实现烟气超低排放标准的技术应用分析

对于燃煤锅炉而言,为满足"超低排放标准"的要求,进行合理的烟气处理是必须的途径。文中通过对除尘、脱硝、脱硫的先进环保工艺进行对比,并将其与实际工程相比较参考,选用了低氮燃烧+选择性催化还原法(SCR)+低低温静电除尘器+海水脱硫+湿式电除尘器的烟气处理工艺。烟尘设计排放值为3 mg/Nm~3,NOx设计排放值为35 mg/Nm~3,SO_2设计排放值为20 mg/Nm~3,所得到的各设计值全都低于"超低排放标准"的限定值。     

烟气脱硫脱硝除尘超低排放技术在自备电站锅炉综合改造中的应用

简要说明锅炉烟气净化装置改造的必要性,并对当前可用的超低排放技术方案进行对比分析。详细介绍烟气循环流化床半干法同时脱硫脱硝和除尘超低排放技术。项目改造后,实现了排放烟气中SO2、NOx及烟尘的浓度远低于国家要求的超低排放值。所采用的DSC-M干式超净+同时脱硫脱硝除尘装置具有较优的技术和经济优势。     

燃煤热电厂150 t/h循环流化床锅炉烟气超低排放技术应用

某燃煤热电厂采用低氮燃烧+SNCR脱硝+布袋除尘+湿法石灰石-石膏烟气脱硫+湿式静电的工艺对原有烟气净化设施进行改造,以实现烟气超低排放。工程实践表明:改造后脱硫塔出口SO_2排放浓度较低,30 d内仅有三个时段超标,平均的SO_2排放浓度仅有2.54 mg/m~3。在低氮燃烧和SNCR脱硝后,30 mg/m~3保证率为57.7%,整体NO_x排放浓度偏高。但湿法脱硫塔后NO_x浓度显著下降,这可能与燃烧过程掺加污泥有关。除尘效果较为理想,湿电出口所有时段的粉尘浓度都小于3 mg/m~3。但实际运行中二次电压控制在35 kV左右,此二次电压下湿电的除尘效果不明显。     

百万千瓦燃煤机组烟气超低排放设计及应用

为实现燃煤机组烟气超低排放,对某电厂1 000 MW燃煤机组实施烟气超低排放的技术改造:脱硝采用低氮燃烧器调整技术和SCR反应器内加装催化剂技术,除尘采用低低温电除尘器和湿式电除尘器,脱硫采用交互式喷淋技术。改造后机组烟气排放按下述流程:低氮燃烧器的锅炉出口烟气依次流经省煤器、SCR、空预器、管式换热器降温段、低低温电除尘器后进入吸收塔,然后经过湿式静电除尘器和管式换热器升温段进入烟囱。改造后烟囱入口的主要烟气污染物NO_x、烟尘、SO_2排放浓度分别达到25.83、1.61和22.08mg/Nm~3,污染物排放浓度数值上低于天然气燃气轮机组排放标准。     

燃煤注汽锅炉“烟尘超净”排放工艺设想

针对国内燃煤注汽锅炉高硫、高灰、烟气量大等特点,通过烟气净化技术实现多种污染物协同减排是适合我国国情的可行的技术路线。针对燃煤注汽锅炉污染物排放特点,提出"炉内喷钙+炉后半干法脱硫除尘一体化+SNCR"烟尘处理工艺,为燃煤注汽锅炉烟尘"超净排放"技术提供参考,实现燃煤注汽锅炉烟尘、SO_2和NO_X同时超低排放。     

燃煤电站超低排放综合除尘设计

针对某2×660 MW机组燃煤电站超低排放要求,常规的除尘方案无法满足工程的技术指标。文中以煤质分析为基础,设计了燃煤电站烟尘排放的三级综合除尘方案。即干式除尘器除尘、湿法脱硫装置协同除尘和湿式除尘器除尘的综合除尘方案。比较了三种干式除尘器的特性,介绍了湿法脱硫装置协同除尘和湿式除尘器的除尘机理,合理分配了各级除尘器的进出口参数及除尘效率。通过综合设计,使得烟尘排放不大于2.5 mg/m3。     

布袋除尘技术在75t/h燃煤锅炉除尘改造中的应用

正我公司热电厂2#炉为75t/h中温中压循环流化床锅炉,原有除尘设施为静电除尘器,收尘效果差,烟尘含尘量为101.1mg/m3。根据国家环境保护部发布的《火电厂大气污染物排放标准》要求,"十二五"末重点地区的燃煤锅炉烟尘限值为20mg/m3,如果电厂只采用电除尘器则很难满足新标准要求。因此,我们通过对火电厂锅炉烟气各种除尘技术的比较,决定对2#锅炉采用布袋除尘器技术,在优化锅炉运行参数的情况下,烟气排放浓度控制在20mg/m3。     

440 t/h CFB锅炉烟气脱硫除尘系统提效优化改造

为进一步保护环境,切实降低二氧化硫和烟尘的排放量,辽宁某热电厂对其两台440 t/h CFB锅炉烟气进行了脱硫除尘一体化改造,在利用原有的炉内喷钙脱硫和电除尘器设施的基础上,通过新增干式超净脱硫除尘系统,改造后出口SO2质量浓度≤35 mg/m3,出口粉尘质量浓度≤5 mg/m3,成功达到了烟气的超低排放标准。     

生物质循环流化床锅炉烟气超低排放一体化技术研发及应用

为积极响应国家的节能环保产业政策,实现生物质发电锅炉烟气超低排放,安徽国祯生态科技有限公司深入研发烟气干法脱硫脱硝除尘一体化超低排放技术,率先于2018年2月在国祯美洁(安徽)生物质热电有限公司2×130 t/h高温高压生物质循环流化床锅炉投入使用,投运后的粉尘、SO2、NOx等污染物的浓度达到了超低排放水平。介绍烟气超低排放项目中的相关原理及工艺,为生物质电厂进行超低排放改造提供参考。     

基于CFB机组的超低排放及多污染物协同脱除装备应用

燃煤电厂烟气中所含的烟尘、二氧化硫和氮氧化物是我国污染防治攻坚战工作的重点。在实现超低排放后,燃煤烟气中所携带剧毒性物质汞以及三氧化硫在大气中形成亚微米级的硫酸盐颗粒,也必将成为燃煤电厂重点控制污染物。文中以某电厂CFB机组为例,在发挥循环流化床洁净燃烧的基础上,有机集成应用了"炉内脱硫脱硝+SNCR+干式超净工艺"的超低排放装备,实现了二氧化硫、氮氧化物、烟尘排放浓度优于超低排放标准,并高效协同脱除汞和三氧化硫等多污染物,无脱硫废水产生。     

烧结烟气湿法脱硫配套烟气脱硝技术

为应对环保部门出台的烧结烟气超低排放标准的要求,寻找高效、稳定的适合配套烧结烟气湿法脱硫的烟气脱硝技术是钢铁企业面临的重大难题之一。通过分析比较,总结出在湿法脱硫装置下游增加湿式电除尘器和SCR脱硝装置的烟气净化系统综合解决方案。通过对烟气进行先脱硫除尘,降低了进入脱硝装置的SO_2浓度和粉尘浓度,有效消除了脱硝系统形成硫酸氢铵堵塞的风险,保证了脱硝催化剂性能的长期稳定。通过设置烟气再热系统,提高了烟囱排烟温度。经过在常州东方特钢有限公司300m~2烧结烟气净化系统进行实施及效果验证,此种烧结烟气综合净化系统用于烧结烟气净化过程中,可以长期稳定运行,并满足排放烟气中污染物浓度SO_2不高于35mg/m~3(标准)、NO_x不高于50mg/m~3(标准)、粉尘不高于10mg/m~3(标准)的超低排放标准要求。同时,此SCR脱硝工艺可以同步脱除二噁英,并且提高排放烟气温度,即可以消除排放烟气白雾或烟囱雨问题。     

浅谈城市循环流化床热水锅炉烟气超低排放方案的选择

以内蒙某热电厂3×116MW CFB热水锅炉烟气超低排放治理为案例,通过对传统干、湿法超低治理工艺路线的对比分析及超低净化装置建成后的168h试运行测试数据分析,结果表明:DSC-M燃煤烟气干式超净技术具有较优的经济优势,较高的多污染物协同脱除效率及无废水排放等优点;配合炉内脱硫及SNCR脱硝,可低成本地实现了褐煤烟气氮氧化物、SO2及烟尘的达标排放;该技术适用于城市循环流化床热水锅炉烟气超低排放的治理,应加以推广。     

350 MW超临界循环流化床直流锅炉低氮燃烧技术的应用

从2016年1月1日起,燃煤电厂执行新超低排放标准,要求新建30万k W及以上燃煤发电机组必须同步建设先进高效脱硫、脱硝和除尘设施,不得设置烟气旁路通道,大气污染物排放浓度应低于燃气机组排放限值,即在基准氧含量6%的条件下,烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度应分别低于5 mg/m~3、35 mg/m~3、50 mg/m~3。江苏华美热电有限公司2台350 MW超临界循环流化床锅炉在氮氧化物排放控制方面采用了多项技术措施,包括:炉膛温度场控制、高效二次风系统、炉膛分层、分段、分级燃烧等,使得其在氮氧化物排放控制方面大大优于CFB锅炉。     

SZL型燃煤锅炉除尘脱硫脱硝改造

对3台SZL型燃煤锅炉采用多管旋风除尘器+脉冲布袋除尘器+钠钙双碱脱硫+臭氧脱硝一体化技术方案实施烟气净化系统改造,以实现烟气污染物超低排放。分析了项目改造过程中出现的积灰堵塞、滤袋破损、结垢阻塞、臭氧氧化效率低、锅炉引风出力不足等问题,并提出解决措施,确保锅炉达到超低排放要求。     

基于燃烧控制和SNCR+烟气CFB的循环流化床锅炉超低排放示范

循环流化床工业锅炉也要具备超低排放的能力。除了深度挖掘循环流化床燃烧自身低污染排放潜力之外,还可以对烟气进一步控制处理。利用炉内低氮燃烧,配合低成本的选择性非催化还原(SNCR)控制NOx;利用炉内脱硫产生的CaO在烟气循环流化床吸收塔中吸收SO_2和其他污染物,有一定的优势,为此开展了工程示范。示范在燃用Ⅱ类烟煤的75 t/h蒸汽工业锅炉进行。运行表明,炉内不投石灰石时,即使不投SNCR,NOx能控制在50 mg/m3以内,此时烟气循环流化床吸收塔必须喷消石灰浆,吸收塔出口SO_2浓度有一定的波动。炉内投石灰石后,NOx排放因受其催化浓度迅速增加,此时需及时投入SNCR;烟道上增湿活化、控制烟气循环流化床吸收塔中的温度,能够稳定地将SO_2控制在35 mg/m3。可见,基于燃烧控制和SNCR+烟气CFB控制,循环流化床锅炉在高效运行的同时,烟气污染物能可靠地实现超低排放。     

2×210t/h燃煤锅炉烟气脱硫装置的设计与运行

乌鲁木齐石化公司化肥厂2×210t/h燃煤锅炉按2003～2005年期间监测的污染物排放浓度进行测算,每年SO2排放量为2292～48783t,烟尘排放量为266～573t,约占公司SO2排放总量的26%,经研究决定采用氨-硫酸铵法脱硫工艺进行技术改造,新建脱硫装置,对锅炉排出的烟气进行脱硫处理,增加相应的副产品回收处理系统。工程按"二炉一塔"工艺设计一套独立的烟气脱硫装置和硫酸铵回收装置,采用20%的氨水作为吸收剂。脱硫装置建成后,在设计工况下运行,排放的净烟气中SO2浓度为6mg/m3,烟尘浓度为66mg/m3,符合《燃煤锅炉大气污染物排放标准》Ⅱ时段标准;装置副产的硫酸铵的品质参数达到《副产硫酸铵》中规定的合格品标准,可作为复合肥厂原料或直接外销;工程公用工程消耗均在设计值范围内,设备选材兼顾了腐蚀防护需求和工程投资的经济性;项目建设投资为4817万元,生产成本为813万元/a,销售收入为1019万元/a,经济效益较好,并且该工艺无"三废"外排。     

SHF 10-2.45/400-AⅠ沸腾床锅炉节能技术改造

为达到节能目的,某SHF 10-2.45/400-A Ⅰ沸腾床锅炉经改造成SHW 9-2.45/400-T颗粒生物质燃料锅炉后,锅炉热效率提高了12.67个百分点,烟尘排放浓度为13.6 mg/m3,SO2排放浓度为15.7mg/m3,NOx排放浓度为140.6 mg/m3,均低于当地大汽污染物排放限值,符合当地环保要求.该案例为同类工业锅炉的节能改造提供借鉴.     

转底炉烟气脱硫脱硝技术路线的选择

随着国家对大气环境保护的越发重视，钢铁行业超低排放的不断深入，转底炉项目污染物排放限值的要求也将进一步收紧。结合转底炉生产情况，分析其燃料特性和烟气污染物的生成机理，阐述了转底炉烟气处理的必要性、难点以及推动超低排放的合理化建议。基于对传统的烟气污染物控制技术进行综述，介绍了湿法脱硫、半干法脱硫、干法脱硫、选择性催化还原法和选择性非催化还原法等主流的烟气脱硫脱硝技术，从技术、投资和运行等多方面进行了对比探讨，为转底炉烟气脱硫脱硝新形势下超低排放技术路线的选择提供了一定的借鉴。转底炉烟气处置技术路线首选为“低氮燃烧器+SNCR+余热锅炉+SDS干法脱硫+布袋除尘器”,次选为“低氮燃烧器+余热锅炉+SDS干法脱硫+布袋除尘器+SCR”技术路线。     

清洁燃煤系列化高效工业锅炉岛技术

正高效低排放燃煤工业锅炉岛系统技术包括:运行热效率90%以上的大型(58MW)煤粉工业锅炉岛,运行热效率82%以上的大型(58MW或以上)层燃工业锅炉岛,SO2、NOx达到排放标准,粉尘排放浓度30mg/m3,并形成系列产品;研究与不同煤种相适宜的工业锅炉设计标准;研究工业锅炉烟气低     

炼厂加热炉烟气与工艺废气达标排放分析探讨

烟气氮氧化物和二氧化硫的排放控制已成为炼油企业关注的重点。对加热炉烟气、催化裂化装置、硫磺回收装置和废酸再生装置的工艺废气的排放控制进行探讨,从操作优化与技术改造两方面提出应对措施。对氮氧化物排放不合格的燃气加热炉,采用低氮燃烧器进行改造,以满足特别限值排放地区NOx排放限值100mg/m3的标准;导致惠州炼化燃料气硫含量偏高的主要因素是催化/焦化干气硫含量偏高、气柜回收瓦斯未脱硫。通过提高干气脱硫能力、对火炬系统气柜回收瓦斯脱硫后再补入燃料气系统,可满足加热炉烟气二氧化硫排放标准。催化裂化装置通过加入脱硝助剂,催化烟气中NOx由640mg/m3降至85mg/m3左右,满足特别排放限值地区NOx排放标准。增上催化烟气湿法脱硫除尘措施,可满足催化烟气SO2排放标准。硫磺回收装置通过液硫脱气改造,并采用高效复配脱硫剂,可满足尾气SO2排放标准。废酸再生装置通过操作优化与增加尾气洗涤系统,其烟气可满足国家最新排放标准。