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

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.SO₄^2-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.     

超低排放高湿废气总颗粒物监测方法及燃气电厂实际测试

随着我国燃煤电厂等相关行业超低排放改造的推行,固定源排气中可过滤颗粒物（filterable particulate matter,FPM）与气态污染物的排放水平均显著降低,而可凝聚颗粒物（condensable particulate matter,CPM）的排放却日益受到关注.本研究在全面分析了国内外固定源低浓度FPM排放水平下FPM与CPM的测量方法,并在已有研究和实验探索的基础上,对FPM和CPM的监测方法进行了研究,自行开发建立了适合我国实际的超低排放高湿废气中总颗粒物（total particulate matter,TPM）的直接冷凝采样监测方法,并应用于北京市燃气电厂TPM测量.结果表明,北京市燃气电厂排气中TPM排放水平介于1.98～3.77 mg·m^-3之间,平均排放浓度为2.81 mg·m^-3;而FPM的平均排放浓度仅为0.10 mg·m^-3.燃气电厂颗粒物排放以CPM为主,占TPM的比例高达93.8%～99.2%,平均占比为97.0%;FPM占TPM的比例为0.7%～6.2%,平均占比为3.0%;可过滤的可凝聚颗粒物（filterable condensable particulate matter,CPM-F）的排放水平略高于FPM.     

燃煤电厂可凝结颗粒物的测试与排放

建立了固定源可凝结颗粒物(condensable particulate matter,CPM)采样-分析方法,开发了CPM采样配件,与EPA Method202方法进行比对后应用于燃煤电厂.结果表明燃煤电厂CPM排放均值为(21.2±3.5)mg·m-3,同步使用国标方法测得的FPM为(20.6±10.0)mg·m-3;高效除尘器可有效降低FPM的排放水平,但对CPM无太大影响.高效除尘改造后CPM对TPM的贡献将有所提高,应引起足够的重视.CPM中冷凝液贡献了68%,滤膜为32%,有机组分较少,为1%.     

燃煤电厂和钢铁厂排放可凝结颗粒物中有机组分研究

目前我国燃煤电厂超低排放改造已基本完成,钢铁行业正在进行超低排放改造。固定源排放的可过滤颗粒物(filterable particulate matter,FPM)浓度越来越低,可凝结颗粒物(condensable particulate matter,CPM)排放逐渐引起广泛关注。揭示燃煤电厂和钢铁厂CPM中有机组分特征对于认识CPM成因及控制具有重要意义。采用稀释间接法收集了8个燃煤电厂和3个钢铁厂(2个烧结厂和1个焦化厂)烟气中的CPM,测试和分析了其中有机组分特征。结果表明:燃煤电厂CPM中有机组分含量较低,脱硫入口和总排口平均含量分别为0.082 mg/m3(0~0.331 mg/m3)和0.060 mg/m3(0~0.254 mg/m3),占CPM的比例分别为4.95%和10.1%;钢铁厂CPM中有机组分含量和比例均高于电厂,脱硫入口CPM中有机组分平均含量为1.94 mg/m3(0.408~3.98 mg/m3),占比为22.2%,经过污控措施净化后总排口CPM中有机组分平均含量为0.382 mg/m3(0.149~0.572 mg/m3),占比为11.1%。燃煤电厂CPM中有机组分主要为酯类,钢铁厂CPM中有机组分主要为烷烃类和烷酸类。2类固定源CPM中有机组分占比均相对较低,其无机组分减排工作应予以更多重视。     

燃煤电厂颗粒物中硫酸根与硝酸根离子的转化规律

燃煤电厂排放的颗粒物可以分为可凝结颗粒物（condensable particle matter,CPM）和可过滤颗粒物（filterable particle matter,FPM）.通过分析7个超低排燃煤电厂的湿法脱硫（wet flue gas desulfurization,WFGD）进出口和湿电除尘（wet electrostatic precipitator,WESP）出口烟气中CPM和FPM的SO₄^2-和NO₃^-浓度,揭示了这2种典型水溶性离子在烟道内的变化规律与转化特征.结果表明在WFGD前后,CPM中的SO₄^2-和NO₃^-浓度呈降低趋势,其降低率范围分别为43.12%~86.84%和17.99%~91.58%,而FPM中SO₄^2-和NO₃^-浓度呈增大趋势.在WESP前后,CPM中SO₄^2-和NO₃^-浓度呈增大趋势,增长率范围分别为21.05%~424.65%和13.51%~298.37%,而FPM中SO₄^2-和NO₃^-浓度呈减小趋势.在WFGD中,随着烟气温度降低和湿度增加,部分CPM会通过冷凝和团聚作用进一步转化为FPM;在WESP中,由于烟气一直处于低温、高湿的条件,烟气中存在的SO₂与NO₂会结合水蒸气发生氧化还原反应,进而经过协同作用促进CPM中SO₄^2-和NO₃^-的生成.     

超低排放燃煤电厂中湿式电除尘器对可凝结颗粒物排放特性的影响

为了解不同负荷下超低排放燃煤电厂中湿式电除尘器（WESP）对可凝结颗粒物（CPM）排放特性的影响,基于US EPA Method 202搭建了CPM采样装置,分析了某安装有WESP的超低排放燃煤电厂烟气中CPM的排放水平,评估了机组负荷对CPM排放浓度的影响以及WESP对CPM中各组分的脱除效率．结果表明,在75%负荷和100%负荷条件下,超低排放电厂CPM的排放量分别为27.27 mg·m^-3和28.71 mg·m^-3,WESP对CPM的脱除效率分别为35.59%和27.59%.SO₄^2-是CPM中水溶性离子的主要成分,在不同负荷条件下SO₄^2-在CPM中无机组分的质量分数达到了65%以上;WESP对于CPM中Cl^-、K⁺、Ca²⁺、Mg²⁺和Na⁺等无机离子的脱除效率可以达到30%～50%,但会使CPM中SO₄^2...     

钢铁行业典型烧结机污染物排放特征对比研究

钢铁工业排放是引起空气污染的重要原因之一,烧结工序又是钢铁行业中的排放大户.鉴于此,选取了一台工艺相对落后但仍在我国中西部地区大量存在的90 m2小型步进式烧结机和一台工艺较为先进的450 m2大型带式烧结机,对两台烧结机不同点位的SO₂、NO_x、颗粒物以及烟气Hg等进行实测,并对颗粒物中的元素、水溶性离子、OC和EC进行分析,从而获取不同技术水平、不同污控措施下烧结机污染物排放特征以及与2019年生态环境部办公厅印发的《关于推进实施钢铁行业超低排放的意见》中的超低排放限值之间的差距.结果表明:①烧结机头SO₂、NO_x、CO、颗粒物和烟气Hg排放浓度分别为54.69~123.04 mg/m3、187.28~312.58 mg/m3、6 746.04~7 790.83 mg/m3、11.04~19.93 mg/m3和78.97~2 537.07 ng/m3,烧结机尾颗粒物排放浓度为0.76~16.22 mg/m3,机头颗粒物以PM_2.5为主,占比为81.02%~91.49%,机尾颗粒物主要为PM₁₀,占比为71.17%~73.01%.烧结机头SO₂、NO_x、颗粒物以及烧结机尾颗粒物还需分别减排36.00%~71.55%、73.30%~84.00%、9.40%~49.82%和0~38.35%才能满足超低排放限值.②烧结颗粒物主要成分为K、Ca、Na、Mg、Fe、Cl-、SO₄2-、NH₄+、OC和EC等,其占比与烧结机类型、烧结原辅料以及污染物控制措施等因素有关,石灰石-石膏法脱硫后SO₄2-占比增加28.12%,活性炭移动床脱硫后EC占比增加2.15%.③布袋除尘器对烧结机不同粒径颗粒物和烟气Hg的脱除能力比双室五电场静电除尘器分别高出1.25%~5.06%和9.51%,活性炭移动床系统对烧结不同粒径颗粒物以及烟气Hg的去除效果分别比石灰石-石膏法脱硫系统高出9.40%~11.38%和4.31%.研究显示,不同工艺、不同污控措施烧结机大气污染物排放特征存在一定差异,SO₂、NO_x排放浓度与超低排放限值差距较大,烟尘排放浓度与超低排放限值差距较小.      

超低改造下中国火电排放清单及分布特征

本研究基于2018年火电在线监测和环境统计等数据,自下而上编制了中国高分辨率火电行业排放清单,并核算了排放浓度、排放因子和排放量.结果表明超低排放政策效果显著：2018年火电SO₂、NO_x和烟尘平均排放浓度分别为37.57、56.71和7.41mg ·m^-3.比2015年分别下降58.71%、43.12%和60.79%;中国燃煤机组的SO₂、NO_x和烟尘平均排放因子分别为0.30、0.48和0.06 g ·kg^-1,比2015年分别下降55.2%、36.84%和62.5%;中国火电SO₂、NO_x、烟尘和PM_2.5总排放量分别为72.14、118.38、14.90和13.59万t ·a^-1,比2015年分别下降41.32%、19.29%、48.12%和40.39%.     

燃煤电厂大气汞及其他痕量元素排放标准研究

为探究中国超低排放燃煤电厂汞及其他有害痕量元素未来标准制定的可行性及建议,综合比对了中国与欧盟、美国等发达国家燃煤电厂大气痕量元素排放标准限值,并基于燃煤电厂现场测试相关文献调研分析,系统地评估了中国燃煤电厂汞及其他9种典型痕量元素（砷、铅、硒、镉、铬、锑、钴、镍和锰）的排放现状.结果表明：与美国、欧盟、加拿大等发达国家相比,目前我国燃煤电厂大气污染物排放标准限定的痕量元素污染物种类较为单一（仅规定了烟气汞及其化合物排放限值,≤30μg/m³）且排放标准限值较为宽松;在全国燃煤电厂已普遍完成超低排放升级与改造的新形势下,现行的《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）已难以起到对燃煤电厂大气汞及其他痕量元素排放控制的实际限制作用和对先进新技术的示范引领作用.作为世界上的最大燃煤消费国,中国燃煤电厂每年消耗煤炭占中国煤炭消费总量的一半左右,是国际社会和《关于汞的水俣公约》重点关注的排放源.因此,推动燃煤电厂大气汞排放标准限值的修订及其他有害痕量元素排放标准的制定,对于保护生态环境和公众健康及国际履约均具有较大的可行性及重要的现实意义.     

基于在线监测的2015年中国火电排放清单

伴随着超低排放技术在中国火电行业的广泛应用,中国火电行业排放水平已发生了显著变化.故现有火电排放清单排放因子和排放量等无法反映当前火电污染物排放提标情况.基于全国火电在线监测（CEMS）、环境统计和排污许可等数据,提出一种自下而上逐企业建立中国火电行业排放清单的方法.与传统方法相比较,该方法的特点是更加全面的考虑了火电行业超低技术,实际排放浓度与活动水平等综合因素.作为实例,本文基于所提出的火电行业排放清单的方法计算了新的2015年中国火电行业排放清单（HPEC）.结果表明2015年全国火电厂SO₂、NO_x和烟尘平均排放浓度范围分别为7.88~208.57、40.33~238.2和5.86~53.93mg/m³.北京、上海火电排放基本达到《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014~2020年）》制定的超低改造目标;绝大部分的省份SO₂、NO_x在线监测均值小于排污许可执行标准均值.中国燃煤机组的SO₂、NO_x、烟尘排放因子平均值分别为0.67、0.76、0.16g/kg（以入炉煤计）.全国火电CO、VOCs、NO_x、SO₂、PM₁₀、PM_2.5总排放量分别为403.87、10.73、122.94、146.68、28.72和22.80万t/a,平均排放绩效值分别为1.06、0.03、0.32、0.39、0.08、0.06g/（kW×h）.     

超低排放路线下燃煤烟气可凝结颗粒物在WFGD、WESP中的转化特性

固定污染源可凝结颗粒物在监测时常被忽视,为了减少可凝结颗粒物排放,本文研究了其在烟气净化设施中的转化规律.结果表明,湿法脱硫装置、湿式电除尘装置对可凝结颗粒物的去除有协同作用,烟气中可凝结颗粒物质量浓度均高于可过滤颗粒物,但总颗粒物(可凝结颗粒物和可过滤颗粒物之和)排放量达到超低排放要求.在湿法脱硫进出口处可凝结颗粒物中有机物的质量浓度均超过了无机物的质量浓度,但在湿式电除尘出口处趋近相等.根据可凝结颗粒物无机部分水溶性离子成分及浓度的测试结果,推测可凝结颗粒物捕集过程中会有PM0.3进入,可凝结颗粒物形成过程中会产生酸雾,并且在湿法脱硫、湿式电除尘作用下,酸性加强.本研究发现SO2-4是可凝结颗粒物无机部分主要的特征水溶性离子.     

Technology development and cost analysis of multiple pollutant abatement for ultra-low emission coal-fired power plants in China

The implementation of ultra-low emission (ULE) limits (SO₂: 35 mg/m³, NOx: 50 mg/m³, PM: 10 mg/m³) promoted the development of flue gas treatment technologies in China. Pollutant control technology development for Chinese coal-fired power plants was summarized and an analysis of the applicability and cost of pollutant control technologies was conducted. Detailed data were collected from 30 ultra-low emission coal-fired units across China. Based on a cost analysis model, the average unit power generation incremental costs were 0.0144 and 0.0095 CNY/(kW·hr) for SO₂ and NOx control technologies, respectively. The unit power generation incremental cost of twin spray tower technology was 7.2% higher than that of dual-loop spray tower technology. The effect of key parameters on operating cost was analyzed. The unit power generation incremental cost increased because of increments in the electricity price for SO₂ control technology and the price of the reductant in NOx control technology. With high sulfur content or NOx concentration, the unit power generation incremental cost caused by pollutant control increased, whereas the unit pollutant abatement cost decreased. However, the annual operating hours or load increased, thereby leading to a decline in unit power generation incremental cost and unit pollutant abatement cost.     

固定污染源可凝结颗粒物测量方法

随着燃煤电厂以及钢铁等非电行业超低排放改造的进行,固定污染源可过滤颗粒物(FPM)排放浓度逐渐降低,可凝结颗粒物(CPM)的排放逐步引起关注.然而目前对CPM的认识不足,尚没有国际统一的标准测量方法.本研究分析了可用于固定源CPM测量的3种方法,包括冷凝法、稀释间接法和稀释直接法,并在燃煤电厂、钢铁焦化厂和钢铁烧结厂等固定源进行了CPM现场测量.结果表明,8个电厂和钢铁厂冷凝法测得的CPM质量浓度均显著高于稀释间接法和稀释直接法测量结果.冷凝法测得的CPM中含有大量的SO_24-、Cl-等水溶性离子,其浓度显著高于稀释间接法和稀释直接法测量结果.稀释直接法测量的CPM浓度相对较低.冷凝法测量过程中由于水蒸气过饱和冷凝成水吸收SO_2和HCl等易溶于水的气体,进而显著高估了CPM实际排放浓度.稀释间接法能模拟实际大气环境中CPM的形成过程,且不存在冷凝水吸收等问题.     

燃煤电厂大气污染物“近零排放”技术研究及工程应用

在燃煤电厂实现大气污染物“近零排放”过程中,烟尘控制技术是关键,通过对除尘、脱硫、脱硝等先进环保技术的系统比较,提出了燃煤电厂大气污染物“近零排放”技术路线. 在地处长三角的国华舟山电厂4号机组采用高效低氮燃烧+SCR(选择性催化还原法)脱硝+旋转电极除尘+海水脱硫+湿式静电除尘的技术路线,ρ(烟尘)、ρ(SO₂)、ρ(NO_x)的实际排放值分别为2.46、2.76、19.80 mg/m3;在地处京津冀的国华三河电厂1号机组,采用高效低氮燃烧+SCR脱硝+低温省煤器+静电除尘(高效电源)+湿法脱硫+湿式静电除尘的技术路线,ρ(烟尘)、ρ(SO₂)、ρ(NO_x)的实际排放值分别为5、9、35 mg/m3. 实践表明,立足国情走煤炭清洁高效利用之路,燃煤电厂可以在低成本下实现大气污染物的“近零排放”. 通过对技术路线优化、低浓度污染物在线测量技术及“近零排放”中存在的一些问题进行分析和探讨,提出了燃煤电厂大气污染物控制技术的研究和发展方向. 估算结果表明,如果全国燃煤机组自2015年起采用“近零排放”技术,5 a内烟尘、SO₂、NO_x年均减排率分别可达19.0%、18.9%、18.5%.      

基于燃煤电厂“近零排放”的大气污染物排放限值探讨

针对神华集团典型“近零排放”燃煤机组,考察了大气污染物（烟尘、SO₂、NO_x、汞及其化合物）的排放特征,提出了更加契合绿色发展生态环保要求的燃煤电厂大气污染物排放限值,即烟尘、SO₂、NO_x和汞及其化合物排放限值分别为1、10、20和0.003 mg/m3（简称“‘1123’排放限值”）.评估了新建“近零排放”燃煤机组的长期运行排放状态,并研究了“近零排放”机组汞污染协同减排效果.结果表明,2017年1—10月新建机组烟尘、SO₂、NO_x排放质量浓度平均值分别在0.69~0.77、6.04~6.63、16.56~16.79 mg/m3之间,排放绩效可低至0.0023、0.022、0.057 g/（kW·h）,污染减排已达到国际领先水平;“1123”排放限值下烟尘、SO₂和NO_x的达标率分别超过92.06%、85.43%和77.46%,“近零排放”原则性技术路线可实现更好、更优的生态环保排放指标.燃煤机组通过“近零排放”技术改造,可提高烟气中Hg0的氧化效率和汞化合物的捕获效率,环保设施组合协同脱汞效率提升至75.3%~90.9%（平均值为82.8%±8.1%）,汞排放水平降至0.51~1.45 μg/m3〔平均质量浓度为（0.94±0.47）μg/m3〕,基本达到国际先进煤电机组的协同控制水平.研究显示,清洁煤电大气污染物新排放限值总体上比GB 13223—2011《火电厂大气污染物排放标准》中燃煤电厂大气污染物排放限值小1个数量级,可为加快推进生态文明建设、制订先进的燃煤电厂大气污染物排放新标准提供科学依据.      

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.      

燃煤电厂污染减排成本有效性分析及超低排放政策讨论

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.     

烟煤层燃炉颗粒物初始排放因子变化规律研究

以95台中小型烟煤层燃炉(￡70MW)的燃料特性分析数据和颗粒物(PM)排放实测数据为基础,利用统计分析方法及SPSS13.0统计分析软件,分析了锅炉出力W、过量空气系数a、燃煤灰分含量w(A)对燃烧过程PM初始排放因子的影响,研究了PM初始排放因子的变化规律.结果表明,在锅炉运行负荷380%的条件下,基于燃料消耗量、燃料发热量和灰分含量的PM初始排放因子EF0C、EF0H和EF0A基本上与W无关; EF0C、EF0H随a和w(A)的增加而增大,EF0A随w(A)增加而减小.3种影响因子由强到弱的顺序分别为EF0C:w(A)> a> W;EF0H:w(A)> a> W;EF0A:w(A)> a> W.     

4种重要因素对柴油机颗粒物排放因子的量化影响研究

在发动机台架测试基础上,按照发动机排放阶段、油品种类、后处理装置和运行工况4种因素的不同,进行了24组测试,研究了颗粒物排放因子.同时,应用单因素敏感性分析,探究了发动机排放阶段和油品种类对颗粒物排放因子的影响;并运用多元线性回归分析,探讨了4种因素对颗粒物排放因子的影响力大小排序.结果显示:24组柴油机测试的颗粒物排放因子均值为(21.9±24.5) mg·kWh~(-1);使用国Ⅴ排放标准柴油机的颗粒物排放因子((14.7±5.6) mg·kWh~(-1))比国Ⅳ排放标准柴油机((19.4±16.4) mg·kWh~(-1))有所下降;国Ⅳ柴油、国Ⅴ柴油和混合柴油的颗粒物排放因子平均值分别为120.0、(11.8±1.0)和(11.5±1.3) mg·kWh~(-1),混合柴油颗粒物排放因子与国Ⅴ柴油相近,两者相比国Ⅳ柴油有明显下降;油品种类是影响颗粒物排放因子的第一大因素,后处理是影响颗粒物排放因子的第二大因素.     

超低排放燃煤电站三氧化硫的迁移和排放特征

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).