔顶部布置有两层屋脊式除雾器, 并在每层除雾器的上、下部均设置了冲洗水。两炉一塔脱硫装置由于烟气流量波动较大会造成脱硫耗水相差较大, 当因一台机组停运等原因造成脱硫烟气流量减半时, 由于吸收塔液位下降缓慢造成除雾器冲洗频率过慢;当脱硫额定烟气流量运行时, 又由于吸收塔液位下降较快造成除雾器冲洗频率过快。除雾器冲洗频率长时间保持过慢易造成除雾器堵塞, 长时间保持过快也使进入GGH的净烟气雾汽浓度上升, 两者均会加重GGH的堵塞。运行中我们采取低负荷时加强废水排放, 高负荷时利用其他补水方式保持吸收塔正常液位, 维持除雾器每值2至3次的程控冲洗。同时将上层除雾器上部冲洗退出程控, 改为GGH高压水冲洗前定期冲洗。并要求运行人员每天定期记录每个除雾器冲洗水门开启时除雾器冲洗水母管的压降, 当除雾器冲洗系统发生故障能及时发现、及时处理。以上措施保证了除雾器的正常工作, 有效降低了进入GGH的净烟气雾汽浓度。

1.3 脱硫启、停操作的优化

吸收塔浆液循环泵已投入运行而增压风机未运行期间, 循环喷淋浆液会由吸收塔入口烟道飘洒进入GGH, 加重GGH的堵塞。因此, 我们在脱硫的启、停操作票中明确循环泵启动后及时启动增压风机, 增压风机停运后及时停运循环泵的操作步序。

1.4 维持较低的原烟气含尘率运行

通过加强电除尘的日常检查维护, 维持原烟气含尘率低于170mg/Nm3运行, 若含尘率超标则适当降低脱硫烟气负荷 (机组减负荷) , 并迅速抢修故障设备。

1.5 尽量减少脱硫烟气流量过大或过小运行时间

脱硫烟气流量过大, 烟气流速偏大, 会降低除雾器除雾效果, 增加净烟气雾汽浓度;脱硫烟气流量过小, 烟气流速偏小, GGH烟气冲刷、扰动不足。两者均会加剧GGH的堵塞。因此, 应尽量减少脱硫烟气流量过大或过小运行时间。

2 优化脱硫工艺水水源, 大幅减少电厂自来水用量

黄埔电厂脱硫工艺水原水源为自来水, 设计耗水81.3m3/h, 脱硫投运后即成为黄埔电厂自来水的头号用水大户。经调研分析, 电厂化学车间澄清水水质及水量能基本满足脱硫工艺水的要求。

化学车间澄清水原是珠江水经澄清后作为电厂除盐设备的制水水源, 成本约0.1元/吨。澄清水的设计制水能力可达到500m3/h, 能同时满足化学制水 (350m3/h) 及黄埔电厂脱硫、瑞明电厂脱硫 (瑞明电厂紧邻黄埔电厂, 并由黄埔电厂承包运行管理, 其脱硫工艺水用量为41m3/h) 的工艺用水量。经设备改造及运行调试, 通过错开两套脱硫系统除雾器冲洗时间、工艺水箱补水时间等措施, 改造后化学澄清水能基本保证两套脱硫工艺水系统长期稳定运行, 每年节省自来水用量至少56万吨。

3 石膏排浆泵的变频改造

石膏排浆泵的主要作用是将吸收塔的浆液送至浆液旋流器进行浓淡分离, 原设计通过调节旋流器入口门维持一定的旋流器压力, 保证浆液分离效果。脱硫投运初期, 旋流器入口门后管道多次因浆液节流冲刷穿孔漏浆, 严重影响脱硫的正常运行。2008年2月, 我们将石膏排浆泵电机进行变频改造, 改造后保持旋流器入口门全开运行, 通过调节石膏排浆泵转速维持旋流器正常压力, 至今未出现旋流器入口管道漏浆现象, 同时石膏排浆泵电流由57A下降至26A, 达到了安全、经济的改造效果。

4 FGD主保护的优化

FGD主保护的合理设计是事故状态下机组和脱硫设备安全运行的重要保证, 针对脱硫的实际运行状况, 我们主要对FGD主保护进行了以下两点优化。

4.1 F G D主保护快开烟气旁路挡板的优化。

两炉一塔烟气脱硫装置发生FGD保护时, 一般设计仅开启故障侧烟气旁路挡板。某电厂两炉一塔脱硫系统, 在两侧烟气旁路挡板均全关运行状态下, 曾发生#1增压风机跳闸, 保护快开#1烟气旁路挡板, #1锅炉炉膛压力无明显波动, 但造成并联运行的#2增压风机出力瞬间大幅增加, 从而影响#2锅炉炉膛压力大幅波动。为避免此类不安全情况发生, 我们将此项FGD主保护优化为任一增压风机跳闸, 同时快开两侧锅炉的烟气旁路挡板, 此时非跳闸侧增压风机因烟气旁路挡板的开启造成净烟气回流, 从而减少对该侧锅炉炉膛压力的影响。

4.2 增压风机入口压力异常触发FGD主保护的优化。

烟气脱硫装置一般设置有增压风机入口压力异常保护, 但多数仅一个级别。以黄埔电厂脱硫装置为例, 原设计FGD保护中, 当增压风机入口压力±1400Pa时, 快开烟气旁路挡板, 旁路挡板开启后停运增压风机。为提高机组及脱硫设备运行的可靠性, 我们将此保护优化为两个级别:保护级别Ⅰ:当增压风机入口压力≥+600Pa或≤-1000Pa, 快开烟气旁路挡板;保护级别Ⅱ:当增压风机入口压力±1400Pa, 快开烟气旁路挡板, 旁路挡板开启后停运增压风机。

5 减少氧化风管堵塞的运行优化

黄埔电厂脱硫装置氧化风管的布置方式为格栅式, 且氧化风管没有设置冲洗水, 投运初期曾发生过较严重的堵塞, 后通过以下运行优化, 基本避免了氧化风管的堵塞。

5.1 加强氧化风支管温度监视

当氧化风减温水喷嘴堵塞等原因造成氧化风温过高时, 会导致氧化风喷嘴结垢堵塞。由于氧化风减温后温度测点一般设置在氧化风母管, 因此该温度不能真实反映进入吸收塔的氧化风温。我们通过每班利用测温枪就地测量并记录进入吸收塔前6根氧化风支管的温度, 多次及时发现、处理了因氧化风支管减温水喷嘴堵塞造成的氧化风支管风温偏高缺陷, 基本避免了因氧化风温过高引起的氧化风喷嘴结垢堵塞。

5.2 优化脱硫启、停操作

脱硫启、停期间, 若浆液循环泵运行而氧化风机停运时间过长, 会造成浆液回流氧化风管, 引起堵塞。因此, 我们在脱硫的启、停操作票中明确先启动氧化风机再启动浆液循环泵, 先停运浆液循环泵再停运氧化风机的操作步序。

5.3 脱硫运行期间, 尽可能减少氧化风机停运时间

6 清空吸收塔的操作优化

当吸收塔需要清空时, 常规的操作是按正常脱硫停运步序, 停运增压风机和浆液循环泵后, 通过石膏排浆泵将吸收塔浆液转移至事故罐。这种常规的清空吸收塔操作存在浆液循环泵停运后, 浆液搅拌效果大幅下降, 吸收塔下部浆液密度大幅上升现象, 加重了石膏排浆泵等设备的磨损, 严重时石膏排浆泵电流异常增大甚至过流, 影响吸收塔的清空检修工作。我们对吸收塔的清空操作进行了以下优化。

(1) 提前将吸收塔浆液密度降至低于1080kg/m3。

(2) 吸收塔浆液转移至事故罐初期, 保持增压风机和浆液循环泵运行, 当吸收塔液位由正常的10.5m降至8m时再停运增压风机和浆液循环泵, 并此过程中根据实际情况停运部分浆液循环泵和开启烟气旁路运行。

电厂脱硫运行个人总结 第4篇

【关键词】燃煤电厂；脱硫烟气分析系统；运行和维护

电厂的正常生产和燃煤电厂烟气脱硫系统的稳定运行有着非常密切的联系，烟气分析仪表是唯一的能够对脱硫性能进行反映的监测仪表。烟气分析仪所提供的数据不但需要电厂相关人员的监视，同时还需要将数据向相关环保局和电网调度部门进行传输，以此来核算环保排放和电价。因此，让烟气分析仪表能够保持稳定运行有着非常大的作用。电厂烟气分析仪表需要监测很多有害物体和气体，例如：烟尘、氧和氮氧化物浓度、温度、二氧化硫、烟气湿度、压力以及烟气流量等。在碳排放量中二氧化碳和一氧化碳浓度使其主要指标，但是在很多电厂监测系统中都对此项没有进行相应安装。

1.烟气采样和测量分析

1.1采样方法

烟气采样主要有两种方法，一种是稀释法采样，另一种是直接抽取法采样，但不管是运用哪一种采样方法，都是从烟道中将烟气取出。直接抽取采样法中的探头，内部安装了加热和过滤装置，能够将烟气中大部分粉尘过滤消除掉，而加热装置的主要功能是让粉尘板结堵塞现象得以减缓[1]。在进行泵负压抽取采样过程中，借助于探头和伴热管线，促使烟气能够进入到分析仪柜中的冷凝器中，烟气在冷凝器中的水蒸气会在四摄氏度左右温度下，快速冷却成凝结水，在冷凝器底部沉积，然后在记住与蠕动泵排至系统外的集水罐中，烟气中水蒸气在过滤消除干净后，再由最后一道较为精细的过滤器进行过滤，然后在进入到光谱分析仪中实施光谱分析。

1.2采样需注意的事项

首先，是取样探头的堵塞现象。因为取样探头和烟气是直接相接触，然后将烟气中绝大多数的粉尘过滤掉，所以非常容易形成堵塞现象，如果烟气流量发生降低的现象，则应该及时的对取样探头进行检查，查看是否存在堵塞。

其次，是取样泵。取样泵部件较为容易损坏，由于它的长期不间断转动，应对采样泵进行定期检查，看是否运行正常，如果出现损坏应该立即更换。

第三，冷凝器设备主要是为烟气除水，一般情况下都会控制器温度在一到六摄氏度，如果温度控制器显示了过高温度，就需要对制冷器进行及时检查，查看是否存在问题，否则就很有可能会让烟气带水损坏光谱分析仪。

第四，身为脱水部件的蠕动泵，能够将冷凝器凝结水及时排出，如果蠕动泵发生故障，就会致使冷凝器中凝结水无法排出，长期间的积存，就很有可能致使凝结水逐渐沉积到光谱分析仪处，从而损坏分析仪[2]。因此，要对蠕动泵进行定期检查，如发生故障应及时更换，必要情况下甚至要将整套蠕动泵更换掉。

第五，是采样管线。采样管线的主要作用是对探头取得的烟气进行传输，并向分析仪柜内进行输送。采样管、外包保温层以及电加热带式采样管线最为主要的组成部分。通过一段段的电阻丝连接采样管并行加热电缆的两极线中间部位，在电缆两极逐渐的通电之后，借助于发热的电阻丝来实现伴热管路的加热。采样柜中的温控器一般情况下都是借助于存放到室外采样管内部的温度检测元件来对伴热管温度进行检测，同时借助于可控硅模块，来将采样管线温度控制在一百摄氏度左右，从而预防烟气中水汽出现冷凝。需要注意的是，在北方地区，由于存在较大的冬夏温差变化，最冷的时候甚至会到达零下四十摄氏度，特别是在遭遇大风等恶劣天气的时候，会加大保温层的散热量，这样就会致使采样管线中，一些部位温度很难维持在一百摄氏度，从而也就会造成堵塞现象。想要让这种现象得以消除，就需要对高温控制器的加热温度进行提升，必要的时候还应该这些部位上在增设保温层。此外，采样管线加热电缆在两端，应该做好电缆两极电阻丝的绝缘工作，不能够接触金属层，让检修人员可能发生的触点事故得以消除。

1.3氧含量的测量

测量氧含量的方法主要有两种，第一种是和二氧化硫分析方法相似的一种磁氧分析法，简单来说就是采样的气体分出一路进入到氧分析器中；另一种方法则是氧化锆直接测量法，这种方法是当下测量氧含量运用最为广泛的一种方法。它是通过在烟道内部直接插入氧化锆探头，在七百五十摄氏度的温度环境下的锆元件，因为烟气和大气中氧含量存在一定差异，氧化锆元件就会形成一些电势，电势值会被电子电路直接转化成氧含量。在我国，这种氧含量的测量方法已经非常成熟和稳定，又具有较小的维护量，最为常见的故障只是氧探头元件发生老化，只需要将探头元件更换就行。此外，氧化锆探头的标定，不管是氧标准气体标定还是大气中标定都可以用，具有较好的稳定性。

2.烟气分析系统的维护分析

为了让烟气分析仪表运行时间更久、更稳定，使其使用寿命得以增加，首先，需要相关检修人员进行定期的巡视维护，一般可以每天巡检一次，这样能够对出现的问题做到及时发现，及时处理，让事故扩大现象得以消除。其次，主机系统停运较长时期时，应该也要停运烟气分析系统或停运部分系统，让设备的使用寿命得以延长，例如：制冷器、蠕动泵以及分析仪等。第三，一般分析仪都具有一定的漂移性，介于此，只有定期进行气体分析仪表标定，才能让仪表的准确性得以维持。最后，在分析仪中最容易出现损坏的部件就是采样泵和蠕动泵，应对这两种部件进行储备，以防止出现损害却没有新的更换而致使系统运行遭受影响的现象发生。

3.总结

总而言之，随着我国经济的发展，以及人们环保意识的加强，烟气脱硫系统的重要性也越来越重要，只有合理的运行烟气脱硫系统，才能最大程度的实现环保，从而在环境不会受到破坏的基础上实现媒体资源的不断开发和运用。

参考文献

[1]尹连庆，李伟娜，郭静娟.燃煤电厂湿法烟气脱硫系统的水平衡分析[J].工业安全与环保，2011，01：21-23.

电厂脱硫运行个人总结 第5篇

对广东省11个火电厂脱硫装置的运行情况进行了调研和分析,总结了脱硫装置运行中普遍存在的问题,并提出了相应的.建议,对于脱硫装置的运行优化具有参考意义.

作 者：廖永进 曾庭华 郭斌 孙锦余 林彬  作者单位：广东电网公司电力科学研究院,广东,广州,510600 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：火电厂   烟气脱硫   运行  

电厂脱硫运行个人总结 第6篇

宁海发电厂脱硫除雾器运行优化及防堵措施

摘要：分析了国华宁海发电厂600MW机组WFGD系统除雾器的应用环境及结构原理,提出了运行过程中除雾器优化方式以及防堵塞措施,为其他火电厂湿法脱硫系统解决同类问题提供参考.作 者：吕新锋    LV Xin-feng  作者单位：神华浙江国华浙能发电有限公司B厂,浙江,宁海,315612 期 刊：电力科技与环保   Journal：ELECTRIC POWER ENVIRONMENTAL PROTECTION 年，卷(期)：2010, 26(1) 分类号：X701.3 关键词：烟气脱硫    除雾器    堵塞    方案   

电厂脱硫运行个人总结 第7篇

最近，区环保部门接到了很多市民的质疑：镇海发电厂的一根烟囱为何源源不断地冒出白色气体？略显委屈的镇海发电有限责任公司副总工程师赵华华为我们解开了“白色疑云”：那些从烟囱里冒出来的白色气体，其实是烟气脱硫后的水蒸汽，对环境无害，请老百姓放心。

据了解，烧煤发电产生的废气进入脱硫装置吸收塔后，脱去了原烟气中的二氧化硫，之后烟气温度迅速降低至50℃左右，因此，夹带着水蒸气的烟气从烟囱冒出来时就呈现出白色气体状；同时还实现了变废为宝，原来污染环境的二氧化硫经过一道道工序，摇身变成了可以循环利用的硫酸钙，俗称“石膏”。

昨天上午10时许，镇海发电有限责任公司3、4号燃煤机组全烟气脱硫装置，在经过168小时满负荷试运行后，系统运作稳定可靠，各项指标符合设计要求，这标志着镇海发电有限责任公司430兆瓦全烟气脱硫工程首战告捷。

一直以来，燃煤发电时排放的大量二氧化硫令众多发电厂头痛不已，也挑战着地方政府节能减排的敏感神经，如何在保证地方用电量的同时不以牺牲环境为代价？去年，市委、市政府对我区“十一五”期间节能减排明确了时间表，这一“倒逼”形势，让占全区二氧化硫排放量70%的镇海发电有限责任公司，主动提前迈出了实施脱硫工程的步伐，将原定2009年的脱硫时间表提早了一年。

该脱硫工程总投资2.34亿元，是国家现有燃煤电厂“十一五”规划烟气脱硫重点项目和省重点工程建设项目。该工程采用国际先进的石灰石——石膏湿法脱硫技术，按两炉一塔设计，脱硫效率可达90％以上，将大大缓解周边地区的酸雨污染。仅今年，脱硫工程就可减排二氧化硫11000吨，从而使我区今年二氧化硫减排10％的目标得以轻松实现。工程全部实施后，每年二氧化硫减排量将达到3.5万吨。“我们这个脱硫工程对全区二氧化硫减排具有决定性作用，同时由于湿法脱硫对烟气的洗涤作用，还可减排烟尘50％。”赵华华脸上露出了久违的笑容。

电厂脱硫系统运行技术和环保分析 第8篇

经济的迅速发展决定了电能需求量的日趋攀升, 近几十年来我国相继加大了电厂的建设规模, 新建电厂主要以燃煤为主, 电厂在生产电能过程中需要大量的燃烧煤炭, 电厂消耗煤炭的增加直接加大了SO2等大气污染物的排放量。如果电厂产生的大气污染物没有经过合理的处理就直接排放到大气中, 不仅会影响电厂周边生活群众的身体健康, 还对生态环境造成严重的污染。因此, 务必要加强对电厂脱硫技术的研究, 提高脱硫的效率, 减少大气污染物的排放, 以此促进我国社会主义经济型社会绿色与循环以及低碳理念的践行。

1 电厂烟气脱硫技术简述

经过多年来我国对电厂脱硫技术的不断研究与结合实际后的不断完善, 并取得了很大的突破。早期我国多用干法和半干法对电厂的气体排放物进行脱硫处理, 但这两项技术有诸多缺点: 其一, 脱硫的效率低, 脱硫设备较大, 造成空间资源和电力资源的浪费。其二, 因为经过干热处理后, 排放出的气体温度很高, 不仅增加机器的损害, 造成巨大的能量损耗, 同时机械的自动化水平较低会增加工作人员的工作量。经过我国科学研究人员的长期摸索, 提出湿法脱硫的方法来进一步完善电厂的脱硫技术, 很大程度上提高了电厂的脱硫效率, 进一步减少了因煤炭燃烧而带来的大气污染物的排放量。湿法脱硫就是将煤炭燃烧后的气体通入到化学液体中, 并利用化学反应将气体中的SO2固定在液体环境中。主要采用的方法有石灰石-石膏吸收法、铝法、钠碱法, 其中石灰石- 石膏吸收法脱硫效率较高, 并且技术比较成熟, 副产物石膏还可以作为商品出售, 创造额外的经济效益, 降低电厂的生产成本。鉴于石灰石- 石膏吸收法具有其他方法无法比拟的优点, 故我国多数电厂应用此脱硫方法。

2 电厂脱硫系统运行技术

2. 1 烟气系统

煤炭燃烧后的烟气会被锅炉引风机经出口与烟囱之间烟道之上的旁路系统引入到石灰石- 石膏的吸收装置中, 首先要进行降温通入到吸收塔中, 经过一段时间的化学反应后, 绝大多数污染气体会被吸收固定在吸收塔中, 然后经过吸收塔后的清洁烟气会进行加温除去气体中的水蒸气, 防止其对装置的腐蚀作用, 进一步减少对装置的损害, 经过最后加温过程的气体可以排放到大气中, 经过石灰石- 石膏吸收装置的气体中的SO2含量已经达到了国家排放标准, 对生态环境和人们的危害较小。

2. 2 SO2的吸收系统

煤炭燃烧后的烟气会从吸收塔的下方导入到吸收塔中与液体吸收浆进行充分接触, 提高了化学反应的效率。由于反应后的产物多为酸性, 故对建设吸收塔的材料提出了很高的要求, 我国多数大型电厂均采用碳钢衬玻璃为主要的建设材料, 同时为了提高反应效率和防止酸性产物的积累, 每个吸收塔要配备四台浆液的循环泵和两个进行氧化的风机, 还要布置两级除雾器与4 层喷淋系统。

2. 3 吸收剂的制备系统

由于电厂中产生的烟气量极多, 故用于吸收烟气的反应物的需求也极大, 每个吸收塔均配备了多台吸收剂的制备系统, 而多台吸收剂的制备系统主要有三个部分组成, 即石灰石破碎系统、石灰石浆液箱的调浆系统以及球磨机的制粉系统, 并且三部分必须同时运转才能完成吸收剂的制备工作。

2. 4 脱硫石膏处理系统

烟气与吸收塔中的吸收液反应后排除的反应产物多为石膏、石灰石、盐类的混合物等。吸收塔中设有真空皮带脱水机将反应产物进行脱水处理后, 各种产物的含水量达到一定的标准, 可以直接排放到石膏堆场中, 并定期托运出去, 再次作为商品出售。同时脱水中的滤出液将进一步返回到吸收塔中。由于烟气的反应产物石膏能对外销售, 这样就减少了电厂的生产成本, 提高了电厂脱硫系统的经济效应。

3 脱硫系统投运率降低的原因及解决方法

3. 1 浆液循环泵叶轮及泵壳出现磨损

因为煤炭燃烧产生的主要为酸性气体, 吸收酸性气体必须用到大量的碱性物质, 最好是强碱, 所以吸收塔中石灰石浆液的碱性较大, 长期运行不可避免地会出现浆液循环泵叶轮及泵壳出现磨损及腐蚀的现象。若是浆液循环泵叶轮出现了磨损, 则必然导致浆液循环泵的工作出现故障, 严重影响泵的出力, 导致浆液循环量减少, 降低整个脱硫系统的效率。如果电厂的脱硫设备无法发挥它应有的工作效率, 脱硫效果会严重降低, 对外排放的气体废弃物中污染物质的含量必然会超过国家对于相关污染物的限定标准。若是泵壳内表面的冲刷磨损较大, 也将导致浆液与烟气的反应效果较差, 严重影响电厂脱硫设备的脱硫效率。针对这两种问题的解决办法如下: 首先要对吸收塔的各种装置进行定期的清理和检查, 防止出现浆液循环泵叶轮及泵壳磨损的问题。一旦发生浆液循环泵叶轮及泵壳严重磨损的情况, 必须立刻停止电厂脱硫设施的运行, 请专业修理人员进行及时抢修, 防止泵壳严重磨损的情况进一步加剧, 危害工作人员的安全。同时电厂应该在脱硫设备中安装必要的检测设备, 定期进行检查和记录, 再就是加强专业维护队伍的建设, 加强对一线工作人员专业技能的培训, 防止出现错误操作, 以有助于提高工作效率和工作安全性。

3. 2 吸收塔内浆液品质的影响

烟气的吸收效率主要取决于吸收塔中内浆液品质, 如果吸收塔中的浆液品质不高, 必然导致烟气的反应效率很低, 电厂的脱硫设备利用率也很低。若这些烟气直接排放到大气中将会造成严重的污染问题。解决办法: 电厂必须采用质量好的内浆液来吸收烟气, 同时也要提高和完善吸收塔的吸收剂制备系统, 必要时定时更换内浆液, 防止因长期使用而导致内浆液品质降低的问题。图2 为吸收塔结构示意图。

3. 3 废水排放问题

吸收塔中的内浆液在吸收烟气之后, p H值会大幅降低, 并呈现出强酸性, 若是这类废水在未经处理后直接排放进入到土壤和水中, 会导致p H值出现降低的现象, 破坏土壤原有的酸碱性, 不仅会影响到人们的生产和生活用水, 也会严重破坏生态的平衡, 导致土壤和水中的生物出现大规模死亡的现象。所以必须要对这类废水进行科学合理的处理以达到国家标准才能进行排放, 减少再次对环境造成污染。解决办法: 利用科学合理的技术来处理废水, 中和废水中的酸性物质, 回收废水中的盐类, 以提高资源的利用率。其主要的方法就是利用化学反应将废水中的低价可溶于水的金属离子氧化成高价金属离子生成沉淀, 然后将废水进行多层过滤, 除去固体杂质。

4 结语

在我国经济迅速发展的同时, 环境污染问题也越来越严重, 社会对环保问题日益重视, 因此, 火电厂必须不断完善脱硫技术减少二氧化硫的排放, 降低因电厂煤炭燃烧产生的污染物对大气造成危害。尽管石灰石- 石膏湿法系统有很多优点, 但也有其不足之处, 需要电厂在生产的过程中结合实际情况进行不断完善, 进一步提高脱硫装置的高效性。

参考文献

[1]杨晓君.浅析电厂脱硫系统常见问题及处理措施[J].低碳世界, 2013 (24) :121-122.

[2]蒋治其.浅析新形势下电厂脱硫系统的问题及对策[J].军民两用技术与产品, 2014 (17) :539-541.

电厂脱硫运行个人总结 第9篇

【关键词】湿法烟气脱硫；烟气余热回收装置；脱硫率；经济效益

0.引言

近年来我们国家火力发电厂运营的烟气脱硫设备估计在火电装机容量上具有65%以上的比例，其中的石灰石—石膏湿法烟气脱硫使用的最多，其原因是它脱硫反应很快，脱硫效果很好，并且使脱硫添加剂发挥了其最高用途。在这里我将通过石灰石-石膏湿法烟气脱硫系统的设计原理对它的缺点进行改进完善，进行优化运行使烟气脱硫系统的脱硫率逐渐增大。

1.排烟热损失

锅炉热损失之中最主要的便是排烟热损失，占5%～12%的比例，排烟的温度逐渐升高，排烟热的损失就会逐渐增大。现在，电厂里锅炉排烟的温度一般在110～160℃范围之内。就较多的脱硫系统来说，通过在吸收塔里面喷洒许多的工厂用水使温度能够降低，最后适宜的温度需达到45～50℃，符合条件之后利用烟囱排放到外面，被排出的这些热量对整个脱硫系统来说是没有什么用途的，实属浪费。就这种情形，因此应该改进脱硫系统的工作原理，给吸收塔进烟的地方前面安装一个烟气多余热量的回收设备，回收需排出来的烟气的多余热量，使机器的热效率能够增大，减小煤的耗费。

2.烟气多余热量回收设备的工作原理及指标设计

2.1工作原理

烟气多余热量回收设备实际是一个烟水换热器，就如低温省煤器一样，它可以把低温烟气的热量进行回收，使排烟的温度逐渐变小，从而减小浪费，节约资源。在增压风机出口的地方与吸收塔入口的地方安装烟气多余热量回收设备，从而可以将锅炉里排烟热量的消耗降低。优化后的系统图如图 1 所示。工作过程是：烟气由锅炉里面出来，然后经过空气预热器、电除尘器以及引风机等设备，最后打开脱硫入口挡板门进入脱硫范围里面，通过增压风机的升压进到烟水换热器里面完成工作。

从2号低压加热器的进口引出部分或者全部冷凝水在烟水换热器内吸收排烟热量，降低了排烟温度，而自身却被加热，升高温度后再返回到低压加热器系统，在2号低压加热器的出口与剩下的凝结水汇集后进入3号低压加热器。由于其系统并联在加热器回路之中，将代替部分低压加热器的作用。也就是说，烟气放出的这部分热量被烟水换热器利用到了回热系统中，将排挤部分汽轮机的回热抽气，从而减少了回热系统对低压缸的抽气，该排挤的抽汽将从抽气口返回到汽轮机继续进行做功，因此在机组运行的条件不变、汽轮机进气量不变的情况下，将会有更多的蒸汽进入到低压缸中进行做功，从而节约更多的煤，进而提高装置的经济性。

2.2石灰石—石膏脱硫系统及性能设计指标

大唐保定热电厂2×200MW机组，采用湿式石灰石—石膏法烟气脱硫技术，一炉一塔配置，单个吸收塔的烟气处理能力为一台锅炉 BMCR工况时100%的烟气量（设计煤种0.8%的含硫），脱硫率96.6%。

2.2.1脱硫主要系统简介

该厂脱硫系统包括七个子系统，其中烟气系统、吸收塔系统为单炉设置，吸收剂供应与制备系统、FGD供水及排放系统、石膏脱水系统、FGD废水处理系统及压缩空气系统等为四套脱硫装置公用系统。

（1）烟气系统。

烟气系统主要包括增压风机、GGH、烟道、挡板门等。当正常工作时，从锅炉引风机后的烟道上引出的两路烟气，汇合成一路经过脱硫系统进口挡板门及增压风机后进入GGH的原烟气侧降温，再进入吸收塔内，烟气在塔内自下而上运动，净化后的烟气经吸收塔顶部的两级除雾器除去雾滴后，离开吸收塔，回到GGH的净烟气侧，升温至高于 80℃后排入大气。

（2）吸收塔系统。

吸收系统的主要设备有吸收塔、搅拌器、吸收塔浆液循环泵、氧化空气风机、石膏浆液排出泵、事故浆液箱、事故浆液箱返回泵等。石灰石浆液通过循环泵从吸收塔下部浆池送至塔上部的喷淋系统，与烟气接触发生化学反应吸收烟气中的SO2。在吸收塔浆池中利用氧化空气将亚硫酸钙氧化成硫酸钙，底部浆池的PH值在5～6范围。石膏浆液排出泵将石膏浆液从吸收塔送到石膏脱水系统。

2.2.2性能设计指标

大唐保定热电厂2×200MW机组烟气脱硫（FGD）装置设计煤质含硫量为0.8%，设计性能保证值如表1。

2.3系统设备存在问题分析及改善措施

通过机组运行现状分析，脱硫系统主要存在的设备问题及完善措施如下：

（1）烟气系统粉尘浓度过高，建议对电除尘器进行改造。

（2）增压风机设计裕量不足，FGD系统处理烟气量不足，建议对风机进行加叶片改造。

（3）GGH堵塞、结垢对FGD投运率的影响突出，建议通过GGH 部件改造加大流通空间。

（4）吸收塔余量不足，建议增加一层喷淋层以应对煤种的变化及保证高脱硫效率。

（5）除雾器为平板式除雾器，易堵塞、效率低、冲洗水过大，建议改造采用屋脊式除雾器。

2.4吸收塔参数优化试验

选择合适的PH值、吸收塔密度及吸收塔液位是在系统性能和经济性之间寻找最优点的关键。

本文在吸收塔密度不变的情况下，对不同的脱硫系统负荷和不同的煤质（含硫率）时PH值与脱硫效率、石膏品质的关系进行了试验分析，提出确保脱硫效率及石膏品质均达到需求状况下的吸收塔PH建议值。燃煤含硫量0.8%时，最佳PH值试验研究试验内容包括：

（1）系统负荷210MW，吸收塔密度1090kg/m3，不同PH值连续运行12小时。

（2）系统负荷270MW，吸收塔密度1090kg/m3，不同PH值连续运行12小时。

（3）系统负荷300MW，吸收塔密度1100kg/m3，不同PH值连续运行12小时。

对以上试验分别记录12小时效率平均值，石膏品质分析结果，根据不同负荷状况下的试验数据，分析得出在燃煤含硫量为0.8%的情况下，保持脱硫效率达到92%时，PH值和负荷的关系曲线（图2）。

3.对操作的重要地方进行讨论

3.1探索烟水换热器传热管的低温腐蚀

因为烟水换热器进水的温度和出水的温度均很低，从而能够知道它长时间工作在酸腐蚀的环境中，这种环境是由于烟气里面包含着酸性的硫氧化物，大多状况中换热管壁的温度比烟气的温度要低些许，酸蒸汽将全部集中在一起停留在换热器传热管上面，然后将其腐蚀。因此，要想使烟水换热器的使用时间加长，因此应该选取承受腐蚀强的原料，制造出抗低温腐蚀的烟水换热器。

（1）选取H形高频焊翅片换热管，按照有关的热力计算知道这种材质的换热管当作传热器件，和光管进行比较，其金属壁的温度更高，使低温腐蚀程度减弱。

（2）使烟水换热器的进水的温度维持在一定范围内，操作的时候时刻关注其温度大小。利用低压加热器出口的调节阀对进入的水的温度进行控制，从而使管的温度处于水露点与酸露点间腐蚀较弱的安全范围内。

3.2探讨增压风机的裕量

因为安装了烟气多余热量的回收设备，导致烟道的阻力变得较大。要确保增压风机的压头可以在锅炉正常情况下工作，应该进行好准备工作：第一应该计算风烟系统的阻力大小，计算出结果以后，查阅增压风机的性能曲线，最后进行改进完善。要是风烟系统的阻力太大，增压风机还达不到要求，则应该多安装几台增压风机去减小阻力；要是风烟系统的阻力较小，增压风机符合要求，则应该检查有没有影响电机的容量。

3.3加强技术培训、促进节能降耗

目前，烟气脱硫对于全国大多数地区来说还是一个新兴的专业。由于检修人员和部分运行人员没有接受过脱硫专业技术培训，以及脱硫专业技术指导资料匮乏等因素的影响，致使脱硫设备经常发生故障，脱硫系统不能在最佳状态下运行，造成了生产资源的浪费及环境的污染。因此，应不断加强对脱硫专业人员的技术培训，加强不同地区的运行、检修及管理人员的学习、交流。不断提高上述人员的专业技术水平，保证脱硫系统的高效、经济运行，从而达到节能、环保的目的。

4.探讨烟气多余热量回收应用的好处

（1）减少煤量使用：因为回热系统对低压缸的抽气变少了，被排出的抽气可以由抽气口进入汽轮机继续工作，因此汽轮机进气量没有改变，但是却有许多的蒸汽在低压缸里面工作，减少了煤的使用。

（2）减少工业用水：因为烟水换热器在到达脱硫吸收塔之前便把烟气温度由125℃降低在80～90℃，吸收塔出口的烟气温度控制在50℃，如此便减少了工业用水，从而减少污水的排放，降低了水处理等的花销。

5.探讨限制脱硫效果的原因

前面从烟气脱硫系统设计方面对机组设备进行了改造，已解决了其高消耗的问题，产生了一定的经济效益。然而，在实际运行中，由于一些电厂实际操作的原因，往往出现脱硫效率不能满足设计要求的情况。因此，对于影响脱硫效率的原因进行分析具有重要的意义。

5.1石灰石特性的影响

将石灰石当作反应吸收剂，它的质量与反应整个过程的进行有关。第一，石灰石里面含有的CaO的消耗与吸收塔浆液里面Ca2+浓度有关系。如果石灰石里面的CaO含量较少，浆液Ca2+浓度也将减小，Ca2+和SO2-4发生反应，形成的石膏也将减少，石膏结晶的速度减小，限制了整个过程的进行，减少了SO2向液态的散发，影响脱硫效果（通常规定石灰石中CaO的含量在51.5%～54.88%之间）。第二，影响脱硫效果的另一个原因是石灰石粒径的大小。石灰石的粒径小，其表面积则很大，则能够加大其反应活性，使溶解速度变大，浆液中Ca2+将变多，脱硫效果明显变好（通常石灰石浆液里面的石灰石颗粒粒径在40～60μm范围内）。

5.2烟尘的影响

烟气中一般会有粉尘溶于吸收塔浆液中，虽然溶出的金属离子对SO2的氧化会有一定的促进作用，但是原烟气中的飞灰会在一定程度上阻碍SO2和脱硫剂的接触，降低石灰石中Ca2+的溶解速率，飞灰中不断溶解的重金属如Hg、Mg、Zn等离子会对Ca2+与HSO2-3的反应进行抑制。所以，一般要控制原烟气中粉尘的含量，FGD入口粉尘含量要小于200mg/m3。

5.3吸收塔浆液PH值的影响

吸收塔浆液PH值是脱硫工艺中一个非常重要的运行参数。浆液PH值升高，降低了液相的传质阻力，将有助于SO2的吸收，低PH值有利于石灰石的溶解和CaSO3·1/2H2O的氧化，有助于Ca2+的析出，二者是相互对立的。而在一定范围内，高的PH值意味着浆液中有较多的CaCO3存在，脱硫效率呈上升趋势。当PH>5.8后，脱硫效率不再上升，反而降低，原因是随着H+浓度降低，Ca2+的析出会越来越难，因此石灰石浆液的PH值既不能太高也不能太低。在通常情况下，吸收塔浆液的PH值应控制在5.2～5.8之间，将会获得理想的脱硫效率。

5.4液气比的影响

液气比是指脱硫系统单位体积烟气量所需的碱性浆液量之比，即单位时间内吸收剂浆液喷淋量与标准状态湿烟气流量之比。液气比是脱硫工艺中另一个重要的运行参数，因为在吸收塔中，SO2吸收的多少取决于循环浆液量的大小。在其他条件都恒定的情况下，提高液气比，意味着气液接触几率将提高，相当于增大了塔内浆液喷淋密度，从而增大了气液传质的表面积。但并意味着液气比越高越好，因为SO2与吸收液的反应中，存在着一个气液平衡，当液气比超过一定值后，脱硫效率将不再增加。而在实际运行中，高液气比将会使循环浆液泵的流量增大或运行台数增加，不利于脱硫系统的经济运行。所以，电厂应根据自身的实际情况，确定出一个既要满足脱硫效率又会使能耗低的液气比。对于一个300MW机组的电厂来说，通常选用液气比值为16～18之间。

5.5烟气流速的影响

在其他参数都恒定的情况下，提高烟气流速可以增强气液两相的湍动，减薄烟气与浆液之间的膜厚度，增强气液传质。此外，提高烟气流速将会使喷淋液滴的下降速度相对的降低，使单位体积内的持液量增加，增加了吸收段传质面积，从而增大传质单元数，提高了脱硫率。但也有一个问题，高的烟气流速也会减少浆液和烟气的接触时间。所以，一个合适的烟气流速的选择变得更加的重要，一般应控制在3～5m/s。

5.6喷嘴雾化性能的影响

喷嘴压力一定（ 雾化角不变） 时，脱硫效果较好，而且随着进口 SO2浓度的波动，其变化很小，具有很好的稳定性能。当喷嘴压力增大时，其脱硫效率也会随之提高，但增加到一定值时，再提高喷嘴压力，脱硫效率将会下降。主要原因是压力越大，喷淋液的雾化程度越高，从而造成烟气中 SO2还没来得及和石灰石浆液反应液滴就被吹走。所以，选择一个合适的喷嘴压力将会对脱硫效率产生重要影响。

6.脱硫系统优化运行效果

通过以上分析，笔者在大唐保定热电厂2×200MW机组烟气脱硫系统改造工程中，通过采用石灰石-石膏湿法工艺，烟气处理量约900000m3/h，SO2浓度5850mg/m3减至200mg/m3，脱硫率96.6%，SO2年减排3.万吨。各项性能指标完全满足达标，高效稳定运行良好。

7.结语

为响应党中央、国务院提出的加快建设节约型社会的号召，贯彻落实全国节能工作会议精神，各发电企业都意识到了建设节约型企业的重要性，建立了建设节约环保型企业的举措和目标。为促进各火力发电厂节能降耗、节能增效工作取得更大的进展，优化脱硫系统运行方法，保证脱硫系统环保、稳定、高效、经济地运行已成为各火力发电厂开展节能降耗工作的重点项目之一。脱硫系统的优化运行也为各火力发电厂拓宽了节能降耗的方法和空间，对全社会开展资源节约活动也有一定的借鉴意义。 [科]

【参考文献】

[1]张云芳，艾红霞，周国明.脱硫系统优化改造总结[J].中氮肥，2011，02.