脱硫设施运行与管理

脱硫设施运行与管理第1页/共115页xx集团环保核查培训脱硫设施运行与管理第2页/共115页目录序言一、环保核查的依据二、脱硫设施存在的问题和运行管理三、脱硫设施检查的办法四、脱硫设施检查重点

五、脱硫石膏、脱硝工作

第3页/共115页序言“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１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。第4页/共115页“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、增加实施总量控制的污染因子，由两项扩大到四项，即化学需氧量、氨氮、二氧化硫、氮氧化物；3、二氧化碳减排，发展低碳经济；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。第5页/共115页序言“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８０％，有些省份已经达到100％第6页/共115页序言

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。第7页/共115页序言环办[2010]35号文关于2009年国家重点监控企业及污水处理厂主要污染物全年排放超标情况的通报：2009年全国共监测了3486家废水国控企业，平均排放达标率为78%。其中，全年监测全部达标的企业占监测企业总数的64%，部分测次超标的占24%，全部超标的占12%；对废水国控企业监测中，化学需氧量全年排放超标有74家，76个排放口。全国共监测了3557家废气国控企业，平均排放达标率为73%。其中，全年监测全部达标的企业占监测企业总数的59%，部分测次超标的占26%，全部超标的占15%；对废气国控企业监测中，二氧化硫全年排放超标有57家，89个排放口。全国共监测了1587家国控城镇污水处理厂，平均排放达标率为70%，全年监测全部达标的污水处理厂占监测污水处理厂总数的53%，部分测次超标的占31%，全部超标的占16%；对城镇污水处理厂监测中，化学需氧量全年排放超标有19家。第8页/共115页序言

2010年是完成“十一五”环保任务的决战年，进一步提高电力企业脱硫效率，狠抓火电厂脱硫设施和企业污染治理设施的有效运行，力争实现二氧化硫排放量比2009年再削减40万吨。把确保治污设施正常运行当作减排工作的中心任务来抓好。各地要加强对治污设施的监督检查，对于违法排污行为进行公开曝光并实施严厉处罚。提高治污设施运行管理效率，要建立健全管理制度，为治污设施长期正常运行提供制度保障。第9页/共115页一、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〔2007〕124号）2、《主要污染物总量减排核算细则（试行）》的通知（环发〔2007〕183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〔2009〕8号）

第10页/共115页一、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〔2009〕88号）5、固定污染源排放烟气连续监测技术规范

（HJ/T75－2007）6、固定污染源排放烟气连续监测技术要求及监测方法（HJ/T76－2007）第11页/共115页一、环保核查的有关文件集团公司的有关文件

中国大唐集团公司石灰石-石膏湿法烟气脱硫工程设计指导意见（大唐集团生【2008】730号）中国大唐集团公司脱硫设施建设与生产管理指导意见（大唐集团生【2008】749号）中国大唐集团公司脱硫技术监督制度（大唐集团制【2008】31号）中国大唐集团公司脱硫运行绩效评价指导意见（大唐集团制【2009】35号）中国大唐集团公司火力发电企业环境保护绩效评价标准（试行）中国大唐集团公司石灰石－石膏法脱硫设备定期工作标准第12页/共115页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。

第13页/共115页

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。

第14页/共115页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。第15页/共115页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[2010]91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。第16页/共115页旁路挡板铅封管理制度第17页/共115页对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[2010]25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。第18页/共115页对CEMS的要求监督考核内容

（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

第19页/共115页对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〔2009〕88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

第20页/共115页对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）第21页/共115页石灰石－石膏法脱硫工艺湿式石灰石/石灰－石膏法烟气脱硫技术占80%以上，采用石灰石浆液或溶液对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。第22页/共115页二、脱硫设施存在的主要问题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。第23页/共115页二、脱硫设施存在的主要问题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。第24页/共115页二、脱硫设施存在的主要问题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。

第25页/共115页二、脱硫设施存在的主要问题调查发现，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。第26页/共115页二、脱硫设施存在的主要问题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。第27页/共115页二、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。第28页/共115页二、脱硫设施存在的主要问题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5.4～5.8

第29页/共115页二、脱硫设施存在的主要问题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/S＝1.03脱硫效率＝90％循环流化床锅炉Ca/S＝2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％

第30页/共115页二、脱硫设施存在的主要问题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%。第31页/共115页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4秒第32页/共115页二、脱硫设施存在的主要问题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。第33页/共115页二、脱硫设施存在的主要问题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60～70℃第34页/共115页二、脱硫设施存在的主要问题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第35页/共115页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。第36页/共115页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。第37页/共115页二、脱硫设施存在的主要问题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（

CaSO3·1/2H2O）＜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第38页/共115页二、脱硫设施存在的主要问题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。

第39页/共115页二、脱硫设施存在的主要问题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。第40页/共115页

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。第41页/共115页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。第42页/共115页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。7．PH计、密度计等重要仪表的管理制度，定期校对和维护。第43页/共115页三、脱硫设施检查的基本方法环保检查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。第44页/共115页三、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、效率统计第45页/共115页三、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。第46页/共115页三、脱硫设施检查的基本方法物料衡算：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第47页/共115页逻辑关系燃用原煤＝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β＝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第48页/共115页逻辑关系1吨煤炭燃烧时产生的SO2量＝1600×S％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0.4～3.5%，

当燃煤的含硫率为1%时，

燃烧1吨原煤排放16公斤SO2

。

第49页/共115页逻辑关系石灰石用量=（燃煤量×硫份％×2×80%×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第50页/共115页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<==>2CaSO4·2H2O+2CO2

理论上，脱除1mol的SO2需要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。即脱除1kg的SO2，需要1.56kg的CaCO3，产生1.72kg石膏第51页/共115页燃料、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

第52页/共115页SO2与石灰石

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+O2＝SO2根据上述化学反应方程式，有如下公式：G＝160WS（1－η）

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η——二氧化硫去除率，%

第53页/共115页举例例：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第54页/共115页举例解：G＝160×（1.5×0.8＋1.5×3.6）×（1－90%×90％）

＝160×6.6（SO2产生量

）

＝1056×（1－81%）

＝200.64（吨）第55页/共115页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/S＝1.03。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？第56页/共115页举例答：

原煤用量：350g×60亿度×1.4＝210万吨标煤×1.4

＝294万吨SO2＝W×160×S%

＝294×160×0.9％

＝4.23万吨石灰石用量：4.23万吨×95％×95％×100÷64÷90％×1.03＝6.83万吨石膏产生量：6.83万吨×1.72＝11.75万吨第57页/共115页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22.4

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

第58页/共115页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=64×5÷22.4=14.3（mg/m3

）

答：5ppm＝14.3mg/m3

SO2：1ppm=2.86mg/m3

Nox：1ppm=2.05mg/m3No：1ppm=1.34mg/m3第59页/共115页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α＝1.4进行折算。

其换算公式为：α＝21／(21－O2)1第60页/共115页举例某电厂烟气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α为1.4的SO2排放浓度？第61页/共115页举例解：α=21/（21-9）=1.75折算为过量空气系数α为1.4的SO2排放浓度2.86×100ppm×（1.75÷1.4）÷90％=397（mg/m3）答：折算为过量空气系数α为1.4的SO2排放浓度是397mg/m3。第62页/共115页脱硫设施检查的方法2、在线监测（CMES）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历史数据查询第63页/共115页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。第64页/共115页CEMS安装位置

检查重点：数据的逻辑关系

第65页/共115页CEMS安装位置

检查重点：旁路挡板是否关闭

第66页/共115页CEMS安装位置

减排量不予认定

第67页/共115页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）。

第68页/共115页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第69页/共115页就地分析仪DCS环保部门SIS上级公司就地历史站省电力公司第70页/共115页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〔2008〕25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。第71页/共115页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第72页/共115页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。

第73页/共115页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20～30%

中浓度SO2低于715mg/m3标准气，选用满量程的50～60%高浓度SO2大于或等于715mg/m3标准气，选用满量程的80～100%第74页/共115页造成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。第75页/共115页造成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。第76页/共115页造成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。第77页/共115页脱硫控制室的检查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、脱硫停运记录第78页/共115页脱硫控制室的检查对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）、FGD进出口烟气温度、FGD进出口烟气流量、增压风机电流和叶片开启度、氧化风机和密封风机电流、脱硫剂输送泵电流、烟气旁路开启度、脱硫岛PH值以及烟气进口和出口二氧化硫、烟尘、氮氧化物浓度等参数；第79页/共115页脱硫控制室的检查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、二氧化硫、烟尘、氮氧化物浓度等参数。在旁路烟道加装的烟气温度和流量等参数应记录入DCS系统。

第80页/共115页现场核查试验（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。第81页/共115页第82页/共115页第83页/共115页第84页/共115页第85页/共115页运行报表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第86页/共115页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。

第87页/共115页三套CEMS在DCS上显示第88页/共115页旁路参数造假第89页/共115页第90页/共115页第91页/共115页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个月备查第92页/共115页正常的曲线第93页/共115页不正常的曲线（增压风机电流不变）第94页/共115页不正常的曲线第95页/共115页四、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第96页/共115页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。第97页/共115页旁路挡板的作用

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。