火电厂脱硫技术与应用

关键词： 技术

火电厂脱硫技术与应用（精选十篇）

火电厂脱硫技术与应用 篇1

1 脱硝技术及应用

1.1 脱硝技术的分类

减少氮氧化物的污染主要有炉内脱销技术和烟气脱硝技术两种方法。烟气脱硝是目前降低氮氧化物的主要方法, 而选择性催化还原技术是烟气脱硝技术的主要研究方向。研究开发的烟气脱硫脱硝一体化技术有两大类, 一种是联合脱硫脱硝技术, 一种是同时脱硫脱硝技术。

氮氧化物NOx可以用燃烧前、燃烧中以及燃烧后进行脱氮。目前应用较多的是在煤燃烧过程中和燃烧之后进行脱氮。燃烧中脱氮主要是采取低NOx燃烧技术, 其能够有效的降低炉内燃烧期间形成的NOx量, 主要方法有降低过剩空气系数、降低燃烧空气温度、二次燃烧、烟气再循环、改进燃烧器以及炉内脱硝。燃烧后脱氮是在烟气中进行脱氮, 也就是烟气脱硝, 其主要的方法有气相反应法、液体吸收法、吸附法、液膜法等等。

1.1.1 低NOx燃烧技术

低NOx燃烧技术是通过将燃烧条件和方式进行改变来限定NOx产生以及降低燃料中N向NOx的转化率。改变燃烧条件的方法有三种, 可降低空气比、缩短空气预热、减少燃烧室热负荷, 来限定NOx的生成。改变燃烧方式的方法也包括三种, 即低NOx燃烧器、二段燃烧法以及烟气再循环法, 减少低NOx的生成。

1.1.2 烟气脱硝技术

烟气脱硝技术可分为湿法脱硝和干法脱硝, 包括气相反应法、液体吸收法、吸附法、液膜法以及微生物法等多种。气相反应法有3类, 即电子束照射法和脉冲电晕等离子体法, 通过高能电子形成自由基把NO氧化成NO2, 之后将其与H2O、NH3作用生成NH4NO3化肥进行回收;选择性催化还原法、选择性非催化性还原法和炽热碳还原法, 其是在催化或非催化环境下, 通过NH3和C等还原剂对NOx进行N2无害还原;低温常压等离子体分解法, 通过超高压窄脉冲电晕放电产生的高能活性粒子使NOx分解为O2和N2。液体吸收法的应用比较广泛, 而且方法也相对较多, 可以利用水、碱溶液、稀硝酸等吸收NOx。不过NOx溶于水和碱溶液的机率较低, 所以湿脱硝效率不是很明显。吸附法是利用分子筛、活性炭、天然沸石等吸附剂, 进行吸附, 此种方法效率较高, 不过吸附量不大, 而且所需吸附剂量大, 没有得到普遍应用。液膜法是国外研究的一种脱硝技术, 只要对NOx有吸附作用的液体都能够用来做液膜。微生物法是在符合脱氮菌加碳源的条件下, 将NOx作为氮源, 对NOx进行N2无害处理。目前气相烟气脱硝技术比较成熟的技术为选择性催化还原法、电子束照射法及脉冲电晕等离子体法。

1.2 国内外脱硝技术的应用

当前效率高且成熟的脱硝技术为选择性催化剂还原法SCR, 美国、日本主要采取了此项技术来控制NOx, 欧洲的很多大型电站也都是采用了这项技术。不过SCR也存在成本较高, 催化剂的活性不长的缺点。

1.2.1 国外脱硝技术应用

美国电厂的装机容量居世界之首, 虽然燃气轮机发电丫和燃用天然气锅炉在逐渐增加, 不过依然是以煤粉锅炉发电机组来提供基本热能, NOx的排放量依然最高。美国控制燃烧电厂氮氧化物排放主要是采用低公害型燃烧器、低公害燃烧与两段燃烧的联合、集中燃烧技术以及三段燃烧技术为主。

日本主要采用二段燃烧法、炉内脱氮、烟气循环法以及低NOx燃烧器等技术, 取得了一定的成效。其锅炉烟气脱氮是采用了选择性催化还原法, 以氨做为还原剂, 这种方法没有副产物形成, 同时装置结构也相对简单, 因此此种方法可以应用于大气量烟气的处理中。

德国陆续开发研制了一系列低NOx燃烧器, 大部分脱氮技术已经能够使烟气中的NOx低于排放标准。主要采用二级脱氮技术, 分别为选择性催化还原脱氮, 选择性非催化还原脱氮以及同步脱氮等, 普遍采用氨气为还原剂。德国的大部分功率较小的发电机组采用的是选择性非催化还原法。

1.2.2 我国脱硝技术应用

烟气脱硝技术存在一定的难度, 而且价格昂贵, 只有日本、德国普遍安置了烟气脱硝设施。我国的经济实力相对较为薄弱, 实施烟气脱硝技术在多方面存在不足。不过脱硝产业市场前景可观, 已有部分环保公司和科研机构正在研制开发脱硝技术。我国目前脱硝方法主要是选择性催化还原法SCR, 例如巴布科克·威尔科克斯有限公司、东方锅炉有限公司等。全国电厂都预留烟气脱除氮氧化物装置空间, 大部分燃烧机组的烟气脱硝技术以选择性催化还原为主。

2 脱硫脱硝一体化技术应用及发展趋势

燃烧锅炉要求同时控制SO2和NOx, 如果安装两套设施, 一方面占地面积大, 另一方面也会加大投资成本。脱硫脱硝一体化工艺不仅结构节省了空间, 而且还降低了成本, 提高效率。脱硫脱硝一体化技术可分为联合脱硫脱硝和同时脱硫脱硝两种。

2.1 联合脱硫脱硝技术和应用

联合脱硫脱硝技术是分别脱硫、脱硝, 将两项技术融为一体的技术。据统计, 联合脱硫脱硝技术多达六十多种, 部分具有应用价值的技术已经得到了正式推广应用。

2.1.1 SNOX技术

此技术中所使用的设备全部商业化, 脱硝脱硫期间的化学原理不会受尺寸大小的影响, 因此此技术完全适用于所有类型的锅炉。SONX技术的脱硫率可以达到95%, 脱硝率可以至94%。此技术所需的化学品只有氨气, 而且技术的运行和维护费用不高, 且具有良好的可靠性, 不过其也存在天下一定的缺陷, 就是能耗较大, 投资成本高, 浓硫酸储运没有较好较安全的方法, 因此SNOX技术适用于排放标准高且有硫酸室的条件下。

2.1.2 SNRB技术

其利用脉冲喷射式布袋除尘室, 共同进行脱硫、脱硝、除尘。SNRB对锅炉的运行没有任何影响, 不需要太大的空间。钠基吸附剂和高NH3/NOx可以使脱硫脱硝达到较高的效果, 并且尾部烟道结渣和腐蚀的机率很小。不过SNRB对于85%以上的脱硫率不经济, 适用于脱硫率相对较低的机组。

2.1.3NOx/SO2

技术:干式一体化NOx/SO2是由四项控制技术构成, 即低NOx燃烧器、燃尽风、选择性非催化还原和干吸附剂喷射I。前三项负责在炉内脱硝, 后者与烟气增湿活化在管道系统内进行脱硫。NOx/SO2适用于稍老旧的中小型燃煤机组, 相对比较经济。

2.1.4 烟气脱硫脱硝一体化技术

利用氨气将NOx转化为N2和水, 烟气经脱硝、除尘后脱硫, 与石灰结合转化为石膏, 经过分离得到的粉煤灰混合还能够综合利用。此技术的脱硫脱硝率高, 有效的解决了二次污染问题。

2.1.5 活性炭脱硫脱硝技术

其与吸附塔的活性炭液化床吸附器原理相近, 且再生后的活性炭能够循环使用, 脱硫率可以达到95%, 前景广阔。

2.2 同时脱硫脱硝技术和应用

同时脱硫脱硝是采用一种反应剂在同一个过程进行脱硫脱硝。突出的工艺有湿法和干法两种。

2.2.1 干式同时脱硫脱硝工艺

1) 电子束照射法。此法是我国普遍推广的典型感性喷雾干燥法。其能够同时进行脱硫脱硝, 且两者的效率都很高, 不会形成废水和废渣, 同时副产品还能够做化肥使用, 操作也不复杂, 不存在泄漏、堵塞等问题。

2) 脉冲电晕法。其与电子束照射法都是等离子法。脉冲电晕法通过高压脉冲电源放电释放活化电子, 阻止烟气气体分子的化学反应。其脱硫脱硝的效率与电子束照射法无太大的差别, 不过两者都存在能耗高的问题需要得到进一步解决。

3) NOXSO技术。该技术是一种再生技术, 对烟气中的SO2的净化率可达到90%以上, 不过此项技术需要大量的吸附剂, 而且设备的成本、消耗相对较大。

4) 活性炭脱硫脱氮法。其是日本开发研究的工艺, 主要通过吸附、及硫回收三步进行脱硫脱氮。其在连续、稳定运行下脱硫率可以高达97%以上, 脱硝率80%以上。

2.2.2 湿式同时脱硫脱硝工艺

1) 氯酸氧化工艺。其包括氧化吸收塔和碱式吸收塔两部分。其脱氮率真可以高达95%以上, 在脱氮脱硫的同时还能够将气体中的有毒微量金属元素予以脱除。此项工作目前还处于探索阶段。

2) 湿式配合吸收工艺。采用湿式洗涤系统联合脱硫工艺, 可以脱除60%以上的NOx和90%的SO2。湿式配合吸收工艺目前处于研发阶段, 鏊合物的损失和再生困难是阻碍其工业化的主要因素。

3) Combi NOx工艺。主要利用吸收剂碳酸钠、碳酸钙和硫代硫酸钠, 吸收物为硫酸钙和氨基磺酸。脱氮率可达95%左右, 脱硫率高达99%。不过其脱除后产生的硫酸盐和亚硫酸盐混合物为后续处理造成难题, 目前处于研究阶段。

参考文献

[1]杜黎明, 刘金荣.燃煤锅炉同时脱硫脱硝技术工艺性分析[J].中国电力, 2007.

[2]葛荣良.火电厂脱硝技术与应用以及脱硫脱硝一体化发展趋势[J].上海电力, 2007.

火电厂脱硫技术与应用 篇2

火电厂湿法烟气脱硫系统技术(FGD)应用的初步研究

燃煤的烟气脱硫技术是当前应用最广、效率最高的.脱硫技术.对燃煤电厂而言,在今后一个相当长的时期内,FGD将是控制SO2排放的主要方法.文章对烟气脱硫技术进行了较为全面的阐述,并对烟气脱硫装置在国内的应用情况进行了详细的介绍,对需要装设脱硫装置的燃煤火力发电厂可以起到一定的指导作用.

作 者：罗春 马立实 吴坚 周超平Luo Chun Ma Lishi Wu Jian Zhou Chaoping 作者单位：武汉市环境监测中心站,湖北,武汉,430077刊 名：环境科学与管理英文刊名：ENVIRONMENTAL SCIENCE AND MANAGEMENT年，卷(期)：32(12)分类号：X784关键词：烟气脱硫 FGD湿法 石灰石-石膏

火电厂脱硫技术与应用 篇3

改革开放以来，我国的电力需求急速增长，火电厂也得到了飞速的发展，导致我国火电厂在尾气排放方面未进行较高的要求，粗放式管理。导致大量二氧化硫等有害气体和烟尘超标排放，污染大气，造成酸雨和雾霾等恶劣环境问题，极大的影响人民的生存和社会的发展。

2、火电厂除尘脱硫技术简介

2.1火电厂脱硫技术

国内外通常采用燃烧后脱硫法。根据脱硫剂及脱硫过程中的干湿状态可以分为湿法脱硫法、干法脱硫法和半干脱硫法。根据脱硫剂的不同又可以分为很多种方法。根据各种脱硫剂的效果、性能以及综合性价比，商用最广的为石灰石法脱硫法。

石灰石主要成分为碳酸钙，脱硫法通过将石灰石研磨成粉，加水及其他制剂制成一定浓度的浆液，将含有二氧化硫的烟气通过浆液，实现二氧化硫与水首先形成亚硫酸，再与碳酸钙反应形成亚硫酸钙，再与制剂发生氧化，形成硫酸钙，通过结晶析出形成含水硫酸钙（石膏），以此来完成烟气中二氧化硫的净化。

采用石灰石脱硫法，燃料适用范围广，工艺简单，脱硫效果好，脱硫率高92%～98%，脱硫剂原料来源广，成本低，副产品石膏纯度好，商用价值高。同时采用石灰石法还可以吸收烟气中的含氮污染物，降低氮的氧化物造成的各类污染。

2.2火电厂除尘技术

火电厂除尘技术基本上可以分为机械式、过滤式、湿式及静电式。电除尘技术利用烟尘易附电荷的特性，利用静电原理的，在烟气通过高压静电场，使烟尘粒被附上电荷，在电场力作用下，向异性电极运动，吸附来实现烟尘粒在烟气中的分离与收集。袋式除尘技术，通过利用布袋实现过滤作用，细粉粒除尘率高、适应性强、收其他因素干扰小、规格多样、使用方便。水流冲洗法，通过利用气体难溶于水的的特性，利用水流冲洗掉烟气中的烟尘。机械除尘法，利用烟尘粒密度大、惯性强，进行重力沉降或旋风离心进行分离。不仅如此，随着技术水平的提高还逐渐衍生出了各种综合利用的方法如：电袋复合除尘技术等。

3、火电厂烟气除尘-脱硫一体化技术

高温气体除尘脱硫一体化技术是将颗粒状脱硫剂置于颗粒床内部，使烟气在经过颗粒床过滤除尘时，同时与硫化剂反应，实现脱硫效果，以此来达到除尘和脱硫效果的二合一。

半干法除尘脱硫一体化技术是通过采用喷雾法结露脱硫，联合袋式除尘器除尘。利用换热器，将烟气温度降低，然后通过脱硫浆液喷雾，实现高效率的脱硫反应，再通过水雾喷洒降温实现结露，进而分离颗粒，实现脱硫步骤；在通过气体升温，进入袋式除尘器进行过滤除尘，以此来实现除尘脱硫效果。

4、火电厂除尘脱硫运行技术的现状

由于国家的重视，人们环保意识的提高，对火电厂实施除尘脱硫技术的要求也越来越强烈。同时大批量除尘脱硫技术设备已运行，并取得了良好的效果。但由于我国火电厂除尘脱硫技术距世界发达国家水平仍然有较大的差距，部分火电厂除尘系统、脱硫系统在运行中有许多问题亟待解决，除尘脱硫一体化系统的运行并未达到理论效果等，仍然制约着除尘脱硫技术的发挥。由于煤质的不同，烟气中粉尘及成分的性质差别很大，导致除尘速度慢，效率低，脱硫效果差甚至导致设备的堵塞、腐蚀造成设备故障。

5、发展和应用前景探究

火电厂烟气的除尘脱硫处理不能放松，做好火电厂除尘是贯彻和落实我国环境方针政策的需要，是减少酸雨和雾霾等环境问题的需要，是保卫我们共同生存的环境的需要，酸雨和雾霾等环境问题已经严重影响了我们的生产、生活甚至生存。

随着新火电厂除尘脱硫技术在当前，在不远的将来都会得到巨大的发展。随着我国政策的支持、企业的扶持，除尘脱硫技术科技的必定取得巨大的进步，新的技术将不断的出现，新的材料将不断的更新，除尘脱硫技术的效果和效率也将极大的提升。随着绿色产业、超净排放概念的提出，火电厂除尘脱硫技术也终将朝着一体化、高效化发展，循环经济方向发展，实现高效除尘脱硫、超净排放，高效回收创收，促进企业和社会的发展。

6、结论

火电厂除尘脱硫技术是立足于我国环境污染现状下，亟需大力发展的技术，是改善我国环境污染问题的重要举措。虽然我国火电厂除尘脱硫技术仍有许多不足，但我们都不断努力改进，为改善我们赖以生存的环境而奋斗。

火电厂脱硫技术与应用 篇4

关键词：火电厂,脱硝技术,脱硫脱硝一体化技术,应用前景,发展趋势

煤炭作为我国重要依托的一种能源, 在发电中具有重要的作用。我国作为能耗的大国, 对于煤炭的依赖性是非常重要的。近些年虽然一直寻找和研制可替代的能源, 但是到目前我国依然是产煤耗煤大国。我国的燃煤发电量占全国发电量的大约70%, 在燃煤中会排放许多有害物质, 氧化氮 (NO) 、硫氧化物 (SOx) 、氮氧化物 (NOx) 、二氧化氮 (NO2) ) 、二氧化硫 (SO2) 等等, 其中氧化氮 (NO) 、二氧化氮 (NO2) 、二氧化硫 (SO2) 是大气污染的主要成分, 严重危害着人们的生命安全。

如何能够经济有效的去除和减少这些有害物质, 是我国急需解决的问题。脱硫、脱硝就能够有效减少和去除二氧化硫 (SO2) 、硫氧化物 (SOx) 。目前, 在国际上一些发达国家就研制除了降低有害物质、运行成本低、技术简单的脱硫脱硝一体化技术。脱硫脱硝一体化技术就成为解决有害物质的重要技术手段。目前研制的脱硫脱硝一体化技术主要分为两类, 一类是应用传统的烟气脱硫技术, 也就是联合脱硫脱硝技术;另一类是应用一种技术在整个系统内同时去除二氧化硫 (SO2) 、硫氧化物 (SOx) 的联合脱除技术, 就是同时脱硫脱硝技术。联合脱硫脱硝技术, 是目前应用比较广泛的脱硫脱硝技术。同时脱硫脱硝技术的技术应用主要是燃烧后烟气脱硫脱硝, 同时脱硫脱硝技术尚在研究的阶段, 在火电厂中还没有大规模应用。

1 脱硝技术与应用

对于脱硝技术的应用主要是对氮氧化物 (NOx) 中的脱氮处理, 主要的脱氮是煤在燃烧中和燃烧后的脱氮。

1.1 脱氮技术的分类和特点

在煤的燃烧中的脱氮采用低氮氧化物 (NOx) 燃烧技术, 这也是一级脱氮。这种技术主要可以降低过剩空气系数, 降低燃烧空气的温度, 改善燃烧器, 炉内脱硝等。技术的特点能够减少大量氮氧化物 (NOx) 的生成, 技术比较简单, 节能、费用比较低, 对于燃气和燃烧的锅炉有比较好的作用;在煤的然后后的脱氮主要是从烟气中进行脱氮, 被称为二级脱氮。这种技术的主要方法有气相反应法、液体吸收法、微生物法等等。其中气相反应法又包括电子束照射法、选择性催化还原法、选择性非催化还原法等。电子束照法的技术特点是用于同时脱硫脱硝技术;选择性催化还原法的技术特点脱除率比较高, 是最好的固定源脱硝技术, 但是投资比较大, 操作比较复杂;选择性非催化还原法的技术特点效率比较高, 费用比较低, 操作简单, 但是对于温度的控制会比较难, 容易造成氮气的泄露, 容易产生二次污染。

1.1.1 低氮氧化物 (NOx) 燃烧技术

这种技术主要是通过改变燃烧的条件和燃烧的方法来降低氮氧化物 (NOx) 的产生。改变燃烧的条件, 主要降低空气的比, 降低燃烧的温度, 减少空气的预热, 最重要的是还要减少氮氧化物 (NOx) 的转化率等方法, 这样可以控制氮氧化物 (NOx) 的产生;改变燃烧的方法有可以采用低氮氧化物 (NOx) 燃烧器, 控制燃烧的条件, 氧气的浓度, 采用二段燃烧法, 采用烟气再循环燃烧法, 降低燃烧的温度等方法, 来降低氮氧化物 (NOx) 的产生。

1.1.2 烟气脱硝技术

这种主要分为两类湿法脱硝和干法脱硝。还有气象反应法、液体吸收法、吸附法、液膜法、微生物法等方法。

气相反应法。主要包括三类, 电子束照射法, 主要是利用高能的电子产生自由基将氧化氮氧化为二氧化氮, 最后生成NH4NO3进行回收;选择性催化还原法、选择性非催化还原法, 是在催化和非催化的条件下, 最后还原为氮气的方法;低温常压等离子分解法, 是利用超高压窄电晕放点去撞击氮氧化物 (NOx) , 最后分解成氧气和氮气的方法。液体吸收法。这种方法应用比较广泛, 但是脱硝的效率一般。吸附法。这种方法脱硝的效率比较高, 能吸收氮氧化物 (NOx) , 但是吸附量小, 设备比较庞大, 所以在应用上不是很广泛。液膜法。对氮氧化物 (NOx) 有较强的吸附作用。微生物法。是利用氮氧化物 (NOx) 作为氮源, 将氮氧化物 (NOx) 还原成氮气 (N2) , 这种方法处于发展的阶段, 应用也不是很广泛。

1.2 国内外脱硝技术的应用

1.2.1 国外脱硝技术的应用

在许多发达国家, 对于脱硝技术的应用广泛。美国和日本把这种技术作为主要的电厂控制氮氧化物 (NOx) 的技术。德国早在20世纪60年代就对一级脱氮技术进行应用。开发研制了减低氮氧化物 (NOx) 排放量的氮氧化物 (NOx) 燃烧器等;在二级脱氮技术的烟气脱氮装置的应用上, 通过采用低氮氧化物 (NOx) 燃烧器是很难把氮氧化物 (NOx) 有效排放, 主要采用二级脱氮技术的烟气脱氮装置。

1.2.2 我国脱硝技术的应用

由于烟气脱硝技术具有成本高、工艺难度大等的缺点, 我国在实施上就显得力量不足。但是我国的许多电厂, 都预留烟气脱除氮氧化物 (NOx) 装置的空间。对于大型的燃煤机的烟气脱硝技术还是选择催化还原工艺。

2 脱硫脱硝一体化技术发展趋势

脱硝脱硫一体化技术是指单独的脱硫和脱硝的技术来进行整合形成的一种技术。这种技术大约有60多种, 下面对常用的技术进行研究。

2.1 联合脱硫脱硝技术应用

2.1.1 SNOX技术

这项技术非常显著, 对于脱硫效果可以达到95%以上, 脱硝率也能够达到94%。此外该技术只消耗氨气, 二氧化硫 (SO2) 的催化剂在氮氧化物 (NOx) 的作用下, 保证未完成的氨气的继续反应。这种技术的运行和维护的费用比较低, 可靠性也比较大, 但是能耗比较大, 投资也比较高, 而且比较危险, 要慎重应用。

2.1.2 SNRB技术

这种技术把脱硫、脱硝、除尘结合在一起。SNRB对锅炉的运行没有影响。使用纳基吸附剂和足够的氨气和氮氧化物 (NOx) , 能够达到理想的脱硫脱硝的效果。

2.1.3 干式一体化氮氧化物 (NOx) 、二氧化硫 (SO2) 技术

这种技术排放控制系统包括4项控制技术, 分别是低氮氧化物 (NOx) 燃烧器、燃尽风、选择性非催化还原、干吸附剂喷射。这种技术对燃煤机组非常适用, 优势在于把所有的排放控制在炉内和烟道内, 脱硫、脱硝的效果分别可以达到70%和80%。

2.1.4 烟气脱硝脱硫一体化技术

这种技术利用氨气作为反应剂, 在催化剂的作用下将氮氧化物 (NOx) 转化为氮气和水。脱硫脱硝率可以达到90%和70%。

2.1.5 活性炭脱硝脱硫技术

这种方法通过烟气中的SO2, 氧化为SO3溶解到水中, 由活性炭吸附, 在喷氨气, 生成氮气, 达到脱硝的目的。脱硫脱硝率可以达到95%和80%。

2.2 同时脱硫脱硝技术的应用

这种方法的工作效率比较高, 是利用一种实际在一个过程中完成两步的反应。方式有湿法和干法。

2.2.1 湿法同时脱硫脱硝方式

氯酸氧化的方法, 这种方法可以将气体中的有毒物质进行吸附, 脱硫脱销率达到95%;湿法配合吸收方法, 使用湿法洗涤的体系联合脱硫的方法, 进行脱硫, 这种方法处于研究的阶段, 没有广泛应用。

2.2.2 干法同时脱硫脱硝方式

电子束照射法, 这种方法使用比较普遍, 能够保持脱硫脱硝的高效率, 不会产生二次污染, 操作起来也比较简单;活性炭脱硫脱硝法, 这种方法主要吸收炭元素, 进行回收利用, 可以达到很高的转化率。

3 结语

对于火电厂中有效减少氮氧化物 (NOx) 的产生, 可以加大对脱硝技术和脱硝脱硫一体化技术的应用, 由于各种脱硫脱硝技术都有各自的应用条件, 所以对于具体的工程项目选择合适的脱硝脱硫工艺。

参考文献

[1]张桂鹏, 唐国瑞, 赵建.烟气脱硫脱硝一体化的研究进展[J].广州化工, 2008, 36 (4) :15-16.

[2]徐百强.锅炉脱硫脱硝方法探讨[J].科技创新与应用, 2013 (19) :119.

[3]韩永富, 张海红.烟气脱硫脱硝一体化工艺研究与工程应用进展[J].广州化工, 2010 (1) :33-35.

[4]付玲.联合脱硫脱硝技术在燃煤集中供热项目上的应用[J].工程建设与设计, 2014 (2) :93-95.

[5]柏源, 李忠华, 薛建明, 等.烟气同时脱硫脱硝一体化技术研究[J].电力科技与环保, 2010 (3) :8-12.

火电厂脱硫技术与应用 篇5

火电厂湿法烟气脱硫系统测量仪表的选型与应用

摘要：由于湿法烟气脱硫系统设计特殊的工艺和介质,因此对测量仪表的选型及应用需要充分考虑其特殊性,本文从吸收塔浆液pH值、吸收塔浆液密度、液位等几方面的测量来具体阐述.作 者：祝晓松 作者单位：浙江浙大网新机电工程有限公司,浙江,杭州,31O007 期 刊：化学工程与装备 Journal：CHEMICAL ENGINEERING & EQUIPMENT 年，卷(期)：, “”(3) 分类号：X7 关键词：火电厂    烟气脱硫    仪表    选型   

燃煤电厂脱硫提效应用研究 篇6

摘要： 在脱硫工程喷淋塔中，由于喷淋层周边与中心区域喷淋液分布密度存在明显偏差，使塔内烟气容易从吸收塔周边区域逃离，从而降低了吸收塔的脱硫效率.为解决这一问题，开发了一种吸收塔增效装置.该装置可以有效弥补脱硫吸收塔内喷淋层布置缺陷，改善塔内烟气分布和气液传质效果，从而提升吸收塔的烟气脱硫效率.针对某一脱硫增效改造工程应用，分析了增效装置在提高SO2脱除率、降低脱硫电耗方面的效果.结果表明，该吸收塔增效装置具有明显的节能减排作用，且安装方便、投资低、运行费用低，对不同大小的吸收塔的适应性强，适合于老机组的吸收塔增效改造.

关键词：

燃煤电厂； 吸收塔； 脱硫； 增效装置

中图分类号： X 513文献标志码： A

石灰石—石膏湿法脱硫工艺已广泛应用于燃煤电厂机组烟气脱硫[1].该工艺的脱硫吸收塔基本采用空塔喷淋式结构，其设计存在一些不足[2]：① 喷淋层周边与中心区域喷淋液分布密度存在明显偏差，喷淋密度低的周边区域喷淋层阻力较小，烟气容易从该区域逃逸，从而影响系统的脱硫效率[3].其原因是为了使吸收塔的内壁防腐衬里层不受喷淋液长期过度冲刷而损坏，喷淋层最外层的喷嘴布置密度受到制约，喷淋层周边区域的理论最大喷淋覆盖率只能达到100%，而中心区域的喷嘴布置可以较密，喷淋覆盖率可达200%以上；② 喷淋层最边缘的喷嘴多数处于喷淋组管的末端位置，流道较长，浆液流通的阻力较大，当喷淋组管内的浆液流量或压头出现波动时，喷淋层边缘的喷嘴受影响最大，将进一步削弱喷淋层周边区域的喷淋覆盖率和喷淋密度，增加烟气旁路的可能性，从而降低整套装置的脱硫效率[4].

随着国家对大气污染物治理要求的日益严格，需要进一步提升现有火电厂脱硫装置的脱硫效率.经常采用的技术手段有增加吸收塔循环泵数量、增加喷淋层等[5]，但往往存在能耗增加、原有吸收塔需进行防腐改造、技术难度大等问题.本文在工程实际运用中开发并设计了一种脱硫吸收塔新型增效装置，有效地解决了相关问题，目前已在实际工程中得到应用，效果良好.

1新型增效装置简介

脱硫吸收塔新型增效装置主要由布气锥板、环形箍筒、自紧连接装置和软密封组件等构成，可以安装在各类喷淋式脱硫吸收塔内.增效装置结构如图1所示，图中：α为布气锥板与水平面夹角；L为布气锥板长度.增效装置需安装在喷淋层的下方，通过软密封组件与吸收塔内壁连接并定位.该装置可使吸收塔内周边区域的烟气重新分布，使其向中央区域聚集流动，有效消除塔内烟气旁路现象，提高系统的烟气脱硫效率.

根据吸收塔的内壁规格和现场安装条件，增效装置可分为若干段（一般分为3～5段），各段在塔内进行对接、组装和自紧固定.塔内的装配过程无需动火，增效装置的主要受力元件均采用不锈钢（316L或以上等级）材质.

在具体设计中，增效装置的α、L都可根据烟气流动状况调整，尽可能不增加塔内烟气的流动阻力.布气锥板上需均匀布置一定数量的排液孔，确保贴壁流动的浆液和部分周边区域的喷淋浆液收集后能及时排出，不产生沉积.布气锥板焊接在对应的环形箍筒上，现场安装就位后，各段环形箍筒、各段布气锥板由自紧连接装置连为一体，最终形成一个完整的环状结构.

可根据现场条件和具体要求，通过调节各顶紧螺栓的安装尺寸，调整环形箍筒的安装外径，以充分贴合吸收塔的内壁.顶紧螺栓调节到位后，用扣紧螺母扣紧并定位.

2主要技术特点

2.1优化烟气分布，提升装置效率

以典型的一台600 MW燃煤机组对应的湿法脱硫吸收塔为例，塔内烟气量取2 850 000 m3·s-1，塔内径取16 m，布置3层喷淋层，相邻喷淋层间距为2.2 m.通过烟气流场建模计算和分析，可在吸收塔内第一喷淋层与第二喷淋层之间的某一烟气流场截面安装新型增效装置.与未安装增效装置时相比，安装该装置后塔内沿壁的周边区域的流速降低，烟气有向中心聚集的趋势.对比结果如图2所示.

流场模拟分析结果表明，新型增效装置可以有效弥补脱硫吸收塔内喷淋层布置缺陷，改善塔内烟气分布，基本消除吸收塔内烟气旁路现象，使烟气都能经过吸收塔内最佳喷淋覆盖区域，改善气液接触效果，从而提升整套装置的烟气脱硫效率.

2.2安装方便，无需动火

该装置采用分段式组装结构，利用独特的自紧连接装置，可在塔内进行对接和装配.安装过程无需动火，现场装配方便，十分适用于目前各类喷淋式脱硫吸收塔的内部改造.

2.3可灵活调节，适应性强

通过对自紧连接装置进行现场调节，新型增效装置能够调整自身安装尺寸，有效贴合不同规格的吸收塔内壁，对已有吸收塔的加工制作精度要求不高，具有良好的适应性.

新型增效装置通过软密封组件与塔体内壁的防腐衬层进行接触和贴合，能够保证在安装和使用过程中，防腐衬层不受损坏.这进一步提高了该装置的适应性.

2.4投资费用少，运行成本低

该装置主要用材均为常规材料，易于采购，有利于降低成本.同时，该装置通过软密封组件进行结构连接，在安装过程中不会对原设备造成损坏，现场安装成本低.

根据流场模拟计算和分析，安装增效装置后，吸收塔的运行阻力增加较少，与增大喷淋流量和增加喷淋层等其他增效方式相比，该技术的应用具有比较突出的投资和运行成本优势.

3工程应用情况

3.1设备布置情况

某600 MW燃煤电厂的脱硫吸收塔采用空塔喷淋结构，吸收塔内径为16 m，塔內防腐采用鳞片树脂；一台塔共有3层喷淋层，分别对应三台循环泵，喷淋层下方布置有一层多孔均流板.

该电厂5#机组吸收塔于2013年3月安装了一套增效装置，其位置在吸收塔均流板与第一层喷淋层之间，距第一层喷淋层0.8～1.0 m.该装置分三段通过吸收塔人孔运至塔内后再进行组装与安装，装置总质量约500 kg.由于该装置安装不破坏原有吸收塔防腐层，无需动火，安装仅需2 d.

3.2脱硫效率提升情况

当吸收塔在两台循环浆液泵运行，相同机组负荷、pH和入口烟气SO2质量浓度条件下，对安装增效装置前、后的脱硫效率情况进行了对比分析，具体数据如表1所示.

根据数据对比，在两台浆液循环泵运行的方式下，改造前平均脱硫效率为93.2%；而改造后的脱硫效率有了明显提高，平均脱硫效率为95.7%，提升了约2.3%.

3.3节能效果

该装置安装后，由于其占吸收塔截面比例很小，因此对吸收塔运行阻力影响很小，增加的阻力在100 Pa以下.

该装置安装前、后电厂CEMS（continuous emission monitoring system）月度报表及厂用电数据对比如表2所示，其中：1～3月为增效装置未安装月份；3月31日增效装置安装完成并投運.

安装增效装置后，浆液与烟气传质效果增强，在保证脱硫效率的前提下，可以根据情况间歇性停运一台循环泵，以降低系统电耗.从表2可以看出：厂用电率一季度平均为0.86%；安装增效装置后，在入口平均SO2质量浓度大幅增加的情况下，出口平均SO2质量浓度及SO2排放量显著降低，而脱硫厂用电率为0.79%，比改造前降低了约8%.改造后不仅减排效果提高明显，而且对脱硫系统的节能降耗亦有显著贡献.

3.4节能减排效果分析

安装增效装置后，可以大幅增加该600 MW机组原有脱硫装置在锅炉燃用劣质煤时的处理能力.在燃煤硫分不变的情况下，由于脱硫效率提升和厂用电率降低，每年可实现节约SO2排污费和运行电费支出约40万元.考虑到该工程一台吸收塔安装增效总费用约为10万元，因此当年即可收回全部投资.

4结论及建议

（1） 该新型增效装置可以有效弥补脱硫吸收塔内喷淋层布置缺陷，改善塔内烟气分布和气液传质效果，从而提升吸收塔的烟气脱硫效率.

（2） 该装置结构简单，安装方便，安装过程无需动火，不破坏原有吸收塔防腐层，对不同大小的吸收塔适应性强，较适合于老机组的吸收塔增效改造.

（3） 在600 MW机组吸收塔中的增效改造工程应用表明，该装置增加的运行阻力小，可实现年节约SO2排污费和运行电费支出约40万元，当年即可收回全部投资，具有较高的推广价值.

参考文献：

[1]岳涛，庄德安，杨明珍，等.我国燃煤火电厂烟气脱硫脱硝技术发展现状[J].能源研究与信息，2008，24（3）：125-129.

[2]全国环保产品标准化技术委员会环境保护机械分技术委员会.燃煤烟气湿法脱硫设备[M].北京：中国电力出版社，2011.

[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.

[4]马广大.大气污染控制工程[M].2版.北京：中国环境科学出版社，2003.

火电厂脱硫技术与应用 篇7

1 脱硫系统概况

在当前的火电厂中, 脱硫系统中主要采用的施工工艺为石灰石以及石膏湿法混合的施工工艺, 并且在布置方式上选择一炉一塔, 在使用这一脱硫系统中, 脱硫的效率能够达到95%以上, 但是对该方式进行相应的改进, 能够有效的促进脱硫效率的提升, 为了达到国家规定的燃气排放标准, 在改进的过程中, 增加了循环泵, 为了能够有效的将脱硫的含量, 经过实践并且检测出相应的结果, 事实证明这一改进方法具有显著的效果, 能够有效的促进大气环境的改善。相关的研究人员同时也已经研究出具体的改造方案, 不仅要对脱硫系统的内部结构加以改良, 同时也要更换相关的零部件, 最终确保改良方案的顺利实施。

2 针对工程改造的试验研究

为了确保这一改良方案能够获得实际的效果, 在投入具体的使用前, 事先做好相应的模拟实验, 以有效的提高最终的效果。为此, 工作人员分别进行了几项不同类型的实验, 其一是筛板的相关实验, 其二是浆液的实验, 其三是对CFD进行模拟的实验。

2.1 塔内增加筛板的试验研究。

首先是筛板的实验, 当筛板上气液相互接触后, 就会产生烟气, 烟气的浓度以及流速会随时增大, 最终达到一定数值后, 就没有液体了。为了论证这一结果, 相关人员做了有关筛板上气液的实验, 事先准备好筛板, 筛板的规格要求孔径的大小不一, 但是开孔率要相同, 不断调整烟气的流速, 并且观察效果, 经过分析得出孔径的大小与相应的压降具有直接的关系, 二者成正比的关系, 气流在穿过大孔径的筛板后, 动能会逐渐增大, 相反, 小孔径的筛板就不会具有较大的动能, 在这种情况下, 可以得出结论, 如果对筛板的规格加以改进, 能够有效的控制阻力对筛板的影响, 经过论证, 采用孔径为15mm的筛板效果最佳, 能够有效的起到降低SO2排放量的要求。

喷淋量对阻力的影响:同一烟气流速条件下, 随着浆液喷淋量的升高, 筛板阻力逐渐增大;这是由于筛板在浆液量低的情况下托不住液体, 液体都沿着开孔的外侧流出, 空气从孔中间穿过, 阻力较小。不同烟气流速及喷淋条件下筛板阻力:同一开孔率的筛板, 其阻力随烟气流速及喷淋量的增大而增大。中试试验条件完全按照实际工程中的运行条件, 当满负荷运行时, 塔内烟气流速为3.5m/s, 四层喷淋全开时, 所开发的筛板的阻力约为700Pa;开三层喷淋, 所开发的提效均流构件的阻力约为500pa;开两层喷淋时, 所开发的筛板的阻力约为300Pa。通过上述筛板试验研究, 对实际工程中所用筛板的选型、孔径及开孔率提供了重要的依据。

2.2 浆液分区试验研究。

浆液分区p H性能试验研究:在典型的实验工况下, 基于p H分区控制的喷淋系统主副回路均可以形成稳定的p H差值, 烟气量由10m3/h到25m3/h变化, 喷淋量由146L/h到292L/h变化, 入口SO2浓度在1500mg/N了到4600mg/Nm3变化时, 可以形成0.5—0.97左右的稳定p H差值。随着烟气量、入口SO2浓度的增加, 喷淋量的降低, 主副浆液池形成的p H差值增大, 主要是由于随着烟气量、入口SO2浓度增加, 浆液在单位时间内吸收了更多的SO2, 致使p H差值增大。

2.3 CFD流场模拟试验研究。

研究模型范围、计算结果及分析, 根据BMCR工况烟气参数及喷淋参数情况下进行计算, 主要分析了系统各个截面的速度、压力和温度分布情况, 塔内增加筛板后, 速度分布、压力分布及温度分布更加均匀, 筛板对速度、压力及温度在塔内的均布具有明显的作用。通过流场模拟的试验研究, 对实际工程中喷淋层的选择、喷嘴的布置及喷嘴选型进行了优化;确定了实际工程中筛板的安装位置。

3 改造后运行效果

通过上述实验, 最后确定了脱硫提效改造的各主要设计参数。在负荷为487MW时, 脱硫效率为96.5%, 脱硫塔入口SO2浓度为961mg/Nm3, 脱硫塔出口SO2浓度为22mg/Nm3, 主浆液池浆液p H为5.4。满足改造要求。

当机组满负荷661.5MW运行时, 脱硫塔入口SO2浓度1666.8mg/Nm3, 主浆液池浆液p H为5.54, 三台循环泵运行时, 脱硫效率为99.6%, 脱硫塔出口SO2浓度为5.3mg/Nm3, 运行效果超出了预期的改造目标。

满负荷条件下, 开三台循环泵, SO2入口浓度为1500—1700mg/m3时, 脱硫效果随主浆液池p H变化, 随着主浆液池p H的逐渐升高脱硫效率逐渐增大, 脱硫效率由98.8%升高到99.6%, 随着主浆液池p H的逐渐升高, 出口SO2浓度逐渐降低, 出口SO2浓度由20.04mg/m3下降到4.7mg/m3。

4 脱硫提效改造后效益分析

从经济效益上分析, 经过改造后的脱硫系统不仅能够有效的改善对大气环境造成的影响, 同时也能提高火电厂的工作效率, 改善了原有的经济效益。在今后的火电厂改造中可以得到更进一步的推广。相反, 如果不采用本文所提到的改造方案, 而是运用传统的方式进行改造, 例如采用循环泵的方式, 那么不仅会在一定程度上增加能源的消耗, 还会在无形之中增加了运行的成本, 不能为火电厂的工作提供帮助。而采用本文提到的方案加以实施, 机械效率得到了有效的提升, 过去采用4台循环泵的时代已经结束, 在工作效率改善的情况下, 能源的使用量也发生了根本性的变化, 不但不会造成经济损失, 反而会得到有效的改善。并且在政府的大力支持下, 会进一步提高这一方案的实施力度, 为社会的发展、环境的改善作出重要的贡献, 促进我国的空气质量朝着更加清新的方向发展。

结束语

综上所述, 经过对上文中脱硫系统的改良以及相关方案的实施, 能够得出结论, 有效的促进脱硫系统的改造不仅能促进我国的经济发展, 更重要的是改善了我国的环境质量。过去空气中因为火电厂的排放而含有较多的SO2, 严重影响到我国的大气质量, 如果不加以制止, 这一状况就会造成无法挽回的后果。经过对火电厂硫含量的严格控制, 当前这一问题得到了有效的解决, 具有性价比高的特点, 在今后的发展中具有重要的意义。

参考文献

[1]王惠挺, 钟毅, 高翔, 陈湘文, 骆仲泱, 倪明江, 岑可法.湿法烟气脱硫筛板式喷淋塔阻力特性的试验研究[J].动力工程, 2009 (11) .

[2]高伟, 李小玲.脱硫塔压差增高原因分析及解决方法[J].化工管理, 2014 (6) .

火电厂脱硫技术与应用 篇8

1 湿式石灰石-石膏烟气脱硫技术概述

脱硫后的烟气经除雾器除去烟气中的雾滴, 再经GGH提高烟气温度后经烟囱排至大气。

湿式石灰石-石膏烟气脱硫技术的特点主要有:占地面积较小、适用于各种高中低硫燃料电厂、单塔处理烟气能力强、脱硫效率高 (≥95%) 、吸收剂廉价易得、技术较为成熟、高速气流可增强物质传递能力以减轻运行成本、吸收塔液体再分配装置可以预防烟气爬壁以提高系统运行经济性[1]。

2 湿式石灰石-石膏烟气脱硫技术在电厂烟气脱硫中的应用

2.1 工艺设计

在湿式石灰石-石膏烟气脱硫技术应用中, 其系统组成包括烟气系统、二氧化硫吸收系统、石膏预脱水系统、石灰石制备系统、排放系统以及废水处理系统。对于湿式石灰石-石膏烟气脱硫技术的工艺设计, 在设计前, 需要先做好基本资料的收集, 包括电厂位置、交通状况、环境条件以及烟气参数等, 然后再选择合适的石灰石与工艺水, 以实现脱硫效果的最大化。

其中, 烟气系统主要组成设备包括增压风机、烟道、烟囱, 承担脱硫功能的是吸收塔, 在应用中, 需要做好系统温度、压力、烟气流量等参数的设计。

吸收系统的主要组成设备有吸收塔本体、浆液循环泵、浆液排出泵以及喷淋层, 在FGD中, 应用最多的是喷淋塔;吸收塔包括多个功能区, 分别是浆液池、洗涤区与气体区, 通过浆液池溶解石灰石得到硫酸钙、石膏晶体, 排出泵的脱水处理可以将石膏分离出来。在应用中, 吸收系统需要控制的设备参数有吸收塔氧化空气压力以及吸收塔液位、石膏浆液密度、石膏浆液PH值等。

石膏预脱水系统, 即脱水处理吸收塔石膏浆液的系统, 主要由排出泵、旋流站、脱水机以及溢流箱泵等设备组成。在应用中, 石膏预脱水系统设计参数包括石膏排水泵压力、流量以及石膏浆液PH值、密度等。

石灰石制备系统是以大块石灰石为原料, 通过湿式球磨机的处理, 得到石灰石浆, 并将其分离出来, 通过专用泵, 转移到吸收塔中。在应用中, 石灰石制备系统需要做好磨机压力、液位、流量以及浆液箱浆液密度等参数控制[2]。

2.2 应用问题

在电厂烟气脱硫中应用湿式石灰石-石膏烟气脱硫技术, 常见的问题有:

一是当煤硫含量偏高时, 技术的脱硫效率、能耗不理想, 在电厂实际运行中, 使用的煤种并不符合原设计要求, 片面重视热值、挥发分, 对于硫含量重视不足, 许多燃煤硫含量偏高, 增大烟气脱硫系统负荷, 增大能耗;浆液PH值下降过快, 石膏脱水系统运行受阻, 整个吸收塔反应失去平衡, 降低脱硫效率。

二是脱硫装置结垢问题, 造成能耗增加、脱硫效率降低, 结垢容易发生的位置有接触石灰石浆液、石膏浆液的管道。设备部件, 例如吸收塔进口、喷淋层、内壁以及支撑结构等, 管道内径减小直至阻塞、腐蚀, 系统运行效率受到影响, 也会使能耗增加。

三是脱硫烟气换热器 (GGH) 结垢, 造成压损和系统阻力增加, 风机能耗增大等, GGH结垢原因是多方面的, 包括浆液从GGH通过后黏附在元件上, 在烟气冷热交替过程中, 会蒸发其水汽, 黏附物形成固体, 并逐渐加厚, 直至将GGH堵塞;烟气中粉尘粘附在潮湿的GGH元件表面, 或者粉尘中活性物质、烟气三氧化硫与塔内浆液出现化学反应产生硅酸盐, 逐渐积累成结垢, 引发堵塞;设计不当, 比如GGH布置型式、换热片类型或间距、吹灰器数量等, 都可能导致GGH出现积灰、结垢。

解决措施:

首先, 针对煤硫含量偏高导致的问题, 其解决措施有:1) 做好燃煤掺配比控制, 根据入厂煤的实际情况, 将硫含量高、低的煤以合适比例掺混使用, 确保煤炉烟气中硫含量接近设计值;在高、低负荷状态, 分别应用低硫煤、高硫煤, 禁止长时间持续使用超标的高硫煤;2) 调整运行参数, 通过将石灰浆液供应量适当增大、吸收浆液p H值适当降低、吸收塔液位适当提高等措施, 使烟气脱硫系统与烟气硫含量情况更好地协调, 保证系统运行状态良好;3) 使用合适的添加剂, 比如氨盐、钠盐以及镁盐等, 提高对烟气中二氧化硫的吸收能力。

其次, 针对脱硫装置结垢问题, 解决措施有:1) 做好吸收塔浆液参数控制, 确保其在实际范围内运行, 密度和PH值都要合理, 预防出现PH值骤变情况, 从而防止石膏大量析出或者亚硫酸盐析出产生结垢;2) 对电除尘器进行调整, 提高其除尘效率、可靠性, 降低FGD入口烟尘浓度;3) 做好设备维护与检查, 定期对与浆液有接触的设备、管道进行检查, 制定合适的停运、清洗计划, 避免长时间运行累积形成结垢[3]。

再次, 针对GGH结垢问题, 解决措施有:1) 定期对GGH进行吹灰处理, 应当做到每班至少一次, 吹灰可以使用蒸汽或者压缩空气, 当出现压差增大情况时, 可以适当提高吹灰频率;2) 采取在线高压水冲洗技术, 当GGH出现高于正常值1.5倍压差时, 使用在线高压冲水技术来对运行的GGH进行冲洗, 将其上堆积物质冲洗干净;如果冲洗效果不理想, 应当将脱硫系统停运, 改用人工高压冲水的方式, 将换热片积灰彻底清除, 减轻系统运行阻力;3) 做好脱硫装置检修, 建立相应的检修台账, 在条件允许下, 需将GGH纳入检查范围, 对于出现结垢的情况, 可以将换热元件取出, 使用酸碱进行清洗。

3 结论

综上所述, 在现代社会中, 环保是社会发展的主流趋势, 火电厂作为大气污染的主要来源, 做好烟气脱硫工作, 是提高火电厂社会效益、保证火电厂长远发展的基本要求。因此, 加强对湿式石灰石-石膏烟气脱硫技术的研究, 将其更好地应用于实际中, 有重要现实意义。

参考文献

[1]韩新奎, 张斌.湿式石灰石—石膏烟气脱硫技术在电厂应用中探讨[J].广州化工, 2010 (4) :205-206, 218.

[2]姜正雄, 魏宇.燃煤电厂石灰石-石膏湿法烟气脱硫技术概述[J].装备机械, 2012 (2) :60-65.

火电厂脱硫技术与应用 篇9

关键词：单塔双循环,脱硫效率

根据环保部2013年发布的第14号《关于执行大气污染物特别排放限值的公告》, 作为我国大气污染突出的12个重点区域内的中山火力发电厂, 需达到二氧化硫50mg/m3的排放限值。中山火力发电有限公司本期装设2台300MW机组锅炉, 锅炉设计燃煤含硫量1.5%, 原烟气中SO2含量为3800 mg/Nm3, 引风机出口粉尘浓度低于50 mg/Nm3, 本工程采用石灰石-石膏湿法单塔双循环脱硫工艺。

1 工艺系统及主要设备介绍

中山火力发电厂采用石灰石-石膏湿法单塔双循环脱硫工艺, 脱硫效率可达到98%, 该工艺主要包括烟气系统、SO2吸收系统、石灰石粉储存及供浆系统、石膏脱水系统、排空及浆液返回系统、废水系统。

1.1 SO2吸收系统

本脱硫工程采用单塔双循环工艺, 按照一炉一塔+塔外浆池设计, 设置两级喷淋系统, 一级喷淋设2层喷淋层 (吸收塔) , 二级喷淋设3层喷淋层 (塔外浆池) 。

机组BMCR工况:运行一级喷淋2层+二级喷淋3层;

机组75%BECR工况:运行一级喷淋2层+二级喷淋2层;

机组40%BECR工况:运行一级喷淋2层+二级喷淋1层。

根据机组燃煤烟气含硫变化, 喷淋层数投运建议如下:

FGD入口烟气SO2浓度3500 mg/Nm3~4400mg/Nm3:

运行一级喷淋2层+二级喷淋3层;

FGD入口烟气SO2浓度2000~3500mg/Nm3:

运行一级喷淋2层+二级喷淋2层;

FGD入口烟气SO2浓度~2000mg/Nm3:运行一级喷淋2层+二级喷淋1层。

石灰石-石膏湿法单塔双循环脱硫工艺见图1。本脱硫工艺实际上是相当于烟气通过了两次SO2脱除过程, 经过了两级浆液循环, 两级循环分别设有独立的循环浆池, 喷淋层, 根据不同的功能, 每级循环具有不同的运行参数。烟气首先经过一级循环, 此级循环的脱硫效率一般控制在40%~75%, 循环浆液p H控制在4.5~5.0, 循环浆液停留时间不低于4.5min, 此级循环的主要功能是保证优异的亚硫酸钙氧化效果和石灰石的充分溶解, 以及保证充足的石膏结晶时间。经过一级循环的烟气直接进入二级塔外, 此级循环实现最终的脱硫洗涤过程, 由于不用追求亚硫酸钙的氧化彻底性和石灰石溶解的彻底性, 同时也不用考虑石膏结晶大小问题, 所以p H可以控制在较高的水平, 达到5.6~6.0, 这样可以大大降低循环浆液量, 减小循环泵流量, 降低电耗。

单塔双循环FGD系统具有如下优点: (1) 高PH值的二级循环在较低的液气比和电耗条件下, 可以保证很高的脱硫效率, 即便是高硫煤可以达到98.0%以上的效率; (2) 低p H值的一级循环可以保证吸收剂的完全溶解以及很高的石膏品质, 并大大提高氧化效率, 降低氧化风机电耗; (3) 石灰石在工艺中的流向为先进入二级循环再进入一级循环, 两级工艺延长了石灰石的停留时间, 特别是在一级循环中p H值很低, 实现了颗粒的快速溶解, 可以实现使用品质较差的石灰石并且可以较大幅度地提高石灰石颗粒度, 提高了石灰石的利用率, 使钙硫比实现低于1.02成为现实的可能。

1.2 高效除雾器

本工程要求烟气在含液滴量低于50mg/Nm3 (干态) 下排出, 采用三级除雾器 (2层屋脊式+1层管式除雾器) 。除雾器安装在吸收塔上部, 用以分离净烟气夹带的雾滴。2014年以来随着国家环保超低排放的要求, 除雾器选择尤为重要, 主要考虑以下方面: (1) 据吸收塔烟气流速的大小及出口雾滴 (50mg/Nm3~20mg/Nm3干基) 的性能要求, 进行流场分析, 根据分析结果决定该项目除雾器的设计布置, 比如采用三级屋脊式除雾器还是一级管式+二级屋脊式除雾器。 (2) 尽可能地增加除雾器的实际流通面积, 从而提高除雾器的整体效率, 高效除雾器要求除雾器有效布置率达到82%~88% (普通除雾器设计有效布置率只有70%~80%) 。 (3) 除雾器布置的角度结合烟气流场分析结果进行了优化设计, 这样更能有效地去除雾滴, 保证出口雾滴性能。 (4) 合理设计叶片间距并进行差异化布置。采用差异化布置是为了将到达除雾器的烟气更好的进行均布, 这样可提高雾器的整体效率, 有效的杜绝因为烟气分布不均匀而引起的除雾器的失效现象, 防止石膏雨现象的发生。

2 脱硫工艺投资与运行费用研究比较

2.1 单塔双循环与单循环投资费用比较

(1) 吸收塔本体:双循环塔上部比单循环塔高度增加, 由于单循环要求的浆池液位较深, 双循环需要增加浆液收集器及自流管管道, 因此塔本体造价仍较单循环方案高。 (2) 塔外浆池:双循环工艺需要增加塔外浆池、搅拌系统和氧化空气管网、密度计、p H计、旋流泵、旋流站;由此可见, 单塔双循环工艺较单循环工艺投资费用较高。

2.2 单塔双循环与单循环运行费用比较

(1) 电耗:双循环方案引起烟气侧阻力增加, 进而电耗有所增加, 但是不同的p H值控制会使循环泵及其它设备电耗节省更多。 (2) 由于双循环系统优化了石膏的结晶和石灰石溶解的环境, 因此石膏品位会提高;另外由于石灰石利用率可提高到1.02, 运行之中可节省石灰石粉用量。经过长期运行实际来看, 300MW锅炉机组脱硫单塔双循环与单循环年运行费用可节省约百万。

3 单塔双循环脱硫效率性能曲线

3.1 锅炉负荷与脱硫效率的关系

3.2 入口SO2浓度与脱硫率关系

从图3中可看出, 300MW锅炉机组40%~100%BECR工况下运行, 脱硫效率可到达98%以上;入口SO2浓度在3800 mg/Nm3以下, 脱硫效率也可达到98%。

4 结语

单塔双循环脱硫工艺在中山火电厂实际运行中, 入口SO2浓度在1600 mg/Nm3~2700 mg/Nm3, 吸收塔出口SO2浓度可以降到35 mg/Nm3左右, 脱硫装置能够长期稳定运行, 并能够取得较好的经济效益。

参考文献

[1]张海涛.北疆电厂脱硫系统经济运行的研究与实践[J].能源与节能, 2012 (11) :45-47.

[2]GB 13223-2011, 火电厂大气污染物排放标准[S].2011.

[3]赵宇.电厂石灰石—石膏湿法脱硫系统运行的缺陷管理[J].化学工程, 2013 (9) :5-7.

火电厂脱硫技术与应用 篇10

随着国家工业化进程的不断加深, SO 2、N O x污染已超过烟尘污染成为大气环境的第一大污染物。SO 2与N O x排放量逐年增多, 危害增加。大气中二氧化硫与氮氧化物是造成酸雨的主要原因, 其产生的温室效应为CO 2的200-300倍, N O x转化为硝酸盐颗粒, 形成P M 2.5, 增加颗粒物污染浓度, 毒性和酸性。因此, 加强对燃煤脱硫脱硝机组设施运行监管, 在广东电网实现脱硫、脱硝数据的在线监测分析及脱硫与脱硝合格电价考核具有极大的必要性, 为保障电网安全、经济运行有着极为重要的意义[1]。

2 系统框架

2.1 网络结构

从各火电厂的DCS、CE M S等控制系统中采集实时脱硫脱硝数据, 数据穿过正向隔离装置写入实时数据库中, 在电厂管理信息大区进行计算、存储、分析与展示, 同时把数据发送到电厂数据通信服务器, 电厂上传接口使用南方电网DL/T 634.5104通信规约, 通过电厂与电网的V P N网络隧道, 把脱硫脱硝数据上传到广东电网调度中心。为电网对电厂污染物排放、脱硫脱硝设备运行监视提供数据指导, 最终为电网节能发电调度与脱硫、脱硝电量考核提供决策支持。

网络结构图如图1所示。系统安全设计要求满足《电力二次系统安全防护规定》等文件要求, 符合“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证”的安全防护原则[2]。

2.2 体系结构

电厂通过统一数据采集传输平台、专业算法模型、计算引擎与电网进行无缝连接, 保障数据可靠性、一致性、公平性。系统从结构上主要分为W E B界面管理器、数据库I/O接口、数据采集传输接口、分布式计算引擎。系统采用上述体系结构, 提高了数据管理和数据利用的效率, 并且各个核心算法的研发互不影响;提高了系统的功能可扩展性和可维护性。

3 主要功能模块设计

3.1 环保数据采集

从电厂DCS系统和CE M S系统获取实时采集脱硫脱硝实时测点。燃煤机组脱硫脱硝数据采集范围主要包括烟囱入口的烟气流量, 烟囱入口及脱硝出入口的含氧量、二氧化硫浓度、氮氧化物浓度, 相关挡板状态以及机组上网功率、机组上网电量等。

3.2 计算与统计

环保指标算法由计算引擎来实现, 通过指标值的计算结果可以统计各时间段内指标值、平均值与对应目标值偏差的相互变化关系, 作为发电经济性优化调度和节能减排的基本依据。处于有效脱硫、脱硝状态的机组的上网电量定义为脱硫、脱硝电量。

3.2.1 脱硫电量统计

脱硫电量对应机组满足脱硫有效性指标期间所发电量;机组上网电量以每台机组发变组高压侧电能量计量电子表统计的电量数据为准。根据电能计量系统往往是以15分钟为最小间隔采集电能量数据的情况, 脱硫电量计算公式如下:

Eeff-脱硫电量;

Pt-机组有功瞬时功率;

k-机组满足脱硫有效性指标的第k时段;

t0k-在第k时段机组满足脱硫有效性指标的起始时刻;

t1k-在第k时段机组满足脱硫有效性指标的终止时刻;

E15-从电能量系统读取的机组每15分钟电量。

3.2.2 脱硝电量统计

处于有效脱硝状态的机组的上网电量定义为脱硝电量[3]。电能计量系统以每15分钟间隔采集电能量数据, 采用以下算法计算每15分钟内的脱硝电量, 脱硝电量计算公式如下:

D——每15分钟内的脱硝电量, M W?h;

P 1t——机组处于有效脱硝状态时由数据处理得到的瞬时功率, M W;

P t——机组瞬时功率, M W;

3.3 环保信息监测分析

主要对电网所属脱硫脱硝机组的氮氧化物排放、硫化物排放等参数进行同比与环比分布情况的对比分析, 并统计出机组环保数据同比与环比增幅及排名。并能够对各电厂脱硫、脱硝系统的实时运行状态进行报警。主要包括实时曲线图, 画面、音响、语音等告警方式, 来实现对电厂脱硫、脱硝系统运行状况的便捷监视, 脱硫系统组态如图2所示。

3.4 信息发布

系统自动将各种采集和统计的实时、历史信息、报表、画面等按照既定的要求, 自动实现跨安全分区的信息发布;用户根据方便、完善的权限管理功能来访问;信息发布平台能够与网、省公司信息门户网站实现自动链接, 以实现相应信息的自动发布。

3.5 电量考核

在机组脱硫、脱硝设施运行考核周期中, 统计出全网机组脱硫、脱硝合格的累计电量, 并换算成机组补贴电价。此模块还提供由于数据异常、网络故障等情况造成某时间段的脱硫、脱硝电量不准确时, 电厂以问题申报的方式进行数据申诉, 电网可根据运行考核规范进行数据豁免的功能。

4 系统涉及的关键技术

4.1 电厂与电网复杂网络环境下的数据传输

系统从电厂网络采集控制系统实时数据, 同时将数据传输到电网公司, 脱硫与脱硝环保数据属于工业数据, 数据变化频率快, 实时测点多, 测点的准确性、测点的缺失等直接影响系统计算结果, 对电厂网络、电网网络对信息的安全要求非常高, 为符合电网二次系统网络安全的要求, 系统采用正反向网络隔离装置实现环保数据跨电厂安全分区传送的网络架构方案, 它可以识别并屏蔽非法请求, 有效防止跨越权限的数据访问, 提高监控系统对有可能导致电网安全事故的攻击、病毒、泄密等的防御水平, 为系统信息安全、电网安全运行把好最重要的关口。

4.2 原始数据准确性甄别

电网采集电厂测量仪表经常工作在高温、振动、腐蚀等恶劣环境下, 容易发生故障, 导致系统数据采集软件容易在电厂侧采集到错误的数据。而这种偏差往往很难被直观地检测出来。因此, 采用粗范围检验、标准差检验、53H法检验、偏差积检验等方法与中值、滑动平均、惯性的滤波方法, 对采集电厂的原始数据进行数据预处理。

如偏差积检验算法公式如下:

基于狄克松准则检验后的正常点 (要求3个及以上) , 求均值x'和标准差S'。如果狄克松检验都正常, 则均值和标准差与前述所求值一样。

如果标准差S'小于设定的相对不确定度与平均值的百分比或绝对不确定度/2.05, 则不用做后续判断, 即认为数据全部正常。否则继续后续步骤。

如果h i (t) 大于限值, 则测点i出现故障;否则测点i正常。限值等于设定的相对不确定度乘以均值2倍x'或者绝对不确定度乘以2的n-1次方。

5 系统面临主要难点及处理方式

5.1 支持多种控制系统下的数据采集

系统需要通过网络实时采集各电厂控制系统生产数据, 各电厂网络差异比较大, 网络结构非常复杂, 这要求建立一个强健的数据采集平台来保证数据稳定、可靠、实时得地进行数据采集。为保证数据可靠的接入主站, 系统制定一套数据采集标准来规范各电厂的数据采集。此采集接口平台具有多种网络协议, 如支持T CP、U DP、R S232等;支持多种DCS、PL C控制系统以及辅网控制系统, 如支持AB B、新华、104规约等。

5.2 子站与主站在线二次计算结果同步

主站在线一次计算局限性就是子站管理人员只能查看到脱硫与脱硝计算的宏观结果数据, 而没有微观的中间计算指标结果, 这样对电厂环保监测的工作生产没有指导性帮助。在线二次计算主要是脱硫脱硝环保指标的计算分别在电厂与电网并行计算。将电厂实时测点、指标公式等实时采集并上传到中调, 电网用户可根据需要配置脱硫脱硝指标计算公式, 然后依据实时测点、指标公式计算出脱硫与脱硝指标的结果。在线二次计算可以计算宏观的结果数据, 同时能依据电厂的个性要求展现其他的个性数据。

6 系统应用效果分析

目前有40台脱硫脱硝机组的数据接入广东电网主站中, 后续电网所有的脱硫脱硝机组的数据都将接入。系统可实时监测并网燃煤机组的脱硫脱硝设备运行情况, 为电网中调实现脱硫、脱硝机组电价考核提供客观、准确的基础数据平台。本系统应用后, 该电网火电厂的SO2、N O x等烟气排放量明显减少。系统应用效果如表2所示。

6.1 脱硫机组应用分析

以1台600M W脱硫机组为例, 日平均负荷率按80%统计, 如没有脱硫处理, 每日可产生SO 266.27t。如电厂启动脱硫设施, 每日有效脱硫时间为94%, 脱硫效率为90%, 机组脱硫后日SO 2的排放量仅为8.35t, 日SO 2减少了57.92t, 年利用天数300天, 没开启脱硫处理的机组每年将排出SO 2为19950t;开启脱硫后, 每年SO 2排放量为2526t, 减少SO 2年排放量为17424[5]t。

6.2 脱硝机组应用分析

以1台600M W脱硝机组为例, 日平均负荷率按85%计算, 如没脱硝处理, 日N O x排放量为23.92t。如果电厂脱硝设施开启, 日脱硝有效时间为94%, 脱硝效率为85%, 脱硝处理后, 日N O x的排放量为4.64t, 日N O x减少了19.23t, 年脱硝天数300天, 如果没开启脱硝, N O x年排放量将为6884.1t;开启脱硝后, N O x年排放量为1368.27t, N O x年减少了5515.73t[4]。

系统的应用可规范并网火电厂的脱硫脱硝设备管理和执行脱硫脱硝电价补贴政策, 将推动电网节能发电调度朝“低污染”方向发展。为打造电网“清洁绿色平台”, 积极落实国家节能减排的要求提供基础数据支持平台。

7 结束语

本文以广东电网燃煤火电厂脱硫脱硝监测系统为研究对象, 详细分析了系统的总体体系结构与主要功能。重点探讨系统构建过程中涉及的关键技术, 以及主要难点的处理方式, 总结系统当前的应用效果, 为有效建设电网和发电企业脱硫与脱硝设施运行情况监测、及脱硫与脱硝合格电量补贴提供信息参考[6]。

参考文献

[1]G B13223-2003, 火电厂大气污染物排放标准[S].中华人民共和国国家标准, 2003.

[2]电网和电厂计算机监控系统及调度数据网络安全防护规定[S].中华人民共和国国家经济贸易委员会第30号令.

[3]王文选, 肖志均, 夏怀祥.火电厂脱硝技术综述[J].电力设备, 2006, 7 (8) :1-5.

[4]孙克勤, 钟秦.火电厂烟气脱硝技术及工程应用[M].北京:化学工业出版社, 2007.

[5]王安庆, 林中达, 邹建文, 耿欣.火电厂脱硫监控系统[J].工业控制计算机, 2009, 22 (7) :26-27.