电厂烟气成分

　　对一个典型的300MW 的火电厂来说,低硫煤的硫含量通常占08%(重量), 灰含量占29%, 锅炉烟气的组分为SOx 1550 mg/Nm3, NOx 大约850 mg/Nm3

烟 灰 成 份 含 量

名称 数量 百分比 %

SiO2 4768 4922

Ai2O3 3085 3219

Fe2O3 1043 968

CaO 291 2057

MgO 14 116

SO3 191 146

K2O 162 129

TiO2 164 118

其它 161 112

1243锅炉省煤器出口烟气成分

名 称

单 位

设计

校核1

校核2

校核3

备 注

省煤器出口烟气量

Nm3/h

1008122

986110

981146

1061119

实际氧，湿态

省煤器出口烟气量

Nm3/h

925561

908886

905478

961471

实际氧，干态

省煤器出口烟气量

Nm3/h

1058570

1038911

1035094

1099981

6%O2，干态

省煤器出口烟气SO2浓度

mg/Nm3

14200

10923

4591

18904

6%O2，干基

省煤器出口烟尘浓度

g/Nm3

2265

2005

1115

1399

6%O2,干基

CO2

省煤器

出口

湿烟气

Vol%

1450

1438

1445

1441

标准状态，

湿基，α＝122

O2

Vol%

353

355

356

348

N2

Vol%

7372

7419

7426

7264

SO2

Vol%

006

004

002

008

H2O

Vol%

819

783

771

939

CO2

省煤器

出口

干烟气

Vol%

1580

1561

1566

1591

标准状态，

干基，α＝122

O2

Vol%

384

385

385

384

N2

Vol%

8029

8049

8047

8017

SO2

Vol%

006

005

002

008

SCR反应器入口烟温

℃

Vol%

385

386

388

最高温度450℃

SCR脱硝保证效率

%

≥80



1244锅炉BMCR脱硝系统入口烟气中污染物成分(标准状态，干态，6% O2含氧量)

项 目

单位

设计

校核1

校核2

校核3

烟尘浓度

g/Nm3

226

20

111

140

NOx(以NO2计)

mg/Nm3

400 （干基,6%O2）

Cl(HCl)

mg/Nm3

－

F(HF)

mg/Nm3

－

SO2（干基,6%O2）

mg/Nm3

1420

1092

4591

18905

SO3（干基,6%O2）

mg/Nm3

78

25

60

108

1 没有设置脱硫设施的老电厂，由于都设置了除尘器，所以烟囱冒出的烟气中粉尘含量很少，主要是燃料中含有的水份在燃烧时被蒸发的水蒸汽，水蒸汽在大气中的颜色是白色的。一般燃料中的水分不是很多，这些电厂烟囱冒出的白色气体不会很多；

2 设置脱硫设施的新建电厂，烟气进入该设施后被石灰水冲洗，把其中的硫份脱离出来与石灰反应生成石膏。而烟气中的水分由于这个过程含量大幅度增加。所以烟气更显得很白很浓；

3 至于脱硫后的烟气是否通过GGH再加热，只是烟气上升高度有变化（越热升得越高，扩散面积越大），由于只是60度和80度之差，对于烟气中的水蒸汽含量影响不大

长期以来，烟囱成为火电厂必不可少的重要设施。近年来，随着脱硫脱硝技术的运用，使处理后的烟气温度和烟气成分与过去相比发生了变化。能否在适当条件下用冷却塔替代烟囱(将烟气通过冷却塔排放)呢通过对塔内气体流动工况的变化分析，以及对湿法脱硫后的烟气从烟囱排放分析和烟气中残余二氧化硫和飞灰对循环冷却水污染分析，最后得出结论：若烟气采用了高效除尘和脱硫(或脱硫脱硝)处理，可以设置低矮的事故烟囱，不再建设永久性烟囱，从而降低造价和运行费用。

随着社会生产力的发展和人们生活质量的提高，人们对环境质量愈来愈关注，对火电厂也提出了更高的环保要求。愈来愈多的电厂将视其煤质情况和环保要求对烟气进行脱硫处理，甚至于进行脱硝处理。在某些采用石灰石湿法脱硫(以下简称FGD)的系统中，经脱硫后的烟温约50 ℃，若不加热则可能带来烟囱排放困难。能否在采用自然通风冷却塔的电厂，将处理后的烟气通过冷却塔排放本文试图对该问题做一些分析和探讨。

1 技术方案

对于采用了冷却水再循环的火电厂，若其烟气进行了脱硫脱硝处理(或只是脱硫处理)，在正常运行工况下，烟气经过二氧化硫吸收塔处理，进入自然通风冷却塔，在配水装置之上均匀排放，通过冷却塔排入大气。同时，根据二氧化硫吸收塔的可靠性和事故率大小，可以设置旁路烟道，通过事故烟囱排放。

2 技术经济分析

21 塔内气体流动工况的变化分析

与常规做法不同，烟气不通过烟囱排放，而被送至自然通风冷却塔。在塔内，烟气从配水装置上方均匀排放，与冷却水不接触。由于烟气温度约50 ℃，高于塔内湿空气温度，发生混和换热现象，混和的结果，改变了塔内气体流动工况。

211 烟气进入对热浮力的影响

塔内气体向上流动的原动力是湿空气(或湿空气与烟气的混和物)产生的热浮力(也称抽力)，热浮力克服流动阻力而使气体流动。热浮力为Z=heΔρg，式中 he——冷却塔有效高度；

Δρ——塔外空气密度ρk与塔内气体密度ρm之差。

下面，以某300 MW机组为例，做简要计算：

已知f=10%的气象条件为θ1=25 ℃，Ψ1=78%,pamb=99235 kPa，查有关图表或用公式计算出塔外空气密度ρk=1152 kg/m3。

一般情况，塔内空气密度 ρm≈098 ρk=1129 kg/m3，在标准大气压下，0 ℃时，烟气根据经验，一般煤质ρoy≈134 kg／Nm3。

经湿法脱硫后的烟温ty=50 ℃，考虑烟气x≈1%，水蒸气ρos=0804 kg/Nm3，则可计算出进入冷却塔的烟气密度

显然，进入冷却塔的烟气密度低于塔内气体的密度，对冷却塔的热浮力产生正面影响。

212 烟气进入对塔内气体流速的影响

已知列举的300 MW机组，冷却塔淋水面积Am=6 500 m2，塔内气体流速vm=107 m/s，计算出塔内气体流量Qm=Amvm=6 955 m3/s;再计算出排烟温度140 ℃时，排烟量约1 800 000 m3/h(折合500 m3/s)。换算为脱硫后50 ℃的烟气量(忽略除去的SO2气体，增加的水蒸气按经验为10%)：

进入塔内的烟气占塔内气体的容积份额：

显然，进入冷却塔的烟气所占容积份额小，对塔内气体流速影响甚微。

213 烟气的进入对塔内阻力的影响

根据塔内阻力公式Δp=ξ(ρm vm)/(2)，阻力系数ξ主要在于配水装置，而烟气在配水装置以上进入，对配水装置区间段阻力不产生影响。因此，对总阻力的影响甚微，在工程上亦可以忽略不计。

从以上分析可得到以下结论：烟气能够通过双曲线自然通风冷却塔顺利排放。

22 湿法脱硫后的烟气从烟囱排放存在着困难

烟气经石灰石(湿法)脱硫后，烟温一般在50 ℃左右。由上例知，50 ℃的烟气与室外空气密度差甚小，再考虑到烟囱壁散热导致烟气温降，烟囱非双曲线形，其流动特性不及冷却塔，加上气候变化的影响，可见，经脱硫后50 ℃的烟气通过烟囱排放存在着困难。否则，不得不对50 ℃的烟气进行加热，这样，势必导致系统复杂，初投资及运行费用增加。

23 烟气通过冷却塔排放对环境的影响

据国外研究机构的研究成果表明，通过冷却塔排放的烟气，其抬升高度能满足环保要求，在此不再详述。

24 烟气中残余二氧化硫和飞灰不会对循环冷却水造成污染

经脱硫和高效除尘后，烟气中残余二氧化硫和飞灰含量低，二氧化硫(包括三氧化硫)露点温度相应降低，在塔内结露的可能性小。加之二氧化硫吸收塔和冷却塔均有除水装置，塔内气体带水滴(雾)少，烟气中飞灰不易与水滴(雾)结合而沾附在塔内壁。因此，烟气中残余二氧化硫和飞灰不会对冷却塔和循环冷却水产生污染。在实际工程运用前，还可以通过试验获取数据并进行分析。

25 投资节约分析

采用烟气通过冷却塔排放方案后，根据二氧化硫吸收塔设备及运行可靠性情况，可以根据环保和技术要求另设置简易低矮的事故旁路烟囱。因此，可以节约永久性烟囱的投资。同时，烟气不需再加热，系统简单，运行费用和初投资也可降低。

26 使用条件限制

该方案在工程运用中受到以下条件限制：

a)必须在采用了冷却水再循环和自然通风冷却塔的火电厂方可应用；

b)必须对烟气进行高效除尘和脱硫(或脱硫脱硝)处理；

c)在总平面布置上，冷却塔的位置与炉后脱硫塔相距不远。

3 工程运用实践

据悉，国外也在这方面进行着探索和试验，效果尚令人满意。

4 结束语

在采用冷却水再循环和自然通风冷却塔的火电厂，对烟气采用了高效除尘和脱硫(或脱硫脱硝)处理后，在技术、经济、安全比较的前提下，可以考虑烟气通过冷却塔排放。并视脱硫塔可靠性情况和事故率大小，设置低矮的事故烟囱，不再建设永久性烟囱，从而降低造价和运行费用。

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发电厂废气的处理通常需要考虑以下两个方面：

烟气脱硫脱硝处理

发电厂常用燃料如煤炭等，燃烧后产生的废气中含有SO2、NOx等有害气体。为了达到排放标准，需要对废气进行脱硫、脱硝处理。

脱硫处理主要采用湿法烟气脱硫和干法烟气脱硫两种方式，其中湿法烟气脱硫是较为常用的一种。它主要采用吸收剂，如石灰石或氨水等，将烟气中的SO2与吸收剂反应生成硫酸钙或硫酸铵等物质，从而达到脱硫的目的。

脱硝处理主要采用选择性催化还原（SCR）和选择性非催化还原（SNCR）两种方式。SCR通过在烟气中注入氨水并将氨水与NOx反应，从而将NOx转化为氮和水。SNCR则是在烟气中注入尿素、氨水等还原剂，通过高温作用使NOx还原为氮和水。

烟气除尘处理

发电厂的烟气中还含有大量的粉尘，为了达到排放标准，需要进行除尘处理。

烟气除尘主要采用静电除尘和袋式除尘器两种方式。其中，静电除尘器是采用高压电场对带电粒子进行吸附，从而达到除尘的目的；而袋式除尘器则是通过滤袋来捕集烟气中的粉尘颗粒，从而达到除尘的目的。

需要注意的是，发电厂废气处理需要结合具体情况采取相应的技术措施，同时要符合相关的环保法规和标准。对于一些比较复杂的废气组成，可能需要采用多种技术手段进行处理。