电厂环境保护范文
时间：2023-10-17 17:36:50
导语：如何才能写好一篇电厂环境保护，这就需要搜集整理更多的资料和文献，欢迎阅读由公务员之家整理的十篇范文，供你借鉴。
篇1
发电厂排放的二氧化硫造成的环境问题，已经对人类的生存生活都造成了影响。随着我国国民经济的不断提升，人们对环境质量的要求越来越高，环境保护工作更加需要进一步加强。发电厂的脱硫工艺技术与环境保护等问题密切相关，要维护好人类环境，
1 发电厂烟气脱硫现状
发电厂在工作的过程中会产生大量的烟气，烟气进入大气会产生非常严重的后果，不仅危害自然环境，更会给人们的生命健康带来危害，随着能源经济的不断发展，煤炭排放的二氧化硫量越来越多，造成了比较严重的环境问题，发电厂湿法脱硫的工艺流程吸收塔是石灰石―石膏湿法脱硫工艺的核心部分，当前我国的火电以每年35%以上的速度增长，而在发电能源中煤炭是主要能源。SO2是火力发电厂的主要排放废料，对环境的影响较大，因此电厂烟气脱硫是一项必须进行的工作，在发电过程中，产生大量的二氧化硫，电厂要采取有效的治理措施，减少排污量，提高技术管理水平，积极寻找节能、绿色环保的新能源代替煤炭资源的燃烧。同时努力改进脱硫脱硝技术，减少排放到大气中的碳氧有害物质，实现环境保护与经济发展和谐共处的局面。？
2 发电厂的脱硫技术
（1）现阶段我国的脱硫技术已经得到了比较好的发展，各种新技术应运而生，脱硫设备的配置也已经朝着多元化的方向不断的发展，各种新技术，更使得脱硫的效果取得了让人欣慰的结果。发电厂对二氧化硫污染控制的措施主要有关停污染严重的发电厂、合理布局发电厂并改善能源结构，实施脱硫技术等。一般来说，发电厂的脱硫工艺技术应当遵循安全可靠实用性较强的基本原则，目前应用较为广泛的是石灰石脱硫技术，目前在发电厂应用较为成熟。将石灰石加水制作成为吸收剂，使吸收塔和烟气能够充分接触，烟气中的二氧化硫便与碳酸钙和氧气发生化学反应生成硫酸钙，达到一定的饱和度之后，结成结晶。
（2）发电厂的脱硫技术主要有洁净煤技术，循环流化床燃烧技术以及烟气脱硫。发电厂湿法脱硫反应机理喷嘴雾化后，吸收液会进入到吸收塔中形成小滴液，小滴液和塔中烟气产生反应之后，烟气中的有害物质会被吸收。大型的火电机组烟气脱硫主要使用的是炉后烟气脱硫技术，当前我国发电厂的脱硫技术主要有干法、半干法和湿法等。最有效、直接的方法是湿法脱硫，它运行稳定、没有二次污染，吸收法按照职能划分，可以分为吸收区、除雾区、脱硫产物氧化区三个部分。
（3）当烟气中含有的有毒气体从吸收区经过时，它能和溶液产生充分的化学反应，含硫烟气就被吸收，这样就能减少空气中SO2的排放。吸收塔排出的石膏浆则通过脱水，使其含水量低于10%，输送至石膏贮仓。之后经过除雾器除去雾滴，在通过换热器升温加热排出。将含SO2的气体从特殊液体（碱性溶液、水）中通过从而达到烟气脱硫的目的，因此备受人们推崇。这些脱硫脱硝技术方法中，无论哪一种研究、开发、利用，都要考虑电厂自身的实际情况，结合我国的国情，注重研究效率高、能耗低、操作简单、成本低的脱硫脱硝技术，创造一条可持续发展的道路。
3 脱硫技术与环境保护
（1）电厂烟气脱硫环保工程是一项非常重要的工作，它直接关系着人们的身体健康和生命安全，更与我们所居住的环境有着紧密的联系，做好电厂烟气脱硫环保工程，将是一件有利于民生有利于国家的大事。为了实现可持续发展的目标，我们必须对这种现象进行治理，找到能够解决烟气污染的技术措施，减少电厂的烟气污染，用现代化的先进仪器，降低烟尘中的有害物质，大力引进国外的先进设备，提高除尘设备的效率。最后，改进现阶段的技术。目前我国的脱脂脱硫技术仍然以干法为主，未来可能会加大对脱硫脱硝湿法的研究，更加关注降低成本、减少风险、提高效益的脱硫脱硝技术。具体的措施应该用全面的、发展的、长远的、综合的眼光看待治理问题，在治理污染的同时做好预防措施，科学、合理的利用各种资源，实现资源的可持续发展，提高生态环境质量。
（2）想要治理燃煤电厂烟气污染，就需要从污染的源头开始做起，随着国民经济的发展，国民的环保意识也逐渐提高，大气是人们赖以生存的基础，保护好大气的质量，每个公民义不容辞的责任，因为环保是我国的基本国策。电厂应当充分结合自身的条件，改进现阶段落后的生产技术，用科技推动技术的发展，进而实现能源的高利用率与能源的清洁利用共同发展。电厂排放的烟气还会对生态环境以及人们的身体健康带来影响，例如，烟尘飘落会导致生长时节的农作物产量下降，二氧化硫更是会腐蚀建筑物和植物，严重影响人类的健康。电厂的所有员工能够意识到烟气的危害，进而能够积极地采取有效的措施，对烟气进行治理，并最终实现保护生态环境，提高人们生活环境质量的根本目标，电厂应该以长远的眼光、发展的眼光、全面的眼光解决现阶段存在的烟气污染问题。
4 脱硫技术与环境保护的应用发展
虽然现阶段可以用于电厂脱硫脱硝的技术非常的多，但是很多技术手段还处在不成熟的阶段，需要研究者们进一步改进。治理的关键是减少氮氧化合物和二氧化硫的排放，所以烟气的脱硫脱硝技术显得至关重要，必须加强改进脱硫脱硝技术，提高环境污染的治理措施，缓解大气污染。脱硫脱硝技术具备极强的实效性，对于解决燃煤电厂烟气污染问题有着非常重大的意义。电厂想要发展自身，实现稳健长远发展的目标，就需要不断的革新燃烧技术，用新的技术来武装自身，积极的吸收国内外先进经验，完善自身的脱硫脱硝的技术方法。电厂要积极关注治理废气的新技术，加大技术的投资，不断完善、改进落后的技术，尽量采用废弃治理技术和洁净煤技术进行处理，将全面利用能源与防治电气污染相结合，做到应用科技手段，切实解决电气污染问题。？当然，国家也应该有所作为，应该为企业研究脱硫脱硝技术提供必要的扶持政策与资金支持，继而为企业的发展提供保障。？
5 结语
发电厂的二氧化硫排放问题已经成为当前环境问题的首要内容，随着经济的不断发展，对电力需求也不断提升，因而造成的环境问题也越来越严重。电厂需要采取更加优质的技术手段，引进更加先进的设备，以降低烟气中的有害物质，势必加强对发电厂脱硫技术工艺的不断研究，有效的遏制酸雨和二氧化硫对环境的污染和破坏。
参考文献：
篇2
关键词：电厂；环境保护；问题；对策分析
DOI：10.16640/ki.37-1222/t.2016.22.135
0 引言
随着社会、经济的快速发展，为了满足人们日益增长的电力需求，火电厂的规模不断扩大。与此同时，也加大了环境污染的程度。比如，全国范围内出现雾霾天气，给人们的身心健康造成了危害。以上问题引起了政府的高度重视，并且采取了行之有效的对策，取得了一定的成绩。然而，要彻底解决环境问题，还必须发挥电力企业的作用。那么，当前电厂环境中都存在哪些问题呢？下面进行详细论述。
1 电厂环境保护存在的问题
根据相关检测结果，目前我国电厂污染物主要包括 二氧化氮、二氧化硫、粉尘等。其中，生产中产生的灰渣主要由粉煤灰公司来处理。灰渣的再利用系统比较复杂，存在很重问题需要引起重视。比如：产品过于单一、档次低 、经济效益不高等，这些问题若不能及时解决，就会降低行业利润，甚至由于长期亏损走向倒闭。这样，不仅不能实现环境投资的保值，反而带来了增值困难。除此之外，由于企业利润不断下滑，没有足够的周转资金，给扩大再生产带来了很大障碍。
2 电厂环境保护现存问题的原因
经分析，电厂环境保护现存问题包括这几个原因。首先，火电厂的主要原料为油和气。这些原料燃烧后，会生成大量的二氧化硫，很容易引起酸雨。另外，煤在燃烧的过程中，给空气中带来了大量的粉尘，使环境处于污浊的状态。这样，一旦这些有害物质被吸入人体内后，就会引起肺部病变，甚至发展为肺癌。其次，环境保护投资主体过于单一，对产业的发展造成了障碍。环境保护属于一项长期投资，在短时间内效果并不明显。在这种情况下，就会导致很多企业陷入欠账的局面。然而，随着生活水平的不断提高，民众在环境保护方面的要求也更高。调查显示，我国电厂中有5%的资金被投入到了环境保护中。由此可见，环境保护对资金的需求量很大。所以，企业单纯依然自身的财政力量、政府的补贴，显然无法满足国家的要求。鉴于此，必须采取多管齐下的办法，寻求社会资金的帮助，以此来帮助投资者获得更大的利润。电厂人员素质有待提高，管理模式依然存在不合理的地方，引入新技术的力度不够。除此之外，在电厂环境保护问题上，还受到人员分流、安置的影响。在这种情况下，也会导致环境保护人力资源支配的比例不合理、不科学。最后，环境保护企业产品种类太单一。以粉煤灰为例，很多电厂的环保产品层次低，以卖粉煤灰为主。同时，也未对产品进行优化升级，导致市场越来越狭窄。除此之外，电厂环境保护产品缺乏创新性，并且在这方面存在很大困难。
3 增强电厂环境保护的办法和措施
针对电厂环境保护中存在的问题，本文结合实际的工作经验，提出加强环境保护的办法和措施，包括以下几个方面。
3.1 解决主要污染物问题，拓展投资渠道
首先，应用湿式除尘器，保证粉尘的排放量低于15mg/m?。设置SNCR脱硝系统，更新催化剂，将二氧化氮的排放量降到最低，控制在 50mg/m?。在此基础上，保证火电企业的脱硫投运达到100 %。当前，在电厂环保投资中，大部分企业都是采用自筹资金的办法，并以银行贷款、政府补助为辅助。然而，因为电厂供给方式变化快速、自身运营困难等因素，导致用于环境保护的资金严重不足。在这种情况下，必须突破投资手段的单一性，进而采用多元化的投资渠道，为企业争取到跟多的资金应用到环境保护当中。比如，可以采用股份合作制。应用上述制度后，能够调动投资双方的积极性，明确产权关系，使权力与义务达到平衡状态。这样，不但解决了资金不足的问题，而且满足了企业的长期发展。
3.2 控制硫氧化物的排放量
根据GB13223-96规定，燃煤含硫量不足1%的电厂，允许的排放量为2.1g/m?。反之，燃煤含硫量超过1%，允许排放的最低浓度为400mg/m?。从我国当前的实际情况来看，针对硫排放量在1%以上的电厂，必须应用脱硫装置。
3.3 加大科技创新的力度
科学技术是第一生产力。环保企业在发展的过程中，必须依靠科技，社会投资等，实现自主科技创新。然而，对于企业自身来讲，需要花费大量的投资。除此之外，还要不断拓展市场、适应市场。只有这样，才能满足企业的快速、可持续发展。
3.4 形成环保产业集团
当电厂发展到一定规模后，就会成立环保产业。同时，随着该产业的不断发展、扩大，就会逐渐提高对资金、技术的要求。而且，在资源共享的基础上，形成环保产业集团。听过集团的力量，有助于吸收更多的资金、人才、技术，满足产业集团的快速、稳定发展，为企业创造更多的经济利润。
4 结束语
在可持续发展理念下，必须重视电厂环境保护问题。当前，由于各种因素的影响，我国电厂环境保护还存在很多问题，包括产品过于单一、档次比较低、经济效益不高等。这些问题给电厂环境保护带来了很大障碍。鉴于此，本文结合实际的工作经验，提出了改进上述问题的具体办法和措施。比如，解决主要污染物问题，拓展投资渠道；控制硫氧化物的排放量；加大科技创新的力度；形成环保产业集团等。希望可以起到积极的参考作用。
参考文献：
[1]梁亦平.火电厂脱硫等环保设施存在的主要问题及对策[J].城市建设理论研究：电子版，2013（02）.
[2]田文超.浅析火电厂环境保护现存问题及对策措施[J].城市建设理论研究：电子版，2016（05）.
篇3
关键词 拆除爆破；安全防护；冷却塔
中图分类号TM62 文献标识码A 文章编号 1674-6708（2013）92-0040-02
1 工程概况
元宝山发电有限责任公司位于内蒙赤峰市境内。一台300MW机组已关停，现准备对该机组的105m冷却塔等建（构）筑物进行拆除。
1.1待拆除冷却塔结构
本次工程计划拆除的冷却塔，为双曲线形钢筋砼结构。塔淋水面积4500m2，塔高105 m，基础面直径约84.97m；通风筒喉部直径43.8m，顶部出口直径约48.174m，冷却塔为高耸薄壳结构，钢筋混凝土环型基础，冷却塔下有44对钢筋砼人字柱支撑，人字立柱顶部标高为7.8m，人字柱混凝土设计强度300号，人字支撑0.55m×0.55m ，塔筒壁厚从下部的600mm至上部的160mm不等，设计混凝土强度300#。
1.2待拆除冷却塔周边环境
冷却塔正南方约30m处是架空管道；正西15m处为架空管道；正北26m处为2#冷却塔，东北侧19m处为循环泵房，东侧60m处为3#机组冷却塔，东偏南93m处为机房，东侧一条宽5m的水泥路距离冷却塔约10m。
2 大型冷却塔爆破拆除特点分析
1）电厂冷却塔由于其曲线结构和较好的高细比属于拆除爆破中不容易实施的高大建筑物，在设计时要充分考虑其重心较低、稳定性好等特点，结合塔身参数进行爆破缺口情况的估算；同时，预处理时应考虑塔基底部直径和倾倒方向；
2）由于冷却塔塔基面积较大，故建筑设计塔壁厚度都较小以利于节约工程量；在爆破拆除的过程中影响了打孔和装药质量，同时对爆破飞石的控制也是很严峻的考验；
3）本工程建筑物由于自重过大，会造成较大的触地振动和二次触地振动，而周边受保护建筑物较为密集；因此考虑使用技术措施对建筑物塌落导致的触地振动进行减振和隔离以保证受保护建筑物、设施的安全；
4）在冷却塔的拆除过程中，由于塔身的封闭性和空心结构会导致塌落过程中塔内空气从塔口喷出，形成空气冲击波对周边设施造成危害。因此计划采用在塔身背爆面打排气孔的手段减低塔内气压减少空气冲击波的方式来进行防护。
3 爆破拆除的技术措施
3.1爆破方案选择
鉴于待拆冷却塔高度、结构尺寸及环境条件和安全等要求，本次爆破冷却塔的总体方案是在塔体下方形成一个切口，自重作用下使冷却塔成功拆除。鉴于冷却塔周边环境复杂，受保护建筑物较多；考虑到爆破振动以及飞石的影响，计划在设计建筑物倒塌中心位置开设定向窗和减荷槽，通过预处理手段减少爆破起爆药量。
3.2爆破切口设计
爆破切口形状及大小，直接影响到冷却塔的爆破效果、爆破安全和经济性，冷却塔爆破切口设计的技术要求主要包括：1确保冷却塔按设计要求倒塌；2钻孔、装药工作量最小，工程成本低；3方便施工、便于防护，确保安全。考虑到工程清运的需要，本工程采用的是复合型切口。
冷却塔拆除爆破的开口长度计算应以建筑物偏心失稳为标准，切口过小可能会出现建筑物无法正常倒塌的情况，形成工程事故；而切口过大不能精确控制倒塌方向，甚至反向倒塌。本工程中结合国内类似工程参数，考虑冷却塔受力和结构进行如下设计：人字立柱缺口长度14m、支柱环1m、塔身1m。
4爆破危害控制手段
4.1飞石控制
拆除爆破中应该尤其注意爆破飞石对周边受保护建构筑物的影响。在爆破中，由于炮孔起爆和建筑物触地引起的碎块飞溅和爆破倒塌时撞击地面产生的飞溅碎片物。
控制爆破个别飞石最大飞散距离，按《爆破安全规程》中的经验公式计算：
式中：S——飞石最远距离；
V——飞石初速度；爆破作用指数n=1时，V=20m/s；
g——重力加速度；
经计算S=40m
爆破施工中对施爆的人字立柱及立柱环部位采用近体覆盖防护的方法，防止爆破飞石对周围建筑物的危害。
1）人字立柱采用包裹两层钢丝网和两层草帘覆盖，并用铅丝绑扎的方法进行防护。
2）立柱环爆破区域的外侧采用两层钢丝网和两层草帘子覆盖，并用铅丝绑扎牢固的方法进行安全防护。
3）地下管沟的安全防护
对于爆破倒塌方向上的需要保留的地下管沟，首先查清地下管沟的走向，然后在地下管沟的两侧堆土，使建筑物在倒塌的过程中，首先接触到管沟两侧的堆土，重量作于堆土上，能够有效的保护管沟。
4）门窗的安全防护
对于施爆部位附近建筑物的门窗采用铁丝网和草帘表面遮挡覆盖防护，主要防止爆破飞石对门窗的破坏。
5）架空管线的防护
施暴体附近有架空管线经过，对于架空管线主要受爆破飞石的危害。本工程采用对架空管线朝向爆破体一侧挂草帘子及铁丝网的方法来防止爆破飞石对管线的危害。
4.2触地振动减缓措施
冷却塔虽然与钢筋混凝土一样同属于高耸薄壁结构，当时由于冷却塔的长细比远小于烟囱，在倒塌过程中不会产生类似于烟囱筒体撞击刚性地面可能产生的大量飞溅碎片。从大量冷却塔爆破效果上看，由于冷却塔上部结构筒壁非常薄，在倒塌过程中，冷却塔均产生扭曲变形而使整个上部结构完全解体。因此冷却塔爆破倒塌时撞击地面产生的飞溅碎片非常少，同时塌落震动也非常小。但是为了确保万无一失，在该冷却塔爆破时，将冷却塔倒塌方向的地面高度降低，该部分土用于在倒塌方向前方15m长距离上堆积成一缓坡，以进一步减少产生二次飞溅的可能，以及削弱结构着地的塌落震动。
除冷却塔倒塌反方向以外，沿冷却塔倒塌方向左右两侧一圈均需开设减震沟，距塔体边缘外5m～8m，深2m～3m，宽1m～2m。爆破实施前抽排沟内积水，同时也能有效防止爆破振动效应。
4.3空气冲击波防护措施
为减少爆破时冷却塔内部压缩气体对周围建筑设施的危害，在冷却塔后方开一个高16m宽1m的排气孔，使冷却塔在倒塌过程中顺利将体内空气排出。减少压缩气体危害。
5爆破效果及防护情况
2013年4月11日成功爆破，整个冷却塔爆破倾倒时间约10s；正果过程未造成周边受保护建构筑物及人员的损伤，同时爆堆和爆破残渣较为集中，取得了很好的爆破效果；通过现场比对和对周边受保护设施的检查，发现本次拆除爆破施工中的防护措施起到了良好的效果和防护目的。此次高耸双曲线冷却塔拆除爆破在安全防护方面参考了国内类似工程经验，取得了良好的效果，具有一定的借鉴意义。
参考文献
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篇4
近几年，我国经济进入到了全面的发展的阶段，对电网系统性能要求也越来越高，但随着电力运行事故不断频发，给电网系统运行安全敲响了警钟，本文将对现阶段我国电力系统防灾及环境保护方面存在的主要问题进行详细分析。
1.1自然灾害对电力运行安全的影响
众所周知，当面临一些极端天气的情况下，如高温、寒流、冰雹、暴雪等天气情况时，电力系统的运行会受到一定的影响，运行稳定性降低，甚至造成电力中断等情况。同时一些自然灾害的发生，如洪水、滑坡、泥石流等增加了电力灾害发生的概率。除此之外，电力系统本身存在的缺陷增加了异常天气状况下电力灾害发生的几率。而通过对电力安全以往防御措施以及自然灾害发生的经验分析发现，提高电网设备质量和气象播报服务水平、建立健全安全防灾措施等都将在一定程度上降低自然灾害发生时对电网系统的不利影响。
1.2电力生产对环境的影响分析
多年以来，我国能源结构中主体是煤炭，其中燃煤二氧化硫占我国二氧化硫排放总量的85%，而二氧化硫是酸雨形成的主要因素。通过一定的环保技术应用，我国二氧化硫排放量有所降低，但是酸雨区域的范围却没有明显缩少，经过调查分析发现，导致这种现象发生主要原因是燃煤电厂二氧化硫排放量较大。另外颗粒物也是燃煤电厂排放的污染物之一。最近几年，我国北方大部分地区冬季的PM2.5超出正常范围值，甚至部分地区PM2.5经常会发生“爆表”现象，这种现象的发生与环境污染有着密切的关系，其中燃煤电厂排放物也是导致这种现象发生主要因素之一。
二、探讨电力安全防灾机制的建立及环境保护技术的应用
1、建立健全电力安全防灾机制。为了进一步提高我国电力系统运行安全，降低各种灾害对电力系统稳定性的影响，电厂应当建立健全电力安全防災机制。首先，建立电力安全组织管理体系。对电厂而言，完善的电力安全组织管理体系的建立对电力系统稳定运行具有十分重要的影响，因此在管理体系建设过程中，电厂可以根据自身的实际情况组织建设管理指挥系统、数据通信系统、应急处理系统和灾害评估系统等，同时建立科学合理的人力资源配置，并制定完善的绩效考核制度，规范电厂工作人员的行为，提高其工作水平，提高对灾害的应变能力，为电厂的安全稳定运行提供基础。另外电厂的技术人员还应当对每次的电力事故情况进行详细的记录，为今后电网运行事故处理提供参考依据，同时这因为防灾减灾措施的制定提供了参考。其次，建立管理机制。电厂组织管理体系的建立是防灾减灾机制的重要组成部分，同样管理机制的建立对降低灾害对电力运行的影响也具有十分重要的影。第一，预警机制。预警机制的建立对提高电力灾害预测的准确性以及防御措施的制定具有十分重要的作用，先进科学技术的应用实现了对电力系统和电网运行的实时监测，一旦发生电力事故，可以及时进行数据信息的反馈，降低了电力灾害对整个电力系统的影响。第二，防范机制。电厂在日常工作进行过程中应当定期召开防灾减灾教育培训学习相关工作，增强工作人员的防灾意识，为降低电力灾害发生的概率提供基础。
2、运用先进环境保护技术，降低电力生产对生态环境的影响。二氧化硫污染一直是燃煤电厂主要的环境污染源，我国对此采取了一系列的控制措施用于改善电厂生产设备，如高效烟气脱硫、除尘、脱销设备的安装及使用，极大地降低了二氧化硫、烟尘以及氮氧化物的排放，进而降低了电力生产对生态环境的污染。同时我国大部分电厂使用的多为常规小电机组，且受到各种因素的影响，如地方保护主义、电力供求矛盾等影响导致这些小电机组仍旧在使用，其排放的污染物对周围环境造成了一定的破坏，因此各地区应当根据本地区的实际情况，引进先进的机组设备，如超超临界机组、增压流化床联合循环机组等以降低污染物的排放，避免对生态环境造成不可逆的破坏。另外还应当将一些污染大、耗能高的小机组进行关闭处理，因地制宜，加大对风能、太阳能、生物质等一些新型洁净能源的研究和利用力度，为从根源上解决电力生产污染问题提供条件。
篇5
关键词：燃烧电厂；二氧化硫；排放；控制
中图分类号：X701.3 文献标识码：A
文章编号：1674-9944（2013）01-0052-03
1 引言
我国已成为世界上二氧化硫排放量最大的国家，2006年，我国二氧化硫排放总量超过2587万t，造成一些地区酸雨污染严重。1979年以后美国每年排放二氧化硫约3000万t，通过实施各种国家控制政策，1990年降到2400t，1999年进一步降到1800t，2000年不到1000t，2010年计划比1980年二氧化硫排放总量降低80%。美国目前主要控制占二氧化硫排放总量70%的火电厂。在德国电力能源结构中，煤炭能源使用占的比例为55%，因此德国采取了严格的治理措施。从1983年开始就要求重点老企业进行脱硫，要求30万kW以上机组降到200mg/Nm3以下，10～20万kW机组降到500mg/Nm3以下，10万kW以下机组降到800mg/Nm3以下。因此与发达国家比较，我国在综合控制、经济控制二氧化硫的排放方面还有很大潜力可挖，并且将二氧化硫减控目标定为燃煤电厂。
2 我国近年来针对排放二氧化硫的控制政策
在2000年4月颁布于9月实行的《中华人民共和国大气污染防治法》中开始强调了对二氧化硫的控制要求。防治法中规定了对二氧化硫污染控制区划定为主要大气污染物排放总量控制区，建、扩建排放二氧化硫的火电厂和其他大中型企业，超过规定的污染物排放标准或者总量控制指标的，必须建设配套脱硫、除尘装置或者采取其他控制二氧化硫排放、除尘的措施，对二氧化硫实行双重控制要求。
在2003年2月制定7月由国家发展计划委、财政部、国家环境保护总局和国家经济贸易委员会共同颁布的《排污费征收标准管理办法》（国务院令第369号）中，开始实行“零起点收费”，并引入了污染因子当量计算，同时根据污染因子对环境的影响不同，实行不同收费额度，例如SO2每千克的收费标准是烟尘收费标准的2.3倍。
在《排污许可证管理条例》中持证排污原则、按证排污原则规定了排污许可证的持有者，必须按照许可证核定的污染物种类、控制指标和规定的方式排放污染物。该条例中提出对排污者有污染物排放总量控制指标要求的，该指标纳入排污许可证管理之中，并且排放的污染不得超过国家和地方规定的排放标准和排放总量控制要求。
在2007年5月由国家发改委和国家环保总局《燃煤发电机组脱硫电价及脱硫设施运行管理办法》（试行），该办法是利用价格的引导和调节作用，将治理环境污染的成本内部化，办法中规定：脱硫设施投运率在90%以上的，扣减停运时间所发电量的脱硫电价款；当脱硫设施投运率在80%～90%之间时，扣减停运时间所发电量的脱硫电价款同时处以1倍罚款；投运率低于80%的，扣减停运时间所发电量的脱硫电价款同时处以5倍罚款，表明了国家进一步强化监管，保证政策措施落实到位。
针对火电厂大气污染物排放造成的污染，国家环境保护局从1991年开始制定《燃煤电厂大气污染物排放标准》（GB13223-91），到1996年第一次修订为《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-1996）再到2003再次修订，并在2011年7月第三次修订火电厂大气污染物排放标准。根据2011年最新标准要求，所有新建项目于2012年1月起开始正式实施此排放标准，现有火电厂最迟于2014年7月1日前完成贯彻标准工作，其中二氧化硫排放浓度限值新建锅炉为100mg/m3，现有锅炉为200 mg/m3，对于重点区域的火电厂实行50 mg/m3二氧化硫排放浓度特别限值。
环境保护部和国家质量监督检验检疫总局于2012年2月末于2016年1月开始在全国范围内执行新《环境空气质量标准》，其中部分省会城市和重点地区根据实际情况和当地环境保护需要提前履行本标准，本标准是既1996年颁布的环境空气质量标准后第二次重新修订的。原标准环境空气功能区分为三类，新标准分为两类，即不存在三类区特定工业区。该新标准充分体现了环境要以人为本的理念。采取任何治理大气防治污染的目的就是要改善大气环境质量，保障人们身心健康，本次标准的重新修订着重强调了对细颗粒污染物的控制要求。
二氧化硫排放总量是国家环境保护“十二五”规划中7个环境保护主要指标之一，规划指标要求二氧化硫排放总量2015年比2010年增长-8%。规划中明确指出“加大二氧化硫和氮氧化物减排力度。持续推进电力行业污染减排”。并且于2011年颁布2012年实施的《火电厂大气污染物排放标准》中大幅度收紧了二氧化硫的排放限值。
同时为了更深入贯彻和落实《国家中长期科学和技术发展规划纲要（2006-2020年）》、《国家“十二五”环境保护规划》和《国家“十二五”科学和技术发展规划》，指导和推进全国范围内大气污染防治措施创新，培育和发展节能环保战略性新兴产业，支撑大气环境质量改善，科技部、环境保护部在广泛征求意见基础上，组织制定了于2012年7月的《蓝天科技工程“十二五”专项规划》国科发计[2012]719号。该专项规划主要目标中优先领域与重点排放源污染预防和控制技术提出了针对燃煤电站锅炉和工业锅炉污染物排放，研发燃煤发电技术、脱硫脱硝脱汞协同控制技术、中低温脱硝技术的要求。
3 火电厂大气污染物二氧化硫减排对策
3.1 使用优质低硫煤
我国煤炭资源较丰富，目前国内火电厂均使用煤做为燃料发电。国家质量监督检验检疫总局和国家标准化管理委员会于2010年颁布2011年实施《发电煤粉锅炉用煤技术条件》中规定了发电煤粉锅炉用煤的技术要求，按无烟煤、贫煤、烟煤、褐煤锅炉对发电煤粉锅炉用煤技术条件进行重新划分。该文件中给出不同种类煤粉锅炉用煤含全硫量。全国煤炭含全硫量平均值为1.11%，商品煤含全硫量为1.08%，动力煤中含全硫量为1.15%。各地区煤中含硫量差别较明显，并且呈现由北向南增加趋势。各地区煤炭储量中全硫含量由低至高顺序为东北地区0.47%、华北地区1.03%、西北地区1.07%、华东地区1.08%、中南地区1.17%、西南地区2.43%。虽然我国大部分煤中全硫含量达到现行工业用煤质量要求，但燃煤电厂锅炉操作参数、设备老旧脱硫效率不稳定，因此企业应结合国内各地区煤中含硫量分布与企业自身技术、经济实力，选择含硫量低的煤。
3.2 采用高效石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺
石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺优点已被普遍认同，工艺较成熟，应用实例也很多。该方法脱硫效率可达95%，对煤中含硫量适应范围也较大，但其脱硫效率也取决于多种工艺操作参数的调整。主要的工艺控制参数情况如下。
脱硫吸收塔进口烟气温度参数。由于脱硫反应为放热过程，很明显脱硫效率随吸收塔入口烟气温度的升高而降低。在实际生产过程中，由于机组负荷变化较频繁，需要在吸收塔前布置喷水装置来降低烟气温度，提高效率。某一企业在进口烟气SO2浓度和氧量基本不变的工况下，当进入吸收塔的烟温为96℃时，脱硫效率为92.1%，当烟温升到103℃时，脱硫效率降至为84.8%[1]。当烟气中SO2浓度越高反应速度越快，反应越彻底，脱硫效率越高。并且在吸收剂与 SO2反应过程中，氧气也起到促进化学反应的进行，最终氧化成 SO2-4，但并非烟气中含氧浓度越高越好，因为烟气中氧浓度过高则表明脱硫系统出现漏风现象。烟气中约含100～300mg/m3（标准状态下）的飞灰，这部分飞灰在很大程度上阻碍了石灰石消溶，促使浆液pH值偏酸性，最终影响脱硫效率。同时飞灰中含有如Hg、Pb、Cd、Zn等重金属离子会抑制Ca2+与HSO3-的反应，进而影响脱硫效果。
石灰石粉颗粒的粒度越小，单位质量比表面积就越大，反应越彻底，石灰石粉品质和纯度越高，杂质含量就越少，反应越彻底，副产品品质越好。通常在生产中石灰石纯度要在90%以上，颗粒度要通过325目筛（44/μm）的过筛率达到95%。不过当石灰石中品质较低杂质含量较高时，石灰石粉应磨制得更细一些。
液气比是影响 SO2去除效率非常重要的参数，与去除率成正比例关系。
在实际工作中若提高液气比将需要提高浆液循环泵的流量，需要提高设备初投资和运行成本，此时可在浆液中加入如钠碱、己二酸等添加剂，可以适当降低液气比，从而节约企业费用。
4 结语
“十二五”规划经济发展目标是国内生产总值年均增长7%，国内经济快速的发展，需要大量的电力资源。燃煤电厂扩能和大量电厂的投产，必然加剧对环境排放污染物量。如何能高效控制污染物排放，提高人们生存环境质量，特别是燃煤电厂二氧化硫废气排放是今后很长时间内需要面对并迫在眉睫急需解决的问题。对国内燃煤电厂二氧化硫排放总量和排放浓度的控制不仅要从国家、地方各种政策上干预各企业应该采取污染物治理措施约束污染物排放，同时企业也要自身发掘对污染物采取控制方法，主动从多方面综合降低污染物尤其是二氧化硫的排放，从源头治理。我国针对二氧化硫控制政策已日趋完善，监管也日益强化，因此就需要火电厂通过多角度对二氧化硫经济和技术合理性进行比较，在实现达标排放、满足总量控制要求的前提下，将对二氧化硫的处理成本降为最低。
参考文献：
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篇6
[关键词]火电；环境管理；数字化；WebGIS；Windows DNA
中图分类号：TM73 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）08-0322-01
WebGIS是Internet技术与GIS相结合的产物，是在网络环境下的一种存储、处理、分析和显示与应用地理信息的计算机信息系统[1，2]。WebGIS提供了一种易于维护的分布式GIS解决方案。结合电厂环保管理系统的特点，建立一套基于WebGIS的，可以持续完善的开放性的环保管理信息系统是可行的。首先，WebGIS是开放性系统。其次，Windows DNA[3，4]提供了一种基于开放式协议和公共接口的具有高度协作能力的框架，提供和各级接口的兼容能力，在兼顾当前信息系统需求的同时，并为今后信息系统的进一步发展提供升级的机制。第三，组件式开发，适应电厂子系统的多样性。
1 用户需求分析
研究采用演化型原型化方法进行用户需求分析，先构造一个功能简单而且质量要求不高的模型系统，作为最终系统的核心，然后通过不断的扩充完善，逐步追加新的要求，发展成为最终的用户系统。根据原型化的实施特点结合火电厂环保管理信息系统的实际确定以下的系统需求分析步骤。首先建立原型化的三个中心组织，即开发中心、生产中心和信息中心。然后配备原型化的中心人员。最后建立原型化的工作环境。
2 基于WindowsDNA架构WebGIS
根据Windows DNA体系的特点，以及火电厂环保管理信息系统的具体需求，利用WebGIS组件软件MapInfo公司的系列软件[5]，采用支持空间数据库的Oracle9i为核心数据库建立实际的应用系统[6]。系统结构中各部分的主要功能描述如下：应用服务器，使用MapInfo的地图服务器产品MapXtreme for Windows，建立基于Web的信息管理系统，使用人员可以使用浏览器通过局域网，可以查看各种资源的基本信息，查询其属性信息，并做各种统计分析。同时MapXtreme for Windows可以直接与Oriacle9i数据库相连，利用数据库中不断更新的属性数据和地图数据，与最新的业务地图和属性保持一致。
3 系统的设计与实现
3.1 系统的软硬件配置
本系统选用MapInfo公司的WebGIS软件作为支撑平台，根据前面介绍的各个功能模块的特点的配合微软的主流操作系统，系统软件的配置如下：
1） 数据服务端：
操作系统：Windows 2000 Sever
数据库平台：Oracle9i及其插件Oracle Spatial
SQLServer2000及其插件MapInfo for SQLServer
2） WEB服务器端：
WebGIS平台：MapXtreme， MapInfo Professional17
操作系统：Windows 2000 Server
数据库平台：Oracle Client， SQLSever2000
3.2 系统基本功能
根据火电厂环保管理系统的特点，确定系统要实现的各个功能模块，其中综合计划模块和项目建设模块仍按照一般的数据库规范进行设计，而在环境检测、污染管理和环境监理模块中，确定GIS的初步要求，按照空间数据模型进行数据库的设计与实现。
3.3 系统模块设计
以往固定的操作流程使用很不方便，研究采用新的业务流程管理模式――增加流程自定义功能。设计系统工作流控制模型将组织模型和过程模型有机结合在一起，根据业务规则对业务过程中的各项业务活动及任务指派等工作进行控制和协调。
3.4 录入和报表功能的实现
火电厂环境管理涉及的范围广、项目多，需要发电厂各级部门协助，为减少统计工作量，采用“一套表”的思想来设计，既保证指标的完整性，又要减少指标的重复。
3.5 系统WebGIS功能的实现
1. 厂区绿化图
根据国家环保局的要求，火电厂要将大门全景图，主厂区鸟瞰图及厂区绿化GIS图直接上网，利用本系统提出的WebGIS功能可以方便地实现这一点，以满足上一级环保部门的统计分析，并接受社会的监督。
2. 用水流程图
火电厂用水系统比较复杂，是火电厂环保管理的一个基础环节，也是社会普遍关心的问题，尤其是提高水的复用率，尽量减少新鲜水的使用量。系统提供了水流程模块，可以利用WebGIS功能对电厂的重复用水可进行全面的管理。
3. 污染气象测试图
火电厂污染气象测试技术非常复杂，以浅丘及平原非城市地区污染气象测试项目为例，应符合下列要求：
1） 大气边界层风向风速分布的测试宜采用基线小球测风法。
2） 大气边界层温度层结控测应满足：宜用电子低空探空仪；基点温度宜用阿斯曼通风干燥球气温仪；探测记录时间不宜低于20min；与风线水球测风同步探测。
3） 在评价区内应加强对地面流场的测试，地面电接风仪测点的设置与分析，要以能反映评价区域地面流场特征为前提，根据评价区大小和地形复杂程度，可设置3-10个测点。
4） 内边界层和海陆环流出现的气象条件、频率、时段和影响空间范围的测试；
5） 向岸流、向流的扩散特征测试；
6） 典型条件下大气稳定度时空分布测试。
根据火电厂污染气象测试技术规定的要求，针对相关实测数据，系统可以进行复杂的GIS功能分析。
4 结论与展望
4.1 研究结论
研究致力于火电厂环保管理系统的研究开发，根据火电厂传统环保管理系统的特点，充分利用先进的系统开发思想，建立合理的应用体系框架，为该系统的进一步发展打下基础。
4.2 问题展望
研究提出的基于Windows DNA系统架构的火电厂环保管理信息系统开发的解决方案有以下几个方面可以进一步发展和创新：1）空间数据在数据库中的存储问题。2）系统的传输效率，图形控件的制作及其在网络中的传输问题。
参考文献
[1] 张顺. 互联网地理信息系统发展简史[J]. 电子世界， 2014， （18）：179-180.
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[3] 姜睿. 基于Windows DNA的公务人员管理系统[D]. 2011.
篇7
【关键词】生物质；发电项目；脱硫
世界一次能源缺乏，而我国一次能源更是紧缺，各国都在寻找开发可再生能源，如太阳能、风能、垃圾废料、生物质能等。生物质能是由植物的光合作用固定于地球上的太阳能。在可再生能源中，生物质能以实物形式存在，具有可储存、可运输、资源分布广、环境影响小等特点，受到世界各国的青睐。生物质能是目前应用最为广泛的可再生能源，其消费总量仅次于煤炭、石油、天然气，位居第四位，并且在未来可持续能源系统中占有重要地位。但是在生物质作为燃料的发电项目中，大气污染仍需要特别关注，提出切实可行的预防措施。
本文以洪雅县生物质发电厂项目环评为例，分析其生物质燃料成份与SO2预防及治理措施的关系。
1 洪雅县生物质发电厂概况
项目为利用洪雅县境内的林（竹）木及各类农作物秸秆直接燃烧发电的生物发电厂，其装机容量为1×120t/h生物质高温超高压循环流化床锅炉，配套1×30MW高温超高压凝汽式汽轮发电机组，为生物质直燃式发电项目。项目采用秸杆、林业三剩物及次小薪材作为燃料，用量20.5万t。项目建成后每年可为电网提供清洁能源约2.25亿kW.h/a。
2 生物质燃料成份分析
洪雅县生物质发电厂的生物质燃料来源主要来自于林（竹）木废弃物、秸秆、奶牛粪便等，根据燃料配比比例：玉米秸秆24%、竹枝18%、稻草13%、锯末7%、灌木23%、牛粪15%，采用加权平均，混合生物质燃料的成份如下表1。
3 生物质电厂常规的SO2控制技术
目前，生物质电厂控制二氧化硫的处理方法较多，比较常用的为炉内喷钙脱硫技术。炉内喷钙脱硫技术是通过向炉内直接添加石灰石粉来控制SO2排放。投入炉内的石灰石在850℃左右条件下发生煅烧反应生成氧化钙，然后氧化钙、SO2和氧气经过一系列化学反应，最终生成硫酸钙，化学反应式为：
CaCO3CaO+CO2（煅烧反应）
CaO+SO2+1/2O2CaSO4（固硫反应）
石灰石在煅烧过程中，由于CO2溢出，在固体颗粒的表面及内部形成一定的孔隙，为SO2向颗粒内部扩散及固硫反应的发生创造了条件。在CFB锅炉燃烧条件下，石灰石煅烧反应生成的CaO具有较高的孔隙率，脱硫反应活性好，可以有效增加石灰石有效利用率，提高CFB锅炉炉内脱硫效率。
4 洪雅县生物质发电厂SO2控制技术
根据对该电厂所采用的生物质燃料成份分析，混合燃料含硫量约为0.09%，燃料中灰分中的CaO含量约为23.73%，根据燃料的使用情况（年使用燃料20.5万t）可计算出SO2的产生浓度为326mg/Nm3；根据燃料灰分的产生量（约为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的摩尔数为38，生物质燃料全硫含量校核值约为0.09%，原料中的硫的摩尔数为5，因此，校核燃料的钙硫比=38/5=7.6，大于2.0，固硫率按50%计，因此，项目SO2的最大排放浓度为163mg/Nm3，满足《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）中表1二氧化硫（四川地区）最高允许排放浓度200mg/Nm3的要求，SO2可直接达标排放，不需另采取烟气脱硫设施。
5 结论
本文根据对洪雅县生物质发电厂所采用的混合生物质燃料成份及燃料灰分分析，得到燃料含硫量及灰分中氧化钙的成分，进一步分析出原料中钙的含量，可计算出燃料的钙硫比及固硫率，经以上论证可以看出，生物质发电项目，经过对原料及灰分的成份分析，可得出燃料中钙硫比，其产生的二氧化硫经过燃料中本身含有的钙进行固硫，不需新增其他脱硫设施，可满足《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）中图1二氧化硫的最高允许排放浓度要求。
【参考文献】
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篇8
[关键词]燃煤电厂 废气 汞 监测
[中图分类号]P618.68 [文献码] B [文章编号] 1000-405X（2015）-7-362-1
1背景介绍
燃煤电厂汞排放控制及其危害：
1.1燃煤电厂汞的排放及大气中的汞污染
汞在生态系统中属于非生命必需、高毒的微量重金属元素，是具有持久性、生物累积性和生物扩大作用的有毒污染物，毒害作用表现在阻碍人和动物的正常代谢机能，特别是甲基汞，通过生物体表、呼吸道或经口腔通过肠道吸收，在大脑感觉区、运动区蓄积，造成对神经系统的损害[1，3]，是国际组织及各国政府优先控制的环境污染物，而燃煤电厂是大气中全球汞排放的最大的源[1]。虽然全球原煤中汞的含量仅在0.012～33 mg/kg 范围内，但是由于煤的大量燃烧，全世界每年从燃煤中逸出的汞总量达到3000 t 以上[2]。特别在中国，燃煤释放的汞已成为中国汞污染的主要来源，因此对中国燃煤汞的研究具有重要的理论和现实意义[4]。
1.2燃煤电厂汞的存在形式及污染控制
汞的取样方法与其在烟气中的存在形式有密切关系，不同形态的汞的物理和化学性质差异较大。基于目前的分析手段， 将燃煤过程中汞的存在形式分为3 种：（1）气态零价汞，又称气态元素汞或气态单质汞，表示为HgO，其化学性质不活泼，并且难溶于水;（2）气态二价汞，又称“气态氧化汞”，以HgCl2为主，表示为Hg2+，具有水溶性;（3）颗粒吸附汞（不区分价态），表示为Hgp，因其与颗粒物结合，故常利用过滤法或扩散管法将其分离[5]。
目前燃煤电厂汞监测方法主要为EPA 的Ontario-Hydro 手动监测方法（ OH 法） [6] ，具有高灵敏度（
控制汞排放力度最大的新努力是环境保护部和国家质量监督检验检疫总局于2011年7月29日的新《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）中，首次包括了燃煤锅炉烟气中汞及其化合物的排放标准。确定的排放限值为0.03 mg/m3，该标准于2015年1月1日起实施。这表明中国对汞排放的管理有了新的突破，应对态度更加积极，燃煤汞污染的控制已经提上了行动日程，今后会有更多的举措。
2监测方法介绍
燃煤烟气中总汞测量的几种方法介绍：
中国GB13223-2011中汞的测定方法
刚的《火电厂大气污染物排放标准》中，包括的汞及其化合物测定方法为HJ543 《固定污染源废气 汞的测定 冷原子吸收分光光度法（暂行）》。该方法于2009年12月20日，2010年4月1日实施。方法的原理为：利用高锰酸钾溶液吸收废气中的汞并转化其为汞离子，汞离子再被氯化亚a还原成原子态汞，用载气将气态原子汞吹出带入测汞仪，用冷原子吸收分光光度法进行测定。
（1）EPA法30A：30A法用装有烟尘过滤装置的采样探头将烟气从烟道或烟囱中抽取出来，通过转换器将Hg2 + 还原为HgO，再送至检测器检测，检测数据可直接被传输到记录储存系统。该方法的特点是能够实现连续监测，HgO与Hg2 + 既可被分别测定，也可被转化为HgO一起测定总量，测量结果比较准确，可以实时输出结果，便于环保部门对污染源进行实时监控。但测得的是烟气中排放总气态汞的浓度，不能收集颗粒态汞。
（2）EPA法30B：EPA方法30B是美国SKC公司开发的监测燃煤电厂烟气中气态总汞的方法，它使用经过卤素处理的活性炭作为吸附剂来吸收烟气中的汞，而后直接采用固体汞样分析仪测定。在30B方法中使用了预先加入汞标液的吸附材料进行质量保证和质量控制，方法的结果好，可信度高。与30A 法相比，其共同点是可测得烟气中排放总气态汞的浓度，即（ Hg2 +、HgO或HgO+ Hg2 + ） ，不能收集颗粒态汞，但测量结果比30A 法准确。
3结论
30A与30B 两种方法对燃煤电厂脱硫出口气态总汞检测数据结果的准确度和精密度上均无显著差异，能满足对燃煤电厂烟气中的汞进行测量的需求。
参考文献
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篇9
关键词：热电厂环保工程；环保设备；大气环境；环境影响评价
中图分类号：X324文献标识码： A 文章编号：
我国是发展中大国，同时是资源消耗大国，而人均资源储量又偏低。快速的工业化进程和巨大的消费需求使我国资源的对外依赖性逐步加强，环境污染也愈发严重，环境保护工作越来越得到重视。下文通过对热电项目的工程分析,认为热电厂建设项目环境影响评价需要特别把握的共性问题为：准确预测大气污染物浓度；固体废渣(粉煤灰、炉渣、脱硫石膏等)；设施静电除尘器；风险评价。对环保设备进行统计、分析、整理、评价，通过科学管理方法和手段指导发电企业应用环保设备更有效地投入生产工作，环保设备设计、制造、安装企业进行综合性评价及对大气环境的影响，范环境保护产业发展具有较为重大的意义。
一、环保设施工作原理
1.石灰石一石膏法脱硫系统工作原理
石灰石/石灰-石膏湿法脱硫是利用喷淋吸收塔喷射的石灰石浆液，吸收烟气中硫氧化物（SOx）及其它酸性物质，液相中的硫氧化物（SOx）与碳酸钙反应，形成硫酸氢钙和亚硫酸钙。在吸收塔底部的浆液池中充入强制氧化空气，吸收浆液中的亚硫酸钙几乎全部被浆液池底部充入的空气强制氧化成硫酸钙，脱硫产物主要为石膏。脱硫过程中发生的主要化学反应有：
CaO＋H2O=Ca(OH)2 Ca(OH)2＋SO2=CaSO3＋H2O CaSO3＋H2O+SO2=Ca(HSO3)2 CaSO3＋1/2O2=CaSO4 MgSO4＋H2OMgSO4·2H2O
脱硫系统工艺流程如图1所示。
图1脱硫系统工艺流程
2.静电除尘器工作原理
静电除尘器是利用高压电源产生的强电场使气体分离，即通过产生电晕放电，进而使悬浮尘粒荷电，并在电场力的作用下，将悬浮尘粒从气体中分离出来的除尘装置。接地金属圆管称为收尘极，与直流高压电源输出端相连的金属线称为电晕极。电晕极置于圆管的中心，靠下端的重锤张紧。在两个曲率半径相差较大的电晕极和收尘极之间施加足够高的直流电压，两极之间便产生极不均匀的强电场，电晕极附近的电场强度最高，使电晕极周围的气体电离，即产生电晕放电，电压越高，电晕放电越强烈。在电晕区气体分离生成大量自由电子和正离子，在电晕外区(低场强区)由于自由电子动能的降低，不足以使气体发生碰撞电离而附着在气体分子上形成大量负离孔当含尘气体从除尘器下部进气管被引入电场后，电晕区的正离子和电晕外区的负离子与尘粒碰撞并附着其上，实现了尘粒的荷电。荷电尘粒在电场力的作用下向电极性相反的电极运动，并沉积在电极表面，当电极表面上的粉尘沉积到一定厚度后，通过机械振打等手段将电极上的粉尘捕集下来一从下部灰斗排出，而净化后的气体从除尘器上部出气管排出，从而达到净化含尘气体的目的。静电除尘器的工作原理如图2所示，静电除尘器结构透视如图3所示。
图2 静电除尘器工作原理示意图图3 静电除尘器工作原理示意图
二、环保设施运行效果及其在非正常工况下的运行效果
1.石灰石一石膏法脱硫系统脱硫效率及其在非正常工况下的脱硫效率
根据环发[2002]26号《燃煤二氧化硫排放污染防治技术政策》中规定：电厂锅炉烟气脱硫的技术路线是“大容量机组(≥200MW)的电厂锅炉建设烟气脱硫设施时，宜优先考虑采用湿式石灰石一石膏法工艺，脱硫率应保证在90%以上……”。正常工况下，湿式石灰石一石膏法工艺的设计脱硫效率可达到95%以上.
与此同时，环境保护部于2010年2月颁布的环境保护技术文件《燃煤电厂污染防治最佳可行技术指南》(HJ-BAT-001)也指出:石灰石一石膏法脱硫技术适应性强，对煤种、负荷变化均具有较强的适应性;适用于大容量机组和高浓度so:的烟气脱硫。在钙硫物质的量比在1.02~1.05，循环液pH值在5.0~6.0时，脱硫效率一般可达95%以上。
根据环境保护部办公厅文件环办[2010]91号《关于火电企业脱硫设施旁路烟道挡板实施铅封的通知》，要求所有新建燃煤机组不得设置脱硫旁路烟道。因此在不设置脱硫旁路烟道的情况下，脱硫系统中喷淋系统及循环泵发生故障时，需停运电厂进行检修。
因此，在电厂的环评报告中不考虑脱硫系统非正常工况下的大气环境影响(在现有已通过国家环保部环境评估中心审查的电厂环评报告中均不考虑脱硫系统发生故障情况下的环境影响)。
2.静电除尘器的除尘效果及其在非正常工况下的除尘效率
多电场的电除尘器，虽然每个电场的结构和收尘面积相同，但在运行过程中由于每个电场通道的气流分布、烟尘浓度、烟尘粒径、漏风率不一样，导致每个电场的除尘效率有所不同。根据电除尘器捕捉烟尘的机理，一般情况下电厂含尘烟气流经电除尘器时，沿烟气流向烟尘浓度逐渐降低，粉尘粒度也逐渐变细。在电除尘器每个电场均运行正常情况下，一电场所收集灰的粒度相对较大，灰量也多，占全部收集灰量约80%，然后按电场序号迅速递减，三、四电场收集的灰量仅占全部灰量约4%。双室四电场的除尘效率一般为99.6%~99.80%。
现有电厂大部分为双室四电场静电除尘器，影响静电除尘器除尘效率主要有以下四个方面:
（1）除尘器内部结构的不合理。如极板、极线变形造成极间距不均匀、电除尘器内气流分布不均匀、设备漏风等因素，造成除尘效率降低。
（2）烟气性质的影响。如烟尘浓度增加、烟气中的水分过大、粉尘比电阻过高等因素，造成除尘效率降低。
（3）运行操作因素的影响。振打强度不够或振打故障、灰斗卸灰方式不合理、电晕线肥大、阴阳极热膨胀不均及引风机调节造成烟气分布不均等因素，造成除尘效率降低。
(4)静电除尘器设备检修，造成除尘效率降低。
除尘器内部结构的不合理、烟气性质的影响、运行操作因素的影响均可以在较短的时间内，通过采取相关措施进行处理，不会对除尘效果产生大的影响。但在除尘器设备检修时对除尘器的除尘效果将产生明显影响，一般双室四电场的设备检修时最多停运2个电场。双室四电场最低保证除尘效率为99.6%，当只有两个电场运行时，其除尘效率将降低至%%，附加脱硫除尘效率为50%，合计为98%。
3.运行实例
以某热电厂工程的污染物源强、地形参数及气象数据为依据，利用EIAProA2008VER1.1大气环评专业辅助软件，计算非正常工况下二氧化硫及烟尘的大气环境影响。
(1)源强
根据拟建设项目设计数据，环境空气污染源强数据见表1。
表1环境空气污染物的排放与允许排放
由表1中数据可知，拟建项目的二氧化硫排放浓度为78.9 mg/m3，烟尘排放浓度为28.5 mg/m3，满足《火电厂大气污染物排放标准)) (GB13223-2011)中so2排放浓度小于100 mg/m3、烟尘排放浓度小于30mg/m3，的要求。
非正常工况下二氧化硫及烟尘排放情况，即静电除尘器部分失效(二电场运行)。除尘效率为98%的情况下污染物排放情况，本工程非正常工况下废气排放情况，见表2。
表2非正常工况情况下废气排放情况
由表2数据可知，在除尘效率为98%的情况下，锅炉烟尘排放浓度为683.7 mg/m3，超标倍数为21.8,远远超过《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-eon)中烟尘排放浓度小于30 mg/m3的要求。
(2)大气环境影响预测
将污染物的源强数据、地形参数及气象条件输入EIAProA2008软件中，根据《环境影响评价技术导则大气环境》(HJZ.2-Zoos)的要求，计算出全年逐时小时气象条件下，环境空气保护目标的最大地面小时浓度和评级范围内最大地面小时浓度。
①预测参数
预测模式采用AERMOD，以拟建项目烟囱为原点(0,0），预测各计算点(环境空气关心点、网格点和区域最大地面浓度点)污染物(SO2, N02, PM,10)的地面浓度值。模式计算时选取的参数见表3。
表3本工程AERMOD预测点方案常用模型选项
本工程大气污染物预测模式参数选取见表4。
表4模式计算选用的参数
本工程地面气象资料以气象科技服务中心提供的距离本工程最近的气象站2008年全年逐日逐时地面风向、风速、干球温度和逐日定时地云量(总云量、低云量)为基础，对云量进行插值逐时并转换为8分制云量数据。以整理后的逐日逐时的风向、风速、干球温度和云量数据为本次预测的气象条件。
本工程高空气象探侧数据由环境保护部环境工程评估中心环境质量模拟重点实验室提供评价区域内的采用中尺度数值模式(MMS)模拟的50 km内的格点气象资料。高空探测数据为评价区域内2008年全年每天8时、20时两次的高空探测数据，主要包括:探空数据层数、气压、离地高度、干球温度等气象数据。MMS模拟高空气象资料的格点参数见表5。
表5 MM5模拟高空气象资料的格点参数表
②环境空气污染物浓度预测结果
a.非正常工况下最大地面小时浓度
非正常工况排放时，典型小时气象条件下将评价范围内的所有网格点的PM10、 SO2的1 h预测值按从大到小的顺序排序，见表6。
表6非正常工况PM10最大地面小时浓度预测结果(前10位)
由表6可知，非正常工况排放时，典型小时气象条件下本工程PM10。最大地面小时浓度在二电场工况下低于二级标准限值(由于标准中无PM,。小时浓度限值，按照日均浓度的3倍计算，小时浓度限值取0.45 mg/m3)，最大小时浓度值为0.1492 mg/m3，占相应标准的33 .16%。
b.关心点最大地面小时浓度
非正常工况排放时，典型小时气象条件下各关心点污染物最大地面浓度预测见表7。
表7非正常工况时关心点各污染物最大地面小时浓度
由表7可知，非正常工况排放时，典型小时气象条件下各关心点PM10。在二电场工况下最大地面浓度均低于二级标准限值(由于标准中无PM10。小时浓度限值，按照日均浓度的3倍计算，小时浓度限值取0.45mg/m3)，卡拉麦里自然保护区监测点浓度低于一级标准限值(小时浓度限值取0.15mg/m3)。两电场工况下关心点中PM10。最大地面小时浓度出现在五彩湾服务区，最大小时浓度值为0.028 229 mg/m3,占二级标准(0.45 mg/m3)的6.27%。卡拉麦里自然保护区PM10。小时浓度为。.026534 mg/m3，占一级标准(0 .15 mg/m3)的17.69%。
综上所述，发生非正常工况排放时，PM10对区域的空气影响较正常工况时有所增加，占标率较高，因此必须加强脱硫及除尘设备的日常检查和维修，避免事故排放的发生。
三、结论
篇10
【关键词】 燃煤电厂 烟气脱硝 产业化
随着社会的进步，电力资源生产与供应已经成为我国经济发展的主要能源之一。在我国的电能结构中，基于燃煤的火力发电是主要发电方式，可占据整个电能装机容量的百分之七十以上。但是在提升能源供给的同时，如果不及时采取有效的技术和方法对燃煤电厂的氮氧化物排放进行控制则会对我们的生活环境带来的巨大的负面影响。为消除这种影响必须采用更加高效的煤燃烧技术和烟气脱硝技术来降低发电过程中生成的氮氧化物。
1 我国燃煤电厂烟气脱硝现状
我国的电能供给主要以燃煤发电为主，燃煤过程中所产生的氮氧化物主要为NO、NO2以及N2O。相较于发达国家而言，我国无论是在燃煤技术应用方面还是在脱硝技术应用方面均存在一定的差距，以至于我国燃煤电厂所排放的NOx已经抵消了近年来针对SO2的控制效果。具体来说：（1）在脱硝装置建设方面来看，我国已建脱硝机组在2008年已超过1亿千瓦。这种建设现状是由政府规定的氮氧化物排放标准与燃煤机组建设时的环境影响评价审批共同作用形成的。这说明燃煤电厂烟气脱硝已经成为我国经济发展和环境保护所需要重点考虑的问题之一。（2）在脱硝工艺选择方面来看，我国绝大部分燃煤机组所使用的脱硝工艺为SCR方法，这种方法实现结构简单、脱硝效率可以超过90%，且不会在脱硝过程中生成副产物，因而不会形成二次污染，是国际中应用最为广泛的脱硝方法。统计数据表明，基于SCR工艺的烟气脱硝机组占我国总脱硝机组的比例超过90%。（3）在SCR烟气脱硝技术设计与承包方面来看，现代烟气脱硝市场中，我国国内的承包商基本已经具备了脱硝系统的设计、建造、调试与运营能力，可基本满足国内燃煤电厂的烟气脱硝系统建设需求。（4）在SCR关键技术和设备方面来看，虽然我国大部分燃煤电厂仍旧以引进国外先进技术为主，但是在引进的同时同样注意在其基础上进行消化、吸收和创新，部分企业或公司还开发了具有自主知识产权的SCR关键技术。在相关设备研发方面，可实现国产的设备有液氨还原剂系统、喷氨格栅设备、静态混合器设备等，但是诸如尿素水热解系统、声波吹灰器、关键仪器仪表等还未实现国产化。（5）在产业化管理方面来看，政府正在逐渐加大对烟气脱硝的管理力度，而企业也正在按照相关要求制定和执行相关的自律规范，但是总体来说我国的烟气脱硝管理仍处于初级阶段，还需要在借鉴国外先进管理经验的同时结合我国国情制定符合我国发展要求的产业管理制度。
2 当代烟气脱硝产业建设中存在的主要问题
虽然我国燃煤电厂烟气脱硝产业进步明显，但是其发展过程中存在的问题也相对较为突出，主要表现在以下几方面。
2.1 脱硝技术掌握度不足
虽然SCR脱硝工艺简单，但是其核心技术较难突破，在应用方面，我国的SCR脱硝系统设计与设备获取仍旧以引进或项目合作为主，还没有形成一套完整的、具有自主知识产权的SCR脱硝技术解决方案。并且在技术引进中，所能够引进的大多局限在工艺系统设计方面，而在核心技术与物理流动模型/CFD流场模拟等技术引进与掌握方面还无法全面掌握。特别是在SCR脱硝工艺中的核心SCR催化剂选型、设计与布置、流场设计等方面我国仍需要依赖国外厂商实现。
2.2 脱硝催化剂还未实现国产化
脱硝催化剂是SCR技术的核心，但是就目前我国的SCR工艺发展状况而言，所需的TiO2基催化剂仍旧需要从日本和欧洲等少数国家引进，即便是已建成的脱硝催化剂生产线也是需要进行技术、原料、设备引进，生产线只负责生产加工。因而我国燃煤电厂脱硫成本相对较高，SCR工艺研究任重而道远。
2.3 烟气脱硝技术规范不够系统
我国的烟气脱硝产业仍旧处于初级阶段，不同燃煤电厂所引进的SCR脱硝系统不尽相同，政府制定相关技术标准时也没有统一的体系进行参照，无论是从脱硝产业方面看还是从脱硝实现过程方面看均缺乏系统的考虑，这对脱硝产业的健康发展是极为不利的。
3 发展烟气脱硝产业的意义及建议
为提升燃煤电厂的市场竞争力，降低电能生产过程中产生的环境污染，在增加燃煤发电装机容量的同时必须从制度和技术两个方面采取措施进行对排放气体进行脱硝处理。
3.1 促进烟气脱硝产业发展的制度化和规范化
建立健全脱硝技术相关标准体系，完善必需的法律法规，加强烟气排放监管等对于加速推动我国研发具有自主知识产权的脱硝工艺具有积极意义，还可以有效保障其产业化进程向更加健康、更加稳定、更加和谐的方向发展。
3.2 加强烟气脱硝技术路线的制定与选择
在新建燃煤电厂或对现有的燃煤电厂进行技术改造时需要综合考虑多种因素的影响，分别从控制燃烧过程和燃烧后烟气脱硝等两个方面开展技术研发，推动技术国产化，降低烟气脱硝成本。
（1）在燃煤发电过程中，电厂应该尽量选用低氮燃烧技术来控制或抑制锅炉燃烧过程中的氮氧化物生成。（2）对于无法达到排放标准的烟气应该选用适当的脱硝工艺对其进行脱硝处理，脱硝工艺应该首选SCR脱硝技术。在此期间，相关部门应该鼓励和推动SCR关键技术和设备的公关及研发，促进其国产化实现。（3）增强脱硝催化剂的研发力度，争取能够通过自主研发实现国产化，降低烟气脱硝过程中产生的二次污染。（4）鼓励和推进脱硫、脱硝、除尘一体化技术的研发工作开展，切实增强我国燃煤电厂的市场竞争力。
参考文献：
[1]王方群，杜云贵，刘艺，王小敏.国内燃煤电厂烟气脱硝发展现状及建议[J].电力环境保护，2007，23（6）.
[2]朱法华，赵国华.燃煤电厂烟气脱硝的政策要求与建议[J].中国电力，2008，41（2）.
