二氧化硫控制策略

Alexandria2020

二氧化硫控制策略

火电厂燃煤成本约占整个电厂成本的70%以上，而目前市面上同类型煤种的煤价基本与煤中硫份含量成反比；故要想直接降低燃煤成本，最直接的方法就是多烧“高硫煤”，但烧“高硫煤”的同时将带来了SO2环保排放的压力。我们应该从SO2超标的原因进行分析，进而采取防范措施，保卫我们的蓝天白云。

原因

1、由于烟气在线监测装置取样系统故障，SO2排放浓度数据变化缓慢，无法及时反映真实数据，造成SO2排放数值未能及时进行调整；

2、锅炉燃用煤种的硫份均超设计值；

3、PH值计失准，实际PH值低于显示值，PH值过低造成脱硫效率下降，吸收塔pH偏离规程规定，未及时作出调整；SO2排放浓度上升时进行大量补浆，调整方法不够及时、准确；

4、SO2自动调节效果不好。对SO2排放浓度数据变化缓慢原因分析不充分，未能及时发现烟气在线监测系统SO2测量装置故障；

5、吸收塔氯离子较高，影响石灰石浆液的活性，降低脱硫效率；

6、品质稍差的浆液打至吸收塔，吸收塔浆液品质下降，降低脱硫效率；

防范措施：

1、加强吸收塔入口原烟气SO2监控，超过2800mg/Nm3时汇报值长，请求合理配煤，降低燃煤硫分；

2、采购脱硫增效剂，在锅炉燃煤掺配烧方案综合硫分>1.2（吸收塔入口原烟气SO2超过2800mg/Nm3）或长时间四台浆液循环泵运行时，做好记录、汇报专工投入脱硫增效剂运行；

3、优化SO2控制策略，连续30t/h大流量补浆15分钟以上时启动备用浆液循环泵运行，保持供浆和浆液循环泵控制有一定重叠度，防止出现石灰石屏蔽现象；

4、控制SO2 排量有一定的预见性，加负荷时及时调整供浆和浆液循环泵运行，当SO2排量呈持续上升趋势，首先启动备用浆液循环泵运行，控制SO2排量瞬时值在35mg/Nm3以下，控制SO2排量小时均值在30mg/Nm3以下；

5、严格按照运行规程控制脱硫系统各参数，在燃用硫分高煤种时或负荷较高时，吸收塔PH值控制在高限附近；

6、加强各参数异常的分析，必要时及时联系检修人员处理；

7、优化SO2自动控制；

8、完善吸收塔入口原烟气SO2排放浓度、吸收塔浆液pH、密度等脱硫系统报警值；

9、加强出废水，控制好吸收塔氯离子，保证良好的浆液品质；

10、加强联系，主机在机组负荷较大波动时告知辅控监盘人员；

11、加强技术管理，补充完善自动控制说明，运行人员熟悉自动控制策略；

12、明确PH值计取样门开度。

内容来源：火电厂技术联盟