火电行业仪

碳监测是指通过综合观测、数值模拟、统计分析等手段，获取温室气体排放强度、环境中浓度、生态系统碳汇以及对生态系统影响等碳源汇状况及其变化趋势信息，以服务于应对气候变化研究和管理工作的过程。主要监测对象为二氧化碳(CO2)、甲烷(CH4)、氢氟化碳(HFCs)等7种人为活动排放的温室气体。碳监测是我国实现“双碳”目标的重要环节。通过碳监测，服务国内减排控制，支持督促各层级落实减污降碳、源头治理要求；服务国际履约，支持国家温室气体清单编制和国际谈判；主动适应气候变化需求，加强气候变暖对我国承受力脆弱地区影响的观测和评估等。生态环境部监测司近日在例行新闻发布会发布会上表示，我国将组建覆盖全国主要区域、重点城市的碳监测网络。目前，我国碳监测作用初步显现。去年9月以来，生态环境部聚焦重点行业、城市和区域3个层面，启动开展碳监测评估试点工作。其中，火电、钢铁、石油天然气开采、煤炭开采和废弃物处理5个试点行业的11家集团公司、49家参试企业，共设置119个监测点位，大部分点位已获取3~5个月的监测数据。一是试点任务加快落实。火电、钢铁、石油天然气开采、煤炭开采和废弃物处理5个试点行业的11家集团公司、49家参试企业，共设置119个监测点位，大部分点位已获取3-5个月的监测数据。有13个城市完成点位布设与监测方案论证，仪器设备逐步到位并开展监测。一些非试点省(市)也积极参照试点方案部署开展碳监测工作。二是技术标准逐步完善。在试点技术指南的基础上，研究编制了覆盖点位布设、仪器安装、监测分析、同化反演等技术文件，联合推进碳计量合作，提升试点监测数据的有效性、一致性、可比性。三是数据分析不断深入。重点开展试点数据“三比对”“三不同”分析。“三比对”，即监测数据与核算数据比对、手工监测与在线监测比对、进口设备与国产设备比对。“三不同”，即不同监测原理、不同燃煤类型、不同监测点位的数据分析，及时总结经验、解决问题、评估成效。生态环境部表示，下一步将继续深化行业试点，力争今年年底前，推动更多火电企业开展CO2在线监测；加快构建网络，用好今年4月16日发射的大气环境监测卫星，强化CO2和大气污染物遥感数据支撑；补齐能力短板，带动全国加快形成碳监测能力和专业人才队伍，做好前瞻性业务储备与技术支撑。

5月29日，为进一步规范和完善重点行业温室气体排放环境影响评价技术体系，统一适用对象和核算因子、明确核算边界与方法、确定评价指标与要求，全面统筹温室气体与污染物排放环境影响评价工作内容，生态环境部研究制定了《火电行业建设项目温室气体排放环境影响评价技术指南（试行）》，现予印发，自2024年7月1日起施行。《技术指南》规定了火电行业建设项目开展温室气体排放环境影响评价的适用范围、一般工作内容和程序、评价方法、技术要求等。本指南适用于《建设项目环境影响评价分类管理名录》中“火力发电 4411”和“热电联产4412”类别编制环境影响报告书的新建、改建、扩建项目（含异地迁建项目）温室气体排放环境影响评价。执行《火电厂大气污染物排放标准》（GB 13223）的其他火力发电（含热电）项目可参照执行。附：火电行业建设项目温室气体排放环境影响评价技术指南（试行）.pdf《火电行业建设项目温室气体排放环境影响评价技术指南（试行）（征求意见稿）》编制说明.pdf

火力发电占中国超过70%的发电量，全国遍布了成千上百座火电厂，火力发电厂的安全运营对于电力生产商至关重要。在火电厂中，AMETEK DREXELBROOK的物位产品在静电除尘器、输煤程控、气力输送领域以及汽轮机油箱液位监控、润滑油含水测量等领域有非常成熟的应用方案。在输煤程控领域，AMETEK DREXELBROOK的射频导纳物位开关（杆式或平板式）安装在原煤仓上进行低位、高位和高高位料位报警，DR6400/6500系列26/80GHZ雷达料位计安装在罐顶对煤位进行连续监控。下面图片均为AMETEK DREXELBROOK物位产品在现场安装使用的工况照：图1上图1位在原煤仓上的低位报警开关，该工况选用的射频导纳平板开关，开关的安装形式巧妙避免了落煤对传感器的损害，完美的实现了低位报警功能。图2上图2为原煤仓连续煤位测量，采用AMETEK DREXELBROOK DR6500系列80Ghz高频雷达，精确的为客户计算煤位，和开关一起，双重保证原煤仓安全运作。以上用实际应用图片体现了AMETEK DREXELBROOK产品在电厂多个场合的应用，除以上图片所显示实际应用案例之外，还有其他诸多场合，总体火力电厂应用总结如下：AMETEK DREXELBROOK射频导纳产品在国内的火电厂应用非常多，目前开关的使用量累计超过20000台，见证了中国火电厂的发展历程，也维护了火电厂的安全运行。

环境保护部发布《火电厂大气污染物排放标准》 火电行业环保准入门槛提高 　　近日，环境保护部和国家质量监督检验检疫总局联合发布了新修订的《火电厂大气污染物排放标准》，新标准将自2012年1月1日起实施。环境保护部新闻发言人陶德田表示，新标准的实施将提高火电行业环保准入门槛，推动火电行业排放强度降低并减少污染物排放，加快转变火电行业发展方式和优化产业结构，促进电力工业可持续和健康发展。 　　陶德田说，近年来，我国经济快速发展，电力需求和供应持续增长。截至2010年底，全国电力装机容量已达9.62亿千瓦，居世界第二位，其中火电为7.07亿千瓦，占全国总装机容量的73%，火电发电量约占全部发电量的80%以上，消耗燃煤16亿吨。为有效控制火电厂大气污染物排放，我国采取了发展清洁发电技术，降低发电煤耗，淘汰落后产能，强化节能减排，关停小火电机组，推进电力工业结构调整等一系列重要措施，并取得了显著成效。截至“十一五”末，累计建成运行5.65亿千瓦燃煤电厂脱硫设施，全国火电脱硫机组比例从2005年12%提高到80%。但我国人均装机容量却远低于发达国家平均水平，我国的能源结构决定了在今后相当长的时间内燃煤机组装机容量还将不断增长，火电厂排放的二氧化硫、氮氧化物和烟尘仍将增加。火电厂排放的大气污染物若得不到有效控制，将直接影响我国大气环境质量的改善和电力工业的可持续和健康发展。 　　陶德田指出，为更好地适应“十二五”环境保护工作的新要求，环境保护部在总结实践经验的基础上，对《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2003)进行了修订。新标准区分现有和新建火电建设项目，分别规定了对应的排放控制要求：对新建火电厂，规定了严格的污染物排放限值 对现有火电厂，设置了两年半的达标排放过渡期，给企业一定时间进行机组改造。修订后的标准有以下几方面的特点：一是更符合当前和今后环境保护工作的需要。新标准大幅收紧了氮氧化物、二氧化硫和烟尘的排放限值，针对重点地区制定了更加严格的大气污染物特别排放限值，并增设了汞的排放限值。二是限值设置科学合理具有可操作性。新标准中的每一个控制限值均有对应的成熟、可靠的控制技术，并规定脱硫、除尘统筹考虑，使火电厂的大气污染物排放控制形成一个有机的整体。三是充分考虑了我国发展的阶段性特征和基本国情。新标准中氮氧化物、二氧化硫和烟尘的排放限值接近或达到发达国家和地区的要求，体现了以环境保护优化经济发展的指导思想。 　　陶德田说，据测算，实施新标准在大幅削减污染物排放的同时，还将带动相关的环保技术和产业市场的发展，形成脱硝、脱硫和除尘等环保治理和设备制造行业约2600亿元的市场规模。发电企业增加的达标成本可以通过电价优惠政策给予一定的补偿。

如何确保企业碳排放数据的准确性是全国碳市场推进的关键，一般而言，国际社会碳排放量有几种算法？两种，核算法和连续排放监测系统（CEMS）法！3月22日，国家能源局发布实施了《火电厂烟气二氧化碳排放连续监测技术规范》（DL/T2376—2021）。3月22日，国家能源局实施的这份能源电力行业标准，是国内首个二氧化碳排放连续监测行业技术标准，填补了我国发电领域碳排放连续监测技术行业标准空白，完善了发电行业碳排放监测核算技术体系。在了解这份技术规范前，需要先明确三个问题。01一般而言，国际社会碳排放量有几种算法？两种，核算法和连续排放监测系统（CEMS）法。02我国目前采用哪种方法？核算法。03那么，未来有没有可能多一种算法？当然有，关于火电企业的相关技术规范已经发布实施了！01国际经验：两线并行的计算体系目前，我国企业二氧化碳排放量的统计方法主要采用核算方式，即排放企业按照《企业温室气体排放报告核查指南（试行）》等要求，委托有资质的第三方对排放数据进行核查计算。2020年6月，生态环境部公布《生态环境监测规划纲要（2020~2035年）》提出遵循“核算为主、监测为辅”的原则，探索建立重点排放单位温室气体排放源监测的管理体系和技术体系，在火电行业率先开展二氧化碳排放在线监测试点。中国电力企业联合会规划发展部规划处处长张晶杰介绍：“连续监测系统（CEMS）在技术上是完全可行的，这种方法在国际上已有较成熟的应用。在一些发达国家和地区，碳排放量的统计主要采用CEMS法和核算法两线并行的方式。”据介绍，美国区域性温室气体减排行动（RGGI）要求燃烧任何固体燃料的装置必须使用CEMS，燃气和燃油机组可以使用核算方法。美国通常将监测点设在烟囱80米高处，测点气态污染物混合均匀，数据代表性较高。在欧盟碳交易体系下，CEMS法与核算方法具有等效性。欧盟已经制定了系统的质量控制标准体系，其中《固定排放源——自动测量系统的质量保证》奠定了CEMS质量保证体系的基础。新西兰针对不同行业提供了不同方法，一般来说，大多数排放活动需要使用核算法作为标准方法，但燃烧废油、废弃物等活动必须使用CEMS。韩国对不同排放实体的数据计算要求不同，某些排放设施被要求安装CEMS。02规范诞生：瞄准行业服务战略我国现阶段发电行业采取核算法来量化碳排放量，虽未广泛应用连续监测技术，但迫切性较强且已具有良好的技术基础。据中国华电集团有限公司电力科学研究院低碳研究中心专责胡昔鸣介绍，2017年，华电电科院在发电行业率先布局碳排放连续监测技术研究工作，自主设计建设了行业首个碳排放连续监测实验平台。2018年，在实验室研究的基础上，华电电科院在发电行业系统性开展示范电厂碳排放连续监测的现场研究工作，进行了广泛深入的项目选址，选定中国华电宁夏灵武、福建可门和江苏句容的4台机组作为示范机组。示范机组有代表性地覆盖不同装机容量、不同监测点位等情况，实现碳排放量实时、准确计量。2019年6月，基于前期研究成果，中电联牵头成立标准编制组，组织开展《技术规范》的编制工作，整体工作由中电联电力行业低碳发展研究中心承担，华电电科院作为唯一技术承担单位具体执行技术标准的研究和制定工作。经历了技术标准调研、技术标准编制、技术标准验证、技术标准评审和征求意见、技术标准审查等系列阶段，终于迎来了技术标准报批阶段。经国家能源局批准，电力行业标准《火电厂烟气二氧化碳排放连续监测技术规范》于2021年12月22日公开发布，并于2022年3月22日正式实施。中电联副秘书长兼标准化管理中心主任刘永东表示：“《技术规范》是电力低碳标准体系中的重要部分，它的发布实施有利于全面推进CEMS的推广应用，进一步完善发电行业碳排放监测核算技术体系，高质量高标准完成国家碳监测评估试点工作，为我国实现双碳目标贡献力量。”03实际应用：三个效果值得关注谈到CEMS和核算法的数据可比性、一致性问题时，张晶杰表示从样本电厂测试结果来看，两种方法都可以相对准确地获得二氧化碳排放量，准确性依赖于数据质量和质量控制措施的严格程度，不存在一种方法绝对优于另一种方法。“但CEMS具有自动化水平高、监测数据频次高、运行管理成本更经济等优势，适合火电企业的实际情况。”目前，在生态环境部统一部署和中电联指导下，发电行业参与试点的18家火电厂22台机组已全面开展数据的监测和分析工作，为发电行业碳排放连续监测技术推广应用形成了良好的示范效应。华电电科院在华电集团下属10家火电厂12台机组已全面开展数据的监测和分析工作，试点效果良好。胡昔鸣介绍说，从目前的试点机组来看，实现了三点效果。“一是实现了火电厂固定排放源烟气二氧化碳排放量实时、准确监测，一定程度上弥补了当前碳排放量核算涉及数据较多，核算周期长的不足。二是较大程度上减少了人为参与和操作的可能性。依托监测设备和数据处理系统进行数据采集、处理和传输，并可实现监测数据实时传输至政府部门。三是为火电企业降碳优化运行提供了坚实的底层数据基础。”下一步，国家能源局将组织开展标准的实施推广工作，选取更多火电厂开展二氧化碳排放连续监测工作，同时加强标准宣贯，支撑法规政策实施落地。相关部门将进一步完善二氧化碳排放连续监测标准体系建设，明确二氧化碳监测成套关键设备标准、验收运行标准、校准校验标准以及数据报送规范等，确保监测数据质量。

刚刚调整的上网电价并未给火电企业带来多少喘息的时间，将于2012年1月1日起开始实施的《火电厂大气污染物排放标准》(简称“《新标准》”)成为了各大火电企业头顶的另一把“达摩克利斯之剑”，“这意味着火电厂每年都要增加超过1000亿元的运行费用，这对于业已亏损严重的发电企业来说压力可想而知。”在一位电力行业内部人士眼中，这份标准堪称“史上最严”，“从强化脱硫标准到此次推动脱硝，环境监管毫无疑问在不断收紧”。 　　不过，一位接近政策层的人士向记者表示，作为“灰霾天”的一大魁首，氮氧化物的治理刻不容缓：“电企的困难可以理解，不过在标准制定之前，已经通过了相关论证，企业是可以通过改进技术消化这部分损失的。”而日前发改委相关电价补贴标准的落地，也表明了政府推行《新标准》的决心。 　　被拉入“灰霾天对战”的火电企业，正在与新规进行着一场“生死时速”的赛跑。 　　脱硝标准大提升火电企业纷纷叫苦 　　距离号称“史上最严”的《新标准》实施不足一个月，耳边已经开始“弓弦响动”。 　　日前，山西省向脱硝工程建设进展缓慢的9家发电企业发出警示通知，要求其加快烟气脱硝设施建设步伐，其措辞十分严厉，“各燃煤电厂要加快烟气脱硝设施建设进度，强力推进脱硝工程。对逾期仍未完成限期治理任务的企业，山西省环保厅将依法采取最严厉的处罚，予以处罚，直至实施停产治理，同时停止受理该发电企业所属公司除节能减排项目以外的建设项目环境影响评价审批。” 　　“这仅仅是一个开始，等到新标开始实施，这种情况恐怕会越来越多。”一位业内人士向记者表示本次出台的《火电厂大气污染物排放标准》，不仅高于2003年的标准，在国际上也属于最高水平，“在此前的脱硫工作推进的基础上，又要开始大举推动脱硝，这笔新的投入在所难免。” 　　据介绍，新标准的控制指标包括SO2浓度、NOx浓度、烟尘浓度、汞及其化合物浓度，以及烟气黑度5项指标。烟尘、二氧化硫、氮氧化物等排放限值都被大幅提升，此外，脱硝控制指标——氮氧化物排放标准也大幅提升。不仅如此，新标还增加了汞排放指标。并增加了重点区域排放限值，对开发密度较高，环境承载能力较弱的地区，还将采用更严格的排放限值。 　　脱硝标准的大幅提升令不少火电企业纷纷“喊疼”。山西力推脱硝工作的背景下，各个火电厂对成本的披露着实令人担忧其承受程度。据中新网报道，阳城电厂总工程师杨建军表示，阳城发电厂二期工程不仅同步建设了烟气脱硫系统，而且8号机组是全国第一台60万千瓦脱硝机组，据测算，每年增加环保运行成本约4000万元。 　　而山西省武乡和信发电有限公司副总经理雷耀武也透露，据测算2台机组脱硝工程需要投资1.8亿元，发1度电的脱硝成本达到了1.2分钱。 　　而这对“囊中羞涩”的广大火电企业来说并不是一笔小支出，华能、大唐、华电、国电、中电投五大发电集团火电业务大面积亏损。华电集团火电业务2008—2010年累计亏损额高达125亿元。亏损已达30亿元的大唐集团，火电亏损额或达70多亿元。2008—2010年，仅五大电企火电累计亏损额就达到602.57亿元。如果算上其他火电企业，三年深陷亏损泥潭的火电行业亏损可能达到上千亿元。 　　火电跌入“灰霾天”陷阱有利于加速技术改造 　　“为什么要提升脱硝标准?很简单，你看到这个灰霾天，就和氮氧化物有非常密切的关系。”一位环保学者指着广州“朦胧”的上空，“PM2.5是引起灰霾天气最主要诱因，这种物质的产生经过了复杂的化学反应，不过氮氧化物是其中非常重要的一个来源。” 　　环保部2010年发布的《火电厂氮氧化物防治技术政策(征求意见稿)》中就明确指出，氮氧化物是生成臭氧的重要前体物之一，也是形成区域细粒子污染和灰霾的重要原因。不仅如此，氮氧化物作为一次污染物，对人体健康有较大的危害。 　　研究结果还显示，氮氧化物排放量的增加使得我国酸雨污染由硫酸型向硫酸和硝酸复合型转变，硝酸根离子在酸雨中所占的比例从上世纪80年代的1/10逐步上升到近年来的1/3。 　　而在治理氮氧化物方面，火电企业可谓“责无旁贷”。根据招商银行研究报告显示，电力行业氮氧化物排放量约占全国排放总量的49%，而业内统计目前全国装备脱硝设施的电厂却不足两成。从这个角度出发，《新标准》对脱销要求的提升可谓“有的放矢”，根据测算，按照《新标准》标准，到2015年，电力行业氮氧化物排放可减少580万吨，较2009年全国氮氧化物排放总量1693万吨，大幅下降34%。 　　面对火电企业此前抱怨的种种问题，环保部门却表示新标推行是“大势所趋”。环境保护部新闻发言人陶德田在颁布《新标准》时就明确指出，为更好地适应“十二五”环境保护工作的新要求，对现有火电厂，设置了两年半的达标排放过渡期，给企业一定时间进行机组改造。 　　“而且这套标准的出台是经过严格论证的，并不是要一下子把所有发电企业全部挤死，而是帮助他们进行技术改造，‘垫脚摘苹果’。”一位接近政策制定层的人士向记者表示，“环保标准是随着社会经济生活需求推进的，没有一成不变的道理。” 　　日前，这颗“苹果”也已经祭出。2011年11月30日，国家发改委出台了《国家采取综合措施调控煤炭和电力价格》，明确指出自2011年12月1日起，对安装并正常运行脱硝装置的燃煤电厂试行脱硝电价政策，每千瓦时加价0.8分钱，以弥补脱硝成本增支。 　　根据安信证券测算，一台60万千瓦机组，安装后端脱硝装备，给予0.008元/千瓦时脱硝电价补贴，脱硝设施回收期约7—8年，毛利率约12.5%。“火电厂是存在一定的盈利空间的。” 　　新需求带动装备产业脱硝市场或得强力助推 　　电力企业的“辛苦转型”却在不知不觉间推动了一个产业的“华丽转身”，诚如环境保护部新闻发言人陶德田说，据测算，实施《新标准》在大幅削减污染物排放的同时，还将带动相关的环保技术和产业市场的发展，形成脱硝、脱硫和除尘等环保治理和设备制造行业约2600亿元。 　　面对如此机遇，已有不少企业开始了“掘金之路”。上月28日，湖南华电石门发电有限公司与湖南永清环保股份有限公司签下2×300MW机组烟气脱硝特许经营项目战略合作协议，号称“全国脱硝特许经营第一单”。 　　上市公司“永清环保”当日就发布公告，来自五大电力集团的优质客户资源将帮助公司大范围地拓展市场，抢占脱硝业务的先机，同时积累脱硝运营的经验，使长期稳定的盈利模式进一步强化。该公司援引环保部数据称，“十二五”期间，火电厂烟气脱硝总投资需求在500亿元左右，运行成本每年达200亿～300亿元。瞬时就激发了整个市场对脱硝市场的关注。 　　“毕竟从操作方式上来看，‘特许经营’的模式不难操作，也很受企业的欢迎，只要市场一开，大量铺开是可以期待的。”一位环保企业负责人表示，“此前的脱硫工程中就采用了‘特许经营’的模式，即发电厂将脱硫收益(比如电价补贴)每年按一定比例让渡给脱硫公司，脱硫公司则”包干“脱硫设施的建设、运营、维护等业务，在一定期满后交予电企。” 　　从永清环保所获得的这份合同中不难看出，与以上操作模式“如出一辙”，公告中称，该项目将由永清环保负责投资、设计、建设、运营、维护、管理脱硝设施，并拥有其所有权。此外，公司有权获得以上网电量为计量基础的脱硝电价的收益，并有权申请脱硝电价外的补贴收益。 　　据介绍，目前我国国内火电机组投产脱硝项目不到15%，约6.1亿千瓦装机容量尚未安装脱硝设备，《新标准》的迫近毫无疑问正在为脱硝行业带来无限的商业机遇。

昨日，从环保部门获悉，环境保护部和国家质量监督检验检疫总局联合发布了新修订的《火电厂大气污染物排放标准》，新标准将自2012年1月1日起实施。新标准的实施将提高火电行业环保准入门槛，推动火电行业排放强度降低并减少污染物排放，加快转变火电行业发展方式和优化产业结构，促进电力工业可持续和健康发展。 　　据介绍，新标准区分现有和新建火电建设项目，分别规定了对应的排放控制要求：对新建火电厂，规定了严格的污染物排放限值 对现有火电厂，设置了两年半的达标排放过渡期，给企业一定时间进行机组改造。新标准大幅收紧了氮氧化物、二氧化硫和烟尘的排放限值，制定了更加严格的大气污染物特别排放限值，并增设了汞的排放限值。限值设置将更具有可操作性。新标准中的每一个控制限值均有对应的成熟、可靠的控制技术，并规定脱硫、除尘统筹考虑，使火电厂的大气污染物排放控制形成一个有机的整体。新标准中氮氧化物、二氧化硫和烟尘的排放限值接近或达到发达国家和地区的要求。发电企业增加的达标成本可以通过电价优惠政策给予一定的补偿。

2023年1月，安徽省生态环境厅、安徽省市场监督管理局联合发布地方标准《火电厂大气污染物排放标准》(DB34/ 4336-2023)，并明确将于2023年3月1日起施行。　　该文件由安徽省生态环境厅提出并归口，起草单位为安徽省生态环境科学研究院。为加强对安徽省火电厂大气污染物排放的监督管理，减少污染物排放，进一步改善环境空气质量，该文件正式发布。火电厂排放的水污染物、恶臭污染物和环境噪声适用相应的国家或地方污染物排放标准，产生固体废弃物的鉴别、处理和处置适用国家或地方固体废物污染控制标准。　　此外，本文件是安徽省火电厂大气污染物排放控制的基本要求。本文件颁布实施后，国家出台相应行业污染物排放标准严于本文件的，执行国家标准；涉及本文件未做规定的污染物项目以及污染控制要求的，执行国家标准。（地方标准全文见附件）

p 　　中国大气网从环保部了解到，为防治火电厂排放废气、废水、噪声、固体废物等造成的污染，改善环境质量，保护生态环境，促进火电行业健康持续发展及污染防治技术进步，环保部已正式发布《火电厂污染防治技术政策》，具体详情如下： /p p style=" text-align: center " 　 img src=" http://img1.17img.cn/17img/images/201710/noimg/bcac8b61-1646-4c47-9793-7bc9a6865eed.jpg" title=" 环保部.png" / 　 /p p style=" text-align: center " 　　 span style=" color: rgb(0, 0, 0) " strong 关于发布《火电厂污染防治技术政策》的公告 /strong /span /p p 　　为贯彻《中华人民共和国环境保护法》，改善环境质量，保障人体健康，完善环境技术管理体系，推动污染防治技术进步，环境保护部组织制定了《火电厂污染防治技术政策》，现予公布，供参照执行。 /p p 　　文件内容可登录环境保护部网站查询。 /p p 　　附件：火电厂污染防治技术政策 /p p 　　环境保护部 /p p 　　2017年1月10日 /p p 　　抄送：各省、自治区、直辖市环境保护厅(局)，新疆生产建设兵团环境保护局。 /p p 　　环境保护部办公厅2017年1月11日印发 /p p 　　附件 /p p 　　火电厂污染防治技术政策 /p p 　　一、总则 /p p 　　(一)为贯彻《中华人民共和国环境保护法》等法律法规，防治火电厂排放废气、废水、噪声、固体废物等造成的污染，改善环境质量，保护生态环境，促进火电行业健康持续发展及污染防治技术进步，制定本技术政策。 /p p 　　(二)本技术政策适用于以煤、煤矸石、泥煤、石油焦及油页岩等为燃料的火电厂，以油、气等为燃料的火电厂可参照执行。不适用于以生活垃圾、危险废物为主要燃料的火电厂。 /p p 　　(三)本技术政策为指导性技术文件，可为火电行业污染防治规划制定、污染物达标排放技术选择、环境影响评价和排污许可制度贯彻实施等环境管理及企业污染防治工作提供技术支撑。 /p p 　　(四)火电厂的污染防治应遵循和提倡源头控制与末端治理相结合的技术路线 污染防治技术的选择应因煤制宜、因炉制宜、因地制宜，并统筹兼顾技术先进、经济合理、便于维护的原则。 /p p 　　二、源头控制 /p p 　　(一)全国新建燃煤发电项目原则上应采用60万千瓦以上超超临界机组，平均供电煤耗低于300克标准煤/千瓦时。 /p p 　　(二)进一步提高小火电机组淘汰标准，对经整改仍不符合能耗、环保、质量、安全等要求的，由地方政府予以淘汰关停。优先淘汰改造后仍不符合能效、环保等标准的30万千瓦以下机组。 /p p 　　(三)坚持“以热定电”，建设高效燃煤热电机组，科学制定热电联产规划和供热专项规划，同步完善配套供热管网，对集中供热范围内的分散燃煤小锅炉实施替代和限期淘汰。 /p p 　　(四)进一步加大煤炭的洗选量，提高动力煤的质量。加强对煤炭开采、运输、存储、输送等过程中的环境管理，防治煤粉扬尘污染。 /p p 　　三、大气污染防治 /p p 　　(一)燃煤电厂大气污染防治应以实施达标排放为基本要求，以全面实施超低排放为目标。 /p p 　　(二)火电厂达标排放技术路线选择应遵循以下原则： /p p 　　1.火电厂除尘技术： /p p 　　火电厂除尘技术包括电除尘、电袋复合除尘和袋式除尘。若飞灰工况比电阻超出1× 104~1× 1011欧姆· 厘米范围，建议优先选择电袋复合或袋式技术 否则，应通过技术经济分析，选择适宜的除尘技术。 /p p 　　2.火电厂烟气脱硫技术： /p p 　　(1)石灰石-石膏法烟气脱硫技术宜在有稳定石灰石来源的燃煤发电机组建设烟气脱硫设施时选用。 /p p 　　(2)氨法烟气脱硫技术宜在环境不敏感、有稳定氨来源地区的30万千瓦及以下燃煤发电机组建设烟气脱硫设施时选用，但应采取措施防止氨大量逃逸。 /p p 　　(3)海水法烟气脱硫技术在满足当地环境功能区划的前提下，宜在我国东、南部沿海海水扩散条件良好地区，燃用低硫煤种机组建设烟气脱硫设施时选用。 /p p 　　(4)烟气循环流化床法脱硫技术宜在干旱缺水及环境容量较大地区，燃用中低硫煤种且容量在30万千瓦及以下机组建设烟气脱硫设施时选用。 /p p 　　3.火电厂烟气氮氧化物控制技术： /p p 　　(1)火电厂氮氧化物治理应采用低氮燃烧技术与烟气脱硝技术配合使用的技术路线。 /p p 　　(2)煤粉锅炉烟气脱硝宜选用选择性催化还原技术(SCR) 循环流化床锅炉烟气脱硝宜选用非选择性催化还原技术(SNCR)。 /p p 　　(三)燃煤电厂超低排放技术路线选择时应充分考虑炉型、煤种、排放要求、场地等因素，必要时可采取“一炉一策”。具体原则如下： /p p 　　1.超低排放除尘技术宜选用高效电源电除尘、低低温电除尘、超净电袋复合除尘、袋式除尘及移动电极电除尘等，必要时在脱硫装置后增设湿式电除尘。 /p p 　　2.超低排放脱硫技术宜选用增效的石灰石-石膏法、氨法、海水法及烟气循环流化床法，并注重湿法脱硫技术对颗粒物的协同脱除作用。 /p p 　　(1)石灰石-石膏法应在传统空塔喷淋技术的基础上，根据煤种硫含量等参数，选择能够改善气液分布和提高传质效率的复合塔技术或可形成物理分区和自然分区的pH分区技术。 /p p 　　(2)氨法、海水法及烟气循环流化床法应在传统工艺的基础上进行提效优化。 /p p 　　3.超低排放脱硝技术煤粉锅炉宜选用高效低氮燃烧与SCR配合使用的技术路线，若不能满足排放要求，可采用增加催化剂层数、增加喷氨量等措施，应有效控制氨逃逸 循环流化床锅炉宜优先选用SNCR，必要时可采用SNCR-SCR联合技术。 /p p 　　(四)火电厂灰场及脱硫剂石灰石或石灰在装卸、存储及输送过程中应采取有效措施防治扬尘污染。 /p p 　　(五)粉煤灰运输须使用专用封闭罐车，并严格遵守有关部门规定和要求。 /p p 　　(六)火电厂烟气中汞等重金属的去除应以脱硝、除尘及脱硫等设备的协同脱除作用为首选，若仍未满足排放要求，可采用单项脱汞技术。 /p p 　　(七)火电厂除尘、脱硫及脱硝等设施在运行过程中，应统筹考虑各设施之间的协同作用，全流程优化装备。 /p p 　　四、水污染防治 /p p 　　(一)火电厂水污染防治应遵循分类处理、一水多用的原则。鼓励火电厂实现废水的循环使用不外排。 /p p 　　(二)煤泥废水、空预器及省煤器冲洗废水等宜采用混凝、沉淀或过滤等方法处理后循环使用。 /p p 　　(三)含油废水宜采用隔油或气浮等方式进行处理 化学清洗废水宜采用氧化、混凝、澄清等方法进行处理，应避免与其他废水混合处理。 /p p 　　(四)脱硫废水宜经石灰处理、混凝、澄清、中和等工艺处理后回用。鼓励采用蒸发干燥或蒸发结晶等处理工艺，实现脱硫废水不外排。 /p p 　　(五)火电厂生活污水经收集后，宜采用二级生化处理，经消毒后可采用绿化、冲洗等方式回用。 /p p 　　五、固体废物污染防治 /p p 　　(一)火电厂固体废物主要包括粉煤灰、脱硫石膏、废旧布袋和废烟气脱硝催化剂等，应遵循优先综合利用的原则。 /p p 　　(二)粉煤灰、脱硫石膏、废旧布袋应使用专门的存放场地，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》(GB 18599)的相关要求进行管理。 /p p 　　(三)粉煤灰综合利用应优先生产普通硅酸盐水泥、粉煤灰水泥及混凝土等，其指标应满足《用于水泥和混凝土中的粉煤灰》(GB/T 1596)的要求。 /p p 　　(四)应强化脱硫石膏产生、贮存、利用等过程中的环境管理，确保脱硫石膏的综合利用。 /p p 　　1.石灰石-石膏法脱硫技术所用的石灰石中碳酸钙含量应不小于90%。 /p p 　　2.燃煤电厂石灰石-石膏法烟气脱硫工艺产生的脱硫石膏的技术指标应满足《烟气脱硫石膏》(JC/T 2074)的相关要求。 /p p 　　3.脱硫石膏宜优先用于石膏建材产品或水泥调凝剂的生产。 /p p 　　(五)袋式或电袋复合除尘器产生的废旧布袋应进行无害化处理。 /p p 　　(六)失活烟气脱硝催化剂(钒钛系)应优先进行再生，不可再生且无法利用的废烟气脱硝催化剂(钒钛系)在贮存、转移及处置等过程中应按危险废物进行管理。 /p p 　　六、噪声污染防治 /p p 　　(一)火电厂噪声污染防治应遵循“合理布局、源头控制”的原则。 /p p 　　(二)应通过合理的生产布局减少对厂界外噪声敏感目标的影响。鼓励采用低噪声设备，对于噪声较大的各类风机、磨煤机、冷却塔等应采取隔振、减振、隔声、消声等措施。 /p p 　　七、二次污染防治 /p p 　　(一)SCR、SNCR-SCR、SNCR脱硝技术及氨法脱硫技术的氨逃逸浓度应满足相关标准要求。 /p p 　　(二)火电厂应加强脱硝设施运行管理，并注重低低温电除尘器、电袋复合除尘器及湿法脱硫等措施对三氧化硫的协同脱除作用。 /p p 　　(三)脱硫石膏无综合利用条件时，应经脱水贮存，附着水含量(湿基)不应超过10%。若在灰场露天堆放时，应采取措施防治扬尘污染，并按相关要求进行防渗处理。 /p p 　　八、新技术开发 /p p 　　鼓励以下新技术、新材料和新装备研发和推广： /p p 　　(一)火电厂低浓度颗粒物、细颗粒物排放检测技术及在线监测技术，烟气中三氧化硫、氨及可凝结颗粒物等的检测与控制技术。 /p p 　　(二)W型火焰锅炉氮氧化物防治技术。 /p p 　　(三)烟气中汞等重金属控制技术与在线监测设备。 /p p 　　(四)脱硫石膏高附加值产品制备技术。 /p p 　　(五)火电厂多污染物协同治理技术。 /p p 　　(六)火电厂低温脱硝催化剂。 /p

p 　　环境保护部于近日首次以国家环境保护标准发布了《火电厂污染防治可行技术指南》(HJ2301-2017)，以期进一步落实排污许可制度，加强和规范火电厂烟气、水、噪声、固体废物污染防治，改善环境质量，推动火电行业污染防治措施升级改造与技术进步。日前，环境保护部科技标准司有关负责人就这一技术指南的相关问题以及如何理解、贯彻这一技术指南，接受了记者采访。 /p p & nbsp & nbsp & nbsp & nbsp strong 记者：制定《火电厂污染防治可行技术指南》的必要性和背景情况? /strong /p p & nbsp & nbsp & nbsp & nbsp 答：本《技术指南》制定的必要性主要体现在“环境改善的要求、火电发展的要求、技术进步的要求、环境管理的要求”4个方面。 /p p & nbsp & nbsp & nbsp & nbsp 一是环境改善的要求。随着我国工业化和城市化进程加快，空气污染问题日益突出，持续发生的大面积雾霾事件引起了全社会对环境空气质量的关注。导致雾霾的主要内因是燃煤、机动车尾气排放和工业污染排放，而其中燃煤量巨大成为多数城市大气污染的主要原因。据统计，中国电力行业耗煤量约占全国煤炭总消耗量的一半，控制燃煤电厂的大气污染物排放就成了重中之重。 /p p & nbsp & nbsp & nbsp & nbsp 二是火电发展的要求。“十三五”期间或更长时间内，我国经济仍需保持中高速发展，能源发展、电力发展是我国实现“全面建成小康社会新目标”的刚性需求。从我国能源资源禀赋来看，火电以煤电为主，并且仍然是中长期电力发展的主流。因此，制定火电厂污染防治可行技术指南就显得格外重要。 /p p & nbsp & nbsp & nbsp & nbsp 三是技术进步的要求。2014年6月7日，国务院印发了《能源发展战略行动计划(2014~2020年)》，首次在政府文件中明确“提高煤电机组准入标准，新建燃煤发电机组污染物排放接近燃气机组排放水平”。各级政府与煤电行业积极响应，主动作为，大力推进煤电“超低排放”行动，取得了卓越的成效，在减排技术上也取得了重大突破。但是，现有燃煤电厂烟气超低排放工程在应用中也出现部分工程将各种技术简单堆积，造成改造费用过高、能耗过高等诸多问题。为更好地落实环境保护部、国家发改委、国家能源局联合发布的《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》，在2020年前完成燃煤电厂超低排放改造任务，迫切需要制定有关燃煤电厂烟气超低排放的技术指南，引导企业选择可靠合理的超低排放技术路线。 /p p & nbsp & nbsp & nbsp & nbsp 四是环境管理的要求。我国的环境管理已转移到以环境质量改善为核心的管理模式上，并且正在积极推进企业的排污许可证管理制度。国务院办公厅发布的《控制污染物排放许可制实施方案》中指出，要“建立健全基于排放标准的可行技术体系，推动企事业单位污染防治措施升级改造与技术进步” 环境保护部发布《火电行业排污许可证申请与核发技术规范》中明确可行技术的相关要求参照行业污染防治可行技术指南。为适应当前的环境管理新形势，环境保护部启动“火电厂污染防治可行技术指南”编制工作，以指导火电行业全过程、全因素污染防治技术应用，推动火电企业排污许可证的实施与管理，增强环境管理的科学性。 /p p strong & nbsp & nbsp & nbsp & nbsp 记者：《火电厂污染防治可行技术指南》有哪些亮点? /strong /p p & nbsp & nbsp & nbsp & nbsp 答：一是明确颗粒物术语和定义。燃煤电厂排放烟气中不仅含有除尘器未能完全收集的烟尘颗粒，还包括烟气脱硫、脱硝过程中产生的次生颗粒物。因此,本《技术指南》中首次将燃煤电厂排放烟气中的“烟尘”定义为颗粒物，即悬浮于排放烟气中的固体和液体颗粒状物质。 /p p & nbsp & nbsp & nbsp & nbsp 二是首次提出石灰石—石膏湿法复合塔脱硫技术与pH值分区技术。近5年来，随着火电厂大气污染物排放标准趋严，污染治理技术发展迅速，为实现二氧化硫超低排放，主要采用复合塔技术和pH值分区技术，通过调整塔内喷淋布置、烟气流场优化、加装提效组件等方法提高脱硫效率，形成多种新型高效脱硫工艺。 /p p & nbsp & nbsp & nbsp & nbsp 三是指南不仅明确烟气达标可行技术，还明确了超低排放可行技术，并优化技术路线，为排污许可证制度的实施提供技术支持，规范超低排放，引领行业产业发展和技术创新。本《技术指南》中提出，燃煤电厂在选择超低排放技术路线时，应遵循“因煤制宜，因炉制宜，因地制宜，统筹协同，兼顾发展”的基本原则，选择技术成熟可靠、经济合理可行、运行长期稳定、维护管理简单方便、具有一定节能效果的技术。同时，本指南还通过图或表等直观易懂的表达方式分别给出了颗粒物、二氧化硫、氮氧化物超低排放技术选择方法，给出了典型的烟气污染物超低排放技术路线。 /p p & nbsp & nbsp & nbsp & nbsp 以颗粒物为例，目前典型技术路线有以下3种：以湿式电除尘器做为二次除尘的超低排放技术路线 以湿法脱硫协同除尘做为二次除尘的超低排放技术路线 以超净电袋复合除尘为基础不依赖二次除尘的超低排放技术路线。工程实际应用中需考虑不同污染物治理设施之间的协同作用，针对不同燃煤电厂的具体条件选择适宜的技术路线。 /p p strong & nbsp & nbsp & nbsp & nbsp 记者：如何理解《技术指南》中提出的“因煤制宜，因炉制宜，因地制宜，统筹协同，兼顾发展”的超低排放技术路线选择原则? /strong /p p & nbsp & nbsp & nbsp & nbsp 答：因煤制宜，不仅要考虑设计煤种、校核煤种，更要考虑随着市场变化，电厂可能燃烧的煤种与煤质波动，要确保在燃用不利煤质条件下，污染物能够实现超低排放。 /p p & nbsp & nbsp & nbsp & nbsp 例如，对于煤质较为稳定、灰分较低、易于荷电、灰硫比较大的烟气条件，选择低低温电除尘器+复合塔脱硫系统协同除尘作为颗粒物超低排放的技术路线，是一种经济合理的选择。对于煤质波动大、灰分较高、荷电性能差、灰硫比较小的烟气条件，则应优先选择电袋复合除尘器或袋式除尘器进行除尘，后面是否加装湿式电除尘器，则取决于除尘器的出口浓度以及后面采用的脱硫工艺的协同除尘效果，湿式电除尘器是应对不利因素的最佳选择。 /p p & nbsp & nbsp & nbsp & nbsp 因炉制宜，主要是考虑不同炉型对飞灰成分与性质的影响。如循环流化床锅炉，适用于劣质燃料的燃烧，通常灰分含量高，颗粒粒径较煤粉炉大，排烟温度也普遍较高，原则上优先选择电袋复合除尘器或袋式除尘器 对于燃烧热值较高煤炭的循环流化床，可选用余热利用的低低温电除尘器。 /p p & nbsp & nbsp & nbsp & nbsp 因地制宜，既要考虑改造机组的场地条件，也要考虑机组所处的海拔高程。如采用双塔双pH值脱硫工艺、加装湿式电除尘器、增加电除尘器的电场数等一般都需要场地或空间条件。对于高海拔的燃煤电厂，还应考虑相应高程的空气影响烟气条件，从而影响电除尘器的性能。 /p p & nbsp & nbsp & nbsp & nbsp 统筹协同，烟气超低排放是一项系统工程，各设施之间相互影响，在设计、施工、运行过程中，要统筹考虑各设施之间的协同作用，全流程优化，实现控制效果好、运行能耗低、成本最经济的最佳状态。 /p p & nbsp & nbsp & nbsp & nbsp 兼顾发展，就是不仅要满足现在的排放要求，还应考虑排放要求的发展以及技术、市场的发展变化。如目前我国燃煤电厂排放要求中，对烟气中的三氧化硫排放没有要求，对汞及其化合物的排放要求还比较宽松，技术路线选择时就应考虑下一步排放限值的发展。此外，污染防治技术也在不断发展，需要考虑技术进步及其改造的可能性。煤炭市场、电力市场等均处于不断变化之中，煤质稳定性有无保障，电力负荷的变化与煤电深度调峰对烟气成份的影响等，在选择技术路线时都需要考虑。 /p p & nbsp & nbsp & nbsp & nbsp 总之，燃煤电厂烟气污染物超低排放技术路线的选择既要考虑初始投资，也要考虑长期的运行费用 既要考虑投入，也要考虑节能减排的产出效益 既要考虑技术的先进性，也要考虑其运行可靠性 既要考虑超低排放的长期稳定性，也要考虑故障时运行维护的方便性 既要立足现在，也要兼顾长远。 /p p strong & nbsp & nbsp & nbsp & nbsp 记者：本《技术指南》与之前2010年发布的《燃煤电厂污染防治最佳可行技术指南(试行)》有哪些不同? /strong /p p & nbsp & nbsp & nbsp & nbsp 答：与2010年发布的《燃煤电厂污染防治最佳可行技术指南》相比，本《技术指南》不同之处主要体现在以下9个方面： /p p & nbsp & nbsp & nbsp & nbsp 一是调整了适用范围，本《技术指南》适用范围与《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)一致，其中烟气污染防治技术以100MW及以上的燃煤电厂烟气治理为重点。 /p p & nbsp & nbsp & nbsp & nbsp 二是强化了工艺过程煤尘污染防治技术，增加了灰场扬尘防治技术，增加液氨与氨水的装卸、输送与贮存污染防治技术。 /p p & nbsp & nbsp & nbsp & nbsp 三是烟气除尘技术方面增加了近几年发展和应用的低低温电除尘技术、湿式电除尘技术以及超净电袋复合除尘技术。 /p p & nbsp & nbsp & nbsp & nbsp 四是烟气脱硫技术方面增加了石灰石—石膏湿法脱硫复合塔脱硫技术、pH值分区脱硫技术 删除发展前景不佳的等离子体脱硫脱硝技术，增加具有研发价值的资源化脱硫技术。 /p p & nbsp & nbsp & nbsp & nbsp 五是烟气脱硝技术方面增加SNCR-SCR联合脱硝技术。 /p p & nbsp & nbsp & nbsp & nbsp 六是增加了烟气超低排放技术路线选择原则、方法及典型技术路线，这是本《技术指南》特色亮点。 /p p & nbsp & nbsp & nbsp & nbsp 七是废水治理技术方面增加氨区废水处理技术和废水近零排放技术。 /p p & nbsp & nbsp & nbsp & nbsp 八是噪声治理技术方面调整相关噪声治理措施的治理效果，增加封闭式隔声机房噪声治理技术。 /p p & nbsp & nbsp & nbsp & nbsp 九是固体废弃物处置方面，随着电袋复合除尘和袋式除尘技术在火电行业的发展与应用，增加废弃滤袋的回用与处置技术。 /p

仪器信息网讯 2014年11月26日，&ldquo 火电厂炉管在线检测技术报告会&rdquo 在云南腾冲召开。此次会议由中国电力企业联合会主办，中国仪器仪表行业协会、中国仪器仪表学会分析仪器分会协办，北京华科仪电力仪表研究所、内蒙古电力科学研究院承办。来自全国电厂、电力设计院、电力科学研究院的60余名代表参加了此次会议。 　　 河北电力研究员资深专家王二福高级工程师 　　电厂化学仪表资深专家王二福高级工程师做了&ldquo 火电厂锅炉炉管腐蚀检测及其动态诊断新技术&rdquo 的主题报告，为我们讲述了金属腐蚀的基本原理以及现有的金属腐蚀检测技术。 　　目前国内外的腐蚀检测技术有直接监测和间接监测两大类、六种形式、十七种检测方法。 　　直接监测包括五种形式13种检测方法：1现场调查形式，即设备停运期间，由锅炉防爆监察人员目视观察 2物理监测形式，包括挂片法、超声波法、声发射法、电阻法、热图像法、射线照相法等六种检测方法 3机械监测形式，包括监测孔法、力学性质测量法等 4腐蚀产物检测形式，即分析水中金属离子成分和浓度来进行定性 5电化学监测形式，包括线性极化法和电偶法。 　　间接监测包括一种形式4种检测方法，即介质条件测定形式。包括人工化验法、溶解氧仪表在线分析法、酸度计仪表在线分析法、氧化还原电势测定法。 　　上述方法中12种方法必须在设备停止运行期间进行腐蚀测量，另外5种方法只能在常温常压条件下进行定性分析测量。但是所有方法无法获得在生产条件过程中热力设备金属材料(炉管)腐蚀速度即时值，无法获取炉管遭受腐蚀、受到损坏的实际信息，也无法在事故发生之前作出预测、预防和预报的警示。 　　国外生产过程中腐蚀速度动态分析检测技术发展较早也发展较好，此次会议上厂商展示的&ldquo 火电厂锅炉受热面金属材料(炉管)在线式腐蚀速度动态分析检测装置&rdquo 给了我们很大信心，也希望国内厂商继续努力，产品越做越好。

p 　　近日，环保部发布《排污单位自行监测技术指南 火力发电厂(征求意见稿)》。 /p p 　　根据中国环境监测总站起草的《排污单位自行监测指南 总则》，将分阶段、分行业制定排污单位自行监测指南，第一阶段包括火力发电行业、造纸行业、污水处理厂、水泥制造等九个重点行业，首次征求意见的是火力发电厂和造纸工业两个行业。 /p p 　　目前，火电厂的大气排污主要根据的两项标准是《火电厂大气污染物排放标准》和《锅炉大气污染物排放标准》，主要指标包括烟尘、二氧化硫、氮氧化物、汞及其化合物、格林曼黑度。此次自行监测考虑到氨逃逸和燃油电厂原料储存问题，增加了氨和非甲烷总烃两项选测指标。 /p p style=" line-height: 16px " 　　征求意见稿如下： a href=" http://img1.17img.cn/17img/files/201607/ueattachment/10ce94a3-d69a-480b-83a9-37f310715d63.pdf" 排污单位自行监测技术指南 火力发电厂(征求意见稿) /a /p p br/ /p

一家火电企业排出的废气　　有媒体日前针对山东省物价局公示的56份行政处罚决定书，指责华能、华电等国有火电企业成为大气污染物排放重灾区，并将雾霾的主要原因直指这些大型燃煤发电机组，直言“火电企业如果对于污染物的处理不达标，排放的污染量将会无限增大，烟尘量将会达到现在的百倍以上，二氧化硫也会上升到10倍以上，氮氧化物也会增加5倍以上”，这些言论引起了社会广泛关注和网民激烈讨论。山东的煤电企业特别是华能、华电这样的央企会出现集体性违规?记者赶赴山东，先后走访了华能、华电等涉事电厂及山东省环保、物价等部门，还在京采访了中国电力企业联合会，对这一事件进行深入调查。　　问题一：“国企电厂一边拿着环保电价一边超排”是否属实?　　2016年11月23日，山东省物价局对省内55家电厂一口气开出了56份处罚单，罚单总金额高达2400多万元，对于出现在罚单中的名字大家并不陌生：华能、华电、国电、大唐、华润等知名国企。日前，记者来到报道中提到的“受罚”企业——华能济南黄台电厂。　　在黄台电厂监控中心，记者看到电子屏上不停跳动着二氧化硫、氮氧化物和烟尘排放的实时监测数据。据现场工作人员介绍，目前，山东省政府地方超低排放标准限值是烟尘5毫克/立方米、二氧化硫35毫克/立方米和氮氧化物50毫克/立方米，黄台电厂4台机组排放数据全部优于山东省超低排放标准。　　该厂副厂长周亚男说：“此次收回的金额相对2015年全年的环保电价款，是非常小的一部分。我们厂已经投入了大量资金完成了超低排放改造，有效去除了燃煤燃烧过程中的污染物，达到了山东地方超低排放限值要求，应当说我们是环保领先者。”　　周亚男特意补充道：“目前，我国在火电厂广泛达到《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223—2011)标准的基础上，进一步要求火电厂实现污染物超低排放，污染物超低排放限值分别为氮氧化物、二氧化硫和烟尘排放浓度分别不高于50毫克/立方米、35毫克/立方米、10毫克/立方米，这是国家超低排放标准，而在山东地方规定里，烟尘超低排放标准是5毫克/立方米。”　　华能山东公司副总经理丁兴武给记者翻看了他的手机短信，内容是华能黄台电厂污染物排放数据。“这个污染物排放数据是和山东省环保厅联网的，如果污染物排放存在问题，环保部门会在第一时间发现并掌握。从华能黄台发电厂到山东省环保厅、华能山东分公司、华能集团，这些数据被层层监控着。”丁兴武说。　　记者从山东省环保厅调取了黄台电厂2015年机组排放超标时段和超标原因。结果显示，4台机组超过《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223— 2011)时段全年总计23小时，其中，二氧化硫超标1小时、烟尘超标7小时、氮氧化物超标15小时，达标率为99.92% 超过山东地方超低排放标准时段全年总计13小时，达标率为99.88%。应该说，相对于全厂4台机组29226小时的运行时间，这是极微小的比例。　　记者在调查中拿到的一份华电章丘发电厂数据显示，2014年、2015年该厂环保电价分别被没收4.25万元、28.36万元。对此，章丘发电厂副厂长任尚坤介绍说，主要是启停机氮氧化物超标、CEMS(在线监测系统)故障造成的环保电价没收。　　“2015 年，因仪表更换调试，CEMS传输出现问题，一天就扣减环保电价19.56万元。”任尚坤说。丁兴武说，以黄台电厂为例，电厂4台机组全年运行29226 小时，其中累计超标36小时，其他的29190小时运行都是达标排放，且超标排放36小时的环保电价款已退回。　　这些都说明，央企旗下的火电厂是严格执行国家环保政策的。那么，物价部门的罚单又是怎么回事呢?对此，山东省环保厅区域协调处副处长赵辉向记者解释说，这存在一个误解。山东省物价局开出的这些罚单，严格来说应该是电价“扣款”，而不是“罚款”。为补偿电厂推进环保改造，国家在2014年推出了环保电价及监管办法，目的是用经济杠杆鼓励电厂建设和改造环保设施。如果发现某些小时均值达不到环保电价标准，而排放日均值又没有达到环保部门处罚的程度，那么，物价部门将没收超标时段的电价款，也就是说，这些奖励的钱将被扣掉。　　赵辉解释说，本来环保电价政策是对电厂环保设施建设及运行费用的补偿政策，即运行加价政策，但是如果运行没有达到标准，就要扣除相应的环保电价，不管是由于机组启停机原因，还是由于CEMS在线监测系统仪器仪表故障原因。虽然这些都是客观原因，但环保部门依然认定不应该享受环保电价补贴，要扣回来，但不是处罚。　　但是，为什么物价部门明确写着“行政处罚决定书”，环保部门却说“不是处罚”呢?依据是国家发改委和环境保护部下发的“发改价格2014【536】号文”，其中第十五条规定：“因发电机组启机导致脱硝、脱硫、除尘设施退出，或机组低负荷导致脱硝设施退出并致污染物浓度超过限值，CEMS因故障不能及时采集和传输数据以及其他不可抗的客观原因，导致环保设施不正常运行等情况，应没收时段环保电价，但可免于罚款。”　　山东省环保厅大气处科长温超向记者介绍说，从2016年统计结果看，山东省环保厅2016年分9次对62家企业下达了查处通知，这里面涉及五大发电集团的一共有3次，其中有两次是因为氮氧化物超标。经核查发现，导致某些时段排放不能达标的主要原因是启停机。机组在启动过程中，当烟气温度低于310℃时，脱硝设施就无法正常工作，也无法达到脱除氮氧化物的目的，这是行业共同面临的技术问题。　　问题二：燃煤机组“超标排放”是否等同于“偷排超排”?　　记者在采访中了解到，类似超标事实确实存在。对此，中国电力企业联合会副理事长、电力环保专家王志轩指出，发电机组在启停、调试过程以及低负荷运行时出现污染物排放短时段超过正常运行工况标准限值的情况，主要是受现有污染物脱除工艺和技术的限制，不属于企业主观恶意所为。　　“机组非正常工况下超标排放不能与偷排超排划等号。”王志轩说。　　目前，按照电网调度要求或机组环保改造维护等需要，发电机组要进行启动、停运和低负荷运行，在这些特定时段会发生氮氧化物排放浓度超过正常运行时排放标准的情况。在机组启停阶段，脱硫、除尘设备往往是最先投入和最后退出的 而机组低负荷工况下，脱硫、除尘设备也是正常运行的，也就是说，特定时段污染物超过标准限值，指的是因为无法满足脱硝设施投运条件而导致的氮氧化物超标。当前，火电厂脱硝普遍采用的是选择性催化(SCR)脱硝技术，该技术的特点是正常工作温度区间在310~400℃。机组启停过程中，当烟气温度低于310℃时，脱硝设施是无法正常工作的，也就无法达到脱除氮氧化物的目的。　　“客观上讲，在现有技术条件下，如果烟气温度低于脱硝装置工作温度，氮氧化物浓度会增高，目前这一问题还难以避免。但由于这种情况是在低负荷运行下发生，此时燃煤总量是较少的，烟气量也相应较少，排放量并不一定增大，甚至可能是减少的。”王志轩说。　　记者了解到，针对机组在启停过程中氮氧化物超标情况，山东地区电力企业已按照国家对环保电价的考核要求，将机组启停情况和环保设施故障情况报环保部门备案。本次物价局公示过程也表明，山东地区的电厂也没有获取机组启停等污染物超过浓度限值的电价，符合环保电价考核规定，未违反相关规定情节。　　记者拿到的一份《山东省物价局行政处罚决定书》上显示，物价部门的表述也是电价执行过程中的“没收环保电价款”。应该说，本次针对环保电价的行为，是山东省物价局按照管理规定，面向全省所有享受环保电价的发电企业，将不享受环保电价电量的收入收回，并不是罚款。　　记者在调查中发现，近两年来，一些电厂启停机次数越来越多。对此，中电联环保与资源节约部主任潘荔说，在当前煤电相应富余的时期，煤电机组承担电网调峰的任务增加，电网调度的指令变化会更多些，机组启停的次数会增加，低负荷运行的时段会更长一些。就电厂而言，必须服从电网调度指令，启停机和低负荷运转都不是电厂的主动选择。　　王志轩介绍说，对于烟气温度不满足脱硝系统工作条件而带来的氮氧化物超标问题，一方面，电厂在改造时均积极同步考虑低负荷脱硝改造，通过一些技术上的升级，尽量使脱硝装置的工作负荷段更宽一些，但要完全避免则不现实，因为脱硝催化剂技术很难有突破性进展。而通过其他方式，如提高烟气温度等，也存在投入与环境质量、经济成本之间的优化问题。另一方面，虽然目前脱硝工艺是全世界采用较多且较先进的工艺，但很多科研机构和电力企业还在积极研究，寻找效率更高、约束条件更少的脱硝工艺，以实现具有综合效益的全工况脱硝。

4月9日，参加“2015年度全国火电厂燃煤质检人员上岗考核工作会议”的行业专家杜晓光、张太平、范志斌等一行二十余人莅临三德科技考察，公司董事长朱先德、副总经理周智勇、产品经理朱青、吴抒轶等参与接待和陪同。 朱先德代表三德科技致辞。他首先热烈欢迎各位专家来访、并感谢他们长期以来对三德科技的支持与帮助。随后，以“近年来三德在做什么？”为主题，朱先德简要介绍了三德科技在产品创新体系建设、分析仪器提质升级以及燃料智能化管控产品突破方面所做的努力以及取得的阶段性成果。朱先德表示，对比世界一流水平，以三德科技为代表的我国先进煤质分析仪器已经具备比较优势，但是客观来看，在工艺造型、运行稳定性等方面还存在一定差距。基于此，三德科技先后推出SDC608量热仪、SDS350红外定硫仪、SDTGA8000工业分析仪等一系列升级换代产品，并对全部分析仪器进行PI设计，以进一步巩固国内领先地位、全面对标世界一流。与此同时，经过数年的技术储备与突破，三德科技在行业内率先提出以“无人操作”为标签的第四代燃料智能化管控解决方案，并于2014年陆续上市U4?全通系列燃料智能化管控产品。朱先德介绍，该系列产品集成运用了伞旋?、风透?、自沉积?等原创技术，具备高水分适应性、高制粉收集率、高自动化等突出特点，从而可真正实现燃料的智能化管控。 专家一行还参观考察了三德科技展厅、生产车间，并现场体验U4全通制样系统、U4全通前级制样系统等产品。 来访专家参观三德科技展厅 来访专家现场体验U4全通制样系统 来访专家于三德科技办公楼前合影留念

3月23日下午，参加“2017火电燃料管理智能化论坛”的近100名与会代表到访三德科技参观考察，公司董事长朱先德、总经理胡鹏飞、副总经理周智勇、副总经理兼产品总监朱青参与接待和陪同。在公司商务楼多功能厅，朱先德代表公司致辞，对来访嘉宾表示热烈欢迎，并简要介绍了三德科技对燃料智能化管理的理解和认识、近年来开展的工作以及取得的阶段性成果。朱先德表示，作为一家上市时间不长的公众企业，三德科技面临很多机会或者诱惑，但未来仍将坚持初心、在行业深耕挖潜，通过技术和产品创新推动行业发展、为客户创造价值。三德科技副总经理兼产品总监朱青与来访嘉宾分享了公司提供的燃料智能化管控整体解决方案——优势® 系统能实现“高适应性”、“样品代表性好”、“投运率高”、“运行成本低”、“高效率”、“样品安全”的原因，并以案例的方式展示了优势® 系统实际运行、远程运维以及交付方面的比较优势。来访嘉宾参观考察了三德科技燃料智能化管控系统产品生产车间。在现场，工程师们正在为一套交付某项目的SDPS全通制样系统（含SDMOT在线全水测试系统）和SDASC自动存查柜系统进行联调联试。来访嘉宾认真考察了SDPS全通制样系统的全过程运行，对其连续制样的能力表示了浓厚兴趣，并认真与在场工程师交流了其实现的具体方式与流程。此外，SDASC自动存查柜系统有别于同类产品的存储方式亦吸引了嘉宾们的目光，对于这一创新方式带来的容积率大幅提升，在场嘉宾表示赞许，认为其不仅确保了样品安全，亦解决了老电厂普遍存在的场地局限性问题。本次论坛由中国电力技术市场协会举办，参会代表来自华能集团、大唐集团、华电集团、国电集团、国家电投、神华集团、华润电力等各大发电集团及其下属的98家单位及部分科研机构。图为董事长朱先德致辞图为来访嘉宾参观燃料智能化管控系统产品生产车间图为来访嘉宾观察SDPS全通制样系统入料演示

p 　　天津近日发布了地方强制性标准《火电厂大气污染物排放标准》(DB12/810—2018)。该标准将于2018年7月1日正式实施。这是国内首个地方在火电厂大气标准中对烟气排放温度做出限定，标准规定4月-10月燃煤锅炉的烟气排放温度≤48℃，11月-3月≤45度。污染物限值方面，新建项目颗粒物5mg/m3，二氧化硫10mg/m3，氮氧化物30mg/m3。 /p p 　　目前，我国火电厂超低排放的标准为颗粒物5mg/m3，二氧化硫35mg/m3，氮氧化物50mg/m3，此次天津市地方标准比国家超低排放标准还严格。 /p p style=" text-align: center " img src=" http://img1.17img.cn/17img/images/201806/insimg/62c4495d-b355-47a8-a987-f9fed380b4f3.jpg" title=" 浓度限值.jpg" / /p p style=" text-align: center " strong 污染物排放浓度限值 /strong /p p style=" text-align: center " img src=" http://img1.17img.cn/17img/images/201806/insimg/fd03d566-de77-4e07-b872-5e418323abf9.jpg" title=" 温度.jpg" / /p p style=" text-align: center " strong 烟气排放控制要求 /strong br/ /p p b 标准全文： /b img src=" /admincms/ueditor1/dialogs/attachment/fileTypeImages/icon_pdf.gif" / a href=" http://img1.17img.cn/17img/files/201806/ueattachment/9cbf9132-2be0-4641-a214-d628707c6ba8.pdf" DB12 810-2018 火电厂大气污染物排放标准.pdf /a /p

关于征求国家环境保护标准《火电厂大气污染物排放标准》(征求意见稿)意见的函 　　各有关单位： 　　为贯彻落实《中华人民共和国大气污染防治法》，保护环境，保障人体健康，我部决定修订国家环境保护标准《火电厂大气污染物排放标准》(GB 13223-2003)。目前，标准编制单位已编制完成标准的征求意见稿。根据国家环境保护标准制修订工作管理规定，现将标准征求意见稿和有关材料印送给你们，请予研究。若有意见或建议，请于2009年8月15日前以书面形式反馈我部。 　　联系人：环境保护部科技标准司 谷雪景 　　通信地址：北京市西直门内南小街115号 　　邮政编码：100035 　　联系电话：(010)66556214 　　传真：(010)66556213 　　附件：1.征求意见单位名单 　　 2.《火电厂大气污染物排放标准》（征求意见稿） 　　　　 3.《火电厂大气污染物排放标准》（征求意见稿）编制说明 　　二○○九年七月七日 　　主题词：环保 火电厂 标准 意见 函 　　附件一： 　　征求意见单位名单 　　发展改革委办公厅 　　工业和信息化部办公厅 　　国土资源部办公厅 　　住房城乡建设部办公厅 　　水利部办公厅 　　农业部办公厅 　　商务部办公厅 　　国家质量监督检验检疫总局办公厅 　　中国科学院 　　中国工程院 　　各省、自治区、直辖市环境保护厅(局) 　　新疆生产建设兵团环境保护局 　　中国环境科学研究院 　　中国环境监测总站 　　中日友好环境保护中心 　　中国环境科学学会 　　环境保护部对外合作中心 　　环境保护部南京环境科学研究所 　　环境保护部华南环境科学研究所 　　环境保护部环境规划院 　　环境保护部环境工程评估中心 　　中国环境保护产业协会 　　环境保护部环境标准研究所 　　环境保护部标准样品研究所 　　中国电力企业联合会 　　中国华能集团公司 　　中国大唐集团公司 　　中国华电集团公司 　　中国国电集团公司 　　中国电力投资集团公司 　　中国电力工程顾问集团公司 　　西安热工院有限公司苏州分公司 　　(部内征求意见单位：总量司、环评司、污防司、环监局)

用于火力发电厂的手持式XRF光谱仪火力发电厂火力发电厂简称火电厂，是利用可燃物（例如煤炭）作为燃料产生电能的工厂。其运作原理为在燃料燃烧时加热水生成蒸汽，蒸汽压力推动汽轮机旋转，将热能转换成机械能；汽轮机再带动发电机旋转，将机械能转化成电能。在火电厂的运行过程中，为了将对环境的影响最小化的同时保障设施运行的效率，确保燃煤原料的质量是至关重要的。如何评估燃煤的质量？在火力发电厂中，了解煤燃烧过程中会产生的灰分量以及煤中的硫含量至关重要。燃煤中的灰分指的是，其在彻底燃烧后所剩下的残渣，灰分分为2类，一类是外在灰分，可以通过洗煤除去；而内在灰分由形成煤炭的原始植物本身所含的无机物决定，内在灰分越高，煤的可选性越差。而硫分指的是燃煤中含有硫的总含量。 选用高灰分高硫分的燃煤不仅会排放大量烟尘及二氧化硫，深化环境污染，而且对于火力发电厂的日常运维也有负面的影响。使用奥林巴斯手持式X射线荧光（XRF）分析仪对燃煤进行分析，可使工程师快速、准确地评估灰分含量（灰分产量）和硫分等关键元素。这些信息可用于大幅减少停工情况，并提高维护效率。燃煤的灰分和硫含量的检测方法在燃煤的过程中， 形成的富含硫和磷的灰分会粘在炉壁上，导致加热性能下降。同时高硫的灰分会导致炉壁受到腐蚀。使用Vanta手持式XRF光谱仪可以快速估算煤中的成灰物质，并且可以直接对煤炭原料进行检测，不需要进行额外的样品制备，快速、准确地评估煤炭的：灰分含量（灰分产量）硫含量利用这些信息，发电厂可以完成以下工作：通过制定更合适的混煤策略，减少工厂停工的频率通过提前规划维护工作来提高生产效率，因为工程师可以利用进煤的成分数据来预测何时需要停工和维护Vanta分析仪自动计算成灰物质的含量，因此用户可以近乎实时地快速估算出煤的产灰量奥林巴斯XRF分析仪可以检测轻元素组合（Mg + Al + Si + P + S+ Ti + K + Ca + Fe），准确评估灰分含量（灰分产量）。数据由BEES UNSW大学提供：ACARP项目编号C24025。手持式XRF光谱仪（X轴）测得的硫含量与标样的数值（Y轴）之间具有很好的相关性。Vanta 手持式XRF光谱仪的优势特性发电厂可能处于高温多尘的环境中。奥林巴斯Vanta XRF光谱仪可以在条件恶劣的工作环境中正常工作，其特性如下：可以在温度高达50ºC的环境中持续工作符合IP55/IP54评级标准，可以抵御污垢、灰尘和雨水的侵袭机身结构坚固耐用，通过了4英尺坠落测试（MIL‑STD-810G），可避免仪器受到损坏使用奥林巴斯的科学云可以实现云数据存储，并可实时以远程方式查看数据

消息称国家环保部近日正在修订“火电厂大气污染物排放标准”等一系列相关产业设备的国家级排放标准，该标准目前正在讨论和征求意见的过程中，有望于近期正式颁布。 　　该人士透露，该标准主要对新建火电厂设备规定具体的排放指标，如单位立方米烟气排放量、运转每小时烟气排放量、发每度电烟气排放量等。经过修订，该标准将更加严格，相关指标在国际上也属于先进水平，同时，按照国内目前的设备技术水平，要满足上述标准还存在一定的难度，必须推广使用更严格的污染物控制技术。 　　该权威人士认为，这意味着新建火电厂的技术难度将加大，成本将提升，落实上述标准主要看居民承受能力和综合经济水平，毕竟发电成本的提升最终都要转嫁到消费者身上。 　　中国可再生能源学会理事长石定寰表示，考虑到各地的经济发展水平不同，该标准的落实可能不会“一刀切”，将在不同地区有区别地推行，还有可能尝试建立地区间的相互补偿政策，推进碳交易试点。分析人士认为，该标准的颁布实施将给我国相关技术研发提出新的课题，而相应的高水平设备供应缺口也将成为市场的商机。 　　我国9日已经正式批准哥本哈根气候协议。政府一直酝酿的关于节能减排、低碳经济的政策有望加快出台。

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2016年10月11-12日，为推进火电厂烟气袋式除尘技术的产业发展，由工信部消费品司指导，中国产业用纺织品行业协会、中国纺织科学研究院主办的高温袋式除尘技术国际论坛在上海顺利举办，北京雪迪龙科技股份有限公司受邀参加。会议现场 国际能源署清洁碳中心、美国、日本、印度以及国内相关部委、科研单位的专家学者及代表上百人出席本次专题论坛。雪迪龙公司市场部马志坚做“New Technology and Application Progress on Monitoring ”Ultra-low Emission” Flue Gas from Stationary Sources”专题英文报告，主要介绍中国目前全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造计划相关最新政策动态，以及污染源烟气“超低排放”监测最新技术及相关应用进展；详细介绍冷干法抽取式、高温红外法、稀释抽取式等主流方法的低浓度气体测量方案与技术，低浓度粉尘监测技术及其应用；同时，介绍汞监测主要方法以及烟气汞监测的新技术及仪器应用进展情况；并与参会的国内外专家进行现场交流。

火力发电占中国超过70%的发电量，全国遍布了成千上百座火电厂，火力发电厂的安全运营对于电力生产商至关重要。近年来，我国火力发电厂出现过多次电除尘器灰斗严重积灰坍塌事故，典型案例如下：12005年湖北某电厂 1号机组(30万千瓦)2号电除尘器“1.1”整体坍塌事故；22005年内蒙古某电厂2 号机组(20万千瓦)电除尘器一电场“3.20”灰斗整体坍塌事故；32005 年内蒙古某铝电公司自备电厂一期3号机组“4.9”灰斗脱落事故；42006年安徽某发电公司2号机组电除尘器“3.14”坍塌事故；52014年唐山某公司“9.23”电除尘器灰斗坍塌事故；62021年9月份湖南某电厂发生严重除尘器灰斗事故。电厂除尘器灰斗积灰如果不及时清理，会给电厂安全运营造成极大隐患。如何保证除尘器灰斗的安全运营？需要安装在除尘器灰斗高、低位的报警开关能够真实无误的发出继电器信号给控制阀，飞灰到达高位报警启动落灰阀门，避免造成积灰，导致安全事故。AMETEK 旗下DREXELBROOK品牌的射频导纳物位开关可以完美胜任该任务，专为电除尘飞灰灰斗设计的射频导纳开关，具有高度的稳定，Cote Shield防挂料屏蔽层可以保证该型号开关稳定的输出正确的报警信号，避免挂料造成的误报。图1 在某电厂静电除尘器灰斗高低位报警开关现场应用工况对于静电除尘器的灰位测量，除了必须采用用于开关量报警输出的开关之外，同时可以安装连续量测量的射频导纳料位计，AMETEK DERXELBROOK独特的“钓鱼竿式”传感器，专为灰斗这类应用开发，具有测量准确、耐用、抗挂料等优良性能，可为电除尘器灰斗的安全运营带来双重保证，下面图2和图3是“钓鱼竿式”传感器和安装示意图：图2图3AMETEK DREXELBROOK射频导纳开关 ✅ 坚固，耐用，免维护，无移动部件；✅ 防挂料误报，专利的Cote-shield屏蔽技术，可以有效忽略积灰挂料可能带来的误报；✅ 探头耐高温至260摄氏度；✅ 输出DPDT继电器信号；✅ 原装进口，常年备有现货库存，交货期快；✅ 应用业绩多AMETEK DREXELBROOK射频导纳连续料位计✅ 坚固，耐用，免维护，无移动部件；✅ 防挂料传感器，可以准确测量积灰物位；✅ 探头耐高温至500摄氏度；✅ 输出4-20ma信号；✅ 原装进口，常年备有现货库存，交货期快射频导纳开关射频导纳连续料位计AMETEK DREXELBROOK射频导纳产品在国内的火电厂有大批量的应用，目前开关的使用量累计超过20000台，见证了中国火电厂的发展历程，也维护了火电厂的安全运行

火力发电仍是能源主力随着经济的发展，能源需求也在不断增长。火电是我国最主要的电力能源之一，因此需要大量的火电厂来满足能源需求。火电厂一定要做好设备检修与管理，通过有效的优化，降低设备运行过程中事故的发生几率并缩短停机时间，同时降低生产过程中的经济损失。今天小菲就来给大家说一个大连某火力发电企业使用FLIR T860高级红外热像仪，对发电厂设备进行带电测试、巡检的真实案例！汽轮机整体巡检效率高火电厂系统中有三大主机：锅炉、汽轮机和发电机，其中汽轮机是火力发电中很关键的一部分。比如一套800兆瓦的汽轮机，轴向长度25米，是由4万多个零件组装在一起，而火电厂将由多个汽轮机组成，如何保障各个零件稳定配合高效运行，这就离不开检测人员的每日巡检。面对如此繁重的巡检工作，选择一款合适的设备非常重要，这关系到检测人员能不能安全高效的工作！运转中电机发热状态本次案例中的火力发电企业经电科院推荐，直接购买了FLIR T860高级红外热像仪，每日用其对运行过程中的大型设备进行巡检。运行中汽轮机电刷发热情况在使用的过程中，电力检测人员发现T860操作非常简便智能，只需单触屏幕一次，就可以聚焦目标区域，并且自动调节电平和跨度，红外分辨率也很高（640*480），能精准定位异常区域，然后用户能直接在设备上记录检测结果，大大提升了检测报告的效率！变压器检测更安全变压器是电力系统中非常重要的一环，其中主变高压套管是变压器的重要部件。在某次巡检过程中，电力检测人员发现变压器套管将军帽发热异常，幸好在未造成严重事故前及时发现，避免了停机风险。变压器套管将军帽发热异常会引起高压绕组电阻值超标、接头过热，严重时会发生导电部份烧熔、断裂变电设备事故等，因此高压套管将军帽接头温差较大时，应及时分析原因，采取措施及时处理。通过FLIR T860的检测，发现了变压器套管将军帽发热异常，事实表明38℃为正常状态，110℃和85℃存在故障。T860让检测人员站在安全距离内，先对远处设备进行整体扫描，发现异常点，再搭配6°长焦镜头选件，对局部进行重点检查，全程检测人员无需挪动位置，安全又便捷！变压器油枕液位情况FLIR T860还拥有卓越的测量精度，其热灵敏度为30℃时＜40 mK（24°镜头），搭配640×480像素的红外分辨率，能生成清晰的热图像。该电力公司使用T860在外部实时观察变压器油枕液位情况，避免油位过高或过低引发事故！FLIR T860：节约工作时间目前，FLIR T860还可搭载最新推出的FlexView双视场镜头，无需更换镜头就可以瞬间从广域视场切换到长焦视场，大大减少现场更换镜头调试的时间，提高检测效率和准确性，在远距离和近距离检测中都能获得优质的热图像，同时还能保障用户和热像仪的安全。T860搭配FLIR专业报告和分析软件，用户可对红外热图像变更调色板和图像模式并编辑图像，还可以添加或变更测量功能，创建基于预定义报告模板的基本报告，大大节省了检测人员后续对检查结果的处理和生成报告的时间。带有取景器的FLIR T860高性能红外热像仪无论是测量变电站组件、制造设备还是设施机电系统都非常适合一机多用，性能高效

p 　　火电厂实施超低排放改造后，对污染物在线监测的精确性提出了更高要求。本文通过对比几种应用于二氧化硫、氮氧化物和烟尘的典型监测技术，提出了适用于超低排放改造的 a title=" " target=" _self" href=" http://www.instrument.com.cn/application/SampleFilter-S02005-T000-1-1-1.html" strong 烟气 /strong /a 在线监测系统优化配置方案，为火电厂超低排放改造中烟气在线监测系统的选型提供参考。 /p p 　　1引言 /p p 　　自《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014-2020年)》(发改能源[2014]2093号)发布后，国家出台了一系列文件、措施和鼓励性政策支持火电厂实施超低排放改造，并在东部地区进行了试点。经过试点后，“十三五”期间将在全国范围内实施火电厂超低排放改造，改造后烟气排放限值执行标准为烟尘 10mg/m3、二氧化硫35 mg/m3、氮氧化物50 mg/m3。 /p p 　　火电厂实施超低排放改造后，烟气污染物浓度大幅降低，烟气水分含量增大，烟气特性发生了较大改变，对污染物在线监测的精确性提出了更高要求。因此，在现阶段总结超低排放试点电厂烟气在线监测系统(CEMS)的运行情况，分析对比各种烟气监测技术的性能特点，对于“十三五”火电厂超低排放改造中CEMS的选型具有积极作用。 /p p 　　2 火电厂烟气在线监测技术现状 /p p 　　2.1 非分散红外/紫外吸收法SO2和NOX监测技术 /p p 　　“十一五”和“十二五”期间，国内在脱硫和脱硝上应用最为广泛的是非分散红外吸收法监测技术，有少部分紫外吸收技术。这类技术是基于朗伯-比尔 (Lambert-Beer)吸收定律的光谱吸收技术，其基本分析原理是：当光通过待测气体时，气体分子会吸收特定波长的光，可通过测定光被介质吸收的辐射强度计算出气体浓度。即： /p p style=" text-align: center " img src=" http://img1.17img.cn/17img/images/201603/insimg/ba5ac4a7-c3d8-4993-9dac-f4185deda181.jpg" title=" 11.jpg" / /p p 　　式中：I—光被介质吸收后的辐射强度 /p p 　　I0—光通过介质前的辐射强度 /p p 　　K—待分析组分对辐射波段的吸收系数 /p p 　　C—待分析组分的气体浓度 /p p 　　L—气室长度(待测气体层的厚度)。 /p p 　　2.2 紫外荧光法SO2监测技术 /p p 　　紫外荧光法基于分子发光技术，在一定条件下，SO2气体分子吸收波长为190～230nm紫外线能量成为激发态分子，激发态的SO2分子不稳定，瞬间返回基态，发射出波长为330 nm的特征荧光。在浓度较低时，特征荧光的强度与SO2浓度成线性关系，即可通过检测荧光强度计算SO2浓度。 /p p style=" text-align: center " img src=" http://img1.17img.cn/17img/images/201603/insimg/f0f3e27d-62a0-4250-ba79-e190032bf99c.jpg" title=" 22.jpg" / /p p 　　2.3 化学发光法NOX监测技术 /p p 　　化学发光法是在一定条件下，NO与过量的O3发生反应，产生激发态的NO2。激发态NO2返回基态时，会产生波长为900nm的近红外荧光。在浓度较低情况下，NO与O3充分反应发出的光强度与NO浓度成线性关系，即可通过检测化学发光强度计算NO浓度。 /p p style=" text-align: center " img src=" http://img1.17img.cn/17img/images/201603/insimg/79153f86-4b97-4e01-a90b-e0dcc5971bfa.jpg" title=" 33.jpg" / /p p 　　2.4 烟尘监测技术 /p p 　　2.4.1 光透射法烟尘监测技术 /p p 　　光透射法技术基于朗伯-比尔定律，即光穿过含尘烟气时透过率与烟尘浓度呈指数下降关系。在实际应用中有单光程和双光程两种类型的仪器，光透射法的准确性受颗粒物粒径分布影响较大，且灵敏度不高，一般用于烟尘浓度高(大于300mg/m3)、烟道直径大且烟气湿度低的工况。 /p p 　　2.4.2 光散射法烟尘监测技术 /p p 　　光照射在烟尘上时会被烟尘吸收和散射，散射光偏离光入射的路径，散射光强度与烟尘粒径和入射光波长有关，光散射法就是采用测量散射光强度来监测烟尘浓度的。在实际应用中有前向散射、后向散射和边向散射三种类型。该技术灵敏度高，能够测量低至0.1mg/m3的烟尘浓度，最低量程可达到0-5mg/m3，适用于烟尘浓度低、烟道直径小的情况。但该技术同样容易受水汽影响，不适宜烟气湿度高的工况。 /p p 　　2.4.3电荷法烟尘监测技术 /p p 　　所有烟尘颗粒均带有电荷，颗粒物接触或摩擦时将产生电荷交换，电荷法就是用电绝缘传感探针测量探头和附近气流或直接与探头碰撞的颗粒物之间的电荷交换来测量烟尘浓度的。该技术除受烟尘粒径变化、组分变化和烟气湿度影响外，还受烟气流速影响，主要用于布袋除尘的泄漏检测和报警等定性测量，少在CEMS中应用 。 /p p 　　2.4.4 贝塔射线吸收法烟尘监测技术 /p p 　　& amp #946 射线具有一定穿透力，当它穿过一定厚度的吸收物质时，其强度随吸收物质厚度的增加逐渐减弱，通过测量穿过物质前后的& amp #946 射线强度，即可得出吸收物质的浓度。 /p p style=" text-align: center " img src=" http://img1.17img.cn/17img/images/201603/insimg/70107fe8-94e7-475f-826f-0bc4e290f1ef.jpg" title=" 44.jpg" / /p p 　　式中：I—通过吸收物质后的射线强度 /p p 　　I0—未通过吸收物质的射线强度 /p p 　　& amp #956 —待测吸收物质对射线的质量吸收系数 /p p 　　x—待测吸收物质的质量浓度。 /p p 　　该技术基于抽取式测量方式，不受烟尘粒径分布、折射系数、组分变化、烟气湿度等影响，可用于烟尘浓度低、烟气湿度大的工况。但抽取式测量属于点测量，不适合烟气流速变化大、烟尘浓度分层的场所。 /p p 　　2.5 烟气预处理技术 /p p 　　基于非分散红外/紫外吸收法技术的CEMS系统多数采用直抽法取样，为防止系统堵塞和水分对测量的干扰，需要对烟气进行除尘和除水处理。预处理装置的效果直接影响CMES的整体性能，通常以处理后的烟气露点作为重要指标来判定预处理的性能。 /p p 　　在实际应用中，“过滤+冷凝”的预处理方式较为广泛。其中烟气过滤除尘技术较为成熟，常用的有金属滤芯、陶瓷烧结滤芯和膜式过滤器。在采样探头处初步过滤，样气进分析仪前深度过滤，至少过滤掉0.5-1微克粒径以上的颗粒物。 /p p 　　烟气冷凝除水技术较为常用的有压缩机冷凝和半导体冷凝，可将烟气露点干燥至5℃。新兴技术中有高分子膜式渗透除水技术，采用高分子聚合亲水材料，具有高选择性除水性能，不改变烟气中SO2和NOX污染物因子成份，可将烟气露点干燥至-5℃以下。 /p p 　　3 几种烟气在线监测技术的性能比较 /p p 　　国内火电厂烟气在线监测产品众多，本文结合各种产品的运行情况，参考了拥有该种技术典型品牌产品的说明书，对超低排放较为关注的量程、精度等重要指标参数进行对比。其中最小量程指的是最小物理量程，而非软件迁移的量程。 /p p 　　3.1 SO2和NOX监测技术的比较 /p p 　　几种主要SO2测量技术的简单参数对比表见表1。 /p p style=" text-align: center " img src=" http://img1.17img.cn/17img/images/201603/insimg/0a6a0a06-ef1a-4c64-9c06-8ef7296c45d7.jpg" title=" 55.jpg" / /p p 　　几种主要NOX测量技术的简单参数对比表见表2。 /p p style=" text-align: center " img src=" http://img1.17img.cn/17img/images/201603/insimg/9a723c58-4207-4427-9a0b-c88d4ca6bf09.jpg" title=" 66.jpg" / /p p 　　根据《固定污染源烟气(SO2、NOX、颗粒物)排放连续监测系统技术要求及检测方法》(HJ/T76)，按超低排放限值计算，SO2和NOX量程应不大于 175mg/m3和250mg/m3。 从表1和表2可以看出，传统非分散红外吸收法分析仪SO2和NOX的最小量程分别为286mg/m3和308mg/m3，不能满足超低排放污染物在线监测的要求。 /p p 　　非分散紫外吸收/差分法分析仪的最小量程满足HI/T76标准要求，但CEMS系统的整体性能不但与分析仪本身性能有关，还受烟气预处理系统性能的影响。预处理部分的比较将在后文专题论述。 /p p 　　从表1和表2还可看出，紫外荧光法和化学发光法测SO2和NOX的最小量程可达到0.1mg/m3，检出下限极低。紫外荧光法和化学发光法是分子发光气体分析技术，属于ppb级的气体分析技术。该种技术以分子发光作为检测手段，具有灵敏度高、选择性好、试样量少、操作简便等优点，已在生物医学、药学以及环境科学等方面广泛应用，也是EPA(美国环境保护署)认证中明确推荐的SO2和NOX浓度监测技术。该技术采用抽取稀释法(常用稀释比为100:1)对烟气进行预处理，避免了烟气水分、烟尘对测量的影响，在超低排放烟气监测上具有较好的适应性。 /p p 　　3.2 烟尘监测技术的比较 /p p 　　几种主要烟尘测量技术的简单对比表见表3。 /p p style=" text-align: center " img src=" http://img1.17img.cn/17img/images/201603/insimg/f0168a55-67d8-413e-84b8-0eb3052375e4.jpg" title=" 77.jpg" / /p p 　　在火电厂超低排放改造中，烟尘浓度一般要达到10mg/m3以下。尤其以湿式除尘改造为主要技术路线的烟气中水分含量较大，给烟尘的准确监测带来挑战。在实际应用中一般是将烟气等速抽取，经升温加热使水分雾化不出现液滴，再通过光散射等低浓度测量方法进行测量 另一种是将烟气等速抽取，将加热干燥的空气与其按一定比例混合稀释，从而降低烟气中的水分含量，再通过光散射等低浓度测量方法进行测量，结合混合气体的稀释比计算出烟尘浓度。这种方式采用低浓度测量原理，优化了烟气采样和预处理，有效解决目前超低排放改造中高湿低浓度烟尘在线监测的问题，在湿式除尘后已有广泛应用。 /p p 　　3.3 烟气预处理技术的比较 /p p 　　火电厂实施超低放改造后，烟气污染物浓度大幅降低，在线监测的适应性取决于系统的检出下限，而CEMS 的检出下限受分析仪本体和烟气预处理装置两部分制约。在实际应用的烟气预处理中，直接抽取+冷干法占70%，均采用冷凝除水技术。该技术在冷凝过程中，冷凝水会吸收携带部分SO2和NOX，以致在超低浓度工况下的监测数据严重失真甚至无检测数据，不能满足HJ/T76标准的技术要求。表4为不同水分含量下不同预处理方式对SO2测量影响的实验对比表。 /p p style=" text-align: center " img src=" http://img1.17img.cn/17img/images/201603/insimg/2a5c2e14-a1a8-4109-8997-00c3fa7c0203.jpg" title=" 88.jpg" / /p p 　　注：标气SO2浓度500ppm，样气温度120℃，测量数值单位ppm。 /p p 　　从表4可看出，水分含量越高对测量结果影响越大，其中渗透膜除水技术对SO2测量的影响远小于其它除水技术，其除水效果优于其他技术。也可由此而知，在直抽法采用紫外吸收/差分法分析仪时，应同时选用除水效果更好的烟气预处理技术，否则监测数据可能严重失真甚至检测不出数据。 /p p 　　在稀释法取样中，预处理侧重于对稀释气体的处理，通常配备专门的压缩空气净化装置或者发生装置，经精密过滤和干燥，可将露点降至-40℃，不需要加热采样管线。在CEMS中，稀释抽取法通常与紫外荧光和化学发光技术配套使用。 /p p 　　4 结论与建议 /p p 　　(1)超低排放改造实施后，进出口烟气特性差异较大，烟气监测对CEMS的系统配置提出了更高、更具体的要求，建议在可研或技术规范书里明确各测点不同污染物对烟气取样方式、预处理、分析仪的测量原理、量程、检出下限等主要参数和选型的具体要求。 /p p 　　(2)在超低排放改造中，脱硫脱硝入口CEMS仍可采用常规的预处理装置和非分散红外技术测量SO2和NOX浓度，除尘器前可采用光透射法测量烟尘浓度。 /p p 　　(3)在脱硫脱硝出口特别是湿式除尘后，SO2和NOX的测量优先采用紫外荧光法和化学发光法技术 若采用直抽法非分散紫外吸收/差分法分析仪时，应同时配备除水性能更优越的膜渗透烟气预处理技术。 /p p 　　(4)在脱硫出口特别是湿式除尘后，优先采用抽取高温光散射法测量烟尘浓度。 /p

“水电在某种程度上可能比火电造成的污染更严重。”2010年12月22日，环境保护部污染防治司副司长凌江在“中国水污染控制战略与政策创新研讨会”上作出这样的表态。环保官员直接质疑水电大坝，这在过去相当罕见。 　　但这种看法很快就遭到了水利专家的“反质疑”。次日，中国水利发电工程学会副秘书长张博庭就发表了一篇题为“环保官员应该懂得科学常识和起码的逻辑”的文章，认为“这位环保官员没有任何新意，而不过是重复一些伪环保污蔑水电的谎言”。 　　“"十二五"规划提出了要优先开发水电，目前上报的目标比我预测的高出很多。”张博庭在接受时代周报记者采访时透露，在水利部上报的规划中，常规水电开工目标已由6300万千瓦上调到8300万千瓦，抽水蓄能电站开工目标也从5000万千瓦上调到8000万千瓦，而直到2010年底，中国水电装机容量仅能达到2.07亿千瓦的水平。 　　如果上述目标最终获得认可，中国的水电将在西南争议地区密集开工，而其所依据的最重要理由也是环保—降低碳排放量。 　　毫无疑问，水电之争还将延续下去，它的未来尚未明朗 而唯一可以确定的是，无论是它的支持者还是反对者，都希望能通过“环保”来说服对方，在争论中把握住话语权。 　　水电“不清洁”? 　　凌江在当天的会上透露，环保部近期在处理一个水域因水电开发而造成的水污染问题，结果发现，由于水流减缓和富营养化，该水域“水白菜疯长，水生态系统遭到严重破坏”。他还进一步阐述认为，水电开发还带来了移民后移，地质破坏造成水土流失等问题，其损失都十分巨大。 　　事实上，对于水电建设是否破坏环境的争论已经延续多年。从20世纪80年代开始，世界水电大坝建设就开始趋缓，到了1998年，世界水坝委员会经过两年集中调查之后发表了《水坝与发展》报告，提出水坝对于环境的破坏令人难以接受的结论。这份报告后来也成为了许多环保人士的共识。 　　“受到类似观点的影响，这些年水电的建设非常被动，在宣传上往往处于劣势。”张博庭承认该报告给水电带来了非常负面的影响，但他同时认为，水电的负面作用被反坝者夸大了，强大的反坝舆论，使得“十一五”规划中的水电工程，最终只完成了1/3。而此次水利部门提交1.63亿千瓦的新增目标更多的是要为“十一五”补课。 　　“水库水质降低，绝不是水库本身污染了水体，而是水库对水体的要求高于河流。”张博庭认为，既然污染来自于岸上的排污，就不应当简单地认为是水电建设造成了河流污染，反而更能借此形成“倒逼”机制，严控流域中的排污现象，改善水质，“因为，凡是建设了水库的地方，都不再容许有人想把河流当作下水道使用，任意排放污水。” 　　但这样的理由未被环保人士所信服。 　　“所谓的倒逼机制，有时是很可笑的。比如说长江三峡淤积了大量小砾石，靠水库排沙系统是冲不掉的，会逐步堆积在水库里，为了保持库容，减少淤积，解决办法就只能是在上游再建一个水坝，最后一级一级地往上建，直到所有的河流都隔断，全部修建水库，这种下游倒逼上游建水库的机制，最后也无法解决问题。”著名环保人士、云南省大众流域管理研究及推广中心主任于晓刚表示，尽管水电界宣称中国水电技术非常成熟，但泥沙淤积问题是水电无法解决的重大难题之一。 　　“水质污染不仅仅来源于水体自净能力的降低，水库本身因生物腐烂也产生沼气污染，在某些热带国家，类似的水电污染排放并不亚于火电站。”于晓刚还进一步补充道，大坝对环境破坏的污染是多方面的，不仅仅是库区水质，水电对库区的生物多样性、下游的湿地环境造成很大的破坏，而且由于库区居民被后移安置，不得不上山毁林开垦新田，更会造成严重的水土流失问题。 　　张博庭也承认，目前水电开发成本中移民安置资金所占比例越来越高，几乎占总投入的一半。但是，据于晓刚了解，如此巨大的安置费用也仅能解决房屋、田地都在库区内的居民的移民问题，而房屋在库区外的居民，则只能“后靠”安置，因生存而破坏环境的行为不可避免。 　　水质污染、沼气排放、生态多样性危机、湿地消失、泥沙淤积、地震威胁等接踵而至的环保问题似乎已经足够将水电挤出清洁能源的行列。 　　话语权之争 　　“各部门在水电项目上力争更大的话语权的行为可以理解，作为一个水电专家，我是希望水电能够更好地被合理利用，而不是被妖魔化。”张博庭对本报记者说，但他强调，“但无论怎样，最终还得以科学说话。” 　　一直以来，我国的决策层对待水电的态度相当谨慎。早在2008年度国家提出4万亿振兴计划时，首批投资中电力行业核准投资逾千亿元，其中955亿元用于广东阳江核电工程和浙江秦山核电厂扩建工程。此外，国家投资40亿元财政资金用于支持农村电网完善和城市电网改造，而水电未被纳入其中。 　　而在2009年十一届全国人大二次会议开幕当天，温家宝总理所作的政府工作报告提出，要积极发展核电、风电、太阳能发电等清洁能源，其中对“水电”并未着墨。此后在时任西藏自治区政府主席的向巴平措等人大代表的建议下，修改后的政府工作报告表述调整为“积极发展核电、水电、风电、太阳能发电等清洁能源”。 　　自此，我国的水电项目逐步升温。今年下半年以来，以金沙江龙开口和鲁地拉为代表的水坝工程陆续通过环评开工，而这两项工程曾在2009年6月被环保部强力叫停。当时环保部给出的理由是，这两项分别属于华能、华电集团的工程在没有经过环境影响评价的情况下，擅自进行大江截留，“对金沙江中游生态影响较大”。 　　这两项工程的重启意味着环保部原来的叫停动作被自己逆转。同时，同样因“未批先建”暂停多年的金安桥水电站也获得了国家发改委的正式核准。水电工程纷纷由“违规”转为“合法”。 　　记者获悉，以上重启工程都是金沙江中游水电开发“一库八级”方案的组成部分，据金沙江中游水电开发有限公司总经理高盈孟称，八级中的梨园和观音岩项目的开工手续正在努力运作之中，这意味着金沙江中游水电开发已经全面解禁。 　　发改委也已明确表达了对大规模水电工程的支持。 　　今年8月，发改委副主任、国家能源局局长张国宝对媒体表示，中国承诺2020年非化石能源占一次能源15%的目标当中，有9%要靠水电，大大高于核能的4%，在可用的4亿千瓦水力资源中，有3.8亿千瓦必须得到开发。 　　“在能源中长期规划中应该突出水电的战略地位。”张国宝当时说道。而在《中共中央关于制定国民经济和社会发展第十二个五年规划的建议》中，对于水电也明确使用了“积极发展”一词。 　　要实现这样的目标，大规模上马水电工程似乎已经不可避免。 　　据张博庭分析，在“十二五”期间，绝大多数水电工程都将会在西南流域上马。而另一方面的情况是，正是西南地区脆弱的生态、频发的地质灾害，使得几乎每个大型水电站的上马都面临着巨大的反对声浪。 　　“过去我们在地质条件最好的地方都兴建了水坝，而现在只能在地质条件最差、地震风险最大的西南山地来建水坝。”于晓刚同时强调，尽管水利部门有足够大的权力影响决策，但“如果他们使用漏洞百出的话语，最终还是要崩溃”。 　　碳排压力倒逼水电提速 　　“环保官员之所以对水电有这样的言论，我觉得主要跟他们的考核指标有关，过去环保部只关心二氧化硫等有毒气体的排放，而并没有将二氧化碳的排放纳入到环保指标之中，只要加入碳排指标，相信他们也会支持大力发展水电。”张博庭说。 　　张认为，水电的发电量并非目前的太阳能、风能所能比拟。“坦率地说，当初叫停了金沙江的工程，损失的电量相当于这几年的太阳能、风能项目都白建了。在减排压力下，现在也没有别的便宜能源可以代替水电。” 　　“我们不仅仅需要解决能源硬件供应的问题，对于能源政策和管理为主的软件供应更值得重视。”于晓刚举例说，在德国和美国等国家的太阳能小区里，鼓励居民在家里安装太阳能发电设备，并给予资金支持，用不完的电力还能够上电网出售。“但在我们国家，要将居民自产的电卖给供电方，有可能允许吗?在供电政策方面，国家没有为生态环境保护和居民利益进行很多的调整，更多的是受到水电企业利益左右。在软件建设方面我们存在巨大差距。” 　　“实际上能源应该是多方面供给的，而不应该由国家来认定，我们就集中发展水电或者核电，其他的解决办法都边缘化。这就造成我们在不断牺牲生态来换取能源。”于晓刚说。 　　“在碳排压力下，对于能源供应一下子找不到方便的办法，这是增加水电项目的原因。但是，应当注意中国的环境问题是复合性的、高度综合性的，除气候变化外，还有别的问题。加上西南地区的地质与生态非常脆弱，对此绝不能掉以轻心。我们需要具体问题具体分析，充分考虑利弊与利益各方的意见，进行冷静客观的权衡，才能做出有远见的决策。”长期关注水电问题的中国社会科学院环境与发展中心研究员郑易生向本报表示，越是在决策遇到压力和困难的时候，越应该严格坚持已有的法律和程序，包括公众参与等，综合各方意见来进行决策。“在这方面，我们已经有过不少教训。” 　　郑易生同时认为，能源政策是气候政策最重要的部分，并不是气候政策就等同于能源政策。更加全面的政策(包括环境、能源、其他资源、经济、社会、文化等方面的政策综合)向可持续的增长方式的深刻转变才是我们根本的出路。 　　郑易生举例说，“水资源的问题对于中国来说就是致命的大问题，而不仅仅只有能源问题，不能仅仅为了治一个病，别的病就假装没有了。”

p 　　记者从天津市环保局获悉，为进一步降低火电厂大气污染物排放水平，天津市近日发布了《火电厂大气污染物排放标准》(DB12/810-2018)，并将于2018年7月1日起正式实施，这也是天津市首次发布实施火电厂大气污染物排放的地方标准。 /p p 　　天津市生态环境监测中心主任邓小文介绍，经测算，标准实施后，通过冷凝脱水深度治理，每年可减少烟气中随水蒸气一同排放的可凝结颗粒物约1800吨，在一般气象条件下，PM2.5年均浓度可降低约2微克/立方米 通过降低排烟温度，每年可回收冷凝水约800万吨，若全部用于脱硫补水，按工业用水7.9元/吨测算，每年预计可节约费用6320万元。 /p p 　　根据标准规定，天津市现有燃煤发电锅炉自2018年7月1日起执行相应排放浓度限值，现有燃煤发电锅炉及65t/h以上燃煤非发电锅炉自2019年11月1日起执行烟气排放温度控制要求 现有燃油锅炉、燃气锅炉、燃气轮机组及65t/h以上燃煤非发电锅炉自2019年7月1日起执行相应排放浓度限值。 /p p 　　天津市全部公共煤电机组、自备煤电机组累计共17家45台，目前均已完成超低排放改造。监测数据显示，经过超低排放改造，天津市煤电机组的颗粒物、二氧化硫、氮氧化物排放浓度可以稳定达到10毫克/立方米、35毫克/立方米、50毫克/立方米以下。 /p

据中国证券报8月23日报道，《火电厂污染排放标准》8月底前后出台，对各项污染物的排放限值更为严格。 　　在氮氧化物方面，新规定将新建、已建脱硝装置和预留脱硝场地的燃煤电厂氮氧化物排放限值由200mg/立方米调整为100mg/立方米 在二氧化硫方面，二次征求意见稿将新建燃煤电厂二氧化硫的排放限值调整为100mg/立方米 在烟尘方面，二次征求意见稿对于新建、改建、扩建燃煤电厂和燃油电厂的烟尘将执行30mg/立方米的排放浓度限值。 　　新规定还新增了重点区域内大气污染物特别排放限值和燃煤电厂汞排放限值等内容。 　　报道称，有关部门表示，截至上半年，中国节能减排指标完成情况并不理想，预计完成年度指标的压力较大，特别是在氮氧化物方面。

为贯彻落实《中华人民共和国环境保护法》《排污许可管理条例》，进一步完善排污许可技术支撑体系，指导和规范排污许可证申请与核发工作，我部组织制修订形成《排污许可证申请与核发技术规范 火电（二次征求意见稿）》《排污许可证申请与核发技术规范 钢铁工业（征求意见稿）》《排污许可证申请与核发技术规范 汽车制造业（征求意见稿）》《排污许可证申请与核发技术规范 锅炉（征求意见稿）》，现公开征求意见。征求意见稿及其编制说明可登录生态环境部网站（http://www.mee.gov.cn）“意见征集”栏目检索查阅。　　各机关团体、行业协会、企事业单位和个人均可提出意见和建议。有关意见请书面反馈我部，电子版材料请同时发至联系人邮箱。征求意见截止时间为2024年4月15日。　　联系人：生态环境部环境影响评价与排放管理司 白璐、樊凯　　电话：（010）65646178　　传真：（010）65646186　　邮箱：mee.permit@mee.gov.cn　　地址：北京市东城区东安门大街82号　　邮编：100006　　附件：　　1.征求意见单位名单　　2.排污许可证申请与核发技术规范 火电（二次征求意见稿）　　3.《排污许可证申请与核发技术规范 火电（二次征求意见稿）》编制说明　　4.排污许可证申请与核发技术规范 钢铁工业（征求意见稿）　　5.《排污许可证申请与核发技术规范 钢铁工业（征求意见稿）》编制说明　　6.排污许可证申请与核发技术规范 汽车制造业（征求意见稿）　　7.《排污许可证申请与核发技术规范 汽车制造业（征求意见稿）》编制说明　　8.排污许可证申请与核发技术规范 锅炉（征求意见稿）　　9.《排污许可证申请与核发技术规范 锅炉（征求意见稿）》编制说明　　生态环境部办公厅　　2024年3月13日　　（此件社会公开）　　抄送：生态环境部环境工程评估中心。

19日召开的环境保护部常务会议决定在重点控制区实施大气污染物特别排放限值。 　　会议确定，这次纳入特别排放限值的重点控制区，共涉及19个省（区、市）47个地级及以上城市的火电、钢铁、石化、水泥、有色、化工等六大重污染行业以及燃煤工业锅炉的新建项目，火电、钢铁、石化工业以及燃煤工业锅炉的现有项目。 　　从2013年3月1日起，这些地区新受理的火电、钢铁环评项目将执行大气污染物特别排放限值；石化、化工、有色、水泥行业，以及燃煤工业锅炉等项目待相应的排放标准修订完善并明确特别限值后执行。47个城市的主城区范围内，现有项目中的火电行业燃煤机组从2014年7月1日起执行烟尘特别排放限值；钢铁行业烧结（球团）设备机头从2015年1月1日起执行颗粒物特别排放限值；石化行业、燃煤工业锅炉项目待相应的排放标准修订完善并明确特别排放限值后，按照标准设定的现有项目过渡期满后分别执行挥发性有机物、烟尘特别排放限值。 　　会议认为，严重的大气污染问题，不仅损害人民群众身体健康，而且破坏生态环境，必须采取严格的大气环境管理措施，在重点控制区实施大气污染物特别排放限值，严格控制大气污染物新增量，倒逼产业结构的升级和企业的技术进步，从而推动大气环境质量不断改善。

在环保部宣布2011年主要污染物之一的氮氧化物排放量不降反升之后，第一个可能被“施压”的是水泥行业。记者18日获悉，环保部副部长张力军在考察调研时指出，环保部正在研究的水泥行业氮氧化物排放标准“将会很严格”。 　　环保部一位权威人士向《经济参考报》记者透露，正在研究中的氮氧化物国家排放标准为每标准立方米300毫克和400毫克两个方案。但中国水泥协会秘书长孔祥忠告诉记者，即便是按照上述较宽松的方案，包括海螺水泥、华新水泥等行业龙头，以及中材集团、中建材集团等央企在内，目前国内几乎没有排放合格的水泥企业，“按照前3年的行业平均利润计算，这一新标准将吃掉全年利润的50%”。 　　据环保部网站消息，张力军日前考察调研水泥行业污染减排工作时指出，当前，全国氮氧化物排放量不降反升，减排形势非常严峻。张力军强调，环保部已经与各省签订了“十二五”主要污染物减排目标责任书，如果未完成减排任务，将实行集团环评限批。也就是说，假如一企业集团下属水泥厂此项标准不达标，整个企业集团都将面临环评限批。 　　张力军说，“十二五”时期，水泥行业是减排氮氧化物的重点行业。今年水泥产量将突破20亿吨，氮氧化物排放量成为电力之后的第二大行业。“现在火电厂氮氧化物排放标准为100毫克/标准立方米，而新型干法水泥窑的氮氧化物排放普遍在800毫克/标准立方米。” 　　环保部环境规划院大气部主任严刚告诉记者，在工业污染源中，水泥行业氮氧化物排放占比大，排放浓度高，应率先推进氮氧化物减排。 　　孔祥忠则表示，将火电行业与水泥行业的氮氧化物排放标准进行类比“并不科学”。他解释说，水泥行业属于窑炉行业，生产工艺上除了像火电行业一样烧煤，还要大量使用石灰石、铁粉、粘土，1500摄氏度的热力环境也高于火电行业的1000摄氏度，因此不可避免会更多排放氮氧化物。 　　上述环保部权威人士接受记者采访时表示，目前正在研究的新标准包括每标准立方米300毫克和400毫克两个方案，需要企业运用低氮燃耗技术和新工艺(SNCR)才能达标。“大家对PM2.5等大气污染治理的呼声这么高，水泥企业的成本压力又这么大，矛盾很突出。当然，环保部在制定新标准时，会充分考虑行业技术、经济的可达性。” 　　他认为，按照正在研究的新标准，每吨水泥要增加成本20元，以去年水泥产量计算，全行业将增加成本400多亿元。此外，过快推行新标准可能出现两个问题，一是水泥行业脱硝催化剂有些属于有毒有害物，国内若大量生产上述催化剂，会产生新的水土污染 二是水泥行业新增成本容易转嫁到下游的建筑行业。 　　孔祥忠对水泥行业氮氧化物减排提出建议：一方面，运行3年以上的生产线应达到每标准立方米800毫克的现有国家标准 另一方面，运行时间低于3年和新建生产线，可在2015年前先过渡到600毫克的新国家标准，再于2017或2018年达到400毫克的国际先进水平。