湿烟羽消除中过热度的影响因素分析

消除湿烟羽已成为当前重大环保需求。对消除湿烟羽技术中的关键参数,如烟气加热温度（过热度）与环境温度、环境相对湿度、气压以及烟气温度之间的耦合关系,进行定量、全面分析。研究结果表明：过热度随环境温度升高、气压降低呈指数降低,而随环境相对湿度升高、烟气温度升高呈指数增加;环境温度10 ℃以上时,过热度受环境相对湿度影响的敏感性略强于受环境温度影响的敏感性;气压变化可引起过热度的显著波动,因此对于不同项目,设计时应充分考虑地域性的气压差异;烟气温度变化同样可导致过热度的显著波动,证明消除湿烟羽时应严格控制烟气温度,以便充分利用冷凝再热法的技术优势。     

湿烟气的抬升与凝结

通过数值求解湿烟气守恒方程组的方法，研究在不同环境和排放条件下脱硫湿烟气的抬升和凝结问题，发现当环境接近于饱和状态时，饱和湿烟气因水汽的凝结会使烟羽抬升比加热到100℃的干烟气还高。在通常情况下，湿烟气的凝结水主要产生在烟囱下风向100～300m以内，最大凝结水量发生于烟囱下风向的数米范围内，为1～10g／kg。环境温度升高时，凝结水量减少；烟气温度升高时，凝结水量增多。白烟长度从数十米至数百米，有时甚至达到1～2km，它取决于环境条件和排放条件。白烟长度对环境湿度的变化和烟气温度的变化比较敏感，环境湿度增大时，白烟长度增长；烟气排放温度升高时，白烟长度增长。此外，白烟长度还随环境风速的增大而增长，随环境温度的升高而缩短。     

冷凝再热技术消除湿烟羽在大型燃煤机组中的应用

随着我国电燃煤电厂机组实施超低排放改造以来,湿法脱硫设施基本都取消了回转式GGH,脱硫出口的湿烟气直接通过烟囱排入环境。湿烟气进入温度较低的环境空气会形成湿烟羽现象,产生视觉污染。上海市于2016年初出台政策,要求燃煤发电锅炉采取措施消除烟囱烟羽现象。为满足地方环保标准,研发了冷凝再热技术并在1000MW燃煤机组上成功实施,工程实践结果表明,采用对湿烟气冷凝再热,可完全消除烟囱湿烟羽现象,且能耗较低,并对污染物进一步减排,效果显著,可在环境敏感地区推广应用。     

某燃煤机组水媒式烟气循环加热系统能耗评价与烟气余热利用分析

某330 MW湿冷机组湿烟羽治理工程采用水媒式烟气循环加热系统工艺，对其进行了能耗测试，分析了浆液冷却+MGGH烟气再热技术在冬季工况和夏季工况对机组能耗的影响，并与某660 MW机组浆液冷却+蒸汽烟气再热技术的能耗水平进行了对比。对比结果显示，MGGH系统可有效利用锅炉尾部烟气余热加热再热烟气，减少蒸汽用量，大幅降低了湿烟羽治理工程对机组能耗的影响，并且水媒式烟气循环加热系统利用低品质的烟气余热冬季加热锅炉暖风器，节能量较大，经济效益明显。     

电厂湿烟羽消白烟气参数计算

采用湿法脱硫的电厂,脱硫系统出口烟气温度低且含水量大,未经处理直接排向大气会引起电厂周边环境污染问题。对烟气进行加热,或冷凝回收烟气中一部分水蒸汽是解决此问题的有效方法。给出了电厂湿烟羽"消白"过程中烟气参数计算方法,一台350 MW超临界压力发电机组的计算表明:水蒸汽凝结时释放的潜热是冷凝过程主要热量来源;冷凝烟气中水蒸汽的"消白"方案投资较大,运行成本较高;采用辅助加热器对烟气进一步升温,将烟囱入口烟气温度提高到75℃,是一种较好的烟气"消白"方法。     

消除白色烟羽影响因素研究

本文通过数值模拟对消除白色烟羽的影响因素进行研究。结果表明:环境温度越低、环境风速越小、环境湿度越高、烟囱出口烟气流速越大、烟囱出口烟气温度越高时,烟羽产生情况越明显,反之,则烟羽产生情况减弱;可通过提高机组燃煤品质,燃用发热量高、含水量小的煤质,减小锅炉出口烟气量,降低烟囱出口烟气流速和脱硫后的饱和湿烟气温度等措施,来改善白色烟羽造成的视觉污染,减小后续烟羽治理的设备运行压力和成本。     

燃煤电厂烟羽治理系统优化

本文介绍了某电厂烟羽治理改造项目的工艺设计及运行情况、烟羽治理系统的设计特点、运行情况及优化方案。优化方案为:烟气冷凝器采用薄壁椭圆形钛管顺列布置，大幅降低了烟气冷凝器的阻力；冷凝水直接排入冷却塔，大幅简化了冷凝水系统；冷凝水中溶解的固形物质量浓度为41~53 mg/L，烟气冷凝器对SO3的脱除量为0.503~0.696 mg/m3，对可凝结颗粒物的脱除量为0.797~1.169 mg/m3；取消烟气再热系统，并将3台冷却水循环泵的配置优化为20%、30%、50%后，烟羽治理系统增加的厂用电率由原来的0.161%~0.205%降至0.056 6%~0.069 5%。本文可为同类型机组烟羽治理系统的安全经济运行提供指导。     

环境温度对热电联产机组的影响及对策

针对热电联产机组冬季存在空冷凝汽器冻结和供热抽汽参数调节滞后的问题,结合某4×220 MW直接空冷热电联产机组进行了热力计算,得出不同环境温度对应的凝汽器最小蒸汽流量和供热抽汽流量,并利用origin软件绘制出相应的性能曲线.通过分析发现:随着环境温度升高,流入凝汽器的蒸汽量逐渐降低,并且蒸汽量的变化率逐渐减小;当环境温度低于零下5℃时,基本热网加热器已经达到最大热负荷,需要启动尖峰热网加热器以满足热用户的需求;当环境温度低于零下6℃时,所需总蒸汽流量已经超过最大主蒸汽流量,此时需要加大燃料投入,增大主蒸汽流量,或关闭部分空冷凝汽器单元,减小发电量.该方法能够准确计算不同温度对应的热电比例,及时调整发电和供热参数,实现能量的合理利用.     

湿法脱硫烟气湿排问题分析

目前国内湿法烟气脱硫普遍采用烟气再热器(GGH)提高出口烟温，但加装GGH会使系统复杂化并增加投资及运行费用。为探求烟气湿排的可行性，研究解决烟气湿排中的相关问题，文中利用数值模拟技术，对烟气直接排放(取消GGH)时烟囱内的流场，烟羽扩散情况进行了数值模拟研究；对烟气湿排中的腐蚀问题、烟囱内的压力分布、烟气的抬升高度等问题进行了计算分析。数值计算与分析表明，湿烟囱排放会增强对烟囱的腐蚀性，需采用特殊的防腐处理；湿烟囱直接排放会降低烟气抬升高度，不利于扩散；为减少烟流下洗，增强扩散，应保证烟气的出口动量；湿烟气各项排放指标能满足环保要求。总之，设计合理的湿烟囱，湿烟气直接排放可大大降低WFGD系统的设备投资和运行费用，是完全可行的。     

低温洗涤法烟气脱硫脱碳工艺模拟研究

本文提出了一种通过低温戊烷液体洗涤烟气将CO2和SO2同时冷凝脱除的烟气处理工艺。该工艺采用2塔喷淋冷却方式冷却烟气,第1个喷淋塔采用冷冻水喷淋降温至接近冰点,第2个喷淋塔采用低温正戊烷液体喷淋降温至SO2和CO2的凝华温度,洗涤冷凝得到的SO2、CO2和H2O等组分不溶于正戊烷,故而从洗涤液分离出来。本文基于ASPEN PLUS软件建立600 MW 燃煤机组低温冷凝法脱硫脱碳工艺模型,通过物料和能量平衡计算,对SO2和CO2脱除效率和系统能耗进行了分析。结果表明:将烟气降温至–116 ℃时,CO2捕集率达到90%,SO2脱除率接近100%;当捕集的CO2以气态形式存在时,系统能耗约为80.25 MW（188.6 kW·h/t）,当捕集的CO2以液态形式存在时,系统能耗约为114.56 MW（269.2 kW·h/t）,比传统醇胺吸收法脱碳能耗降低30%左右。     

基于相变凝聚传热的深度减排研究与应用

结合循环流化床(CFB)锅炉燃烧特性,分析湿法脱硫后烟气温度的影响因素,并通过冷凝器表面相变凝聚传热来降低排烟温度和含湿量,实现消除石膏雨及有色烟羽现象.     

燃煤电厂有色烟羽治理政策和技术现状

燃煤电厂有色烟羽不仅污染视觉,还影响周边环境和气候,已引起广泛关注。实现超低排放的电厂,有色烟羽主要表现形态为由雾状水蒸汽形成的白色烟羽和以由SO3形成的硫酸气溶胶颗粒为主的蓝色烟羽。针对我国采取烟温控制措施的地方白色烟羽治理政策和鼓励SO3协同脱除的蓝色烟羽治理政策,介绍基于烟气加热、降温冷凝和冷凝再热措施的白色烟羽治理技术以及利用污染物控制设备协同脱除作用和喷射碱性吸收剂的蓝色烟羽治理技术。     

利用冷却塔排放脱硫湿烟气技术的应用

介绍了利用冷却塔内热湿空气巨大的热动量对火电机组烟气湿法脱硫后的湿烟气进行抬升排放的烟塔合一技术,并通过工程实例详述了采用此项技术的冷却塔设计原则。     

湿法脱硫烟气再加热问题的探讨

介绍了几种主要的湿法脱硫烟气再加热的方法,并对其技术特点进行了分析,针对湿法脱硫后的烟气是否必须经过加热才能排放以及烟气再加热方式的选择,提出了笔者的观点。     

循环流化床锅炉低温烟气余热回收工艺参数研究

循环流化床(Circulating Fluidized Bed,CFB)锅炉内石灰石脱硫技术的应用为低温烟气余热的深度回收创造了条件。以东方电厂490 t/h CFB锅炉为研究对象,提出了采用两级烟气冷却器深度回收低温烟气余热的工艺,分析了锅炉低温烟气特性,研究了烟气含湿量、酸露点和排烟温度等参数的关联特性。计算表明,低温烟气余热深度回收工艺排烟温度为40℃。研究结果可为CFB锅炉低温烟气余热深度回收工艺优化提供数据支持。     

基于实测的烟气“消白”工程环境效益研究

为研究烟气“消白”工程的环境效益,采用RJ-SO₃-M型便携式SO₃分析仪对河北邯郸某电厂600 MW机组烟气“消白”工程进行了现场测试,收集了烟气“消白”工程实施前后相近运行负荷、相近煤质、相同时间段的烟尘、SO₂、NO_x的连续监测数据。研究结果表明,烟气“消白”工程中的冷却降温对FGD、WESP脱除SO₃的影响很小,烟气温降与FGD、WESP、FGD+WESP对SO₃的脱除效率之间没有相关性,温降为0 ℃、2.9 ℃、3.9 ℃和5.8 ℃的4种工况条件下,FGD+WESP对SO₃总的脱除效率介于75.6%~81.9%,平均为78.9%。烟气“消白”工程中,烟气降温有利于WESP对颗粒物的脱除,烟尘排放质量浓度约下降0.5 mg/m³,SO₂和NO_x排放浓度基本无变化。烟气中SO₃的脱除主要取决于FGD和WESP,而与烟气是否冷却降温基本无关。烟气冷却降温不是减少污染物排放的有效方法。     

SO3采样技术改进及烟气处理设备SO3脱除能力测试

燃煤烟气中SO₃由于其特有的化学性质,一直是国内外燃煤电厂污染物测试的难点之一。参照国内应用广泛的SO₃控制冷凝法,自制了一套SO₃采样系统,在综合考虑烟气SO₃采样过程中的各种影响因素后,通过试验模拟,确定了SO₃控制冷凝法采样系统最佳蛇形管内径、圈径和圈数,以及采样管、过滤器和循环水浴的伴热温度控制,从而提高了SO₃的捕集效率。利用该SO₃采样系统对烟气进行采样,测试燃煤锅炉烟气处理设备对SO₃的脱除能力,分析其影响因素及捕集机理。结果显示：SCR脱硝催化剂对SO₂具有一定的催化作用,且随烟气温度的升高,SO₂/SO₃转化率升高;对于SO₃的脱除效率（各设备进出口浓度对比）,干式除尘设备可达80%以上,湿法脱硫设备为35%~40%;湿式电除尘器为70%~75%。