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针对电厂高硫份燃煤机组实现超低排放的技术路线选择时,传统的单塔单循环烟气脱硫处理工艺无法满足超净排放的要求,将传统的单塔单循环烟气脱硫处理工艺经过一系列技术革新后,可实现连续稳定运行、脱硫效率高、粉尘浓度排放低,是一种投资省、综合净化效益较高的烟气治理创新技术,尤其适合电厂超低排放改造机组。以贵州某电厂烟气脱硫系统改造工程为实例,分别从除尘、脱硫、尾部烟气"消白"等方面全方位深入剖析了整个工程的改造过程,从系统运行数据来看,各项性能指标均满足且优于设计值,值得推广。 相似文献
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中国的空气污染与以煤为主的能源结构关系密切.燃煤电厂是中国煤炭消费量最大且大气污染物排放量最大的部门,因此,也必然成为污染物排放控制的主要对象.针对最近公布的电厂超低排放政策,本文采用成本有效性评估方法对燃煤电厂污染物减排进行了分析,研究结果表明:全面进行超低排放改造以实现污染物减排的成本高昂,其中,燃煤电厂超低排放改造的脱硫、脱硝、除尘的单位减排成本分别为:4.46万元/t,2.35万元/t,0.43万元/t.现有燃煤电厂实施超低排放的行业成本较高;鉴于其他燃煤部门技术水平相对落后、排放标准宽松,现阶段是否首先针对燃煤电厂全面实施超低排放改造需要更为全面的环境经济评估.基于本文的分析,以度电成本为衡量指标将会误导超低排放改造的减排路径选择.研究结论表明:燃煤电厂行业最低成本超低排放改造,应从规模较小、煤质水平较差的机组开始. 相似文献
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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。 相似文献
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燃煤电厂污染物排放实施超低排放是中国燃煤电站绿色火电的大方向,煤电进入超低排放阶段,实施超低排放标准对电厂的污染物治理提出了更为苛刻的要求。为了在环境影响评价中落实超低排放可行措施,使SO2和NOx 达到超低排放标准,本文根据山西省低热值燃煤电厂实际环境影响评价过程中遇到超低排放工艺技术路线的问题,针对煤粉锅炉燃用高灰分、高硫分、热值低的煤质情况,介绍了大气污染物脱硫和脱硝的超净排放工艺方案,指出采用“石灰石-石膏湿法”脱硫双循环技术;锅炉低氮燃烧技术+SCR脱硝工艺技术(3+1层),可以满足山西省超低排放限值要求。 相似文献
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超低排放燃煤电站三氧化硫的迁移和排放特征 总被引:3,自引:0,他引:3
采用美国环保署(USEPA)method 8推荐的方法,对典型超低排放燃煤电站满负荷工况下的燃煤、烟气、飞灰、渣进行三氧化硫监测.实验结果表明:燃煤电站超低排放环保设备对三氧化硫的总脱除率为71.86%,大气三氧化硫排放浓度为1.5 mg·m~(-3)(气体体积为标准大气压下的体积,下同).选择性脱硝催化剂(SCR)前烟气中三氧化硫生成量为二氧化硫的0.46%,在SCR催化剂SO_2/SO_3的转化率为0.58%,空气预热器内气态三氧化硫浓度显著降低.低温电除尘(LLT-ESP)内三氧化硫与飞灰结合得到脱除,LLT-ESP细灰中三氧化硫含量为粗灰的1.38倍.湿法脱硫系统(WFGD)对三氧化硫的脱除率为48.45%.超低排放燃煤电站大气三氧化硫排放因子EF_煤、EF_电分别为17.13 mg·kg~(-1)、4.41 mg·kW~(-1)·h~(-1).估算2018年我国燃煤电站三氧化硫大气排放总量约为3.99万t·a~(-1). 相似文献
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选择我国4家电厂的6台煤粉锅炉,进行了烟气以及飞灰、底渣、脱硫石膏等燃煤副产物样品的采集和F(氟)含量分析,考察燃煤电厂F排放特征. 结果表明:经过烟气除尘、脱硫及脱硝装置后,烟气中氟化物浓度明显降低; 除尘器主要脱除烟气中颗粒态F,静电除尘器对烟气中氟化物的总脱除效率为19.50%~36.59%,布袋除尘器的脱除效率略高于静电除尘器;石灰石-石膏湿法脱硫装置可协同脱除烟气中94.19%的氟化物. 燃煤中的F经过燃烧和烟气净化装置后,有0.83%~3.37%由底渣排放;1.20%~2.00%转移到脱硫废水中;13.45%~33.80%转移到飞灰中;59.60%~79.66%转移到脱硫石膏中;只有2.04%~5.00%通过烟囱排入大气. 相似文献
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湿法脱硫设置GGH的技术经济分析及对环境影响 总被引:1,自引:0,他引:1
火电厂采用湿法烟气脱硫工艺,是否设置GGH,对脱硫工程的投资和经济运行有较大的影响,已引起各方面普遍关注。结合技术、经济及对环境影响等因素分析了火电厂湿法烟气脱硫工艺设置GGH的利与弊。并根据现场的运行经验,给出了相关建议。 相似文献
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超低排放典型燃烧源颗粒物及水溶性离子排放水平与特征 总被引:1,自引:1,他引:0
研究以自行开发建立的超低排放高湿废气中总颗粒物(total particulate matter,TPM)的直接冷凝采样系统及监测方法,应用于3台北京市超低排放典型燃烧源烟气中颗粒物的排放监测.分析和评估超低排放典型燃烧源排气中颗粒物及其水溶性离子的排放水平与组成特征,探究可过滤颗粒物(filterable particulate matter,FPM)和可凝聚颗粒物(condensable particulate matter,CPM)及其水溶性离子的相互作用与影响因素.结果表明:北京市超低排放燃煤锅炉FPM基准氧含量排放浓度介于1.04~1.11mg·m-3之间,TPM基准氧含量排放浓度介于3.82~8.69mg·m-3之间,均满足国家超低排放颗粒物限值要求(10mg·m-3),燃煤电厂TPM排放浓度超过了北京市颗粒物排放标准限值要求(5 mg·m-3).燃煤供暖锅炉CPM及其总水溶性离子排放水平分别为3.05mg·m-3和1.30mg·m-3,显著低于燃煤电厂,与燃煤电厂的负荷和烟温较高有关;燃煤电厂锅炉CPM及其总水溶性离子排放浓度分别是燃煤供暖锅炉的2.2~2.4倍和1.7~2.2倍.燃气电厂TPM及其总水溶性离子排放水平分别为1.99mg·m-3和1.44mg·m-3,均明显低于燃煤锅炉.CPM是燃烧源排气中颗粒物的主要形式,在超低排放锅炉烟气中CPM对TPM的质量贡献显著增加,并随烟温的升高而增加,燃煤锅炉为72.6%~88.1%,燃气电厂为93.1%,且水溶性离子总量的66.1%~94.2%存在于CPM中.排气烟温显著影响颗粒物及其水溶性离子的赋存形态、脱除效率与排放水平.SO42-是燃煤锅炉颗粒物的主要特征离子,排放浓度介于0.98~1.18mg·m-3,占水溶性离子排放总量的27.7%~49.6%,来源于烟气脱硫;F-是燃煤电厂颗粒物中又一主要特征离子,排放浓度介于1.91~2.32mg·m-3,占水溶性离子排放总量的54.4%~56.1%,可能与燃料煤含氟量高有关;NH4+是燃气电厂颗粒物的主要特征离子,排放浓度为0.92mg·m-3,占水溶性离子排放总量的64.2%,来源于选择性催化还原法(selective catalytic reduction,SCR)脱硝过程中的NH3逃逸,其排放浓度显著高于燃煤锅炉,可能与燃气电厂缺少其它净化设施的协同去除效应有关. 相似文献
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燃煤电厂是煤炭消耗的主力军,煤炭在燃烧过程中,大量痕量元素随烟气排出.随着我国环保要求的不断提高,燃煤电厂的痕量元素排放受到广泛关注.石灰石-石膏湿法烟气脱硫(WFGD)系统不仅能高效吸收烟气中的SO2,同时影响痕量元素的迁移分布.本研究对安徽省3个超低排放燃煤电厂的WFGD系统中进/出口烟尘、石灰石、工业水、污泥、石膏和脱硫废水等环境样品进行了采集,研究了Cr、As、Cd、Pb和Hg等痕量元素的迁移分布特征.结果表明:(1)WFGD系统对烟尘中痕量元素的去除率在95%以上,脱硫污泥中Cr、As和Hg浓度分别为29.9~52.2、12.5~36.7和2.2~6.5 mg/kg,约为石膏中Cr、As和Hg浓度的7~9倍.(2)元素质量平衡分析表明,痕量元素主要来源于烟气和石灰石,主要输出为污泥和石膏,废水中仅富集少量Cd.研究显示,脱硫石膏和污泥的处置及再利用过程中需着重关注痕量元素的环境影响. 相似文献
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湿法烟气脱硫系统中影响脱硫效率的关键参数 总被引:2,自引:2,他引:0
湿法烟气脱硫作为一种相对成熟、脱硫效率较高的脱硫技术,得到了广泛的应用。结合贵州纳雍电厂4×300MW机组工程烟气脱硫工程,对燃煤电厂湿式石灰石-石膏脱硫系统的各种因素进行了理论分析,设置不同的影响因素,使之达到最佳的脱硫效率。 相似文献