脱硫实验报告.docx

1、脱硫实验报告脱硫实验报告篇一：湿法废气脱硫净化实验湿法烟气脱硫净化实验一、实验目的烟气脱硫是控制二氧化硫的重要手段之一，而湿法烟气脱硫是重要的烟气控制与处理方法。本实验采用我国广泛存在的低品位软锰矿作为湿法烟气脱硫的吸收剂，可同时产生具有一定工业价值的产品。通过本实验，要达到以下目的：（1）掌握从含二氧化硫烟气中回收硫资源的工艺选择原则、反应原理、反应器设计选型原则；（2）掌握湿法烟气脱硫工程设计要点、工艺运行特性； （3）培养并提高学生的理论联系工程实际及工程设计实践能力。二、实验原理与实验内容（1）实验原理软锰矿烟气脱硫技术利用烟气中SO2与软锰矿中MnO2的氧化还原特性同步进行气相脱硫与

2、液相浸锰，同步实现了废气中SO2与低品位软锰矿的资源化利用，更具有实际应用和推广价值。其主要的反应方程式：MnO2 + SO2H2O = MnSO4 + H2O（2）实验内容1）各级反应器脱硫效果的确定。实验过程中，通过测定各级吸收反应器进出口气体中SO2的含量，即可近似计算出软锰矿浆的平均吸收净化效率，进而确定各级的吸收效果及总的吸收净化情况。气体中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

3、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：10002600,304L,1台， （2）II级脱硫吸收反应器：8002500,304L,1台， （3）III级脱硫吸收反应器：7502500,304L,1台， （4）吸收液计量泵送装置：LG-600L，2台， （5）吸收浆液配置器：1200XX1000,1台， （6）搅拌器：1.5kW，3台，（7）配浆槽：12

4、00XX1000，2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

5、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。

6、 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

7、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 . 12 设备概况 .

8、13 试验标准 . 24 试验项目及方法 . (转载自：www.xiaocaOfaNW 小草 范 文 网:脱硫实验报告)2 5 试验项目及进度安排 56 试验条件及要求 . 67. 安全措施 . 68 试验职责分工及组织 . 71 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2330 MW凝汽式汽轮发电机组配21020t/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55

9、m。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Sunic Corporation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（GB 13223-XX）

10、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

11、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，脱硫第 1 页 第 8 页篇三：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 2350MW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2350MW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

12、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

13、验时再做考核。前言广深沙角B电力有限公司2350MW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。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)

14、 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） 1.1 FGD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 125 mg/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：1.2 FGD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200 mg/Nm3时，确保FGD出口烟尘浓度不超过允许最大排放浓度50 mg/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200 mg/Nm3。