燃煤电厂超低排放改造前后汞污染排放特征

针对300 MW燃煤机组,基于US EPA(美国国家环境保护局)的30 B汞监测方法,通过多点监测对比了实施低氮燃烧器改造、SCR脱硝改造、新增低温省煤器、静电除尘器高频电源改造、湿法脱硫塔脱硫提效并增加管式除雾、新增湿式静电除尘器技术路线开展的超低排放改造前后汞排放及分布特征.研究表明:超低排放改造前,神华煤w(Hg)为49 μg/kg,烟囱入口ρ(Hg)测量值为1.87 μg/m3;煤燃烧及经过污染物控制单元后,有35.0%的汞存在于灰中,有29.5%的汞存在于石膏中,有35.4%的汞从烟囱排出.超低排放改造后,神华煤中w(Hg)为30 μg/kg,烟囱入口ρ(Hg)测量值为0.46 μg/m3;脱硫进水及湿式除尘器进水对汞平衡几乎没有影响,煤燃烧及经过污染物控制单元后,有36.1%的汞存在于灰中,有55.2%的汞存在于石膏中,有8.7%的汞从烟囱排出.超低排放改造后,污染物控制设备的烟气综合脱汞效率提高了1.5倍左右,表明超低排放脱硝增强了对汞的催化氧化,而脱硫增强了对二价汞的吸收结果.湿式电除尘器对脱汞没有明显效果.      

超低排放燃煤电厂颗粒物脱除特性

在京津冀某660 MW超低排放发电机组,通过低压撞击器(DLPI)颗粒物取样系统对选择性催化还原装置(SCR)、低低温省煤器(LLTe)、静电除尘器(ESP)、高效湿法脱硫塔(WFGD)、湿式静电除尘器(WESP)进出口烟气中的颗粒物取样,通过滤膜取样系统对WFGD、WESP进出口颗粒物进行同步取样.获得了超低排放改造后,不同烟气处理设备对PM1、PM1~2.5、PM_(2.5~10)的脱除效率.结果表明,SCR能够明显增加PM1的质量浓度,PM1增加了52.11%;LLTe能够显著提高ESP的脱除效率,尤其是0.1~1μm范围内的颗粒物;WFGD能够协同脱除SO_2和颗粒物,但会增加PM1的排放,PM1质量浓度增加了59.41%,PM10中水溶性Mg2+、Cl-、SO2-4组分增加;WESP对PM1、PM1~2.5、PM_(2.5~10)均有较高的脱除效率,能够进一步降低颗粒物质量浓度.超低排放技术路线下,该燃煤电厂最终排放的PM10质量浓度为2.04 mg·m~(-3).     

超低排放改造后燃煤电厂常规大气污染物排放特征

基于海口电厂"超低排放"燃煤机组在线监测数据和实测结果,研究颗粒物、SO₂、NO_x排放特征,分析颗粒物粒径分布和化学成分谱.结果显示,"超低排放"机组颗粒物、SO₂、NO_x排放浓度均值分别为(1.57±0.81)、(15.15±6.23)和(40.10±3.63) mg·m^-3,均满足超低排放限值要求.TSP、PM₁₀、PM_2.5、PM₁、SO₂、NO_x的排放因子均值分别为0.0099、0.0098、0.0092、0.0065、 0.1131、0.2882 kg·t^-1,排放因子集中在很窄的区间内,呈正态或偏正态分布,与未进行超低改造研究结果比较,排放因子减小了1～2个数量级.颗粒物数浓度分布呈双峰分布,数浓度峰值粒径为0.027μm和0.641μm;质量浓度呈单峰分布,峰值粒径为1.100μm.PM₁₀、PM_2.5...     

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...     

燃煤电厂排放细颗粒物的水溶性无机离子特征综述

当前我国面临严重的大气细颗粒物(PM2.5)污染,燃煤电厂是大气中PM2.5的重要来源之一.为了实现国家"十一五"和"十二五"规划对二氧化硫(SO2)和氮氧化物(NOx)的总量减排目标,燃煤电厂大规模安装烟气脱硫和脱硝设施,这虽然减少了气态污染物转化生成的二次PM2.5,但另一方面也会对烟气中PM2.5的物理化学特征产生影响,有可能增加一次PM2.5的排放.本文综述了燃煤电厂排放PM2.5及其水溶性离子的粒径分布特征,重点介绍了脱硫和脱硝这两种烟气处理设施对燃煤电厂排放PM2.5的影响原理及相关研究结果,特别是对细颗粒物中水溶性离子(如SO2-4、Ca2+和NH+4)的影响.在目前我国PM2.5污染十分严重和燃煤电厂大量安装脱硫和脱硝装置的背景下,定量研究脱硫和脱硝对PM2.5排放特征的影响具有十分重要的意义.     

燃煤电厂颗粒物超低排放技术路线选择

与SO₂和NO_x超低排放技术不同,颗粒物超低排放是多个处理环节共同作用的结果,是一个系统工程,需同时考虑一次除尘和二次除尘技术的适用性和有效性。随着燃煤电厂除尘技术和协同除尘新技术的发展及推广应用,目前我国燃煤电厂实现颗粒物超低排放的技术路线出现多元化,在过去依赖湿式电除尘做为二次除尘技术的超低排放技术路线基础上,还出现了以湿法脱硫协同除尘做为二次除尘和以超净电袋复合除尘为基础不依赖二次除尘的超低排放技术路线。在分析一次除尘和二次除尘技术的发展与应用现状、效果与适用性等基础上,提出燃煤电厂颗粒物超低排放技术路线选择方法。     

新疆燃煤电厂脱硝系统超低排放改造方案

目前新疆地区的燃煤电厂都在对现役机组进行超低排放改造,我国氮氧化物超低排放的标准要求不超过50 mg/m~3。以燃煤电厂的脱硝系统为研究对象,通过对全疆13家燃煤电厂脱硝系统的超低排放改造技术进行调查和分析,重点介绍目前疆内几种主流的脱硝系统超低排放改造的方式和原理,并提出脱硝系统改造后可能存在的一些问题,希望能够为后续燃煤电厂脱硝系统的超低排放改造提供参考。     

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.      

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.      

燃煤电厂湿法脱硫对PM2.5和多环芳烃排放的影响

采集了2个超低排放燃煤电厂湿法脱硫入口和出口的PM_(2.5)样品,分析了PM_(2.5)、水溶性离子和多环芳烃(PAHs)的排放规律。结果显示:电厂A和B脱硫出口的PM_(2.5)浓度分别为(2. 9±1. 2),(3. 4±2. 0) mg/m~3,脱硫系统对PM_(2.5)去除率分别为32. 6%和34. 6%;但PM_(2.5)中水溶性离子浓度明显增加,主要离子组分为SO_4~(2-)、Cl~-和NH_4~+。厂区内大气环境的PM_(2.5)浓度相比市区偏高34. 8%,建议对厂区内无组织源加强管理。脱硫出口的PAHs质量浓度分别为(494. 5±243. 9),(563. 2±310. 3) ng/m~3,脱硫系统对PAHs的去除率分别为52. 7%和60. 4%,且对中高环(5～6环)的PAHs去除效果要明显优于低环(2～3环)。WFGD系统前后烟气中的PAHs主要以中低环(2～4环)的组分为主,高环物种含量较少。     

典型超低排放燃煤电厂可凝结颗粒物特征和成因

燃煤电厂排放的可凝结颗粒物(condensable particle matter,CPM)由于其潜在的大气环境影响引起广泛关注,而目前对于燃煤电厂CPM的特征和成因尚不清楚.本研究通过稀释间接法收集了超低排放改造后的典型燃煤电厂石灰石-石膏湿法脱硫(wet flue gas desulfurization,WFGD)入口/出口和湿式静电除尘(wet electrostatic precipitator,WESP)出口位置的CPM,并对其进行重量分析和水溶性离子分析,同时测量了可能的CPM气态前体物浓度.结果表明,烟气中CPM的主要气态前体物为HCl、HNO₃、SO₃和NH₃等.烟气温度降低后,这些气态前体物通过冷凝或化学反应形成CPM.所形成CPM主要化学组分包括SO■、Cl^-、NO^-₃和NH⁺₄等水溶性离子.WFGD和WESP可以降低CPM气态前体物的浓度,进而减少CPM排放,经过WFGD和WESP后CPM浓...     

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 parti...     

燃煤机组超低排放改造对汞的脱除效果研究

燃煤烟气中汞污染的控制是目前重要的环保课题之一,燃煤电厂利用现有的脱硝、脱硫、除尘设备去除汞,文章分析燃煤电厂烟气净化设备超低排放改造后汞的排放水平,说明现有废气处理设施超低排放改造,既能有效降低烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度,也有利于汞的去除,燃煤机组超低排放改造后汞的排放浓度远低于现行0.03 mg/m3的限值;通过分析燃煤电厂现有烟气净化设备对汞的协同去除效果和脱除汞的原理,提出了未来燃煤烟气汞污染控制措施的建议.     

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%.      

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%.