中小燃煤锅炉

中小燃煤锅炉（精选7篇）

中小燃煤锅炉 篇1

1 引言

在我国工业生产中, 中小容量锅炉的应用范围不但广, 并且数量特别多。中小容量锅炉使用过程中存在着由于技术人员素质和数量不够, 以及燃煤锅炉煤质等造成的燃煤锅炉的燃烧能力不够。中小型燃煤锅炉启停频繁, 造成了其使用寿命降低, 并且运行热效率低。我国整体上中小型燃煤锅炉的平均热效率比国外先进水平低15%以上, 存在着巨大的能源浪费, 在节能减排的今天, 提高燃煤过锅炉的热效率, 无疑是至关重要的。

2 中小型燃煤锅炉燃烧特征分析

2.1 中小型燃煤锅炉层燃方式的燃烧特征

锅炉进行层燃烧时, 燃煤颗粒群的大小主要是厘米级的, 这时候以焦炭为主的可燃成分占了绝大部分的发热量, 但是不容易燃尽, 在锅炉的炉排上几乎完成了全部的燃烧过程, 只有极少数飞灰内没有烧尽的碳, 和气体中CO, H2, CH4等可燃气体随着烟气进入炉膛进行小于4秒的短暂停留时发生燃烧。基于此, 为了实现中小型燃煤锅炉的高效燃烧, 炉排必须能够对煤燃烧时提供足够燃烧空间, 同时通风和燃烧温度必须良好。也就是说, 在煤燃烧时, 对于燃烧起着决定性作用的是炉排的面积。由于炉排面积热负荷与炉膛容积综合了燃烧设备的结构, 燃烧性能以及空间燃烧特性等, 因此, 炉排面积热负荷与炉膛容积是表征锅炉层燃烧特性的基本量。

当锅炉的炉型与结构确定, 燃烧的煤种确定时, 随着锅炉容量的变化, 锅炉燃煤量发生变化。层燃烧中, 燃烧效率得到保证的基本条件是锅炉炉排的有效面积。锅炉容量越小时, 锅炉单位面积散热量越大, 这就会影响到锅炉正常稳定的燃烧。一旦锅炉容量继续减小, 散热不好会造成锅炉炉膛在燃烧过程中遭受到破坏。基于燃烧, 锅炉燃烧时, 其容量必须有最小限制, 并且当锅炉容量越小的时候, 对于锅炉燃烧的稳定性与有效性来说, 炉膛的保温是至关重要的。

中小容量锅炉层状燃烧时, 由于燃煤颗粒以厘米级为主, 其燃尽的时间要比颗粒大小为微米级煤粉时间长, 因此, 其燃烧的效率与强度都小。所以, 必须限制层状燃烧中煤颗粒的大小, 同时不能同时使用不同煤种的煤。基于中小容量锅炉运行控制, 由于目前我国中小容量锅炉设备运行条件和操作人员数量与素质有限, 必须加强对锅炉层燃烧的精心操作。

2.2 中小型燃煤锅炉室燃烧方式的燃烧特征

中小容量锅炉室燃烧方式时, 炉膛的断面的热负荷以及炉膛容积的热负荷是其主要热力学参数, 分别用qF和qV表示。

其中, qF表示了锅炉燃烧炉膛的横断面积, m2。

中小容量锅炉发生室燃烧时, 煤粉的大小是以微米级大小为主, 煤粉随着燃烧所用的空气一起进入到锅炉的炉膛内, 在锅炉炉膛空间中实现了着火, 燃烧以及燃尽整个过程。中小容量锅炉发生室燃烧时, 不但要在炉膛内有充足氧气, 同时在炉膛内必须要有足够的空间以及燃料在炉膛停留的时间必须足够长, 另外炉膛内足够的温度也是发生室燃烧不可缺少的条件。基于此, 室燃烧最基本的结构特征是炉膛的容积。

在锅炉的炉膛内发生了燃料燃烧全部的过程。因此, 锅炉的容量和燃料成正比例关系。实际燃烧中, 锅炉炉膛容积热负荷随着锅炉容量的减少而增加, 这时候为了预防锅炉内燃烧条件恶化, 基于锅炉燃烧空间足够时, 必须确保炉内的温度;当锅炉容积热负荷随着锅炉容量增加而降低时, 一方面确保了燃料的燃烧的空间, 同时又可以保证冷却表面积, 从而月份了结渣等现象。

中小容量锅炉发生室燃烧时, 煤粉颗粒以微米级为主, 因此, 具有强烈的质量扩散性。和锅炉的层状燃烧相比, 室燃烧的炉内温度更高, 但是更多情况下, 室燃烧处在动力燃烧控制, 所以, 保持锅炉内高温是室燃烧强化燃烧的前提。

3 中小容量锅炉和大容量锅炉燃烧性能的对比

和大容量锅炉相比, 中小型容量锅炉的相对比表面积大, 锅炉的容量越小, 那么相对比表面积就越大, 散热越强烈, 对燃烧影响越大, 不利于燃烧, 基于此, 相对于大容量锅炉, 中小型容量锅炉燃烧的着火, 完全燃烧更不容易。同时, 中小型燃煤锅炉层燃烧中锅炉容量对相对比表面积的影响要大于室燃烧。

大容量锅炉的层燃烧炉排面积热负荷以及室燃烧炉膛断面热负荷要远远大于中小型容量锅炉。随着锅炉容量的降低, 炉排面积热负荷随着实际锅炉的热效率的降低而降低, 炉膛断面热负荷则和锅炉容量成正比例降低。也就是说, 锅炉的容量越小, 农民燃烧的热负荷越小, 那么锅炉发生着火, 完全燃烧以及燃尽是非常不容易的。因此, 中小型容量燃煤锅炉的燃烧的效率, 经济性以及安全性都远低于大容量锅炉。

4 结束语

改善强化中小容量锅炉燃烧的根本是能够保持中小容量锅炉炉内的温度。对于层状燃烧来说, 除了温度要求, 还必须在锅炉燃烧时提供必须的配风。中小容量锅炉运行过程中, 基于安全以及锅炉高效运行的要求, 要对低负荷运行时间与次数进行严格的控制。

参考文献

[1]郭永葆, 李文琴, 王守信, 等.发展煤粉工业锅炉不容忽视的几个问题[J]工业锅炉.2012 (1) :10-13.

[2]徐通模, 惠世恩, 等.燃烧学[M].北京:机械工业出版社.2011.

中小燃煤锅炉 篇2

我国的煤炭产量占世界煤炭总产量的42%, 在未来的20年内煤炭的产量仍将增加。我国SO2的排放量多年来一直位居世界第一, 排放的SO2中90%来自于燃煤, 而燃煤产生的污染物多大几十种, 其中危害最严重且在我国排放受控制的为SO2、烟尘、NOx。

二、我国环境现状分析

目前, 我国大气污染形势非常严峻, 以可吸入颗粒物 (PM10) 、细颗粒物 (PM2.5) 为特征污染物的区域性大气环境问题日益突出, 损害人民群众身体健康, 影响社会和谐稳定。随着我国工业化、城镇化的深入推进, 能源资源消耗持续增加, 大气污染防治压力继续加大。为切实改善空气质量, 2013年9月10日, 国务院印发的《大气污染防治行动计划》 (国发[2013]37号) 中制定的具体指标规定:到2017年, 全国地级及以上城市可吸入颗粒物浓度比2012年下降10%以上, 空气质量优良天数逐年提高;京津冀、长三角、珠三角等区域细颗粒物浓度分别下降25%、20%、15%左右, 其中北京市细颗粒物年均浓度控制在60微克/立方米左右。由此可见, 作为燃煤供热企业在未来的运行过程中脱硫除尘的任务非常艰巨。

三、目前中小型燃煤锅炉最理想的脱硫除尘组合方式

自1979年《中华人民共和国环境保护法 (试行) 》颁布以来, 我国燃煤锅炉脱硫除尘之路探索了三十多年, 在这些年的探索过程中形成类多种类型的脱硫除尘设备及相应的脱硫除尘方法, 设备及方法的完善所带来的处理效率的提高是有目共睹的, 不同的方法决定了所选择的设备, 目前来说, 我国中小型燃煤锅炉烟气的除尘方法有干法除尘和湿法除尘两种类型, 而对于电除尘和布袋除尘在大型工业燃煤锅炉和发电厂燃煤锅炉烟气处理中常用;烟气脱硫方法也分为干法脱硫和湿法脱硫两类。

干法除尘主要以旋风除尘器和多管除尘器为主, 实际上多管除尘器也是旋风除尘器的一种, 它是在旋风除尘器的基础上进行完善, 有多个旋风子并联组成一体并且共用进气室和排气室以及灰斗而形成多管除尘器。多管除尘器的特点是多个旋风子并联使用, 在处理相同风量的情况下除尘效率较高, 能达到80%以上;比单个旋风除尘器并联使用的除尘装置压力损失小 (即阻力小) ;体积小节约占地面积;在实际运行过程中与密闭集灰箱配用, 可以实现密闭除灰, 但要注意在清灰时要先关闭引风机, 然后开启排灰口, 避免集灰斗内的积灰在引风机的动力作用下被烟气重新带走而降低除尘效率。相比湿法除尘来说, 多管除尘器在实际运行过程中不用考虑冬季防冻、酸性气体与水接触形成酸液对设备形成腐蚀、黏性粉尘堵塞设备等问题, 也不省去了湿法除尘的水处理工艺。

从脱硫效率上来比较, 湿法脱硫效率要高于干法脱硫。而目前的湿法脱硫工艺中石灰石 (石灰) 法、双碱法、镁法等工艺较复杂, 适合大型燃煤锅炉的脱硫;氨法脱硫脱硫剂来源受限, 而且技术要求高, 氨挥发也会造成空气污染;而钠碱法脱硫优点明确, Na OH的水溶性好, 可以配成任意浓度的脱硫吸收液, SO2吸收速度快、效率高, 工艺和技术简单, 脱硫剂好存放, 虽然Na OH价格比石灰高, 又不能循环利用, 但是它不存在副产品回收工艺的成本, 对目前中小型燃煤锅炉烟气脱硫来说是最理想的方法了。

四、多管除尘+钠碱法脱硫的工艺原理

早在十年前燃煤锅炉烟气脱硫除一体化技术和设备非常受欢迎, 但是随着污染物排放标准的不断提高, 要求对燃煤锅炉烟气除尘和脱硫要进行两级治理的方式, 以提高烟气的脱硫除尘效率, 降低排放浓度。而本文以“多管除尘+钠碱法脱硫”两级治理的工艺进行分析, 以供各位同行进行参考。

“多管除尘+钠碱法脱硫”两级治理的工艺即:置于引风机前的除尘设备 (为多管旋风式除尘器) , 经其处理后的烟气含尘浓度明显降低, 再经过脱硫塔进行湿式脱硫和二次除尘, 最终达到脱硫和除尘的目的。脱硫系统工作时必须通过水 (Na OH水溶液) 的循环, 将脱硫剂 (Na OH) 带到脱硫塔内, 与烟气中的SO2进行化学反应, 并将反应后的生成物 (盐) 带出至脱硫循环水池内, 此时水中的Na OH浓度明显降低, 循环水的PH值迅速降低, 须在循环水池内补充反应消耗掉的Na OH, 再通过循环泵将水 (Na OH水溶液) 打入脱硫塔, 周而复始地重复这个过程, 实现运行中的连续脱硫。因此, 系统中除安装有除尘器和脱硫塔外, 还有脱硫循环水池 (沉淀池) 、循环泵、给水管道、排水沟等形成的水循环系统, 以及补充Na OH的加碱器等设施 (详见《脱硫除尘流程图》) 。

目前脱硫采用钠碱法, 其脱硫机理为:烟气中的二氧化硫 (SO2) 与碱溶液 (脱硫剂) 中的氢氧化钠 (Na OH) 进行化学反应, 生成钠盐, 从而达到降低烟气中二氧化硫浓度的目的。其化学反应方程式主要有:

五、多管除尘+钠碱法脱硫工艺在日常运行过程中存在的问题及解决措施

1. 脱硫塔也会出现结晶、堵塞, 当其堵塞时, 排烟系统阻力增大, 锅炉炉膛出现微正压, 引风机出口压力升高、电流下降。

u结晶原因:循环水中加入Na OH太多或排盐不及时都会使循环水中盐的浓度过饱和, 引起在脱硫塔管路内部阻力稍大的部位以及塔内旋流板叶片上、填料表面出现结晶、结垢现象, 而使叶片间距和变小及部分堵塞和填料球出现干式结垢现象, 使系统阻力增大, 影响运行。

u解决方法: (1) 根据锅炉燃煤含硫量、燃煤量来控制投碱量的加入量, 实现循环水的PH值稳定控制在8左右。PH值偏高, 不仅会造成脱硫剂的浪费, 而且循环水系统容易出现结垢、结晶现象。PH值偏低, 不仅烟气难以保证达标排放, 而且循环水中的亚硫酸、硫酸等酸性物质会腐蚀循环水管路、塔内核心部件以及烟气管道, 造成设备腐蚀, 缩短设备的使用寿命。 (2) 要在每天运行过程中对脱硫池进行排盐换水, 目的是稀释脱硫循环水中盐的浓度, 避免过饱和结晶现象。 (3) 在排完盐后可以利用冲洗脱硫塔的方式进行补充循环水量, 同时冲掉填料层上积灰, 免得停水后积存在填料球上的循环水烘干成硬垢, 无法冲掉。

2. 脱硫循环水中含灰太多, 会堵塞管路和脱硫塔内的喷淋头。

u解决方法:对脱硫循环水池进行定期的清灰, 清灰可用抓斗的方式将一级沉淀池内沉淀在脱硫池底部的细灰抓出, 清灰工作最好是在排盐工作之前且两者连续进行, 这样可以将未抓出的细灰浆以排盐的方式排出。

3. 投碱量要均匀稳定, 若投碱量忽高忽低会容易造成结晶现象出现, 可以选用自动加碱设备以控制脱硫水的PH值。

4. 制定行之有效的烟气脱硫除尘设施运行的操作规程和管理制度;认真做好脱硫除尘相关运行记录。

5. 钠碱法属于湿法脱硫, 严禁无水 (干式) 运行。

6. 以排盐方式排出的废液须经环保部门批准达标排放, 严禁私自排入农田造成土壤污染。

结论

对于中小型燃煤锅炉烟气的除尘脱硫工艺的选择, 首先要选择脱硫效果好的工艺和设备, 只有在满足达标排放的前提下, 再考虑投资运行费用的问题。“多管除尘+钠碱法脱硫”两级治理的工艺正是符合以上原则的, 该工艺装置简单、占地少, 一次性投资少, 运行时的工艺流程简单易操作, 目前国内的技术基本成熟, 运行可靠、维护方便;虽说脱硫剂成本没有石灰或者氧化镁那么低廉, 但是我们在选择工艺设备时考虑资金成本的同时也要考虑环境效益。

摘要：对于中小型燃煤供热企业来说, 如何提高燃煤锅炉的脱硫除尘效率, 减少污染物排放, 是一直以来在供热运行过程中重点关注的问题, 本文通过对中小型燃煤锅炉多管除尘+钠碱法脱硫两级处理的系统进行解析, 为燃煤锅炉烟气除尘脱硫的实际运行中常见问题提出了相关的解决方法。

关键词：燃煤锅炉,除尘,湿法脱硫

参考文献

[1]吴忠标主编.实用环境工程手册.大气污染控制工程[M].北京:化学工业出版社, 2001, 324~341.

中小燃煤锅炉 篇3

1 湿法烟气脱硫技术原理

将石灰石粉加水制成浆液作为吸收剂泵入吸收塔与烟气充分接触混合, 烟气中的二氧化硫与浆液中的碳酸钙以及从塔下部鼓入的空气进行氧化反应生成硫酸钙, 硫酸钙达到一定饱和度后, 结晶形成二水石膏。经吸收塔排出的石膏浆液经浓缩、脱水, 使其含水量小于1 0%, 然后用输送机送至石膏贮仓堆放, 脱硫后的烟气经过除雾器除去雾滴, 再经过换热器加热升温后, 由烟囱排入大气。由于吸收塔内吸收剂浆液通过循环泵反复循环与烟气接触, 吸收剂利用率很高, 钙硫比较低, 脱硫效率可大于9 5%。

石灰/石灰石法主要的化学反应机理为:

石灰法:2SO2+2CaO+4H2O+O2=2CaSO4·2 H2O

石灰石法:2 S O2+2 C a C O3+4 H2O+O2=2 C a S O4·2 H2O+2 C O2

2 脱硫除尘一体化改造效益分析

以满洲里地区1台1 0 t/h燃煤锅炉采用烟气脱硫除尘一体化装置为例进行效益分析。主要参数:该锅炉用煤热值1 8 8 4 0 k J/k g, 含硫量为1%, 排尘浓度1.8 g/m 3, 采暖天数2 1 1天。

2.1 环境效益

2.1.1 单位时间燃煤消耗量

式中:g——单位时间燃煤消耗量, t/h;

W——锅炉的功率, 1 0 t/h锅炉取7 0 0 0 k W;

η1——锅炉的平均热效率, 取0.7 0;

Qm——煤的低位发热量, 烟煤取18840kJ/kg;

计算可得, 10t/h锅炉每小时燃煤消耗量为1.9t。

2.1.2 单位时间排放的SO2和烟尘量

式中:gs——单位时间排放的S O2量, k g/h;

gy——单位时间排放的烟尘量, k g/h;

α——煤的含硫量, 取1%;

k——燃烧1吨煤排放的烟气量, 取10000m3/t;

ρ——单位体积烟气量中的烟尘浓度, 取1.8g/m3。

计算可得, 1 0 t/h锅炉每小时排放的S O2和烟尘量分别为38.2kg/h和34.4kg/h。

2.1.3 年均SO2和烟尘减排量

式中:Gs——年均S O2减排量, t;

Gy——年均烟尘减排量, t;

β1——脱硫效率, 取7 0%;

β2——除尘效率, 取9 5%;

N——采暖天数, 满洲里地区取2 1 1天。

计算可得, 改造后1 0 t/h锅炉每年可减少SO2排放135.5t, 烟尘165.5t。

2.2 经济效益

2.2.1 投资估算和运行费用

根据已有的工程经验, 1台1 0 t/h锅炉采用除尘脱硫一体化装置改造的总投资约为2 0万元, 每年运行维护费用 (包括电费、设备折旧、脱硫剂费用等) 约为8万元。

2.2.2 每年节省的排污费

根据2 0 0 7年6月3日《国务院关于印发节能减排综合性工作方案的通知》的要求:“将二氧化硫排污费由目前的每千克0.6 3元分三年提高到每千克1.2 6元”;烟尘排污费标准按照国家计委《排污费征收标准管理办法》的规定, 依据烟尘污染当量值确定。

式中:M——排污费征收额, 元/a;

ms——S O2排污费标准, 取1.2 6元/k g;

my——烟尘排污费标准, 取0.6元;

αy——烟尘污染当量值, 取2.1 8 k g。

计算可得, 改造后每年可节省排污费2 1.7万元, 其中SO2排污费17.1万元, 烟尘排污费4.6万元。

2.2.3 静态投资回收期

式中:i——静态投资回收年限, 年;

R——烟气脱硫改造成本, 取2 0万元;

M1——年均运行维护费用, 取8万元。

计算可得, 满洲里地区1台1 0 t/h锅炉烟气脱硫除尘一体化改造项目静态投资回收期为1.4 7年, 其它气候区典型城市计算结果见表1。

3 结论

目前我国燃煤锅炉脱硫技术已经比较成熟, 采用脱硫除尘一体化装置对中小型燃煤锅炉实施环保技术改造可以取得良好的经济效益和环境效益, 特别是在采暖期长的北方采暖地区和国家对主要污染物 (如S O2) 的排放收费标准大幅度增长的趋势下, 上述改造项目的效益将更加明显。

参考文献

[1]彭朝辉, 童志权.我国中小型燃煤锅炉烟气湿法脱硫研究[J].湘潭大学自然科学学报, 2000, 22 (4) :73-78

[2]王伟来, 黄超.脱硫除尘一体化技术简介[J].应用能源技术, 2007 (4) :26-27

[3]钟秦.燃煤烟气脱硫脱硝技术及工程实例[M].北京:化学工业出版社, 2002

中小型锅炉脱硫脱硝技术简述 篇4

1 二氧化硫控制技术

中小锅炉脱硫技术可分为三类：燃烧前脱硫、燃烧中脱硫及燃烧后脱硫（烟气脱硫）。

1.1 燃烧前脱硫

燃烧前脱硫是指利用选煤技术降低煤中硫成分，煤的含硫量可降低40%[2]。选煤技术主要有物理法、化学法和微生物法。物理法是我国广泛采用的选煤技术，主要有跳汰选煤、重介质选煤和浮选等，物理法针对煤中的无机硫成分；化学法针对煤中的有机硫成分，主要有碱液法和其他氧化法；生物脱硫是利用微生物（氧化亚铁硫杆菌和氧化硫杆菌）将煤中硫分转化为硫酸盐。生物脱硫能去除煤中90%的黄铁矿和40%有机硫[3]。物理法和化学法需要消耗大量水资源，产生废水的较高浓度的悬浮物和COD。生物脱硫由于微生物繁殖速度有限，因而工业化程度较低。

1.2 燃烧中脱硫

燃烧中脱硫是指在煤燃烧过程中，将煤中的硫分转移到固体废物中，减少SO2的排放，主要技术方法有煤粉炉直接喷钙脱硫和型煤固硫。煤粉炉直接喷钙原理是在炉膛低温区域喷钙，吸收SO2，脱硫效率仅为30%～40%，脱硫效率有限，通常和尾部活化器增湿相结合，可使脱硫效率达到70%以上[4]。固硫技术是通过向煤中加入固硫剂（石灰石），煤燃烧生成的SO2与固硫剂反应生成硫酸盐而留在灰渣中，固硫技术的脱硫效率一般为40%～50%[5]。

1.3 燃烧后脱硫（烟气脱硫）

燃烧后脱硫即锅炉烟气脱硫，是当前主要的脱硫方法。烟气脱硫技术原理是利用吸收剂吸收除烟气中的二氧化硫，并使其转化为稳定的硫化合物。烟气脱硫技术按脱硫剂及脱硫反应产物的状态可分为湿法、干法及半干法三大类。其中湿法脱硫技术应用较为广泛，主要的湿法脱硫工艺有石灰/石灰石-石膏法、钠钙双碱法和氨法。

1.3.1 石灰/石灰石—石膏法

工艺原理：锅炉烟气经进口挡板进入增压风机，通过烟气换热器后进入吸收塔，洗涤脱硫后的烟气经除雾器除去带出的小液滴，再通过烟气换热器从烟囱排放，脱硫副产物经过旋流器、真空皮带脱水形成脱水石膏，脱水石膏含水率小于10%。

采用石灰或石灰石作为吸收剂时，湿法脱硫系统运行控制指标各不相同。

石灰/石灰石-石膏法是主流脱硫工艺，90%以上的锅炉烟气脱硫采用该工艺，脱硫效率大于95%，技术成熟，运行可靠性高，对煤种适应性强。我国石灰、石灰石资源丰富，吸收剂价格低廉，但是脱硫设备易腐蚀、结垢、堵塞，此外脱硫石膏资源化利用是当务之急，每脱出1tSO2，产生2.7t石膏混合物，据统计我国脱硫石膏的利用率不超过10%，脱硫石膏处理已成难题[8]。

1.3.2 钠钙双碱法

工艺原理：它首先用一种碱（通常是氢氧化钠或碳酸钠）溶液吸收二氧化硫，生成亚硫酸氢钠；然后在再生池内用石灰或石灰石将亚硫酸氢钠再生成亚硫酸钠，再生的吸收液循环再利用，而SO2以亚硫酸钙和石膏的形式析出。

钠钙双碱法最早在美国和日本得到应用，脱硫效率为90%以上[9]。石灰/石灰石-石膏法吸收二氧化硫，生成亚硫酸钙、硫酸钙的溶解度较小，容易结晶析出，容易造成吸收塔设备及管道的堵塞；双碱法采用钠基脱硫剂，其碱性强，生成的亚硫酸钠和硫酸钠的溶解度较大，相对于石灰/石灰石-石膏法，双碱法对设备的堵塞有较大改善。但是双碱法工艺较为复杂，设备占地面积大；由于氧化副反应生产的硫酸钠无法再生，需要不断补充钠基吸收剂，吸收剂的成本较高。

1.3.3 氨法脱硫

工艺原理：锅炉烟气进入吸收塔，含氨的吸收液吸收烟气中的SO2，脱硫后的净烟气经除雾按要求排放。吸收液吸收烟气中SO2后在氧化设施中被氧化成硫酸铵，所形成的硫酸铵溶液脱水干燥，产物为含水率小于5%的硫酸铵。

氨法脱硫为液气反应，接触面积大，脱硫效率高一般大于95%；脱硫装置的工艺简单，布置合理，占地面积小，与石灰/石灰石-石膏法脱硫技术相比，占地面积可节省50%以上[10]。副产物硫酸铵价值高，经济效益高；但设备腐蚀较为严重，脱硫剂氨水成本高，有足够低廉的废氨水来源的企业（化肥厂）适宜选择氨法脱硫；氨易挥发逃逸，形成气溶胶，对周边环境造成影响，尤其对钢结构建筑有较强的腐蚀。

综上所述，从脱硫率、使用原料、副产品及其用途等方面，对比石灰石-石膏法、双碱法和氨法的脱硫情况，结果如表2所示。

2 氮氧化物控制技术

目前，控制NOx排放的技术措施大体上可分为两类：一类是低NOx燃烧技术（炉内脱氮技术），依据NOx形成机理，改造锅炉，抑制NOx生成。另一类是烟气净化技术，将生成的NOx还原为N2，从而脱除烟气中NOx；常见的烟气净化技术主要有选择性非催化还原脱硝（SNCR）、选择性催化还原脱硝（SCR）、SNCR-SCR联合脱硝。

2.1 低氮燃烧技术

低氮燃烧技术主要有空气分级燃烧技术、燃料分级燃烧技术、烟气再循环技术。

空气分级燃烧的原理是将燃料燃烧分为2个阶段：第一阶段燃料在缺氧条件下燃烧，空气量为总燃烧空气量的70%～75%，降低NOx在该燃烧阶段的生成量；第二阶段，将剩余空气送入炉膛，与第一阶段烟气混合完全燃烧。该方法可使NOx的排放量减少15%～30%[12]。

燃料分级燃烧的原理将炉膛分为主燃区、再燃区和燃尽区，在主燃区送入80%～85%燃料，在过量空气系数大于1的条件下燃烧并生成NOx；在再燃区送入15%～20%燃料，使再燃烧区呈还原性气氛，将NOx还原成N2；在燃尽区送入空气，使再燃燃料完全燃烧。一般采用该方法可使的氮氧化物的排放浓度降低40%左右[13]。

烟气再循环技术是将空气预热器前的一部分低温烟气抽出，直接送入炉内，降低燃烧温度，降低氧气浓度，NOx生成受限。烟气再循环率为15%～20%,NOx减排效率约为25%[14]。

2.2 选择性非催化还原脱硝（SNCR)

工艺原理：SNCR技术，即选择性非催化还原法，是将氨水或尿素在一定的条件下与烟气混合，反应温度在800℃～1100℃，在不使用催化剂的情况下将NOx还原成为无毒的N2和H2O。当还原剂为氨（NH3）时，其发生的反应主要如下：

SNCR脱硝工程主要包括还原剂的储备与制备、输送、计量分配及喷射。SNCR技术是利用锅炉炉膛作为脱硝反应器，通过改造锅炉可实现此技术的利用，因此SNCR技术的建设周期较短、成本较低，适用于改造中小型锅炉，具有较好的经济性，但脱硝效率较低，实际运行结果表明，应用于大型电站锅炉的SNCR的NOx的还原率只有25%～40%[15]，可能造成较高的氨气逃逸率。

2.3 选择性催化还原脱硝（SCR)

工艺原理：利用还原剂在催化剂作用下有选择地与烟气中的NOx发生化学反应，生成氮气和水的方法。

SCR技术主要包括还原剂系统、催化反应系统、公用系统和辅助系统。SCR催化剂的主要成份为V2O5，催化剂类型可分为平板式、蜂窝式和波纹板型，反应温度为320℃～400℃，催化剂分层布置，一般为2～4层[16]。烟气中颗粒物、碱金属（钾、钠）和砷会导致催化剂活性降低。SCR是一种高效脱硝技术，脱硫效率为70%～90%，但整套SCR系统压力损失较大，约1000Pa[17]，增加能耗，该技术投资、运行成本较高。低氮燃烧、SNCR、SCR技术比较。

2.4 SNCR/SCR联合脱硝

SNCR/SCR联合脱硝是锅炉烟气首先经过SNCR工艺脱除部分NOx,SCR利用SNCR工艺逃逸的还原剂进一步脱除NOx，减少了SCR技术的喷射系统。单一的SNCR脱硝技术（脱硝效率一般为25%～40%）难于满足现有的排放标准，而单一的SCR脱硝技术采用较多的催化剂，且设备复杂，投资和运行费用高，不适用于中小型的燃煤锅炉。由于该技术在炉膛上部和锅炉尾部进行氮化物的二次脱除，其脱硝效果远远大于单纯地采用SCR技术，脱硝效率大于80%[18]，且投资成本、运行成本更低，SNCR/SCR联合脱硝技术适合应用在无法加装大量催化剂的中小型锅炉。

3 结语

锅炉燃烧前脱硫和燃烧中脱硫的脱硫效率有限，面对国家日趋严格的环保标准，当前中小锅炉脱硫技术主要考虑烟气脱硫，而烟气脱硫技术中以湿法脱硫应用较为广泛，因为湿法脱硫工艺是目前较为成熟可靠的烟气脱硫技术，脱硫效率较高，能够有效吸收烟气中二氧化硫，使烟气达标排放。但如何有效对湿法脱硫副产物的进行资源化利用，是湿法脱硫技术亟待解决的问题，以石灰/石灰石-石膏法为例，2010年，我国每年排出脱硫石膏1500×104t[19]。大量的副产物仍然以露天堆放为主，不仅占用土地资源，还会对环境造成二次污染。

低氮燃烧技术对NOx的产生进行源头控制，并且投资省，系统复杂性低，是最为经济的脱硝方式，在我国很大一部分锅炉燃烧器都进行了低氮燃烧技术改造，但低氮燃烧技术脱硝效率有限，为了确保锅炉烟气中NOx达标排放，低氮燃烧技术通常与SNCR或SCR技术联合应用。SCR技术投资成本高、占地面积大，在大型发电机组应用广泛；SNCR技术是一种建设周期短、投资少、脱硝效率中等的烟气脱硝技术，它比较适合于对中小型电厂锅炉的改造，SNCR技术和其他脱硝技术的联合应用可在较低投资成本下进一步降低NOx的排放。例如针对无法加装大量催化剂的中小型锅炉，SNCR/SCR技术具备较好的应用前景。

我国将在相当长的时间内，仍以煤为主要能源，我国大型发电机组均以装备脱硫脱硝设备，当前控制中小锅炉烟气污染已是必然趋势，中小锅炉应根据自身实际情况出发，因地制宜，采用有效适宜的脱硫脱硝技术，实现二氧化硫和氮氧化物的减排，这将对改善我国大气环境质量和减少酸雨危害起到关键作用。

摘要：近年来,SO2和NOx被纳入大气污染物总量控制指标,国家环境保护部颁布《锅炉大气污染物排放标准》GB13271-2014,排放标准日趋严格。随着大型火电厂已装备脱硫脱硝设备,削减中小型锅炉的SO2和NOx的排放量已是刻不容缓。通过概述中小型锅炉脱硫脱硝技术及现状,对比中小型锅炉脱硫脱硝工艺,对脱硫脱硝工艺中存在问题提出了建议,为中小型锅炉SO2和NOx治理提供技术参考。

中小燃煤锅炉 篇5

关键词：锅炉辅机,660 V,标准电压

目前, 在国家大力治理环境污染的情况下, 居民散烧煤取暖逐步被更加环保的集中供热取代。近年来, 55~220 t/h级别锅炉广泛应用于企业动力站、城市集中供热之中, 锅炉风机和水泵单机功率通常在100~1 000 k W之间。这些辅机如果全部采用380 V供电, 不仅需要变压器容量很大, 而且回路电流、线路损耗也较大, 与之配套的开关、电缆载流截面积也必须大。设计此类锅炉系统时, 一般参照大型发电厂的用电情况设计, 对于大于200 k W的设备采用10/6 k V供电, 其余小功率电机采用380 V供电。此做法虽然解决了380 V供电带来的问题, 但也存在一些不利因素, 如安全防护要求较高, 系统短路能量较大, 检修维护要求较高, 且需另建高压配电室, 高压配电装置成本较高, 高压变频器占地面积较大等。由于此级别锅炉的大功率辅机数量并不多, 且660 V供电系统在国内一些行业已得到成熟应用, 因此本文就此及别锅炉辅机采用660 V供电的可行性和优势进行分析探讨。

1 660 V供电系统在国内的应用现状

在GB/T 156—2007标准电压中, 对220~1 000 V交流系统及相关设备的标准电压规定如下:三相四线或三相三线系统的标称电压有220/380 V, 380/660 V, 1 000 V (1 140 V仅限于某些行业内部使用) [1]。另外GB 50052—2009供配电系统设计规范也有“工矿企业低压配电的电压也可采用660V”的相关规定, 可见660 V电压也是我国标准电压的一种[2]。我国从20世纪80年代开始, 660 V供电系统已在煤矿、选煤行业得到普便应用, 已是较为成熟的终端供电系统, 但在其他行业中使用尚少。

2 锅炉系统使用660 V配电的探讨

要使660 V供电系统在锅炉系统中得到实际应用, 需考虑设备通用性和工程经济性等问题, 以下就从供电系统各环节进行探讨。

1) 变压器。目前常用的10 (6) k V/380V两级供电系统中, 锅炉岛需配置10 (6) /0.4 k V变压器, 将10 (6) k V电压降压为380V, 为锅炉380V低压设备配电。采用660 V供电时, 需将10 (6) /0.4 k V变压器更换为10 (6) /0.69 k V变压器即可, 这两种变压器成本相当, 不需额外增加工程成本。

2) 断路器、接触器等电气元器件。国内使用的低压元器件, 需符合GB 14048低压开关设备和控制设备中的相关规定, 该标准规范了交流额定电压1 000 V及以下低压元器件的技术参数。由各元器件厂家选型样本可知, 无论正泰、常熟开关等国内生产厂商, 还是ABB、施耐德等国外厂商, 其低压元器件耐压均大于660 V, 也就是这些元器件均可直接使用到660 V供电系统中。大部分元器件厂商在选型样本中均提供该元器件在660 V电压下的电气参数, 同样元件相比在380 V电路中, 只是断路器、接触器的最大分断电流有所下降, 因此只需在10 (6) /0.69 k V变压器选型时, 适当提高变压器阻抗, 把变压器二次侧短路电流限制在元器件可承受范围内即可, 无需额外增加工程成本。根据三相交流电功率计算公式

可知, 额定电流相同的电气元器件, 在660 V电路中的带负载能力为380 V电路中的1.73倍, 在一定程度上可降低元器件的采购成本。

3) 电缆。380 V配电系统中, 目前主要使用的VV型、YJV型电力电缆, 它们的耐压等级均为0.6/1 k V, 而KVV型、KVVP型控制电缆的耐压等级为450/750 V, 因此均可直接使用在660 V供电系统中。根据式 (1) 可知, 对相同功率的负载, 660 V系统中的电流为380 V系统中的0.57倍, 所需的电缆截面积也相应减小。可见660 V供电系统在节约金属方面存在优势。10 (6) k V系统中, 电缆设计时需考虑短路情况下的热稳定性, 因此一般需选择70 mm2以上电缆。200~800 k W的大功率电机采用660 V供电时, 虽电缆成本比采用10 (6) k V高, 但综合开关柜、绝缘防护的成本后, 在供电距离不长的情况下反而更具有经济优势。

4) 电动机。660 V电动机在煤炭行业已得到广泛使用, 各主要电动机供应商均可提供660 V电动机产品。对于380 V功率4 k W以上的电动机, 通常为△接法, 将此种电动机改为Y型接法时, 绕组可承受的线电压为UL=1.732×380=658 V, 可用于660 V供电系统中。可见锅炉660 V供电系统相对于380 V供电系统电动机成本基本一至, 而相对于10 (6) k V高压电动机, 低压电动机可靠性较高, 体积较小, 价格略低。

5) 变频器。锅炉风机、水泵采用变频器调速比采用调风门调节具有显著的节能效果, 在国家大力提倡节能环保的今天, 越来越多的锅炉风机、水泵采用变频调速, 具有显著的经济效益。在10 (6) k V/380 V两级供电系统中, 锅炉风机水泵功率相对较大, 常采用10 (6) k V供电, 与之配套10 (6) k V高压变频器多采用功率单元串级结构, 其结构复杂, 功率单元多, 故障机率较高。采用660 V供电时, 许多品牌的低压变频器即可满足要求, 如ABB ACS800系列变频器在660 V电压下, 最高容量可达2 800 k W。低压变频器相对高压变频器具有价格便宜、可靠性高、占地面积小等优点。

3 结论

通过对配电各个环节的分析与比较可见, 660 V供电系统是一套比较成熟的系统。对于企业动力站、城市热厂之类的中小型锅炉房, 当辅机供电距离不超过150 m, 且采用常见的10 (6) k V/380 V两级供电时, 通常需要几台10 (6) k V的锅炉辅机, 且功率均小于1 000 k W。采用660 V供电既可解决380 V供电时回路电流太大, 回路损耗较大, 开关、电缆选型困难且铜消耗量大等问题, 也可免去设置高压系统带来的投资成本提高, 占地面积大, 安全防护、运行检修要求较高的弊端, 因此660 V供电系统在中小型锅炉系统中具有较高的应用前景。

参考文献

[1]中华人民共和国国家质量监督检验检疫总局, 中国国家标准化管理委员会.GB/T 156—2007标准电压[S].北京:中国电力出版社, 2008.

中小燃煤锅炉 篇6

1 项目背景

1.1 政策法规

根据发改委“关于印发《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014-2020)》的通知”(发改能源[2014]2093号)及“稳步推进东部地区现役30万千瓦及以上公用燃煤发电机组和有条件的30万千瓦以下公用燃煤发电机组实施大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机组排放限值的环保改造,2014年启动800万千瓦机组改造示范项目,2020年前力争完成改造机组容量1.5亿千瓦以上”,在此背景下,某电厂拟对220 t/h煤粉锅炉的烟气脱硫、除尘系统进行进一步提效改造,实现烟气污染物的超低排放,在满足《火电厂烟气排放标准》(GB13223-2011)中规定的排放限值的基础上,达到以天然气为燃料的燃气轮机组的排放标准,即烟尘排放浓度不大于5 mg/Nm3,SO2排放浓度不大于35 mg/Nm3,NOx排放浓度不大于50 mg/Nm3。

1.2 改造前情况

该项目原烟气脱硫装置采用生物脱硫工艺,采用三炉一塔,脱硫阻力由引风机克服,无GGH。烟气脱硫系统设计参数为:设计煤种(Sar=0.7%)脱硫效率不低于97.5%,入口烟气SO2含量2 000mg/Nm3(湿基,实际含氧量),SO2排放浓度不大于50 mg/Nm3。现正常运行烟囱出口的实际排放浓度为50 mg/Nm3以内,脱硫效率97.5%。

原烟气除尘采用一台单室三电场静电除尘器,电除尘器设计参数为:除尘效率不低于99%,正常运行时,除尘器出口烟尘排放浓度低于100 mg/Nm3,电除尘效率达到99%。电除尘入口烟气参数如表1所示。

1.3 总体技术路线

通过多方调研和论证,按锅炉尾部烟气走向,本项目烟气脱硫和除尘超低排放改造设计工艺流程为:锅炉→空预器→烟气冷却器→低低温电除尘器→引增合一风机→单塔四区脱硫塔→吸收塔塔顶湿式电除尘器→烟气再热器→烟囱。

1.4 改造后要求

本次超低排放改造总体要求:烟尘排放浓度不大于5 mg/Nm3,SO2排放浓度不大于35 mg/Nm3,NOx排放浓度不大于50 mg/Nm3。分解到各子系统,要求:

(1)在电除尘器进口前端设置烟气冷却器,原电除尘器形成低低温电除尘器。在烟囱入口端设置烟气加热器,组成MGGH系统(水媒烟气-烟气加热系统),其中降温段将烟气温度从135℃降至100℃,升温段将烟气温度从50℃升至80℃。

(2)低低温电除尘器进行扩容改造后,电除尘出口粉尘浓度浓度≤40 mg/Nm3,除尘效率≥99.89%。

(3)原脱硫方式改造成石灰石-石膏湿法脱硫,采用单塔四区吸收塔技术,脱硫出口SO2排放浓度≤35 mg/Nm3,脱硫效率≥98.84%。脱硫塔进口烟尘浓度按照40 mg/Nm3设计,要求经过脱硫塔系统后出口烟尘浓度低于25 mg/Nm3。

(4)吸收塔顶部设置湿式电除尘器,湿电进口烟尘浓度按照25 mg/Nm3设计,要求经过脱硫塔系统后出口烟尘浓度低于5 mg/Nm3,脱硫效率≥83.4%。

2 电除尘器改造

本工程在现有除尘器进口端增加一烟气冷却器,烟气温度由135℃降至100℃,原电除尘器变为低低温电除尘器,大大降低粉尘比电阻和电除尘器的处理烟气量,有效提高电除尘器收尘效率。在原电除尘器上增加一个第4常规电场,原电除尘器第1~3电场工频电源改为高频电源。根据原电除尘器场地布置条件,在电除尘器出口烟道侧增加一个有效长度4.5m长的电场。电除尘器比集尘面积增加,除尘效率提高。电除尘器效率根据多依奇公式计算:

式中:A—收尘板面积(m2);

Q—烟气量(m3/s);

ω—驱进速度(m/s)

先按原电除尘器的除尘效率99%和比集尘面积51.03 m2/m3/s反算得到驱进速度ω为9.02 cm/s。在原电除尘器出口增加一个有效长度4.5 m的电场后,集尘面积增加1 890 m2,电除尘总集尘面积从5 670 m2增加至7 560 m2,单台电除尘器入口烟气量101.79 m3/s(366 433 m3/h),比集尘面积为74.27 m2/m3/s。按驱进速度9.02 cm/s,比集尘面积为74.27 m2/m3/s计算得电除尘器效率99.88%。当电除尘效率99.88%时,电除尘器出口粉尘浓度为36×(1-99.88%)=0.0432 g/Nm3,即43.2 mg/Nm3。将第1~3电场原工频电源改造为高频电源,按提效10%,出口粉尘浓度为43.2×(1-10%)=38.88 mg/Nm3,经过湿法脱硫系统和湿式除尘器后,达到国家标准规定≤5 mg/Nm3排放要求。改造后电除尘器技术参数如表2所示。

增加一个电场具体改造内容:

(1)进、出口喇叭标高不变,拆除原出口喇叭、优化支架。

(2)在原3电场后新增加一个有效长度为4.5 m的电场,使原3电场除尘器变为4电场电除尘器。

(3)对原1~3电场阴阳极系统维修,排除原有故障。

(4)原从电除尘器出口到引风机入口混凝土立柱进行核算加固,并新制钢烟道支架。

(5)从除尘器出口到引风机入口烟道,可以利旧原来的部分烟道,原来烟道上的补偿器根据使用情况,考虑利旧。

(6)每台电除尘器新增电场底部增加2台仓泵除灰系统,出灰排至原电除尘除灰系统主管道。

3 增设MGGH系统

3.1 MGGH系统设计要求

为了提高电除尘器的除尘效果,降低脱硫系统的工艺水耗量,本次超低排放改造在原静电除尘器进口前和烟囱入口处增设MGGH(水媒烟气-烟气加热系统),其中降温段将烟气温度从135℃降至100℃,升温段将烟气温度从50℃升至80℃。不论电除尘器采用何种改造,增设MGGH均有利于提高除尘效率和延长除尘器使用寿命;将烟气温度从50℃升至80℃,又提高烟气的抬升高度和减少湿烟气对烟囱的腐蚀。MGGH系统工艺流程图如图1所示。

3.2 MGGH系统设计参数

本次改造MGGH系统设计参数如表3所示。

3.3 MGGH材料选择

由于烟气冷却器和烟气加热器的传热温差小,为使受热面结构紧凑以减小体积,并减少材料耗量,传热管必须采用扩展受热面强化传热。H型翅片管作为换热元件,其制造工艺简单,能增大管外换热面积,强化传热,因而在中低温余热锅炉以及其它换热设备中得到了广泛的应用。另外,H型翅片可以提高传热管外壁面的温度,具有优异的防积灰、防磨损特性,因此,本项目传热管采用H型翅片管。

烟气冷却器入口水温较低,存在着低温腐蚀隐患。ND钢是目前国内外最理想的“耐硫酸低温露点腐蚀”用钢材。本项目烟气冷却器的耐低温腐蚀材料选用ND钢。

湿法脱硫后的烟气温度一般为50℃左右,烟气中少量的SO3与水蒸汽结合生成H2SO4蒸汽便可以显著提高烟气露点温度,对烟气再热器产生腐蚀。脱硫后烟气携带饱和水蒸气,烟气中的SO2、Cl2、NO2及含氟化合物与水蒸气结合分别产生H2SO3、HCl、HNO2、HF,这些酸蒸汽的露点温度与水露点非常接近,因此当饱和湿烟气进入烟气再热器后,也会对烟气再热器产生强烈腐蚀。烟气经过脱硫塔和湿式除尘器后,会有极少量的液滴被携带进入烟气再热器,当这些液滴粘结到前几排受热管上时,由于管壁温度较高,会迅速蒸发,蒸发过程使得液滴中腐蚀元素的浓度急剧升高,产生比液滴更加强烈的腐蚀。烟气再热器所处的环境比烟气冷却器所处的环境更加恶劣。用双相不锈钢管换热器,可以在恶劣腐蚀环境中应用,换热性能大约是普通碳钢管的70%~80%。本工程中烟气再热器所处的环境恶劣,为了更好的防止腐蚀,采用模块化设计,低温段受热面采用2205双相不锈钢,可以拦截烟气中的液滴,使得烟气温度升高到60℃以上,大大降低净烟气的腐蚀性。

当烟温升高到60℃以上时,已高于SO2、Cl2、NO2及含氟化合物的酸露点温度,此时仅存在SO3的露点腐蚀,而MGGH+脱硫+湿式电除尘器对SO3脱除率达到95%以上,SO3的露点腐蚀也被大大削弱,因此烟气再热器的中温段再采用316L钢管,高温段采用ND钢制作便可以保证安全。

4 单塔四区脱硫塔

4.1 脱硫系统改造设计要求

机组原有配套烟气脱硫装置采用生物脱硫工艺烟气脱硫系统,设计参数为:入口烟气SO2含量2 000 mg/Nm3(湿基,实际含氧量),SO2排放浓度不大于50 mg/Nm3。本次脱硫系统改造需在燃煤含硫1.2%、SO2浓度3 000 mg/Nm3(设计煤种,干基,6%O2)及BMCR设计工况条件下,满足出口SO2浓度≯35 mg/Nm3(干基,6%O2),脱硫效率不小于98.84%。原有的生物脱硫工艺很难满足排放指标要求,所以采用成熟可靠的石灰石-石膏湿法工艺。

4.2 单塔四区吸收塔技术

为满足本次脱硫超低排放改造要求,本次脱硫核心部件吸收塔采用单塔四区技术,在塔内进行“四区”分离。在吸收塔内进行“四区”分离,是实现二氧化硫高效排放的关键。其总体结构如图2所示。

4.2.1 浆池分区

吸收塔浆池分区,是指将吸收塔浆池分为高低p H区两个p H值区域。浆池上部区域为氧化区,p H为4.9~5.5,低的p H值区域,有利于生成高纯石膏;浆池下部区域为吸收区,p H值5.1~6.3,高的p H浆液有利于高效脱除二氧化硫。浆池采用了独特的池分离器技术,将浆池分为上部“氧化区”和下部“结晶区”,避免浆池内浆液p H的返混,维持石膏氧化的低p H浆液和烟气中SO2吸收的高p H浆液。池分离器的使用可以让常规的单回路系统达到了双回路循环系统的优点,从而提高了脱硫效率。浆池分区的实现,是通过布置在浆池的分隔管来将浆池分成上下两个部分,在分隔管之间布置氧化空气喷管。等距离开孔的氧化空气供应管布置于分隔管件之间,在分隔管之间因流通面积小,向下流动的浆液与向上流动的氧化空气对流接触,加强了氧化的效能。同时,新鲜的石灰石浆液,通过石灰石浆液泵,注入到分隔管的下部区域,保证下部区域的p H较高,通过循环泵,将高p H值的浆液输送到喷淋层,实现高的脱硫效率。在吸收塔运行过程中,浆池浆液由于底部循环泵的抽吸作用而呈现缓慢平移下降的运动方式。当液层运动到分离器位置时,只能从隔离器中间的空白区域向下流动。由于横铺的分离器占据了相当部分的面积,造成液层流经面积的减少,因此相应带来液层在该区域向下流动速度的增加。向下流动的浆液,可以防止下部浆液的返混,从而有效的将浆池分为上下两个区域。浆池分区及脉冲悬浮搅拌装置如图3所示。

4.2.2 喷淋区分区

喷淋区域的分区,是指通过多孔分布器,将喷淋区域分隔为两个区域。对于脱硫系统要实现超低排放,必须设置多层喷淋管。但喷淋管层数多了以后,上部喷淋管雾化的浆液与下部喷淋管雾化的浆液,会发生凝并作用,使浆液的雾化粒径大大提高,影响了浆液与烟气中二氧化硫的接触、吸收。因此,通过在吸收塔喷淋层中部设置一层或者两层多孔分布器来达到将喷淋层一分为二区的目的,有效缓解喷淋层区域大量浆液滴的碰撞凝并,不仅增加了烟气在吸收塔内的湍流强度,还可以在吸收塔内形成两种及以上的喷淋系统,提高气液反应接触面积,从而提高脱硫效率。本项目在第1层(底层)喷淋层和第2层喷淋层之间设置1层多孔分布器,达到喷淋层一分为二的目的。

4.2.3 浆池底部脉冲搅拌系统

本项目吸收塔内不采用侧进式搅拌器,而采用性能更稳定、能耗更低的脉冲悬浮搅拌系统。脉冲悬浮泵能耗比搅拌器要低,且塔内无机械搅拌器或其他转动部件,可以在塔正常运行期间更换或维修,提高了FGD装置可利用率和可操作性。浆池内的脉冲悬浮系统主要起到对反应池搅拌,防止浆液中悬浮物沉淀的目的。塔内采用几组喷嘴朝向吸收塔底的管子,通过脉冲悬浮泵将液体从吸收塔反应池上部抽出,经管路重新打回反应池内,当液体从喷嘴中喷出时就产生了脉冲,依靠脉冲作用可以搅拌起塔底固体物,以防止沉淀。

该技术中双区调节器、射流搅拌系统是形成双区的关键。一方面,随着循环浆液的抽取,浆池内液体缓慢向下流动,在流经调节器时减少了流通截面,形成文丘里效应,液体流速增大,对下方浆液的返混形成压制,维持上部低p H值环境。另一方面,由塔内管路系统和塔外射流泵组成的射流搅拌系统也为分区提供了保障。运行中,泵通过塔底部管路抽取底部浆液增压后,通过外部管路及末端喷嘴将浆液喷射而出,流体对底部形成的搅动,喷射高度仅达到喷嘴位置,进一步防止下部向上部的返混,维持下部高p H值环境。

4.2.4 高效除雾器

本项目吸收塔采用一层管式+二层屋脊式除雾器:脱硫后的烟气夹带的液滴在吸收塔出口的除雾器中收集,使净烟气的液滴含量不超过50 mg/Nm3。高效除雾器结构如图4所示。

管式除雾器由两排相互错开布置的圆管组成,圆管水平布置,对烟气的均布起到非常显著的效果。流速越均匀,上部屋脊式除雾器效果越好,避免了屋脊式除雾器叶片间烟气流速超过临界流速导致的液滴携带现象。进入除雾器的雾滴浆液,500μm以上的大雾滴90%可以被管式除雾器去除。第一级屋脊除雾器主要处理500μm~50μm的雾滴,第二级屋脊除雾器主要拦截18μm以上的雾滴。

4.2.5 多孔分布器(合金托盘)

托盘脱硫系统是在喷淋空塔的浆液喷嘴下部设置1~2层布满小孔的塔板,吸收浆液从喷嘴喷出,在塔板上形成一定厚度的液层,当烟气进入喷淋塔后,被托盘分散成小股气流,并在托盘液层中鼓泡进行气液相接触,完成二氧化硫吸收的过程。托盘如图5所示。

采用托盘,气液相调整更为充分,气相均布更好。由于托盘可保持一定高度的液膜,增加了烟气在吸收塔中的停留时间,起到充分吸收烟气中部分污染成分的作用,从而有效降低液气比,提高了吸收剂的利用率,增加了脱硫效率。

4.3 吸收塔设计参数

本次超低排放改造单塔四区吸收塔设计参数如表4所示。

5 塔顶湿式电除尘器

5.1 湿式电除尘器设计要求

除尘系统改造实施后,烟气中烟尘排放要达到燃机排放标准,即烟尘排放浓度≤5 mg/Nm3。这对于除尘效率的要求是极高的。现有的电除尘器改造后,除尘器出口约40 mg/Nm3,考虑到湿法脱硫装置除尘效率50%,出口含尘浓度为20 mg/Nm3。另外湿法脱硫装置出口液滴含有石膏颗粒,采用高效多级除雾器和相应措施后,吸收塔出口液滴含量≤50 mg/Nm3,按10%含固量计,石膏颗粒浓度≤5 mg/Nm3。因此,烟囱出口的烟尘排放浓度总含尘浓度≤25 mg/Nm3,仍达不到≤5 mg/Nm3的燃机排放标准。因此,要达到烟尘浓度≤5 mg/Nm3的燃机排放标准,就必须在脱硫吸收塔与烟囱之间增设湿式电除尘器,如图6所示。其除尘效率可达70%~90%,不仅可以大幅降低烟尘排放浓度,达到燃机排放标准,还可大幅降低PM2.5微细粉尘的排放量,并高效去除烟气中的石膏微液滴和SO3气溶胶,有效缓解石膏雨、酸雨和雾霾现象。

5.2 湿式电除尘器设计方案

本项目从总平面布置图看,现场布置卧式湿式除尘器极其困难。而立式湿式除尘器充分利用高度空间,布置较为灵活,方案也较多。故本方案推荐采用立式布置,极板型式推荐导电玻璃钢电极湿式电除尘器。塔顶立式湿式电除尘器如图7所示。

导电玻璃钢电除雾器制作时主要由以下部分组成:上壳体、集尘极室、中下壳体、绝缘子室、阴极系统及内部冲洗装置。导电玻璃钢阳极板,蜂窝结构,具有收尘面积大,荷电均匀,长寿命等特点。阳极管组等的材料为碳纤维增强复合塑料(CFRP,Carbon Fiber Reinforced Polymer),阴极线材料为不锈钢、钛合金或双相不锈钢。本项目湿式电除尘器设计参数如表5所示。

6 引风机核算

原有引增合一风机(单台,设计工况点)的基本参数:流量(单台):65.14 m3/s,风机入口处全压:-4470Pa·g,风机出口处全压:2 400 Pa·g(设计工况点)。

本次超低排放改造工程实施后的阻力测算:锅炉本体阻力1 300 Pa,脱硝系统阻力1 000 Pa、MG-GH系统阻力增加1 100 Pa、静电除尘器250 Pa、脱硫系统2 000 Pa、湿式除尘系统增加250 Pa。改造后锅炉引风机的烟气体积流量与原设计基本一致,烟气总阻力约为5 900 Pa。因此,原风机的压升能满足超低改造后系统阻力的要求,故引风机按利旧考虑。

7 超低排放改造投资估算

本工程静态投资5 948万元。其中建筑工程费589万元,设备购置费3 403万元,安装工程费1419万元,其他费用538万元。考虑建设期利息,本工程动态投资为6104万元,其中脱硫系统改造2125万元,脱硝改造1029万元,湿式电除尘及电除尘系统改造1313万元,MGGH系统改造943万元。

摘要：本文以某电厂一台220t/h煤粉锅炉烟气超低排放改造作为实例,介绍中小燃煤机组脱硫除尘一体化超低排放的设计方案、技术原理,并对方案的技术经济性做出分析。本文对今后同类中小燃煤机组超低排放的改造具有积极的参考和借鉴作用。

关键词：超低排放,脱硫,单塔多区,pH值,低低温电除尘,MGGH

参考文献

[1]韦定强.劣质烟煤锅炉烟气脱硫新技术及应用效果[J].广西电力,2006,29(5):51-53.

[2]杜乐,黄建国,殷文香.一种提高石灰石-石膏法脱硫效率的方法-托盘塔[J].环境与发展,2014,26(3):196-198.

[3]卢泓樾.燃煤机组烟气污染物超低排放研究[J].电力科技与环保,2014,30(5):8-11.

[4]叶道正.单塔双区高效脱硫技术在火力发电厂中的应用[J].中国电业(技术版),2014(8):57-59.

[5]王国强,黄成群.单塔双循环脱硫技术在300MW燃煤锅炉中的应用[J].重庆电力高等专科学校学报,2013,18(5):51-54.

中小燃煤锅炉 篇7

分布式能源系统 (Distributed Energy System) 利用一次能源转换技术, 对产生的能量进行综合运用, 在一个区域内提供电、热、冷等多种终端能源产品。

中国承诺“到2020年单位GDP二氧化碳排放比2005年减少40%~45%”[1]。“十二五”期间我国拟建设1000个左右天然气分布式能源项目, 并拟建设10个左右各类典型特征的分布式能源示范区域。设定目标到2020年, 在全国规模以上城市推广使用分布式能源系统, 装机规模达到5000万千瓦, 初步实现分布式能源装备产业化[2]。

与传统的中小型锅炉集中供热方式相比, 天然气分布式能源NOx排放量可以控制在100mg/Nm3, CO排放量可以控制在100mg/Nm3, 排放降低了约80%;传统的热电联产机组的能源利用效率一般在50%左右, 而天然气分布式能源系统, 实现了能源梯级利用, 利用效率可达80%-90%。

发展天然气分布式能源虽然有良好的政策支持、技术基础和环境条件, 但对于天然气分布式能源系统设备而言, 气价/电价比的迅速攀升极大地影响了分布式热电联产技术的推广[3]。尽管如此, 天然气分布式能源在供热成本上相对于传统的中小型供热方式仍然具有优势。

2 供热成本研究与分析

2.1 分析方法

中小型锅炉集中供热采用燃煤或者燃气的方式将一次能源的能量转化为水蒸汽携带的热能, 运行过程中主要的成本来自采购燃料的费用。

天然气分布式能源采用燃气-蒸汽联合循环系统发电、供热、供冷, 天然气燃烧主要用于推动燃气轮发电机组做功和发电。燃气轮机排放的烟气则用于产生蒸汽, 并最终用于蒸汽轮发电机组发电和供热, 属于余热利用。天然气分布式能源供热的主要影响是减少了蒸汽轮机的发电量。

综合上述特点, 针对分布式能源与中小型锅炉供热的特点, 为利于对比分析, 将供热成本分为供热燃料成本和供热影响发电折算成本两个组成部分。

2.2 中小型燃煤锅炉供热成本分析

令Wc为燃煤锅炉蒸发量 (t/h) , mc为消耗标煤 (t/h) , rc为标煤价 (元/t) , Hc为蒸汽焓值 (k J/kg) , A1c为供热燃料成本 (元/GJ) , A2c为供热影响发电折算成本 (元/GJ) , Ac为供热合计成本 (元/GJ) , 则:

在计算供热影响发电折算成本时, 假定供热蒸汽用于推动汽轮发电机组做功并发电, 令ηc为蒸汽轮发电机组发电效率, Sc为上网电价 (元/k Wh) , 则:

简化式 (2) 得:

结合式 (1) (3) (4) 并综合中小型燃煤锅炉调查情况, 得到中小型燃煤锅炉供热成本如表1所示。

2.3 中小型燃气锅炉供热成本分析

令Wg为燃煤锅炉蒸发量 (t/h) , mg为消耗标煤 (t/m3) , rg为标煤价元/m3) , Hg为蒸汽焓值 (k J/kg) , A1g为供热燃料成本 (元/GJ) , A2g为供热影响发电折算成本 (元/GJ) , Ag为供热合计成本 (元/GJ) , ηg为假定蒸汽轮发电机组发电效率, Sg为上网电价 (元/k Wh) , 依据公式1) (3) (4) 得:

综合中小型燃气锅炉调查情况, 得到中小型燃气锅炉供热成本如下表2所示:

2.4分布式能源供热成本分析

令Bd为分布式能源的蒸汽轮发电机组热耗 (k J/k Wh) , Sd为燃气发电上网电价 (元/k Wh) , A1d为供热燃料成本 (元/GJ) , A2d为供热影响发电折算成本 (元/GJ) , Ad为供热合计成本 (元/GJ) , 则:

综合典型分布式能源参数, 得到分布式能源供热成本如表3所示:

3 供热成本对比分析

图1所示为中小型燃煤锅炉、中小型燃气锅炉和分布式能源供热成本曲线。

图2所示为中小型燃煤锅炉、中小型燃气锅炉和分布式能源供热成本中燃料成本占用的比例曲线。

从图1中可分析得到, 中小型燃煤锅炉供热平均成本为81.55元/GJ, 中小型燃气锅炉供热平均成本为138.23元/GJ, 分布式能源供热平均成本为46.71元/GJ, 分布式能源供热平均成本是中小型燃煤锅炉的57.28%, 是中小型燃气锅炉的33.79%, 分布式能源供热具有非常明显的经济优势。

从图2中可分析得到, 中小型燃煤锅炉供热成本中, 燃料成本占的平均比例为35.86%;中小型燃气锅炉供热成本中, 燃料成本占的平均比例为55.51%;分布式能源进行余热利用, 没有燃料成本。天然气燃料价格的昂贵直接增加了燃气锅炉的供热成本, 而分布式能源供热, 由于合理地利用废热, 减少了对燃料的依赖, 从而极大地降低了供热成本。

4 结论

分布式能源供热平均成本约为46.71元/GJ, 是中小型燃煤锅炉的57.28%, 是中小型燃气锅炉的33.79%。

分布式能源供热, 利用了燃气轮机排气携带的废热能, 没有对燃料的依赖性, 从而相对于传统的供热方式具有非常明显的经济优势。

参考文献

[1]马悦, 董舟.分布式能源系统的研究及配置方案分析[J].节能, 2011, 345 (4) :15~19.

[2]关于发展天然气分布式能源的指导意见.发改能源[2011]2196号.