燃煤电厂石灰石-石膏湿法脱硫设施经济运行实践研究

随着国家对生态环境保护工作重视程度不断提高,国内大中型燃煤电厂均完成了超低排放改造,京津冀区域燃煤电厂按烟气深度治理要求完成烟气深度治理改造,烟气污染物排放浓度限值已领先于国际水平。烟气超低排放必然带来相应生产维护成本的增加,尤其现在燃煤电厂受煤炭市场影响,景气指数下降,面临综合运行成本不断增加的压力,如何实现降本提效成为燃煤电厂面临的共同难题。本研究以某燃煤电厂为例,概述其为保持环保设施可持续性健康发展,降低运营成本,达到环保与经济两者的有效平衡,深入开展石灰石-石膏湿法脱硫系统经济运行实践,脱硫系统单位成本下降明显,摸索出一套适用于大中型燃煤电厂的脱硫系统经济运行实践方向,效果显著。

燃煤电厂深度调峰下湿法脱硫石膏脱水困难分析与治理

某燃煤电厂2×350 MW机组脱硫石膏含水率高,影响脱硫石膏循环利用,造成脱硫系统二次污染。通过分析脱硫脱水系统设备状况、运行参数和石膏结晶情况,确定导致脱水困难的原因,在频繁深度调峰负荷下,脱硫系统不能快速适应机组负荷变化,脱硫浆液过饱和度较高,使石膏生成速率远大于其生长速率,生成大量小晶体难以脱水。采取添加石膏晶体、增加浆液固体停留时间及降低运行pH值等多种措施使石膏脱水恢复正常,为存在类似问题的燃煤电厂提供参考。

湿法脱硫“无梁网架式”喷淋系统分析及应用

本文利用有限元分析软件,对某电厂1000MW机组湿法脱硫喷淋塔“无梁网架式”喷淋系统喷淋模组进行建模,准确分析喷淋模组的应变、强度比和挠度情况。实测排放结果表明,烟尘和二氧化硫排放指标均超过了预期设计值,实现了超低排放,验证了“无梁网架式”喷淋系统的先进性和可靠性。

影响燃煤电厂湿法烟气脱硫效率的主要因素探讨

随着中国经济的快速增长,电力需求显著提升,环保标准也随之提高,特别是对燃煤电厂的烟气脱硫技术要求。湿法烟气脱硫(FGD)技术因其高脱硫效率和稳定运行而成为首选技术。然而,其高运行成本、设备大型化及处理后产物的二次污染问题限制了其应用。主要影响脱硫效率的因素包括Ca/S比、脱硫剂浓度、石灰石品质、工艺水质及烟气流量。通过实验和模型计算,发现这些因素对脱硫效率有显著影响,指出了优化操作条件和提高脱硫效率的可能途径。

燃煤机组石灰石-石膏湿法脱硫氧化风量低的原因分析及应对措施

石灰石-石膏湿法脱硫系统中,烟气中的二氧化硫被浆液吸收,生成不稳定的亚硫酸钙或者亚硫酸氢钙。通过氧化风机强制向吸收塔浆池中鼓入一定量的空气,可将亚硫酸钙氧化成硫酸钙,当硫酸钙达到一定饱和度后会结晶形成二水石膏浆液,浆液经脱水后可形成固体石膏。当脱硫塔氧化风量不足时,会造成脱硫效率降低、石膏难以脱水、石灰石耗量增加、吸收塔浆液密度增长速度快、浆液中毒等问题,在一定程度上影响了主机组安全运行。通过对湿法脱硫氧化风量不足的原因进行分析,从设备维护、在线检修等方面提出了有效应对措施。

燃煤电厂湿法脱硫废水零排放处理技术

随着环保要求的提升,燃煤电厂普遍采用湿法脱硫技术以降低烟气污染,其中石灰石—石膏湿法凭借其显著的脱硫效果和成熟的技术体系成为优选方案。该技术不仅能有效捕集烟气中的硫分,减少硫氧化物排放,进而减轻大气污染,遏制酸雨形成,还有助于将硫分转化为可利用的石膏产品,实现资源再利用。然而,这项技术在使用过程中会产生废水,这些废水含盐量高、腐蚀性强,且易结垢,若不经处理直接排放将对自然水体构成严重威胁,并可能引发二次污染,给周边生态带来不可逆损害。因此,针对湿法脱硫废水的处理,燃煤电厂需采取有效的零排放措施,以实现环境保护与资源再利用的双重目标。

2×700 MW燃煤电厂湿法脱硫系统水氯平衡测试与优化

以某2×700 MW燃煤电厂石灰石-石膏湿法脱硫系统(FGD)为研究对象,对周期内FGD系统的用水、排水量进行了测试,并对水中Cl-含量进行检测,分析Cl-在FGD系统内部的流转情况,结果表明:在2台机组稳定运行条件下,FGD系统总取水量与总用水、耗水量基本平衡,FGD系统Cl-输入输出量基本平衡,不平衡率均小于5%。后续通过对石膏脱水系统进行改造,有效降低了吸收塔浆液中Cl-浓度,提升石膏品质,提高脱硫废水处理效率。该研究可以为燃煤电厂进行节水优化和脱硫系统降氯改造提供参考。

水泥湿法脱硫工艺脱硫塔系统的温度保护

简述了水泥湿法脱硫工艺脱硫塔内高温带来的危害,介绍了几种塔内构件的耐温范围,探讨了有效控制脱硫塔系统异常升温的各种措施,确保脱硫系统与熟料线的同步性。

湿法脱硫中多硫离子分离方法的建立

多硫离子S_(x)^(2-)是湿式催化氧化脱硫技术中H2S向单质硫转化的中间产物,在脱硫环境中,析硫反应和副盐反应存在平行竞争关系,S_(x)^(2-)的存在形态及浓度是评价两个竞争反应程度的前提条件。本文通过紫外-可见分光光度法(UV-vis)、液相色谱-质谱仪(LC-MS)和高效液相色谱(HPLC)方法可实现对S_(x)^(2-)的存在形态及各形态浓度定量测定的目标。结果表明:UV-vis法可测定出S_(x)^(2-)的总浓度;甲基化法可将S_(x)^(2-)的各个形态进行捕捉,LC-MS和HPLC法可将各形态的甲基化多硫化物分离,且S_(x)^(2-)的硫原子数(2—10)越大保留时间越长;结合UV-vis建立的标准曲线和HPLC上各个形态S_(x)^(2-)出峰的相对强度,推算出溶液中各形态S_(x)^(2-)的绝对浓度;多硫化钠溶液主要以S_(4)^(2-)、S_(5)^(2-)、S_(6)^(2-)、S_(10)^(2-)为主,其中浓度和pH对S_(x)^(2-)的影响较小,而温度过高不利于S_(x)^(2-)的生成,从而不利于单质硫的生成。这一项工作为进一步从源头上研究副盐成因及加快析硫反应的研究奠定了基础。

湿法脱硫后烟气和浆液余热回收技术研究进展

低品位余热高效深度利用是促进燃煤电站进一步节能减排的关键之一,湿法脱硫后的低温饱和湿烟气蕴含大量潜热和水资源,大量脱硫浆液吸收烟气热量后温度升高。烟气与浆液具有巨大的余热利用和水资源回收的潜力,若直接排放烟气,直接排出浆液,不但造成资源浪费,还容易引发“白色烟羽”污染环境。本文以湿法脱硫后饱和湿烟气和脱硫浆液为研究对象,针对目前湿法脱硫技术余热回收效率低、利用难以匹配冷源等困境,总结了国内外针对脱硫后烟气水热回收和浆液余热回收技术及发展方向,研究中针对浆液余热利用仍待发展。其中,直接冷凝烟气和浆液技术和热泵技术成熟,应用广泛;溶液吸收技术能源利用率高,烟气腐蚀性低;烟气膜分离技术、浆液闪蒸、热泵技术清洁环保,回收质量高。直接冷凝烟气、浆液技术和膜分离技术需要进一步提高抗腐蚀性和转换效率;浆液闪蒸、热泵技术能耗较高,吸收式热泵技术仍需寻找高效安全环保无毒的吸收溶液。最后,探讨了目前脱硫浆液余热利用的主要方式及存在问题,回收余热主要用于供暖和电厂内部热利用,以期进一步推动湿法脱硫后烟气与浆液余热回收利用,实现燃煤电站的深度节能减排。

声波团聚净化火电300 MW机组湿法脱硫后烟气试验

目前国内火电燃煤机组广泛采用的石灰石-石膏湿法脱硫系统会产生大量颗粒物,传统除尘除雾装置对粒径较小的颗粒物尤其是PM_(10)的脱除效果比较有限。声波团聚对于控制细小颗粒物尤其是PM_(10)的排放具有重要意义,可作为烟尘预处理环节与传统除尘除雾器组合使用。为解决火电机组湿法脱硫后烟气中粉尘特别是PM_(10)的逃逸问题,对烟道进行工程改造试验,配置3200、1600和800 Hz频率的不同组合方案,探究其对PM_(10)数量浓度、粒径分布的影响,选取其中团聚效果最好的声波组合方案,分别测试背景工况、声波单独作用、声波耦合喷雾作用时的除尘效率。结果表明:未开启声波时PM_(10)数量浓度较高,为2.75×10^(4) cm^(-3),峰值粒径在0.05μm左右,声波开启后PM_(10)的数量浓度明显降低,且峰值粒径增大,多种组合方案中3200 Hz×4+1600 Hz×2的声波组合方案PM_(10)的数量浓度最低,为2.26×10^(4) cm^(-3),代表此方案团聚效率最高,为17.82%。除尘效率的测试中,除雾器单独作用时除尘效率较低,仅为34.3%,配合上述声波可将除尘效率提升至52.1%,再辅助喷雾时除尘效率最高,达到60.4%,此时除雾器出口烟尘质量浓度降至5 mg/m^(-3)以下,满足超低排放要求。此外,对于试验中的低质量浓度PM_(10)环境,声波团聚规律依然适用,但颗粒物碰撞概率较低,可采用高低频声波组合的方案弥补。

湿法烟气脱硫系统节能优化研究进展

“双碳”目标下,随着新能源的快速发展,为保障电网稳定运行,不仅要求燃煤机组深度调峰运行且负荷变动频繁,同时为实现节能降耗的目的,也要求对相应的烟气脱硫系统进行节能优化改造。基于此,首先对湿法烟气脱硫(WFGD)系统的能耗进行研究,然后针对WFGD系统关键耗能设备的节能优化研究进行综述和分析,最后提出WFGD系统节能优化的发展方向,期望为“双碳”目标下WFGD系统的节能优化改造提供参考。

钙基脱硫灰在石灰石-石膏湿法脱硫系统中的应用

钙基脱硫灰的资源化利用一直是行业应用难题。本文为验证钙基脱硫灰替代石灰石-石膏湿法脱硫系统原用脱硫剂(石灰石粉)的脱硫效果,进行在混合脱硫剂中添加不同比例钙基脱硫灰的实验室和工业应用试验,分析脱硫效率、SO_(2)排放质量浓度、吸收塔浆液和石膏的化学成分、脱硫污泥量等主要工艺参数的变化情况,并对钙基脱硫灰添加前、后湿法脱硫系统的生产运行方式变化进行对比分析。结果表明:当钙基脱硫灰替代占比在50%以下时,吸收塔浆液的化学成分基本没有发生变化,系统脱硫效率均在95%以上;SO_(2)排放质量浓度均在10 mg/Nm 3以下,小于35 mg/Nm^(3)的国家排放标准,满足行业超低排放要求;石膏的化学成分基本没有发生变化,满足石膏的社会化应用标准;污泥产生量没有增加,吸收塔内的Cl-浓度有所上升但可通过增大废水排放量来解决;湿法脱硫系统的操作调整变化不大,运行成本没有明显增加。采用钙基脱硫灰替代石灰石粉可为干法、半干法脱硫灰的综合利用提供一种经济、环保的有效途径。

电袋复合除尘器和湿法脱硫装置对电厂燃煤重金属排放协同控制

对安装有电袋复合除尘器(HPC)和湿法脱硫装置(WFGD)的320 MW燃煤电厂,采用EPA method 29对脱硫后烟气重金属浓度进行测试,同时测定了其他燃煤产物中重金属浓度,分析了除尘和脱硫系统中重金属富集特性,研究了HPC和WFGD对烟气中重金属的脱除作用,比较了不同负荷下HPC和WFGD协同控制作用。结果表明:As,Pb,Cr在袋区灰富集程度更大,电区灰中分布总量更多;袋区能有效捕集烟气中气态汞,Hg富集系数高达1.01。脱硫系统中Hg,As,Pb,Cr均向石膏大规模富集。HPC对Hg的脱除率达到50%,As,Pb,Cr平均脱除率为85%。WFGD对As,Pb,Cr平均脱除率为82%,对Hg的脱除率达到91%。在75%和100%负荷下,烟气中90%以上的Hg,As,Pb,Cr均可被HPC+WFGD协同捕获,HPC在对多种重金属排放控制中起主要作用,且低负荷下减排任务更重。

湿法烟气脱硫燃煤锅炉烟气颗粒物的排放特性研究

对某电站2台燃煤锅炉进行颗粒物采样,发现颗粒物排放呈3模态分布,细模态颗粒物主要由Na和Mg元素组成,粒径峰值为0.1μm;中间模态和粗模态颗粒物则由Si和Al元素组成,中间模态粒径峰值为0.6μm,粗模态粒径峰值为8μm。颗粒物随烟气进入湿法烟气脱硫装置后,由于外来Ca和S的转化,超细颗粒物浓度增加,而粗颗粒物浓度由于物理洗涤的作用逐渐减少。

电厂烟气湿法脱硫系统效率的提高及运行中的问题处理

从火电厂烟气湿法脱硫系统设备的结构、材质、工艺改进等方面阐述和分析了脱硫塔在运行中如何提高脱硫效率及运行中存在的问题和正确处理方法及措施,为火力发电厂脱硫机组安全高效运行提供借鉴性意见和建议。

燃煤锅炉湿法脱硫烟气中颗粒物排放特征

选择北京市典型燃煤锅炉进行研究,结果表明:烟气中可凝结颗粒物在总颗粒物中占有较高比例,供热燃煤锅炉总颗粒物排放水平明显高于电厂燃煤锅炉;颗粒物中水溶性离子含量较高,供热燃煤锅炉硫酸根比例尤其显著;烟气总颗粒物中存在大量不稳定的易被氧化的组分;同为燃煤源,不同的烟气净化工艺排放的PM2.5组分特征差异明显;现有标准和技术规范存在不足,无法满足全面、准确监测污染源排放总颗粒物的实际需要。建议建立总颗粒物、可凝结颗粒物的监测技术规范,全面测算燃煤锅炉硫、氮化合物排放情况,科学评估脱硫及脱硝效率。

湿法脱硫协同蒸汽相变脱除燃煤PM_(2.5)的试验研究

对燃煤细颗粒在湿法烟气脱硫(WFGD)系统中的脱除效果进行了试验研究.通过向塔内添加蒸汽以促进细颗粒的凝结长大,实现脱硫过程协同脱除燃煤细颗粒,并分析了不同操作参数对细颗粒和SO2脱除效率的影响.结果表明:在常规湿法烟气脱硫过程中,PM10的质量浓度脱除效率较高,约为55%,而PM2.5的质量和数量浓度脱除效率很低;通过在洗涤塔内添加蒸汽,可以有效提高PM10和PM2.5的脱除效率,脱除效率随液气比的增大而提高,特别是数量浓度的脱除效率;燃煤细颗粒的脱除效率随塔内烟气过饱和度的增大而提高,而脱硫效率几乎不受塔内过饱和度的影响,均能稳定在75%左右;随脱硫塔入口烟气温度的升高,细颗粒的脱除效率降低.

燃煤烟气湿法脱硫系统模型及优化运行

针对湿式石灰石-石膏法脱硫工艺能耗偏高的缺陷,通过研究气-气换热器(GGH)、除雾器、增压风机、循环浆液泵和氧化风机等设备运行情况,并结合流体力学基本原理,推导出增压风机、氧化风机和循环浆液泵的数学模型.以某600 MW燃煤电厂脱硫系统为例,得出了脱硫系统阻塞率与GGH压差和除雾器压差的特征曲线,以及总阻力系数与GGH阻塞率和除雾器阻塞率的关系.结果表明:当阻塞率>0.3时,GGH和除雾器需进行吹扫,同时在运行过程中也要保证总阻力系数<0.003;循环浆液泵的优化组合可实现脱硫系统节能降耗和增压风机的优化运行;根据SO2质量浓度和烟气量变化来优化氧化风机出力,亦可促进脱硫系统的优化运行.

1050MW超超临界机组石灰石-石膏湿法脱硫运行调整降耗增效研究

随着世界环境保护形势日趋严峻,中国已经做出了积极响应和最有效的解决方案,在智能时代产能和环保两两相扣发展的同时也要做好环境保护,产能也必伴随着排放,排放治理也就意味着投入,生产成本也就凸显而来。着重叙述在燃煤电厂1050MW超超临界机组石灰石-石膏湿法脱硫如何采用优化运行调整方式、设备及系统优化、消耗品掺比等方式来降耗增效,在保证机组安全的前提下提高经济运行效率。