大型燃煤电厂烟气超低排放技术研究与实施

为使燃煤电厂烟气污染物排放浓度达到天然气机组超低排放标准,结合广东珠海金湾发电有限公司国产600 MW超临界燃煤机组的实际运行情况,对现有设备进行评估和研究,通过实施新增脱硝系统、新增湿式电除尘、省煤器分级、脱硫扩容等一系列环保设施改造。整体改造完成后,改造效果均达到了性能考核要求,机组烟气主要污染物实现了超低排放。实践证明,该公司的超低排放整体改造方案是可行的,其中的湿式电除尘和省煤器分级技术具有推广价值。     

燃煤电厂超低排放改造方案及其经济性分析

为了应对大气污染物排放问题,燃煤电厂正逐步实施超低排放改造。本文论述了燃煤电厂超低排放改造关键点,包括边界条件、运行现状、脱硝改造方案、除尘改造方案、脱硫改造方案和风机改造方案等,阐述了燃煤电厂超低排放改造的主要技术路线,统计分析了其在已实施项目中的应用情况,以及超低排放改造的投资成本、运行成本、经济效益和环境效益。分析结果表明:超低排放改造技术路线的选取与投资成本间不存在明显规律,技术路线的选取应结合机组实际情况,综合比较其技术经济性后确定;燃煤品质越好,机组容量越大,超低排放改造的单位投资成本越低,经济和环境效益越显著。     

燃煤发电机组实现全工况脱硝运行的改造策略

针对日趋突出的环境污染问题及越来越严格的大气排放标准,控制燃煤发电厂氮氧化物的排放总量成为锅炉环保技术发展的方向。通过对现有脱硝技术现状及存在问题的分析,对燃煤发电机组脱硝系统实现全工况运行的5种改造策略,即:两段式省煤器设计、九级加热器、加装省煤器烟气侧旁路及给水侧旁和V-Temp省煤器的技术要点进行了对比分析,为新建和已投运机组采用何种改造策略提供参考。     

燃煤电厂协同除尘技术应用

为适应燃煤电厂对烟尘排放的严格要求,需要对新建或原有锅炉的烟尘处理系统进行重新设计优化,并运用环保研究新技术,通过多个系统的共同作用,将净烟气烟尘排放浓度降到10 mg/m3以下。对目前燃煤电厂有成功运用的烟气协同处理技术、对低低温省煤器的安装运用、电除尘的改造提效、增加湿法脱硫的除尘能力以及湿式除尘器的应用等方面进行分析,阐述各系统互相配合对烟尘进行协同处理,达到超低排放的目的。     

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。     

燃煤电厂超低排放应用现状及关键问题

目前我国的烟气协同治理技术路线应用时间较短,超低排放的运行和维护经验相对不足。为此,在介绍目前我国燃煤电厂超低排放改造技术现状的基础上,对我国已开展超低排放改造过程中及实际运行过程中存在问题进行了系统的总结分析,提出了合理改进运行建议,最后对我国超低排放各技术线路的经济性进行了比较分析和技术选择,并对燃煤电厂超低排放技术未来的发展趋势进行了展望。研究结果表明:相较于脱硝改造,电除尘和脱硫的超低排放改造工艺更为丰富,但都能满足烟尘、二氧化硫、氮氧化物这3项各自的排放质量浓度限值5、35、50 mg/m~3要求;超低排放各工艺技术实施过程中出现的问题主要集中在工艺设备的选型与安装、运行未达到预期、原料的运输及使用寿命、在线监测、上下游设备之间的影响等方面;燃煤装机容量越大,单位发电量的投资就越低,改造经济性也就越显著,推荐超低排放改造路线为"低氮燃烧+选择性催化还原+低低温电除尘器/电除尘器自身改造+单塔一体化技术/(脱硫改造+湿式电除尘器)";未来的超低排放发展趋势将会集中于开发低成本超低排放技术、协同脱除技术、全过程污染控制超低排放等。通过对我国燃煤电厂超低排放应用现状及关键问题的分析,可指导燃煤电厂大气污染物的控制研究及促进超低排放工艺技术的不断完善。     

某600MW燃煤机组超低排放改造技术及应用效果

围绕某600MW燃煤机组的超低排放改造,定性分析比较了现有脱硫、脱硝和除尘技术,简要论证了该机组超低排放所采用技术的可行性和有效性,利用现场测试数据说明了改造技术应用效果,并讨论了电站机组超低排放改造要注意的问题.     

3×200 MW机组脱硫超低排放改造技术方案研究

根据国家现行相关环保政策,燃煤电厂应全面实施超低排放改造。结合某电厂3×200 MW机组脱硫设备现状,从高效除雾器选型、加装托盘可行性及吸收塔部件消缺三个方面入手,通过深入研究和分析论证,采用脱硫除尘一体化技术,确定了3台200 MW机组烟气脱硫超低排放改造的总体设计方案,并阐述了脱硫超低改造实施过程和运行投用效果。     

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。     

浅析超低排放改造后吸收塔除雾器堵塞

随着超低排放技术的普及和烟气排放要求的不断提高,各燃煤机组逐步开始超低排放改造,而原有脱硫系统中个别设备因运行方式发生改变而造成设备故障。文章主要对超低排放改造后脱硫吸收塔除雾器堵塞问题进行分析并提出应对措施。     

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。     

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。     

超超临界燃煤发电机组大气污染物超低排放方案选择

针对一台1 000 MW拟建机组提出了大气污染物治理措施,确定了超超临界燃煤发电机组脱硝、除尘、脱硫等超低排放方案,以避免机组刚投产即需进行改造的局面。     

超低排放后环保系统长期稳定高效运行策略

在介绍我国燃煤电厂超低排放改造技术现状的基础上,对超低排放实际运行过程中存在问题进行了系统的总结分析,提出了超低排放技术中脱硝、脱硫和除尘过程应关注的关键控制参数和合理运行管理建议,为企业进行日常运行管理提供依据。     

火电厂超低排放技术路线对比分析*

介绍了燃煤机组烟气脱硝、脱硫、除尘等烟气净化技术,对常见的改造技术进行了分析,综合各方面数据和结果,提出了三种可行的超低排放技术路线并进行了综合对比,可为火电机组超低排放技术提供参考。     

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。     

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。     

燃煤火电机组SO2超低排放改造方案研究

国家对环保要求日趋严格,部分大气污染防治重点控制区域省份及部分发电集团已启动火电厂烟气超低排放技术改造试点,要求主要污染物排放指标达到GB13223—2011《火电厂大气污染物排放标准》天然气燃气轮机组排放限值,其中SO2（标准状态）为35 mg/m3。根据目前脱硫技术发展现状,通过对燃煤火电机组石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置SO2超低排放改造案例的分析研究,给出了不同方案的成功应用结果,对燃用不同硫分的燃煤机组提出了原则性的SO2超低排放改造方案和建议。     

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。     

基于贝叶斯网络的脱硫烟尘协同控制集成设计系统

利用理论和数据分析找到影响脱硫系统协同除尘能力的脱硫系统参数,建立贝叶斯网络模型,并收集大量采用脱硫协同除尘技术机组的脱硫系统设计及运行参数训练模型。该模型量化了不同脱硫参数对烟尘脱除能力的影响程度。研究将该算法模型集成至烟尘协同控制设计系统中,用于指导未来燃煤机组烟尘协同控制改造,解决脱硫系统烟尘协同脱除技术在实际应用中存在的烟尘排放不达标问题。该系统成功应用于大唐集团多台燃煤机组超低排放改造项目中,改造后烟囱入口烟尘排放浓度达到了预期设计目标,实现了烟尘长期稳定达标排放。