脱硫实验报告Word格式.docx
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中SO2含量的测定由气体在线监测仪测定。
2)不同工艺条件对废气脱硫的影响。
实验过程中,通过改变二氧化硫浓度、固液比等工艺条件,观察反应温度的变化及分析其对脱硫率的影响,进而找到最佳脱硫工艺参数。
三、实验装置与试剂
1.装置与流程
在配浆槽中按一定固液比配好的浆液由吸收液计量输送泵打入1级吸收反应器中,注满后通过溢流,浆液进入2级吸收反应器,最后进入3级吸收反应器,而二氧化硫气体则首先从3级吸收反应器进入,待反应后的尾气再进入2级吸收反应器中继续反应,最后经过1级吸收反应器反应后的尾气进行排空。
2.仪器
(1)I级脱硫吸收反应器:
Φ1000×
2600,304L,1台,
(2)II级脱硫吸收反应器:
Φ800×
2500,304L,1台,(3)III级脱硫吸收反应器:
Φ750×
2500,304L,1台,(4)吸收液计量泵送装置:
LG-600L,2台,(5)吸收浆液配置器:
Φ1200×
XX×
1000,1台,(6)搅拌器:
1.5kW,3台,
(7)配浆槽:
1000,2台。
四、实验方法和步骤
(1)按照实验装置图检查各级反应器连接阀门是否开启,搅拌装置是否正常,气体通气是否正常。
(2)将吸收剂与水在配浆槽内以实验需要的固液比配成吸收浆液。
(3)开启计量输送浆液泵将配置好的浆液计量送入I级吸收反应器中,待其注满后将溢流进入II级吸收反应器,最后溢流到III级反应器直到注满整个反应器,各级反应器待浆液体积达到一定值,开启吸收反应器配套的搅拌器。
并设置适当的搅拌速度。
(4)启动二氧化硫发生器,将设定好浓度的二氧化硫气体计量送入III级吸收反应器中,反应后的尾气再分别进入II级吸收反应器及I级反应器,最后排空。
气体与液体为逆流方式进行。
(5)在吸收反应器中,二氧化硫与吸收剂充分接触反应,模拟废气被净化达标后排空,同步记录各级吸收反应器进出口二氧化硫浓
度。
(6)通过改变二氧化硫浓度、固液比等工艺条件,考察其对各级反应器烟气脱硫效果的影响,寻求最佳烟气脱硫工艺参数,记录各反应条件下各级吸收反应器中温度的变化。
(7)进行实验数据分析,撰写实验报告。
五、数据记录与分析
(1)数据记录
实验过程中,主要记录各级反应器的二氧化硫进出口浓度。
实验结果记录表
实验时间实验人员
(2)数据处理
1)二氧化硫的去除率的计算。
公式为:
?
?
(1?
2
)?
100%?
1
其中:
1---各级吸收反应器进口二氧化硫浓度,ppm;
2---各级吸收反应器出口二氧化硫浓度,ppm。
2)最佳工艺参数的确定。
根据以上获得实验数据,绘制二氧化硫去除率与各工艺参数设定的关系,并找到其最佳工艺参数。
六、结果与讨论
(1)从实验结果和绘出的曲线,你可以得出哪些结论?
(2)通过实验,你有什么体会?
对实验有何改进意见?
(3)分析软锰矿脱硫与常规钙基脱硫的优缺点?
篇二:
鲁北脱硫性能试验方案
大唐鲁北发电有限责任公司1、2号机组脱
硝装置性能试验方案
大唐东北电力试验研究所有限公司
二○一五年四月
注意事项
1.本技术方案(报告)的著作权属大唐东北电力试验研究所有限公
司,未经本公司许可,任何单位与个人不得部分复制本方案(报
告)或者擅自公开发表;
2.凡注明了密级的技术方案(报告),任何部门与人员均不得私自
对外提供;
3.本技术方案(报告)一经正式出版,任何涂改均无效;
4.无大唐东北电力试验研究所有限公司技术方案(报告)专用章的
技术方案(报告),不属本公司的正式方案(报告);
5.如有异议,请于收到本方案(报告)之日起15日内向本公司提
出。
密级:
普通商密
质量记录号:
Q/CDT-DBS-HH-×
-XX
编号:
F-032-XX
项目名称:
大唐鲁北发电责任公司1、2号机组脱硫性能考核试验负责单位:
大唐东北电力试验研究所有限公司
委托单位:
大唐鲁北发电责任公司
项目负责人:
王岩
主要参加人员:
孙英浩张好峰苗宇
编写:
初审:
审核:
批准:
目录
1前言...............................................................1
2设备概况...........................................................1
3试验标准...........................................................2
4试验项目及方法.....................................................(转载自:
www.xiaocaOfaNW小草范文网:
脱硫实验报告)25试验项目及进度安排5
6试验条件及要求.....................................................6
7.安全措施..........................................................6
8试验职责分工及组织.................................................7
1前言
大唐鲁北发电有限责任公司隶属于大唐山东发电有限公司,位于山东省滨州市无棣县埕口镇,地处黄河三角洲和环渤海经济圈建设腹地,距国家重点工程—黄骅港20公里,距天津市开发区100公里,南依历史文化名山—碣石山,本期安装为2×
330MW凝汽式汽轮发电机组配2×
1020t/h燃煤锅炉,燃用含硫量小于1%的煤种。
脱硫场地布置在烟囱北侧,面积约为7700m2,长度140m,宽度55m。
两台炉的两套脱硫装置以烟囱中心线镜像对称布置。
根据环保要求及循环经济的模式,建设两套核心技术采用美国SunicCorporation公司(盛尼克公司)提供的“氧化镁”湿法烟气脱硫装置,进行烟气脱硫,该装置在全烟气量脱硫时按燃煤含硫量1.7%的脱硫效率不低于95%设计、施工建设,脱硫副产品供临近的鲁北化工公司进行氧化镁再生同时产生SO2供硫酸生产使用,产生的氧化镁返回
电厂脱硫系统进行循环使用。
受大唐鲁北发电有限责任公司委托,大唐东北电力试验研究所有限公司对1、2号机组脱硫装置进行性能试验,以验证脱硫装置性能指标是否能达到性能保证值,是否达到《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-XX)的相关要求。
2设备概况
2.1设备简介
FGD系统主要由脱硫剂氢氧化镁浆液制备系统、烟气系统、SO2吸收系统、吸收塔排
空系统、脱硫副产品浆液输送和脱水系统、工业水系统、废水处理系统、热控系统、电气系统及杂用和仪用压缩空气系统等组成。
其它还有检修、起吊、消防等设备。
脱硫工程按每台炉1543176m3/h(校核煤种)、烟气温度为120.4℃;
烟气脱硫装置出力按锅炉BMCR工况下,燃用校核煤种进行设计,脱硫装置的最小可调能力与单台炉不投油最低稳燃负荷(55%MCR工况,燃用校核煤种的烟气流量)相适应;
烟气脱硫装置能在锅炉BMCR工况下进烟温度150℃的条件连续运行。
事故状态下,烟气脱硫装置的进烟温度不得超过180℃(全年两次,每次20分钟,仅在锅炉空气预热器故障时)。
当温度达到180℃,全流量的旁路挡板门立即全开。
脱硫系统主要设备有吸收塔、浆液循环泵等。
吸收塔是脱硫系统的核心设备,脱硫
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篇三:
湿法脱硫性能测试报告
山东三融环保工程有限公司技术报告报告编号:
广深沙角B电力有限公司2×
350MW燃煤发电机组1号脱硫系统性能报告
山东三融环保工程有限公司
年四月二○○七
报告编写人:
审核:
批准:
摘要
广深沙角B电力有限公司2×
350MW机组,均采用三融环保引进德国比晓芙公司的石灰石-石膏湿法脱硫技术。
山东三融环境工程有限责任公司于XX年4月23日~4月28日进行了广深沙角B电力有限公司1号脱硫系统性能试验。
性能考核内容包括:
SO2的脱除率(脱硫效率)及出口SO2浓度,烟囱入口净烟气温度和原/净烟气中粉尘含量,水、电、石灰石消耗量等。
试验结果表明:
广深沙角B电力有限公司1号脱硫系统的脱硫效率、净烟气SO2
浓度、净烟气粉尘浓度及净烟气温度均达到了性能保证值,考核合格。
广深沙角B电力有限公司1号脱硫系统的工艺水消耗量、耗电量、石灰石消耗量均达到了性能保证值,考核合格。
?
广深沙角B电力有限公司1号脱硫系统的FGD装置的压力降达到性能保证值,考核合格。
石膏品质由于现有的石灰石达不到设计要求,因此不做石膏品质的分析,等买方提供达到设计要求的石灰石后,在性能试验时再做考核。
前言
脱硫系统包括:
(1)吸收塔系统·
吸收塔本体·
吸收塔循环管线系统·
脉冲悬浮系统·
分析仪表系统·
氧化空气系统·
除雾器系统·
石膏浆液泵系统
(2)烟气系统·
烟道系统·
烟气再热器系统·
增压风机系统·
挡板门密封空气系统(3)石膏脱水及储存系统·
石膏旋流站系统·
真空皮带脱水机系统·
石膏储存及转运系统·
石膏制备回水系统·
废水旋流站系统(4)石灰石浆液制备系统·
石灰石接收和储存系统·
石灰石湿磨制浆系统·
石灰石浆液供给系统(5)公用系统·
工艺水系统
·
冷却水系统·
压缩空气系统(6)浆液排放及收集系统·
事故浆液池系统·
吸收塔排放池系统(7)废水处理系统
山东三融环保工程有限公司于XX年4月23日至XX年4月28日对1号脱硫系统进行了性能试验。
1相关性能保证值
(注:
本节选自买卖双方之间的供货协议)1.1FGD装置出口SO2排放浓度保证
FGD装置出口SO2去除率保证不小于95%,Ca/S=1.03当燃用设计煤种及校核煤种时,确保FGD出口SO2浓度不超过允许最大排放浓度125mg/Nm3(干态、6%氧量)。
在所有运行测试点或当负荷改变时,都应满足这一要求。
注:
1.2FGD装置出口烟尘浓度保证
当燃用设计煤种时,进口烟尘浓度不超过200mg/Nm3时,确保FGD出口烟尘浓度不超过允许最大排放浓度50mg/Nm3。
烟尘浓度包括飞灰、钙盐类以及其它惰性物质(这些物质悬浮在烟气中,标准状态下以固态或液态形式存在),不包括游离态水。
以下保证值基于:
烟气量为111.9126万Nm3/h(实际O2,干基);
SOx(以SO2)浓度为2379.8(煤中含硫量1.06%)mg/Nm3(6%O2,干基);
烟气入口温度为134.5℃;
烟气灰尘含量为<
200mg/Nm3。