混燃石油焦循环流化床锅炉硫污染物排放特性

在3台配备了炉内脱硫+静电除尘器(ESP)/布袋除尘器(FF)+湿法脱硫装置(WFGD)的410 t·h~(-1)循环流化床(CFB)锅炉进行了硫污染物排放特性研究。在3个测点采用US EPA Method 8对烟气中不同形态硫污染物进行了平行取样,并同时采集了相应工况下入炉燃料、石灰石、底渣、飞灰、石膏和废水等,考察了污染物控制装置对硫污染物的影响以及硫在电厂的迁移和分布特性。结果表明,锅炉出口烟气中硫主要以颗粒态硫和SO_2的形式存在,占比分别为48.94%~55.05%和44.14%~49.07%。ESP和FF能高效脱除颗粒态硫,脱除效率均达95%以上;WFGD对SO_3/硫酸雾、颗粒态硫的脱除效率分别达62.66%~67.82%和53.06%~60.89%。燃料中硫经过燃烧和污染物控制装置脱除之后绝大部分迁移至灰渣(底渣+飞灰)和湿法脱硫产物(石膏+废水)中,分别占硫总输出的56.79%~70.12%和29.25%~41.70%,只有0.63%~1.51%的硫排放到大气环境中。     

320MW燃煤电厂痕量元素的分布、脱除及排放特性

燃煤电厂痕量元素的排放已经引起了世界的广泛关注。在一台配置选择性催化还原（SCR）+静电除尘器（ESP）+湿法脱硫装置（WFGD）的320MW燃煤电厂上进行了12种痕量元素（Cr、Mn、Co、Ni、Cu、Zn、As、Mo、Cd、Sb、Ba、Pb）排放特性的实验研究,使用了US EPA Method 29对4个测点烟气痕量元素进行同时取样,考察了痕量元素在电厂中的分布、协同脱除以及在烟囱中的排放。结果表明：锅炉、SCR、ESP、WFGD和整个系统的痕量元素质量平衡率均在可接受的范围内。这12种痕量元素主要分布在底渣和飞灰中,分别占据底渣、ESP灰、WFGD脱除及烟囱排放痕量元素总量的1.90%～27.6%和72.3%～98.0%,然而,它们在烟囱和被WFGD脱除的部分所占比例较少,两者之和仅占0.11%～0.66%。ESP和WFGD对烟气痕量元素的脱除率分别为99.39%～99.95%和40.39%～78.98%,SCR+ESP+WFGD对烟气痕量元素的总体脱除率为99.79%～99.99%。ESP对痕量元素较高的脱除效率是APCDs系统具有较高的协同脱除效率的主要原因。烟囱排放的痕量元素浓度及排放因子分别为0.01～12.88 μg·m^-3和（0.002～4.57）×10^-12 g·J^-1。应进行更多的燃煤电厂痕量元素排放的研究,以便为中国燃煤电厂痕量元素的排放预测模型的建立以及相关标准的制定提供参考。     

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。     

混燃石油焦循环流化床锅炉Pb排放特性

燃煤电厂释放的Pb具有长距离迁移性、生物累积性和持久危害性等特点,尽管Pb在煤中含量较低,但由于我国煤炭消耗量巨大,每年因燃煤发电排放到环境中的Pb十分巨大,其造成的环境污染问题不容小觑。由于现场取样的复杂性,目前关于燃煤电厂Pb迁移排放特性的研究较少。选取某额定蒸发量为410 t/h的混燃石油焦循环流化床(CFB)锅炉为研究对象,采用EPA Method 29法对电厂布袋除尘器(FF)和石灰石-石膏湿法脱硫塔(WFGD)前后烟气中不同形态的Pb进行了平行取样,同时对入炉燃料、石灰石、底渣、飞灰、脱硫石膏和脱硫废水等物流进行取样分析,通过Pb的质量平衡核算得到Pb在燃煤副产物中的分配比例以及Pb的迁移排放特性。结果表明:Pb的质量平衡率为105. 1%～106. 4%,说明本次Pb排放测试结果的准确性和可信度较高。燃烧过程中,燃料中Pb元素主要以气态单质铅Pb~0或PbO形式释放到烟气中,少量残留在底渣中,本次测试底渣中Pb占总入炉Pb量的13. 7%。随着烟气流动和温度的降低,烟气中大部分Pb化合物会发生均相成核、异相凝结和颗粒表面沉积吸附等过程,形成颗粒态Pb,因此本次测试在空预器出口(布袋除尘器前)烟气中Pb主要以颗粒态形式存在,占比超过99%,而最终排放到大气中的Pb仅为0. 4%。布袋除尘器对烟气中Pb的脱除效率高达99%,主要是体现在对颗粒态Pb的脱除上。而湿法脱硫塔对水溶性较好的气态Pb和颗粒态Pb均有一定的脱除作用,脱除效率可达67%。经污染物控制装置脱除,最终排放到大气中的Pb浓度较低,仅为2. 99μg/m~3,Pb的大气排放因子为0. 90×10~(-12)g/J。     

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。     

320 MW燃煤电厂痕量元素的分布、脱除及排放特性

燃煤电厂痕量元素的排放已经引起了世界的广泛关注。在一台配置选择性催化还原(SCR)+静电除尘器(ESP)+湿法脱硫装置(WFGD)的320MW燃煤电厂上进行了12种痕量元素(Cr、Mn、Co、Ni、Cu、Zn、As、Mo、Cd、Sb、Ba、Pb)排放特性的实验研究,使用了US EPA Method 29对4个测点烟气痕量元素进行同时取样,考察了痕量元素在电厂中的分布、协同脱除以及在烟囱中的排放。结果表明:锅炉、SCR、ESP、WFGD和整个系统的痕量元素质量平衡率均在可接受的范围内。这12种痕量元素主要分布在底渣和飞灰中,分别占据底渣、ESP灰、WFGD脱除及烟囱排放痕量元素总量的1.90%~27.6%和72.3%~98.0%,然而,它们在烟囱和被WFGD脱除的部分所占比例较少,两者之和仅占0.11%~0.66%。ESP和WFGD对烟气痕量元素的脱除率分别为99.39%~99.95%和40.39%~78.98%,SCR+ESP+WFGD对烟气痕量元素的总体脱除率为99.79%~99.99%。ESP对痕量元素较高的脱除效率是APCDs系统具有较高的协同脱除效率的主要原因。烟囱排放的痕量元素浓度及排放因子分别为0.01~12.88μg·m-3和(0.002~4.57)×10~(-12)g·J~(-1)。应进行更多的燃煤电厂痕量元素排放的研究,以便为中国燃煤电厂痕量元素的排放预测模型的建立以及相关标准的制定提供参考。     

湿法烟气脱硫系统对细颗粒脱除性能的实验研究

针对石灰石-石膏法、双碱法、氨法等典型湿法烟气脱硫（WFGD）工艺,在喷淋脱硫塔中实验研究了WFGD系统对细颗粒的脱除作用;采用电称低压冲击器、场发射扫描电镜、X射线衍射仪等对WFGD系统前后烟气中细颗粒的浓度、粒径分布、形态、元素及物相组成进行了测试分析,考察了脱硫剂、液气比对WFGD系统脱除细颗粒性能的影响,并进行了利用蒸汽相变原理促进细颗粒凝结长大并高效脱除的实验研究。结果表明,脱硫剂对WFGD系统脱除细颗粒的性能具有重要影响,由于形成无机盐气溶胶细颗粒,采用CaCO₃、NH₃·H₂O脱硫剂时,WFGD系统对细颗粒的脱除效果明显不及Na₂CO₃脱硫剂和水洗涤,且颗粒形貌特征及元素组成发生明显变化;除NH₃·H₂O脱硫剂外,液气比对WFGD系统脱除细颗粒的影响不明显;在脱硫塔进口烟气、塔内脱硫液进口上方添加适量蒸汽建立蒸汽相变所需的过饱和水汽环境可显著促进细颗粒的脱除。     

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。     

超低排放燃煤电厂污染控制设备协同脱汞研究进展

目前燃煤电厂烟气汞的治理主要依靠常规污染物净化装置协同脱除。为了解我国超低排放电厂污染物净化设施的协同脱汞能力,对电厂汞排放现场测试数据进行统计分析。研究发现相同类型的污染物净化设施对汞的脱除能力有很大差别,选择性催化还原法(SCR)的汞氧化效率在13.2%～91.1%,平均氧化效率为52.7%;不同类型除尘器对汞的去除效果差异很大,其中低低温电除尘器(LLT-ESP)电袋除尘器(ESP+FF)普通电除尘器(ESP)。湿式石灰石-石膏法(WFGD)脱硫系统脱汞平均脱汞效率为54.3%,大部分WFGD的脱汞效率主要由Hg~(2+)的去除贡献得到。不同超低排放改造技术路线中以低低温电除尘器为核心的技术路线的平均脱汞效率最高,为91.3%。超低排放改造后机组的平均脱汞效率为80.1%,相比改造前提高约10%。     

钙基脱硫剂用于冶炼烟气脱硫的模拟与实验

提出了一种应用钙基脱硫剂脱除冶炼烟道气中高浓度SO₂并回收硫单质的方法。通过热力学模拟多种硫化物与SO₂之间的反应,筛选得出硫化钙（CaS）适合作为化学链脱硫技术的脱硫剂,它在400～650℃范围内可将SO₂还原为单质硫,生成的固相产物为CaSO₄而非CaO。通过固定床反应器内的脱硫实验,发现温度对脱硫率和硫单质回收率影响较大。在400～650℃范围内温度越高,脱硫率和硫单质回收率越大;当温度高于600℃时,脱硫率和硫单质回收率基本相等。提高空速,则会降低脱硫率和硫单质回收率,但两者的差值随空速增大逐渐减小。当烟气中SO₂浓度小于1%时,脱硫率维持在99.8%基本不变;SO₂浓度升至3.45%后,平均脱硫率急剧下降至92.1%;SO₂浓度越高,平均脱硫率越低。硫单质回收率随SO₂浓度增大存在一最佳范围。在脱硫反应后期,粒径较大的脱硫剂颗粒脱硫性能较低。SEM照片表明了脱硫剂颗粒随反应温度的升高团聚现象更为明显,XRD表征证明了反应中SO₂气体被还原为升华硫颗粒。     

Mercury speciation and emission from the coal‐fired power plant filled with flue gas desulfurization equipment

Mercury speciation and emission from two Chinese coal‐fired power stations equipped with flue gas desulfurization device were investigated. Research results reveal that Hg⁰ is the main form in the flue gas in Plant 1; Hg²⁺ is the main form in the flue gas in Plant 2. Most of mercury was emitted to the atmosphere, which was about 77–98%, and the elemental mercury released to atmosphere ranged 73–94% approximately. A pot of mercury is adsorbed by bottom ash, electrostatic precipitator (ESP) ash, and gypsum in Plant 1. However, most mercury, the scale of which is 75–83.2%, is collected by ESP ash, and only 7.0–12.2% mercury is emitted to the atmosphere in Plant 2. The mercury removal by NID semi‐desulfurization system is higher than wet flue gas desulfurization (WFGD) desulfurization system.     

Experimental study on mercury transformation and removal in coal-fired boiler flue gases

This paper reported mercury speciation and emissions from five coal-fired power stations in China. The standard Ontario Hydro Method (OHM) was used into the flue gas mercury sampling before and after fabric filter (FF)/electrostatic precipitator (ESP) locations in these coal-fired power stations, and then various mercury speciation such as Hg⁰, Hg²⁺ and Hg^P in flue gas, was analyzed by using EPA method. The solid samples such as coal, bottom ash and ESP ash, were analyzed by DMA 80 based on EPA Method 7473. Through analysis the mercury speciation varied greatly when flue gas went through FF/ESP. Of the total mercury in flue gas, the concentration of Hg²⁺ is in the range of 0.11–14.76 μg/N m³ before FF/ESP and 0.02–21.20 μg/N m³ after FF/ESP; the concentration of Hg⁰ ranges in 1.18–33.63 μg/N m³ before FF/ESP and 0.77–13.57 μg/N m³ after FF/ESP, and that of Hg^P is in the scope of 0–12.11 μg/N m³ before FF/ESP and 0–0.54 μg/N m³ after FF/ESP. The proportion of Hg²⁺ ranges from 4.87%–50.93% before FF/ESP and 2.02%–75.55% after FF/ESP, while that of Hg⁰ is between 13.81% – 94.79% before FF/ESP and 15.69%–98% after FF/ESP, with that of Hg^P is in the range of 0%–45.13% before FF/ESP and 0%–11.03% after FF/ESP. The mercury in flue gas mainly existed in the forms of Hg⁰ and Hg²⁺. The concentrations of chlorine and sulfur in coal and flue gas influence the species of Hg that are formed in the flue gas entering air pollution control devices. The concentrations of chlorine, sulfur and mercury in coal and the compositions of fly ash had significant effects on mercury emissions.     

氨法烟气脱硫过程中气溶胶颗粒生成特性

利用自行搭建的模拟氨法烟气脱硫实验平台,针对氨法脱硫中脱硫浆液液滴夹带蒸发和非均相反应两种气溶胶生成途径,采用电称低压冲击器(ELPI)、PM_2.5/10采样器、场发射扫描电子显微镜(FESEM)等手段对两种途径下生成的气溶胶浓度、粒度分布以及形貌特征进行了测试分析,实验考察了氨法脱硫工艺参数对两种途径下生成的气溶胶特性的影响。结果表明,氨法脱硫中形成的气溶胶颗粒从数浓度角度而言,主要为亚微米级颗粒,从质量浓度分析,则以微米级及更大颗粒为主;脱硫浆液中挥发逸出的气态NH₃和烟气中水汽、SO₂间的非均相反应是氨法脱硫气溶胶的主要来源,其形成量主要取决于脱硫浆液pH、脱硫塔进口烟温等;其次来自于脱硫液滴的夹带蒸发作用,其形成量主要取决于脱硫浆液浓度、空塔气速等。     

脱硫石膏热处理制备注浆成型模具

石灰石-石膏湿法烟气脱硫技术以石灰石为原料吸收烟气中的二氧化硫,得到石膏晶体。在控制二氧化硫排放的同时,脱硫石膏的处理与综合利用也非常重要。以脱硫石膏为原料,分析脱硫石膏的成分,通过热处理使其脱水,并表征热处理过程对石膏物理性能的影响。将热处理后的石膏用于石膏模具的制作,并最终制备固体氧化物燃料电池阳极支撑体。燃料电池测试的结果显示,脱硫石膏可以用于管式固体氧化物燃料电池的制备。     

燃煤烟气中SO3迁移转化特性及其控制的研究现状及展望

SO₃排放导致的烟羽浊度增大、蓝烟/黄烟现象及其排入大气环境后转化为二次气溶胶等问题,已引起广泛关注。燃煤电厂SO₃的排放主要由煤燃烧以及SCR烟气脱硝中SO₂氧化形成,随着选择性催化还原（SCR）脱硝设施的推广应用及高硫煤使用量的增多,控制燃煤SO₃排放已迫在眉睫。本文分析综述了燃煤烟气SO₃在SCR脱硝过程、低低温电除尘、湿法烟气脱硫以及湿式电除尘中的生成、迁移转化及脱除特性。同时介绍了两类控制燃煤烟气系统中SO₃的技术,一是利用现有污染物控制设备的协同作用;二是喷射碱性吸收剂吸收SO₃,综合比较了各类碱性吸收剂以及不同喷射位置,提出一种将喷碱性吸收剂与脱硫废水烟道蒸发技术相结合的控制方法。最后指出探究烟气系统中SO₃迁移转化特性以及碱性吸附剂脱除SO₃的反应机理及其影响因素是未来燃煤烟气SO₃控制技术研究的发展方向。     

氯添加对燃煤过程中汞析出规律的影响

首先利用管式炉对燃煤及燃煤加氯后煤中汞排放进行研究,结果表明,对于神混煤而言,原煤燃烧后烟气中单质Hg⁰和氧化态汞Hg²⁺的比例分别为74.3%、25.7%。添加Cl后,烟气中Hg²⁺的比例有所上升,当加氯量为0.015%、0.030%和0.045%时,烟气中Hg²⁺的比例分别上升为32.7%、36.1%和40%,随加氯量的增加,其对汞的氧化作用也随之增强。在现场工程示范试验中,利用脱硫废水中的氯氧化烟气中的汞,以达到脱硫废水与烟气中的汞协同脱除的目的。结果表明,随着脱硫废水喷洒煤的量越大,进入SCR烟气中Hg²⁺比例增大,经过SCR后Hg²⁺的比例随之增大。由于飞灰对Hg²⁺的吸附能力较Hg⁰强,电除尘系统的脱汞效率提高,但脱硫废水喷洒煤对湿电除尘系统的脱汞效率影响不大。总之,脱硫废水喷洒量越大,燃煤机组烟气净化设备对汞协同去除效率也随之提高。     

A model for performance optimization of wet flue gas desulfurization systems of power plants

In this paper, a model of limestone/gypsum wet flue gas desulfurization (WFGD) system was developed based on unsteady theory. The models of processes of absorption section and oxidation section were developed and incorporated into the WFGD integral model. The sub-model of motion of slurry drops, absorption of SO₂, dissolution of limestone and crystallization of gypsum were included in the model of absorption section, while the model of oxidation section was developed by the population balance theory. The calculation results of the desulfurization system for 300 MW utility in China by this model was compared to that of corresponding measured results. The simulation results agreed with the measurement results very well. The operation mode of boilers of power plant in China is different to that of other countries since variable coal property and unstable loads of boilers. The differences of operation mode lead to the variation of process parameters of WFGD system. The influences of liquid-to-gas ratio, SO₂ concentration of inlet flue gas, and combination mode of different spray levels to the desulfurization efficiency were analyzed. Based on the analysis, some advices of performance optimization of flue gas desulfurization systems in China were suggested.     

Sulfur resource recovery based on electrolytic manganese residue calcination and manganese oxide ore desulfurization for the clean production of electrolytic manganese

An environmentally friendly and resource-conserving route to the clean production of electrolytic manganese was developed, in which the electrolytic manganese residue(EMR) was initially calcined for cement buffering;then the generated SO_2-containing flue gas was managed using manganese oxide ore and anolyte(MOOA) desulfurization; at last, the desulfurized slurry was introduced to the electrolytic manganese production(EMP). Results showed that 4.0 wt% coke addition reduced the sulfur of calcined EMR to 0.9%, thereby satisfying the cement-buffer requirement. Pilot-scale desulfurization showed that about 7.5 vol% of high SO_2 containing flue gas can be cleaned to less than 0.1 vol% through a five-stage countercurrent MOOA desulfurization. The desulfurized slurry had 42.44 g·L~(-) Mn~(2+) and 1.92 g·L~(-1) S_2 O_6~(2-), which was suitable for electrowinning after purification, and the purity of manganese product was 99.93%, satisfy the National Standard of China YB/T051-2015.This new integrated technology fulfilled 99.7% of sulfur reutilization from the EMR and 94.1% was effectively used to the EMP. The MOOA desulfurization linked the EMP a closed cycle without any pollutant discharge, which promoted the cleaner production of EMP industry.     

液相射流吸收耦合气相旋流分离烟气脱硫

在传统的除雾型旋风分离器基础上进行改进,使其同时具备液相射流、气液吸收反应以及气液分离功能,并将这一新型旋风分离器用于烟气脱硫实验。实验中气相为含SO₂烟气,液相为NaOH或Na₂CO₃碱液吸收剂,通过调节吸收剂浓度、烟气含硫浓度、烟气喷射速度、吸收剂喷射速度、吸收剂固含率等参数得到其相应脱硫率的变化。实验研究表明：脱硫率随吸收剂浓度的增加先增加,达到一定浓度后脱硫率几乎不变;脱硫率随SO₂进口浓度的升高而下降;随进口气速的增大,脱硫率也一定程度增大;随液体喷射速度的增加脱硫率先增大,增大到一定程度后脱硫率趋于不变;NaOH作为吸收剂所得最佳脱硫率可达85%,Na₂CO₃作为吸收剂,最佳脱硫率可达77%;当其他参数一定时,加入一定量的CaCO₃固体微粒,可以提高脱硫效率1%~2%。该液相射流吸收耦合气相旋流分离装置不仅脱硫效率高,而且脱硫剂损失少,投资成本与运行维护费用均低于相同处理量的烟气脱硫塔,具有良好的应用前景。