燃煤污染

燃煤污染（通用10篇）

燃煤污染 篇1

1 汞污染现状及其危害

全球每年排放到大气中的汞总量约为5000t,其中4000t是人为的结果。造成汞环境污染的人为来源主要是燃烧,其中燃煤导致的汞污染是最为严重的。煤在燃烧过程中产生的汞大部分随着烟气排入大气,成为环境汞污染的主要来源。燃煤电站排放出的汞是我国汞污染的最主要来源,约占汞排量总量的40%。随着燃煤电站总装机容量的持续扩大,汞污染问题更加严重。据浙江大学能源洁净利用国家重点实验室最新研究表明,我国10万k W典型燃煤锅炉总汞排放量在40~50kg/a。2020年我国燃煤电站汞排放量约464~580t,约占同期全球化石燃料燃烧汞排放总量的42.45%~53.06%(联合国环境规划署2008年报告),形势十分严峻。燃煤电站汞污染已被世界公认为继燃煤硫污染之后的又一大污染问题,尤其是燃煤电站汞排放控制已成为目前国际上的研究热点。

烟气中的汞主要以两种相对稳定的形态存在:气态汞(Hg,g)和颗粒态汞(Hg,p)。气态汞又分为单质汞(Hg0)和氧化态汞(Hg2+)。二价汞化合物比较稳定,易溶于水,易脱除;单质汞挥发性较高、水溶性较低,是最难控制的形态之一。汞及汞的化合物是一种易挥发物质,具有巨毒性和积累性,可以通过呼吸、皮肤吸附或食物摄入等形式进入人体,侵害人的神经系统,尤其是中枢神经系统;通过肺泡吸收,经血液进入全身,伤害脑组织,并引起慢性中毒。同时,汞在大气中停留的时间可长达半年至二年,能在大气层中飘浮成千上万千米,在全球范围内传输,并沉降进入土壤或水体,其毒性在藻类、鱼类和其它动物组织中累积,导致处在食物链顶端的食肉动物体内的汞浓度数千倍甚至数百万倍于水中的汞浓度,从而污染整个食物链,对人类及生物环境造成的危害极大。

2 汞控制技术研究现状

国内外燃煤电站汞排放控制技术的研究主要包括燃烧前脱汞、燃烧中脱汞和燃烧后烟气脱汞三个方面。燃烧前脱汞是通过洗选法除去原煤中的部分汞,但是该方法不能洗去与煤中有机碳结合的汞,而且成本相对较高;燃烧中脱汞主要是利用改进燃烧方式,在降低NOX排放的同时,抑制一部分汞的排放;燃烧后脱汞的方法包括利用一些吸收剂来吸附汞的吸附法,或者改进燃煤电站现有大气污染物控制设备,以提高其协同脱汞的效率。还有一些新的烟气汞脱除技术的研究,如电晕放电等离子体技术等。综合来看,燃烧后烟气脱汞是目前燃煤汞污染控制的最主要方式,相关研究最为广泛。燃烧后脱汞(即烟气脱汞)是未来电厂汞污染控制的主要方式,其脱汞方法主要有吸附剂法、化学沉淀法和化学氧化法。

2.1 吸附剂法

吸附法主要是利用活性炭及其他吸附剂的吸附作用来处理污染物的一种常用方法,包括物理吸附和化学吸附两种方式。对于气流中汞等微量有害物质的去除,吸附剂法占据重要位置。一般吸附都兼有物理吸附、化学吸附功能,两种吸附过程可以同时进行。长期以来人们一直在努力寻找新型廉价的吸附剂来降低污染物控制设备的运行费用,但至今都没有突破性的进展。目前,用于烟气脱汞的吸附剂主要有:活性炭、飞灰和金属吸收剂。

2.1.1 活性炭

在烟气中喷入活性炭是烟气脱汞技术最为集中且较成熟的一种方法。用活性炭吸附烟气中的汞可以通过以下两种方式,一种在颗粒脱除装置前喷入粉末状活性炭;另一种是将烟气通过活性炭吸附床。尽管活性炭吸附剂在脱除汞方面有着很高的效率,但仍然存在价格昂贵,经济可行性不高等问题,并且还存在很多技术难题。

2.1.2 飞灰

燃煤过程中产生的飞灰能吸附烟气中的汞,因此飞灰是影响烟气中汞的形态分布的一个重要因素。由于飞灰容易获得,且价格低廉,受到越来越多人的关注。飞灰对汞的吸附主要通过物理吸附、化学吸附、化学反应以及三者结合的方式,飞灰吸附主要受到温度、飞灰粒径、烟气气体成分等因素的影响。

2.1.3 金属吸收剂

金属吸收剂是利用特定的金属与汞形成合金来除去烟气中的汞,这种新形成的合金在提高温度的情况下能进行可逆反应,实现汞的回收以及金属的循环利用。并且,金属吸收率与汞的化学形态无关,这样采用金属吸收剂就可很好的去除单质汞。

2.2 化学沉淀法

化学沉淀法是通过化学试剂与汞发生化学反应生成沉淀,从而将汞除去。目前,应用比较多的方法主要有:碘化钾溶液洗涤法、氯化法除汞、硫化钠法。

2.3 化学氧化法

烟气中的Hg2+化合物较易溶于水,在湿法烟气脱硫系统(WFGD)中,无论是用石灰或石灰石或是活性炭作为吸收剂,均可除去约90%的Hg2+,而对Hg0没有明显的脱除作用。通过某些物质的催化作用将Hg0氧化成Hg2+化合物,然后再采用常规的方法去除Hg2+,将单质汞转变成二价汞就比较容易去除了。

2.4 其它方法

美国能源部国家能源技术实验室采用模拟燃煤烟气,在实验室内研究了紫外线照射烟气脱汞技术。在536~662℃,采用波长为253.7nm的紫外线进行照射,这种波长的紫外光能促进汞与烟气中的其它组分发生反应,生成硫酸亚汞和氧化汞,然后通过除尘设备除去。在实验室试验中,汞的脱除率达70%。但是,紫外线除汞技术的投资比活性炭喷射法还要高,这给该技术的推广带来困难。

3 现有烟气处理设备脱汞效果

3.1 除尘设备脱汞效果

常规的电除尘器和布袋除尘器能有效地捕获烟气中的颗粒物,并能够有效脱除Hg(p),而气态汞能被吸附在飞灰上,并在电除尘或布袋除尘中被捕获。

在利用现有烟气净化装置除汞的研究中,最值得关注的是目前国内正在推广使用的电袋复合除尘器的除汞研究。电袋复合除尘器是一种兼具电除尘和袋式除尘技术优点的全新除尘技术,是国际除尘技术的重要发展方向。常见的电袋复合除尘器为前电后袋式结构(图1),它具有投资少、占地面积小、运行阻力低、除尘效率高等优点,并可以实现烟尘排放长期稳定控制在30mg/Nm3以下,是高效收尘与低成本运行有机结合的新一代环境保护除尘产品。因此,研究电袋脱汞对于实现多污染物协同脱除具有重大意义。

3.2 脱硫装置脱汞效果

3.2.1 干法脱硫装置对汞脱除的效果

在干法脱硫系统中,颗粒态汞Hg(p)很容易被除去,Hg0和Hg2+能潜在地被吸附在飞灰、硫酸钙或亚硫酸钙颗粒表面。当烟气通过ESP或FF时,颗粒汞能很容易被吸附和捕获。

3.2.2 湿法脱硫装置脱汞效果

Hg2+易溶于水,能被湿法烟气脱硫(WFGD)循环液吸收,吸收效率可达69%。然而气态单质汞Hg0难溶于水,不能被循环液吸收。值得注意的是,对于大多数结合湿法洗涤的污染物控制系统,能够脱除90%的Hg2+,但是对于Hg0不但不会被吸收,还略微有所增加,增加的原因是部分Hg2+被还原。

3.3 脱硝设备脱汞效果

选择性催化还原(SCR)装置在还原NOx的同时能够将Hg0氧化成Hg2+。Hg2+相对更易被湿式喷淋装置脱除。Hg0被SCR装置催化氧化效率的高低受催化反应器的空塔速度、反应的温度、氨的浓度、催化剂的寿命、气流中氯的浓度等因素影响。

4 烟气脱汞发展趋势

对于汞污染控制方法,不论是成熟的,还是尚处于研究发展过程中的,均有望在电厂中得到贯彻实施,而具体的应用效果则取决于各项技术的发展水平和商业竞争力。基于当前的发展水平,吸附剂喷射、湿法FGD和煤的洗选是最有效的脱汞方法,电厂应结合自身条件和现场工况来选择适宜的脱汞方式。未来烟气除汞的研究将围绕这三种方法展开,特别是结合现有除尘、脱硫和脱硝装置,通过改性吸附剂、改进工艺等形式来提高烟气脱汞效率,达到除尘脱汞一体化治理。

燃煤污染 篇2

(2016年2月26日，哈尔滨市第十四届人民代表大会常务委员会第二十九次会议

通过，2016年4月21日黑龙江省第十二届人民代表大会常务委员会第二十五次会议批

准)

第一章 总 则

第一条 为了防治燃煤污染，改善大气环境质量，根据《中华人民共和国环境保护法》、《中华人民共和国大气污染防治法》、《中华人民共和国煤炭法》、《中华人民共和国产品质量法》等法律、法规的规定，结合本市实际，制定本条例。

第二条 本市行政区域内燃煤污染防治，适用本条例。

第三条 燃煤污染防治坚持环境优先、预防为主、政府主导、社会参与、综合治理的原则。

第四条 市人民政府对燃煤污染防治工作负总责，并负责本条例的组织实施。区、县(市)人民政府在各自辖区范围内负相应责任。

市人民政府应当制定促进燃煤污染防治的鼓励政策，采取相应措施，加大资金投入，支持节能改造、热源建设、新能源技术研发、清洁能源和可再生能源推广使用等，引导和监督燃煤生产、加工、储运、购销、使用单位和个人履行防治义务，逐步削减燃煤污染物的排放量，改善大气环境质量。

燃煤生产、加工、储运、购销、使用单位和个人应当依法履行燃煤污染防治相关义务，共同保护大气环境质量。

第五条 市人民政府应当建立统一有效、分工明确的监管治理体系，加强统筹协调。

发展和改革、工业和信息化、环境保护、市场监管、供热、城乡建设、城乡规划、城市管理等行政主管部门应当按照各自职责，负责燃煤污染防治相关工作。

第六条 市人民政府应当将燃煤污染防治工作纳入对区、县(市)人民政府和市人民政府有关部门考核的内容。

第七条 市、县(市)人民政府应当每年向本级人民代表大会常务委员会报告燃煤污染防治情况。

第八条 鼓励单位和个人对燃煤污染大气环境行为进行监督。单位和个人发现违法行为有权向环境保护、市场监管行政主管部门举报。

环境保护、市场监管等行政主管部门应当建立燃煤污染防治举报奖励制度，公布举报电话、电子邮箱等，方便公众举报。受理举报后，应当及时调查处理，并向实名举报人反馈处理结果。对查实的，给予举报人奖励。

第九条 有关行政主管部门应当将违反本条例受到行政处罚的单位名单录入单位信用记录。情节严重的，通过媒体予以曝光。

第十条 广播、电视、报刊等新闻媒体应当开展对燃煤污染防治工作的公益性宣传，加强舆论监督，增强公众的环保意识。

第二章 燃煤消费总量控制

第十一条 实行燃煤消费总量控制和煤质种类结构控制。市人民政府应当制定燃煤消费总量控制规划，确定燃煤消费总量控制目标，逐步降低燃煤在一次能源消费中的比重，实现燃煤消费总量负增长。

第十二条 市发展和改革行政主管部门应当会同市工业和信息化、环境保护等有关行政主管部门根据本市燃煤消费总量控制规划，拟定城市燃煤消费总量控制和煤质种类结构控制方案，报市人民政府批准后公布实施。

市工业和信息化行政主管部门应当建立燃煤消费总量情况统计制度和信息化体系，组织市和区、县(市)有关行政主管部门统计燃煤消费情况，为制定和修订城市燃煤消费总量控制和煤质种类结构控制方案提供依据。

第十三条 区、县(市)人民政府应当按照市人民政府下达的燃煤消费总量控制方案，控制本辖区的燃煤消费总量。未完成燃煤消费总量控制任务的,市发展和改革行政主管部门应当暂停审批该地区新增燃煤消费总量的建设项目。

第十四条 严格控制高耗能、高污染、低热值燃煤项目建设，确需建设的，应当实行产能等量或者减量替代，用能设备应当达到国家一级能效标准。

第十五条 市人民政府应当建立高耗能、高污染行业过剩产能退出机制。依法制定财政、土地、金融等扶持政策，通过落实节能环保标准，支持、引导相关企业退出或者转型发展。

第十六条 燃煤发电企业在确保供电安全前提下，应当按照国家要求对在用燃煤发电机组实施节能升级改造，达到国家规定的供电煤耗标准。

第十七条 城市建设应当统筹规划集中供热，加快热源和供热管网工程建设，加强集中供热系统技术改造，提高热能利用效率。

市、县(市)人民政府应当组织供热行政主管部门和有关部门编制供热专项规划。供热专项规划经省建设行政主管部门评审后纳入城市总体规划，由市、县(市)供热行政主管部门组织实施。

第十八条 市、县(市)发展和改革行政主管部门应当采取措施，加大清洁能源、可再生能源的供应和推广力度，推广使用新能源技术，逐步实施煤改气、煤改电，提高城市清洁能源使用比重，减少燃煤生产、使用、转化过程中的大气污染物排放。

第十九条 市、县(市)工业和信息化行政主管部门应当会同有关行政主管部门组织协调热能富余单位与需要热能的用户对接，促进富余热能市场化交易。

第二十条 市和区、县(市)人民政府城乡建设行政主管部门应当推广建筑节能技术，制定既有建筑节能改造计划，报本级人民政府批准后组织实施。

第三章 燃煤质量管理

第二十一条 燃煤生产、加工、储运、购销、使用单位和个人应当严格执行国家、省规定的燃煤质量标准，不得生产、加工、储运、购销、使用不符合质量标准的燃煤。

市工业和信息化行政主管部门应当向社会公开燃煤质量标准。

第二十二条 燃煤销售单位、使用燃煤的工业企业和供热(包括自供热)单位应当建立燃煤管理档案，并自燃煤采购合同签订或者变更之日起三十日内，按照下列规定将燃煤采购合同、发票、煤质报告单等有关采购数量和煤质信息抄送所在地的区、县(市)相关行政主管部门：

(一)燃煤销售单位抄送市场监管行政主管部门；

(二)使用燃煤的工业企业和供热(包括自供热)单位抄送环境保护行政主管部门。

抄送的信息应当真实准确，不得弄虚作假。

第二十三条 市场监管和环境保护行政主管部门应当将燃煤质量纳入抽检计划，对销售、购买和使用的燃煤质量进行抽检。抽检结果应当向社会公开。

第二十四条 新建煤矿应当同步建设配套的燃煤洗选设施；已建成的煤矿，除所采燃煤属于低硫分、低灰分或者根据已经达标排放的燃煤电厂要求不需要洗选的以外，应当在所在地县(市)人民政府规定期限内建成配套的燃煤洗选设施。

第二十五条 市和县(市)人民政府应当采取措施，加强居民用煤市场监督管理，并制定相应补贴措施，鼓励居民燃用洁净型煤和生物质成型燃料，推广节能环保型炉灶。

第四章 燃煤设施管理

第二十六条 不得新建、扩建容量低于每小时十蒸吨、七兆瓦的燃煤锅炉。

第二十七条 市建成区、县(市)人民政府所在地建成区和建成区外的工业园区内，不得新建、扩建容量低于每小时三十五蒸吨、二十九兆瓦的燃煤锅炉。

低于本条前款规定标准在用的燃煤锅炉，应当在市、县(市)人民政府规定的期限内分批并入集中供热管网或者改用天然气、电等清洁能源和风能、太阳能等可再生能源。

新建、扩建使用天然气、电等清洁能源或者风能、太阳能等可再生能源的锅炉，不受本条第一款规定标准的限制。

第二十八条 在集中供热管网覆盖区域，禁止新建、扩建分散燃煤供热锅炉。既有的不能达标排放的分散燃煤供热锅炉，应当在市、县(市)人民政府规定的期限内拆除。

第二十九条 用煤单位使用的锅炉应当满足燃用符合规定标准燃煤的要求。

不符合前款规定在用的锅炉，应当在市人民政府规定的期限内完成升级改造。

第五章 燃煤使用管理

第三十条 市人民政府可以根据本市大气环境质量改善目标，报经省人民政府批准,实施更严格的锅炉大气污染物排放标准。

市环境保护行政主管部门应当向社会公布本市实施的锅炉大气污染物排放标准。

第三十一条 新建、扩建燃煤发电项目，应当达到国家大气污染物超低排放要求。

在用的燃煤发电机组应当按照国家要求实施超低排放改造，达到大气污染物超低排放要求。

第三十二条 燃煤使用单位应当采用清洁生产工艺，配备高效除尘、脱硫、脱硝等装置，或者采取技术改造等其他控制大气污染物排放的措施，达到大气污染物排放标准，并符合重点大气污染物排放总量控制要求。

燃煤使用单位的燃煤污染防治设施应当保持正常使用，环境保护行政主管部门应当对燃煤污染防治设施运行情况进行监督检查，对未正常使用的应当依法予以处理。

第三十三条 燃煤使用单位应当对除尘设施的除尘灰采取密闭方式收集，并进行无害化综合利用。

第三十四条 运输和储存燃煤、煤灰渣应当采取密闭或者其他有效措施,防止遗撒造成扬尘污染。

第三十五条 用煤单位通过淘汰产能或者设备、清洁生产、污染治理、清洁能源改造、技术升级改造等措施稳定减少污染物排放所形成的低于核定总量指标的结余总量指标，可以进行交易。

第三十六条 电力、钢铁、水泥和集中供热等燃煤使用单位应当定期通过其网站、相关行业主管部门的信息公开平台或者报刊等，如实公布燃煤数量、质量情况和大气污染物排放浓度、方式、总量、超标排放等情况，以及燃煤污染防治设施的建设和运行情况，接受社会监督。

第三十七条 市和区、县(市)人民政府应当依据重污染天气应急等级，及时启动应急预案，可以根据应急需要责令有关燃煤企业停产或者限产。

第六章 法律责任

第三十八条 违反本条例规定，区、县(市)人民政府未完成燃煤消费总量控制任务的,由有权机关依法对主要负责人追究行政责任。

第三十九条 有关行政主管部门及其工作人员违反本条例规定，有下列情形之一的，由有权机关依法追究行政责任：

(一)未按照规定统计燃煤消费情况；

(二)未按照规定公开燃煤质量标准和锅炉大气污染物排放标准；

(三)未按照规定对燃煤质量进行抽检；

(四)未按照规定对燃煤使用单位燃煤污染防治设施运行情况进行监督检查；

(五)违反规定批准新建、扩建燃煤锅炉；

(六)未依法履行其他监管职责。

第四十条 违反本条例规定，有下列情形之一的，由市场监管行政主管部门责令改正，并按照下列规定予以处罚：

(一)燃煤销售单位逾期抄送燃煤采购数量和煤质信息或者所抄送信息不准确的，处以五千元以上一万元以下罚款；

(二)销售不符合质量标准燃煤的，没收燃煤和违法所得，并处以货值金额一倍以上三倍以下罚款。

第四十一条 违反本条例规定，有下列情形之一的，由环境保护行政主管部门责令改正，并按照下列规定予以处罚：

(一)使用燃煤的工业企业和供热(包括自供热)单位逾期抄送燃煤采购数量和煤质信息或者所抄送信息不准确的，处以五千元以上一万元以下罚款；

(二)燃用不符合质量标准燃煤的，处以货值金额一倍以上三倍以下罚款；

(三)燃煤使用单位对除尘设施的除尘灰未采取密闭方式收集的，处以一万元以上三万元以下罚款；

(四)储存燃煤、煤灰渣未采取密闭或者其他有效措施防治扬尘污染的，处以一万元以上十万元以下罚款；拒不改正的，责令停工整治或者停业整治。

第四十二条 违反本条例规定，低于规定标准在用的燃煤锅炉未在规定期限内并入集中供热管网或者改用清洁能源和可再生能源的，由环境保护行政主管部门责令拆除燃煤锅炉，并处以二万元以上二十万元以下罚款。

第四十三条 违反本条例规定，运输燃煤、煤灰渣未采取密闭或者其他有效措施防止遗撒的，由城市管理行政执法部门责令改正，并处以二千元以上二万元以下罚款。

第四十四条 违反本条例规定，未定期公布燃煤数量、质量情况和大气污染物排放浓度、方式、总量、超标排放等排放情况，以及燃煤污染防治设施建设和运行情况的或者公布内容不真实准确的，由环境保护行政主管部门责令改正，并处以一万元以上三万元以下罚款。

第四十五条 违反本条例其他规定的，由有关行政主管部门按照有关法律、法规、规章的规定处罚。

第七章 附则

第四十六条 本条例中下列用语的含义是：

(一)燃煤污染，是指用做燃料的煤炭在生产、加工、储运、使用等过程中对大气环境造成的污染；

(二)清洁能源，是指天然气、页岩气、液化石油气、电等能源；

(三)可再生能源，是指风能、太阳能、水能、地热能等非化石能源；

(四)生物质成型燃料，是指采用农林废弃物(秸秆、稻壳、木屑、树枝)为原料，通过专门设备在特定工艺条件下加工制成的棒状、块状或者颗粒状等生物质成型燃料；

(五)洁净型煤，是指灰分、硫分符合规定标准的型煤；

(六)超低排放，是指在基准氧含量百分之六条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于每立方米十、三十五、五十毫克。

第四十七条 本条例自2016年6月1日起施行。

燃煤污染 篇3

关键词 燃煤电厂；污染减排；路径选择；超效率

中图分类号 F426 文献标识码 A

Efficiency Evaluation and Pollution Reduction Path Choice of Coalfired Power Plants—Environmental Restriction Perspective Based on Traditional & Super Efficiency BCC

JI Shengbao1, CUI Xinjian2, LI Wenchen1, ZHAO Xiang3

(1.School of Management, CUMT, Xuzhou,Jiasu 221116; 2, Business School, CUFE, Beijing 100088;

3.School of Applied Technology, CUMT, Xuzhou,Jiasu 221116)

Abstract With the research foundation of Zeng et al. (2009), and given many DMUs on the frontier at the same time, both the traditional and the super efficiency models were used to evaluate the operational efficiency of coalfired power plants from the perspective of environmental restriction,and the proposal to promote pollution reduction was also given. The results suggest that both power plant 9 and 10 have the best efficiency performance, which are the benchmarks of the other coalfired power plants, while power plant 7 shows the worst performance.Given the current technology to promote pollution reduction will low the efficiency inevitably, while “wastewater→flying ash→SO2→smoke&dust→NO2”should be the best and safe path to be .

Key words coalfired power plant; pollution reduction; path choice; super efficiency

1 引 言

1978至2009年的30多年间，中国电力工业得到迅速发展，发电装机容量由1978年的5 712 万kw增到2009年的逾87 407 万kw，年均增长速度为8.9%.由于煤炭在一次能源结构中的主导地位，决定了电力生产中以煤电为主的格局.2009年，火电机组的发电量占总发量的74.6%，其中所消耗的煤炭占煤炭总产量的47.5%.能源研究所IPAC模型研究组对中国电力部门未来发展的预测结果表明，到2020年中国的电力装机容量将达到9.61 亿kw，发电量达到4.44 万亿kwh；到2030年中国的电力装机容量将继续增加到12.4 亿kw，发电量增加到5.95 万亿kwh.届时，燃煤电厂装机容量将在6.0 亿kw，仍占60%左右.然而，燃煤电厂在生产过程中会产生大量的温室气体以及二氧化硫、氮氧化物、粉尘、废水等多种污染物，使其发展受到环境的严重制约.对此，从环境约束视角考察燃煤电厂的经营绩效、提出稳妥的污染减排计划实施路径，具有重要的现实操作价值.

然而，对循环经济视角对燃煤电厂经营绩效的实证研究目前尚不多见，已有的文献多数是围绕地区视角展开的.文献［1］利用DEA(Data Envelopment Analysis, 数据包络分析)三阶段分析法对2004年中国30个省火电行业进行了排除环境变量和统计噪音影响的技术效率分析，结果表明很多省份火电行业效率水平的确受到地区经济发展水平、资源禀赋等环境变量和好坏运气的影响,在同质经营环境下规模效率不高的问题更为突出.文献［2］基于效率的视角，利用三阶段DEA从非规制、弱规制、强规制三个层次分析环境规制程度与中国火电行业效率的关系，得出环境规制可以提升中国火电行业整体的效率水平的结论，并将中国各地区火电行业的发展模式划分为内力驱动环境友好型、环境弱友好型和外力推动环境友好型三种.文献［3］测度了2002-2007年间我国各省火电行业的经营绩效，发现在环境约束的情况下，沿海地区和煤炭资源相对丰富的省份，火电行业技术效率较高；进一步的研究发现，机组容量利用率、燃煤效率与环境约束对技术效率有显著的影响，但是，文章在最后遗憾地指出“我国电力体制改革对技术效率的促进作用并没有得到体现”，这暗示着我国电力体制改革远未结束，换言之，就污染减排而言，涉足电力体制改革的深水区必然要求研究人员以企业层面的数据为研究对象.

经 济 数 学第 29卷第1期吉生保等：燃煤电厂经营绩效评价及污染减排路径选择

文献［4］的研究对象与上述要求最为接近.其利用调研得到的一手数据对10个燃煤电厂的纯技术效率和规模效率进行了研究，并进一步指出投入产出冗余及改进方向；但是该文在分析过程中并没有对各类污染排放予以足够的重视，稍显不足.此外，在研究方法上，由于仅使用BCC模型，该文无法对多个同时处于效率前沿的DMUs(Decision Making Units，决策单元)区分，使得政策建议的针对性削弱.为了从以上方面推进文献［4］的研究，本文仍基于其调查数据，应用传统BCC模型和超效率BCC模型，从环境约束视角对燃煤电厂的经营绩效进行评价；并进一步借鉴经济学中的比较静态分析思路，提出在现有技术条件下稳妥推进污染减排计划的路径.

值得注意的是，上述文献对非期望产出的处理方法不尽相同.借鉴文献［5］的研究思想，文献［1］将污染物视为投入；按照文献［6］提供的方法，文献［2］将污染物转换为“正常产出”；参考文献［7］的研究建议，文献［3］用方向距离函数方法将污染物作为“坏产出”.对此，文献［8］曾在理论上证明处理非期望产出的各种方法的结果是趋同的.此外，在投入导向还是产出导向的选择上，上述文献也是不一致的.文献［1］选择了投入导向，文献［2］的研究中又选择了产出导向；而文献［3］虽然没有明确指出所选导向，但是类似文献［9］中所描述的“非导向(nooriented measure)”.对此，文献［10］研究认为，在多数情况下，导向的选择对所求问题结果的影响不会太大.综合以上研究成果，结合我国火电行业当前“产能过剩、订单生产以及节能减排”的现状，本文使用将污染物视为投入的处理方法，选择投入导向.巧合的是，文献［4］亦使用将污染物视为投入的处理方法，亦选择投入导向.鉴于此，本文的研究和分析结论完全可以视为文献［4］的深入和推广.

2 研究工具和方法

2.1 传统BCC模型

针对CCR模型只能处理具有不变规模报酬特征的DMU效率评估问题，文献［11］开发了BCC模型(为了与下文表示区分，这里称为传统BCC模型)，即考虑有I个DMU，投入/产出集合分别是Θ/Ξ(J/R分别表示对应元素数量)的情况.对于任意一个DMUo，BCC模型(投入导向，下同)可以表示为:

min θo－ε［∑Jj=1s－j+∑Rr=1s+r］

s.t.∑Ii=1λixij+s_j=θoxjo;j∈Θ,∑Ii=1λiyir－s+r=yro;r∈Ξ,s－j,s+r,λi≥0,∑Ii=1λi=1.(1)

若θ*'o=1，DMUs为技术有效而规模无效；若θ*'o＜1，DMUs为技术和规模均无效.

2.2 超效率BCC模型

为了进一步对处于效率前沿面的DMUs进行效率排名，文献［12］建议的式(1)对应的超效率BCC模型可以表示为

min θo－ε［∑Jj=1s－j+∑Rr=1s+r］

s.t.∑Ii≠oλixij+s_j=θoxjo;j∈Θ,∑Ii≠oλiyir－s+r=yro;r∈Ξ,s－j,s+r,λi≥0,∑Ii≠oλi=1. (2)

式(2)与式(1)的区别在于，式(1)在对DMUo进行评价时，其自身DMUo的投入和产出是包括在内的；而式(2)将DMUo的投入和产出排除在外，其投入和产出由其他DMU的投入和产出的线性组合代替.一个有效的DMU可以使其投入按比率增加，而其技术效率保持不变，其投入增加比率即其超效率评价值.因此，在超效率BCC模型中，对于无效率的DMU，其效率值与传统BCC模型一致；而对于有效率的DMU，以1.18为例，表示该即使再等比例地增加18%的投入，它在整个样本集合中仍能保持相对有效(即仍能维持1的效率值水平).

3 实证结果及相关分析

3.1 样本数据及投入产出指标介绍

参考发改委等部颁发的《循环经济指标体系》，借鉴物质流分析方法，结合国内燃煤电厂生产实际和环境保护政策等因素，本文构建出燃煤电厂循环经济评价指标体系.所用数据及指标源自文献［4］对10个燃煤电厂生产运行情况的调研和设计.需要说明的是，虽然在文献［4］的研究中没有给出变量单位，但在指标选择一致的情况下不影响各DMU之间的相对绩效，也不会影响污染减排路径的选择.限于篇幅，具体变量的指标含义见文献［4］.

3.2 现有技术条件下环境约束对燃煤电厂经营绩效的影响

毋庸置疑，从长期来看，燃煤电厂突破环境约束的根本出路在于技术的进步；然而，从中短期来看，在现有技术条件保持不变的情况下，直观判断，环境约束似乎与燃煤电厂经营绩效不可兼得，而且环境约束越严格，对经营绩效的影响可能越大.

为对上述直觉进行实证检验，借鉴文献［2］中“环境弱规制”的思路，现有技术条件保持不变意味着“正常投入”x1-x3以及产出y1-y4保持不变，而环境约束则意味着“非正常投入”x4-x8发生变化；为便于处理，本文假定各类非正常投入在环境约束下发生着“0-1”变化，即若对粉煤灰进行环境约束，则对于所有的DMU而言，x4都变为零，其他污染物排放保持不变.这样，环境约束决策空间就有25=32种环境约束方案；特别地，除了完全没有环境约束和完全环境约束两种极端情况以外，部分的环境约束仍有25-2=30种方案，情况复杂，囿于篇幅，这里不逐一列出，只给出这30种方案对燃煤电厂经营绩效的平均影响情况.需要注意到，为求解传统BCC模型和超效率BCC模型，每一种方案又分别对应20个线性规划；从而，在计算了2×32×20=1280个线性规划以后，表1报告了相应的检验结果.

注：TE、PTE和SE表示含义同前文.big表示相应的超效率得分很高，即投入比例的任意增加都能保证其仍位于效率前沿，已不满足传统的TE=PTE×SE，相应地，SE也就不存在(记为none)；对此，在计算平均值时将其剔除，而在相应的Friedman ANOVA检验中，考虑到DMU的数量本来就不多，借鉴线性规划中“大M法”的思想，统一令big=10 000，none=0.

首先，需要更正的是，文献［4］文中表2给出的CCR模型中DMU效率水平应为本文中表1(a)主体部分第一列，却误给出本文中表1(a)主体部分第三列(对应为规模效率)；两者相比之下，可以发现P07的效率水平被明显高估.其次，从文献［4］中表2可以发现，10个DMU中竟然有7个位于效率前沿!直觉上，这7者之间不可能完全相同，而仅利用文献［4］使用的CCR和BCC模型无法对其做进一步的区分，这是本文选择超效率BCC模型的初衷.表1(b)显示，无论是否考虑环境约束，P09的经营绩效都是所有DMU中最高的，P10的经营绩效也较高，而且具有较好的稳健性，两者都是其他DMU的学习标杆；相比之下，无论使用传统BCC模型还是超效率BCC模型，与文献［4］的研究结论一致，P07的经营绩效都是最低的.

此外，从表1(a)可以发现，与前文的直观判断相一致，在现有技术条件不变的情况下，实施环境约束会带来燃煤电厂经营绩效的下滑；而且环境约束越严格，经营绩效的下降越明显.极端地，严禁任何污染物的排放会导致最低的经营绩效！这一研究结论与文献［2］以我国各省火电行业为研究对象得出的结论类似，从微观角度反映了实施环境约束任务的艰巨性和困难性所在.表1(b)在传统BCC模型基础上利用超效率BCC模型进一步验证了上述判断.为了进一步检验上述差别是否具有统计学意义，表2报告了Friedman ANOVA检验结果.研究显示，不论是传统BCC模型还是超效率BCC模型，在现有技术条件不变的情况下，实施环境约束会对燃煤电厂的经营绩效(包括纯技术效率和规模效率)带来显著的变化；而且，由于超效率BCC模型的引进可以对同时处于效率前沿的DMU进行进一步的区分，从而表2(b)中对应的概率水平远小于表2(a)中对应的概率水平——正式地，不能认为不同环境约束下得到的技术效率、纯技术效率以及规模效率源自同一总体分布.

当然，不同的污染减排计划带来的经营绩效的下降程度不尽一致.那么，是否存在一条使经营绩效下降最少的稳妥的污染减排计划实施路径呢？下文就这一问题进行分析.

3.3 现有技术条件下稳妥推进污染减排计划的路径选择探讨

考虑到现实操作性，为突出工作重点，这一部分在前文的基础上进一步假定阶段性的环境约束只对一种污染排放进行，不考虑同时对多种污染排放进行环境约束的情况.借鉴经济学中比较静态的分析思路，逐一考察对每一种污染物实施环境约束以后的经营绩效.具体地，当对单位产值粉煤灰排放实施环境约束的时候，所有燃煤电厂的粉煤灰排放必须为零，而对其它污染排放没有要求，这样对应有24=16种方案按照前面分析，完全理性DMU应该只满足环境约束，而对其他污染排放“大开绿灯”；但是现实中个人升迁、社会舆论等因素影响，很难保证经理人的决策与上述理性决策相一致。出于这一考虑，本文没有仅分析5种理性决策方案，而是对决策空间中所有可能情况进行分析，更具一般性..

与上文类似，为求解传统BCC模型和超效率BCC模型，每一种方案又分别对应20个线性规划；在计算了5×16×20=1 600个线性规划以后，表3报告了相应的经验结果.

就各个DMU而言，通过与表1对比可以发现，从传统BCC模型来看，首先对x8、x4或x6实施环境规制都会导致7家燃煤电厂的平均经营绩效(含纯技术效率和规模效率)出现不同程度的下滑；而若首先对x5或x7实施环境规制，则会导致10家燃煤电厂规模效率的全部下滑，引发的震荡可想而知.从超效率BCC模型来看，无论首先对哪种污染实施环境规制都会分别导致8家和9家燃煤电厂综合技术效率和纯技术效率的下滑；但是首先对x8、x4或x6实施环境规制会导致4家燃煤电厂规模效率的下滑，而如果首先对x5或x7实施环境规制，则会导致5家燃煤电厂规模效率的下滑.

进一步，就经营绩效平均值的稳定而言，从表3中可以看到，从传统BCC模型来看，稳妥的污染减排计划实施路径应该是“x8→x4→x6→x5→x7”；从超效率BCC模型来看，计划实施路径应该是“x8→x4→x6→x7→x5”.两者的差异只表现在最后的两个阶段，基本没有太大的差别.从实际运作角度来看，这样的路径选择也与传统的“先易后难、逐步推进”思路不谋而合，即先从较为容易实现的废水和粉煤灰减排入手，再考虑稍有难度的SO2减排，最后是难度较大的烟尘及NO2减排.

为谨慎起见，表4从统计学角度检验了上述污染减排计划实施路径之间有无显著性差异.换言之，如果各种减排计划实施路径之间并无显著区别，那么，就没有必要考虑所谓的实施路径问题，即对任何一种污染排放首先进行规制对燃煤电厂经营绩效的影响都是一样的.表4的检验结果显示，无论从传统BCC模型还是超效率BCC模型来看，不同的实施路径对燃煤电厂经营绩效的影响有显著差异，故而，上面的路径分析是很有必要的.

4 结论及政策建议

4.1 基本结论

本文在文献［4］的研究基础上，基于环境约束视角，运用传统BCC模型和超效率BCC模型对10家燃煤电厂的经营绩效及其分解项进行了分析比较，并进一步探讨了现有技术条件下稳妥推进污染减排计划的实施路径.研究结论显示：第一，总体而言，P09和P10的经营绩效和稳定性都很好，是其他燃煤电厂学习的榜样和标杆，而P07的经营绩效则令人担忧，亟待改进；第二，在现有的技术条件下，污染减排计划的实施将会不可避免地带来燃煤电厂经营绩效的下滑，特别地，污染减排计划的实施力度越大，引起燃煤电厂经营绩效的下滑越明显；第三，不同的污染减排计划实施方案会带来燃煤电厂经营绩效不同程度的下滑，稳妥的计划实施方案路径应该是“废水→粉煤灰→SO2→烟尘→NO2”.4.2 政策建议

基于以上结论，为进一步提升燃煤电厂的经营绩效，积极稳妥推进污染减排计划，保证其协调、可持续发展，并发挥其对相关下游产业的电力保障作用.本文提出如下政策建议：

1)进一步扩大燃煤电厂的规模经济水平.鼓励P09和P10这样的优质企业通过参股、控股和收购等方式有效整合行业现有资源，合理扩大生产经营规模，提高产业集中度和规模经济水平.超效率BCC模型显示，这是燃煤电厂在环境约束下面临的迫切问题.

2)在现有技术条件不变的情况下，要对实施污染减排计划所付出的效率代价有足够的认识.正所谓“天下没有免费的午餐”，作为“改革的阵痛”，短期来看，经营绩效与污染减排是“鱼和熊掌不可兼得”；进一步，“舍鱼而取熊掌”只是权宜之计，要想实现“鱼和熊掌兼得”，只有依靠技术条件的升级，乃至逐步改变对火电、煤电的过分依赖.

3)稳妥的计划推进路径应该是“废水→粉煤灰→SO2→烟尘→NO2”.按照这一思路，对于SO2的规制是减排由易入难的关键点和转折点，从某种程度上决定了减排阶段性成果能否巩固和继续深入进行；对此，燃煤电厂应积极配合国家目前正在推行的SO2减排规划，争取享受相关宏观政策的“红利”.参考文献

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燃煤烟气控制技术可缓解锅炉污染 篇4

在中国二氧化硫排放的主要来源中, 中小型燃煤锅炉约占总排放量的40%以上, 解决中小型工业锅炉烟气污染问题成了节能减排的一项重要任务。哈尔滨工业大学自主研发的高效燃煤烟气污染控制技术在一年多时间内迅速推广应用至8台工业锅炉。初步估算, 应用这项技术后, 即使燃用低硫煤, 这8台锅炉每年也可减少二氧化硫排放量1, 000吨以上, 削减粉尘排放100吨以上。

高效燃煤烟气污染控制技术是在吸收和借鉴传统排烟循环流化床烟气脱硫技术的基础上, 发展起来的第三代半干法烟气脱硫工艺。它是基于复合喷动原理的烟气净化技术, 通过脱硫塔的分级分段, 实现二氧化硫脱除工艺的系统优化, 能有效提高脱硫塔的空间利用率和脱除效率。应用该技术, 在钙硫比为1.2-1.3时, 即可实现90%以上的系统脱硫效率。

这项技术装置采用多级喷动塔体结构, 可有效提高脱硫塔的负荷适应性, 它采用了4项自主知识产权的专利技术, 可形成高效内循环, 同时提高脱硫效率和吸收剂利用率, 简化塔体结构, 降低设备成本。运用该成果, 还能根据现场情况, 利用废碱液及其它碱性废水脱硫, 节约水资源, 降低废水治理费用, 从而实现节约资源、以废治废。

燃煤污染 篇5

我国能源资源的禀赋决定了以煤为主的能源结构将长期存在，燃煤发电无论在装机容量，还是发电量占据绝对优势的格局不会发生根本性改变。为此，电力工业在安全经济发展的同时，持续深化绿色和谐发展，积极应对生态文明建设的国家需求。电力工业在“十一五”大气污染物控制取得巨大成就，烟尘、二氧化硫控制达世界先进水平，在超额完成国家节能减排任务的基础上，面临世界上最严排放标准《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）。该标准与美国、欧盟和日本相比，无论是现役机组还是新建机组，烟尘、SO2和NOx排放限值全面超过了发达国家水平（详见表1国内外火电大气污染物排放限值比较），科学分析，积极应对，正确处理法规标准、经济政策和实用技术与先进技术的关系，充分发挥最佳可行技术，积极培育新兴技术，健康发展新兴产业，进一步完善脱硝、除尘和脱硫相结合的综合集成技术，实现大气污染物的有效控制，以科技进步和产业升级，促进绿色和谐发展。“十二五”前2年电力工业在大气污染控制方面迈出新步伐，取得新成就。截止2012年底：

（1）除尘：99%以上的火电机组建设了高效除尘器，其中电除尘约占90％，布袋除尘和电袋除尘约占10％。烟尘排放总量和排放绩效分别由2010年的160万吨和0.50g/kWh，下降到151万吨和0.39g/kWh。

（2）脱硫：脱硫装机容量达6.8亿kW，约占煤电容量90%（比2011年的美国高约30个百分点），其中石灰石-石膏湿法占92％（含电石渣法等）、海水占3%、烟气循环流化床占2%、氨法占2%。SO2排放总量和排放绩效分别由2010年的926万吨和

2.70g/kWh，下降到883万吨和2.26g/kWh（低于美国2011年的2.8克/kWh）。

（3）脱硝：约90%的机组建设或进行了低氮燃烧改造，脱硝装机容量达2.3亿kW，约占煤电容量28.1%，规划和在建的脱硝装机容量超过5亿千瓦，其中SCR法占99％以上。NOx排放总量和排放绩效分别由2010年的1055万吨和2.6g/kWh，下降到948万吨和2.4g/kWh（高于美国2010年的249万吨、0.95克/kWh）。控制技术发展趋势

随着GB13223-2011《火电厂大气污染物排放标准》及特别排放限值、GB3095-2012《环境空气质量标准》、《大气污染防治行动计划》等极度严厉的环保法规标准的实施，火电行业要坚持“创新驱动”和“推广应用”并重的方针，一方面要创新发展国际先进水平的环保技术，构建绿色环保型“增量”机组；另一方面要以“增量”的技术创新驱动“存量”技术的升级，持续提高现役机组“存量”的环保技术水平，并把先进的环保技术尽快转化为现实生产力，全面推动除尘、脱硫和脱硝技术及其装备的进步和升级，实现火电由烟尘、SO2、NOx治理阶段向综合治理（包括PM2.5、重金属、SO3和CO2等）、循环经济和可持续方向发展。

总体而言，火电大气污染控制技术发展趋势主要体现在两个方面：一是脱硝、除尘、和脱硫单元式控制技术向高性能、高可靠性、高适用性、高经济性方向发展；二是由先除尘、再脱硫、再脱硝的单元式、渐进式控制向常规大气污染物加重金属、气溶胶等深度一体化、综合治理、协同控制技术发展。实现“存量”环保技术的单元性向系统性协同化转变、反应的单一性向交叉性转变，推动多种烟气污染物共同去除方面具有导向作用的重大技术产业化，培育和发展火电行业相关的节能环保战略性新兴产业链，并最终从长期目标上实现火电机组更低的大气排放。控制技术路线及相关技术

为有效应对史上最严厉的环保法规，实现烟尘20-30mg/m3、二氧化硫50mg/m3和氮氧化物100mg/m3的排放限值，火电行业已在现役先进的除尘、脱硫和脱硝技术的基础上，积极研发、示范、推广可行的新技术、新工艺和创新技术，并有机结合技术和管理等因素，“建设好、运行好”烟气治理设施，持续提高火电大气污染物的达标能力。对于“增量”机组在新建环保设施时，可采用以下2条综合控制火电烟尘、SO2和NOX的技术路线：一是低氮燃烧+选择性催化还原脱硝设施（SCR）+静电除尘器（ESP）（其出口烟尘浓度应＜50-100mg/m3）+湿法烟气脱硫（可取消GGH）+烟气深度净化设施（如湿式电除尘器等）；二是低氮燃烧+SCR+袋式除尘器或电袋复合除尘器（其出口烟尘浓度应＜10-20mg/m3）+湿法脱硫（需设GGH）。

对于“存量”机组在对现役环保设施进行技术改造时，应综合考虑工程技术和管理技术等因素，采用诊断评估、优化调整和技术改造并重的方针：

一是要组织专家对环保设施的运行状态进行诊断，科学、合理地找出实现标准要求的差异和存在问题，提出相应的对策；

二是结合状态诊断结果，采用先进的优化调整技术，对环保设施进行最优调整；

三是如优化调整后仍达不到排放要求，则用采用“增量”机组先进的环保技术进行改造，并形成“五位一体”，即状态评价明现状、分析诊断找差距、优化调整挖潜力、技术改进提性能、监督管理形体系的全过程闭环管理。

3.1 氮氧化物控制技术

火电行业形成了以低氮燃烧和烟气脱硝相结合的技术路线。

（1）低氮燃烧：技术成熟、投资和运行费用低，是控制NOX最经济的手段。主要是通过降低燃烧温度、减少烟气中氧量等方式减少NOX的生成量（约200-400mg/m3），但它不利于煤燃烧过程本身，因此低氮燃烧改造应以不降低锅炉效率为前提。

（2）SCR：技术最成熟、应用最广泛的烟气脱硝技术，是控制氮氧化物最根本的措施。其原理是在催化剂存在的情况下，通过向反应器内喷入脱硝还原剂氨，将NOx还原为N2。此工艺反应温度在300-450℃之间，脱硝效率通过调整催化剂层数能稳定达到60-90%。与低氮燃烧相结合可实现100mg/m3及更低的排放要求。其主要问题是空预器堵塞、氨逃逸等。

（3）SNCR：在高温条件下（900-1100℃），由尿素/氨作为还原剂，将NOx还原成N2和水，脱硝效率为25%～50%。氨逃逸率较高，且随着锅炉容量的增大，其脱硝效率呈下降趋势。

（4）正在研发的新技术

脱硫脱硝一体化技术：针对我国90%以上燃煤电厂采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺的特征，国电科学技术研究院开展了“大型燃煤电站锅炉湿法脱硫脱硝一体化技术与示范”研究，旨在石灰石石膏湿法工艺的基础上，耦合研究开发的脱硝液、抑制剂、稳定剂等，在不影响脱硫效率的前提下，实现氮氧化物的联合控制。

低温SCR技术：其原理与传统的SCR工艺基本相同，两者的最大区别是SCR法布置在省煤器和空气预热器之间高温（300-450℃）、高尘（20-50g/m3）端，而低温SCR法

布置在锅炉尾部除尘器后或引风机后、FGD前的低温（100-200℃）、低尘（＜200mg/m3）端，可大大减小反应器的体积，改善催化剂运行环境，具有明显的技术经济优势，是具有与传统SCR竞争的技术，是现役机组的脱硝改造性价比更高的技术。目前，国电科学技术研究院已完成该技术的实验研究，正在开展热态中间放大试验。

炭基催化剂（活性焦）吸附技术：炭基催化剂（活性焦）具有比表面积大、孔结构好、表面基团丰富、原位脱氧能力高，且具有负载性能和还原性能等特点，既可作载体制得高分散的催化体系，又可作还原剂参与反应。在NH3存在的条件下，用炭基催化剂（活性焦）材料做载体催化还原剂可将NOx还原为N2。

3.2 烟尘控制技术

火电行业形成了以技术成熟可靠的电除尘器为主（90%），日趋成熟的袋式除尘器和电袋复合除尘器为辅的格局。为适应新标准要求，更高性能的除尘技术的正处于研发、示范、推广阶段。

（1）电除尘技术：应用广，国际先进，同时涌现了一些改进技术，如高频电源、极配方式的改进、烟尘凝聚技术、烟气调质技术、低低温电除尘技术、移动电极电除尘技术等。

（2）袋式和电袋复合除尘技术：近5年快速发展起来的除尘技术，正处于总结应用经验、规范发展的阶段。

（3）湿式电除尘技术：其工作原理与传统干式电除尘相似，依靠的都是静电力，所不同的是工作环境为一“湿”一“干”，其装置通常布置在湿法脱硫设施的尾部。由于其处理的是湿法脱硫后的湿烟气，在扩散荷电的作用下，能有效捕集烟气中的细颗粒物及易在大气中转化为PM2.5的前体污染物（SO3、NH3、SO2、NOX）、石膏液滴、酸性气体（SO3、HCL、HF）、重金属汞等，实现烟尘≤10mg/m3及烟气多污染物的深度净化。目前，国电科学技术研究院已开发了该技术，并建立了300MW、600MW的示范工程。

3.3 二氧化硫控制技术

火电行业形成了以石灰石石膏湿法脱硫为主（92%）的技术路线。通过近10年来对脱硫工艺化学反应过程和工程实践的进一步理解以及设计和运行经验的积累和改善，在脱硫效率、运行可靠性、运行成本等方面有很大的提升，对电厂运行的影响明显下降，运行、维护更为方便。目前，正处于高效率、高可靠性、高经济性、资源化、协同控制新技术的研发、示范、推广阶段。

对新建的“增量”机组，新标准要求SO2排放限值为100mg/m3、重点地区为50mg/m3。要实现该限值，单靠传统的湿法脱硫技术难于实现，需采用新技术，如已得到应用的单塔双循环、双塔双循环技术，正在开发的活性焦脱硫技术等。

对现役的“存量”机组，要求的排放限值为50-200mg/m3、高硫煤地区为400mg/m3，且于2014年7月1日开始实施。由于脱硫设施“十一五”期间非常规的井喷式发展，无论是技术本身，还是工程建设、安装调试、运行维护等均需要适合国情的调整、改进和优化过程。如核心技术的消化、复杂多变工况的适应能力；因建设工期紧造成设计投入力度低，缺乏对个案分析，简单套用成功案例；受低价竞争影响，大多按400mg/m3设计，设计裕度小，关键设备、材料的质量达不到工艺要求；系统调试不充分，缺乏优化经验；运行管理水平还达不到主机水平；电煤质量不可控，硫份大多高于设计值等。因此，超过90%按照2003年版标准建设的现役脱硫设施，要满足新标准要求，需要优化调整、技术改造、甚至推倒重建。

3.4 PM2.5控制技术

火电行业对PM2.5的控制主要体现在3个方面：

（1）利用ESP、BP和电袋等高效除尘设施，最大限度地减少PM2.5一次颗粒物的排放；

（2）利用高效脱硫设施和脱硝设施，最大限度地减少易在大气中形成PM2.5的前体污染物（如SO2、NOX、SO3、NH3等）；

（3）在湿法脱硫设施后建设烟气深度净化设施（如湿式电除尘器等），对燃煤烟气排放的烟尘、SO2、NOX、SO3等多污染物进行末端协同控制，实现烟尘排放≤10mg/m3、SO2≤50mg/m3、NOX≤100mg/m3。

4、结语

简谈燃煤对大气的污染及其控制 篇6

人类生产和生活离不开能源,我国的能源结构以煤炭为主。据预测到2010年全国煤炭需求量将达到25亿吨,如果到那时直接燃煤占66.1%的话,每年将是16.5亿吨的煤被直接燃用来获得热能。那么,控制燃煤对大气的污染就不只是国人关注,而是全人类关心的大事。

我国燃煤主要设备是锅炉,特别是发电和取暖锅炉以燃煤为主。本文简谈燃煤对大气的烟尘、烟气污染问题,意在普及环保认识,使全民树立环保理念,使管能用能人员把节能、环保贯彻到实际工作中去,为我国经济社会的科学发展、可持续发展、又快又好发展,做出更大的贡献。

2 燃煤的污染

我国是燃煤大国,一次能源结构中煤炭占70%左右,且全国煤炭产量的25%,是含硫量超过2%的高硫煤。中国每年约有80%以上的煤用于直接燃烧,大多利用效率低下,环境污染严重。每年排入大气中的SO2和NOx有87%和67%是燃煤排入的。而燃煤就会带来对大气的污染,除SO2、NOx外,还有烟尘、CO2、SO3、O3等气体,形成了对大气的污染。

清洁空气(海平面)中氮、氧、氩气三项之和占大气总量的99.96%,SO2浓度为0.2×10-9,NO2浓度为0.02×10-6,可见清洁空气中有害气体含量极小。人类在生产和生活活动过程中,向大气排出的各种污染物浓度一旦超过环境所能允许的浓度极限,就会导致大气质量恶化,使人的健康、建筑物、设备、财产等方面直接或间接地遭受破坏。

炼焦炉每生产1吨焦炭,将排出煤尘5 000 g,硫化氢544 g,氮化物370 g,CO330 g,焦油54 g,CO221 g。每燃1吨煤,电厂锅炉将排放SO260 kg,NO29.0 kg,CO0.23 kg,CmHn0.1 kg,烟尘3.0 kg(较好);工业锅炉将排放SO260 kg,NO29.0 kg,CO1.4 kg,CmHn0.5 kg,烟尘6.0 kg(较好);采暖锅炉将排放SO260 kg,NO23.6 kg,CO22.7 kg,CmHn5.0 kg,烟尘9.0 kg(较好)。可见,燃煤对大气的污染是非常严重的。

3 污染的危害

我国是以煤炭为主要能源的发展中国家,随着社会经济的发展,每年直接燃煤近15亿吨以上。而煤燃烧为人们提供热能的同时,却产生对大气有污染的物质,主要包括:烟尘、SO2、NOx、CO2、O3等,有不完全燃烧存在时,还有CO排入大气。

烟尘粒径大于10 μm的为降尘,能很快地在排放源周围沉降下来,小于10 μm的为飘尘,在大气中飘游;小于3 μm的称为微粒,微粒更有害。微粒小于0.01~0.10 μm时,50%会在人肺部深处沉积下来,难于再排出。微粒和其它污染物相互作用,生成二次微粒,对人体健康影响更大。烟尘微粒和气溶胶在大气中能飘到数百千米以外,并随雨水降落地面,可见对地域影响范围之大。

硫氧化物常引起严重的呼吸器官方面的问题,损毁植物、降低建材的强度,因SO2常常引起酸雨,严重地危害着生态环境。SO2属于毒性气体,允许的最高浓度为体积百分数0.001%,如高到0.2%短时间可致人死亡。

氮氧化物损毁庄稼,并是形成光化学烟雾的触发剂。臭氧是光化学氧化剂,刺激人的肺和眼,损坏建材和庄稼。受NO2的激发产生光化学烟雾,最终产物包括过氧酷基硝酸酯,刺激眼睛。烟雾会加重气喘病、肺气肿病以及其它呼吸道疾病。

CO2是燃含C燃料的最终产物,无法避免。可CO2能吸收红外线,导致“温室效应”,影响人类生活环境。如含C燃料燃烧不完全,还会产生CO,CO是毒性气体,它的毒性在于能取代血液里血红蛋白中的氧。CO允许的最高浓度体积百分数是0.04%,如CO浓度达到0.5%~1.0%,短时间可致人死亡。

大气污染气体的危害如此之大,我国能源与热工的同仁必将尽力减少燃煤对大气的污染。

4 污染的控制

控制燃煤污染的根本方法是不燃煤,而代之以不含碳特别是不含硫的燃料,来为生产生活提供热能。根据我国的能源结构和生产生活的现实,在尽可能少燃煤的前提下,还需要谈及如何控制燃煤产生的污染,保护大气环境。

对于燃煤烟气中的烟尘、气溶胶之类的污染物,可利用除尘设备使之从烟气中分离出来。利用各种除尘机理以及各除尘机理彼此间不同组合,有很多种除尘设备供选用。一般机械力除尘可除去10 μm以上的烟尘,湿式文氏管除尘可除去5 μm左右的烟尘,而过滤袋(袋滤器)和静电除尘可除去0.1 μm以上的烟尘。

对于气态污染物,可采用冷凝、吸收、吸附、燃烧、催化转化等方法进行净化。用煤炼焦而排的烟气中含有3,4苯并芘等致癌物质,通过炉门、炉顶泄露出来,造成对环境的严重污染。

含SO2烟气的控制方法有:

(1)配含硫低的煤,当然价格要较高硫煤贵。

(2)进行烟气脱硫。烟气脱硫是防止SO2污染的最有效方法,常用脱硫方法有三:①氨硫氨法,用烧结烟气脱硫与焦化煤气脱氨相结合的工艺,要求焦化厂的氨量与烟气中SO2反应时所需的氨量保持平衡。②钢渣石膏法,吸收剂是利用钢渣制成的乳液,副产品为含大量杂质的石膏(纯度47%),常因无使用价值而废弃。③石灰石膏法,利用石灰石或石灰配制成乳液作吸收剂并回收石膏。

含NOx烟气的控制方法有:

(1)改善燃烧过程,如①低空气比燃烧,②分段燃烧,③烟气再循环,④乳化燃烧,⑤沸腾燃烧等。

(2)用催化还原、液体吸收和吸附对烟气进行净化处理:①在催化剂(Fo2O3-Al2O3或V2O5-Al2O3)和高温(200~400℃)作用下,用氨将NOx还原成N2;②用水或酸、碱、盐的水溶液来吸收烟气中的NOx,燃煤烟气量大是个问题;③吸附法有较高的脱氮效果,吸附剂有分子筛、硅胶、活性炭等,但投资大,运转费用高。

含CO2烟气的控制方法有:

(1)控制CO2的根本方法是不烧含C的煤,而代之以不含C的其它燃料,这是解决“温室效应”的有效方法,但我国只能尽量少烧煤。

(2)控制CO的方法,就是改善燃烧,使CO氧化成CO2即完全燃烧。

最后,所有燃煤污染的控制都要采用高烟囱扩散排放。

5 结 语

为我国经济社会又好又快的发展,环境保护的理念需要普及,控制人类大气污染的方法与措施更需要深入燃煤的企事业基层,通过从事能源管理、使用的工程技术人员共同努力,只要人人都有环保理念并从自身做起,融入发展的综合决策,实施环保措施,碧海蓝天的人类愿望就会在将来实现。

燃煤污染 篇7

改革开放以来, 我国的电力工业发展迅速, 取得了辉煌的成就。燃煤发电是我国主要的发电方式, 2010年底, 全国全口径发电设备容量已达96 219万k W, 其中, 燃煤发电70 663万k W, 约占全国发电总容量的73.44%[1]。火电行业在快速发展的同时也带来了二氧化硫等污染物的大量排放, 引发了环境污染问题。因此, 控制燃煤发电污染物排放, 走电力增长与环境协调的发展道路, 才能确保国家经济的可持续发展。

为此, 设计开发并网燃煤机组污染物在线监管系统, 实时监测燃煤机组污染物排放情况, 并将数据信息及时传送到企业和政府环保部门, 为环境保护与污染物控制工作提供可靠的技术支撑。

1 燃煤机组主要污染物及危害

电力能源作为国家经济建设的重要生产资料, 在企业发展中起着至关重要的作用。然而, 由于我国的特殊情况, 电力能源结构仍然以燃煤机组发电为主, 并且这种格局在今后很长的一段时间内不会有根本的改变。煤的大量燃烧虽然满足了对能源的需求, 却严重污染了大气, 破坏了生活环境。并网燃煤机组在生产过程中, 向大气排放的污染物高达100余种, 以下分类介绍其中主要的污染物及危害。

1) 二氧化硫。由于并网燃煤机组燃烧使用大量煤炭, 导致二氧化硫的排放量巨大, 并且呈逐年增加的趋势[2]。二氧化硫对人的呼吸器官和眼膜具有刺激作用, 长期吸入二氧化硫会发生慢性中毒, 对人的肝、肾、心脏都有较大危害。另外, 二氧化硫对植物、动物和建筑物都有危害, 特别是二氧化硫在大气中易形成硫酸雾, 严重腐蚀金属制品及建筑物, 并使土壤和江河湖泊日趋酸化。

2) 氮氧化物。煤炭燃烧过程中产生的NO排入大气之后, 会与空气中的氧或臭氧结合生成NO2。这些氮氧化物会刺激人体呼吸器官, 引起急性或慢性中毒, 严重危害人类的健康。氮氧化物与碳氢化合物混合后, 经阳光照射会发生光化学反应生成光化学烟雾, 具有极强的致癌作用。另外, 氮氧化物对农林业的危害也相当大, 会引起森林树木枯黄, 农作物品质变差、产量大大降低。

3) 烟尘。煤炭燃烧过程中会产生大量的烟尘, 并以固体小颗粒的状态分散飘浮在空气中。人体经呼吸道或皮肤吸进有害烟尘后, 极易引发肺癌或皮肤癌, 对人体造成较大伤害。

2 污染物在线监测研究现状

我国火电行业的脱硫在线监测研究起步于2007年底, 最早由贵州省及江苏省实现, 随后河南、东北等个别电网陆续采用其技术。然而, 当时专用调度网络及实时采集条件并不成熟, 仅限于对单一脱硫信息的监测, 并未实现对脱硝、脱尘等烟气污染物的监测及对脱硫电量信息的考核监管等功能。

目前, 烟气排放连续监测系统 (Continuous Emission Monitoring System, CEMS) 在国内外的研究相当流行, 在技术上主要分为直接测量法、稀释测量法和完全抽取法。由于国内高尘、高湿的烟气, 在国内使用直接测量法或完全抽取法都遇到了难题[3]。虽然国内多数火电厂安装了CEMS系统, 但是运行状况都不是很理想, 也很难通过环保部门的验收。

为此, 国网甘肃省电力公司组织开发了并网燃煤机组污染物在线监管系统, 加强对燃煤电厂污染物排放的监管力度, 进一步巩固国家“十一五”电力减排成效。该系统制定了严格的污染物排放信息采集标准, 采用多规约并发采集方式, 运用脱硫电量动态优化算法, 全面采集并网燃煤机组二氧化硫、氮氧化物和粉尘的排放情况, 并将相关数据信息实时传入企业和政府环保部门与相关监管机构。该系统在整体设计方案、数据采集标准、在线考核方案、信息公示等方面均站在当前的技术前沿, 标志着火电行业燃煤机组污染物在线监测研究步入了崭新阶段。

3 系统设计及其功能

3.1 监管流程

并网燃煤机组污染物在线监管系统是一套基于网络及实时通信的在线监测系统, 整个系统由电厂侧数据子站、通信通道和监测数据中心站组成, 在线监管系统流程如图1所示。

由图可知, 燃煤电厂侧数据子站将采集到的并网燃煤机组烟气污染物参数以及脱硫、脱硝等环保设施的运行参数传送到现场数据接口机。然后, 现场数据接口机通过系统专用的通信通道, 将采集到的数据信息上传到监测数据中心站, 最终由中心站将分析处理后的数据信息传送到企业、政府环保部门、电监办等相关单位。同时, 系统可通过电厂侧数据子站采集电厂发电量数据, 统计脱硫、脱硝设备启用与停用时段的发电量, 并计算脱硫电价。

3.2 技术方案

并网燃煤机组污染物在线监管系统为B/S模式的网络管理系统, 采用自主研发的网络平台以及数据交换平台, 并运用最新的面向对象Java技术进行整体开发。为达到快速、高效处理海量数据的要求, 系统采用Oracle11g作为数据库, 并使用AIX6.0操作系统。

系统平台严格遵守SSH (Struts+Spring+Hibernate) 架构进行开发, 前台展示模块采用流行的EXT框架, 后台流程控制运用稳定的模型–视图–控件 (Model View Controller, MVC) 模式, 底层数据读取部分则采用高效的数据库存储过程。

系统运用双网结构与集群技术, 保证数据采集、统计和分析的及时准确。数据采集通道使用网络方式, 使得数据传输率达到秒级, 日均数据传输量超过百万条。同时, 系统在采集并网燃煤机组污染物数据的同时, 将脱硫统计数据与电量数据相结合, 解决了脱硫电价考核问题, 提高了考核公平性。

3.3 系统架构

并网燃煤机组污染物在线监管系统是一套集数据采集、数据存储和信息发布为一体的Web结构系统, 在架构设计方面坚持“技术先进、稳定可靠、易于维护、易于扩展”四项原则, 使得系统具有较高的安全性、可靠性、可维护性及可扩展性。

1) 安全性。系统采用较严格的措施确保数据存储、数据恢复和其他系统操作的安全性, 确保在任何情况下, 主站系统的操作都不会威胁到电网的安全。

2) 可靠性。系统平台的Web服务器、工作站和网络设备全部采用冗余配置方式以保证系统平台的可靠性。当局部模块出现问题时, 系统能够迅速隔离并切除故障, 从而保证故障恢复过程的快速与平稳, 且不会影响其他模块的正常运行。

3) 可维护性。系统平台提供完整的检测和维护工具, 能够快速准确地查明系统故障, 迅速维护并恢复系统。

4) 可扩展性。系统具有便于升级的模块化设计, 同时具备较好的软、硬件扩充能力, 为系统后期的维护与升级提供了有利条件。

系统严格按照SSH架构进行设计, 采用Struts技术中的MVC模式进行底层系统开发, 使得系统结构清晰合理, 在线监管系统架构如图2所示。

3.4 系统功能

并网燃煤机组污染物在线监管系统的设计开发, 旨在解决燃煤机组污染物数据和烟气脱硫等设施运行数据的采集问题, 以及相关数据的通信与处理问题, 进而对燃煤机组烟气脱硫设施的投运率以及脱硫效率进行实时的在线监测与管理, 防止脱硫电价欺诈和环保漏洞的发生。在线监管系统功能架构如图3所示。

4 系统安全策略研究

并网燃煤机组污染物在线监管系统采用了基于网络的分布式信息技术, 给系统带来灵活性与可伸缩性的同时, 也使系统信息安全问题变得尤为重要。另外, 系统还通过Internet为环保部门提供服务, 通过商业通道向相关单位提供数据, 导致信息安全问题不仅局限于电力系统内部, 来自外界的攻击也越来越多。因此, 确保系统稳定运行、维护网络安全、实现数据容错与备份、防止“内外部黑客”攻击, 成为系统信息安全维护中的重要部分。

4.1 系统安全面临的威胁

1) 失误操作。例如系统安全配置不当出现安全漏洞、用户将账号随意转借他人、用户与他人共享信息资源、主机管理员安全意识薄弱等, 这些情况都会给系统安全带来较大的威胁。另外, 监测中心主机存在安全漏洞的情况也极易被攻击者利用, 攻击者会通过网络入侵到系统主机, 从而对整个电力公司的内部系统造成破坏。

2) 恶意攻击。恶意攻击是系统信息安全所面临的最大威胁。分为以下2种:一种是主动攻击, 通过各种方式有选择性地破坏系统信息的完整性和可用性;另一种是被动攻击, 在不影响系统正常工作的情况下, 通过截获、窃取、破译等方式获得系统重要机密信息。这2种攻击均可对系统安全造成极大的危害, 导致行业机密数据的泄漏和丢失。

4.2 应对策略

鉴于系统信息安全所面临的诸多威胁, 系统在设计开发过程中着重在网络安全、数据安全和应用系统安全3个方面建立系统安全应对措施。

1) 网络安全。系统将对外网站服务器从内部网中分离, 建成单独的网段, 并通过防病毒网关提供安全防护。同时, 在系统与Internet间安装防火墙, 并制定严格的安全策略, 拒绝任何许可外的服务访问。

2) 数据安全。为确保系统数据安全, 有针对性地建立数据备份与恢复系统, 制定合理的数据备份与恢复策略, 保证备份系统能够及时有效地进行数据恢复。另外, 需要定期对备份数据做恢复测试, 并制定数据灾难备份措施。

3) 应用系统安全。为保证应用系统安全, 在客户端层面上, 系统只为用户提供登录权限相关的操作界面, 仅出现和其登录权限相符的菜单和操作按钮;在服务端层面上, 则对系统URL程序资源和业务服务类方法的调用进行严格的访问控制, 同时对访问系统的IP段、登录时间、登录次数等进行严格的限制, 以确保应用系统的安全。

5 结语

并网燃煤机组污染物在线监管系统利用信息化建设成果, 紧密结合燃煤电厂实际, 采取实地监测和在线监测相结合的方法, 实现了燃煤机组污染物排放信息的采集上传以及考核结果的在线公示, 使得工作人员能够直观了解燃煤机组脱硫系统的实时运行情况, 大大提高了脱硫设施的脱硫效率和运行水平。同时, 系统的开通也为电力监管机构掌握燃煤电厂污染物排放情况, 依法开展减排监管工作提供了技术支持, 为全面落实国家燃煤发电机组脱硫电价政策, 建设资源节约型、环境友好型社会做出了贡献。

参考文献

[1]中国电力企业联合会.2010年全国电力工业统计快报[R].2011.

[2]董广霞, 傅德黔.全国火电厂二氧化硫污染现状及其控制对策[J].中国环境监测, 2003, 19 (16) :33–36.DONG Guang-xia, FU De-qian.The status of the sulfur dioxide pollution and corresponding control measures of the fire power plants in China[J].Environmental Monitoring in China, 2003, 19 (16) :33–36.

燃煤污染 篇8

目前, 国内使用的水暖炉、蒸汽炉等多种形式的加热炉, 大多数是火焰炉。火焰炉中的热能主要来自燃料的燃烧。在我国的能源结构中煤占首位。而上述加热炉燃料多数是以煤为主, 因为煤的价格便宜, 运输贮藏简便, 燃烧方法简单。在我国各行业中燃煤加热炉已有相当长的历史, 直到目前, 在我国使用燃煤加热炉仍相当普遍, 燃煤炉造成的大气污染引起了全社会的关注。人们不断地研究探讨采用新材料、新工艺、新方法, 达到提高热效率、节约能源、减少污染、保护环境的目的。

本文介绍煤的燃烧过程, 怎样提高煤的热效率, 降低煤的消耗, 减少煤燃烧时产生的大气污染, 降低成本、少投入, 增加企业经济效益和社会效益。

2 燃煤炉的优缺点

2.1 具有单独的燃烧室, 炉体结构较复杂, 占地面积大, 但附属设备少, 建炉速度快。

2.2与燃油燃气炉相比, 无需建立煤气站或油库, 无需铺设厂区管道, 无需对燃料进行加热, 因而炉子的基建投资少。2.3具有生产操作的独立性, 能因地制宜, 分散建炉。2.4煤炉的操作条件差, 加煤除渣的劳动强度大, 造成的污染严重。

3 燃煤炉内煤的燃烧过程

煤块的燃烧过程, 当煤块受热后温度达100℃时, 煤中水分就逐渐被烘干, 煤中水分愈多, 加热干燥的阶段就愈长。当煤块温度继续升高时, 在煤尚未与空气作用的条件下, 煤开始干馏出碳氢化合物及少量的氢和一氧化碳, 这些气体的混合物叫挥发物 (着火温度250℃~700℃) 。当温度不断升高, 挥发物溢出的量不断增多, 煤粒周围的挥发物在一定的温度条件下, 遇到空气中的氧就开始着火燃烧, 在煤粒外层形成黄色明亮的火焰。挥发物愈多愈易着火。煤中的挥发物全部是固定碳。当煤块周围的挥发物燃烧时, 放出大量的热将焦炭加热到红热状态, 为焦炭的燃烧创造了条件。焦炭是煤中主要的可燃物, 它的燃烧是固体与气体间进行的化学反应, 它比挥发物难燃烧, 如何创造焦炭燃烬的条件, 关系到煤块燃烧程度。焦炭开始燃烧后, 在其外表面逐渐形成灰层, 灰层包围了未着火的焦炭表面, 阻碍着空气中的氧向焦炭内部渗透, 影响了焦炭的燃烬。

综上所述, 固体燃料的燃烧都包括加热干燥、干馏析出挥发物、形成焦炭燃烧和燃烬形成灰渣等四个阶段。从燃烧的角度来看, 煤中的水分不利于着火, 可是适当 (10%) 的水分有得于减少细煤粒被风带走的损失, 而且煤中的水分在煤干后, 能使煤层中的空隙增大, 通风性能变好。煤中挥发物含量的增多, 有利于煤的着火燃烧。所以褐煤、烟煤比无烟煤易燃。煤中灰分对煤的燃烬是不利的。

4 煤层的燃烧和周期加煤时黑烟的形成

当煤在固定的水平炉栅上作层状燃烧时, 空气自下而上穿过炉栅而遇到最下层灼热的煤块 (底火) 时, 就形成了一氧化碳。CO在煤层间隙中又与过剩的氧作用燃烧, 生成二氧化碳, 即 (CO+O→CO2、这一层叫氧化层。) 在氧化层中由于燃烧反应是放热反应, 所以是温度最高、CO2含量也愈来愈多、氧消耗最大。氧化层百度一般为煤粒尺寸的3~4倍。

当形成的CO2继续向上移动, 与上层的焦炭粒作用后又被还原成CO, 即CO2+C→2CO, 这是个吸热反应。吸热反应的结果使温度下降、CO含量增, 这一层叫还原层。

在还原层以上是煤的干馏层。在这一层, 煤受热后, 有挥民物溢出, 剩下的焦炭进入还原层。

最上面是干燥层。在这一层, 煤不仅受来自下面的热气体的加热, 同时受到煤层上部空间热辐射的作用而受到烘干。

实际上是, 炉子点火后, 首先在炉栅灰层上形成一个已经红热的底火, 新煤加在底火上, 当空气从炉栅下进入并上升时, 就在燃烧层中形成氧化带、还原带和干馏、干燥带。从还原带析出的一氧化碳与从干馏、干燥带中溢出的挥发物一同进入煤层上部空间与空气混合燃烧。对挥发物较多的煤, 这部分可燃气燃烧时的释放热量约占煤的热值的一半左右。因此, 组织好这部分可燃气的燃烧具有重大的意义。在煤层较厚时, 二氧化碳的还原反应进行得比较充分, 燃烧室上部空间内的可燃气增多, 这就有必要送入二次风, 将它完全燃烧。否则就会造成不完全燃烧损失。

当在炉栅上采用人工加煤时, 前后两次加煤的时间间隔内加入炉内的煤经历了燃烧的各个阶段形成一个周期。在一个周期中, 炉栅上的煤层厚度由厚到薄, 对空气的阻力由大到小, 使穿过炉栅的空气量由少到多, 造成燃烧过程是供求两个方面很不协调。

由于空气与可燃物的混合受扩散条件的限制, 因此, 只有一部分空气能被利用, 当新煤加入时, 煤层厚, 阻力大因而不能得到足够的空气量。而在加煤后不久, 新煤中析出大量的挥发物 (即可燃气) , 迫切需要大量的空气, 以满足燃烧的需要。结果造成供风与燃烧所需的空气量严重失调, 挥发物在炉内热分解, 产生大量碳黑, 形成黑烟。造成烟囱、炉门等处冒黑烟的状况, 随着燃料的燃烧, 煤层不断变薄, 通风阻力变小, 这时通过煤层的空气量愈来愈多, 而在燃尽阶段所需的空气量较小, 结果造成过剩空气量很大, 使炉温下降。这就是周期性加煤难以克服的缺点。

5 合理组织燃烧过程

5.1 燃料燃烧是一个复杂的物理化学过程, 这个过程是通过燃烧装置来完成的。

合理组织燃料的燃烧, 对节能和消烟都是必不可少的。以手工加煤火焰炉为例, 当煤被送入炉内, 受燃烧室内高温烟气的加热, 使煤逐渐完成干燥、干馏、挥发物着火燃烧、焦炭燃烧、焦炭燃烬等几个阶段。为了加速燃烧过程, 减少不完全燃烧损失, 除了保证燃烧室有较高的温度外, 还必须有适当的空气消耗系数和充裕的燃烧时间, 这是保证燃烧过程顺利进行的三个基本条件。由于手工燃煤炉采用间歇加煤和除渣, 煤层厚度和通风量发生周期性变化, 使很小、很轻的碳黑来不及燃烧而随烟气流从烟囱排出, 冒出一股一股的黑色浓烟。如果采用间断二次送风和“薄烧勤加”的方法, 可以降低空气波动幅度, 减轻燃烧周期性的影响, 减少不完全燃烧损失和排烟损失, 使烟囱少冒黑烟或不冒黑烟, 从而达到提高煤的热效率, 节约能源、减少烟尘的目的。5.2从理论和实践得出, 燃煤加热炉要使煤充分燃烧, 少 (不) 冒黑烟, 必须满足上述的三个基本条件。为了达到这一目的, 除了严格执行“薄烧勤加”和适当的间断二次送风的操作工艺外, 我们把原来的燃煤加热炉 (炉膛和烟道) 进行新 (砌) 制做。把炉膛前后分为两区, 煤的预热区和高温区, 再把炉内烟道由原来的单洞直通式, 改为多洞螺旋向上式的烟道;这种烟道特点一是延长炉的加热区, 二是提高炉膛温度和风速。炉膛高温区温度可达800℃, 煤的挥发物主要是在炉膛高温区进行燃烧。在高温区内没有燃烬的很少的挥发物 (黑烟) , 可在螺旋旋烟道中燃烬。因炉膛温度的升高, 炉膛火就旺, 自燃通风流速就快。因为有了炉膛高温区和多道向上的螺旋烟道, 所以改造后的燃煤加热炉, 大地减少了燃煤加热炉烟囱冒黑烟现象。

6 从排烟中去除二氧化碳 (SO2)

从烟气中去除SO2的技术, 称排烟脱硫。排烟脱硫的方法可分为湿法排烟脱硫和干法排烟脱硫两种:

6.1 湿法排烟脱硫, 用水或水溶液作吸收剂吸收烟气中SO2的方法称为湿法脱硫。

湿法中由于所使用的吸收剂不同, 湿法脱硫又有氨法、钠法、钙法、镁法和催化氧化法之分。如氨法就是用氨 (NH3×H2O) 为吸收剂吸收烟气中的SO2, 其中间产物为亚硫酸铵和亚硫酸氢铵。采用不同方法处理中间产物, 还可回收硫酸铵、石膏和单体硫S等副产物。6.2干法排烟脱硫是用固体吸收剂 (或吸附剂) 吸收 (或吸附) 烟气中SO2的方法。干法中由于所使用的吸收剂 (或吸附剂) 不同, 干法脱硫又有活性炭法、活性氧化锰法、接触氧化法和还原法之分。如活性炭法就是利用活性炭的活性和较大的比表面积使烟气中的SO2在活性炭表面上与水蒸汽反应生成硫酸的方法。

7 从排烟中去除氮氧化物。

燃煤污染 篇9

煤炭是中国的主要一次能源,也是主要的环境污染源。相对落后和不合理的转化技术是煤利用过程中引起环境污染严重的主要因素,燃煤发电在中国发电行业中占据主导地位,成为引起大气污染的主要原因。据统计,中国SO2排放量的90%、烟尘的70%、NOx的67%、CO2的70%都来自于燃煤[1]。燃煤污染物排放的控制一直是能源和环保领域关注的重点问题,是实现有效控制温室气体排放的关键。燃煤烟气中的污染物主要包括烟尘,NOx,SOx,CO2和重金属等,其中,NOx和SOx不仅影响生态环境,而且危害人体健康,对其进行有效脱除已刻不容缓。另外,脱硫副产物的资源化利用也尤为重要。

控制SO2排放的技术主要可分为,燃烧前脱硫(洗煤技术)、燃烧中脱硫(炉内固硫)和燃烧后脱硫(烟气脱硫)。燃烧前脱硫,可去除煤中大部分的无机硫,但对有机硫却无能为力,与其他脱硫技术结合使用,才能使SO2的排放达到环保要求;燃烧中脱硫,可简化净化操作工艺,提高热利用效率,但脱硫效率较低,粉尘排放增加,且固硫生成的硫酸盐会在粉煤锅炉的高温下发生分解;燃烧后烟气脱硫,技术相对成熟、稳定、高效,是目前控制大气中SO2排放有效和应用最广的一项脱硫技术。

NOx的控制技术主要包括,燃烧中脱硝(低氮燃烧技术)和燃烧后脱硝(烟气脱硝)。其中,燃烧中脱硝技术受燃料种类、燃烧装置的容量以及炉型结构等影响,成本相对较高;烟气脱硝技术是在低氮燃烧技术基础上,进一步降低NOx污染排放的一个主要技术措施,选择性催化还原(SCR)被认为是目前较好的烟气脱硝技术。

脱硫脱硝一体化则被认为是最具发展前景的技术。

1 烟气脱硫技术

烟气脱硫工艺可分为湿法、干法和半干法3种类型。湿法脱硫是用液体吸收剂洗涤烟气,吸收烟气中的SO2;干法脱硫是以固态的粉状或粒状的吸收剂、吸附剂或催化剂脱除烟气中的SO2;半干法是介于湿法和干法之间的脱硫方法。下面主要介绍几种工业化应用较多及近年研究利用的新型烟气脱硫技术。

1.1 石灰石/石灰—石膏湿法工艺

石灰石/石灰—石膏法是湿法烟气脱硫技术的代表性工艺,该技术使用石灰石或石灰浆液在湿式洗涤器中吸收烟气中的SO2,发生的主要反应为:

石灰法:SO2+CaO+1/2H2O→CaSO3·1/2H2O,

石灰石法:SO2+CaCO3+1/2H2O→CaSO3·1/2H2O+CO2,反应后的料液鼓入空气,将CaSO3氧化为CaSO4,生成副产物石膏[2]。

该工艺具有原料来源丰富、成本低廉、运行可靠、操作简单、钙利用率高(>90%)和脱硫效率高(>90%)等优点,在目前工业脱硫装置中占到85%。该工艺副产的石膏可以进行有效利用以避免二次污染。

为了促进SO2的吸收和石灰石的溶解,可以使用添加剂进行改善,以提高其脱硫率,减少石灰石用量,降低钙硫比。廉价易得的有机酸盐为添加剂[3]的硫化实验表明,有机酸或对应的钠盐强化石灰石/石灰—石膏法,脱硫率被明显提高,稳定运行时间具有较大延长,增加了浆液的吸收容量。液气比是影响脱硫系统性能的1个重要参数,它可以影响石灰石—石膏湿法脱硫过程脱硫率、浆液中石灰石含量及浓度等,杜谦,等[4]利用并流有序降膜式湿法脱硫装置进行了液气比对石灰石—石膏湿法脱硫过程脱硫率的研究,认为在同一液气比下,脱硫率沿高度方向上升,且脱硫率的上升速率沿高度方向下降;在不同液气比下,脱硫率随液气比增加而增大。

1.2 海水脱硫工艺

海水脱硫工艺是利用天然海水脱除烟气中SO2的1种湿法烟气脱硫方法,其原理是烟气中SO2被海水吸收并在洗涤液中发生水解和氧化,然后,洗涤液被引入曝气池,提高pH值以抑制SO2气体的溢出,曝气池中鼓入空气,使SO32-被氧化成SO42-。海水脱硫工艺在达到脱硫目的的同时还能满足排放标准,对海洋环境影响较小,因此,为沿海企业进行海水脱硫提供了便利。

中国海洋大学王庆璋,等[5,6]自主开发的利用碱厂废弃物白泥(主要成分CaCO3和Mg(OH)2)以及电厂半干法烟气脱硫废灰(主要成分Ca(OH)2和CaSO3·1/2H2O)作为增碱度海水脱硫助剂,脱除烟气中SO2的工艺,脱硫后海水经自然曝气氧化或经综合处理池曝气净化达标排放标准。该工艺SO2吸收速度快,海水用量少,无二次污染,适用于不同含硫量的煤,以废治废的该工艺明显优于其它海水脱硫工艺。

1.3 旋转喷雾干燥法脱硫工艺

旋转喷雾干燥法是半干法烟气脱硫技术的典型工艺,介于湿法和干法之间的脱硫方法。半干法脱硫系统与湿法脱硫系统相比,省去了制浆系统,将湿法脱硫系统中的喷入Ca(OH)2水溶液改为喷入CaO或Ca(OH)2粉末和水雾;与干法脱硫系统相比,克服了炉内喷钙法SO2和CaO反应效率低、反应时间长的缺点,提高了脱硫剂的利用率。该工艺生成的干态固体废物体积小、易处理,拥有很好的发展前景。

1.4 生物法脱硫工艺

生物法是新开发的烟气脱硫技术,具有其他方法不可比拟的优点,它可以在常温常压下操作,投资少,能耗低,无二次污染。微生物烟气脱硫原理是烟气中的SO2通过水膜除尘器或吸收塔溶解于水并转化为亚硫酸盐、硫酸盐,在厌氧环境及有外加碳源的条件下,硫酸盐还原菌将亚硫酸盐、硫酸盐还原成硫化物,然后再在好氧条件下通过好氧微生物的作用将硫化物转化为单质硫,从而将硫从系统中去除。

微生物脱硫工艺可分为直接法、间接法以及两步法等,其中,直接法微生物脱硫工艺[7]只适用于低浓度SO2的脱出;间接法微生物脱硫工艺具有相对经济方便,运行成本低等特点,较适合中国国情。Cork,等人研究的两步法脱硫工艺[7],是通过利用无氧呼吸作用和硫酸盐还原菌光合作用的产硫菌而将硫酸盐/硫化物转化为单质硫。第一步,在严格厌氧条件下,通过利用乙酸硫酸盐还原菌(Desulfobacter postgateii)使硫酸根转化为H2S;第二步,H2S通过严格厌氧光能自养微生物泥生绿菌(Cblorbium limicola)转化为单质硫。利用反硝化菌(T.denitrificans)在厌氧搅拌反应器中的H2S去除率可高达97%[8]。

2 烟气脱硝技术

烟气脱硝技术的特点是易于与现有燃烧器配套,且受燃料类型的局限性小,特别是可实现高的NOx脱除效率。依据脱硝反应的化学机理,可分为还原法、分解法、吸附法、等离子体活化法和生化法等。常用的烟气脱硝技术有选择性非催化还原法(SNCR)和选择性催化还原法(SCR)等。

2.1 选择性非催化还原法

SNCR技术是通过将NH3(或尿素)喷入燃烧器的上部,NH3(或尿素)在无催化剂的条件下与烟气中的NOx反应,并选择性地生成N2和H2O。该技术不需要贵金属催化剂,其投资和运行成本比选择性催化还原法低,但烟气和还原剂需在特定的温度和氧含量范围内进行,最佳反应温度区间内停留时间短且难以良好混合,所以SNCR的脱硝效率一般只有30%~40%。

2.2 选择性催化还原法

SCR技术与SNCR技术所发生的化学反应相同,其根本的差别在于SCR技术中采用了金属催化剂,NOx和NH3(或尿素)的反应在催化剂的活性中心发生,并使反应速度加快,其脱硝效率可以到达到80%~90%,而且降低了NOx还原温度,使还原温度范围变宽。脱硝催化剂是SCR烟气脱硝工艺的核心,目前工业化应用较成熟的SCR催化剂主要有以贵金属(Pt-Pd)为活性组分的催化剂和V2O5/TiO2催化剂,其中,V2O5/TiO2催化剂应用最为广泛,一般添加第三种组分WO3或MoO3以改善其选择性和抗毒化性能。能够与排烟温度匹配的低温(120 ℃~250 ℃)SCR催化剂的开发是目前的研究热点,V2O5/活性炭、MgO/活性炭等是常见的催化剂。

3 烟气脱硫脱硝一体化技术

烟气中有害的SO2,NOx往往同时存在,大部分工艺流程是将脱硫和脱硝这2种工艺串联起来,在不同的反应器中分别实现脱硫和脱硝过程,如果能将多种燃煤污染物在一套装置中脱除,必将大大节省成本。因此,烟气脱硫脱硝一体化技术是近年来国内外竞相研制和开发的新型烟气净化技术。目前,研发的脱硫脱硝一体化技术主要有电子束辐照氨法脱硫脱硝工艺和炭基催化剂联合脱硫脱硝工艺等。

3.1 电子束辐照氨法脱硫脱硝工艺

电子束辐照氨法烟气脱硫脱硝[9]是在电子加速器产生的电子束照射下,烟道气中的H2O和O2被裂解成强氧化性的过氧化物(OH,HO2)和原子态氧(O)等活性自由基,SO2及NOx在这些自由基的作用下与水生成H2SO4和HNO3,在通入NH3后,生成(NH4)2SO4和NH4NO3的混合体,达到同时除去烟道气中含有的SOx,NOx,脱除率分别可达到90%和80%,并能直接回收有用的氮肥((NH4)2SO4和NH4NO3的混合体),无二次污染产生。

3.2 炭基催化剂联合脱硫脱硝工艺

炭基材料包括活性炭、活性焦、活性炭纤维等,是1种具有优异吸附和解吸性能的含碳物质,其孔隙结构优良,比表面积大,且具有催化作用。一方面,能够使被吸附的物质在活性炭空隙内积聚;另一方面,又能够在一定的条件下将其解析出来,并保持碳及其基团的反应能力,使炭基材料得到再生。

整个脱硫脱硝工艺流程[10]分为吸附塔和再生塔两部分。当烟气通过吸附塔中的吸附剂时,SO2被炭的表面吸附,吸附态SO2被炭表面的含氧官能团催化氧化为SO3,SO3再与烟气中的水分结合形成H2SO4及其硫酸盐副产物,而NOx几乎全部被炭基材料选择性还原为N2,一些生成物再通过再生塔,转化成各种有价值的副产品,如,单体硫磺、液态SO2、浓H2SO4等。吸附剂在再生塔中被还原再生重复使用。

活性炭吸附工艺流程简单,投资少,占地面积小,适合于老电厂的改造,且能得到副产品H2SO4,但炭质吸附法反应速度慢。为了克服这一缺点,活性炭纤维脱硫脱硝技术得到了发展。该技术是将活性炭制成直径20×10-6 m左右的纤维状,显著地增大了吸附面积,提高了吸附和催化能力,脱硫脱硝率可达90%[11]。

炭基材料同时脱除烟气污染物工业应用[12,13,14],较为典型的是采用活性焦的Mitsui-BF工艺。在日本、德国等已实现工业化运行。在一定的排烟温度条件下,应用移动床技术可达到脱硫率>90%、脱硝率>80%、脱汞率>90%,并通过热再生实现了硫的资源化[15]。现有技术仍存在烟气处理能力低、设备庞大、资源化工艺复杂的问题,需要进一步解决。但这项技术一旦得到顺利实施,将会产生巨大的经济效益和社会效益[16]。

为了在排烟温度下进一步提高脱硫脱硝速率,国内外对各种炭基材料进行了改性或担载金属氧化物活性组分,活性组分主要包括V2O5,CuO,Fe2O3,MnOx,CrOx等,研究发现V2O5/活性焦、CuO/活性焦、Fe2O3/活性焦[17,19]在180 ℃左右均有较好的脱硫能力。但CuO和Fe2O3会与SO2和O2反应生成水溶性的CuSO4和Fe2(SO4)3,而在含水烟气中的稳定性不好。相比而言,V2O5更为稳定。

4 烟气脱硫副产物资源化利用

烟气脱硫产业的迅猛发展,不仅有效地遏制了SO2污染态势,同时也产生了大量的脱硫副产物。在众多烟气脱硫工艺中,湿式石灰石/石灰—石膏法,因其技术成熟、稳定高效等特点而被广泛应用,由此,产生了大量的烟气脱硫副产物——脱硫石膏。此副产物主要是CaSO4和CaSO3的混合物,性质与天然石膏相似,并含有丰富的Ca,S,B,Mo,Si等植物所必需或有益的矿质营养[20]。若这些副产物处置不当,不仅浪费了大量可利用的矿物质营养资源,而且也易引起二次污染和土地占用问题。因此,应寻求烟气脱硫石膏的综合利用途径,实现废物的资源化利用。

目前,脱硫石膏的工业利用途径主要是在建筑材料业中生产建筑石膏、粉刷石膏、水泥缓凝剂、自流平石膏砂浆、路基回填材料、石膏砌块和充填尾砂胶结剂等。日本、德国是世界上脱硫石膏的主要生产国和利用国,脱硫石膏利用率高达80%~90%[21]。另外,S是排在N,P,K之后的第四种植物营养元素,脱硫石膏在农业上可用作土壤的肥料;含S肥料除提供作物养分之外,还可以调整土壤的碱性和盐性(土壤含过多的NaCl和碳酸盐),促进农业增产。

5 结语

湿法石灰石/石灰—石膏脱硫技术在工业上的应用较早,技术较成熟,脱硫效率高,是中国目前应用最多的脱硫技术,由此带来的脱硫副产物石膏的资源化利用也是目前人们研究的重点。除此之外,海水烟气脱硫,氨法烟气脱硫等较新的脱硫技术由于无二次污染,产生的脱硫副产物硫酸铵可作为肥料等优点,在有条件的地方已得到广泛的推广。SCR技术在工业上的应用也较成熟,尤其,SCR催化剂得到了广泛深入地研究。烟气脱硫脱硝一体化技术与可资源化烟气脱硫技术是目前人们十分关注的课题,也是未来烟气净化技术主要的发展方向。

摘要：燃煤烟气污染是可持续发展需要重点解决的环境问题之一。叙述了国内外对煤燃烧过程中产生的NOx和SOx脱除技术的现状、应用及其发展方向,指出,脱硫脱硝一体化技术是最具发展潜力的工艺,总结了烟气脱硫副产物——脱硫石膏,在工业、农业中资源化利用的现状和发展前景。

燃煤污染 篇10

一、工业应用在高中化学教学中的作用分析

1.从环保的角度分析。当前, 对于环境保护问题, 生活中的倡导比较多, 比如节约用水、不乱丢垃圾等, 而在环境污染的重灾区———工业方面宣传较少, 问题在于普通老百姓对于工业知之甚少。但对于高中生, 他们已具备相应的化学知识, 基本明白工业污染的原理, 能从本质上理解环境污染的原因和危害, 因此, 在高中化学教学中应用工业知识能很好地渗透环保理念, 达到环境保护观念的普遍传播, 为环境保护提供更为广阔的群众保障。

2.从学生的角度分析。学生对新知识点的接受通常是建立在旧知识点的基础上的, 且能够通过自身消化将新知识嫁接在旧知识上, 以旧知识作为理解的基石, 从而学到新知识。在这个过程中, 旧知识的掌握程度和自身的理解能力对新知识的学习起到决定性作用。因此, 基础较差或理解能力较弱的学生在学习上往往存在严重阻碍。作为上述问题的一种解决方法, 将工业实践应用到高中化学课堂教学中, 将生活生产的一些基本经验引入课堂, 避免了基础知识掌握程度阻碍学习的问题。学生可以将生活的一些基本经验作为新知识的嫁接点, 在头脑中形成更为可靠的新知识体系。

3.从知识传授的目的分析。工业生产的知识点教学, 可改变课堂教学以考试为单一目的的老式教学目的, 将教学与生活、工业、环保等方面结合起来。这样, 一方面可为培养社会工业应用型人才奠定一定的基础, 另一方面可教授更多的工业原理, 为培养更加符合我国科学化建设的人才提供保障。

二、燃煤电厂污染物治理在高中化学课堂教学中的应用

教学内容1:超低排放技术介绍

燃煤电厂污染物治理主要由脱硝设备、脱硫设备、除尘设备组成, 锅炉中煤炭燃烧形成SO2、SO3、NO2、粉尘等污染物。燃煤电厂污染物治理系统流程和实景对照如图1所示。

教学内容2:污染物性质、来源和形成原理及去除原理介绍

教学内容3:化学知识从应用回归理论

传统教学一般是将学到的知识应用到生活生产中, 即“学以致用”。“学以致用”需要学透才能应用, 反之, 将已经应用的科学知识返回到学校的基础教学, 不仅做到“学而可用”, 也使学生形成“学为可用”的学习目的。化学知识从应用回归理论的学习方式更加符合我国“创新带动发展”的新型发展观, 从工业应用中学习知识, 更易于理解吃透, 为今后工业生产培养更加全面的创新型人才。

教学内容4:实现社会有用人才的培养和学生人生观的树立

串联知识点, 填补和完善学生思维中工业生产与基础教育的连接点, 使学生形成“学而有用”“学可至用”的思维理念, 从而增加学生学习的动力和兴趣。

只有学生心里知道和真正明白“学可至用”, 学生才能充满信心地学习, 改变埋头苦读和死读书的状况, 形成“学习可贡献社会、建设社会”的人生观。

课后教学内容:实地参观与考察

在课堂教学和习题练习之后, 可安排学生课外参观相关企业或播放有关视频, 让学生更进一步地了解企业的工作方式, 学习企业团队工作精神, 亲身体验和感受企业科研工作氛围。

三、课堂总结

1.实现了工业生产知识与高中化学教学的有效结合。

2.结果显示, 工业生产知识点对提高高中生学习兴趣有较好的效果。

3.强化高中生的环保基础知识和提高高中生的环保意识, 对环境保护理念的深入教育有较好的参考价值。

4.工业实际与理论知识点的串联, 有效提高了不同基础知识水平学生的学习动力和学习能力。

5.从工业中提炼化学学科基础知识并用于高中教学, 符合新课改要求, 是未来基础教学较好的研究方向之一。

参考文献

[1]赵海宝, 郦建国, 何毓忠等.低低温电除尘关键技术研究与应用[J].中国电力, 2014, 47 (10) :117-121.