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。     

燃煤电厂耦合吸收式热泵烟羽治理系统设计分析

针对电厂烟气低温余热回收和烟羽治理问题,以换热器技术和吸收式热泵技术为基础,设计了一种新型的烟羽治理系统。该系统以空气预热器后的烟气为热泵的驱动热源,驱动热泵回收烟气余热,加热凝汽器凝结水和进入烟囱的烟气。以某300 MW燃煤机组为研究对象,建立烟羽治理系统传热模型,分析其余热回收和烟羽治理效果,并与常规烟气冷凝器+烟气换热器（MGGH）式系统进行比较。结果表明:燃煤电厂利用吸收式热泵进行烟羽治理时,在回收烟气余热的同时,还增大了烟气冷凝时的换热温差,在换热量不变的条件下,有效减少了烟气冷凝所需的换热面积。     

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。     

某330 MW燃煤机组冷凝-再热烟羽治理系统运行测评

针对某330 MW机组的冷凝-再热烟羽治理系统进行测试和核算,评价该烟羽治理系统的运行水平和对非常规污染物的减排效果。测试结果表明,该系统投运后烟气系统各项参数均达到了设计目标值。烟气冷凝器回收烟气凝结水23.93 t/h,凝结水含溶解性固体93 mg/L,烟气凝结水水质优良,可以直接引入化学水车间超滤工艺前进行后续处理,降低了水处理成本。根据冷凝器后烟气液态水中溶解性固体总排放量为4.47 kg/h和烟气凝结水中溶解性固体总含量为2.00 kg/h计算,烟气冷凝器对烟气溶解性固体的去除率为30.97%。研究结果表明,对燃煤硫分较低且已实现超低排放的机组,烟气中溶解性固体的含量较低,烟气冷凝器对溶解性固体的减排潜力有限。根据成分分析,溶解性固体的去除率与其溶解度有很大关系,水溶性越强,去除率越高。     

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。     

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。     

对燃煤电厂烟气脱硫装置是否装烟气再热系统的分析

本文通过技术、经济、环保方面分析,在有环境容量地区的燃煤脱硫电厂具有不安装GGH的条件;如不安装GGH,脱硫后的烟气温度将低于酸露点温度,需对烟囱和烟道采取相应的防腐措施.综合考虑取消GGH与对烟囱和烟道采取防腐措施后,将节约电厂的投资和运行费.     

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。     

烟气脱白系统设计及运行调节策略研究

锅炉烟气冷凝脱白采用较多的有“浆液直接冷却”和“间接相变凝聚”两种工艺。实际工程中,项目现场的情况各不相同,设计人员应在满足工艺和环保要求的情况下,尽可能优化设计参数,以降低物料消耗和电耗。结合实际工程案例,从脱白工艺路线选择、系统设计要点、变工况运行时的调节策略3个方面进行深入研究并给出合理优化的建议。     

湿烟羽综合治理政策分析及建议

为进一步改善环境质量,近年来多个地方政府相继出台了标准或政策文件,要求对湿烟羽进行治理。各地政策对于治理目标、考核指标及考核方式存在一定的混乱,缺乏清晰统一的标准。对现有国内外政策及技术现状进行总结和分析,提出目前政策文件中考核指标和方法中存在的问题,并给出了相关建议,认为目前阶段采用排烟温度作为考核指标具有可行性和合理性,但是建议结合区域条件、行业特征制定针对性的指标体系。同时建议加强湿烟羽中非常规污染物种类及排放浓度、治理技术、监测分析方法、治理经济和环境效益分析等方面研究,为科学制定湿烟羽治理政策提供技术和理论支持。     

典型燃煤电厂浆液冷却烟气消白设施SO3治理效果测试研究

分别采用控制冷凝法和异丙醇吸收法对某1 000 MW燃煤发电机组浆液冷却烟气消白设施的烟气SO₃控制效果开展测试。结果表明,机组烟气湿法脱硫设施对SO₃去除效率为62.50%（控制冷凝法）和64.63%（异丙醇吸收法）。烟气经现有超低排放设施协同治理后SO₃质量浓度低于3 mg/m³。浆液冷却设施对SO₃的去除效率仅为6.68%（控制冷凝法）和5.55%（异丙醇吸收法）,烟气SO₃控制效果和环境效益相对较低。建议基于科学论证审慎实施燃煤电厂烟气消白工作,应进一步开展高效SO₃治理技术、测试标准和环境管理政策研究。     

应用蒸汽相变协同脱除细颗粒和湿法脱硫的实验研究

在湿法烟气脱硫(wet flue gas desulfurization,WFGD)系统中进行了利用蒸汽相变原理协同脱除细颗粒的试验研究：通过添加蒸汽建立旋流板脱硫塔内蒸汽相变所需的过饱和水汽环境,利用过饱和水汽,以细颗粒为凝结核发生相变,促进细颗粒凝结长大并由脱硫液、除雾器高效脱除;研究采用Ca(OH)2、NaOH、Na2CO3、NH3·H2O等4种不同脱硫剂时,WFGD系统对细颗粒的脱除性能,并考察了脱硫剂种类、液气比、蒸汽添加量等对细颗粒脱除效果的影响。结果表明,采用NaOH、Na2CO3作为脱硫剂对细颗粒的脱除效果明显优于Ca(OH)2和NH3·H2O;在脱硫塔进口烟气、塔内脱硫液进口上方添加蒸汽,建立过饱和水汽环境,可使细颗粒脱除效率显著增加;液气比的影响与脱硫塔内是否存在蒸汽相变有关。     

超低排放燃煤电厂有色烟羽成因及治理技术的经济与环境效益研究

系统介绍了有色烟羽的定义及不同有色烟羽的成因,有色烟羽的治理应依据其成因及环境、政策需求进行针对性治理。在满足超低排放要求的燃煤电厂,普遍存在的是白色烟羽,有少数燃用中、高硫煤的电厂会出现蓝色烟羽。重点分析了蓝色烟羽和白色烟羽治理技术及其投资、运行费用以及其经济性和环境效益。对于白色烟羽的治理,其污染物减排效益有限,甚至有可能增加污染物排放,不宜全面推广。对于蓝色烟羽的治理,需加强对烟气中SO₃检测与治理技术的研究与示范,并出台SO₃的排放标准,指导存在蓝色烟羽现象的电厂进行规范治理。     

燃煤电站烟气中汞脱除与减排技术

对现有环保设施的脱汞效果进行评价,简介燃烧前脱汞处理方法、烟气脱汞方法和涉及脱汞的多污染物脱除技术。已有的测试数据表明,SCR系统可将烟气中的元素态汞氧化为氧化态汞,使下游设备的脱汞能力提高;静电除尘器和布袋除尘器均能捕集烟气中的颗粒态汞和氧化态汞,后者效果更好;飞灰中的碳含量对除尘器脱汞效率有很大影响,碳含量越高,除尘器脱汞效率越高;现有的湿法烟气脱硫系统能够捕集烟气中的氧化态汞,但也能将氧化态汞还原成元素态汞。采用燃煤中添加溴化物的方法可以有效提高烟气中氧化态汞的比率,因此可提升现有设施的脱汞效率;多污染物控制技术能够实现SO_x、NO_x和汞等多污染物的联合脱除,将具有广阔的发展前景。     

大型电站烟风管道节能优化及工程应用

为探究大型火力发电厂烟风管道系统优化机理,利用数值模拟的方法,对所建方截面烟道和圆截面烟道模型的流场进行数值计算并分析。结果表明：方截面烟道的内撑杆后存在明显的尾迹涡流区,且流动稳定以后的直烟道有效流动面积仅为烟道截面总面积的79%左右;方截面直烟道和90°弯头的出口速度偏差分别为0.209、0.246,烟道压力损失严重;圆截面烟道内部流动分离相对减少,圆截面直烟道和90°弯头的出口速度偏差分别为0.052、0.146,与方截面烟道相比,压损减少60%以上。同时,通过对某300 MW电厂烟道改造项目的数值计算可知,经过将烟道截面优化为圆形和整体布置优化以后,烟道阻力下降了74.6%,内部流场均匀性得到改善,经济效益明显。     

碱性吸附剂脱除SO3技术在大型燃煤机组中的应用

为解决燃煤机组空气预热器（简称空预器）堵塞、烟道腐蚀、硫酸氢铵粘结除尘设备、烟囱蓝羽等问题,应对未来严格的SO₃排放标准,研究了碱性吸附剂脱除SO₃技术。对比了碱性吸附剂干粉注射系统与浆液注射系统的技术特征;研究了不同碱性吸附剂的适用范围及其在中国的资源储量和价格;以燃煤硫分1%的600 MW机组为例,分析了吸附剂注射系统的技术经济性。结果表明：碱性吸附剂注射技术是解决SO₃污染及相关问题的有效方法;不同吸附剂在适合的位置注射均能满足SO₃脱除率的要求,注射位置和经济性是影响技术路线确定的关键;浆液注射系统年运行费用约为干粉注射系统的2.9倍;在中国应用的干粉注射系统推荐采用Ca（OH）₂或MgO等吸附剂,Ca（OH）₂注射位置可选择空预器进出口,MgO注射位置以SCR装置进出口为主。     

湿式电除尘器在燃煤电厂的应用条件分析

湿式电除尘器近年来在中国燃煤电厂急速发展,然而业内对其普遍认识不足,更缺乏实践经验,因此有必要借鉴国外经验,对其应用条件及设备选型进行探讨。通过对国内、外湿式电除尘器在燃煤电厂的应用研究,对湿式电除尘器技术的发展、应用情况进行了分析,阐述了湿式电除尘器在烟气处理系统所处的地位,提出了湿式电除尘器应用条件建议。     

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。