揭秘雾霾真相：忽视排放烟气的温度与湿度
发布时间： 09:58&&&&
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进入21世纪，我国的大气治理力度逐年加大，有关部门公布的空气污染物指数总体趋势是不断下降。但事实上，虽然今年夏天出现罕见的蓝天白云，但总体上，却是雾霾越来越严重，尤其在冬天。2015这个夏天，武汉、郑州、北京等几个城市，看到了久违的蓝天和白云，还有夜晚那满天灿烂的星斗。朋友圈里，不少人也在晒自己拍摄的蓝天照，带着一份难得的欣喜和惊讶。曾被称作老男人饭局上的斟酒女孩、央视最穷主持人的柴静，自费百万拍了一部环保纪录片《穹顶之下》，在火了几天之后，被迅速封杀。片中提到了燃煤、汽车排放甚至餐饮对雾霾的影响。柴静提出的一些解决方案是否靠谱，这里不做评论，仅从一个环保工程师的角度谈谈对雾霾的看法。雾霾，必须直面的问题进入21世纪，我国的大气治理力度逐年加大，有关部门公布的空气污染物指数总体趋势是不断下降。前瞻产业研究院发布的《年中国大气污染治理行业市场前瞻与投资战略规划分析报告》显示，2012年，全国工业废气排放量635519亿立方米(标态)，比上年减少5.8%，工业废气排放量首次出现了下降;集中式废气排放量36832.3亿立方米(标态)。2013年，全国工业废气排放量61.34万亿立方米，同比下降3.48%。雾霾的主要原因我们真的清楚了吗?要找到雾霾的主因，就要从我国的能源结构入手。普通人通常很少接触能源、石化、炼钢等行业，所以对环保，他们通常的感觉就是汽车尾气、污水排放、甚至乱扔垃圾之类，事实上，虽然这些也是环境污染的一部分，但不是主要的。为什么这样说呢?中国汽车拥有量虽然增长很快，但跟美国等发达国家比起来还是不多的，发达国家汽车多年前就有很高的拥有量，但也没有出现象我国这样严重的雾霾。汽车和餐饮的排放跟燃煤比起来，也只是很小一部分。不论汽车还是餐饮，显然不足以造成如此严重的雾霾。其实，要找到雾霾主要来源，其实也不难，就是看我们主要的能源来源于哪里，就很容易找到雾霾的真正原因。排放导致雾霾，这点不可否认。中国的火力发电占总发电量的80%左右，而水力发电仅占百分之十几，核电、风能、光能等新能源发电仅占百分之几，由此可见，火电站是我国主要能源提供者，而火电几乎全部都是以煤为燃料。而钢铁、水泥、石油这些重污染行业，无一例外地都需要燃煤，即便是我们汽车燃油的生产，也是需要煤提供能源或原料，这些所有行业，也都需要消耗电力，而电力，80%左右来源于煤。从数据来分析，一吨煤产生的二氧化碳约2.5吨，我国2013年煤消耗量约35亿吨，约产生二氧化碳87.5亿吨。2014年汽油消费量约1亿吨，柴油消费量约1.6亿吨，全部燃烧产生的二氧化碳约8亿吨，不到燃煤产生二氧化碳的10%，而燃煤废气除了二氧化碳之外，还有烟尘等杂质，废气比例来看，显然燃煤占绝大部分。所以CONTROL ENGINEERING &China版权所有，中国超过80%的能源来源于煤，也可以就此推出80%左右的废气排放来源于煤。煤是主要污染来源。煤是主要污染来源，这点是毫无疑问的，这点柴静在片中也提到。柴静甚至提出了减少煤的消耗，提高天然气比例的措施(这个观点其实也是有问题的)。但作为一个能源消耗大，能源结构以煤为主的“多煤、少气、缺油”的国家，短期内停止用煤，甚至仅仅是减少到一半，都是不可想象的。那直接导致全国大范围缺电，对经济的打击不言而喻。环保上我们做了多少?实际上，近年来，针对燃煤火电、化工、采暖的洁净燃烧技术已经发展非常快，脱硫、脱硝已经成为必备设备，到2015年，几乎所有的火力发电厂都装备了脱硫和脱硝设备，这些比起十几年前相比是非常大的进步。氮化物也是产生雾霾的原因之一，所以今年夏天的蓝天白云，很大程度上得益于今年全国大部分火电厂都投运了烟气脱硝设备，大大减少了氮化物排放。燃煤大户电力行业，二氧化硫和氮化物的排放确实大幅度减少，这是我们不能忽略的事实。目前火电厂几乎100%都装了脱硫设备，大部分装了脱硝设备。近些年来，各火电厂为环保投入的资金数以千亿计，并且根据有关部门提供的排放物指标的检测数据，确实在下降，从这个角度说，环保部门的排放物逐年下降的说法似乎有了证据。但为什么总体来看，雾霾依旧越来越严重?是哪里出了问题?从本世纪以来，我国火电厂开始在烟气排放末端加装脱硫设备，业内称脱硫岛，并且在近几年又开始进行脱硝改造，即去除烟气中影响大气污染得氮化物。到2015年，火电厂脱硫和脱硝基本普及。问题在于：环保部门一直在关注排放烟气的多少，而忽视了烟气的温度与湿度才是问题所在!脱硫设备打了折扣?雾霾的产生，主要来源于排放的烟气，不论是根据常识，还是专业的试验都可以证明，烟温越高，烟升越高，越容易扩散。同时，烟气温度直接影响烟气的湿度，湿度越大的烟气，越难以扩散，也越容易形成雾霾。所以CONTROL ENGINEERING &China版权所有，烟气的温度对于扩散有非常重要的影响。上个世纪，由于我国没有安装烟气脱硫设备，火电厂烟气排放温度在130-150℃之间，在这个温度下的烟气属于干烟气，容易扩散，不易形成雾霾。这种情况下，虽然大量含硫含氮化物的烟气排放到大气中，但通常不会导致烟气在低空聚集。这就是为什么大家记忆中的童年都是白天蓝天白云，晚上星光灿烂。那时虽然没有这么复杂的环保设备，但是烟气排放温度高，不容易形成雾霾。为了控制酸雨，本世纪以来，提高了环保要求，引进国外的脱硫技术，烟气脱硫开始在火电厂普及。我国能源消耗主要是燃煤，最大的燃煤用户是电厂锅炉。电厂锅炉全部上了烟气脱硫，并且超过90%是湿法脱硫，湿法脱硫之后的烟气温度在30-50℃左右的，湿度在100~200g/Nm3(克/标方)，而我国大气的平均湿度仅为9g/Nm3，锅炉湿法脱硫排烟湿度为大气平均湿度的10倍以上，温度比脱硫前低80-100℃。总量上看，按吨煤燃烧湿法脱硫烟气带出1吨水估算，我国燃煤锅炉烟气湿法脱硫每年向大气排放约40亿吨的水蒸气。按照烟囱设计规范，由于污染雾浓度降低，脱硫后防腐湿烟囱通常只有原来干烟囱高度的一半，烟囱高度降低、湿度增大，使排烟难以扩散。脱硫不是从国外引进的先进技术吗?为什么引进后不行了呢?问题出在哪儿呢?根据国外经验，湿法脱硫岛通常需要加装烟气再热器(业内称GGH，Gas gas heater)，将烟气温度抬升到80度以上排放。采用80度以上高温烟气排放，这在不少发达国家是排放硬性标准。例如，德国的《大型燃烧设备法》规定，烟囱入口温度不得低于72℃;英国规定排烟温度不得低于80℃，日本规定排烟温度在90-100℃。采用GGH加热烟气的工艺是国外早已成熟的技术，但在我国却大面积出现了新的问题，就是系统堵塞，导致系统无法正常运行。原因在哪儿呢?主要是两点：1、脱硫公司或者因为没有吃透技术，或者为了节约成本，对脱硫工艺和布置进行了不恰当的简化。例如，国外的流程是，脱硫后的烟气需要除雾，除雾后的烟气从脱硫塔进入烟气再热器的下部进行换热，这样可以保留较长的烟道，以便除雾不尽的含有石膏液滴的烟气充分沉降，不至于堵塞设备。国内几乎所有的脱硫后的烟气都是从GGH(烟气再热器)上部直接进入CONTROL ENGINEERING &China版权所有，这样固然可以简化烟道布置，节约投资成本，但是，由于石膏液滴除雾不完全，或运行时吸收塔液面控制不好，由于重力影响，导致石膏浆液很容易在烟气再热器上部附着，造成设备经常堵塞，设备无法正常运行。2、部分设备的选型或质量存在问题，比较典型的是除雾器选型不当或质量不好，导致除雾余量不够，效果不好。引进的技术没有吃透，在设计、制造等方面存在问题不少，设备的运行故障频发。之所以造成这种局面，也存在政策上的原因，国家划定了总体完成脱硫脱硝的时间表，但对各企业而言，脱硫是个很大的投入，越晚上脱硫，成本越低。这就造成了全国在要求的时间节点到来之前，短期内大量上脱硫项目，远远超出市场承受力。一窝蜂上脱硫。一时间，国内大大小小脱硫公司纷纷冒出，甚至有不少脱硫公司实际上是几个人，几张桌子的皮包公司。在这种乱象之下，不出问题，也不可能了。“砖家”的建议靠谱吗?这个时候，我们的专家出现了，某些所谓的专家，不是积极研究如何改进工艺，提高排放标准，而是想方设法用最少的钱，换取更大的利益，哪怕牺牲环境与健康。他们认为，GGH(烟气再热器)不是必要的设备，建议取消。理由是：1、经常堵塞，导致脱硫岛无法运行，甚至影响整个机组的运行安全，导致机组停机带来巨大经济损失。2、取消GGH(烟气再热器)对脱硫效率几乎没有影响，不影响排放指标的实现，甚至因为没有泄漏，甚至有利于提高脱硫效率。3、由于排烟温度高，消耗了热量，降低了机组效率，不利于节能。这些理由说的符合实际吗?符合，每一条都是实际情况。但取消烟气再热器依然不是正确的选择，这是典型的因噎废食!环保与节能CONTROL ENGINEERING &China版权所有，某些时候，是无法双赢的，必然要做出谁优先的选择。某一种小范围内的能源是有限的，但自然界总体看来，能量必然是守恒的，既不会增加，也不会减少，只会从一种形式转为另一种形式，这是中学教材中的常识。而环保，本来是一个很专业的科学领域，几乎所有的环保设备都会存在能源消耗。但是，不知出于何种原因，某些人却硬要将节能与环保混为一团，似乎环保就是少用电，少开车那么简单。于是，在某些专家的建议下，有关部门的默许下，国家又开始了大规模取消GGH(烟气再热器)的运动。一大批新上的电厂不再要求安装GGH，已经安装的电厂开始大规模拆除GGH，排烟温度的要求也没人提了，某些电厂的排烟温度几乎接近大气温度。温度越低，烟气湿度越大。而我国排烟温度和湿度在现行的大气污染控制指标中还没有详细规定。这样的结果是直接导致大量烟气低温、高湿度排放。低温、高湿度的烟气难以扩散，雾霾也就越来越严重。这也可以解释为什么夏天雾霾比冬天少。夏天虽然一样是用电高峰，但温度较高，烟气湿度较低，扩散较快。对于电厂等企业来说，他们更乐意烟气低温排放，因为低温烟气排放，不仅省去了GGH(烟气再热器)的设备费用，同时意味着锅炉有更高的效率，更低的发电成本。如果住在电厂周围，你会有更明显地感受，每一片树叶上都是厚厚一层石膏灰，这是脱硫后烟气携带的小的石膏液滴和煤灰的混合物。笔者到过近百家电厂，不用进电厂，只需将车停在附近半天，就知道该厂的烟气势低温排放还是高温排放，如果车上积了厚厚一层灰，一定是低温排放。而焦点在于：这些极大污染周边环境的、含有大量石膏灰低温排放的烟气，是符合环保要求的!发达国家是怎么做的呢?事实上，一些发达国家，烟气排放温度一直是环保要求的刚性指标，通常要求在80度以上。日本，由于日本是个岛国，为了避免对本国的污染，要求排放大气温度90-100℃，几乎所有的火电厂都安装了烟气再热器。在美国，除了一部分电厂安装烟气再热器，也有部分火电厂采用天然气加热烟气的方式进行排放，均采用高温排放。在德国，要求排放温度不低于72℃，除了安装烟气再热器，同时推广其他烟气加热技术，烟气通过冷却塔余热加热的方式。英国，要求烟气排放温度不低于80℃，主要采用烟气再热器加热方式。这些国家，都是强制要求烟气高温排放。而我国，越来越多的火电厂都采用低温排放烟气。经过湿法脱硫后的烟气，如果不经过再加热，排放温度只有40-50℃。那么问题来了：发达国家装设烟气再热器的不会发生设备堵塞吗?不能说完全没有，这与运行状况有关，但绝没有国内这般普遍，基本都能满足正常运行。以同样是国内环保公司总承包的香港项目为例，由龙源公司总承包的香港南丫岛脱硫项目，凯迪公司总承包的CLP脱硫项目，脱硫系统都运行良好，也没有发生烟气再热器堵塞问题。所以CONTROL ENGINEERING &China版权所有，毫无疑问，取消烟气再热器无疑个因噎废食的错误决策!煤改气能避免雾霾吗?柴静的《穹顶之下》有个隐含观点，燃煤是污染主因，减少煤的使用量就可以避免大气污染吗?答案是否定的。天然气燃烧增加了排烟湿度和氮氧化物总量。天然气所含颗粒物和二氧化硫低，一直是作为大气治理的措施之一，煤改气对于减少颗粒物和二氧化硫排放量有利，却增加了排烟湿度和氮氧化物排放量。计算表明，每立方米天然气燃烧会排放其两倍体积的水蒸气，并且因为燃烧温度高产生的氮氧化物含量比燃煤高，由于设计标准问题，天然气燃烧的烟囱更低，北京有许多小区采暖天然气锅炉排放烟囱就在居民楼顶。按照我国年天然气消耗量1600多亿立方米估算，每年天然气燃烧产生的水蒸气量超过3200亿立方米，相当于向大气排放水分接近3亿吨。此外，钢铁、热力锅炉、有色金属、氧化铝、化工、餐饮等行业也都在向大气大量排水分，这些水分与排放的烟气一起，更容易形成雾霾。我们该怎么做?1、完善空气污染控制标准，在大气污染控制标准中增加排烟温度、湿度控制的内容，比如将排烟控制规定在高于大气温度约60℃(或实际温度不低于80℃)、湿度低于90%，在解决大气雾霾污染的同时，同步实现节能和节水。2、对各电厂的脱硫岛进行改造，除了扩容之外，尽快增设烟气再热器，将各电厂已取消的GGH设备恢复或采用其他方式加热烟气再进行排放，尤其是离市区较近，人口密集区域的电厂排放烟气必须经过加热才能排放。3、烟温较低、湿度较大的烟气的烟囱设计标准需要更改，对于低温的湿烟气，不论污染物是否达标，都需要更高的烟囱高度才能满足要求。4、逐步推广近零排放技术CONTROL ENGINEERING &China版权所有，进一步加快环保改造。5、在环保政策上，不要再提“环保与节能并举”，对于民用而言，环保与节能或许具有一致性，这个提法似乎没有大问题，但对大多数工业而言，要想环保，就无法节能。以电厂为例，增加脱硝、脱硫、以及未来可能要求的脱碳等环保措施，势必增加能源的消耗量。对电厂而言，环保花钱，让他们投入环保设备的驱动力无非是怕罚款，而节能，是有利于企业自身利益的，这本身就是驱动力。也正因为如此，不少电厂以节能为理由，停开或少开部分环保设备，导致污染排放增加。
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烟气进脱硫塔压力变化很大,是什么原因?推荐回答：能增压风机故障造建议检查增压风机增压风机主要作用克服脱硫系统烟道吸收塔及其内件换热器、烟道挡板等所带压力损失进口压力口压力压差般1.5~2.0kpa口压力基本接近气压压力变化能增压风机间未清洗或者自身发故障造排除脱硫塔期未进行清洗造关于脱硫塔技术知识脱硫塔清洗等等网搜索欣格瑞试试烟气通过吸收塔入口烟道进入吸收塔在什么地方与吸收浆液接触推荐回答：进吸收塔始接触吸收塔底部直喷淋管段距离全接触脱硫系统石灰法？推荐回答：使用石灰-石膏工艺脱硫设备内外般用吸收塔作传质设备考虑传质防结垢双重要求吸收设备应同具设备持液量、气液相速度快、内部构件少、阻力目前诸吸收装置栅条填充塔、文氏管洗涤塔、喷雾塔、孔板塔等普遍存设备、onclick=\"g('管道');\"管道、喷嘴结垢堵塞用水量等问题烟道式脱硫净化装置性能面新突破该装置实际放烟道烟道部烟气通道部具定深度石灰浆液通道气液逆向流；烟道顶部安装组机械扬水雾化机扬水雾化机叶片高速旋转吸收液提升向空间飞溅并充雾化形浓密水雾及水幕洗涤烟气、吸收SO2；利用空气搅拌氧化烟道部吸收浆液onclick=\"g('喷');\"喷、装置内部构件少根本避免装置内结垢堵塞吸收液循环使用污水排放实践证明喷雾吸收种行效烟气脱硫设计采用种烟道式脱硫净化装置处理高浓度SO2烟气仅取理想脱硫效且获定利用价值脱硫石膏（内容由东莞市明环保节能工程限公司提供）烧结机烟气石灰石湿法脱硫工艺中烟气旁路挡板的作用推荐回答：电厂脱硫工艺系统设备及功能之烟气系统烟气系统包括烟道、烟气挡板、密封风机和气--气加热器（GGH）等关键设备。吸收塔入口烟道及出口至挡板的烟道，烟气温度较低，烟气含湿量较大，容易对烟道产生腐蚀，需进行防腐处理。烟气挡板是脱硫装置进入和退出运行的重要设备，分为FGD主烟道烟气挡板和旁路烟气挡板。前者安装在FGD系统的进出口，它是由双层烟气挡板组成，当关闭主烟道时，双层烟气挡板之间连接密封空气，以保证FGD系统内的防腐衬胶等不受破坏。旁路挡板安装在原锅炉烟道的进出口。当FGD系统运行时，旁路烟道关闭，这时烟道内连接密封空气。旁路烟气挡板设有快开机构，保证在FGD系统故障时迅速打开旁路烟道，以确保锅炉的正常运行。经湿法脱硫后的烟气从吸收塔出来一般在46~55℃左右，含有饱和水汽、残余的SO2、SO3、HCl、HF、NOx，其携带的SO42-/su、SO32-盐等会结露，如不经过处理直接排放，易形成酸雾，且将影响烟气的抬升高度和扩散。为此湿法FGD系统通常配有一套气——气换热器（GGH）烟气再热装置。气——气换热器是蓄热加热工艺的一种，即常说的GGH。它用未脱硫的热烟气（一般130~150℃）去加热已脱硫的烟气，一般加热到80℃左右，然后排放，以避免低温湿烟气腐蚀烟道、烟囱内壁，并可提高烟气抬升高度。烟气再热器是湿法脱硫工艺的一项重要设备，由于热端烟气含硫最高、温度高，而冷端烟气温度低、含水率大，故气——气换热器的烟气进出口均需用耐腐蚀材料，如搪玻璃、柯登钢等，传热区一般用搪瓷钢。另外，从电除尘器出来的烟气温度高达130~150℃，因此进入FGD前要经过GGH降温器降温，避免烟气温度过高，损坏吸收塔的防腐材料和除雾器。电厂脱硫工艺系统设备及功能之吸收系统吸收系统的主要设备是吸收塔，它是FGD设备的核心装置，系统在塔中完成对SO2、SO3等有害气体的吸收。湿法脱硫吸收塔有许多种结构，如填料塔、湍球塔、喷射鼓泡塔、喷淋塔等等，其中喷淋塔因为具有脱硫效率高、阻力小、适应性、可用率高等优点而得到较广泛的应用，因而目前喷淋塔是石灰石——石膏湿法烟气脱硫工艺中的主导塔型。喷淋层设在吸收塔的中上部，吸收塔浆液循环泵对应各自的喷淋层。每个喷淋层都是由一系列喷嘴组成，其作用是将循环浆液进行细化喷雾。一个喷淋层包括母管和支管，母管的侧向支管成对排列，喷嘴就布置在其中。喷嘴的这种布置安排可使吸收塔断面上实现均匀的喷淋效果。 吸收塔循环泵将塔内的浆液循环打入喷淋层，为防止塔内沉淀物吸入泵体造成泵的堵塞或损坏及喷嘴的堵塞，循环泵前都装有网格状不锈钢滤网（塔内）。单台循环泵故障时，FGD系统可正常进行，若全部循环泵均停运，FGD系统将保护停运，烟气走旁路。氧化空气系统是吸收系统内的一个重要部分，氧化空气的功能是保证吸收塔反应池内生成石膏。氧化空气注入不充分将会引起石膏结晶的不完善，还可能导致吸收塔内壁的结垢，因此，对该部分的优化设置对提高系统的脱硫效率和石膏的品质显得尤为重要。吸收系统还包括除雾器及其冲洗设备，吸收塔内最上面的喷淋层上部设有二级除雾器，它主要用于分离由烟气携带的液滴，采用阻燃聚丙烯材料制成。环保是否规定锅炉除尘装置不得有旁路推荐回答：允许设置加强火电企业脱硫设施锅炉布袋除尘器运行程监管提高脱硫设施运行效率20106月家环境保护部发《关于火电企业脱硫设施旁路烟道挡板实施铅封通知》(环办[2010]91号)文件按照要求20109月底浙江省内火电厂均实施脱硫旁路挡板首铅封电厂应铅封采取系列措施现铅封实际旁路启情况及逐步渡取消旁路策进行析讨论1、 应铅封采取措施1.1 修改旁路启保护逻辑铅封要求发初浙江省内火电厂均积极响应经各集团组织论证及采纳各技术单位给予提议参考首先旁路启保护逻辑进行修改见旁路挡板保护联锁四联锁所火电厂致选择保留增压风机入口压力超限旁路、GGH停转旁路、台循环泵跳闸旁路及增压风机跳闸旁路四项联锁保留主要基于脱硫设备保护及烟道、挡板 安全性考虑于机组MFT旁路及机组RB旁路2项联锁绝部电厂选择保留部取消MFT信号直接触发旁路部厂取消进口烟尘 浓度高于定值、运行烟温偏低启旁路部改报警;油枪投运联锁部取消部改工判断投撤;进口温度高于定值部厂考虑烟气超温情况能发仍保留投入部厂则改报警;进口挡板信号消失联锁类似电厂酌情进行保留或改报警修改旁路启保护逻辑除联锁进行否保留选择于联锁触发条件进行修改主要增加延(超温、失速信号消失等)定值放宽(压力、温度、振条件值等)典型增压风机入口压力超限保护定值析脱硫厂家设计参数各炉烟道、挡板实际运行情况普遍负限定值都予放宽续实际运行效看没产利影响些修改比较谨慎合理1.2 调整旁路挡板试验GGH离线冲洗周期保证旁路挡板靠启作检查手段旁路挡板定期试验直作规工作展般1-2月进行铅封近半厂已进行旁路挡板周期试验主要利用机组调停或停运展项工作调研发现别厂旁路挡板存密封片易变形问题由于掌控变形否启带影响取消定期试验带定风险GGH装置电厂GGH压差升定允许限值线高压水冲洗能缓解需要停运脱硫进行离线高压水冲洗频高厂能1月清洗2-3铅封实施旁路启受限且环保部门再允许旁路挡板定期试验间计免责间两旁路频电厂进行控制目前部厂已能做与机组检修同步益于设备本身选型较或近经改造投运较早GGH普遍离线频较高平均2月1挡板启数投用率影响较1.3 设备改造优化设备靠性直接关系脱硫系统运行向取消旁路渡设备系统改造优化必少环节改造优化措施主要：(1)GGH换热元件改通道防堵型;GGH吹灰器改造增加吹扫空压机尽能延定期离线冲洗周期做与机组检修同步检修化清洗换热元件部换热元件备用(2)增压风机前负压波挡板较厂通燃烧工况调整修改前馈、馈系数烟道、挡板承压重新核算放宽定值(3)增压风机入口挡板增加2台执行机构加雨棚;增挡板执行机构力距;更换所油管路软管;液压油管换靠型号防漏;增压风机停运轮毂及叶片加强清灰保证风机振;浆液循环泵减速箱冷却采用内部蛇形管加润滑油外置冷却器闭式冷却水保证冷却效(4)循环泵入口滤网换型增通流量降低泵气蚀;泵口防腐换锈钢;吸收塔喷淋层增加耐磨板隔板位置焊接合金板;喷淋管经损坏部位加装锈钢护套吸收塔连接短管加装内套管喷淋加装监测喷淋层加厚除雾器加装支撑喷嘴更换死区加装冲洗;吸收塔口增设疏水槽、管减少水汽尾部烟道腐蚀GGH结垢;衬胶补易脱落加强修补质量程控制;除雾器冲洗逻辑进行修改增加级除雾器冲洗频确保投用率前提定期吸收塔内部进行清理(5)烟风道鳞片易起泡需经检查并加强修补质量程控制;烟囱腐蚀进行监控机组停运烟囱防腐要及进行评估、修补(6)废水处理系统扩容;三联箱增设旁路;制浆系统增设补水管;工艺水管改衬胶;线pH计、密度计换型改母管测量保证检测准确性;采用熔断线处理电除尘阴极螺旋线故障故障频发电场检修批更换极线保证电场投运2、铅封旁路启统计及析我选取201011月-20119月段铅封间省内14厂旁路启数原进行归类统计并与200911月-20109月进行比两组照间铅封前全省总计旁路436铅封318启数明显降说明铅封环保强制力确定起限制旁路启作用9厂启数明显降部幅度较呈现升4厂幅度太造启原铅封前达19项铅封少5项少5项别氧化风系统故障进口挡板故障入口烟温异电网外部线路故障及低压脱硫变跳闸铅封前启原占比合计超80%且位列前五位原依：GGH故障或离线清洗、增压风机入口风压波、增压风机故障、机组RB或低压荷、锅炉MFT;铅封原占比合计超80%仍五排名增压风机入负压波变列其依变3、 旁路启受限目前带影响浙江省内各电厂旁路启逻辑修改看由于部重要联锁予保留目前电厂旁路启属于该则阶段环保部门总体持理解态度旁路启受限或取消能带影响部没付诸表现说目前尚未现脱硫设备检修迫停运主机情况;锅炉MFT、机组RB、入口烟温高旁路都启由带烟风系统失稳及吸收塔内部部件损坏风险暂存;入口烟温低发持续间短今煤种硫普遍高脱硫设备锅炉布袋除尘器系统容量尚能缓冲两种情况各电厂基本能做启旁路锅炉启停阶段浙江省内电厂电除尘器投用3电厂较早基本点火投用电除尘器;部电厂按照电除尘入口温度要求逐步投运电场其般50%机组负荷投运脱硫浙江省内4*600MW机组(GGH)2010半始脱硫投运按要求进行旁路取消前期准备案认证并2011作渡期给予电厂每台炉全12h作旁路启间其包括挡板定期试验机组度网期间挡板异启间针要求目前电厂采用电除尘投运与锅炉点火同步脱硫投运与机组并网(10MW)同步式减少运 行期间异进行制浆、氧化废水处理、事故浆液贮存能力增容尽量结合机组检修安排脱硫系统缺陷设备维修同始逐步取消增压风机机组异停机尽量采用滑参数运行式直脱硫与锅炉同步停运种式目前今电厂仅处理1号增压风机液压油管漏油1旁路每月脱硫投用率都接近100%该电厂目前运行式已浙江省内相较做观其效影响存首先低温腐蚀风险机组刚并网烟气温度高脱硫投入口烟温必偏低查阅历史曲线发现机组刚并网(10MW)电厂脱硫口烟温般30度左右等机组负荷升口烟温升45度(脱硫口烟温)往往需要2h左右期间脱硫设施烟道处于低温高湿腐蚀风险该电厂两炉合用内筒烟囱、两炉启停使该烟囱腐蚀风险进步加机组检修烟囱防腐层进行修补已项定期工作升炉期间尽管电除尘投 用煤粉除效较差未燃尽碳包括点火仍需投油油滴仍避免进入浆液据电厂反映采用运行式吸收塔浆液起泡发黑(溢流)较见导致盲区需加废水排放史采取加废水排放措施启、停炉1造浆液影响需半月左右才能完全自置换石膏脱水品质定影响机组启停频较石膏脱水系统稀释缓冲能力降、则危害更于运行投油枪否需旁路处理各电厂所同半电厂投油负荷均启挡板另半电厂投油负荷均启挡板另半则基本做减少影响电厂面尽量与高度沟通争取负荷能稳定投油负荷即投油;另面即使投油尽量少股几支油枪并采用间断投用式目前看投油脱硫浆液影响主要表现浆液起泡溢流(部电厂定期加入消泡剂)浆液表面些发黑塔内浆液反应、脱水石膏品质基本没较影响4、取消旁路策目前部2011闪投运脱硫装置都采用旁路设计环保部门近已提2012起即取消脱硫旁路提议程浙江省内电厂脱硫旁路现状看短内完全取消旁路难度压力甚目前缺少机组旁路声封堵熟完善运行经验旦取消或临封堵旁路烟道则脱硫装置与主机串联系统必须同步启停必须充考虑旁运行特殊性提针性应策略同进行改造优化才能提高旁路炉及脱硫系统运行靠性4.1 评估脱硫设施现状建议现脱硫设施脉冲除尘器取消旁路前进行全面谨慎评估评估内容应包括煤质波、脱硫设备靠性、机组运行靠性、旁路启统计析等面通评估找制约电厂旁路取消主要素及权重根据优先序渡期内逐步展改造、增容优化使旁路启水平能逐步趋近于取消取消旁路实施厂进行优先排序：没GGH且取消增压风机运行机组首先进行取消旁路实施象;其没GGH机组由于没该高阻力设施引风机扩容取消增压风机实施相容易;GGH增压风机均机组 实施困难GGH压差能期控制较稳定水平结合脱硝改造考虑引风机扩容取消增压风机4.2 燃料品质首要保证煤质首要素需要通统计析差煤种情况纳入考虑其灰、硫主要素前者影响电除尘器除尘效者影响整系统脱硫容量外煤质造点火难易影响微油、等离点火效燃烧造锅炉能运行带诸MFT影响取消旁路运行煤种品质稳定性要求必提高低硫煤采购及高低硫煤掺烧仍源保证脱硫系统运行首要工作锅炉冷态启阶段尽能燃用挥发高煤种作启煤种利于缩短锅炉启程降低点火困难、消耗量烯 油给脱硫装置带系列影响4.3 锅炉运行脱硫运行策电除尘器运行程减轻未燃尽油污碳粒吸收塔浆液系统污染锅炉点火启前尤其冷态启前电除尘器灰斗加热、绝缘支柱套管加热及放电极绝缘室加热能提前24h投入确保电除尘器干除灰系统投入运行且吸收塔循环泵启投入再点火起炉锅炉点火启阶段防止部未燃尽油污碳粒随烟气经电除尘器发二燃烧应控制电除尘器各电场二电压起晕电压闪络电压间并适限制二电流值运行程密切监测电除尘器口烟尘浓度必要考虑实施电袋除尘器或布袋除尘器改造,其良运用除尘器布袋除尘器骨架进步提高除尘效率防止脱硫吸收塔入口烟气超温保护吸收塔内部构件、衬胶或鳞片衬除雾器应设置事故喷淋减温装置并确保喷淋减温装置能够靠投入脱硫装置运行期间应密切监测脱硫系统主要运行参数及吸收塔、入口温度变化锅炉停炉阶段应待进入吸收塔进、口烟温降至耐温极限并确保安全停运所循环泵于事故喷淋系统运行程加强设备维护高位水箱设立自补水并经确认水位系统电源接入保安电源定期展喷淋试验确保其能及作非重要锅炉调整脱硫调整应保证锅炉燃烧稳定性控制空预器漏风确保烟气参数严重偏离设计条件锅炉点火启阶段、低负荷投油助燃阶段或煤种含硫量骤升阶段密切监视脱硫系统运行参数加吸收塔浆液品质化验析旦现吸收塔量溢流起泡、pH值效提升稳定、浆液品质恶化、石膏脱水困难等状况采取置换浆液式消除影响严格监控脱硫系统运行条件加强吸收剂、工艺水蒸汽等品质监控提高线仪表靠性稳定性加强脱硫系统化监督工作并制定制度形式定期定脱硫系统各介质化析锅炉冷态启投油助燃或低负荷投油稳燃阶段密切关注析吸收塔浆液含油量浆液置换、除雾器喷淋冲洗提供科参考依据提高检修水平运行实践应加强脱硫系统设备检修维护管理水平并形严格管理制度充重视脱硫系统各缺陷故障点发现问题必须及析处理避免形隐患必要脱硫系统关键设备包括烟囱纳入主设备维护管理范畴重点关注管道容器系统旋转元件冲刷磨损腐蚀问题、GGH除雾器结垢堵塞问题及尾部烟道烟囱腐蚀渗漏问题脱硫系统真做逢停必检达防患于未4.4 与环保部门沟通火电厂脱硫装置取消旁路仓促马恐怕给电厂产运行带定影响各发电集团电厂必要与各级环保部门积极沟通通析让其解目前企业旁路启现状取消旁路影响争取合理渡期限完必要改造优化使取消旁路能安全、靠实施自：www。xxhbcc。com/xwzx/177.html脱硫烟道无防腐层推荐回答：1脱硫原烟气至吸收塔入口烟道防腐层玻璃鳞片脱落严重引起脱水系统投运脱水影响严重氯根石灰粉品质2 敲掉防腐层短间事直运行严重导致烟道严重腐蚀甚至穿破需要一份脱硫方面的工作总结推荐回答：烟气脱硫吸收塔、烟道制作、安装工程总结一、工程概况及吸收塔的工作原理1、太二五期技改工程1×200MW机组，烟气脱硫包括八个系统：烟气系统、石灰石浆液制备系统、吸收塔系统、石膏浆液箱系统、氧化空气系统、工艺水系统、吸收塔排水坑及事故浆液池系统、GGH系统。吸收塔浆液液位以上最大压力为：+5000pa，吸收塔浆液液位以上最小压力为：-2000pa，工作温度为：47℃。吸收塔的直径为10.0m（内径），高度为28.8m，吸收塔包括：吸收塔本体（壳体、底板、进出口烟道、外加固肋、内部设备支撑结构）；除雾器装置（两层除雾器片、三层除雾器冲洗水管道）；两层循环浆液喷淋管道。烟道包括：原烟气烟道、净烟气烟道、旁路挡板门、进出口挡板门、矩形补偿器。2、太二五期技改工程1×200MW机组烟气脱硫，采用石灰石——石膏湿式脱硫法，吸收剂是石灰石浆液。工艺流程为：9#炉排出的烟气经引风机送入混凝土烟道，旁路挡板门关闭，经过升压风机升压后，进入吸收塔，在吸收塔内与石灰石浆液发生反应，原烟气中的二氧化硫、三氧化硫与石灰石浆液发生反应生石膏，净烟气通过钢烟道回到混凝土烟道，经烟囱排向大气。为了防止吸收塔出口烟气温度过低造成尾部烟道低温腐蚀，布置有一个烟气加热器利用原烟气的热量来加热净烟气，同时降低原烟气温度以利于在吸收塔内更好的反应。3、吸收塔是整个脱硫系统的主要设备，吸收剂(石灰石浆液)在吸收塔底部形成浆液池,浆液被循环浆液泵送至吸收塔顶部喷淋管道中,从喷淋管的喷嘴中以极细小的雾滴形式喷下;含硫烟气由吸收塔下部经托盘均匀进入，在上升过程中与吸收剂逆流接触，并在塔内进行吸收反应，烟气中的二氧化硫、三氧化硫与石灰石浆液反应，经脱硫的净烟气由吸收塔上部引出。4、工程特点及工艺流程：我公司承担的主要任务为：吸收塔组合安装及内部设备安装、钢烟道制作安装及辅助设备安装。其工程特点是构件比较庞大，建造工艺要求高，施工场地狭小，工期紧张。吸收塔为圆柱形，直径（内径）10.0m，高28.8m，容积大，施工工艺要求高，与一般的容器有差异，根据技术协议要求，吸收塔沿周长每圈拼接不得超过4块，板带最小高度为大于600mm，环向焊缝相互交错不得小于400mm ，内焊缝（包括接管座、人孔门、清理孔等）必须打磨为平滑过度，工序紧，标准高，再加上一些国外设备、材料，其规格、型号不同于国内设备，每一步工序都会影响到安装工艺。钢烟道为矩形烟道，不同与普通烟、风、煤粉管道，制作工艺要求高，为保证烟道钢性，钢板采用δ=6㎜、Q235-A；仅仅设外加固肋，采用I20、I32工字钢；体积庞大，单件重达19T；所有内表面焊缝必须打磨为平滑过度。再加一些辅助设备挡板门、伸缩节补偿器工艺质量差，图纸设计不完善等等。给制作安装带来诸多不便。针对上述工程特点，结合现场实际情况及现有机械设备，制定较为科学的施工措施和工艺流程：1、 吸收塔制作安装工艺：吸收塔制作工艺：认真审核图纸，根据钢制常压容器制作规范及技术协议，对吸收塔筒体进行二次设计及组对焊接工艺要求，经武汉凯迪电力股份有限公司审批，委托外机械加工，分片、标号检验出厂。现场搭设1组合平台，制作两套找圆吊装胎具（两套圆形井字吊具I20工字钢、直径为10米支撑上口找圆；两套宽为300㎜的圆环δ=12㎜、分为20段支撑下口找圆）。平台上画直径为10米的圆并焊接限位块，进行每层筒体组合，纵向对口焊缝加4支弧长1000㎜弧形槽钢加固找圆，纵向焊缝留300㎜不焊接作为对口余量。找圆后，根据二次设计排版图，进行安装位置标识0°、90°、180°、270°及开孔位置标识编号。然后组合第二层筒体，……依此完成十二层筒体的组合工作，顶部异型件组对一体，然后对安装位置标识0°、90°、180°、270°及开孔位置标识编号。吊装工艺：吸收塔吊装考虑现场机械布置情况，采用正安装，底板采用吸收塔基础就地组合，将第一层筒体吊装预放，待底板焊接完毕，将第一层筒体与底板组对点焊，第二层筒体与第一层筒体吊装组对好，第一层筒体与底板，第二层筒体与第一层筒体环缝焊接完毕后，将第一层胎具拆除，（对口处的两个胎具必须等焊接完毕后再拆除）……依此完成十二层筒体的吊装工作，顶部异型件组对一体用300T履带吊吊装。焊接工艺：吸收塔采用低碳钢板Q235制作，采用电弧焊接，为保证几何尺寸在允许误差范围内，且足够的强度和严密性，底板、筒体、顶部异型件分别采取了不同的焊接措施．分享至 :
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