燃煤机组脱硫双塔及相关系统颗粒物脱除特征

为了探究装配双级脱硫塔的燃煤机组对颗粒物脱除特性的问题,通过低压撞击器颗粒物取样系统对西安某300MW机组双级串联湿法脱硫塔及相关污染物控制设备进出口颗粒物现场采样,并搭建滤膜取样系统,收集脱硫塔进出口处的颗粒物进行水溶性离子分析。结果表明:双级脱硫塔对PM_(10)的总脱除效率为60.3%,PM_1的质量浓度未出现逆增长现象,脱硫出口处PM_(10)水溶性离子中SO_4~(2-)、Cl~-、Mg~(2+)含量增加;选择性催化还原装置会使得PM_1的质量浓度增加24.7%;静电除尘器对PM_(2.5-10)、PM_(1-2.5)、PM_1的脱除效率分别为98.6%、98.3%、95.7%;湿式静电除尘器对各级颗粒物脱除效率均达到60%以上。70%负荷下,该机组排放的PM_(10)质量浓度为2.89 mg×m~(-3),排放因子为0.049 kg×t~(-1)。     

湿气体净化电晕装置的结构及工业应用

介绍了电晕装置的工作原理及在硫酸工业、燃煤电力行业、肥料行业湿气体净化方面的应用情况和各自的性能指标、结构特点等。硫酸装置进电除雾器气体酸雾质量浓度一般在0.1~2.5 g/m~3,经过一级电除雾器除雾后酸雾质量浓度小于或等于30 mg/m~3,经过二级电除雾器除雾后酸雾质量浓度小于或等于5 mg/m~3。燃煤电力行业脱硫脱硝装置后电晕装置深度净化烟气ρ(SO2)≤100 mg/m~3,ρ(NO_2)≤100 mg/m~3,烟尘(ρ)小于或等于30 mg/m~3;氨法脱硫电晕装置净化烟气排放ρ(NH3)≤20mg/m~3。复混肥行业电晕装置净化烟气颗粒物质量浓度小于或等于30 mg/m~3。     

300MW燃煤电站细颗粒物化学团聚系统运行及经济性分析

为实现燃煤电厂的超低排放,对电厂安装细颗粒物化学团聚强化除尘系统的300 MW燃煤机组进行了细颗粒物化学团聚强化除尘技术工业应用试验,综合考察了化学团聚系统对机组除尘效率及电厂运行参数的影响,并对细颗粒物化学团聚强化除尘技术的经济性进行分析。机组全年运行数据表明,喷入团聚剂,脱硫后颗粒物平均浓度为3. 7 mg/m~3,较未喷团聚剂时下降约44. 7%。以300MW机组为例,化学团聚技术一次工程投资仅需600万元左右,不及湿式静电除尘技术投资额的1/2,经济性良好。连续喷入化学团聚剂后,ESP后及脱硫后SO_2浓度有所下降; O_2体积分数平均上升约0. 5%; ESP后烟气温度下降3～8℃。细颗粒物化学团聚强化除尘系统取得了良好的除尘提升效果。     

300MW CFB锅炉大气污染物超低排放改造技术研究

为了指导CFB电厂选择科学、合理的大气污染物超低排放改造技术路线,选取某厂2台300MW CFB锅炉为研究对象,从技术指标、系统投资、运行维护等方面,比较了不同脱硫、脱硝、除尘工艺对工程的影响。结果表明,最优技术路线为:加装炉外半干法脱硫工艺,炉内与炉外脱硫效率分别按70%与96.59%分配;加装SNCR脱硝工艺,按入口NOx浓度200 mg/m3设计,要求效率大于75%;拆除现有电袋复合除尘器袋区,仅保留电除尘器作为脱硫塔前置除尘器,脱硫塔后加装高效布袋除尘器,要求总体除尘效率大于99.971%。     

气动脱硫技术在SO_2超低排放项目中的应用

主要介绍了气动脱硫技术,以石灰石作为吸收剂,在吸收塔内加装气动脱硫单元和高效除雾器,不加装塔内托盘和湿式电除尘装置就可以高效的脱除燃煤发电厂烟气中的SO_2、尘等污染物。结果显示,此超低排放技术可显著降低大气污染物排放水平。     

600MW燃煤机组超净排放特性及烟尘组分特征分析

针对环境污染问题对现役燃煤机组实施超净排放改造,以某600 MW燃煤机组为例,探讨了燃煤电站的超净排放标准和技术方法,对湿法烟气脱硫系统(WFDG)进、出口烟气中的烟尘颗粒物进行采样,分析其排放特性及组分特征。结果表明:WFGD系统对烟尘中的大颗粒物具有较强的脱除效果,出口烟气中的PM_(2.5)及以下粒径的细颗粒物含量上升;经过脱硫后的烟气颗粒物形态由链状结构变化为团簇结构,且体积更小,主要元素成分没有发生改变,Ca、Mg、S含量有所增加,Si、Al含量略有下降,脱硫后颗粒物增加了由WFGD系统携带出来的石灰石和石膏成分。     

湿法脱硫系统对PM2.5脱除作用的研究

为研究湿法脱硫系统对细颗粒物PM2.5排放特性的影响,选定了两个300MW燃煤机组进行测试,采用直接采样和稀释采样两种方法测试脱硫前后PM2.5质量浓度。结果表明:脱硫前两种采样方法的偏差为0.38和0.43 mg/Nm3,脱硫后偏差为2.56和1.16 mg/Nm~3;两种方法测得的湿法脱硫系统对颗粒物去除效率直接法最高达到79.59%,而稀释法为45.30%;从各粒径去除效率和发散系数可看出WFGD系统对0.5~1μm的颗粒影响最大。     

湿法脱硫协同去除细颗粒物的研究进展

石灰石-石膏湿法烟气脱硫（wet flue gas desulfurization,WFGD）工艺具有吸收剂来源广、成本低、脱硫效率高等优点,成为应用最广泛的烟气脱硫工艺。湿法脱硫过程中,燃煤烟气在喷淋浆液的洗涤作用下不仅能高效脱除SO₂而且可以协同去除细颗粒物,但同时存在石灰浆液夹带导致出口颗粒物浓度增加的问题。本文首先综述了湿法脱硫的应用现状,对比了湿法脱硫系统前后细颗粒物物性变化,然后概述了应用于湿法脱硫协同去除细颗粒物的新方法,包括脱硫塔内部结构调整以及促进细颗粒物凝聚长大,同时分析了湿法脱硫工艺中采用荷电细水雾吸附细颗粒物并增益脱除SO₂的可行性,以期为燃煤电厂细颗粒物排放控制提供借鉴。最后指出未来湿法脱硫技术不仅要实现高脱硫效率,而且能有效脱除未被静电除尘器脱除的细颗粒物,湿法脱硫技术的发展趋势是多种技术耦合实现多污染物的协同脱除。     

高硫煤锅炉烟气氨法脱硫系统工艺设计及运行小结

黔西县黔希煤化工投资有限责任公司300 kt/a乙二醇装置配套3×220 t/h高压流化床锅炉系统采用贵州当地煤,锅炉系统原配套有烟气脱硫系统1套,采用"氨-硫酸铵湿法烟气脱硫"工艺;由于贵州当地高硫煤居多,实际运行中,当系统进口烟气中的SO_2含量超过4 000 mg/m~3时,出口尾气中的SO_2和颗粒物含量无法达标排放。按照《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014—2020年)》以及国务院、贵州省政府等的最新要求,烟气脱硫系统出口污染物含量须执行超低排放标准,为此,黔希煤化决定新建1套超低排放锅炉烟气氨法脱硫系统。着重介绍新建锅炉烟气氨法脱硫系统核心设备——脱硫塔的工艺设计情况,包括塔体直径、塔高、浓缩段喷淋液量、吸收循环液总量、氧化风量、脱硫塔各段喷嘴、除雾器排列方式等的选取与确定,以及超低排放锅炉烟气氨法脱硫系统的运行情况,以期为业内提供一些参考与借鉴。     

上石化启动两环保项目

<正>上海石化投资近4亿元,对电厂的6台锅炉实施超低排放改造,改造后,上海石化电厂将实现超低排放,预计每年可减排颗粒物115t、二氧化硫314 t、氮氧化物425 t,相当于燃气机组的排放限值。最近这一改造项目已经施工,计划年内完成。上海市于2016年下半年提出,从2018年1月1日开始,燃煤锅炉执行"颗粒物低于5 mg/m~3、二氧化硫低于35 mg/m~3、氮氧化物浓     

1000 MW超超临界机组超低排放改造工程分析

目前国内众多燃煤火力发电厂已经或正在进行多种污染物超低排放工程改造,进一步降低SO_2、NO_x和烟尘等污染物排放以减轻对严重雾霾天气的影响。在分析某电厂1 000 MW超超临界机组SCR烟气脱硝、湿法烟气脱硫以及静电除尘器运行现状的基础上,提出并实施了采用"SCR脱硝增容+低低温静电除尘器+高频电源静电除尘器改造+脱硫吸收塔提效与协同除尘"的超低排放技术改造方案。对该机组超低排放改造前后烟气脱硫、脱硝、除尘系统进行了性能试验,结果表明烟囱入口烟尘、SO_2、NO_x质量浓度分别为4.0、21.5和38.2 mg/m~3,达到了烟尘、SO_2、NO_x的排放浓度分别控制在5、35、50 mg/m~3以内的超低排放要求。改造后,在现有烟气脱硫、脱硝、静电除尘装置的基础上每年可减少烟尘排放量543 t、SO_2排放量2 633 t、NO_x排放量634 t,改善了重点区域空气质量。     

燃煤锅炉烟气脱硫技术对颗粒物排放影响研究进展

随着环境问题的日益严峻及燃煤锅炉超低排放工作的实施,由燃煤引起的大气污染问题及脱硫和除尘设备协同脱除污染物的作用逐渐受到关注。由燃煤释放的SO2和颗粒物对人类健康及自然环境造成严重危害,因此对SO2和颗粒物的治理至关重要。笔者综述了湿法烟气脱硫技术如石灰石-石膏法、氨法等,半干法烟气脱硫技术如循环流化床烟气脱硫技术(CFB)、高倍率灰钙循环烟气脱硫(NGD)等以及干法烟气脱硫技术如电子射线辐射法脱硫技术、活性炭(活性焦、活性半焦)吸附脱硫技术等的发展历史、技术特点及适用范围,并对比分析了各脱硫技术对颗粒物排放特性的影响。结果表明,湿法烟气脱硫技术SO2脱除效率最高,尤其是石灰石-石膏法烟气脱硫技术,总效率可达99%以上。入口颗粒物浓度高于5 mg/m^3时,此技术能够协同脱除烟气中的颗粒物,除尘效率可达50%~80%,脱硫前后粒径分布都为典型的双峰分布,且脱硫后粒径峰值向小粒径偏移,硫酸盐成分增加;入口颗粒物质量浓度低于5 mg/m^3时,出口颗粒物浓度可能出现不降反增的现象,另外,由于其投资和运行成本高,多应用于大型燃煤机组和脱硫剂来源丰富的地区,同时湿法烟气脱硫产物还具有一定的经济效益;半干法和干法烟气脱硫技术SO2脱除效率在60%~90%,与湿法脱硫技术相比具有投资和运行成本低,占地面积小和节约水资源等优点,在中小型锅炉领域如燃煤工业锅炉具有较好的应用前景,但大量脱硫产物和脱硫剂随烟气进入除尘设备,浓度高达1 000 g/m^3以上,为除尘设备造成极大的运行压力,加大了投资和运行成本。目前半干法烟气脱硫技术及干法烟气脱硫技术对颗粒物排放特性的影响研究较少,还需在脱硫系统对颗粒物粒径、成分及形貌特性等方面的影响规律做进一步研究。     

铜冶炼制酸尾气深度净化处理技术

介绍了铜冶炼烟气制酸尾气深度净化处理技术的工艺流程和主要设备。楚雄滇中有色金属有限责任公司采用集脱硫、增湿、高速电除雾于一体的烟气深度净化装置对制酸尾气进行处理。经处理,排放气体中ρ(SO_2)小于100 mg/m~3、颗粒物质量浓度小于10 mg/m~3、酸雾质量浓度小于20mg/m~3。新型脱硫塔有效解决了传统氨法脱硫中SO_2排放浓度不稳定及酸雾、颗粒物排放浓度超标等问题。     

燃煤电厂石灰石/石膏湿法脱硫系统的设计参数选取

针对燃煤电厂石灰石/石膏湿法脱硫设计过程中的参数选取,通过分析石灰石/石膏脱硫系统的组成,对脱硫系统设计中空塔流、浆液pH、浆液Cl-离子浓度、浆液密度、喷雾粒径、石灰石停留时间、石膏停留时间、石灰石粒径、自然氧化率等相关工艺参数进行阐述,详细分析了以上参数对脱硫系统的影响及原理,提出以上参数的设计取值,为石灰石/石膏湿法脱硫系统超低排放改造提供设计指导。     

燃用高硫煤火电机组旋流雾化超洁净排放试验研究

针对脱硫塔直径小、烟气流速高,燃用高硫煤时烟气脱硫除尘难以超洁净排放的难题,以某300 MW火力发电机组为例,采用旋流雾化脱硫除尘一体化技术进行改造,研究液气比、入口烟气温度对脱硫效率和除尘效率的影响。结果表明,采用旋流雾化脱硫除尘一体化技术,脱硫塔入口粉尘浓度为30 mg/Nm~3时,脱硫塔出口粉尘浓度实现小于5 mg/Nm~3的超洁净排放要求,不需在脱硫塔后加装湿电除尘器,即可在脱硫单塔协同完成脱硫除尘。在一定液气比下,烟气入口温度及SO2浓度对脱硫塔的效率影响不大,脱硫效率稳定在99. 29%以上,脱硫塔除尘效率高达90. 84%,旋流雾化脱硫除尘一体化技术具有较好的工况适应性和系统稳定性。     

湿式静电除尘器和湿法脱硫整体式布置

随着燃煤电厂的大气污染排放标准越来越严格,超低排放已成为主流,常规除尘器的布置是放在脱硫塔前,国家要求的是烟囱出口排放,所以检测除尘器出口的排放意义不大,而且若脱硫效果不好会产生其他颗粒物,为此湿式电除尘器应运而生,其具有捕集烟气中尘滴和微小尘粒的强大功能。湿式电除尘主要有板式和蜂窝式,由于场地限制,为了节省场地空间,经过充分论证,脱硫塔上加蜂窝式湿式静电除尘器成为一种科学的布置方式。     

高效氨法脱硫除尘一体化技术的应用

针对某厂应用高效脱硫除尘一体化技术改造技术方案、运行效果和注意问题进行了介绍,改造后脱硫塔出口SO2浓度35 mg/Nm3,出口尘浓度在5 mg/Nm3,达到燃气轮机组排放限值。该技术成熟可靠,效果良好,能够满足当前日益严苛的超低排放改造要求,为其它企业锅炉烟气脱硫除尘改造和新机组脱硫除尘的建设提供参考。     

EDV~?5000湿法洗涤工艺在永坪炼油厂120万吨/年催化裂化装置的应用

永坪炼油厂120万吨/年催化裂化装置排放烟气SO_2浓度为235～315mg/m~3、NOX浓度为82～127mg/m~3、颗粒物浓度为150～200mg/m~3,按照《石油炼制工业污染物排放标准》(二次征求意见稿)对催化裂化装置的排放要求,120万吨/年催化裂化装置排放烟气中SO_2浓度和颗粒物浓度均不达标。     

液滴倍增技术在煤焦化行业中的应用

简述了液滴倍增技术的原理。基于液滴倍增技术,开发了应用于剩余氨水除焦油的AFBP相分离器、焦炉煤气净化的Anhorn除雾器和焦炉烟道废气超低排放的AFMD除雾除尘器。介绍了AFBP相分离器、Anhorn除雾器及AFMD除雾除尘器的工作原理及在实际生产中的应用情况。在应用企业的运行结果表明:经过AFBP相分离器处理后,剩余氨水中的未溶解焦油质量浓度降低至50 mg/L以下;Anhorn除雾器用于净化进气柜前的焦炉煤气,对苯、萘、氨的去除率分别约为46%、66.4%、70%;湿法脱硫后的焦炉烟道废气经过AFMD除雾除尘器处理,颗粒物质量浓度降低至10 mg/m~3以下,达到超低排放的标准。     

焦炉烟道废气脱硫脱硝技术在邢钢焦化厂的应用

为贯彻国家大气污染防治行动计划,实现焦化厂超低排放,邢钢焦化厂实施了焦炉烟气深度治理环境提升项目,对1~#、2~#焦炉新建"SDS干法脱硫+SCR脱硝+余热回收"装置,进行焦炉烟气脱硫脱硝及余热回收处理。装置投运后,2018年2~#焦炉烟气连续排放检测显示:颗粒物平均质量浓度1.13 mg/m~3、SO_2平均质量浓度3.16 mg/m~3、NO_x平均质量浓度62.29 mg/m~3,低于国家超低排放标准限值;采用该技术后,不含投资吨焦运行费用9元左右。