水泥窑炉SNCR脱硝技术探析

我国氮氧化物(NOx)减排任重道远,水泥行业是第3排放大户,江苏科行集团和清华大学承担了水泥窑炉脱硝国家科技支撑计划重点项目,解决选择性非催化还原(SNCR)脱硝技术在水泥窑炉应用的关键问题,开发具有自主知识产权的SNCR脱硝成套技术.SNCR工艺被认为是目前可用于水泥工业回转窑上的最好技术,水泥窑炉SNCR工艺必须具备一定的条件.SNCR系统烟气脱硝过程是由4个基本过程完成,影响SNCR脱硝效率的主要因素有:温度区间、停留时间、氨氮比.水泥窑SNCR脱硝难点在于环境,气氛对钙基颗粒的作用也有影响.     

循环流化床锅炉燃煤电厂脱硝技术探析

随着新的火电厂排放标准颁布实施,循环流化床锅炉燃煤机组也面临着氮氧化物不能稳定达标排放的问题。本文对SCR、SNCR和SNCR-SCR等脱硝技术的优势和不足进行对比分析,提出适合循环流化床锅炉燃煤机组采用的脱硝技术。     

燃气轮机脱硝技术现状及发展趋势

随着燃气轮机的快速发展及其装机总量的不断提升,燃气轮机NO_x排放控制技术受到越来越广泛的关注。汇总分析了国内外NO_x排放标准以及主要的NO_x控制技术。选择性催化还原(SCR)技术是应用最广泛的尾部烟气脱硝技术,但因燃气轮机的烟气NO_x含量低且氧含量高,余热锅炉空间结构狭窄等特点,传统SCR催化剂难以直接应用。详细介绍了燃气机组SCR脱硝催化剂应用现状和国内外相关研究进展,研究发现低温活性和抗水性是燃机脱硝催化剂的重要研究方向。     

利用NH3选择性催化还原（SCR）烟气脱硝技术研究进展

介绍了利用NH3选择性催化还原（sCR）烟气脱硝技术的机理、动力学模拟以及着重介绍了用于SCR过程中的各种催化剂的研究进展,最后分析了在SCR脱硝过程中的主要影响因素。并展望了今后脱硝过程中的方向,是进一步探讨各种催化剂的催化机理,从而研究更为合适的催化剂。     

SNCR脱硝技术在循环流化床锅炉的应用

介绍了某电厂循环流化床锅炉SNCR(选择性非催化还原)脱硝系统的脱硝原理、基本构成及应用效果,测试结果表明,循环流化床锅炉选用SNCR脱硝技术可以达到新的火电厂污染物排放标准中的NOx排放要求。     

低氮燃烧加选择性非催化还原脱硝技术——以某水泥厂应用为例

近年来,在新的《水泥工业大气污染物排放标准》(GB 4915-2013)和总量减排的压力下,各地水泥厂,尤其是大型水泥厂,逐步实施了脱硝工程,但在实际应用中,部分水泥厂的污染物排放仍然存在一定的问题,需要从技术和管理上进行进一步的加强。本文以某水泥厂的低氮燃烧加选择性非催化还原脱硝处理工艺(SNCR)为例,比较了脱硝工程实施前后各种污染物的排放情况,监测结果表明,该项目脱硝效果良好,氨排放也处于较低水平。     

时间与温度对SCR脱硝催化剂再生的影响

本研究对商业SCR脱硝催化剂的再生效果进行了探讨。本研究采用BET、XRD、SEM、EDX多种表征技术对3种不同运行时间的催化剂再生前后进行了表征。     

V-Mo/TiO2堇青石负载型脱硝催化剂的制备和性能

随着环境问题日益突出,锅炉烟气中氮氧化物（NO_x）的脱除成为亟待解决的问题。采用同步浸渍法制备了堇青石蜂窝负载型脱硝催化剂,研究了钒含量、温度、气时空速以及酸处理等对堇青石负载型脱硝催化剂脱硝效率的影响,同时采用BET、XRD等对催化剂进行物理化学表征。结果表明:负载型脱硝催化剂脱硝效率随着V₂O₅含量的增加逐渐变大,脱硝效率随着温度提高先增加后降低;在340℃时,负载型催化剂达到较好的脱硝效果,脱硝效率达到98%以上（气时空速为18000 h-1）;硫酸处理后的催化剂脱硝效率提高1~3百分点,而HCl处理后的催化剂脱硝效率降低4~8百分点;堇青石负载型催化剂负载率维持在25%左右,经过超声处理后的脱落率<10%。     

SNCR在垃圾焚烧发电厂的应用与控制

大连垃圾焚烧发电项目采用SNCR控制的技术方案,实现了垃圾焚烧发电系统的脱硝。文章从脱硝系统的选择和控制方案进行了论述,阐述了采用氨水作为还原剂的SNCR系统在垃圾焚烧发电厂的应用效果与经济成本。     

典型燃煤电厂废SCR催化剂解析及环境管理思考

目的提出废烟气脱硝催化剂成分解析、产生量预测及处理处置的对策。方法用ICP方法对烟气选择性催化还原脱硝过程中产生的大量废SCR催化剂化学成分等进行分析。采用数学模型对废SCR产生量进行估算,并在此基础上给出将废SCR催化剂列入危废名单的原因。结果在燃煤电厂装机容量的基础上进行理论推算,我国将从2017年开始大量产生SCR催化剂固体废弃物,并会逐年增加,在2020年以后逐步稳定在25×104~30×104 m3/a。废SCR催化剂中Ti的含量最高,约占23.3%~46.2%。W,V,Mo,Ba是SCR催化剂中的活性组分,并且不同SCR催化剂中活性组分的含量并不相同。钒的含量对废SCR催化剂的潜在判定影响较大。SCR催化剂可能会吸附砷、汞、镉等重金属以及各种飞灰成分等物质,从而增加了废SCR催化剂的化学成分。依据《国家危险废物名录》第二条的相关规定,鉴于废烟气脱硝催化剂不排除具有危险特性,且不处理或处理不当可能对环境或者人体健康造成有害影响。基于此,本研究团队将烟气脱硝过程中产生的废钒钛系催化剂建议纳入危险废物统一管理。结论废SCR催化剂是我国近期出现并将长期存在的一种脱硝危废,尚缺乏符合国情的处理处置经验。为了建设"天蓝、地绿、水清"的美丽中国,需要继续探索可行的废SCR催化剂的监督和管理措施,完善各项标准和法规,最终实现对废SCR催化剂进行有效的监管。     

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%.      

烟气同时脱硫脱硝技术进展研究

中国二氧化硫和氮氧化物的排放所引起的污染越来越严重,国家治理大气污染的力度逐步加大.现阶段单独脱硫脱硝的技术已经很成熟,考虑到经济高效的问题,烟气同时脱硫脱硝技术是当前烟气净化技术研究的热点之一.研究开发经济、高效、简单的烟气脱硫脱硝一体化技术十分必要和紧迫.本文介绍了几种典型烟气同时脱硫脱硝技术原理及其研究现状,分析了其原理及优缺点,对几种工艺进行了技术和经济分析.最后对脱硫脱硝一体化技术的发展前景作了展望.     

燃煤烟气中零价汞控制技术研究进展

我国燃煤过程中汞的排放越来越引起国际社会的广泛关注。燃煤烟气中排放汞的形态主要以零价汞为主,将气态零价汞转化为易于脱除的二价汞是控制零价汞排放的有效途径。为此,文章对燃煤烟气中零价汞的转化机理以及控制技术现状进行了概括和总结,对不同零价汞控制技术的特点进行比较分析,并初步探讨了其发展趋势。结论得出应充分利用现有的烟气净化设备,经济有效地发挥其在烟气除汞方面的作用。     

山西省低热值燃煤电厂煤粉炉SO2和NOx超低排放工艺技术路线探讨

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。     

我国燃煤电厂大气汞控制技术综合评估与对策探讨

采用模糊综合评价法与层次分析法或专家判定法相结合,对我国燃煤电厂非常规污染物大气汞控制技术进行了综合评估,以筛选出最佳控制技术.建立了环境、经济和技术为一级指标的三层指标体系,共22个评价指标;初步筛选出洗选煤+烟气净化协同脱除技术、烟气净化协同脱除技术、烟气净化协同脱除技术+活性炭吸附技术等七项技术及技术组合并对其开展评估.结果表明:强调环境因素的层次分析法综合评估结果表明,超低排放协同脱除技术+活性炭吸附技术得分最高（0.797 0）,为最佳控制技术.而专家判定法与强调经济因素的层次分析法的综合评估结果一致,洗选煤+烟气净化协同脱除技术最具经济优势,是专家认可的最佳可用技术（BAT）和最佳环境实践（BEP）.研究显示,我国现阶段可采用洗选煤+超低排放协同脱除技术对燃煤电厂的大气汞污染进行控制,但为达到发达国家的严格排放标准,必须采用超低排放协同脱除技术+活性炭吸附技术.      

燃煤电厂烟气一次PM2.5控制技术的综合评估

以燃煤电厂烟气颗粒物控制技术或组合为研究对象,在文献调研和专家问卷调查基础上,针对燃煤电厂一次PM_2.5排放特征,构建了包含环境、经济和技术三方面共16项四个层次的评价指标体系;采用模糊综合法对7种颗粒物控制技术及其组合开展了综合评估.结果表明：在综合分析或着重环境性能的情况下,7种单一或组合控制技术的优先顺序为：低低温静电除尘配高频电源+湿式静电除尘≈静电除尘配高频电源+湿式静电除尘 > 电袋复合除尘 > 静电除尘+湿式静电除尘 > 袋式除尘 > 静电除尘 > 电凝并+静电除尘.若优先考虑经济因素,静电除尘为最优选择;优先考虑技术性能则袋式除尘为最优选择.     

电厂PM2．5排放现状与控制技术

大气颗粒物特别是超细颗粒物PM2．5对人体健康及环境会产生很大危害．燃煤电厂是超细颗粒物的重要排放源。本文简要阐述了燃煤电厂超细颗粒物排放的现状,并针对燃煤电厂重点介绍了超细颗粒物的排放控制技术．包括传统的除尘器加湿法脱硫设施的除尘、混合除尘控制技术、以及在传统除尘器前设置团聚预处理装置的技术等。指出了各种技术的利弊、应用现状及应用前景展望。     

燃煤电厂烟气中SO_3控制技术及测试方法探讨

探讨了燃煤电厂烟气中SO_3控制技术及测试方法,旨在为我国相关技术的研究及测试标准的制定提供参考依据。详述了烟气中SO_3的燃烧前、燃烧中及燃烧后控制技术;燃煤烟气中SO_3的测定主要应用先采样后分析SO_4~(2-)的方法,SO_3的采样主要使用异丙醇吸收法和控制冷凝法,SO_4~(2-)则主要使用容量滴定法、分光光度法及离子色谱法进行分析。此外,分析了不同SO_3控制技术及测试方法的优缺点,提出了可行的燃煤电厂烟气中SO_3控制技术路线。     

我国燃煤电厂颗粒物排放特征

基于我国燃煤电厂(不含港、澳、台数据,下同)的燃烧技术及颗粒物控制技术分类,建立了燃煤电厂颗粒物排放计算方法. 利用该方法,分析了2000─2010年我国燃煤电厂颗粒物排放量及分布特征. 结果表明:我国燃煤电厂颗粒物排放量自2000年起持续增加,于2005年达到最高值(375×104 t),其中PM₁₀、PM_2.5排放量分别为237×104、129×104 t;此后逐年降低,2010年降至166×104 t,其中PM₁₀、PM_2.5排放量分别降至126×104、85×104 t. 随着静电除尘及湿法脱硫的普及,颗粒物中PM_2.5所占比例由2005年的34.3%升至2010年的51.2%. 我国燃煤电厂颗粒物排放地区分布不均衡,2010年内蒙古、山东、河南、江苏、山西和广东六省区的排放量占全国排放总量的44%. PM_2.5排放因子也因各省燃煤电厂颗粒物排放控制技术不同而产生差异,其中煤粉炉、循环流化床锅炉的PM_2.5排放因子分别为0.35~0.75、0.27~0.90 kg/t. 从机组规模影响来看,单台容量在30×104 kW以下的燃煤机组是粗颗粒(PM>10)的主要来源,而在30×104 kW以上的燃煤机组对PM_2.5排放贡献(64.6%)较大,这主要与这类燃煤机组静电除尘和湿法脱硫的安装比例高有关.      

Economic analysis of atmospheric mercury emission control for coal-fired power plants in China

Coal combustion and mercury pollution are closely linked, and this relationship is particularly relevant in China, the world's largest coal consumer. This paper begins with a summary of recent China-specific studies on mercury removal by air pollution control technologies and then provides an economic analysis of mercury abatement from these emission control technologies at coal-fired power plants in China. This includes a cost-effectiveness analysis at the enterprise and sector level in China using 2010 as a baseline and projecting out to 2020 and 2030. Of the control technologies evaluated, the most cost-effective is a fabric filter installed upstream of the wet flue gas desulfurization system (FF + WFGD). Halogen injection (HI) is also a cost-effective mercury-specific control strategy, although it has not yet reached commercial maturity. The sector-level analysis shows that 193 tons of mercury was removed in 2010 in China's coal-fired power sector, with annualized mercury emission control costs of 2.7 billion Chinese Yuan. Under a projected 2030 Emission Control (EC) scenario with stringent mercury limits compared to Business As Usual (BAU) scenario, the increase of selective catalytic reduction systems (SCR) and the use of HI could contribute to 39 tons of mercury removal at a cost of 3.8 billion CNY. The economic analysis presented in this paper offers insights on air pollution control technologies and practices for enhancing atmospheric mercury control that can aid decision-making in policy design and private-sector investments.