煤电超低排放:机遇与挑战

2015年底,《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》出台,对我国电力行业尤其是燃煤发电产业将产生长远影响,对各级政府部门、电力行业以及环保产业,既是机遇,也是挑战。《方案》提出的超低排放改造、排放达标改造、淘汰落后机组和节能改造若全部实现,预示着巨大的经济和社会效益。要实现煤电超低排放,燃煤发电企业需从煤炭清洁燃烧、高效发电、污染治理三方面共同着手;相关部门要强化监管,加大改革和政策支持力度,做好煤电超低排放工作。     

新疆燃煤电厂脱硝系统超低排放改造方案

目前新疆地区的燃煤电厂都在对现役机组进行超低排放改造,我国氮氧化物超低排放的标准要求不超过50 mg/m~3。以燃煤电厂的脱硝系统为研究对象,通过对全疆13家燃煤电厂脱硝系统的超低排放改造技术进行调查和分析,重点介绍目前疆内几种主流的脱硝系统超低排放改造的方式和原理,并提出脱硝系统改造后可能存在的一些问题,希望能够为后续燃煤电厂脱硝系统的超低排放改造提供参考。     

深圳妈湾电厂六台机组全部通过超低排放验收

正根据《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014-2020年)》,燃煤电厂超低排放标准为烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于10、35、50毫克/立方米。2015年12月,国家环境保护部、发展改革委、能源局联合印发《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》,文件要求加快现役燃煤发电机组超低排放改造步伐,将东部地区原计划2020年前完成的     

清洁生产 持续发展——宁夏中宁发电有限责任公司

正宁夏中宁发电有限责任公司(以下简称"中宁公司")是由华电国际电力股份有限公司和中铝宁夏能源集团有限公司(原宁夏发电集团)各投资50%组建。公司位于素有"塞上江南·枸杞之乡"之称的中宁县石空镇,前身为中宁电厂,现有两台330兆瓦亚临界湿冷燃煤火电机组,是宁夏"十五"发展规划的重点建设项目。     

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.     

基于SDA脱硫的烧结烟气脱硝工艺技术研究

为达到政府对新疆地区燃煤电厂提出的超低排放的要求,目前新疆各大发电集团都在对现役机组现有的环保设施进行优化改造。目前我国二氧化硫执行的排放标准是不超过200 mg/m~3(100 mg/m3新建),而超低排放的要求是不超过35 mg/m~3,降幅达到了87.5%(65%),对于疆内电厂目前的脱硫设施存在较大的压力。以新疆地区燃煤电厂为研究对象,通过对全疆13家燃煤电厂脱硫系统的超低排放改造技术进行调查和分析,并重点介绍目前疆内几种主流的脱硫系统超低排放改造的方式、原理,并提出改造以后可能存在的一些问题,希望能够为后续燃煤电厂脱硫系统的超低排放改造提供参考。     

新疆燃煤电厂脱硫系统超低排放改造方案研究

为达到政府对新疆地区燃煤电厂提出的超低排放的要求,目前新疆各大发电集团都在对现役机组现有的环保设施进行优化改造。目前我国二氧化硫执行的排放标准是不超过200 mg/m~3(100 mg/m3新建),而超低排放的要求是不超过35 mg/m~3,降幅达到了87.5%(65%),对于疆内电厂目前的脱硫设施存在较大的压力。以新疆地区燃煤电厂为研究对象,通过对全疆13家燃煤电厂脱硫系统的超低排放改造技术进行调查和分析,并重点介绍目前疆内几种主流的脱硫系统超低排放改造的方式、原理,并提出改造以后可能存在的一些问题,希望能够为后续燃煤电厂脱硫系统的超低排放改造提供参考。     

百万千瓦燃煤机组超低排放改造方案的研究

为确定国内某电厂1 000 MW燃煤机组超低排放的改造方案,对脱硝、脱硫及除尘系统传统改造技术路线进行研究。结合烟气脱硫、除尘一体化技术(SPC-3D)原理,给出该机组改造方案。研究结果表明:脱硝系统采用备用层增加催化剂,脱硫、除尘系统采用SPC-3D改造方案可达到超低排放的目标;与传统脱硫、除尘改造方案相比,SPC-3D技术具有改造工期短、投资及运行费用低等特点。     

600 MW燃煤机组脱硝超低排放性能对比评估

对燃煤机组脱硝超低排放进行改造前后的性能对比评估与研究,可为当前正在进行的超低排放改造提供指导与借鉴。以已实现脱硝超低排放的某600 MW燃煤机组SCR脱硝装置为例,评估了该机组脱硝装置超低排放改造前后的脱硝效率、入出口NO_x浓度分布、出口速度分布、氨逃逸、SO_2/SO_3转化率、系统阻力等运行参数,掌握了此台机组脱硝装置主要性能。试验结果表明,该机组SCR脱硝装置在进行超低排放改造后整体性能良好,较改造前各方面性能指标均有所改善,但仍存在流场不均、局部流速过高过低等问题,并相应提出了意见及建议。     

基于在线监测的2015年中国火电排放清单

伴随着超低排放技术在中国火电行业的广泛应用,中国火电行业排放水平已发生了显著变化.故现有火电排放清单排放因子和排放量等无法反映当前火电污染物排放提标情况.基于全国火电在线监测（CEMS）、环境统计和排污许可等数据,提出一种自下而上逐企业建立中国火电行业排放清单的方法.与传统方法相比较,该方法的特点是更加全面的考虑了火电行业超低技术,实际排放浓度与活动水平等综合因素.作为实例,本文基于所提出的火电行业排放清单的方法计算了新的2015年中国火电行业排放清单（HPEC）.结果表明2015年全国火电厂SO₂、NO_x和烟尘平均排放浓度范围分别为7.88~208.57、40.33~238.2和5.86~53.93mg/m³.北京、上海火电排放基本达到《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014~2020年）》制定的超低改造目标;绝大部分的省份SO₂、NO_x在线监测均值小于排污许可执行标准均值.中国燃煤机组的SO₂、NO_x、烟尘排放因子平均值分别为0.67、0.76、0.16g/kg（以入炉煤计）.全国火电CO、VOCs、NO_x、SO₂、PM₁₀、PM_2.5总排放量分别为403.87、10.73、122.94、146.68、28.72和22.80万t/a,平均排放绩效值分别为1.06、0.03、0.32、0.39、0.08、0.06g/（kW×h）.     

燃煤机组超低排放改造对汞的脱除效果研究

燃煤烟气中汞污染的控制是目前重要的环保课题之一,燃煤电厂利用现有的脱硝、脱硫、除尘设备去除汞,文章分析燃煤电厂烟气净化设备超低排放改造后汞的排放水平,说明现有废气处理设施超低排放改造,既能有效降低烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度,也有利于汞的去除,燃煤机组超低排放改造后汞的排放浓度远低于现行0.03 mg/m3的限值;通过分析燃煤电厂现有烟气净化设备对汞的协同去除效果和脱除汞的原理,提出了未来燃煤烟气汞污染控制措施的建议.     

有序放开发用电计划,减少既有燃煤发电企业计划电量

<正>4月10日国家发改委官网正式发布了《关于有序放开用电计划的通知》,要求逐步减少既有燃煤发电企业计划电量。2017年煤电机组安排计划电量不高于上年火电计划小时的80%。2018年以后逐年减小。9号文后核准的燃煤机组原则上不再安排发电计划。加快扩大市场化交易电量规模。自文件下发之日起,尽快组织发电企业特别是燃煤发电企业与售电企业、用户及电网企业签订三方发购电协议。     

山西省低热值燃煤电厂煤粉炉SO2和NOx超低排放工艺技术路线探讨

燃煤电厂污染物排放实施超低排放是中国燃煤电站绿色火电的大方向,煤电进入超低排放阶段,实施超低排放标准对电厂的污染物治理提出了更为苛刻的要求。为了在环境影响评价中落实超低排放可行措施,使SO2和NOx 达到超低排放标准,本文根据山西省低热值燃煤电厂实际环境影响评价过程中遇到超低排放工艺技术路线的问题,针对煤粉锅炉燃用高灰分、高硫分、热值低的煤质情况,介绍了大气污染物脱硫和脱硝的超净排放工艺方案,指出采用“石灰石-石膏湿法”脱硫双循环技术;锅炉低氮燃烧技术+SCR脱硝工艺技术(3+1层),可以满足山西省超低排放限值要求。     

打赢蓝天保卫战背景下的钢铁行业超低排放政策探讨

《关于推进实施钢铁行业超低排放的意见》(环大气[2019]35号)目前已经正式发布,与《钢铁企业超低排放改造工作方案(征求意见稿)》相比,在标准整体定位、有组织排放限值要求、改造目标等方面均有一定修改,企业如何实施正确、合理改造面临着一些问题。本文详细对比了两份文件的不同之处,解析了《关于推进实施钢铁行业超低排放的意见》的内涵意义,提出了钢铁企业下一步实施超低排放改造的相关建议,如企业重点工艺选取应"一步到位"、实施全厂全工序统一规划等,希望能够帮助企业实施更加科学有效的超低排放改造,助力打赢蓝天保卫战。     

燃煤电厂氮氧化物控制的必要性与达标分析

火电机组氮氧化物排放的基本状况 全国火电机组的基本状况 根据中国电力企业联合会编撰《中国电力行业年度发展报告2011》(以下简称《报告2011》)所提供的数据,截至2010年底,全国全口径火电装机容量为70967万千瓦.火电机组按照使用的燃料以及燃烧方式可分为:燃煤、燃气、燃油、煤矸石、余热余压、秸秆和垃圾发电7大类.其中,燃煤发电占91％以上,处在绝对的主导地位,其他燃料和热源形式的火电机组的份额都很小.     

超低排放项目管式GGH烟气冷却器布置位置分析

我国燃煤电厂已迈入超低排放时代,超低排放改造中,管式换热器烟气冷却器的加装位置有干式电除尘入口和吸收塔入口两种选择。前者具有提高电除尘效率、协同脱除SO3等优势;后者具有投资费用少、运行费用低、积灰和磨损风险小、充分利用烟气余热等优势。本文通过分析已投运超低排放机组烟气冷却器实际运行情况,认为烟气冷却器的两种布置方案均可行,应结合具体工程的除尘效率需求、烟气冷却器可布置空间、脱除SO3需求等具体情况,综合分析两种方案的技术可行性与经济性。针对嘉兴电厂#1、#2机组(2×330MW)超低排放改造工程的具体情况,对烟气冷却器布置方案进行技术经济分析,得出方案二除尘效率低于方案一,但仍能满足超低排放要求;方案二投资费用和年运行费用分别比方案一低1817.99万元和470.16万元。     

广州燃煤电厂超低排放运行管理措施探讨

对比燃煤电厂超低排放改造工艺和传统燃煤电厂烟气治理工艺的差异,并针对广州市燃煤电厂超低排放技术特点,提出了超低排放技术中脱硝、脱硫和除尘过程应关注的关键控制参数,为企业进行日常运行管理提供依据。     

非超低与超低排放煤电机组启动过程NOx排放特征对比分析

通过采集671台次燃煤火电机组NO_x排放实时监控数据,对非超低排放与超低排放机组总体及相应各等级机组启动过程中NO_x排放特征进行了对比分析.结果表明,非超低排放机组启动阶段NO_x超标率为81.53%,平均超标小时数为2.64 h,平均最大排放小时均值为284.06 mg·m~(-3);超低排放机组启动阶段NO_x超标率为79.86%,平均超标小时数为2.52 h,平均最大排放小时均值为231.61 mg·m~(-3);非超低与超低排放机组总体及相应各等级机组间NO_x超标率和平均超标时长无统计学意义上的差异,但平均最大排放小时均值浓度存在显著差异;非超低排放机组中,除300 MW等级机组平均最大排放小时均值浓度显著低于200 MW等级机组外,其余对比组在超标率、超标小时数及平均最大排放小时均值浓度上均无显著差异;不同等级超低排放机组之间在超标率、超标小时数和最大排放小时均值浓度上都有统计学意义上差异的情况, 600 MW等级机组超标时长控制最优, 1 000 MW等级机组排放浓度控制较好.     

利弊纷争下的电厂超低排放

<正>回望2014年,围绕火电行业超低排放,支持力度持续升温,质疑之声也不绝于耳。超低排放的环境效益到底有多大?超低排放未来又将何去何从?去年3月份,面对雾霾"锁城"的严峻形势,政府在治污工作上层层加码,山东、山西、浙江、江苏、广东等地的一些电力企业开始对燃煤电厂进行超低排放改造,部分新建电厂开始按照超低排放要求进行建设,超低排放一时间风生水起大有席卷全国的趋势。许多人甚至一度认为,超低排放为中国的     

脱硫脱硝除尘一体化工程节能减排案例分析

为响应国家"煤电节能减排"的号召,杭州某橡胶企业自备燃煤电厂锅炉机组环保设施进行烟气超低排放改造。在改造过程中,引进了巴西先进的"脱硫脱硝除尘一体化"技术,拟通过高效的脱硫脱硝设备进行项目锅炉烟气处理改造,以期获得高效节能环保的烟气处理方案,然而实际项目改造后脱硝除尘效果并不是很理想,与现场原有锅炉工况以及所引进的巴西工艺使用条件等因数都存在着密切的关联,本文就该橡胶企业引进巴西烟气一体化处理技术的工程进行案例分析,并提出一些可行性改进建议,以期完善该巴西一体化工艺,使其更加本土化,更加匹配于该企业的改造升级,从而取得更多的经济效益、社会效益和环境效益。