潘二矿矿井奥灰水热能利用可行性研究

针对潘二矿现有矿井水处理利用与供暖方式存在的问题,分析了传统燃煤小锅炉对空气环境的污染,论证了矿井水热能替代燃煤锅炉供暖和矿井生产的可行性。分析认为:利用矿井疏放奥灰水提取热能替代燃煤锅炉采暖和矿井生产供热,可充分利用矿井水余热资源;以潘二矿为例,采用奥灰水热能替代现有燃煤锅炉供暖,每年可节省运行费用601.2万元,减少的烟尘、SO_2、NO_x排放量分别280 t、40 t和60 t。     

京津冀地区天然气和热泵替代燃煤供暖研究

针对京津冀地区实施天然气和电能驱动空气源热泵(简称:热泵)替代燃煤(散烧煤和锅炉煤)供暖系统的一次能源效率、污染物减排量及经济性进行了对比计算.结果表明:对于京津冀地区,采用天然气和热泵替代燃煤供暖可使一次能源效率分别上升31%和44%;天然气和热泵供暖都可大幅降低污染物排放,天然气供暖可使烟尘、SO_2和NO_x分别减排7.46,33.26,8.06万t;热泵供暖则分别减排7.48,33.21,9.36万t;热泵供暖的初投资高于天然气供暖,但其年燃料费用远低于天然气供暖;此外,基于烟尘、SO_2、NO_x 3种污染物减排总量,计算得出天然气供暖改造的单位污染物减排成本较热泵供暖改造高14.2元/kg,综合对比发现,热泵供暖更具优势.     

应用复合膜技术处理石化企业蒸汽凝结水

本文分析了蒸汽凝结水回用的必要性,采用复合膜技术处理凝结水,油、铁的含量可以完全达到中压锅炉的给水水质标准,可新增净节能效益1026万元/a,节水71.4×104t/a,节约标煤1.02×104t/a,节能效益和社会效益显著。     

燃煤电厂污染减排成本有效性分析及超低排放政策讨论

中国的空气污染与以煤为主的能源结构关系密切.燃煤电厂是中国煤炭消费量最大且大气污染物排放量最大的部门,因此,也必然成为污染物排放控制的主要对象.针对最近公布的电厂超低排放政策,本文采用成本有效性评估方法对燃煤电厂污染物减排进行了分析,研究结果表明：全面进行超低排放改造以实现污染物减排的成本高昂,其中,燃煤电厂超低排放改造的脱硫、脱硝、除尘的单位减排成本分别为：4.46万元/t,2.35万元/t,0.43万元/t.现有燃煤电厂实施超低排放的行业成本较高;鉴于其他燃煤部门技术水平相对落后、排放标准宽松,现阶段是否首先针对燃煤电厂全面实施超低排放改造需要更为全面的环境经济评估.基于本文的分析,以度电成本为衡量指标将会误导超低排放改造的减排路径选择.研究结论表明：燃煤电厂行业最低成本超低排放改造,应从规模较小、煤质水平较差的机组开始.     

上海电厂FGD产物循环利用的可行性分析

按照上海市第三轮环保三年行动计划的要求,未来3年,上海电厂烟气脱硫规模已经确定,650.8×10~4kW 装机容量.35台燃煤机组在3年中,将先后安装湿法烟气脱硫装置,届时可减少约(16～20)×10~4t/a的 S0_2排放量,将产生约(54～72)×10~4t 的脱硫石膏。文章分析了上海市电厂烟气脱硫产物在生产石膏、水泥中循环利用的可行性,对上海市未来3年中脱硫产物的循环利用,进行了经济分析,按上海市目前 SO_2排污费0.63元/kg计,若煤含硫量以0.8%、1%计算,预计每年可节省 SO_2排污费用约1.02、1.28亿元:电厂脱硫石膏销售将获得约2160～2880万元/a;上海石膏板或水泥企业利用(54～72)×10~4t/a 的脱硫石膏,可使企业的原料购买成本节约3250～3650万元/a;提出了促进上海市电厂脱硫及其产物应用的建议。     

燃煤小锅炉替代方案论证及效益分析——以济南市为例

通过对燃煤小锅炉各可行替代方案的分析,从环境标准要求、政策要求、环境效益、经济效益和节能等方面,论证了燃煤小锅炉替代的必要性与可行性。结果表明天然气、电和生物质锅炉及集中供热均具有良好的环境效益和经济可行性,可作为燃煤小锅炉的替代方案。济南市通过实施燃煤小锅炉替代,预计将减少烟尘排放量182.61 t/a,减少SO_2排放量898.8 t/a,减少NO_x排放量2 710.7 t/a,与淘汰前燃煤小锅炉排放量相比,分别降低了87.7%、82.9%和86.2%,年可节约折标煤140 903.27 t。节能减排效益显著。可为同类燃煤小锅炉替代工程提供参考。     

简讯

协庄矿用地热资源替代燃煤锅炉新汶矿业集团协庄煤矿通过技术创新,采用井下水资源,替代燃煤锅炉,来满足副立井井口供暖,取得了较好效果,不仅节约了煤炭资源,还减少燃煤带来的环境污染。该矿副付立主要担负着人员和物料的输送,冬季要求井口温度在2℃以上。过去,主要用2台4 t的燃煤锅炉提供130℃的蒸汽,用换热器进行热交换,送到井口供暖。当冬季室外温度在-10℃以下时,该系统就不能满足井口供暖需求。另外,由于燃煤,还污染环境。为此,该矿引进三台清华同方股份有限公司提供的SGHP900A型水源热泵机组,总制热量为4 630 kW,取代燃煤锅炉供暖方…     

湿法烟气脱硫系统节水方案及其经济性分析

从燃煤电厂的石灰石-石膏湿法烟气脱硫系统出发,分析了湿法脱硫系统的水耗成因,提出了一种脱硫系统节水方案,并以某630 MW和1 000 MW机组为例,对该方案的经济性进行了计算分析,得出以下结论:该节水方案具有适应性强、传热效率高、经济效益显著等特点;该节水方案节水及烟气余热回收潜力巨大,脱硫塔入口烟温由120℃降低至80℃,630 MW机组可节约减温水耗水量23.8万t/a、年净收益348.1万元,1 000 MW机组可节约减温水耗水量36.25万t/a、年净收益598万元。     

鞍山市电厂燃煤锅炉灰渣的资源化利用途径

在简要介绍机电厂产生灰渣的机理、旋风锅炉除尘固硫工艺流程以及国内锅炉灰渣的利用现状的基础上，以鞍山热电新材股份有限公司灰渣利用现状为例介绍河分析了燃煤锅炉灰渣的资源化利用情况。按该厂炉渣产生量3．5t/a估算循环利用年均获利可达62．5万元，其经济效益显著。     

河水DOC络合特性测定方法比较

为了研究燃煤过程中铅的排放量及其环境效应,对西安市燃煤电厂的原煤、底灰、飞灰的含铅量,采暖期燃煤锅炉的原煤和炉渣的含铅量,采暖期和非采暖期降尘的含铅量等进行了分析和测算.结果表明: 燃烧1 t含铅量为30 g左右的煤,排放到大气中的铅为20 g左右.燃煤中铅的排放率为66%左右.西安市及邻区每年工农业和民用燃煤1000万t左右,主要为渭北石炭-二叠系煤,含铅量为30 g/t左右,其每年排放到大气中的铅为200t左右.     

西安市燃煤中铅的排放量及其环境效应

为了研究燃煤过程中铅的排放量及其环境效应,对西安市燃煤电厂的原煤、底灰、飞灰的含铅量,采暖期燃煤锅炉的原煤和炉渣的含铅量,采暖期和非采暖期降尘的含铅量等进行了分析和测算.结果表明: 燃烧1 t含铅量为30 g左右的煤,排放到大气中的铅为20 g左右.燃煤中铅的排放率为66%左右.西安市及邻区每年工农业和民用燃煤1000万t左右,主要为渭北石炭-二叠系煤,含铅量为30 g/t左右,其每年排放到大气中的铅为200t左右.     

燃煤电厂脱硫副产物资源化利用可行性分析——上海案例研究

未来5年(2006～2010年)上海进行脱硫的机组将达957.2万kW,文章对上海市未来5年中脱硫副产物的资源化利用,进行了技术、经济分析,预计每年可节省SO2排污费用约1.02、1.28亿元,如以原煤计,则为1.51亿元/a和1.89亿元/a,到2010年将达1.67～2.09亿元/a,折成原煤则为2.34～2.93亿元/a,如排污费提高,效益还将扩大;电厂脱硫石膏销售将获得约2160～2880万元/a,折算成原煤应为3024万元/a和4032万元/a,如加工成球或利用余热烘干成粉,利润还会增加;到2010年脱硫石膏销售收入还将进一步放大。上海石膏板或水泥企业利用54～72万t的脱硫石膏,可使企业的原料购买成本节约3250～3650万元/a,如将FGD石膏40%SO3含量与天然石膏34%相比算入成本,使用FGD石膏的水泥生产企业原料购置费节约将更显著。     

煤泥循环流化床锅炉使煤泥变废为宝

兖州矿区南屯、兴隆庄、鲍店、东滩4座大型选煤厂1999年煤泥产量达0.85Mt,其中,东滩煤矿选煤厂是一座设计年入洗能力为4Mt的选煤厂,1999年产出压滤煤泥0.24Mt。随着原煤入洗量的逐年增加,煤泥产量也将不断增加。为了充分地利用洗煤泥,东滩煤矿与无锡锅炉厂合作,研制出75t/h煤泥循环流化床锅炉,直接燃用煤泥,     

燃煤锅炉改造利用矿井瓦斯气技术

介绍了回收利用瓦斯气的必要性和几种常用的瓦斯气回收利用方式,并以DZL4-1.25-AⅢ型快装螺纹管燃煤链条炉改造烧矿井瓦斯气为例介绍了改造内容和改造措施,改造后锅炉可回收利用矿井瓦斯气600万m3/a,节约标煤2440t/a,锅炉效率提高了25%,实践证明利用煤矿现有燃煤小锅炉改烧瓦斯气是一种十分有效回收利用矿井瓦斯气的途径.     

数字能源

<正>哈尔滨对改用清洁能源供热单位推出资金补助措施最高补助36万元/蒸吨哈尔滨10月20日全面开栓供热,供暖期长达半年,将至明年4月20日停热。为加快淘汰大气污染较重的燃煤小锅炉,哈尔滨对集中供热并网、改用清洁化能源(天然气电、地热、工业余热生物质能、太阳能等)、废弃拆除燃煤锅炉制定了相应补助标准。记者从哈尔滨市财政局了解到,哈尔滨市近日推出整治燃煤锅炉、推进清洁化能源使用的资金补助措施,其中,改用清洁能源供热的单位,最高补助36万元/蒸吨。     

京津冀地区散烧煤与电采暖大气污染物排放评估

散烧煤供暖是一种污染物排放量大、一次能源利用效率低的供暖方式,亟需寻找一种新的供暖方式替代散烧煤供暖.在对比评估散烧煤与电煤各种主要污染物排放量的基础上,提出直接电采暖和低温空气源热泵两种替代散烧煤供暖方案,以缓解京津冀地区大气污染,并对改造前后的污染物排放量和技术经济性进行分析;从区域污染物综合减排的战略角度提出对京津冀地区原散烧煤采暖用户进行低温空气源热泵供暖改造和燃煤电厂执行“超净排放”改造两种方案,并对两种方案的污染物减排效果进行了对比.结果表明:单位散烧煤的污染物排放量远高于电煤,其中散烧煤的SO₂、NO_x、烟尘和综合PM_2.5排放因子分别为17.12、2.80、6.37和9.80 g/kg,电煤的SO₂、NO_x、烟尘和综合PM_2.5排放因子分别为0.43、0.85、0.17和0.47 g/kg,散烧煤对综合PM_2.5的贡献是电煤的20.9倍;直接电采暖和低温空气源热泵供暖均能有效减少污染物排放量,其中直接电采暖可使每户每年采暖期的SO₂、NO_x、烟尘和综合PM_2.5分别减排66.38、7.15、24.79和36.96 kg,而采用低温空气源热泵的减排量分别为67.79、9.97、25.35和38.52 kg,但直接电采暖方式的一次能源利用效率(仅为33.7%)极低,因此不适合大面积推广;京津冀地区原散烧煤采暖用户在进行低温空气源热泵供暖改造后,其SO₂、NO_x、烟尘和综合PM_2.5年减排量分别为24.47×104、3.60×104、9.15×104和13.91×104 t,燃煤电厂执行“超净排放”改造后相应年减排量分别为1.28×104、4.25×104、1.30×104和2.31×104 t,其中低温空气源热泵供暖改造后的综合PM_2.5减排量达到燃煤电厂改造的6.0倍,并且年投资也较燃煤电厂改造低约4×108元.研究显示,采用低温空气源热泵供暖在污染物减排量、技术经济性和实施可行性等方面均具有优势.      

东北煤泥水处理方案的选择

1 煤泥水处理概况东煤公司现有选煤厂48座,设计能力为5990万t/a。近年来,选煤为适应矿井增产的需要,通过老厂挖潜,改扩建、环节配套等措施,公司给一些选煤厂装备了浓缩浮选、过滤、压滤等设备,至1989年末已有17座选煤厂采用压滤机41台,真空过滤机99台,     

大屯煤电公司发电厂文丘里水膜除尘器的技术改造

大屯煤电公司是煤、电、运综合经营的企业,随着企业的发展,污染源不断增加,1996年全公司2t以上的锅炉94台,共897蒸吨,年燃煤49.26万t。而电厂3台工业锅炉共580蒸吨,占全公司的64.66％;年燃煤42.18万t,占全公司的85.63％。可见电厂是个排污大户,对该厂污染源的治理显得尤为     

锅炉节能节水近零排放成套技术的工程实践

采用锅炉节能节水近零排放成套技术对企业锅炉系统进行改造,保证企业锅炉在零排污工况下的安全、经济运行,降低了企业能源和水资源消耗,减少污染排放,降低企业生产成本,增强企业竞争力,具有安全、节能、节水、减排等特点。实践证明：锅炉吨蒸汽补水量从1．5m^3下降到0．073m^3;吨蒸汽废水排放量从1．4m^3下降到0．004m^3;吨蒸汽耗煤量由168．3kg下降到152．3k;锅水溶解固形物从3000mg／L下降到2100mg／L;碳钢腐蚀率≤0．001mm／a、阻垢率≥99．95％。2台35t／h中压锅炉年可节约费用825．3万元。     

2010~2015年中国燃煤电厂NOx排放特征

基于中国2011~2015年发电企业逐台燃煤机组基础信息、活动水平及控制技术等,建立了燃煤电厂NO_x排放量计算方法和排放数据库.利用该方法,计算了2011~2015年逐个机组NO_x排放量,分析了2010~2015年中国燃煤电厂NO_x排放特征.结果表明：中国燃煤电厂NO_x排放量自2010年的1073万t增加到2011年的1132万t,达到排放峰值,随后逐年下降,到2015年下降到522万t.燃煤电厂NO_x排放地区分布不均衡,2015年内蒙、山东、江苏、江西、河南、河北、辽宁是排放量最大的省份,占中国燃煤电厂排放总量的48.8%.上海、江苏、天津、宁夏、山东、浙江和山西是排放强度最大的省份.从机组规模来看,单台容量在300~≤600MW之间的燃煤机组是NO_x排放的主要来源,当机组装机容量从100MW提高到1000MW时,NO_x平均排放绩效从2.91g/kWh降至0.48g/kWh,下降了近84%,这主要是由于装机容量越大的燃煤发电机组,电力工业技术水平和污染治理水平越高,NO_x平均绩效越低,环境行为越好.