脱硫废水生化处理初探

火电厂烟气脱硫过程产生的废水中污染物主要包括悬浮物、过饱和的亚硫酸盐、硫酸盐以及重金属等,燃煤电厂烟气系统增设脱硝装置后,进入脱硫废水的氨氮、总氮含量急剧增加。通过对国内外多个电厂的脱硫废水处理系统运行情况的调研及分析,采用厌氧氨氧化工艺作为废水脱氮方式是可行的。     

燃煤电厂烟气脱硝技改前期工作要点分析

国家“十二五”期间将严格控制氮氧化物的排放。介绍了火电厂烟气脱硝技改主要前期工作,并对其中的要点注意事项及协同工作进行分析探讨,以尽可能避免脱硝工程建设中出现“十一五”烟气脱硫工程中的各种弊端,保证脱硝工程建设质量和性能保证。     

CEMS系统在火电厂应用和工程设计探讨

CEMS作为火电厂烟气排放连续监测装置,是环保排放监测和工艺过程检测的重要设备.由于烟气中含有烟尘、水、腐蚀性气体,对仪表提出了抗腐蚀、抗磨损、防止堵塞等要求.此外,由于环保法规的要求日趋严格,对仪表的可靠性和稳定性提出了更高的要求.分析了CEMS的结构和测量原理,结合工程设计和法规的要求,重点分析了CEMS在中国的脱硫、脱硝项目的特点和应用状况.     

SCR脱硝系统对锅炉设备的影响及对策

以绥中发电B厂的烟气脱硝工程为例,介绍了选择性催化还原（SCR）脱硝工艺,并对SCR脱硝系统对锅炉设备的影响进行了分析,提出了解决对策,为新建脱硝系统及脱硝装置改造提供借鉴。     

氨法烟气脱硫脱硝的技术特征

氨法烟气脱硫脱硝具有显著的技术优势：脱硫效率高。脱硫脱硝一举两得，不耗费热量不产生废渣，脱硫刺利用充分用量小，不损害设备有节能功效。     

选择性催化还原烟气脱硝技术及其在我国的应用研究

详细介绍了发达国家大量使用的选择性催化还原(SCR)烟气脱硝技术的原理、工艺流程及应用实例，同时对我国火电厂烟气脱硝SCR技术的实施进行了探讨。     

火电厂烟气脱硫脱硝项目中有关烟气特性计算方法若干问题的讨论

火电厂烟气脱硫脱硝项目中,较普遍地存在着对原烟气污染成分数据定值不严谨,原烟气和净烟气热力特性数据与锅炉燃烧系统热力计算数据不能精确相符的问题.以通用的燃烧系统热力计算方法为基础,分析了产生上述问题的根源.并通过典型煤种烟气数据的计算,对完善现行环保技术法规中有关烟气特性计算方法和数据定值标准等提出了建议.     

火电厂脱硝改造技术路线及方案研究

介绍了锅炉低氮燃烧技术及烟气脱硝技术的分类。通过技术经济分析的方法研究了火电厂脱硝改造的技术原则及应遵循的技术路线;并以锅炉低氮燃烧技术加SCR烟气脱硝技术组合改造为例进行了技术方案讨论,涉及锅炉部分的低氮燃烧改造、空预器改造以及SCR烟气脱硝部分的还原剂选择、催化剂选择、SCR入口参数等。     

电子束氨法烟气脱硫工艺

介绍了某热电厂的电子束氨法烟气脱硫脱硝工业试验装置和在该装置上进行的较全面的工艺研究,确定了影响SO2脱除效率的主要参数,为北京京丰热电EA-FGD工业示范工程设计提供了重要依据.     

引入化学反应的600MW机组SCR脱硝系统模拟

以600MW火电机组SCR脱硝装置为研究对象,应用CFD软件完成建立模型、划分网格、选择数学模型、设置边界条件、模拟计算等工作,最终得出SCR脱硝系统流速分布及Cv值、压力损失、NH3分布及逃逸浓度等结果。结果表明,SCR脱硝系统流速分布均匀、偏差符合设计要求,NH3与烟气混合均匀,氨逃逸浓度低。     

国产脱硝催化剂在国电长源荆州电厂2×300MW机组上的应用

随着新火电厂大气污染物排放标准的出台,NOx排放标准提高,现有的脱硝技术难以满足要求,需要增加后端烟气脱硝处理技术.选择性催化还原法是较成熟的烟气脱硝技术,催化剂是SCR技术的核心.针对国内某催化剂在国电长源荆州电厂的应用情况,详细描述了催化剂的设计选型过程.运行结果表明,该催化剂完全可以满足长源荆州电厂的性能要求,说明国产脱硝催化剂的设计选型、生产以及运行等技术能力已达到要求.     

炼油厂IGCC电站NOx排放控制技术比较与工程实践

针对IGCC电站烟气排放ρ（NO_x）不达标的问题,分别采用燃气轮机注氮脱硝和余热锅炉（余热蒸汽发生器,HRSG ）SCR脱硝技术降低烟气的NO_x排放量。介绍了两种技术的原理,比较了两种技术的脱硝效果、运行成本及技术特点。实际运行结果表明：安装了注氮设备的燃气轮机可以控制排气的ρ（NO_x）小于90 mg/m³,但每年的运行成本较高（达2 250万元）;在余热锅炉中安装SCR脱硝设备,性能测试数据符合设计要求,SCR出口ρ（NO_x）小于50 mg/m³,且每年的运行成本较低,仅为422万元。     

泥法A／O生物脱氮工艺处理腈纶废水和炼油废水

采用泥法Ａ／Ｏ生物脱氮工艺处理腈纶废水和炼油废水,出水中ＣＯＤ〈１００ｍｇ／Ｌ,ＮＨ３－Ｎ〈１５ｍｇ／Ｌ。但进水中油〉２０ｍｇ／Ｌ,ＮＨ３－Ｎ〉７００ｍｇ／Ｌ或ＳＣＮ＾－〉７０ｍｇ／Ｌ时,将对系统产生不良影响。本文介绍了１年来的运行情况,探讨了系统受影响的原因,并提出了改进建议。     

火电厂氮氧化物控制对策研究

面对日趋严峻的环保形势和严格的环保政策,火电厂脱硝成为电力环保工作的重中之重。为进一步推动脱硝产业化有序发展,详细总结和分析烟气脱硝产业化过程中出现的问题,提出了火电厂NOx控制对策和建议。     

选择性催化还原烟气脱硝技术在玉环电厂4×1000MW机组上的应用

以华能玉环电厂4×1000MW机组增设烟气选择性催化还原法（SCR）脱硝装置的技术改造为例,简要介绍了玉环电厂原机组增加SCR脱硝系统的工艺构成和流程特点、设计参数、总体布置,并对该工程中相关设备的改造进行了描述,为我国大型燃煤机组的脱硝改造工程提供参考。     

石灰石-石膏湿法脱硫系统节能降耗探讨

为探讨石灰石-石膏湿法烟气脱硫系统节能降耗措施,结合杨柳青电厂4×300 MW机组石灰石-石膏湿法烟气脱硫系统的长期运行工况,在分析机组负荷、燃煤硫分、脱硫效率及石膏品质等因素对电耗、水耗及石灰石粉消耗量的影响规律基础上,主要从FGD系统运行方式调整、设备改造升级、运行维护管理提升等方面总结提出了FGD系统的节电、节水及节粉技术与管理措施。为脱硫系统的经济优质运行提供可靠保障,在兼顾环保、社会效益的同时,有望进一步降低电厂的脱硫成本。     

湿法同时脱硫脱硝工艺中脱硝吸收剂的研究现状

综述了目前国内外开发的湿法烟气脱硫、脱硝一体化技术中对脱硝吸收剂的研究现状,主要介绍了亚氯酸钠、过氧化氢、高锰酸钾、亚铁络合物、钴络合物以及尿素、亚硫酸铵。分析了各种吸收剂的优缺点,并对湿法脱硝吸收剂的应用前景进行了展望。     

发电集团应对新火电厂大气污染物排放标准的思考

新的火电厂大气污染排放标准重点加大了对火电厂大气污染物中NOx的控制力度,收严了SO2、烟尘等污染物排放限值,增设了汞及其化合物控制指标。该标准的实施对发电企业的生存和发展带来一定的影响,为了落实新标准,发电集团应在法律法规政策及技术产业方面采取相应措施,加快除尘、脱硫、脱硝、脱汞等新技术的研究和应用,从单一污染物的总量控制向多污染物协同控制转变,积极探索和思考发电集团绿色低碳发展的道路。