燃煤电厂脱硫技术及超低排放改造费效分析

基于燃煤电厂二氧化硫排放现状及超低排放的要求,构建石灰石-石膏法脱硫费效计算模型,分别分析机组容量、年运行小时数、不同SO_2排放限值及托盘塔改造对成本效益的影响,以"费用最小化、效益最大化"为原则,寻求节能减排新途径。结果表明:在煤炭含硫量和脱硫效率一定时,100 MW、200 MW、300 MW、600 MW和1 000 MW机组的减排量分别为3.47万,5.5万,8.2万,15.5万,25万t,呈逐渐增大趋势,同时,费效比逐渐减小,说明大容量机组环境、经济效益明显;同一机组容量,脱硫成本与年利用时间呈负相关;SO_2排放标准越严格,吨SO_2脱除成本和单位发电量运行成本越高;托盘塔超低排放改造技术经济可行,费效比<1,减排效益明显,可作为燃煤电厂脱硫设施改造的重点技术。     

火电行业脱硫成本模型构建及指标敏感性研究

受制于生产工艺、处理技术、处理效率等多因素的影响,各行业大气污染治理成本获取较为复杂,所以构建能够真实有效获取大气污染治理成本的综合模型具有很强的必要性.火电行业一直都是大气污染治理的重点,该文将其作为研究对象,基于2011—2015年的环境统计基表数据和现场调查数据,利用最小二乘非线性回归法,对不同脱硫技术和装机容量,从固定成本、变动成本和SO₂去除量3个角度构建脱硫成本模型,涉及指标包括装机容量、煤的含硫量、相应煤种的发热量、SO₂的脱除效率、机组运行时间、发电标煤耗以及煤炭中硫的转化率等.结果表明:①炉内脱硫法、石灰石石膏脱硫法及其他脱硫方法的拟合优度均在0.01水平下显著,3种方法的模拟成本值与实际环境统计数据接近,误差不超过300元/t,成本模型都具有一定合理性,能够很好地实现各脱硫技术和装机容量的成本预测.②从3种脱硫技术看,石灰石石膏法模型脱硫成本最高,平均值达到3 400元/t;从装机容量看,脱硫成本随装机容量的增加呈逐渐下降趋势;企业可根据自身条件进行脱硫方法和装机容量的最优化调整.③指标敏感度分析结果显示,脱硫设施的SO₂脱除效率和煤炭含硫量对成本模型的影响程度较大,所以整个脱硫过程中机组脱硫效率的设定和煤炭质量的选取是脱硫耗费的关键.研究显示,炉内脱硫法、石灰石石膏脱硫法及其他脱硫方法这3种脱硫方法和0~100 MW、100~200 MW及>200 MW这3种装机容量的成本模型可使相应的火电行业进行有效的脱硫成本估计,并根据指标的敏感性进行成本控制,进而为大气污染防治政策的费用效益分析提供参考.      

浅析火电厂烟气脱硫装置优化运行与维护

吉林电力股份有限公司浑江发电公司地处吉林省白山市,公司现装机容量是国产2×200MW和2×300MW四台机组共计1000MW.燃煤主要为白山地煤和内蒙霍林河褐煤掺混燃烧,燃料中平均含硫量为3.8％-6％,这种高硫煤在锅炉中燃烧后产生的烟气中二氧化硫的浓度可达3200mg/Nm3以上,如直接排放至大气中则将对当地的工农业生产及人民生活带来较大影响.为了保护当地的大气环境及达到国家清洁生产的要求,其中2×300MW机组在建设时就采用了石灰石/石膏湿法脱硫工艺：2×200MW机组是在2008年改造采用湍流式循环流化床干法脱硫工艺的脱硫装置.     

基于燃煤电厂脱硫成本的脱硫电价政策分析

脱硫电价政策是实现我国火电行业二氧化硫有力减排的主要措施。文章依据成本收益分析的方法,测算了2×300 MW,2×600 MW以及2×1 000 MW燃煤机组的脱硫成本收益并对脱硫成本及收益进行了敏感性分析。结果表明:在脱硫设施建设完成并投运后,脱硫电价能够覆盖所选研究对象的实际脱硫成本,脱硫能为燃煤电厂带来可观的净收益,包括脱硫电价、节约排污费上缴数额、销售脱硫产物(脱硫石膏);随着脱硫设备造价大幅降低、环境税替代排污费且费率大幅提高以及脱硫石膏综合利用率的提升,燃煤电厂的脱硫成本将逐年降低,而收益将持续提升;考虑脱硫电价政策的目标已经基本达成,以及环境监管的加强,电厂脱硫的积极性将继续存在,脱硫电价政策应适时调整。     

石灰石-石膏湿法单塔双循环脱硫技术在中山火电厂的应用

中山火力发电有限公司2×300MW机组锅炉燃煤含硫量1.5%,原烟气中SO2含量为3800 mg/Nm3,为了满足净烟气50mg/Nm3的排放要求,本工程采用石灰石-石膏湿法单塔双循环脱硫工艺,FGD装置脱硫效率可以做到98.3%。     

火力发电厂300MW机组烟气脱硫方案的选择探究

火力发电在为我们的生活和整个社会的生产产生巨大的作用的同时,其产生的二氧化硫也极大地危害着我们的社会环境,因此烟气脱硫问题是整个火力发电行业一个不可避免、亟待解决的问题。国家必须强制火力发电厂安装烟气脱硫装置,但是我国现在烟气脱硫的技术和设备还没有达到世界先进水平,所以火力发电厂机组烟气脱硫方案的选择要考虑设备进口、备件更换,资金外流、技术现状,生产成本等等问题。本文从我国烟气脱硫的技术与经验出发,参照主流烟气脱硫技术方案,从技术、运行、业绩、成本、维护等不同角度综合考虑,认为火力发电厂300MW机组烟气脱硫应选择石灰石一石膏湿法烟气脱硫方案。     

燃煤电厂超低排放要求下的技术经济性分析

总结了国内在脱硝、脱硫、深度除尘等方面的主要超低排放控制技术,结合300 MW、600 MW、1 000 MW燃煤机组超低排放改造工程案例,分析了影响超低排放控制工艺投资和运行成本的因素。结果表明:设备购置费是控制投资成本的关键因素;运行成本主要由设备维护费、人工成本、消耗性指标构成,消耗性指标的占比最大;随着发电装备和污染治理技术的进步,脱硝、脱硫项目单位污染物的建设和运行成本大幅下降,但投资成本却随着超低排放改造要求及人力成本的提高而上升。     

旋流雾化脱硫塔除尘效果试验研究

在研究传统湿法脱硫塔的除尘效果基础上,提出了一种基于旋流雾化的协同脱硫除尘技术。该技术利用切圆布置旋流雾化器的湍流与雾化作用,使得烟气与浆液产生强烈碰撞,混合更加均匀,强化了细微颗粒湍流凝并作用,同时加剧了微细颗粒的相变凝并,提高了脱硫效率、雾滴及粉尘捕集效率。采用该技术对某300 MW火电机组进行脱硫除尘改造,现场测试结果表明:使用该技术的脱硫效率可达到99%以上,粉尘排放浓度由脱硫塔入口的50~60 mg/m~3降低到6~12 mg/m~3,旋流雾化技术在脱硫塔内具有脱硫降尘的双重作用。     

无旁路湿法烟气脱硫技术分析与探讨

随着国家对火电厂环保要求的提高,火电厂湿法脱硫装置取消旁路烟道已成为发展趋势。以大唐南京下关电厂搬迁扩建2×660 MW机组烟气脱硫工程实践为例,提出了提高无旁路湿法烟气脱硫装置可靠性的各项措施及建议,为大型燃煤火电机组无烟气旁路FGD设计提供借鉴。     

天津陈塘热电厂2×300MW机组脱硫运行存在的问题分析及处理

天津陈塘热电厂位于陈塘庄工业区西南部,距天津市外环线2公里。陈塘热电厂2×300MW机组为燃煤发电机组,配套的湿法脱硫装置（FGD）由武汉凯迪电力环保有限公司总承包,采用美国巴威公司（B？＆W）的石灰石／石膏湿法脱硫工艺,1炉1塔,单个吸收塔的烟气处理能力为1台锅炉达到最大额定出力（BMCR）时的100％烟气量,其脱硫效率≥95．5％（设计煤种）。     

高效简易湿法脱硫技术的试验研究和应用

介绍了三相流化床湿法烟气脱硫技术的热态试验结果及其 1 2 5MW机组全尺寸的工业运行结果。研究分析了一些因素对脱硫效率、除尘效率、系统阻力等参数的影响变化规律。试验与运行结果表明 :其脱硫效率可以达到 85 % ,除尘效率达 98%以上 ,系统阻力在引风机的出力范围内 ,出口烟气不带水。整个系统运行可靠 ,具备了工业应用的条件     

快速资源化脱硫技术的实验研究

用强电离放电方法,将气体中大部分O2,N2,H2O等分子电离加工成高浓度的OH·,在高温、不外加催化剂和吸收剂的条件下,在等离子体反应室内将SO2直接氧化成为H2SO4雾,再用电收雾器加以回收成重要化工资源H2SO4。实验中就不同的原始φ(SO2),含水量以及放电间隙内的折合电场强度下,气体在等离子体反应室内反应时间的变化对脱硫率的影响进行了研究。实验数据表明,该法脱硫速度快,当原始φ(SO2),含水量以及折合电场强度分别为850×10-6,3 6%和370Td时,在0 74s左右的反应时间内,SO2脱除率可达到88 4%。      

珠江三角洲火电群SO2污染及防治对策研究

在已有的大气环境质量资料和污染源排放资料基础上，用建立的珠江三角洲空气污染数值模式，经验证，计算了珠江三角洲２０００年，２０１０年的电力工业的ＳＯ２污染和对３个污染防治对策方案进行了分析，认为只有采取适当的限制燃料含硫量和大型燃煤电厂烟气脱硫等防治措施，才能控制ＳＯ２污染加重的趋势。     

循环流化床锅炉脱硫效率的探讨

热电厂循环流化床锅炉通过使用燃煤中添加以石灰石为主要原料的脱硫剂的方法实现高效脱硫,具有燃烧效率高、煤种适应性宽、氮氧化物排放量低、易实现炉内高效脱硫等特点,近年来一直被热电行业广泛运用。循环流化床锅炉炉温较低,一般在850℃～950℃之间,便于采用脱硫剂脱硫。常用脱硫剂一般以石灰石为主要原料,采用在锅炉内直接与燃煤燃烧接触,达到燃烧中脱硫,而钙硫比的高低对炉内脱硫效果影响较大。以实际范例研究了通过物料衡算方法进行脱硫效率实验来选择脱硫剂及用量的方法。     

Cooling water use patterns at US nonutility electric generating facilities

Cooling water is used by many industrial facilities. The largest user of cooling water is the electric power industry, although other significant users include the pulp and paper, chemical, iron and steel, aluminum, and petroleum refining industries. The US Environmental Protection Agency (EPA) is currently developing regulations to implement section 316(b) of the Clean Water Act, which deals with cooling water intake structures. The EPA will examine cooling water use patterns at various industries. Data pertaining to cooling water use patterns at utility plants are readily available; however, no information has been assembled for cooling water use at electric power generating facilities owned or operated by entities other than utilities (nonutilities). This paper presents data concerning cooling water use from two subsets of the nonutility sector and focuses on plants using once-through cooling systems. The first subset includes 123 nonutility plants that each generate at least 150 MW of power. Collectively, they represent 41,494 MW of generating capacity, or about 56% of the total nonutility generating capacity. Approximately 17% of the installations within that subset utilize once-through cooling water. The second subset includes 58 waste-to-energy facilities, which individually produce less than 80 MW but collectively generate about 2200 MW. Only 11% of this subset of plants uses once-through cooling water. The total 15,372 MW generated by once-through nonutilities is equivalent to only 6% of the 258,906 MW generated by utilities utilizing once-through cooling. From a national perspective this share may appear relatively insignificant. However, in some states, the nonutility once-through total is equivalent to a more significant percentage of the utility once-through total.     

Impact assessment of climate policy on Poland's power sector

This article addresses the impact of the European Union Emissions Trading System (EU ETS) on Poland’s conventional energy sector in 2008–2020 and further till 2050. Poland is a country with over 80% dependence on coal in the power sector being under political pressure of the European Union’s (EU) ambitious climate policy. The impact of the increase of the European Emission Allowance (EUA) price on fossil fuel power sector has been modelled for different scenarios. The innovation of this article consists in proposing a methodology of estimation actual costs and benefits of power stations in a country with a heavily coal-dependent power sector in the process of transition to a low-carbon economy. Strong political and economic interdependence of coal and power sector has been demonstrated as well as the impact caused by the EU ETS participation in different technology groups of power plants. It has been shown that gas-fuelled combined heat and power units are less vulnerable to the EU ETS-related costs, whereas the hard coal-fired plants may lose their profitability soon after 2020. Lignite power plants, despite their high emissivity, may longer remain in operation owing to low operational costs. Additionally, the results of long-term, up to 2050, modelling of Poland’s energy sector supported an unavoidable need of deep decarbonisation of the power sector to meet the post-Paris climate objectives. It has been concluded that investing in coal-based power capacity may lead to a carbon lock-in of the power sector. Finally, the overall costs of such a transformation have been discussed and confronted with the financial support offered by the EU. The whole consideration has been made in a wide context of changes ongoing globally in energy markets and compared with some other countries seeking transformation paths from coal. Poland’s case can serve as a lesson for all countries trying to reduce coal dependence in power generation. Reforms in the energy sector shall from the very beginning be an essential part of a sustainable transition of the whole nation’s economy. They must scale the power capacity to the future demand avoiding stranded costs. The reforms must be wide-ranging, based on a wide political consensus and not biased against the coal sector. Future energy mix and corresponding technologies shall be carefully designed, matched and should remain stable in the long-term perspective. Coal-based power capacity being near the end of its lifetime provides an economically viable option to commence a fuel switch and the following technology replacement. Real benefits and costs of the energy transition shall be fairly allocated to all stakeholders and communicated to the society. The social costs and implications in coal-dependent regions may be high, especially in the short-term perspective, but then the transformation will bring profits to the whole society.     

石灰石-石膏湿法脱硫系统改造

某电厂300 MW机组由于燃用煤种与设计煤种差别很大,其实际燃煤的含硫量远远超过设计值,造成烟气中SO2排放量成倍增加,不能达标排放,需对其已有脱硫系统进行技术改造,主要是对吸收塔、氧化空气系统、石膏脱水、石灰石浆液供给系统、事故浆液排放系统进行了扩容改造。吸收塔浆液池增高壳体采用塔内立杆倒拉的方法进行顶升安装,上部1.8 m层喷淋层壳体采用吊装。改造后实际运行表明:脱硫率超过96%的设计值,其他指标均达到设计要求,工程改造后每年减排SO2 6.4万t,减排粉尘358 t,每年可节省排污费支出4 032万元,具有显著的社会和经济效益。     

基于实测的燃煤电厂汞排放特性分析与研究

为了研究某典型300 MW燃煤电厂汞排放特性,对入炉煤、炉渣、石灰石、脱硫工艺水、石膏、脱硫废水、灰中的汞进行了取样测试。并采用EPA30B和安大略法实测了不同位置烟气中汞的形态分布情况。结果表明:该机组汞排放浓度满足GB 13223—2011《火电厂大气污染物排放标准》。烟气中的汞排放比重相当大,达到89.52%,排向大气环境的汞量约为38.72μg/(k W·h)。该典型300 MW机组尾部烟气净化系统为SCR+ESP+WFGD组合,对烟气中的汞脱除效率仅为29.71%,在未加入脱汞措施的情况下汞脱除率并不高。     

现行脱硫技术存在排放温室气体的隐患

工业革命以来,由于人类活动持续大量排放温室气体,使得全球出现了持续性的气候变暖趋势,而为了治理局部的和区域的SO2污染问题,大规模的脱硫活动在我国急速增加,这势必大幅增加CO2的排放,加剧气候变暖的进程,如果我国大型火电厂的脱硫率达到80%,按照2005年全国SO2排放量已经达到0.2549Gt计算,采用现行脱硫方法将每年向大气中排放0.088Gt的CO2。将占我国CO2年排放量的10%,对人类赖以生存的地球形成严重威胁。因而,需要研究脱硫的无碳工艺,以及碳捕集、碳储存、碳利用技术,树立综合的环境意识,在控制大气污染、减排温室气体与保护臭氧层方面寻找结合点。     

燃煤电厂LXMC型袋式除尘器仿真设计软件的开发研究

文章以某燃煤电厂300MW机组原始资料为研究对象,参考了新的火电厂大气污染物排放标准(GB13223-2011)中对除尘方面的最新要求,以Visual Basic 6.0语言为开发工具,分别从仿真软件的需求分析、内容、层次结构等方面描述了软件开发的缘由和总体的开发思路,探讨了该仿真软件的界面功能设计和界面的美化等,并通过设计结论,分析了袋式除尘器仿真设计软件的各种优点。该软件具有知识库管理功能、工艺仿真功能等。