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。     

低氮燃烧改造方案的实际应用与分析

本文介绍了某燃煤电厂600MW机组锅炉烟气进行低氮燃烧改造方案;并对低氮燃烧改造后的实际应用效果进行分析。     

贵溪电厂300MW机组脱硝改造工程可行性研究

为应对新的环保要求,贵溪电厂拟采取措施控制氮氧化物排放,特委托西安热工研究院有限公司进行2×300MW机组锅炉脱硝改造工程的可行性研究。西安热工研究院有限公司根据资料收集情况、现场条件、机组运行现状、低氮燃烧改造、SCR改造等多方面的分析论证,对贵溪电厂2×300MW机组锅炉的脱硝改造工程进行了可行性研究。     

沙角A电厂3、4号机组脱硫工程9月投运

9月18日，在广东省“十一五”期间主要污染物排放总量控制目标责任书签订暨环保执法用车派发仪式上，出席仪式的广东省省长黄华华、副省长谢强华等领导为粤电集团沙角A电厂3、4号机组脱硫装置投产剪彩。 这两台脱硫装置的投入运行，标志着粤电集团脱硫总能力超过11．8吨。至此，广东省每年削减二氧化硫排放超过20万吨，位居全国之首。广东省副省长谢强华在当天举行仪式上发言指出：“沙角A电厂3、4号机组脱硫工程的投运，在主要污染物排放总量控制工作中作出了表率。”     

黄岛发电厂白泥海水脱硫的应用研究

对黄岛发电厂3#机组海水生石灰脱硫系统,5#和6#机组海水脱硫系统进行改造,利用青岛碱业股份有限公司副产物白泥作海水脱硫的吸收剂,以达到以废治废目的. 结果表明,脱硫系统改造后,脱硫率大于90%,悬浮物和pH均能达标排放;3#机组采用直接法海水白泥乳脱硫,节约生石灰1.24×104 t/a;5#和6#机组用间接法海水白泥乳脱硫,节约海水18 450×104 m3/a,节电1 540×104 kW·h/a;黄岛发电厂万元生产总值综合能耗降低22%,需用青岛碱业有限公司白泥5.48×104 t/a,实现了企业间的循环经济.      

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。     

某热电厂烟气脱硫改造方案可行性研究

某热电厂地处我国东部大气污染物防治重点地区,SO2排放浓度要执行35mg/m3的排放限值。电厂2#机组目前采用钙法脱硫,为节能降耗,降低污染物排放量,根据现有条件,通过现场实地踏勘、技术核算及分析,制定了氧化镁湿法烟气脱硫方案,并对方案的的先进性、适用性和可靠进行了分析,最终确定采用氧化镁工艺完成2#机组脱硫提效改造。烟气脱硫改造工程实施后,脱硫副产物难以处理的问题将得到有效解决,并可有效改善大气环境质量和当地的居住和旅游环境。研究结果对同类燃煤机组烟气脱硫提效改造具有参考和借鉴作用。     

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。     

燃煤电厂和钢铁厂排放可凝结颗粒物中有机组分研究

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。     

履行社会责任 打造环保高效企业——记邯峰发电厂

邯峰发电厂位于河北省邯郸市峰峰矿区义井镇,占地面积约73.45公顷,交通便利,是一座大型燃煤火力发电厂。为了响应国家关于节能减排的工作方针要求和切实履行发电企业社会责任,保护周边环境,促进电厂所在地区经济和环境的可持续发展,邯峰发电厂先后进行了一期脱硫技改工程、煤场抑尘墙建设。一期工程的脱硫技改工作于2008年12月31日顺利实现双机投运,煤场抑尘墙工程建设于2012年7月顺利完工。目前,邯峰发电厂1、2号机组低氮脱硝技改工程正在紧锣密鼓地改造建设之中,预计将在2013年年底完成1号机组低氮脱硝技改工程建设并投入运行,2号机组低氮、脱硝技改工程也计划将于2014年完成并投入正常运行。     

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.     

超低排放下燃煤电厂氨排放特征

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(NO_x)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.      

燃煤电厂细颗粒物控制技术集成应用及“近零排放”特性

细颗粒物是燃煤电厂污染物控制的难点.三河电厂通过技术集成进行“近零排放”技术攻关,包括采用低低温静电除尘器以提高细颗粒物的除尘效率、利用脱硫除尘一体化技术提高脱硫系统的协同除尘性能、通过湿式静电除尘器实现细颗粒物的深度控制.结果表明:三河电厂通过技术攻关和集成应用后,4台燃煤机组先后实现ρ(烟尘)、ρ(SO₂)和 ρ(NO_x)分别低于GB 13223—2011《火电厂大气污染物排放标准》中天然气燃气轮机组各自排放限值(5、35和50 mg/m3).其中,1～3号机组排放ρ(烟尘)分别为5、3、2 mg/m3,截至2016年3月15日,4号机组ρ(烟尘)连续265 d在1 mg/m3以下.采用低低温静电除尘技术后,4号机组除尘效率由99.86%升至99.89%,同时可凝结颗粒物前驱物SO₃的脱除效率从25.88%升至46.12%;3号机组采用脱硫除尘一体化技术后,100%负荷下协同除尘效率从34.29%升至87.66%以上,全负荷运行下吸收塔出口ρ(烟尘)稳定在3 mg/m3左右;1号、2号、4号机组在100%负荷下湿式静电除尘器除尘效率分别为77.87%、88.82%、83.60%,2号湿式静电除尘器对PM_2.5、PM₁₀和SO₃的脱除效率分别为98.37%、97.31%和42.23%.      

浅谈如何实现百万煤电机组环保超低排放

本文介绍了华能金陵电厂百万机组环保超低排放改造的技术路线、方案及改造情况,对改造项目过程管理及改造成果进行了浅述。     

天津大港发电厂

<正>天津大港发电厂2014年上半年发电量完成29.62×108k W·h,供电煤耗累计完成336.50g/k W·h,机组综合厂用电率完成10.15%,机组发电水耗率完成0.403kg/k W·h。2013年节能量累计完成的65.7%"十二五"节能目标任务,并达到了国家及天津市规定的能耗限额考核要求。在环保改造期间,大港发电厂还承担了国家"863"科技项目——"300MW等级燃煤电厂PM2.5控制示范应用项目的研究"工作,通过替代单相电源、优化电场布置、改善除尘器通流等手段,使烟尘排放浓度由30⁵0mg/Nm3全面降至20mg/Nm3以下。其中,3#机组通过配合低温省煤器改造,烟尘排放浓度更是降到     

大唐淮南洛河发电厂三期2×630MW机组脱硝改造工程

本文首先介绍了洛河电厂三期2×630MW脱硝改造工程的背景和意义,并详细介绍了脱硝的原理和工艺,通过脱硝工程的改造以达到脱除氮氧化物的效果,本工程的改造对经济发展、保护环境和确保三期工程机组运行经济性以及保持地区经济可持续发展等都具有十分重要的意义。     

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。     

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。     

200MW等级机组整体优化改造的节能减排效益浅析

文章针对当前某能源公司所属的11台200 MW等级发电机组供电标准煤耗率偏高的现状进行了简要说明,并与省内同类型机组供电标准煤耗率的最优质进行了对比,对导致该能源公司200 MW等级机组供电标准煤耗率偏高的主要问题做了分析;结合以往的改造经验,对机组经济性指标偏差的影响因素进行了总结;列举该能源公司所属某电厂的#2机组整体优化改造项目作为改造实例,说明整体优化改造项目不仅具有良好的经济效益,还具有节能和环保的社会效益,使发电企业"十二五"期间的节能减排目标得到进一步的保证,更会对企业的可持续发展产生积极影响和促进作用。