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.      

小型燃煤机组烟气重金属排放特征研究

100 MW以下燃煤机组呈单台容量小、总台数大的特点,是燃煤重金属污染的主要排放源之一.选择7台12 MW燃煤机组,采用美国环境保护局Method 29法现场检测燃煤机组烟气重金属排放浓度,分析烟气中Hg、Pb、Cr、As的排放特征;采集机组产生的飞灰和底灰,分析除尘技术对重金属的富集特性.结果表明:100 MW以下燃煤机组烟气中重金属经脱硝除尘脱硫装置协同控制后,ρ（Hg）为0.20~0.44 μg/m3,烟气Hg以气态形式存在,其占比为100.0%;ρ（Pb）为0.5~2.6 μg/m3,烟气Pb主要以气态形式存在,其占比为38.7%~92.1%;ρ（As）为0.6~3.0 μg/m3,烟气As主要以气态形式存在,其占比为67.8%~100.0%;ρ（Cr）为3.6~23.9 μg/m3,烟气Cr主要以颗粒态形式存在,其占比为65.8%~99.2%.飞灰富集Hg、Pb、Cr、As的能力大于底灰.重金属主要富集于飞灰中的细颗粒物中,采取除尘技术可有效协同控制烟气中的Hg、Pb、Cr、As;飞灰中重金属元素Hg、Pb相对富集系数均与煤中硫含量呈负相关,半干法脱硫+袋式除尘技术对飞灰富集Hg有促进作用.小型燃煤机组烟气重金属Hg、Pb、Cr、As的排放因子分别为0.002 2~0.005 1、5~17、42~160、7~24 mg/t.研究显示,100 MW以下燃煤机组与100 MW及以上燃煤机组烟气重金属Hg、Pb、Cr、As排放特征不同,100 MW以下燃煤机组烟气Hg排放浓度较小,二者烟气Pb、Cr、As排放浓度相近,选用湿式电除尘技术可进一步降低烟气Hg、Pb、Cr、As的排放浓度.      

工业燃煤锅炉烟气循环方式下飞灰的汞吸附特性

为探究燃煤锅炉烟气循环方式下飞灰汞的吸附特性,利用固定床汞吸附装置,对立式煤粉沉降炉不同模拟烟气循环工况条件下形成的飞灰汞吸附特性进行了研究,重点考察了烟气循环比例、煤种、关键燃烧气体组分等因素的影响.结果表明:①烟气循环工况条件下形成的飞灰汞吸附能力明显优于非烟气循环工况（空气燃烧）条件下形成的飞灰,并且随烟气循环比例的增加,飞灰汞吸附量呈逐渐增加趋势.褐煤在净烟气循环比例为60%、40%、20%的条件下形成的飞灰汞吸附量分别是非烟气循环条件下的3.0、2.3和1.6倍.②烟气循环引起燃烧气体氛围中ρ（SO₂）与ρ（NO）的变化会影响飞灰的物化特性及其汞吸附性能.随燃烧氛围中ρ（SO₂）的提高,飞灰汞吸附量先增后减.烟气循环比例为40%且燃烧气体氛围中ρ（NO）为803 mg/m3条件下,ρ（SO₂）为2 857 mg/m3时褐煤与烟煤燃烧形成的飞灰汞吸附量较高（分别为0.45和0.75 μg/g）,分别较ρ（SO₂）为1 428和4 286 mg/m3时提高了25%~300%和53%~78%.随燃烧氛围中ρ（NO）的提高,飞灰汞吸附量呈逐渐增加趋势.烟气循环比例为40%且燃烧气体氛围中ρ（SO₂）为2 857 mg/m3条件下,ρ（NO）为1 205 mg/m3时褐煤和烟煤燃烧形成的飞灰汞吸附量较高,分别较ρ（NO）为803和402 mg/m3时提高了1.2~3.6和1.1~1.6倍.③飞灰中UBC（未燃尽碳）、CaO、MgO及Fe₂O₃可促进飞灰对汞的吸附.与褐煤飞灰相比,烟煤飞灰表现出更优的汞吸附性能,与UBC、CaO、MgO及Fe₂O₃在飞灰中的含量存在一定的正相关性.研究显示,烟气循环方式下飞灰汞吸附特性发生明显变化,煤质的合理选择、烟气循环比例、循环气体成分及浓度参数的优化控制可显著改善燃煤锅炉烟气中汞的排放控制效果.      

燃煤电厂的碳减排技术

介绍了燃煤电厂应对气候变化采取的CO2减排技术路线和适合燃煤电厂的CO2捕集技术,调查了对当前燃煤电厂捕碳项目和清洁煤技术的发展情况.     

燃煤电厂产生和排放的PM2.5中水溶性离子特征

为了认识我国燃煤电厂一次PM2.5排放特征,并定量评估大规模开展烟气脱硫与脱硝对其影响,本研究选取了国内一个煤粉炉电厂和一个循环流化床电厂,对其产生和排放的PM2.5进行现场测试,并进行水溶性离子组分的分析.结果表明,在所测的这两个电厂中,循环流化床电厂产生的PM2.5的质量浓度高于煤粉炉电厂产生的PM2.5的质量浓度,但是这两个电厂排放的PM2.5的质量浓度相当.产生此结果的主要原因是该循环流化床电厂配备的电袋复合除尘器比煤粉炉电厂的普通电除尘器对PM2.5去除效率更高.煤粉炉电厂产生PM2.5中水溶性离子浓度低于循环流化床电厂,但是煤粉炉电厂排放PM2.5中水溶性离子浓度却远远高于循环流化床电厂,表明煤粉炉电厂排放的PM2.5受脱硫和脱硝设施的影响较大.煤粉炉烟气脱硝过程中可能形成硫酸雾,烟气中的部分硫酸雾和过剩的NH3反应生成NH4HSO4进入颗粒相,同时降低了PM2.5的p H值;而脱硫过程中脱硫液的夹带也会导致NH+4和SO2-4进入PM2.5.所以,虽然两个电厂产生的PM2.5中水溶性离子均以Ca2+和SO2-4为主,但煤粉炉排放PM2.5中的水溶性离子则以NH+4和SO2-4为主.     

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.     

稠油废水回用热采锅炉工艺研究

以新疆油田红浅稠油区为研究对象进行了稠油废水再生后回用热采锅炉的工艺研究,结果表明采用混凝、过滤、离子交换、除氧工艺对稠油废水进行处理,出水各指标可达到热采锅炉给水水质标准,该工艺在油田的应用具有明显的经济效益和环境效益。     

典型燃煤电厂机组二氧化碳排放测试及核算研究

为验证二氧化碳排放量的测试技术适用性及可行性,获取燃煤电厂机组碳排放特征,系统比较不同测试方法之间碳排放量的差异,对某典型火电机组二氧化碳排放开展测试,结果表明,不同测试原理及设备二氧化碳排放实测体积分数均较为接近。测试机组CO₂实测体积分数为11.28%～14.21%,与负荷变化呈一定的正相关关系,不同负荷下基准氧含量(体积分数6%)基本无变化。测试机组排放量与负荷正相关,使用了缺省值的指南排放量最高,与其他方法排放量相对偏差均值为31.6%;使用入炉煤实测数据的指南排放量差异不大,相对偏差为0.1%;使用入炉煤实测数据的2版指南排放量高于直接测量法,相对偏差均值为4.9%;直接测量各类方法间相对偏差均值为1.0%,其中在线法与手工法间相对偏差均值为1.2%。CO₂排放强度与负荷负相关,实验条件下,机组负荷越高,碳排放强度越低。     

小议火电厂总量减排核查要点

从资料核查、在线监测设备核查、集控系统核查及现场核查4个环节详细介绍了火电厂总量减排现场核查的要点。对核查中出现的问题进行总结及分析,为同类环境管理工作提供参考。     

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...