锅炉烟气联合脱硫脱氮技术

硫氧化物和氮氧化物是燃煤锅炉排放的主要污染物 ,传统分步脱硫脱氮设备昂贵且效率不高 ,而联合脱硫脱氮技术具有很大的优越性 ,如可以减小系统的复杂性、具有更好的运行性能、较低的成本及较小的占地面积 ,因此实现在一个系统内同时脱硫脱氮的工艺成为国内外烟气净化技术的研究重点。对近年来国内外各种联合脱硫脱氮技术的脱除原理、研究现状、应用情况和主要优缺点进行了论述 ,并对各工艺的经济技术指标给予了多方面的比较。通过对两类烟气联合脱硫脱氮技术 (炉内联合脱除和烟气中联合脱除 )的分析、综合和比较 ,找出了我国今后脱硫脱氮技术的研究重点 ,从而为脱硫脱氮技术的进一步开发和改进提供参考     

煤电CCUS产业化发展路径与综合性政策支撑体系

碳捕集利用与封存（CCUS）技术是实现煤电产业低碳转型升级的重要技术路径,也是保障未来电力系统安全稳定运行的关键手段。然而,当前煤电与CCUS技术耦合的发展路径尚不清晰,相应政策机制也存在优化空间。作者量化测算了煤电CCUS应用对于中国能源低碳转型战略的贡献,从时空维度刻画煤电CCUS产业化发展路径,进一步构建适应国情的综合性政策支撑体系框架。研究结果表明,煤电耦合CCUS发展具备技术经济可行性,不仅可以实现能源电力系统深度脱碳,带来显著的煤电行业产出及就业红利,还能有效控制全社会平均碳价格水平。在时间维度上,未来煤电CCUS产业化发展路径应划分为技术研发与示范（2021—2030年）、规模化应用（2030—2040年）、商业化发展（2040—2060年）三个阶段。在空间维度上,技术经济可行且适合集群发展的区域为鄂尔多斯盆地、准噶尔盆地、渤海湾盆地等。通过构建包含“宏观支持、财税金融、市场机制、技术研发示范、管理体系”等在内的综合性政策支撑体系框架,有助于实现煤电CCUS的规模化发展。在煤电CCUS的技术研发与示范阶段,应实行封存补贴、发电小时数补偿、上网电价补贴等更为确定性的激励政策...     

燃煤电厂周边河流中氟、砷和重金属污染健康风险评价

通过在某燃煤电厂周边河流中布设15个采样点,监测其中氟(F)、砷(As)和重金属的含量,并评价其通过饮水和皮肤接触途径对不同人群所产生的健康风险。结果表明:河流中F、As、Cd、Cr监测值均未超过《地表水环境质量标准》(GB 3838—2002)Ⅲ类标准限值,Hg严重超标;河流中污染物所致儿童和成人健康危害的总风险分别为2.62×10~(-5) a~(-1)和1.76×10~(-5) a~(-1),均高于瑞典环保局、荷兰建设和环境部推荐的最大可接受风险水平1.0×10~(-6) a~(-1),其中As、Cr对儿童的健康危害风险较大,分别为1.69×10~(-5) a~(-1)和9.21×10~(-6) a~(-1),应作为风险决策管理的重点。     

日调节电站库区生态水文情势评价——以湘江干流衡阳站为例

河流生态水文情势对生态系统起着决定性作用,定量评估日调节电站库区中部生态水文情势影响,可为日调节电站的生态调度,维持河流生态健康等提供科技支撑。采用变动范围法（RVA）对湘江干流大源渡枢纽库区衡阳水文站1959~2015年逐日流量、水位及流速指标进行分析,采用生物多样性指标SI初步评估库区生物多样性的变化。结果表明:日调节电站蓄水后,库区中部生态水文变化特征及生态影响为：流速IHA指标整体改变度达到81%,流量IHA指标整体改变度为43%;4～7月月均流速降低（高度改变）不利于“四大家鱼”产卵活动;库区年极小值流量的增加利于保障自然栖息地和植物群落;年极值流速降低在改变库区河道地貌的同时加大生态环境风险;流量、流速年最小值出现时间发生100%改变,影响生物的生命活动;流量低脉冲历时和流速高脉冲历时高度改变,不利于刺激家鱼产卵繁殖活动;枢纽蓄水后SI值降低,生物多样性降低。     

低负荷掺烟对燃煤锅炉NO_X生成及SCR脱硝控制的研究

以某2×330 MW亚临界燃煤锅炉为研究对象,应用数值模拟研究了低负荷下两种一次风掺烟烟气再循环方案对炉内煤粉燃烧以及NOX生成规律的影响,耦合锅炉热力计算研究了SCR入口烟温的变化规律。计算结果表明,合理掺烟方式以及掺烟比能有效降低炉膛出口NOX浓度,提高SCR入口烟温,但掺烟比例过大会影响炉内煤粉正常燃烧;较优的掺烟方案为一次风掺烟20%,同时维持空气量不变,此时炉膛出口NOX排放质量浓度降低了18.29 mg/m3,SCR入口烟温提高了15℃。采用一次风掺烟能有效控制低负荷下锅炉NO_x生成及烟气中的排放。     

中美燃煤火电厂空气污染物排放标准比较研究

本文对中美燃煤火电厂国家行业排放标准的内容设置、限值形式、监测、记录和报告规定,以及固定源排污许可证中如何执行排放标准进行了比较。相对于美国,中国燃煤火电厂国家行业排放标准文本内容过于简略,限值形式设置单一,主要采用全国统一的浓度限值而不是采用绩效限值;浓度限值的制定基于部分样本源而不是全部源的数据,很难体现行业的排放控制技术水平;达标判据不科学,也过于严格,小时均值的考核方式影响了火电厂的生产安排;排放标准中监测配套规定单薄,与环境监测的一般规定衔接性不佳,针对性差;记录和报告要求缺位,不能满足排污许可证管理的需求。建议参照美国行业排放标准的内容形式,排放限值采用绩效限值形式,并规定长平均周期的考核要求,将与之配套的监测、记录和报告要求纳入排放标准,以满足固定源排污许可证制度的需求。     

燃煤电厂石膏雨污染排放实测

对上海市8台燃煤机组开展了石膏雨和相关污染物排放监测,考察部分燃煤电厂石膏雨排放对周边居民生活和电厂生产造成的影响。结果表明,采用GGH并加热到一定温度,同时对除雾器进行优化的机组烟尘和可凝结颗粒物浓度均较低,石膏雨沉降和液滴均未检出,无冷凝回流液;虽然装有湿式电除尘器和GGH的机组石膏雨沉降未检出,但液滴浓度较高;仅装有湿式电除尘器的2台机组中1台检出石膏雨沉降;对照机组石膏雨沉降和液滴浓度均较高。建议电厂提升排烟温度,同时采取措施消除烟气中石膏夹带,彻底消除石膏雨,在标准制定时应充分考虑目前燃煤电厂多种污染物排放情况及其对环境的影响,尤其是石膏雨和可凝结颗粒物,制定相应的监测方法和评价体系,将其纳入火电厂排放标准中。     

燃煤电厂烟气颗粒物分级测定与分析

采用分级撞击采样器(DPI)对燃煤电厂烟气颗粒物测定并分析,试验表明,PM10、PM2.5及PM1在湿除出口/烟囱入口的质量浓度分别为0.26 mg/m3~1.47 mg/m3、0.22 mg/m3~1.29 mg/m3、0.17 mg/m3~1.00 mg/m3。分析可知,除尘器后烟气颗粒物PM10中主要是PM2.5,而PM2.5~10占比低于35%;烟气经湿法脱硫后,PM2.5~10的比例进一步大幅降低,经湿式除尘器后,PM2.5~10的占比变化很小,而PM1~2.5的占比大幅降低。监测结果表明,湿式除尘器对烟气颗粒物的脱除效果优于湿法脱硫,而随着颗粒物粒径的减小,2种脱除设备的脱除效率均出现降低。     

燃煤工业锅炉烟气除尘及花岗岩水膜除水器

简要介绍了燃煤工业锅炉排放烟尘的主要参数,除尘技术状况及白银铝厂锅炉烟尘除尘器改为花岗岩水膜除尘器后的应用实效。