电厂脱硫在什么位置，火力发电厂脱硫脱销装置建设

1，火力发电厂脱硫脱销装置建设

这是2个不同的烟气处理装置。脱硝需要在较高的温度（250～350度）下进行，一般设置在除尘器之前，基本原理是采用脱硝催化剂制作成为管状，烟气从管内流过，在烟道外喷入的尿素或者氨水的作用下，与管庄催化剂共同作用，将硝（NOx）还原成为无害的NO2，然后通过后续烟道排入大气；脱硫有多种方式，国内使用量最大的是石灰石-石膏湿法烟气脱硫，需要在较低的温度（50～60度）下进行，并且脱硫后的烟气呈强腐蚀性，因此一般安排在除尘器之后、靠近烟囱的位置，以减少净烟道的长度，减少烟道防腐蚀工程造价。设计、建造这2种装置，需要专门的许可证。

目前国内建设的火力发电厂一般多要求同时建设脱硫和脱销装置，这是两个处理不同元素的装置，脱硫装置出去烟气中的S，脱销装置出去烟气中的N。详细的你在提问。

明火，振动。要熟悉逃生路线和风向指标，防护面具和急救措施。氨气爆炸危害程度还是很厉害的

火力发电厂脱硫脱销装置建设

2，电厂脱硫是在车间里吗

是在车间。脱硫是将煤炭燃烧后烟气中的硫、硝用碱性物质中和掉，属于电厂主车间，即是在车间进行的。电厂是将自然界蕴藏的各种一次能源转换为电能（二次能源）的工厂。

电厂脱硫是在车间里吗

3，电厂中的脱硫脱硝是脱硫在前还是脱硝在前

电厂发电燃烧煤当中会产生废气，其中有硫和硝。大量排入大气会产生污染形成酸雨。所以需要对电厂烟气进行脱硫脱硝处理。电厂烟气处理脱硫脱硝是火力发电厂工程中的一个重要工程程序，指的是处理含硫化合物的一个工程，基本上以处理二氧化硫为主。二氧化硫的治理可分为燃烧前、燃烧中和燃烧后进行三大类。燃烧前是指对燃料进行处理，如洗煤、气化、液化等；燃烧中是指炉内脱硫，如流化床燃烧脱硫、炉内喷钙脱硫、型煤固硫和利用脱硫添加剂等；燃烧后脱硫即指烟气脱硫，目前国内外采用的脱硫技术中，主要采用的方法仍然是烟气脱硫

要看你选择的技术种类是什么：常规来说火电厂都是选择炉外scr脱硝高尘布置+电（袋式或者是电袋）除尘+湿法脱硫，如果是这种组合那么楼上的说的是对的，脱硝是布置在省煤器和空预器之间，除尘布置在空预器和引风机之间，脱硫布置在引风机和烟囱之间。但不排除有例外情况，比如干法脱硫、炉内sncr脱硝技术、炉外scr脱硝低尘布置等等，脱硝和脱硫设施有可能会与常规布置在除尘器的上游或下游相反的位置。还有就是现在为了控制pm2.5，湿式除尘逐渐会推广应用，顺序有可能又不同。不过上述这些情况都属于特殊情况，只是作为一个补充说明，应用最多的还是常规布置顺序。

电厂中的脱硫脱硝是脱硫在前还是脱硝在前

4，电厂脱硫在哪个环节

两种情况,一是传统的煤粉锅炉,脱硫在锅炉静电除尘之后,一般是湿式脱硫;二是新型的循环流化床锅炉,脱硫过程发生在炉膛内,具体的方法是在煤里面掺入石灰石,1050度左右的情况下,石灰石和二氧化硫反应生成亚硫酸钙,变成渣料由排渣口排出.

5，电厂脱硫系统

目前，随着我国电力工业的污染物的国家环保排放标准日益严格，新建及扩建发电厂的要求必须安装脱硫装置。由于近两年电力供应紧张，新建机组迅猛增加，并且机组燃煤供应紧张，电厂燃用煤质较差，基本是输送到什么煤就烧什么煤，基本没有选择低灰份低硫煤的余地，污染相当严重，在新建机组投产的同时，要求配套的脱硫装置也相应投产。由于脱硫装置也就是近两年才大量安装，目前投产的脱硫装置装机容量及台数也不多，总是落后机组安装及投产。脱硫系统目前大部分采用是石灰石石膏湿法脱硫工艺，基本是引进国外技术，由于在短时间内我国大量安装脱硫装置，生产厂家是迅速抢占脱硫市场，没有时间进行总结和技术消化，包括脱硫系统运行和调试方面。现在我国也没有相应的行业标准和国家标准进行指导，每个脱硫工程调试大部分是外方进行指导，试验调试的标准也是采用国外的标准，因此希望我国相应的管理部门尽快出台脱硫系统的相应技术标准。天津大港发电厂 FGD总体设计： FGD入口烟气量1131000Nm3/h（湿烟气） FGD入口SO2浓度≤507ppm FGD入口烟尘浓度≤157mg/ N m3（干烟气） FGD脱硫效率≥95％ FGD入口烟温125℃ 烟囱出口烟气温度≥80℃ 烟囱出口SO2浓度≤25.3ppm 字串1 烟囱出口粉尘浓度≤50.0mg/ Nm3（干烟气）钙硫比1.034 烟气SO2去除量1.45t/h 石灰石耗量2.7t/h 石膏产量4.6t/h 石膏含水量≤10％天津大港发电厂主要设备参数吸收塔：液柱塔 11.9m×7.9m×34.05m（H）吸收塔浆液循环泵：流量4100m3/h，扬程16mH2O 真空皮带脱水机：出力6.9t/h（湿饼），过滤面积为9m2 氧化风机：流量2200 m3/h（湿），两运两备 FGD增压风机；动叶可调轴流式风机，流量1859314 m3/h，静压升4084Pa GGH：回转式，漏风率≤0.5％湿式球磨机；出力5.4t/h，出料细度325目，90％通过。 1 烟气含硫量大于设计值的问题由于目前电厂燃用煤种变化太大，煤的含硫量大于以前脱硫系统设计烟气中的含硫量，脱硫系统无法全部脱硫，只能部分烟气脱硫。由于脱硫系统是处理锅炉部分烟气，因此对脱硫系统烟道出口CEMS显示的浓度值与实际吸收塔烟气脱硫后浓度有一定偏差，吸收塔出口在线监测取样点的位置在旁路原烟气和处理后静烟气的混合位置，此处烟气中的SO2浓度场和温度场分布不均，通过我们测试，当DCS的CRT显示浓度与实际测量段面最大浓度及最低浓度差几倍，由于是旁路烟气和净烟气混合，DCS显示吸收塔出口温度和旁路烟气和净烟气混合，温度显示也可能不正确，需要重新确认温度测点位置。因此在线监测（CEMS系统）显示的数值只能在运行时进行参考，或对在线检测系统（CEMS系统）数值进行系数修正。在以后可能由于煤炭市场的变化，燃煤电厂煤炭供应缓和，这种情况会减少。 2 锅炉开脱硫系统旁路挡板的运行方式目前大部分新建机组及老机组安装脱硫装置时间基本落后机组投产时间，并且现在我国供电紧张，基本是机组全部带负荷，不可能有停炉机会进行脱硫烟风系统调试，脱硫系统的调试及投产也受到相应影响。由于目前脱硫系统设备运行的稳定性不是很好，关旁路投入脱硫系统后发电厂对机组运行的稳定性也不放心，担心脱硫系统运行出现故障时可能造成机组停运。所以大部分机组脱硫调试期间及运行时开旁路挡板运行，防止脱硫系统突然出现故障时，对锅炉炉膛负压产生影响，造成机组跳闸。但这种运行方式会对脱硫系统运行产生一定影响，增压风机动叶或静叶调节风量是根据引风机出口风压、旁路挡板压差、锅炉负荷等信号进行调节，开旁路后由于烟气流向发生一些变化而造成这些反馈信号可能不准，脱硫烟风系统运行会造成以下二种不正常的情况；第一种情况，锅炉的烟气有一部分原烟气走脱硫系统的旁路烟道，脱硫系统进行部分原烟气脱硫，烟气脱硫流向如图1所示。图1 第二种情况；锅炉的原烟气全部走脱硫烟气系统，但有一部分净烟气回流，又进入脱硫增压风机（如图2所示）。这种情况由于净烟气回流增压风机，增加增压风机负荷，并且由于净烟气温度一般温度低（80℃左右），使进入增压风机的烟气温度较低、烟气含湿量大。关旁路挡板运行时一般烟气温度就是锅炉排烟温度，增压风机设计在热端，增压风机一般没有防腐，旁路净烟气回流会造成增压风机的腐蚀。图2 根据以上这两种情况，我们有一个初步设想，在旁路附近和增压前安装一些温度测点，温度测点监控烟气流动方向比压力测点要准确一些。如发生第一种情况，锅炉烟气没有100％通过脱硫系统，有一部分通过旁路烟道，旁路烟道的烟温应与锅炉的排烟温度基本相同，这样我们可调节增压风机动叶或静叶的开度，观察增压风机流量，尽量使其烟气100％通过脱硫系统。如发生第二种情况，净烟气产生回流，旁路烟道的烟温应与锅炉的排烟温度低许多，如果脱硫装置没有GGH，温度更低，这样我们可调节增压风机动叶或静叶的开度，关叶片开度，减少增压风机的流量。开旁路挡板运行，不可避免出现上面两种情况的发生，因此我们估计在旁路挡板位置的烟气温度控制大致110℃左右（如果锅炉排烟温度在130℃），可防止净烟气回流或部分原烟气走旁路，这需要我们进一步做试验加以确认。当然我们也根据经验，通过增压风机的流量及烟道出口在线监测仪表显示SO2的浓度来判断。

莱特莱德为您解答　　电厂烟气脱硫工艺按脱硫剂及脱硫反应产物的状态可分为湿法、干法及半干法三大类。 1、湿法脱硫工艺世界各国的湿法烟气脱硫工艺流程、形式和机理大同小异,主要是以碱性溶液为脱硫剂吸收烟气中的SO2。　　湿法脱硫工艺主要有:石灰石/石灰—石膏法、海水法、双碱法、亚钠循环法、氧化镁法等。　　2、干法脱硫工艺工艺用于电厂烟气脱硫始于20世纪80年代初。　　干法脱硫工艺主要有:荷电干法吸收剂喷射脱硫法、电子束照射法、吸附法等。 3、半干法脱硫工艺工艺融合了湿法、干法脱硫工艺的优点,具有广阔的应用前景。半干法脱硫工艺主要有:喷雾干燥法、循环流化床法、增湿灰循环法、烟道喷射法等。目前烟气脱硫技术以湿法脱硫工艺占主导,同时干法、半干法脱硫工艺也在发展中。

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