燃煤电厂超低排放技术改造分析

介绍了国家和地方对燃煤电厂超低排放技术改造的政策要求,以某电厂1台660 MW机组为改造对象,通过对其它电厂、环保公司超低排放改造技术进行调研的基础上,并结合某电厂原有的环保设施和污染物排放现状,选用投资少、工期短的超低排放改造技术路线,确定超低排放设备改造范围,成功对2号机组烟气实施超低排放技术改造,改造后二氧化硫、氮氧化物、烟尘等主要指标平均排放浓度分别为22 mg/Nm~3、34 mg/Nm~3、2 mg/Nm~3,均符合国家燃煤电厂超低排放35 mg/Nm~3、50 mg/Nm~3、10 mg/Nm~3标准要求,可实现在原有基础上削减二氧化硫750 t/年、氮氧化物500 t/年、烟尘80 t/年,具有良好的环境效益和社会效益。并对超低排放技术改造后出现的一些问题进行分析,提出解决措施,为尚未改造或正在改造的电厂提供了借鉴。     

燃煤电厂除尘设备超低排放改造性能评价

新的环保政策要求燃煤电厂烟尘排放浓度低于5 mg/Nm~3以达到超低排放标准,为达到标准要求,黑龙江某燃煤电厂对其2、3号机组采用不同路线进行超低排放改造,对不同改造路线进行系统研究,分析各改造路线技术原理及特点,并对改造后设备进行性能试验,试验结果表明,2号机组改造烟尘排放浓度为3.46 mg/Nm~3,3号机组改造后烟尘排放浓度为3.85 mg/Nm~3,两种改造路线均可达到5 mg/Nm~3的排放限值要求,且设备运行可靠稳定。     

徐州电厂改造工程脱硫技术的应用

随着国家对大气污染物排放控制要求的提高,除了对新建机组在设计时应考虑外,对现役的燃煤机组在原设计时执行的烟气污染物控制排放标准不能满足现有国家的环保要求的均需要技术改造。神华集团、国华电力公司更是提出了严于国家环保要求的标准对徐州电厂进行技术改造,其中脱硫改造后SO_2排放浓度≤20 mg/Nm~3。     

CFB锅炉SNCR+SCR联合脱硝超低排放工艺设计及应用

针对某1 060 t/h CFB锅炉NO_x排放浓度长期稳定在50 mg/Nm~3以下的超低排放目标,设计一套处理烟气量为1 150 000 Nm~3/h、初始NO_x含量190 mg/Nm~3,NO_x排放浓度不高于50 mg/Nm~3的SNCR+SCR联合烟气脱硝系统。分析当前烟气NO_x主要脱除技术的原理及优缺点,对SNCR+SCR联合脱硝工艺的主要参数、工艺流程进行设计,对工艺的设计依据、原理、目标及系统主要组成部分进行阐述。经168 h试运和性能测试,NO_x排放浓度平均值为33.55 mg/Nm~3,满足超低排放要求。性能测试结果表明:机组90%和80%负荷下,NO_x排放浓度、氨逃逸、联合脱硝效率、还原剂耗量、催化剂阻力及SO_2/SO_3转化率均满足设计要求和环保要求。     

600MW燃煤电厂超低排放技改方案及应用

为实现某600 MW燃煤电厂烟气污染物排放达到超低排放的目标,结合技改前烟气系统配置及布置情况,采用以低低温为核心的烟气协同治理技术路线,提出了"锅炉燃烧器低氮改造+脱硝装置(备用层加装催化剂)+烟气冷却器+低低温静电除尘器+脱硫装置(交互式喷淋及托盘)+湿式电除尘器+烟气再热器+干烟囱"的技改方案。通过提效改造后,烟气氮氧化物、二氧化硫、烟尘排放浓度分别为36.8mg/Nm~3、21.6mg/Nm~3、1.7mg/Nm~3,性能指标优于燃机排放限值。利用低低温烟气余热系统中多余的热量加热凝结水,由此可节约标煤耗0.59 g/k W·h。该项目超低排放技改方案的成功应用,可为后续类似工程技改时设计参考。     

西夏热电公司湿式电除尘器改造

为了满足"重点地区"燃煤电厂烟尘排放国家标准要求,针对西夏热电公司一期2×200 MW供热机组除尘设备现状结合现有除尘器改造技术进行分析研究,提出了在湿法脱硫后加装湿式电除尘器的改造方案。应用结果表明:改造后的机组烟尘排放浓度10 mg/Nm3,不仅满足了国家对"重点地区"燃煤电厂烟尘排放标准要求,而且达到了10 mg/Nm3的超低排放要求。     

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。     

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。     

燃煤机组SO_3迁移规律及排放特性试验

针对燃煤电厂SO_3排放现状,对国内多个典型燃煤机组(包括达标排放机组和超低排放机组)各污染物控制设备前后的SO_3质量浓度进行现场测试,并分析了国内典型燃煤机组的SO_3迁移规律。结果表明:达标排放机组的SO_3排放质量浓度普遍高于5 mg/m~3,而超低排放机组的SO_3排放质量浓度大多低于5 mg/m~3;燃煤机组SO_3迁移规律为烟气经选择性催化还原(SCR)脱硝装置后SO_3质量浓度明显增加,而经后续的电除尘装置、脱硫装置、低低温电除尘装置及湿电除尘装置后SO_3均得到有效脱除。     

某660MW在建机组高效协同除尘技术方案

针对某2×660MW在建机组烟囱出口烟尘排放浓度≤5 mg/Nm~3的超低排放新要求,介绍和分析了目前国内大型燃煤电厂应用的2种高效协同除尘技术路线,并基于该项目的实际情况选择采用加装湿式电除尘器的高效协同除尘技术。     

CFB锅炉采用ROFA+Rotamix技术降低SO_2和NO_x排放的应用研究

大连泰山热电有限公司锅炉采用炉内添加石灰石的方式进行脱硫,脱硫效率很低,未设脱硝设备,排放烟气中SO_2和NO_x浓度达不到国家环保排放要求。经研究决定采用ROFA+Rotamix技术降低SO_2和NO_x排放浓度。改造后,锅炉带负荷能力不变,着火稳定,燃烧完全,炉内温度场及热负荷分布均匀,经测试SO_2排放浓度在200 mg/Nm~3以内,NO_x排放浓度在100 mg/Nm~3以内,满足《火电厂大气污染物排放标准》要求。     

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。     

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%。     

燃煤电厂SO_2超低排放技术研究及其应用

随着国家法律法规对燃煤电厂烟气污染物排放要求的日趋严格,相关超低排放技术也日臻完善。对燃煤电厂SO_2超低排放技术的种类和技术特征进行了总结、分析和研究,并探讨各技术的技术优势和适用范围。与此同时,针对某电厂1 000 MW超超临界机组脱硫装置超低排放技术路线和工艺特征展开分析,研究了SO_2超低排放技术的实际应用性能。结果表明,入口SO_2标干浓度为1 122 mg/m~3(标态)时,脱硫效率可达98.48%,出口SO_2浓度为17 mg/m~3(标态),显著低于35mg/m~3(标态)的超低排放标准。     

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%。     

基于CEMS数据的超低排放燃煤机组大气污染物排放特性分析

以54台超低排放燃煤机组为研究对象,对比分析了主要大气污染物(颗粒物、SO₂、NOx)的年排放达标率、年排放浓度、排放性能等排放特征。在对环保设施投运和故障进行调查的基础上,分析了排放超标和故障的原因。结果显示：参与调查的燃煤机组中颗粒物、SO₂、NOx排放年度达标率分别为99.981%、99.962%、99.893%,表明能够稳定实现超低排放;颗粒物、SO₂、NOx排放绩效均值分别为11.11、68.16、140.26 mg/(kW·h),满足且优于国家标准要求;启停时段颗粒物、SO₂、NOx排放超标时长占比分别为54%、64%、57%,说明机组启停过程中颗粒物、SO₂、NOx排放浓度难以控制,消除启停机期间制约环保设施正常投运的影响因素是后续主要研究方向。     

燃煤机组烟气污染物协同脱除技术及应用

针对燃煤机组超低排放改造中技术路线上存在的争议问题,结合国内超低排放改造可行性研究及协同脱除改造工程的实施,总结了烟气污染物协同脱除技术的发展现状,重点介绍了超低排放协同脱除策略及一体化脱除核心技术,提出超低排放改造可结合"协同"和"湿除"2条技术路线,在确定的边界条件和场地布置前提下优化设计。工程应用表明,燃煤机组采用协同脱除技术实施超低排放改造后,NO_x、SO_2及烟尘排放质量浓度均优于超低排放限值要求,同时对SO_3、Hg和PM_(2.5)等污染物的脱除效果显著。     

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。     

首台1000 MW机组烟气超低排放改造后脱硝系统控制策略改进及探讨

传统的燃煤电厂历来被视为大气污染物的主要来源,是国家环保监管的重点.国内首套烟气超低排放装置在浙能嘉兴发电厂8号机组投入运行后,主要污染物排放指标基本都达到了天然气燃气机组的排放标准,特别是氮氧化合物的排放全时段控制在50 mg/Nm3以下.介绍了嘉兴电厂百万燃煤机组烟气超低排放环保示范项目实施后,热控专业针对系统中存在的问题对脱硝系统CEMS测量、脱硝自动控制策略等方面进行了一些措施改进,并针对项目实施过程中遇到的问题进行了探讨.     

低低温电除尘器粉尘及SO3协同去除研究

为使燃煤电厂大气污染物超低排放,近年低低温电除尘技术开始得到应用。以浙能温州电厂660 MW机组低低温电除尘器为研究对象,对低低温电除尘器粉尘及SO₃协同去除效果进行了测试,对烟气的常规温度和低低温状态下飞灰比电阻的变化及其除尘提效幅度开展研究。结果表明：烟气冷却器投运后,低低温工况条件下的飞灰工况比电阻值较常规烟气工况降低了1个数量级,烟尘排放质量浓度由6.94 mg/m³降至3.25 mg/m³,达到超低排放要求 ;SO₃脱除率达96.6%。