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早期火电脱硫留下哪些隐患

  以往火电脱硫只关注二氧化硫脱除率,未考虑到三氧化硫排放后会直接生成气溶胶。
  我国燃煤电厂大规模脱硫改造始于“十一五”期间,大量工程迅速上马为削减二氧化硫排放、改善环境质量做出了重要贡献,但“萝卜快了不洗泥”,加之恶性竞争、工程质量参差不齐,留下了很多隐患。
  2012年8月,国务院印发的《节能减排“十二五”规划》中提出,“十一五”时期,全国燃煤电厂投产运行脱硫机组容量达5.78亿千瓦,占全部火电机组容量的82.6%。同样是这份文件中,所罗列的节能减排重点工程之一,就是对已安装脱硫设施但不能稳定达标的4267万千瓦燃煤机组实施脱硫改造,这一数字占已投产运行脱硫机组容量的比例超过7%。我国绝大部分电厂脱硫的设计指标为小于200mg/m3,若要满足50 mg/m3的排放要求,几乎所有湿法脱硫塔都要推倒重来,或者采用双塔结构,不仅工程量大,而且技术难度高。一直以来,我国的火电脱硫都是关注二氧化硫脱除率。我国早期的湿法脱硫装置严格按照国外技术的规范,均安装了脱硫烟气再热装置——GGH,其作用是将脱硫后50摄氏度的脱硫烟气,与经电除尘器净化后未脱硫的高温烟气进行热交换,将脱硫后烟气加热到80摄氏度左右排放,以提升烟气排放的抬升高度,降低烟气中未净化污染物的落地浓度。
  但由于电力企业对脱硫前电除尘器的维护不够重视,加之电除尘器选型偏紧,甚至偏小,遇到煤种变化或建设、运行维护不当,电除尘器效率大幅下降,造成GGH装置堵塞、结垢严重,导致脱硫装置运转率大幅度下降。当时考虑到GGH的作用仅是抬升烟气高度,对脱硫效率没有影响,取消GGH的建议被采纳。
  只要循环流化床半干法脱硫系统能够稳定、连续、可靠运行,其脱硫效率能够得到专家组的认可。循环流化床半干法技术除尘没问题,但脱硫效果有待验证;湿法技术脱硫效果好,但烟尘控制难度较大,而且会带来设备腐蚀和废水处理等方面的难题。根据环境保护部2011年12月发布的《“十二五”主要污染物总量减排核算细则》,烟气循环流化床、炉内喷钙炉外活化增湿、喷雾干燥等(半)干法烟气脱硫工艺,在安装脱硫剂自动投加和计量系统、DCS能反映出脱硫系统运行实际情况时,根据在线监测烟气出口与入口二氧化硫平均浓度确定综合脱硫效率,综合脱硫效率原则上不超过80%。这样的脱硫效率认定,让背负减排压力的电力企业增加了对循环流化床技术的顾虑。
  炉内脱硫使用石灰石煅烧生产生石灰进行脱硫,大量未反应的生石灰随飞灰进入布袋除尘器,通过布袋进行除尘收集。而湿法脱硫采用先除尘再脱硫的技术路线,因此无法对其进行再利用,只能随灰排至灰库导致浪费。而半干法脱硫采取先脱硫后除尘的技术路线,可以对炉内脱硫过剩的氧化钙进行再循环利用,降低生石灰消耗量。
  与湿法脱硫主要依靠喷淋层的数量来调节脱硫效率不同,新型流化床反应器主要通过颗粒密度来调节脱硫效率,也就是通过加入吸收剂,就能调节脱硫效率,适应煤种变化。同时,这一工艺能够高效协同脱除三氧化硫,避免了硫酸雾排放直接形成二次pm2.5,进而抵消二氧化硫减排的成效。
   摘自网络

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