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.      

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.      

选择催化还原（SCR）脱硝技术的特征

选择性催化还原（SCR）技术是目前燃煤电厂应用最多且最成熟的烟气脱硝技术。本文介绍了SCR烟气脱硝技术的特征,对影响SCR法脱硝效率的多种因素进行了简要分析。     

能源利用与烟气脱硫

当前，大气污染物主要来自粉尘和ＳＯ２，而硫化物在大气中形成酸雨危及人体健康。本文研究烟气脱硫工艺及其基本方法，力求能源得到充分利用达到减少排放量降低对大气的污染。     

单斜相纳米氧化锆基低温SCR催化剂脱硝机制研究

以纳米m-ZrO2为载体,用浸渍法制备出MnOx-CeO2/m-ZrO2催化剂,考察反应温度、活性组分负载量对催化剂NH3-SCR脱硝活性影响,探讨催化剂表面织构特征,分析催化剂脱硝活性机制.结果表明,在低温脱硝温度范围,提高反应温度、增加活性组分负载量,有利于催化剂脱硝效率的增加.110℃时,2.5%MnOx-CeO2/m-ZrO2脱硝效率为55.5%,15%MnOxCeO2/m-ZrO2脱硝效率达93.5%.XRD、BET、XPS、H2-TPR表征结果表明,催化剂表面具有良好的氧化还原能力,表面织构对脱硝反应有利.NH3-TPD测试显示,MnOx-CeO2/m-ZrO2催化剂的脱硝反应机制为:NH3吸附在催化剂表面的Lewis酸性位和Brnsted酸性位上,通过反应生成相应中间产物NH2NO或NH4NO2,中间产物进一步分解最终转变为N2和H2O;催化剂总脱硝反应效率中,在Lewis酸性位上的脱硝反应占比较大.     

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.     

脉冲活化一次全部治理CO2、SO2、NOx和烟尘研究(Ⅰ)─—分解SO2

超高压脉冲活化一次全部分解CO₂、SO₂、NO_x及同时除掉烟尘技术。应用超高压窄脉冲使反应器内有害气体全部成为活化分子,在定向作用下分解成无害单一原子的气体分子N₂、O₂,单质微粒C、S;粉尘充分荷电,在超强电场作用下除掉粉尘,它成为C、S的载体。在180℃常压条件时,在以Ni为母体B种催化剂作用下,活化能大幅度降低,分解率为75％～90％。      

脉冲活化一次全部治理CO2、SO2、NOx和烟尘研究(Ⅱ)──模拟工业治

应用超高压窄脉冲模拟治理工业烟气(常压、烟气温度180℃)．CO₂、SO₂、NO_x分解率均在80％以上,把有害气体分解成单一原子组成的气体分子O₂、N₂和单质微粒S、C;同时收尘效率高达99％．是工业上治理烟气污染的高效、低成本的新技术。      

回收法氧化镁湿法烟气脱硫机理和工艺基础研究

以氧化镁浆液作为吸收液,对空气与SO₂混合气的鼓泡吸收做了全过程的实验观察.测试分析表明,在高效而稳定的脱硫过程中,吸收液的酸化是由HSO₃^-所致;酸化趋势与SO₂水解规律相一致,由初期高pH值下SO₃^2-为主的缓变到低pH值下HSO₃^-为主的剧变;吸收液温度对脱硫率的影响不敏感;MgSO₃相对高的溶解度和易氧化性及MgSO₄良好的水溶性保持了MgO脱硫的高效率(>98%)和高利用率.燃煤烟气脱硫工业试验确认了MgSO₄经吸收液循环可提浓至实验温度(40～50℃)下的饱和浓度而不产生有害影响,脱硫率因脱硫活性物质的富集反而提高,从而显示出回收工艺的技术经济可行性.