燃煤电厂汞标准
POWER PLANT MERCURY AND AIR TOXICS STANDARDS
Overview of Proposed Rule and Impacts
发电厂汞和大气有毒物排放标准
提议法案及影响综述
ACTION
On March 16, 2011, the Environmental Protection Agency (EPA) proposed the first national standard to reduce mercury and other toxic air pollution from coal and oil-fired power plants. This document provides an overview of the benefits of the proposed clean air standards and highlights key facts and impacts associated with them.
情景
2011年3月16日美国环保部提出了第一个燃煤燃油电厂汞及其他有毒大气污染物排放控制国家标准。本本件提出了该大气清洁法提案的益处和他们相关的突出关键事实及与影响。
BACKGROUND
This proposed rule is developed under section 112 of the Clean Air Act (CAA), provisions that set standards to reduce air pollution from coal- and oil-fired power plants.
Most notably, this proposal sets technology-based emissions limitation standards for mercury and other toxic air pollutants, reflecting levels achieved by the best-performing sources currently in operation.
Existing sources have up to four years to comply with these standards; all existing sources must comply in three years, but individual sources can obtain an additional year if
technology cannot otherwise be installed in time.
The regulations issued today are under a Consent Decree of the D.C. Court of Appeals requiring EPA to issue a proposal by this date, and a final rule in November 2011.
POWER PLANT EMISSIONS
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There are about 1,350 coal and oil-fired units at 525 power plants that emit harmful
pollutants including mercury, arsenic, other toxic metals, acid gases, and organic air toxics including dioxin.
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In 1990, three industry sectors made up approximately two-thirds of total U.S. mercury emissions: medical waste incinerators, municipal waste combustors, and power plants. Two
of those sectors are now subject to standards and have reduced their mercury emissions by
more than 95 percent. In addition, mercury standards for other industries, such as cement production and steel manufacturing, have reduced mercury emissions from a wide range of sources.
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Power plants are the dominant emitters of mercury (50 percent), acid gases (over 50 percent)
and many toxic metals (over 25 percent) in the United States. Despite the availability of
proven control technologies, and the more than 20 years since the 1990 CAA Amendments passed, there are still no existing federal standards that require power plants to limit their emissions of toxic air pollutants like mercury, arsenic and metals.
These standards are long overdue. In 2000, after years of study, EPA issued a scientific and lega l determination that it was ―appropriate and necessary‖ to control mercury emissions from power plants. The prior administration finalized a rule to cut mercury pollution from power plants but the D.C. Circuit struck the rule down as illegal and required EPA to develop standards that follow the law and the science in order to protect human health and the environment.
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While newer, and a significant percentage of older, power plants already control their emissions of mercury, heavy metals, and acid gases, about half of the current electric generating units (EGUs) still do not have advanced pollution control equipment.
EMISSION REDUCTIONS RESULTING FROM COMPLIANCE WITH THE PROPOSED STANDARDS
The proposed rule establishes emission standards for mercury, acid gases (hydrochloric acid, or HCl, as a surrogate), and non-mercury metallic toxic pollutants (total particulate matter (PM) as a surrogate with alternative surrogate of total metal air toxics), and each year would:
o
Prevent 91 percent of the mercury in coal burned in power plants from being emitted to
the air;
o
Reduce acid gas emissions from power plans by 91 percent; and
o
Reduce sulfur dioxide (SO2) emissions from power plants by 55 percent.
HEALTH BENEFITS OF THE PROPOSED STANDARDS
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By updating safeguards under the Clean Air Act to reduce mercury, acid gases, and other
life-threatening pollution in our air, EPA is acting to protect our health and our families from the illnesses—and premature deaths—linked to these pollutants.
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Uncontrolled releases of toxic air pollutants like mercury from power plants damage children’s developing brains, reducing their IQ and their ability to learn.
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They cause a range of dangerous health problems in adults as well, including cancer, heart disease and premature death. Mercury and many of the other air toxics also pollute our nation’s lakes, streams, and rivers. Fish advisories have been issued across the US as a result
of mercury contamination.
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The proposed standards will have direct benefits to neighborhoods near power plants as well as neighborhoods hundreds of miles away from the nearest power plant.
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Each year the standards will prevent serious illnesses and health problems for thousands of Americans, including: up to 17,000 premature deaths, 11,000 heart attacks, 120,000 asthma attacks, 12,200 hospital and emergency room visits, 4,500 cases of chronic bronchitis, and
5.1 million restricted activity days.
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The value of the air quality improvements totals $59 billion to $140 billion each year. That means that for every dollar spent to reduce this pollution, Americans get $5-13 in health
benefits.
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The benefits are widely distributed and are especially important to minority and low income populations who are disproportionately impacted by asthma and other debilitating health conditions.
INVESTMENTS THAT KEEP PEOPLE WORKING AND CREATE JOBS
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Each year, 850,000 missed work or ―sick‖ days will be avoided, enhancing productivity, lowering health care costs for American families.
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Money spent on pollution control at power plants creates high-quality American jobs in manufacturing steel, cement and other materials needed to build pollution control equipment, in creating and assembling pollution control equipment, in installing the equipment at power plants, and operating and maintaining the equipment once it is installed.
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EPA estimates this proposed rule will provide employment for thousands by supporting 31,000 short-term construction jobs and 9,000 long-term utility jobs.
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The standards will maintain fuel diversity:
o
Coal-fired generation becomes much cleaner with little effect on its role as the major generator of U.S. electric power.
o
EPA’s modeling shows that plants totaling less than 10 GW of the nation’s coal-fired capacity (not generation) are expected to retire by 2015 rather than invest in control technologies, which represents about a 2 percent decrease in coal-fired generation.
The plants that are expected to retire are primarily the smaller, less efficient and
higher polluting units that are not used much.
REGULATORY CERTAINTY AND A LEVEL PLAYING FIELD FOR CLEANER ENERGY SOURCES
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These updated and long overdue Clean Air Act standards will provide regulatory certainty, opening up opportunities for investment.
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These proposed standards will result in the upgrading of existing controls (in particular PM controls like electrostatic precipitators or ESPs) and the installation of good engineering controls (including dry sorbent injection or DSI) – all of which is achievable by the 2015 compliance timeline.
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History has shown that power plants can install controls well within the timeframes required by the Clean Air Act. From 2001 to 2003, 150 GW of new generation was built; from 2008 to 2010, about 20 GW of scrubbers was installed each year. The proposed standards will level the playing field so that all power plants will have to limit their emissions of mercury as plants in some states already do. Installing these widely-available controls will help modernize the aging fleet of uncontrolled power plants, most of which are over 30 years old and many of which are over 50 years old.
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EPA modeling indicates that these proposed standards will result in relatively small changes in the average retail price of electricity, primarily due to increased demand for natural gas- keeping electricity prices below 1990 levels.
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This translates into a 1.3 percent increase in residential natural gas prices and a consumer electricity price increase of approximately $3-4 per month.
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In addition to the proposed standards for toxic air pollutants, EGUs are the subject of other rulemakings, addressing the interstate transport of emissions contributing to ozone and particulate matter air quality problems, coal combustion wastes, cooling water control requirements and greenhouse gas emissions. To the full extent that the agency’s legal obligations permit, EPA plans to take into account the combined effects of these upcoming
actions on the industry in its decision-making process, and to approach these rulemakings in ways that allow the industry to make practical, integrated compliance decisions that minimize costs while still achieving the fundamentally important public health and environmental benefits intended under the Clean Air Act.
COMPLIANCE PLANNING, SYSTEM RELIABILITY AND LOW COST ELECTRICITY
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EPA, FERC and DOE will work with entities whose responsibility is to ensure an affordable, reliable supply of electricity, including State Utility Commissions, Regional Transmission Organizations (RTOs), the National Electric Reliability Council (NERC) to share information and encourage them to begin planning for compliance and reliability as early as possible.
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Early planning and actions to spur or support early planning by power companies, utility regulators and system operators can do much to ensure orderly, affordable compliance with the standards.
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EPA modeling indicates that including energy efficiency investments that achieve moderate levels of energy demand reduction in compliance strategies will:
o
Cut substantially total emissions control costs for the power sector;
o
Lower the incremental cost of the standards by more than half in 2020;
o
Lower consumer bills; and
o
Reduce emissions of air pollutants beyond what the standards would achieve,
especially on high electricity demand days when air quality is most threatened.
KEY FEATURES OF THE PROPOSED RULE
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Emissions standards set under the toxics program are federal air pollution limits that individual facilities must meet by a set date. EPA must set emission standards for existing sources in the category that are at least as stringent as the emission reductions achieved by the average of the top 12 percent best controlled sources. EPA must establish standards for all listed hazardous air pollutants (HAPs) emitted from each industry category.
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The proposed rule sets standards – based on the best-performing controls currently in operation – for all HAPs emitted by coal and oil-fired EGUs with a capacity of 25 megawatts or greater. All regulated EGUs are considered major. EPA did not identify any size, design or engineering distinction between major and area sources in this category
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EPA is proposing to subcategorize:
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A certain class of coal-fired boilers located at mine mouths that are generally
designed to burn lignite coal. The mercury limit in this subcategory is based on
“beyond the floor‖ emission reduction op portunities because EPA analysis shows that better controls are widely available and affordable.
o
Solid and liquid oil units because even though petroleum coke is derived from oil, it
is a solid fuel and cannot be burned in a liquid oil-fired boiler.
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EPA is not proposing less-stringent alternative standards (called ―health-based emissions limits‖ or HBEL), which the Administrator has the discretion to consider if she determines that an HBEL will mandate reductions sufficient to protect individuals most exposed to toxic
pollutants. The many HAPs EGUs emit in high amounts negate the basis for adopting this less stringent approach.
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EPA is not proposing a separate subcategory for coal refuse units (aka ―waste coal‖) because our analysis did not indicate that such subcategorization was necessary or warranted.
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EPA is providing flexibility by allowing facility-wide averaging for all HAPs emissions from existing units within the same subcategory. This will allow equivalent, less costly way of achieving emissions standards.
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The proposed rule takes advantage of state-of-the-art high quality monitoring:
o
CEMs for numeric standards (mercury, HCl or SO2, and PM)
o
Emissions testing, parameter monitoring, and fuel analyses allowed for metals and
acid gases; sorbant traps allowed for mercury
o
Thirty day averaging period to accommodates process variability and, coupled with CEMS, facilitates compliance
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The proposed standards will establish achievable numerical emission limits for mercury, PM (as the surrogate for non-mercury metals, with options for measuring the metals) and
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hydrogen chloride (as the surrogate for acid gases with an option for measuring SO2, or the individual acid gases).
o
Records of work practice standards are proposed for organic HAP emissions to ensure proper combustion which prevents formation of organic HAPs, and in recognition of current low levels of emissions near detection limits.
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燃煤电厂汞的排放控制要求与监测方法
V o.l1,N o.3 M ay,2011 环境工程技术学报 Journa l of Env iron m ental Eng i neer i ng T echno l ogy 第1卷,第3期 2011年5月 收稿日期:2011-02-17 基金项目:中国国电集团公司科研项目(Z200703) 作者简介:李辉(1985)),男,硕士,研究方向为燃煤电厂CO 2减排及汞监测技术,li hu i850627@1261co m 文章编号:1674-991X(2011)03-0226-06 燃煤电厂汞的排放控制要求与监测方法 李辉1,2,王强3,朱法华1,2 1.国电环境保护研究院,江苏南京210031 2.南京信息工程大学,江苏南京210044 3.南京国电环保设备有限公司,江苏南京210044 摘要:介绍了汞污染对环境、人体健康的影响与危害及燃煤电厂汞的产生和排放机理,对国内外燃煤电厂汞排放控制相关政策、排放标准进行了对比,重点介绍目前主要的烟气汞排放监测方法。其中较为成熟的烟气汞排放监测技术主要是美国国家环境保护局(U S EPA)制定的安大略法(OHM法),30A法(在线监测)和30B法(吸附采样分析法)。结合我国部分已开展燃煤电厂烟气汞监测项目的经验提出建议:参考发达国家经验,开发适合于我国燃煤电厂的汞检测标准方法及相应仪器设备,在掌握我国燃煤电厂汞排放情况的基础上制订减排目标及排放标准。 关键词:燃煤电厂;汞排放;政策与标准;监测方法 中图分类号:X51文献标识码:A DO I:1013969P.j issn.1674-991X.20111031037 The Control Requirem ents and M onitori ngM ethods forM ercury Em ission i n Coal-fired Po w er P l ants LIH u i1,2,WANG Q iang3,Z HU Fa-hua1,2 1.S tate P o w er Env i ron m enta l P ro tecti on R esearch Institute,N anji ng210031,Ch i na 2.N anji ng U n i ve rs i ty o f Infor m ati on Science and T echno l ogy,N an ji ng210044,China 3.N an ji ng G uodian Env iron m en tal P rotection Equi pment Co.L td,N anji ng210044,Ch i na Abst ract:The effect and har m o f m ercury to t h e env ironm ent and hum an hea lth,as w ell as the m echanis m o f m ercury generation and e m issi o n i n coa-l fired po w er plants,w ere i n tr oduced.The related po licy and standar ds i n China and i n deve l o ped countries w ere co m pared,and the m a i n m on itoring m ethods fo r m ercur y i n flue gas focused.The re lati v e l y m ature m onitori n g m ethods i n cluded Ontario H ydr o M ethod(OHM),30A M ethod and30B M ethod w hich w ere developed by US EPA.Co mb i n ed w ith the m on itori n g experiences i n Ch i n a,it w as suggested t h at t h e standar d m on itori n g m ethods and equ i p m ents shou l d be developed for m ercury e m issi o n i n coa-l fired po w er plants by referri n g to the experience of deve l o ped countries,and the reduction targets and e m i s sion standar ds be for m ulated based on the e m ission m on itoring data a ll over the coun try. K ey w ords:coa-l fired po w er plants;m ercury e m issi o n;po licy and standar ds;m on itoring m ethods 汞是一种重金属污染物,可通过呼吸、皮肤接触、饮食等方式进入人体,危害人体健康。汞对人体健康的危害与汞的化学形态、环境条件和侵入人体的途径、方式有关。金属汞蒸汽有高度的扩散性和较大的脂溶性,侵入呼吸道后可被肺泡完全吸收并经血液输送至全身,在器官内被氧化而对人体造成
化验-中国煤炭分类国家标准中各类煤
中国煤炭分类国家标准中各类煤 新制定的中国煤炭分类国家标准，首先根据煤的煤化程度，将所有煤分为褐煤、烟煤和无烟煤。对于褐煤和无烟煤，再分别按其煤化程度和工业利用的特点分为2个和3个小类。烟煤部分按挥发分大于10～20％、大于20～28％、大于28～37％和大于37％的4个阶段分为低、中、中高及高挥发分烟煤。关于烟煤粘结性，则按粘结指数G区分：0～5为不粘结和微粘结煤。大于50～65为中等偏强粘结煤，大于65则为强粘结煤。对于强粘结煤，又把其中胶质层最大厚度y值大于25mm或奥亚膨胀度b大于150％（对于Vdaf大于28％的烟煤，b大于220％）的煤定为特强粘结煤。这样，在烟煤部分，可分为24个单元，并用相应的数码表示。编号的十位数中，1～4代表煤的煤化程度，编号的个位数中，1～6表示煤的粘结性。在这24个单元中，再按同类煤性质基本相似，不同煤性质有较大差异的分类原则将部分单元合并为12个类别。再煤类的命名上，考虑到新旧分类的延续性和习惯叫法，仍保留气煤、肥美、焦煤、瘦煤、贫煤、弱粘煤、不粘煤和长焰煤8个煤类。 为使同一类煤性质基本一致，新的煤炭分类国家标准增加了4个过度性煤类：贫瘦煤、1/2中粘煤、1/3焦煤和气肥煤。贫瘦煤是指粘结性较差的瘦煤，以区别于典型的瘦煤。1/2粘结煤是由原分类中一部分粘结性较好的弱粘煤和一部分粘结性较差的飞焦煤和肥气煤组成。1/3焦煤是由原分类中一部分粘结性较好的肥气煤和肥焦煤组成。这类煤是焦煤、肥美和气煤中间的过渡煤类，也具有这3类煤的一部分性质，但结焦性较好是公认的。气肥煤再原分类中属肥煤大类，但它的结焦性比典型肥煤要差得多，故新得煤炭分类国家标准将它单独列为一类。这样就克服类原分类方案中同类煤性质差异较大得缺陷。如气煤一号和肥气煤二号再性质上由明显差异，将它们为同一类别很不合理。新得分类国家标准将这些具有过渡性质得煤单独列为一类，从而有利于煤得合理使用。 新的分类国家标准对各类煤的若干特征表述如下： 1、无烟煤（WY） 挥发分低，固定碳高，比重大，纯煤真比重最高可达1.90，燃点高，燃烧时不冒烟。对这类煤，可分为：01号为老年无烟煤；02号为典型无烟煤；03号为年轻无烟煤，无烟煤主要是民用和制造合成氨的造气原料，低灰、低硫和可磨性好的无烟煤不仅可以做高炉喷吹及烧结铁矿石用的燃料，而且还可以制造各种碳素材料，如碳电极、阳极糊和活性碳的原料，某些优质无烟煤制成航空用型煤还可用于飞机发动机和车辆马达的保温。 2、贫煤（PM）
燃煤电厂烟尘超低排放技术
燃煤电厂烟尘超低排放技术 前言 十二五期间，我国平均雾霾天数逐渐增多，空气污染加剧，霧霾严重影响人们身体健康和正常工作、生活秩序。而雾霾天气的形成与一次细颗物PM2.5的排放及环境空气中的二次细颗粒物的形成密切相关。我国的能源消费主要以煤炭为主，发电方式在很长的一段时间内是以燃煤发电为主。《火电厂大气污染排放标准》( GB 13223-2011) 要求在一般地区烟尘排放限值30 mg /m3，重点地区烟尘排放限值20 mg /m3。基于这样的原因，许多大型电厂都安排了电袋复合除尘器，基本上达到了排放要求。2014年9月12日，国家发改委、环境保护部、能源局联合印发《煤电节能减排升级与改造行动计划( 2014-2020)》的通知中，强调严控大气污染物排放，东部地区11个省市新建燃煤发电机组大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机组排放限值，在基准含氧6%条件下，烟尘、SO2、NOx排放浓度分别不高于10、35、50 mg /m3，中部地区8 省则要求接近或达到燃气轮机组排放限值，鼓励西部地区接近或达到燃气轮机组排放限值。 1.成熟的除尘器技术 目前国内比较成熟且适用于各级容量机组的除尘技术主要是静电除尘器和袋式除尘器。 (1)静电除尘器使用周期长、维护费低且适用性较广泛，国内电除尘器出口烟尘浓度限制为20 mg /m3时，50%以上的煤种适用常规电除尘器; 但静电除尘器耗电量大，设备复杂、占地大并且对粉尘比电阻要求较高。对除尘效率低于99.8%，通常选用电除尘器。像神府东胜煤、晋北煤等电除尘器适应性较好的煤种，宜选用电除尘器。 (2)布袋式除尘器对粉尘气流量的变化适宜性强，具有除尘效率高，运行稳定，适用范围广，操作维护容易并且可处理高温、高比电阻的粉尘，但布袋除尘寿命主要取决于滤袋的使用寿命，不适宜于黏结性强及吸湿性强的粉尘，特别是烟气温度不能低于露点温度，否则会产生结露，致使滤袋堵塞。像准格尔煤、宣威煤、澳大利亚煤等电除尘器适应性差的煤种，不宜选用常规电除尘器，可选用布袋除尘器。 2.高效除尘技术方案 2.1湿式电除尘器 湿式电除尘器是直接将水雾喷向电极和电晕区，水雾在芒刺电极形成的强大的电晕场内荷电后分裂进一步雾化，在这里电场力、荷电水雾的碰撞拦截、吸附凝并，共同对粉尘粒子起捕集作用，最终粉尘粒子在电场力的驱动下到达集尘极而被捕集;与干式电除尘器通过振打将极板上的灰振落至灰斗不同的是：湿式电除尘器则是将水喷至集尘极上形成连续的水膜，采用水清灰，无振打装置，流动水膜将捕获的粉尘冲刷到灰斗中随水排出。湿式电除尘器对酸雾、有毒重金属以及PM10，尤其是PM2.5 的细微粉尘有良好的脱除效果。 2.2低低温静电除尘器技术
燃煤电厂的环境污染
3燃煤电厂的环境污染 3.1总括燃煤电厂的情况 燃煤电厂是能源消耗大户，具有用量大、产污量多、排污集中且影响范围大的 特点，使得燃煤电厂已成为许多地区最主要的污染源。它所涉及的环境污染物，有 生产过程中的水、气、声、渣等常规污染物；燃煤贮存、灰渣运输等过程中的无组 织排放的污染物；以及主体工程、原料输送工程占地、水源使用等方面的生态影响 和社会影响等。可以讲,一个大型电厂是一个与社会、经济、环境紧密相关的系统工 程。因此，针对燃煤电厂工程特点和污染特征，透过对影响区域内的大气、水、声、 土壤等方面调查和监测，分析电厂通过采取环保措施后环境质量状况，各项污染物 的治理情况，对其在近期和长期对自然、生态和社会环境的影响的工作显得尤为重 要。 3.2污染问题和与其他电厂的对比的方面 3.2.1烟尘排放 燃煤电厂锅炉的粉尘控制也得到了足够的重视，特别是现代化大型火电厂的静电除尘装备比较完善，大部分电厂的除尘效率已达到98%-99%，全国获此装备基本实现了烟尘达标排放。尽管火电装机容量迅速增加，但烟尘排放总量呈现下降的趋势，基本上做到了增容不增污。但现有的装备的静电除尘设备难以除去燃煤排烟中超细、超轻并易分散的粉尘。 3.2.2二氧化硫排放 2002年电力行业二氧化硫排放量为666×10 8 t，占全国工业部 门二氧化硫排放量的34.6%。目前，我国火电厂烟气中二氧化硫的排放浓度和总量 普遍超出目前的国家排放标准，火电厂二氧化硫排放尚未得到有效控制。“九五” 期间，二氧化硫排放量随装机容量的增长呈上升趋势，已成为我国电力行业实现可持续发展的制约因素。为实现对二氧化硫排放总量的控制，我国今后几年至少要新装1500×104 KW的脱硫设备。由此可见，控制二氧化硫排放的形势十分严峻。氧化硫排放量的减少主要是通过关停小火电机组和换烧低硫煤来实现。二 3.2.3氮氧化物排放 2000年全国火电机组氮氧化物排放量约为469×104t,占全国工业部门氮氧化物排放量的46.1%。火电厂烟气中氮氧化物的排放浓度和总量普遍超出目前的国家排放标准，我国燃煤
燃煤电厂烟气汞排放控制研究现状及进展
燃煤电厂烟气汞排放控制研究现状及进展 1燃煤电厂汞的排放 煤作为一次能源的主要利用方式是燃烧，其燃烧产物会对环境造成严重的破坏。全世界发电用煤量巨大，燃煤电厂是导致空气污染的最大污染源之一。在煤燃烧造成的污染物中，除SO2、NO X和CO2外，还有各种形态的汞排放。汞是煤中的一种有毒的重金属痕量元素，具有剧毒性、高挥发性、生物体内沉积性和迟滞性长等特点。全球每年排放到大气中的汞总量约为5000吨，其中4000吨是人为的结果，而燃煤过程的汞排放量占30%以上。由于我国一次性能源以煤炭为主，原煤中汞的含量变化范围在0.1~5.5mg/kg，煤中汞的平均含量为0.22mg/kg，是世界范围内煤中平均汞含量的1.69倍。根据相关报道,预计2010年中国电煤总需求量为16亿t,以煤炭含汞量为0. 22mg/kg，电厂平均脱汞效率为30%计, 2010年燃煤电厂汞排放量约为246. 4 t。因此燃煤所造成的环境汞污染形势不容乐观，对其排放控制不容忽视。 2 烟气中汞的存在形式及其影响因素 2.1 汞的存在形式 烟气中汞的存在形式主要包括3种：单质汞(Hg0)、化合态汞(Hg+和Hg2+)和颗粒态汞。其中单质汞(Hg0)是烟气中汞的主要存在形式。烟气中汞的存在形态对汞的脱除有重要影响。不同形态汞的物理、化学性质差异较大，如化合态汞易溶于水，并且易被烟气中的颗粒物吸附，因此易被湿法脱硫设备或除尘设备脱除。颗粒态汞也易被除尘器脱除。相反单质汞挥发性高、水溶性低，除尘或脱硫设备很难捕获，几乎全部释放到大气中，且在大气中的平均停留时间长达半年至两年，极易在大气中通过长距离大气输送形成广泛的汞污染，是最难控制的形态，也是燃煤烟气脱汞的难点。 2.2 影响汞存在形态的主要因素 2.2.1 燃煤种类的影响 燃烧所用煤种不同，烟气中汞的形态分布也不同。烟煤燃烧时，烟气中Hg2+含量较高，Hg0含量偏低；而褐煤在燃烧时，烟气中Hg0的含量却较高。褐煤燃烧所产生烟气中Hg0含量最高，亚烟煤次之，烟煤最低，如图1。 2.2.2 燃烧方式以及添加剂的影响 与司炉和链条炉相比，煤粉炉中煤粉与空气接触更加充分，燃烧效率较高，形成的烟气中气态汞含量相对较高，而留在底渣中的汞相对较少。在燃烧过程中，向炉膛内加入一定量
中国煤炭分类、煤质指标的分级
煤质指标的分级
中国煤炭分类(2008-06-19 10:04:30) 中国煤炭分类： 首先按煤的挥发分，将所有煤分为褐煤、烟煤和无烟煤； 对于褐煤和无烟煤，再分别按其煤化程度和工业利用的特点分为2个和3个小类； 烟煤部分按挥发分>10%~20%、>20%~28%、28%~37和>37%的四个阶段分为低、中、中高及高挥发分烟煤。 关于烟煤粘结性，则按粘结指数G区分：0~5为不粘结和微粘结煤；>5~20为弱粘结煤；>20~50为中等偏弱粘结煤；>50~65为中等偏强粘结煤；>65则为强粘结煤。对于强粘结煤，又把其中胶质层最大厚度Y>25mm或奥亚膨胀度b>150%（对于Vdaf>28%的烟煤，b>220%）的煤分为特强粘结煤。 在煤类的命名上，考虑到新旧分类的延续性，仍保留气煤、肥煤、焦煤、瘦煤、贫煤、弱粘煤、不粘煤和长焰煤8个煤类。 在烟煤类中，对G>85的煤需再测定胶质层最大厚度Y值或奥亚膨胀度B值来区分肥煤、气肥煤与其它烟煤类的界限。当Y值大于25mm时，如Vdaf>37%，则划分为气肥煤。如Vdaf<37%，则划分为肥煤。如Y值<25mm，则按其Vdaf值的大小而划分为相应的其它煤类。如Vdaf>37%，则应划分为气煤类，如Vdaf>28%-37%，则应划分为1/3焦煤，如Vdaf 在于28%以下，则应划分为焦煤类。 这里需要指出的是，对G值大于100的煤来说，尤其是矿井或煤层若干样品的平均G值在100以上时，则一般可不测Y值而确定为肥煤或气肥煤类。 在我国的煤类分类国标中还规定，对G值大于85的烟煤，如果不测Y值，也可用奥亚膨胀度B值（%）来确定肥煤、气煤与其它煤类的界限，即对Vdaf<28%的煤，暂定b值>150%的为肥煤；对Vdaf>28%的煤，暂定b值>220%的为肥煤（当Vdaf值<37%时）或气肥煤（当Vdaf值>37%时）。当按b值划分的煤类与按Y值划分的煤类有矛盾时，则以Y值确定的煤类为准。因而在确定新分类的强粘结性煤的牌号时，可只测Y值而暂不测b值。 （中国煤煤分类国家标准表）
燃煤电厂汞的释放研究
燃煤电厂汞的释放研究 摘要本文研究了电厂中汞释放规律，常规燃煤电厂装备静电除尘器和湿式烟气脱硫系统。在锅炉全负荷运行期间，采集了煤矿，煤矿灰，ESP（电除尘器）灰以及除尘后的颗粒进样和出样。固体中的汞浓度在进行适当的处理和酸解以后用冷蒸汽原子吸收光谱测定法进行测量，气态汞用高锰酸钾和硫酸的混合溶液收集后通过冷蒸汽原子吸收光谱测定法进行测量，该结果用来检测：①汞浓度在发电厂中的相对分布；②用MALT-2计算模型来均衡汞的存在形式；③烟囱排放中的汞浓度。烟道气中总的汞浓度分别是1.113，0.422 和0.712 ugm3N。在烟囱排放中超过99.5%的汞以气态形式存在，固体颗粒形式所占的比例是极少的。汞在ESP，FGD和烟气道中的相对分布分别是从8.3到55.2%，13.3到69.2%和12.2%到44.4%。结果表明燃烧条件而不是煤中的汞浓度和污染控制设备的效率是煤电厂中影响汞排放的重要因素。用MALT2程序计算的汞均衡分布情况表明用浓缩机制来解释汞的存在形式对电除尘器中汞的去除效率变化的影响是非常有必要的。 关键词燃煤电厂；释放研究；汞 引言 燃煤电厂的汞释放规律，对某电厂燃烧的三种形式的煤，含汞量分别为：0.0063，0.0367和0.065 mg/kg。基于研究结果，本文进行了以下内容的测量：①物料守恒；②汞浓度在发电厂中的相对分布；③汞存在形式的平衡计算；④烟囱排放中的汞浓度。 1 实验方法 1.1 取样 在锅炉全负荷运行期间，我们采集了进样和出样例如煤矿，粗灰（炉渣，煤渣，空气预热器灰，省煤器灰，引风机灰），ESP（电除尘器）灰，FGD（烟气脱硫）石膏，烟道气，处理水。 1.2 测量 固体中的汞浓度检测方法为对样品进行合适的预处理后用冷蒸汽原子吸收光谱测定法进行测定。总的气态汞在非等速条件下使用高锰酸钾和硫酸的混合溶液在撞击滤尘器中收集。收集样品中汞浓度用冷蒸汽原子吸收光谱测定法进行检测，检测之后的废液酸解[1]。 2 结果与讨论 2.1 电厂中汞的相对分布
MGGH在燃煤电厂超低排放中的作用
MGGH在燃煤电厂超低排放中的作用分析 尹涛叶明强曾毅夫 （凯天环保科技股份有限公司湖南长沙410100） 摘要：MGGH系统具有高效的环保性能，在日本得到了很好的发展。本文介绍了MGGH 的发展情况、工艺原理以及技术优势，并对其在燃煤电厂超低排放中的作用进行了分析。结果表明MGGH具有较大的经济优势，同时能够提高超低排放系统的稳定性能。关键词：燃煤电厂、超低排放、MGGH The effect analysis of MGGH in Ultra-low emission of Coal-fired power plant Yin tao Ye mingqiang Zeng yifu （Kaitian Environmental tech，Changsha，410100） Abstract：MGGH is of high-efficient environment protection property and has been used in Japan in recent years. The development and principle of process and technology advantages of MGGH were introduced. The effect of MGGH in Ultra-low emission of Coal-fired power plant is analyzed. The results show that the MGGH has a great economic advantages and improve stability of Ultra-low emission system. Key Words：Coal-fired power plant, Ultra-low emission, MGGH 1、前言 目前，在我国燃煤电厂湿法烟气脱硫工艺中，未经湿法烟气脱硫装置处理前的烟气温度一般为100~130℃，经吸收塔洗涤降温后的烟气温度会降低到47~50℃，烟气温度较低，水分基本处于饱和状态烟囱排烟温度的降低会造成烟气抬升高度下降，不利于烟气扩散[1-3]。目前比较普遍的解决办法是在脱硫装置烟气进出口设置机械回转式气气换热器（Gas-Gas-Heater，以下简称GGH），将烟囱排烟温度提高，实现干烟囱运行，并可有效提高烟气抬升高度。但从我国燃煤电厂已投运的GGH装置来看，多数存在污染物逃逸，从而导致SO2超标排放、换热片腐蚀、积灰结垢、烟气堵塞、阻力大、运行及维护费用高等系列问题，故障严重时甚至影响系统的正常运行[4-6]。 针对上述问题，美日等国家和地区在环保排放控制综合要求不断提高的推动下，开发应用了余热利用低低温烟气处理技术。其中，日本三菱公司于年研发了可以取代上述GGH的MGGH（全称为Mitsubishi Gas-Gas Heater）技术。即在电除尘器湿法烟气脱硫工艺（单一除尘、脱硫工艺）的基础上，开发了采用无泄漏管式热媒体加热器的湿式石灰石石膏法烟气脱硫工艺在该工艺系统中，原烟气加热水后，用加热后的水加热脱硫后的净烟气。当锅炉燃烧低硫煤时，该工艺具有无泄漏，没有温度及干湿烟
燃煤电厂锅炉烟气静电除尘装置设计说明
石河子大学化学化工学院 燃煤电厂锅炉烟气静电除尘装置设计——大气污染控制工程课程设计任务书 院（系）：化学化工学院 专业：环境工程 学号： 姓名： 指导教师：
完成日期： 2016.01.02 目录 一、前言.................................................................... - 1 - 二、设计资料和依据...................................................... - 2 - 2.1设计依据标准.......................................................... - 2 -2.2设计条件.............................................................. - 2 -2.3烟气性质.............................................................. - 2 -2.4气象条件.............................................................. - 3 - 2.5设计内容.............................................................. - 3 - 三、系统设计部分....................................................... - 3 - 3.1空气量和烟气量的计算.................................................. - 4 -3.2电除尘器的选型............................................ 错误!未定义书签。 3.3电除尘器总体尺寸的确定................................................ - 5 - 3.4 电除尘器零部件的设计和计算……………………………………………………………….- 5 - 3. 5 供电系统的设 计………………………………………………………………………………… .-13- 3.6 壳 体 (14) 四、烟囱的设计............................................. 错误!未定义书签。 4.1烟囱高度的确定：.......................................... 错误!未定义书签。
中国煤炭分类简表
中国煤炭分类简表（表五）：
符号 分类指标用下列符号表示： Vr——干燥无灰基挥发分，%； Hr——干燥无灰基氢含量，%； GR·I（简记G）————烟煤的粘结指数；Y——烟煤的胶质层最大厚度，毫米（mm）；b——烟煤的奥亚膨胀度，%； PM——煤样的透光率，%；
煤炭分级与分类常识 一、煤炭分级 按目前国家标准，以灰分作为划分煤炭级别的标准，灰分小于12 . 5 ％的煤炭，称为冶炼用炼焦精煤；灰分在12 . 51 ％一1 6 ％的煤炭，称为其它用精煤。动力用煤通称动力煤．冶炼用炼焦精煤分级以A =5 . 01 ％一5 ％为一级精煤，以0 . 5 ％的灰分为一个级差，依次上升，共分十五级，为二级精煤：其它用炼焦精煤，以A=12 . 51 ％-13 为一级其它精煤，以0 .5 ％的灰分为一个级差，依次上升，共分七级，如A=13.01 ％一14 % 为二级其它精煤，等等．动力煤分级以如A = 4 . 01 ％一5 ％为一级动力煤，以 1％的灰分为一个级差，依次上升至A = 40 % ，共分三十六级，如混煤A =20 ％一21 % ，为十七级动力煤，等等。二、煤炭分类及代号主要分类标准依据为可燃基挥发分、粘结指数、胶质层厚度，煤炭共分14 个品种： 1、无烟煤（WY） 尤烟煤挥发分产率低，固定碳含量高，密度大（密度最高可达1 . 90g / cm3 ) ，硬度大，燃点高，燃烧时不冒烟。对这类煤又分为：01 号无烟煤为年老无烟煤：02 号无烟煤为典型无烟煤：03 号无烟煤为年轻无烟煤。北京、晋城、阳泉三矿区的无烟煤分别为01 号、02 号、 03 号无烟煤。无烟煤主要是民用和合成氨的造气原料，而且还可以制造各种碳素材料，某些优质无烟煤制成的航空用型煤可用于飞机发动机和车辆马达的保温。目前我国攻克白煤炼焦技术难关，年产120 万t 的无烟煤炼焦项目已在山西高平开工。 2、贫煤（PM ) 贫煤是煤化度最高的一种烟煤，不粘结或微具粘结性．在层状炼焦炉中不结焦．燃烧时火焰短，耐烧，主要是用为发电燃料，也可民用和工业锅炉的配煤。山东淄博矿区有典型的贫煤。
什么是火电机组超低排放
什么是火电机组超低排放 所谓的超低排放，简而言之，就是通过多污染物高效协同控制技术，使燃煤机组的大气主要污染物排放标准达到天然气燃气机组的排放标准。 燃煤电厂是烟尘、二氧化硫(SO2)和氮氧化物(NOX)等大气污染物的主要排放源。根据环保部和国家质量监督检验检疫总局2011年7月联合发布的火电大气污染物排放国家标准，大气污染物特别排放限值如下表： 大气污染物特别排放限值。天地公司技术研发部提供 浙能集团在满足现行国家排放标准的基础上，进一步自我加压，实施更为严格的排放标准，要求燃煤机组的大气主要污染物排放标准达到天然气燃气机组的排放标准，即烟尘5mg/Nm3，二氧化硫35mg/Nm3，氮氧化物50mg/Nm3。 超低排放技术路线 燃煤机组达到燃气机组的排放标准对电厂的环保设备提出了更高的要求。天地环保公司采用多污染物高效协同控制技术，对浙能集团现有的脱硝设备、脱硫设备和除尘设备进行提效，并引入新的环保设备和环保技术对汞和三氧化硫进行进一步脱除，使电厂排放的烟尘、二氧化硫、氮氧化物、汞和三氧化硫达到清洁排放的要求。 针对二氧化硫，主要是对FGD脱硫装置进行改进，采用增加均流提效板、提高液气比、脱硫增效环和脱硫添加剂等方式，实现脱硫提效。 针对氮氧化物，通过实施锅炉低氮燃烧改造、SCR脱硝装置增设新型催化剂等技术措施实现脱硝提效。 针对烟尘、三氧化硫和汞，采用SCR脱硝装置、低低温除尘、FGD脱硫装置、湿式电除尘等协同脱除实现高效脱除和超低排放。
技术路线图如下： 超低排放技术路线图。天地公司设计研发部提供 锅炉排出的烟气经过SCR高效脱硝后，经过空预器出口的烟气通过新增的管式换热器(降温段)后降温至90℃左右，然后进入改造后的低低温静电除尘器，经过除尘后通过引风机、增压风机后 进入吸收塔进行湿法高效脱硫，吸收塔出口的烟气进入新增的湿式静电除尘器作进一步除尘，再进 入新增的管式换热器(升温段)升温至80℃以上后通过烟囱排放。 浙能集团超低排放项目实施的总体部署 国务院在9月10日发布了《大气污染防治行动计划》，要求长三角区域到2017年细颗粒物 浓度下降20%、并明“确除热电联产外，禁止审批新建燃煤发电项目”。 在这样的背景下，煤炭的清洁燃烧和清洁排放技术成了燃煤电厂未来发展的新空间、新蓝海，谁在这一技术上能突破，必然能给整个燃煤火力发电行业带来发展新机遇。 浙能集团走在了政策前面，于2013年在全国率先启动“燃煤机组烟气超低排放”项目建设， 并首先在已投产的嘉电三期7、8号两台百万燃煤机组，由天地环保公司负责改造实施。在建的六 横电厂2×100万千瓦、台二电厂2×100万千瓦燃煤机组烟气超低排放项目也随机组同步建造。 目前，浙能集团已经着手开展300MW等级及以上燃煤机组超低排放改造的相关前期准备工作，将从2014年下半年陆续开展此项改造工程，计划用3年时间全面完成改造工作。预计仅600MW机 组改造总投资将达近40亿元。 在面对节能减排压力与雾霾威胁的背景下，超低排放技术的广泛运用将进一步提高我国以煤 炭为主的能源结构的清洁化水平，而且也为煤电的生存与发展提供了一种新思路。
燃煤电厂的环境污染
3 燃煤电厂的环境污染 3.1 总括燃煤电厂的情况 燃煤电厂是能源消耗大户，具有用量大、产污量多、排污集中且影响范围大的 特点，使得燃煤电厂已成为许多地区最主要的污染源。它所涉及的环境污染物，有 生产过程中的水、气、声、渣等常规污染物；燃煤贮存、灰渣运输等过程中的无组 织排放的污染物；以及主体工程、原料输送工程占地、水源使用等方面的生态影响 和社会影响等。可以讲,一个大型电厂是一个与社会、经济、环境紧密相关的系统工 程。因此，针对燃煤电厂工程特点和污染特征，透过对影响区域内的大气、水、声、 土壤等方面调查和监测，分析电厂通过采取环保措施后环境质量状况，各项污染物 的治理情况，对其在近期和长期对自然、生态和社会环境的影响的工作显得尤为重 要。 3.2 污染问题和与其他电厂的对比的方面 3.2.1烟尘排放 燃煤电厂锅炉的粉尘控制也得到了足够的重视，特别是现代化大型火电厂的静电除尘装备比较完善，大部分电厂的除尘效率已达到 98%-99%，全国获此装备基本实现了烟尘达标排放。尽管火电装机容量迅速增加，但烟尘排放总量呈现下降的趋势，基本上做到了增容不增污。但现有的装备的静电除尘设备难以除去燃煤排烟中超细、超轻并易分散的粉尘。 3.2.2二氧化硫排放 2002 年电力行业二氧化硫排放量为 666×10 8 t，占全国工业部 门二氧化硫排放量的 34.6%。目前，我国火电厂烟气中二氧化硫的排放浓度和总量 普遍超出目前的国家排放标准，火电厂二氧化硫排放尚未得到有效控制。“九五” 期间，二氧化硫排放量随装机容量的增长呈上升趋势，已成为我国电力行业实现可持续发展 的制约因素。为实现对二氧化硫排放总量的控制，我国今后几年至少要新装 1500×104 KW 的脱硫设备。由此可见，控制二氧化硫排放的形势十分严峻。氧化硫排放量的减少主要是通过关停小火电机组和换烧低硫煤来实现。二 3.2.3氮氧化物排放 2000 年全国火电机组氮氧化物排放量约为 469×104t,占全国工业部门氮氧化物排放量的
浅析燃煤电厂烟气汞的排放及控制
浅析燃煤电厂烟气汞的排放及控制 发表时间：2016-09-02T16:57:11.053Z 来源：《基层建设》2015年7期作者：黄志远 [导读] 摘要：排放到环境中的汞会对人类健康和环境造成明显的伤害。 中国能源建设集团广东省电力设计研究院有限公司 510663 摘要：排放到环境中的汞会对人类健康和环境造成明显的伤害。汞进入人体后，可能会造成脑组织的损害，当环境中汞的浓度达到一定的范围时，会造成汞中毒。因此，要对燃煤机组的汞污染进行控制，各国也在针对燃煤机组汞污染的控制进行相关的研究。 关键词：燃煤电厂；烟气汞；排放；控制 一、燃煤电厂烟气汞的排放 赋存在燃煤中的汞经过燃煤电厂的锅炉机组后，开始在炉内高温下，几乎所有的汞会转变为零价汞进入高温的烟气，经过各污染控制设备和其他设施的过程中，由于温度、烟气成分及飞灰等的影响，汞会发生复杂的物理化学变化而转化为不同的形态，最终表现为三种形态：颗粒态汞、氧化态汞以及元素态汞。一般颗粒态汞易于被除尘器收集，氧化态汞易溶于水，易于被WFGD脱除；而元素态汞挥发性高、不溶于水，不溶于酸，很难被除尘器去除。因此，汞的排放形态直接影响汞的脱除效率。 二、燃煤电厂烟气汞形态转化的影响因素 1．在燃煤电厂中，不同形态的汞的含量及比例受到多种因素的综合作用，主要包括煤种、锅炉的燃烧方式及燃烧温度、烟气气氛以及烟气中的HCl和飞灰等。燃煤电厂烟气中的汞含量及形态与燃煤锅炉燃烧的煤种密切相关。研究表明，烟煤燃烧产生的烟气中的汞是以氧化态为主的，亚烟煤燃烧后，烟气中的二价汞含量与零价汞含量相当，褐煤燃烧后烟气中以零价汞为主。 2.锅炉燃烧温度影响汞的形态，在炉膛温度较高时，烟气中零价汞含量较大，大多数的二价汞形成的氧化物不稳定，会发生分解生成单质汞。当烟气温度降低于750K时，烟气中汞元素的主要形态是二价汞。 3.锅炉的燃烧方式不同，会影响煤的燃烧情况，从而影响汞的形态分布，例如，在相同的条件下，循环流化床产生的烟气中的二价汞的比例较大，这与循环流化床的低燃烧温度有关。从燃煤电厂的测试结果发现，使用循环流化床的锅炉排放的烟气飞灰中富集的汞含量较高，这可能是因为循环流化床的燃烧温度较低，形成的飞灰含有较高含量的未燃尽碳，吸附了更多的零价汞。 4.烟气气氛会影响零价汞的氧化作用，由于烟气成分的复杂性，烟气中可能含有促进烟气中的零价汞氧化的物质存在，氧化性的烟气气氛有利于二价汞的形成，相反，还原性的气氛造成了烟气中汞以零价汞为主的结果。 三、燃煤电厂烟气中汞污染控制技术 1．燃烧前脱汞 该方法主要措施是洗煤技术，就是通过一定的物理清洗技术将密度比煤大的含汞化合物分离出来。洗煤技术是在汞的源头上进行汞控制的方法，研究表明，洗煤过程至少能够脱除51%的汞，目前发达国家的原煤入洗率为40%～100%，远高于中国。浮选法也是一种燃烧前脱汞技术，浮选法是将有机浮选及加入粉煤浆液，使得无机的Hg作为浮选废渣而脱除的。 2．燃烧中脱汞 煤燃烧后二价汞的排放浓度与卤素含量有关，因此可以在煤燃烧过程中添加含卤化合物来提高烟气中的二价汞比例，由于二价汞易于去除，因此该法是以中国间接的汞污染控制方法。有人对使用低氯褐煤的烟气汞含量进行中试测试结果表明，向燃煤中添加0.5 mg/g的氯化钙时，排放的烟气中二价汞比例上升50%，零价汞的浓度明显下降。但烟气中卤化物浓度增大后锅炉设备腐蚀速度可能加快。 3．燃烧后脱汞 燃烧后脱汞就是指烟气脱汞，是燃煤电厂的煤经锅炉燃烧之后，对排放的烟气所采取的脱汞措施。基于烟气成分及烟气条件的复杂性，汞在烟气中会以颗粒态汞、氧化态汞以及元素态汞等形式存在，除尘设备能够有效地控制元素态汞，因此烟气中的汞主要以颗粒态汞、氧化态汞的形式存在，美国国家能源部等组织对美国各燃煤电站烟气汞的测试结果表明，不同电站对颗粒态汞和氧化态汞两种形态的汞排放量差别较大，颗粒态汞和氧化态汞在烟气中的含量比例范围分别为6%～60%和40%～94%，而比较难以处理的是颗粒态汞。燃煤电厂的烟气净化设备如除尘器和WFGD能够部分脱除汞，除此之外，还有吸附法、液相氧化吸收法能够进行脱汞，针对零价汞的难于去除特性，还提出了零价汞的催化氧化法等。 （1）吸附法脱汞 吸附法脱汞是向燃煤电厂的ESP或FF的上游喷入活性炭等具有强吸附特性的物质，将烟气中的汞吸附于这些物质表面从而达到有效除汞的目的。用于吸附汞的物质有很多，包括活性炭、飞灰、钙基吸附剂以及新型吸附剂等。 活性炭吸附剂是当前研究的重点之一，活性炭吸附烟气中的汞在垃圾焚烧炉中应用效果很好，国外活性炭也有燃煤电厂采用活性炭吸附脱除烟气中的汞。活性炭对汞的吸附能力受烟气成分、烟气温度和接触时间等影响。普通活性炭吸附容量不大，且接触时间较短，因此对零价汞的吸附作用较差。为提高吸附效率，开始研究改性活性炭进行烟气脱汞，即在活性炭表面注入硫、氯或碘，增加活性炭的吸附性。目前国外已经开发了载溴活性炭吸附剂并进行了现场测试，结果达到了实际应用水平。尽管利用活性炭脱汞效率较高，但投资成本较高，因此活性炭吸附剂用于燃煤电厂烟气脱汞受到了经济上的限制。 与活性炭相比，飞灰易于获得，同时价格低廉，受到人们广泛关注。研究表明，燃煤产生的飞灰可以吸附一部分的气态汞，飞灰的吸附性能与温度、飞灰本 身的特性以及烟气的成分有关，有研究者提出，飞灰中的金属氧化物促进零价汞的催化氧化。 和飞灰类似，钙基类的物质也较容易获得，且是有效的脱硫剂，能够去除烟气中的SO2。因此考虑钙基类物质对烟气汞的脱除研究，美国EPA对此做了相关研究，结果表明，钙基类吸附剂能够有效地吸附烟气中的二价汞，对零价汞的吸附效率较低。同时，有研究者进行钙基吸附剂的模拟实验，结果表明，烟气中的SO2对汞的去除有促进作用。 （2）液相氧化吸收法 由于零价汞与二价汞在水中溶解度的不同，可以在溶液中加入强氧化性的物质，使得不溶于水的零价汞首先被氧化剂氧化为二价汞而被液体吸收。美国的Argonne 国家实验室研究表明：在烟气中不含SO2时，可以采用碘、氯或高氯酸溶液进行零价汞的液相氧化吸收，但
燃煤火电厂超低排放解析
燃煤火电厂超低排放解析 【摘要】燃煤火电厂在生产过程中，燃料燃烧排放大量烟尘、SO2、NOx，对环境造成了严重破坏。随着社会环保意识的加强，对热电厂污染排放的要求也越来越高。本文就热电厂超低排放展开分析。 【关键词】超低排放；脱硝；脱硫；除尘 根据数据显示，2014年以来，全国平均雾霾天数为52年来之最，安徽、湖南、湖北、浙江、江苏等13地均创下“历史纪录”。大气污染在京津冀地区、长三角尤为严重。为遏制日渐严峻的大气污染物排放形势，2014年9月12日，国家发展改革委、环境保护部、国家能源局联合下发了“关于印发《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）》的通知”，提出了新建燃煤发电机组大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机组排放限值的行动目标。即在基准氧含量6%条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于10、35、50毫克/立方米，业界称其为超低排放，以下就燃煤火电厂中的超低排放进行分析。 1 燃煤火电厂大气污染物排放现状 燃煤火电厂的大气污染主要是二氧化硫、二氧化碳和一些硫化物、NOx及烟尘等。二氧化硫、硫化物、NOx排入空气中之后，会形成酸雨，进而破坏土壤和建筑；二氧化碳是引起温室效应的主要气体，排入空气中后，会进一步加强温室效应现象；而烟尘进入空气中后，主要是以悬浮物、尘埃形式存在的，会造成空气中细颗粒物浓度较高，影响大气环境质量，甚至形成雾霾等现象。 目前，燃煤火电厂大气污染物排放执行的最新标准是《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011），该标准2012年1月1日起执行。并于2013年2月27日发布了《关于执行大气污染物特别排放限值的公告》（公告2013年第14号），明确了重点地区范围，要求重点地区范围内的火电燃煤机组自2014年7月1日起执行烟尘特别限值标准。结合前述的超低排放指标，各排放标准对比见表1： 表1 各排放标准对比 序号污染物项目环保部现行标准（mg/Nm3）重点地区排放标准（mg/Nm3）超低排放标准（mg/Nm3） 1 烟尘30 20 5 2 二氧化硫100 50 35 3 氮氧化物
中国煤炭分类、煤质指标的分级
煤质指标的分级 中国煤炭分类 (2008-06-19 10:04:30)
??中国煤炭分类： 首先按煤的挥发分，将所有煤分为褐煤、烟煤和无烟煤； 对于褐煤和无烟煤，再分别按其煤化程度和工业利用的特点分为2个和3个小类； 烟煤部分按挥发分>10%~20%、>20%~28%、28%~37和>37%的四个阶段分为低、中、中高及高挥发分烟煤。 关于烟煤粘结性，则按粘结指数G区分：0~5为不粘结和微粘结煤；>5~20为弱粘结煤；>20~50为中等偏弱粘结煤；>50~65为中等偏强粘结煤；>65则为强粘结煤。对于强粘结煤，又把其中胶质层最大厚度Y>25mm或奥亚膨胀度b>150%（对于Vdaf>28%的烟煤，b>220%）的煤分为特强粘结煤。 在煤类的命名上，考虑到新旧分类的延续性，仍保留气煤、肥煤、焦煤、瘦煤、贫煤、弱粘煤、不粘煤和长焰煤8个煤类。 ????在烟煤类中，对G>85的煤需再测定胶质层最大厚度Y值或奥亚膨胀度B值来区分肥煤、气肥煤与其它烟煤类的界限。当Y值大于25mm时，如Vdaf>37%，则划分为气肥煤。如Vdaf<37%，则划分为肥煤。如Y值<25mm，则按其Vdaf值的大小而划分为相应的其它煤类。如Vdaf>37%，则应划分为气煤类，如Vdaf>28%-37%，则应划分为1/3焦煤，如Vdaf在于28%以下，则应划分为焦煤类。 ????这里需要指出的是，对G值大于100的煤来说，尤其是矿井或煤层若干样品的平均G值在100以上时，则一般可不测Y值而确定为肥煤或气肥煤类。 ????在我国的煤类分类国标中还规定，对G值大于85的烟煤，如果不测Y值，也可用奥亚膨胀度B值（%）来确定肥煤、气煤与其它煤类的界限，即对Vdaf<28%的煤，暂定b值>150%的为肥煤；对Vdaf>28%的煤，暂定b值>220%的为肥煤（当Vdaf值<37%时）或气肥煤（当Vdaf值>37%时）。当按b值划分的煤类与按Y值划分的煤类有矛盾时，则以Y值确定的煤类为准。因而在确定新分类的强粘结性煤的牌号时，可只测Y值而暂不测b值。 （中国煤煤分类国家标准表）
燃煤电厂汞标准
POWER PLANT MERCURY AND AIR TOXICS STANDARDS Overview of Proposed Rule and Impacts 发电厂汞和大气有毒物排放标准 提议法案及影响综述 ACTION On March 16, 2011, the Environmental Protection Agency (EPA) proposed the first national standard to reduce mercury and other toxic air pollution from coal and oil-fired power plants. This document provides an overview of the benefits of the proposed clean air standards and highlights key facts and impacts associated with them. 情景 2011年3月16日美国环保部提出了第一个燃煤燃油电厂汞及其他有毒大气污染物排放控制国家标准。本本件提出了该大气清洁法提案的益处和他们相关的突出关键事实及与影响。 BACKGROUND This proposed rule is developed under section 112 of the Clean Air Act (CAA), provisions that set standards to reduce air pollution from coal- and oil-fired power plants. Most notably, this proposal sets technology-based emissions limitation standards for mercury and other toxic air pollutants, reflecting levels achieved by the best-performing sources currently in operation. Existing sources have up to four years to comply with these standards; all existing sources must comply in three years, but individual sources can obtain an additional year if technology cannot otherwise be installed in time. The regulations issued today are under a Consent Decree of the D.C. Court of Appeals requiring EPA to issue a proposal by this date, and a final rule in November 2011. POWER PLANT EMISSIONS . There are about 1,350 coal and oil-fired units at 525 power plants that emit harmful pollutants including mercury, arsenic, other toxic metals, acid gases, and organic air toxics including dioxin. . In 1990, three industry sectors made up approximately two-thirds of total U.S. mercury emissions: medical waste incinerators, municipal waste combustors, and power plants. Two of those sectors are now subject to standards and have reduced their mercury emissions by more than 95 percent. In addition, mercury standards for other industries, such as cement production and steel manufacturing, have reduced mercury emissions from a wide range of sources. . Power plants are the dominant emitters of mercury (50 percent), acid gases (over 50 percent) and many toxic metals (over 25 percent) in the United States. Despite the availability of proven control technologies, and the more than 20 years since the 1990 CAA Amendments passed, there are still no existing federal standards that require power plants to limit their emissions of toxic air pollutants like mercury, arsenic and metals.