火电厂烟气脱硫脱硝监测分析

学术论文 2018-02-02 10:05:19
    前言
    火电行业是我国节能减排的重要控制点,为此在《国家环境保护“十一五”规划》中明确地提出“二氧化硫、氮氧化物”的减排目标,在此形势背景下,不仅推动了我国火电厂脱硫脱硝工程的迅速发展,同时也极大地促进了火电厂烟气脱硫脱硝监测分析技术的发展,从而为我国电力行业可持续运作发展提供保障。
    1 火电厂烟气脱硫脱硝技术原理概述
    1.1 烟气脱硫
    火电厂发电过程中,烟气脱硫技术分为干式脱硫技术和半干式脱硫技术、湿式脱硫技术三种形式,其中干式脱硫技术的主要原理就是使用催化剂或者吸收剂等物质,通过氧化物法和活性炭法对烟气中的二氧化硫进行脱除。通常情况下,使用的催化剂和吸收剂主要是固态粉末或者颗粒物质,此种脱硫技术整体的脱硫效率比较高,但是通过烟气脱硫后最终得到的产物不利于循环利用。其次半干式脱硫技术,是处于干式脱硫技术和湿式脱硫技术之间的一种脱硫方式,主要的作用原理就是使用喷雾或者炉内喷钙炉及烟道硫化床等工具进行脱硫,此种脱硫技术的脱硫效率比较高,但是最终得到的脱硫产物循环率比较低[1]。最后湿式脱硫技术主要是使用液体吸收剂对烟气中的二氧化硫进行吸收,通常情况下常见的液体吸收剂就是石灰石和海水,现下在我国绝大多数的火电厂进行脱硫时采用的都是这种技术应用方式,不但脱硫效率比较高,同时得到的脫硫产物还可以回收利用,但是此种脱硫方式程序复杂,因此相关成本较高。
    1.2 烟气脱硝
    火电厂发电过程中,烟气脱硝主要是利用有效的还原剂从而将一氧化氮、二氧化氮等氮氧化物还原成氮气,从而实现脱硝的目的。从现下的脱硝技术分析,主要有SCR还原技术、SNCR还原技术、SNCR-SCR还原技术,以SCR还原技术为例,主要是通过液氮或者尿素等还原剂,通过水解或者热解等方式,从而将水电厂烟气中的氮氧化物还原成氮气或者水,此种脱销技术整理发展已经比较成熟,脱硝效率、脱硝效果都非常好,因此现下绝大多数的水电厂烟气中脱硝处理采用的都是此种技术。
    1.3 联合脱硫脱硝
    火电厂发电过程中,联合脱硫脱硝烟气处理主要是整合了传统烟气脱硫技术和催化剂还原技术,进行了一种各自式的独立工作,从而分别将火电厂中烟气中的二氧化硫和氮氧化物清除,从而实现脱硫、脱硝一体化技术[2]。联合脱硫脱硝技术整体的工作效果是十分好的,不过这样的分级处理方式,由于是两个独立的工艺程序在工作,因此往往要使用两套设备独立式的进行工作,而即使在一套设备中进行脱硫脱硝处理,此设备所占的空间面积也会比较大,同时操作程序复杂,因此联合脱硫脱硝造价成本通常比较高。
    2 火电厂烟气脱硫脱硝监测系统介绍
    2.1 监测系统的基本构成与分类
    火电厂烟气脱硫脱硝监测系统又被称为CEMS,通常情况下由颗粒物检测系统、气态物污染系统、烟气排放参数测量子系统组成,可以对烟气颗粒物浓度、气态物浓度污染物及烟气温度、烟气流量、烟气压力、烟气寒湿量等进行测量。而依照测量取样方式,烟气脱硫脱硝监测系统又可以采用直接抽取采样和稀释抽取采样两种方式,在我国由于相关环保标准规定了烟气污染物质的排放浓度为标准状态下的干烟气数值,也就是进行干基测量,因此在火电厂进行脱硫脱硝监测时,主要是采用直接抽取采样方式。为此在火电厂烟气脱硫脱硝监测系统最常见的一种系统类型就是干冷法直接采取系统,在干冷法直接采取系统中主要由探头、样气处理系统及在线分析表构成,系统使用过程中,使用探头进行取样,通过电加热管线将烟气送至到烟气处理系统之中,并通过冷凝泵、过滤装置、湿度报警仪、流量计等,从而将冷却至常温的烟气送到分析仪,并应用脉冲反吹的方式,对探头的堵塞情况做出预防,从而为系统正常运行做出保障。
    2.2 监测系统数据采集、处理与传送
    烟气脱硫脱硝监测系统主要是利用PLC进行现场化的数字采集与控制,在进行数据采集的过程中,主要是采集烟气中气态化的污染物质、烟尘浓度、烟气温度、压力、速度及湿度等,这些数据可以通过测量仪器进行模拟输出,从而相关仪器作出评定[3]。而烟气脱硫脱硝监测系统的数据处理体系,由工控机和专门监控软件构成,从而将实时收集的PLC通过信号传递的方式进行数据显示处理及单位换算,同时还可以通过文档记录和历史记录等方式进行查询,并作出相关的打印传送。在烟气脱硫脱硝监测系统中,进行数据传输时要与对应的火电系统DCS进行链接,然后传送到环保部门,而在这个过程中,传输的相关数据必须要符合HJ/T212-2005的相关标准,而DAS设备应该是可以对出现的异常状况进行自动回复处理的。
    2.3 监测系统在线运行质量
    烟气脱硫脱硝监测系统在运行过程中,影响运行质量的因素有很多,首先从开始的取样法作出分析以及运作过程中都可能对在线运行质量造成影响,如在进行直接的抽样取样系统,该系统最易出现的问题就是除湿及耐腐蚀、探头堵塞问题,这是因为在处理烟气的过程中,烟气中的二氧化硫和水分会对系统中管道及管件产生一种腐蚀作用。此外若是系统中的伴热管线及加热或者保温效果不理想,也会影响到冷凝水中的二氧化硫浓度检测,从而对烟气脱硫脱硝监测系统测量的准确性可靠性造成影响。其次日常维修及备品部件供应方面造成的影响,现下的火电厂通常专业性维修人员只有一人,而在烟气脱硫脱硝监测系统运行一段时间后,很容易出现堵塞或者老化问题,尤其是烟气含硫量较高的位置,若是管理维修不到位或者备品供应不及时,就会对烟气脱硫脱硝监测系统运行质量造成一定的影响,这是在应用CEMS时需要注意的。
    3 火电厂烟气脱硫脱硝监测分析
    3.1 火电厂烟气脱硫监测分析
    在火电厂烟气脱硫脱硝监测系统迅速发展的过程中,CEMS系统的测量要求也在不断发生变化,如现下火电厂的脱硫设备效率已经大幅度提升,如有数据调查显示经FGD脱硫的净烟气中二氧化硫的濃度可以达到50~200mg/Nm3,由于烟气中二氧化硫的浓度大幅度降低,这为CEMS系统的测量增添了一定的难度,因此必须要采取有效的措施,提升CEMS系统的在线技术要求,如对于高含水烟气,在CEMS系统中可以应用多级除湿技术。而在现下在国外还应用了渗透干燥管进行脱水,这些都将会极大地提升二氧化硫的监测精准度。此外对于低浓度的二氧化硫进行监测时,还可以使用非分散红外法,通过非紫外线或者差分光学吸收光谱测量技术方式,从而最大限度的减少水分的干扰,而相信随着这些新技术的应用,火电厂中二氧化硫中的浓度将会从以往的200~300mg/Nm3,降低到50~100mg/Nm3,相信在这些措施下,一定可以更好的减少火电厂中硫化物污染。
    3.2 火电厂烟气脱硝监测分析
    在火电厂中进行烟气脱硝,主是使用SCR反应器,而SCR反应器通常位于锅炉尾部的省煤气出口处,这也是高尘段位置,结合以往的数据调查显示,SCR的烟气脱硝的脱硝率大约可以达到70%,而氮氧化物的浓度大约可以达到100mg/Nm3,而在对SCR反应器的脱硫效率进行监测时,则主要是使用直接抽取法CEMS系统,而应用CEMS系统进行监测时,应用的难点在于高温、高浓度并具有腐蚀性的烟气会对CEMS系统的探头造成堵塞,为此现下的火电厂在使用CEMS系统进行监测时,还会应用气溶胶或者多极除湿器等进行除湿,从而为系统监测运行稳定性提供保障。此外还存在的一个比较普遍的问题,就是CEMS系统的探头对具体的硫化物不能确定,这很容易导致SCR系统入口喷氮浓度及烟气的气流出现不均匀性,为此在进行SCR系统设计时,就应该是在SCR系统的入口处设置专门的CFD流场模拟,促使导流板更加均匀,同时还可以专门设置取样探头,从而更好的对火电厂中进行烟气中的脱硝情况做出监测。
    4 结束语
    在社会经济建设快速发展的过程中,环境污染问题也受到了社会各界的高度重视,因此对于火电厂而言,烟气脱硫脱硝技术已成为未来的烟气净化技术发展的方向,因此为了能够更好的推动我国电力行业可持续发展,在今后还需不断的强化烟气脱硫脱硝监测技术研究。
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[责任编辑:花间一壶酒]