火力发电厂脱硫设施运行管理与现场检查的方法

火力发电厂脱硫设施运行管理与现场检查的方法丁德ingdejun28282012.10.14,目录,一、脱硫设施环保核查的依据二、脱硫设施存在的问题和运行管理的基本办法三、脱硫设施检查的办法四、脱硫设施检查重点,序言,在“十二五”环境保护规划和温家宝总理2011年的政府工作报告要求；在“十二五”期间继续实施主要污染物排放总量控制，启动燃煤电厂脱硝工作，强化脱硫脱硝设施稳定运行，深化颗粒物污染防治。总量控制的污染因子，二氧化硫、化学需氧量下降8%。氨氮、氮氧化物下降10%。,序言,2012年8月6日，国务院发布了节能减排“十二五”规划（国发201240号文）制订了总体目标、提出了3项任务、确定了5个方面主要污染物减排重点工程。要求火电行业二氧化硫削减16%、氮氧化物削减29%，淘汰小火电2000万千瓦。推进脱硫脱硝工程建设，完成5056万千瓦现役燃煤机组脱硫设施配套建设，对已安装脱硫设施但不能稳定达标的4267万千瓦燃煤机组实施脱硫改造，完成4亿千瓦现役燃煤机组脱硝设施建设，对7000万千瓦燃煤机组实施低氮燃烧技术改造。,序言,2011年中国发电量世界第一据国家统计局统计：2011年全国发电设备容量10.56亿千瓦、全国发电量46928亿千瓦时、2011年全国供电煤耗330克标煤/千瓦时。中国煤炭产量35.2亿吨，占世界总产量的一半以上；其中动力煤消耗原煤超过18亿吨，占50%以上。注：不包括2011年进口煤炭2.08亿吨。,序言,中国钢铁产量世界第一，2011年世界粗钢产量15.27亿吨，中国产量7.3亿吨，占全球产量的47.8%。水泥产量世界第一，2011年全世界水泥消耗34亿吨，中国水泥产量20.4亿吨，占60%以上。,序言,2011年全年国内生产总值471564亿元（74970亿美元），我国国民生产总值占世界9.4%，但消耗了世界54%的水泥、30%的钢铁和15%的能源。我国单位资源产出水平仅相当于美国的1/10、日本的1/20，单位GDP二氧化硫和氮氧化物排放量是发达国家的89倍。,序言,消耗1吨煤，排放0.9-1.2万标立方米废气。消耗1吨煤，产生200300kg左右烟尘。燃煤含硫率为1%时，燃烧1吨原煤排放17公斤二氧化硫。燃煤氮含量为1%时，燃烧1吨煤，产生约89公斤氮氧化物。燃烧1吨煤约排放1.81.9吨二氧化碳。,一、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）,一、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。,旁路挡板铅封管理制度,对CEMS的要求,1、使用单位对安装的自动监测设备的正常运行负责。2、对污染源自动监测设备进行日常运行管理，建立健全相关制度和台账。3、按照有关技术规范要求对污染源自动监测设备进行巡检、维护保养、定期校准和校验，对异常和缺失数据按规范进行标识和补充。4、每季度第一个月前10个工作日内应当向责任环保部门提交上个季度污染源自动监测设备日常运行自检报告。5、环办201025号：经定期监督考核合格污染源自动监测设备，核发设备监督考核合格标志。,对CEMS的要求,监督考核内容（一）比对监测污染物的浓度、氧量、流量、烟温,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）,二、脱硫设施在存的主要问题,火电厂环保设施的建设在过去的30年特别是近10年来得到了快速发展。火电厂约98%装机容量建设了高效除尘器、约95%以上装机容量安装了脱硫设施、70%左右装机容量有低氮燃烧器，14%装机容量建设了脱硝设施，基本安装了在线监测系统，对电力生产过程中产生的烟尘、SO2、NOX等污染物进行严格控制，取得了瞩目的成就。,二、脱硫设施在存的主要问题,调查发现，许多脱硫设施的投用率依然较低，没有达到设计要求的95%，脱硫效率达到设计要求的尚不足60%，脱硫设施普遍存在运行管理水平低、管理状态混乱、技术消化不良、设备维护不到位、技术监督不到位、对机组复杂工况适应性差、GGH腐蚀堵塞严重、故障率高、存在较严重的旁路门不严等现象，使得脱硫设施SO2的减排效果大打折扣，设施的运行和管理水平有待提高。,二、脱硫设施在存的主要问题,调查发现部分脱硫设施未处在相对较优的运行状态，运行参数不是较优数据，脱硫设备质量问题多，对负荷、工况、煤质等变化无相应调整措施，欠缺调整经验和应急经验，化学监督跟不上，在线仪表维护、校对滞后，仪表的准确性和可靠性差，随着标准排放限值趋严，设备的可靠性矛盾突出。此外，需要加强脱硫装置运行人员，特别是脱硫技术改造项目的脱硫运行人员培训，同时要加强脱硫装置的优化运行管理，节能降耗。,二、脱硫设施在存的主要问题,调查报告认为：1、火电主导的电力工业现状短期难以改变、烟气治理是电力环保长期而艰巨的任务。2、当前运行管理是火电烟气治理设施的薄弱环节。由于烟气治理工程在建设和运行过程中存在的一些问题，使得烟气治理设施不能在良好的状态下运行。3、管理减排是今后火电节能减排的重点。火电厂SO2工程减排的迅猛发展，使得“十一五”SO2的控制目标提前1年完成。，要满足新标准的要求，进一步减SO2，管理减排的作用将日益突出。,二、脱硫设施在存的主要问题,目前脱硫设备存在主要问题：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。,二、脱硫设施存在的主要问题,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。,影响脱硫效率的主要因素,2、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,影响脱硫效率的主要因素,2、液气比及浆液循环量液气比增大，表明气液接触机率增加，脱硫率增大。但液气比超过一定值后，脱硫率将不在增加。投运高位喷淋层的浆液循环泵，有利于烟气和脱硫吸收剂的充分反应，相应的脱硫率也高。,影响脱硫效率的主要因素,3、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，脱硫率也呈上升趋势。保证氧化风机向吸收塔的供气量可提高脱硫率。维持浆液中有足够的氧量，会有利于亚硫酸盐的转换，提高脱硫效率。,影响脱硫效率的主要因素,4、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%。,影响脱硫效率的主要因素,5、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,影响脱硫效率的主要因素,6、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,影响脱硫效率的主要因素,7、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,在运设备选型时一般按照20000ppm的浓度选择设备的材料等级。但不是说明吸收塔浆液可以在20000ppm时安全运行。实际上当Cl-高于12000mg/L时，就表现出对FGD运行的一些负面影响，如pH值的自控能力稍微减弱，副产物石膏中CaCO3含量略有增加等。,影响脱硫效率的主要因素,控制吸收塔浆液CI-含量在5000mg/l以下运行。过高的CI-抑制了CaCO3的分解速率，改变吸收塔浆液的PH值，从而影响到吸收塔内的化学反应，降低SO2的去除率，使石灰石等吸收剂的耗量增加，降低脱硫效率。氯离子随着石膏浆液进入脱水系统，还会造成脱水困难。,影响脱硫效率的主要因素,其他因素：烟气流量变化原烟气SO2浓度波动烟气中含油成分仪表不准,石膏质量反映脱硫运行状况,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10Cl1000ppm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,石膏质量反映脱硫运行状况,3、通过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。,石膏质量反映脱硫运行状况,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。,脱硫运行基本知识,三进：燃煤品质、石灰石品质、补充水品质；一出：废水的管理；两个眼睛：PH计、密度计；五个调整。,脱硫运行基本知识,一进：燃煤：设计煤质、校核煤质热值、挥发份SO2浓度粉尘浓度烟气温度烟气量,脱硫运行基本知识,二进：石灰石控制石灰石的成分CaCO390%.MgCO33%.SiO22%每批石灰石来厂均需取样检验；重点控制石灰石中的杂质树枝、木屑等；外购石灰石粉的细度要求250目以上；在采用新矿区时应先检验活性和纯度后再采购。,脱硫运行基本知识,三进：水控制进入吸收塔的水质，重点是水中的氯离子CI的浓度，工艺水中盐分过高会影响除雾器冲洗效果造成结垢。浆液中的CI来自燃煤和吸收塔补充水,一出：废水浆液中CI的浓度不大于20g/L（20000ppm），CI的浓度影响合金材料的寿命。当CI的浓度大于3g/L时，不能使用316L不锈钢，CI的浓度大于10g/L，应使用904L不锈钢，CI的浓度大于20g/L时，应使用C276高镍合金。废水和污泥的去向，防止二次污染。,两个眼睛1、PH计：运行中PH值控制在5.45.8。PH值过低会造成设备腐蚀，PH值过高会造成管道结垢。PH计工程中一般安装在排浆管上，设在吸收塔内的浸没式PH计其导管容易堵塞。浆液中的悬浮物会堵塞电极上的滤芯或在电极表面结垢，影响测量精度，需要定期用5的盐酸液清洗电极。电极的工作寿命一般为半年。,定期的检查、冲洗、校验和维护，定期更换复合电极。,2、密度计：浆液密度在10501150Kg/m3。浓度控制在1217。浆液浓度太低会导致沉淀，而太高又会造成设备磨损。因此，控制在指定范围内（1217）十分重要。浆液密度过低降低脱硫效率浆液过高造成设备磨损和管道堵塞,做好五个调整在保证排放合格的基础上节水、电、石灰石1、吸收塔液位的调整；防止吸收塔浆液溢流。通过吸收塔液位的调节，维持吸收塔的水平衡，通过调节石灰石浆液流量，维持吸收塔内浆液浓度。2、浆液罐液位的调整；维持较高的液位。控制向石灰石浆液箱的补充水控制浆液浓度。3、增压风机的调整；在锅炉负荷变化时，通过增压风机入口的信号，调节叶片角度。4、湿磨机的调整；随着浆液细度、电流的变化，调整加钢球的时间和重量。5、真空皮带机的调整；通过含水量的变化调整石膏的厚度和皮带的速度。,脱硫运行中的节能研究,1、降低FGD的压降GGH压降8001000pa，控制前后压差120pa烟道压降400500pa，利用停机机会清灰除雾器压降150200pa，一级除雾器约占70吸收塔压降10001400pa2、电耗分析烟气系统电耗4245、吸收系统3439、石膏系统46、工艺水系统1.52、制粉系统58。运行中注意提高浆液循环泵运行和使用效率、合理调节增压风机的运行方式。,脱硫运行中的节能研究,3、水耗分析石膏消耗工艺水35、废水外排68、烟囱排放8590。4、运行状况分析FGD系统脱出SO2成本和煤质因素、锅炉负荷关系密切。负荷越高成本越低。5、控制石灰石品质石灰石杂质影响电耗、造成管道堵塞和磨损。,脱硫运行中的节能研究,6、加强运行调整1、运行中监视PH值在5.45.8范围内调整吸收塔液位在最高液位的75左右。2、运行中监视浆液密度在10501150Kg/m3范围内调整除雾器的冲洗水量和控制吸收塔的石膏排出量。3、运行中监视烟气仪表SO2的浓度调整氧化风机风量。4、根据锅炉负荷的变化和脱硫效率及时起停浆液循环泵。5、根据浆液中CI的含量调整石膏旋流站稀浆排污量。,脱硫运行中的节能研究,7、优化运行方式1、控制好石灰石的品质；石灰石品质差影响湿磨机的投运时间、真空皮带脱水机的投运时间。2、监视湿磨机电流的变化，有下降趋势时及时加装钢球，利于节能。在制浆过程中尽可能满负荷运行，保证最高效率，等石灰石浆液箱到最高液位时，就把湿磨机停下来备用。3、脱水系统中注意调整真空泵密封水流量、真空度、皮带机频率、石膏厚度。,脱硫运行中的节能研究,4、根据监视除雾器的压差调整增压风机的叶片角度。根据压差及时进行除雾器的冲洗防止堵塞以减小增压风机的电流。5、正常运行时保持事故浆液箱液位在零位以减少事故浆液箱搅拌器运行时间。在系统停运前把各箱、罐、排水坑的滤液水全部送到吸收塔充分利用。6、控制进入吸收塔烟温，脱硫效率随烟温升高而降低。,脱硫运行中的节能研究,7、控制入口烟气中的氧量，脱硫效率随氧量增加而上升。8、控制烟尘浓度，脱硫效率随烟尘浓度增加而降低9、控制烟气流速35m/s，烟气与脱硫剂接触时间在32s，提高气液两相的湍动而提高脱硫效率。10、通过监视调整G/S比在1.03、L/G比在1316、石膏停留时间、控制石膏排除泵PH值等达到节能的目的。,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、巡回检查等制度；2脱硫设施安全管理、检修管理、缺陷管理、技术监督、应急预案等制度；3脱硫运行人员岗位责任制、奖惩考核管理制度、培训制度、文明生产管理等制度；,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等制度。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，定期校对和维护等制度。,三、脱硫设施检查的基本方法,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,三、脱硫设施检查的基本方法,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。,三、脱硫设施检查的基本方法,1、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1700S公斤；S燃烧时转换SO2的转换率取0.85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17公斤SO2。,逻辑关系,石灰石用量=（燃煤量硫份285%90%）（100/64）90%(CaCO3含量)1.03(钙/硫比)说明：2是转换系数，85%，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+4H2O2CaSO42H2O+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17公斤SO2（当含硫1）1万吨原煤产生170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：G170WS（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：G170（1.50.81.53.6）（190%90）1706.6（SO2产生量）1122（181%）213.18（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1.4210万吨标煤1.4294万吨SO2产生量W170S2941700.94.98万吨石灰石用量：4.98万吨959510064901.038.04万吨石膏产生量：8.04万吨1.7213.83万吨,mg/m3与ppm的换算,ppm是重量的百分率，1ppm=mg/kg=mg/Lmg/m3是质量-体积浓度ppm换算成mg/m3的时候，乘分子量再除以22.4mg/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/m3SO2：1ppm=2.86mg/m3Nox：1ppm=2.05mg/m3No：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GB132232003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,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。,脱硫设施检查的方法,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,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,就地分析仪,DCS,环保部门,SIS,上级公司,就地历史站,省电力公司,在线监测的管理要求,根据HJ/T75-2007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715mg/m3标准气，选用满量程的5060%高浓度：SO2大于或等于715mg/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。,自动监控设施现场检查要点,（一）CEMS现场检查一般方法一查：查阅资料、记录和历史监测数据；二看：察看采样管路、设备运行状况、现场数据；三测：视情况，现场快速监测或采样监测；四听：听企业介绍设施运行情况；五问：询问安装、调试、运行、验收、故障等情况。六录：填写现场笔录和检查表,自动监控设施现场检查要点,（二）重点检查内容1.工作状况：检查总排口数量、自动在线监测系统采样位置设置情况。2.数据传输和存储：数据传输方式；分析仪数据和数据仪数据、监控中心数据是否一致；历史数据应完整，缺失率低于1%。,自动监控设施现场检查要点,3.运行维护记录检查：自动监控设施管理维护运行台账。主要包括停运记录、故障及其处理耗材更换等、有效性审核及重点检查整改落实情况、最近一次监测数据等。4.资质检查：检查社会化运营单位是否取得污染源自动监控设施运营资质，是否按照资质证书规定，在其有效期内从事运营活动；检查从事污染源自动监控系统的运维、化验分析人员是否通过培训并取得相应合格证书，持证上岗。,自动监控设施现场检查要点,5.仪器设备合法性：计量器具制造许可证、进口仪器设备应有批准证书、产品监测合格报告等6.企业生产状况、污染设施运行状况与自动监测设施显示数据变化的相关性、特别是其变化趋势是否符合逻辑。7.检查分析单元的量程设置、标准气比对。其误差应不大于10%,自动监控设施现场检查要点,（三）自动监控设施不正常运行情况判别1.数据异常判别：数据变化幅度长期5%，在一定范围内波动的；近期历史数据小于最近一次监督性监测数据30%以上的。2.仪器工作状况不正常判别：分析仪器数据、数采仪数据、信息中心数据长时间保持稳定不变的；三种数据不一致的。,自动监控设施现场检查要点,3.企业生产工况及污染治理设施运行状况不正常判别：企业生产工况或污染治理设施发生变化，致污染物排放量或浓度发生明显变化，自动监控设施数据未及时响应或变化趋势出现逻辑不一致的。4.现场监测结果异常判别：烟气根据标准样品浓度范围取值不同，应在15-20%以内。,自动监控设施现场检查要点,（四）固定烟气污染源自动监控设施检查要点1.在线监测站房：是否有空调、防雷系统、灭火器，制度是否上墙，距离采样点应小于100米。2.采样系统：加热采样探头表面清洁，加热温度大于120160。（直接抽取法）目测判断采样伴热管长度是否在100米以内，向下倾斜度角度不小于5度，是否出现低凹处，手摸是否有明显热感。,自动监控设施现场检查要点,不正常运行情况认定：目测加热导管存在平行的管段或明显U型管段、管线存在扭结缠绕或断裂的现象、伴热温度小于120。3.反吹系统正常工作，反吹压缩机正常工作。不正常运行情形判别：反吹周期大于8h或小于15min、空压机表头压力小于4kg/cm2或大于7kg/cm2、反吹时间大于10s或小于5s。4.稀释单元工作正常、稀释比恒定、稀释气流量稳定。,自动监控设施现场检查要点,5.汽水分离器工作正常，汽水分离器低于露点温度，其滤芯为白色或蓝色。不正常运行情形判别：汽水分离器温度高、干燥器滤芯由白色变为其他颜色或由蓝色变为红色。6.皮托管无变形并与气流方向一致、热敏温度计表面无积尘。,自动监控设施现场检查要点,（五）数据采集传输仪器监督检查要点1.线路连接检查：查看连接自动监控仪器与数据采集传输仪器间的数据线路是否正常。使用电流发生器直接连入模拟信号采集口，调整电流，检查是否修改了参数、是否加装滤波器等限制电流波动范围的设备。2.仪器参数检查：查看自动监控仪器和数据采集传输仪器中数据采集设置是否与备案一致；参数设置与备案不一致的，查看更改记录，是否是运营单位正常操作，是否存在数据采集参数高限设置过低或低限设置过高情况。,自动监控设施现场检查要点,3.数据一致性检查：查看数据采集传输仪器显示的采集数据与上位机接收到数据是否相同。查看数据采集传输仪器与无线发射器（光纤接入盒）中间是否连接其他不明设备。在不断电的情况下，中断采样系统或分析系统的工作，查看能否继续采集到不同的数据。使用电流发生器直接向数据采集口发送较高信号，检查测试后上位机与数据采集单元采集到实时数值是否正常。,脱硫控制室的检查,3、脱硫控制室DCS的检查方法进出口氧量、进出口烟气量、进出口SO2含量、PH值、浆液密度、增压风机入口参数、进出口粉尘参数、密封风机风温、压力参数等。目的是判断旁路挡板铅封的情况下确保旁路挡板完全关闭,三套CEMS在DCS上显示,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。,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。,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；锅炉负荷、入口SO2含量、出口SO2含量、出口温度；锅炉负荷、入口SO2含量、浆液PH值、浆液量；锅炉负荷、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,工程师站曲线的检查方法,1、抽查710天的曲线，是否有超标排放的情况；2、根据脱硫停运报告检查曲线；3、根据CEMS校验报告的时间，抽查该时段的曲线，看是否一致，防止有超标排放时屏蔽的现象；4、根据中控机月度报表查看曲线，看中控数据是否和工程师站的数据保持一致。,正常的曲线,不正常的曲线（增压风机电流不变）,四、脱硫设施检查重点,脱硫设施检查重点工作：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,旁路挡板的作用,烟气旁路作用是当FGD发生时故障时，不影响机组的运行，或煤质变化时，采取开旁路运行的方式。如果运行调整的好，（通过调整增压风机导叶角度和入口压力控制旁路挡板的压差近似为0pa）开旁路也能达到全烟气脱硫的目的。,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。,不关旁路挡板的危害,不关旁路挡板的危害,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。,举例,吸收塔进出口参数的逻辑关系,2、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）3、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,4、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）5、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,6、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）7、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。,从烟囱排放看旁路挡板是否关闭,从烟囱排放看旁路挡板是否关闭,从烟囱排放看旁路挡板是否关闭,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、循环流化床锅炉燃煤流化床锅炉从小到大发展到600MW，目前有3000多台，大部分是小锅炉。2011年底已经有40多台300MW机组投入运行，还有近70台正在制造安装。第一台600MW锅炉2010年投产。采用炉内喷钙的脱硫工艺。循环流化床的运行温度为825875，在燃料燃烧过程脱硫，可降低SO2的排放。同时由于锅炉燃烧温度低，可以减少NOx的生成。,1、循环流化床锅炉脱硫,1、循环流化床锅炉,有的材料说明循环流化床锅炉喷干石灰石粉脱硫，其脱硫率都可以达到8090，但所需Ca/s较大：达80时Ca/s至少在2以上；达90或90以上时，Ca/s需在3以上追求高脱硫率而固硫剂利用率过低则不经济。实际运行中很难把料层温度始终控制在最佳温度。当温度偏离最佳温度50时，脱硫率将下降510。其它如石灰石粉太粗；在炉内分布不均匀等等原因都会使脱硫率降低。,1、循环流化床锅炉,循环流化床锅炉脱硫的重要参数控制系统石灰石系统的风机电流、风压、旋转给料阀开度、锅炉负荷、锅炉蒸发量、给煤量、SO2排放浓度等运行参数正常。,2、烟气循环流化床脱硫工艺,2、烟气循环流化床脱硫工业化应用的主要有4种工艺