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1、1.5 火力发电厂的环保要求,环境保护的重要性:中国以煤为主要能源，全国烟尘排放量的70、二氧化硫排放量的90都来自于燃煤，使得工业和人口集中的城市产生了比较严重的大气污染，有些地区和城市还产生了酸雨并呈发展趋势。我们应大力发展洁净煤技术、清洁燃烧技术和征收二氧化硫排污费等政策措施来控制酸雨。把环境保护作为一项基本国策，把实现可持续发展作为一个重大战略，在全国范围内开展了大规模的污染防治和生态环境.,0,Austrian Glacier,Pasterze,奥地利的 Pasterze 冰川100年的变化,气候变化给北冰洋和格陵兰岛带来的变化,正在消融的北冰洋,北冰洋冰盖的融化对北极熊的威胁,这些
2、自然灾害 已成为可持续发展的一个障碍。正在缩小我们的生存和发展空间。成为国际（纠纷）问题的导火索。,随着人类征服自然和改造自然的能力的增强。对自然环境的破坏就越严重。锅炉的“贡献”功不可没。足见锅炉的重要地位！,1.5.1 环境保护的重要性,1994年3月，中国政府批准发布了中国21世纪议程中国21世纪人口、环境与发展白皮书，从人口、环境与发展的具体国情出发，提出了中国可持续发展的总体战略、对策以及行动方案;世界能源委员会（WEC）于1995年和1998年分别在日本东京和美国休斯敦召开了两次大会。各国对能源工业的可持续发展十分关心，联合国环境与发展大会（UNCED）于1992年由166个国家签
3、订联合国气候变化框架公约（UNFCCC），其第三次缔约方会议（COP3）于1997年在日本京都召开，并签订了京都议定书.,7,1.5.1 环境保护的重要性,根据京都议定书，该议定书规定，在2008年至2012年期间，发达国家的温室气体排放量要在1990年的基础上平均削减5.2%，其中美国削减7%，欧盟8%，日本6%。根据规定，该协定书只有在55个国家批准协议后，才能生效。这55个国家二氧化碳排放量占 1990年世界二氧化碳排放总量的55%。欧盟各成员国及日本已批准了该议定书，为此，各工业国家都先后制订了控制排放的计划。1998年5月29日，中国政府在联合国秘书处签署了联合国气候变化框架公约京都
4、议定书。中国是第37个签约国。,8,1.5.1 环境保护的重要性,根据气候变化框架公约，中国没有限制二氧化碳排放的具体义务;但本着对保护全球气候负责的态度，中国从1997年起实施新的火电厂污染排放标准，制订了到2010年火电厂粉尘和SO2的减排计划，并对发电能源结构进行了调整。2000年4月又颁布了修订后的中华人民共和国大气污染防治法。不断制定新标准，要求越来越严格。,9,煤的成份,SO2,NOx,燃煤烟气特点,气量大、浓度低、成分杂常量组分：水 4%6%，O2 5%微量组分：SO2 500 4000ppm NOx 500ppm痕量组分：Hg、As等粉尘,1.5.2 火力发电厂环境影响,废气、
5、废水和废渣（三废）;燃煤电厂对环境造成危害的污染物主要包括：烟气污染物，指烟气中的粉尘、硫氧化物(SOx)和氮氧化物(NOx)、CO、CO2、碳氢化合物；废水排放；灰渣；噪声等;例如，2400MW燃煤电厂，厂区占地6080万m2，厂区外灰场占地200万m2，年耗煤约750万t，助燃油3万m3，采用循环供水系统时，耗补给水50007000m3。若以煤的含硫量1%，除尘器效率99.5%计，年排放SO214万t，NOx 7万t，烟尘0.68万t，灰渣150万t，补给水中有相当部分成为废水排放，被循环水排放至大气的热量约为全厂热耗的55%（相当年烧400万t煤的热量）。,12,1.5.2 火力发电厂环
6、境影响,烟气污染物通过高烟囱排入大气。一次污染物通过在大气中的迁移、转化生成二次污染物，造成更大的危害。未被除尘器捕集下来的粉尘，粒径小于1m，能长期飘浮在大气中，并作长距离传输。排放量视除尘效率而定。飘尘通过自然沉降或受雨雪冲刷进人生态系统。许多微量元素是植物或动物生命所必需的，但如果超过某一浓度值时，就会毒害动植物。通过安装高效除尘器，做好建设前的环境影响评价以及运行中的监控，就能把飘尘的危害减至最小。硫氧化物（SOx）主要是SO2和少量的SO3。SO2在大气中被光化学氧化剂（O、OH、HO2等）氧化成SO3，最后变成硫酸盐微粒。硫酸盐的毒性比SO2大，能传输到几百km以外，通过自然沉降或
7、雨雪冲刷进人生态系统，引起危害。,13,1.5.2 火力发电厂环境影响,发电厂排放的氮氧化物(NOx)主要是NO和少量的N2及N2O，通常NOx是指NO、N2。氮氧化物最重要的影响是它参与光化学反应，形成光化学烟雾和吸收电磁波，最后在大气中形成硝酸盐，降低天空的亮度以及远处物体的反差，并有害于人体身心健康，特别是呼吸系统。酸雨一般被认为是工业排放的SOx和NOx所造成的。二氧化碳（CO2）在大气中的寿命为50200年，被认为是造成全球气温升高的“温室效应”气体中的主要气体。一氧化碳（CO）是燃料在缺氧条件下不完全燃烧的产物。在正常燃烧条件下，排烟中一氧化碳浓度非常低，一般为20mgm3左右。一
8、氧化碳是高毒性物质，能与血红蛋白结合，损害它的输氧能力，严重时导致缺氧死亡。,14,1.5.2 火力发电厂环境影响,为了消除或减轻火电厂对环境的影响，许多国家规定在建厂之前进行环境影响评价工作，对三废排放给当地水体、大气、土壤和生物带来的影响程度做出定性或定量的评估，并对厂址选择、厂区布置、污染控制措施等提出建议和意见，作为上级环保部门审批工程项目的主要依据。设计单位在设计中，对设备选型、设备布局、排放控制技术选用等方面做出有利于消除或减少环境污染的设计。电厂投运后应加强排放监测，消除超标排放。我国电力工业环境保护工作始于1973年，成立了管理部门和电力环境保护研究所，表1-6为我国6MW及以
9、上发电厂排放情况，1995年与1980年相比，燃煤量增加了2倍，烟尘排放量基本持平，而粉煤灰综合利用量也增加了12倍,15,1.5.3 发电厂的废气排放标准,环境标准是中国环境法律体系的一个重要组成部分，包括环境质量标准、污染物排放标准、环境基础标准、样品标准和方法标准。环境质量标准、污染物排放标准分为国家标准和地方标准。到1995年底，中国颁布了364项各类国家环境标准。中国法律规定，环境质量标准和污染物排放标准属于强制性标准，违反强制性环境标准，必须承担相应的法律责任。电力行业除了将环保纳入电力法外，还制定了30余项管理规章、标准。如建筑施工场界噪声限值(GB12523-90)、环境保护法
10、、大气污染防治法、海洋环境保护法、水污染防治法、环境噪声污染防治条例、建设项目环境保护管理办法、火力发电厂环境保护设计规定、发电厂建设项目环境报告书编制规范、粉煤灰综合利用管理办法等。使火电环境保护工作逐渐进入法制轨道，强化了管理，以管促治。,16,1.5.3 发电厂的废气排放标准,与电力企业生产有关的环境标准包括：地面水环境质量标准(GB3838-88)、污水综合排放标准(GB8978-1996)、环境空气质量标准(GB3095-1996)、大气污染物综合排放标准(GB16297-1996)、火电厂大气污染物排放标准(GB13223-1996)、城市区域环境噪声标准(GB3096-93)、工
11、业企业厂界噪声标准(GB12348-90)、锅炉大气污染物排放标准(GB13271-91)等,17,1.5.3 发电厂的废气排放标准,根据我国1982年的大气环境质量标准，采用三级标准浓度极限，一级适用于国家规定的自然保护区、风景游览区、名胜古迹和疗养地等，二级为城市规划中确定的居民区、商业交通居民混合区、文化区、名胜古迹和广大农村等，三级为大气污染较重的城镇和工业区，城市交通枢纽、干线等。火电厂大气污染物排放标准(GB13223-1996)是在燃煤电厂大气污染物排放标准(GB13223-91)的基础上修订而成的。,18,1.5.3 发电厂的废气排放标准,时段1992年8月1日之前建成投产或初
12、步设计已通过审查的新、扩、改建火电厂；时段1992年8月1日起至1996年12月31日期间环境影响报告书通过审查批准的新、扩、改建火电厂；时段1997年1月1日起环境影响报告书待审查批准的新、扩、改建火电厂。该标准根据我国二氧化硫及酸雨污染日趋加剧、火电厂是排放二氧化硫的重点行业的特点，将第时段的电厂实行二氧化硫全厂排放总量与各烟囱排放浓度双重控制。另外根据近几年我国已开始引进锅炉低氮燃烧技术，为促进该技术推广发展，及早控制NOx的排放，该标准首次规定了NOx的标准限值。,19,1.5.3 发电厂的废气排放标准,中国大气环境标准总体宽松，不利于实现国家环境保护目标。GB132231996标准中
13、的在用电厂烟尘排放浓度限值与发达国家和地区的3050mgm3尚有很大差距。第时段“两控区”内新建电厂SO2排放浓度标准为12002100mgm3，与日本、欧盟、英国等国的100850mgm3相比有较大差距。SO2最高允许排放量限值也过于宽松，虽然考虑了排放量和排放浓度的双重控制，但这仅限于第III时段位于“两控区”内的新、改、扩电厂。在第I、II时段仍然采取原1991年燃煤电厂标准的SO2排放量限值公式计算法，使得大部分火电厂不用采取任何脱硫装置即可排放，造成电厂SO2排放总量高居榜首。国外发达国家早已把对NOX的控制放到防治酸雨的首位，纷纷制定严格的火电厂NOX排放浓度标准（如欧盟的NOX排
14、放浓度标准为200400mgm3）。我国虽然对第时段部分新建锅炉制定了NOX排放浓度标准，但是排放限值比国外平均值400500mgm3也较宽松。,20,烟气排放控制,烟气排放控制 高烟囱排放 高效除尘器 SO2的控制及脱硫 NOx的控制及脱硝烟囱一般不得低于锅炉房高度的2.5倍，塔式锅炉的烟囱高度一般不得低于锅炉房高度的2倍。多管集束式烟囱，又称多筒式烟囱，即在同一个钢筋混凝土外壳内，每台锅炉各用一个排烟筒，供多台锅炉使用。一筒检修，不影响其余烟囱的运行，但它的造价高，须通过技术经济比较确定。我国华能上海石洞口二厂即采用多筒式烟囱，高度240m。,21,除尘,高效除尘器除尘器是将粉尘从烟气中分
15、离出来并加以捕集的装置。按其工作原理可以分为机械除尘器、洗涤除尘器、过滤除尘器、静电除尘器和声波除尘器五大类。每一大类又有多种型式，它们的除尘机理是利用作用于粉尘颗粒的重力、惯性力、离心力、扩散黏附力、电场力和声场力等中的一种或两种以上，把粉尘从气流中分离出来，并用适当的装置捕集。火电厂中最常用的除尘器有旋风除尘器、水膜除尘器、文丘里除尘器、干式静电除尘器、袋式除尘器。通常，对于大容量锅炉，一般均采用干式静电除尘器。,22,除尘,我国动力煤灰分高达28%30%（坑口），除尘器的除尘效率随粉尘特性、除尘器结构和运行工况的差异而有所不同。袋式除尘器粒径适应范围最小；阻力最大；静电除尘器阻力最小，粒
16、径适应范围小；静电除尘器-袋式除尘器联合除尘,24,除尘,灰渣中含有硅、铝、铁、钙、镁等多量元素和砷、铬、镉、铅等微量元素。这些物质经水浸泡和雨淋，均会不同程度地溶人水中，灰水排入地表水体或渗入地下水均会污染水体。干灰在运输和堆放过程中如不及时喷水润湿，或灰渣场表面未被水覆盖，均会引起粉尘飞扬，污染环境。根据我国的水污染防治法，火电厂灰渣严禁排入江、河、湖、海等水域.我国火电厂燃用煤的灰分高、灰渣量多。10MW装机容量的锅炉，一年灰渣约一万吨，传统的处置是“以贮为主，贮用结合”，灰场占地（存灰20年）问题日益突出，有些电厂原灰场已堆满，而又难以找到新灰场。到2000年我国火电装机容量将达319
17、GW，每年排出灰渣近1.6108 t，如此庞大数量，灰场占地之大可以想见。,25,除尘,煤灰是一种火山灰质混合材料，在有水分时，特别是在有水热处理(蒸汽养护)的条件下，能与石灰、水泥熟料或其他碱土氧化物等碱性激发剂发生化学反应，生成具有水硬胶凝性能的化合物，可用来生产各种建筑材料。如粉煤灰生产建筑材料（水泥、砖、砌块、加气混凝土及耐热耐火材料等），粉煤灰用于建筑工程（大体积混凝土、水下混凝土、泵送混凝土等）。高速公路,26,除尘,我国近30年来，在灰渣利用方面有较大发展，灰渣利用量居世界前列，技术水平与美国大致相当。每利用一万吨灰渣，节约占地200m2，减少灰场投资和运行费28万元，节约运灰费
18、用25万元，降低火电厂的生产成本，增加利润;1994年1月11日以国经贸委（1994）14号文件通知：火电厂可行性研究报告和初步设计，应包括粉煤灰综合利用方案，凡不具备者，有关部门和主管部门不予审批立项。灰渣综合利用率,27,28,SO2的控制及脱硫,大气硫污染物中95%以上是SO2，主要来自矿物燃料燃烧。SO2除直接危害人体健康外，对工农业生产的危害是以酸雨形式出现的。由于SO2的排放，我国有22个省市和地区出现酸雨，其中几个城市的酸雨频率在60%以上。我国火电厂用煤的含硫量差别较大，随着煤层开采深度的增加，煤的含硫还有进一步增加的趋势。据1995年国家环保局公报，全国工业排放二氧化硫13.
19、96Mt。电力部门1995年网内6MW及其以上火电厂排放二氧化硫约6Mt，约占全国排放量的43%。,29,SO2的控制及脱硫,降低二氧化硫排放浓度的办法有：改用低硫燃料；燃料脱硫，方法有洗煤、型煤(加脱硫剂)、煤的气化和液化。洗煤工艺成熟，但洗煤只能除掉大部分无机硫。煤的气化正处于工业试验示范阶段，如整体煤气化联合循环。燃烧脱硫，它是燃料燃烧与脱硫反应同时进行，其方法是在燃烧过程中加入适量的石灰石等碱性吸收剂。炉内喷钙、流化床燃烧就属于这种工艺。,30,SO2的控制及脱硫,烟气脱硫(燃烧后脱硫)，这是当前国际上普遍采用的办法，方法有几百种之多，而且在不断发展和提高；按反应物质的状态分为干法、湿
20、法两大类；按反应产物的处理方式分为抛弃法、回收（烟气中的SO2）法两大类。按生产过程分燃烧前脱硫，燃烧中脱硫和燃烧后脱硫。抛弃法的主要优点是：设备较简单，操作较容易，投资及运行费用较低。主要缺点是：废渣需占用场地堆放，容易造成二次污染。当烟气中SO2浓度较低，无回收价值或投资有限，而必须进行脱硫时，多采用抛弃法。,31,SO2的控制及脱硫,回收法的主要优点是：将烟气中的SO2，当作一种硫资源回收利用，变害为利；有些脱硫剂可再生使用；多数流程为闭路循环，避免了二次污染。主要缺点是：流程较复杂，运行操作难度较大；投资及运行费用较高。当烟气中SO2浓度较高，脱硫产物市场前景好时，才考虑采用回收法。在
21、火电厂应用较多或应用潜力较大的湿法烟气脱硫方法有：石灰石洗涤法，海水洗涤法，亚钠循环法，氧化镁浆液吸收法，双碱法，碱性飞灰洗涤法，氨洗涤法等，其中以石灰石洗涤法应用最广。海水洗涤法成本最低。,32,SO2的控制及脱硫,石灰石洗涤法，又称石灰石一石膏法。发展初期，主要采用石灰作吸收剂，脱硫产物为二水石膏（CaSO4 2H2O），可抛弃处置或回收利用。适用于处理高、中、低硫煤的烟气。在发电厂应用较多的或应用潜力较大的干法烟气脱硫方法有：喷雾干燥法；炉内喷钙尾部增湿活化法；电子束法；活性炭吸附法等。喷雾干燥法用石灰浆液为吸收剂。因添加的吸收剂呈湿态，而脱硫产物呈干态，也称半干法。适用于处理中、低硫煤
22、的烟气。脱硫产物为CaSO3、CaSO4、未反应完的石灰和飞灰等混合物。,33,SO2的控制及脱硫,炉内喷钙尾部增湿活化法，向锅炉炉膛温度为8501150的区域内喷入吸收剂，随后将烟气增湿活化进行脱硫，它是燃烧脱硫与烟气脱硫的结合。一般采用石灰石粉为吸收剂，适用于处理低、中硫煤。电子束法，利用电子束照射烟气产生的自由基等强活性基团氧化烟气中SO2和NOx，并加入氨，生成硫酸氨和硝酸铵，以联合脱除烟气中SO2和NOx。适用于处理中、高硫煤的烟气。活性炭法,利用活性炭的吸附催化作用脱除烟气中二氧化硫，可回收硫酸或元素硫。如在此基础上，再增设一级活性炭吸收塔，并在塔前喷入氨，使NOx还原成N2，从而
23、联合脱除烟气中SO2和NOx。,34,SO2的控制及脱硫,我国开始建成了几个烟气脱硫的示范工程；目前，已安装了较多脱硫装置:山东黄岛发电厂的3195m3/h喷雾半干法烟气脱硫;太原一厂的6105m3/h简易湿式石灰石洗涤法;成都热电厂的电子束照射法;南京下关电厂的炉内喷钙增湿活化法;,35,SO2的控制及脱硫,几种有潜力的脱硫方法:海水烟气脱硫;石灰石/石膏法;循环流化床干法烟气脱硫.,36,1.5.3 发电厂的废气排放标准,海水烟气脱硫的原理:原理：一般海水的pH为 8.0-8.3，自然碱度约为1.2-2.5mmol/L，具有天然的酸碱缓冲能力和吸收SO2的能力。SO2+2H2O+1/2O2
24、-SO42-+2H+HCO3-+H+-CO2+H2O,37,海水烟气脱硫,该工艺用海水吸收烟气中的SO2，再用空气强制氧化为无害的硫酸盐而溶于海水中，硫酸盐是海水中的天然成分。劣势：只能局限于沿海的地区；同时其对海水的长期影响尚有待观察。,38,海水烟气脱硫,海水烟气脱硫(湿法烟气脱硫)有如下优点：（1）工艺简单，无需制造脱硫剂的设备，系统简单，可用率高。根据国内外的运行经验，该系统的可用率一般能够保持在100%。（2）系统脱硫率高，一般可达90%。（3）不需添加脱硫剂，也无废水废料处理问题，操作简单。（4）与其它湿法烟气脱硫工艺相比，投资少，运行费用低。,39,海水脱硫工艺流程图,海水烟气脱
25、硫,海水烟气脱硫的应用亦有一定的局限性，即适用于海边的电厂，而且燃用含硫量小于1.5%的中低硫煤。深圳西部电厂、深圳妈湾电厂等应用了海水烟气脱硫法，其中：深圳西部电力公司2号300MW机组引进海水脱硫 技术，1998年7月投入运营；深圳妈湾电厂海水烟气脱硫系统自1999年3月就投入运行，到目前运行状况良好。,41,烟气脱硫,烟气脱硫是目前火电厂控制大气SO2污染的主要手段，在美国、日本、德国等发达国家，几乎所有新建燃煤电厂均采用烟气脱硫技术，在役的老电厂也限期治理。中国电力部门从20世纪70年代中期起，就开始致力于脱硫的试验研究:目前常用的烟气脱硫方式:石灰石/石膏法和循环流化床干法烟气脱硫,
26、42,烟气脱硫,重庆华能珞璜电厂一期工程1、2号脱硫装置在国内首次成套引进了石灰石/石膏湿法脱硫技术，每套排烟脱硫装置处理烟气约1.08106Nm3/h，分别于1992年和1993年正式投入商业运行，是国内最早投入商业运行的脱硫装置，目前，4台360 MWe发电机组全部配套烟气脱硫装置，是当时国内最大的环保型火力发电厂，脱硫装置投运率目前已经超过85%；二期脱硫装置率先采用了中外合作制造的方式，国产化率超过75%。石灰石/石膏法脱硫在我国应用较多，目前，太原第二热电厂（1200MW）、江苏镇江发电有限公司（1135MW）、四川广安电厂（1300MW）、华润电力（常熟）有限公司（3 600MW）
27、、连洲电厂和广西合山电厂（1300MW）等均采用该方法。在德国，石灰石/石膏法烟气脱硫占脱硫设备的80%以上，全世界90%以上的电厂烟气脱硫均采用此法.我国推荐采用,43,烟气脱硫,石灰石/石膏法的优点：技术成熟、可靠，国外应用广泛，国内也有运行经验；脱硫效率可以达到95%以上；适用于大容量机组；系统运行稳定、煤种和机组负荷变化适应性广；适宜燃用中、高硫煤的锅炉，吸收剂价廉易得，脱硫副产品石膏可以综合利用。但是，石灰石/石膏法也存在如下缺点：系统复杂、运行维护工作量大，运行维护费用高；水消耗较大，存在废水处理问题；系统投资较大、装置占地面积也相对较大。,44,烟气脱硫,循环流化床干法烟气脱硫锅
28、炉的排烟也可以采用循环流化床技术进行脱硫，称之为“循环流化床干法烟气脱硫”，简称为RCFB技术;该技术最早由德国鲁奇公司在上个世纪70年代开发，自1980年以来，已有数十台这种装置在德国和瑞士等国投入运行，多家公司对这一技术进行了完善和推广，在国际上，现有中小容量机组燃煤含硫量较高时，加装脱硫装置大多采用该技术。,45,烟气脱硫,我国广东恒运电厂7号炉（210MWe）就采用回流式循环流化床烟气脱硫技术，系统由吸收剂制备系统、烟气系统（电除尘和烟道）、吸收反应塔、物料再循环系统、脱硫产物除渣输送系统、给水系统、空气系统和控制系统等组成。此外,内蒙古蒙华海渤湾发电有限责任公司（2330 MW）、山
29、西古交电厂（2300MW）、江苏彭城电厂（2300MW）、江苏新海电厂（2330MW）、甘肃张掖电厂（2 300MW）、湖北青山热电厂（1200 MW）等均采用此工艺进行脱硫，并在近期内将陆续投产.,46,烟气脱硫,该技术有如下优点：与煤粉炉加上湿法烟气脱硫系统相比，其系统简单、占地少，易于操作，成本和运行费用都较低，特别适宜现有机组的改造。由于充分利用了循环流化床反应器的优点，在采用Ca（OH）2干粉作脱硫剂时，可以达到很高的钙利用率和脱硫效率，特别适用燃用高硫煤而且要求高脱硫效率的锅炉，在Ca/S比为1.11.5时脱硫效率可以达到90%以上。运行可靠，由于采用干式运行，所产生的最终固态产物
30、易于处理。可见，对于中小容量机组，当燃用中、高硫煤，特别是现有机组加装脱硫装置时宜采用循环流化床干法烟气脱硫技术。,47,烟气脱硫,烟气脱硫是目前控制SO2的主要手段。但烟气脱硫投资占火电厂投资的比重较大，一般为10%20%，其运行费用占火电成本也大体在此范围之内。几种脱硫技术的比较见有关文献(脱硫),我国推荐采用石灰石/石膏法,48,49,烟气脱硫,年月日起施行的排污费征收使用管理条例规定，二氧化硫收费水平将由原来的每公斤元最终提升到每公斤元，目前，国内火电厂烟气脱硫设施投资成本大约在元千瓦，脱硫运行成本在元公斤左右，也会给火电厂带来不少成本压力;稍高的南京市、北京市也分别只有每吨二氧化硫元
31、和元。而发达国家每吨二氧化硫的治理成本在元以上。排污成本与治理成本相差悬殊，使火电厂纷纷交费排污而不愿治理。,50,NOx的控制及脱硝,(4)NOx的控制及脱硝 控制NOx的方法有两大类。一是低NOx燃烧技术，抑制NOx的生成；二是采用烟气脱硝。低NOx燃烧技术包括以下几项：降低过剩空气系数，及采用低氧燃烧；降低燃烧温度，采用两段燃烧；降低燃烧室热强度，加长燃料与空气混合过程；采用烟气再循环；浓淡燃烧法；采用低NOx燃烧器，如混合促进型、自身再循环型、多股燃烧型、阶段燃烧型等。,51,NOx的控制及脱硝,烟气脱硝方法是向烟气中喷入氨基还原剂，在一定条件下，使NOX还原成N2技术。烟气脱硝一般用
32、于排放要求严格的场合。烟气脱硝方法主要包括选择性催化还原法(SCR)和选择性非催化还原法(SNCR)。,52,NOx的控制及脱硝,欧洲、日本、美国是当今世界上对燃煤电厂NOx排放控制最为严格的地区和国家，大量使用选择性催化还原法烟气脱硝技术(简称SCR)。SCR 法的发明权属于美国，而日本率先于 20 世纪 70 年代实现了商业化，到 2002 年日本共有折合总容量为23.1 GW的61座电厂采用了SCR脱硝技术。德国于 20 世纪 80 年代引进 SCR 技术，并在多座电厂试验采用不同的方法脱硝，结果表明 SCR 法是最好的方法，我国也准备采用该方法.,53,NOx的控制及脱硝,福建漳州后石
33、6600MW超临界发电进口锅炉机组全部安装了SCR烟气脱硝装置。国内目前正在建设的有福建厦门华夏国际电力公司（嵩屿电厂）4300MW燃煤锅炉机组SCR工程、北京国华电力有限责任公司投资建设的浙江国华宁海电厂4号600MW锅炉机组与SCR脱硝工程、北京国华电力有限责任公司投资建设的台山电厂5号600MW锅炉机组SCR脱硝设备、恒运集团公司广州恒运电厂2300MW电厂机组SCR脱硝工程以及国华太仓电厂2600MW锅炉SCR烟气脱硝工程项目等。,54,NOx的控制及脱硝,选择性非催化还原法(SNCR)向烟气中喷入氨或尿素等还原剂，在高温条件下，使NOx还原成N2，主要反应如下：4 NH3+4NO+O
34、 2-4N 2+6H 2 O 4 NH3+2NO 2+O 2-3N 2+6H 2 O 4 NH3+6NO-5N 2+6H 2 O 8 NH3+6NO 2-7N 2+12H 2 O,55,NOx的控制及脱硝,脱NOx反应的温度一般应选择在8501000（氨或氨水）和9501100（尿素）范围内。当温度超过1100时，氨反而会被氧化生成NO；当温度低于850时，NOx的还原速度会很快降低。SNCR法能达到的NOx降低幅度在3070。,56,NOx的控制及脱硝,氨法SCR脱硝选择性催化还原法（SCR）采用催化剂促进氨和NOx的还原反应以脱除烟气中的NOx。SCR是一个燃烧后NO控制工艺,氨法SCR整
35、个过程包括将氨气喷入燃煤锅炉产生的烟气中，含有氨气的烟气通过一个含有专用催化剂的反应器，在催化剂的作用下，氨气同NOx发生反应，转化成水和氮气。,57,NOx的控制及脱硝,反应温度窗口取决于所选用的催化剂种类:当采用钛或铁氧化物基催化剂时，其最佳温度窗口为300400;当采用活性焦炭作为催化剂时，其温度窗口仅为100150;一般多用TiO2基催化剂加入少量较高活性的金属氧化物,如V2O5等。催化剂可明显提高NOx还原反应速率，但同时也导致烟气中少量SO2转变为SO3的氧化反应。,58,NOx的控制及脱硝,在反应过程中,NH3可以选择性地和NOx反应生成N2和H2O,而不是被O所氧化,因此反应又
36、被称为“选择性”。其主要反应式为：4 NH3+4NO+O 2-4N 2+6H 2 O 8 NH3+6NO 2-7N 2+12H 2 O 此外:还有烃类SCR脱硝 SCR法是当前在欧洲和日本得到广泛采用的烟气脱硝技术，其降低NOx排放的幅度可达到8090。脱 N效率高,而且反应温度低.,59,1.5.3 节约水资源及废水资源化,我国是人均水资源占有量很少的国家，特别是北方缺水地区。保护水资源，节约用水，一水多用，治理废水和废水资源化是电力工业面临的一项紧迫任务。冲灰水;废污水;热排水全国火电厂用水总量高达868.9亿t，主要用于冷却水、冲灰水及锅炉补充水。火电厂最大的废水排放量是冲灰水。减少冲灰
37、排水的措施有：（1)采用闭路循环，灰水回收使用。1987年有25家火电厂采用，其循环回收利用量达8640.8万t。,60,1.5.3 节约水资源及废水资源化,（2）高浓度（灰浆中灰渣重量含量40%以上）输送灰浆。浓浆输送，灰水比由1:151:20降到1:21:6，60%80%的灰水经浓缩池澄清后回收使用。（3）灰渣分除比灰渣混除节约用水40%。（4）贮灰场灰水循环使用。灰场澄清水再用于冲灰，1985年全国仅40Mt，1995年达到431.70 Mt，增加了近10倍，不仅节约用水，而且减轻了对水体的污染。（5）冲灰水中的pH值高，不符合排放标准。杨树浦发电厂、闸北发电厂将厂内再生的化学废水排入灰
38、池，使得酸碱中和，以达到排放标准，这样以废治废、废物利用，又降低处理费用。,61,1.5.3 节约水资源及废水资源化,废污水处理:锅炉房排出的废液很多，对其进行有效的处理，使废液、污水净化，达到无害排放或循环使用，既可以将废液中的有用物质分离回收加以利用，达到节能、增产的目的，还可以提高工厂的经济效益和改善工厂的环境。位于城市的火电厂，其生活污水宜引入城市的污水处理系统统一处理。无条件者，应因地制宜采取相应措施进行处理，如沉淀、曝气、消毒、生化处理等。,62,1.5.3 节约水资源及废水资源化,热排水:火电厂采用直流或混流供水时的热排水，1000MW火电厂直流供水时约需冷却水36m3/s（13
39、0000 m3/h），经使用后一般温度升高810，直接排入水体，使水体含蓄了大量热量，影响水质或水生物。1978年夏季持续高温干旱，望亭发电厂的热排水直接排入望虞河使水温高达40以上，造成渔业损失73万t，水作物损失1.86万t，蚌珠损失4.4万只。热污染多发生在高温的夏季，但也可发生在冬季，辽宁发电厂热排水排入大伙房水库，因寒流突然袭击，水温突降，使已适应热水区域生活的鱼受到“冷冲击”而大批死亡。,63,1.5.3 节约水资源及废水资源化,我国有的电厂把热排水养殖鱼类，具有生长快、产量高的优点，并能降低鱼类越冬死亡率。有的电厂用于农业灌溉，也收益良好。国外已有利用热排水养殖各种贝类、对虾及藻
40、类。美国利用加热埋入土中的灌溉管系，使作物早熟、增收。为此，我国设计规程规定，对有条件的，设计中应预留利用热排水设施的位置和采取相应的措施。,64,65,1.5.6 噪声防治,火电厂是一个噪声源相对集中、噪声辐射量大、噪声种类繁多的场所。噪声水平随工作场所不同而不同，一般在85130dB（A），锅炉排汽噪声高达114170dB（A）。另外，施工中也会有一定的噪声。环境噪声标准是根据人体对噪声的生理与心理反应所制定的环境噪声最高容许限值，以A声级LAdB(A)或等效A声级LeqdB(A)表示。,66,1.5.6 噪声防治,噪声的危害：长期暴露在80 dB(A)以上的噪声中，使听力损伤；在90 d
41、B(A)以上会造成暴震性耳聋。引起心血管系统、神经内分泌系统的多种疾病。妨碍睡眠、休息、交谈等正常活动，使人心情烦躁、注意力分散，工作效率下降，甚至诱发事故。使仪器设备受到干扰、失效，使建筑物及设备受损。,67,1.5.6 噪声防治,噪声是人们公认的环境公害之一。根据不同环境和目的，环境噪声标准有多种类型:（1）厂界噪声标准（2）城市区域环境噪声标准（3）火电厂噪声标准,68,1.5.6 噪声防治,(1）厂界噪声标准 为控制工业企业、建筑施工场地噪声的危害，我国于1990年颁发了GB1234890工业企业厂界噪声标准（表1-17），对各类地区厂界围墙外1m处的噪声限值做了规定。1990年颁布的
42、GB1252390建筑施工厂界噪声限值（表1-18），对各施工阶段白天和夜间厂界噪声限值做了规定。,69,70,1.5.6 噪声防治,（2）城市区域环境噪声标准 为保障城市居民的生活区环境质量，我国于1982年首次颁布了城市区域环境噪声标准。1993年作了修改，颁布了GB309093城市区域环境噪声标准（表1-19）。对地处城市的各类功能区的噪声限值做了规定。乡村生活区域也可参照该标准执行。,71,72,1.5.6 噪声防治,(3)火电厂噪声标准 火电厂是噪声源相对集中、噪声幅量大、噪声种类繁多的场所，汽轮机和锅炉房是强噪声集中区，其中以汽轮机运转层、锅炉排气和风机运转噪声最为强烈。强噪声标准
43、如表1-20所示。,73,表1-20 火电厂强噪声强,74,1.5.6 噪声防治,为保证火电厂各类工作场所正常工作，保护工人听力不受损伤。在SDGJ487火力发电厂建筑设计技术规定中对火电厂各类工作场所的噪声容许标准也做了规定见表1-21。,75,1.5.6 噪声防治,76,1.5.6 噪声防治,火电厂的噪声防治:噪声源控制和噪声传播途径控制（1）噪声源控制由国家规定的产品噪声标准控制，没有的可参考以下数据：引风机（进风口前3m处）85 dB（A）送风机（进风口前3m处）90 dB（A）钢球磨煤机 95105 dB（A）其他中、高速磨煤机 8695 dB（A）汽轮机（包括注油器、距声源1m处）
44、90 dB（A）发电机及励磁机（距声源1m处）90 dB（A）推料机（距机壳1.5m处）85 dB（A）汽动给水泵 101 dB（A）,77,1.5.6 噪声防治,（2）噪声传播途径控制 对易于封闭的噪声源，如水泵、风机、汽轮发电机组，采用隔板、阻尼和隔声措施，降噪量可达1030 dB（A）。对不易封闭的设备及系统，如锅炉，加热器和水、煤、汽（气）管道等，采用包覆隔震阻尼材料或设置隔声结构，降噪量达2050 dB（A）。不能进行噪声声源控制和传播途径控制的场所，采取个人防护如带护耳器（耳塞、防声头盔等），或在噪声环境中设置隔声间等办法，降噪量在1540 dB（A）之间。,78,多联产能源系统,生态能源房,新能源住宅,我们向往更加美好的生活！,还我们一个美好家园,84,85,86,87,88,89,90,
