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。     

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。     

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。     

燃煤机组烟气消白技术路线选择与经济分析

燃煤电厂白色烟羽治理有多种方案，以某300 MW机组为例，进行了系统的湿烟羽治理热力计算，分析了主要影响因素，并作了经济性分析。热力系统计算结果显示：在条件允许的情况下先降低脱硫前原烟气温度是一种有效降低净烟气温度和湿度的方法；降低烟气冷凝换热器的循环冷却水温是减少换热面积的最有效举措；增大循环冷却水量也是一种有效减小烟气冷凝器换热面积的方式。通过经济性分析发现，设备折旧和耗电费用在增加的生产成本中占比较大，机组利用小时数和水价是影响改造工程运行和维护费用的重要因素。对于常规机组而言，消白改造产生的单位发电成本增加值在2.5~4.5元/MW。     

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。     

烟气成分及SCR脱硝系统运行特性对烟羽形成的影响

某电厂600 MW机组在完成环保改造后,烟囱排烟出现不透明烟羽现象。为此,对烟气成分以及对烟羽形成影响较大的选择性催化还原(SCR)脱硝系统特性进行了研究。结果表明:烟气中的SO_3体积分数会随着燃煤中硫分的增加而增加,且经过SCR脱硝系统后,烟气中SO_3体积分数显著提高,会诱发可见烟羽;SCR脱硝反应器出口的NO_x分布反映出流场的不均,其所造成的氨逃逸过大会增加可见烟羽产生的概率;SCR脱硝催化剂的磨损、失活等因素增加了可见烟羽出现的概率。该结论可为制定烟羽治理方案提供理论依据。     

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。     

某电厂超低排放改造中引风机改造方案探讨

为了使电厂污染物排放满足环保的要求,某电厂拟进行脱硝系统深度减排改造、脱硫系统深度减排改造和烟羽治理改造,为此需要对引风机进行核算并提出改造方案。在详细分析现状引风机的设计、运行和性能试验等资料的基础上,充分考虑拟改造项目对烟气系统的影响,给出了引风机不需要改造的结论及对电厂烟气系统正常运行的建议,保留现有引风机不但可以节约改造初投资,而且有利于机组的经济运行。     

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。     

烟气余热深度梯级利用装置应用分析

某厂两台燃褐煤直流锅炉采用烟气余热深度梯级利用与减排系统加热凝结水和高压给水来提高机组热效率和降低污染物排放量。对系统投运与停运进行试验研究和运行影响分析,试验研究可知,机组在660MW负荷下,实测发电煤耗和供电煤耗分别降低4.97 g/(kW·h)和5.12 g/(kW·h);运行分析可知,低负荷时对除尘系统、脱硫工艺用水量影响不明显,高负荷时送风机和引风机电流上升幅度较大。经济性和社会效益分析可知,系统节能和减排效益十分优越。并对该系统今后经济运行提出建议。     

无GGH-FGD"湿烟囱"降雨问题分析

文章介绍了脱硫装置取消GGH后出现的“湿烟囱“降雨现象。分析了其产生降雨的原因,存在烟流扩散能力不足、烟温低、未脱硫的烟气排放浓度高于设计值、除雾器效率不足等问题。通过分析认为,可以从完善除雾器设备方面来弱化降雨的效果,并保护烟道设备。     

增压富氧燃烧回收烟气水分潜热的分析

增压富氧燃烧发电机组具有在较高烟气温度下回收烟气水分潜热的独特优势.以某300 MW汽轮机组为研究对象,基于汽轮机变工况热力计算方法,计算分析了高压烟气中水分潜热加热凝结水对汽轮机热耗率与出力的影响,并与常压富氧燃烧进行了比较.结果表明,在增压富氧燃烧系统中采用排烟冷凝器,使汽轮机凝结水吸收烟气中水分的凝结放热和烟气的显热,随着烟气温度由190℃降至90℃,可使烟气水分含量由12.38％降至1.17％,回收了全部水分潜热的90.5％;与常压富氧燃烧相比,在机组额定功率下,汽轮机热耗率降低约5.8％;在汽轮机额定进汽量下,汽轮机功率增加约6.1％.     

燃煤电厂旁路烟气干燥塔控制技术开发

以浙江两电厂为研究对象,分析了旁路烟气干燥脱硫废水零排放技术的控制难点,以不影响粉煤灰质量为目标,建立了多参数控制模型,在考虑烟气酸露点情况下确定最低烟气温度、最大脱硫废水处理量;同时基于能量平衡的精确控制技术和基于关键参数的软测量模型的互为备用,实现了脱硫废水的高效、低能耗干燥。台州第二发电厂脱硫水质控制限制的计算表明,粉煤灰可用作普通混凝土添加剂;长兴电厂脱硫废水干燥塔在旁路烟气挡板门全开的情况下,烟气入口温度357 ℃,脱硫废水质量流量达到4 200 kg/h时,出口温度仍有117 ℃;而在深度调峰工况,烟气入口温度下降到280 ℃时,出口温度高于110 ℃的下线预警值时,系统出力为1 750 kg/h,实验结果与基于能量平衡算法的理论预期基本一致。     

燃煤烟气组分对喷射稻壳活性炭脱汞的影响

在0.3 MW循环流化床燃煤中试试验装置上，以卤化铵盐改性稻壳活性炭为汞吸附剂，进行了燃煤烟气喷射脱汞试验研究，考察了烟气温度、SO₂浓度、NO浓度等对脱汞效率的影响。采用ASTM标准D 6784—02（安大略法）对烟气中汞浓度进行测定。试验结果表明，随着烟气温度的升高，汞脱除效率和元素汞的转化效率均随之增加；烟气中NO可促进汞的脱除，而SO₂则抑制汞的脱除；在SCR脱硝装置入口温度为351~370℃，活性炭喷射烟气温度为191~210℃，SO₂体积分数为（293~602）×10^-6，NO体积分数为（588~893）×10^-6，活性炭喷射量为0.5 kg/h，反应空速为4 000 h^-1，烟气流量为400~500 m³/h工况下，卤化铵盐改性稻壳活性炭燃煤烟气喷射脱汞效率可达90%左右。     

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ASPE...     

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。     

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。     

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。     

在建大型火力发电厂节能分析与对策

以费县电厂600MW机组为背景, 分析影响电厂经济性的因素。认为煤质、锅炉效率( 排烟损失、不完全燃烧) 、汽机效率( 节流损失、初蒸汽参数、凝汽器背压、给水温度、系统泄漏、通流间隙调整) 、厂用电率是提高电厂节能水平的主要项目。针对每一项目提出了解决措施。     

神木煤灰增湿活化脱硫的半工业性台架试验研究

建立了烟气处理量为3000Nm^3/h的多功能烟气脱硫试验台，对神木煤灰增湿活化脱硫进行了研究。试验结果表明，喷水雾化液滴粒径、出口烟气温度与绝热饱和温度的差值、烟气停留时间与液滴蒸发时间以及Ca/s摩尔比等因素对高钙煤灰增湿活化脱硫有重要的影响，且存在一个最佳的雾化液滴粒径。经工艺参数的优化，该系统具有50％左右的脱硫效率。该脱硫工艺因系统简单、投资和运行费用极低，对燃用高钙低硫煤的锅炉烟气脱硫具有广泛的应用前景。