世界银行新建火力发电厂导则译文

1、新建火力发电厂导则本导则给出所有新建电厂在低费用下允许达到的最高排放量，以及根据当地环境条件，建立更加严格的排放标准的程序。 强调在经济 可靠的地方采用清洁燃料，并集中介绍了控制运行性能及其设计标 准。例外情况是当新厂建在环境严重污染的地区时，本导则要求环境评估应在电厂影响的大气/水体范围内，在环境补偿基础上考虑各项 措施，而不只是控制电厂本身。本导则适用于具体投资项目，这些项 目代表了电力工业最佳实用环保技术 （最低成本）策略原则，并考虑 了环境和社会因素。此外，请参阅防止污染和减少污染手册（Pollution Prevention and Abatement Handbook 第 HI 部

2、分中有关污染 物及其控制技术方面的指导。工业与实践本导则介绍了容量在 50MW 以上的燃煤，燃油和燃天然气的火 力发电厂建立最高排放量的程序。 （50MW 以下容量的火电力发电厂 及非化石燃料发电厂的导则参见附录 A）常规蒸汽火力发电厂 通过一系列能量转换过程来发电：燃料在 锅炉内燃烧，将水变成高压蒸汽，进而推动蒸汽轮机发电。联合循环机组 燃料在燃烧室内燃烧，排气用来驱动一一燃气轮 机。余热锅炉利用燃气轮机排气的热量产生蒸汽，再推动另一蒸汽轮机。（通常，联合循环机组总效率高于常规火力发电机组（按每单位 燃料产生的电量计），但需要天然气这类燃料）。先进的煤利用技术 液化床燃烧（Fluidized

3、 Bed Combustion）, 整体煤气化联合循环 IGCC （Integrated Gasification Combined Cycle 等技术已开始被采用，还有其它技术如热电联产（cogeneratiorj）等。这些技术使得电厂无论在热效率方面还是在环保方面均较常规火电 厂有所改善。这些先进技术在经济和环境方面的成本和效益需视具体 情况进行分析，需要考虑燃料、设备商用服务期限和电源点位置等。 但无论选用哪种技术，本导则给出的评判准则均适用。内燃机发电厂 通常容量在 150MW 以内，且较常规火电厂具有 建设周期短，总效率高（每单位发电量消耗的燃料少），对不同负荷需要进行最优匹配及中等

4、投资成本等优点。（有关内燃机发电厂的详细情况参见附录 B） 废物特性火力发电厂产生的废物是燃烧过程所产生的那些典型物质。燃烧和燃油电厂产生的废气中含有粉尘 （包括重金属，如其在燃料中有较 高含量的话）、硫氧化物、氮氧化物和挥发性的有机化合物。举例来 说，一个 500MW机组容量的电厂， 燃煤组分中含硫 （S）2.5%,灰 分 16%， 燃热值为 30,000KJ/kg，如不加控制电厂每天将排放 200 公 吨二氧化硫（SO2） 70 公吨二氧化氮（NO2）和 500 公吨飞灰。此外，还将产生 500 公吨的固体废物，放出约 17GWh 的废热。这篇导则主要论及粒径在 10 m 以下的飘尘（PM

5、m,包括硫酸 盐），二氧化硫（SO2）和氮氧化物（NOx）的排放。二氧化硫和氮氧 化物还是形成地面臭氧层的根源。有关这些污染物质和其它污染物质 对人体健康等的危害，以及可选的各种排放控制方法可参考其它有关 污染物及污染物控制方面的导则。废气中这些污染物质的浓度是燃烧 系统、运行参数和燃料成分的函数。 通常，燃气电厂产生的粉尘和硫 氧化物 SOx极少，氮氧化物也只有燃煤电厂的 60%,其排放的二氧化 碳 CO2（一种温室效应气体）也较少。烟气中收集的细灰和烟尘中除含有隋性物质外， 还可能含有大量 的重金属和一些有机化合物。对于悬浮燃烧锅炉，其烟气中的飞灰占 原煤飞灰的60%85%。底灰包括大渣、

6、小渣和一些重颗粒（与飞灰 相比）。如米取了象烟气脱硫等环保措施，又没有用于其他工业，那 么固体废物的体积可能相当大。蒸汽轮机和其他设备可能需要大量冷却用水，包括蒸汽冷凝。辅助设备、除灰系统和烟气脱硫系统也需要用水。 由此所产生的废水的 特性取决于这些水是如何被利用的。除盐、润滑油、辅助燃油、氯、 杀菌剂和冷却系统为改善水质而使用的其它化学物质都会引起水的 污染。直流冷却系统会提高受纳水体的温度。政策框架为新建火力发电厂制定一套环境要求包括两个方面：第一是针对电厂本身提出的要求。 这是项目开发单位和当地有关 环保部门的责任。主要涉及与达到电厂排放标准相关的问题及其它一 些要求。第二与电厂整体运行

7、有关的要求。 这些战略性要求，国家和地区 有关部门必须给予关注，他们有责任为电力工业发展作出总体的政策 性框架。例如，这类要求可以包括通过更好的需求侧管理 （demand-side management 促进节能的措施，鼓励利用可再生能源而非化石燃料的 措施，以及为减少二氧化硫、氮氧化物和温室气体的排放，满足总体 目标的措施等。世界银行在其就“能源和环境”问题定期开展的国家级对话中表 示， 愿意资助其用户制定政策框架，在整个电力行业实施这样的环境 要求。其中一个步骤是进行行业性环境评估（ Sectoral Environmental Assessmento为了满足国际法规和其它影响电力企业的环

8、境要求， 本导则假定工程符合有关当局已颁布的行业性政策和要求。某些情况下，可以通过电力工业规划，考虑环境和社会因素来制 定满足系统总体目标的各项战略。 这种做法适合一些小国家，这此国 家只有一家联合电力企业。对于其他情况，政府可以依靠一套鼓励机 制和环境标准，这一机制和标准将左右许多独立开发商的决策。确定当地环保要求（Site-SpecificSite-Specific RequirementsRequirements本导则阐述了确定当地环保要求的程序，从制定World BankGroup （世界银行工作组）能够接受的一组最高排放量开始。在确定 当地排放导则时，应遵守这一最高排放量要求。 导则

9、中包括电厂控制 及其它一些措施一一或许在电厂外部， 但这些措施是减轻电厂对当地 大气或水体（airshed orwatershed 影响所必需的。该程序概述了 World Bank Group 实施火力发电厂环境评估的全过程。本导则致力于：（I ）保护人类健康(n)将环境负荷降至可接受的水平(m)基于在商业上已经证实的并已广泛应用的各种技术，达到排放要求(IV)遵守当前各项规定，同时紧跟技术发展趋势(V)投资少，收效大(VI)促进清洁燃料的使用，提高管理水平， 从而提高能源效率 和生产率环境评估和结果非常重要，它对于确定许多设计参数和假设条件 具有决定作用，如确定电源点、燃料等，而这些参数是项

10、目详细设计 所需要的。同时，还必须综合分析各种设计方案的经济性。因此有必 要在项目概念设计阶段早期就开始环境评估工作。这样在项目进展的后续阶段可以采纳环境评估的结果。那种为了证实一套预先决定的设 计方案是合理的而只考虑很少的可选方案来进行环境评估的做法是 不可取的。项目可选方案的评价环境评估 EA (environmental assessment 应包括对满足项目最终 目标的各种合理的可选方案进行分析。 评估应导向有利于环保的可选 方案，社会文化影响更为深远的可选方案， 以及从经济角度出发更为 节约的可选方案。下面是需要考虑的几个可选项：燃料的选择-发电技术的选择 排热系统的选择-水源/取水

11、的选择 -固体废物处置系统的选择-电厂（及环境）废物处理方案的选择工程控制设备及污染控制设备的选择（实例见附录C）-管理系统的选择应对各项方案进行评价，作为概念设计阶段的一部分，并应优先 选择那些对环境管理投资有收效的方案。清洁发展机制 CDM （Clean development Mechanism）的潜在作 用：Kyoto条约规定允许使用CDM。 这样2000 年以后附录I 所列国 家可以掌握其他国家 （由专门机构认证）工程项目中温室气体的排放 情况。但有些时候 CDM 资助也会发生变化，譬如选择了最低成本方 案。一旦 CDM 发生作用，我们建议在评价项目可选择方案时考虑如 下两点：符合

12、CDM 资助条件的可选方案的识别与评估。（例如，没有 温室气体排放补偿措施的某种不经济的方案，在考虑当地环境客观条件时，较最少投资基准方案增加的投资要小于实施温室气体补偿措施 所需要的投资）。如果决定采用某种方案，则需进一步与附录 I 国家各方磋商减 少温室气体排放的补偿措施。World Bank Group 将资助识别符合CDM 资助条件的项目并协助制定相应的环境补偿措施，这些项目受 World BankGroup 部分资助或担保。环境评估 EAEA （EnvironmentalEnvironmental AssessmeiAssessmei）t t对于新建火力发电厂或 50MW 及以上容量

13、的装置，为制定当地 排放要求和其它措施，应在项目早期阶段进行环境评估。 环境评估的 早期工作包括：（a）环境现状资料（本底数据 baseline data1）的收集：电厂排 放的污染物评价范围（airshed2）内飘尘 PM10,硫氧化物 SOx和氮氧 化物 NOx的浓度（PM10 和 SOx是对燃油和燃煤电厂而言）。（如评价 范围内臭氧污染严重，还应收集臭氧地面浓度的情况）。（b）类似现状资料的收集：可能受电厂影响的关键水体数据等。（c）使用合适的空气质量/扩散模型，评价电厂对大气中这些污 染物质浓度的影响。假定后面详述的最高排放量适用。1在污染程度较轻的地方，定性评估可能就足够了。对于污染

14、非常严重的地方， 可能还需要利用模型和有代表性的监测数据进行定量分析。2 airshed指电厂周围的某一区域,这一区域的大气质量直接受电厂排放污染物 的影响。airshed的范围取决于电厂特性参数（如烟囱高度）以及当地的气象条（参见 “Pollution Prevention and Abatement Handbook 第 H 部分 有关 airshed 模型方面的内容）。如电厂在中长期时期内很可能扩建或其他污染源可能急骤上升，那么环境评估应考虑扩建电厂及扩建完工后全厂或新增加其它的污 染源对环境的影响。此外，环境评估还应考虑土建施工及其它正常施 工的影响，如在建造大的工厂设备时，工人的迁移

15、等。与此同时，电厂设计应允许在将来安装额外的污染控制设备，如果这被证明是需要的或必要的。件、地形等。有时候，airshed范围由法规或有关环保部门规定。否则，环境评 估应向当地负责环境管理的机构咨询，活楚地规定airshed的范围。环境评估还应评价其他与工程项目相关的环境问题，如燃用某种煤或重油，EA 应提供象镉、汞等其它重金属的排放情况（参见aPollution Prevention and Abatement Handbook 有关污染物方面的内 容） 。出现这种情况，政府（或项目资料单位）及 World Bank Group 将共同商议采取特定措施减轻影响，并确定有关排放导则。环境评估质

16、量（包括系统的成本估计）将对项目实施的难易程度 和项目进展速度有重要影响。在项目早期进行良好的环境评估对于降 低工程项目总成本有重要意义。最高排放量前已述及，每一工程项目必须根据适用于当地环境质量的国家规 定和“ Pollution Prevention and Abatement Handbook,通过环境评估 确定设计排放量和运行排放量。所选择的排放量须经环境评估验证， 且为 World BankGroup 同意。对于新建火力发电厂或 500MW 及以上出力的装置，World Bank Group 在决定是否给予资助时，下面谈及的最高排放量是其通常可以 接受的水平。确定了最高排放量，相应的

17、应采取一系列经济有效的方 法和技术，如使用清洁燃料或洗煤。如除尘效率要在 99%以上，则必 须安装电除尘器 ESP 或袋式除尘器。其它惯用方法有采用低NOx燃烧器和其它燃烧调整措施（如低过量空气）。SOx控制方法很多，因 为不同燃料硫的含量差别很大，控制投资成本也相差悬殊。一般来讲， 对于低硫高热值燃料（v 1%S）,不需采取特殊控制；对于中等程度 硫燃料（1-3%S）,采取清洁燃（如可行）或喷射吸收剂就足矣；对 于流化床燃烧，SOx排放相对比较低。具体采用何种技术应考虑不同 燃料和控制设备费用进行成本效益分析。偏离下面述及的排放量须在 World Bank Group 项目文档中说明。 废气

18、排放采取具有优良设计、运行和维护的一套污染控制系统即可始终满 足下述的最高排放量要求。相反，运行维护不当可能影响实际的污染 去除效率，使之降到设计规定标准以下。最高排放量用浓度表示以便 于监测。对废气排放进行稀释以满足导则要求是不可取的。应根据 GEP3（Good Engineering Practice）推荐的方法对其是否符合大气质 量进行评估。电厂烟囱高度不应低于GEP推荐值，除非大气质量影响分析已考虑了建筑物气流下洗的影响。电厂或装置年运行时间的95%以上均应满足这些最高排放量要3参见US Code of Federal Regulations Title 40 Part 51.100（

19、i）.通常GEP烟囱高度=H+1.5L。其中H为附近建筑物高度，L为附近建筑物高 度或宽度中较小者。求。假定电厂年运行小时数4的 5%是由于机组起动、停机、使用紧 急工况下燃料和一些意外事故。对于调峰机组，起动时间将超过机组 年运行小时数的 5%,超出时间应由环境评估对大气质量影响进行验 证。氧量测量方法方面的导则位于已污染区域的电厂下述定义适用于电厂周围环境已存在一定程度的污染：根据粉尘、二氧化硫 SO2、二氧化氮 NO2情况将电厂污染物影响 范围（airshed）内的大气质量分为中级和低级：如果（i） PM10年平均值超过 50 v g/m3,（对 TSP 为 80 g/m3）（ii）SO

20、2年平均值超过 50 v g/m3（iii） NO2年平均值超过 100 v g/m3或 一年中 PM SO2或 NO224 小时平均值的 98%超过 150 g/m3（对 TSP 为230 v g/m3）,则该 airshed 为中级。如果（i） PM10年平均值超过 100 g/m3,（对 TSP 为 160 g/m3）（ii）SO2年平均值超过 100v g/m3（iii） NO2年平均值超过 200 v g/m3或 一年中 PM10SO2或 NO?24 小时平均值的 98%超过 150 g/m3（对 TSP 为230 v g/m3）,4假设：煤-十烟气，6%过量空气，烟气排放量假设为3

21、50Nm3/GJ油-十烟气，3%过量空气，烟气排放量假设为280Nm3/GJ汽-十烟气，3%过量空气，烟气排放量假设为270Nm3/GJ（见附录E）内燃机和燃气轮烟气中氧量假设为15%过量空气（十烟气）。请参阅烟气中则该 airshed 为低级。电厂污染物影响范围（airshed 内容量小于 500MW,大气质量 为中级的电厂须满足下面给出的最高排放量要求， 只要环境评估表明 该电厂不会使其影响范围内的大气质量降为低级， 也不会使其中飘尘（PM10或 TSP）、SO2或 NO?的年平均排放量抬高 5 g/m3。如果这 两个条件都无法满足，则应制定更低的当地排放要求， 使上述两个条 件得以满足。

22、在 airshed 内建有多个电厂，所有电厂的总体影响白导则生效之 日起 10年内允许年平均值的增量小于 5诉g/m3。对于中级 airshed 内容量小于或等于 500MW 的电厂及低级 airshed 内的所有电厂应满足当地环保要求，其中包括环境补偿措施条款(OffsetProvisions),以确保：(a) 该 airshed 内粉尘或 SO2的总排放不再有净增长(b) 大气中 NO2总量不超过中级 airshed 规定的量5。环境补偿条款中达成环境补偿条款措施包括如下一些减少粉尘、SO2和 NOx排放的措施：(a) 同一电厂的不同机组或同一 airshed 内的不同电厂安装新的 或更为

23、有效的控制设备。(b) 同一 airshed 内的其它大污染源(区域供热或工厂)中安装 新的或更为有效的控制设备。(c) 投资安装配电系统或区域供热系统，取代居民供热系统或 其他小型锅炉中使用的煤6。5燃气电厂(假设备用燃料含硫量小于3%)和其他硫氧化物及氮氧化物排 放量不足400mg/Nm3的工厂，由于其排放量相对比较少可以不要求进行环境 补偿。6如有可能应在总的大气质量管理策略框架范围内实施环境补偿措施，以保证电厂污染物影响范围内的大气质量符合标准。环境补偿条款的监督与实施是有关地区和国家负责环境保护和 监测部门的责任。通常在项目贷款协议中应有专门条款述及这一内 容。项目资助单位如不愿意牵

24、涉必要的环境补偿协议谈判，亦可采取清洁燃料或其它控制技术。粉尘对于所有电厂或装置，在 1 个大气压，0C 下粉尘排放（所有粒 径）不应超过 50mg/Nm3。78飘尘 环境评估应特别注意大气中空气动力学直径小于10 v m的飘尘（PM10）,因为这些飘尘会被人吸入肺中， 严格影响人体健康。 如有可能，还应测量大气中细尘的含量（直径小于 2.5 m,沉积在 人体肺部）。最新医学成果表明粉尘对人体健康的危害与这些细尘有 很大关系。飘尘和细尘中包括飞灰、细灰、碳化合物（未完全燃烧的 结果）、酸凝聚、硫酸盐、硝酸盐及铅、镉等金属。细尘（包括硫酸 盐、硝酸盐及碳化合物）是由于大气中的化学反应形成的，且在

25、整个 大气中是逐渐扩散的。7设计满足50 mg/Nm3（而非150 mg/Nm3）需额外增加的控制费用与减少大气 粉尘所需费用相比预计要少（如600MW容量的电厂，小于总投资的0.5%）。要 捕集严重危害人体健康的飘尘和细尘就有必要采取较高的总除尘效率。粉尘中40%粒径不足10m而电除尘器捕集小粉尘的效率大大降低。只要电厂设计运 行良好，一般是容易达到较低排放量的。8对于2001年1月以前获得资助的内燃机发电厂项目， 粉尘最高排放量可以作 为特例放宽至75 mg/Nm3。前提是环境评估结果表明：（i）市场上买不到低灰分 燃油（ii）由于经济原因没有可用的排放控制技术（iii）在整个工程项目期间

26、， 大气总的飘尘排放量可以保持不变。（年平均值小于50 m/m3, 24小时平均值 小于150 m/m3）二氧化硫 SO2电厂或装置 SO2的总排放，对于 500MW 以下容 量，每 MW 容量小于 0.20tpd （每天公吨数），500MW 容量以上每增 加 1MW 容量，排放允许增加 0.1tpd5。同样，烟气中 SO2的浓度不应 超过 2000mg/Nm3（见脚注 4 中的假定条件），最高排放量为 500tpd。试图在同一 airshed 内建设两个或多个电厂，以回避此约来条件的做法是不可取的。氮氧化物燃煤电厂 NOx最高排放量为 750 mg/Nm3（260ng/j 或 365ppm）

27、。（煤挥发分小于 10%时，为 1500 mg/Nm3）;燃油电厂 NOx最高排放量为 460 mg/Nm3（130ng/j 或 225ppm）;燃气电厂 NOx最高排放量为 320 mg/Nm3（86ng/j 或 155ppm）;对于燃气轮机组6, NOx最高排放量分别为 125 mg/Nm3（燃气）； 165 mg/Nm3（燃 2 号柴油）及 300 mg/Nm3（燃油 6 号或其它）。假设 条件均为干烟气，15%过量空气。分，每MW容量SO2允许排放量降为0.1tpd,以维持大气环境能承受的负荷， 避免出现生态方面的问题 （酸雨） 。 相应地， 对于1000MW容量电厂， 二氧化硫 允许

28、排放量为0.15tpd/（1.275lb/mmBtu）。如果技术上存在困难（如缺少喷射用水）允许最周排放量达4005硫氧化物最高排放量是采用US-EPA（ Environmental Protection Agency美国环 境保护委员会）和ISC （Industial Source Complex）模型倒算出来的，目标是要 满足世界卫生组织（WHO）规定的1小时（峰值）排放浓度值350mg/m3。这一 模型计算结果表明，一般控制SO2排放量在2000 mg/nf（相当于每MW容量0.2tpd） ,每小时大气中浓度为300 mg/m3， 加上本底浓度50 mg/m3,即得出每小 时350 mg

29、/m3的浓度值（参见有关已污染地区部分的内容）。满足世界卫生组织 规定的每小时排放量非常重要， 因为现普遍认为短时间对人体健康的危害是最为 严重的。 一般来讲， 满足WHO每小时排放要求，也就可以满足WHO24小时排 放要求及年排放要求。对于大电厂（容量在500W以上），超过500MW容量部mg/Nm3,只要不严重影响大气臭氧层或 NO2的浓度。对于内燃机发电厂，环境评估应特别注意工程项目完工前后 NOx的情况，假如大气中 NO2总的最高排放量少于 15 g/m3（24 小时平 均值），具体排放导则为：（i）对于 2000 年 7 月 1 日以后资助的工程项目，NOx排放量应小于 2000mg

30、/Nm3（或 13g/kWh，假设干烟气，15%过量空气）。（ii）对于 2000 年 7 月 1 日以前资助的工程项目，NOx排放量应小于 2300mg/Nm3（或 17g/kWh，假设干烟气，15%过量空气）。其它情况，NOx最高排放量为 400 mg/Nm3（干烟气，15%过量空气）。10如果液体燃料中含氮量超过15%，而且设备制造商无法满足这里规定的排放 要求，可以作为例外情况按下式计算：含氮量（重量白分比） 校正因子（NOx体积白分比）0.015-0.10.04N0.1-0.250.004+0.0067（N-0.1） 0.250.005其中校正因子0.004%=40ppm=80mg/

31、Nm3可能存在这种情况，投资少收效大的控制技术在技术上不可行，只要存在如下两种情况，就可以对NOx排放要求特别制定（包括上面的情况）：（1）在整个项目期间NOx排放不会导致大气状况对人体健康和环境有严重 影响；（2）低NOx燃烧器、低过量空气、喷射水/蒸汽、二次燃烧等经济有效的 技术不可行。环境补偿和 WorldWorld BankBank GroupGroup 的作用：在大气质量等级为中级或低级的 airshed 区域通常不应发展大的 电厂工程项目。如果必须上，则必须采取适当的环境补偿措施。 为大 电厂工程找出和确定其环境补偿措施的费用，与准备这一工程的总费 用相比微不足道。世界银行在其就“

32、能源和环境”问题展开的国家级对话中表示，对于 World Bank Group 帮助、资助或担保的项目，世界 银行将支持其环境补偿协议的制定与实施。如果World Bank Group贷款的某一电厂工程项目，其环境补偿措施中包括为减少粉尘、SOx或 NOx排放方面的投资，那么环境补偿措施可以包括在工程项目范 围中，从而可以利用贷款资助。7酸污染物质的长距离迁移在地面臭氧或酸化现在或将来可能成为严重问题的地方，政府应积极地对 SO2 或 NOx 和其它危害敏感生态系统的污染物质的影响进 行地区性或全国性的研究，在适当情况下，世界银行将给予支持（见前面的政策框架）。研究的目标是找到减少一个地区或国

33、家这些污染 物质总排放的最经济的方案。812 Pollution prevention and abatementhandbook第U部分给出有关降低酸雨排放措施方面的导则，文中探讨了减少酸雨地区排放和长距离迁移的最佳综合方 法。一种用来识别敏感的生态系统的可能方法 （但不是唯一的）是估 计出不同地区酸沉积的临界值和臭氧层临界值， 但这种分析必须考虑 这中间存在的各种不确定因素。在适当情况下，政府应制定一些投资少，收效大的战略和法规，11环境补偿措施是为了控制大气中总的污染物排放。 如果环境补偿措施是针对非电厂污染源（其烟囱平均高度通常低于电厂烟囱高度），那么，采用补偿措施 后应使电厂污染物影

34、响范围的大气质量较原来状况有所改善。以保护敏感的生态系统，减少污染物质的扩散。对于已经开展这一研究的地区，环境评估在评价电厂的总体影响时，应考虑他们的研究成果。当地排放要求应符合所在国家已采纳的任何方针、法规，以保护生态系统，减少污染物质的扩散。废液下表给出在未稀释条件下废液每天应满足的排放要求：火力发电厂废液参 数最大值mg/LPh值6-9悬浮物总量50油和油脂10余氮总量0.2铭0.5铜0.5铁1.0n锌1.0混合区边界温升小丁或等丁3Cba.有时候更希望氯出现大幅度波动，即几秒种内高氯排放，而不是一直维 持低值连续排放。其最大允许达2mg/L（连续2小时）。但不能频繁重复，至多24小时内

35、一次，且2 4小 时 平 均 值 为0 . 2m g / L（ 该 限 值 也 适 用 丁 漠 和 氟 ）b.废液引起的温升不允许超过3C（在开始混合，发生稀释的区域边界外） 如果没有定义该区域，按自排放点100 m计算，在此距离范围内不应存在敏感 的水生态系统。从煤场流出的排水径流和浸出液可能含有大量毒物质（如重金 属）。这些有毒物质可能浸入地下水或随地面径流迁移，影响严重的 话应采取适当的防治控制措施，如安排排水沟，将煤场排水汇集再加 以处理。固体废物固体废物可以填埋，也可以在其他处置场处理，只要其对附近水 体没有影响。这类固体废物包括飞灰、 FGD 沉渣和其它对环境造成 污染的物质，飞灰

36、和 FGD 沉渣不浸出有毒物质13。对于有可能浸出 有毒物质或污染物质的场合，应在处置前进行必要处理，如加稳定剂 等。环境噪声环境噪声应不高于下表给出的值或前景噪声最多增加 3dB。降噪 措施主要是在电厂周围安装消声器。环境噪声每小时最局允许量（dB）消声器白天( 07: 00-22: 00)夜间( 22: 00-07: 00)居住区5545教育、科研单位工业区7070商业区这里给出的环境噪声要求通过一套设计、运行、维护良好的噪声控制系统是完全可以达到的。监测与报告1414维持最佳的燃烧温度和过量空气，使粉尘和氮氧化物排放同时达 到最小，从而使电厂具有最佳能源效率和最经济运行工况。13一种化学

37、物质或混合物，可能危及人类健康和环境。14应该监测 “Pollution Prevention and Abatement handbook给出的措施的 使用情况。监测的目的就是使电厂保持在这一最优性能工况下运行。可以在排烟口安装一套连续监测粉尘、硫氧化物和氮氧化物排放的系统。只 要相应的系统维护和校准工作可以保证，就需要安装这样一套系统。 或者，根据最初校准结果进行替代性能监测。 与评估环境性能有关的 替代参数有：（要求电厂设计不变，但需要对运行人员进行适当的培 训）。与粉尘有关的参数：灰（及重金属）；燃料成分；最大烟气流 量；电除尘器最小电压或袋式除尘器最小压降； 最低燃烧温度及最小 过量

38、空气。-与二氧化硫有关的参数：燃料硫分-与氮氧化物有关的参数：最高燃烧温度和最大过量空气应定期（如一年一次）从烟气采样中直接测量粉尘、硫氧化物和 氮氧化物的浓度，以确保替代监测结果的有效性或校准其它连续监测 装置（如果使用的话）。根据每小时滚动平均值，应至少采用三组测 量数据。如果对大气中 PMi。、SOx和 NOx最高浓度有要求，或存在保护 区及人口聚居区，则应安装大气质量白动监测系统来测量电厂周围 PM10、SOx和 NOx含量。（燃气电厂不要求测量PMIO和 SOx）。如果 电厂所处区域易于出现逆温或其它气象条件，导致附近居住区或生态 系统空气污染更加严重，那么应加装多个这样的大气质量监

39、测装置 监测大气质量的目的是为了帮助人们确定是否需要改变电厂运行状 况，特别是在出现不利气象条件期间。（如采取清洁燃料，避免短期 超标排放）。污染物质导则中规定了短期大气质量标准值，达不到这 一标准，要求采取清洁燃料等应急措施。采取任何措施均应与当地当局合作。 环境监测系统的具体设计应 基于环境评估的结果。环境质量测量频率视具体条件而定，且通常取 日平均值。废水的 pH 值和温度应连续监测。悬浮物、油和油脂以及余氮量 应每天进行测量。如对废水经处理排放，还应每月测量其中重金属和 其它污染物质的含量。应定期对监测数据进行分析、 检查，并与运行标准进行比较，以 便采取必要的校正措施。监测结果应以适

40、当形式记录、保存，并向有 关责任的政府部门或单位汇报（形式是总结及异样报告，如果有例外 情况发生的话）。在没有专门性的全国或地区环境导则时，应至少每 年汇报一次实际监测结果或替代性能数据资料。如果发现电厂5%运行时间以上或在接受检查时超标排放，政府可以要求电厂给予解释， 并采取校正措施。这样做的目的是使电厂在合理的运行和维护下，始终满足最初制定的排放标准。对于超标排放，电厂应本着企业守信、 负责的态度进行检查。温室气体 作为 Framework Convention on Climate Change 的一部分， 要求各国记录其温室气体（GHG）的排放情况。其中，为便于今后 与附录 I 的国家

41、联合进行一些可能的研究活动，对于个别工程项目，应根据其燃料的化学万分对其温室气体排放情况进行评价，或直接测量。aPollution Prevention and Abatement Handbook 第二部分“减少温室 气体排放及气候变化”（Greenhouse Gas Abatement and ClimateChang中表 2 给出了影响温室气体排放的因素。为促进这方面的研究，有关部门应出资进行培训，使环境效果达 到满意。培训内容包括环境评估，减轻环境污染规划及环境监测。有 时候还可以适当邀请环保执行机构（如State Pollution Control Board国家污染控制委员会）的人

42、员参与培训活动。结语以下总结出在生产和污染排放控制中惯用语的一些做法，从而能够满足本导则提出的要求。（假定工程项目是在考虑环境和社会因素 后作出的一个最佳实用环保技术方案）。在经济可行时，选择清洁燃料（天然气优先于油，油优先于煤）；优先选用高热值、低灰分和低硫煤（其次选择高热值、高硫煤，顺推），并考虑对高灰分、高硫煤的预处理。在燃料选定后，选择最佳发电技术，平衡环境影响与经济效益。 发电技术和污染控制技术的选择应基于当地环境评估的结果。-对于污染控制-从健康角度考虑，粒径小于 10 m 的飘尘尤为重要。应该说， 在相对较低费用下，除尘效率一般可以满足要求。-考虑有经济效益的技术，如在烟气脱硫前

43、安装电除尘器及吸收 剂，并进行洗煤等。-采用低 NOx燃烧器和其它改进燃烧的措施减少NOx措施。-在采用高费用控制技术之前，考虑可否减少这一地区其它污染 源主要污染物质的排放，以使环境质量满足要求。-脱硫系统由于产生的废水较少而备受欢迎。但环境效果与投资成本应根据具体情况综合评价。-灰处理和灰渣利用应给予重视，以其环境影响降到最小。应考 虑灰渣在建筑材料方面的再利用。除了减少悬浮物沿表面径流迁移 外，尤其应该注意减少有毒金属进入附近表面水和地下水。对于水体热污染严重的地方，考虑采用再循环冷却系统。综合监测与报告系统。参考文献要了解其它信息，可以参考如下文献（这些资料仅作为指导，并不含概方方面面

44、）：Babcock & Wilcox.1992.Steam Its Generation and Use.4& Edition.Homer,John.1992.Natural Gas in Developing Countries. World BankDiscussion Paper190. Washington, DC: The World Bank.International Energy Agency. 1992. Coal Information.Jechoutek, K.G., Chattopadhya, R.Khan, F.Hill, and C. Wardell

45、. 1992.Steam Coal for Power and Industry. Industry and Energy Department WorkingPaper, Energy Series No.58. Washingtion, D.C.: World Bank.MAN B & W. 1993.Presentation to the World Bank on October 14. The MANB & W Diesel Group Their Products, Market Successes,and Market Positionin the Station

46、ary Engines Business.Organisation for Economic Co-operation and Development. 1981. Costs andBenefits of Sulphur Oxides Control.Rentz, O., H. Sasse,U.Karl, H.J.Schleef, and R. Dorn. 1997. EmissionControl at Stationary Sources in the Federal REPUBLIC OF Germany, VolumesI and H (Sulphur Oxide and Nitro

47、gen Oxide Emission Control and Heavy MetalEmissionControl),ScientificProgramoftheGermanMinistryofEnvironment. Report Number 10402360. Umweltbundesamt(ed.).Tavoulareas, E.S. and J.-P. Charpentier.1995. Clean Coal Technologiesfor Developing Countries. World Bank Technical Paper Number 286/EnergySeries

48、. Washingtion, DC: The World Bank.TheWorldBank.Reprintedin1991(OriginallyPublishedin1983).Guideline for Diesel Generating Plant Specification and BidEvaluation. Industry and Energy Department Working Paper, Energz SeriesPaper Number 43. Washington, DC: The World Bank.Wartsila Diesel. 1996. Presentat

49、ion to the World Bank on May 16.Successful Power Generation.附录 A 容量在 50MW 以下的电厂容量在 50MW 以下的电厂，包括那些烧非化石燃料的电厂，粉尘允许排放量可以达到 100mg/Nm3。如经环境评估验证，在某些特殊 地方粉尘允许排放量甚至可以达到 150 mg/Nm3。NOx允许排放量不 变，SOx允许排放量为 2000 mg/Nm3。附录 B.内燃机发电厂 工业与实践内燃机发电厂所用的燃料的柴油、燃油、原油等（现正在试验这些燃料的耐久性）。通常使用的内燃机有两种类型：中速四冲程柱塞 式内燃机和低速二冲程双缸内燃机。四冲

50、程和二冲程内燃机的工作原 理都是基于狄塞尔热力循环原理（参见Rogers 及 Mayhew 著Thermodynamic Work and Heat Transfer：空气被吸入（压入）气缸并 被活塞压缩。燃料喷入气缸，被热压缩空气点燃。空气和燃料混合物 燃烧、膨胀，推动活塞作功。燃烧产物从气缸中排出，完成循环过程。 燃烧产生的热量推动一内燃机， 再由它使交流发电机旋转而发电。 典 型的燃烧过程，包括燃料预热到所需粘度（通常1620cSD,此粘度可使喷嘴处燃料雾化良好。同时，燃料加压到1300bar,使其小到呈液滴分布状以便于迅速燃烧且生成烟量较少。喷嘴设计对于点火和燃烧过程至关重要，燃料若喷

51、射到内衬会损坏内衬，且容易形成烟。阀附近的喷雾可能使阀温升高，造成热腐蚀，甚至烧坏阀。燃料过早喷 入，气缸压力会增加导致更多的 NOx；燃料喷入迟了，又会增加燃料 消耗和增压器速度。迟些喷入燃料固然可以减少NOx排放，但粉尘和未燃物的排放也会有所增加。点火质量对于馆出燃料，评价其点火质量的指标是十六烷值（Cetane number）;对于柴油，为十六烷指标（Cetane index）。重油 点火特性可以从与燃料密度和粘度有关的 CCAI 值窥见一般。燃料质量燃料中灰分除了造成粉尘排放，还会导致磨损、沉积物及高温腐蚀。影响内燃机运行的燃料特性有：粘度、比重、稳定性（稳 定性差会导致泥渣沉淀而堵塞

52、过滤器），十六烷值，沥青烯含量，残 留碳，含硫量，机和钠含量（与腐蚀有关，特别是在排气阀处） ，固 体物质含量（铁锈、砂、铝硅酸盐，这些物质会堵塞燃料泵并会引起 内衬磨损）及水分。废物特性内燃机发电厂产生的废物也是那些燃烧过程的典型产物，废气中有粉尘（包括重金属，如果燃料中含有的话），硫氧化物和氮氧化物， 有时候还会生成挥发性有机化合物。 排放到空气中的主要是粉尘，其 次是 NOx。NOx排放量与燃烧温度等其它因素有关 （与燃烧温度几乎 成指数律关系）。大部分 NOx是由于燃烧用空气造成的，通常约 1100-2000ppm （15%氧量）。二氧化碳排放量约 600g/kWh，总的氢碳 量为 0

53、.5g/kWh （以等量甲烷计算）。影响内燃机排气的因素有：（a）原动机的负荷曲线。（b）大气条件，如空气湿度和温度。（c）燃油质量，如含硫量、含氮量、粘度、点火能力、密度及 灰分。（d）现场条件及与原动机有关的辅助设备情况，如冷却特性、排气背压。影响 NOx排放的内燃机参数有：（a）燃料喷入时间及长短，燃料雾化情况。(b) 燃烧空气状况，受阀定时时间、增压空气系统、缸前增压 空气冷却情况等影响。(c) 燃烧过程，受空气与燃料混合程度、燃烧室设计及燃烧率 等影响。粉尘的排放除与燃料中的灰分 (范围一般在 0.05-0.2%)有关外, 还取决于内燃机总体情况，特别是喷燃系统及其维护情况。二氧化硫

54、 SO2排放与燃料含硫量有直接关系，燃油含硫量约 0.3%,有时候可能 高达 5%。附录 C.污染防治与控制技术举例污染防治与控制技术方法很多。这里给出的方法是在充分考虑、评价政策性因素(包括价格和惯用措施)之后提出的。其它信息可以 参考有关污染控制技术方面的导则。清洁燃料最简单， 而且在许多时候也是最经济有效的污染防治措施就是采 用清洁燃料。目前，新建电厂和燃用天然气的联合循环电厂，在投资 成本，热效率和环境效果方面有着决定性的优势。 天然气是减少温室 气体排放的优选燃料，因为它不仅可以减少二氧化碳排放，同时还能提高能源效率。如果由于无法得到天然气或由于价格因素去除了使用天然气的 可能， 那

55、么应考虑选用低硫燃油或高热值、 低硫、低灰分的煤。通常, 这类燃料价格相对于劣等燃料要高，但考虑到其在运行和环保方面节 省的费用，价格似乎就不重要了。在工程项目准备过程中，应一开始 就对各种可选燃料进行评价，从而确定最为经济有效的燃料组合方案 及环境控制技术，以满足性能要求，达到环境目标。如果采用煤做为燃料，通过贯穿整个煤能链（coal-energy chair） 的综合方法，可以获得最优的环境效果和最佳的经济效益。 其中包括: 政策及采煤投资、准备、煤的传输发电 /热转换过程及清洁煤利用技 术，尤其是洗煤有益于降低火力发电厂使用的煤的灰分和灰分变化， 而这些有利于锅炉性能保持一致，从而减少污

56、染排放，降低维护要求。 减少粉尘去除废气中粉尘的设备有旋风除尘器、 袋式除尘器（织物过虑器） 及电除尘器。旋风除尘器可以作为预清除装置，其总除尘效率小于 90%（对所有粒径而言，对 PMio除尘效率更低）。袋式除尘器除尘效 率可达 99.9% （对所有粒径的除尘效率更高）。同时，在使用喷射吸 收剂去除 SOx、干式洗涤及喷雾干燥法吸收系统时还有助于去除SOxc电除尘器适用于各种容量大小的电厂，除尘效率达 99.9%）（对于所有 粒径的除尘效率更高）。选择袋式除尘器还是电除尘器取决于燃料和灰的特性，以及运行和环境等因素。此外，电除尘器较袋式除尘器对电厂扰动敏感程度低， 这是因为电除尘器除尘效率不

57、象袋式除尘器那样对烟气最高温度敏 感，而且电除尘器两端压降也比较低。但电除尘器性能受燃料特性影 响较大。现代袋式除尘器可以设计具有很高的PMi除尘效率，而投资成本与电除尘器不相上下，只是必要对运行和维护人员进行适当的 培训减少硫氧化物硫氧化物的控制方法很多，脱硫效率也相差很大。前置ESP 喷身吸收剂可以脱去 30-70%SCX，费用每 KW 容量 50-100US&后置 ESP 喷身吸收剂可以脱去 70-90%SQ,费用每 KW 容量 80-170US& 湿法和半干法 FGD 使用专用 SCx吸收剂，脱硫效率在 70-90%,费用 每 KW 容量 80-170US$ （1997

58、 年水平）。绝大部分 FGD 装置运行费 用可观，这是由于其耗电量高（约发电量的 1-2%）,需要使用吸收剂， 而且脱硫产物也需要处理。国际能源组织IEA（International EnergyAgency）的评价结果显示，燃煤电厂加装 FGD，设计脱硫效率为 90% 的话，电厂每年将额外增加 10-14%的费用。对于电厂应采取“综合污染防治”方法（Integrated PollutionManagement,这样不致于从一种污染转到另一种污染，这个意思是 说，比如 FGD湿法脱硫产物如处置不当， 则可能污染水源， 而且脱 硫装置还会增粉尘的排放。这说明需要对硫氧化物的去除方法和去除 程度进

59、行细致的成本-效益分析。减少氮氧化物控制氮氧化物排放的主要方法是进行燃烧调整低NCx燃烧器（上部引入/不引入燃烧空气）或二次燃烧，喷射水/蒸汽，选择性 催化还原法或非选择性催化还原法（SNCR/SRC）等。燃烧调整可脱 氮 30-70%,总投资每KW 容量不足 20US$,运行费用略有增加；SNCR 脱氮效率在 30-70%,总投资每 KW容量 20-40US*运行费用有所增 加； SCR 脱氮效率在 70-90%,同时每 KW 容量总投资多达 40-80US$, 运行费用的增加也相当客观，特别是对燃煤电厂。此外，SCR要求采 用低硫煤（煤含硫量小于 1.5%）,这是因为催化剂对烟气中的 SQ

60、 比 较敏感。飞灰处理除灰系统主要有两大类： 干除灰与水除灰， 尽管干除灰系统也要 将灰加湿，湿度达 10-20%以改善除灰品质，减少除灰过程中产生的 扬尘。水除灰系统将灰与水混合，形成灰浆（固休物质重5-10%）,连同炉底灰和 FGD 沉渣一起堆放到贮灰场。这些贮灰场可以是最终 处理场所；或者，将沉淀的固体物质挖出，填埋处理。在可行的地方， 还应将灰场沉淀澄清的灰水重复利用，生成灰浆。如果灰渣或FGD沉渣中含有重金属，除正常除置外，还应监测处理贮灰场浸出液和溢 出液，以免污染水体。有些地方，灰渣可用作建筑材料或用来筑路。 另外，对贮灰场逐渐回收利用应予以实践。水安装再循环蒸发冷却系统有可能降低冷却系统的取水量，这样的系统虽投资成本较高