低氮燃烧及炉内脱硫技术在75 t/h循环流化床锅炉上的应用

以循环流化床锅炉为研究对象,重点研究了烟气再循环、SNCR和炉内脱硫对锅炉NO_x和SO_2排放的影响。在一台75 t/h循环流化床锅炉上的改造实验表明,烟气再循环可明显降低NO_x初始排放,再循环烟气比例为32%时,NO_x初始排放由420 mg/m~3降低至280 mg/m~3。烟气再循环还可提高炉膛温度分布的均匀性,结合SNCR技术可将NO_x最终排放降低至80 mg/m~3。在合适的温度条件下应用炉内脱硫可大幅降低锅炉SO_2初始排放,脱硫率超过60%。     

烧结烟气湿法脱硫配套烟气脱硝技术

为应对环保部门出台的烧结烟气超低排放标准的要求,寻找高效、稳定的适合配套烧结烟气湿法脱硫的烟气脱硝技术是钢铁企业面临的重大难题之一。通过分析比较,总结出在湿法脱硫装置下游增加湿式电除尘器和SCR脱硝装置的烟气净化系统综合解决方案。通过对烟气进行先脱硫除尘,降低了进入脱硝装置的SO_2浓度和粉尘浓度,有效消除了脱硝系统形成硫酸氢铵堵塞的风险,保证了脱硝催化剂性能的长期稳定。通过设置烟气再热系统,提高了烟囱排烟温度。经过在常州东方特钢有限公司300m~2烧结烟气净化系统进行实施及效果验证,此种烧结烟气综合净化系统用于烧结烟气净化过程中,可以长期稳定运行,并满足排放烟气中污染物浓度SO_2不高于35mg/m~3(标准)、NO_x不高于50mg/m~3(标准)、粉尘不高于10mg/m~3(标准)的超低排放标准要求。同时,此SCR脱硝工艺可以同步脱除二噁英,并且提高排放烟气温度,即可以消除排放烟气白雾或烟囱雨问题。     

燃用贫煤的130 t/h CFB锅炉低氮燃烧技术改造

以某台燃用贫煤的130 t/h循环流化床(CFB)锅炉为研究对象,制定了锅炉低氮燃烧技术改造方案,预计通过低氮燃烧将NO_x最大排放值由230下降到120 mg/m~3以下。风帽结构优化改造后,锅炉临界流化风量降低了11.6%,NO_x最大排放值由230降至186.66 mg/m~3,较改造前降低了18.8%;锅炉旋风分离器改造方案实施后,分离器入口烟气流速由18.7提高到24.2 m/s,悬浮段压差由635升至943 Pa,炉膛温度下降了18℃,NO_x最大排放值由186.66降至80.74 mg/m~3,较改造前降低了56.7%;燃烧调整试验后,炉膛出口氧体积分数由3.48%减小到2.73%,NO_x排放值由59.8降至47.61 mg/m~3,较调整试验前下降了20.3%。根据锅炉煤质条件,运行参数和结构参数制定的低氮燃烧技术方案实施后,NO_x最大排放值降低了64.8%。锅炉90%负荷以下时,不进行SNCR脱硝也可实现NO_x超低排放,实现了低氮燃烧的目标,应用效果优于预期。     

炉内外脱硫脱硝除尘技术在2×116 MW热水锅炉烟气“超净排放”项目上的应用

该文介绍了沈阳国新环保新能源有限公司2×116 MW循环流化床热水锅炉烟气配套的脱硫脱硝除尘装置的设计、施工及运行情况。通过对运行数据分析,结果表明:"炉内喷钙脱硫、SNCR脱硝+炉后DSC-M同时脱硫脱硝除尘干式超净+技术"可实现超高的脱硫脱硝除尘效率,可低成本地实现燃煤烟气SO_2、NO_x及烟尘的达标排放,应加以推广。     

百万千瓦燃煤机组烟气超低排放设计及应用

为实现燃煤机组烟气超低排放,对某电厂1 000 MW燃煤机组实施烟气超低排放的技术改造:脱硝采用低氮燃烧器调整技术和SCR反应器内加装催化剂技术,除尘采用低低温电除尘器和湿式电除尘器,脱硫采用交互式喷淋技术。改造后机组烟气排放按下述流程:低氮燃烧器的锅炉出口烟气依次流经省煤器、SCR、空预器、管式换热器降温段、低低温电除尘器后进入吸收塔,然后经过湿式静电除尘器和管式换热器升温段进入烟囱。改造后烟囱入口的主要烟气污染物NO_x、烟尘、SO_2排放浓度分别达到25.83、1.61和22.08mg/Nm~3,污染物排放浓度数值上低于天然气燃气轮机组排放标准。     

硫化钠转炉尾气治理工艺研究

本文对新型布袋除尘+湿法脱硫工艺尾气处理工艺进行分析,并以安徽某公司为例,介绍该工艺的应用情况。该公司2019年采用上述工艺方案对尾气进行治理,工程完成后,经第三方检测,脱硫塔出口烟气尘含量≤10mg/m~3,硫含量≤35mg/m~3,达到设计指标使该厂硫化钠转炉烟气达到超净排放要求,确保了车间正常运行。     

基于燃烧控制和SNCR+烟气CFB的循环流化床锅炉超低排放示范

循环流化床工业锅炉也要具备超低排放的能力。除了深度挖掘循环流化床燃烧自身低污染排放潜力之外,还可以对烟气进一步控制处理。利用炉内低氮燃烧,配合低成本的选择性非催化还原(SNCR)控制NOx;利用炉内脱硫产生的CaO在烟气循环流化床吸收塔中吸收SO_2和其他污染物,有一定的优势,为此开展了工程示范。示范在燃用Ⅱ类烟煤的75 t/h蒸汽工业锅炉进行。运行表明,炉内不投石灰石时,即使不投SNCR,NOx能控制在50 mg/m3以内,此时烟气循环流化床吸收塔必须喷消石灰浆,吸收塔出口SO_2浓度有一定的波动。炉内投石灰石后,NOx排放因受其催化浓度迅速增加,此时需及时投入SNCR;烟道上增湿活化、控制烟气循环流化床吸收塔中的温度,能够稳定地将SO_2控制在35 mg/m3。可见,基于燃烧控制和SNCR+烟气CFB控制,循环流化床锅炉在高效运行的同时,烟气污染物能可靠地实现超低排放。     

湿式静电除尘除雾效果的研究

基于130 t/h燃煤循环流化床锅炉烟气治理项目,分析了湿电运行的放电特性、除尘除雾效果以及关键影响因素。实际湿电工程运行过程数据分析表明,湿电的二次电流随着二次电压的增加线性增加。但由于烟气状态的影响,运行过程的二次电压和二次电流比设计值要低。布袋除尘结合湿式静电除尘能够很好的保证烟囱总排口的粉尘浓度小于3 mg/m~3。随着二次电压的增加,除尘除雾效果改善,总排口粉尘排放浓度最低能达到1 mg/m~3以下,液滴的排放浓度达到20 mg/m~3左右,远低于超低排放标准。     

116MW燃气热水锅炉的超低氮燃烧改造

华源竹木厂现有1台116MW热水锅炉,燃料为天然气,NO_x的原排放浓度为89.75 mg/m~3,采取超低氮燃烧器+燃尽风技术及烟气再循环技术的方法成功将NO_x的排放指标降低至小于14mg/m~3,NO_x指标覆盖锅炉全负荷,锅炉运行安全稳定。介绍了本次超低氮改造的路线,阐述本次改造中超低氮燃烧器、燃尽风技术及烟气再循环技术的优点,总结了燃气锅炉超低氮改造的改造技术路线,为后续燃气锅炉的超低氮燃烧改造提供了参考。     

燃煤工业锅炉污染物协同治理关键技术

我国燃煤工业锅炉数量众多,是大气污染物的主要来源之一。燃煤工业锅炉污染物排放标准日趋严格,现有的燃煤工业锅炉污染物治理路线已经难以达到要求,同时由于工业锅炉排烟温度过高导致了严重的能源浪费,由此提出了一种以烟气深度冷却器、低低温静电除尘器、脱硫脱硝除尘一体化塔为核心的"低NOx燃烧+烟气深度冷却器+低低温静电除尘器+脱硫脱硝除尘一体化塔"的燃煤工业锅炉污染物协同治理关键技术路线,在降低排烟损失的同时,可以实现烟尘、SO2、NOx、SO3、Hg及其化合物的高效协同脱除,最终可达到烟尘浓度为20mg/m3、SO2浓度为35 mg/m3、NOx浓度为50 mg/m3、Hg及其化合物浓度为0.05 mg/m3以下的超低排放。实践证明:该技术路线在技术经济可行性上适合我国燃煤工业锅炉领域节能和超低排放发展需求。     

实现烟气超低排放标准的技术应用分析

对于燃煤锅炉而言,为满足"超低排放标准"的要求,进行合理的烟气处理是必须的途径。文中通过对除尘、脱硝、脱硫的先进环保工艺进行对比,并将其与实际工程相比较参考,选用了低氮燃烧+选择性催化还原法(SCR)+低低温静电除尘器+海水脱硫+湿式电除尘器的烟气处理工艺。烟尘设计排放值为3 mg/Nm~3,NOx设计排放值为35 mg/Nm~3,SO_2设计排放值为20 mg/Nm~3,所得到的各设计值全都低于"超低排放标准"的限定值。     

燃气锅炉烟气潜热势利用技术研究

为进一步提高燃气锅炉热效率,同时兼顾低氮燃烧技术的应用,研发了一种烟气潜热回收与低氮燃烧耦合技术,并对1台7 MW燃气热水锅炉实施改造,通过实测对比分析改造前后锅炉能效和NO_x排放的变化。结果表明:改造后烟气潜热回收率提高,锅炉热效率升至102.7%,提高了6.2%;其中,锅炉本体和省煤器结算热分别提高1.3%和5.5%,散热损失增加0.6%。NO_x排放浓度与助燃空气含湿量有关,随助燃空气含湿量升高显著降低,当助燃空气含湿量为116.6 g/kg时,NO_x排放浓度可低至19 mg/m~3;改造后锅炉单位热产品NO_x减排率达80%以上,环境效益显著。     

300MW节能型循环流化床锅炉SO_3生成和排放试验研究

为研究循环流化床锅炉炉内石灰石脱硫+炉外烟气循环流化床半干法脱硫除尘一体化系统在不同负荷下,锅炉出口和布袋除尘器出口烟气中SO_2和SO_3质量浓度的变化规律,对某300 MW循环流化床锅炉进行了试验研究。结果表明:锅炉出口原烟气中SO_2质量浓度随锅炉负荷的增加而减小,SO_3质量浓度随锅炉负荷的增加而增大;在炉内氧过量及二次风分级送入的情况下,炉温和流化速度是影响炉内SO_3质量浓度的重要因素,导致在大于75%锅炉负荷后SO_3质量浓度增加趋势明显增大,100%锅炉负荷时达到18.5 mg/m~3;在炉外烟气半干法循环流化床脱硫除尘一体化系统中,消石灰、再循环脱硫灰、工艺水等的协同作用使净烟气中SO_3质量浓度降至1.4 mg/m~3以下,表明炉外半干法循环流化床脱硫除尘一体化工艺具有良好的负荷适应性和脱除能力。     

CFB锅炉的超低排放技术概述

基于国家污染物排放标准要求,结合CFB锅炉结构与燃烧特点,介绍了目前国内CFB锅炉的低氮燃烧技术,脱硫与脱硝技术包括炉内脱硫、烟气脱硫、SNCR、SNCR与SCR结合以及新除尘技术等内容,探讨了CFB锅炉的超低排放控制技术路线,对CFB锅炉的技术发展具有一定的参考和指导意义。     

循环流化床锅炉的低氮排放技术

循环流化床锅炉具有低NO_X排放和炉内脱除SO_2的优点,但随着新环保标准的颁布,流化床锅炉出口污染物排放值不能满足超低排放的要求,本文主要介绍通过改善流化床锅炉燃烧条件和采取SNCR烟气脱硝、SCR烟气脱硝或SNCR和SCR相结合的烟气脱硝等脱硝技术,确保流化床锅炉出口烟气中NO_X排放值达到环保指标要求。     

液态排渣煤粉工业锅炉炉内SNCR脱硝技术探讨

介绍了选择性非催化还原脱硝(SNCR)的反应机理以及工艺特点,分析了SNCR脱硝效率的主要影响因素。针对高效低NO_x液态排渣煤粉工业锅炉技术特点,结合SNCR脱硝工艺条件,探讨了煤粉工业锅炉炉内SNCR脱硝技术方案可行性,提出"低NO_x燃烧+SNCR脱硝"技术方案以期达到NO_x低于50 mg/m3的超低排放要求。     

130t/h循环流化床锅炉低氮燃烧改造

新疆某纺织化学公司3号循环流化床锅炉NO_x初始排放浓度为350～400 mg/m~3,远高于循环流化床锅炉平均水平,通过采取炉底一次风系统和二次风系统优化、分离器入口烟道增速和分离器中心筒改造、新增部分受热面、返料器改造等措施,在额定负荷不投SNCR情况下,使NO_x最终排放质量浓度降低到100 mg/m~3以内,达到了低氮改造预期效果。     

垃圾衍生燃料耦合燃煤流化床燃烧特性研究

在1 MW循环流化床试验台上,对垃圾衍生燃料(RDF)耦合燃煤进行了燃烧特性试验研究。结果表明:燃烧混合燃料1时SO_2排放质量浓度为234.06 mg/m~3,纯烧霍林河褐煤时SO_2排放质量浓度为273.81 mg/m~3,说明掺入RDF可以明显降低SO_2的排放质量浓度;燃烧混合燃料时NO_x排放质量浓度随着RDF掺烧质量分数的增加而升高,燃烧混合燃料3时NO_x排放质量浓度达到350 mg/m~3;燃烧混合燃料1时N_2O排放质量浓度随燃烧温度的升高而降低;燃烧混合燃料1和混合燃料2时二英排放浓度均低于国家排放标准。     

低阻力增效器对湿法脱硫的影响

开发了液—气反应低阻力增效器装置,通过在烟气量为10000 m~3/h的中试湿法脱硫平台上进行试验测试,分析了增效器对脱硫效率的影响。试验结果表明增效器的使用能明显地提升湿法脱硫的效率,当液气比为16 L/m~3时,可将出口SO_2浓度由80 mg/m~3降低至26 mg/m~3,增效器所带来的阻力在70 Pa左右,实现了超低排放的目标。同时在安装了增效器的脱硫塔上,研究了液气比、烟气流速对脱硫效率的影响,结果表明,液气比的提高、烟气流速的降低均会对增效器带来正面的影响。     

燃煤电站锅炉烟气脱硝改造及运行分析

以国内某电厂7台煤粉锅炉实现超低排放为指标进行燃煤电站烟气脱硝改造,采用低NO_x燃烧技术和炉后选择性催化还原技术相结合的工艺,对煤粉锅炉燃烧方式、SCR脱硝系统、引风机等进行设计改造,研究了空气过量系数、反应器温度、氨氮摩尔比等对脱硝效率的影响,并对改造后系统进行调试。结果表明,温度控制在360℃附近,过量空气系数在0.9～1.0之间,氨氮摩尔比为1.2时,SCR脱硝效率达到90%以上,烟气出口NO_x质量浓度在45 mg/Nm~3以下,烟气出口温度为250～280℃之间,符合环保部门的排放指标。