我国火电厂大气污染防治现状分析

针对火电厂烟气中烟尘、SO和NO的环保超低排放要求,本研究对全国80家火电厂、287台燃煤机组进行了大气污染防治现状调研,结果显示,73.7%机组SCR出口NO排放浓度在100mg/m~3以下,68.3%机组除尘器出口烟尘浓度在30mg/m~3以下,81.4%机组脱硫装置出口SO排放浓度在200mg/m~3以下;55台机组实施了超低排放改造。根据调研情况及现有工程案例,提出了火电机组实现超低排放采取的技术路线:SCR脱硝增效+ESP除尘增效+FGD脱硫增效+WESP除尘,最后给出了火电行业实施超低排放的建议。     

大型火力发电机组湿法烟气脱硫系统技术（OI^2-WFGD）

由中环（中国）工程有限公司开发的大型火力发电机组湿法烟气脱硫系统技术（OI^2-WFGD）,适用于大中型燃煤发电机组的烟气脱硫工程。包括：火电厂烟气SO2减排整体解决方案设计、工程总承包全过程的技术支撑、FGD关键设备的开发和国产化制造。     

FGD运行中石膏浆液品质控制综论

石灰石——石膏湿法烟气脱硫系统（FGD）主要是利用石膏浆液来脱除烟气中的SO2,石膏浆液就像人体血液—样,其品质的好坏,直接影响FGD系统整体性能。     

基于塔外浆池系统的高效烟气脱硫试验研究

在某电厂330MW机组塔外浆池系统的高效烟气脱硫装置上,进行了不同工况条件对塔外浆池系统脱硫效率影响特性的试验研究。试验结果表明:常规运行条件下,塔外浆池浆液的pH值比吸收塔内浆液池浆液pH值高约0.3;脱硫效率随着烟气流量的增大而减小,随着浆液pH值的升高、塔外浆液的循环量的加大而提高。     

塔壁分配环在湿法烟气脱硫工程中的应用

结合燃煤电厂135MW机组脱硫工程,在脱硫塔塔壁设置浆液分配环。运行结果表明：采用优化设计后,脱硫系统运行稳定,在进口SO2浓度5200mg／Nm^3、吸收浆液pH值为7．5、L／G为4～5的条件下,脱硫效率达到94％以上,同时由于L／G值降低,循环浆液量明显减少,有效解决了常规湿法烟气脱硫工艺存在的吸收塔结构设计不合理、入塔气流分布不均、液气接触效率低、吸收塔易结垢等问题,降低了能耗,节约了运行费用。     

极端严寒地区湿法烟气脱硫系统的设计

通过实例,介绍了如何通过设计优化,使湿法烟气脱硫系统(FGD)在我国北方极端严寒地区的脱硫工程中得到稳定、可靠的运行.     

电厂烟气脱硫工程的运行管理

本文介绍了江阴夏港电厂二期2×135MW、三期2×330MW机组烟气脱硫工程的总体设计、施工安装和设备特点,并重点介绍了烟气脱硫工程的实际运行情况。该工程脱硫效率稳定达到95%以上,钙硫比不大于1．03,脱硫设备的国产化率达95%以上,系统利用率不低于95%。     

焦化厂焦炉烟气脱硫脱硝工艺技术改造

为使某焦化企业的焦炉烟气污染物排放数值符合GB 16171—2012中特别排放值要求,在烟气外排前新建一套"选择性催化还原(SCR)脱硝+氨法脱硫"系统。针对企业情况,确定了"脱硝—换热—脱硫"的基本方案及具体工艺流程。改造后运行数据表明,利用该系统进行烟气脱硫脱硝后,烟气中SO2、NOx及颗粒物排放达标,SO2、NOx减排率可达90%以上。     

钠基干法脱硫工艺的工程应用

某钢厂烟气治理工程中使用了钠基干法脱硫工艺，治理后的净烟气SO₂浓度为11.3mg/Nm³，远低于排放限值35mg/Nm³，外排粉尘浓度为2.54mg/Nm³，满足超低排放指标5mg/Nm³。实际脱硫效果表明，钠基干法脱硫工艺系统设备简单，运行稳定且非常适合中温烟气、SO₂含量小的工况，脱硫效率高于90%，是钢厂锅炉烟气脱硫治理工艺之一。     

湿式石灰/石灰石烟气脱硫工艺存在的问题及技术措施

正确处理湿式石灰／石灰石烟气脱硫（FGD）过程的石膏结垢、设备腐蚀等问题,是保证FGD系统长期稳定可靠运行的关键。本文对湿式石灰／石灰石FGD过程中的石膏结垢成因、设备腐蚀原因、烟气再热以及与液固分离等相关的亚硫酸盐的氧化等问题进行了分析,归纳对比了现行技术措施的优缺点。结合我国国情,综合考虑技术可行性和经济合理性等因素,就解决这些问题应采取的适宜措施提出了见解。     

石灰石-石膏湿法烟气脱硫运行优化研究

以华能福州电厂石灰石-石膏湿法烟气脱硫工程试验数据为基础,对脱硫装置运行优化进行了研究。分别考察了循环泵运行组合、吸收塔浆液密度、pH值和液位等参数,及对整个脱硫装置运行电耗的影响。通过试验数据和理论分析,提出了不同运行条件下对参数选择的意见,并实际验证了脱硫装置运行优化以降低电耗的可行性,可为电厂脱硫系统运行方案的优化选择提供参考。     

影响循环流化床锅炉石灰石脱硫效率的因素分析

循环流化床锅炉不仅燃烧效率高、燃料适应性广、负荷调节性能好;而且脱硫效率高、运行成本低、设施简单可靠,近年来得到了快速发展.本文研究了循环流化床炉内脱硫机理,分析了影响脱硫效率的主要因素,对提高循环流化床脱硫效率和石灰石利用率,减少锅炉烟气二氧化硫排放浓度,降低脱硫剂的消耗量具有指导意义,在流化床脱硫系统设计、优化运行...     

石灰石-石膏湿法烟气脱硫效率影响因素

从石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺的流程、基本原理,研究了脱硫效率的影响因素:石灰石浆液pH值、钙硫比、液气比、吸收塔进口粉尘含量、烟气中SO_2浓度、烟气含氧量等烟气脱硫工艺条件对脱硫效率的影响。根据上述研究结果,从工艺及设备运行角度探讨如何控制适宜的工艺条件,优化提高石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺的脱硫效率,使烟气中SO_2排放浓度控制在25 mg/m~3左右,达到GB 13223—2011《火电厂大气污染物排放标准》中SO_2小于200 mg/m~3的排放标准。     

石灰—石膏法在烧结烟气脱硫中的应用

介绍了钢铁企业烧结机烟气采用湿式石灰—石膏法进行脱硫的基本原理和工艺方法,结合已投入使用的系统进行了分析和探讨,对影响脱硫效率的诸多因素,如烟气中SO2浓度、液气比、pH值、吸收反应过程、特性、最终产品石膏的形成进行了理论分析和研究。通过对系统设备、特性的研究,提出了控制液气比、调节浆液pH值和烟气性质等保障系统高效稳定运行的措施。     

火电厂烟气脱硫装置的性能检测

详细介绍了火电厂烟气脱硫装置性能检测的指标、系统、组织、流程和方法,为脱硫工程后评估中脱硫装置的性能考核和验收检测提供了技术支持和指导。     

城市生活垃圾焚烧炉SNCR脱硝技术工程应用

以2×500t/d生活垃圾焚烧炉排炉SNCR尿素脱硝实际工程为例,技术性分析显示:SNCR系统在机组负荷在60%~100%的MCR负荷范围内能有效运行,脱硝效率不低于40%,氨逃逸率小于8ppm,不增加系统阻力,不对锅炉运行造成干扰。经济性分析显示:SNCR系统建设周期短、投资费用低;年运行费用中的还原剂所占比例最大;年运行费影响因素敏感性分析显示:还原剂价格对年运行费的影响程度大,其次为年利用小时数、烟气量、总投资,影响程度最小的为排污费。     

大型燃煤电厂“前端”烟气SO_3控制技术

由于SCR脱硝的大规模应用,尽管脱硫实施超低排放之后SO_2得到有效控制,但烟气中的SO_3浓度反而成倍增长,尤其在燃用高硫煤的电厂,烟囱SO_3远远超过SO_2的排放水平。烟气中的SO_3浓度过高,会引起大气环境污染,并严重影响电厂机组的正常运行和经济运行。文章以西南地区某电厂2×600MW机组为例,介绍了燃煤电厂烟气SO_3的形成及危害,硫酸氢铵ABS的形成,"前端"烟气SO_3脱除技术原理,重点阐述"前端"烟气SO_3脱除产生的协同经济效益。对今后同类机组烟气SO_3的控制具有参考和借鉴作用。     

链条锅炉综合节能环保升级改造应用实例

文章介绍了甘肃天水链条供热锅炉116MW机组的综合节能环保升级改造项目,该项目主要从脱硝、脱硫、除尘等方面进行提效改造,使得锅炉机组排放至大气的粉尘颗粒物、SO_2、NO_x浓度分别不大于10mg/Nm~3、35mg/Nm~3、50mg/Nm~3 (标态、干基,9%氧),脱硝技术采用SNCR+SCR联合增强脱硝工艺,除尘脱硫工艺采用布袋除尘器+石灰石-石膏湿法脱硫工艺。工程实践表明,链条供热锅炉116MW机组进行综合节能环保升级改造后,粉尘颗粒物、SO_2、NO_x浓度均可达标排放,经现场调试和试运行,系统运行稳定。     

湿法脱硫系统“石膏雨”问题及对策

油田火电厂采用石灰石-石膏湿法脱硫,由于设计过程中取消了烟气换热器(GGH)装置,烟囱排烟温度降低,低温条件运行时易出现"石膏雨"现象。文章针对生产发电高峰期间,烟气流速过高或除雾器堵塞易导致"石膏雨"产生的现象,从设备、运行等方面提出减少湿法脱硫"石膏雨"现象发生的方法及措施,如调整吸收塔工况,防止吸收塔起泡;控制进煤质量,调整燃烧情况,保证锅炉稳定充分燃烧;采用优质石灰石;优化大负荷运行,降低除尘器出口烟气粉尘浓度;优化除雾器冲洗方式;脱硫石膏含水率≤10%等。     

集中供热锅炉烟气脱硝技术的开发与应用

通过锅炉结构的改进、SCR工艺装置的优化、快速跟踪负荷变化的还原剂制备及控制调节技术的开发和应用等系统性的工作,有效满足了集中供热锅炉房烟气脱硝工程的技术要求,成功开发了集中供热锅炉烟气脱硝技术。在实际工程应用中,确保了在不同负荷段下,锅炉至SCR装置入口段的温度满足脱硝要求,SCR工艺装置能够在不同负荷下连续稳定运行并很好地跟踪负荷的变化,确保氨逃逸率满足设计要求,保证锅炉的安全稳定运行。