环境管理_火电厂的污染和防治技术

火电厂的污染和防治技术,-脱硫设备运行管理与现场检查的方法 丁 德 军2010年11月,目 录,序言-大气污染控制 1、发电厂的工艺过程 2、发电厂污染和防治 3、脱硫工艺介绍 4、石灰石石膏脱硫工艺介绍 5、脱硫设备的运行管理 6、环保核查的方法,“十一五”目标和任务,“十一五”（到2010年）节能减排的目标任务和总体要求： 万元国内生产总值能耗将由2005年的1.2吨标准煤下降到吨标准煤以下，降低20左右； 单位工业增加值用水量降低30； 主要污染物排放总量减少10，到2010年，二氧化硫排放量由2005年的2549万吨减少到2295万吨，化学需氧量（COD）由1414万吨减少到1273万吨； 全国城市污水处理率不低于70； 工业固体废物综合利用率达到60以上。,“十二五” 环境保护规划重点,1、巩固“十一五” 化学需氧量、二氧化硫总量减排的成果； 2、二氧化碳减排，发展低碳经济； 3、氮氧化物的总量减排； 4、江河湖海、地下水的水污染问题； 5、危险固废的治理问题； 6、农村环境、土壤污染防治问题； 7、汽车的污染减排问题； 8、高能耗、高污染企业的治理； 9、其他环保问题。,大气污染控制,大气污染控制是为了对付大气污染物而采取的污染物排放控制技术和控制污染物排放政策。 目前主要的大气污染物是由于燃烧化石燃料产生的烟尘、二氧化碳和硫化物，氮氧化物以及汽车尾气排放的一氧化碳、碳氢化合物和氮氧化物。,大气污染控制,污染物排放控制技术 各种工业排放的特殊气体污染物，通过改变生产工艺或甚至关闭、迁移工厂的方式解决。 直接处理排放的污染物； 改变生产工艺流程，以减少或消除污染物排放； 改变原料构成，以减少或消除污染物排放。,大气污染控制,控制污染物排放政策 原则是污染者付费原则，大体经历三个阶段 浓度控制：国家设立排放浓度标准，对超过标准的排放处以收费或罚款，强迫排放这自行投资处理污染物以减少排放。 总量控制：设定排放的污染物总量，即使排放浓度达标，按照排放的污染物总量也得交纳排污费。 容量控制： 在一定区域内，对污染物总量有一个限制，在区域内的各个排污者可以将自己的排污指标进行交易，如一个排污者由于重视治理污染，大大减少自己的排污量，他可以将自己富裕的排污指标卖给没有能达到指标的排污者，但区域内排污总量不得超过指标，这种政策更可以刺激开发污染物排放开技术开发的积极性。同时将环境质量维持在一个可以容许的范围内。,大气污染控制,大气由水汽、悬浮微粒和空气组成。 （空气）主要成分：氧占20.93%，占78.03%，氩(Ar)占0.98% ，0.03%二氧化碳，0.03%其他稀有气体，又称作惰性气体 ：氦(He)、氖(Ne)、氪(Kr)、氙(Xe)、氡(Rn)。 当人类生活和工农业生产排放的有害气体，如硫氧化物、氮氧化物、碳氢化合物、碳氧化合物、以及挥发性有机物和颗粒物达到一定浓度时就会改变原有的空气的组成，形成大气污染，造成气候变化。,一氧化碳 CO,一氧化碳，分子式CO，是一种无机化合物。在水中的溶解度甚低，但易溶于氨水。空气混合爆炸极限为12.5%74%。 一氧化碳是含碳物质不完全燃烧的产物。也可以作为燃料使用，煤和水在高温下可以生成水煤气（一氧化碳与氢气的混合物）。 由于一氧化碳与体内血红蛋白的亲和力比氧与血红蛋白的亲和力大200300倍，而碳氧血红蛋白较氧合血红蛋白的解离速度慢3600倍，当一氧化碳浓度在空气中达到35ppm，就会对人体产生损害，成为一氧化碳中毒或煤气中毒。,二氧化碳 CO2,二氧化碳是空气中常见的化合物，其分子式为CO2。 二氧化碳是温室气体之一，它允许可见光自由通过，但会吸收红外线与紫外线，这可以把来自太阳的热能锁起来，不让其流失。 如果大气中的二氧化碳含量过多，热量更难流失，地球的平均气温也会随之上升，这种情况称为温室效应。 CO2的正常含量是0.03%，当CO2的浓度达1%会使人感到气闷、头昏、心悸，达到4%5%时人会感到气喘、头痛、眩晕，而达到10%的时候，会使人体机能严重混乱，使人丧失知觉、神志不清、呼吸停止而死亡。,碳氢化合物、碳氧化合物,碳氢化合物： 主要来自于石油化工业、有机合成工业和机动车排气。其中的多芳烃类物质（PAH）如蒽、苯并芘、苯并蒽等大多具有致癌的作用。 碳氢化合物的危害还在于它参与大气的光和反应，生产危害更大的光化学烟雾。 碳氧化合物： 主要来源于燃料的燃烧和汽车尾气。 CO和CO2是大气污染物中排放量最大的污染物 ，在缺氧条件下的不完全燃烧则形成CO。 经稀释扩散，浓度降低，再经氧化变为CO2 。,二氧化硫 SO2,二氧化硫（化学式：SO2）是最常见的硫氧化物。无色气体，有强烈刺激性气味。大气主要污染物之一。 二氧化硫溶于水中，会形成亚硫酸（酸雨的主要成分）。二氧化硫具有酸性，可与空气中的其他物质反应，生成微小的亚硫酸盐和硫酸盐颗粒。当这些颗粒被吸入时，它们将聚集于肺部，是呼吸系统症状和疾病、呼吸困难。 燃煤含硫率为1%时，燃烧1吨原煤排放16公斤SO2,氮氧化物,氮氧化物是氮的氧化物的总称。包括NO、NO2、N2O、NO3、N2O4、N2O5等。 大气中除NO、NO2较稳定外，其他氮氧化物都不太稳定，故通常所指的氮氧化物，主要是NO和NO2的混合物，用NOx表示。空气中的一氧化氮很快会被空气中的氧气氧化生成二氧化氮。一氧化氮可与血红蛋白结合引起高铁血红蛋白血症。二氧化氮吸入后对肺组织具有强烈的刺激性和腐蚀性。 每燃烧1煤就产生约89kg氮氧化物，是大气污染的主要污染源。,粉尘,粒径小于75m的固体悬浮物定义为粉尘。在大气中粉尘的存在是保持地球温度的主要原因之一，大气中过多或过少的粉尘将对环境产生灾难性的影响。但在生活和工作中，生产性粉尘是人类健康的天敌，含有许多有毒成分，如铬，锰，镉，铅，汞，砷等，是诱发多种疾病的主要原因。 1、飘尘，系指大气中粒径小于10m的固体微粒，它能长期地在大气 中漂浮，有时也称为浮游粉尘。 2、降尘，系指大气中粒径大于10m的固体微粒，在重力作用下，它可在较短的时间内沉降到地面。 3、总悬浮微粒，系指大气中粒径小于100m的所有固体微粒。 燃烧一吨煤， 产生 200300 kg左右烟尘。,大气污染源的分类,大气污染源分为人类污染源和自然污染源 人类污染源可分为固定污染源和移动污染源 固定污染源：火力发电厂、工业窑炉、炼钢厂、水泥厂锅炉等，主要污染物二氧化硫、氮氧化物、二氧化碳、粉尘等排放量大、运行条件相对稳定。 移动污染源；机动车、工程机械、飞机、轮船等在移动中排放废气的污染源。主要污染物一氧化碳、氮氧化物、碳氢化合物、颗粒物和其他污染物。,大气污染的原因,（1）环境意识薄弱，对可持续发展战略认识不足。有的地方行政部门由于近期的、局部的经济发展需要， 以牺牲环境为代价换取经济的快速发展，盲目扩大生产规模、乱铺摊子、重复建设、技术装备水平低、能源资源浪费大。 （2）能源浪费严重。 A：在我国一次能源消费结构中，煤炭占75%，而用于发电的煤量仅占总煤量的35%。B：煤炭生产的洗选率低和高硫煤地区的煤炭产量增长过快。 C： 能源利用率不高， 工业锅炉平均热效率仅有60%左右；工业窑炉平均热效率约为40%； D：乡镇工业发展迅速，大多数企业采用的生产技术、工艺比较落。,大气污染的原因,（3）大气污染防治的资金投入不足。目前，全国污染治理和用于污染防治有关的城市基础设施建设投资，不到国民生产总值的1%，这与我国环境污染严重、历史欠账太多和经济快速发展对环保投资的需求相比，严重不足。 （4）执法不严，监督管理力度不够。尽管我国大气污染防治法规标准建设取得很大进展，但有法不依，执法不严，违法不究的现象仍然十分严重。,大气污染的原因,（5）缺乏实用的治理技术。我国在大气污染治理技术和设备的研制、开发、推广和使用方面，虽然做了不少工作，但与大气污染控制的需求差距还较大，资金、人力的投入以及实用技术商品化的程度远不如发达国家。比较薄弱的领域是洁净煤技术；冶金、化工、建材等行业的工业窑炉和生产设施排放污染的治理技术；机动车机内净化技术等。实用技术的缺乏直接影响了大气污染治理的进程和效果。,19,火电厂节能减排,节能减排是关系经济社会可持续发展的重大战略问题，是国家确定的经济社会发展的重大战略任务。电力行业既是优质清洁能源的创造者，又是一次能源消耗大户和污染排放大户，因而也是国家实施节能减排的重点领域。 2009年全国煤炭产量达到29.73亿吨 我国的火电厂以燃煤为主， 2009年全国发电装机容量8.74亿千瓦，其中火电6.5205亿千瓦，燃煤14亿吨。,火电厂节能减排,截止到2009年底，二氧化硫排放总量2214.4万吨，比2005年总量2295万吨下降了13.14%，提前一年完成了“十一五”减排目标。 我国燃煤电厂大气污染物尤其是烟尘、二氧化硫的控制取得了巨大成就，电力企业二氧化硫的排放总量上与美国基本持平，单位燃煤发电量二氧化硫排放量已优于美国。,2009年全国发电量统计,全国发电装机容量8.74亿千瓦，发电量达36812亿千瓦时。 火力发电厂：81.81% 水力电厂；15.53% 核电；1.90% 风力发电；0.75% 其他： 0.01% 太阳能，潮汐；垃圾、 秸秆、太阳能、地热能、氢能等小型电站。,1、发电厂分类,预测2010年发电容量9.5亿千瓦 燃煤发电7亿千瓦以上 水电 2.1亿千瓦； 风力发电 0.3亿千瓦 核电 0.1亿千瓦 其他以太阳能、潮汐发电、垃圾、秸秆、 地热、氢能等发电机组，不到0.03亿千瓦,1、发电厂的工艺过程,1、发电厂的工艺过程,火力发电厂由三大主要设备锅炉、汽轮机、发电机及相应辅助设备组成，它们通过管道或线路相连构成生产主系统，即燃烧系统、汽水系统和电气系统。其生产过程简介如下。,1、发电厂的工艺过程,1燃烧系统 燃烧系统：包括锅炉的燃烧部分和输煤、除灰和烟气排放系统等。 煤由皮带输送到磨煤机 磨成煤粉，然后与 预热 的空气一起喷入炉内燃烧， 将煤的化学能转换成热能。,1、发电厂的工艺过程,2汽水系统 水在锅炉中加热后蒸发成蒸汽， 然后经过管道送入汽轮机。 高压蒸汽冲击汽轮机 的转子，以额定转速 （3000rmin）旋转， 将热能转换成机械能， 带动发电机发电。,1、发电厂的工艺过程,3电气系统 电气系统：包括发电机、励磁系统、厂用电系统和升压变电站等。 汽轮机带动发电机， 完成机械能转换为电能。 发电机发出的电 由主变压器 升高电压后，经 输电线 送往电网。,1、发电厂的工艺过程,煤的分类：褐煤、烟煤、无烟煤、泥煤； 煤的元素分析；主要是碳、氢、氧、硫和磷等元素组成，其中碳是煤中的主要元素； 煤的发热量；千焦（kj/kg）、大卡/kg 标准煤： 29307千焦/kg 7000大卡/kg 1卡4.187焦耳 原煤量发电标准煤耗1.4 原煤量发电标准煤耗7000大卡/用煤发热量,2、发电厂污染和防治,火力发电厂的污染 1、粉尘 2、烟尘 3、噪声 4、废水 5、废气 6、固废,2、发电厂污染和防治,1、粉尘： 燃料在储存、运输过程中产生的污染以及输煤系统、除灰系统、粉煤灰运输等。 防治方法：煤场防尘、加装防护罩、煤棚、挡风墙；排放标准：室内10mg/m3、室外50mg/m3,2、发电厂污染和防治,2、烟尘： 燃料在燃烧、排放过程中产生的污染 排放标准： 50mg/m3 燃烧一吨煤， 产生 200 kg左右烟尘。 煤在燃烧时产生的粉尘和烟尘不仅本身污染环境，还会与二氧化硫、氧化氮等有害气体结合，加剧对环境的损害。其中尤以10微米以下飘尘对人体更为有害。一般燃煤电厂的飞灰尘粒中，小于10微米的占2040。,2、发电厂污染和防治,火电厂烟尘的防治方法： 电除尘器、布袋除尘器、电布袋除尘器；,2、发电厂污染和防治,3、噪声： 火电厂的噪声主要有锅炉排汽的高频噪声、 设备运转时的空气动力噪声、 机械振动噪声以及电工设备的低频电磁噪声等。 其中以锅炉排汽噪声对环境影响最大。排汽噪声最大可达130分贝(A)。,2、发电厂污染和防治,噪声污染是局部性的和无后效的。当噪声源的声输出停止后，污染立即消失，不留下任何残余物质。 噪声的防治主要是控制声源和声的传播途径，以及对接收者进行保护。例如，对炉膛、风道共振引起的噪声，采用隔声板可取得降噪1020分贝（dB）的效果；对进气、排气噪声，安装微孔消声器可降低1030分贝；对机械转动部件动态不平衡引起的噪声，进行平衡调整可降低1020分贝；安装隔声罩可使电机噪声降低1020分贝。,2、发电厂污染源分类,噪声 控制标准： 厂区噪声（主控室、值班室、办公室、会议室） A类夜间使用的 昼间45dB、夜间35dB、 B类昼间使用的 昼间50dB、夜间40dB、 厂界噪声（厂外生活区） 转动机械噪声、蒸汽排放的噪声、 昼间70dB、夜间55dB,2、发电厂污染和防治,4、废水： 工业冷却水、密封水、含油废水、含煤废水、灰渣废水、脱硫废水、生活污水、 排放标准:地表水环境质量标准GB3838-2002 防治水污染要综合考虑各种污水的产生、水量和水质的控制，污水输送集中的方式，污水处理装置的设置和处理方法，以及污水经人工处理后的排放和回收利用，进行全面规划，推行闭路循环用水系统。 安装污水处理、脱硫废水处理设施,2、发电厂污染源分类,5、废气： CO、CO2、SO2、NOx、 燃烧一吨煤，排放0.9-1.2万标立方米 废气 火电厂大气污染物排放标准GB13223-2003 SO2：400mg/m3 NOX:450mg/m3 废气的治理 ： 安装脱硫、脱硝设施； SO2：一吨原煤产生16kg SO2（含硫1%） NOX ： 一吨原煤产生89kg NOX CO2 ： 每燃烧一吨标准煤产生二氧化碳2620公斤 每节约 1度（千瓦时）电，就相应节约了0.4千克标准煤， 同时减少污染排放0.272千克碳粉尘、0.997千克二氧化碳（CO2）、0.03千克二氧化硫（SO2）、0.015千克氮氧化物（NOX）。,2、发电厂污染和防治,6、固废：粉煤灰、煤渣和灰渣 对贮存场和固废渗透液治理。工业固废利用率达到60%以上。脱硫石膏综合利用，污泥堆放、灰场治理等,2、发电厂污染和防治,一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准 GB18599-2001 粉煤灰和煤渣的处理和利用自20世纪20年代开始为世界各国所研究，取得许多成果。美国已将粉煤灰列为12种重要的固体原料之一。日本、丹麦等国的煤渣已全部得到利用。 粉煤灰和煤渣可用来制造砌筑砂浆和墙体材料，采用增钙技术可使煤渣成为水泥和墙体材料的优质原料等。 火电厂的粉煤灰和煤渣数量很大，出于技术经济条件的限制，还不能全部利用，需要堆存一部分，修建贮灰场。 贮灰场要妥善管理，底部要有防水防渗设施。在已堆满的灰场上覆土造田，植树种草，或进行表面药物处理，防止粉煤灰飞扬。,3、 脱硫工艺介绍,目前国际上研究过的脱硫技术达200余种。 燃烧前脱硫 如洗煤、型煤等 燃烧中脱硫 如炉内喷钙、循环流化床等 燃烧后脱硫（烟气脱硫FGD） 世界上唯一大规模商业化应用的技术,烟气脱硫技术分类,4、石灰石石膏粉脱硫工艺介绍,湿式石灰石/石灰石膏法烟气脱硫技术为主要工艺技术，采用脱硫剂浆液或溶液对SO2进行吸收 。,缺点是初投资大、运行费用相对高一些、系统复杂、对进口设备依赖性较大、蒸发消耗水量大、排放水需要处理和烟道有一些腐蚀等问题。,优点为烟气脱硫效率高，石灰石/石灰分布广泛，脱硫剂利用率高（即需用的Ca/S比值低），脱硫副产物石膏可综合利用，适应煤种含硫量和机组负荷变化范围大，运行可靠等。,石灰石-石膏湿法脱硫原理,石灰石石膏湿法烟气脱硫由下列子系统构成：（1）吸收塔：喷淋层、除雾器 （2）浆液系统：浆液循环泵、浆液排除泵 （3）烟气系统；增压风机、氧化风机、GGH； （4）吸收剂制备系统；湿磨制浆、干粉制浆、 （5）石膏脱水系统：皮带机、旋流器、真空泵、 （ 6）废水处理系统：废水旋流器、污泥压力机 （7）电气及自控系统：CEMS、DSC、电气设备； （8）其他公用系统：压缩空气、消防、给排水等。,吸收塔,增压风机,烟气进口,烟气出口,叶片,GGH和当板门,搪瓷元件,搅拌器和浆液循环泵,湿式球磨机,真空皮带脱水机,废水系统,5、脱硫设备的运行管理,“十一五” 要求，增加燃煤电厂脱硫能力，使90%的电厂达标排放。 2005年底，火电厂烟气脱硫运行的机组装机容量只有0.47亿千瓦。 占12% 2009年底，火电厂烟气脱硫总装机容量达4.6亿千瓦以上。占71%。 如果加上具有脱硫功能的循环流化床机组，则比例将近，有些省份已经达到100,5、脱硫设备的运行管理,脱硫设施在运行中存在的问题主要是设备的腐蚀、磨损和堵塞，它主要是由以下原因造成的。 1、设计问题 承包公司设计能力和掌握脱硫技术的水平、设计余量的选择、煤质变化的影响因素的考虑。 仅2006年新增从事脱硫设备的企业就由2005年的100多家猛增到200家。,5、脱硫设备的运行管理,2、设备问题 生产厂家、设备选型、合金材料的选用、防腐材料等。 2005年以前脱硫设备均依靠国外进口。 每千瓦需要1000元。在巨大的商机面前，有的设备厂家为获取项目，不顾质量，恶意降价。造成 脱硫装置稳定性、可操作性低，故障率高，使电厂 提高运行成本，降低了脱硫效果。,5、脱硫设备的运行管理,3、安装问题 安装队伍的资质、人员的水平、监理公司。 4、运行问题 运行人员的工作经历、基本素质、文化水平、 数量、 管理人员等 5、管理问题 主要领导的认识、规章、制度建设、 监督体系。,5、脱硫设备的运行管理,调查发现， 现有烟气脱硫设备脱硫水平与国家规定的环保要求仍有差距，腐蚀、结垢、堵塞、烟气带水等问题还没有得到很好的解决，在实际运行时的脱硫效率达不到设计要求。 重要的原因是电厂用煤的质量变化较大，实际用煤的发热量、硫分、灰分与设计值偏差。,5、脱硫设备的运行管理,目前脱硫存在主要问题 ： 1、 GGH的堵塞； 2、浆液循环泵磨损； 3、除雾器堵塞； 4、增压风机的不能投自动； 5、挡板门变形； 6、吸收塔搅拌器磨损； 7、废水系统不运行。,5、脱硫设备的运行管理,外部因素（设计问题、设备问题、安装问题） 内部因素（运行问题、管理问题） 提高认识，加强管理，提高脱硫设施的健康水平，满足当地环保排放要求。 认真学习，环保部有关文件和标准，并认真落实。 实事求是，不做假。,5、脱硫设备的运行管理,影响脱硫效率的主要因素 1、浆液PH值 PH值较低造成设备腐蚀，过高造成设备堵塞。 pH值= 6 时, 二氧化硫吸收效果最佳, 但此时易发生结垢, 堵塞现象。pH值= 4 时, 二氧化硫的吸收几乎无法进行, 且吸收液呈酸性, 对设备也有腐蚀。 一般控制在5.45.8,5、脱硫设备的运行管理,影响脱硫效率的主要因素 2、钙硫比（Ca/S） 钙硫比（Ca/S）是指注入吸收剂量与吸收二氧化硫量的摩尔比。 按照脱硫工艺的不同： 湿法烟气脱硫工艺 Ca/S1.03 脱硫效率90 循环流化床锅炉 Ca/S2以上； 脱硫效率90%， 烟气循环流化床干法脱硫 Ca/S 1.5 脱硫效率80,5、脱硫设备的运行管理,影响脱硫效率的主要因素 3、石灰石粒度及纯度 运行中有时PH值异常，可能是石灰石中CaO含量引起的，石灰石浆液粒径的大小 影响脱硫率 石灰石颗粒越细, 其表面积越大, 反应越充分, 吸收速率越快, 石灰石的利用率越高。一般要求为: 90% 通过325 目筛或250 目筛, 石灰石纯度一般要求为大于90%。,5、脱硫设备的运行管理,影响脱硫效率的主要因素 4、烟气与脱硫剂接触时间 烟气自气- 气加热器进入吸收塔后, 自下而上流动, 与喷淋而下的石灰石浆液雾滴接触反应, 接触时间越长, 反应进行得越完全。 一般在45秒,5、脱硫设备的运行管理,影响脱硫效率的主要因素 5、液气比及浆液循环量 液气比（L/G） 单位（升/立方米 L/m3） 液气比（L/G）是指与流经吸收塔单位体积烟气量相对应的浆液喷淋量， 增大液气比, 增加浆液的循环量, 也就加大了CaCO3与SO2 的接触反应机会, 从而提高了SO2的去除率。但SO2与吸收液有一个气液平衡, 液气比超过一定值后, 脱硫率将不在增加。,5、脱硫设备的运行管理,影响脱硫效率的主要因素 6、进塔烟温 根据吸收过程的气液平衡可知，进塔烟温越低，越有利于SO2的吸收。 最佳温度 6070,5、脱硫设备的运行管理,影响脱硫效率的主要因素 7、粉尘浓度 浆液中粉尘过多会影响石灰石的溶解，导则浆液中PH值降低、脱硫效率下降。 重视电除尘的管理，提高电除尘的除尘效率是保证脱硫设施安全稳定运行的重要条件之一,5、脱硫设备的运行管理,影响脱硫效率的主要因素 8、氧化空气量 O2 参与烟气脱硫的化学过程, 随着烟气中O2 含量的增加, 石膏结晶的形成加快, 脱硫率也呈上升趋势。多投运氧化风机可提高脱硫率。,5、脱硫设备的运行管理,影响脱硫效率的主要因素 9、Cl- 含量 氯在系统中主要以氯化钙形式存在, 去除困难, 影响脱硫效率, 后续处理工艺复杂, 在运行中应严格控制系统中Cl- 含量(一般控制在20000ppm 以内) , 确保其在设计(一般设计在40000ppm 左右) 允许范围内。,5、脱硫设备的运行管理,石膏质量可以反映脱硫运行状况 石膏（CaSO42H2O）定期化验项目和标准： 含水率 10 Cl 1000ppm 碳酸钙(CaCO3) 3% 半水亚硫酸钙（ CaSO31/2H2O ） 1% 不溶解酸 3% 石膏含量100碳酸钙半水亚硫酸钙不溶解酸 钙硫比(碳酸钙/100)/(石膏/172+半水亚硫酸钙/129)+1,5、脱硫设备的运行管理,检查石膏质量判断脱硫设施的运行状态 1、石膏质量反映吸收塔设计的合理性 设计合理可以提高液气比，减小液滴直径， 延长接触时间、 提高烟气流速，提高脱硫效率 2、石膏杂质含量反映石灰石利用率 石膏的杂质，石灰石没有充分反 3、石膏的PH值反映 结晶情况 PH值低时溶液中含有大量的亚硫酸钙，结晶使石灰石钝化。当PH值低于5时，亚硫酸钙将生成亚硫酸氢钙，当PH值骤然升高时，急速结晶导致结垢。,5、脱硫设备的运行管理,4、石膏质量反映氧化风机的风量 氧化的好坏影响石膏的生成和质量的提高 5、石膏密度反映溶液的过饱和度 过饱和度太高会引起结垢， 6、石膏残留水分反映真空脱水系统运行的状况 影响石膏残留水分的因素有石膏漩流站的运行压力、漩流子磨损、皮带机滤布的清洁程度、皮带机真空度、滤布冲洗水量等等。,加强脱硫运行监督,1、入厂煤监督：热值、灰分、硫份等 ； 2、石灰石进厂监督：CaCO3、SiO2的含量； 3、重要表计仪表监督：烟气在线监测（CEMS）、pH计、密度计、液位计等； 4、吸收塔浆液监督：定期化验PH值、密度； 5、石膏监督：定期化验成份； 6、废水监督：达标排放的去向、淤泥的填埋处理方 式。,建立健全脱硫管理的规章制度,1 脱硫运行规程、检修规程、点检定修标准、操作票和工作票管理制度、运行交接班制度、文明生产管理制度、巡回检查制度、定期切换与试验制度、脱硫运行人员岗位责任制。 2 脱硫设施安全管理、检修管理、缺陷管理制度 3脱硫技术监督、脱硫运行人员培训、脱硫运行管理奖惩考核管理制度等。,建立健全脱硫管理的规章制度,4脱硫设施停用时按规定向环保等部门的报告制度；运行记录台帐、检修台帐、非计划停运检修台帐、检修记录、大小修技术资料 、施工管理、验收、大小修总结等。 5入厂石灰石（粉）化验、 浆液PH、密度、石膏成分的分析化验制度。 6烟气在线监测系统管理制度，定期对在线监测系统比对和维护，定期清理探头和滤网等制度。 7PH计、密度计等重要仪表的管理制度，定期校对和维护。,6、环保核查的方法,环保检查 1、 环境监察部门至少每月对脱硫设施进行一次现场执法检查。 2、 环境监测部门至少每季度开展一次监督性监测。 3、当地环保部门不定期的进行现场督查，并作出督查笔录。 4、国家环保督促中心环保核查。 5、领导检查等。,环保核查的有关文件,环保部有关文件 1、 “十一五”主要污染物总量减排核查办法（试行）的通知（环发2007124号） 2、 主要污染物总量减排核算细则（试行）的通知（环发2007183号） 3、关于加强燃煤脱硫设施二氧化硫减排核查核算工作的通知（环办20098号）,环保核查的有关文件,4、关于印发国家监控企业污染源自动监测数据有效性审核办法和国家重点监控企业污染源自动监测设备监督考核规程的通知（环办200988号） 5、固定污染源排放烟气连续监测技术规范 （HJ/T752007） 6、固定污染源排放烟气连续监测技术要求及监测方法（HJ/T762007）,SO2监察系数,SO2监察系数的考核方法： 在进行环保执法监察时，发现SO2排放企业和减排项目的脱硫设施不正常运行一次，对该企业和项目的监察系数取0.8；不正常运行二次，监察系数取0.5；不正常运行超过二次，监察系数取0。,对脱硫设施不正常运行的认定,按照统计办法、核查办法的有关规定 。 a、生产设施运行期间脱硫设施因故未运行，而未经当地环保部门审批同意的； b、没有按照工艺要求使用脱硫剂的； c、使用旁路偷排手段的； d、在线监测系统抽调数据不合格率20的； e、有其他违法排放SO2行为的。,脱硫设施停运报告制度,1、脱硫设施因改造、更新、维修或喷油助燃需暂停运行而开启旁路的，需按有关规定提前报当地环保部门备案； 2、脱硫设施遇事故停运、在线监控系统或中控系统发生故障不能正常监测、采集、传输数据的，应在事故发生24小时内向当地市级以上环保部门报告。 3、保存好请示和批复的文件备查。,旁路挡板铅封管理制度,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201091号 1、逐步拆除已建脱硫设施的旁路烟道，烟气排放连续监测系统采样点逐步统一安装在烟囱符合监测要求的高度位置。 2、9月30日前完成旁路挡板的铅封。 3、旁路挡板铅封后的管理工作： 1、企业申请、环保部门审批同意后由当地环保部门派人现场启封。 2、突发事故起封后，24小时内汇报。 3、维护检修工作结束或紧急情况消除后，提出申请重新进行铅封。 4、环保部门要对旁路挡板每次开启和铅封过程进行如实记录。,6、环保核查的方法,总量减排核查材料准备清单 1、工程项目简介、项目建议书、环评报告及批复 2、可研报告及批复 3、168试运报告及批复 4、工程竣工申请及批复 5、环保验收申请及批复 6、CEMS验收报告、比对报告、监测报告 7、当地环保部门的监督监察记录 8、CEMS月度报表 9、企业运行记录日报表 10、脱硫投运率统计、效率统计,6、环保核查的方法,11、开、停机申请和批复 12、脱硫设备停用申请和批复 13、CEMS比对记录、维护记录 14、旁路挡板门试验记录和报告 15、发电量统计、生产月度报表 16、煤质报表(硫份、热值、灰分等) 17、石灰石用量统计及采购凭证 18、石膏产量和出厂记录、销售凭证、合同等 19、旁路挡板铅封的操作记录，作为核定燃煤机组脱硫设施投运率、脱硫效率和减排量核算的重要依据。,6、环保核查的方法,物料衡算： 火电厂发电量 发电用煤量 煤质发热量、含硫率 等 石灰石使用量 石膏产量,逻辑关系,燃用原煤发电量标准煤耗1.4 （供热量 供热煤耗） 1.4 根据主要污染物总量减排核算细则 燃料与标煤转换系数，除个别省外，原煤与标煤转换系数1.4 标准煤是指每千克收到基低位热值为29307千焦（KJ） （相当于7000大卡/kg）的煤。 1卡4.187焦耳 天然煤重量 =标准煤重量7000/核查期燃煤平均发热量,逻辑关系,1吨煤炭燃烧时产生的SO2量1600S公斤； S燃烧时转换SO2的转换率取0.8 我国燃用煤含硫率，一般为0.43.5%， 当燃煤的含硫率为1%时， 燃烧1吨原煤排放16公斤SO2 。,逻辑关系,石灰石用量=（燃煤量硫份280%90%）（100/64）90%(CaCO3含量)1.03(钙/硫比) 说明：2 是转换系数，80%，是指转化率。 第一个90%，是指投运率和脱硫效率的乘积。 第二个90%，是指石灰石中CaCO3的含量 石膏产生量石灰石用量1.72,石灰石用量计算依据,在石灰石石膏湿法脱硫工艺中，化学反应方程式为： 2CaCO3+2SO2+O2+4H2O 2CaSO42H2O+2CO2 理论上，脱除1mol的SO2需要1mol的CaCO3，同时产生1mol的CaSO42H2O（石膏）。其中SO2的分子量为64，CaCO3的分子量为100， CaSO42H2O（石膏）的分子量为172。 即脱除1kg的SO2，需要1.56kg的CaCO3， 使用1Kg的CaCO3，产生1.72kg石膏,燃料、SO2、石灰石、石膏的逻辑关系,原煤耗量发电量标煤耗量1.4 （供热量 供热煤耗） 1.4 燃烧1吨原煤产生16公斤SO2 （当含硫1）1万吨原煤产生160吨SO2 去除1吨SO2使用1.56吨石灰石 使用1吨石灰石产生1.72吨石膏,SO2的计算公式,在燃烧中，可燃性硫氧化为二氧化硫，1克硫燃烧后生成2克二氧化硫，其化学反应方程式为：S+O2SO2 根据上述化学反应方程式，有如下公式： G160WS（1） G二氧化硫排放量，单位：吨 W耗煤量，单位：万吨（T） S煤中的可燃硫分含量 二氧化硫去除率，%,举 例,例：某厂全年用煤量3万吨，其中用甲地煤1.5万吨，含硫量0.8%，乙地煤1.5万吨，含硫量3.6%，脱硫设施投入率90，脱硫效率90 求该厂全年共排放二氧化硫多少吨,举 例,解： G160（1.50.81.53.6） （190% 90） 1606.6 （ SO2产生量 ） 1056 （181%） 200.64 （吨）,举 例,某电厂年发电量60亿度电，煤耗350g。采用石灰石石膏法脱硫工艺，Ga/S1.03。燃煤S含量年平均0.9，石灰石中碳酸钙含量90，脱硫效率95，投入率95，求使用燃料、石灰石用量和石膏产量？,举 例,答： 原煤用量：350g60亿度1.4 210万吨标煤1.4 294万吨 SO2产生量W 160S% 294 1600.9 4.23万吨 石灰石用量： 4.23万吨9595100 64 901.03 6.83万吨 石膏产生量：6.83万吨1.7211.75万吨,mg/m3与ppm的换算,ppm是重量的百分率，1ppm=mg/kg=mg/L mg/m3是质量-体积浓度 ppm 换算成mg/m3的时候， 乘分子量再除以22.4 mg/m3它与ppm的换算关系是： X=M.C/22.4 式中： X污染物以mg/m3表示的浓度值； C污染物以ppm表示的浓度值； M污染物的分子量。 22.4换算系数,举 例,已知大气中二氧化硫的浓度为5ppm，求以mg/Nm3表示的浓度值。 解：二氧化硫的分子量为64。 X=M.C/22.4 =64522.4 =14.3（mg/m3 ） 答： 5ppm14.3mg/m3 SO2 ：1ppm=2.86mg/m3 Nox： 1ppm=2.05mg/m3 No： 1ppm=1.34mg/m3,举 例,实测的火电厂烟尘、二氧化硫和氮氧化物排放浓度，必须执行火电厂大气污染物排放标准GB13223 2003的要求进行折算，燃煤锅炉按过量空气系数折算值1.4 进行折算。 其换算公式为：21( 21O2 ) 1,举 例,某电厂烟气SO2仪器测量值为 100ppm，烟气含湿量为10（即干烟气为90），烟气氧量为9 求折算为过量空气系数为1.4的SO2排放浓度？,举 例,某电厂烟气SO2仪器测量值为 100ppm，烟气含湿量为10（即干烟气为90），烟气氧量为9 求折算为过量空气系数为1.4的SO2排放浓度？,举 例,解：=21/（21-9） =1.75 折算为过量空气系数为1.4的SO2排放浓度 2.86100ppm（1.751.4）90 =397（mg/m3） 答：折算为过量空气系数为1.4的SO2排放浓度是397mg/m3。,对CEMS的要求,1、在线监测（CEMS）的检查 （一）比对监测 1、废水污染物浓度及流量比对 2、废气污染物浓度、氧量、流量和烟温比对,对CEMS的要求,（二）现场核查 1、制度执行情况 （1）设备操作、使用和维护保养记录 （2）运行、巡检记录 （3）定期校准、校验记录 （4）标准物质和易耗品的定期更换记录 （5）设备故障状况及处理记录 环保部200988号文 关于印发国家监控企业污染源自动监测数据有效性审核办法和国家重点监控企业污染源自动监测设备监督考核规程的通知,对CEMS的要求,2、设备运行情况 （1）仪器参数设置 （2）设备运转率、数据传输率 （3）缺失、异常数据的标记和处理 （4）污染物的排放浓度、流量、排放总量的小时数据及统计报表（日报、月报、季报）,7、环保核查的方法,2、在线监测（CEMS）的检查 在线监测测点安装位置 CEMS标准气合格证 CMES的在线数据准确性 CEMS历史数据查询,CEMS安装位置,检查重点：监督A2的排放数据SO2、Nox、粉尘，核实在线监测数据的准确性。,旁路挡板 A1 A2 烟囱 进口挡板 出口挡板 增压风机 吸收塔,A3,CEMS安装位置,检查重点：数据的逻辑关系,旁路挡板 A3 A2 B1 烟囱 进口挡板 出口挡板 增压风机 吸收塔,CEMS安装位置,检查重点： 旁路挡板是否关闭,旁路挡板 A3 A1 B2 烟囱 进口挡板 出口挡板 增压风机 吸收塔,CEMS安装位置,减排量不予认定,旁路挡板 A3 B1 B2 烟囱 进口挡板 出口挡板 增压风机 吸收塔,检查在线监测的参数,固定污染源烟气排放连续监测系统简称CEMS。标准的监测项目为8个参数： 3个污染物参数：二氧化硫量(SO2)、氮氧化物量(NOx)、颗粒物量（烟尘） 3个对应湿基流量排放参数：（包含流速、温度、压力） 2个换算干基用的参数：氧量(O2)、湿度（RH）。,检查在线监测的传输方式,烟气分析仪通过分流器一路上传运城市环保网，一路进入脱硫DCS控制系统，一路进入就地在线监测电脑进行显示记录。 不可以通过中控机以后再送到环保局,在线监测的管理要求,根据HJ/T 75-2007固定污染源排放烟气连续监测系统技术要求及检测方法和环保部关于进一步做好国控重点污染源自动监控能力建设项目实施工作的通知环发200825号的要求 1、CEMS安装位置在安装前应取得当地环保部门的同意。 2、CEMS安装后应通过当地环保部门的验收合格。 3、CEMS至少每月进行一次标准气的比对和校验，并做好记录。 4、取得质量监测中心的合格证。,在线监测存在的问题,CEMS存在的主要问题： 1、标准气过期或标准气没有合格证 2、没有定期比对和校验 3、量程不符合技术规范要求。 4、现场不能显示历史数据等,在线监测存在的问题,烟气分析仪表未结合实际选定量程。 烟气分析仪表因SO2量程选择偏低而无法正常监测污染物浓度的问题， 分析仪表量程选择偏高， 造成监测精度不高。 根据实际应用需设置CEMS的最大测量值，通常设置为高于最大排放浓度的1至2倍。,在线监测存在的问题,对于校准用的标准气浓度，一般应选满量程的70%90%， 如选择过低则降低了系统值的准确性，过高时又根本无法用此标气进行标定。 技术规范要求： 标零显示： SO2不大于0.3mg/m3 低浓度 SO2低于143mg/m3标准气，选用满量程的2030% 中浓度 SO2低于715 mg/m3标准气，选用满量程的5060% 高浓度 SO2大于或等于715 mg/m3标准气，选用满量程的80100%,造成CEMS的不准的原因,完全采样法： 直接抽取烟道内烟气通过伴热管保温并经除尘、除湿等处理后，进入测量分析仪器进行测量。 1.处理过程复杂、维护量大，易堵、易腐蚀； 2.管线过长时，易发生泄漏，影响精度； 3. 响应时间长； 4.每种烟气组份必须配备一种分析仪器，造价高； 5.开炉和停炉时易堵。 6 .在国内高浓度污染条件下需经常清理过滤器。,造成CEMS的不准的原因,稀释抽取法： 用零气在探头内与烟气按一定比例进行稀释混合，稀释后烟气进入分析仪器进行测量。 1.因需对烟气进行稀释和处理造成结构复杂、管线过长； 2.响应时间长； 3.如稀释比控制不好，影响测量精度； 4.每种烟气组份必须配置一种分析仪器，造价高； 5.开炉和停炉时易堵。 6.一般稀释比例为1/100。,造成CEMS的不准的原因,直接测量法： 将一束紫外光直接穿透烟道气体，利用烟气的特征吸收光谱进行测量。 结构简单，无需管线，响应时间快，湿基测量，支持多组份监测，开炉和停炉时无需停机。 镜片灰尘堆积，需定期擦洗镜头，监测容易孔堵塞，需定期清理。,脱硫控制室的检查,3、脱硫控制室DCS的检查方法 1、DCS显示的各种参数 2、脱硫运行记录的检查 3、脱硫系统缺陷统计 4、脱硫停运记录,运行报表,1、脱硫系统运行记录表 2、脱硫公用系统运行记录表 3、脱硫系统运行日志 4、脱硫系统巡回检查记录 5、脱硫系统月度报告表 所有的记录要求手工记录，不允许采用电子记录 手工记录保存两年备查 计算机自动生成的记录只能作为参考,运行记录的主要内容,运行记录的主要内容： 机组负荷、 烟气流量、 脱硫塔入口烟气含水量、 燃煤硫份、旁路挡板开度、 脱硫效率、 二氧化硫浓度、 烟尘浓度、 氮氧化物排放浓度、 烟气氧含量 、烟气温度 、入口烟气压力、 增压风机电流、 GGH烟气压力 、密封风机电流、氧化风机电流、氧化空气压力、氧化空气温度、浆液循环泵电流、 除雾器压差、 石膏排出泵电流、吸收塔液位、 浆液密度 、浆液PH值 、浆液箱液位、 石灰石浆液补充量等等26项。,现场核查试验,（1）开启脱硫烟气旁路挡板门，稳定运行5分钟，观测和记录各项参数的变化； （2）停止脱硫增压风机运行，稳定运行5分钟，观测和记录各项参数的变化； （3）关闭脱硫塔入口和出口挡板门，稳定运行10分钟，观测和记录各项参数的变化。,工程师站检查历史记录,4、脱硫工程师站的检查 调阅脱硫历史趋势曲线（一般可以生成8条曲线） 锅炉负荷、入口烟气量、增压风机电流、增压风机动叶角度； 入口SO2含量、出口SO2含量、出口温度； 入口SO2含量、浆液PH值、浆液量； 入口粉尘量、出口粉尘量、浆液量等。 工程师站的数据环保部要求至少保存6个月备查,6、环保核查的方法,脱硫检查的重点 铅封旁路挡板前如何判断旁路挡板已经关闭。 1、旁路挡板的作用 2、吸收塔进出口的各种参数的逻辑关系,物料平衡图,湿式石灰石/石膏法FGD工艺系统,入口烟气,N2、CO2、H2O、O2、SO2、HCl、HF、NOx、H2SO4、飞灰,氧化空气,N2、CO2、H2O、O2,补充水 除雾器 密封 其它,Ca、Mg Na、Cl SO3、SO4,吸收剂,Ca、Mg、惰性物,排出烟气,N2、CO2、H2O、O2、SO2、HCl、HF、NOx、H2SO4、飞灰,废水,副产品,CaSO4.2H2O、CaSO3.1/2H2O、H2O、CaCO3、可溶盐、飞灰,吸收塔进出口参数的逻辑关系,1、出入口烟气量的变化 2、出入口SO2的变化 3、出入口粉尘的变化 4、出入口O2的变化 5、增压风机入口压力 6、挡板门密封风机运行状况 7、烟囱温度变化 8、烟气的水蒸气变化,旁路挡板的作用,增压风机调整不及时，容易造成净烟气回流。净烟气回流不仅增大了脱硫负荷、增大了增压风机的电耗，而且由于净烟气含水量较高，造成风机和烟道的腐蚀，如果有GGH时，还会造成GGH的积灰堵塞和腐蚀。 关闭旁路挡板运行不仅是控制SO2排放的措施，也是保证脱硫装置安全稳定长期运行的重要措施。,旁路挡板状态分析,1、烟囱入口烟气总体积流量（湿基、标态或干基、标态）或总质量流量的数值比FGD入口的数值大35。 脱硫效率越低差值越大FGD入口烟气量和烟囱入口烟气量差别越大。 根据物料平衡计算，由于温度下降、烟气密度增加、湿度增加、烟气体积增加的影响以及氧化风机的进入吸收塔风量的影响。 。,吸收塔进出口参数的逻辑关系,2、进出口SO2的变化 一般情况下，煤质含硫1%，显示烟气中SO22100mg/m3，SO2数值的大小和原煤的各种元素、发热量和锅炉发热量有关。,吸收塔进出口参数的逻辑关系,3、从进出吸收塔粉尘浓度的变化判断旁路挡板是否关闭。 一般3台浆液循环泵运行时，吸收塔的除尘效率在6075以上（当进口粉尘浓度太低或太高时不同） 4、出入口O2的变化 一般情况下，进入烟囱的O2比进入吸收塔的O2大。主要是由于氧化风机、GGH漏风、烟道漏风的原因造成的,吸收塔进出口参数的逻辑关系,5、从增压风机入口判断旁路挡板是否关闭 增压风机入口负压，一般应在150300pa；（一般情况下锅炉引风 机出口压差在0150pa、烟囱入口在150250pa） 6、从挡板门密封风机运行状况判断旁路挡板是否关闭 挡板门密封风机的电流和出口压力、温度,吸收塔进出口参数的逻辑关系,7、从温度变化判断旁路挡板是否关闭 吸收塔出口温度和烟囱入口温度，一般要求不大于3 ；（有GGH温度 80 、无GGH温度 50） 8、从看烟囱排放判断旁路挡板是否关闭，无GGH的烟囱旁路全关时应冒水蒸气。有GGH的温度低时冒水蒸气。,其他脱硫工艺的简要介绍,1、循环流化床锅炉脱硫 2、烟气循环流化床脱硫 3、海水脱硫 4、双碱法脱硫,循环流化床锅炉,1、循环流化床锅炉 新一代燃煤流化床锅炉从小到大发展到300MW，2008