煤电企业湿法脱硫石膏处置与综合利用现状分析

以14家煤电企业为调查研究对象,全面调查各煤电企业脱硫石膏处置与综合利用现状,对比分析各煤电企业脱硫石膏品质间的差别,并根据现有技术条件提出改进建议。调查结果表明,参与调查的14家煤电企业中,有9家综合利用率为100%,占比64.29%,处置方式为外销或委托第三方综合处置;有5家综合利用率为0,占比35.71%,处置方式为自有灰场贮存或外运灰场贮存;14家煤电企业脱硫石膏总产量为1 184 927 t,综合利用405 848 t,资源化利用率为45.10%,整体资源化利用率较低;14家煤电企业脱硫石膏化验分析项目中含水率、CaSO3·1/2H2O、CaCO3、CaSO4·2H2O质量分数平均值分别为11.32%、0.34%、2.75%、85.63%,其中CaSO3·1/2H2O、CaCO3质量分数平均值分别达到≤1%、≤3%的设计值要求,含水率、CaSO4·2H2O质量分数平均值均未达到≤10%、≥90%的设计值要求。研究结果可为煤电企业技术管理工作提供数据和技术支持。

基于CEMS数据的超低排放燃煤机组大气污染物排放特性分析

以54台超低排放燃煤机组为研究对象,对比分析了主要大气污染物(颗粒物、SO_(2)、NO_(x))的年排放达标率、年排放浓度、排放性能等排放特征。在对环保设施投运和故障进行调查的基础上,分析了排放超标和故障的原因。结果显示:参与调查的燃煤机组中颗粒物、SO_(2)、NO_(x)排放年度达标率分别为99.981%、99.962%、99.893%,表明能够稳定实现超低排放;颗粒物、SO_(2)、NO_(x)排放绩效均值分别为11.11、68.16、140.26 mg/(kW·h),满足且优于国家标准要求;启停时段颗粒物、SO_(2)、NO_(x)排放超标时长占比分别为54%、64%、57%,说明机组启停过程中颗粒物、SO_(2)、NO_(x)排放浓度难以控制,消除启停机期间制约环保设施正常投运的影响因素是后续主要研究方向。

9F级燃机选择性催化还原脱硝数值模拟研究与应用

以某9F级燃机余热锅炉为研究对象,对燃机出口烟道至催化剂层烟气流场数值模拟进行研究,得到了单层催化剂、两层催化剂、两层催化剂+均布板3种结构下烟气流场情况。结果表明:原结构第一层换热器前存在的扩张烟道距离短、扩张角度大,燃机出口高速旋流烟气进入大面积静置流域时,短距离内来不及均匀地冲刷整个大截面并消散惯性旋流,导致第一层换热器入口截面烟气流场均匀性较差;新增一层催化剂后,流场分布与单层催化剂时基本相同,且两层催化剂时首层催化剂入口流场分布均匀性略优于单层催化剂,这是因为新增一层催化剂相当于增加了一层流场阻流件,对烟气起到了阻流作用;通过在入口烟道加装导流板,可改善第一层换热器入口流场均匀性,截面流速Cv值下降至21.3%,表明导流板对后续烟道流场分布起到了一定的改善作用。

商用SCR催化剂对单质汞(Hg^0)的氧化作用研究

为开发对烟气NOx和汞等多种污染物具有良好联合脱除效用的一体化新型催化剂,研究了目前商用SCR脱硝催化剂对单质汞(Hg^0的氧化作用及其影响因素,探求Hg.氧化反应机理。实验结果表明:SCR催化剂对烟气中的Hg^0具有一定的氧化作用,但在催化剂最佳反应温度250.300T:时,其对Hg^0的最大氧化效率仍低于50%。在低浓度NO和5%02同时存在的情况下,催化剂对Hg^0有相对较高的氧化效率;SO2存在时,Hg^0的氧化明显被抑制,SO2对催化剂的毒性基本不可逆转;NH3与Hg^0在吸附过程中存在竞争关系,因而NH3的存在降低了催化剂对Hg^0的氧化效率;H2O对Hg^0的氧化有十分明显的负面影响。

超低排放煤电机组主要大气污染物排放分析

以30家发电企业64台已实施超低排放改造的煤电机组为研究对象,调查研究了超低排放燃煤机组主要大气污染物(颗粒物、SO_(2)、NO_(x))年均排放质量浓度、单位发电量排放强度、达标排放率以及环保设施运行情况,多维度对比分析了各机组环保水平。研究结果显示:参与调查机组的颗粒物、SO_(2)、NO_(x)年度达标排放率分别为99.987%、99.978%、99.927%,能够稳定实现超低排放;SO_(2)排放质量浓度均值仅达到排放限值的48.02%,颗粒物排放质量浓度均值仅达到排放限值的29.00%,表明SO_(2)、颗粒物排放质量浓度限值还有一定提升空间;启停机时段颗粒物、NO_(x)、SO_(2)超标排放时长在各类污染物超标时长中占比分别为60%、63%、35%,表明启停机时段各类污染物超标时间较长,通过技术措施减缓启停机对环保设施的影响是下步工作重点;各容量等级机组超低排放技术装备水平基本一致的前提下,按机组容量划分时,颗粒物、SO_(2)、NO_(x)的实际排放强度较为接近,受制于机组整体负荷率较低,大容量机组的清洁生产水平未完全体现。

SCR脱硝超低排放NO_x均匀性优化及安全策略分析

为使超低排放改造后NOx排放浓度及氨逃逸量始终可控平稳,以某600MW燃煤机组超低排放改造后SCR脱硝系统为研究对象,针对SCR反应器出口与总排放口在线监测(CEMS)数据不一致的问题,进行分析与研究。通过对反应器出入口流场、NOx、NH3浓度场的测试,结合系统结构特征,分析问题出现的原因,制定优化调整方案并验证其有效性。研究结果表明,反应器入口氨氮摩尔比的不均匀性是导致反应器出口NOx浓度分布不均匀的主要原因。通过优化调整,有效改善了反应器出口NOx浓度分布的均匀性,降低了氨逃逸量,SCR反应器出口与烟囱总排放口NOx浓度CEMS监测数值基本一致。同时,根据试验得到的反应器出口NH3与NOx关系曲线,提出了NOx的最低安全控制浓度及最佳控制浓度,以便运行控制。

锅炉投油燃烧对FGD脱硫系统的影响

按照要求火电企业将逐步拆除已建脱硫设施的旁路烟道,将造成锅炉在启动、低负荷稳燃、深度调峰及煤质变劣等情况投油燃烧时的燃烧产物直接进入吸收塔,对吸收塔浆液品质、pH值、脱硫效率等造成直接影响。文章通过某厂投油助燃时脱硫系统的运行情况,分析锅炉投油燃烧时对脱硫系统的影响。

苏联、南斯拉夫、匈牙利基本建设体制改革比较研究

一、苏、南、匈三国传统基本建设体制的特点及改革必然性从50年代以来,苏联、南斯拉大、匈牙利三国(以下简称苏、南、匈三国)对经济体制都进行了不同程度的改革,基本建设体制也相应进行了改革。在经济体制改革以前,苏、南、匈三国的基本建设体制大致相同,其共同特点表现在:

燃煤机组深度调峰对环保设施的影响分析及对策

受电源结构改变及用电需求增长放缓等因素影响,在网运行燃煤机组按照电网调度命令超常规调峰的频次、时间、深度都在增加。深度调峰不仅考验机组运行的可靠性和经济性,对环保设施的稳定运行及污染物的达标排放造成影响。该文通过总结分析机组低负荷运行时的工况条件,对比各环保设施运行特性,较为详细分析了深度调峰对环保设施的影响及对策。

长期停运烟气脱硝催化剂表征及性能评价

对比同批次新鲜催化剂,采用活性检测模拟试验研究某厂长期停运的烟气选择性催化还原(SCR)催化剂的表观活性变化。结合X射线衍射、扫描电镜、比表面分析和原位吡啶红外测定法表征分析催化剂晶体结构、微观形貌、比表面积、孔径分布和表面酸活性位点变化对于催化剂活性的影响。结果表明,使用后催化剂脱硝效率为94.12%,K/K0值为0.78,催化剂主相态晶型保持良好,仍具有运行潜力。催化剂粒子团聚劣化、平均孔径增大,比表面积下降(降低12.4%),表面的酸活性位点减少是催化剂性能下降的主要原因。

燃煤机组SCR脱硝系统常见问题分析

燃煤机组SCR脱硝系统自2010年大规模改造,到目前为止大部分电厂已经进入第一次脱硝催化剂更换周期。SCR脱硝系统经过长期运行后,运行管理人员积累了丰富经验,但由于设计缺陷、运行方式不当、催化剂活性下降、设备老化磨损等因素,SCR脱硝系统长期运行后也暴露出诸多问题。本文总结分析了SCR脱硝系统部分常见的共性问题。

双塔双循环烟气脱硫系统经济运行控制策略分析

随着超低排放和节能改造工作的正式推进与实施,燃煤电厂原有的脱硫设施已无法满足新的排放限值的要求。双塔双循环烟气脱硫工艺因其脱硫效率高、运行稳定、抗扰动能力强等优点在改造中得到了广泛应用。但随着设备容量的增加,脱硫系统厂用电的占比显著增大。因此掌握双塔双循环脱硫系统的技术特点及优化运行方式已成为关键。

教科书名辨义

在国内出版的各类教科书中,经常会看到这样一些书名:××原理、××概论、××学、××教程、××讲义、××讲座等等。这些书名有何区别呢?原理:通常指反映某一领域、部门或学科中具有普遍意义的基本规律的材料。如会计原理,统计原理。概论:对某一学科共同特点作概括性论述的材料。如《地质学概论》,《中国文学概论》等。

某火电厂FGD脱硫系统效率不高原因分析及处理

某火电厂#3机组脱硫系统出现效率低和吸收塔浆液pH值无法提高的现象,分析认为该系统2台搅拌器停运,浆液扰动强度下降,导致脱硫塔浆液致盲是造成系统脱硫效率下降的主要原因。通过对2台浆液搅拌器置换吸收塔浆液,使系统脱硫效率达到了设计要求。

超低排放煤电机组SCR脱硝装置运行状态研究与分析

超低排放对NO_(x)减量控制效果十分显著,但过低的NO_(x)控制目标会导致氨逃逸高、空预器及下游设施堵塞腐蚀等问题。以10座电厂10台超低排放煤电机组SCR脱硝装置为研究对象,对比分析反应器流场、温降、出口NO_(x)分布、空预器阻力及NO_(x)排放水平。研究结果表明,参与调查机组整体NO_(x)排放达标率为99􀆰88%,基本能够实现NO_(x)超低排放;两侧SCR反应器烟气流量均存在偏差,偏差范围在0􀆰07%~16􀆰11%;单台SCR反应器烟气温降最小值为1℃,最大值为9℃,但参与调查机组中仅有20%A、B两侧SCR反应器烟气温降能够达到不大于3℃的性能保证值要求;SCR反应器出口NO_(x)质量浓度的相对标准偏差范围在11􀆰50%~53􀆰10%,超出15%性能保证值要求的反应器占87􀆰5%。

基于经验拟合法的燃煤电厂二氧化碳排放特征分析

依据IPCC清单编制指南第三类方法(T3),对燃煤电厂近6年的相关数据进行调查与收集,采用经验拟合法计算方案核算燃料的单位热值含碳量,经计算得出燃煤电厂煤炭燃烧产生的CO_2排放量,并进一步核算出单位燃煤消耗量的CO_2排放量,以此指标衡量燃煤电厂的CO_2排放水平。通过对不同机组类型、不同燃料类型、不同机组容量产生的单位燃煤消耗量的CO_2排放量对比分析,得出燃煤电厂的CO_2排放特征。

燃煤机组超低排放改造后SCR喷氨优化调整试验研究

以某燃煤电厂300MW机组超低排放改造后的脱硝系统研究对象,开展喷氨优化调整试验,在确保NO_X达标排放和脱硝效率满足设计值的前提下,出口NO_X浓度分布得到了改善,氨逃逸浓度明显降低,液氨消耗量也有所减少,为脱硝装置的高效、安全运行提供保障。

SCR催化剂活性降低对空预器腐蚀的影响分析

SCR催化剂是SCR烟气脱硝工艺的关键,SCR催化剂活性降低将会对空预器造成腐蚀影响,通过某燃煤电厂300MW机组实例,分析了SCR催化剂活性降低造成空预器腐蚀的原因,并给出了在实际运行中减轻SCR催化剂活性降低对空预器腐蚀影响的建议。

电厂湿法脱硫系统吸收塔起泡溢流分析及对策

吸收塔浆液起泡及溢流现象是目前燃煤电厂石灰石-石膏湿法脱硫系统运行过程中经常发生的异常情况,影响脱硫系统安全运行。以某电厂脱硫系统为例,从运行、物料、工艺用水和设计等多方面入手,对吸收塔浆液起泡及溢流现象进行了全面的分析。

浅析燃煤电厂SCR催化剂砷中毒对脱硝系统的影响

SCR催化剂砷中毒是燃煤电厂脱硝系统运行中常见的问题,通过对烟气中As来源和催化剂砷中毒机理的介绍,结合某燃煤电厂300MW机组实例进行分析,总结出SCR催化剂砷中毒对电厂脱硝系统和下游设备造成的影响,并给出了降低SCR催化剂砷中毒影响的建议。