煤电超低排放脱硫运行状态及稳定性评估

以实施超低排放改造后的某1 000 MW燃煤机组为例,从机组负荷、入口SO_2质量浓度、出口SO_2质量浓度、脱硫效率、浆液pH值等之间的相互关系及系统物耗、能耗入手,建立该机组脱硫装置的性能评估体系,对脱硫装置的运行状态、可靠性和稳定性进行详尽评估.结果表明:出口SO_2质量浓度与入口SO_2质量浓度具有一定的正相关性;机组负荷增大,出口SO_2质量浓度和脱硫效率均呈稍增长的趋势;浆液pH值维持在5.0~5.6时,出口SO_2质量浓度与浆液pH值具有一定的线性关系;石灰石消耗体积流量与SO_2的排放速率具有线性关系;石膏浆液保持稳定,可满足工艺设计要求;超低排放改造后水耗减少,电耗增加,脱硫塔出口SO_2质量浓度明显降低,其达标率为99.59%;机组总排口SO_2质量浓度稳定可靠,改造效果显著.     

安徽省某660MW燃煤机组脱硫超低排放改造方案的研究

安徽省某660 MW燃煤机组,原系统设计脱硫效率约为95.2%,出口SO_2浓度不超过200 mg/m~3。为实现脱硫超低排放,重点阐述该电厂脱硫超低排放工程改造前脱硫系统基本情况,对3种不同的深度脱硫改造技术在该机组上实施的可行性进行对比与分析,得出该660 MW燃煤机组的最终脱硫超低排放改造方案。     

基于模拟烟气的鼓泡式碱式硫酸铝脱硫与氧化性能

基于碱式硫酸铝(碱铝)解吸法脱硫技术,利用燃煤模拟烟气,在鼓泡脱硫装置中研究入口SO_2浓度、烟气流量对脱硫与氧化的影响。结果表明:相同的烟气流量下,脱硫效率随通气时间的延长逐渐降低,高入口SO_2浓度的降低速率较快,但在脱硫350 min的终点时刻仍能达到92%以上;相同的入口SO_2浓度下,脱硫效率随烟气流量的增加整体上仍然呈下降趋势,这与通气量增加带来的碱铝消耗加快以及脱硫有效接触时间降低有关;碱铝脱硫过程中,SO_3~(2-)氧化率和氧化速率随脱硫时间延长而增加,不同条件下的脱硫终点氧化率达到20%以上,这对碱铝的再生不利;入口SO_2浓度是脱硫效率、氧化速率的主要影响因素,烟气流量是氧化率的主要影响因素,较低的通气流量和入口SO_2浓度对高脱硫效率的维持时间有利。     

火电厂脱硫二级串联塔循环浆液泵运行节能研究

以潍坊电厂670 MW火电机组石灰石-石膏湿法烟气脱硫系统改造完成的串联吸收塔为研究对象。在保证SO_2达标排放和设计脱硫效率的前提下,对4种运行方式的浆液循环泵能耗进行比对。得出不同循环泵运行方式下的用电和节能情况,以及不同入口SO_2浓度下区间最佳系统运行控制方式,以实现FGD的经济性运行。     

300MW节能型循环流化床锅炉SO_3生成和排放试验研究

为研究循环流化床锅炉炉内石灰石脱硫+炉外烟气循环流化床半干法脱硫除尘一体化系统在不同负荷下,锅炉出口和布袋除尘器出口烟气中SO_2和SO_3质量浓度的变化规律,对某300 MW循环流化床锅炉进行了试验研究。结果表明:锅炉出口原烟气中SO_2质量浓度随锅炉负荷的增加而减小,SO_3质量浓度随锅炉负荷的增加而增大;在炉内氧过量及二次风分级送入的情况下,炉温和流化速度是影响炉内SO_3质量浓度的重要因素,导致在大于75%锅炉负荷后SO_3质量浓度增加趋势明显增大,100%锅炉负荷时达到18.5 mg/m~3;在炉外烟气半干法循环流化床脱硫除尘一体化系统中,消石灰、再循环脱硫灰、工艺水等的协同作用使净烟气中SO_3质量浓度降至1.4 mg/m~3以下,表明炉外半干法循环流化床脱硫除尘一体化工艺具有良好的负荷适应性和脱除能力。     

480t/h循环流化床锅炉三级脱硫优化运行

影响循环流化床锅炉脱硫效率的因素主要有钙硫(Ca/S)摩尔比的影响、床温影响、粒度的影响、氧浓度的影响。广西百色银海发电公司2×150MW CFB锅炉脱硫系统,经过不断的改造、优化三级脱硫运行方式后,可以使排放中的SO_2排放浓度控制在≤300 mg/Nm~3以下,NOX排放浓度在30~80 mg/Nm~3运行,达到国家新的排放标准要求,脱硫经济最佳     

百万千瓦燃煤机组烟气超低排放设计及应用

为实现燃煤机组烟气超低排放,对某电厂1 000 MW燃煤机组实施烟气超低排放的技术改造:脱硝采用低氮燃烧器调整技术和SCR反应器内加装催化剂技术,除尘采用低低温电除尘器和湿式电除尘器,脱硫采用交互式喷淋技术。改造后机组烟气排放按下述流程:低氮燃烧器的锅炉出口烟气依次流经省煤器、SCR、空预器、管式换热器降温段、低低温电除尘器后进入吸收塔,然后经过湿式静电除尘器和管式换热器升温段进入烟囱。改造后烟囱入口的主要烟气污染物NO_x、烟尘、SO_2排放浓度分别达到25.83、1.61和22.08mg/Nm~3,污染物排放浓度数值上低于天然气燃气轮机组排放标准。     

湿法烟气脱硫氧化风系统优化对脱硫效率的影响

主要分析研究黔东火电厂600MW机组脱硫系统、氧化风系统优化改造对湿法脱硫装置效率的影响。实施改造后,各项指标优于原设计值,节能效果明显。     

新型高效除尘器提效改造技术

针对华能国际电力股份有限公司上安电厂6号600MW超临界机组电除尘器除尘效率低、排放超标进行设备改造,采用综合的“低低温＋高频电源控制技术＋末电场复合双区技术扩容”除尘器提效改造新技术,连同脱硫系统的除尘作用,达到了烟囱排放小于20 mg/Nm3的目标,可在大型机组除尘器提效改造工程中推广.     

燃煤机组对SO_2排放优化改造

我们基于现有的WFGD设备,对火电工业污染物SO_2的排放治理提出优化改造方案。华能平凉发电采用增设喷淋层与合金托盘,增设浆液循环泵及提高氧化风机容积等措施,对#5机组进行SO_2排放优化改造,烟气中SO_2的含量从改造前的200 mg/m~3降至15 mg/m~3。然后通过脱硫设备整体的系统优化,使脱硫废水中重金属离子优于国内排放标准,并实现了单元机组脱硫系统水平衡。我们对#5机组600 MW燃煤机组烟气污染物治理的结果表明,该技术方案能有效解决西北干旱区域环境特点下的燃煤机组SO_2排放问题。     

燃煤机组选择性催化还原脱硝特性试验

针对某1 000MW超超临界机组的选择性催化还原反应系统,采用数值计算与试验结合的方法研究了该机组选择性催化还原脱硝的性能。建立了燃煤机组燃烧后脱硝系统液氨蒸发器蒸汽质量流量模型;研究了脱硝效率对NH_3质量流量和蒸汽质量流量的影响,入口NO质量浓度对脱硝效率的影响,以及NH_3与NO_x物质的量比、氧气体积分数和反应温度对脱硝效率和SO_2/SO_3转化率的影响。结果表明:脱硝的温度范围为360～370℃,最佳反应温度为367℃;当脱硝效率为80%时,NH_3质量流量和蒸汽质量流量分别为446kg/h和275kg/h;脱硝效率随入口NO质量浓度的升高而提高;当NH_3与NO_x物质的量比为1时,脱硝效率为95.3%,为保证脱硝效率及氨逃逸率,NH_3与NO_x物质的量比应控制在1～1.2;随着氧气体积分数的提高,脱硝效率降低,而SO_2/SO_3转化率增大。     

超低排放脱硫塔和湿式静电对烟气污染物的协同脱除

试验测定不同负荷下脱硫吸收塔进出口和湿式静电出口烟尘、PM_(2.5)、SO_2、SO_3、汞和液滴等多种污染物的浓度,研究脱硫吸收塔和湿式静电对多种污染物的协同脱除机制。试验结果表明:脱硫吸收塔和湿式静电均可协同脱除烟气中的SO_2、烟尘、PM_(2.5)、SO_3、汞和液滴等。相比较而言,脱硫塔对SO_2和汞的脱除效率高,湿式静电对总尘、PM_(2.5)和液滴的脱除效率高,对SO_3的脱除二者基本相当。脱硫吸收塔和湿式静电对污染物的协同脱除效率较高。对烟尘、PM_(2.5)、SO_2、SO_3、汞和液滴的协同脱除效率可分别高达87.3%、85.8%、99.25%、94.00%、89.31%和79.10%。脱硫吸收塔产生的气溶胶、二次释放的汞和液滴,经湿式静电进行进一步脱除。脱硫吸收塔和湿式静电对多种污染物有较强的协同脱除作用。     

火力发电厂脱硫及除尘改造电源设计分析

以宏晟热电厂2×300 MW机组脱硫、除尘改造工程为例,对脱硫系统由两炉一塔改为一炉一塔所涉及的电气厂用电接线改造进行分析,结合运行实例,总结脱硫改造工程对电厂电气系统的影响。     

EPM电风拦截装置对湿法脱硫后烟气复合污染物协同治理探讨

介绍了EPM电风拦截除尘除雾一体化技术对湿法脱硫后烟气复合污染物处理工艺的路线、原理、优势等内容。以广东粤电大埔电厂2×660MW机组新建工程中配套EPM电风拦截装置为例,结合各项性能试验及试验数据,探讨了EPM电风拦截除尘除雾一体化装置的除尘效果以及对PM_(2.5)、SO_3和雾滴等烟气复合污染物的协同治理。研究表明,EPM电风拦截除尘除雾一体化装置不仅具有高效的除尘效率,而且对于湿法脱硫后烟气复合污染物也具有良好的脱除效果,其应用前景广阔。     

燃煤电站超低排放综合除尘设计

针对某2×660 MW机组燃煤电站超低排放要求,常规的除尘方案无法满足工程的技术指标。文中以煤质分析为基础,设计了燃煤电站烟尘排放的三级综合除尘方案。即干式除尘器除尘、湿法脱硫装置协同除尘和湿式除尘器除尘的综合除尘方案。比较了三种干式除尘器的特性,介绍了湿法脱硫装置协同除尘和湿式除尘器的除尘机理,合理分配了各级除尘器的进出口参数及除尘效率。通过综合设计,使得烟尘排放不大于2.5 mg/m3。     

燃煤电厂烟气超低排放技术对三氧化硫脱除影响的研究

针对某燃煤电厂进行了烟气超低排放技术应用的1 000MW机组进行了SO_3排放浓度测试,并分析了不同烟气净化装置对SO_3的脱除效果和因素影响。测试结果表明,烟气超低排放技术可以有效降低SO_3排放值,总脱除效率可达90%以上。     

基于半干法脱硫的300 MW CFB锅炉的SO3排放特性研究

某300 MW循环流化床(CFB)锅炉采用炉内喷钙、SNCR、预电除尘器和烟气循环流化床半干法脱硫的烟气净化路线,满足最新的超低排放要求。以该300 MW CFB锅炉为对象,分别对不同工况下不同烟道位置的SO_3浓度进行监测分析。结果表明:原始SO_3浓度随锅炉负荷升高而降低,负荷升高促进了预电除尘器对SO_3的捕集,但不利于半干法脱硫装置对SO_3的脱除;炉内脱硫减少了原始SO_3的形成,但提高了飞灰的比电阻,降低了预电除尘器的SO_3脱除效率; SO_3的形成和脱除基本不受煤种的影响,不同工况下半干法脱硫装置对SO_3的脱除率达到了95%以上,与预电除尘器相结合,可脱除锅炉燃烧产生的95%～97%SO_3;采用烟气循环流化床半干法脱硫的技术路线,最终SO_3排放浓度低于1. 2 mg/m3,完全消除了"蓝烟"现象。     

火力发电厂高效脱硫及除尘一体化超洁净技术研究及应用

[目的]文章主旨为满足国家对火力发电厂烟气污染物排放"超洁净"排放指标的要求。[方法]通过对广东某火力发电厂除尘和脱硫技术进行研究,提出了高效脱硫及除尘一体化超洁净技术,并在该电厂顺利应用。在常规烟尘和SO_2脱除方案上的基础上,通过对已有除尘和脱硫设备进行一体化设计和优化,并增加MGGH装置和电除尘除雾装置,协同对污染物包括烟尘和SO_2进行脱除,并提高烟囱出口烟气温度,减少烟气中液滴和烟尘浓度。[结果]机组投运后,实测烟囱出口烟尘和SO_2排放浓度为2.2 mg/Nm~3和16.7 mg/Nm~3,满足并优于火力发电厂"超洁净"排放的要求,且消除了烟囱出口的"石膏雨"现象。[结论]应用该项技术,可以在不设置湿式除尘器的条件下即可满足"超洁净"的排放要求,对新建或改造项目有很好的指导和借鉴意义。     

燃煤热电厂150 t/h循环流化床锅炉烟气超低排放技术应用

某燃煤热电厂采用低氮燃烧+SNCR脱硝+布袋除尘+湿法石灰石-石膏烟气脱硫+湿式静电的工艺对原有烟气净化设施进行改造,以实现烟气超低排放。工程实践表明:改造后脱硫塔出口SO_2排放浓度较低,30 d内仅有三个时段超标,平均的SO_2排放浓度仅有2.54 mg/m~3。在低氮燃烧和SNCR脱硝后,30 mg/m~3保证率为57.7%,整体NO_x排放浓度偏高。但湿法脱硫塔后NO_x浓度显著下降,这可能与燃烧过程掺加污泥有关。除尘效果较为理想,湿电出口所有时段的粉尘浓度都小于3 mg/m~3。但实际运行中二次电压控制在35 kV左右,此二次电压下湿电的除尘效果不明显。     

燃煤电厂电除尘器提效优化研究

以华北地区某电厂600 MW亚临界机组为研究对象,随着除尘器设备老化以及机组配煤掺烧的进行,1号、2号机组电除尘器出口烟尘一般为40～70 mg/m3,远高于设计值,严重影响机组安全稳定运行。通过烟气烟尘现场测试结合飞灰比电阻测试分析、粒径测试分析、流场模拟等试验,探究影响电除尘器除尘效率的原因,详细介绍改造方案的实施情况。