燃煤小锅炉烟气治理

燃煤小锅炉烟气治理（共11篇）

1.燃煤小锅炉烟气治理 篇一

燃煤电站锅炉烟气污染物超低排放综述

摘要：经济和社会的不断发展，促使电力需求持续增加，但日益严峻的环境问题促使国家和各级政府出台一系列政策措施，降低燃煤锅炉烟气污染物排放值，使其接近或低于燃气轮机排放值。文章从超低排放的起源、争议和面临的问题三个方面进行阐述，最后给出超低排放发展的建议。

关键词：超低排放 电站燃煤锅炉 环境改善

引言：随着我国经济不断发展，对电力的需求不断增加，预计至2015年全社会用电量将增长至6.27万亿千瓦时，2020年将达到8.2万亿千瓦时。相比较2013年分别增长17.9%和 54.1%。2015年的火电装机容量将增长至10.5亿千瓦，2020 年将达到14亿千瓦。相比较2012年分别增长28.2%和70.9%。我国电力行业装机容量在2011年超越美国，成为世界第一[1]。电力行业蓬勃发展的同时其造成的环境污染也不容忽视，据统计电力行业消耗煤量占我国总耗煤量的50%以上[2]，由燃煤造成的环境污染严重影响国民的身体健康，也是我国经济可持续发展的巨大障碍。为了控制电厂污染物排放量，降低燃煤对经济环境社会的影响，我国颁布了史上最严格的大气污染物排放标准。面对日益严峻的环境问题，国家出台了一系列政策规定来降低火电行业的污染物排放。在“十一五”期间我国的火电大气污染物控制取得了巨大成就，在火电装机容量不断增长的情况下，燃煤污染物总排放量增幅较小且烟尘总排放量略有降低 [3]。《火电厂大气污染物排放标准》(GB 13223—2011)发布时，其标准受到广泛的质疑，认为其标准过于苛刻，在技术和经济性方面不足以支持此标准。但是由于雾霾频发，该标准逐步为业内认可。在新发布的污染物排放标准中首次增设燃气轮机的污染物排放标准，国内的电力相关企业及集团在新标准的基础上加以研究并提出了“超低排放”。目前我国将燃煤锅炉排放值低于燃气轮机的标准称为“超低排放”或“近零排放”[4]。

根据我国目前电力发展情况，有专家学者提出采用污染物高效协同脱除技术，降低燃煤锅炉污染物排放使其达到燃气轮机排放水平。本文从超低排放政策措施、超低排放存在的争论展开，并对超低排放对环境改善效果和其经济性展开论述。

一、超低排放及与其相关的政策措施

超低排放由污染物协同脱出系统对锅炉烟气进行净化处理达到，超低排放系统由多种高效污染物脱除系统组成，一种设备可以同时脱除多种污染物，通过将不同设备的功能进行优化及污染物控制系统整合优化，可以实现SCR反应器、除尘设备、FGD脱硫塔和ESP等环保装置协同工作[5]。通过装置优化与系统整合不仅可以提高自身的污染物脱除效率，降低污染物排放值，同时可以实现多种污染物协同脱除，使电厂的污染物排放达到超低排放的要求。

在二氧化硫减排方面，主要通过对FGD脱硫系统改进，如增加喷淋层数、提高液气比等。在氮氧化物方面，首先使用低氮燃烧技术，降低锅炉氮氧化物生成量，再通过使用新型催化剂等技术提高SCR的脱硝效率。在烟尘、三氧化硫及重金属方面，主要利用SCR脱硝系统、除尘器、FGD脱硫系统等协同作用以实现超低排放[6]。国家多部门联合制定了《煤电节能减排升级与改造行动计划》(2014——2020年)，发达省份也根据各省实际情况提出相应的政策措施。国内外已有在运行超低排放锅炉，其大多数在中国，美国和日本也有数台。例如浙能嘉兴电厂、六横电厂、上海外高桥电厂、日本碧南电厂、美国Prairie States电厂等，现运行机组多为示范工程。

二、关于超低排放的争论

超低排放一提出便受到广泛的关注与争议，目前我国的污染物排放标准与发达国家相比也处于领先水平，许多专家学者认为相较于提高污染物排放标准，其投入可能比其产出更多造成得不偿失。表1为我国新污染物排放标准与发达国家的排放标准对比，其中美国的排放标准较为复杂与煤质有很大关系，通过折算才能与各国标准对比。通过比对可以发现，目前我国的重点地区排放限值除在颗粒物方面比美国高一点外，SO2和NOx全面优于德国、日本和澳大利亚。在发改委、能源局和环保部联合发布的[2014]2093文件中排放值要求全面优于上述国家的排放值。

表1 中国与主要发达国家污染物排放标准对比(mg/m3)

国家备注颗粒物SO2NOx

中国

2015年新标准30200200

重点地区2050100

发改能源[2014]2093103550

美国[7](折算)2005年2月28日至2011年5月3日18.5185135

2011年5月3日及以后新建、扩建12.3136.195.3

德国 20200200

日本 50200200

澳大利亚 100200460

污染物排放浓度越低，其投入的运行费用与设备改造费用也就越低，因此在重点地区排放标准的基础上是否还需进一步提高排放标准成为争论的焦点。下面从经济性，可行性等方面来分析超低排放是否科学。

经济性是企业研究重点之一，在不违反法律与规定的同时争取利益最大化是每个企业追求的目标。从成本上说，将全国一般燃煤电厂实施超低排放的，约需要投资600亿元以上，年运行成本也会增加300亿元以上[8]。我国火电污染物排放总量巨大，实行超低排放后我国重点区域内其在烟尘、二氧化硫、氮氧化物增加的减排量分别为7万吨、10.5万吨和35万吨，占全国总量的1.04%、0.56%和1.9%，可以发现实行超低排放对我国污染物减排贡献有限。熊跃辉[9]指出在目前不能大规模建设超低排放燃煤机组的原因有如下几点：(1)目前超低排放仅包括当氧化物、二氧化硫和烟尘3项，在二氧化碳、汞、废水和其他污染物方面未做考虑，因此不能盲目建设超低排放燃煤机组。(2)在国家补贴的基础上，实现超低排放也会造成多数发电企业无利可图，这降低了企业在锅炉超低排放的积极性。(3)目前燃气轮机发电成本高于超低排放燃煤发电约一倍，但考虑在燃料开采、运输和使用过程中对生态和人体危害等方面的综合成本来说，超低排放燃煤机组的成本优势可能会减弱甚至消失。

实行超低排放应该经过科学论证和严谨的检验验证，在超低排放对环境改善方面应该科学研究。必须从机理上清楚了解污染物排放与环境改善的关系，我国的绝对减排量巨大，但是环境改善却不明显，在以后的政策制定时应该以改善环境为前提。

超低排放在环境改善的积极意义有如下几点：(1)燃煤机组大气污染物排放占我国总大气污染物排放的33%以上，超低排放可以在绝对总量上降低污染物排放。通过对企业停产限产等政策，可以明显改善地区空气质量，今年APEC期间北京的环境就得到很大改观。(2)采用超低排放可以刺激环保事业的不断进步，随着经济水平不断发展，国民对环境质量的要求也在不断提高，通过提高排放标准可以倒逼企业进行技术革新并采用更加先进的设备。(3)保护环境是每个公民应尽义务，以更加严格的排污标准要求自己也是每个企业履行社会责任的体现，这还有助于形成共同减排，集体环保的社会氛围。

超低排放对空气环境中PM2.5减少也具有积极意义，煤烟灰、机动车尾气、城市扬尘是PM2.5的三大主要来源，其贡献比例分别为14.37%、15.15%、20.42%[10]。根据对燃煤锅炉排放的颗粒物粒径分析可以发现锅炉产生的初始颗粒物粒径分布为PM10与总悬浮颗粒物比值为32%~48 %, PM2.5与总悬浮颗粒物比值为 2% ~4 %, PM2.5与PM10比值为5%～12%。采用五电场静电除尘器后颗粒物排放浓度<20 mg/m3,粒径分布为PM10与总悬浮颗粒物比值为92%～ 94%, PM2.5与总悬浮颗粒物比值为87%～ 90%, PM2.5与PM10比值为95～96%[11]。采用袋式除尘器后颗粒物排放浓度<20 mg/m3,粒径分布为PM10与总悬浮颗粒物比值为 97%, PM2.5与总悬浮颗粒物比值为96%, PM2.5与PM10比值为99%[12]。通过上述数据可以发现，锅炉排出的颗粒物以大粒径颗粒物为主，经过静电除尘器或布袋除尘器大粒径颗粒物被捕捉，排入空气中的颗粒物以小粒径颗粒物为主，排入空气中的PM2.5约为96%。

三、超低排放面临的问题

在我国超低排放超速发展甚至是跃进有深层次原因。由于火电的排放问题一直困扰着电厂发展，减排压力促使国家出台“上大压小”政策，使我国火电机组向大功率、大容量发展。虽然大容量机组在能耗和污染物排放方面优于小容量机组，但由于机组设备发电负荷低和机组利用小时数低等原因，大容量锅炉的实际效率和污染物排放都与设计值有较大差距。受更加严格排放限值的压力，许多电厂在原有污染物脱出设备基础上进一步投资大量资金进行升级改造。对现役机组燃煤机组的升级改造后，从特别排放限制到燃机轮机排放标准，对于1000MW机组，需要增加的成本为0.96分/千瓦时;对于600MW机组，需要增加的成本为1.43分/千瓦时;对于300MW机组，需要增加的成本为1.87分/千瓦时[7]。

对于发电企业而言，申请大容量机组不仅可以降低单位建设成本还可以获得更高的发电量配额，上网电量指标的高低关系着电厂的效益。火电机组利用小时虽然高于小容量机组，但其设备利用率并未达到最佳。此外大容量机组的负荷率偏低造成的美煤耗增加也是不容忽视的。根据机组实际运行情况，机组负荷率提高10%，不同等级的机组影响供电煤耗也在5克/千瓦时以上[13]。这无形中就造成了资源浪费，并且随着大容量火电机组不断增加，浪费现象可能会更加严重。

在调峰上大容量机组不具备优势，且调峰过程对地方电网影响大。我国的小容量机组都比较老旧，因此在实际调峰过程中还是依靠新建大机组。在我国机组建设过程中没有充分调研和论证，在大小容量机组的分配中不合理。每次国家环保政策的出台，都会造成部分电厂环保设施改造重建，造成严重的重复投资。升级改造往往需要对管道和设备进行重新设定，对某些电厂而言建设完成时预留场地有限，新增加的设备布置又成为一个新问题。还有一些正在进行改造的电厂在新政策出台后需要对原有方案进行推翻重新设计，这就造成前期大量资金投入的浪费。

除了资金浪费之外，火电企业超低排放给电厂技术选择和管理方面也会带来压力。在现有技术条件下实现超低排放需要增加环保设备，通过控制煤质、系统优化等手段来实现，这回造成系统稳定性降低、能耗增加、烟道阻力增加等问题，企业在稳定运行和资金投入方面都会有巨大压力[14]。

四、超低排放发展的建议

在上述对超低排放经济性和可行性分析的基础上，从政策制定、电厂运行管理等方面对其提出建议。超低排放有其积极的意义，在目前技术条件不断进步的情况下可以适当发展，在未做充分调研论证的情况下不可盲目跃进式发展。由于经济发展水平、人口密度等条件因素我国将将大气污染物防治区域分为重点区域和一般控制区，并对不同区域实行不同的污染物控制标准。

根据不同区域差异化控制要求，建议在重点控制区优先发展超低排放技术。对新建、改造和改造不久机组采取不同政策，对新建、改建机组重点要求，新改建锅炉给予合适缓冲时间，降低其原改造过程投入资金浪费，因地制宜采用更加经济合理方案。

超低排放技术原始投资巨大，运行费用较高，因此发电企业在超低排放方面积极性并不高。我国对脱硫、脱硝电价实行补贴政策，但相较于高昂的原始投资和运行费用，补贴费用很难弥补电力企业在烟气净化方面的投入。随着燃煤锅炉污染物脱除一体化协同控制技术的发展，预计至2050年我国燃煤电厂可以将烟尘排放量控制在50万吨，SO2和NOx年排放量都可以控制在200吨左右[15]。在大气污染物控制和二次污染防治方面的成本约为6分每千瓦时，建议根据火电厂大气污染物控制的阶段和地区差异，进一步调整环保电价政策，通过环保电价补贴和经济杠杆激发企业的守法主动性。此外国家可以适当提高对污染物减排表现优秀的企业给予税费和发电时长等方面照顾。

虽然目前我国燃煤电厂100%都安装了脱硫设施，但其污染物脱除率远低于设计值。如果其脱硫效率可以达到90%那么也可以减少一半以上的二氧化硫。此外我国还存在大量的自备电厂，其脱硫效率约为45.3%，加强自备电厂脱硫设施的运行情况势在必行。在脱硝设备运行过程中也存在脱硝效率低等情况，因此电厂脱硝潜力巨大。除了加强对污染物控制系统的运行情况，还需加大对违规电厂处罚力度，提高企业违法成本。

目前我国发电煤耗量占全国总煤耗52.8%，远低于美国的93.3%、德国的 83.9%、韩国的 61.7%，与集中高效利用相差甚远。由取暖、供热的小锅炉耗煤量占我国煤炭消耗比例较重，小型锅炉烟气脱硫、脱硝及除尘设备的脱除效率较低，远低于燃煤电厂。2012年我国工业锅炉耗煤4亿多吨，排放了410万吨烟尘、570万吨SO2和200万吨的NOx，工业锅炉污染物排放量大且贴近地面，对环境空气质量影响很大[7]。可以看出相比于提高燃煤锅炉排放标准，实行“以电代煤”、关停小锅炉和集中供热等措施可以更大幅度的减少大气污染物排放。集中供热不仅能够极大地提高能源的利用效率，减少能源的不必要浪费，还可以取消分散的小型锅炉供热腾出许多城市空间和改善城市环境和容貌降低小锅炉产生的污染物[16]。

五、结论

通过以上论述可以得出以下结论：

1、超低排放可以降低污染物排放，其占大气污染物总排放比重较低，超低排放需要增加投资和运行费用，需要根据地区、煤质、锅炉的实际情况确定合适方案，在目前不应该盲目跟风建设超低排放燃煤锅炉机组。

2、采取集中供热等形式减少小型工业锅炉数量，不仅可以提高能源利用效率，也可以避免由于工业锅炉污染物脱除率低，间接造成大气污染物增加的情况。

3、超低排放会耗费大量建设资金和运行费用，国家需要制定相应的奖励措施，确保此类环保设施可以长期稳定运行。对于已经达到特别排放限值的燃煤机组，再进行超低排放改造对污染物减排无益。

4、提高煤炭用于发电的比例;对高污染、高能耗的小型工业锅炉进行“以电代煤”改造，气源充足地区可以进行“以气代煤”;合理建设燃煤机组，根据情况合理建设调峰机组，提高大容量机组基准负荷率和发电时长。可以降低燃煤锅炉污染物排放总量，改善大气环境质量。

2.燃煤小锅炉烟气治理 篇二

在中国二氧化硫排放的主要来源中, 中小型燃煤锅炉约占总排放量的40%以上, 解决中小型工业锅炉烟气污染问题成了节能减排的一项重要任务。哈尔滨工业大学自主研发的高效燃煤烟气污染控制技术在一年多时间内迅速推广应用至8台工业锅炉。初步估算, 应用这项技术后, 即使燃用低硫煤, 这8台锅炉每年也可减少二氧化硫排放量1, 000吨以上, 削减粉尘排放100吨以上。

高效燃煤烟气污染控制技术是在吸收和借鉴传统排烟循环流化床烟气脱硫技术的基础上, 发展起来的第三代半干法烟气脱硫工艺。它是基于复合喷动原理的烟气净化技术, 通过脱硫塔的分级分段, 实现二氧化硫脱除工艺的系统优化, 能有效提高脱硫塔的空间利用率和脱除效率。应用该技术, 在钙硫比为1.2-1.3时, 即可实现90%以上的系统脱硫效率。

这项技术装置采用多级喷动塔体结构, 可有效提高脱硫塔的负荷适应性, 它采用了4项自主知识产权的专利技术, 可形成高效内循环, 同时提高脱硫效率和吸收剂利用率, 简化塔体结构, 降低设备成本。运用该成果, 还能根据现场情况, 利用废碱液及其它碱性废水脱硫, 节约水资源, 降低废水治理费用, 从而实现节约资源、以废治废。

3.燃煤锅炉综合治理工作总结 篇三

1、2012年工作总结

（一）在全市开展燃煤锅炉调查2011年-2012年，我局按照市政府部署安排，联合市发改委、市工商局等相关部门，开展了全市范围内燃煤锅炉调查，累计调查出142家单位燃煤锅炉使用情况。具体见附表。

（二）推进煤改清洁能源工作一是推进煤改气，使用清洁能源天然气替代燃煤。主要是在天然气管道铺设范围内的燃煤企业，要求其尽量使用天然气。二是推进燃煤锅炉改生物质为燃料。主要针对天然气管道未铺设到的工业园区内的工业企业。三是推进燃煤锅炉改用电，如**市荆环医疗废物处置中心。

4.关于燃煤锅炉安全知识的小说明 篇四

安全阀是防止锅炉超压的一种排放泄压装置，一旦锅炉发生超压，它将起到保护作用。如果失灵则就失去了这种保护作用。然而安全阀的制造、安装、维修及运行操作不当，是很容易造成失灵的。许多锅炉事故分析报导中都有一条，安全附件不全或不灵。可见保证安全附件选型正确，保证其准确、灵敏、是非常重要的。

锅炉运行中保持它们的准确、灵敏、可靠是十分重要的，因此失灵而发生锅炉事故的惨痛教训是不胜枚举的。绝不能应为它是附件而轻视它，对锅炉安全运行而言，可也说它是最重要的设施。一台锅炉无论如何精心设计和制造，强度计算如何精确，只要压力表一失灵，发生超压损坏则是很常见的;

水位计也同样，运行人员看着水位计中水位正常，由于水位计失准，实际上锅炉内已经缺水，甚至受热面已经烧坏，司炉人员还不知道是怎么回事;

锅炉是工业发展和人民生活中广泛使用的特种设备，具有发生爆炸，危及生产设施和人民生命财产的危险性，

锅炉安全附件,故名思意是保证锅炉安全运行的附件。通常把锅炉上的水位计、压力表和安全阀称为三大安全附件。

5.燃煤烟气中汞的形态及其分析方法 篇五

燃煤烟气中汞的形态及其分析方法

摘要：从实验研究和模型分析两方面评述了目前研究燃煤烟气中汞的化学形态分布的各种分析方法,对各种方法的优缺点进行了比较,同时指出了将来的研究方向.实验研究中的汞形态测量方法可以归纳为取样分析法和在线分析法两大类,EPA法29是使用最为广泛的一种方法,不同方法在总汞的测量方面有较好的一致性,而在测量氧化物形态时存在一定偏差.取样分析法中对取样介质的`选择吸收性和收集效率不确定性、分析物的回收效率等的研究是热点问题,而在线分析法是目前正在发展的新兴方向.虽然在煤燃烧过程中使用化学热力平衡模型分析有一定的局限性,但在目前缺乏动力学参数的条件下,它仍是一个十分有效的手段,在化学热力学模型的基础之上发展化学动力学模型是模型分析方面一个主要的、新兴的研究方向.作 者：刘迎晖    郑楚光    程俊峰    游小清    LIU Ying-hui    ZHENG Chu-guang    Cheng Jun-feng    YOU Xiao-qing  作者单位：华中理工大学煤燃烧国家重点实验室,武汉,430074 期 刊：燃料化学学报  ISTICEIPKU  Journal：JOURNAL OF FUEL CHEMISTRY AND TECHNOLOGY 年，卷(期)：, 28(5) 分类号：X511 关键词：汞    形态分析    煤燃烧   

6.燃煤锅炉SCR烟气脱硝技术 篇六

随着我国经济的不断发展, 能源消费越来越多, 随之带来的环境污染也越来越严重。煤炭在我国能源消费中占主导地位, 燃煤排放的二氧化硫、氮氧化物是造成大气污染、酸雨的环境污染的主要来源。现阶段, 烟气脱硫项目已经大规模实施, 但烟气脱硝刚刚起步。

目前, 在世界上较为成熟的脱硝方法主要分为燃烧中脱硝和燃烧后脱硝两类。燃烧中脱硝法是控制燃烧过程中NOX的生成, 有空气分级燃烧、燃料再燃烧、烟气再循环和低N0x燃烧器等, 该类方法具有建设周期短, 投资少等优点, 但其脱硝效率较低, 一般在40%以下, 另外影响锅炉的热效率。燃烧后脱硝方法一般是指选择性非催化还原 (Selective Noncatalytic Reduction, SNCR) 和选择性催化还原 (Selective Catalytic Reduction, SCR) 。SNCR是在没有催化剂存在的情况下, 向炉膛喷射含有氨基的还原剂 (一般为尿素和氨水) , 迅速生成的NH3与烟气中的N0x反应成N2和H2O。SCR是指在催化剂的作用下, 烟气中的N0x被喷入烟气中的氨还原成N2和H2O。SNCR法不需催化剂, 脱销效率为30%～50%, 氨气的逃逸率大, 易造成环境污染, 运行温度在800～1000℃, 现有中小型锅炉可通过改造实现, 投资费用低;SCR法反应需要催化剂配合, 效率最高可达95%, 氨气的逃逸率小, 运行温度在400℃左右, 适用于各种机组, 但投资较大。SCR法技术成熟可靠, 脱硝性能稳定, 脱硝效率高, 液氨消耗少、目前在世界上被广泛采用。

1 SCR脱硝技术的基本原理

SCR的化学反应机理比较复杂, 主要的反应是NH3喷入系统中, 在催化剂的作用下, 有选择地把烟气中的NOx的还原为N2和H2O。选择性催化还原的反应温度为l50℃～450℃之间, 其反应可表示如下:

反应式中以第一个反应为主, 由于烟气中几乎95%的NOX是以NO的形式存在, 如果没有催化剂, 反应进行的温度范围很窄 (980℃左右) 。经过催化剂的合适选择, 可以降低反应温度, 使反应温度适合燃煤锅炉实际使用的290℃～430℃范围。

当改变反应条件时, 以下副反应还可能发生:

NH3氧化为NO的反应和NH3分解的反应都在350℃以上才发生, 反应剧烈需要温度到达450℃以上。在通常的选择性催化还原反应中, 反应温度一般控制在300℃以下, 这时只有NH3氧化为N2的副反应发生。

但是在某些特定条件下, 在SCR系统里也会有如下的不利反应发生:

反应中形成的 (NH4) 2SO4和NH4HSO4很容易对空气预热器进行玷污, 对空气预热器的影响很大。

2 SCR法脱除NOX效率的影响因素

在选择性催化还原系统设计中, 影响NOX脱除效率的因素有:烟气流速、O2浓度、烟气温度、氨逃逸、水蒸气浓度和催化剂钝化影响等。

(1) 烟气流速。烟气流速直接影响NOX与NH3的混合程度, 烟气流速越慢, NH3与NOX混合的充分, 越容易提高NOX的脱除效率, 因此需要设计合理的流速以保证NH3与NOX充分混合, 以使反应进行完全。

(2) O2浓度。根据反应的基本原理可知, 反应需要O2的参与, 一般O2浓度控制在2%～3%。

(3) 烟气温度。催化反应最适合在特定的催化反应温度下进行, 因而反应的进程受烟气温度的直接影响。

(4) 氨逃逸。根据反应的基本原理可知, NH3量不足, 会导致NOX脱除不完全, NH3过量, 会造成环境的二次污染, 因此NH3需要一个合适的量, 通常是多余理论量的氨被喷射进入系统, 最佳值在某一个氨逃逸量后达到。

(5) 水蒸气浓度。催化剂性能随着水蒸气浓度的增加而下降, 从而降低NOX的脱除效率。

(6) 催化剂钝化。催化剂的钝化直接影响系统的脱硝效率, 不利于SCR系统的正常运行, 需要有效控制。

3 催化剂

选择优良的催化剂是SCR技术的关键, 催化剂分为金属氧化物催化剂、碳基催化剂、贵金属催化剂和分子筛催化剂等, 目前使用中以金属氧化物催化剂为主。应用最多的金属氧化物催化剂是以V2O5为活性成分的。V2O5可负载于Al2O3、Si O3、Ti O2等氧化物上, 现在使用的V2O5催化剂大部分是负载在二氧化钛上的钒氧化物, 辅以钨与钼为助催化剂。V2O5的工作温度较低 (350℃～450℃) , 抗中毒能力较强, 催化剂表面呈酸性, 容易将碱性的氨捕捉到催化剂表面进行反应, 并且其特定的氧化优势利于将氨和NOX转化为氮气和水。SCR催化剂的形状最早是粒状的, 现在一般做成蜂窝状或平板状, 以防止催化剂层被粉末堵塞并减少压力损失。

4 安装位置

按照催化剂反应器在烟气除尘器之前或之后安装, 可分为高粉尘、低粉尘和尾部设置三种布置方式。

采用高粉尘布置时, SCR反应器布置在省煤器和空气预热器之间, 优点是烟气温度高, 进入反应器烟气的温度达300℃～500℃, 满足了催化剂反应要求, 多数催化剂在此温度范围内有足够的活性, 烟气不需加热可获得好的N0X净化效果, 因而这种布置方式被广泛采用。其缺点是烟气中飞灰含量高, 对催化剂防磨损、堵塞及钝化性能要求更高, 使其寿命受到影响。

采用低粉尘布置时, SCR布置在除尘器之后, 脱硝设备与锅炉相对独立, 对锅炉设计无特殊要求。这种布置方式的特点是飞灰不会对催化剂造成影响, 但除尘器需要在较高温度下工作, 有产生问题的可能。

采用尾部设置的SCR反应器, 置于锅炉的末端, 在FGD之后, 这种布置方式的特点烟气中已经去除了SO3等气体, 催化剂不再会受到他们带来的影响, 氨逃逸量相对最少, 但是由于烟气温度较低, 通常情况下需要设置烟气再热系统, 以便将烟气温度提高。

在使用的实际装置中, 飞灰的污染程度是可以接受的。吸收塔垂直布置和增加吹灰措施也可以解决飞灰堵塞和催化剂腐蚀问题, 因此在脱销工业中, SCR反应器大多数都采用高粉尘布置方式 (第一种布置方式) , 这样烟气温度高, 不需设置烟气再热系统, 整个系统的热效率不用降低。

5 加装SCR的几点建议

(1) 加强后部烟道和除尘器的强度。锅炉增设SCR后, 烟道阻力随之增加, 一般增加l000Pa～1500Pa, 所以引风机的压力需要增加, 从而会造成后部烟道及除尘器等负压的增加, 这些部位的强度应该加强。

(2) 预防空预器积灰和腐蚀。NH3与SO3发生化学反应生成 (NH4) 2SO4和NH4HSO4, 这些具有黏性, 很容易对空气预热器进行玷污对空气预热器的影响很大。因此空气预热器设计时应考虑内部构造并选择合理的材料, 可以采用蒸汽吹灰系统或者高压水冲灰系统进行解决。另外省煤器灰斗除灰占总灰量的5%, 省煤器的出口烟气流速通常为10m/s, 而SCR反应器内烟气流速只有大约 (4～6) m/s, 肯定会造成一定的积灰。因此, 在保留省煤器灰斗的基础上, 应考虑在SCR后布置灰斗。这样对安全稳定运行有利。

(3) 旁路的设置。当锅炉运行周期较长, 需要设置SCR旁路 (从SCR入口到SCR出口) , 以便对SCR装置在线检修。设置SCR旁路时, 需要设置旁路挡板密封门。需要增加设备、投资增加, 并产生旁路挡板密封和积灰问题。是否设置SCR旁路需要综合评估, 主要依据锅炉冷起动的次数决定, 若每年5～8次, 则旁路无须设置, 否则旁路推荐设置。

(4) 选择合适的催化剂。选择合适的催化剂是SCR技术的关键, 催化剂的性能直接影响反应的进行, 因此需要选择合适的催化剂, 以便反应按预设的反应方向进行, 达到理想的脱硝效果。

6 小结

目前, 我国控制烟气中氮氧化物排放的标准更加严格, 治理排放力度不断加大。因此将会有更多的燃煤锅炉上马脱销工程。现阶段技术最成熟、采用最广泛的是SCR烟气脱硝技术。低NOX燃烧技术与SCR烟气脱硝技术相结合, 可以大幅度地减少NOX的排放量, 并可以使SCR的使用周期延长。通过烟气脱硝工程的实施, NOX的排放必将得到有效控制, 即可减少因酸雨造成的损失, 又可改善环境空气质量, 达到大家满意的效果。

参考文献

[1]杨冬, 徐鸿, 刘学亭.燃煤电厂SCR烟气脱硝技术综述.中国电力教育, 2006

[2]石磊.燃煤锅炉SCR法烟气脱硝技术.锅炉技术, 2009

7.燃煤锅炉供暖方案 篇七

一、工作目标

坚持以人民为中心的发展思想，各嘎查村、社区，切实把此项工作作为当前最大的民生工程抓好抓实。着力做好农牧民冬季用煤的每个农牧户限购2吨，用于自家取暖，不得倒买倒卖，按照“村级属地管理”的工作原则，把取暖用煤保障工作落实到位，确保农牧民冬季取暖有煤烧，买得起，让农牧民温暖过冬。

二、煤质及价格

音德尔镇农牧民冬季取暖用煤来源为呼伦贝尔市煤炭企业，取暖用平价煤源为国能宝日希勒露天矿煤炭，呼贝块3500卡，价格每吨629元。农牧户实际支付煤价由坑口保供价、运费、装卸、损耗等费用组成，最终价格按照全旗统一安排执行。

三、组织领导

为确保取暖用煤保障工作顺利推进，成立音德尔镇农牧民冬季取暖用煤保障工作领导小组。领导小组下设办公室，办公室设在镇经管站，办公室主任由吕月明同志兼任，具体负责与上级部门对接沟通，统筹调度，及时协调解决工作中的困难和问题。

(一)煤炭采购组。由镇经管站吕月明任组长，负责统筹协调煤炭采购合同的签订，联系发改委白文生主任协调保供煤购销、运输及后续的损耗费的评审、资金交付、结算等环节的资金保障工作。并协调运输车辆，确保保供煤配送至嘎查网点。

(二)运输保障组。嘎查村、社区主要负责保供煤运输车辆到达卸煤网点管控，为保供煤运输车辆开辟绿色通道。嘎村、社区负责做好运输过程中人员及车辆的疫情防控工作。

(三)销售保障组。由各嘎村、社区负责人任组长并成立工作专班，主要负责入户统计实际需求量，合理设置销售网点，本着农牧民自愿购买的原则每户限购2吨，检斤供应到户，严禁工作中出现乱收费和优亲厚友等违规行为。并负责收取取暖煤费用，建立台账，保障政策落实到位.严厉打击倒买倒卖、扰乱市场秩序等违法行为。

(四)专项督查组。由镇纪委关星任组长，组织审计等有关部门成立专项督查组，对各项工作推进情况全过程进行监督检查，并将督查情况报送镇党委、政府主要领导审阅，对于进展缓慢、推诿扯皮现象，在全镇范围内予以通报，确保各项工作有序推进，取得实效。

四、工作要求

8.燃煤小锅炉烟气治理 篇八

褐煤作为轻质煤的一种,具有含氧量高、密度小和灰分大的特点,容易出现自燃的问题。所以在进行褐煤运输和利用之前,需要使用褐煤干燥提质技术进行褐煤的处理。而采取该种技术,会导致燃煤发电的成本得到增加。因此,人们开始寻求有效的工艺技术利用燃煤锅炉烟气余热进行褐煤干燥处理,从而更好的实现褐煤资源的高效利用。

一、褐煤干燥提质技术研究

1. 机械干燥技术

所谓的机械干燥技术,就是在一定压力和温度条件下对褐煤进行机械热压成型处理。使用该技术,能够使褐煤受到剪切和高压等物理作用,从而使褐煤的孔隙系统和凝胶结构产生不可逆的破坏,继而使褐煤的水分得到去除。由于采取该技术将使褐煤的媒阶从本质上发生改变,所以其被称之为机械干燥提质技术。从技术的应用优点上来看,使用该技术能够避免褐煤与水或氧气发生反应,所以可以用于处理水分较高的褐煤。就目前来看,机械热力脱水技术在褐煤干燥处理方面得到了一定范围的应用。利用该技术,将使褐煤含水量和孔隙率随着温度和压力的提高而降低。在一定的压力和温度条件下,褐煤中85%的水分将被除掉。但如果一味进行压力和温度的提升,就会导致褐煤因热分解,并且导致褐煤处理成本过高。

2. 蒸发换热干燥技术

在褐煤干燥处理方面,蒸发换热干燥技术得到了广泛应用。按照干燥介质种类,可以将蒸发换热干燥技术划分成热蒸汽干燥法和烟气干燥法。就目前来看,滚筒式干燥技术、流化床干燥技术和蒸汽空气联合干燥技术都是具有一定代表性的蒸发换热干燥技术。使用该技术,褐煤的干燥热量主要来自于热风、饱和蒸汽或热烟气,使用的干燥器则可以为循环硫化床、振动床和移动床等等。使用流化床进行褐煤干燥,可以使褐煤在干燥器内停留较长时间,但是也容易导致干燥后的褐煤与氧气接触,继而导致褐煤自燃或爆炸。而典型的流化床干燥技术需要使用蒸汽进行褐煤的干燥,所以蒸汽不仅仅是硫化介质,同时也是干燥介质。在蒸汽完成褐煤中蒸发出的水分的吸收后,会有一部分蒸汽被导回干燥剂使用。使用移动床和振动床进行褐煤干燥,则能够降低褐煤爆炸风险,但是需要进行褐煤停留时间的严格控制。从总体上来看,使用蒸汽干燥技术能够进行大多数褐煤的干燥,但是也将产生较高的费用。此外,褐煤中含有的一些有机成分也容易与高温蒸汽发生反应,继而将导致褐煤的质量受到影响。因此,使用蒸发换热干燥技术还要尽量使用干燥的介质,所以其产生的费用也较多。

3. 非蒸发换热干燥技术

使用非蒸发换热干燥技术进行褐煤处理,需要使褐煤在一定温度和压力条件下出现物理和化学结构的变化。使用该技术,能够使褐煤的部分含氧官能团得到脱除,并且降低褐煤的含水量。而由于褐煤的亲水性会有所下降,所以褐煤会因为收缩变得更加致密。使用非蒸发干燥技术,不需要提供水的蒸发潜热。在工艺生产中,热源为过热蒸汽,温度约为235℃。而为了避免水分被汽化,则需要将压力控制在3MPa左右。使用非蒸发换热技术,需要将水在液态下移除,并且进行废热蒸汽的分级使用。所以,该技术的使用,能够使热能得到回收利用,消耗的能源较少。但是,使用该技术很难进行褐煤中绝大多数水分的脱除,处理完的褐煤的含水量将达到23%。

二、褐煤干燥提质技术在燃煤锅炉烟气余热回收中的应用

1. 技术的应用原理

在实现褐煤干燥提质的过程中,使用的干燥技术大多存在设备大型化和安全性不足的问题。而在燃煤锅炉烟气余热回收系统中进行该技术的应用,则可以利用锅炉烟气提供干燥热源,从而以低温热烟气为干燥介质实现褐煤干燥。与此同时,由于能够实现烟气余热的有效利用,所以也能够节省燃煤锅炉运行成本,并且确保褐煤干燥提质过程的稳定运行。但在实际应用操作的过程中,还要合理进行褐煤干燥提质技术的选取。一方面,需要确保褐煤的脱水温度适宜,以免褐煤干燥过程中产生过多的热解气和液态焦油物质。所以,还要选取能够进行烟气温度有效控制的回收技术,以确保褐煤干燥质量。另一方面,需要实现上下工艺的有效衔接。具体来讲,就是需要尽量缩短回收应用渠道,以便缩短上下游之间的空间距离,继而使褐煤干燥和烟气余热回收的成本得到有效降低。

2. 干燥技术的选取

通过分析可以发现,使用回转式干燥技术将导致上下游工艺衔接受制于回转窑直径,从而不利于降低烟气回收成本。使用流化床干燥技术,则将受制于内部阻力和内部构件,以至于无法满足褐煤的大规模处理要求。而通过综合对比分析,则提出了水平移动床褐煤干燥处理技术。该技术的应用,可以使系统具有较好的可控性,并且能够使系统长度、宽度得到大幅度增加,从而满足褐煤的大规模处理需求。使用该技术进行褐煤干燥时,如果褐煤进入到温和的热解提质状态,部分褐煤则将得到热解,并且转变成含有半焦的固体产物,所以能够使固体产物在运输过程中自燃倾向得到预防。而在燃煤锅炉烟气余热回收工艺中应用该技术时,还要对不同反应器类型和不同干燥介质进行比较,以便实现技术的产业化和大型化发展。

3. 余热回收与褐煤干燥工艺

使用水平移动床褐煤干燥技术进行燃煤锅炉烟气余热回收利用时,使用的干燥介质将为热烟气。整个干燥过程及干燥后部分热解质过程,都需要大颗粒褐煤以恒定速度通过移动床。而移动床上需要采取底部布风,以便为褐煤提供热量。采取该工艺技术,能够获得高发热量的褐煤提质产品。从工艺布局上来看,需要将水平移动床布置在静电除尘器后面,以便使烟气中的灰含量得到减少。而采取该种布置形式,也能够避免干燥后的褐煤受到烟气灰含量的影响。为满足褐煤的大规模生产需求,还需要进行多层水平移动床结构的布置。采取该种结构,不仅能够使干燥装置的占地面积得到减少,还能够充分进行燃煤锅炉烟气余热的利用。此外,采取该种结构,也能够使干燥后的褐煤得到就地利用。

需要注意的是,如果干燥后的褐煤需要经过长途运输,就需要采取相应的措施方式防止褐煤含水量过低。此时,可以进行褐煤自燃的临界含水量的确定,然后再对干燥褐煤的水分复吸平衡水含量进行考虑,以便使干燥褐煤的目标水量得到确定。在此基础上,则可以通过控制水平移动床内的物料移动速度进行目标水量的控制,从而使褐煤干燥后的水分得到合理控制。此外,实现褐煤干燥后,烟气余热将被褐煤吸收,所以此时烟气如果仍然在水平移动床内,其温度就会低于露点温度。针对这一问题,还要采取分室供风的方式使该区域的供风量得到提高,从而使完成余热回收的烟气尽快离开移动床内。而采取该种处理方式,也能够使褐煤的防腐要求得到满足。

使用水平移动床进行烟气余热回收和褐煤干燥提质,能够在一定程度上避免褐煤颗粒出现干燥破碎问题。但是,由于褐煤颗粒的干燥破碎问题难以被杜绝,所以还会有一定量的褐煤细粉将随着烟气排到装置之外。如果不进行这些细粉的处理,就会导致其进入到湿法脱硫装置中,继而使这些颗粒与脱硫副产物混合在一起。因此,针对这一问题,还要使用湿式静电除尘器或布袋式除尘器进行烟气中的细煤粉的脱除。

4. 工艺技术的应用效果

将该种褐煤干燥提质技术应用在一台600MW亚临界锅炉机组中可以发现,该机组每天能够为褐煤干燥装置提供6.36*104t的烟气。实际进行褐煤干燥时,需要将烟气速度控制为2m/s,风煤质量比则为11.28。经过统计发现,利用该工艺可以每天完成5638t褐煤的处理,能够得到4467t褐煤干燥提质产物,其水含量约为10.98%。而标准煤的发热量为7000kcal/kg,所以相当于每天能够进行2987t标准煤的生产。分析该锅炉的供电煤耗可以发现,其每天将消耗的标准煤量为4651t。因此,将褐煤干燥提质技术应用在燃煤锅炉余热回收中,可以提供锅炉64.23%的煤耗。

结论

总而言之,在燃煤锅炉烟气余热回收中进行褐煤干燥技术的应用,能够实现燃煤锅炉生产和褐煤干燥生产的节能减排设计。通过合理进行工艺装置和工艺配风布置,就能够实现对褐煤产物水分的有效控制,从而在充分利用烟气余热的同时,得到高质量的干燥褐煤。因此,相信随着相关技术的发展,燃煤锅炉烟气余热回收与褐煤干燥工艺结合将能为燃煤企业带来更多的经济效益,从而引起燃煤企业的高度重视。

参考文献

[1]马有福,郭晓克,肖峰等.基于炉烟干燥及水回收风扇磨仓储式制粉系统的高效褐煤发电技术[J].中国电机工程学报,2013,05(33):13-20+11.

[2]孙杰,尹金亮,白炎武等.一种锅炉烟气余热利用的高效循环系统分析[J].热力发电,2013,08(42):22-33.

[3]潘晓峰,赵革,邓华.环保型燃煤锅炉的节能效果分析〔J〕.煤炭加工与综合利用,2008,2∶54-56.

[4]张清林.提高中国燃煤工业锅炉运行效率及节能措施研究〔J〕.洁净煤技术,2005,11(2)∶5-10.

[5]孙丽,许树东.浅析锅炉排污与锅炉节能[J].黑龙江科技信息.2007(21).

[6]王若鹏,王小龙,孙鹏远.浅谈区域燃煤锅炉房供暖系统节能改造措施[J].黑龙江科技信息,2011(30).

9.燃煤小锅炉烟气治理 篇九

关键词：燃煤电厂,除尘,新型绿色能源,脱硫脱硝,环境保护

在我国的能源结构中, 煤炭占有重要比重, 成为电厂供电的重要原料。在燃煤电厂锅炉燃烧过程中, 会排放大量的烟气, 其中含有二氧化硫、氮氧化合物等有害物质, 引发酸雨、光化学烟雾等一系列环境问题, 并对人体健康造成危害。

1 燃煤电厂锅炉烟气特点与危害

燃煤电厂的锅炉在燃烧过程中会排放大量的烟气, 这些烟气里含有很多污染物, 包括一氧化碳、二氧化碳、二氧化硫、氟化物、氯化物、飞灰等。这些污染物在烟气中所占的比重与各类矿物质在煤炭中所占的比重有着密切的联系。燃煤电厂的锅炉煤种以及锅炉设备状况不同, 也会影响烟气的排放量, 虽然锅炉烟气中污染物的浓度较低, 但由于烟气量大, 排放烟气温度高, 额定烟气蒸发量大, 导致锅炉排放的烟气量还是远远高于其他工业炉窑。

燃煤电厂的锅炉燃烧时温度一般在1200 摄氏度以上, 主要污染物为无机物。锅炉烟气中的气态污染物浓度在几百到几千 × 10- 6数量级, 浓度明显要比有色金属冶金以及化工厂烟气所包含的气态污染物的浓度低。烟气污染物浓度低, 造成气态物质回收利用工作难度大, 需投入高成本, 降低了回收利用的经济效益。

燃煤电厂的锅炉排放烟气中具有一定的湿度和温度, 由于烟气是由高烟囱排放, 再加上烟气的排放量大, 使烟气温度要比周围环境空气的温度高许多, 这样就导致烟气扩散范围广, 抬升高度大, 在随风传播的过程中形成连续的烟流, 而烟气中所包含的二氧化硫和二氧化氮的沉降和转化过程非常缓慢, 这样就使烟气可传输距离达到几百到几千公里。燃煤电厂锅炉烟气中污染物的种类数量繁多, 传输距离远, 影响了燃煤电厂的经济效益和社会效益。对于燃煤电厂来说, 除尘器的出口所排烟气中烟尘浓度大, 这会使引风机加速磨损, 影响到机器的发电与安全。有些电厂建在农村周边, 在农作物成长期间, 特别是棉花吐絮、白菜包心以及稻麦扬花的时节, 由于燃煤电厂的锅炉烟气中大量的烟尘飘落, 影响农作物的正常生长, 造成农作物大量减产, 因此, 电厂每年都要支付大量的农作物赔偿款项。另外, 烟气中的二氧化硫不仅能够腐蚀金属材料和建筑物, 还对人体健康、农林生产造成重大的危害, 烟气中的一氧化氮在大气中氧化成二氧化氮, 当二氧化氮浓度达到一定程度时也会造成严重的大气污染, 被人体吸收后会直接危及人体的健康。

2 治理燃煤电厂烟气的有效方法

燃煤电厂锅炉排放的烟气不仅造成了严重的环境污染, 同时还直接威胁着人体健康, 必须采取有效的治理方法, 用发展的、综合的、全面的、长远的眼光看待烟气排放问题, 在治理烟气污染的同时还要做好预防措施, 适当、科学的分配与利用各类资源, 减少环境污染, 提高生态环境质量, 实现资源的可持续健康发展。

首先, 开发绿色新型能源, 提高环境效益。要想彻底解决燃煤电厂排放的烟气污染问题, 必须积极开发一种新型无污染的绿色能源, 当然, 新型能源的寻找、开发过程是非常缓慢的, 需要在实践过程中不断的探索、实验, 在寻找、开发新能源的过程中我们应积极节约能源, 减小能源耗损, 提高能源的利用率, 同时采取措施严格控制污染源的烟气排放量, 防止污染的进一步恶化, 使环境保护与经济建设相协调, 提高环境效益和经济效益; 其次, 推广除尘设备。在燃煤电厂烟气的治理方法中, 推广除尘设备是最直接的方法。目前在电厂中普遍使用的除尘设备有电除尘器、旋转式除尘器、布袋除尘器、静电除尘器等, 其中, 电除尘器因其成本低、效率高等特点, 得到各大电厂的青睐, 应用最为广泛; 最后, 改进除尘技术。要想治理燃煤电厂烟气问题, 最根本的方法是采用科学技术治理烟气, 有效去除烟气中所含有的有害物质。因此, 燃煤电厂应充分认识到排放烟气的危害, 加大科学技术投入, 关注治理烟气新技术, 不断改进并完善落后的治理技术, 采用洁净煤技术以及废气治理技术, 利用科学技术手段解决电厂烟气污染问题, 真正做到能源可持续全面利用与治理环境污染问题相结合。

3 烟气脱硫脱硝技术

从整体上讲, 烟气脱硫脱硝技术共分为两类, 一类是烟气分别脱硫脱硝技术, 一类是烟气同时脱硫脱硝技术。早在二十世纪八十年代中期, 由二氧化硫所引起的酸雨问题就在全球范围内得到广泛的社会关注, 再加上我国“十一五”期间明确提出的二氧化硫减排目标, 使我国大部分燃煤电厂充分意识到脱硫的重要性, 纷纷装配相应的脱硫设施, 而对氮化物控制的主张是在近几年才被提出, 很多燃煤电厂为了使排放烟气达标, 对现有的脱硫设施进行改造, 加装一定的脱硝设施, 这就形成了烟气分别脱硫脱硝技术, 即在不能的反应塔中将烟气中的二氧化硫和氮化物分别去除。同理, 烟气同时脱硫脱硝技术指的是在同一设备中对烟气中的二氧化硫和氮化物同时去除。

3. 1 烟气分别脱硫脱硝技术

目前, 烟气分贝脱硫脱硝技术是相对较为成熟的脱硫脱硝技术, 在烟气治理中应用最为广泛。

脱硫技术分为燃烧前、燃烧中和燃烧后三种。燃烧前的脱硫技术主要针对煤炭中的矿物硫成分, 用物理性脱硫方法, 借助矿物硫成分的带磁特性, 使煤炭中的硫含量降低。燃烧中的脱硫技术, 也称为炉内脱硫技术。主要采用化学反应, 当锅炉内煤炭在高温燃烧时, 加入碳酸类化合物之类的固硫剂成分, 使煤炭燃烧中的硫化物与之发生化学反应, 形成固体硫酸盐, 并与炉内形成的残渣一起排出。燃烧后的脱硫技术 ( 简称FGD) , 主要包含湿法、半干法、干法三种脱硫形式, 这是防止二氧化硫排放到大气中的最后一道防线。湿法脱硫方法是指以氢氧化钠、氢氧化钙等强碱性溶液作为二氧化硫的吸收皿, 同时以含有大量碳酸钙的石膏等作为辅助, 强力吸收烟气中的二氧化硫, 这种方法在燃煤电厂中应用最为广泛。半干法脱硫方法是在高温蒸发的水分环境里使碱性粉末反应成固态干粉, 设备管理简单, 运行维护方便, 但效果不如湿法脱硫方法好。干法脱硫方法指的是在高温高压或催化反应作用下, 使粉状或颗粒状的固态吸收剂分解成电子, 从而减少二氧化硫, 这种方法反应慢、耗时多, 因此应用较少。

脱硝技术指的是减少烟气中氮氧化合物的含量, 主要减少锅炉燃烧过程中、燃烧后氮氧化合物的生成。具体方法包括催化还原反应、粉末吸附、溶液内反应等。催化还原反应是指利用氮元素的化合价元素, 通过催化还原反应, 将有害的氮氧化合物转变成无公害的氮氧化合物。粉末吸附要选择活性炭等具有良好吸附功能的物质。溶液内反应则应选择强碱性溶液。目前, 石灰石石膏法脱硫- 选择性催化还原脱硝技术是分别脱硫脱硝技术中应用最为广泛的方法, 这种方法脱硫率达到90% , 脱硝率达到80% , 脱除污染物的效率非常高, 同时以石灰石作为吸收剂, 获取成本低, 副产品稳定, 不易造成二次污染, 从而在市场上得到广泛应用。

3. 2 烟气同时脱硫脱硝技术

烟气同时脱硫脱硝技术目前还处于实验室研究阶段, 并没有真正实现工业化大规模的应用。主要方法包含固体吸附法、液体吸收法以及等离子法。

首先, 固体吸附法主要有金属氧化物催化法和炭基催化法。金属氧化物催化法能够在300 摄氏度-450 摄氏度的温度下, 将氧化铜负载于催化剂上吸附并氧化催化烟气中的二氧化硫, 使其变成硫酸盐, 而生成的产物能够高效的催化还原烟气中的氮氧化合物, 使氮氧化合物变成氮气, 能够达到95% 的脱硫率和90%的脱硝率。由于这种方法不利于催化剂的再生, 所以没有相应的工业化示范装置。炭基催化法脱除二氧化硫和氮氧化合物的效率高、投资成本低, 副产物能够实现资源化利用, 同时还能联合脱除多种有害物质, 与金属氧化物催化法相比, 炭基催化剂能够通过水洗再生、热再生等方法实现催化剂的循环使用。因此, 炭基催化法不仅可以降低单位污染物脱除量能源耗损, 还能实现硫资源的回收再利用, 成为最具发展前景的同时脱硫脱硝技术。其次, 液体吸收法主要有氯酸氧化法和络合物吸收法。氯酸氧化法通过氯酸氧化二氧化硫和氮氧化合物, 使其变成相应的酸, 然后通过硫酸钠和氢氧化钠来吸收产生的酸性气体。氯酸氧化法效率非常高, 能够达到98% 的脱硫率和95% 的脱硝率, 但由于氯酸氧化法会产生大量的酸性气体和酸液, 容易造成设备腐蚀, 增加了设备维护的成本。络合物吸收法是指在中性溶液或碱性溶液中加入二价铁, 形成络合物, 从而吸收氮氧化合物形成亚硝酰亚铁络合物, 同时还溶解二氧化硫、氧气等形成其他络合物。这种方法虽然能够达到较高的脱硫脱硝效率, 但由于吸收液难以再生, 使成本大幅度增加, 阻碍了该方法的进一步推广。最后, 等离子法。这项技术于二十世纪八十年代提出, 脱硫脱硝的原理是由电子束照射法发展而来, 并采用高压电源电晕放电代替加速器电子束。这种方法操作简单方便、所需设备简易、投资少、能耗低, 最终产品可用作肥料, 没有二次污染, 但由于发展时间较短, 在应用过程中还有很多问题需要解决。

4 结语

为了保护环境, 提高电厂的经济效益和社会效益, 必须对燃煤电厂锅炉排放的烟气进行有效治理和预防。不仅要开发新型绿色能源, 还要推广除尘设备、改进除尘技术, 采用烟气分别脱硫脱硝技术和烟气同时脱硫脱硝技术, 控制并减少烟气中的有害物质, 有效促进电厂的可持续健康发展。

参考文献

[1]施建华, 等.中国“十一五”燃煤电厂排放造成的硫沉降预测分析[J].华东电力, 2007, 04.

[2]皮振邦, 等.佛山市无铬钝化清洁生产技术路线图的制定文章[J].安全与环境工程, 2015, 02.

10.燃煤锅炉操作规程 篇十

1、司炉人员必须经过安全技术培训，经劳动部门考试及体格检查合格，办理“司炉工操作证”后方可上岗工作。学徒工、实习人员应由师傅带领，不得单独操作。

2、新装锅炉投入运行前，必须经过劳动部门和环保部门监测、验收，办理“锅炉使用证”、“锅炉烟尘排放合格证”后方可投用。

3、操作人员应熟悉锅炉控制系统、各种仪表、装置、汽水、给水、燃烧、除尘及排污、排渣系统情况。工作前必须巡视、检查设备的各部分运行情况和安全附件及通风除尘、给水设备等，并按规定认真进行交接，确认良好后，方可接班操作。

4、锅炉房各种安全附件必须按规定做到定期校验，保证性能良好，并保持铅封和校验标签完好。操作控制柜及各种仪表处，应有足够的照明。备用的照明设备或灯具，值班人员必须会使用。

5、锅炉房内不准堆放杂物，特别是易燃、易爆物品。

6、皮带机运煤时，应慎重检查，不准有爆炸物投入炉内。

7、严禁在无安全措施情况下，进入煤仓捅煤。

8、锅炉运行期间，房门不得锁住或关闭。锅炉房属于厂级要害部位，非工作人员严禁进入。

9、锅炉房的除尘设备应保持完好，做到定期检查并清除尘埃。操作时，应防止二次扬尘。除尘设备严重失效时，应停炉检修。

10、锅炉运行时，操作人员应认真填写锅炉运行记录，不得从事与锅炉操作无关的事情。

11、机器外露传动部分的防护罩要保持完好，不准随意乱拆乱扔，也不准擦试正在转动的机器设备。

12、严禁在有压力或锅炉温度较高的情况下，修理锅炉受压元件，以防汽、水喷出伤人。正在修理中的设备，要挂安全警示牌。电气设备检修，应由电气人员进行。

13、若在汽、水管道的法兰及接头处、安全阀、人手孔及检查孔等处巡视检查时，不应站在正面，而应侧视。操作时应戴防护手套，以防烫伤。

14、操作者拉、合电闸时，手必须干燥或采取绝缘措施，闸刀盖应完整，防止电弧

伤人。

15、如需进入锅炉内检修时，须先打开炉膛、烟道和人手孔，进行通风不少于30分钟。若该炉与其它运行的锅炉之间有共同的管道连接在一起，则这些管道或烟道（包括给水、蒸汽、排污管道等），必须用金属盲板隔开。有必要时，检测氧气浓度保持在18％以上时，才能进入锅炉内。

16、进入锅筒、炉膛或烟道内工作时，应设专人监护，并能看见被监护者。关闭人孔、烟道门时，必须清点人数，保证无人滞留。

17、在锅筒、水箱内作业时，要轮换进行，最长不要超过30分钟。在锅筒和潮湿的烟道内作业时，照明用电压不得超过12伏；在干燥的烟道内，有妥善的安全措施时，可采用不高于36伏的电压照明。禁止使用明火照明。

18、锅炉运行期间，必须加强巡视检查。把锅炉水位、压力、水温控制在许可范围内，保持水循环系统通畅。有问题应及时采取措施排除或向领导报告解决。

19、巡视检查锅炉时，应走扶梯或使用活动梯子，不得在其它部位随意踩上、踩下，防止发生意外事故。

20、寒冷季节，锅炉及管道停用时，应放尽冷凝水，防止冻坏设备、管道。湿法保养的锅炉及管道应加强保温。发现管道冻结，应采用热水逐渐解冻，严禁用蒸汽解冻。

21、锅炉酸洗除垢，应经车间主管领导批准，工作时要穿戴好防护用品，防止酸液喷溅伤人。

22、发现不正常情况要立即报告领导采取措施处理。发生事故时，除报告领导和抢救外，还要保护好现场。

23、严格执行岗位责任制和交接班制度。

二、升火前的准备

1、升火前，锅炉操作人员必须进行下列检查：

1）首先检查锅炉烟道和炉膛内有无人员或杂物，再关闭锅炉人孔、手孔、灰门； 2）检查安全阀和各种管道上有无盲板，避免锅炉与给水管、蒸汽管和排污管有隔开现象；

3）检查各安全附件、安全装置和汽、水阀门是否灵敏完好，水位是否加到规定要求（一般为中水位偏下，在最低安全水位线以上）；检查炉门、炉排及其它部位是否完好；备用给水装置是否正常。

2、升火前，炉膛和烟道必须先通风10--15分钟，若发现抽力小，应重新检查烟道

闸板是否全开，烟道抽风门是否关闭严密。

3、升火前，各阀门的开闭状态应符合规定，给水应符合锅炉给水指标要求。水质未经处理，不得投入运行。

三、点火和投入运行

1、点火时，必须关闭汽阀和关闭烟道闸板50％，打开安全阀或排空阀，在微火、小风的条件下进行升火。

冷炉启动必须经过烘炉（一般３～５天）。升火后的整个升压或降压过程应缓慢进行，所需时间规定如下：

压力≤1.3 兆帕的水管锅炉不得少于6小时； 压力＞1.3 兆帕的水管锅炉不得少于8小时； 热水锅炉每小时升温不超过30℃。

2、当排空阀开始冒汽时，须将其关闭，然后开始加大风力，增强炉内火力，并密切注视压力表和水位表，按次序检查所有附件的动作是否良好。

3、锅炉升压与暖管应做好以下工作：

1）当压力上升到0.05--0.1 MPa 时，应冲洗水位表。操作时要戴好防护手套，脸部不要正对水位表，动作要缓慢。

2）当汽压上升到0.1--0.15MPa 时，应冲洗压力表的存水弯管，防止污垢堵塞。3）当汽压上升到接近0.2 MPa 时，应检查各连接处有无渗漏现象。操作时应侧身，用力不得过猛，禁止使用长度超过螺栓直径20倍的扳手，以免将螺栓拧断。在汽压继续升高后，不可再次拧紧螺栓。

4）当汽压上升到0.2--0.4 MPa 时，应试用给水设备和排污装置。在排污前先向锅炉给水。排污时密切观察水位，不得低于水位表的最低安全水位。排污后将排污阀关闭严密，并检查有无漏水的现象。

5）当汽压上升到工作压力的三分之二时，应进行暖管工作，以防止送汽时发生水击事故。暖管时间约30分钟左右。

4、锅炉与蒸汽管连通之前，必须烘暖蒸汽管道和排净凝结水，然后将蒸汽阀门缓慢打开。当锅炉与总汽管连接时，炉内压力应与总管压力低于0.05MPa。若蒸汽管道发生振动或水击现象时，必须立即把锅炉与总汽管隔断，减弱炉膛火力，排除蒸汽管道凝结水。

5、在锅炉与蒸汽管连通之后，必须再检查一次各种附件的动作是否良好，炉内水

位是否正常。

四、运行

1、锅炉正常运行中，应连续供水，保持中水位（60％--70％）。要经常观察压力表、水位表，不准超过最高压力红线和极限低水位和高水位运行。每天应试备用给水系统一次。

2、当运行中水位表看不清水位，需要判断时，首先应压火停炉，慎重处理，严禁盲目排污。可以通过“叫水”法，仍不见水位恢复，应紧急停炉检查。

锅炉发生严重缺水时，严禁向锅筒内进水，必须紧急停炉，并及时报告工厂领导和有关部门。

3、每班应冲洗水位表，且不得少于两次。冲洗时，动作应缓慢，要密切注意两只水位表所示水位是否一致，发现问题及时处理。

4、司炉人员应定期作自动（至少每三个月一次）和手动排汽试验（至少每周一次），以检查和确保安全阀及联锁保护装置的灵敏可靠。检查安全阀时要防止烫伤和坠落，面部应偏向一侧。调整起跳压力时，应缓慢升火，水位要正常，压力表应准确，并设专人监护。安全阀排汽必须做好记录。自动排汽应准确记录起座压力、回座压力、责任人、鉴证人。

5、锅炉运行中，锅炉压力应控制在额定范围内。当发现压力表失灵，应立即更换。

压力表有下列情况之一时，应立即更换：

1）有限止钉的压力表在无压力时，指针转动后不能回到限止钉处；没有限止钉的压力表在无压力时，指针偏离零位的数值超过压力表规定允许误差；

2）表蒙玻璃破碎或表盘刻度模糊不清； 3）铅封损坏或超过校验有效期限； 4）表内漏汽，指针跳动或指针无动作； 5）其它影响压力表准确指示的缺陷。

6、排污工作每班应定时进行两次，在运行稳定及低负荷时，戴手套进行排污。不准用锤或其他任何物件敲开排污旋塞或排污阀。排污时，应严密监视水位。排污后，应检查排污阀关闭是否严密，并作好记录。

7、排污时必须有两人协同作业，禁止同一台锅炉的两个排污管或两台炉合用同一根总管同时进行排污。

8、锅炉运行中严禁在锅炉本体、阀门、人孔、手孔、管道等受压部位进行捻缝、补焊、松紧等项工作。如发现锅筒、炉管、人孔、安全阀、水位表、压力表、排污阀等

处有漏水或漏汽，必须要停炉检修。

9、司炉人员按规定每两小时摇灰一次。操作时，不准正视看火孔观察火焰，以防喷火伤人。

10、严格执行水处理制度，水质要按照规定及时化验、处理，符合标准后方允许使用。

11、锅炉运行时，汽压表指针不得超过表盘所定红线。超过时，应立即停止供煤，减弱通风，并打开安全阀，同时密切监视水位。

12、锅炉需并炉时，应在该炉汽压低于总气管内气压0.05MPa以下进行，并要采取相应的安全措施。

13、省煤器运行中应保持连续给水，并严格控制出水温度（一般低于锅炉饱和蒸汽温度20℃），过高时，应开启旁通管回水，或启用旁通烟道。

五、压

火

1、压火后，循环水泵应继续运转一小时左右后方可停止。

2、压火时，逐渐减少加煤次数和数量。

3、锅炉上水至高水位。

4、适当关闭风挡板，关闭灰门，关闭总汽阀，然后打开炉门。压火停炉应将风门调至最小，并经常监视炉膛，防止锅炉升压。

六、升

火

1、升火前全面检查一次锅炉安全附件，如压力表、水位表及给水设备等。

2、锅炉水位应高于中水位，并按规定进行排污。

3、确认设备完好后，打开风门、灰门、将炉排上的火炭扒匀，再撒薄薄一层煤，待炉排上的火着旺时，可继续加煤，直到锅炉压力升至工作压力后按规定送汽。

4、当汽压升至0.1--0.15MPa时，要冲洗水位表和压力表管。

七、停

炉

1、停炉之前必须做好以下工作：

1）保持炉内在高水位，且检查排污阀，保证严密不漏； 2）停止加煤并逐渐放出蒸汽； 3）关小烟道挡板，减弱通风；

4）停止机械通风，关小烟道闸板，关闭炉门。

2、严禁用水浇入炉膛内未熄灭的、灼烫的煤。

3、当锅水温度降低到70℃以下时，扒出炉膛内全部灰渣并将锅水放出，要及时清除水垢泥渣。

4、停炉后，应及时清除烟道和受热面的积灰、烟炱，并按规定进行停炉保养。

八、紧急停炉

1、遇到下列情况时，必须紧急停炉，并将事故情况立即报告工厂主管领导： 1)锅炉严重缺水，水位降低到锅炉运行规程所规定的水位下极限以下时； 2)不断加大向锅炉给水及采取其它措施，但水位仍然继续下降时；

3）锅炉水位超过运行规程所规定的水位上极限以上，经排污放水仍不能见到水位时；

4）给水设备全部失效，无法向锅炉进水时；

5）水位表、压力表或安全阀全部失效，或排污阀泄漏严重，难以维持运行 6）锅炉元件损坏，锅筒、火管、火室、管板等处发现裂缝、变形、焊缝漏水，水管及烟管破裂等危及运行人员安全时；

7）燃烧设备损坏、炉墙倒塌或锅炉构架被烧红等，严重威胁锅炉安全运行时； 8）其它异常情况危及锅炉安全运行时。

2、紧急停炉必须做好以下工作：

1）立即停止加煤，停止鼓风，减弱引风；

2）采取措施压灭炉火或扒出炉内炭火，链条炉排应快速将燃烧的煤退至灰斗，禁止用水浇入炉膛内或用煤压在燃烧着的煤上来灭火；

3）炉内停火后，把烟道闸板全部打开一段时间后，方可将炉门打开； 4）将锅炉与总汽管隔断，停止送汽；

5）超压时，打开安全阀排出炉内的蒸汽，降低锅炉压力，但应保持水位正常。若不超压、应稳定工况，靠缓慢自然冷却来降压。

3、整个紧急停炉应紧张而有秩序地进行，不要惊慌失措。紧急停炉措施要快，具体开关阀门时要准确操作。

水处理作业安全操作规程

1、接班时应穿戴好防护用品

2、交接班要认真查阅记录日志，了解上班水源、水处理设备、化验、软水供应等情况。检查设备、管路、附件、化验仪器、器皿、工具是否完好、齐全、，软水储备是否充足。并当场作一次水化验试样，校验水质是否符合要求。

3、值班人员要坚守岗位，经常巡回检查水质处理设备、盐泵、管路、附件、仪表的运行情况，做好记录，若发现异常现象应及时报告有关人员处理。

4、按GB1576--96要求及时进行软水、炉水化验，读数要准确，使给水、炉水的硬度、碱度、溶解氧、PH等值达到国家标准要求。正确处理失效的交换器，降低盐耗，认真填写记录。

5、化验仪器、仪表、器皿要轻拿轻放，经常擦试保持其清洁和精度。

6、有腐蚀的酸、碱或有毒药品，必须要保管妥当，外表标签要完好。

7、注意原水水质的变化，及时采取相应的措施处理，保证给水的质量和储存量。

8、交班前要做好环境、仪器、器皿设备的清洁工作及其他准备工作，便于接班人进行检查，当场化验，查阅日志，并主动向接班人交底。

热力点及热力管网作业 一、一般规定

1、热力管网加热站房每班应有两人以上坚守工作岗位，不得擅离职守或做与工作无关的事情。

非工作人员，不得随意进入站房内，如有外单位参观学习，应经安全保卫部门批准，方可入内。

2、运行值班人员应负责站内和外线安全运行工作，每天必须对管辖内外网进行巡视检查，并认真做好记录。

3、在运行中如发现设备供汽压力、流程及回水不正常时，应及时向领导反映，以便妥善处理。

4、执行交接班制度，若设备运行存在问题，处理后再进行交接。

二、操作规程

1、送汽操作程序

1）生产、生活和采暖的送汽工作，必须在接到车间调度通知后，方可供汽； 2）送汽工作应由工长或专人指挥；

3）送汽前应对全线和阀门进行一次全面检查；

4）送汽前，应在送汽沿线上派出人员，定点、定人进行泄水阀门的操作。要事先将泄水阀门打开，放净管内的余水，但泄水阀门不能开得过大；

5）沿线准备工作做完后，送汽时，指挥人一定要通知泄水操作人员注意，防止发生事故；

6）总阀门的开启，必须要缓慢进行。每微动一次，都要间隔一定的时间后再进行操作；

7）对锈死阀门，不易打开时，禁止用大管钳来扳动阀门手轮。

2、停汽操作程序

1）停汽工作应根据车间通知的停汽时间和范围进行；

11.燃煤小锅炉烟气治理 篇十一

关键词：锅炉烟气,除尘脱硫,综合治理措施

0 引言

我国的用煤企业尤其是火电厂, 与发达国家相比, 在能源结构上仍存在很大的差距, 能源的利用率相对较低, 很难达到规定的标准, 同时, 企业在生产过程中, 会排放大量的烟尘、硫氧化物等污染物。据估算, 在正常情况下, 我国每年所能承受的二氧化硫的排放量不超过一千三百万吨, 但由于工业生产、居民生活的需要, 我国所排放出的二氧化硫已远远超过这个标准, 同时, 在烟尘的治理方面也与规定目标有一定的差距。锅炉产生的烟尘、硫氧化物严重破坏了我们的生存环境, 加大锅炉烟气的处理力度、采取除尘脱硫的综合治理措施对于减少有害污染物质的排放、保护环境具有重要意义。

1 锅炉及烟气除尘

(1) 锅炉种类及选取煤粉锅炉在使用的过程中, 首先需要制粉设备将所用燃煤进行干燥, 然后制成煤粉, 借助热风的推动作用使其进入炉膛, 当煤粉处于悬浮状态时开始燃烧产能。蒸汽锅炉在设计时采取了多种特殊的结构, 为了增大受热面积、减少热膨胀对炉体的损坏, 炉胆可以做波形设计。在锅炉中如果使用数字化的控制系统, 可实现对燃烧全程的有效监控。当锅炉配以低氮氧化物的燃烧机时, 可以使煤燃烧得更为充分。此外, 配以合适的冷凝换热器等设备, 可以极大提高锅炉的效率。

(2) 烟气除尘所谓的烟气除尘, 就是使用技术手段和设备去除含尘气体当中的颗粒物质, 以达到减少其排放的目的。含尘废气主要通过物理和化学等方式产生, 当采用机械对物质进行粉碎、爆破时, 所产生的颗粒比较大, 但化学性质没有发生改变, 而当对物质进行燃烧、高温熔融时, 所产生的颗粒小, 并且化学性质也发生了变化。通过发展新的生产工艺、采用先进的技术可以有效降低烟气中的颗粒物。其中, 电除尘器通过静电力的作用, 将颗粒物从气流中分离, 可以使除尘效率达到99%, 甚至更高。而洗涤除尘器通过对气体洗涤, 使液体捕获气流中的颗粒, 从而达到除尘的效果, 该种方法的除尘率没有电除尘器的高, 一般在80%至95%之间。

2 烟气脱硫处理

(1) 干式烟气脱硫技术的应用及成效根据脱硫剂的种类不同, 烟气的脱硫技术大致可以分成五类:一是基于碳酸钙的钙法, 二是基于氧化镁的镁法, 三是基于亚硫酸钠的钠法, 四是基于氨气的氨法, 五是基于有机碱的有机碱法。在实际生产生活中, 所采用的干式烟气脱硫技术可以分为两种工艺, 即喷雾干式烟气脱硫工艺和粉煤灰干式烟气脱硫技术。前者在喷雾干燥塔中通过石灰浆液与烟气充分接触, 使石灰与二氧化硫发生反应生成固体物质而被除尘器收集。后者是使用粉煤灰作为脱硫剂, 其脱硫率可以稳定在60%以上。

(2) 湿法烟气脱硫技术的应用及成效在脱硫处理时, 各国所使用的湿法烟气脱硫技术, 无论是在工艺流程方面, 还是在机理方面, 都相差无几。该法采用碳酸钙、氧化钙或者碳酸钠的浆液作为洗涤剂, 洗涤气流中的烟气, 从而达到去除二氧化硫的目的。湿法烟气脱硫根据吸收剂的不同, 可分为多种方法, 其中目前火电厂应用最为广泛的方法是石灰石/石膏法。通过工艺的改进, 湿法脱硫可以使脱硫的效率达到90%以上, 最高可达98%。

(3) 半干法除尘脱硫系统当使用半干法处理烟气时, 烟气通过吸收塔进入内部后与氢氧化钙发生反应, 烟气中含有的二氧化硫与氢氧化钙反应生成亚硫酸钙及硫酸钙, 其中以亚硫酸钙为主。接下来, 这些物质和烟尘又一起被送到袋收尘器中, 通过设备又重新被输送到吸收塔中, 这样便可以最大限度地吸收二氧化硫。反应时间越长, 烟气中的二氧化硫就会被吸收地越彻底, 吸收效率可稳定保持在90%以上。此外, 该系统所产生的废渣, 还可以做成建筑材料, 实现废物利用。

(4) PS型燃煤锅炉烟气除尘脱硫技术的应用与成效该技术兼具除尘和脱硫的作用, 设备主要分为两部分:喷雾脱硫塔和湿式除尘器, 其中, 喷雾脱硫塔在上, 湿式除尘器在下。烟气首先在脱硫塔进行第一次除尘脱硫, 其中的二氧化硫与石灰反应生成亚硫酸钙和硫酸钙。当烟气进入到湿式除尘器后, 与贮水池或者贮灰池充分接触并发生反应, 进行第二次更为高效的的除尘脱硫。此法应用以后, 可以使脱硫率达到80%以上, 除尘效率在90%以上。

3 结语

通过各种锅炉烟气除尘脱硫综合治理技术的应用, 可以使烟气中的颗粒物、硫氧化物等有害物质的含量显著降低。但是我们仍需要进行不断的试验和总结, 进一步提高除尘脱硫的效率, 才能够继续减少环境的污染, 还环境一片蓝天。

参考文献

[1]魏志奇.论我国火电厂烟气脱硫建设转折与发展[J].科技传播, 2012, (11) :50-51.

[2]宋凯.除尘脱硫综合治理技术在火电厂锅炉烟气处理中的应用研究[J].河南科技, 2014, (16) :35-36.