第一篇：脱硫方法汇总

石灰石/石灰-石膏法烟气脱硫

1.工作原理

石灰石/石灰-石膏法烟气脱硫采用石灰石或石灰作为脱硫吸收剂，石灰石经破碎磨细成粉状与水混合搅拌成吸收浆液，当采用石灰为吸收剂时，石灰粉经消化处理后加水制成吸收剂浆液。在吸收塔内，吸收浆液与烟气接触混合，烟气中的二氧化硫与浆液中的碳酸钙以及鼓入的氧化空气进行化学反应从而被脱除，最终反应产物为石膏。

2.反应过程

（1）吸收

SO2+H2O—>H2SO3 SO3+H2O—>H2SO4

（2）中和

CaCO3+H2SO3—>CaSO3+CO2+H2O CaCO3+H2SO4—>CaSO4+CO2+H2O CaCO3+2HCl—>CaCl2+CO2+H2O CaCO3+2HF—>CaF2+CO2+H2O

（3）氧化

2CaSO3+O2—>2CaSO4

（4）结晶

CaSO4+2H2O—>CaSO4˙2H2O

3.系统组成

脱硫系统主要由烟气系统、吸收氧化系统、石灰石/石灰浆液制备系统、副产品处理系统、废水处理系统、公用系统（工艺水、压缩空气、事故浆液罐系统等）、电气控制系统等几部分组成。

4.工艺流程

锅炉/窑炉—>除尘器—>引风机—>吸收塔—>烟囱

来自于锅炉或窑炉的烟气经过除尘后在引风机作用下进入吸收塔，吸收塔为逆流喷淋空塔结构，集吸收、氧化功能于一体，上部为吸收区，下部为氧化区，经过除尘后的烟气与吸收塔内的循环浆液逆向接触。

系统一般装3-5台浆液循环泵，每台循环泵对应一层雾化喷淋层。当只有一台机组运行时或负荷较小时，可以停运1-2层喷淋层，此时系统仍保持较高的液气比，从而可达到所需的脱硫效果。

吸收区上部装二级除雾器，除雾器出口烟气中的游离水份不超过75mg/Nm3。吸收SO2后的浆液进入循环氧化区，在循环氧化区中，亚硫酸钙被鼓入的空气氧化成石膏晶体。同时，由吸收剂制备系统向吸收氧化系统供给新鲜的石灰石浆液，用于补充被消耗掉的石灰石，使吸收浆液保持一定的pH值。反应生成物浆液达到一定密度时排至脱硫副产品系统，经过脱水形成石膏。

5.工艺特点

1、脱硫效率高，可保证95%以上；

2、应用最为广泛、技术成熟、运行可靠性好；

3、对煤种变化、负荷变化的适应性强，适用于高硫煤；

4、脱硫剂资源丰富，价格便宜；

5、可起到进一步除尘的作用。

6.应用领域

燃煤发电锅炉、热电联产锅炉、集中供热锅炉、烧结机、球团窑炉、焦化炉、玻璃窑炉等烟气脱硫。

友情提示：该工艺应用最为广泛，技术成熟，对烟气负荷、煤种变化适应性好，脱硫效率高，对于高硫煤和环保排放要求严格的工况尤为适合，但系统相对复杂，投资费用较高，烟囱需要进行防腐处理。

循环回流半干法脱硫工艺

1.工作原理：

它是以循环流化床技术原理为基础的一种先进的烟气半干法脱硫工艺。该工艺以干态消石灰粉Ca（OH）2作为吸收剂，并向烟气中喷入工艺雾化水，对烟气中的酸性物质增湿活化，通过干粉状吸收剂多次再循环，在吸收塔内与烟气污染物强烈接触发生化学反应，延长吸收剂与烟气的接触时间，以达到高效脱硫的目的。通过化学反应，可有效除去烟气中的SO2、SO3、HF与HCl，脱硫终产物是一种自由流动的干粉混合物，无二次污染，还可以进一步综合利用。

2.反应过程

（1）增湿活化 SO2+H2O—>H2SO3 SO3+H2O—>H2SO4

（2）中和

Ca（OH）2+H2SO3—>CaSO3+2H2O Ca（OH）2+2HF—>CaF2+2H2O Ca（OH）2+H2SO4—>CaSO4+2H2O Ca（OH）2+2HCl—>CaCl2+2H2O

（3）氧化

CaSO3+1/2O2—>CaSO4

3.系统组成

脱硫系统主要由烟气系统、吸收塔系统、吸收剂制备系统、除尘系统、返料、排料系统、公用系统（工艺水、压缩空气等）、电气控制系统等几部分组成。

4.工艺流程

锅炉/窑炉—>静电除尘器—>吸收塔—>袋式除尘器—>引风机—>烟囱 来自锅炉或窑炉的烟气经静电除尘器初步除尘后由吸收塔下部通过布风装置进入吸收塔。雾化水由吸收塔喉部的高压回流喷枪喷入吸收塔，以很高的传质速率在吸收塔中与烟气混合，烟气中小液滴与氢氧化钙颗粒以很高的传质速率与烟气中的SO2等酸性物质混合反应，生成CaSO4、CaSO3、CaF2、CaCl2等反应产物。锅炉烟气经过吸收塔脱硫后，进入袋式除尘器系统。为提高Ca2+的利用率及脱硫效率，本工艺设置了脱硫灰再循环系统，根据反应器进出口压差来调节循环倍率，循环灰来自布袋除尘器。袋式除尘器灰斗内的灰经船型灰斗底部的空气斜槽分两路，一路为大量的灰经返料阀回送至净化塔下部文丘里扩散段出口处，其余的灰经另一路经过中间仓再由仓泵输送入灰库外排。

5.工艺特点

无污水工艺 低投资成本工艺

对于老厂改造的最理想工艺 高可用率 安装时间短 占地小 维修成本低

最终产品可出售或填埋

6.应用领域

燃煤发电锅炉、热电联产锅炉、集中供热锅炉、垃圾焚烧锅炉、烧结机、球团窑炉、焦化炉、玻璃窑炉等烟气脱硫。

友情提示：该工艺适合于煤中含硫量2%以下的工况，脱硫效率可达到90%以上，对于煤中含硫量高于2%的工况，需增设炉内脱硫系统。

氧化镁湿法脱硫工艺

1.工作原理

氧化镁湿法脱硫工艺（简称：镁法脱硫）与石灰-石膏法脱硫工艺类似，它是以氧化镁（MgO）为原料，经熟化生成氢氧化镁（Mg(OH)2）作为脱硫剂的一种先进、高效、经济的脱硫系统。在吸收塔内，吸收浆液与烟气接触混合，烟气中的二氧化硫与浆液中的氢氧化镁进行化学反应从而被脱除，最终反应产物为亚硫酸镁和硫酸镁混合物。如采用强制氧化工艺，最终反应产物为硫酸镁溶液，经脱水干燥后形成硫酸镁晶体。

2.反应过程

（1）熟化

MgO+H2O—>Mg(OH)2

（2）吸收

SO2+H2O—>H2SO3 SO3+H2O—>H2SO4

（3）中和

Mg(OH)2+H2SO3—>MgSO3+2H2O Mg(OH)2+H2SO4—>MgSO4+2H2O Mg(OH)2+2HCl—>MgCl2+2H2O Mg(OH)2+2HF—>MgF2+2H2O

（4）氧化

2MgSO3+O2—>2MgSO4

（5）结晶

MgSO3+3H2O—>MgSO3˙3H2O MgSO4+7H2O—>MgSO4˙7H2O

3.系统组成

脱硫系统主要由烟气系统、吸收塔系统、氢氧化镁浆液制备系统、浓缩塔系统、副产品处理系统、废水处理系统、公用系统（工艺水、压缩空气、事故浆液罐系统等）、电气控制系统等几部分组成。

4.工艺流程

锅炉/窑炉—>除尘器—>引风机—>浓缩塔—>吸收塔—>烟囱

来自于锅炉或窑炉的烟气经过除尘后在引风机作用下进入浓缩塔、吸收塔，吸收塔为逆流喷淋空塔结构，集吸收、氧化功能于一体，上部为吸收区，下部为氧化区，经过除尘后的烟气与吸收塔内的循环浆液逆向接触。

系统一般装3-4台浆液循环泵，每台循环泵对应一层雾化喷淋层。当只有一台机组运行时或负荷较小时，可以停运1-2层喷淋层，此时系统仍保持较高的液气比，从而可达到所需的脱硫效果。吸收区上部装二级除雾器，除雾器出口烟气中的游离水份不超过75mg/Nm3。吸收SO2后的浆液进入循环氧化区，在循环氧化区中，亚硫酸镁被鼓入的空气氧化成硫酸镁晶体。同时，由吸收剂制备系统向吸收氧化系统供给新鲜的氢氧化镁浆液，用于补充被消耗掉的氢氧化镁，使吸收浆液保持一定的pH值。反应生成物浆液达到一定密度时先排至吸收塔前的浓缩塔，经浓缩后进入脱硫副产品系统，经过脱水形成硫酸镁晶体。

5.工艺特点

（1）反应性好，脱硫效率高

湿法脱硫的反应强度取决于脱硫剂碱金属离子的溶解碱性。由于镁离子的溶解碱性比钙离子高数百倍，因而镁基脱硫剂具有比钙基脱硫剂高数十倍的脱硫反应能力。工业实践证明，镁基脱硫剂能比钙基脱硫剂更高的脱硫效率，可达99%以上，同时采用镁基脱硫所要求的喷淋水量仅相当于达到同样脱硫效率的钙基脱硫的1/3，耗电量也大为降低。

（2）运行可靠性高

由于镁基脱硫生成物的溶解度较高，其固体悬浮物为松散的结晶体，不易沉积，因此没有钙基湿法脱硫系统中存在的结垢、结块、堵塞等现象，运行可靠，维护更容易。

（3）造价低

由于反应强度高，镁基喷淋反应吸收塔的高度只有钙基脱硫的2/3左右，因此，镁基脱硫的主体设备的造价要明显低于钙基吸收塔。

同时，由于氧化镁的分子量（40）是氧化钙（56）的73%，是碳酸钙（石灰石，分子量为100）的40%，因此，去除等量的二氧化硫所需的氧化镁要比钙基少得多，而且MgO又以粉状供货，脱硫剂供给系统也比钙基脱硫大大简化，降低了系统的造价。

比较表明，氧化镁脱硫设备的造价一般可比石灰石/石膏法低10～15%左右。

（4）运行费用低

由于镁基工艺的耗电量比石灰石/石膏法低约一半，加上投资较低，虽然脱硫剂成本较高，但综合脱硫成本一般比石灰石/石膏法低10～15%左右。

（5）副产品回收的经济效益高

镁基工艺的直接副产物是亚硫酸镁,经氧化后形成硫酸镁。脱硫工艺实际产出的是含少量硫酸镁的亚硫酸镁副产物。只有经强制氧化产生主要成分为硫酸镁的副产物。两种脱硫副产物都具有市场利用价值,其处理和利用形式应该“因地制宜”,取决于技术经济的比较和在特定项目中的可行性。

6.应用领域

燃煤发电锅炉、热电联产锅炉、集中供热锅炉、烧结机、球团窑炉、焦化炉、玻璃窑炉等烟气脱硫。

友情提示：氧化镁在我国储量丰富，主要集中在辽宁、山东等地，采用该工艺时应考虑脱硫剂的运输成本，对于产地周围和沿海地区的脱硫项目，该脱硫工艺较其它脱硫工艺具有很大的优势。

氨水洗涤法脱硫工艺

1.工作原理

氨水洗涤法脱硫工艺（简称：氨法脱硫）与石灰-石膏法脱硫工艺类似，它是以液氨或氨水作为脱硫剂的一种先进、高效、经济的脱硫系统。在吸收塔内，吸收溶液与烟气接触混合，烟气中的二氧化硫与溶液中的(NH4)2SO3和NH4HSO3进行化学反应从而被脱除，最终反应产物为硫酸氨晶体。

2.反应过程

（1）吸收

SO2+(NH4)2SO3+H2O—>2NH4HSO3（2）中和

NH3+NH4HSO3—>(NH4)2SO3（3）氧化

2(NH4)SO3+O2—>2(NH4)2SO4

3.系统组成

脱硫系统主要由烟气系统、吸收塔系统、吸收剂制备系统、浓缩塔系统、副产品处理系统、废水处理系统、公用系统（工艺水、压缩空气、事故浆液罐系统等）、电气控制系统等几部分组成。

4.工艺流程

锅炉/窑炉—>除尘器—>引风机—>浓缩塔—>吸收塔—>烟囱

来自于锅炉或窑炉的烟气经过除尘后在引风机作用下进入浓缩塔、吸收塔，吸收塔为逆流喷淋空塔结构，集吸收、氧化功能于一体，上部为吸收区，下部为氧化区，经过除尘后的烟气与吸收塔内的循环浆液逆向接触。

系统一般装2-3台浆液循环泵，每台循环泵对应一层雾化喷淋层。当只有一台机组运行时或负荷较小时，可以停运1层喷淋层，此时系统仍保持较高的液气比，从而可达到所需的脱硫效果。吸收区上部装二级除雾器，除雾器出口烟气中的游离水份不超过75mg/Nm3。

吸收SO2后的浆液进入循环氧化区，在循环氧化区中，亚硫酸氨被鼓入的空气氧化成硫酸氨晶体。同时，由吸收剂制备系统向吸收氧化系统供给新鲜的氨水或液氨（利用液氨蒸发通过氧化风管进入吸收塔），用于补充被消耗掉的氨水，使吸收溶液保持一定的pH值。反应生成物溶液达到一定密度时先排至吸收塔前的浓缩塔，经浓缩后进入脱硫副产品系统，经过脱水形成硫酸氨晶体，进一步干燥、包装成袋后商业化利用。

5.工艺特点

1、脱硫效率高，可保证98%以上；

2、系统能耗低；

3、对煤种变化、负荷变化的适应性强，适用于高硫煤；

4、副产品回收的经济效益高；

5、具有一定的脱硝功能。

6.应用领域

燃煤发电锅炉、热电联产锅炉、集中供热锅炉、烧结机、球团窑炉、焦化炉、玻璃窑炉等烟气脱硫。

友情提示：选取该工艺应充分考虑氨水或液氨的来源，不宜长距离运输，最好厂区附近有废氨水，同时副产品能够就近利用。由于氨水输送时密封要求高，且需防止脱硫过程中逃逸，系统较为复杂，因而脱硫系统投资较高。

湿法氧化脱硫工艺

湿法氧化脱硫工艺是一系列脱硫工艺的总称，其特征是采用碱性溶液与气体中的酸性硫化物反应，生成不易气化的硫化物，再将产品进行回收利用。该工艺根据活性物质及碱液的不同主要分为11中类型：

1.改良ADA法

ADA法又称为蒽醌二磺酸钠法，在英国，法国，加拿大等国家应用较多，也是我国采用的较多脱硫工艺之一。母液由蒽醌二磺酸钠和纯碱水溶液构成的一元催化体系称为ADA法；母液由蒽醌二磺酸钠，五氧化二矾和酒石酸钾构成二元催化体系成为改良ADA法。该方法最大的缺点是对设备腐蚀严重，能耗高。在国内正逐渐被其他方法取代。

2.TH法

TH法称为塔卡哈克斯法，是日本新日铁公司的技术。该工艺以煤气中的氨及氨水蒸馏出的氨为碱液，1,4-萘醌-2-磺酸钠为催化剂脱氰，之后脱硫。

优点是不需要外加碱源，而且操作简单，占地面积小。但它运行成本高，脱硫效果低，催化剂需要进口，因此国内很少使用该工艺。宝钢曾采用该工艺进行脱硫脱氰。

3.FRC法

中的氨为碱源，苦味酸为催化剂。

FRC法称为苦味酸法，是由日本大阪煤气公司开发的工艺。该工艺以煤气该工艺的优点是脱硫效率高，成本小，能避免二次污染。缺点是工艺流程长，占地多，适合大工程使用。宝钢焦化三期工程使用的是该工艺。

4.PDS法

PDS法是东北师范大学开发的一种脱硫工艺，于1994年应用于上海浦东煤气厂。PDS为双核酞菁钴磺酸钠催化剂，反应过程中同时加入助催化剂和碱性物质。

采用改良ADA法的脱硫装置只需增加一些PDS溶液滴加设备，既可改为PDS法。

该工艺的主要优点是对无机硫脱硫效率高，产品容易分离，但脱硫效果不稳定，脱除有机硫效率低。唐钢炼焦制气厂采用PDS脱硫系统去除废气中的硫。昆明焦化制气厂于202_年用PDS发代替ADA法脱硫。5.HPF法

HPF法是鞍山焦化耐火材料设计研究院和无锡焦化厂联合开发的高效脱硫工艺。HPF法是PDS法的改进工艺，HPF是对苯二酚，PDS催化剂及硫酸亚铁组成的复合催化剂。

该工艺的优点是催化剂活性高，操作简单，装置少，但得到的硫磺质量低，废液对周围环境危害大。山西美锦集团等企业均使用HPF法。

6.888法

888脱硫催化剂是长春东狮公司研究开发的无毒高效，属一元催化法脱硫催化剂产品。由于其特殊的化学结构，而具有极强的吸氧载氧能力，催化活性强。

888脱硫催化剂的主要成分是酞菁钴磺酸铵金属有机化合物，碱源是碳酸钠。该工艺催化活性好，消耗低，脱硫效率稳定，适合多种类型的气体液体脱硫，现已走向国际市场。山东民生煤化有限公司，河北迁安化肥股份有限公司等企业均采用888法脱硫。山西海资焦化有限公司于202_年用888法代替ADA法脱硫。

7.MSQ法

酚，水杨酸和硫酸锰复配组成复合催化剂。

MSQ法由郑州大学开发，以碳酸钠（或氨水）为碱性吸收介质，对苯二该方法操作弹性大，运行成本低，塔阻力小，但其脱硫效率较低。SMQ型脱硫催化剂在山东，江苏等省市均有应用。

8.OPT法

OPT法由鞍山热能研究院与苏钢焦化分厂研究而成的。该工艺以氨为碱源，以OP型复合催化剂为脱硫催化剂以及脱硫废液提供硫氰化铵等产品的一种煤气脱硫方法。

OPT法减轻了气体对设备的腐蚀，降低能耗，能充分利用煤气中的氨，节省资本，而且工艺流程短，脱硫效果好，操作弹性大。

9.DDS法

DDS法是由北京大学魏雄辉博士发明的专利技术，其创造性的将生物技术与湿法脱硫技术相结合，解决了“络合铁法”脱硫溶液中络合铁易降解且消耗高的问题。“铁—碱溶液催化法气体脱碳脱硫脱氰技术的简称”，这是一种新型的脱硫技术。

DDS溶液由DDS催化剂（附带有好氧菌），DDS催化剂辅料，B型DDS催化剂辅料，活性碳酸亚铁，碳酸钠（或碳酸钾）和水组成。该工艺具有脱硫效率高，能耗低，综合效益高等优点。DDS脱硫技术以其独特的技术特点和突出的脱硫能力正逐渐被广大企业所认可，并呈现出良好的市场前景。

山东省垦利县化肥厂于202_年改用DDS脱硫技术，鲁西化工集团东阿化肥厂，江苏灵谷化工股份有限公司，阳煤平原化工有限公司，福建顺昌富宝实业有限公司等企业均采用DDS脱硫工艺。

10.TV法

TV法称为栲胶法，栲胶是由许多结构相似的酚类衍生物组成的复杂混合物，主要含有丹宁及水不溶物等。栲胶分子式为C14H10O9，是两个没食子酸缩合的产物。

丹宁分子中含有的羟基对于金属离子有一定的络合作用，在脱硫过程中又是催化剂又是络合剂，可以有效的防止系统中钒的流失。

该工艺的缺点是管道容易淤积硫，栲胶需要预处理等缺点。山西金象煤化工有限公司，湖南湘氮实业有限公司等采用烤胶法脱硫工艺。11.AS法

国各大焦化厂普遍采用。

AS法脱硫脱氰工艺是20世纪80年代由德国引进的先进脱硫技术。被我推动了我国煤气脱硫技术的进步。AS法容易出现的问题是换热器容易堵塞，氨水系统易腐蚀等缺点。

现今，应用最多的AS法与烤胶法，克劳斯装置等技术的组合应用。首钢，石家庄焦化集团等采用AS脱硫工艺。

醇胺法

醇胺法包括一乙醇胺(MEA)、二乙醇胺(DEA)、二甘醇胺(DGA)、二异丙醇胺(DIPA)、甲基二乙醇胺(MDEA)法等。醇胺法是常用的天然气脱硫方法，在脱硫的同时，也可根据需要脱除部分CO2。醇胺法在山东，四川等工厂有广泛的应用。202_年，永坪炼油厂改用醇胺法脱硫，脱硫效果及产品质量均得到提高。

热钾碱法

热碱钾法采用的是较高浓度的碳酸钾水溶液做吸收剂，可以直接吸收煤气中的硫化氢和氰化氢。该方法吸收酸气速率慢，效率低，已逐渐被催化热钾碱法取代。催化热钾碱法就是在碳酸钾溶液里加入一定量的催化剂，加快反应速率。

真空碳酸钾法是利用碳酸钾溶液直接吸收酸性气体，脱硫装置在粗苯回收后面，位于焦炉煤气工艺流程末端。该工艺开始是由德国引进而来的，使用该方法脱硫脱氰后的酸性气体，既可以采用克劳斯法生产元素硫，也可以使用接触法生产硫酸。

之后，中野焦耐公司在吸收国内外真空碳酸钾先进技术及生产实践的基础上，与高等院校合作开发了具有自主产权的新工艺，已在宝钢股份化工公司梅山分公司，陕西焦化，邯郸新区焦化厂等工厂得到应用。该工艺脱硫脱氰效率高，反应速率快。

第二篇：电厂 脱硫方法

电 厂 脱 硫

干法脱硫：主要的是循环流化床反应器脱硫。石灰石加入循环流化床锅炉后，将发生两步高温气固反应：燃烧分解反应和硫盐化反应，通过这两个反应来脱硫。

湿法：石灰石/石灰—石膏湿法，锅炉烟气经增压风机增压，通过气－气热交换器交换热降温后进入脱硫塔，自下而上流经脱硫塔，与自上而下的石灰石/石灰浆液形成逆向流动，同时发生热量交换和化学反应，除去烟气中的SO2。净化后的烟气经除雾器除去烟气中携带的液滴，通过气－气热交换器升温后从烟囱排出。反应生成物CaSO3进入脱硫塔底部的浆液池，被通过增氧风机鼓入的空气强制氧化，生成CaSO4，继而生成石膏。为了使浆液池中的硫酸钙保持一定的浓度，生成的石膏需不断排出，新鲜的石灰石/石灰浆液需连续补充，石膏浆经脱水后得到纯度较高的石膏。

半干法：喷雾干燥烟气脱硫以及循环流化床烟气脱硫（CFB法）（也可以为半干法，最后处理不同）。经破碎后石灰在消化池中经消化后，与脱硫副产物和部分煤灰混合，制成混合浆液，经浆液泵升压送入旋转喷雾器，经雾化后在塔内均匀分散。热烟气从塔顶切向进入烟气分配器，同时与雾滴顺流而下。雾滴在蒸发干燥的同时发生化学反应吸收烟气中的SO2。

双碱法烟气脱硫技术是为了克服石灰石—石灰法容易结垢的缺点而发展起来的。传统的石灰石/石灰—石膏法烟气脱硫工艺采用钙基脱硫剂吸收二氧化硫后生成的亚硫酸钙、硫酸钙，由于其溶解度较小，极易在脱硫塔内及管道内形成结垢、堵塞现象。结垢堵塞问题严重影响脱硫系统的正常运行，更甚者严重影响锅炉系统的正常运行。为了尽量避免用钙基脱硫剂的不利因素，钙法脱硫工艺大都需要配备相应的强制氧化系统（曝气系统），从而增加初投资及运行费用，用廉价的脱硫剂而易造成结垢堵塞问题，单纯采用钠基脱硫剂运行费用太高而且脱硫产物不易处理，二者矛盾相互凸现，双碱法烟气脱硫工艺应运而生，该工艺较好的解决了上述矛盾问题。

半干法

技术原理

从锅炉尾部排出的含硫烟气被引入循环流化床反应器喉部，在这里与水、脱硫剂和还具有反应活性的循环干燥副产物相混合，石灰以较大的表面积散布，并且在烟气的作用下贯穿整个反应器。然后进入上部筒体，烟气中的飞灰和脱硫剂不断进行翻滚、掺混，一部分生石灰则在烟气的夹带下进入旋风分离器，分离捕捉下来的颗粒则通过返料器又被送回循环流化床内，生石灰通过输送装置进入反应塔中。由于接触面积非常大，石灰和烟气中的SO2能够充分接触，在反应器中的干燥过程中，SO2被吸收中和。

在反应器内，消除二氧化硫的化学反应如下：

SO2+Ca(OH)2+H2O=CaSO3+2H2O

含有废物颗粒、残留石灰和飞灰的固体物在随后的旋风分离器内分离并循环至反应器，由于固体物的循环部分还能部分反应，即循环石灰的未反应部分还能与烟气中的SO2反应，通过循环使石灰的利用率提高到最大。

脱硫剂与烟气中的SO2中和后的副产品与锅炉飞灰一起，在旋风分离器和反应主塔间循环。因此，新鲜的生石灰与含硫烟气能保持较大的反应面积。反应塔的高度提供了恰当的化学中和反应时间和水分蒸发吸热时间，同时由于高浓度的干燥循环物料的强烈紊流作用和适当的温度，反应器内表面积保持干净且没有沉积物，这也是该系统的主要特点之一。

最后，多余的脱硫副产物就通过螺旋器从系统中导入灰斗排至灰场，去除了SO2后的烟气通过烟道引入布袋除尘器或静电除尘器，除去粉尘和灰粒，净化的烟气通过烟囱放入大气。循环流化床烟气脱硫系统主要由以下系统组成，石灰进料系统、循环流化床脱硫净化系统、监测控制系统、电气系统、烟道系统。

干法脱硫与半干法脱硫哪个好？

两者不是很好比较：干式烟气脱硫工艺始于80年代，与常规的湿法工艺相比投资费用较低、脱硫产物易处置、节省了除雾器和换热器安装和运行成本、设备不易腐蚀、不易发生结垢及堵塞。但其缺点更明显：吸收剂的利用率远低于湿法工艺、对含硫分高的煤种适应性很差、干灰与脱硫产物无法分开利用等。目前脱硫设备设计规程要求是大容量机组或设计煤种含硫量超过2%的机组优选湿法工艺，脱硫效率要求90%以上。200MW以下或者剩余寿命低于10年的老机组，以及设计煤种含硫量低于2%的机组，推荐采用干式、半干式或其他费用相对经济的脱硫技术，脱硫效率要求仅为75%。所以如果是属于后者的情况，要根据当地水源等条件综合评估，基本来说效益比较接近，但是干式更胜半干式一筹。

电厂干法脱硫与湿法脱硫有什么区别，都采用什么脱硫工艺流程？

一个用水少（钙乳）一个用水多（钙水）

一个用喷射式喷嘴（类似洗衣粉厂的喷雾干燥喷嘴），一个用的是大流量实心锥喷嘴 一个泵很少（制乳系统和喷射系统i），一个泵很多（制浆、废水、喷淋、转运等）一个除尘器是主力，一个和除尘器没关系

两种脱硫方法的系统是最大的区别，这个您在网上能查到，大把大把的。

一般30MW一下的干法，30~60MW两个都行，60MW以上的基本都是湿法

前者投资小，后者投资大。两种方法好坏都超不多，专家们还在讨论中，我的回答比较简练，希望对您有所帮助

湿法脱硫技术的原理、工艺流程等 ？

湿法脱硫技术

一、技术原理

烟气进入脱硫装置的湿式吸收塔，与自上而下喷淋的碱性石灰石浆液雾滴逆流接触，其中的酸性氧化物SO2以及其他污染物HCL、HF等被吸收，烟气得以充分净化；吸收SO2 后的浆液反应生成CaSO3，通过就地强制氧化、结晶生成CaSO4•2H2O，经脱水后得到商品级脱硫副产品—石膏，最终实现含硫烟气的综合治理。

技术特点

⑴、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；

⑵、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； ⑶、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；

⑷、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； ⑸、脱硫效率高：一般大于95%，最高达到98%；

⑹、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；

⑺、吸收剂利用率高：钙硫比低至1.02～1.03；

⑻、副产品纯度高：可生产纯度达95%以上的商品级石膏；

⑼、燃煤锅炉烟气的除尘效率高：达到80%～90%；

⑽、交叉喷淋管布置技术：有利于降低吸收塔高度。

六、推荐的适用范围

⑴、200MW及以上的中大型新建或改造机组；

⑵、燃煤含硫量在0.5～5%及以上；

⑶、要求的脱硫效率在95%以上；

⑷、石灰石较丰富且石膏综合利用较广泛的地区。

干法脱硫和湿法脱硫有什么不同？谢谢！

电厂脱硫一般有二种脱硫方法：

一是燃烧脱硫，燃烧脱硫又分为煤粉炉炉内脱硫和循环流化床脱硫二种。这二种脱硫都是在炉内燃烧时脱硫，这种脱硫方法不会产生石膏，只能产生含亚硫酸钙、硫酸钙和脱硫粉煤灰。

二是烟气脱硫，烟气脱硫也有好多种，现在比较成熟的石灰石湿法脱硫，也就是燃烧后的经过电除尘器后的烟气，经过与石灰石粉浆相混合时发生的化学反应，生成了二水石膏。

请教火电厂干法，半干法，湿法脱硫的问题 ？

现在干法脱硫并同时脱销成为趋势，参看我国新标准对脱销进行了规定，同时脱硫脱销参看中科院煤化所，过程所，浙江大学等得活性炭、离子液体脱硫脱销。单一功能的脱硫可能市场在萎缩，研究也在比较落后。

第三篇：动力脱硫包装机常见故障原因及处理方法

动力脱硫包装机常见故障原因及处理方法

1.垂直吸袋送袋后卡住不动

控制柜内变频器有报过载的，复位变频器重新启动包装机 2.垂直吸袋吸不住袋子

1）真空压力低或开袋口吸盘漏气，检查真空泵或更换吸盘 2）压力开关P_

1、P_2值设置过高，调低P_

1、P_2设置值 3.倾斜吸袋不吸袋子

1）倾斜吸袋感应开关位置偏离或开关损坏，调整或更换开关 2）倾斜吸袋气缸未动作到位，感应开关未检测到信号，检查气源压力是否正常、气缸是否串气、电磁阀是否动作正常 3）机械部分卡涩，清理机械部分异物

4）压力开关P_

1、P_2值设置过高，调低P_

1、P_2设置值 4.夹袋气缸夹不住袋子

1）夹子间隙过大，调整夹子齿间隙，清理齿间物料，保证足够的夹紧力

2）检查气源管或接头是否漏气

3）真空压力低或开袋口吸盘漏气，检查真空泵或更换吸盘 5.抬袋气缸不动作

1）机械部分卡涩，清理机械部分异物

2）检查气源压力是否正常、气缸是否串气、电磁阀是否损坏、气源管或接头是否漏气 6.夹钳动作慢或夹钳松不开 1）机械部分卡涩，清理机械部分异物

2）检查气缸是否串气、电磁阀是否动作正常，节流阀堵塞导致气源压力不足，气源管或接头是否漏气 7.开袋口吸盘吸不开袋子或掉袋

1）真空压力低或开袋口吸盘漏气，检查真空泵或更换吸盘 2）夹钳松开合拢气缸动作不到位，感应开关位置偏离或开关损坏，调整或更换开关

3）压力开关P_

1、P_2值设置过高，调低P_

1、P_2设置值 8.袋横移气缸动作迟缓或不动作 1）机械部分卡涩，清理机械部分异物 2）袋横移气缸串气，更换密封组件

3）感应开关位置偏离或开关损坏，调整或更换开关 4）检查电磁阀动作是否正常，气源管或接头是否漏气 9.F701-C显示Load或OFL2报警

料仓堵料，暂停下料，卸净料仓余料后，再启动包装机 10.称重系统零点偏移过大或称重不准

对称重系统进行零点校正和量程校正，具体方法为： 1）确认仪表背板上的参数设置锁定开关置于“OFF”状态 2）将模式4里的子参数8改为00（即将参数设置软保护开关打开）

3）零点校正：待空秤稳定后，“STAB” 指示灯亮起（如果“STAB ” 指示灯不亮，仪表不能完成正确的标定），再按照以下步骤操作：  按 〔 F 〕 键 提示 ”F 0”  按 〔 C/EN 〕 键, 提示在闪动

 按 〔 9 〕 键, 再 按 〔 C/EN 〕确认输入

 按 〔 ZERO 〕, 再 按 〔 C/EN 〕 进行零点校正（完成该过程需5秒钟,请等待。直到显示的重量为 0 为止。）4）量程校正：在零点校正结束后，将砝码均匀放置于称量斗合适位置，待秤体稳定后，再按照以下步骤操作操作：  按 〔 F 〕 键 提示 ”F 0”  按 〔 C/EN 〕 键, 提示在闪动

 按 〔 9 〕 键, 再 按 〔 C/EN 〕确认输入  按 〔 1 〕 键，再 按 〔 C/EN 〕确认输入。 输入砝码的重量。再 按 〔 C/EN 〕确认输入。 量程校正过程需5秒钟左右，请等待。直到显示的重量为 0 为止。

量程校正结束后，如仪表出现“cErr1”显示，必须按以上步骤 再次进行零点校正和量程校正。

5）在标正过程中出现“cErr9”，说明称体上的负载不稳定，无法完成标定工作，此时可尝试调整动作检测的周期和范围，一直到“STAB”指示灯亮起为止，具体方法为：  按 〔 F 〕 键 提示 ”F 0”  按 〔 C/EN 〕 键, 提示在闪动

 按 〔 4 〕 键, 再 按 〔 C/EN 〕确认输入  按 〔 7 〕 键，再 按 〔 C/EN 〕确认输入。 周期和范围默认为1.5s和5Kg，将范围设大，退出后看到“STAB”指示灯亮起，可以标定，标定完成后将范围值改回5Kg 10.#2包装机称重系统无法启动

#2包装机发生堵料时，易出现称重系统无法启动故障，可能原因为超差报警信号无法消除，需将包装机状态信号“1=VB101”强制。方法如下：

1)正常情况下,安装完V4.0 STEP 7 MicroWIN SP9软件后，不需再安装USB-PPI通讯电缆驱动，当插上通讯电缆后会弹出新硬件向导对话框，点击下一步安装即可，驱动安装完成后会生成一个新的串口，我的电脑-右键设备管理器-端口，如下图所示：

2)打开西门子编程软件，点击“通讯”按钮：

3)弹出对话框，点击“设置PG/PC接口”按钮：

4)点击完“设置PG/PC接口”按钮后，出现以下窗口：

5)选择“PC/PPI cable(PPI)”后，点“属性”按钮，这里的端口一定要选择电缆安装好驱动生成的串口，否则是无法通信的，端口可在设备管理器里看到。（如果使用新领回来的编程电缆这时不选串口，选USB）

6)切换到“PPI”选项夹，“地址”默认的是0。“网络参数”两选项请不要打钩，否则也是无法通信的。

7)设定好这些后，一直确定下去。然后回到通信界面，双击“刷新”即可以找到PLC的型号。

8)打开“文件”，点击“上载”按钮：

9)弹出对话框点击“上载”按钮：

10)上载完成后，打开“调试”，点击“开始程序状态监控”按钮：

11)展开“程序块”，找到“包装机程序”双击，出现程序界面向下拉，找到 “网络5”将“1=VB101”右键，弹出界面选择“写入”，将值改为“3”，确定。此时PLC柜前的称重系统运行灯亮。

12)以上工作完成后，打开“调试”，点击“停止程序状态监控”按钮，打开“文件”，点击“退出”按钮，退出软件。[注意事项] 1)如果电脑开机时未检测到插在电脑上的USB编程电缆（Windows的设备管理器中没有出现该电缆对应的COM口）或出现其它异常情况，请重新将USB插头拔插一次。

2)USB转UART是即插即用的USB设备，正在进行数据传输过程中不可以将其断开（断开是指从USB插座中拔出USB电缆），必须在应用程序关闭后，才能从USB插座中拔出电缆。

3)有时Windows系统故障或通信过程中拔插USB电缆也会出现USB通信异常，这时只需重新启动电脑

4)一般来讲，最好先将USB电缆插入电脑的USB插座，让计算机检测到COM口后再将编程电缆的另一端插到PLC的编程口上，因为有些PLC工作在主站方式时，其通信口始终在不停的往外发送数据，如先将编程电缆插入PLC的端口则会降低计算机正确识别COM口的速度。

5)编程电缆的USB插头必须直接插入计算机的USB端口，其间不能加入其它USB延长电缆。

第四篇：脱硫自查报告

脱硫专项检查自检报告 1．脱硫基本情况 1.1 脱硫设施建设

大唐洛阳热电厂总装机容量100.5万千瓦，6炉5机设置，其中2×300mw机组5、6号炉脱硫岛为一炉一塔，分别于202_年1月12日和202_年2月26日投运，2×165mw机组1、2、3、4炉脱硫岛为二炉一塔，202_年12月21日和202_年12月28日投运，165 mw机组脱硫与300mw机组公用一套脱硫湿磨制浆、石膏脱水设备，202_年7月实现了和省市环保部门、电力监管部门在线监测系统的联网运行。脱硫工程均由大唐环境科技工程有限公司epc方式总承包，西北电力建设工程有限责任公司负责监理，总投资2.932亿元。烟气脱硫采用石灰石/石膏湿法脱硫技术，技术支持方为奥地利aee公司，设计脱硫效率不低于95%，使用寿命30年。目前脱硫设施运行基本稳定，脱硫效率满足设计要求。各项审批手续齐全，如：项目备案表、可行性研究报告及批复文件、标书及批复文件、招投标及批复文件、合同及技术协议、开工及批复、初步设计、环境影响报告表及批复、限期治理方案及批复、环保竣工验收批复、脱硫电价批复等。1.2 脱硫规章制度建设

大唐洛阳热电厂制定了脱硫设施运行规程、检修规程、点检定修标准、脱硫设施系统图册、操作票和工作票标准票、脱硫运行交接班制度、文明生产管理制度、脱硫设施巡回检查制度、脱硫设备定期切换与试验制度、脱硫运行人员岗位责任制度、脱硫设备技术规范等管理制度和标准，而且对脱硫设施安全管理、检修管理、缺陷管理以及运行管理纳入电厂的有关管理制度中，把脱硫设备纳入主机管理，把脱硫环保设备的技术监督项目纳入全厂技术监督管理，并明确设备管理部化学环保高级主管做为专业负责人负责脱硫设施的技术监督管理工作。对于石灰石也建立了石灰石管理制度，建立烟气在线连续监测系统管理制度。1.3 脱硫管理机构和人员

设备管理部成立了除灰脱硫专业，并设置高级主管1名，主管1名，脱硫专业点检员3名，其主要负责全厂脱硫设备，并全部已取得集团公司下发的点检员上岗证；发电部将脱硫系统的运行管理纳入了辅机集控管理，并设置高级主管1名，主管1名，脱硫运行人员34名，其中5名主值具有集团公司颁发的脱硫值班员合格证，其他值班员全部具有脱硫高级工技能鉴定证。

1.4 脱硫设备管理

脱硫设备管理已纳入主设备管理，严格执行《缺陷管理制度》，进行脱硫设备点检，点检通过日报、周报、月报形式，掌握设备性能和恶化趋势，及时安排设备检修，每月每人要进行缺陷分析总结，脱硫设备消缺率达到95%以上。

脱硫设备检修纳入企业计划检修管理，并制订大、小修计划、辅助检修计划、技术改造计划。

脱硫系统主设备运行基本正常；165mw机组烟囱已防腐，无腐蚀，有冷凝液收集系统；300mw机组烟囱无防腐，有ggh，烟道系统防腐层有脱落现象；cems装置及ph计、浊度仪等在线仪表配备是齐全，测量准确，仪表冲洗、吹扫系统合理；但仪表探头存在着腐蚀、磨损等现象；烟道挡板开、闭正常；浆液循环泵轴承运行中正常；叶轮、泵体腐蚀泄漏；除雾器有堵塞脱落现象，ggh堵塞结垢。

执行“逢停必查”原则，制定逢停必检项目，利用每一次机组停运机会，对脱硫塔塔体防腐层、烟道防腐层、烟道接口等重点部位进行全面检查，发现问题及时处理。

脱硫设施备品配件储备充分，特别是公用系统以及容易受到腐蚀的系统和设备，其备品配件储备率达到90％以上，重要部件采购周期长。1.5 脱硫运行管理

脱硫设备运行现场按照厂部安全文明生产责任分工进

行保洁，现场各处安全标识、铭牌编号、介质流向、设备着色应均按照集团公司有关规定执行。

脱硫系统“两票三制”管理统一纳入厂安全生产管理，并不断修订完善。设备缺陷及缺陷处理纳入厂设备缺陷管理系统按期消缺。

脱硫运行纳入了辅机集控管理，运行人员配备齐全，岗位责任清晰，脱硫系统运行日志纳入厂运行日志记录系统，抄录参数按照202_年3月1日集团公司下发的标准进行抄录，各种脱硫系统记录台帐基本完备。

脱硫石灰石每车称重、取样化验，化验工作从202_年2月份开始按照每个工作日化验一次，当天每车取样混合后化验，记录齐全；脱硫石膏拉运时进行称重，并积极进行综合利用。

脱硫系统用电单耗纳入厂用电小指标考核体系，制定脱硫系统节电竞赛管理办法，物料平衡进行分析有待完善。1.6 脱硫在线监控

制订了脱硫烟气连续监测系统的运行管理制度，每天坚持巡视烟气在线监测装置运行情况，对cems和脱硫dcs历史数据站的检修维护，均明确了职责，实行设备专责工管理，检修记录、校准记录齐全，历史数据站数据、曲线齐全、完善。1.7 脱硫台账及记录数据

制订了《脱硫档案管理制度》，明确了发电部、设备部脱硫专业、设备部环保主管、环保科、物资部、燃料质检部等相关部门及专业的职责，各相关专业每月将脱硫相关支持性材料汇总至环保科环保主管处进行汇总、分析，并归档。1.8其它（环保验收、脱硫电价、特许及委托运行、限期治理、通报与处罚等）2×165mw机组1、2脱硫塔，202_年12月21日和202_年12月28日投运，202_年1月1日开始享受脱硫电价，202_年1月21日通过省环保局的环评验收。洛阳双源公司2×165mw机组1、2脱硫塔202_年因脱硫系统运行不稳定，202_年6月份被国家环保通报。2×300mw机组5、6号脱硫塔，分别于202_年1月12日和202_年2月26日投运，202_年4月1日开始享受脱硫电价，202_年3月13日通过国家环保局的环评验收。1.9 各脱硫系统202_年1-12月份和202_年1-2月份统计数据 表1

202_年1-12月份统计数据 篇二：环保自查报告

东海热电脱硫设施建设和试运情况自查报告

根据鲁电监价财〔202_〕19号文件《关于对省燃煤电厂脱硫设施建设和运行情况检查的通知》要求，东海热电有限公司对脱硫设施的建设和运行情况进行了全面检查。现将自查情况汇报如下：

一、2×150mw炉后烟气脱硫设施建设情况

根据鲁环审〔202_〕187号文件要求，东海热电一期2×150mw炉后烟气脱硫和除尘改造工程在202_年底前完成。该工程由南京龙源环保工程有限公司以总承包方式负责设计、安装、调试等，其中土建部分由南山建筑公司负责。工程采用循环流化床干法脱硫工艺，脱硫效率在90％以上，同时安装袋式除尘器，确保锅炉烟气在脱硫设施正常运行后能够满足《火电厂大气污染物排放标准》（山东省地方标准db37/664-202_）第三时段标准要求，实现烟气的达标排放。一期脱硫工程202_年5月份开工建设，为了按质按量按期完成，公司领导高度重视，加强组织协调，施工安装队伍加班加点进行施工，终于在202_年12月21日建成并开始整体投入试运行。

二、2×150mw炉后烟气脱硫设施试运情况 自202_年12月中旬开始，南京龙源环保工程有限公司分别对脱硫设施的烟气系统、脱硫剂制备存储输送系统、脱硫灰循环系统、工艺水系统、流化风系统、除尘系统、输灰系统、电气系统、自控系统进行了分部调试，于12月21日开始投入整体试运行。

为了明确调试任务和责任，提高调试质量，公司成立了以运行副总为总指挥、脱硫办和承包方及灰水、热控等有关分场人员参加的脱硫试运指挥部，对脱硫系统试运工作进行总体协调指挥。

调试程序如下：厂用电带电——dcs内部调试——工艺系统分部试运（包括单体和分系统试运）——烟风系统冷态试运——整套启动试运——热态试验——系统参数优化——(72+24)h试运

调试过程中发现生石灰给料设备出力不够，现场技术人员便对其进行了加大改造，取得了较好效果。

在从单体设备到整体系统进行调整试运和消缺过程中，建立了脱硫设施运行日志、烟气连续监测数据、脱硫剂的使用量记录、运行故障及处理记录等有关记录。目前，南京龙源环保工程有限公司的有关技术人员还在现场进行设备调试并收集整理各种原始资料，东海热电有限公司拟在其设备系统整体调试合格并正式投运后，向环保部门申请正式验收。

煤质分析和脱硫剂的年用量：

煤 质 特 性 表

根据脱硫技术协议要求，所提供的生石灰粉必须满足以下要求: 氧化钙〈cao〉含量： ≥85％ 粒径: ≤1mm 消化速度：德国t60标准，4分钟温升 〉60℃ 脱硫系统的设计采用一炉一套独立的系统。

脱硫除尘岛ca/s(mol/mol)≤1.25（硫份为锅炉出口烟气中so2的摩尔数，bmcr工况）。以上述品质的生石灰作原料，设计煤种脱硫剂用量：2.2吨/小时。生石灰仓总的有效容积将不小于锅炉bmcr工况下校核煤种3天用量。脱硫系统不影响机组的安全、稳定运行。脱硫系统不降低机组的出力，不影响锅炉效率。脱硫系统运行及停运不造成锅炉停炉和影响锅炉的负荷，脱硫系统的负荷范围与锅炉负荷范围相协调，为锅炉最大连续出力的50%～100%。在负荷调整时有良好的、适宜的调节特性，在电厂运行的条件下能可靠和稳定地连续运行。脱硫系统运行及停运时保证不影响除尘器的安全正常运行。脱硫后烟气温度保证满足布袋除尘器进口处烟气温度高于烟气水露点20℃以上的要求，保证脱硫系统所有设备不产生腐蚀和结露现象。

脱硫副产物采用气力输送至灰库，然后由汽车直接送至砖厂综合利用。

三、2×220mw机组烟气脱硫设施在建情况

二期2×220mw机组烟气脱硫工程采用旋转喷雾半干法脱硫工艺，设计脱硫效率为95％以上，该工程总投资约8500万元，除土建部分由南山集团建筑公司负责施

工外，其余设计、安装、调试等全部由广州天赐三和环保工程有限公司以总承包方式负责完成，计划于202_年7月底前建成投运。此工程自202_年10月下旬土建开工，至目前已完成土建总工程量的约50％；天赐三和公司安装队伍于12月中旬进场开工，目前已完成安装总工程量的约35％。我公司计划通过加强协调，在确保安全、质量的同时，进一步加快施工安装速度，力争提前建成投运。

四、烟气在线监测系统安装、联网及运行情况。

公司共4台机组，每台机组按装一台烟气在线监测装置。原烟在线监测系统于202_年9月底前安装调试完毕并投入正常运行，11月与烟台市环保局监控中心联网。自投运以来，在装置连续运行的基础上，有关人员认真填写“烟气在线监测运行记录”，出现问题及时联系青岛佳明厂家进行维修，保证了烟气在线监测装置正常运行。

目前烟气自动在线监测系统运行正常。

龙口市东海热电有限公司

202_年2月25日篇三：环境保护自查报告

山东菏泽德泰化工有限公司100万吨/年芳烃抽提项目 环境保护自查报告

建设单位：山东菏泽德泰化工有限公司（盖章）202_年6月17日

一、建设单位基本情况，本项目概况

1、单位基本情况： 山东菏泽德泰化工有限公司地处菏泽市开发区煤化工业园，202_年12月，投资24000万元建设100万吨/年油浆芳烃抽提装置采用与其他科研单位联合开发了催化裂化外甩油浆双溶剂抽提新工艺，对重油催化装置的产品油浆进一步加工，生产重芳烃系列高附加值化工产品，广泛用于道路沥青、橡胶、塑料和碳素纤维材料等行业，延伸了产业链并达到催化油浆综合利用之目的，减轻了环境污染。

2、项目概况：

（1）项目组成：拟建项目建设内容为100万t/a芳烃抽提装置，由主体工程、储运工程、环保工程和公用工程部分组成，拟建项目组成情况见表1-1。

项目组成一览表1-1 1（2）主要建设内容： 见工程主要设备表1-2。表1-2 主要设备一览表 2 菏泽德泰化工有限公司100万吨/年芳烃抽提项目于202_年9月委托山东省环境保护科学研究设计院编制了《山东菏泽德泰化工有限公司100万吨/年芳烃抽提项目环境影响报告书》，并于202_年10月得到山东省环保局批复。

菏泽德泰化工有限公司100万吨/年芳烃抽提项目于202_年10 3 月开工建设，202_年3月竣工验收，在202_年4月得到菏泽市环保局同意进行试生产，批复试生产时间为：202_年4月2日—202_年7月1日。在试生产期间未出现环境污染情况。菏泽德泰化工有限公司100万吨/年芳烃抽提项目总投资24000万元，其中环保投资1920万元。

二、环评批复落实情况

1、施工期间环保措施落实情况

该项目在施工期间严格按照《山东菏泽德泰化工有限公司100万吨/年芳烃抽提项目环境影响报告书》要求，认真落实环境影响报告书中环保措施。为减少对周围环境的影响，我们采取了以下控制措施，将不利影响降到了最低。1.1噪声污染控制措施

（1）、合理安排施工时间。安排施工计划时，应尽可能避免大量的高噪声设备同时施工，避开周围环境对噪声的敏感时间，避免夜间施工量。尽量加快施工进度，缩短整个工期。

（2）、降低设备声级。尽量选用了低噪声施工机械；施工过程中有专门的设备维护人员，运输车辆采取控速进场措施。

（3）、降低人为噪声。根据当地环保部门制定的噪声防治条例的要求施工，以免影响周围村民的生活。1.2扬尘污染控制措施

（1）、施工场地每天定时洒水，防止浮尘产生，在大风日加大了洒水量及洒水次数。（2）、施工场地内运输通道及时进行了清扫、冲洗，以减少汽车行驶扬尘。

（3）、运输车辆进入施工场地应低速行驶，或限速行驶，减少扬 4篇四：环境保护自查报告(改进版)××××××有限公司3000吨/年糠醛加工项目

环境保护自查报告

建设单位：××××××有限公司（盖章）20014年9月15日

一、建设单位基本情况，本项目概况

1、单位基本情况：

××××××糠醛有限公司地处××××××市××××××工业园区，始建于202_年8月，项目一期工程投资3000万元，预期可年产3000吨工业糠醛。糠醛是一种重要的化工产品，广泛应用于合成塑料，农药，医药，钢铁，石油等工业。生产工艺采用目前较为成熟和先进的水解三双串联和连续精制工艺进行糠醛生产。同时配备使用了先进的废水蒸发处理器及烟气脱硫除尘系统，有效地减轻了环境污染。

2、项目概况：

（1）项目组成：拟建项目建设内容为3000万t/a糠醛提取装置，由主体工程、储运工程、环保工程和公用工程部分组成，拟建项目组成情况见表1-1。

项目组成一览表1-1 1（2）主要建设内容： 见工程主要设备表1-2。表1-2 主要设备一览表 2（3）项目基本概况：

① 环评情况项目建设用地为××××××工业园区预留工业用地，厂区占地10000㎡,项目为公司新建工程，且与阿荣旗产业定位相符，符合×××××市统筹规划建设。② ××××××糠醛有限公司3000吨/年工业糠醛生产项目于202_年06月委托内蒙古自治区环境科学院编制了《××××××糠醛有限公司年产3000吨糠醛生产项目环境影响报告书》。于202_年9月27日得到了内蒙古自治区环境卫生厅的批复。③ 项目总投资2603万元，其中环保设施投资300万元。

××××××糠醛有限公司3000吨/年工业糠醛生产项目于 202_年08月开工建设，202_年4月竣工验收，在202_年月6得到

××××××旗环保局同意进行试生产。

二、环评批复落实情况

1、施工期间环保措施落实情况

该项目在施工期间严格按照《××××××糠醛有限公司年产 3 3000吨糠醛生产项目环境影响报告书》要求，认真落实环境影响报告书中环保措施。为减少对周围环境的影响，我们采取了以下控制措施，将不利影响降到了最低。1.1噪声污染控制措施

（1）、合理安排施工时间。安排施工计划时，应尽可能避免大量的高噪声设备同时施工，避开周围环境对噪声的敏感时间，避免夜间施工量。尽量加快施工进度，缩短整个工期。

（2）、降低设备声级。尽量选用了低噪声施工机械；施工过程中有专门的设备维护人员，运输车辆采取控速进场措施。

（3）、降低人为噪声。根据当地环保部门制定的噪声防治条例的要求施工，以免影响周围村民的生活。1.2扬尘污染控制措施（1）、施工场地每天定时洒水，防止浮尘产生，在大风日加大了洒水量及洒水次数。

（2）、施工场地内运输通道及时进行了清扫、冲洗，以减少汽车行驶扬尘。

（3）、运输车辆进入施工场地应低速行驶，或限速行驶，减少扬尘产生量。

（4）、施工渣土外运车辆加盖蓬布，减少了沿路遗洒。（5）、避免了起尘原材料的露天堆放。

（6）、所有来往施工场地的多尘物料应用帆布覆盖。

（7）、施工过程中，采用商品（湿）水泥和水泥预制件，尽量少用干水泥。1.3生活废水控制措施

生活污水主要含ss、cod和动植物油类等，经埋地式无动力生活 4篇五：环保自查自检报告

子长县余家坪乡志安煤矿

环保工作自查自检报告

一、矿井概况

子长县余家坪乡志安煤矿地处子长县城南约6km，北与恒发煤炭股分合作公司整合区及志安煤矿整合区为邻，西与永兴煤矿及石家沟煤矿整合区对接，南与禾草沟二矿整合区接壤。

志安煤矿行政区划隶属于子长县余家坪乡管辖，交通便利，北距子长县城6km。子长县南距延安市93km，北距榆林市208km。西（安）---包（头）公路通过子长矿区，从子长县城到各煤矿均有公路相联。西（安）---包（头）铁路经过子长矿区，并在县城东约3km处建有子长煤台。矿区内各煤矿的煤炭均可运输到子长煤台，能通过铁路外运。

根据延安市人民政府于202_年4月编制的《延安市煤炭资源整合方案》和《延安市煤炭资源矿权设置方案》煤矿资源整合的区段，志安煤矿列入子长县煤矿资源整合区的《子长县双流湾煤矿资源整合区》，陕西省政府202_年6月20日以“陕政函[202_]74号”文批准由原子长县余家坪乡志安煤矿、张家坪煤矿整合而成志安煤矿，整合区编号：zh16。整合后矿区面积为11.9279km2，可采煤层5号和3号两层，煤层厚度为0.60～0.75m，保有资源/储量650万t。202_年2月，建设单位委托陕西省榆林市榆神煤炭建筑设计有限公司进行了《志安煤矿煤炭资源整合实施方案开采设计》和《志安煤矿煤炭资源整合实施方案安全设施设计》设计，矿井设计可采储量598万t，设计生产能力30万t/年，服务年限12.7a。矿井设计采用两斜一立综合开拓，采用一个水平开采，开采层位于3号煤层中，标高+1048m。矿井通风采用中央并列式，抽出式通风，回采工作面采用高档普采采煤工艺，机械化生产。陕西省煤炭工业局和陕西省煤矿安全监察局分别以“陕煤局发 [202_]194号”和“陕煤安局发[202_]64号”文予以批复，陕西省环保厅以 “陕环批复

[202_]97号”文件对该项目环境影响报告书予以批复。

二、环保工作开展情况

（一）施工情况

矿井根据《建设项目环境保护管理条例》、《建设项目环境影响评价分类管理名录》及陕环函（202_）599号文等有关规定，由西安地质矿产研究院承担矿井建设项目的环境影响评价工作。根据环境保护设施与主体工程“三同时”制度的要求，委托西安新业建设咨询有限公司对子长县余家坪乡志安煤矿30万吨/年改扩建项目的进行环境保护工程施工进行监督及监测工作。

目前，我矿排矸厂、污水处理站、锅炉除尘、噪音防治、地面防尘等环境保护设施已基本形成并投入使用。

（二）运行情况 矿井采暖系统：安装2.8mw热风锅炉一台，clg-1.05-85/70常压热水锅炉一台，clg-0.70-85/70热水锅炉一台，5吨茶浴炉一台，每台锅炉均采用麻石水浴除尘器，除尘效率达95%以上，脱硫效率10%，锅炉烟气中烟尘和so2排放浓度分别为80mg/m3和459 mg/m3，均能满足《锅炉大气

污染物排放标准》二类区ⅱ时段排放标准要求。

矿井污水处理系统：井下污水处理站处理能力为q=150m3/ d，对井下泵房排至地面的矿井水进行处理。矿井水处理后水质可满足《煤炭工业水污染物排放标准》的规定。矿井水处理后，通过联合泵房，将水压入各生产场所，主要用于井上、下消防洒水系统和地面储煤场降尘和工业广场绿化使用。

生活污水处理系统：生活污水处理站处理能力为q=80m3/d，对生活污水进行深度处理，处理后水质可达到《污水综合排放标准》中的一级标准和《生活杂用水水质标准》，达到城市绿化标准和道路洒水标准，主要用于煤场降尘、道路洒水。

降噪系统：矿井充分考虑噪声对人员的影响，对产生噪声场所采用全密闭式处理，或选择带有消音装置的设备，努力降低噪音污染。

在矿区规划时，利用地形及建筑隔离等方式使生产区的噪声和尘源等与职工生活和办公区尽量隔绝，给职工创造宁静、温馨的生活和办公环境。

防尘系统：为防止煤场煤尘污染双刘湾河沟水体，煤场地面生产系统设置喷雾降尘设施、高压喷水设施、煤场周围设置降尘洒水管路，并在工业场地四周建成高8米的防风抑尘网，防止煤尘飞扬。

对主斜井原煤皮带输送机建设了皮带走廊，利用封闭的走廊来控制原煤运输过程中产生的粉尘。

固废处理工艺：矿井生活垃圾集中存放，定期运至子长县垃圾填埋场进行处理。

矸石处理：由汽车装运至矿矸石场，按照固体废物填埋场要求填埋并覆土绿化，并寻求矸石综合利用途径，以实现无害化、减量化、资源化。

三、存在问题

1、矿区道路因当地农民阻挠，迟迟没有动工，后来在多方努力及协调下，现正在建设阶段。

2、工业场地因洗煤厂建设迟缓，还没有硬化，在洗煤厂建成后，即进行硬化。

3、因建设需要对土方进行开挖，植被的恢复还没有到位，我矿将继续按照上级环保部门要求进行植被恢复及矿井绿化工作。

4、“两站”设备需要尽快完善，以便早日投入试运行。

5、矸石场边坡需要进行进一步修整。

6、场地内及周边部分地点存在弃土和矸石随意堆放现象。矿井建设以来，我矿在开展环境保护方面进行了有益的探索和实践，积累了一些经验，取得了一定的成效。但我矿环境保护工作还处在起步阶段，与建设环境友好型矿井和实现可持续发展要求相比，还有差距，我们仍要加倍努力，进一步增强责任感和使命感，积极做好环境保护工作，为煤炭环境保护事业的发展作出贡献。

第五篇：脱硫承包合同

山西省电力公司太原第二热电厂

五期技改工程（1×200MW）

烟气脱硫合同

甲方：太原第二热电厂扩建处

一、合同范围

1.1合同范围：本合同为“山西省电力公司太原第二热电厂五期技改工程（1×200MW）

”从烟气系统原烟气接入口(引风机出口)至吸收塔净烟气的接出口至烟囱（含进出口和旁路挡板门、非金属膨胀节）的全套脱硫装置及配套设备的总包合同，内容包括该工程的设计、设备的供给、安装、调试、技术资料以及售后服务、人员培训、工程文件等。

1.2乙方应提供崭新的设备、技术服务和所需的其它事项。在履行合同过程中，如

乙方没有提供或没有达到合同规定的技术性能所必须的某项指标，乙方应免费采取挽救措施，直到达到指标为止。

1.3对甲方需要而《技术协议》又没有提出的技术要求，甲方有权按照本合同向乙

方发出变更通知，乙方有责任以合理的供货期以及最优惠的价格向甲方供货，并经甲方确认后投入使用。

1.4供货清单详见《技术协议》。

二、合同价格

合同总价为：人民币780.00万元（大写为：柒佰捌拾万元整），该总价包括“山西

省电力公司太原第二热电厂五期技改工程（1×200MW）”的设计费、设备费、随机备品备件费、包装费、运杂费、脱硫的安装费（含连接部位的安装）、调试费、技术资料费、技术服务费、培训费、各种保险费、税金（含增值税和其他税费）等一切费用。

三、交货

本工程交付使用时间为合同签定后180天。具体工程进度和交货时间按《技术协议》

中工程进度要求执行。乙方设备交货地点为甲方项目施工现场, 即“山西省电力公司太原第二热电厂五期技改工程（1×200MW）”项目施工现场地面交货，为交钥匙工程。甲方在收到乙方土建设计、施工图后，30天内完成基础土建出±0.00m，若因甲方基础因素导致时间延迟（最长时间不超过10天），则乙方交货时间和工期顺延。

四、支付

4.1预付款：合同签定后30日内甲方向乙方支付预付款，预付款为合同总价的30%，共计人民币234.00万元（大写为：贰佰叁拾肆万元整）。

4.2主体工程设备在甲方现场开始安装10日内,甲方向乙方支付合同总价的30%，共计人民币234.00万元（大写为：贰佰叁拾肆万元整）。

4.3全部设备在甲方现场连续运行168小时验收合格后 10日内，甲方支付给乙方

合同总价的30 %，共计人民币234.00万元（大写为：贰佰叁拾肆万元整），同时乙方

应向甲方提供全额增值税发票。

4.4全部设备验收合格后一年，若无质量,甲方一次性向乙方支付合同总价的 10%，共计人民币 78.00 万元（大写为:柒拾捌万元整）。

五、设计及工程文件

5.1乙方应参照国家或国际有关的标准与规范及合同中的要求，进行“山西省电力

公司太原第二热电厂五期技改工程（1×200MW）”的设计、供货及安装调试。

5.2 甲方应尊重乙方的设计，应按乙方设计文件执行，甲方如有异议应以书面形式

向乙方提出，经乙方同意后作出变更要求。

5.3设备文件资料的提交应按照技术协议要求之规定进行，并使用公制单位。

六、变更通知

6.1乙方如因甲方原因影响了合同成本或交货期限，须立即以书面形式向甲方提出，甲方在核实同意后将向乙方发出书面变更通知。

6.2设计文件去定的材料及部件乙方不得变更，除非在甲方指示下双方认可的材料

及部件方能变更，双方认可变更单是更改合同价和交货期限的唯一合法方式。

6.3如果乙方认为所做的变更可能会使自己不能履行合同中义务时，须及时向甲方

提出。

七、违约责任

7.1由于甲方原因出现如逾期付款、未按有关要求验收设备及甲方工程项目批复原

因致使乙方延期交货和损失等由甲方承担相应责任，并负责赔偿损失。

7.2 由于技术、质量、非不可抵抗力等原因给甲方造成经济损失时，由乙方承担相

应责任，并负责赔偿损失。

八、索赔

如果乙方对偏差负有责任，而甲方在合同条款的其他条款规定的检验、安装、调试、验收和质量保证期内提出了索赔，因甲方失误疏忽而验收的材料货物除外，乙方应按照

相关法律法规索赔。

九、终止合同

9.1在甲方对乙方违约而采取的任何补救措施不受影响的情况下，甲方可向乙方发

出书面违约通知书，提出终止部分或全部合同。

9.2如果乙方破产或无清偿能力，甲方可在任何时候以书面形式通知乙方，提出终

止合同而不给乙方补偿。该合同的终止将不损害或影响甲方已经采取或将要采取的任何

行动或补救措施的权力。

十、合同生效及其它

10.1合同自双方签字、盖章之日起生效。双方均已履行完合同规定的全部责任和义

务时终止。

10.2在合同执行期间，双方均不得单方随意做出合同规定范围以外的变更或解除合同。

10.3合同或有未尽事宜，须经双方共同协商做出补充规定，补充规定经双方签字盖

章后生效，并与合同具有同等法律效力，若补充规定与合同不一致时，以签定日期在后

者为准。

10.4合同组成部分：包括本合同、技术协议、补充规定等，具有同等法律效力。

10.5合同一式六份，甲方执三份、乙方执三份。

甲方乙方

单位名称：太原第二电厂扩建处单位名称：武汉凯迪电力股份有限公司

地址：太原市尖草坪区留路5号地址：武汉武珞路江天大厦F22电话号码：0351-3112468电话号码：027-87655171

传真号码：0351-3112129传真号码：027-87655218

邮编： 030041邮政编码：430070

开户银行：中国银行洪山支行

账号：00437508093001

纳税人登记号：***

法人代表：法人代表：

委托代表：委托代表：

山西电能成套设备有限公司

法人代表：

委托代表：

日期：202_年5月16日