火电厂烟气脱硫工艺设计课件.ppt

火电厂烟气脱硫工艺设计,火 电 厂实 景,火电厂全景,世界FGD技术构成,3,1 石灰石石膏法43.2%,2 其它湿法39.4%,4 喷吸着剂32%,3 喷雾干燥法11%,5 再生法2.8%,6 硫氮联脱法1.8%,火电厂烟气脱硫工艺设计,1 基本原理2.干法/半干法脱硫工艺主要工作原理及特点3 湿法脱硫工艺主要工作原理及特点4 脱硫工艺选型基本原则,典型工艺,基本原理,1）酸性氧化物+碱或碱性氧化物盐 A.钙基吸收剂,基本原理,B.氨基吸收剂,基本原理,2）吸附法二氧化硫等+活性炭饱和活性炭饱和活性炭（加热等）有效活性炭+二氧化硫等,干法/半干法脱硫工艺(1),炉内喷钙脱硫工艺,干法/半干法脱硫工艺(1),炉内喷钙脱硫工艺,吸 收 剂：粉状钙基物质如石灰石、白云石或其氢氧化物工作原理：粉状钙基物质喷入炉膛立即置于高温环境中而发生分解，产生具有反应能力的石灰颗粒，吸收烟气中的SO2。反应产物：硫酸钙和亚硫酸钙，随烟气与部分未反应的石灰带离开锅炉，由静电/布袋除尘器将其与飞灰一起除去。脱硫效率：在Ca/S比为1.52时，炉内脱硫可达4050%在Ca/S比为34时脱硫效率可达50-60。,干法/半干法脱硫工艺(2),炉内喷钙脱硫工艺,提高脱硫效率的措施：尾部增湿活化，脱硫效率最高可达70%左右,干法/半干法脱硫工艺(2),炉内喷钙脱硫工艺,优点：设备简单，改造工作量小，初投资低，占地面积小，不产生废水，运行操作简单。缺点：脱硫效率相对较低，且对锅炉有不利的影响，有引起炉内结焦、受热面磨损的潜在威险。适用场合：较适合于中小容量老机组的脱硫改造，可以处 理相当于200MWe锅炉以下的烟气量。,干法/半干法脱硫工艺(3),尾部烟气循环流化床脱硫技术,Ca(OH)2+SO2-CaSO3*H2O+H2O CaSO3*H2O+O2-CaSO4*H2O Ca(OH)2+SO3-CaSO4*H2O+H2O 2 HCl+Ca(OH)2-CaCl2*2 H2O 2 HF+Ca(OH)2-CaF+2 H2O Ca(OH)2+CO2-CaCO3+H2O,三个控制回路控制运行：循环流化床吸收塔出口温度调节 向循环流化床吸收塔中喷入的水量根据吸收塔出口的温度进行调节。循环流化床吸收塔差压调节 循环流化床吸收塔、除尘器和固体物料输送设备组成了固体物料的循环系统。为维持循环流化床吸收塔内稳定的流动模式，吸收塔内的固体物料应保持衡定不变。其度量参数是循环流化床吸收塔进、出口的差压，它与吸收塔的固体流量成正比。净烟气SO2 浓度的调节 通过控制进入循环流化床吸收塔的新鲜消石灰流量对净烟气的SO2 浓度进行调节。,干法/半干法脱硫工艺(3),尾部烟气循环流化床脱硫技术,干法/半干法脱硫工艺(3),尾部烟气循环流化床脱硫技术,优点：投资较少，系统操作简单，对锅炉没有影响，不产生废水，脱硫效率较高，钙硫摩尔比为1.21.5时，脱硫效率可达85%90%。缺点：副产品难于利用适用场合：适用于中小容量老机组改造和新建机组，处理200MWe以下燃煤机组的烟气量。,干法/半干法脱硫工艺(4),喷雾干燥法脱硫技术,干法/半干法脱硫工艺(4),喷雾干燥法脱硫技术,优点：投资成本低，能耗低，维修工作量小。脱硫效率：中上水平。使用布袋除尘器而不用静电除尘器时，使得脱硫效率提高。在燃煤含硫量不高的场合，脱硫效率可达75-90%，取决于吸收剂的过剩系数和与饱和温度的温差。缺点：当反应温度与饱和温度的温差太小时反应器和除尘器内部的结垢问题，反应剂的成本高以及副产品的综合利用问题。适用场合：用于含硫量较低的场合,干法/半干法脱硫工艺(5),NID 干法脱硫工艺,干法/半干法脱硫工艺(5),NID 干法脱硫工艺,部分水直接被喷射到烟气中，分布于固体颗粒的表面，固体颗粒的水份控制在几个百分点。固体颗粒的循环量大，水份的蒸发表面积增加。固体颗粒的水份被控制得较低，水份蒸发所需的时间短，反应塔的尺寸可以设计的非常小。烟气的相对湿度相应地上升，足以使石灰在典型的运行温度下即65-75C的温度范围具有足够的活性吸收SO2。脱硫性能：与常规干法脱硫工艺相当甚至更优。,干法/半干法脱硫工艺（6）,活性炭脱硫工艺,湿法脱硫工艺(1),石灰/石灰石洗涤工艺,湿法脱硫工艺(1),石灰/石灰石洗涤工艺,采用石灰石作为吸收剂时，在洗涤塔中主要发生以下化学反应：1.CaCO3+SO2+H2OCaSO3+CO2+H2O2.CaCO3+2HCL+H2OCaCl2+CO2+2H2O3.CaCO3+2HF+H2OCaF2+CO2+2H2O 石灰石与二氧化硫反应后生成亚硫酸钙，在洗涤塔底部的浆液池中通入氧气将其进一步氧化为水合硫酸钙（石膏），即：4.CaSO3+1/2O2+2H2OCaSO4+2H2O,湿法脱硫工艺(1),石灰/石灰石洗涤工艺,石灰/石灰石洗涤湿法脱硫工艺在国际上应用最为普遍，占整个脱硫装机容量的90%。吸收塔内部结构少。系统可用率达到95%以上。采用商业供应的石灰石粉末作为吸收剂，电厂自行装备石灰石破碎设备来制备石灰石粉末.并不具有经济性。采用石灰作吸收剂的烟气脱硫系统占1020%的市场份额，主要原因是煅烧石灰石的能量消耗大，吸收剂价格高。洁净烟气的再加热通过再生式热交换器完成。如果选择将洁净烟气通过冷却塔或“湿烟囱”排放，则洁净烟气的再加热程序可省略。,湿法脱硫工艺(2),海水脱硫工艺,原理：利用海水的天然特性吸收和中和烟气中的二氧化硫。海水中含有碳酸氢根，具有很强的吸收和中和二氧化硫的能力。被吸收的二氧化硫通过氧化后转化为可溶性硫酸盐，是海水中大量存在的天然成分。SO2+O2+2HCO3 SO42-+H2O+2CO2,湿法脱硫工艺(2),海水脱硫工艺,海水和清水中添加硫酸后pH值的变化,湿法脱硫工艺(2),海水脱硫工艺,湿法脱硫工艺(2),海水脱硫工艺,海水脱硫工艺只需要海水和空气，海水作为吸收剂一次性通过脱硫工艺。来自冷凝器的海水一部分进入脱硫塔对含硫烟气进行清洗吸收二氧化硫，吸收二氧化硫的海水的pH值降低到3以下，然后这一部分水与更多的来自冷凝器的海水相混合，混合后海水的pH值被提高到4.5左右，然后通入空气进行瀑气处理使得二氧化硫转化成硫酸根离子。经过这一处理后的海水在与来自冷凝器的更多的海水混合，pH值上升至中性值左右，然后排入大海。排入大海的海水中的硫酸根离子浓度只比天然海水中的硫酸根离子高几个百分点，不会产生任何影响。,湿法脱硫工艺(2),海水脱硫工艺,脱硫设备的运行非常简单，对运行人员和检修人员的要求很低。从烟气中吸收的二氧化硫被转化成海水中大量存在的天然成分，即硫酸根离子。硫酸根完全溶解于海水中，因此无固体物质进入海水中。海水脱硫的效率可达95%以上。脱硫后的烟气温度被降低到接近海水的温度。由于烟气中可能含有的微量粉尘也会同时被海水清洗下来而进入大海，因此建议装置高效的静电除尘器。,湿法脱硫工艺(3),亚钠循环脱硫工艺,湿法脱硫工艺(3),亚钠循环脱硫工艺,采用亚硫酸钠喷入吸收塔产生硫酸氢钠富集的溶液，通过蒸发器对该溶液进行再生处理产生亚硫酸钠，而二氧化硫气体则通过专门的装置转化成元素硫或硫酸。优点：可产生可销售的副产品而且不存在堵塞之类的问题。缺点：吸收塔中亚硫酸钠的氧化，因为除去硫酸钠需用昂贵的清洗系统来实现。系统的运行费用高，需要大量的低压蒸汽和甲烷。亚钠循环脱硫工艺对粉尘、HCl 和 SO3敏感，因此需要预处理装置除去粉尘、HCl 和 SO3。,湿法脱硫工艺(4),氨法脱硫工艺,SO2+2NH4OH(NH4)2SO3+H2OSO2+(NH4)2SO3+H2O2NH4HSO3NH4HSO3+NH3(NH4)2SO3SO3+(NH4)2SO3(NH4)2SO4+SO22(NH4)2SO3+O22(NH4)2SO4,主要脱硫工艺的性价比,以湿法石灰石洗涤法为基准各种脱硫工艺投资成本的比较,石灰石制备系统：由石灰石粉料仓、石灰石磨机及测量站构成吸收塔：由洗涤循环系统除雾器和氧化工序组成烟气再热系统（可选）脱硫风机石膏脱水装置：由水力旋流分离器、真空皮带过滤机和储存系统组成,石灰石洗涤法系统的组成与设计,吸收剂设计技术参数,设计技术参数,石膏品质设计技术参数,设置的氧化空气空压机(1用1备)安装在风机房内，用以向吸收塔浆池提供足够的氧气，以便于石膏的形成（即从亚硫酸钙进一步氧化成硫酸钙）,输入的氧化空气不足会导致脱硫效率降低，并在吸收塔中产生结垢。氧化空气通过喷管（喷管上规则间隔分布有气孔）分布到吸收塔浆液池中。,为了降低氧化空气的温度（离开空压机的温度高110），需用水喷入到氧化空气管中，水蒸发后使氧化空气降温。塔内喷淋层采用FRP管，浆液循环管道采用法兰联结的碳钢衬胶管，氧化空气管道采用带有保温层的无缝钢管。FGD工艺系统中吸收浆液最大氯离子浓度按20000ppm考虑,并以此决定所有与浆液接触的设备和部件的防腐保护。,设计技术提示,石灰石制备系统设计,细度要求：90通过325目筛（44微米）或250目筛（63微米）。纯度要求：石灰石含量大于90。可磨性也有一定的要求。简介：将石灰石粉由罐车运到料仓储存，然后通过给料机、输粉机将石灰石粉输入浆池，加水制备成固体含量分数为1050的浆液。,吸收氧化系统,吸收塔 吸收塔是烟气脱硫的核心装置，要求气液接触面积大、气体的吸收反应良好，压力损失小，能适于大容量烟气处理。吸收塔主要有喷淋塔、填料塔、双回路塔和喷射鼓泡塔、复合塔等类型。,喷淋塔 湿法脱硫的主流塔型，采用逆流方式布置，烟气流速为3m/s左右，液气比与煤的含硫量和脱硫率有关，一般在825L/m之间。优点是内部部件少，结垢的可能性小，压力损失小。逆流运行有利于烟气与吸收液充分接触，但阻力损失比顺流大。,填料塔 填料塔由日本三菱重工开发，采用塑料隔栅作填料，相对延长了气液两相的接触时间，从而保证较高的脱硫率。隔栅填料塔为顺流或逆流，顺流时的空塔气速约45米/秒，与逆流塔相比结构紧凑。压降因隔栅填充高度而异。,双回路塔 是美国Reserch-Conttrell公司开发，又称Noell-KRC工艺，在美、德应用较多。双回路塔由一个集液斗分成两个回路：下段为预冷却区，并进行一级脱硫，pH控制在4.05.0，有利于氧化和石灰石的溶解，防止结垢和提高石灰石的利用率；上段为吸收区，其排水经集液斗引入另设的加料槽，在此加入新鲜的石灰石，维持较高的pH（6.0左右），以获得较高的脱硫率。,折流板除雾器 折流板除雾器是利用液滴与某种固体表面相撞击而将液滴凝聚并捕集的，气体通过曲折的挡板，流线多次偏转，液滴则由于惯性而撞击挡板被捕集下来。通常，折流板除雾器中两板之间的距离为2030mm，对于垂直安置，气体平均流速为23m/s；对于水平放置，气体流速一般为610m/s。气体流速过高会引起二次夹带。,旋流板除雾器 气流在穿过除雾器板片间隙时变成旋转气流，其中的液滴在惯性作用下以一定的仰角射出作螺旋运动而被甩向外侧，汇集流到溢流槽内，达到除雾的目的，除雾率可达9099。,喷射鼓泡塔 是千代田公司研制的，又称CT-121。烟气通过喷射分配器以一定的压力进入吸收液，形成一定高度的喷射气泡层，可省去再循环泵和喷淋装置。净化后的烟气经上升管进入混合室，除雾后排放。特点：可在低pH下运行，一般为3.54.5，生成的石膏晶体颗粒大，易于脱水；脱硫率的高低与系统的压降有关，可通过增大喷射管的浸没深度来提高压降，提高脱硫率。,除雾器 除雾器一般设置在吸收塔顶部（低流速烟气垂直布置）或出口烟道（高流速烟气水平布置),通常为二级除雾器。除雾器设置冲洗水，间歇冲洗除雾器。湿法烟气脱硫采用的主要是折流板除雾器，其次是旋流板除雾器。,氧化槽 氧化槽的功能是接收和储存石灰石，溶解石灰石，鼓风氧化CaSO3，结晶生成石膏。早期的湿法脱硫几乎都是在脱硫塔外另设氧化塔，由脱硫塔排出的浆液再被引入专门的压力氧化槽中，并添加硫酸，在pH为34的条件下鼓风氧化。这种工艺易发生结垢和阻塞问题。随着工艺的发展，将氧化系统组合在塔底的浆池内，利用大容积浆液完成石膏的结晶过程，就地氧化。循环的石灰石在氧化槽内设计停留时间一般为48min，与石灰石的反应性能有关。,雾化喷嘴 雾化喷嘴的功能是将大量的石灰石浆液转化为能够提供足够接触面积的雾化小液滴以有效脱除烟气中二氧化硫。湿法脱硫采用的喷嘴一般为离心压力雾化喷嘴，可粗略分为旋转型和离心型。常用的有空心锥切线型、实心锥切线型、双空心锥切线型、实心锥型、螺旋型等5种。,烟气再热系统,烟气经过湿法FGD系统洗涤后，温度降到5060，低于露点，为了增加烟囱排放烟气的能力，减少可见烟团的出现，许多国家规定了烟囱出口的最低排烟温度。不同的火电厂有不同的方法再热处理烟气。最简单的方法是使用燃烧天然气或是低硫油的后燃器。与旋转式气气热交换器和多管气气热交换器相比，这种方法要消耗大量的能量，此外燃料燃烧又是另外一个污染源。另一种是采用蒸汽烟气再热器，使用工艺蒸汽或锅炉产生的热量。蒸汽烟气再热器的基本投资比蓄热式气气热交换器低，但运行费用高。此外还必须注意高温蒸汽在管道烟气侧结垢。安装蒸汽烟气再热器主要是空间限制所致。,烟气再热器型式的选择（一)目前大量在FGD系统中使用的烟气再热器有二种：回转式GGH和管式WMH（水媒体加热器）。这两种烟气再热器各有优缺点。漏风 管式加热器是通过焊接进行密封的，没有漏风；回转式则漏风。一般在不采用低泄漏装置的GGH中，漏风量在1.53，而采用低泄漏密封装置后，漏风量在0.5左右，目前国内外FG D系统一般要求在1左右。漏风的产生，要求脱硫塔的脱硫效率相应提高，以保证整个FGD系统的脱硫效率满足要求。回转式烟气加热器的漏风是绝对的，但管式加热器的不漏却是相对有时段的。在运行一段时间后，由于焊缝的裂缝和冷端的腐蚀，也会产生漏风，而且一旦漏风发生，很难消除，只能堵管或换管。占地和重量 对小型机组来讲，二者差不多，但对大型机组而言，回转式烟气加热器比管式烟气加热器重量要小很多，占地也小，这样，对于加热器的基础和支撑结构，也有较大差别。通常，管式加热器分为二部分，加热部分和放热部分，媒体走管侧，烟气走壳侧，由于烟气流速和加热器阻力的限制，一般体积较为庞大。加热部分和放热部分都较大，占地约为回转式的2倍以上。,烟气再热器型式的选择（二)阻力 通常，管式换热气的阻力大于回转式换热气。回转式换热器可以通过选择大尺寸换热器来达到进一步降低阻力的目的。而管式换热气本身的尺寸就已经远大于回转式换热器，进一步降低阻力的成本会非常之高。管式换热气的烟气内部流通方式也比回转式换热器要复杂的多。清洗 相对回转式换热器而言，管式换热器一旦发生冷端堵灰或腐蚀很难处理。除非进行拆除更换。对回转式换热器而言，可通过配备有效的吹灰器进行压缩空气吹灰及水冲洗。既使发生冷端堵灰或腐蚀，也可通过更换冷端换热面进行消除。回转式换热器还可通过其它方式解决上述问题。安装与维修 管式加热器工厂化程度较高，现场安装工作量较小，回转式加热器虽然是模块式计，结构紧凑，但现场安装工作量较大，时间较长。在正常维修方面，管式加热器维修量较回转式小。但如果管式加热器一旦出现堵灰或腐蚀漏管，则维修工作量较大。,烟气再热器型式的选择（三)对于脱硫装置 在脱硫装置中，由于烟气的温度低于露点温度，而且含有大量的水分，防止低温腐蚀就非常关键。由于本身特点的限制，管式换热器存在低温死角，其发生低温腐蚀的可能性和速度大于回转式换热器。材料 管式换热器全部为焊接结构，其材料的选择有很大的限制性，管子一般选择耐腐蚀钢材，增加了成本。而回转式换热器则可在较大范围内选择更为有效的防腐材料，如传热元件采用镀搪瓷技术等。所以，推荐使用回转式烟气加热器。,烟气换热器(GGH)GGH 选用回转再生式烟气换热器,涂搪瓷换热元件选用先进波形和高传热系数产品,以减小GGH总重和节约业主方未来更换换热元件的费用。GGH利用锅炉出来的原烟气来加热经脱硫之后的净烟气，使净烟气在烟囱进口的最低温度达到80以上,大于酸露点温度后排放。GGH转子采用中心驱动方式。每台GGH设2台电动驱动装置，一用一备，互为备用。电机采用空气冷却形式。如果主驱动退出工作，辅助驱动自动切换，防止转子停转。GGH的设计能适应在厂用电失电的情况下，转子停转而不发生损坏、变形。GGH的整体使用寿命(壳体,转子及仓格,驱动装置)不低于30年。GGH采取主轴垂直布置,即气流方向为原烟气向上(去吸收塔)，净烟气向下(去烟囱排放)。,冷却塔排放烟气 烟气不通过烟囱排放，而被送至自然通风冷却塔，在塔内，烟气从配水装置上方均匀排放，与冷却水不接触。由于烟气温度约50，高于塔内湿空气温度，发生混合换热现象，混合的结果改变塔内气体流动工况。塔内气体向上流动的原动力为湿空气产生的热浮力，热浮力克服流动阻力而使气体流动。一般情况下，进入冷却塔的烟气密度低于塔内气体的密度，对冷却塔的热浮力产生正面影响。而且，进入塔内的烟气占塔内气体的容积份额一般不会超过10，因为所占容积份额小，对塔内气体流速影响甚微。此外，冷却塔的阻力系数主要决定于配水装置，而烟气在配水装置以上进入，对配水装置区间段阻力不产生影响。因此，对总阻力的影响甚微，在工程上可忽略不计。,双曲线自然通风冷却塔,烟气再热系统,旁路烟气法 对于不太严格的二氧化硫排放，允许一部分烟气不经过吸收塔与处理后的烟气进行混合，这样可以取消再热器。旁路烟气法可用于低硫煤的锅炉。,脱硫风机 装设烟气脱硫装置后，整个脱硫系统的烟气阻力约为2940Pa，仅靠原有锅炉引风机（IDF）需设助推风机，或称脱硫风机（BUF)。脱硫风机有四种布置方案，四种布置方案比较见下表。,脱硫风机,升压风机的选择（一）在目前国内200MW600MW机组大型锅炉上，离心风机、动调轴流风机和静调轴流风机均占有较大比例。用于烟气系统，离心风机由于叶片型式多样，有前弯型、后弯型、板式等，使得其抗磨损性能好；另外，离心风机在设计工况点的效率最高。但离心风机的最大缺点一是叶片直径大，占地和检修都不易解决，二是变负荷调节性能差，随着风机参数的变化，效率下降很快。,动叶可调式轴流风机 动叶可调轴流风机具有调节性能高的优点，能很好的适应变工况负荷运行，它主要的缺点一是耐磨性差，二是液压调节系统较复杂，给维修及运行费用带来一定困难。,静叶可调式轴流风机 静叶可调轴流风机的优缺点均介于动调和离心之间，它的变负荷调节性能比离心机好，但比动调稍差。与动调相比，静调在BMCR和ECR工况点的效率差别在1%左右，在半负荷工况下差别约为56%；但由于其空气动力性能的优越，使其耐磨性能较好。另外，它的调节系统采用简单的电动执行机构调节，可靠性较高，系统简单，维修方便。早期的静调风机主要是在拆缺转子时，要连带拆下中空轴，较麻烦，现在在二者之间采用短轴连接，使转子能简便拆卸。随着检修条件和性能的改善，静调轴流风机日益普遍用于大型电站锅炉，同时，在FGD系统中被广泛采用。,风机选型（二）随着机组容量的大型化，风机的介质流量较大，离心风机体积大、占地大，检修起吊困难的弊端，使其较少被采用，轴流风机则得到广泛的使用。一次性投资 静叶可调轴流风机比较便宜，大概是动调价格的7080%左右，由于其转速低，设备基础费用也略低。维修费用 风机的维修费用主要考虑的是叶片的更换。动调风机的叶片是靠堆焊和喷涂耐磨材料来提高磨损寿命，其寿命较静调短，但叶片更换费用高；另外，其液压系统结构虽精密，但也易出现漏油、卡涩，现场维修量大。,风机选型（三）静调风机主要是靠改善风机的气体流动特性设计叶型和轮毂，使含尘气体避免冲刷叶片根部而冲刷叶尖部和后导叶，另外，同样要求下，静调的转速比动调低一至二档。同时在叶片和后导叶上喷涂耐磨材料，寿命相对长一些，叶片更换费用较低。备品备件的费用 静调风机以焊接结构件为主，风机轴承采用无油系统的油脂润滑；动调风机加工件多，又有调节油站和润滑油站。因此动调的备品备件和专用工具较多，会产生一定的费用。,石膏脱水系统 来自吸收塔底槽的石膏浆先在一台水力旋流分离器中稠化到其固体含量约4060，同时按其粒度分级，然后将稠化的石膏浆用真空皮带过滤器脱水到所需的残留湿度10，用离心机脱水可使石膏含水量降到5，但运行费用高。为了使氯含量减少到不影响石膏使用的程度，必须在过滤皮带上对其进行洗涤。,石膏储存系统 湿石膏的储存方法取决于发电厂烟气脱硫系统石膏的产量、用户的需求量、运输手段以及石膏中间储仓的大小。对于容量为300700m3的中间储仓，石膏在其中的存放时间不应超过一个月。因此，推荐采用带有底部卸料的一次型储仓。,风机选型（四）可靠性 动调和静调轴流风机的可靠性指标均为99%，由于动、静调各自的结构特点，在高温含尘烟气的工作条件下，动调叶片磨损的潜在风险较静调高。结 论 从运行经济性分析，虽然动调的运行效率略高于静调，但考虑维护、检修费用、一次性投资，静调的经济性要略强于动调；从安全可靠性、安装维护方面，静调为优。综合指标 在烟气系统中，静叶可调轴流风机优于动叶可调轴流风机。,废水处理系统,为了防止烟气中可溶部分氯气浓度超过规定值和保证石膏的质量，必须从系统中排出一定量的废水。排放的废水或者是水力旋流器分离的溢流水，或者是皮带过滤器第一段的过滤水，这部分水需要经过废水处理。废水处理装置与氯离子含量有关，一般控制氯离子质量浓度小于20000mg/L。,连续监测系统,主要监测内容：颗粒物浓度、排放量和烟气组份浓度、排放量；为计算标态排量还需要监测烟气温度、流速、烟气压力、含水量、含氧量等辅助参数。目的和作用：实现污染物排放总量控制；实现排污在线计量和收费；推展企业排污交易制度；指导调节锅炉燃烧工况。,连续监测系统,设计依据及标准 锅炉大气污染物排放标准（GWPB3-1999）中规定新建成使用（含扩建、改造）单台容量14MW（20t/h）的锅炉，必须安装固定的连续监测烟气中烟尘、SO2排放浓度的仪器。火电厂烟气连续监测技术规范（HJ/T75-2001）和固定污染源排放烟气连续监测系统技术要求与检测方法规范（HJ/T76-2001）对系统性能参数、技术指标、在线标定和数据采集处理系统提出了具体要求。,烟尘测试方法常用的烟尘测试方法主要有激光透射法、激光反散射法、电荷感应法等。,常见烟尘监测方法比较,脱硫工艺选型基本原则,1、在建造脱硫装置前必须对三个重要的影响选型因素进行评估。即技术水平、成本和政策/法规。2、从技术角度讲，上述所有的脱硫工艺都是经过运行考验的，是具有很高可靠性的技术，都是可能被选用的。3、成本项可分为两大块，即投资成本和运行、维护成本。运行、维护费用中包含运行人员的工资、系统运行所消耗的电力、吸收剂的采购费用、副产品的处置费用及/或各种税赋。湿法石灰石洗涤脱硫工艺的成本，尤其是氨法脱硫工艺的成本取决于吸收剂的价格和副产品的销售收入，与市场行情有关。4、在政策和法规方面，可能会出现高于技术经济比较结果的要求，比如可能会有法规规定：烟气脱硫装置的副产品必需是有商业价值的可出售的 烟气脱硫装置必须实现废水零排放。烟气脱硫装置应尽可能降低对交通的影响。5、燃料种类、电厂规模、脱硫效率要求、电厂所处的位置、年利用小时数、吸收剂的来源、运输工具等均对脱硫工艺的选型产生影响，必须进行综合分析。6、对于某一个具体的脱硫项目来说只有一种最合适的脱硫工艺可供选用。,传感器污染和腐蚀，影响寿命，增加成本。烟尘测量：电荷法和激光反散射法比较严重；烟气测量：直接测量法和电化学法比较严重。条件变化引起漂移，影响测量准确度。水气存在，影响烟气测量结果。稀释法、电化学法都直接受水分影响。完全抽取法在测量前应去除水分。复杂的烟道环境，影响设备正常工作。稀释探头容易堵塞，稀释比精确度差。直接相关法时，烟道内部件容易被粘污，无法测量。流速分布不均匀，导致流速测量不准确。国外设备面对国内具体工况应作针对性设计。,监测系统现存的主要问题,采用激光透射法测量烟尘，配合高效的自动清洁和反吹系统，防止污染，延长维护周期。采用直接抽取红外分析方法测量烟气组份，适合国内高排放浓度气体现状。采用激光透射法和直接抽取红外分析方法，受高湿、高尘和煤焦油影响最小。多组分测量时维护量少。整套系统从前端传感器输出数字串行信号，避免现场电磁干扰对测量结果的影响。,监测系统设计,脱硫装置防腐技术,静态设备防腐蚀 吸收塔、除雾器、再热器的客体及内支撑，是静态设备防腐蚀的主体部分。对该部分的防腐蚀设计主要从两个方面考虑，一是炭钢本体内衬有机材料防腐层（简称内衬防腐）；二是利用耐腐蚀的金属材料制造。从科学性、适用性、经济性综合考虑，玻璃鳞片树脂内衬技术（简称鳞片衬里）和橡胶衬里是烟气脱硫装置可行有效的内衬防腐技术。,