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。     

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。     

220MW煤粉炉PM2.5浓度排放特性的试验研究

本文采用荷电低压撞击器(ELPI),通过对二级稀释系统采样对某电厂220 MW煤粉锅炉PM2.5的浓度排放特性进行了研究。研究结果显示,煤粉锅炉所产生烟气中PM2.5粒数浓度呈较明显的双峰分布,小颗粒峰值一般在0.12μm或0.07μm,较大颗粒峰值一般在0.76μm,PM2.5粒数浓度一般为几百万粒/cm3,主要取决于由气化凝结机理形成的细模态颗粒物PM0.38,PM2.5质量浓度呈单峰分布,一般为几百mg/m3,其质量浓度主要取决于由中间模态颗粒物PM0.38~2.5;采用覆膜滤料的布袋除尘器和电袋联合除尘器对PM2.5具有较好的除尘效果,二电场电袋复合除尘器出口烟气中PM2.5最小可达200μg/m3,粒数浓度在几万粒/cm3;当除尘效果较好时,湿法脱硫装置出口烟气中PM2.5粒数浓度和质量浓度可能会有所增加。     

降膜—浅层鼓泡烟气脱硫除尘系统的实验研究

提高烟气脱硫除尘技术水平是从源头防治尘肺病、硫化物中毒等职业病的重要一环。结合降膜法脱硫和鼓泡法除尘的优点,设计了新型的降膜—浅层鼓泡烟气脱硫除尘一体化实验系统,并采用十二烷基苯磺酸钠作为表面活性剂改性氢氧化钠吸收液,对模拟电厂烟气的除尘脱硫性能进行了研究。结果表明:添加表面活性剂能同时促进溶液脱硫和除尘效率;随SO2初始浓度的增大,反应器脱硫效率减小(尤其是SO2浓度增大到1 756 mg/m3以上时),但除尘效率略有增加。     

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。     

火力发电厂高效脱硫及除尘一体化超洁净技术研究及应用

[目的]文章主旨为满足国家对火力发电厂烟气污染物排放"超洁净"排放指标的要求。[方法]通过对广东某火力发电厂除尘和脱硫技术进行研究,提出了高效脱硫及除尘一体化超洁净技术,并在该电厂顺利应用。在常规烟尘和SO_2脱除方案上的基础上,通过对已有除尘和脱硫设备进行一体化设计和优化,并增加MGGH装置和电除尘除雾装置,协同对污染物包括烟尘和SO_2进行脱除,并提高烟囱出口烟气温度,减少烟气中液滴和烟尘浓度。[结果]机组投运后,实测烟囱出口烟尘和SO_2排放浓度为2.2 mg/Nm~3和16.7 mg/Nm~3,满足并优于火力发电厂"超洁净"排放的要求,且消除了烟囱出口的"石膏雨"现象。[结论]应用该项技术,可以在不设置湿式除尘器的条件下即可满足"超洁净"的排放要求,对新建或改造项目有很好的指导和借鉴意义。     

两级式低温烟气换热器运行效果评价

在回热系统中布置低温烟气换热器(GCH)是降低排烟温度和回收热量的有效方式,将烟气换热器分别布置在1 000 MW机组的电气除尘器前和脱硫吸收塔前,研究了烟气换热器投运后机组的性能.结果表明:两级式低温烟气换热器投运后,汽轮机热耗降低了0.56％,供电煤耗降低了1.59 g/(kW·h),同时保证了烟气温度高于其酸露点温度,降低了相关设备的腐蚀风险;在保证脱硫效率的前提下,脱硫系统水耗降低了39.75 t/h;电气除尘器的除尘效率有所提高,出口粉尘平均排放质量浓度降低到14.05 mg/m3,能够满足新的国家排放标准要求;两级式低温烟气换热器有效地实现了机组节能、脱硫系统节水和电气除尘器除尘效率提高的目标,具有良好的应用前景.     

基于主元分析的烟气协同脱除技术研究

为达到超低排放的要求,对某300、600、660 MW机组进行了不同形式的烟气处理系统升级改造。改造后的运行试验表明:这3台机组的脱硫协同除尘效率在69.73%～81.21%之间。为进一步分析协同除尘效率的主要影响因素,以600 MW机组为例,采用主元分析法,得到影响脱硫协同除尘效率的主要因素是脱硫入口烟尘浓度、机组负荷和脱硫装置入口SO_2浓度。进一步分析,脱硫入口SO_2浓度在1 805 mg/m~3,其协同除尘效率最高。     

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。     

燃煤电站脱硫废水零排放烟道喷雾蒸发特性的试验研究

为了实现电厂脱硫废水真正零排放,将脱硫废水经机械蒸汽压缩蒸发技术(MVR)蒸发结晶后排出来的母液进行烟道喷雾蒸发试验,喷射点选在SCR之前,研究了脱硫废水母液喷入烟道后的蒸发特性,分析了不同体积流量脱硫废水母液喷入烟道后对SCR出口烟气烟尘质量浓度、烟气主要成分、飞灰粒径分布、SO3质量浓度、飞灰比电阻及烟尘化学成分的影响,并探讨了加碱后的脱硫废水喷入烟道后对烟气主要成分和飞灰比电阻等的影响。结果表明:在SCR前烟道喷入脱硫废水,对烟气烟尘浓度的影响不大,但会增加烟气中HCl和HF的质量浓度;加碱后,腐蚀气体的质量浓度会减少;喷入脱硫废水后SCR出口烟气中SO3质量浓度减少;与脱硫废水相比,加碱的脱硫废水喷入SCR前烟道后,相同温度下的飞灰比电阻降低,有利于提高除尘效率。     

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。     

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。     

石灰石—石膏湿法脱硫法在南钢竖炉球团烟气中的应用

采用石灰石—石膏湿法脱硫工艺对南钢2×8 m2、1×10 m2三座竖炉球团烟气进行脱硫处理,文中介绍了脱硫系统构成、原理、主要工艺参数及实际脱硫效果,得出在竖炉球团生产稳定情况下,使用该脱硫装置,可实现烟气脱硫率≥95%,净烟气含湿量≤75 mg/Nm3的效果,从而满足烟气排放指标要求。     

回流式循环流化床烟气脱硫的工程试验研究

在银川热电厂5号炉(150t/h)回流式循环流化床烟气脱硫装置开展了半干法循环流化床烟气脱硫技术的工程试验研究,该脱硫装置的设计处理烟气量为16000m^3／h。脱硫塔内部及顶部采用了特殊回流结构设计,实现物料塔内内循环。减少除尘装置入口浓度。通过工业试验,研究了钙硫比、喷水量等参数对系统脱硫效率的影响。试验结果表明,当钙硫比为1．3、塔内温度70℃、塔内浓度为800g/m^3时,系统脱硫效率可以达到90％,粉尘排放浓度为80mg/m^3,脱硫系统阻力小于1．5kPa。     

基于LCA的燃煤锅炉FGD超低排放对资源消耗与环境影响评价

为符合严格的环保排放限制,进一步降低燃煤机组烟气硫氧化物排放,达到燃气机组排放浓度限制的超低排放的目标,本研究在火电机组现有烟气脱硫设施基础上,进行了设备增效改造。运用LCA(生命周期分析法)对某1 000MW超临界燃煤机组改造前后的FGD(脱硫系统)进行研究,找出石灰石及主要工程材料的生产、运输及脱硫三个过程对环境的影响因素,计算各过程的能源消耗量和对环境的影响潜值。结果表明,经过改造后,二氧化硫排放浓度可以由56.9 mg/m3降低到30.86 mg/m3,年减少排放292.8 t。资源耗竭系数增加了19.98人当量,造成的环境影响潜值可以降低32 069.43人当量。     

不同电源模式下静电除尘器除尘特性研究

通过对电厂静电除尘器在自动连续高频电源供电模式和脉冲供电模式下电除尘器进出口、湿式电除尘器进口以及烟囱入口粉尘浓度进行测试,考察了不同供电模式对电除尘器除尘效率、烟气排放粉尘浓度的影响。结果表明:在自动连续模式和脉冲供电模式下,静电除尘器的除尘效率分别为99.89%和99.85%,出口烟尘浓度分别为13.1 mg/m~3和18.3 mg/m~3。湿式电除尘器出口烟尘浓度分别为3.27 mg/m~3和4.11 mg/m~3,两种供电模式下烟尘排放浓度均满足环保要求。脉冲供电方式既保证了除尘效率又节省了电能,但由于设备在高能脉冲和低能脉冲之间不停切换,故稳定性不如自动连续方式。     

影响固定床烟气脱硫因素的实验研究

以CaO粉末做吸收剂,通过固定床干法脱硫实验,分别研究了温度、进口浓度、Ca/S摩尔比、吸收剂粒径和停留时间等各因素对脱硫效率的影响,结果表明：当T= 825℃、Ca/S=2.82、粒径为75μm、进口浓度Cin=1783 mg/m3、tR=0.4 s时,脱硫效率可达89.6%,出口SO2浓度为185 mg/m3,低于国家标准规定的260 mg/m3.     

火电厂湿法脱硫运行经济性分析探讨

焦作韩电发电有限公司装机容量2×50MW,锅炉为2×240t循环流化床炉,负责河南省武陟县的工业及居民采暖供热.为响应国家环保超低排放要求,将原脱硫工艺改为炉外石灰石湿法脱硫工艺.改造后烟气二氧化硫排放浓度≤35mg/Nm3,且脱硫钙硫摩尔比逐年降低,脱硫耗原水大幅下降,副产物石膏回收率也逐步增加.     

烟气脱硫脱硝除尘超低排放技术在自备电站锅炉综合改造中的应用

简要说明锅炉烟气净化装置改造的必要性,并对当前可用的超低排放技术方案进行对比分析。详细介绍烟气循环流化床半干法同时脱硫脱硝和除尘超低排放技术。项目改造后,实现了排放烟气中SO2、NOx及烟尘的浓度远低于国家要求的超低排放值。所采用的DSC-M干式超净+同时脱硫脱硝除尘装置具有较优的技术和经济优势。     

四角切圆燃煤锅炉变SOFA风量下燃烧特性数值模拟

对某电厂660MW四角切圆燃煤锅炉增加了分离燃尽风(SOFA)的低氮改造,利用Ansys Fluent14.0软件进行了改造后燃烧特性的数值模拟,并将数值模拟结果与实际测量数据进行对比,研究了炉膛速度场、温度场、组分场和NOx质量浓度的分布规律,分析了不同SOFA风门开度下燃烧器区域以及沿炉膛高度方向NOx质量浓度的变化.结果表明:低氮改造中增加SOFA后的温度分布较均匀,切圆形成较好,没有出现火焰贴墙现象;当SOFA风门开度由30%增大到100%时,燃烧器区域最高温度由1 803K降低到1 684K,最高温度降低119K;燃烧器区域NOx最高质量浓度由388 mg/m3降低到259 mg/m3,降低了129 mg/m3;炉膛出口NOx质量浓度由487.9mg/m3降低到307.4mg/m3,降低了180.5mg/m3;通过调节SOFA风门开度可有效降低炉膛出口NOx质量浓度.