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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。 相似文献
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辽宁省燃煤电厂超低排放工作全面推进,燃煤电厂经超低排放改造后,污染物指标控制限值要求为颗粒物10 mg/m~3。某燃煤电厂面临烟气超低排放要求,提标改造现有除尘器,每台炉配两台双室六电场干式低温静电除尘器,并在吸收塔喷淋层下方增设聚气环,在吸收塔净烟道处加装一级烟道除雾器。除尘器和吸收塔改造后,除尘效率由99.8%提高到99.94%,改造后总出口浓度6.80 mg/m~3,改造后排放量6.0 kg/h,削减量16 kg/h,各工况下烟气污染物折算浓度均符合标准要求。 相似文献
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某燃煤热电厂采用SNCR-SCR耦合脱硝+布袋除尘+湿法石灰石-石膏烟气脱硫+湿式静电除尘的组合工艺对原烟气净化设施进行改造,以实现烟气污染物的超低排放。随机抽取1个月的污染物排放数据进行分析,结果表明:SO_2排放浓度非常低,平均浓度仅为6. 32 mg/m~3,应进一步优化控制参数实现经济运行。NO_x排放浓度稳定,98. 2%的时段排放浓度<50 mg/m~3,但氨逃逸控制不理想。经过湿法脱硫和湿式静电除尘后,96%的时段粉尘排放浓度<2. 5 mg/m~3。综合分析,组合工艺是一种适合燃煤烟气超低排放改造的可靠工艺。 相似文献
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目前我国燃煤电厂超低排放改造已基本完成,钢铁行业正在进行超低排放改造。固定源排放的可过滤颗粒物(filterable particulate matter,FPM)浓度越来越低,可凝结颗粒物(condensable particulate matter,CPM)排放逐渐引起广泛关注。揭示燃煤电厂和钢铁厂CPM中有机组分特征对于认识CPM成因及控制具有重要意义。采用稀释间接法收集了8个燃煤电厂和3个钢铁厂(2个烧结厂和1个焦化厂)烟气中的CPM,测试和分析了其中有机组分特征。结果表明:燃煤电厂CPM中有机组分含量较低,脱硫入口和总排口平均含量分别为0.082 mg/m3(0~0.331 mg/m3)和0.060 mg/m3(0~0.254 mg/m3),占CPM的比例分别为4.95%和10.1%;钢铁厂CPM中有机组分含量和比例均高于电厂,脱硫入口CPM中有机组分平均含量为1.94 mg/m3(0.408~3.98 mg/m3),占比为22.2%,经过污控措施净化后总排口CPM中有机组分平均含量为0.382 mg/m3(0.149~0.572 mg/m3),占比为11.1%。燃煤电厂CPM中有机组分主要为酯类,钢铁厂CPM中有机组分主要为烷烃类和烷酸类。2类固定源CPM中有机组分占比均相对较低,其无机组分减排工作应予以更多重视。 相似文献
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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。 相似文献
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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. 相似文献
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《能源环境保护》2021,(2)
以某供热中心2×40 t/h燃煤工业锅炉烟羽消白改造项目为例,介绍了烟羽消白的技术原理和发展现状,分析了"喷淋冷凝+烟气-蒸汽换热"烟羽消白系统的运行效果。结果表明:烟气冷凝温度为30~42℃,烟气湿度为4.5%~7%,出口烟气温度大于80℃;烟气的粉尘排放浓度由10 mg/Nm~3降至4 mg/Nm~3,协同除尘效率为60%;烟气SO_2平均排放浓度为19.4 mg/Nm~3左右,协同脱硫效率为35%;该系统运行稳定,烟气排放参数达到了超低排放标准要求(烟尘≤10 mg/Nm~3、SO_2≤35 mg/Nm~3、NOX≤50 mg/Nm~3),满足烟羽消白技术的设计要求。 相似文献
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为量化京津冀(BTH)地区超低排放(ULE)改造推广应用潜在的环境效益,基于GEOS-Chem大气化学模型,设计了2个全国情景和6个区域情景,从区域大气输送、超低排放改造在燃煤电厂(CPPs)、工业燃煤(ICB)推广及控制NH3排放等方面进行研究.结果表明:(1)全国燃煤电厂完成ULE改造,使得京津冀地区2015年1月PM2.5浓度下降3.2%(2.4μg·m-3),如只是京津冀地区燃煤电厂完成ULE改造,可使京津冀地区PM2.5浓度降低1.1%(0.8μg·m-3),可知区域联防联控对雾霾的治理具有重要意义;(2)在京津冀地区燃煤电厂完成ULE改造的基础上,工业燃煤完成ULE改造、NH3排放减少30%和50%,可使得京津冀地区PM2.5浓度分别降低5.4%(3.5μg·m-3)、4.7%(4.0μg·m-3)和7.7%(5.7μg·m-3),可知工业燃煤的ULE改造和... 相似文献
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燃煤电厂采用SCR(选择性催化还原)脱硝过程消耗大量的氨,同时存在氨逃逸和氨排放问题.为了掌握超低排放燃煤机组的氨排放程度、脱硝氨逃逸情况以及各环保设施对氨的协同脱除能力,为燃煤电厂氨减排政策制定和氨减排技术研发提供支持.在京津冀大气污染传输通道城市中选取11个城市中的14台机组,采用例如DL/T 260—2012《燃煤电厂烟含脱硝装置性能验收试验规范》的标准方法用稀硫酸吸收烟气中的氨再结合分光光度测试方法,对环保设施多个位置的烟气中氨进行浓度测试.结果表明:①氨排放浓度介于0.05~3.27 mg/m3之间,平均约0.95 mg/m3,通过烟气排入大气中氨的浓度不高;②测试的14台机组中有7台机组(约50%)脱硝氨逃逸值高于设计值(2.28 mg/m3),说明脱硝氨逃逸超过设计值呈普遍现象,个别电厂脱硝氨逃逸严重,氨逃逸亟待解决;③环保设施对逃逸氨具有较好的协同脱除能力,平均脱除率约为64.86%.建议对于SCR脱硝氨逃逸严重的机组,对SCR出口烟道截面氮氧化物(NOx)实施网格式测试,在此基础上实施精细化精准喷氨、优化流场、提高SCR脱硝运行水平(或采用专业化运维),从源头上减少氨耗量,降低系统能耗和氨排放. 相似文献
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超低排放燃煤电站三氧化硫的迁移和排放特征 总被引:3,自引:0,他引:3
采用美国环保署(USEPA)method 8推荐的方法,对典型超低排放燃煤电站满负荷工况下的燃煤、烟气、飞灰、渣进行三氧化硫监测.实验结果表明:燃煤电站超低排放环保设备对三氧化硫的总脱除率为71.86%,大气三氧化硫排放浓度为1.5 mg·m~(-3)(气体体积为标准大气压下的体积,下同).选择性脱硝催化剂(SCR)前烟气中三氧化硫生成量为二氧化硫的0.46%,在SCR催化剂SO_2/SO_3的转化率为0.58%,空气预热器内气态三氧化硫浓度显著降低.低温电除尘(LLT-ESP)内三氧化硫与飞灰结合得到脱除,LLT-ESP细灰中三氧化硫含量为粗灰的1.38倍.湿法脱硫系统(WFGD)对三氧化硫的脱除率为48.45%.超低排放燃煤电站大气三氧化硫排放因子EF_煤、EF_电分别为17.13 mg·kg~(-1)、4.41 mg·kW~(-1)·h~(-1).估算2018年我国燃煤电站三氧化硫大气排放总量约为3.99万t·a~(-1). 相似文献
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针对电厂高硫份燃煤机组实现超低排放的技术路线选择时,传统的单塔单循环烟气脱硫处理工艺无法满足超净排放的要求,将传统的单塔单循环烟气脱硫处理工艺经过一系列技术革新后,可实现连续稳定运行、脱硫效率高、粉尘浓度排放低,是一种投资省、综合净化效益较高的烟气治理创新技术,尤其适合电厂超低排放改造机组。以贵州某电厂烟气脱硫系统改造工程为实例,分别从除尘、脱硫、尾部烟气"消白"等方面全方位深入剖析了整个工程的改造过程,从系统运行数据来看,各项性能指标均满足且优于设计值,值得推广。 相似文献
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