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《环境工程学报》2017,(2)
随着我国火电厂大气污染物排放标准的日趋严格,燃煤发电企业陆续开展环保装备升级改造工作,其中部分燃煤电厂已完成大气污染物超低排放改造工作。目前,针对超低排放改造后的成本效益,仍缺乏系统性的分析及评估。基于大量电厂运行DCS及CEMS数据,以某百万燃煤机组烟气污染物超低排放技术改造的情况为实际案例,采用费用-效益分析的方法,对其展开超低排放技术运行经济性评估及研究。同时,结合情景分析,研究负荷、含硫量及年发电时间等关键影响因素变化对污染物脱除成本的影响。结果表明:改造后,污染物(SO_2、NO_x及PM)脱除成本比改造前增加约13~20元·(MWh)-1,约占上网电价的2.8%~4.4%。改造后,该电厂SO_2、NO_x及PM排放绩效分别达到0.048、0.109及0.007 g·(k Wh)-1,每年可产生环境效益约1 344万元。此外,提升机组运行负荷能显著降低污染物脱除装备运行成本从实际运行平均负荷(66%负荷)提高到满负荷运行,FGD、SCR脱硝及ESP+WESP除尘单位发电量运行成本分别可下降约30.5%、32.1%和38.1%。 相似文献
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《环境污染与防治》2016,(9)
针对现有燃煤机组脱硫、脱硝和除尘超低排放改造的常规技术路线,分析了燃煤机组实现烟气超低排放改造的投资和成本,并将实现超低排放与满足重点地区排放要求的投资和成本进行比较。结果表明,300、600、1 000 MW等级的燃煤机组实施烟气超低排放改造的总成本分别为37.60、30.00、25.70元/(MW·h)。对于符合《火电厂大气污染物排放标准》(GB 13223—2011)特别排放限值的重点地区,300、600、1 000 MW等级的燃煤机组实施超低排放改造的成本分别增加3.37、2.68、2.37元/(MW·h)。虽然重点地区实施超低排放改造增加的成本较少,但当前环保电价补贴(27元/(MW·h))仍无法覆盖300、600 MW等级的燃煤机组实施超低排放改造的成本,因此相关优惠政策的出台将有利于烟气超低排放改造的实施。 相似文献
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为研究典型超低排放除尘技术组合下的尘排放特性,梳理了目前超低排放除尘技术改造的主流技术路线,归纳出典型的7种改造技术路线。依据典型的改造技术路线,选择了27台在2015—2017年完成改造的燃煤发电机组,并对其烟尘排放进行长期的连续监测,根据机组长期运行的排放表现对典型超低排放除尘技术路线的实际减排效果进行量化对比分析。结果表明,7种除尘改造技术路线均可达到控制烟尘排放浓度在10 mg·m~(-3)以下的超低排放标准,其中路线6改造后尘浓度控制在2 mg·m~(-3)以下。对减排效率的研究表明,各技术路线改造后的减排效率均可达到99.97%以上,计算得到机组的平均排放因子为0.025 7 kg·t~(-1)(95%置信区间0.025 4~0.026 1 kg·t~(-1)),其中路线6的排放因子最低,为0.008 6 kg·t~(-1)(95%置信区间0.008 4~0.008 8 kg·t~(-1))。 相似文献
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为了探究典型燃煤机组超低排放系统的经济性运行区间以及经济性优化策略,建立了长三角区域115台燃煤机组(共计79370 MW)超低排放技术路线数据库;通过建立污染物控制技术成本评估模型,探究了机组容量、煤质、运行时间和"上大压小"策略对运行成本的影响.针对典型超低排放技术路线,机组容量由100 MW增加至1000 MW时,超低排放系统运行成本由0.051元·(kWh)-1下降至0.027元·(kWh)-1.根据环保电价补贴,将超低排放系统运行成本划分成了4个区间.当超低排放电价补贴为0时,600 MW及1000 MW机组超低排放系统原有的环保电价补贴仍可满足超低排放系统运行的成本要求."上大压小"策略可以显著降低污染物控制成本,在实现相同发电量的情况下,如果用3台1000 MW燃煤机组替代10台300 MW燃煤机组,SO2、NOx及PM控制年运行成本下降幅度分别为20.7%、27.6%和34.4%.本研究结果可为燃煤电厂超低排放系统的经济性运行提供参考. 相似文献
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《环境污染与防治》2017,(3)
在煤电机组超低排放趋势背景下,煤电企业需积极开展燃煤电厂大气污染物排放控制关键技术研究,快速推进环保升级改造,以期实现低成本下燃煤机组大气污染物的超低排放。基于环境审计中成本效益估算原则,收集实际工程案例投资和运行参数,建立了烟气脱硫、脱硝技术费效数据库,评估了燃煤电厂典型大气污染物控制技术的费用效益。烟气脱硫技术中,循环流化床半干法单位装机容量的系统初投资、年运行费用分别为25.78万、5.68万元/MW,均高于石灰石/石膏湿法。烟气脱硝技术中,选择性催化还原(SCR)技术的效费比仅为1.15,显著低于选择性非催化还原(SNCR)技术(1.63)和SNCR/SCR联用技术(1.36),但SCR技术脱硝效率高达80%,而SNCR技术的脱硝效率仅为30%,因此脱硝技术选型时不宜将效费比作为唯一参考指标。 相似文献
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烷基苯厂锅炉烟气除尘系统改造选用文丘里麻石水膜除尘器,除尘脱硫废水与碱性冲渣水中和、过滤后再循环泵提升至冲渣系统,实现燃煤锅炉除尘脱硫废水循环利用。改造后的除尘系统运行情况良好,锅炉的烟尘排放浓度及烟气黑度均达到了国家现行三类区排放标准,二氧化硫排放浓度低于国家允许排放标准。 相似文献
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为了研制低运行能耗和高脱硫效率的新型脱硫塔,以满足国家最新环保超低排放标准,采用基于气液悬浮旋切掺混的气动旋流塔脱除燃煤烟气中的SO_2污染物,对其内部气动旋流单元的强化传质脱硫性能进行探究,考察了空塔喷淋段和气动旋流段的喷淋层位置和液气比对脱硫效率及系统阻力的影响,并对气动旋流单元的脱硫效率进行了理论计算模拟。结果表明:喷淋层距浆液池高度越高,液滴在吸收区停留的时间越长,脱硫效率越高,系统运行阻力也越大;增加液气比,可显著提高系统的脱硫效率,单层喷淋层阻力约为150 Pa;在低pH工况下,SO_2吸收过程为液膜控制,气动旋流单元的脱硫效率较低;随着pH的增大,SO_2吸收过程逐渐由液膜控制转变为双膜甚至气膜控制,气动旋流单元的脱硫效率逐渐增强;当pH=5时,液气比=25 L·m~(-3),5层喷淋层运行工况下的脱硫效率高达99.82%。气动旋流单元的脱硫效率模拟计算结果表明:在高pH下,气动旋流单元的脱硫效率更高;当pH=5.5时,气动脱硫单元的脱硫效率为62.56%,阻力为360 Pa,实验数据与理论计算曲线吻合较好。以上研究结果可为新型高效燃煤机组脱硫超低排放改造技术的开发及其在环境污染控制领域的应用提供参考。 相似文献
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为考察电袋复合除尘+湿法脱硫的超低排放工艺路线对多污染物的脱除能力,以某燃煤电厂已实施超低排放的660 MW机组配套的电袋复合除尘器和湿法脱硫塔为研究对象,对其进出口烟气中的烟尘、微细烟尘(PM_(10)、PM_(2.5)和PM_1)、Hg、SO_2、SO_3浓度进行测试,进而通过计算得出电袋复合除尘器及湿法脱硫塔对相应污染物的脱除效率。结果表明:在正常工况条件下,电袋复合除尘器对烟尘及微细烟尘的脱除效率高达99%以上,湿法脱硫对烟尘及微细烟尘的脱除效率均为40%左右;电袋复合除尘器对颗粒Hg的脱除效率达99.72%,对气态Hg的脱除效率为75.58%,湿法脱硫塔对气态Hg的脱除效率为57.24%;电袋复合除尘器对SO3的脱除效率达82.35%,湿法脱硫塔对SO_3的脱除效率为40.00%。电袋复合除尘+湿法脱硫的超低排放工艺路线可脱除99%以上的烟尘及微细烟尘,对总Hg的脱除效率为90.11%,对SO_3的脱除效率为89.41%,是一种可行的多污染物减排工艺路线。 相似文献
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SO_3对人体及环境的危害均远大于SO_2,为了较全面地表征烧结(球团)烟气SO_3排放特征并研究其SO_3控制技术,以实验研究为基础,对不同SO_3测试方法进行了对比分析;采用PENTOL SO_3分析仪,首次对5个典型的烧结(球团)工程实施SO_3测试,研究其SO_3排放特征及现有设备的SO_3脱除规律。测试结果表明:烧结(球团)烟气SO_3排放浓度为9.1~145.2 mg·m~(-3),高于燃煤电厂的SO_3排放量,这主要与烧结(球团)工程原料、燃料含硫量有关;烟气治理工艺全流程的总SO_3脱除效率为79.93%~93.75%,且循环流化床干法脱硫+袋式除尘器的工艺组合对SO_3的脱除性能明显优于石灰石-石膏湿法脱硫。针对高SO_3的烧结(球团)项目(723.6 mg·m~(-3))首次实施碱喷射脱SO_3改造,工程实验表明,不同摩尔比(Na_2:SO_3)亚硫酸氢钠干粉喷射后,SO_3排放浓度降幅显著,烟气治理工艺全流程的SO_3总脱除效率从79.70%提高至96.31%~99.25%,电除尘器前后喷射(摩尔比(0.5+0.5)∶1)时SO_3排放浓度最低,为5.3 mg·m~(-3);NO_x、SO_2和颗粒物排放均满足超低排放限值要求。研究结果可为后续烧结(球团)烟气的SO_3排放控制提供参考。 相似文献
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以86台中小型燃烟煤层燃炉(≤65 MW)的燃料特性分析数据和NOx排放实测数据为基础,通过统计分析方法,研究了锅炉出力、过量空气系数、燃煤挥发分、燃煤氮含量对NOx排放浓度的影响,分析了我国中小型燃烟煤层燃炉NOx的排放与管理控制现状。结果表明,中小型燃用烟煤层燃炉NOx平均排放浓度为324.6 mg/m3;锅炉出力对NOx排放浓度不具有显著影响;燃煤挥发分增高,NOx排放浓度降低;过量空气系数和燃煤氮含量增大,NOx排放浓度增高;并建议在国家层面上尽快制订燃煤锅炉NOx排放标准限值。 相似文献
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以86台中小型燃烟煤层燃炉(≤65 MW)的燃料特性分析数据和NOx排放实测数据为基础,通过统计分析方法,研究了锅炉出力、过量空气系数、燃煤挥发分、燃煤氮含量对NOx排放浓度的影响,分析了我国中小型燃烟煤层燃炉NOx的排放与管理控制现状。结果表明,中小型燃用烟煤层燃炉NOx平均排放浓度为324.6 mg/m^3;锅炉出力对NOx排放浓度不具有显著影响;燃煤挥发分增高,NOx排放浓度降低;过量空气系数和燃煤氮含量增大,NOx排放浓度增高;并建议在国家层面上尽快制订燃煤锅炉NOx排放标准限值。 相似文献
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北京市燃煤的空气质量影响及其控制研究 总被引:6,自引:0,他引:6
建立了2005年北京市燃煤污染源排放清单,利用MM5-CMAQ模型计算了各区县各行业燃煤对北京市空气质量的影响。研究表明,2005年1月北京市燃煤源对各监测站点SO_2浓度的贡献在70%以上,对PM_(10)和NO_x浓度的贡献约为20%~40%和10%~30%;7月本地燃煤源对SO_2浓度的贡献在40%~50%左右。1月采暖锅炉对空气质量影响最大,占50%~70%;7月电厂的影响最大。依据北京市奥运空气质量保障方案以及"十一五"期间能源规划,建立了2010年燃煤污染源大气排放的规划情景,并模拟了各规划措施对大气质量的改善效果。通过实施电厂脱硫脱硝除尘、炼焦工业停产、钢铁行业和水泥行业搬迁减产、供热锅炉改造、平房用煤改造等措施,与2005年相比,SO_2平均浓度下降30%左右,NO_x和PM_(10)浓度的下降幅度15%。 相似文献
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以东北地区某350 MW火电机组为研究对象,对其超低排放改造后的脱硝系统择性催化还原(selective catalytic reduction,SCR)反应器进行性能测试,利用所获数据绘制等高线图和折线图,研究并分析了SCR反应器出、入口烟气流场和NO_x浓度场的分布特性。结果显示,脱硝系统平均效率为97.37%,SCR反应器出口NO_x平均浓度为13.31 mg·m~(-3),均达设计要求(脱硝效率≥91.1%,出口浓度≤40mg·m~(-3)),总体脱硝性能表现良好。结果表明:入口NO_x均匀度较好;甲、乙侧反应器出口烟道NO_x浓度的离散度分别为31.49%、56.90%,高于设计值(≤15%),出口NO_x分布不均匀。技术改造使得该机组SCR反应器出口NO_x浓度满足了超低排放限值的要求(≤50 mg·m~(-3)),却在喷氨优化调整、喷氨格栅清理以及催化剂压差控制等方面存在不足。在增加新催化剂层的基础上,对于催化剂层结构疏通、喷氨自动控制、烟气流场的校核与改造等方面仍有提升的空间。 相似文献