燃煤电站脱硫系统工程改造及效益分析

介绍了准格尔电厂二期工程2×330 MW燃煤机组的脱硫工艺流程,通过对脱硫工程实施前后SO2排放情况分析表明:脱硫后,SO2排放量、排放浓度明显减少,从烟囱排出落至地面的落地浓度也大大地减少,对改善准格尔地区的环境空气质量将会起到显著的作用.该脱硫改造工程在技术上可行,经济上合理,环境效益和社会效益巨大,对国内同类型电厂加装改造脱硫装置提供了很好的经验.     

人工智能技术在脱硫智能供浆控制系统中的应用与研究

本文所论述的是基于机器学习和工业大数据的脱硫供浆智能控制系统在玉环电厂的应用研究.通过大量历史数据建立脱硫系统供浆模型,应用实时短周期数据实现供浆补偿,使智能供浆模型适应不同工况,排放口SO2浓度稳定排放,实现闭环控制.运行结果表明,该系统能够降低火电厂的年石灰石消耗量,减少该火电厂的物耗成本.     

循环流化床锅炉烟气脱硫技术研究与应用

正我国最新颁布的《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)中规定,新建锅炉SO2最高允许排放浓度为100mg/m3,现有锅炉SO2最高允许排放浓度为200mg/m3。因此加大燃煤电厂SO2的控制力度就显得非常紧迫和必要。1脱硫技术发展现状截止目前,已开发出200多种SO2控制技术。这些技术按脱硫控制途径可分为:燃烧前脱硫(如洗煤、微生物脱硫);燃     

长三角燃煤电厂烟气脱硫对二氧化硫污染的改善效果

结合2004年长三角地区燃煤电厂SO2排放清单以及"十一五"期间的脱硫计划,测算了2010年长三角地区燃煤电厂的SO2排放量,并利用美国CALUFF模型模拟了脱硫前后大气中SO2的年均浓度变化.研究结果表明,到2010年长三角地区SO2排放总量将从2004年的1 850 kt下降到1 430 kt,其中燃煤电厂的排放量将从2004年的1 260 kt下降到840 kt;电厂排放在长三角地区造成的SO2年均浓度将从11.1μg/m3下降到9.9μg/m3,下降比例达11%,受益城市广泛,环境改善效果明显,其中上海和宁波削减量最大,受益亦最大.     

基于GWO算法的脱硫系统出口SO2排放浓度目标值预测

考虑环保税对燃煤机组效益的影响,对脱硫系统综合成本进行了分析,建立了脱硫系统最佳出口SO_2排放浓度排放目标值模型,利用灰狼优化算法(GWO)对模型进行了优化求解以获得脱硫系统综合成本最低条件下的出口SO_2排放浓度。研究表明:在环保税单价高的地区,脱硫综合成本中环保税所占比重较大,此时降低出口SO_2排放浓度在一定程度上可以减少电厂的脱硫综合成本,随着环保税单价的增加,最佳出口SO_2排放浓度逐渐减小。     

控制大气污染的几种典型的烟气脱硫方法

烟气脱硫是控制SO2 排放的最常用方法。针对目前国内外的现状 ,介绍了几种典型的控制SO2 污染的烟气脱硫技术 ,分析了烟气脱硫技术的发展前景。通过对几种典型方法的原理、工艺流程等的介绍 ,为各燃煤电厂开展烟气净化和控制有害气体排放提供了较好的参考方法     

石化企业烟气脱硫技术及选择

介绍了石化企业常用的脱硫技术,并分析了各技术的优缺点。分析了石化企业烟气SO2排放及脱硫现状,指出石化企业在选择烟气脱硫技术时需考虑的因素有：企业所处地理环境和SO2排放要求,锅炉规模、建设年限及燃料结构,脱硫剂市场情况及品质要求,脱硫副产物利用情况,脱硫装置运行成本等。提出了有关石化企业减少SO2排放和烟气脱硫技术选择的建议。     

考虑脱硫的电站温室气体排放计算模型改进

湿法脱硫(WFGD)工艺以石灰石作为吸收剂,制成石灰石浆液与烟气中的二氧化硫反应,生成的副产品为石膏。针对石膏—石灰石湿法脱硫对电站温室气体排放计算模型影响的问题,在燃烧方程的基础上重新建立计算模型。通过新的计算模型对采用石膏—石灰石湿法脱硫的燃煤电站锅炉CO2排放量进行计算分析。结果表明:新的计算模型适用于该电站锅炉CO2排放量的计算。由新的计算模型看出采用石膏—石灰石WFGD的燃煤电站锅炉要比采用干法脱硫的电站锅炉要多排放2(1-η)SO2的CO2,式中的η为烟气脱硫效率。针对该电厂锅炉进行计算,在机组负荷100%的情况下,二氧化碳每小时将多排放8.41t。     

简易湿法烟气脱硫系统除雾器故障分析及对策

电厂脱硫装置的稳定运行是减少SO2排放的重要保障,而除雾器又是脱硫设备的核心设备之一,根据广东某电厂简易石灰石一石膏湿法脱硫装置除雾器的故障分析,得出除雾器发生故障的原因,并提出相应的对策。     

烟气脱硫脱硝技术的回顾与综合利用

本文简述了燃煤电厂SO2和NOx的排放现状及对大气环境的污染程度，指出了燃煤电厂脱硫脱硝的紧迫性及常规脱硫脱硝技术在经济效益和环境效益方面的矛盾，与回收再利用脱硫脱硝产物可以提高燃煤电厂综合经济效益的途径。论述了产物可回收再利用的综合的脱硫脱硝工艺技术及近年来国内外脱硫脱硝技术的发展趋势。     

Adoption of SO2 emission control technologies - An application of survival analysis

Using data on coal-fired electric power plants, this article investigates the contributing factors affecting the investment decisions on flue-gas desulfurization (FGD), a capital-intensive emission control technology. The paper makes two contributions to the literature. First, the public regulatory status of electric power plants is found to have a strong influence on whether FGD investment is made. Compared to deregulated power plants, those that are still under rate-of-return regulations by Public Utility Commissions are more likely to install FGD. Second, a higher rate of inspections of polluting facilities (not just electric utility power plants) in a state in the previous year is associated with a higher probability of power plants adopting FGD this year. In addition, sulfur content of coal and plant size are both positively associated with the likelihood of FGD installation. The service length of boilers is negatively associated with the likelihood.     

燃煤锅炉烟气脱硫技术的研究分析

本文综述了我国锅炉烟气脱硫技术研究历史、现状及近年来引进的烟气脱硫技术示范工程应用情况,分析了各种烟气脱硫技术的特点及存在的不足,提出了对于大型电站燃煤锅炉,可采用石灰石／石膏回收法等先进的烟气脱硫装置,但投资大;对于大量的中小型燃煤锅炉,由于烟囟较低,其排放的二氧化硫对地面的贡献率高达45％,急需研究开发一种价格适,脱硫效果达标,适合中国国情的实用烟气脱硫装置,推动我国的燃煤锅炉烟气脱硫技术的发展。     

Economics of electric power generation options and sulfur oxide emission control

By the use of spreadsheet techniques, a simple but versatile program has been developed for analyzing the economics of electric power generation for all types of plants. The incentives for various power-generation options are quantified.The impact of SO_x, emission control using flue-gas desulfurization (FGD) on power cost is about $0.013/kWhr for plants with a load factor of 0.7 and represents 20% of the power cost. It is shown that use of an aged plant is more economical than of a new plant equipped with FGD to meet the SO_x emission regulations, even though continued use of old plants defeats measures for environmental improvement. With the current price structures, continued use of an aged, oil-fired, steam-electric plant is economically attractive, and a natural gas combined-cycle electric plant may now be economically viable.     

烟气脱硫装置的腐蚀与防护

湿法烟气脱硫装置因其处理烟气量大、脱硫率高、运行周期长、运营成本适中，已成为国内外火电厂烟气脱硫的主导装置。但该装置腐蚀环境苛刻、防腐蚀工程量大、装置腐蚀维修困难。本文针对湿法烟气脱硫装置的各区域不同的腐蚀环境特点，提出了防腐蚀复合衬里结构体系，为我国大型火电厂烟气脱硫装置的防腐蚀技术国产化提供了可靠的技术信息。     

电站锅炉脱硫方法的技术经济分析

叙述了电站锅炉各类脱硫方法的脱硫原理、技术特点、适用范围及运行成本核算等。目前,关于脱硫方法成本核算方面的文章较多,但相互之间缺乏可比性,究其原因,主要是由于计算时所包括的项目不尽相同所致。以中国计算运行成本（包括材料消耗、动力消耗、维修与管理、人工、折旧、在修、偿还投资贷款等）的规定为计算基础,将中国正在运行的或即将投产的较大的脱硫工程进行了运行成本的计算与相互比较。除了比较运行成本外,还进行了     

双碱法脱硫技术在116MW循环流化床热水炉的应用

介绍并比较目前国内湿法脱硫的方式,着重阐述双碱法脱硫技术在116MW循环流化床热水炉中的应用,介绍双碱法脱硫技术的原理、系统调试、节能减排效果及脱硫成本的计算等,指出双碱法脱硫技术适用于大型循环流化床锅炉烟气治理,应加以推广。     

燃煤电厂全过程低碳节能技术路径探讨

  目的  燃煤电厂的低碳节能路径是缓解我国能源危机与环境污染的重要策略。  方法  文章评述了当前燃煤电厂在燃料供应设计阶段和节能运行维护阶段的低碳节能技术以及低碳技术潜在的发展方向。  结果  对于电厂燃料供应设计阶段的低碳技术应优化生物质/氨与煤的掺烧比例,良好的掺烧比例有利于炉内充分燃烧,降低碳排;电厂节能运行维护阶段吸收技术、吸附技术和气体分离技术是碳颗粒捕集的常用手段,同时储能技术、深度调峰技术、柔性直流供电技术对于CO₂减排具有重要作用。  结论  对电厂低碳技术发展进行展望,认为采用综合互补低碳协同方式,并结合电厂运行过程中的监管反馈调控措施,将是促进电厂可持续能源发展的重要发展方向。     

燃煤电厂烟气脱硫技术的模糊综合评价

介绍了3种模糊综合评价方法,分析了各自的优缺点。以典型的6种燃煤电厂烟气脱硫技术为实例进行了模糊综合评价,将不同方法的优点结合起来综合考虑,根据最大隶属原则得到准确的评价结果。表6参8     

炉内喷钙对锅炉运行影响的探讨

炉内喷钙具有系统设备简单、投资少的特点 ,是适合我国国情的烟气脱硫技术 ,特别是对一批现有的场地和资金不足的老机组来说是可以选择的重要方法之一。但要成功的应用炉内喷钙脱硫技术还存在许多问题。分析炉内喷钙对灰特性、电除尘器、锅炉温度和效率等产生的影响。并在电厂实地试验分析了炉内喷钙对锅炉效率的影响     

Fueling power plants with high sulfur coal in compliance with emission standards

We compare the economics of the two most advanced strategies for meeting current SO₂ emission standards in power plants fueled with high sulfur coal. One strategy calls for converting high sulfur coals to clean synfuels before combustion. The other involves direct coal burning, followed by fuel gas desulfurization (FGD). Our results show that the FGD route is preferable.Advantages of FGD over the coal conversion route are the following. The total capital and operating costs for FGD are almost an order of magnitude lower, thermal efficiencies are higher, and utility requirements are lower. The FGD systems have been in operation since 1968 and, after initial problems, have been operated reliably and at availability acceptable to the utility industry. About 80% of existing power plants, according to one survey, can be retrofitted with FGD. Even with possible breakthroughs in coal-conversion technologies, it appears that FGD will remain the economically preferred route to desulfurization.