烟煤精选(九篇)
第1篇：烟煤范文
自进入2014年以来，煤价集体下跌，不仅困扰着整个煤炭行业的发展，还给与之关联的上下游产业造成了较为深远的影响。一季度萧条的无烟煤市场在等待着下游化肥市场旺销的带动，但下游市场产能过剩问题持续，短期来看，对无烟煤市场的带动有限。
此时，无烟煤市场正在走向降价潮之后的弱势维稳状态。不过，对于后市的走向，仍有诸多不确定。煤炭行业分析师程铭表示，“从目前市场的走向来看，未来很长一段时间，无烟煤市场才能摆脱弱势。”
程铭还指出，国内市场发展环境遭遇瓶颈，无烟煤企业产能释放与市场经济增长步调不相一致，导致终端需求增长速度低于市场预期；其次，下游市场从煤炭采购观念、生产原料替代及生产工艺技术的转变，化肥原料生产技术进一步升级转变，下游采购需求以低库存为主；再者，国内外煤炭价格的倒挂，导致进口煤涌入国内市场，给国内无烟煤需求带来猛烈冲击。以上因素，均是影响整个无烟煤市场一直不旺销的主因。
国内市场：需求平淡
原本具有稀缺性和不可替代性的无烟煤，在经历了一跌再跌的市场行情之后，很难让人不对其市场有所期待。
首先，短期来看，作为能源类产品的无烟煤，其国内的储藏量相对较少，属稀缺资源，不可再生的特性和稀缺性使之较其他煤种具备较强的优越性；再者，从煤炭的特性出发，由于无烟煤燃烧时无烟、发热量又高于其他有烟煤，因此被认定为对环境污染低，是节能减排的首选。另外，由于无烟煤含碳量较高，成为合成氨的重要原料，进而成为化肥的重要原料，在中国这样一个以农业作为支柱产业的大国中，无烟煤成为关注点，这也一度成为无烟煤价格一路走高的支撑点。
3月份我国无烟煤市场整体弱势运行，煤价低位运行。3月初煤企挂牌价纷纷出现下调，唯无烟煤价较为稳定，但无烟煤成交方面不温不火，主流煤企成交相比往年同期有所下降，下游需求量的锐减使无烟煤价以阴跌为主。以山西晋城地区无烟煤市场为例，供大于求的现状依然十分严峻，销售状况不佳，多处矿区煤场已难以抵抗高库存压力，晋城地区无烟煤市场持续弱势下行。
程铭认为，我国今年无烟煤价格连续下调的行情，主要是受国内市场的发展环境影响。首先是宏观方面，国内经济增速放缓对整个大宗原料市场的影响深远。据最新的消息来看，今年的国内经济增长速度延续回落走势，低于7.5%的预期，从而使得对大宗原料方面的需求增速放缓，无烟煤方面无疑遭受影响。
其次，在能源开采方面，十二五能源规划将节能减排作为重点，对优质炼焦煤和无烟煤资源也开始实行保护性开发。自去年以来，能源规划方面对煤企产能较快的增长速度有所限制，尤其展开对优质稀缺资源的战略性开发。而主要无烟煤集团在此期间预计新增产能7000万吨左右，其中到2015年实现新增产量6200万吨，预计十二五期间的复合增速在3.3%，并主要在2014、2015年实现。但程铭指出，由于煤炭机械化率的提升，无烟煤结块率将趋于下滑，因此无烟块煤产量在近年将出现负增长。
目前，从资源供给方面来看，无烟煤市场资源正处在一个相对宽松的状态，无烟煤煤企的库存量相对较高。程铭强调，如果仍以当前的生产进度，给市场投放较多资源，势必还会出现需求不济的现象，同时，短期内无烟煤需求并不会出现较快增长的局面。因而，从源头上控制资源供应量，是支撑无烟煤价格无回落可能的重要措施。
“无烟煤市场仍要经历一段较长时间的调整期，进入下游的需求市场后，不排除无烟煤价格继续回落的可能。”程铭分析，尤以下游目前的非集中采购状况来说，下半年的无烟煤市场仍不会出现较大的行情，出现旺季价格回调幅度较大的可能也不存在，市场将以平稳小幅度的调整为主。
下游市场：需求萎缩
2013年下半年一些地区无烟煤价格的连续下调，究其原因主要有，首先，该地区资源主要以低硫低灰的无烟煤粉状构造煤为主，资源本身特点决定应用的范围小。
其次，去年下半年以来，受到国外宏观经济走向不明朗，国内需求增长减速，出口、工业等方面的需求下降。无烟煤的用途相较其他煤种而言，除作动力用煤外，在工业上有着广泛的用途。关系国计民生的化肥、化工、钢铁等产业都是备受关注度较高的行业。国内无烟煤市场变动整体缓慢，下游行业、企业的需求愈发疲软。大环境的变化造成下游市场信心不足，从而对无烟煤价格的后期提升无利好因素。
实际上，轮番降价后，煤企并没有改变弱势的处境，下游市场也没有因为降价而出现需求转好的局面，程铭表示，“受‘买涨不买跌心理’影响，此时的局面并不利好市场的操作，而大多数的商家均持观望态度，采购积极性并不会提高，基本维持较低库存，‘即采即用’的心理占主导，以应对市场下跌行情。”
一组数据显示，预计到2015年化工无烟块煤需求量7352万吨，五年复合增速5%左右，其中2013年达到需求高峰达到7622万吨。高炉喷吹无烟末煤需求的五年复合增速在1.7%。综合分析，预计十二五期间，无烟块煤需求的5年复合增速在4%左右，需求主要体现在2011-2013年，2012和2013年需求增速在年均3.1%左右，因此2013年为无烟块煤消费量的高峰，预计2014年、2015年无烟块煤的消费量将趋于下行。
2014年伊始，受下游化工企业资金紧张影响，无烟煤的下游需求量下降，煤企被迫压缩产能，而春节过后，本应该热闹的无烟煤市场仍迟迟无法启动。程铭说，“伴随着一路下行的动力煤价格，包括无烟煤在内的其他煤种的价格下行，似乎成了必然。”一些较大的化工企业，面临其销售产品市场需求不济，产品成本居高不下等诸多不利因素，都采取了减少原料采购量，施压给煤企，进而达到降价采购价格的目的。
关于“究竟未来的无烟煤市场会不会一直延续低迷状态，降价成为唯一的出路？”的市场疑问，程铭解释，以山西的煤商为例，无烟煤末煤送给电厂几乎没有利润，都靠块煤来赚取利润。未来无烟煤块煤市场走向，成了这段时间无烟煤企煤商最最关系的问题。
进口市场：需求冲击
我国煤炭分布不均衡，产煤大省多集中在中西部，用煤大省多分布在沿海经济发达省份，产煤和用煤地之间运输瓶颈问题仍未解决，而突发的天气状况会加重短期内煤炭运输压力。国内铁路、公路、地方路政等多部门又存在掣肘，运输环节成本大，以及复杂的地质开采成本等限制因素，纷纷导致国内煤价在与进口煤价竞争中处于劣势，较之其他煤种，无烟煤的国内外价格差也十分悬殊。这不由引发近年来我国部分电厂、钢厂将无烟煤的需求视野望向海外，使得无烟煤进口量大增，给国内市场带来不小冲击。
据了解，我国无烟煤进口最主要的来源国是越南和朝鲜，澳大利亚和俄罗斯也有少量。其中，来自前两个国家的进口无烟煤多是原煤，而来自后者的进口无烟煤多为精煤。
数据显示，2013年1-5月份进口煤累计完成974万吨，同比增长62%，出口累计完成3078.9万吨，降幅达26%，进口煤炭中越南的无烟煤占了近一半，朝鲜的无烟煤进口量也在不断加大，由于煤炭进口增加，出口减少，无疑使国内无烟煤市场压力倍增。
不过，在程铭看来，未来无烟煤进口面临较大的不确定性。她主要基于以下两方面进行分析：其一，随着越南本国国内煤炭需求增长，煤炭出口政策不断收紧，这直接导致其煤炭出口增长空间不大，甚至还可能出现下降；其二，由于朝鲜等方面的政治局势以及经济政策尚面临不确定性，这也对其煤炭出口造成一定影响。因此，总体来看，从2014年以来无烟煤进口面临较大的不确定性，即便有所增长，空间也不会太大，“当然也有可能下降”。
反观国内，近几年，中国根据国内经济走势，采取了相对灵活的煤炭进出口关税政策，在国内经济相对不景气的时段鼓励出口。当国内需求上升，供不应求时，才采取鼓励进口的政策。这些都为无烟煤的国内市场争取了极大的主动权。
第2篇：烟煤范文
煤炉子冒烟将吹调到冷风或用扇子对着炉子底下的口吹或扇风进入，吹或扇一会就会没有烟了。煤炉子冒烟主要是因为煤没有完全燃烧，煤中的水份在蒸发，释放一氧化碳或一些易燃的硫分最先烧起来了。煤炉子主要用来烧水；有时候也会用来煮饭，炒菜类的。现在一般用的比较少了，因为用来做饭慢，煤球价格也比较贵了，冒出的烟也很呛人。
（来源：文章屋网 http://www.wzu.com）
第3篇：烟煤范文
Abstract： This article analyzes the problems in the soft coal blending of "W" flame boiler of a thermal power plant， summarizes the adjusting law of blending soft coal and the control method of economic index.
关键词： W火焰锅炉；烟煤；燃烧；飞灰可燃物
Key words： W flame boiler；soft coal；combustion；combustible matter in fly ash
中图分类号：U459.1 文献标识码：A 文章编号：1006-4311（2015）26-0116-04
0 引言
烟煤具有挥发份高、热值高、灰份低的特点，在工业分析指标上与本地无烟煤能形成较好的互补，然而不考虑可磨性、灰熔点、具体燃烧特性（这类指标火电厂日常通常不具备试验条件），不加区分的开展烟煤与无烟煤掺混，有可能导致锅炉飞灰上升、结焦、燃烧不稳、制粉系统自燃爆炸等问题，本试验研究是针对设计燃烧劣质无烟煤的W火焰锅炉锅炉掺烧烟煤所展的运行规律的探索。
1 设备概况
金竹山火力发电分公司1、2号炉为东方锅炉股份公司DG2030/17.6-Ⅱ3型亚临界参数、自然循环、双拱炉膛、中间一次再热、尾部双烟道、平衡通风、露天布置、全钢结构、全悬吊结构、固态排渣、“W”火焰锅炉。燃烧设备采用双拱绝热炉膛、双旋风煤粉燃烧器。燃烧器错列对称布置于炉膛下部的炉拱上，前、后各18只，与之配套的是6台上海重型机器厂生产的BBD4366型双进双出钢球磨煤机。锅炉设计煤种参数及主要设计运行参数分别见表1和表2。
2 低负荷稳燃烟煤掺配基本形式
对“w”火焰锅炉燃烧规律性认识：①特有的燃烧器布置形式（图1），决定了煤粉在燃烧器喷口的着火受左、右相邻燃烧器火焰支持要强于前后拱对应燃烧器的影响，即单只燃烧器着火不好会对左、右侧相邻燃烧器的煤粉着火造成较大影响，脱火易沿炉膛左右方向扩展。②在炉膛发生局部区域灭火前，该区域煤粉本身的着火条件已趋向恶化，才在外界条件扰动下，造成燃煤器根部呈现区域脱火的连锁反映。即单只燃烧器的着火稳定性虽会对炉膛压力造成影响，并不一定形成局部失火。③炉膛发生局部煤粉熄灭时，失火燃烧器具有以制粉系统为单位成组燃烧器熄火规律，即通常首先在工况较差的制粉系统所对应的燃烧器喷口根部出现恶化然后蔓延。
根据以上规律认识，根据图1“双进双出磨煤机与燃烧器匹配关系”低负荷掺配烟煤稳燃按以下原则进行：
①烟煤一般掺配在B＼E磨，以此方式将在炉膛前、后、左、右位置均匀形成若干稳燃中心，当炉内发生局部燃烧恶化现象时，可通过燃烧状况较好的燃烧器火焰将其失火区域限制在有限区域并重新引燃。这样可能以较少的烟煤比例达到全炉膛稳定的目的，最大限度减少高价外省烟煤的消耗比例，阶梯型配煤较好满足了掺配煤经济安全的总体要求。
②鉴于炉内局部燃烧不稳对炉膛压力和相邻燃烧器煤粉着火的影响，在全炉膛范围内不应存在着火极差的区域。即在部分磨煤机掺配烟煤条件，其它磨煤机也不应有极端劣质的煤种进入，否则应进行必要的掺配，保证其热值不低于经验的下限值（Qnet.ar14000kJ/kg，灰分Aad不高于50%）。
③机组深度调峰（200MW）时，因客观上运行燃烧器较少，运行燃烧器相距较远，其着火稳定性必须依靠投入独立燃烧器自身稳定性，故一般采取四台磨运行，按两种比例同时进行烟煤掺配。图2为两台磨烟纯煤、两台磨2：1烟煤掺配本地煤方案掺配的机组深度调峰情况。
3 掺配烟煤条件下磨煤机出口温度的控制
根据行业标准，磨煤机的选型和运行技术标准均依据具体煤种而定，磨煤机的出口温度应根据防爆和系统运行要求确定。磨煤机出口温度不应超过表3所列数值。
目前行业标准，并未针对掺配烟煤的混合煤制定磨煤机出口温度控制标准（表4），如果混煤按烟煤标准进行磨煤机出口温度的控制，在实际运行中将受制于设备设计条件而无法执行，同时还将增加锅炉无效送风，导致排烟损失增加。根据长期掺配烟煤的实践经验总结，以掺配后混煤挥发份为参照，制定不同比例烟煤的磨煤机出口温度控制标准和运行原则要求，经过长时间运行实践的检验控制标准见表4，能有效的防范的烟煤的自燃与爆炸。
①一般烟煤只掺配入B＼E磨，这两台磨煤机不允许停运燃烧器，停磨时必须吹空。
②一次风速保持在20m/s以上，当因断煤等特殊原因磨煤机风温不能兼顾时，应适当以较高的一次风速（25m/s）以上防止制粉系统的自燃爆炸。
③通过燃烧器平台测温确定一次风速是否偏低。
以上标准能满足湘中地区无烟煤与外省各种烟煤在双进双出直吹式制粉系统掺配后的防爆要求，具有可操作和可靠性。
4 掺配烟煤造成飞灰异常分析
2014年6～7月#1炉飞灰可燃物发生异常，普遍达到5～7%，最高达10～12%，通过配风调整、制粉系统调整、煤粉细度调整均未发现根本原因，配煤方案为烟煤、贫煤与本地煤掺配，掺配方案见表5，此为长期执行的成熟方案，以常规判断应有利于煤粉的迅速着火和燃尽，不应存在难着火、难燃尽、过热器超温现象和导致飞灰可燃物的上升的理由，然而实际却均客观存在。
通过分析图三“锅炉出口NOX历史数据”、表6“机组历史数据”，表7“掺配煤历史数据”从减温水流量的异常偏小和NOX浓度偏低仍发现与煤种相关的线索，通过历史数据进行分析，判断与兰州金轮烟煤和部分陕西秦煤具有高度相关性。
通过向研究机构咨询，两种烟煤所具有的燃烧特性包括：①灰熔点低，对炉膛粘污性强，易结焦。造成下炉膛吸热不足，受热面超温、SCR进口烟温高。②可磨性系统数低，煤粉均匀性差，导致飞灰升高。③挥发分含量高，抢风能力强，影响本地煤无烟煤的着火、燃烧，加剧了火焰上稳、受热面超温、烟煤升高、飞灰可燃物升高等问题。改换煤种后，问题得到解决。故暂停以此烟煤作为高负荷掺配煤种，此烟煤不与贫煤和晋城无烟煤混掺，锅炉飞灰恢复到正常范围3～4%烟煤与本地煤进行掺配不仅考虑其着火特性，应考虑其它方面特性，烟煤与无烟煤掺配并不都能起到互补作用，要防止掺配煤种间劣势的叠加。
5 掺配烟（贫）煤条件下导致低负荷不稳分析
通过分析图4“炉膛出口烟温与汽包水位历史曲线”、表8“进煤数据”，2014年11月在掺配贫煤和烟煤的条件下，锅炉连续发生5次低负荷燃烧不稳，从掺配方案分析烟煤、贫煤比例已超过正常标准，掺配所用烟煤、贫煤均曾有使用记录。在提高烟煤、贫煤比例后，仍然低负荷燃烧不稳，调整无效。分析现象存在一定规律性，发生燃烧不稳时，伴随以下现象：
①炉膛出口烟温较正常值低约30～50℃。
②发生燃烧不稳时，通常是炉膛两侧出口烟温的不稳定变化，一侧烟温下降较明显， 同时伴随着烟温低侧火检强度弱，大屏发生超温、火焰电视黑屏、汽包水位出现明显左右偏差。
③投油、配风调整无效，比较有效的调节方法是提高机组2～3万负荷。
从上述现象，分析为炉膛温度接近掺配后煤种的实际着火临界水平，在区域煤粉熄灭后导致火焰收缩变形，着火条件进一步恶化，能较好解释存在的以上运行现象。核实掺配烟煤、贫煤的进煤时间记录（图5）与燃烧不稳存在时间上的关联性，判断用于稳燃的烟煤、贫煤燃烧特性与本地部分煤种不匹配，改变掺配方案后，问题得到解决。
6 烟煤掺配综述
①烟煤的合理应用能够满足无烟煤锅炉的深度调峰和低负荷稳燃需求，同时也能较好的避免制粉系统爆炸、煤粉自燃等安全问题。
②不能主观地认为所有烟煤对于无烟煤均天然具有较好的互补性，达到燃烧稳定和较高的燃烧效率。对于具有价格优势贫煤、烟煤，在决定大批量采购前，不仅应从热值、挥发份进行特性评估，还应从灰分、可磨性等指标进行分析，在组织掺烧试验，全面评价该煤种的燃烧特性、适用范围、经济性指标后再确定购入量。
③煤种结构不应过于庞杂，同一时间段，同一类别的外省煤控制在1～3种，各煤种间应考虑燃烧特性的互补，以避免制定掺配方案时顾此失彼和煤场管理、结构调整、掺配操作的困难。
④在制定掺配方案时，对未通过系统掺烧试验和无较长时间掺烧经验总结的新煤种，在方案制定和信息传递时均以其名称进行标注，不要提前划入“**”（烟煤、贫煤、无烟煤）煤种范围进行掺配和混堆，以应对燃烧问题的快速排查。
⑤从对于同一煤种质量指标的波动应有日常化的监督、记录、信息传递、煤场调整的工作联动机制，以应对来煤煤质的波动。
⑥应根据制粉系统型式和煤种结构，制定混煤条件下磨煤机出口温度，同时满足安全经济的掺烧目标。
参考文献：
[1]应明良，戴成峰，胡伟锋，屠小宝.600MW机组四角切圆燃烧锅炉掺烧褐煤技术分析[J].热力发电，2010（06）.
第4篇：烟煤范文
1褐煤干燥工程的调试
1.1系统的启停本工程采用高温热烟气和褐煤直接接触的干燥工艺，相比蒸汽管式干燥、蒸汽回转式干燥和蒸汽流化床干燥工艺等以蒸汽作为干燥介质，直接或者间接接触的干燥工艺，本工艺的安全系数较低。褐煤极易自燃的特性要求褐煤干燥必须重视安全运行，特别是系统启动、停运等参数扰动较大的过程，必须对粉尘浓度、火源（温度）、氧量三个条件严格控制。经过摸索和实践，热烟气褐煤干燥系统可采用大风量吹扫再点火的方案。启动过程中，滚筒入口温度是随干燥出力提高而升高，而系统氧量无法像蒸汽干燥工艺喷入大量惰化蒸汽来控制，必须控制粉尘浓度。经过大风量吹扫可以尽可能清理系统内积粉，控制投煤干燥前系统内粉尘浓度在较低范围内，减少积粉自燃、爆炸的危险。在投煤干燥后，主要通过燃烧调整，控制系统氧量在惰性气氛（氧量小于12%）内，以保证系统安全运行。正常停运过程中，氧量会随着燃烧的降低而不可避免升高，必须尽可能降低滚筒干燥机入口温度。停运时首先增加再循环风机出力来降低滚筒干燥机入口温度，随着给粉机停运，在氧量逐渐升高至惰性气氛时，开启旁路烟囱抽吸冷风，快速降低滚筒干燥机入口温度。从而尽早停运原煤给煤机，减少煤粉的产生，煤粉收集器粉仓内的煤粉通过溢流给粉机尽快排空。排粉过程保留送、引风机运行，把存粉（积粉）产生的热量和可燃性气体抽走，煤粉排空之后再进行大风量吹扫，保证系统的安全运行。
1.2系统逻辑联锁为了干燥系统的安全运行，制定了主燃料跳闸（MFT）逻辑，见表1。在表1中任一触发条件满足时触发MFT动作，燃料全部切断，即停运4台燃料给粉机和关断各燃油电磁阀，同时关闭4个燃烧器一次风门。系统进行10min吹扫后自动复位MFT，方可重新进行点火。
1.3重要参数调整(1)滚筒干燥机入口烟温入口烟温以热烟气发生炉燃烧调节为主，以再循环烟气调节为辅。在启动过程投油预暖过程中，仅小油枪投入，再循环风机勺管开度30%，把煤粉收集器出口热烟气再次送入炉膛，以充分利用热烟气热量；在投煤干燥之后，大、小油枪均投入，再循环风机勺管开度40%以上，以减少滚筒出口块煤携带的煤粉量；在投粉之后，调整燃料给粉机频率和投入数量，再循环风机勺管开度50%以上，控制炉膛温度在1100℃以内，且控制入口烟温在700℃以内。(2)滚筒干燥机出口烟温从系统干燥出力（原煤量）上考虑，滚筒干燥机出口烟温越低，成品煤水分越高，干燥程度越轻，干燥出力越大。但出口烟温过低会造成褐煤干燥过程中析出的水蒸气在滤袋上重新凝结、糊袋，从而造成煤粉收集器阻力增加；温度过高容易影响煤粉收集器滤袋寿命，同时造成滚筒出口成品煤水分过低影响干燥出力。综上考虑，滚筒干燥机出口烟温控制原则是高于水分凝结的露点温度，且低于滤袋最高瞬时温度，在此基础上，尽量提高系统干燥出力。经过计算，本工程额定负荷下水露点温度为80℃，低负荷工况下（氧量16%）滤袋最高瞬时温度为120℃，因此控制滚筒干燥机出口烟温90～120℃。在入口烟温基本稳定的情况下，调节原煤给煤机出力，以使出口烟温维持90℃~120℃。若原料煤水分和设计煤种相近，则控制在~120℃；若原料煤水分较低，则适当降低滚筒干燥机出口烟温，并根据成品煤的取样分析对运行参数优化调整。(3)氧量在投油工况下，燃油的燃烧特性决定了无法通过燃烧来实现低氧量运行，而系统没有设计其它手段来降低氧量，存在着潜在的危险性。在投粉之后，在保证燃烧的基础上，通过优化配风和燃烧调整，控制氧量在5%～8%。
2干燥系统改造及初步分析
2.1燃烧器一次风管改造原一次风管（设计院段）与燃烧器一次风喷口（热烟气发生炉厂家段）接口处存在缩径，即管道由φ325mm缩径为φ245mm。在投粉过程中发现，在燃料给粉机接近额定出力时，若一次风母管低于4.2kPa，则容易发生堵管，不能长期运行；而一次风母管压力在4.2kPa以上时，就地观察火焰已穿过挡火墙进入调温室，严重影响滚筒干燥机的安全运行。根据实测数据，母管压力4.2kPa时，一次风管（设计院段）风速为30.5m/s，则换算到变径后燃烧器喷口一次风速为55.5m/s。同时根据燃烧器设计数据，每只燃烧器额定出力为2.6t/h，设计风煤比为2.82，修正温度为60℃，静压为90160Pa。则额定出力下（一次风管尺寸为φ245mm）风速为52m/s。以上实测数据和理论计算均表明，燃烧器喷口一次风速远超过设计值（26m/s）和常规旋流燃烧器的一次风速推荐值[9]。根据相关规程，贮仓式制粉系统热风送粉的推荐风速一般为28～32m/s，若将一次风管（设计院段）由φ325mm改为φ245mm，则燃烧器一次风速最大为32m/s时，仅为满负荷风速52m/s的61%，在风煤比不变的情况下，燃烧器出力只有额定出力的61%。因此，在保证燃烧器出力的前提下，必须对燃烧器一次风喷口（热烟气发生炉厂家段）进行改造，改造前后对比见表2。改造后观察着火距离明显缩短，且均在挡火墙之前，未进入调温室，为系统的安全运行和达到满负荷出力提供了保证。
2.2粉仓结露及电加热改造干燥系统试运初期，曾出现以下问题：投煤初期，粉仓内煤粉较潮，部分有板结现象，流动性差；投粉初期，粉仓经常出现蓬粉，下粉不通畅，造成给粉机经常卡涩；在粗粉分离器出口进行等速取样时，抽出来大量的水蒸汽且很快凝结。经过分析发现，煤粉收集器粉仓电加热功率不够，且煤粉收集器上部没有保温，造成粉仓保温性差，仓壁温度较低，褐煤干燥过程中蒸发出来的大量水分遇冷发生重新凝结和结露。为避免粉仓结露而影响投粉，对电加热进行改造。粉仓原电加热为电热线，螺旋缠绕在粉仓外壁，每层间隔50cm左右，且功率较低，无法满足加热要求。现改为板式电加热，每块板电功率为400～700W，且粉仓分为上、中、下三层单独控制。改造后，粉仓电加热效果明显，可以从环境温度-30℃升至90～110℃，可有效避免水蒸气凝结。但粉仓上、中、下三层电加热功率相同，表面积却逐渐减小（倒锥形），热密度必然逐渐增大，因此电加热定值（外壁温度）不宜太高。根据实测，内壁温平均值比定值低50～60℃，且温度分布不均匀，最高点比平均值高15～20℃，存在局部过热情况。某次电加热投运时，定值设为200℃，在电加热的干燥作用下（未曾投油点火），粉仓内煤粉的全水分降低至6%，低位发热量升高至4928kcal/kg，此时煤粉极易着火自燃。为此电加热投煤前定值设定为120℃，投煤后降为90℃，正常运行过程中粉仓温度满足要求时可停运电加热。
2.3系统预暖褐煤在干燥过程中，大量水蒸气析出后随热烟气一起进入煤粉分离系统，若系统预暖不充分，在粗粉分离器中水蒸气遇冷凝结后和回粉管内的煤粉混合成煤泥状，从而造成回粉管堵塞，影响系统安全运行；在煤粉收集器中水蒸气遇冷结露后流入粉仓，造成粉仓内煤粉潮湿板结，影响正常下粉和燃料投运。因此在启动前4h投入电加热温控自动的基础上，启动初期还必须加强系统预暖。为保证预暖效果，采用投入2～3只小油枪，加大再循环风量（即系统通风量）的形式，预暖过程中维持滚筒干燥机出口烟温110±10℃，保证系统充分暖透。在脱硫入口烟温达到100℃时，此时再循环烟气已达到～110℃，表明整套系统已完成充分预暖，可以进行投煤干燥。
2.4不同煤种干燥结果的初步分析在改造完成和严格执行系统预暖的基础上，干燥系统实现了连续稳定运行。在运行参数基本相同（滚筒出、入口温度）的情况下，对不同煤种的干燥特性进行了对比，分别在原料煤给煤机入口、滚筒干燥机出口、粉仓料斗等对煤质进行取样分析，干燥结果对比见表3。从表3可知，在运行参数基本相同的情况下，原料煤初始水分越低，干燥后滚筒出口块煤和粉仓内粉煤全水分越低，滚筒出口块煤发热量增加幅度越小，粉仓内粉煤发热量还可能随着灰分的增加而降低。对于干燥后灰分的增加，可以如下考虑：为消除同一煤种3个取样点（原煤，滚筒出口，粉仓）收到基水分的影响，假设对原煤进行不同水分下的工业分析，在不发生化学变化时，则各工业分析成分按比例变化，则各工业分析成分可按照下式进行换算（以挥发分为例）。从表4可知，对比滚筒出口和原煤折算到该水分（7.0%）下的工业分析，滚筒出口块煤Var和FCar均较原煤增加，而Aar较原煤降低。原因是原煤中灰分多以细颗粒形式存在，离开滚筒时大部分灰分被高速烟气携带走，灰分的降低造成其它工业分析成分（除水分）比重的增加，即FCar比例提高了5.11%，Var比例提高了3.97%；而Var提高幅度偏低的原因是褐煤在高温干燥（温度大于250℃）过程中有挥发分析出，挥发分比例会有所减少。对比粉仓和原煤折算到该水分（3.5%）下的工业分析，粉仓内煤粉Var和FCar均较原煤明显降低，而Aar较原煤明显升高。原因是原煤中大部分灰分以细颗粒形式被高速热烟气带离滚筒后进入煤粉收集器扑捉；灰分增加的另一个因素是热烟气发生炉燃烧煤粉产生的灰分在系统内部循环，无法全部有效排出，随着运行时间累积，灰分增加越多。为避免类似煤种2的褐煤在干燥后出现灰分过高，发热量偏低的情况，一方面要控制原料煤水分和灰分接近设计煤种；另一方面若实际干燥煤种和设计煤种差别较大，则需要实时化验，根据工业分析结果对运行参数进一步优化，控制成品煤的水分和灰分符合设计值。控制成品煤水分的意义在于，干燥后水分过低会加剧滚筒出口块煤的破碎，造成输送过程中产生更多煤粉扬尘；水分过低会造成粗粉分离器回粉水分过低，不利于提高成型机的成球率。在原料煤初始水分较低时，应适当降低滚筒干燥机出口温度，尽量控制成品煤水分在10%～15%，避免出现过干燥，同时保证系统出力。控制成品煤灰分的意义在于，干燥后灰分过高会导致提供给热烟气发生炉的燃料发热量偏低。一方面会使燃烧器在设计给粉量时产生的热量低于额定值时，从而影响热烟气发生炉的带负荷能力；另一方面，在产生相同干燥热量时，需要投入更多燃料燃烧，从而产生较多的灰分进入系统循环，进一步降低粉仓煤粉的发热量，影响系统物料平衡。
3结论
第5篇：烟煤范文
关键词：元素汞 复杂控制系统 PLC
中图分类号：X701.2 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2016）03（c）-0004-02
环境污染控制的主要污染物之一就是汞及其化合物，燃煤锅炉烟气排放是环境污染的主要来源。国家对燃煤烟气汞的排放有严格的要求，防治燃煤烟气汞排放量的控制是重要的环保课题。燃煤烟气脱汞方法主要有布袋除尘器、静电除尘器、湿法脱硫装置，其中布袋除尘器和静电除尘器可以除去烟气中的颗粒状和微颗粒状汞。湿法脱硫装置可以除去烟气中的离子状态汞，但是元素汞不溶于水，不能去除，只有采用化学方法把气态元素汞转化为二价离子汞，然后进行脱除，才能减少汞元素的排放。气态元素汞的转化与烟气出口温度有密切关系，该文提出温度与化学添加物复杂控制系统，能更好地脱去烟气中的气态元素汞，达到汞的排放标准，减少环境污染。
1 燃煤烟气中气态元素汞处理过程工艺流程
脱除烟气中元素态汞，是在湿法脱硫过程的基础上中加入少量的液体催化剂，增加汞的捕捉率，而且不影响脱硫塔的运行。具体工艺流程是：（1）首先制得吸收液，即脱汞剂的水溶液：脱汞剂包括次氯酸钠、硫酸铜和添加剂，添加剂为碳酸氢钾、硫酸钾或过 硫酸钾中的一种；（2）将上述吸收液雾化后喷入烟气管道中，使元素态汞转化为离子态汞；（3）最后将出烟管道排除的烟气通入硫化物的溶液，直接吸收去除离子态汞。这种脱除元素态汞的方法，将元素态汞氧化为离子态汞除去，脱除效率高，大大减小了二次污染；将吸收液直接喷入烟气管道，不用其他设备，投资和运行费用低。
燃煤烟气中气态元素汞处理工艺流程如图1所示。根据化学处理工艺要求烟气出口温度及出口汞含量与添加汞离子转换率之间有直接对应关系，因此，在设计过程中选择烟气出口汞含量为直接被控变量，烟气出口温度为附加被控变量，控制器选择西门子PLC，操纵变量选择催化剂添加量，加催化剂泵为执行器。
2 燃煤烟气中气态元素汞处理控制方案
为了提高脱汞控制系统的稳定性，以及提高系统的控制精度，需要在燃煤烟气控制设备基础上设计加入自动化仪表，实现自动化控制。将组态软件与可编程控制器PLC、变频器、工控机以及各类自动化仪表应用到系统中，实现控制过程各类参数的在线检测和实时控制。
2.1 硬件配置
硬件配置主要采用西门子工控机，PLC S7-200 SMART、引风机、鼓风机、电动阀等，变频器、温度变送器、汞含量检测仪等。各传感器实时采集数据，变送器实时显示、并将标准信号传送给下位机，同时，实时数据在上位机上显示。引风机、鼓风机、电动阀通过变频器来控制其起停及运行频率。
2.2 软件配置
上位机监控软件采用西门子WinCC软件，下位机控制软件采用西门子的STEP 7 V5.4，控制系统通讯采用PROFIBUS连接。
2.3 系统总体构成
系统总体结构如图2所示，系统运行时，安装在炉膛内的压力传感器、出口烟汞含量传感器、出口温度传感器等实时采集数据，将数据传送给变送器，变送器将采集到的信号转换成4～20 mA的电流信号输出给PLC的AI模块，PLC通过PROFEIBUS总线传送数据至上位机。基于WinCC开发的上位机软件通过DataSocket技术对OPC server访问，从而读取PLC上所有开关量和模拟量数据，并根据用户预设的控制要求，通过RS485总线方式控制变频器频率，进而调节引风机、鼓风机以及加催化剂泵的运行速度。利用变频器条件引风机、鼓风机以及加催化剂泵电机，极大地减少了汞元素的直接气体排放，节约了能源、同时提高了锅炉的运行效率。
3 结语
为了节能减排保护自然环境的可持续发展，针对目前国家对燃煤烟气排放标准要求的提供，就目前燃煤烟气中降低气态元素汞含量的技术难题，以及燃煤烟气处理自动化程度地的现状，该文提出了一种基于组态软件WinCC和可编程控制器PLC技术的燃煤出口烟气脱元素汞的自动控制系统方案。创新利用了烟气出口温度与液体试剂添加来脱除元素汞的技术，提高了汞的脱除率，节约了系统资源，提高了系统灵活性。该系统对推进节能减排的发展有着重要的影响。
参考文献
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第6篇：烟煤范文
关键词：燃煤电厂；烟气脱硫；原理；特点
1前言
我国是世界上最大的煤炭生产国和消费国，煤炭在中国能源结构中的比例高达75%以上。我国的电力结构中，火电机组装机容量约占全国总装机容量的75%，发电量约占全国总发电量的80%。我国排放的SO2总量中有90%来自于燃煤，电力行业排放的SO2约占全国的50%以上。SO2的排放可以导致酸雨，酸雨不仅可导致森林退化，湖泊酸化，水生生物种群减少，农田土壤酸化，建筑物腐蚀等环境问题，同时也对人体健康产生直接影响[1]。
目前控制燃煤电厂SO2排放的途径主要有燃烧前脱硫、燃烧中脱硫、燃烧后脱硫3种方式。我国发电厂用煤多为低硫煤，在发电站炉膛内，煤粉中的可燃硫分在空气的作用下迅速转化成SO2，由于炉膛内温度高，不利于脱硫，因此燃烧后脱硫即烟气脱硫（FGD）是目前控制SO2排放最行之有效的途径，也是国际上普遍采用的一种方式[2]。
2燃煤电厂烟气脱硫技术
烟气脱硫的主要方法有干法烟气脱硫、半干法烟气脱硫和湿法烟气脱硫，基本原理是都化学反应中的酸、碱中和反应。烟气中的SO2是酸性物质，通过与碱性物质发生反应，生成亚硫酸盐或者硫酸盐，从而将烟气中的SO2脱除[3]。SO2与碱性物质间的反应在碱性溶液中发生称为湿法烟气脱硫，在固体碱性物质的湿润表面发生称为干法或半干法烟气脱硫[4]。
2.1湿法脱硫技术
世界各国的湿法烟气脱硫工艺流程、形式和机理大同小异，主要是以碱性溶液为脱硫剂吸收烟气中的SO2，湿法烟气脱硫是指吸收剂为液体或浆液。由于是气液反应，所以反应速度快，效率高，脱硫剂利用率高 [5]。
2.1.1石灰石/石灰-石膏法烟气脱硫技术
石灰石/石灰-石膏法是技术最成熟、应用最多、运行状况最稳定的方法，世界各国在300 MW及以上机组的大型火电厂中，90%以上采用湿式石灰石/石灰-石膏法烟气脱硫工艺，对高硫煤，脱硫率可在90%以上，对低硫煤，脱硫率可在95%以上[6]。
石灰石/石灰-石膏法主要工艺流程为：烟气经除尘器除去粉尘后进入吸收塔，从塔底向上流动，石灰石或石灰浆液从塔顶向下喷淋，烟气中的SO2与吸收剂充分接触反应，生成亚硫酸钙和硫酸钙沉淀物，落人沉淀池。洁净烟气通过换热器加热后经烟囱排向大气。主要的化学反应机理为：
石灰法：
石灰石法：
这种半水亚硫酸钙含水率40%-50%，不易脱水，且难溶于水，容易引起结垢。我国大多采用强制氧化，即向吸收塔下部循环氧化槽中鼓入空气，使亚硫酸钙充分氧化生成石膏，氧化率高达99%。这样脱硫副产品是石膏，可以回收利用。
石灰石/石灰-石膏法的主要优点是：
（1）煤种适用范围广；
（2）脱硫效率高，吸收剂利用率高；
（3）设备运转率高，运行可靠；
（4）脱硫剂来源丰富且廉价。
但是缺点也比较明显：
（1）一次性投资和运行费用高；
（2）占地面积较大，系统操作复杂；
（3）磨损腐蚀现象较为严重；
（4）副产物石膏和脱硫废水较难处理[7]。
2.1.2氨法烟气脱硫技术
氨是一种良好的碱性吸收剂，其碱性强于石灰石吸收剂，相比钙法脱硫，氨法是气液反应过程，反应速度快，SO2的吸收率高，有很高的硫效率，同时相对于钙法系统简单、设备体积小、能耗小，成本低[8]。
氨法脱硫的原理是采用氨水作为脱硫吸收剂，氨水与烟气在吸收塔中接触混合，烟气中的SO2与氨水反应生成亚硫酸铵，亚硫酸铵经过氧化反应后，生成硫酸铵溶液，经结晶、脱水、干燥后即可制得化学肥料硫酸铵。
氨法脱硫工艺的主要技术特点：
（1）副产品硫酸铵易于处理；
（2）氨水与SO2的反应速度快，系统简单，投资费用较低；
（3）不存在结垢和堵塞现象；
（4）无废水、废渣排放。
2.1.3海水烟气脱硫技术
燃煤电厂烟气湿法脱硫常用的技术还有海水脱硫法。海水有一定的碱度和水化学特性，自然碱度大约为1.2～2.5mmol/L，具有天然的酸碱缓冲能力及吸收SO2的能力。海水脱硫工艺就是利用海水的这种特性来脱除烟气中的SO2。因此该方法可用于燃煤含硫量不高并以海水作为循环冷却水的海滨电厂[9]。
海水脱硫法的原理是用海水作为脱硫剂，在吸收塔内对烟气进行逆向喷淋洗涤，烟气中的SO2被海水吸收成为液态SO2。液态的SO2在洗涤液中发生水解和氧化作用，洗涤液被引入曝气池，采用提高pH值抑制SO2。
海水脱硫技术的主要特点：
（1）工艺简单，无需制备脱硫剂，系统可用率高；
（2）脱硫效率高，可达90%以上；
（3）投资低，运行费用低；
（4）有一定的地域限制，且只能适用于含硫量小的中、低硫煤；
（5）不产生任何废物，工艺简单、系统运行可靠。
2.2干法脱硫技术
干法脱硫是指脱硫过程中脱硫剂、脱硫产物为干态。常见的干法脱硫技术有活性焦脱硫技术，电子束脱硫技术，烟气循环流化床技术等，目前日本、韩国以及德国应用较为广泛和成熟。我国成都热电厂已经对电子束烟气脱硫技术实施示范工程。
2.2.1活性焦脱硫技术
活性焦脱硫技术是60年展起来的一种以物理、化学吸附原理榛础的干法脱硫工艺，其过程机理如下：
活性焦脱硫技术优点在于脱硫过程中SO2被转化为H2S04进而可以转化为元素硫或其它产品，工艺简单，二次污染较轻[10]。
近年来，诸多的研究机构开发出了用于脱除烟气中S02的蜂窝状活性炭，可将SO2吸附、催化转化成SO3，进而制得工业级硫酸。
彭宏[11]等研究蜂窝活性炭的脱硫性能，陈红芳[12]等研究了活性炭材料在烟气脱硫脱硝技术中的应用，王艳莉[13]等研究了载钒量对蜂窝状V205/ACH催化剂同时脱硫脱硝活性的影响，结果都表明，蜂窝状活性炭具有较好的二氧化硫转化活性，因此具有广阔的市场应用前景
2.2.2电子束照射法脱硫技术
这是一种较新的脱硫工艺，其原理为在烟气进入反应器之前先加入氨气，然后在反应器中用电子加速器产生的电子束辐照烟气，使水蒸汽与氧等分子激发产生氧化能力很强的自由基，这些自由基可以使烟气中的SO2和N2很快氧化，产生硫酸与硝酸，再和氨气反应形成硫酸铵和硝酸铵[14]。经过脱硫后的烟气温度高于露点，不需再热系统，可直接排放。
电子束照射法脱硫工艺的主要特点：
（1）不产生废水、废渣；
（2）可同时脱硫、脱硝，具有90%以上的脱硫率和80%以上的脱硝率；
（3）系统简单，操作方便，易于控制；
（4）对硫分和烟气量的变化有较好地适应性和负荷跟踪性；
电子束烟气脱硫是靠电子束加速器产生高能电子的，因而需要大功率的电子枪，还需要防辐射屏蔽；投资很大，厂用电高，关键部件电子枪寿命较低，吸收剂需氨水，且运行、维护技术要求高，一定程度上限制了它的大量应用[15]。
2.3半干法脱硫技术
半干法脱硫工艺的特点是，反应在气、固、液三相中进行，利用烟气显热蒸发吸收液中的水分，使最终产物为干粉状。半干法脱硫一般选用CaO或Ca（OH）2为脱硫剂。
2.3.1旋转喷雾干燥法
旋转喷雾干燥法一般用生石灰作吸收剂，生石灰经熟化变成具有较好反应能力的熟石灰，熟石灰浆液经高达15000～20000 r/min的高速旋转雾化器喷射成均匀的雾滴，雾滴一经与烟气接触，便发生强烈的热交换和化学反应，迅速地将大部分水分蒸发，产生含水量很少的固体灰渣[16]。
旋转喷雾干燥法烟气脱硫反应过程包含4个步骤：1）吸收剂制备；2）吸收剂浆液雾化；3）雾粒与烟气混合、吸收SO2并燥；4）脱硫废渣排出[17]。
与湿法烟气脱硫工艺相比，旋转喷雾干燥法系统相对简单、投资和运行费用低、占地面积小；同时其运行可靠，不会产生结垢和堵塞，只要控制好干燥吸收器的出口烟气温度，对设备的腐蚀性也不高。由于其干式运行，脱硫副产物易于处理，但是技术要求高、反应生成物太细小、除尘不易和腐蚀严重等问题[18]。脱硫效率可达75%～90%，略低于湿法脱硫效率。。
2.3.2炉内喷钙尾部增湿活化法（LIFAC法）
此种工艺由芬兰IVO公司开发，是在炉内喷钙工艺的基础上发展起来的。传统炉内喷钙工艺的脱硫效率仅为20%～30%，而LIFAC法在空气预热器和除尘器间加装一个活化反应器喷水增湿，促进脱硫反应，脱硫效率可达70%～75%[19]。
炉内喷钙加尾部增湿活化技术脱硫主要分为两段，第一段碳酸钙分解为CaO，CaO与SO2反应，第二段CaO遇水生成Ca（OH）2再次与SO2反应，最终产物生成CaS03，CaS04等[20]。具体过程如下：在燃煤锅炉内适当温度区喷射石灰石粉，并在炉后烟道内增设活化反应器，在反应器入口喷水，水在反应器中完全蒸发，将烟气中在炉内没有反应及高温烧结失去活性的CaO迅速水合反应生成高活性的Ca（OH）2，用以脱除烟气中的SO2。脱硫率一般为70%一80%。
3结论与展望
综上所述，在我国众多的烟气脱硫技术中，技术最成熟、运行最稳定、应用最广泛的还是石灰石/石灰-石膏法，但循环流化床和海水脱硫等新型烟气脱硫技术正在迅速为人们所认可。但就总体而言，脱硫效果并不理想，目前仍存在很多的技术问题需要克服，随着人们环保意识的不断增强，发展高效可循环的脱硫技术势在必行。今后我们要完善和改进现有的脱硫技术，积极引进和吸收国外先进脱硫技术，开发适应我国情况的脱硫新技术，形成有我国特色的脱硫技术，同时开发其副产品的综合利用，从根本上促进我国电力、环境保护和经济的协调发展。
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第7篇：烟煤范文
关键词：燃煤锅炉；烟气；脱硫；除尘
中图分类号：V35 文献标识码：A
1概述
我国的煤炭储量十分的丰富，在日常所消耗的能源中煤炭的消耗量占百分之八十左右，在经济的快速发展带动下，煤炭的消耗量不断的增加，同时所排放出来的SO2、烟尘等污染物也越来越多，对环境造成了极大的危害，同时也成为制约我国经济可持续发展的重要因素。国家环保部分对近几年因排放的污染物对经济造成的损失进行了统计，其额度是很惊人的，因此对大气中二氧化硫和烟尘等污染物的治理已刻不容缓。
2 燃煤锅炉烟气治理技术的现状
2.1 烟气除尘技术的发展现状
对于大气中的烟气，需要通过除尘装置从大气中把这些颗粒物脱离出来，从而达到净化空气的作用。除尘装置较多，按除尘过程中所应用的原理不同，可将除尘装置分为以下几种类型。
2.1.1 机械式除尘器
机械式除尘器是以质量力、重力、惯性力和离心力等为主要除尘机理的除尘器， 包括重力沉降室、惯性除尘器、旋风除尘器等。长期以来针对燃煤锅炉烟气除尘中多选用机械式的旋风除尘器，旋风似除尘器经过这么多年的发展，再加之环保产业的带动下，旋风除尘器也不断的更新换代，新品不断的推出来，在结构上更为简单，造价更加低廉，体积也越来越小，操作和维护也简单得多。新的旋风除尘器除尘效果较好，同时动力消耗也较小，制造材料也较为普遍。对于粉尘负荷变化化和高温、高压及腐蚀性的气体都较为适合，现在一般用来捕集5Lm 以上的尘粒，除尘效率可达80%～90%；若捕集小于5Lm的尘粒，则效率较低。
2.1.2 电除尘器
电除尘器是利用静电力从气流中分离悬浮粒子（尘粒或液滴）的装置。电除尘过程与其他除尘过程的区别在于分离力（主要是静电力）直接作用在粒子上，而不是作用在整个气流上，这就决定了它具有分离粒子耗能小、气流阻力小的特点。
电除尘器能处理较大量的烟气，同时压力和能耗都较小，不仅能在高温和强腐蚀性气体下操作，同时对细粉尘也有很好的收集作用。但使用电除尘器装置一次投资费用较大，占面面积也较大，同时还要肥实粉尘比电阻的影响。现在的火电厂对烟气飞灰治理时已较多的应用电除尘器，并且取得了较好的效果。随着工业发展的速度加快及人们对环境要求的增加，电除尘器在未来必将得到广泛的应用。
2.1.3 湿式除尘器
湿式除尘器是使含尘气体与液体（一般为水）接触，利用水滴和尘粒的惯性碰撞及其他作用捕集尘粒或使粒径增大的装置。湿式除尘器可以将直径为11-20Lm的液态或固态粒子从气流中除去，同时，也能脱除气态污染物。因此，在对副产物的纯度不做特殊要求时，湿式除尘器除尘的同时还可以完成脱硫的任务。
湿式除尘器在结构、造价、占地面积、操作维修和净化效率上都有较大的优势，同时对于高温、高湿的气流也同样能起到净化的效果，并将着火和爆炸的可能性降到了最低。但是湿式除尘器回收回来的大气污染物无法进行再利用，同时湿式除尘器因为在吸收高湿气流时管道腐蚀会较为严重，同时还要有污水和污泥的处理问题。根据湿式除尘器的净化机理，可将其大致分为七类：a.重力喷雾洗涤器。b.旋风洗涤器。c.自激喷雾洗涤器。d.泡沫洗涤器（塔板式）。e.填料床洗涤器。f.文丘里洗涤器。g.机械诱导洗涤器。
锅炉的大小所使用的除尘器装置也不同，对于燃烧锅炉吨位较大的，所采用的湿式除尘器为文丘里除尘器与麻石水膜除尘器相互配合使用，这样组成一个完整的除尘系统不仅可以有效的起到抗腐蚀作用，同时还能得到较高的除尘效果，同时此系统还有较好的耐磨性和耐用性。但吨位较小的燃煤锅炉中，自激喷雾除尘器较为常用。
2.1.4 过滤式除尘器
过滤式除尘器，是使含尘气流通过过滤材料将粉尘分离捕集的装置。按采用的滤料的不同可分为空气过滤器、颗粒层除尘器和袋式除尘器。在这三种除尘器中，袋式除尘器虽然是最传统的一种除尘方法，但其高效率和稳定的性能而广泛应用于工业尾气的除尘上，其除尘效果能达到百分之九十九以下，所以袋式除尘器在工业除尘中得到了广泛的应用。随着袋式除尘器应用的范围越来越广，在其不断的应用发展过程中，袋式除尘器在各个方面都有了较快的发展。
2.2 烟气脱硫技术的发展现状
对于大气中的二氧化硫，对其进行脱硫过程中多采用燃烧前、燃烧中、燃烧后脱硫，燃烧后脱硫也称为烟气脱硫，在以后长期的脱硫过程中，综合多个因素考虑，因从技术和成本上烟气脱硫更经济实用，所以对于大气中的二氧化流仍以烟气脱硫为主。
2.2.1 干法烟气脱硫
干法脱硫是使用粉状、粒状吸收剂、吸附剂或催化剂去除废气中的SO2。
该法的工艺特点有：反应在无液相介入的完全干燥的状态下进行，反应产物亦为干粉状，治理中无废水、废酸排出，故不存在腐蚀、结露等问题，减少了二次污染等方面。
2.2.2 半干法烟气脱硫
半干法的工艺特点为：使反应在气、固、液三相中进行，利用烟气显热蒸发吸收液中的水分，使最终产物为干粉状。若与袋式除尘器配合使用，将能提高10%的脱硫效率。
2.2.3 湿法烟气脱硫
湿法脱硫是采用液体吸收剂如水或碱溶液洗涤含SO2的烟气，通过吸收去除其中的SO2。
该法工艺应用最多，占脱硫总装机容量的83.02%。而其中的石灰石、石膏法是目前世界上技术最成熟，实用业绩最多，运行状况最稳定的脱硫工艺，脱硫效率在90%以上。已有近30年的运行经验。副产物石膏可回收利用，亦可抛弃处置。近年来，为了降低运行费用，又采用了一些新的在吸收剂。此外，还有海水洗涤脱硫工艺，近海地区的电厂可以将废水直接排入海水中自净，所以这种脱硫工艺具有很好的实用价值。
结语
对于我国大部分电厂来说，引起国外脱硫除尘设备不仅技术上较为复杂，同时设备投资额度也较大，很大一部分电厂因设备的费用太高，而无力配置。因此，对于烟气脱硫除尘装备我们应该努力加大研制力度，从而使其设备国产化，这样不仅可以使设备的价格更易于让我国的企业接受，同时还能加快我国烟气治理技术的发展进程。
参考文献
[1]郭丰年.燃煤锅炉烟气的治理[M].重庆：重庆环境科学，1988.
第8篇：烟煤范文
Abstract: Over the years, there has been a large quantity of coal reserves in China. Due to the rapid development of China's industry, coal usage rises year by year. Coal-burning emits large amounts of harmful smoke that contains soot and sulfur dioxide, which do great harm to the environment and human health. In recent years, emissions of the coal-fired flue gas have caused great economic losses to the country,which seriously affects the sustainable development of China′s economy. So this paper makes a systematic analysis aimed at the control technology of the soot and sulfur dioxide in the flue gas of coal-fired boiler.
关键词： 燃煤锅炉；烟气除尘；烟气脱硫
Key words: coal-fired boiler；flue gas dedusting；flue gas desulfurization
中图分类号：X701.2 文献标识码：A文章编号：1006-4311（2014）23-0069-02
0引言
燃煤锅炉烟气的主要污染物有烟尘和二氧化硫等。本文根据我国目前正在应用的除尘方法和烟气的脱硫技术做出分析，详细介绍了国内、外燃煤锅炉烟气治理技术的发展现状，并详细说明了燃煤锅炉烟气脱硫的技术。
1燃煤锅炉烟气除尘的现代技术
燃煤锅炉烟气除尘都是应用除尘装置把颗粒物去除。下面根据除尘原理的区别,介绍下列四种除尘器。
1.1 机械式除尘器机械式除尘器以重力、惯性力和离心力等作为除尘作用力，分别制成了重力除尘器、惯性除尘器和离心除尘器。近几年，由于环保的号召，新型离心除尘器渐渐面世,它们的优点很多：构造简单、占地小、价格便宜、操作简单；材料性能好,耐高温、高压和防腐蚀；动能消耗较小，工作效率很高；对材料的要求低，大颗粒粉尘也能吸入；易于回收再利用；设备便于管理。通常6μm以上的粉尘颗粒都可吸入,效率高达80%～90%。
1.2 过滤式除尘器过滤式除尘器的原理是把粉尘先收集起来，再使用过滤材料，把大颗粒粉尘过滤下来。过滤式除尘器又可分为空气除尘器、袋式除尘器和颗粒层除尘器。一般生产中采用袋式除尘器，除尘器应用纤维织物为滤料，除尘效率能高达99%。即使这是一种传统的除尘方法，但因效率高、性能好、操作容易而一直受到青睐。
1.3 电式除尘器电式除尘器的原理是用静电力把粉尘颗粒从气流中分离出来。它的特点是：能量损耗小，受到的阻力也小。电式除尘器的优点：工作容量大，每小时可处理103-104m3的气体；粉尘处理效率高，可达到99%；工作压力小，通常是300-600Pa；节约能源损耗，花费少；适用于高温和腐蚀性高的烟气。鉴于上述优点，电式除尘器通常用来收集颗粒细小的粉尘。但这种装置的投资费用较高，应用范围也较小。
1.4 湿式除尘器这里的湿式除尘器指的是让烟气和水混合，利用水的吸附性把粉尘吸下来，并收集起来。一般地，湿式除尘器能够把直径从0.1到20μm的粒子去除，所以，这种除尘器也能够达到脱硫的效果。湿式除尘器的优点有：构造简单、占地小、价格低、操作简单、工作效率高、适用于高温气体和爆炸的概率较低等。缺点是：设备和管道的污物残留不好清洗和除尘的产物无法回收等。一般，常用的湿式除尘器有文丘里除尘器和水膜除尘器，因为这两种除尘器具有工作效率高、抗腐蚀性高、耐磨性好等优点。下面分别介绍这两种除尘器：
①文丘里除尘器。文丘里除尘器的除尘过程包括雾化、凝聚和脱水三个阶段，含尘气体进入收缩管后，由于断面逐渐减少，管内静压也随之转化为动能，使内流速增加，气流进入喉管内，由于喉管断面积不变，气流流速达到最高，气体进入扩张管，由于截面积逐渐扩大，管内静压得到恢复，气流速度也逐渐下降，引入的洗涤液在高速气流冲击下进一步雾化成更小的雾滴，而气、液、粉尘的相对速度高，使它们得以充分混合增加了尘粒与液滴的碰撞机会，由于气体达到饱和程度，从而破坏尘粒表面气模，不同的尘粒接触凝聚成较大含尘液滴，进入脱水器在重力和惯性离心力作用下从气流中分离出来，从而达到除尘目的。②水膜除尘器。水膜除尘器的主体部分保持不动，只在主体上部加设几层不锈钢板，包括一层不锈钢除雾板。一般，烟气从文丘里除尘器出来后进入水膜除尘器主体部分，在旋流叶片的作用下把脱硫除尘液吹成很小的液滴，尘粒与液滴充分结合后再吸收水分，质量渐渐增大。在旋流叶片的带动下，烟气加速运动，导致尘粒与烟气发生分离。尘粒受重力作用，落入主体部分底部，达到除尘效果。喷洒在旋流叶片上的脱硫除尘液在旋流叶片的导向和烟气自身的旋转作用下，被吹散、雾化，大幅增加了脱硫除尘液与烟气的接触面积，使脱硫除尘液充分吸收烟气中的S02气体。
2燃煤锅炉烟气脱硫的现代技术
2.1常用烟气脱硫的方法分类烟气脱硫主要指的是除去SO2气体。去除SO2从过程来讲有四种方法：燃烧前脱硫、燃烧中脱硫、燃烧后脱硫和煤转化中脱硫。燃烧前脱硫技术一般是指采取物理、化学或微生物的方法把煤中含有的多余硫成分去除的脱硫技术。燃烧中脱硫一般是指当煤燃烧时放入适量的脱硫剂，边燃烧、边脱硫。燃烧后脱硫一般指的是针对燃烧排放的烟气脱硫。目前，燃烧后脱硫的办法应用的最广，规模最大，也是最有效的减少SO2排放量的办法。
烟气脱硫的方法还有很多分类方式。例如按脱硫剂和脱硫产物的干湿状态分为湿法、干法和半干半湿法；按脱硫产物的回收状况分为回收法和丢弃法；按脱硫剂的应用不同又分为可再生法和不可再生法。
①干法脱硫技术。这种方法一般采用可循环再生的吸附材料，来除掉烟气中的S02，用水清洗后可以重复使用。吸附装置脱硫的效率很高，并且烟气的温度很低，不会造成二次污染。一般吸附颗粒的大小有严格要求，避免因颗粒过大造成的吸附口堵塞和中毒。这种方法的弊端是吸附剂反复利用，清洗过程较麻烦，花费较大。所以，近些年有的企业引进了等离子体烟气脱硫设备等新技术装置，这种装置可以通过电子束对水的电离把水分子电离成较活跃的OH、O、HO等自由因子，自由因子可以和SO2发生化学反应，生成H2SO4，最后和NH4反应生成硫酸氨。这种装置污染小，残留少，废水和废渣也少，产生的含氨物质可以当作肥料使用。然而，这种方法也有弊端。发射电子束的大功率电子枪，对人体的辐射比较大，保护措施要求严格。②湿法脱硫技术。这是一种较传统、技术较成熟的有效脱硫方法，应用的范围最广，规模最大，近些年有着脱硫的重要作用。现在全球范围内85%的脱硫装置都是湿法脱硫装置。一般不同的吸收剂决定着不同的湿法脱硫方法，有下列方法：石灰石法、石灰―石膏法、双碱法、镁法、氨法、氢氧化钠法、海水法和亚硫酸钠循环吸收法等，此外膜法和微生物法还处在研究阶段，未正式投入使用。③半干半湿法脱硫技术。半干半湿法烟气脱硫净化技术特点是采用石灰作为脱硫剂，循环利用脱硫灰中的碱性物质。由锅炉出来的烟气进入烟道，与蒸汽输送的脱硫剂、脱硫灰混合，并进入脱硫反应塔。在烟道和脱硫塔内分别设有水雾喷嘴，烟气在塔内与水雾、脱硫剂、脱硫灰接触，实现气、液、固三相的充分混合，达到烟气脱硫目的。
2.2 新型材料的燃煤锅炉烟气治理方法近几年，新型材料逐渐被应用于燃煤锅炉烟气的治理过程中。这里简单介绍一种玻璃纤维的技术。该材料具有较好的耐酸性，耐湿性，尺寸稳定，伸长率小，通过特殊工艺处理的玻纤滤料，光滑不易容尘。新型滤料的研制能有效缓解国内燃炉对国外高温滤料的依赖，促进国内高温滤料发展。
3结语
由于我国现有许多小型电厂，如果想要引进外部的烟气处理设备，在技术上和资金上都有较大难度。所以，我们应该研制新型、高效率的烟气脱硫除尘设备，使这项技术国有化，摆脱对外国技术和设备的依赖。这样才能降低烟气除尘脱硫设备的成本，增加企业的利润，更好地加快我国烟气治理技术的发展脚步。
参考文献：
[1]李永芬.燃煤锅炉烟气治理技术及应用[J].辽宁城乡环境科技，2003，23(1).
[2]臧世军.锅炉烟气脱硫除尘技术研究[J].中国新技术新产品，2010，18.
第9篇：烟煤范文
[关键词]燃煤锅炉;烟气脱硫;工艺技术;自动控制
当前整个社会正面临着非常严重的环境污染问题，由环境污染所带来的一系列危害受到了各方人员的关注与重视，并已经对经济持续发展产生了不利影响。其中，酸雨作为危及人体健康，产生严重社会影响的环境问题之一，与人类工业化生产中所使用的煤、石油等燃料有密切关系，这些燃料经过充分燃烧所产生的硫氧化物以及氮氧化物成分在大气中经过复杂的化学反应，并被雨、雪吸收，降落至地面即形成酸雨。由此可见，为了最大限度的减少酸及其所带来的危害，针对燃煤锅炉而言，需要通过实施烟气脱硫工艺的方式，最大限度的减少硫氧化物的排放。本文即就燃煤锅炉烟气脱硫工艺与自动控制方面的问题进行探讨。
1、燃煤锅炉烟气脱硫工艺分析
燃气脱硫是当前在工业领域中脱除硫氧化物作为有效的一项工艺技术，应用范围非常广泛，且脱除效率理想，故得到了非常深入的应用。目前，国内外对烟气脱硫技术的发展趋势主要为更高的脱硫效率、更先进的技术水平、更小的投资力度，更少的占地面积，更低的运行费用，更高的自动化水平。具体而言，当前烟气脱硫工艺的应用主要有以下几种类型：
第一是湿式钙基脱硫工艺，此项工艺是以钙基作为脱硫剂的烟气脱硫技术，在实际应用中，本工艺具有技术经验成熟，可行性高，资源丰富（以石灰石为主），成本低廉，脱硫效率高，对煤种以及负荷变化适应性好的优势，但其结构比较复杂，占地面积较大，初始投资费用较高，且脱硫工艺实施中以脱硫石膏为主要副产品，容易对环境造成二次污染。
第二是湿法钠基脱硫工艺，此项工艺所使用的脱硫剂为钠基成分，具有非常强的践行，因此在吸收燃煤锅炉速哦产生二氧化硫后反应产物的溶解度高，不会出现过饱和结晶成分，但其运行费用较高是导致该工艺现阶段难以广泛推行的主要局限。
2、烟气脱硫工艺自控设计分析
本系统实现烟气脱硫的主要过程为：废液罐（碱罐）中的碱液成分通过加碱泵的操作传输至调节罐中，经过搅拌机充分搅拌并与水形成混合反应，产生具有一定浓度的碱液。这部分碱液通过喷液泵的操作经过加压处理后传输至喷嘴内，在此基础之上通过压缩空气进行雾化处理，喷入捕集进化器筒内，使其与锅炉烟气充分混合，在接触与传质的处理后实现对二氧化硫成分的吸收。
在构建烟气脱硫工艺自动控制系统的过程当中，本工艺废液罐（碱罐）均设置有专门的液位显示计，液位显示计能够将所监测到的液位信号传输至液位仪内，使液位水平在操作终端得以直观的显示。同时，该信号能够被同步传输至继电器工作单元内，当废液罐（碱罐）内部液位达到极限水平后，继电器单元自动转入动作状态，使罐底电磁阀转入开启状态，进而送出碱液，直至液位达到最低水平后电磁阀可自动关闭。在这一过程当中，罐继电器单元可同时接收到相应的信号，若碱液液位不在低位状态，则打开罐底的电磁阀送出碱液，当废液罐中碱液到达高位时，自动关闭碱罐底部的电磁阀，同时打开废液罐电磁阀，恢复由废液罐供碱。所供应碱液通过加碱泵处理后传输至调节罐内并与水进行混合反应。调节罐内所设置的PH探头能够对内部碱液浓度进行检测，检测中所生成的信号传输至PH计中，通过信号转数字的方式加以直观显示。进一步可将检测信号调整为电流（电流大小在4.0mA～20.0mA范围内）形式传输至PID调节仪表当中，将其与给定信号进行比较，最后传输变频器中，实现对加碱泵以及加碱液速度的调节控制。
除此以外，整个烟气脱硫工艺系统中还可以应用浮球开关对自来水进水阀进行控制，进而实现对调节罐液位的自动控制。还需要注意的一点是：当调节罐液位
系统整体构成如下图所示（见图1）。
图1 系统整体构成示意图
1）软件界面设计：本工艺系统自动控制的实现应用PLC完成，所涉及到的主要控制对象包括以下几个方面，1）对加碱泵启停动作切换的控制;2）对喷液泵启动动作切换的控制;3）对两套泵互锁功能的控制;4）对喷液压力显示功能的控制;5）对电磁阀操作功能的控制。以上控制功能以及操作的实现均搭建在PLC人机界面的基础之上完成。
2）设备选型：本工艺系统自动化控制所使用环境相对比较恶劣，因此设备选型中应当尽可能的选择质量可靠且性能优良的品牌产品。具体选型如下：1）变频器选型为FVR-E93，生产厂家为日本FUJI;2）液位计选型为PXW7BEY2，生产厂家为日本FUJI;3）可编程控制器选型为DVP-20EX，生产厂家为台达;4）可编程控制器人机操作界面选型为DVP-20XP，生产厂家为日本FUJI;5）PH计选型为P33AINN，生产厂家为德国BURKERT;6）电磁阀选型为1067，生产厂家为德国BURKERT。
3、结束语
在现代工业化进程的背景作用之下，人类生存环境受到了非常严峻的挑战，酸雨作为影响社会环境可持续发展的关键问题之一，解决此问题的首要途径是控硫氧化物的排放。因此，燃煤锅炉烟气脱硫工艺的应用有着非常深入的现实意义与价值。本研究中将烟气脱硫工艺应用于燃煤锅炉中，并针对烟气脱硫工艺的控制要点进行了分析与阐述，值得引起重视。
参考文献
[1]曹媛，王娟，钟秦等.微生物烟气脱硫工艺中硫化物生物氧化与回收单质硫的研究[J].中国电机工程学报，2011，31（29）：48-54.
