燃煤锅炉烟气氨法脱硫工艺技术研究

目前国内烟气脱硫除尘工艺较为成熟,但在气溶胶、氨逃逸、脱硫除尘效率与超低排放上仍然存在一定的问题。为解决这些问题,对塔内循环、可控氧化率、旋流凝并、气液均布等技术环节进行研究与试验,从研究和试验结果看,SO2浓度35mg/m3、颗粒物浓度10mg/m3,氨回收率可达到99%,满足国家环保标准、超低排放与节能减排的要求。     

钢铁烧结烟气多污染物排放及协同控制概述

统计分析了数十台钢铁烧结烟气多污染物排放特征。结果表明,经电除尘器和布袋除尘器处理后,满足粉尘出口浓度≤50 mg/m3的分别占75%和100%。SO2排放浓度≤4 000 mg/m3的占92%,要求装置的脱硫效率95%;4 000 mg/m3的占8%,要求装置的脱硫效率97%。NOx排放浓度300 mg/m3的占16%,需装置脱硝效率50%以满足排放标准。二英排放浓度为1~5 ng-TEQ/m3,需效率80%的专门脱除装置或50%的协同脱除装置。概述了钢铁烧结烟气4种多污染物协同控制技术路线,并论述了4种路线的技术和经济特点,技术路线一和技术路线二分别将湿法和半干法脱硫装置与除尘和喷吹活性炭结合脱除粉尘、SO2和二英,技术路线三活性炭法及技术路线四将SCR法与除尘和脱硫装置结合,协同脱除粉尘、SO2、NOx和二英等。     

氨法烟气脱硫湿式电除尘技术的工业应用

燃煤电厂采用湿式钙法或氨法脱硫,利用喷淋碱液吸收烟气中的SO2。脱硫后尾气含有大量的钙盐或铵盐的固态和液态微粒,这些细微颗粒物气溶胶随烟气从烟囱排出后进入大气,成为灰霾的重要组成部分,是形成PM2.5污染的主要原因之一。介绍了J-TECH氨法脱硫及湿式电除尘(电除雾)技术的原理、工艺流程、技术特点,阐述了该技术在传统氨法脱硫技术上的关键突破,经应用验证实际运行脱硫效率大于98%,出口颗粒物浓度小于20 mg/m3,氨逃逸低于5 mg/m3,出口烟气无铵盐夹带,达到预期目标。     

烧结烟气有机胺法脱硫工艺

有机胺法烟气脱硫是一种新兴的再生型SO2分离技术,该技术具有脱硫效率高、吸收剂可再生、SO2可回收利用且不产生二次污染等优点。有机胺法脱硫可处理烟气中SO2浓度范围为0.1%~50%,净化后烟气中SO2的含量可达到29~257 mg/m3。重点介绍了烧结烟气有机胺脱硫的工艺,包括预喷淋装置、吸收装置、再生装置、净化装置等。并指出了该技术在烧结领域的技术难点及发展方向。     

脱硫喷淋塔除尘的影响因素及效果分析

根据燃煤电厂烟气中粉尘成分、来源及排放特性,对影响脱硫喷淋塔除尘效率的因素进行了分析,结果表明:粒径>0.3μm时,颗粒度越大,去除率越高,粒径<0.3μm时,则相反;烟气流速及浆液喷淋密度与除尘效率呈正相关性,优化各影响因素,喷淋塔除尘效率可高达84%,其处理后粉尘质量浓度<50 mg/m3。     

烟羽消白技术在40 t/h燃煤工业锅炉上的应用

以某供热中心2×40 t/h燃煤工业锅炉烟羽消白改造项目为例,介绍了烟羽消白的技术原理和发展现状,分析了"喷淋冷凝+烟气-蒸汽换热"烟羽消白系统的运行效果。结果表明:烟气冷凝温度为30～42℃,烟气湿度为4.5%～7%,出口烟气温度大于80℃;烟气的粉尘排放浓度由10 mg/Nm~3降至4 mg/Nm~3,协同除尘效率为60%;烟气SO_2平均排放浓度为19.4 mg/Nm~3左右,协同脱硫效率为35%;该系统运行稳定,烟气排放参数达到了超低排放标准要求(烟尘≤10 mg/Nm~3、SO_2≤35 mg/Nm~3、NOX≤50 mg/Nm~3),满足烟羽消白技术的设计要求。     

湿法变相静电分离净化工艺对烟气脱硫除尘效果研究

通过湿法喷淋使锅炉烟气中的SO2等气体污染物被石灰水吸收而转入液相,再利用高压静电分离进一步去除烟气中的含硫雾滴及细尘粒等,是一种新型的高效脱硫除尘工艺。实验研究结果表明,在石灰水中Ca(OH)2含量为0.90%,石灰水用量为0.4 t/h的条件下的脱硫效率可达99%;湿式静电分离的电压对除尘效率具有显著影响,随着电压升高,除尘效率呈明显增大趋势。     

旋流雾化脱硫塔除尘效果试验研究

在研究传统湿法脱硫塔的除尘效果基础上,提出了一种基于旋流雾化的协同脱硫除尘技术。该技术利用切圆布置旋流雾化器的湍流与雾化作用,使得烟气与浆液产生强烈碰撞,混合更加均匀,强化了细微颗粒湍流凝并作用,同时加剧了微细颗粒的相变凝并,提高了脱硫效率、雾滴及粉尘捕集效率。采用该技术对某300 MW火电机组进行脱硫除尘改造,现场测试结果表明:使用该技术的脱硫效率可达到99%以上,粉尘排放浓度由脱硫塔入口的50~60 mg/m~3降低到6~12 mg/m~3,旋流雾化技术在脱硫塔内具有脱硫降尘的双重作用。     

燃煤烟气安大略汞测试方法的实验研究

以我国三家典型电厂的SCR前、除尘前、脱硫前和脱硫后燃煤烟气为例,考察了分析仪器、采样时间、吸收液量和消解方式对安大略方法(Ontario-Hydro法)测试结果的影响。结果表明:CVAAS﹑HG-ICP-AES﹑ICP-MS、和MP-AES都可用于Ontario-Hydro法采集的燃煤烟气样品的汞浓度分析;当烟气中汞浓度较高(大于10μg/m3时),烟气采样时间可以缩短为1 h;200 mL的KMnO4-H2SO4吸收液能确保烟气中汞的监测精度;H2O2-HNO3吸收液和KMnO4-H2SO4吸收液样品采用标准消解和简化消解法所得分析测试结果偏差<10%,表明烟气H2O2-HNO3和KMnO4-H2SO4吸收液样品可采用简化消解方式进行样品消解。     

空塔钠碱法烟气脱硫实验研究

在内径200mm,高度1100mm的喷淋塔内,采用Na2CO3作为吸收剂进行SO2吸收实验,重点研究了液气比(L/G)、空塔气速、进口SO2质量浓度、吸收液pH及初始浓度对脱硫效率的影响。通过实验得到该系统适宜操作条件:吸收液pH值在6.5～7.5之间,液气比在1～1.5之间,吸收液初始浓度5%,空塔气速1.6m/s,在此条件下,进口SO2质量浓度在3000mg/m3以内,脱硫效率可以达到80%以上。