火电厂污染物减排的关键是实现对烟气脱硫全过程监控管理.docx

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火电厂污染物减排的关键是实现对烟气脱硫全过程监控管理

火电厂污染物减排的关键是实现对烟气脱硫全过程监控管理

江苏天一智能设备有限公司

一、火电厂烟气脱硫的过程监控管理产生的背景

我国是以煤炭作为主要能源生产电能的国家。

燃煤发电在给我国电力工业快速发展提供有力保证的同时，也给环境造成巨大的压力。

这是中国电力工业可持续发展当前面临的主要问题。

煤炭燃烧产生大量烟尘、二氧化硫（SO2）、氮氧化物（NOx）等污染物，这些污染物直接排入大气，破坏生态环境。

目前在火电厂烟气脱硫监控上,大都只是对烟气出口污染物及相关参数进行监控，对烟气脱硫工艺过程监控尚属空白，这使得污染源排放企业的不法行为时有发生，加大了环境监管和污染物减排的难度。

二氧化硫的减排主要靠火电厂脱硫，为了确保电厂脱硫设施的运行效果，环境保护管理部门对燃煤电厂脱硫设施的运转状况及脱硫过程的处理数据进行“全监与全控”其意义重大，只有通过该手段才能确保脱硫设施正常发挥其效率。

因此，为了进一步加强对燃煤电厂脱硫设施运行监管，努力完成二氧化硫的减排目标任务，必须采取强有力措施，而对火电厂的脱硫过程进行“全监与全控”则显得尤为重要与必要。

“火电厂烟气脱硫过程监控管理系统”的诞生与应用，对我国的污染物减排工作将产生深远的意义。

通过“火电厂烟气脱硫过程监控管理系统”对脱硫工艺进行全过程、全方位、全天候的监控，从而确保烟气的达标排放，并实现对烟气排放的总量控制、排污收费及烟气的排污权交易；对整个脱硫过程所用物料进行监控，杜绝烟气排放单位的各种不合法行为；实现电厂及烟气排放单位的节能减排，为环保部门实现总量控制、总量削减、排污权交易提供了基础数据与技术支撑。

二、火电厂烟气减排措施成功的关键是烟气脱硫的全过程监控

火电厂二氧化硫减排的主要措施有三种：

一是工程减排：

上脱硫设施；二是结构减排：

上大压小，关停小火电机组；三是监管减排：

加强减排统计、监测和监管能力，建设省级环保部门污染源在线监控系统，并与脱硫设施等排污单位实现联网，促进企业脱硫设施正常运行并稳定达标排放。

江苏省的火电厂二氧化硫减排措施是值得全国借鉴的，2011年11月份江苏出台的烟气减排举措主要有：

火力发电企业要加快脱硫设施改造，进一步提高设施投运率和脱硫效率；在结构减排方面，关停20万千瓦以下的发电机组，对苏南等热电企业密集地区实施热电综合整治，鼓励上大压小、集中供热；在管理减排方面，要求强化脱硫脱硝设施运行监管，推进电力企业脱硫设施运行规范化建设。

为确保减排目标实现，江苏省环保厅推出了一系列措施，通过强化现场督察，强化经济手段，强化排污收费、脱硫电价等考核进行推进。

同时强化行政手段，坚持依法办事，对不重视环保工作、排放不达标的企业一律予以行政处罚。

烟气减排措施实施得如何，脱硫设施的运行情况如何，排污收费、脱硫电价等考核又如何进行推进？

等等问题摆在我们的面前，以往只是对烟气出口污染物的监控显然不能满足当前烟气减排的措施，也不能说清楚烟气污染物的总量与烟气污染物的减排量，要使烟气减排措施得以实施，对火电厂的脱硫过程进行全过程监控是必要的。

三、火电厂常见的典型烟气脱硫技术

目前火电厂常用的烟气脱硫技术主要有石灰石－石膏湿法脱硫和烟气循环流化床法这两种方法。

脱硫系统由“烟气系统＋脱硫塔”组成，其它的组成有“脱硫剂原料存储、脱硫剂制备、脱硫剂供应、副产物脱水系统、副产物储存系统、脱硫废水处理系统”。

烟气脱硫的效率、脱硫设施的运行情况等如何考核？

脱硫剂原料、脱硫副产物之间的关系存在什么样的关系？

这些问题都需要对脱硫系统有一个清楚的了解。

（一）、石灰石－石膏湿法脱硫

1、石灰石－石膏湿法脱硫技术

该技术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。

2、石灰石－石膏湿法脱硫工艺流程

图1：

石灰石－石膏湿法脱硫工艺流程图

3、石灰石－石膏湿法脱硫设施中的关键设备

.增压风机：

简称BUF，引入烟气，克服装置压力损失。

.烟气挡板：

入口（原烟气）、出口（净烟气）和旁路挡板，为烟气接通和关闭而设置，其中关注的重点是旁路挡板。

.吸收塔：

专门用于吸收SO2的容器，所有的化学反应均在其中完成。

.烟气换热器：

简称GGH，主要利用高温的原烟气去加热低温的净烟气。

.浆液循环泵：

让浆液和烟气充分接触的动力设备。

.氧化风机：

给吸收塔提供氧化空气，以将SO32-离子氧化成SO42-。

.搅拌器：

防止浆液沉淀的装置。

.烟气分析仪：

简称CEMS，监测烟气中各种污染物含量的装置。

.DCS系统：

DCS集散控制系统，又称分布式控制系统。

它是集计算机技术（Computer），控制技术（Control）、通讯技术（Communcation）和图形显示技术（CRT）等4C技术通过某种通讯网络将分布在工业现场（附近）的现场控制站、检测站和操作站等操作控制中心的操作管理站、控制管理站及工程师站等连接起来，共同完成分散控制、集中操作、管理和综合控制系统。

3、石灰石－石膏湿法脱硫过程中的关键参数

.脱硫效率：

指由脱硫装置脱除的SO2量与未经脱硫前烟气中所含SO2量的百分比。

FGD装置出口SO2浓度（mg/Nm3）

脱硫效率（％）＝（1－）×100%

FGD装置入口SO2浓度（mg/Nm3）

.原烟气入口参数：

原烟气入口参数主要指入口烟气流量、SO2浓度、NOx浓度、含氧量、烟尘浓度、温度、压力等参数。

.净烟气出口参数：

净烟气出口参数主要指出口烟气流量、SO2浓度、NOx浓度、含氧量、烟尘浓度、温度、压力等参数。

.主要脱硫设施实时参数：

机组负荷大小、增压风机电流值、增压风机导叶开度、增压风机运行状态、烟气旁路档板开度、氧化风机电流与运行状态、浆液循环泵电流与运行状态、排浆泵运行状态、石灰石浆液泵运行状态。

.石灰石粉、石膏排放量的监控参数：

石灰石粉加料器的运行状态、石灰石粉加料器单位小时的石灰石粉加料量、石膏传输带的运转速度、传输带上石膏的厚度、石膏传输带的宽度。

（二）、循环流化床干法脱硫

1、循环流化床干法脱硫技术

烟气循环流化床干法烟气脱硫技术是把循环流化床技术引入烟气脱硫领域，采用炉内热力燃烧脱硫。

系统将粒径小于1mm的石灰石粉通过气力输送形式送入循环流化床锅炉的密相区域，与炉内气固两相流充分混合反应，从而将SO2固化，减少排进大气中烟气的含硫量。

2、循环流化床干法脱硫工艺流程

图2：

循环流化床干法脱硫工艺流程图

3、循环流化床干法脱硫设施中的关键设备

.循环流化床锅炉：

是一种新型的燃用固体燃料（如煤）的锅炉。

固体颗粒（燃料、石灰石、砂粒、炉渣等）在炉膛内以一种特殊的气固流动方式（流态化）运动，离开炉膛的颗粒又被分离并送回炉膛循环燃烧。

.锅炉给煤系统：

燃煤经皮带给煤机出口落如落煤管直接进入炉膛密相区，落煤管上部只有多级防堵播煤风。

燃煤经皮带给煤机出口落如落煤管直接进入炉膛密相区，落煤管上部只有多级防堵播煤风。

.一次风机：

用来产生一次风，经布风板下一次风室通过布风板和风帽送入炉膛。

一次风主要作用是将床料流化，同时给炉膛下部密相区提供一定氧量供燃料燃烧。

.二次风机：

用来产生二次风，二次风经过二次风机、二次风暖风器、空气预热器、二次风箱，分层进入炉膛。

二次风的作用主要是补充炉内燃料燃烧所需氧气，同时加强物料的掺混，使燃料在炉膛内充分燃烧，降低炉膛上下温差。

.引风机：

主要任务是为烟气在尾部烟道中的流动提供动力，以克服尾部烟道及布置于其内的受热面的阻力，实现锅炉的平衡通风。

.返料风机——“J（U、H）”阀风机：

也称返料风机。

循环流化床锅炉的回料装置多采用“J（U、H）”型回料器，向其提供高压流化返料风的风机被称为“J（U、H）”阀风机，用来提供返料阀内物料返回炉膛所需的足够流化风，确保返料阀不堵塞，一般采用萝茨风机或离心风机。

.

.旋风分离器：

将锅炉炉膛燃烧后形成烟气中较粗的飞灰颗粒分离出来，相对很细小的飞灰随烟气进入尾部烟道，烟气对布置于尾部烟道的过热器、再热器、省煤器、空预器等受热面进行换热，最后经除尘器、引风机进入烟囱。

.石灰石旋转给料机：

循环流化床锅炉的脱硫是由添加石灰石来完成的，因此必须有专门的石灰石添加系统。

有些机组使用厂用压缩空气来添加石灰石，大部分机组使用专门的石灰石旋转给料机来完成这项工作。

石灰石旋转给料机机主要工作就是把石灰石仓下来的石灰石粉送到炉膛内，使石灰石粉在炉膛内参预燃烧达到脱硫的目的。

.静电除尘器：

利用电晕放电，使烟气中的灰粒带电，通过静电作用进行分离的装置。

它由放电极、收尘极、高压直流供电装置、振打装置和外壳组成。

.DCS系统：

DCS分布式控制系统，是DistributedControlSystem的英文缩写。

它是集计算机技术（Computer），控制技术（Control）、通讯技术（Communcation）和图形显示技术（CRT）等4C技术通过某种通讯网络将分布在工业现场（附近）的现场控制站、检测站和操作站等操作控制中心的操作管理站、控制管理站及工程师站等连接起来，共同完成分散控制、集中操作、管理和综合控制系统。

3、循环流化床干法脱硫过程中的关键参数

.脱硫效率：

指由脱硫装置脱除的SO2量与未经脱硫前烟气中所含SO2量的百分比。

C1-C2

脱硫效率＝×100%

C1

C1：

循环流化床脱硫（CFB）装置脱硫前SO2烟气中的折算浓度，单位：

mg/Nm3；

C2：

循环流化床脱硫（CFB）装置脱硫后SO2烟气中的折算浓度，单位：

mg/Nm3。

.锅炉给煤系统参数：

主要指各给煤机的时段给煤量、瞬时给煤量、总给煤量等参数。

能测算出发电机组所用煤量，侧面反映了燃煤SO2的含量。

.净烟气出口参数：

主要指出口烟气流量、SO2浓度、NOx浓度、含氧量、烟尘浓度、温度、压力等参数。

.主要脱硫设施实时参数：

主要指机组负荷大小、一次风机电流值、二次风机电流值、“J（U、H）”阀风机电流值、引风机电流值、一次风机风量、二次风机风量、返料风机风量、炉膛床温与床压、主要脱硫设施的运行状态。

.石灰石粉、废渣排放量的监控参数：

主要指石灰石粉旋转给料机的运行状态、石灰石粉旋转给料机的运转工作频率及最大给料量、冷渣器的运转速度等参数。

四、火电厂烟气脱硫设施运行中存在的主要问题

脱硫设施的运行水平与环保监管水平直接相关，火电厂烟气脱硫设施运行中存在的主要问题体现在如下方面：

1、开启烟气旁路挡板问题；

2、不加或少加脱硫剂问题；

3、脱硫设施投运率和脱硫效率问题；

4、脱硫设施监测点位与监测的准确度问题

5、其它问题：

.增压风机开度不能及时对应机组负荷，使锅炉调整也发生困难，也影响脱硫系统的出力；

.一些长期在酸碱性腐蚀环境下运行的设备没有得到好的维护，导致损坏；

.由于有一些设备是需要不间断运行的，比如搅拌器，可能会影响脱硫系统的运行；

.停运时间长，导致浆液结垢沉淀等，不能恢复运行；

.石膏浓度对管道的腐蚀及磨损等问题。

五、火电厂烟气脱硫过程监控的重要表征参数

1、重要表征参数

（1）、CEMS测量参数：

原烟气入口SO2浓度、NOx浓度、O2浓度、烟气粉尘浓度、烟气流量、烟气温度、压力等；原烟气出口SO2浓度、NOx浓度、O2浓度、烟气粉尘浓度、烟气流量、烟气温度、压力等；

（2）、脱硫效率；

（3）、增压风机运行信号、电流，导叶开度，电度；

（4）、浆液循环泵运行信号、电流，流量信号，电度；

（5）、吸收塔pH值：

通常在5.0～5.8之间；

（6）、氧化风机运行信号，电流；

（7）、旁路门开度信号；

（8）、物料损耗记录；

（9）、锅炉信号：

负荷，引风机开度信号等。

2、重要表征参数与脱硫关系

.脱硫投运时，至少有一台浆液循环泵运行，除雾器冲洗水阀会定期冲洗；

.旁路挡板关闭的情况下，增压风机动（静）叶片开度与锅炉引风机平均开度基本一致。

.引风机出口温度120℃，若有换热器（GGH），则净烟气出口温度80℃，无换热器（GGH），则净烟气出口温度50℃；

.通过吸收塔浆液循环泵运行状态判断脱硫装置是否正常运行，检查吸收塔浆液循环泵运行的电流、出口压力是否正常，当循环泵叶轮磨损后，出口压力降低，导致喷淋效果减弱，从而影响吸收效果，脱硫效率降低。

.根据该时段燃烧的煤量和煤质，计算出产生了多少吨二氧化硫，为脱除该二氧化硫消耗了多少吨石灰石，产生了多少吨石膏，根据计算值与实际值进行对比得出结论。

依据：

在石灰石—石膏湿法脱硫工艺中，化学反应方程式：

2CaCO3+2SO2+O2+4H2O<==>2CaSO4·2H2O+2CO2

1mol的SO2脱除需1mol的CaCO3，同时产生1mol的CaSO4·2H2O（石膏）。

其中SO2的分子量为64，CaCO3的分子量为100，CaSO4·2H2O（石膏）的分子量为172。

CaCO3:

SO2:

CaSO4·2H2O=100:

64:

172

石膏含水量一般小于10%

.当已知燃煤耗量、煤质中的硫含量、脱硫率，则可对通过石灰石耗量、石灰石中CaCO3的含量、石膏产量来判断脱硫系统是否正常运行。

.PH值范围应在5～5.8之间，如果pH值维持在5.8等较高值时，石灰石浆液循环泵会间断供应。

六、火电厂烟气脱硫过程监控系统组成

火电厂烟气脱硫过程监控管理系统由在线监控站房、烟气在线专用数据调理器、无线数据采集传输装置与现场工业控制计算机及远程监控中心等组成。

用于对烟气脱硫过程中污染源排放的污染物进行连续、实时地跟踪监控，做到对脱硫工艺的全监与全控，实现电厂及烟气排放单位的节能减排，为环保部门实现总量控制、总量削减、排污权交易提供了基础数据与技术支撑。

烟气脱硫过程监控子站用于对火电厂烟气脱硫过程进行监控的装备，由烟气脱硫过程监控专用房、烟气在线专用数据调理器、无线数据采集传输装置、现场工业控制计算机等组成，对脱硫过程中的主要参数进行采集、调理、数据传输与处理。

烟气在线专用数据调理器用于对烟气脱硫过程中各主要参数信号进行处理，调理成符合污染源烟气在线监控所用的数据。

如通过烟气在线专用数据调理器将烟气的入口参数、出口参数，主要运转设施的电流、运行参数、状态、所用物料等数据进行调理，构成环境保护管理部门对烟气脱硫过程监控所需要的相关数据。

无线数据采集传输装置对烟气脱硫过程中的重要数据进行采集，完成数据的存储，通过无线数据采集传输装置将采集的数据一方面送现场工业控制计算机，同时通过无线方式将数据传输到监控中心。

烟气脱硫过程远程监控中心用于接收烟气脱硫过程监控子站所送来的数据，对脱硫过程进行远程实时监控，为环保管理部门实现烟气总量控制、总量削减、排污权交易提供科技管理平台。

系统拓朴结构图如下图所示。

图3：

烟气脱硫全过程监控信息系统拓朴结构图

七、火电厂烟气脱硫过程监控系统主要性能指标

“火电厂烟气脱硫过程监控管理系统”运用自动控制、现代通信、互联网、数据库等技术，通过对火电厂脱硫系统在线数据的采集、传输、处理、计算、分析、发布、共享等全过程的数字化管理，实现对火电机组脱硫过程的全监与全控。

实现的主要性能指标有：

·对入口原烟气各参数进行监控，实时掌握原烟气的相关数据。

·对出口净烟气各参数进行监控，实时掌握对净烟气的相关数据及处理效果。

·对主要脱硫设施的电流、运行参数进行测量并进行监控，实时掌握烟气脱硫设施的运转状况。

·对机组负荷、脱硫效率、烟气旁路挡板开度、脱硫岛的pH等重要指标进行实时监控。

·对脱硫过程物料进行监控，如所用的石灰石粉投入量、石膏的产生量等进行计量与监控。

·通过GSM/GPRS对脱硫过程中的监控数据进行传输，并通过无线数据采集处理装置对所采集的数据进行存储与分析。

·实时得出烟气的排放量、烟气的脱硫效率、显示氮氧化物NOx的含量与烟尘含量，并自动生成烟气的脱硫总量、为烟气污染物的总量控制、排污收费及排污权交易提供基础数据。

·对烟气脱硫过程中的各种异常行为、数据进行及时报警。

·系统采用模块化设计，具有高度可扩展性。

八、火电厂烟气脱硫过程监控系统环境管理效能

1、实现了对火电厂脱硫过程的全监与全控，从根本上杜绝了不法行为的产生。

系统摆脱了以往只对烟气出口参数监控的缺点，从而对整个脱硫工艺的全过程进行监控。

通过脱硫全过程信息监控管理系统实现了如下参数的监控：

·对原烟气入口烟气流量、SO2浓度、NOx浓度、O2氧含量、粉尘浓度、烟气温度、压力等参数进行监控；

·对出口混合烟气流量、SO2浓度、NOx浓度、O2氧含量、粉尘浓度、烟气温度、压力等参数进行监控；

·对机组负荷大小、脱硫效率、脱硫岛（吸收塔）的pH值、烟气档板密封风机电流、脱硫剂输送泵电流、增压风机电流与运转状态、增压风机导叶开度、烟气旁路档板开度、氧化风机电流与运转状态、浆液循环泵电流与运转状态、排浆泵运行状态、石灰石浆液泵运行状态等主要运转设施的电流、运行参数进行监控；

·对石灰石粉、石膏排放量进行监控。

通过对脱硫全工艺过程的监控，确保了电厂高效脱硫，提高了电厂的环保意识，改善了空气质量。

2、实现了真正意义上的总量控制。

通过对烟气入口、出口的数据进行监控分析，真实掌握烟气的脱硫量、排放的SO2的总量。

对入口、出口的烟气参数进行监控，实时掌握原烟气的处理情况，实时得出烟气的排放总量、烟气的脱硫效率、脱氮效率与除尘效率，并自动生成烟气的脱硫总量、脱氮总量与除尘总量。

3、方便了环保管理需求，为烟气总量控制、减排及排污权交易提供基础数据源。

根据环保管理需求，系统能生成相关日报、月报及年报表，并能自动生成企业的违规数据报表，并将违规行为以短信方式通知相关的管理人员，对所监控的数据进行自动处理，并生成符合环保需求的相关报表。

系统实现了总量控制、总量削减功能，同时系统通过IC卡，能实现SO2的排污权交易功能。

4、系统能为电力部门烟气脱硫电价补贴提供科技支撑。

通过该系统实现了对电厂脱硫工艺的全监与全控，使得脱硫效率、脱硫总量真正说清楚了，从而为电力部门烟气脱硫电价补贴提供了基础的原始数据。

九、火电厂烟气脱硫过程监控系统实施效果

系统综合运用了计算机应用、通讯、环境监测等技术的高度集成，实现了对烟气脱硫工艺过程的全程监控。

通过使用该系统，环保管理部门能实时掌握烟气的排放总量、脱硫效率等数据，为SO2总量控制、排污收费及减排核查提供了科学支持。

从而实现了真正意义上的污染源总量控制，为烟气排污权交易提供基础数据源。

系统的最大创新点是变“在线监测”为“在线监控”，改变了过去只测不控、防控分离的状况，实现了防控治一体化，做到“说得清、管得住、行得通”。

通过近两年的时间运行，系统的实用性、可靠性、经济性、科学性得以充分体现。

该系统的成功运用，有力推动淮南环境保护工作迈上了一个新台阶，从此“火电厂烟气脱硫过程监控管理系统”成为了淮南烟气污染源的“控污将军”。

“火电厂烟气脱硫过程监控管理系统”其社会效益十分显著。

如淮南市火电脱硫装机容量840万千瓦，占840万千瓦发电总装机的100％，年削减SO2排放量11.05万吨。

2009年，全市环境空气质量Ⅱ级以上天数达到347天，优良率达到95.0％；二氧化硫浓度均值比上年下降48.9％，下降幅度居全省第一，“火电厂烟气脱硫过程监控管理系统”功不可抹。