中国燃煤电厂汞达标排放分析

通过对中国16家燃煤电厂32台机组的汞排放浓度开展手工监测和自动监测,分析得出:基于手工监测和自动监测的汞排放质量浓度分别为0.13~14.19、1.50~12.30μg/m3,平均值分别为4.83、5.08μg/m3。依照《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223—2011),所有机组均达标排放;依照美国《汞和有毒气体排放标准》(MATS),手工监测和自动监测的数据显示,分别有66.7%、77.4%的机组汞排放超标。汞的排放浓度与煤种及煤中汞、碳含量存在关联。超低排放改造技术中,选择性催化还原(SCR)脱硝技术有助于烟气中汞的去除。     

双鸭山电厂SCR脱硝反应器结构优化的数值仿真分析

选择性催化还原SCR烟气脱硝技术以其脱硝效率高、技术成熟等优点在大型燃煤电厂获得广泛的应用。采用CFD软件对双鸭山电厂200 MW燃煤机组SCR烟气脱硝反应器内烟气气流进行了数值模拟,在原有模型的基础上,通过添加导流板、微调几何模型形状等方法,达到对烟道内气流优化、提高SCR脱硝效率的目的。     

燃煤机组烟气超低排放改造投资和成本分析

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。     

燃煤电厂湿法烟气脱硫系统变更气-气换热器的环境经济可行性分析

燃煤电厂湿法烟气脱硫系统是否设置气-气换热器(GGH)所带来的环境经济利弊已引起各方面的普遍关注.结合工程实例,从环境影响、经济效益等方面对燃煤电厂湿法烟气脱硫系统GGH变更进行论证.结果表明,实施GGH变更,新增选择性催化还原(SCR)脱硝设施具有较显著的环境经济效益.     

百万燃煤机组烟气污染物超低排放改造费效评估

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%。     

水泥窑炉烟气催化还原脱硝技术研究进展

水泥工业是NOx的高排放行业,现有的燃烧控制技术难以满足日益提高的环保要求,因此烟气脱硝技术在水泥工业的应用将势在必行.选择性催化还原(SCR)脱硝技术是脱硝率最高的烟气脱硝技术,在燃煤电厂已有较大规模的应用,但是在水泥工业中的研究和应用相对滞后.简要介绍了SCR脱硝技术工作原理及其在水泥窑炉的应用现状,总结了催化材料研究和应用进展,探讨了水泥窑炉NOx减排用SCR脱硝技术和催化材料的研究方向.     

基于实测的燃煤电厂烟气协同控制技术对SO_3去除效果的研究

选取国内10台典型燃煤电厂发电机组,对其主要烟气控制设备进出口SO_3浓度进行实测。结果发现,选择性催化还原(SCR)反应器的主要功能是脱硝,而低低温电除尘器、湿法脱硫装置和湿式静电除尘器具有很好的脱硫效果。实测得到某典型发电机组负荷率分别为75%、100%的工况下,SO_3综合脱除率可达89.67%、93.98%。因此,SCR反应器/低低温电除尘器/湿法脱硫装置/湿式静电除尘器联用是良好的脱硫脱硝烟气协同控制技术。     

水泥厂氨排放标准存在的问题及氨排放控制

为控制水泥脱硝工程产生的氨排放问题,中国发布《水泥工业大气污染物排放标准》(GB 4915—2013)对水泥企业氨排放限值提出明确要求。但水泥脱硝设施同步配套的氨在线检测仪记录数据表明,多数水泥厂脱硝后的氨排放浓度远超过标准限值。为此,对照火电厂相关标准和技术规范,指出了水泥工业氨排放标准和技术规范文件中存在的问题。结合实际检测数据和国外相关文献,确认水泥工业存在"本底氨"排放,水泥原料、协同处理废弃物、生产工况变化是导致本底氨排放的主要原因。选择性非催化还原(SNCR)脱硝设施产生的氨逃逸将增加氨排放浓度,反应温度窗口、停留时间、氨/氮摩尔比(NSR)、喷射方案等均会影响氨逃逸浓度。优化水泥生产工艺、SNCR脱硝工艺或配套选择性催化还原(SCR)脱硝系统等方式可有效控制水泥厂本底氨及氨逃逸。     

催化剂在选择性催化还原法烟气脱硝技术的选择研究

介绍了SCR、SNCR等脱硝技术,着重介绍了SCR烟气脱硝技术中催化剂的基本知识及常用的催化剂种类,阐述了燃煤电厂应用SCR技术对催化剂的要求,并分析了影响催化剂钝化的主要因素。     

平板玻璃工业窑炉烟气中低温SCR脱硝中试研究

我国平板玻璃工业正面临严峻的NOx控制形势,研究并推广玻璃窑炉高效脱硝技术对玻璃工业发展及大气环境保护均具有重要意义。选择性催化还原(SCR)脱硝技术是国内外公认效率最高的脱硝技术,然而该技术在玻璃窑炉中推广应用还面临诸多技术问题。本研究设计并建设了10 000 Nm3/h的平板玻璃工业窑炉中低温SCR脱硝中试装置,分析了玻璃窑炉烟气组分波动规律及其对SCR脱硝系统的潜在影响,考察了烟气温度、喷氨量控制和烟气处理量等工艺参数,开展了为期6 d的连续运行实验。这些在实际烟气中开展的研究为玻璃窑炉SCR脱硝技术研究分享了大量一手数据和经验。     

烟气脱硝技术研究新进展

简介了国内外已工业应用的主要烟气脱硝技术如选择性催化还原法（SCR）、选择性非催化还原法（SNCR）和电子柬脱硝技术（EBA）的应用现状及其发展,并对近年来国内外发展的烟气脱硝新工艺、新技术的原理及研究现状进行了评述,最终展望了中国烟气脱硝技术的未来的发展方向。     

燃煤电厂超低排放改造的技术路线研究

化石燃料燃烧带来的环境污染问题日益严重,加强对烟气中污染物的排放治理尤为重要。目前中国要求燃煤机组全面实施超低排放改造。从技术角度和现场试验经验出发,研究了烟尘、SO_2和NO_x的超低排放控制技术,并对各种技术方法进行了分析和对比。根据各污染物控制技术的特性,提出并研究了目前较为成熟的超低排放改造主流技术路线,并对各种技术路线的实际运行效果进行了试验和监测。各技术路线均可以较好地满足超低排放的技术要求。考察并分析了河南省进行超低排放改造后的燃煤电厂所存在的一些问题,提出了解决性和建设性的意见,为将要进行超低排放改造的燃煤电厂提供了技术指导。     

燃煤烟气低温SCR脱硝中试研究

低温选择性催化还原(SCR)脱硝是国内外脱硝技术研发的热点,但目前主要集中在实验室小试范围,无法完全反映催化剂在实际烟气中的运行状况。在30 t/h循环流化床燃煤锅炉脱硫除尘装置后建设了2 000~5 000 m3/h的SCR脱硝中试装置,经系统研究发现,中试使用的蜂窝式催化剂对SO2和NO具有很强的吸附能力,且反应温度、喷氨速率和气体空速均会影响催化脱硝效率。为期5 d的连续运行实验结果表明,催化剂的脱硝效率一直稳定在30%~50%,并未发现明显的失活,这证明设计除雾除尘器、较大的混合器、混合器与反应器间较长的管路均有利于缓解催化剂因SO2、H2O和飞灰中的碱性金属导致的失活。     

基于生命周期评价的选择性催化还原脱硝技术还原剂的选择研究

应用生命周期评价(LCA)方法,以燃煤电厂选择性催化还原(SCR)脱硝技术中还原剂的选择为研究对象,对液氨与尿素的生产、运输、存储与供应、脱硝及废液处理5个过程进行了清单分析,着重分析了液氨与尿素的生产、运输的能耗及其对环境的影响。计算结果表明,尿素对环境的负面影响大于液氨对环境的负面影响。因此,如果从对环境的影响看,燃煤电厂SCR脱硝技术在选择还原剂时,应采用对环境负面影响小的液氨。     

燃煤发电机组超低排放改造及其运行稳定性研究

燃煤电厂面临的环境保护压力越来越大。以沿海地区某1 000MW燃煤发电机组为例,对其超低排放改造的主要技术路线进行了介绍,并对改造后的运行稳定性进行了研究。结果表明,正式在网运行的30d内,烟尘、SO_2、NOX3个指标的观测值分别低于《火电厂大气污染物排放标准》(GB 13223—2011)的标准限值5、35、50mg/m~3,保证率均为100.0%,高于95%,机组能够稳定运行,满足超低排放改造要求。     

燃煤机组超低排放系统成本分析及经济性运行策略

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.     

水泥窑烟气SNCR脱硝技术喷射系统的关键问题

喷射系统是水泥窑烟气SNCR脱硝技术的重要组成部分,对日产5 kt新型干法水泥烟气SNCR脱硝项目中的喷射系统进行了设计和实验研究.结果表明,系统压力设计、分配调节设计、喷枪布置和喷枪雾化能力是影响烟气脱硝效率的关键因素.在氨水质量分数为13.5％,喷入点温度904℃,n(NH3) /n(NH3)为1.2条件下,系统压力能够稳定运行在0.3～0.6 MPa之间、喷枪雾化颗粒度平均直径在50μm左右、喷枪在分解炉上的垂直安装角度为75°时烟气NOx浓度由原来的720 mg/Nm3降低到206 mg/Nm3,脱硝效率能达到70％,远低于水泥工业大气污染物排放标准的限定要求.对同类新型干法水泥熟料生产线SNCR脱硝技术有一定的参考意义.     

SCR反应器内各关键部件对系统压力损失特性影响的研究

选择性催化还原(selective catalytic reduction,SCR)脱硝反应器的关键部件对系统压力损失特性的影响非常明显.针对某电厂1×300 MW锅炉机组的SCR脱硝反应器,采用数值模拟和实验研究的方法研究了各关键部件对系统压力损失特性影响.通过研究确定了SCR反应器的最优设计方案,即关键部件1设计为...     

SCR脱硝在燃煤电厂超低排放中的适用性分析

通过流场模拟、化学动力学计算、并结合物理实验,全过程研究SCR反应器内烟气组分的动量/能量/质量传递及脱硝还原反应,计算在不同入口NO_x浓度下SCR出口NO_x和氨逃逸的排放量及空间分布,确定SCR在NO_x超低排放要求下的适用范围。研究结果表明,为实现NO_x50 mg·Nm~(-3)并同时满足NH_32.28 mg·Nm~(-3)的要求,2层SCR催化剂可处理的入口烟气NO浓度上限为240 mg·Nm~(-3),而3层SCR催化剂则可对NO浓度380 mg·Nm~(-3)的烟气实施超低排放治理,为合理选择SCR超低排放设计方案提供了数据支撑。     

制糖滤泥用于燃煤烟气的脱硫

介绍了以碳酸法制糖产生的固体废弃物——制糖滤泥作为脱硫剂进行湿法烟气脱硫的工程应用实例,分析比较了该工艺的运行状况、优势及成本。工程投产后,运行稳定,二氧化硫排放浓度可达到(85±10)mg/m3,远低于《山东省火电厂大气污染物排放标准》(DB37/664-2013)中的排放标准限值,与传统的石灰石/石灰湿法脱硫相比,燃煤烟气的脱硫运行费用降低了24.4%;同时,利用制糖滤泥作为脱硫剂进行烟气脱硫,彻底解决了制糖滤泥的处理难题,实现了废物资源化,提高了碳法制糖企业和燃煤企业的经济效益。