燃煤技术范文

燃煤技术范文（精选12篇）

燃煤技术 第1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) .

燃煤电厂烟气脱硫技术综合评价研究 第2篇

燃煤电厂烟气脱硫技术综合评价研究

摘要：应用模糊数学原理和层次分析法,从经济、技术和环境三方面综合评价烟气脱硫技术,使烟气脱硫技术的.选择更科学.以五种典型烟气脱硫技术为评价对象,应用该综合评价方法得出石灰石-石膏法较优的结论.作 者：李友平   尹华强    LI You-ping    YIN Hua-qiang  作者单位：李友平,LI You-ping(西华师范大学化学化工学院,南充,637009)

尹华强,YIN Hua-qiang(四川大学建筑与环境学院,成都,610065)

期 刊：四川环境  ISTIC  Journal：SICHUAN ENVIRONMENT 年，卷(期)：2008, 27(2) 分类号：X701.3 关键词：烟气脱硫    模糊综合评价    燃煤电厂   

燃煤技术 第3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.

燃煤发电节能技术浅析 第4篇

1 燃煤发电行能耗存在的问题及节能发电的意义

(1) 我国虽然是燃煤使用大国, 但是在燃煤机组方面整体使用水平与科学技术, 与当今世界范围内先进的国家相比依旧存在较大的差距。所以只有通过发展高效率的煤电设备才能从根本上提升我国煤炭能源的使用效率, 减少能源上不必要的消耗[1]。

(2) 加强燃煤发电节能技术的开发与应用, 是社会发展的必然趋势, 电力产业当中, 发电机组的主要电能都来自于煤炭。据不完全统计, 发电厂每年的财政支出中, 有80%以上的经济支出都用在煤炭采购上, 如果能从根本上提升煤炭的使用效率, 那么必然就会降低煤炭的使用量, 从而为燃煤发电企业带来巨大的经济效益。而且近些年来, 我国提倡绿色可持续发展, 燃煤发电技术从诞生以来, 给环境带来的巨大的负面影响, 造成影响的主要原因就是因为煤炭在发电过程中没有完全燃烧, 粉尘较多。燃烧掉的部分会释放出大量的热量, 给全球经济变暖提供了一份助力。在燃烧的过程中, 煤炭会产生较多的硫化气体以及二氧化碳气体, 这两种气体排放到空气中以后, 给环境带来的影响要远高于燃气以及燃油给环境带来的影响。所以为了满足我国绿色可持续发展观的要求, 也要对燃煤发电节能技术进行深入的研究[2]。

2 改善燃煤发电节能技术的措施

2.1 对煤粉燃煤技术进行改进

煤粉炉因为自身燃烧效率比较高, 并且便于大型化生产, 所以在近些年来被我国各大燃煤发电企业广泛应用。但是在实际使用过程当中, 会因为煤种波动、煤炭质量下降等诸多外界因素的问题, 给设备造成一定的损坏, 最终导致燃烧的效率明显下降, 增大了企业的用电量, 从经济的角度影响了企业的发展。笔者认为, 想要对这一问题进行改进, 首先可以从煤炉型号方面进行选择, 可以选择R型的火焰炉、W型的火焰炉等。在射流配置方面, 可以选择反吹风、12次风反向切圆等手段。因为煤粉在稳焰以及燃尽等方面, 都取决于初始阶段的实际情况, 所以在创造新思路的时候就要在燃烧器出口位置少量的增加烟气回流, 为煤炉提供出足够的火热。让煤粉的浓度实现局部富集, 从根本上减少燃烧过程中需要用到的火热。在燃烧过程中会产生高温区, 便于煤粉加热。如果该方式不适合实际生产过程中使用, 那么还可以根据实际情况将改进措施转变为热电联产技术。所谓的热电联产技术, 从本质上说就是使用抽气机将气体抽出, 转用到供热方面, 尽量的减少冷源损失情况。使用热电联产技术进行改造, 不仅可以从根本上提升煤炭资源使用效率, 与此同时还可以最大化的减少煤炭燃烧对环境造成的污染, 使用范围比较广泛。使用该方法进行改造, 不仅能降低发电过程中燃煤的损耗数量, 也可以扩增燃煤炉整体的容量, 从根本上提升煤炭资源的使用效率[3]。

2.2 集成优化

可以通过集成和优化火力发电机组系统的方式, 尽量的回收高温的烟气, 降低燃烧过后排出烟的温度, 可以通过该方式将余热进行回收, 从而提升机组实际发电效率, 降低燃煤消耗量, 在机组运行的过程中实现节能。这一方式不仅限于纸上谈兵, 在现实生活中, 上海的外高桥三期使用广义的回热系统, 将1000MW的超超临界机组彻底的进行了一次系统集成及其优化。通过实际工作检验发现, 在集成优化之后, 该企业实现了机组不发生变化的前提下, 整体耗能减少了6%[4], 从侧面加速了超临界机组的升级速度。以外高桥三期的实际年生产实力上分析, 经过改造的机组, 每年大约可以为企业节省下20×104t的煤炭, 经过计算我们可以得出, 减少20×104t的煤炭也就代表着每年向空气当中排放出的二氧化碳量减少了55.7×104t。该厂在机组用电效率方面, 单位产值内的用电效率要明显低于我国平均水平, 通过企业自身的实际改进方式论证了集成优化在燃煤发节能工作中的实际应用效果与可行性。

2.3 空冷发电

本文将以2×600MW为主要论述点, 对大型空冷发电技术进行分析。2×600MW的湿冷机组整体耗水情况大约为2950m3/h, 但是相同情况下的空冷机组每小时的耗水量仅为750m3, 从上述数据当中我们便可以发现, 空冷机组在耗水量方面性能要明显优于湿冷机组。为了从根本上实现大型且直接的空冷系统设计自主化, 我国发改委曾经将辽通电厂三期工程视为我国大型空冷系统工作的一个示范工程。这个工程投资方在我国电力投资集团公司, 内部主要组织成分为电力工程的顾问公司以及位于哈尔滨的空调股份公司[5]。两家公司从企业内部的系统设计到相关机械设备供应等方面要进行沟通决策, 保证空冷系统自身的实用性。经过一段时间的研究之后, 明确了空冷凝汽器的面积、器械迎面风速等诸多房现代的关键技术, 攻克了学术上较多的难题, 并且将相关技术成功的应用到实际工程当中。目前位于大同的第二发电厂空冷机组成功的投入使用, 而且运行情况比较好。但是相关技术人员并没有就此止步, 又从现在掌握的技术角度入手, 进行了深层次的研究, 研究出了超临界机组, 而且在应用到实际工作中的时候我们可以总结发现, 超临界机组自身的热耗数量要明显的低于亚临界的机组, 每年没个机组可以为所在企业节省下来900万左右的资金, 而且节水效果比较明显, 符合当今我国绿色可持续发展的国情。从社会大背景的视角下进行分析, 使用空冷机进行发电, 可以从根本上避免因为燃烧过程中产生的蒸汽蒸发给环境带来的影响[6], 以及循环水方面对工厂所在地区的影响, 节省大量的可用水资源, 缓解了人类和工业用水之间的矛盾, 保持当地生态环境, 符合燃煤发电节能目标。

2.4 燃煤联合循环

想要提升燃煤发电的节能技术, 不仅可以使用上述三种方法进行改造完善, 同时也可以使用燃煤联合循环的发电技术进行生产。燃煤联合循环属于近些年来刚刚兴起的一种发电技术, 可以通过该技术来提升发电厂燃煤使用效率, 降低煤炭燃烧给环境带来的污染, 从而达到降低施工成本, 降低发电能耗的目的。我国传统的电力工厂都会使用煤碳粉来燃烧, 算是一种煤炭内部能量的转换方式, 使用水为介质, 帮助能量进行转换, 但是这一方法已经明显不符合当前我国发展的要求, 而且与时代拖过, 所以要使用燃煤联合循环的发电技术进行发电。将燃烧物脱硫, 并且对粉尘比较多的燃烧物进行除尘处理, 减少工厂对水资源的依靠, 提升燃煤使用效率的同时也减轻了煤炭燃烧给环境带来的污染, 从而提升了煤炭发电节能工作的发展。

3 结束语

近些年来我国不断的在强调绿色发展、可持续化发展。燃煤发电属于对环境影响比较大的一种发电方式, 所以在这一社会背景下, 就更应该注重节能技术的开发与应用, 而且可以通过完善燃煤发电技术的方式来减少煤炭消耗量, 不仅促进企业自身经济的增长, 同时也可以为我国其余行业省下一份煤炭资源。本文主要从燃煤发电存在的问题、节能技术存在的意义以及如何进行节能三方面进行分析。

参考文献

[1]陈仁杰.上海外高桥第三发电厂工程设计特点[J].电力勘测设计, 2010 (3) :134~138.

[2]周一工.中国燃煤发电节能技术的发展及前景[J].中外能源节能与环境保护, 2013 (04) :144~145.

[3]张栓柱.如何加强燃煤发电节能[J].科技论坛, 2012 (11) :77~79.

[4]张蓓.浅论火力发电厂如何加强锅炉燃煤节能质量管理[J].市场周刊 (理论研究) , 2011 (11) :222~224.

[5]马晓茜.我国燃煤发电节能的意义与途径[J].华南理工大学电力学院, 2012 (07) :145~147.

燃煤技术 第5篇

目前燃煤电厂脱硫废水零排放处理主要采用预处理和蒸发浓缩结晶相结合的工艺，产水厂区回用，结晶盐根据品质做危废品处理或作为工业盐销售。现有处理工艺虽然技术成熟，但投资高、运行费用高、结晶盐品质低。针对这些弊端更多的脱硫废水零排放工艺被开发出来。本文针对现有零排放技术的现状和发展趋势进行了介绍。

截至2015年底，我国的总发电量已经达到57399亿kW•h，其中燃煤电厂的发电量为38977亿kW•h，占总发电量的68%[1]。虽然燃煤电厂具有布局灵活，一次性建造投资少，发电设备年利用小时数高等特点，但是受燃煤品质和发电工艺条件的限制，产生的燃烧副产物多，不加控制排放对环境污染巨大。

因而，自2012年1月起，在全国范围内实施《火电厂大气污染物排放标准》，要求火电厂的燃煤机组排放废气须经脱硫设备处理后，再排放入大气中。

自该标准实施以来，电厂的烟气净化技术得到广泛实施。由于效率高、适用性广、可靠性高，石灰-石膏法脱硫技术占了全部脱硫设备的90%以上[2]。在湿法脱硫的过程中，不仅二氧化硫会进入到石灰石循环浆液，燃煤产生的大量Cl-、F-等离子也会被吸收进入洗涤液，大量累积将对脱硫设备产生腐蚀。

因而在循环过程中，需要控制Cl-浓度，当其达到设定范围后，就会通常从系统中排出一定量的废水补充新鲜吸收液的方式降低系统内Cl-浓度。排出系统外的废水就是脱硫废水。

1脱硫废水的水质特点

脱硫废水通常产量较小，1000MW装机容量产生的废水在7～10m3/h左右，仅占电厂废水总量的5%以下。但是由于其成分复杂，含盐量高，相较电厂其他废水来说处理难度高，成为电厂废水零排放的一个关键点。燃煤电厂脱硫废水根据所用燃煤不同，水质有一定的波动，但是通常具有以下特点：

1）脱硫废水悬浮物（TSS）浓度高，通常会达到10000mg/L以上。

2）溶液呈酸性，pH值在4～6.5之间。

3）含盐量（TDS）较高，通常在25000～40000mg/L之间。

4）Ca2+、Mg2+硬度高[3]，特别是Mg2+，通常接近5000mg/L左右。此外，硫酸根的浓度大，CaSO4处于饱和状态。

5）Cl-离子含量较高，通常在10000～15000mg/L之间。

常规处理采用三联箱工艺，通过加药中和、硫化物除重金属以及混凝沉淀等步骤，去除废水中的悬浮物、重金属、部分钙镁，然后调节pH值，使排水达到火电厂石灰石石膏湿法脱硫废水水质控制指标DL/T997—2006及污水综合排放标准GB8978—1996标准，排入市政污水管网或厂区回用。

然而，水十条的颁布以来，水处理排放标准越来越高。在“超低排放”标准的要求下（环发[2015]164号文《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》），越来越多的电厂开始考虑对脱硫废水进行深度处理和回用，实现零排放。

2电厂脱硫废水零排放现状简介

现阶段国内外的燃煤电厂脱硫废水零排放工艺，都是在预处理的基础上，通过热蒸发回收水分，得到固体盐产品实现零排放。

2.1脱硫废水零排放的工艺路线

零排放的主要技术路线通常包括预处理单元、浓缩单元、蒸发结晶单元3个部分，工艺流程见图1。

图1典型脱硫废水零排放处理工艺 预处理是零排放的准备工作，不仅保证了后续蒸发设备的稳定工作，并且控制着产品盐的品质。目前采用较多的是两级化学加药澄清的方法。在一级反应器中投加石灰和硫化物，去除Mg2+、重金属，然后混凝絮凝沉淀，去除TSS。在二级反应器中投加碳酸钠，进一步去除钙硬度，然后澄清。

浓缩单元采用热蒸发浓缩发，通过除盐技术使脱硫废水浓缩减量的同时实现清水回收。

脱硫废水处理中常用的热浓缩工艺有多效强制循环蒸发系统（MED）、立管降魔机械蒸汽压缩蒸发系统（MVC）和卧式喷淋机械蒸汽压缩蒸发系统（MVC）。经蒸发浓缩后废水中的TDS浓度提高到200,000mg/l左右，从而回收近80%左右的水分。也大大降低了后续蒸发结晶单元的处理量。

蒸发结晶单元将浓缩产生的高浓度盐水进行进一步蒸发，分离出结晶盐。结晶工艺主要包括多效强制循环蒸发结晶系统、卧式喷淋机械蒸汽压缩蒸发结晶系统、强制循环机械蒸汽压缩蒸发结晶系统以及自然晾晒[4]。

2.2脱硫废水零排放实例分析

该工艺路线技术成熟，在国内外都有成功运行实例。阿奎特公司为意大利ENEL电力公司旗下五个燃煤电厂设计的脱硫废水零排放处理设施，于2007年陆续投入运行。这五个电厂均采用预处理软化后接蒸发浓缩和强制循环结晶工艺，其中零排放处理系统的处理能力分别为15，35，70m3/h，处理效果稳定，运行良好[5]。

国内以河源电厂脱硫废水零排放工艺为典型代表。

河源电厂发电机组容量为2组600MW，脱硫废水处理能力22m3/h，系统投资9750万元。经处理后，实现废水零排放，蒸发结晶系统产生的盐达到二级工业盐标准。河源电厂工艺流程图如图2所示。

图2河源电厂脱硫废水零排放工艺流程图

采用两级预处理，一级反应通过投加有机硫、石灰处理，在线仪表控制废水pH值在10以上，以达到除镁除重金属的目的，反应沉淀物在投加混凝絮凝剂后沉淀去除。

二级反应器内投加碳酸钠，去除硬度同时去除硅，降低蒸发结晶系统的结垢风险。预处理段药剂消耗22～25元/吨。二级沉淀出水调节pH值保证在中性，然后送入后续的四效立管强制循环蒸发结晶系统（MED）进行蒸发浓缩结晶。三水恒益电厂脱硫废水处理工艺主流程与河源电厂工艺类似，预处理采用常规预处理，调节pH值去除悬浮固体后直接送入蒸发结晶系统。三水电厂的蒸发结晶系统采用卧式管喷淋机械蒸汽压缩蒸发结晶系统（卧式MVC）与两效强制循环蒸发结晶（MED）相结合的处理工艺。

该系统与河源电厂的工艺相比，因为预处理没有进行硬度控制，运行药耗大幅节省。但是，由于硬度很高，水质结构倾向严重，导致后期除垢维护费用增加。

此外，废水中高浓度的氯化钙导致溶液沸点升高，使系统能耗增加[6]。由于恒益电厂的脱硫废水预处理系统没有考虑重金属等杂质的去除，使得结晶固体盐的品质不佳，只能按照危废物处理，进一步运行成本增加。

2.3现有工艺的问题

现有工艺国内外运行业绩较多，技术成熟，工艺流程短，设备种类少。但是，在实际运行中还是存在问题。

（1）设备投资高。热法蒸发浓缩和蒸发结晶设备由于运行条件复杂，进水TDS浓度高，对材质和控制要求较高，技术复杂，导致设备造价很高。虽然大量国产蒸发结晶设备的开发使得工程成本有一定的下降，但是热蒸发系

统的投资仍然占到整个工程投资成本的80％～90%。如果能够降低蒸发单元的处理规模，可以显著降低成个工程的造价。目前，已经出现利用反渗透、正渗透、电渗析等比较经济成熟的浓缩方式代替热浓缩单元的工艺路线。

（2）运行成本高。以河源电厂为例，吨水运行成本为80元，其中预处理段成本占18%，蒸发浓缩和结晶段占82%。吨水电耗22kW•h，消耗蒸汽0.28吨。蒸发浓缩结晶段采用四效MED系统，需要外来蒸汽作为热源，蒸汽成本较高占运行成本的70%以上。而恒益电厂采用卧式MVC和MED想结合的蒸发结晶工艺，吨水电耗20～25kW•h，吨水蒸汽消耗0.05～0.06吨[7]。相比较而言，恒益电厂的运行能耗比河源要低。因而，根据厂区蒸汽来源和电价的情况，采用合理的蒸发结晶工艺对运行成本的控制至关重要。

（3）结晶盐品质不高。为了得到高品质的结晶盐，需要在预处理段去除重金属，并对原水进行软化处理。然而，由于大量的硫酸根无法在于出中有效控制，致使结晶盐通常为氯化钠和硫酸钠的混合物，达不到工业盐的级别只能作为危废进行处理，从而增加了运行成本。即使在控制条件较好的河源电厂，产品品质受进水水质的影响波动较大。因而，经济可靠的硫酸根浓度控制技术对于提高结晶盐品质，降低运行成本，实现资源化非常重要。

3新型脱硫废水零排放处理路线

针对现有脱硫废水零排放工艺存在的问题，越来越多的新工艺已经被开发出来。目前有以下两种已经得到了工程应用。3.1两级预处理/正渗透浓缩（MBC）与蒸发结晶工艺组合

正渗透MBR技术利用自然界普遍存在的渗透原理，利用选择性透过膜两侧溶液的渗透压差作为驱动力，使水自发地从原料液一侧透过选择性膜到达汲取液一侧的浓缩分离方式。正渗透技术在海水淡化、垃圾渗滤液处理等方面都有应用[8-9]。

华能长兴电厂是国内首个采用正渗透技术进行脱硫废水零排放处理的项目，该项目于2015年4月投入运行，处理规模22m3/h。从脱硫塔产生的废水经预处理软化后，采用沃特尔的反渗透-正渗透技术进行浓缩，产生的浓水进入蒸发结晶系统，最终形成结晶盐。其工艺流程见图3。

图3华能长兴电厂脱硫废水零排放工艺流程图

经预处理软化后的废水进入一级反渗透系统进行浓缩，浓缩产生的浓水进入正渗透系统，进一步浓缩后，浓水的含盐量提高至200g/L，随后进入结晶干燥单元。正渗透膜系统产水含盐量一般为5000mg/L左右，无法直接回用，因而回流至一级反渗透系统处理。

一级反渗透的产水送入二级反渗透进行处理，最终产生的淡水电导率在50uS/cm，水质良好，回用于厂区锅炉补给水。二级反渗透产生的浓水则回流至一级反渗透进行再处理。该系统蒸发结晶单元的处理量为1.5～2m3/h[10]，系统运行吨水电耗10.4kW•h，蒸汽消耗0.203吨。但结晶盐仍为硫酸钠和氯化钠的混盐，质量百分数为95%。

3.2预处理/纳滤反渗透分盐浓缩与蒸发结晶工艺组合

纳滤是介于反渗透和超滤之间的一种压力驱动膜过程，通常对分子量在20～100之间的低分子有机物和多价盐截留较高，而对单价盐和小分子物质的截留率较低。这个特性使得其在分盐浓缩领域受到广泛关注，并被应用到脱硫废水零排放领域。

在预处理的基础上，采用抗污染纳滤膜对高盐废水进行浓缩处理，硫酸根、钙离子等高价离子被纳滤膜截留在浓缩液侧，氯离子和钠离子等透过纳滤膜进入透过液侧被分离出来，实现高盐废水脱二价盐目的。现有市场纳滤膜产品丰富，硫酸根和钙离子的截留效率高，基本能满足后续浓缩的需求。

京能涿州电厂的脱硫废水零排放采用这一工艺路线，预处理后的水经纳滤系统分盐，然后送入后续的反渗透系统进行浓缩，产水厂区回用，浓水送入蒸发结晶单元处理。其工艺路线见图4。

图4京能涿州电厂脱硫废水零排放工艺流程图

经预处理后的水送入纳滤系统进行分盐，产水在脱除大部分硫酸根后进入反渗透系统浓缩。浓缩液送入蒸发结晶单元处理，以期得到纯度在98.5%的氯化钠结晶盐，可以作为一级工业盐销售。该系统处理能力22m3/h，目前正在建设中。

4结束语

以我国现有燃煤电厂38977亿kW•h发电量的规模来看，脱硫废水零排放的市场巨大。现有两级预处理和热蒸发浓缩结晶组合的工艺虽然技术成熟，但是投资大、运行费用高、产品盐品质低，这些问题亟待解决。但是解决这些问题的关键点在于开发新型蒸发浓缩替代工艺、提高浓缩倍率降低蒸发结晶段处理量和增加分离硫酸根提高产品盐品质等方面。已有的新工艺正式针对这些关键点进行的改进，但是由于业绩少，需要更多的实际运行参数做后期评估。

参考文献略

燃煤技术 第6篇

脱硝系统投入使用后，由于催化的剂的作用，增大了SO2生成SO3的转化率，烟温露点升高，会加剧空气预热器冷端腐蚀和堵塞。氨逃逸可导致生成硫酸氨沉积在空预器上，造成催化剂中毒和空预器的腐蚀。

【关键词】脱硝；堵塞；腐蚀；换热元件；漏风率；锅炉经济性

1、锅炉及空预器设备介绍

某发电公司为哈尔滨锅炉厂设计制造的2×350MW燃煤发电机组，最大连续蒸发量1172t/h，额定蒸发量1062.6t/h。2号机组于2001年6月投产，空预器为哈尔滨锅炉厂空预器公司生产，型号为29-VI-2180回转式三分仓容克式，2005年分别由上海科盛公司改造。空预器为哈尔滨锅炉厂生产的29-VI（T）-2180型三分仓容克式回转式空预器，每台空预器冷端装有一台上海克莱德机械有限公司生产的AHR/E型蒸汽吹灰器。原设计传热元件为24分仓、调整密封方式。2006年由上海科盛改造为48分仓，扇形板改为固定式。空预器参数主要设计参数（BMCR）如下表：

2、空预器设备运行情况

2013年11月，2号锅炉投入脱硝系统运行，机组运行期间，空预器烟气侧阻力有明显增大趋势。2014年8月，在对空预器改造之前，联系河南恩湃高科集团对空预器进行了性能试验检测，300MW负荷下A、B空预器漏风率分别为13.26%和11.49%，该负荷下A/B侧空预器进出口阻力平均值分别为1500/1550Pa，两侧空预器漏风率大、阻力大。鉴于以上检测结果，建议利用大修时间对空预器进行检查维护，减小漏风率及阻力。根据检测报告，结合空预器的实际运行状况，现有设备存在以下缺点：1.原换热元件不能适应脱硝系统投运后的运行工况，导致严重的低温腐蚀及堵灰。2.与脱硝系统改造前相比，改造后空预器的热端差压增加1000Pa左右，空预器漏风率会增加2%左右。3.换热元件已运行10年，热端换热元件吹损严重，冷端换热元件有一定腐蚀，换热效果较差。

3、空预器改造项目方案描述

3.1换热元件改造

为确保硫酸氢铵全部在冷端换热元件中沉积，增加冷端换热元件的高度，相应改变高温段、中温段换热元件高度。原传热元件为三层；热端1000mm，中间层900mm，冷端280mm。总高度为2180mm。采用传热元件改造全部更换方案整体为三层；热端480mm，热端中间层880mm，冷端900mm，总高度为2260mm。热端传热元件高度为480mm高，HYF板型，传热效率最高的板型，能提高换热面积，降低排烟温度，并便于更换。热端中间层传热元件高度为880mm高，HYF板型。冷端传热元件改为双面涂搪瓷传热元件，高度为900mm高。HYD板型。为提高防止液态硫酸氢铵的沉积与腐蚀能力，并使其涵盖能生成液态硫酸氢铵的全部温度范围，冷端传热元件更换为搪瓷表面传热元件，高度900mm，HYD板型。此板型传热效率高，具有封闭的大通道易清洗和吹灰、抗堵塞能力强。

3.2转子结构改造

由于改造后预热器冷端换热元件高度为900mm，改造后整体方案为三层结构，并改为全部传热元件从上部装入，因此割除原支撑栅架，把转子隔仓按径向重新分配，增加横向隔板；然后在转子隔仓板底部焊接传热元件盒托架。并根据现场情况对原空预器转子磨损和腐蚀的地方进行必要的现场修补。

3.3吹灰装置改造

原吹灰装置配置为冷端一台半伸缩蒸汽吹灰器，现根据需要，在热端增加一台双介质吹灰器，将冷端吹灰器拆除，换型成一台带高压水冲洗管的半伸缩双介质吹灰器及控制系统。每台预热器的冷热端布置蒸汽和高压水冲洗介质吹灰器装置（包括高压水泵及管路系统），高压水压力能达到20MPa，正常吹灰介质为蒸汽，当预热器烟气侧阻力达到设计值的1.5倍时，可用高压水清洗冷端传热元件表面的沉积物。

3.4降低漏风率的改造

因增加SCR系统后烟气负压增加1kPa左右，预热器漏风率略有上升（0.5%左右），因此需要对磨损的密封系统进行更换，根据密封片的实际磨损情况，更换相应的径向密封片、环向密封片、轴向密封片等，并重新调整密封间隙，用以达到更好的密封效果。

4、改造实施方案

4.1拆除旧设备

拆除有关保温，搭平台、脚手架，铺通道；在每台预热器热端连接二次风仓或烟气侧上各开一个大孔，以便拆除旧传热元件盒、安装新传热元件盒，且在转子外壳上开孔作为安装轴向密封装置及调整轴向密封用。拆除前测量径向、轴向、旁路密封的间隙，并做好详细记录，用于后续密封间隙调整的参考，拆除两台预热器的密封系统，包括冷、热径向密封，旁路密封，轴向密封及中心筒密封，拆除的密封片、紧固螺栓，螺母不得随意乱扔，避免造成转子在盘车时卡死。拆卸完成后，堆放在规定的位置。拆除预热器的扇形仓中所有的传热元件。拆除时应注意180度对称拆卸，如不对称拆除会导致转子一头重一头轻的变形现象。割除冷端搁架及中间层托板，割除时注意不要损坏纵向隔板，切割后打磨平整，在割除中间层托板时尤其要注意不允许将横向隔板割掉过多，以防止加新隔板时达不到设计要求。拆除旧冲洗水管、旧吹灰器。

4.2安装新设备

4.2.1转子改造，按图纸要求焊装隔板、托板。安装新传热元件，安装时必须按照对称放置，安装后检查热端换热元件篮筐与模数仓格间隙，对径向隔板及环向隔板之间的间隙大于5mm的，用 3mm钢板进行封堵，封堵焊接后用榔头敲击，使密封钢板与径向隔板及环向隔板贴紧，使封堵后间隙小于2mm。

4.2.2转子找垂直，因为传热元件重新安装，必须重新调整转子的垂直度，否则要给密封调整带来一系列问题，对漏风及传动装置的运行也将带来不利。按图纸和说明书要求转子垂直度保证 0.2/1000mm。垂直度的调整方法是在转子径向隔板外侧焊一角钢或平钢板，放一水平仪，然后转动转子一周，测量转子的倾斜方向，针对倾斜方向进行调整，测量值小于0.4mm/m为合格，若超出此值重新调整，其方法是将限位导向轴承箱的固定块割掉，松开把紧螺栓，调整位置不够时气割导向轴承箱螺栓孔，用螺栓顶导向轴承箱水平移动，直到转子垂直度达到要求为止，并做好记录。

4.2.3安装、调整三向密封（径向密封、轴向密封、旁路密封）及中心筒密封。各向密封片必须在转子找正后才能安装。密封片安装时按照间隙说明书调整好间隙。经过一个热态负荷周期运行后部分被扇形板磨损，检修时按照被磨损后的高度调整密封片间隙值。

4.2.4安装双介质吹灰器及高压水等设备。

4.3消除原设备存在的问题

进行密封的全面检查与堵漏。空预器在常期运行期间，风箱护板在烟尘的常期冲刷下，磨损十分严重。利用这次改造的机会，对漏点和磨损严重的部位进行了全面的修复和处理。

对空预器支撑轴承和导向轴承进行清灰，特别是导向轴承，油站底部积灰严重，本次技改对油站沉积在油站底部的油泥进行了彻底清理。

5、改造效果及经济效益的分析

5.1通过上述技术改造的实施，2A、2B空预器运行稳定，引风机电流下降明显，排烟温度下降明显，有效提高了机组运行的经济性。与改造前相比，在机组负荷约320MW的情况下，2A引风机电流下降约24A，2B引风机电流下降约22A，送风机电流下降约3A，2A、2B空预器出口烟温下降约10度。

2014年12月18日至21日，河南恩湃高科公司又对大修后的空预器进行了性能试验，试验结果为：350MW负荷下，A、B侧空预器烟气阻力分别为1310/1330Pa，该负荷下A/B侧空预器出口烟温平均值分别为99.13/106.1度，修正后出口烟温分别为112.02/118.67度。空预器漏风率、烟气侧阻力及出口排烟温度均不高于保证值。

5.2对投资回报等指标的分析计算

5.2.1 以引风机为例，每台风机电流下降24A，全年利用小时数按4500小时，每度电0.47元，（24A*6KV*1.732*0.87）*4500*0.447=69.732万度

63.732÷540≈1291吨标煤 1291*2=2582吨标煤

每年能节省约2582吨标煤。

5.2.2 350MW机组排烟温度每年10度，煤耗下降1.6g，全年利用小时数按4500小时计算：350000*10*1.6*10-6*4500=2520吨合计，标煤价格按540元/吨计算，每年节省标煤：

（2582+2520）*540=2653040元≈265万元

本次技术改造，有效解决了空预器冷端NH4HSO4沉积问题，防止空预器蓄热元件堵塞，并提高了空预器换热效率，降低了空预器漏风率。在运行方面结合空预器冷热端定期吹灰，并严格控制喷氨量，防止局部或整体过量喷氨，减少硫酸氢氨的生成，将为机组的安全稳定运行创造更好和条件。

参考文献

[1]火电厂大气污染物排放标准

[2]哈尔滨锅炉厂空预器说明书

燃煤锅炉节能改造技术措施 第7篇

长期以来, 我国燃煤工业锅炉的产品设计和制造多是重锅炉本体轻燃烧设备, 重锅炉主机轻配套辅机和附件, 加上燃煤供应品种、煤质多变, 实际燃煤与设计煤质偏离;相当多锅炉经常处于较低的负荷下运行;检测仪表不全、锅炉控制简单;司炉工操作技术和运行管理水平不高。

我国工业锅炉系统 (包括锅炉、辅机等在内) 实际平均运行效率在60%～65%, 比锅炉产品的鉴定热效率低10～15百分点以上, 甚至有的在30%～40%效率下运行。比先进工业国家平均80%～85%的锅炉运行效率要低很多。由于锅炉运行效率不高, 能源浪费相当严重, 每年多耗用燃煤约7000万吨, 节能潜力巨大。

郑州市热力总公司政七街供热分公司为1989年建成投运, 按照当时的技术实力和设计思路, 是非常保守的, 设计人员没有过多的考虑节能高效, 一味要求保证安全可靠, 节能改造空间很大。针对目前燃煤锅炉排烟热损失和不完全燃烧, 造成热损失浪费严重的现状, 以技术先进、成熟, 经济合理为原则, 对分公司四台20T/H的蒸汽锅炉及所属设备进行技改, 改造后节能效果非常明显。

二、改造措施及实现效益

1. 通过司路人员精调细烧, 提高锅炉热效率, 利用

锅炉现状, 未投入资金和增加先进设备的情况下, 对锅炉精调细烧, 提高锅炉热效率。我们的司炉人员是一支有着二十多年实际操作经验, 且经过专业技术培训技术精湛、实力雄厚的团队, 他们懂得链条炉经济燃烧的关键是调整风量和给煤的比例, 凭借专业技术和多年实际操作经验, 根据天气情况和锅炉负荷的大小, 结合煤发热量、挥发份、颗粒度、含水分大小及时调整煤层厚度、风量和炉排速度, 维持火床、火位的长度, 充分利用炉排的有效面积, 随时保持火焰中心温度在炉排的中心部位, 以利于四周水冷壁能均匀受热, 保证四周水冷壁蒸发率均匀。同时, 要充分利用火床面积, 维持炉膛空间的火焰充满度, 这样既能提高蒸发率, 又能发挥前后拱的作用, 减少漏风, 达到火床的充分燃烧, 避免产生一氧化碳。为在炉排的有效长度上得到充分燃烧, 防止因集中通风造成火焰过长, 使尾部受热面不正常升温, 需合理调节各风室的风门开度, 使通过火床的风速变缓, 也减少燃烧中携带的飞灰颗粒, 减轻对流管束及尾部受热面积的冲刷磨损。为达到上述目的, 司炉运行中合理的通风量是关键, 一般来说, 炉排下的通风, 在保持一定风压 (600～800Pa) 的前提下, 应是越缓越好, 因为参加燃烧的主要是风量。合理的通风量应是前后风门的开度在1/4～1/2左右, 中间风门的开度在1/2～3/4左右, 具体开度的大小, 应确保炉膛过剩空气系数在1.3左右、O2在8%左右、CO2在13%左右为宜。

2. 锅炉给煤系统改造。

对上煤系统选煤设备振动筛改滚动筛, 完善粉碎机, 细化了煤块的筛选力度, 使破碎后的块煤保持在10mm～20mm之间, 有利于锅炉用煤的充分燃尽;改造正转锅炉给煤装置, 炉排处加装松煤器, 对煤层经过煤闸板后, 形成块沫混合被压实现象进行松动, 煤层松动后减少通风阻力, 有利于锅炉用煤燃烧充分。利用锅炉加装煤闸板, 便于调节的情况, 采用薄煤层快炉排的方法运行, 年节煤达到10%～15%。

3. 锅炉炉拱技术改造。

锅炉炉拱技术改造, 我分公司炉拱是根据当时设计燃料为四川芙蓉矿的贫煤配置的, 由于燃料的变更, 锅炉不能燃用设计煤种, 导致燃烧效果不佳, 降低了锅炉热效率, 影响锅炉的出力。经过多年使用, 技术人员总结、分析煤种变化, 锅炉燃烧状况, 讨论研究, 决定对锅炉炉拱的形状与位置进行改造。改造后燃烧效果良好, 灰渣含碳量由原来的15%～20%降为6%～10%以下, 提高了锅炉效率, 减少了燃料消耗。

4. 加装悬臂式智能拨火机。

链条锅炉是根据煤炭层燃烧方式设计的, 设计热效率78%, 在实际运行中, 更是难以达到设计所要求的技术指标, 普遍存在炉膛温度偏低 (喉口设计温度为960℃, 但实际运行中喉口温度普遍运行在700℃左右) , 飞灰和炉渣可燃物含量高, 能耗高、产汽量不够等缺点, 其原因是:锅炉从进煤至排渣的整个燃烧过程, 煤层处于相对静止状态, 加上因燃烧产生的结渣, 覆盖在煤层表面, 造成煤层通风不畅, 气体难以扩散到煤粒表面, 因而显著降低煤燃烧强度, 当负荷稍大时, 燃烧后移, 排红渣, 不完全燃烧热损失增大。加装悬臂式智能拨火机以独特的、精确智能的运行方式, 在智能控制中心的驱动下, 在主燃区拨动正在燃烧的煤层, 并在鼓风机的作用下达到松渣、半沸腾状燃烧的目的, 产生真正意义上的沸腾变层活化燃烧, 解决了链条锅炉的燃烧后移、排红渣现象。并且能提高前拱区域的炉膛温度 (100℃～150℃) , 达到增加产汽量和节能减排的目的 (节煤10%～15%) 。

5. 采用声纳激波吹灰技术。

因为锅炉受热面被火或烟气加热的一侧容易积灰, 而烟灰的导热能力只有钢材的1/50～1/200, 据测定受热面上积灰1mm厚, 热损失要增加4%～5%, 所以要提高锅炉的热效率应进行吹灰。再者锅炉尾部受热面结露, 烟气中的灰粒很容易被罐壁上水珠粘住, 并日久形成硬壳, 随着锅炉的频繁启停, 烟气温度不断变化, 灰壳可能破裂或局部脱落, 天长日久, 管壁被不均匀的灰壳所包围, 严重阻碍传热, 降低热效率。采用声纳激波吹灰发生技术, 振荡、撞击和冲刷锅炉过热器、空预器、省煤器表面的积灰结焦, 使其破碎脱落。因清灰效果好、吹灰彻底、不留死角、运行成本极低、投资效益很高的特点, 热效率提高5%～15%。

6. 风机、水泵选型节能。

通过技改提高风机、水泵效率, 分公司为1989年建成投产的, 按照当时的技术实力和设计思路, 是非常保守的, 设计人员没有过多的考虑节能高效, 一味要求保证安全的情况下, 相应配置要比实际需求偏大许多为好, 所以在一些重要附机引风机、锅炉给水泵、污水循环泵上面, 所选电机功率偏大, 造成了企业不经济运行, 增大了运行成本。分公司技术人员通过多次研究论证, 结合多年的实际运行情况, 在保障锅炉运行安全, 满足实际需求的情况下, 对一些大耗能设备进行技改, 其中引风机减少30KW, 锅炉给水泵减少16KW, 污水循环泵减少22KW, 冬季运行时间120天×24小时=2880小时, 实际电耗按总功率的90%计算, 每个运行期可节约用电2880×90%×68=176256kwh, 每kwh按电费0.56元计算可节约电费176256kwh×0.56元/kwh=9.87万元, 可见技改后一个运行期可节约电费9.78万元。

7. 锅炉连续排污水重复利用。

利用锅炉高温连续排污水作为热源, 提高经济效益, 通过锅炉连续排污系统改造, 利用连排高温热水作为热源和系统补充水。通过分公司内部换热站对办公楼、综合楼、家属楼、宿舍楼供暖, 共计供热面积7150m2, 目前郑州市居民供暖价格按每平方米每天0.19元计算, 一个运行期下来可节约资金7150×0.19×120=16.3万元。

8. 蒸汽锅炉冷凝水回收技术。

燃煤锅炉所产生的蒸汽经过我们生产用热设备后生成的冷凝水, 由于以前不能有效解决冷凝水回收中的技术问题 (如铁离子、氧离子清除) , 大部分冷凝水是当污水排掉的, 全国工业锅炉中75%以上用户未对冷凝水进行回收, 其实这部分冷凝水温度可高达60℃～120℃, 如果进行回收利用可降低煤耗, 采用闭式冷凝水回收系统, 回水温度可达121℃, 比常温进水高101℃, 从已有的冷凝水回收案例来看, 节能可达15～25%, 不失为一种高效率、低投入的节能方法。

9. 改造除尘系统、实现污水零排放。

改造麻石除尘器、废水循环利用, 实现污水零排放, 对分公司四台麻石除尘器由一代麻石水膜除尘升级为二代麻石水膜除尘, 在文丘里处加装喷淋装置, 烟尘经过双重过滤, 排烟温度降为160℃以下, 烟尘排放符合环保要求。将锅炉定期排污水、水处理洗罐复苏树脂废水, 引入污水池, 作为麻石除尘器、刮板出渣机循环用水, 实现生产废水零排放, 既保护了环境又为公司年节约了用水10万余吨。

1 0. 分时段用电, 提高企业经济效益。

目前, 郑州市不同时段电价情况如表1所示:

合理调整锅炉台数及负荷大小, 尽量在低谷和平段调大锅炉负荷, 以降低运行成本。由于我们有部分用户是间歇式用热, 高峰时用汽量达到瞬时流量75T/H, 针对运行中高低峰突出的不利因素, 我们加强了外网协调, 动员用户避免高峰, 消峰填谷, 减少负荷变化幅度。通过热线电话主动与用户联系, 掌握用汽负荷, 及时调整燃烧。

三、结束语

燃煤电厂湿式电除尘技术 第8篇

根据统计, 在中国各行业中, 燃煤电厂排放的工业烟尘所占比例是最高的[1]。国家逐年降低火电厂污染物排放限值, 最新颁布的《火电厂大气污染物排放标准》中燃煤电厂烟尘排放限值降低至30mg/m3, 而对于重点地区, 其燃煤电厂烟尘排放限值降低至20mg/m3。当燃煤电厂燃煤灰份大、比电阻高或锅炉排烟温度较高时, 干式电除尘器往往达不到新标准的要求。经过对燃煤电厂电除尘器前后细灰组成进行研究, 发现除尘器前粉尘大颗粒占大多数, PM10和PM2.5占总灰百分比为39.35%和2.42%, 而除尘器后高达92.47%和35.56%, 说明普通电除尘器对细灰捕集效率不高, PM2.5除尘效率较低[2]。

近年来针对微细颗粒的排放控制发展了许多新技术, 其对微细粉尘的收集效率如图1所示, 从图中可以看到, 随着颗粒直径由10μm递减至小于1μm, 各种技术相应的粉尘收集效率曲线陡降, 唯一例外的是湿法与静电并用的湿式电除尘技术, 该技术的收尘效率受微细颗粒直径影响较小, 对粒径0.06~10μm范围内的颗粒都具有较高的收集效果。

根据国内外应用情况, 在湿法脱硫装置后安装湿式电除尘器, 不仅能有效控制烟气中的微细颗粒的排放, 而且可以脱除湿法脱硫后烟气中携带的石膏液滴, 以及经过SCR后生成的SO3气溶胶颗粒, 从而消除烟囱“石膏雨”和烟气的“蓝烟”等现象。

1 湿式电除尘技术工作原理及其脱除性能

1.1 工作原理

湿式电除尘脱除粉尘分为荷电、集尘、清灰三个步骤。将水雾喷向放电极和电晕区, 水雾在电极形成的电晕场内荷电后分裂进一步雾化, 电场力、荷电水雾的碰撞拦截、吸附凝并, 共同对粉尘粒子起捕集作用, 最终粉尘粒子在电场力的驱动下到达集尘极而被捕集, 喷雾形成的连续水膜将捕获的粉尘冲刷到灰斗中排出。

1.2湿式电除尘对微细粉尘和SO3雾滴的脱除

湿式电除尘中, 放电极电子较易溢出, 水雾被进一步细化, 使电场中存在大量带电雾滴, 大大增加亚微米粒子碰撞带电的机率, 而带电粒子在电场中运动的速度是布朗运动的数十倍, 这大幅度提高了亚微米粒子向集尘极运行的速度, 可以在较高的烟气流速下, 捕获更多的微粒[4]。烟气中的SO3在205℃以下时, 主要以H2SO4的微液滴形式存在[5], 其平均直径在0.4μm以下, 因此干式静电除尘器和FGD对SO3去除较低。湿式电除尘器对亚微米颗粒的高捕获率, 可对SO3的微液滴起相同作用。湿式电除尘器独特的工作环境决定了它能够高效地脱除亚微米级别的粉尘、雾滴, 除尘效率最高可达到99.9%以上[6]。

2 湿式电除尘器设计

2.1结构设计

湿式电除尘器在结构上主要分为两种基本型式:管式和板式。管式湿式电除尘器的集尘极为多根并列的圆形或多边形金属管, 放电极均布于极板之间, 管状湿式电除尘器只能用于处理垂直流动的烟气。板式湿式电除尘器的集尘极呈平板状, 可获得良好的水膜形成特性, 极板间均布电晕线, 板式湿式电除尘器可用于处理水平或垂直流动的烟气。

这两种湿式电除尘器的不同点主要在于[7]:

(l) 对于给定的除尘效率, 电极长度相同的前提下, 管式湿式电除尘器所允许的烟气流速是板式湿式电除尘器的两倍。

(2) 对于给定的除尘效率, 管式湿式电除尘器的局部干燥区比板式湿式电除尘器要小。

2.2 材料选择

壳体通常采用带有衬层保护的碳钢, 为防止腐蚀, 其内表面需涂有防腐材料。安装时还需严格控制壳体内表面破损, 防止产生腐蚀, 如焊缝、孔隙、构件连接处及盖板等。

为了避免发生点腐蚀和裂隙腐蚀, 内部构件材料必须考虑工艺气体和冲洗液体中氧和氯化物的浓度。对于耐腐蚀性和材料选取的关系, 表1显示了各种材料的选择及其能够正常工作的氯化物浓度范围。

2.3 湿式电除尘布置形式

目前在国外电厂常采用的湿式电除尘器布置形式有以下三种:水平烟气独立布置;垂直烟气独立布置;垂直烟气与WFGD整体式设计。前两种布置方式需要专门的空间, 第三种布置方式是近些年来最常用的, 同时成本和运行费用也是最低的, 占地面积也很小。

3 湿式电除尘在燃煤电厂的应用

湿式电除尘器最早在1907年开始应用于硫酸和冶金工业生产中, 上世纪八十年代后国外大容量燃煤电厂也逐渐采用湿式电除尘器净化脱硫后的烟气, 取得了良好的效果。美国的AES Deepwater电厂于1986年采用湿式电除尘技术, 该电厂以石油焦作为主要燃料, 其湿式电除尘器由3个电场、12套平行向上的烟气流系统模件组成, 经测试对硫酸雾的脱除效率高于90%[9]。2000年和2002年N&B电力公司分别对Dalhousie电厂和Cloeson Cove电厂 (1050MW) 的WFGD进行改造并安装了湿式电除尘器, 采用的都是WFGD与湿式电除尘器整体布置方式。日本中部电力碧南电厂五台机组 (3×700MW+2×1000MW) 使用湿式电除尘器后, 其排放浓度长期稳定在2~5mg/Nm3, 表明湿式电除尘器能高效地除去烟气中的烟尘和石膏微液滴。国内在燃煤电厂领域的应用仍处于起步阶段。

4 结束语

湿式电除尘器作为烟气终端精处理设备能高效收集对人体危害特别大的PM 2.5、PM10等颗粒物。但是, 由于需要选用耐腐蚀性强的高等级不锈钢作为电极材料以及烟气流速较低造成设备体积庞大, 导致现有的湿式电除尘器工程造价偏高, 成为制约该技术推广的重要因素。如果能够在电极材质和烟气流速方面得到改进, 将会大大促进该技术在国内的应用进程。

摘要：颗粒物特别是细颗粒物 (PM2.5) 对环境及人类健康危害巨大, 而燃煤电厂是细颗粒物的主要排放源。湿式电除尘器作为烟气污染物的终端精处理装备, 具有捕集烟气中细颗粒物和雾滴的功能, 在电力行业得到了推广应用。文章总结了湿式电除尘技术原理、设计及性能影响因素和技术研究现状, 以及湿式电除尘器在燃煤电厂的应用情况。

关键词：燃煤电厂,湿式电除尘,PM2.5控制,酸雾控制

参考文献

[1]代旭东, 徐晓亮, 缪明烽.电厂PM2.5排放现状与控制技术[J].能源环境保护, 2011, 25 (6) :1-4.

[2]范海燕, 刘建忠, 周俊虎, 曹欣玉, 岑可法.煤燃烧过程中超细灰粒排放和污染特征[C].中国工程热物理学会会议论文, 2002.

[3]Green DW, Perry R H.Perry's chemical engineer's handbook[M]New York:McGraw-Hill Co.Inc.2008:22-55.

[4]陈招妹, 王剑波, 姚宇平, 尹得仕.湿式电除尘器在燃煤电厂WFGD后的应用分析.第十五届中国科协年会第9分会场:火电厂烟气净化与节能技术研讨会论文集.2013.

[5]薛建明, 纵宁生.湿法电除尘器的特性及其发展方向[J].电力环境保护, 1997, 13 (3) :40-44.

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[7]陈招妹, 赵琴霞, 杨艳霞, 宣伟桥, 周超炯.湿式电除尘技术及其在电厂的应用前景[C].第14届中国电除尘学术会议论文集, 2011.

[8]Ken Parker.WESPs and Fine Particle Collection.8th International Conference on Electrostatic Precipitation.2001

超超临界燃煤发电技术 第9篇

我国一次能源结构决定了发电以煤电为主, 当前国内火力发电行业需要解决的两大突出问题是高能耗和严重的环境污染。2013年全国发电机组平均供电煤耗321g/ (k W·h) , 距国际先进水平还有一定差距[1]。大力发展新型高效节能性火力发电技术, 对进一步提高我国火力发电机组的发电效率, 减少燃煤大气污染物排放具有十分重要的意义[2]。超临界机组是指主蒸汽压力大于水的临界压力的机组, 即压力大于等于22.12MPa。发达国家正积极发展更高参数的超超临界火力发电技术 (600℃/700℃) , 我国也把“超 (超) 临界燃煤发电技术”列入“863计划”。可以预见, 在我国电力事业的发展中, 会把发展更高参数的超临界技术作为火电建设的主要方向。

1 超超临界技术的发展现状

近10多年来, 发达国家积极开发应用高效超临界参数发电机组。美国和前苏联是超临界机组最多的国家, 而发展超超临界技术领先的国家主要是日本、德国和丹麦。国际上超超临界机组的参数已经达到27~32MPa, 蒸汽温度为566℃~600℃, 热效率可以达到45%~47%[3]。

20世纪90年代以来, 我国先后从国外引进了容量为350MW、600MW、900MW的超临界机组, 同时引进了一些设计制造技术。国内有关研究院所和高等院校等单位在超临界和超超临界火电技术方面亦进行过多年跟踪研究, 建立了一批相当规模的试验研究基地和试验装置;在诸如气液两相流和超临界压力传热研究、高效污染新型燃烧器研究、煤燃烧特性和炉膛选型等方面开展了许多试验和研究工作。

2 超超临界发电技术发展存在的问题

2.1 高温高压高强度材料研制和加工

600℃等级新型耐热钢尚未实现国产化, 超超临界机组的大型铸锻件和关键原材料目前还依赖进口, 对新型耐高温材料的加工工艺性能和应用性能还未完全掌握。与欧盟、日本和美国等先进国家相比, 我国缺乏自主产权的高温材料基础数据, 成为约束超超临界发电技术发展的瓶颈。虽然近年来, 在国内钢铁生产公司、锅炉制造企业及相关研究院所的联合攻关下, 在模拟国外高温材料的基础上, 基本实现锅炉用高温材料的国产化, 但与欧盟、日本和美国等先进国家相比, 材料研究的差距仍很大[4]。试验研究装置和技术落后, 不能满足超超临界高端产品的要求。相对国外由政府组织各制造公司、毛坯、原材料制造厂和电力公司联合进行大规模高温部件的工艺及材料性能试验研究模式, 国内目前存在着各自分散研究、相互保密等问题, 无相关组织联合的方式很难完成如此大规模超超临界技术的研究。

2.2 超超临界机组的关键单元设计

目前超超临界机组仍须由国外厂商进行性能设计, 国内制造企业按图生产。1000MW级超超临界锅炉、汽轮机和发电机是超超临界发电技术的三大关键单元, 这些关键单元的设计, 我国对于国外还存在很大的依赖度。

在超超临界锅炉方面, 国内尚未掌握超超临界锅炉水冷壁的传热和水动力特性、过热器和再热器热偏差特性、超厚壁大口径受压元件及刚性梁结构设计关键核心技术。超超临界压力锅炉由于参数本身的特点只能采用直流锅炉。一般直流炉较易产生局部超温 (水冷壁) , 因直流炉中间点温度 (上辐射或水冷壁出口) 较难控制, 这些都影响了超超临界锅炉水循环系统的安全性。超超临界锅炉蒸汽温度变化具有更大惯性, 直流锅炉中没有汽包, 蒸发与过热受热面之间没有固定的分界线, 给水量或燃料量变化都会引起蒸发量、汽温和汽压的同步变化, 相互牵制, 关系密切, 这些都给运行控制增添了复杂性和困难[5]。

在超超临界汽轮机方面, 汽轮机的气动设计、冷却技术、强度与振动研究、末级长叶片设计和热力系统优化等设计核心技术未开展相应的自主研究。通过对高温高压部件结构特性、汽流激振、轴系稳定性、高温部件冷却技术研究, 通流部分和末级长叶片设计优化, 解决超超临界汽轮机关键核心技术, 提高设计自主化水平, 这是我国在超超临界汽轮机设计方面亟待解决的问题。这些都将为继续开展先进叶型开发及通流部分优化技术, 700℃等级超超临界汽轮机技术预研究等高超超临界燃煤火力发电技术提供一定的技术支持[6]。

2.3 整体机组的设计标准

关键共性技术研究体系尚不完善, 各发电设备制造企业引进的超超临界技术来源不同, 形成了不同的技术流派。对关系到行业技术发展的共性技术尚未有效地组织起开发体系, 核心技术自主创新能力不足, 缺乏共性技术研究平台, 在超超临界机组的高温高强度材料研发、超超临界锅炉和汽轮机关键共性技术未能组织起有效的试验研究。

3 超 (超) 临界燃煤发电技术的发展前景

随着超临界火电机组的国产化, 我国在近期以及今后新增的火电装机结构中必将以超临界和超超临界机组为主, 其中超超临界机组由于与超临界机组相比效率有较大幅度的提高, 从而具有更大的竞争优势。预计到2020年, 我国超超临界机组的装机容量在燃煤发电机组总装机容量中将达到25%以上的份额。因此, 加快建设和发展超 (超) 临界火电机组是解决电力短缺、能源利用率低和环境污染严重的最现实、最有效的途径[7]。超 (超) 临界发电技术是我国电力工业升级换代, 缩小与发达国家技术与装备差距的新一代技术, 在未来20~30年是我国电力工业装机主要技术。超 (超) 临界火电技术的发展还将带动制造工业、材料工业、环保工业及其他相关产业的发展并创造新的经济增长点, 是我国电力工业可持续发展的战略选择。

摘要：中国是世界上能源消费以煤为主的国家, 中国未来电力工业可持续发展的首要任务是要解决煤电的可持续发展问题。超超临界发电技术是高效利用燃料资源的一项技术, 其水蒸气工质的压力、温度均超过以往任何参数的机组, 可大幅度提高机组热效率。它把高效、大容量、清洁、节水等技术结合在一起, 已成为目前燃煤火电机组发展的主导方向, 是满足中国电力可持续发展的重要发电技术。

关键词：超超临界,燃煤发电,发展

参考文献

[1]中电联.2014年度全国电力供需形势分析预测报告[Z].

[2]李君, 吴少华, 李振中.超超临界燃煤发电技术是我国目前发展洁净煤发电技术的优先选择[J].中国电力, 2004, 9, 9 (37) :13-17.

[3]姚燕强.超 (超) 临界燃煤发电技术研究[J].华电技术, 2008, 4, 4 (30) :23-26.

[4]金利勤, 王家军, 王剑平.我国1000MW级超超临界燃煤发电技术的瓶颈浅析[J].华东电力, 2011, 6, 6 (39) :0977-0979.

[5]李明亮, 邱亚林, 陈红.超超临界锅炉技术研究[J].云南电力技术, 2010, 38 (3) :87-90.

[6]沈邱农, 严宏强.超超临界机组核心技术自主创新问题的研究[C]//中国动力工程学会600/1000MW超超临界火电机组研讨会.中国, 大连, 2008.

燃煤电厂烟气超低排放技术分析 第10篇

1 污染物控制技术

1.1 烟尘控制技术

烟尘控制技术是通过专业的仪器，将烟尘进行重力分离，从而达到除尘的效果，同时面对不同的烟尘，还能够随着调整除尘的机理，从而实现高效除尘。提高燃煤电厂烟气超低排放的技术的适用性，从根本上过滤掉燃煤电厂烟气中的污染物，通过控制污染源的方式，保护燃煤电厂周边的空气环境。

1.2 静电除尘器

静电除尘器是利用灰尘的吸附性，通过在烟气中释放电荷，以此来吸引燃煤电厂烟气中烟尘的电荷，静电除尘是利用了烟尘的物质特性进而除尘的有效方式之一，因为操作简便，价格低廉，而被广泛的应用于各大燃煤电厂的烟气排放中，并取得了良好的效果[1]。通过在燃煤电厂的排放出安装一定的阳极板，在一定范围内制造出电流区域，并且通过这个区间来收集烟尘，从而实现燃煤电厂烟气的超低排放，净化了燃煤电厂周边的空气，为我国的生态平衡提供了一定的基础，是我国燃煤电厂烟气超低排放技术中常用到的一种技术。

1.3 滤袋式除尘器

滤袋式除尘器的除尘机理建立在烟尘的物理性质上面，利用能够吸附烟尘的特制过滤网，将燃煤电厂烟气中排放的污染物控制在过滤网中，一般来说，过滤网选用的是纤维织物，从而提高屋里除尘的效率，是一种污染较小，能耗较小的先进除尘方式，因此被广泛的应用于我国各种领域的污染源的控制工作当中。滤袋式除尘器利用了碰撞惯性分离的原理，将烟尘中的污染物与其他小颗粒细细分开[2]。在一定程度上，甚至改变了我国节能减排的历史进程，是我国污染物控制的重要技术。

1.4 湿式电除尘器

湿式电除尘器的除尘原理是利用了烟尘的另一个物理特性，烟尘遇水分裂的现象来达到除尘的效果。具体的方式与滤袋除尘步骤相一致，利用了过滤袋，不同于滤袋除尘的一点是，湿式电除尘器用到了特质的水雾喷洒器，通过安装在燃煤电厂烟气排放口的方式，增强烟尘的吸附能力，从而增加过滤网的捕捉率，据不完全统计，湿式电除尘器能够捕捉烟气中99%的污染物，是控制污染物的有效措施，更是我国燃煤电厂超低排放技术的关键，能够提高燃煤电厂的清洁度，从而为我国的可持续发展的经济提供物质基础。

2 二氧化硫的控制技术

二氧化硫是燃煤电厂排放中常见的一种污染成分，因此针对二氧化硫制定相应的污染控制技术，对于我国燃煤电厂烟气的超低排放技术的发展具有重要的意义，一般来说，石灰石脱硫工艺是我国二氧化硫污染控制技术的主要手段，但石灰石脱硫工艺在进行污染控制时，依然存在着不容忽视的缺陷，比如燃煤电厂缺乏相应的技术作为支持，缺少相关的基础设施建设，都是导致我国二氧化硫污染控制技术一直出于较低水平的原因，因此改善我国现有的二氧化硫的污染控制技术尤为重要，需要引起相关技术人员的一定的重视。

单塔双循环技术是如今所倡导的一种燃煤电厂烟气超低排放的一种技术，由于其良好的效果被行业内的技术人员所青睐，纷纷应用在各个燃煤电厂的二氧化硫的污染控制工作当中，但由于脱硫效率较低，因此只能作为我国现阶段的过渡烟尘脱硫技术。除了对相关技术的深入研究，还有一点需要引起相关研究人员的注意，由于我国国土辽阔，南北之间的二氧化硫的污染控制工作也有着明显的差异，因为二氧化硫受脱硫环境的制约，因此要根据当地不同的环境，在开展相关研究之前，要求相关研究人员对当地的pH值环境有一个整体性的认识，才能从根本上做好二氧化硫的污染控制工作，从而实现燃煤电厂烟气超低排放的技术要求。

3 氮氧化物的控制技术

对氮氧化物的控制，要求相关人员对氮氧化物的除尘机理有一定的研究，这就对从事相关工作的人员的知识背景提出了较高的要去。氮氧化物的控制技术是超低排放技术中最难以控制的一种，因此要求相关从业人员应该具有高度的专业素养，并且在上岗前经过一段时间的专业培训，才能适应高强度的研究工作。对氮氧化物的控制，要求在燃煤的三个环节上进行控制，三个环节分别是燃煤的选材阶段，燃煤的燃烧阶段与燃煤的燃烧后阶段，只有将氮氧化物的控制技术贯穿燃煤电厂烟气排放的始终，才能取得良好的除尘效果。

4 结语

综上所述，燃煤电厂烟气超低排放技术利用了一定的除尘机理，针对污染物的控制、二氧化硫的控制与氮氧化物的控制，实现燃煤工厂超低排放的改造，从而促进我国经济发展与生态环境之间的平衡。

参考文献

[1]张东辉,庄烨,朱润儒,刘科伟.燃煤烟气污染物超低排放技术及经济分析[J].电力建设,2015,605:125-130.

燃煤技术 第11篇

电厂作为支撑我国经济发展的重要单位，近年来面临着日益增长的用电需求以及不断上涨的能源价格所造成的巨大压力，因此节能降耗成为一个重要的课题。面对当前严峻的能源形势，电厂应该积极探索一条节能降耗的道路，用最少的资源生产出更多的电能。这样不仅仅有助于提高企业经济效益，对于我国经济的稳定发展具有十分重要的意义。在电厂发电过程当中，汽轮机发挥着十分重要的作用，在汽轮机运行过程当中如果采取相应的措施，减少能源消耗，对于整个电厂的节能降耗都有十分重要的意义。这就要求发电厂在汽轮机的运行过程当中采取相应的技术措施，减少能源的消耗，同时对汽轮机进行适当的技术改造，降低能耗。

一、汽轮机节能原理介绍

汽轮机主要是由固定部分（静子）和转动部分（转子）组成，与回热加热系统（包括汽轮机抽汽、给水系统、凝结水及疏水系统等）、调节保安系统、油系统以及其它辅助设备共同组成的汽轮机组件。固定部分（静子）由汽缸、隔板、喷嘴、汽封、紧固件和轴承等部位组成。转动部分（动力）主要包括主轴、叶轮或轮鼓、叶片和联轴器等。固定部分的喷嘴、隔板与转动部分的叶轮、叶片组成蒸汽热能转换为机械能的通流部分。汽缸是约束高压蒸汽不得外泄的外壳，还设有汽封系统。理想循环热效率和汽轮机内效率的大小决定了汽轮机效率的大小，对于一定容量的机组，真空度、给水温度、换热器短差、漏气损失大小等因素决定了汽轮机效率的到底，因此对运行中的汽轮机进行改造，也就是通过改造以上因素，使汽轮机始终处于最佳的工况下运行，维护较高的运行效率。对汽轮机的节能改造要以以下三个原则为前提：a）切合实际情况，确保改造措施的可行性；b）对系统进行节能分析，针对系统最薄弱和影响机组性能最大的环节开展改造工作；c）改造措施技术要尽可能简单易行。

二、汽轮机效率影响因素分析

衡量汽轮机组效率高低的一个关键性指标就是汽轮机组的热耗率。对于新投产机组，导致汽轮机组热耗率高的因素有：通流部分效率低于设计值；真空度低、回热系统偏离设计值、初参数低于设计值、热力系统泄漏、加热器短差偏离设计值、节流损失；对于投产时间较长的老机组，造成汽轮机组热耗率偏高的因素主要有：长时间运行造成机组老化、机组运行负

荷低于额定负荷、通流部分效率下降、真空度低、运行方式不合理、运行参数偏离设计值、回热系统方式偏离设计、热力循环系统泄漏、加热器运行短差与设计值相偏离、厂用汽量较大等。因此，对于运行中的机组，要针对影响汽轮机热耗率的因素定期对汽轮机组进行检查诊断，及时发现并消除不利因素，维护汽轮机在最佳的工况下运行，提高其效率。

三、常见汽轮机节能措施与技术

（一）汽轮机通流部分的增容改造。中国新建的燃煤机组越来越高参数化、大容量化。但是仍旧存留有一些建造时间较早供热机组和自备电厂的机组参数较小。对于这些老机组，由于当时的设计水平和制造水平都比较落后，对这些小机组节能改造的主要手段是汽轮机通流部分的增容改造。例如徐州电厂4号125MW汽轮机经过增容改造以后，汽轮机热耗为原来的9 184 kJ/（kW·h）提高到8 175 kJ/（kW·h），效率提高明显[1]。

（二）重视热力系统内漏。加热器疏水水位正常与否对热力系统的性能有极大的影响。如果加热器疏水水位过高，水位就会淹没加热器的有效换热面积，从而使传热效率降低；加热器疏水水位过低，会造成热力系统内漏。热力系统内漏对汽轮机组的效率有很大的影响，一方面，热力系统内漏造成了汽轮机通流部分有效能量的损失，另一方面造成机组的真空度的降低和辅机的电耗的增加。因此，实际运行过程中，必须定期对阀门进行内漏检测，及时发现并处理问题，定期对加热器壳侧空气进行排放，及时排除不凝结气体，定期对加热器管子进行酸洗，去除钙垢，确保加热器疏水水位处于正常水平。

（三）维持汽轮机运行负荷。汽轮机结构设计是基于特性设计参数的。运行中的机组由于锅炉煤种的变化、负荷的变化，运行参数往往与设计参数有一定的偏离。运行参数偏离设计参数，不仅对汽轮机组的效率有很大的影响，同时还会威胁到汽轮机组乃至整个火电机组中设备的安全性及其使用寿命。因此，这就要求电网调度合理安排，尽可能保证主力机组的运行负荷。但是由于我们用电峰谷差的存在，很多火电机组都承担着调峰的任务，运行负荷一般都低于最大经济负荷，这就要求运行人员有很高的技术水平和丰富专业知识，根据负荷的变化及时的调整运行参数，保证设备安全高效的运行。

（四）加强煤种控制和锅炉的燃烧调节。相同背压下，汽轮机的进汽参数越高，流量越大，则汽轮机效率也越高。汽轮机的进汽参数是由锅炉的出汽参数决定的。锅炉的稳定燃烧是保证蒸汽品质的前提。中国煤炭的国情是成分复杂、种类繁多，而且分布不均匀。这就使得锅炉的燃用煤种与设计煤种成分相差很大，也为锅炉的安全高效运行制造了困难。为了解决此类问题，一方面，电厂要加强煤种控制，尽可能采购与设计煤种接近的煤种，或者采取混煤的方式；另一方面，锅炉运行人员要加强对锅炉的燃烧调节，根据不同的煤种和运行负荷，及时准确地调整风粉配比及燃烧器的角度，保证汽轮机进汽参数的品质。另外，还要保证给水的品质，减少排污，减少受热面积灰用汽，保证汽轮机进汽足质足量。另外要加强对汽轮机组的检修工作，在大修时，

要加强对汽轮机通流部分的维护，及时调整汽轮机隔板及动叶顶部的汽封间隙、调整调门，动、静也表面加强处理。防止汽封间隙增大造成漏汽的增加。加强对热工仪表和控制系统的维护和使用，及时更换精度不确定的仪表，保证测量参数的准确性。

结束语

电厂节能降耗的措施还有很多，本文着重从运行调整方面对节能降耗进行了分析。节能降耗手段应是多样的，不局限于运行调整方面。关键在于我们平时的细心观察及运行经验的总结。节能降耗也是一项长期任务，只要每一位员工关心节能降耗这项工作，并投身于这项工作中去，发电成本一定会大大降低，从而为企业创造可观的经济效益。

参考文献

[1]杨利民，李爱华.汽轮机节能和增容改造的可行性分析[J].中国电业技术，2013（1）：30-32.

试论燃煤锅炉节能技术 第12篇

1 燃煤锅炉存在问题

经过笔者的不完全统计, 一般的锅炉企业都存在燃煤设计的环境较差现象, 锅炉排出的烟气温度很低, 现在这样的问题在各大企业中都存在, 但有很多人对此忽视, 不管不问。如何解决这一问题, 笔者认为从改善燃料的着火条件入手, 要切实对炉膛温度进行必要的改造。但同时还要注意到, 因为锅炉的前拱会降低, 而后拱相应的加长, 这样拱间形成的喉口距离由原来的两米左右缩小到1米;再加上火床燃烧强烈, 火焰分布均匀, 这样容易导致气流扰动互相混合, 在炉内就会完全燃烧。

除此之外, 由于煤的燃烧导致炉膛内的温度也增加了, 使灰渣含碳量明显减少。这样来说, 烟气的旋流混合又加强了烟气中焦炭粒子的分离, 使它又落在火床上和新燃料层上进一步完全燃烧。

2 燃煤锅炉节能技术分析探讨

首先, 在现在的工业锅炉使用中, 要提高燃煤锅炉节能的技术, 笔者认为, 锅炉企业首先要对锅炉选择合理的送风与调节措施。根据笔者的经验来看, 在链条、往复炉使用中, 我们要根据燃烧过程的不同特点, 酌情进行送风, 采取这样的做法主要是对促进炉内燃烧有作用。笔者再拿链条炉燃烧来说, 锅炉内的燃料随炉排不停地运动, 以至于最后燃烧, 它都是沿着炉排长度和方向分阶段、分区进行的。我们根据这一特点, 得出在燃烧过程中炉排头部的预热区和尾部燃尽阶段它的空气需要量小;如果在炉排中部的燃烧阶段, 空气需要量就会增加。

其次, 我们要对锅炉采用二次进风的办法。经过多年的实践总结得知, 在实际的工作中, 二次风对强化气流燃烧有很大作用。在燃烧中它可以形成烟气旋涡, 增加悬浮细粒子在锅炉内的停留时间, 有助于延长悬浮细煤粒在炉膛中的行程。除此之外, 还可以促进气流旋涡的分离作用, 进一步促使煤粒和灰粒进入炉内, 减少飞灰逸出量, 提高效率。

第三方面, 我们要酌情控制锅炉的燃烧指标。这里所谓的燃烧指标是指锅炉的热效率、排烟的温度、排渣含碳量和排烟处过量空气系数等技术指标。在实际的燃烧过程中这些指标都要符合我们国家的标准。只有这样, 无论对于锅炉自身来说还是对于环境来说都是有意义的。

第四方面, 我们还要做到锅炉内部的均匀分层燃烧。经过实践证明, 这样燃烧的结果有效解决了一般地链条炉不适宜燃烧普通煤炭的要求。笔者认为, 这样做的优点是燃烧温度均匀, 可以减少局部温度高的问题。

第五方面, 我们要做到锅炉的燃烧自动调节控制。在锅炉运行中, 为了减少锅炉的负荷, 我们要对燃烧调整。这个的调整要以蒸汽压力的高低来调节炉排速度及送风和引风量, 有效地提高锅炉热效率。

3 燃煤锅炉节能技术发展前景展望

近些年以来, 在我们的经济发展中能源利用率很低和消费结构不合理的情况下, 大力提高.燃煤锅炉节能技术是很有必要的。这也同时说明了行业节能潜力存在着较大空间。另据资料还显示, 目前我国所使用的工业燃煤锅炉数量快达到50余万台, 而恰恰相反的是我们的每年消耗煤的标准是4亿多吨, 这样看烧煤能力远远不够。这在一定意义上来说, 在我们国家加强燃煤锅炉节能技术是迫在眉睫的重要任务。

从2013中国国际清洁能源暨环保锅炉展了解到, 在环保锅炉迅猛发展的大背景下, 海外企业也纷纷瞄准我国市场, 通过展会平台寻求合作对象, 进入中国市场。据了解, 自5月全国掀起燃煤锅炉替换高潮以来, 国内环保锅炉企业参展热情高涨, 部分企业纷纷扩充展位, 在汹涌的环保锅炉行业发展浪潮中占得先机。

结语

在政府政策大力支持下, 环保型锅炉的未来发展将有很大突破, 高污染型锅炉的加速淘汰, 进一步促进了环保型锅炉市场快速发展。但同时, 国办在环保技术存在的不足问题也还很多, 行业内需在不断增加产能的同时, 不提追求提高环保技术, 从而得到市场广泛而稳步的发展。在品牌方面, 国内企业应不断争取, 生产出高效环保型锅炉, 树利国内先进品牌。真正提升锅炉品质, 促进行业健康发展。

摘要：文章结合笔者工作实践, 分析了燃煤锅炉存在问题, 在此基础上, 论述了燃煤锅炉节能措施, 对燃煤锅炉节能技术做一前景分析。

关键词：燃煤锅炉,节能措施,燃煤技术,前景分析

参考文献

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