烟煤范文1
关键词：捣固焦炉；高压氨水；冒烟治理；PLC改造
中图分类号：F416.21 文献标志码：A 文章编号：2095-2945（2017）19-0156-02
1 概述
我厂设计规模为130万t/a的捣固焦炉于2009年建成投产，装煤冒烟一直以来都是我厂的一个工作难点。高压氨水喷射消烟是装煤冒烟治理的常用方法。一直以来，我厂由于高压氨水系统在运行中氨水压力保持恒压，且压力、流量等_不到工艺要求，装煤冒烟时有发生。
近几年来，随着周边居民环保意识的提高和国家相关部门对环保问题的重视，装煤冒烟矛盾变得更加突出，解决装煤冒烟问题已刻不容缓。当然，装煤冒烟治理是一个系统工程，需要工艺、设备方面技术人员共同努力。
2 现场工况或存在的问题
我厂焦炉为2*65孔5.5米捣固焦炉，工艺流程如图1所示，焦侧有4段集气管，共用一套鼓冷系统。炉顶设备（包括导烟车、桥管翻板、高压氨水三通阀和上升管水封盖）均为人工操作控制。四条吸气管上均安装有电液调节翻版，有鼓风机2台，一开一备，液偶调速控制，大循环管道配有电动调节阀。原高压氨水控制为恒压控制，且与集气管压力控制系统相对独立，两套系统之间没有实现联动控制，导致在装煤过程中不仅时常冒烟，且易造成集气管压力不稳。
3 改造方案
改造的最终目的是在解决焦炉装煤冒烟问题的同时，既要稳定集气管压力，又要不影响产品质量。为实现这个目标，我们需要分三步走，第一步是找出原系统和装置存在的明显设计缺陷和设备存在的重大问题，并提出解决办法；第二步是对煤气导入和导出系统各关联参量进行综合分析，找出造成装煤冒烟问题的一般设计缺陷及原因，并提出解决办法；第三步是配合工艺技术员进行现场测试、诊查，在处理现场问题的同时，找出造成装煤冒烟的细节问题，并提出解决办法。
工艺原理：
无烟装煤控制系统的基本特点可以概括为，装煤时，控制系统跟着煤饼走，实现了高压氨水压力控制与集气管压力控制的联动；不装煤时，控制系统跟着集气管压力走。系统主要由三部分构成，这三部分相互作用，实现对焦炉煤气的导入、导出及集气管压力的协调控制，从而达成稳定集气管压力，实现无烟装煤的目的。
（1）集气管压力控制部分
集气管压力控制部分主要由系统根据采集到的集气管压力信号，控制集气管自动调节翻板来实现，其主要作用是解耦和平衡，即在焦炉正常操作的任何情况下，无论是出焦、装煤、换向、机后用户变化等，使用同一鼓冷系统的各焦炉各集气管的煤气压力，以其设定值为中心保持相对平衡状态――压力高则全高，压力低则全部低，避免各集气管之间的压力有高有低、频繁震荡的现象。
（2）高压氨水控制部分
该部分的作用是通过采集装煤车、推焦车上信号（主要包括装煤车走行、推焦、抽板信号，推焦车走行、盖炉门信号）、焦炉边孔炉号等信号，以无线通讯的方式把信号传输至鼓风机控制室无烟装煤系统，再根据工艺要求控制氨水压力的大小，使氨水在装煤过程中保持高压喷射，形成大的吸力，把装煤产生的大量荒煤气抽入到集气管；在不装煤情况下氨水保持相对低压，既降低了能耗，同时又减少了因氨水持续高压所引起的三通阀故障现象。
（3） 预测控制部分
保证集气管压力稳定对实现无烟装煤至关重要。该部分主要作用是消除装煤过程对集气管压力波动的影响。
该部分以装煤车操作为前置信号，通过预测某一时间强扰动的幅度，提前调节鼓风机及集气管压力调节翻板等设备，在桥管翻板和高压氨水三通阀打开时，恰好把装煤时突然发生的大量荒煤气导入或导出集气管，抵消装煤操作对集气管压力波动的影响。
该部分主要通过控制鼓风机转速实施预测控制。由于鼓风机已由原来的液力耦合器调速改造成变频器调速，为节能降耗，大循环电动调节阀在生产过程中基本处于全关状态，因此对于预测控制部分的实施主要通过控制鼓风机转速来实现。方案通过采集集气管压力信号、集气管压力调节翻板阀位反馈信号、高压氨水信号、装煤等信号，基于PID控制算法，实时自动预测控制风机转速，实现风机调速对各种工况下的快速反应，保证了集气管压力的稳定。
4 主要技术指标与功能
（1）装煤时，集气管压力设定值根据具体装煤动作设置，且集气管压力控制在设定值±100Pa左右，并在60秒左右调回；不装煤时，集气管压力控制在设定值±30Pa左右。（2）可设定在装煤过程中各动作如装煤、抽板等时所需要的高压氨水压力。（3）系统具有自动和手动运行功能。自动运行时，系统对集气管调节翻板、风机和高压氨水泵等全自动控制；手动状态时，既可通过鼠标点击操作，也可通过手操器进行操作。（4）具有鼓风机转速高低限报警等功能。（5）通过组态实时监测相关参数，控制参数实时趋势显示和历史趋势记录。
主控画面如图2所示。
5 无烟装煤系统构成
硬件配置由1套西门子300系统PLC、2台工控机和1套备用仪表操作盘构成， PLC系统和仪表盘互为备用。正常情况下，由PLC系统全自动控制运行，工控机主要用于人机对话，数据记录和分析，PLC系统检修时可便捷地切换至仪表盘进行手动操作。
无烟装煤系统投运后，原西安中程集气管压力调控系统作为备用系统继续使用。无烟装煤系统与原西安中程集气管压力调控系统重叠的信号，均从原系统中引出，不影响原系统功能，无烟装煤系统出现故障时，可根据操作说明，快速地切换到原控制系统并发挥作用，使其对生产影响降到最小。
6 结束语
无烟装煤系统于2014年初投入使用，效果明显，冒烟现象得到有效遏制，但由于各炉孔工况不一致等原因，某些炉号在装煤过程中冒烟现象还是比较严重。随后，通过在生产过程中进行不断摸索，和与在冒烟治理上有成功经验的焦化厂进行交流，我们在工艺流程上和机械设备上做出了一些改进措施，如增加假炉门、改变煤饼的高度与宽度等，到现在为止，基本上已经解决了装煤冒烟问题，且能在装煤过程中很好地保持集气管压力稳定，达到了预期效果。
参考文献：
[1]于振东，蔡承诺.焦炉生产技术[M].辽宁：辽宁科学技术出版社，2005：360-365.
[2]许晓海.炼焦化工使用手册[M].北京：冶金工业出版社，1999：405-411.
烟煤范文2
1、煤气灶如果出现黑烟的情况，也就说明煤气灶在燃烧的时候，没有将煤气或者天然气燃烧充分，有部分的煤气已经经过氧化，成为了黑色的固体。
2、还有一种可能就是燃气灶的分火器出现了故障，比如说在它的喷嘴之处如果有了一些堵塞物，那么燃烧的时候也可能会导致燃烧不彻底的问题，会出现一些黑烟。
3、煤气灶出现了脱火的问题，也会导致冒黑烟的情况，或者是火焰不均匀，有可能是煤气灶下面有一个空气阀没有把它调好，比例不正确，那么就会导致大量冒黑烟的情况。
以上就是对于煤气灶冒黑烟什么原因的全部内容，希望能帮助网友们。
（来源：文章屋网 ）
烟煤范文3
众所周知，煤尘是煤矿五大自然灾害之一，煤尘除具有损害人体呼吸系统的危害以外，更大的危险是煤尘在一定条件下会发生爆炸，煤尘爆炸事故造成的死亡人数众多，设备损毁严重，往往摧毁井下生产系统，故破坏性相当严重。据记载，1942年4月26日，辽宁省本溪煤矿发生一起煤尘爆炸事故，死亡1549人，致残246人。2005年11月27日，黑龙江省七台河东风煤矿发生一起特大煤尘爆炸事故，造成169名矿工遇难，另有2人下落不明。
煤尘爆炸可放出大量热能，爆炸火焰温度可高达2000％甚至更高，产生破坏性很强的高温。在发生爆炸的地点，可能连续发生第二次爆炸，造成更大的灾害。煤尘爆炸时，爆源10m～30m内的破坏程度较轻，即爆源附近的破坏力较弱，离爆源较远处爆炸压力较高，破坏力强。煤尘爆炸传播时，冲击波传播的速度大于火焰传播速度。这样，巷道中沉积的煤尘先被冲击波扬起，随即被到达的火焰点燃发生爆炸，且不断向远处蔓延。煤尘爆炸气体中含有大量CO和CO2，爆炸区空气中CO的含量可高达8％，这是造成人员死亡的主要原因。因此，《煤矿安全规程》第一百五十五条规定：开采有煤尘爆炸危险煤层的矿井，必须有预防和隔绝煤尘爆炸的措施。
二、煤尘抑爆系统国内外研究概况
1．国内外研究概况
目前，煤尘爆炸的控制技术分为预防爆炸发生技术和抑制爆炸传播技术两个方面。预防爆炸发生的方法主要是采取措施控制煤尘的产生或飞扬以及火源的产生，主要通过加强煤矿安全生产管理实现。抑制煤尘爆炸传播的方法主要是采取措施将已发生的煤尘爆炸限制在一定区域，尽量控制灾害损失。其措施主要是设置被动式隔爆装置和自动抑爆装置。被动式隔爆常用的方法有撒布岩粉、设置岩粉棚、安装隔爆水槽和隔爆水袋等。由于被动式隔爆装置本身无喷洒动力源，需借助于爆炸冲击波的作用来喷洒消焰剂，无法在第一时间内抑制煤尘爆炸扩散，只能作为辅助隔爆措施。而自动抑爆装置是利用传感器探测爆炸信号，触发自带的动力源喷洒消焰剂，形成抑制带，可在煤尘爆炸源头直接抑制其传播，是煤尘抑爆技术发展的方向。
20世纪90年代以前，国内主要采用撒布岩粉和设置普通岩粉棚来防止煤尘爆炸传播，由于岩粉暴露在潮湿空气中，极易受潮而失去消焰剂功效，且频繁更换岩粉的工作量较大，因此我国煤矿现在几乎已不采用这两种方法。在20世纪90年代，煤科总院重庆分院开发的隔爆水槽和隔爆水袋，以水作为消焰剂，方便了煤矿安装和使用，在全国得到了广泛推广应用，其中隔爆水袋的使用最为普遍。因此，国内目前采用的煤尘隔爆抑爆装置主要以被动式隔爆装置为主。可是，由于隔爆水槽和隔爆水袋需借助于爆炸冲击波的作用来喷洒消焰剂，故必须安装在巷道的截面上，这样就使巷道通风阻力增加，同时也不利于行人和运输。因此，隔爆水槽和隔爆水袋一般只用于巷道断面较大的大中型煤矿，而巷道断面较小的小型煤矿则无法推广。另外，为了达到最佳的隔爆效果，要求隔爆水槽或隔爆水袋应安装在离采掘工作面80～100m的位置，因此，隔爆水槽或隔爆水袋必须随着采掘工作面的推进而不断前移，安装和维护工作量巨大。
西方发达国家的矿山安全法律法规普遍限制其国内高瓦斯、具有煤尘爆炸性煤矿的开采，因此，在西方发达国家，对煤尘隔爆抑爆装置的开发研究投入较少。而在东欧、非洲等一些经济较不发达国家，则还普遍使用撒布岩粉和设置普通岩粉棚等方法。
2．ZHYl2型燃气式自动灭火抑爆系统
ZHYl2型燃气式自动灭火抑爆系统是国家“八五”重点科研攻关项目，由煤炭科学研究总院重庆分院于1998年研制成功，后经多次改进不断完善，经在平顶山矿务局十矿和淮南矿业集团潘一矿进行安装试验，取得较好成效。该系统属于主动式抑爆技术，目前该系统在技术上属于国际领先水平。
三、ZHYl2型自动抑爆系统在漳平分公司烟煤矿区应用分析
福建省红炭山实业有限责任公司漳平分公司所属的文宾山煤矿、大瑶煤矿和武陵煤矿3个煤矿所开采的煤炭均为贫瘦煤，挥发份含量较高，经煤炭科学研究总院重庆分院鉴定，3个煤矿开采的D4、D5、D8煤层的煤尘均具爆炸性。根据《煤矿安全规程》有关规定，这3个煤矿必须有预防和隔绝煤尘爆炸的措施。由于3个煤矿均存在巷道低矮截面小，开采的煤层薄，采掘工作面推进速度快，工作面搬迁频繁等特点，现有的被动式隔爆装置因隔爆原理所限，如安装于巷道上部，会严重影响巷道行人、运输、通风，加之移动困难，故目前在大中型煤矿普遍使用的隔爆水槽和隔爆水袋在这3个煤矿并不适用。
那么，目前处于国内领先水平的ZHYl2型燃气式自动灭火抑爆系统是否能适用于漳平分公司烟煤矿区3个煤矿呢?
据实，目前ZHYl2型燃气式自动灭火抑爆系统的地面型已普遍地应用在加气站、石油、化工、天然气、冶金、消防等易燃易爆场所，其系统运行的可靠性和实用性已得到较好的证实。但该系统在煤矿井下的应用则没有得到推广，这除了因为经济性、国家政策等因素外，还与其对煤矿井下恶劣的环境的适应性较差有关。该系统原设计是安装在煤矿井下采煤工作面的综采机械上，这样可使该系统随综采机械移动而始终近距离监控采煤工作面，可使煤尘爆炸在初始阶段就得到有效控制，将煤尘爆炸消除在萌芽阶段。但由于采面煤尘大，该抑爆系统的探测器窗口和抑爆器出口极易因煤尘覆盖而失效，故实用性较差。
漳平分公司烟煤矿区回采工艺全部采用炮采，采煤工作面和煤巷掘进工作面煤尘含量高，放炮产生的冲击波大，如果将该系统安装在采煤工作面或煤巷掘进工作面附近，容易造成抑爆系统损坏或误动作，且由于漳平分公司所属3个煤矿煤层薄，采煤工作面截面积较小，煤层赋存条件复杂，这些因素均决定该系统无法在采煤工作面或煤巷掘进工作面近距离安装。经对漳平分公司文宾山煤矿进行现场勘察后认为，该系统应当安装在采煤工作面附近的斜坡巷道上，离采煤工作面或煤巷掘进工作面10～20m，这样既能降低煤尘对探测器窗口和抑爆器出口的污染，又能避免爆炸冲击波对煤尘抑爆系统的损害。鉴于漳平分公司所属3个煤矿均存在采煤工作面服务周期短(一般为15～30天)，采煤工作面搬迁频繁，因此，ZHYl2型自动抑爆系统不宜采用原有设计的固定安装方式，应采用较为灵活的可移动式安装。为此，必须对ZHYl2型自动抑爆系统进行必要的技术改进。
为此，针对这类低矮小断面巷道掘进和薄煤层采煤面的特点，如果对ZHYl2型自动抑爆装置进行研究改进，用少量的抑爆器安装于巷道两侧支柱间隙，可尽量不占巷道断面尺寸，因数量少移动方便，可保证较近距离抑制瓦斯煤尘爆炸，故此，在漳平分公司烟煤矿区采用改进后的ZHYl2型自动抑爆系统应具有普遍适宜性。
四、结束语
1．主动式煤尘爆炸抑爆装置可在煤尘爆炸源头直接抑制其传播，是煤尘抑爆技术发展的方向。因此，漳平分公司宜采用主动式煤尘爆炸抑爆系统。
烟煤范文4
我公司采用的是化学工业第二院设计的TJL4350D型2×63孔双联火道、废气循环、煤气下喷、单热式侧装煤捣固焦炉。年产冶金焦80万吨，设计双集气管荒煤气导出系统，低压氨水冷却荒煤气，未设置高压氨水管道。焦炉生产过程中造成的环境污染主要是烟尘污染，捣固炼焦侧装煤时，将捣固好的煤饼从机侧装入炭化室。由于机侧炉门完全敞开，致使大量的荒煤气从机侧炉门逸出。若不对逸出的荒煤气进行收集和处理，势必对环境造成较大的危害。
我单位先后采用了炉顶消烟除尘车法和炉顶导烟车+地面除尘站法。但除尘效果都不是很好。
二、原因分析
我公司目前主要采用消烟除尘车除尘和炉顶导烟车+地面除尘站法两种方法除尘，消烟除尘车除尘其主要原理是工作原理：在驱动风机的作用下，装煤产生的烟尘经罩在炉口上的吸口吸入燃烧室进行燃烧，燃烧后的高温烟气（含尘）经喷淋室喷洒降温后、经过文氏管除尘器（由文氏管和除沫器组成）进行气液两相分离后，气体通过风机外排。此工艺存在外除尘设备庞大，设备维护维修工作繁重，在运行过程中，存在烟囱出口时常有黑烟、黄烟，除尘效果不够彻底现象，此外对不同的炉温和配煤比，消烟除尘车的运行工况也需作一定的调整，消烟除尘车难以在不同的工况下都能稳定的工作。炉顶导烟车+地面除尘站我公司采用的出焦除尘二合一的除尘系统，装煤出焦除尘共用一套风机除尘系统，出焦装煤交替进行，不需要进行喷粉。导烟车+地面除尘站法：该法使用效果在一定的程度上比消烟除尘车要好些。但存在焦炉机侧炉口进大量冷风的现象，对炉体不利。针对于此，我们通过向除尘效果好的兄弟单位考察学习，结合我厂焦炉综合治理，2009年4月，在我厂原有消烟除尘车和导烟除尘车加地面除尘站的基础上，增设高压氨水系统实现了装煤消烟并投入运行，取得了良好效果。
三、高压氨水消烟装煤原理工艺简介
炭化室加煤时集气管压力达到300～400Pa，使大量荒煤气外逸。利用高压氨水在桥管氨水喷头的喷洒，在桥管内喷洒区域的后方及上升管内产生较大的负压，并在炭化室内靠近上升管底部区域形成负压，使荒煤气及烟尘由炭化室经上升管、桥管、吸入集气管内，以避免荒煤气从机侧装煤口处溢出。
四、改造方法
利用集气管上原有的低压氨水喷嘴，在增加两台高压氨水泵的基础上，从循环氨水槽布置到集气管一趟管道，构成高压氨水喷洒系统。该流程为高低压合一喷嘴流程，采用三通球阀进行操作和采用导流式喷嘴进行高、低压氨水喷洒。该改造中在循环氨水槽人孔处引DN100管道，在剩余氨水槽后面重新做两台泵础安装高压氨水泵，氨水泵采用的是功率90KW，电压380V，流量43m3/h，转速为2950r/min的多级泵，设置为开一备一，焦炉高压氨水设计压力控制在1.8～3.0MPa，氨水管道上设置了2.5MPa泄压安全阀，系统高压氨水压力超过2.5MPa时氨水通过，桥管下方设有三通阀，便于实现低压氨水和高压氨水之间的切换。由于集气管和吸气管上安装煤气自动调节阀，有效的平衡了两侧焦炉的集气管压力，缓冲了装煤时开启高压氨水后带来的集气管压力波动。配合原有的导烟除尘车+地面除尘站在捣鼓焦炉装煤消烟除尘过程中达到了良好的除尘效果。
五、高压氨水压力的确定
氨水压力的大小将直接关系到上升管根部吸力的大小和消烟的效果。因此，合理确定炉顶氨水压力是消烟装煤的关键。高压氨水工作压力选择的原则，上升管根部吸力是消烟的保障，吸力太小，消烟的动力则不足，消烟效果差。吸力太大，则吸入的空气量和煤粉尘太多，造成荒煤气中氧含量增高和炭化室内放炮，甚至危及鼓风机和电捕焦油器的安全，同时煤粉尘太多会造成管道堵塞。经反复试验，确定高压氨水的工作压力为2.2MPa，维持炭化室压力为零或稍微负压；使装煤时集气管的吸气量控制在大体与煤气发生量和由装煤孔漏入的空气量一致，使加煤口略有少许荒煤气外逸。这样既大大减轻了装煤烟尘对生产工人的危害，又保证了集气管的畅通。
六、使用效果
高压氨水喷洒系统投入后，按每天100炉计算，每天节约消烟车喷淋用水约40吨，多回收煤气约12万立方，溢散煤气重新返回集气管后，焦油、粗苯等的回收率明显提高，综合经济效益可提高9～10元/吨焦。在停炉检修时间，利用高压氨水清扫集气管，可防止集气管中焦油渣沉积，代替了人工清扫，减轻工人劳动强度，减少了上升管和消烟除尘设备的维修维护工作，大大节省人力和维修成本消耗，装煤时炉顶基本无冒烟、跑火现象，除尘效果明显增强。
七、结论
采取高压氨水喷洒后，焦炉操作管理得到改善，经济效益、社会效益和环保效益明显，但在高压氨水的使用过程中还存在一些问题，需在今后的操作过程中加以改进：
1．开启和关闭高压氨水过程中，会带来集气管压力的波动，易造成焦炉串漏，集气管上自动调节阀应保持其灵敏性，以避免集气管压力波动对焦炉炉体的影响。
2．加强操作管理，严格操作制度，保证正常喷射时循环氨水必须不带焦油，经常检查喷嘴和氨水管，发现堵塞及时清扫，同时避免因装煤后忘关高压阀而抽坏炉体及氨水进入炉内。
烟煤范文5
（1.南京林业大学林学院，南京210037；2.江苏省环境应急与事故调查中心；3.江苏省环境监测中心，南京210036）
摘要：我国是燃煤大国，汞污染严重，其危害性已被广泛关注。在大量文献调研的基础上，介绍了汞的形态分布和监测方法，重点分析了汞形态转化的影响因素如煤种、气体组分、烟气温度、燃烧方式、过量空气系数等。最后提出了燃煤电厂在废气处理设施设计和建设时预留汞控制设施的位置和空间的建议。
关键词 ：汞；形态分布；形态转化
中图分类号：X50文献标识码：A文章编号：1008－9500（2015）02－0053－04
Factor Analysis of Mercury Form Transformation in
Coal-fired Flue Gas
Zhang Xiaoyong1，2， Zhang Jinchi1， Cai Tongfeng3， Zhang Buwei3
（1.Nanjing Forestry University，College of Forest， Nanjing210037，China；
2.Center of Environmental Emergency Response and Accident Investigation of Jiangsu Province， Nanjing210036，China；
3.Jiangsu Environmental Monitoring Center， Nanjing210036， China）
Abstract：China is a burning coal country， so mercury pollution is serious， which has been widely noted. Based on a lot of research on literature， this paper introduces the species distribution and monitoring methodologies of mercury and analyzes the affecting factors of mercury form transformation such as coal， gas component， flue gas temperature， combustion， etc. A suggestion of flue gas treatment facilities of coal-fired power plant should reserve the position of mercury control facilities and space at the time of design and construction is proposed at last.
Keywords：mercury； form distribution； form transformation
收稿日期：2014－12－05
作者简介：张晓勇（1980－），男，江苏淮安人，高级工程师，博士在读，从事环境应急工作。
汞污染问题目前备受关注，汞可以在生物体内部沉积并影响生物体的生长。大气环境中的汞的来源可分为自然来源和人为来源，自然来源包括森林火灾、火山爆发和地热活动等，人为来源包括城市垃圾和医疗垃圾焚烧、有色金属冶炼和化石燃料的燃烧等，其中燃煤电厂是最大的人为排放源，占人为排放的1/3。
我国是世界上最大的燃煤国，燃煤中汞排放已成为我国面临的突出环境问题［1-9］。为了有效地控制燃煤中汞向大气环境的排放，研究人员对燃煤中汞的形态分布和形态转化影响因素进行了分析。
1形态分布
煤粉经过燃烧后，煤中汞的去向主要分为两部分：一部分伴随着灰渣的形成，以固态的形式留在渣和飞灰中；另一部分以气态的形式释放到烟气中。从形态分布来看，燃烧后进入大气中的汞有3种存在形态，即气态单质汞（Hg0）、气态二价汞（Hg2+）和颗粒态汞（HgP）［10-12］。
其中气态二价汞可以形成许多有机和无机化合物，其无机化合物比较稳定，易溶于水，易被烟气中颗粒物吸附，因此容易被湿法脱硫设施或除尘设施脱除［13］。由于电厂采用的除尘设施均具有较高的除尘效率，正常烟气排放中，颗粒态汞比例极低，常可以近似不计［14-16］。
气态单质汞是大气中汞的主要形式，它具有较高的挥发性和较低的水溶性，极易在大气中进行长距离传输，它在大气中的平均停留时间可长达半年至两年，是最难控制的形态之一。目前对汞的控制主要是控制气态单质汞，处理方式多将其转化为气态二价汞，从而实现脱除［17-19］。
2监测方法
经过多年的发展，烟气中汞的监测方法得到了不断改进和更新，技术已非常成熟。按照吸收剂的不同，汞的监测方法可以分为3种，一是溶液吸收液法。如美国EPA方法29、美国EPA方法101A、安大略法（Ontario Hydro Method，OHM法）和扩散网技术等。二是固体吸附剂法。如汞形态吸附法、MIT固体吸附剂法、有害元素取样链方法、扩散管技术和固体吸附法（美国EPA方法30B）等。三是在线连续测试方法（美国EPA方法30A）［20-24］。
在诸多方法中，安大略法被认为是采集和分析燃煤烟气中不同形态汞的最有效方法，被美国环保署（EPA）和能源部（DOE）等机构推荐为美国标准分析方法，在实际应用中较为广泛［21］。此方法的优点是可用于不同位置的手工采样监测，分析烟气中3种不同形态的汞，数据精度高，结果准确［13］。
安大略法采样系统由石英采样管、加热装置、过滤装置（石英纤维滤纸和滤纸固定部分）、一组放在冰浴中的吸收瓶、流量计、真空计和抽气泵等组成。采样开始后，颗粒态汞首先被取样枪前端的石英纤维滤纸捕获，经过滤后的气体再依次进入后续的8个吸收瓶。即气态二价汞首先被3瓶盛有1 moL/L KCl溶液的吸收瓶收集，气态单质汞由1瓶装有HNO3-H2O2吸收液（5%体积分数的HNO3+10%体积分数的H2O2）和3瓶装有KMnO4（4%质量分数的KMnO4+10%体积分数H2SO4）吸收液的吸收瓶收集，烟气最后由盛有干燥剂的吸收瓶验收烟气中的水分，以免水分进入后面的等设备中。取样结束后，进行样品的恢复和消解，以求得烟气中汞的形态分布和汞含量。
3形态转化的影响因素
燃烧后，煤中汞的最终形态受多种因素影响，影响形态转化的因素主要有煤种、气体组分、烟气温度和燃烧方式等，各因素的影响程度和作用方式有所不同。
3.1煤种
煤种是影响煤中汞形成和释放的最基本因素。煤种直接决定了煤中汞元素含量、燃烧后烟气成分和汞存在的形态。据美国国家能源技术实验室（NETL）报道，在一定条件下燃烧不同煤种时，释放到大气中的汞形态所占比例不尽相同，褐煤和无烟煤中Hg0占比例较高，烟煤中HgP所占比例为45%。
不同煤种燃烧汞形态分布大致含量见表1［18、25-28］。
3.2气体组分
燃煤烟气成分复杂，在烟气组分中，一般认为含氯物质（如Cl2、HCl和Cl等）和飞灰是影响汞形态转化最重要的因素，其他组分如O2、SOX和NOX等物质也可以与汞发生反应，在一定程度上影响其转化。
研究发现，含氯物质对汞的氧化起着最主要的作用。一般说来，氧化性气氛下，烟气中氯含量越高，烟气中Hg2+和HgP所占比例越高；还原性气氛下，氯元素对汞的形态分布没有影响。在燃烧烟气中，氯气的浓度虽然比氯化氢的浓度小得多，但氯气氧化性的活跃性高于氯化氢。含氯物质不仅对烟气中气相汞的形态转化有影响，同时还影响着HgP的形成。总体来说，氯元素不能改变烟气中总汞含量，但可以影响汞的形态分布［26、28-33］。
飞灰对汞形态分布的影响主要体现在对Hg2+的吸附和对Hg0的催化氧化。研究表明，飞灰对汞的吸附与飞灰的粒径大小有关，飞灰粒径越小，比表面积越大，吸附的汞量也越多［34-35］。
3．3烟气温度
Senior等采用平衡模拟计算表明，在锅炉炉膛的温度条件下，烟气中的汞主要以Hg0形态存在，汞的氧化反应发生的界限温度在800～850 K的范围内，当温度高于900 K时，烟气中的Hg0占99%，而Hg2+仅占1%［36-37］。Gibb等研究发现，温度不仅影响Hg0和Hg2+的所占比例，还影响着HgP的比例。随着烟气温度的上升，HgP的滞留比分下降［38］。赵毅等人分析发现，当温度高于800 ℃时，烟气中汞主要的存在形式是Hg0，同时还有少量的Hg2+，温度低于470 ℃时，主要存在形式是Hg2+［18］。
刘迎晖等研究发现汞在氧化性气氛下，温度小于600 K时，烟气中汞主要存在形式是Hg2+；温度大于800 K时，主要存在形式是Hg0；温度为600 K～1 000 K时，有少量的Hg2+生成。但在还原性气氛中，温度大于400 K时，烟气中99%的汞以Hg0的形式存在［39-41］。
3．4燃烧方式
与司炉和链条炉相比，煤粉炉中煤粉与空气接触更加充分，燃烧效率较高，烟气中Hg2+含量相对较高，而HgP含量较少［42］。
3．5过量空气系数
燃烧过程中，过量空气系数的高低直接影响着Hg0与Hg2+的所占比例。氧化性气氛对Hg0的氧化有促进作用，还原性气氛不利于Hg2+的生成。而大部分锅炉燃烧过程都是还原性气氛，从而使Hg0在总汞中占主要部分［18、43］。
3．6添加剂
徐稳定等分析发现，燃烧过程中，向炉膛内加入一定量的氧化钙等添加剂，当温度超过400 ℃时，烟气中Hg0含量明显减少［42］。
4结论
（1）燃煤烟气中汞对大气环境的危害已受到广泛关注。气态单质汞仍然是当前研究的重点，应加强对形态转化因素的研究，从源头上控制气态单质汞的产生，同时采取有效方法，促使其向利于脱除的气态二价汞转化。
（2）煤中汞燃烧会后部分会进入灰渣中，应加强对燃煤电厂灰渣的管理，以防造成二次污染。
（3）应加强对汞的控制措施的研究。目前，燃煤电厂在废气处理设施设计和建设时，建议预留汞控制设施的位置和空间。
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烟煤范文6
关键词：燃煤电厂；烟气治理；脱硫脱硝技术
Abstract: In many power plants, coal-fired power plants are the largest of atmospheric pollution, the most serious is the coal-fired boiler flue gas, which is China's coal-burning power plant air pollution is a key factor. This article describes the hazards of coal-fired power plant flue gas and Features, and then On the flue gas treatment approaches, and finally elaborated flue gas desulfurization and denitrification technology.Keywords: coal-fired power plants; flue gas treatment; Desulfurization Technology
中图分类号：TK229.6文献标识码：A文章编号：
在燃煤电厂中排出的烟气中，包含烟尘、氮氧化物、二氧化硫、碳氢化合物和重金属等诸多污染物，致使大型火电厂常常是当地最大的工业污染源。在燃煤电厂中，因锅炉燃烧而产生的污染物显著高于其他环节产生的污染物，因此燃煤电厂是治理污染的关键。
一、燃煤电厂烟气的危害及特点
在锅炉燃烧的过程中，会产生烟气，其中包含很多污染物，比如说有氮氧化物、一氧化碳、二氧化硫、粉尘和少量的氟化物、氯化物等。其中污染物的比重和煤炭中存在的矿物质构成有着十分紧密的关系。锅炉燃烧会产生大量的烟气，由于烟气的温度高，污染物的浓度较低，烟气治理更加困难。
燃煤电厂中锅炉烟气含量虽然会由于煤种与锅炉设备的不同存在一定的差异，但是由于其额定的蒸发量比较大，所以排放的烟气含量往往比其他工业窑炉中产生的烟气含量大很多。锅炉燃烧时的温度一般大于1200℃，其中污染物大部分都是无机物。在燃煤电厂的烟气中，污染物是由气态形式存在的，浓度往往较低，它的浓度显著低于工厂中由于有色金属冶炼而产生的气态污染物。因为污染物的浓度相当低，所以在气态污染物回收以及利用方面就会因此投入更高的成本，并且工作的难度也相当大，往往会影响其经济效益。针对数量较少的燃高硫煤电厂，则应当全面分析电厂的社会环境、经济效益的同时，区别对待、因地制宜，合理的选择治理方式。在燃煤电厂的锅炉中，烟气是有一定温度和湿度的。因为烟气含量较大，烟气的温度往往会比环境空气的温度高很多，而且由于是用高烟囱排放的，所以烟气抬升的高度大，扩散的范围广，再加上由于风的作用，传输就会形成连续的烟流，其距离可达到几百乃至几千公里。在烟气沉降与转化过程中，SO2和 NOx 的沉降与转化是一个非常缓慢的过程，所以可以传输比较远的距离。
燃煤电厂的污染物不但数量多而且传输远，是对环境影响最大的。燃煤电厂中的烟尘，不仅仅影响人的健康，而且还给工农业的生产带来了相当大的损失，很多电厂周围的农村，由于电厂排放的烟气沉降，致使农作物大量的减产，电厂往往每年需要支付巨大的赔偿。SO2除了对人的健康有很大危害外，还对建筑物、金属材料、农林业的生产也存在有很大的危害。燃煤电厂烟气中NOx 主要是 NO，排放在大气中之后容易氧化成为NO2。NO2的浓度比较大时就会造成严重的环境污染，危害到人的健康。
二、燃煤电厂烟气治理的策略
燃煤电厂应当主要针对加强技术的改造、推行洁净煤的技术、完善企业的管理作为烟气治理的根本任务，最终达到减少煤耗、降低煤炭燃烧所产生的废气的目的。而且，综合的利用资源技术与开发更高效的烟气治理技术也是相当重要的。例如怎样高效的热电联产、电除尘器都是废气治理的有效措施。
在燃煤电厂中，锅炉废气的治理重点是对各类除尘设备的治理，例如袋式除尘器、旋转式除尘器、电除尘器等等。由于电除尘器除尘的效率特别高，运行成本也比较低，因此，在燃煤电厂中，很多都用电除尘器。煤炭燃烧时，针对产生的SO2，主要的控制技术分为SO2燃烧前的脱硫、SO2燃烧中的脱硫和SO2燃烧后的脱硫。在烟气治理的过程中，燃煤电厂应当按照“预防为主、防治结合与综合治理”的规定，把污染治理、能源节约和综合利用资源高效的结合起来，不但要控制新的污染产生，还要加强对旧污染的治理，采取先进的生产经营管理模式，借鉴先进的科学技术，从而提高投资的整体效益，努力让社会效益、经济效益以及环境效益达到高度的统一。
在实践治理的工作中得到的经验告诉我们，今后应该继续加强技术政策；推行能源节约和有益于保护环境的新能源政策；能源节约不仅仅是降低能源的消耗、经济效益的提高，还是谋求保护环境与经济建设协调长期发展的关键举措。和发达的国家相比，我国的节能潜力非常大。所以，要继续加强各种措施来节约能源。严格控制新的污染、依赖科技的进步，高效控制污染物的排放，完成污染防治和利用资源紧密相结合的目的；挖掘节能潜力，提高现有的设施运作率，发挥设施投资的最大效益；积极筹措各种基金，来治理旧厂的污染。
三、燃煤电厂烟气污染治理技术
1 传统的模式
这几年，国内对烟气的脱硫、脱硝技术需求很大，但可以采用的成熟自主的技术却不是很多，这是因为脱硫、脱硝装置的工艺流程比较复杂、存在诸多介质、影响的因素繁多，技术的开发难度也相当大。采用国际上的新技术开发方式，烟气污染治理新技术的开发则需机理的研究、小试、中试的工业示范，逐个投入应用到整个的开发流程中，全面应用相近的理论和因次分析的方法来实现体系与核心装置的放大。
在技术开发的过程中，首先要通过研究阶段，针对技术的基础问题从反应机理与理论上加以明确，然后采用小试来验证新技术是否可行，完成小试的工艺基础后，选择该工艺在仿真工业条件中进行工艺的研究，并联系相近理论与因次分析，来建立中试的装置，采用中试来验证工业生产，之前的工艺是否可行，确保研发与应用时的工艺要一致。从小试到中试，就是从实验室到大的生产间的过程。中试过程中，不仅可以对小试验证，还可以为将来的大生产搜集数据，所以，在传统技术开发的过程中，由小试到中试才是一个必须通过的关键环节。也常常是在这两个环节中需进行反复的验证，才使得全部的技术开发周期延长、资金投入增大，通常企业与研究机构无力承受这么大的风险。这才导致我国的大气污染治理技术自主开发常常在到达中试阶段之后，就会陷入停滞期，导致技术开发很难继续进行，因而无法获得先进的技术，应用也更加无从谈起。
现如今，国内烟气脱硫、脱硝技术的开发只是集中在引进国外的先进技术，环保公司为了与高校科研院等科研机构相结合，在对引进国外技术消化吸收的同时，进行了部分技术的改良，因为核心技术都是国外企业的技术机密，所以这种技术的改良很难在实质上面提升系统整体的应用水平和技术水平，导致我国技术依然不能摆脱对国外先进技术的依赖。
2 技术开发新模式
环境的污染治理已历经数十年了，在治理技术开发的初级阶段，因为技术的限制，大部分实验是验证技术可行性的基本方法，把试验作为核心，再和相似的理论与因次分析相结合是实验装置放大的唯一途径，而且技术的优化还依赖反复的试验室验证，所以在国外的烟气脱硫与脱硝技术开发和研究过程中，都遵从以试验为中心的，从小试到中试工业示范开发模式，在历经了十多年的发展后，才最终实现了成熟技术在大规模工业中的应用。
在烟气脱硫与脱硝的技术开发研究中，工艺过程的重心在化学的过程研究，而化学过程的实现又是在过程装置中实现的。尽管烟气脱硫与脱硝过程中的化学原理各异，而且反应器的样式也各有各的特点，并都存在着装置大、负荷范围宽、适应性较强、设计精度较高这些特点，他们对过程装置的放大设计来说，都是全新的挑战。
烟气脱硫与脱硝技术在国际上的大量采用，说明即使我国还没有掌握核心的工艺，但是它的技术已相对很成熟，具备了超越传统的开发模式基础。研究应当采用全面的、多尺度的系统级数值仿真和模拟为中心，让实验研究成为校正和开发对烟气脱硫与脱硝反应器与相关的装置的关键技术，对工艺的开发，不但突破了传统的因次分析和相似理论的限制，还解决了脱硫与脱硝多个反应器的设计问题，最终避免了费用高昂的开发过程。
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