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基于50000 m3/h实际烟气中试试验系统,通过在线监测和手工实测相结合的方式,对电除尘器不同入口烟气温度时的电除尘性能进行评估。当电除尘器入口烟气温度降低,电除尘器出口烟尘浓度降低,除尘效率提升。在线数据显示,电除尘入口烟气温度为130℃、90℃、80℃时,电除尘器出口烟尘浓度分别为10.1 mg/m3、9.8mg/m3、6.7 mg/m3,除尘效率分别为99.84%、99.88%、99.88%。实测数据显示,电除尘器出口烟尘浓度分别为11.7 mg/m3、9.7 mg/m3、5.4 mg/m3,除尘效率分别为99.91%、99.89%、99.94%。 相似文献
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为了对田东电厂3号炉电除尘器出口烟尘浓度超标进行治理,通过与4号炉同类型电除尘器相比,就烟气流量偏高及电气性能差的情况进行改造。通过减少除尘器,空气预热器,省煤器的漏风,调整锅炉燃烧用风量,提高极线振打力等,使其出口烟尘质量浓度从最高的2793.4mg/m^3(干烟气,标态,下同)降致219.9mg/m^3,远低于国家规定的排放标准。 相似文献
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大同第二发电厂电除尘器改造前 ,除尘效率不足 96 % ,烟尘排放浓度大 ,不能满足环境保护和吸风机安全运行的要求。为了提高除尘效率 ,该电厂分别对 1 ,2 ,3,5号炉电除尘器进行了改造。改造时 ,拆除原有电除尘器的阴、阳极系统 ;加高电场并沿烟气流动方向延长电场 ;调宽极距 ,使电除尘器收尘面积增大 ;更新电除尘器控制系统 ;改造原变压器后继续使用。电除尘器改造后 ,电除尘效率大于 99.6 % ,烟尘排放浓度小于 1 0 0mg/m3 ,达到了设计要求。 相似文献
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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。 相似文献
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燃煤电厂现役电除尘器普遍存在烟尘排放不达标的问题,分析认为电除尘器关键参数设计不合理,尤其比集尘面积小是造成这种问题的最根本原因.在比集尘面积选择合理的情况下,电除尘器出口烟尘排放浓度达到低于50 mg/m3的新排放标准时,要求推荐的比集尘面积范围如下:(1)烟尘排放浓度小于100 mg/m3、常规煤种情况下,比集尘面积≥110 m3/(m3/s);难收集煤种情况下,比集尘面积≥150 m2/(m3/s).(2)烟尘排放浓度小于50 mg/m3、常规煤种情况下,比集尘面积≥125 m2/(m3/s);特殊煤种情况下,比集尘面积≥180 m2/(m3/s). 相似文献
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为提高电除尘器的除尘效率和降低能耗,提出将电除尘器电源由工频电源改为高频电源。改造后除尘器出口烟尘排放质量浓度由原来的30.2mg/m3下降至5.8mg/m3,出口烟尘质量浓度降低率由原来的76.7%提高到了80.8%,电除尘器节电率达69.6%。电除尘效率由原来的99.6%提高到99.68%,达到了既提效又节能的目的。 相似文献
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《江苏电机工程》2004,23(4):63-63
由于近年来电厂燃煤灰分较大且煤质下降,导致电除尘器的效率下降,因此新的《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2003)已经实施,即到2005年1月1日Ⅰ时段电除尘器烟尘排放浓度允许值为300mg/Nm3,到2010年1月1日Ⅰ时段电除尘器烟尘排放浓度允许值为200mg/Nm3。根据以上情况,江苏省电力科学研究院化环室积极主动协助电厂利用机组大修机会对电除尘器进行故障诊断,并提出可行性改造建议。目前,已完成谏壁发电厂9、10号机组和徐州发电厂5号炉除尘器大修故障诊断及改造可行性情况工作;正在进行扬州电厂4、5号炉和谏壁发电厂8号炉除尘器大修故障… 相似文献
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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,PM2.5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。 相似文献
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多功能烟气处理装置是一种可同时解决中小型锅炉热效率低下和环境污染问题的新装置.在对多功能烟气处理装置基本原理和特点进行介绍的基础上,利用3000m3/h试验系统对装置的阻力、除尘、传热和脱硫特性进行了研究.试验发现,多功能烟气处理装置的阻力损失为617.8~794.3Pa,对于平均粒径0.0639mm的电厂灰分离效率可达82%~92%,传热效果是普通空气预热器的1.6~2.7倍,可提高锅炉效率4%,烟气处理系统脱硫效率可达73%. 相似文献
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为了研究使用水煤浆作为再燃燃料在大型电站锅炉上的再燃脱硝效果和影响因素,在1台新建的670t/h的水煤浆锅炉上进行了再燃燃料量比在12.5%~25%、主燃区过量空气系数a1在0.92~1.34、再燃区过量空气系数a2在0.91~1.04之间变化的低NOx燃烧调整试验,分析了再燃燃料量比、再燃区过量空气系数、主燃区过量空气系数、再燃区温度、烟气在再燃区停留时间和混合状况对脱硝率的影响。试验结果显示,相对于均等配风时锅炉的NOx排放量788mg/m3,水煤浆再燃能够有效地降低NOx的排放量,脱硝效果最高可以达到42.5%,说明大型电站锅炉上采用水煤浆再燃是一种有前景的脱硝方法,同时通过试验确定了再燃过量空气系数为0.95时的最佳再燃燃料比为16%,再燃燃料比为25%时,在实验工况范围内,最佳再燃区过量空气系数为0.91。 相似文献
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选择性非催化还原法在电站锅炉上的应用 总被引:11,自引:5,他引:6
对一台HG-410/9.8-YW15型煤粉锅炉,在已进行常规煤粉再燃改造基础上进一步结合了选择性非催化还原(selective non-catalytic reduction,SNCR)的改造,即对该锅炉采用了联合Reburning/SNCR技术。通过实验运行表明:当仅有再燃投入运行时,NOx可以低于350 mg/m3(标准状态,6%O2,干烟气);而当结合了SNCR运行时,NOx则达到了200 mg/m3以下,同时尾部氨泄漏小于7.6 mg/m3。低负荷情况下脱硝率较高,对于51%负荷(j(NH3)/j(NO)等于1.0),NOx降至160 mg/m3,而此时的尾部氨泄漏只有1.14 mg/m3。此外,根据负荷及j(NH3)/j (NO)的不同,单独SNCR技术在再燃的基础上也实现了38.2%~73.9%的脱硝率。尾部烟道中的氨分布呈现出前墙高于后墙的现象。SNCR的投运对飞灰含碳量、排烟温度及CO排放等几乎没有影响,但会造成尾部排烟量的增加,即对锅炉效率造成了约0.5%的损失。 相似文献
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循环流化床锅炉汞排放和吸附实验研究 总被引:2,自引:0,他引:2
选取一台有代表性的440 t/h循环流化床锅炉,运用美国环保署推荐的安大略法,现场测定了入炉煤、底渣、飞灰和烟气中的各种汞形态浓度,获得了循环流化床锅炉汞排放特性。结果表明,循环流化床锅炉烟气中主要是颗粒汞,静电除尘装置的脱汞效率达98%,烟气汞排放浓度为0.062 mg/m3,底渣中汞小于总汞的1%。飞灰对汞强烈的吸附作用主要归因于其较高的含碳量,其次与飞灰中碳的结构形式和烟气温度有关。大幅度提高飞灰含碳量并不能提高其汞吸附量。 相似文献
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热电联产机组锅炉烟风系统阻力诊断研究 总被引:1,自引:0,他引:1
针对300 MW级亚临界热电机组锅炉风烟系统阻力大的问题,以A电厂2×330 MW热电联产机组2号锅炉为研究对象,通过对锅炉选择性催化还原脱硝反应区、回转式空气预热器、电袋除尘器、引风机出口渐扩段至拐弯后烟道及烟气脱硫系统各段阻力进行全面测试诊断分析,得出锅炉烟风系统阻力偏大的主要原因,并据此提出了一些降低锅炉烟风系统阻力的措施与建议。 相似文献
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通过对220 t/ h 循环流化床锅炉高温旋风分离器进行的试验研究,得出了旋风分离器的分离效率、分级分离效率及一些因素如入口风速、飞灰浓度、粒径大小、烟气温度等对分离器性能的影响;以及分离性能对循环倍率、炉内燃烧等锅炉运行特性的影响。试验结果表明:烟气温度升高会减少分离效率; 分离器的分离效率随进口烟速的增大而增大、随飞灰浓度的增加而增大、随飞灰粒径的增加而增大;循环倍率越高,要求的分离效率越高; 燃料中灰分越高,所要求的循环倍率越大。 相似文献
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