电厂超低排放标准（精选6篇）
电厂超低排放标准 篇1
全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造
工作方案
全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造，是推进煤炭清洁化利用、改善大气环境质量、缓解资源约束的重要举措。《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）》（以下简称《行动计划》）实施以来，各地大力实施超低排放和节能改造重点工程，取得了积极成效。根据国务院第114次常务会议精神，为加快能源技术创新，建设清洁低碳、安全高效的现代能源体系，实现稳增长、调结构、促减排、惠民生，推动《行动计划》“提速扩围”，特制订本方案。
一、指导思想与目标
（一）指导思想 全面贯彻党的十八届五中全会精神，牢固树立绿色发展理念，全面实施煤电行业节能减排升级改造，在全国范围内推广燃煤电厂超低排放要求和新的能耗标准，建成世界上最大的清洁高效煤电体系。
（二）主要目标 到2020年，全国所有具备改造条件的燃煤电厂力争实现超低排放（即在基准氧含量6%条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于10、35、50毫克/立方米）。全国有条件的新建燃煤发电机组达到超低排放水平。加快现役燃煤发电机组超低排放改造步伐，将东部地区原计划2020年前完成的超低排放改造任务提前至2017年前总体完成；将对东部地区的要求逐步扩展至全国有条件地区，其中，中部地区力争在2018年前基本完成，西部地区在2020年前完成。全国新建燃煤发电项目原则上要采用60万千瓦及以上超超临界机组，平均供电煤耗低于300克标准煤/千瓦时（以下简称克/千瓦时），到2020年，现役燃煤发电机组改造后平均供电煤耗低于310克/千瓦时。
二、重点任务
（一）具备条件的燃煤机组要实施超低排放改造。在确保供电安全前提下，将东部地区（北京、天津、河北、辽宁、上海、江苏、浙江、福建、山东、广东、海南等11省市）原计划2020年前完成的超低排放改造任务提前至2017年前总体完成，要求30万千瓦及以上公用燃煤发电机组、10万千瓦及以上自备燃煤发电机组（暂不含W型火焰锅炉和循环流化床锅炉）实施超低排放改造。将对东部地区的要求逐步扩展至全国有条件地区，要求30万千瓦及以上燃煤发电机组（暂不含W型火焰锅炉和循环流化床锅炉）实施超低排放改造。其中，中部地区（山西、吉林、黑龙江、安徽、江西、河南、湖北、湖南等8省）力争在2018年前基本完成；西部地区（内蒙古、广西、重庆、四川、贵州、云南、西藏、陕西、甘肃、青海、宁夏、新疆等12省区市及新疆生产建设兵团）在2020年前完成。力争2020年前完成改造5.8亿千瓦。
（二）不具备改造条件的机组要实施达标排放治理。燃煤机组必须安装高效脱硫脱硝除尘设施，推动实施烟气脱硝全工况运行。各地要加大执法监管力度，推动企业进行限期治理，一厂一策，逐一明确时间表和路线图，做到稳定达标，改造机组容量约1.1亿千瓦。
（三）落后产能和不符合相关强制性标准要求的机组要实施淘汰。进一步提高小火电机组淘汰标准，对经整改仍不符合能耗、环保、质量、安全等要求的，由地方政府予以淘汰关停。优先淘汰改造后仍不符合能效、环保等标准的30万千瓦以下机组，特别是运行满20年的纯凝机组和运行满25年的抽凝热电机组。列入淘汰方案的机组不再要求实施改造。力争“十三五”期间淘汰落后火电机组规模超过2000万千瓦。
（四）要统筹节能与超低排放改造。在推进超低排放改造同时，协同安排节能改造，东部、中部地区现役煤电机组平均供电煤耗力争在2017年、2018年实现达标，西部地区现役煤电机组平均供电煤耗到2020年前达标。企业尽可能安排在同一检修期内同步实施超低排放和节能改造，降低改造成本和对电网的影响。2016-2020年全国实施节能改造3.4亿千瓦。
三、政策措施
（一）落实电价补贴政策 对达到超低排放水平的燃煤发电机组，按照《关于实行燃煤电厂超低排放电价支持政策有关问题的通知》（发改价格„2015‟2835号）要求，给予电价补贴。2016年1月1日前已经并网运行的现役机组，对其统购上网电量每千瓦时加价1分钱；2016年1月1日后并网运行的新建机组，对其统购上网电量每千瓦时加价0.5分钱。2016年6月底前，发展改革委、环境保护部等制定燃煤发电机组超低排放环保电价及环保设施运行监管办法。
（二）给予发电量奖励 综合考虑煤电机组排放和能效水平，适当增加超低排放机组发电利用小时数，原则上奖励200小时左右，具体数量由各地确定。落实电力体制改革配套文件《关于有序放开发用电计划的实施意见》要求，将达到超低排放的燃煤机组列为二类优先发电机组予以保障。2016年，发展改革委、国家能源局研究制定推行节能低碳调度工作方案，提高高效清洁煤电机组负荷率。
（三）落实排污费激励政策
督促各地在提高排污费征收标准（二氧化硫、氮氧化物不低于每当量1.2元）同时，对污染物排放浓度低于国家或地方规定的污染物排放限值50%以上的，切实落实减半征收排污费政策，激励企业加大超低排放改造力度。
（四）给予财政支持 中央财政已有的大气污染防治专项资金，向节能减排效果好的省（区、市）适度倾斜。
（五）信贷融资支持 开发银行对燃煤电厂超低排放和节能改造项目落实已有政策，继续给予优惠信贷；鼓励其他金融机构给予优惠信贷支持。支持符合条件的燃煤电力企业发行企业债券直接融资，募集资金用于超低排放和节能改造。
（六）推行排污权交易 对企业通过超低排放改造产生的富余排污权，地方政府可予以收购；企业也可用于新建项目建设或自行上市交易。
（七）推广应用先进技术 制定燃煤电厂超低排放环境监测评估技术规范，修订煤电机组能效标准和能效最低限值标准，指导各地和各发电企业开展改造工作。再授予一批煤电节能减排示范电站，搭建煤电节能减排交流平台，促进成熟先进技术推广应用。
四、组织保障
（一）加强组织领导 环境保护部、发展改革委、国家能源局会同有关部门共同组织实施本方案，加强部际协调，各司其职、各负其责、密切配合。国家能源局、环境保护部、发展改革委确定燃煤电厂节能和超低排放改造重点项目，并按照职责分工，分别建立节能改造和能效水平、机组淘汰、超低排放改造、达标排放治理管理台账，及时协调解决推进过程中出现的困难和问题。
各地和电力集团公司是燃煤电厂超低排放和节能改造的责任主体，要充分考虑电力区域分布、电网调度等因素编制改造计划方案，于2016年3月底前完成，报国家能源局、环境保护部和发展改革委。发电企业要按照《行动计划》相关要求，切实履行责任，落实项目和资金，积极采用环境污染第三方治理和合同能源管理模式，确保改造工程按期建成并稳定运行。中央企业要起到模范带动作用。地方政府和电网公司要统筹协调区域电力调度，有序安排机组停机检修，制定并落实有序用电方案，保障电力企业按期完成环保和节能改造。
（二）强化监督管理 各地要加强日常督查和执法检查，防止企业弄虚作假，对不达标企业依法严肃处理；对已享受超低排放优惠政策但实际运行效果未稳定达到的，向社会通报，视情节取消相关优惠政策，并予以处罚。省级节能主管部门会同国家能源局派出机构，对各地区、各企业节能改造工作实施监管。
（三）严格评价考核 环境保护部、发展改革委、国家能源局会同有关部门，严格按照各省（区、市）、中央电力集团公司燃煤电厂超低排放改造计划方案，每年对上燃煤电厂超低排放和节能改造情况进行评价考核。
电厂超低排放标准 篇2
随着我国经济持续高速发展, 城市化和工业化进程日益加快, 各种大气污染物排放急剧增加。发达国家在上百年发展过程中不断出现的大气环境问题, 现已在我国集中涌现。尤其是近几年我国出现大范围雾霾天气, 各地PM2.5长期超标, 严重损害人民群众身体健康, 影响社会和谐稳定。
燃煤电厂在生产过程产生的烟气中含有大量烟尘, 如不进行脱除, 会对大气环境造成严重危害。本文通过研究国内外燃煤电厂烟尘治理措施, 对应用多种先进环保技术的方案进行了比较论证, 提出了烟尘治理以及达到超低排放目标的工程技术措施。
1 烟尘脱除技术
1.1 烟尘脱除的机理
烟尘脱除机理包括重力分离、离心力惯性分离、碰撞惯性分离、接触阻留、静电力驱动、凝聚等几类, 不同的粉尘特性适用于不同的除尘机理, 除尘设备主要利用一种或者多种除尘机理进行除尘, 以提高效果。除尘器的型式按照结构型式区分主要有机械式、水膜式、静电式、过滤式等几大类型。
1.2 烟尘脱除典型技术
1.2.1 静电除尘器
静电除尘器静电除尘器的除尘原理是通过电极在烟气中放电, 使粉尘荷上电荷, 并且在电场力的作用下向电极移动, 被集尘极捕获并收集。在静电除尘器壳体内设有很多组阴极线和与之对应的阳极板, 给阴阳极施加高压直流电, 阴极 (放电极) 附近空气被电离, 形成电晕。电晕区的范围较小, 正离子很快流向放电极, 电子则扩散到电晕外区域。烟气流过电极区间时, 大部分粉尘带上负极性, 在电场力的作用下向阳极板 (收尘极) 移动, 与阳极板接触后放出电荷, 通过振打落入灰斗。
1.2.2 滤袋式除尘器
滤袋式除尘器是一种干式的高效除尘器, 它利用纤维织物的过滤作用进行除尘, 效率可以高达99.9%以上, 滤袋式除尘器通常按粉尘排放的绝对值进行约定, 而且其粉尘排放的绝对值基本不受粉尘特性的影响。滤袋式除尘器收尘原理主要有三种:滤袋筛滤、碰撞惯性分离、滤袋纤维接触。
1.2.3 湿式电除尘器
湿式电除尘器是直接将水雾喷向电极和电晕区, 水雾在芒刺电极形成的强大的电晕场内荷电后分裂进一步雾化, 在这里电场力、荷电水雾的碰撞拦截、吸附凝并, 共同对粉尘粒子起捕集作用, 最终粉尘粒子在电场力的驱动下到达集尘极而被捕集;与干式电除尘器通过振打将极板上的灰振落至灰斗不同的是:湿式电除尘器则是将水喷至集尘极上形成连续的水膜, 采用水清灰, 无振打装置, 流动水膜将捕获的粉尘冲刷到灰斗中随水排出。湿式电除尘器对酸雾、有毒重金属以及PM10, 尤其是PM2.5的细微粉尘有良好的脱除效果。
1.2.4 管式换热器 (MGGH) +低温电除尘系统
目前国内火电厂运行的燃煤机组设计排烟温度一般为120℃~130℃, 燃用褐煤时为140℃~170℃, 且机组实际运行排烟温度普遍高于设计值, 远高于烟气酸露点温度。排烟温度偏高的后果是使得锅炉效率下降、电除尘器除尘效率下降、脱硫耗水量增加。集成烟气换热器的低温电除尘技术是解决此危害的一种有效新方法。
烟气余热利用系统采用两级烟气换热器系统。其烟气热量回收装置分为两级, 第一级布置在除尘器的进口, 将烟气温度从约120℃冷却到约95℃。第二级布置在湿式除尘器的出口, 加热脱硫净烟气, 媒介与烟气进行热交换采用闭式循环水来完成。使进入电除尘器的运行温度由常温状态 (120℃~140℃) 下降到低温状态 (90℃~100℃左右) , 排烟温度的降低, 使得进入电除尘器的烟气量减少, 粉尘比电阻降低, 余热利用和提高除尘效率的两个目的都达到了。
2 烟尘超低排放优化方案
综合国内外领先的除尘技术, 结合我国的大气环境质量标准要求, 通过采取多个除尘技术的组合方式, 可以使燃煤电厂烟尘排放浓度达到燃气机组排放限值要求, 即烟尘浓度≤5㎎/Nm³, 该方案即保证系统运行可靠, 又有一定的经济性, 具体方案如下:
管式换热器 (MGGH) +干式低温静电除尘器 (高频电源) +湿式电除尘器。
低低温静电除尘器 (带MGGH、高频电源) 除尘效率不小于99.88%, 脱硫系统除尘的效率按30%考虑, 湿式电除尘器除尘效率不小于70%, 按照上述计算得到的排放见下表:
干式低低温静电除尘器性能计算 (BMCR工况, 单台电除尘器)
脱硫及湿式静电除尘器除尘效率计算
当采用上述组合方式进行烟尘脱除时, 综合除尘效率可以达到99.975%, 极大的减少了烟尘排放量。
同时, 本工程在脱硫系统后设置了湿式电除尘器, 湿式电除尘器拥有捕集微细粉尘的功能, 对微细、潮湿、黏性或高比电阻粉尘的捕集效果都很理想。由于被捕集的粉尘和水之间有黏着力, 避免了湿式电除尘器粉尘收集后的再飞扬问题的出现。湿式电除尘器能提供几倍于干式电除尘器的电晕功率, 这就大大提高了对PM2.5的捕集效率, 有效改善环境空气质量。
3 经济性分析
本方案比传统除尘设施增加了MGGH、湿式电除尘器, 并改用了低低温静电除尘器, 在初投资上增加了约1.25亿元, 经估算, 考虑上述污染控制措施后, 发电生产单位成本增加3元/MWh, 上网电价增加5元/MWh。但综合考虑其环保效益, 还是很有必要的。
为了实现燃煤电厂烟尘的超低排放, 工程新增了湿式电除尘器、MGGH等设备, 这样使得静电除尘器电功率有所下降, 但系统阻力、电耗、厂用电率、供电标煤耗都随之增加。MGGH系统采用闭式循环水为媒介与烟气进行热交换, 布置在除尘器进口的第一级烟气换热器利用高温烟气将水介质温度升高, 升温后的热水进入湿式电除尘器出口处的第二级烟气换热器来加热净烟气, 以预防“石膏雨”现象产生。在第一级烟气换热器内被加热的水介质并没用进入发电机组的热力系统, 所以无法获得常规设置低温省煤器带来的降低煤耗的好处。具体对电耗、煤耗的影响分析如下。
从上表可以看出, 本工程采取的一些列近零排放技术会使得厂用电率增加0.298%, 供电标煤耗增加0.939g/k Wh。
4 结论
通过在脱硫前配合管式换热器采用低低温静电除尘器加高频电源, 低低温静电除尘器按五电场电除尘器考虑, 除尘器效率不低于99.88%, 除尘器出口排放浓度小于20.5mg/Nm3。考虑脱硫系统30%洗尘效率, 脱硫后设置湿式除尘器, 除尘器效率不低于70%, 除尘系统综合效率达到99.975%, 烟囱出口烟尘排放浓度不超过4.27mg/Nm3, 达到燃气机组5mg/Nm3的排放标准限值要求。同时还可以有效降低PM2.5的排放, 减少对环境空气的污染。
参考文献
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[4]薛建明, 纵宁生.湿式电除尘器的特性及其发展方向, 1997 (3) .
利弊纷争下的电厂超低排放 篇3
去年3月份，面对雾霾“锁城”的严峻形势，政府在治污工作上层层加码，山东、山西、浙江、江苏、广东等地的一些电力企业开始对燃煤电厂进行超低排放改造，部分新建电厂开始按照超低排放要求进行建设，超低排放一时间风生水起大有席卷全国的趋势。许多人甚至一度认为，超低排放为中国的大气环境问题找到了解决的良方。不过，业界对于超低排放的质疑却从未停止过，一些专家学者就指出，超低排放对于减少污染排放、改善大气环境质量确实有积极作用，但是在实际工作中，必须理性对待、合理推进。
支持：
有助于环境治理与资源利用
火电“超低排放”，也称火电“近零排放”，指燃煤火电机组的排放达到天然气发电机组的排放标准。
中国电力建设企业协会的数据显示，截至2013年底，我国发电装机容量突破12亿千瓦，火电装机容量占8.62亿千瓦，而火电中煤电的装机容量达7.86亿千瓦。研究发现，在雾霾严重的京津冀鲁、长三角地区，单位国土面积上煤电装机容量远远超过西北地区，单位面积的大气污染物排放均为全国平均水平的数倍以上，说明了煤电行业对空气质量的影响，这也促使国家把控制煤炭消费总量提到一个非常重要的位置。
“从目前的经济数据来看，即便是到2016年，煤炭的消费总量也难以出现拐点。”业内人士表示，从现实的情况来看，燃煤总量的控制并不容易，推动煤炭的清洁消费才是当下最关键的问题。作为煤炭使用的主要方式之一，推动火电行业超低排放，也就顺理成章进入了管理者与企业的视线。
根据测算，在我国二氧化硫、氮氧化物和烟粉尘3项常规指标排放量中，燃煤电厂排放超过全国排放总量的1/3。有效降低燃煤电厂的排放水平，可以显著减少这3项主要污染物的排放量，对改善环境质量具有积极作用。
超低排放也有助于推动企业的技术进步。当前及今后的时间里，人民群众对环境需求将越来越高，政府对企业的排放要求也将越来越严格。面对严峻的形势，企业通过超低排放改造，不断提升自身治污水平，也是未来生存发展的必经途径。
更现实的问题还在于，推动火电行业超低排放，有助于解决我国面临的资源瓶颈问题。近年来，许多城市将治理大气污染的出路瞄准“煤改气”，但是往往受制于气源不足的问题。2013年中国天然气的产量达到1210亿立方米，消费量却达到1692亿立方米，供需缺口接近500亿立方米，对外依存度近40%，而且未来我国天然气需求量还将不断上升。对于我国这样的煤炭资源大国来讲，超低排放为燃煤企业的生存发展提供了一种新思路，也有助于缓解我国燃气供应压力。
鉴于超低排放的意义，国家发改委、国家能源局、环保部等部门专门印发工作方案、行动计划等，在全国范围内推广超低排放技术。特别是2014年9月12日，国家发改委、环保部、国家能源局联合印发的《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）》提出，东部地区新建燃煤发电机组大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机组的排放限值，中部地区新建机组原则上接近或达到燃气轮机组排放限值，鼓励西部地区新建机组接近或达到燃气轮机组排放限值。山西、浙江等地分别出台扶持政策，通过电价补贴、改造奖励等举措，进一步推动超低排放。
在政策利好的情况下，一股超低排放的建设或改造风，迅速从广东、江苏、山东、山西、陕西和四川等地席卷全国，“星星之火”渐成“燎原”之势。
质疑：成本太高，成效不明显
“实行超低排放在环保方面具有积极意义，但对超低排放一定要正确解读，不能只看到燃煤过程中二氧化硫、氮氧化物的控制量，还要站在全局、全社会高度来看待这个问题。”就在各地超低排放建设如火如荼之时，一些专家不失时机地对其大泼冷水。
环保部科技标准司司长熊跃辉就公开表示，煤炭存在大量的环境外部成本，如果把这些外部成本都加到成本里去，煤炭的经济优势将不复存在。所以，借超低排放大上燃煤电厂是不理智、不科学的，从长远来看也是有害的。
环保部环境规划院一份最新的研究报告指出，就煤炭的外部成本而言，生产领域包括废水处理、煤矸石占地、生态系统破坏等外部成本是67.68元/吨煤；运输造成的抛洒、扬尘、港口污染等外部成本是52.04元/吨煤；使用过程中造成的身体健康危害和环境治理等外部成本是85.04元/吨煤，总数加起来是204.76元/吨煤。火电行业虽然宣称燃气发电成本是0.8元一度电，而超低排放发电成本只有0.4元一度电，但是算上煤炭的外部成本之后，这个优势将不复存在。
还有一个更加现实的问题是煤质。煤质指标是锅炉最重要的设计依据，煤种不同，生成污染物的量就非常悬殊。中国电力企业联合会秘书长王志轩认为，低硫、低灰、高热值燃煤是实现超低排放的基本前提，而目前中国大部分煤炭含硫等杂质比较多，实现特别排放限值都有困难，更别说超低排放。
超低排放的改造对企业也是一个极大的挑战。从2004年开始，我国政策对于火电脱硫给出的排放标准经历400mg、200mg、100mg、50mg几个台阶后，控制到现在的35mg。从400mg到35mg，每一轮指标的提高意味着所有火电厂脱硫设施都要进行一次较大的升级改造，仔细算下来，要实现达标排放，一座装机百万千瓦的火电厂，仅脱硫一项就要耗费1亿元。
而且“近零排放”增加了更多的环保设备，系统阻力增大，能耗水平提高，设施整体技术可靠性降低。专家还提到，超低排放比起特别排放限值，3项污染物合计可多脱除0.47个百分点，在当前已经非常严格的排放标准下，多脱除的这部分污染物对环境质量改善作用轻微。而且在客观上和技术上，现有的烟气连续监测技术难以支撑超低排放监测数据的准确性，“截至目前，我国对于20毫克以下的粉尘还没有如此精密的仪器去准确测量，” 北京博奇电力科技有限公司副总裁颜炳利说，超低排放的监测数据是不可信的。
nlc202309031256
某电力集团山东分公司环保处主管张先生就直言，超低排放的提出标志着恶性竞争大幕的拉开，不同电厂的情况千差万别，大家本身就不在同一起跑线上。过高的排放标准要求只会让企业“永远提不上裤子”。王志轩更是毫不留情地指出，企业“自我加压”的背后，实际上是一种出于保护煤电而上演的“保卫战”，是为了生存发展并避免更大损失而提出并实施的一种竞争性战术。
未来：成本要更低，技术选择要理性
鉴于超低排放存在的诸多问题，在未来的发展中，必须以更加理性和科学的态度来看待它。
“治理不足和过度治理都不行，应该适度治理，也就是排放标准要符合现在的经济发展条件。” 全国工商联环境商会秘书长骆建华认为，推行超低排放必须量力而行，要以经济发展为基础。中国环境科学研究院副院长柴发合也表示，超低排放固然有其积极意义，但是如何降低其对火电行业带来的新增成本，是该技术发展的关键问题。
“结合现有技术及电厂经济效益，建议对现役机组首先考虑国标方案、稳步推进清洁方案，对新建机组稳步实施清洁方案、试点超清洁方案。按照积极稳妥、分步实施、示范先行的原则，在试验示范基础上推广应用达到燃气机组排放标准的燃煤电厂烟气超清洁排放技术。”在向更高的排放标准进发的同时，必须理性地将大多数电厂的承受能力考虑进去，这成为诸多专家的共识，“许多电厂连执行最新的排放标准都显吃力，如何实现更加升级的标准？”如果一味追求高标准排放，甚至超过企业承受能力，最终可能导致企业为了节省成本铤而走险。
当然，排放标准将越来越严格也是未来的大趋势，对于这一点，火电行业也必须有心理准备，“必须正视并且提前做好准备，在现有条件下，为实现更低的排放标准，必须寄希望于更加低成本的、具备稳定达标能力的环保技术，这也对环保企业提出了更大的挑战。”业内人士说。
综合考虑各方面的挑战，熊跃辉认为，超低排放固然有其发展的意义，但是在推进过程中不能依靠强制性，而是需要激励机制作为驱动力进行引导。“我觉得，可以发挥税收的杠杆作用，用税收来解决超低排放带来的不公平问题。在这方面，可以设立针对二氧化硫、烟粉尘和氮氧化物的税种，通过税收手段进行调剂，刺激燃煤电厂进行技术改造，走超低排放之路。”
熊跃辉还提到，可以借助排污权交易的手段，使企业在国家标准范围之内通过超低排放腾出总量，可以允许企业将腾出的总量转到市场上交易并变成效益，平衡投入和产出的关系，使企业有利可图，可提高企业超低排放的积极性和主动性。
另一个需要注意的问题是，超低排放作为一种新兴的技术，不仅其说法比较混乱（有趋零排放、近零排放、达到燃机排放标准等），而且技术的运用也处于比较混乱的状态。对此，专家指出，在超低技术路线的选择上，每项技术都有各自的优缺点，也各有其适用条件，因此要因地制宜选择最合理的技术。
“我国幅员辽阔，电厂的煤种、炉型、场地条件、环境条件、地区经济条件、电力市场条件等方面差异很大，如西南的无烟煤W火焰锅炉、高硫煤、中西部大型矿区的特高灰分低热值煤，若目前也要求实现超低排放则要付出巨大的经济代价。尤其西部大气环境容量大而缺水，电厂烟气超低排放的环境和经济效益将值得商榷。因此超低排放的实施区域及技术路线应根据燃煤电厂的资源环境情况和自身实际情况做出合理选择。”有序管理和技术应百花齐放的观点，目前已成为共识。
不管结论如何，有一点是值得肯定的，目前超低排放在很多地方只是作为样板工程，如果要大范围推广，确实还需要经过更加科学严谨的论证，也需要经过更长时间的考验。
超低排放总调研报告 篇4
调研工艺：氨法脱硫工艺、半干法（循环流化床法）脱硫工艺
调研单位：万华化学（宁波）热点有限责任公司、杭州杭联热电有限公司、福建华电永安发电有限公司、神华(福建雁石)发电有限责任公司、福建龙净环保股份有限公司龙岩基地、中石化齐鲁石油化工公司热电厂、乙烯动力站和第二化肥厂动力站
调研目的：了解氨法脱硫工艺、半干法（循环流化床法）脱硫工艺，及其在锅炉上的应用、超低排放的效果以及两种工艺之间的区别。
一、氨法脱硫工艺
氨法脱硫工艺是以氨基物质作吸收剂，脱除烟气中的SO2并回收副产物（如硫酸铵等）的湿式烟气脱硫工艺。
氨法脱硫工艺主要调研了万华化学（宁波）热点有限责任公司。万华热电#5炉由华西能源生产，额定蒸发量为410T/H，于2015年6月投产，配套采用的脱硫工艺是江苏新世纪江南环保股份有限公司的超声波脱硫除尘一体化技术，流程图如图1。
图1 氨法脱硫技术流程图
超声波脱硫除尘一体化技术是以NH3和SO2反应为基础，在吸收塔中，喷入液氨（氨水）将烟气中的SO2吸收得到脱硫中间产物产品亚硫酸（氢）铵的溶液，鼓入空气，将亚硫酸（氢）铵直接氧化成硫酸铵。同时，采用洗涤凝聚、声波并凝和除雾器，对烟气中的粉尘进行去除，达到SO2和总尘超低排放的要求。
9月20日调研期间，万华热电#5炉运行，在366.3t/h的锅炉热负荷(89%)下, SO2入口浓度为1269.5mg/m，出口浓度为2.8mg/m，脱硫效率达99.77%，烟尘入口浓度为16mg/m，出口浓度能降至0.3mg/m，SO2和烟尘的排放浓度都能达到超低排放的标准，如图2所示。
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图2 万华热电#5炉89%锅炉热负荷下烟气参数比较
10月25日调研中石化齐鲁石油化工公司热电厂，该电厂有8台410t/h的煤粉炉，#1～#4锅炉是两炉配一套氨法脱硫系统，#5～#8锅炉是一台炉配一套氨法脱硫系统，主要调研已进行超低排放改造的#7炉和#8炉。
调研期间，#7炉负荷361.4t/h，#8炉负荷345.9t/h，分别达额定负荷的88%和84%，SO2入口浓度分别为1667mg/m3
3和1932 mg/m，出口浓度接近0，脱硫效率将近100%。烟尘入口浓度分别为66.9mg/m和6.2 mg/m，出口浓度分别为2.2mg/m和1.5 mg/m。当时现场的数据，SO2能达到超低排放的要求，但从烟尘排放的指标来看，认为其数据明显有失真现象。3
图3 齐鲁石化热电厂#7炉脱硫系统图
图4 齐鲁石化热电厂#
7、#8炉烟气排放参数
10月25日调研的乙烯动力站，有2台410t/h的煤粉炉，#
1、#2锅炉是一台炉配一套氨法脱硫系统，调研时#1炉停运，#2炉运行。
调研期间，#2炉负荷369.1t/h，达额定负荷的90%，SO2入口浓度分别为1306.53mg/m，出口浓度为9.81mg/m，脱硫效率为99.21%。烟尘出口浓度分别为0.5mg/m。
图5 齐鲁石化乙烯动力站#2炉脱硫系统图
图6 齐鲁石化乙烯动力站#2炉烟气排放参数
调研时齐鲁石化热电厂时，通过咨询热电厂副总，了解到：
1、氨法脱硫系统中，对出料系统中的泵的腐蚀较为严重，即使将泵叶轮的材质更换成比316L不锈钢还高一等级的2205双相不锈钢，其使用寿命也只有近2年时间，运行2年左右，就需要重新更换新的叶轮。
2、脱硫塔烟囱的高度，环保部门目前没有硬性要求，没有设计规范，但烟囱越高，对企业和附近的居民就越有利。
3、为了控制脱硫塔内的Cl离子，新增了喷雾干燥装置，使Cl离子的浓度达到一个平衡值。
4、氨法脱硫的出料系统，即硫酸铵的制备系统，其
管理上需要额外增加人员。
10月25日调研时，当地的天气是阴天，气压低，未进行超低排放的#1～#4锅炉以及实施超低排放的#
7、#8锅炉正在运行，从氨法脱硫塔向大气排放的烟气中，水汽较多，尾巴较长，较为明显。而且，在#
1、#2氨法脱硫塔下方，大部分建（构）筑物的外墙腐蚀较为严重，且有明显的雨滴。对于这个现象，一是与当时的天气有关，在晴天时，#
7、#8塔的烟气尾巴较短，二是与#
1、#2脱硫塔未实施超低排放有关。
图7 齐鲁石化热电厂实景图
对于氨法脱硫工艺，在调研过程中，还了解到一种运营方式，即BOT模式。所谓BOT模式，实质上是基础设施投资、建设和经营的一种方式，即实施超低排放产生的材料、设备、施工、管理费用均由乙方承担，并且承担系统的运行、维护管理，包括副产物的销售等，由甲方每年支付一定费用或按照机组的发电量，提取一定金额的电价款，维持一定年限。
对于非化工企业，考虑吸收剂的来源以及副产品的销售渠道问题，BOT模式也是一种途径。
二、半干法脱硫工艺（即烟气循环流化床法）
半干法脱硫工艺是将烟气从底部进入脱硫吸收塔，与加入的吸收剂、循环灰及水发生反应，除去烟气中的SO2等气体。烟气中夹带的吸收剂和脱硫灰，在通过脱硫吸收塔下部的文丘里管时，受到气流的加速而悬浮起来，形成激烈的湍动状态，使颗粒与烟气之间具有很大的相对滑落速度，颗粒反应界面不断摩擦、碰撞更新，从而极大地强化了气固间的传热、传质。同时为了达到最佳的反应温度，通过向脱硫塔内喷水，使烟气温度冷却到高于烟气露点温度15℃以上。
主要化学反应式为：
Ca(OH)2+SO2=CaSO3·1/2 H2O+1/2H2O Ca(OH)2+SO3=CaSO4·1/2 H2O +1/2 H2O CaSO3·1/2 H2O +1/2O2=CaSO4·1/2 H2O 2Ca(OH)2+2HCl=CaCl2·Ca(OH)2·2 H2O 半干法脱硫工艺主要调研了杭州杭联热电有限公司、福建华电永安发电有限公司和神华(福建雁石)发电有限责任公司。
杭联热电有75t/h和130t/h的循环流化床锅炉各3台，除#3炉（75t/h）采用浙江蓝天环保的半干法脱硫工艺之外，其它5台炉均采用龙净环保的半干法脱硫工艺。永安发电公司和福建雁石电厂都是2x300MW循环流化床机组，脱硫工艺
采用的是龙净环保的半干法脱硫工艺。
龙净环保的半干法脱硫工艺，从锅炉来的烟气从底部进入脱硫吸收塔，与加入的吸收剂、循环灰及水发生反应，除去烟气中的SO2等气体。在脱硫塔后布置有布袋除尘器，从而达到脱硫、除尘的超低排放。另外还预留低温循环氧化脱硝（COA）接口，COA依托LJD-FGD脱硫除尘装置，利用脱硝剂的强氧化和催化作用，将NO转化为NO2，再与钙基吸收剂发生中和反应，其反应方程式如下：
9月21日调研杭联热电时，其#1炉（75t/h）正常运行，#2炉（75t/h）停运，#
1、#2炉公用一套脱硫塔，脱硫塔和布袋除尘器按130t/h配置，另外还有COA脱硝系统。调研时，锅炉负荷为65.9t/h，SO2入口浓度为368.3mg/m，出口浓度为0.6mg/m，脱硫效率达99.85%，NOX入口浓度为46.6mg/m，出口浓度为14.8mg/m，脱硝效率为68%，烟尘出口浓度为0.13mg/m，SO2、NOX和烟尘的排放浓度都能达到超低排放的标准，如图3所示。
图8 杭联热电#2炉烟气排放参数
333
39月22日调研永安电厂时，#8炉正在检修，#7炉正常运行。锅炉负荷91.5%，SO2入口浓度为2353.7mg/m，出口浓度为23.1mg/m，脱硫效率达99%。经过二室三电场的布袋
除尘后，烟尘排放浓度为1.2mg/m。吸收塔内床层压降为1.09KPa，整个吸收塔的压降为1.74 KPa，布袋除尘器的压降为1.63 KPa，整个系统的压降为3.37 KPa。
图9 永安电厂#7炉脱硫系统图
图10 永安电厂#7炉烟气排放参数
9月23日调研雁石电厂，雁石电厂2×300MW机组CFB炉通过炉内脱硫有效控制后，脱硫岛入口SO2浓度为500～1200mg/Nm，为实现SO2 “超洁净排放”控制，进一步优化运行工况，对床温、压降等参数进行精准控制，拍摄界面时SO2的排放浓度在23.6mg/Nm3。排放原烟囱，烟囱不需防腐，烟囱排放透明，无视觉污染，无湿法脱硫的“烟囱雨”和拖尾烟迹现象，整个系统无废水产生。
310月26日，调研了齐鲁石化的第二化肥厂动力站，是2台240t/h的CFB锅炉，目前正在进行超低排放工程的改造。只是同是齐鲁石化的热电厂的锅炉，选择的超低排放工艺是半干法脱硫工艺，主要考虑的是氨法脱硫的副产品（硫酸铵）的销路问题、烟囱防腐问题，不过半干法脱硫工艺同时也存在着脱硫灰（含少量CaSO3）的处理问题，处理方式是用于废油井、废矿井的填埋。
三、两种工艺比较
1、脱硫、除尘效果比较
氨法脱硫和半干法脱硫两种工艺，其经过反应后，均能达到超低排放的要求，且脱硫效率都比较高，能达到99%。氨法脱硫工艺不需要炉内进行预脱硫，全部脱硫工作都在脱硫塔内反应。半干法脱硫工艺可以先在炉内进行预脱硫，到脱硫塔进口的SO2浓度控制在1200 mg/m以下，因潘三电厂燃料内硫份较低，基本能满足入口浓度的要求，需要不需要进行炉内预脱硫，主要取决于炉内脱硫吸收剂（CaCO3）和脱硫塔脱硫吸收剂（Ca(OH)2或CaO）的经济性比较，即炉内脱硫占比大，则消耗的CaCO3较多，消耗的Ca(OH)2或CaO就减少，反之，若炉内脱硫的占比小，则消耗的CaCO3较少，消耗的Ca(OH)2或CaO就增加，主要取决于当地的市场价格。永安发电公司因燃料硫份较大，炉内脱硫和脱硫塔脱硫同步进行，占比大小也在摸索中。
32、除尘比较
氨法脱硫工艺的除尘只是末端除尘，即进入脱硫塔的烟尘浓度不能大于30mg/m，否则很难达到超低排放的效果，同时硫酸铵中含灰较多，影响硫酸铵的品质。其需要保留原来的除尘系统。半干法脱硫工艺在脱硫塔后，布置有布袋除尘器，对进入脱硫塔之前的烟气烟尘含量没有要求，只要保留或只投用1-2级电除尘，都能达到超低排放的效果。
3、脱硝比较
氨法脱硫工艺主要是脱硫和末端除尘，没有脱硝效果，只是如果脱硝系统的脱硝剂也选择液氨，那么可以考虑吸收剂供应系统共用的问题，另外可以考虑氨逃逸的协调控制。半干法脱硫工艺除了脱硫和除尘外，预留脱硝口。杭联热电的半干法脱硫工艺包含了COA脱硝，脱硝剂为亚氯酸钠，脱硝剂的成本较高。
但无论是氨法脱硫工艺还是半干法脱硫工艺，都需要建设单独的脱硝系统。
4、吸收剂的比较
氨法脱硫工艺的吸收剂采用液氨或氨水，需要另外建设液氨罐或氨水罐。特别是液氨罐，由于是属于重大危险源，它的运输、罐体、管道、监控、应急处置、消防、防火防爆等，都需要按照重大危险源的标准设计，在运输、使用过程中，危险性都较大。如脱硝系统工艺的脱硝剂也考虑液氨，3那么脱硫和脱硝两个系统的液氨供应系统可以综合考虑。半干法脱硫工艺的吸收剂采用的是消石灰（Ca(OH)2），可以先购买生石灰（CaO），在消化器中反应生产消石灰，危险性较小。
另外，在11月3日，调研了另一种吸收剂，电石渣。电石渣的活性比生石灰消化生产的消石灰的活性要差，用量要多5%～10%，但经过调研，电石渣的价格要远远小于消石灰的价格，是消石灰价格的20%～30%左右。若选用半干法脱硫工艺的话，选用电石渣作为吸收剂是比较合适的。
5、烟阻比较
万华热电410t/h的氨法脱硫工艺的烟阻约为1.4 kPa。杭联热电130t/h的半干法脱硫工艺脱硫塔的烟阻约为1.9kPa，布袋除尘器的烟阻约为1.2 kPa，总烟阻约为3.1 kPa。永安发电公司的半干法脱硫工艺脱硫塔的烟阻约为1.74kPa，布袋除尘器的烟阻约为1.63 kPa，总烟阻约为3.37kPa。无论采取氨法脱硫工艺还是半干法脱硫工艺，潘三电厂目前的引风机的出力，不能满足超低排放的要求，都要对引风机进行改造。
6、防腐比较
液氨（氨水）具有腐蚀性，同时考虑工艺中的氨逃逸问题，对整个脱硫塔的防腐工艺要求较高，目前采用的方法是
在结构钢内部涂抹玻璃鳞片。半干法脱硫工艺不需要考虑防腐问题。
7、废水比较
氨法脱硫工艺在脱硫塔下部，是氧化池，正常情况下，是在脱硫塔内循环利用，但是，一旦故障或检修，不可避免的要对氧化池内部的含按氨水进行处理，需要考虑腐蚀和环境污染的问题。
图11 氨法脱硫工艺脱硫塔工艺图
半干法脱硫工艺采用干态的生石灰作为吸收剂，在脱硫塔内直接消化成消石灰，脱硫副产物为干态的，整个系统无废水产生。
8、副产物比较
氨法脱硫工艺的反应式为：
其主要副产物是硫酸铵，没有固废，按照分子式计算，消耗1吨的NH3，脱硫效率按99%计算，能产生约3.8吨的硫酸铵。硫酸铵可以对外销售。
半干法脱硫工艺没有其他副产物，只有正常除尘下来的灰。
9、锅炉启动初期的比较
氨法脱硫工艺的反应温度较低，在锅炉启动初期，基本不受影响，能正常投运，烟气污染物的排放基本能控制。半干法脱硫工艺对温度和需要的烟气流量有要求，在启动初期，存在SO2浓度超标的现象。永安发电公司使用半干法脱硫工艺一年多来，在启动初期，都存在SO2浓度超标的现象，目前只能控制污染物日均值不超标。
10、其他存在问题
氨法脱硫工艺目前大多使用于化工企业的锅炉超低排放，在火力发电厂使用的较少。对于化工厂来讲，液氨的来源和硫酸铵的销售比较有优势，液氨甚至可以利用管道输送，硫酸铵也有自己的销售渠道，但作为发电厂来讲，就没有这方面的优势。
半干法脱硫工艺在运行中需要考虑塌床的问题，虽然龙净环保采用清洁烟气再循环技术，暂时克服了这个问题，但对于潘三电厂来讲，大幅度的负荷波动，造成的进入吸收塔
内的烟气流量波动，可能会造成烟气量小于吸收塔所需的最小流化风量，仍然存在塌床的隐患。另外，半干法脱硫工艺的烟尘的超低排放是采用DSC-M干式超净技术，使用的布袋为高精细纤维滤袋，虽可进一步提高布袋的过滤效率，但毕竟超低排放的末端处理是采用布袋除尘，随着运行时间的增加，布袋会出现老化、破损的情况，一旦出现这些问题，烟尘的超低排放就很难保证，就存在着提前进行预防性更换布袋的问题。
生石灰（消石灰）、液氨（氨水）的采购，硫酸铵的销售等问题，需要进一步的调研。
四、总结
火电厂烟气排放流量测量方法研究 篇5
火电厂烟气排放流量测量方法研究
火力发电厂烟气排放流量是环保监测的.重要参数.由于烟道内烟气流场的湍流特性,流量测量精度无法达到规范要求.根据某电厂330 MW机组烟气流场现场测试结果和流场数值的模拟分析,提出一种实际可行的烟气排放流量测量方法.通过在炯囟入口烟道处安装数套流量仪的方法,有效解决了单一流量仪监测精度差的问题.
作 者：王万林 齐小娟 WANG Wan-lin QI Xiao-juan 作者单位：浙汀省电力试验研究院,杭州,310014 刊 名：浙江电力 英文刊名：ZHEJIANG ELECTRIC POWER 年，卷(期)： 28(6) 分类号：X830.2 关键词：烟气排放 流量测最 数值模拟 流场电厂超低排放标准 篇6
近年来随着我国对环保要求的不断提高, 赤峰市做为京津冀周边重点大气污染监控区域, 未来对于粉尘排放要求将会更加严格, 目前我厂的电袋式除尘器最佳排放绩效为30mg/Nm3, 且随着湿法脱硫改造的实施, 对于石膏雨及PM2.5没有更加有效的控制手段, 而湿式电除尘装置可彻底消除石膏雨, 出口粉尘排放浓度可达到5~10mg/Nm3, 可大幅降低PM2.5的排放, 有效改善大气质量。
2 方案拟定
结合我国电站锅炉烟气除尘设备现状, 以下两种除尘器可供选择:
一:传统湿式电除尘器
二:径流式湿式电除尘器
传统湿式电除尘器能满足改造后烟尘排放不大于10mg/Nm3的要求;径流式湿式电除尘器能满足不大于5mg/Nm3。以下我们针对上述两种除尘器进行技术比较。
3 传统湿式电尘器
3.1 传统湿式电尘器结构及原理
湿式电除尘器布置在湿法脱硫系统之后, 作为大气复合污染物控制系统的最终精处理技术装备, 是达到接近零排放的最有效的方法之一, 可用于控制PM2.5、酸雾、气溶胶、亚微米颗粒物、汞、重金属及二恶英等的排放。
湿式电除尘器 (简称WESP) 也是一种电除尘器, WESP捕集原理与ESP相似, 不同的是在清灰方式上, 结构方面的不同在于WESP取消了传统的振打清灰, 而是用喷淋系统取代, 直接将水雾喷向电极和电晕区, 水雾在芒刺电极形成的极大的电晕场, 在电晕场中, 电场力、荷电水雾的碰撞、拦截、吸附凝并, 对粉尘粒子起捕集作用, 最终粉尘粒子集尘极被捕集;与干式电除尘器通过振打将极板上的灰振落至灰斗不同的是:湿式电除尘器则是通过水喷淋系统在阳极板上形成连续而均匀的水膜进行清灰, 无振打装置, 流动水膜将捕获的粉尘冲刷到灰斗中随水排出。由于取消振打, 避免了二次扬尘的出现, 同时电场中有大量饱和水汽, 可以大幅降低粉尘比电阻, 提高运行电压, 因而能实现接近零排放, 以达到WESP更高的收尘效率、脱除SO3、PM2.5等污染物的目的。
3.2 湿式除尘器的特点
3.2.1 布置合理, 终端解决烟尘困扰。
湿法脱硫后湿式电除尘器布置在烟囱之前, 最终控制烟囱排放, 布局合理。
3.2.2 稳定实现接近零排放——满足国家新排放标准的要求。
湿式电除尘器在湿态下工作, 用水流冲洗清灰, 没有振打装置, 不受二次扬尘、比电阻、燃煤变化影响, 可以长期稳定运行在极低的排放, 长期满足国家新排放标准要求。
3.2.3 有效脱除SO3——缓解下游烟道、烟囱的腐蚀, 节约防腐成本。
由于湿式电除尘器对SO3有很好的脱除作用, 因此, 能有效缓解下游烟道、烟囱的腐蚀, 节约防腐成本。
3.2.4 有效脱除Ca SO4·2H2O——解决湿法脱硫带来的石膏雨环境问题。
湿式电除尘器除尘效率高, 排放低, 由于对PM2.5细微颗粒、气溶胶及水雾有效脱除, 因此, 能有效解决石膏雨带来的环境问题。
4 径流式湿式除尘器
4.1 径流式湿式电尘器结构及原理
径流式电除尘器的基本原理是将收尘阳极板垂直于气流方向布置, 使电场力的方向与引风力的方向在同一水平线上, 使粉尘颗粒在引风力与电场力的共同作用下, 在新型阳极板上完成捕集。
该新型阳极板与常规阳极板相比有以下优点:对细微颗粒物收集能力更强, 对粉尘有一定的物理拦截作用, 能适应较高的比电阻工况。
4.2 径流式湿式电尘器特点及技术创新
4.2.1 采用新型阳极板
新型阳极板采用C级合金与陶瓷复合材料, 制作530mm (长) ×500mm (宽) ×20mm (厚) 的网板组成阳极板。阳极板孔径尺寸PPI为20。
新型阳极板特性:
(1) 新型阳极板的通孔率达到98%以上, 其几乎全通透的结构大大降低了径流式除尘器的运行阻力 (≤150Pa) 。
(2) 和普通的阳极板相比, 相同的体积下新型阳极板具有最大的集尘面积, 相当于普通阳极板的50倍, 由除尘效率的公式可以看出, 集尘面积越大, 除尘效率越高。
A为总集尘面积, ω为驱进速度, Q为烟气流量。
(3) 采用C级合金与陶瓷复合材料, 具有耐高温 (500-600℃) 、防腐蚀的特性。
4.2.2 阴阳极均径向布置改变颗粒物受力
收尘阳极板垂直于气流方向布置, 不仅对粉尘有一定的物理拦截作用, 而且改变了粉尘的受力情况, 当粉尘通过旋转电极的前部电场时, 粉尘受到的引风力与电场力方向相同, 即合力大小等于电场力与引风力之和, 与电场力方向相同, 增大了粉尘的驱进速度, 使除尘效率增加。
当粉尘中的细微颗粒物进入旋转电极的后部电场时, 电场力与引风力反向, 细微颗粒物的速度减慢, 延长了细微颗粒物在电场中的停留时间, 对于通过扩散作用荷电的细微颗粒物, 其荷电量与停留时间成正比, 当细微颗粒物的速度减到0时, 会在电场中滞留一段时间, 此时其荷电量大幅增加, 当电场力大于引风力时, 细微颗粒物开始反向加速向阳极板运动, 直至被阳极板捕集。
4.2.3 多孔结构的阳极板形成立体空间场强
普通材料的阳极板其场强只分布在极板表面, 而新型阳极板的多孔结构呈三维分布, 因此孔与孔之间可以形成立体方向的场强, 同时由于孔壁薄, 使电除尘器内两电极的空间改变为类似两个尖端所构成的电场, 使局部场强增加。
5 结语
综上所述, 径流式湿式除尘器排放效果好于传统的湿电除尘器, 且技术先进, 可满足我国越来越高的环保要求。
参考文献
[1]徐勤云.浅谈湿式电除尘器的优缺点及运行中主要故障并原因分析.《工业》, 2015 (5) :78-78.