锅炉脱硫脱硝方法

锅炉脱硫脱硝方法（共7篇）

锅炉脱硫脱硝方法 篇1

1 烟气同时脱硫脱硝工艺的实践方法

1.1常用脱硫脱硝的方法

(1) 石灰石-石膏湿法脱硫。石灰石-石膏湿法脱硫是目前世界上技术最成熟、应用最广、运行最可靠的方法, 已成为世界商业的主流。石灰石-石膏湿法脱硫方法主要利用石灰石作为脱硫的反应剂, 先把石灰石磨碎跟水按比例混合之后形成石灰浆作为吸收剂, 然后石灰浆在吸收塔里与烟气混合并发生碳酸钙与SO2的化学反应, 得到反应物石膏浆。最终脱硫石膏浆经脱水装置脱水后进行回收利用[1]。石灰石-石膏法烟气脱硫技术方法的化学反应过程是: (1) 在吸收塔中石灰浆中的水与烟气中的SO2反应后又与Ca CO3反应生成Ca SO3。 (2) 然后其与空气中的氧气发生反应生成了固体石膏。下图1是石灰石-石膏湿法脱硫工艺流程图。

(2) 氨气选择性催化还原技术脱销

氨气选择性催化还原技术脱销是利用氨气作为还原剂, 在催化剂的作用下, 氨气在较低的温度下有选择的地将废气中的NO2还原成N2和H2O。如果想让脱硝率达到一定的程度, 要控制好反应的温度。反应原理公式如下:

该技术方法目前在一些国家广泛应用, 其优点是技术成熟可靠, 但是存在一些问题, 例如投资大, 需要预热处理烟气, 存在氨气泄露工艺设备容易被腐蚀的现象。下图2是氨气选择性催化还原装置系统图。

氨气选择性催化还原技术脱硝装置顾名思义是利用选择性催化还原法, 如上图2中所示, 在省煤器和空气预热器附近分别安装一个脱硝反应器。依据脱硝效率的大小, 脱硝装置可以采用两层运行一层备用的布置方法, 整个脱硝装置开始处布置的是垂直长烟道, 其中喷氨栅格布置在入口垂直烟道内。

1.2 创新型的烟气同时脱硫脱硝技术方法

新型的烟气同时脱硫脱硝技术方法主要有电子束氨气法和脉冲电晕法两种。

(1) 电子束氨气法 (EBA) 。电子束氨气法主要是采用阴极发射经过电场形成的高能量的电子束, 当这些电子束穿过烟气时, 产生化学反应生成的一些产物又与SOx和NOx发生反应生成硫酸以及硝酸。此时, 在反应物中通入氨气, 则产生一些副产品氨盐等。这个方法的过程多为干处理。其带来的好处是能实现同时脱硫脱硝, 过程简单易操作, 并且不产生废水废渣等二次污染的现象。但是这种方法过程中耗费电量巨大且费用成本高[2]。

(2) 脉冲电晕法 (PPCP) 。与电子束氨气法不同的是脉冲电晕法的高能量电子来源是电晕放电自己产生的。该方法是利用电晕反应器和上升前沿陡峭且窄脉冲的相结合产生的离子体对烟气污染物进行氧化除去。这种技术方法的利用之处在于可以在脱硫脱硝的同时除尘。耗能低, 成本费用相对较低, 是最常用的烟气处理技术方法。

2 目前的研究现状

我国烟气脱硫脱硝技术存在快速发展的进程。该技术是一个涉及面广的复杂开发过程, 过程周期比较长, 投入资金巨大并且技术有一定的难度是此技术的特点之处。依据正常的技术开发流程, 需要原理的研究后进行小试然后进行中试再进行工业的示范逐级进行投入到整个过程中。由于此项技术的上述的特点使其不易达到我国对同时脱硫脱硝技术的要求[3]。现今, 我国许多环保单位在烟气同时脱硫脱硝过程中采用了一些科学计算的方法来缩短了设计的周期, 但是还是没有形成一个系统的设计方法。在烟气同时脱硫脱硝方面还需要进一步的发展创新。烟气同时脱硫脱硝过程工艺属于环境和能源相结合的混合领域。我国目前的大气污染仍是先污染了之后才有意识去处理, 不存在自觉地意识, 当环保问题出现时, 传统的技术模式的一连串的问题就很难满足实际的要求, 我国当前在同时脱硫脱硝技术工艺方面, 应该做到持续周期短, 高密精确度以及技术的成熟。

3 同时脱硫脱硝工艺技术研究发展趋势

由于环保要求的提高, 越来越多的燃煤锅炉要求同时控制SOx和NOx的排放。如果使用两套不同的装置分别实现脱硫脱硝, 会出现投资费用高且占用面积大等缺点。若想使投资费用低就可以同时进行脱硫脱硝。按照脱除方式的不同可以分为合并脱硫脱硝技术以及同时脱硫脱硝技术。

3.1 合并脱硫脱硝技术和应用

合并脱硫脱硝技术是先进行独立的脱硫脱硝的技术工艺, 然后进行二者的合并而形成的技术。该项技术的主要应用主要有烟气同时脱硫脱硝技术和活性炭脱硫脱硝技术等。

3.2 同时脱硫脱硝技术和应用

同时脱硫脱硝技术是利用一种催化剂在反应过程中把燃煤锅炉中烟气中的SOx和NOx同时进行除去的技术。同时脱硫脱硝技术又可分为燃煤锅炉燃烧过程中进行同时脱硫脱硝技术和燃烧过程后进行同时脱硫脱硝技术, 后者是未来发展的重点。同时脱硫脱硝技术主要应用的是电子束氨气法和脉冲电晕法等技术。

4 结束语

随着我国经济与科技的发展, 结合以上对我国在燃煤锅炉同时脱硫脱硝技术的研究分析, 提出了社会的需求方向, 找出一种符合市场要求且投资少用时短的同时脱硫脱硝技术方法, 努力在更短的时间内完成更多新技术的创新。敢于试验, 勇于模拟。

摘要：目前, 同时脱硫脱硝工艺在我国产生热议, 很多相关专家致力于研究此方面的内容。现在同时脱硫脱硝技术主要有石灰石-石膏湿法脱硫的方法、脉冲电晕法以及电子束氨气法等技术方法。本文主要通过介绍燃煤锅炉中产生的烟气的传统烟气脱硫脱硝技术和日前新型的烟气脱硫脱硝技术, 通过对二者技术研究的对比进行科学的分析, 找到有助于同时脱硫脱硝技术的更好的实践方法。

关键词：燃煤炉烟气,同时脱硫脱硝,实践方法,技术研究

参考文献

[1]赵军, 杨昆.燃煤锅炉集成太阳能热发电系统经济性分析[J].中国电机工程学报, 2012, (01) :93-100.

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[3]胡月琪, 马召辉, 冯亚君, 王琛, 陈圆圆, 何明.北京市燃煤锅炉烟气中水溶性离子排放特征[J].环境科学, 2015 (06) :1966-1974.

中小型锅炉脱硫脱硝技术简述 篇2

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。

锅炉脱硫脱硝方法 篇3

关键词：氨-肥法脱硫工艺,SNCR脱硝工艺,硫铵结晶差,液氨消耗大

1 引言

神华宁煤集团煤炭化学工业分公司甲醇厂位于宁夏灵武市宁东镇, 共有四台循环流化床锅炉, 四台锅炉均采用布袋除尘器。锅炉排出的烟气经布袋除尘器除尘、引风机后进入脱硫装置脱硫。

脱硫系统采用氨法脱硫工艺, 采用的是江苏新世纪江南环保股份有限公司的氨-肥法烟气脱硫技术, 脱硫系统主体由四套烟气脱硫装置和一套能力达15.2万吨/年硫酸铵回收装置组成。脱硫装置按流程可分烟气系统、脱硫系统、氧化空气系统、硫铵系统、检修排空系统、工艺水系统等。每台锅炉配置一座吸收塔, 即一炉一塔进行全烟气脱硫, 不设置旁路, 脱硫效率不小于98%, 出口净烟气SO2浓度≤100mg/Nm³。脱硝系统采用江苏科行环保科技有限公司的SNCR脱硝工艺, 还原剂为氨水, NOX排放浓度不大于200mg/Nm3, SNCR脱硝效率不低于50%。

脱硫脱硝系统自2014年4月30日首套投入运行后, 陆续暴露出硫酸铵管线断裂、水系统不平衡、硫酸铵结晶效果差、SO2和NOX指标合格率低等一系列问题。

2 脱硫系统存在的问题及处理措施

2.1 脱硫岛系统水量不平衡问题及处理措施

2.1.1 主要问题

( 1 ) 脱硫塔浓缩段液位持续在2.3m~2.5m高位, 频繁溢流, 导致塔压、液位波动, 影响运行。

(2) 脱硫岛循环冷却水系统总用水量121t/h, 其中离心泵机封冲洗水25t/h排向地坑回收系统进入脱硫塔。

(3) 脱硫塔系统设计工艺补水、管路冲洗水、烟道冲洗水、除雾器冲洗水总用量53t/h~60t/h, 但不包括不可预见水量, 烟气蒸发携带量只有51t/h, 每小时多2t~8t水。

2.1.2 处理措施

(1) 将脱硫岛循环冷却水系统中离心泵机封冲洗水25t/h集中收集进入工艺水箱, 作为工艺补水。

(2) 消除工艺水系统内漏缺陷, 优化除雾器冲洗水、烟道冲洗水、塔壁冲洗水冲洗时间, 严格控制硫酸铵管路冲洗时间, 减少系统水量。

2.2 硫酸铵结晶效果差, 浆液不分离问题及处理措施

2.2.1 主要原因

(1) 锅炉除尘采用布袋除尘器, 因锅炉布袋泄漏, 导致过量粉尘进入脱硫塔, 因硫酸铵饱和溶液的密度有固定值, 大约1.258g/L~1.262g/L左右, 粉尘颗粒会影响硫酸铵晶核的形成并阻碍硫铵小分子向晶核表面靠拢, 限制单个晶核的成长。结晶太小, 达不到离心机分离要求的硫酸铵结晶最小质量。

(2) 脱硫塔防腐玻璃鳞片脱落堵塞部分一级循环喷嘴、二级循环喷嘴, 造成喷淋空隙区, 导致烟气与循环液在脱硫塔吸收段无法充分接触, 吸收反应不能有效进行, 生成的亚硫酸盐在中和反应作用下生成的亚硫酸氢铵/硫酸氢盐, 破坏了塔内硫酸铵结晶成长环境, 致使硫酸铵结晶颗粒小, 浆液分离效果差。

(3) 脱硫塔浆液与循环槽循环液p H值过高, 影响硫酸铵的结晶。主要因素一是液氨流量调节阀选型不当, 液氨流量波动大无法精确控制。二是一级循环泵A/C出口p H计安装不规范, 测量值偏小。三是喷嘴堵塞使吸收反应不充分, SO2超标被迫增大加氨量。理论上硫酸铵理想结晶p H值为2.5~4.1, 脱硫塔浆液p H值控制范围在2~3, 循环槽循环液p H值控制范围在4~6。由于以上原因导致此两项指标在3~5和6~8, 破坏了硫酸铵最佳结晶环境。浓缩段p H>3.5时硫铵结晶颗粒已明显变小, 离心机无法分离。

(4) 氧化率低, 影响硫酸铵的结晶。烟气中SO2与氨水反应生成亚硫酸铵, 经空气进行强制氧化反应生成硫酸铵溶液, 形成的饱和或过饱和硫酸铵溶液进行结晶, 晶体的成长和再结晶得到硫酸铵。

氧化反应是液相连续, 气相离散, 由于烟气尘含量大使浓缩段密度过高甚至堵塞氧化风管, 致使空气与浆液不能充分接触, 氧化反应不充分, 严重影响硫酸铵的结晶。

2.2.2 处理措施

(1) 加强对锅炉布袋除尘器的运行管理, 强化除尘器设备维护力度, 发现布袋破损及时更换, 防止大量粉尘进入脱硫岛系统。对锅炉除尘系统进行技术改造, 将锅炉布袋除尘器改为电袋复合式除尘, 保证除尘器出口烟尘的排放指标≤20mg/Nm3, 降低烟尘对脱硫系统的影响。

(2) 将一级循环泵、二级循环泵吸入口的篮式过滤器更换为管道过滤器。由于篮式过滤器密封性不够严密, 很多硫酸铵颗粒和脱落玻璃钢鳞片极易透过过滤器, 堵塞喷嘴, 影响脱硫塔吸收段吸收效果和二循喷淋降温、蒸发、浓缩效果使脱硫塔超温, 影响结晶出料。

(3) 在液氨流量调节阀后加10mm节流孔板, 使液氨流量调节精确控制。调整一级循环泵A/C出口p H计安装位置, 使之测量准确。强化生产管理, 控制一级循环A泵p H值在5~8, 一级循环C泵p H值在4~6, 控制SO2指标在20mg/Nm3~100mg/Nm3。降低液氨的投加量。

(4) 脱硫系统开车前, 将脱硫塔、循环槽进行全面清理, 并对一级循环泵、二级循环泵管线、过滤器、喷嘴进行疏通。对脱硫岛系统进行24时间水联运, 及时清理系统残存杂物, 观察喷嘴布水情况, 保证不堵塞喷头。系统运行后, 对一、二级氧化风管定期冲洗, 保证风管畅通。

2.3 硫铵管线断裂及处理措施

2.3.1 主要原因

(1) 甲醇厂一套生产装置区有两套锅炉脱硫装置, 脱硫岛硫铵排出管道长度约1200m。由于1#/2#脱硫塔硫铵排出泵管道与料液泵回料管道过长, 管道膨胀释放设计不合理位移过大, 使管道频繁断裂。玻璃钢管道粘接修复时间约24小时, 影响系统正常出料, 导致浓缩段固含量上涨过快, 浆液粘滞堵塞循环管道、喷嘴, 导致脱硫塔超温。

(2) 硫铵管道蒸汽伴热形式不合适, 蒸汽伴热温度150℃左右, 长期炙烤玻璃钢管道使其脆化强度降低。而且在硫铵出料后随即要用清水冲洗管道, 剧烈的热胀冷缩变化, 造成管道弯头、法兰及膨胀节处频繁拉裂。

2.3.2 解决措施

(1) 对1#/2#脱硫岛至硫铵厂房之间硫胺玻璃钢管道全部更换, 管道膨胀释放重新设计, 增加膨胀弯, 加强管道支架。

(2) 对1#/2#脱硫岛至硫铵厂房之间硫铵管线伴热方式进行改造, 用电伴热代替蒸汽伴热, 适当调控温度。

2.4 液氨压力不稳定及处理措施

2.4.1 主要原因

(1) 氨罐区布置在烯烃生产装置区距脱硫岛约2000m, 因氨压缩机故障频发, 液氨在输送过程中易出现气化现象, 液氨压力极不稳定, 导致流量调节困难, SO2指标波动很大。

(2) 脱硫系统液氨调节阀是气动薄膜直通单座调节阀, 在需要准确的调节小流量时操作调整非常困难, 阀门在开度过小的情况下, 液氨的压力、流量波动非常大。

(3) 液氨管道无远传压力监测设备, 操作人员无法及时掌握液氨压力变化, 调整不及时。

2.4.2 解决措施

(1) 氨罐区将液氨加压泵由屏蔽泵更换为容积式泵, 并加强液氨加压泵日常管理工作, 保证液氨压力、流量稳定。

(2) 在液氨调节阀后安装DN10的流量孔板, 随后调节阀门控制裕度改善, 调节压力、流量较为稳定。逐步将脱硫岛液氨调节阀更换为针形调节阀, SO2指标超标现象已极少发生。

(3) 在脱硫岛液氨调节阀前管道加装液氨管线远传压力表并传输至DCS, 便于操作人员观察液氨压力和工艺操作。

3 脱硝系统存在的问题及处理措施

3.1 喷枪设置不合理, NOX指标超标严重

(1) 设计单位在进行技术论证时担心CFB锅炉分离器入口烟道温度无法达到SNCR工艺要求的850℃左右, 因此将脱硝喷枪安装在了锅炉炉膛密相区。

(2) SNCR工艺使用的脱硝还原剂为20%氨水, 因氨水制备故障导致氨水浓度只有10%左右。

3.2 处理措施

(1) 将脱硝喷射系统三只喷枪安装在锅炉两侧旋风分离器入口烟道处。改造后的锅炉NOX排放指标由之前的350mg/Ncm3左右, 控制在了80mg/Ncm3~120mg/Ncm3, 氨水耗量也有600kg/h左右下降到了150kg/h~220kg/h, 指标合格率100%, 运行非常稳定。

(2) 修复氨水制备系统液氨蒸发器和密度计, 保证氨水浓度在16%以上。

结语

经过对脱硫脱硝系统的工艺优化和技术改造, 先后解决了硫铵结晶颗粒小、脱硫塔喷头堵塞、环保指标不达标、脱硫管线频繁断裂、液氨压力不稳定等一系列问题, 甲醇厂锅炉脱硫脱硝系统达到了安全、稳定、长周期的运行要求, 锅炉烟气SO2和NOX排放指标100%合格, 降低了液氨单耗, 硫铵产量日均增加40t, 月均节能降耗46万元。

参考文献

[1]徐长春, 傅国光.氨法烟气脱硫技术综述[J].电力环境保护, 2006, 21 (02) :17-20.

锅炉脱硫脱硝方法 篇4

1 高能电子活化氧化技术

1.1 电子束氨法

电子束氨法是当前处理燃煤锅炉硫化物和氮氧化物污染的重要技术形式, 在实际应用中高能电子束激发产生高能自由基, 能够瞬间氧化烟气的硫化物和氮氧化物, 形成相应的硫酸和硝酸, 在氧化处理完成后进一步与氨结合反应就能够形成农业用硫酸铵和硝酸铵。

这种处理技术不仅具有高效脱硫脱硝的技术特点, 而且能够将烟气污染物结合处理形成农业用肥, 进一步降低了燃煤锅炉脱硫脱硝的整体成本, 提升了燃煤锅炉环保运行的经济性。

1.2 脉冲电晕氨法

脉冲电晕氨法是电子束氨法处理技术的升级强化形式, 其对燃煤锅炉烟气中硫化物和氮氧化物处理形式更加多样, 处理效率有较大提升。在实际运行过程中以高压脉冲电源对处理系统的一个电极进行供电, 造成单个电极的瞬时放电压力极强, 在这种突发的强电场环境下烟气中的电子会获得足够的能量对烟气中的硫化物和氮氧化物等化合物进行冲击, 这种冲击主要会产生两种结果, 一种是将化合物冲散进而实现对化合污染物的降解, 另一种是与化合污染物产生反应进而实现对其的氧化, 在完成污染物的氧化和降解的过程后, 再注入氨气, 提供适应的反应环境, 就可以将烟气处理后产生的物质制成硫酸铵、硝酸铵以及其复盐。

这种处理技术对烟气中存在氧化和降解两种硫化物和氮氧化物的处理机制, 对污染物的处理效率提升了很多, 通常情况下去除率能够达到80%以上。脉冲电晕氨法的系统结构也要较电子束氨法简单, 系统的建造、运维成本都有不同程度的降低[1]。

2 再生烟气脱硫脱硝技术

2.1 活性碳加氨吸附工艺

活性炭吸附方式一致是烟气污染物处理的主要形式, 也是当前应用最广泛的烟气处理技术。而活性炭加氨吸附工艺是在传统的活性炭吸附脱硫系统基础上形成的改进技术形式, 具体而言是在活性炭吸附脱硫系统中加入氨, 同时实现对氮氧化物的脱除。活性炭加氨吸附工艺的应用具有改造简单, 适应大范围推广应用的优势。但是在实际应用中因为烟气中氮氧化物的脱除系统是后加入的系统, 对氮氧化物的吸附效果较差。而且使用活性炭吸附方式必须将烟气的流速控制在一定范围内, 以保证其余活性炭的充分接触。

2.2 NOXSO工艺

NOXSO是一种专门针对烟气中硫化物和氮氧化物设置的处理系统, 能够实现对硫化物和氮氧化物的同时处理, 其在实际应用中最大的特点是能够循环利用。具体而言在NOXSO系统的流化床吸收塔中, 烟气中的硫化物和氮氧化物会被特制的吸收剂吸收, 达到吸收饱和程度的吸收剂会被送入到加热系统中加热, 高温作用下吸收剂中的氮氧化物会被释放并部分分解, 一部分用于其他深加工用途, 一部分形成氮气并回到锅炉中作为保护气体出现。

这种工艺的突出特点是对硫化物和氮氧化物的处理利用比较全面, 硫化物处理后形成的单质硫浓度较高, 具有商业价值, 而对氮氧化物的处理方式也提升了燃煤锅炉的运行效率和质量[2]。

2.3 Cu O法

Cu O法又被称为硫化物和氮氧化物的铜吸收法, 这种方法本身以铜为介质, 对烟气中的硫化物和氮氧化物进行吸附, 然后在对吸附反应产生的化合物进行分解和还原处理, 得到氮气、硫化物、单质硫和金属铜等产物, 在充足的反应过程支持下, 这一技术关键载体Cu O可以实现重复利用。在处理过程中Cu O会和烟气中的硫化物反应生成Cu SO4, 这一过程中产生的生成物硫酸盐会成为Cu O与氮氧化物反应的催化剂, 进一步延长反应链, 提升系统对硫化物和氮氧化物的处理效率[3]。

这种处理技术可以实现对硫化物和氮氧化物的同时处理, 而且其处理过程妥善的安排了反应之间的关系, 以前一反应的生成物作为后一反应的催化剂, 提升了处理的效率, 而且脱硫即可以实现重复循环利用。

3 催化脱硫脱硝技术

3.1 SNOX工艺

SNOX是一种符合催化处理技术, 其本身集成了两种催化剂并以两种反应形式实现对两种不同污染物的同时处理, 在具体的处理活动中烟气会被加热到370℃的高温, 并与氨气混合反应形成氮气和水, 经过这一处理环节后烟气会被疏导到下一处理系统, 在这一系统中着重对烟气中的硫化物进行处理, 以催化剂催化其余氧气反应形成SO3, 在冷凝器的作用下形成浓度较高的硫酸液体[4]。

这一处理工艺对硫化物和氮氧化物的处理是分开单独进行的, 而系统是一个合成系统, 即达到了简化烟气处理系统的目的, 而且针对性处理的处理效果极高。主要的缺点是系统需要对废气进行加热, 能耗较大, 而且在设备的构建和运维过程中成本较高。

3.2 SNRB工艺

SNRB工艺是一种基脱硫脱硝除尘于一体的综合性烟气处理技术, 是在传统的布袋除尘技术基础上形成的, 具体而言就是在布袋除尘器前布置钙基或者钠基吸收剂喷雾区, 形成吸收剂的喷雾区对流经烟气中的硫化物进行处理。并布袋后方设置相应的氨气喷雾区, 以氨气为催化剂实现对流经烟气中氮氧化物的脱除处理目的。在具体应用中钙基或者钠基吸收剂、氨气吸收剂以喷雾的形式与流动的烟气接触, 二者接触反应的时间比较短, 所以单位催化剂的还原比例比较低, 催化剂能够实现循环利用。因为集成了脱硫脱硝和除尘三项功能, 所以被业界和市场所看好, 但是当前催化剂的循环利用还存在问题, 大规模的工业化应用还有待时日[5]。

4 湿法同时脱硫脱硝技术

湿法脱硫工艺是当前主流的脱硫工艺, 在实际应用中对硫的脱除效率能够达到90%以上, 但是氮氧化物在水中的溶解度极低, 在湿法环境下对氮氧化物进行处理几乎不可能。但是随着化工技术的进步, 研究人员发现一些金属螯合物能够与溶解的氮氧化物快速发硬。在湿法脱硫工艺的基础上加入金属螯合物元素, 能够在溶液中实现对氮氧化物的处理, 同时不影响脱硫工艺的正常进行。

在处理工作完成后可以通过对生成物中硫、氮元素的去处来实现金属螯合物的还原, 也可以在生成物的基础上在加工生成三价铁螯合物, 这种螯合物具有一定的商业应用价值。但是总体来说因为有金属螯合物的介入, 处理活动的技术门槛极大提高, 而且处理的成本也所有上升, 当前并不适宜市场应用[6]。

5 结语

燃煤锅炉是现代火力发电的主要动力形式, 其自身的运行质量会对社会经济环境和自然环境产生广泛而深远的影响, 在节能减排的大时代背景下, 对燃煤锅炉同时脱硫脱硝技术工艺性的分析具有鲜明的现实意义。本文从高能电子活化氧化技术、再生烟气脱硫脱硝技术、催化脱硫脱硝技术、湿法同时脱硫脱硝技术四个技术角度出发, 细数了各种同时脱硫脱硝技术, 并对其工艺性进行了分析, 以期为燃煤锅炉同时脱硫脱硝技术水平的提升提供支持和借鉴。

摘要：随着我国社会经济的快速发展, 经济发展模式逐渐由粗放型向集约型转变, 节能减排成为社会经济建设活动的指导性共识, 尤其是在动力能源领域, 我国以煤为主的能源结构决定了火力发电等领域的燃煤锅炉污染严重, 如何在燃煤锅炉运行的过程中对硫化物和氮氧化物进行同时处理是动力能源邻域面临的重要问题。本文将立足于燃煤锅炉运行的实际, 从脱硫脱硝技术的角度出发, 结合燃煤锅炉脱硫脱硝的实例, 对这一问题进行简要分析。

关键词：燃煤过滤,脱硫脱硝技术,工艺性

参考文献

[1]张翔宇.活性炭烟气脱硫脱硝集成工艺研究及废液燃烧烟气脱硫方案[D].天津大学, 2009.

[2]陈宝玉.燃煤电厂烟气同时脱硫脱硝工艺的技术经济评价研究[D].重庆大学, 2009.

[3]赵烨.MgO/添加剂同时脱硫脱硝反应特性及机理研究[D].华北电力大学, 2014.

[4]王旭伟, 鄢晓忠, 陈彦菲, 谭旦辉.国内外电厂燃煤锅炉烟气同时脱硫脱硝技术的研究进展[J].电站系统工程, 2007, 04:5-7+39.

[5]何昆.一种燃煤锅炉烟气NOx-SO2联合脱除新工艺的研究[D].北京交通大学, 2013.

锅炉脱硫脱硝方法 篇5

山西漳电大唐热电有限公司现配置的CFB锅炉目前采用炉内喷钙加电布组合除尘器对锅炉烟气进行处理, 在现阶段基本可以满足排放要求, 但新的排放标准要求现有火电厂于2014年7月1日起实施, 该公司未能满足国家新规定。本文详述热电厂脱硫脱硝改造工程从立项到改造、验收的过程, 对同类型机组的相似改造工程具有一定的借鉴意义。

1 脱硫技术改造

1.1 存在的问题

目前, 国内外仍有部分小型CFB锅炉均通过向炉内直接添加石灰石粉来控制SO2排放。投入炉内的石灰石在高温条件下煅烧发生分解反应生成Ca O, 然后在炉内880 ℃~950 ℃的条件下, Ca O、SO2和O2经过化学反应生成Ca SO4, 化学反应方程式为:

CFB锅炉炉内脱硫效率的高低, 受到诸多因素的影响, 包括石灰石的反应活性、粒度、入炉煤的发热量和含硫量、锅炉分离器的分离效率、锅炉运行参数等。炉内脱硫效率的高低直接影石灰石的耗量, 石灰石输送系统的可靠性和出力将直接影响锅炉的脱硫效果。

1.2 总体改造目的及要求

a) 本次改造主要目的为解决现有脱硫设备脱硫效果不理想 (年平均排放量为296.1 mg/m3) 的现状, 在现有设备基础上增效改造, 包括增设空压机、改造旋转给料阀、改造输送管道、改变石灰石粉喷入锅炉位置等;b) 脱硫系统满足全天24 h连续运行, 年运行时间大于7 000h;c) 系统装置先进、安全、可靠、便于运行维护;d) 2 a内装置连续使用率≥95%;e) 5台锅炉满负荷运行, 在初始排放浓度700 mg/Nm3, 折算硫分为128.91 mg/MJ工况下, 脱硫设施启动后, 脱硫剂投放充足时 (钙硫比≤2.5) , 锅炉烟气排放SO2浓度≤150 mg/m3。

1.3 脱硫改造情况

1.3.1 改造旋转给料阀

使用适用于长距离输送的立式旋转给料阀 (气力喷吹系统) 作为输送的核心部件改造系统, 此系统有以下优点:a) 石灰石粉经给料阀后流化效果好, 系统不易堵塞;b) 输送量可精确控制;c) 给料阀不易磨损;d) 能克服高背压的输送。

1.3.2 改造输送系统及配套设备

本着现有设备利用最大化的原则, 对现有系统进行如下改造:a) 在原设备基础上改造石灰石输送系统, 保留原上缓冲仓、下缓冲仓, 更换缓冲仓进料阀;b) 更换给料阀后配套的专有异形管件;c) 利用原有系统的压力变送器、料位开关, 如原有系统内测量仪表不够, 则另外增加;d) 改造配气结构, 增加5套配气组件、5套就地电磁阀箱。

1.3.3 改造输送用压缩空气系统

原有压缩空气系统出力不够, 在冬季压缩空气中有冷凝水, 影响输送效果, 易堵塞。因此做如下改造:a) 增加两台28立方螺杆式空压机, 压缩空气管道采用母管制, 将新增空压机房内三台 (含业主一台) 空压机的出口管道汇总成母管后接入电厂原有压缩空气母管上;b) 在仓外的压缩空气母管上安装蒸汽空气加热器, 在冬季开启, 将输送用压缩空气加热到40℃以上。避免压缩空气中冷凝水与石灰、石灰石粉混合板结;c) 将室外的石灰石输送管道加50 mm厚岩棉保温, 外包铝皮, 以防止在冬季结冻堵塞。

1.3.4 储仓系统改造

检查石灰石储仓原有流化风系统, 更换损坏的气化板、气路控制元件。利用气化风机房内的原有气化风机、空气电加热器出来的热空气作为流化风来源。

1.3.5 石灰石输送管道改造

原有系统采用DN100的输送母管到各锅炉;经理论计算与实际论证可以将DN100管道更换为DN125的管道。

1.3.6 增加石灰石密封冷却风

为使石灰石粉能更好地进入炉膛, 石灰石喷枪距离高温区很近。为防止石灰石喷枪烧损, 并防止锅炉正压向外泄漏, 从一次风机出口处引出一路密封冷却风, 接入石灰石喷枪的冷却风入口。

1.3.7 改造石灰石喷入点

为使石灰石粉喷入炉内后达到较高的反应效率, 达到较高的脱硫效果, 需要将石灰石粉喷入锅炉最佳的温度区间、流场区间。经计算比较, 选择炉后返料腿作为两个石灰石喷入口, 进入炉膛处在标高8.123m处。在炉后中间位置, 标高8.5 m处单独开孔, 安装石灰石喷枪, 总共用三支喷枪将石灰石粉喷入炉膛。

1.4 脱硫改造效果

改造前2013年公司实际全年平均排放SO2浓度为296.1 mg/m3;由于锅炉运行工况及煤炭来源的不稳定性和多样性, 污染物排放浓度的变化幅度较大, 存在排放浓度极不稳定的现象, SO2的最高浓度达到663.6 mg/m3。改造后改造后锅炉运行平稳, SO2排放每日平均低于150mg/m3, 最低时可以降到30 mg/m3, 且运行平稳可靠。

2 脱硝系统新建工程

由于热电厂建厂时锅炉未配置脱硝系统, 锅炉排放的NOx没有有效的监测与调整手段, 本次改造厂方要求新增设一套脱硝系统。在综合了场地、安全、成本等各方面因素后, 厂方决定采用SNCR脱硝工艺, 并使用尿素作为还原剂。

2.1 脱硝改造方案

2.1.1 对现有锅炉系统设备的改造

经过对现场的勘察及和厂方专工的技术讨论, 对现场设备的分布、安装要求及标准均达成了一致。系统采用锅炉冷一次风作为冷却风;采用系统压缩空气作为喷射动力, 并新配置了2台空压机, 以满足系统使用。设置了氨逃逸监测系统, 能够有效防止过量喷射尿素导致的浪费和过量氨对下游设备的腐蚀等。

2.1.2 项目采用的脱硝工艺

Rotamix (SNCR) 系统通过设计安装一套专用的还原剂 (尿素) 配制、稀释、喷射系统, 并根据锅炉运行的负荷、NOx的含量等参数自动控制尿素浓度和流量, 经过专用的Rotamix喷枪将尿素喷入旋风分离器入口烟道, 尿素分解后与烟气中的NOx会有良好的混合及充分的停留时间, 以实现高效脱氮的目的。

2.2 脱硝改造效果

改造前由于锅炉安装时未设置脱硝系统, 烟气中排放的NOx含量随煤炭来源的不稳定性和多样性而极不稳定, NOx的最高浓度达到451.3 mg/m3, 并且无任何调整手段。改造后锅炉运行平稳时, SNCR脱硝系统正常投运, 可以对锅炉50%~100%负荷工况下进行稳定调整, NOx排放每日平均低于140 mg/m3, 最低时可以降到20 mg/m3, 且运行平稳可靠。但由于新增系统需要使用尿素, 所以运行成本略有增加。

3 改造收益分析

3.1 环境效益

本工程对5台锅炉采取脱硫脱硝改造措施, 将有利于改善区域大气环境质量, 进一步减少了对周边地区环境的影响。本项目通过改造后, 可减少SO2排放885.70 t/a, 减少NOx排放998.94 t/a, 可减少排污费用119.03×104元/a, 为保护当地大气环境质量、推动当地经济的可持续发展起到十分积极的作用。

3.2 社会效益

本次改造有利于改善投资环境, 提高当地人民群众的生活水平和生活质量。也为改善当地经济圈的空气环境质量创造了有利的条件, 具有良好的社会效益, 必将在社会上造成积极的反响。

4 结语

锅炉脱硫脱硝方法 篇6

关键词：改造,排烟温度,偏差大,原因

0 引言

某发电厂300 MW机组锅炉为上海锅炉厂有限公司制造,亚临界、一次中间再热、控制循环汽包炉,采用正压直吹式制粉系统。锅炉原设计采用紧凑型低NOx燃烧技术和两炉一塔带旁路湿式法脱硫系统。为完成国家“十二五”规划提出的节能减排目标,该发电厂率先完成了4台300 MW机组脱硫脱硝整体改造,改造后达到了国家最新排放指标要求。

1 脱硫脱硝改造后存在的问题

5号锅炉经脱硫脱硝整体改造后,脱硫脱硝效率及排放浓度均达到设计值要求。但锅炉空预器后A侧烟温低于B侧18℃左右,锅炉炉膛分隔屏及水平烟道、尾部竖井烟道烟温A、B两侧没有偏差,至空预器前整个烟气走向烟温偏差在1～2℃之间。但锅炉空预器后两侧排烟温度出现了较大的偏差。

比较锅炉在263 MW负荷时各段烟温可知,锅炉空预器前各段烟温偏差非常小,反映锅炉燃烧良好,而空预器后烟温偏差却达到18℃左右,如表1所示。

单位:℃

2 锅炉排烟温度偏差大带来的危害

2.1 对锅炉经济性的影响

虽然该烟温差在允许范围内,没有产生蒸汽侧的热力偏差,但对空预器换热效率产生影响,使得锅炉B侧烟温换热效果不好,达不到设计换热效率,增加了排烟热损失。同时对一、二次风温的分配也有影响,特别是A侧一、二次风温明显偏低,偏离设计值,一次风温影响制粉出力和煤粉着火时间,二次风温影响炉膛温度,进而影响到锅炉燃烧效率。

2.2 对锅炉安全性的影响

在冬季低温环境下,会为空预器防腐带来较大问题。如A侧烟温过低,低至酸露腐蚀温度,那么即使通过热风再循环也可能无法提高烟温至腐蚀温度以上。另外,过多使用热风再循环会增加送风机耗电,另一侧烟温也会上升,使锅炉效率下降。

3 锅炉排烟温度偏差大的原因分析

从锅炉热力系统侧查看,主、再热汽温比较均匀,检查锅炉结焦、排渣等均未发现异常。经过专业人员全面检查,进行多次优化调整试验,机组运行了3个月排烟偏差仍然存在。

3.1 空预器漏风造成偏差分析

根据电厂热试组进行的空预器漏风率测试,两侧漏风率在6.0%左右,空预器前后氧量也不存在较大偏差,所以排除空预器及烟道漏风、低氮燃烧器改造等因素。

3.2 空预器换热能力造成偏差分析

本次脱硝改造采用低NOx燃烧控制与烟气脱硝(SCR)相结合的技术,为了避免空预器发生低温腐蚀,对空预器进行相关改造。改造后空预器热端采用低碳钢元件,冷端采用耐腐蚀元件,A、B侧空预器换热元件结构相同、面积相等,两侧烟气阻力相当,可排除空预器堵塞及烟气分流不均的情况。另外,经就地试验计算,两侧空预器转速相同,排除空预器设备造成烟温偏差的可能。

3.3 烟气侧产生偏差分析

烟气侧偏差主要是因锅炉四角切圆燃烧烟气旋转残余,锅炉燃烧配风偏斜、火焰偏斜,锅炉水冷壁结焦积灰,烟道积灰形成烟气走廊,引风机出力不平衡等产生。该偏差影响锅炉燃烧产生蒸汽侧偏差,会使锅炉效率下降,但通过分析5号炉空预器前的各处烟温及锅炉主、再热汽温,可消除烟气侧产生偏差的因素。

3.4 一次风空气侧产生偏差分析

空气侧产生的空预器换热烟温偏差,主要是由一次风侧和二次风侧引起,锅炉在263 MW负荷时一次风侧参数如表2所示。

从以上一次风侧参数分析,A、B侧一次风机出口风压基本相等,证明两侧一次风不存在流量偏差,不会由于风量不均导致空气侧换热烟温偏差。空预器一次风阻力两侧基本相等,也不存在空预器通透能力偏差问题,同时空预器出口一次风压基本相等,更证明了这点。但一次风温有12℃以上的偏差,显然是空预器换热效果有问题所导致,应是受到空预器本身蓄热能力及二次风侧换热影响。

3.5 二次风空气侧产生偏差分析

锅炉在263 MW负荷时送风侧参数如表3所示。

从表2数据分析,送风机出口温度A、B侧基本相等,不存在热风再循环门漏热风因素的影响。而送风机电流及出口风压存在差异,可见A、B侧二次风量不均;从A、B侧空预器一次风差压相等及A、B侧烟气差压相等的数据分析,空预器两侧阻力相等,所以对二次风来说同样可认为空预器清洁度、通透能力A、B侧一致,但空预器二次风差压A侧是B侧的2倍,根据流体力学原理,流速的平方与摩阻成正比,流量与流速成正比,即流量的平方与摩阻是成正比的,即推断A侧二次风流量大于B侧,锅炉运行风量A侧是275.15 km3/h、B侧是212.42 km3/h也证明了该结论,所以A侧空预器二次风量较多,使得空预器和烟气交换热量的介质较多,换热能力较强,造成锅炉排烟温度产生偏差。从A、B送风机电流分析来看,A送风机电流大于B送风机,也验证了A送风机风量应大于B送风机风量。在不考虑2台送风出口二次风压平衡的情况下,通过调整2台送风机出力,排烟温度偏差基本消除。另外,对送风机入口消音器进行检查,没有出现堵塞等异常现象。

4 结论

综上所述,锅炉改造后产生的烟温偏差是由于二次风流量不均产生的,由此可推断B侧空预器出口至锅炉炉膛入口风道中的阻力大于A侧,使得B侧送风流量较少,其原因可能有3点:(1)空预器出口二次风挡板开度可能不够,从现场外部查看未发现开度不足;(2)锅炉侧二次风小风门开度影响了B侧的风量通过;(3) B侧二次风道内存在节流的地方。

锅炉脱硫脱硝改造为控制低NOx燃烧限制了二次风,调小了部分二次风小风门,没有考虑A、B侧大风箱风量的均衡性,通过加强二次风小风门的调节,找到了影响B侧送风机出力的二次风小风门挡板,同时采取加大消旋风开度等措施,使得排烟偏差减小到8℃以内。后来利用机组临停机会检查,又发现B侧大风箱内一块导流挡板在关闭位置,形成风道节流,进一步降低了B侧送风量,通过打开B侧大风箱内的导流挡板,使5号锅炉排烟偏差问题得到彻底解决,A、B侧空预器后排烟温度偏差控制在3℃以内。

参考文献

锅炉脱硫脱硝方法 篇7

煤炭经过燃烧释放热能的同时, 还会伴随着SO2、NOX、CO、烟尘等造成环境污染的废物。如果这些废物没有经过处理而非放到大气中, 会与水结合生成硫酸和硝酸形成酸雨, 造成农业、林业和建筑物等一些的腐蚀;二氧化碳将会逐渐加大温室效应;烟尘等没有进行化学反应的废物, 将会漂流在空气中, 形成雾霾, 危害人体健康。

可持续发展的理念, 是从八十年代的一个概念逐步完善起来的一种思想。通常意义上是讲现代人所进行消耗的一次性能源、环境、稀缺资源等需要有节制、有限制的使用, 为我们子孙后代留出使用的空间。可持续发展是一个非常大的系统, 它包括经济、环境、自然资源系统等。

环境保护是可以持续发展非常重要的系统之一, 火力发电厂的环境保护, 主要指的是其脱硫脱硝措施的完善程度。换句话说, 脱硫脱硝措施是火力发电厂环境保护的核心内容, 所以针对火力发电厂脱硫脱硝的措施进行分析, 分析可持续发展在其中的重要性具有十分重要的作用。

一、在火力发电厂脱硫脱硝行业中现存在的问题

火力发电厂脱硫脱硝措施是每一个火力发电厂非常重要的一项工作, 但是由于脱硫脱硝的成本很大, 所以很多火力发电厂的脱硫脱硝措施并没有完全按照环境保护的要求去做。

本文通过结合实际工作经验以及对火力发电厂脱硫脱硝工作的研究, 总结了火力发电厂的脱硫脱措施中存在的一些问题:

(一) 关于煤电超低排放的争议

关于火力发电厂的污染物超低排放是否具有科学性, 多年前受到激烈的议论。从资料上显示, 为了达到超低的排放量, 改造费的效果十分的惊人。脱硫的成本为130元每千瓦左右, 除尘的成本改造费大约到达70元没千瓦左右, 脱销的改造成本为130元每千瓦左右。目前现状来看, 不能否定的是超低排放的发展有很重要的意义。但是关于实现超低排放, 技术性的问题已经不是关键, 关键在于投入进去的性价比。从综合的效益方面看, 从对资源能源消耗方面, 近零排放增加了更多的环保设备。

(二) 即将到来的电力体制的改革

目前我国的电力市场是供是大于求的, 在市场经济竞争压力日趋增大的情况下, 上网电价也势必会出现较大程度的下降, 交易的价格是由众多因素决定的。在即将到来的电力体制改革如果实施, 如果不给环保部分补贴, 环保装置就会卷入电厂的竞价过程, 因此, 超低排放也会暂停。因为环保排放的标准运行, 建造完成的超低排放装置也会随着降低运营费用, 火各方面的运营造价也会降低。

(三) 火电厂的脱硫脱硝

石膏雨的问题是火力发电长现广泛存在的问题。现在我国大多数的300mw机组采用的都是石灰石石膏湿法烟气的脱硫技术, 这种技术是需要GGH装置的, 在取消该装置后, 石膏雨的问题便是日益严重广泛。根据现场的实验观测, 在下风向850m的范围内都是可以明显的感觉到石膏雨的沉积。机组所处的环境温度降低、运行负荷增加时, 这种现象更加的严重, 会沉降物中会含有二氧化硫三氧化硫和石膏浆液, 因而这种现象将对火电厂附近的环境造成污染, 甚至影响到周围百姓的身心健康。这二次环境污染方面引起电力行业的重视, 石膏雨的问题对脱硫系统的影响也引起了重视。在讨论诸多影响之后结果显示最重要是石膏雨会对仪器的运行产生影响。会使得除雾器运营停止, 加大烟道系统的腐蚀概率, 甚至会导致除雾器的倒塌。在脱硫系统中, 除雾器是直接影响脱硫系统是否可靠运行的非常关键的仪器设备。

二、解决方法与建议

在各个燃煤的行业中, 烟气排放的标准差异很大, 如果针对不同对大气污染所造成的影响, 应该去完善各个行业的燃煤排放的参考。在火力发电厂的脱硫脱硝行业, 一方面, 关于超低排放如何科学的推广是首要的问题, 推广力度需要掌控, 也需要进一步加强解决脱硫脱硝的技术问题的方法。完善现有技术的漏洞, 并且就可持续发展的角度在可持续发展的角度为基本出发点的火电厂脱硫脱硝技术。另一方面, 解决第三方的运营问题。最后, 进一步加强对催化剂再生行业的监管, 防止第二次污染。

三、结语

本文综述了火力发电厂脱硫脱硝技术的发展趋势并提出了火力发电厂在脱硫脱硝措施中所存在的几个问题以及解决的方法。由此可见, 在广义上, 火力发电厂的脱硫脱硝技术是一项涉及众多领域的综合性学科, 在可持续发展的思想下, 为了减少排放物中硫氧化物与氮氧化物对大气的污染, 一方面既要改进燃烧的技术, 另一方面也要加强对排烟中存在污染物的烟气进行净化治理。

就目前而言, 国内外已经开发出了多种脱硫、脱硝的工艺, 评价各种工艺也应从硫氧化物与氮氧化物的净化率、装置成本和运行费用以及副产物处理、第二次污染等多方面进行综合评价。在这方面, 国外已经积累先进的经验。

就我国现状分析, 仍然需要完善技术漏洞, 并且防止二次污染。在我国现阶段大力提倡可持续发展的政策下, 在工业生产方面需要更加的重视。脱硫脱硝措施是火力发电厂环境保护的核心内容, 所以针对火力发电厂脱硫脱硝的措施进行分析, 分析可持续发展在其中的重要性具有十分重要的意义。

摘要：随着可持续发展的战略逐渐受到很多行业的推广, 火力发电厂脱硫脱硝的措施逐渐纳入到可持续发展的战略中。火力发电厂的环保措施主要是针对脱硫脱硝措施进行展开, 所以火力发电厂的脱硫脱硝措施是火电厂可持续发展的关键。本篇文章主要是通过火力发电厂脱硫脱硝措施进行分析提出现在状况下存在的问题并且进一步提出解决的方法。

关键词：可持续,发电厂,脱硫脱硝

参考文献

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[2]程慧, 等.火电厂烟气脱硝技术发展趋势[J].浙江电力, 2005 (2) :38-40, 50.