燃煤机组SO_3迁移规律及排放特性试验

针对燃煤电厂SO_3排放现状,对国内多个典型燃煤机组(包括达标排放机组和超低排放机组)各污染物控制设备前后的SO_3质量浓度进行现场测试,并分析了国内典型燃煤机组的SO_3迁移规律。结果表明:达标排放机组的SO_3排放质量浓度普遍高于5 mg/m~3,而超低排放机组的SO_3排放质量浓度大多低于5 mg/m~3;燃煤机组SO_3迁移规律为烟气经选择性催化还原(SCR)脱硝装置后SO_3质量浓度明显增加,而经后续的电除尘装置、脱硫装置、低低温电除尘装置及湿电除尘装置后SO_3均得到有效脱除。     

锅炉排烟对大气的污染及治理

(三) 二氧化硫SO_2 SO_2的生成煤中的硫(包括有机硫和黄铁矿硫FeS_2)在燃烧过程中除少数(约占5—10％)残留在灰中外绝大部分(90—95％)的硫首先撩烧生成SO_2,而在高温区有氧原子或有催化剂(Fe_2O_3、V_2O_5)时会有0.5—2.0％进一步转化成SO_3。目前,在煤粉炉和燃油炉中还不能用改进燃烧技术来控制其生成量,故SO_2的生成量直接正比于燃料中的含硫量,对煤而言,燃料中S=1.0％所生成的: SO_2=2100mg/m~3=730ppm SO_3=33mg/m~3=10ppm 通常煤中,S=0.5—5.0％,故其SO_2生成量可达365～3650ppm     

燃煤电厂SO_2超低排放技术研究及其应用

随着国家法律法规对燃煤电厂烟气污染物排放要求的日趋严格,相关超低排放技术也日臻完善。对燃煤电厂SO_2超低排放技术的种类和技术特征进行了总结、分析和研究,并探讨各技术的技术优势和适用范围。与此同时,针对某电厂1 000 MW超超临界机组脱硫装置超低排放技术路线和工艺特征展开分析,研究了SO_2超低排放技术的实际应用性能。结果表明,入口SO_2标干浓度为1 122 mg/m~3(标态)时,脱硫效率可达98.48%,出口SO_2浓度为17 mg/m~3(标态),显著低于35mg/m~3(标态)的超低排放标准。     

超低排放燃煤机组细颗粒物排放特性实验

细颗粒物可长期悬浮于大气中造成雾霾,燃煤机组作为细颗粒物主要排放源之一,可通过安装静电除尘器(ESP)和湿法烟气脱硫(WFGD)装置控制烟气颗粒物排放质量浓度。本文基于某600 MW燃煤机组的煤质和飞灰特性,实验研究了烟气调质(FGC)对ESP除尘性能的影响,并分析了其对颗粒物的脱除机理;同时,采集了WFGD系统出入口烟气颗粒物样品,测量总颗粒物和各粒径段颗粒物的质量浓度。结果表明:采用双重FGC时,ESP出口烟气灰颗粒质量浓度为18 mg/m~3,较未采用FGC时减少55 mg/m~3;在ESP入口烟道喷入42.86 mg/m~3的SO_3后,飞灰比电阻降为1.23×10~(10)Ω·cm,此时比电阻降至ESP的有效工作范围内,经WFGD后烟气总颗粒物质量浓度由18 mg/m~3降至4.2 mg/m~3,除尘效率为76.67%,而细颗粒物质量浓度由1.87 mg/m~3增至2.71 mg/m~3,增加了0.84 mg/m~3,这源于WFGD过程生成的粒径小于1μm的细颗粒物,其主要成分为CaSO_4·2H_2O。     

燃煤电厂SO_3控制及脱除技术研究进展

三氧化硫(SO_3)是燃煤电厂烟气污染物之一,主要来源于锅炉燃烧和选择性催化还原脱硝系统。SO_3的生成量受燃料中硫含量、燃烧方式、脱硝催化剂成分及结构形式、飞灰组成等多种因素的影响。SO_3与水蒸气反应生成H2SO4雾滴,排入大气可形成二次颗粒硫酸盐,引发雾霾、酸雨等灾害性天气。烟气中SO_3含量过高时易引起设备积灰、堵塞、腐蚀等问题,影响机组安全运行。基于SO_3的生成机理,综述了燃煤电厂SO_3控制及脱除技术最新研究进展,探讨了锅炉燃烧过程中控制、脱硝催化剂优化、炉后烟道内喷碱性吸收剂以及现有设备联合协同等脱除SO_3的技术方法,分析了不同技术的适用性和局限性,为今后燃煤发电机组烟气SO_3控制及脱除技术方案的选择提供参考依据。展望了SO_3控制及脱除技术未来研究方向,在深入研究SO_3生成机理的基础上,将源头治理和炉后脱除相结合,开展多种污染物联合脱除技术,针对不同机组,选择适宜的技术路线,探索提高SO_3脱除效率的有效途径,并进行技术经济性评价。     

特约主编寄语-依托国家重点研发计划，以尖端技术助力蓝天保卫战！

正燃煤电厂烟气超低排放已全面实施,2014年9月和2015年12月,国家层面的《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014—2020年)》(发改能源[2014]2093号)及《全面实施燃煤电厂超低排放与节能改造工作方案》(环发2015[164]号)相继颁布,要求NO_x、SO_2和烟尘排放限值分别为50 mg/m~3、35 mg/m~3、10 mg/m~3,超低排放政策在中国全面实施,并对供电煤耗也提出了要求。截至2017年12月,已有河北、上海、河南、浙江、山东等省市出台或将出台     

燃煤电站锅炉超低排放技术方案分析研究

为了满足国家标准对燃煤机组大气污染物排放浓度的最新要求,对某600 MW燃煤机组大气污染物排放现状及超低排放技术进行分析研究,提出了采用"低氮燃烧+SCR脱硝+电袋复合除尘器+烟气脱硫+湿式电除尘器"的超低排放技术改造方案。结果表明:改造方案将该机组排烟中NO_X、SO_2、烟尘的排放浓度分别控制在50 mg/Nm~3、35 mg/Nm~3及5 mg/Nm~3以下,满足了国家对燃煤机组大气污染物超低排放限值的要求,同时明显改善了当地空气质量。     

国电泰州电厂2×1000 MW二次再热机组NO_x、SO_2超低排放技术应用

为使烟气中NO_x、SO_2排放达到超低水平,国电泰州电厂二期2×1 000 MW超超临界二次再热燃煤发电机组SCR脱硝系统采用了驻窝混合技术,烟气脱硫采用了单塔双循环湿法脱硫技术。简介驻窝混合技术机理和单塔双循环脱硫技术原理,介绍国电泰州电厂1 000 MW机组烟气脱硝脱硫设计方案及实施效果。实践结果表明,国电泰州电厂1 000 MW机组采用上述2项技术后,烟气中NO_x和SO_2实现了超低排放,NO_x和SO_2脱除效率分别达到90.3%和99.6%,其排放质量浓度分别为31 mg/m~3和15 mg/m~3,远低于国家超低排放限值,且优于燃气轮机排放水平。     

600MW燃煤发电机组的SO_3生成与排放特性

采用控制冷凝法在某600 MW燃煤发电机组选择性催化还原(selective catalytic reduction,SCR)脱硝反应器入口和出口、干式静电除尘器(dry eletrostatic precipitator,DESP)入口和出口、湿式静电除尘器(wet electrostatic precipitator,WESP)入口和出口进行现场SO_3质量浓度测试,分析了锅炉的SO_3生成特性及各烟气处理设备对其的影响。结果表明,炉内燃烧过程会产生15.2~21.6 mg/m~3的SO_3,其生成质量浓度随负荷升高有所降低;SCR脱硝过程中部分SO_2转化为SO_3,导致SO_3质量浓度升高55.4%~58.3%;DESP、WFGD装置和WESP的SO_3脱除效率分别为44.67%~44.57%、74.1%~75.6%和51.4%~57.6%;WFGD装置对SO_3的脱除效率显著低于对SO2的脱除效率,而WESP对SO_2和SO_3的脱除效率无明显差异。     

发电机组海水脱硫系统提效改造研究

介绍了某公司1-4号机组烟气海水脱硫工艺,通过分析影响海水脱硫效率的因素,对1-4号机组烟气海水脱硫系统进行了提效改造,改造后SO_2排放在35 mg/m~3以下,烟尘排放在5 mg/m~3以下,达到了超洁净排放标准,改造效果良好。