燃煤锅炉烟气除尘技术的现状及进展

介绍了现阶段国内燃煤锅炉烟气除尘技术,包括静电除尘、袋式除尘和电袋复合除尘的原理、特点和改进方向,并对近年来国内外发展的烟气除尘新技术的原理及研究现状进行评述,展望了国内燃煤锅炉烟气除尘技术的发展前景与技术方向。     

基于实测的燃煤电厂氟排放特征

选择我国4家电厂的6台煤粉锅炉,进行了烟气以及飞灰、底渣、脱硫石膏等燃煤副产物样品的采集和F(氟)含量分析,考察燃煤电厂F排放特征. 结果表明:经过烟气除尘、脱硫及脱硝装置后,烟气中氟化物浓度明显降低; 除尘器主要脱除烟气中颗粒态F,静电除尘器对烟气中氟化物的总脱除效率为19.50%~36.59%,布袋除尘器的脱除效率略高于静电除尘器;石灰石-石膏湿法脱硫装置可协同脱除烟气中94.19%的氟化物. 燃煤中的F经过燃烧和烟气净化装置后,有0.83%~3.37%由底渣排放;1.20%~2.00%转移到脱硫废水中;13.45%~33.80%转移到飞灰中;59.60%~79.66%转移到脱硫石膏中;只有2.04%~5.00%通过烟囱排入大气.      

高浓度有机废水脱除燃煤烟气NOx的试验研究

为研发经济、高效的有机废物与烟气NO_x协同控制技术,分别采用丙烯酸钠、工业酒精和萘磺酸钠高浓度有机废水替代氨水、尿素等常用脱硝剂,在热态燃煤试验炉上,研究了T(烟气温度)、φ(O₂)、停留时间和废水与烟气混合方式等参数对烟气脱硝的影响. 结果表明:在烟气温度为1 190 K时,丙烯酸钠、酒精和萘磺酸钠高浓度有机废水的脱硝效率分别为12.7%、14.2%和9.1%;烟气温度为1 360 K时,三者的脱硝效率分别达到37.6%、39.8%和35.9%;烟气温度高于 1360 K后,脱硝效率下降. φ(O₂)从4.1%增至5.2%时,脱硝效率降低了约21.5%、13.1%和15.7%;而φ(O₂)升至6.8%时,脱硝效率降至11.2%~13.6%. 丙烯酸钠废水喷射入温度分别为1 185和1 303 K的烟气时,逆向喷入比正向喷入的脱硝效率分别提高30.4%和19.3%;停留时间从0.67 s升至0.82 s时,3类废水脱硝效率分别提高16.0%、18.8%和16.6%.      

改性钒基整体式催化剂的制备及其对燃煤烟气中甲苯与一氧化氮的同步去除性能

采用工业上简易可行的单组分浸渍法和多组分浸渍法制备了一系列Cu/Fe/Mo改性的钒钛基整体式催化剂,考察了不同整体式催化剂制备工艺及浸渍液浓度对催化剂在模拟燃煤烟气中对甲苯和NO同步去除的性能,并优选出适应燃煤烟气的改性催化剂制备工艺及配方.结果表明,使用单组分浸渍法制备的浸渍液浓度为0.5%的Fe改性钒钛基整体式催化剂具有最优的活性和选择性,在350℃下对甲苯和NO的转化率分别达到99%和94.9%,对CO_x和N₂的选择性分别为88%和96.4%,XRD和SEM-EDS-Mapping结果表明,改性组分（Cu/Fe/Mo）均匀分散在钒基整体式催化剂表面,Fe改性材料具有最大的比表面积和孔容,因而可提高甲苯和NO的同步脱除性能.     

燃煤电厂烟囱排口可凝结颗粒物气-粒转化规律模拟研究

随着燃煤电厂超低排放改造的实行,可凝结颗粒物(CPM)成为烟气治理难点.本文通过烟雾箱系统,系统考察了烟气组分以及相对湿度、紫外线强度等环境因素对SO₂、NO₂和NH₃转化为硫酸根离子(SO₄^2-)和硝酸根离子(NO₃^-)过程的影响.结果表明：(1)NH₃是体系中SO₄^2-和NO₃^-浓度增长的重要因素,SO₂和NO₂可以共同促进SO₄^2-和NO₃^-浓度增长.(2)通过对萃取液中和滤膜上颗粒物的微观分析发现,NH₃在颗粒物成核过程中起关键作用;颗粒物中主要元素为N和S,硫酸盐和硝酸盐是颗粒物主要成分.(3)相对湿度对SO₄^2-和NO<...     

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%.      

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.      

《火电厂大气污染物排放标准》实施对燃煤电厂大气汞减排的影响

为评估GB 13223─2011《火电厂大气污染物排放标准》实施对燃煤电厂大气Hg(汞)减排的影响,采用“自下而上”排放因子法,对燃煤电厂大气Hg排放量进行了估算,通过设计不同发展情景,对排放标准实施条件下我国燃煤电厂大气Hg减排量(不含港澳台地区数据,下同)进行了预测. 结果表明:不同能耗情景下,预计2015年燃煤电厂的煤炭消费量为18.5×108~20.3×108 t,2020年煤炭消费量可达19.7×108~22.5×108 t;GB 13223─2011实施后,大气污染控制设施包括ESP(静电除尘器)、FF(袋式除尘器)、WFGD(湿法脱硫)和SCR(选择性催化还原脱硝)的应用比例亟需提高,控制设施面临提效改造,主要控制技术组合SCR+ESP+WFGD在2015年和2020年的应用比例将达到40%、75%;改造后技术组合FF+WFGD、ESP+WFGD、SCR+ESP+WFGD可分别实现90%、85%、80%的脱Hg效率. 由此可为我国燃煤电厂大气Hg排放带来巨大的协同减排潜力,与2010年约119 t的排放水平相比,2015年和2020年在低能耗情景下,我国燃煤电厂大气Hg减排幅度可分别高达38%和39%. 为进一步提高燃煤电厂大气的Hg减排量,建议逐步推广应用活性炭喷射(ACI)等技术.      

火电厂脱硫技术应用概况

介绍火电厂主要商用脱硫技术的特点,以及世界各国应用情况。