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。     

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。     

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。     

燃煤电厂超低排放控制设备改造前后物耗和能耗分析

目前国内燃煤电厂逐步开展超低排放改造。针对某电厂超低排放改造前后污染物控制设备的物耗和能耗变化进行分析,主要包括脱硫系统的石灰石和水的消耗量以及电耗、SCR系统的液氨耗量以及电耗、和静电除尘器的能耗,为火力发电厂污染物控制设备进一步节能降耗提供参考。根据计算得出的物耗、能耗,计算某电厂超低排放改造前后污染物控制单元能耗和物耗的附加煤耗:2014年污染物控制单元总的附加煤耗为17.07 g/k W·h,2015年为17.86 g/k W·h,超低排放改造后为18.28 g/k W·h。针对超低排放改造前后的物耗和能耗以及附加煤耗的变化进行分析,研究变化原因,为企业提高发电效率和节能减排提供指引。超低排放的投入导致了运行成本的增加,但统筹考虑带来的环境效益,超低排放是现实且可行的选择,是改善环境的重要出路。     

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.     

利电8号机组脱硫超低排放技术改造与运行实践

针对江苏利港电厂8号机组超低排放改造实例,定性比较了现有脱硫提效和"石膏雨"治理技术方案,论证了该机组所实施技术的有效性和可行性,利用实际运行数据说明了改造技术的应用效果。并对超低排放改造后出现的吸收塔浆液大量起泡溢流、脱硫水平衡难以维持等问题进行了深入的分析,提出了运行应对策略,保证了进行超低排放改造后的系统能够安全、高效运行。     

小型循环流化床锅炉NOx超低排放改造试验

小型循环流化床锅炉NOx超低排放改造已经成为当前进一步推动工业源超低排放改造的重要对象。本文针对某台75 t/h循环流化床锅炉展开脱硝系统运行情况诊断、升级改造,并对脱硝系统实现超低排放的性能进行测试。结果表明:该锅炉测试过程中NOx原始生成质量浓度约210~270 mg/m3,脱硝系统升级改造后,无炉内脱硫工况下,尿素喷射量增大至89 L/h（质量分数40%,下同）时,NOx排放质量浓度下降至28.7 mg/m3,炉内脱硫工况下,尿素喷射量增大至95.2 L/h时,NOx排放质量浓度下降至48.10 mg/m3;原选择性非催化还原（SNCR）脱硝系统效率较低,仅为22.29%~64.46%,改造后的SNCR脱硝系统在无炉内脱硫工况下脱硝效率达到了约90%,炉内脱硫工况下脱硝效率最高近77.5%;SNCR脱硝系统提效改造技术路线对小型循环流化床锅炉NOx超低排放改造效果较好,但应尽量减少炉内脱硫工艺的影响。本研究对全国小型循环流化床锅炉NOx超低排放改造具有重要的借鉴意义。     

基于烟气协同治理的1000 MW机组超低排放改造实践

针对我国燃煤电厂现有烟气治理技术路线存在的主要问题,基于协同治理的理念,对华能海门电厂1 000 MW机组进行超低排放改造。综合考虑脱硝系统、除尘系统和脱硫系统之间的协同关系,确定整体改造方案,主要包括烟气余热利用系统、脱硝设备、除尘器、脱硫设备的改造,以及引风机位置和烟气管道的优化。改造后主要污染物排放质量浓度平均值远低于国家要求的环保指标,取得了良好的社会效益和经济效益。     

火电机组脱硫系统超低排放改造节能优化

火电机组超低排放改造有效降低了燃煤电厂的污染物排放总量,但部分改造后的脱硫系统在运行中暴露出设计裕量过大、改造过度、运行能耗过高等问题。对此本文提出:应合理确定脱硫系统设计边界条件,根据实际燃煤及煤源选择合适的设计煤质硫分;优化脱硫系统设计方案,选择节能设备,设计方案应兼顾不同负荷工况下脱硫系统的灵活调节与节能运行;调整运行方式、优化运行参数,并使用脱硫增效剂等。上述措施可为同类工程设计优化提供参考。     

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。     

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。     

某800MW机组脱硫系统GGH漏风治理改造后试验与研究

通过某电厂800 MW机组脱硫系统GGH漏风治理改造和运行实践,研究在超低排放标准下,大型火电机组脱硫系统应用GGH低泄漏技术的可行性和效果。试验表明,经过低泄漏密封改造后的脱硫系统GGH满足现有排放要求,SO2排放浓度小于35 mg/m^3。     

660MW机组脱硫装置烟气超低排放改造

为了满足烟气超低排放的要求,采用单塔双循环工艺对某电厂660 MW机组脱硫装置进行改造,主要包括烟气系统、吸收塔系统、氧化空气系统、石灰石浆液供应系统、石膏脱水系统改造。改造后的性能考核试验表明,脱硫装置入口SO_2质量浓度≤5000 mg/m~3、出口SO+2质量浓度≤35 mg/m~3,脱硫效率高于99%,均达到了超低排放要求。     

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。     

超低排放改造及其对供电成本的影响

响应国家政策要求,某660 MW燃煤发电机组通过在空气预热器和静电除尘器之间加装低低温省煤器,改造脱硫吸收塔喷淋层和除雾器,增加1台刚性极板湿式电除尘器,同时进行引风机、增压风机二合一改造,并采用高效低氮燃烧器以及分级省煤器技术完成了超低排放改造。通过建立"度电年均成本评估模型",并以实际运行成本数据为基础,对除尘、脱硫、脱硝等过程进行逐项分析计算,获得改造对供电成本的影响情况。研究表明:采用上述创新技术和设备进行机组改造,显著降低了主要烟气污染物排放浓度;改造后供电成本增加0.008 47元/(k W·h)。该结果可为全国大范围实施的燃煤发电机组超低排放改造提供参考。     

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。     

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。     

湿法脱硫烟气浆液滴浓度的试验研究

正我国是世界上最大的煤炭生产国和消费国,大气中90%SO2来自煤煤锅炉产生的废气。随着超低排放政策在国内的逐步实施,大部分燃煤锅炉进行了烟气超低排放改造。在使用石灰石-石膏法烟气脱硫装置中会新加喷淋层2+1或3+1。而较高的液气比会增加烟气夹带雾滴的机会进而造成二次夹带,脱硫系统超低改造后对除雾器的性能提出了更高的要求。笔者结合DL/T 1483-2015《石灰石-石膏湿法烟气脱硫系统化学及物理特性试验方法》对国内某300 MW机组石灰石-石膏法烟气脱硫装置出口雾滴浓度进行测试。本文介绍了此次试验的试验步骤