GA烟气脱硫脱硝技术及监察要点.ppt

1、,烟气脱硫、脱硝技术及监察要点,吉林省环境监察总队蔡秋波,我国“十一五”规划纲要提出，“十一五”期间主要污染物排放总量减少10%。国家确定我省减排目标是主要污染物化学需氧量、二氧化硫排放量分别下降10.3%、4.7%。到2010年末，我省主要污染物化学需氧量、二氧化硫排放量分别下降13.48%、6.72%，累计完成“十一五”减排任务的130.70%、142.70%，完成率分别位居全国第位和第位，是全国个提前一年“双完成”任务的省份之一。,前 言,“十二五”期间，国家在现有化学需氧量、二氧化硫减排约束性指标的基础上增加了氨氮和氮氧化物两项指标。我省“十二五”大气污染减排总体目标为：到2015年，

2、全省主要污染物二氧化硫、氮氧化物排放总量分别比2010年减少2.7%和6.9%。完成污染减排任务压力增大，任务更加艰巨。由于电厂等企业耗煤量大，烟气排放量大，因此，对电厂等大型燃煤企业脱硫、脱硝的环境监管尤为重要。,前 言,第一部分：烟气脱硫技术及监察要点,1.脱硫工艺简介2.烟气脱硫技术3.石灰石石膏湿法脱硫 脱硫原理 主要设备 环境监察基本方法及重点4.干法/半干法脱硫工艺简介 循环流化床烟气脱硫技术（CFB-FGD）循环流化床(CFB)锅炉 NID新型脱硫除尘一体化工艺 SDA半干法烟气脱硫技术,1.脱硫工艺简介,燃烧前脱硫：煤炭洗选：物理洗煤、化学洗煤、生物洗煤 煤炭转化：气化、液化

3、水煤浆技术：普通水煤浆、精细水煤浆炉内燃烧脱硫：型煤技术 循环流化床炉内喷钙燃烧 增压循环流化床发电燃烧后脱硫：即烟气脱硫（如：石灰石石膏湿法、循环硫化床法、海水脱硫等）,1.脱硫工艺简介2.烟气脱硫技术3.石灰石石膏湿法脱硫 脱硫原理 主要设备 环境监察基本方法及重点4.干法/半干法脱硫工艺简介 循环流化床烟气脱硫技术（CFB-FGD）循环流化床(CFB)锅炉 NID新型脱硫除尘一体化工艺 SDA半干法烟气脱硫技术,2.1 什么是“烟气脱硫技术”？用简单、通俗的说法，就是：一种将烟气中SOx进行分离，转化为一种长期稳定、不对周边环境造成二次污染的物质的方法。这是我们最基本的需求。这种终产物的

4、综合利用，也是我们选择何种烟气脱硫技术路线综合考量因素之一。烟气脱硫是目前世界上控制SO2污染所用的主要手段。,2.烟气脱硫技术,2.2 烟气脱硫技术的分类,烟气脱硫技术,脱硫剂/载体,方法名称,脱出机理,通俗定义：湿 法：吸收剂和副产物均为湿态。干 法：吸收剂和脱硫副产物为干态。不管反应中间 是否注水。半干法：吸收剂为湿态，副产物为干态。,2.3 全国燃煤电厂主要脱硫工艺,2.4 我省电厂主要脱硫工艺,1.脱硫工艺简介2.烟气脱硫技术3.石灰石石膏湿法脱硫 脱硫原理 主要设备 环境监察基本方法及重点4.干法/半干法脱硫工艺简介 循环流化床烟气脱硫技术（CFB-FGD）循环流化床(CFB)锅炉

5、 NID新型脱硫除尘一体化工艺 SDA半干法烟气脱硫技术,3.石灰石石膏湿法脱硫,3.1 脱硫原理 石灰石石膏湿法烟气脱硫采用石灰石浆液做为反应剂，与烟气中的SO2发生反应生成亚硫酸钙（CaSO3），亚硫酸钙CaSO3与氧气进一步反应生成硫酸钙（CaSO4）。其脱硫效率和运行可靠性高，是应用最广的脱硫技术。2CaCO3+2SO2+O2+4H2O 2CaSO42H2O+2CO2,氧化风机将空气鼓入浆液槽中，将亚硫酸钙强制氧化为石膏。,脱硫剂石灰石经过湿式球磨机制备成石灰石浆液（浓度约2030），然后用供浆泵打入脱硫塔底部的浆液槽，以补充塔内由于脱硫过程消耗的脱硫剂。,锅炉引风机排出的锅炉烟气经脱

6、硫增压风机增压后，首先进入烟气再热器（GGH）实现热量综合利用，然后进入脱硫塔进行脱硫净化，净化后的烟气排出脱硫塔后，再次进入烟气再热器进行升温，而后由烟囱排出。,浆液槽内的脱硫浆液通过循环泵，由喷淋装置的喷嘴喷出，进入脱硫段。在脱硫段，洗涤用的脱硫浆液与烟气中的SO2反应生成亚硫酸钙。,1.脱硫工艺介绍2.烟气脱硫技术3.石灰石石膏湿法脱硫 脱硫原理 主要设备 环境监察基本方法及重点4.干法/半干法脱硫工艺简介 循环流化床烟气脱硫技术（CFB-FGD）循环流化床(CFB)锅炉 NID新型脱硫除尘一体化工艺 SDA半干法烟气脱硫技术,运行中pH值控制在5.4-5.8。（较高的PH值有利于石灰石

7、的溶解，提高SO2的俘获率，但高pH值会增加石灰石的耗量，使得浆液中残留的石灰石增加，影响石膏的品质。）提高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。,3.2 主要设备之一：脱硫塔,3.2 主要设备之二：烟气挡板门,旁路挡板的作用,烟气脱硫装置几乎都安装了烟气旁路，其作用是当FGD发生时故障时，不影响机组的运行。如果运行调整的好，开旁路也能达到全烟气脱硫的目的。如果调整不当或调整不及时，容易造成原烟气直接排入烟囱或净烟气回流，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

8、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。,旁路挡板运行的判断,1、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200250pa）2、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；3、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）,4、从烟气量变化判断旁路挡板是否关闭FGD入口烟气量和烟囱入口烟气量对比，由于温度变化和含水量变化，烟囱入口比FGD入口大35。脱硫

9、效率越低差值越大。5、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。,旁路挡板运行的判断,从烟囱排放看旁路挡板是否关闭,增压风机又称脱硫风机，用以克服脱硫系统的阻力。脱硫风机主要有三种：动叶可调轴流风机、静叶可调轴流风机以及离心风机。,3.2 主要设备之三：增压风机,常用大型电站烟气脱硫 增压风机外形图,烟气从增压风机入口进入,马达带动风机动叶片高速转动，提升烟气压力,升压后的烟气通过风机出口扩压段出口排出,马达,3.2 主要设备之四：烟气换热器 进脱硫塔烟温越低，越有利于SO2的吸收。由吸收塔出来的烟气，温度已经降至4555，已低于酸露点，

10、尾部烟道内壁温度较低，容易结露腐蚀，所以通常安装了烟气再热器，其目的是降低吸收塔入口烟温、提高吸收塔出口烟温。,1.脱硫工艺简介2.烟气脱硫技术3.石灰石石膏湿法脱硫 脱硫原理 主要设备 环境监察基本方法及重点4.干法/半干法脱硫工艺简介 循环流化床烟气脱硫技术（CFB-FGD）循环流化床(CFB)锅炉 NID新型脱硫除尘一体化工艺 SDA半干法烟气脱硫技术,3.3 脱硫设施环境监察的基本方法,（1）资料检查 火电厂发电量、煤质含硫率、使用石灰石、石膏产量的逻辑关系。若燃煤的含硫率为1%，燃烧1吨原煤排放16公斤SO2 去除1吨SO2使用1.14吨石灰石 使用1吨石灰石产生1.72吨石膏 经验

11、值：SO2脱除量：石灰石耗量：石膏产量1：1.75：3.32，通常误差在5以内较合理,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,（2）CMES的检查,3.3 脱硫设施环境监察的基本方法,Continuous Emissions Monitoring Systems 是指对固定污染源排放烟气中的污染物进行连续地、实时地跟踪测定。标准的监测项目为8个参数：二氧化硫量(SO2)、氮氧化物量(NOx)、颗粒物量（烟尘）3个污染

12、物参数和对应的湿基流量（包含流速、温度、压力）3个排放参数、以及换算干基用的氧量(O2)、湿度（RH）2个参数。,直接抽取稀释抽取直接测量,烟气分析仪通过分流器一路进入DCS系统，一路通过数据采集卡进入在线监测电脑进行显示记录，一路将监测数据实时准确地传送到环保管理部门。不可以通过中控机以后再送到环保局。（自带曲线）,在线监测的位置,在线监测的位置,流速在安装时一定要注意安装的位置的直管段长度，不能在弯头、变径处附近安装，否则会因紊流造成测量不准确。,在线监测位置分析,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

13、一次比对和校验，并做好记录。,CEMS存在的主要问题：1、标准气过期 2、显示数据不全 3、没有定期比对和校验（通空气、通标气）4、标气时没有达到量程，造成数据失真 5、现场不能显示历史数据等,对于校准用的标准气浓度，一般应选满量程的70%90%，而部分电厂标准气浓度选择过低或过高。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

14、80100%,集控室,工程师站,（3）DCS的数据、曲线检查,3.3 脱硫设施环境监察的基本方法,工程师站检查历史记录调阅脱硫历史趋势曲线（一般可以生成8条曲线）（1）主要参数：进口SO2浓度、出口SO2浓度、脱硫效率、烟气量、增压风机电流（或叶片开启度）、吸收塔内pH值（正常5.4-5.8）、锅炉负荷、旁路挡板开启度（与现场查看的情况作对比）、烟囱处的烟气温度（有GGH的应低于80，无GGH的应低于50）；（2）根据增压风机电流，结合发电负荷，可以了解脱硫设施的投运率；根据燃煤量、含硫率、脱硫效率、CaCO3纯度以及不同处理方法相对应的Ca/S（石灰石石膏湿法约为1.03，循环流化床约为1.

15、3-1.6，炉内喷钙约为1.5-2.0）可以计算出石灰石耗量，用以与电厂提供的石灰石耗量做比较，亦可以反推SO2实际去除量；工程师站的数据环保部要求至少保存6个月备查。,正常的曲线,不正常的曲线（脱硫停运）,不正常的曲线（增压风机电流不变）,DCS数据、曲线分析,温度变化：通常脱硫前烟气温度在100以上，湿法脱硫后烟气温度在80以下。如果脱硫后的温度升高，有可能是脱硫系统未能正常投运，此时SO2浓度应与脱硫前相当。流速变化：通常流速为零时说明风机停运，可能是停炉了，SO2应为零或很低；风机开启后，流速很快达到正常数值，此时SO2应随即升高，如果不是这样，应检查CEMS设备是否故障或其他原因。含

16、氧量变化：锅炉燃烧要消耗氧，电厂排放烟气的氧含量通常会低于8%，随着氧含量的升高，SO2的浓度应该降低。当氧含量达到接近21%时，SO2浓度应降到接近零。实测浓度与折算浓度：当SO2实测浓度不变时，SO2折算浓度随含氧量升高而升高。如果不是这样，说明CEMS系统在计算上存在着问题。排放量：排放量应随着SO2 折算浓度的升高而变化，如果SO2折算浓度升高而排放量没有变化，则应检查系统的设备或数据计算。,换算关系SO2 1ppm=2.86mg/m3 NOx 1ppm=2.05mg/m3,脱硫前后对比：对比脱硫前后的数据变化，判断CEMS数据是否有效。,脱硫设施检查的重点,旁路挡板门的是否关闭通过锅炉负荷和增压风机（BUF）运行状态判断装置是否正常运行吸收塔进出口的各种参数的逻辑关系查看pH值长期运行在5以下，就有问题通过吸收塔浆液循环泵运行状态判断装置是否正常运行主要审核相关指标是否在合理范围内，发现相对极端指标，有问题，如：燃煤含硫率500g/kW.h或 99%（无旁路脱硫装置除外）；机组年运行小时数8700h或年利用小时数7000h；脱硫装置处理能力长期超出设计能力；消耗品量和对应的财