超低排放的口号

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　　 篇一：超低排放方案

　　1、项目概况

　　本项目为电厂2×35 t/h+1×75 t/h锅炉超低排放项目，项目建成后，锅炉烟气中烟尘最终排放浓度＜5 mg/Nm3，SO2最终排放浓度＜35 mg/Nm3，NOx最终排放浓度＜50 mg/Nm3，满足超低排放指标要求。 2、编制依据

　　（1）《环境空气质量标准》（GB3095-2012）二级标准； （2）《山东省火电厂大气污染物排放标准》（DB37/664-2013）； （3）山东省环保厅《关于加快推进燃煤机组（锅炉）超低排放的指导意见》（鲁环发[2015]98号）；

　　（4）国家有关法律、法规、方针及产业政策和投资政策； （5）建设单位提供的有关基础资料。 3、编制原则

　　（1）项目建设必须遵守国家各项政策、法规和法令，符合国家产业政策、投资方向及行业发展规划，贯彻相关的标准和规范。以满足环境保护和节能减排的社会效益为中心，兼顾投资成本和经济效益的合理性。

　　（2）严格按照建设项目的范围和内容要求进行编制，遵守基本建设程序。设计中注意节省投资，合理布置装置总图。在充分分析交通运输、原料供应、水源条件及电厂可依托设施等因素的基础上，充分利用电厂现有公用工程（水、电、汽）、已形成的交通运输等有利条件，合理选择装置总图布置，尽可能节省项目建设投资，最大限度地降低项目成本。

　　（3）采用的技术为国家产业政策积极推荐倡导的环保节能型、技术先进的工艺路线。在设计中按照“工艺技术成熟、装置可靠、经济运行合理”的基本原则，充分利用企业现有设施、少占用地、节约投资、合理利用资金。

　　（4）认真贯彻国家有关劳动安全、工业卫生和环境保护的法律法规，三废治理实现“三同时”，提高综合治理的水平；贯彻“安全第一、预防为主”的方针，保证项目投产后符合职业安全卫生的要求，保障劳动者在生产过程中的安全与健康。

　　第二章 基础资料

　　1、锅炉技术参数

　　锅炉型式：循环流化床锅炉 锅炉型号规格： 1#、2#YG-35/3.82-M13 3# TG-75/3.82-M3 额定蒸发量： 1#、2#35t/h 3# 75t/h 锅炉出口烟气量：1#、2#95000 m3/h 3# 180000 m3/h 电袋除尘器出口烟尘浓度： 20 mg/Nm3 烟气出口温度： 150℃ 2、锅炉燃料

　　（1）煤泥+洗矸+洗混，其中：煤泥占92% （2）燃料平均热值13800kJ/kg （3）煤泥含水量32% 3、引风机技术参数 （1）1#、2#引风机

　　4、脱硫脱硝除尘系统现状及基础数据

　　电厂每台锅炉设计一座电袋除尘器，除尘效率大于99.99%，出口烟尘可以控制在20 mg/Nm3；2010年投运氨法湿式炉外脱硫，采用浓度20%左右的氨水，喷淋氨水浓度5%左右，2×35t/h锅炉一座脱硫塔，1×75t/h锅炉一座脱硫塔，共两座。电厂原无脱硝系统。

　　SO2初始排放浓度1100~1500 mg/Nm3，烟尘浓度（电袋除尘器出口）20 mg/Nm3，NOX初始排放浓度220~260 mg/Nm3。

　　 篇二：超低排放系统

　　超低排放烟气连续监测系统（CEMS）

　　设备名称:烟气连续监测系统(简称CEMS)。 安装位置:除尘器出口。 安装台（套）数: 2套

　　监测项目: SO2、NOx、O2浓度、烟尘浓度、温度、压力、烟气流量、湿度 气态污染物监测系统要求

　　※ 品牌要求：分析仪表从SIEMENS、ABB、SICK、岛津等进口品牌中选取

　　※ 量程要求：

　　投标方提供的仪表应具有双量程切换功能，其最小量程应满足本工程及国家超低排放的的要求。

　　SO2：0~100~500 mg/Nm3(测量范围可在现场任意设置)NO： 0~100~500 mg/Nm3(测量范围可在现场任意设置)O2： 0~5~25 VOL%

　　※ 校准方式：投标方提供的气体分析仪应具有使用空气自动标定功能，并能在标定过程中对测量数据保持。 跨度偏移：<1%最小测量值/周 响应时间（在自动模式中）：≤10S 线性度：±满刻度的1％

　　操作温度：5－45℃（可在0－45℃的范围内安全操作） 样品流速：2L/min

　　分析仪测量数据应自动换算成干基浓度值，以满足国家环保的相关要求。

　　烟尘连续监测系统技术性能要求

　　本工程为超低排放工程，投标方所提供的粉尘测量系统应保证能在高湿度、低浓度等 恶劣环境下进行准确稳定测量。

　　※ 品牌要求：德国ABB、德国SIEMENS、德国SICK、美国热或同等品牌原装进口产品

　　※ 测量方法：稀释抽取式+激光前向散射法 探杆：加热型，长度不小于1500mm

　　测量范围：0~5~15mg/Nm3 测量精度：不大于满量程2%

　　校正方式：定时自动零点及量程校正 烟气湿度： ＞100%RH（含液态水） 烟气温度：< 300°C

　　探头材料：316Ti 不锈钢，optionally Hastelloy哈氏镍金 防腐等级：IP65

　　工作电源：220VAC/380VAC/ 50 Hz, 4 kVA

　　投标方提供的的抽取式粉尘测量系统满足以上技术要求外还应具有以下证书：

　　计量器具形式批准证书 国家环境保护产品认证证书

　　国家环境保护部环境监测仪器质量监督检验中心出具的产品实用性

　　监测报告

　　注：仪器的名称、型号必须与上述证书相吻合，且在有效期内。

　　脱硫塔入口烟气在线监测系统（CEMS）

　　投标方提供两套烟气连续监测系统（CEMS）。CEMS采用直接抽取法，脱硫系统前监测项目为：NOx、SO2、O2、烟气温度、烟气压力、烟气湿度、烟气量,NH3(原位式)。

　　投标方提供的CEMS系统应具有国家环境保护总局环境监测仪器质量监督检验中心出具的适用性检测合格报告，型号与报告内容应相符合。 4.3监测（检测）项目及参数：

　　注：上表中为校核煤种100％ BMCR工况下各工艺参数实际值，请投标方考虑足够裕量并结合烟气分析仪实际可选量程选择适当的量程。

　　投标方可对所提供的CEMS系统的配置进行优化，保证整个系统的'可靠运行和当地环保部门的认可，并在标书中说明。

　　 篇三：超低排放(资料整理)-3

　　第一部分、超低排放概述

　　（一）超低排放的概念

　　目前，国内外关于燃煤电厂大气污染物“超低排放”并没有严格的官方定义，实际应用中存在多种表述，如“超低排放”、“近零排放”、“超净排放”等。“超低排放”中烟尘、SO2、NOx的控制指标也不统一，多数文献或工程案例分别取《火电厂大气污染物排放标准》（GB11223-2011，以下简称《标准》）中规定的燃气轮机组的排放限值：5mg/m3、35mg/m3、50mg/m3，但科技部示范工程指标分别取值：4.5mg/m3、20mg/m3、30mg/m3。以上指标的确定及相互间的差异未见有说服力的科学依据。

　　值得注意的是，《标准》里规定燃机标准限值的折算烟气基准含氧量是15%，而燃煤机组是6%，换算成可比条件，则燃气标准数值应是燃煤数值的2.5倍，即“超低排放”在6%含氧量的烟尘、SO2、NOx排放限值分别为12.5mg/m3、87.5mg/m3、125mg/m3，而《标准》的特别排放限值分别是20mg/m3、50mg/m3和100mg/m3。通俗地讲，就是燃煤机组执行“超低排放”，比执行特别排放限值还宽松了。实际上，燃煤机组“超低排放”是在燃煤基准含氧量6%的条件下，取燃气机组排放限值作为控制指标。

　　可以看出，目前“超低排放”主要定位在燃煤电厂的排放在标准限值之内的排放水平，但并没有具体的控制指标，只是广泛地将在标准之内、限值之下的排放水平统称为超低排放。

　　（二）超低排放的现状

　　1. 技术分析

　　在现有技术水平下，完全可以通过增加环保设备和原料投入，以及优化系统、改造辅机、控制煤质等手段来实现超低排放，但仍存在一些问题：

　　一是烟气脱硝理论上可以获得很高效率，但为控制很低的NOx就必须喷入更多的NH3，漏泄的NH3相应增加，锅炉尾部的腐蚀、堵塞，空气预热器压差增加的现象比较普遍。

　　二是WESP运行经验不足，缺少运行指标数据。WESP由日本引进，在国内在冶金和化工等行业应用多年，一直存在设备腐蚀、烟气流场不稳、废水不易处理等缺点，在运行和检修方面比ESP复杂得多，能否长期稳定达到燃气标准数值令人担忧。

　　三是部分燃煤难以达到“超低排放”。低硫、低灰、高热值燃煤是实现超低排放的基本前提，而目前中国大部分煤炭含硫等杂质比较多，实现特别排放限值都有困难，更别说超低排放。如燃煤低位发热量4000kca/kg、灰份35%，除尘前烟气中烟尘浓度约为53.8g/m3，即使总的除尘效率高达99.99%，烟尘排放浓度仍大于5mg/m3的超低排放要求。又如，含硫量为3%的煤，其产生烟气中SO2的浓度在6900mg/m3左右，脱硫系统的脱硫效率即使长期稳定达到99%，其排放浓度仍高达69mg/m3，不能满足超低排放35mg/m3的要求。事实上，我国西南地区大部分电厂烟气中SO2浓度高达10000mg/m3以上。

　　2. 经济分析

　　有报道称，对于新建燃煤机组，实施超低排放与执行特别排放限

　　值相比，污染物排放量下降30%～50%（平均下降45%），但环保一次性投资与运行费用增加基本都在30%左右。现役没有安装烟气脱硝SCR装置的煤电机组，装机容量越大，其单位千瓦环保改造的投资越低，改造效益越显著。如600MW级及以上的现役煤电机组，实现超低排放，环保改造单位千瓦的投资额345～439元。另外，根据部分煤电机组的环保改造与运行费用测算，从特别排放限值到实现超低排放，对于1000MW机组，需要增加的成本为0.96分/千瓦时；对于600MW机组，需要增加的成本为1.43分/千瓦时；对于300MW机组，需要增加的成本为1.87分/千瓦时。

　　可见，“超低排放”给企业的稳定运行和经济带来很大压力。从2004年开始，每一轮排放标准的提高意味着所有火电厂脱硫设施都要进行一次较大的升级改造，仔细算下来，要实现达标排放，一座装机百万千瓦的火电厂，仅脱硫一项就要耗费1亿元。

　　环保部环境规划院一份最新的研究报告指出，火电行业虽然宣称燃气发电成本是0.8元一度电，而超低排放发电成本只有0.4元一度电，但是算上煤炭的外部成本之后，这个优势将不复存在。

　　3. 环境效益

　　专家指出，超低排放与特别限值排放相比，3项污染物合计可多脱除0.47个百分点。实施煤电机组的超低排放对降低环境空气中的常规污染物指标改善效果很小，但对PM2.5的下降效果显著，因为火电行业排放的气态污染物对环境空气中PM2.5的贡献约占其贡献总量的88%，烟尘排放对环境空气中PM2.5的贡献约占其贡献总量的12%。因此，片面追求煤电机组烟尘的超超低排放，不论是总量减排还是环境质量改善，效果均不明显，属于“低效减排”。如某执行特别排放限值的机组实施“超低排放”的相关数据见下表。

　　而且现有的烟气连续监测技术难以支撑超低排放监测数据的准确性，目前，我国对于20毫克以下的粉尘还没有如此精密的仪器去准确测量，超低排放的监测数据不可靠。

　　燃煤电厂按照《标准》，排放浓度已经很低，如何再改造达到“超低排放”，其效率提高不多，成本却大幅增加，故“超低排放”在进行技术、经济、环境评估后，可在部分地区的部分电厂试行，但现阶段不应急于在全国普遍推广。

　　第二部分、典型技术及装置

　　一、高效脱硫技术

　　石灰石—石膏湿法脱硫效率常在95%～98%之间，当要求脱硫效率超过95%时，需要采取增效措施：多喷淋技术、双循环技术、双托盘技术等。

　　1、单塔多喷淋技术（常规技术）

　　【基本原理】增加喷淋层数或增加喷淋循环量，以此两种方式来提高吸收塔的液气比，增加烟气与脱硫剂的接触时间和传质推动力，从而提高脱硫效率。

　　【技术特点】增加喷淋层数需要提升吸收塔的高度，增大浆池容积，增加投资成本；加大循环量需要消耗更多电能，同时氧化风机所需的压头也需提高，增加运行成本。一般增至5~6层已是上限，总效率可达到98.5%。单塔多层喷淋虽然节约了占地面积，但存在着脱硫剂利用率降低、亚硫酸钙的氧化率不稳定等缺点。

　　2、单塔双托盘技术（武汉凯迪引进美国B＆W公司技术）

　　【基本原理】托盘塔技术指在逆流喷淋的基础上增设一块或者多块穿流孔板托盘，将托盘全面布置在整个吸收塔的横截面，较高流速的烟气进入吸收塔后，与托盘上的液膜进行气、液项的均质调整，因此，在吸收区域的整个高度以上实现气体与浆液的最佳接触。由于托盘可保持一定高度的液膜，从而增加了烟气在吸收塔中的停留时间，使吸收更加充分。托盘下有时也布置一层喷淋层对烟气进行预饱和。

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