石灰石-石膏湿法脱硫系统节能管理

目前,我国大气污染形势严峻,在能源结构方面,仍是以燃煤机组为主,而燃煤机组是SO_2等大气污染物的主要排放源~([1]),控制燃煤电厂SO_2排放对治理大气污染有着举足轻重的作用。面对日益严格的环保要求,烟气脱硫成本随之增加,已成为电厂运行成本的大户。主要介绍300 MW火电机组的脱硫系统在不增加生产成本投入的前提下,采用适当的调节脱硫系统设备的运行方式,使其以更经济、节能的方法,为脱硫系统的经济优质运行提供可靠保障,在兼顾环保、社会效益的同时,有望进一步降低电厂的脱硫成本。围绕系统内主要设备的节电、节水、节省脱硫剂(石灰石粉)展开,通过对实际运行中的调整优化方式,列出了几种可行的优化运行、降低成本的思路方法。     

高强度油气长输管道腐蚀与防护研究进展

油气管道腐蚀是威胁管道安全的重要因素。随着我国对能源需求的增加,应用大管径、高压力、高强度管道是未来的发展趋势,X100/X120管道研究日益增多。根据腐蚀环境的不同,可以将高强度油气管道的腐蚀分为海水腐蚀、土壤腐蚀和大气腐蚀。其中,陆地管道大多采用埋地敷设,土壤腐蚀成为影响我国管道运行安全的主要因素,土壤中微生物中厌氧型硫酸盐还原菌(SRB)的存在加速了管道腐蚀,CO2分压通过影响CO2溶液中化合物的溶解度和p H值成为影响CO2腐蚀的主要因素。管道运行过程中油气流速和管道压力也会对腐蚀产生影响:油气流速越大,管道腐蚀速率越快;压力对原油管道腐蚀速率的影响较小,对天然气管道腐蚀速率的影响较大。相比管道本身,焊缝区更容易被腐蚀。对管道进行内外防腐处理是减缓管道腐蚀速率最有效的方法 ,常见的管道内防腐技术主要包括选择耐腐蚀性强的管道材料、在油气资源中加入缓蚀剂、在管道内表面增设内涂层以及衬里技术;外防腐技术主要指外涂层技术和阴极保护技术。没有任何一种技术可以适用于所有情况下的管道防腐,需要根据管道所处环境及项目特点选择最合适的技术,未来的研究方向是将各种防腐技术结合起来,研发低成本、高效率、无污染的防腐技术。     

电站锅炉脱硫方法的技术经济分析

叙述了电站锅炉各类脱硫方法的脱硫原理、技术特点、适用范围及运行成本核算等。目前,关于脱硫方法成本核算方面的文章较多,但相互之间缺乏可比性,究其原因,主要是由于计算时所包括的项目不尽相同所致。以中国计算运行成本（包括材料消耗、动力消耗、维修与管理、人工、折旧、在修、偿还投资贷款等）的规定为计算基础,将中国正在运行的或即将投产的较大的脱硫工程进行了运行成本的计算与相互比较。除了比较运行成本外,还进行了     

循环流化床锅炉与煤粉锅炉之选择

热电联产项目是选择循环流化床锅炉还是煤粉锅炉?通过对两种炉型在环境保护、投资成本、运行费用和供热安全方面的比较,发现煤价对项目的收益影响巨大,然而国家对燃用劣质煤制定了暂行办法,故选用何种炉型不能一概而论,应根据当地环保排放要求并综合考虑技术经济指标选择采用循环流化床锅炉或煤粉锅炉。     

吸收塔喷淋层设计经济性能分析

本文分析了石灰石-石膏湿法烟气脱硫吸收塔不同喷淋层设计下的一次性建设投资成本、喷淋层设计对运行成本的影响、喷淋层运行工况和对脱硫效率的影响。     

循环流化床锅炉炉内脱硫与炉外脱硫比较分析

通过对循环流化床锅炉炉内脱硫与炉外脱硫两种脱硫方法的脱硫效果、投资、运行成本进行综合比较分析,认为两种脱硫方法在工程及设备上的投资基本相当,但采用炉外脱硫的效果较好、运行成本较低,因此炉外脱硫应是目前循环流化床锅炉脱硫的首选方法。     

燃煤电厂脱硫废水全面净化处理方法的研究

本文结合燃煤电厂脱硫废水的水质特征和脱硫废水处理工艺现状,研究了一种燃煤电厂脱硫废水全面净化处理方法,该方法分为四个处理阶段,通过化学反应、物理沉淀、电絮凝、过滤、萃取及曝气氧化相结合的综合型处理工艺,对脱硫废水进行全面净化,实现脱硫废水厂内回用,无需建设末端处理系统,环保效益明显,大幅度降低投资和运行成本的同时节约占地面积,运行维护难度低。     

湿法烟气脱硫系统的烟气换热器设置分析

通过对上海地区燃煤电厂湿法烟气脱硫系统安装和不安装烟气换热器(GGH)的运行分析,证实了安装GGH后的烟囱腐蚀,明显低于无GGH烟囱,尤其是针对GGH发生结垢、堵塞和腐蚀等问题采取的六大技术措施,能够达到环保考核要求,同时论述了脱硫系统取消GGH后,会给周边环境和生产运行安全带来隐患。为此,结合国家环保政策,提请各燃煤电厂在建设脱硫系统时,不应盲目取消脱硫系统的GGH装置。     

基于TOPSIS法的度电环保能耗指标评价

基于会计计算理论以火电厂每发一度电时脱硫脱硝系统所产生的成本为目标提出度电环保成本评价指标。并结合其余4个评价指标,采用逼近理想解法(TOPSIS)对随机选取的6组脱硫脱硝系统实际运行数据进行评价分析。结果表明:利用度电环保成本与TOPSIS相结合的方法可以更加全面的评价火电厂环保能耗,可为火电厂提供最优的运行方案。     

采用石灰石-石膏法脱硫工艺降低脱硫运行成本的应用实践

通过对目前较成熟的脱硫工艺筛选,结合自身的客观条件最终选择石灰石—石膏法作为某企业的脱硫工艺。在设备设计上采用1炉1塔,不设旁路和GGH,是烟塔合一的技术方案。设计入炉煤含硫率2%,脱硫效率达到99%,取得了较好的社会效益和经济效益,不仅能消化脱硫成本,而且每年还有近400万元的效益,真正将环保项目做成了节能减排项目。     

发展热电冷三联供锅炉房是节能和环保的需要

本文从节能和环保的角度出发，提出集中供热锅炉房今后发展和建议的方向是采用热电冷三联供，采用合适可靠的除尘脱硫技术，以同时达到节能，环保和经济三个效益，在条件不能满足时，可先采用热冷联供，以缓解电力供需矛盾和节省投资。     

以空气为载体基于余热的脱硫废水浓缩系统设计开发

黄石电厂脱硫废水零排放项目采用以空气为载体利用余热蒸发浓缩的技术路线,运行效果理想,本文通过建立传质传热模型以及对机组运行数据进行分析,结果表明：设备投资小、运行成本低;废水浓缩倍率高达9倍;蒸发塔出口饱和湿空气直接汇入脱硫塔前烟道对脱硫塔水平衡无影响;脱硫塔出口SO₂浓度(标态、干基、基准氧)基本不变;对电厂原来的排放指标没有影响。运行结果证明了该技术路线的经济性和有效性。     

某工业皮革城煤基锅炉改造解决方案研究

以温州市某工业皮革城为研究对象,针对环保政策要求及煤基锅炉的用能现状,提出了4种改造解决方案,并对各种方案的改造费用、运行成本、环保评价进行了综合比选,结果表明,采取配套脱硫脱硝等环保设施的集中式燃煤锅炉供汽方案是可行的。该方案初期投资小,建成投入后运营成本与改造前相当,较易被企业接受并有效实施,同时符合当前的环保政策要求。     

电石渣作为循环流化床锅炉炉内和炉外湿法脱硫剂的应用

近年来,随着全国环境保护形势越来越严峻,火电机组环保排放指标监管越来越严,脱硫系统采用的脱硫剂供应及品质问题成为众多保障环保达标排放及脱硫效率的重要影响因素,同时随着全国各地火电机组的超低排放改造不断推进,脱硫设施提效改造成为环保改造重点之一,一方面稳定持续保障二氧化硫达到超低排放,另一方面降低生产运行成本成为企业首要问题,针对以上问题及实际情形,现就循环流化床锅炉炉内和炉外湿法脱硫采用电石渣作为脱硫剂进行分析,以提供相关类似机组帮助和借鉴。     

燃煤机组干湿法脱硫耦合运行可行性探究

为确保发电厂烟气中SO_2排放满足国家环保要求,国内燃煤机组均要求配置脱硫设备,其中较多的大型机组采用了石灰石湿法脱硫技术。随着电煤价格持续处于高位,为取得较高的经济效益,很多发电企业通过采购硫份相对高的煤种进行掺烧,使按原煤种设计并已投运的脱硫设备出力不足。在采用扩容湿法脱硫设备规模后,造成较大的投资成本和设备运行能耗。着重介绍钠基干法脱硫的原理和在工业上的运用特点,结合燃煤机组的实际运行工况,分析钠基干法脱硫和湿法脱硫耦合运行的可行性,为燃煤机组运用的脱硫技术提供新的思路和办法。     

脱硫系统“烟塔合一”技术的应用

如何选择最佳的烟气脱硫工艺方案,有效解决电厂、钢厂等烟气脱硫系统中存在的问题,是项目得以最优化实施的关键所在。脱硫吸收塔"烟塔合一"技术在项目投资成本、降低系统能耗、节约占地面积等方面有较多的优势,为目前解决中、小型项目脱硫改造开辟了新的路线。     

MINING TEC永磁调速器在脱硫工艺水泵的改造

正华能济南黄台发电有限公司装有4台锅炉、4台汽轮发电机,总容量140MW,是山东电网的主力电厂之一。该公司脱硫工艺水泵房运行过程中依靠再循环管道平衡压力,多余水量通过回流管返回储液箱,该系统存在很大的节能空间。北京华德创业环保设备有限公司对水泵运行工况进行节能分析后,采用MINING TEC永磁调速技术进行转速调节替换阀门调节方式,由     

钢厂脱硝GGH低温段元件盒框架腐蚀原因探讨及优化方案

GGH广泛用于脱硫、脱硝系统设备中,通过GGH换热增加进入脱硫塔或脱硝反应器烟温,然后通过旋转换热降低反应后排放的出口烟温。GGH通过转子上的数以万计的换热片实现对流换热,换热元件高度通常在1000～2500mm,根据环保设备温度需求进行选择。在GGH整个换热元件高度上,温度近似成线性分布。低温段平均壁温可近似为原烟气进口和净烟气出口温度的平均值。该温度的高低对换热元件及框架的材料选择影响很大。选择不合理会造成换热元件及框架的过快腐蚀,给设备安全运行造成极大困扰。     

液化气脱硫组合工艺在长庆石化的应用

长庆石化原有一套液化石油气脱硫装置,设计处理能力为5.34×104t/a,设计处理加氢裂化液化石油气。2011年底,长庆石化连续重整装置建成投产,液化石油气处理量增大,该脱硫装置无法保证产品质量。为此,异地新建一套12.6×104t/a液化石油气脱硫装置,对原5.34×104t/a脱硫装置4台设备进行利旧,管道、仪表做相应改造,降低装置投资成本约40万元。新装置采用凝结水作为伴热介质,每年节约动力消耗30余万元。新装置采用"胺法脱硫+精脱硫"新工艺,充分考虑液化石油气夹带微量溶剂及溶剂易氧化变质等情况,增设液化石油气水洗水罐、过滤器和聚结器,将液化石油气携带出来的少量溶剂和微量杂质彻底清除分离后,进入精脱硫罐。精脱硫罐选用表面积大、孔道丰富、强度好、脱硫反应速度快和抗水能力强的DPS-2A新型高效精脱硫剂,通过物理吸附和化学反应,深度脱除硫化氢和部分硫醇。工业运行表明,"胺法脱硫+精脱硫"组合工艺成功解决了液化气铜片腐蚀不合格问题。     

电石渣脱硫系统在热电厂的成功应用

国内外电厂烟气脱硫成熟技术很多，但对国内电厂而言都存在着投资大、运行成本高等问题。因此需要有一种适合企业自身特点、投资最省、运行成本最低，而效率相对较高的脱硫技术来为企业解难。实践证明，采用NID工艺，改用电石渣作脱硫剂，对有稳定的电石渣来源的电厂是非食适合的烟气脱硫途径。