火电新政

日本地震引发的核泄漏事故还未淡出人们视野,一场席卷火电行业的"环保风暴"又将来临. 2011年年初,国家环保部下发了业界人士称之为史上最严的<火电厂大气污染物排放标准(二次征求意见稿)>,如不出意外,将于近日正式下发执行.该标准计划从2012年开始实施.要求从2012年1月1日开始,所有新建火电机组Nox排放量达到100 mg/m3;从2014年1月1日开始,重点地区所有火电投运机组NOx排放量达到100 mg/m3,而非重点地区2003年以前投产的机组需达到200 mg/m3.     

300MW火电机组加装脱硝装置改造

针对白山热电有限公司2台300MW机组NOx排放质量浓度达600mg/m3,不能满足2014年7月1日将开始实施的GB13223—2011《火电厂大气污染物排放标准》100mg/m3限值要求,必须加装脱硝装置的问题,在对低氮燃烧器改造、选择性催化还原(SCR)、低氮燃烧+SCR脱硝3种技术方案进行比较的基础上,选择了低氮燃烧+SCR改造方案。并对SCR的原理、技术特点、还原剂的选择进行了论述。对脱硝技改工程主要设备布置、装置的主要性能参数进行了介绍,改造后NOx排放浓度可达到新限值要求。     

江苏沿江8市“老火电”今起执行新排放标准

正2014年7月1日,被称为"史上最严"的火电排放标准——新《火电厂大气污染物排放标准》最后执行期限如约而至。新火电排放标准排放门槛大幅提高,堪称"全球最严",其对包括江苏沿江8市在内的重点地区提出的"特别排放限值",比任何其他国家的标准都要严苛。面对日益严峻的大气污染,环保部2011年7月发布新火电排放标准。其中明确,从2014年7月1日起,2011年7月前建成的老机组执行二氧化硫200毫克/立方米、二氧化氮100毫克/立方米、烟尘30毫克/立方米的排放标准;     

某1000MW燃煤机组超低排放电厂烟气污染物排放测试及其特性分析

针对某1 000 MW燃煤机组超低排放示范工程,开展污染物现场测试及排放特性分析研究。对关键常规污染物、非常规污染物的脱除效率进行实测,并分析得到其排放特征及排放绩效。测试结果表明,通过燃煤电站超低排放技术改造可显著降低大气污染物排放水平,各污染物控制单元对常规污染物实现高效控制,非常规污染物通过现有污染物控制单元实现高效协同脱除。以测试的1号机组为例,测试期间,总排放口处烟尘、SO2、NOx平均排放浓度分别为1.1、13.38、31.75 mg/m3,Hg及其化合物、PM2.5、液滴及SO3平均排放浓度分别为1.65μg/m3、0.29、6.95、2.92 mg/m3。SO2、NOx排放绩效分别为0.039 7、0.094 2(k W·h),污染物排放远优于国际平均排放水平。100%负荷条件下,SCR、ESP、WFGD、WESP分别实现SO3的脱除效率为-27.1%、21.8%、76.8%及73.9%,WFGD对Hg的协同脱除效率达到80%。     

1 000 MW超超临界锅炉低NOx燃烧与控制技术

<正>当今火电机组中,燃用煤炭的约占95%。煤燃烧排放的NOx污染物对大气环境污染日益严重。现行火电厂执行的NOx排放国家标准为《火电厂大气污染物排放标准》(GB 13223-2003),标准规定挥发份大于20%的固态排渣煤粉炉的     

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。     

国家正式发布新修订的《火电厂大气污染物排放标准》

近期,环境保护部和国家质量监督检验检疫总局联合发布了新修订的《GB 13223—2011火电厂大气污染物排放标准》。标准要求,自2012年1月1日起,新建火力发电锅炉及燃气轮机对烟尘、SO2、NOx和烟气黑度必须达到排放标准。     

SNCR+SCR烟气联合脱硝工艺在电站锅炉中的应用

简述了选择性非催化还原（SNCR）+选择性催化还原（SCR）烟气联合脱硝技术原理,针对某电厂5号机组（装机容量130 MW）氮氧化物（NOx）排放超标问题,通过CFD数值模拟,制定了SNCR+SCR烟气联合脱硝工艺。首先采用低氮燃烧技术,将锅炉NOx排放控制在350 mg/m3以下,并且保证SNCR区域较低CO浓度;其次采用SNCR技术,将SCR脱硝装置前NOx质量浓度控制在200 mg/m3以下;最后采用SCR技术,将锅炉出口烟气NOx质量浓度控制在90 mg/m3以下,实现了重点地区NOx达标排放。     

燃煤电厂锅炉超净排放技术改造探讨

为减少大气污染物的排放,确保燃煤发电的清洁高效,在役机组进行了大量的环保技术改造,重点地区燃煤电厂的污染物排放浓度有了更高的要求,达到燃机排放标准成为一种方向和目标.简要叙述燃煤电厂大气污染物治理的技术路线,分析深度治理方案的选择,以及需要采取的相应完善措施.     

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。     

350MW机组锅炉低NO_x燃烧器改造试验研究

某电厂2号机组锅炉燃烧器改造前NOx排放浓度约718～972mg/m3,采用BHK技术的新型HT-NR3燃烧器和全炉膛分级燃烧技术对2号机组锅炉低NOx燃烧系统进行了改造。试验结果表明,燃烧器改造后,机组在320MW负荷、各种磨煤机组合运行方式、3个不同煤种条件下,烟气中CO排放浓度小于80μL/L,NOx排放浓度在306～358mg/m3。与改造前相比,NOx排放浓度平均降幅达58.7%,改造效果显著。     

350MW机组锅炉低NOx燃烧器改造试验研究

某电厂2号机组锅炉燃烧器改造前NOx排放浓度约718～972mg/m3,采用BHK技术的新型HT-NR3燃烧器和全炉膛分级燃烧技术对2号机组锅炉低NOx燃烧系统进行了改造.试验结果表明,燃烧器改造后,机组在320MW负荷、各种磨煤机组合运行方式、3个不同煤种条件下,烟气中CO排放浓度小于80 μL/L,NOx排放浓度在306～358mg/m3.与改造前相比,NOx排放浓度平均降幅达58.7％,改造效果显著.     

最严火电厂排放标准如何落地

7月1日起,我国2012年之前建成的火电厂开始执行新版大气污染物排放标准。这份被称为有史以来最严的火电厂排放标准,与欧盟、日本、加拿大、澳大利亚等发达经济体现行标准不相上下,将大大降低我国火电厂烟尘、二氧化硫以及氮氧化物等污染物排放量。为实现达标排放,两年多来,国内各家火电企业不断加快燃煤机组脱硫、脱硝以及除尘领域的减排进程。     

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。     

火电机组脱硝系统SCR调试的关键技术研究

随着<火电厂大气污染物排放标准>从2004年1月1日起开始实施,大批火电机组烟气脱硝工程随之上马,却没有一部关于实施火电机组烟气脱硝工程调试的规范可依.而且以氨为主的还原剂属化工产品,火电机组的设计、安装、调试单位都缺少使用经验,无法全面控制风险,故编写一部用于指导火电机组烟气脱硝工程设计、安装、调试、验收的指导性规范势在必行.本文归纳了SCR法调试中关键控制技术要点,期望时此项工作有一定借鉴意义.     

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。     

低氮燃烧器改造与燃烧调整试验

针对大唐太原第二热电厂300 MW空冷供热机组NOx排放浓度超标问题,进行了燃烧器低氮燃烧技术改造,并先后进行了以稳燃和以降低NOx排放浓度为目的的燃烧调整试验,试验结果表明,燃烧稳定性能得到提高,NOx排放浓度明显降低,但距将于2014年7月1日起实施的火电厂大气污染物排放标准(GB13223-2011)限值还有一定差距,为此建议,需采用烟气脱销技术进一步降低NOx排放浓度以满足国家标准。     

金湾电厂燃煤锅炉降低NO_x排放运行调整

提高SCR投入率,降低SCR入口NOx排放浓度,使锅炉NOx排放满足小于100 mg/m3的最新国家环保要求。通过分析影响金湾电厂锅炉NOx排放的主要因素,制定了降低喷氨温度运行,锅炉降NOx燃烧调整,燃煤掺烧和减少省煤器吹灰次数等调整措施。调整措施实施后,SCR连续喷氨负荷由450 MW降至300 MW,脱硝投入率达90%,锅炉NOx排放月平均浓度和小时平均浓度分别小于100 mg/m3和300 mg/m3,满足国家环保要求。     

江苏省电力科学研究院化环室协助电厂进行电除尘器故障诊断

由于近年来电厂燃煤灰分较大且煤质下降,导致电除尘器的效率下降,因此新的《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2003)已经实施,即到2005年1月1日Ⅰ时段电除尘器烟尘排放浓度允许值为300mg/Nm3,到2010年1月1日Ⅰ时段电除尘器烟尘排放浓度允许值为200mg/Nm3。根据以上情况,江苏省电力科学研究院化环室积极主动协助电厂利用机组大修机会对电除尘器进行故障诊断,并提出可行性改造建议。目前,已完成谏壁发电厂9、10号机组和徐州发电厂5号炉除尘器大修故障诊断及改造可行性情况工作;正在进行扬州电厂4、5号炉和谏壁发电厂8号炉除尘器大修故障…     

FE型电袋复合除尘器降尘效果显著

我国火电厂大气污染物排放标准第3时段要求锅炉烟尘排放浓度≤50mg／m^3,一些火电厂采用电袋复合式除尘器后就能达到这一目标。华能淮阴电厂2台200MW机组烟尘排放浓度已降到25mg／m^3;华电乌达热电公司烟尘排放浓度达30mg／m^3以下,复合除尘器阻力小于1kPa。