电厂脱硫工艺葸国隆.docx

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电厂脱硫工艺葸国隆

电厂脱硫工艺

作者:

葸国隆

目录

摘要3

第一章脱硫工艺的分类及简介4

1.1脱硫工艺的分类4

1.1.1按燃烧分类4

1.1.2按吸收剂分类5

1.2常见工艺简介6

1.2.1石灰石——石膏法烟气脱硫工艺6

1.2.2旋转喷雾干燥烟气脱硫工艺8

1.2.3磷铵肥法烟气脱硫工艺8

1.2.4炉内喷钙尾部增湿烟气脱硫工艺8

1.2.5烟气循环流化床脱硫工艺9

1.2.6海水脱硫工艺9

1.2.7电子束法脱硫工艺10

1.2.8氨水洗涤法脱硫工艺10

第二章电厂脱硫工艺11

2.1工艺过程概述11

2.2各子系统功能12

2.2.1烟气系统12

2.2.2吸收系统13

2.2.3石膏脱水系统15

2.2.4工艺水系统19

2.2.5废水处理系统20

第三章国投伊犁电厂脱硫项目简介22

3.1国投伊犁电厂脱硫DCS系统配置22

3.2国投伊犁电厂脱硫工艺流程及重要控制逻辑22

3.2.1脱硫烟气系统23

3.2.2吸收塔系统24

3.2.3氧化风系统29

3.2.4石灰石粉仓系统32

3.2.5真空脱水系统34

摘要

大气是人类赖以生存的最基本的环境要素。

随着人类生产活动和社会活动的增加，尤其是工业革命以来，煤、石油等化石燃料的燃烧造成SO2、NOx和颗粒物等污染物的排放，使大气质量日趋恶化，已经到达了非治不可的地步。

我国的能源消费结构以煤为主，所以说环境保护形式非常严峻，CO2、SO2、烟尘和氮氧化物等以及由此产生的酸雨（Acidrain，指pH<5.6的降水）对我国的大气环境造成了极大的危害。

对人体健康，SO2污染有广泛、长期、慢性作用的特点，可导致呼吸道等多种疾病，降低人体的免疫功能；对生态环境，酸雨使土壤酸化和贫瘠化，植物生长减慢，湖水酸化，鱼类生长受到抑制；对建筑物和材料，酸雨具有强烈的腐蚀作用，至于对古建筑物等历史文化遗产的损害，则是无法用经济数字来估算的。

由酸雨引起各种破坏造成的经济损失每年达数百亿元，已成为制约我国国民经济持续健康发展的重要因素之一。

且我国是世界环发大会“气候变化框架公约”的签字国，对温室气体排放量承担着国际义务，对SO2污染的控制刻不容缓。

为此，我国于2000年对《大气污染防治法》进行了修订。

这次修订明显加大了大气污染防治力度，规定了数项重大的大气污染防治法律制度和措施，为我国控制酸雨和SO2污染提供了法律依据。

我国不能完全照搬外国大型电站烟气除尘脱硫的方法和技术，必需立足国内，结合国情，研制和开发投资省、运行费用低、技术可靠、具有真正使用价值和推广前景的除尘脱硫一体化设备。

这对缓解我国酸雨和二氧化硫的危害、促进国民经济持续发展具有重大的意义。

关键字：

脱硫、二氧化硫、酸雨、大气污染

第一章脱硫工艺的分类及简介

1.1脱硫工艺的分类

1.1.1按燃烧分类

目前脱硫方法一般可划分为燃烧前脱硫、燃烧中脱硫和燃烧后脱硫3类其中燃烧后脱硫，又称烟气脱硫（Fluegasdesulfurization，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。

1.1.1.1燃烧前脱硫

燃烧前脱硫就是在煤燃烧前把煤中的硫分脱除掉，燃烧前脱硫技术主要有物理洗选煤法、化学洗选煤法、添加固硫剂、煤的气化和液化、水煤浆技术等。

洗选煤是采用物理、化学或生物方式对锅炉使用的原煤进行清洗，将煤中的硫部分除掉，使煤得以净化并生产出不同质量、规格的产品。

微生物脱硫技术从本质上讲也是一种化学法，它是把煤粉悬浮在含细菌的气泡液中，细菌产生的酶能促进硫氧化成硫酸盐，从而达到脱硫的目的；微生物脱硫技术目前常用的脱硫细菌有：

属硫杆菌的氧化亚铁硫杆菌、氧化硫杆菌、古细菌、热硫化叶菌等。

添加固硫剂是指在煤中添加具有固硫作用的物质，并将其制成各种规格的型煤，在燃烧过程中，煤中的含硫化合物与固硫剂反应生成硫酸盐等物质而留在渣中，不会形成SO2。

煤的气化，是指用水蒸汽、氧气或空气作氧化剂，在高温下与煤发生化学反应，生成H2、CO、CH4等可燃混合气体（称作煤气）的过程。

煤炭液化是将煤转化为清洁的液体燃料（汽油、柴油、航空煤油等）或化工原料的一种先进的洁净煤技术。

水煤浆（CoalWaterMixture，简称CWM）是将灰份小于10%，硫份小于0.5%、挥发份高的原料煤，研磨成250~300μm的细煤粉，按65%~70%的煤、30%~35%的水和约1%的添加剂的比例配制而成，水煤浆可以像燃料油一样运输、储存和燃烧，燃烧时水煤浆从喷嘴高速喷出，雾化成50~70μm的雾滴，在预热到600~700℃的炉膛内迅速蒸发，并拌有微爆，煤中挥发分析出而着火，其着火温度比干煤粉还低。

　　燃烧前脱硫技术中物理洗选煤技术已成熟，应用最广泛、最经济，但只能脱无机硫；生物、化学法脱硫不仅能脱无机硫，也能脱除有机硫，但生产成本昂贵，距工业应用尚有较大距离；煤的气化和液化还有待于进一步研究完善；微生物脱硫技术正在开发；水煤浆是一种新型低污染代油燃料，它既保持了煤炭原有的物理特性，又具有石油一样的流动性和稳定性，被称为液态煤炭产品，市场潜力巨大，目前已具备商业化条件。

　　煤的燃烧前的脱硫技术尽管还存在着种种问题，但其优点是能同时除去灰分，减轻运输量，减轻锅炉的沾污和磨损，减少电厂灰渣处理量，还可回收部分硫资源。

1.1.1.2燃烧中脱硫

早在上世纪60年代末70年代初，炉内喷固硫剂脱硫技术的研究工作已开展，但由于脱硫效率低于10%～30%，既不能与湿法FGD相比，也难以满足高达90%的脱除率要求。

一度被冷落。

但在1981年美国国家环保局EPA研究了炉内喷钙多段燃烧降低氮氧化物的脱硫技术，简称LIMB，并取得了一些经验。

Ca/S在2以上时，用石灰石或消石灰作吸收剂，脱硫率分别可达40%和60%。

对燃用中、低含硫量的煤的脱硫来说，只要能满足环保要求，不一定非要求用投资费用很高的烟气脱硫技术。

炉内喷钙脱硫工艺简单，投资费用低，特别适用于老厂的改造。

1.1.1.3燃烧后脱硫----烟气脱硫

燃煤的烟气脱硫技术是当前应用最广、效率最高的脱硫技术。

对燃煤电厂而言，在今后一个相当长的时期内，FGD将是控制SO2排放的主要方法。

目前国内外火电厂烟气脱硫技术的主要发展趋势为：

脱硫效率高、装机容量大、技术水平先进、投资省、占地少、运行费用低、自动化程度高、可靠性好等。

后面将会着重介绍烟气脱硫中的石灰石------石膏法烟气脱硫系统。

1.1.2按吸收剂分类

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、干法和半干（半湿）法。

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。

干法FGD技术的脱硫吸收和产物处理均在干状态下进行，该法具有无污水废酸排出、设备腐蚀程度较轻，烟气在净化过程中无明显降温、净化后烟温高、利于烟囱排气扩散、二次污染少等优点，但存在脱硫效率低，反应速度较慢、设备庞大等问题。

半干法FGD技术是指脱硫剂在干燥状态下脱硫、在湿状态下再生（如水洗活性炭再生流程），或者在湿状态下脱硫、在干状态下处理脱硫产物（如喷雾干燥法）的烟气脱硫技术。

特别是在湿状态下脱硫、在干状态下处理脱硫产物的半干法，以其既有湿法脱硫反应速度快、脱硫效率高的优点，又有干法无污水废酸排出、脱硫后产物易于处理的优势而受到人们广泛的关注。

按脱硫产物的用途，可分为抛弃法和回收法两种。

1.2常见工艺简介

1.2.1石灰石——石膏法烟气脱硫工艺（燃烧后湿法脱硫）

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。

湿法脱硫工艺流程图

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%。

系统组成：

（1）石灰石储运系统

（2）石灰石浆液制备及供给系统

　　（3）烟气系统

　　（4）SO2吸收系统

　　（5）石膏脱水系统

　　（6）石膏储运系统

　　（7）浆液排放系统

　　（8）工艺水系统

　　（9）压缩空气系统

　　（10）废水处理系统

　　（11）氧化空气系统

　　（12）电控制系统

技术特点

（1）吸收剂适用范围广：

在FGD装置中可采用各种吸收剂，包括石灰石、石灰、镁石、废苏打溶液等；

（2）燃料适用范围广：

适用于燃烧煤、重油、奥里油，以及石油焦等燃料的锅炉的尾气处理；

　　（3）燃料含硫变化范围适应性强：

可以处理燃料含硫量高达8%的烟气；

　　（4）机组负荷变化适应性强：

可以满足机组在15～100%负荷变化范围内的稳定运行；

　　（5）脱硫效率高：

一般大于95%，最高达到98%；

　　（6）专利托盘技术：

有效降低液/气比，有利于塔内气流均布，节省物耗及能耗，方便吸收塔内件检修；

　　（7）吸收剂利用率高：

钙硫比低至1.02～1.03；

　　（8）副产品纯度高：

可生产纯度达95%以上的商品级石膏；

　　（9）燃煤锅炉烟气的除尘效率高：

达到80%～90%；

　　（10）交叉喷淋管布置技术：

有利于降低吸收塔高度。

推荐的适用范围

（1）200MW及以上的中大型新建或改造机组；

（2）燃煤含硫量在0.5～5%及以上；

　　（3）要求的脱硫效率在95%以上；

　　（4）石灰石较丰富且石膏综合利用较广泛的地区

1.2.2旋转喷雾干燥烟气脱硫工艺（燃烧后湿法脱硫）

　　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。

1.2.3磷铵肥法烟气脱硫工艺（燃烧后湿法脱硫）

　　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。

1.2.4炉内喷钙尾部增湿烟气脱硫工艺（半干法脱硫）

　　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。

1.2.5烟气循环流化床脱硫工艺（燃烧后干法脱硫）

　　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摩擦，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。

1.2.6海水脱硫工艺（燃烧后湿法脱硫）

　　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。

1.2.7电子束法脱硫工艺（燃烧后湿法脱硫）

　　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）SO4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。

1.2.8氨水洗涤法脱硫工艺（燃烧后湿法脱硫）

　　该脱硫工艺以氨水为吸收剂，副产硫酸铵化肥。

锅炉排出的烟气经烟气换热器冷却至90~100℃，进入预洗涤器经洗涤后除去HCI和HF，洗涤后的烟气经过液滴分离器除去水滴进入前置洗涤器中。

在前置洗涤器中，氨水自塔顶喷淋洗涤烟气，烟气中的SO2被洗涤吸收除去，经洗涤的烟气排出后经液滴分离器除去携带的水滴，进入脱硫洗涤器。

在该洗涤器中烟气进一步被洗涤，经洗涤塔顶的除雾器除去雾滴，进入脱硫洗涤器。

再经烟气换热器加热后经烟囱排放。

洗涤工艺中产生的浓度约30%的硫酸铵溶液排出洗涤塔，可以送到化肥厂进一步处理或直接作为液体氮肥出售，也可以把这种溶液进一步浓缩蒸发干燥加工成颗粒、晶体或块状化肥出售。

第二章电厂脱硫工艺

2.1工艺过程概述

整个FGD工艺系统分为以下七个子系统：

烟气系统、吸收系统、石膏脱水系统、回流水系统、石灰石浆液配制系统、工艺水和压缩空气系统和废水处理系统。

由锅炉引风机（IDF）排出的原烟气经动叶可调增压风机（BF）增压后从塔体的下部进入吸收塔，与布置在塔上部的三个喷淋层喷出的循环吸收浆液形成逆向接触吸收，吸收了烟气中有害成分（主要是SO2、HCl、HF和飞灰）的浆液被收集在塔底的反应罐体中，净化后的烟气继续向上流经布置在塔顶的除雾器（ME），净烟气中夹带的液滴在除雾器中被除去。

饱和低温净烟气经净烟气挡板、旁路烟道和FGD系统出口烟道交汇处的公共出口烟道进入烟囱，排至大气。

在锅炉引风机出口与烟囱之间的旁路烟道上设置有旁路挡板门，当FGD系统正常运行时旁路挡板门关闭，FGD系统处理锅炉100%的排烟。

当增压风机停运、旁路挡板门开启时，FGD系统被旁路，锅炉排放的原烟气经旁路烟道直接进入烟囱。

吸收塔反应罐除了汇集下落的循环吸收浆液外，循环浆液吸收SO2形成的亚硫酸盐的氧化、中和以及石膏结晶析出等反应大部分发生在反应罐中。

反应罐上部布置了分隔器和氧化空气布气管，使反应罐的上部成为氧化区，下部为中和区。

在中和区底部悬挂有脉冲悬浮喷管，起搅拌悬浮吸收浆液作用。

反应罐四周还布置有三台吸收塔循环泵、石膏排浆泵和脉冲悬泵各2台。

在反应罐中脱硫生成的石膏用石膏排浆泵送至脱水系统，石膏脱水系统为两个吸收塔的公用系统。

石膏排浆泵馈送出的石膏浆液先进入一级脱水装置－水力旋流分离站，石膏浆液的浓度从10～15wt%浓缩至50wt%左右，旋流站底流（浓浆）直接进入二级脱水装置－真空皮带脱水机，经真空皮带脱水机脱水后可获得含自由水≯10%的脱硫石膏。

脱硫石膏经石膏输送带进入石膏储存仓。

通常，旋流站溢流稀浆流入回流水箱，也可以返回吸收塔。

回流水箱中的回流水主要用作配制石灰石浆液，另有定量回流水经废水旋流站进一步减少废水中的固体物后送往废水处理车间，经处理达标后排放。

脱硫所需的石灰石粉外购，经密封罐车运至脱硫岛。

在该脱硫岛中设置了2个石灰石粉仓，每个粉仓设计有2个锥形下料口。

每个下料口都设置了一套输送和计量装置。

粉仓中的石灰石粉经手动插板门、旋转给粉机和皮带称重给分粉机送入石灰石浆罐。

同时，经调节回路控制的回收水或工业水也送入石灰石浆罐，自

动配制成浓度为30wt%的石灰石浆液。

石灰石浆液通过调节回路，按化学计量比，经石灰石浆泵、调节阀送入吸收塔反应罐中和区。

FGD系统所需的工艺水由主厂房提供，脱硫岛设置一个工艺水箱。

工艺水用作FGD系统补给水，除雾器、泵、管道及管件冲洗水，氧化空气减温水以及密封和冷却水，当回流水不足时还用作石灰石配浆用水。

另外，在2个吸收区各有一个吸收区集水坑，脱水区设有一个脱水区集水坑，用以收集这些区域的各种疏水和排放的浆液。

为2个吸收塔设置了一个事故浆罐，用作腾空吸收塔反应罐时临时储存浆液和当系统出现正水平衡时储存回收水。

2.2各子系统功能

2.2.1烟气系统

2.2.1.1概述

烟气系统由烟道、烟气挡板门、增压风机、烟气加热器及其相关的配套设备构成。

从锅炉引风机后的总烟道上引出的烟气通过增压风机升压进入吸收塔。

烟气在吸收塔内脱硫净化，经除雾器除去水雾后，再接入旁路烟道经烟囱排入大气。

在旁路烟道上设置了旁路挡板门，正常运行时，旁路挡板门关闭，FGD系统处理锅炉100%排烟。

在锅炉启动期间以及FGD装置故障停运时，旁路挡板门开启，烟气由旁路烟道经烟囱排放。

2.2.1.2烟气挡板门

在一台FGD装置的烟道回路中共装有3个烟气挡板门，分别是原烟气挡板门、净烟气挡板门、旁路挡板和各1个,它们是双层单百叶窗式挡板门，叶片由上、下两块面板及中间加撑筋焊接成空腔结构，主轴与叶片焊成整体。

挡板门起隔离烟气系统的作用，阻止烟气向挡板门另一侧泄漏。

当挡板门关闭时，通过向密封空腔鼓入密封空气，阻挡烟气对挡板门的腐蚀。

挡板门框架顶部装有密封管道和密封空气阀，密封空气阀与挡板门连动，当挡板门开启时密封空气阀关闭，挡板门关闭时密封空气阀开启。

原烟气、净烟气和旁路挡板门由2台（一运一备）低压密封风机提供密封空气，考虑到上述3门通常总有一门处于关闭状态，低压密封风机多数情况下处于投运，因此手动（可就地或远方）操作低压密封风机的起停。

旁路挡板有8块叶片，分成2组由2个可调节型电动执行机构分别控制，这样可以在事故情况下降低不能迅速开启旁路门的风险。

旁路挡板具有在10～15s内快开功能，可以采用正常方式在40～50s内关闭旁路挡板，也可以通过DCS点动，输出20、18、16、12、8、4mA信号控制，中间稍有延时来缓慢关闭。

其他档板门的电动执行机构为开关型，开闭行程操作时间为45～50s。

吸收塔顶部的排空门是蝶形阀板门，FGD系统停运时打开此门排出塔内残留的烟气，保持塔内空气流通，保证检修人员安全。

2.2.1.3增压风机

增压风机是烟气系统中最重要的设备。

增压风机的正确起停以及风机与旁路挡板门的协调动作是保证主机和FGD装置安全、经济运行的关键。

（1）增压风机起停运行应遵守的基本原则如下：

A.增压风机起动

·按规程要求作好启动前的检查和准备。

·应在旁路挡板门开启下启动风机。

·应在关闭风机原烟气挡板和风机导叶、全开系统净烟气挡板门的情况下启动风机。

风机达到额定转速后必须在1min内开起风机入口原烟气挡板门，然后可将风机进口导叶打开至适当开度。

不容许在风机入口挡板门关闭情况下长时连续运行。

B.增压风机正常停机

关闭风机进口导叶，停电机，依次关闭风机入口原烟气挡板门、吸收塔排空门、关闭净烟气挡板门。

2h后停空冷风机。

（2）增压风机本体保护

风机本体设置有以下保护：

·风机轴承温度保护，报警值为90℃，跳闸值为100℃：

推力轴承温度有3个测点，6支铂热电阻、滚子轴承温度1个测点，3支铂热电阻；

·震动保护，报警值4.6mm/s,跳闸值7.1mm/s。

转轴水平窜动和垂直震动各1个测点；

·防失速差压保护,报警差压值为50mb,1个测点。

电机本体设置有以下保护：

·电机轴承温度保护，（保护定值待定），固定端和浮动端各1个测点；

·定子线圈温度保护，（保护定值待定），每相两个测点。

2.2.2吸收系统

吸收系统主要由吸收塔、吸收塔循环泵、搅拌器和吸收区集水坑及其相关的配套设备组成。

吸收塔塔体部分的主要部件有：

吸收塔入口烟