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 |