SNCR-双氧水氧化脱硝烟气治理工程实例分析

针对某公司60万吨氧化球团生产线的链篦机-回转窑烟气NOX超标排放问题,采用SNCR+双氧水氧化脱硝工艺进行烟气超低排放改造。该工程处理烟气量为400 000 m~3/h,脱硝系统总投资约180万元,年运行成本为189.46万。运行效果表明:NOX的浓度从脱硝前的100 mg/Nm~3降至45 mg/Nm~3,低于山东省地方标准(DB 37/990—2019) NOX排放限值(50 mg/Nm~3),实现了NOX的超低排放。     

燃煤热电厂烟气超低排放改造工程实践

某燃煤热电厂采用SNCR-SCR耦合脱硝+布袋除尘+湿法石灰石-石膏烟气脱硫+湿式静电除尘的组合工艺对原烟气净化设施进行改造,以实现烟气污染物的超低排放。随机抽取1个月的污染物排放数据进行分析,结果表明:SO_2排放浓度非常低,平均浓度仅为6. 32 mg/m~3,应进一步优化控制参数实现经济运行。NO_x排放浓度稳定,98. 2%的时段排放浓度<50 mg/m~3,但氨逃逸控制不理想。经过湿法脱硫和湿式静电除尘后,96%的时段粉尘排放浓度<2. 5 mg/m~3。综合分析,组合工艺是一种适合燃煤烟气超低排放改造的可靠工艺。     

燃煤发电厂SO_2和粉尘超净排放改造工程技术方案的优化研究

为实现燃煤发电厂SO_2和粉尘超净排放目标,某燃煤发电厂立足于原有设备,在充分考虑设备运行可靠性及检修经济性、SO_2和粉尘排放浓度、系统阻力、场地占用等条件下,主要采用湍流器、管束除尘除雾器、蒙特斯除雾器对两台300MW机组湿法脱硫系统进行SO_2和粉尘超净排放改造,并采取不同改造方案以验证不同技术路线对污染物排放的控制效果,以确定超净排放的最优改造技术方案。结果表明:所优选的改造技术方案实现了SO_2和粉尘的超净排放,并大大降低了烟气中HF、HCl、SO_3、雾滴、汞、PM2.5的排放量,其中粉尘(含石膏)排放浓度由17mg/Nm~3降至2~5mg/Nm~3以下,SO_2排放浓度由75mg/Nm~3降至20mg/Nm~3以下(入口烟气中SO_2浓度为7 700mg/Nm~3),HF排放浓度由22.7mg/Nm~3降至6.4mg/Nm~3,HCl排放浓度由3.07mg/Nm~3降至0.989mg/Nm~3,SO_3排放浓度由68mg/Nm~3降至16mg/Nm~3,雾滴排放含量由75mg/Nm~3降至13mg/Nm~3,汞排放浓度由0.029μg/Nm~3降至0.004 5μg/Nm~3,PM2.5排放浓度控制在0.954mg/Nm~3,可为燃煤发电厂SO_2和粉尘超净排放控制工程提供技术参考。     

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。     

协同颗粒物脱除和水分回收的电站锅炉烟气余热利用系统

应用蒸汽相变技术与氟塑料换热器,设计了协同颗粒物脱除和水分回收的电站锅炉烟气余热利用系统。系统在脱硫塔进、出口设置两级间接传热式烟气冷却器,氟塑料换热器吸收的排烟余热通过闭式循环水和板式换热器传递给凝结水。一级烟气冷却器降低脱硫塔入口烟温以减小脱硫水耗,二级烟气冷却器冷凝烟气中的水蒸气并脱除烟气中的颗粒物。将系统应用于某330 MW燃煤机组,在额定负荷可降低发电煤耗率为3.09 g/(kW·h),回收冷凝水为6.4 t/h,降低颗粒物浓度至8.08 mg/m~3;连续运行9个月,可节约77%的脱硫系统用水。     

基于陶瓷行业脱硫塔管束除雾器流速调控装置的设计研究

目的针对陶瓷行业烟气“超净排放”须达到的标准(颗粒物浓度小于5 mg/Nm3)要求,创新设计管束除雾器流速调控装置结构。方法在脱硫塔管束除雾器流速调控装置的出口末端均匀布置多组调节阀门,根据实际工况烟气量通过调节延伸在塔外的调节杆控制阀门启闭的数量,进而控制通过管束除雾器的总烟气量,实现单筒管束除雾器的筒内流速在设计范围内。结果工作时,整列实现启闭,单列调控可控制最大烟气量达5.7×104 m3/h。当脱硫塔控制进口颗粒物质量浓度小于50 mg/m3时,管束除雾器内筒烟气流速小于5 m/s,颗粒物质量浓度为13~15 mg/m3。当内筒烟气流速处于5~7 m/s时,颗粒物质量浓度为7~10 mg/m3。结论该流速调节装置的使用能确保管束除雾器单筒内的流速不低于设计值,可避免因喷雾塔开停导致工况烟气量波动而影响除雾器的效率。     

氨法脱硫+低温SCR脱硝工艺在焦炉烟气净化中的应用

以某化工厂焦炉烟气脱硫脱硝工程为例,分析了工艺选择思路、技术原理、系统流程及处理效果。选择低温SCR脱硝技术,以氨气作为还原剂,在SCR反应器内发生选择性催化还原反应,脱硝效率可达89.8%。以氨水作为脱硫剂,在脱硫塔中以逆流喷淋方式和自下而上的烟气接触发生反应,脱硫效率可达98.8%。低温SCR脱硝+氨法脱硫工艺运行稳定,净化后烟气中的二氧化硫、氮氧化物、粉尘颗粒物等污染物含量均达到《炼焦化学工业污染物排放标准》(GB16171-2012)要求。     

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。     

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。     

锅炉煤改燃项目环境影响评价要点

本文总结了天津市燃煤锅炉改燃工程中环境影响评价的要点。对于大气污染物,燃煤锅炉的现状排放浓度可以通过公式进行理论计算;通过类比竣工环保验收的监测数据,燃气锅炉的颗粒物、SO_2、NO_x预测排放浓度可分别取值为7.2 mg/Nm~3、16 mg/Nm~3、77 mg/Nm~3;燃气锅炉的烟囱一般不利用原有的燃煤锅炉烟囱,如果周围存在高层建筑,燃气锅炉的烟囱高度可考虑采用26m至30m。     

小型燃煤锅炉和热风炉烟气脱硫脱硝及除尘技术应用——以山西省阳煤集团新景矿芦湖南热风房改造设计为例

介绍了小型燃煤锅炉脱硫脱硝及除尘方法,通过工程实例对工艺进行了分析,结果表明,采用多管除尘器+喷淋散射塔处理设备,烟气的除尘处理效率为99.5%,脱硫效率为94%,采用SNCR脱硝技术,脱硝效率为50%。该工艺运行自动化程度高,是一种发展前景较好的烟气处理工艺。     

乙烯裂解炉烟气SCR脱硝工艺研究与应用

通过建立乙烯裂解炉及SCR脱硝反应器CFD流场模拟计算模型,完成了上流式一体化脱硝反应器及低压降喷氨内构件开发。工业运行结果表明,在空速5 300 h-1的条件下,烟气中NOx可由109～148 mg/m~3降低至40 mg/m~3以下(最低10 mg/m~3以下,脱硝效率 93%以上),整个脱硝系统压降小于300 Pa,氨逃逸未检出,乙烯裂解炉及脱硝反应器运行稳定,对乙烯裂解炉未造成影响。排放烟气中的NOx不但满足现行标准,也为将来更严格标准预留了空间。     

烧结烟气湿式氨法同时脱硫脱硝实验研究

在鼓泡反应器中进行烧结烟气湿式氨法同时脱硫脱硝的实验研究,考察了添加剂/NO物质的量比、吸收液NH3-NH+4浓度和烟气性质对烧结烟气脱硫脱硝的影响。实验结果表明:随着添加剂/NO物质的量比、烟气温度和NO浓度的增加,脱硝率均呈现先增大后减小的趋势。脱硝率随着吸收液中NH3-NH+4浓度的增大而增大。随着SO2浓度的增大,脱硝率逐渐减小。在所有实验条件下,脱硫率均接近或达到100%。在最佳实验条件下,脱硝率可达61.49%。通过添加添加剂部分氧化烧结烟气,可使烧结烟气湿式氨法脱硫工艺的脱硝率提高20%~30%。     

烟气净化的高效脱硫除尘系统在百万机组上的应用

本文介绍了大唐广东某火力发电厂二期(2×1 000 MW),针对脱硝脱硫除尘现状,规划、实践并成功应用了超洁净排放改造路线,达到并优于了既定目标(粉尘5.0 mg/Nm~3、SO230 mg/Nm~3、NOx50 mg/Nm~3),证明了改造实施路线的成功。本文总结了本次改造实施中工艺路线、技术原理、设备选型等方面的经验,为其它改造项目提供参考,并以期对大型机组火力发电厂污染物深度治理、达到"近零排放"起到积极的示范及参考意义。     

燃煤电厂湿烟囱降雨成因分析

湿烟囱周边降雨现象是许多电厂和脱硫机组运行中的常见问题,对烟囱雨成因的研究是治理烟囱雨的关键.本研究对某火电厂脱硫后湿烟气进行现场采样,分析内容包括:脱硫后净烟气携带浆液量、烟道内冷凝水和烟囱周边采集的降雨雨滴,通过液态样品和固体颗粒物的物化分析,进行烟囱雨的源解析.液态样品分析结果表明,该电厂脱硫机组除雾器运行良好,达到除雾器性能保证值,但烟气携带浆液量在湿烟道中沿程增加,烟道疏水冷凝液中硫酸盐浓度沿程增大,有明显的累积现象,发生二次夹带的可能性很大,因此该燃煤电厂主要因湿烟道/湿烟囱内疏水系统运行不佳引起湿烟气卷携内衬壁面液滴而形成烟囱雨.烟囱雨中固体颗粒物的主要成分为复合碳酸盐、硅铝酸盐,尽管飞灰浓度满足脱硫系统运行要求,但固体颗粒物源解析结果表明,飞灰对烟囱雨的贡献率达60%.由于烟囱雨与烟道/烟囱冷凝液成分最为接近,因此对湿烟道/湿烟囱改造、强化疏水、避免因饱和水蒸汽冷凝形成的冷凝液在烟道/烟囱内积累是治理烟囱雨的有效措施.     

节能型湍流管栅脱硫装置中试研究

针对现有石灰石-石膏湿法脱硫技术难以满足日趋严格的煤电行业脱硫超低排放的要求,提出了一种节能型湍流管栅高效脱硫技术的工艺。技术开发基于石灰石-石膏湿法烟气脱硫技术,旨在提高空塔脱硫效率,降低能耗。文章阐述了该装置安装在烟气量10 000 m~3/h的中试装置上进行高效脱硫中试研究。通过不同SO_2浓度、不同液气比、不同流速、不同工况条件等的对脱硫效率影响的试验,说明节能型湍流管栅高效脱硫技术中试研究具有脱硫效率高、能耗降低的技术特点,结果表明,当SO_2入口浓度为6 050 mg/m~3,脱硫效率由空塔时的96.98%提高到99.45%,提升了2.47个百分点;湍流管栅提效装置不仅适用于低SO_2入口浓度的工况,对于中高硫分的工况同样适用;加湍流管栅提效装置后,在相同有效液气比条件下,脱硫效率与空塔相比提高1%～2%,标志着该技术已具备工程化示范的条件。     

典型钢铁焦化厂可凝结颗粒物排放特征

钢铁焦化厂可凝结颗粒物（CPM）对大气细颗粒物（PM_2.5）的贡献不容忽视,然而目前关于焦化厂CPM排放特征的认识仍很不清楚。采用稀释间接法对焦化厂烟气中CPM的排放进行了测试,对其在脱硫入口和总排放口的浓度及化学组成进行了系统分析。发现在焦化脱硫入口和总放排口CPM浓度分别为9.5,1.2 mg/m3,是可过滤细颗粒物（FPM_2.5）浓度的14,4倍。CPM中占比最高的为水溶性离子,主要为Cl-和K+;其次为有机物。脱硫入口处CPM中有机组分以烯烃类、环烷烃类、烷烃类等为主,总排放口则以醇类、烯烃类、酚类等为主。采用"碳酸氢钠干法脱硫+袋式除尘器+中低温选择性催化还原脱硝"烟气净化技术路线对CPM气态前体物有一定的协同去除能力,CPM去除率为87.3%。     

两级湿法脱硫脱硝除尘一体化工艺实践

在4.2 MW采暖锅炉上研发实践一体化脱硫脱硝、除尘系统,包括炉内催化法,将部分NO转化为NO_2,再以∩型布置一塔双循环。两级湿法分别采用离心法和反向喷淋法,末端使用离心除雾器降低烟气含水率使烟尘达标。对于脱硫脱硝系统,通过分析脱硫剂对烟尘的影响,一级喷淋系统使用Ca O法,SO_2、NO_2脱除率>70%。二级水中加入NH_3·H_2O,捕捉一级脱硫逃逸的Ca(OH)_2,再生(NH_4)_2SO_3组成双碱法(Ca O/NH_3)。提高Ca O利用率同时,使锅炉烟气中的SO_2、NO_x达标。连续运行结果:SO_2、NO_x、烟尘出口浓度分别为65,35,18 mg/m~3;离心除雾使烟气含水率由10%降低至4.3%,年耗水量较FGD工艺降低35%。     

一种新型钠系脱硫剂在水泥厂的应用

介绍了一种新型钠系脱硫剂湿法脱硫工艺在英德海螺水泥厂D线烟气脱硫的应用结果,监测数据表明:D线改造中在同时使用增湿塔和立磨,共计16杆喷枪情况下,排气中SO_2平均浓度为19.164 mg/m~3,平均脱硫效率为93.506%。与传统的石灰石-石膏湿法脱硫工艺对比可知,新型工艺脱硫率与传统方法持平,解决了传统工艺结垢的问题,简化了原有脱硫工序,消除了对石灰石加工时所造成的污染,节约了设备投资,降低了能耗,达到节能减排的目的,同时脱硫后的副产物可以通过多种方法进行再生或回收再利用。     

焦粉配比对烧结烟气中颗粒物排放的影响

从源头减排角度入手,通过烧结杯实验,在烧结原料固定碳为3.6%的条件下,使用Andersen 8级撞击器采样研究了焦粉配比分别为100%、75%、50%、0%时烧结烟气中颗粒物排放特性。结果表明:各组焦粉配比实验中排放的颗粒物质量浓度为98.66～134.04 mg/m~3,经旋风除尘器净化后,颗粒物质量浓度降至68.49～112.34 mg/m~3,总体颗粒物脱除率在16.19%～30.59%。烧结烟气中颗粒物以2.63μm以下细颗粒物为主。旋风除尘器前后的颗粒物质量浓度粒径分布均呈单峰分布,峰值出现在0.88μm附近。在烧结烟气的PM_(10)中,PM_1占比在78%以上,PM_(2.5)占比在94%以上。焦粉配比的改变对烧结烟气颗粒物排放的质量浓度粒径分布影响较小。