脱硫工艺范文10篇

脱硫工艺范文篇1

结合我厂实际，我厂脱硫工艺采用了炉内掺烧脱硫剂（电石泥）固硫，和炉外烟气FGD湿法脱硫相结合的二段式脱硫方式。生成副产物未氧化的亚硝酸钙（CaSO3•1/2H2O）与自然氧化产物石膏（CaSO4•2H2O）的混合物直接抛弃。

1.炉内脱硫：

过程：用电石泥作固硫剂，煤泥经刮板机进入下仓，在下仓投入电石泥，与煤泥按一定比例混掺，由预压螺旋送至搅拌仓，再次搅拌均匀后由浓料泵送至锅炉本体内进行燃烧，达到固硫的效果。

优点：炉外脱硫设施前SO2浓度可以降至500-800mg/m3，电石泥的固硫率在30%左右。

无需添加任何其他设备即可进行，节约成本及设备投入。

炉内固硫过程示意图

2.炉外脱硫：

过程：整个炉外脱硫系统主要由脱硫剂制备系统、吸收循环系统、副产物处理系统、配电及自动控制系统四大部分组成。

电石泥投入化灰池,清水泵开启注入清水,然后进入搅拌池,搅拌均匀使之与水充分混合，制备成为电石浆液。加浆泵经管道将浆液送至脱硫塔。首先烟气与浆液直接接触脱硫，然后4台浆液循环泵分别将电石浆液打入脱硫塔上部的喷淋装置，电石浆液经雾化后再次与烟气中的SO2反应，进一步除去烟气中的SO2。脱硫过程中所产生的未氧化的亚硝酸钙（CaSO3•1/2H2O）与自然氧化产物石膏（CaSO4•2H2O）的混合物经排渣系统排至沉灰池。

优点：整个脱硫系统位于烟道末端，除尘系统后，其脱硫过程的反应温度适中；

湿法烟气脱硫反应是气液反应，脱硫反应速度快，脱硫效率高，钙利用率高；

系统可利用率高、运行费用低、维护简单、运行人员少、能确保人员和设备的安全、能有效地节约和合理利用能源；

系统位于锅炉引风机之后，且有旁通烟道，脱硫系统相对独立，运行不会影响主体设施，且维护检修方便；

炉外脱硫过程示意图

2电石泥脱硫机理

在燃烧过程中，燃煤中的硫可以分为有机硫和黄铁矿硫两大部分，硫分在加热时析出，如果环境中的氧浓度较高，则大部分被氧化为SO2而很少部分残存于炉渣中。电石泥的主要成分是Ca(OH)2。

1.反应机理

Ca(OH)2+SO2=CaSO3.1/2H2O+1/2H2O

CaSO3.1/2H2O+3/2H2O+1/2O2=CaSO4+H2O

影响循环流化床锅炉脱硫效率的主要影响因素：(1)Ca、S摩尔比的影响。Ca、S摩尔比被认为是影响脱硫效率和SO2排放的首要因素，根据试验表明，Ca、S摩尔比为1.5~2.5时，脱硫效率最高，而继续增加Ca、S摩尔比或脱硫剂量时，脱硫效率增加的较小，而且继续增加脱硫剂的投入量会带来其他副作用，如增加物理热损失，影响燃烧工况等。（2）床温的影响。床温的影响主要在于改变了脱硫剂的反应速度、固体产物分布。从而影响脱硫效率和脱硫剂的利用率。有关文献表明，床温控制在850~900℃时，能够达到较高的脱硫效率。（3）脱硫剂粒度的影响。

2．计算用量

根据电石泥脱硫理论，按照给煤含硫量1.6%，Ca、S摩尔比2.5，电石渣中含水、杂质比例45%（其中含水40%，杂质5%)，其余成分Ca(OH)2，07年我厂全年总耗煤约为耗煤量104253吨量计算，

（Ca的摩尔质量40，O的摩尔质量16，H的摩尔质量1）

进行理论计算

我厂每年产S量：104253×1.6%=1668.048（吨）

每年需Ca量：2.5×40×1668.048/32=5212.65（吨）

每年需Ca(OH)2量：(5212.65/40)×74=9643.4025（吨）

理论需要消耗电石泥量:9643.4025/(65%)=14836（吨）

3．脱硫试验

为了验证脱硫效果，对加电石渣进行脱硫加以记录（一小时中4次记录值）

4．数据分析

按照一定的比例加入电石泥，脱硫效率可以达到90%，能够将二氧化硫的排放浓度降到国家环保要求的480mg/m3以下。

5．存在问题

由于煤泥中搅拌添加电石泥，添加比例不好控制，搅拌不均匀，导致煤泥打空，容易出现个别点排放量超标。

6．建议

增加电石泥给料和输送设备，确保掺烧比例及掺烧均匀。

3结论

(l)我厂采用炉内掺烧脱硫剂（电石泥）固硫，和炉外烟气脱硫FGD湿法脱硫相结合的二段式脱硫方式脱硫取得成功，脱硫效果能够达到国家环保要求。

(2)按照每年用煤炭10万t计算，可以消耗近1.4万t电石废渣。不仅减少了这些废渣对环境的污染，而且为以废治废开辟了新的途径。

(3)利用废电石渣作为脱硫剂，不再采购石灰石大大地节省了运行费用。

（4）系统维护简单、运行人员少、能确保人员和设备的安全。

4参考文献

《电石渣干粉在电厂烟气脱硫工艺中的应用》---作者：史红

《燃煤炉预混—喷钙二段脱硫技术研究》------作者：刘建忠，周俊虎，程军，曹欣玉赵翔，岑可法

《中小容量锅炉湿法烟气净化装置及系统优化》----作者：陶邦彦梅晓燕

脱硫工艺范文篇2

1.1脱硫技术的现状

目前国内一般采用干法脱硫和湿法脱硫两种办法对天然气进行脱硫工艺。湿法脱硫工艺一般用于脱硫大量轻烃、含硫量高、对脱硫精确度要求不高的工艺。它是两种基本流程相似的化学和物理脱硫法，该操作流程比较复杂，依靠脱硫剂中的吸收剂与天然气中的硫发生反应，整个工艺过程使用装备较多，消耗也多，轻烃经过再生塔时会产生吸收剂进行再利用，但需在发生反应的同时一直补充脱硫剂。中间还要处理反应产生的废液，湿法脱硫工艺并不属于精准脱硫方式。国内对轻烃脱硫产品的要求是含硫量每立方米要低于5mg，国际对它的要求标准是含硫量在每立方米1mg左右。为了可以满足相关要求标准我们可以采用干法脱硫，这种方法能源消耗少、需求资金设备少、操作方法流程简单易操作，使用的固体脱硫剂将硫化物附着在塔内进行反应脱硫,需要两塔或者三塔串联完成，用这种方法进行脱硫工艺不会产生废物，精确度很高。

1.2确定工艺路线

轻烃原料中含有的硫元素会造成硫含量在丙烷和丁烷中超标，要想减少它们的含硫量就应该在进气装置前安装一套脱硫设备，这种先脱硫再加工的方法操作起来比较简单方便还符合要求，很适合推广使用。在脱硫剂没有饱和的情况下有比较长使用寿命，一般有2到3年的使用期。根据实验考察计算发现，脱硫工艺的温度应该保持在25℃上下，脱硫后的原料含硫量要在每立方米0.1mg以下。原料脱硫的过程是原料先经过低点排出原液气使之进入加热器，由导热油在辅助的情况下加热到25℃，原料气和氧气混合后会流入脱硫塔，控制温度在25℃的情况下严格控制好空气补给量，脱硫后原料气经过在加工过滤净化，最后进行气体处理。

1.3选择脱硫剂

有些脱硫剂中添加了活性炭，在催化剂作用下反应时起到了吸附作用。选择脱硫剂时要尽量选择有点多脱硫率高的脱硫剂，做到能量消耗低、反应温度低、精准度较高，便于使用的同时还要可以简单操作和更换，而且还要有先进的技术水平。

1.4确定脱硫装置参数

一般而言,对工艺要求比较低的原液气处理选择干法脱硫技术,处理量要求也不高,日处理量不超过240万立方米由于原液气压力比较低,为了保证下游装置的正常工作,脱硫塔的压降必须控制在0.05MPa之下,而要调整脱硫剂的孔隙度在30%和35%的范围内,为了孔隙度调整之后的含硫量不超标,还要设计一个保驾塔,依据前面的脱硫效果,经过分析结果决定是否要投入使用,来确保脱硫精度,填充床层的高径比为10∶6。而为了验证脱硫剂的反应温度的最佳值,通过试验模拟得出不同的温度下硫化物的转化率,当温度达到5℃以上,原液气中的H2S已经基本转化完成了;温度达到17℃时,原液气中的有机硫转化率就可到80%以上,温度达到26℃时,有机硫的转化率接近100%,因而反应的最佳温度一般25℃左右。

2轻烃产品的利用

近年来由于化工业的大力发展，很多进口的丙烷、丁烷逐渐增多，我国的轻烃原料也呈现出了多样化的特点，轻烃通过加工出来的产品应用在很多行业，不断提升着轻烃产品的使用价值。轻烃加工后可以用作优质的化工溶剂，在化工中起到裂解材料的使用；轻烃经过脱硫后可以当做液化石油气供人们使用，也可以用在汽车的火花塞中，这样可会减少汽车内积碳的含量，不用经常清洗；因为轻烃脱硫后不会含有烯烃元素性能，比较稳定，还没有臭味，可以用它来制作很多雾化产品，例如杀虫剂、发胶摩斯等；现在的人们环保意识不断增强，很多轻烃脱硫后人们把它用于保护臭氧层代替氟利昂的使用。

3结语

脱硫工艺范文篇3

[关键词]烟气脱硫湿法干法比较

1概述

烟气脱硫是电厂控制SO2排放的主要技术手段，目前已达到工业应用水平的烟气脱硫技术有十余种，大致可以分为干法和湿法，但能在300MW以上大容量机组使用的成熟脱硫工艺并不多。根据国内目前的实际应用推广情况，国内各大脱硫公司已投运的300MW级机组烟气脱硫装置均为石灰石/石膏湿法。干法技术在国内300MW大容量机组上全烟气、高脱硫率还没有运行示例。最近武汉凯迪股份公司正在推广德国WULLF的RCFB（内回流循环流化床）技术，该技术在国外2000年曾有1套在300MW机组上投运，3个月后停运，现国内有1套刚开始在恒运电厂1×210MW机组上投运。另有1套已投运的CFB脱硫，运用于小龙潭1×100MW机组。

以下对湿法和干法两种工艺流程，全烟气、高脱硫率下的技术、经济进行了综合比较。

2石灰石/石膏湿法脱硫技术流程特点

石灰石/石膏湿法脱硫技术是目前世界上技术最为成熟、应用业绩最多的脱硫工艺，应用该工艺的机组容量约占电站脱硫装机总容量的85％以上，应用单机容量已达1000MW。其脱硫副产物—石膏一般有抛弃和回收两种方法，主要取决于市场对脱硫石膏的需求、石膏质量以及是否有足够的堆放场地等因素。

湿法工艺技术比较成熟，适用于任何含硫量的煤种和机组容量的烟气脱硫，脱硫效率最高可达到99％。

国内各家公司分别引进了世界上先进的几家大公司的湿法工艺技术：B&W（巴威）、斯坦米勒、KAWASAKI（川崎）、三菱、GE、DUCON，都能根据电厂的实际情况设计出最佳的工艺参数。

2.1石灰石/石膏湿法工艺流程

石灰石/石膏湿法脱硫工艺采用价廉易得的石灰石作脱硫吸收剂，石灰石经破碎磨细成粉状与水混合搅拌制成吸收浆液，也可直接用湿式球磨机将20mm左右的石灰石磨制成吸收浆液。当采用石灰吸收剂时，石灰粉经消化处理后加水搅拌制成吸收浆液。在吸收塔内，吸收浆液与烟气接触混合，烟气中的SO2与浆液中的碳酸钙以及鼓入的氧化空气进行化学反应被脱除，最终反应产物为石膏。脱硫后的烟气经除雾器除去带有的细小液滴，经气气加热器（GGH）加热升温后排入烟囱。脱硫石膏浆液经脱水装置脱水后回收。由于吸收浆液的循环利用，脱硫吸收剂的利用率很高。

电厂锅炉烟气进入FGD，通过升压风机加压，经GGH降温至约100℃后进入吸收塔，吸收塔脱硫效率为96～99％，整个系统的脱硫效率不低于90％。从吸收塔出来的净烟气温度约为47℃，经GGH升温至80℃后从烟囱排放。

该工艺原理简单，工艺技术比较成熟，脱硫效率和吸收剂的利用率高，即Ca/S=1.03时，脱硫效率大于95％，能够适应各种煤种，适应大容量机组，运行可靠，可用率高，副产品石膏具有商业价值。

2.2石灰石/石膏湿法脱硫技术主要技术特点及指标

2.2.1脱硫效率高，一般不低于90％，最高可以达到99％。

2.2.2脱硫剂利用率高，达90％以上。Ca/S比低，只有1.01～1.05，国内现正在实施的的几个工程均不大于1.03。

2.2.3吸收塔采用各种先进技术设计，不仅解决了脱硫塔内的堵塞、腐蚀问题，而且改善了气液传质条件，从而提高了塔内脱硫效率，减少了浆液循环量，有效降低了浆液循环泵的功耗。目前脱硫岛电耗一般为机组装机容量的1～1.5％。

2.2.4喷淋空塔内烟气入口采用向下斜切式入口，烟气由下自上流动，延长了气体分布路径，不仅有利于气体分布均匀，而且由于气体的翻腾形成了湍流，更有利于气液的传质传热。

2.2.5采用计算机模拟设计，优化脱硫塔及塔内构件如喷嘴等的布置，优化浆液浓度、Ca/S比、浆液流量等运行指标，可以保证脱硫塔内烟气流动和浆液喷淋均匀，以最小的消耗取得最好的脱硫效果。

2.2.6根据烟气含硫量，采用不同层数（2～4层）的浆液喷淋层，确保取得最佳的脱硫效果。

2.2.7塔内设置氧化空气分布系统，采用塔内强制氧化，氧化效果好。

2.2.8喷淋层采用交叉联箱布置，使喷淋管道布置更合理，降低了吸收塔高度。

2.2.9采用机械搅拌。

2.2.10废物得到良好的处理，其中废渣变成了优质石膏，完全可以取代高品位的天然石膏。废水采用回用技术，可以达到零排放。

2.2.11稳定性高，适应性强，可靠性99％以上。

2.2.12应用多、运行经验丰富。

3干法RCFB脱硫工艺脱硫技术流程特点

干法有LIFAC（炉内喷钙尾部增湿活化）、CFB（循环流化床）等工艺，在国家有关部门的技术指南、火电厂设计规程上均限于在中小机组或老机组上实施。CFB最早由德国鲁奇（LURGI）公司开发，目前已达到工业应用的CFB法工艺有三种：LURGI公司的CFB、德国WULFF公司的RCFB（内回流式烟气循环流化床）、丹麦FLS公司的GSA（气体悬浮吸收），国内分别由龙净环保、凯迪电力、龙源环保等公司引进，目前多在中小机组上运用，其中只有WULFF公司的RCFB技术向300MW机组上推广，所以本文中作比较的干法仅指RCFB。

3.1RCFB的发展历史

循环流化床(CFB)的发展历史其实很长。循环流化床CFB烟气净化工艺的实验室技术研究开发工作开始于1968/1969年，1970～1972年CFB烟气净化工艺在德国电解铝厂获得应用，烟气流量为15,000m3/h。1985～1987年，首台CFB烟气脱硫示范装置在德国一家燃褐煤电站得到应用，处理烟气量为40万m3/h（相当于30万机组气量的四分之一），采用消石灰为脱硫剂。在此基础上，各公司分别又开发出了上述新一代CFB脱硫工艺（第三代）。

3.2RCFB脱硫工艺流程

RCFB工艺主要采用干态的消石灰粉作为吸收剂，由锅炉排出的烟气从流化床的底部进入，经过吸收塔底部的文丘里装置，烟气速度加快，并与很细的吸收剂粉末相混合。同时通过RCFB下部的喷水，使烟气温度降低到70～90℃。在此条件下，吸收剂与烟气中的二氧化硫反应，生成亚硫酸钙和硫酸钙，经脱硫后带有大量固体的烟气由吸收塔的上部排出，排出的烟气进入除尘器中，大部分烟气中的固体颗粒都被分离出来，被分离出来的颗粒经过再循环系统大部分返回到吸收塔。

RCFB的控制系统主要通过三个部分实现:

1.根据反应器进口烟气流量及烟气中原始SO2浓度控制消石灰粉的给料量；

2.反应器出口处的烟气温度直接控制反应器底部的喷水量，使烟温控制在70～90℃范围内。喷水量的调节方法一般采用回流调节喷嘴，通过调节回流水压来调节喷水量；

3．在运行中调节床内的固/气比。其调节方法是通过调节分离器和除尘器下所收集的飞灰排灰量，以控制送回反应器的再循环干灰量，从而保证床内必需的固/气比。

3.3RCFB脱硫技术的主要技术特点及指标

3.3.1耗电量在机组容量的0.5～1.0％。脱硫率80％时，为0.6％左右；脱硫效率大于90％时，塔内物料量增加引起系统阻力的增大而使电耗大幅上升。

3.3.2在塔的顶部区域加装了导流板，在塔内加装了紊流装置。

3.3.3脱硫率＞90％，Ca/S为1.2～1.5。石灰活性必须高且稳定，达到T60标准（软缎石灰，四分钟内水温上升60℃）。

3.3.4塔内平均流速4m/s左右。10米左右直径的流化床内流场比较复杂。

3.3.5用消石灰作为脱硫剂。石灰消化后，以消石灰干粉形式送入流化床吸收塔。喷入足够的水分保证脱硫效果，水分越大脱硫率越高。

3.3.6严格控制床温。床温偏低时设备有腐蚀，偏高时脱硫效率及脱硫剂利用率下降。

3.3.7塔内的水分要迅速蒸发掉，以保证灰渣干态排出。

3.3.8在煤的含硫量增加或要求提高脱硫效率时，不增加任何设备，仅增加脱硫剂和喷水量。

3.3.9不另设烟气旁路，当FGD停运时，脱硫塔直接作为烟气旁路使用。

3.3.10在中小电站或工业锅炉上应用较多，300MW机组上国内外仅应用了1套并只有短期运行的经验。

3.3.11RCFB脱硫渣的利用

RCFB烟气脱硫技术吸收剂为钙基化合物，脱硫渣中的主要成分为CaSO3等。但不同电厂的脱硫渣的成份是不一样的，若要有效利用，必须做个案研究。

不包括前除尘器的灰，CaSO3·1/2H2O含量占50±10％，根据德国WULFF公司提供的部分个案研究实例，是可以应用的。国内的南京下关电厂对LIFAC技术的脱硫渣已作了一些个案研究，恒运电厂正准备和凯迪公司合作，开展脱硫灰利用的研究工作。

4石灰石-石膏湿法与干法RCFB比较

4.1工艺技术比较

4.1.1在300MW以上机组FGD上的应用

干法RCFB：国外从小机组放大到300MW机组仅有1台，国内还没有300MW机组的实运装置，仅在中小机组或工业锅炉上有实运装置。

从国内引进FGD的经验来看，各个电厂都有一定的实际情况，设计时也必须满足各个电厂的特定情况。据报道，几家引进CFB的公司在中小机组的示范装置上大多碰到了较严重的问题，经大量长时间调试整改后，有的仍达不到设计要求，有的甚至需更换重要部件，更为严重的机组无法按正常出力运行。

国内唯一的一套RCFB是广州恒运电厂FGD，从运行情况来看，虽然将石灰标准从T60降至T50左右，消化装置仍不能正常运行，目前靠买消石灰维持；除尘器有堵塞等问题，曾造成了电厂停运，但粉尘泄漏较严重；控制系统还不能稳定监测和调控脱硫装置的运行。

石灰石-石膏湿法：已很成熟，国外有各种条件下机组上的运行经验，国内虽然运行实例不多，但国内公司引进的均为国外先进可靠的技术。其市场占有率占电站脱硫装机总容量的85％以上，应用单机容量已达1000MW。国家相关职能部门在组织国内专家充分调研的基础上，提出指导性意见：在新、扩、改300MW机组FGD上或要求有较高脱硫率时，采用石灰石-石膏湿法技术。在火电厂设计技术规程中，也作了同样的规定。

现在大部分设备均可以实现国产化，初始投资大幅降低，备品备件的问题也将得到彻底解决。

4.1.2适用煤种

干法RCFB：据国内各大研究单位的报告及国外的部分应用实例，CFB适用于中、低硫煤。对高硫煤，较难达到环保要求，且投资与运行费用将大幅上升。RCFB是否适应高硫煤的大机组，需进一步论证。

石灰石-石膏湿法：不限。

4.1.3Ca/S比

干法RCFB：脱硫率＞90％时为1.3～1.5。氧化钙纯度要求≥90％，并要有非常高的活性（T60标准），达不到以上要求时，将影响装置的脱硫率及正常运行。

石灰石-石膏湿法：1.01～1.05，一般为1.03，纯度达不到要求时，最终仅影响脱硫副产品石膏的质量。

4.1.4脱硫效率

干法RCFB：稳定运行一般在80％左右，若需要进一步提高，则需降低烟气趋近温差，增加Ca/S和喷水量，但会对下游设备如除尘器、引风机等带来不利影响。

95％的脱硫率对干法技术来讲，已达到高限（国外为90％），当环保要求进一步提高时，改造较困难。

烟气含硫量波动时，因为有大循环灰量，难以灵敏调整控制，脱硫效率难以保证。

石灰石-石膏湿法：一般可在95％以上稳定运行，对环保要求的适应性强。

烟气含硫量变化时，易于调整控制，脱硫效率较稳定。

4.1.5耗电量

干法RCFB：机组容量的0.5～1.0％，脱硫效率在80％左右时，为0.6％左右；当脱硫效率＞90％时，耗电量上升很快，将达到1％左右。

石灰石-石膏湿法：机组容量的1.0～1.5％。

.1.6对ESP（电除尘器）的影响

干法RCFB：初始设计时ESP2负荷很高，进口浓度800g/Nm3（远高于电厂正常电除尘器进口的20～30g/Nm3），ESP2除尘效率将达到99.9875％。随脱硫率的变化增加Ca/S，ESP2负荷急剧增加，其出口含尘浓度能否达标值得考虑。环保要求还将进一步提高，在即将实行的《火电厂污染物排放标准》（征求意见稿）中，火电厂最高允许烟尘排放浓度为50mg/Nm3。

当烟气含硫量变化时，为保证脱硫率，或满足环保要求的不断提高而提高脱硫效率，采取以上降低烟气趋近温差，增加喷水量和Ca/S措施时，将导致ESP低温腐蚀，排灰易粘结（塔壁也易于结灰），严重时，将影响装置的正常运行，在中小机组的运行中是普遍存在的问题。

石灰石-石膏湿法：没有后ESP，无影响。经脱硫塔洗涤后，烟尘总量减少50～80％左右，FGD出口烟尘浓度小于50mg/Nm3。

4.1.7对机组的影响

干法RCFB：因故障停电等原因使CFB停运，会导致塔内固态物沉积，重新启动需清理沉积固态物，由于无旁路，当后ESP和回灰系统发生堵塞进行检修时，机组将停运。

石灰石-石膏湿法：因FGD是独立系统，有旁路，故无影响。

4.1.8对机组负荷的适应性

干法RCFB：负荷的变化会引起烟气流速的变化，从而影响脱硫反应及装置的运行。

石灰石-石膏湿法：较好。

4.1.9水

干法RCFB：石灰消化一般需热水，且水质要求高；无废水排放。

石灰石-石膏湿法：耗水量相对稍多一点，但水质要求不高，可用水源水；仅有少量废水排放。

4.1.10吸收剂制备

干法RCFB：需大批量外购符合要求的T60标准的石灰粉，以目前投运电厂的运行情况来看，石灰消化存在诸多问题，如果采购满足要求的消石灰Ca(OH)2将增加业主采购成本。最大问题是一般较难购买到品质稳定的高活性（T60标准）的石灰粉。RCFB脱硫效果的保证及装置的运行可靠性完全依赖于石灰的高纯度及高活性。

石灰石-石膏湿法：可外购石灰石粉或块料，石灰石块料价格便宜，直接购粉则可大幅度降低投资及耗电量，但相应增加了采购成本。

4.1.11排烟温度

干法RCFB：脱硫率80％左右时为70～90℃，脱硫率提高到95％后要降55～70℃。

石灰石-石膏湿法：GGH出口一般为大于80℃。

4.1.12副产品输送利用

干法RCFB：目前仅适宜用于填坑、铺路，应用价值低。用于其他场合的应用方法还未研究，而且还将是很长一段过程。灰易产生粘结，既影响输送，也影响装置的运行。当脱硫渣排入灰场时，将影响粉煤灰的综合利用。在抛弃过程中需要考虑增设合适的储运设施，同时也增加一定的运输和储存成本。

石灰石-石膏湿法：脱硫石膏质量优于天然石膏，可综合利用，应用价值较高。如采用抛弃法，可节省部分投资，输送也不会有问题。

4.1.13占地面积

干法RCFB：在大容量机组考虑采用1炉1塔时占地较小。

石灰石-石膏湿法：较大。

4.2经济比较

以下以某电厂2×300MW机组烟气脱硫装置为例，脱硫项目建设期按1年计算，运营期按20年计算，采用总费用法对干、湿法方案进行经济比较，总费用低的方案较优。

从“经济比较成果表”可以看出，湿法脱硫方案的总费用略低于干法脱硫方案。因此，从经济比较的角度来看，湿法方案优于干法方案。

5结论和建议

5.1结论

综上所述，湿法与干法相比，技术更加成熟，运行经验更加丰富，脱硫剂供应有保证，脱硫副产品利用好，系统供应商较多；经营费用小，初始投资高，总成本费用较低，全系统本厂占地面积较大。

每个电厂有各自的实际情况，在FGD装置设计上也有不同。方案比选中不仅要考虑干法、湿法的技术因数，还要考虑各种实际存在的问题：如脱硫剂的供应、废渣的处理、对环境变化的适应、政府的规划等。

目前干法烟尘排放量要大于100mg/Nm3，湿法小于50mg/Nm3，均小于现行环保排放标准200mg/Nm3的要求。如果环保政策要求进一步提高脱硫效率，降低出口允许烟尘排放浓度，湿法也比较容易调整改造，而干法效率已到高限，难以实施进一步改造。

5.2建议

脱硫工艺范文篇4

1吸收塔概况

此吸收塔的整体高度为38.75m，塔体直径为准18.5m/16.5m，筒体由19层钢板组成，筒体在7.35～9.59m处发生变径，上部筒身直径为准16.5m、下部筒身直径为准18.5m，壁板均采用Q235-B制作，整体重量为497t。吸收塔壁板在工厂预加工后，将半成品运输至施工现场进行拼装。

2吸收塔倒装施工工艺及特点

吸收塔倒装施工工艺是一种以吸收塔底板为基准，先安装顶层壁板和出口锥体，然后自上而下逐层安装焊接并顶升，直至完成底层壁板与底板焊接工作。

3倒装施工法

3.1提升机具计算与选择。3.1.1最大顶升载荷计算。最大所需提升载荷：Pmax=K×Pe式中，K为安全系数，一般选取1.2～1.5，本工程计算选1.5；Pe为塔体最终提升荷载，为吸收塔总重量减去最底层壁板和底板的重量，Pe=411t×9.8m/s2=4027.8kN。最后算出Pmax=K×Pe=4027.8×1.5=6041.7kN。在顶升过程中，需同步安装的构件也应一同算入顶升总重量中。3.1.2顶升装置选择及计算。本工程选择SQD型松卡式千斤顶液压提升设备，型号为SQD-350-100S.F，额定起重重量为350kN，液压行程为2600mm。顶升数量：n≥Pmax/Qe式中，n为液压提升机数量，一般选择偶数，方便调整平衡；Pmax为最大提升载荷；Qe为千斤顶额定起重重量。n=Pmax/Qe=6041.7/350=17.26台根据计算可以得出，至少需要18台。在实际作业中，选择20台，最大提升载荷Pmax=20×350=7000kN，满足施工需求。3.2倒装工艺介绍。倒装施工工艺流程：基础验收、底板安装、壁板安装、出口锥体安装、顶升装置安装、顶升安装、验收移交。下面对重要的施工步骤进行简单描述。3.2.1底板安装。在基础验收合格的前提下，在底板基础上画出十字中心线、塔体内壁直径，并用红油漆标出0°、90°、180°、270°方位以及标高控制线。将就地加工处理好的底板进行拼装，用塞焊形式与基础预埋框架连接固定，保证底板的平整度，并将焊接后的焊缝打磨至光滑平整并检查验收。3.2.2直径16.5m段壁板及顶部锥体安装。底板安装完成后，引出吸收塔中心点坐标，并画出底板上的十字中心线作为壳体安装的基准，然后画出壳体就位线，并焊接圆周限位铁板。壁板组对前先用准426×10的钢管制作成马蹬，每个马蹬高度为420mm，上下表面铺设钢板并焊接牢固。马蹬按壁板安装位置圆周均布20个在吸收塔底板上，用于支撑吸收塔壁板，马镫在安装过程中承担支撑整个吸收塔和人员进出吸收塔底部临时通道的作用，马镫的强度要足够支持整个吸收塔的重量，在整个安装过程中不能出现变形、位移等影响吸收塔安装的安全隐患。马镫安装完成后，在马蹬上画出塔壁板基准线，在马蹬上表面壁板位置内侧安装一个定位挡板。然后在吊车的配合下，按照已排好的壁板顺序依次将壁板吊装就位，然后找平找正，最后进行焊接，完成顶部B19～B17三层壁板的安装，然后对顶部锥体部分用吊车进行安装。安装完顶部三层壁板和烟气出口锥体后，在吸收塔内部安装液压顶升装置，之后按第B16至第B07层的顺序进行倒装，从上到下逐层拼装焊接，完成直径16.5m段壁板的安装。3.2.3变径段及直径18.5m壁板安装。吸收塔在7.35～9.59m处进行变径，由B06、B05两层壁板组成，B06上口16.5m，B05下口18.5m，变径角度65°，变径段筒体垂直高度2240mm。在完成B07壁板安装后，首先将B07壁板进行顶升，然后按顺序进行B06和B05段变径壁板的安装焊接，吸收塔底部直径变为18.5m。然后在B05段壁板下部以18.5m为直径安装外圈马镫，外圈马镫安装要求和内圈马镫相同，安装完成后将B05段壁板放下，支撑在外圈马镫上。松开提升装置后，在B07壁板内部固定安装第一层假筒体，然后用提升壁板的方法提升假筒体，提升到足够的高度后即可进行B04层壁板的安装。完成B04层壁板的安装后，进一步安装第二层假筒体，安装完成后提升第二层假筒体，提升到位后安装B03层壁板。B03安装完成后，将筒身落在外圈马镫上，由外圈马镫支撑整个吸收塔。然后将内圈假筒体拆除，移动提升装置，将液压顶升装置重新安装在外圈壁板处。最后用提升装置提升并安装最后两层B02、B01壁板，然后拆除马镫，打磨平整底板后将B01放下，焊接在底板上，完成吸收塔的倒装工作，如图1所示。3.2.4倒装工艺的施工注意点分析。在倒装工艺施工时，要注意以下几点：当上下壁板厚度不同时，组对焊口应保证内侧平齐；每层壁板留一道纵缝留活口，待该层壁板全部吊装组对完成后，测量实际尺寸符合设计要求后，焊接活口；顶升胀圈的固定、胀紧要能满足顶升重量要求，胀圈连接处要做好防止松动和滑脱的措施；每一圈壁板纵缝焊接完成并检查合格后，必须在下一圈壁板安装前，安装本层的加强筋，防止吸收塔变形，保证吸收塔的圆度；顶升过程中要实时测量吸收塔的水平度，发生偏差时可以单个或局部调整顶升装置进行微调，防止吸收塔倾斜；液压顶升装置的油管、油箱等部件，在进行动火作业时，要做好各方面的防火措施，防止发生火灾事故；壁板组对时，可以在壁板上端外侧安装多个限位板，保证对接时不错位。横向焊缝电焊定位前在环缝之间加垫板，保证对口面间隙均匀一致；每层壁板焊接完成后，可以马上进行外部管接头、走梯平台的焊接安装，安装时要注意按排版图要求错开相关管接座与焊缝的间距。

4结语

目前，许多大型储罐在施工安装时常常选择倒装法，倒装法在施工过程中主要有以下特点：（1）倒装法在安装过程中不需要使用大型起吊设备，只需要一台汽车吊配合即可完成整个施工项目，对场地要求小，同时也节省了大型起吊设备的使用费用。（2）在安装过程中，塔外不需搭设大型脚手架，施工人员只需要在离地较低处进行工作，减少了高空作业的风险，也减少了搭设脚手架的工期和费用。（3）采用倒装法安装，由于使用顶升装置顶升胀圈进行提升，更容易控制和检验壳体的圆度和垂直度，保障施工质量。

［参考文献］

[1]杨洁.火力发电厂烟气脱硫装置吸收塔倒装施工工艺[J].安徽电力，2009，26（4）：32-35.

脱硫工艺范文篇5

关键词：烟气脱硫高脱硫率工艺中脱硫率工艺低脱硫率工艺

前言

我国的能源以燃煤为主，占煤炭产量75%的原煤用于直接燃烧，煤燃烧过程中产生严重污染，如烟气中CO2是温室气体，SOx可导致酸雨形成，NOX也是引起酸雨元凶之一，同时在一定条件下还可破坏臭氧层以及产生光化学烟雾等，伦敦正是由于光化学烟雾的原因，整天被雾所笼罩着，所以才会有雾都之称。总之燃煤产生的烟气是造成中国生态环境破坏的最大污染源之一。

中国的能源消费占世界的8%～9%，SO2的排放量占到世界的15.1%，燃煤所排放的SO2又占全国总排放量的87%。中国煤炭一年的产量和消费高达12亿吨，SO2的年排放量为2000多吨，预计到2010年中国煤炭量将达18亿吨，如果不采用控制措施，SO2的排放量将达到3300万吨。据估算，每削减1万吨SO2的费用大约在1亿元左右，到2010年，要保持中国目前的SO2排放量，投资接近1千亿元，如果想进一步降低排放量，投资将更大。为此1995年国家颁布了新的《大气污染防治法》，并划定了SO2污染控制区及酸雨控制区。各地对SO2的排放控制越来越严格，并且开始实行SO2排放收费制度。

随着人们环境意识的不断增强，减少污染源、净化大气、保护人类生存环境的问题正在被亿万人们所关心和重视，寻求解决这一污染措施，已成为当代科技研究的重要课题之一。因此控制SO2的排放量，既需要国家的合理规划，更需要适合中国国情的低费用、低耗本的脱硫技术。

正文

烟气脱硫经过了近30年的发展已经成为一种成熟稳定的技术，在世界各国的燃煤电厂中各种类型的烟气脱硫装置已经得到了广泛的应用。从烟气脱硫技术的种类来看，除了湿式洗涤工艺得到了进一步的发展和完善外，其他许多脱硫工艺也进行了研究，并有一部分工艺在燃煤电厂得到了使用。烟气脱硫技术是控制SO2和酸雨的有效手段之一，根据脱硫工艺脱硫率的高低，可以分为高脱硫率工艺、中等脱硫率工艺和低脱硫率工艺；最常用是按照吸收剂和脱硫产物的状态进行分类可以分为三种：湿法烟气脱硫、半干法烟气脱硫和干法烟气脱硫。

湿法烟气脱硫工艺是采用液体吸收剂洗涤SO2烟气以脱除SO2。常用方法为石灰/石灰石吸收法、钠碱法、铝法、催化氧化还原法等，湿法烟气脱硫技术以其脱硫效率高、适应范围广、钙硫比低、技术成熟、副产物石膏可做商品出售等优点成为世界上占统治地位的烟气脱硫方法。但由于湿法烟气脱硫技术具有投资大、动力消耗大、占地面积大、设备复杂、运行费用和技术要求高等缺点，所以限制了它的发展速度。

半干法烟气脱硫工艺是采用吸收剂以浆液状态进入吸收塔（洗涤塔），脱硫后所产生的脱硫副产品是干态的工艺流程。

干法烟气脱硫工艺是采用吸收剂进入吸收塔，脱硫后所产生的脱硫副产品是干态的工艺流程，干法脱硫技术与湿法相比具有投资少、占地面积小、运行费用低、设备简单、维修方便、烟气无需再热等优点，但存在着钙硫比高、脱硫效率低、副产物不能商品化等缺点。

自20世纪80年代末，经过对干法脱硫技术中存在的主要问题的大量研究和不断的改进，现在已取得突破性进展。有代表性的喷雾干燥法、活性炭法、电子射线辐射法、填充电晕法、荷电干式吸收剂喷射脱硫技术、炉内喷钙尾部增湿法、烟气循环流化床技术、炉内喷钙循环流化床技术等一批新的烟气脱硫技术已成功地开始了商业化运行，其脱硫副产物脱硫灰已成功地用在铺路和制水泥混合材料方面。这一些技术的进步，迎来了干法、半干法烟气脱硫技术的新的快速发展时期。

传统的石灰石/石膏法脱硫与新的干法、半干法烟气脱硫技术经济指标的比较见表1。表1说明在脱硫效率相同的条件下，干法、半干法脱硫技术与湿法相比，在单位投资、运行费用和占地面积的方面具有明显优势，将成为具有产业化前景的烟气脱硫技术。

本文主要论述了高脱硫率工艺——湿式洗涤工艺，主要是石灰石—石膏工艺；中脱硫率工艺——喷雾干燥工艺、炉内喷钙加湿活化工艺、烟气循环流化床和电子束照工艺；低脱硫率工艺——炉内喷射工艺和管道喷射工艺。

1．低脱硫率工艺脱硫率≤70%

低脱硫率工艺主要包括炉内喷射工艺和管道喷射工艺。这些工艺的特点是投资费用低，但运行成本高，在煤中含硫量高。此工艺适用于剩余寿命短或现场安装空间有限的调峰机组的改造。

低脱硫率的烟气脱硫工艺的特征

特性脱硫工艺

炉内喷钙管道喷射

SO2脱除率（%）35%~50%50%~70%

使用的吸收剂石灰

石灰石石灰

脱硫副产品的处置与利用灰场堆放

土地回填灰场堆放

土地回填

对电厂现有设备的影响由于灰量增加，除尘器效率应提高

对烟气压降影响最小由于灰量增加，除尘器效率应提高

对烟气压降影响最小

对电厂的发电机组和设备运行的影响锅炉水冷壁管有结焦的可能

空预器堵塞

粉尘排放增加

电耗增加很少

无废水排放

飞灰综合利用困难烟道中可能会积灰

电耗增加很少

水耗增加很少

飞灰综合利用困难

运行经验已经有商业化运行

供应厂商不多示范运行

供应厂商不多

费用约为机组投资3%

运行费用高约为机组投资3%

运行费用高

以上表格内容是低脱率工艺的二种工艺的特性总结。

2．中脱硫率工艺脱硫率70%~90%

中等脱硫技术包括三种工艺：炉内喷钙加增湿活化工艺（LIFAC），烟气循环流化床（CFB，包括喷钙和常规）和喷雾干燥工艺。与低脱硫效率的工艺相比，脱硫效率有所提高，运行费用相对减少，设备较复杂，因而投资费用增加。与高效率的湿法工艺相比具有启停方便，负荷跟踪能力强的特点。适用于燃用中低含硫量的现有机组的脱硫改造。

(1)LIFAC脱硫技术是由芬兰的Tampella公司和IVO公司首先开发成功并投入商业应用的该技术是将石灰石于锅炉的800℃～1150℃部位喷入，起到部分固硫作用，在尾部烟道的适当部位（一般在空气预热器与除尘器之间）装设增湿活化反应器，使炉内未反应的CaO和水反应生成Ca(OH)2,进一步吸收SO2,提高脱硫率。

LIFAC技术是将循环流化床技术引入到烟气脱硫中来，是其开创性工作，目前该技术脱硫率可达90％以上，这已在德国和奥地利电厂的商业运行中得到实现。

LIFAC技术具有占地小、系统简单、投资和运行费用相对较、无废水排放等优点，脱硫率为60％～80％；但该技术需要改动锅炉，会对锅炉的运行产生一定影响。我国南京下关电厂和绍兴钱清电厂从芬兰引进的LIFAC脱硫技术和设备目前已投入运行。

(2)炉内喷钙循环流化床反应器脱硫技术是由德国Sim-meringGrazPauker/LurgiGmbH公司开发的。该技术的基本原理是：在锅炉炉膛适当部位喷入石灰石，起到部分固硫作用，在尾部烟道电除尘器前装设循环流化床反应器，炉内未反应的CaO随着飞灰输送到循环流化床反应器内，在循环硫化床反应器中大颗粒CaO被其中湍流破碎，为SO2反应提供更大的表面积，从而提高了整个系统的脱硫率。

该技术将循环流化床技术引入到烟气脱硫中来，是其开创性工作，目前该技术脱硫率可达90％以上，这已在德国和奥地利电厂的商业运行中得到证实。在此基础上，美国EEC(EnviromentalElementsCorporation)和德国Lurgi公司进一步合作开发了一种新型烟气的脱硫装置。在该工艺中粉状的Ca(OH)2和水分别被喷入循环流化床反应器内，以此代替了炉内喷钙。在循环流化床反应器内，吸收剂被增湿活化，并且能充分的循环利用，而大颗粒吸收剂被其余粒子碰撞破碎，为脱硫反应提供更大反应表面积。

本工艺流程的脱硫效率可达95％以上，造价较低，运行费用相对不高，是一种较有前途的脱硫工艺。

(3)喷雾干燥法烟气脱硫技术是一项发展最成熟的烟道气脱硫技术之一。该技术采用了旋转喷雾器，投资低于湿法工艺，在全世界范围内得到广泛应用，在西欧的德国、意大利等国家利用较多。对中高硫燃料的SO2脱硫率能达到80-90%。

该技术的基本原理是由空气加热器出来的烟道气进入喷雾式干燥器中，与高速旋转喷嘴喷出的充分雾化的石灰、副产品泥浆液相接触，并与其中SOX反应，生成粉状钙化合物的混合物，再经过除尘器和吸风机，然后再将干净的烟气通过烟囱排出，其反应方程式为：

SO2+Ca(OH)2CaSO3+H2O

SO3+Ca(OH)2CaSO4+H2O

该技术一般可分为吸收剂雾化、混合流动、反应吸收、水汽蒸发、固性物的分离五个阶段，与其它干燥技术相比其独特之处就在于吸收剂与高温烟气接触前首先被雾化成了细小的雾滴，这样便极大增加了吸收剂的比表面积，使得反应吸收及传热得以快速进行。其工艺流程如图1所示【3】。该技术安装费用相对较低，一般是同等规模的石膏法烟气脱硫系统的70%左右。但存在着石灰石用量大、吸收剂利用率低及脱硫后的副产品不能够再利用的难题，故该技术意味着要承担双倍的额外费用，即必须购买更多的石灰石和处理脱硫后的副产品，然后还要将其中的一部分花钱倒掉。

3.高脱硫率工艺脱硫率>90%

湿法烟气脱硫工艺是目前碚硫率最高的FGD技术，一般在Ca/S为1.05左右，脱硫效率达到90%以上。湿法工艺包括了许多不同类型的工艺流程，但是使用最多的还是以石灰石作为吸收剂的石灰石/石灰——石膏烟气碚硫工艺。根据吸收塔的型式不同，石灰石/石灰——石膏工艺又可分为三类：逆流喷淋塔，顺流填料塔和喷射流泡反应器。

高脱硫率烟所脱硫工艺的特征

特性

FGD工艺

逆流喷淋塔

顺流填料塔

喷射流泡反应器

脱硫效率（%）

90~95%以上

90~95%以上

90~95%以上

使用的吸收剂

石灰或石灰石

石灰或石灰石

石灰或石灰石

脱硫副产品的处置和利用

商业化石膏、堆入灰场、回填

商业化石膏、堆入灰场、回填

商业化石膏、堆入灰场、回填

对电厂现有设备的影响

对除尘器没有影响、吸收塔烟气压降为1.2-1.4kPa、烟气对烟道和烟囱有腐蚀

对除尘器没有影响、吸收塔烟气压降为1.2-1.4kPa、烟气对烟道和烟囱有腐蚀

对除尘器没有影响、吸收塔烟气压降为2.4-3.6kPa、烟气对烟道和烟囱有腐蚀

对发电机组的影响

电耗大、水耗增加

电耗大、水耗增加

电耗大、水耗增加

运行经验

许多全尺寸电厂应用实例、多年运行经验

若干全尺寸电厂应用实例、若干运行经验

全尺寸电厂应用实例较少、若干运行经验

费用

约投资占电厂10%运行费用较少

约投资占电厂10%运行费用较少

约投资占电厂10%运行费用较高

除上述所说的几种脱硫技术外还有：电子射线辐射法烟气脱硫技术、填充式电晕法烟气脱硫技术、荷电干式吸收剂喷射脱硫系统（CDSI）、干式循环流化床烟气脱硫技术等在烟气脱硫中都有各自不同的优劣。

目前对现有的机组进行烟气脱硫技术改造方面投入了大量的精力，正在多个领域展开研究工作，其中在干法烟气脱硫方面研究较多的是循环流化床烟气脱硫技术及电子射线辐射法烟气脱硫技术，电晕法烟气脱硫技术目前研究的也较多。烟道气脱硫技术最显著改造之一是吸收器规格的增大，采用单个吸收器，据报道安装一台脱硫装置可服务于两台大型锅炉的烟气脱硫装置，以这种方式增大设备规格，大大降低了投资成本。研究与开发出一种新的烟气脱硫装置是烟气脱硫技术的发展趋势之一。其研发方向为SO2脱硫率高、可靠性强、辅助耗电低、采用单个吸收器、副产品可售或可利用，为保障这些技术要求，应该在脱硫技术的工艺、设备和材料方面进行进一步研究。

参考文献：

[1]胡金榜,王风东等.喷雾干燥法烟气脱硫的实验研究.环境科学.2001(8)23～26

[2]李广超.大气污染控制技术.第一版,北京,化学工业出版社.2001.5,142～144

脱硫工艺范文篇6

石灰石——石膏法烟气脱硫工艺

石灰石——石膏法脱硫工艺是世界上应用最广泛的一种脱硫技术，日本、德国、美国的火力发电厂采用的烟气脱硫装置约90%采用此工艺。

它的工作原理是：将石灰石粉加水制成浆液作为吸收剂泵入吸收塔与烟气充分接触混合，烟气中的二氧化硫与浆液中的碳酸钙以及从塔下部鼓入的空气进行氧化反应生成硫酸钙，硫酸钙达到一定饱和度后，结晶形成二水石膏。经吸收塔排出的石膏浆液经浓缩、脱水，使其含水量小于10%，然后用输送机送至石膏贮仓堆放，脱硫后的烟气经过除雾器除去雾滴，再经过换热器加热升温后，由烟囱排入大气。由于吸收塔内吸收剂浆液通过循环泵反复循环与烟气接触，吸收剂利用率很高，钙硫比较低，脱硫效率可大于95%。

旋转喷雾干燥烟气脱硫工艺

喷雾干燥法脱硫工艺以石灰为脱硫吸收剂，石灰经消化并加水制成消石灰乳，消石灰乳由泵打入位于吸收塔内的雾化装置，在吸收塔内，被雾化成细小液滴的吸收剂与烟气混合接触，与烟气中的SO2发生化学反应生成CaSO3,烟气中的SO2被脱除。与此同时，吸收剂带入的水分迅速被蒸发而干燥，烟气温度随之降低。脱硫反应产物及未被利用的吸收剂以干燥的颗粒物形式随烟气带出吸收塔，进入除尘器被收集下来。脱硫后的烟气经除尘器除尘后排放。为了提高脱硫吸收剂的利用率，一般将部分除尘器收集物加入制浆系统进行循环利用。该工艺有两种不同的雾化形式可供选择，一种为旋转喷雾轮雾化，另一种为气液两相流。

喷雾干燥法脱硫工艺具有技术成熟、工艺流程较为简单、系统可靠性高等特点，脱硫率可达到85%以上。该工艺在美国及西欧一些国家有一定应用范围（8%）。脱硫灰渣可用作制砖、筑路，但多为抛弃至灰场或回填废旧矿坑。

磷铵肥法烟气脱硫工艺

磷铵肥法烟气脱硫技术属于回收法，以其副产品为磷铵而命名。该工艺过程主要由吸附（活性炭脱硫制酸）、萃取（稀硫酸分解磷矿萃取磷酸）、中和（磷铵中和液制备）、吸收（磷铵液脱硫制肥）、氧化（亚硫酸铵氧化）、浓缩干燥（固体肥料制备）等单元组成。

它分为两个系统：

烟气脱硫系统——烟气经高效除尘器后使含尘量小于200mg/Nm3，用风机将烟压升高到7000Pa，先经文氏管喷水降温调湿，然后进入四塔并列的活性炭脱硫塔组（其中一只塔周期性切换再生），控制一级脱硫率大于或等于70%，并制得30%左右浓度的硫酸，一级脱硫后的烟气进入二级脱硫塔用磷铵浆液洗涤脱硫，净化后的烟气经分离雾沫后排放。

肥料制备系统——在常规单槽多浆萃取槽中，同一级脱硫制得的稀硫酸分解磷矿粉（P2O5含量大于26%），过滤后获得稀磷酸（其浓度大于10%），加氨中和后制得磷氨，作为二级脱硫剂，二级脱硫后的料浆经浓缩干燥制成磷铵复合肥料。

炉内喷钙尾部增湿烟气脱硫工艺;

炉内喷钙加尾部烟气增湿活化脱硫工艺是在炉内喷钙脱硫工艺的基础上在锅炉尾部增设了增湿段，以提高脱硫效率。该工艺多以石灰石粉为吸收剂，石灰石粉由气力喷入炉膛850~1150℃温度区，石灰石受热分解为氧化钙和二氧化碳，氧化钙与烟气中的二氧化硫反应生成亚硫酸钙。由于反应在气固两相之间进行，受到传质过程的影响，反应速度较慢，吸收剂利用率较低。在尾部增湿活化反应器内，增湿水以雾状喷入，与未反应的氧化钙接触生成氢氧化钙进而与烟气中的二氧化硫反应。当钙硫比控制在2.0~2.5时，系统脱硫率可达到65~80%。由于增湿水的加入使烟气温度下降，一般控制出口烟气温度高于露点温度10~15℃，增湿水由于烟温加热被迅速蒸发，未反应的吸收剂、反应产物呈干燥态随烟气排出，被除尘器收集下来。

该脱硫工艺在芬兰、美国、加拿大、法国等国家得到应用，采用这一脱硫技术的最大单机容量已达30万千瓦。

烟气循环流化床脱硫工艺

烟气循环流化床脱硫工艺由吸收剂制备、吸收塔、脱硫灰再循环、除尘器及控制系统等部分组成。该工艺一般采用干态的消石灰粉作为吸收剂，也可采用其它对二氧化硫有吸收反应能力的干粉或浆液作为吸收剂。

由锅炉排出的未经处理的烟气从吸收塔（即流化床）底部进入。吸收塔底部为一个文丘里装置，烟气流经文丘里管后速度加快，并在此与很细的吸收剂粉末互相混合，颗粒之间、气体与颗粒之间剧烈磨擦，形成流化床，在喷入均匀水雾降低烟温的条件下，吸收剂与烟气中的二氧化硫反应生成CaSO3和CaSO4。脱硫后携带大量固体颗粒的烟气从吸收塔顶部排出，进入再循环除尘器，被分离出来的颗粒经中间灰仓返回吸收塔，由于固体颗粒反复循环达百次之多，故吸收剂利用率较高。

此工艺所产生的副产物呈干粉状，其化学成分与喷雾干燥法脱硫工艺类似，主要由飞灰、CaSO3、CaSO4和未反应完的吸收剂Ca(OH)2等组成，适合作废矿井回填、道路基础等。

典型的烟气循环流化床脱硫工艺，当燃煤含硫量为2%左右，钙硫比不大于1.3时，脱硫率可达90%以上，排烟温度约70℃。此工艺在国外目前应用在10~20万千瓦等级机组。由于其占地面积少，投资较省，尤其适合于老机组烟气脱硫。

海水脱硫工艺

海水脱硫工艺是利用海水的碱度达到脱除烟气中二氧化硫的一种脱硫方法。在脱硫吸收塔内，大量海水喷淋洗涤进入吸收塔内的燃煤烟气，烟气中的二氧化硫被海水吸收而除去，净化后的烟气经除雾器除雾、经烟气换热器加热后排放。吸收二氧化硫后的海水与大量未脱硫的海水混合后，经曝气池曝气处理，使其中的SO32-被氧化成为稳定的SO42-，并使海水的PH值与COD调整达到排放标准后排放大海。海水脱硫工艺一般适用于靠海边、扩散条件较好、用海水作为冷却水、燃用低硫煤的电厂。海水脱硫工艺在挪威比较广泛用于炼铝厂、炼油厂等工业炉窑的烟气脱硫，先后有20多套脱硫装置投入运行。近几年，海水脱硫工艺在电厂的应用取得了较快的进展。此种工艺最大问题是烟气脱硫后可能产生的重金属沉积和对海洋环境的影响需要长时间的观察才能得出结论，因此在环境质量比较敏感和环保要求较高的区域需慎重考虑。

电子束法脱硫工艺

该工艺流程有排烟预除尘、烟气冷却、氨的充入、电子束照射和副产品捕集等工序所组成。锅炉所排出的烟气，经过除尘器的粗滤处理之后进入冷却塔，在冷却塔内喷射冷却水，将烟气冷却到适合于脱硫、脱硝处理的温度（约70℃）。烟气的露点通常约为50℃，被喷射呈雾状的冷却水在冷却塔内完全得到蒸发，因此，不产生废水。通过冷却塔后的烟气流进反应器，在反应器进口处将一定的氨水、压缩空气和软水混合喷入，加入氨的量取决于SOx浓度和NOx浓度，经过电子束照射后，SOx和NOx在自由基作用下生成中间生成物硫酸（H2SO4）和硝酸（HNO3）。然后硫酸和硝酸与共存的氨进行中和反应，生成粉状微粒（硫酸氨(NH4)2SO4与硝酸氨NH4NO3的混合粉体）。这些粉状微粒一部分沉淀到反应器底部，通过输送机排出，其余被副产品除尘器所分离和捕集，经过造粒处理后被送到副产品仓库储藏。净化后的烟气经脱硫风机由烟囱向大气排放。

脱硫工艺范文篇7

一、火电厂烟气脱硫产业化取得重大进展

2005年底，我国建成投产的烟气脱硫机组容量由2000年的500万千瓦上升到了5300万千瓦，增长了近10倍，约占火电装机容量的14%，正在建设的烟气脱硫机组容量超过1亿千瓦。目前，已有石灰石-石膏湿法、烟气循环流化床、海水脱硫法、脱硫除尘一体化、半干法、旋转喷雾干燥法、炉内喷钙尾部烟气增湿活化法、活性焦吸附法、电子束法等十多种烟气脱硫工艺技术得到应用。与国外情况一样，在诸多脱硫工艺技术中，石灰石-石膏湿法烟气脱硫仍是主流工艺技术。据统计，投运、在建和已经签订合同的火电厂烟气脱硫工艺技术中，石灰石-石膏湿法占90%以上。总体看，我国烟气脱硫产业已具备了年承担近亿千瓦装机脱硫工程设计、设备制造及总承包能力。

（一）脱硫设备国产化率已达90%以上。石灰石－石膏湿法烟气脱硫工艺中的关键设备，如浆液循环泵、真空皮带脱水机、增压风机、气气换热器、烟气挡板等，国内已具备研发和生产加工能力。如石家庄泵业有限公司生产的系列脱硫浆液循环泵已应用于96个脱硫工程；成都电力机械厂生产的脱硫增压风机已应用于100个脱硫工程；上海锅炉厂生产的气气换热器已应用于60个脱硫工程。从设备采购费用看，石灰石-石膏湿法脱硫工艺技术设备、材料国产化率达到90%左右，部分烟气脱硫工程国产化率超过了95%，其它工艺技术的设备国产化率大于90%。

（二）烟气脱硫主流工艺技术拥有自主知识产权。通过自主研发和引进、消化吸收再创新，我国已拥有了30万千瓦级火电机组自主知识产权的烟气脱硫主流工艺技术，并经过了一年以上的工程实践检验。如苏源环保工程股份有限公司研发的具有自主知识产权的石灰石-石膏湿法烟气脱硫技术，已成功应用于太仓港环保发电有限公司二期2×300MW烟气脱硫工程；北京国电龙源环保工程有限公司在引进德国技术基础上消化、吸收和再创新，拥有了自主知识产权的石灰石－石膏湿法烟气脱硫技术，并成功应用于江阴苏龙发电有限公司三期2×330MW烟气脱硫工程。以上两个工程项目经过一年多的实际运行检验，并通过了工程后评估，专家认为两公司拥有自主知识产权的烟气脱硫工艺技术都具有成熟、可靠、适用性强的特点，达到了国际先进水平。其它工艺技术我国大多也拥有自主知识产权，只是应用于机组容量20万千瓦及以下火电机组，有些刚刚投运或正在施工建设，有待实践检验。

（三）具备烟气脱硫工程总承包能力。截止2005年底，具备一定技术、资金、人员实力，且拥有10万千瓦及以上机组烟气脱硫工程总承包业绩的公司近50家；其中，合同容量超过200万千瓦装机的公司有17家，超过1000万千瓦装机的公司有7家。北京国电龙源环保工程有限公司总承包合同容量达到了2471万千瓦。

（四）脱硫工程造价大幅度降低。由于烟气脱硫设备国产化率大幅度提高及市场竞争等因素，烟气脱硫工程造价大幅降低，如30万千瓦及以上新建火电机组的烟气脱硫工程每千瓦造价已由最初的1000多元（人民币，下同）降到目前的200元左右。20万千瓦及以下现有火电机组的烟气脱硫工程每千瓦造价也降至250元以下。

二、存在的主要问题

（一）烟气脱硫技术自主创新能力仍较低。截止目前，我国只有少数脱硫公司拥有30万千瓦及以上机组自主知识产权的烟气脱硫技术，大多数脱硫公司仍需采用国外技术，而且消化吸收、再创新能力较弱。采用国外技术，要向国外公司支付技术引进费和技术使用费。据初步测算，已向国外公司支付技术引进费约3.2亿元，技术使用费约3亿元。

（二）脱硫市场监管急需加强。近几年，由于脱硫市场急剧扩大，一批从事脱硫的环保公司如雨后春笋般诞生。但行业准入缺乏监管，对脱硫公司资质、人才、业绩、融资能力等方面无明确规定，脱硫公司良莠不齐，一些脱硫公司承建的烟气脱硫工程质量不过关。另外，对烟气脱硫工程招投标的监管不到位或监管不力，部分工程招投标存在走过场现象。

（三）部分脱硫设施难以高效稳定运行。据业内人士反映，目前已建成投产的烟气脱硫设施实际投运率不足60%，减排二氧化硫的作用没有完全发挥。主要原因：一是有些脱硫公司对国外技术和设备依赖度较高，没有完全掌握工艺技术，系统设计先天不足，个别设备出现故障后难以及时修复；二是部分老电厂的脱硫电价政策没及时到位；三是环保执法不严，对脱硫设施日常运行缺乏严格监管或监管不到位；四是部分电厂为获经济利益，故意停运脱硫设施。

三、建议

（一）加大脱硫技术自主创新力度。国家加大资金投入，支持烟气脱硫的自主创新。对于引进的脱硫技术，创新的重点是降低工程造价和降低系统能源消耗。对于原始创新的，特别是已完成5万千瓦及以上机组试验工程的脱硫技术，创新的重点是适用于更大装机容量的脱硫技术。对于已有工程业绩的脱硫技术，创新的重点是副产品的有效利用和完全处置。对于关键设备，创新的重点是提高设备可靠性和使用寿命。

脱硫工艺范文篇8

影响甲醇与联醇生产工艺的因素有很多，以下从脱硫效率低下、气体带氨问题、合成控制问题等方面出发，对于影响甲醇与联醇生产工艺的因素进行了分析。1.1脱硫效率低下。脱硫效率低下极大程度上影响到了甲醇和联醇的生产效率。众所周知几个脱硫问题的因素不仅仅会对生产设备造成较为严重的腐蚀，并且在严重的情况下还有可能会出现甲醇铜基触媒中毒。其次，甲醇与联醇生产企业为了能够将脱硫问题作为工艺控制重点，则需要在此基础上进一步的严格把好三关。与此同时，受到脱硫效率低下的影响，需要化工企业的进厂原料硫含量都无法控制在1%以下，并且受到其粗脱工序不完善的影响，在这一过程中诸如氨水催化、拷胶、ADA、活性炭、PDS等方法的脱硫均无法稳定超过95%的脱硫率，最终极大程度影响到了整体的生产效率[1]。1.2气体带氨问题。气体带氨问题带来的影响是全局性的。通常来说在原料气中当氨含量超过了50~100ppm时，会导致生产原料中的铜触媒活性下降20%，最终极大程度上的影响到了粗醇的实际质量。因此，在这一前提下企业应当进一步加大对于气体中的氨含量的控制力度。其次，因为甲醇合成塔是合成甲醇的关键设备，因此当设备本身存在问题时，则会导致床层轴的径向温差变大，并且温度变得更加难以控制。与此同时，超温和垮塔现象的出现还会导致热点下移速度快，其最终的结果就是触媒利用率降低和使用寿命的缩短，极大程度影响了化工企业整体的生产效率[2]。1.3合成控制问题。合成控制问题多表现在化工企业的合成控制手段具有较多局限性上。一般而言，合成问题主要表现在了开停车次数多和阀门开关幅度大以及劳动强度太大上。因此，在这一前提下我们可以发现理想的甲醇合成塔应当具备均衡的床层温度，从而能够在此基础上更加及时地移走热量和阻力小的特性，最终可以使得铜基触媒低温高活性的优势得到充分发挥，并且通过及时采出高级烷烃及中间馏分以提高产品纯度，最终能够切实的保证产品的高质量[3]。

2甲醇与联醇生产工艺优化措施

甲醇与联醇生产工艺优化措施应当具有合理性，以下从合理选择生产设备、改进生产技术、合理控制醉氨比等方面出发，对甲醇与联醇生产工艺优化措施进行了分析。2.1合理选择生产设备。甲醇与联醇生产工艺优化的第一步是合理选择生产设备。企业在合理选择生产设备的过程中首先应当选择可以增加精脱硫、合成塔、精馏塔效率的设备，从而能够让整个甲醇与联醇的生产过程的投资更低并且见效快,最终达到投资回收期短的效果。其次，企业在合理选择生产设备的过程中还应当考虑到合成氨系统串联并且相互牵制因素多，在这一过程中其本身的触媒使用寿命短并且造成了产品质量降低的情况。因此只有使联醉生产顺利进行，才能够在此基础上尽可能的获取更多的经济效益。与此同时，企业在合理选择生产设备的过程中应当针对气体在塔内流程长并且转向多、阻力大、铜触媒导热性差等问题，有针对性的选择可以解决这些问题的生产设备，最终显著的提升甲醇与联醇生产效率。2.2改进生产技术。甲醇与联醇生产工艺优化的关键是改进生产技术。企业在持续改进生产技术的过程中首先应当着眼于研制出新型低温脱硫剂和新型甲醇合成塔，并且坚持不懈的引进先进的低压甲醉工艺，从而能够在此基础上使甲醇与联醇工业可以向着中、低压合成,能量综合利用方向发展（图1）。其次，企业在持续的改进生产技术的过程中还应当考虑到申醇生产能力受合成氨生产所制约的影响，故应当将生产工艺改进的重点放到提升工艺的使用效率和使用安全上，最终能够在此基础上建立以甲醇合成塔为中心的系统性生产流程与工艺。2.3合理控制醉氨比。甲醇与联醇生产工艺优化离不开对于醉氨比的合理控制。企业在合理控制醉氨比的过程中首先应当清醒的认识到只有选择适当的醉氨比才能够确保醇和氨生产效益最大化。其次，企业在合理控制醉氨比的过程中还应当将改变醉氨比作为改变产量结构、提高经济效益的重要手段。与此同时，企业在合理控制醉氨比的过程中还应当考虑到系统的氨碳平衡和醉氨比的选择，并且通过增加脱碳装置,来确保醉、氨产量生产更加灵活，最终显著提升甲醇与联醇生产工艺的经济效益与社会效益。

3结语

综上所述，随着甲醇和联醇作为化工材料应用领域的持续扩展，在这一过程中其整体的市场需求日趋上升。故化工企业为了能够更好的提高经济效益,则应当在此基础上对其生产工艺进行进一步的优化，最终能够在此基础上有效的解决甲醇与联醇生产工艺方面所存在各项问题。

参考文献：

[l]汤太恒.河南化工[J].2015,(10):5~8.

[2]张文效.山西化工[J].2014,(2):15~17.

脱硫工艺范文篇9

【关键词】新型干法水泥；节能减排；脱硫方案

在新型干法水泥生产期间，水泥窑窑尾废气中的二氧化硫等是主要污染物，该气体主要来源于染料与水泥原料之间的含硫化合物。在我国可持续发展理念的影响下，相关人员必须要充分认识到当前水泥生产中的要求，探索节能减排技术的有效手段，争取能够提高新型干法水泥生产的环境效益。

1新型干法水泥节能减排技术的设计思路

在新型干法水泥生产期间，所使用的硫化物大部分为白铁矿与黄铁矿，其中还存在一定量的单硫化物，这些物质在生产期间会随着温度的升高而释放一定量的气体，例如当温度上升至600℃后，会因为氧化作用影响而形成二氧化硫，主要发生在第2级与第3级的旋风筒中。若原料中挥发性硫的含量较高，在预热期间会快速逃逸预热器，此时因为缺乏活性氧化钙反应，或者生料磨难以将其完全去除，则会产生二氧化硫排放。结合现有的生产经验可知，分解炉内新生成的氧化钙活性较高，能够有效吸收烟气中的二氧化硫，因此新型干法水泥生产工艺中本身就具有一定的脱硫功能；若废气用于烘干原材料[1]。废气中的二氧化硫还会在原料磨中被进一步吸收，但是需要注意的是，当温度小于等于600℃的情况下，碳酸钙对二氧化硫的吸收率要明显低于氧化钙，在上面两级预热器中，碳酸钙的分解率较低，并且在高温部位带上的氧化钙很少，再加之排放前的停留时间短，因此对二氧化硫的吸收率较低，这是造成污染的重要原因[2]。

2新型干法水泥生产节能减排技术的实施路径

2.1工艺原理介绍。为了能够达到新型干法水泥节能减排的目的，本文决定采用石灰石-石膏法脱硫工艺，该工艺选择碳酸钙为脱硫剂，在吸收塔内部，吸收溶液与烟气之间充分混合，并且其中的二氧化硫能与溶解中的碳酸钙产生化学反应，最终二氧化硫被充分去除，并反应生成大量的石膏化合物。在这个过程中，二氧化硫处理的化学反应过程为：2O2.2系统构成。本文所介绍的脱硫系统主要包括氧化系统、吸收塔系统、抽烟系统以及吸收剂制备系统、电气控制系统等。2.3工艺流程。该系统的基本工艺流程为：烟气在经过吸收塔之后，吸收塔采用了逆流喷淋结构，实现了氧化与吸收功能，其中在上部位置为吸收区、下部位置为氧化区，烟气在经过除尘之后，烟气会与喷淋系统的循环浆液直接接触。在负荷较小的情况下，可以选择停运一层喷淋层，此时系统能够维持相对稳定的液气比，并发挥脱硫效果。在吸收区上侧装置除雾器，除雾器的主要功能是清除烟气中的水分，在吸收二氧化硫之后，浆液进入到循环氧化区，并在循环氧化区内反应化学反应后，生成的溶液经过浓缩之后会直接进入到脱硫副产品系统，最终经过脱水等处理后形成石膏。系统工艺流程的具体结构如图1所示。

3对工艺流程的描述

3.1石灰石浆液制备系统。在将＜45μm的石灰石粉送至粉仓之后，经叶轮给料机，将石灰石粉卸到浆液中，并加入工艺水，配置成为30%的石灰石浆液，之后将石灰石浆液泵送至循环泵入口位置。3.2烟气系统。从窑尾废气排风机排放出来的烟气会在风管的指引下传送至FGD系统中。此时烟气在经过脱硫烟气挡板之后制剂进入吸收塔内部，并与喷淋浆液之间逆流接触，使烟气中的二氧化硫快速被浆液吸收。在这个过程中，烟气的温度会明显下降，在经过脱硫等一系列处理后，烟气会经过风管最终被排放到大气中。在上述处理环节，为确保能够顺利的将FGD系统与窑尾的烟气分离开，需要在烟气系统中设置若干个挡门板，分别承担起脱硫烟气与旁路的遮挡作用。在脱硫系统正常运行的情况下，旁路挡板处于关闭状态，另一个挡板开启，此时烟气会经过脱硫烟气挡板进入到吸收塔中并参与完成化学反应。而在异常情况下，旁路挡板会启动，而脱硫烟气挡板自动关闭。3.3吸收与氧化系统。作为石灰石-石膏法脱硫系统的核心结构，吸收氧化系统的主要部件包括喷淋系统、吸收塔、浆液循环泵系统等。在该系统中，当浆液从吸收塔底部位置，经循环泵进入至吸收塔上部位置进行喷淋，此时会与烟气逆流接触并出现化学反应，由此可以吸收烟气中的二氧化硫，在反应生成的碳酸钙在吸收塔底部位置，经过循环浆液池内部后会因为氧化风机作用影响而被空气强氧化。最后石膏浆液会经过专门的摆放泵排出，由专门的副产品处理系统处置。在经过脱硫之后，烟气会通过除雾器携带水滴，采用两级除雾器采用屋脊式的布置方法，均匀布置在吸收塔的顶部位置，两级除雾器通过工艺水冲洗，这个冲洗过程是在系统程序的引导下自动完成的。吸收塔采用了钢制塔体并内衬防腐蚀材料构成的，内部设置了三层喷淋结构，每个喷淋结构分别由喷嘴、支管以及母管等构成。三层喷淋结构中分别设置了三台浆液循环泵，循环泵采用智能化控制方法，能够按照新型干法水泥生产中的二氧化硫排放量来调整运行速率。其中的重要数据标准为：当二氧化硫的浓度为1200mg/Nm3时，三层喷淋系统全部开始运行；而当吸收塔的二氧化硫浓度不足800mg/Nm3时，会停运一层喷淋系统，不仅不会影响二氧化硫处理效果，也能减少能耗。3.4副产品处理系统。该系统的副产品处理系统可以分为两部分，分别为真空皮带过滤、旋流器等。当吸收塔排除石膏浆液之后，将会直接泵送入旋流器进行浓缩处理；浓缩之后的浆液进入真空皮带过滤机进行脱水，这样就能获得含水量较低的石膏。此时将石膏存放在一旁运输即可。3.5工艺水系统。工艺水系统主要包括设备冷却水、塔前喷淋水、制浆系统补水、氧化空气冷却等构成。一般工艺水系统水源为厂区供水，在系统上可设置一台工艺水箱与水泵，配合除雾器冲洗水泵，就可以构成一个完整的工艺水系统。

4系统效益评价

在按照上文方法构建石灰石-石膏法脱硫工艺处理系统之后，该系统的装置入口工况烟气量为850000m3/h，脱硫效率≥92%，满足新型干法水泥节能减排生产要求，具有良好的经济效益，该系统的主要技术指标如表1所示。同时对该方法的经济效益进行评价后，判断该系统每吨熟料脱硫成本在2.20～2.50元左右，在考虑风机电耗等因素影响后，计算出每吨熟料脱硫的最终成本约为3.30～3.50元，经济效益可观。因此，认为该系统的主要技术特征表现为：⑴具有较高的脱硫效率，系统构成简单并且运行稳定性高；⑵副产品可作为水泥缓凝剂，最大程度上减少二次污染的产生；⑶系统的占地面积更小，且运行流程更加科学合理；⑷通过进行计算机模拟现场设计，有助于进一步优化系统的运行功能；⑸通过实现烟气流速的量化适中化设计，能够使烟气在最短时间内达到脱硫系统中，节能效果更明显。

5结语

本文介绍了一套石灰石-石膏法脱硫工艺脱硫系统，该系统能够满足新型干法水泥生产节能减排要求，具有显著的技术优势，其运行成本低、脱硫效率高，具有显著的技术优势，对于复杂工况下的新型干法水泥生产都有借鉴价值，因此应该进一步推广。

【参考文献】

[1]柴进.新型干法水泥熟料生产过程节能减排技术应用研究[J].四川水泥,2018(09):1.

脱硫工艺范文篇10

1电气控制系统的组成及其主要功能

1．1电气控制系统的组成

1．1．1控制系统电源供电回路该回路的电源有AC220V和DC220V等多种。

1．1．2保护回路。保护回路的供电电源有交流220、36V和直流220、24V等多种选择，它通过微型断路器、熔断器、接触器、热继电器、合闸线圈、分励线圈、失压线圈、整流、稳压组件等保护装置组成相应回路来对电气设备和线路进行短路、过载和失压等各种保护。

1．13信号回路。该回路通过不同颜色的信号指示灯，不同声响的音响设备来及时显示或反映设备和线路是否处在正常工作状态。

1．1．4自动与手动问路。脱硫系统中由于电气设备布置位置距离远、数量多，一般都设置自动控制环节来达到节能增效的效果，不过为了能够在安装、调试及紧急事故的处理中，更加灵活、便捷，一般都会在控制线路中设置手动控制环节，然后通过转换开关等来实现自动与手动方式的转换。

1．1．5制动停车回路。该回路可以通过切断电动机回路的供电电源，并采取相应的一些制动措施，使电动机能够迅速停车。制动方式可以是能耗制动、电源反接制动，倒拉反接制动和再牛发电制动等。

1．1．6自锁及闭锁同路。自锁回路能够在启动按钮松开后，通过将接触器的动合触点串联在线圈电路中来保持线路通电，从而使相应的电气设备能够继续工作。闭锁回路一般用在拥有两台或两台以上的电气装置时，为了能够保证设备安全可靠的运行或者出于节约能源以及艺要求等考虑只允许其中一台或一部分电机通电启动，一般可以通过将两个接触器的动断触点分别串联在对力钱圈电路中来实现。

1．2电气控制系统的主要功能

在脱硫系统中要实现对整个工艺过程的实时监视和控制，就必须使电气控制系统拥有以中国新技术新产品下功能：

1．2．1自动控制功能。由于断路器的体积比较大，断合开关时需要耗费大量的人工，而且也无法达到及时、快速、便捷反应的要求，故一般都需要采用操作系统来自动控制分、合闸，从而实现对电气设备的控制。

1．2．2监视功能。电气设备是否带电，是否处在正常运行状态，我们无法仅凭肉眼观测到，在控制系统中安装监视设备(如指示灯)使得操作员能及时直观的明白线路的运行状况，利于对设备的调节以及提高对人身安全的保障。

1．2．3保护功能。电气设备在运行过程中不可避免的会发生一些故障，如电流(一或电压)超过电气设备正常运行的允许值，这就要求控制系统能够在检测到这类故障信号后及时做出相应的保护动作，如将电气设备或线路及时断开切换等。

1．2．4测量功能。为能够对电动机或者线路进行实时控制，就需要将更多的参数(如电流、电压、频率、功率、转速等)送入处理器进行分析判别，然后做出动作反应，这就需要在控制系统中安装各类测量元器件来实现对设备的信号采集及传输。

2电气控制系统的设计

2．1电气控制系统设计原则电气控制系统设计直接或间接影响着电气设备的生产运行和操作等方面，完善的控制线路设计是顺利完成电气控制的重要环节。

2．1．1电气控制系统设计要最大限度的满足生产工艺和生产设备对电气控制系统的要求以及经济指标要求。

2．1．2设计要考虑到日后脱硫系统运行的操作简捷、维修方便，更应考虑新技术新材料，从而提高系统的可靠性，延长使用寿命，提高产品的竞争力。

2．1．3设计方案要确保控制系统能够安全可靠的运行，应根据生产机械的要求，选用典型环节，将各个环节有机的结合起来，加以补充优化，整合成所需的控制电路。

2．1．4在做电气控制设计时应当考虑与机械设计相互协调配合。

2．1．5科技进步和设备发展都很快速，所以在控制系统的设计过程中应该充分考虑生产的发展和工艺改进的可能性，并留有一定的余量。

2．2电气控制系统设计步骤

2．2．1拟定设计任务书，根据工程的实际情况和要求签订技术协议，作为设计的依剧以及工程结束时验收的标准。

2．2．2根据工艺要求选择电动机，主要考虑其类型、结构形式、容量、额定电压与额定转速。

2．2．3确定电力拖动方案，根据相应的生产工艺的要求确定电动机的类型数量；根据电机的容量和负载特l生考虑其启动方式；根据电动机的工作制决定是否需要设置过载保护或过电流控制措施以及必要的联锁。

2．2．4根据电动机的启停、调节、保护要求和工艺的要求选择控制方式，如继电接触器控制、PLC控制、DCS分散控制、计算机网络控制等。

2．2．5根据工艺要求设置短路保护、位置保护、过电压电流保护及其他必要的电气保护。

2．2．6选择控制系统用的优质元器件并编制出明细表。

2．2．7设计电气设备的施工图。

2．2．8编制设僦明书和使用说明书。

3电气控制系统的运行和管理