第一篇：燃煤電站鍋爐煙氣污染物超低排放綜述

燃煤電站鍋爐煙氣污染物超低排放綜述

摘要：經(jīng)濟和社會的不斷發(fā)展，促使電力需求持續(xù)增加，但日益嚴峻的環(huán)境問題促使國家和各級政府出臺一系列政策措施，降低燃煤鍋爐煙氣污染物排放值，使其接近或低于燃氣輪機排放值。文章從超低排放的起源、爭議和面臨的問題三個方面進行闡述，最后給出超低排放發(fā)展的建議。

關鍵詞：超低排放 電站燃煤鍋爐 環(huán)境改善

引言：隨著我國經(jīng)濟不斷發(fā)展，對電力的需求不斷增加，預計至2015年全社會用電量將增長至6.27萬億千瓦時，2020年將達到8.2萬億千瓦時。相比較2013年分別增長17.9%和 54.1%。2015年的火電裝機容量將增長至10.5億千瓦，2020 年將達到14億千瓦。相比較2012年分別增長28.2%和70.9%。我國電力行業(yè)裝機容量在2011年超越美國，成為世界第一[1]。電力行業(yè)蓬勃發(fā)展的同時其造成的環(huán)境污染也不容忽視，據(jù)統(tǒng)計電力行業(yè)消耗煤量占我國總耗煤量的50%以上[2]，由燃煤造成的環(huán)境污染嚴重影響國民的身體健康，也是我國經(jīng)濟可持續(xù)發(fā)展的巨大障礙。為了控制電廠污染物排放量，降低燃煤對經(jīng)濟環(huán)境社會的影響，我國頒布了史上最嚴格的大氣污染物排放標準。面對日益嚴峻的環(huán)境問題，國家出臺了一系列政策規(guī)定來降低火電行業(yè)的污染物排放。在“十一五”期間我國的火電大氣污染物控制取得了巨大成就，在火電裝機容量不斷增長的情況下，燃煤污染物總排放量增幅較小且煙塵總排放量略有降低 [3]?！痘痣姀S大氣污染物排放標準》(GB 13223—2011)發(fā)布時，其標準受到廣泛的質(zhì)疑，認為其標準過于苛刻，在技術和經(jīng)濟性方面不足以支持此標準。但是由于霧霾頻發(fā)，該標準逐步為業(yè)內(nèi)認可。在新發(fā)布的污染物排放標準中首次增設燃氣輪機的污染物排放標準，國內(nèi)的電力相關企業(yè)及集團在新標準的基礎上加以研究并提出了“超低排放”。目前我國將燃煤鍋爐排放值低于燃氣輪機的標準稱為“超低排放”或“近零排放”[4]。

根據(jù)我國目前電力發(fā)展情況，有專家學者提出采用污染物高效協(xié)同脫除技術，降低燃煤鍋爐污染物排放使其達到燃氣輪機排放水平。本文從超低排放政策措施、超低排放存在的爭論展開，并對超低排放對環(huán)境改善效果和其經(jīng)濟性展開論述。

一、超低排放及與其相關的政策措施

超低排放由污染物協(xié)同脫出系統(tǒng)對鍋爐煙氣進行凈化處理達到，超低排放系統(tǒng)由多種高效污染物脫除系統(tǒng)組成，一種設備可以同時脫除多種污染物，通過將不同設備的功能進行優(yōu)化及污染物控制系統(tǒng)整合優(yōu)化，可以實現(xiàn)SCR反應器、除塵設備、FGD脫硫塔和ESP等環(huán)保裝置協(xié)同工作[5]。通過裝置優(yōu)化與系統(tǒng)整合不僅可以提高自身的污染物脫除效率，降低污染物排放值，同時可以實現(xiàn)多種污染物協(xié)同脫除，使電廠的污染物排放達到超低排放的要求。

在二氧化硫減排方面，主要通過對FGD脫硫系統(tǒng)改進，如增加噴淋層數(shù)、提高液氣比等。在氮氧化物方面，首先使用低氮燃燒技術，降低鍋爐氮氧化物生成量，再通過使用新型催化劑等技術提高SCR的脫硝效率。在煙塵、三氧化硫及重金屬方面，主要利用SCR脫硝系統(tǒng)、除塵器、FGD脫硫系統(tǒng)等協(xié)同作用以實現(xiàn)超低排放[6]。國家多部門聯(lián)合制定了《煤電節(jié)能減排升級與改造行動計劃》(2014——2020年)，發(fā)達省份也根據(jù)各省實際情況提出相應的政策措施。國內(nèi)外已有在運行超低排放鍋爐，其大多數(shù)在中國，美國和日本也有數(shù)臺。例如浙能嘉興電廠、六橫電廠、上海外高橋電廠、日本碧南電廠、美國Prairie States電廠等，現(xiàn)運行機組多為示范工程。

二、關于超低排放的爭論

超低排放一提出便受到廣泛的關注與爭議，目前我國的污染物排放標準與發(fā)達國家相比也處于領先水平，許多專家學者認為相較于提高污染物排放標準，其投入可能比其產(chǎn)出更多造成得不償失。表1為我國新污染物排放標準與發(fā)達國家的排放標準對比，其中美國的排放標準較為復雜與煤質(zhì)有很大關系，通過折算才能與各國標準對比。通過比對可以發(fā)現(xiàn)，目前我國的重點地區(qū)排放限值除在顆粒物方面比美國高一點外，SO2和NOx全面優(yōu)于德國、日本和澳大利亞。在發(fā)改委、能源局和環(huán)保部聯(lián)合發(fā)布的[2014]2093文件中排放值要求全面優(yōu)于上述國家的排放值。

表1 中國與主要發(fā)達國家污染物排放標準對比(mg/m3)

國家備注顆粒物SO2NOx

中國

2015年新標準30200200

重點地區(qū)2050100

發(fā)改能源[2014]2093103550

美國[7](折算)2005年2月28日至2011年5月3日18.5185135

2011年5月3日及以后新建、擴建12.3136.195.3

德國 20200200

日本 50200200

澳大利亞 100200460

污染物排放濃度越低，其投入的運行費用與設備改造費用也就越低，因此在重點地區(qū)排放標準的基礎上是否還需進一步提高排放標準成為爭論的焦點。下面從經(jīng)濟性，可行性等方面來分析超低排放是否科學。

經(jīng)濟性是企業(yè)研究重點之一，在不違反法律與規(guī)定的同時爭取利益最大化是每個企業(yè)追求的目標。從成本上說，將全國一般燃煤電廠實施超低排放的，約需要投資600億元以上，年運行成本也會增加300億元以上[8]。我國火電污染物排放總量巨大，實行超低排放后我國重點區(qū)域內(nèi)其在煙塵、二氧化硫、氮氧化物增加的減排量分別為7萬噸、10.5萬噸和35萬噸，占全國總量的1.04%、0.56%和1.9%，可以發(fā)現(xiàn)實行超低排放對我國污染物減排貢獻有限。熊躍輝[9]指出在目前不能大規(guī)模建設超低排放燃煤機組的原因有如下幾點：(1)目前超低排放僅包括當氧化物、二氧化硫和煙塵3項，在二氧化碳、汞、廢水和其他污染物方面未做考慮，因此不能盲目建設超低排放燃煤機組。(2)在國家補貼的基礎上，實現(xiàn)超低排放也會造成多數(shù)發(fā)電企業(yè)無利可圖，這降低了企業(yè)在鍋爐超低排放的積極性。(3)目前燃氣輪機發(fā)電成本高于超低排放燃煤發(fā)電約一倍，但考慮在燃料開采、運輸和使用過程中對生態(tài)和人體危害等方面的綜合成本來說，超低排放燃煤機組的成本優(yōu)勢可能會減弱甚至消失。

實行超低排放應該經(jīng)過科學論證和嚴謹?shù)臋z驗驗證，在超低排放對環(huán)境改善方面應該科學研究。必須從機理上清楚了解污染物排放與環(huán)境改善的關系，我國的絕對減排量巨大，但是環(huán)境改善卻不明顯，在以后的政策制定時應該以改善環(huán)境為前提。

超低排放在環(huán)境改善的積極意義有如下幾點：(1)燃煤機組大氣污染物排放占我國總大氣污染物排放的33%以上，超低排放可以在絕對總量上降低污染物排放。通過對企業(yè)停產(chǎn)限產(chǎn)等政策，可以明顯改善地區(qū)空氣質(zhì)量，今年APEC期間北京的環(huán)境就得到很大改觀。(2)采用超低排放可以刺激環(huán)保事業(yè)的不斷進步，隨著經(jīng)濟水平不斷發(fā)展，國民對環(huán)境質(zhì)量的要求也在不斷提高，通過提高排放標準可以倒逼企業(yè)進行技術革新并采用更加先進的設備。(3)保護環(huán)境是每個公民應盡義務，以更加嚴格的排污標準要求自己也是每個企業(yè)履行社會責任的體現(xiàn)，這還有助于形成共同減排，集體環(huán)保的社會氛圍。

超低排放對空氣環(huán)境中PM2.5減少也具有積極意義，煤煙灰、機動車尾氣、城市揚塵是PM2.5的三大主要來源，其貢獻比例分別為14.37%、15.15%、20.42%[10]。根據(jù)對燃煤鍋爐排放的顆粒物粒徑分析可以發(fā)現(xiàn)鍋爐產(chǎn)生的初始顆粒物粒徑分布為PM10與總懸浮顆粒物比值為32%~48 %, PM2.5與總懸浮顆粒物比值為 2% ~4 %, PM2.5與PM10比值為5%～12%。采用五電場靜電除塵器后顆粒物排放濃度<20 mg/m3,粒徑分布為PM10與總懸浮顆粒物比值為92%～ 94%, PM2.5與總懸浮顆粒物比值為87%～ 90%, PM2.5與PM10比值為95～96%[11]。采用袋式除塵器后顆粒物排放濃度<20 mg/m3,粒徑分布為PM10與總懸浮顆粒物比值為 97%, PM2.5與總懸浮顆粒物比值為96%, PM2.5與PM10比值為99%[12]。通過上述數(shù)據(jù)可以發(fā)現(xiàn)，鍋爐排出的顆粒物以大粒徑顆粒物為主，經(jīng)過靜電除塵器或布袋除塵器大粒徑顆粒物被捕捉，排入空氣中的顆粒物以小粒徑顆粒物為主，排入空氣中的PM2.5約為96%。

三、超低排放面臨的問題

在我國超低排放超速發(fā)展甚至是躍進有深層次原因。由于火電的排放問題一直困擾著電廠發(fā)展，減排壓力促使國家出臺“上大壓小”政策，使我國火電機組向大功率、大容量發(fā)展。雖然大容量機組在能耗和污染物排放方面優(yōu)于小容量機組，但由于機組設備發(fā)電負荷低和機組利用小時數(shù)低等原因，大容量鍋爐的實際效率和污染物排放都與設計值有較大差距。受更加嚴格排放限值的壓力，許多電廠在原有污染物脫出設備基礎上進一步投資大量資金進行升級改造。對現(xiàn)役機組燃煤機組的升級改造后，從特別排放限制到燃機輪機排放標準，對于1000MW機組，需要增加的成本為0.96分/千瓦時;對于600MW機組，需要增加的成本為1.43分/千瓦時;對于300MW機組，需要增加的成本為1.87分/千瓦時[7]。

對于發(fā)電企業(yè)而言，申請大容量機組不僅可以降低單位建設成本還可以獲得更高的發(fā)電量配額，上網(wǎng)電量指標的高低關系著電廠的效益?；痣姍C組利用小時雖然高于小容量機組，但其設備利用率并未達到最佳。此外大容量機組的負荷率偏低造成的美煤耗增加也是不容忽視的。根據(jù)機組實際運行情況，機組負荷率提高10%，不同等級的機組影響供電煤耗也在5克/千瓦時以上[13]。這無形中就造成了資源浪費，并且隨著大容量火電機組不斷增加，浪費現(xiàn)象可能會更加嚴重。

在調(diào)峰上大容量機組不具備優(yōu)勢，且調(diào)峰過程對地方電網(wǎng)影響大。我國的小容量機組都比較老舊，因此在實際調(diào)峰過程中還是依靠新建大機組。在我國機組建設過程中沒有充分調(diào)研和論證，在大小容量機組的分配中不合理。每次國家環(huán)保政策的出臺，都會造成部分電廠環(huán)保設施改造重建，造成嚴重的重復投資。升級改造往往需要對管道和設備進行重新設定，對某些電廠而言建設完成時預留場地有限，新增加的設備布置又成為一個新問題。還有一些正在進行改造的電廠在新政策出臺后需要對原有方案進行推翻重新設計，這就造成前期大量資金投入的浪費。

除了資金浪費之外，火電企業(yè)超低排放給電廠技術選擇和管理方面也會帶來壓力。在現(xiàn)有技術條件下實現(xiàn)超低排放需要增加環(huán)保設備，通過控制煤質(zhì)、系統(tǒng)優(yōu)化等手段來實現(xiàn)，這回造成系統(tǒng)穩(wěn)定性降低、能耗增加、煙道阻力增加等問題，企業(yè)在穩(wěn)定運行和資金投入方面都會有巨大壓力[14]。

四、超低排放發(fā)展的建議

在上述對超低排放經(jīng)濟性和可行性分析的基礎上，從政策制定、電廠運行管理等方面對其提出建議。超低排放有其積極的意義，在目前技術條件不斷進步的情況下可以適當發(fā)展，在未做充分調(diào)研論證的情況下不可盲目躍進式發(fā)展。由于經(jīng)濟發(fā)展水平、人口密度等條件因素我國將將大氣污染物防治區(qū)域分為重點區(qū)域和一般控制區(qū)，并對不同區(qū)域?qū)嵭胁煌奈廴疚锟刂茦藴省?/p>

根據(jù)不同區(qū)域差異化控制要求，建議在重點控制區(qū)優(yōu)先發(fā)展超低排放技術。對新建、改造和改造不久機組采取不同政策，對新建、改建機組重點要求，新改建鍋爐給予合適緩沖時間，降低其原改造過程投入資金浪費，因地制宜采用更加經(jīng)濟合理方案。

超低排放技術原始投資巨大，運行費用較高，因此發(fā)電企業(yè)在超低排放方面積極性并不高。我國對脫硫、脫硝電價實行補貼政策，但相較于高昂的原始投資和運行費用，補貼費用很難彌補電力企業(yè)在煙氣凈化方面的投入。隨著燃煤鍋爐污染物脫除一體化協(xié)同控制技術的發(fā)展，預計至2050年我國燃煤電廠可以將煙塵排放量控制在50萬噸，SO2和NOx年排放量都可以控制在200噸左右[15]。在大氣污染物控制和二次污染防治方面的成本約為6分每千瓦時，建議根據(jù)火電廠大氣污染物控制的階段和地區(qū)差異，進一步調(diào)整環(huán)保電價政策，通過環(huán)保電價補貼和經(jīng)濟杠桿激發(fā)企業(yè)的守法主動性。此外國家可以適當提高對污染物減排表現(xiàn)優(yōu)秀的企業(yè)給予稅費和發(fā)電時長等方面照顧。

雖然目前我國燃煤電廠100%都安裝了脫硫設施，但其污染物脫除率遠低于設計值。如果其脫硫效率可以達到90%那么也可以減少一半以上的二氧化硫。此外我國還存在大量的自備電廠，其脫硫效率約為45.3%，加強自備電廠脫硫設施的運行情況勢在必行。在脫硝設備運行過程中也存在脫硝效率低等情況，因此電廠脫硝潛力巨大。除了加強對污染物控制系統(tǒng)的運行情況，還需加大對違規(guī)電廠處罰力度，提高企業(yè)違法成本。

目前我國發(fā)電煤耗量占全國總煤耗52.8%，遠低于美國的93.3%、德國的 83.9%、韓國的 61.7%，與集中高效利用相差甚遠。由取暖、供熱的小鍋爐耗煤量占我國煤炭消耗比例較重，小型鍋爐煙氣脫硫、脫硝及除塵設備的脫除效率較低，遠低于燃煤電廠。2012年我國工業(yè)鍋爐耗煤4億多噸，排放了410萬噸煙塵、570萬噸SO2和200萬噸的NOx，工業(yè)鍋爐污染物排放量大且貼近地面，對環(huán)境空氣質(zhì)量影響很大[7]?？梢钥闯鱿啾扔谔岣呷济哄仩t排放標準，實行“以電代煤”、關停小鍋爐和集中供熱等措施可以更大幅度的減少大氣污染物排放。集中供熱不僅能夠極大地提高能源的利用效率，減少能源的不必要浪費，還可以取消分散的小型鍋爐供熱騰出許多城市空間和改善城市環(huán)境和容貌降低小鍋爐產(chǎn)生的污染物[16]。

五、結論

通過以上論述可以得出以下結論：

1、超低排放可以降低污染物排放，其占大氣污染物總排放比重較低，超低排放需要增加投資和運行費用，需要根據(jù)地區(qū)、煤質(zhì)、鍋爐的實際情況確定合適方案，在目前不應該盲目跟風建設超低排放燃煤鍋爐機組。

2、采取集中供熱等形式減少小型工業(yè)鍋爐數(shù)量，不僅可以提高能源利用效率，也可以避免由于工業(yè)鍋爐污染物脫除率低，間接造成大氣污染物增加的情況。

3、超低排放會耗費大量建設資金和運行費用，國家需要制定相應的獎勵措施，確保此類環(huán)保設施可以長期穩(wěn)定運行。對于已經(jīng)達到特別排放限值的燃煤機組，再進行超低排放改造對污染物減排無益。

4、提高煤炭用于發(fā)電的比例;對高污染、高能耗的小型工業(yè)鍋爐進行“以電代煤”改造，氣源充足地區(qū)可以進行“以氣代煤”;合理建設燃煤機組，根據(jù)情況合理建設調(diào)峰機組，提高大容量機組基準負荷率和發(fā)電時長?？梢越档腿济哄仩t污染物排放總量，改善大氣環(huán)境質(zhì)量。

第二篇：鋼鐵工業(yè)大氣污染物超低排放標準(河北省)

前 言

本標準按照GB/T 1.1-2009給出的規(guī)則起草。

本標準代替DB13/ 2169—2015《鋼鐵工業(yè)大氣污染物排放標準》。與DB13/ 2169-2015相比主要技

術變化如下：

——修改了燒結（球團）、高爐煉鐵、煉鋼和軋鋼工序顆粒物、二氧化硫、氮氧化物大氣污染物排放濃度限值；

——增加了廠界苯、甲苯、二甲苯、非甲烷總烴無組織排放濃度限值。本標準由河北省環(huán)境保護廳提出。

本標準起草單位：河北省眾聯(lián)能源環(huán)?？萍加邢薰?、河北環(huán)學環(huán)?？萍加邢薰尽１緲藴手饕鸩萑耍豪顐?、張仲成、沈紹進、李士雷、王徐濤、賈新艷、王家強。本標準所代替標準的歷次版本發(fā)布情況：--DB13/ 1461-2011--DB13/ 2169-2015 本標準由河北省環(huán)境保護廳負責解釋。鋼鐵工業(yè)大氣污染物超低排放標準 1 范圍

本標準規(guī)定了河北省鋼鐵工業(yè)生產(chǎn)企業(yè)或生產(chǎn)設施的大氣污染物排放限值、監(jiān)測和監(jiān)控要求，以及標準的實施與監(jiān)督等相關規(guī)定。

本標準適用于河北省現(xiàn)有鋼鐵企業(yè)或生產(chǎn)設施的大氣污染物、以及鋼鐵工業(yè)建設項目的環(huán)境影響評價、環(huán)境保護設施設計、竣工環(huán)境保護驗收、排污許可及其投產(chǎn)后的大氣污染物的排放管理。規(guī)范性引用文件

下列文件對于本文件的應用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，僅注日期的版本適用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改單）適用于本文件。

GB/T 15432 環(huán)境空氣 總懸浮顆粒物的測定 重量法 GB/T 16157 固定污染源排氣中顆粒物測定與氣態(tài)污染物采樣方法 HJ/T 27 固定污染源排氣中氯化氫的測定 硫氰酸汞分光光度法 HJ/T 29 固定污染源排氣中鉻酸霧的測定 二苯基碳酰二肼分光光度法 HJ 38 固定污染源廢氣 總烴、甲烷和非甲烷總烴的測定 氣相色譜法 HJ/T 42 固定污染源排氣中氮氧化物的測定 紫外分光光度法

HJ/T 43 固定污染源排氣中氮氧化物的測定 鹽酸萘乙二胺分光光度法 HJ/T 55 大氣污染物無組織排放監(jiān)測技術導則 HJ 57 固定污染源廢氣 二氧化硫的測定 定電位電解法 HJ/T 67 大氣固定污染源氟化物的測定 離子選擇電極法

HJ 75 固定污染源煙氣（SO 2、NO X、顆粒物）排放連續(xù)監(jiān)測技術規(guī)范

HJ 76 固定污染源煙氣（SO 2、NO X、顆粒物）排放連續(xù)監(jiān)測系統(tǒng)技術要求及檢測方法 HJ 77.2 環(huán)境空氣和廢氣 二噁英類的測定 同位素稀釋高分辨氣相色譜-高分辨質(zhì)譜法 HJ/T 397 固定源廢氣監(jiān)測技術規(guī)范

HJ/T 398 固定污染源排放 煙氣黑度的測定 林格曼煙氣黑度圖法 HJ 539 環(huán)境空氣 鉛的測定 石墨爐原子吸收分光光度法 HJ 544 固定污染源廢氣 硫酸霧的測定 離子色譜法 HJ 548 固定污染源廢氣 氯化氫的測定 硝酸銀容量法 HJ 549 環(huán)境空氣和廢氣 氯化氫的測定 離子色譜法

HJ 583 環(huán)境空氣 苯系物的測定 固體吸附/熱脫附-氣相色譜法

HJ 584 環(huán)境空氣 苯系物的測定 活性炭吸附/二硫化碳解吸-氣相色譜法 HJ 604 環(huán)境空氣 總烴、甲烷和非甲烷總烴的測定 直接進樣-氣相色譜法 HJ 629 固定污染源廢氣 二氧化硫的測定 非分散紅外吸收法

HJ 644 環(huán)境空氣 揮發(fā)性有機物的測定 吸附管采樣-熱脫附/氣相色譜-質(zhì)譜法 HJ 657 空氣和廢氣 顆粒物中鉛等金屬元素的測定 電感耦合等離子體質(zhì)譜法 HJ 685 固定污染源廢氣 鉛的測定 火焰原子吸收分光光度法 HJ 692 固定污染源廢氣 氮氧化物的測定 非分散紅外吸收法 HJ 693 固定污染源廢氣 氮氧化物的測定 定電位電解法

HJ 734 固定污染源廢氣 揮發(fā)性有機物的測定 固相吸附-熱脫附/氣相色譜-質(zhì)譜法 HJ 759 環(huán)境空氣 揮發(fā)性有機物的測定 罐采樣/氣相色譜-質(zhì)譜法

HJ 777 空氣和廢氣 顆粒物中金屬元素的測定 電感耦合等離子體發(fā)射光譜法 HJ 836 固定污染源廢氣 低濃度顆粒物的測定 重量法 DB13/ 2169-2015 鋼鐵工業(yè)大氣污染物排放標準 DB13/T 2376 固定污染源廢氣 顆粒物的測定 β 射線法

2016年 第1號 河北省環(huán)境保護廳關于河北省鋼鐵行業(yè)執(zhí)行大氣污染物特別排放限值的公告

《污染源自動監(jiān)控管理辦法》(國家環(huán)境保護總局令第28號)《環(huán)境監(jiān)測管理辦法》（國家環(huán)境保護總局令第39號）3 術語和定義

下列術語和定義適用于本文件。3.1鋼鐵工業(yè)

本標準所指鋼鐵工業(yè)包括燒結(球團)、高爐煉鐵、煉鋼、軋鋼等生產(chǎn)工序。3.2現(xiàn)有企業(yè)

在本標準實施之日前，建成投產(chǎn)或環(huán)境影響評價文件已通過審批的生產(chǎn)企業(yè)或設施。3.3新建企業(yè)

本標準實施之日起，環(huán)境影響評價文件通過審批的新、改、擴建生產(chǎn)企業(yè)或設施。3.4標準狀態(tài)

溫度為273K,壓力為101325Pa時的狀態(tài),簡稱“標態(tài)”。本標準規(guī)定的大氣污染物排放濃度均以標 準狀態(tài)下的干氣體為基準。3.5排氣筒高度

自排氣筒（或其主體建筑構造）所在的地平面至排氣筒出口計的高度，單位為m。3.6企業(yè)邊界

鋼鐵工業(yè)企業(yè)的法定邊界。若無法定邊界,則指企業(yè)的實際邊界。4 污染物排放控制要求

4.1 有組織排放大氣污染物排放標準

現(xiàn)有企業(yè)2020年10月1日前執(zhí)行《鋼鐵工業(yè)大氣污染物排放標準》（DB13/ 2169-2015）和《河北省環(huán)境保護廳關于河北省鋼鐵行業(yè)執(zhí)行大氣污染物特別排放限值的公告》（2016年第1號）中規(guī)定的排放限值，2020年10月1日起執(zhí)行表1～表4規(guī)定的排放限值。新建企業(yè)自標準實施之日起執(zhí)行表1～表4規(guī)定的排放限值。

4.2 無組織排放污染物濃度限值 企業(yè)大氣污染物無組織排放執(zhí)行表5規(guī)定的限值。

鐵精礦等原料，煤、焦粉等燃料以及石灰石等輔料的儲存建設封閉料場（倉、棚、庫），并采取噴淋、清掃等抑塵措施，料場路面硬化，出口設置車輪和車身清洗裝置；廠內(nèi)鐵精礦等大宗物料及煤、焦粉等燃料采用密閉皮帶、封閉通廊或管狀帶式輸送機等封閉式輸送裝置。各生產(chǎn)單元在裝卸、加工、貯存、輸送物料時的揚塵點，燒結（球團）設備，煉鐵出鐵場的出鐵口、主溝、鐵溝、渣溝等，以及煉鋼鐵水預處理、轉(zhuǎn)爐兌鐵、電爐加料、出渣、出鋼等產(chǎn)生大氣污染物的生產(chǎn)工序應設立局部氣體收集系統(tǒng)和集中凈化處理裝置，凈化后的氣體由排氣筒排放。

4.3 煙氣林格曼黑度要求

鋼鐵企業(yè)生產(chǎn)尾氣確需要燃燒排放的，其煙氣林格曼黑度不得超過1級。4.4 排氣筒(煙囪)高度要求 所有排氣筒高度應不低于15m。排氣筒周圍半徑200m范圍內(nèi)有建筑物時，排氣筒高度還應高出最高建筑物3m以上。

4.5 基準含氧量要求

燒結機頭（球團焙燒）煙氣實測排氣筒中大氣污染物排放濃度應按公式（1）換算為含氧量16%狀態(tài)下的基準排放濃度，并以此作為判定排放是否達標的依據(jù)。煉鋼石灰窯、白云石窯以及軋鋼熱處理爐實測排氣筒中大氣污染物排放濃度應按公式（1）換算為含氧量8%狀態(tài)下的基準排放濃度，并以此作為判定排放是否達標的依據(jù)。在國家、省未規(guī)定其他生產(chǎn)設施單位產(chǎn)品基準排氣量之前，暫以實測濃度作為判定大氣污染物排放是否達標的依據(jù)。污染物監(jiān)測要求

5.1 對企業(yè)排放廢氣的采樣，應根據(jù)監(jiān)測污染物的種類，在規(guī)定的污染物排放監(jiān)控位置進行，有廢氣處理設施的，應在該設施后監(jiān)控。在污染物排放監(jiān)控位置應設置永久性標識。5.2 新建企業(yè)和現(xiàn)有企業(yè)安裝污染物排放自動監(jiān)控設備的要求，按有關法律、法規(guī)、技術規(guī)范和《污染源自動監(jiān)控管理辦法》的規(guī)定執(zhí)行。

5.3 對企業(yè)污染物排放情況進行監(jiān)測的頻次、采樣時間等要求，按國家有關污染源監(jiān)測技術規(guī)范的規(guī)定執(zhí)行。燒結、電爐二噁英類指標每年監(jiān)測一次。

5.4 排氣筒中大氣污染物的監(jiān)測采樣按 GB/T 16157、HJ/T 397、HJ 732 規(guī)定執(zhí)行。5.5 廠內(nèi)大氣污染物無組織排放的采樣點設在生產(chǎn)廠房門窗、屋頂、氣樓等排放口處，并選濃度最大

值。若無組織排放源露天或有頂無圍墻，監(jiān)測點應選在距煙（粉）塵排放源 5m，最低高度 1.5m 處任意點，并選濃度最大值。無組織排放監(jiān)控點的采樣，采用任何連續(xù) 1h 的采樣計平均值，或在任何 1h內(nèi)，以等時間間隔采集 4 個樣品計平均值。

5.6 企業(yè)應按照有關法律和《環(huán)境監(jiān)測管理辦法》、排污許可證等的規(guī)定，對排污狀況進行監(jiān)測，并保存原始監(jiān)測記錄。5.7 廠（場）界顆粒物無組織排放的監(jiān)測，監(jiān)測方法執(zhí)行 HJ/T 55 的規(guī)定。

5.8 對大氣污染物排放濃度的測定選取表 6 所列的方法標準。本標準發(fā)布實施后，有新發(fā)布的監(jiān)測分析方法標準，其方法適用范圍相同的，也適用于本標準對應污染物的測定。實施與監(jiān)督

6.1 本標準由縣級及其以上人民政府環(huán)境保護行政主管部門負責監(jiān)督實施。

6.2 本標準中未作規(guī)定的內(nèi)容和要求，按現(xiàn)行相應標準執(zhí)行；國家、行業(yè)或地方標準排放限值要求嚴于本標準的，執(zhí)行相應標準限值要求。

6.3 在任何情況下，企業(yè)均應遵守本標準的污染物排放控制要求，采取必要措施保證污染防治設施正常運行。各級環(huán)保部門在對企業(yè)進行監(jiān)督性檢查時，可以將現(xiàn)場即時采樣或監(jiān)測的結果，作為判定排污行為是否符合排放標準以及實施相關環(huán)境保護管理措施的依據(jù)。

第三篇：燃煤小鍋爐煙氣治理

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燃煤小鍋爐煙氣治理

作者：孫倩

來源：《科技創(chuàng)新導報》2012年第01期

摘 要:通過對燃煤小鍋爐的現(xiàn)狀分析,并對煙氣治理設備進行分析,結合實際,介紹了自制煙氣治理設施的結構和原理,證明小投資也能達到污染治理的目的。

關鍵詞:煙氣治理

中圖分類號:X332 文獻標識碼:A 文章編號:1674-098X(2012)01(a)-0127-01

環(huán)境是人類賴以生存的最基本的要素,然而由于人類生產(chǎn),生活活動的進行排出大量的有害物質(zhì),對大氣造成了嚴重污染。而它們最主要的來源是燃煤鍋爐產(chǎn)生的廢氣。如何解決這些生存發(fā)展和環(huán)境污染的雙方壓力,必須尋求一種投資少,運行費用低,便于維護等集除塵和脫硫為一體的治理設施,它是環(huán)保工作者的責任和要求。我縣的企業(yè)現(xiàn)狀

我縣大型企業(yè)少,企業(yè)主要以小型板材和防水建材行業(yè)為主,企業(yè)生產(chǎn)規(guī)模小,但卻是縣財政收入的主要來源。所以必須找到一種即解決企業(yè)污染又能使其投資不大的治理方法。根據(jù)實際情況,這類企業(yè)所用鍋爐都在2噸以內(nèi),填煤主要是人工填煤,造成燃煤的煤層厚度和燃燒沒有規(guī)律可言,當煤被大量投入爐膛時,此時正需大量空氣進行燃燒,而從爐下通入的空氣因煤層的加厚而不能充分接觸,致使部分揮發(fā)物在高溫缺氧的情況下分解和裂化生成炭黑。當煤層充分燃燒時,顆粒污染物相對減少。這樣的小鍋爐容易產(chǎn)生沒有規(guī)律的煙氣污染。另外我國各地的煤炭都有不同程度地含有化學成分“硫”,據(jù)國家環(huán)?？偩治廴究刂扑靖彼鹃L李新民介紹說,2010年在燃煤增長7億噸的前提下,SO2增長了27%。SO2的主要來源有50%左右來自于燃煤。SO2排放總量高達2549萬噸,居世界第一。因此對鍋爐產(chǎn)生的煙氣不但要進行除塵治理,還要進行脫硫除去SO2。而我縣的小企業(yè)燃煤鍋爐的之煙氣治理,有必要選用高效率,低能耗,投資少,占地面積小的除塵脫硫裝置。煙氣治理原理、結構及成效

自2008年以來,我們一直對企業(yè)小鍋爐的煙塵凈化進行跟蹤研究和對比,并不斷改進煙氣凈化設施,逐步完善了對小鍋爐煙氣的治理改造。以前的除塵設施主要是采用干式旋風除塵器,利用旋轉(zhuǎn)氣流的離心力來捕捉灰塵。這種除塵器阻力大,效率低,對小顆粒煙塵不起作用,也不能除去SO2。因此這種除塵設備不能滿足當前環(huán)保形勢的要求。而標準的濕法除塵設備,雖然降塵效率高,但投資大,企業(yè)不能接受。由于小鍋爐大多采用填煤時開啟引風機,然后自然通風的燃燒方式,其煙囪抽力很小,所以必須在原有濕式除塵器的原理基礎上減少煙氣與液體接觸的阻力、同時所選液體具有脫硫功能。而脫硫效率與溶液的PH有關,并隨pH值增加而增大。為增大脫

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硫效率,需采取投加堿性物質(zhì)的方法來提高除塵水的pH值。通過對比,發(fā)現(xiàn)一般除塵水的PH值控制在9～11之間。除去SO2的效果最好。常用的堿性物質(zhì)有氨液、石灰、碳酸鈉或氫氧化鈉等一些堿性物質(zhì)。它主要是利用堿性物質(zhì)與SO2反應達到除去SO2的目的。濕法除塵在增加煙氣和液體接觸時間的同時,又提高SO2的治理效率。所以采用的濕法除塵設備要盡可能使煙氣和液體充分接觸,這樣就能很好地滿足即能除塵又能除去SO2的目的。

通過對多家小企業(yè)調(diào)查研究發(fā)現(xiàn),大多數(shù)企業(yè)在原有旋風除塵器的基礎上,再增加自制濕法除塵器。企業(yè)可自制濕法除塵器,只要能有效地增大煙氣與水的接觸面積和接觸時間,從而導致煙氣和水混合充分。除塵效率就會提高,從而達到環(huán)保要求。現(xiàn)通過對一自制除塵設備進行介紹,在小企業(yè)增加少量投資的基礎上,達到理想的治污效果。該濕式除塵器結構簡單,其主要原理是使堿性液體從高空噴淋與從低處進入的煙氣接觸,并在氣流的流動方向上安裝折流板。利用堿性液體與灰塵的碰撞使灰塵吸附液滴,從而使灰塵的質(zhì)量增大。在氣流的流動方向安裝折流板,使氣流曲線運動,加大了煙氣流動路程和時間,從而達到除塵的目的。折板越多,除塵效果越好。濕法除塵中的水被堿性液體所代替,而堿性液體可根據(jù)實際條件合理選用,宜選用便于取得成本低廉的物質(zhì)。根據(jù)我縣實際,可選用化肥廠生產(chǎn)過程中產(chǎn)生的廢棄液氨。液氨和SO2反應,從而達到消除SO2的目的。該設備投資低,除塵脫硫效率高。其具體結構如圖1所示,原理是堿性溶液通過淋淋水裝置均勻噴出,撞擊到擋板后碎裂成細小的液滴和水霧,極大地增加了與煙氣的接觸面積,使得SO2與堿液充分接觸反應,達到了消除SO2的目的。同時灰塵吸附上大量的液滴,質(zhì)量變大。依慣性繼續(xù)沿直線前進,被折流板擋下達到除塵目的。折流板上的灰塵被溶液沖到沉淀池中,經(jīng)粗細兩層濾網(wǎng)過濾后變成溶液,由水泵加壓后進入淋水裝置循環(huán)使用,濾網(wǎng)上的污泥可定期清除。溶液定期檢測pH并調(diào)整到9－11。此裝置阻力小,效率高,無水污染等問題,堿液可循環(huán)使用,非常適合小鍋爐的污染治理。

該組合式煙氣治理設施自2008年投入運行以來,經(jīng)過不斷改進和完善,在近3年的使用中未出現(xiàn)異常情況。水泵有輕微的腐蝕,煙塵排放濃度為100－110mg/m3,SO2的排放濃度200-220mg/m3,林格曼黑度＜1,符合GB13271－2001《鍋爐大氣污染物排放標準》。結語

通過對鍋爐現(xiàn)有治理設施的改造，在不增加企業(yè)的過重負擔,又滿足了環(huán)保要求。堿液的循環(huán)使用,減少了用水量和水的二次污染,系統(tǒng)結構簡單,便于維護。在設備運行過程中定期檢測溶液的pH,保證溶液的pH在9－11之間,以滿足SO2吸收效率,而運行成本很低。煙氣中SO2與堿性物質(zhì)反應后,其生成物隨除塵器除下的煙塵降落到過濾池中,需定期清理,污泥中含有一定量的銨鹽,污泥可用于農(nóng)田建設即增加了氮肥而又不會造成二次污染。

第四篇：全面實施燃煤電廠超低排放和節(jié)能改造工作方案

全面實施燃煤電廠超低排放和節(jié)能改造

工作方案

全面實施燃煤電廠超低排放和節(jié)能改造，是推進煤炭清潔化利用、改善大氣環(huán)境質(zhì)量、緩解資源約束的重要舉措?！睹弘姽?jié)能減排升級與改造行動計劃（2014-2020年）》（以下簡稱《行動計劃》）實施以來，各地大力實施超低排放和節(jié)能改造重點工程，取得了積極成效。根據(jù)國務院第114次常務會議精神，為加快能源技術創(chuàng)新，建設清潔低碳、安全高效的現(xiàn)代能源體系，實現(xiàn)穩(wěn)增長、調(diào)結構、促減排、惠民生，推動《行動計劃》“提速擴圍”，特制訂本方案。

一、指導思想與目標

（一）指導思想 全面貫徹黨的十八屆五中全會精神，牢固樹立綠色發(fā)展理念，全面實施煤電行業(yè)節(jié)能減排升級改造，在全國范圍內(nèi)推廣燃煤電廠超低排放要求和新的能耗標準，建成世界上最大的清潔高效煤電體系。

（二）主要目標 到2020年，全國所有具備改造條件的燃煤電廠力爭實現(xiàn)超低排放（即在基準氧含量6%條件下，煙塵、二氧化硫、氮氧化物排放濃度分別不高于10、35、50毫克/立方米）。全國有條件的新建燃煤發(fā)電機組達到超低排放水平。加快現(xiàn)役燃煤發(fā)電機組超低排放改造步伐，將東部地區(qū)原計劃2020年前完成的超低排放改造任務提前至2017年前總體完成；將對東部地區(qū)的要求逐步擴展至全國有條件地區(qū)，其中，中部地區(qū)力爭在2018年前基本完成，西部地區(qū)在2020年前完成。全國新建燃煤發(fā)電項目原則上要采用60萬千瓦及以上超超臨界機組，平均供電煤耗低于300克標準煤/千瓦時（以下簡稱克/千瓦時），到2020年，現(xiàn)役燃煤發(fā)電機組改造后平均供電煤耗低于310克/千瓦時。

二、重點任務

（一）具備條件的燃煤機組要實施超低排放改造。在確保供電安全前提下，將東部地區(qū)（北京、天津、河北、遼寧、上海、江蘇、浙江、福建、山東、廣東、海南等11省市）原計劃2020年前完成的超低排放改造任務提前至2017年前總體完成，要求30萬千瓦及以上公用燃煤發(fā)電機組、10萬千瓦及以上自備燃煤發(fā)電機組（暫不含W型火焰鍋爐和循環(huán)流化床鍋爐）實施超低排放改造。將對東部地區(qū)的要求逐步擴展至全國有條件地區(qū)，要求30萬千瓦及以上燃煤發(fā)電機組（暫不含W型火焰鍋爐和循環(huán)流化床鍋爐）實施超低排放改造。其中，中部地區(qū)（山西、吉林、黑龍江、安徽、江西、河南、湖北、湖南等8?。┝幵?018年前基本完成；西部地區(qū)（內(nèi)蒙古、廣西、重慶、四川、貴州、云南、西藏、陜西、甘肅、青海、寧夏、新疆等12省區(qū)市及新疆生產(chǎn)建設兵團）在2020年前完成。力爭2020年前完成改造5.8億千瓦。

（二）不具備改造條件的機組要實施達標排放治理。燃煤機組必須安裝高效脫硫脫硝除塵設施，推動實施煙氣脫硝全工況運行。各地要加大執(zhí)法監(jiān)管力度，推動企業(yè)進行限期治理，一廠一策，逐一明確時間表和路線圖，做到穩(wěn)定達標，改造機組容量約1.1億千瓦。

（三）落后產(chǎn)能和不符合相關強制性標準要求的機組要實施淘汰。進一步提高小火電機組淘汰標準，對經(jīng)整改仍不符合能耗、環(huán)保、質(zhì)量、安全等要求的，由地方政府予以淘汰關停。優(yōu)先淘汰改造后仍不符合能效、環(huán)保等標準的30萬千瓦以下機組，特別是運行滿20年的純凝機組和運行滿25年的抽凝熱電機組。列入淘汰方案的機組不再要求實施改造。力爭“十三五”期間淘汰落后火電機組規(guī)模超過2000萬千瓦。

（四）要統(tǒng)籌節(jié)能與超低排放改造。在推進超低排放改造同時，協(xié)同安排節(jié)能改造，東部、中部地區(qū)現(xiàn)役煤電機組平均供電煤耗力爭在2017年、2018年實現(xiàn)達標，西部地區(qū)現(xiàn)役煤電機組平均供電煤耗到2020年前達標。企業(yè)盡可能安排在同一檢修期內(nèi)同步實施超低排放和節(jié)能改造，降低改造成本和對電網(wǎng)的影響。2016-2020年全國實施節(jié)能改造3.4億千瓦。

三、政策措施

（一）落實電價補貼政策 對達到超低排放水平的燃煤發(fā)電機組，按照《關于實行燃煤電廠超低排放電價支持政策有關問題的通知》（發(fā)改價格?2015?2835號）要求，給予電價補貼。2016年1月1日前已經(jīng)并網(wǎng)運行的現(xiàn)役機組，對其統(tǒng)購上網(wǎng)電量每千瓦時加價1分錢；2016年1月1日后并網(wǎng)運行的新建機組，對其統(tǒng)購上網(wǎng)電量每千瓦時加價0.5分錢。2016年6月底前，發(fā)展改革委、環(huán)境保護部等制定燃煤發(fā)電機組超低排放環(huán)保電價及環(huán)保設施運行監(jiān)管辦法。

（二）給予發(fā)電量獎勵 綜合考慮煤電機組排放和能效水平，適當增加超低排放機組發(fā)電利用小時數(shù)，原則上獎勵200小時左右，具體數(shù)量由各地確定。落實電力體制改革配套文件《關于有序放開發(fā)用電計劃的實施意見》要求，將達到超低排放的燃煤機組列為二類優(yōu)先發(fā)電機組予以保障。2016年，發(fā)展改革委、國家能源局研究制定推行節(jié)能低碳調(diào)度工作方案，提高高效清潔煤電機組負荷率。

（三）落實排污費激勵政策

督促各地在提高排污費征收標準（二氧化硫、氮氧化物不低于每當量1.2元）同時，對污染物排放濃度低于國家或地方規(guī)定的污染物排放限值50%以上的，切實落實減半征收排污費政策，激勵企業(yè)加大超低排放改造力度。

（四）給予財政支持 中央財政已有的大氣污染防治專項資金，向節(jié)能減排效果好的?。▍^(qū)、市）適度傾斜。

（五）信貸融資支持 開發(fā)銀行對燃煤電廠超低排放和節(jié)能改造項目落實已有政策，繼續(xù)給予優(yōu)惠信貸；鼓勵其他金融機構給予優(yōu)惠信貸支持。支持符合條件的燃煤電力企業(yè)發(fā)行企業(yè)債券直接融資，募集資金用于超低排放和節(jié)能改造。

（六）推行排污權交易 對企業(yè)通過超低排放改造產(chǎn)生的富余排污權，地方政府可予以收購；企業(yè)也可用于新建項目建設或自行上市交易。

（七）推廣應用先進技術 制定燃煤電廠超低排放環(huán)境監(jiān)測評估技術規(guī)范，修訂煤電機組能效標準和能效最低限值標準，指導各地和各發(fā)電企業(yè)開展改造工作。再授予一批煤電節(jié)能減排示范電站，搭建煤電節(jié)能減排交流平臺，促進成熟先進技術推廣應用。

四、組織保障

（一）加強組織領導 環(huán)境保護部、發(fā)展改革委、國家能源局會同有關部門共同組織實施本方案，加強部際協(xié)調(diào)，各司其職、各負其責、密切配合。國家能源局、環(huán)境保護部、發(fā)展改革委確定燃煤電廠節(jié)能和超低排放改造重點項目，并按照職責分工，分別建立節(jié)能改造和能效水平、機組淘汰、超低排放改造、達標排放治理管理臺賬，及時協(xié)調(diào)解決推進過程中出現(xiàn)的困難和問題。

各地和電力集團公司是燃煤電廠超低排放和節(jié)能改造的責任主體，要充分考慮電力區(qū)域分布、電網(wǎng)調(diào)度等因素編制改造計劃方案，于2016年3月底前完成，報國家能源局、環(huán)境保護部和發(fā)展改革委。發(fā)電企業(yè)要按照《行動計劃》相關要求，切實履行責任，落實項目和資金，積極采用環(huán)境污染第三方治理和合同能源管理模式，確保改造工程按期建成并穩(wěn)定運行。中央企業(yè)要起到模范帶動作用。地方政府和電網(wǎng)公司要統(tǒng)籌協(xié)調(diào)區(qū)域電力調(diào)度，有序安排機組停機檢修，制定并落實有序用電方案，保障電力企業(yè)按期完成環(huán)保和節(jié)能改造。

（二）強化監(jiān)督管理 各地要加強日常督查和執(zhí)法檢查，防止企業(yè)弄虛作假，對不達標企業(yè)依法嚴肅處理；對已享受超低排放優(yōu)惠政策但實際運行效果未穩(wěn)定達到的，向社會通報，視情節(jié)取消相關優(yōu)惠政策，并予以處罰。省級節(jié)能主管部門會同國家能源局派出機構，對各地區(qū)、各企業(yè)節(jié)能改造工作實施監(jiān)管。

（三）嚴格評價考核 環(huán)境保護部、發(fā)展改革委、國家能源局會同有關部門，嚴格按照各?。▍^(qū)、市）、中央電力集團公司燃煤電廠超低排放改造計劃方案，每年對上燃煤電廠超低排放和節(jié)能改造情況進行評價考核。

第五篇：電站燃煤鍋爐全負荷低NOx排放控制技術探討

電站燃煤鍋爐全負荷低NOx排放控制技術探討

黃文靜1，戴蘇峰2，艾春美2，康志宏2

(1.上海電力股份有限公司閔行發(fā)電廠，上海 200245;2.上海電力股份有限公司，上

海 200010)

關鍵詞：NOx排放，燃煤鍋爐，SCR入口煙溫，全負荷低NOx排放控制技術

摘 要：隨著環(huán)保形勢的日益嚴峻，新頒布的《火電廠大氣污染物排放標準》對燃煤火力發(fā)電廠NOx排放濃度限值提出了更高的要求，研究高效的低NOx排放控制技術刻不容緩。目前國內(nèi)采用低氮排放控制技術的燃煤機組在額定工況下基本能滿足排放要求，但在低負荷時，由于SCR入口煙溫低于催化劑正常工作溫度窗口而導致脫硝系統(tǒng)無法投運，針對這一問題的主要對策有增加省煤器旁路、提高鍋爐給水溫度以及開發(fā)寬溫度窗口SCR脫硝催化劑。目前國內(nèi)所采用的省煤器旁路煙道等技術是以犧牲一定的經(jīng)濟性為代價的，高效節(jié)能的鍋爐全負荷低NOx排放控制技術的研究對于逐步改善周圍大氣環(huán)境質(zhì)量具有顯著的經(jīng)濟效益和社會效益。本文旨在為燃煤鍋爐進行全負荷低NOx排放控制提供參考。

Discussion about Low NOx Emission Control Technology under Full Load in a Coal-Fired Boiler

Huang wenjing 1，Dai sufeng 2，Ai chunmei 2，Kang zhihong 2

(1.Shanghai Electric Power co.,LTD.Minhang Power Plant，Shanghai 200245;2.Shanghai Electric Power co., LTD.Shanghai 200010)

Abstract: As the environmental situation is becoming more and more serious,the new “Emission standard of air pollutants for thermal power plants”stipulates lower NOx emission concentration limit,so it is urgent to study efficient low NOx emission control technology.Most coal-fired units can meet the emission requirements under rated conditions,but SCR de-NOx system can not work normally because temperature of SCR inlet flue gas is too low when the unit is under low load.The measures to solve the problem is installing economizer bypass, raising boiler feed-water temperature and developing SCR denitration catalyst which can be used under wide temperature range.Economizer bypass technology adopted at home now will lead to low unit efficiency.Study of energy-efficient low NOx emission technology has significant economic and social benefit on improving the atmospheric environment quality.This paper aims at providing reference of controlling NOx emission under full load for coal-fired boiler.Key words：NOx emission;coal-fired boiler;SCR inlet flue gas;low NOx emission control technology under full load 前言

我國是世界上最大的煤炭生產(chǎn)國和消費國，以煤為主的資源稟賦以及石油、天然氣等一次能源對外依存度日益增加，決定了燃煤火力發(fā)電在我國的電力工業(yè)中占主導地位的格局。由于工業(yè)不斷發(fā)展，能源消耗逐年增加，氮氧化物(NOx)的排放量也迅速增加，燃煤電廠(主要是煤粉爐)產(chǎn)生的大氣污染物(特別是NOx)的排放急需得到控制，如何有效地控制NOx的生成已經(jīng)成為人們普遍關注的焦點。根據(jù)中國環(huán)境監(jiān)測總站提供的數(shù)據(jù)，2011年我國氮氧化物排放總量為2404.3萬噸[1]，其中電力行業(yè)的氮氧化物排放占45%，占各種燃燒裝置NOx排放總量的一半以上，而電力行業(yè)排放的氮氧化物80%以上由燃煤鍋爐排放[2]。因此，2011年7月29日，我國新頒布了GB13223—2011《火電廠大氣污染物排放標準》，新標準明確規(guī)定新建燃煤火力發(fā)電鍋爐NOx(以NO2計)排放濃度必須低于100mg/m3[3]，達到了國際先進或領先水平，降低NOx排放的任務非常緊迫。

全負荷低NOx排放控制現(xiàn)狀

控制NOx排放的技術包括低氮燃燒技術和煙氣脫硝技術。目前普遍采用的低氮燃燒技術主要有：低氮燃燒器、燃料分級燃燒技術、空氣分級燃燒技術等。應用在電站燃煤鍋爐上的成熟的煙氣脫硝技術主要有選擇性催化還原法(SCR)、選擇性非催化還原法(SNCR)以及SNCR/SCR混合煙氣脫硝技術[4,5]。

目前，我國火電行業(yè)已形成以低氮燃燒和煙氣脫硝相結合的技術路線。截至2010年底，我國已投運的煙氣脫硝機組約81675MW，占全國煤電機組容量的12.47%。截至2011年3月底，全國已投運的煙氣脫硝容量達96885MW，其中采用SCR工藝的占93.31%，采用SNCR工藝的占6.28%，采用SNCR與SCR組合工藝的占0.41%[6]?！笆晃濉逼陂g新建燃煤機組全部采用了先進的低氮燃燒技術，煙氣脫硝關鍵技術和設備國產(chǎn)化等方面均取得了重要進展。

催化劑是SCR脫硝系統(tǒng)的核心部件，其性能對脫硝效果有直接影響。而煙氣溫度對反應速度和催化劑的反應活性及壽命有決定作用，是影響SCR脫硝效率的重要因素之一。目前國內(nèi)燃煤電站常用的SCR催化劑為中溫催化劑，正常活性溫度區(qū)間一般為320～400℃。鍋爐省煤器和空預器之間的煙氣溫度與這個溫度范圍接近，因此，國內(nèi)燃煤電站SCR脫硝裝置一般布置在鍋爐省煤器和空預器之間。SCR催化劑最佳反應溫度窗口為340～380℃，入口煙溫在360～380℃以下時，SCR反應效率隨著溫度的提高而提高，相應的氨逃逸率則逐漸降低。如圖1所示為NH3/NOx摩爾比一定時，不同煙氣溫度下的SCR反應效率[7,8,9]。

當煙氣溫度低于催化劑的適用溫度范圍下限時，在催化劑上會發(fā)生副反應，NH3與SO3和H2O反應生成(NH4)2SO4或NH4HSO4，減少與NOx的反應，降低脫硝效率，生成物附著在催化劑表面，堵塞催化劑通道或微孔，降低催化劑的活性，同時局部堵塞還會造成催化劑的磨損。另外，如果煙氣溫度高于催化劑的適用溫度，會導致催化劑通道和微孔發(fā)生變形，有效通道和面積減少，從而使催化劑失活，縮短催化劑的使用壽命。典型燃煤鍋爐煙氣SCR脫硝工藝流程為：鍋爐→省煤器→脫硝反應器→空預器→除塵脫硫裝置→引風機→煙囪。

圖1 SCR反應效率與煙溫的關系曲線

下圖為典型火電廠煙氣SCR脫硝系統(tǒng)流程圖：

圖2 典型火電廠煙氣SCR脫硝系統(tǒng)流程圖

在我國，絕大多數(shù)燃煤機組參與電網(wǎng)調(diào)度，因此在實際運行過程中，尤其是非用電高峰時，機組常常不能滿負荷運行，甚至運行于50%以下的負荷區(qū)間。雖然機組在滿負荷運行時省煤器出口溫度大于350℃，但在中、低負荷下的SCR反應器入口煙溫經(jīng)常會低于SCR催化劑的最佳反應溫度窗口，此時氨氣將與煙氣中的三氧化硫反應生成銨鹽，造成催化劑堵塞和磨損，降低催化劑的活性，使SCR脫硝系統(tǒng)無法正常運轉(zhuǎn)，難以滿足全負荷下低NOx排放的要求[10]。

針對鍋爐低負荷運行時SCR入口煙溫過低而導致SCR脫硝系統(tǒng)無法投運，國內(nèi)多家環(huán)保工程公司及發(fā)電單位致力于開發(fā)適用于電站燃煤鍋爐全負荷運行的低NOx排放控制技術，主要分為SCR入口煙溫優(yōu)化調(diào)整和開發(fā)高效寬溫度窗口SCR脫硝催化劑。

2.1 SCR入口煙溫優(yōu)化調(diào)整方案

2.1.1 省煤器給水旁路

如圖3所示，本方案中省煤器給水入口處分為主流水量和旁路水量，主流水量進入省煤器中吸熱升溫，旁路水量則繞過省煤器，最終兩者在省煤器出口混合。SCR反應器入口煙溫是通過調(diào)整旁路水量和主流水量的比例來調(diào)節(jié)的。

經(jīng)計算[10]表明，由于水側(cè)換熱系數(shù)遠大于煙氣側(cè)換熱系數(shù)(約83倍)，經(jīng)過給水旁路的調(diào)節(jié)，SCR反應器入口煙溫有一定提升，但煙溫提升幅度較小。隨著旁路水流量的增加，進入省煤器的主流水量減少，省煤器出口水溫升高，嚴重時會在省煤器出口產(chǎn)生汽化現(xiàn)象，使省煤器無法正常運行甚至燒壞。盡管省煤器出口水溫變化很大，但是總的省煤器出口混合水溫降低不多，對鍋爐主要參數(shù)的影響不大。排煙溫度則隨著SCR反應器入口煙溫的提高而不斷提高，排煙損失增加，影響鍋爐效率[10]。由于給水旁路調(diào)節(jié)對于省煤器傳熱系數(shù)的影響較小，盡管省煤器吸熱量有所變化，但是從熱平衡的角度來看，煙氣放熱量變化不明顯，導致需要調(diào)節(jié)大量的旁路給水才能提高一定溫度的SCR反應器入口煙溫。因此，認為省煤器給水旁路調(diào)節(jié)方案的SCR反應器入口煙溫調(diào)節(jié)特性較差。

圖3 省煤器給水旁路示意圖

2.1.2 省煤器內(nèi)部煙氣旁路方案

本方案設計在省煤器所在煙道區(qū)域，減少相應的省煤器面積，使內(nèi)部旁路煙道和省煤器并列布置。如圖4所示，內(nèi)部旁路煙道出口處設置煙氣擋板，通過調(diào)節(jié)旁路煙氣擋板的開度來控制內(nèi)旁路煙氣和省煤器出口煙氣的混合比例，從而達到調(diào)節(jié)SCR反應器入口煙溫的目的。

圖4 省煤器內(nèi)部煙道旁路示意圖

此方案因省煤器面積減少，省煤器出口煙溫具有自我提升作用，在旁路全關的情況下，排煙溫度依然有所提升，這對高負荷運行不需要調(diào)節(jié)SCR反應器入口煙溫時的經(jīng)濟性是不利的。

2.1.3 省煤器外部煙氣旁路

圖5為省煤器外部煙氣旁路示意圖。在省煤器入口與省煤器出口這段煙道區(qū)域外部設置旁路煙道，外部旁路煙道出口處設置旁路煙氣擋板，通過調(diào)節(jié)旁路煙氣擋板的開度來調(diào)節(jié)外旁路煙氣和省煤器出口煙氣的混合比例，進而達到調(diào)節(jié)SCR反應器入口煙溫的目的。

與省煤器內(nèi)部煙氣旁路方案相比，不考慮因省煤器面積減少帶來的省煤器出口煙溫的自我提升，兩種方案中同樣的煙氣份額下，煙溫調(diào)節(jié)能力很接近。但是內(nèi)部煙氣旁路具有抬升煙溫的作用，因此，省煤器外部煙氣旁路的煙溫調(diào)節(jié)能力更占優(yōu)勢[10]。

圖5 省煤器外部煙道旁路示意圖

增加省煤器旁路將引起如下問題：

1、旁路運行時降低鍋爐效率，增加煤耗及熱損失。

2、增加旁路煙道及擋板，增加脫硝系統(tǒng)投資和運行維護費用，旁路擋板可能積灰阻塞，影響系統(tǒng)運行。

3、省煤器旁路將造成進入SCR系統(tǒng)煙氣流場紊亂，降低總的脫硝效率。

4、該旁路需在鍋爐包覆開孔，對鍋爐煙溫和煙氣量都提出新要求，對鍋爐性能及熱平衡均有一定影響。

2.1.4 提高鍋爐給水溫度

提高鍋爐給水溫度技術主要是通過各種手段來提高進入省煤器的鍋爐給水溫度，從而減少給水在省煤器的吸熱，提高省煤器出口即SCR脫硝反應器入口煙氣溫度。

以上海某300MW電站燃煤鍋爐煙氣升溫系統(tǒng)(Gas temperature Raising System，以下簡稱GRS系統(tǒng))的改造[11]為例說明此方案提高SCR入口煙溫的原理及應用。

GRS系統(tǒng)改造方案從省煤器水側(cè)入手，通過低負荷時在給水中加入爐水，提高省煤器入口的水溫，減少省煤器的吸熱，從而提升SCR反應器入口煙氣溫度，以滿足脫硝SCR反應器入口煙溫的要求。

該煙氣升溫系統(tǒng)結構見圖6所示：該系統(tǒng)利用原鍋爐爐水循環(huán)泵，在循環(huán)泵出口分成兩路，一路通過電動調(diào)節(jié)閥與下水包連接;一路通過電動調(diào)節(jié)閥與省煤器的給水入口并聯(lián)，這部分爐水和給水的混合提高了省煤器入口給水的溫度，降低溫差減少煙氣放熱量提高省煤器出口煙溫，從而滿足SCR脫硝的適用溫度。

該煙氣升溫系統(tǒng)適用于亞臨界和超高壓的汽包鍋爐。

圖6 GRS改造方案原理圖

2.2 寬溫度窗口SCR脫硝催化劑

開發(fā)適用于更低溫度的脫硝催化劑是目前SCR脫硝的一個重要課題，目前國內(nèi)部分高校及環(huán)保科研院所均在進行寬溫度窗口SCR脫硝催化劑的研發(fā)。中國礦業(yè)大學的郭鳳[12]等人以溶膠—凝膠法制備TiO2為載體的催化劑活性溫度窗口為250～400℃，脫硝轉(zhuǎn)化率最高達到理論值80%;南開大學已在實驗室里實現(xiàn)了催化劑在260℃以下長時間安全連續(xù)運行[13];中國科學院過程工程研究所的科研團隊的寬工作溫度煙氣脫硝催化劑項目得到了國家“863”計劃重點項目的支持;國電集團正在進行降低催化劑起活溫度和催化劑活性溫度窗口范圍延展等方面的研究。

然而目前國內(nèi)對寬溫度窗口SCR催化劑的研究工作還停留在實驗室小試階段，尚沒有進行大規(guī)模的商業(yè)應用，或者反應時間過長，或者成本太高，無法滿足當前電站燃煤鍋爐進行煙氣脫硝的迫切需求。

結論

隨著國家環(huán)保形勢的日益嚴峻，新頒布的《火電廠大氣污染物排放標準》對NOx的排放濃度提出了更高的要求，國內(nèi)新建機組均采用了低NOx排放控制技術，大部分現(xiàn)有機組也相應進行了低氮燃燒改造和加裝SCR脫硝裝置。針對SCR脫硝的機組在低負荷情況下無法投運的問題，國內(nèi)已有的解決辦法有增加省煤器旁路煙道、提高鍋爐給水溫度以及研發(fā)寬溫度窗口SCR催化劑。以上技術雖然能一定程度地解決目前低負荷SCR脫硝系統(tǒng)無法正常運轉(zhuǎn)的問題，但省煤器旁路運行時會降低鍋爐效率，增加煤耗及熱損失，犧牲一定的經(jīng)濟性;而寬溫度窗口催化劑的研究尚在實驗室小試階段，無法滿足當前電站燃煤鍋爐進行煙氣脫硝的迫切需求。在保證鍋爐效率的前提下，實現(xiàn)機組全負荷下的低NOx排放，是一項重要課題。

我國對NOx的控制研究起步較晚，對各種低NOx排放控制技術使用時間不長，火電廠應能根據(jù)自身實際狀況，制定可行的全負荷低NOx控制方案。對此，筆者提出以下建議：

(1)綜合考慮電力企業(yè)的承受能力，結合實際，對不同鍋爐所處位置區(qū)別對待，對新老機組區(qū)別對待，重點突出，以有限投入獲得最佳環(huán)保效益。

(2)通過鍋爐受熱面布置的優(yōu)化設計，主要是理論計算與分析不同負荷下低NOx燃燒爐內(nèi)煙溫特性與鍋爐受熱面換熱特性間的耦合關系，完成適合全負荷低NOx排放的鍋爐整體布置方案設計，確保在全負荷工況下滿足鍋爐主、再熱氣溫的匹配以及SCR入口煙溫的需求。確保鍋爐全負荷運行工況下滿足合適的SCR煙溫。

(3)以現(xiàn)有低氮空氣燃燒系統(tǒng)為基礎，有針對性地開展全負荷低氮燃燒優(yōu)化工作。通過調(diào)整一、二次風、燃盡風風量及燃燒器噴嘴擺動，優(yōu)化不同條件下爐內(nèi)化學當量比分布，在降低NOx排放濃度的同時進一步提升低負荷條件下爐膛出口煙溫，為SCR設備運行提供合適的工作條件。

(4)研究燃料量、一次風量、二次風量等參數(shù)和運行方式改變對鍋爐出口NOx含量及鍋爐效率的影響，實現(xiàn)鍋爐在頻繁變負荷下的低氮燃燒和SCR脫硝協(xié)調(diào)控制，在滿足污染物控制排放要求的前提下，實現(xiàn)噴氨量和鍋爐效率的優(yōu)化控制。

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