燃煤电厂烟气中SO3排放控制中试研究

燃煤电厂SO₃排放造成严重环境问题,本文利用某电厂污染物脱除中试平台对神华煤燃烧烟气中的SO₃的生成和脱除特性进行了系统研究。结果表明,采用选择性催化还原法（selective catalytic reduction,SCR）的脱硝反应器中烟气SO₂/SO₃的转化率随反应器入口烟气温度的增大而增大。低低温电除尘器（low-low temperature electrostatic precipitator,LLT-ESP）对SO₃的脱除效率随入口烟气温度的增加而减小;湿法脱硫系统（wet flue gas desulfurization,WFGD）的喷淋量达到一定程度后,继续增加喷淋量对提升烟气中SO₃的脱除效果并不明显。当SCR反应器、LLT-ESP入口烟气温度分别为290℃和130℃,WFGD系统3层喷淋层运行时,SO₃的脱除效率稳定在75%~80%,此时,NO_x和SO₂排放浓度远低于超低排放要求。     

燃煤电厂烟气SO3排放控制研究进展

由于对生态环境、人体健康、电力生产的多重危害,当前燃煤电厂烟气SO3排放已引起广泛关注,对其排放控制特性进行深入研究与系统总结是下一步制定相关政策以及实施排放控制工作的基础。该文分别从燃煤电厂烟气SO3协同控制技术与专项脱除技术2个方面,综述了前人的研究成果与当前的研究进展,分析了现有控制技术有待解决的关键问题及有待开展的研究内容,并在此基础上,结合我国燃煤电厂燃煤条件、锅炉炉型、超低排放装备等特点,提出了后续应对不同SO3排放控制要求的可行技术路线,以期为后续开展相关技术研究、工程实践、政策制订等工作提供借鉴和参考。     

工业烟气SO3吸收脱除性能研究

燃用高硫煤和安装选择性催化还原(selective catalytic reduction,SCR)装置会引起烟气中SO₃浓度增加,带来设备腐蚀与环境污染问题。分别以Ca(OH)₂和Na₂SO₃为吸收剂,通过数值模拟研究吸收剂脱除工业烟气中SO₃的性能,讨论Ca(OH)₂/Na₂SO₃:SO₃、SO₃浓度和降温历程对SO₃脱除的影响。结果表明,在SCR脱硝装置后加入2种吸收剂均能有效脱除SO₃。在烟气降温过程中,加入吸收剂后,SO₃的脱除率和吸收剂总转化率均呈现初期快速增长、后期缓慢增长的趋势。Na₂SO₃对SO₃的脱除性能明显优于Ca(OH)₂。Ca(OH)₂/Na₂SO<...     

燃煤电厂烟气中SO3协同控制情况及排放现状

燃煤电厂锅炉燃烧中SO₂/SO₃的转化率为0.5%~5%；超低排放条件下，SCR脱硝中SO₂/SO₃的转化率控制在1%以内。运行中为控制SO₃在脱硝催化剂下层和空预器中的消耗，应尽量减少H₂SO₄和NH₄HSO₄的冷凝吸附，保证催化剂的活性及空预器的安全运行。理论上低低温电除尘器（LL-ESP）对SO₃脱除效果显著，但不同工程实测表明，LL-ESP对SO₃的脱除效率差别较大，介于1.8%~96.6%之间。此外，研究认为，电袋复合除尘器对SO₃脱除效率为74.3%~85.9%。超低排放工况下，除空塔脱硫和海水脱硫技术外，大部分湿法脱硫技术对SO₃的脱除效率高于50%；SO₃在湿式电除尘器中的脱除效率也大于50%，但整体上与国外成熟案例相比稍有差距。总体而言，超低排放条件下，燃煤硫分低于1.5%时，燃煤电厂全流程环保净化设备对SO₃的综合脱除效率高于90%，大部分机组的SO₃排放浓度低于5 mg/m³。     

火电机组锅炉烟气中SO2

］　针对现阶段已建或在建的火电机组,在考核其锅炉烟气中     

对湖北省燃煤电厂烟气排放协同控制的展望

本文介绍基于低低温电除尘技术、湿式电除尘技术、电袋除尘技术的烟气排放协同控制理论,提出适用于湖北省燃煤电厂烟气治理的烟气协同控制技术路线,以供煤电节能减排升级与改造参考。     

1000MW近零排放燃煤机组细颗粒物及SO3排放和分布特征

针对国华寿光电厂2号1000MW近零排放燃煤机组,在100%、45%负荷和不同NO_x排放浓度下,对烟气全流程颗粒物和SO₃浓度进行现场采样测试,研究了分级颗粒物中水溶性离子含量分布,并给出了前体物SO₃的排放特征。结果表明：不同工况下PM₁₀和PM_2.5排放浓度分别不超过0.92mg/m~3和0.24mg/m~3;随着负荷的降低,颗粒物质量和数量浓度都出现下降,但粒径分布并未明显变化;随着NO_x排放浓度上升,选择性催化还原(selective catalytic reduction,SCR)后和电除尘(electrostatic precipitator,ESP)后部分粒径段颗粒物浓度出现下降,尤其是ESP后0.006～0.0138μm、0.0553～5.980μm粒径段的变化趋势较为明显。SCR前后PM_2.5中水溶性离子质量占比约4%,以Ca²⁺和SO₄^2-为主,各粒...     

碱基吸收剂脱除SO3试验研究

燃煤机组选择性催化还原(SCR)烟气脱硝系统在运行过程中,烟气中的NH₃与SO₃在特定温度下生成液态硫酸氢铵(ABS),易在0～40%低负荷造成脱硝催化剂ABS失活和加剧空气预热器冷端换热元件ABS灰垢堵塞。碱粉喷射脱除SO₃是控制ABS的重要方法,但现有的格栅式多喷嘴装置存在喷射不均、SO₃脱除效率低等问题。研发了立式气固流态化混合分配装置,改善了烟道截面的粉体喷射均匀性。中试试验结果显示：SCR脱硝系统上游烟气中的SO3脱除效率达到55.6%,催化剂ABS结露温度降低8.6℃,最低连续喷氨运行温度降低11.9℃,可拓展催化剂安全运行温度下限,并减轻对机组调峰负荷下限的制约;空气预热器上游SO₃脱除效率达到84.3%,ABS沉积影响系数降低86.9%,可延缓空气预热器冷端的ABS灰垢堵塞;烟囱SO₃排放浓度约为2.5～3.4 mg/m³,可消除蓝色烟羽。     

燃煤发电SO2排控状况浅析

我国"富煤,贫油,少气"这一能源结构决定了燃煤发电在火力发电中的重要地位。高能耗与环境污染则是现阶段火力发电所面临的两大难题。其中SO2排控则是重要的参考指标。本文对燃煤发电中烟气脱硫的几种技术进行阐述比较,总结现有脱硫技术、装置存在的问题并提出针对性见解。对脱硫技术未来的发展趋势也做出合理的推测。     

活性炭吸附/微波解吸脱除烟气中SO2的实验研究

利用微波反应器研究微波辐照功率(反应温度)、烟气流率,SO2浓度以及烟气共存成分对活性炭吸附性能及脱硫效率的影响。吸附实验结果表明,当空间流速达到900 h-1时,SO2在活性炭床的吸附容量达到27.66 mg/g;烟气流率增加,吸附容量下降;SO2浓度对吸附容量影响不明显;烟气中O2的含量为4%左右时,SO2吸附容量最大,随着O2含量的继续增加而有所下降;随着NO浓度的增加,SO2的吸附容量稍有上升又降至12.79mg/g;烟气含湿量低于6.4%时,水蒸气对SO2在活性炭床上的吸附有利。脱除实验研究表明,微波功率越高脱硫效率相应提高,NO浓度和含湿量增加脱硫效率下降。     

燃煤电站烟气中 SO_2 的含量及限制标准

介绍国内外限制ＳＯ２排放的几种方法和国内ＳＯ２排放标准的发展过程,并给出主要燃煤电站ＳＯ２的排放浓度计算值,指出脱硫的重要性。     

燃煤电厂的SO2控制

概述了我国燃煤电厂SO2排放现状、面临的减排任务及可采取的措施，介绍了国内目前已建设的商业运行的脱硫工程，并对脱硫工艺的选择、承包商的选择、脱硫国产化等相关问题提出了讨论的意见。     

燃煤电厂烟气脱硫技术综述

介绍了燃煤电厂烟气脱硫的基本原理及石灰石/石膏法、氨法、海水脱硫法等湿法脱硫技术,以及旋转喷雾干燥法、炉内喷钙尾部增湿活化法、循环硫化床脱硫技术、电子束照射法等干式、半干式烟气脱硫技术.对各种烟气脱硫技术进行了技术、经济效益比较,供燃煤电厂在实施烟气脱硫工程时参考.     

燃煤电厂SCR烟气脱硝系统调试探索

为了减少污染物NOX对环境影响,提供清洁能源,建设绿色环保电厂,我国已有二十多个燃煤电厂采用了SCR烟气脱硝装置以降低烟气中NOX排放。由于安装使用的脱硝装置刚刚起步,脱硝系统在设计和设备运行上还存在一些问题,引进消化国外技术深度不够,并且缺少脱硝装置的设计、调试、运行的行业或国家标准,因此需要我们根据现场设计、设备情况,结合机组调试方法,对采用常规SCR使用液氨还应剂的脱硝系统的调试工作进行了探索。     

国外燃煤电厂烟气脱硫技术综述

国外燃煤电厂烟气脱硫技术取得了较大的发展。湿法脱硫技术使用较广,约占８５％左右,其它如喷雾干燥式脱硫技术等也有较好的业绩。美国、德国、日本等工业发达国家的燃煤电厂普遍采用了脱硫措施,并制定了严格的环境保护法律、法规;对燃煤电厂规定了烟气的ＳＯ２排放标准,减轻了对周围环境的污染。     

大型燃煤发电厂锅炉烟气脱硫技术

介绍国内烟气脱硫技术发展和应用现状，以及石灰石－石膏湿法、循环悬浮半干法、炉内喷钙尾部增湿活化法等几种适合我国大型燃煤发电锅炉烟气脱硫国产化技术，并对这几种烟气脱硫方法进行比较。     

FCS在火电厂烟气脱硫工程中的应用

现场总线将脱硫系统最底层的现场控制器和智能设备互连为实时控制通讯网络。通过分析总线系统构成、通信协议、传输格式和系统通讯层次结构以及通讯软件设计,最终实现较为全面和完善的脱硫控制现场总线网络组网方案,使脱硫控制系统更先进。     

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.