湿法烟气脱硫系统取消烟气-烟气再热器(GGH)的可行性分析

针对目前湿法烟气脱硫系统,烟气-烟气再热器存在的缺点,对湿法烟气脱硫系统不设烟气-烟气再热器可行性进行分析.     

大容量火电机组湿法脱硫系统烟气加热器的应用

烟气加热器是湿式石灰石-石膏法烟气脱硫系统中的主要设备,但烟气加热器结构、造价和运行等影响因素,使某些火力发电厂湿法脱硫系统没有采用。阐述了湿式石灰石-石膏法烟气脱硫系统不设置烟气加热器存在的问题,对湿法烟气脱硫系统是否采用烟气加热器进行了经济技术分析,并结合环保要求,认为600Mw以上容量机组湿法烟气脱硫系统应设置烟气加热器。     

湿法脱硫无烟气旁路技术分析与探讨

火电厂湿法烟气脱硫工程取消烟气旁路具有一定的技术风险,是否采用无烟气旁路成为国内电力企业关注的一个问题。首先分析了国内湿法烟气脱硫装置设置烟气旁路的目的,阐述了国外烟气旁路规定和设置情况,以国华三河发电有限责任公司二期工程采用无烟气旁路及烟塔合一技术的工程实践为例,对火电厂烟气脱硫工程取消烟气旁路的相关问题进行了探讨,指出火电厂湿法烟气脱硫工程无旁路具有明显的技术、资金和环保优势,是未来环保发展的必然趋势。     

超低排放开式循环WGGH系统在苏龙热电的应用

锅炉烟气超低排放要求脱硫后的净烟气加热到80℃以上,我国目前正大量采用水媒式烟气-烟气换热器(WGGH)系统,实现脱硫前的高温烟气加热脱硫后的低温烟气.针对锅炉排烟温度变化大、锅炉排烟温度较高时烟气冷却器回收的热量多于净烟气加热所需热量的问题,提出了一种开式循环WGGH系统,并利用现场运行数据说明了该系统的有效性.     

无旁路FGD原烟道烟气预处理装置

取消烟气脱硫装置(FGD)烟气旁路系统后,考虑到原烟气中油污、高浓度粉尘以及持续高温对FGD的影响,需要在吸收塔前加设除尘、除油装置.湿式烟气预处理装置适用于无烟气-烟气换热器(GGH)的FGD系统,装置运行时,仅考虑锅炉投油阶段所产生的最大烟气量.装置内烟气流速小于5 m/s,装置内液气比不小于0.3.湿式烟气预处理装置包括预洗涤液缓冲箱、预洗涤液循环泵及预洗涤液外排泵等.根据原烟气烟道接口标高的不同,设置在吸收塔前的原烟气烟道处的烟气处理装置分为低位水平走向和高位水平走向2种.低位水平走向设置烟气预热处理装置是将2台引风机出口烟道汇合且自低位水平接出后再垂直上升引至吸收塔入口.此时,可以在吸收塔入口前的原烟气烟道垂直上升段设置烟气预处理装置(图1).     

脱硫系统GGH堵塞原因分析及处理

1概述烟气加热器GGH(Gas-Gas-Heater)是利用FGD上游高温烟气(120～135℃)的原烟气,加热经过吸收塔喷淋洗涤后的低温(45～50℃)湿饱和净烟气,使出口净烟气温度高于80℃以上后排放,从而实现烟气热交换的目的。     

火电厂烟气水分及余热陶瓷膜法回收实验

火力发电是高耗能、高耗水行业,回收火电厂烟气中水分及余热能起到显著的节能、节水效果。通过单根20 nm孔径陶瓷膜进行烟气中水分及余热回收实验,研究不同烟气流量(4～18L/min)、烟气温度(50～70℃)、烟气相对湿度(40%～100%)和冷却水流量(0.5～2.0 L/min)对回收性能的影响。结果表明:水回收速率随烟气流量、烟气温度、烟气相对湿度增加而上升;水回收效率随烟气温度、烟气相对湿度增加而上升,随烟气流量增加而下降;冷却水流量变化对水回收速率和效率没有影响;烟气对流凝结努塞尔数(Nuf)用于评价烟气在陶瓷膜内的传热性能,其随烟气流量、烟气相对湿度、冷却水流量增加而升高;大烟气流量工况时Nuf随烟气温度增加而升高,小烟气流量时Nuf随烟气温度增加呈先升高后降低趋势。研究结果对于陶瓷膜在火电厂烟气中实际应用具有理论指导意义。     

湿法烟气脱硫工艺烟气加热器的设置与选择

针对600Mw机组湿式石灰石一石膏法烟气脱硫系统设置与取消烟气加热器的利与弊进行了技术经济比较,同时对烟气加热器的选型也进行了分析。认为600Mw机组湿法烟气脱硫系统设置与取消烟气加热器都是可行的,但应首选设置烟气加热器方案;设置烟气加热器,应首选回转式气一气再热器。     

GGH和“湿烟囱”在FGD系统中的应用比较

目前电厂烟气脱硫（FGD）系统对尾部净烟气的处理,一般采用的两种方法,即GGH（烟气再热器）对净烟气进行再热处理,和对流经脱硫吸收塔的净烟气进行直接排放的“湿烟囱”方法,通过比较笔者认为,利用GGH对净烟气进行再热处理应是FGD系统采用的基本方法。     

钙基湿法与半干法尾部烟气脱硫工艺耗水量的比较

针对燃煤电站比较了钙基湿法或半干法尾部烟气脱硫工艺方案的耗水量。结论为:水大量消耗于脱硫后烟气携带水蒸汽,随着排烟温度的升高耗水量显著增大;半干法烟气脱硫工艺与带废水回收的湿法烟气脱硫工艺相比,耗水量相当;同湿法烟气脱硫相比,半干法烟气脱硫工艺达不到节水的目的,但是不带废水回收的湿法烟气脱硫耗水量远大于半干法烟气脱硫的耗水量。比较了脱硫系统放于除尘器前和除尘器后两种情况,脱硫系统后置时湿法烟气脱硫耗水量远小于脱硫系统前置时的耗水量。     

火电厂烟气脱硫系统热工控制技术探讨

介绍火电厂烟气的石灰石／石膏湿法脱硫的技术流程和工艺系统,分析烟气脱硫工程中的热工控制技术以及脱硫系统对单元机组控制的影响,为了解脱硫的工艺及其控制系统提供帮助。     

烟塔合一工程综合调研

对烟塔合一工程技术进行了调查研究,其内容包括烟塔的发展、结构与型式、行业工程公司、数量与区域分布、已建工程地理位置与气候特点、配套的脱硫方式、冷却水和水质调节、节能与环保效果、投资分析等。调研结果表明:烟塔合一技术是一项具有节能、环保的综合技术,可以在合适的区域并且能满足气象条件、环保要求的前提下适度引进、实施发展。     

湿法烟气脱硫设施与运行分析

着重分析了石灰石/石膏湿法烟气脱硫(FGD)系统中的吸收塔、浆液循环泵、烟气换热器、增压风机、除雾器等运行情况,并提出优化运行建议。同时从脱硫剂消耗、电耗、水耗、系统运行成本等方面对系统运行状况进行了评价。     

加速火电厂脱硫设备国产化势在必行

简要介绍了火力发电厂脱硫技术的现状 ,从而提出了要发展国产烟气脱硫装置。表 4参 4     

双塔双循环脱硫系统的运行现状分析与优化 措施探讨

为满足超低排放要求,需对脱硫系统进行优化和改造,其中双塔双循环技术为可选方案之一。通过现场试验和调研的方式,从脱硫效率、洗尘效率、系统阻力、运行方式等角度,分析了双塔双循环脱硫技术的运行特点。现场试验及实际调研结果表明,双塔双循环脱硫系统具有脱硫裕量较大、运行可靠性高等特点,脱硫效率往往能达到99%以上,同时其协同除尘效果要优于常规单塔单循环系统,是燃中、高硫煤机组超低排放改造技术路线之一。针对双塔双循环脱硫技术设计及运行中存在的主要问题,如循环泵备用数量较多,二级吸收塔氧化风机的利用率不高,一级塔液位下降较快和二级塔液位上升过快,以及系统设计阻力过大等,提出了优化及改进措施。     

目前我国火电厂烟气脱硫工程概况及其建设特点

随着环保要求的提高,我国火电厂脱硫工程逐渐增多。在各种脱硫技术中,湿法脱硫是目前世界上最成熟的一种脱硫技术,是我国火电厂主要应用的脱硫技术。根据我国国情,我国火电厂的脱硫工程,将会出现以湿法脱硫为主、其他脱硫技术并存的局面。     

湿式烟气脱硫设备中折线型挡板除雾器压降的数值模拟

分析了折板除雾器弯曲通道内气体流场分布，确定了气体流场的流函数．涡量方程和边界条件，建立了除雾器压降的数学模型，模型的数值求解方法采用有限差分法，最后着重分析了除雾器高度、转折角、板间距、气体流速对除雾器压降的影响。数值计算结果与实验数据相符合，可用于指导脱硫塔除雾器的设计。     

半干法烟气脱硫性能实验及其机理分析

选用富阳石灰作为实验研究的脱硫剂,研究了石灰浆液雾化粒径、反应产物进行再循环对半干法烟气脱硫效率的影响,并进行了机理分析。还研究分析了增湿水对脱硫的强化作用以及脱硫塔轴向中心温度分布等情况。     

热管烟气换热器在湿法脱硫工艺中的应用及比较

石灰石-石膏湿法烟气脱硫系统中有几种换热器,热管烟气换热器具有传热效率高、流体阻力损失小、烟 气不泄漏、脱硫率高、没有附加动力消耗、运行及维护费用低等优点,该换热器更适合石灰石-石膏湿法烟气脱硫系 统。热管烟气换热器设计、制造时,应注意热管烟气换热器低于酸露点温度区的酸腐蚀;合理控制热管壁温;选择合适 的烟气流速;合理布置管排;采用合适的清灰方式和注意换热器中孔板的密封。     

烟塔合一技术

烟塔合一技术是将火电厂烟囱和冷却塔合二为一,取消烟囱,利用冷却塔巨大的热湿空气对脱硫后的净烟气形成一个环状气幕,对脱硫后净烟气形成包裹和抬升,增加烟气的抬升高度,从而促进烟气中污染物的扩散。对于无烟气换热器的石灰石—石膏湿法脱硫系统,采用该技术后,不仅可以提高火力发电系统的能源利用效率,而且大大简化了火电厂的烟气系统,减少了设备投资和脱硫系统的运行维护费用,该技术已在德国获得广泛应用,在华能北京热电厂也获得了应用。