电厂超低排放标准（精选5篇）
1.电厂超低排放标准 篇一
河北省钢铁、焦化、火力电厂深度减排攻坚方案
河北省钢铁行业超低排放改造验收参照标准
（验收标准）
一、超低排放改造标准
炼铁厂烧结机机头（球团焙烧）烟气颗粒物、二氧化硫、氮氧化物小时均值排放浓度分别参照不高于10mg/Nm3、35mg/Nm3、50mg/Nm3，其他工序颗粒物、二氧化硫、氮氧化物小时均值排放浓度分别参照不高于10mg/Nm3、35mg/Nm3、150mg/Nm3进行改造。铁矿采选、铸造企业烧结和高炉工序超低排放改造按照生态环境部相关要求执行。在评估周期内，至少95%以上小时均值排放浓度满足上述要求，方可认定为达到超低排放水平。
二、烧结厂石膏雨及有色烟羽治理标准及规范 炼铁厂烧结机（含球团焙烧）烟气采取降温冷凝的，夏季（4月-10月）参照烟温降低8%以上，含湿量降低15%以上；冬季（11月-次年3月）参照烟温降低15%以上，含湿量降低30%以上。
注：排放烟气烟温降幅=[（改造装置入口温度-出口温度）/入口温度]×100% 排放烟气含湿量降幅=[（改造装置入口含湿度-出口含湿 量）/入口含湿量]×100%
三、炼铁长供料料场扬尘防治标准
1、铁精矿等原料储存场，煤、焦粉等燃料储存场，石灰（石）等辅料储存场，采用封闭料场（仓、棚、库），并采取雾炮喷淋（白灰除外）、清扫、吸尘等抑尘措施。
2、料场路面硬化无破损，出口配备车轮和车身清洗装置，或采取其他控制措施。
四、无组织排放治理标准
1、炼铁厂区内铁精矿、烧结矿、块矿等大宗物料及煤、焦粉等燃料采用封闭通廊或管状带式输送机等封闭式输送装置。
2、需用车辆运输的石灰等粉料采取吸排罐车等密闭输送方式；需用车辆运输的焦粉、煤粉等粉料，采取密闭措施；返矿、返焦采取密闭皮带输送装置。
3、禁止汽车、装载机露天装卸及倒运物料，汽车、火车卸料点设置集气罩、皮带输送机卸料点设置密闭罩，并配备除尘设施。
4、除尘器设置密闭灰仓并及时卸灰，采用真空罐车、气力输送等方式运输除尘灰，保证除尘灰不落地。
5、炼钢车间设置屋顶罩，不应有可见烟尘外逸。铸铁机浇注工位设置集气罩，并配备除尘设施。高炉干渣堆积处 设置抑尘措施。各工序其他产尘点设置集气罩并配备有效除尘设施。烧结、球团竖炉、炼钢、轧钢等主要生产车间以及高炉出铁场、钢渣处理设施应密闭，对焦炉炉体在确保安全的前提下实施封闭。
6、企业主要生产物料和产品通过铁路、管道或管状带式输送机等清洁方式运输的比例达到80%以上。不具备条件的，可采用新能源汽车或达到国六排放标准的汽车运输。
五、清洁生产标准
烧结（球团）工序颗粒物、二氧化硫、氮氧化物分别不高于0.16kg/t、0.4kg/t、0.5kg/t；高炉炼铁工序颗粒物、二氧化硫、氮氧化物分别不高于0.1kg/t、0.02kg/t、0.2kg/t；炼钢工序颗粒物不高于0.06kg/t；热轧工序颗粒物、二氧化硫、氮氧化物分别不高于0.02kg/t、0.04kg/t、0.13kg/t；冷轧工序颗粒物、氯化氢、氮氧化物分别不高于0.043kg/t、0.0017kg/t、0.079kg/t。
六、污染源在线监测标准
严格按照《污染源自动监控管理办法》、《固定污染源烟气排放连续监测技术规范》等规定，安装或改造烟气排放连续监测系统，增设DCS系统，对烟尘、二氧化硫、氮氧化物等污染物浓度及氧含量、流速等参数进行监测,中控数据保存一年以上，并与当地环境保护主管部门实时传输数据,满足数据传输有效率要求。厂区建有监控汽车运输的门禁系统和视频监控系统，至少安装一套PM10空气质量在线监测系统。料场出入口、烧结环冷区域、高炉矿槽区域、炼钢区域等易产尘点，安装视频监控。采取烟温控制的，在“控白”装置前、后安装烟气温度和湿度自动检测系统，在线监控排放烟气温度和含湿量。自行或委托有资质的机构在全面测试烟气流速、污染物分布状况的基础上确定最具代表性的监测位点，并予以固定。
七、其他
1.所有排气筒高度应不低于15米。
2.二噁英类、氟化物、铅及其化合物、挥发性有机物等其他大气污染物及无组织排放浓度应满足河北省《钢铁工业大气污染物排放标准》（DB13/2169—2015）要求。
3.按照要求规范排污口，设置明显标识，注明排污口编号、污染物排放种类、排放浓度等相关信息。
4.实施高炉冲渣乏汽“消白”项目，减少蒸汽排放，有效回收热能。
5.各钢铁企业在厂区门口或明显位置设置电子显示屏，主动分开主要污染物排放信息。附件
河北省关于焦化行业超低排放改造验收参照标
准
一、超低排放改造标准。焦炉烟囱、燃用焦炉煤气的粗苯管式炉、氨分解炉等烟气中颗粒物、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别参照不高于10mg/Nm3、30mg/Nm3、100mg/Nm3，焦炉装煤颗粒物、二氧化硫排放浓度分别参照不高于10mg/Nm3、50mg/Nm3，精煤破碎、焦炭破碎、筛分及转运、推焦、硫铵结晶干燥工序颗粒物排放浓度参照不高于10mg/Nm3，干熄焦颗粒物、二氧化硫排放浓度分别参照不高于10mg/Nm3、50mg/Nm3。其他工序污染物排放于2019年10月1日起执行《炼焦化学工业污染物排放标准》（GB16171-2012）特别排放限值。生态环境部有更严要求按其规定执行。在评估周期内，至少95%以上小时均值排放浓度满足上述要求，方可认定为达到超低排放水平。
二、石膏雨和有色烟羽治理要求。采取烟温控制等有效措施进一步减少焦炉烟气中的可凝结颗粒物。鼓励采取降温冷凝方法减少污染物排放、石膏雨和有色烟羽。
三、料场扬尘防治标准
煤场采用全封闭煤场或大型筒仓，并配备移动式或固定 式喷水抑尘装置；煤场路面硬化。原料场出口配备车轮清洗、车身清洁或其他控制措施。
四、无组织排放治理标准
1、运输系统
炼焦煤、焦炭等大宗物料采取封闭通廊、管状带式输送机等密闭输送装置。破、粉碎机进、出料口处设置密闭罩，并配备除尘设施。除尘装置设置密闭灰仓并及时卸灰，采用真空罐车或气力输送等方式运输，实现煤尘和焦尘不落地。企业主要生产物料和产品通过铁路、管道或管状带式输送机等清洁方式运输的比例达到80%以上。不具备条件的，可采用新能源汽车或达到国六排放标准的汽车运输。
2、装煤出焦
焦炉炉盖采用密封结构，装煤后用泥浆密封；装煤过程采用良好密闭的导烟设施或除尘系统。干熄炉顶的装入装置、预存室事故放散口、预存室压力自动调节放散口和干熄炉底的排出装置、运焦带式输送机受料点等产尘点设置集气罩，并配备除尘设施。筛焦楼、贮焦槽及转运站设置集气罩，并配备除尘设施。焦炉装煤、出焦除尘系统采用除尘地面站。
3、焦炉炉体
上升管盖、桥管与阀体承插采用水封装置；上升管根部采用铸铁底座，耐火石棉绳填塞，泥浆封闭；焦炉炉门采用弹簧炉门、厚炉门板、大保护板。正常炭化期间，大、小炉门应密封、不冒烟。常规焦炉、热回收焦炉设置炉头烟捕集系统。
4、化产
化工物料罐、槽的排放气体应收集至煤气系统回收，或净化设施。建立泄露与检测修复（LDAR）制度，加强开停车、检（维）修、生产异常等非正常工况污染控制，减少颗粒物、VOCs无组织排放。
五、清洁生产标准
新建焦化项目烟粉尘、二氧化硫、氮氧化物、BaP排放量分别不高于0.017kg/t、0.071kg/t、0.265kg/t、0.027g/t。现有焦化项目烟粉尘、二氧化硫、氮氧化物、BaP排放量分别不高于0.028kg/t、0.089kg/t、0.307kg/t、0.09g/t。
六、其他
1、严格按照《污染源自动监控管理办法》、《固定污染源烟气排放连续监测技术规范》等规定，在环保设施入口和总排口安装或改造烟气排放连续监测系统，对烟尘、二氧化硫、氮氧化物等污染物浓度及氧含量、流速等参数进行监测，并与当地环境保护主管部门实时传输数据,满足数据传输有效率要求。厂区建设监控汽车运输的门禁系统和视频监控系统，至少安装一套PM10空气质量在线监测系统。料场出入口、焦炉炉体等易产尘点，安装视频监控。“控白”装置前、后安装烟气温度和湿度自动检测系统，在线监控排放烟气温度和含湿量。自行或委托有资质的机构在全面测试烟气流速、污染物分布状况的基础上确定最具代表性的监测位点，并予以固定。
2、按照要求规范排污口，设置明显标识，注明排污口 编号、污染物排放种类、排放浓度等相关信息。
3、焦化企业设立主要污染物排放情况实时电子显示屏，向社会公开污染物排放信息。附件3
河北省燃煤电厂深度减排验收参照标准
一、燃煤电厂锅炉深度减排验收标准。电厂燃煤锅炉（除层燃炉、抛煤机炉外）在基准氧含量6%的条件下，颗粒物、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别参照不高于5mg/Nm3、25mg/Nm3、30mg/Nm3（W型火焰炉膛燃煤发电锅炉氮氧化物排放浓度不高于50mg/Nm3）。在评估周期内，至少95%以上小时均值排放浓度满足上述要求，方可认定为达到超低排放水平。
二、石膏雨和有色烟羽治理要求
1、燃煤电厂应采取相技术降低烟气排放温度和含湿量，通过收集烟气中过饱和水蒸汽中水分，减少烟气中可溶性盐、硫酸雾、有机物等可凝结颗粒物的排放。
2、燃煤电厂锅炉烟气采取烟温控制及其他有效措施，基本消除石膏雨和有色烟羽现象。烟温控制采取降温冷凝方法的，正常工况下，夏季（4-10月）冷凝后烟温达到48℃以下，烟气含湿量11.0%以下；冬季（11月-次年3月）冷凝后烟温达45℃以下，烟气含湿量9.5%以下。采取其他方法的，由各市环境保护主管部门确定验收标准。
3、鼓励燃煤发电企业利用回收余热或其他方式对烟气 再加热，以提高排烟温度，抬升排烟高度，尽量减少石膏雨和有色烟羽。
三、料场等无组织排放扬尘防治标准
燃煤电厂路面硬化。料场出口配备车轮清洗、车身清洁或其他控制措施。煤粉储存入棚或入仓，棚内设有喷淋装置和防雨天窗，在物料装卸时洒水降尘；其他原辅料入棚，禁止露天堆放；炉渣、粉煤灰分别建有专门的炉渣仓、粉煤灰库存储。企业主要生产物料和产品通过铁路、管道或管状带式输送机等清洁方式运输的比例达到80%以上。不具备条件的，可采用新能源汽车或达到国六排放标准的汽车运输。
四、其他
1、严格按照《污染源自动监控管理办法》、《固定污染源烟气排放连续监测技术规范》等规定，安装或改造烟气排放连续监测系统，对烟尘、二氧化硫、氮氧化物等污染物浓度及氧含量、流速等参数进行监测,并与当地环境保护主管部门实时传输数据,满足数据传输有效率要求。厂区建设监控汽车运输的门禁系统和视频监控系统，至少安装一套PM10空气质量在线监测系统。采取烟温控制的燃煤电厂石膏雨和有色烟羽治理装置后安装烟气温度和湿度自动检测系统，在线监控排放烟气温度和含湿量。自行或委托有资质的机构在全面测试烟气流速、污染物分布状况的基础上确定最具代表性的监测位点，并予以固定。
2、按照要求规范化排污口，设置明显标识，注明排污 口编号、污染物排放种类、排放浓度等相关信息。
3、设立主要污染物排放情况实时电子显示屏，向社会公开污染物排放等信息。
2.电厂超低排放标准 篇二
2014 年9 月,国家相关部门发布《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014-2020 年)》, 要求:“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”。并明确:在基准氧含量6%条件下,PM、SO2、NOX排放浓度分别不高于10 mg/m3、35 mg/m3、50 mg/m3。随后,环保部《关于编制“十三五”燃煤电厂超低排放改造方案的通知》要求:原计划2020 年完成的超低排放改造任务提前至2017 年; 改造范围由东部地区扩展到全国。
本文对已实现“超低排放”的4 个电厂分别进行介绍,并分析了其改造技术和改造效果。
1 上电漕泾电厂2 号机组(1 000 MW)烟气超低排放项目
1.1 改造措施
1.1.1 脱硝改造
增加1 层催化剂。 原设计效率不低于80%,SCR反应器催化剂2+1 设置;运行初期布置2 层催化剂,2013 年增加第三层,实际运行脱硝效率不小于85%,氨逃逸不高于2 ppm。
宽负荷脱硝改造。 在原锅炉给水管道中抽头形成一路省煤器旁路, 在机组负荷低于480 MW时,部分给水走旁路,以减少省煤器吸热量提高脱硝系统入口烟温,使烟温不小于320℃。脱硝系统保持低负荷工况下继续投运, 确保锅炉NOx排放始终低于30 mg/Nm3,优于50 mg/Nm3燃机排放标准。
1.1.2 脱硫除尘方案
脱硫增效措施。 新增双相整流装置,在第二、三层喷淋层下方各加装一层壁环;提高液气比。 维持原设计4 层喷淋,第三、四层喷淋层扩容,循环泵流量由9 400 m3/h提高为13 800 m3/h;气流分布优化;预留第五层喷淋层和循环泵位置,应对煤质变化。
高效除雾措施。 保留原二级屋脊式除雾器,新增一级屋脊式除雾器; 除雾器入口气流均布优化;改造吸收塔出口烟道,优化除雾器出口气流均布。
协同除尘措施。 双向整流装置强化微细颗粒物洗涤与脱除; 优化流场,提高除雾效果,降低浆液滴排放。
1.1.3 增设湿式电除尘器
配置2 台板式、卧式、湿式电除尘器。 湿式电除尘采用连续冲洗方式,排污水回用至脱硫系统。 设计除尘效率≥75%,PM2.5 去除率≥75% ; 除尘器出口烟尘排放保证值≤4.5 mg/Nm3; 多污染物协同控制方面,浆液滴去除率≥75%、SO3去除率≥60%,Hg、CPM协同脱除。
1.2 运行效果
漕泾电厂2号机组烟气洁净排放示范工程项目于2014年6月15日开工,9月12日停机,停机70 d,于11月19日竣工,历时158 d。投运后满负荷工况运行数据为:粉尘1.49 mg/Nm3;SO2浓度8mg/Nm3;氮氧化物22 mg/Nm3;PM2.5颗粒物0.45mg/Nm3;三氧化硫2.08 mg/Nm3;总汞1.35 mg/Nm3。
2北仑电厂7号机组(1 000 MW)超低排放改造
2.1改造措施
脱硫改造。 采用单塔双循环技术,异地重新立塔,脱硫效率提高到99.5%以上,SO2排放浓度达到10 mg/Nm3左右。
脱硝改造。 通过低氮燃烧器改造+脱硝催化剂增加备用层催化剂, 使效率提高到87%,NOX排放浓度小于40 mg/Nm3。
除尘改造。 增设竖流式湿式电除尘器,进一步脱除细颗粒烟尘80%以上,出口烟尘浓度小于4 mg/Nm3。同步有效收集微细颗粒物(PM2.5 粉尘、SO3酸雾、气溶胶)、重金属(Hg、As、Se、Pb、Cr)、有机污染物(多环芳烃、二恶英)等。
通过一系列系统优化措施, 改造后在THA工况下,烟风系统阻力只增加310 Pa,引风机在改造后能耗只增加650 k W, 超低排放改造后机组能耗只增加2 900 k W 。
2.2 改造效果
改造前脱硫出口烟尘浓度为22~29 mg/Nm3;出口SO2浓度为80~100 mg/Nm3。 脱硝出口NOX排放浓度为70~130 mg/Nm3;改造前烟尘、SO2、NOX排放均不能达到燃机排放限值。
改造后7 号机组排放出的每标立方米烟气中的二氧化硫、 氮氧化物、 烟尘含量分别为3.1 mg、44.1 mg、2.3 mg。
3 定洲电厂二期2×660 MW超临界空冷机组近零排放改造
3.1 改造方案
宽负荷脱硝改造。 将脱硝装置SCR入口省煤器拆除27%移至SCR出口, 提高低负荷SCR入口温度,满足活性要求。
低温省煤器改造。 利用烟气余热加热凝结水,提升电除尘的脱尘能力,同时具有节能效果。
电除尘三相电源改造。 电除尘电源电压由6 万伏提升到8 万伏,增强电除尘器脱尘能力。
脱硫系统提效改造。 加一层喷淋层,除雾器升级,提升效率到98.5%以上。
加装湿式除尘器强化除尘, 深度脱除PM2.5、PM10 等污染物;
利用净烟气烟道、 湿烟囱冷凝液收集技术,回收湿烟囱中排放的烟气水滴。
3.2 改造效果
定电公司3 号机组历时79 d完成 “近零排放”改造;4 号机组历时70 d完成“近零排放”改造。 改造后粉尘排放浓度<3 mg/Nm3;二氧化硫排放浓度<10 mg/Nm3;氮氧化物排放浓度<20 mg/Nm3。
4 华能长兴电厂2 台660 MW高效超超临界燃煤机组超低排放改造
4.1 改造方案
新增脱硝系统。 采用二层催化剂的SCR系统;锅炉省煤器分级改造;采用液氨降压供应站;锅炉空预器防腐改造。
脱硫系统改造。 脱硫塔内增至5 层喷淋层;取消烟气旁路;取消增压风机;增设石灰粉的浆液增强系统;保留GGH,改造其密封系统。
新增湿式电除尘系统。 在脱硫塔净烟气出口增设湿式电除尘系统; 配套增加除尘喷淋循环系统;配套增加加碱系统。
锅炉风烟系统改造。 引风机扩容改造;原有电除尘强度加固;炉后尾部烟道防腐范围扩大。
4.2 改造效果
工程2013 年3 月20 日开工建设,2014 年12月17 日、29 日两台机组分别通过168 h试运,投入商业运行。 基于烟气协同处理技术路线的超净排放系统也实现了同步投运。 脱硫设计效率:≥98.8%;二氧化硫排放浓度:≤35 mg/m3;脱硝设计效率:≥87%;氮氧化物排放浓度:≤50 mg/m3;湿式除尘效率:≥70%;烟尘排放浓度:≤5 mg/m3。
5 结论
3.电厂超低排放标准 篇三
1、概述：
我国火电厂大气污染物排放要求的提高，必将促进环保治理技术不断创新和进步。低低温省煤器(MGGH)系统是在借鉴国外先进技术的基础上，结合我国燃煤电厂实际情况进行创新开发的一种适合我国国情的环保治理新技术和新工艺。
应用低低温省煤器(MGGH)系统与电除尘技术结合形成的低低温电除尘技术，将电除尘器入口烟气温度降至酸露点温度以下，在大幅提高除尘效率的同时可以高效捕集SO3，保证燃煤电厂满足低排放要求，并有效减少 PM2.5 排放。而且低低温省煤系统还可以将回收的热量加以利用，具有较好的节能效果。且通过将低低温省煤器(MGGH)系统降温段回收烟气余热，将热量利用于脱硫岛出口的烟气加热器，将脱硫出口净烟气温度抬升至安全温度以上，以减轻“石膏雨”现场，并降低烟囱防腐维护费用。
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国内多个燃煤电厂低低温省煤器(MGGH)系统的成功投运证明，这一技术可以很好地满足最严格的排放标准要求，具有显著的经济效益和广阔的市场前景。低低温省煤器系统与电除尘器系统的结合，不但扩大了省煤器及电除尘器的适用范围，而且为实现节能减排开辟了一条新路径。
2、低低温省煤器(MGGH)系统介绍
低低温省煤器(MGGH)系统是一个闭式循环系统,主要由布置于电除尘器前的冷却器和布置于脱硫塔后的烟气加热器，配套热媒水辅助加热器、循环水泵、补水系统、热媒体膨胀罐、清灰装置、加药装置以及其它辅助系统组成。冷却器和烟气加热器间的中间传热媒介为除盐水，该系统设置一个补水箱和补水泵，除盐水水源自带压力进入补水箱，通过补水泵进入MGGH闭式循环管路系统，直至充满整个系统，待热媒水膨胀罐达到一定液位时，启动热媒水循环泵，热媒水经循环泵升压后进入烟气冷却器回收烟气余热，加热后的除盐水进入烟气烟气加热器加热脱硫后的低温烟气，经烟气烟气加热器冷却后的除盐水回水到介质热媒水循环泵入口。
烟气冷却器的除盐水进口水温一般为65-75℃，进入烟气烟气加热器的除盐水温度为100℃左右。一般在设计工况下，烟气冷却器吸收的热量满足将烟气烟气加热器的烟气温度抬升至安全温度。但在低负荷等工况时，烟气冷却器回收的热量无法满足烟气烟气加热器的使用要求时，需将经烟气冷却器加热后的热媒水进入热媒水辅助加热器进一步加热后进入烟气烟气加热器以满足烟气烟气加热器装置的设计要求。
MGGH 系统由布置于除尘器入口的烟气余热回收装置和布置于脱硫塔后的烟气余热再热装置组成。一般冷却器受热面管束安装在除尘器前的烟道内，烟气加热器受热面管束安装在脱硫塔后的烟道内，冷却器及烟气加热器换热管束一般为H型翅片蛇形管组组成，冷却器主要用于吸收除尘器入口的高温烟气余热，烟气加热器主要作用为利用冷却器回收的热量对脱硫出口烟气的进行再加热，提高烟囱入口的烟气温度，降低烟囱入口的SO2浓度及烟气含尘浓度。
由循环水泵、循环水管道、阀门等形成封闭式的循环水路，依靠循环水泵提供动力(控制循环水量)，使循环水在管路内形成闭式循环水路，并达到热量传输的效果。
热媒水膨胀罐是由储水罐、液位计及其配套仪表、管路等组成，用于吸收管路内循环水的体积膨胀量，补充管路内的水量，保持系统管路内压力的稳定。
辅助蒸汽加热器是由蒸汽加热器、液位计及其配套仪表、管路组成。当冷却器回收热量不足时，通过辅助蒸汽加热循环水补足热量。
吹灰器是由声波吹灰器及其配套的压缩空气管路、阀门等组成。定期或定压进行喷吹，用于冷却器换热面积的清灰、除垢，降低系统阻力，保证换热效果。
加药系统是由加药罐及其配套管路阀门等组成，用于调整循环水水质。
3、低低温省煤器(MGGH)技术特点
3.1低低温省煤器系统对电除尘器的影响
低低温省煤器技术是通过布置在电除尘器入口的低低温省煤器降温段将电除尘器入口烟气温度降至酸露点温度以下，同时满足湿法脱硫系统工艺温度最低的温度要求。
⑴将电除尘器入口烟气温度降低至酸露点温度以下，使烟气中大部分SO3 冷凝形成硫酸雾，粘附在粉尘表面并被碱性物质中和，粉尘特性得到很大改善，比电阻大大降低，从而大幅提高除尘效率。
⑵可大幅减少 SO3 和 PM2.5 排放。电除尘器入口烟气温度降至酸露点温度以下，气态 SO3 将转化为液态的硫酸雾。因电除尘器入口含尘浓度很高，粉尘总表面积很大，为硫酸雾凝结附着提供了良好条件。SO3 去除率通常可达90%以上。
3.2低低温省煤器技术减少PM2.5排放的原理
目前，火电厂烟囱出口经常出现冒“蓝烟”现象，对于燃烧高硫煤和安装选择性催化还原脱硝装置的锅炉，这种现象尤为明显。蓝烟主要是由烟气中 SO3产生的酸性气溶胶造成的。酸性气溶胶的粒径很小，一般 在0.01μm～1μm 之间，属于二次生成的PM2.5，影响大气能见度，是造成雾霾天气的“元凶”之一。
湿法脱硫系统虽然对 SO3 有一定的脱除效果，但由于 SO3 在吸收塔内冷凝成粒径很小的硫酸气溶胶，且脱硫浆液对 SO2 的吸收速率远大于 SO3 的吸收速率，导致吸收塔对硫酸气溶胶的脱除效果不佳。低低温省煤器技术可大幅提高除尘效率，实现低排放，在大量减少总尘排放的同时也减少了 PM2.5 排放量。
3.3低低温省煤器技术如何缓解“石膏雨”现象
由于湿烟囱没有净烟气的再加热措施，脱硫后的净烟气排放温度较低，烟气自烟囱排出后，不能有效的抬升扩散到大气中。
带有饱和水的净烟气在排放过程中部分被冷凝成液滴，由于烟气不能迅速的消散，烟气中携带的粉尘和液滴聚集在烟囱附件并落到地面，形成“石膏雨”的现象。
低低温省煤器系统利用冷却器回收的烟气余热，输送至脱硫岛后的烟气加热器，将脱硫出口的净烟气温度抬升至75℃以上，有效缓解了“石膏雨”现象。
3.4低低温省煤器技术对火电厂脱硫后烟道、烟囱防腐的作用
火电厂通过一系列超低排放的手段，在脱硫后已经将烟气内污染物浓度降至最低，但腐蚀性的元素主要除去的是硫，在脱硫岛出口的净烟气中含有大量的氯化物及氟化物，具备很高的腐蚀性，且经过脱硫岛后，净烟气温度很低，基本处于以上两种物质酸露点温度以下，所以火电厂一般在烟囱防腐上花费很大代价，或应用脱硫前烟气—净烟气(回转式GGH系统)抬升净烟气温度，但回转式GGH系统存在漏风、腐蚀等诸多问题。
使用低低温省煤器(MGGH)系统，彻底解决了以上问题，一方面大大节约了烟囱防腐成本，另一方面不会出现回转式GGH系统存在的诸多问题。
3.5低低温省煤器技术对湿法脱硫系统的好处
脱硫系统要确保其脱硫效率，需要严格控制反应烟温在70～90℃。由于锅炉排烟温度正常工况下都高于反应烟温的上限，反应烟温设计上需要由吸收塔内喷水量进行控制调节。烟温高，喷水量增大，否则，喷水量减少。
3.6低低温省煤器技术对厂用电的影响
由于在烟道内增设了换热装置，低低温省煤器增加的阻力由引风机克服，对引风机而言，虽然压头增大，但处理烟气流量减少，电耗基本持平，对脱硫增压风机而言，由于处理烟气流量减少，电耗将会下降。因此，从总体上来说，整个电厂的电耗也得到降低。由于处理烟气流量减少，电耗将会下降。因此，从总体上来说，整个电厂的电耗也得到降低。
4、案例介绍
○ 江苏华电扬州发电有限公司2×330MW机组低低温省煤器(MGGH)改造项目
4.1系统简介
由于扬州发电有限公司330MW机组的锅炉排烟温度较高，本次改造，考虑采用低低温省煤器技术，将除尘器入口烟气温度由135℃降至90℃，回收烟气的余热，用来加热凝结水及将脱硫岛出口烟气温度由50℃抬升至75℃以上，从而提高除尘器效率，减少脱硫工艺用水及增加机组能效的目的。
改造方案如下：
每台机组共安装4套低低温省煤器，通过低低温省煤器回收烟气余热，用于抬升脱硫岛出口烟气温度，代替原烟气GGH系统，防止石膏雨的形成及防止烟囱腐蚀，同时加热部分7号低加入口凝结水，提高机组发电能力。
系统简图如下：
4.2 设备参数：
4.3 设备运行画面：
4.4 节能减排数据分析：
4.4.1节约发电煤耗
改造前，除尘器入口烟气温度约135℃，经改造，换热器尾部排烟温度可降到90℃，此区间烟气降温幅度为45℃，其中回收的热量部分用于将320t/h的主机凝结水由61℃加热至86℃，热量共计9400KW。
4.4.2降低粉尘及PM2.5的排放
经过低低温省煤器(MGGH)系统改造后，除尘器出口粉尘排放值≤35mg/Nm3。经低低温省煤器、电除尘器和湿法脱硫系统后，PM2.5 在总尘中的比例约为 50%，低低温省煤器技术可大幅提高除尘效率，实现低排放，在大量减少总尘排放的同时也减少了 PM2.5 排放量。
4.4.3脱除SO3
烟气经过低低温省煤器(MGGH)降温段，由于烟气冷却器将烟气温度降低至酸露点温度附近，气态 SO3 将转化为液态的硫酸雾。因电除尘器入口含尘浓度很高，粉尘总表面积很大，为硫酸雾凝结附着提供了良好条件，SO3 去除率达到90%以上。改造后，大幅提高除尘效率，减少了PM2.5 排放，并通过脱除大部分 SO3，有效减少了大气中硫酸盐气溶胶(二次生成的PM2.5)的生成。
4.4.4脱硫节水
锅炉排烟被低温省煤器由135℃冷却至90℃，对于脱硫塔而言，相当于用于这部分烟气温降的喷水被节省下来。90℃的水蒸气焓值基本不变，故单位质量喷水吸收的热量基本不变。假定原有喷水温度为20℃，根据可用烟气余热量计算结果，可计算得到每台机组年节省脱硫塔喷水约10万吨左右，折合人民币12万多元。
4.电厂超低排放标准 篇四
关键词：燃煤电厂,超低排放,湿法烟气脱硫系统
烟气连续监测CEMS系统由颗粒物监测单元和气态污染物监测单元、烟气参数监测单元、数据采集与处理单元组成。CEMS系统测量烟气中烟尘浓度、气态污染物度,烟气参数(温度、压力、流速或流量、湿度、含氧量或二氧化碳浓度等),同时计算烟气中污染物排放量,通过CEMS数据采集系统显示和打印各种参数、图表,并通过数据、图文等方式传输至管理部门。
燃煤电厂超低排放湿法烟气脱硫系统CEMS系统包括脱硫装置入口和出口,脱硫装置入口一般监测SO2、O2、温度、压力、流量、烟尘等;脱硫装置出口监测烟气SO2、O2、NOx、温度、压力、流量、烟尘、湿度等。
烟气采样方法有直接抽取法、稀释抽取法和直接测量法。目前CEMS系统多采取直接抽取法。
SO2分析常用的分析方法有:非分散红外吸收法、紫外吸收法、稀释紫外荧光法、电导法、恒电位电解法等。非分散红外吸收法是以对非分散性IR辐射的吸收为基础的。测量相关波段红外线的衰减幅度即可测量相应气体的浓度。紫外吸收法通过SO2对紫外特征光谱的吸收原理进行测定。稀释紫外荧光法是采取稀释抽取+紫外荧光法。
氮氧化物NOx的分析方法主要有:非分散性红外吸收法(NDIR法)、恒电位电解法和稀释-化学发光法等。非分散性红外吸收法用选择性监测器测定NO,利用5.3μm波长的红外线吸收量的变化量,求出NO浓度。对于NO2,则要用还原式变换器还原成NO在测定。紫外吸收法是以光电变换形式测定NO或NO2对紫外线吸收量的变化量,求出NO或NO2浓度。非分光红吸收收法缺点是灵敏度较底,但其适用于NO较高浓度检测,但是若需要测量NO2时要增加钼转化器。紫外吸收法可以同时分别检测NO和NO2,从而得到NO2总量。
检测O2大多采用电化学氧化锆法或热磁法测量烟气中O2,也有采用电化学原电池法测量O2,氧化锆法分为直插式和抽出式,直插式是氧化锆探头直接插入烟道,测量的是湿烟气中的湿氧,抽出式通常是在烟气干燥、净化后进行干氧测量,也可以交替测量湿烟气中的湿氧。氧气传感器是根据一个燃料池的工作原理来工作的。氧气在阴极与电解液的分界面被转换成电流,并且所产生的电流与氧气的浓度成正比。
CEMS系统气态污染物的测试量程应设置双量程或多量程,低量程范围一般在相应污染物排放限值的1.5~2倍,高量程范围一般为原烟气的1.5~2倍,污染源正常排放时使用低量程,污染物排放浓度超过低量程上限值时仪器自动切换成高量程。
单从CEMS系统选型来说,可以选用离散式单组分分析仪,也可以选用多组分分析仪(最多可以选用四组分分析仪)或者模块化多组分分析仪。考虑到CEMS的成本等因素,目前国内电厂的主流选型一般是选用多组分分析仪。多组分分析仪的优点是,当系统出现故障时,只需处理单台分析仪,而不需要应对多台不同的分析仪,也不需要准备多套备品备件。缺点是一旦这台分析仪故障,所有组分的分析将中止,会导致整套CEMS不可用。
对于烟尘测量,目前采取的方法是抽取法,它从排放的烟气中抽取一定量的气尘浓度。其产生的测量信号强弱取决于排放烟气中的粉尘浓度。散射光信号,散射的信号强度与烟尘浓度成正比,因此可以计算出烟道中的粉尘浓度。经过持续加热以及空气稀释后,在测量池内通过光学原理(前散射)测量粉前散射测量原理:发射光源穿过烟道,照射烟尘粒子,被照射的烟尘粒子将散射光信号,散射的信号强度与烟尘浓度成正比,因此可以计算出烟道中的粉尘浓度。目前基本采用的是进口品牌。
需要安装在烟道变径处,有的在烟道拐弯处,流量测量准确度不理想。根据环保部相关文件:对普遍存在的烟气流速(流量)测量不准等问题应按技术规范要求调整采样点位,不具备调整条件的,换装矩阵式流速仪等新型设备。目前在电厂的改造工程中,有一部分电厂已经在采用矩阵式流量计测量烟气流量。矩阵式流速仪是基于类孔板原理,测量装置直接安装在烟道上,烟气流量测量探头插入烟道,一般布置在距离烟道顶部500mm以下和烟道底部500mm以上区域。当烟气在烟道内部流动时,迎风面的取压管压力较高,其压力成为动压,背风侧的取压管由于不受气流冲击,其管内的压力相对较小,成为静压,动压和静压之差成为差压。差压的大小与烟气流速有关,烟气流速越块,差压值越大;反之,烟气流速越慢,差压值越小。根据差压值和流速有对应的函数关系,通过测量差压值准确地测量烟气流量。由于烟道截面面积比较大,烟道直管段较短,单个测点无法准确测量出烟气流量。故采取在烟道截面上布置多个测点的测量方式。目前,在30万机组和60万机组的烟气脱硫过程中,根据烟道的大小,一般布置32个测点、48个测点或者64个测点。这些测点一般采取分组测量差压值,把测点的正压侧相连在一起,负压侧的测点连在一起,采用差压变送器测得烟气流量。
CEMS系统应在就地设置CEMS小屋,小屋面积不小于3x3m2,高度不小于3m。内应有空调和冬季采暖设备,室内温度应保持在(10~30)℃,湿度应≤60%,空调应具有来电自动重启功能,站房内应安装排风扇。CEMS系统仪器设备的工作电源应有良好的接地措施,接地电缆应采用大于4mm2的独芯护套电缆,接地电阻小于4Ω,且不能和避雷接地线共用。
随着国家对环保监管的不断深入,监管手段也逐渐规范和成熟。目前,已经要求脱硫装置出口的CEMS需要联网当地的环保部门,从而使环保部门可以实时地监管电厂的排放情况。部分省份的电网已要求将脱硫装置出口CEMS信号传送到电网的监管网络,从而将电厂的脱硫运行补贴与脱硫装置是否正常运行关联在一起。随着科技的进步和人民生活水平的提高,人们对环保问题会更加关注,也将更加注重CEMS的可用性、可靠性等指标。
参考文献
[1]王森,张广文,蔡井刚.燃煤电厂湿法烟气脱硫废水“零排放”蒸发浓缩工艺应用综述[J].陕西电力,2014(8):94-98.
5.电厂超低排放标准 篇五
国家目前对火电厂二氧化硫排放实行差别收费政策。按照排放标准中的限值来控制二氧化硫排放浓度, 能降低火电厂脱硫系统的运行成本, 但需缴纳过多的排污费用。降低二氧化硫排放, 能有效减少排污费用的缴纳, 但增加了脱硫系统的运行成本。
本文通过实验分析, 建立了我公司二氧化硫排放量与脱硫系统物耗之间的对应关系, 进而分析脱硫系统运行的经济性问题。实验结果表明, 在低负荷运行条件下, 将二氧化硫排放量降低至标准的50%能够有效降低排污与脱硫系统运营的总耗费, 进而提高脱硫系统运行的经济性。
2 背景
据国家发展改革委、财政部、环保部联合下发的文件《关于调整排污费征收标准等有关问题的通知》 (发改价格[2014]2008号) 第三条:“实行差别收费政策, 建立约束激励机制。企业污染物排放浓度值低于国家或地方规定的污染物排放限值50%以上的, 减半征收排污费。”
河南省发展改革委、财政厅、环保厅于2015年3月17日下发文件《关于调整我省排污费征收标准有关问题的通知》 (豫发改收费[2015]256号) , 落实差别排污收费政策, 第二条第4项:企业污染物排放浓度值低于国家或地方规定的污染物排放限值50%以上的, 减半征收排污费。
《火电厂大气污染物排放标准 (GB13223-2011) 》中规定的各项气态污染物排放浓度限值如表1所示。
根据公司排放实际情况, 烟尘排放浓度长期维持在13mg/Nm3, 无需优化即可享受排污费减半政策, 氮氧化物排放浓度均值80mg/Nm3, 距离限值50%差距较远, 实现的难度较大。二氧化硫排放浓度在110mg/Nm3左右, 有一定优化空间。现对二氧化硫排放浓度降至限值50%的经济性分析如下:经过配煤掺烧, 入炉煤硫分常年维持在0.8%左右, 在不改变入炉煤硫分的前提下, 分析机组负荷在30×104k W, 45×104k W, 60×104k W时, 比较能耗的增加与排污费的减少量。在分析脱硫系统运行状态的过程中, 忽略人工、耗水量、脱水皮带等物耗成本, 主要增加的能耗指标为石灰石耗量, 湿式球磨机耗电量、循环浆液泵耗电量, 目前公司石灰石采购价格112元/吨 (含税) , 厂用电成本0.355元/k W·h。
3 火电厂二氧化硫排放现状
经过配煤掺烧, 入炉煤硫分在0.8%左右, 调取2015年11月5日、11月10日、11月9日, 该机组平均发电负荷分别为30×104k W、45×104k W, 60×104k W时, SO2的排放浓度以及对应的物料消耗如表2所示。
该机组在不同负荷下石灰石耗量、耗电量、以及物耗费用如图1所示。
4 排放浓度调整实验
保持入炉煤硫分在0.8%左右, 调取2015年11月18日、11月23日、2月3日, #1机组平均发电负荷分别为30×104k W、45×104k W、60×104k W时, SO2的排放浓度以及对应的物料消耗如表3所示。
排放浓度调整前后SO2排污费与物耗费用差额表如表4所示。
5 结论与建议
(1) 在入炉煤硫分0.8%, 300MW负荷时, 物耗费用无明显上升, 排污费减半后, 每日共节省费用3350元, 每月可节省费用10.05万元。 (2) 在入炉煤硫分0.8%, 450MW负荷时, 物耗费用明显上升, 排污费减半后, 每日物耗费用增加350元, 每月增加物耗费用1.05万元。 (3) 在入炉煤硫分0.8%, 600MW负荷时, 物耗费用明显上升, 排污费减半后, 每日物耗费用增加10420元, 每月增加物耗费用31.26万元。 (4) 450MW负荷作为临界点, 当平均负荷率低于75%时, 机组可维持SO2排放浓度低于100mg/m3, 利于机组的经济化运行。在当前火力发电企业负荷率普遍不高的情况下, 具有一定的指导意义。
摘要：国家目前对火电厂二氧化硫排放实行差别收费政策。按照排放标准中的限值来进行二氧化硫排放, 能降低火电厂脱硫系统的运行成本, 但需缴纳过多的排污费用。降低二氧化硫排放, 能有效减少排污费用的缴纳, 但增加了脱硫系统的运行成本。本文通过实验分析, 建立了我公司二氧化硫排放量与脱硫系统物耗之间的对应关系, 进而分析脱硫系统运行的经济性问题。实验结果表明, 在低负荷运行条件下, 将二氧化硫排放量降低至标准的50%能够有效降低排污与脱硫系统运营的总耗费, 进而提高脱硫系统运行的经济性。
关键词：二氧化硫,排放浓度,经济性,火电厂
参考文献
[1]发改价格[2014]2008号关于调整排污费征收标准等有关问题的通知[S].
[2]豫发改收费[2015]256号关于调整我省排污费征收标准有关问题的通知[S].