燃煤发电机组超低排放改造及其运行稳定性研究

燃煤电厂面临的环境保护压力越来越大。以沿海地区某1 000MW燃煤发电机组为例,对其超低排放改造的主要技术路线进行了介绍,并对改造后的运行稳定性进行了研究。结果表明,正式在网运行的30d内,烟尘、SO_2、NOX3个指标的观测值分别低于《火电厂大气污染物排放标准》(GB 13223—2011)的标准限值5、35、50mg/m~3,保证率均为100.0%,高于95%,机组能够稳定运行,满足超低排放改造要求。     

流化床中煤与稻秆混烧污染物排放特性

在自主设计的流化床上开展煤与稻秆混烧的实验。通过对燃烧过程中烟气成分及飞灰含碳量的分析,研究了质量掺混比、燃烧温度、流化风速及二次风率对混烧的影响。实验结果表明,掺混稻秆有效改善了煤的燃烧特性,随着质量掺混比的增加,NO_x、SO_2及CO的排放浓度降低,飞灰含碳量降低。当掺混比由0%增加至30%、温度为850℃时,NO_x排放浓度由506.25 mg·m-3降低至404.33 mg·m~(-3),SO_2排放浓度由762.86 mg·m~(-3)降低至522.86 mg·m~(-3)。随着燃烧温度的增加,NO_x与SO_2排放浓度增加,而CO排放浓度和飞灰含碳量降低。随着流化速度的增加,NO_x与SO_2排放浓度增加,CO排放浓度和飞灰含碳量先降低后增加,并分别在流化速度0.234 m·s~(-1)和0.26 m·s~(-1)时达到最低。随着二次风率的增加,SO_2排放浓度与飞灰含碳量降低,NO_x排放浓度与CO排放浓度先减小后增加,均在20%二次风率时达到最低。     

SCR脱硝在燃煤电厂超低排放中的适用性分析

通过流场模拟、化学动力学计算、并结合物理实验,全过程研究SCR反应器内烟气组分的动量/能量/质量传递及脱硝还原反应,计算在不同入口NO_x浓度下SCR出口NO_x和氨逃逸的排放量及空间分布,确定SCR在NO_x超低排放要求下的适用范围。研究结果表明,为实现NO_x50 mg·Nm~(-3)并同时满足NH_32.28 mg·Nm~(-3)的要求,2层SCR催化剂可处理的入口烟气NO浓度上限为240 mg·Nm~(-3),而3层SCR催化剂则可对NO浓度380 mg·Nm~(-3)的烟气实施超低排放治理,为合理选择SCR超低排放设计方案提供了数据支撑。     

烧结(球团)烟气典型环保工艺的SO3排放及NaHSO3喷射脱SO3技术的工程应用

SO_3对人体及环境的危害均远大于SO_2,为了较全面地表征烧结(球团)烟气SO_3排放特征并研究其SO_3控制技术,以实验研究为基础,对不同SO_3测试方法进行了对比分析;采用PENTOL SO_3分析仪,首次对5个典型的烧结(球团)工程实施SO_3测试,研究其SO_3排放特征及现有设备的SO_3脱除规律。测试结果表明:烧结(球团)烟气SO_3排放浓度为9.1～145.2 mg·m~(-3),高于燃煤电厂的SO_3排放量,这主要与烧结(球团)工程原料、燃料含硫量有关;烟气治理工艺全流程的总SO_3脱除效率为79.93%～93.75%,且循环流化床干法脱硫+袋式除尘器的工艺组合对SO_3的脱除性能明显优于石灰石-石膏湿法脱硫。针对高SO_3的烧结(球团)项目(723.6 mg·m~(-3))首次实施碱喷射脱SO_3改造,工程实验表明,不同摩尔比(Na_2:SO_3)亚硫酸氢钠干粉喷射后,SO_3排放浓度降幅显著,烟气治理工艺全流程的SO_3总脱除效率从79.70%提高至96.31%～99.25%,电除尘器前后喷射(摩尔比(0.5+0.5)∶1)时SO_3排放浓度最低,为5.3 mg·m~(-3);NO_x、SO_2和颗粒物排放均满足超低排放限值要求。研究结果可为后续烧结(球团)烟气的SO_3排放控制提供参考。     

基于SCR反应器NO_x均匀度测试的脱硝系统超低排放改造

以东北地区某350 MW火电机组为研究对象,对其超低排放改造后的脱硝系统择性催化还原(selective catalytic reduction,SCR)反应器进行性能测试,利用所获数据绘制等高线图和折线图,研究并分析了SCR反应器出、入口烟气流场和NO_x浓度场的分布特性。结果显示,脱硝系统平均效率为97.37%,SCR反应器出口NO_x平均浓度为13.31 mg·m~(-3),均达设计要求(脱硝效率≥91.1%,出口浓度≤40mg·m~(-3)),总体脱硝性能表现良好。结果表明:入口NO_x均匀度较好;甲、乙侧反应器出口烟道NO_x浓度的离散度分别为31.49%、56.90%,高于设计值(≤15%),出口NO_x分布不均匀。技术改造使得该机组SCR反应器出口NO_x浓度满足了超低排放限值的要求(≤50 mg·m~(-3)),却在喷氨优化调整、喷氨格栅清理以及催化剂压差控制等方面存在不足。在增加新催化剂层的基础上,对于催化剂层结构疏通、喷氨自动控制、烟气流场的校核与改造等方面仍有提升的空间。     

中国燃煤电厂汞达标排放分析

通过对中国16家燃煤电厂32台机组的汞排放浓度开展手工监测和自动监测,分析得出:基于手工监测和自动监测的汞排放质量浓度分别为0.13~14.19、1.50~12.30μg/m3,平均值分别为4.83、5.08μg/m3。依照《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223—2011),所有机组均达标排放;依照美国《汞和有毒气体排放标准》(MATS),手工监测和自动监测的数据显示,分别有66.7%、77.4%的机组汞排放超标。汞的排放浓度与煤种及煤中汞、碳含量存在关联。超低排放改造技术中,选择性催化还原(SCR)脱硝技术有助于烟气中汞的去除。     

ClO_2气相氧化联合CaCO_3浆液吸收同时脱硫脱硝试验研究

采用ClO_2气相氧化联合CaCO_3浆液吸收工艺对模拟烟气进行同时脱硫脱硝,研究了ClO_2/NO摩尔比、SO_2初始浓度对气相氧化段NO氧化率的影响及液相吸收段中CaCO_3浆液pH、温度和液气比对同时脱硫脱硝效果的影响。结果表明,在气相氧化段,NO的氧化率随着ClO_2/NO摩尔比的增加呈先快速增加后逐渐平稳的变化趋势;在给定的ClO_2/NO摩尔比(0.8)下,随着SO_2初始浓度的增加,NO氧化率稍有下降,高浓度SO2的存在对ClO_2氧化NO的抑制作用有限,说明ClO_2对NO的氧化反应具有良好的选择性。ClO_2气相氧化联合CaCO_3浆液吸收工艺最优反应条件:ClO_2/NO摩尔比为0.8,CaCO_3浆液初始pH为7.0、温度为55℃,液气比为18L/m3。当SO2初始质量浓度为1 000 mg/m~3、NO_x初始质量浓度为509 mg/m3时,最佳反应条件下SO_2去除率达100.00%,NO_x去除率达81%左右。     

遗物祭品焚烧大气污染物排放特征及控制对策

遗物祭品焚烧会产生大量的大气污染物,给周边环境和人体健康造成较大影响。通过现场调研和问卷调查,初步核算了全国范围内的遗物祭品焚烧量,并结合典型遗物祭品焚烧大气污染物排放实际监测,初步掌握其污染物排放浓度及其特征。结果表明:中国遗物祭品焚烧量较大,年平均焚烧量约为13.6万t;未经烟气净化的总悬浮颗粒物(TSP)、CO分别可达2 020.0、2 671.4mg/m3,是《火葬场大气污染物排放标准》(GB 13801—2015)排放限值的25.3、13.4倍;经过净化后的焚烧烟气中,颗粒物浓度可大幅降低,其他气态污染物排放浓度也有不同程度下降。殡葬行业应进一步开展遗物祭品焚烧方面的研究,从源头和末端对污染物的排放进行控制。     

某新型炼焦炉烟尘治理装置的工艺设计与应用探讨

某新型炼焦炉烟尘治理装置在焦炉炉顶设导烟车(配套皮带小车),并采用拦焦集尘罩进行高温烟气的收集。在装煤、出焦过程中产生的烟尘、粉尘等污染物经炉顶导烟车转送至烟气输送风管,再经管道输送到地面除尘系统,经净化处理后排放。经实际运行监测,出口烟气浓度符合《炼焦化学工业污染物排放标准》(GB 16171—2012)。     

百万燃煤机组烟气污染物超低排放改造费效评估

随着我国火电厂大气污染物排放标准的日趋严格,燃煤发电企业陆续开展环保装备升级改造工作,其中部分燃煤电厂已完成大气污染物超低排放改造工作。目前,针对超低排放改造后的成本效益,仍缺乏系统性的分析及评估。基于大量电厂运行DCS及CEMS数据,以某百万燃煤机组烟气污染物超低排放技术改造的情况为实际案例,采用费用-效益分析的方法,对其展开超低排放技术运行经济性评估及研究。同时,结合情景分析,研究负荷、含硫量及年发电时间等关键影响因素变化对污染物脱除成本的影响。结果表明:改造后,污染物(SO_2、NO_x及PM)脱除成本比改造前增加约13~20元·(MWh)-1,约占上网电价的2.8%~4.4%。改造后,该电厂SO_2、NO_x及PM排放绩效分别达到0.048、0.109及0.007 g·(k Wh)-1,每年可产生环境效益约1 344万元。此外,提升机组运行负荷能显著降低污染物脱除装备运行成本从实际运行平均负荷(66%负荷)提高到满负荷运行,FGD、SCR脱硝及ESP+WESP除尘单位发电量运行成本分别可下降约30.5%、32.1%和38.1%。     

水泥窑协同处置危险废物的烟气污染物排放特性研究

水泥窑协同处置技术能够有效地缓解危险废物(以下简称危废)的处置压力,是一项很有发展前景的危废处置技术。通过监测两座典型的新型干法水泥窑在协同处置危废时窑尾烟气中烟尘、SO2和NOx等污染物的排放浓度,评价两条水泥生产线在协同处置危废时污染物排放浓度能否达标。监测结果表明,水泥窑协同处置危废时烟气污染物浓度均低于《水泥工业大气污染物排放标准》(GB 4915—2013)和《水泥窑协同处置固体废物污染控制标准》(GB 30485—2013)规定的排放限值。同时,两座水泥窑烟气中烟尘、SO2、NOx和HF等污染物的排放因子均低于我国新型干法水泥窑污染物排放的平均值,表明两条水泥生产线窑尾烟气净化系统运行良好。此外,还研究了水泥窑协同处置危废前后二噁英排放毒性当量浓度的变化情况。     

助剂(C_2H_4、NH_3)添加对AC/DC流光放电等离子体脱硝效果的影响

等离子体法脱硝被认为是一种非常环保有效的脱硝技术,为了探究等离子体对NO_x的作用过程,选用AC/DC流光放电等离子体及模拟烟气,考察了烟气流量和NO初始浓度、添加剂的种类与含量以及SO_2对等离子体脱硝的影响。结果表明:NO的脱除过程由氧化过程和还原过程同时作用,在同一功率下,NO_x脱除率随流量的增加而降低,NO初始浓度对NO_x脱除率无直接影响。氨的添加可以促进NO_x的还原脱除,乙烯的添加可以促进NO氧化转化为NO_2。烟气中SO_2存在会导致NO_x脱除效率降低,此时氨助剂的加入可以显著提高NO_x脱除率。当NH3∶SO_2=2∶1时,在15 W下SO_2脱除率可达100%,NO_x脱除率60%。     

城市生活垃圾焚烧炉深度空气分级数值模拟

对广州市某台750t/d大型城市生活垃圾焚烧炉进行数值模拟优化研究,有效模拟预测城市生活垃圾焚烧炉内温度场、流场和重要组分浓度场等的分布。对100%负荷运行下的城市生活垃圾焚烧炉进行二次风与燃尽风的分级配风优化研究,模拟结果显示,在二次风与燃尽风风量比为0.65∶0.35(体积比)时,城市生活垃圾焚烧炉内二次燃烧显著,且烟气在850℃以上区域的停留时间达2s以上,满足充分分解二噁英等污染物的条件。尾部烟道出口NO_x质量浓度为250.58mg/m~3,比原始运行工况(259.01mg/m~3)降低了3.3%,是较理想的空气分级方案。     

活性粉末脱硝剂制备及其催化还原NO_x性能

采用熔化分散冷凝法微胶囊技术以蜂蜡为壳材包覆高锰酸钾作为活性添加剂,铵盐、干燥剂、活性添加剂和助燃剂以100∶25∶2∶1的比例混合制备粉末脱硝剂,将其喷入模拟烟气中进行催化还原NO_x实验并确定了最佳反应条件:当模拟烟气流量为4.8 m~3·h~(-1),反应温度600~900℃,氨氮物质的量之比1.15∶1,活性添加剂质量分数1.5%,进口烟气NO浓度为500 mg·m~(-3)时,NO_x转化率最高,可达90%以上。活性粉末催化还原NO_x反应温度窗口宽、NO_x转化率高,投资低,有望适应我国中小型燃煤锅炉脱硝需求。     

水泥窑协同处置垃圾衍生燃料对烟气污染物排放及熟料品质的影响

水泥窑协同处置垃圾衍生燃料(RDF)可以实现垃圾资源化利用,但需确保不会造成烟气污染物排放超标或使水泥熟料品质受影响。研究了国内某水泥厂新型干法水泥窑协同处置RDF前后烟气污染物排放及水泥熟料品质变化的情况。结果表明,水泥窑协同处置RDF的烟气中SO_2、NO_x、NH_3、HCl和HF的排放均符合《水泥工业大气污染物排放标准》(GB 4915—2013)。重金属与二噁英的含量相比于协同处置RDF前虽略有升高,但仍低于《水泥窑协同处置固体废物污染物控制标准》(GB 30485—2013)的排放限值。协同处置RDF基本不影响水泥熟料的矿物组成,抗折强度和抗压强度相比掺加RDF前有所提高,并且符合《通用硅酸盐水泥》(GB 175—2007)的中普通硅酸盐水泥的52.5R强度等级要求,安定性合格率提高至100.0%。协同处置RDF的水泥熟料中Cu、Cd、Cr、Pb、As、Ni的浸出浓度远小于《水泥窑协同处置固体废物技术规范》(GB 30760—2014)的标准限值。总之,水泥窑掺烧RDF对烟气污染物排放和熟料品质的影响较小,甚至可以提高水泥熟料的某些品质。     

2种电除尘优化改造方案模拟及经济性分析

中国环境保护部和国家质量监督检验检疫总局联合发布了GB 13223-2014,要求火电厂烟尘排放限值应小于30mg·m~(-3),老式单一的电除尘器已经很难达到环保要求。以某电厂为例,对电除尘器入口处接低低温省煤器和将原静电除尘器改造为电袋复合除尘器的2种优化改造方案进行了模拟,并对2种方案的经济性进行了分析,所得结论可供类似机组在电除尘器改造和设计时参考。     

燃煤机组烟气超低排放改造投资和成本分析

针对现有燃煤机组脱硫、脱硝和除尘超低排放改造的常规技术路线,分析了燃煤机组实现烟气超低排放改造的投资和成本,并将实现超低排放与满足重点地区排放要求的投资和成本进行比较。结果表明,300、600、1 000 MW等级的燃煤机组实施烟气超低排放改造的总成本分别为37.60、30.00、25.70元/(MW·h)。对于符合《火电厂大气污染物排放标准》(GB 13223—2011)特别排放限值的重点地区,300、600、1 000 MW等级的燃煤机组实施超低排放改造的成本分别增加3.37、2.68、2.37元/(MW·h)。虽然重点地区实施超低排放改造增加的成本较少,但当前环保电价补贴(27元/(MW·h))仍无法覆盖300、600 MW等级的燃煤机组实施超低排放改造的成本,因此相关优惠政策的出台将有利于烟气超低排放改造的实施。     

水泥窑烟气SNCR脱硝技术喷射系统的关键问题

喷射系统是水泥窑烟气SNCR脱硝技术的重要组成部分,对日产5 kt新型干法水泥烟气SNCR脱硝项目中的喷射系统进行了设计和实验研究.结果表明,系统压力设计、分配调节设计、喷枪布置和喷枪雾化能力是影响烟气脱硝效率的关键因素.在氨水质量分数为13.5％,喷入点温度904℃,n(NH3) /n(NH3)为1.2条件下,系统压力能够稳定运行在0.3～0.6 MPa之间、喷枪雾化颗粒度平均直径在50μm左右、喷枪在分解炉上的垂直安装角度为75°时烟气NOx浓度由原来的720 mg/Nm3降低到206 mg/Nm3,脱硝效率能达到70％,远低于水泥工业大气污染物排放标准的限定要求.对同类新型干法水泥熟料生产线SNCR脱硝技术有一定的参考意义.     

燃用天然气锅炉NO_x的排放特征与管理控制

以64台燃用天然气锅炉(≤30 MW)NO_x排放实测数据为基础,通过统计分析方法,研究了NO_x的排放特征.通过对比分析,探讨了中国燃用天然气锅炉NO_x排放控制与管理现状,讨论了进一步加强中国燃用天然气锅炉NO_x排放管理控制的可能性与可行性,并提出了相应的管理控制建议.结果表明,NO_x平均排放质量浓度为243 mg/m~3,基于燃料消耗量的平均排放因子为27.83 kg/万m~3,基于燃料发热量的平均排放因子为76.89 ng/J.建议采取分阶段控制的方式,逐步提高NO_x排放限制,从而实现控源减排目标.     

炭素焙烧炉沥青烟净化处理

采用干式静电除尘技术,对炭素焙烧炉排放的含有烟尘、沥青烟的工业废气进行处理,达到既能高效净化有害气体,又能降低资金投入。处理后的各项指标为:烟尘排放浓度=20.0mg/m3,沥青烟排放浓度=14.2mg/m3,苯并(a)芘排放浓度=0.054×10-3mg/m3,所有污染物均达到排放标准。