烟气污染物排放浓度折算方法

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1、第4期·64·热机技术2007年12月匮圃火电厂烟气脱硫脱硝项目中有关烟气特性计算方法若干问题的讨论意见中国电力建设工程咨询公司华东技术中心张建中[内容提要]火电厂烟气脱硫脱硝项目中，较普遍地存在着对原烟气污染成份数据定值不严谨，原烟气和净烟气热力特性数据与锅炉燃烧系统热力计算数据不能精确相符的问题。本文以通用的燃烧系统热力计算方法为基础，分析了产生上述问题的根源，并通过典型煤种烟气数据的计算，对完善现行环保技术法规中有关烟气特性计算方法和数据定值标准等提出了建议。[关键词]SO3SOx排放浓度折算过量空气系数干基含氧量烟气定压比热烟气标准密度量比例，在现行技术法规中尚未制订

2、出统一标1引言准，目前多按经验方法进行估计。(1)原烟气中的SO。含量：理论上进人脱硫随着我国电力建设事业的迅猛发展而环保岛原烟气中的SO。由以下两部分组成：燃烧中生政策的日益严格，近年来在新、扩建和改建火电成的SO。：取决于燃烧方式，炉内过量空气系数，厂中的烟气脱硫脱硝项目有如雨后春笋，接踵而燃料含硫量等许多因素，为了便于评估烟气低温来。但从一些工程项目的设计监理中发现较普腐蚀特性，在燃烧系统设计计算中以SOs转化率遍地存在着以下问题：(1)对原烟气中SO。，HC1K这一经验值来估计烟气中的SO。含量：等微量污染成份数的定值依据不足，个别项目so。一当5<100(1)中，因

3、S()3定值过高而影响到对脱硫岛脱硫效Vdg率的确切评估；(2)脱硫脱硝岛设计中的原烟气式中：和净烟气热力特性数据与锅炉燃烧系统的热力Sc．ar一煤中可燃硫含量计算数据之间存在一定偏差，导致接口设计数据K——燃烧过程中煤的可燃硫因与灰中碱核查中的混乱，并影响到烟气净化系统烟气流含属氧化物等成分结合而转变为不燃硫的修正量、烟气抬升高度等烟气排放参数计算的准确系数；性。本文就这两方面的问题进行分析和讨论。K——燃烧过程中SO。转化为SOs的份额；2原烟气中污染成份组成数据定值Vd——单位干烟气量Nm。／kg。中的几个问题按多数文献的介绍，燃煤锅炉的Kso,可在0．5～2范围内取用

4、，煤的含硫量高时取下2．1原烟气中SOa。HC1等微量污染成份的定限，含硫量低时取上限，参见下表所示：值对于原烟气中SO。，HC1等微量污染物的含第4期2007年12月热机技术·65·表1SO。转化率K的经验数据或推荐数据按美国试验资料整理的拟合式资料来源国内文献日立公司FW公司德国文献。(Sar=0．5～3时)*煤粉炉0．5％～1％0．51％2％1．3％～1％K0．5～2％燃油炉4．5～30／0最高3～5*按文献。中的试验资料可以整理得到下列拟合经验方程：Kk—m·△a·Vg·S式中：n一一系数，取为0．9；m——系数，对煤粉炉m1．0，对燃油炉m=3．94；△a——炉内过

5、量空气系数或漏风系数。当△a≥O．135~0．14时，KS()不再随△a而增长，此时为K的最大值。脱硝装置SCR中生成的SO。，通常按转化率所估计原烟气中HC1含量高达80mg／Nm。，也比S／SO2—19／6取用。理论值高得多。这些定值实际上缺乏可供核查脱硫岛入口原烟气中的SO。应为上述两项的依据。之和，对于煤粉炉来说，一般为3以下。2．2S()3转化率取值过高所带来的问题(2)原烟气中的HC19／6含量：理论上进入脱在目前最常用的石灰石～石膏湿法脱硫工硫岛原烟气中的HC1可按下式进行计算：艺中，由于S()3的脱除率远低于SO。的脱除率(通常取用1SO2—859／6～95％

6、，1S0。==309／6～mHCI——————————————一mg／／Nm。Vdg50)，当原烟气中SO3定值过高时，将严重影响(2)到对烟气总脱硫效率的评估。仍以上述项目为式中：Cl——煤中收到基的含氯量9／6例，按脱硫公司提供的物料平衡数据可分析如以神木煤为例，按外高桥第二发电厂2×下：900MW机组设计煤样的分析结果，煤中含氯量·脱硫公司按烟气中S含量变化所计算为0．0029／6，则相应的HC1约为2．5mg／Nm。。的脱硫率为：据2001年对全国280个样品分析数据统计，大多数国内煤的含Cl量处于0．005～0．05％1sO2一r_一98．56％](设计煤)范围内，

7、平均为0．0229／6，则与此相应的HC1约～[===95](校核煤)，满足合同中为28mg／Nm。。脱硫效率≥95的要求。在有些脱硫脱硝项目中，业主方或设计院出于求安全、设计裕量宁大勿小等考虑，取用了更·咨询公司按烟气中SOx总量变化所核算的脱硫效率为：高的S()3转化率及HC1含量，以某2×1000MW机组脱硫岛招标书为例，所提供原烟气污染物组~SOx=[蒜一90．89／6](设计煤)成中，SO2—940mg／Nm。(设计煤)～2100mg／Nm。(校核煤)，SO。一150mg／Nm。，相应的折算～