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。     

超低排放改造后燃煤电厂细颗粒物排放特征

超低排放改造后,燃煤电厂细颗粒物排放特征发生了变化,为定量评估颗粒物中各组分的排放特征及环保设备对细颗粒物的影响选取了3台超低排放机组为研究对象利用DGI分级撞击采样器对湿法烟气脱硫装置(WFGD)、湿式静电除尘器(WESP)进、出口颗粒物取样并用多种指标分析研究.结果表明,3台机组出口处排放的PM₁、PM_2.5和PM₁₀质量浓度范围分别为0.25～0.38、0.31～0.42和0.42～0.57 mg·m^-3两种改造工艺下排放的PM₁₀质量浓度相当,但是颗粒物粒径分布和成分组成存在差异相比FP1和FP2机组,FP3机组PM_2.5/PM₁₀比值最高,可能原因是FP3机组安装了WESP,对粒径2.5μm以上的颗粒有更好地脱除效果.FP2和FP3机组排放的PM_2.5中水溶性离子总浓度分别为0.20 mg·m^-3和0.06 mg·m^-3,FP2机组排放水溶性离子以Ca     

燃煤电厂超低排放改造前后汞污染排放特征

针对300 MW燃煤机组,基于US EPA(美国国家环境保护局)的30 B汞监测方法,通过多点监测对比了实施低氮燃烧器改造、SCR脱硝改造、新增低温省煤器、静电除尘器高频电源改造、湿法脱硫塔脱硫提效并增加管式除雾、新增湿式静电除尘器技术路线开展的超低排放改造前后汞排放及分布特征.研究表明:超低排放改造前,神华煤w(Hg)为49 μg/kg,烟囱入口ρ(Hg)测量值为1.87 μg/m3;煤燃烧及经过污染物控制单元后,有35.0%的汞存在于灰中,有29.5%的汞存在于石膏中,有35.4%的汞从烟囱排出.超低排放改造后,神华煤中w(Hg)为30 μg/kg,烟囱入口ρ(Hg)测量值为0.46 μg/m3;脱硫进水及湿式除尘器进水对汞平衡几乎没有影响,煤燃烧及经过污染物控制单元后,有36.1%的汞存在于灰中,有55.2%的汞存在于石膏中,有8.7%的汞从烟囱排出.超低排放改造后,污染物控制设备的烟气综合脱汞效率提高了1.5倍左右,表明超低排放脱硝增强了对汞的催化氧化,而脱硫增强了对二价汞的吸收结果.湿式电除尘器对脱汞没有明显效果.      

宁夏制定燃煤自备电厂超低排放改造计划

<正>近日宁夏制定了《全区燃煤自备火电机组超低排放改造计划方案》(以下简称《方案》),计划到2020年底前,对9家企业燃煤自备电厂25个火电机组进行超低排放改造,提高全区燃煤自备火电机组超低排放能力和水平,有效改善环境空气质量。据了解,纳入此次改造计划的包括宁夏天瑞热能制供有限公司、中冶美利云投资股份有限公司自备热电站、宁夏泰益欣生物制药有限公司、宁夏紫荆花纸业有限公司、宁夏天元发电有限公司、宁夏伊品生物科技股份有限公司、宁夏日盛高新产业股份有限公司、宁夏金昱元能源化学公司热电系统、宁夏金昱元广拓能源有限公司背压机组等9家企业共25个燃煤火电机组。     

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。     

燃煤电厂超低排放实证研究分析

燃煤发电产生的烟尘、二氧化硫和氮氧化物等污染物,引发雾霾、光化学烟雾、酸雨等气象灾害,导致大气污染严重,损害人体健康.为了减少燃煤发电对大气的污染,对煤电机组进行超低排放改造.文章以某燃煤发电厂项目为例,利用"脱硝改造+脱硫除尘一体化工艺"对燃煤电厂排放的污染物进行治理.通过对燃煤电厂改造前后进行实际监测和达标分析,发...     

超低排放改造后燃煤电厂常规大气污染物排放特征

基于海口电厂"超低排放"燃煤机组在线监测数据和实测结果,研究颗粒物、SO₂、NO_x排放特征,分析颗粒物粒径分布和化学成分谱.结果显示,"超低排放"机组颗粒物、SO₂、NO_x排放浓度均值分别为(1.57±0.81)、(15.15±6.23)和(40.10±3.63) mg·m^-3,均满足超低排放限值要求.TSP、PM₁₀、PM_2.5、PM₁、SO₂、NO_x的排放因子均值分别为0.0099、0.0098、0.0092、0.0065、 0.1131、0.2882 kg·t^-1,排放因子集中在很窄的区间内,呈正态或偏正态分布,与未进行超低改造研究结果比较,排放因子减小了1～2个数量级.颗粒物数浓度分布呈双峰分布,数浓度峰值粒径为0.027μm和0.641μm;质量浓度呈单峰分布,峰值粒径为1.100μm.PM₁₀、PM_2.5...     

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。     

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.      

超低排放燃煤电厂WFGD系统优化运行探讨

在总结常规燃煤电厂WFGD系统优化运行经验的基础上,结合新技术的发展与应用,探讨经过超低排放改造的燃煤电厂WFGD系统的优化运行要素和方法。总结而言,常规的有关WFGD系统的节能降耗、脱硫效率与SO2浓度排放、控制系统与运行管理和污染物协同脱除等方面的优化方法,经过适当改进或调整后,依然适用于超低排放WFGD系统的优化。此外,应加强超低排放WFGD系统在节水和系统控制等方面新技术的研发与应用。尤其是在当前人们对大气环境污染问题日益重视和排放标准日趋严格的形势下,应多关注WFGD系统多污染协同脱除能力的提升,加快此类技术的研究和推广应用。     

某燃煤电厂超低排放改造对烟尘的脱除效果研究

辽宁省燃煤电厂超低排放工作全面推进,燃煤电厂经超低排放改造后,污染物指标控制限值要求为颗粒物10 mg/m~3。某燃煤电厂面临烟气超低排放要求,提标改造现有除尘器,每台炉配两台双室六电场干式低温静电除尘器,并在吸收塔喷淋层下方增设聚气环,在吸收塔净烟道处加装一级烟道除雾器。除尘器和吸收塔改造后,除尘效率由99.8%提高到99.94%,改造后总出口浓度6.80 mg/m~3,改造后排放量6.0 kg/h,削减量16 kg/h,各工况下烟气污染物折算浓度均符合标准要求。     

超低排放燃煤电厂颗粒物脱除特性

在京津冀某660 MW超低排放发电机组,通过低压撞击器(DLPI)颗粒物取样系统对选择性催化还原装置(SCR)、低低温省煤器(LLTe)、静电除尘器(ESP)、高效湿法脱硫塔(WFGD)、湿式静电除尘器(WESP)进出口烟气中的颗粒物取样,通过滤膜取样系统对WFGD、WESP进出口颗粒物进行同步取样。获得了超低排放改造后,不同烟气处理设备对PM1、PM1~2.5、PM2.5~10的脱除效率。结果表明,SCR能够明显增加PM1的质量浓度,PM1增加了52.11%;LLTe能够显著提高ESP的脱除效率,尤其是0.1~1μm范围内的颗粒物;WFGD能够协同脱除SO2和颗粒物,但会增加PM1的排放,PM1质量浓度增加了59.41%,PM10中水溶性Mg2+、Cl-、SO42-组分增加;WESP对PM1、PM1~2.5、PM2.5~10均有较高的脱除效率,能够进一步降低颗粒物质量浓度。超低排放技术路线下,该燃煤电厂最终排放的PM10质量浓度为2.04 mg·Nm-3。     

超低排放燃煤电厂颗粒物脱除特性

在京津冀某660 MW超低排放发电机组,通过低压撞击器(DLPI)颗粒物取样系统对选择性催化还原装置(SCR)、低低温省煤器(LLTe)、静电除尘器(ESP)、高效湿法脱硫塔(WFGD)、湿式静电除尘器(WESP)进出口烟气中的颗粒物取样,通过滤膜取样系统对WFGD、WESP进出口颗粒物进行同步取样.获得了超低排放改造后,不同烟气处理设备对PM1、PM1~2.5、PM_(2.5~10)的脱除效率.结果表明,SCR能够明显增加PM1的质量浓度,PM1增加了52.11%;LLTe能够显著提高ESP的脱除效率,尤其是0.1~1μm范围内的颗粒物;WFGD能够协同脱除SO_2和颗粒物,但会增加PM1的排放,PM1质量浓度增加了59.41%,PM10中水溶性Mg2+、Cl-、SO2-4组分增加;WESP对PM1、PM1~2.5、PM_(2.5~10)均有较高的脱除效率,能够进一步降低颗粒物质量浓度.超低排放技术路线下,该燃煤电厂最终排放的PM10质量浓度为2.04 mg·m~(-3).     

燃煤电厂颗粒物超低排放技术路线选择

与SO₂和NO_x超低排放技术不同,颗粒物超低排放是多个处理环节共同作用的结果,是一个系统工程,需同时考虑一次除尘和二次除尘技术的适用性和有效性。随着燃煤电厂除尘技术和协同除尘新技术的发展及推广应用,目前我国燃煤电厂实现颗粒物超低排放的技术路线出现多元化,在过去依赖湿式电除尘做为二次除尘技术的超低排放技术路线基础上,还出现了以湿法脱硫协同除尘做为二次除尘和以超净电袋复合除尘为基础不依赖二次除尘的超低排放技术路线。在分析一次除尘和二次除尘技术的发展与应用现状、效果与适用性等基础上,提出燃煤电厂颗粒物超低排放技术路线选择方法。     

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。     

广州燃煤电厂超低排放运行管理措施探讨

对比燃煤电厂超低排放改造工艺和传统燃煤电厂烟气治理工艺的差异,并针对广州市燃煤电厂超低排放技术特点,提出了超低排放技术中脱硝、脱硫和除尘过程应关注的关键控制参数,为企业进行日常运行管理提供依据。     

燃煤电厂超低排放烟气污染物现场监测探究

本文在超净排放条件下,对比分析定电位电解法、非分散红外法、紫外分差法和傅立叶红外方法测定低浓度SO2和NOX的原理和干扰以及现场使用情况,为燃煤电厂超低排放烟气污染物现场监测提出有效的策略。     

燃煤热电厂烟气超低排放改造工程实践

某燃煤热电厂采用SNCR-SCR耦合脱硝+布袋除尘+湿法石灰石-石膏烟气脱硫+湿式静电除尘的组合工艺对原烟气净化设施进行改造,以实现烟气污染物的超低排放。随机抽取1个月的污染物排放数据进行分析,结果表明:SO_2排放浓度非常低,平均浓度仅为6. 32 mg/m~3,应进一步优化控制参数实现经济运行。NO_x排放浓度稳定,98. 2%的时段排放浓度<50 mg/m~3,但氨逃逸控制不理想。经过湿法脱硫和湿式静电除尘后,96%的时段粉尘排放浓度<2. 5 mg/m~3。综合分析,组合工艺是一种适合燃煤烟气超低排放改造的可靠工艺。     

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。     

燃煤电厂脱硫粉煤灰理化特性及排放特征

以徐州某电厂脱硫粉煤灰为研究对象,分别研究了脱硫粉煤灰的粒径分布、微观形态、矿物组成和元素含量4方面的物理化学特性,并在此基础上研究了该电厂脱硫粉煤灰颗粒及其中所含元素的排放特征.结果显示,该电厂粉煤灰颗粒物以拉径在3～45 μm的颗粒为主,数量占80％以上,并以表面光滑的球形颗粒居多,并含有少量表面附着小颗粒晶体的球形颗粒和表面有孔的球形颗粒,以及一些不规则颗粒,其主要的矿物组成是莫来石和石英.该电厂粉煤灰颗粒物的排放因子达到了1.95 kgt.粉煤灰的元素组成选取了Mn,Zn,Cr,Cu,Pb,Ni,Cd 7种元素,其中Mn在粉煤灰中的含量最高,相对应的Mn元素的排放因子也高,达到了125.04 g/t.由于该厂粉煤灰含有一定量的重金属元素,随意堆放和处理会对人体和环境产生一定的影响,因此必须做好粉煤灰的处理与处置,降低粉煤灰对人体和环境的危害作用.