循环流化床NOx和SO_(2)协同脱除技术试验研究

结合循环流化床后燃技术(简称“后燃技术”)和炉内喷钙脱硫技术,在0.1 MW循环流化床试验台上研究了循环流化床NOx和SO_(2)协同脱除潜力,主要研究了后燃室脱硫剂添加量对NOx和SO_(2)排放影响以及炉内添加脱硫剂时燃烧温度对NOx和SO_(2)排放的影响。结果表明:通过后燃室注入脱硫剂可以降低SO_(2)排放,能够达到一定的脱硫效果。当燃烧温度较高时,后燃技术下炉内添加脱硫剂,脱硫效果很差。通过适当降低燃烧温度可以实现NOx和SO_(2)的协同脱除。当温度为845℃时,后燃技术下炉内脱硫时可直接实现超低NOx排放,而SO_(2)排放可以降至92.09 mg/m^(3)。后燃技术下炉内低温脱硫时,如果后燃室添加适量脱硫剂,则SO_(2)排放可进一步降低,有望实现NOx和SO_(2)双超低排放,进一步降低循环流化床污染物脱除成本。

垃圾焚烧烟气超低排放技术路线与协同脱除

综述了垃圾焚烧烟气脱硫、脱硝、颗粒物和二噁英脱除技术的发展,总结了3种垃圾焚烧烟气超低排放路线(路线1,SNCR炉内脱硝→机械旋转喷雾半干法脱酸→辅助干法脱酸→活性炭吸附→袋式除尘器→湿法洗涤塔/SCR脱硝→SCR脱硝/湿法洗涤塔;路线2,PNCR脱硝→半干法脱酸→袋式除尘器→湿法洗涤塔;路线3,干法脱酸→袋式除尘器→蒸汽加热器→SCR脱硝→湿法洗涤塔→湿式电除尘器)。通过分析路线中各个目标污染物脱除设备对其他污染物的协同脱除机制,发现各个路线中的烟气净化设备彼此之间的影响较小,在此基础上,介绍了几种垃圾焚烧烟气多污染物协同脱除的一体化技术,并展望了未来垃圾焚烧烟气多污染物协同脱除技术的发展方向。

协同脱除VOCs和NOx的双功能催化剂研究进展

从催化剂的载体、活性组分及助剂、结构与形貌3个方面综述了协同脱除挥发性有机气体(VOCs)和NOx的VOCs-NH3-SCR(氨选择性催化还原)催化剂的研究进展,总结了不同VOCs-NH3-SCR催化剂对VOCs和NOx的协同脱除效果,阐述了VOCs和NOx的脱除机制及在VOCs-NH3-SCR体系下反应物间的协同或拮抗机制,并展望了VOCs-NH3-SCR催化剂的研究和开发方向。指出:应加强VOCs和NOx的协同脱除机理研究,通过调控催化剂体系、厘清功能活性位点、靶控不同反应物及中间物种的生消过程,寻求VOCs和NOx催化氧化的宽协同温窗区,进一步提高催化剂在VOCs和NOx协同脱除条件下的选择性。

大型318 m^(2)烧结机烟气SCR脱硝协同脱除CO的设计与应用

本文着重介绍天柱钢铁2×318 m^(2)烧结机烟气脱硝的设计与应用情况,本项目采用大型单CFB干法脱硫集成中温SCR脱硝一体化超低排放装置,此项目自投运以来,实现了SO_(2)排放浓度低于20 mg/Nm^(3)、NO_(X)排放浓度低于30mg/Nm^(3)、粉尘排放浓度低于5mg/Nm^(3)的超低排放指标。脱硝采用中温SCR设计、中温运行,投运后系统具有阻力小、煤气耗量低、协同脱除CO的特点。其成功投运也为其他同类烧结烟气治理工艺选择提供参考借鉴。

中国垃圾焚烧烟气多污染物协同脱除技术研究进展

我国垃圾焚烧烟气污染物脱除技术及工艺发展日趋成熟,但存在系统复杂、成本较高等问题。若采用烟气多污染物协同脱除技术替代现有工艺中2种或2种以上的脱除技术,可有效简化工艺系统和减少占地面积,降低污染物脱除成本。总结国内垃圾焚烧烟气多污染物协同脱除技术,从脱除原理、研究进展、工艺流程、工业应用及应用效果等角度展开论述,主要特点为:低温等离子体协同脱除技术对烟气适应性强,能脱除NO_(x)、SO_(2)、HCl、Hg 0、二噁英等多种烟气污染物且效率较高,但设备成本高,运行耗电量大;碳基材料协同脱除技术能脱除多种烟气污染物,且能通过解吸再生回收资源,但脱除效率较低且存在二次污染风险;氧化法协同脱除技术主要针对NO_(x)、SO_(2)、HCl污染物,要求工艺设置在除尘后,主要存在脱硝效率较低和废水产物难处理等问题;SCR脱硝协同脱除技术对SCR催化剂进行改进,所需催化剂成本较高,但对Hg 0和二噁英的脱除效率不高,且影响脱硝过程和报废催化剂的处理;复合催化滤料协同脱除技术,对粉尘和二噁英的脱除效果均较好,但滤袋成本较高;其他技术如金属化合物吸附/氧化协同脱除技术目前研究应用较少。综合目前的协同脱除技术发展情况分析,可知成本和脱除效率仍是限制技术应用的主要因素,仍需推动技术降本增效。此外由于不同污染物物化性质的差别,在协同脱除过程中相互影响,但目前研究较少涉及,还需深入研究,避免出现竞争和抑制现象,尽可能相互促进、协同脱除。

协同脱除燃煤电厂烟气中NO和VOCs的SCR催化剂研究进展

燃煤电厂的NO_(x)和VOCs排放量占人为源排放量的近三成,是大气环境治理面临的严峻挑战。在燃煤电厂的SCR区域协同脱除烟气中NO和VOCs,可以有效降低处理成本,具有重要的科学价值和环境效益。本文概述了近年来协同脱除燃煤电厂烟气中NO和VOCs的SCR催化剂的研究进展。当前研究主要采用浸渍法、共沉淀法、水热法、溶胶-凝胶法、模板法等方法制备多功能催化剂,掺杂过渡金属/贵金属或选择合适的载体会明显提高催化剂表面酸性位点数量和表面活性氧浓度,使催化剂协同脱除能力大幅攀升。然而,实际烟气中多种污染物会在催化剂表面相互影响,多种反应物的相互作用机理以及反应条件对协同去除率的影响也被重点讨论。针对当前研究存在的问题和挑战,可利用原位技术和DFT两个有力的工具,探究催化剂协同催化反应路径和失活机理,从而指导设计结构稳定、氧化还原活性好、副产物少、抗毒性强、可再生的协同脱除NO和VOCs的SCR催化剂。当前协同脱除NO和VOCs的研究还停留在实验室规模,未来要完善多污染物协同控制理论,实现复杂烟气中NO_(x)和VOCs协同脱除的实际工程应用。

烟气污染物协同脱除技术研究进展

以固体垃圾焚烧发电为例,分析了其烟气净化系统的工作流程。评述了常规污染物脱除技术,重点分析了挥发性有机化合物与汞协同脱除的机理在于吸附条件的相近性,而硫、氯、二噁英协同脱除是因为低温等离子体可以同时与硫化物、氯化物以及二噁英发生反应,热力型氮与活性氯协同脱除是在相近温度区间内同时实现热力型氮催化还原和活性氯催化氧化。最后介绍了协同脱除技术的发展情况,并提出在协同脱除技术领域的研究中,应在成本和废料等综合因素中寻找平衡点的建议。

低低温电除尘协同脱除细颗粒与SO_3实验研究

低低温电除尘技术是降低燃煤电厂细颗粒、SO_3排放的有效技术之一。采用燃煤热态试验系统,试验考察了普通电除尘与低低温电除尘中细颗粒的粒度变化特性,以及低低温电除尘入口烟温、烟气中SO_3浓度等对细颗粒与SO_3脱除性能的影响,并探讨飞灰吸附SO_3的机理。结果表明:低低温电除尘中存在颗粒凝结长大现象,出口颗粒物粒度高于普通电除尘,适当降低入口烟温,有利于增强低低温电除尘对细颗粒与SO_3的脱除,脱除效果随着入口烟气SO_3浓度的增加而提高。低低温电除尘对于SO_3的脱除效率高于80%,SO_3在飞灰上的冷凝主要由内扩散控制。

湿法脱硫中应用蒸汽相变原理协同脱除PM_(2.5)的技术分析

SO2、PM2.5是燃煤的主要污染物,实现两者的同时高效脱除具有重要现实意义。依据蒸汽相变促进PM2.5凝并长大的原理及湿法脱硫工艺特征,对湿法脱硫系统中应用蒸汽相变原理协同脱除PM2.5的可行性及技术方案加以分析;指出改进湿法脱硫操作条件、促进脱硫净化湿烟气达到过饱和、添加润湿剂、采用低表面能材料作相变凝结室壁面等措施,有望协同实现脱除SO2和促进PM2.5凝并长大并高效脱除的目的。

燃煤机组烟气污染物协同脱除技术及应用

针对燃煤机组超低排放改造中技术路线上存在的争议问题,结合国内超低排放改造可行性研究及协同脱除改造工程的实施,总结了烟气污染物协同脱除技术的发展现状,重点介绍了超低排放协同脱除策略及一体化脱除核心技术,提出超低排放改造可结合"协同"和"湿除"2条技术路线,在确定的边界条件和场地布置前提下优化设计。工程应用表明,燃煤机组采用协同脱除技术实施超低排放改造后,NO_x、SO_2及烟尘排放质量浓度均优于超低排放限值要求,同时对SO_3、Hg和PM_(2.5)等污染物的脱除效果显著。

高硫煤机组低低温省煤器SO_3协同脱除试验研究

低低温电除尘技术在高硫煤机组应用的安全性亟待验证。为此,在某600MW高硫煤机组锅炉上搭建了低低温省煤器试验台,进行了SO_3、烟尘协同脱除试验。结果表明:不同试验煤种条件下,烟气中SO_2向SO_3的转化率基本相同,约为1.5%;当低低温省煤器试验段出口烟温低于烟气酸露点时,SO_3协同脱除率为70.9%~91.9%,脱除效果较为显著;当烟尘浓度足够大时,SO_3脱除率随灰硫比下降而增加,当灰硫比大于150时趋于稳定;不同出口烟温对SO_3脱除率无明显的影响;试验段出口烟尘经吸收SO_3调质后,在低低温省煤器出口烟温条件下烟尘比电阻量级降至高效除尘范围1.08×10~9~5.1×10^(10)Ω·cm,这有利于提高电除尘效率。

烟气中多种污染物协同脱除的研究

烟气中多种污染物协同脱除是烟气净化领域的研究热点。在现有烟气脱硫技术研究的基础上,对活性焦干法、多级增湿半干法、氧化性添加剂湿法以及等离子体湿法这4种烟气污染物协同脱除技术进行了系统的研究。研究发现,以活性焦为载体添加适当的催化剂能够实现在高效脱硫基础上的同时脱硝;多级增湿半干法技术提高了脱硫剂颗粒在吸收塔内反应全过程的含湿均匀性,通过添加复合促进剂可以提高反应速率,强化烟气中SO2、NOX等污染物协同脱除;在传统的湿法烟气脱硫技术中,向脱硫剂中加入KMnO4和NaClO2等强氧化剂或者采用等离子体前置氧化,能够有效的将难吸收的NO氧化成NO2、HNO2和HNO3,最终实现同时脱硫脱硝。

半干法脱硫中应用蒸汽相变机理协同脱除PM_(2.5)的技术分析

传统的半干法脱硫工艺对PM2.5脱除效率比较低,大量的亚微米颗粒排入大气造成污染;利用蒸汽相变机理可以有效促使PM2.5凝结长大;针对半干法出口烟气中含湿量较高的特点,应用蒸汽相变机理有望协助实现半干法脱硫(FGD)和脱除PM2.5,从而改善排放烟气的品质。

燃煤电厂超低排放技术路线与协同脱除

文中首先综述了高效烟气脱硝、脱硫和颗粒物脱除技术的发展。考虑到各个烟气净化单元设备彼此之间的相互影响,在超低排放路线的设计过程中需要兼顾考虑各个污染物装置的协同机制。在此基础上总结了3种现行的超低排放路线,分别是以低低温电除尘器、湿式电除尘器和电袋除尘器为核心可达到"超低排放"的技术路线,已有结果表明在合理配置污染物控制设备的条件下超低排放切实可行。

SCR催化剂低温协同脱除二噁英和NO_x研究进展

分别阐述SCR催化剂降解二噁英机理和NH3-SCR脱硝机理;重点关注常规SCR催化剂(V2O5-WO3/Ti O2)协同脱除二噁英和NO_x的研究进展。得出常规SCR催化剂脱硝活性温度区为300～400℃,催化降解二噁英的活性温度区为200～300℃,因此难以在低温区(<200℃)实现两者协同脱除。为了避免烟气再热所需额外能耗,提高二噁英和NO_x低温协同脱除效率,指出提高催化剂低温活性是解决上述问题的有效途径之一,并从催化剂成分改性和多途径耦合两方面提出了几种提升催化剂低温(<200℃)活性的方法,详细阐述了载体选择和改性、元素掺杂、臭氧添加、紫外光照射、等离子体辅助等方法对催化剂低温活性的提升作用。

燃煤机组环保设备对可凝结颗粒物协同脱除效果的研究

可凝结颗粒物(CPM)在燃煤机组烟气排放的总颗粒物中有较大占比。为分析燃煤电站环保设备对CPM的脱除效果,对某超低排放燃煤机组现有低低温电除尘、海水脱硫和湿式电除尘环保设备进、出口的CPM进行了测试。结果表明:在机组300 MW高负荷和150 MW低负荷条件下,上述3个环保设备能够有效脱除CPM,总CPM整体脱除率分别为97.2%和97.6%,对应排放质量浓度分别为5.58 mg/m^(3)和5.55 mg/m^(3);干式电除尘和湿式电除尘对无机CPM的脱除效率大于对有机CPM的脱除效率;海水脱硫整体对CPM脱除作用显著,但会将海水中大量存在的Cl-离子和Na+离子带入烟气中形成一部分新的CPM,下游的湿式电除尘则能够将这些新生成的CPM脱除,最终保证了CPM的低浓度排放。

燃煤烟气三氧化硫协同脱除技术研究进展

燃煤电厂锅炉选择性催化还原(SCR)烟气脱硝系统中SO_(3)的生成及排放对电厂的运行和环境空气质量均会产生不利影响,且危害人体健康,一些国家和地区针对SO_(3)设置了严格的排放标准。SO_(3)协同脱除技术得到了推广运用,低低温电除尘器、电袋复合除尘器和湿式电除尘器的应用使SO_(3)脱除效率显著提升。本文针对燃煤电厂SO_(3)的生成、脱除和检测开展了详细研究,综述了脱硝装置、除尘设施、脱硫系统对烟气中SO_(3)控制技术的研究进展,并对多种SO_(3)检测技术进行了优缺点对比,并根据SO_(3)协同脱除技术研究现状提出了未来的发展方向。

燃煤电厂烟气污染物协同脱除方法综述

介绍了燃煤电厂烟气污染物的组成、脱硫脱硝机理、传统的烟气脱硫脱硝技术、一体化烟气脱硫脱硝技术并且总结了这些脱硫脱硝技术。从现有情况及发展趋势看,只采用烟气单级脱硫或是脱硝技术并不能保证环境空气质量。因此,必须加强发展脱硫脱硝除尘脱汞一体化工艺。

燃煤电厂痕量元素协同脱除及排放

为了研究痕量元素在电厂排放物中的分布、富集以及常规污染物净化设施(脱硝装置(SCR)、电除尘器(ESP)、湿法烟气脱硫装置(WFGD)、湿式电除尘器(WESP))对痕量元素的协同脱除效果,采用美国环境保护署(USEPA)方法29,对某350MW典型燃煤机组烟气及各污染物净化设施排放物中11种痕量元素(Be、Cr、Mn、Co、Ni、As、Se、Cd、Sb、Pb、Hg)浓度进行了测试。结果表明,煤粉燃烧后释放的痕量元素主要富集在ESP飞灰和石膏中,而在炉渣和烟囱入口烟气中分布较少;富集在ESP飞灰和石膏中的痕量元素分别占痕量元素排放总量的54.51%.97.58%和1.61%~38.08%;常规污染物净化设施对烟气中痕量元素的综合脱除效率为91.98%~99.98%,烟囱入口排放的痕量元素质量浓度为0.02.9.23pg/m3,其中Mn、As、Se、Pb等元素质量浓度髙于美国EPA颁布的火电厂环保标准中新建燃煤机组排放限值。

脱硫除尘一体化技术对汞协同脱除探究及其研究展望

本文指出循环流化床(CFB)锅炉的半干法脱硫除尘一体化技术对于目前燃煤电厂来说,在脱除效率、脱除效果、基础投入有一定优势,但是新的排放要求加入了对于汞的更加严格的要求,半干法脱硫除尘一体化技术尚缺乏有力的技术和数据支撑。相比其他技术来说,循环流化床技术在成本、占地面积等方面都有较强的优势。本文列举了众多协同脱除技术,阐述了它们对于汞的脱除效果以及反应机理,结合实际工业生产相关技术,分析了汞的协同脱除作用,有助于之后研究的开展。