炼厂加热炉烟气与工艺废气达标排放分析探讨

烟气氮氧化物和二氧化硫的排放控制已成为炼油企业关注的重点。对加热炉烟气、催化裂化装置、硫磺回收装置和废酸再生装置的工艺废气的排放控制进行探讨,从操作优化与技术改造两方面提出应对措施。对氮氧化物排放不合格的燃气加热炉,采用低氮燃烧器进行改造,以满足特别限值排放地区NOx排放限值100mg/m3的标准;导致惠州炼化燃料气硫含量偏高的主要因素是催化/焦化干气硫含量偏高、气柜回收瓦斯未脱硫。通过提高干气脱硫能力、对火炬系统气柜回收瓦斯脱硫后再补入燃料气系统,可满足加热炉烟气二氧化硫排放标准。催化裂化装置通过加入脱硝助剂,催化烟气中NOx由640mg/m3降至85mg/m3左右,满足特别排放限值地区NOx排放标准。增上催化烟气湿法脱硫除尘措施,可满足催化烟气SO2排放标准。硫磺回收装置通过液硫脱气改造,并采用高效复配脱硫剂,可满足尾气SO2排放标准。废酸再生装置通过操作优化与增加尾气洗涤系统,其烟气可满足国家最新排放标准。     

执行SO2和NOx新排放标准的压力及建议

通过对《火电厂大气污染物排放标准》(GB 13223—2011)污染限值的解读,结合目前燃煤电厂实施脱硫、脱硝工程的近况及实际运行的经验,叙述了燃煤电厂执行二氧化硫和氮氧化物新排放标准所面临的巨大压力,以及加大减排措施的力度、治污设备的技术改造、减排效率的提升等一系列问题。对新排放标准中重点地区二氧化硫的排放浓度小于50mg/m3、氮氧化物的排放浓度小于100mg/m3的限值要求进行了客观分析,提出了若干建议。     

120 t转炉一次烟气净化系统方案及节能分析

以凌钢新建120 t转炉为例，介绍一次烟气净化系统工艺流程，分析采用干法除尘工艺时的运行效益。结果显示：系统年可回收转炉煤气17 550万m³，回收蒸汽14.23万t；回收煤气的含尘浓度≤10 mg/m³，排放废气含尘浓度≤10 mg/m³，系统排放满足环保超低排放要求，为凌钢带来显著的经济效益环保效益。     

层燃锅炉横向空气分级脱硝技术的试验研究

与大多数燃煤层燃锅炉炉膛装有纵向空气分级脱硝工艺不同,尝试在炉排上实现横向的空气分级技术,即使用一次风不均匀配置,减少中心火焰段的供风量,减少量补充到炉床后段,在高温火焰段创造深度还原性气氛,再通过侧壁上的烟气循环射流,让热解气与燃料层有更长的接触停留时间,实现燃料型NO_x排放的降低。该技术在某46 MW燃煤层燃锅炉上进行尝试,试验结果展示：燃烧室中炉排上火焰被拉长,火焰峰值温度的位置由距前墙2.62 m延后至3.52 m处,火焰中出现高CO浓度的还原区。炉排上NO_x的峰值浓度从改造前的535 mg/m³降低至322 mg/m³。尾部烟气中NO_x浓度从350 mg/m³左右降低至260～290 mg/m³,实现脱硝效率17.1%～25.7%。改造对大渣燃尽率、锅炉功率、炉内烟气温度等没有影响。该技术对于层燃锅炉实现炉内火焰脱硝有一定的工业指导意义。     

撬装式注汽锅炉烟气脱硫脱硝装置的开发

为减少移动式注气锅炉烟气中二氧化硫及氮氧化物的排放,以11.5 t/h燃油注气锅炉为研究对象,通过撬装式脱硫脱硝装置的开发及现场试验,对注气锅炉烟气SO_2和NO_x的排放及现场环境因素等问题进行了研究。研究表明,采用氢氧化钠和双氧水作为吸收剂的脱硫脱硝装置能明显降低烟气中的SO_2和NO_x的浓度,其中SO_2脱除效率高于95%,NO_x脱除效率在65%以上;通过余热利用可有效降低系统的运行费用。撬装模式的开发,可有效解决设备移动性差、占地面积大、浆液补给困难等影响注气锅炉运行的问题。     

350 MW超临界循环流化床直流锅炉低氮燃烧技术的应用

从2016年1月1日起,燃煤电厂执行新超低排放标准,要求新建30万k W及以上燃煤发电机组必须同步建设先进高效脱硫、脱硝和除尘设施,不得设置烟气旁路通道,大气污染物排放浓度应低于燃气机组排放限值,即在基准氧含量6%的条件下,烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度应分别低于5 mg/m~3、35 mg/m~3、50 mg/m~3。江苏华美热电有限公司2台350 MW超临界循环流化床锅炉在氮氧化物排放控制方面采用了多项技术措施,包括:炉膛温度场控制、高效二次风系统、炉膛分层、分段、分级燃烧等,使得其在氮氧化物排放控制方面大大优于CFB锅炉。     

柴油发动机试车台架尾气处理一体化技术的应用

为响应国家保卫蓝天工程计划,潍柴动力股份有限公司拟对旗下潍柴动力二号工厂28台柴油发动机试车台架产生的尾气进行净化处理。为完成设计目标,项目采用"DPF+SCR+湿式碱法脱硫"的联合一体化技术,对烟气进行集中收烟、分组处理,东、西各14个座台分别进行脱硫脱硝。检测结果表明,系统运行高效稳定,颗粒物排放浓度5 mg/Nm~3,SO_2排放浓度5mg/Nm~3,NOx排放浓度10mg/Nm~3,各项指标均到达排放标准,圆满实现治理目标。     

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。     

循环流化床锅炉原位脱硝技术工业应用试验

通过向循环流化床锅炉加入脱硝催化剂,利用炉膛内部存在的还原性气氛,在炉膛内部将烟气中的NO催化还原成N₂,实现炉内原位脱硝。工业应用试验结果表明：通过向某循环流化床锅炉炉膛投加CFB-DeNO_x脱硝催化剂,可有效降低炉膛内烟气中NO_x浓度。当锅炉内脱硝催化剂藏量占锅炉床料总量的5%(质量分数)时,锅炉中NO_x浓度降低55.0%～70.2%,可减少后部SNCR脱硝单元负荷85%,减少臭氧催化氧化脱硝单元负荷30%。投加脱硝催化剂后,飞灰中含碳量有所降低,表明脱硝剂对锅炉热效率无负面影响,且有利于提高燃料燃烧效率。加入脱硝催化剂后,锅炉运行正常;SO₂含量、石灰石用量随燃煤硫含量在正常范围内变化,烟囱出口SO₂含量低于5mg/m³;表明脱催化剂对锅炉运行和SO₂排放没有负面影响。     

硫磺回收装置烟气二氧化硫浓度的影响因素分析

硫磺回收装置是大型炼厂的主要环保配套装置之一,随着国家环保排放指标的日益严格,对硫磺回收装置烟气二氧化硫排放限值进一步收紧,这对装置的改造及运行管理提出了更高的要求。大多数硫磺回收装置烟气主要由净化尾气、液硫池脱气废气组成,部分装置还加工S_Zorb再生烟气,烟气中二氧化硫排放浓度主要取决于净化尾气中的硫化氢含量。通过采取优化燃烧炉配风、确保流程有效隔离、选择性能较好的有机硫水解催化剂、提高脱硫溶剂MDEA的吸收效率等措施,可有效降低净化尾气中硫化氢含量。液硫脱气废气进入克劳斯炉处理,或者经过水洗后进入焚烧炉。通过改造增设烟气碱洗系统,对焚烧产生的二氧化硫进行碱液吸收,可进一步将烟气二氧化硫排放浓度降低至10mg/m³(标准)以下,远低于国家及地方标准。煤制气酸性气因硫化氢浓度低,会导致克劳斯炉温度偏低,同时因含有有机硫,最终影响烟气达标排放,不建议直接进入硫磺回收装置处理。S_zorb再生烟气如需进入硫磺回收装置处理,必须控制好氧含量(体积分数不大于5%)及二氧化硫含量,以免造成加氢反应器超温。     

基于CFB机组的超低排放及多污染物协同脱除装备应用

燃煤电厂烟气中所含的烟尘、二氧化硫和氮氧化物是我国污染防治攻坚战工作的重点。在实现超低排放后,燃煤烟气中所携带剧毒性物质汞以及三氧化硫在大气中形成亚微米级的硫酸盐颗粒,也必将成为燃煤电厂重点控制污染物。文中以某电厂CFB机组为例,在发挥循环流化床洁净燃烧的基础上,有机集成应用了"炉内脱硫脱硝+SNCR+干式超净工艺"的超低排放装备,实现了二氧化硫、氮氧化物、烟尘排放浓度优于超低排放标准,并高效协同脱除汞和三氧化硫等多污染物,无脱硫废水产生。     

4×600MW机组超低排放改造技术方案

根据最新环保要求,火电厂污染物排放浓度要求应满足以下要求:烟尘<10mg/Nm³,二氧化硫<35mg/Nm³,氮氧化物<50mg/Nm³。为满足超低排放要求,某4×600MW电厂制定了4套双塔改造技术方案。     

火电厂的超低排放

<正>超低排放,是指火电厂燃煤锅炉在发电运行、末端治理等过程中,采用多种污染物高效协同脱除集成系统技术,使其大气污染物排放浓度基本符合燃气机组排放限值,即烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度(基准含氧量6%)分别不超过10 mg/m~3、35 mg/m~3、50 mg/m~3。     

脱硝还原剂液氨改尿素技术应用及优化

电厂烟气脱硝SCR系统脱硝还原剂采用尿素取代液氨已成为行业趋势,尿素具有与液氨相同的脱硝性能,且具有环保、无毒性和安全性高等优点。某电厂对烟气脱硝SCR系统实施液氨改尿素热解制氨工艺,本次改造的热解系统单套640kg/h的制氨量是迄今国内最大的,具有停留时间长、能耗大、运行费用高、调节范围大等难点。为此,在进行流场/温度场模拟的基础上,采用高温烟气换热方案代替电加热器方案,对运行模式和喷枪控制进行了调整。从运行后的数据来看,在锅炉满负荷(600MW)运行时,热解炉系统满足氮氧化物排放低于50mg/m³且氨逃逸低于3μL/L的要求,炉内尿素热解完全,无结晶出现。采用炉内气气管式换热器代替电加热器作为热源,每年可节省电费约570万元,不到半年即可收回投资成本。项目的顺利实施为尿素热解系统的超大型化应用积累了更多经验。     

生物质循环流化床锅炉烟气脱硝技术研究与应用

随着社会对环保越来越重视,锅炉烟气超低排放已经在全国范围内推广实行。生物质直燃发电供汽过程中的氮氧化物排放不可忽视。针对生物质直燃循环流化床锅炉SCR脱硝过程中烟气温度低、碱金属和飞灰含量高的问题,从SCR催化剂配方、脱硝反应器优化设计、脱硝系统集成优化和智能管理等几个方面进行研究,最终研究成果应用于130t/h高温高压生物质循环流化床锅炉。实践表明,SCR脱硝系统能够将NO_x排放水平控制在50mg/m~3以下,脱硝效率超过80%,氨逃逸浓度低于2.3mg/m~3,满足超低排放要求。     

基于深度神经网络的燃煤电站SCR脱硝系统时序建模研究

选择性催化还原(SCR)脱硝系统可以通过控制氨的注入，有效减少氮氧化物的排放，但能源结构、负荷波动、反应器动态特性和系统延迟等因素均会影响氨注入量的精确控制。为了实现高精度的氮氧化物排放预测，提出基于时间序列特征的深度神经网络建模方法，用于预测反应器动态特性和系统延迟。以1台660 MW燃煤锅炉为例，利用连续3 d的50 000多个采样数据建立深度神经网络。结果显示：模型实现了对t+1时刻SCR出口NO_x的精确估算，测试集上的最大绝对误差仅为1.6 mg/m³。     

湿式电除尘器应用于燃煤电厂PM2.5治理的技术研究

国内外燃煤电站烟气粉尘治理设备主要为电除尘器和袋式除尘器。电除尘器具有效率高、能耗低、烟气处理量大等优点,是燃煤烟气粉尘治理应用最广的技术装备。针对目前条件下,要满足国家新一轮排放标准,达到颗粒物排放浓度30 mg/m~3,重点地区20 mg/m~3,甚至满足超低排放5 mg/m~3的要求,同时消除取消湿法脱硫GGH后造成的"石膏雨"和造成的设备腐蚀等问题,提出在国内现有烟气污染治理技术的基础上,开发湿法脱硫后PM2.5、酸雾、石膏雨等污染物一体化脱除的湿式电除尘技术势在必行。     

低低温电除尘及高效电源协同烟气处理技术的应用

为研究低低温电除尘及高效电源协同烟气处理技术的应用效果,以一循环流化床锅炉为研究对象,通过试验方法,对协同烟气处理技术投运前后烟气中的粉尘颗粒特性及排放质量浓度进行了测量及对比,并对该技术投运后的经济性进行了分析。结果表明:协同烟气处理技术投运后,机组排放的粉尘质量浓度由49.5 mg/m³降低至10.7 mg/m³,可显著提高除尘器的除尘效率;可降低机组供电标煤耗2.835 g/(kW·h),年节煤量1473.5 t;可进一步减少CO₂,SO₂,NO_x及粉尘等污染物的排放;可节约用电160 kW·h/h,每年节约电量6.16×10⁵ kW·h。     

燃煤热电厂150 t/h循环流化床锅炉烟气超低排放技术应用

某燃煤热电厂采用低氮燃烧+SNCR脱硝+布袋除尘+湿法石灰石-石膏烟气脱硫+湿式静电的工艺对原有烟气净化设施进行改造,以实现烟气超低排放。工程实践表明:改造后脱硫塔出口SO_2排放浓度较低,30 d内仅有三个时段超标,平均的SO_2排放浓度仅有2.54 mg/m~3。在低氮燃烧和SNCR脱硝后,30 mg/m~3保证率为57.7%,整体NO_x排放浓度偏高。但湿法脱硫塔后NO_x浓度显著下降,这可能与燃烧过程掺加污泥有关。除尘效果较为理想,湿电出口所有时段的粉尘浓度都小于3 mg/m~3。但实际运行中二次电压控制在35 kV左右,此二次电压下湿电的除尘效果不明显。     

氨水SNCR技术在锅炉烟气脱硝工程中的应用

海宁马桥大都市热电有限公司4×75t/h循环流化床锅炉烟气脱硝工程,采用SNCR(Selective Non-Catalytic Reduction)选择性非催化还原法脱硝技术工艺,以5%~10%的氨水为还原剂。环保监测验收数据显示本工程锅炉烟气氮氧化物总排放浓度可由350mg/Nm3降低至100mg/Nm3以下,脱硝效率大于70%。同时,系统氨水及电耗量均达设计指标,对锅炉热效率不产生影响,运行经济性显著。