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燃煤锅炉烟气脱硫除尘环保设施改造及应用

发表时间: 2019-11-19 15:15:59

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燃煤链条式蒸汽锅炉,主要供给矿区采暖使用。原有环保设施为脱硫除尘一体化的麻石水膜脱硫除尘塔,塔内加设一层喷淋喷嘴,采用NaOH作为脱硫剂。

燃煤链条式蒸汽锅炉,主要供给矿区采暖使用。原有环保设施为脱硫除尘一体化的麻石水膜脱硫除尘塔,塔内加设一层喷淋喷嘴,采用NaOH作为脱硫剂。

采用一体化的麻石水膜除尘器,除尘效率只有90%~95%,烟尘排放浓度经常在100mg/Nm3左右,无法满足新的排放标准要求≦30mg/Nm3;

采用NaOH为脱硫剂,1mol的SO2需要消耗2mol以上的NaOH,且燒碱的价格高,运行成本高。同时,钠碱长期运行会造成Na2SO4聚积,影响脱硫效果,还需要经常排放高盐废水。由于灰水和碱液混合运行,经常造成喷淋管磨损和堵塞,SO2不能稳定达标排放。

因此,鉴于原锅炉也未安装任何脱硝装置,为了满足当地环保部门提出的新的锅炉烟气排放标准,决定对麦垛山煤矿燃煤锅炉原有环保设施进行技术改造。

3 锅炉除尘、脱硫、脱硝技术改造

3.1 除尘系统改造采用目前国内除尘技术成熟、广泛使用的布袋除尘装置,长袋低压脉冲布袋除尘器。工作原理如下:

长袋低压脉冲布袋除尘器采用外滤式的气体净化方式。气体除尘流程:含尘气体→中部进风口→阻火装置(去除未燃尽的火星颗粒物及大颗粒物通过自然沉降及阻火装置分离后直接落入灰斗)→气流分散区→导流型气流分布装置→过滤室底部→中箱体(过滤室)→洁净气体→透过滤袋→上箱、排风管排出→除尘器灰斗收集粉煤灰由气力输送装置输送至灰库集中综合利用。

在除尘流程中,过滤室内气流均匀分布,经阻燃沉降除尘后的粉尘经导流装置后进入过滤区附着在滤袋外表面。为了杜绝二次扬尘,袋室内气流必须保持低速流动,同时滤袋底部与进风口必须保持一定的高度差。

3.2 脱硫系统改造:采用湿法脱硫技术进行脱硫,即湿法氧化镁脱硫工艺。氧化镁法脱硫的主要化学反应原理如下:

①氧化镁浆液制备:MgO(固)+2H2O=Mg(OH)2(浆液)+H2O

Mg(OH)2(浆液)=Mg2++2OH-

②SO2的吸收:SO2(气)+H2O=H2SO3

Mg2++SO32-+3H2O→MgSO3·3H2O

Mg(OH)2+SO2→MgSO3+H2O

MgSO3+H2O+SO2→Mg(HSO3)2

Mg(HSO3)2+Mg(OH)2+10H2O→2MgSO3·6H2O

③脱硫产物氧化:MgSO3+1/2O2+7H2O→MgSO4·7H2O

MgSO3+1/2O2→MgSO4

循环吸收浆液的pH值必须控制在5.5~7.5之间,为了控制PH值,可以通过加入Mg(OH)2浆液的量来调节。

镁法脱硫的工艺特点:

①脱硫效率高:由于钙离子半径比镁离子大,CaO比MgO的反应活性低。轻烧镁具有多孔性、活性强、反应度高的特点,MgO+SO2→MgSO3或MgSO4,生成的亚硫酸镁和硫酸镁易溶解于水(循环浆液),这样MgO颗粒与SO2能够持续、快速的产生化学反应。因此用MgO作吸收剂时吸收效率要远远优于CaCO3。实践证明,MgO湿法脱硫效率可高达90%~98%。

②镁法脱硫所需脱硫剂量少,且脱硫剂供货简单可靠。脱除单位量的SO2所需脱硫剂(CaCO3)的量是脱硫剂(MgO)的2.5倍。目前,以商品轻烧镁粉中MgO含量≥85%,商品碳酸钙粉中CaO(分子量56)的含量≥50%计算,则脱除单位量的SO2消耗的碳酸钙粉量约为轻烧镁粉的2.4倍。

③运行成本低,运行可靠。要实现90%以上的脱硫效率,氧化镁脱硫液气比(L/G)约为2.5~3.5L/Nm3,碳酸钙脱硫液气比约为11.8~15L/Nm3。由此可见,脱除单位量的SO2所产生的循环浆液量氧化镁工艺是碳酸钙工艺的1/4,因此在循环泵、循环管路的管径以及用电设备的耗电量上,氧化镁工艺脱硫成本要比碳酸钙工艺脱硫节省约2/3。

同时氧化镁工艺脱硫生产的MgSO4易溶于水且的溶解度大,在脱硫塔内不易结垢、不易成渣,不会造成阀组和管路堵塞,并且脱硫塔内不需设搅拌设备,既减少了设备成本,又提高了设备的可靠性和安全性。

两台锅炉烟气经烟道进入各自布袋除尘器,净化后的烟气经引风机加压汇集到总水平烟道由塔底进入脱硫塔,在塔内烟气上升,并将吸收液粉碎为细雾滴,使气液间接触面积急剧增大,塔内布置三层喷淋装置,预留一层喷淋位置(为以后提标准备),使烟气充分与脱硫液接触,提高脱硫效率。由于塔内提供了良好的气液接触条件,气体中的SO2被碱性液体吸收效果好。

脱硫吸收液在吸收SO2后,由吸收塔塔底排放口自流至混合沉淀池。沉淀下来的含水率较低的MgSO3、少量MgSO4及其它杂质(主要来源于烟气中的烟尘及氧化镁脱硫剂中的杂质)的物料体系,经罗茨风机充分曝气,将MgSO3转化为MgSO4溶液后排出,沉积下的不容杂质通过渣浆泵打入板框压滤机脱水(见图1)。

3.3 脱硝系统改造

脱硝改造是常用的脱硝工艺有:选择性催化还原法(SCR)和选择性非催化还原法(SNCR)。麦垛山煤矿锅炉改造经专家研究讨论后,最终采用选择性非催化还原法(SNCR尿素法)炉内脱硝技术。

SNCR尿素法脱除氮氧化物(NOx)是利用管路喷嘴把含有NHx基的还原剂(如氨气、氨水或者尿素等)直接喷射到炉膛800℃-1100℃的区域内,使其受热分解,生成氨气(NH3)和其它化合物。产生的氨气(NH3)与烟气中的NOx混合,经过SNCR一系列的化学反应,最终生成N2,从而实现烟气达标排放。

主要化学反应为:

(NH4)2CO—2NH2+CO

NH2+NO—N2+H2O

CO+2NO—N2+CO2

在SNCR还原NO的反应中,温度的控制和炉膛的喷入点选择是关键,直接影响SNCR还原NO效率。因此温度必须控制在800℃至1100℃之间,并随反应器类型的变化而有所不同。由于还原剂在炉膛内停留时间的限制,若反应温度过低,造成NO的还原率较低。同时喷入的氨气(NH3)反应不完全容易造成氨气泄漏。

若反应温度过高,NH3的氧化反应开始起主导作用:4NH3+6O2—4NO+6H2O,NH3被氧化成NO,而不是氮气(N2),反而增加了对大气的污染。因此,SNCR还原NO的过程温度选取和控制还原剂的泄漏成为SNCR技术改造能否达标排放的核心,必须严格控制温度,防止温度过高氨气(NH3)被氧化成NO。

SNCR脱硝工艺流程:SNCR脱硝系统简单、投资少,催化剂便宜。只需在原锅炉系统上增加氨或尿素储槽、喷射装置和喷射口,不改变锅炉现有设备。整套SNCR脱硝装置主要包括;还原剂储存及供应系统、稀释水系统、计量混合系统,噴射系统和自动控制系统。

具体流程:尿素→储存及供应系统溶解储存→稀释水系统(根据锅炉运行情况和NOx排放情况)稀释成所需的浓度(10%~15%)→分配系统实现各喷枪的尿素溶液分配、雾化喷射和计量。还原剂(尿素)的供应量根据锅炉负荷量可以灵活、可靠的调节,从而实现脱硝达标排放(见图2)。

4 改造实施及运行情况

2018年7月15日麦垛山煤矿两台20t锅炉开始脱硫、除尘和脱硝系统技术改造,拆除原有麻石水膜脱硫除尘设备,新安装两台套低压长袋脉冲布袋除尘器装置配套气力输灰和灰库系统;一套氧化镁湿法脱硫装置及脱硫渣脱水系统“两炉一塔,烟塔合一”;两套选择性非催化还原法(SNCR尿素法)炉内脱硝装置(公用系统一套)和一套烟气在线监测系统。将原锅炉半自动化仪表操作系统改造成DCS分散集中自动化控制系统。

2018年10月10日改造完进入试运行。11月20日以后锅炉系统达到设计负荷运行,除尘、脱硫和脱硝系统设备及系统平稳运行,各项工艺指标和烟气排放浓度达标排放,并通过第三方环保检测机构的现场比对检测和当地环保部门验收。

改造后运行效果:

除尘系统:采用长袋低压脉冲布袋除尘器,除尘器前锅炉原烟气粉尘浓度检测值为3562.8mg/Nm3,除尘器后检测值为13.3mg/Nm3,除尘效率可达到99.6%,满足排放限值要求。

脱硫系统:锅炉燃料煤含硫量为0.67%,脱硫前原烟气SO2浓度实测值为863.5mg/Nm3。采用氧化镁作脱硫剂,控制循环浆液pH值在5.5~7.5之间运行,烟囱烟气排放检测SO2浓度实测值为54.2mg/Nm3,脱硫效率可达到93.7%,满足排放限值要求。

脱硝系统:采用炉内喷尿素溶液,尿素溶液浓度控制在10%~15%,根据锅炉负荷调整所开喷枪数量和喷枪流量。在锅炉运行负荷(炉温740左右)相对稳定情况下,未投加尿素溶液时检测NOx浓度为289.7mg/Nm3,投加尿素溶液后检测NOx浓度为79.6mg/Nm3,脱硝效率可达到72.5%,满足排放限值要求。

总之,本次环保设施改造取得圆满成功,并一次通过神华宁煤集团组织的验收。目前,整套系统设备运行正常,工艺运行各项控制参数相对稳定,运行烟气在线监测系统检测数据已上传至国能神华集团监测平台和当地环保检测平台,锅炉烟气粉尘、SO2和NOx浓度均达标排放。



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