600MW级湿式电除尘器工程调试与运行调整研究

通过广东珠海金湾发电有限公司600 MW级湿式电除尘器工程建设后期调试与投产后的运行调整,分析存在的问题及其原因,提出相应的技术改造及运行调试措施,使湿式电除尘器顺利投产,烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度达到或低于燃气轮机组的现行排放限值,实现大气污染物"近零排放"。     

600MW火电机组湿式电除尘器工程调试与运行调整

研究广东省首台投产的600 MW级湿式电除尘器在调试及运行中存在的问题。通过工程建设后期调试与投产后的运行调整,提出相应的技术改造及运行调整措施,使湿式电除尘器顺利投产,烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度达到或低于燃气轮机组的现行排放限值,实现大气污染物"近零排放"。     

国内首台“近零排放”燃煤发电机组在舟山投产

6月25日9时,神华国华舟山电厂4号35万千瓦国产超临界燃煤发电机组顺利完成168小时试运,正式移交生产,标志着国内首台＂近零排放＂燃煤发电机组顺利投入商业运行。记者在神华国华舟山电厂集控室看到4号机组显示的排放实时数据：烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放值分别为1.75、1.78、18.12毫克/标准立方米。而根据浙江省环境监测中心试运行期间独立现场取样监测数据：4号机组试运行期间,粉尘排放2.55毫克/标准立方米、二氧化硫排放2.86毫克/标准立方米、氮氧化物排放20．5毫克／标准立方米,3项指标均远低于燃气发电机组大气污染物排放限值。     

哈尔滨锅炉厂三河电厂机组改造实现“近零排放”

本刊讯近日，由哈电集团哈尔滨锅炉厂有限责任公司改造的国华三河电厂1号350MW机组“近零排放”改造项目通过验收。根据监测报告显示，168小时试运行期间，该机组排放的粉尘、二氧化硫、氮氧化物分别达到并优于燃气发电机组大气污染物排放限值，实现“近零排放”目标。     

燃煤机组大气污染物排放综合评价与排名方法的探讨

为了直观地评价燃煤机组的大气污染物排放水平和方便进行机组之间对比,提出了燃煤机组大气污染物排放综合评价与排名方法。简要介绍了大气污染物的典型减排工艺及原理,以某电网公司调管范围内9台燃煤机组的烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度为例,重点探讨了燃煤机组大气污染物的综合评价与排名方法,并对其进行逐步优化,使其贴合实际且具有较好的适用性。最后,根据燃煤机组的特点,阐述了提升其综合排名的措施。燃煤机组大气污染物排放综合评价与排名方法为电厂及相关监管部门及时掌握燃煤机组的大气污染物排放水平提供了重要参考。     

660 MW燃煤机组污染物协同脱除技术的应用

以某660 MW燃煤机组现有烟气净化工艺为例,分析了烟气污染物协同脱除技术路线,并按照优化后的技术路线对机组烟气净化系统进行改造.结果 表明:采取污染物协同脱除技术后,烟尘、氮氧化物(NOx)、二氧化硫(SO2)及汞(Hg)等污染物排放指标均能达到超净排放限值的要求;同时,各污染物脱除效率均有提升.该改造工程可为其他同...     

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。     

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。     

燃用神华煤火电厂近零排放技术路线与工程应用

目前火电行业耗煤量约占全国能源消费总量的50%,是大气污染物的重要来源之一。为了更好地实现火电厂大气污染物的近零排放,减轻环境污染,通过对近几年火电厂及全国烟尘、二氧化硫、氮氧化物等污染物的排放量进行对比,分析了火电厂大气污染物减排的必要性和近零排放的概念,特别针对神华煤低灰、低硫、低氮和低汞等特性,研究了火电厂多环节协同除尘、高效脱硫和锅炉低氮燃烧与SCR联合脱硝等集成技术,形成了燃用神华煤火电厂大气污染物近零排放的技术路线和工程应用成果,对实施燃煤电厂大气污染物近零排放具有示范意义。     

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。     

超低排放:国家专项行动下的技术突破

<正>中国燃煤电厂的节能减排是政策先行的。2011年中国颁布史上最严的《火电厂大气污染物排放标准》,发布了包括燃气轮机组在内的火电厂大气污染物排放限值。个别特大城市由于禁止建设燃煤电厂,面临天然气资源缺乏和电力短缺的双重矛盾,对此,2012年"如新建的燃煤电厂达到燃气轮机组的大气污染物排放值是否可以建设"的问题被提出来,进而有电力企业在现有煤电机组上进行了有益尝试。2013年年初湿式电除尘器(WESP)     

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。     

徐州电厂静电除尘器改造及高频电源的技术应用

随着新的国家环保政策实施,对现役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环保要求的均需要技术改造。针对徐州电厂改造后的烟气污染物排放指标除了满足国家的环保要求外,同时满足神华集团、国华电力公司要求,做到高品质绿色发电的要求。其中除尘改造后烟尘的排放浓度≤3 mg/Nm3。     

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。     

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。     

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。     

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。     

即将出台的火电厂排污新标准会更加严格

国家即将出台新的火电厂大气污染物排放标准,将对火电厂提出更加严格的环保要求。我国火力发电以燃煤为主,随着国民经济的快速增长对电力这一基础能源的需求,由燃煤所带来的大气污染问题日益凸现。燃煤电厂的二氧化硫、氮氧化物、二氧化碳等污染物排放相当严重。据权威部门预测,如果保持2000年的排放水平,到2030年,全年二氧化硫、氮氧化物排放量将分别达到22郾90Mt和9郾12Mt,排放物造成的酸雨、臭氧层破坏和温室效应等不良后果将大大影响环境质量。为此,国家环保部门拟通过更加严格的环保政策来实现强制性环保规范。目前正在制定中的新的《火电厂大气污染物排放标准》将代替1996年执行的旧标准,新标准将体现时代发展的要求,具有科学、合理和严格的特征。新标准将对不同时期的火电厂作不同要求,划分为3个时段,分别以1996年12月31日前、1997年1月1日至2004年12月31日以及2004年1月1日后作为时段起始点,不同时段内建设投产的火电厂将执行不同时段内的控制要求。另外,新标准将对二氧化硫、氮氧化物、烟尘、烟气黑度和火电厂全厂二氧化硫排放率等主要排放控制指标做出新要求,同旧标准相比,在控制量和计算方法上都会发生变化。新标准还规...     

800MW机组节能减排优化升级项目总体优化设计

为了提高机组运行经济性、安全性、稳定性和满足国家环保要求,积极响应国家鼓励实施在役煤电机组综合升级改造,绥中发电有限责任公司对一期2×800 MW俄制机组实施节能减排优化升级改造。整体改造共包括13个子项目,总投资约12亿元,机炉电热全面覆盖,机组安全、经济、环保达到了最优组合。项目投产后,机组增容10%达到880 MW,供电煤耗下降近40克/千瓦时,预计每年可节约标煤32.8万吨,厂用电率下降超过2个百分点,烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放指标均优于天然气发电排放标准限值,实现了灰渣综合利用、控制系统达到百万机组先进水平等优异指标。