大气雾霾污染的原因与防治对策分析

通过对雾霾污染的研究分析,指出雾霾污染的2个原因:一是由于污染物排放,使大气环境中细微颗粒物增多。目前城市大气环境中细微颗粒物主要来源于汽车尾气的排放,其次是工业燃煤的污染排放,也有区域之间细微颗粒物飘移的影响。二是气象条件,主要是水平方向静风伴随着垂直方向上出现逆温。在大气环境中细微颗粒物增多和静风逆温天气条件的共同作用下,形成雾霾污染。大力推广应用LNG汽车,使用清洁燃料,是改善城市区域环境空气质量的重要途径;城区内的电力、供热生产燃气化,也是改善环境空气质量的有效举措。治理雾霾污染不仅需要政府的努力,也需要全社会的共同参与,加强环境污染管理和监管执法是治理雾霾污染的重要保障。     

北京夏冬季雾霾天气大气单颗粒物特征

为了深入了解不同源排放大气颗粒物对北京市大气环境的影响,从而提出更有效的防污染源控制对策,减少污染,对2014年夏季7月和2015年冬季1月北京市采集的108个样品应用扫描电镜-能谱技术进行研究。结果表明硫钙颗粒和碳质颗粒在冬夏季雾霾天气均大量出现。夏季清洁天气下PM_(2.5)以上扬尘颗粒数量大于冬季。夏季雾霾天气下有机碳及含硫颗粒快速增加,冬季雾霾天气下由于燃煤供暖因素的存在,有机碳及含硫颗粒等特殊颗粒平均浓度较清洁天气增幅最高达145倍,PM1以下总颗粒数增长高达700%。夏季雾霾天气PM0.5~1颗粒数量较清洁天气增长1.6倍,冬季增长8倍。不同季节雾霾天气主导污染颗粒不同,应采取有针对性管控措施。     

山东补助超低排放燃煤锅炉 首批1.4亿元奖补资金已拨付到位

<正>山东省在全国率先出台燃煤机组(锅炉)超低排放财政补助政策,将改造后燃煤机组(锅炉)的二氧化硫、氮氧化物、烟粉尘等污染物减排量作为资金测算因素,对已完成燃煤机组(锅炉)超低排放改造,且通过环保部门减排效益审核的电力企业予以奖补。目前,首批奖补资金1.4亿元已     

海南出台大气污染防治行动计划实施细则

正海南省政府下发《海南省大气污染防治行动计划实施细则》(以下简称《细则》),将把良好的生态环境作为改善民生的重要目标,着力解决以细颗粒物为重点的大气污染问题,突出抓好重点城市、重点行业、重点企业的污染治理。《细则》指出,海南将加快热力和燃气管网建设,通过集中供热、煤改气、煤改电、煤改生物质颗粒能源工程建设,到2015年底,海口市、三亚市建成区基本淘汰每小时10蒸吨及以下的燃煤锅炉,禁止新建燃煤锅炉;到2017年底,各市县建成区基本淘汰每小时35蒸吨及以下燃煤锅炉,其他区域基本淘汰每小时10蒸吨及以下燃煤锅炉。     

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。     

基于复杂有害气体释放模型的雾霾气象条件下烟气排放影响分析

针对华北地区雾霾污染的长期性和频繁性,运用复杂有害气体释放模型(CHARM),开展雾霾气象条件下工业区燃煤锅炉烟气排放对周边居民区影响的环境模拟,并通过地理信息系统(GIS)聚类分析手段,划定污染影响的空间级别,最后针对工业区雾霾天气应急管理、雾霾补偿和产业用地布局规划等方面提出对策建议。结果表明,在雾霾气象条件下,燃煤锅炉烟气连续排放20min可对周边高层建筑产生影响,连续排放1h则对周边258 334m2产生明显污染。距排放点水平距离110m内、垂直高度80m以上区域以及距排放点水平距离340~400m、垂直高度40~60m区域受锅炉烟气污染最为严重。     

基于单颗粒气溶胶质谱法的雾霾过程中细颗粒物组分分析及来源研究

为了解雾霾过程中细颗粒物的组分与来源,采用单颗粒气溶胶质谱(SPAMS)法,于2015年12月在西安城市运动公园对雾霾过程进行连续观测。根据细颗粒物的质谱特征,将其化学组分分为10类,为有机碳(OC)、元素碳(EC)、混合碳(ECOC)、左旋葡聚糖(LEV)、矿尘(MD)、重金属(HM)、富钾颗粒物(RK)、富钾钠颗粒物(RNa K)、富铵颗粒物(RNH+4)以及其他颗粒物。将本次雾霾过程分为5个阶段,各个阶段占比最大的化学组分均为OC、EC、ECOC;在雾霾生长阶段,RK、RNa K及RNH+4增长明显。将细颗粒物来源分为8类:机动车(36.3%)、燃煤(22.5%)、扬尘(7.1%)、生物质燃烧(5.1%)、工业(7.3%)、餐饮(0.5%)、二次合成(7.9%)和其他来源(13.3%)。结果表明,机动车和燃煤是本次雾霾的主要来源,二次合成对雾霾生长和消退有重要作用。     

燃煤机组超低排放系统成本分析及经济性运行策略

为了探究典型燃煤机组超低排放系统的经济性运行区间以及经济性优化策略,建立了长三角区域115台燃煤机组(共计79370 MW)超低排放技术路线数据库;通过建立污染物控制技术成本评估模型,探究了机组容量、煤质、运行时间和"上大压小"策略对运行成本的影响.针对典型超低排放技术路线,机组容量由100 MW增加至1000 MW时,超低排放系统运行成本由0.051元·(kWh)-1下降至0.027元·(kWh)-1.根据环保电价补贴,将超低排放系统运行成本划分成了4个区间.当超低排放电价补贴为0时,600 MW及1000 MW机组超低排放系统原有的环保电价补贴仍可满足超低排放系统运行的成本要求."上大压小"策略可以显著降低污染物控制成本,在实现相同发电量的情况下,如果用3台1000 MW燃煤机组替代10台300 MW燃煤机组,SO2、NOx及PM控制年运行成本下降幅度分别为20.7％、27.6％和34.4％.本研究结果可为燃煤电厂超低排放系统的经济性运行提供参考.     

中国火电行业CO2排放特征探讨

收集了2007年中国火电行业的燃料消耗数据,利用<2006年联合国政府间气候变化专门委员会(IPCC)国家温室气体清单指南>中提供的CO2缺省排放因子,估算了中国火电行业的CO2排放量,分析了火电行业的CO2排放特征.结果表明,煤电机组发电的CO2排放量最高,占火电行业CO2排放总量的93.2%,燃气、燃油机组发电的CO2排放量仅占6.8%.煤电机组构成中,亚临界机组发电的CO2排放量最高,其次为超临界机组,两者的CO2排放量占火电机组发电CO2排放总量的28.4%;超高压、高温高压和中温中压机组发电的CO2排放量共计占21.6%.从区域分布来看,山东省、江苏省、内蒙古自治区、河南省、山西省、河北省、浙江省、广东省、辽宁省、安徽省的火电行业CO2排放量占中国火电行业CO2排放总量的66.00%,这与火电机组的区域分布密切相关.     

浙江最大绿色电厂崛起在浙北大地

2006年4月11日，在春风吹遍大江南北之际，浙江长兴电厂3号机组烟气脱硫工程，顺利通过168小时满负荷试运行，移交商业运行。2006年5月，浙江长兴电厂四台机组烟气脱硫工程的全部竣工投运，标志着国内脱硫公司通过引进国外技术，自主设计、设备成套、安装调试的脱硫工程在浙江省4×30万千瓦燃煤机组上的成功投运。工程的竣工投产，对于改善长兴的大气环境质量、减轻酸雨污染具有重要作用，将为实现浙江省二氧化硫总量控制规划目标作出重大贡献，是利厂利民的环保工程。浙江天地环保工程有限公司是长兴电厂4×30万千瓦燃煤机组烟气脱硫工程的…     

燃煤电厂超低排放改造的技术路线研究

化石燃料燃烧带来的环境污染问题日益严重,加强对烟气中污染物的排放治理尤为重要。目前中国要求燃煤机组全面实施超低排放改造。从技术角度和现场试验经验出发,研究了烟尘、SO_2和NO_x的超低排放控制技术,并对各种技术方法进行了分析和对比。根据各污染物控制技术的特性,提出并研究了目前较为成熟的超低排放改造主流技术路线,并对各种技术路线的实际运行效果进行了试验和监测。各技术路线均可以较好地满足超低排放的技术要求。考察并分析了河南省进行超低排放改造后的燃煤电厂所存在的一些问题,提出了解决性和建设性的意见,为将要进行超低排放改造的燃煤电厂提供了技术指导。     

基于人工模拟雾霾装置的颗粒物沉降效果分析

雾霾对人类生活生产的影响日益严重,雾霾治理的研究逐渐受到重视,然而自然雾霾天气的不可预测性增加了研究难度。根据雾霾的组成特点,设计并搭建了一套人工模拟雾霾装置,对雾霾颗粒物的沉降效果进行浓度监测和分析。模拟结果表明:各种环境下,PM_(10)的浓度和沉降速率最高,总浓度占比保持在40%以上,PM_(2.5)浓度占比约为35%,PM_1浓度最低,仅占20%～25%;有风环境下,颗粒物的沉降速度明显提高,当沉降时间达到130 min后,PM_1的浓度达到20%以下。装置成功模拟了100 min以上的重度雾霾以及20 min的中度雾霾,可为雾霾治理的研究提供稳定可控的实验环境。综合上述结果,将PM_(2.5)和PM_1凝结成PM_(10),可加速雾霾的消散,对雾霾治理具有重要参考价值。     

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。     

燃煤电厂典型超低排放除尘技术组合下的尘排放特性

为研究典型超低排放除尘技术组合下的尘排放特性,梳理了目前超低排放除尘技术改造的主流技术路线,归纳出典型的7种改造技术路线。依据典型的改造技术路线,选择了27台在2015—2017年完成改造的燃煤发电机组,并对其烟尘排放进行长期的连续监测,根据机组长期运行的排放表现对典型超低排放除尘技术路线的实际减排效果进行量化对比分析。结果表明,7种除尘改造技术路线均可达到控制烟尘排放浓度在10 mg·m~(-3)以下的超低排放标准,其中路线6改造后尘浓度控制在2 mg·m~(-3)以下。对减排效率的研究表明,各技术路线改造后的减排效率均可达到99.97%以上,计算得到机组的平均排放因子为0.025 7 kg·t~(-1)(95%置信区间0.025 4～0.026 1 kg·t~(-1)),其中路线6的排放因子最低,为0.008 6 kg·t~(-1)(95%置信区间0.008 4～0.008 8 kg·t~(-1))。     

超低排放背景下燃煤电厂烟气控制技术费效评估

在煤电机组超低排放趋势背景下,煤电企业需积极开展燃煤电厂大气污染物排放控制关键技术研究,快速推进环保升级改造,以期实现低成本下燃煤机组大气污染物的超低排放。基于环境审计中成本效益估算原则,收集实际工程案例投资和运行参数,建立了烟气脱硫、脱硝技术费效数据库,评估了燃煤电厂典型大气污染物控制技术的费用效益。烟气脱硫技术中,循环流化床半干法单位装机容量的系统初投资、年运行费用分别为25.78万、5.68万元/MW,均高于石灰石/石膏湿法。烟气脱硝技术中,选择性催化还原(SCR)技术的效费比仅为1.15,显著低于选择性非催化还原(SNCR)技术(1.63)和SNCR/SCR联用技术(1.36),但SCR技术脱硝效率高达80%,而SNCR技术的脱硝效率仅为30%,因此脱硝技术选型时不宜将效费比作为唯一参考指标。     

人工模拟雾霾实验及其装置

雾霾天气对人类生产生活的影响受到越来越多的重视,然而实际雾霾天气的不确定性限制了研究工作的开展。结合雾霾组成特点,根据溯源法得出雾霾的人工模拟方法,设计并搭建了一套人工模拟雾霾的实验装置,该装置由模拟燃煤排放、模拟交通排放(如汽车尾气)、粉尘扬尘及含有一定雾水电导率的盐雾发生器等4个单元部分组成。设计一个高3.2 m、直径4 m的圆柱有机玻璃模拟腔体,在腔体不同位置设置5个监测点,采用粒径谱仪,粒子计数仪、温湿度传感器等对形成的雾霾环境进行颗粒物粒径分布和浓度监测。通过调试实验,该系统最终可实现稳定的高浓度雾霾环境,可用于研究材料在雾霾环境下的加速老化实验。     

燃煤工业锅炉大气污染物控制方案研究

基于中国燃煤工业锅炉大气污染物排放及治理现状,并结合国家相关产业政策和国内外技术发展趋势,以2008年为基准年,分析测算了2015、2020年燃煤工业锅炉大气污染物排放量,提出了适合中国国情的燃煤工业锅炉大气污染物控制技术路线.依据研究的控制方案,2015年,烟尘、二氧化硫及氮氧化物排放量分别为507万、458万、230万t；2020年,烟尘、二氧化硫及氮氧化物排放量分别为491万、423万、269万t.与2008年相比,大气污染物排放量变化不大,基本上做到了增容不增污.在此基础上,提出了燃煤工业锅炉大气污染物防治建议.     

基于多源数据融合的浙江省温室气体与大气污染物排放协同研究

减污降碳协同是中国新发展阶段经济社会发展全面绿色转型的必然选择。以浙江省为研究对象,应用多源数据融合方法构建1 km×1 km的温室气体与大气污染物排放网格,采用耦合协调模型识别温室气体和大气污染物排放的协同高值区、磨合区、拮抗区等。研究结果显示,占浙江省国土空间0.68%的协同高值区集聚了30.6%的温室气体排放和38.3%的大气污染物排放,根据不同区域协同排放特性提出减污降碳治理的空间管控优先次序建议、重点行业治理建议、重点因子治理建议等,丰富了区域减污降碳协同的精细化定量分析方法和中长期治理路径优化技术方法。     

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。     

燃煤工业锅炉烟气中汞排放情景分析

目前,中国对于燃煤工业锅炉烟气中汞排放的控制,主要利用除尘、脱硫等技术进行协同减排控制。以2015年为燃煤工业锅炉烟气中汞排放标准的实施年,按设定的两种情景分析了不同的协同脱汞技术方案,并分析了两种情景(情景一:新建锅炉和在役锅炉汞的排放限值分别为30、50μg/m3;情景二:新建锅炉和在役锅炉的汞排放限值分别为20、30μg/m3)下燃煤工业锅炉烟气中汞的减排情况。分析表明:情景一下,与2015年相比,2020年燃煤工业锅炉烟气中汞减排量增加15.5~29.0t,汞减排率则增加了8~14百分点;情景二下,与2015年相比,2020年汞减排量增加19.7~36.5t,汞减排率则增加10~18百分点。情景二下,高脱汞效率的协同脱汞控制技术的使用比例更高,因此汞减排效果更强。