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。     

特高硫煤SO2超低排放技术评估

以燃用特高硫煤的300 MW机组中应用的旋汇耦合脱硫除尘一体化技术为研究对象,对该类技术进行现场测试与评估。测试结果表明：燃煤硫分在5%左右时,脱硫系统的脱硫效率可稳定在99.70%~99.82%,SO₂排放质量浓度在23.4~30.8 mg/m³,能够满足SO₂超低排放小于35 mg/m³的要求;除尘效率在78.6%~87.8%,颗粒物排放质量浓度稳定在4.60~5.76 mg/m³,能够满足颗粒物超低排放浓度小于10 mg/m³的要求。与脱硫单塔双循环、双塔双循环系统技术改造方案相比,该类SO₂超低排放技术的改造与运行费用均有比较大的优势。     

低低温电除尘技术特点及在高灰煤超低排放工程中的应用

低低温电除尘器在燃煤机组节能提效的同时,对SO₃也具有很高的脱除率。当灰硫比大于100时,低低温电除尘器不会发生低温腐蚀。从低低温电除尘器主要工艺参数选择、需关注问题及应对措施、污染物减排特性等方面进行了阐述和分析。重点介绍了典型工程案例淮北平山电厂660 MW机组,经测试,低低温电除尘器除尘效率为99.97%,出口烟尘浓度为4.47 mg/m³,PM_2.5浓度为2.4 mg/m³,湿法脱硫后烟尘浓度为2.3 mg/m³。表明低低温电除尘技术配合旋转电极式电除尘等技术组合,不但可以实现电除尘器出口5 mg/m³的烟尘浓度,而且还可实现高灰煤烟尘超低排放。     

超临界2×350 MW机组四塔合一工程技术经济分析与数值模拟

四塔合一式间接空冷系统是将脱硫吸收塔、湿式电除尘器和低位排烟塔集中布置在间接空冷塔内,具有节水、节能和降低占地面积的优势。但目前国内该技术工程应用较少,且主要应用于600 MW及以上超超临界机组。本文针对超临界2×350 MW机组,比较四塔合一布置方案中湿式电除尘器的塔上式和塔外式2种布置方案,确定塔内布置方式的技术可行性以及经济性;通过数值模拟计算分析,揭示了不同环境风速下空冷塔内流场规律,研究了空冷塔散热性能、烟气扩散及可能的空冷塔内壁腐蚀等问题。结果表明:该机组采用四塔合一在技术上是可行的,湿式电除尘器塔上式布置比塔外式布置更经济;环境风对空冷塔内外流场有较大的影响,不利于空冷塔的散热;不同环境风速下空冷塔内外烟气流场分布相似,风速较大时烟气有可能会在塔出口附近与塔体接触,需要做好预防措施。     

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。     

燃煤电厂烟气SO3迁移转化特性试验分析

对某电厂300 MW机组在不同煤种、不同负荷条件下,选择性催化还原（SCR）脱硝系统、空气预热器、低低温电除尘器、海水脱硫以及湿式电除尘器等装置中SO₃迁徙转化特性进行了试验分析。试验结果表明:低低温电除尘器对SO₃的脱除效率可达65%;海水脱硫对SO₃的脱除效率约为15%;湿式电除尘器对烟气中SO₃脱除效率约为5%;烟气经过SCR脱硝装置后SO₃明显增加,这是造成尾部烟气中SO₃质量浓度升高的主要原因;经低低温电除尘器、海水脱硫装置以及湿式电除尘器对烟气中SO₃的协同脱除,能实现最终SO₃排放质量浓度低于2 mg/m³。     

超低排放改造后燃煤烟气净化设备协同脱汞潜力分析

燃煤机组完成超低排放改造后,原有的烟气净化设备在设备容量、装备水平上有较大提升。为了给汞排放治理提供决策依据,分析了超低排放改造后烟气净化设备的汞脱除潜力。研究结果表明：SCR烟气脱硝系统改造能够增大Hg⁰的氧化效率,因而能促进后续烟气净化设备的脱汞效率;低低温电除尘和电袋复合除尘技术的协同脱汞效率显著,可达40%;安装高效除尘除雾器的脱硫塔对汞的协同脱除效率可达96%。然而,由于超低排放改造后除尘器出口Hg²⁺含量低,且粉尘浓度低、粒径小,脱硫系统单塔提效增容改造及湿式电除尘器对烟气中汞的脱除效率影响有限;还有可能出现单塔提效增容改造后脱硫系统出口汞的排放浓度较入口略有增加的情况。     

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。     

湿式电除尘器性能测试方法及排放特征研究

湿式电除尘器收尘极被水膜覆盖,放电区域存在水雾,无振打二次扬尘,且细颗粒物团聚现象显著,可有效减少细颗粒物、SO₃等排放。采用一体化采样头（内置滤膜）采集颗粒物,采用重量法（PM-10）和电荷法（ELPI）测定PM_2.5;采用冷凝法或冷凝法与异丙醇吸收相结合的采样方法测定SO₃。测定结果表明,不同型式的湿式电除尘器颗粒物、PM_2.5一般分别在2~5mg/m³及3mg/m³以下,除尘效率一般在75%~95%,金属极板湿式电除尘器为连续喷淋,因不存在细颗粒物的二次扬尘,颗粒物排放可达1mg/m³以下;不同型式的湿式电除尘器SO₃排放一般在5mg/m³以下,SO₃脱除效率一般在60%~80%,导电玻璃钢湿式电除尘器板电流密度一般比金属极板湿式电除尘器大,因此其SO₃脱除效率普遍更高一些。     

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。     

“低低温+移动电极”电除尘技术研究与应用

“低低温+移动电极”是新的电除尘组合技术。低低温电除尘技术有二次扬尘的缺陷,需结合移动电极来保证高除尘效率,为此研究了“低低温+移动电极”的技术特点和结构原理,并对国外碧南电厂和华能河北某电厂等典型案例进行了介绍和分析。实践经验表明,“低低温+移动电极”电除尘技术是实现超低排放的较佳电除尘组合技术之一,其可实现燃煤电厂电除尘器出口粉尘质量浓度达到15 mg/m³以下,配合脱硫系统可满足10 mg/m³以下甚至5 mg/m³以下的烟尘超低排放要求。     

600MW燃煤机组烟气污染物控制研究

以某600 MW超临界燃煤机组为例,研究了燃用高硫、中高灰、特低挥发分煤的W火焰锅炉排放效果.机组采用"选择性非催化还原(selective non-catalytic reduction,SNCR)+选择性催化还原(selective catalytic reduction,SCR)脱硝+配高频电源和旋转电极的双室五...     

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。     

国电泰州电厂2×1 000 MW二次再热机组NOx、SO2超低排放技术应用

为使烟气中NO_x、SO₂排放达到超低水平,国电泰州电厂二期2×1 000 MW超超临界二次再热燃煤发电机组SCR脱硝系统采用了驻窝混合技术,烟气脱硫采用了单塔双循环湿法脱硫技术。简介驻窝混合技术机理和单塔双循环脱硫技术原理,介绍国电泰州电厂1 000 MW机组烟气脱硝脱硫设计方案及实施效果。实践结果表明,国电泰州电厂1 000 MW机组采用上述2项技术后,烟气中NO_x和SO₂实现了超低排放,NO_x和SO₂脱除效率分别达到90.3%和99.6%,其排放质量浓度分别为31 mg/m³和15 mg/m³,远低于国家超低排放限值,且优于燃气轮机排放水平。     

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。     

低低温除尘器和海水脱硫可凝结颗粒物有机组分排放特征研究

可凝结颗粒物（CPM）排放可加重雾霾的形成,近期受到广泛关注。测试了2个煤种条件下,燃煤超低排放机组烟气系统沿程总CPM及有机CPM浓度,分析有机CPM中含量前10的有机组分占比。结果表明,针对煤种1和煤种2,烟囱入口处总CPM排放质量浓度分别为4.2和5.6 mg/m³,超低排放污染控制设施对CPM的总脱除效率分别为97.21%和98.18%;低低温电除尘（LLTESP）、海水脱硫（SWFGD）、湿式电除尘（WESP）对有机CPM平均脱除效率分别为71.82%、56.36%和76.61%;低低温电除尘对有机CPM中酯类、烃类和其他有机组分均有较好的脱除效果;海水脱硫对烃类脱除效果更好,而湿式电除尘对酯类有机物去除效果更优。