燃煤电厂超低排放技术方案应用

中国煤种复杂多样,中高灰、中高硫煤在大型燃煤机组应用广泛,在火电污染物排放标准日益严格的背景下,讨论中高灰、中高硫煤种的超低排放技术路线的适用性以及进行技术路线的总结分析是非常必要的。对3台燃用中高灰分和中高硫分煤种的燃煤机组的超低排放技术路线的应用情况进行了分析。运行数据结果表明,燃用中高灰、中高硫分的煤种选择适当的技术路线可以使NOx、SO2和粉尘达到超低排放标准。提出了燃用中高灰分和中高硫分煤种机组的超低排放技术路线的选择建议。     

超低排放燃煤电厂和燃气电厂综合对比

燃煤和燃气发电是中国火力发电的两大主流形式。从发电与控制污染技术、环境效应和经济效益3方面对超低排放燃煤电厂和燃气电厂进行了综合对比,对比结果表明：（1）从发电和污染控制技术看,超低排放燃煤电厂已完全自主研发生产,整体技术已跨入国际先进水平;燃气电厂仍采取进口的方式,需加快掌握燃气轮机制造的关键技术;（2）从环境效应看,超低排放燃煤电厂在气、液、固等常规污染物排放上均达到有效控制,对环境影响已较小,当燃煤发电标准煤耗不大于全国平均水平时比燃气电厂更清洁;（3）从经济效益看,超低排放燃煤电厂继续保持相对于燃气电厂较大的发电经济优势。研究结果可为客观看待两类电厂的优劣提供理论参考,并为国家制定相关政策提供依据。     

燃煤电厂超低排放改造后烟气系统典型问题的分析及治理

火电机组超低排放改造后陆续出现不少新问题,烟气系统阻力大、风机电耗高、风机出力不足、机组无法带额定负荷是其中的典型问题。大唐西北院对这此问题开展了深入研究,以某600 MW机组为实例进行了技术改造。改造后效果显著,局部阻力下降了960 Pa,烟气系统总阻力不再超出风机能力,机组负荷不再受限,实现了机组安全稳定满发。     

燃煤电厂烟气污染物超低排放技术路线的选择

在深入研究燃煤电厂烟尘、SO₂、NO_x等控制技术特点与适用条件的基础上,综合国内大量煤电机组超低排放的成功案例,提出了燃煤电厂超低排放技术路线选择应遵循“因煤制宜,因炉制宜,因地制宜,统筹协同,兼顾发展”的基本原则,辨识出不同煤质、不同炉型、不同机组规模、不同污染控制要求等条件下的最佳可行技术,给出目前应用较多的超低排放典型技术路线,可指导燃煤电厂对超低排放技术路线的选择。     

燃煤电厂超低排放颗粒物在线监测烟气除湿技术

燃煤电厂超低排放颗粒物浓度在线监测常采用光散射法,但该法受排放烟气的相对湿度、水滴和汽雾等影响。为提高测试结果的准确性,以HJ836—2017《固定污染源废气、低浓度颗粒物的测定 重量法》为参照标准,通过实验找出了光散射法测量误差与相对湿度的关系;为降低待测烟气相对温度及水滴和汽雾,对旋流加热器和直管加热器进行了研究。实验结果表明：相对湿度＜55%时,颗粒物浓度的测量误差可忽略不计;在相同功耗条件下,旋流加热器的加热效率比直管加热器的加热效率高30%;为满足燃煤电厂超低排放要求,提高颗粒物在线监测的可靠性,烟气预处理采用旋流加热时的温度不应低于120 ℃。     

基于超低排放的燃煤电厂烟囱高度优化研究

燃煤电厂全面实施超低排放后,烟气污染物排放水平大幅降低,是否仍需采用高烟囱排放已引起关注。以平原区不同容量燃煤电厂为例,对超低排放水平下烟囱高度与污染物最大落地浓度关系进行研究,并对特定高度下是否出现建筑物下洗进行判定,分析烟囱高度优化的可能性。研究结果表明:平原区燃煤电厂执行超低排放限值后,300 MW、600 MW、1 000 MW级机组烟囱从现有推荐高度分别降低至130 m、140 m、150 m时,污染物最大落地浓度增幅不显著,初步判定污染物增加幅度可接受且不会出现建筑物下洗,烟囱高度存在优化降低的空间。     

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。     

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。     

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。     

超低排放燃煤电厂SO3和可凝结颗粒物迁移规律研究

为获得燃煤电厂SO3和可凝结颗粒物（CPM）的迁移排放特性,对国内多家超低排放燃煤机组烟气中SO3和CPM进行现场测试。结果表明:有4家电厂的选择性催化还原（SCR）脱硝系统对SO3总生成量的贡献率在42.01%~52.08%之间,湿法烟气脱硫装置（WFGD）对SO3的脱除效率在51.20%~65.20%之间,湿式电除尘器（WESP）对SO3的脱除效率在77.25%~79.27%之间;从排放烟气看,配备WESP的超低排放改造电厂均能有效脱除SO3,总脱除效率达到94.28%以上;此外,现有污染物控制装置对CPM有一定脱除作用,其中,WFGD对CPM的脱除效率在34.64%~47.20%之间,WESP对CPM的脱除效率在36.20%~39.26%之间;CPM主要由SO42–、Cl–和NO3–等酸根离子组成,CPM无机成分中的NH4+和SO42–分别来自烟气中的NH3和SO3,其质量浓度与烟气中NH3和SO3的质量浓度正相关。     

节能减排调度环境下燃煤电厂发电成本分析

未来节能减排调度环境对发电企业提出了新的要求。燃煤发电企业需向交易中心申报自己的能源消耗和污染排放,同时,还要分析其能耗成本、环境成本以及其他成本,据此确定其应该申报的发电价格。通过对燃煤电厂的动态成本分析,确定了发电成本的组成要素,建立了成本要素的分析和计算模型。通过实例计算,得出了发电成本与机组负荷之间的关系,这可以为燃煤电厂控制发电成本、煤耗、污染排放提供参考。     

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。     

超低排放电厂脱硫及湿式电除尘废水中汞排放分析

为达到烟气超低排放目的,神华国华三河发电有限责任公司300 MW亚临界自然循环燃煤机组实施了一系列改造项目,如低氮燃烧器改造,SCR脱硝改造,新增低低温省煤器,静电除尘器高频电源改造,湿法脱硫塔脱硫提效并增加管式除雾器,新增湿式静电除尘器等。为研究超低排放改造后脱硫废水及湿式静电除尘器废水中汞浓度变化,以该机组为研究对象,取样分析了脱硫塔、湿式电除尘器补充水及排放废水中汞含量。研究结果表明：由于燃煤、石灰石及补充水中汞含量较低,实验期间该超低排放改造电厂脱硫废水及湿式电除尘器废水中汞含量均较低,分别为0.140~0.468 μg/L和0.094~0.102 μg/L;脱硫塔所排52 m³/h废水中汞增加量为1.75~5.50 mg;湿式电除尘器所排废水中汞含量没有明显变化。     

广东省燃煤机组超低排放改造成本收益分析

收集了300 MW及以上燃煤机组进行超低排放改造的12项典型技术组合,对各项技术组合的建设成本、运行费用、年收益进行核算,计算出各项技术的单位改造成本和收益,并绘制出广东省300 MW及以上燃煤机组进行超低排放改造的成本-收益曲线。结果显示：当累计发电量为2 333亿kW·h,广东地区燃煤机组改造总成本与总收益相平衡,纳入统计的机组包括：执行特别限值地区的所有300 MW及以上燃煤机组以及执行一般限值地区的7台1 000 MW及以上新建机组进行超低排放改造。     

发电厂电力拖动系统的节能研究

随着厂网分开,发电企业市场化程度的加剧,电厂的发电煤耗、厂用电率已成为发电厂考核的重要指标,直接关系到电厂的经济效益和企业竞争力。现代发电厂的厂用电占发电总量的5％-10％,而电力拖动系统消耗的电量就占到其中的90％以上。分别从电动机供电电能质量、电动机选择及更换、电动机的改造、电动机监控和维护以及电动机运行角度出发,提出了电动机节能措施,最大程度地降低了电厂电力拖动系统的损耗,起到了良好的节能效果。     

燃煤电厂超低排放的减排潜力及其PM2.5环境效益

燃煤机组在燃用低硫优质煤的基础上采用先进的大气污染控制技术设备,实施主要大气污染物的超低排放,在新建机组与改造机组上均是可行的。长三角、京津冀的燃煤电厂实施超低排放环保改造后,与现有燃煤电厂排放的污染物相比,SO₂、NO_x和烟尘以及烟尘中一次PM_2.5减排比例均在90%以上,SO₃减排幅度也达到70%左右。采用MM5+CULPUFF耦合模型,以江苏省为例,定量模拟研究了2012年江苏省火电厂排放的大气污染物对各地级市PM_2.5的影响,结果表明,对各市贡献的日均浓度最大值介于27.3~42.9 μg/m³,平均为35.28 μg/m³,其中二次PM_2.5占87.4%;实施超低排放后对各市贡献的日均浓度最大值介于6.2~12.5 μg/m³,平均为9.43 μg/m³,其中二次PM_2.5占91.7%。     

超低排放下不同湿法脱硫技术脱除SO3效果测试与分析

对5个实现超低排放电厂的烟气中SO₃实测结果进行了分析,发现超低排放湿法脱硫技术脱除SO₃性能明显不同于国内外有关研究结果,空塔、海水、单托盘、双托盘、旋汇耦合等湿法脱硫技术脱除SO₃效率依次从低到高,存在较大差异,分析认为是气液传质强化等原因形成的,表明超低排放脱硫技术革新也带来了SO₃脱除性能的进步。