火电行业污染治用技术指南

火电行业火电行业污染治理实用技术指南 前言为深入贯彻落实党中央和国务院的决策部署，建立健全环境治理体系、推进生态文明体制改革，进一步通过依法治理、科技支撑、监督执法、完善政策等措施，促进工业污染源实现全面达标排放，为环境质量持续改善提供有力支撑。结合我省实际情况，在细化并落实达标计划和实施方案的基础上，通过放管结合、优化服务等工作，强化排污者的治污主体责任，形成政府监管、企业施治、市场驱动、公众参与的工业污染防治新机制，促进工业污染源实现全面达标排放，为提高环境执法效能和环境质量持续改善奠定坚实基础。为进一步引导、规范、协调企业治污设施的建设、运营工作，提高生态环境职能部门的执法效能，广东省生态环境厅组织编制了广东省工业污染源全面达标排放行业污染治理实用技术指南。该指南旨在分析行业发展趋势、污染防治措施、建设及运行管理经验等。既能帮助企业找准污染治理的主要环节和风险隐患突出问题，又能进一步指导企业对存在的环境问题进行整改，督促行业企业正常运行治污措施，提高企业管理水平、治污能力，有效控制环境污染。本指南结合广东火电行业生产实际情况，深入分析火电行业生产工艺及产污节点、减排技术、污染治理技术、运行管理和部分典型生产案列，对帮助企业找准污染治理的主要环节和风险隐患突出问题，提高生产、治污水平，有效控制控制环境污染，推动我省环境污染防治技术进步具有重要指导意义。目录1573_WPSOffice_Level1第一章火电行业发展的基本现状 112978_WPSOffice_Level21.1火电行业发展现状 123170_WPSOffice_Level21.2火电行业相关政策、规范、标准 712978_WPSOffice_Level1第二章火电行业生产工艺以及产污分析 3622013_WPSOffice_Level22.1火电行业生产工艺 3631739_WPSOffice_Level22.2产污环节分析 3923170_WPSOffice_Level1第三章火电行业减排（清洁生产）技术分析 4211551_WPSOffice_Level23.1清洁生产技术要求 4211016_WPSOffice_Level23.2清洁生产技术 4319779_WPSOffice_Level23.3火电厂清洁生产措施 4525311_WPSOffice_Level2表3-1火电厂清洁生产措施 4522013_WPSOffice_Level1第四章火电行业污染治理技术 4731892_WPSOffice_Level24.1大气污染治理技术 4729066_WPSOffice_Level24.2废水治理技术 655973_WPSOffice_Level24.3固废污染防治技术 7031739_WPSOffice_Level1第五章火电行业污染治理工程运行管理 7630490_WPSOffice_Level25.1调试与验收 761738_WPSOffice_Level25.2运行管理 819072_WPSOffice_Level25.3环境应急管理 8811551_WPSOffice_Level1第六章火电行业污染治理工程实例 918271_WPSOffice_Level26.1广东国粤韶关综合利用发电新建项目污染治理工程 9120331_WPSOffice_Level26.2广东粤电大埔电厂“上大压小”新建项目污染治理工程 9813912_WPSOffice_Level26.3广东珠海金湾发电厂污染治理工程 105火电行业生产工艺以及产污分析2.1火电行业生产工艺2.1.1燃用固体燃料的火电厂燃用固体燃料的火电厂，主要包括燃用煤炭、煤矸石、煤泥、油页岩、石油焦、秸杆等燃料的电厂，我国火电厂中90%以上的装机容量为燃煤电厂，这里以燃煤电厂为例介绍燃用固体燃料的火电厂生产工艺。图2-1燃煤电厂生产工艺及主要产污环节燃煤电厂常见生产工艺流程为：原煤运至电厂后碾磨成粉，经气力输送方式以一定风煤比和温度将煤送进锅炉炉膛，经化学处理后的水在锅炉内被加热成高温高压蒸汽推动汽轮机高速运转，汽轮机带动发电机旋转发电。燃煤电站锅炉主要有煤粉炉和循环流化床锅炉两种，燃煤电厂常见工艺流程见图2-1。汽轮机排汽的冷却方式分为湿冷和空冷。湿冷又可分为循环冷却和直流冷却。空冷又可以分为直接空冷和间接空冷。2.1.2燃用气体燃料的火电厂图2-2燃气轮机联合循环发电流程图燃用气体燃料的火电厂主要指燃用天然气的火电厂，也有燃用高炉煤气、焦炉煤气等综合利用电厂。燃气发电主要有两种方式。一是利用天然气、高炉煤气、焦炉煤气等在常规锅炉中燃烧，产生高温高压蒸汽推动蒸汽轮机，从而带动发电机发电。此种发电方式由于热效率较低，一般只有40%左右，目前主要是高炉煤气、焦炉煤气等综合利用电厂应用。二是燃气轮机联合循环发电，利用天然气在燃气轮机中直接燃烧做功，使燃气轮机带动发电机发电，此时为单循环发电；如果再利用燃气轮机产生的高温尾气，通过余热锅炉，产生高温高压蒸汽后推动蒸汽轮机，带动发电机发电，此时为联合循环发电(GTCC)。联合循环发电的工艺流程为：具有一定压力的天然气和经过压气机压缩后的空气一起进入燃气轮机的燃烧室，形成的高温高压燃气进入透平做功，通过发电机发电；做功后的燃气再进入余热锅炉加热，蒸发锅炉给水，产生的蒸汽推动蒸汽轮机发电。图2-2所示为燃气轮机联合循环发电的工艺流程。2.1.3燃用液体燃料的火电厂燃用液体燃料的火电厂主要指燃油电厂，燃油电厂的生产工艺简单，由燃机—汽机联合发电。燃油电厂发电流程与燃天然气电厂发电流程相类同，主要是采用燃气-蒸汽联合循环机组。燃气-蒸汽联合循环发电机组的工艺流程为：油与压缩的空气雾化混合后经燃烧产生高温、高压气流推动燃气轮机并带动发电机组产生电能，燃气轮机的排气温度为500℃～600℃，排出的气体再进入余热锅炉，使炉内水变为中温中压蒸汽，带动蒸汽轮机发电。从蒸汽轮机排出的烟气温度降低至170℃左右，经烟囱排入大气。如使用重油作燃料，为使重油顺利燃烧，需配辅助锅炉，用以加热重油使之降低粘稠度。辅助锅炉与燃机同步使用。燃气轮机也可以单独运行发电，在余热锅炉投产之前或停炉检修时使用，高温烟气从旁路烟囱排放，称单循环(SC)工艺。2.2产污环节分析燃煤电厂生产过程中会向大气、水体和声环境中排放污染物质，其中大气污染是主要的环境问题，燃气电厂基本不产生烟尘、SO2和固体废物，主要产生NOX和工业废水，以及噪声影响，其处理工艺与燃煤电厂类似；与燃煤电厂相比，燃油电厂无灰、渣产生，主要污染物为SO2、NOX和工业废水、噪声等，其处理技术与燃煤电厂相似，这里以燃煤电厂为例分析其产物环节，燃煤电厂主要产污环节见图2-1。2.1.1大气污染物燃煤电厂大气污染物排放主要来源于锅炉，从烟囱高空排放，主要污染物包括颗粒物、SO2、NOX，此外还有重金属、未燃尽炭等物质。（1）颗粒物燃煤电厂通过烟囱排放的颗粒物由未被除尘器收集的烟尘及脱硝、脱硫工艺过程产生的次生物构成。烟尘排放情况与锅炉炉型、燃煤灰分、除尘设施等因素有关，次生物与烟气脱硝、脱硫设施及运行状况等因素有关。燃煤电厂多为煤粉炉，也有部分流化床锅炉。煤粉炉烟尘排放的初始浓度大多为10g/m3~30g/m3，循环流化床锅炉由于主要燃用劣质煤或煤矸石，烟尘排放的初始浓度大多为15g/m3~50g/m3。另外，在煤炭、脱硫剂（如石灰石粉）和灰渣等易产生扬尘物料的运输、装卸和贮存过程中会产生扬尘。（2）硫氧化物硫氧化物排放主要是由于煤中硫的存在而产生的。硫在煤炭中以无机硫或有机硫的形式存在，燃烧过程中绝大多数硫氧化物以二氧化硫（SO2）的形式产生并排放。此外还有极少部分被氧化为三氧化硫（SO3）吸附到颗粒物上或以气态排放。（3）氮氧化物煤炭燃烧过程中排放的氮氧化物（NOX）是一氧化氮（NO）、二氧化氮（NO2）及氧化亚氮（N2O）等的总称，其中以一氧化氮为主，约占95%。NOX的形成主要包括热力型NOX和燃料型NOX，热力型NOX的形成与燃烧温度密切相关，燃料型NOX的形成主要取决于燃料含氮量，电厂燃用煤炭收到基含氮量多在2%以下。（4）重金属重金属排放来源于煤炭中含有的重金属成分，大部分重金属（砷、镉、铬、铜、汞、镍、铅、硒、锌、钒）以化合物形式（如氧化物）和气溶胶形式排放。煤中的重金属含量通常比燃料油和天然气高几个数量级。2.1.2水污染物燃煤电厂外排水主要为冷却水，其中直流冷却水属含热废水，循环冷却水含盐量较高。另外还有少量的含油污水、输煤系统排水、锅炉酸洗废水、酸碱废水、冲灰水、冲渣水、脱硫废水和生活污水等，主要污染物是有机物、金属及其盐类、悬浮物。2.1.3固体废物燃煤电厂生产过程中产生的固体废物主要为飞灰和炉底渣。绝大部分飞灰经除尘器收集并去除，小部分飞灰在锅炉的其他部分，如省煤器和空气预热器灰斗中收集并去除。底灰不可燃，沉降到锅炉底部并保持疏松灰的形式；若燃烧温度超过灰熔点，则以炉底渣形式存在。此外，固体废物还有脱硫副产物、废弃催化剂和污水处理产生的污泥等。2.1.4噪声污染燃煤电厂中各类噪声源众多，主要噪声源包括磨煤机、锅炉、汽轮机、发电机、直接空冷的风机和循环冷却的冷却塔，噪声源声功率级较大。火电行业减排（清洁生产）技术分析3.1清洁生产技术要求电力工业在我国国民经济和社会发展中占有重要地位，这其中燃煤发电占据主要份额，燃煤电厂在为社会提供清洁便利的电能的同时，也消耗了大量自然资源，并且产生了有害于环境的物质。燃煤电厂要实现可持续发展，就要开展清洁生产，转变粗放型生产模式，在源头控制产污，提高资源能源用率，减少原料使用，采用先进的新工艺等。清洁生产技术是企业实施清洁生产的重要技术支撑。电力行业作为资源消耗大户，对环境污染不容忽视，在我国电能结构中，目前火电设备容量占总装机的比例超过73%，而且火电发电是SO2和NOx排放大户，是国家减排工作首选控制行业。同时，火电行业的水资源消耗及排放量也相当大，日益短缺的水资源严重制约着发电厂的规模、数量发展。由此可见，我国电力行业特别是燃煤电厂开展清洁生产，促进节能减排的空间是很大的。火电生产的清洁生产技术，在原材料选用上应优先考虑使用清洁能源，燃煤采用清洁利用的方法；在发电过程中通过改进技术工艺、设备和优化过程控制，以减少粉尘、二氧化硫、氮氧化物、噪声、废水、灰渣等污染物的产生；通过废水回收处理和再循环利用技术，减少废水排放对环境的影响；通过干排灰、干排渣技术，提高灰渣的综合利用水平；通过变压器经济运行等技术，减少发电设备的电能损耗。3.2清洁生产技术3.2.1超净技术改造超净排放是指大气污染物排放浓度达到《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)燃气锅炉排放标准，即烟囱出口SO2排放浓度不超过35mg/Nm3，烟尘排放浓度不超过10mg/Nm3，NOx排放浓度不超过50mg/Nm3。改造工程采取综合治理措施，形成一体化的烟气污染治理设备，具有脱汞、捕集PM2.5细微颗粒、脱除SO3酸雾等功能。脱硝系统改造采用低氮燃烧改造方案，使锅炉出口NOx降到200mg/Nm3，原有SCR脱硝效率为80%，改造后NOx排放浓度下降到40mg/Nm3。除尘系统改造方案为除尘效率99.88%以上的四电场低低温静电除尘器+脉冲电源，并新建湿式静电除尘器。技改后湿式静电除尘器入口烟尘浓度为30mg/Nm3，除尘效率为84%，湿电出口烟尘排放浓度为4.8mg/Nm3。脱硫系统改造采用增加托盘方案，并将回转式GGH改造为无泄漏管式GGH。改造后脱硫效率提高到98.0%，可以使燃煤含硫率不大于0.7%的SO2排放浓度降到35mg/Nm3及以下。3.2.2SCR脱硝改造SCR脱硝改造工程又称为干法烟气脱硝，其工艺采用选择性催化还原方法。从锅炉省煤器来的烟气经SCR装置入口补偿器、AIG(氨喷射格栅)、反应器入口补偿器，然后进入反应器内(无旁路烟道)，还原剂(氨)在催化剂的作用下与烟气中的氮氧化物反应生成无害的氮和水，从而去除烟气中的NOx。改造后脱硝效率达80%以上，经烟气脱硝后NOx排放浓度及排放量较脱硝前大为降低，可减少供电NOx排污量0.3g/kWh。3.2.3低温省煤器改造排烟损失是锅炉运行中最重要的一项热损失，我国火力发电厂的很多锅炉排烟温度都超过设计值较多。为了降低排烟温度，减少排烟损失，提高燃煤电厂的运行经济性，可在烟道上加装低温省煤器。低温省煤器的具体方案为：凝结水在低温省煤器内吸收排烟热量，降低排烟温度，自身被加热、升高温度后再返回汽轮机低压加热器系统，代替部分低压加热器的作用。在发电量不变的情况下，可节约机组的能耗，同时由于进入脱硫塔的烟温下降，还可以节约脱硫工艺水的消耗量。技改实施后，按照锅炉排烟温度115℃考虑，机组在100%THA工况下，可降低供电标煤耗1.5g/kWh。3.2.4空气预热器改造空气预热器的作用是回收烟气的部分热量，降低排烟温度，其对密封结构要求较高，普遍存在着漏风量大、阻力大等问题使锅炉燃烧不经济，供电煤耗高。柔性接触式空气预热器密封技术解决了传统空气预热器密封技术的薄弱之处，使得动静间隙最小。技改实施后，降低排烟温度5℃，减少漏风率到0.5%左右，提高换热效率，可降低标煤耗1g/kWh。3.2.5一机双塔改造一机双塔改造方案充分利用现有的循环水管位置，在上塔经升压站一侧的2根母管上建立联络管及联络门。一台机组运行时，两座联络门开启，循环水回水进入两座冷却塔配水层，由填料层冷却后，经2条联通的循环水沟后进入运行机组的循环水泵前池，经加压后进行下一个冷却周期。方案实施后，能提高循环水的冷却效果，减少循环水泵运行台数并降低冷却水温，实现降低煤耗的目的，可使机组降低供电标煤耗1g/kWh。3.3火电厂清洁生产措施针对污染物产生部位及产生原因，从燃料选择及净化处理、生产过程、污染物回用或综合利用等方面分析企业实现清洁生产的措施，如表3-1。表3-1火电厂清洁生产措施过程及排放污染物工艺及技术燃料输送全封闭除尘，燃料清洁输送。燃烧过程燃用低硫燃料，高硫燃料脱硫后燃用,燃煤中加入多种改良元素，脱硫并生成水泥胶凝材料矿物质；采用高效低氮燃烧方式。过程节能杜绝跑、冒、滴、漏；余热利用。SO2、NOx因地制宜，采用高效脱硫、脱硝方法，低氮燃烧技术。粉尘采用高效除尘器，如电除尘器粉煤灰分级利用：高级（提取铁粉、碳粉等）；中级（生态水泥、加气混凝土等）；低级利用（筑路、填埋）。废水采用膜处理及电去离子水处理法，减少运行中酸碱废水；其它废水多级处理，梯级利用，达到零排放。噪声选用低噪声设备，并采用吸声、隔声、消声等措施。废料回收处理火电行业污染治理技术4.1大气污染治理技术4.1.1废气产生情况燃煤电厂大气污染物排放来源于锅炉中化石燃料的燃烧，通过烟囱向高空排放，主要污染物是SO2、NO、NO2、颗粒物、N2O、CO2等。另外还有部分排放量较小的重金属、未燃烧的碳氢化合物、挥发性有机化合物等物质。此外，烟气脱硝系统中的还原剂（液氨/氨气）在运行过程中发生的氨逃逸，也会对大气环境产生不良影响。1）硫氧化物硫氧化物排放主要是由于煤中硫的存在而产生的。硫在煤炭中是以无机硫或有机硫的形式存在的，燃烧过程中绝大多数硫氧化物是以二氧化硫（SO2）的形式产生并排放的。此外还有极少部分被氧化为三氧化硫（SO3），三氧化硫被吸附到颗粒物上，因此SO3会增加细粒子PM2.5的排放。2）氮氧化物煤炭燃烧过程中排放的氮氧化物（NOX）是一氧化氮（NO）和二氧化氮（NO2）的混合物。NOX的形成主要包括热力型NOX和燃料型NOX，热力型NOX的形成与燃烧温度密切相关，燃料型NOX的形成主要取决于燃料中的含N量。我国燃煤电厂煤炭含N量多在2.0%以下。3）颗粒物（烟尘）烟尘排放与锅炉炉型、煤炭灰分及烟尘控制技术有关。由于燃煤电厂多为煤粉炉，也有部分流化床锅炉，这些锅炉产生的飞灰量较大，因此烟尘排放的初始浓度较高（大多在10-30g/m3之间）。电厂采用的四电场/五电场电除尘器、袋式除尘器和电袋复合式除尘器的除尘效率较高，设计除尘效率一般在99.8%以上。4）重金属重金属排放是由于煤炭中含有重金属成分，大部分重金属（砷、镉、铬、铜、汞、镍、铅、硒、锌、钒）都以颗粒物的化合物形式（如氧化物）排放。而煤中的重金属含量通常比石油和天然气燃料中高几个数量级。5）碳氧化物（一氧化碳、二氧化碳）一氧化碳（CO）是燃烧的中间产物，电厂运行中要尽量减少CO的形成，因为CO含量的增加会带来热效率的损失和腐蚀风险的增加。燃煤电厂煤炭燃烧产生的主要碳氧化物是二氧化碳（CO2）,也是温室气体的主要来源之一。CO2排放与燃料中的含碳量直接相关。4.1.2烟尘污染防治技术燃煤电厂烟气除尘主要采用电除尘、电袋复合除尘器和袋式除尘技术。（1）电除尘技术电除尘技术是在高压电场内，使悬浮于烟气中的烟尘或颗粒物收到气体电离的作用而荷电，荷电颗粒在电场力的作用下，向极性相反的电极运动，并吸附在电极上，通过振打、水膜清除等使其从电极表面脱落，实现除尘的全过程。依据电极表面灰的清除是否用水，分为干式电除尘和湿式电除尘。为电除尘供电的电源主要有高频电源、三相电源、恒流电源、脉冲电源和工频电源等。电除尘器运行可靠、维护费用低、设备阻力小、除尘效率高，但除尘效率和出口烟尘浓度易受煤、飞灰等成分变化的影响1）低低温电除尘技术该技术是通过热回收器（又称烟气冷却器）或烟气换热系统（包括热回收器和再加热器）降低电除尘器入口烟气温度至酸露点以下，一般在90℃左右，使烟气中的大部分SO3在热回收器中冷凝成硫酸雾并黏附在粉尘表面，使粉尘性质发生了很大变化，降低粉尘比电阻，避免反电晕现象；同时，烟气温度的降低使烟气流量减小并有效提高电场运行时的击穿电压，从而大幅提高除尘效率，并去除大部分SO3。低低温电除尘技术示意图如图4.1-1所示。图4.1-1低低温电除尘技术示意图某电厂低低温电除尘器的主要技术参数如表4.1-1所示。表4.1-1某电厂低低温电除尘器主要技术参数经测试，该电厂低低温电除尘器出口烟尘浓度在20mg/m3左右。2）移动（旋转）电极除尘器移动电极静电除尘器主要由固定电极和移动电极组成，依靠静电力来收集粉尘，转动集尘极在驱动轮的带动下缓慢地上下移动，附着在极板上的粉尘随极板转移到非收尘区域，被正反两把转动清灰刷刷除，粉尘直接刷落于灰斗中，最大限度地减少二次扬尘。由于集尘极能保持清洁状态且粉尘在灰斗中被清除，有效克服了困扰常规电除尘器对高比电阻粉尘的反电晕及振打二次扬尘等问题，大幅度提高了除尘效率。移动电极技术示意图如图4.1-2所示。图4.1-2移动电极技术示意图参考某电厂2×1000MW超临界机组移动静电除尘器工程。项目概况：2013年7月首套移动除尘与1#主机同步完成168试运行，第2套移动除尘与2#主机组于2013年8月同步完成168试运行。主要技术指标：本项目除尘效率达到99.1%以上，出口浓度27mg/Nm3以下。3）高频电源技术电除尘器高频电源是一种利用高频开关技术而形成的逆变式电源，其供电电流由一系列窄脉冲构成。它给电除尘器提供的电压具有从接近纯直流方式到脉动幅度很大的各种电压波形，从而可以根据电除尘器的运行工况选择最合适的电压波形，提高电除尘器的除尘效率。采用高频电源给电除尘器供电，除了可以提高供电效率，节约电能外，同时可减少对电网供电环境的影响。另外，高频电源与工频电源相比，还有体积小重量轻等诸多优点。其原理图4.1-3如下。图4.1-3高频电源原理图参考某电厂1#、2#135MW机组高频电源改造工程。主要技术指标：测试结果表明l#炉浊度仪的浊度值由改造前的26%下降为改造后的17%，改造后第一电场仓泵输灰量是改造前的1.25~1.33倍，采用高频电源单电场除尘效率比工频电源提高了4.54%，出口排放降低32.6%。测试结果表明采用高频电源除尘效率明显提高。4）湿式电除尘技术湿式电除尘技术根据阳极类型的不同可分为三大类：金属极板湿式电除尘、导电玻璃钢湿式电除尘、柔性极板湿式电除尘。其中，金属极板湿式电除尘为国外燃煤机组应用的主流技术，已有近30年的应用实践，技术成熟度较高。该技术是将水雾喷向集尘板，水雾在放电极形成的强大的电晕场内荷电后分裂进一步雾化；电场力、荷电水雾的碰撞拦截、吸附凝并，共同对细颗粒物起捕集作用，最终颗粒物在电场力作用下到达集尘极而被捕集。与干式电除尘器的振打清灰相比，湿式电除尘器是通过集尘极上形成连续的水膜高效清灰，不受粉尘比电阻影响，无反电晕及二次扬尘问题；且放电极在高湿环境中使得电场中存在大量带电雾滴，大大增加亚微米粒子碰撞带电的机率，大幅度提高亚微米粒子向集电极的驱进速度，可以在较高的烟气流速下，捕获更多的微粒。金属极板湿式电除尘技术示意图见图4.1-4。图4.1-4金属极板湿式电除尘技术示意图该技术作为终端排放的把关技术可进一步降低微细烟尘、水雾、酸雾及重金属的排放。除尘效率在99.9%以上，出口粉尘排放浓度可控制在5mg/m³以下，PM2.5的去除率高达95%以上。（2）袋式除尘器袋式除尘技术是一种干式滤尘技术，它适用于捕集细小、干燥、非纤维性粉尘。其工作原理是利用滤袋对含尘气体进行过滤，颗粒大、比重大的粉尘，由于重力的作用沉降下来，落入灰斗，含有较细小粉尘的气体在通过滤料时，粉尘被阻留，使气体得到净化。过滤材料捕集粗粒粉尘主要靠惯性碰撞作用，捕集细粒粉尘主要靠扩散和筛分作用。滤料的粉尘层也有一定的过滤作用。袋式除尘器结构示意图见图4.1-5。图4.1-5袋式除尘器示意图袋式除尘器除尘效率高，可达99.9%，PM2.5捕集率>95%，排放浓度<50mg/m3；烟气量的波动影响较小；能适应高比电阻、高浓度及细颗粒的粉尘；检修方便，可以实现在线内部检修，极大地提高了除尘器的运行可靠性；结构比较简单，操作维护方便，主要清灰过程均可由程序控制自动完成，因此降低了运行和维护成本。参考某电厂烟气干式超净技术项目项目概况：该电厂新建2×350MW机组，采用超临界CFB锅炉。为满足《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）的要求，锅炉烟气净化采用炉内+炉外两级治理方式。2014年7月，在1#机组烟气净化装置安装快完成情况下，着手烟气排放超净排放升级相关研究工作，最终确定CFB锅炉-半干法脱硫-袋式除尘器的技术路线。主要技术指标：处理风量：2057957m3/h，过剩空气系数：1.22；入口粉尘浓度：60.64g/Nm3。该法通过在流化床塔反应过程中细颗粒物的凝并以及脱硫塔出口稳流结构装置后，使得颗粒物更有利于被后级袋式除尘器过滤，可实现出口烟尘稳定小于5mg/Nm3。（3）电袋复合除尘器电袋复合除尘技术包括一体式电袋除尘器和分体式电袋除尘器。该技术有机结合了静电除尘和袋式除尘的特点，前端的电场预收尘可去除大部分粉尘，同时对微细颗粒进行荷电、产生凝并效应，从而使滤料阻力降低，利于提高后端袋式除尘效率。该技术在提高微细粉尘去除率的同时，降低了袋式除尘器的损耗。电袋复合除尘器示意图见图4.1-6。图4.1-6电袋复合除尘器示意图参考：某电厂2×1000MW机组电袋复合除尘工程项目概况：2013年3月15日顺利通过“168小时试运行”，配套电袋复合除尘器运行正常、参数优良，排放低于30mg/Nm3、阻力小于1100Pa、清灰周期长达4.6小时。主要技术指标：2013年4月，经第三方检测机构测试，机组负荷1000MW时，设备阻力为小于1100Pa，除尘效率为99.924%，出口粉尘浓度为26mg/m3(标干态、O2=6%)。4.1.3脱硫技术（1）石灰石-石膏湿法脱硫石灰石-石膏湿法脱硫技术采用吸收塔，以石灰石浆液为吸收剂，雾化洗涤烟气中的SO2、HF和HCl等酸性气体，其中烟气SO2与石灰石反应形成的亚硫酸钙，再鼓入空气强制氧化，最后生成石膏，从而达到脱除SO2的目的，脱硫净烟气经除雾器除雾后进烟囱排放。高效湿法脱硫技术针对二氧化硫控制新要求，我国燃煤电厂采取了湿法脱硫工艺的“新技术”（技术尚未突破其本身范畴），即在原有湿法脱硫的基础上采用新型喷嘴、喷淋层优化布置、增设托盘、性能增强环等。目前实现超低排放机组选用的脱硫技术大部分都是对石灰石-石膏湿法的提效技术。为了实现二氧化硫的超低排放，石灰石-石膏湿法高效脱硫技术包括双循环（单塔、双塔、双区、U形塔等）、多层喷淋技术、托盘技术、旋汇耦合和串联接力吸收塔技术等；二氧化硫实现超低排放的技术路径见图4.1-7。图4.1-7二氧化硫提效改造的主要技术途径该类技术有效的提升了WFGD单塔的脱硫效率，采用了上述技术后脱硫效率可提升至98％以上。为了更好的识别这些石灰石-石膏湿法高效脱硫“新技术”，依据原理不同，将其分为复合塔技术和pH分区技术。复合塔技术是在喷淋塔内加入持液组件，形成稳定持液，提高气-固-液三相传质系数，实现高效脱硫，包括沸腾泡沫技术、托盘技术、旋回耦合技术等。pH分区技术是加装隔离体实施物理分区或依赖浆液自身特点(流动方向、密度等）形成自然分区，提高浆液pH实现高效脱硫，包括单塔双循环、双塔双循环、单塔双区技术等。2）海水烟气脱硫天然海水中含有大量的可溶性盐类，其主要成分是氯化钠和硫酸盐，此外，还有相当数量的OH-、CO32-、HCO3-等呈碱性的酸盐类，它们使海水具有很强的酸碱缓冲及吸收能力。海水烟气脱硫技术就是利用天然海水的这种特性，脱除烟气中二氧化硫的一种湿式烟气脱硫方法。3）循环流化床干法烟气脱硫技术循环流化床干法烟气脱硫技术以循环流化床原理为基础，通过脱硫剂的多次再循环，使脱硫剂与烟气接触时间增加，从而大大提高了脱硫效率和脱硫剂的利用率。脱硫塔是脱硫系统中的核心设备，本工艺采用的是循环流化床脱硫塔。由锅炉来的烟气经预除尘器除去大部分飞灰后，经底部导流板和文丘里装置进入脱硫塔，脱硫剂和增湿雾化水分别从文丘里装置扩散段上端喷入，由电除尘器灰斗返回的脱硫灰经返料气化斜槽在文丘里管的收缩段出口部分进入脱硫塔。脱硫剂Ca(OH)2在脱硫塔内与烟气充分接触，形成强烈的湍动和混合，烟气中SO2与脱硫剂Ca(OH)2在脱硫塔内发生化学反应生成固态的CaCO3和CaCO4，随固体物料排出，从而达到脱硫的目的。4）氨－硫铵法烟气脱硫技术氨－硫铵法脱硫技术是用氨作为吸收剂，在脱除燃煤烟气中二氧化硫后，可生产出具有高附加值的产品－硫铵，是一种将二氧化硫资源化的符合循环经济要求的脱硫技术，尤其适用于在燃用中高硫煤和有稳定氨源地区的燃煤发电锅炉上应用。鉴于该技术以氨作为吸收剂，其副产品为硫酸铵肥料，在工艺过程中不产生废水，烟气中的残留氨和铵盐类气溶胶（烟雾）能得到有效控制，工程建设费用可低于传统的石灰石－石膏法烟气脱硫技术，并随着我国对复合肥料需求的增加，也为硫酸铵化肥提供了市场，从而促进了氨－硫铵法烟气脱硫技术在国内的应用。4.1.4脱硝技术1）低氮燃烧技术控制燃煤电厂氮氧化物排放的低氮燃烧技术，大体可分为三类，即低氮燃烧器、空气分级燃烧技术和燃料分级燃烧技术。由于该类技术工艺成熟，投资与运行费用较低，已在燃煤电厂的氮氧化物排放控制中得到了较为广泛的应用。优先采用低氮燃烧技术后再进行烟气脱硝，可降低氮氧化物控制综合成本。2）选择性催化还原法（SCR）SCR是目前世界上应用最多、最为成熟且最有成效的一种烟气脱硝技术。该技术脱硝效率一般可达80％～90％；技术成熟，应用广泛，在我国已建成或拟建的烟气脱硝工程中大多采用SCR法。但该技术一次投资费用和运行成本高，主要表现在催化剂价格昂贵；失效的催化剂是一种重金属富集物，需作特殊处置；还原剂（液氨、氨水、尿素等）消耗费用大；若用液氨或氨水作为还原剂，由于它们是危险化学品，在储运和使用过程的安全问题尤应引起关注。SCR适合在煤质多变、机组负荷变动频繁以及对空气质量要求较敏感的区域的新建燃煤机组上使用。3）选择性非催化还原法（SNCR）SNCR是一种不用催化剂的脱硝方法。SNCR还原NOx的反应对于温度条件较为敏感，一般炉膛上喷入氨点的温度选择在800℃～1100℃之间。该技术工艺简单，操作便捷，不需要催化剂床层，因而初始投资相对于SCR工艺来说要低得多，但脱硝效率较低，一般为25％～40％。4）SNCR－SCR联合烟气脱硝技术该技术结合了两者优势，SNCR将还原剂喷入炉膛脱除部分NOx，逸出的NH3用SCR再与未脱除的NOx进行催化还原反应。对于脱硝工艺的经济分析，以国内某660MW的机组为对象，分别对SCR、SNCR和SNCR－SCR三种技术的经济性进行分析，得出这三种工艺投资费用以SCR为最高，达到了79.2元/kW；SNCR－SCR次之，为72.6元/kW；SNCR最低为36.4元/kW。折合到脱除每千克NOx运行成本SNCR最高，达到了9.96元/kg；SCR次之，为8.6元/kg；SNCR－SCR最低，为8.05元/kg。4.1.5大气汞控制技术国内对于燃煤中汞的排放控制技术有燃烧前控制（主要包括洗煤技术和煤低温热解技术）、燃烧中控制（改变燃烧工况和在炉膛中喷入添加剂等）和燃烧后控制。燃烧前控制。主要手段是洗煤。有研究表明，传统的洗选煤技术能够去除煤中约38.8％的汞，而先进的化学物理洗选煤技术去除率能够达到64.5％。与燃烧后净化设备去除相比具有较大的经济效益优势。此外，煤炭洗选可有效减少烟尘、二氧化硫等的排放，提高锅炉效率，节约运输成本。2）燃烧中控制目前，针对燃烧过程中控制汞排放的研究较少，但针对其他非汞污染物而采用的一些控制技术，不同程度地将烟气中元素态汞转化成氧化态汞，从而利于后续非汞污染物控制设施的吸附和捕集。主要技术包括：煤基添加剂技术可将元素汞转化为二价汞；低氮燃烧技术有利于烟气中氧化态汞的形成；流化床燃烧技术增加了颗粒对汞的吸附作用，炉内温度相对较低，利于Hg2+的形成；炉膛喷射技术直接喷射的微量氧化剂、催化剂或吸附剂可提高Hg0氧化成Hg2+的比例或直接吸附汞。3）燃烧后控制a）协同控制技术协同控制技术是利用现有的非汞污染物控制设施（如脱硝、除尘和脱硫设施）对汞的协同控制作用，降低汞的排放。该技术是目前控制汞排放最经济、最实用的技术。典型的SCR+ESP/FF+WFG的组合，其对汞的协同控制作用，可减少汞排放约60-90%。b）脱汞技术目前，脱汞技术主要基于现有非汞污染物控制设施的协同控制作用，通过添加剂的氧化、吸附、洗涤、螯合、络合等作用，实现更高的汞脱除效果，如脱硝设施中改性催化剂对汞的氧化技术、除尘设施前吸附剂的喷射技术、脱硫设施中稳定剂固汞防逸技术、脱硫废水中络合剂絮凝固汞技术等。4.1.6煤堆、料堆防风抑尘控制技术根据《大气污染防治行动计划》（国发〔2013〕37号）中第一条第二款：“深化面源污染治理。大型煤堆、料堆要实现封闭储存或建设防风抑尘设施。”火电厂煤堆、料堆要实现封闭储存或建设防风抑尘设施，采用全封闭式输送，并在输煤系统内安装喷淋系统和防尘设施。煤堆、料堆防风抑尘控制技术包括：全封闭煤仓通风设计软件、风幕式全封闭煤仓、全封闭煤仓风幕式通风带、全封闭煤仓通风改造、挡风抑尘墙改造全封闭煤仓等。4.1.7大气污染物超低排放技术火电厂废气排放主要控制污染物包括颗粒物、二氧化硫、氮氧化物和汞等重金属，在现有技术可以满足超低排放的基础上，新改扩建电厂要依据已有技术进行建设，根据电厂实际情况选用相应的污染物控制技术，以达到经济性、环保性相协调的目的。现有燃煤电厂对于超低排放技术路线的选择应用较多的技术方案为：SCR脱硝增效（增加催化剂层数、催化剂改进等）+ESP除尘增效（高频电源、低低温、移动极板+FGD增效（单塔双循环、双塔双循环、增设托盘、旋汇耦合等）+WESP除尘。燃煤电厂超低排放典型工艺流程见图4.1-8。图4.1-8燃煤电厂超低排放典型工艺流程图1）脱硝增效在选用SCR或SCR+SNCR进行烟气脱硝的机组中，催化剂层数多为2层，在特别排放限值或超低排放对NOx排放浓度要求越来越低的情况下，2层催化剂已经完全满足不了需求，甚至部分机组已经安装了3+1层催化剂。在实施超低排放的火电机组中，脱硝催化剂层数为3层或3+1层，NOx排放浓度均在50mg/m3以下。2）除尘增效静电除尘作为普及率最高的除尘技术，衍生出各种增效措施，包括移动极板增效、低低温除尘、高效电源改造等。在实施超低排放的火电机组中，除尘器出口的烟尘浓度小于20mg/m3。3）脱硫增效火电厂机组采用的脱硫技术以石灰石石膏湿法脱硫为主。超低排放机组在石灰石石膏湿法脱硫的基础上，采取了脱硫增效措施，包括单塔双循环、双塔双循环（23台）、旋汇耦合、增设托盘等措施，使脱硫效率进一步增高。在实施超低排放的火电机组中，采用脱硫增效措施后，SO2排放浓度≤35mg/m3。增加湿式电除尘器颗粒物控制不仅取决于除尘设施，还受湿法脱硫除尘效果及烟气携带含石膏颗粒的影响。在实施超低排放的火电机组中，安装湿式电除尘器后，出口颗粒物排放浓度≤10mg/m3，SO2排放浓度≤35mg/m3，NOx排放浓度≤50mg/m3。4.2废水治理技术4.2.1废水产生情况火电厂化学废水包括经常性排水和非经常性排水两部分。经常性排放包括锅炉补给水处理再生废水、化学实验室排水、凝结水精处理再生废水、澄清过滤设备排放的泥浆废水、锅炉排污水、生活污水、冲灰废水、烟气脱硫废水等；非经常性排水包括锅炉化学清洗废水、空气预热器冲洗废水、机组启动排水、凝汽器/冷却塔冲洗废水、煤场废水等。这些废水中含有多种有害物质，会对电厂周围一定范围的水源造成污染，导致水质恶化，甚至会破坏生态环境。此外，开式系统的废热由冷却水带出排放，这种温排水也会对水体产生热污染。火电厂废水处理过程是将废水中含有的各种污染物与水体分离，使其净化的过程。火力发电厂工业废水处理的方法一般分为：物理处理法、化学处理法、物理化学处理法和生物处理法。物理处理法一般有调节、离心分离、沉淀、除油、过滤等。化学处理法有中和、化学沉淀、氧化还原等。物理化学处理法有混凝、气浮、吸附、离子交换、膜分离等。生物处理法有好氧生物处理和厌氧处理法。4.2.2脱硫废水处理1）脱硫废水常规处理方式根据脱硫废水（一般由石灰石-石膏湿法脱硫装置产生）水质特点，首先利用消石灰进行处理，一方面可以将废水中大部分重金属离子以氢氧化物沉淀的形式去除，另一方面消石灰也可起到絮凝剂作用。根据石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺的特点，浆液pH值通常控制在5.0-5.5之间，因此脱硫过程中排出废水的pH值基本为5.0-5.5。石灰处理过程首先是利用消石灰与废液中的酸发生中和反应，中和反应完成后过量的氢氧根离子继续与废液中的重金属离子反应，生成重金属离子的氢氧化物沉淀。此时对大多数重金属离子的氢氧化物沉淀而言，pH值控制在8.0-9.0之间。2）脱硫废水其他处理方式①排入渣水系统。常规处理后的脱硫废水排入电厂水力排渣系统（如有），废水中的重金属与碱性的渣水发生反应，渣水处理系统的过滤作用可以截留废水中的杂质以及渣水与脱硫废水中和反应生成的固体废物，达到去除废水中杂质的目的。但是由于废水中的氯离子浓度较高，对渣水系统的金属管道有腐蚀作用。②烟道气蒸发。脱硫废水经过雾化处理后喷入烟道，利用高温烟气使废水中的蒸发结晶，并在除尘器中随烟尘一起脱除，但部分废水中的污染物还会随着烟气排入大气，同时该方法对除尘系统产生一定腐蚀。③反渗透。常规处理后的脱硫废水，经过微滤（MF）预处理后进入反渗透系统，该方法处理分离出来的净水水质较好，但是过程中产生的浓水仍不好处置。④蒸发结晶。常规处理后的脱硫废水，再使用苏打水对其进行软化处理，使废水中的CaCl2和MgCl2转化为NaCl，CaSO4转化为Na2SO4，软化过程产生的碳酸钙可返回脱硫吸收塔循环使用。软化后的废水进入蒸发结晶系统进行蒸发和结晶，结晶盐可作为副产品进行销售。4.2.3化学水处理工艺废水处理化学水处理工艺废水主要是离子交换设备在再生和冲洗过程中，会外排部分再生废水，其废水量约为处理水量的1%，这部分废水虽然量不大，但水质很差，常含有大量的酸、碱有机物含量也很高。主要包括锅炉补给水处理再生废水、化学实验室排水、凝结水精处理再生废水、澄清过滤设备排放的泥浆废水、锅炉排污水。目前许多电厂常用中和池来处理再生过程中所排放的废酸、废碱液。由于酸碱中和反应的特性、阴阳离子交换器运行周期不同步性、每周期再生时的排酸和排碱量不确定性等因素，使得中和池在处理时，运行效果不太理想，排水的pH值不稳定，中和时间过长，能耗、酸碱耗量高。目前，国内已有很多电厂将中和池废水引入冲灰系统，排入冲灰管路，由灰浆泵直接排至灰场。4.2.4工业冷却水排水根据工业冷却排水水质特点，水中的油大部分呈乳化状，需先通过投加破乳剂进行破乳处理，接着通过气浮将游离油和悬浮物进行去除。气浮处理后的部分清水再经活性炭过滤处理，用作锅炉补给水处理系统水源和电厂脱硫岛工艺用水，其余未经活性炭过滤处理的清水直接作凝汽器冷却水系统补水。4.2.5预处理站排泥水处理根据预处理站排泥水水质特点，由于该类废水主要悬浮物含量超标，通过浓缩、脱水方式去除水中悬浮物，其中的滤液再返回如澄清池。而产生的泥饼运往灰场。4.2.6含油废水处理电厂中含油废水主要来源于油罐区及燃油泵房冲洗和雨水排水、油罐脱水，废水中含油量一般为50~800mg/L，主要采用重力分离（隔油）、气浮、吸附过滤方法处理，水中含油达5mg/L后排放或回收利用，油可回收。4.2.7非经常性废水处理系统非经常性排水包括锅炉化学清洗废水、空气预热器冲洗废水、机组启动排水、凝汽器/冷却塔冲洗废水、煤场废水等。非经常性废水中主要超标物为pH值，SS和COD。虽然非经常性废水一次排水量很大，但由于其排水的间断性（约1年1-2次），且其水质与脱硫废水水质的相似性，可先通过一缓冲贮存池贮存后，再与脱硫废水混合一起处理。4.2.8含煤废水处理煤场及输煤系统排水包括煤场的雨水排水、灰尘抑制和输煤设备的冲洗水等，其SS，pH和重金属的含量可能超标。火力发电厂输煤系统冲洗水比较污浊，带有大量煤粉，经混凝沉淀处理，澄清水排入受纳水体或再利用，沉淀后的煤泥用泵送回煤场。4.2.9生活污水处理电厂生活污水的处理方法与城镇生活污水类似，但电厂生活污水中污染物浓度较低，BOD5和SS一般在20~30mg/L，采用生物接触氧化法是解决此类生活污水处理的最有效途径。近几年来，国内很多电厂对生活污水的中水回用高度重视，经过接触氧化法处理后的电厂生活污水可作为中水使用，广泛用于电厂绿化用水、冲洗用水等，对于水资源紧缺的电厂也可考虑将处理后的生活污水再进一步深度处理用作电厂循环冷却水系统的补充水。此外，生活污水也可用于冲灰水系统。4.2.10灰渣（冲灰）水处理影响灰渣（冲灰）水的特性的因素是取决于灰（渣）本身的成份，又取决于冲灰原水的缓冲能力、水灰比、除尘方式和运行工况。而灰本身的特性则决定于煤的来源、燃烧方式、灰熔温度、除尘效率等，资料表明：冲灰水的pH值范围为3.3-12，其中碱性占多数，悬浮物的含量很高可达1000~10000ppm。灰渣水的其他指标一般均合乎排放要求。由于灰渣水是连续排放的，它的水量很大，故灰渣水的处理对火电厂的废水处理及回用意义十分重大。为了使灰水pH值符合排放标准，一般采用酸碱中和、稀释、炉烟处理和灰渣水回收闭路循环等方法。4.3固废污染防治技术4.3.1固废产生情况火电厂产生的固体废物主要包括粉煤灰、脱硫石膏、废脱硝催化剂、水处理污泥、袋式除尘器破损的布袋等。粉煤灰、脱硫石膏作为一般工业固体废物，其贮存设施应参照《一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准》（GB18599）的有关要求进行建设和管理。废脱硝催化剂、水处理污泥、袋式除尘器破损的布袋等作为危险废物，须严格执行国家和省危险废物管理的有关规定送有资质的单位进行处置，其收集和贮存应符合国家《危险废物贮存污染控制标准》（GB18597-2001）及其2013年修改单的要求。4.3.2粉煤灰综合利用技术1）生产建筑材料粉煤灰水泥为国内主要水泥品种之一。根据粉煤灰掺量大小，可生产普通硅酸盐水泥、矿渣硅酸盐水泥（粉煤灰掺量≤15％）和粉煤灰水泥（粉煤灰掺量30%以上）。利用粉煤灰做水泥原料，其生产工艺和技术装备与生产普通硅酸盐水泥一样。由于粉煤灰掺量增加，粉煤灰水泥与普通硅酸盐水泥性能有所不同，主要是早期强度有所降低。因此，在生产中需严格控制粉煤灰及各种原料的掺入量。粉煤灰水泥具有后期强度高、水化热低、抗硫酸盐侵蚀、抗干缩等特点，与钢筋结合牢固，适用性强。主要用于大型桥梁、涵洞、堤坝、高速公路、高架路、高层建筑、机场跑道、混凝土与钢筋构件、大型混凝土工程、高温车间等建筑工程。此外，国内以粉煤灰为主要原料制砖，包括免烧砖、烧结砖和蒸压砖等；作为原料可生产粉煤灰加气混凝土、粉煤灰陶粒、粉煤灰硅酸盐砌块、粉煤灰砂浆、粉煤灰混凝土。2）筑路材料粉煤灰筑路包括作路面基层材料、代替粘土筑高速公路路堤、作水泥混凝土路面等。粉煤灰用于筑路是一种投资少、见效快、大宗量利用粉煤灰的途径。此种道路寿命长、维护少，可节约维护费用30%~80%。3）回填材料利用粉煤灰回填低洼地、矿井采空区、煤矿塌陷区、工程回填、围海造田、回填荒山沟和回填砖厂取土坑等，可大量使用粉煤灰。用粉煤灰代土或其他材料在建筑物的地基、桥台、档土墙做回填，由于其容重轻（比大多数土轻25%~50%），故可在较差的低层土上应用，减少基土上的荷载，降低沉降量。同时粉煤灰最佳压实含水率较高，对含水率变化不敏感，抗剪强度比一般天然材料高，便于潮湿天气施工，可缩短建设工期，降低造价。施工方法、设备均与填土相同。4）农业粉煤灰主要用于改良土壤、制作磁化肥、微生物复合肥等。农业用粉煤灰应符合GB8173-87《农田粉煤灰有害元素控制标准》的要求。粉煤灰改良土壤，使其容重、比重、孔隙度、通气性、渗透率、三相比关系、pH值等理化性质得到改善，起到增产效果。用粉煤灰改良粘性土、酸性土效果明显。4.3.3脱硫石膏综合利用技术1）水泥缓凝剂在水泥生产中，为了调节和控制水泥的凝结时间，一般需掺入石膏作为缓凝剂。石膏还可促进水泥中硅酸三钙和硅酸二钙矿物的水化，从而提高水泥的早期强度以及平衡各龄期强度。现已证明了脱硫石膏用于水泥辅料，在纯度、粒度、微量成分等性能上完全没有问题，在水泥行业中代替天然石膏完全具有可行性，脱硫石膏能够正常调节水泥的凝结时间，水泥性能正常发展，水泥强度、凝结时间等指标均达到国家有关标准。虽然用作水泥缓凝剂虽然附加值不高，利润也不可观，但却不失为大规模处理脱硫石膏的主要途径之一。2）石膏建材脱硫石膏焙烧成热石膏用于石膏建材。如，粉刷石膏、纸面石膏板、自流平石膏、石膏砌块、石膏抹墙砂浆、陶模石膏、纤维石膏板（包括石膏刨花板）等。3）改良土壤石膏作为盐碱地的改良剂，已经有百年历史，但天然石膏价格高，改良盐碱地成本大，影响了推广应用。脱硫石膏的重金属含量以及污染物含量远远低于国家有关标准，脱硫石膏的出现开辟了盐碱地改良技术的新途径。4）回填路基材料大规模公路建设对路基回填材料量的需求很大，对质量要求也愈来愈高。研究利用脱硫石膏作为修筑道路的回填材料，既可以为筑路提供材料来源，又可以解决脱硫石膏的利用问题。5）制备高附加值产品高附加值产品主要为高强石膏和硫酸钙晶须。高强石膏即α半水石膏，是由天然石膏或脱硫副产石膏即二水石膏在饱和水蒸汽介质或液态水溶液中，且在一定的温度、压力或转晶剂条件下，以液态水形式脱水，在干燥、粉碎处理，得到的以α型半水硫酸钙为主要晶体形态的粉状胶凝材料。α高强石膏主要用于配制陶瓷模具石膏、精密铸造模具石膏、牙科石膏、玻璃纤维增强石膏、建筑构件模型石膏、自流平石膏砂浆等。4.3.4废脱硝催化剂综合利用技术1）再生利用技术根据导致SCR催化剂失活的主要机理的不同，如催化剂的中毒．烧结、堵塞等，国内外研究者开展了相关的再生技术研究工作。目前，失效SCR催化剂的再生技术主要有水洗再生、热再生、热还原再生、酸液再生和SO2酸化热再生等。2）安全处置技术废烟气脱硝催化剂应严格按照危废有关规定对废催化剂进行收集、贮存、运输、无害化处理。4.3.5水处理污泥在电厂补给水处理和废水处理中都会产生水处理污泥，其中废水处理污泥中由于含有重金属，属危险废物。火电厂水处理污泥须严格执行国家和省危险废物管理的有关规定送有资质的单位进行处置，其收集和贮存应符合国家《危险废物贮存污染控制标准》（GB18597-2001）及其2013年修改单的要求。4.3.6袋式除尘器破损的布袋袋式除尘器在使用过程中，布袋会随着使用慢慢磨损、破裂，直至无法继续使用，破损的布袋中也同样含有重金属等物质，属危险废物。火电厂袋式除尘器破损的布袋须严格执行国家和省危险废物管理的有关规定送有资质的单位进行处置，其收集和贮存应符合国家《危险废物贮存污染控制标准》（GB18597-2001）及其2013年修改单的要求。第五章火电行业污染治理工程运行管理5.1调试与验收5.1.1工程调试（1）大气污染处理系统工程调试工程调试应注意以下几个方面：1）除尘系统调试分单机试车、与主机设备空载联合试运行和带料试运行三阶段。前一阶段试车合格后进行下一阶段试车。2）单机试车应解决转向、润滑、温升、振动等问题，连续运行时间不低于2h。单机试车时，应记录每个设备（装置）的试车过程。3）除尘系统与主机设备空载联合试运行应在该系统设备全部通过单机试车后进行，要求如下：①试运行之前必须清理安装现场，清除系统内杂物，悬挂警示牌，做好安全防范；②各运动部件加注规定的润滑油（脂），转动灵活；③确认供电、供水、供气正常，仪表指示正确；④分别按手动和自动的方式依启动顺序启动各设备，检验系统设备的联锁关系；⑤主机设备空载联合试运行时间应为4～8h。4）袋式除尘器系统带料试运行应在主机设备空载联合试运行完成后进行，要求如下：①与除尘系统相关的水、电、气，物料输送及安全检测等配套设施已经启动且工作正常；②煤磨、窑尾袋式除尘器在带料投运前，应先撒入生料粉，使滤袋上附上生料层，并消除壳体内部的堆积平面；③在大于额定风量80%条件下，连续试验时间在72h以上；④观察并记录各测量仪表的显示数据及各运动部件的运行状况，各项技术指标均应达到设计要求；⑤用于热力设备的袋式除尘器在带料试运行过程中，应设置不同的温度限值，验证自控系统的可靠性。（2）水污染处理系统工程调试工程调试应注意以下几个方面：1）给排水管道施工完毕后，必须进行试压实验，其要求按现行的“给排水管道工程施工及验收规范”的有关规定进行。2）土建、设备及管道安装完毕后须经有关部门验收合格后方可进行试运行，试运行应编制调试运行实施细则，试运行正常后可进入正常生产运行。3）运行前应检查所有水泵等工艺设备及运行设备有关的仪器仪表、开关线路是否符合运行的要求，安全保护装置是否齐全、可靠。4）应按施工图说明的设计方式运行，同时注意观察各设备的运行情况，运行时如发现问题，应及时查找原因并及时采取相应的排除措施。5）投入运行后，应切实做好观察、控制记录与分析检验工作，控制与观察记录的主要内容有：①污水处理量；②进、出水质；③污泥产量或污泥处理量；④生产耗电量等。6）应定期对本工程整个系统进行巡视和做好处理构筑物的清洁保养工作。5.1.2工程验收（1）大气污染处理系统工程验收1）安装工程验收在安装工程完毕后，由建设单位组织安装单位、供货商、工程设计单位结合系统调试对除尘系统逐项进行验收，对机械设备和控制设备的性能、安全性、可靠性等运行状态进行考核。2）安装工程验收依据为：主管部门的批准文件、设计文件和设计变更文件、合同及其附件、设备技术文件等。验收程序和内容应分别符合GB50231、GB50236、GB50275、GB/T13931、GBJ126、HJ/T76、JB/T8471、JCJ03、GB50254～GB50259、JB/T8536、JB/T9688、JC/T358.1、JC/T358.2和安装文件的有关规定。（2）水污染处理系统工程验收1）一般要求①承担废水治理工程的设计单位、施工单位应具备相应的工程设计资质或施工资质。②施工单位应按照设计图纸、技术文件、设备图纸等组织施工。施工过程中，应做好材料设备、隐蔽工程和分项工程等中间环节的质量验收；隐蔽工程应经过中间验收合格后，方可进行下一道工序施工。③施工中所使用的设备、材料、器件等应符合现行国家标准和设计要求，并取得供货商的产品合格证书。不得使用不合格产品。设备安装应符合GB50231的规定。④管道工程的施工和验收应符合GB50268的规定；混凝土结构工程的施工和验收应符合GB50204的规定；构筑物的施工和验收应符合GB50141的规定。⑤施工单位除应遵守相关的技术规范外，还应遵守国家有关部门颁布的劳动安全及卫生、消防等国家强制性标准。⑥废水治理工程施工与验收应有施工监理单位参加。2）工程验收①废水治理工程竣工验收应按《建设项目（工程）竣工验收办法》、相应专业验收规范和本标准的有关规定进行。工程竣工验收前，不得投入生产性使用。②建筑电气工程施工质量验收应符合GB50303的规定。各设备、构（建）筑物单体按国家或行业的有关标准、规范验收后，应进行清水联通启动验收和整体调试。试运行应在系统通过整体调试、各环节运转正常、技术指标达到设计和合同要求后启动。③废水治理工程验收应提供以下资料：主管部门的批准文件；经批准的设计文件和设计变更文件；工程合同；设备供货合同和合同附件；设备技术文件和技术说明书；专项设备施工验收文件和工程监理报告。5.1.3环保验收（1）大气污染治理工程环保验收1）与生产工程同步建设的除尘工程应与生产工程同时进行环境保护验收；现有生产设备配套或改造的除尘设施应进行单独进行环境保护验收。2）除尘工程环境保护验收按《建设项目竣工环境保护验收管理办法》和HJ/T256的规定执行。3）除《建设项目竣工环境保护验收管理办法》、《建设项目竣工环境保护验收暂行办法》《建设项目竣工环保验收技术指南污染影响类》和HJ/T256的规定验收材料以外，申请单位还应提供工程质量验收报告和除尘系统性能试验报告，性能试验报告的主要参数应包括：①系统风量；②系统漏风率；③出口粉尘浓度；④系统阻力；⑤岗位粉尘浓度。4）脱硫脱硝。脱硫脱硝系统要检查钙硫比、催化剂的使用情况，去除效率达到设计的要求。5）配套建设的烟气连续监测及数据传输系统，应与除尘工程同时进行环境保护验收。（2）水污染治理工程环保验收1）废水治理工程试运行期应进行性能试验。废水处理工程性能试验应包括以下内容：最大处理水量试验；最大处理效率试验；污泥产生量和污泥脱水效率试验；电能和药剂消耗试验；各构筑物的渗水试验；运行稳定性试验。2）废水治理工程环境保护验收应按《建设项目环境保护竣工验收管理办法》、《建设项目竣工环境保护验收暂行办法》、《建设项目竣工环保验收技术指南污染影响类》的规定进行，并提供以下技术资料：项目环境影响报告书审批文件；批准的设计文件和设计变更文件；废水工程性能试验报告；具有资质的环境监测部门出具的废水处理验收监测报告；试运行期连续运行报告（一般不少于30个工作日）及完整的试运行记录；废水处理设施运行管理制度与岗位操作规程等。3）废水治理设施经环境保护竣工验收合格后，可正式投入使用。5.2运行管理5.2.1环境管理体系火电企业应建立环境管理体系，环境管理体系包括的环境管理机构的设置、人员保障、设施配备、企业环境保护规划、相关规章制度的建设和实施情况、相关责任的落实情况等。火电企业应成立了环境保护领导小组，由公司领导任组长，各部门部长、有关部门负责人为领导小组成员，负责环境保护工作的开展；制定了环保管理规章制度，例如：《污染物排放管理标准》《环保设施管理标准》《监测管理标准》《烟气排放超标管理规定》《固定污染源烟气在线监测系统设备日常维护管理制度》《燃煤采购标准》《锅炉运行规程》《脱硫运行规程》《化学运行规程》《环境监督管理标准》《固体废物管理标准》等，并按各规章制度要求管理执行。火电企业应重视档案管理工作，设专人管理环境保护档案，环境保护资料收集较齐全，管理规范，收集了相关的环保文件及资料，环保设施都有完备的运行、维护及维修记录，环保档案专柜管理。5.2.2企业自行监测火电厂应按照项目环评及批复以及《排污单位自行监测技术指南火力发电及锅炉》（HJ820-2017），以确定的产排污节点、排放口、污染因子及许可限值要求为主要依据，结合其他环境管理要求，制定自行监测方案，并按照方案的要求进行企业日常的自行监测。（1）自行监测方案自行监测方案中应明确企业的基本情况、监测点位、监测指标、执行排放标准及其限值、监测频次、监测方法和仪器、采样方法、监测质量控制、监测点位示意图、监测结果公开时限等。对于采用自动监测的，企业应当如实填报采用自动监测的污染物指标、自动监测系统联网情况、自动监测系统的运行维护情况等；对于无自动监测的大气污染物和水污染物指标，企业应当填报开展手工监测的污染物排放口、监测点位、监测方法、监测频次。自行监测要求企业可自行或委托第三方监测机构开展监测工作，并安排专人专职对监测数据进行记录、整理、统计和分析。对监测结果的真实性、准确性、完整性负责。1）监测内容自行监测污染源和污染物应包括排放标准中涉及的各项废气、废水污染源和污染物。火电企业应当开展自行监测的污染源包括产生有组织废气、无组织废气、生产废水、生活污水的全部污染源；污染物包括烟尘、二氧化硫、氮氧化物、汞及其化合物等大气污染物以及COD、氨氮、pH、SS、总磷、氟化物、挥发酚、石油类、TDS、硫化物等水污染物。对于新增污染源，周边环境影响监测点位、监测指标参照企业环境影响评价文件的要求执行。2）监测点位企业开展自行监测的监测点位包括外排口监测点位、内部监测点位、无组织排放监测点位、周边环境影响监测点位等。3）监测技术手段自行监测的技术手段包括手工监测、自动监测两种类型，企业可根据监测成本、监测指标以及监测频次等内容，合理选择适当的技术手段。对于以煤或油为燃料的发电锅炉或燃气轮机组，烟气颗粒物、二氧化硫和氮氧化物应当采用自动监测；对于以净化天然气为燃料的发电锅炉或燃气轮机组，烟气氮氧化物应当采用自动监测；对于以其他气体为燃料的发电锅炉或燃气轮机组，烟气、二氧化硫、氮氧化物应当采用自动监测。4）监测频次采用自动监测的，全天连续监测。火电企业应按照HJ/T75开展自动监测数据的校验比对。在中控自动设备或自动监控设施出现故障期间，手工监测要增加频次，每四小时至少监测一次，每天不得少于六次；同时，按照《污染源自动监控设施运行管理办法》（环发〔2008〕6号）的要求，自动监测设施不能正常运行期间，应按要求将手工监测数据向环境保护主管部门报送，每天不少于4次，间隔不得超过6小时。采用手工监测的，监测频次不能低于国家或地方发布的标准、规范性文件、环境影响报告书（表）及其批复等明确规定的监测频次，污水排向敏感水体或接近集中式饮用水水源，废气排向特定的环境空气质量功能区的应适当增加监测频次；排放状况波动大的，应适当增加监测频次；历史稳定达标状况较差的需增加监测频次，达标状况良好的可以适当降低频次。（3）采样和测定方法1）自动监测废气自动监测参照《固定污染源烟气排放连续监测技术规范》（HJ∕T75）、《固定污染源排放烟气连续监测系统技术要求及检测方法》（HJ∕T76）执行。废水自动监测参照《水污染源在线监测系统安装技术规范》（HJ/T353）、《水污染源在线监测系统验收技术规范》（HJ/T354）、《水污染源在线监测系统运行与考核技术规范（试行）》（HJ/T355）执行。2）手工采样废气手工采样方法的选择参照《固定污染源排气中颗粒物和气态污染物》（GB/T16157）、《固定源废气监测技术规范》（HJ/T397）执行，单次监测中，气态污染物采样，应获得小时均值浓度；颗粒物采样，至少采集三个反映监测断面颗粒物平均浓度的样品。废水手工采样方法的选择参照《水质采样技术指导》（HJ494）、《水质采样方案设计技术规定》（HJ495）和《地表水和污水监测技术规范（HJ/T91）》执行。3）测定方法废气、废水污染物的测定按照相应排放标准中规定的污染物浓度测定方法标准执行，国家或地方法律法规等另有规定的，从其规定。监测数据记录手工监测的记录和自动监测运维记录按照《排污单位自行监测技术指南总则》执行。对于无自动监测的大气污染物和水污染物指标，企业应当定期记录开展手工监测的日期、时间、污染物排放口和监测点位、监测方法、监测频次、监测仪器及型号、采样方法等，并建立台账记录报告。5.2.3台账管理火电企业应按照“规范、真实、全面、细致”的原则，建立环境管理台账制度，设置专职人员进行台账的记录、整理、维护和管理，并对台账记录结果的真实性、准确性、完整性负责。为实现台账便于携带、作为企业许可证执行情况佐证并长时间储存的目的以及导出原始数据，加工分析、综合判断运行情况的功能，台账应当按照电子化储存和纸质储存两种形式同步管理。台账保存期限不得少于三年。环境管理台账应按生产设施进行填报，内容主要包括基本信息、污染治理措施运行管理信息、监测记录信息、其他环境管理信息等内容，记录频次和记录内容要满足排污许可证的各项环境管理要求。其中，基本信息主要包括企业、生产设施、治理设施的名称、工艺等排污许可证规定的各项排污单位基本信息的实际情况及与污染物排放相关的主要运行参数；污染治理设施台账主要包括污染物排放自行监测数据记录要求以及污染治理设施运行管理信息。监测记录信息按照自行监测管理要求实施。污染治理设施运行管理信息应当包括设备运行校验关键参数，能充分反映生产设施及治理设施运行管理情况，典型关键参数列举如下。（1）DCS曲线记录要求DCS曲线要求截屏后粘贴在Word文档中，无需打印后再扫描，要注明每条曲线代表的含义。DCS曲线应能准确直观的反映出脱硫、脱硝设施运行状况和污染物排放浓度变化趋势。要求每周一张彩色曲线图，注明机组编号，量程合理，每个参数按照统一的颜色划出曲线。曲线应至少包括以下内容：脱硫DCS曲线：机组负荷、烟气量、增压风机电流、旁路挡板开关信号、原烟气SO2浓度、净烟气SO2浓度、浆液循环泵电流、烟气出口温度、供浆泵电流或流量。脱硝DCS曲线：机组/锅炉负荷、烟气量、脱硝设施入口A侧NOX浓度、入口B侧NOX浓度、总排口NOX浓度、脱硝设施入口A侧氨流量、入口B侧氨流量、脱硝设施入口A侧烟气温度、入口B侧烟气温度。除尘DCS曲线：机组负荷、烟气量、增压风机电流、引风机电流、原烟气颗粒物浓度、净烟气颗粒物浓度、烟气出口温度。（2）无组织废气污染治理措施运行记录要求与储煤场、输煤系统、油罐区、物料场、翻车机房、备煤备料系统、石灰石及石膏储存区、脱硝辅料区（氨罐区）、灰场等无组织废气污染治理措施相应的运行、维护、管理相关的信息记录，可用于说明上述措施的运行情况和效果。（3）废水环保设施运行记录要求废水环保设施台账应包括所有环保设施的运行参数及排放情况等，废水治理设施包括废水处理能力（吨/日）、进水水质（各因子浓度和水量等）、运行参数（包括运行工况等）、废水排放量、废水回用量、污泥产生量及运行费用（元/吨）、排水去向及受纳水体、排入的污水处理厂名称等。5.3环境应急管理5.3.1事故应急预案制订火电企业应按要求编制环境风险应急预案并进行备案，预案具备可操作性，该预案包括了环境风险识别、应急组织体系及职责、应急处置、应急保障等，并及时更新完善，按照预案要求配备相应的应急物资与设备，定期进行环境事故应急演练。5.3.2事故预防措施为了能在紧急事件发生后，及时有效地组织和安排相关部门进行处理，在完全有准备的条件下，尽可能将事件消灭在初始发生阶段，最大限度减少人员伤亡、财产损失和环境破坏，依据火电行业的特点，主要采取了以下预防措施：火电厂的液氨储罐区，应设置围堰，地面须进行水泥硬化；液氨储罐区四周设围墙并挂有警示牌；储罐应安装有溢流阀、逆止阀、紧急关断阀和安全阀，设置了DCS报警系统；液氨罐及蒸发器区安装有工业水喷淋管及喷嘴，氨储罐场所设有遮阳棚等遮挡措施，防止阳光直射、干燥，通风良好，配备有相应的消防器材；蒸发器周边设有围堰，按要求建设事故收集废水池，并设有提升泵泵入厂内污水处理站处理。在脱硫设施旁配套建脱硫事故浆液罐，防止脱硫塔出现事故时浆液溢流污染。在厂区污水处理站建设事故应急水池，防止生产过程中出现事故时各类生产废水溢流发生污染事件。5.3.3事故应急措施（1）含化学品污水、消防废水、洗消废水等污水统一收集到污水收集系统。应急结束后，应立即抽取事故应急池中污水，防止发生污水外溢或外排事故。待事故处置完毕后，善后处理组视污水化学性质运行情况，联系相关资质单位转移事故污水。（2）应急过程中产生的固体废弃物由善后处理站负责，具体按公司相关规定处理，必要时联系有资质单位转移相关固体废物，严禁随意堆放、倾倒固体废弃物。5.3.4事故后的管理（1）善后处置1）环境事故结束后善后应处理、分类或处置应急后所收集的废物、被污染的土壤或其他材料，清理事故现场。2）善后处理组积极组织人力，物力对现场和设施、设备造成的损坏进行整治，尽快恢复电厂正常运行。3）由物资保障组组织对在事故中发生的人员受伤、死亡等问题进行善后处理。4）在事故救援过程中出现的表现突出的事件和人物拿出表彰意见，对延误救援最佳时机的人员做出处理意见。5）进行各类保险如工伤保险的处置。（2）事件调查与评估（1）环境事故结束后组成事件调查评估组。形成调查评估报告，内容包括：事件原因、事件性质、事件级别、经济损失、责任认定、处理建议、应急过程评估等。（2）环境事故结束后应对应急预案进行评估，判断应急预案是否需要进行修订。（3）恢复正常生产恢复生产前，下列措施必须全部实施。（1）应急设备、设施、器材完成了消洗工作，足以应对下次紧急状态；（2）被污染场地得到清理或修复；（3）采取了其他预防事件再次发生的措施。第六章火电行业污染治理工程实例6.1广东国粤韶关综合利用发电新建项目污染治理工程广东国粤韶关综合利用发电新建项目位于广东省韶关市浈江区犁市镇，以浈江区煤矸石为主要燃料、建设2×350MW超临界循环流化床发电机组。6.1.1废气治理设施有组织排放废气主要来自燃煤锅炉产生的燃烧废气，主要污染物为二氧化硫、氮氧化物、烟尘和汞及其化合物。每台机组锅炉均采用低氮燃烧技术，内建有SNCR脱硝设施，燃烧烟气依次经SCR脱硝设施、电袋复合式除尘器、单塔双循环石灰石-石膏湿法脱硫设施、湿式静电除尘器处理后，由210米高烟囱排入大气，废气治理设施见图6.1-1。图6.1-1废气治理设施采取主要处理措施包括：（1）脱硝设施脱硝系统采用低氮燃烧器+SNCR+SCR混合脱硝工艺。SNCR脱硝技术即选择性非催化还原技术，是一种不用催化剂，在850～1100℃的温度范围内，将含氨基的还原剂（本项目采用尿素溶液）喷入炉内，将烟气中的NOx还原脱除，生成氮气和水。选择性催化还原（SCR）脱硝设施处理工艺基本原理是通过在催化剂上游的烟气中喷入氨（厂内尿素水解产生氨后直接喷入SCR脱硝系统），氨气在催化剂条件下能在较低温度选择氮氧化物发生化学反应生产氮气和水，从而使烟气中氮氧化物含量降低。脱硝设施催化剂约5年再生更换，目前废催化剂暂未产生。SNCR+SCR脱硝组合处理工艺见图6.1-2所示。图6.1-2SNCR+SCR脱硝组合处理工艺（2）除尘设施采用双室高效电袋复合式除尘器（每室前置2个电场、后设2个袋区）+湿式静电除尘器除尘工艺。电袋复合式除尘器工作时，烟气从进口喇叭进入电场区，粉尘在电场区荷电并大部分被收集，粗颗粒烟尘直接沉降至灰斗，少量已荷电、难收集的粉尘随烟气均匀进入滤袋区，通过滤袋过滤后完成烟气净化。每台锅炉脱硫设施出口设1台四电场湿式静电除尘器，湿式电除尘器靠高压电晕放电使得粉尘荷电，荷电后的粉尘在电场力的作用下到达集尘极，采用循环水冲洗的方式，使粉尘随着冲刷液的流动而清除。（3）脱硫设施燃烧烟气脱硫采用单塔双循环石灰石-石膏湿法脱硫工艺，在电袋复合式除尘器后安装1套高效石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置，其工艺系统主要由烟气系统、吸收塔系统、制浆系统、石膏脱水系统等组成。烟气系统主要由原烟气烟道、净烟气烟道组成。工程脱硫系统不设增压风机，由引风机克服脱硫装置及烟道造成的烟气压降。不设烟气旁路系统。锅炉引风机后的烟气从主烟道上水平接出后，直接进入吸收塔，经洗涤脱硫后的烟气通过净烟道进入湿式静电除尘器进一步除尘后经210米高烟囱排入大气。在吸收塔内，烟气中的SO2被吸收浆液洗涤并与浆液中的CaCO3发生反应，反应生成的亚硫酸钙在吸收塔底部的循环浆池内被氧化风机鼓入的空气