The demo installation for monitoring and reduction of mercury emission from coal-fired plants
 
More details
Hide details
 
Polityka Energetyczna – Energy Policy Journal 2012;15(4):161–174
 
KEYWORDS
ABSTRACT
Poland is a “Significant aggregate mercury emitter” with annual emissions to the atmosphere above 10 Mg. Almost 60% of this emission is caused by power plants and heating and power plants. This paper presents the conception of a demo installation for monitoring and reduction of mercury emissions from coal-fired boilers. The installation will be localized at a 225 MW boiler equipped with a Selective Catalytic Reduction system. The demo installation will be supplied with raw flue gases up to 20,000 m3 /h and will consist of the following nodes: an electrostatic precipitator, Wet Flue Gas Desulfurization, powdered sorbents dispensing system, fabric filter, and control and measuring equipment. Research conducted on the demo installation will include, among other things, the determination of mercury distribution between products of coal combustion and products of flue gases purification: slag, fly ashes, gypsum, and flue gases emitted to the atmosphere. The efficiency of reducing mercury emissions will be determined for passive methods such as: Selective Catalytic Reduction, Electrostatic Precipitator, and Wet Flue Gas Desulfurization. An essential part of the project will be focused on mercury removal via powdery sorbents injection into flue gases at different injection sites. Different sorbents such as powdered activated carbons, their cheap substitutes, and mineral sorbents will be tested. Research on the utilization of used sorbents will be carried out as well. Importantly, the demo installation will allow for the online monitoring of mercury speciation in flue gases. This speciation is a crucial factor determining the efficiency of reducing mercury emissions into the atmosphere. Research conducted on this installation will allow the development of an optimal system of mercury removal from flue gases under the terms of the Mercury Convention’s requirements.
METADATA IN OTHER LANGUAGES:
Polish
Instalacja demonstracyjna do monitorowania i redukcji emisji rtęci ze spalania węgla kamiennego w kotłach pyłowych
węgiel, rtęć, redukcja emisji C02, instalacja demonstracyjna
Polska jest "krajem - dużym emitorem rtęci" o rocznej wielkości emisji rtęci do atmosfery powyżej 10 Mg. Blisko 60% udział w tej emisji ma spalanie węgla w elektrowniach i elektrociepłowniach. W publikacji przedstawiona została koncepcja instalacji demonstracyjnej do monitorowania i redukcji emisji rtęci ze spalania węgla kamiennego w kotłach pyłowych. Instalacja ta będzie zlokalizowana przy kotle pyłowym o mocy 225 MW i wyposażonym w układ do katalitycznej selektywnej redukcji tlenków azotu. Instalacja demonstracyjna, zasilana surowymi gazami spalinowymi w ilości do 20 tys. m3 /godzinę, będzie się składać z następujących węzłów: elektrofiltra, płuczki do mokrego odsiarczania spalin, układu dozowania sorbentów pylistych, filtra workowego oraz aparatury kontrolno-pomiarowej do monitorowania m.in. zawartości rtęci i jej specjacji w gazach spalinowych. Badania, które zostaną przeprowadzone na instalacji demonstracyjnej obejmą m.in.: określenie dystrybucji rtęci pomiędzy poszczególne produkty procesu spalania węgla i oczyszczania gazów spalinowych, tj. żużel, popioły lotne wydzielane w elektrofiltrze, gips powstający w instalacji odsiarczania spalin oraz gazy spalinowe emitowane do atmosfery. Zostanie określona skuteczność redukcji emisji rtęci w metodach pasywnych, tj. SCR, ESP, WFGD. Zasadnicza część badań obejmować będzie usuwanie rtęci w wyniku iniekcji pylistych sorbentów do gazów spalinowych. Przedmiotem badań będą różne sorbenty: pyliste węgle aktywne oraz ich tanie substytuty oraz sorbenty mineralne, jak również miejsce dozowania sorbentów. Harmonogram przewiduje również badania nad utylizacją zużytych sorbentów. Istotnym elementem instalacji demonstracyjnej będzie możliwość pomiaru on line specjacji rtęci w gazach spalinowych, która jest jednym z najistotniejszych czynników decydujących o skuteczności redukcji emisji rtęci do atmosfery. Wyniki badań przeprowadzonych na tej instalacji pozwolą na opracowanie optymalnego układu usuwania rtęci z gazów spalinowych w aspekcie spełnienia wymagań tzw. Konwencji Rtęciowej.
 
REFERENCES (48)
1.
Assessment of the Dietary Exposure to Arsenic, Cadmium, Lead and Mercury of the Population of the EU Member States. Commission of the European Communities, Directorate General of Health and Consumer Protection, Brussels, 2004.
 
2.
BERRYI in., 2006 – BERRY M., SEMMES R., CAMPBELL T., GLESMANN S., GLESMANN R., 2006 – Impact of Coal Blending and SO3 Flue Gas Conditions on Mercury Removal with Activated Carbon Injection at Mississippi Power’s Plant Daniel. Power Plant Air Pollutant Control Mega Symposium, Baltimore, 28–31 August, Curran Associates, s. 232–246.
 
3.
BUSTARD i in. 2004 – BUSTARD J., DURHAM M., STARNS T., LINDSEY Ch., MARTIN C., SCHLAGERR ., BALDREY K., 2004 – Full-scale Evaluation of Sorbent Injection for Mercury Control on Coal-fired Power Plants. Fuel Processing Technology, t. 85, z. 6–7, s. 549–562.
 
4.
BROWN i in. 1999 – BROWN T.D., SMITH D.N., HARIGS R.A., O’DOWD W.J., 1999 – Mercury Measurement and its Control: What We Know, Have Learned, and Need to Further Investigate. Journal of the Air & Waste Management Association, t. 49, z. 1, s. 1–97.
 
5.
CAO i in. 2008 – CAO Y., ZHOU H., FAN J., ZHAO H., ZHOU T., HACK P., CHAN C.C., LIOU J.C., PAN W.P., 2008 – Mercury Emissions During Cofiring of Sub-bituminous Coal and Biomass (Chicken Waste, Wood, Coffee Residue, and Tobacco Stalk) in a Laboratory Scale Fluidized Bed Combustor. Environmental Science & Technology, t. 42, z. 24, s. 9378–9384.
 
6.
CHANG J.C.S, GHORISHI S.B., 2003 – Simulation and Evaluation of Elemental Mercury Concentration Increase in Flue Gas Across a Wet Scrubber. Environmental Science & Technology, t. 37, z. 24, s. 5763–5766.
 
7.
CHMIELNIAK i in. 2010 – CHMIELNIAK T., G£ÓD K., MISZTAL E., KOPCZYÑSKI M., 2010 – Mercury Emission from Coal-fired Power Plants. Przemys³ Chemiczny, t. 89, z. 6, s. 775–778.
 
8.
CLACK H., 2012 – Methods for Reducing Mercury Emission from Coal Combustion. Materiał przygotowany do publikacji.
 
9.
Control of Mercury Emissions from Coal-fired Electric Utility Boilers, US EPA 600/R-01-109, EPA, April 2002.
 
10.
FUJIWARA i in. 2002 – FUJIWARA N., FUJITA J., TOMURA K., MORITOMI H., TUJI T., TAKASU S., NIKSA S., 2002 – Mercury Transformations in Exhausts from Lab-scale Coal Flames. Fuel, t. 81, z. 16, s. 2045–2052.
 
11.
GALE i in. 2008 – GALE T., LANI B., OFFEN G., 2008 – Mechanism governing the fate of mercury in coal-fired power system. Fuel Processing Technology, t. 89, z. 2, s. 139–151.
 
12.
GŁODEK A., PACYNA J.U.M., 2007 – Możliwość redukcji emisji rtęci ze spalania węgla. Ochrona Powietrza i Problemy Odpadów, t. 41, z. 2, s. 53–63.
 
13.
GOSTOMCZYK i in. 2010 – GOSTOMCZYK M.A., JĘDRUSIK M., ŚWIERCZOK A., 2010 – Ograniczenie emisji rtęci z procesów spalania węgla. Współczesne osiągnięcia w ochronie powietrza atmosferycznego – POL-EMIS, Polanica Zdrój, 16–19 czerwca, s. 135–144.
 
14.
HOWER i in. 2010 – HOWER J.C., SENIOR C.L., SUUBERG E.M., HURT R.H., WILCOX J.L., OLSONE .S., 2010 – Mercury Capture by Native Fly Ash Carbons in Coal-fired Power Plants. Progress in Energy and Combustion Science, t. 36, z. 4, s. 510–529.
 
15.
15, HUGGINS i in. 2003 – HUGGINS F.E., YAP N., HUFFMAN G.P., SENIOR C.L., 2003 – XAFS Characterization of Mercury Captured from Combustion Gases on Sorbents at Low Temperatures. Fuel Processing Technology, t. 82, z. 2–3, s. 167–196.
 
16.
Inwentaryzacja emisji do powietrza SO2, NO2, CO, NH3, pyłów, metali ciężkich, NMLZO i TZO w Polsce za rok 2007 – 2009, KASHUE/Instytut Ochrony Środowiska.
 
17.
JÓZEWICZ W., 2007 – Control of Mercury Emissions from Coal-Fired Power Plants. Raleigh, October 24, North Caroline, USA.
 
18.
KOBYŁECKI i in. 2009 – KOBYŁECKI R., WICHLIŃSKI M., BIS Z., 2009 – Badania akumulacji rtęci w popiołach lotnych z kotłów fluidalnych. Polityka Energetyczna, t. 12, z. 2/2, s. 285–293.
 
19.
Krajowa Inwentaryzacja emisji SO2, NOx, CO, NH3, NMLZO, py³ów, metali ciê¿kich i TZO za lata 2008–2009 w uk³adzie klasyfikacji SNAP i NFR. 2011 – KOBiZE, Warszawa.
 
20.
LEE i in. 2006 – LEE S.J., SEO Y., JANG H., BAEK J., AN H., SONG K., 2006 – Speciation and Mass Distribution of Mercury in a Bituminous Coal-fired Power Plant. Atmospheric Environment, t. 20, z. 12, s. 2215–2224.
 
21.
LEE i in. 2008 – LEE C.W., SERRE S.D., ZHAO Y., LEE S.J., HASTINGS T.W., 2008 – Mercury Oxidation Promoted by a Selective Catalytic Reduction Catalyst under Simulated Powder River Basin Coal Combustion Conditions; Journal of the Air & Waste Management Association, t. 58, z. 4, s. 484–493.
 
22.
LIU i in. 2007 – LIU S.H., YAN N.Q., LIU Z.R., QU Z., WANG H.P., CHANG S.G., MILLER C., 2007 –Using Bromine Gas to Enhance Mercury Removal from Flue Gas of Coal-fired Power Plants. Environmental Science & Technology, t. 41, z. 4, s. 1405–1412.
 
23.
LIPPMANN M., 2009 – Environmental Toxicants – Human Exposures and Their Health Effects. New Jersey, Wiley.
 
24.
MAK i in. 2008 – MAK C., CHOUNG J., BEAUCH R., KELLY D.J.A., XU Z., 2008 – Potential of Air Dense Medium Fluidized Bed Separation of Mineral Matter for Mercury Rejection from Alberta Sub-Bituminous Coal. International Journal of Coal Preparation & Utilization, t. 28, z. 2, s. 115–132.
 
25.
MEIJ R., 1994 – Trace Element Behavior in Coal-fired Power Plants. Fuel Processing Technology; t. 39, z. 1–3, s. 199–217.
 
26.
NGUYEN Y.V., PESSIONE G.F., 2008 – A Three Year Assesment of Mercury Mass Balance from Lambston’s Coal Fired Boiler Equipped with FGD and SCR. Power Plant Air Pollution Control Symposium, August 28–31, Baltimore.
 
27.
NIKSA S., FUJIWARA N., 2005 – Predicting Extents of Mercury Oxidation in Coal-Derived Flue Gases; Journal of the Air & Waste Management Association, t. 55, z. 7, s. 930–939.
 
28.
OLSON i in. 2000 – OLSON E.S., MILLER S.J., SHARMA R.K., DUNHAM G.E., BENSON S.A., 2000 – Catalytic Effects of Carbon Sorbents for Mercury Capture. Journal of Hazardous Materials, t. 74, z. 1–2, s. 61–79.
 
29.
OLSON i in. 2009 – OLSON E.S., AZENKENG A., LAUMB J.D., JENSEN R.R., BENSON S.A., HOFFMANN M.R., 2009 – New Developments in the Theory and Modeling of Mercury Oxidation and Binding on Activated Carbons in Flue Gas. Fuel Processing Technology, t. 90, z. 11, s. 1360–1363.
 
30.
PACYNA i in. 2009 – PACYNA E.G., PACYNA J.M., SUNDSETH K., MUNTHE J., KINDBOM K., WILSON S., 2009 – Global Emission of Mercury to the Atmosphere from Anthropogenic Sources in 2005 and its Future Projection until 2020. MEC 6 – 6th International Experts Workshop, Ljubljana, 22–24 April, Slovenia.
 
31.
PAVLISH i in. 2003 – PAVLISH J.H., SONDREAL E.A., MANN M.D., OLSON E.S., GALBREATH K.C., LAUDAL D.L., BENSON S.A., 2003 – Status Rewiev of Mercury Control Options for Coal-fired Power Plants. Fuel Processing Technology, t. 82, z. 2–3, s. 89–165.
 
32.
PAVLISH i in. 2010 – PAVLISH J.H., HAMRE L.L., ZHUANG Y., 2010 – Mercury Control Technologies for Coal Combustion and Gasification Systems. Fuel, t. 89, z. 4, s. 838–847.
 
33.
PRESTBO R.M., BLOOM N.S., 1995 – Mercury Speciations (MESA) Method for Combustion Flue Gas: Methodology, Artifacts, Intercomparison and Atmospheric Implications. Water, Air and Soil Pollution, t. 80, s. 145–158.
 
34.
RINI M., VOSTEEN B., 2008 – Full Scale Test results from a 600 MW PRB – Fired Unit Using Alstom’s KNX Technology for Mercury Control. Power Plant Air Pollution Control Symposium, Baltimore, August 28–31, Paper No. 73.
 
35.
SAROFIM i in. 1998 – SAROFIM A.F., SENIOR C.L., HELBLE J.J., 1998 – Emissions of mercury, trace elements, and fine particles from stationary combustion sources. Conference on Air Quality: Mercury, Trace Elements, and Particulate Matter, McLean.
 
36.
SENIOR C.L., 2005 – Impact of Carbon-in-Ash on Mercvury Removal across Particulate Control Devices in Coal-Fired Power Plants. Energy & Fuels, t. 19, z. 3, s. 859–863.
 
37.
SROGI K., 2007 – Technologie obniżania emisji rtęci z węgla. Wiadomości Górnicze, nr 10, s. 575–580.
 
38.
TAO i in., 2011 – TAO D., SOBHY A., LI Q., HONAKER R., ZHAO Y., 2011 – Dry Cleaning of Pulverized Coal Using a Novel Rotary Triboelectric Separator. International Journal of Coal Preparation & Utilization, t. 31, z. 3/4, s. 187–202.
 
39.
 
40.
United Nations Environment Programme – Revised Draft Text for a Comprehensive and Suitable Approach to a Global Legally Binding Instrument on Mercury. 5 March 2012.
 
41.
US EPA – Mercury Study Report to Congress. EPA-452/R-97-003, US EPA Office of Air Quality Planning and Standards, US Government Printing Office, Washington DC, 1997.
 
42.
US EPA – A Study of Hazardous Air Pollutant Emissions from Electric Utility Steam Generating Units: Final report to Congress; EPA-453/R-98-004a, US EPA Office of Air Quality Planning and Standards, US Government Printing Office, Washington DC, 1998.
 
43.
WANG i in. 2012 – WANG S.X.L., ZHANG L., LI G.H., WU Y., HAO J., PIRRONE N., SPROVIERI F., ANCONE M.P., 2012 – Mercury Emission and Speciation of Coal-fired Power Plants in China. Atmospheric Chemistry and Physics, t. 10, z. 2, s. 1183–1192.
 
44.
WICHLIŃSKI i in. 2011 – WICHLIŃSKI M., KOBYŁECKI R., BIS Z., 2011 – Emisja rtęci podczas termicznej obróbki paliw. Polityka Eneregetyczna, t. 14, z. 2, s. 191–202.
 
45.
WILCOX J., OKANO T, 2011 – Ab initio-based Mercury Oxidation Kinetics via Bromine at Postcombustion Flue Gas Conditions. Energy and Fuels, t. 25, z. 4, s. 1348–1356.
 
46.
WOJNAR K., WISZ J., 2006 – Rtęć w polskiej energetyce. Energetyka, t. 59, z. 4, s. 280–284.
 
47.
WU i in. 2000 – WU B., PETERSON T.W., SHADMAN F., SENIOR C.L., MORENCY J.R., HUGGINS F.E., HUFFMAN G.P., 2000 – Interaction between Vapor-phase Mercury Compounds and Coal Char in Synthetic Flue Gas. Fuel Processing Technology, t. 63, z. 2–3, s. 93–107.
 
48.
YUDOVICH Y.A., KETRIS M.P., 2005 – Mercury in Coal. International Journal of Coal Geology, t. 62, z. 3, s. 107–165.
 
ISSN:1429-6675