烟道

火电厂烟气湿法脱硫吸收塔在运行过程中，由于工艺所至，脱硫后净烟气中含有粒径为10-60微米的雾滴，该雾滴中除水份外还溶有酸、硫酸盐、SO2等，含有有害腐蚀物质的雾滴随烟气流动，会造成锅炉尾部风机、热交换器及烟道和烟图的结垢和腐蚀，直接影响安全稳定生产，进入大气对环境造成二次污染。因此，烟气中浆液滴含量的测定是评价燃煤电厂烟气湿法脱硫设备除雾器性能一项重要指标和必备技术。 烟气中滴捕集采样是除雾器性能试验的关键。目前在除雾器性能试验时，由于雾滴捕集过程中的诸多技术问题便得雾滴捕集的结果与实际情况有较大差距，主要反映在：玻璃采样瓶采样嘴受工艺限制尺寸不标准影响采样质量，易破损，冷凝水回流污染采样样品造成采样失败。测量结果受测试烟道流场随时间变化影响，加之采样孔漏风、采样位置定位不准、造成测试结果准确性差等缺点，并且试验时间长、作业环境恶劣、劳动强度大的问题突出。 为此，开发研究新型烟气雾滴捕集采样装置是解决以上问题的必然选择。我们围绕《燃煤烟气脱硫设备性能测试方法》GB/T21508-2008开发研究了一种烟气雾滴捕集采样装置，解决了烟气雾滴采样中遇到的问题。

火力发电机组锅炉尾部受热面水平管组为了防止管排受热变形下沉等情况发生，多采用直通管排固定卡及悬吊管处吊卡吊耳等固定方式，烟气进入后在此区域容易形成烟气走廊而造成吊耳等处局部冲刷，尤其在吹灰区域内吹灰器运行发生问题时，更加速了上述部位的冲刷，虽尾部竖并烟道低温过热器、低温再热器、省煤器外侧管都加有护铁，但由于管卡吊耳等阻碍，护铁并不能充分加到根部，会有空白裸露处管段，它们在烟气走廊里在吹灰器的作用下加速局部吹损减薄，特别是管排深处第3根管以后的，防爆检查人员很难触及到，这样就会留下爆管隐患，从其它方面说这些位置如果更换管段也十分困难。 创新点就是在无法改变目前运行状况的情况下，让尾部受热面特殊部位不被冲刷和吹损。然后通过类比和分析的方法，并受承压管段加防磨瓦的启发，针对不同部位不同状况，借鉴新工艺等技法解决问题。

煤电机组实现超低排放后，Hg和SO等非常规污染物成为燃煤电厂下一步烟气污染物治理工作的重点。烟气Hg和SO，污染对环境危害大，严重威胁人体健康，而且超低排放后SO浓度升高，给煤电机组带来空预器堵塞、设备腐蚀、有色烟羽等一系列问题。北京市地方标准要求燃煤锅炉承排放浓度限值为0.5Hg/Nm，杭州市地方标准已将燃煤机组SO，排放浓度限值列入征求意见稿。 现有环保设备对Hg和SO的协同脱除能力无法应对未来更严格的环保标准要求。燃煤电厂脱除烟气中Hg和SO主要采用单一污染物控制技术，即采用改性活性炭/改性飞灰吸附技术和湿式电除尘技术来分别脱除烟气中Hg和SO。然而，随着污染物控制种美不断增加，烟气净化设备数量逐渐增多，不仅提高了设备投资和运行费用，还使整个末端污染物治理系统更加庞大复杂，占地大、能耗高、运行风险大、副产物二次污染问题十分突出。同时，湿式电除尘设备安装在烟道尾部，在一定程度上能解决燃煤机组SO减排问题，但不能改善上游设备的工作条件，解决不了空预器堵塞、烟道腐蚀等影响机组安全可靠性的问题。利用一套设备实现多污染物协同脱除，已成为当前燃煤电厂可持续发展的必然选择。

该抽取装置布置于主烟道顶部，上部为圆形抽烟主管，管径大小根据抽烟流量选择合适的烟气流速进行选取，圆形烟道的设计不仅可以进一步减小烟道磨损，还可以降低烟道阻力。装置中部为锥形收缩段产生局部中高烟气流速的效果，增加烟气带尘作用，起到防止抽烟装置积灰的作用。装置底部与主烟道直接焊接，主烟道开孔宽度尺寸与抽烟主管道等径，长度尺寸根据选定烟气流速计算确定，同时抽烟口底板设置焊有烟气导流板，导流板焊制方向成角度顺烟气方向，导流板的角度、间距、规格可通过烟气流场模拟结果确定。烟气流场颗粒分布模拟结果显示，由于导流板的设置，烟尘颗粒在导流板截面附近产生速度差，小粒径颗粒和较大粒径颗粒进行重力自然分离，大部分烟尘颗粒仍然从主烟道被烟气携带走，可以起到较好的分离效果。 本成果特别适用于烟气再循环系统的烟气抽取，通过创新性对抽烟口导流板的设置，利用烟气中的粉尘的自身重力及速度差产生自然分离，装置结构简单易行，分离效果显著，理论烟尘分离效率可达到60%以上。从烟气源头上降低了烟尘浓度，基本解决了二次再热锅炉烟气再循环系统中高温高尘烟气给烟道及设备带来的磨损问题，具有较高的经济和社会效益，值得进行推广。 此创新成果已于2016年7月29日申请了实用新型专利，申请号为201620809047.7，并于近期取得了正式授权，专利号为ZL20162080947.7。

燃煤电厂在生产过程中会产生大量含SO2的烟气，一般情况下采用湿法脱硫来处理，湿法脱硫需从烟气脱硫系统中外排部分废水以保证FGD(FlueGasDesulfurization)的安全性和可靠性。由于脱硫废水属于燃煤电厂的末端废水，具有高含盐量、高腐蚀性等特性，对其进行安全、稳定处理十分必要。

以脱硫废水和酸碱再生废水为代表的火电厂高盐末端废水的处理回用是火电厂废水综合治理工作的核心和难点，本项目针对火电厂高盐末端废水的浓缩减量、低成本零排放的环保需求和技术需求，首先开发了“高效混凝-精密过滤-管式膜除浊”的高效预处理工艺。通过高效混凝反应可有效去除废水中各种重金属离子、COD等污染物，形成的紫体致密易沉，降低处理设施的占地面积。精密过滤装置将废水中的紫体过滤去除，产生的清水进入管式膜系统进一步除浊处理，降低管式膜除独系统的运行压力。具有系统简单，运行维护工作量小的优点，并可以对“三联箱”系统进行利旧改造，降低系统投资成本。 本项目研究成果已成功应用于华电集团内哈发电厂、土右电厂、潍坊电厂#3机组等多个脱硫废水“零排放”处理改造项目，废水处理量总计超过13万m/年。采用烟道雾化蒸发处理工艺，相比其它蒸发结晶工艺吨水处理成本降低约55元/m，年节约处理费用715万元/年。本项目有效实现了低成本的高盐末端废水浓缩减量及“零排放”处理，为电力行业高盐末端废水的处理回用提供了强有力的技术支撑，也为其它行业（煤化工、钢铁等）高盐废水的处理回用提供了借鉴，具有显著的经济和社会效益。

本项目旨在探索和开发出成本低、可靠性高、实用性强的脱硫废水零排放技术方案为燃煤电厂零排放系统选择和设计提供技术指导，推动废水零排放行业的技术进步。本项目结合理论分析、系统模型建立、试验与工程应用，历时近4年的研究探索，提出了多项零排放处理新工艺，并研发了系列处理装置。本项目提出了脱硫废水主烟道喷雾蒸发处理工艺，建立了完整的废水烟道喷雾蒸发模型，提出了利用低温烟气余热蒸发脱硫废水的新工艺，研制了以浓缩塔为核心的低温旁路烟气余热蒸发成套装置，提出脱硫废水间冷塔自然蒸发处理新工艺，提出了酸性脱硫废水-碱性炉渣废热中和蒸发处理技术，对脱硫废水零排放不同工艺方案加以集成和组合，可为不同条件下的工程应用提世指导。本项目研发成果可对电力行业清洁生产、水利用效率提高、污染物排放控制、环境风险降低等发挥积极促进作用，社会效益和环境效益显著。另一方面研发成果不仅可大幅降低零排放设备投资和运行成本，还可同步实现节约占地面积、降低土建工程量、方便运行检修的目的，可满足电厂“建得起、用得起、还好用”的愿望，实现脱硫废水的“低成本零排放”，经济效益明显。

烟气脱硝，是指将高温燃烧后（包括燃煤锅炉、燃油燃气锅炉以及一些工业炉）烟气中所含的有害物质—NO X 脱除的技术，包括 SCR 和 SNCR 两种主要技术流派，其中 SCR 是烟气脱硝的主流技术。所谓 SCR 技术，是指在锅炉的省煤器和空预器之间设置 SCR 反应器，在反应器内安装催化剂，在反应器之前的烟道截面内喷入还原剂（含氨气体），还原剂与 NOX 在催化剂表面上发生反应脱除 NO X 。SCR 烟气脱硝所使用的还原剂从根本上来说是氨气，需要在现场设置一套能够持续生产氨气的装置。从原料上来看，氨气制备系统可以分为无水液氨系统、氨水系统和尿素系统。其中使用液氨蒸发制备氨气的系统最为常用，原因是其投资最便宜，运输、使用成本也最低，但液氨系统存在重大的安全隐患，特别是它的运输和存储过程，液氨泄漏带来的危害非常大，安全事故屡见不鲜；氨水系统的投资、运行以及运输成本都很高，比液氨安全一些，但仍有一定的安全隐患；尿素系统的投资及运行成本与液氨系统相比较高，但运输成本相当，并且尿素系统基本上没有安全隐患，是最安全的氨气制备技术。 目前商业化应用的尿素制氨工艺技术主要有尿素水解和尿素热解，其中尿素水解又包括了普通水解（AOD、U2A、国内化工行业水解）和美国 Chemithon 的催化水解（SafeDeNOx），尿素热解则主要是美国燃料公司（Fueltech）所提供的 NOxOUT ULTRA 技术。和热解相比，水解由于采用电厂较为丰富的蒸汽作为热源，能耗较低。但 AOD、U2A 等国外水解技术，反应较慢需要庞大的反应器和缓冲装置，其投资和能耗较高。相对而言，尿素催化水解因为在化学反应中加入了催化剂，使得反应速度大大加快，能耗也大大降低。商业上相对成熟的催化水解技术主要是美国 Chemithon 公司的催化水解技术 SafeDeNOx，在美国有 3 台业绩，但是该技术在国内尚无应用。 本项目研究的低能耗尿素催化水解技术是在尿素普通水解和热解技术的基础上，提出的一种新型尿素制氨技术。经过磷酸铵盐类催化剂的催化作用，熔融状态的尿素可在温度 135~160℃、压力约 0.4-0.9MPa 下进行快速水解反应。催化剂的主要作用是通过改变了反应路径，从而大大加快反应速率，降低响应时间，实际系统的负荷跟踪时间可缩短在 1min 之内或更短。预计本项目的研究能够有效填补国内空白。

本项目QC活动中,除灰运行脱硫班QC小组全体成员团结协作、积极创新，并运用 PDCA循环的科学方法进行统计分析、实施、对比,找出了造成#6脱硫除雾器差压高的三条主要因素即:(1）除雾器冲洗阀门内漏;(2)无事故烟气降温装置;(3)吸收塔搅拌器冲洗水进水量大。针对上述要因，小组通过设备改造和优化运行方式等一系列的措施，成功地将#6脱硫除雾器差压由实施前的248KPa降低到了8OKPa，达到了规定值，并通过后续跟踪调查，巩固验证，取得了良好的效果。同时,小组的综合素质以及解决问题的整体水平均得到了提高。本次QC活动产生的直接经济效益和社会效益都十分可观。。脱硫系统自取消旁路以来，与主机同步投运，除雾器差压的降低，是脱硫系统安全运行的保障。同时，降低除雾器差压,提高除雾效率,会减少烟气带浆，防止烟道腐蚀，同时也避免了因除雾器堵塞造成机组非停的事件发生。