350 MW燃煤机组降低烟尘排放技术的研究与实践

为了减少燃煤电厂烟气中烟尘的排放浓度,达到《火电厂大气污染物排放标准》（GB 13223—2011）的要求,三河电厂在1台350 MW机组上开展了降低烟尘排放浓度的技术研究,采取在电除尘器前加装低温省煤器、综合升级改造静电除尘器、改造脱硫吸收塔除雾器、在湿法脱硫后加装湿式电除尘器等改造措施,协同降低烟气中烟尘排放浓度,改造后,监测结果表明,烟气中烟尘排放质量浓度在2.74～3.62 mg/m3,实现烟气中烟尘排放质量浓度在5 mg/m3以下,可满足国家排放标准要求。     

湿式静电除尘技术在燃煤电厂中的应用

结合湿式静电除尘器工程应用实例,探讨了燃煤电厂湿式静电除尘器对细颗粒物的去除效果。湿式静电除尘器能够较好地减少细颗粒物(如PM2.5、PM10等)的排放,但在湿式静电除尘器的出口处,部分细颗粒物仍出现小峰值。为进一步脱除细颗粒物,应用了相变凝聚均流器技术。结果表明,联合使用相变凝聚均流器与湿式静电除尘器技术,对细颗粒的脱除有很大改善,对PM1、PM2.5的脱除效率均达80%以上,整个除尘系统的除尘效率可大于90%,并使火电机组烟尘排放达到“超低排放”要求。     

火电厂湿式静电除尘器的调试及异常分析

为满足国家最新环保政策要求,实现大气污染物排放达标,某电厂通过实施技改增设了1台湿式静电除尘器。介绍了湿式静电除尘器的工作原理、调试过程及调试中遇到的问题和解决方法,为其他火电厂湿式静电除尘器建设、调试提供借鉴。     

脉冲增强及移动电极技术在火电厂除尘改造中的应用

为控制大气污染,中国许多地区提出了超低排放要求。为降低干式静电除尘器出口烟尘浓度,对静电除尘器脉冲供电技术、极配形式、气流组织形式及旋转刷清灰技术进行了研究,指出脉冲增强静电技术与移动电极技术联合使用,可提高静电除尘器除尘效率,且具先进性。以某电厂330 MW机组除尘改造为例,介绍脉冲增强静电技术及移动电极技术的使用情况。实践表明,改造后的静电除尘器粉尘排放质量浓度为16.4 mg/m³,满足现行《火电厂大气污染物排放标准》要求的20 mg/m³,且运行良好,为火电厂粉尘超低排放奠定了基础。     

湿法脱硫吸收塔与湿式电除尘器一体化技术的工程应用

随着我国大气污染物排放标准的提高,湿式电除尘器越来越多地应用到湿法脱硫吸收塔后以去除烟尘中的细微颗粒物,湿法脱硫除尘一体化技术研究已成为热点。介绍湿式电除尘器的工作原理、类型、布置方式,总结湿法脱硫吸收塔与湿式电除尘器一体化技术的特点,并列举了该技术在超低排放工程中的应用实例,分析了存在的主要问题,提出解决措施,为该技术的实施提供技术支撑。     

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。     

660 MW燃煤汽轮发电机组湿式电除尘器改造试验分析

某电厂660 MW燃煤汽轮发电机组于2013年完成高频电源改造。机组尾部烟气处理采用石灰石—石膏湿法进行脱硫,在脱硫吸收塔出口加装湿式电除尘器,对烟气进行处理后通过烟囱排入大气。改造后,通过对湿式电除尘器的除尘效率、本体阻力、进出口烟尘浓度、雾滴去除率、硫酸雾去除率、本体噪声等性能参数进行试验,发现其改造后性能参数达到了国家超低排放标准,可为同类型机组除尘器改造提供参考,并为电厂环境管理与设备技术监督管理提供借鉴。     

基于实测的超低排放燃煤电厂主要大气污染物排放特征与减排效益分析

以中国东部沿海位于《重点区域大气污染防治“十二五”规划》重点控制区的某采用“低氮燃烧+SCR+低低温静电除尘+湿法脱硫+湿式静电除尘”超低排放改造的燃煤电厂为研究对象,初步探索基于国家现有监测方法与标准的超低排放电厂主要烟气污染物的排放特征与环境效益。监测结果表明：在燃用硫分不高于0.75%、灰分不高于16.2%、低位发热量不低于21.87 MJ/kg燃煤情况下,按照小时均值的评判方法,在75%和100%负荷工况,受检燃煤电厂总排口NOx、SO2、烟尘和Hg及其化合物最大排放浓度分别为35.44 mg/m3、17.11 mg/m3、9.30 mg/m3和2.19μg/m3,满足超低排放相关要求。SO3、PM2.5和液滴排放浓度分别控制在3.5 mg/m3、0.3 mg/m3和27.6 mg/m3以下,湿式静电除尘对PM2.5的脱除效率大于70%。超低排放有利于燃煤电厂污染物减排,但改造后污染物单位治理成本显著增大。另外,现有烟气污染物监测方法无法很好地满足低浓度条件下监测要求,建议相关部门尽快出台针对燃煤超低排放的污染物监测技术规范。     

利用现有环保设备降低火电厂PM2.5颗粒排放的方法

大气中的PM2.5颗粒对人体健康有长期的不利影响,越来越受到关注。火电厂PM2.5颗粒排放占全社会总量的10%,减排PM2.5十分必要。袋式除尘器通过选择合理的烟气除尘方式,静电除尘器通过选用合适的电源,都可实现对烟气中PM2.5捕捉率达到90%。利用蒸汽相变原理对湿法脱硫工艺流程加以改进可使吸收塔对烟气中PM2.5颗粒的脱除率达到50%以上。同时,降低电厂NOX和SOX的排放也是火电厂减少PM2.5颗粒排放的有效和必要措施。     

利用现有环保设备降低火电厂PM_（2.5）颗粒排放的方法

大气中的PM2.5颗粒对人体健康有长期的不利影响,越来越受到关注。火电厂PM2.5颗粒排放占全社会总量的10%,减排PM2.5十分必要。袋式除尘器通过选择合理的烟气除尘方式,静电除尘器通过选用合适的电源,都可实现对烟气中PM2.5捕捉率达到90%。利用蒸汽相变原理对湿法脱硫工艺流程加以改进可使吸收塔对烟气中PM2.5颗粒的脱除率达到50%以上。同时,降低电厂NOX和SOX的排放也是火电厂减少PM2.5颗粒排放的有效和必要措施。     

燃煤电厂除尘器分级效率测量及分析

随着环保意识的提高,人们对空气中细微颗粒物的污染越来越关注。燃煤电厂是细微颗粒物的污染源之一。通过对燃煤电厂袋式除尘器、电袋复合除尘器、电除尘器出口排烟中PM10、PM2.5 质量浓度的测试,证实不同型式除尘器对细微粉尘脱除存在差异。因此,应特别重视除尘器分级效率,从而正确选择除尘器型式。除尘器出口烟气中PM10、PM2.5、PM1.0等细微颗粒采用串级低压冲击仪分级收集。测试数据表明,对PM1O、PM2.5的脱除效果及除尘效率由高到低的排序均依次为电袋复合除尘器、袋式除尘器、电除尘器;电除尘器出口细微粉尘比例相对较小。     

文丘里湿式除尘器改造方案的研究与探讨

为确保锅炉粉尘排放达到国家环保标准,针对文丘里湿式除尘器效率低的问题,在研究各类除尘器改造方案的基础上,提出文丘里水膜除尘器串联电除尘器的改造方案,并进行了详细论证。该方案的实施能够显著提高除尘效率,有助于除尘和简易烟气脱硫的集成化,从而实现电厂排烟中污染物排放的全面达标。     

对火电厂降低PM2.5颗粒排放的若干问题的探讨

大气中的PM2.5颗粒对人体健康有长期的不利影响,越来越受到关注。火电厂PM2.5颗粒排放占全社会总量的10％。袋式除尘器能捕捉大多数PM2.5颗粒,高效静电除尘器如选用合适的电源和比集尘面积也能大大提高PM2.5颗粒的捕捉能力。实验室测试表明2种除尘器对PM2.5的捕捉率都可达到90％。除了采用高效除尘器外,降低电厂NOx和SO2的排放也是火电厂减少PM2.5颗粒排放的有效和必要措施。     

中国燃煤电厂电除尘技术发展及应用综述

阐述了中国燃煤电厂烟尘排放要求演变及排放特征,回顾了燃煤电厂电除尘技术发展历程,介绍了电除尘技术应用情况,并对其发展趋势进行了展望。中国从20世纪60年代起开展电除尘技术自主研发以来,通过技术引进,消化吸收、再创新,历经五十多年发展,目前技术水平已跻身世界强国之列。中国燃煤电厂烟气“超低排放”,及其实现“超低排放”的主流技术备受世界瞩目！电除尘器一直是中国燃煤电厂颗粒物控制的主流设备,可达到10mg/m³或5mg/m³的超低排放要求,针对高灰煤（A_ar>25%）机组,配合湿法脱硫协同除尘,实现颗粒物排放浓度<5 mg/m³也是可行的。预计未来中国电除尘技术将向节能降耗、协同控制、智能化、标准化、国际化方向发展。     

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。     

燃煤烟气污染物超低排放技术及经济分析

针对燃煤烟气中烟尘、SO2和NOx的超低排放要求,对包括：低低温电除尘、湿式静电除尘、双循环脱硫、双尺度低氮燃烧和选择性催化还原（selective catalytic reduction, SCR）等技术的原理、特点和工程应用情况进行了介绍;提出了“双尺度低氮燃烧+SCR脱硝+低低温电除尘+单塔双循环脱硫+湿式深度净化”的超低排放技术路线;分析了燃煤烟气污染物超低排放的经济性。     

安徽省煤电机组超低排放改造及CEMS验收问题分析

对安徽省已提前完成超低排放改造任务的67台（36 490 MW）煤电机组的SO₂、NO_x和烟尘超低排放改造技术路线、改造的经济性、改造后排放浓度及减排量以及改造后3种污染物在线监测系统（CEMS）验收中的问题进行分析。研究表明：安徽省燃煤电厂超低排放改造主要以湿式电除尘、低低温电除尘和超净电袋为核心的3条典型技术路线。1000MW机组改造经济性最高,其次为600MW和300MW机组。超低排放改造对全省电厂烟气污染物减排显著,污染物之间协同脱除效果良好。现行的气态污染物监测仪器、滤尘材料及测试方法均不能很好地满足改造后污染物CEMS验收的测试准确度要求,建议超低排放改造机组的烟尘验收选用低浓度粉尘测量自动取样系统和设置空白实验修正;SO₂验收需采用紫外或红外烟气分析仪,采样管路需要高温伴热;NO_x验收应根据SCR脱硝出口和总排口NO_x浓度测试数据相互佐证。     

600 MW燃煤机组SO2、烟尘综合治理技术经济性分析

针对燃煤电厂烟尘、SO₂超低排放要求,简述目前多采用的高效脱硫技术,脱硫系统协同除尘技术和湿式电除尘器技术。以某燃用高硫、高灰煤600 MW机组SO₂、烟尘超低排放改造为例,在技术参数、工程量、适应能力、投资及运行成本方面,对双塔双循环脱硫协同除尘方案（方案1）及双塔双循环+湿式电除尘器脱硫除尘方案（方案2）进行技术经济比较。由比较结果可知,方案1的改造工程量、检修维护工作量及增加的厂用电耗小于方案2;方案2在机组负荷和入口烟尘浓度适应性、烟尘理化特性敏感度、运行稳定性方面优于方案1;方案2的总投资费用、运行维护成本高于方案1,但能够进一步协同脱除SO₃,有助于消除蓝色烟羽现象。