以石灰石和石灰为脱硫剂的镁强化FGD过程对比研究

目前石灰石和石灰仍是湿式烟气脱硫(FGD)的2种主要脱硫剂。因二者物理性质不同，其利用率和脱硫率等随操作参数的变化规律亦有差异。为了分析这种差异，依据旋流板塔镁强化石灰石／石灰FGD实验结果，研究得出了脱硫率等随操作参数变化的拟合方程，计算了不同浆液pH值下石灰石和石灰的利用率，对比分析了相关方程的导数。结果表明，镁强化石灰FGD过程的脱硫率因入口气体SO2浓度的增大而下降的幅度小于镁强化石灰石的过程；在设备条件等相同的情况下，为实现高效净化，镁强化石灰石FGD过程的操作液气比大于镁强化石灰的过程；石灰的利用率随浆液pH值的降低而提高的幅度较小，而在保证脱硫率的前提下，降低操作pH值则可有效提高石灰石的利用率。     

环境系统学(环境系统工程)

XI{)2 9502」08湿法石灰石排烟脱硫系统成本简化模型/杜嘉陵(贵州工学院)//环境保护/国家环保局一1994,(11)一8一9环信X一7 湿法石灰石排烟脱硫(FGD)系统是控制502的一种有效方法。本文介绍了FGD系统经济模型的总体结构,并详细地讨论系统设备的模型方程。所得结论:FGD系统经济模型、可以估算用湿法石灰石FGD系统控制502的成本。根据其他详细模型的数据和工程的系统分析,确定了FGD系统的模型公式。开发这些模型的主要准则是:①详细资料用量少,计算简单而且使用经济;②对50:排放规定,煤特性、电厂大小和重要的技术设计参数敏感;③规定…     

新的高效的烟道气二氧化硫处理方法

新的高效的烟道气二氧化硫处理方法最近，美国环保局大气能源实验室及其项目承包者进行了去除燃煤锅炉烟道气中二氧化硫的工艺试验，并在一家电厂中做了中间工厂试验。该处理方法采用深度硅酸盐工艺技术，其基建投资和运转费用仅为传统的湿法洗涤技术的５０％左右。锅炉排...     

600MW机组脱硫浆液量变化建模与设备节能匹配特性分析

火电机组的脱硫与环保密切相关,因此在高度重视环保的今天,脱硫显得非常重要。火电机组FGD(Flue Gas Desulfurization,湿法烟气脱硫)工艺系统复杂,能耗巨大,其中,仅系统电耗就占脱硫装置运行费用80%以上,因此节能降耗对提升脱硫系统的经济性十分重要。通过对某电厂600 MW机组FGD系统运行参数分析,利用建模计算出不同负荷下的浆液并与实际运行浆液量对比,发现实际运行浆液量偏大,这是导致FDG系统能耗偏大的原因。本文提出对浆液循环泵的运行台数和叶轮改造,通过合理的运行匹配来优化运行时最佳浆液量,FGD实际运行按匹配方案投运,全年运行3台浆液泵时,理论节电184.2万k W·h/a,节省电费近64.47万元/a;实际运行节电208.8万k W·h/a,节省电费近73.08万元/a。同时可降低厂用电率,实现电厂进一步节能降耗,大大提高电厂经济性。     

工业锅炉的干式排烟脱硫

美国马萨诸塞州的Strathmore造纸公司为了从微粉煤沸腾锅炉中除去SO_2和微粒子而采用了干式烟道气脱硫装置(Flue gas desulphuri zation unit,简称FGD),这种装置主要由喷雾干燥器和布袋滤器组成.     

火电厂湿烟囱排放的可行性探讨

在石灰／石灰石-石膏法湿法烟气脱硫（FGD）工艺中,是否安装烟气热交换器（GGH）的问题一直受到关注。本文介绍了湿法烟气脱硫工艺中GGH的作用,设置GGH的弊端,以及湿烟囱排放对工艺和设备所提出的更高的设计要求。从安全和经济角度考虑,对于FGD工艺采用湿烟囱排放代替GGH是可行的。     

锅炉烟道气用粉煤灰脱硫初探

前言粉煤灰碱法脱硫工艺是利用粉煤灰中的碱类物质(CaO,MgO,K_2O,Na_O)湿式洗涤烟道气中SO_2的工艺。随着国家对环保要求的逐渐提高,燃用高硫褐煤的一些电厂不进行脱硫将难以达到排放标准,而采用其它工艺脱硫,又将面临原料费用较高的主要问题,若采用     

烟气脱硫技术经济评价

<正> 烟气脱硫(Flue Gas Desulfurigafion,简称FGD)技术在大气污染控制方面居于显要地位。然而,在实际应用中,经济问题往往成了制约因素。工业上对于这项技术的采用深感棘手,主要原因在于它的投资和运行费用太大。一般火电厂的FGD投资约占总     

日本治理SO_x与NO_x

通过油品与烟道气的脱硫极力消除SO_x,减少污染。目前,正对No_x污染源采取燃烧改进措施,使之也达到排放标准。在日本,业已作了极大的努力来消除SO_x与NO_x污染,使之达到严格的控制要求。目前在运转中的许许多多装置都采取了重油加氢脱硫、烟遭气脱硫(FGD)和NO_x的选择催化还原措施(SOR)。近来正全力以赴消除NO_x,因为环境的SO_2浓度已降至符合日本的标准。     

用电子束高效脱除NOx和SOx

由动力厂烟道气脱除SO_x和NO_x的方法,是以石灰进行干式脱硫,并在气体过滤排放前于下流进行电子束辐射。这种方法可由烧高硫煤锅炉的烟道气脱除90％NO_x和90％SO_x,高浓度二氧化硫可提高NO_x脱除率。例如,如果处理含2500ppmSO_x的烟道气,可脱除90％NO_x和82％SO_x,但是,如     

由排放废气脱除二氧化硫和氮氧化物的辐射净化

用电子束照射处理烟道气是同时脱除二氧化硫和NO_x最有效的方法。电子束处理法的步骤如下,往烟道气中添加少量氨;用电子束照射气体;NO_x和SO_2与NH_3反应生成铵盐;用干式静电沉积器或滤袋收集盐类。该法与习用方法比较有几个优点:(1)可同时脱除二氧化硫和NO_x;(2)过程简单,而且是干式,容易操作;(3)粒子的脱除率高;(4)投资和操作费用低;(5)烟道气不必再加热;(6)污染物和添加的氨生成的铵盐是一般农用肥料。为说明本法的特性,在一个炼铁厂中建造了一个中间试验工厂,其最大气体流量为10,000标米~3/小时(6000标英尺~3/分钟),当二氧化硫浓度200～2000ppm和NO_x浓度160～620ppm时的气体,脱除效率最高。根据10,000标米~3/小时的试验结果和电子束成本的估计,本法成本较湿式石灰/石灰石法约低40％。本文还阐述了SO_2和NO_x脱除的反应机理以及有关基础研究的某些结果。     

用电子束处理烟道气的方法

用电子束处理烟道气是近代发展起来的新技术,这种干式气体净化法可以有效地同时脱除烟道气中的 SO_X 和 NO_X。日本已建立了一个用这种方法处理铁矿焙烧设备烟道气(气体的     

燃煤电厂FGD系统中石灰石粉制备技术及在浙江的应用

主要结合浙能乐清发电厂2×600 MW+2×660 MW机组的烟气脱硫所需的石灰石粉的制备技术,对FGD系统中石灰石粉的制备技术的原理、系统流程、石灰石粉制备工艺中需考虑的主要因素等进行一些分析,为燃煤电厂FGD系统石灰石粉的制备技术提供了参考.     

FGD取消GGH对区域环境的影响研究——以洛河电厂为例

介绍了湿法烟气脱硫系统取消气气换热器的国内外现状,阐述FGD系统设置GGH的负面影响,在对洛河电厂大气污染源监测的基础上,预测FGD系统中取消GGH装置对研究区域大气污染物扩散的影响。结果表明：在静风条件下,FGD系统取消GGH装置大气污染物的扩散对关心点的影响不甚明显;污染源对各关心点日均浓度贡献最大的为上窑镇;不同气候条件下,FGD系统取消GGH装置对研究区域环境空气质量贡献值仅是很小一部分。     

湿法石灰石排烟脱硫系统成本简化模型

根据国外的经验湿法石灰石排烟脱硫(FGD)系统是控制SO_2的一种有效方法.因此,越来越多的注意力集中到湿法FGD系统的成本上.这就要求有适当的方法来系统地评估这类成本,并定量地确定能源、环境、和经济因素之间的重要协调.本文首先介绍湿法FGD系统经济模型的总体结构,然后详细地讨论系统设备的模型方程.     

火力发电厂烟气脱硫技术问题初探

本文综合分析了国内外火力发电厂烟气脱硫(FGD)工艺及设备，提出了建立烟气脱硫示范工程．推荐采用双碱法烟气脱硫技术。     

湿法烟气脱硫的烟气排放

目前国内燃煤电厂多采用石灰石-石膏湿法烟气脱硫技术,而通过该工艺脱硫后的净烟气在排放时是否进行再热处理-直困扰着产业界.我国湿法烟气脱硫系统在引进之初均采用再热系统,但在实际运行中,再热系统的日常维护和运行问题较多,运行成本高,所以有些电厂不再设置再热系统.就我国普遍采用的FGD系统对脱硫后烟气的两种排放方式和具体的设备进行了分析.     

洗涤矿物燃料动力厂烟道气中的SO_2、HCI、HF、NO_X和其它污染物

来自矿物燃料动力厂或烧废料装置等的烟道气,用湿的和(或)半千的或干的化学吸收剂,例如水合石灰,石灰石或类似产品与 EDTA 进行处理,过程中生成的 CaSO_4·2H_2O 全部或部分循环回燃烧过程,以提高     

城市中水回用于电厂循环冷却水深度处理试验研究

城市中水直接回用作电厂循环冷却水,不能满足水质标准要求,本文针对呼和浩特市污水处理厂中水水质情况,采用石灰混凝法进行了深度处理试验研究。研究表明,石灰混凝处理能有效降低浊度、碱度、硬度、有机物等的含量,并且具有运行费用低、环境污染小的优点。通过石灰混凝法对城市中水的深度处理,城市中水可以安全地回用于火力发电厂的循环冷却水系统。     

中国长江三角洲地区电力行业SO2排放控制的经济分析

总结了中国SO2排放总量控制与排放权交易政策研究与实施3个阶段的主要内容与成果。使用YRDEGS线性规划优化模型对在长江三角洲地区电力行业实施SO2排放权交易所能产生的SO2控制费用的节省、安装FGD装机容量的变化、可引起的脱硫变动成本的节约、SO2排放许可的市场需求、不同交易方式所引起的脱硫费用变化进行分析,得到以下主要结论：若发电量保持在2000年的水平,实现SO2减排20％的目标,采用排污交易脱硫费用将会节省38％,可以少安装FGD的机组装机容量达6．3GW;随着发电量的增加,对SO2排放许可指标的市场需求呈增长趋势,发电量的改变比逐步严格的SO2减排要求更会增加区域SO2减排的负担;当SO2排放削减率为20％时,在不实施排污交易时脱硫费用约为30亿～45亿元;实施跨省排污交易以电厂为交易单位时费用最低,约为6亿～28．5亿元,脱硫费用可以节省16．5亿～24亿元。