煤吸附CO2、O2和N2的能力与竞争性差异

应用Materials Studio软件,采用巨正则系综蒙特卡洛方法,依据电厂烟气注入采空区防火与封存实际,对煤吸附CO2、O2和N2的能力与竞争性差异进行分析。由计算结果可知,相比于吸附O2、N2,煤吸附单组分CO2除了范德华能起主要作用,还有很强的静电作用能。由相互作用能和等量吸附热计算结果可知,煤容易吸附CO2,而不容易吸附O2和N2。298.15 K时,CO2对N2和O2吸附选择性及O2对N2的吸附选择性分别为42.396、32.357和1.310,揭示了竞争能力大小为CO2 > O2 > N2。分压分别为CO2 16.5 kPa+N2 79 kPa+O2 4.5 kPa内系统竞争吸附时,受吸附能力、竞争性和分压影响,CO2被大量吸附,而O2吸附抑制。     

磨细粉煤灰自动装车除尘系统的研制

针对磨细粉煤灰由储料仓向罐式汽车内装料的作业特点,研制了自动化装车除尘系统,解决了装车过程中的粉尘污染问题,并实现了装车过程的自动化。     

梅县电厂汽包水位测量系统改造方法

1 改造的依据 根据DRZ／T01-2004《火力发电厂锅炉汽包水位测量系统的技术规定》要求。     

燃煤电厂煤尘污染治理

对燃煤电厂煤尘污染提出综合治理措施，探讨提高喷雾降尘效果的方法。     

关于锅炉烟气脱硫除尘技术的探讨

目前国内能源结构仍以煤炭为主,大气污染非常的严重,尤其是酸雨和粉尘危害相对较大。在生态文明建设的时代背景下,我们应当加强锅炉脱硫以及除尘技术创新与改造,对燃煤烟尘以及二氧化硫等污染物的排放进行严格控制。本文先对锅炉烟气脱硫除尘现状进行了分析,并在此基础上就电厂锅炉如何进行烟气脱硫与除尘提出了一些观点与认识,以供参考。     

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.      

基于卫星遥感等多源数据的发电厂CO2排放分析

应用烟羽分割、背景插值和高斯烟羽模型,使用轨道碳监测传感器(OCO-3)SAM模式在1年内的4次有效观测数据,估算了托克托电厂CO₂排放量,并利用年度核算报告结果、月度发电量与连续排放监测系统(CEMS)监测数据对卫星遥感估算结果进行验证.结果表明,2021年4次卫星过境时CO₂排放速率分别为1900.82、3353.96、2941.07和3701.71tCO₂/h,其不确定性分别为25.10%、20.27%、19.59%和29.52%,不确定性主要来源于气象数据、背景和其它排放源影响.CO₂小时排放速率卫星遥感反演结果和核算分配结果验证具有较好的一致性,相关系数R为0.822.电厂月度发电量及小时级在线监测数据分析结果表明,电厂活动水平具有明显的季节性变化和小时变化特征,其中与CO₂排放密切相关的月度发电量相对标准偏差可达14.55%,NO_x小时排放量相对标准偏差可达12.35%.     

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.     

燃煤电厂重金属排放与周边土壤重金属污染评价

为研究燃煤电厂重金属排放对周边土壤重金属污染的影响,测定了某燃煤电厂烟囱入口烟气中Cd、Cr、Hg、Ni、Pb、As含量,同时根据当地气象及地形条件,在燃煤电厂周边采集19个土壤样品,分析了土壤中重金属含量及分布情况,并对其污染程度进行评价.结果表明,燃煤电厂烟气中6种重金属元素的质量浓度为0.02～2.00μg/m3...     

某燃煤超低排放机组非常规污染物脱除

燃煤电厂非常规污染物的排放尚未引起足够的重视。为全面表征燃煤电厂非常规污染物脱除性能,针对某1 000 MW燃煤超低排放机组,分别采用FPM和CPM一体化采样系统、安大略法(OHM)、控制冷凝法、HJ 646-2013规定的有机物测试方法,系统研究了CPM、Hg、SO₃、PAHs等非常规污染物的梯级脱除特性。结果表明：100%、75%负荷时低-低温电除尘系统对CPM脱除率分别为87.15%、92.20%,湿法脱硫分别为49.65%、45.55%,不同负荷下FPM分别为3.6、4.4 mg·m⁻³,但CPM却分别达14.2、15.3 mg·m⁻³,CPM的浓度远超FPM;低-低温电除尘系统脱Hg效率为64.81%,整个系统的脱Hg效率为75.5%,Hg^p全部被脱除,剩余的是难以脱除的Hg⁰、Hg²⁺,脱除率分别为为63.01%、64.29%,Hg⁰排放浓度为5.4 μg·m⁻³,Hg²⁺排放浓度为0.5 μg·m⁻³;SCR脱硝催化剂将SO₂氧化成SO₃的转化率约为0.7%,低-低温电除尘系统可脱除88.7%的SO₃,湿法脱硫对SO₃的脱除率为29.63%,最终SO₃排放浓度为1.9 mg·m⁻³;全系统对16种PAHs脱除率达94.25%,其中,气相、固相脱除率分别为91.61%、99.27%,最终气相、固相PAHs排放浓度分别为2.39 μg·m⁻³和0.11 μg·m⁻³。现有超低排放设备对非常规污染物均有不同程度的协同脱除效果,满负荷条件下该机组CPM、Hg、SO₃、PAHs排放浓度分别为14.2 mg·m⁻³、5.9 μg·m⁻³、1.9 mg·m⁻³、2.5 μg·m⁻³,Hg的排放浓度满足火电厂大气污染物排放标准(GB 13223-2011)中30 μg·m⁻³的要求,CPM、SO₃、PAHs尚无国家强制排放标准。本研究结果可为燃煤电厂后续非常规污染物的控制提供参考。