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。     

燃煤电厂“烟气处理岛”初探

随着燃煤电厂大气污染物排放标准越来越严格,单一的脱硫、脱硝、除尘控制技术已逐步向多种污染物联合脱除技术转变。针对超低排放背景下单一烟气处理技术存在的问题,提出了燃煤电厂"烟气处理岛"的概念,探讨了燃煤电厂"烟气处理岛"的研究内容,对燃煤电厂污染物控制系统建设和改造有一定的借鉴意义。     

煤电超低排放的技术经济与环境效益分析

通过回顾煤电超低排放的发展历程以及超低排放限值与主要燃煤国家煤电机组大气污染物排放标准限值的比较,给出了煤电机组超低排放与超超低排放的定义。结合煤质条件,系统分析了煤电机组SO2、NOX、烟尘实现超低排放与烟尘实现超超低排放的控制技术及其投资与运行费用。指出对于已满足特别排放限值要求的煤电机组,进一步实现超低排放或超超低排放,对总量减排与常规污染物的环境改善意义不大,"十三五"期间约束性污染物指标的减排必须开拓新的减排重点行业;但实现超低排放对于PM2.5的环境改善效果明显。     

燃煤工业锅炉污染物协同治理与超低排放技术研究

工业锅炉不同于电站锅炉,其规模小、负荷波动较大,且大多燃用未经洗选加工的原煤,故燃煤工业锅炉的污染物治理不能简单沿用当前电站锅炉的治理模式。基于燃煤工业锅炉污染物排放和治理现状,结合国家和地区大气污染物排放标准和企业发展方向,从工艺技术路线、关键技术装备、智能监控等方面进行研究,因地制宜进行污染物的协同治理和高效脱除并实现超低排放。     

京津冀地区燃煤电站不同污染控制情景下的环境效益分析

近年来火电行业大气污染物排放控制标准和要求不断趋严,继超低排放后一些企业进一步探索更为严格的排放控制要求下的污染治理措施。为探求京津冀地区火电行业大气污染物执行不同排放要求下产生的环境效益,以2013年京津冀地区火电行业污染源现状为基准情景,采用双向耦合WRF-CMAQ模式分别对燃煤电站执行超低排放和近零排放要求的环境影响进行预测模拟,综合分析不同控制要求下区域大气环境质量改善情况,从环境效益角度提出京津冀地区执行近零排放的建议。     

燃煤电厂超低排放技术重大进展回顾及应用效果分析

本文回顾了氮氧化物控制、烟尘控制、二氧化硫控制等燃煤电厂超低排放重大技术突破,并分析了技术的应用效果。经过近两年大批工程示范和检测评估发现,超低排放技术节能减排效果显著,不仅能够实现优质煤条件下大气污染物的超低排放,以及高灰、高硫等劣质煤条件下污染物的超低排放,并且能够达到节能的目的。     

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.     

燃煤电厂大气污染物超低排放技术验证评价

环境技术验证评价是新环境技术评价的有效方法之一。烟气超低排放是重点行业大气污染控制的发展趋势。开展燃煤电厂超低排放技术验证评价研究是环境技术验证评价在行业精细化应用的创新。在分析燃煤电厂大气污染物超低排放技术特点的基础上,运用层次分析法、调查研究法等构建了燃煤电厂超低排放技术验证评价指标体系,提出验证评价指标获取方法、测试周期和样本量、采样频率、指标评价方法。以超低排放组合技术"SCR脱硝+干式电除尘+石灰石-石膏湿法脱硫+湿式电除尘"为例进行应用验证,该技术利益相关方认为验证结果能够客观、科学、公正、有效地反映该技术的技术、经济、环境影响、维护管理等指标的真实情况。     

京津冀区域燃煤发电行业大气污染物排放时空变化特征研究

为了科学评估京津冀区域燃煤发电行业特别排放限值和超低排放相关要求实施后的大气污染物减排效果,以行业调查数据为基础,建立了2013年和2015年京津冀区域燃煤发电行业大气污染物排放清单,分析了装机容量与SO_2、NO_x和烟尘排放量的时空耦合关系,讨论了国家相关政策和标准的实施效果。结果显示:区域内2015年燃煤机组装机容量与2013年相比略有下降,SO_2、NO_x和烟尘排放量分别下降75.95%、83.09%和71.20%,减排效果明显。2015年100 MW以下等级机组3种污染物排放总量位居各机组首位,建议通过多种合理方式压减小型燃煤发电机组数量和排放浓度。     

超低排放燃煤电站三氧化硫的迁移和排放特征

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).