導語：如何才能寫好一篇電廠環境保護，這就需要搜集整理更多的資料和文獻，歡迎閱讀由公務員之家整理的十篇范文，供你借鑒。

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【關鍵詞】發電廠 煙氣脫硫技術 環境保護 措施

發電廠排放的二氧化硫造成的環境問題，已經對人類的生存生活都造成了影響。隨著我國國民經濟的不斷提升，人們對環境質量的要求越來越高，環境保護工作更加需要進一步加強。發電廠的脫硫工藝技術與環境保護等問題密切相關，要維護好人類環境，

1 發電廠煙氣脫硫現狀

發電廠在工作的過程中會產生大量的煙氣，煙氣進入大氣會產生非常嚴重的后果，不僅危害自然環境，更會給人們的生命健康帶來危害，隨著能源經濟的不斷發展，煤炭排放的二氧化硫量越來越多，造成了比較嚴重的環境問題，發電廠濕法脫硫的工藝流程吸收塔是石灰石―石膏濕法脫硫工藝的核心部分，當前我國的火電以每年35%以上的速度增長，而在發電能源中煤炭是主要能源。SO2是火力發電廠的主要排放廢料，對環境的影響較大，因此電廠煙氣脫硫是一項必須進行的工作，在發電過程中，產生大量的二氧化硫，電廠要采取有效的治理措施，減少排污量，提高技術管理水平，積極尋找節能、綠色環保的新能源代替煤炭資源的燃燒。同時努力改進脫硫脫硝技術，減少排放到大氣中的碳氧有害物質，實現環境保護與經濟發展和諧共處的局面。？

2 發電廠的脫硫技術

（1）現階段我國的脫硫技術已經得到了比較好的發展，各種新技術應運而生，脫硫設備的配置也已經朝著多元化的方向不斷的發展，各種新技術，更使得脫硫的效果取得了讓人欣慰的結果。發電廠對二氧化硫污染控制的措施主要有關停污染嚴重的發電廠、合理布局發電廠并改善能源結構，實施脫硫技術等。一般來說，發電廠的脫硫工藝技術應當遵循安全可靠實用性較強的基本原則，目前應用較為廣泛的是石灰石脫硫技術，目前在發電廠應用較為成熟。將石灰石加水制作成為吸收劑，使吸收塔和煙氣能夠充分接觸，煙氣中的二氧化硫便與碳酸鈣和氧氣發生化學反應生成硫酸鈣，達到一定的飽和度之后，結成結晶。

（2）發電廠的脫硫技術主要有潔凈煤技術，循環流化床燃燒技術以及煙氣脫硫。發電廠濕法脫硫反應機理噴嘴霧化后，吸收液會進入到吸收塔中形成小滴液，小滴液和塔中煙氣產生反應之后，煙氣中的有害物質會被吸收。大型的火電機組煙氣脫硫主要使用的是爐后煙氣脫硫技術，當前我國發電廠的脫硫技術主要有干法、半干法和濕法等。最有效、直接的方法是濕法脫硫，它運行穩定、沒有二次污染，吸收法按照職能劃分，可以分為吸收區、除霧區、脫硫產物氧化區三個部分。

（3）當煙氣中含有的有毒氣體從吸收區經過時，它能和溶液產生充分的化學反應，含硫煙氣就被吸收，這樣就能減少空氣中SO2的排放。吸收塔排出的石膏漿則通過脫水，使其含水量低于10%，輸送至石膏貯倉。之后經過除霧器除去霧滴，在通過換熱器升溫加熱排出。將含SO2的氣體從特殊液體（堿性溶液、水）中通過從而達到煙氣脫硫的目的，因此備受人們推崇。這些脫硫脫硝技術方法中，無論哪一種研究、開發、利用，都要考慮電廠自身的實際情況，結合我國的國情，注重研究效率高、能耗低、操作簡單、成本低的脫硫脫硝技術，創造一條可持續發展的道路。

3 脫硫技術與環境保護

（1）電廠煙氣脫硫環保工程是一項非常重要的工作，它直接關系著人們的身體健康和生命安全，更與我們所居住的環境有著緊密的聯系，做好電廠煙氣脫硫環保工程，將是一件有利于民生有利于國家的大事。為了實現可持續發展的目標，我們必須對這種現象進行治理，找到能夠解決煙氣污染的技術措施，減少電廠的煙氣污染，用現代化的先進儀器，降低煙塵中的有害物質，大力引進國外的先進設備，提高除塵設備的效率。最后，改進現階段的技術。目前我國的脫脂脫硫技術仍然以干法為主，未來可能會加大對脫硫脫硝濕法的研究，更加關注降低成本、減少風險、提高效益的脫硫脫硝技術。具體的措施應該用全面的、發展的、長遠的、綜合的眼光看待治理問題，在治理污染的同時做好預防措施，科學、合理的利用各種資源，實現資源的可持續發展，提高生態環境質量。

（2）想要治理燃煤電廠煙氣污染，就需要從污染的源頭開始做起，隨著國民經濟的發展，國民的環保意識也逐漸提高，大氣是人們賴以生存的基礎，保護好大氣的質量，每個公民義不容辭的責任，因為環保是我國的基本國策。電廠應當充分結合自身的條件，改進現階段落后的生產技術，用科技推動技術的發展，進而實現能源的高利用率與能源的清潔利用共同發展。電廠排放的煙氣還會對生態環境以及人們的身體健康帶來影響，例如，煙塵飄落會導致生長時節的農作物產量下降，二氧化硫更是會腐蝕建筑物和植物，嚴重影響人類的健康。電廠的所有員工能夠意識到煙氣的危害，進而能夠積極地采取有效的措施，對煙氣進行治理，并最終實現保護生態環境，提高人們生活環境質量的根本目標，電廠應該以長遠的眼光、發展的眼光、全面的眼光解決現階段存在的煙氣污染問題。

4 脫硫技術與環境保護的應用發展

雖然現階段可以用于電廠脫硫脫硝的技術非常的多，但是很多技術手段還處在不成熟的階段，需要研究者們進一步改進。治理的關鍵是減少氮氧化合物和二氧化硫的排放，所以煙氣的脫硫脫硝技術顯得至關重要，必須加強改進脫硫脫硝技術，提高環境污染的治理措施，緩解大氣污染。脫硫脫硝技術具備極強的實效性，對于解決燃煤電廠煙氣污染問題有著非常重大的意義。電廠想要發展自身，實現穩健長遠發展的目標，就需要不斷的革新燃燒技術，用新的技術來武裝自身，積極的吸收國內外先進經驗，完善自身的脫硫脫硝的技術方法。電廠要積極關注治理廢氣的新技術，加大技術的投資，不斷完善、改進落后的技術，盡量采用廢棄治理技術和潔凈煤技術進行處理，將全面利用能源與防治電氣污染相結合，做到應用科技手段，切實解決電氣污染問題。？當然，國家也應該有所作為，應該為企業研究脫硫脫硝技術提供必要的扶持政策與資金支持，繼而為企業的發展提供保障。？

5 結語

發電廠的二氧化硫排放問題已經成為當前環境問題的首要內容，隨著經濟的不斷發展，對電力需求也不斷提升，因而造成的環境問題也越來越嚴重。電廠需要采取更加優質的技術手段，引進更加先進的設備，以降低煙氣中的有害物質，勢必加強對發電廠脫硫技術工藝的不斷研究，有效的遏制酸雨和二氧化硫對環境的污染和破壞。

參考文獻：

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關鍵詞：電廠；環境保護；問題；對策分析

DOI：10.16640/ki.37-1222/t.2016.22.135

0 引言

隨著社會、經濟的快速發展，為了滿足人們日益增長的電力需求，火電廠的規模不斷擴大。與此同時，也加大了環境污染的程度。比如，全國范圍內出現霧霾天氣，給人們的身心健康造成了危害。以上問題引起了政府的高度重視，并且采取了行之有效的對策，取得了一定的成績。然而，要徹底解決環境問題，還必須發揮電力企業的作用。那么，當前電廠環境中都存在哪些問題呢？下面進行詳細論述。

1 電廠環境保護存在的問題

根據相關檢測結果，目前我國電廠污染物主要包括 二氧化氮、二氧化硫、粉塵等。其中，生產中產生的灰渣主要由粉煤灰公司來處理。灰渣的再利用系統比較復雜，存在很重問題需要引起重視。比如：產品過于單一、檔次低 、經濟效益不高等，這些問題若不能及時解決，就會降低行業利潤，甚至由于長期虧損走向倒閉。這樣，不僅不能實現環境投資的保值，反而帶來了增值困難。除此之外，由于企業利潤不斷下滑，沒有足夠的周轉資金，給擴大再生產帶來了很大障礙。

2 電廠環境保護現存問題的原因

經分析，電廠環境保護現存問題包括這幾個原因。首先，火電廠的主要原料為油和氣。這些原料燃燒后，會生成大量的二氧化硫，很容易引起酸雨。另外，煤在燃燒的過程中，給空氣中帶來了大量的粉塵，使環境處于污濁的狀態。這樣，一旦這些有害物質被吸入人體內后，就會引起肺部病變，甚至發展為肺癌。其次，環境保護投資主體過于單一，對產業的發展造成了障礙。環境保護屬于一項長期投資，在短時間內效果并不明顯。在這種情況下，就會導致很多企業陷入欠賬的局面。然而，隨著生活水平的不斷提高，民眾在環境保護方面的要求也更高。調查顯示，我國電廠中有5%的資金被投入到了環境保護中。由此可見，環境保護對資金的需求量很大。所以，企業單純依然自身的財政力量、政府的補貼，顯然無法滿足國家的要求。鑒于此，必須采取多管齊下的辦法，尋求社會資金的幫助，以此來幫助投資者獲得更大的利潤。電廠人員素質有待提高，管理模式依然存在不合理的地方，引入新技術的力度不夠。除此之外，在電廠環境保護問題上，還受到人員分流、安置的影響。在這種情況下，也會導致環境保護人力資源支配的比例不合理、不科學。最后，環境保護企業產品種類太單一。以粉煤灰為例，很多電廠的環保產品層次低，以賣粉煤灰為主。同時，也未對產品進行優化升級，導致市場越來越狹窄。除此之外，電廠環境保護產品缺乏創新性，并且在這方面存在很大困難。

3 增強電廠環境保護的辦法和措施

針對電廠環境保護中存在的問題，本文結合實際的工作經驗，提出加強環境保護的辦法和措施，包括以下幾個方面。

3.1 解決主要污染物問題，拓展投資渠道

首先，應用濕式除塵器，保證粉塵的排放量低于15mg/m?。設置SNCR脫硝系統，更新催化劑，將二氧化氮的排放量降到最低，控制在 50mg/m?。在此基礎上，保證火電企業的脫硫投運達到100 %。當前，在電廠環保投資中，大部分企業都是采用自籌資金的辦法，并以銀行貸款、政府補助為輔助。然而，因為電廠供給方式變化快速、自身運營困難等因素，導致用于環境保護的資金嚴重不足。在這種情況下，必須突破投資手段的單一性，進而采用多元化的投資渠道，為企業爭取到跟多的資金應用到環境保護當中。比如，可以采用股份合作制。應用上述制度后，能夠調動投資雙方的積極性，明確產權關系，使權力與義務達到平衡狀態。這樣，不但解決了資金不足的問題，而且滿足了企業的長期發展。

3.2 控制硫氧化物的排放量

根據GB13223-96規定，燃煤含硫量不足1%的電廠，允許的排放量為2.1g/m?。反之，燃煤含硫量超過1%，允許排放的最低濃度為400mg/m?。從我國當前的實際情況來看，針對硫排放量在1%以上的電廠，必須應用脫硫裝置。

3.3 加大科技創新的力度

科學技術是第一生產力。環保企業在發展的過程中，必須依靠科技，社會投資等，實現自主科技創新。然而，對于企業自身來講，需要花費大量的投資。除此之外，還要不斷拓展市場、適應市場。只有這樣，才能滿足企業的快速、可持續發展。

3.4 形成環保產業集團

當電廠發展到一定規模后，就會成立環保產業。同時，隨著該產業的不斷發展、擴大，就會逐漸提高對資金、技術的要求。而且，在資源共享的基礎上，形成環保產業集團。聽過集團的力量，有助于吸收更多的資金、人才、技術，滿足產業集團的快速、穩定發展，為企業創造更多的經濟利潤。

4 結束語

在可持續發展理念下，必須重視電廠環境保護問題。當前，由于各種因素的影響，我國電廠環境保護還存在很多問題，包括產品過于單一、檔次比較低、經濟效益不高等。這些問題給電廠環境保護帶來了很大障礙。鑒于此，本文結合實際的工作經驗，提出了改進上述問題的具體辦法和措施。比如，解決主要污染物問題，拓展投資渠道；控制硫氧化物的排放量；加大科技創新的力度；形成環保產業集團等。希望可以起到積極的參考作用。

參考文獻：

[1]梁亦平.火電廠脫硫等環保設施存在的主要問題及對策[J].城市建設理論研究：電子版，2013（02）.

[2]田文超.淺析火電廠環境保護現存問題及對策措施[J].城市建設理論研究：電子版，2016（05）.

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關鍵詞 拆除爆破；安全防護；冷卻塔

中圖分類號TM62 文獻標識碼A 文章編號 1674-6708（2013）92-0040-02

1 工程概況

元寶山發電有限責任公司位于內蒙赤峰市境內。一臺300MW機組已關停，現準備對該機組的105m冷卻塔等建（構）筑物進行拆除。

1.1待拆除冷卻塔結構

本次工程計劃拆除的冷卻塔，為雙曲線形鋼筋砼結構。塔淋水面積4500m2，塔高105 m，基礎面直徑約84.97m；通風筒喉部直徑43.8m，頂部出口直徑約48.174m，冷卻塔為高聳薄殼結構，鋼筋混凝土環型基礎，冷卻塔下有44對鋼筋砼人字柱支撐，人字立柱頂部標高為7.8m，人字柱混凝土設計強度300號，人字支撐0.55m×0.55m ，塔筒壁厚從下部的600mm至上部的160mm不等，設計混凝土強度300#。

1.2待拆除冷卻塔周邊環境

冷卻塔正南方約30m處是架空管道；正西15m處為架空管道；正北26m處為2#冷卻塔，東北側19m處為循環泵房，東側60m處為3#機組冷卻塔，東偏南93m處為機房，東側一條寬5m的水泥路距離冷卻塔約10m。

2 大型冷卻塔爆破拆除特點分析

1）電廠冷卻塔由于其曲線結構和較好的高細比屬于拆除爆破中不容易實施的高大建筑物，在設計時要充分考慮其重心較低、穩定性好等特點，結合塔身參數進行爆破缺口情況的估算；同時，預處理時應考慮塔基底部直徑和傾倒方向；

2）由于冷卻塔塔基面積較大，故建筑設計塔壁厚度都較小以利于節約工程量；在爆破拆除的過程中影響了打孔和裝藥質量，同時對爆破飛石的控制也是很嚴峻的考驗；

3）本工程建筑物由于自重過大，會造成較大的觸地振動和二次觸地振動，而周邊受保護建筑物較為密集；因此考慮使用技術措施對建筑物塌落導致的觸地振動進行減振和隔離以保證受保護建筑物、設施的安全；

4）在冷卻塔的拆除過程中，由于塔身的封閉性和空心結構會導致塌落過程中塔內空氣從塔口噴出，形成空氣沖擊波對周邊設施造成危害。因此計劃采用在塔身背爆面打排氣孔的手段減低塔內氣壓減少空氣沖擊波的方式來進行防護。

3 爆破拆除的技術措施

3.1爆破方案選擇

鑒于待拆冷卻塔高度、結構尺寸及環境條件和安全等要求，本次爆破冷卻塔的總體方案是在塔體下方形成一個切口，自重作用下使冷卻塔成功拆除。鑒于冷卻塔周邊環境復雜，受保護建筑物較多；考慮到爆破振動以及飛石的影響，計劃在設計建筑物倒塌中心位置開設定向窗和減荷槽，通過預處理手段減少爆破起爆藥量。

3.2爆破切口設計

爆破切口形狀及大小，直接影響到冷卻塔的爆破效果、爆破安全和經濟性，冷卻塔爆破切口設計的技術要求主要包括：1確保冷卻塔按設計要求倒塌；2鉆孔、裝藥工作量最小，工程成本低；3方便施工、便于防護，確保安全。考慮到工程清運的需要，本工程采用的是復合型切口。

冷卻塔拆除爆破的開口長度計算應以建筑物偏心失穩為標準，切口過小可能會出現建筑物無法正常倒塌的情況，形成工程事故；而切口過大不能精確控制倒塌方向，甚至反向倒塌。本工程中結合國內類似工程參數，考慮冷卻塔受力和結構進行如下設計：人字立柱缺口長度14m、支柱環1m、塔身1m。

4爆破危害控制手段

4.1飛石控制

拆除爆破中應該尤其注意爆破飛石對周邊受保護建構筑物的影響。在爆破中，由于炮孔起爆和建筑物觸地引起的碎塊飛濺和爆破倒塌時撞擊地面產生的飛濺碎片物。

控制爆破個別飛石最大飛散距離，按《爆破安全規程》中的經驗公式計算：

式中：S——飛石最遠距離；

V——飛石初速度；爆破作用指數n=1時，V=20m/s；

g——重力加速度；

經計算S=40m

爆破施工中對施爆的人字立柱及立柱環部位采用近體覆蓋防護的方法，防止爆破飛石對周圍建筑物的危害。

1）人字立柱采用包裹兩層鋼絲網和兩層草簾覆蓋，并用鉛絲綁扎的方法進行防護。

2）立柱環爆破區域的外側采用兩層鋼絲網和兩層草簾子覆蓋，并用鉛絲綁扎牢固的方法進行安全防護。

3）地下管溝的安全防護

對于爆破倒塌方向上的需要保留的地下管溝，首先查清地下管溝的走向，然后在地下管溝的兩側堆土，使建筑物在倒塌的過程中，首先接觸到管溝兩側的堆土，重量作于堆土上，能夠有效的保護管溝。

4）門窗的安全防護

對于施爆部位附近建筑物的門窗采用鐵絲網和草簾表面遮擋覆蓋防護，主要防止爆破飛石對門窗的破壞。

5）架空管線的防護

施暴體附近有架空管線經過，對于架空管線主要受爆破飛石的危害。本工程采用對架空管線朝向爆破體一側掛草簾子及鐵絲網的方法來防止爆破飛石對管線的危害。

4.2觸地振動減緩措施

冷卻塔雖然與鋼筋混凝土一樣同屬于高聳薄壁結構，當時由于冷卻塔的長細比遠小于煙囪，在倒塌過程中不會產生類似于煙囪筒體撞擊剛性地面可能產生的大量飛濺碎片。從大量冷卻塔爆破效果上看，由于冷卻塔上部結構筒壁非常薄，在倒塌過程中，冷卻塔均產生扭曲變形而使整個上部結構完全解體。因此冷卻塔爆破倒塌時撞擊地面產生的飛濺碎片非常少，同時塌落震動也非常小。但是為了確保萬無一失，在該冷卻塔爆破時，將冷卻塔倒塌方向的地面高度降低，該部分土用于在倒塌方向前方15m長距離上堆積成一緩坡，以進一步減少產生二次飛濺的可能，以及削弱結構著地的塌落震動。

除冷卻塔倒塌反方向以外，沿冷卻塔倒塌方向左右兩側一圈均需開設減震溝，距塔體邊緣外5m～8m，深2m～3m，寬1m～2m。爆破實施前抽排溝內積水，同時也能有效防止爆破振動效應。

4.3空氣沖擊波防護措施

為減少爆破時冷卻塔內部壓縮氣體對周圍建筑設施的危害，在冷卻塔后方開一個高16m寬1m的排氣孔，使冷卻塔在倒塌過程中順利將體內空氣排出。減少壓縮氣體危害。

5爆破效果及防護情況

2013年4月11日成功爆破，整個冷卻塔爆破傾倒時間約10s；正果過程未造成周邊受保護建構筑物及人員的損傷，同時爆堆和爆破殘渣較為集中，取得了很好的爆破效果；通過現場比對和對周邊受保護設施的檢查，發現本次拆除爆破施工中的防護措施起到了良好的效果和防護目的。此次高聳雙曲線冷卻塔拆除爆破在安全防護方面參考了國內類似工程經驗，取得了良好的效果，具有一定的借鑒意義。

參考文獻

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篇4

近幾年，我國經濟進入到了全面的發展的階段，對電網系統性能要求也越來越高，但隨著電力運行事故不斷頻發，給電網系統運行安全敲響了警鐘，本文將對現階段我國電力系統防災及環境保護方面存在的主要問題進行詳細分析。

1.1自然災害對電力運行安全的影響

眾所周知，當面臨一些極端天氣的情況下，如高溫、寒流、冰雹、暴雪等天氣情況時，電力系統的運行會受到一定的影響，運行穩定性降低，甚至造成電力中斷等情況。同時一些自然災害的發生，如洪水、滑坡、泥石流等增加了電力災害發生的概率。除此之外，電力系統本身存在的缺陷增加了異常天氣狀況下電力災害發生的幾率。而通過對電力安全以往防御措施以及自然災害發生的經驗分析發現，提高電網設備質量和氣象播報服務水平、建立健全安全防災措施等都將在一定程度上降低自然災害發生時對電網系統的不利影響。

1.2電力生產對環境的影響分析

多年以來，我國能源結構中主體是煤炭，其中燃煤二氧化硫占我國二氧化硫排放總量的85%，而二氧化硫是酸雨形成的主要因素。通過一定的環保技術應用，我國二氧化硫排放量有所降低，但是酸雨區域的范圍卻沒有明顯縮少，經過調查分析發現，導致這種現象發生主要原因是燃煤電廠二氧化硫排放量較大。另外顆粒物也是燃煤電廠排放的污染物之一。最近幾年，我國北方大部分地區冬季的PM2.5超出正常范圍值，甚至部分地區PM2.5經常會發生“爆表”現象，這種現象的發生與環境污染有著密切的關系，其中燃煤電廠排放物也是導致這種現象發生主要因素之一。

二、探討電力安全防災機制的建立及環境保護技術的應用

1、建立健全電力安全防災機制。為了進一步提高我國電力系統運行安全，降低各種災害對電力系統穩定性的影響，電廠應當建立健全電力安全防災機制。首先，建立電力安全組織管理體系。對電廠而言，完善的電力安全組織管理體系的建立對電力系統穩定運行具有十分重要的影響，因此在管理體系建設過程中，電廠可以根據自身的實際情況組織建設管理指揮系統、數據通信系統、應急處理系統和災害評估系統等，同時建立科學合理的人力資源配置，并制定完善的績效考核制度，規范電廠工作人員的行為，提高其工作水平，提高對災害的應變能力，為電廠的安全穩定運行提供基礎。另外電廠的技術人員還應當對每次的電力事故情況進行詳細的記錄，為今后電網運行事故處理提供參考依據，同時這因為防災減災措施的制定提供了參考。其次，建立管理機制。電廠組織管理體系的建立是防災減災機制的重要組成部分，同樣管理機制的建立對降低災害對電力運行的影響也具有十分重要的影。第一，預警機制。預警機制的建立對提高電力災害預測的準確性以及防御措施的制定具有十分重要的作用，先進科學技術的應用實現了對電力系統和電網運行的實時監測，一旦發生電力事故，可以及時進行數據信息的反饋，降低了電力災害對整個電力系統的影響。第二，防范機制。電廠在日常工作進行過程中應當定期召開防災減災教育培訓學習相關工作，增強工作人員的防災意識，為降低電力災害發生的概率提供基礎。

2、運用先進環境保護技術，降低電力生產對生態環境的影響。二氧化硫污染一直是燃煤電廠主要的環境污染源，我國對此采取了一系列的控制措施用于改善電廠生產設備，如高效煙氣脫硫、除塵、脫銷設備的安裝及使用，極大地降低了二氧化硫、煙塵以及氮氧化物的排放，進而降低了電力生產對生態環境的污染。同時我國大部分電廠使用的多為常規小電機組，且受到各種因素的影響，如地方保護主義、電力供求矛盾等影響導致這些小電機組仍舊在使用，其排放的污染物對周圍環境造成了一定的破壞，因此各地區應當根據本地區的實際情況，引進先進的機組設備，如超超臨界機組、增壓流化床聯合循環機組等以降低污染物的排放，避免對生態環境造成不可逆的破壞。另外還應當將一些污染大、耗能高的小機組進行關閉處理，因地制宜，加大對風能、太陽能、生物質等一些新型潔凈能源的研究和利用力度，為從根源上解決電力生產污染問題提供條件。

篇5

關鍵詞：燃燒電廠；二氧化硫；排放；控制

中圖分類號：X701.3 文獻標識碼：A

文章編號：1674-9944（2013）01-0052-03

1 引言

我國已成為世界上二氧化硫排放量最大的國家，2006年，我國二氧化硫排放總量超過2587萬t，造成一些地區酸雨污染嚴重。1979年以后美國每年排放二氧化硫約3000萬t，通過實施各種國家控制政策，1990年降到2400t，1999年進一步降到1800t，2000年不到1000t，2010年計劃比1980年二氧化硫排放總量降低80%。美國目前主要控制占二氧化硫排放總量70%的火電廠。在德國電力能源結構中，煤炭能源使用占的比例為55%，因此德國采取了嚴格的治理措施。從1983年開始就要求重點老企業進行脫硫，要求30萬kW以上機組降到200mg/Nm3以下，10～20萬kW機組降到500mg/Nm3以下，10萬kW以下機組降到800mg/Nm3以下。因此與發達國家比較，我國在綜合控制、經濟控制二氧化硫的排放方面還有很大潛力可挖，并且將二氧化硫減控目標定為燃煤電廠。

2 我國近年來針對排放二氧化硫的控制政策

在2000年4月頒布于9月實行的《中華人民共和國大氣污染防治法》中開始強調了對二氧化硫的控制要求。防治法中規定了對二氧化硫污染控制區劃定為主要大氣污染物排放總量控制區，建、擴建排放二氧化硫的火電廠和其他大中型企業，超過規定的污染物排放標準或者總量控制指標的，必須建設配套脫硫、除塵裝置或者采取其他控制二氧化硫排放、除塵的措施，對二氧化硫實行雙重控制要求。

在2003年2月制定7月由國家發展計劃委、財政部、國家環境保護總局和國家經濟貿易委員會共同頒布的《排污費征收標準管理辦法》（國務院令第369號）中，開始實行“零起點收費”，并引入了污染因子當量計算，同時根據污染因子對環境的影響不同，實行不同收費額度，例如SO2每千克的收費標準是煙塵收費標準的2.3倍。

在《排污許可證管理條例》中持證排污原則、按證排污原則規定了排污許可證的持有者，必須按照許可證核定的污染物種類、控制指標和規定的方式排放污染物。該條例中提出對排污者有污染物排放總量控制指標要求的，該指標納入排污許可證管理之中，并且排放的污染不得超過國家和地方規定的排放標準和排放總量控制要求。

在2007年5月由國家發改委和國家環保總局《燃煤發電機組脫硫電價及脫硫設施運行管理辦法》（試行），該辦法是利用價格的引導和調節作用，將治理環境污染的成本內部化，辦法中規定：脫硫設施投運率在90%以上的，扣減停運時間所發電量的脫硫電價款；當脫硫設施投運率在80%～90%之間時，扣減停運時間所發電量的脫硫電價款同時處以1倍罰款；投運率低于80%的，扣減停運時間所發電量的脫硫電價款同時處以5倍罰款，表明了國家進一步強化監管，保證政策措施落實到位。

針對火電廠大氣污染物排放造成的污染，國家環境保護局從1991年開始制定《燃煤電廠大氣污染物排放標準》（GB13223-91），到1996年第一次修訂為《火電廠大氣污染物排放標準》（GB13223-1996）再到2003再次修訂，并在2011年7月第三次修訂火電廠大氣污染物排放標準。根據2011年最新標準要求，所有新建項目于2012年1月起開始正式實施此排放標準，現有火電廠最遲于2014年7月1日前完成貫徹標準工作，其中二氧化硫排放濃度限值新建鍋爐為100mg/m3，現有鍋爐為200 mg/m3，對于重點區域的火電廠實行50 mg/m3二氧化硫排放濃度特別限值。

環境保護部和國家質量監督檢驗檢疫總局于2012年2月末于2016年1月開始在全國范圍內執行新《環境空氣質量標準》，其中部分省會城市和重點地區根據實際情況和當地環境保護需要提前履行本標準，本標準是既1996年頒布的環境空氣質量標準后第二次重新修訂的。原標準環境空氣功能區分為三類，新標準分為兩類，即不存在三類區特定工業區。該新標準充分體現了環境要以人為本的理念。采取任何治理大氣防治污染的目的就是要改善大氣環境質量，保障人們身心健康，本次標準的重新修訂著重強調了對細顆粒污染物的控制要求。

二氧化硫排放總量是國家環境保護“十二五”規劃中7個環境保護主要指標之一，規劃指標要求二氧化硫排放總量2015年比2010年增長-8%。規劃中明確指出“加大二氧化硫和氮氧化物減排力度。持續推進電力行業污染減排”。并且于2011年頒布2012年實施的《火電廠大氣污染物排放標準》中大幅度收緊了二氧化硫的排放限值。

同時為了更深入貫徹和落實《國家中長期科學和技術發展規劃綱要（2006-2020年）》、《國家“十二五”環境保護規劃》和《國家“十二五”科學和技術發展規劃》，指導和推進全國范圍內大氣污染防治措施創新，培育和發展節能環保戰略性新興產業，支撐大氣環境質量改善，科技部、環境保護部在廣泛征求意見基礎上，組織制定了于2012年7月的《藍天科技工程“十二五”專項規劃》國科發計[2012]719號。該專項規劃主要目標中優先領域與重點排放源污染預防和控制技術提出了針對燃煤電站鍋爐和工業鍋爐污染物排放，研發燃煤發電技術、脫硫脫硝脫汞協同控制技術、中低溫脫硝技術的要求。

3 火電廠大氣污染物二氧化硫減排對策

3.1 使用優質低硫煤

我國煤炭資源較豐富，目前國內火電廠均使用煤做為燃料發電。國家質量監督檢驗檢疫總局和國家標準化管理委員會于2010年頒布2011年實施《發電煤粉鍋爐用煤技術條件》中規定了發電煤粉鍋爐用煤的技術要求，按無煙煤、貧煤、煙煤、褐煤鍋爐對發電煤粉鍋爐用煤技術條件進行重新劃分。該文件中給出不同種類煤粉鍋爐用煤含全硫量。全國煤炭含全硫量平均值為1.11%，商品煤含全硫量為1.08%，動力煤中含全硫量為1.15%。各地區煤中含硫量差別較明顯，并且呈現由北向南增加趨勢。各地區煤炭儲量中全硫含量由低至高順序為東北地區0.47%、華北地區1.03%、西北地區1.07%、華東地區1.08%、中南地區1.17%、西南地區2.43%。雖然我國大部分煤中全硫含量達到現行工業用煤質量要求，但燃煤電廠鍋爐操作參數、設備老舊脫硫效率不穩定，因此企業應結合國內各地區煤中含硫量分布與企業自身技術、經濟實力，選擇含硫量低的煤。

3.2 采用高效石灰石-石膏濕法煙氣脫硫工藝

石灰石-石膏濕法煙氣脫硫工藝優點已被普遍認同，工藝較成熟，應用實例也很多。該方法脫硫效率可達95%，對煤中含硫量適應范圍也較大，但其脫硫效率也取決于多種工藝操作參數的調整。主要的工藝控制參數情況如下。

脫硫吸收塔進口煙氣溫度參數。由于脫硫反應為放熱過程，很明顯脫硫效率隨吸收塔入口煙氣溫度的升高而降低。在實際生產過程中，由于機組負荷變化較頻繁，需要在吸收塔前布置噴水裝置來降低煙氣溫度，提高效率。某一企業在進口煙氣SO2濃度和氧量基本不變的工況下，當進入吸收塔的煙溫為96℃時，脫硫效率為92.1%，當煙溫升到103℃時，脫硫效率降至為84.8%[1]。當煙氣中SO2濃度越高反應速度越快，反應越徹底，脫硫效率越高。并且在吸收劑與 SO2反應過程中，氧氣也起到促進化學反應的進行，最終氧化成 SO2-4，但并非煙氣中含氧濃度越高越好，因為煙氣中氧濃度過高則表明脫硫系統出現漏風現象。煙氣中約含100～300mg/m3（標準狀態下）的飛灰，這部分飛灰在很大程度上阻礙了石灰石消溶，促使漿液pH值偏酸性，最終影響脫硫效率。同時飛灰中含有如Hg、Pb、Cd、Zn等重金屬離子會抑制Ca2+與HSO3-的反應，進而影響脫硫效果。

石灰石粉顆粒的粒度越小，單位質量比表面積就越大，反應越徹底，石灰石粉品質和純度越高，雜質含量就越少，反應越徹底，副產品品質越好。通常在生產中石灰石純度要在90%以上，顆粒度要通過325目篩（44/μm）的過篩率達到95%。不過當石灰石中品質較低雜質含量較高時，石灰石粉應磨制得更細一些。

液氣比是影響 SO2去除效率非常重要的參數，與去除率成正比例關系。

在實際工作中若提高液氣比將需要提高漿液循環泵的流量，需要提高設備初投資和運行成本，此時可在漿液中加入如鈉堿、己二酸等添加劑，可以適當降低液氣比，從而節約企業費用。

4 結語

“十二五”規劃經濟發展目標是國內生產總值年均增長7%，國內經濟快速的發展，需要大量的電力資源。燃煤電廠擴能和大量電廠的投產，必然加劇對環境排放污染物量。如何能高效控制污染物排放，提高人們生存環境質量，特別是燃煤電廠二氧化硫廢氣排放是今后很長時間內需要面對并迫在眉睫急需解決的問題。對國內燃煤電廠二氧化硫排放總量和排放濃度的控制不僅要從國家、地方各種政策上干預各企業應該采取污染物治理措施約束污染物排放，同時企業也要自身發掘對污染物采取控制方法，主動從多方面綜合降低污染物尤其是二氧化硫的排放，從源頭治理。我國針對二氧化硫控制政策已日趨完善，監管也日益強化，因此就需要火電廠通過多角度對二氧化硫經濟和技術合理性進行比較，在實現達標排放、滿足總量控制要求的前提下，將對二氧化硫的處理成本降為最低。

參考文獻：

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[2] Prakaypun W，Jmawath parative effect of additives on the mechanical propemes of plasters made from flue-gas desulfurized and natural gypsume[J].Materials and Structures，2003，36（1）：51～58.

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[關鍵詞]火電；環境管理；數字化；WebGIS；Windows DNA

中圖分類號：TM73 文獻標識碼：A 文章編號：1009-914X（2016）08-0322-01

WebGIS是Internet技術與GIS相結合的產物，是在網絡環境下的一種存儲、處理、分析和顯示與應用地理信息的計算機信息系統[1，2]。WebGIS提供了一種易于維護的分布式GIS解決方案。結合電廠環保管理系統的特點，建立一套基于WebGIS的，可以持續完善的開放性的環保管理信息系統是可行的。首先，WebGIS是開放性系統。其次，Windows DNA[3，4]提供了一種基于開放式協議和公共接口的具有高度協作能力的框架，提供和各級接口的兼容能力，在兼顧當前信息系統需求的同時，并為今后信息系統的進一步發展提供升級的機制。第三，組件式開發，適應電廠子系統的多樣性。

1 用戶需求分析

研究采用演化型原型化方法進行用戶需求分析，先構造一個功能簡單而且質量要求不高的模型系統，作為最終系統的核心，然后通過不斷的擴充完善，逐步追加新的要求，發展成為最終的用戶系統。根據原型化的實施特點結合火電廠環保管理信息系統的實際確定以下的系統需求分析步驟。首先建立原型化的三個中心組織，即開發中心、生產中心和信息中心。然后配備原型化的中心人員。最后建立原型化的工作環境。

2 基于WindowsDNA架構WebGIS

根據Windows DNA體系的特點，以及火電廠環保管理信息系統的具體需求，利用WebGIS組件軟件MapInfo公司的系列軟件[5]，采用支持空間數據庫的Oracle9i為核心數據庫建立實際的應用系統[6]。系統結構中各部分的主要功能描述如下：應用服務器，使用MapInfo的地圖服務器產品MapXtreme for Windows，建立基于Web的信息管理系統，使用人員可以使用瀏覽器通過局域網，可以查看各種資源的基本信息，查詢其屬性信息，并做各種統計分析。同時MapXtreme for Windows可以直接與Oriacle9i數據庫相連，利用數據庫中不斷更新的屬性數據和地圖數據，與最新的業務地圖和屬性保持一致。

3 系統的設計與實現

3.1 系統的軟硬件配置

本系統選用MapInfo公司的WebGIS軟件作為支撐平臺，根據前面介紹的各個功能模塊的特點的配合微軟的主流操作系統，系統軟件的配置如下：

1） 數據服務端：

操作系統：Windows 2000 Sever

數據庫平臺：Oracle9i及其插件Oracle Spatial

SQLServer2000及其插件MapInfo for SQLServer

2） WEB服務器端：

WebGIS平臺：MapXtreme， MapInfo Professional17

操作系統：Windows 2000 Server

數據庫平臺：Oracle Client， SQLSever2000

3.2 系統基本功能

根據火電廠環保管理系統的特點，確定系統要實現的各個功能模塊，其中綜合計劃模塊和項目建設模塊仍按照一般的數據庫規范進行設計，而在環境檢測、污染管理和環境監理模塊中，確定GIS的初步要求，按照空間數據模型進行數據庫的設計與實現。

3.3 系統模塊設計

以往固定的操作流程使用很不方便，研究采用新的業務流程管理模式――增加流程自定義功能。設計系統工作流控制模型將組織模型和過程模型有機結合在一起，根據業務規則對業務過程中的各項業務活動及任務指派等工作進行控制和協調。

3.4 錄入和報表功能的實現

火電廠環境管理涉及的范圍廣、項目多，需要發電廠各級部門協助，為減少統計工作量，采用“一套表”的思想來設計，既保證指標的完整性，又要減少指標的重復。

3.5 系統WebGIS功能的實現

1. 廠區綠化圖

根據國家環保局的要求，火電廠要將大門全景圖，主廠區鳥瞰圖及廠區綠化GIS圖直接上網，利用本系統提出的WebGIS功能可以方便地實現這一點，以滿足上一級環保部門的統計分析，并接受社會的監督。

2. 用水流程圖

火電廠用水系統比較復雜，是火電廠環保管理的一個基礎環節，也是社會普遍關心的問題，尤其是提高水的復用率，盡量減少新鮮水的使用量。系統提供了水流程模塊，可以利用WebGIS功能對電廠的重復用水可進行全面的管理。

3. 污染氣象測試圖

火電廠污染氣象測試技術非常復雜，以淺丘及平原非城市地區污染氣象測試項目為例，應符合下列要求：

1） 大氣邊界層風向風速分布的測試宜采用基線小球測風法。

2） 大氣邊界層溫度層結控測應滿足：宜用電子低空探空儀；基點溫度宜用阿斯曼通風干燥球氣溫儀；探測記錄時間不宜低于20min；與風線水球測風同步探測。

3） 在評價區內應加強對地面流場的測試，地面電接風儀測點的設置與分析，要以能反映評價區域地面流場特征為前提，根據評價區大小和地形復雜程度，可設置3-10個測點。

4） 內邊界層和海陸環流出現的氣象條件、頻率、時段和影響空間范圍的測試；

5） 向岸流、向流的擴散特征測試；

6） 典型條件下大氣穩定度時空分布測試。

根據火電廠污染氣象測試技術規定的要求，針對相關實測數據，系統可以進行復雜的GIS功能分析。

4 結論與展望

4.1 研究結論

研究致力于火電廠環保管理系統的研究開發，根據火電廠傳統環保管理系統的特點，充分利用先進的系統開發思想，建立合理的應用體系框架，為該系統的進一步發展打下基礎。

4.2 問題展望

研究提出的基于Windows DNA系統架構的火電廠環保管理信息系統開發的解決方案有以下幾個方面可以進一步發展和創新：1）空間數據在數據庫中的存儲問題。2）系統的傳輸效率，圖形控件的制作及其在網絡中的傳輸問題。

參考文獻

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[3] 姜睿. 基于Windows DNA的公務人員管理系統[D]. 2011.

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【關鍵詞】生物質；發電項目；脫硫

世界一次能源缺乏，而我國一次能源更是緊缺，各國都在尋找開發可再生能源，如太陽能、風能、垃圾廢料、生物質能等。生物質能是由植物的光合作用固定于地球上的太陽能。在可再生能源中，生物質能以實物形式存在，具有可儲存、可運輸、資源分布廣、環境影響小等特點，受到世界各國的青睞。生物質能是目前應用最為廣泛的可再生能源，其消費總量僅次于煤炭、石油、天然氣，位居第四位，并且在未來可持續能源系統中占有重要地位。但是在生物質作為燃料的發電項目中，大氣污染仍需要特別關注，提出切實可行的預防措施。

本文以洪雅縣生物質發電廠項目環評為例，分析其生物質燃料成份與SO2預防及治理措施的關系。

1 洪雅縣生物質發電廠概況

項目為利用洪雅縣境內的林（竹）木及各類農作物秸稈直接燃燒發電的生物發電廠，其裝機容量為1×120t/h生物質高溫超高壓循環流化床鍋爐，配套1×30MW高溫超高壓凝汽式汽輪發電機組，為生物質直燃式發電項目。項目采用秸桿、林業三剩物及次小薪材作為燃料，用量20.5萬t。項目建成后每年可為電網提供清潔能源約2.25億kW.h/a。

2 生物質燃料成份分析

洪雅縣生物質發電廠的生物質燃料來源主要來自于林（竹）木廢棄物、秸稈、奶牛糞便等，根據燃料配比比例：玉米秸稈24%、竹枝18%、稻草13%、鋸末7%、灌木23%、牛糞15%，采用加權平均，混合生物質燃料的成份如下表1。

3 生物質電廠常規的SO2控制技術

目前，生物質電廠控制二氧化硫的處理方法較多，比較常用的為爐內噴鈣脫硫技術。爐內噴鈣脫硫技術是通過向爐內直接添加石灰石粉來控制SO2排放。投入爐內的石灰石在850℃左右條件下發生煅燒反應生成氧化鈣，然后氧化鈣、SO2和氧氣經過一系列化學反應，最終生成硫酸鈣，化學反應式為：

CaCO3CaO+CO2（煅燒反應）

CaO+SO2+1/2O2CaSO4（固硫反應）

石灰石在煅燒過程中，由于CO2溢出，在固體顆粒的表面及內部形成一定的孔隙，為SO2向顆粒內部擴散及固硫反應的發生創造了條件。在CFB鍋爐燃燒條件下，石灰石煅燒反應生成的CaO具有較高的孔隙率，脫硫反應活性好，可以有效增加石灰石有效利用率，提高CFB鍋爐爐內脫硫效率。

4 洪雅縣生物質發電廠SO2控制技術

根據對該電廠所采用的生物質燃料成份分析，混合燃料含硫量約為0.09%，燃料中灰分中的CaO含量約為23.73%，根據燃料的使用情況（年使用燃料20.5萬t）可計算出SO2的產生濃度為326mg/Nm3；根據燃料灰分的產生量（約為1.22t/h（9150t/a））分析，

灰分中CaO含量（t/a）=9150×23.73%=2171.295；

原料中Ca含量（t/a）=2171.295×40÷56=1550.925

核算出原料中的Ca的摩爾數為38，生物質燃料全硫含量校核值約為0.09%，原料中的硫的摩爾數為5，因此，校核燃料的鈣硫比=38/5=7.6，大于2.0，固硫率按50%計，因此，項目SO2的最大排放濃度為163mg/Nm3，滿足《火電廠大氣污染物排放標準》（GB13223-2011）中表1二氧化硫（四川地區）最高允許排放濃度200mg/Nm3的要求，SO2可直接達標排放，不需另采取煙氣脫硫設施。

5 結論

本文根據對洪雅縣生物質發電廠所采用的混合生物質燃料成份及燃料灰分分析，得到燃料含硫量及灰分中氧化鈣的成分，進一步分析出原料中鈣的含量，可計算出燃料的鈣硫比及固硫率，經以上論證可以看出，生物質發電項目，經過對原料及灰分的成份分析，可得出燃料中鈣硫比，其產生的二氧化硫經過燃料中本身含有的鈣進行固硫，不需新增其他脫硫設施，可滿足《火電廠大氣污染物排放標準》（GB13223-2011）中圖1二氧化硫的最高允許排放濃度要求。

【參考文獻】

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[4]韓丹丹，秦林，朱春鳳.生物質發電項目大氣污染控制分析[J].江西電力職業技術學院學報，2012，12（25），4.

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[關鍵詞]燃煤電廠 廢氣 汞 監測

[中圖分類號]P618.68 [文獻碼] B [文章編號] 1000-405X（2015）-7-362-1

1背景介紹

燃煤電廠汞排放控制及其危害：

1.1燃煤電廠汞的排放及大氣中的汞污染

汞在生態系統中屬于非生命必需、高毒的微量重金屬元素，是具有持久性、生物累積性和生物擴大作用的有毒污染物，毒害作用表現在阻礙人和動物的正常代謝機能，特別是甲基汞，通過生物體表、呼吸道或經口腔通過腸道吸收，在大腦感覺區、運動區蓄積，造成對神經系統的損害[1，3]，是國際組織及各國政府優先控制的環境污染物，而燃煤電廠是大氣中全球汞排放的最大的源[1]。雖然全球原煤中汞的含量僅在0.012～33 mg/kg 范圍內，但是由于煤的大量燃燒，全世界每年從燃煤中逸出的汞總量達到3000 t 以上[2]。特別在中國，燃煤釋放的汞已成為中國汞污染的主要來源，因此對中國燃煤汞的研究具有重要的理論和現實意義[4]。

1.2燃煤電廠汞的存在形式及污染控制

汞的取樣方法與其在煙氣中的存在形式有密切關系，不同形態的汞的物理和化學性質差異較大。基于目前的分析手段， 將燃煤過程中汞的存在形式分為3 種：（1）氣態零價汞，又稱氣態元素汞或氣態單質汞，表示為HgO，其化學性質不活潑，并且難溶于水;（2）氣態二價汞，又稱“氣態氧化汞”，以HgCl2為主，表示為Hg2+，具有水溶性;（3）顆粒吸附汞（不區分價態），表示為Hgp，因其與顆粒物結合，故常利用過濾法或擴散管法將其分離[5]。

目前燃煤電廠汞監測方法主要為EPA 的Ontario-Hydro 手動監測方法（ OH 法） [6] ，具有高靈敏度（

控制汞排放力度最大的新努力是環境保護部和國家質量監督檢驗檢疫總局于2011年7月29日的新《火電廠大氣污染物排放標準》（GB13223-2011）中，首次包括了燃煤鍋爐煙氣中汞及其化合物的排放標準。確定的排放限值為0.03 mg/m3，該標準于2015年1月1日起實施。這表明中國對汞排放的管理有了新的突破，應對態度更加積極，燃煤汞污染的控制已經提上了行動日程，今后會有更多的舉措。

2監測方法介紹

燃煤煙氣中總汞測量的幾種方法介紹：

中國GB13223-2011中汞的測定方法

剛的《火電廠大氣污染物排放標準》中，包括的汞及其化合物測定方法為HJ543 《固定污染源廢氣 汞的測定 冷原子吸收分光光度法（暫行）》。該方法于2009年12月20日，2010年4月1日實施。方法的原理為：利用高錳酸鉀溶液吸收廢氣中的汞并轉化其為汞離子，汞離子再被氯化亞a還原成原子態汞，用載氣將氣態原子汞吹出帶入測汞儀，用冷原子吸收分光光度法進行測定。

（1）EPA法30A：30A法用裝有煙塵過濾裝置的采樣探頭將煙氣從煙道或煙囪中抽取出來，通過轉換器將Hg2 + 還原為HgO，再送至檢測器檢測，檢測數據可直接被傳輸到記錄儲存系統。該方法的特點是能夠實現連續監測，HgO與Hg2 + 既可被分別測定，也可被轉化為HgO一起測定總量，測量結果比較準確，可以實時輸出結果，便于環保部門對污染源進行實時監控。但測得的是煙氣中排放總氣態汞的濃度，不能收集顆粒態汞。

（2）EPA法30B：EPA方法30B是美國SKC公司開發的監測燃煤電廠煙氣中氣態總汞的方法，它使用經過鹵素處理的活性炭作為吸附劑來吸收煙氣中的汞，而后直接采用固體汞樣分析儀測定。在30B方法中使用了預先加入汞標液的吸附材料進行質量保證和質量控制，方法的結果好，可信度高。與30A 法相比，其共同點是可測得煙氣中排放總氣態汞的濃度，即（ Hg2 +、HgO或HgO+ Hg2 + ） ，不能收集顆粒態汞，但測量結果比30A 法準確。

3結論

30A與30B 兩種方法對燃煤電廠脫硫出口氣態總汞檢測數據結果的準確度和精密度上均無顯著差異，能滿足對燃煤電廠煙氣中的汞進行測量的需求。

參考文獻

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關鍵詞：熱電廠環保工程；環保設備；大氣環境；環境影響評價

中圖分類號：X324文獻標識碼： A 文章編號：

我國是發展中大國，同時是資源消耗大國，而人均資源儲量又偏低。快速的工業化進程和巨大的消費需求使我國資源的對外依賴性逐步加強，環境污染也愈發嚴重，環境保護工作越來越得到重視。下文通過對熱電項目的工程分析,認為熱電廠建設項目環境影響評價需要特別把握的共性問題為：準確預測大氣污染物濃度；固體廢渣(粉煤灰、爐渣、脫硫石膏等)；設施靜電除塵器；風險評價。對環保設備進行統計、分析、整理、評價，通過科學管理方法和手段指導發電企業應用環保設備更有效地投入生產工作，環保設備設計、制造、安裝企業進行綜合性評價及對大氣環境的影響，范環境保護產業發展具有較為重大的意義。

一、環保設施工作原理

1.石灰石一石膏法脫硫系統工作原理

石灰石/石灰-石膏濕法脫硫是利用噴淋吸收塔噴射的石灰石漿液，吸收煙氣中硫氧化物（SOx）及其它酸性物質，液相中的硫氧化物（SOx）與碳酸鈣反應，形成硫酸氫鈣和亞硫酸鈣。在吸收塔底部的漿液池中充入強制氧化空氣，吸收漿液中的亞硫酸鈣幾乎全部被漿液池底部充入的空氣強制氧化成硫酸鈣，脫硫產物主要為石膏。脫硫過程中發生的主要化學反應有：

CaO＋H2O=Ca(OH)2 Ca(OH)2＋SO2=CaSO3＋H2O CaSO3＋H2O+SO2=Ca(HSO3)2 CaSO3＋1/2O2=CaSO4 MgSO4＋H2OMgSO4·2H2O

脫硫系統工藝流程如圖1所示。

圖1脫硫系統工藝流程

2.靜電除塵器工作原理

靜電除塵器是利用高壓電源產生的強電場使氣體分離，即通過產生電暈放電，進而使懸浮塵粒荷電，并在電場力的作用下，將懸浮塵粒從氣體中分離出來的除塵裝置。接地金屬圓管稱為收塵極，與直流高壓電源輸出端相連的金屬線稱為電暈極。電暈極置于圓管的中心，靠下端的重錘張緊。在兩個曲率半徑相差較大的電暈極和收塵極之間施加足夠高的直流電壓，兩極之間便產生極不均勻的強電場，電暈極附近的電場強度最高，使電暈極周圍的氣體電離，即產生電暈放電，電壓越高，電暈放電越強烈。在電暈區氣體分離生成大量自由電子和正離子，在電暈外區(低場強區)由于自由電子動能的降低，不足以使氣體發生碰撞電離而附著在氣體分子上形成大量負離孔當含塵氣體從除塵器下部進氣管被引入電場后，電暈區的正離子和電暈外區的負離子與塵粒碰撞并附著其上，實現了塵粒的荷電。荷電塵粒在電場力的作用下向電極性相反的電極運動，并沉積在電極表面，當電極表面上的粉塵沉積到一定厚度后，通過機械振打等手段將電極上的粉塵捕集下來一從下部灰斗排出，而凈化后的氣體從除塵器上部出氣管排出，從而達到凈化含塵氣體的目的。靜電除塵器的工作原理如圖2所示，靜電除塵器結構透視如圖3所示。

圖2 靜電除塵器工作原理示意圖圖3 靜電除塵器工作原理示意圖

二、環保設施運行效果及其在非正常工況下的運行效果

1.石灰石一石膏法脫硫系統脫硫效率及其在非正常工況下的脫硫效率

根據環發[2002]26號《燃煤二氧化硫排放污染防治技術政策》中規定：電廠鍋爐煙氣脫硫的技術路線是“大容量機組(≥200MW)的電廠鍋爐建設煙氣脫硫設施時，宜優先考慮采用濕式石灰石一石膏法工藝，脫硫率應保證在90%以上……”。正常工況下，濕式石灰石一石膏法工藝的設計脫硫效率可達到95%以上.

與此同時，環境保護部于2010年2月頒布的環境保護技術文件《燃煤電廠污染防治最佳可行技術指南》(HJ-BAT-001)也指出:石灰石一石膏法脫硫技術適應性強，對煤種、負荷變化均具有較強的適應性;適用于大容量機組和高濃度so:的煙氣脫硫。在鈣硫物質的量比在1.02~1.05，循環液pH值在5.0~6.0時，脫硫效率一般可達95%以上。

根據環境保護部辦公廳文件環辦[2010]91號《關于火電企業脫硫設施旁路煙道擋板實施鉛封的通知》，要求所有新建燃煤機組不得設置脫硫旁路煙道。因此在不設置脫硫旁路煙道的情況下，脫硫系統中噴淋系統及循環泵發生故障時，需停運電廠進行檢修。

因此，在電廠的環評報告中不考慮脫硫系統非正常工況下的大氣環境影響(在現有已通過國家環保部環境評估中心審查的電廠環評報告中均不考慮脫硫系統發生故障情況下的環境影響)。

2.靜電除塵器的除塵效果及其在非正常工況下的除塵效率

多電場的電除塵器，雖然每個電場的結構和收塵面積相同，但在運行過程中由于每個電場通道的氣流分布、煙塵濃度、煙塵粒徑、漏風率不一樣，導致每個電場的除塵效率有所不同。根據電除塵器捕捉煙塵的機理，一般情況下電廠含塵煙氣流經電除塵器時，沿煙氣流向煙塵濃度逐漸降低，粉塵粒度也逐漸變細。在電除塵器每個電場均運行正常情況下，一電場所收集灰的粒度相對較大，灰量也多，占全部收集灰量約80%，然后按電場序號迅速遞減，三、四電場收集的灰量僅占全部灰量約4%。雙室四電場的除塵效率一般為99.6%~99.80%。

現有電廠大部分為雙室四電場靜電除塵器，影響靜電除塵器除塵效率主要有以下四個方面:

（1）除塵器內部結構的不合理。如極板、極線變形造成極間距不均勻、電除塵器內氣流分布不均勻、設備漏風等因素，造成除塵效率降低。

（2）煙氣性質的影響。如煙塵濃度增加、煙氣中的水分過大、粉塵比電阻過高等因素，造成除塵效率降低。

（3）運行操作因素的影響。振打強度不夠或振打故障、灰斗卸灰方式不合理、電暈線肥大、陰陽極熱膨脹不均及引風機調節造成煙氣分布不均等因素，造成除塵效率降低。

(4)靜電除塵器設備檢修，造成除塵效率降低。

除塵器內部結構的不合理、煙氣性質的影響、運行操作因素的影響均可以在較短的時間內，通過采取相關措施進行處理，不會對除塵效果產生大的影響。但在除塵器設備檢修時對除塵器的除塵效果將產生明顯影響，一般雙室四電場的設備檢修時最多停運2個電場。雙室四電場最低保證除塵效率為99.6%，當只有兩個電場運行時，其除塵效率將降低至%%，附加脫硫除塵效率為50%，合計為98%。

3.運行實例

以某熱電廠工程的污染物源強、地形參數及氣象數據為依據，利用EIAProA2008VER1.1大氣環評專業輔助軟件，計算非正常工況下二氧化硫及煙塵的大氣環境影響。

(1)源強

根據擬建設項目設計數據，環境空氣污染源強數據見表1。

表1環境空氣污染物的排放與允許排放

由表1中數據可知，擬建項目的二氧化硫排放濃度為78.9 mg/m3，煙塵排放濃度為28.5 mg/m3，滿足《火電廠大氣污染物排放標準)) (GB13223-2011)中so2排放濃度小于100 mg/m3、煙塵排放濃度小于30mg/m3，的要求。

非正常工況下二氧化硫及煙塵排放情況，即靜電除塵器部分失效(二電場運行)。除塵效率為98%的情況下污染物排放情況，本工程非正常工況下廢氣排放情況，見表2。

表2非正常工況情況下廢氣排放情況

由表2數據可知，在除塵效率為98%的情況下，鍋爐煙塵排放濃度為683.7 mg/m3，超標倍數為21.8,遠遠超過《火電廠大氣污染物排放標準》(GB13223-eon)中煙塵排放濃度小于30 mg/m3的要求。

(2)大氣環境影響預測

將污染物的源強數據、地形參數及氣象條件輸入EIAProA2008軟件中，根據《環境影響評價技術導則大氣環境》(HJZ.2-Zoos)的要求，計算出全年逐時小時氣象條件下，環境空氣保護目標的最大地面小時濃度和評級范圍內最大地面小時濃度。

①預測參數

預測模式采用AERMOD，以擬建項目煙囪為原點(0,0），預測各計算點(環境空氣關心點、網格點和區域最大地面濃度點)污染物(SO2, N02, PM,10)的地面濃度值。模式計算時選取的參數見表3。

表3本工程AERMOD預測點方案常用模型選項

本工程大氣污染物預測模式參數選取見表4。

表4模式計算選用的參數

本工程地面氣象資料以氣象科技服務中心提供的距離本工程最近的氣象站2008年全年逐日逐時地面風向、風速、干球溫度和逐日定時地云量(總云量、低云量)為基礎，對云量進行插值逐時并轉換為8分制云量數據。以整理后的逐日逐時的風向、風速、干球溫度和云量數據為本次預測的氣象條件。

本工程高空氣象探側數據由環境保護部環境工程評估中心環境質量模擬重點實驗室提供評價區域內的采用中尺度數值模式(MMS)模擬的50 km內的格點氣象資料。高空探測數據為評價區域內2008年全年每天8時、20時兩次的高空探測數據，主要包括:探空數據層數、氣壓、離地高度、干球溫度等氣象數據。MMS模擬高空氣象資料的格點參數見表5。

表5 MM5模擬高空氣象資料的格點參數表

②環境空氣污染物濃度預測結果

a.非正常工況下最大地面小時濃度

非正常工況排放時，典型小時氣象條件下將評價范圍內的所有網格點的PM10、 SO2的1 h預測值按從大到小的順序排序，見表6。

表6非正常工況PM10最大地面小時濃度預測結果(前10位)

由表6可知，非正常工況排放時，典型小時氣象條件下本工程PM10。最大地面小時濃度在二電場工況下低于二級標準限值(由于標準中無PM,。小時濃度限值，按照日均濃度的3倍計算，小時濃度限值取0.45 mg/m3)，最大小時濃度值為0.1492 mg/m3，占相應標準的33 .16%。

b.關心點最大地面小時濃度

非正常工況排放時，典型小時氣象條件下各關心點污染物最大地面濃度預測見表7。

表7非正常工況時關心點各污染物最大地面小時濃度

由表7可知，非正常工況排放時，典型小時氣象條件下各關心點PM10。在二電場工況下最大地面濃度均低于二級標準限值(由于標準中無PM10。小時濃度限值，按照日均濃度的3倍計算，小時濃度限值取0.45mg/m3)，卡拉麥里自然保護區監測點濃度低于一級標準限值(小時濃度限值取0.15mg/m3)。兩電場工況下關心點中PM10。最大地面小時濃度出現在五彩灣服務區，最大小時濃度值為0.028 229 mg/m3,占二級標準(0.45 mg/m3)的6.27%。卡拉麥里自然保護區PM10。小時濃度為。.026534 mg/m3，占一級標準(0 .15 mg/m3)的17.69%。

綜上所述，發生非正常工況排放時，PM10對區域的空氣影響較正常工況時有所增加，占標率較高，因此必須加強脫硫及除塵設備的日常檢查和維修，避免事故排放的發生。

三、結論

篇10

【關鍵詞】 燃煤電廠 煙氣脫硝 產業化

隨著社會的進步，電力資源生產與供應已經成為我國經濟發展的主要能源之一。在我國的電能結構中，基于燃煤的火力發電是主要發電方式，可占據整個電能裝機容量的百分之七十以上。但是在提升能源供給的同時，如果不及時采取有效的技術和方法對燃煤電廠的氮氧化物排放進行控制則會對我們的生活環境帶來的巨大的負面影響。為消除這種影響必須采用更加高效的煤燃燒技術和煙氣脫硝技術來降低發電過程中生成的氮氧化物。

1 我國燃煤電廠煙氣脫硝現狀

我國的電能供給主要以燃煤發電為主，燃煤過程中所產生的氮氧化物主要為NO、NO2以及N2O。相較于發達國家而言，我國無論是在燃煤技術應用方面還是在脫硝技術應用方面均存在一定的差距，以至于我國燃煤電廠所排放的NOx已經抵消了近年來針對SO2的控制效果。具體來說：（1）在脫硝裝置建設方面來看，我國已建脫硝機組在2008年已超過1億千瓦。這種建設現狀是由政府規定的氮氧化物排放標準與燃煤機組建設時的環境影響評價審批共同作用形成的。這說明燃煤電廠煙氣脫硝已經成為我國經濟發展和環境保護所需要重點考慮的問題之一。（2）在脫硝工藝選擇方面來看，我國絕大部分燃煤機組所使用的脫硝工藝為SCR方法，這種方法實現結構簡單、脫硝效率可以超過90%，且不會在脫硝過程中生成副產物，因而不會形成二次污染，是國際中應用最為廣泛的脫硝方法。統計數據表明，基于SCR工藝的煙氣脫硝機組占我國總脫硝機組的比例超過90%。（3）在SCR煙氣脫硝技術設計與承包方面來看，現代煙氣脫硝市場中，我國國內的承包商基本已經具備了脫硝系統的設計、建造、調試與運營能力，可基本滿足國內燃煤電廠的煙氣脫硝系統建設需求。（4）在SCR關鍵技術和設備方面來看，雖然我國大部分燃煤電廠仍舊以引進國外先進技術為主，但是在引進的同時同樣注意在其基礎上進行消化、吸收和創新，部分企業或公司還開發了具有自主知識產權的SCR關鍵技術。在相關設備研發方面，可實現國產的設備有液氨還原劑系統、噴氨格柵設備、靜態混合器設備等，但是諸如尿素水熱解系統、聲波吹灰器、關鍵儀器儀表等還未實現國產化。（5）在產業化管理方面來看，政府正在逐漸加大對煙氣脫硝的管理力度，而企業也正在按照相關要求制定和執行相關的自律規范，但是總體來說我國的煙氣脫硝管理仍處于初級階段，還需要在借鑒國外先進管理經驗的同時結合我國國情制定符合我國發展要求的產業管理制度。

2 當代煙氣脫硝產業建設中存在的主要問題

雖然我國燃煤電廠煙氣脫硝產業進步明顯，但是其發展過程中存在的問題也相對較為突出，主要表現在以下幾方面。

2.1 脫硝技術掌握度不足

雖然SCR脫硝工藝簡單，但是其核心技術較難突破，在應用方面，我國的SCR脫硝系統設計與設備獲取仍舊以引進或項目合作為主，還沒有形成一套完整的、具有自主知識產權的SCR脫硝技術解決方案。并且在技術引進中，所能夠引進的大多局限在工藝系統設計方面，而在核心技術與物理流動模型/CFD流場模擬等技術引進與掌握方面還無法全面掌握。特別是在SCR脫硝工藝中的核心SCR催化劑選型、設計與布置、流場設計等方面我國仍需要依賴國外廠商實現。

2.2 脫硝催化劑還未實現國產化

脫硝催化劑是SCR技術的核心，但是就目前我國的SCR工藝發展狀況而言，所需的TiO2基催化劑仍舊需要從日本和歐洲等少數國家引進，即便是已建成的脫硝催化劑生產線也是需要進行技術、原料、設備引進，生產線只負責生產加工。因而我國燃煤電廠脫硫成本相對較高，SCR工藝研究任重而道遠。

2.3 煙氣脫硝技術規范不夠系統

我國的煙氣脫硝產業仍舊處于初級階段，不同燃煤電廠所引進的SCR脫硝系統不盡相同，政府制定相關技術標準時也沒有統一的體系進行參照，無論是從脫硝產業方面看還是從脫硝實現過程方面看均缺乏系統的考慮，這對脫硝產業的健康發展是極為不利的。

3 發展煙氣脫硝產業的意義及建議

為提升燃煤電廠的市場競爭力，降低電能生產過程中產生的環境污染，在增加燃煤發電裝機容量的同時必須從制度和技術兩個方面采取措施進行對排放氣體進行脫硝處理。

3.1 促進煙氣脫硝產業發展的制度化和規范化

建立健全脫硝技術相關標準體系，完善必需的法律法規，加強煙氣排放監管等對于加速推動我國研發具有自主知識產權的脫硝工藝具有積極意義，還可以有效保障其產業化進程向更加健康、更加穩定、更加和諧的方向發展。

3.2 加強煙氣脫硝技術路線的制定與選擇

在新建燃煤電廠或對現有的燃煤電廠進行技術改造時需要綜合考慮多種因素的影響，分別從控制燃燒過程和燃燒后煙氣脫硝等兩個方面開展技術研發，推動技術國產化，降低煙氣脫硝成本。

（1）在燃煤發電過程中，電廠應該盡量選用低氮燃燒技術來控制或抑制鍋爐燃燒過程中的氮氧化物生成。（2）對于無法達到排放標準的煙氣應該選用適當的脫硝工藝對其進行脫硝處理，脫硝工藝應該首選SCR脫硝技術。在此期間，相關部門應該鼓勵和推動SCR關鍵技術和設備的公關及研發，促進其國產化實現。（3）增強脫硝催化劑的研發力度，爭取能夠通過自主研發實現國產化，降低煙氣脫硝過程中產生的二次污染。（4）鼓勵和推進脫硫、脫硝、除塵一體化技術的研發工作開展，切實增強我國燃煤電廠的市場競爭力。

參考文獻：

[1]王方群，杜云貴，劉藝，王小敏.國內燃煤電廠煙氣脫硝發展現狀及建議[J].電力環境保護，2007，23（6）.

[2]朱法華，趙國華.燃煤電廠煙氣脫硝的政策要求與建議[J].中國電力，2008，41（2）.