氨法脱硫重点总结.docx
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氨法脱硫重点总结.docx
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氨法脱硫重点总结
明晟环保:
化肥装置氨源及其在氨法脱硫上的使用特点
1液氨
液氨运输及储存便利,通常将气态的氨气通过加压或冷却得到液态氨。
氨易溶于水,溶于水后形成碱性溶液。
液氨(气氨)管理要求高。
用于脱硫时,其管道及相应的贮槽应按压力等级设计并有防爆措施。
但因其含量高运输成本低,液氨是长距离外购脱硫剂的首选方案。
2氨水
氨水为无色透明的液体,是不燃烧、无危险的液体。
2.1稀氨水
稀氨水一般由废氨水提浓或液氨稀释而来,质量相对较好,可以直接使用。
2.2废氨水
化肥企业废氨水来源:
1)合成氨系统废氨水来源
铜洗再生工序产生的含氨废水;回收塔用软水或稀氨水回收下来的氨水,脱除有机硫过程中产生的低压变换冷凝液和含氨废水等。
2)氮肥(氨加工)废氨水来源
(NH4)2CO3生产废水主要是尾气洗涤塔产生的含氨废水;尿素生产废水主要是蒸储和蒸发工序的解吸液和冷凝
液即含氨废水;NH4NO3生产废水主要是真空蒸发工序生产的含氨废水。
目前,化肥企业的含氨废水一般送尿素解吸或新增氨回收塔进行提浓回收。
进行回收需要增加能耗和操作费用。
废氨水浓度一般较低,高的一般也不超过5%,所以当用废氨水脱硫时要注意装置的水平衡,水过量时须搭配
使用高浓度的氨。
3.NH4HCO3
一般是由氨与二氧化碳化合而成,曾是氮肥的主要品种,目前仍是中小氮肥厂重要产品。
NH4HCO3可分解为氨与二氧化碳,可作为脱硫剂。
在使用碳钱作脱硫剂时,需配置将碳钱溶解的装置然后将碳钱泵入脱硫系统。
因碳钱在脱硫过程中有气体二氧化碳生成,所以碳钱的加入点要有防泡沫措施。
4.尿素
尿素用液氨和二氧化碳为原料合成尿素。
尿素在水的作用下分解成氨和二氧化碳,可以作脱硫剂使用。
尿素做脱硫剂也需配置溶解装置。
然后将溶液泵入脱硫系统。
同样其水解过程中有气体二氧化碳生成,所以其加入点也应要有防泡沫措施。
5化肥企业使用氨法烟气脱硫的优势
化肥企业特别是氮肥厂皆有上述的含氨脱硫剂,采用氨法技术进行锅炉烟气脱硫,可直接利用氨甚至废氨水回收烟气中的SO2制成(NH4)2SO4肥料,在厂内即可实现废物的综合利用,以废治废、变废为宝。
另外,氨法脱硫属化工技术,化肥企业的操作人员和管理人员容易掌握。
6.氨法脱硫技术在化肥企业的应用
氨法脱硫技术在电力、化工行业已多家使用,其中化肥企业也逐步增多。
目前,山东章丘明水大化、石家庄正元化肥、中化平原化肥等多家已经使用。
5、结论
氨法烟气脱硫技术可以利用化肥装置中的含氨稀氨水、液氨(气氨)、碳俊、尿素甚至废氨水脱除烟气SO2,既解
决了化肥装置的废氨水难题又解决了烟气的SO2治理问题,还副产高附加值的(NH4)2SO4化肥,且脱硫率99%的同
时可达20%〜40%的脱硝率,一举多得,更不产生二次污染不消耗新的原料资源,环境效益、经济效益与社会效益明显,真正实现了绿色经济,变废为宝的目的,实现在绿水蓝天中获得金山银山的理念,值得化肥企业大力推广。
明晟环保凭借几十年的化工经验,以实体工业求发展,以低碳经济、变废为宝为理念,从根本上解决了高耗能和二次污染问题,使超低排放科技化、系统化。
明晟环保氨法脱硫:
氨法脱硫工艺的基本原理
在本质上氨法脱硫工艺是采用NH3来吸收净化烟气的,包含着复杂的物理、化学过程。
以下将从物理化学原理方面
对工艺各阶段加以分析。
烟气中的SO2从烟气主体进入吸收液的过程是物理吸收和化学反应的过程,通过这个过程,使SO2从气相进入液相
而被捕获。
该过程可分为如下几个步骤:
氨法脱硫工艺中的化学步骤
1.烟气中SO2溶解于水形成H2SO&
2.氨吸收剂溶解于水形成NH3,H2O
3.溶解于水形成的NH3,H2函溶解于水形成的H2SO3进行化学反应形成(NH4)2SO3。
4.形成的(NH4)2SO3在氧化空气的作用下氧化形成(NH4)2SO4
氨法脱硫过程的总化学反应式可以综合表示为:
SO2+H2O+XNH3=(NH4)xH2-xSO3
(NH4)xH2-xSO3+1/2O2+(2-x)NH3=(NH4)2SO4
虽然该综合反应式中列出了主要的反应物和生成物,但整个反应过程非常复杂,可以通过以下的一系列反应过程表示:
A:
脱硫塔中SO2的吸收
烟气中的二氧化硫(SO2溶于水并生成亚硫酸。
SO2+H2O.H2SO3
(1)
B:
亚硫酸同溶于水中的硫酸镂和亚硫酸镂起反应。
H2SO3+(NH4)2SO4-NH4HSO4+NH4HSO3
(2)
H2SO3+(NH4)2SO3-2NH4HSO3(3)
C:
吸收剂氨的溶解
NH3+H2O.NH4OH-NH4++0(4)
由于反应(4)的进行,可以不断提供中和用的碱度及反应用的铵离子。
氨同溶于水中的亚硫酸、硫酸氢铵和亚硫酸氢
铵起反应。
D:
中和吸收的S02
S02极易与碱性物质发生化学反应,形成亚硫酸盐。
碱过剩时生成正盐;S02过剩时形成酸式盐。
S02+NH40HfNH4HSO3(5)
S02+2NH4OHf(NH4)2SO3+H20(6)
由于反应(5)、(6)的进行,可以使更多S02可被吸收。
E:
吸收彳#到的(亚)硫酸(氢)镂氧化成硫酸(氢)镂
亚硫酸盐不稳定,可被烟气及氧化空气中的氧气氧化成稳定的硫酸盐。
2NH4HSO3+02f2NH4HSO4(7)
2(NH4)2SO3+02.2(NH4)2SO4(8)
F:
硫酸镂溶液浓缩后结晶析出硫酸镂固体
硫酸镂+水-硫酸镂固体+水蒸汽
G:
脱硝功能
氨法脱硫在脱出二氧化硫的同时,对氮氧化物也有一定的脱除效果,其反应原理如下:
烟气中氮氧化物(NOx)主要以NO(占NOx的90%)形式存在,其次是N02、N2O5等。
在一定温度下,NO在空气中部分氧化成NO2,建立如下平衡:
NO+1/2O2=NO2
在一定温度的水溶?
^中,亚硫酸镂(NH4)2SO3与水中溶解的NO2反应生成(NH4)2SO4与N2,建立如下平衡:
2(NH4)2SO3+NO2=2(NH4)2SO4+1/2N2T
亚硫酸镂(NH4)2SO3与水中溶解的NO反应生成(NH4)2SO4与N2,建立如下平衡:
(NH4)2SO3+NO=(NH4)2SO4+1/2N2T
亚硫酸氢镂NH4HSO3与水中溶解的NO2反应生成NH4HSO4与N2,建立如下平衡:
4NH4HSO3+2NO24NH4HSO4+N2r
明晟环保氨法脱硫:
燃煤电厂主要节能技术
(一)
燃煤电厂主要节能技术汇总如下:
1、提高蒸汽参数
常规超临界机组汽轮机典型参数为24.2MPa/566C/566C,常规超超临界机组典型参数为25-26.25MPa/600C/600C。
提高汽轮机进汽参数可直接提高机组效率,综合经济性、安全性与工程实际应用情况,主蒸汽压力提高至27-28MPa,
主蒸汽温度受主蒸汽压力提高与材料制约一般维持在600C,热再热蒸汽温度提高至610c或620C,可进一步提高
机组效率。
主蒸汽压力大于27MPa时,每提高1MPa进汽压力,降低汽机热耗0.1%左右。
热再热蒸汽温度每提高
10C,可降低热耗0.15%。
预计相比常规超超临界机组可降低供电煤耗1.5〜2.5克/千瓦时。
技术较成熟。
适用于66、100万千瓦超超临界机组设计优化。
2、二次再热
在常规一次再热的基础上,汽轮机排汽二次进入锅炉进行再热。
汽轮机增加超高压缸,超高压缸排汽为冷一次再热,
其经过锅炉一次再热器加热后进入高压缸,高压缸排汽为冷二次再热,其经过锅炉二次再热器加热后进入中压缸。
比一次再热机组热效率高出2%〜3%,可降低供电煤耗8〜10克/千瓦时技术较成熟。
美国、德国、日本、丹麦等国家部分30万千瓦以上机组已有应用。
国内有100万千瓦二次再热技术示范工程。
3、管道系统优化
通过适当增大管径、减少弯头、尽量采用弯管和斜三通等低阻力连接件等措施,降低主蒸汽、再热、给水等管道阻力。
机组热效率提高0.1%〜0.2%,可降低供电煤耗0.3〜0.6克/千瓦时。
技术成熟。
适于各级容量机组。
4、外置蒸汽冷却器
超超临界机组高加抽汽由于抽汽温度高,往往具有较大过热度,通过设置独立外置蒸汽冷却器,充分利用抽汽过热崎,提高回热系统热效率。
预计可降低供电煤耗约0.5克/千瓦时。
技术较成熟。
适用于66、100万千瓦超超临界机组。
5、低温省煤器
在除尘器入口或脱硫塔入口设置1级或2级串联低温省煤器,采用温度范围合适的部分凝结水回收烟气余热,降低
烟气温度从而降低体积流量,提高机组热效率,降低引风机电耗。
预计可降低供电煤耗1.4〜1.8克/千瓦时技术成
熟。
适用于30〜100万千瓦各类型机组。
6、700c超超临界
在新的馍基耐高温材料研发成功后,蒸汽参数可提高至700C,大幅提高机组热效率供电煤耗预计可达到246克/
千瓦时。
技术研发阶段。
7、汽轮机通流部分改造
对于13.5、20万千瓦汽轮机和2000年前投运的30和60万千瓦亚临界汽轮机,通流效率低,热耗高。
采用全三维技术优化设计汽轮机通流部分,采用新型高效叶片和新型汽封技术改造汽轮机,节能提效效果明显。
预计可降低供电煤耗10〜20g/kWh。
技术成熟。
适用于13.5〜60万千瓦各类型机组。
8、汽轮机间隙调整及汽封改造
部分汽轮机普遍存在汽缸运行效率较低、高压缸效率随运行时间增加不断下降的问题,主要原因是汽轮机通流部分不完善、汽封间隙大、汽轮机内缸接合面漏汽严重、存在级间漏汽和蒸汽短路现象。
通过汽轮机本体技术改造,提高运行缸效率,节能提效效果显著。
预计可降低供电煤耗2〜4g/kWh。
技术成熟。
适用于30〜60万千瓦各类型机组。
9、汽机主汽滤网结构型式优化研究
为减少主再热蒸汽固体颗粒和异物对汽轮机通流部分的损伤,主再热蒸汽阀门均装有滤网。
常见滤网孔径均为。
7,
已开有倒角。
但滤网结构及孔径大小需进一步研究。
可减少蒸汽压降和热耗,暂无降低供电煤耗估算值。
技术成熟。
适于各级容量机组。
10、锅炉排烟余热回收利用
在空预器之后、脱硫塔之前烟道的合适位置通过加装烟气冷却器,用来加热凝结水、锅炉送风或城市热网低温回水,
回收部分热量,从而达到节能提效、节水效果。
采用低压省煤器技术,若排烟温度降低30C,机组供电煤耗可降低
1.8g/kWh,脱硫系统耗水量减少70%。
技术成熟。
适用于排烟温度比设计值偏高20c以上的机组。
11、锅炉本体受热面及风机改造
锅炉普遍存在排烟温度高、风机耗电高,通过改造,可降低排烟温度和风机电耗。
具体措施包括:
一次风机、引风
机、增压风机叶轮改造或变频改造;锅炉受热面或省煤器改造。
预计可降低煤耗1.0〜2.0g/kWh。
技术成熟。
适用于30万千瓦亚临界机组、60万千瓦亚临界机组和超临界机组。
12、锅炉运行优化调整
电厂实际燃用煤种与设计煤种差异较大时,对锅炉燃烧造成很大影响。
开展锅炉燃烧及制粉系统优化试验,确定合
理的风量、风粉比、煤粉细度等,有利于电厂优化运行。
预计可降低供电煤耗0.5〜1.5g/kWh。
技术成熟。
现役各级容量机组可普遍采用。
13、电除尘器改造及运行优化
根据典型煤种,选取不同负荷,结合吹灰情况等,在保证烟尘排放浓度达标的情况下,试验确定最佳的供电控制方
式(除尘器耗电率最小)及相应的控制参数。
通过电除尘器节电改造及运行优化调整,节电效果明显。
预计可降低
供电煤耗约2〜3g/kWh。
技术成熟。
适用于现役30万千瓦亚临界机组、60万千瓦亚临界机组和超临界机组。
14、热力及疏水系统改进
改进热力及疏水系统,可简化热力系统,减少阀门数量,治理阀门泄漏,取得良好节能提效效果。
预计可降低供电
煤耗2〜3g/kWh。
技术成熟。
适用于各级容量机组。
15、汽轮机阀门管理优化
通过对汽轮机不同顺序开启规律下配汽不平衡汽流力的计算,以及机组轴承承载情况的综合分析,采用阀门开启顺序重组及优化技术,解决机组在投入顺序阀运行时的瓦温升高、振动异常问题,使机组能顺利投入顺序阀运行,从而提高机组的运行效率。
预计可降低供电煤耗2〜3g/kWh。
技术成熟
适用于20万千瓦以上机组。
16、汽轮机冷端系统改进及运行优化
汽轮机冷端性能差,表现为机组真空低。
通过采取技术改造措施,提高机组运行真空,可取得很好的节能提效效果。
预计可降低供电煤耗0.5〜1.0g/kWh。
技术成熟。
适用于30万千瓦亚临界机组、60万千瓦亚临界机组和超临界机组。
17、高压除氧器乏汽回收
将高压除氧器排氧阀排出的乏汽通过表面式换热器提高化学除盐水温度,温度升高后的化学除盐水补入凝汽器,可
以降低过冷度,一定程度提高热效率。
预计可降低供电煤耗约0.5〜1g/kWh技术成熟。
适用于10〜30万千瓦机组
18、取较深海水作为电厂冷却水
直流供水系统取、排水口的位置和型式应考虑水源特点、利于吸取冷水、温排水对环境的影响、泥沙冲淤和工程施
工等因素。
有条件时,宜取较深处水温较低的水。
但取水水深和取排水口布置受航道、码头等因素影响较大。
采用
直流供水系统时,循环水温每降低1C,供电煤耗降低约1g/kWh。
技术成熟。
适于沿海电厂。
19、脱硫系统运行优化
具体措施包括:
1)吸收系统(浆液循环泵、pH值运行优化、氧化风量、吸收塔液位、石灰石粒径等)运行优化;
2)烟气系统运行优化;3)公用系统(制浆、脱水等)运行优化;4)采用脱硫添加剂。
可提高脱硫效率、减少系
统故障、降低系统能耗和运行成本、提高对煤种硫份的适应性。
预计可降低供电煤耗约0.5g/kWh。
技术成熟。
适用于30万千瓦亚临界机组、60万千瓦亚临界机组和超临界机组。
20、凝结水泵变频改造
高压凝结水泵电机采用变频装置,在机组调峰运行可降低节流损失,达到提效节能效果。
预计可降低供电煤耗约
0.5g/kWh。
技术成熟。
在大量30〜60万千瓦机组上得到推广应用。
21、空气预热器密封改造
回转式空气预热器通常存在密封不良、低温腐蚀、积灰堵塞等问题,造成漏风率与烟风阻力增大,风机耗电增加。
可采用先进的密封技术进行改造,使空气预热器漏风率控制在6%以内。
预计可降低供电煤耗0.2〜0.5g/kWh。
技术成熟。
各级容量机组。
22、电除尘器高频电源改造
将电除尘器工频电源改造为高频电源。
由于高频电源在纯直流供电方式时,电压波动小,电晕电压高,电晕电流大,
从而增加了电晕功率。
同时,在烟尘带有足够电荷的前提下,大幅度减小了电除尘器电场供电能耗,达到了提效节能的目的。
可降低电除尘器电耗。
技术成熟。
适用于30〜100万千瓦机组。
23、加强管道和阀门保温
管道及阀门保温技术直接影响电厂能效,降低保温外表面温度设计值有利于降低蒸汽损耗。
但会对保温材料厚度、
管道布置、支吊架结构产生影响。
暂无降低供电煤耗估算值。
技术成熟。
适于各级容量机组。
24、电厂照明节能方法
从光源、镇流器、灯具等方面综合考虑电厂照明,选用节能、安全、耐用的照明器具。
可以一定程度减少电厂自用电量,对降低煤耗影响较小。
技术成熟。
适用于各类电厂。
25、凝汽式汽轮机供热改造
对纯凝汽式汽轮机组蒸汽系统适当环节进行改造,接出抽汽管道和阀门,分流部分蒸汽,使纯凝汽式汽轮机组具备
纯凝发电和热电联产两用功能。
大幅度降低供电煤耗,一般可达到10g/kWh以上。
技术成熟。
适用于12.5〜60万千瓦纯凝汽式汽轮机组。
26、亚临界机组改造
为超(超)临界机组将亚临界老机组改造为超(超)临界机组,对汽轮机、锅炉和主辅机设备做相应改造。
大幅提
升机组热力循环效率。
技术研发阶段。
27、低(低)温静电除尘
在静电除尘器前设置换热装置,将烟气温度降低到接近或低于酸露点温度,降低飞灰比电阻,减小烟气量,有效防
止电除尘器发生反电晕,提高除尘效率。
除尘效率最高可达99.9%。
低温静电除尘技术较成熟,国内已有较多运行
业绩。
低低温静电除尘技术在日本有运行业绩,国内正在试点应用,防腐问题国内尚未有实例验证。
28、布袋除尘
含尘烟气通过滤袋,烟尘被粘附在滤袋表面,当烟尘在滤袋表面粘附到一定程度时,清灰系统抖落附在滤袋表面的
积灰,积灰落入储灰斗,以达到过滤烟气的目的。
烟尘排放浓度可以长期稳定在20mg/Nm3以下,基本不受灰分含
量高低和成分影响。
技术较成熟。
适于各级容量机组。
29、电袋除尘
综合静电除尘和布袋除尘优势,前级采用静电除尘收集80〜90%粉尘,后级采用布袋除尘收集细粒粉尘。
除尘器出
口排放浓度可以长期稳定在20mg/Nm3以下,甚至可达到5
mg/Nm3,基本不受灰分含量高低和成分影响。
技术较成熟。
适于各级容量机组。
30、旋转电极除尘
将静电除尘器末级电场的阳极板分割成若干长方形极板,用链条连接并旋转移动,利用旋转刷连续清除阳极板上粉
尘,可消除二次扬尘,防止反电晕现象,提高除尘效率。
烟尘排放浓度可以稳定在30mg/Nm3以下,节省电耗。
技
术较成熟。
适用于30〜100万千瓦机组。
31、湿式静电除尘
将粉尘颗粒通过电场力作用吸附到集尘极上,通过喷水将极板上的粉尘冲刷到灰斗中排出。
同时,喷到烟道中的水
雾既能捕获微小烟尘又能降电阻率,利于微尘向极板移动。
通常设置在脱硫系统后端,除尘效率可达到70%〜80%,
可有效除去PM2.5细颗粒物和石膏雨微液滴。
技术较成熟。
国内有多种湿式静电除尘技术,正在试点应用。
32、双循环脱硫
与常规单循环脱硫原理基本相同,不同在于将吸收塔循环浆液分为两个独立的反应罐和形成两个循环回路,每条循
环回路在不同PH值下运行,使脱硫反应在较为理想的条件下进行。
可采用单塔双循环或双塔双循环。
双循环脱硫
效率可达98.5%或更高。
技术较成熟。
适于各级容量机组。
33、低氮燃烧
200mg/Nm3以下。
技
采用先进的低氮燃烧器技术,大幅降低氮氧化物生成浓度。
炉膛出口氮氧化物浓度可控制在术较成熟。
适于各类烟煤锅炉。
脱硫除尘器知识简单介绍
脱硫除尘器是涡轮增压湍流除尘脱硫技术的专业脱硫设备。
含硫气体在涡轮增压湍流装置的作用下,以高速旋转和扩散的状态与吸收浆液形成的强化湍流传质。
传质的过程是使气液形成乳化层,不仅化学吸收中和快,液膜始终接近中性,能使全过程保持极高且稳定的传质速率,因此,
它是一种十分优秀的低阻高效脱硫设备。
涡轮增压湍流传质脱硫设备技术,属于高科技第三代产品。
其技术核心是:
建立在渗透表面更新理论基础上,基于多项紊流掺混的强传质机理,属于用液体作为分离剂,从气体、空气或废气中分离弥散的尘粒、烟尘和有害气体并实现净化的目的,具有同时除尘脱硫的高新技术,其技术特点是:
除尘脱硫一体化,能耗低、占地面积小、操作简单、效率显著、运行费用低、无堵塞不结垢、系统运行稳定、压阻损失少、适用各种固硫剂(CaO、MgO、NaOH、
CaCO3Na2COaNH3,H2O工业废碱液)等优势。
在国内外湿法除尘脱硫工艺技术上,居先水平。
并且在燃煤工业锅炉应用中,实现零排放的业绩。
脱硫设备在燃煤锅炉脱硫除尘行业,除尘脱硫设备应用广泛,可以湿法除尘,湿法脱硫,也可以除尘脱硫除尘
一体化,不仅适合电站燃煤循环硫化床锅炉除尘脱硫,也可应用燃煤链条锅炉的湿法脱硫除尘和烟气净化,脱除SO2
效率高,尾气净化彻底,应用在炉窑行业脱除HF和窑炉尾气酸性废气净化设备等,并对球团、烧结机尾气脱硫。
脱硫剂的废氨水净化效率极高,原烟气SO2由11000mg/m3,脱除到120mg/m3以下,广泛应用在钢厂球团烟气领域。
是一种低阻高效的湿法除尘脱硫设备和新颖的脱硫设备环保产品。
除尘器就是用来除去气相中的有害尘埃的设备,在此基础上增加脱硫效果,就是脱硫除尘器。
脱硫除尘器一般为湿式脱硫除尘器,湿式脱硫除尘有水膜脱硫除尘,冲击水浴脱硫除尘等。
湿式除尘的优点是易维护,且可通过配制不同的除尘剂,同时达到除尘和脱硫(脱氮)的效果;缺点是除尘液需处理,
可能导致二次污染。
经过多年的改进,已发展成文丘里型、旋流板型、旋流柱型、浮球型、筛板型等各种类型的水膜脱硫除尘器,设备技术日趋成熟,各有优点和不足,企业可依自身需要选用不同类型。
火电厂锅炉氮氧化合物优化调整措施
影响氮氧化物含量的因素
1、机组负荷,机组负荷越高氮氧化物含量越低。
2、锅炉的氧量,氧量越高氮氧化物含量越大。
3、磨煤机运行台数,三台磨运行时氮氧化物含量要低于四台磨。
4、制粉系统的启停,磨煤机启动时,锅炉氮氧化物会骤然升高。
磨煤机停止后,锅炉氮氧化物会下降。
5、磨煤机的组合方式,上层磨煤机运行或下层磨煤机停运时,氮氧化物较高。
6、一次风所占的比重,一次风总量越大,产生的氮氧化物越高。
7、燃尽风挡板的开度,燃尽风挡板开度越大,氮氧化物越低。
8、入炉煤煤质,入炉煤煤种较差时,氮氧化物生成量较低。
9、煤粉细度,煤粉颗粒加粗,也可以适当降低锅炉的氮氧化物含量。
10、上下层磨的风粉配比,加大上层磨的二次风量同时减少该层的给煤量,让锅炉的给煤量呈正三角布置,风量呈倒三角布置,则可适当降低机组的氮氧化物含量。
优化调整措施
1、合理的组织各台磨煤机的上煤方式,从锅炉稳燃和控制氮氧化物生成的角度出发,中上层(C、D、E)磨上低热值
燃煤,底层磨煤机(A、B)上高热值燃煤。
2、在保证磨煤机正常运行的情况下降低一次风压。
3、进行锅炉燃烧调整试验,重新修正锅炉的“锅炉氧量”,在保证机组参数正常的情况下,尽量降低锅炉运行氧量。
4、在机组减负荷过程中,及时减少锅炉的送风量,控制锅炉氧量在氧量范围之内。
5、减少上层磨煤机启动次数和下层磨煤机的停运次数。
6、混煤掺烧时,上层磨煤机上低发热量燃煤,下层磨煤机配高发热量燃煤。
7、选择合适的磨煤机组合方式,机组负荷低于230MW时选择下层及中层磨煤机运行。
8、加大上层磨的二次风量同时减少该层的给煤量,让锅炉的给煤量呈正三角布置,风量呈倒三角布置。
在保证锅
炉参数正常的情况下。
尽量开大燃尽风挡板的开度。
9、选择合适的煤粉细度,煤粉颗粒加粗,也可以适当降低锅炉的氮氧化物含量。
10、积极联系调度增加机组负荷。
烟气脱硫、脱硝用氨的经济、安全产生法
烟气氨法脱硫和还原法脱硝需用大量氨,氨的来源主要有液氨和尿素。
液氨大量储存属于重大危险源,不安全;目前在还原法脱硝(SNCRSCR工艺中,采用的尿素水解(热解)
法制氨所利用的化学反应是尿素分解为氨气和无用的二氧化碳,这样只有大约50%的尿素得到应用,因此造成运营
原料成本较高。
本论文是以尿素的缩合和取代等反应为基础,将尿素反应过程中产生的氨随时用于脱硫、脱硝,同时得到高附
加值化工产品,而不产生二氧化碳,使尿素分子全部得到利用,这样,即可解决液氨储存及使用过程中的不安全问
题,又可解决尿素水解(热解)法制氨工艺所产生的原料费用太高问题,因此,这是一种烟气脱硫、脱硝用氨的经
济、安全产生方法。
关键词:
氨法脱硫还原法脱硝尿素制氨经济安全1.前言我国能源以燃煤为主,燃煤烟气
是二氧化硫和氮氧化合物的排放大户,对空气造成严重污染。
控制二氧化硫和氮氧化合物的排放是我国治理大气污
染的重要措施之一。
目前我国对大型锅炉燃煤烟气二氧化硫和氮氧化合物的排放都有严格的标准。
烟气中的二氧化硫可以采用氨
法脱硫工艺进行脱
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- 脱硫 重点 总结