化学与湍流团聚耦合促进燃煤细颗粒物团聚与脱除

将化学团聚与湍流团聚技术耦合,实验研究了燃煤细颗粒物在化学与湍流团聚耦合作用下的团聚与脱除效果,以及颗粒物浓度、烟气温度、团聚液喷入量与烟气流速等因素对细颗粒物团聚与脱除效果的影响规律。结果表明,典型工况下化学-湍流耦合团聚能够进一步促进细颗粒物团聚长大以及静电除尘器对细颗粒物的脱除,其作用效果优于单独的化学与湍流团聚。随细颗粒物浓度的升高,团聚与脱除效率均逐渐下降,分别由49.2%与96.7%下降至35.3%与88.2%。随烟气温度与团聚液喷入量的增加,细颗粒物团聚与脱除效率均先升高后降低,并在180℃与12 L/h处达到最高值,团聚与脱除效率分别为44.7%与94.8%。随烟气流速的增加,细颗粒物团聚与脱除效率均逐渐升高,分别由30.5%与86.3%升高至50.2%与97.5%。     

基于实测燃煤电厂污染物控制装置对汞排放的影响

为了研究燃煤电厂现有烟气污染物控制装置对汞排放的影响,本文选择常规烟气净化设备为选择性催化还原脱硝技术、静电除尘技术和湿式石灰石脱硫技术的某300MW燃煤发电机组。利用安大略法(OHM)湿式采样方法对采样点催化氧化脱硝(SCR)前、电除尘器(ESP)前、ESP后和湿法烟气脱硫(WFGD)后的燃煤电厂烟气进行采集和实验室测试分析,获得此燃煤电厂烟气流经污染物控制装置时烟气中各价态汞的浓度,进而计算出现有污染物控制装置的联合脱汞效率为84.63%,从而获得此燃煤电厂现有污染物控制装置对汞排放的影响。     

化学团聚促进电除尘脱除PM_(2.5)的实验研究

燃煤排放细颗粒物是大气环境PM2.5增加的重要来源。采用燃煤热态实验系统,进行了在电除尘器入口烟气添加化学团聚剂以及协同脱硫废水蒸发处理促进电除尘脱除PM2.5的实验研究。实验考察了团聚剂添加前后PM2.5浓度及其粒度分布的变化,以及团聚剂浓度、添加点烟温、团聚剂溶液pH、烟气量、雾滴粒径等对PM2.5脱除效果的影响。结果表明,添加化学团聚液后,通过润湿作用、液桥力和吸附架桥作用可增强PM2.5之间的接触并促进团聚长大,PM2.5增大到原先的4倍左右,典型工况下电除尘器出口PM2.5浓度降低40%以上。增加团聚液浓度可促进PM2.5的脱除;适当降低团聚液pH有利于PM2.5的团聚。喷脱硫废水,电除尘器出口PM2.5浓度变化不大,加团聚剂后出口细颗粒物浓度降低。     

300MW燃煤机组烟气协同治理实现超低排放的改造实践

针对某电厂2×300 MW燃煤机组锅炉当前实际状况,定性分析了现有脱硫、脱硝、除尘设备的运行情况,实施了有效的技术改造,取得了良好的运行效果;明显提高了烟尘、SO_2的控制水平,降低了改造成本。     

超低排放改造后燃煤电厂周边大气污染时空分布特征仿真分析

研究了超低排放改造后燃煤电厂周边大气污染时空分布特征仿真分析方法,分析了超低排放改造技术对燃煤电厂周边大气污染的改善情况。选取某大型燃煤电厂的5^#燃煤机组作为仿真对象,从燃煤机组污染控制单元的除尘装置、脱硝装置和脱硫装置三个方面完成燃煤机组的超低排放改造。选取Fluent软件作为大气污染时空分布特征分析的仿真软件,在燃煤电厂的东、南、西、北四个方向分别设置采样点,对比不同月份采样的大气颗粒物样品中,总悬浮颗粒物、PM_2.5、PM₁₀等污染物浓度变化。仿真分析结果表明：超低排放改造后,燃煤电厂周边采样的大气颗粒物样品中,总悬浮颗粒物、PM_2.5、PM₁₀、SO₂、NO_x的浓度明显下降,验证了超低排放改造对燃煤电厂周边大气污染具有改善作用。     

新燃煤机组脱硫电价下的脱硫经济性分析

《燃煤发电机组脱硫电价及脱硫设施运行管理办法（试行）》于2007年4月颁布。文件要求对现有燃煤机组应按照要求完成脱硫改造,其中的核心思想是对脱硫的机组的上网电价提高0．015元／千瓦时,结合新文件的法规对脱硫机组上网电价加价的要求,以300MW、600MW机组为研究对象,把脱硫工艺的经济性同300MW、600MW机组的经济性相结合进行分析。结果表明：随着机组容量的提高,机组的经济性也得到提高。进行脱硫的机组在上网电价提高的基础上能够获得利润。     

基于高效除雾器的燃煤电厂颗粒物超低排放

为了深入研究评估高效除雾器对于燃煤电厂颗粒物超低排放的影响,对某200 MW燃煤电厂加装高效除雾器前后脱硫塔出口的颗粒物排放浓度、粒径分布等进行测试。结果表明,加装高效除雾器前,脱硫塔出口颗粒物不能稳定实现超低排放达标。120 MW和200 MW负荷下,颗粒物排放浓度平均值为12 mg/m~3和18 mg/m~3。负荷越高,排放浓度越高;颗粒物粒径越小,排放的粒数浓度越高。加装高效除雾器后,150、180和200 MW三种不同负荷下均能实现稳定超低排放达标,排放浓度均值分别为3.25、2.24和1.82 mg/m~3,高效除雾器对PM_(10)的去除效率可达到90%。粒径分析表明,高效除雾器对细颗粒物PM_(0.1)的去除效果达90%。高效除雾器可作为湿式静电除尘器的替代,对燃煤电厂超低排放改造起关键作用。     

化学团聚促进电除尘脱除烟气中PM_(2.5)和SO_3

化学团聚技术是实现燃煤烟气超净排放的有效技术之一,采用燃煤热态实验系统,分析探讨化学团聚技术促进电除尘对PM_(2.5)和SO_3的脱除作用,考察了化学团聚剂添加前后细颗粒化学组分及粒径的变化,以及化学团聚室、电除尘出口PM_(2.5)和SO_3浓度变化,并分析促进PM_(2.5)和SO_3脱除的机理。结果表明:喷入化学团聚剂后,细颗粒粒径峰值由0.1μm增大到3μm左右,细颗粒化学组分基本保持不变;电除尘出口细颗粒物数量浓度由5.8×10~4 cm~(-3)降低到3.2×104 cm~(-3),电除尘效率提高45%;烟气SO_3浓度由40 mg·m~(-3)提高到100 mg·m~(-3)时,单一化学团聚对SO_3的脱除效率由42%提高到68%,协同电除尘SO_3脱除效率由66%提高到86%。     

化学团聚促进电除尘脱除PM2.5的实验研究

燃煤排放细颗粒物是大气环境PM_2.5增加的重要来源。采用燃煤热态实验系统,进行了在电除尘器入口烟气添加化学团聚剂以及协同脱硫废水蒸发处理促进电除尘脱除PM_2.5的实验研究。实验考察了团聚剂添加前后PM_2.5浓度及其粒度分布的变化,以及团聚剂浓度、添加点烟温、团聚剂溶液pH、烟气量、雾滴粒径等对PM_2.5脱除效果的影响。结果表明,添加化学团聚液后,通过润湿作用、液桥力和吸附架桥作用可增强PM_2.5之间的接触并促进团聚长大,PM_2.5增大到原先的4倍左右,典型工况下电除尘器出口PM_2.5浓度降低40%以上。增加团聚液浓度可促进PM_2.5的脱除;适当降低团聚液pH有利于PM_2.5的团聚。喷脱硫废水,电除尘器出口PM_2.5浓度变化不大,加团聚剂后出口细颗粒物浓度降低。     

燃煤锅炉烟气脱硫技术对颗粒物排放影响研究进展

随着环境问题的日益严峻及燃煤锅炉超低排放工作的实施,由燃煤引起的大气污染问题及脱硫和除尘设备协同脱除污染物的作用逐渐受到关注。由燃煤释放的SO2和颗粒物对人类健康及自然环境造成严重危害,因此对SO2和颗粒物的治理至关重要。笔者综述了湿法烟气脱硫技术如石灰石-石膏法、氨法等,半干法烟气脱硫技术如循环流化床烟气脱硫技术(CFB)、高倍率灰钙循环烟气脱硫(NGD)等以及干法烟气脱硫技术如电子射线辐射法脱硫技术、活性炭(活性焦、活性半焦)吸附脱硫技术等的发展历史、技术特点及适用范围,并对比分析了各脱硫技术对颗粒物排放特性的影响。结果表明,湿法烟气脱硫技术SO2脱除效率最高,尤其是石灰石-石膏法烟气脱硫技术,总效率可达99%以上。入口颗粒物浓度高于5 mg/m^3时,此技术能够协同脱除烟气中的颗粒物,除尘效率可达50%~80%,脱硫前后粒径分布都为典型的双峰分布,且脱硫后粒径峰值向小粒径偏移,硫酸盐成分增加;入口颗粒物质量浓度低于5 mg/m^3时,出口颗粒物浓度可能出现不降反增的现象,另外,由于其投资和运行成本高,多应用于大型燃煤机组和脱硫剂来源丰富的地区,同时湿法烟气脱硫产物还具有一定的经济效益;半干法和干法烟气脱硫技术SO2脱除效率在60%~90%,与湿法脱硫技术相比具有投资和运行成本低,占地面积小和节约水资源等优点,在中小型锅炉领域如燃煤工业锅炉具有较好的应用前景,但大量脱硫产物和脱硫剂随烟气进入除尘设备,浓度高达1 000 g/m^3以上,为除尘设备造成极大的运行压力,加大了投资和运行成本。目前半干法烟气脱硫技术及干法烟气脱硫技术对颗粒物排放特性的影响研究较少,还需在脱硫系统对颗粒物粒径、成分及形貌特性等方面的影响规律做进一步研究。     

化学团聚促进电除尘脱除烟气中PM2.5和SO3

化学团聚技术是实现燃煤烟气超净排放的有效技术之一,采用燃煤热态实验系统,分析探讨化学团聚技术促进电除尘对PM_2.5和SO₃的脱除作用,考察了化学团聚剂添加前后细颗粒化学组分及粒径的变化,以及化学团聚室、电除尘出口PM_2.5和SO₃浓度变化,并分析促进PM_2.5和SO₃脱除的机理。结果表明：喷入化学团聚剂后,细颗粒粒径峰值由0.1 μm增大到3 μm左右,细颗粒化学组分基本保持不变;电除尘出口细颗粒物数量浓度由5.8×104 cm^-3降低到3.2×104 cm^-3,电除尘效率提高45%;烟气SO₃浓度由40 mg·m^-3提高到100 mg·m^-3时,单一化学团聚对SO₃的脱除效率由42%提高到68%,协同电除尘SO₃脱除效率由66%提高到86%。     

脱硫废水蒸发脱除PM_(2.5)试验研究

提出一种促进燃煤烟气PM_(2.5)团聚长大及脱硫废水处理的新方法。采用燃煤热态实验系统,在静电除尘器入口烟道进行脱硫废水蒸发试验,考察脱硫废水蒸发对飞灰物性、电除尘性能的影响,以及添加化学团聚剂、喷嘴的粒径对脱硫废水蒸发脱除PM_(2.5)的影响。结果表明:脱硫废水蒸发后,烟气细颗粒物粒径由0.15增加到1.0μm左右;典型工况下,电除尘前蒸发脱硫废水提高PM_(2.5)脱除效率约10%;脱硫废水加入团聚剂,电除尘出口PM_(2.5)脱除效率提高25%以上;降低喷嘴粒径、增加团聚剂添加量均有利于PM_(2.5)团聚长大。     

湿法脱硫系统对PM2.5脱除作用的研究

为研究湿法脱硫系统对细颗粒物PM2.5排放特性的影响,选定了两个300MW燃煤机组进行测试,采用直接采样和稀释采样两种方法测试脱硫前后PM2.5质量浓度。结果表明:脱硫前两种采样方法的偏差为0.38和0.43 mg/Nm3,脱硫后偏差为2.56和1.16 mg/Nm~3;两种方法测得的湿法脱硫系统对颗粒物去除效率直接法最高达到79.59%,而稀释法为45.30%;从各粒径去除效率和发散系数可看出WFGD系统对0.5~1μm的颗粒影响最大。     

600MW燃煤机组超净排放特性及烟尘组分特征分析

针对环境污染问题对现役燃煤机组实施超净排放改造,以某600 MW燃煤机组为例,探讨了燃煤电站的超净排放标准和技术方法,对湿法烟气脱硫系统(WFDG)进、出口烟气中的烟尘颗粒物进行采样,分析其排放特性及组分特征。结果表明:WFGD系统对烟尘中的大颗粒物具有较强的脱除效果,出口烟气中的PM_(2.5)及以下粒径的细颗粒物含量上升;经过脱硫后的烟气颗粒物形态由链状结构变化为团簇结构,且体积更小,主要元素成分没有发生改变,Ca、Mg、S含量有所增加,Si、Al含量略有下降,脱硫后颗粒物增加了由WFGD系统携带出来的石灰石和石膏成分。     

某电厂300MW燃煤发电机组除尘改造方案探讨

在目前实施可持续发展战略的政策下,电厂排污成为社会关注的环境问题。某电厂300MW燃煤发电机组采用的是双室三电场除尘器,其外排烟气中烟尘排放浓度难以稳定达到环保部最新排放标准要求,因此对现有机组进行除尘改造势在必行,本文就该电厂燃煤发电机组除尘改造方案进行探讨。     

某电厂脱硫废水零排放处理系统运行性能分析

由于燃煤电厂脱硫废水成分复杂,具有含盐量高、腐蚀性强、易结垢等特点,自从"水污染防治行动计划"颁布以后,脱硫废水零排放已逐渐成为电厂污染物深度治理的必然趋势。燃煤电厂脱硫废水零排放处理采用旁路烟道蒸发处理工艺,其具有占地面积小、投资和运行成本低、运维方便、不产生新的固废等优点,已逐渐成为脱硫废水零排放的主流技术。某2×350 MW燃煤电厂采用旁路烟道喷雾干燥蒸发技术对脱硫废水进行零排放处理,每台机组配置2台2 m³/h双向流体雾化蒸发塔。对该工艺系统进行性能试验研究,结果表明蒸发塔喷水量满足设计要求,入口烟气温度为333~347℃,出口烟气温度为152~167℃,蒸发1 m³废水抽取高温烟气平均约10 275 Nm³/h。单台机组喷水量为3.1~3.9 m³/h时,蒸发塔入口烟气量占机组总烟气量的3.2%~3.7%,锅炉热效率下降约为0.29%~0.33%,处理吨水发电煤耗增加值为0.27~0.31 g/(kW·h),运行成本为67.56~71.36元/(m³·h),各项性能指标满足设计要求,实现了脱硫废水高效低成本零排放,系统运行效果良好。     

湿法脱硫协同去除细颗粒物的研究进展

石灰石-石膏湿法烟气脱硫（wet flue gas desulfurization,WFGD）工艺具有吸收剂来源广、成本低、脱硫效率高等优点,成为应用最广泛的烟气脱硫工艺。湿法脱硫过程中,燃煤烟气在喷淋浆液的洗涤作用下不仅能高效脱除SO₂而且可以协同去除细颗粒物,但同时存在石灰浆液夹带导致出口颗粒物浓度增加的问题。本文首先综述了湿法脱硫的应用现状,对比了湿法脱硫系统前后细颗粒物物性变化,然后概述了应用于湿法脱硫协同去除细颗粒物的新方法,包括脱硫塔内部结构调整以及促进细颗粒物凝聚长大,同时分析了湿法脱硫工艺中采用荷电细水雾吸附细颗粒物并增益脱除SO₂的可行性,以期为燃煤电厂细颗粒物排放控制提供借鉴。最后指出未来湿法脱硫技术不仅要实现高脱硫效率,而且能有效脱除未被静电除尘器脱除的细颗粒物,湿法脱硫技术的发展趋势是多种技术耦合实现多污染物的协同脱除。     

燃煤烟气中细颗粒物与共存气态组分对膜吸收CO2的影响

由于燃煤烟气中细颗粒物和气态污染物难以完全脱除,同时经湿法脱硫后烟气中水汽接近饱和状态,因此,有必要揭示细颗粒物及共存气态组分对膜吸收CO₂的影响。采用燃煤热态试验装置,考察了燃煤烟气中细颗粒物、SO₂、水汽对膜吸收CO₂性能的影响,并进行了实际燃煤湿法脱硫净烟气环境下的膜吸收CO₂试验。结果表明:细颗粒物随烟气通过膜组件后,部分细颗粒物可被膜截留,沉积于膜表面,导致膜吸收CO₂效率下降,其影响程度随细颗粒物浓度的降低而减弱,与细颗粒物物性有一定关系,通过有效降低烟气中细颗粒物浓度,可显著延长膜的稳定运行时间;SO₂的存在会与CO₂产生竞争吸收现象,但因烟气中SO₂含量远低于CO₂,对CO₂吸收效率影响不明显;对于水汽,只需在运行一段时间后对膜组件作气体干燥反吹,可基本维持膜组件的稳定运行。     

超低排放燃煤电厂中SO3的迁移及脱除特征

燃煤烟气中的SO₃会对机组运行及大气环境造成不利影响。为研究燃煤电厂SO₃排放特征,本文采取异丙醇吸收法对某300MW超低排放机组污染物控制装置进出口SO₃采样,以分析SO₃在燃煤机组中的迁移及脱除特性。结果表明：炉膛燃烧过程以及选择性催化还原装置（selective catalytic reduction,SCR）均将部分SO₂转化为SO₃,炉膛燃烧生成SO₃的质量浓度为SO₂的0.86%,SCR内SO₂/SO₃转化率为0.45%。烟气经过空气预热器,SO₃浓度降低了5.7%;静电除尘器（electrostatic precipitator,ESP）脱除SO₃效果较差,主要由于ESP内烟温在110℃以上,H₂SO₄酸雾凝结量较少;双级湿法脱硫装置（wet flue gas desulfurization,WFGD）对SO₃脱除效率达到81.3%,比国内单级脱硫装置SO₃脱除效果高30%～50%;湿式静电除尘器（wet electrostatic precipitator,WESP）脱除SO₃效率为23.0%。机组烟囱排放SO₃质量浓度为2.025mg/m³（标准）,SO₃排放因子EF为0.034kg/t。     

燃煤烟气细颗粒物团聚技术研究进展

调研了烟气中细颗粒物团聚技术的种类与研究情况,并就团聚技术在燃煤烟气湿法脱硫领域的应用前景进行了讨论。