基于CEMS数据的超低排放燃煤机组大气污染物排放特性分析

以54台超低排放燃煤机组为研究对象,对比分析了主要大气污染物(颗粒物、SO₂、NOx)的年排放达标率、年排放浓度、排放性能等排放特征。在对环保设施投运和故障进行调查的基础上,分析了排放超标和故障的原因。结果显示：参与调查的燃煤机组中颗粒物、SO₂、NOx排放年度达标率分别为99.981%、99.962%、99.893%,表明能够稳定实现超低排放;颗粒物、SO₂、NOx排放绩效均值分别为11.11、68.16、140.26 mg/(kW·h),满足且优于国家标准要求;启停时段颗粒物、SO₂、NOx排放超标时长占比分别为54%、64%、57%,说明机组启停过程中颗粒物、SO₂、NOx排放浓度难以控制,消除启停机期间制约环保设施正常投运的影响因素是后续主要研究方向。     

煤电减排对中国大气污染物排放控制的影响研究

对中国煤电行业SO₂、NO_x和烟尘的减排历程进行了回顾，系统分析了全国煤电行业不同污染物控制设施装机容量和污染物排放的发展情况，以及全国分行业大气污染物排放的总体发展情况。研究表明，煤电行业近年来的污染物排放控制对中国大气污染物减排贡献巨大。目前中国大气污染物排放的主要源头已由煤电行业转移到热力、钢铁、水泥等高能耗行业。建议制定协同控制高耗能行业的排放标准，加强非电行业的污染物减排管理，集中解决环境污染的主要矛盾。     

燃煤电厂非传统大气污染物控制展望

无论是从包括颗粒物、SO₂、NO_x等单个大气污染物控制而言,还是系统的燃煤电厂超低排放控制技术,目前都有较为成熟且较为多元化的可选技术,在具体工程自身实际情况具体分析的基础上进行选择。对于燃煤电厂非传统大气污染物,需要重点关注SO₃、氨、重金属的排放与控制。对燃煤电厂SO₃、氨、重金属的产生、危害和控制3个方面进行分析,在此基础上从防治技术政策、排放控制标准、控制技术路线、工程示范等4个方面提出燃煤电厂非传统大气污染物控制政策建议。     

燃气电厂NOx控制策略研究及大气环境效益分析

基于中国燃气电厂发展现状、地域分布及其NO_x排放现状和未来气电环保政策趋势,首先阐述了燃气电厂NO_x进一步减排的必要性,其次分析了燃气电厂NO_x燃气轮机本体控制、余热锅炉SCR控制和外部因素控制三种技术的优劣及其减排潜力,并选用气象模型MM5和空气质量模型CALPUFF、以江苏省2020年气电发展规模情景为例进行了大气环境效益模拟。研究表明,燃气发电NO_x排放可以也必须达到更严格地排放标准。实现更严格的排放标准后,将有利于改善区域环境空气质量,有利于更好发挥燃气发电的环保优势。     

基于CFB-FGD技术的烟气超低排放工程性能测试评估

以基于烟气循环流化床脱硫除尘技术的中国中部地区某新建350 MW循环流化床机组超低排放工程为研究对象,对100%和75%负荷工况下SO₂、颗粒物等常规污染物和PM_2.5、SO₃、汞等非常规污染物的浓度进行现场检测,评估CFB锅炉炉内脱硫+炉外CFB-FGD脱硫除尘技术实现SO₂和颗粒物超低排放的达标能力。现场监测及评估结果表明,该技术组合能实现SO₂小于35 mg/m³和颗粒物小于10 mg/m³的超低排放要求,对SO₃、汞等非常规污染物具有一定的协同脱除作用。     

燃气机组NOx监测系统现状及其改进措施

随着燃气机组NO_x浓度排放要求日趋严格，其监测系统运行工况发生变化，原有监测仪表已不适用。通过分析NO_x监测技术及其适应性和烟气预处理技术及其适应性，对燃气机组NO_x监测系统现状有了明确的认识。结合HJ 75—2017和HJ 76—2017标准，针对现有监测系统中存在量程大、低浓度测量精度差、未监测NO₂等问题，提出了一系列改进措施，如优先采用化学发光法NO_x测量技术，增加NO₂监测装置，采用低量程高精度CEMS仪表及性能优越的预处理装置，落实防雷设施等，同时着重考虑配置氨逃逸、氧量和湿度等分析仪表，以满足控制和监测要求。研究结果也同样适用于普通火电机组。     

SCR脱硝超低排放NOx均匀性优化及安全策略分析

为使超低排放改造后NO_x排放浓度及氨逃逸量始终可控平稳,以某600 MW燃煤机组超低排放改造后SCR脱硝系统为研究对象,针对SCR反应器出口与总排放口在线监测（CEMS）数据不一致的问题,进行分析与研究。通过对反应器出入口流场、NO_x、NH₃浓度场的测试,结合系统结构特征,分析问题出现的原因,制定优化调整方案并验证其有效性。研究结果表明,反应器入口氨氮摩尔比的不均匀性是导致反应器出口NO_x浓度分布不均匀的主要原因。通过优化调整,有效改善了反应器出口NO_x浓度分布的均匀性,降低了氨逃逸量,SCR反应器出口与烟囱总排放口NO_x浓度CEMS监测数值基本一致。同时,根据试验得到的反应器出口NH₃与NO_x关系曲线,提出了NO_x的最低安全控制浓度及最佳控制浓度,以便运行控制。     

燃煤电厂烟气中SO3排放控制中试研究

燃煤电厂SO₃排放造成严重环境问题,本文利用某电厂污染物脱除中试平台对神华煤燃烧烟气中的SO₃的生成和脱除特性进行了系统研究。结果表明,采用选择性催化还原法（selective catalytic reduction,SCR）的脱硝反应器中烟气SO₂/SO₃的转化率随反应器入口烟气温度的增大而增大。低低温电除尘器（low-low temperature electrostatic precipitator,LLT-ESP）对SO₃的脱除效率随入口烟气温度的增加而减小;湿法脱硫系统（wet flue gas desulfurization,WFGD）的喷淋量达到一定程度后,继续增加喷淋量对提升烟气中SO₃的脱除效果并不明显。当SCR反应器、LLT-ESP入口烟气温度分别为290℃和130℃,WFGD系统3层喷淋层运行时,SO₃的脱除效率稳定在75%~80%,此时,NO_x和SO₂排放浓度远低于超低排放要求。     

中国火电大气污染防治现状及挑战

在对中国火电厂大气污染物排放标准的发展历程进行回顾与总结的基础上,分析不同阶段排放标准或要求对中国燃煤电厂大气污染控制技术发展的推动作用及其产生的环境效果,特别是超低排放。目前中国火电行业大气污染物控制处于超低排放阶段,燃煤电厂大气污染防治技术处于国际领先水平,烟尘、SO₂、NO_x三大常规污染物排放浓度实现了燃煤发电与燃气发电基本同等清洁。尽管如此,中国火电环保在CO₂控制、常规大气污染物进一步减排、湿法脱硫对生态环境的影响、危险废物废弃脱硝催化剂的处置、非常规污染物的控制、烟气治理设施的运行优化等方面仍然面临诸多挑战,提出了需要研发的重点领域及相应目标。     

燃煤电厂烟气中SO3排放控制中试研究

燃煤电厂SO₃排放造成严重环境问题,本文利用某电厂污染物脱除中试平台对神华煤燃烧烟气中的SO₃的生成和脱除特性进行了系统研究。结果表明,采用选择性催化还原法（selective catalytic reduction,SCR）的脱硝反应器中烟气SO₂/SO₃的转化率随反应器入口烟气温度的增大而增大。低低温电除尘器（low-low temperature electrostatic precipitator,LLT-ESP）对SO₃的脱除效率随入口烟气温度的增加而减小;湿法脱硫系统（wet flue gas desulfurization,WFGD）的喷淋量达到一定程度后,继续增加喷淋量对提升烟气中SO₃的脱除效果并不明显。当SCR反应器、LLT-ESP入口烟气温度分别为290℃和130℃,WFGD系统3层喷淋层运行时,SO₃的脱除效率稳定在75%~80%,此时,NO_x和SO₂排放浓度远低于超低排放要求。     

600MW燃煤机组烟气污染物控制研究

以某600 MW超临界燃煤机组为例,研究了燃用高硫、中高灰、特低挥发分煤的W火焰锅炉排放效果.机组采用"选择性非催化还原(selective non-catalytic reduction,SNCR)+选择性催化还原(selective catalytic reduction,SCR)脱硝+配高频电源和旋转电极的双室五...     

湿式电除尘器性能测试方法及排放特征研究

湿式电除尘器收尘极被水膜覆盖,放电区域存在水雾,无振打二次扬尘,且细颗粒物团聚现象显著,可有效减少细颗粒物、SO₃等排放。采用一体化采样头（内置滤膜）采集颗粒物,采用重量法（PM-10）和电荷法（ELPI）测定PM_2.5;采用冷凝法或冷凝法与异丙醇吸收相结合的采样方法测定SO₃。测定结果表明,不同型式的湿式电除尘器颗粒物、PM_2.5一般分别在2~5mg/m³及3mg/m³以下,除尘效率一般在75%~95%,金属极板湿式电除尘器为连续喷淋,因不存在细颗粒物的二次扬尘,颗粒物排放可达1mg/m³以下;不同型式的湿式电除尘器SO₃排放一般在5mg/m³以下,SO₃脱除效率一般在60%~80%,导电玻璃钢湿式电除尘器板电流密度一般比金属极板湿式电除尘器大,因此其SO₃脱除效率普遍更高一些。     

SCR超低排放综合诊断及闭环优化

针对燃煤电厂烟气脱硝系统存在的流场不均、氨逃逸导致空气预热器堵塞以及NO_x排放不能在全负荷段稳定达标等典型问题,提出了SCR超低排放综合诊断及闭环优化策略。结合某630 MW机组实施超低排放改造具体案例,以在线大数据和性能检测为基础,数值模拟和系统诊断为手段,通过模拟评估及试验分析进行预判,提出改进方案并予以优化、修正和实施,最后结合性能试验对超低排放改造实施效果进行验证。研究结果表明,采用多元手段进行SCR系统综合诊断和闭环优化,NO_x浓度场标准偏差从18.6%下降至4.89%,脱硝效率从86.7%提高至89%以上,NO_x排放质量浓度稳定低于50 mg/m³,SCR系统出口氨逃逸质量浓度从16 mg/m³下降至0.75 mg/m³,超低排放改造效果显著。     

典型燃煤电厂浆液冷却烟气消白设施SO3治理效果测试研究

分别采用控制冷凝法和异丙醇吸收法对某1 000 MW燃煤发电机组浆液冷却烟气消白设施的烟气SO₃控制效果开展测试。结果表明,机组烟气湿法脱硫设施对SO₃去除效率为62.50%（控制冷凝法）和64.63%（异丙醇吸收法）。烟气经现有超低排放设施协同治理后SO₃质量浓度低于3 mg/m³。浆液冷却设施对SO₃的去除效率仅为6.68%（控制冷凝法）和5.55%（异丙醇吸收法）,烟气SO₃控制效果和环境效益相对较低。建议基于科学论证审慎实施燃煤电厂烟气消白工作,应进一步开展高效SO₃治理技术、测试标准和环境管理政策研究。     

特高硫煤SO2超低排放技术评估

以燃用特高硫煤的300 MW机组中应用的旋汇耦合脱硫除尘一体化技术为研究对象,对该类技术进行现场测试与评估。测试结果表明：燃煤硫分在5%左右时,脱硫系统的脱硫效率可稳定在99.70%~99.82%,SO₂排放质量浓度在23.4~30.8 mg/m³,能够满足SO₂超低排放小于35 mg/m³的要求;除尘效率在78.6%~87.8%,颗粒物排放质量浓度稳定在4.60~5.76 mg/m³,能够满足颗粒物超低排放浓度小于10 mg/m³的要求。与脱硫单塔双循环、双塔双循环系统技术改造方案相比,该类SO₂超低排放技术的改造与运行费用均有比较大的优势。     

燃煤电厂烟气中SO3协同控制情况及排放现状

燃煤电厂锅炉燃烧中SO₂/SO₃的转化率为0.5%~5%；超低排放条件下，SCR脱硝中SO₂/SO₃的转化率控制在1%以内。运行中为控制SO₃在脱硝催化剂下层和空预器中的消耗，应尽量减少H₂SO₄和NH₄HSO₄的冷凝吸附，保证催化剂的活性及空预器的安全运行。理论上低低温电除尘器（LL-ESP）对SO₃脱除效果显著，但不同工程实测表明，LL-ESP对SO₃的脱除效率差别较大，介于1.8%~96.6%之间。此外，研究认为，电袋复合除尘器对SO₃脱除效率为74.3%~85.9%。超低排放工况下，除空塔脱硫和海水脱硫技术外，大部分湿法脱硫技术对SO₃的脱除效率高于50%；SO₃在湿式电除尘器中的脱除效率也大于50%，但整体上与国外成熟案例相比稍有差距。总体而言，超低排放条件下，燃煤硫分低于1.5%时，燃煤电厂全流程环保净化设备对SO₃的综合脱除效率高于90%，大部分机组的SO₃排放浓度低于5 mg/m³。     

固体吸附剂在烟气污染物一体化脱除中的研究评述及展望

一体化技术是燃煤电厂烟气多污染物协同脱除的未来发展趋势。由于工艺简单,固体吸附剂在一体化技术中被广泛研究。综述了近年来备受关注且具有一定应用前景的碳基吸附剂、钙基吸附剂、CuO/γ-Al₂O₃在硫、硝、汞一体化脱除技术中的应用。针对每种吸附技术的脱除原理、研究现状、应用前景和存在的问题进行了分析和总结。指出一体化技术的难点在于协同脱除,以及多种污染物间的相互作用机理的不明确。降低吸附剂成本,提高副产物的利用价值,提高脱硝效率,加强协同脱汞的研究,是未来研究需要关注的重点。最后,对固体吸附剂一体化技术进行了展望,指出该技术对推动中国燃煤电厂多种污染物协同脱除的重要意义。