中国燃煤电厂的二氧化硫排放控制

简述了中国控制燃煤电厂ＳＯ２排放的必要性，介绍了酸雨和ＳＯ２污染控制区的划分和对燃煤电厂ＳＯ２排放控制的要求以及火电厂大气污染物排放标准，说明了燃煤电厂对ＳＯ２排放的控制措施。     

火电厂汞污染控制对策探讨

介绍燃煤汞污染现状和汞排放形态、特征及其大气排放标准。分析了我国燃煤电厂汞污染控制面临的问题。结合我国汞大气排放的新标准,从管理和技术方面提出了相应的对策。同时介绍了国内外燃煤电厂汞排放的控制措施：① 采用清洁燃煤发电技术,推进机组节能减排;② 充分利用现有非汞污控设施实现协同控制;③ 开展单项脱汞技术研究与示范,其涉及煤基添加剂、炉膛喷射、吸附剂喷射、吸收塔稳定剂、脱硫废水络合剂等技术;④ 几种国外新型汞联合脱除技术。     

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。     

燃煤锅炉除尘器"电改袋"的改造及应用

燃煤锅炉是我国大气的主要污染源。控制电力行业大气污染物排放已成为环保重点,特别是粉尘的排放。因此需要燃煤电厂具备高效的除尘设备,并具有可靠的稳定性。燃煤锅炉排放的粉尘30%是PM 10以下的“可吸入粉尘”,尤其是其中PM 2.5以下的超细粉尘,对人类健康危害极大。有效治理燃煤锅炉烟气粉尘污染,是提高我国大气环境质量和人类健康水平的关键。     

火电厂脱硫技术应用综述

我国是燃煤大国，煤炭占一次能源消费总量的75％。二氧化硫排放总量居世界首位，酸雨和二氧化硫污染造成的经济损失每年在1000亿元以上。我国二氧化硫排放量的90％，氮氧化物排放量的70％来自燃煤，而其中的50％左右来自火电厂；2004年，火电行业二氧化硫排放总量高达1300多万吨。在我国2004年4．4亿kW电力装机容量中，火电达到3．25亿kW，占全部装机容量的73．9％和发电量的82．6％；2005年，我国电力装机容量将突破5亿kW，燃煤火电所占比重还要增加。我国能源结构的特点决定了控制二氧化硫污染的关键是控制火电厂二氧化硫的排放量。削减和控制火电厂燃煤二氧化硫污染事在必行。     

燃煤电厂重金属铅排放特性研究进展

燃煤电厂重金属铅排放是大气铅排放的主要来源之一,研究燃煤电厂大气铅排放特性能够为重金属污染控制技术提供理论依据。本文估算了我国近几年燃煤电厂大气铅排放量,介绍了燃煤过程铅反应机理的研究成果,分析了铅的分布特性、富集规律及其影响因素,并论述了除尘和脱硫设备对铅排放特性的影响。结果表明:对同一台锅炉铅排放特性影响最大的是煤质和燃烧工况;对不同锅炉负荷铅排放特性影响最大的是煤中重金属在燃烧和冷凝过程中的反应机理及其影响因素等。     

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...     

中国燃煤电厂二氧化硫污染控制工作分析与建议

中国从“十一五”期间全面启动燃煤电厂二氧化硫减排工作,烟气脱硫设施建设、运行、管理对燃煤电厂的影响很大。通过回顾中国燃煤电厂二氧化硫污染控制工程历程,从政策、法规、标准、技术、设备加装、提效改造、运行、排放量控制等多个方面进行总结和分析,提出了总量计算方法、脱硫作为主设备管理、重视硫资源综合利用等方面的建议。分析表明：燃煤电厂二氧化硫污染控制工作已取得了长足的进步,总量减排成绩突出,但超低排放环保效益偏低,应用的一批新技术还需加强总结。下一阶段应加强系统性研究、重视浓度的控制等方面工作。     

我国严格控制燃煤二氧化硫排放

国家环保总局、国家经贸委、科技部 3月 19日联合发布了《燃煤二氧化硫排放污染防治技术政策》,为我国在未来一段时期内控制燃煤造成的二氧化硫污染提供了技术指导和支持。该技术政策提出 ,燃煤二氧化硫排放污染控制的技术原则是 ,推行合理使用能源、提高煤炭质量、高效低污染燃烧以及末端治理相结合的综合防治措施 ,减少二氧化硫排放。鼓励电厂锅炉、大型工业锅炉和窑炉使用中、高硫份燃煤 ,并安装烟气脱硫设施 ;中小型工业锅炉和炉窑 ,应优先使用优质低硫煤、洗选煤等低污染燃料或其他清洁能源 ;城市市民用炉灶鼓励使用电、燃气等清洁能源…     

国内典型燃煤电厂大气汞排放特性分析

燃煤电厂是我国最主要的人为汞污染源,新的《火电厂大气污染物排放标准》对燃煤电厂汞排放控制提出了明确要求,现有的污染控制设备对烟气中的汞有一定的协同脱除效果。通过对国内6个典型燃煤电厂汞排放测试结果进行分析,得出现阶段燃煤电厂配置条件下汞的排放特性。结果表明:SCR对烟气中总汞的减排作用不明显,但能促使Hg0氧化成易脱除的Hg2+和Hgp;ESP可以脱除几乎全部的Hgp,其协同脱汞效率在6.07%～46.41%之间,平均脱汞效率为23.58%;WFGD对Hg2+和总汞的协同脱除效率分别为78.99%、42.09%,经过WFGD后约有86.07%的Hg0排入大气;ESP+WFGD的平均脱汞效率为56.4%。燃煤烟气中的汞经过协同控制后,可以满足国家规定的排放标准要求。     

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。     

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。     

贵州电力试验研究院已完成27套脱硫装置的调试工作

作为西电东送的重要省份,我省目前拥有众多火电企业,为了尽最大可能减少火电企业以燃煤发电而排放出的二氧化硫对生态环境造成的危害,国家出台了《火电厂大气污染物排放标准》、《锅炉大气污染物排放标准》,贵州省结合自身实际提出了所有燃煤火力发电厂必须在2009年以内全部安装脱硫装置的目标。     

燃煤电厂非传统大气污染物控制展望

无论是从包括颗粒物、SO₂、NO_x等单个大气污染物控制而言,还是系统的燃煤电厂超低排放控制技术,目前都有较为成熟且较为多元化的可选技术,在具体工程自身实际情况具体分析的基础上进行选择。对于燃煤电厂非传统大气污染物,需要重点关注SO₃、氨、重金属的排放与控制。对燃煤电厂SO₃、氨、重金属的产生、危害和控制3个方面进行分析,在此基础上从防治技术政策、排放控制标准、控制技术路线、工程示范等4个方面提出燃煤电厂非传统大气污染物控制政策建议。     

控制燃煤电厂二氧化硫排放的九项新措施

针对我国二氧化硫年排放量大大超出环境自净能力、近1／3国土酸雨污染严重的现实，国家环保总局和国家发改委将采取九项旨在进一步加强燃煤电厂二氧化硫污染防治的新措施。这一系列新措施是：     

山西燃煤电厂超低排放改造技术路线探讨

针对山西省燃煤电厂烟气污染治理设施运行现状、污染物排放情况及燃煤特点,探讨性提出适合山西省现役燃煤电厂超低排放技术改造技术路线和方案,最终达到燃煤电厂烟气超低排放标准要求,对300 MW以上燃煤机组超低排放改造有一定借鉴意义。     

推进煤电清洁发展助力大气污染治理

近年来,我国受雾霾天气的影响不断加剧,政府与社会公众对环境问题更加重视,国家也相继出台了一系列关于节能环保的规范和标准,比如于2012年公布的《火电厂大气污染物排放标准》以及2014年新修订的《锅炉大气污染物排放标准》,进一步抬高煤电项目的审批门槛,严格限制燃煤电厂排放水平。     

超低排放燃煤电厂和燃气电厂综合对比

燃煤和燃气发电是中国火力发电的两大主流形式。从发电与控制污染技术、环境效应和经济效益3方面对超低排放燃煤电厂和燃气电厂进行了综合对比,对比结果表明：（1）从发电和污染控制技术看,超低排放燃煤电厂已完全自主研发生产,整体技术已跨入国际先进水平;燃气电厂仍采取进口的方式,需加快掌握燃气轮机制造的关键技术;（2）从环境效应看,超低排放燃煤电厂在气、液、固等常规污染物排放上均达到有效控制,对环境影响已较小,当燃煤发电标准煤耗不大于全国平均水平时比燃气电厂更清洁;（3）从经济效益看,超低排放燃煤电厂继续保持相对于燃气电厂较大的发电经济优势。研究结果可为客观看待两类电厂的优劣提供理论参考,并为国家制定相关政策提供依据。     

湿式电除尘器在工程中的应用

随着国家对大气污染物排放控制要求的提高,新的火电厂大气污染物排放标准(GB13223-2011)于2012年1月1日正式实施。新排放标准对烟尘、二氧化硫、氮氧化排放控制要求都有了很大的提高。为了满足新的排放标准以及解决现已投运电厂普遍存在石膏雨问题,迫切需要与之配套的系统和设备来解决出现的新问题。湿式静电除尘器应用对减少吸收塔后烟尘、石膏雨和SO3等的排放,满足新标准要求多了一种选择。本文通过分析认为对大型燃煤机组吸收塔后面安装湿式电除尘器在技术上是可行的,湿式静电除尘器对石膏液滴、酸雾、有毒重金属以及PM10,尤其是PM2.5的微细粉尘有良好的脱除效果,但初投资和运行维护费用有所增加。