火电厂燃煤范文（精选12篇）
火电厂燃煤 第1篇
1 锅炉烟气侧高温腐蚀现象
1.1 锅炉烟气侧高温腐蚀特点与原因
在燃煤火电厂当中, 发电时使用的锅炉会因烟气侧高温出现腐蚀现象, 这种现象的发生与所处环境的温度、气体的成分以及所燃烧的煤的运动情况有着直接的联系, 在其腐蚀方面具有速度较快、区域较为集中的特点, 不仅如此, 这种现象多为突发, 经常令人措手不及。产生这种现象的原因在于煤在空气中与气流发生反应, 从而导致在贴壁周围进行燃烧时, 出现缺氧现象, 一旦氧气不足, 就会产生炉内腐蚀物增加, 最终引发高温腐蚀现象的发生。除了煤对其具有一定的影响以外, 飞灰也是导致高温腐蚀的罪魁祸首之一[1]。在其成分当中, 大多含有没有燃烧殆尽的煤粉, 而这些剩余的煤粉与气流发生反应, 直接冲出受热管道, 不仅令周围管道温度上升, 而且还形成了一定的还原气氛, 这种气氛形式可以对金属管壁进行直接冲刷, 从而引发高温腐蚀现象。除此之外, 该现象的产生与低熔点的沉积物具有一定的关联, 严重影响“四管”的工作效力。
1.2 硫腐蚀现象
硫腐蚀的现象包括很多种, 比如, 二氧化硫与三氧化硫综合生成、硫化物腐蚀现象以及硫酸盐腐蚀现象等。二氧化硫与三氧化硫综合生成主要是锅炉在燃烧过程中所有的硫都会转化成为二氧化硫, 而一部分二氧化硫进行转化形成三氧化硫, 当遇到高温时, 三氧化硫会与水蒸汽进行融合, 从而形成了对受热面具有腐蚀性的物质, 导致高温腐蚀现象发生;硫化物腐蚀现象是根据燃煤中存在的黄铁矿硫导致的, 其腐蚀过程复杂, 但是通常情况下是硫与铁发生了反应, 从而导致腐蚀现象发生;硫酸盐腐蚀现象的产生主要是因为在燃烧过程中燃用了具有较高含量的硫, 而这种较高含量的硫与碱性物质燃料发生反应, 经常在锅炉受热过程中, 导致受热管出现高温腐蚀的现象。
2 锅炉受热面的高温腐蚀现象
2.1 水蒸汽腐蚀
在锅炉燃烧的过程当中, 由于温度过高, 会产生腐蚀现象。当水蒸汽温度超过500℃时, 水蒸汽将会与碳钢发生反应, 经过反应以后会出现氧化物, 这种氧化物的出现对于管壁而言具有一定的影响, 会令管壁逐渐变薄, 从而导致高温腐蚀现象的发生。此种腐蚀现象属于主要腐蚀过程, 在腐蚀的过程中, 呈现出的状态比较均匀, 腐蚀强度不高。但是在大型的火电厂中, 锅炉的型号比较大, 功率也很大, 其过热器与再热器的材料大多为不锈钢制品。当这种不锈钢制品经过一段时间的运行, 其制品管道内将会生成氧化皮, 当这种氧化皮长到一定的厚度以后, 便会产生脱落现象, 其脱落的废弃物容易将过热管管道造成阻塞。一旦形成阻塞, 锅炉在运行过程中会出现蒸汽回路的现象, 这种现象会加速锅炉温度的上升, 从而引发喷泄事故, 最终导致高温腐蚀现象[2]。
2.2 垢下腐蚀
垢下腐蚀也是高温腐蚀的一种, 对于锅炉有效运行来说具有一定的影响, 该形式具有腐蚀速度快的特征, 一旦发生腐蚀现象, 后果将不堪设想。在研究理论当中, 对于该腐蚀现象的研究具有一定的影响, 一些学者认为, 当受热面当中的金属表面发生变化时, 产生的氧化物电位率较高, 可以称作阴极, 与此同时, 管壁中的电位率较低, 此时可以称作阳极。不论是阴极还是阳极, 当遇到氧化铁或者遇到氧化铜时便会发生反应。该现象主要发生在高热区域, 一旦锅炉容量较高, 在燃烧的过程中用量较高, 便会出现垢下腐蚀的现象。而依据垢下腐蚀的原理可以将其分为酸性腐蚀与碱性腐蚀两种形式, 无论哪种形式, 对于锅炉管壁来说, 都具有一定的影响, 令其无法正常运行。
3 预防腐蚀现象的方法
在以上所提到的腐蚀现象中, 大多为主要的腐蚀现象, 针对腐蚀现象要提出有效的预防方法, 从而有效的缓解腐蚀现象的发生, 确保“四管”的可用性。针对于硫腐蚀现象来说, 最主要的原因在于三氧化硫, 而减少三氧化硫的产生是非常重要的。虽然燃料的选择与管壁的温度没有办法进行改变, 但是可以改变燃煤设备与燃烧情况, 从根本上解决硫腐蚀现象。而针对于水蒸汽与垢下腐蚀的现象采取的方法是对酸碱值进行有效控制, 当锅炉内的水蒸汽达到8-10之间时, 腐蚀的速度将会下降, 从而减少了腐蚀性[3]。不仅如此, 还可以充分的考虑除氧器的使用效果, 令除氧器能够保持有效的运行, 从而减少氧含量, 避免发生氧化反应, 减少腐蚀现象的发生。还要对锅炉的受热面以及“四管”进行及时的监督, 监督方式采取化学监督与金属监督形式, 通过监督, 可以有效的避免高温腐蚀现象的发生。
结束语
通过本文的研究, 燃煤火电厂锅炉“四管”高温腐蚀类型多种多样, 比如, 硫腐蚀、水蒸汽腐蚀等等, 但不止于文中所提到的形式, 还包括很多种, 在其具体的腐蚀过程中, 各形式都会相互作用, 相互影响, 从而产生不同的结果。在该方面的研究过程中, 其理论研究较多, 但是还缺少系统的研究工作, 对其实践工作的研究还有待加强, 希望通过本文的呈现为今后的研究工作提供有效的帮助, 以提升该研究的实效性。
摘要：燃煤火电厂锅炉存在高温腐蚀的现象, 对于火电厂来说, 要及时的对其进行有效的检查, 以提升安全性能。而这种现象主要出现在受热面的“四管”当中, 也就是说, 经常会出现在水冷壁管道、过热器管道、省煤器管道以及再热器管道当中。为了进一步研究燃煤火电厂锅炉“四管”的高温腐蚀问题, 本文阐述了相关高温腐蚀的现象, 并提出具有针对性的预防方法, 以期解决该现象的发生。
关键词：燃煤火电厂,锅炉,水冷壁管,高温腐蚀
参考文献
[1]高洪顺.浅谈火电厂锅炉“四管”泄漏原因及预防[J].能源与环境, 2013, 5 (2) :28-30.
[2]朱卫兵.燃煤火电厂锅炉“四管”爆漏原因及预防[J].山东电力技术, 2013, 7 (3) :75-76.
燃煤电厂的环保现状报告 第2篇
燃煤电厂的环境问题近年来备受关注，环保部专门组织编写了《燃煤火电企业环境守法导则》、《燃煤电厂污染防治最佳可行技术指南（试行）》等专门文件，从燃煤火电行业的环境准入条件、试生产阶段环境守法、运行阶段生产守法等阶段，对燃煤电厂的环境管理工作进行了全面的指导。随着《环保法》的修订与被称为“史上最严标准”的《火电厂大气污染物排放标准》的施行，燃煤电厂所面临的环保要求更严，环保压力更大。本报告将从燃煤电厂产生的废水、废气、固体废物及噪音四个方面分别对其主要产污环节、当前法律规定与污染治理现状进行分析。
图1 燃煤火电机组主要产污环节
一、燃煤电厂的主要产污环节
燃煤电厂对于环境的影响主要表现在污染物的排放上，如图1所示，燃煤火电机组在生产过程中主要产污环节有五个：
（1）煤在锅炉燃烧过程中产生的烟气，经脱硝、除尘和脱硫后由烟囱排入大气，烟气中主要污染成分包括SO2、NOX、烟尘、汞等；
（2）生产系统中的各项工业废水，如锅炉补给水处理系统的酸碱废水、煤场和输煤系统冲洗水、含油废水、脱硫废水、锅炉酸洗废水、地面冲洗水、循环冷却水等，以及厂区的生活污水。如采用湿灰场，还包括冲灰水等。主要污染因子有pH、SS、石油类、COD、BOD5等。电厂水冷却系统如采用直流冷却方式，其污染还包括温排水可能造成的热污染等；
（3）燃煤产生的灰、渣以及脱硫系统产生的废弃物在贮存、运输过程中产生的灰水外排、渗漏及扬尘等影响，其中污染物主要包括粉煤灰、脱硫渣、催化剂等；
（4）设备运行过程中产生的机械设备类运行噪声和电器设备类磁震噪声，噪声源主要分布在汽机房、锅炉房、磨煤机、脱硫设备、各类泵房、风机等部位，此外，采用带冷却塔的循环冷却方式时，还会产生冷却塔噪声；
（5）无组织排放源造成的扬尘污染等，主要包括煤场、灰场以及装卸过程中的扬尘等。
一、燃煤电厂水污染防治法律规定与现状
1、燃煤电厂水污染防治法律规定
对于燃煤电厂的污水排放，新《环保法》第四十二条、四十三条和《水污染防治法》第二十三条、二十四条都分别对水污染排放监测和排污费进行了规定，《排污费征收使用管理条例》对排污收费对象、责任等作出了明确规定；此外，《中国节水技术政策大纲》3.9.1明确规定：“大力发展和推广火力发电、钢铁、电石等工业干式除灰与干式输灰（渣）、高浓度灰渣输送、冲灰水回收利用等节水技术和设备以及冶炼厂干法收尘净化技术。”污水排放标准则应当符合《污水综合排放标准》（GB8978-1996）和《地表水环境质量标准》（GB3838-2002），此外，依据新《环保法》第四十四条，还应当遵守分解落实到本单位的重点污染物排放总量控制指标。
2、燃煤电厂水污染防治现状 为防治水污染，燃煤电厂在工艺过程中可以采用循环冷却水系统节水技术、气力除灰和干除渣节水技术、空冷系统节水技术、城市污水回用技术等，能大幅度减少鲜水取用量，是解决电厂水资源紧缺、防止环境污染的重要途径。对于废水，燃煤电厂废水种类多、水质差异大，一般采用分类处理的方式，通过混凝澄清、气浮、过滤、石灰处理、超滤处理、反渗透等废水处理工艺，对废水进行回收利用和达标排放。当前大部分燃煤电厂通过上述处理，能够达到污水排放的标准，甚至部分电厂已经能够实现“废水零排放”1。
二、燃煤电厂大气污染防治法律规定与现状
1、燃煤电厂大气污染防治法律规定
大气污染是燃煤电厂较为突出的污染问题，与其相关的法律规定也较为完善。《大气污染防治法》对大气污染防治作出了基本规定，要求向大气排放污染物必须达到排放标准，按照大气污染物排放总量和许可证的排放条件排放污染物，缴纳排污费等。《关于推进大气污染联防联控工作改善区域空气质量的指导意见》、《国务院关于印发“十二五”节能减排综合性工作方案的通知》等文件中也都对燃煤电厂进行了规定。《燃煤发电机组环保电价及环保设 1参考《大唐张家口发电厂完成重大技改项目生产废水实现零排放》http:// 物粉煤灰的综合利用，《粉煤灰综合利用管理办法》还对其进行了专门规定，要求遵循“谁产生、谁治理，谁利用、谁受益”的原则，减少粉煤灰堆存，不断扩大粉煤灰综合利用规模，提高技术水平和产品附加值。燃煤电厂固体废物排放应遵循《一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准》（GB18599-2001）与《危险废物安全填埋污染控制标准》（GB18598-2001）。
2、燃煤电厂固体废物污染防治现状
燃煤火电厂产生的固体废物主要为粉煤灰，此外还有脱硫副产物、污水处理污泥、失效脱硝催化剂等。燃煤火电厂粉煤灰主要可用于生产粉煤灰水泥、粉煤灰砖、建筑砌块以及混凝土掺料、道路路基处理、土壤改良等。脱硫石膏主要用作水泥缓凝剂或制作石膏板，还可用于生产石膏粉刷材料、石膏砌块、矿井回填材料及改良土壤等。对于污泥和不能再生的失效脱硝催化剂，则应当按照排放标准，作为一般工业固体废物或危险废物进行处理。近年来，我国固体废物综合利用率不断提升，固体废物污染防治已取得一定成效。
四、燃煤电厂噪声污染防治法律规定与现状
1、燃煤电厂噪声污染防治法律规定
对于燃煤电厂噪声污染，当前主要依据《环境噪声污染防治法》进行防治，其中并未对燃煤电厂进行特别规定，而是遵从其一般规定，如其第十六条规定：“产生环境噪声污染的单位，应当采取措施进行治理，并按照国家规定缴纳超标准排污费。”第二十三条规定：“在城市范围内向周围生活环境排放工业噪声的，应当符合国家规定的工业企业厂界环境噪声排放标准。”燃煤电厂噪声主要应当符合《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）,也应当符合《声环境质量标准》（GB3096-2008）、《建筑施工场界环境噪声排放标准》（GB12523-2011）和《社会生活环境噪声排放标准》（GB22337-2008）。
2、燃煤电厂噪声污染防治现状
燃煤火电厂噪声污染防治的原则就是按照环境功能合理布置声源，采取有效的降噪措施。当前主要的降噪技术包括：（1）燃料制备系统噪声治理技术，对磨煤机等主要噪声设备采用局部隔声法；（2）燃烧系统噪声治理技术，在锅炉排气喷口安装消声器；（3）发电系统噪声治理技术，对汽轮机、发电机等安装隔声装置；（4）冷却系统噪声治理技术，在冷却塔进风口安装消声器与隔声屏障等；（5）脱硫系统噪声治理技术，对氧化风机、增压风机等加装隔声罩等。通过这些方法，一般降噪量能达到15~30分贝，燃煤电厂的噪声污染基本能得到控制。
燃煤电厂烟气湿法脱硫工艺分析 第3篇
关键词：湿法脱硫；燃煤电厂；石灰石-石膏脱硫工艺；海水脱硫
一、燃煤电厂湿法脱硫工艺简介
湿法脱硫工艺最早起源于海水脱硫，其原理是利用海水的碱度及其天然特性脱除烟气中的二氧化硫，但是由于其严苛的地域限制，导致该方法的大范围应用存在困难。随着科学技术及化学工业的发展，脱硫工作者开发了湿式石灰石/石灰—石膏脱硫工艺，该方法也是迄今为止应用范围最广、技术发展最成熟、应用情况最稳定的脱硫工艺。在此基础上，脱硫工作者不断突破脱硫工艺的局限性，又先后开发了钠钙双碱法、湿式氨法脱硫工艺等，为湿法脱硫技术的发展做出了重要贡献。湿法脱硫较之半干法、干法脱硫拥有绝对的实用业绩优势，绝大多数电厂烟气脱硫均采用湿法脱硫工艺，其中又以湿式石灰石/石灰—石膏脱硫法应用居多。
二、湿法脱硫工艺的分类
1、石灰石-石膏脱硫工艺
石灰石—石膏脱硫工艺是应用范围最广，也是最为稳定的脱硫工艺，其反应原理如下： → （2-1-1）
→ ↑ （2-1-2）
→ · （2-1-3）
→ · ↑ （2-1-4）
其中，式（2-1-1）和（2-1-2）发生在脱硫塔顶部，也是消除烟气中二氧化硫的主反应；式（2-1-3）和（2-1-4）则发生于脱硫塔底部，不稳定氧化产物亚硫酸钙被氧化为带有结合水的硫酸钙，即带有结晶水的石膏，实现了工业废气的有效利用。该技术具有诸多优点，如：技术发展成熟、应用范围广、脱硫效率高（可达95%及以上）、脱硫剂使用效率高（可达90%及以上）等。同样，该技术也具有一定的局限性，如投资成本高、后期使用成本高、系统设置复杂、易受腐蚀等。但综合权衡，湿式石灰石—石膏脱硫工艺的使用对湿法脱硫工艺的发展具有里程碑式的意义，它极大地减轻了烟气中二氧化硫对生态环境造成的污染压力，同时也为工业废气的再度利用做出了重要贡献。
2、海水脱硫工艺
海水脱硫工艺研发起步最早，其原理是海水中的卤化物、硫酸盐等碱性物质可去除烟气中的二氧化硫。根据化学工艺可将海水脱硫法分为两类：只用海水和向海水中添加适量石灰来调节吸收液的碱度值，而前者应用较为广泛。海水脱硫工艺具有操作简单、原料易取、不易结垢堵塞、脱硫效率高等优点。但是，其应用地域限制较为严格，只能在沿海地区使用，在内陆地区应用较为困难。
3、其它工艺
湿法脱硫工艺投入现场使用的有不下20种，其中应用较为普遍的还有新氨法烟气脱硫技术、镁基吸收法脱硫技术、双碱法脱硫技术等。新氨法脱硫技术主要是利用氨水来吸收含二氧化硫的烟气，该方法的好处是工业废气可再度生产为化肥或是高质量的工业硫酸。由于新氨法脱硫采用液液接触，脱硫效率更为显著。其次，新氨法脱硫也可以通过废料进行工业生产，在一定程度上减轻了前期建设的费用负担。镁基吸收法则是利用 浊液进行脱硫，二氧化硫在吸收器中被吸收生成亚硫酸镁或是硫酸镁，达到脱去烟气中二氧化硫的目的。双碱法脱硫工艺是利用含 的碱性溶液或是氨水与二氧化硫反应，然后再度用中间产物与生石灰等碱性物质反应，最后生成硫酸钙这一无毒无害物质，该方法成本低、无堵塞，是一种经济高效的脱硫手段。
三、湿法脱硫工艺在电厂的应用
湿法脱硫工艺是目前世界范围内发展最为成熟的脱硫手段，其吸收剂原料易得、副产品可回收利用率高、设备运行稳定、达到的环境指标合乎标准。各燃煤电厂可根据电厂自身的燃煤类型、所处地理环境、原材料获取难易程度、划地规模及当地政府环保政策等因素，进行系统梳理和规划，以选取合适的脱硫方法来解决烟气中二氧化硫含量超标的问题。
湿法脱硫技术在我国燃煤电厂中一直作为优先考虑的脱硫工艺，研究表明，湿法脱硫技术相较于干法脱硫技术、半干法脱硫技术，具有投入成本低、设备运行稳定、技术手段成熟等优势。但各电厂在运用该技术手段时也应注意以下几个方面的问题：
（1）重视防堵塞、结垢的防护处理
湿法脱硫工艺在应用时面临的普遍问题就是结垢堵塞情况突出。电厂在实际应用湿法脱硫技术时，应当注意吸收器、氧化槽，尤其注意喷嘴及管道中的结垢情况，定期进行设备清理，并应重视监测观察环节，避免设备由于结垢封堵而难以正常运行。
（2）重视防腐、防磨损设计研究
浆液中的大量电解质及固态颗粒会对设备壁面造成腐蚀磨损，减少设备使用寿命。在设计脱硫设备体系时，应充分考虑到设备内衬、阀门、管道、喷嘴的耐腐蚀程度，积极研发相应的防腐蚀、防磨损改良方案，针对各电厂脱硫手段的特异性展开专项攻关，改善设备腐蚀磨损情况。
（3）注意吸收剂品质及燃煤煤质变化
随着生产进程推进及原煤产源变化，燃煤煤质也会受到诸多因素的影响。不同品质的原煤其化学构成不同，最终灼烧得到的产物也各有不同，各电厂在生产过程中应实时把握这一因素，做好相应的脱硫方案调整，以保证脱硫的高效性及实用性。同时，随着二氧化硫吸收量的不断增多，吸收剂的品质也会发生变化，电厂相关技术人员应注意这一点，做好动态调整规划，将经济效益与脱硫效率控制在合理范围内。
四、结语
本文详述了几种常见的脱硫技术，并对其原理做了简要综述。虽然目前最为普遍的技术仍为石灰石—石膏脱硫工艺，但对其它工艺技术的改革创新仍不容忽视。未来的湿法脱硫技术将更注重对环境达标程度的控制并考虑其综合副产品的利用。在实际的生产过程中，电厂负责人应注意对于脱硫工艺的实时调整，将脱硫措施体系化、过程化，注重对脱硫装置的检修监督，完善脱硫工艺细节，重视相关技术开发，进行脱硫技术工艺改良创新，不断缩小与国外先进水平的差距。
参考文献
[1] 鹿瑶.关于湿法脱硫工艺探析[J].科技创新与应用，2014（11）
[2] 孔火良，吴慧芳，金保升.燃煤电厂烟气脱硫技术及其主要工艺[J].煤矿环境保护，2002（12）
火电厂燃煤 第4篇
燃煤电站超低排放改造的重点和关键在于粉尘的达标排放, 按照实现粉尘达标排放的不同技术分类, 将超低排放改造技术路线分为基于污染物末端治理理念的超低排放改造技术路线和基于污染物协同控制理念的超低排放改造技术路线。第一种技术路线主要是在脱硫塔后增加了湿式电除尘装置。第二种技术路线主要是对电除尘器和脱硫塔进行升级改造从而实现粉尘协同脱除的目的。本文主要研究了这两种超低排放改造技术路线的具体实现方式并且对这两种不同的技术路线进行分析对比, 从而为燃煤火电厂实施超低排放改造提供选择依据。
1 超低排放改造技术路线
燃煤发电机组实现超低排放改造技术路线主要有两种, 第一种基于烟气末端治理的超低排放改造技术路线, 其技术路线如图1 所示, 主要包括SCR脱硝装置、干式电除尘器 (或者袋式除尘器、电袋除尘器) 、湿法脱硫装置和湿式电除尘器。该技术路线的主要特点是采用了湿式电除尘器, 可以保证粉尘达标排放。
另一种是基于污染物协同控制理念的超低排放改造技术路线, 其技术路线如图2 所示, 主要包括SCR脱硝装置、低温电除尘器 (电除尘器、袋式除尘器或者电袋除尘器) 、协同除尘脱硫塔。该技术路线的主要特点是采用低温电除尘器和协同除尘脱硫塔, 该技术路线主要是通过改造脱硫塔内部结构和增加高校除雾装置提高脱硫塔的协同拖出粉尘的能力, 从而满足粉尘的达标排放[1]。
2 超低排放改造主要技术
目前, 超低排放改造技术主要涉及三个方面, 脱硝技术、脱硫技术和除尘技术, 以下对燃煤火电厂超低排放改造过程中主流的技术进行详细介绍。
2.1 脱硝技术
燃煤电站脱硝主要是除去烟气中的NOx, 脱硝方法主要有燃烧前脱除、燃烧中脱除和燃烧后脱除。燃烧前脱除主要是控制燃料中的氮含量, 但是根据我国的燃料特性, 采用这种方法难度较大成本较高, 因此还有待于进一步研究。
目前, 主要采用的脱硝方法有燃烧中脱除和燃烧后脱除。燃烧中脱除主要是采用低氮燃烧器控制燃料燃烧过程中NOx的生成, 该技术原理是控制燃烧过程中过量空气量, 使烟气中的过量氧减少, 从而降低燃烧过程中NOx的生成量。该技术工艺成熟, 投资和运行费用较低, 已在火电厂得到了广泛的应用。燃烧后脱除主要是指烟气脱硝技术, 即把生成的NOx还原为N2从而脱除烟气中NOx, 目前主流的燃烧后脱除技术为SCR脱硝技术, 在一些电厂也有采用SNCR技术或者SCR+SNCR混合脱硝技术[2]。SCR脱硝技术是在一定温度条件和催化剂作用下利用NH3将NOx还原成N2从而达到脱硝的目的。该技术的关键是催化剂的选型和设计, 催化剂的设计不仅要满足脱硝效率需求还要兼顾氨逃逸问题。SCR脱硝技术是国内应用最多、技术最成熟的烟气脱硝技术之一。为了满足旧的环保标准, 火电厂在SCR脱硝设计时都预留了催化剂备用层, 因此在进行超低排放改造时只需要增加一层催化剂, 即可达到超低排放的标准。SNCR技术是在没有催化剂的情况下, 在一定温度窗口内将NOx还原成N2和H2O, 该技术工艺与SCR类似, 但是脱硝效率较低, 大约为30% ~ 50%, 并且需要对反应温度进行精确控制, 若控制不好容易造成较大的氨逃逸。由于不需要催化剂, SNCR投资较低, 比较适用于环保改造要求不高的机组, 或者与SCR进行联合进行脱硝。
2.2 脱硫技术
脱硫技术在国内的发展时间较长, 技术也比较成熟, 技术种类也有很多, 尤其是为了应对超低排放改造的需求, 各环保技术公司又对现有技术进行改造升级, 又形成了一批改进的脱硫技术。目前, 脱硫技术可以分为喷淋空塔技术及其改进技术、单塔双循环技术和串塔技术。
喷淋空塔技术为国内主流的脱硫技术, 虽然具体实现形式略有不同, 但大体相似。根据公司引进的AEE脱硫技术设计标准, 当烟气中SO2浓度在2 500mg/Nm3以下时, 直接使用该技术即可达到50mg排放标准。当烟气中SO2浓度在2 500mg/Nm3~ 6 000mg/Nm3之间时, 通过增加喷淋层、增大液气比、优化喷淋层及喷嘴设计等方式, 采用传统的喷淋塔也可以达到, 但吸收塔能耗较大。据了解, AEE的德国Bo A项目SO2 进口浓度设计值为6 000mg/Nm3, 采用常规喷淋空塔技术, 出口保证值小于50mg/Nm3。为了达到超低排放改造的目的, 有些公司又提出了托盘塔技术、旋汇耦合塔技术和湍流管栅塔。托盘塔是美国B&W公司的专利脱硫技术。B&W托盘塔的设计标准中未明确界定该技术的适用范围, 通过增加托盘可以提高喷淋空塔脱硫效率。旋汇耦合技术是基于三相紊流掺混的强传质机理, 利用气体动力学原理, 使气体 ( 带有固体微尘及有害气体) 与液体充分混合, 增大气液接触的比表面积, 从而大大提高脱硫除尘效率。旋流器是旋汇耦合脱硫技术的核心设备, 吸收液从上注入, 含SO2、灰尘的烟气从下部进入, 通过旋流器, 使烟气产生高速旋流并带动上部注入的吸收液共同高速旋转充分混合, 从而使气液接触的比表面积最大化。旋流器由布置在圆筒内的24 片呈斜30°~ 45°布置的叶片组成。湍流管栅塔是通过增加一层湍流层, 提高气液传质效率, 从而可以满足超低排放的排放标准, 该技术成熟, 脱硫效果好, 并且具有一定的节能作用, 因此在多家电厂得到了应用。
单塔双循环脱硫技术原是德国诺尔公司的一种石灰石- 石膏湿法脱硫技术。由于德国诺尔公司已经被FBE公司收购, 现在的双循环脱硫技术属FBE公司所有。系统特点是将一个吸收塔分成上下两段, 分别控制两段在不同的PH值下操作。上段 (上循环) p H控制在6 左右, 下段 (下循环) 控制p H在4.5 左右。这样, 在上循环段, 高p H值的浆液有利于SO2的吸收, 在下循环段, 低PH值的浆液有利于硫酸钙和亚硫酸钙的溶解, 利于亚硫酸钙氧化成为石膏。每个循环的控制都是独立的, 并且易于优化和快速调整。对于一些不利的运行工况, 比如燃料或负荷变化, 能够迅速反应。上下两段分别控制通过吸收塔内设置集液斗来实现。集液斗吊在吸收塔内, 底部通过管道将上循环浆液输送至AFT旋流塔。AFT旋流塔内为防止结构, 采用低浓度运行, 浆液密度不大于1 080kg/m³。
串塔技术是电厂为适应煤质条件改变而选择的双级处理技术。采用二级脱硫塔分级处理, 烟气首先经过预洗塔, 然后进入吸收塔, 处理达标后排入烟囱。双塔间采用强制循环, 运行p H值相同。串塔技术主要适用于燃烧高硫煤的电厂。
2.3 除尘技术
燃煤火电厂传统的除尘技术主要有干式电除尘技术、袋式除尘技术和电袋复合除尘技术, 为了满足超低排放的标准, 出现了干式电除尘技术的提效改造技术和湿式电除尘技术。
电除尘技术是利用强电场电晕放电使烟气电离、粉尘荷电, 在电场力的作用下将粉尘从烟尘中分离出来的技术[3]。该技术除尘效率高, 处理烟气量大, 可用于高温场合, 并且阻力较小, 但是投资较大, 除尘效率受比电阻影响。袋式除尘器是利用纤维状编织物做成的袋式过滤元件来捕集烟尘的技术, 与电除尘相比, 该技术对烟尘适应性较大, 受锅炉负荷变化影响也较小, 除尘效率也较高, 但是它阻力较大, 并且由于需要定期更换滤袋, 因此运行成本也较大。因此, 为了兼顾除尘效率和运行成本, 一些公司提出了电袋复合除尘技术, 烟气首先通过电除尘, 然后再经过袋式除尘器, 这种设计兼顾了两种除尘技术的优点, 并在一定程度上克服了两者的缺点, 具有较好的应用效果。该技术不仅适用于新建项目, 也适用于现有设备的提效改造, 具有较好的除尘效果, 并且较单独采用电除尘或者袋式除尘器投资较低。
为了满足超低排放对粉尘排放的要求, 除尘技术形成了两种技术路线, 一种是对传统除尘技术进行升级改造, 其典型代表是低低温电除尘技术。低低温电除尘技术是通过降低进入电除尘器的烟气温度, 从而降低烟尘比电阻, 从而提高除尘效率, 同时还可脱除吸附在灰尘中的汞和SO3。另外, 低低温电除尘器还改变了原有烟气粒径分布, 有利用提高脱硫塔的协同除尘性能[4]。目前, 在采用协同控制实现超低排放改造的电厂基本都采用了低低温电除尘技术。另一种是湿式电除尘技术。湿式电除尘器在国外已经有多年的应用, 主要用于脱除湿法脱硫后粉尘和石膏浆液滴, 实现粉尘的达标排放, 并且对汞和SO3也具有较好的脱除效果。湿式电除尘器与干式电除尘器原理相同, 在直流高压的作用下, 将其周围气体电离, 使粉尘或雾滴粒子表面荷电, 荷电粒子在电场力作用下向收尘极运动, 并沉积在收尘极上, 清灰方式多采用喷淋水流从集尘板顶端流下, 在集尘板上形成一层均匀稳定的水膜, 将板上颗粒带。湿式电除尘器根据极板材质不同, 大致可分为金属极板湿式电除尘、导电玻璃钢极板湿式电除尘和柔性极板湿式电除尘几种类型[5]。目前, 该技术在国内超低排放改造工程中也有很多应用。
3 超低排放改造技术路线对比分析及选择建议
目前, 燃煤电厂进行超低排放改造已经成为共识, 各大发电集团和发电厂都在积极进行超低排放改造。超低排放改造技术路线主要分为两种, 一种是基于末端治理技术, 一种是基于污染物协同脱除思路。前者主要是在脱硫塔后增加了湿式电除尘器, 该技术路线从长期运行来看, 技术稳定性较好, 并且除尘效果也较好, 但是由于湿式电除尘技术引进国内时间较短, 一些核心技术还没有完全国产化, 采用该技术投资成本较高, 同时在运行过程中耗水量也大, 还需要配置一套废水处理装置, 因此运行成本也相对较高。后者主要是增加低温电除尘器同时对脱硫塔进行升级改造, 提高脱硫塔协同脱除粉尘能力。该技术投资和运行成本相对较低, 从短期来看, 该技术可以满足超低排放改造的排放要求, 但是由于其除尘性能和脱硫塔以及锅炉运行情况有非常密切的关系, 因此当前面工况变化时, 对除尘效果影响较大, 并且其长期稳定运行效果还有待于进一步研究。
在基于对超低排放改造技术研究以及现场调研的基础上, 对燃煤电厂超低排放改造技术选择提供以下三点建议。
1) 在选择技术路线时, 要具体问题具体分析, 要根据电厂自身燃煤情况和机组情况来选择适合的超低排放改造技术。
2) 超低排放改造技术选择不仅要考虑技术的先进性, 同时要兼顾技术经济性, 尤其要选择具有节能潜力的超低排放改造技术。
3) 通过提高管理和运行水平, 作为超低排放改造的技术补充。为了实现超低排放的目的, 技术是主要方面, 但是管理和运行水平也是很重要的一方面, 不能把所有的问题都依托于技术手段实现, 如果在采用适当技术手段的情况下, 同时提高管理和运行水平, 超低排放改造会更加经济, 效果会更好。
4 结论
本文主要是对火电厂超低排放改造技术路线以及超低排放改造过程中采用的脱硝技术、脱硫技术和除尘技术进行了详细介绍和分析, 最后基于技术研究和现场调研分析, 对超低排放改造的技术路线进行了对比分析, 并且给出了几点超低排放改造的建议。希望本文的研究内容对燃煤火电厂超低排放改造技术路线的选择具有一定的参考意义。
参考文献
[1]高翔, 吴良祖, 杜振, 等.烟气多污染物协同脱除的研究[J].环境污染与防治, 2009 (12) :84-90.
[2]夏怀祥, 段传和, 等.选择性催化还原法烟气脱硝[M].北京:中国电力出版社, 2009.
[3]曲增杰, 赵丽妮.火电厂除尘技术的发展现状与技术改造建议[J].科技传播, 2012 (8) :109-111.
[4]崔占忠, 龙辉, 龙正伟, 等.低低温高效烟气处理技术特点及其在中国的应用前景[J].动力工程学报, 2012, 32 (2) :152-158.
燃煤电厂锅炉炉膛爆燃事故警示分析 第5篇
当炉膛内负压过高，超过了炉墙结构所承受的限度时，炉墙会向内坍塌，这种现象称为炉膛内爆。随着大容量机组的发展和除尘、脱硫设备的装设及高压头引风机的使用，增加了锅炉内爆的可能性。防止炉膛内爆发生的主要方法是在锅炉灭火和MFT动作后的初期提高炉膛驻留介质的质量，通常采取减缓燃料切断的速度(这与防止炉膛外爆相反)、增加送风量和减少引风量等措施。
炉膛外爆
锅炉炉膛爆炸是锅炉炉膛、对流竖井、烟道、引风机等内部积存的可燃性混合物突然同时被点燃的结果，即因爆燃而使烟气侧压力升高，造成炉墙结构破坏的现象，也称为炉膛外爆。锅炉炉膛爆炸又可分为点火爆炸、灭火后爆炸和运行中爆炸3种情况。
二、诱发炉膛爆炸的主要原因
理论分析和生产实践表明，发生炉膛爆炸需要3个必要条件：一是炉膛内存有可燃性燃料(可燃性气体或煤粉颗粒)；二是积存的燃料和空气混合物是爆炸性的，并达到了爆炸极限；三是具有足以点燃混合物的能源。3个条件缺一不可，否则不会发生炉膛爆炸事故。
炉膛内可燃性混合物的积存
运行人员操作顺序不当，设备或控制系统设计不合理，或者是设备和控制系统出现故障，都可能发生大量可燃物聚集在炉膛内的情况，当遇到符合发生燃料爆燃的点火能(炉膛温度)时，炉内积存的可燃物会突然被点燃，其火焰的传播速度很快，积存的可燃性混合物几乎同时被点燃，生成的烟气容积突然增大，一时来不及由炉膛排出，使得炉内压力骤增，超过了炉墙所承受的最大压力时便造成炉膛爆炸。
锅炉灭火或燃烧恶化
1、实践证明炉膛爆炸最常见的原因主要有以下几点
a、可燃气体爆燃
b、残存点火油引起的爆燃。
c、尾部积灰可燃物引起爆燃
2、可能引起炉膛爆炸的工况有以下几种
锅炉灭火、锅炉辅机发生故障突然停运、燃烧器切换、炉内严重结焦掉渣、燃料性质突然改变、炉膛压力大幅波动、燃烧恶化 应特别引起重视，做到尽早发现及时处理。
三、安全管理链接
在2015年印发的《防止电力生产事故的二十五项重点要求》（国能安全[2014]161号）中，指出了防止锅炉炉膛爆炸事故的要求 摘要如下： 防止灭火
1、当炉膛已经灭火或已局部灭火并濒临全部灭火时，严禁投助燃油枪、等离子点火枪等稳燃枪。当锅炉灭火后，要立即停止燃料（含煤、油、燃气、制粉乏气风）供给，严禁用爆燃法恢复燃烧。重新点火前必须对锅炉进行充分通风吹扫，以排除炉膛和烟道内的可燃物质。2、100MW及以上等级机组的锅炉应装设锅炉灭火保护装置。该装置应包括但不限于以下功能：炉膛吹扫、锅炉点火、主燃料跳闸、全炉膛火焰监视和灭火保护功能、主燃料跳闸首出等。
3、锅炉灭火保护装置和就地控制设备电源应可靠，电源应采用两路交流220V供电电源，其中一路应为交流不间断电源，另一路电源引自厂用事故保安电源。当设置冗余不间断电源系统、时，也可两路均采用不间断电源，但两路进线应分别取自不同的供电母线上，防止因瞬间失电造成失去锅炉灭火保护功能。
4、炉膛负压等参与灭火保护的热工测点应单独设置并冗余配置。必须保证炉膛压力信号取样部位的设计、安装合理，取样管相互独立，系统工作可靠。应配备四个炉膛压力变送器：其中三个为调节用，另一个作监视用，其量程应大于炉膛压力保护定值。
5、炉膛压力保护定值应合理，要综合考虑炉膛防爆能力、炉底密封承受能力和锅炉正常燃烧要求；新机启动或机组检修后启动时必须进行炉膛压力保护带工质传动试验。
6、加强锅炉灭火保护装置的维护与管理，确保锅炉灭火保护装置可靠投用。防止发生火焰探头烧毁、污染失灵、炉膛负压管堵塞等问题。
7、每个煤、油、气燃烧器都应单独设置火焰检测装置。火焰检测装置应当精细调整，保证锅炉在高、低负荷以及适用煤种下都能正确检测到火焰。火焰检测装置冷却用气源应稳定可靠。
8、锅炉运行中严禁随意退出锅炉灭火保护。因设备缺陷需退出部分锅炉主保护时，应严格履行审批手续，并事先做好安全措施。严禁在锅炉灭火保护装置退出情况下进行锅炉启动。
9、加强设备检修管理，重点解决炉膛严重漏风、一次风管不畅、送风不正常脉动、直吹式制粉系统磨煤机堵煤断煤和粉管堵粉、中储式制粉系统给粉机下粉不均或煤粉自流、热控设备失灵等。
10、加强点火油、气系统的维护管理，消除泄漏，防止燃油、燃气漏入炉膛发生爆燃。对燃油、燃气速断阀要定期试验，确保动作正确、关闭严密。
11、锅炉点火系统应能可靠备用。定期对油枪进行清理和投入试验，确保油枪动作可靠、雾化良好，能在锅炉低负荷或燃烧不稳时及时投油助燃。
12、在停炉检修或备用期间，运行人员必须检查确认燃油或燃气系统阀门关闭严密。锅炉点火前应进行燃油、燃气系统泄漏试验，合格后方可点火启动。
13、对于装有等离子无油点火装置或小油枪微油点火装置的锅炉点火时，严禁解除全炉膛灭火保护：当采用中速磨煤机直吹式制粉系统时，任一角在180s内未点燃时，应立即停止相应磨煤机的运行；对于中储式制粉系统任一角在30s内未点燃时，应立即停止相应给粉机的运行，经充分通风吹扫、查明原因后再重新投入。
14、加强热工控制系统的维护与管理，防止因分散控制系统死机导致的锅炉炉膛灭火放炮事故。
锅炉低于最低稳燃负荷运行时应投入稳燃系统。煤质变差影响到燃烧稳定性时，应及时投入稳燃系统稳燃，并加强入炉煤煤质管理。
防止锅炉严重结焦
1、加强氧量计、一氧化碳测量装置、风量测量装置及二次风门等锅炉燃烧监视调整重要设备的管理与维护，形成定期校验制度，以确保其指示准确，动作正确，避免在炉内形成整体或局部还原性气氛，从而加剧炉膛结焦。
2、采用与锅炉相匹配的煤种，是防止炉膛结焦的重要措施，当煤种改变时，要进行变煤种燃烧调整试验。
3、应加强电厂入厂煤、入炉煤的管理及煤质分析，发现易结焦煤质时，应及时通知运行人员。
4、加强运行培训和考核，使运行人员了解防止炉膛结焦的要素，熟悉燃烧调整手段，避免锅炉高负荷工况下缺氧燃烧。
5、运行人员应经常从看火孔监视炉膛结焦情况，一旦发现结焦，应及时处理。
6、大容量锅炉吹灰器系统应正常投入运行，防止炉膛沾污结渣造成超温。
7、受热面及炉底等部位严重结渣，影响锅炉安全运行时，应立即停炉处理。
防止锅炉内爆
1、单机容量600MW及以上机组或采用脱硫、脱硝装置的机组，应特别重视防止机组高负荷灭火或设备故障瞬间产生过大炉膛负压对锅炉炉膛及尾部烟道造成的内爆危害，在锅炉主保护和烟风系统连锁保护功能上应考虑炉膛负压低跳锅炉和负压低跳引风机的连锁保护；机组快速减负荷(RB)功能应可靠投用。
2、加强引风机、脱硫增压风机等设备的检修维护工作，定期对入口调节装置进行试验，确保动作灵活可靠和炉膛负压自动调节特性良好，防止机组运行中设备故障时或锅炉灭火后产生过大负压。
3、运行规程中必须有防止炉膛内爆的条款和事故处理预案。更多详细要求见《防止电力生产事故的二十五项重点要求》（国能安全[2014]161号）
四、注意事项 运行注意事项
造成炉膛爆燃的原因和现象是多样化的，运行操作人员必须予以高度重视。结合我厂实际情况，为防止锅炉爆燃事故提出以下注意事项：
1、锅炉点火前各项连锁保护试验合格，正常投入（炉膛吹扫、锅炉点火、主燃料跳闸、炉膛灭火保护、主燃料跳闸首出、锅炉总风量、磨启动条件等），炉膛负压、总风量等仪表投入，保护退出需经公司总工批准。
2、锅炉点火前火检风机投入运行，火焰监视系统正常投入。
3、锅炉点火前A、D磨加大矿煤，磨煤机充分暖磨，5只等离子不能正常投运，禁止启动制粉系统。
4、点火失败，按规定风量吹扫5分钟以上方可再次点火。
5、锅炉启动期间空预器及脱硝催化剂吹灰投入，防止尾部二次燃烧。
6、锅炉启动期间等离子清焦，要关闭对应等离子燃烧器一次风气动关断门，防止对应燃烧器燃烧不充分。
7、锅炉启动期间如出现煤火检强度偏弱或闪烁，炉膛负压波动大等异常情况，要及时分析。确因燃烧不稳且燃烧不能很快改善，要果断停炉，防止延误造成锅炉爆燃或尾部二次燃烧。
8、锅炉运行期间做好总风量、氧量等参数控制，禁止缺氧燃烧，以防燃烧不充分造成锅炉结焦、尾部二次燃烧等。
9、锅炉运行期间做好二次风配风调整，保证锅炉燃烧充分稳定，注意对各层燃烧器定期观火检查。
10、锅炉运行期间一次风机操作和启停磨操作要缓慢，以防一次风压大幅波动造成燃烧不稳。
11、锅炉运行期间要定期对锅炉吹灰，并检查每只吹灰器运行正常。
12、锅炉运行期间重视飞灰的取样和化验工作，如飞灰含碳量异常增大，要及时查找原因并采取相应措施，防止造成尾部二次燃烧。
13、锅炉低负荷或燃烧不稳，要及时投入等离子助燃。
14、锅炉灭火，要立即切断煤粉供应（关闭磨煤机出口5只气动关断门和磨煤机冷、热风气动隔绝门），防止燃料进入发生爆燃（发生锅炉灭火后的处理中，运行人员往往更注重恢复操作而忽视对进入炉膛的燃料是否切除的检查，这就可能引发爆燃事故）。
15、锅炉灭火，严禁用爆燃法恢复燃烧。需按吹扫条件规定的顺序、风量、时间吹扫后方可进行下一步工作，严禁跳过吹扫程序点火。
16、锅炉灭火，应立即减小引风机出力或加大送风机出力，控制炉膛负压不剧烈波动（目前引风机出力较大，锅炉灭火后炉膛负荷较大，要严防锅炉发生内爆）。
17、锅炉正常停运，一般吹扫15分钟以上停运送、引风机运行。
18、启动炉油枪雾化效果较差，炉膛及尾部烟道积油情况较严重，尤其要注意炉膛吹扫。每次点火前锅炉吹扫10分钟以上，点火试验后最少吹扫半小时以上，如运行时间较长，要延长吹扫时间。
19、启动炉点火后，要结合炉膛压力、就地观火孔检查油枪确已点燃，不能只通过PLC画面判断油枪运行情况，以免炉膛积油。
20、启动炉运行时要控制油枪油压正常、稳定，定期检查烟囱冒烟情况。如烟囱冒黑烟，则油枪雾化差，要及时停运检查，以防爆燃。
21、为防止启动炉内油气聚集，启动炉停运后打开送风机风门通风。
近期掺烧注意事项
火电厂燃煤 第6篇
关键词：电力；火电厂燃料库存
中图分类号：F270 文献标识码：A 文章编号：1674-7712 （2012） 16-0109-01
一、火电厂燃煤库存现状研究
由于燃煤资源具有极强的地域特征，不可能实现随到随用。为了保证企业生产的可持续性，火电企业必须要有一定数量的燃料库存，通常其库存一般分为经常库存、保险库存、季节性库存三个部分。各种库存的定额要以既能保证生产需要，又不至积压为原则。库存量过多，不仅影响电厂资金周转，而且增加贮存损耗；库存量过少则难以调节和保证企业的生产，直接威胁到企业的生存。
火电厂的燃煤库存具有持续性、复杂性、波动性等多种特征，库存管理具有一定的难度，面临着缺煤的风险和国家严禁缺煤发生的两难局面。因此，多数企业采取最为保守的方法——囤积燃煤，最大限度规避缺煤风险。这势必伴随着巨额的成本投入。根据火电厂的运营特点和燃煤原料生产特点，通过科学的方法建立一套燃煤库存管理模型，寻找控制企业库存和企业成本的最佳平衡点。
二、系统动力学原理及Vensim软件
（一）系统动力学。系统动力学（System Dynamics）用于分析研究信息反馈系统，它通过研究系统内部各因素之间的因果关系，建立系统的结构模型，定性的分析信息反馈与系统结构、功能和行为之间的因果关系，并借助计算机实现其仿真模拟客观系统的功能，对系统进行定量研究。进而加深对系统内部各要素之间的关系、系统的结构和其动态行为的研究与认识，并进行改善系统的行为。
（二）VENSIM建模工具。VENSIM是一个基于视窗界面的系统动力学建模工具，提供了功能强大的图形编辑环境。在构建完成包含水平变量、辅助变量、常量、箭头等要素在内的因果反馈环之后，通过使用VENSlM提供的便捷易用的公式编辑器，生成完整的模拟模型。
三、应用VENSIM软件建立火电厂燃煤库存模型
（一）问题描述。火电厂燃煤原材料进货主要根据库存信息调整采购计划。由于原材料消耗很大，所以库存信息和采购计划变动非常频繁。当库存量较多时，如果市场上煤炭价格较低，仍然可以继续采购，以备以后的燃料需求；当库存量较少时，为了保证电厂正常发电的燃料供给，不论市场上煤炭的价格如何，都要进货。
[作者简介]陈燕（1974-），女，贵州贵阳人，贵阳学院数学与信息学院教师，硕士，副教授，主要从事计算机建模与仿真研究。
火电厂燃煤 第7篇
燃煤火电厂是耗能、耗水和排污大户。为了减少用水消耗、降本增效, 胜利油田胜利电厂开展了专题研究。通过生产区域的水平衡测试, 了解了全厂各系统的用水情况, 并进行检测分析、采取了一系列技术和管理措施, 使发电水耗由2007年的3.59kg/kW·h下降到2012年的2.69kg/kW·h, 成效显著。
一、各类用水消耗分析
1. 循环冷却水系统
汽机凝结器采用闭式循环冷却系统, 通过通风冷却塔来冷却水温, 其水耗由排污、蒸发及风吹损失3部分组成, 其中蒸发损失最大。
(1) 蒸发损失
通风冷却塔的蒸发损失按下式计算:
式中:Pe———蒸发损失水量占冷却水量的百分比, %;
Δt———冷却水进出水温差, ℃;
K——与环境大气温度有关的系数 (表1) , ℃-1。
本项水损失主要由大气环境温度决定, 气温越高蒸发损失越大。据统计, 该厂一期两台220MW机组仅夏季蒸发损失就达700m3/h。
(2) 风吹损失
通风冷却塔安装除水器可使风吹损失降至0.1%以内, 当冷却水流量变大时, 风吹损失水量相应加大, 本例风损量约为50m3/h。
(3) 排污损失
因为大多数电厂都将循环冷却水系统的排污水用于锅炉侧的冲渣排灰, 故排污损失可忽略不计。
2. 工业用水系统
(1) 各类表面冷却器
该电厂各类表面冷却器的用水由循环水供给, 回水返回冷却塔。该项用水虽然对水质要求不高, 但用量较大。
(2) 转动机械轴承
引风机、送风机、排粉机、磨煤机、一次风机和各种泵等, 这些系统的冷却用水和其他用水由循环水系统供给, 回水至综合水池 (用于锅炉冲渣) 。这部分水量较小, 要求水中碳酸盐硬度小于5mol/L, pH为6.5～9.6, 悬浮物小于50～100mg/L。
(3) 汽轮机主给水泵机械密封等
一般冷却用水量较小 (应用凝结水) , 回水至凝结器。
3. 锅炉补充水 (除盐水) 消耗
正常水汽循环损失为全厂锅炉蒸发量的2%, 其中排污为1%, 加之澡堂洗浴及冬季热网用汽 (水) 等原因, 全年全厂机组补水率在3%左右。
4. 锅炉除渣排灰用水消耗
冲渣、除灰系统用水与除尘方式及灰渣量等因素有关, 该厂原设计采用电除尘器、低浓度水力冲渣除灰系统, 其灰水比一般超过1:18, 年耗水量达700万m3, 是该厂第二大耗水点。
5. 新增脱硫系统用水消耗
锅炉脱硫系统为2009年建成投运, 脱硫系统用水主要是补充制浆用水和管道系统冲洗用水。按照设计要求, 整个脱硫系统的耗水量主要是烟气带走的水量和石膏含水量, 大约为230m3/h。投产初期, 耗水量达到490m3/h, 2010年前5个月与2009年同比期相比耗水量和水费支出都有较大上升。
二、措施的制定与实施
1. 变换锅炉冲渣方式, 减少排渣用水量
该厂锅炉原设计为水力冲渣, 即锅炉排渣在冲渣泵高压水的冲动下沿渣沟进入渣浆池, 通过渣浆泵打至储灰场。该生产工艺灰水比低、用水量大, 如果减少水量, 会造成泵和排渣管堵塞。为解决这个矛盾, 在锅炉的原灰渣池前增建了沉渣池, 锅炉的冲渣水经沉渣池沉淀后再进入灰渣池, 由排渣泵打至储灰场, 沉淀后的炉渣用捞渣机捞出外卖;在二期2×300MW机组锅炉冷灰斗捞渣机的前端加接输送机, 将炉渣输送到锅炉房外的脱水仓, 捞出外卖。
措施实施后, 节约冲渣水量大约36万m3/年, 同时减轻了对排渣泵及管道的磨损, 延长了其使用寿命, 减少了维修费用, 节能降耗效果明显。
2. 除尘器改为气力排灰
该厂一期2×200MW机组锅炉除灰系统原设计为水力除灰, 其主要工作流程是将除尘器收集下的粉煤灰按一定比例与水混合后形成浆液流至一期渣浆池, 通过灰浆泵输送至灰场。水力排灰耗水量大、电耗高, 回收利用价值低。随着国家对土烧砖的禁止和粉煤灰制作建筑材料技术的成熟, 粉煤灰的用途和需求量越来越大。为此, 2010年底将2×220MW机组由原设计的水力除灰方式改为气力排灰, 干灰送至附近的建材厂, 制作水泥、空心砖、汽块砖等。
改造后, 每年节水减排208万m3, 减少了各级泵站的电耗和管道的磨损、结垢及检修费用, 提高了粉煤灰利用价值和范围, 同时避免了扬尘对环境的污染, 延长了灰场的使用年限。
3. 优化冷水塔淋水均衡配水, 增强热交换
一期2×200MW机组扩容改造为2×220MW后, 每台每年发电量增加1.5亿kW·h, 排入凝结器的蒸汽量增加28万m3 (机组冷却循环水量增加1 000万m3) , 真空度降低。要保持原来的真空度, 就需提高循环水泵的出力、增大循环水流量, 但改造投资很大。
鉴于机组循环冷却水塔存在由于淋水不均造成冬季结冰、夏季换热效率低的问题, 提出了优化冷却塔配水布置、提高换热效率的技术方案, 将配水系统母管 (选用准315mm和准200mm两种型号) 加以延伸, 用于塔壁外区;增加外围淋水量, 增加喷溅装置244套, 喷溅装置喷嘴口径采用准32mm, 外围配水淋水密度达到7.1t/m2。使内围配水流向中、外围, 达到冷却塔内的气水比均衡, 冷却塔的冷却能力得到充分发挥。
水塔喷淋装置优化后, 降低冷却循环水温1.5℃, 相当于每年增加5 000万m3循环水流量, 在满足机组增容后真空需要的同时, 年节水20万m3, 冷却塔改造前后的参数对比见表2。
4. 废水回收的降级再用
生活污水、工业废水及锅炉冲渣水分别经污水泵、灰渣泵排到电厂灰场, 经过自然沉淀、澄清和芦苇生化处理, 到达排水口处已基本达到锅炉冲渣水质的要求。为此, 在灰场排水末端安装了回收水泵, 每天回收6 000～8 000m3用于锅炉渣井水封和冲渣。
另外, 化学车间有两套制水设备, 平均两天再生一次, 每次产生的正洗废水通过地沟排至综合水池。经化验得知, 正洗废水的含盐量小于原水含盐量, 因此对现有各离子交换器的正洗排水门进行改造。通过在排水门前将正洗排水管串连导入反洗水箱, 从反洗水箱出口用管道联至反洗水泵, 反洗水泵将其送入过滤器, 替代部分原水制取除盐水, 此项改造每年可回收正洗水3.6万m3。
5. 加强新上脱硫系统的用水管理
锅炉脱硫系统投运后, 发电用水量急剧增加。通过对设备系统进行改造和运行方式优化, 完善了脱硫系统的用水计量系统和用水考核定额。根据脱硫工艺流程和用水单元的特点, 新增了循环水至脱硫工艺水、清水泵至脱硫工艺水、脱硫公用区工艺水和石膏冲洗水等12台流量计, 多种措施并用, 使脱硫用水量下降, 目前基本控制在240m3/h以内, 年节水约160万m3。
通过上述系列的技术与管理措施, 在不影响机组安全稳定运行的前提下, 该厂发电的用水消耗和发电用水总量及水费大幅度下降, 各项指标见表3。
三、结语
辽宁某燃煤火电厂电除尘器改造研究 第8篇
2003年国家环保总局颁布了强制性《火电厂大气污染物排放标准》 (GB 13223-2003) , 根据此标准, 辽宁某电厂1号、2号锅炉属于第Ⅱ时段, 烟尘排放浓度不得超过50mg/Nm3 (α=1.4) 。
随着电力的发展, 针对电厂污染物排放的《火电厂大气污染物排放标准》 (GB 13223-2011) 已发布, 现有电厂将在2014年执行, 按照新标准, 烟尘排放浓度均不得超过30mg/Nm3 (α=1.4) 。该电厂现有机组现有的烟尘排放浓度经实测电除尘器排放浓度达到了50mg/Nm3以上, 对锅炉尾部烟道及引风机通流部件造成严重磨损, 影响锅炉的正常运行, 也对引风机的寿命造成影响。
如果要保证风机设备和后续脱硫设备的安全稳定运行要求, 拟改造的除尘器出口排放烟尘浓度应不应超过30mg/Nm3。
为此该电厂将1#、2#机组电除尘改造作为重要改造项目, 于2013年11月开始先后对1#、2#机组大修时进行此项改造工作。
2 锅炉系统现状
2.1 锅炉技术参数
2台350MW燃煤机组锅炉型式:亚临界参数汽包炉, 采用自然循环、一次中间再热、四角切向燃烧方式、单炉膛平衡通风、固态排渣、全钢悬吊结构、运转层以上紧身封闭的П型燃煤锅炉。
2.2 锅炉现状烟气排放情况
锅炉烟气经过脱硝、电除尘、湿法脱硫等处理措施后, 经过240m高的烟囱达标排放。目前, 电除尘器除尘效率为99.5%, 湿法脱硫工艺除尘效率为50%。本项目仅进行电除尘器部分的除尘改造。
2.3 现有电除尘器基本情况
每台锅炉配置两台双室4电场电除尘器, 单台除尘器通流面积256m2, 总有效截面积512m2, 比集尘面积87.33m3/m2/s, 设计效率99.5%, 入口烟尘浓度25.67g/Nm3 (设计煤种) 和20.19g/Nm3 (校核煤种) 。
按照设计的电除尘器入口浓度和设计效率, 除尘器出口烟尘<100 mg/Nm3, 经过湿法脱硫以后, 烟尘排放浓度是可以满足现行的排放标准的 (标准为50mg/Nm3) 。
3 电袋复合式除尘器
3.1 电袋复合式除尘器的原理
电除尘区在烟气中起到预除尘及荷电功能, 对改善进入袋区的粉尘工况起到重要作用。通过预除尘可以降低滤袋烟尘浓度, 降低滤袋阻力上升率, 延长滤袋清灰周期, 避免粗颗粒冲刷, 分级烟灰等, 最终达到节能及延长滤袋寿命;通过荷电作用可使大部分带有相同极性的粉尘相互排斥, 少数不同荷电粉尘由细颗粒凝并成大颗粒, 使得沉积到滤袋表面的粉尘颗粒之间有序排列, 形成的粉尘层透气性好, 空隙率高, 剥落性好。所以电袋复合式除尘器利用荷电效应减少除尘器的阻力, 提高清灰效率, 从而设备的整体性能得到提高。
在电袋复合除尘器中, 烟气从进口喇叭进入前级电除尘区, 烟尘在电场电晕电流作用下荷电, 大部分被电场收集下来, 少量已荷电未被捕集粉尘随烟气均匀缓慢进入后级布袋除尘区, 被滤袋过滤后达到净化目的。在除尘机理中, 电除尘区在电袋复合技术原理中起到两个重要作用:
3.1.1
根据多维奇公式, 电除尘第一电场具有除尘效率最高特点, 其效率达80%以上。当大量烟尘被电场收集后, 烟气进入布袋除尘区含尘浓度只有20%以下, 颗粒粒径小。除尘作用改善了滤袋工作条件, 从而降低滤袋阻力、延长清灰周期、延长滤袋寿命。实际工程应用中, 电场启停明显影响运行阻力变化。
3.1.2
电场在电离时同时产生大量负离子和少量正离子。负离子荷电粉尘之间引起相互排斥, 粉尘在滤袋表面堆积规则有序、结构“蓬松”;另外有一部分正离子荷电粉尘与负离子荷电粉尘之间相互吸引、凝并而加大粒径。粉尘在两种极性荷电作用下, 提高粉层透气性、提高清灰效率、提高微细粒子 (小于PM10) 捕集效率并防止细粉层堵塞滤孔, 使滤袋具有高效、低阻功效。
3.2 电袋复合式除尘器的优势
目前国内电袋复合式除尘器已成为主流。布袋除尘器虽然可以达到与电袋相同的排放效果, 但其运行阻力、功耗、滤袋寿命方面都存在问题。采用电袋除尘器, 无论在阻力、滤袋破损率 (清灰周期较长) 、滤袋更换费用、改造一次性投资等方面, 均比采用布袋除尘器有优势。
由于本工程保留两个电场时, 布袋区布置不下, 因此, 本项目推荐采用电袋复合式除尘器 (1电1布式) 。
电袋除尘技术的主要选型参数是处理烟气量和温度, 一般情况下燃煤锅炉的烟气性质相似, 主要不同在于烟气量大小, 大小机组除尘器仅仅是横向列室的布置数量不同, 所以本项目应用电袋复合式除尘器不存在技术风险。电袋复合式除尘器在国内已取得了丰富的运行经验, 应用取得比较好的效果, 烟尘排放浓度可以稳定在30mg/Nm3以下, 除尘器阻力在800Pa以下。
4 电袋复合除尘器改造方案
4.1 改造方案
该电厂保留现有电除尘器四个电场中的一电场, 改造后三个电场为布袋, 从而形成整体结构的电袋复合除尘器, 改造范围在原有除尘器进出口喇叭法兰内。采用整体式电袋结构, 在原除尘器范围内进行改造, 不增加纵向、横向柱距, 不增加土建工作量及输灰设备。方案上保留原除尘器第一电场阴阳极及高低压设备, 并对其进行检修, 拆除第二、三、四电场阴阳极及高低压设备, 其空间布置滤袋区及清灰系统, 清灰系统采用低压行脉冲长袋技术。
为保证电袋除尘器有足够的除尘效率, 除尘器的袋区空间必须能够保证袋区在选取的过滤风速下有足够的过滤面积。袋除尘区选择1.00m/min的过滤风速, 除尘器实现出口排放浓度≤30mg/Nm3、本体阻力≤800Pa、滤袋设计寿命4年以上的性能指标。
4.2 改造前、后电袋除尘器各参数对比
5改造后的污染物排放情况变化
根据该电厂现有的装置排放数据及拟建电袋复合除尘器理论技术参数, 预测除尘器改造前后烟尘排放情况如下:
(注:1锅炉运行小时数按6000h计算。2改造后45g/Nm3为设计最大极限浓度。3改造后的总排放浓度采用排放标准限值30mg/Nm3。)
由上表可以看出, 改造后废气污染物烟尘的排放浓度能够满足《火电厂大气污染物排放标准》 (GB13223-2011) 中标准要求。
电除尘器改造工程实施后, 全厂废气烟尘污染物变化情况见表3。
以上比较可以看出, 本项目实施后, 该电厂烟尘排放量有大幅削减。
6 结语
该电厂采用电袋工艺方案可以从根本上解决烟尘浓度过高的问题。对于该项目来说采用电袋复合除尘器 (1电1布) 是最简洁和可靠的。改造完成后, 该电厂的烟烟尘排放状况能够满足2014年执行的《火电厂大气污染物排放标准》 (GB 13223-2011) , 减少了对环境的污染。
参考文献
[1]环境保护部, 国家质量监督检验检疫总局.火电厂大气污染物排放标准GB13223—2011[S].北京:中国标准出版社, 2011.
浅析燃煤电厂脱硫技术 第9篇
脱硫方法可划分为燃烧前脱硫、炉内脱硫和烟气脱硫三类。
1 燃烧前脱硫
燃烧前脱硫就是在煤燃烧前把煤中的硫成分脱除掉, 燃烧前脱硫技术主要有物理洗选煤法、化学洗选煤法、煤的气化和液化等。物理洗选煤法脱硫最经济, 但只能脱无机硫;生物、化学法脱硫不仅能脱无机硫, 也能脱除有机硫, 但生产成本昂贵, 距工业应用尚有较大距离。燃烧前脱硫技术中物理洗选煤技术已成熟, 煤的气化和液化还有待于进一步研究完善。我国当前的煤炭入洗率较低, 大约在20%左右, 而美国为42%, 英国为94.9%, 法国为88.7%, 日本为98.2%。提高煤炭的入洗率有望显著改善燃煤造成的二氧化硫污染。然而, 物理选洗仅能去除煤中无机硫的80%, 占煤中硫总含量的15%~30%, 无法满足燃煤二氧化硫污染控制要求, 故只能作为燃煤脱硫的一种辅助手段。煤燃烧前的脱硫技术虽然还存在着各种各样的问题, 但是其优点是能够同时去除灰分, 减轻运输量, 降低锅炉内部的玷污和磨损, 减少电厂灰渣的处理量, 还可回收部分硫资源。
2 炉内脱硫
在我国采用的燃烧过程中的脱硫技术主要有两种:型煤固硫和流化床燃烧脱硫技术。
2.1 型煤固硫技术:
将不同的原料经筛分后按一定比例配煤, 粉碎后同经过预处理的粘结剂和固硫剂混合, 经机械设备挤压成型及干燥, 即可得到具有一定强度和形状的成品工业固硫型煤。固硫剂主要有石灰石、大理石、电石渣等, 其加入量视含硫量而定。燃用型煤可大大降低烟气中二氧化硫、一氧化碳和烟尘浓度, 节约煤炭, 经济效益和环境效益相当可观, 但工业实际应用中应解决型煤着火滞后、操作不当会造成的断火熄炉等实际问题。
2.2 流化床燃烧脱硫技术:
循环流化床锅炉采用炉内添加石灰石进行脱硫, 把煤和吸附剂加入燃烧室的床层中, 从炉底鼓风使床层悬浮进行流化燃烧, 形成了湍流混合条件, 延长了停留时间, 从而提高了燃烧效率。其反应过程是煤中硫燃烧生成二氧化硫, 同时石灰石煅烧分解为多孔状氧化钙, 二氧化硫到达吸附剂表面并反应, 从而达到脱硫效果。流化床燃烧脱硫的主要影响因素有钙硫比, 煅烧温度, 脱硫剂的颗粒尺寸孔隙结构和脱硫剂种类等。在Ca/S摩尔比为2时, 通过对锅炉进行合理运行及控制燃煤、石灰石粒度, 一般脱硫效率可达到90%左右。石灰石加入锅炉后被加热煅烧, 热解为Ca O和CO2, 这一过程可以简单地用以下反应式表示:
3 常规烟气脱硫技术
燃煤的烟气脱硫技术是当前应用最广、效率最高的脱硫技术。对燃煤电厂而言, 在今后一个相当长的时期内, FGD将是控制SO2排放的主要方法。目前国内外火电厂烟气脱硫技术的主要发展趋势为:脱硫效率高、装机容量大、技术水平先进、投资省、占地少、运行费用低、自动化程度高、可靠性好等。
3.1 干式烟气脱硫工艺
该工艺用于电厂烟气脱硫始于20世纪80年代初, 与常规的湿式洗涤工艺相比有以下优点:投资费用较低;脱硫产物呈干态, 并和飞灰相混;无需装设除雾器及再热器;设备不易腐蚀, 不易发生结垢及堵塞。其缺点是:吸收剂的利用率低于湿式烟气脱硫工艺;用于高硫煤时经济性差;飞灰与脱硫产物相混可能影响综合利用;对干燥过程控制要求很高。
3.1.1 喷雾干式烟气脱硫工艺:
喷雾干式烟气脱硫 (简称干法FGD) , 最先由美国JOY公司和丹麦Niro Atomier公司共同开发的脱硫工艺, 20世纪70年代中期得到发展, 并在电力工业迅速推广应用。该工艺用雾化的石灰浆液在喷雾干燥塔中与烟气接触, 石灰浆液与SO2反应后生成一种干燥的固体反应物, 最后连同飞灰一起被除尘器收集。我国曾在四川省白马电厂进行了旋转喷雾干法烟气脱硫的中间试验, 取得了一些经验, 为在200~300MW机组上采用旋转喷雾干法烟气脱硫优化参数的设计提供了依据。
3.1.2 粉煤灰干式烟气脱硫技术:
日本从1985年起, 研究利用粉煤灰作为脱硫剂的干式烟气脱硫技术, 到1988年底完成工业实用化试验, 1991年初投运了首台粉煤灰干式脱硫设备, 处理烟气量644 000 Nm3/h。其特点:脱硫率高达60以上, 性能稳定, 达到了一般湿式法脱硫性能水平;脱硫剂成本低;用水量少, 无需排水处理和排烟再加热, 设备总费用比湿式法脱硫低1/4;煤灰脱硫剂可以复用;没有浆料, 维护容易, 设备系统简单可靠。
3.2 湿法FGD工艺
世界各国的湿法烟气脱硫工艺流程、形式和机理大同小异, 主要是使用石灰石 (Ca CO3) 、石灰 (Ca O) 或碳酸钠 (Na2CO3) 等浆液作洗涤剂, 在反应塔中对烟气进行洗涤, 从而除去烟气中的SO2。该法的主要特点:a.系统稳定可靠, 效率高, 一般可达95%以上, 工业化应用广泛;b.烟气处理量大, 煤种适应性强, 对高硫煤大容量机组优势突出;c.吸收剂价廉、易得且利用率高, 钙硫比一般在1.03左右;d.对除尘器没有影响, 对粉煤灰的品质没有影响;e.副产品为二水石膏, 便于利用;f.投资大, 占地面积大, 耗水量相对较大, 有少量污水排放;g.副产品品质要求高, 要求除尘器效率高。世界各国 (如德国、日本等) , 在大型火电厂中, 90%以上采用湿式石灰/石灰石-石膏法烟气脱硫工艺流程。
在湿法工艺中, 烟气的再热问题直接影响整个FGD工艺的投资。因为经过湿法工艺脱硫后的烟气一般温度较低 (45℃) , 大都在露点以下, 若不经过再加热而直接排入烟囱, 则容易形成酸雾, 腐蚀烟囱, 也不利于烟气的扩散。所以湿法FGD装置一般都配有烟气再热系统。目前, 应用较多的是技术上成熟的再生 (回转) 式烟气热交换器 (GGH) 。GGH价格较贵, 占整个FGD工艺投资的比例较高。近年来, 日本三菱公司开发出一种可省去无泄漏型的GGH, 较好地解决了烟气泄漏问题, 但价格仍然较高。前德国SHU公司开发出一种可省去GGH和烟囱的新工艺, 它将整个FGD装置安装在电厂的冷却塔内, 利用电厂循环水余热来加热烟气, 运行情况良好, 是一种十分有前途的方法。
目前火电机组应用最多的是燃烧后脱硫, 其中石灰石-石膏法占目前现有脱硫工艺技术的70%, 其它工艺随技术的进步, 如氨碱法、再生吸收剂、等离子体烟气脱硫技术、炉内喷吸收剂加尾部增湿活化法和煤气化联合循环等脱硫技术也逐渐被较多地应用。
摘要：根据我国能源及火电厂SO2排放现状, 提出火电厂开展脱硫工作和选择脱硫技术的必要性及紧迫性, 并针对燃烧前、燃烧中及燃烧后三个过程中的主要脱硫技术进行详细分析。
关键词：脱硫技术,燃煤电厂,烟气脱硫
参考文献
[1]王志轩.火电厂二氧化硫控制问题及对策[J].纵深, 2006, 9 (10) .
火电厂燃煤 第10篇
2005年11 月1 日国家环保部门颁布了《污染源自动监控管理办法》 (以下简称《办法》) , 《办法》规定火力发电厂必须安装烟气排放连续监测系统 (CEMS) , CEMS装置已成为燃煤火电厂环保设施的重要组成部分。CEMS监测数据作为环保部门排污许可证发放、污染源监督执法、排污费征收和减排总量核查的主要依据。
2014 年9 月, 发改委、环保部和能源局发布了发改能源 (2014) 2093号文, 制定了《煤电节能减排升级与改造行动计划 (2014-2020 年) 》, 即对现有及新增燃煤电厂改造后要求大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机排放限值, 二氧化硫、氮氧化物和颗粒物排放限值分别为35mg/m3、35mg/m3和5mg/m3。严格的环保标准对CEMS装置数据的准确性提出了更高的要求。
1 烟气在线监测系统简介
烟气排放连续监测系统 (Continuous emission monitoring systems for flue gas) 简称CEMS, CEMS装置作为燃煤火电厂环保设施的一部分, 用来测定锅炉燃烧后的外排烟气中的污染源颗粒物和气态污染物浓度, 并对污染物排放总量进行连续自动监测。CEMS装置将污染物监测数据和信息传送到环保主管部门;CEMS监测数据同时也对燃煤火电厂脱硝、电除尘和脱硫等环保设施的运行进行优化控制、监控和管理;以提高环保设施的效率。CEMS监测数据已经成为检验环保实施运行效果的重要参考依据。
燃煤火电厂烟气在线监测系统仪表监测项目:
1) 机组锅炉SCR脱硝系统反应器入口监测NOX、O2的浓度;SCR脱硝系统反应器反应器出口监测NOX、O2、NH3的浓度;
2) 机组脱硫系统入口监测SO2、O2浓度, 并应根据现场机组工艺流程监控和地方环保部门要求增加其他参数监测;
3) 机组烟气污染物排放监测项目至少包括:SO2、NOX、O2、烟尘、烟气温度、流量压力、湿度 (图1) 。
烟气排放连续监测系统由颗粒物监测子系统、气态污染物监测子系统、烟气排放参数监测子系统、数据采集和处理子系统四个部分组成。它能够监测并计算出瞬时、当天及月、一年的积累值, 提供环境保护部门要求的数据报表, 还可以辅助控制除尘、脱硫设备, 具有优化燃烧的作用。烟气排放连续监测系统组成示意图见图2:
2 在线监测数据分析
火电厂污染物排放主要监控锅炉燃煤后的烟气经脱硝、除尘、脱硫处理后的废气污染物中的颗粒物污染物和气态污染物。我国目前主要监控废气污染物中的二氧化硫、氮氧化物、烟尘三个参数。
CEMS装置现场安装一般由烟道上的取样测量装置、烟气预处理装置、仪表电控装置装置、数据采集及处理装置等构成。二氧化硫和氮氧化物分析仪测量气态污染物中的二氧化硫和氮氧化物浓度, 烟尘测量仪测量污染中的颗粒物浓度。二氧化硫分析仪、氮氧化物分析仪、烟尘仪测量的数据分两路传输;一路以4-20m A送到机组DCS控制系统, DCS系统将数据传输PI系统, 用于企业自身对烟气污染物的监控, 同时此路数据传送给当地省 (市) 电网公司, 用于省 (市) 电力对企业废气污染物的监控;另一路经上位机与数采仪通讯;以0-10V信号每隔5 分钟一个数字通过GPRS装置将数据传输到环保主管部门, 用于环保主管部门对发电企业废气污染物的监管。示意图见图3。
从以上分析可以看出:烟气分析仪测量数据主要分两路传输;一路用于环保部门和地方政府对企业烟气污染物排放的监管;另一路用于企业自身对烟气污染物排放的监管。两路数据传输主要存在三个差异:1) 传输路径存在差异;2) 传输方式存在差异;3) 数据处理方式存在差异。也就是说, 企业自身监控看到的数据和环保部门监控的得到的数据非常接近, 但不会完全一致。
烟气污染物测量数值一路信号是4-20m A的模拟量信号;另一路是间断的数字量信号。而且4-20m A的模拟量信号还经过PI系统的“压缩比”和“扁平化”的处理后用于用户对烟气污染物测量数值的监控。清楚CEMS装置数据生成机理, 在出现企业监测的数据与环保主管部门监测的数据出现差异时, 才能够更加合理有效的进行分析、和解释工作。避免出现误会和不必要的损失。
3 结论
(1) 随着国家对环保事业尤其是燃煤发电企业污染物排放日益重视, 企业自身对烟气在线监测装置的运行和维护管理工作亦非常重视。
(2) 燃煤发电企业自身与环保主管部门对电厂废气污染物监测同步进行。
(3) 燃煤发电企业日常应对废气污染物监测数据做好收集、统计、整理、比对和分析工作, 并将相关资料归档保存。
(4) 燃煤发电企业与环保主管部门在监测数据不一致时, 应与环保主管部门应积极有效进行沟通, 避免不必要的误会和损失。
参考文献
[1]固定污染源烟气排放连续监测技术规范 (试行) HJ-T75-2007[S].
[2]赵赫男.提高CEMS监测准确率技术浅析[J].环境保护与循环经济, 2012.
火电厂燃煤 第11篇
摘要：在现今工业环境下，火电厂是为企业、人民生活提供电力的重要一环。在火电厂中，燃煤机组可以说是非常重要的设备类型，其运行情况的好坏，将直接对火电厂的运行效率以及稳定性产生影响。在实际运行中，也具有很多影响因素，如环境、技术以及经济等方面。在本文中，将就基于技术-经济-环境的燃煤电厂运行经济性进行一定的研究与分析。
关键词：技术；经济；环境；燃煤电厂运行
1 引言
在现今城市飞速发展的情况下，电力已经成为了我国各项工业建设不可缺少的能源类型。发电方面，我国主要以煤炭为主，在发电用煤方面，其基本处于我国每年煤炭量的50%左右。而对于火电厂来说，其在日常生产过程中，也不可避免的会产生大量的氮氧化物、二氧化硫、烟尘、废水等环境污染物。目前，我国一般以供电煤耗对火电厂的运行经济性进行考核，而对于该项指标而言，其在具体计算中并没有对火电厂生产过程中对周围环境所产生的污染进行充分的考虑，也没有对水资源利用等方面进行考虑。在我国各行业环保意识逐渐提升、节能减排措施不断应用的情况下，如果依然按照以往的方式，将供电煤耗作为唯一的指标对电厂运行的经济性进行考核，或将其依然应用为上网电价以及优化运行的报价依据，不仅同实际情况相比不符合，对于我国污染的治理以及环境的改善也具有一定的不利影响。基于上述情况，就需要我国能够对新的、科学的综合评价指标进行积极的寻找。
2 火电厂运行经济性评价
在火电厂运行经济评价中，其具有的指标主要分为非能量消耗、直接能量消耗以及对周边环境产生的危害等。根据此种情况，就可以将火电厂在运行生产过程中产生的费用划分为非能量费用、能量费用以及环境费用这几部分。在火电厂实际运行当中，需要对水资源以及燃料进行消耗，而这也是实际电能生产中非常关键的费用部分。作为火电厂，为了保障企业的正常运转，就需要具有维修、管理、购置、折旧以及人员的福利以及工资等支出，对于这部分费用，我们统称为非能量费用。而在电能生产中所产生的废气、废渣以及废水排出，则将产生环境污染。
2.1 能量费用
在这里，我们在热经济指标方式的基础上对火电厂生产中产生的煤耗量进行计算：
2.1.1 汽轮机内功率
该指标具体表达为：
在上式中，Wi为汽轮机内功率，Dc以及Dj为凝汽器的凝汽流量以及不同级的回热汽流量。△hj、△hc为不同级别抽气流、凝气流在汽轮机设备当中的焓降，而Z则为回热抽汽级数。
2.1.2 汽轮机绝对内效率
该参数的公式为：
在上式中，Q0为汽轮机设备运行过程中产生的热耗量，而ηi则为汽轮机设备的绝对内效率。
2.1.3 全厂煤耗量
该指标的计算公式为：
在上式中，Pc为汽轮设备机组运行过程中产生的电功率，Bcp为电厂生产产生的煤耗量，Qnet.ar则为厂用煤的低位发热量。
通过上述公式对电厂煤耗量进行计算之后，则可以根据煤价对电厂生产所需的燃料费用进行求出。在生产中，在水资源方面的费用应用主要是冷却水方面的费用，根据该种特点，火电厂生产中产生的能量费用则为冷却水取水费以及燃料费用这两者之和。
2.2 非能量费用
非能量费用方面，主要由设备运行过程中出现的小修、折旧、大修以及人工费用等组成。
2.3 环境污染费用
2.3.1 污染物排放量
污染物排放方面，其主要分为以下类别：
第一，烟尘，烟尘的计算公式为：
在上式中，Gd为生产中所排放的烟尘量，Cfh、Dfh为烟气中烟尘可燃物的百分含量以及灰分量百分数，ηd为电厂除尘系统运行过程的除尘效率。
第二，二氧化硫，该参数的计算公式为：
在上式中，Sar为煤的含硫量，ηs为脱硫效率，GSO2为电厂生产中的二氧化硫排放量。而如果在系统中不存在脱硫装置，该值则可以取值为0。
第三，氮氧化物，该参数的计算公式为：
在上式中，β为电厂生产中燃料氮向燃料的NO转变率，在一般情况下，当燃烧条件较为稳定时，该值可以在20至25%之间，GNOx为生产中氮氧化物的排放量，Nar为燃料氮的含量。
第四，污水污染物。在火电厂生产当中，将不可避免的出现一定的污水排放，成分方面，其主要為冲灰水，在该污水类型中，具有较多的污染物类型，主要有化学需氧量、悬浮物以及总砷。具体排放量方面，则可以根据灰量情况对冲灰水排放量进行确定，在以灰渣泵设备对灰水进行输送时，一般情况下每吨耗水量在16-20m3之间，而在煤燃烧完成后，则可以通过计算方式的应用对灰量进行得出。单位冲水方面，则可以通过碘量法的应用进行测定，以重铬酸钾法对COD进行测定，以分光广度法对总砷含量进行测定。通过该种方式的应用，则能够对污水中不同污染物的排放量进行计算。
2.3.2 污染物费用
目前，在费用征收方面，废气污染主要对氮氧化物、烟尘以及二氧化硫这几项排污费进行征收，而在冲灰水污染方面则对化学需氧量、总砷以及悬浮物等费用进行收取。具体费用方面，即需要严格按照生产污染物排放的数量、种类以及污染当量进行计算、征收，即根据我国环保部门制定的排污费计算方式以及征收标准进行费用的征收。
2.3.3 电厂运行经济性评价指标
在将整个火电厂视作一个整体的情况下，通过黑箱系统分析的应用，对电厂运行经济评价指标的数学模型进行建立，燃煤电厂系统平衡原理如下图所示：
图1 电厂系统平衡
其计算方程为：
在上式中，Cn、Ce为生产中的非能量费用以及能量费用，Cc为排污费用，该项费用对于电厂来说，属于支出费用的类型，在计算中需要以负值进行代入，而k则代表生产排污收费的权重系数。
3 结束语
在我国现今环保意识增强、经济要求逐渐提升的情况下，火电厂运行中的经济性是十分关键的一项内容，且同环境、技术等方面具有密切的关联。在上文中，我们对基于技术-经济-环境的燃煤电厂运行经济特征进行了一定的研究，需要在实际工作开展中做好指标的评价与应用。
参考文献：
[1]平小凡，张军，李红亮.关于燃煤电厂大气汞监测问题的探讨[J].环境污染与防治.2015（07）：102-103.
火电厂燃煤 第12篇
1 当前燃煤发电厂燃煤监督管理的发展状况
近年来, 随着燃煤供应的态势越来越严峻, 应运而生出燃煤监督工作。由于每一个企业内部外部的具体状况存在一定的差异性, 其燃煤监督工作也存在不同的特色, 很难寻找出完善系统的标准与模式。若想使监督工作全面系统的展现出存在的重要价值, 需要延展至燃煤管理业务程序中, 这也是燃煤管理业务最为重要的步骤, 需要保证监督工作存在的独特性质。所以, 要有序完成燃煤监督工作的控制与过程管理。
2 燃煤发电厂燃煤监督管理的具体措施
2.1 创建燃煤监督体制
在燃煤管理工作中, 最为重要的因素是人。在激烈严峻的燃煤供应态势之下, 一些供煤部门应用诸多违反法律规定的方式, 赚取经济利益, 实施诸多不良方式对燃煤工作者进行利益拉拢、威胁等。就此较为严峻的市场形式, 对于诸多利益的诱惑, 不能单单凭借思想教育工作, 务必实施严格的监督体制进行监督, 因此, 需要创建“大监督”体制, 对燃煤发电厂实施监督与管理。
2.2 理顺燃煤管理制度, 实施有效监督管理
2.2.1 党政一体, 机构完善
任命厂长作为组长、副组长为纪委书记, 相关厂领导需要创建小组, 对燃煤发电厂的燃煤绩效进行监督与审核, 其具体的职能是进行监督与针对性的技术指导。领导小组之下创建办公室, 由纪检检查单位进行实施工作与组织工作。譬如:在2010年, 某公司体系燃煤发电厂首先实行燃煤管理制度, 把燃煤厂内管理、燃煤采购供应、燃煤监督进行了分离, 完成了燃煤全体管理的“三权分立”, 全面展现出互相监督、制约的管理理念, 在经过改革后的燃煤厂, 其工作者可以各司其职, 做好自身的本职工作。
2.2.2 不间断改进, 健全制度
为创建燃煤监督体制, 全面展现燃煤管理的诸多监督工作, 在燃煤管理监督体制涉及的诸多工作中, 每项工作都要朝制度化、规范化发展。只有这样, 才能够促使燃煤发电厂燃煤监督管理工作有序进行。
2.3 创新燃煤监督管理措施, 促使燃煤工作合理进行
2.3.1 深入探究燃煤监督管理工作
就当下严峻的市场发展态势和环境, 燃煤发电厂需要创新燃煤监督管理, 并且需要深入探究燃煤监督管理工作, 秉承“监督管理第一”的理念, 对监督管理体制进行深入探究与实践。还需要总结燃煤厂监督体制。研究出具有地方特色的监督管理方法, 并且需要深入了解监督管理所具备的重要价值, 了解燃煤工作的重要价值, 提升燃煤监督工作能力, 促使燃煤发电厂能够在严峻的市场竞争中, 实现可持续发展。
2.3.2 完成双重采制工作、实施全程监督
在燃煤发电厂燃煤监督管理当中, 其监督工程师对采制工作实施24h的监督, 电子监控体系对重点场所实施全面系统的监控与覆盖。与此同时, 燃煤监督工程组的工作人员, 需要负责监控体系, 完成回放。为指导监督工作者规范化的实施工作, 制定好相关制度体系, 并且需要把监督制度与监督内容包含在各批来煤的监督工作当中, 流程记录和程序管理需要进行配套, 这样有助于监督者了解每一步操作步骤的要求与标准, 并且需要准确记录好工作完成状况。除此之外, 在燃煤发电厂燃煤监督管理中, 需要及时找出问题, 发现燃煤发电厂的燃煤监督中存在的主要问题, 提出针对性的建议, 促使监督管理工作能够有序合理的进行。
2.3.3 应用全新的监督理念
随着社会生产力的不断发展, 各行各业也需要与时代发展同步, 因此, 燃煤发电厂的燃煤监督管理理念也需要与时俱进, 应用全新科学的理念, 促使燃煤发电厂的燃煤监督工作能够有序进行。譬如:燃煤发电厂燃煤监督制定燃煤管理监督工作程序, 并且制定相对应的工作程序及入厂煤验收监控工作流程图等。整理出监督当中不可缺少的步骤, 探究并且研析风险重点预防区域, 并且明确燃煤步骤、形式及内涵。在流程的重点步骤中实行风险预防管理, 并且规划出入厂燃煤验收危险点探究和对策, 促使燃煤监督作业具备可操作性与针对性, 重点展现出监督重点与监督步骤, 明确监督任务。
2.3.4 具备充沛的监督凭证
指导监督小组需掌握好监督权力, 确保监督成效。参照相关体制, 确定监督职责、工作重点、工作准则及工作目, 详细细致的分解验收当中的重要步骤, 规定好监督区域与内涵, 并且需要参照燃煤发电厂的具体状况, 明确监督工作者的工作职责, 强化对监督实际工作的监控与管理。借助科学、合理、有序的监督管理, 为监督工作奠定一定的监督制度支持与监督参考凭证, 促使监督管理工作更加规划化与制度化, 更好的保证监督者发挥其存在的监督价值。
3 结束语
综上所述, 本文针对燃煤发电厂燃煤监督管理, 展开的深入探究, 并且提出了针对性建议。只有具备严格的监督管理制度, 才能促使企业人员按照生产程序进行工作, 不出现违反规定的做法, 降低出现违法乱纪的机率。如此, 在激烈的市场竞争中, 燃煤发电厂燃煤监督管理才能够更加科学化、合理化。
参考文献
[1]王树民, 宋畅, 陈寅彪, 等.燃煤电厂大气污染物“近零排放”技术研究及工程应用[J].环境科学研究, 2015, (04) .