袋式除尘系统设计
总热效率＝（供热量＋供电量×3600千焦／千瓦时）／（燃料总消耗量×燃料单位
热电比＝供热量／（供电量×3600千焦／千瓦时）×100％
大气污染物的过量空气系数折算值
实测的火电厂烟尘、二氧化硫和氮氧化物排放浓度，必须执行GB／T16157规定，燃
煤电厂按过量空气系数折算值α＝1.4进行折算；燃油、燃气电厂按过量空气系数折算值
α＝1.2进行折算。大气污染物折算公式：
C—折算后的火电厂锅炉烟尘、二氧化硫和氮氧化物排放浓度，mg／m3；
C’—实测的火电厂锅炉烟尘、二氧化硫和氮氧化物排放浓度，mg／m3；
焚烧炉渣经灼热减少的质量占原焚烧炉渣质量的百分数，其计算方法如下：
A－－干燥后的原始焚烧炉渣在室温下的质量，g；
B－－焚烧炉渣经600±25℃3h灼热，然后冷却室温后的质量，g
指焚烧残渣经灼热减少的质量占原焚烧残渣质量的百分数。其计算方法如
A－干燥后原始焚烧残渣在室温下的质量，g；
B－焚烧残渣经600℃（土25℃）3h灼热后冷却室温的质量，g
指烟道排出气体中二氧化碳浓度与二氧化碳和一氧化碳浓度之和的百分比。
式中：〔CO2〕和〔CO〕－分别为燃烧后排气中CO2和CO的浓度。
指某有机物质经焚烧后所减少的百分比。用以下公式表示：
式中：Wi－被焚烧物中某有机物质的重量；
Wo－烟道排放气和焚烧残余物中与Wi相应的有机物质的重量之和。
1、炉内喷钙尾部增湿法烟气脱硫法
吸收机理：在锅炉内部直接喷入加有催化剂、氢氧化钾、脂肪酸调质后的石灰石细粉，与煤炭一起燃烧，灰分与烟气一起排出，经过吸收塔喷淋水雾，是粉尘沉积的脱硫方法。
关键技术：加入氢氧化钾，加速反映，加入脂肪酸，防止硫酸钙高温分解。
吸收机理：主要用石灰石作为吸收剂，通过将石灰加水成为液，去除不溶与水的残渣，液与高压压缩空气混合，成为雾状喷入吸收塔内，与烟气混合反应脱硫，再经过高效除尘器（一般用静电除尘器）除尘后排入烟囱。
关键技术：高压的空气压缩机，较大的吸收塔，静电除尘器配合使用。相似技术：还有荷电干式吸收剂喷射脱硫技术、循环半干流化床技术，一个是用电晕、一个是用加热的方法加快二氧化硫与氢氧化钙的反应速度。
吸收机理：要先把石灰石加水消化，成为氢氧化钙作为吸收剂，使反应速度加快，与高压压缩空气混合，成为雾状喷入吸收塔内，吸收剂与烟气的混合气体经过高效除尘器（一般用静电除尘器）反复收集吸收剂，打回吸收塔，多次循环，延长吸收剂与烟气的接触时间，以达到高效的脱硫目的，再经过高效除尘器（一般用静电除尘器）除尘后排入烟囱。
关键技术：大功率多次静电除尘器，石灰石要预先消化。
4、脉冲电晕放电等离子体烟气脱硫法
吸收塔机理：烟气经过气体调节系统均匀进入反应装置中，由供氨系统向反应装置中均匀注入液氨，经过反应装置中的反应，达到吸收二氧化硫的目的，在前面所列的工艺流程中把吸附剂的准备装置，改成了氨水储存、供氨装置，在反应装置中加上了脉冲电晕放电等离子体发生装置，来代替昂贵的电子加速器来进行催化反应过程。
关键技术：脉冲电晕放电等离子体（PPCP）发生装置代替了电子加速器。
吸收塔机理：烟气经过气体调节系统均匀进入反应装置中，由供氨系统向反应装置中均匀注入液氨，经过反应装置中的反应，达到吸收二氧化硫的目的，在前面所列的工艺流程中把吸附剂的准备装置，改成了氨水储存、供氨装置，在反应装置中加上了电子加速器，用加速的电子束催化反应过程。
关键技术：昂贵的电子加速器的催化。
采用干、湿法等综合技术措施和二次脱硫、除尘工艺，实现了装置的脱硫
适用于1～35t/h的各类燃煤锅炉。
二、碱液或石灰液喷雾干燥吸收式脱硫除尘技术
通过雾化器的变速马达控制雾滴尺寸，保证了系统的可靠。
独特的进气扩散系统，使烟气与雾化石灰浆能有效混合。
石灰储存和灰浆制备系统合理紧凑，简化了现场设备。
采用多个雾化器组，系统维护过程中，可不间断运行。
除尘效率高，特别是对于微细尘粒(0.1～1μm)效率高达99.9％。
不仅能捕集分离固体尘粒,而且能分离液体雾滴,适用范围广。
处理烟气量大,且可处理350℃以下的高温含尘气体。
阻力损失小,约100～200Pa,运行低。
一次投资较高,占地面积大,、安装、维护和管理要求高。
除尘效率＞90％烟尘排放浓度＜200mg/Nm3
适用于中小型燃煤锅炉烟气的净化。
除尘效率＞95％烟尘排放浓度＜100mg/Nm3
适用高温炉窑烟气的净化，如工业锅炉、冲天炉、烘干窑、水泥回转窑、冶炼窑等。
金属织维栅设计新颖、结构合理、工作可靠。
适用于中小型燃煤锅炉、工业炉窑的烟尘治理
环保是否规定锅炉除尘装置不得有旁路
为了加强对火电企业脱硫设施锅炉布袋除尘器运行过程的监管，提高脱硫设施运行效率，2010年6月，环境保护部下发了《关于火电企业脱硫设施旁路烟道挡板实施铅封的通知》(环办[2010]91号)文件。按照要求，2010年9月底浙江省内火电厂均实施了对脱硫旁路挡板的铅封。一年多来，电厂应对铅封采取了系列措施，现就铅封后实际旁路开启情况及逐步过渡取消旁路的对策进行分析和讨论。
铅封要求下发之初，浙江省内火电厂均积极响应，经过各集团组织论证以及采纳各技术单位给予的提议参考，首先对旁路开启的保护逻辑进行了修改。在常见的旁路挡板保护联锁中，有四个联锁是所有火电厂一致选择保留的，它们是增压风机入口压力超限开旁路、GGH停转开旁路、多台循环泵跳闸开旁路以及增压风机跳闸开旁路。这四项联锁的保留主要基于对脱硫设备的保护以及对烟道、挡板安全的考虑。对于机组MFT开旁路以及机组RB开旁路这2项联锁，绝大部分电厂也选择了保留，部分取消了MFT信号直接触发开旁路。大部分厂取消了进口烟尘浓度高于定值、运行中烟温偏低开启旁路，小部分改成了报警;油枪的投运联锁部分被取消，部分改工判断可投撤;进口温度高于定值部分厂考虑到烟气超温的情况可能发生仍保留投入，部分厂则改成了报警;进出口挡板开信号消失的联锁也类似，电厂也酌情进行保留或改成报警。
在修改旁路开启保护逻辑时，除了对联锁进行了是否保留的选择，对于联锁的触发条件也进行了修改，主要为增加延时(如超温、失速，信号消失等)和对定值放宽(如压力、温度、振动条件值等)。典型的就是增压风机入口压力超限保护的定值，在分析脱硫的设计参数和各炉烟道、挡板实际运行中的情况后，普遍对正负限定值都予以了放宽，从后续实际运行效果看，没有产生不利影响，这些修改还是比较谨慎和合理的。
1.2调整旁路挡板试验和GGH离线冲洗周期
为保证旁路挡板可靠开启，作为检查手段，旁路挡板定期活动试验一直是作为一个常规工作而开展的，一般会1-2月进行一次，铅封后近一半的厂已不进行旁路挡板周期试验，主要利用机组调停或停运时开展这项工作。调研中发现个别厂旁路挡板存在密封片易变形的问题，由于无法掌控变形是否会对开启带来影响，因此取消定期试验，会带来一定的风险。在有GGH装置的电厂，当GGH压差上升到一定允许限值，在线高压水冲洗也不能缓解时，就需要停运脱硫，进行离线高压水冲洗，频次高的厂可能1个月会清洗2-3次。在铅封实施后，旁路开启受限，而且环保部门不再允许将旁路挡板定期试验时间计为免责时间，因此对这两个开旁路的频次，电厂也进行了控制。目前，部分厂已能做到与机组检修同步，这得益于设备本身选型较好，或近年经过了改造。投运较早的GGH普遍离线频次较高，平均2月1次，对挡板开启次数和投用率的影响较大。
设备的可靠直接关系到脱硫系统的正常运行，在向取消旁路过渡中，对设备系统的改造和优化是一个必不可少的环节。改造和优化措施主要有：
(1)GGH换热元件改成大通道防堵型;GGH吹灰器改造，增加吹扫空压机，尽可能延长定期离线冲洗的周期，做到与机组检修同步。检修时化学清洗换热元件，有部分换热元件可备用。
(2)因增压风机前负压波动多次开挡板较多的厂，通过燃烧工况调整，修改前馈、后馈系数，对烟道、挡板承压重新核算，放宽了定值。
(3)增压风机入口挡板增加为2台执行机构，加雨棚;增大挡板执行机构的力距;更换所有油管路的软管;液压油管换成可靠型号防漏;增压风机停运后轮毂及叶片上加强清灰，保证风机振动正常;浆液循环泵减速箱冷却采用内部蛇形管加润滑油外置冷却器闭式冷却水，保证冷却效果好。
(4)循环泵入口滤网换型，增大通流量，降低泵气蚀;泵出口大小头防腐换成不锈钢;吸收塔喷淋层增加耐磨板，中隔板位置焊接合金板;喷淋管经常损坏部位加装不锈钢护套，吸收塔连接短管加装内套管。喷淋加装监测，喷淋层加厚，除雾器加装支撑，喷嘴更换，死区加装冲洗;吸收塔出口增设疏水槽、管，减少水汽对尾部烟道的腐蚀和GGH的结垢;衬胶补后易脱落，加强修补质量过程控制;对除雾器冲洗逻辑进行修改，增加一级除雾器的冲洗频次。确保投用率前提下，定期对吸收塔内部进行清理。
(5)烟风道的鳞片易起泡，需经常检查，并加强修补质量过程控制;对烟囱腐蚀进行监控，机组停运时，对烟囱防腐要及时进行评估、修补。
(6)废水处理系统扩容;三联箱增设旁路;制浆系统增设补水管;工艺水管改成衬胶;在线pH计、密度计换型，改母管上测量，保证检测的准确;采用熔断法在线处理电除尘阴极螺旋线故障，故障频发电场检修时成批更换极线，保证电场的正常投运。
我们选取了2010年11月-2011年9月这段铅封后时间，对省内14个厂旁路开启的次数和原因进行了归类。统计，并与2009年11月-2010年9月进行了对比。在这两组对照时间中，铅封前全省总计开旁路436次，而铅封后为318次，开启次数明显下降，说明了铅封这一环保的强制力，确定起到了限制旁路开启的作用。有9个厂开启次数明显下降，部分幅度较大，呈现上升的有4个厂，幅度不太大。
而造成开启的原因中铅封前达19项，铅封后少了5项，这少的5项分别为氧化风系统故障，进出口挡板故障，入口烟温异常，电网外部线路故障以及低压脱硫变跳闸。
铅封前开启原因占比合计超过80%，且位列前五位的原因依次为：GGH故障或离线清洗、增压风机入口风压波动、增压风机故障、机组RB或低压荷、锅炉MFT;而铅封后，原因占比合计超过80%的仍是这五个，上增压风机入负压波动变成列后，其他依次不变。
从浙江省内各电厂对旁路开启逻辑的修改可以看出，由于对大部分重要联锁予以了保留，目前电厂在旁路开启上还是属于“该开则开”的阶段，环保部门总体还是持理解态度。因而旁路开启受限或取消可能带来的影响大部分没有付诸表现，也就是说，目前尚未出现因脱硫设备检修而被迫停运主机的情况;而锅炉MFT、机组RB、入口烟温高时旁路也都开启，由此带来的烟风系统失稳以及吸收塔内部部件损坏风险暂不存在;入口烟温低，发生不多，持续时间短，今年煤种硫分普遍不是很高，脱硫设备锅炉布袋除尘器系统容量尚能缓冲，因此对这两种情况，各电厂基本能做到不开启旁路。
在锅炉启停阶段，浙江省内电厂电除尘器投用中，有3个电厂较早，基本点火后就投用电除尘器;大部分电厂还是按照电除尘入口温度要求逐步投运电场，其后一般在50%机组负荷时投运脱硫。浙江省内4600MW机组(无GGH)从2010年下半年开始就脱硫投运按要求进行旁路取消的前期准备和方案认证，并把2011年作为一个过渡期，给予电厂每台炉全年12h作为旁路可开启时间，这其中包括了挡板定期试验，机组度网期间挡板异常开启时间。针对这一要求，目前电厂采用电除尘投运与锅炉点火同步，脱硫投运与机组并网(10MW)同步的方式。为了减少运行期间异常，进行制浆、氧化，废水处理、事故浆液贮存能力的增容，尽量结合机组检修安排脱硫系统缺陷设备的维修，同时开始逐步取消增压风机。机组异常停机时，尽量采用滑参数运行方式，直到脱硫与锅炉同步停运。在这种方式下，到目前为此，今年电厂仅因处理1号增压风机液压油管漏油开过1次旁路，每月脱硫投用率都接近。
该电厂目前的运行方式已是浙江省内相对较好的做法，观其效果，影响还是存在的。首先是低温腐蚀风险。机组刚并网时烟气温度还不高，此时脱硫投入，出口烟温必是偏低的。查阅历史曲线发现机组刚并网时(10MW)电厂脱硫出口烟温一般在30度左右，等机组负荷上升，出口烟温上升到45度以上(正常脱硫出口烟温)往往需要2h左右，这期间脱硫后设施烟道就处于低温高湿腐蚀风险，而该电厂为两炉合用一内筒烟囱、两炉启停使该烟囱腐蚀风险进一步加大。在机组检修时，对烟囱防腐层进行修补已成为一项定期工作。升炉期间尽管有电除尘投用，但它对煤粉的去除效果较差，未燃尽碳，包括有时点火不好仍需投油时的油滴仍不可避免地进入到浆液，据电厂反映，采用这一运行方式后，吸收塔浆液起泡发黑(有溢流)较常见，有时还导致盲区，需加大废水排放。如果史采取加大废水排放的措施，启、停炉1次造成的对浆液的影响，需半个月左右才能完全自然置换，对石膏脱水和品质有一定影响。如果机组启停频次较多时，石膏脱水系统的稀释缓冲能力下降、则危害更大。
对于运行中投油枪是否需开旁路的处理，各电厂有所不同。有一半电厂在投油负荷下均开启挡板，另一半电厂在投油负荷下均开启挡板，另一半则基本做到不开。为了减少影响，电厂一方面尽量与高度沟通，争取负荷能稳定在投油负荷以上，即不投油;另一方面即使投油也尽量少股几支油枪，并采用间断投用方式。目前看来，投油对脱硫浆液影响主要表现为浆液起泡溢流(部分电厂定期加入消泡剂)，浆液表面有些发黑，但对塔内浆液反应、脱水和石膏品质基本没有较大影响。
建议在现有脱硫设施脉冲除尘器取消旁路前进行全面谨慎的评估。评估的内容应包括煤质波动、脱硫设备可靠、机组运行可靠、旁路开启的统计分析等多个方面。通过评估可找出制约电厂旁路取消的主要因素以及权重，这样根据优先次序，在过渡期内逐步开展改造、增容和优化，使旁路开启水平能逐步趋近于取消。也可对取消旁路的实施厂进行优先排序：没有GGH且取消增压风机运行的机组，是可以首行取消旁路的实施对象;其次是没有GGH的机组，由于没有该高阻力设施，对引风机扩容，从而取消增压风机实施相对容易;GGH和增压风机均有的机组实施也困难。当GGH压差能长期控制在一个较稳定的水平，可以结合脱硝改造，考虑对引风机扩容，从而取消增压风机。
煤质是首要因素，需要通过统计分析，将差煤种的情况纳入考虑。其中灰分、硫分是主要因素，前者影响电除尘器的除尘效果，后者影响整个系统可脱硫容量，此外煤质造成点火的难易会影响微油、等离子点火的效果，燃烧不好造成锅炉不能正常运行带来诸如MFT影响。因而如取消旁路运行，对煤种的品质和稳定要求必然提高，低硫煤的以及高低硫煤掺烧仍是从源头保证脱硫系统正常运行的首要工作，还有在锅炉冷态启动阶段尽可能燃用挥发分高的煤种作为启动煤种，不但有利于缩短锅炉的启动过程，也降低了因点火困难、消耗大量的烯油给脱硫装置带来的一系列影响。
在电除尘器运行过程中，为了减轻未燃尽油污碳粒对吸收塔浆液系统的污染，在锅炉点火启动前尤其是冷态启动前，电除尘器的灰斗加热、绝缘支柱套管加热及放电极绝缘室加热好能提前24h投入，确保电除尘器和干除灰系统投入运行且吸收塔循环泵启动投入后再点火起炉。在锅炉点火启动阶段，为防止部分未燃尽油污和碳粒随烟气经过电除尘器时发生二次燃烧，应控制电除尘器各电场的二次电压在起晕电压和闪络电压之间，并适当限制二次电流值。运行过程中密切监测电除尘器出口的烟尘浓度，必要时可考虑实施电袋除尘器或布袋除尘器的改造,其中良好运用除尘器布袋和除尘器骨架以进一步提高除尘效率。
为了防止脱硫吸收塔入口烟气超温，保护吸收塔内部构件、衬胶或鳞片衬里，除雾器应设置事故喷淋减温装置，并确保喷淋减温装置能够可靠投入。在脱硫装置运行期间，应密切监测脱硫系统的主要运行参数及吸收塔出、入口温度的变化。在锅炉停炉阶段，也应待进入吸收塔进、出口烟温降耐温极限以下并确保安全时方可停运所有循环泵。对于事故喷淋系统，在日常运行过程中加强设备维护，对高位水箱设立自动补水，并经常确认水位，系统电源接入保安电源，定期开展喷淋试验以确保其能及时动作也是非常重要的。
在锅炉调整和脱硫调整时，应保证锅炉燃烧的稳定，控制空预器漏风，确保烟气参数不严重偏离设计条件。在锅炉点火启动阶段、低负荷投油助燃阶段或煤种含硫量骤升阶段，密切监视脱硫系统运行参数，加大对吸收塔浆液品质的化验分析，一旦出现吸收塔大量溢流起泡、pH值无法有效提升和稳定、浆液品质恶化、石膏脱水困难等状况，可采取置换浆液的方式消除影响。严格监控脱硫系统的运行条件，加强对吸收剂、工艺水和蒸汽等品质的监控，提高在线仪表的可靠和稳定，加强脱硫系统的化学监督工作并制定为制度的形式，定期定时对脱硫系统各介质的化学分析，在锅炉冷态启动投油助燃或低负荷投油稳燃阶段，密切关注和分析吸收塔浆液的含油量，为浆液置换、除雾器喷淋冲洗提供科学的参考依据。
提高检修水平，在日常的运行实践中，应加强脱硫系统和设备的检修维护和管理水平，并形成严格的管理制度，充分重视脱硫系统的各个缺陷和故障点，发现问题必须及时分析和处理，避免形成隐患，必要时将脱硫系统关键设备包括烟囱纳入主设备的维护和管理范畴。重点关注管道容器系统和旋转元件的冲刷磨损和腐蚀问题、GGH和除雾器的结垢堵塞问题以及尾部烟道和烟囱的腐蚀渗漏问题，对脱硫系统真正做到逢停必检，达到防患于未然。
火电厂脱硫装置取消旁路，如果仓促上马，恐怕会给电厂运行带来一定的影响，各发电集团和电厂有必要与各级环保部门积极沟通，通过分析让其了解目前企业的旁路开启现状和取消旁路的影响，争取合理的过渡期限，完成必要的改造和优化，使取消旁路能安全的、可靠的实施。
燃煤锅炉一般选用哪种除尘器
高温布袋气箱脉冲除尘器是一种燃煤锅炉专用除尘器
燃煤锅炉除尘器主要采用布袋除尘器。燃煤锅炉布袋除尘器具有运行可靠、维修低、占地面积小、除尘效率高等特点。
1、效率：袋式除尘99.9％的效率烟尘排放浓度可以稳定达到20－30mg/m3。不用担心环保指标要求再次提高的升级再次整改，袋式过滤器是一种成熟的技术。
2、功耗，运行低：袋式除尘器的功耗小。
3、修复，维修低：由于布袋除尘器配套设计了烟尘粗颗粒预处理、全空气系统和离线清洗方法，显著延长了滤袋的使用寿命。由于采用了分室结构,用户可以在不停炉的情况下进行换布袋，除尘器操作控制处于全自控状态，无需人工操作。
4、占地面积小：集尘袋的尺寸小，你可以把空间位置的优势，狭窄的足迹，根据场地可以垂直堆叠，水平，单列，双，由于空间和设计。且可以留出充足的位置来布置预留脱硫塔。
5、气箱布袋除尘器本体设制旁路烟道，结构紧凑。锅炉点火时喷油助燃及锅炉故障时走旁路，保护滤袋。
6、干灰收集：获利可观，，降低劳动强度。
过滤风速指的是过滤气体通过滤料的速度，是我们设计和选择除尘器的重要因素。
粉尘的含水量和表面积大小影响着粉尘的粘附，锅炉布袋除尘器黏附的粉尘容易使过滤的孔道堵塞。一般来说，粉尘直径越小，表面积越大，含水量越多，粉尘黏附越大。
3、粉尘的分散度和密度对选型的影响
在选择除尘器的型式的时候，由于粉尘的分散度对除尘器的能有很大的影响，因此我们首先要确定粉尘的分散度，同样的粉尘密度对除尘器的影响也是不容忽视的。
处理风量是除尘器选型的关键因素，处理风量的大小决定着除尘器的大小。由于风量大小会受到外界因素的影响，因此我们在确定处理风量的时候，要保留一定的空间。
投资也是客户们在选择除尘器的时候关心的问题。在选择除尘设备的时候，我们客户根据企业本身状况，在除尘设备能够满足本企业除尘的条件下，选择适合自己企业的除尘设备。
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