燃煤炉烟气

燃煤炉烟气（精选十篇）

燃煤炉烟气 篇1

最近几年, 中小型锅炉烟气脱硫除尘技术得到了普遍应用, 在技术、工艺等方面都得到了一定的发展和创新, 但在实际使用过程中依然存在一定的缺陷, 主要表现在下面这些方面:

1.1 装置整体脱硫不彻底, 并且由此产生的泥浆不易处理, 易引发二次污染。

1.2容易出现结垢, 应用除尘脱硫一体化设备时, 特别是在选择脱硫剂时, 如果应用石灰, 那么此问题更加明显。容易堵塞系统, 阻碍系统的正常运行。依据理论, 增加浆液的PH值, 可以提高脱硫效率, 但增加PH值, 会使结垢增多, 易出现堵塞管道的现象。

1.3会出现严重的腐蚀现象, 主要就是因为烟气中的SO2和水蒸气发生化学反应, 形成亚硫酸, 可以腐蚀管道, 假如应用材料出现失误, 就可能在极短的时间内出现穿透现象, 会阻碍脱硫除尘工艺系统的正常运行。

1.4会耗费大量的水, 由于设备运行中产生强烈的蒸发, 所以每天都要添加大量的洗涤水, 循环水不能得到有效应用, 在水的应用上造成了极大浪费。

2 解决技术分析

2.1 湿法脱硫工艺

湿法烟气脱硫是当前最为先进的脱硫手段, 这种脱硫方法是利用液体吸收剂, 如水、碱性溶液等烟气来消除SO2。在应用湿法烟气脱硫中, SO2和碱性浆液在吸收塔内发生化学反应, 因为两者是气液, 所以反应具有很快的速度, 而且脱硫效率较高。但同时也存在一定的缺点:需要较大的施工场地, 较高的运行成本。常见的湿法脱硫工艺有:

2.1.1石灰、石灰石一石膏湿法

这一脱硫方法的工作原理是:让石灰、石灰石浆液和烟气中的二氧化硫发生化学反应, 最后生成亚硫酸钙, 与空气接触形成硫酸钙, 中间产生的石膏可以二次应用。全部处理过程包括:原料运输、石灰石浆液制备、烟气脱硫、石膏制备、污水处理等系统。

2.1.2双碱法

双碱法烟气脱硫技术的工作原理是:为了解决应用石灰石容易产生结垢的现象, 可以首先应用碱性溶液, 如氢氧化钠、碳酸钠、亚硫酸钠吸收SO2, 接着把此溶液放入另外一个反应器中, 应用石灰石再生, 再生后的吸收液可以反复使用, SO2则转变为石膏形式, 形成亚硫酸钙和石膏。这种方法具有一定的优点, 在反应过程中应用清液, 所以使整个反应过程不再出现结垢现象, 克服了结垢和料浆堵塞缺点;还有, 石膏具有很高的纯度, 可以应用于多个生产方面。

2.1.3 氨吸收法

SO2的吸收剂选择氨, 这种方法在过去较长时期内得到广泛应用, 具有很大的优点:吸附剂容易购买, 价格便宜, 具有很高的脱硫效率。而且脱硫塔内不会产生结垢和废水, 产生的物质硫酸盐可以当作农田肥料, 不会产生二次污染, 但缺点是氨容易出现挥发现象, 而且消耗数量巨大, 虽然这样, 但这种方法仍然是一种控制SO2的高效方法。

2.2 干法和半干法脱硫工艺

2.2.1 旋转喷雾干燥法

这种脱硫方法的工作原理是:脱硫吸收剂选择石灰, 石灰加水后转变为消石灰乳, 利用雾化设备使其变为小液滴, 再与烟气中的二氧化硫发生化学反应, 形成亚硫酸钙。这种方法操作简单, 只需消耗少量能源, 是湿法工艺消耗能源的1/3, 所以, 这种方法具有投资少、费用少、具有较高的经济性能, 但缺点是脱硫效率不高, 要使用较多的吸收剂, 一般应用于中、低硫煤。

2.2.2 炉内喷钙尾部增湿脱硫工艺

这种技术一般情况下选择石灰石粉作为吸收剂, 在遇热后形成氧化钙, 进而与烟气中的SO2发生化学反应, 生成硫酸钙。这种脱硫方法的优点是设备较少、只需少量投资即可生产, 可以在原有设备上增加一个增湿活化反应器, 不需要更换设备。

2.2.3 荷电干式喷射脱硫法

这种脱硫方法的工作原理是:用荷电的脱硫剂和烟气中的SO2发生快速反应, 生成亚硫酸钙。这种脱硫方法具有的优点是只需少量投资, 占用土地较少, 操作方法简单, 但是要求脱硫剂中氢氧化钙、粒度、含水的数量较为严格。另外, 这种方法的脱硫效率也不好, 如果ca/s为1.5, 那么得到的脱硫效率只有60%~70%, 一般情况下应用于中小型锅炉的烟气脱硫。

2.2.4 活性炭吸附法

这种脱硫方法的工作原理是:使用活性固体吸附剂, 吸收烟气中的SO2, 活性炭可以加快二氧化硫和氧气的反应速度, 将SO2转变为SO3, SO3再与空气中的水蒸气发生反应生成硫酸。利用水洗和加热的方法, 活化剂释放出二氧化硫, 活性碳可以循环使用。

3 技术未来发展方向

3.1发展方向以湿法脱硫为主, 减小除尘脱硫设备的体积, 实现除尘和脱硫一体化发展, 取得较高的除尘效果, 具备较好的脱硫功能, 研制出高效除尘脱硫一体化设备。

3.2主要发展方向是抛弃法脱硫, 这样能够使整个脱硫过程变得简单, 中小型锅炉具有较小的烟气量, 假如应用回收再利用方法, 操作过程将会变得复杂多样, 而且要增加运行费用。所以, 对于中小型燃煤锅炉来说, 还是以抛弃法最为合适。

3.3对于中小型燃煤锅炉的除尘脱硫来讲, 将来可以采用闭路循环、无外除尘脱硫技术。这种技术不但可以保证污水不外流, 不对环境造成二次污染, 而且可以极大地节约脱硫费用, 达到节省能源的目的。所以, 一定要妥善处理循环系统中的堵塞和腐蚀问题, 可以将研究重点放在价格便宜的吸收剂方面、同时应用最为简单的脱硫方法。

摘要：本文主要研究了脱硫设备在工作中存在的问题, 并且预测了我国中小型燃煤炉烟气除尘脱硫技术在节能技术领域的发展。

关键词：脱硫技术,中小型燃煤炉,节能技术,发展方向

参考文献

[1]赵晓蕊.浅谈国内外脱硫除尘一体化技术概况[J].硅谷, 2011 (02) .

燃煤烟气脱汞技术 篇2

摘要：汞主要包括单质汞Hg0和二价汞Hg2+2种.二价汞化合物比较稳定,易溶于水,易脱除;单质汞挥发性较高、水溶性较低,是最难控制的`形态之一.介绍了几种燃烧后脱汞的方法及烟气脱汞技术研究现状.作 者：洪燕 杜云贵 杨剑 吴其荣 Hong Yan Du Yungui Yang Jian Wu Qirong 作者单位：洪燕,Hong Yan(中电投远达环保工程有限公司,重庆,400060)

杜云贵,吴其荣,Du Yungui,Wu Qirong(重庆大学资源与环境工程学院,重庆,400044)

杨剑,Yang Jian(重庆大学材料科学与工程学院,重庆,400044)

燃煤电厂烟气湿法脱硫工艺分析 篇3

关键词：湿法脱硫；燃煤电厂；石灰石-石膏脱硫工艺；海水脱硫

一、燃煤电厂湿法脱硫工艺简介

湿法脱硫工艺最早起源于海水脱硫，其原理是利用海水的碱度及其天然特性脱除烟气中的二氧化硫，但是由于其严苛的地域限制，导致该方法的大范围应用存在困难。随着科学技术及化学工业的发展，脱硫工作者开发了湿式石灰石/石灰—石膏脱硫工艺，该方法也是迄今为止应用范围最广、技术发展最成熟、应用情况最稳定的脱硫工艺。在此基础上，脱硫工作者不断突破脱硫工艺的局限性，又先后开发了钠钙双碱法、湿式氨法脱硫工艺等，为湿法脱硫技术的发展做出了重要贡献。湿法脱硫较之半干法、干法脱硫拥有绝对的实用业绩优势，绝大多数电厂烟气脱硫均采用湿法脱硫工艺，其中又以湿式石灰石/石灰—石膏脱硫法应用居多。

二、湿法脱硫工艺的分类

1、石灰石-石膏脱硫工艺

石灰石—石膏脱硫工艺是应用范围最广，也是最为稳定的脱硫工艺，其反应原理如下： → （2-1-1）

→ ↑ （2-1-2）

→ · （2-1-3）

→ · ↑ （2-1-4）

其中，式（2-1-1）和（2-1-2）发生在脱硫塔顶部，也是消除烟气中二氧化硫的主反应；式（2-1-3）和（2-1-4）则发生于脱硫塔底部，不稳定氧化产物亚硫酸钙被氧化为带有结合水的硫酸钙，即带有结晶水的石膏，实现了工业废气的有效利用。该技术具有诸多优点，如：技术发展成熟、应用范围广、脱硫效率高（可达95%及以上）、脱硫剂使用效率高（可达90%及以上）等。同样，该技术也具有一定的局限性，如投资成本高、后期使用成本高、系统设置复杂、易受腐蚀等。但综合权衡，湿式石灰石—石膏脱硫工艺的使用对湿法脱硫工艺的发展具有里程碑式的意义，它极大地减轻了烟气中二氧化硫对生态环境造成的污染压力，同时也为工业废气的再度利用做出了重要贡献。

2、海水脱硫工艺

海水脱硫工艺研发起步最早，其原理是海水中的卤化物、硫酸盐等碱性物质可去除烟气中的二氧化硫。根据化学工艺可将海水脱硫法分为两类：只用海水和向海水中添加适量石灰来调节吸收液的碱度值，而前者应用较为广泛。海水脱硫工艺具有操作简单、原料易取、不易结垢堵塞、脱硫效率高等优点。但是，其应用地域限制较为严格，只能在沿海地区使用，在内陆地区应用较为困难。

3、其它工艺

湿法脱硫工艺投入现场使用的有不下20种，其中应用较为普遍的还有新氨法烟气脱硫技术、镁基吸收法脱硫技术、双碱法脱硫技术等。新氨法脱硫技术主要是利用氨水来吸收含二氧化硫的烟气，该方法的好处是工业废气可再度生产为化肥或是高质量的工业硫酸。由于新氨法脱硫采用液液接触，脱硫效率更为显著。其次，新氨法脱硫也可以通过废料进行工业生产，在一定程度上减轻了前期建设的费用负担。镁基吸收法则是利用 浊液进行脱硫，二氧化硫在吸收器中被吸收生成亚硫酸镁或是硫酸镁，达到脱去烟气中二氧化硫的目的。双碱法脱硫工艺是利用含 的碱性溶液或是氨水与二氧化硫反应，然后再度用中间产物与生石灰等碱性物质反应，最后生成硫酸钙这一无毒无害物质，该方法成本低、无堵塞，是一种经济高效的脱硫手段。

三、湿法脱硫工艺在电厂的应用

湿法脱硫工艺是目前世界范围内发展最为成熟的脱硫手段，其吸收剂原料易得、副产品可回收利用率高、设备运行稳定、达到的环境指标合乎标准。各燃煤电厂可根据电厂自身的燃煤类型、所处地理环境、原材料获取难易程度、划地规模及当地政府环保政策等因素，进行系统梳理和规划，以选取合适的脱硫方法来解决烟气中二氧化硫含量超标的问题。

湿法脱硫技术在我国燃煤电厂中一直作为优先考虑的脱硫工艺，研究表明，湿法脱硫技术相较于干法脱硫技术、半干法脱硫技术，具有投入成本低、设备运行稳定、技术手段成熟等优势。但各电厂在运用该技术手段时也应注意以下几个方面的问题：

（1）重视防堵塞、结垢的防护处理

湿法脱硫工艺在应用时面临的普遍问题就是结垢堵塞情况突出。电厂在实际应用湿法脱硫技术时，应当注意吸收器、氧化槽，尤其注意喷嘴及管道中的结垢情况，定期进行设备清理，并应重视监测观察环节，避免设备由于结垢封堵而难以正常运行。

（2）重视防腐、防磨损设计研究

浆液中的大量电解质及固态颗粒会对设备壁面造成腐蚀磨损，减少设备使用寿命。在设计脱硫设备体系时，应充分考虑到设备内衬、阀门、管道、喷嘴的耐腐蚀程度，积极研发相应的防腐蚀、防磨损改良方案，针对各电厂脱硫手段的特异性展开专项攻关，改善设备腐蚀磨损情况。

（3）注意吸收剂品质及燃煤煤质变化

随着生产进程推进及原煤产源变化，燃煤煤质也会受到诸多因素的影响。不同品质的原煤其化学构成不同，最终灼烧得到的产物也各有不同，各电厂在生产过程中应实时把握这一因素，做好相应的脱硫方案调整，以保证脱硫的高效性及实用性。同时，随着二氧化硫吸收量的不断增多，吸收剂的品质也会发生变化，电厂相关技术人员应注意这一点，做好动态调整规划，将经济效益与脱硫效率控制在合理范围内。

四、结语

本文详述了几种常见的脱硫技术，并对其原理做了简要综述。虽然目前最为普遍的技术仍为石灰石—石膏脱硫工艺，但对其它工艺技术的改革创新仍不容忽视。未来的湿法脱硫技术将更注重对环境达标程度的控制并考虑其综合副产品的利用。在实际的生产过程中，电厂负责人应注意对于脱硫工艺的实时调整，将脱硫措施体系化、过程化，注重对脱硫装置的检修监督，完善脱硫工艺细节，重视相关技术开发，进行脱硫技术工艺改良创新，不断缩小与国外先进水平的差距。

参考文献

[1] 鹿瑶.关于湿法脱硫工艺探析[J].科技创新与应用，2014（11）

[2] 孔火良，吴慧芳，金保升.燃煤电厂烟气脱硫技术及其主要工艺[J].煤矿环境保护，2002（12）

浅析燃煤烟气治理技术 篇4

一煤电厂烟气的持点为

1、排烟量大

50MW以上火力发电厂的烟气量占全国烟气总量的比例逐年不断上升。

2、污染物主要是无机物

锅炉的燃烧温度一般都1200℃以上, 煤中的有机物一般都已分解, 烟气中的污染物一类为飞灰, 其主要成分为SIO2和AL2O3, 两者之和大于70%。此外, 还有Fe2O3, Ca0, Mg O, K2O, Na2O, Ti02及少量未燃尽的碳等。另一类是气态物质, 如SOx, NOx, CO, CO2等, 也基本上为无机物。

3、气态污染物浓度较低

因煤的含硫量多在0.5%一2.5%范围内, 含氮量在0.5%—2.5%范围内, 加之烟气量大, 故气态污染物浓度一般较低, 为几百至几千ppm数量级, 远低于金属冶炼、化工厂烟气中气态污染物的浓度。因此, 要在大量烟气中对这些气态物质进行回收利用, 难度很大, 回收利用的经济效益也不好。

4、烟气有一定的温度和湿度

温度和湿度视煤种、锅炉及除尘器类型而异, 对于常用的固态排渣煤粉炉, 空气预热器出口的烟气湿度一般为3%一7%, 高者如含水分较多的褐煤, 可达15%, 烟气温度一般为120一150℃, 高者可达170一190℃。

5、烟气抬升高、扩散远

随着经济的发展与技术的进步, 近年来全国燃煤电厂采用高烟囱的比例明显增加, 由于烟气量大, 烟温一般高出环境温度较多, 且高烟囱排放, 因而烟气抬升高度大, 扩散范围广, 随风传输形成连续的烟流, 距离可达几百甚至上干公里。烟气中SO2和NOx的转化与沉降是一个缓慢的过程, 因此可传输较远的距离。

二烟尘治理技术

1、除尘新技术

为适应我国燃煤的持点, 我国开发了许多除尘新技术, 主要要有:

(1) 电除尘器。近十年来, 电除尘器以每年4%一5%的速度增加, 200MW以上的大型机组绝大多数都配备了电除尘器, 国内的除尘器及其技术有明显提高。

我国燃煤电厂的煤质偏差大, 煤质不稳定, 烟尘理化特性变化范围大, 给电除尘器的选型、设计、运行增加了难度。根据我国的特点, 开发出了以宽极距、辅助电极、横置槽型极板三大技术为持点的多种除尘器, 并大量用于50一300MW发电锅炉上。实践证明, 它们具有煤质适应范围广、性能稳定、节省钢材和投资等优点。同时又研制和生产了多种与电除尘器配套的高压供电装置和低压控制系统, 其性能已达到国际先进水平。

(2) 文丘里、斜棒栅湿式除尘器。其除尘效率达92%一94%, 造价低。在1994年前曾大批量用于新建机组和改造低效率的水膜除尘器, 但它消耗水较多, 除尘效率还不能满足环保要求, 又仍存在污水二次污染和烟气带水问题, 现增长速度明显放慢。

(3) 水膜除尘器、旋风除尘器、多管除尘器。大多是“七五”之前投运的, 现已被逐渐改造和淘汰。其中, 多管除尘器的除尘效率只有50%一80%。现已研制成功下倾螺旋进气、长锥体的XCD型多管除尘器.

(4) 试验过几台低气布比的玻璃纤维袋式除尘器, 因滤袋破损率高, 费用大, 目前尚处于试验阶段。

2、除尘技术的发展趋势

(1) 燃煤除尘以电除尘为主。电除尘技术不断发展, 重点是致力于进一步提高除尘效率, 尤其是降低振打二次扬尘损失, 减少电除尘器的基建投资和现有设备的改造费用。在保证除尘效率的前提下, 通过改进供电方式降低能耗, 加强运行的维护监督, 保证稳定、可靠、高效运行。

(2) 借鉴国外经验, 转向开发新型高气布比袋式除尘器。随着烟尘和SO2排放标准渐趋严格, 国外一些燃用低硫煤的电厂转而采用袋式除尘器。由于低气布比袋式除尘器体积大, 占地面积多, 随着脉冲袋式除尘器技术的发展, 现已有采用高气布比袋式除尘器的倾向, 高气布比的脉冲袋式除尘器按喷吹压力与风量可分为3类: (1) 高气压, 小风量, 喷吹压力为480一520k Pa; (2) 中等气压, 中等风量, 喷吹压力为200一340k Pa; (3) 低气压, 大风量, 喷吹压力为70一80k Pa。

(3) 在高粉尘浓度的场合, 需要使用干式旋风除尘器, 可采用新型高效多管除尘器。例如XCD型多管除尘器, 已经在燃煤电厂锅炉、钢铁厂烧结机机头、燃木屑锅炉、水泥厂烘干机等窑炉上应用。

(4) 文丘里管、斜棒栅或水膜等湿式除尘器目前仍有相当大的比例, 急待将其除尘效率由90%一94%提高到97%一99%。已经在75t/h锅炉上研制成功的加装在现有湿式除尘器后的半湿法立厢式除尘器, 就是利用原有烟道改装而成的, 烟气阻力小, 不必改变原有吸风机, 可明显提高现有湿式除尘器的性能, 其脱硫效率SO2约为l0%~15%, 是一项前景良好的新技术。

(5) 应先抓好5m以上烟尘的治理, 进而专注于烟尘中1m以下的固体微粒 (汞、砷、镉、铝等) 及其氧化物和烟的排放控制, 因为其危害远大于粗颗粒烟尘, 除尘难度也大。

(6) 除尘技术的改进应和烟气脱硫、脱硝结合起来, 以便发挥多功能作用。

燃煤炉烟气 篇5

关键词：干式超净+；脱硫脱硝；循环流化床；多污染物协同脱除

中图分类号：X701.3 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2016）15-0161-03

随着我国国民经济的快速发展，传统能源的开发利用引发了严重的大气污染。依据我国资源构成的特点，以燃煤发电为主的能源结构长期很难改变[1]。燃煤烟气污染控制已成为了当前乃至今后的几十年中我国环保领域重大的科学、技术和工程问题。

循环流化床干法工艺是国内外研究最多、应用最广的一种干法烟气净化工艺。该工艺具备实现一套系统完成SO2、NOX、Hg、SO3、HCl、HF和粉尘等多种污染物的同时治理的能力。在此基础上开发高效的干式超净技术，可以最大限度减少设备的投资成本、运行维护费用和占地面积具有重要意义。

1 循环流化床干式“超净+”净化工艺

烟气循环流化床净化工艺起源于德国鲁奇。2001年后，福建龙净环保股份有限公司（简称“龙净”）在引进原德国鲁奇公司的CFB脱硫技术基础上，解决了易结垢、堵塞、甚至塌床等问题，并成功地让循环流化床反应器能够适应锅炉不同负荷变化，使得烟气循环流化床净化工艺得到了长足的进步和发展[2，3]。

随着我国燃煤烟气的超低排放升级改造治理的推进，龙净通过深度改造和创新，进一步提高了烟气循环流化床干法工艺的脱硫率，并将低温氧化协同脱硝技术与流化床反应器相结合[4，5]。同时，开发超低排放的特种布袋除尘器，形成了燃煤烟气循环流化床干式“超净+”净化工艺技术，高效经济地实现了燃煤烟气脱硫、脱硝、除尘及多污染物协同净化目标。

1.1 净化流程

典型的烟气循环流化床干式“超净+”净化技术主要包括脱硫、脱硝、除尘及多污染物协同治理等，具体指的是：将燃煤烟气的治理以循环流化床净化技术为核心，如图1所示，在循环流化床反应器（吸收塔）内，喷水增湿的烟气与喷入的吸收剂（消石灰）强烈混合进行反应，脱除烟气中的SO2、SO3、HCl、HF和二噁英等气态污染物，以及对粉尘、Hg等重金属污染物的协同脱除。同时，有机结合SCR、SNCR等脱硝技术和自主研发的低温氧化协同脱硝技术，实现脱硫脱硝除尘一体化及多污染物协同综合治理，并最终达到烟气超净排放的工艺技术。

1.2 工艺原理

循环流化床净化吸收塔内进行的化学反应是非常复杂的。烟气中大量的SO2和少量的SO3、HCl、HF及二噁英等污染物与Ca（OH）2反应生成亚硫酸钙和硫酸钙，以及其他相应的副产物。

其中，烟气中的NOx（一般以NO形式存在）污染物被脱除的过程如下：

2NO+NaClO2 =2NO2+NaCl氧化过程

2Ca（OH）2+4NO2=Ca（NO3）2+Ca（NO2）2+2H2O吸收过程

1.3 循环流化床干式“超净+”净化工艺的技术特点

循环流化床干式“超净+”工艺技术继承了原有的循环流化床干法净化工艺的占地小、净化效率高、烟囱无需防腐、烟囱排烟透明等优点外，还具有以下创新的技术特点：

①烟气排放指标媲美甚至优于燃气轮机的标准。循环流化床干式“超净+”技术可实现装置出口烟气“50355+530”的“超净+”排放指标（即：NOX浓度≤50 mg/Nm3、SO2浓度≤35 mg/Nm3、粉尘浓度≤5 mg/Nm3，同时Hg浓度≤3 μg/Nm3、SO3（硫酸雾）浓度≤5 mg/Nm3，无废水产生）。以较低的投资和运行成本，实现技术经济性佳的多种污染物协同脱除。

②优化的工艺水系统和吸收塔结构，优良的塔内传质传热过程提高了SO2的脱除效率，实现SO2的经济性超低排放。

③创新的协同低温脱硝工艺，助力NOx实现超净排放，并进一步促进脱硫效率的提升。协同低温脱硝工艺的单独脱硝效率可达60%以上。同时，还能提高脱硫效率，更为经济高效地实现SO2的超净排放。

④“流化床造粒+超滤布袋除尘”的组合，更为有效地脱除PM2.5细颗粒物，实现粉尘的超低排放。

⑤多污染物高效协同净化。可同步高效脱除SO3、HCl、HF等酸性气体（脱除率可达98%以上），以及脱除铅、砷、汞等重金属污染物（综合脱除率在95%以上）。

2 工程实例

中国石化广州分公司（简称“广石化”）是中国石化集团所属特大型石化联合企业，采用高硫燃料（硫分含量高，6.0%～6.7%之间）的1#、2#循环流化床锅炉（2×420 t/h）分别建成投产于2007年12月及2009年4月。

广石化1#、2#循环流化床锅炉（2×420 t/h）的烟气超低排放改造项目是国内第一台投运的CFB锅炉配套烟气循环流化床干式“超净+”工艺，该工程于2014年初开始实施， 2014年6月一次性顺利成功投运。

2.1 设计参数

2.1.1 燃料成分

广石化2×420 t/h燃烧高硫燃料CFB锅炉的主燃料为广石化炼油厂的高硫石油焦，其成分分析，见表1，硫含量非常高，在6.0%～6.7 %之间。

2.1.2 烟气参数

广州石化2×420 t/h燃烧高硫燃料CFB炉空预器出口烟气参数，见表2，炉内脱硫效率为92 %，Ca/S为2.35。出口设计值按“50355+530”进行设计。

2.2 运行情况

2.2.1 NOx“超洁净排放”控制

广州石化2×420 t/h CFB炉由于燃烧高硫的石油焦和煤混合，锅炉排放NOx浓度波动较大，低负荷运行时，浓度在150～250 mg/Nm3范围之内，满负荷时，浓度高至350 mg/Nm3。

综合考虑运行成本因素，当原始NOx浓度较低时，仅投运SNCR脱硝装置，即可实现NOx低于50 mg/Nm3的超低排放。锅炉初始NOx浓度为200 mg/Nm3时，如图2所示。利用SNCR脱硝装置可将锅炉出口NOx的浓度降到35.7 mg/Nm3，经过循环流化床干式“超净+”装置后，NOx浓度进一步降至27.76 mg/Nm3。

当NOx初始浓度较高时，为了实现NOx的超低排放，在SNCR投运基础上，再投运协同低温脱硝系统，可将NOx排放浓度稳定控制在50 mg/Nm3以下。如图3所示，锅炉初始NOx浓度为320 mg/Nm3时，SNCR投运后进入到吸收塔入口的NOx浓度为72.8 mg/Nm3，利用低温协同脱硝装置可控制循环流化床干式“超净+”装置最终出口NOx的排放浓度达到20.0 mg/Nm3，其中低温协同脱硝效率达73 %。

2.2.2 SO2“超洁净排放”控制

通过CFB锅炉炉内脱硫的有效控制后，吸收塔入口SO2浓度为800～1 500 mg/Nm3。为实现SO2“超低排放”要求，通过进一步优化运行工况，对运行温度、床层压降等参数进行精准控制，通过喷入系统中工艺水量的调节适当降低运行温度，同时提高床层压降，可保证SO2的排放浓度稳定在35 mg/Nm3以下。广石化CFB炉循环流化床干式“超净+”装置出入口持续运行的SO2曲线，如图4所示。

2.2.3 粉尘和其他污染物的“超净+”控制

通过吸收塔内激烈的颗粒湍动和凝并作用，以及布袋除尘器的过滤作用，充分保证了烟气循环流化床干式“超净+”装置出口的烟尘浓度稳定小于5 mg/Nm3的“超低排放”。

另外，广石化项目硫酸雾（SO3）的脱除效率高达99%，出口浓度为3.4 mg/m3；在不添加任何吸附剂的前提下，总Hg脱除率达87.7%，出口浓度为0.824 μg/m3，远低于《火电厂大气污染物排放标准 GB13223-2011》中的排放要求。

3 展 望

燃煤烟气循环流化床干式“超净+”技术，可实现脱硫、脱硝、除尘及多污染物协同净化的功效，该技术具有高效、协同、经济、稳定的“超净+”排放等特点，而且没有废水产生、烟囱无需防腐、排烟透明无视觉污染，真正实现技术经济性好的燃煤烟气的超低排放要求，具有极为广阔的应用前景。

参考文献：

[1] 崔村丽.我国煤炭资源及其分布特征[J].科技情报开发与经济，2011，

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[2] 詹威全.循环流化床脱硫的技术优势及应用的最新进展[J].中国环保 产业，2011，（9）.

[3] 张原.新型烟气循环流化床脱硫技术创新研究[J].中国环保产业，2014，

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[4] Jianchun Wang. Comprehensive Solution to Flue Gas Desulfurization

and Denitration of Circulating Fluidized Bed Boiler[J]. Meteorological

and Environmental Research，，2014，（7）.

燃煤炉烟气 篇6

目前,黑龙江省建设的300 MW及其以上容量燃煤火力发电机组都安装了烟气脱硫系统,200 MW机组的部分电厂都进行了脱硫改造,增设了脱硫装置。截至目前为止共有16座发电厂31台200 MW及以上机组增装了脱硫系统,并且为及时准确获取机组各项污染物排放指标均配置了原、净烟气连续监测系统(Continuous Emission Monitoring Systems,以下简称CEMS)。根据省内燃煤电厂脱硫烟气在线监测系统及采样布点的核查现状,发现用烟道现用测点截面附近的比对孔速度场测试方法能够找出混合烟道内代表锅炉机组产生的烟气量速度值,以供流量采集、计量之需。因此,为了满足环保部门的监测要求和综合脱硫效率监测的要求,本文分析了核查过程中发现的脱硫烟气在线监测系统取样布点存在的问题,提出了烟气速度相对稳定点选择的试验方法。

1 速度相对稳定点选择的设计思想

为实现燃煤电厂在脱硫装置投运后性能达标试验的脱硫效率满足性能保证值,国内的设备厂家在设计采样点时,通常将净烟气测点设在脱硫塔出口净烟气烟道上,其一是因为采样测点前有足够长的直管段烟道,能保证烟气监测系统在气流相对稳定的状态下采样,反映烟气的实际状态。其二,能防止旁路烟道挡板不严,部分烟气漏入,导致SO2浓度偏高,影响机组脱硫效率[1]。但是,这样的采样布点方式不符合环保部门的监控要求。在环保部门的监管下,目前各电厂均已将FGD出口净烟气参数采样点移位到烟囱入口混合烟道处的水平烟道上(如图1所示),从而确保在线监测系统测量的是整个电厂最终排放的烟气参数,既满足了环保部门的监测要求,也满足了综合脱硫效率监测的要求。然而,在实施过程中,速度采样点的选取又遇到了新的问题,为节省投资,新建、扩建机组旁路烟道与净烟道混合后至烟囱入口的混合烟道直段较短,而且净烟道与混合烟道的连接成90°,此外法兰、挡板均加装在这一较短的直段烟道内,致使进入混合烟道内的气流产生较大的离心力,极不稳定,较为紊乱,造成流量值的波动较大,给流量的采样及计量带来了困难。因此,在这种特殊的短而大且带有急弯的烟气通道里,选择烟气脱硫在线监测系统流速测点,尚需积极探索。

1.1 机组脱硫设备

以某发电企业1台600 MW国产引进型凝汽式汽轮发电机组为例,该机组加装1套湿法烟气脱硫(FGD)装置,采用石灰石/石膏湿式脱硫工艺,如图2所示。原烟气从锅炉岛引风机后水平总烟道引出,进入FGD系统的吸收塔,在吸收塔内脱硫净化后,经混合烟道进入烟囱,最终排入大气。混合烟道截面尺寸为5 m×5.6 m,烟道长度为4 m。

1.2 试验设计程序

为便于环保部门对SO2的排放量的监管,各电厂通常在混合烟道内加装CEMS系统,连续采集SO2的流量及浓度,上传至环保部门,从而确定其SO2排放量。因此能否准确核定SO2排放量应取决于SO2的流量和SO2的浓度的采集。通常原烟气经脱硫塔后还要通过一段足够长的净烟气直管道,这一流程使烟气在脱硫塔内直至净烟道内充分扩散、混合,达到均匀状态,即使经过急弯进入混合烟道,浓度也没有剧烈的波动,所采集到的浓度信号十分稳定,可以直接用于SO2浓度的计量,因此找到稳定的平均流速代表点并被CEMS系统采集,就成为准确计量SO2排放量的关键。

首先应确定混合烟道内烟气平均流速,其次在混合烟道内寻找平均流速代表点,最后验证平均流速代表点的相对稳定性。整个试验分3个部分进行,试验步骤如图3所示。

2 混合烟道内烟气平均流速的确定

混合烟道内烟气平均流速的确定是整个试验的基础,选择速度代表点是关键。该流速可采用烟道截面网格法直接测量各网格节点的烟气动压平方根,从而求出烟道截面的平均流速。此方法虽简单,但现场测试条件所限,不易操作。该流速的确定还可通过易地测试辅助理论计算,求出混合烟道截面的实态流量,根据已知的烟道截面积,最终确定该截面实际流速。

2.1 烟道截面网格法直接测量速度[2]

按照《固定污染源排气中颗粒物测定与气态污染物采样方法》(GB/T1657-1996)中规定,采样位置应选择在垂直管段,同时避开烟道弯头和断面急剧变化的部位作为锅炉烟气测量点。显然,混合烟道速度测点的设置不完全满足上述要求,如果必须采用网格法直接测量速度,只能根据现场现有的实际条件尽量满足试验要求。混合烟道截面测点布置如图4所示。

测点湿烟气气体速度Vs为

undefined

式中:Kp为皮托管修正系数;Pd为动压,Pa;ρs为湿烟气的密度,kg/m3。

测量状态下湿烟气密度ρs为

式中:ρn为标准状态下湿烟气密度,kg/m3;ts为烟气温度,℃;Ba为大气压力,Pa;Ps为排气静压,Pa。Ms为湿烟气气体分子量,kg/kmol。

湿烟气气体分子量Ms为

式中:XO2 、XCO 、XCO2 、XN2 、XSW分别为烟气中O2、CO、CO2 、N2、H2O的体积百分数,%;MO2 、MCO 、MCO2、 MN2、 MH2O分别为烟气中O2、CO、CO2 、N2、H2O的分子量,kg/kmol。

烟道某一断面的平均流速undefined可根据断面上各测点测出的流速Vs得出,即

式中:Vsi为某一测点的烟气流速;n为测点的数量;为烟气动压平方根平均值,Pa;Pdi为各测点的动压测定值(i=1,2,…,n),Pa。

按采样位置要求,在皮托管上标出各测点应插入采样孔的位置,以网格布点的方式逐点对烟道中烟气动压、静压、温度、湿度等参数进行测定。同时,利用烟气成分分析仪对烟气中不同气体体积百分比进行测定,也可根据所燃煤质元素分析计算出不同气体体积百分比,利用上述公式可直接测量测点的动压,求得混合烟道平均流速。

2.2 易地测试辅助理论计算求取混合烟道平均流速

因现场测试条件限制而无法开测孔,或空中无脚手架难于实施测试,可以采取易地测试辅助理论计算的方法求取混合烟道平均流速。

对于加装FGD 的锅炉机组,原烟气经增压风机后进入脱硫塔(无GGH),自下而上的高温烟气与自上而下的浆液逆向接触并发生反应,烟气温度迅速下降,浆液中的水分不断蒸发,烟气中的水蒸气迅速达到饱和,烟气自脱硫塔出来后经除雾器脱出液态水滴后,除雾器出口烟气携带的水滴含量低于75 mg/Nm3,此时原烟气已经变为了净烟气,并携带大量的水蒸气进入混合烟道,最终通过烟囱排入大气。若计算混合烟道流速,需求得该截面烟气流量,根据已知的烟道截面,可确定截面流速。

通过混合烟道截面的烟气流量(烟气体积)Q混由干烟气流量Q干、脱硫塔出口烟气携带的饱和水蒸气流量Q水组成。其中烟气携带的饱和水蒸气来自于燃料燃烧产生的水蒸气及在脱硫塔内原烟气与浆液热交换产生的饱和水蒸气,表达式为

首先,选择在长直管段除尘器出口烟道上进行温度、压力、氧量、含湿量等参数测量,按2.1中的方法得到锅炉除尘器出口平均流速,并计算出除尘器出口实态烟气流量Q1,根据引风机的的温升、增压风机后压头的增加,换算出脱硫塔入口的烟气标干态流量Qs1,即

式中:F1为除尘器出口测定断面面积,m2;undefined为锅炉除尘器出口平均流速,m/s;P1为脱硫塔入口烟气静压,Pa;t1为脱硫塔入口烟气平均温度,℃;Xsw1为除尘器出口烟气平均含湿量,%。

从理论上讲,从FGD入口至混合烟道这一管段存在一定的漏风,加之在脱硫塔内氧化风机加入一定氧量,因此可通过网格法测量脱硫塔入口烟气平均氧量O2in及混合烟道截面的平均氧量O2out,用于计算烟道漏风率Δα,根据漏风率定义式,再求出混合烟道截面标准状态下干烟气流量Qs2。

烟道漏风率为

undefined

式中K为大气中含氧量,根据海拔高度查表得到。

根据温度、压力、含湿量等参数换算乘混合烟道截面实态干烟气流量Q干为

式中:P2为混合烟道烟气静压,Pa;t2为混合烟道烟气平均温度,℃;Xsw2为混合烟道烟气平均含湿量,%。

在工程实际中,每个工程烟气参数都不一致,但是相同状态下干烟气密度和干空气密度相差不大,因此用干空气的含水量公式来计算干烟气的含湿量。混合烟道截面实态的饱和水蒸气质量M水计算方法为[3]

式中:M0为混合烟道标态干烟气质量,kg/h;ρ干为干烟气密度,kg/m3;Pw为混合烟道平均温度下饱和水蒸气分压,可通过计算或查表得到,Pa;ρ水为饱和水蒸气密度,可查表得到,kg/m3。

干烟气标准密度ρ干:α=1.0时,取1.39 kg/Nm3;α=1.4时,取1.36 kg/Nm3[4]。

根据上述公式(7)、(11)、(15)最终求得混合烟道截面实态的流量Q混,因此混合烟道截面的平均流速undefined为

undefined

式中F混为混合烟道截面积,m2。

混合烟道内烟气平均流速的确定方法以现场实测为基础,借助于严密的理论推导,完成了现场无法实现的测试工作,最终完成混合烟道平均速度的确定。

3 混合烟道平均流速测点选择

在烟囱入口混合烟道上分别装有CEMS小间,将CEMS系统安装其内,每个烟道内CEMS所用测孔及上下比对测孔亦安装在CEMS小间内(如图4所示)。

根据2.2中求得的undefined,按式(1)求出其在混合烟道内对应的动压值P′d。假定混合烟道上测孔A为CEMS所用测孔,则用靠背管分别对测孔B、测孔C进行不间断点速度场测试,记录下数字差压计显示值为P′d时的测点位置,L为测孔与平均流速代表点(数字压差计显示值为P′d时的测点位置)之间的垂直距离,具体位置如图4所示。

为了验证所测混合烟道平均速度代表点数据是否具有较高的可信度和稳定性,分别测定5次,时间间隔为5 s,烟气流速为a1、a2、a3、a4、a5,以及时间间隔为60 s的烟气流速b1、b2、b3、b4、b5,并进行误差分析。

其中,时间间隔为5 s 的烟气流速测量平均值undefined为

undefined

绝对偏差为

undefined

相对偏差为

undefined

式中:ai为第i次时间间隔5 s烟气流速测点结果,m/s;undefined为平均相对偏差,%。

根据公式(17)、(18)、(19)、(20),同理得到时间间隔为60s的烟气流速测量结果。

采用2混合烟道内烟气平均流速的确定和3混合烟道平均流速测点选择试验中阐述的方法对省内某发电企业1台600MW国产引进型凝汽式汽轮发电机组进行了测试,最终确定该机组混合烟道平均速度代表点与测孔的垂直距离为L=2.64m(测点位置如图1所示)。现以该机组在L=2.64m时的流速测量结果为例,阐述混合烟道平均速度代表点验证试验,试验数据如表1所示。

经计算,5 s间隔内平均流速的平均相对偏差值undefined为6.696%,60 s间隔内平均流速的平均相对偏差值undefined为3.540%,,因此选取平均相对偏差值较小的时间间隔60 s进行校核性试验。

4 混和烟道平均速度校核性试验

为验证混合烟道平均速度的稳定性,考察不同工况条件下混合烟道平均速度的变化情况,设置混合烟道平均速度校核性试验。试验条件为改变电厂运行负荷,在机组负荷分别为600 MW(100%)、480 MW(80%)、360 MW(60%)时,在L=2.64 m处分别测定5次时间间隔为60s的烟气平均流速,并利用式(17)、(18)、(19)、(20)进行误差分析。经分析,在3种负荷情况下,平均速度的平均相对偏差分别为3.540%、3.336%、3.408%,均满足误差要求,即相对偏差基本维持在6%～10%[2],因此最终确定L点即为符合CEMS系统采集要求的速度相对稳定代表点。

5 结论

1) 在混合烟道内寻找相对速度稳定点是一项繁杂的试验研究工作,反复开展大量的测试工作是成功获取相对速度稳定点的重要保证。

2) 烟气平均速度可采用烟道截面网格法直接测量。在受现场测试条件限制的情况下,宜采用异地测试辅助理论计算的方法来求取,再通过速度场测试进行验证,最终确定出烟气速度的相对稳定点。

3) 该测试方法可以科学地为CEMS系统提供既准确又稳定的平均速度及流量测点,真实反映机组二氧化硫的排放量,使发电企业真正享受到脱硫电价的优惠,有利于脱硫未达标单位排污费的足额征收。

参考文献

[1]陈文林.火电厂脱硫烟气在线监测系统运行中须注意的问题[J].节能与环保,2011(1):74-76.

[2]冯真祯.燃煤电厂矩形烟道烟气流速确定方法研究[D].南京:南京信息工程大学,2011:1-63.

[3]李吉祥.石灰石-石膏法湿式烟气脱硫工艺水量计算方法探讨[J].吉林电力,2007,35(4):15-17.

燃煤电站烟气脱硫问题及措施 篇7

1 烟气脱硫技术分类及应用现状

烟气脱硫 (Flue Gas Desulfurization, 简称FGD) 是目前燃煤电厂控制二氧化硫气体排放最有效和应用最广的技术。20世纪60年代后期以来, 烟气脱硫技术发展迅速, 根据美国电力研究院 (EPRI) 的统计, 大约有300种不同流程的FGD工艺进行了小试或工业性试验, 但最终被证实在技术上可行、经济上合理并且在燃煤电厂得到采用的成熟技术仅有10多种。

烟气脱硫技术按脱硫剂及脱硫反应产物的状态可分为湿法、半干法和干法3类, 其特点及代表性工艺如表1所示。

这3类烟气脱硫技术在发达国家已发展多年, 目前在火电厂大、中容量机组上得到广泛应用的主流工艺有4种:石灰石—石膏湿法脱硫、海水脱硫、循环流化床烟气脱硫法和氨法脱硫法。

1.1 石灰石-石膏湿法烟气脱硫

石灰石-石膏湿法脱硫约占全部FGD安装容量的92%, 最高脱硫率在Ga/S=1.1~1.25时可达到98%及以上。根据吸收塔型式不同可分为逆流喷淋塔、顺流填料塔和喷射鼓泡反应器, 常用的是逆流喷淋塔型式湿法工艺。其原理是使自下而上的烟气和自上而下的石灰石粉在FGD吸收塔充分接触, 从而烟气中的二氧化硫与浆液中的碱性物质发生化学反应, 达到“洗涤”烟气的目的。

该方法的主要缺点是基建投资费用高、系统复杂、占地多、耗水量大、运行成本高;优点是技术成熟、性能可靠、脱硫效率高、脱硫剂利用率高, 且脱硫剂石灰石资源丰富、价格低廉, 脱硫副产品石膏有较高的回收利用价值, 因此适合在中、高硫煤 (含硫率≥1.5%) 地区的大型电厂使用。

1.2 海水法脱硫

海水脱硫工艺占全部FGD安装容量的3%, 脱硫效率一般可达90%以上。其原理是在脱硫吸收塔内用海水对烟气中的二氧化硫进行逆行喷淋洗涤, 净化后的烟气再经除雾及换热后排放, 被吸收的二氧化硫在洗涤液中发生水解和氧化作用, 洗涤后的液体引入曝气池, 经曝气处理使其中的SO32-被氧化成为稳定的SO42-, 并使海水的p H值与COD (化学需氧量) 调整达到排放标准后排放大海。

海水脱硫的优点是工艺简单、无结垢、堵塞现象, 吸收剂来源充足、可用率高, 无脱硫灰渣产生;缺点是存在温排水问题, 而且排放后的废水可能产生重金属沉积, 对海洋环境的影响还有待进一步观察研究。该工艺一般适用于海边扩散条件较好并燃用低硫煤的电厂, 内陆电厂推广使用不太现实。

1.3 循环流化床烟气脱硫法

循环流化床烟气脱硫 (CFB-FGD) 工艺占全部FGD安装容量的2%, 脱硫效率在90%以上。其原理是锅炉烟气在流化床反应塔内被加速并均匀分布后, 与流化状态的脱硫剂和雾化水均匀混合并快速反应, 从而使大部分二氧化硫及其它酸性气体被脱除。脱硫后的反应物连同飞灰及未反应的脱硫剂被烟气携带进入返料除尘器, 除尘器分离下的固体产物一部分返回塔内循环利用, 另一部分外排。

该方法主要优点是脱硫剂通过多次循环, 提高了利用率。但目前该工艺只在中小规模电厂锅炉上得到应用, 尚缺乏大型化的应用业绩。

1.4 氨法脱硫

氨法脱硫占全部FGD安装容量的2%, 脱硫效率最高可达95%以上。其原理是采用氨水作为吸收剂与进入吸收塔的烟气混合, 从而使烟气中的二氧化硫与氨水反应生成亚硫酸铵, 并进一步与鼓入的强制氧化空气进行氧化反应生成硫酸铵溶液, 最后经结晶、离心机脱水、干燥后得到硫酸铵。

氨法脱硫的优点是脱硫效率高, 整个系统不产生废水、废气和废渣, 能耗低, 属资源回收型脱硫工艺, 并且运行可靠性高、适用性广;缺点是氨的易挥发性使其容易随脱硫尾气溢出损失, 脱硫过程中产生的亚硫酸铵氧化困难, 脱硫产品硫铵结晶困难, 以及净化后尾气中的气溶胶问题等还有待解决。

2 目前存在的主要问题及对策分析

2.1 行业准入门槛低, 系统运行过程中问题不断

我国脱硫工程建设中广泛采用EPC模式, 俗称“交钥匙工程”, 由于建设单位不参与脱硫工程后期运营, 客观上造成脱硫工程价格低、质量差, 以致FGD装置无法正常投入运行, 甚至处于闲置状态。因此, 必须从行动上高度重视FGD装置及技术, 提高市场准入, 规范管理, 并在各个阶段把好质量关, 确保电厂烟气脱硫的质量和正常运行维护。

2008年首批11个火电厂烟气脱硫特许经营试点项目的实施, 是电厂烟气脱硫发展模式的一种创新, 但脱硫电价真正落实到脱硫公司还存在诸多中间环节, 火电厂脱硫系统运营的难度还很大。

2.2 以引进技术为主的脱硫装置存在一定隐患

我国目前的燃煤烟气脱硫技术以引进为主, 在实际应用过程中, 引进技术常常因为与我国国情适应性差, 导致已建烟气治理设施在运行中出现性能不稳定、投运率不高、经济性差等问题。其中以我国煤质差异最为明显, 中国电厂普遍存在煤质差、煤种变化大的问题, 需要适应性更强的脱硫产品。

因此, 要解决脱硫系统的关键是要大幅提高自主创新能力, 加快创新支撑体系建设, 推动技术发展新格局, 由目前的规模优势逐渐向技术优势推进。

2.3 脱硫设备性能缺乏有效诊断手段, 造成重复建设和投资浪费

国家已制定燃煤烟气湿法脱硫设备标准, 解决了石灰石-石膏湿法燃煤烟气脱硫设备的腐蚀、结垢、堵塞等问题, 提出了人机安全要求。对其他非主流脱硫设备, 应以湿法为鉴, 制定相关国家或行业标准, 引导其良性发展, 避免重蹈覆辙, 造成损失。

2.4 缺水丰煤地区烟气脱硫存在一定困难

我国内蒙、陕北以及新疆部分煤炭资源丰富地区均属于缺水地区, 当地电力发展用水问题亟待解决。

以新疆哈密煤电基地为例, 哈密煤炭预测资源量占全国预测资源量的12.5%, 占新疆预测资源量的31.7%, 居全疆第一, 并且国家规划建设哈密─郑州特高压工程, 输送容量750万千瓦。哈密属于资源性缺水地区, 燃煤电站建设的重点在于落实电厂水源, 因此从节水的角度分析, 电厂烟气脱硫应该选择干法工艺, 但目前干法脱硫尚无大型化应用业绩, 并且没有经济性优势。针对这种实际情况, 脱硫方式如何选择, 是项目建设单位和设计单位共同面临的难题。

政府应选择性的推行干法脱硫工艺示范工程, 并在资金方面给予一定扶持, 以促进电力行业节能减排。

3 燃煤电站烟气脱硫技术发展趋势

截至2011年, 我国每年直接用于燃烧的煤炭达10余亿吨以上, 尽管技术和装备水平等在不断进步, 二氧化硫排放量仍有增长的可能, 因此资源回收型脱硫工艺将有很大的发展空间。

目前, 脱硫脱硝一体化、氨法脱硫、有机胺脱硫、活性焦法和其它资源回收型脱硫新技术取得了一定进展。国家有关部门在政策、项目和资金上继续支持和组织实施300兆瓦及以上火电机组的烟气脱硫完善化技术示范和引进技术再创新, 重点解决工艺设计、设备成套和运行规范化等问题, 提高脱硫设施工程建设质量和运行管理水平。

4 结论及建议

燃煤锅炉烟气治理技术及应用 篇8

1加强燃煤锅炉烟气治理的必要性

燃煤锅炉在工业生产中发挥了重要的作用, 但与此同时, 巨大的燃煤消耗量也造成了烟气污染问题, 是导致温室效应、大气污染以及雾霾的原因, 当前已经受到世界范围内的广泛关注。环境污染的加剧, 威胁着人类的生存, 环境治理已经迫在眉睫。加强烟气治理对经济发展同样具有积极的影响。燃煤烟气中含有大量污染物的原因在于燃煤的不完全燃烧、燃煤中硫含量较高等, 而在烟气治理的过程中, 需要根据这些因素, 采取针对性的措施, 进行除尘和脱硫, 以有效解决燃煤锅炉烟气污染问题[1]。

2燃煤锅炉烟气除尘技术

2.1机械式

粉尘是燃煤锅炉烟气当中的主要污染物, 除尘则是将低污染的有效途径, 有效的脱离散入空气当中的固体颗粒物, 根据不同的污染情况, 采用不同原理的除尘办法, 机械式除尘是其中的一种。利用机械式除尘器, 质量力、重力、惯性以及离心力的基本原理, 进行机械式除尘。根据不同的除尘机理, 采用相应的机械式除尘器。其中广为应用的是旋风除尘器, 在机械式除尘器当中, 旋风除尘器的性价比更高便于操作, 无论是在粉尘负荷变化和高温、 高压的环境下, 还是对腐蚀性气体进行除尘时, 旋风除尘器都有着良好的除尘效果, 工作效率高。但值得注意的是, 只有高于5μm的粉尘颗粒能够通过旋风除尘器除去。因此, 旋风除尘器并不完全适用于所有的烟尘环境[2]。

2.2过滤式

过滤式除尘器的原理是通过过滤装置将烟气当中的粉尘进行过滤收集, 然后进行分离除尘。空气过滤、袋式除尘以及颗粒层除尘都是行之有效的过滤式除尘办法。在治理燃煤锅炉烟气粉尘的过程中, 根据污染的实际情况, 选择最有效的除尘办法。就除尘效率而言, 袋式除尘器的优势更为显著。作为一种传统的除尘方式, 即便在烟气除尘技术不断更新完善的当下, 袋式除尘器仍然是最为稳定可靠的除尘方法。袋式除尘器在结构型式、滤料、清灰方式也得以有效的拓展创新, 除尘性能也得以有效的提升, 适用的范围更为广泛, 在烟气除尘当中发挥着重要的作用。

2.3电除尘

电除尘是利用静电力来分离烟气当中的粉尘, 是一种高效的除尘办法, 一般应用于大量烟气处理的情况。电除尘器直接作用于粉尘粒子, 而不需要受到较大的气流阻力, 因此除尘效率更高。 电除尘在高温高压以及强腐蚀等特殊环境下一样适用。因此, 电除尘器在工业生产当中得到了广泛的应用, 其效果显著。但是, 电除尘器设备占据的空间较大, 并需要投入大量的资金, 除尘的过程中会受到电阻的影响, 需要针对这些影响因素, 采取有效的措施予以改进。

2.4湿式除尘

湿式除尘是通过水与烟气的接触, 以更好的捕集粉尘颗粒, 或者是增大粉尘颗粒的粒径到10μm以上, 有效将粉尘颗粒出除去, 以达到除尘的效果。一般情况下, 利用湿式除尘时, 还可以同步完成烟气的脱硫。当前, 湿式除尘是最高效的烟气除尘办法, 适用环境广泛, 造价低廉、操作和维护便捷, 安全可靠。但湿式除尘器需要解决管道的腐蚀问题, 以及污泥和污水的残留问题。

根据燃煤锅炉烟气除尘的具体需要, 选择合适的湿式除尘器。对于大型锅炉来说, 需要处理大量的烟气, 可以同时采用文丘里除尘器与麻石水膜除尘器, 充分发挥其各自的优势, 以获得最佳的除尘效果, 并有效解决了湿式除尘器的管道腐蚀问题。对于小型锅炉的烟气除尘处理, 自激喷雾除尘器更为适合[3]。

3燃煤锅炉烟气脱硫技术

在燃煤锅炉所排放的烟气当中存在着大量的SO2气体, 给环境和身体健康都造成了极大的危害。因此, 脱硫是燃煤锅炉烟气治理当中必不可少的环节。相比于燃烧前以及燃烧过程中的脱硫, 烟气脱硫显然更加经济实用, 应用技术操作简单, 不需要过高的成本投入。烟气脱硫技术是燃煤锅炉烟气治理最有效的应用的办法。

3.1干法

利用可循环再生的吸收剂、吸附剂以及催化剂等材料, 有效的进行脱硫, 除去烟气当中的SO2气体, 这些吸附材料可以循环可再生利用, 在脱硫的过程中不会生成新的化合物。为了提升脱硫的效果, 许多新技术在烟气脱硫当中得以有效应用。利用等离子体法, 采用电子束照射法和脉冲电晕等离子体法。根据水的电离原理, 激发水分子发生电离。与此同时, 烟气当中SO2、NOX会变得更加活跃。所产生的H+ 和OH- 会与SO2和NOX发生反应, 生成H2SO4和NH4, 进一步反应生成硫酸氨, 达到脱硫的效果, 同时没有生成污染物, 所生成的硫酸氨可以循环利用。当前, 许多干法脱硫新技术得以开放应用, 其中包括荷电干式喷射脱硫法, 通过喷射带有静电荷的吸附剂到烟气流当中, 增强离子的活性, 促进化学反应的发生, 以获得良好的脱硫效果[4]。

3.2半干法

蒸发烟气当中水分, 硫化物固体颗粒以干粉状呈现, 进而利用袋式除尘器除去该固体颗粒, 以达到良好的脱硫效果。在炉内喷钙的基础上改进创新的炉内喷钙增湿活化法, 利用活化反应器, 并采用喷水增湿的办法, 充分发挥空气预热器和除尘器的优势作用, 以有效促进脱硫反应, 达到烟气脱硫目的, 是值得推广的半干法烟气脱硫技术之一。半干半湿法脱硫技术, 结合湿法和干法脱硫技术的特点, 将石灰作为脱硫剂, 与脱硫灰碱性物质结合应用。烟气进入烟道与之相接触, 实现三相混合脱硫[5]。

3.3湿法

利用盐溶液或碱溶液对烟气进行洗涤, 进而除去SO2。由于是气液反应, 其脱硫反应速度快、效率高、脱硫添加剂利用率高, 如用石灰石做脱硫剂时, 当Ca/S=1时, 即可达到90%的脱硫率, 适合大型燃煤电站的烟气脱硫。根据吸收剂的不同, 采用不同的湿法脱硫技术。石灰石—石膏法、双碱法、氨法以及海水法都是常用的湿法脱硫技术。但是, 湿法烟气脱硫存在废水处理问题, 初投资大, 运行费用也较高的问题, 特别是今年近零排放要求的提出, 湿法脱硫技术面临巨大挑战, 因此提高湿法脱硫效率, 调整脱硫塔结构形式, 改善湿法脱硫工艺迫在眉睫。

4结语

燃煤锅炉在工业生产需要燃烧大量的煤炭。所产生的大量烟气, 给生态环境和人体健康产生危害。加强燃煤锅炉烟气治理是工业可持续发展和环境保护的共同需要, 从烟气除尘和烟气脱硫两方面着手, 采取有效的治理技术, 在原有烟气治理方法的基础上, 进一步的改进完善, 以获得良好的治理效果, 创造良好的经济效益和环境效益。

摘要：燃煤锅炉在工业生产当中广泛的应用, 并发挥着重要的作用。但随着工业的快速发展, 燃煤量增加, 锅炉烟气排放量显著增加。烟气当中的烟尘和二氧化硫等有害物质, 会造成环境污染, 威胁到人体的健康。在全面提倡低碳环保的当下, 加强燃煤锅炉烟气治理是必然需要。文章围绕燃煤锅炉烟气治理, 探究相关治理技术的应用, 结合当前的发展现状, 予以改进完善, 减少经济损失, 有着良好的经济价值和环境价值。

关键词：燃煤锅炉,烟气治理,应用

参考文献

[1]张元科, 苏亮.浅析燃煤锅炉烟气治理技术[J].中国新技术新产品, 2013, 09:224.

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[4]臧世军.锅炉烟气脱硫除尘技术研究[J].中国新技术新产品, 2010, 18.

燃煤锅炉烟气超低排放技术浅析 篇9

1 脱硝技术

目前国内外应用成熟脱硝技术包括低氮燃烧 (LNB) 、选择性非催化还原 (SNCR) 、选择性催化还原 (SCR) 和混合法等。低氮燃烧技术进行低氮燃烧器改造, 无还原剂, 脱硝效率20%~60%。SNCR, 通过炉内930~1090 (9) 左右温度窗口喷还原剂, 无催化剂, 效率25%~50%, 固定投资少, 但氨过量3-5倍, 运行费用高, 氨逃逸易造成二次污染。SCR工艺, 在320~420 (9) 温度条件和在催化剂作用下, 喷氨水或尿素, 脱硝效率大于90%, 效率最高、技术成熟可靠, 运行费用较低, 成为超低排放的主力军。为实现超低排放改造, 考虑从以下方面着手。

1.1 采用联合工艺

煤粉锅炉可采用LNB+SCR联合工艺, 炉内经低氮燃烧改造, 抑制燃烧过程中NOx的生成, 减轻SCR处理负荷, 降低运行成本。对于已经实施LNB+SCR联合工艺但未达到超低排放指标, 甚至可以增加SNCR工艺处理, SNCR逃逸氨作为SCR反应的还原剂, 不仅实现25%~50%脱硝效果, 达到超低排放指标要求, 同时避免了SNCR氨逃逸二次污染。流化床锅炉一般采取SNCR工艺即可达到小于100mg/m3指标, 可根据炉型和现场布置采用与LNB或SCR联合工艺。

1.2 高效宽温催化剂

SCR工艺核心元件为催化剂, 催化剂目前已基本国产化, 价格相对便宜, 对反应器设置预留层装填预留层催化剂, 单层效率50%及以上即可实现超低排放, 对于装填量无法增加的装置可更换高效催化剂, 目前市场有高温、中温、中低温、低温型催化剂, 活性温度窗口宽, 可以根据锅炉烟气现场条件灵活进行改造, SCR可布置在高尘、低尘、尾部等。

1.3 优化系统设计

超低排放下形势下要求脱硝效率更高, 烟气参数的分布和氨逃逸等问题暴露出来。一是SCR氨逃逸问题。因此在设计上选择实力强大团队, 借助流场模拟优化设计, 合理设计喷氨格栅、烟气流场均布以及合理喷氨控制逻辑优化, 降低进出口氨氮偏差, 避免造成飞灰中氨味重以及反应器出口CEMS和烟囱CEMS指示氮氧化物偏差大等问题。二是针对SCR技术低负荷下无法投运问题, 可以采用两段式省煤器技术、加装省煤器烟道旁路、加装省煤器给水旁路、增加一个给水加热装置等方式提高低负荷条件下省煤器的出口烟温, 保证烟气脱硝装置的正常运行。

2 除尘技术

2.1 干式除尘 (DESP)

干式除尘DESP主要用于脱硫塔前端处理, 主要包括静电除尘、袋式除尘和电袋复合除尘、超净电袋除尘技术。针对电除尘的增效技术包括:低低温电除尘、旋转电极式电除尘、微颗粒捕集增效、新型高压电源技术等。袋式除尘常规的排尘浓度可达到≤30mg/m3, 滤袋寿命3年或以上。电袋除尘, 电袋除尘是将静电和过滤两种除尘技术复合在一起的除尘器。除尘效率≥99.9%, 粉尘排放≤20mg/m3。为实现超低排放采用较多为袋除尘和电袋除尘, 近两年出现了低低温电除尘, 这在上世纪90年代末开始在日本广泛应用, 低低温静电除尘技术通过烟气冷却换热器或气气换热器使电除尘器入口烟气温度降到酸露点之下90~100 (9) , 烟尘比电阻降低, 能够提高除尘效率;同时烟气中SO3冷凝并粘附到粉尘表面, 被协同脱除;同时降低脱硫工艺水消耗和实现余热利用。

2.2 湿式电除尘 (WESP)

湿式电除尘采用液体冲刷集尘极表面进行清灰, 不受粉尘比电阻影响, 可有效捕集效率低的污染物, 主要用于解决FGD出口复合污染物 (石膏雨、酸雾、细微颗粒物、超细雾滴、汞等) 排放问题, 酸雾去除率可达到95%, 尘可达到5mg/m3以下。中电投远达环保工程公司自主研发的远达蜂窝管式湿式电除尘技术成功应用于渭河发电公司3号300兆瓦机组工程, 该除尘器入口粉尘浓度为32.3mg/Nm3, 出口粉尘浓度为0.8~1.5 mg/Nm3, 除尘效率95%以上

3 脱硫技术

烟气脱硫技术一般按脱硫产物的干湿形态可分为湿法、半干法和干法烟气脱硫工艺, 湿法脱硫技术约占85%左右, 国内外大型电厂, 90%以上采用石灰石-石膏法工艺, 主要是其效率高, 吸收剂价格便宜, 但其工艺流程较长, 投资大, 吸收剂系统较负责, 副产品石膏利用率不高。氨法脱硫实现了真正的循环经济, 硫铵化肥市场较好, 在小型锅炉上占有一定的市场。湿法脱硫技术路线可以分为:单塔双循环技术、双托盘技术、U形塔 (液柱+喷淋双塔) 技术、双塔塔技术等不同流派。比较先进的为单塔双循环技术, 对于新建项目来说选择单塔双循环技术占地小, 投资省, 系统阻力小。为实现超低排放需要, 关键点在于提高脱硫效率, 降低氨逃逸、石膏雨 (硫铵雨) 、酸雾等。

4 烟气协同处理技术

烟气协同处理技术是目前烟气治理的重要的发展趋势, 即在同一设备或多个设备实现两种及以上污染物联合脱除, 与常规的烟气治理路线相比, 在实现同等甚至是更严格的排放指标情况下, 均具有一定的技术经济性优势。

5 超低排放技术路线

氮氧化物和二氧化硫的超低排放对于目前的技术来说都不是难题, 通过一定的措施较容易实现, 技术难点是总尘控制, 脱硫塔出口石膏雨、硫铵雨、酸雾等问题控制。目前超低排放技术路线主要围绕这个难点呈现出两个主要工艺技术路线, 一个是烟尘的终端治理, 主要以湿式电除尘为核心的技术路线, 二是烟气协同治理, 即烟气脱硫除尘协同治理技术。

5.1 超低排放工艺路线一

锅炉→脱硝 (LNB+SCR) →烟气冷却器 (FGC) →干式除尘 (DESP) →烟气湿法脱硫 (FGD) →湿式电除尘 (WESP) →烟囱。该技术路线是为满足烟尘排放浓度不高于5mg/m3, 在脱硫塔FGD后面加装WESP作为二级除尘设备, 目前主要用于石灰石-石膏法脱硫塔后面, 在氨法脱硫用加湿电的成熟经验还不足。WESP能够高效控制烟尘和去除石膏颗粒、SO3酸雾等污染物的排放, 适合脱硫除尘老系统的升级改造或者对指标控制特别严格的地区。日本上世纪90年代初采用的主要经典技术路线于此相似, 不同处在DESP和WESP后加装了烟气换热器GGH。因国内对排烟温度没有限制, 鉴于GGH投资、维护大, 大部分取消了GGH设置。该技术路线采用WESP, WESP阳极和阴极线、喷嘴等接触烟气的部件采用耐腐蚀不锈钢、玻璃钢材料, 成本较高。同时运行中除消耗的电量外, 还增加了循环水消耗、Na OH溶液消耗, 因此湿电除尘器的总运行成本较高, 且维护量增加。

5.2 超低排放工艺路线二

氧化脱硝 (SCR) →空气预热器 (AH) →干式除尘 (DESP) →烟气湿法脱硫除尘协同处理→烟气再热 (FGR, 可选择安装) →烟囱。为降低电厂环保设备的运行和投资费用, 高效烟气脱硫除尘协同处理技术成为了重要的研究方向。该工艺技术路线是采用低低温电除尘, 电除尘前安装了GGH, 烟气温度从120~140 (9) 左右降低到烟气酸露点以下 (约90 (9) ) 实现低低温电除尘, 有效控制尘和SO3含量, 减轻后端处理难度。保证进入脱硫塔入口的尘含量低于20mg/Nm3, 当然在国内除尘有采用干式除尘, 保证进入脱硫塔入口的尘含量低于30mg/Nm3, 脱硫与除尘主要在脱硫塔内实现。该技术路线避免了WESP带来的高投资、高能耗、高维护量。

6 结语

采用何种技术路线, 要根据自身条件, 着重从处理现状, 装置瓶颈, 改造空间出发, 选择技术可靠、经济性好的改造方案。属于改造升级的看原有电除尘器提效空间, 脱硫改造提效空间受限的项目, 对于近些年实施的项目原有除尘和脱硫改造空间大的可以采用路线二, 塔内增加高效喷淋、高效除尘除雾设施达到超低排放。对于新建的大型电厂机组采用路线二即高效脱硫除尘协同处理技术。

摘要：本文针对为实现超低排放对当前烟气脱硝、除尘、脱硫技术以及协同处理技术进行了分析, 针对升级改造和新建项目提出了相应的解决措施, 对目前较为成熟、经典的超低排放技术路线进行了简要分析, 为顺利实施超低排放技术改造项目提供合理建议化和对策。

关键词：燃煤锅炉,超低排放,技术路线

参考文献

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[2]朱法华王圣.煤电大气污染物超低排放技术集成与建议电力科技与环保[J].环境影响评价, 2014年05期.

燃煤电厂烟气脱硫系统可靠性估计 篇10

我国燃煤电厂烟气脱硫系统(FGD)处于大规模的建设和运行初期,脱硫系统的运行状态已经成为发电企业上网脱硫电价考核的依据。烟气脱硫系统具有产品大、批量小、可修复、连续运行时间长、系统复杂的特点,系统的可靠性试验在实验室无法进行。

1 烟气脱硫系统可靠性特征指标

火电厂烟气脱硫系统与电厂其它热力系统不同,投资和运行消耗大,运行状态受到外界严格的监督考核,不能简单地利用增加投资、降低设备利用效率、扩大运行消耗来提高可靠性。为评估脱硫系统可靠性状态,根据烟气脱硫设施的运行特点,结合火电机组可靠性评价状况,定义5个可靠性特征指标。

1)投运率(SR)

2)非计划停运率(UOR)

3)可用系数(AF)

4)不可用系数(UF)

5)等效可用系数(EAF)

2 烟气脱硫系统可靠性特征值估计

脱硫系统可靠性特征值的真值无法准确了解,统计报表中给出的是可靠性特征量的观测值,该观测值随着统计条件的变化而变化,某些情况下与真值的差距较大,可采用区间估计方法对脱硫系统可靠性真值进行估计。火力发电机组的烟气脱硫系统大修周期每4-6年,非计划停运时间一般只占总可用时间的5%以下,属于理想有计划检修的可修设备。有计划检修的可修设备的实际失效分布可认为服从指数分布,烟气脱硫系统在经过调试和生产试运行后,可认为其可靠性失效分布满足指数分布。

2.1 可用系数和不可用系数的估计

烟气脱硫设施只能处于“可用”和“不可用”两种状态,其可靠性状态分布如图1所示。

1)点估计

根据可用系数和不可用系数的定义有:

其中:

2)区间估计

FGD的可用系数(AF)相对较高,一般大于95%,不可用系数(UF)相对较低,一般小于5%。在此仅对AF和UF进行单侧区间估计,估计AF的单侧置信下限和UF的单侧置信上限。

假设x1,x2,x3,…,xn相互独立,且服从失效率为λ的指数分布;y1,y2,y3,…,yn相互独立,且服从修复率为μ的指数分布。

根据函数Fɑ分布上侧分位数表,有:

可以得出AF的单侧置信下限AFL和UF的单侧置信上限UFU分别为:

其中:ɑ—显著性水平;1-ɑ—置信度。

2.2 投运率与非计划停运率的估计

脱硫设施的要求投运时间接近于机组实际发电时间,备用时间和计划停运时间为非考核时间,在进行投运率(SR)和非计划停运率(UOR)估计时,以实际发电时间假定为统计连续时间。

1)点估计

以锅炉实际运行时间(近似等于脱硫设施要求投运时间)为统计时间,只考虑“运行”和“非计划停运”两种状态,因此有:

其中:

2)区间估计

正常情况下,烟气脱硫设施的投运率一般大于90%,投运率小于90%的将会受到脱硫电价考核。

因此仅对SR和UOR进行单侧区间估计。同样,UOH1,UOH2,…,UOHn相互独立,服从指数分布;SH1,SH2,…,SHn相互独立,服从指数分布。根据函数F分布上侧分位数表,可以得出SR的单侧置信下限SRL以及UOR的单侧置信上限UORU:

2.3 等效可用系数(EAF)的估计

等效可用系数(EAF)为可用小时数减去降低出力等效停运小时数后与统计小时数的比值,它反映了脱硫设施满负荷出力能力。为计算评估方便,将可靠性评估统计时间进行划分为两种,一种是可用时间(AH)减去降低出力等效停运时间(EUNDH),另一种是不可用时间(UH)与降低出力等效停运时间(EUNDH)之和。

1)点估计

根据等效可用系数(EAF)的定义有:

2)区间估计

由于我国燃煤电厂煤质来源广,很难符合设计煤种的品质,脱硫设施制造商的设计及制造能力良莠不齐,部分电厂FGD经常存在降低出力运行的状态。需要对脱硫设施的等效可用系数(EAF)进行双侧区间估计,就是求出一个置信区间[EAF1,EAF2],使得该区间以一定的置信水平将EAF的真值包含在内。

f1,f2,f3,…,fn相互独立,且服从失效率为λ的指数分布;k1,k2,k3,…,kn相互独立,且服从修复率为μ的指数分布。

EEAAFF的的双双侧侧区区间间估估计计的的上上下下限限分分别别为为::

式中:ɑ为显著性水平,1-ɑ为置信度。

由降低出力运行原因或结果的不同,将降低出力运行(IUND)分为第1类降低出力运行(IUND1)、第2类降低出力运行(IUND2)和第3类降低出力运行(IUND3)。如有需要,可依据本小节中的EAF估计计算方法对不同的降低出力运行方式进行分别估算其EAFi。

3 结束语

根据火电厂烟气脱硫系统特性,结合有关脱硫设施运行考核要求,给出了可以用来评价系统可靠性水平的5个可靠性特征指标,并对特征指标进行了估计计算,为实现脱硫系统的设计优化和可靠性增长奠定了基础。

参考文献

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