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DCS废气核查相关学习资料总结
烟气DCS核查相关资料。
第一部分脱硫核查
1.资料核查
核查目的:
了解脱硫设施运行情况;验证各参数间逻辑关系,判断提交参数的真实性
1.1查原烟气、净烟气SO2浓度
常见问题:
(1)在线监测仪器显示的数据与实际情况不一致。
核查期内,当入口原烟气SO2浓度变动时,净烟气SO2浓度波动幅度过小、净烟气SO2浓度数值过小;
(2)净烟气SO2浓度数值显示为一固定数值。
核查方法:
①现场核查检测仪器,是否存在稀释测定、是否存在更改测量参数、是否存在量程设置过大、是否存在人为设定上限;
②核查是否存在更改测量参数的方法:
现场用标气对仪器进行比对测试,如仪器显示值明显小于标气值,表明仪器被人为更改了测量参数;
③核查是否存在量程设置过大的方法:
现场检查仪器量程设置是否超过SO2排放浓度的两倍;
④核查是否存在人为设定上限的方法:
现场检查仪器量程设置是否在低位;
⑤核查是否稀释测定的方法:
现场手工采样检测,与仪器显示值进行比对是否一致,检查采样探头附近是否有其它吹扫设备。
1.2.查燃煤用量和机组(锅炉)负荷
v参考数值:
机组发电耗标煤300~380g/kW•h,因机组装机容量和运行负荷而略有变化(标煤是指每公斤含热7000大卡的标准煤)。
v核查方法:
核实燃煤量、机组负荷(锅炉负荷)、发电量数据之间的逻辑关系。
1.3.查烟气温度
湿法脱硫
v参照数值:
原烟气温度在110~150℃;有烟气换热器(GGH),烟气进入脱硫塔温度在90℃左右;脱硫塔出口烟温在45~52℃;从脱硫塔出口至烟囱入口,烟温差值不超过3~5℃;(有GGH烟囱入口温度不大于83~85℃;无GGH烟囱入口温度不大于53~55℃)。
v核查方法:
现场查烟囱排烟温度,若超出脱硫装置出口烟温1~5℃,可能存在烟气漏排情况。
1.4.查烟气量
v参照数值:
燃烧1t煤理论上可产生10000m3标态烟气(原烟气量)。
一般净烟气量比原烟气量大3~5%。
v火电机组(锅炉)满负荷运行时烟气量经验数值见下表(与当地海拔、大气压强有一定关系,略有差别)。
v核查方法:
对比不同负荷下原烟气和净烟气量之间的变化
机组容量
(MW)
配套锅炉容量
(t/h)
满负荷时烟气量
(万Nm3/h)
25
120-130
15-18
50
220
25-30
100
410-450
40-50
125
420-450
45-50
200
670
80-90
300
1024
110
600
2048
220
1000
3033
335
2.DCS核查
2.1检查湿法脱硫DCS系统,必须记录如下参数:
发电负荷(或锅炉负荷)、烟气温度、烟气流量、增压风机电流和叶片开度、氧化风机和密封风机电流、脱硫剂输送泵电流、烟气旁路开度、脱硫岛PH值以及烟气进口和出口SO2、烟尘、NOx浓度、氧含量等;
在旁路烟道加装的烟气温度、流量等参数应记录进入DCS系统。
2.2查脱硫是否漏排烟气
(1)查压力参数:
通常情况下,增压风机入口压力在+50~-300Pa;GGH原净烟气差压之和小于1500Pa,除雾器差压小于200Pa。
(2)查挡板门相关参数:
▪①密封风机电流,比对旁路挡板开/关状态下密封风机的电流历史数据;
▪②旁路挡板门内外压差(密封风与原烟气压力差),一般高于0.5kPa;
▪③旁路挡板状态,对照仪表显示挡板门开关/位置与实际状态是否一致,并查阅相关历史数据。
(3)查烟温:
脱硫装置出口温度略高于烟囱入口烟温1~5℃。
(4)查烟气量:
烟囱入口烟气量较脱硫塔入口烟气量大3~5%(标态)。
2.3查脱硫各运行参数的逻辑关系(重点)
参数选择:
机组(锅炉)负荷;增压风机电流(开度);进出口烟气流量;烟气温度;进出口SO2浓度;脱硫效率;烟尘浓度;氧化风机电流等。
现场核查:
上述参数历史趋势曲线逻辑关系。
1、查机组(锅炉)负荷与增压风机电流(导叶开度)
v逻辑关系:
机组负荷、增压风机电流、增压风机导叶开度变化趋势一致,三者呈正向关系。
2、查原烟气和净烟气流量
v逻辑关系:
原烟气和净烟气流量变化一致,二者呈正向关系。
3、查烟气温度
v逻辑关系:
原烟气温度、脱硫塔进出口烟温、GGH进出口烟温、烟囱入口烟温均有其数值范围。
4.查进/出口SO2浓度
v逻辑关系:
锅炉负荷基本稳定的情况下,进/出口SO2浓度呈正向关系。
5、查浆液pH与脱硫效率
v逻辑关系:
浆液pH值一般控制在5.2~5.8。
pH值高,脱硫效率提高。
pH值低,脱硫效率降低。
6、查浆液泵运行参数与净烟气SO2浓度
v逻辑关系:
浆液循环泵的运行台数与净烟气SO2浓度呈反向关系。
7、查SO2反吹曲线与时间周期
v逻辑关系:
在线监测探头每间隔一段时间会进行一次反吹,持续几分钟,因此SO2浓度历史曲线会出现有规律的变化。
如果企业没做反吹的逻辑屏蔽,必然显示反吹曲线。
8、查循环流化床锅炉燃烧温度与脱硫效率
v逻辑关系:
炉内脱硫法达到最佳脱硫效率的锅炉温度为830~875℃。
大于1000℃,形成的硫酸盐分解,达不到脱硫效果;小于750℃,石灰石不进行煅烧分解反应,脱硫反应几乎不进行。
但脱硫剂采用石灰、消石灰、氧化镁等不需要煅烧分解的,脱硫反应仍可进行。
锅炉温度偏离最佳温度±50℃时,脱硫效率下降5~10%。
2.4查干法、半干法脱硫运行参数
1、反应塔床压、反应塔出口温度
v核查内容:
脱硫正常投运情况下,反应塔应建立正常的床压,为达到较好的脱硫效率,需要对塔内喷水增湿,反应塔出口温度一般维持在70~80℃,工艺水泵应运行。
核查时,结合反应塔床压、工艺水泵运行状态及反应塔出口温度综合分析投运情况。
床压建立会增加引风机及布袋除尘器的负荷,反应塔出口及布袋除尘器出口负压都会增加,在不喷水不降温的情况下正常建立床压,其脱硫效率一般较低,不会超过3%,据此可判断系统是否在正常运行。
v2、锅炉引风机相关运行参数
v核查内容:
在旁路挡板关闭的情况下查看锅炉满负荷工况时,引风机的电流和动(静)叶片开度、引风机入口负压等主要实时参数。
在脱硫投运情况下,由于系统内循环灰浓度增加,反应塔床压建立,除尘器差压增加,引风机的开度及电流在满负荷情况下相比脱硫未投运时应有适当的增加。
2.5湿法脱硫系统运行参数之间的逻辑关系
(一)增压风机电流、导叶、烟气流量之间关系
v①增压风机电流随叶片开度的增加而增加,反之亦然;
v②烟气流量随导叶开度的增大而增大,反之亦然。
(二)锅炉负荷与脱硫率、增压风机电流之间关系
v①在入口SO2浓度、石灰石供浆量基本稳定的情况下,随着锅炉负荷的增加,脱硫率将会逐渐下降,出口SO2浓度将升高。
v②在锅炉负荷增加时,为维持FGD脱硫入口压力稳定,必须开大导叶角度满足与主机需求;风机电流随导叶角度的增大,电流也增加。
(三)进、出口SO2浓度、脱硫率之间关系
在锅炉负荷、石灰石供浆量变化范围较稳定的情况下,脱硫入口SO2浓度增大(相同负荷下低硫煤向高硫煤过渡时,燃烧相同硫份的煤烟气负荷增大时)脱硫率将逐渐下降,出口SO2浓度将增大
(四)浆液循环泵投运数量与脱硫率之间关系
锅炉负荷在70%以上、石灰石供浆量和入口SO2浓度变化不大的情况下,增加一台浆液循环泵的投运,脱硫率将上升,出口SO2浓度减少。
(五)脱硫率、pH值及石灰石供浆量之间的关系
锅炉负荷、进口SO2浓度等参数变化范围较稳定的情况下,若增大石灰石供浆量,脱硫率将会逐渐升高,pH值上升;若石灰石供浆量过多,将造成石膏浆液纯度降低
2.6干法、半干法脱硫系统主要参数之间的逻辑关系
(一)引风机电流、导叶开度(或离心风机转速)、除尘器差压、及床压之间的关系;当引风机导叶开度(或离心风机转速)增加,引风机入口负压增加,烟气流量增大。
①引风机电流随导叶开度(或离心风机转速)的增加而增加,反之亦然;
②除尘器差压因导叶开度(或离心风机转速)的增大而增大,反之亦然;
③反应塔床压因导叶开度(或离心风机转速)的增大而增大,反之亦然。
(二)锅炉负荷与脱硫率、增压风机电流之间关系
①在入口SO2浓度(相对不变,有小范围波动)、熟石灰供应量不变的情况下,增加锅炉负荷,脱硫率将会逐渐下降,出口SO2浓度将升高。
②在锅炉负荷增加时,为维持炉膛负压的稳定,必须开大导叶角度(或离心风机转速)满足主机需求;风机电流随导叶角度(或离心风机转速)的增加而增大。
(三)进、出口SO2浓度、脱硫率之间关系
在锅炉负荷、熟石灰供应量不变的情况下,进口SO2浓度增大,脱硫率将逐渐下降,出口SO2浓度将增大。
第二部分脱销DCS核查
1.中控系统要求
1.1适用范围和总体要求:
应安装脱硝DCS,并与水泥企业熟生产DCS控制系统实现数据互传和联合控制。
1.2相关技术参数及要求
(1)仪表设备参数要求:
测量相关污染物指标
熟料产量/生产负荷、烟气量、原/净烟气氮氧化物浓度(脱硝设施投运前的历史数据要保留)、氨逃逸浓度、氧含量、还原剂流量、还原剂喷射区域烟温
(2)数据存储:
氮氧化物浓度CEMS数据采集并保存至中控系统的频率;中控系统相关数据和历史曲线至少保存1年。
脱硝控制参数:
SO2浓度、NOx浓度、O2含量、粉尘浓度、窑尾烟囱处烟气流量、温度、压力、还原剂投加量、还原剂喷射处烟气温度、稀释风机电流、氨罐液位、窑尾烟囱处氨逃逸浓度等;
主要生产参数:
水泥/熟料生产负荷、原/燃料投加量、替代原/燃料投加量等。
2.脱硝工程中控系统数据逻辑性核查
(1)根据氮氧化物浓度、二氧化硫浓度、烟温和含氧量,判断炉窑是否正常运行。
(2)根据原/燃料耗量、替代原/燃料耗量,判断即时烟气流量和氮氧化物浓度的关系是否符合逻辑。
(3)根据投运时间、生产规模、燃料类型、含氮量、生产产量以及燃烧器的型式等,判断原烟气中氮氧化物浓度的真实性。
(4)根据掌握的监督性监测报告,判断净烟气中氮氧化物浓度的真实性和可靠性。
(5)停止喷氨实验,结合脱硝前NOx浓度数据确定原烟气浓度。
(6)调阅历史曲线进行逻辑判断。
常用参数
Ø吨水泥平均耗煤量:
0.14t/t
Ø吨水泥熟料消耗量:
0.64t/t
Ø脱硝工艺温度窗口SNCR:
850~1100℃
Ø氨氮摩尔比:
SNCR:
0.5~2.0
Ø氨逃逸:
SNCR:
宜低于8mg/m3
ØSNCR系统对炉窑热效率的影响应低于0.5%
Ø采用液氨作为还原剂的系统,为确保安全,经稀释风机稀释后喷入喷氨格栅内的混合空气中氨气体积浓度应低于5%;采用尿素为还原剂的,喷入烟道前尿素溶液质量浓度应控制不大于10%。
Ø系统可用率:
应不小于98%,使用寿命和大修期应与窑炉相匹配。
第三部分主要案例及分析
案例一脱硫系统模拟信号
案例二曲线覆盖:
某电厂脱硫设施4月2-7日曲线与4月21-26日脱硫DCS曲线完全相同
案例三脱硫DCS组态中设置模块
AI(5878):
实际SO2排放浓度;AI(6538):
模拟数据;
Am(6544):
显示的SO2排放浓度
图中可以看到:
当开关6542信号=1时,开关打到上方,即A11;信号=0时,开关打到下方,及A12。
平时脱硫设施不运行时,把开关打到下方,出口SO2排放浓度为模拟数据;环保检查时,开启脱硫设施,把开关打到上方,显示真实排放数值。
案例四:
加选择器,出口浓度设上限
案例五来源修改(绑定)
跟踪到组态计算功能块,用其他点数据作为来源,自行输入公式,保证数量级。
该测点为模拟数据:
SO2浓度=2500+10*锅炉负压
案例六利用历史文件编辑软件对历史数据进行修改
部分DCS有历史数据编辑功能,只要打开历史数据编辑软件即可对历史数据中任意时段、任意参数进行修改
检查方法:
•1、首先看疑点参数的数据来源
•2、对比数据来源与测点清测是否一致或点击数据来源,进入组态系统,查看功能计算块,正常来源202F23k(卡键).AI10(通道)——由企业提供测点清册
•也有手动修改给一个固定值
下图为修改前后该测点组态图对比:
因此,可以通过对比DCS测点清册,可以检查测点数据来源是否真实。
案例七用正常历史曲线替代脱硫停运曲线
图中粉红色曲线为风机电流,4月17日脱硫停运,风机电流是使用2月15日数据代替。
案例九出口浓度设上限
案例十进出口NOX浓度设置关联
案例十一修改脱硝DCS历史曲线
案例十二实测数据和DCS反应不一致
案例十六安装可变电阻减小CEMS传输电流
•CEMS分析单元测量完毕后,将相关浓度数值转化为4-20毫安电流(对应0-满量程浓度),通过数采仪传输到环保部门和企业DCS。
某企业在CEMS数据传输单元安装一个可变电阻,可任意调整传出的电流,将假数据传输到地方环保部门。
案例十八硫磺回收装置焚烧炉非正常排放
案例十九氮氧化物监测问题:
不同插入深度对应的NOx浓度
时间
深度
B侧出口取样点3
(CEMS数据)
时间
深度
B侧出口取样点2
(CEMS数据)
9:
08
1000mm
201mg/m3
9:
30
1000mm
443mg/m3
9:
13
1100mm
295mg/m3
9:
33
1100mm
383mg/m3
9:
15
1250mm
306mg/m3
9:
37
1250mm
307mg/m3
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