脱硫系统技术监控

脱硫系统技术监控4.2.1脱硫系统设计4.2.1.1脱硫系统的设计应满足国家、地方排放标准及环评批复的要求。4.2.1.2脱硫工艺宜根据锅炉容量、可预计供应的燃料品质、脱硫效率、脱硫投运率及排放标准和总量控制要求、吸收剂的供应、脱硫副产物的综合利用、场地布置、脱硫工艺和设备技术发展现状、安全可靠性要求等因素，在兼顾节电的前提下，经全面分析优化后确定。a)对燃煤St,ar≥l%或单机容量≥300MW的机组，宜采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺；b)对燃煤St,ar<l%或单机容量<300MW或运行寿命低于10年或位于非重点地区、非省会城市的机组，优先采用石灰石-石膏湿法。经技术经济性论证评估后，也可慎重采用烟气循环流化床工艺；c)对燃煤St,ar≤l%的海滨电厂，在海水碱度满足工艺要求、海域环境影响评价经国家有关部门审查通过后，宜采用海水法脱硫工艺；对燃煤St,ar>l%的海滨电厂，在满足上述条件且经技术经济比较后，也可采用海水法脱硫工艺；d)经技术经济论证评估后，有条件的电厂也可试用氨法烟气脱硫工艺；e)在严重缺水地区，对燃煤St,ar<l%的机组，经技术经济论证评估后，可慎重采用烟气循环流化床工艺。4.2.1.3现役机组加装烟气脱硫装置或进行二次增容改造时，宜根据实测及可预见的锅炉在供热+发电最大负荷下、燃煤、吸收剂品质及用水水质最不利情况下的烟气（含裕量）参数，确定脱硫装置及公用系统的设计基础数据，并结合煤源变化、燃煤掺烧趋势、设备条件、运行情况、现有场地条件、机组停机时间、机组节能降耗和工程投资情况以及国家和地方对排放限值及总量削减要求等因素，因地制宜，制定最合适的方案。一般情况下，脱硫技改项目吸收系统、烟气系统和公用系统应协调改造。4.2.1.4新建机组配套建设的脱硫装置，设计参数宜采用锅炉最大连续工况（BMCR）、燃用可覆盖重量占比95%以上硫分的燃煤烟气参数，无论锅炉设计煤种如何，脱硫系统设计硫分须综合考虑煤源变化、燃煤掺烧趋势以及国家和地方对排放限值及环评批复对总量削减要求等因素，并留有20%以上的裕量，脱硫系统场地宜预留进一步改造空间。4.2.1.5基层企业应向脱硫设备制造厂家提供设计时所必需的技术性能要求，制造厂家根据要求并按DL/T5196设计。石灰石/石灰一石膏法脱硫的设计、制造、安装及调试按照HJ/T179等相关标准执行；烟气循环流化床法脱硫的设计、制造、安装及调试按照HJ/T178等相关标准执行。4.2.1.6烟气脱硫设计应充分发挥生产、建设和研究机构的综合作用，达到烟气脱硫总体布局合理、主、辅机设备选型及裕量合理，充分体现节能、节电原则，设计指标领先。4.2.1.7新建机组配套建设的脱硫装置的寿命，与主机组寿命相同；现役机组脱硫装置的寿命，原则上不低于主机组剩余寿命。4.2.1.8脱硫设备的设计应重点考虑环保标准变化、实际烟气量、燃煤硫分、烟尘浓度等指标，并留有足够的裕量。4.2.1.9设计脱硫DCS系统时，应重点考虑以下因素：a)对于湿法脱硫系统和烟气循环流化床脱硫系统，DCS系统要记录发电负荷（或锅炉负荷）、烟气温度、烟气流量、增压风机电流和叶片开启度、氧化风机电流、脱硫剂输送泵电流、脱硫岛pH值以及烟气进口和出口压力、氧量、湿度、二氧化硫、烟尘、氮氧化物浓度等参数；b)对于循环流化床锅炉炉内脱硫系统和炉内喷钙炉外活化增湿脱硫系统，DCS系统要记录自动添加脱硫剂系统输送风机电流以及烟气出口温度、流量、温度、压力、湿度、二氧化硫、烟尘、氮氧化物浓度等参数；c)DCS系统要确保能随机调阅上述运行参数及趋势曲线，相关数据至少保存1年以上。4.2.1.10在满足污染物达标排放、系统安全稳定运行、脱硫投运率满足环保要求的前提下，脱硫系统的设计要按能耗最优来考虑。4.2.2脱硫设备的制造4.2.2.1脱硫系统的主要设备制造质量应按照国家或行业现行标准规定执行；无规定时，应按照合同约定执行。4.2.2.2脱硫设备中的压力容器遵循GB150的规定，非压力容器所用钢材应符合JB/T4735的规定。4.2.2.3钢结构件所有的焊缝应符合DL/T678的规定。4.2.2.4所用材料及紧固件应符合国家标准或行业标准的有关规定，对于牌号不明或无合格证书的外购件，需经制造厂复检，符合设计规定时方可使用。4.2.2.5主要零部件的加工应符合相应的国家标准，并应按规定经程序批准的产品图样、技术文件制造、检验和验收，并确保总装的接口尺寸精度。4.2.2.6脱硫设备内部防腐施工所选择的防腐材料应符合相应的行业标准规定，并具有出厂合格证和检验材料，必要时对原材料应进行抽查复检。4.2.2.7基层企业应按照DL/T586对脱硫系统主要设备进行监造。4.2.3脱硫设备的安装4.2.3.1脱硫设备的安装按照DL/T5417中规定及制造厂安装说明书执行。4.2.3.2湿法脱硫吸收塔的施工按照DL/T5418的规定执行。4.2.3.3钢结构的施工符合GB50205的规定。4.2.4脱硫设备的调试4.2.4.1一般要求a)脱硫设备调试应按照基层企业与调试单位签订的调试合同、设备制造厂的技术标准及相关资料；b)石灰石/石膏湿法脱硫设备的调试按照DL/T5403执行；c)海水脱硫设备的调试按照DL/T5436执行；d)干法/半干法脱硫设备调试按照JB/T11263执行；e)其它脱硫方式的调试可参照DL/T5403及DL/T5436执行。4.2.4.2单体调试的主要内容a)仪表的单体调校，信号和控制单回路调试检查；b)设备电机转向的确认和试转，其中主要包括：工艺水泵、除雾器冲洗水泵、搅拌器、氧化风机、吸收塔浆液循环泵、石灰石仓顶布袋除尘器、石灰石称重皮带给料机、石灰石振动给料机、石灰石磨机、浆液箱搅拌器、GGH、脱水机、石膏排出泵、滤布冲洗水泵、滤液泵等；c)检查和确认电动门、气动门、手动门、安全门等阀门的动作情况。4.2.4.3分系统调试的主要内容a)工艺系统调试：1)工艺水系统；2)压缩空气系统；3)烟气系统冷调试；4)吸收塔系统；5)石灰石存储及浆液制备系统调试；6)石膏脱水系统；7)脱硫废水处理排放系统。b)电气系统调试；c)热控系统调试。4.2.4.4整套启动调试的主要内容a)检验调整系统的完整性、设备的可靠性、管路的严密性、仪表的准确性、保护和自动的投入效果，检验不同运行工况下脱硫系统的适应性；b)检验石灰石储存及浆液制备系统、公用系统满足脱硫装置整套运行情况；c)进行烟气系统、SO2吸收系统热态运行和调试；d)进行石膏脱水、脱硫废水处理等系统带负荷试运和调试；e)完善pH值调节、密度显示与调节、增压风机热态动（静）叶调整、脱水调节、液位调节等。4.2.4.5整套启动调试应达到的技术指标a)各分系统试运验收合格率100%；b)保护自动装置、热控测点、仪表投入率达到100%，热控保护投入率100%；c) 电气保护投入率100%、电气自动装置投入率100%、电气测点/仪表投入率100%；d)烟气排放连续监测系统（CEMS)能够准确实时监测进、出口烟气参数；e)锅炉满负荷下，脱硫效率、出口颗粒物浓度、出口SO2排放浓度、系统压力降、石膏品质、废水排放均达到设计保证值。4.2.5脱硫系统的运行监控脱硫系统的运行监控应严格按照《燃煤发电机组环保电价及环保设施运行监管办法》（发改价格[2014]第536号）的规定执行。4.2.5.1湿法脱硫系统脱硫系统投运率应达到100%；烟气系统：出口SO2浓度达到环保部门要求；根据机组负荷变化调整增压风机出力，控制脱硫装置入口压力；控制烟气中烟尘含量、吸收塔液位、除雾器差压，减轻GGH换热元件积灰结垢、堵塞、结垢，确保GGH换热元件正常运行。SO2吸收系统：1)通过调节吸收塔浆液循环量，从而适应不同含硫量和不同机组负荷工况；2)根据吸收塔入口烟气流量、SO2浓度及石灰石浆液品质和石灰石浆液密度变化，调整石灰石供浆量以控制吸收塔浆液的pH值。一般pH值控制在5.0〜6.0的范围；3)通过控制吸收塔石膏浆液排出量来实现吸收塔浆液密度调整，一般吸收塔浆液密度控制在1080〜1180kg/m3的范围；4)定期开展吸收塔浆液分析工作，检测浆液中的氯离子和SO32-浓度。通过控制吸收塔废水排出量来实现吸收塔氯离子含量控制，一般氯离子含量控制在20000ppm以下；通过启动备用氧化风机来实现吸收塔SO32-含量控制，一般循环浆液中可溶性SO32-浓度低于2mmo1/L；5)根据吸收塔液位及除雾器压差，合理调整除雾器冲洗时间；6)定期切换浆液循环泵运行，严格执行浆液循环泵停运后的冲洗步骤，避免浆液循环泵进口滤网堵塞、喷嘴堵塞、磨损。d)吸收剂制备系统：1)石灰石氧化钙含量、活性、细度等指标达到设计要求。石灰石氧化钙含量、细度等常规指标每批测量一次；2)石灰石给料稳定，石灰石浆液浓度合格；3)根据石灰石球磨机电机电流应定期补充钢球；4)石灰石旋流器入口压力正常。e)石膏脱水系统：1)脱硫石膏品质达到设计值；2)石膏旋流子投入数量及入口压力正常；3)真空皮带脱水机滤饼厚度符合要求。4.2.5.2海水脱硫系统a)投运率应达到100%；b)出口SO2浓度达到环保部门要求；c)外排海水pH值满足设计要求，一般不应小于6.8，符合当地海水水质标准；d)外排海水COD增加值和溶解氧含量等达到设计要求，符合当地海水水质标准；e)外排海水温升符合设计要求，符合当地海水水质标准。4.2.5.3干法脱硫系统投运率应达到100%；出口SO2浓度达到环保部门要求；生石灰石中氧化钙含量、活性、细度等指标达到设计要求。氧化钙含量、细度等常规指标每批测量一次；脱硫塔出口烟气温度满足后续除尘装置安全稳定运行。4.2.5.4其它要求石灰石/石膏湿法脱硫系统的运行参照DL/T1149执行；烟气干法/半干法脱硫设备运行参照JB/T11263执行；新投产机组在投运2个月后，6个月内进行脱硫设备性能验收试验；现役机组在脱硫设备技术改造或A修半个月后，进行脱硫设备性能验收试验。脱硫设备性能验收试验按照GB/T21508及DL/T1150执行。4.2.6脱硫系统的检修监控4.2.6.1湿法脱硫系统a)烟气系统：1)增压风机：检查外壳、衬板、叶片、出口导叶的磨损情况；检查调整液压驱动装置，校对叶片开度；检查传动装置；检查失速及喘振探头；检查液压缸、轴承箱、轮毂；对油系统进行检查、清理；校对叶片实际角度与刻度盘角度是否相符。检查润滑油过滤器前后压差；2)GGH：定期检查GGH原、净烟气侧差压情况，及时清理积灰；检查GGH密封系统，进行各向密封间隙测量、调整；定期检查中心筒密封；检查导向、支撑轴承；扇形板检查及间隙调整；减速箱各齿轮传动齿面磨损检查及间隙的调整；检查吹灰器、喷嘴堵塞处理；检查密封风机系统；3) 检查烟道各处膨胀节应无开裂和漏烟现象；检查烟道内防腐脱落及磨损情况；4)烟气挡板：检查调整挡板驱动装置，校对就地开度；检查调整挡板密封性片；检查轴承磨损情况；检查连杆、拐臂连接牢固情况。b)SO2吸收系统：1)吸收塔：检查塔本体有无漏浆、漏烟及漏风现象；检查塔内损坏的部件并对其进行更换；检查吸收塔的内壁、钢梁、支撑件和喷淋层的防腐；检查、清理更换喷嘴；检查、清理塔内件的结垢物；2)除雾器：检查除雾器元件是否脱落、变形；检查除雾器元件是否堵塞，表面是否清洁；检查冲洗水喷嘴是否脱落、角度是否正确；检查除雾器冲洗管道是否堵塞、是否泄露；除雾器支撑件是否正常，如有必要进行局部更换；3)吸收塔搅拌器：检查油封；减速机内部清理；轴承检查更换；叶轮检查修理，必要时更换；搅拌器轴检修；检查更换润滑油；检查搅拌器的震动情况，机封是否泄露，皮带是否松动；4)浆液循环泵：检查紧固地脚螺栓；检查联轴器螺栓；检查中心及轴承间隙；检查轴承、机封、衬胶泵壳、密封环、叶轮，必要时更换；检查修理吸入端泵盖、护板；检查出入口管道膨胀节；检查修补叶轮，必要时更换；检查入口滤网堵塞、破损情况；检查滤网紧固连接件部件腐蚀情况；5)氧化风机：检查油封、联轴器、轴承及轴承箱；检查入口滤网、出口消音器是否堵塞；检查叶轮间隙是否正常；6) 石膏浆液排出泵：检查地脚螺栓；检查对轮及泵的附件；检查中心及轴承间隙。c)吸收剂制备系统：1)振动给料机：检查整体机件的紧固程度；调整双质点连接弹簧板组；整定电磁铁铁芯与衔铁间的间隙；2)石灰石斗式提升机：检查溜槽衬板；检查传动齿轮、传动链条；检查顶部轴承磨损情况；检查减速箱油质情况；检查料斗及料斗固定螺栓；检查料斗传动轴平行度；检查落料口及配重情况；3)卸料斗专用除尘器（仓顶袋式除尘器）：检查更换滤袋；检查风机；内部清理，消除漏风；滤袋筒架检查、修理；电磁阀膜片检查、更换；4)石灰石料仓或粉仓：检查内部密封情况；检查料位计是否准确；5)湿式球磨机：检查大牙轮、联轴器及其防尘装置；检查钨金瓦、选补钢球；检查润滑系统、冷却系统、进出螺丝套椭圆管及其他磨损部件；检查滚动轴承；检查球磨机减速箱装置；球磨机人孔检查；轴端唇形