光散射平均值法在线监测颗粒排放物浓度的研究

从Fraunhofer衍射理论的积分变换反演算法出发，提出了一种称为平均值法的烟尘颗粒浓度在线测量新方法。通过测量特定前向小角内光散射积分的强度即可获知被测烟尘的颗粒浓度。与目前常用的测量颗粒浓度的消光法比较，这种方法不需要预先获取颗粒的平均粒径。因此可以用于在线测量。文中用Fraunhofer衍射和Mie散射理论对这一新的测量方法进行了数值模拟验证，确认了该测量方法的正确性及它的适用范围，还进一步在粉尘发生器上进行了实时在线测量的研究，并采用等速采样法对测量系统进行了标定，从而验证了平均值法的可靠性和可行性。     

350 MW燃煤机组降低烟尘排放技术的研究与实践

为了减少燃煤电厂烟气中烟尘的排放浓度,达到《火电厂大气污染物排放标准》（GB 13223—2011）的要求,三河电厂在1台350 MW机组上开展了降低烟尘排放浓度的技术研究,采取在电除尘器前加装低温省煤器、综合升级改造静电除尘器、改造脱硫吸收塔除雾器、在湿法脱硫后加装湿式电除尘器等改造措施,协同降低烟气中烟尘排放浓度,改造后,监测结果表明,烟气中烟尘排放质量浓度在2.74～3.62 mg/m3,实现烟气中烟尘排放质量浓度在5 mg/m3以下,可满足国家排放标准要求。     

差分吸收光谱法在线监测烟气SO_2浓度的直接反演法

差分吸收光谱法(differential optical absorption spectroscopy,DOAS)用于锅炉排放烟尘烟气直接在线监测时,易受烟尘水汽等的干扰影响,造成测量误差较大。在实验室模拟真实烟道中的烟气监测环境,研究在光源发光强度大幅度衰减、存在高浓度水汽和烟尘情况下不同浓度SO2吸收光谱的特性。在对SO2吸收光谱进行小波分解后,发现即使受到高浓度烟尘颗粒、水汽、光源大幅度衰减等的影响,在某些波长处的小波系数变化仍较小,与未受干扰的SO2吸收光谱的小波系数基本相同。因此,提出一种差分吸收光谱法测量SO2浓度的新算法,即利用这些波长点的小波分解系数与浓度的关系,建立相应的函数关系,由吸收光谱经小波分解后的小波系数直接得到SO2的浓度。实验证明该方法可以消除烟尘水汽等的干扰影响,测量误差较小,可以满足排放监测要求。     

低烟尘排放浓度测量出现“负值”的原因分析及处理

1 存在问题GB13223-2003《火电厂大气污染物排放标准》规定燃煤锅炉烟尘最高允许排放浓度为50mg/m3,因此真实准确地进行测量尤为重要.目前,烟尘浓度一般采用等速采样法抽取部分烟尘,由玻纤滤筒进行分离收集(图1),通过称量采样前后滤筒质量,计算烟尘浓度.但是,在测量中经常出现采样后滤筒质量小于采样前(即负值)的现象,而且待测烟尘浓度越低测量出现负值的概率越高.据统计,烟尘浓度约50mg/m3时测量出现负值的概率约15％～25％,烟尘浓度约30mg/m3时出现负值概率约25％～45％,烟尘浓度低于20 mg/m3时甚至无法测量.目前烟尘浓度的测量仪器和方法只适用于测量烟尘浓度大于100mg/m3的情况,而布袋和电袋除尘器烟尘排放浓度一般低于50mg/m3,甚至低于30mg/m3,且80％以上的烟尘粒径小于10 μm.     

燃煤电厂烟尘排放监测及烟尘治理

通过对燃煤电厂烟尘排放监测,论述了陕西火电厂烟尘排放及除尘设施性能状况.结合近年来陕西火电厂的烟尘治理,对老电厂除尘器存在的问题、烟尘排放达标及除尘器改造进行了分析.     

湿式电除尘器粉尘颗粒流动特性数值模拟

以某电厂220 MW机组燃煤锅炉湿式电除尘器为对象,运用计算流体动力学(CFD)数值模拟的方法,研究了湿式电除尘器4个电场的烟气流量和除尘效率分布特性,重点分析了粉尘颗粒在湿式电除尘器电场和出口烟道内部的分布情况。结果表明:烟气流量分配不均会导致电场除尘效率存在差异,电场烟气量越大,除尘效率越低;导流板不能同时有效调节烟气和粉尘颗粒的流动特性;粉尘颗粒质量浓度在湿式电除尘器出口烟道内分布不均,会导致粉尘排放连续监测系统数据失真;采用多点测量取平均值的方法可得到真实的湿式电除尘器粉尘颗粒排放情况。     

霍林河电厂烟尘排放对周围大气环境的影响

霍林河电厂烟气除尘方式采用文丘里水膜除尘器,其烟尘排放浓度已超过了《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223- 1996)中允许的排放浓度。针对霍林河电厂工程特点及对建成后其排放的烟尘对周围大气环境的影响进行了分析。     

燃煤电厂除尘设备超低排放改造性能评价

新的环保政策要求燃煤电厂烟尘排放浓度低于5 mg/Nm~3以达到超低排放标准,为达到标准要求,黑龙江某燃煤电厂对其2、3号机组采用不同路线进行超低排放改造,对不同改造路线进行系统研究,分析各改造路线技术原理及特点,并对改造后设备进行性能试验,试验结果表明,2号机组改造烟尘排放浓度为3.46 mg/Nm~3,3号机组改造后烟尘排放浓度为3.85 mg/Nm~3,两种改造路线均可达到5 mg/Nm~3的排放限值要求,且设备运行可靠稳定。     

煤粉颗粒速度和粒径在线测量的轨迹成像法

实验研究了用于燃煤电厂管道气力输送煤粉颗粒粒径和速度在线测量的粒子轨迹图像法,考察了主要记录参数对测量结果的影响:成像系统空间分辨率和电荷耦合元件(charge-coupled device,CCD)曝光时间.前者由CCD芯片分辨率和成像放大倍率确定,与颗粒粒径测量相关;后者则与颗粒速度测量相关.通过一系列实验测试表明:为获得较为准确的颗粒粒径和速度分布结果,应选择合适的成像系统成像倍率,使得颗粒占像素比N大于6,同时选择合适的CCD相机曝光时间,使颗粒轨迹图像的长宽比R介于3～8之间.该文研究结果可为所提出的基于粒子轨迹图像的测量系统记录参数的确定提供依据,为其在燃煤电厂煤粉参数在线测量的成功应用打下基础.     

440t/h循环流化床锅炉颗粒物排放特性的实验研究

针对440t/h大型燃煤循环流化床电站锅炉,分别在静电除尘器(ESP)前后水平烟道进行颗粒物采样,研究不同燃烧工况变化(包括煤质、锅炉负荷、n(Ca)/n(S)和氧量)对颗粒物排放的影响.分析结果表明:静电除尘器效率随着粒径减小逐渐下降,对亚微米颗粒收尘效率不足90%,排放颗粒物中可吸入颗粒物占据较大的份额,一般在70%～90%左右;随着煤中灰分含量的增加,锅炉负荷的增加,颗粒物排放浓度逐渐增加,静电除尘效率下降;添加石灰石后颗粒物浓度明显增加,CaO对颗粒物凝并和团聚有一定作用,使得静电除尘器前粗颗粒物所占烟尘总量的百分比增加,烟尘颗粒d(0.5)从35.25μm增大到48.50μm;燃烧气氛含氧量增大时,排放颗粒物的粒径逐渐减小,PM1、PM2.5和PM10总排放量都是增大的.     

多种负荷工况下湿式电除尘器的PM2.5脱除效率及排放特征

在燃煤发电机组带100%、75%、50%负荷,每种负荷下湿式电除尘器（WESP）以高功率和节能优化2种模式运行共6种工况下,使用ELPI+测试湿式电除尘器入口和出口烟尘的质量浓度和排放特征。实验结果表明,在高负荷下,湿式电除尘器采用节能模式会导致总烟尘、PM₁₀、PM_2.5浓度均显著升高,甚至排放质量浓度超过5 mg/m³;而在中低负荷下,湿式电除尘器采用节能模式会导致总烟尘排放浓度显著升高,但PM₁₀、PM_2.5浓度则变化不显著,且粒径越小变化越小;PM₁₀、PM_2.5浓度变化对总排放的影响较小,除尘系统节能优化试验可为机组实现超低排放下的优化运行提供有力支持;湿式电除尘器入口和出口飞灰颗粒质量呈现出典型的双模态分布;湿式电除尘器以高功率运行时,2~10 μm的颗粒仅占PM₁₀质量的30%左右,湿式电除尘器以节能模式运行时,2~10 μm的颗粒可占到PM₁₀质量的50%以上。     

FE型电袋复合除尘器降尘效果显著

我国火电厂大气污染物排放标准第3时段要求锅炉烟尘排放浓度≤50mg／m^3,一些火电厂采用电袋复合式除尘器后就能达到这一目标。华能淮阴电厂2台200MW机组烟尘排放浓度已降到25mg／m^3;华电乌达热电公司烟尘排放浓度达30mg／m^3以下,复合除尘器阻力小于1kPa。     

安徽省煤电机组超低排放改造及CEMS验收问题分析

对安徽省已提前完成超低排放改造任务的67台（36 490 MW）煤电机组的SO₂、NO_x和烟尘超低排放改造技术路线、改造的经济性、改造后排放浓度及减排量以及改造后3种污染物在线监测系统（CEMS）验收中的问题进行分析。研究表明：安徽省燃煤电厂超低排放改造主要以湿式电除尘、低低温电除尘和超净电袋为核心的3条典型技术路线。1000MW机组改造经济性最高,其次为600MW和300MW机组。超低排放改造对全省电厂烟气污染物减排显著,污染物之间协同脱除效果良好。现行的气态污染物监测仪器、滤尘材料及测试方法均不能很好地满足改造后污染物CEMS验收的测试准确度要求,建议超低排放改造机组的烟尘验收选用低浓度粉尘测量自动取样系统和设置空白实验修正;SO₂验收需采用紫外或红外烟气分析仪,采样管路需要高温伴热;NO_x验收应根据SCR脱硝出口和总排口NO_x浓度测试数据相互佐证。     

西夏热电公司湿式电除尘器改造

为了满足"重点地区"燃煤电厂烟尘排放国家标准要求,针对西夏热电公司一期2×200 MW供热机组除尘设备现状结合现有除尘器改造技术进行分析研究,提出了在湿法脱硫后加装湿式电除尘器的改造方案。应用结果表明:改造后的机组烟尘排放浓度10 mg/Nm3,不仅满足了国家对"重点地区"燃煤电厂烟尘排放标准要求,而且达到了10 mg/Nm3的超低排放要求。     

声学技术在电厂设备状态监测中的应用研究

作为传统检测手段的有益补充,声学技术对电厂设备状态监测与控制有重要意义。在长期电厂设备声学检测研究的基础上,介绍了用于电厂设备状态监测的几种新颖的声学检测技术:电厂锅炉炉内温度场、动力场、炉管泄漏声学在线监测,声波除灰和声波助燃技术;声发射技术在电厂大型旋转机械故障诊断、压力容器及管道检测中的应用;两相流动介质中流量、浓度、粒径的声学测量;电厂设备中松动部件声学监测等。阐述了各项技术的原理、优势及研究现状,并指出其今后的主要研究方向和内容,对声学技术应用于电厂设备状态监测具有指导意义。     

利用协同治理技术实现燃煤电厂烟尘超低排放

为实现燃煤电厂烟尘超低排放,介绍了一种燃煤电厂烟气处理系统协同治理技术路线,分析了该协同治理技术路线烟尘协同效应的机理及特点,重点对烟尘排放在不采用湿式电除尘器时达到<5 mg/m3及<10 mg/m3的协同治理技术的理论和实践进行了研究和探讨,提出了当前利用协同治理技术达到烟尘超低排放的推荐性技术配置方案,相关结论可为现阶段燃煤电厂烟尘治理系统的设计与升级改造提供参考。     

300MW燃煤电站化学团聚强化飞灰细颗粒物排放控制的研究

煤炭燃烧会产生大量飞灰颗粒物,其造成的空气污染给人类健康及生存环境带来了巨大影响。针对江西某电厂2???340MW燃煤机组,进行了细颗粒物化学团聚工业应用工程试验。通过安装自行设计制造的化学团聚系统,综合考察了化学团聚技术对燃煤电厂静电除尘器(electrostaticprecipitators,ESP)效率的影响,对电厂运行参数的影响,及团聚后排放至大气的颗粒物特性。试验结果表明,喷入化学团聚剂后,细颗粒物排放浓度显著降低。4号机组连续喷入240min团聚剂后,ESP后颗粒物浓度下降约61.7%,脱硫后颗粒物浓度下降了约77.9%;3号机组连续喷入化学团聚剂168h后,ESP后颗粒物平均浓度为22.6mg/m3。脱硫后颗粒物平均浓度为5.7mg/m3。采集脱硫后排入大气的烟尘颗粒物,粒径峰值为0.8?m,绝大多数飞灰颗粒粒径在0.1～1?m内。连续喷入化学团聚剂后,ESP后SO2浓度由2866mg/m3降至2354mg/m3,下降了约17.9%;NOx浓度和O2浓度无明显变化;烟气湿度提高了约0.4%。     

江苏省电力科学研究院FT91型烟气排放连续监测系统投放市场

为切实减少火电厂对环境的污染,国家制定相关环保标准,要求电站锅炉和工业锅炉安装烟气排放连续监测系统(CEMS),用于监测烟气排放中气态污染物(主要为NOx、SO2)和烟尘浓度,同时监测烟气流量、压力、温度、湿度和氧量等参数。基于国家标准要求,江苏省电力科学研究院在2003年初完成了CEMS的开发和完善,并安装在谏壁发电厂9号炉。试运行至今,运行稳定可靠,测量准确,并已通过了国家环境监测总站的检测。目前,江苏省电力科学研究院开发的FT91型烟气排放连续监测系统投入市场,并已获得可喜业绩,在2004年上半年已与4家电厂签订了16套CEMS销…     

440t/h循环流化床电站颗粒物排放特性的实验研究

针对440t/h大型燃煤循环流化床电站锅炉，分别在电除尘器前后水平烟道进行颗粒物采样，研究不同燃烧工况变化（包括煤种、锅炉负荷、Ca/S和氧量等）对颗粒物排放的影响。分析结果表明：静电除尘器分级效率随着粒径减小逐渐下降，对亚微米颗粒收尘效率不足90％，排放的颗粒物中可吸入颗粒物占据较大的份额，一般在70％～90％左右；随着煤中灰分含量的增加，锅炉负荷的增加，颗粒物排放浓度逐渐增加，静电除尘效率下降；添加石灰石后颗粒物浓度明显增加，CaO对颗粒物凝并和团聚有一定作用，使得粗颗粒物所占烟尘总量的百分比增加，烟尘颗粒d(0.5)从35.25μm增大到48.50μm；燃烧气氛含氧量增大时，排放颗粒物的粒径逐渐减小，PM1、PM2.5和PM10总排放量都是增大的。     

燃煤电厂协同除尘技术应用

为适应燃煤电厂对烟尘排放的严格要求,需要对新建或原有锅炉的烟尘处理系统进行重新设计优化,并运用环保研究新技术,通过多个系统的共同作用,将净烟气烟尘排放浓度降到10 mg/m3以下。对目前燃煤电厂有成功运用的烟气协同处理技术、对低低温省煤器的安装运用、电除尘的改造提效、增加湿法脱硫的除尘能力以及湿式除尘器的应用等方面进行分析,阐述各系统互相配合对烟尘进行协同处理,达到超低排放的目的。