CN105148706A - 天然气锅炉节能减排一体化方法 - Google Patents

天然气锅炉节能减排一体化方法 Download PDF

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李钢
闫静
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Abstract

本发明公开了一种天然气锅炉节能减排一体化方法，包括如下步骤：S10、烟气降温除水和高效回收余热；S20、采用Na2S溶液还原吸收NOx及SO2；S30、处理吸收溶液乏液。本发明能够高效率、低成本和同时净化处理烟气中的NOx、SO2和颗粒物，消除白烟排放，回收烟气余热和冷凝水，合理利用吸收溶液乏液，没有污水排放，系统运行稳定操作简单，不影响天燃气锅炉正常燃烧。

Description

天然气锅炉节能减排一体化方法
技术领域
本发明涉及锅炉燃烧节能与环境保护领域，尤其涉及一种天然气锅炉节能减排一体化方法。
背景技术
氮氧化物(NOx)是形成二次细粒子(PM2.5)的重要前体物，汽车尾气、煤炭以及天然气燃烧是NOx的主要排放源。2012年8月～2013年7月在北京市包括城市背景、城区、郊区以及边界传输点在内的9个监测点位进行大气细颗粒物PM2.5样品的采集与分析，共获得486个有效样本，分析结果表明，NOx是重污染过程累积效应比较明显且贡献相对较高的二次粒子前体物[1]。虽然天然气是一种相对清洁的能源，排放的二氧化硫(SO2)和颗粒物较少，NOx排放量却与煤炭燃烧相当，随着城市对环境质量要求越来越高，天然气燃料使用量也将越来越大，北京市未来5～10年天然气燃烧排放的NOx将超过煤炭和汽车成为最大排放源，因此天然气燃烧产生NOx污染问题也越来越受到重视。北京市2015年颁布的《锅炉大气污染物排放标准》，将NOx的最高允许排放浓度由150mg﹒m-3分阶段严格至80mg﹒m-3和30mg﹒m-3，SO2由20mg﹒m-3严格至10mg﹒m-3，颗粒物由10mg﹒m-3严格至5mg﹒m-3。国际上，一些环境管控严格的发达国家对锅炉排放更加严格，其中NOx排放浓度限值低于18mg﹒m-3，且有加严趋势。
目前，净化处理天燃气燃烧排放的NOx比较成熟的技术为选择性催化还原(SCR)和选择性非催化还原(SNCR)，多用于大型燃气锅炉或燃气电厂，其中仅SCR能够达到30mg﹒m-3的排放水平，但对于数量上占90％左右的中小燃气锅炉，由于负荷通常不稳定，控制系统不够完善，运行管理水平较低，建立氨制备系统十分复杂，采用SCR技术或不能达标或氨逃逸造成二次污染。天然气采用低氮燃烧技术比较适合中小锅炉，治理成本低，采用超低氮燃烧技术的NOx排放浓度能够达到30mg﹒m-3的排放水平，但技术要求高，目前仅在个别国家采用。天然气燃烧产生的白烟排放将是我国特别是北方地区未来需要重点解决的问题，国外有些发达国家将白烟也作为一种污染。每m3天然气燃烧产生1.6kg左右的水，约为煤炭燃烧的5倍，在不利气象条件下排放大量的水汽会加重雾霾。天然气燃烧产生的大量水汽表明烟气中存在大量潜热，回收烟气余热对充分利用宝贵的天然气能源具有重要意义。
SCR、SNCR、低氮燃烧等技术方法仅能净化处理NOx一种污染物，据对天然气锅炉烟气监测结果表明，SO2平均为(5～6)mg﹒m-3，一般情况下大多数锅炉能够达到北京排放标准，但当上游气源脱硫净化处理不正常时会发生超标甚至严重超标情况。采用SCR、SNCR、低氮燃烧等技术方法不能去除SO2和虽然是极少量但全部是PM2.5的炭黑颗粒物，本身不能消除白烟和回收烟气余热，需要增加相关设备和投资。湿式吸收法是锅炉烟气脱硝方法之一，优点是不仅能脱硝，还能够同时净化处理SO2和颗粒物，能够很好的适应烟气量和污染物浓度变化，净化处理效率高，操作简单，系统运行稳定，非常适合中小锅炉采用。其中，采用不同的处理方法可以得到不同的净化处理效果，NOx净化处理后的排放浓度可低于15mg﹒m-3甚至低于10mg﹒m-3，能够达到国际上最严格的排放标准，SO2在任何时候均可保证达标排放，湿式吸收法还能洗涤去除部分因燃烧不好产生的炭黑颗粒。为了使吸收法达到较高的净化效率，需要降低烟气温度并除去大部分气态水份，这正好与烟气余热回收、水资源利用和消除白烟形成有机结合。NOx一方面是大气污染物，另一方面也是资源，通过对吸收乏液进行处理可生产有用副产品，不会产生污水排放。
由于我国天然气锅炉越来越多的采用烟气余热回收技术，例如采用气/液换热器加烟气源热泵技术,可以从天然气燃烧烟气中回收约占供热总量8％左右的余热(显热+潜热)，烟气源热泵热水机组的热输出功率与电输入功率比达到7.91，比空气源热泵热水机组高出近1倍，节电节能效果显著。在烟气余热回收过程中，降低了烟气温度，烟气中的大部分水分同时也被去除掉，一方面有利于采用湿式吸收法脱硫脱硝,另一方面每蒸吨锅炉每天可回收2吨左右的低硬度冷凝水，用于锅炉补水。因此，节能减排一体化的方法对于越来越多大量采用天然气的城市具有非常好的发展前景。
发明内容
本发明目的是提供一种天然气锅炉节能减排一体化方法，能够高效率、低成本和同时净化处理烟气中的NOx、SO2和颗粒物，消除白烟排放，回收烟气余热和冷凝水。
本发明采用如下技术方案:一种天然气锅炉节能减排一体化方法，包括如下步骤：S10、烟气降温除水和高效回收余热；S20、采用硫化钠(Na2S)溶液还原吸收NOx；S30、处理吸收溶液乏液。
可选的，所述步骤S10具体为：锅炉烟气经三通烟道的其中一个出口进入气/液换热器降温除水，然后经风机将烟气送入烟气源热泵系统进一步降温除水，使烟气温度降低至15℃以下。
可选的，锅炉补水和/或供暖回水和/或洗浴用水，以分别或单独串联方式通过气/液换热器和烟气源热泵系统，回收余热。
可选的，降温除水后的烟气再经一个三通烟道的一个出口进入还原吸收或其他湿式吸收法烟气净化系统进行净化，然后经风机送入排放筒排放。
可选的，所述两个三通烟道的另一出口都与排放筒连通，通过引风机输送的气体量均比三通烟道前的气体量多出1％。
可选的，所述步骤S20具体为：降温除水后的烟气进入还原吸收塔进行烟气净化，还原吸收液为5％～30％质量浓度的Na2S溶液，主要反应式为：
Na2S+2H2O＝H2S+2NaOH
Na2S+H2O＝NaHS+NaOH
4H2S+6NO＝N2+2N2O+4S+4H2O
NaHS+N2O＝N2+S+NaOH
2NaOH+SO2＝Na2SO3+H2O。
可选的，所述还原塔采用喷雾塔、波纹填料塔或板式塔，烟气通过还原塔的停留时间不少于1s，液气比为5～25L﹒m-3。
可选的，所述步骤S30具体为：还原吸收溶液乏液送入储罐，其中部分用于中和烟气酸性冷凝水，其余或直接送至附近碱液用户或浓缩干燥为固状碱出售，沉淀的单质硫集中回收。
可选的，所述还原吸收溶液乏液通过压力泵在气/液换热器前喷入烟气中，中和烟气中少量可溶性酸性气体，防止设备腐蚀，中和后的冷凝水可用于水暖锅炉补水。
本发明具有如下有益效果：本发明能够高效率、低成本和同时净化处理烟气中的NOx、SO2和颗粒物，消除白烟排放，回收烟气余热和冷凝水，合理利用吸收溶液乏液，没有污水排放，系统运行稳定操作简单，不影响天燃气锅炉正常燃烧。
附图说明
图1为本发明天然气锅炉节能减排一体化方法示意图；
具体实施方式
首先需要说明的是，本发明旨在提供一种天然气锅炉节能减排方法，当应用在天然气锅炉等天然气设备燃烧天然气后的尾气处理时，首先通过降温装置对天然气燃烧后产生的烟气降温除水，再通过Na2S溶液还原吸收NOx，从而达到有效地降低天然气尾气中NOx含量的目的。其中与Na2S的主要反应式为：
Na2S+2H2O＝H2S+2NaOHNa2S+H2O＝NaHS+NaOHH2S+6NO＝N2+2N2O+4S+4H2O
NaHS+N2O＝N2+S+NaOH2NaOH+SO2＝Na2SO3+H2O
本领域技术人员应当知晓，在使用Na2S溶液进行脱硝处理时，可能还会存在一些其他反应，但为了清楚的表达Na2S溶液的脱硝原理，本发明中仅列出了与之相关的反应式。
在此技术构思的范围内，本发明天然气锅炉节能减排方法并不局限于特定的实现该方法的结构，例如，降温装置并不局限于使用气液换热器或烟气源热泵，只要能够达到降温效果的装置，均可以用于本方法中。再如，Na2S溶液与烟气进行吸收还原反应所使用的装置可以是各种各样的，只要能够提供发生反应所需的空间即可。
本方法属于湿式吸收法，其优点是不仅能脱硝，还能够同时净化处理SO2和颗粒物，能够很好的适应烟气量和污染物浓度变化，净化处理效率高，操作简单，系统运行稳定，非常适合中小锅炉采用。NOx净化处理后的排放浓度可低于15mg﹒m-3甚至低于10mg﹒m-3，能够达到国际上最严格的排放标准，SO2在任何时候均可保证达标排放，采用本方法还能洗涤去除部分因燃烧不好产生的炭黑颗粒。本发明在采用Na2S溶液脱硝前，首先对天然气燃烧后产生的烟气进行降温处理，减少冷凝水对还原吸收液的稀释，从而达到较高的净化效率，并且降低烟气温度能够除去大部分气态水份，这正好与烟气余热回收、水资源利用和消除白烟形成有机结合。(天然气燃烧产生的白烟排放是中国特别是北方地区未来需要重点解决的问题，国外有些发达国家将白烟也作为一种污染。具体来说，每立方米天然气燃烧产生1.6kg左右的水，约为煤炭燃烧的5倍，在不利气象条件下排放大量的水汽还会加重雾霾。并且天然气燃烧产生的大量气态水表明烟气中存在大量潜热，回收烟气余热对充分利用宝贵的天然气能源具有重要意义。现有技术中的SCR、SNCR、低氮燃烧等技术方法仅能净化处理NOx一种污染物，据对天然气锅炉烟气监测结果表明，SO2平均为(5～6)mg﹒m-3，一般情况下大多数锅炉能够达到排放标准，但当上游气源脱硫净化处理不正常时会发生超标甚至严重超标情况。现有技术中采用SCR、SNCR、低氮燃烧等技术方法不能去除SO2和虽然是极少量但全部是PM2.5的炭黑颗粒物，本身不能消除白烟和回收烟气余热，需要增加相关设备和投资。)
并且从另一方面来看，NOx既是大气污染物，也是资源，本发明通过对吸收乏液进行处理可获得有用副产品，不会产生污水排放。
为了使本发明中的Na2S溶液的脱硝反应更加充分，优选在所述步骤S10中，所述烟气降温后的温度为15℃以下。烟气降温所使用的降温装置优选为气液换热器2和烟气源热泵4。气液换热器2和烟气源热泵4能够在降低烟气温度的同时，充分利用烟气的余热，将烟气的余热传送至锅炉补水和/或供暖回水和/或洗浴用水等需要加热用水中。参见图1所示，本发明中优选采用气液换热器2和烟气源热泵4串联的方式接入，以达到充分合理回收余热的目的。具体的，天然气燃烧烟气经三通烟道1的其中一个出口进入气液换热器2降温至50℃左右，经引风机3送入烟气源热泵4进一步降温至15℃以下。其中气液换热器2和烟气源热泵4的具体管路连接关系将在本发明的天然气锅炉节能减排装置中予以具体说明。
采用气液换热器2和烟气源热泵4,可以从天然气燃烧烟气中回收约占供热总量8％左右的余热(显热+潜热)，烟气源热泵热水机组的热输出功率与电输入功率比达到7.91，比空气源热泵热水机组高出近1倍，节电节能效果显著。在烟气余热回收过程中，降低了烟气温度，烟气中的大部分水分同时也被去除掉，一方面有利于采用湿式吸收法脱硫脱硝,另一方面每蒸吨锅炉每天可回收2吨左右的低硬度冷凝水，用于锅炉补水。因此，本发明的天然气锅炉节能减排方法对于越来越多大量采用天然气的城市具有非常好的发展前景。
为了达到较好的反应效果，在所述步骤S20中，降温除水后的烟气进入还原吸收塔进行烟气净化，所述还原吸收液为5％～30％质量浓度的Na2S溶液。烟气在所述还原吸收塔的停留时间不少于1s，Na2S溶液与烟气接触时的液气比为5～25L﹒m-3。本发明中的还原吸收塔可以为喷雾塔、波纹填料塔或板式塔。本发明中，所使用的Na2S溶液优选为20％质量浓度的Na2S溶液，在还原吸收塔内自上而下逆向接触还原吸收烟气中的NOx、SO2等污染物。其中烟气通过还原吸收塔的停留时间优选为4s，液气比优选为25L﹒m-3。
为了不影响天然气锅炉燃烧室的压力平衡和保证当还原吸收塔出现问题无法使用时天然气锅炉等设备能够正常工作，在本发明中所述降温装置降温除水后的烟气通过三通烟道进入所述还原吸收塔，所述三通烟道的另一个接口与大气(外界空气)或排放筒连通，风机产生负压使烟气通过所述三通烟道进入所述还原吸收塔，所述风机输送的气体量比进入所述三通烟道的降温除水后的烟气量多1％。通过将三通烟道的另一个接口与大气或排放通连通，在还原吸收塔正常工作时，由于风机输送的气体量比进入所述三通烟道的降温除水后的烟气量多1％，因此降温除水后的烟气能够通过三通烟道全部进入还原吸收塔被处理；在还原吸收塔非正常工作时，烟气能够通过三通烟道的另一个接口引出，不会影响锅炉正常燃烧。
优选地，本发明天然气锅炉节能减排方法还包括步骤S30、处理吸收溶液乏液。所述还原吸收塔10产生的还原吸收溶液乏液储罐13，部分作为中和剂在气液换热器2前喷入烟气中，其余作为脱硫剂送至附近脱硫装置，中和剂喷入量为每立方米烟气0.005升(L﹒m-3)。其中所述吸收溶液乏液喷洒到进入降温装置之前烟气中，以中和烟气中可溶性酸性气体，从而防止设备腐蚀。所述吸收溶液乏液中和可溶性酸性气体后产生的冷凝水可以用于水暖锅炉补水。
下面结合实施例及附图对本发明的技术方案作进一步阐述。
本发明节能减排一体化方法试验在天然气热水取暖锅炉现场进行，节能系统处理烟气量5000m3﹒h-1，减排系统处理烟气量(30～150)m3﹒h-1，初始烟气温度(90～150)℃，NOx、SO2平均浓度分别为160mg﹒m-3和13mg﹒m-3。
参考图1所示，本发明一种天燃气锅炉节能减排一体化方法，包括如下步骤：
S101、天然气燃烧烟气经三通烟道1的其中一个出口进入气/液换热器2降温至50℃左右，经引风机3送入烟气源热泵系统4进一步降温至15℃以下。
S102、供暖回水管5和供暖送水管6分别与气/液换热器2的液体进出口连接，自来水管7与烟气源热泵系统4的进水管连接和出水管与洗浴水热水储罐8连接。
S103、降温除水后的烟气经三通烟道9的其中一个出口进入还原吸收塔10净化处理，然后经引风机11送入排放筒12排放。
S104、三通烟道1和三通烟道9的另一出口直接与排放筒12联通，引风机3和引风机11输送的风量分别比三通烟道前的风量多出1％。
S105、还原吸收塔10采用波纹填料塔，用质量浓度20％的Na2S溶液作为还原吸收液，在吸收塔内自上而下逆向循环吸收烟气中的NOx、SO2等污染物。
S106、烟气通过还原吸收塔的停留时间为4s，液气比为25L﹒m-3。
S107、还原吸收溶液乏液送储存罐13，部分作为中和剂在气/液换热器2前喷入烟气中，其余作为脱硫剂14送至附近脱硫装置。
S108、中和剂喷入量为每立方米烟气0.005升(L﹒m-3)。
S109、烟气冷凝水作为热水锅炉补充水15。
经检测，本实验例对天燃气锅炉烟气中NOx、SO2等污染物的减排量分别为90％和98％以上，排放浓度低于16mg﹒m-3和1mg﹒m-3。烟气余热回收可节约(5～8)％天燃气。
由上述实验例可以看出，本发明有益效果包括：
1、减少污染排放
NOx、SOx分别减排90％和98％，基本消除白烟，无废水排放。
2、节约天然气和电能
余热回收可节约(5～8)％的天燃气使用量，烟气源热泵热水机组的热输出功率与电输入功率比达到7.91，节电效果显著，如仅按冬季采暖期使用计算，一般3年收回节能投资。
3、回收资源
每蒸吨锅炉每天回收2吨左右低硬度烟气冷凝水，还原吸收乏液部分用于中和烟气酸性冷凝水，其余可作为碱使用，单质硫可作为硫资源回收利用。
4、治理成本低
治理运行成本比氧化吸收法降低50％以上。
最后应说明的是：以上实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的精神和范围。

Claims (9)

1.一种天然气锅炉节能减排一体化方法，其特征在于，包括如下步骤：
S10、烟气降温除水和高效回收余热；
S20、采用硫化钠溶液还原吸收氮氧化物及二氧化硫；
S30、处理吸收溶液乏液。
2.根据权利要求1所述的天燃气锅炉节能减排一体化方法，其特征在于，在所述步骤S10中，锅炉烟气经三通烟道的其中一个出口进入气/液换热器降温除水，然后经风机将烟气送入烟气源热泵系统进一步降温除水，使烟气温度降低至15℃以下。
3.根据权利要求2所述的天然气锅炉节能减排一体化方法，其特征在于，锅炉补水和/或供暖回水和/或洗浴用水，以分别或单独串联方式通过气/液换热器和烟气源热泵系统，回收余热。
4.根据权利要求3所述的天燃气锅炉节能减排一体化方法，其特征在于，降温除水后的烟气再经一个三通烟道的一个出口进入湿式吸收法烟气净化系统进行净化，然后经风机送入排放筒排放。
5.根据权利要求4所述的一种天然气锅炉节能减排一体化方法，其特征在于，所述两个三通烟道的另一出口都与排放筒连通，通过引风机输送的气体量均比三通烟道前的气体量多出1％。
6.根据权利要求1所述的一种天然气锅炉节能减排一体化方法，其特征在于，在所述步骤S20中，降温除水后的烟气进入还原吸收塔进行烟气净化，还原吸收液为5％～30％质量浓度的硫化钠溶液，主要反应式为：
Na2S+2H2O＝H2S+2NaOH
Na2S+H2O＝NaHS+NaOH
4H2S+6NO＝N2+2N2O+4S+4H2O
NaHS+N2O＝N2+S+NaOH
2NaOH+SO2＝Na2SO3+H2O。
7.根据权利要求6所述的一种天然气锅炉节能减排一体化方法，其特征在于，所述还原塔采用喷雾塔、波纹填料塔或板式塔，烟气通过还原塔的停留时间不少于1s，液气比为5～25L﹒m-3。
8.根据权利要求1所述的一种天然气锅炉节能减排一体化方法，其特征在于，在所述步骤S30中，还原吸收溶液乏液送入储罐，其中部分用于中和烟气酸性冷凝水，其余部分或直接送至附近碱液用户或浓缩干燥为固状碱，沉淀的单质硫集中回收。
9.根据权利要求8所述的一种天然气锅炉节能减排一体化方法，其特征在于，所述部分还原吸收溶液乏液通过压力泵在气/液换热器前喷入烟气中，中和烟气中可溶性酸性气体，防止设备腐蚀，中和后的冷凝水用于水暖锅炉补水。
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