燃煤电厂污染控制设备脱汞效果及汞排放特性试验

为了解燃煤电厂汞的排放规律以及现有的污染控制设备对烟气中汞的协同脱除效果,采用安大略法对江西省内4台机组进行汞排放及控制试验研究,得到现阶段燃煤电厂配置条件下汞的排放特性。研究结果表明：未投入汞氧化剂的机组污染控制设备协同脱汞效率在69.01%~75.63%,投入汞氧化剂的机组脱汞效率可达89.69%;SCR脱硝装置对烟气总汞的减排效果不明显,但能促使Hg⁰成为易于脱除的Hg²⁺和颗粒态汞,机组投入汞氧化剂后可大幅提高Hg⁰氧化为Hg²⁺的比率;除尘器可以脱除全部的颗粒态汞,其协同脱汞效率平均值为24.37%;湿式脱硫系统对Hg²⁺的脱除效率为88.39%;烟气经过脱硝、除尘、湿式脱硫装置后,最终排放气体中汞的质量浓度在3.91~8.89 μg/m³,远小于国家排放标准限值。     

脱硫废水烟道蒸发工艺协同脱汞效率研究

燃煤电厂脱硫废水成分复杂,处理难度大。以某燃煤电厂600 MW机组为研究对象,进行了脱硫废水（人工配制）烟道蒸发试验,探索了协同脱汞的可行性,并讨论了脱硫废水氯离子质量浓度与机组运行负荷等对脱汞效率的影响。研究结果表明,将脱硫废水喷射至烟道进行雾化干燥的协同工艺,不仅有效提高了烟气中HCl含量,而且能促使更多Hg⁰转化为较易被飞灰吸附的Hg²⁺,可实现脱硫废水零排放和烟气汞的减排;废水中的氯离子对脱汞效率有较大的影响,当废水中氯离子质量浓度由21 250 mg/L增加至36 500 mg/L时,烟气中气态汞的协同脱除效率由95%降至58%;与机组低负荷运行时协同脱汞效率相比,高负荷条件下协同脱汞效率有所降低。     

特高硫煤SO2超低排放技术评估

以燃用特高硫煤的300 MW机组中应用的旋汇耦合脱硫除尘一体化技术为研究对象,对该类技术进行现场测试与评估。测试结果表明：燃煤硫分在5%左右时,脱硫系统的脱硫效率可稳定在99.70%~99.82%,SO₂排放质量浓度在23.4~30.8 mg/m³,能够满足SO₂超低排放小于35 mg/m³的要求;除尘效率在78.6%~87.8%,颗粒物排放质量浓度稳定在4.60~5.76 mg/m³,能够满足颗粒物超低排放浓度小于10 mg/m³的要求。与脱硫单塔双循环、双塔双循环系统技术改造方案相比,该类SO₂超低排放技术的改造与运行费用均有比较大的优势。     

适应烟气超低排放的现役超临界燃煤火电机组环保设施改造

为了满足燃煤火电机组的烟气超低排放要求,对现役超临界机组进行超低排放改造,对锅炉燃烧器进行低氮改造,对原有脱硝SCR增加1层催化剂,脱硫系统将单塔单循环改为单塔双循环,同时在脱硫系统出口增加湿式除尘器。改造后,对烟气排放进行试验测试,数据表明烟尘浓度、二氧化硫、氮氧化物等均满足烟气超低排放标准,符合国家环保指标要求。此次改造可为其它燃煤机组改造提供借鉴。     

基于CFB-FGD技术的烟气超低排放工程性能测试评估

以基于烟气循环流化床脱硫除尘技术的中国中部地区某新建350 MW循环流化床机组超低排放工程为研究对象,对100%和75%负荷工况下SO₂、颗粒物等常规污染物和PM_2.5、SO₃、汞等非常规污染物的浓度进行现场检测,评估CFB锅炉炉内脱硫+炉外CFB-FGD脱硫除尘技术实现SO₂和颗粒物超低排放的达标能力。现场监测及评估结果表明,该技术组合能实现SO₂小于35 mg/m³和颗粒物小于10 mg/m³的超低排放要求,对SO₃、汞等非常规污染物具有一定的协同脱除作用。     

国电泰州电厂2×1 000 MW二次再热机组NOx、SO2超低排放技术应用

为使烟气中NO_x、SO₂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SO₂实现了超低排放,NO_x和SO₂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/m³和15 mg/m³,远低于国家超低排放限值,且优于燃气轮机排放水平。     

660MW机组脱硫装置烟气超低排放改造

为了满足烟气超低排放的要求,采用单塔双循环工艺对某电厂660 MW机组脱硫装置进行改造,主要包括烟气系统、吸收塔系统、氧化空气系统、石灰石浆液供应系统、石膏脱水系统改造。改造后的性能考核试验表明,脱硫装置入口SO_2质量浓度≤5000 mg/m~3、出口SO+2质量浓度≤35 mg/m~3,脱硫效率高于99%,均达到了超低排放要求。     

国华三河电厂飞灰基改性吸附剂脱汞技术研究

为了实现高效绿色发电、减少汞污染的排放,按照国家环保部《关于开展燃煤电厂大气汞污染控制试点工作的通知》要求,国华三河电厂在汞污染物排放浓度测试基础上,开展飞灰基吸附剂喷射脱汞技术试验。通过试验,验证飞灰基吸附剂喷射脱汞技术是可行的,是一种高效脱汞技术,能够在现有环保设施（脱硫、脱硝、除尘）联合脱汞基础上进一步降低烟气中汞排放浓度30%~50%,使综合脱除效率可达75%~90%,烟气中汞气体排放浓度远低于国家标准值,具有推广应用价值。     

基于烟气协同治理的1000 MW机组超低排放改造实践

针对我国燃煤电厂现有烟气治理技术路线存在的主要问题,基于协同治理的理念,对华能海门电厂1 000 MW机组进行超低排放改造。综合考虑脱硝系统、除尘系统和脱硫系统之间的协同关系,确定整体改造方案,主要包括烟气余热利用系统、脱硝设备、除尘器、脱硫设备的改造,以及引风机位置和烟气管道的优化。改造后主要污染物排放质量浓度平均值远低于国家要求的环保指标,取得了良好的社会效益和经济效益。     

单塔双区脱硫技术在燃煤电厂中的应用

目前绝大多数燃煤火电机组采用湿法脱硫工艺进行烟气脱硫,随着国家环保政策的日趋严格,各大燃煤电厂在湿法脱硫工艺的基础上,陆续进行了超低排放改造。通过对湿法脱硫提效改造的常见方案进行介绍,着重对单塔分区技术的先进性进行了论述,结合某公司实际情况,对单塔双区脱硫提效改造的实际使用情况进行总结,可为同类型系统提供借鉴。     

燃煤电站烟气中汞脱除与减排技术

对现有环保设施的脱汞效果进行评价,简介燃烧前脱汞处理方法、烟气脱汞方法和涉及脱汞的多污染物脱除技术。已有的测试数据表明,SCR系统可将烟气中的元素态汞氧化为氧化态汞,使下游设备的脱汞能力提高;静电除尘器和布袋除尘器均能捕集烟气中的颗粒态汞和氧化态汞,后者效果更好;飞灰中的碳含量对除尘器脱汞效率有很大影响,碳含量越高,除尘器脱汞效率越高;现有的湿法烟气脱硫系统能够捕集烟气中的氧化态汞,但也能将氧化态汞还原成元素态汞。采用燃煤中添加溴化物的方法可以有效提高烟气中氧化态汞的比率,因此可提升现有设施的脱汞效率;多污染物控制技术能够实现SO_x、NO_x和汞等多污染物的联合脱除,将具有广阔的发展前景。     

燃煤烟气超低排放全流程协同削减三氧化硫效果分析

烟气三氧化硫（SO₃）是形成雾霾的前驱体之一,研究火电厂烟气污染物控制流程中SO₃的形态、浓度、排放水平以及影响因素很有必要。对容量300~1000MW的燃煤机组超低排放设施进行实测,并对1 000 MW机组开展了全流程测试,同时与常规污染物控制流程进行比较,表明超低排放设施对SO₃具有更好的控制效果,SO₃综合脱除效率可达到90%。对烟气流程各设备脱除SO₃机理与减排效果进行分析,结果表明：（1）SCR脱硝装置具有将SO₂催化氧化成SO₃的作用。（2）空气预热器烟温降低过程间接消耗SO₃,低低温电除尘器、湿法脱硫吸收塔与湿式电除尘器对SO₃有削减作用,各设备对SO₃的削减份额分别占SO₃总量的30%、40%、15%、5%。（3）空气预热器、电除尘器运行温度对SO₃脱除率有较大影响。（4）高效脱硫协同除尘一体化吸收塔具有更好的脱除SO₃效果。     

“低低温+移动电极”电除尘技术研究与应用

“低低温+移动电极”是新的电除尘组合技术。低低温电除尘技术有二次扬尘的缺陷,需结合移动电极来保证高除尘效率,为此研究了“低低温+移动电极”的技术特点和结构原理,并对国外碧南电厂和华能河北某电厂等典型案例进行了介绍和分析。实践经验表明,“低低温+移动电极”电除尘技术是实现超低排放的较佳电除尘组合技术之一,其可实现燃煤电厂电除尘器出口粉尘质量浓度达到15 mg/m³以下,配合脱硫系统可满足10 mg/m³以下甚至5 mg/m³以下的烟尘超低排放要求。     

高效脱硫协同除尘关键技术分析

为系统研究高效脱硫协同除尘技术,分析了已投运的高效脱硫协同除尘典型机组的实际应用情况,从而明确了高效脱硫协同除尘技术需同步考虑低低温电除尘技术和高效脱硫技术。低低温电除尘技术应严控烟温、灰硫比,并做好流场、流速设计及材质选择以防止烟气冷却器磨损泄漏;高效脱硫技术应优化塔内喷淋层和除雾器层流场、设置合理塔内设施间距和流速,并保证足够的喷淋覆盖率、配置合适的喷嘴和除雾器。通过低低温电除尘技术和高效脱硫技术的协同作用可有效地实现SO₂和烟尘的超低排放,因此“低低温电除尘技术+高效脱硫协同除尘技术”是烟尘和SO₂超低排放的一条优选技术路线。     

燃煤电厂烟气中SO3协同控制情况及排放现状

燃煤电厂锅炉燃烧中SO₂/SO₃的转化率为0.5%~5%；超低排放条件下，SCR脱硝中SO₂/SO₃的转化率控制在1%以内。运行中为控制SO₃在脱硝催化剂下层和空预器中的消耗，应尽量减少H₂SO₄和NH₄HSO₄的冷凝吸附，保证催化剂的活性及空预器的安全运行。理论上低低温电除尘器（LL-ESP）对SO₃脱除效果显著，但不同工程实测表明，LL-ESP对SO₃的脱除效率差别较大，介于1.8%~96.6%之间。此外，研究认为，电袋复合除尘器对SO₃脱除效率为74.3%~85.9%。超低排放工况下，除空塔脱硫和海水脱硫技术外，大部分湿法脱硫技术对SO₃的脱除效率高于50%；SO₃在湿式电除尘器中的脱除效率也大于50%，但整体上与国外成熟案例相比稍有差距。总体而言，超低排放条件下，燃煤硫分低于1.5%时，燃煤电厂全流程环保净化设备对SO₃的综合脱除效率高于90%，大部分机组的SO₃排放浓度低于5 mg/m³。     

湿式电除尘器SO3、HCl、HF脱除效率试验研究

燃煤电厂湿法脱硫后烟气中含有SO₃、HCl、HF等强腐蚀性物质,虽然含量不高,但对烟囱抗腐蚀性能提出了更高的要求。湿法脱硫后加装湿式电除尘器,对SO₃、HCl、HF等有一定的脱除效果,为研究湿式电除尘器对其脱除效率,在某电厂330 MW机组金属极板式湿式电除尘器进出口对烟气进行采样,检测SO₃、HCL、HF的浓度,得出湿式电除尘器对这些强腐蚀性酸性气体的脱除效率分别为45%、85%及65%左右。结果表明湿式电除尘器可有效脱除烟气中的腐蚀性气体,降低其在烟囱入口浓度,因而可减缓烟囱腐蚀。     

电除尘矩阵式电磁振打器控制系统改进优化

针对DDPLC型电除尘器低压程控矩阵式电磁振打系统控制精度低、矩阵回路设计不合理、工作模式单一的问题,对S2-226可编程控制器电磁振打控制系统进行了改进和优化。改造后,实现电磁振打清灰与故障清灰工作模式的自动切换,提高了电除尘电磁振打清灰系统的自动化水平,有利于电场内部故障的自我修复,增强了电场对不同比电阻的粉尘适应性,保证了电除尘设备的可靠性,使得电除尘出口原烟气粉尘浓度保持在20 mg/m³以下。     

催化氧化法脱除燃煤烟气中的单质汞

提出了一种超价金属化合物二过碘酸合铜（DPC）与过渡金属离子Ni（II）共建的液相催化氧化体系,可将烟气中难溶于水的气态单质汞（Hg⁰）转化为易溶于水的氧化态汞（Hg²⁺）,之后利用湿式吸收设备去除。对影响脱汞效率的关键因素进行了实验研究,结果表明,Ni（II）对脱汞效率有较大促进作用,在最佳实验条件下（DPC为0.18 mmol/L,Ni（II）为4×10^-5mmol/L,反应温度为45 ℃,溶液pH为8.5）,稳定的平均脱汞效率达到93.3%。烟气中的SO^2-尤其是在高浓度下,对脱汞效率影响较大,而NO对脱汞影响微弱。此外,通过对反应产物的分析,推测了反应体系中的活性支配物种及Ni（II）存在下的反应机理。此工作可为研发新型烟煤烟气脱汞技术,尤其是液相催化氧化脱汞技术提供参考。     

四塔合一式脱硫除尘设施在600 MW机组中的应用

某600MW机组烟气污染物超低排放改造工程采用“烟塔合一”技术,将脱硫塔、湿式电除尘器、烟囱一并布置在间接空气冷却塔内（简称四塔合一）。介绍该超低排放改造方案;采用有限元分析方法并结合工程改造经验,在结构计算及分析基础上对四塔合一布置方案进行优选;比较三塔合一与四塔合一方案的技术经济性,比较四塔合一方案中不同布置方案和不同支撑方式的技术经济性。选取将脱硫塔、湿式电除尘器、烟囱三者竖向一体布置方案,对原有脱硫塔进行加固,特别介绍超限高温电梯设计原则与方法。改造工程实施后的运行结果表明,环保设施运行稳定,机组在高中低3种负荷及3种煤质情况下,SO₂排放质量浓度平均值约9 mg/m³,烟尘排放质量浓度平均值约3.38 mg/m³,节能及环保效益显著。