燃煤电厂环境因素识别

1、3、燃煤电厂环境因素识别3.1行业概况简介发电厂是将各种动力能源最后转变成电能的生产单位，由于所用的能源不同，电厂的种类很多，如火力发电厂、水力发电厂、原子能发电厂、地热发电厂、风力发电厂、潮汐发电厂、太阳能发电厂等等。其中，水力、风力、地热、潮汐、太阳能、原子能等都是比较清洁的能源，对大气环境影响最大的是火力发电中的燃煤电厂，尤其是燃煤锅炉的烟气，这是造成中国煤烟型大气污染的主要因素。1997年,我国二氧化硫排放达到2346万吨，成为二氧化硫排放大国，其中电力工业的排放量接近 1/3。为控制二氧化硫污染，国务院于1998年1月批复了国家环保局制定的酸雨控制区和二氧化硫污染控制区划分方案，对电

2、力行业的二氧化硫的控制提出了严格的要求。方案的主要内容是：1国务院明确规定禁止在大中城市城区及近郊区兴建电厂；2、提出了在 2010年前现有电厂燃煤含硫量大于1%的电厂要安装脱硫装置或采取具有相应效果的减排二氧化硫措施。3、二氧化硫排放实行收费，排放每千克二氧化硫收费0.2 元；4、所有污染物在2000 年前要达标排放。与此同时，燃煤电厂给环境造成的水污染、粉煤灰（渣）的污染以及噪声方面的污染也有趋于严重的趋势，也应引起相当的注意。由于我国能源结构的特点以及我国目前的生产力发展水平，决定了我国电力生产以火电为主。如表1-1所示，在全国发电量中，水电占20%左右，火电占 80%左右，核电方面已经

3、有建成并已投入使用的核电站，但其所占比例极小，尚在积极开发之中。火电中90%为燃煤发电机组。由表 1-2可知，目前用于发电的煤炭，占全国煤炭总产量的1/4,且呈逐年增加的趋势。从表中可以看出，燃油量呈逐步减少的趋势，这表明有一部分燃油发电机组已该为燃煤。表1-1我国电力工业装机容量及发电量的构成年份19851986198719881989装 机 容 量合 计（mw ） 水 电（mw ） 火 电（mw ）870532641560638938192754266276102897301937270411549732698827991266383458390255发 电 量合计（亿kwh）水电（亿kw

4、h）火电（亿kwh）49发电量中的火电比例 （%）表1-21985-1990年全国6MW 及以上火 电厂燃料消耗年份198519861987198819891990原煤消耗量（万t）占全国煤产量比例（）燃油消耗量（万t）占全国油产量比例（）燃煤电厂生产工艺流程燃煤电厂的生产工艺流程是：煤炭在锅炉内燃烧，使其化学能转变为热能，将 水加热成高温高压蒸气，蒸气在气轮机内膨胀作功，把热能转变成机械能，带动发 电机，将机械能转变成电能。燃煤电厂生产工艺流程示意如图2-1。图2-1燃煤电厂生产工艺流程图由流程图中可以看出，燃煤电厂生产工艺大体分为三个阶段。即所谓的燃煤阶 段、做功阶段、输送阶段。在第一阶段

5、，首先通过输煤皮带将煤输送到煤斗中，经过磨煤机磨成较细的煤 粉后送至燃煤锅炉进行燃烧放出大量的能量，利用这些能量将水箱送过来的水加热 成高温高压蒸汽，同时燃烧后的煤渣经过渣斗送到冲灰沟，经处理后送至灰场。在第二阶段，汽轮机接受第一阶段输送过来的高温高压水蒸汽进行做功并通过 发电机将能量转化为电能。同时，必须给汽轮机加入循环冷却水以使之能正常工作。在第三阶段，发电机所产生的能量经过主变压器后由传输线路传向各地。我们从燃煤电厂的生产工艺流程可以清楚的知道，在三个阶段中的电力输送阶段是产生的污染较少，污染主要来源于第一和第二两个阶段。污染物以大气污染物为主，同时还涉及废水污染、粉煤灰污染以及一部分噪

6、声污染。燃煤电厂按其功用可分为凝汽式电厂 和热电厂。前者安装凝汽式机组，仅向外界用户供应电能；后者安装供热机组，除供电外，还向热用户供应热能一一蒸气和热水。凝汽式电厂 采用凝汽式汽轮机，进入汽轮机的蒸气除少部分从轴封泄漏和抽出供回热加热系统使用外，全部进入凝汽器，由于汽轮机的排汽仍具有一定的压力和 温度，这一部分能量没有转换成机械能，称为冷源损失。排汽的压力和温度越高， 冷源损失所占的比例也越大。热电厂 利用作过功的蒸汽对外供热，或可根据热用户的要求，从汽轮机的某级 后抽出部分蒸汽对外供热，其余的蒸气在汽轮机内作功后排入凝汽器。由于进入凝 汽器的蒸汽量减少，因此冷源损失降低，循环热效率提高。因

7、此，应大力推广热电 联产，提高能源利用率。热电厂的供热锅炉与一般工业锅炉或中心锅炉房的供热是有所区别的，工业锅 炉或中心锅炉房是简单地生产和供应热能，而热电厂是在生产电能的基础上向外供 热。-2P-2）左右的称为中压锅炉；压力为 9.8 MPa （100-2-2-2-2）的称为超临界压力锅 炉。表2-2是1990年不同电厂的供电煤耗和厂用电率。供电煤耗越低，则生产每单 位发电量排放的污染物越少，有利于搞好环境保护。表2-21990年不同电厂供电煤耗及厂用电率电厂分类供电煤耗g （标准煤）/ kw.H厂用电率（）统计依据高压供热电厂38724家电厂平均值中压供热电厂49211家电厂平均值有亚临界

8、机组凝汽式电厂36616家电厂平均值有200MW机组的凝汽式电 厂39234家电厂平均值有125MW机组的凝汽式电 厂41418家电厂平均值有高压 100MW机组的凝汽 式电厂43221家电厂平均值以高压50MW机组为主的凝 汽式电厂41314家电厂平均值高中压机组混合的凝汽式电 厂50710家电厂平均值总容量为 100MW 及以上中 压凝汽式电厂5529家电厂平均值燃煤电厂的环境因素近年来，我国电力工业发展迅速，火电装机容量增加较快。“六五”计划末的1985年火电装机容量为43570.6MW，“七五”计划末的1990年已经增加至 74644.1MW ,增长了 71.3%,燃煤量由 1985年

9、的14204万t增加到 1990年的23165 万t,增长了 63.1%。我国火力发电是以燃煤为主，而煤在燃烧过程中会产生大量 的污染物质，其主要污染物有烟尘、二氧化硫、灰渣和废水等，表3-1是我国近几年来50MW 及以上火力发电厂的污染物排放状况。表3-1 我国50MW及以上火力发电厂环境状况项目 年19861987198819891990装机容量（MW ）燃煤量（万 t）1579517866201182190923165SO2排放量（万 t）SO 2超标排放量（万t）烟尘排放量（万t）平均除尘效率（）一一94.34灰渣排放量（万t）42264762554563176519灰渣利用量（万t）

10、9591096146917861840灰渣排入江河量 （万t）434463430403382灰渣排入灰场量 （万t）31673599426348525295抻灰（渣）水排放 量（万t）一灰水PH招标排放 量（万t）灰水SS超标排放 量（万t）灰水氟超标排放 量（万t）化学废水排放量 （万t）废水总排放量（万t）废水治理费用（万 元）下面我们对火力发电厂的污染因素逐一加以分析和讨论。.火力发电厂的大气污染因素燃煤电厂废气的来源与分类见表3-1。其中锅炉烟气的排放量及其所含的污染物排放量远远大于其它废气，是污染治理的重点。表3-1 燃煤电厂废气来源与分类废气名称废气来源废气温度废气中主要污染物烟气

11、锅炉燃烧120190 C飞灰，SOx, NOx, CO , 氟化物，氯化物等含尘废气气力输灰系统中间灰 库排气一般低于80 C飞灰含尘空气煤场、原煤破碎机、输 煤皮带常 温煤尘锅炉燃煤产生的烟气中所含的污染物主要有飞灰、硫氧化物、氮氧化物，此外， 还有一氧化碳、二氧化碳和少量的氟化物与氯化物。这些组分来源于煤炭中的矿物 组成物质，但其中氮氧化物的一部分是空气中的氮在燃烧高温下氧化而成。 烟尘的相关环境因素煤在锅炉中燃烧，产生高温气体。煤中所含的灰份，在燃烧之后，一部分变成 炉渣，这就造成燃煤电厂的灰渣污染问题。另一部分则以飞灰的形式随烟气离开锅 炉，这就是通常所称的烟尘。高温气体主要以对流传热

12、方式把热量传递给过滤器、 省煤器和空气预热器等。在传热过程中，烟气温度不断降低，离开空气预热器进入 除尘器前，烟气温度一般为120490 C ;液态排渣煤粉炉为0. 60左右；旋风炉为0. 200. 40;链条炉为 0.20左右；抛煤机炉为 0.30左右；沸腾炉为 0.400.60。 同样的炉型，燃用的煤质不同，锅炉排烟中含尘浓度的差别也很大。据测试数据， 固态排渣煤粉炉燃用发热量为28000kJ/kg、灰分为10%的优质煤时，排烟中的含尘浓度不足 10g/m3 （标），而当燃用发热量为14470J /kg、灰分为47%的劣质煤时，含尘浓度可达70g/m3 （标）左右。3,松装密度为0.60.

13、8g/cm3。飞灰的化学成份以SiO2和A12O3为主，两者之和一般大于 70%。此外，还有Fe2O3、CaO、MgO、Na2。、K20、TiO 2、SO3 等。如前所述，烟尘的主要成分是氧化钙、二氧化硅和三氧化二铝，约占90%以上；其它尚有金属物质铅、铭、镒、铁、镉等及其化合物；有机物尚有多种煌类化合物。 烟尘易吸收水分，形成表面具有强吸附性的凝聚核。能吸收二氧化碳、氮氧化物、 一氧化碳等各种气体和金属尘粒。烟尘主要危害人体的呼吸系统。大于5微米的多滞留在上呼吸道，小于5微米的滞留在细支气管和肺泡，0.011微米的在肺泡内沉积率最Wj 0燃煤电厂锅炉烟气量虽因煤种和锅炉设备状况不同有一定差别

14、，但因其额定蒸发量大，故排放的烟气量远大于其它工业炉窑。如一台200MW机组的锅炉 （670t/h）每小时排放烟气 8090万m3 （标）（折合工况烟气量约130140万m3/h）。1990年全国50MW 及以上燃煤电厂燃煤2.3亿多吨，全年排放烟气2355Gm 3 （标），飞灰343.5万吨，二氧化硫 403.11万吨，氮氧化物 222.15万吨。表 3-3为全国50MW 及 以上火电厂锅炉烟气量占全国烟气量的比例。表3-3 50MW 及以上火电厂 烟气量占 全国烟气排 放总量 的比例年份19861987198819891990火电厂烟气排放量（Gm3 （标）占全国烟气排放总量的比例（）由于

15、燃煤电厂锅炉烟气量大，烟气温度一般高出环境空气很多，一般用高烟囱排放，因而烟气抬升高度大，扩散范围广，随风传输形成连续的烟流，距离可达几百甚至上千公里，从而可能跨越国界，引起环境纠纷。随着经济的发展与技术的进步，近年来全国燃煤电厂采用高烟囱的比例明显增加，如表 3-4所不。表3-4全国火电厂不同高度烟囱数量及比例年份199319941995烟囱数量（座）385416426210m以上数量（座）/比例（）80-210m 数量（座）/比例（）80m以下数量（座）/比例（）二氧化硫的相关环境因素全国燃煤电厂燃煤含硫量多在0.5-2.5% 范围，煤中的硫以无机硫（黄铁矿和硫酸盐）和有机硫（硫醇和硫醛）

16、形式存在，燃烧时大部分与氧化合生成二氧化硫随烟气排出。在高温条件下，当有氧存在时，其中一部分二氧化硫转化为三氧化硫，三氧化硫占硫氧化物的比例通常只有0.55%。排人大气的二氧化硫气体，也会被氧化而生成三氧化硫，遇水形成硫酸雾，再与粉尘结合而形成酸性粉尘，或者进入大气的水滴中，然后氧化生成硫酸；大气中的硫酸雾、酸性颗粒物和酸性云水都是 形成酸性降水的因素。从全球来说，矿物燃料燃烧占人工排硫量的7585%,燃煤电厂、炼油厂和冶金厂等工业生产过程排出2515%。表3-6是近年来全国 50MW 及以上火电厂二氧化硫的排放量：表3-6 近年来全国 50MW及以上火电厂二氧化硫的排放量年份项目198719

17、8819891990二氧化硫排放量（万t/a）二氧化硫超标量（万t/a）超标率18.44由此表可以看出：（i）二氧化硫的排放量随着火电装机容量的增长而增加。但由于近年来越来越多地采用大容量机组，蒸汽参数提高，发电煤耗降低，使二氧化硫排放量增加的速度略低于火电装机容量增长的速度。（ii） 19871989年全国火电厂燃煤的平均含硫量变化不大，而1987年以来的二氧化硫排放的超标率有所下降，其原因主要是新建电厂大多采用180m、210m,乃至 240m的高烟囱，某些老厂在改建、扩建的同时也采用了高烟囱，高烟囱所占比例逐渐上升，利用大气扩散稀释自净的能力，减少二氧化硫对当地环境的影响。氮氧化物的相关

18、环境因素氮氧化物，主要是一氧化氮和少量的二氧化氮。全国燃煤电厂燃煤含氮量多在 0.5-2.5% 范围，由燃煤电厂所产生的氮氧化物就是不容忽视的一个重要来源。由于 煤炭中含有的含氮物质，在其高温燃烧过程中（1200 C）会被氧化成为气体状态的氮氧化物。氮氧化物在大气中会转化为硝酸，是形成酸雨的另一主要物质。氮氧化物与二 氧化硫的干沉降，同样会造成水体的土壤的酸化。另外，值得注意的是，氮氧化物 还是形成臭氧的另一重要前体物。.水蒸气和废热的相关环境因素现代矿物燃料电站的热效率一般只有3840% ,燃气一一蒸汽联合发电站可达4446% ,热电联产 电站可达 80%以上，其余的热量作为废热排入电站周围

19、的环境 中。正是因为燃料燃烧所产生的热量无法得到全部的利用才造成了水蒸汽和废热对 环境的污染。从高空俯视电厂，在中午几个小时内，在周围晴空的条件下，常看到电厂上空 会出现一片孤立的云区。这是由于大量废热排到上空，使大气低层加热，促使发热 对流，造成一片云区。水蒸气在空气中的变化幅度很大。干燥的空气含水蒸气0.02% ,浓度为200ppm ;湿润的空气可达6%,浓度达 60000Ppm 。人体对湿度的感觉是：在气温 1821 C时，相对湿度 5060%时，感觉适宜。人体每天由皮肤和肺的蒸发要失去8002000克水份。电站水蒸气和废热的排放有可能会改变一定区域的小气候，增加空气的比湿。 从另一角度

20、来看，这对人体健康有一定好处。电厂大部分废热是由蒸汽在冷凝器中转移到冷却水中，水因其丰富，廉价，高比热，通常被用作冷却剂，但其热量不能及时向周围的水体或大气扩散以维持一定的热平衡，就会产生“ 热岛效应 ”形成热污染，产生对环境的破坏。另一方面，电站的排热可以利用作为冬季取暖以及农业和养殖业的冬季生产用热等。火力发电厂废水及其水质对环境的影响火力发电厂大都以水作为工作介质和冷却介质，所以用水量很大。据有关资料介绍，先进国家的火力发电厂每百万千瓦的耗水量为3/s ，而我国目前的平均水平则高达3/So为此，降低耗水量和减少排放废水对环境的污染是很有意义的。废水主要来源于以下几个方面：汽轮机凝汽器的冷

21、却排水火力发电厂的凝汽器冷却水系统分为直流式冷却水系统和循环式冷却水系 统。前者多设计在水资源丰富的地区，如长江流域以南。后者多设计在水资源较匮乏的地区，如华北、西北一带。在循环式冷却水系统中，除了蒸发、泄露、风吹损失一部分水量外，为了保证系统中的水质不结垢、不腐蚀、少生长微生物，还需排放一部分水，称为排污水。排污水的水质除了与原水的水质有关外，主要与循环冷却水的处理方式有关，如循环冷却水加酸处理时，其水中往往含有过高的盐类，特别是硫酸盐；如采用投加水质稳定剂处理，其水中往往含有较高的磷系化合物及微生物。在直流式冷却水系统中，因为水不是被循环使用，而是一次性通过凝汽器就排放掉，所以除了水温有所

22、上升外，其它水质指标变化不大，只是水中游离二氧化碳有所散失。汽轮机凝汽器的冷却水用量很大，占火力发电厂用水量的 80%90% 以上， 这主 要与冷却系统的形式、水源水质、处理方式及冷却倍率等因素有关。锅炉烟气的除尘器排水和水力冲灰、冲渣废水我国的火力发电厂是以燃煤为主的，因此粉煤灰的排放量很大。据有关资料统计，我国的火力发电厂每年的派渣量大约为 6500 万吨 ，如全部采用水力冲灰，且灰水比按1： 15 计算，则每年的排灰渣量大约为 97500 万立方米。目前，减少这部分废水量的有效途径是采用浓浆输送、降低灰水比和展开煤灰的综合利用。化学水处理废水化学水处理废水包括澄清设备的泥浆废水、过滤设备

23、的反洗排水，离子交换设备的再生、冲洗废水以及凝结水净化装置的排放废水。其废水量决定于水处理设备的规模、水质及运行方式等。锅炉化学清洗和停炉保护废水不仅要求新建锅炉启动前要进行化学清洗，而且对运行机组，当受热面上的沉积物超过有关规定时，也要进行化学清洗。锅炉化学清洗一般是按照水冲洗、碱洗、酸洗、漂洗和钝化等步骤进行的，而每一步操作都会产生一定量的废水。其废水总量一般为清洗系统水容积的1520倍，如一台 200MW 的机组，其化学清洗的水容积大约为 401.5m 3，而废液总量为6000 8000m 3。停炉保护是锅炉的主要防腐措施之一，它对锅炉的安全运行有重要意义，这部分废水的排放量大体与锅炉保

24、护的水容积相当。生活污水生活污水是指厂区职工与居民在日常生活中所产生的废水，它包括厨房洗涤、沐浴、衣服洗涤、卫生间冲洗等废水，生活污水量应根据厂区职工的生活用水量和居民居住区的用水量来确定。而职工生活用水标准一般每人每班为2535L ,小时变化系数为 3.03.5;淋浴水标准每人每班为4060L ,其延续时间为 1.0h,职工最大班人数为职工总数的 80；居住区生活标准每人每天为 180L ，小时变化系数为 2.0 ，其延续时间为 24h ，含油废水火力发电厂虽然以燃煤为主，但是燃煤电厂的重油设施、主厂房、电气设备、辅助设备等都可能排出含油废水。废水中有重油、润滑油、绝缘油、煤油和汽油等。重油

25、设施排出的含油废水是指水泵的冷却水、重油设施的凝结水、被重油污染的地下水以及事故排放和检修所造成的废水。主厂房排出的含油废水是指因汽轮机和转动机械轴承的油系统泄漏油而产生的含油废水。电气设备（包括变压器、高 压油开关等）排出的含油废水是由于法兰连接处泄漏引起的。其他废水其他废水包括锅炉的排污水、锅炉向火侧和空气预热器的冲洗废水，凝汽器和冷却塔的冲洗废水，化学监督取样水和实验室排水、消防排水、轴承冷却排水、炉烟脱硫废水以及贮煤、输煤系统的排水等等。火力发电厂的贮煤、输煤系统，通常占用了厂区很大一部分面积，而且是露天或半露天式的。因此，当对输煤系统及贮煤场地进行冲洗或天然降水时，就会产生相当数量的

26、废水。如上所述，火力发电厂是用水量很大的行业之一，在生产过程中会产生各种废水。这些废水可分为两种类型。一种是经常性废（排）水，因这部分废水是随日常生产和生活排放的，所以其水量和水质相对比较稳定。这部分废水包括：锅炉补给水处理的再生、冲洗废水；凝结水精处理的再生、冲洗废水；取样排水，锅炉排污水；澄清过滤设备排放的泥浆废水；主厂房生产排水；生活污水等。另一种是非经常性废（排）水，因是在设备启动、检修、清洗时间断排放的，所以不仅水量变化大、排放时间集中，而且水质也常因机组容量的大小和生产工艺不同而有所差异。这部分废水包括：锅炉清洗废水；锅炉烟侧及空气预热器冲洗废水；除尘器洗涤废水；冷却塔排污水及冲洗

27、水；煤场废水等。燃煤电厂粉煤灰（渣）的相关环境因素粉煤灰是指燃煤电厂锅炉燃烧产生的细灰，又称飞灰；炉渣是指锅炉膛底部排出的炉底灰。我国火力发电厂燃煤的灰分高，因此排灰量大，对环境已构成较严重的污染；但是，粉煤灰又是一种潜在的资源，用途广泛，可用于建材、筑路、农业和回填废旧矿坑、洞等。由除尘器收集下来的飞灰即为 粉煤灰 ；由炉底排出的废渣称为炉渣 。粉煤灰与灰渣的比例和锅炉型式有关，对于固态排渣炉通常为 8 ： 2 。未被除尘器收集下来的飞灰随烟气通过烟囱排入大气会造成大气污染。飞灰中颗粒大的部分在烟囱附近就会降到地面上， 其颗粒直径一般大于10 微米； 直径小于10 微米的飞灰颗粒称为飘尘，它

28、可在大气中较长时间地漂浮。粉煤灰输送方式有干、湿两种。湿法输灰也称水力输灰。它是将收集的粉煤灰用水由灰浆泵经过管道冲排至灰场。干法输灰是将收集下来的粉煤灰用机械方式或气力输送方式将灰运走。燃煤发电厂的粉煤灰多数以水力冲灰形式用管道送至储灰场，由于输灰管道漏水、漏灰、灰水从储灰场排出等，造成水体环境污染。粉煤灰直接排入天然水体中，则形成沉积物、悬浮物、可溶物，造成多种危害。另外，目前粉煤灰的处置，仍以灰场储放为主，不仅占用大面积土地，而且由于灰场渗漏也污染了土壤和地下水。此外，粉煤灰在运输、储存过程中也会引起污染。4 燃煤电厂噪声环境因素火力发电厂作为大型能源企业，有许多大功率旋转设备，例如汽轮

29、机、发电机、电动机、 球磨机及各种风机和泵体等， 这些设备的声功率级高达130dB 左右。 另外，各种介质在管道中的高速度流动，例如汽轮机主气门、减温减压器、主送风机的进气口、各类蒸汽的排放都会产生巨大的噪声，是强噪声源。风机类噪声风机辐射噪声主要来自于进风口、出风口产生的空气动力性噪声和机壳、轴承等产生的机械噪声及基础振动噪声。其中进、出口空气动力性噪声最强。电动机的噪声电动机噪声主要源自冷却风扇引起的空气动力噪声和定子、转子交变磁场引起的振动而产生的电磁及电动机噪声，其中以空气动力噪声为主。汽轮发电机组的噪声汽轮发电机组的噪声差别较大， 取决于功率大小、 制造精度和安装质量等因素。对于国产

30、汽轮机，一般是9298dB （ A ） 。由于主气门、油动机等处的接流、振动等，机头部位产生的噪声高些，而发电机等产生的 噪声可能更高，甚至可达112117Db（ A） 。制粉系统噪声制粉系统有球磨机、排粉机、输煤皮带等。火力发电厂的球磨机是钢球磨煤机，它的噪声来源于球磨机的机械振动，如轴承、齿轮的齿合和支架底座等产生的噪声和钢球撞击声。这种噪声以低频为主，是火力发电厂的主要噪声源。 空气动力噪声排放高压蒸汽产生的空气动力噪声也是火力发电厂主要噪声之一，其特点是声级高（可达到 130160Db （ A ） ） ，频带宽，以中高频率为主，辐射范围广，而且往往是突发性的，所以危害较大。燃煤电厂污染

31、物的治理从前面的介绍可以知道燃煤电厂的污染物主要体现在烟尘污染、 硫氧化物以及粉煤灰等几个方面，所以下面我们着重讨论这几个方面的治理和利用情况。一 燃煤电厂锅炉烟尘的治理为防止烟尘对大气环境的污染， 减轻引风机的磨损， 必须采用除尘器对烟尘加以捕集。目前，国内燃煤电厂采用的除尘器主要有电除尘器、袋式除尘器、湿式除尘器及旋风除尘器等四大类。各自的特点、应用情况、使用情况及存在的问题分述如下：应用电除尘器治理锅炉烟尘电除尘器的基本工作原理是：在两种曲率半径相差很大的金属集尘极和放电极上， 通以高压直流电， 维持一个足以使电极之间的气体产生电晕放电的不均匀电场，气体电离所生成的电子、 阴离子和阳离子

32、， 吸附在通过电场的粉尘上而使粉尘荷电。荷电粉尘在电场库仑力作用下，向电极性相反的电极运动而沉积在电极上，以达到粉尘和气体分离的目的。当沉积在电极上的粉尘达到一定厚度时，借助振打机构使粉尘脱离电极落人灰斗，并由卸灰器输送出除尘器，净化后的气体由排气口引出。电除尘器按气流流动方向分为立式与卧式，按集尘极形式分为管式与板式；按放电极性分为负电晕与正电晕，按粉尘的荷电与分离区的空间分为单区与双区；按清灰方式分为干式与湿式。燃煤电厂一般采用卧式、负电晕、板形集尘极、干式清灰、单区电除尘器。应用袋式除尘器治理锅炉烟尘袋式除尘器是利用织物制作的袋状过滤元件来捕集含尘气体中固体颗粒物的除尘装置。 袋式除尘器

33、的基本工作原理是： 含尘气体进入挂有一定数量滤袋的袋室后，首先被干净滤袋的纤维过滤。随着阻留的粉尘不断增加，一部分粉尘嵌入滤料内部，一部分覆盖滤袋表面形成一层粉尘层。此时，含尘气体的过滤主要依靠粉尘层进行，其除尘机理为含尘气体通过粉尘层与滤料时产生的筛分、惯性、粘附、扩散与静电等作用，当粉尘层加厚，压力损失达到一定程度时，需要进行清灰，清灰后压力降低，但仍有一部分粉尘残留在滤袋上，在下一个过滤周期开始时，起良好的捕尘作用。袋式除尘器按清灰方法分为机械振动、分室反吹、喷嘴反吹、振动与反吹并用与脉冲喷吹等五类； 按过滤速度分为低气布比与高气布比， 按含尘气流的流向分为内滤式与外滤式， 按进气口的位

34、置分为上进风式与下进风式， 按滤袋的形状分为圆袋式与扁袋式。 燃煤电厂锅炉烟气除尘一般采用分室反吹内滤式袋式除尘器或脉冲喷吹外滤式袋式除尘器，而在我国目前主要为前者，后者作为今后发展的方向，应引起高度重视。应用湿式除尘器治理锅炉烟尘藉水或其它液体形成的液网、液膜或液滴与含尘气体接触，借助于惯性碰撞、扩散、拦截、沉降等作用而捕集尘粒，使气体得到净化的各类除尘装置，统称湿式除尘器。其特点是：结构简单，无转动部件，造价较低，安装、维护、管理均较方便，除尘效率一般可达9095 %,能适应高温高湿气体以及粘性大的粉尘，并能净化部分有害气体。 缺点是： 需消耗一定的水量， 有处理灰水的麻烦， 排烟温度低，

35、不利于扩散，湿灰利用也比较困难，对憎水性或水硬性的粉尘不宜采用，对腐蚀性较大的气体则需有防腐措施。湿式除尘器的种类很多，目前燃煤电厂“常用的有：水膜除尘器、斜棒栅除尘器和文丘里管除尘器。应用旋风除尘器治理锅炉烟尘旋风除尘器是利用旋转的含尘气流所产生的离心力， 将粉尘从气流中分离出来的除尘装置。其特点是： （ 1 ）除尘器本身没有运动部件，结构简单，制造安装费用较少； （ 2 ）维护管理方便； （ 3 ）耐高温，可采用各种不同材料制作，以适应粉尘物理性能的特殊要求。其缺点是： （ 1 ）处理风量较大时，需采用多个旋风子组合，风量分配不易均匀； （ 2）某些部位易磨损；（ 3 ）排灰口易堵塞； （

36、 4 ）在电厂允许的压力损失及一般的飞灰粒径条件下， 除尘效率难满足环保的要求， 尤其是捕集细尘的能力较差。旋风除尘器由进气口、筒体、锥体、排气管、集灰斗等部分组成，其基本工作原理是：含尘气流从进气口切向进入除尘器后，沿壁面自上而下作旋转运动。气流被迫一边旋转一边向下由筒体到达锥体。下旋气流到达锥体端部后就折转方向，旋转上升，通过排气管离开除尘器。含尘气流作旋转运动时，其中尘粒在离心力的作用下， 向壁面移动， 到达壁面的尘粒， 在气流和重力的作用下， 沿壁面流入灰斗。旋风除尘器的种类很多，但是在燃煤电厂锅炉上采用的旋除尘器主要有两种 ： 一种是大直径旋风除尘器，另一种是多管除尘器。二 燃煤电厂

37、锅炉硫氧化物的治理近十几年来，我国电力工业迅猛发展，到 1992 年底火电装机容量已达7500 万千瓦，发电耗煤约占全国煤炭产量的1 3 。二氧化硫排放量约为530 万吨，占全国排放量的 31 。根据能源工业十年规划， “八五” 、 “九五”期间火电新投产机组每年约为1000 万千瓦，每年增加燃煤3000 万吨，二氧化硫排放量也将迅速增加。如果不加控制，到 2000 年，火电厂二氧化硫排放量将达1000 万吨左右，占全国工业排放量的 47 。因此，积极采取有效措施控制火电厂二氧化硫排放已势在必行。美国19731986年烧煤量增加 60% ,但二氧化硫排放量却减少了8%。1987年初。美国 20

38、% 的烧煤电厂（装机容量6415 万千瓦）共安装124 个烟道脱硫装置（每套装置价值超过1 亿美元） 。但在我国要做到这一步还需要相当长的一段时间。燃煤电厂二氧化硫控制技术基本上可以分为三类，即：燃烧前脱硫、燃烧中脱硫和燃烧后的烟气脱硫。燃烧前脱硫所谓燃烧前脱硫，就是在煤燃烧前脱除煤中的一部分硫。燃烧前脱硫的物理方法主要是摇床法、重介质法、跳汰法、旋流器法、浮选法和高 梯度磁选法。前四种方法是利用煤中矿物质和煤中有机质的密度不同而进行分选的，适用于粒径大于0 5mm 的煤粒。浮选法适用于细颗粒煤，主要根据煤及黄铁矿的亲水性等表面性质的差异进行分选。 强磁分选法则是根据煤及黄铁矿在磁化率上的差异

39、而进行分离。这些方法一般只能脱除煤粒表面的无机硫，其脱硫效果视煤中黄铁矿含量、煤粒的直径等困素而异。通常仅能脱除煤中含硫量的2040 %。燃烧中脱硫燃烧中脱流，就是在煤燃烧过程中加入吸收剂（多为石灰石）吸收燃烧所生成的二氧化硫。如炉内喷钙基吸收剂的 LIMB 脱硫工艺、在燃料中加入石灰石或白云石的流态化燃烧方法等，尤其是后者的循环流化床锅炉，燃烧效率高，煤种适应性强，而且具有较高的脱硫效率，在锅炉领域竞争力很强。燃烧后烟气脱硫燃烧后烟气脱硫一般可分为干法（包括半干法）和湿法两种。前者如喷雾干燥法、烟道喷入吸收剂、 ADVACATE 脱硫工艺、 E-SOx 脱硫工艺等。目前使用最广的是湿法脱硫，

40、所用的吸收剂主要是石灰石、苏打、氢氧化钙等。此法又可分为抛弃法和回收法两类。前者是将含硫产物作为固体废物而抛弃；后者是将含硫产物作为产品而回收。烟气脱硫工艺的基础原理主要是利用二氧化硫 的以下特性： （ 1 ） .酸性。二氧化硫属于中等强度的酸性氧化物，可用碱性物质吸收，生成稳定的盐。 （ 2）与钙等碱土族元素生成难溶物质。如用钙基化合物吸收，生成溶解度很低的CaSO3 - 1/2H 2O和CaSO4 2H2O。（3）二氧化硫在水中有中等的溶解度。浴于水后生成H2SO3,然清可与其它阳离子反应生成稳定的盐，或氧化成不易挥发的H2SO4。 （ 4）还原性。在与强氧化剂接触或有催化剂及氧存在时。二

41、氧化硫表明为还原性，使自身被氧化成三氧化硫。三氧化硫是更强的酸性氧化物，易用吸收剂吸收。 （ 5 ）氧化性。二氧化硫除具有还原性外，还具有氧化性，当其与强还原剂（如 H 2 S、 CH 4 、 CO 等）接 触时，二氧化硫可被还原成元素硫。三、粉煤灰的综合利用我国对粉煤灰的利用始于50 年代， 主要用于制造建筑材料或建筑制品。 到 60 70 年代，粉煤灰的利用技术已趋于成熟，使之广泛用于建材、交通、工业、农业、水利等领域。近年来在鼓励资源综合利用的政策的推动下，粉煤灰还相继应用于治金、轻工、化工行业，粉煤灰利用的新产品、新技术、新工艺正不断涌现。灰渣利用率也由 1990 年的 26.65 上

42、升到 1993 年的 34 8。但是，从总体上讲，我国的粉煤灰的利用尚处于初步发展阶段，还没形成稳定的市场和可靠的支柱产业。由于排放量大，粉煤灰的质量控制困难；加之产品开发投资大，销路不稳，综合利用产业与国民经济各部门之间的关系尚有待完善，使每年仍有50007000万t灰渣排入灰场，占用大量土地。粉煤灰在建材工业上的应用粉煤灰中含有大量的 SiO2： （40%65%）和 A13O2： （15%40%）具有一定的活性，可以作为建材工业的原料使用。（ 1 ）生产水泥及其制品。粉煤灰中 SiO2 和 A1 3O2 的含量占 70以上，可以代替粘土配制水泥生料生产水泥，同时还可利用残余炭，降低燃料消耗

43、。（ 2 ）生产烧结砖和蒸养砖。粉煤灰烧结砖是以粉煤灰、粘土为原料，经搅拌成型，干燥、焙烧而制成的砖，粉煤灰掺加量为3070 %,生产工艺与普通粘土砖大体相同。用粉煤灰生产烧结砖即消化了粉煤灰，又节省了大量土地，同时还可降低燃料消耗。粉煤蒸养砖是以粉煤灰为主要原料，掺入适量生石灰、石膏、经坯料制备、压制成型，常压或高压蒸汽养护而制成的砖。粉煤灰蒸养砖的配比一般为：粉煤灰 88%、石灰 10%、石膏 2%,掺水量 20%25%。 3 ） 生产建筑制品。 粉煤灰可用来制各种大型砌块和板材一以粉煤灰为主要原料，掺入一定量石灰、水泥、加入少量铝粉等发泡剂材料，可制出多孔轻质的加气混凝土。它容重小，保温

44、性好，具有可锯、可刨、可钉的优良性能，可制成砌块、屋面板、墙板、保湿管等，广泛用于工业及民用建筑。粉煤灰用于筑路和回填用粉煤灰与石灰、碎石按一定比例混合搅拌可制做路面基层材料。这种材料成本低、施工方便、强度也很好。回填可大量使用粉煤灰，主要用于工程回填、围海造地、矿井回填等方面，但应注意粉煤灰对水质不造成污染。安徽淮北电厂与煤矿配合，用粉煤灰充填煤矿塌陷区千余亩，复土后造地种植农作物，既解决了电厂排灰出路，又造了土地，这对我国人多地少的国情有重要的现实意义。粉煤灰在农业上的利用粉煤灰颗粒由60 %80 %微细玻璃体状颗粒和30 %蜂窝状颗粒组成，机械组成相当于砂质土，同时含有少量对农作物生长有

45、利的元素如钾、钙、铁、磷、硼等。这些特性决定了它在农业方面应用具有很大潜力。粉煤灰的农业利用投资小、见效快，利用得当将会产生明显的社会效益、环境效益和经济效益。四 燃煤电厂废气治理技术的发展趋势为了保护大气，防止全球气候变化，控制污染水平增长，世界各国都十分重视发展燃煤电厂废气治理技术。从发展趋势上看，主要有以下几个方面：锅炉烟气除尘以电除尘器为主，电除尘技术水平不断提高电除尘除尘效率高、处理烟气量大、压力损失小。发达国家燃煤电厂锅炉烟气除尘主要采用电除尘器。 例如， 美国约 95% 的发电厂用电除尘器控制颗粒物的排放，这相当于 330,000MW 的发电厂容量。综观近年来的电除尘技术发展动向

46、，主要特点是： （ 1）致力于进一步提高除尘效率，以满足更加严格的排放标准的要求； （ 2）减少电除尘器基建投资和现有设备的改造费用； （ 3 ）在保证效率的前提下，尽可能节约能源； （ 4 ）采用经济有效的方法解决高比电阻粉尘的捕集问题； （ 5）提高电除尘器对煤种变化的适应性。袋式除尘器在处理低硫煤烟气及干法脱硫系统上得到应用，并由低气布比转向开发新型的高气布比袋式除尘器从 70 年代初起，随着烟尘和二氧化硫排放标准渐趋严格，国外一些燃用低硫煤的火电厂转而采用袋式除尘。 美国至 1989 年 12 月， 已有套袋式除尘器用于电厂锅炉，其对应的装机容量为 21,359MW ，其中用于干法脱硫

47、系统与流化床锅炉的占22 5。美国火电厂使用的袋式除尘器，目前大多数为低气布比，平均过滤速度约为 0.6m min ，最高达： 1m min ，最低仅 0.46m/min 。由于低气布比袋式除尘器体积大，占地面积多，随着脉冲袋式除尘技术的发展，现已有采用高气布比袋式除尘器的倾向。高气布比的脉冲袋式除尘器按喷吹压力与风量，可分为以下三类， （ 1）高气压、小风量（ HPLV ）,喷吹压力 480620kPa （ 4.96.3kgf / cm222 ）。由于 LPHV 所需喷吹气压小，可用罗茨风机代替空压机供给脉冲清灰空气；所用的脉冲阀少，在处理风量大的情况下，可解决脉冲阀多，维护工作量大的问题

48、；加之其电耗低，滤袋使用寿命长，故更引人注目，具有良好的应用前景。根据不同含硫量的煤种和不同的环保要求，开发了多种火电厂脱硫工艺为控制二氧化硫的排放，发达国家开发了多种火电厂脱硫工艺。据EPRI 统计，1984 年有 189 种，目前已超过200 种，但技术成熟、经济上可行，已用于工业生产的脱硫工艺仅 10 余种。世界各国现有的烟气脱硫装置中，喷雾干燥脱硫工艺约占8.4 ；吸收剂再生脱硫工艺约占3.4 ；炉内喷吸收剂脱硫工艺约占 1.9 ，而大量的是湿法脱硫工艺，约占85% （其中石灰石石膏法为36.7%,其它湿法为48.3%）。湿法脱硫所占比重大的国家是：德国为 90 ；日本为 98 ，美国

49、为 92 ，美国燃煤电厂采用湿法脱硫工艺的有150 台机组，总容量为 72000MW 。国外虽然已有多种成熟的脱硫工艺正在火电厂中使用，但由于经济的原因我国没有大量采用这些技术。近些年来一直在开发适于我国国情的燃煤脱硫技术，例如流化床石灰石脱硫、旋转喷雾干法脱硫、磷铵肥法、炉内喷钙以及活性炭催化回收硫酸等工艺，以求开展综合利用降低基建投资、减少运转费用等，可望在不久的将来能出现一批新技术。燃煤电厂大气污染物排放标准及其说明火电厂大气污染物排放标准（ GB 13223 1996 ）年限划分标准将火电厂按年限划分为以下三个时段：I 时段 1992 年 8 月 1 日之前建成投产或初步设计已通过审查批准的新、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，包括 1992 年 8 月 1 日之前环境影响报告书通过审查批准、初步设计待审查批准的新、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。i7 1.72烟尘排放标准火电厂锅炉最高允许烟