固体催化剂下生物油模型化合物的催化加氢研究

采用生物油模型化合物可以简化因生物油成分复杂而给加氢研究带来的困难。配制合理的生物油模型化合物,采用2种固体催化剂CoMo/TiO2和NiMo/TiO2,研究了加氢温度(100～300℃)、氢气压力(0.5～2.5MPa)、反应时间(1～4 h)和催化剂类型对不同组分模型化合物加氢过程的影响,得出试验中模型化合物的最佳加氢工况:反应温度为250℃,冷氢气压力为1.5 MPa,反应时间为2 h。NiMo/TiO2的催化活性略高于CoMo/TiO2。

CO对选择性非催化还原脱硝工艺影响的试验研究和模拟

在自行设计的选择性非催化还原(SNCR)脱硝试验台上,通过在还原剂中添加CO,研究了CO对SNCR脱硝工艺的影响,并利用Chemkin 4.1软件对试验工况进行了模拟.结果表明:改进型TB系列喷嘴采用中心逆喷方式可大大增强还原气体与主烟气的混合效果,明显优于工业上常用的侧喷方式,且不存在还原剂的催化分解问题;添加CO可使SNCR工艺的反应温度窗口降低并变宽;在低于875℃的条件下,添加CO有助于提高NOx的脱除效率,随着CO添加量的增加,既定温度下NOx的脱除效率先提高后降低,且随着温度的降低,达到NOx的最大脱除效率所需的CO添加量增大;添加CO可大大减少氨的泄漏量.通过对反应机理中的部分反应进行修正,使得模拟结果与试验结果基本一致.

CH_4作添加剂对SNCR脱硝工艺的影响

为改善选择性非催化还原(SNCR)脱硝工艺的反应特性,对CH4作添加剂对SNCR工艺的影响进行了理论分析和试验研究.在自制的SNCR脱硝试验台上采用自制的改进型槽缝式TB系列喷嘴中心逆流喷入还原剂,冷态混合试验发现在还原剂携载气流与主气流流速比为0.15时即可得到良好的混合效果.在氨氮摩尔比1.25、无添加剂、900℃条件下取得NOx最大去除率82.48%,有添加剂、875℃条件下取得NOx最大去除率73.19%.随着温度的降低,达到既定温度条件下最大NOx去除率所需的CH4添加量增大.高于885℃,添加CH4会降低NOx的去除率,低于885℃则可以提高NOx的去除率,降低和提高的幅度随CH4添加量的增大而增大.添加CH4可以使工艺的反应温度窗降低并变宽,以NOx去除率高于50%为标准,无CH4作添加剂的温度窗口为863～937℃,有CH4作添加剂的温度窗口为803～929℃.在775～850℃温度范围内,添加CH4可明显提高NOx的去除率.有CH4作添加剂可以大大降低氨的泄漏量,氨的泄漏量随着CH4的添加量的增大而减小.

添加Na2CO3对尿素作还原剂的选择性非催化还原工艺影响的实验研究

在自行研制的试验台上对尿素作还原剂及Na2CO3作添加剂的选择性非催化还原(selective non-catalytic reduction,SNCR)脱硝工艺进行实验研究,并对NOx的各种成分进行分析。无添加剂时,在800～975℃范围内,随温度的升高NO的浓度先降低后升高,N2O的浓度先升高后降低,转折点为900℃。随着氨氮比η的增大,NO的去除率增大,N2O的浓度随之升高,900℃下NO去除率在氨氮比为2.0时,高达90.46%,但总NOx去除率受N2O的影响要低得多。有Na2CO3作添加剂时,随着Na2CO3添加量的增大,N2O的浓度逐渐减小,NO的浓度在较低温度时先减小后增大,较高温度时一直增大,但变化幅度要比N2O小。Na2CO3作添加剂去除了N2O,且没有对NO的去除形成很大影响,在氨氮比为1.5时,900℃条件下可将总NOx去除率从30%提高到70.45%。Na2CO3作添加剂对工艺的影响是产生活性基元和去除尿素分解生成的HNCO联合作用造成的,但会引起烟气变为碱性。

NO_xOUT工艺的试验研究及化学动力学模拟计算

在自行研制的试验台上对NOxOUT工艺进行了试验研究,结合化学反应动力学模拟研究了CO(NH2)2还原NO过程中的关键影响因素。试验中最佳的尿素溶液喷入温度为850～900℃,NO的还原率最高可达到83%。利用Chemkin 4.1均相反应模型,模拟NOxOUT工艺所得的最佳反应温度窗口及其在各温度下的NOx去除率与试验数据进行对比,结果基本吻合。NSR的增加和停留时间的加长都有利于NO的脱除;但随着NSR的增加,烟气中N2O的生成量也随之增加而影响脱硝效率。试验中检测到烟气尾气中的碱性随着NSR的增加而增大,随着温度的增大而降低,模拟结果与试验结果基本吻合。

NaOH作添加剂对NO_xOUT工艺的试验影响

对NaOH作添加剂对尿素作还原剂的选择性非催化还原(NOxOUT)脱硝工艺的影响进行了试验研究。无添加剂时,在780℃～1 000℃范围内随温度升高,NO的浓度先降低后升高,N2O浓度先升高后降低,转折点为900℃。随着氨氮比增大,NO去除率增大,N2O浓度也随之升高,总的NOx去除率由于N2O的影响提高不明显。有NaOH作添加剂时,随着NaOH的添加量的增大,N2O的浓度逐渐减小,NO的浓度在较低温度时,先减小后增大,较高温度时,一直增大,但变化幅度要比N2O小。在氨氮比为1.5且有NaOH作添加剂时,900℃条件下可得到73.48%的总NOx去除率。NaOH对工艺的影响是产生活性基元和去除尿素分解生成的HNCO联合作用,后者作用较大。因尾气中钠盐主要以NaNCO形式存在,由此引起的烟气碱性增大的程度并不严重。

湿法脱硫系统除尘效果分析与提效措施

通过对湿法脱硫装置开展除尘效率试验,研究影响脱硫装置除尘效率的主要因素,研究发现,脱硫装置对高浓度粉尘洗尘效果更为明显,目前脱硫装置综合除尘效率在50%左右。同时,实际运行时脱硫装置出口雾滴含量均高出设计值,雾滴中存在的固体颗粒是导致除尘效率偏低的关键因素之一。最后,提出了脱硫改造中除尘效率的提效措施,以实现脱硫的协同除尘作用,为下一步脱硫改造提供相关思路。

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。

燃煤烟气中SO_3的产生与转化及其抑制对策探讨

燃煤烟气中高浓度SO3的存在,不仅使烟囱出口出现"蓝烟"现象,而且会对锅炉系统造成腐蚀和污染,严重影响机组运行。针对这一现象,探讨了烟气中SO3的发生机理和SO3在锅炉系统各环节的产生与转化过程,并提出了目前抑制燃煤烟气中SO3生成和排放的几个方向,为抑制SO3生成和排放提供解决思路。

燃煤机组超低排放改造对机组能耗增加的影响分析及节能优化措施探讨

超低排放改造在降低污染物排放的同时,也增加了机组能耗。基于此现象,通过选取不同地区、不同机组容量等级的燃煤机组作为研究对象,从设备增加电耗和阻力增加电耗等角度,对不同改造项目、不同改造方案下能耗情况进行了分析研究,并针对性提出了节能优化措施,为下一阶段机组整体能效提升工作提供了解决思路。

半干法脱硫技术在燃煤电厂中的应用调查与分析

通过半干法脱硫技术在国内燃煤电厂的应用情况调研,从排放指标、吸收剂情况、运行稳定性、除尘情况、烟囱防腐情况和脱硫灰处置角度,分析了半干法脱硫技术特点及其应用中存在的问题,并提出了半干法脱硫设计运行时的注意事项,以期为下一步燃煤机组脱硫提效改造方案提供新思路。

基于燃煤成本控制的脱硫工程综合成本计算模型研究

通过开展脱硫工程经济性测算工作,系统研究了脱硫工程前期投资与后期经济运行的关系。引入脱硫工程综合成本来评价考虑燃煤成本差异后的脱硫工程投资与运维经济性。研究表明,燃煤成本因素对脱硫工程投资与运维经济性影响较大,以某2×1000 MW机组脱硫工程为例,脱硫装置按照硫分1.20%设计时,静态投资虽比按照硫分0.45%、0.42%设计分别高出6704、6688万元,年运维成本分别高出3728、3711万元/a,但燃煤成本分别低出4749、5521万元/a,从长期运行来看采用高硫分煤种设计经济性更优。同时,年利用小时、石灰石价格、石膏价格也影响着脱硫工程经济性,测算时应进行充分考虑。

燃煤机组SCR脱硝超低排放改造前后性能对比分析

对现有采用SCR工艺典型燃煤机组脱硝超低排放改造前后性能进行对比评估,可为后超低排放形势下燃煤机组SCR烟气脱硝装置的高效、经济、稳定运行提供参考及借鉴。通过跟踪并对35个电厂81台采用SCR烟气脱硝工艺燃煤机组超低排放改造前后的脱硝装置运行现状进行对比分析,得到了脱硝效率、入出口NOx浓度及其分布、入口速度分布、氨逃逸、氨氮摩尔比、运行烟温、温降等脱硝装置各方面改造前后实际运行的关键参数,掌握了此类机组脱硝装置主要性能变化情况。结果表明:超低排放改造后大部分脱硝装置整体性能有所提升,但出口NOx浓度分布均布性差、入口速度分布达不到要求、氨逃逸超标、低负荷脱硝投运烟温低等问题日益突出,并相应提出了建议及意见。

燃煤机组烟气消白技术路线选择与经济分析

燃煤电厂白色烟羽治理有多种方案,以某300 MW机组为例,进行了系统的湿烟羽治理热力计算,分析了主要影响因素,并作了经济性分析。热力系统计算结果显示:在条件允许的情况下先降低脱硫前原烟气温度是一种有效降低净烟气温度和湿度的方法;降低烟气冷凝换热器的循环冷却水温是减少换热面积的最有效举措;增大循环冷却水量也是一种有效减小烟气冷凝器换热面积的方式。通过经济性分析发现,设备折旧和耗电费用在增加的生产成本中占比较大,机组利用小时数和水价是影响改造工程运行和维护费用的重要因素。对于常规机组而言,消白改造产生的单位发电成本增加值在2.5～4.5元/MW。

循环流化床锅炉烟气超低排放改造技术路线分析

对循环流化床锅炉实现超低排放改造的脱硫、脱硝和除尘技术进行综合分析比较,并分析了超低排放改造的投资和运行成本,从而提出了循环流化床锅炉实现超低排放的技术路线,为循环硫化床锅炉实施超低排放改造提供参考。

燃煤电厂烟气SO3排放控制研究进展

由于对生态环境、人体健康、电力生产的多重危害,当前燃煤电厂烟气SO3排放已引起广泛关注,对其排放控制特性进行深入研究与系统总结是下一步制定相关政策以及实施排放控制工作的基础。该文分别从燃煤电厂烟气SO3协同控制技术与专项脱除技术2个方面,综述了前人的研究成果与当前的研究进展,分析了现有控制技术有待解决的关键问题及有待开展的研究内容,并在此基础上,结合我国燃煤电厂燃煤条件、锅炉炉型、超低排放装备等特点,提出了后续应对不同SO3排放控制要求的可行技术路线,以期为后续开展相关技术研究、工程实践、政策制订等工作提供借鉴和参考。

超低排放机组湿式电除尘器颗粒物脱除特性分析

对26台超低排放机组湿式电除尘器(wetelectrostatic precipitator,WESP)进出口颗粒物排放情况进行测试,分析湿式电除尘器工艺对PM和PM2.5脱除效果,从而得到入口颗粒物浓度、烟气流速、停留时间及雾滴脱除效果对湿式电除尘器颗粒物脱除效果、排放因子和脱除能耗的影响。结果表明,经过湿式电除尘器的除尘作用,烟气中PM和PM2.5的浓度可分别控制在10mg/m^3和3mg/m^3以内,可实现烟尘超低排放的要求;同时PM和PM2.5的排放因子分别在10~20g/(MW·h)和5~10g/(MW·h),较超低排放改造前有大幅度的降低;且随着雾滴脱除效率的增加,湿式电除尘器颗粒物的脱除效果也相应增加,但颗粒物脱除效率要大于雾滴脱除效率,且湿式电除尘器出口PM2.5占总尘的比重较入口平均增加了13.76%,出口主要为粒径小于2.5μm的颗粒物;另外在烟气流速为2.0m/s且极板电流密度为0.4m A/m^2时,湿式电除尘器具有较高的PM2.5脱除效率;在烟气停留时间在2.9s左右时,颗粒物的脱除能耗较低,且随着颗粒物粒径的减小,其脱除能耗会急剧增加。因此湿式电除尘器可以通过控制烟气流速和极板电流密度、增大集尘面积和延长烟气停留时间来提高颗粒物的脱除效果。

燃煤机组烟气超低排放改造投资和成本分析

针对现有燃煤机组脱硫、脱硝和除尘超低排放改造的常规技术路线,分析了燃煤机组实现烟气超低排放改造的投资和成本,并将实现超低排放与满足重点地区排放要求的投资和成本进行比较。结果表明,300、600、1 000 MW等级的燃煤机组实施烟气超低排放改造的总成本分别为37.60、30.00、25.70元/(MW·h)。对于符合《火电厂大气污染物排放标准》(GB 13223—2011)特别排放限值的重点地区,300、600、1 000 MW等级的燃煤机组实施超低排放改造的成本分别增加3.37、2.68、2.37元/(MW·h)。虽然重点地区实施超低排放改造增加的成本较少,但当前环保电价补贴(27元/(MW·h))仍无法覆盖300、600 MW等级的燃煤机组实施超低排放改造的成本,因此相关优惠政策的出台将有利于烟气超低排放改造的实施。

袋式除尘器运行情况分析及延长滤袋寿命的运行措施

分析现有布袋、电袋复合除尘器实际运行情况,以及烟气温度、除尘器前后压差、清灰方式、烟气的含氧量和SO2含量对滤袋寿命的影响。结果表明,烟气温度高、除尘器实际运行压差大、烟气中氧气和SO2浓度高是造成滤袋破损的主要原因。对此,提出通过选择耐高温、耐酸腐蚀的滤料,采用烟气紧急喷雾的方法降低烟气温度,调整燃料成分,降低烟气中氧气和SO2浓度,控制喷吹空气压力,合理设计清灰方式、清灰频次及清灰时间等措施,以延长滤袋使用寿命。

高效脱硫协同除尘关键技术分析

为系统研究高效脱硫协同除尘技术,分析了已投运的高效脱硫协同除尘典型机组的实际应用情况,从而明确了高效脱硫协同除尘技术需同步考虑低低温电除尘技术和高效脱硫技术。低低温电除尘技术应严控烟温、灰硫比,并做好流场、流速设计及材质选择以防止烟气冷却器磨损泄漏;高效脱硫技术应优化塔内喷淋层和除雾器层流场、设置合理塔内设施间距和流速,并保证足够的喷淋覆盖率、配置合适的喷嘴和除雾器。通过低低温电除尘技术和高效脱硫技术的协同作用可有效地实现SO2和烟尘的超低排放,因此"低低温电除尘技术+高效脱硫协同除尘技术"是烟尘和SO2超低排放的一条优选技术路线。